003汽轮机甩负荷试验技术措施3s.docx

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003汽轮机甩负荷试验技术措施3s

TPRI

合同编号：

TR-CA-006-2009A

措施编号：

TR-MA-#1-T-003-2009

江苏徐矿综合利用发电有限公司

一期2X330MW循环流化床机组工程

#1机组汽轮机甩负荷调试措施

北方联合电力有限责任公司

西安热工研究院有限公司

二○○九年六月

受控状态：

受控文件

受控号：

T003

编写：

审核：

批准：

目录

1编制目的

2编制依据

3调试质量目标

4机组概况

5组织与分工

6调试应具备的基本条件

7调试方法与步骤

8调试的质量检验标准

9安全注意事项

10调试记录项目

11附录

附录1调试质量控制点附录

附录2甩负荷试验措施交底会记录

附录3准备性试验项目

附录4试验条件检查项目表

附录5各岗位人员布置

1编制目的

1.1测取和掌握机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调节汽门开度等主要参数随时间而变化的规律，以便分析考核调节系统的动态调节品质。

1.2考核机、炉、电设备及其自动控制系统对甩负荷共况的适应能力。

1.3对相关自动/联锁/保护的特性进一步进行检验。

2编制依据

2.1《火电工程启动调试工作规定》1996年5月

2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》1996年版

2.3《火电工程调整试运质量检验及评审标准》1996年版

2.4《汽轮机甩负荷试验导则》1996年版

2.5《电力建设安全工作规程》

3调试质量目标

符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

专业调试人员、专业组长应按附录1（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。

4机组概况

徐矿综合利用发电有限公司一期2×330MW#1机组汽轮机由上海汽轮机有限公司生产制造，汽轮机为N300-16.7/538/538型亚临界、单轴、一次中间再热，双缸双排汽、凝汽式汽轮机发电机组。

发电机为水氢氢冷却，型号为QFSN-300-2型，上海汽轮发电机有限公司生产制造。

表一汽轮机主要设计参数

汽轮机型式

单轴、双缸双排汽

制造厂家

上海汽轮机厂有限公司

主要参数名称

单位

参数

主蒸汽压力（THA工况）

MPa

16.7

主蒸汽温度（THA工况）

℃

538

再热蒸汽压力（THA工况）

MPa

3.042

再热蒸汽温度（THA工况）

℃

538

额定采暖抽汽量（THA工况）

t/h

986.66

额定背压（THA工况）

kPa

5.5

热耗（THA工况）

kJ/kW.h

7838

表二发电机主要设计参数

发电机型号

QFSN-300-2

制造厂家

上海电力电站动力集团

额定容量

MVA

353

额定功率

MW

330

最大出力

MW

330

额定功率因数

0.85（滞后）

额定电压

kV

20

额定转速

r/min

3000

定子线圈接法

YY

额定氢压

Mpa

0.31

效率（保证值）

98.85%

励磁性能

高起始响应系统

汽轮机系统抽汽供热系统：

汽轮机具有八级非调整回热抽汽，一级调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器外，还向给水泵驱动汽轮机和辅助蒸汽系统供汽。

