某电厂机组设备简要评价报告.docx
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某电厂机组设备简要评价报告
某电厂机组设备简要评价报告
电气部分
1.发电机整套起动期间发现的主要问题及处理
1.1#1主变高压侧TA设计院图纸采用2500/5A抽头,定值单下发的主变保护定值采用1250/5A抽头计算定值,处理后的结果为将#1主变高压侧差动保护用TA的二次抽头改接为1250/5A,设计院出具相应的设计变更;
1.2#1机组采用ABB公司生产的励磁系统,励磁调节器在上电装置初始化的过程中会发“AVR故障”信号至#1发变组保护屏,造成机组停机,咨询励磁系统生产厂家希望其将励磁调节器上电初始化起动“AVR故障”发信逻辑去除,得到的答复是此逻辑无法更改,为避免机组运行期间励磁调节器掉电再上电或是汽机开机期间励磁调节器上电引起停机事故,建议电厂运行部门编写励磁系统操作规程,励磁调节器上电操作安排在机组开机之前进行;
2.发变组电气专业静态调试过程中存在的主要问题及解决办法
2.1#1主变A、B、C相风冷控制需要分别引用高压侧断路器位置接点闭锁信号,现场高压侧断路器位置接点数量不满足要求,增加中间继电器扩展辅助接点后满足要求;
2.2#1主变A、B、C相风冷控制过负荷启动风冷开入需要分别引至#1发电机变压器组保护屏,设计时将A、B、C相过负荷启动风冷接点并联后接入,不满足现场要求,拆除短接片同时增加电缆接线后满足要求;
2.3#1发电机变压器组保护A、B屏“主汽门关闭位置接点”由DCS逻辑开出来,设计时未设计此开出,导致程跳逆功率保护无法启动,增加逻辑设计并更改后满足要求;
2.4#1发电机变压器组保护A、B屏“断路器闪络保护启动失灵”出口设计未接至500kV升压站断路器保护启动失灵开入,导致断路器闪络保护动作时无法启动断路器失灵保护,增加设计且增加接线后满足要求;
2.5厂用电快切只设计一组出口,导致快且装置动作后备用电源进线断路器无法实现快且分合闸操作,厂用电源不能完成切换,更改设计并增加接线后满足要求;
2.6#1发电机变压器组保护C屏“事故全停”保护接至屏柜的备用开入端子,事故全停保护不能动作,变更设计并更改开入接线位置后满足要求;
2.7威信电厂只有一条500kV威甘甲线与系统连接,原来的设计在线路跳闸后无法实现机组解列,四方继保CSC-300F装置中有零功率保护功能,增加零功率保护设计后满足要求;
2.8#1柴油发电机同期电压厂家配置采用400V电压接入,柴油发电机盘400V进线断路器厂家为100V,不满足要求,更改断路器柜内部接线引用400V电压后满足要求;
2.9#1主变高压侧、励磁变高压侧电流互感器二次准确级用错,变更设计并更改接线后满足要求;
2.10#1发电机机端电流互感器一次设计图纸与实际安装方向不一致,导致主变差动、发电机差动及与电流方向有关的失磁及逆功率保护的电流极性接入均有误,现场按照实际要求调整极性后满足现场运行要求。
2.11启备变电源地调安排由#5联变供给,如果500kV威甘甲线失电机组解列,启备变将失电,全厂将厂用电将全失去,给机组安全停运带来极大的风险。
汽机部分
1.汽机调试情况简介
1.1分系统试运阶段:
2012年3月1日至2012年5月29日
相续完成循环水系统,开、闭式冷却水系统,凝结水系统,给水系统,大、小机调节保安油系统,大、小机润滑油系统,盘车装置,发电机气、水、油等系统的逻辑核对,设备试转工作。
