T03甩负荷调试措施初稿.docx
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T03甩负荷调试措施初稿
合同编号：
TR-CA-014-2008A
措施编号：
TR-MA-T03-2009
印尼INDRAMAYU3X330MW燃煤电站
1号机组汽轮机甩负荷试验措施
西安热工研究院有限公司
二○○九年四月
受控状态：
受控文件
受控号：
T03
编写：
王永胜
审核：
辛军放
批准：
孙钢虎
目录
1.目的
2．适用文件及主要设备参数
3．使用仪器
4．安全措施
5．调试具备条件
6．步骤、程序
7．调试验收标准
8．检查清单及试验结果
1.编制目的
1.1为了规范系统及设备的调试工作，保证系统的清洁度及使设备能够安全正常投入运行，制定本措施。
1.2检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。
1.3检查系统及设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。
1.4测取汽轮发电机组甩负荷后最高飞升转速变化曲线，计算汽轮机调节系统的动态特性。
1.5考核汽机DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速，且能够维持空负荷运行。
2．适用文件及主要设备参数
2.1《DEH说明书》
2.2《EH油系统说明书》
2.3北京北重汽轮电机厂提供的有关图纸、文件、说明
3．使用仪器
3.1数据记录仪（MEMORYHILOGGER）型号HIOKI8430-21
3.2自动录波仪
4.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。
4.1.对调节汽门、各抽汽逆止门及高排逆止门卡涩异常情形的处理：
4.1.1按照事故处理规程手动紧急停机。
4.1.2停止抗燃油泵运行。
4.1.3破坏真空。
4.1.4锅炉降压，如果中联门卡涩应禁投旁路。
4.1.5检查各抽汽逆止门、高排逆止门及高中压主汽门、调节汽门关闭严密。
4.2对甩负荷后高、低压缸排汽温度超温情形的处理：
4.2.1事先试验好并投入排汽缸汽温高停机保护。
4.2.2注意高排度的变化，必要时尽量关小高旁，开大低旁。
4.2.3尽可能将甩负荷后空负荷运行时间控制在10min以内。
4.2.4只要机组没有大的异常和故障，应尽快再次并网带负荷。
4.3甩负荷试验前必须确认机、炉、电各主保护投入。
（本措施特别提出的除外）
4.4试验期间，在机头、主控安排专人监视转速变化，随时听取各方面有关机组的运行情况汇报，当机组发生下列情况之一时，应在机头或主控立即打闸停机。
a汽机转速达到危急保安器动作转速而未动作。
bDEH无法控制机组转速。
c汽机胀差、轴向位移、振动、汽缸温差超过规定允许值时。
d轴瓦断油或瓦温超过规定值时。
e主蒸汽温度10分钟下降50℃时。
f机组发生摩擦或强烈振动时。
g.机组保护应动作而未动作时。
4.5甩负荷试验期间，锅炉专业有关注意事项：
4.5.1甩负荷后，锅炉压力急剧升高，这时应适当提高给水泵出口压力，调整给水量，防止锅炉缺水或满水事故的发生。
4.5.2甩负荷后，紧急（依次）停止所有制粉系统，同时调整锅炉通风量和炉膛负压，保证锅炉燃烧正常。
4.5.3甩负荷后，若压力升高至安全门起跳压力而安全门未动作，应立即手动MFT停炉，杜绝锅炉超压事件发生。
4.5.4如果甩负荷后，因炉膛负压变化太大引起锅炉灭火，按事故处理规程紧急停炉、停机。
4.5.5若甩负荷后，锅炉压力高引起安全门动作，应注意给水量，防止锅炉缺水或满水。
4.5.6本措施未涉及的内容，可按电厂运行规程执行。
5．调试具备条件
序号
内容
结果
汽机专业应具备的条件
1
汽机各主辅设备无重要缺陷，操作机构灵活，运行正常
2
调节系统静态特性符合设计要求，各阀门校验试验合格
3
各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求
4
喷油试验合格，机械超速保护及电超速保护动作可靠
5
远方与就地手动停机试验合格，动作可靠
6
主汽门、调门蒸汽严密性试验合格
7