五、六、七、八级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。

给水泵汽轮机带自动汽源切换装置，正常工作汽源来自主汽轮机的四级抽汽，启动时由辅助蒸汽系统供汽，低负荷时由本机再热蒸汽冷段。

5组织与分工

5.1按照《汽轮机调速系统试验导则》的要求，为了使整个试验过程井然有序地进行，应设立甩负荷试验领导小组，负责各方面的组织、协调和联系工作，并对重大问题进行决策。

5.2试验方案和有关的安全技术措施，必须经甩负荷试验领导小组及试运指挥组审批通过。

5.3试验方案和具体进度安排，必须呈报电网公司中心调度所，经批准后方可实施。

5.4为了安全顺利地进行甩负荷试验，要求参加试验的安装、运行、调试、汽轮机厂家和其他工作人员分工明确，各施其职，必须全面熟悉试验的全部内容及具体操作程序。

5.4.1安装单位

●负责有关测点与测试仪器的联接与校验工作，热工配合甩负荷试验的进行。

●甩负荷过程中，对所有主辅设备及热力系统进行全面巡回检查，发现异常及时处理。

5.4.2生产单位

●配备足够的经过培训合格的运行人员，以配合试验的进行。

●负责机组的正常操作、维护及各种异常情况的处理。

●负责手抄记录部分甩负荷试验的有关参数。

5.4.3调试单位

●负责甩负荷试验措施的编制。

●准备有关测试仪器。

●全面组织甩负荷试验的进行，协助分析甩负荷过程中遇到的问题，并提出可行的改进方案。

5.4.4制造厂家

●负责甩负荷试验技术指导工作。

5.4.5监理单位

●负责甩负荷试验全过程的监督、协调和联系工作。

5.4.6组织机构

6调试应具备的基本条件

6.1汽机主、辅机设备无缺陷，操作机构灵活、运行正常，主要监测控制仪表准确；

6.2ETS、TSI等功能检查和调节静态特性符合要求；

6.3危急保安系统（包括电气超速、机械超速等）动作可靠、合格，注油试验动作正常；

6.4远控和就地停机装置经试验可靠；

6.5主汽门、调门严密性试验合格，EH油系统油质合格，各汽阀门杆无卡涩，各主汽门、调门关闭时间符合要求；

6.6手动停机试验时各主汽门、调门能迅速关闭无卡涩；各抽汽逆止门和抽汽电动门、高排逆止门及本体疏水门联锁动作正常，关闭迅速、可靠；

6.7高、低加疏水自动和手动调节正常；

6.8汽封自动调节系统功能正常，汽封备用汽源能可靠投入。

6.9汽机润滑油供油系统切换试验和发电机密封油泵联锁动作应正常，油系统油质合格，加热器保护动作正常。

6.10旁路系统功能试验达到设计要求，并处于热备用状态。

6.11锅炉蒸汽严密性试验合格。

6.12锅炉汽水品质（PH值、Fe、SiO2）达到设计要求。

6.13发变组保护调试校验合格。

6.14发变组出口断路器和灭磁器开关跳、合正确。

6.15厂用电源可靠、厂用电切换试验切换正常。

6.16柴油发电机调试完成，置于备用位置。

6.17试验用的仪器、仪表校验合格，并已接入测量系统。

6.18现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。

6.19试验条件检查项目及准备性试验已全部完成，重要操作岗位人员布置已落实（见附录3、4、5）

7调试项目及方法

7.1试验项目

用常规甩负荷法，突然断开发变组出口断路器，使机组与电网解列，通过甩去50%及100％额定负荷的二个阶段试验，考核汽机调节系统动态特性。

7.2试验要求

7.2.1调节系统动态过程应迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行（甩50％额定负荷后转速超调量应不大于5％，否则将不可进行甩100％额定负荷试验；甩100％额定负荷后，最高飞升转速不应使电超速动作）。

