生物热电综合利用项目汽机反事故调试措施 5.docx
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生物热电综合利用项目汽机反事故调试措施5
方案报审表
工程名称：
XX生物热电综合利用项目编号：
SDYN-SEPC-JPT-004
致：
XX众成建设项目管理有限公司监理机构
现报上保安调节系统调试措施，请审查。
附件：
保安调节系统调试措施
承包单位（章）：
项目经理：
日期：
专业监理工程师审查意见：
专业监理工程师：
日期：
总监理工程师审核意见：
项目监理机构（章）：
总监理工程师：
日期：
建设单位审批意见：
专业工程师：
建设单位（章）：
项目负责人：
日期：
日期：
填报说明：
本表一式五份，由调试单位填报，建设单位、生产单位、项目监理机构、调试单位、施工单位各一份。
特殊施工技术方案由承包单位总工程师批准，并附验算结果。
乙类调试技术措施会签页
施工单位：
年月日
监理单位：
年月日
生产单位：
年月日
建设单位：
年月日
生物热电综合利用项目
C25-3.43/0.981型抽汽凝汽式汽轮机
保安调节系统调试措施
编制：
审核：
批准：
XX电力建设第一工程公司
2017年10月
目录
目录
1.工程概况：
1
2、调试依据及标准：
3
3、调试目的：
3
4、调试应具备的条件3
5、调试程序、步骤和方法：
4
6、调试所用仪器及要求：
9
7、组织分工10
8、安全技术措施及要求10
9、环境、职业健康、安全控制措施11
10.附录12
1.工程概况：
1.1工程概述
XX生物热电综合利用项目新建2×75t/h循环流化床生物质锅炉,1×25MW中温中压单抽汽供热式汽轮机。
三大主机分别为：
郑州锅炉股份有限公司生产的ZG-75/3.82-T型单锅筒、自然循环，生物质循环流化床锅炉，适用于室外半露天布置。
汽轮机为中国长江动力集团有限公司生产1×25MW抽汽凝汽式汽轮机中温中压单抽汽供热式汽轮机。
发电机为中国长江动力集团有限公司生产的30MW发电机组。
1.2系统简介
汽轮机的调节保安系统的作用是控制机组的转速（或功率）、抽汽压力（或抽汽量），从而保障机组的稳定运行，同时，可根据外界需求，调整电负荷或热负荷大小。
在出现可能危及到机组安全的异常情况发生时，调节保安系统迅速关闭主汽门、调节汽门和旋转隔板，实现紧急停机。
调节系统包括调速和调压两部分。
通过开大（或关小）调节汽阀和旋转隔板以改变汽轮机的蒸汽流量，从而调整机组的转速（或功率）、抽汽口压力（或抽汽量），以适应负荷的变化。
调速部分和调压部分按一定的自整要求设计，当电负荷、抽汽热负荷中的一个变化时，调节系统基本上能基本保证另一个参数不变。
此抽汽凝汽式汽轮机调节系统为低压电液调节系统，该系统由DEH控制系统、电液转换器、高压油动机、中压油动机等机械液压部套组成。
系统的具体组成详见调节保安系统图。
DEH控制器输出的控制信号进入电液转换器，电液转换器通过脉冲油控制错油门油动机开度。
该汽轮机的主蒸汽调节阀由高压油动机经提板配汽机构控制，高压油动机位于前轴承座上。
中压调节阀为旋转隔板形式，由中压油动机控制。
DEH控制器的转速传感器为磁阻式传感器，主蒸汽压力、抽汽压力信号信号传感器为压力传感器。
磁性传感器将汽轮机转子的转速转换成脉冲信号送到DEH控制系统。
压力传感器将抽汽压力转换成4～20mA电流信号送到DEH控制系统。
同时，压力传感器将主蒸汽压力转换成4～20mA电流信号送到DEH控制系统作为功率限制控制。
功率变速器输出4～20mA的功率信号送到DEH控制系统实现功频电液调节。
电液转换器由主油泵供油。
主油泵输出的1.078MPa的压力油经节流孔、滤油器后供给电液转换器。
主油泵为汽轮机轴头油泵。
系统工作原理：
