3号机组大修A修后整组启动试验方案解读.docx
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3号机组大修A修后整组启动试验方案解读
贵州大方发电有限公司
2013年3号机组
修后整组启动试验方案
批准：
审定：
审核：
编写：
二〇一三年一月
贵州大方发电有限公司
2013年3号机组修后整组启动试验方案
3号机组于2012年12月19日至2013年1月29日停机进行检修，为确保机组大修后启动及试验工作的顺利完成，缩短启动及试验时间，节约燃油，保证启动、试验过程有条不紊地进行；同时根据设备改造情况，对新安装和检修的设备进行相关检查和试验，确保机组启动后的稳定经济运行，特编写此方案。
1、设备检修、改造情况
（一）电气部分
1、3号发电机抽转子大修；
2、主变、高厂变、脱硫变、励磁变预试、检查、清扫；
3、3号发电机封闭母线绝缘子更换；
4、3号机、炉辅机事故按钮改造
5、6kV脱硫3段辅机开关保护改造
6、5042开关检查
7、3号机脱硝设备盘柜改造
8、3号炉旋转分离器盘柜安装
（二）汽机部分
1.主机本体解体检修。
2.小机A/B本体解体检查（A泵体更换）。
3.高、低压加热器汽、水侧密封板检查和验漏检查。
4.高、低压旁路减压阀解体检查。
5.高中压主汽门、调节门解体检查。
6.除氧器本体检查。
7.凝汽器水侧结垢清理。
8.密封油真空油箱滤网检查。
9.凝结水泵A/B解体检查。
10.前置泵A/B解体检查。
11.定子冷却水泵A/B联轴器检查。
12.冷却水升压泵A/B解体检查。
13.密封油泵A/B联轴器更换。
14.轴封风机A/B解体检查。
15.#5、#6循泵解体检查。
16.主机润滑油冷却器解体清洗。
17.3号机透平油质处理。
18.冷却塔清污。
19.冷却塔排泥门、放水门更换。
20.主机调节级喷嘴改造。
21.主机高压缸2-5级隔板改造。
22.高辅联箱加装旁路管。
23.高调门检修及高调门十字头改造。
（三）锅炉部分
1、本体部分：
（1）省煤器进行了整体更换，将原省煤器改造为采用带扩展受热面的"H"型鳍片省煤器，并将原一级低温过热器管组改为光管省煤器，去除了部分二级低过管组；
（2）对锅炉侧内漏阀门进行了治理，部分泄漏严重的进行了更换。
2、制粉系统
（1）旋转式煤粉分离器改造，采用旋转式动态分离器代替原磨煤机双蜗壳星型煤粉分离器。
磨煤机进行了常规检查、冷却水系统进行了改造；
（2）原煤仓落煤管及上下闸板换型，落煤管、方圆节更换；
（3）粉管可调缩孔改造和煤粉取样器换型；
（4）磨煤机入、出口关断门进行了换型改造；
（5）粉管加装了风速测量装置；
（6）将风量测量装置更换为具有自清灰功能的测速装置。
（7）对全部C档板24台执行器及后墙12台F档板执行机构进行了换型改造。
3、空预器密封装置改造，将自动调节密封改为柔性密封，更换了部分蓄热元件。
4、燃烧系统
（1）进行了防结焦翼墙通风改造，在燃烧器风室四角靠近翼墙处增加风口、增加翼墙贴壁风口和增加拱上角部风口；
（2）进行了燃烧器箱体和均分器修复；
（3）将粉管辅助风系统移除；
（4）增加空预器出口氧量测点。
5、引风机增容改造，动叶调节改造。
6、脱硝设备改造（增加烟气脱硝设备），对烟气进行脱销处理。
7、电除尘系统改造（2、3、4电场改为布袋除尘）。
二、启动试验范围
（一）电气
1、3号发变组（包括3号发电机、3号励磁变、3号主变、3号高厂变、3号高压脱硫变）；
2、500kV升压站第四串5042、5043开关、刀闸、CT；500kVII组母线及母线PT；3号发电机、3号主变出口PT、CT；
3、发电机励磁系统：
励磁变压器、自动励磁调节器等；
4、发变组、高厂变、高压脱硫变继电保护、励磁变保护、机组故障录波器、自动准同期装置、6kV快切装置及相应的测量、信号及厂用电监控系统和网络监控系统。