汽机所有停机保护、联锁经过确认，动作可靠
8
所有抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门联动正常，关闭迅速，无卡涩现象
9
经空负荷及带负荷试验，汽机主辅设备运转正常，各主要监视仪表指示正确
10
调节保安系统及润滑油系统油质符合要求
11
交、直流润滑油泵启停和联锁正常
12
高、低加保护经试验动作正常且保护投入
13
汽机高、低旁路系统动作正常且保护投入
锅炉专业应具备的条件
1
锅炉主辅设备无重大缺陷，运行正常
2
主蒸汽系统及再热蒸汽系统安全门整定合格，疏水阀及各减温水阀开关灵活
3
制粉系统及燃油系统工作正常
4
引、送、一次风机工作正常，各风机调节挡板操作灵活可靠
电气专业应具备的条件
1
将厂用电切至启备变
2
励磁调节系统工作正常，发变组所有保护装置运行正常
3
所有电气一次设备运行正常
4
柴油发电机作为保安电源能够可靠投入使用
5
系统周波保持稳定，系统留有备用容量
热控专业应具备的条件
1
DEH、ETS、TSI、BPS等装置运行正常无故障
2
用于监测的主要监视仪表经校验准确，可靠投入
3
DCS系统运行正常，测点指示、事故追忆、趋势显示及曲线打印等功能工作正常
4
甩负荷试验的主要数据测点已与测试仪器逐一校对，联接好，处于随时测取状态
6.调试步骤
6.1试验要求
6.1.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使超速保护动作。
6.1.2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。
6.2试验方案
由于本机组尚在试运阶段，其甩负荷试验的目的主要是考核调节系统的动态品质。
因此，为了确保甩负荷试验安全顺利地进行，特制定如下几点原则及方案：
6.2.1该机甩负荷试验采用常规试验法，即突然断开并网开关，机组与电网解列，甩去全部网上电负荷，考核调节系统的动态特性。
6.2.2甩负荷前后高压、低压旁路置于自动位置。
6.2.3为确保甩负荷后厂用电源可靠，甩负荷前厂用电应切至启备变供电。
6.2.4甩负荷前将辅汽蒸汽联箱汽源切为启动锅炉供给。
6.2.5甩负荷前确认辅助蒸汽联箱供轴封汽源处于随时备用状态。
6.2.6甩负荷前将除氧器汽源切为辅助蒸汽联箱供给。
6.2.7甩负荷前有一台电动给水泵做热备用。
6.2.8甩负荷试验拟按50%及100%额定负荷依次进行。
6.2.9当甩50%额定负荷后，转速动态超调量大于或等于5%时，则应暂时中断试验，分析原因，消除缺陷，再研究决定试验方案。
6.2.10各甩负荷工况要求如下：
6.2.10.1甩50%额定负荷
真空维持额定，负荷165MW，汽机高加与低加全部投入运行，一台电动给水泵带负荷，一台电动给水泵备用，锅炉投入两台磨煤机及8只油枪助燃。
6.2.10.2甩100%额定负荷
主蒸汽参数及真空保持额定，负荷330MW，汽机高加与低加均正常投入，两台电动给水泵运行，一台电动给水泵做备用，锅炉投入四台磨煤机及8只油枪助燃。
6.3.甩负荷前的准备工作
6.3.1汽机方面
辅汽联箱汽源由本机冷段及启动锅炉来汽共同供给。
除氧器汽源、主机轴封由辅汽联箱汽源作热备用。
甩100%负荷时两台电泵运行，一台电泵处于热备用状态；甩50%负荷时一台电泵运行，一台电泵处于热备用状态。
高、低压加热器正常投入。
一台真空泵、两台循环水泵、一台凝泵运行。
检查各主、辅保护投入正常，解除协调控制。
甩100%负荷时，注意监视EH油压变化情况。
旁路投入快开、快关保护,高旁投入自动、低旁手动控制，高低旁减温水自动控制。
确认负荷讯号至DEH、BPS及DCS回路可靠。
试验开始前，解除机跳炉和电跳机保护。
开启疏水扩容器喷水。
抗燃油泵、交、直流润滑油泵、密封油泵应进行启停试验，并确认其在联锁状态，盘车马达电源系统应确认正常。
进行高中压主汽门、调速汽门的在线活动试验。
注意监视凝汽器水位和除氧器水位，甩负荷前除氧器水位控制在较高水位。
甩负荷前检查汽机胀差、润滑油压、油温、轴位移、汽缸温差、轴承振动、各轴承回油温度、推力瓦金属温度均应在合格范围内。
6.3.2锅炉方面
将汽包水位提高至+100mm，维持机组正常运行。
