一号机组甩负荷试验调试措施.docx
《一号机组甩负荷试验调试措施.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《一号机组甩负荷试验调试措施.docx（34页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
一号机组甩负荷试验调试措施
表A74调试方案申报单
工程名称：
华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程编号：
致：
现报上一号机组甩负荷试验工程调试（方案、措施），请审查。
附件：
一号机组甩负荷试验调试措施
承包单位（章）：
项目经理：
日期：
监理部审查意见：
安全监理工程师：
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：
建设单位（章）：
项目代表：
日期：
填报说明：
本表一式4份，由承包单位填报，建设单位两份，项目监理机构、承包单位各一份。
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
调试措施
华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程
一号机组甩负荷试验
调试措施
措施编号：
CRPBH-HBTS-A74-1QJ-017
措施编写：
审核：
（调试单位）
（施工单位）
（监理单位）
（建设单位）
（生产单位）
河北省电力建设调整试验所2014－09－28
河北省石家庄体育南大街238号No238SouthTiyuStreetShijiazhuangCityHebeiProvince.P.R.C
邮政编码/PC:
050021电话/Tel:
86-311-66672222传真/Fax：
86-311-66672119
目录
1设备系统简介1
2试验目的及要求2
3措施编制标准和依据2
4调试范围3
5调试前应具备的条件3
6试验的准备及试验步骤5
7试验合格标准8
8环境和职业安全健康管理8
9危险点分析及预防措施10
10调试项目的记录内容10
11试验的组织分工10
附表1：
甩负荷试验重要操作岗位人员配置12
附表2：
甩50％负荷试验操作细则13
附表3：
甩100％负荷试验操作细则15
附表4：
录波器记录项目17
附表5：
暂时解除的保护18
附表6：
调试措施交底记录19
附表7：
调试记录表20
1设备系统简介
1.1华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程一号机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的CC350－24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽、抽汽供热、湿冷凝汽式汽轮机。
汽轮机轴系由高压、中压、低压、发电机四个转子构成，转子系统由安装在中轴承箱内的推力轴承定位，并有8个支撑轴承支撑。
三级高压加热器，一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。
机组的主要辅机设备有：
2台100%容量立式筒型凝结水泵、2台50%容量的汽动给水泵、两台100%容量真空泵、两台100%容量闭冷水泵、两台100%容量循环水泵。
此外，该机组还配备有50％B-MCR的高、低压旁路。
1.2数字式电液控制系统（DEH），与DCS系统采用统一配置，硬件系统均采用ABB分散控制系统。
DEH主要控制汽轮机转速和功率，机组在启动和正常运行过程中，DEH接受CCS指令或操作人员通过人机接口所发出的增、减指令，采集汽轮机发电机组的转速和功率以及调节阀的位置反馈等信号，进行分析处理，综合运算，输出控制信号到电液伺服阀，改变调节阀的开度，以控制机组的运行。
