002机组甩负荷试验调试技术方案.docx

002机组甩负荷试验调试技术方案.docx

《002机组甩负荷试验调试技术方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《002机组甩负荷试验调试技术方案.docx（13页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

002机组甩负荷试验调试技术方案

QB

云南省电力试验研究所企业标准QI/YDSY-03-TS（XW-QS）002-2003

宣威电厂六期扩建工程2×300MW机组

机组甩负荷试验

调试技术方案

V2.0A

受控印章：

2003年08月10日发布2003年08月10日实施

云南省电力试验研究所（基建调试所）发布

编制：

年月日

审核：

年月日

会审：

建设单位年月日

生产单位年月日

施工单位年月日

监理单位年月日

设计单位年月日

质保：

年月日

审定：

年月日

批准：

年月日

·本方案由云南电力基建调试所提出

·本方案由云南电力试验研究所质保部归口管理

·本方案由宣威电厂六期扩建工程试运总指挥批准

1目的及适用范围

2系统概况

3职责分工

4编制依据

5引用标准

6应具备条件及准备工作

7调试作业程序

8质量标准及记录

9安全措施

1．目的及适用范围

1.1试验目的

1.1.1考核汽轮机DEH数字电液控制系统及其执行机构在甩负荷时能否控制机组转速不超过危急遮断器的动作转速，能否维持汽轮机空负荷运行。

1.1.2测取机组甩负荷后的动态过程曲线,计算转子的时间常数、转子加速度、转子转动惯量等参数，分析评价机组的动态特性，整理目测参数，分析试验结果及存在的问题。

1.1.3考核机组及配套辅机系统的设计、制造、安装、调试质量，以及对甩负荷工况的适应能力。

1.2适用范围

本试验方案适用于宣威电厂六期扩建工程2×300MW机组甩负荷试验。

2．概况

2.1机组及配套辅机系统

宣威发电厂六期扩建工程2×300MW机组汽机本体为东方汽轮机厂N300-16.7/537/537-8型亚临界中间再热凝汽式汽轮机组，单轴、两缸双排汽。

高中压合缸，双层结构；低压缸对称分流双层结构。

转子叶片：

高压缸9级，中压缸6级，低压缸2×6级，共27级。

抽汽：

高压缸2段，中压缸2段，低压缸4段。

汽机有高压缸倒暖汽源系统；采用高压抗燃油数字纯电调控制；配置35%额定容量的二级电动蒸汽旁路系统；配置2台50%容量汽动给水泵、1台50%备用电动给水泵、1台8%启动电动上水泵；2台100%容量立式多级离心凝结水泵；3台高压加热器，大旁路系统布置；4台低压加热器；采用闭式循环水系统，双曲线自然循环通风冷却塔；配有中间凝结水精处理系统。

发电机采用为东方电机股份有限公司QFSN-300-2-20000型发电机组，水—氢—氢冷却方式、静止可控硅自并激励磁方式。

主控系统采用上海自动化仪表股份公司DCS公司供货的进口MAX-1000+PLUSDCS系统，实现DAS、MCS、SCS、FSSS、BPS、DEH、MEH、ETS、ECS、锅炉定期排污；吹灰程序控制多功能一体化控制。

锅炉本体为武汉锅炉厂WGZ/1025/18.4-4型亚临界自然循环燃煤汽包锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、П型半露天岛式布置、全钢悬吊结构、固态排渣。

当在汽轮机的负荷大于15％时，若发电机油开关断开甩负荷，DEH可控制超速限制电磁阀动作，快速关闭高、中压调节阀，转速目标给定为3000r/min，一段时间后，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复伺服阀转速闭环控制，最终使汽轮机转速稳定在3000r/min。

2.2甩负荷试验

甩负荷试验是在机组带满负荷运行的情况下，突然甩去全部所带负荷，考核机组对甩负荷工况的适应能力。

甩负荷是电厂运行中最危险的状态之一，为适应电网运行要求，保证机组的安全运行，新机组必须成功完成甩负荷试验，方可移交试生产。

机组甩负荷试验在168小时试运之前进行。

根据部颁《汽轮机甩负荷试验导则》编制的机组甩负荷方案。

试验方法为：

断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去机组全部所带负荷。

甩负荷试验分为两次进行，先进行50%额定负荷的甩负荷试验。

在50%甩负荷试验成功的基础上，并确认100%额定负荷的甩负荷试验具有安全保障的情况下，再进行100%额定负荷的甩负荷试验。

甩50%额定负荷试验后，转速超调量大于或等于5％（即最大飞升转速大于3150rpm）时，应中断甩100%额定负荷的试验。

甩负荷试验应在额定参数、回热系统全部投入等正常运行方式下进行。

试验应做到锅炉不灭火，发电机不灭磁，汽轮机不停机维持空转。

3．职责分工

3.1试运指挥部:

组织成立甩负荷试验指挥组，试验指挥组设指挥及副指挥各一人，指挥负责试验工作的总体协调及试验发令；副指挥负责试验条件的确认，负责下设操作组及测试组的协调组织工作。

试验操作组由生产单位运行人员及安装单位人员组成，负责试验过程的运行操作、主机的安全检查、锅炉汽包水位监视及锅炉安全阀的手动启跳工作（汽包两只，过热器一只）。

试验测试组由调试人员组成，负责甩负荷试验所需汽机侧参数的测试（汽机调试人员）及发电机侧参数的测试（电气调试人员）工作。

汽机、电气试验所测数据（曲线）及由此得出的结果（结论）以书面方式及时汇总。

3.2建设单位：

参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收、竣工验收的日常工作；处理试运过程中设备问题和备品配件的供应；组织试运质量验评；组织调试方案、措施会审。

协助试运指挥部做好机组甩负荷试验的组织协调工作。

3.3生产单位：

负责甩负荷试验的试验申请、运行设备的各项操作及事故处理，协助做好试验过程中的各项运行参数的记录，并负责试验的消防和保卫工作。

根据试验方案、操作措施及运行规程在调试单位的指导下完成甩负荷试验操作、运行监控。

3.4施工单位：

负责机组各设备的维护、检修及消缺工作，协助做好试验过程中的各项运行参数的记录。

3.5调试单位：

负责编写甩负荷试验方案并向参加试验的全体工作人员进行技术交底，负责试验的组织指挥，指导运行操作，组织试验数据的测试和记录，负责计算整理试验数据，编写试验报告。

配合监理及验收检查组对该项目验收工作。

3.6设计单位：

参加甩负荷调试方案的会审，负责必要的系统设备、功能设计修改，及时提供设计变更通知。

3.7监理单位：

负责按相关质量规程及项目监控点计划进行机组本项目的质量监理。

参加本调试技术方案的会审。

3.8汽轮机、发电机制造厂及DEH制造厂：

应参加甩负荷试验的全过程，对甩负荷试验的进行技术指导。

保证所供设备性能，及时提出消除设备缺陷的意见和措施，并配合缺陷消除工作。

4．编制依据

4.1云南省电力基建调试所《宣威电厂六期扩建工程2×300MW机组调试大纲》（QI/YSDY-03-TS（XW）001-2003）。

4.2云南宣威电厂六期扩建工程2×300MW燃煤机组整套启动试运工程调试合同。

4.3《电力建设工程预算定额第六册调试》（2002年修订本），中国电力企业联合会发布。

4.4云南省电力设计院图纸：

热力系统图（F0496S－J0202－02）。

4.5东方汽轮机厂N300－16.7/537/537-8型汽轮机启动、运行说明书（D300N－000106ASM）。

4.6东方汽轮机厂《数字电液控制系统说明书》（

4.7东方汽轮机厂《N300－16.7（170）－535/535－4型中间再热式汽轮机调节保安系统静态试验说明书》（

4.8东方汽轮机厂《N300N型汽轮机调节保安系统说明书》（D300N.000301ASM）。

4.9东方汽轮机厂《调节保安系统现场安装说明书说明书》（D300N.000314ASM）。

4.10东方汽轮机厂数字电液控制系统说明书（K300－000401HSM）。

5．引用标准

5.1《火力发电厂基本建设工程启动及施工验收规程》（1996年版），电力部电建[1996]159号文颁发。

5.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建质[1996]40号文颁发。

5.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版），电力部建质[1996]111号文颁发。

5.4《火电机组达标投产考核标准》（2001年版）电力部电综[2001]218号文颁发。

5.5《电力建设安全工作规程》（第一部分：

火力发电厂）电力行业标准DL5009.1-2002国家经贸委发布2002年10月1日实施。

5.6《火电施工质量检验及评定标准》汽机篇（1998年版），电力部电综[1998]145号文颁发。

5.7《300MW机组汽机运行导则》电力部，DL/T609-1996。

5.8《汽轮机甩负荷试验导则》电力工业部建质（1996年版）40号文。

6．应具备条件及准备工作

6.1甩负荷试验方案应经电力调度所的审核同意，得到生产单位、汽轮发电机厂家的认可，经试运总指挥批准。

6.2机组经过满负荷运行，所有系统（设备）运行正常，性能良好，操作灵活，热工保护均能正常投入,保护动作灵活可靠，主要热工自动已投入，调节质量符合要求，各主要监视仪表、DAS系统指示正确。

