二拖一机组汽轮机抽凝背压切换试验方案.docx
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二拖一机组汽轮机抽凝背压切换试验方案
热电中心燃气热电项目
二拖一机组汽轮机“抽凝—背压”切换试验方案
编写:
审核:
批准:
1、编制目的:
本试验方案针对京西热电二拖一机组汽轮机由抽凝工况转换至背压工况的试验操作而制定,并涵盖在背压工况下升、降负荷过程以及由背压工况切换回抽凝工况的试验方案及相关试验项目。
编制目的在于明确此次试验工作的任务和各方职责,规范试验项目和操作程序,使各项工作有组织、有计划、有秩序的进行,确保机组在整个试验过程中安全、稳定的运行。
2、编制依据:
2.1《热电中心燃气热电项目调试大纲》
2.2《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全〔2014〕161号)
2.3《LZC(B)278.8-12.9/0.4/548/540型278.8MW联合循环三压再热抽凝(背压)汽轮机(配F级二拖一联合循环)热力特性数据》
2.4《LZC(B)137-12.5/0.4/550/547型137MW联合循环三压再热抽凝(背压)汽轮机(配F级一拖一联合循环)热力特性数据》
2.5《LZC(B)278.8-12.9/0.4/548/540型278.8MW联合循环三压再热抽凝(背压)汽轮机(配F级二拖一联合循环)概述及运行说明》
2.6《LZC(B)137-12.5/0.4/550/547型137MW联合循环三压再热抽凝(背压)汽轮机(配F级一拖一联合循环)概述及运行说明》
2.7《控制系统概述》
2.8《汽轮机控制器》
2.9《汽轮机自启动》
2.10《热电中心燃气热电项目“二拖一”机组整套启动调试措施》
2.11《热电中心燃气热电项目“一拖一”机组整套启动调试措施》
3、组织与分工:
此次背压工况试验由上海汽轮机厂、电科院、安生部、发电部、设备部共同参与实施。
具体分工如下:
3.1上海汽轮机厂:
负责提供背压运行工况以及工况切换的主要参数、保护定值、自动控制流程;并对参与试验人员进行详细的技术交底。
3.2电科院:
负责试验措施的编制,试验现场的整体组织、指挥工作。
3.3安生部:
负责对试验全过程进行监督,对试验方案的安全性和正确性进行审核;负责参与试验各单位的协调工作。
3.4发电部:
负责在电科院的指导下按照试验方案,执行试验的所有操作。
3.5设备部:
负责试验过程中设备的消缺和临时措施的实施,保证试验顺利进行。
4、热力系统参数:
依据提供的热力系统数据计算书和无锡锅炉厂提供的热力系统计算文件,将二拖一机组各主要工况满负荷参数汇总如下:
二拖一机组主要工况满负荷参数表:
工况
总发电量
MW
1*燃机功率
MW
汽轮机功率
MW
供热负荷
MW
保证工况(背压)
739.656
301
137.656
596.407
冬季纯凝
866.925
301
264.925
0
夏季纯凝
785.487
267.201
251.085
0
ISO纯凝
866.417
293.513
279.390
0
二拖一汽轮机主要工况满负荷参数表:
参数
单位
性能保证工况
ISO纯凝
额定出力
MW
137.656
279.390
额定供热量
MW
596.407
-
主汽门前额定蒸汽压力
MPa(a)
12.133
12.971
主汽门前额定蒸汽温度
℃
529.4
550
高压主蒸汽流量
kg/s
142.722
150.496
中压主汽门前再热蒸汽压力
MPa(a)
2.97
3.15
中压主汽门前再热蒸汽温度
℃
521.9
542.9
再热蒸汽流量
kg/s
174.595
179.863
中压缸排汽压力
MPa(a)
0.4
0.679
中压缸排汽温度