汽轮机调节采用液压油驱动，调节系统设有2个高压主汽阀、4个高压调节阀、2个中压主汽阀、2个中压调节汽阀。
机组TSI及DEH均设置了电超速保护，定值为110％额定转速；机轴上装设有机械超速保护，设计定值为111—112％额定转速。
1.3在机组甩30%额定负荷以上时，OPC负荷下降预感器动作，迅速关闭高压调节阀和中压调节阀，同时使目标转速及给定转速改为3000r/min，一段时间后，高、中压调节阀恢复由伺服阀控制，最终使汽轮机转速稳定在3000r/min。
系统还设置了103％超速控制系统，当机组转速超过该定值时，迅速动作超速限制电磁阀，关闭高、中压调节阀，油动机保持全关，抑制转速的进一步上升。
转速低于102%额定转速时，超速限制电磁阀失电，调节阀恢复由伺服阀控制。
1.4锅炉采用型号为B&WB-2015/25.4-M型超临界参数变压直流炉，墙式燃烧对冲布置、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉配有无循环泵的内置式启动系统。
制粉系统为中速磨煤机配冷一次风机正压直吹式系统，每台锅炉设有五台磨煤机。
本工程将B磨对应的炉前下层燃烧器改为微油点火燃烧器，并设计了相关的辅助系统。
烟风系统中送风机、引风机、一次风机均设计为动叶可调轴流式风机，并取消脱硫烟气旁路挡板和增压风机。
烟气在空气预热器冷却后离开锅炉，通过静电除尘器除尘后进入烟气脱硫系统。
1.5发电机采用哈尔滨电机厂有限公司制造的QFSN-350-2型发电机。
该型汽轮发电机采用水氢氢冷却方式，即定子绕组为水内冷、转子绕组、铁芯为氢气内部冷却。
1.6机组大联锁的保护逻辑
机、炉、电保护系统的构成涉及FSSS、CCS、SCS、DEH、旁路等系统，由FSSS控制系统产生的保护信号MFT、ETS危急跳闸系统产生的汽机跳闸信号以及电气产生的发电机跳闸信号相互作用，构成锅炉、汽机、发电机三大主设备的联锁保护。
1.6.1如果发电机保护动作，则引起汽机跳闸（电跳机）
1.6.2汽机跳闸，引起发电机跳闸（机跳电）
1.6.3汽机跳闸，且负荷大于40%，锅炉MFT（机跳炉）
1.6.4锅炉MFT，汽机跳闸（炉跳机）
1.6.5汽机跳闸，负荷低于40%，且高旁在关位，锅炉MFT（机跳炉）
2试验目的及要求
2.1试验目的
考核汽轮机调节系统的动态特性，测取动态过程有关参数的过渡过程曲线，验证调节系统和超速保护控制系统的品质，计算特征值。
2.2试验要求
2.2.1试验按甩50%、100%额定负荷二个阶段进行。
甩50%额定负荷时的转速超调量不得大于5%额定转速，否则不可进行100%甩负荷试验。
在甩负荷过程中调节系统应控制飞升转速在要求的范围，并应较快地控制机组在3000r/min稳定运行。
甩100%额定负荷后，最高飞升转速不应使超速保护动作。
2.2.2机组及各配套辅机、附属设备和相关控制系统设计应适应甩负荷工况。
3措施编制标准和依据
3.1《华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程调试大纲》
3.2《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》【DL/T1270-2013】
3.3《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2009】
3.4《火力发电建设工程机组调试技术规范》【DL/T5294-2013】
3.5《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》【DL/T5295-2013】
3.6《中国电力优质工程奖评选办法（2013版）》