当汽轮机转速变化或抽汽压力变化时，输入的信号与给定值比较输出一个偏差值，经运算放大后改变两路分别给两只电液转换器的控制信号，使两个电液转换器输出的脉冲油压变化，脉冲油直接作用在错油门滑阀下部，从而控制高、中压油动机的位移，改变高压调节阀和旋转隔板的开度，
从而达到自整调节的目的。
投入功率控制回路，达到功频电液调节的目的。
2.调试依据及标准：
2.1《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T5294-2013）
2.2《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》（DL/T5295-2013）
2.3《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009
2.4《电力建设施工及验收技术规范》汽机机组篇（DL/T5190.2--2012）
2.5《电力建设安全工作规程（第一部分：
火力发电厂）》DL5009.1-2014
2.6《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国家电力公司国电电源[2002]49号
2.7设计有关技术资料及设备制造厂家技术资料
2.8《汽机热力系统图》及XX生物热电综合利用项目生物热电运行规程
3.调试目的：
3.1按设计要求对供油系统进行调整，调整好各油压及蓄能器充氮压力，使之满足调节保安系统的工作要求。
3.2按厂家要求进行调节系统的整定，并配合热控进行电调调试，使之达到设计要求，满足机组运行的需要。
3.3汽轮机调节、保安系统阀门、联锁、报警、保护、启停等传动试验。
进行保安系统的整定调试工作，使其能够动作迅速、准确，确保机组安全运行。
3.4高压主汽阀和调节汽阀油动机，投运汽轮机监视仪表TSI和保护ETS系统。
汽轮机电液控制系统DEH操作及控制功能仿真试验。
4.调试应具备的条件
4.1润滑油及启动油系统经油循环冲洗后系统已经洁净，油质符合调试运行要求，润滑油系统运行正常。
4.2油箱油位指示经调试投入正常、指示正确，各油压和油温传感器调试后，集控室显示正确。
4.3润滑油泵、启动油泵等电源供电正常。
4.4调节保安部套按图纸要求恢复完毕，并具备试运条件。
4.5试验现场应清理干净，照明设备安装齐全。
5.调试程序、步骤和方法：
5.1油系统冲洗合格，油清洁度符合电厂油指标（DEH系统对油质的要求为NAS6级或NAS6级以上）。
5.2拆下所有部套上的冲洗板，将原部套恢复安装。
5.3所有电气接线完毕，工作票已办理终结手续。
5.4汽机各系统已恢复备用，各电动机已送上电源。
5.5启动高压油泵,检查系统所有各部接口焊口等地方,不应有泄露,如有泄漏立即停泵检查处理。
5.6调整主油泵出口油压在1.078MPa。
5.7调整过压阀，将润滑油系统压力调止0.08—0.15MPa,
5.8用危急遮断及复位装置或复位电磁阀进行复位，建立安全油压，油温在35—45℃之间。
调节保安系统静态试验
5.1机组静态试验前需完善的工作
5.1.1配合DEH厂家、热控进行主汽门电液转换器及油动机（DDV伺服阀）和高压油动机及抽汽油动机调试及试验。
5.1.2配合厂家进行DEH阀位整定和DEH仿真试验，确定控制逻辑的正确性。
5.1.3各油动机行程测量：
单独逐个测量各油动机的全行程数值。
5.1.4主汽门全行程关闭/开启试验。
5.1.5调节汽门油动机全行程关闭/开启试验及抽汽调节门油动机全行程阀位开启/关闭测量。
5.2.静态试验
5.2.1汽机的挂闸和打闸
①挂闸：
满足挂闸条件后，在就地进行挂闸，汽轮机建立挂闸油、安全油压，开启主汽门，检查开启情况状态。
②打闸：
在就地或操作员站上点击打闸，汽机跳闸后，CRT上的汽机状态显示为“汽机跳机”。