甩100%负荷时，投入4台磨煤机，8只油枪助燃。
锅炉汽包水位、炉膛负压、温度切为手动控制。
将水位保护定值放宽至＋300mm、－300mm。
6.3.3电气方面
厂用电切至启备变供电。
试验前应将柴油发电机试投一次，确认柴油发电机能可靠投入。
6.4试验记录与监测
甩负荷试验的记录项目包括自动录波记录及DAS采样记录两部分。
采用录波仪自动记录有关参数。
自动记录项目
发电机有功功率；
转速；
试验起始信号；
高、中压调节汽门行程；
高压缸调节级后压力
DAS采样记录
通过DAS系统记录的项目有：
发电机有功功率、转速、主蒸汽压力与温度、再热蒸汽压力与温度、真空、调节级压力、高低压缸排汽温度、主油泵出口油压、润滑油压、汽包水位、汽包压力、主蒸汽流量、主给水流量、高旁开度、低旁开度。
其它监视项目，如胀差、轴向位移、振动、轴承钨金温度、回油温度、油氢差压等，若有异常按照运行规程中的有关规定执行。
6.5试验步骤及操作注意事项
6.5.1试验前机组的运行方式
试验前主蒸汽参数、真空均保持额定值，发电机功率达到试验要求数值，
全面检查机组各主辅设备运行正常。
除机跳炉和电跳机保护不投外，其余所有主辅机的联锁保护全部投入，在甩负荷试验期间应派专人监视保安电源绝对可靠。
厂用电切至启动备用变，并检查柴油发电机作为保安电源能可靠投入使用。
试验步骤
试启、停交直流润滑油泵；
将负荷调至150—210MW之间，做主汽门、调节汽门活动试验；
将负荷调整至目标负荷；
完成甩负荷前的各项准备工作；（见附表8.4）
数据采集装置通电，DAS系统准备就绪，各监测人员各就各位；
当上述所有试验项目、检查项目、运行方式检查正常后可向各部门工作人
员通知，并汇报试验领导小组已具备甩负荷试验的条件。
进行50%甩负荷试验。
50%甩负荷试验完成后，再次并网带负荷至额定负荷。
条件具备后进行100%甩负荷试验。
甩负荷时进行的检查及操作
一切工作准备就绪后,由试验指挥开始10秒倒计时。
甩50%负荷时,倒计时开始,锅炉停第一台磨煤机，倒计时至“4”时开启低旁，锅炉停第二台磨煤机，倒计时至“2”时手动开启PCV阀，倒计时至“0”时由电气人员断开发电机主开关。
甩100%负荷时,倒计时开始，锅炉停第一台磨煤机，倒计时至“6”时锅炉停第二台磨煤机，倒计时至“4”时开启低旁直至全开，锅炉停第三台磨煤机，倒计时至“0”时手动开启PCV阀，锅炉停第四台磨煤机，倒计时至“0”时由电气人员断开发电机主开关。
倒计时至“2”时,关闭所有减温水阀门.
甩负荷时汽机方面应进行的检查及操作。
密切监视机组转速飞升情况，若转速飞升至3300rpm而保护未动作时，应立即打闸停机。
检查各调门、高排逆止门及抽汽逆止门应迅速关闭,BDV阀、VV阀应迅速打开，若出现卡涩现象应立即打闸停机。
检查调节系统的动作情况，若调节系统出现严重摆动而无法维持运行时，应立即打闸停机。
检查高压旁路应自动开启,若自动失灵，应立即手动开启。
检查轴封汽源应切为辅汽供给。
及时调整轴封压力、除氧器压力和水位、辅汽联箱压力及凝汽器水位。
检查汽缸本体及抽汽管道等疏水应自动开启，否则立即手动开启。
监视汽轮发电机组各主要运行参数，如主汽压力与温度、轴承振动、轴向位移、胀差、真空、瓦温及回油温度等的变化情况。
若发现异常，及时处理。
机组维持空负荷运行，全面检查一切正常后，通知电气尽快并网带负荷。
甩负荷时，若意外发生厂用电中断，应立即打闸停机，关闭高低压旁路，
开启真空破坏门，真空至零时停止轴封供汽，并尽快恢复厂用电。
甩负荷时，若由于电超速保护或危急遮断器动作而停机,应立即启动交流润滑油泵，若其它情况正常，在转速低于2950rpm时重新挂闸恢复3000rpm运行。
甩负荷时锅炉方面应进行的检查及操作
部分油枪保持运行，维持炉膛燃烧稳定。
严密监视主汽及再热汽压力的变化情况，若压力超限而安全门未动作时应
立即手动停炉。
严密监视主汽温度及再热汽温度的变化情况,及时调整减温水流量。
严密监视汽包水位的变化趋势，适当调整给水量维持水位正常，防止锅炉汽包缺水满水。
甩负荷时电气方面应进行的检查及操作
严密监视发电机出口电压、励磁电压和电流的变化趋势，甩负荷后,发电机励磁系统应该自动减励磁电流。
若励磁系统自动动作异常,则手动跳掉灭磁开关.