℃
253.6
322.4
中压缸排汽流量
kg/s
207.815
184.967
汽轮机背压
kPa(a)
-
4.9
二拖一锅炉主要工况满负荷参数表:
参数
单位
性能保证工况
非采暖期
高压过热器出口压力
MPa
12.499
13.307
高压过热器出口温度
℃
532
550.5
高压过热器出口流量
t/h
256.9
270.108
中压再热器出口压力
MPa
3.078
3.26
中压再热器出口温度
℃
524
542.1
中压再热器出口流量
t/h
314.27
324.194
中压过热器出口压力
MPa
3.31
3.48
中压过热器出口温度
℃
325.1
329.3
中压过热器出口流量
t/h
67.19
64.32
低压过热器出口压力
MPa
0.476
0.7
低压过热器出口温度
℃
237.5
242
低压过热器出口流量
t/h
50.59
45.659
给水温度
℃
78.3
60
余热锅炉排烟温度
℃
85
97.8
5、试验内容:
5.1二拖一机组汽轮机抽凝至背压工况切换
5.2二拖一机组背压工况下联合循环升降负荷试验
5.3二拖一机组汽轮机背压至抽凝工况切换
5.4具体试验时间安排和试验要求见附件一。
6、试验应具备的条件:
6.1组织机构及人员配备落实到位。
6.2试验方案、措施已报审批准,各参与试验单位、部门已组织学习,并已经向所有参与试验的相关人员介绍交底。
6.3系统、设备的检查:
6.3.1背压、抽凝工况以及工况切换过程中涉及的所有热控设备系统,经静态整定、开环试验、模拟试验、仿真试验、传动试验等测试检查,证明符合设计要求,符合投运要求。
设备和系统内的监测仪表、远方操纵装置、灯光音响报警信号,事故按钮、顺序控制、保护联锁等,经传动试验及系统检查完备合格,符合设计要求。
6.3.2向电网、热力调度申请的试验相关工作票已批准,试验过程中机组电负荷、热负荷均能满足此次试验需求。
6.3.3试验期间所有与此次试验相关的保护和联锁无异常情况不得退出。
6.3.4工况切换前确认燃机、汽轮机、余热锅炉及热网都处于稳定状态,工况切换所有条件已满足。
6.3.5各辅助系统的运行情况良好,无影响试验进行的设备缺陷。
7、试验步骤和程序:
7.1汽轮机由抽凝切换至背压工况:
一般情况下,在抽汽供热工况下,当抽汽供热负荷不断上升同时低压缸的蒸汽流量已经不能满足最小冷却蒸汽流量时,可操作退出低压缸,汽轮机转为背压方式运行。
7.1.1低压缸的退出条件:
7.1.1.1切除低压缸前应确认燃机、余热锅炉及热网都处于稳定状态。
7.1.1.2切除过程中,中压缸压比(中压第一级压力与中排压力之比)在4~7之间。
7.1.1.3热网抽汽调阀全开。
7.1.1.4低压缸连通管蝶阀全关或者低压缸进汽压力低于0.11MPa(a)。
7.1.1.5凝汽器背压满足“汽轮机背压限制曲线”的要求。
7.1.2抽凝切换至背压的操作步骤:
7.1.2.1自动操作步骤:
当热网抽汽阀全开,仍达不到抽汽压力时,在DEH系统控制OPERATIONMODESWITCH画面检查抽凝切换至背压工况条件已满足,点击C/OBACKPRESMODE按钮,发出指令远方操作SSS离合器油压开关,使SSS联轴器锁紧装置处于脱开状态,SSS离合器解锁信号反馈回来后,低压缸连通管蝶阀和启动阀关闭,低压缸进入惰走状态。
全关后TAB下降至30%,这时通过TAB指令(<42.5%)关闭低压主汽门和补汽主汽门,TAB指令(<38.5%)让低压缸连通管蝶阀关闭电磁阀失电。
观察和记录工况切换过程中机组各项运行参数。
7.1.2.2联锁保护:
1)低压缸连通管蝶阀、低压缸启动阀和低压主汽阀全关后30秒内低压缸转速没有下降60rpm,则自动重新启动低压缸,取消低压缸退出工作,联通管抽汽调节阀逐步打开,快速增加汽轮机负荷15MW,恢复抽凝工况运行。