6.3调节系统静态特性符合要求，超速保护系统试验合格，主汽门及调节汽门严密性试验合格，高、中压主汽门及调节汽门无卡涩，快速关闭时间符合设计要求。

6.4汽机就地跳闸、集控室远操跳闸动作可靠，高排逆止门及各抽汽逆止门联锁动作正确，能迅速关闭且关闭严密。

6.5汽轮机抽汽回热系统，蒸汽旁路系统等工作正常，联锁保护可靠，抽汽逆止门动作正常，高加保护试验合格。

6.6高压抗燃油、润滑油油质合格。

6.7热控及电气保护及联锁回路应检查是否符合试验要求。

6.8在甩负荷试验前的锅炉升压过程中对安全门、PCV阀和对空排汽门进行开启试验。

PCV阀及对空排汽门经热态动作试验合格。

6.9确认锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。

6.10发电机主开关和灭磁开关跳合正常。

6.11系统周波保持在50±0.2Hz，系统留有备用容量。

6.12主控与就地的通讯设施完备。

6.13试验组织机构成立，职责分工明确。

7．试验作业程序

7.1试验前的检查和调整工作

7.1.1进行交流润滑油泵、直流事故油泵、顶轴油泵、盘车电机、备用密封油泵的启停试验，并确认其联锁在投入状态，盘车电源确认正常可靠。

7.1.2进行调节系统阀门活动试验。

7.1.3进行一只安全门的手动启跳试验。

7.1.4辅汽联箱汽源切换为邻炉汽源供给，轴封及除氧器用汽切换为辅汽联箱供给，保证试验后轴封用汽和除氧器加热用汽不中断。

7.1.5检查确认高、中压段疏水在全关位置，解除机组负荷与高、中压段疏水联锁，确保机组甩负荷后高、中压段疏水不会联开。

同时确认机组事故排放阀（BDV）联锁处于投入状态。

7.1.6调整电动给水泵出力，让电泵和#1汽泵共同向锅炉供水。

#2汽泵维持3300r/min转速运行再循环，两台汽泵汽源均由辅助蒸汽联箱供给。

7.1.7进行炉前油循环，检查所有12支油枪具备投运条件。

7.1.8检查各套制粉系统，确认制粉系统运行正常，停运制粉系统具备投运条件。

7.1.9检查并确认锅炉水位计已正常投运，指示正确。

检查锅炉各级减温水系统，阀门应关闭严密。

进行锅炉及空气预热器吹灰。

确认保安电源、事故备用电源可靠。

厂用电源由工作段切至备用段。

试验前凝汽器水位、除氧器水位、汽包水位应保持在低水位。

做好振动监测工作准备。

甩负荷前检查汽机胀差、轴向位移、润滑油压（温）、汽缸金属温度、机组振动、支持轴承温度、推力轴承温度均在合格范围之内。

启动备用真空泵，投入低缸喷水及扩容器头号减温水系统。

启动交流润滑油泵，与#2射油器并列运行。

对锅炉燃烧系统进行必要的调整，注意风量、水量及汽温的控制。

旁路系统开最小开度进行暖管，处于热备用，甩负荷前高旁管壁温度应大于100℃。

发电机过电压保护及励磁自动调节器己正常投入。