监视发电机定子铁芯及线圈温度、发电机氢压及氢温的变化，发现异常及时处理。
7．调试验收标准
7.1甩50%额定负荷后，转速超调量大于或等于5%时，则应中断试验，不在进行甩100%负荷试验。
7.2甩100%额定负荷后，最高飞升转速不应使危机保安器动作。
8．检查清单及试验结果
8.1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
BMS联锁保护及锅炉辅机联锁保护
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
8.2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ATT试验
动作正常
7
手操再热汽安全门试验
分别手操并与主控室信号联系
8
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
9
变负荷试验
检查汽机调门灵活性，应无卡涩、突跳现象。
10
制粉系统、燃烧系统初调试验
数据记录，燃烧稳定
11
汽、水品质监督
符合品质要求
12
过热汽、再热汽减温水阀严密性试验
不泄漏
13
汽机汽门严密性试验
符合制造厂要求
8.3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
√
8.4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
锅炉台磨煤机、杆油枪
2
二台电动给水泵运行
3
润滑油温40~45℃
4
凝汽器水位正常
5
凝汽器压力小于8KPa
6
给水箱水位正常
7
电网周波稳定
8
机组有功330MW（或165MW）
9
旁路蒸汽管道疏水暖管充分，处于热备用状态
10
轴封蒸汽温度控制在允许温度范围内
11
除氧器加热用辅汽
12
甩负荷前炉膛负压可向正向偏大些
8.6锅炉专业记录表
序号
项目
单位
初始值
最大值
最小值
稳定值
1
炉膛压力
MPa
2
燃油压力
MPa
3
主汽压力
MPa
4
主汽温度
℃
5
再热汽压力
MPa
6
再热汽温度
℃
7
给水压力
MPa
8
过热器喷水量
t/h
9
燃料量
t/h
10
给水流量
t/h
11
主蒸汽流量
t/h
8.7汽机专业记录表
序号
项目
单位
初始值
最大值
最小值
稳定值
1
主汽压力
MPa
2
主汽温度
℃
3
再热汽压力
MPa
4
再热汽温度
℃
5
高压缸排汽压力
MPa
6
高压缸排汽温度
℃
7
低压缸排汽压力
MPa
8
低压缸排汽温度
℃
9
高压缸第一级压力
MPa
10
高压缸第一级温度
℃
11
轴承
金属
温度
#l
#2
#3
#4
℃
#5
#6
#7
#8
12
轴向位移
mm
13
推力瓦金属温度
℃
14
润滑油压力
MPa
15
汽机转速
r/min
16
机组功率
MW
17
轴振动
#1
#2
#3
#4
um/s
#5
#6
#7
#8
8.8录波记录项目
序号
项目
单位
备注1
备注2
1
150KV断路器跳闸信号
2
汽机转速
r/min
3
高压调门#l行程
mm
4
高压调门#2行程
5
高压调门#3行程
6
高压调门#4行程
7
中压调门#1行程
8
中压调门#2行程
9
主汽压力
MPa
10
再热汽压力
11
发电机电压
V
12
AVR输出电压
13
AVR输出电流
A
14
发电机有功功率
MW
15
发电机无功功率
MVar
西安热工研究院
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西安市兴庆路80号
电话：
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