（二）汽轮机部分
1、汽轮机主保护、小机保护联锁保护；
2、汽轮机抽真空系统、危急遮断系统；
3、主汽门、调节汽门；
4、汽机侧安全阀；
（三）锅炉部分
1、炉本体受热面及主给水管道（从给水泵出口电动门至省煤器进口集箱），再热器进口集箱入口处水压试验堵阀至再热器出口集箱处水压试验堵阀之间管路及阀门、热控仪表等所有承压部件；
2、锅炉给水系统、燃烧系统、烟风系统、制粉系统及各风门挡板；
3、空预器、送风机、引风机、一次风机、密封风机相关保护，锅炉MFT保护测试；
4、锅炉侧安全阀。
三、试验项目及目的
（1）锅炉本体水压试验
试验目的：
在冷态下检查各承压部件的强度和严密性。
（2）炉膛冷态空气动力场试验
试验目的：
对改造后的炉内动力场进行全面的测试，了解改造后的锅炉配风性能，为锅炉更好的运行提供指导。
（3）辅机保护试验
试验目的：
对重要辅机的热控保护动作可靠性进行检查。
（4）机炉电大联锁试验
试验目的：
对三大主机联锁保护动作的可靠性进行检查。
（5）高压遮断电磁阀试验
试验目的：
检查高压遮断通道可靠性。
（6）危急遮断器喷油试验
试验目的：
为确保危急遮断飞环在机组一旦出现超速时，能迅速飞出遮断汽轮机，需对飞环进行定期活动试验。
（7）手动停机按钮试验
试验目的：
确保手动停机动作灵活、可靠。
（8）主汽阀、调节汽阀严密性试验
试验目的：
检查主汽门、调节汽门关闭严密情况。
（9）危急遮断器超速试验
试验目的：
检查调整超速保护装置的动作转速。
（10）锅炉安全门试验
试验目的：
检查调整锅炉过热器、再热器安全门的动作压力。
（11）真空严密性试验
试验目的：
定期检查真空系统的严密性
（12）测量发电机转子不同转速下的交流阻抗
试验目的：
检查发电机转子绕组在升速过程中是否存在不同离心力的匝间短路现象，作好转子励磁性能的原始档案对比。
（13）发变组空载试验
试验目的：
检查发变组的电压回路完整性，确保正确，录制发电机空载特性曲线为今后铁损分析积累数据。
（14）发变组励磁调节器试验
试验目的：
检查励磁调节器的各项性能及调节器特性，发变组在空载额定电压下测录灭磁时间常数、自动灭磁开关FMK分闸后发电机定子残压。
（15）发电机假同期并网
试验目的：
检查同期装置及同期回路的完好性。
（16）发电机并网
试验目的：
检查同期装置及同期回路的完好性。
测量发变组保护的六角图，检验保护的正确性。
（17）厂用电电源切换试验
试验目的：
验证厂用系统快切装置。
（18）发电机轴电压测量
试验目的：
测量发电机在额定负荷下的轴电压，防止机组轴瓦油膜破坏影响安全运行。
（19）发电机在负载时的励磁调节器试验
试验目的：
检查励磁调节器的各项性能及调节特性。
四、启动前应具备的条件
（1）3号机组检修工作结束，有关试验工作结束，经分部试运验收合格，所有影响启动工作的脚手架等已拆除，人孔门关闭，所有工作票已收回。
运行人员对3号机组进行启动前大检查和调整。
3号机组具备整组启动条件。
（2）预先引接励磁系统临时它励电源。
从6kV工作段号备用开关仓位上引接到励磁变压器高压侧。
电缆截面积大于YJLV—3×70以上。
电缆高压试验以及开关保护应正常，核对临时电源相序与励磁变相序一致。
（3）3号机组500kV侧5042、5043开关、机组灭磁开关、630A开关、630B开关、6T30A开关远、近操及保护传动试验合格，信号正确。
（4）3号机变系统检修工作完毕，修后试验各项指标合格，所有工作票已收回，所有接地线全部拆除。
（5）3号发电机、变压器、断路器、CT、PT、避雷器等主要设备一次接线联结完整，一次回路直观核相无误，绝缘电阻在合格范围。
（6）3号机组主变、高厂变、脱硫变冷却器、励磁变风机试运行正常，变压器上无遗留杂物。
（7）3号发变组保护、自动准同期装置、6kV快切装置、机组故障录波装置、厂用电监控系统、网络监控系统、励磁调节器二次回路绝缘良好，静态试验合格，保护整组试验及传动试验动作正确，信号指示正确。