2)SSS离合器脱开后30分钟后(根据机组实际测量的惰走时间调整)低压缸转速仍然高于500rpm,则要求重新启动低压缸,运行人员确认后启动低压缸。
7.2联合循环升降负荷试验:
背压工况下,热负荷的调整全部依赖于机组电负荷的变化,根据热力系统设计数据,进行联合循环升降负荷试验。
待汽轮机切换为背压方式稳定运行后,在DCS协调控制画面内,逐渐降低机组负荷,每次降低10MW,观察机组和热网运行参数;若无异常,可以考虑每次20MW降低负荷。
依次类推逐渐增加负荷调整幅度,然后以相同负荷增速增加机组至360MW。
观察和记录试验过程中机组各项运行参数。
7.3汽轮机由背压切换至抽凝工况:
7.3.1低压缸的投入条件:
7.3.1.1投入低压缸前应确认燃机、余热锅炉及热网都处于稳定状态。
燃机当前负荷应与最大满负荷之间保持至少15%的余量,确保在冲转低压缸过程中,具备随时补偿蒸汽的能力。
7.3.1.2投入过程中,中压缸压比(中压第一级压力与中排压力之比)在4~7之间。
7.3.1.3中压排汽压力达到冲转低压缸要求(压力大于0.4MPa;温度高于250℃)。
7.3.1.4凝汽器背压满足“汽轮机背压限制曲线”的要求。
7.3.2背压切换至抽凝的操作步骤:
7.3.2.1自动操作步骤:
在DEH系统控制OPERATIONMODESWITCH画面检查背压切换至抽凝工况条件已满足,点击C/OEXTRAMODE按钮发出指令,低压缸TAB从30%升到62%,打开低压缸低压主汽门,低压缸联通管蝶阀全关,由低压缸启动阀冲转,目标转速600rpm,当低压缸转速上升至600rpm时,开始暖机(约一小时),暖机结束后,目标转速设定为3000rpm,开始继续升速,在2950r/min时执行SSS离合器预锁定。
啮合前低压转子升速加速度不得大于10rpm/s,低压转子同步后打开连通管蝶阀10%,快速增加汽轮机负荷15MW,此时汽轮机进入抽凝模式。
观察和记录工况切换过程中机组各项运行参数。
在低压缸冲转过程中如中压排汽不足以冲到3000转,在满足低压补汽投入的条件下,由运行人员手动开启补汽阀来提供冲转所需蒸汽。
7.4.2.2联锁保护:
1)抽凝切背压的连锁保护条件1,自动切抽凝。
2)抽凝切背压的连锁保护条件2,运行人员手动确认后切抽凝。
3)当低压启动阀全开,1分钟后离合器仍然没有啮合,认为中排压力不足以冲转到3000转,要求手动投入补汽调阀(此信号在切回到背压或者抽凝模式或者跳机后切除)。
如果补汽不满足投入条件,则要求切回背压模式。
4)在切换过程中,普通的升速率设为360rpm/min,当设定值比实际转速高出90rpm时,升速率变为0rpm/min,使转速设定值停止上升。
当转速设定值高于2910rpm时,升速率降到72rpm/min。
8、试验要点说明及安全注意事项:
8.1抽凝切换背压方式注意事项:
8.1.1DEH逻辑限制条件:
当中排压力小于0.38MPa或者低压缸进汽压力低于0.11MPa(a)时禁止抽气调节阀继续打开,以维持中压缸压比和低压缸冷却。
8.1.2试验全过程注意监视热网加热器运行情况,检查热网疏水泵出口压力和流量是否正常,如出现热网疏水泵出口压力低于前置泵出口压力导致加热器液位上升等异常情况,及时调整前置泵出口调阀保证热网疏水流量正常,打开前置泵再循环调阀。
若工况稳定,将前置泵出口调阀、前置泵再循环调阀投入自动控制方式。
8.1.3密切监视汽轮机轴位移、胀差、轴系振动、各轴承温度变化趋势,特别是3S离合器处轴承的振动和温度的变化。
8.1.4试验过程中注意中压缸压比变化,当中压缸压比接近限值时,停止试验操作,如压比仍继续向限值靠近,应及时调整中压缸抽汽阀门开度,控制中压缸压比在4~7之间,同时严密监视中压缸排气温度。