2012年4月21日完成锅炉化学清洗;
2012年5月4日完成锅炉蒸汽吹管;
1.2整套启动阶段:
2012年5月29日至2012年7月19日
汽机首次启动:
2012年5月29日19:
50汽机首次挂闸冲转,采用中压缸启动方式,升速率100r/min/min,测振良好听音正常。
机组首次并网:
2012年6月18日,一次并网成功。
汽机机械超速试验:
2012年6月18日,飞环动作转速第一次为3277rpm,第二次为3267rpm,两次动作转速差为10rpm,低于18r/min,符合《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711–1999)要求。
汽动给水泵投用:
2012年6月18日,运行过程中两台汽动给水泵组声音、油压、油温、振动、瓦温、泵出口压力等均正常,系统无泄漏,水位自动调节平稳,能达到额定出力,运行稳定,满足锅炉上水要求。
投高、低加热器:
2012年6月19日,高、低压加热系统运行正常,能够满足机组正常运行。
真空严密性试验:
2012年6月28日,后五分钟平均下降速度128(Pa/min),根据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》要求,真空下降率≤130Pa/min优秀,真空下降率≤270Pa/min优良,真空下降率≤400Pa/min合格,试验结果优秀。
甩负荷实验:
2012年7月5日,50%甩负荷转速最高飞升至3089r/min,100%甩负荷转速最高飞升至3180r/min,机组甩去负荷后能控制机组转速、空载运行,调节系统动态性能良好,甩负荷试验中机组联锁保护动作正确、性能良好。
2012年7月19日完成168小时满负荷试运。
2.汽机试运中所发现的问题和隐患及处理建议
2.1循环冷却水系统:
循环水水质不佳,水源取自黄水河水库,水质相对较差,含大量泥沙,易造成相关冷却水用户冷却器堵塞或脏污(如主机凝汽器、各辅机冷却器),还易造成开、闭式冷却器脏污堵塞。
因此,需加强循环水的加药澄清工作,做好循环水质的检测汇报工作,定期对循环水清污机,开、闭式水滤网清洗排污。
循环水泵电机轴承冷却水仅有厂用工业水一路水源,冷却水源单一。
厂用工业泵故障或断水时,易发生循环水泵轴承冷却断水,造成循环水泵电机轴承温度高烧瓦。
应增加循环水系统自供冷却水相关阀门和管道,以提高可靠性。
循环水泵前池液位未传至集控DCS,集控无法监视实际循环水池液位,易发生循环水泵入口水位低导致循环水泵汽蚀。
运行过程中#2循环水泵电机轴承轻微划伤,原因是循环水泵润滑油杂质过多,要求安装、检修过程中加强油系统的清洗及滤油,运行加强循环水泵润滑油质的检查工作,防止因油质恶化再次造成烧瓦事故。
2.2定冷水系统:
定冷水箱液位变送器易出现故障和误发,造成定冷水水箱水位在DCS失去监视,应增加定冷水箱开关量报警。
定冷水补水管路设计不合理,定冷水水源仅有除盐水一路,除盐水泵未运行时将无法对定冷水箱补水,且无自动补水电磁阀;另外在开启定冷水再循环手动阀过大时也易造成定冷水箱无法补水甚至联启定冷水泵。
2.3汽动给水泵组:
试运中发现A小机盘车装置两只棘爪均有不同程度的卡涩情况,其中有一只有缺损,容易导致A小机盘车啮合不到位,除手动啮合外无法盘车。
在启动前置泵后应立即投入小机盘车,否则易造成给水杂物进入汽动给水泵间隙,导致转子盘不动,汽动给水泵启动后振动大。
