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汽轮机甩负荷试验方案

XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣

综合利用动力车间工程汽轮机甩负荷试验方案

工作人员：

XXX

编写人员：

XXX

审核：

XXX

批准：

XXX

XX电力建设第二工程公司

二○一三年九月

摘要

本措施依据火电工程启动调试工作规定及机组调试合同的要求，主要针对XX造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW汽轮发电机组、350t/h循环流化床燃煤锅炉机组调试工作提出具体方案。

依据相关规定，结合本工程具体情况，给出了汽轮甩负荷试验需要具备的条件、调试程序、注意事项等相关技术措施。

关键词：

汽轮机；甩负荷试验；调试方案

一、编制目的

1.1考核汽轮机DEH的控制功能，评定DEH及系统的动态品质；

1.2对相关自动/联锁/保护的特性进一步进行检验；

1.3考核机、炉、电各主、辅机的动作灵活性及适应性。

二、编制依据

2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》电建[2009]

2.2《火电工程启动调试工作规定》建质[1996]40号文

2.3《电力建设施工及验收技术规范》电技[1994]20号文

2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》2006

2.5《电力建设安全工作规程》

2.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

2.7《汽轮机甩负荷试验导则》（1996年版）

2.8《DEH说明书》

2.9《EH系统说明书》

2.10有关图纸、文件、说明

三、机组概况

广州造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW汽轮发电机组是为CC60－8.83／1.27／0.49型双抽式汽轮机，采用数字式电液调节系统。

四、设备规范

汽轮机主要技术参数

型式冲动式、高温、高压、单缸、双抽凝汽式汽轮机

制造厂东方汽轮机有限公司

型号CC60－8.83／1.27／0.49型

汽轮机的额定蒸汽参数：

（1）主蒸汽压力8.83MPa

主蒸汽温度535℃

主蒸汽流量217.9t/h

（2）给水温度203℃

（3）电动给水泵投入运行

（4）发电机效率≥98.4%

功率因数0.85

（5）发电机端功率60MW

（6）计算热耗率9453kJ/KW·h

五、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（2006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，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。

六、调试前必须具备的条件

6.1施实措施应具备的组织条件

6.1.1成立广州造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程1×50MW机组甩负荷试验领导组织机构。