7.2.2甩负荷时，机组联锁保护全部投入（机组大联锁保护除外）；回热系统全部投入。

7.2.3甩负荷后，机组应能维持空负荷稳定运行，锅炉不停炉，不超压；汽机不停机，不超速；发电机空载不过压。

在主、辅机设备无异常情况的条件下应尽快并网加负荷。

7.2.4测取动态过程中各参数随时间变化的趋势，衡量调节系统动态特性的品质。

7.3试验方式

7.3.1汽机、锅炉保护自动投入。

7.3.2高、低压旁路投入“自动”方式（甩负荷之前高、低旁路暖管完成）。

7.3.3突然断开发变组出口断路器，机组与电网解列，甩去50％、100％额定负荷，测取汽机调节系统动态特性和机组有关运行参数。

7.3.4甩负荷后，汽机空负荷运行稳定，其它主、辅机运行正常，立即并网加负荷。

7.4操作要点

7.4.1甩负荷的运行方式应按本方案进行，甩负荷后的操作应依电厂运行规程及事故处理规程进行。

7.4.2转速超过3300r/min动作值，立即打闸停机，如有异常应立即破坏真空停机。

7.4.3旁路开启后，检查旁路管道有无振动现象。

7.4.4开启本体及主蒸汽、再热蒸汽管道进汽机侧的疏水阀，当确认有水倒入缸内（汽缸温度快速下降），应立即停机。

7.4.5注意调整给水量，严防汽温突降。

7.4.6注意过热器减温水的调节，防止甩负荷时汽温突降。

7.4.7事先做好甩负荷后准备再并网的措施。

7.5数据测量

7.6试验步骤

7.6.1试验前

●厂用电切换至公用/起动/备用变压器运行。

●柴油发电机启动，正常后置于备用位置。

7.6.2试验前的2小时

●试验前，机组应在该试验负荷下稳定运行至少2小时；

●将发电机的功率调到预定值；

●保持汽机进口蒸汽状态恒定；

●锅炉燃烧调整，各项参数正常稳定，保证机组负荷达到要求值。

●确认试验期间必须检查的准备性试验项目（参见附录3）

●对设置在控制室、继电器室、锅炉现场和汽机现场之间的临时通讯设置进行试验前的联络，验证呼叫联络系统已能进行试验进程的信号联络。

7.6.3设置录波仪来测量下列参数：

汽机侧●汽机转速

●高压调门阀位

●中压调门阀位

●有功功率

发电机侧●发电机电压

●发电机电流

7.6.4试验前的1小时

●确认机组在稳定运行的状态。

●调整机组负荷及炉膛负压。

7.6.5试验前的30分钟

●确认除氧器、凝汽器水位控制正常；

●确认DEH的功能无异常的记录；

●确认高、低压旁路在自动压力控制方式。

7.6.6试验前的1分钟

●确认电网周波在50±0.2Hz。

●进行试验初步状态参数记录。

●确认凝汽器、除氧器、高压和低压加热器的水位自动控制正常。

7.6.7甩负荷试验开始

●调整锅炉减温水量。

●使断路器开路，开始甩负荷。

●所有观察者应记录指定他们负责记录的各参数的“最大值”、“最小值”。

7.7试验结束，如果下列各点均满足，则可以认为试验已经结束而汽机可在稳定转速下运转：

●锅炉未发生MFT。

●汽机的转速恢复正常。

●高、低压旁路工作正常，蒸汽参数稳定。

●在现场未发现异常情况。

7.8机组重新并网和带负荷

7.8.1当状态达到稳定后机组重新并网。

7.8.2在加负荷期间，应检查给泵和凝泵的进、出口压力和进口滤网的压差。

7.8.3将主蒸汽和再热蒸汽参数尽可能地保持在规定限值的高值，在机组带上负荷时要密切监视汽机各项参数。

7.8.4厂用电切换到起备变。

7.9试验数据整理

7.9.1根据记录整理出最高转速以及转速、调门行程和保护动作的全过程时间及变化幅值。

7.9.2根据测取到的数据，计算如下参数：

动态超调量，转速不等率、动静差比、转子加速度、转子转动惯量、稳定时间。

7.10编写试验报告。

8调试的质量检验标准

8.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。

8.2调节系统动态过程应能迅速、稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。