③重新挂闸，测量机组主机静态试验数据及各油压值。
5.3就地打闸停机试验：
5.3.1启动高压油泵，检查各油压正常；检查EH油压正常
5.3.2挂闸，开启主汽门；
5.3.3就地手打危急保安器，使主汽门关闭。
5.4.4就地手打仪表盘紧急按钮，使主汽门关闭。
5.4.操作台“停机”按钮试验：
5.4.1启动高压油泵，检查各油压正常；
5.4.2挂闸，开启主汽门；
5.4.3在集控操作台上手按“紧急停机”按钮，保护动作，关闭主汽门；
5.4.4保护复归。
5.4.5同样方法在DEH上进行远方“紧急停机”按钮试验。
5.5.轴向位移保护试验
5.5.1挂闸，开启主汽门，投入“轴向位移”保护。
5.5.2由热工人员短接轴向位移＋0.8，-0.8mm报警接点，DCS发报警信号。
5.5.3由热工人员短接轴向位移＋1.4，-1.4mm停机接点，保护动作，关闭主汽门。
5.5.4试验完毕，由热工恢复正常，退出“轴向位移”保护，做好记录。
5.5.5运行中做此试验，应退出“轴向位移”保护，由热工人员分别短接轴向位移报警和保护动作接点，均应报警正常，试后恢复，投入“轴向位移”保护。
5.6.机组低真空保护试验：
5.6.1挂闸，开启主汽门。
5.6.2投入“低真空”报警保护，DCS发报警信号。
5.6.3投入“低真空”停机保护，检查保护应动作，主汽门关闭正常。
5.6.3退出“低真空”保护。
5.7.发电机主开关跳闸试验（103%）
5.7.1发电机开关在试验位置状态下进行；
5.7.2挂闸，开启主汽门及调速汽门；
5.7.3触动发电机开关跳闸，电磁阀动作，调速汽门关闭（2.5—3s），主汽门在开启状态。
5.7.4用主汽门关闭信号试验使发电机开关跳闸。
5.8.电超速试验（110%）
5.8.1挂闸，开启主汽门。
5.8.2投入“电超速”保护，由热工人员短接110%电超速接点，保护动作，关闭主汽门。
5.8.3试验完毕，由热工恢复正常，退出“电超速”保护，做好记录。
5.9.润滑油压低联动试验：
5.9.1保持高压油泵运行，润滑油压正常，投入盘车运行；
5.9.2挂闸，开启主汽门，投入交、直流油泵联锁和“润滑油压低”保护。
5.9.3关闭低油压继电器进油门，缓慢开启其放油门，注意压力表读数和保护动作情况。
5.9.4当润滑油压降至0.08MPa时，油压继电器发出信号并报警。
5.9.5当润滑油压降至0.055MPa时，发出信号并报警，同时联动交流润滑油泵
5.9.6当润滑油压降至0.04MPa时，发出信号并报警，同时联动直流润滑油泵
5.9.7当润滑油压降至0.02MPa时,发出信号并报警，并停机。
5.9.8当润滑油压降至0.015MPa时,发出信号并报警，同时联停盘车。
5.9.9关闭低油压试验放油门，开启其进油门。
5.9.10退出“润滑油压低”保护和停止交、直流油泵运行。
试验完毕，恢复正常。
5.10.轴承回油温度高保护试验：
5.10.1挂闸，开启主汽门，投入“轴承回油温度高”保护，做支持轴承及推力轴承回油温度高保护试验。
5.10.2由热工短接任一轴承回油温度温度高65℃报警接点，DCS发报警信号。
5.10.3由热工短接任一轴承回油温度温度高75℃停机接点，保护应动作停机，关闭主汽门及调门。
5.10.4试验完毕，恢复正常。
5.11.轴瓦振动保护试验：
5.11.1挂闸，开启各主汽门，投入“轴瓦振动”保护；
5.11.2热工短接1﹟轴瓦振动大报警接点，出现声光报警信号；
5.11.3由热工短接1﹟轴瓦振动大停机接点，保护动作，关闭主汽门及调门。
5.11.4热工恢复正常后挂阀，开启主汽门，用同样方法做2—4轴瓦振动保护；
5.11.5试验完毕，恢复正常。
调节保安系统动态试验
5.1.500rpm磨检试验：