6.1.2成立由各单位技术人员参加的甩负荷试验指挥组、运行操作组、测试组和设备监护组。

6.1.3甩负荷试验要在甩负荷试验指挥组统一领导下，进行试验方案讨论会审、条件确认、准备工作实施、试验日期安排、试验过程中指挥及试验后的工作。

6.1.4调试单位负责甩负荷试验技术措施制定，指导运行操作和试验数据的测试及整理。

6.1.5生产单位负责甩负荷试验中运行设备的各项操作及事故处理，并协助调试单位作好试验过程中各运行参数的记录。

6.1.6汽轮机制造厂现场专家应参与甩负荷试验技术措施的会审和甩负荷试验的全过程，并负责甩负荷试验的技术指导和监护。

6.1.7安装单位负责运行设备的监护和临时测试仪器设备的安装并协助调试单位做好甩负荷试验的测试工作。

6.1.8建设单位负责试验的协调工作。

6.1.9组织机构

6.2措施实施应具备的技术条件

6.2.1主要设备无重大缺陷，操作执行机构灵活可靠，主要监视仪表准确。

6.2.2汽机调节系统静态试验达到设计要求，油系统油质合格。

6.2.3汽机保安系统试验动作可靠，电超速试验合格，手动停机装置动作正常。

6.2.4汽机主汽门、调门关闭时间符合要求，主汽门、调门严密性试验合格。

6.2.5汽机防进水保护试验合格，抽汽逆止门联锁动作正常，关闭严密。

6.2.6汽机润滑油供油系统切换试验，油系统油质合格，加热器保护动作正常。

6.2.7辅助蒸汽、除氧器汽源切换试验己完成，备用汽源应能自动投入。

6.2.8旁路系统功能试验达到设计要求，并处于热备用状态。

6.2.9锅炉蒸汽严密性试验合格。

6.2.10锅炉安全阀调试校验合格。

6.2.11锅炉炉膛、燃烧器和受热面没有结焦及堵灰现象。

6.2.12锅炉燃烧系统初调试验已完成。

6.2.13锅炉过热汽各级减温水阀严密性试验符合要求。

6.2.14锅炉汽水品质（PH值，Fe，SiO2）达到设计要求。

6.2.15发变组保护调试校验合格。

6.2.16发变组出口断路器和灭磁器开关跳、合正确。

6.2.17发电机自动励磁调节器调试合格。

6.2.18厂用电源可靠。

6.2.19厂用电切换试验切换正常。

6.2.20汽水管道的布置及支吊架的设置能经得起甩负荷时对管道系统产生的冲击。

6.2.21DEH、DAS、SCS、CCS、TSI、ETS及基地式调节装置静态调试及功能试验结束后能正常工作或投入自动，重要参数显示准确。

6.2.22机组主、辅设备的热工和电气联锁保护校验正常、动作可靠，并能满足试验要求。

6.2.23机组已经过冷、热态启动和变工况运行，运行情况正常。

负荷变动试验时，高、中压调门灵活，无卡涩、突跳现象。

6.2.24试验用的仪器、仪表校验合格，并已接入测量系统，试验时计算机打印准备就绪。

6.2.25运行己制定出相应的操作措施和反事故措施。

6.2.26测试人员安排就绪并经过演习，各岗位人员布置己落实。

6.2.27试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。

6.2.28甩负荷试验技术方案已经会审批准并经技术交底，甩负荷试验己取得电网调度的同意。

七、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调节系统动态响应过程应迅速稳定，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。

7.3.3锅炉燃料从原燃料量减至最小燃油流量。

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飞升过程中电超速动作而机组其它情况正常，则尽快恢复至3000r/min。