给水泵汽轮机试转期间,A、B小汽轮机多次出现在1000r/min定速暖机后升速过程,振动随转速上升上涨至跳机值,经分析诊断原因包括:
1.)冲转过程中小汽轮机膨胀不均及受阻所致,主要是汽缸本体疏水管路疏水不充分,使汽缸上下缸温过大;
2.)A、B小汽轮机机缸温及排气温度过高,易造成小汽轮机转子轻微热变形,转子与缸体碰摩;
3.)热态停机后,A、B小汽轮机转子温度下降速度较快,而汽缸温度下降速度较转子慢,负胀差导致动静碰磨;
4.)A、B小汽轮机在低速暖机过程中,小机调阀开度过小,导致进汽量较小,暖机不均匀,排气温度过高,转子、气缸出现热变形导致动静部分碰磨。
根据A、B小汽轮机冲转困难的实际情况,建议A、B小汽轮机热态停机后需在2小时内或待汽缸温度降至200℃以下再启动。
正常冲转应注意冲转参数的匹配,注意控制初参数不应过高,防止小汽轮机调阀开度过小,根据排汽温度情况及时投入小汽轮机排汽减温水,及时调整小机轴封蒸汽压力及温度符合厂家技术要求,防止润滑油变质带水。
另外A、B汽动给水泵在转子转动后振动偏大,可考虑对前置泵出口管道进行加固防止振动传递,利用检修机会对小汽轮机和给水泵转子中心及小机动静间隙进行调整,考虑给水进入给水泵后的抬高作用和小机热态停机后负胀差进行修正。
2.4带负荷试运期间发现发电机漏氢,经分析认为,火电对发电机励磁系统检查维修后没有进行气密性实验和漏氢检查,168运行期间发现氢气管道焊缝有裂纹,补氢频繁,定冷水箱氢气含量超标,建议停机后应仔细对励磁系统、发电机各法兰进行漏氢检查。
严格执行动火工作票,加强现场动火工作的管理。
2.5低负荷运行:
前置泵串轴在低负荷运行期间曾多次出现,原因是低负荷运行容易导致给水流量低,前置泵因叶轮两侧入口流量不均导致串轴。
运行人员应避免前置泵长期低负荷运行,防止串轴加剧,并同时注意监视前置泵轴承温度。
2.6LVDT线性位移传感器及转速控制回路:
威信电厂主机、小汽轮机所有调阀控制回路均采用一组LVDT对应一块VP卡的方式,无在线LVDT及VP卡冗余。
168期间发生因A小机低压调门LVDT位移传感器连杆与套筒不能垂直对正,经过多次运行启动,连杆出现弯曲,导致LVDT位移传感器损坏,在小机转速控制回路中缺乏阀位反馈(由于调阀的开度控制是需要LVDT反馈同VP卡中转速反馈计算得到的阀位开度指令对应,直到与阀位指令相平衡时油动机活塞才停止运动,所以VP卡没有阀位反馈导致只能输出开、关变量,导致调门大幅摆动,小汽轮机转速失控)。
检查现场小汽轮机调门设计了两套LVDT位移传感器,一套正常使用,一套离线备用。
经将离线备用的LVDT位移传感器接线投入使用后,对A小机低压调门进行标定完成,再次冲转A小机工作正常。
建议:
1.利用停机机会,对所有调阀的LVDT位移传感器连杆与套筒的定位进行进一步调整,使连杆与套筒能够垂直对正,以免再次出现LVDT损坏的现象;2.若再次因为LVDT位移传感器或VP卡故障导致小汽轮机机转速波动,应将小汽轮机机控制方式立即切至操作员手动位,减小调门摆动幅度,迅速启动电泵并入给水系统,立即停运相应汽泵组。
运行人员事故处理期间要注意锅炉水位的调整,防止因失控小机转速波动导致水位失控至使锅炉MFT保护动作。
3.如小机转速失控至超速保护动作值,而保护不动作时,立即打闸停机。
4.若LVDT位移传感器或VP卡故障发生在主机调阀上,可能导致主机功率波动,严重时引起电气PSS动作,加大功率波动的幅值,应立即切除电气PSS,待负荷稳定后处理故障点,如故障威胁主机安全及电网安全,应立即打闸停机。