首次启动升速至500r/min时打闸一次，降速期间进行磨擦检查，如发现缸内动静部分、轴封、各轴承内部及发电机内部等处有异常声音或汽封油挡处冒火花，应立即打闸停机，若无异常，然后恢复500r/min暖机10min，对机组进行全面工况检查。
5.2.定速后的试验
5.2.1打闸试验：
机组第一次升到3000r/min时，进行集控远方打闸试验一次。
5.2.2油泵切换试验：
在机组转速达到2800—2900rpm时注意观察主油泵工作情况和电动高压油泵电流变化，并开始缓慢关闭高压油泵出口油门，进行油泵切换，切换过程中应加强监视，防止油压突降，并检查调节系统应能保持稳定，油动机无显著摆动，如有异常应立即停止切换试验。
5.3.危急遮断器喷油试验
5.3.1升速2920+30r/min时，为检查飞锤的动作是否可靠，可进行喷油试验，喷油试验并不遮断汽机。
5.3.2本系统的超速保护装置有危急遮断器、危急遮断油门。
危急遮断器采用飞锤式，当机组转速升至3300～3360r/min时，飞锤因离心力增大克服弹簧力而飞出撞击危急遮断油门的挂钩，使其脱扣，保安油泄放，关闭主汽门，保安油泄放使控制油泄掉从而关闭调节汽阀。
通过主汽门关闭接出的信号使抽汽液动阀迅速关闭抽汽阀。
5.4.电磁阀动态超速限制试验
5.4.1电磁阀动作试验：
当汽机升速到3000转/分，发电机尚未与电网并列时，在DEH控制主画面上，将电磁阀功能开关置于试验位置，此时电磁阀将通电动作，快速关闭高压调门油动机；在电磁阀功能开关返回正常位置时，电磁阀将失电，高压油动机再度开启，维持3000转/分运行。
5.4.2电磁阀超速试验：
控制机组升速至3090r/min，此时DEH装置将送出电磁阀控制信号，使电磁阀通电动作，快速关闭高压油动机；在转速小于3090转/分时，高压油动机将再度开启。
5.5.汽门严密性试验:
5.5.1汽机空负荷，维持3000r/min稳定运行，主蒸汽压力不宜太高，主蒸汽压力不小于额定压力的50%。
5.5.2在DEH功能块上分别选择“主汽门严密性试验”、“调节汽门严密性试验”，手打危急遮断器按钮，机组从3000r/min下降至要求转速后，恢复转速至3000r/min。
5.5.3严密性试验要求的稳定转速满足下式要求:
试验主汽压力
稳定转速≤--------------×1000r/min
额定主汽压力
5.5.4试验过程中注意胀差变化。
5.5.5单独关闭主汽门或调速汽门，检查转速下降情况，转速下降至≤1000r/min时为合格（并满足9.5.3的要求）。
5.6.汽机试验结束后，全面检查机组各部运行状况正常，交电气进行相关电气试验。
5.7.负荷控制
5.7.1当空负荷电气试验结束后，发电机组并入系统时，DEH立即增加给定负荷值，使发电机带上5%的初负荷。
5.7.2目标负荷：
操作员通过设定负荷率0—100%，再设定合适目标负荷。
5.7.3升负荷：
在设定目标负荷后，给定值自动以设定的负荷率向目标值逼近，随之发电机负荷逐渐增大。
5.7.4暖机：
汽轮机在升负荷过程中，若需暂停升负荷进行暖机，不在CCS方式时，操作员发“保持”指令，在CCS方式下时，退出CCS方式后发“保持”指令。
5.7.5按规定要求，在超速试验前汽轮机带10%—25%额定负荷运行4小时以上，使转子温度达到脆性转变温度以上，在此期间保持蒸汽参数稳定，随后解列发电机，汽轮机稳定在额定转速，准备进行超速试验；同时也可在电气试验结束前后根据机组缸温情况（缸温在300℃以上）进行机械超速试验。
5.8.汽轮机超速试验
5.8.1试验方法：
在DEH功能块上选择“超速试验允许”。
5.8.2电超速试验：
在DEH功能块上选择“电超速试验”，将目标转速设定为3360r/min，速率设定为200—300r/min进行升速，当转速超过110%额定转速时，电超速保护动作，将保护复位，重新挂闸定速。