3.7《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）【DL5009.1-2002】
3.8《防止电力生产事故的二十五项重点要求》【国能安全〔2014〕161号】
3.9《火电工程达标投产验收规程》【DL5277-2012】
3.10《汽轮机启动调试导则》【DL/T863-2004】
3.11《电力建设施工质量验收及评价规程》（汽轮发电机组篇DL/T5210.3-2009）
3.12设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书
3.13设计单位提供的相关设计图纸和资料
3.14华润电力渤海新区2×350MW热电联产机组工程技术协议、会议纪要、设计变更等
4调试范围
4.1机组甩50%负荷试验
4.2机组甩100%负荷试验
5调试前应具备的条件
序号
应具备的条件
检查确认
5.1
试运范围场地平整，道路畅通。
5.2
试运现场环境干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。
5.3
排水系统及设施能正常使用。
5.4
现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。
5.5
消防设施处于可靠备用状态。
5.6
电话等通讯设备安装完毕，可以投入使用。
5.7
在寒冷气候下进行试运的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度能保持+5℃以上。
5.8
设备及系统安装完成，在调试前相关签证齐全，具备调试条件。
5.9
机组经过满负荷运行，所有设备运行正常，主要设备无重大缺陷，操作执行机构灵活可靠。
5.10
主要运行参数（如有功功率、调节级压力、高排压力、再热压力、主汽压力、主汽温度、汽水分离器水位等）监视仪表显示准确。
5.11
FSSS、DAS、SCS、CCS、TSI、ETS、SOE装置均已完成静态调试及功能试验。
各自动调节已完成动态特性调整，并投用正常。
5.12
DEH调节系统静态试验，功能试验，调门特性试验均已完成，达到设计要求。
各种工况运行中的动态特性调整已完成，并投用正常。
设有完善的甩负荷逻辑。
EH油质合格。
5.13
调节系统、OPC回路经检验正常，OPC触发、复位等设定的逻辑及参数，OPC复位后，DEH的给定值、目标值及PID控制参数满足甩负荷试验的要求。
5.14
调节保安系统动作可靠，超速试验合格，就地及主控手动打闸装置动作正常。
5.15
主汽门和调速汽门严密性试验合格。
5.16
高中压主汽门、调门无卡涩，阀门关闭时间符合要求。
5.17
高、中压调门活动试验正常。
负荷变动过程中，高压调门动作灵活，无卡涩、突跳现象。
5.18
抽汽逆止门联锁动作正常，关闭灵活。
运行中在线活动试验正常。
5.19
启动油泵、交、直流润滑油泵，自启动试验正常。
润滑油质符合要求。
EH油泵、密封油泵联锁投入正常。
5.20
液压系统蓄能器投用，压力正常。
5.21
汽机旁路热态调试完毕，功能达到设计要求。
旁路调温自动功能正常。
5.22
汽轮机防进水保护功能正常，汽机本体疏水门、低压缸喷水阀等联锁保护动作正常。
5.23
高、低压加热器保护动作正常，各保护能可靠投入。
回热系统全部投入。
5.24
机组主、辅设备的热工和电气联锁保护校验正常。
5.25
2台给水泵均能够正常运行。
5.26
除氧器及汽动给水泵的汽源切换试验正常，切换中汽源压力平稳过渡。
5.27
汽机真空破坏门在集控室遥控开、关正常。
5.28
在机头安装转速表并可及时、可靠反应机组转速。
5.29
发电机主开关和灭磁开关跳、合正常。
5.30
直流电源系统可靠。
5.31
发电机自动励磁调节器功能正常。
5.32
发变组保护校验准确。
5.33
柴油发电机调试完毕，能够正常投运。