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。

7.4.8试验前机组运行工况调整确认项目见附录6。

7.5数据测量

7.5.1甩负荷试验记录表。

7.5.2甩负荷试验录波记录。

7.5.3甩负荷试验计算机打印记录项目。

7.6试验步骤

7.6.1试验当天

7.6.1.1厂用电切换至公用/起动/备用变压器运行。

7.6.2试验前的二小时

7.6.2.1试验前，机组应在该试验负荷下稳定运行至少2小时。

7.6.2.2将发电机的功率调到预定值。

7.6.2.3保持汽机进口蒸汽状态恒定。

7.6.2.4开始投入油枪，调整给煤量，保证机组负荷达到要求值。

7.6.2.5确认试验期间必须检查的参数、项目和指定操作人员

7.6.2.6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。

7.6.2.7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

◆起始信号

◆有功功率

◆发电机侧

◆发电机电压

◆发电机电流

7.6.3试验前的一小时

7.6.3.1通过呼叫系统发出“距甩负荷试验还有一小时”的通告

7.6.3.2确认机组在稳态运行的状态。

7.6.3.3两台电动给水泵运行，一台备用。

7.6.3.4开启汽缸疏水及抽汽逆止门前、后疏水2分钟。

7.6.3.5调整机组负荷及炉膛负压。

7.6.4甩负荷试验前的30分钟

7.6.4.1发出“距甩负荷试验还有30分钟”的通告。

7.6.4.2确认除氧器、凝汽器水位控制正常。

7.6.4.3确认DEH的功能无异常的记录。

7.6.5甩负荷试验前10分钟。

7.6.5.1发出“距甩负荷试验还有10分钟”的通告。

7.6.5.2确认试验的监督、观察人员已在各自规定的位置上

7.6.5.3由负荷调度员确认顺序。

7.6.6甩负荷试验前5分钟

7.6.6.1发出“距甩负荷试验还有5分钟”的通告。

7.6.6.2将主蒸汽进口管的疏水阀开启向外排放1分钟。

7.6.6.3将汽缸疏水阀开启向外排放1分钟。

7.6.6.4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。

7.6.6.5确认电网周波在50±0.2Hz。

7.6.7甩负荷试验前1分钟

7.6.7.1发出“距甩负荷试验还有1分钟”的通告。

7.6.7.2进行试验初试状态参数记录。

7.6.8甩负荷试验开始

7.6.8.1开始10秒钟倒计时；

7.6.8.2调整锅炉减温水量；

7.6.8.3使“10kV断路器”开路，开始甩负荷；

7.6.8.4所有观察者均应记录指定他们负责记录的暂态状态下的各参数的“最大值”、“最小值”。

7.6.9甩负荷开始后

7.6.9.1视汽压上升情况调整煤量；

7.6.10试验结束，如果下列各点均满足试验要求，则可以认为试验已经结束而汽机可在稳定转速下运转：

7.6.10.1锅炉未发生MFT；

7.6.10.2汽机的转速恢复正常；

7.6.10.3蒸汽参数稳定；

7.6.10.4在现场未发现异常情况；

7.6.10.5待汽机转速恒定后。

7.6.11机组重新并网和带负荷。

7.6.11.1当状态达到稳定后机组重新并网；

7.6.11.2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；

7.6.11.3将主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；

7.6.11.4如有可能则应尽快地在机组运行的规定限度之内将机组恢复到试验前的运行状态。

7.7试验数据整理

7.7.1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。

7.7.2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。

7.7.3编写试验报告。

八、控制验收的技术标准

符合“火电工程调整试运质量检验及评定标准”试6-3-2。

九、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。

9.2.1汽机转速达到3300r/min动作转速。

9.2.2调速系统摆动无法维持机组空转。

9.2.3汽轮发电机组振动超过规定值。

9.2.4汽轮发电机组轴瓦温度超限。

9.2.5主汽温度下降超过规定值。

9.2.6汽机差胀、轴位、上下缸温差、真空、低压缸排汽温度超限。

9.2.7汽机第一级温度比甩负荷前突降100℃。

9.2.8发电机灭磁开关提前于10kV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。

9.3.1机组发生强烈振动或摩擦。

9.3.2机组超速跳闸后转速仍不下降。

9.3.3因轴瓦断油或瓦温过高而停机。

9.4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。

9.5甩负荷前，润滑油温控制在40℃～45℃。

9.6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、主蒸汽参数变化等。

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。

十、组织分工

10.1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。

10.2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。

10.3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。

10.4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。

10.4.1安装单位

10.4.1.1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。

10.4.1.2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。

10.4.2生产单位

10.4.2.1配备足够的经过培训合格的运行人员，以配合试验的进行。

10.4.2.2负责机组的正常操作、维护及各种异常情况的处理。

10.4.2.3负责手抄记录部分甩负荷试验的有关参数。

10.4.3调试单位