【提示】110%电超速可在机械超速试验前进行有TSI厂家将3300rpm更改为3100rpm进行动态电超速试验，避免不必要的多次超转速试验。
5.8.3机械危急遮断器超速试验：
在ETS控制柜内切除电气超速保护功能，将目标转速设定为3360r/min，速率设定为200—300r/min进行升速，测定危急遮断器动作转速，应为3330±30r/min，连续试验两次，动作转速相差不超过0.6%。
在危急遮断器击出，危急遮断油门动作时，安全油卸压，主汽门、调门关闭机组停机。
待机组转速降至3000r/min，出击的危急遮断器飞锤返回，才允许控制危急遮断油门复位。
5.8.4超速试验注意事项
A、超速试验前，机组应在大于20%额定负荷条件下连续运行4小时以上或在缸温能满足超速试验要求，超速试验时的主蒸汽压力宜在3.5Mpa左右，不宜过高，试验过程中，轴承进油温度应保持在38~42℃之间
B、超速试验前应进行一次打闸试验，并检查各汽门关闭迅速，无卡涩。
C、试验时统一指挥，明确分工，严密监视。
D、应有两只以上转速表；转速表宜选用较高等级。
E、超速过程中严密监视汽轮发电机组振动，振动保护在投入位置。
F、升速中应有专人在集控室和就地监视转速，准备打闸，集控和就地通讯畅通。
G、当任一表计的转速达到3360r/min，而飞锤不动作时，应立即手动打闸停机，并进行调整。
H、试验前投入连续记录和计算机连续打印装置，以记录机组的转速、振动、瓦温、排汽温度等参数。
5.9.升负荷
在设定目标后，给定值自动以设定的负荷率向目标值逼近，随之发电机负荷逐渐增大。
5.9.1暖机：
汽轮机在升负荷过程中，若需暂停升负荷进行暖机，不在CCS方式时，操作员发“保持”指令，在CCS方式下时，退出CCS方式后发“保持”指令。
（1）负荷控制方式
（2）负荷反馈：
在满足以下条件后，可由操作员投入负荷控制器：
机组已并网，负荷在1.0MW—12MW之间；功率信号正常。
（3）阀位限制：
汽轮发电机组由于某种原因，在一段时间内，不希望阀门开得太大时，操作员可在OIS画面上设置阀位限制值，设置范围为（0—100确认范围值）%。
5.9.2阀门活动试验
5.9.2.1带80%负荷以上，需进行阀门活动试验，阀门活动试验分高压主汽阀活动试验、高压调节阀活动试验。
高压主汽阀进行15%全行程的活动试验，高压调节阀进行活动试验。
5.9.2.2高压主汽阀活动试验允许条件
A、当前没有任何阀门进行活动试验
B、发电机已并网
C、试验开关在试验位置
D、CCS控制未投入
E、高压主汽阀全部开启
5.9.2.3高压主汽阀活动试验过程
5.9.2.4DEH试验画面，点动主汽门试验，检查自动主汽门缓慢关闭15﹪，注意负荷的变化。
5.9.2.5恢复自动主汽门。
5.10.抽汽投入试验
5.10.1抽汽具备投送条件后，开始进行抽汽投送。
5.10.2根据热用户的要求进行抽汽量调整。
6.调试所用仪器及要求：
序号
仪器名称
型号
精度
产地
数量
1
红外线测温仪
RaYR312ML3U
1%
武汉华电
1
2
振动测试仪
Vm-63a
5%
南京
1
3
对讲机
4
调试质量目标及验评标准
6.1符合《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程DL/T5294-2013》中有关调节保安系统的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%；
6.2满足调节保安系统的工作要求。
6.3能够达到设计要求，满足机组运行的需要。
6.4确保调节系统动作迅速、准确，确保机组安全运行。
6.5调节系统能够稳定地控制机组转速和负荷，能使机组在危急状态下保证安全停机或在最短的时间内恢复机组运行
7.组织分工
7.1本措施由XX电力建设第一工程公司调试运行公司编写，并组织实施。