机、炉、电大联锁试验合格。
（8）3号发变组保护装置正确传动FMK灭磁开关。
（9）3号机组磁场开关断开，自动励磁调节器退出运行。
（10）直流系统绝缘良好，无接地。
（11）3号发电机充氢、充水完毕，氢气纯度湿度检验合格，氢油水系统投入运行。
发电机水、氢冷却系统经检验无漏，氢气及冷却水压力正常。
（12）试验前500kV开关、刀闸、接地刀闸状态:
500kV5042、5043开关在分闸位置；50421、50422、50431、50432刀闸分闸；50036刀闸合闸；504217、504227、504317、504327、500367、5003617接地刀闸在分闸位置。
（13）试验前6kV开关、PT柜状态:
6kV630A、630B、6T30A开关在开关仓外；6kV3A/3B进线PT在工作位置，脱硫变6kV进线PT在工作位置；6kV厂用3A/3B段由启备变通过603A、603B开关带厂用负荷。
（14）腾空500kVII母线，配合发变组空载试验时二次核相。
（15）退出3号发变组励磁变差动保护、3号机变安稳装置A、B系统FWK-300主机柜“3号机允切压板（13FLP）”、“切3号机5042开关I线圈（3LP1）、“切3号机5042开关II线圈（7LP1）”、“切3号机5043开关I线圈”（3LP2）、“切3号机5043开关II线圈”（7LP2）压板；退出安稳装置A、B系统UFV-200C从机柜“切3号机组”（1LP1）、“切3号机组”（1LP2）压板。
（16）3号机组所有保护装置、自动装置整定值按最新整定通知书执行。
（17）将3号发电机过压定置调整到1.15Un,保护动作时间0ｓ。
（18）在集控保护小室3号机组故障录波屏,将3号发电机机端电压、电流、励磁电压、电流、主变高压侧电压、电流、同期屏上待并侧电压和系统侧电压（计划用5043开关假并列，即接入主变高压侧同期电压、500kVII母系统同期电压），同期合闸指令信号和5043开关常开辅助触点接入微机录波装置,做好发电机空载和假同期并网试验数据记录.
（19）脱硫系统满足启动条件。
五、启动及试验操作步骤
（1）检修工作结束，工作票已收回，对机组进行启动前大检查和启动前操作结束无异常。
得到启动命令方可启动。
（2）将3号冷却水塔水位注至正常运行水位。
（3）机组的各辅机测绝缘及送电，参加机、炉、电大连锁试验的辅机开关送至试验位置。
联系中调将3号发变组转冷备用状态，3号发变组空载试验前联系中调将500kVII组母线腾空。
（4）电除尘投入振打、加热，启动捞渣机。
（5）除氧器进水投加热（此项操作在确保机组安全的情况下，可提前完成）。
（6）若除氧器水温达80℃，启动电动给水泵向锅炉进水。
当汽包水位到-100mm时，停止进水，投入炉底加热。
（7）进行机、炉电大连锁试验。
（8）机炉电大连锁试验合格后，将辅机开关由试验位置送至工作位置。
锅炉启动风机进行炉膛吹扫。
（9）达到点火条件后，得到中调允许，锅炉点火升温、升压。
（10）汽机达到条件后应尽早投入高缸预暖及高压主汽调节阀预暖。
当缸温达到160℃并稳定1小时后，在冲转前停运预暖。
（11）锅炉过热器出口压力达0.3MPa，停运炉底加热，关闭各空气门。
（12）锅炉过热器出口压力达0.1MPa，汽轮机启动辅机抽真空，根据锅炉过、再热器温度情况适时开启高、低旁路。
（13）锅炉二次风温达到170℃，进行磨煤机暖磨工作，启动磨煤机润滑油泵打油循环，将3号炉各煤仓煤位加至正常运行煤位。
（14）锅炉过热器出口参数达到汽机冲转参数，汽轮机挂闸冲转，冲转后投入汽缸夹层加热。
（15）汽轮机转速升至500r/min，检查无异常，进行手动停机按钮打闸试验。
按下手动停机按钮，汽轮机打闸。
对汽轮机全面检查无异常，汽轮机重新挂闸冲转至500r/min.