5.利用停机机会对现调阀控制回路进行改进,增加冗余以提高回路的可靠性。
3.综合评价
威信电厂#1机组整套试运期间,锅炉点火8次、汽机冲转8次、发电机并网8次。
168小时满负荷试运期间,汽轮发电机负荷600MW运行正常,符合预定负荷曲线,全断油、投煤粉,高压加热器正常投运,电除尘器正常投运,厂用电切换正常,汽水品质符合标准,热控自动投入率100%,保护装置投入率100%,主要仪表投入率100%,连续平均负荷率96%,首次冲转至完成168小时满负荷试运51天,#1机组经过启动调试后的动态考核,各项指标均符合原部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》以及各制造厂的设计要求。
锅炉部分
1.调试期间各阶段工作情况
锅炉吹管:
4月21日开始锅炉上水冲洗,4月25日锅炉首次点火,5月4日打靶合格。
锅炉吹管次数为降压吹管50次,稳压吹管2小时,稳压吹管采用小机和电泵同时补水,给煤量维持在120—140t/h,主汽流量维持在900—1000t/h。
吹管期间停炉2次,每次停炉时间均大于12小时,耗油1118.5t,耗煤846.8.t,耗水34174t。
2.调试过程中存在的问题
2.1带负荷试运过程中,共发生4次停机事故:
6月20日,因炉顶大包内屏过管泄漏停机;6月30日,一次调频试验时容量风门关闭过快致一次风机失速,导致锅炉燃烧不稳,锅炉熄火;7月1日,高厂变故障,发电机保护动作,机组跳闸停机。
7月12日在盘上手动打闸A小机时运行人员误开真空破坏阀,导致汽机真空低低保护动作停机
2.2设备方面
2.2.1一次风机发生多次失速现象,运行中应加强监视,如发现异常应立即调整。
建议适当放低一次风母管压力,球磨机容量风门部分投自动,容量风门手动操作时尽量避免大幅度操作。
2.2.2锅炉汽水系统水冷壁和过热器管壁在湿态转干态时、机组负荷360MW-400MW时前墙上水冷壁管壁温度及过热器管壁容易超温。
2.2.3因设计无分离器出口蒸汽温度测点,不利于中间点温度控制。
2.2.4锅炉前墙上部水冷壁有轻微的变形,运行中应加强上部水冷壁壁温控制。
2.2.5锅炉热工仪表测点布置位置不符合标准,测量数据不精确:
二次风、燃尽风风量测点显示不准,运行中应加强氧量监视,必要时手动干预送风量。
锅炉减温水流量显示不准,造成汽温控制不稳定。
2.2.6高过出口27屏第4管管壁温度较附近管壁温度高,需停炉时割管检查管内是否有杂物,查明原因。
2.2.7空气预热器润滑油系统电气控制柜内A、B侧导向轴承温度显示以实际温度有偏差,造成空预器油站保护联锁不动作,引起导向轴承超温。
2.2.8锅炉管道阀门安装位置不合理,未装有操作平台,运行人员操作及设备维护时存在安全隐患。
2.2.9制粉系统双进双出球磨机大齿轮喷油装置采用连续喷油运行方式,造成齿轮油耗量增大,运行费用增加。
2.2.10应加强煤矿输煤系统的设备维护及管理,保证入磨煤粒度合格、杂物清除干净,使制粉系统稳定运行。
2.2.11应加强入炉煤的定期分析,为运行人员及时进行燃烧调整提供依据。
3.超临界机组W火焰炉面临的主要问题
3.1锅炉水冷壁及屏式过热器超温问题分析及解决方案
600MW超临界W炉的固有特性(直流炉的特性、垂直水冷壁管圈、所有的燃烧器均沿炉宽方向布置在前后拱上)决定了其上部水冷壁的温度偏差是由工质侧偏差和煤粉侧偏差共同引起的。