7.2本措施须经启动指挥部批准后由各方协调执行。
7.3设备厂家技术人员到现场做技术工作
7.4安装单位负责设备的维护、消缺及临时管道设备系统的改进和制作。
7.5XX永能生物科技有限公司负责生产的准备，运行人员的值班、设备的操作和记录，以及必要的化验工作的检查和验收。
7.6XX众成建设项目管理有限公司监理机构负责监督。
8.安全技术措施及要求
8.1参加调试的人员必须熟悉调试工序及安全注意事项。
8.2调试过程中值班人员认真负责，坚守岗位。
8.3孔洞、沟道必须安装防护盖板或搭设防护栏杆。
8.4调试的系统中不参与操作的阀门挂上“严禁操作”警示牌。
8.5系统调试过程必须统一指挥，严禁擅自进行操作，切换系统，其他人员要服从指挥，明确职责，以保证试验工作顺利进行。
8.6严格执行送停电制度，设备消缺前必须取得停电单并确认设备停电后方可进行。
8.7在主汽门油动机和调节汽门油动机开启情况下，所有现场人员应严防掉闸时被油动机动作挤伤。
8.8试验场地周围应拉安全绳或围栏，非试验人员不得进入试验现场，更不得未经允许而操作调节保安系统各部套。
8.9调试过程中发生异常情况，如运行设备或管道发生剧烈振动以及运行参数明显超标等，应立即紧急停中止调试，并分析原因，提出解决措施。
8.10调试过程中注意门窗封闭情况，保证厂界噪声在范围之内。
8.11调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠地进行。
8.12严禁酒后上班及疲劳作业，身体状况不好时应休息。
8.13夜间施工时，施工区域应有充足的照明。
9.环境、职业健康、安全控制措施
9.1施工现场的安全施工设施、文明施工设施及消防设施严禁乱拆乱动。
9.2坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，认真参加安全活动。
9.3认真学习并严格执行上级颁发的安全管理制度。
尊重和支持安监人员的工作，服从安监人员的监督和指导。
9.4施工现场的危险作业区设安全警戒线和警告标志。
现场拉设的安全绳高度不低于1.2米，两端拉直且牢固可靠。
9.5施工中加强安全“一对一”监护工作，以确保“四不伤害”。
9.6设备表面应清理干净，无积灰、积油等。
9.7调试过程注意保护成品，避免损坏成品设备。
10.附录
附录1.安全H、S点签证单重大危险因素“H、S点”验证单
施工方案/专项施工方案名称：
调节保安系统调试措施
序号
作业活动、施工工序
重大危险因素
可能导致
的事故
风险评价方式
危险
等级
H、S点
控制措施、方案
实施人
验证人
验证人
（签字）
定性评价
D=LEC
L
E
C
D
1.
调试前准备
调试前无安全技术交底
施工人员未被告之危险因素引发各类安全事故
√
5
在项目开工前组织施工人员进行安全技术交底并签字。
2.
地面不平、光线不充足
人员摔跤
人员受伤
√
5
地面要平整，照明充足，沟盖板、孔洞进行遮盖，围栏完善
3.
旋转机械设备
人员被旋转机械刮伤
人员受伤
√
45
4
S
对轮连接可靠，加好防护罩；工作人员袖口扎紧
4.
不了解试验程序
不了解系统设备状
人员伤/亡，设备
√
45
4
S
试验前认真学习试验措施，负责人进行交底；无关人员禁止进入试验区域
5.
不了解系统设备
误操作
人员伤/亡，设备
√
90
3
S
按照运行规程和试验措施操作，严禁随意操作
6.
启停设备就地无人监护
设备损坏不能及时处理
设备损坏
√
45
4
S
远方启停设备时就地安排人员进行监护，发现问题及时汇报并进行处理
7.
油系统着火
管道、接头有漏点
人员受伤、设备损坏
√
220
2
H
准备充分的消防设施，油系统发生泄漏应及时进行处理，油系统检修工作要动火时必须办理动火工作票
8.
工作有交
升级会员 