试验用设备、仪器校验合格并已接入系统，准备就绪，数据采集及参数记录人员均已就位，模拟测试合格。

汽机、锅炉、电气、热控工作人员按照以下要求做好准备：

（1）汽机运行人员负责凝汽器、除氧器的水位控制及旁路系统的监视操作，并设有专人监视机组转速、振动、轴承温度、胀差、轴向位移等参数，一人负责异常状态远动打闸停机。

（2）汽机机头设一人监视汽机转速并准备随时手动打闸（打闸转速3300r/min），设专人分别监视各主汽门、调节汽门动作情况。

（3）锅炉运行人员负责给水调节、负压调节、磨煤机停运后的有关操作，并有专人负责监视主、再热蒸汽的压力和温度。

（4）锅炉安全门位置有专人监视，必要时进行手动启跳安全阀的工作。

（5）电气工作人员设专人操作甩负荷试验按钮，专人监视发电机过电压和灭磁开关动作情况，并随时准备手动灭磁。

（6）甩负荷试验过程中电气运行人员应密切监视发电机运行参数，出现异常情况时，应按照电厂运行要求的有关规定进行处理。

（7）热控及检修工作人员应在主控室集中待命。

7.2试验步骤

7.2.1机组甩负荷条件具备后，提请试验指挥同意，甩负荷前将机组负荷调到试验负荷，主汽、再热汽参数及真空维持额定值，稳定运行2小时以上。

7.2.2甩负荷试验前半小时投入AA层油枪，相应减少制粉系统出力，调整燃烧工况，维持机组主蒸汽参数为额定值，机组在150MW下运行，准备甩50%负荷试验。

7.2.3试验设备和系统具备甩负荷条件后及时向试验副指挥报告。

7.2.4甩负荷前试验指挥通过值长通知中调，并得到中调同意。

7.2.5试验指挥以“5、4、3、2、1、开始”命令方式发令。

发令前10min解除汽机低真空保护、锅炉汽包水位保护、全炉膛灭火保护，解除机炉电大联锁中的电跳机和炉跳机，将汽包水位自动切成手动状态；发令前3min锅炉迅速将各运行给煤机负荷减至零，保持#1、#2磨煤机运行。

倒计时发令“5”时，启动试验测试设备，进入测试状态，同时开启低压旁路（30%、60%、100%，分三次开完，每次开度到位后即进行下一步操作）；发令“3”时开启高压旁路，高压旁路的开启大小以高旁后压力<4MPa为限，锅炉开启PCV阀；发令“1”时将供水汽泵打闸停运；

发出“开始”命令：

断开发电机主开关甩去全部负荷。

7.2.6甩负荷后，机组转速下降到3000rpm时，高压旁路关闭，高旁后压力<1MPa；机、炉、电运行人员按试验方案中规定的操作执行，方案中未作特殊说明的部分按电厂运行规定进行处理。

7.2.7试验测试组待试验数采集测试动态过程曲线完成后，立即通知试验指挥。

7.2.8检查并及时调整辅联压力、轴封压力、高旁后压力、除氧器压力及水位、凝汽器水位、轴向位移、胀差、排汽缸温度、发电机定子冷却水温度、压力，氢气温度，汽包压力、水位等参数，检查机组振动情况，推力瓦温、润滑油温、轴承回油温度、汽缸温度等。