（16）汽轮机转速升至500r/min稳定后，测量发电机转子交流阻抗。
汽轮机进行升速、暖机工作，暖机合格后，转速升至3000r/min。
当转速分别在500、1000、2000、2500、3000r/min下进行交流阻抗各点试验，配合升速过程如在转速不稳定时，可在以上转速附近速测并同时派人读取该点转速。
其中额定转速下交流阻抗的测取一定要在机组转速在3000r/min时试验。
（17）汽轮机转速3000r/min，稳定转速，达到试验条件后，做汽轮机喷油试验、高压遮断试验。
（18）汽轮机喷油试验、高压遮断试验合格后。
按发电机变压器组空载试验措施调整检查结束，开始做发电机变压器组空载试验。
试验合格后，拉开5043开关、50431、50432刀闸，恢复发电机过压保护定值（1.3Un），时间0.5s；恢复500kVII母正常运行。
（19）按发电机在空载时励磁调节器试验措施调整检查结束，做发电机在空载时励磁调节器试验。
励磁系统调节器完成它励试验后，将励磁变6kV临时电缆拆除，恢复励磁变自并励接线,投入发变组励磁变差动保护压板，做调节器自并励条件下试验。
（20）发电机在空载时励磁调节器试验合格后，按发电机假同期并列（计划用5043开关假并列）措施调整检查结束后，做发电机假同期并列试验。
试验结束后拉开5043开关，恢复电气至DEH的并网信号（热工专业完成）。
拆除微机录波器，恢复相关二次接线。
并申请中调将3号发变组转为热备用状态，保护的投入按规程和试验措施的规定执行。
（21）发电机假同期并列试验合格后。
汽轮机逐渐关小高、低压旁路，锅炉继续提升压力50%额定压力以上。
达到主汽阀、调节汽阀严密性试验允许条件后，做主汽阀、调节汽阀严密性试验。
试验结束，恢复到正常状态。
（22）按发电机并列试验措施调整操作后，申请中调将3号发电机用ASS同期装置将3号机组经5043开关并入系统。
（23）发电机并网后，逐台启动磨煤机，逐渐滑升至主汽参数5～6MPa，主汽温度350～400℃。
（24）发电机并网后，做并网后电气专业励磁调节器特性试验。
手动增减励磁，无功负荷应能按指令增减，且变化平稳。
做A、B套自动调节器互切和手动通道与自动通道互切、PT断线试验，无功负荷应无明显波动。
（25）测量发电机轴电压。
发电机投入运行后，在不同负荷（空载、150MW、300MW）情况下提起发电机大轴铜辫子，测量转子轴电压（当测量转子轴电压时，退出发电机转子接地保护，在发变组保护屏后拆除大轴接地电缆，每次测量结束后将其恢复。
），其轴承座对地电压与轴两端电压基本一致。
大轴对地电压一般不大于10V。
试验中试验人员在用有绝缘手柄的导电接触棒时应注意安全，其引线要远离大轴，以免发生危险。
（26）机组带60MW左右，手动做6kV厂用电源切换试验。
检查：
6kV3A段母线PT电压与高厂变低压侧6kV3A段进线分支PT电压的一致性，6kV3B段母线PT电压与高厂变低压侧6kV3B段进线分支PT电压的一致性。
（27）当机组带负荷75MW左右连续运行4小时后，检查汽轮机及控制系统各项要求完全合格，申请中调逐渐减负荷到零，将发电机解列，汽轮机维持转速3000r/min运行，蒸汽参数通过锅炉调整燃烧和汽轮机调整旁路尽量维持稳定。
达到汽轮机超速保护试验条件后，汽轮机做超速保护试验。
（28）汽轮机超速保护试验结束后，申请中调重新将3号发电机用ASS同期装置将3号机组经5043开关并入系统，并网后申请中调将5042开关合环运行后，检查3号机变安稳装置运行参数确认其正常。
（29）发电机并网后，锅炉调整燃烧，逐台启动磨煤机滑升负荷至额定。
（30）负荷升至60MW，可进行厂用电切换。
（31）根据负荷情况，启动汽动给水泵运行，停运电动给水泵联备。
（32）负荷升至150MW，油枪少于6支，投入电除尘，通知脱硫投运脱硫。
（33）负荷升至180MW以上时，由专业人员使用安全门试验的专用装置，择机进行锅炉安全门试验，并按照整定压力要求对安全门动作压力进行整定。
（34）负荷升至180MW以上，视燃烧情况撤出全部油枪。
（35）负荷升至200MW，记录并网后发电机定子接地保护机端和中性点电压三次谐波值，整定3号机变保护A/B柜发电机定子接地保护并网后三次谐波比率定值。
整定结束后投入A、B柜发电机定子接地保护。