不间断电源UPS、保安电源可靠、正常。
5.34
炉膛、燃烧器和各受热面没有严重的结焦现象。
5.35
锅炉过热器、再热器安全阀、PCV校验合格。
5.36
锅炉的保护、联锁试验合格、投入工作可靠。
5.37
燃油系统和点火稳燃系统（包括微油点火装置）正常。
5.38
制粉系统、燃烧系统的调整试验已完成。
5.39
除氧器溢、放水阀操作正常。
5.40
过热器和再热器各级减温水阀门严密性符合要求。
5.41
机组经过冷、热态启停和变工况运行，经各种工况运行考验，运行情况正常。
5.42
锅炉、汽机等系统调节特性满足试验要求。
5.43
厂用蒸汽汽源能够正常投入。
5.44
试验用通讯设备齐备。
5.45
甩负荷经中调批准。
5.46
试验措施经审核，并为运行人员、测试人员及其他参加试验相关人员熟知。
5.47
所有试验用仪器、仪表校验合格。
5.48
无关系统已可靠隔离。
5.49
汽水系统管道支吊架符合规定，可承受甩负荷试验产生的冲击。
5.50
高速数据采集仪已接线完毕，记录速率应设定为200点/秒或更高；测试人员已做好甩负荷录波的准备工作并应至少记录以下参数：
并网开关动作信号、超速限制电磁阀动作信号、汽机转速、机组负荷、高中压调速汽门行程反馈。
6试验的准备及试验步骤
6.1试验前的检查和准备工作
序号
检查确认项目
检查确认
6.1.1
试验开始前检查项目：
确认甩负荷条件具备。
进行柴油发电机自启动试验，确认自启动功能正常。
检查汽机的主保护应全部投入且可靠。
锅炉主保护亦应全部投入（除分离器水位保护、给水流量低保护）。
进行交、直流润滑油泵、启动油泵、顶轴油泵的在线自动启停试验，并确认联锁可靠投入，盘车马达电源系统应确认正常。
连接试验高速记录装置。
检查确认发电机AVR调节装置工作正常，甩负荷时发电机AVR在“自动”状态，发电机过电压保护投入。
检查确认机组能够在试验负荷下稳定运行，汽机进汽参数稳定。
冷段至辅助蒸汽汽源暖管备用。
启动炉点火，向辅汽联箱供汽。
将辅汽汽源并入至一台汽泵工作汽源。
除氧器汽源切换到辅汽运行。
给水泵再循环开5%暖管。
锅炉已采取稳燃措施。
PCV正常备用状态。
人员就位，准备好绳子，随时准备拉启过热器安全门（100%负荷工况）。
汽机轴封用汽及高低旁系统蒸汽管道做好预暖工作，减温水调节阀动作良好，处于良好的备用状态。
检查确认高低压旁路的喷水阀、疏水扩容器减温水阀、低压缸喷水阀处于“自动”状态。
确认主蒸汽、再热蒸汽减温水控制在“自动”状态。
检查确认DEH功能无异常，确认DCS没有重要的报警。
甩负荷前检查汽机胀差、润滑油压、油温、轴位移、汽缸金属温差、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。
确认相关组态逻辑、联锁保护状态已满足甩负荷试验要求。
甩负荷前准备好并网工作票。
对在控制室、电子间、锅炉现场和汽机现场之间的通讯进行通话试验，验证呼叫联络能够满足试验要求。
试验前，机组应在试验负荷下稳定运行至少1小时。
6.1.2
试验开始前人员分工及职责：
按甩负荷试验重要岗位人员分工进行人员配备。
设有总指挥、技术组、运行操作组、动态测试组、维护组。
技术组对试验全面负责，负责条件确认、过程指挥和异常情况的决策处理。
动态测试组负责设置和试验高速记录装置，确认记录项目和量程正确。
运行操作组汽机运行人员设三人，一人监视并调整除氧器、凝汽器水位，一人负责投入高、低压旁路的操作，另设有一人监视汽机转速，主机TSI参数，DEH系统中各阀门的开度，抽汽逆止阀、高排逆止阀关闭情况、VV阀开启情况，调整轴封系统及其它系统，并负责机组在异常状态下停机的准备。
运行操作组汽机机头设有一人监视汽机转速及主再热调门动作情况，并负责就地打闸。
运行操作组设专人监视转速变化，并负责远控打闸。