7.2.9检查机组正常后，通知中调，尽快并网带负荷至与缸温对应的负荷值（即高中压缸膨胀值对应的负荷），加负荷率20MW/min。

机组甩负荷后锅炉根据汽温、汽压要求增投部分油枪运行，快速启动给煤机运行，恢复投粉燃烧状态，以满足汽机尽快并网带负荷的要求。

甩负荷后汽机重点监视的项目为：

汽缸胀差、轴向位移、轴及轴承振动、高压缸排汽温度、高压缸排汽温度、低压缸排汽温度，推力瓦及轴承温度等。

锅炉重点监视的项目为：

锅炉受热面壁温、磨煤机出口温度、磨煤机出口风温、炉膛负压、汽包水位及一次风量的调整等。

按电厂运行规定进行其他相应操作和调整。

甩100％额定负荷试验是在50％额定负荷甩负荷试验成功的基础上且认为甩100％负荷可行的情况下进行的。

甩100％额定负荷时也应尽量使主汽参数接近额定值，试验方法、步骤按执行。

不同之处在运行磨煤机的数量及给水泵的操作上：

（1）甩满负荷前3min迅速将运行给煤机负荷减至零，保持#1～#4磨煤机运行。

（2）机组满负荷工况下运行时由两台汽动给水泵（#1汽泵汽源由四段抽汽供给，#2汽泵汽源由邻炉汽经辅助蒸汽联箱供给）和电动给水泵泵共同向锅炉上水。

（3）当试验指挥发令“1”时将#1汽泵（四抽供汽）打闸停运，锅炉运行人员维持#2汽泵原运行状态不变，通过调整电泵向锅炉上水。

7.3甩负荷试验的数据采集及处理

7.3.1甩负荷试验的数据采集由试验测试组进行，记录下列数据：

甩负荷前瞬间机组的运行参数：

主蒸汽压力和温度，再热蒸汽压力和温度，汽机真空，机组负荷，各调节汽门行程，汽机转速等。

甩负荷后，机组达到的最高转速和时间，机组达到的稳定转速和时间等。

甩负荷后的最高主蒸汽和再热蒸汽压力，机组转速稳定后的主蒸汽、再热蒸汽压力和凝汽器真空等。

甩负荷后调节汽门重新开启的时间，机组转速稳定后各调节汽门的开度及它们的波动范围等。

其它记录项目有：

发电机功率，发电机定子电流，调节级后压力，高、低压缸排汽温度、排汽压力，各段抽汽压力，胀差，轴向位移，保安油压，轴及轴承振动等。

以上测试项目一部分使用数据采集设备完成，一部分采用手工记录完成。

7.3.2甩负荷试验的数据整理

数据采集及手抄记录的各参数,按甩负荷前,过渡过程中的最大（最小）值和最终稳定值整理后列表。

7.3.3计算如下参数

转速超调量、调节系统不等率、动静差比、转子加速度、转子时间常数、转子转动惯量、容积时间常数、稳定时间等。

7.3.4根据试验结果，评价机组动态性能及存在问题，提交试验报告，填写验评表，交付质量验收。

8．质量标准及记录

本试验以电力工业部建质[1996]111号文颁发《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）中验评表6-3-3作为验收考核标准。

执行一卡五方签字验收。

9．安全措施

9.1在甩负荷试验作业过程中，应保持试验场地道路通畅，试验场地有明显的围栏及标识牌，作业组全体人员要佩戴特殊通行证方可进入试验场地和主控制盘前，非作业人员严禁围观。

9.2试验现场备有足够的消防设施，试验期间消防、保卫人员在现场就位。

9.3甩负荷试验时应有一人负责进行机组运行协调工作，负责根据试验期间运行情况，随时协调锅炉和汽机运行状况。

9.4若机组甩负荷后转速升高使电超速或机械超速保护动作时：

（1）检查主汽门、调节汽门、抽汽逆止门及高排逆止门是否全关。

（2）按电厂运行规定进行相应操作。

（3）迅速恢复机组在3000rpm运行，完成的有关检查调整工作。

9.5试验期间机头、主控各一人监视机组转速，随时了解各方面关于机组运行安全的情况，当机组发生下列异常时，应立即打闸停机：

（1）机组甩负荷后DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行，或转速严重波动，无法维持空转。

（2）发电机失去密封油。

（3）机组高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值（高中压缸胀差-3mm或+6mm、低压缸胀差+14mm）。

（4）机组主保护拒动。

9.6在发生以下情况时，应破坏真空紧急停机：

（1）机组甩负荷后转速升至3360rpm以上而危急遮断器未动作。

（2）机组发生强烈振动，轴瓦振动超过0.08mm，轴振超过0.25mm。

（3）汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。

（4）机组超速，汽机跳闸后转速仍不下降。

（5）主蒸汽或再热蒸汽温度低于470℃或快速下降（10分钟内下降50℃）或过热度低于50℃时。

（6）润滑油压低于机组跳机值（0.039MPa）。

（7）汽轮发电机组轴瓦断油或瓦温超过规定值（支持轴承105℃，推力轴承100℃）。

（8）汽轮机轴向位移超过规定值（+1.2mm，-1.65mm）。

（9）凝汽器压力升至19.7kPa。

9.7若锅炉超压而安全门拒动时，手动启跳三只安全门（汽包两只、过热器一只）。

9.8若机前汽压、汽温同时快速下降，应以处理汽温下降为主。

9.9发电机开关跳闸后应密切监视发电机过电压情况，当发电机过电压保护拒动时，应立即手动灭磁。