10.4.3.1负责甩负荷试验措施的编制。

10.4.3.2准备有关测试仪器。

10.4.3.3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。

十一、仪器、仪表

◆TG-V型汽轮机试验装置

◆信号发送器

◆数字式转速表

◆振动检测仪

十二、安全防范措施

　鉴于本机组尚在试运期间，试验过程中难免出现一些问题，为了确保机组安全，应做好各种事故预想及防范措施。

12.1对调节汽门、各抽汽逆止门卡涩异常情形的处理：

12.1.1按照事故处理规程手动紧急停机。

12.1.2破坏真空。

12.1.3检查各抽汽逆止门主汽门、高调节汽门关闭严密。

12.2对甩负荷后高、低压缸排汽温度超温情形的处理：

12.2.1事先试验好并投入排汽缸汽温高停机保护。

12.2.3尽可能将甩负荷后空负荷运行时间控制在10min以内。

12.2.4只要机组没有大的异常和故障，应尽快再次并网带负荷。

12.3甩负荷试验期间，锅炉专业有关注意事项：

12.3.1甩负荷后，锅炉压力急剧升高，这时应提高给水泵出口压力，适当调整给水量，防止炉缺水或满水。

12.3.2甩负荷后，调整风量和炉膛负压。

12.3.3甩负荷后，若压力升高至安全门起跳压力而安全门未动作，应手动MFT停炉，杜绝锅炉超压。

12.3.4如果甩负荷后，因炉膛负压变化太大引起炉膛灭火，按事故处理规程紧急停炉、停机。

12.3.5若甩负荷后，锅炉压力太高引起安全门动作，应注意给水量，防止锅炉缺水或满水。

12.4本措施未涉及的内容，可按照《防止汽轮机重大恶性事故发生的技术措施》，《锅炉防止重大恶性事故的措施》及电厂运行规程执行。

附表1调试质量控制点

机组名称：

广州造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程

系统名称：

甩负荷试验专业：

汽机调试负责人：

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：

附表2甩负荷试验措施交底会记录

机组名称：

广州造纸集团有限公司环保迁建二期工程废渣综合利用动力车间工程专业：

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：

附表3

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

汽机防进水保护试验

7

高、低压加热器保护试验

8

锅炉辅机联锁保护

9

除氧器放水阀操作

10

炉膛、燃烧器及各受热面没有结焦和堵灰

11

发变组保护

12

发变组断路器、灭磁器开关跳、合正确

13

发电机自动励磁机调节器调试

14

厂用直流电源可靠

15

事故照明可靠

16

机组电跳机保护的解除

17

运行已制定好操作措施和反事故措施

18

汽机、电气专业人员已做好甩负荷试验的录波仪接线工作

19

热控专业人员已做好甩负荷试验的计算机打印准备

20

测试人员安排并经过演习

21

各岗位人员布置已落实

附表4

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

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

7

变负荷试验

检查汽机调门灵活性，应无卡涩、突跳现象。

8

燃烧系统初调试验

数据记录，燃烧稳定

9

汽、水品质监督

符合品质要求

10

过热汽减温水阀严密性试验

不泄漏

11

汽机汽门严密性试验

符合制造厂要求

附表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

炉

专

业

监视主汽压力、温度及减温水流量

1

√

2

减燃料量、停给煤机

l

√

3

调整风量、控制炉膛压力

1

√

4

记录参数

2

√

√

5

现场就地手动打闸

2

√

√

6

汽

机

专

业

现场观察汽机主汽门、调门动作情况

2

√

7

汽机打闸

1

8

DEHCRT汽机调门开度

√

9

DEHCRT汽机振动、轴向位移、差胀

10

检查调整给水箱、凝汽器水位及除氧器汽源

1

√

11

记录参数

2

√

√

12

录波

2

√

13

电

气

发变组断路器跳闸

1

√

14

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

监视发电机各项参数

l

√

16

录波

2

√

17

18

其

他

计算机打印

2

√

√

机组保、自动及仪表维护人员

若干

√

√

√

19

设备监护

若干

√

20

锅炉、汽机及电气操作指导

3

√

附表6

试验前运行工况确认项目

序号

运行工况确认项目

检查确认

1

二台电动给水泵运行

2

润滑油温40℃~45℃

3

凝汽器水位正常

4

凝汽器压力小于8KPa

5

给水箱水位正常

6

电网周波50Hz±0.2Hz

7

蒸汽管道疏水暖管充分，处于热备用状态

8

轴封蒸汽温度控制在允许温度范围内

9

除氧器管道疏水暖管充分，处于热备用状态

10

甩负荷前炉膛负压可向正向偏大些

附表7

试验步骤

序号

试验步骤

时间

1

厂用电切换到备变运行

当天

3

开始投入油枪，调整给煤量，保证机组负荷达到要求值。

前2小时

4

调整给煤量、燃油量

前1小时

5

机组负荷稳定运行

6

二台电泵运行方式

7

开启汽缸和抽汽逆止门前、后疏水门，进行2分钟疏水

8

检查调整：

除氧器水位、凝汽器水位、炉膛压力偏正

9

确认DEH的功能无异常的记录

10

验证AVR在“自动”状态

11

各岗位人员就位，对讲机联络正常，录波试投正常

12

机组负荷稳定运行

13

确认投入油枪总流量

前10分钟

14

确认试验监督、观察人员己在各自的位置上

15

联系电网调度、报告总指挥

16

凝汽器、除氧器、高压和低压加热器的水位自动控制正常

17

检查调整周波50±0.2Hz

前5分钟

18

解除机组有关保护，记录有关试验前初始参数

19

倒计时“5、4、3、2、1、甩”

“3”时录波

“甩”时，使“10kV断路器”开路，开始甩负荷。

前6秒

20

减少给煤量至最少

21

停1台给水泵

22

关闭减温水调整门及电动门

23

检查和调整有关内容：

轴封汽压力

除氧器及