9安全注意事项

以下措施只涉及到试验中必须注意的安全措施，常规的电厂机组运行安全措施必须认真执行。

9.1甩负荷处理力求迅速准确，甩负荷至空载检查正常后，立即并网并加之相对应的负荷。

9.2试验期间，现场人员随时听取各方面有关机组运行的安全情况，当机组发生下列异常时，应立即在机头或主控打闸停机。

●汽机转速达到3300r/min动作转速。

●调速系统摆动无法维持机组空转。

●汽轮发电机组振动超过规定值。

●汽轮发电机组轴瓦温度超限。

●主汽温度及再热汽温度下降超过规定值。

●发电机失去密封油。

●汽机差胀、轴位、上下缸温差、真空、高压缸排汽及低压缸排汽温度超限。

●汽机第一级温度比甩负荷前突降100℃。

●发电机灭磁开关提前于断路器动作。

9.3发生下列情况，在遮断汽机时还应降低真空确保机组安全。

●机组发生强烈振动或摩擦。

●机组超速跳闸后转速仍不下降。

●因轴瓦断油或瓦温过高而停机。

9.4低旁开启后运行人员应注意再热汽压力的变化，并同时注意排汽缸温度变化。

9.5发变组断路器跳闸后，应监视发电机过电压情况，发电机过电压保护拒动时，按发电机急停铵钮。

9.6甩负荷前，润滑油温控制在40～45℃。

9.7对监护人员进行明确具体分工。

分别监视高、中压主汽门及调门的动作情况：

机组振动、差胀、轴向位移、轴承温度及回油温度、凝汽器真空、润滑油压及其油温、主、再热参数变化等。

真空破坏门、主汽门、调门及抽汽电动门等关键部位应有人监视，以便事故处理分析。

9.8若锅炉泄压手段失灵，锅炉超压时应立即紧急停炉，并立即打闸停汽机。

9.9停机后，机组转速如不能正常下降，立即采取一切措施切断汽源。

9.10涉及安全方面的自动系统要布置专人负责，当自动失灵时，立即干预。

10调试记录项目

●记录机组各瓦的轴振和瓦振

●严密监视下列参数（见下表）

序号

参数名称

序号

参数名称

1

A侧主蒸汽温度

33

中压主汽门前汽压

2

B侧主蒸汽温度

34

高压缸排汽压力

3

A侧主汽门前汽温

35

主蒸汽压力

4

B侧主汽门前汽温

36

汽包压力

5

调速级汽温

37

A侧炉膛负压

6

A侧高压缸排汽管汽温

38

B侧炉膛负压

7

B侧高压缸排汽管汽温

39

A侧主蒸汽流量

8

一级旁路后汽温

40

B侧主蒸汽流量

9

中调门后汽温

41

给水流量

10

高压内缸上半内壁温度

42

汽包水位

11

高压内缸下半内壁温度

43

机侧主汽压力

12

中压缸上半内壁温度

44

四段抽汽压力

13

中压缸下半内壁温度

45

四段抽汽温度

14

A侧再热汽温

46

除氧器压力

15

B侧再热汽温

47

凝汽器真空

16

给水压力

48

氢侧密封油温

17

给水温度

49

高加出口水温

18

润滑油压力

50

机前再热汽压力

19

辅助蒸汽压力

51

凝结水流量

20

辅助蒸汽温度

52

#1低压缸排汽温度

21

高压油动机行程

53

#2低压缸排汽温度

22

中压油动机行程

54

除氧器水温

23

高、、中压缸相对膨胀

55

冷油器入口温度

24

低压缸相对膨胀

56

冷油器出口油温

25

高、中压缸热膨胀

57

发电机氢温

26

小机润滑油温度

58

发电机定子冷却水温度

27

电泵润滑油温度

59

发电机频率

28

电泵工作油温度

60

发电机有功功率

29

轴封汽压

61

发电机无功功率

30

凝汽器水位

31

除氧器水位

32

调节级后汽压

11附录

附录1调试质量控制点附录

附录2甩负荷试验措施交底会记录

附录3准备性试验项目

附录4试验条件检查项目表

附录5各岗位人员布置

附录1调试质量控制点