调试阶段暴露出的问题集中体现在锅炉在电厂突发工况下,需要快速升降负荷时,由于煤量输入的不可控,导致水冷壁壁温壁温过高、管屏间的汽温偏差过大,管屏间热应力超过锅炉安定性,从而造成的水冷壁的超温情况。
在燃烧稳定的情况下,锅炉在稳定负荷、或升降负荷的过程中,水冷壁壁温均可以控制在允许范围内,可以保证锅炉长期安全稳定运行。
结合超临界W炉的水冷壁的设计特点,以及我们在现场的调试经验,为防止水冷壁的开裂,防止水冷壁的部份管子超温,减小水冷壁管屏间的热偏差。
建议运行中采取以下措施:
1)可考虑适当降低主汽温10℃~15℃运行
投运初期时,设备还未调试到最佳状态、运行人员对新炉型运行特性也还不够熟悉,若在运行时,水冷壁的壁温长期难以控制在安全范围内,可以考虑适当降低主汽温10℃~15℃,待控制熟练后再逐渐提高至设计值。
2)做好双进双出球磨机的风量控制
在磨煤机启、停时容易出现炉膛局部的热负荷偏差,导致水冷壁超温及热偏差过大,对双进双出钢球磨启动初期,建议旁路风开度设在20%左右,容量风不超过5%,并控制容量风门开启速率。
每次容量风门开度变动幅度不超过5%,并在在风门开度变化后,做一定时间的停留,以防止进入炉膛的煤粉量突然增加很多。
在停磨前,应尽量将磨内煤粉吹空,避免下次启动时大量煤粉突然涌入炉内对燃烧造成大的波动。
在同一时刻,要尽量避免同时对多台磨煤机进行运行状态调整,特别要防止多台磨煤机同时调整时,导致在某特定区域对应的水冷壁输入热量因为磨煤机粉量波动,而大大叠加煤粉的输入,从而引起水冷壁热负荷的很大波动。
3)保持适当的锅炉风箱风压
锅炉不同负荷下,保持适当的风箱风压也是控制水冷壁壁温最重要的条件之一(风箱风压过低,火焰容易贴墙)。
4)确定保证炉膛受热面的正常吹灰。
5)停炉时检查炉膛的结焦情况,对有焦块遮挡、堵塞喷口、风口的要进行清理,避免风量分配不均。
6)运行人员应当加强对超温问题的重视程度,随时关注水冷壁壁温情况,一旦出现壁温超温后,应及时通过各种调节手段快速消除超温现象,并分析超温原因,制订预防技术措施,避免再次出现超温。
3.2W锅炉结焦的危害及措施
3.2.1结焦的危害:
结焦会引起过热汽温升高,并导致过热汽温、再热汽温减温水开大,甚至会导致汽水管爆破;结焦会使锅炉出力降低,严重时造成被迫停炉;结焦会缩短锅炉设备的使用寿命;排烟损失增大,锅炉效率降低;引风机消耗电量增加;由于结焦往往是不均匀的,因而水冷壁结渣会对强制循环锅炉水冷壁的热偏差带来不利影响。
结焦易成灰渣大块,严重时使渣沟受堵,不得不降负荷运行。
结焦若熔合成大块时,因重力从上部落下,导致砸坏冷灰斗水冷壁。
低负荷会因掉大块焦而引起燃烧不稳甚至熄火。
若造成水冷壁全部结焦时,只有停炉进行人工清焦。
锅炉的大焦块掉下后,瞬间产生大量的水蒸气,使炉底漏入大量冷风,造成燃烧器区域(尤其是下排燃烧器区域)煤粉火焰着火状况的严重恶化,使炉膛负压产生剧烈波动(超限)而引起锅炉灭火
3.2.2防止锅炉严重结焦措施
1)防止缺氧燃烧。
2)保持受热面清洁。
3)保持正常出灰。
4)加强入炉煤煤质的检查取样。
5)合理配风组织燃烧。
6)保持适当的煤粉细度。
输煤、输灰、脱硫部分
1威信输煤系统设备评价
1.1筛煤机(高幅振动筛)堵煤严重。
1.2碎煤机(四辊式破碎机)经常被煤块、石块卡堵,堵煤严重,疏通困难。
1.3煤矿输煤系统设计出力600T/h,实际运行出力300T/h左右,主要原因为:
1)煤场受煤坑太小、篦子上大块煤或杂物不易清理,造成供煤不连续而断煤;
2)破碎机经常被石块等卡堵,疏通困难,被迫只能降低系统出力运行;
3)筛煤机筛分效率不高,加之威信经常下雨,原煤潮湿,造成堵煤,严重制约系统出力;
4)、部分胶带机跑偏严重,制约系统出力。
1.4筒仓堵煤严重,往复式给煤机不能连续给煤,造成管带机空转时间太长。
1.5管带机及煤矿输煤系统单系统运行的设备安全风险较大,一旦设备发生缺陷,将造成运煤中断。
1.6煤矿输煤系统设计出力(额定出力600T/h)与厂内输煤系统设计出力(额定出力800T/h)不匹配。
运行中出现煤矿输煤系统出力严重不足,不能满足电厂锅炉的供煤,被迫倒短,因电厂没有设计筛分破碎系统,大块煤和杂物较多,造成电厂输煤系统落煤管堵塞、锅炉原煤仓堵煤等情况。
1.7#4皮带梨煤器及附属设备、落煤口部件设计安装不合理,导致掉煤漏煤严重,影响输煤系统正常运行和出力。
1.8斗轮机轨道不直,影响斗轮机行走。
2对威信公司一期#1机组除渣输灰脱硫设备评价
2.1除渣系统及设备运行正常,基本达到设计要求,存在比较大的问题有:
A、由于就地控制柜、电缆线等设施设计安装不合理,阻碍捞渣机的移出;B、炉底水封水位热工控制通道只设计了一个,炉底水封槽和捞渣机水封槽只能有一个实现液位低报警;C、捞渣机集水池没有护栏,影响安全。
2.2输灰系统及设备存在的问题:
A、脱硝进、出口灰斗输灰圆顶阀冷却回水管应各安装一个回水总门。
(现在是进出口共用一个总门,起不到单独隔绝的作用);B、电除尘B侧1、2电场输灰管道圆顶阀与控制柜电缆桥架太近影响检修;C、#1炉灰斗气化风机出口电加热器底座及出口管道被焊死,没有膨胀余量;D、#3库检修人孔门漏气,#1、#2、#3外门未安装。
2.3脱硫专业存在的问题:
A、石灰石浆液至吸收塔尾部管道供浆时振动大;B、吸收塔搅拌器A、B、C、D、E温度超高;C、真空泵密封水流量波动大,容易造成真空泵误动,建议修改流量计安装位置;D、B球磨机及其附属设备有振动大、有异常声音、漏油等缺陷;E、氧化风机C振动太大,超过400um;F、#1吸收塔c泵浆液循环泵减速机、吸收塔搅拌器A、B、C、D、E电机、脱硫A真空皮带脱水机A滤布滤饼冲洗水泵电机、1#真空泵电机轴承温度偏高或超限。
G、由于原烟气含硫量超过设计值很多,脱硫压力大,烟气硫排放达标困难。
3化学部分
3.1制氢站系统:
制氢站对系统各阀门的严密性有非常高的要求,因此应尽量避免对系统阀门的频繁开关操作,以免因多次开关引起阀门的渗漏。
在开关阀门时,注意操作力度,同时阀门应备足备品以供需要时更换。
3.2化学程控系统:
调试过程中发生过化学精处理PLC控制过程中断,精处理程控无法继续的故障,建议加强对化学程控加强学习,了解其工作方式。
热控部分
1.锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)
从威信电厂#1机组的试运情况来看,FSSS各分系统保护及联锁安全、可靠,动作正常;极大地保证了机组的安全、稳定、经济运行,各项指标都达到了设计要求,满足了安全生产运行的需要。
锅炉吹洗和带负荷试运期间,火检探头全部调试完成。
火检探头信号正确、可靠,全炉膛熄火保护正常投入。