运行操作组电气专业一人准备听命令操作发电机出口开关（GCB）并监视发电机过电压保护，励磁调节器及灭磁开关的动作情况，并随时准备手动灭磁开关，同时负责试验完毕后的并网操作。
运行操作组锅炉专业应设三名运行人员，分别负责监视调整制粉系统（准备好磨煤机的停运工作），给水系统，烟风系统。
维护组、技术组在锅炉主汽安全门位置设有专人负责，准备随时手动拉启安全门的工作，且能与主控联系（100%负荷工况）。
维护组人员应在主控值班，听从指挥处理事故。
6.2试验步骤
序号
检查确认项目
检查确认
6.2.1
甩50%负荷保持最下2层磨运行，甩100%负荷保持4台磨运行。
6.2.2
甩负荷前投入最下两层8支大油枪，投入B层4支少油燃烧器。
6.2.3
各专业进行全面检查，确认机组运行状态稳定，满足甩负荷条件，及时向总指挥报告。
6.2.4
试验总指挥对现场通讯设备进行核对，保证联络畅通。
6.2.5
甩负荷试验前由试验总指挥下令，通过值长向电网调度报告，批准之后，告知总指挥。
6.2.6
检查确认参与试验的所有人员已在各自规定的位置上。
运行画面分配已完成。
开启试验用高速记录装置。
6.2.7
解除机组的部分大联锁（解除锅炉MFT、电气跳闸引起汽轮机跳闸的联锁）。
6.2.8
调整除氧器、凝汽器水位在正常水位。
6.2.9
启动主机启动油泵、交流润滑油泵。
6.2.10
将高、低旁开至5％的开度。
6.2.11
检查上述工作完成后，发出“距甩负荷试验还有1分钟”的通告。
6.2.12
维持炉膛负压在＋100Pa附近。
6.2.13
对减温水电动隔离门及相应调门全部关闭，防止甩负荷后汽温突降。
6.2.14
甩50%负荷前25S停1A给煤机，10S后停1A磨煤机，后将1B给煤机负荷均减至25t/h。
停磨后，注意调整炉膛负压，注意减小一次风机出力。
6.2.15
甩100%负荷前保证炉主汽压力较低情况下，带350MW负荷；甩前20秒停1E磨煤机，甩前10秒停1C磨煤机，甩前0秒停1A磨煤机，1B磨出力保持不变。
停磨后，注意调整炉膛负压，减小一次风机出力。
6.2.16
试验前60秒钟，开始倒记时。
6.2.17
倒计时到“10”时高速记录装置开始记录。
6.2.18
口令到“甩”时，断开发电机出口开关（GCB），如果发电机电压异常，手动断开灭磁开关。
6.2.19
甩负荷后注意控制分离器、凝汽器、除氧器的水位。
6.2.20
甩负荷后检查VV阀、电磁泄放阀开启情况，各抽汽逆止门关闭情况；立即检查并调整汽封压力，凝汽器水位、除氧器压力、水位，轴位移、胀差、排汽温度、发电机氢温；检查机组振动情况，瓦温，润滑油温，轴承回油温度等参数。
以上检查项目均落实到人，若发现异常应立即报告并及时进行调整。
6.2.21
甩负荷的同时开启电磁泄放阀，视主蒸汽压力上升情况手拉过热器安全门。
6.2.22
甩负荷后全开低旁压力调整门，根据具体情况调整高旁压力调整门的开度。
6.2.23
甩负荷后手动将一台汽泵打闸，利用另一台汽动给水泵维持锅炉上水。
6.2.24
甩负荷后机、电、炉操作人员按措施及作业程序执行，未作特殊规定的各专业按运行规程进行处理。
6.2.25
甩负荷试验完成后，报告试验总指挥，并尽快重新并网带负荷。
7试验合格标准
汽轮机调节系统动态特性良好，超速保护应不动作，动态过程应能迅速稳定。
8环境和职业安全健康管理
8.1试验现场应场地清洁，照明良好，通信畅通，现场无易燃易爆物品，临时脚手架拆除，消防设施齐全，无关人员不得进入试验现场。
8.2试验范围内的扶梯、栏杆要完好，孔洞要作好防护措施，要做到以人身安全及设备安全为原则。
8.3试验区域禁止危及试验的施工工作，如必须进行施工工作要严格执行工作票制度。
8.4如在试验过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止试验工作，并分析原因，提出解决措施。