机组名称：

徐矿综合利用发电有限公司#1机组专业：

汽机

系统名称：

汽轮机甩负荷调试负责人：

序号

控制点

编号

质量控制检查内容

检查日期

完成情况

专业组长

签名

1

QC1

调试方案的编写是否完成

2

QC2

调试仪器、仪表是否准备就绪

3

QC3

调试前的条件是否具备

4

QC4

调整试验项目是否完成

5

QC5

调试记录是否完整；

数据分析处理是否完成

6

QC6

调试质量验评表是否填写完毕

7

QC7

调试报告的编写是否完成

其他需要说明的问题：

附录2甩负荷试验措施交底会记录

机组名称：

徐矿综合利用发电有限公司#1机组专业：

汽机

交底时间：

调试负责人：

地点：

交底人：

参加人员签名：

技术交底内容：

备注：

附录3

准备性试验项目

序号

试验项目

要求

结论及完成日期

签名

l

汽机调门特性试验

记录对应关系，绘制特性曲线

2

主汽门、调门关闭时间测定

符和制造厂规定

3

就地、远控汽机打闸试验

动作可靠

4

110％超速试验

试验动作准确、可靠：

测取振动值

5

甩负荷预测模拟试验

联动汽机调门、抽汽电动门及其逆止门、本体疏水阀、管道疏水阀，确认阀位动作正确可靠。

6

汽机阀门试验

动作正常

7

除氧器汽源切换试验

信号模拟，记录切换前后除氧器压力温度变化

8

变负荷试验

检查汽机调门灵活性，应无卡涩、突跳现象。

9

汽、水品质监督

符合品质要求

10

汽机汽门严密性试验

符合制造厂要求

附录4

试验条件检查项目表

序号

检查项目

完成日期

结论

存在问题

签名

l

汽机抗燃油润滑油油质

2

DEH功能试验，调门特性

3

控制油系统及蓄能器调试

4

汽机ETS保护试验

5

汽机润滑油系统油泵切换试验

6

密封油系统联锁保护

7

汽机旁路调试

8

汽机防进水保护试验

9

高、低压加热器保护试验

10

锅炉辅机联锁保护

11

锅炉再热器安全门校验

12

除氧器放水阀操作

13

炉膛、燃烧器及各受热面没有结焦和堵灰

14

发变组保护

15

发变组断路器、灭磁器开关跳、合正确

16

发电机自动励磁机调节器调试

17

柴油发电机调试

18

厂用直流电源可靠

19

事故照明可靠

20

机组电跳机保护的解除

21

运行已制定好操作措施和反事故措施

22

汽机、电气专业人员已做好甩负荷试验的录波仪接线工作

23

热控专业人员已做好甩负荷试验的计算机打印准备

24

测试人员安排并经过演习

25

各岗位人员布置已落实

附录5

各岗位人员布置

序号

专业

位置及作业内容

人数

责任单位

安装

运行

调试

1

锅

监视主汽压力、温度及减温水流量

1

√

2

炉

减燃料量、停给煤机

l

√

3

专

调整风量、控制炉膛压力

1

√

4

业

记录参数

2

√

√

5

现场就地手动打闸

2

√

√

6

汽

现场观察汽机主汽门、调门动作情况

2

√

7

汽机打闸

1

8

机

DEHCRT汽机调门开度

√

9

DEHCRT汽机振动、轴向位移、差胀

10

专

检查调整给水箱、凝汽器水位及除氧器汽源

1

√

11

业

记录参数

2

√

√

12

录波

2

√

13

发变组断路器跳闸

1

√

14

电

监视发电机电压和灭磁开关动作情况、随时准备拉灭磁开关

1

√

15

气

监视发电机各项参数

l

√

16

录波

2

√

17

18

其

计算机打印

2

√

√

机组保、自动及仪表维护人员

若干

√

√

√

19

他

设备监护

若干

√

20

锅炉、汽机及电气操作指导

3

√