在168小时试运期间,没有因为FSSS控制系统的原因导致锅炉MFT,保护投入率100%,保护动作正确率100%,符合《火电工程调整试运质量检验及评定标准》建质[1996]111号以及《火电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL435—91》要求,质量验收评定为优良。
2.顺序控制系统(SCS)
威信电厂#1机组SCS的硬件比较可靠,软件的运行也可靠正常,运行人员的操作也较为灵活和方便。
机组整套启动前,设备启停动作正常,设备级的控制及联锁保护投入率达到100%,功能级控制投入率达到100%。
机组168小时试运前,顺控系统全部调试工作完成,顺控投入率均达到89.26%,能满足整个机组的安全、顺利运行。
建议联锁保护根据运行需要进一步进行优化,做到更完善、更可靠。
3.数据采集系统(DAS)
威信电厂#1机组DCS的硬件比较可靠,软件运行正常,没有发生因DCS的硬件或软件故障而产生的误动或拒动,保证了整个机组的安全、顺利运行。
#1机组DCS测点统计为10574点,投用点数10541点,I/O点投入率和准确率均为99.96%。
分系统调试、整套启动、空负荷、带负荷及168小时试运各阶段质量检查,均评定为优良。
4.模拟量控制系统(MCS)
#1机组模拟量控制系统(MCS)由协调控制系统及子控制系统共112套自动调节系统组成。
在168小时试运期间协调控制系统的稳定投用,自动投入率为100%,为机组顺利完成168小时试运起到了关键的作用,各项调节参数指标均满足《火电工程调整试运质量检验及评定标准》建质[1996]111号要求,经验收检查评定为优良。
建议模拟量控制系统的调节性能根据现场调节情况进一步进行优化,做到满足机组各个工况的调节要求。
5.汽轮机数字电液控制系统(DEH)
DEH控制系统调试工作结束,数据显示正确,系统调节灵活、平稳,基本达到了设计要求,满足了汽机控制要求。
DEH系统经过多次冲转、并网带负荷及168小时试运投用证明:
系统投用正常,运行稳定,控制功能完善,控制精度满足要求。
6.给水泵汽轮机数字电液控制系统(MEH)
#1机组MEH控制系统运行稳定、操作方便,控制方式灵活,MEH达到了设计要求,满足给水调节的要求,MEH系统所有功能投入,能保证了机组的安全运行。
7.汽轮机监视保护系统(ETS)
威信电厂#1机组ETS保护投入率为100%,保护动作正确率为100%,准确率百分之百,能保证了#1机组安全、顺利运行,该系统满足机组长期稳定、安全运行的要求。
8.给水泵汽轮机跳闸保护系统(METS)
METS系统投用以来保护项目全部投运,保护投入率为100%,保护动作正确率100%,投用效果良好,保证了#1机组安全、顺利运行,该系统满足机组长期稳定、安全运行的要求。
METS系统在整套启动空负荷、带负荷及168小时试运中正常运行。
9.大小机TSI系统
通过调试,大小机TSI系统达到了设计要求,在整组启动期间经受住了考验,自第一次开机始,投入系统所有功能,正确提供了部分汽机运行参数,为运行人员提供较为可靠的监视手段,保证了机组的安全运行。
系统能满足机组长期安全、经济运行的需要。
10.问题及建议
10.1调试过程中发现部分逻辑不完善,进行相应的修改,建议根据生产过程中的情况进一步完善修改。
- 配套讲稿:
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- 特殊限制:
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