8.5试验全过程各有关专业人员均应在场，以确保设备运行的安全性。
8.6甩负荷试验的原则是必须保证设备安全，因此试验前所有锅炉、发电机组的保护均须投入，本措施特别提出的除外。
每次甩负荷试验前各专业人员必须确认各保护的投入状态。
8.7试验及运行人员必须熟知本措施，做好事故预想。
尽量做到汽机不超速，锅炉不超压，发电机不过电压。
8.8发电机主开关掉闸后，应监视发电机过电压情况，如过电压保护拒动时，应立即手动灭磁。
8.9无论在任何情况下，汽机转速达到3300r/min时，要立即打闸。
打闸后若转速仍继续上升，则应采取一切切断汽源的措施，破坏真空紧急停机。
8.10甩负荷后，若超速保护动作，应立即检查各主汽、再热汽调门，各段抽汽逆止门是否关闭与严密。
8.11甩负荷后，严密监视旁路运行情况，是否出现水冲击，支吊架、管道有无振动。
低旁开启后运行人员应注意再热汽压力的变化，并同时注意高缸排汽温度变化。
8.12甩负荷时的有关操作按试验措施进行，甩负荷后的操作按运行规程及事故处理规程进行。
8.13做好锅炉超压的反事故措施。
当锅炉泄压装置失灵而导致锅炉超压时，应紧急停炉。
甩100%负荷后，迅速打开PCV阀，观察主蒸汽压力无上升趋势后关闭。
8.14注意过热器、再热器减温水的调节，防止甩负荷过程中汽温快速降低。
如果减温水调门漏流量过大时要采取相应措施（如就地关闭手动门）。
8.15检查确认本体疏水阀已开启，当确认有水倒入缸内（汽缸温度快速下降），应立即停机。
8.16试验期间，在机头、主控各有一人监视转速变化，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.汽机转速达到超速保护动作转速而未动作。
b.调速系统发生长时间大幅摆动，不能有效控制转速，OPC频繁动作。
c.机组轴瓦振动突然增加5丝。
d.轴瓦断油或瓦温超过规定值时。
e.主、再蒸汽温度10分钟下降50℃时。
f.高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。
g.机组保护应动作而未动作时。
h.汽机各项参数达到主保护动作值而保护未动。
8.17在下列情况时，应停机破坏真空停机：
a.机组发生摩擦或强烈振动时。
b.超速跳闸后转速不能快速下降时。
c.当断油烧瓦或瓦温过高而停机时。
8.18运行操作人员在甩负荷试验前必须熟知甩负荷试验操作步骤，作好事故处理思想准备。
数字电液调节系统机组，甩负荷动态过渡过程中，不得更改调节系统的控制参数和设定目标转速。
8.19视给水流量按试验方案维持合理给水泵组运行，观察给水控制情况，确保泵组安全，对直流锅炉，应维持省煤器入口给水流量满足需要。
8.20对于超临界机组，以给水流量为主要调整手段，维持合适煤水比。
注意控制汽水分离器出口蒸汽过热度，控制过热器出口温度稳定。
8.21试验过程中，如发生事故及严重的异常情况要停止试验，由运行人员按照《运行规程》进行事故处理。
9危险点分析及预防措施
危害辨识与危险评价表
专业：
汽机年月日
工作内容：
一号机组甩负荷试验
序号
作业活动
危险因素
可能导致的事故
消除或减少危险及潜在危险的安全措施
1
试验过程
现场作业时遇高空落物
人员伤亡或设备损坏
加强安全教育，戴好安全帽，注意周围作业情况。
人员磕碰、跌落，
造成人员伤亡
现场清洁，通道畅通，围栏齐备，照明充足
2
试验过程
较大噪声、管路泄漏
人员受伤
现场人员应带耳塞，加强检查。
3
试验过程
突发事故
事故扩大
调试、运行人员平时熟悉设备、熟悉规程、专业基础扎实、做好突发事件预想，准备充分。
突发事件发生时，调试、运行人员要头脑冷静、忙而不乱。
4
试验过程
操作不当
试验失败
甩负荷试验要专人组织，交底清楚，各司其职、一旦失败、迅速打闸，待查明原因并处理后方可再次试验。
5
试验过程
试验指挥系统混乱
造成组织失误，
升级会员 