8.1.5注意低压缸转速变化趋势,若发现低压缸转速大于500rpm且持续平稳不再下降,应及时恢复汽轮机抽凝工况运行。
若发现低压缸转速过低(如低于50rpm),应严密监视低压缸相关参数,必要时候手动打闸.当低压缸惰走至600r/min时,注意低压缸顶轴油泵应连锁启动,否则手动启动顶轴油泵。
8.1.6试验过程中,注意凝汽器水位变化,及时将调整凝结水前置泵运行方式,但应保持至少一台前置泵运行,如果出现凝汽器水位下降过快,及时打开凝汽器补水调阀或补水电动阀维持凝汽器液位。
8.2背压负荷调整注意事项:
8.2.1负荷调整时,应先缓慢调整,摸索负荷变化对热网加热器水位波动影响的规律,再逐渐增大负荷调整幅度。
8.2.2背压方式机组总负荷原则上不应低于50%额定负荷。
8.2.3背压方式供热,调整电负荷时,应密切关注凝结水泵入口压力和凝结水泵流量变化,防止热网加热器水位波动导致热网疏水泵自动异常,造成凝结水泵出力受影响,锅炉水位低跳闸。
8.2.4背压运行时,注意观察低压蒸汽电导率、热网疏水电导率等参数变化趋势,观察背压运行后,低压汽包除氧能力是否满足背压运行。
8.3背压切换至抽凝方式注意事项:
8.3.1低压缸重新启动前,应保证低压补汽具备投入条件,如不具备条件,调整抽气调阀开度,保证低压补汽满足随时进气条件。
8.3.2低压缸冲转过程中,密切监视汽轮机轴位移、胀差、轴系振动、各轴承温度变化趋势,特别是3S离合器处轴承的振动和温度测点。
8.3.3低压缸转速大于600r/min时,注意低压缸顶轴油泵应连锁停运。
8.3.4低压缸冲转过程中,应保持热网负荷稳定,保持中压缸排汽压力稳定。
8.3.5注意调整凝结水前置泵运行方式,必要时启动第二台前置泵,防止低压缸进汽后造成凝汽器水位超限。
附件一:
试验计划表:
二拖一机组试验计划
试验内容
项目
试验准备工作
试验准备工作
抽凝转背压
背压转抽凝
联合循环
负荷升降
时间
第一天
第二天
第三天、第四天、第五天
电负荷要求
无
无
630.551MW~
621.319MW
621.319MW~
630.551MW
426.591MW~
739.656MW
热负荷要求
无
无
451.842MW~
519.067MW
519.067MW`
451.842MW
416.559MW~
596.407MW
备注
京西热电、、电科院讨论试验方案,确定试验细节
进行DEH逻辑检查、参数修改;进行低压缸升速调阀活动性试验;进行DCS中凝结水系统相关自动逻辑检查
暂定工况转换负荷点为75%负荷点
暂定负荷升降区间为50%~100%负荷点
附件二:
低压启动曲线:
附件三:
低压缸TAB:
TAB上升条件:
顺控15步,将TAB提升至100%;
背压切抽凝,TAB上升至62%;
TAB下降条件:
投入中排压力控制,TAB降至62%;
抽凝切背压,TAB下降到30%;
上升(T=60s)
下降(T=60s)
TAB>15.5%
复位低压缸的停机信号
TAB<42.5%
低压和补汽主汽门关闭
TAB>25.5%
复位热网抽汽调节阀停机电磁阀
TAB<38.5%
低压调门、启动阀和补汽调门停机电磁阀失电
TAB>30.5%
复位抽汽逆止阀和抽汽关断阀停机电磁阀
TAB<32.5%
低压和补汽主汽门停机电磁阀失电
TAB>35.5%
复低压和补汽主汽门的停机电磁阀
TAB<28.5%
抽汽逆止阀和抽汽关断阀停机电磁阀失电
TAB>40.5%
复位低压调门、启动阀和补汽调门的停机电磁阀
TAB<20.5%
抽汽调节阀停机电磁阀失电
TAB>45.5%
复位低压和补汽主汽门的先导阀,打开低压和补汽主汽门
TAB<7.5%
发出停机信号到保护系统
TAB>50%
低压调门、补汽调门和启动阀允许打开
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