（36）负荷升至200MW以上，检查3号主变阻抗保护、逆功率保护接线的正确性，完毕后恢复发变组保护部分所有保护功能和出口压板。
（37）负荷升至270MW，将机组阀门控制方式由单阀切换为顺阀控制。
（38）负荷升至满负荷时，申请中调投入“AGC”、“AVC"。
六、启动注意事项
（1）加强启动前设备、系统的检查和启动后的检查。
启动任一辅机前，必须检查辅机轴承油质、油位正常及轴承冷却水正常。
（2）发电机一经恢复备用，则发变组及所属设备均视为带电状态，在定子和励磁回路上除《电力安全工作规程》准许的工作外,其余工作一律停止。
（3）机组启动前必须保证２～４小时盘车。
（4）锅炉上水，应严格控制进水温度与进水时间，并随时监视汽包壁温及温差。
当汽包壁温低于除氧器最高加热水温时，必须采用正温差进水。
（5）锅炉投油点火时，油枪应对称投入，并派人就地观察油枪着火情况，燃烧火焰应不直冲对角也不触及侧墙，发现油枪有漏油，雾化不好等现象，及时联系处理或调整。
随时注意调整二次风量，使燃烧完全。
（6）冲转前根据缸温选择好主再热蒸汽参数，保证足够的过热度、保证疏水畅通保证轴封汽压力、温度合格。
投入主机保护，胀差，上、下缸温差必须小于30℃方可冲转。
（7）在机组冲转时，应有专人在就地监视，在冲转过程中，若发现上、下缸温差超限并急剧增大，立即打闸。
如盘车未能脱扣，立即打闸停机。
（8）升速暖机过程中应严格控制机组的振动符合要求：
低速时应着重监视轴振的变化情况；1300r/min以下瓦振应<30μm，否则应立即打闸停机，严禁降速暖机，越临界转速时瓦振应<100μm，或轴振应<250μm，否则应立即打闸停机；一阶临界转速以上瓦振应不超过50μm，否则应查明原因并消除振动，使振动<30μm，不得在高振幅下长时间停留，若瓦振达80μm或轴振达250μm时，应立即打闸停机，待转子静止后投入连续盘车。
（9）发电机应缓慢升速，在低速下检查汽轮机、发电机、励磁系统的运行状况，有无机械碰撞、异声异味、以及轴承油流、振动情况。
（10）发电机转速停留在2040r/min左右暖机时，应检查滑环上的电刷有无跳动、卡涩或打火现象。
若有，应设法消除。
发电机转速到3000r/min时，应检查氢压、水压、密封油压、轴承温度等参数，以保证冷却系统的正常，振动低于规定值。
（11）整个升速过程中应保持润滑油温：
38～45℃，并注意监视调速油压应稳定，润滑油压不低于0.08MPa。
（12）发电机升压并列必须满足下列条件：
发电机充氢合格、定子及引出线通水、氢气冷却器通水、主变冷却器投入，封闭母线微正压装置投运并接到值长命令。
（13）发电机零起升压过程中转子电流、电压均匀上升，指示正常，注意定子三相电流为零或接近于零。
（14）发电机升压时，过电压保护应投跳闸位置。
（15）发电机升压过程中如果励磁回路、主变等出现异常情况，或电压失控，应立即降压，解除励磁，查明原因，消除故障后，方可重新升压。
（16）凝汽器未通循环水前严禁带压疏水进入扩容器，凝汽器真空在-73.4kPa以上方可投运低压旁路。
投运低旁前应先投运低喷。
高旁停运必须先停水侧，低旁停运必须先停汽侧，若低旁汽侧停运后出现振动应立即停运水侧。
（17）整个机组启动过程中，应密切监视各重要参数变化，并维持参数稳定。
必须注意防止汽包水位与汽温大幅波动，汽机旁路投运后应控制低旁后温度≤190℃，低缸温度≤80℃。
（18）严格控制主蒸汽温度变化率<1.5℃/min，再热蒸汽温度变化率<2℃/min。
当主再热蒸汽温度10分钟下降达50℃时应立即打闸停机。
（19）整个过程必须加强锅炉、汽机各部位膨胀监视，对膨胀不良的水冷壁可加强其下部放水，在点火前和汽压到10MPa时，还应记录膨胀指示值。
七、安全措施
（1）启动试验前应安排好试验和操作人员，做到定岗、定员，分工明确。
无关人员必须退出启动现场。
（2）所有参加启动和试验的工作人员必须服从启动试验指挥小组和当值值长的指挥。
操作前均征得当值值长同意，操作结束均应通知当值值长，杜绝人为误操作事故。
（3）若发生影响机组安全的事故和异常，应中断试验，试验人员全部退出现场。
运行人员应严格按现场运行规程处理，待机组恢复正常后，征得值长同意，方可重新进行试验工作。
（4）所有参加启动和试验的工作人员必须熟悉设备规范及运行规程和试验措施，并严格按规程和措施执行。
防止发生人身及设备的安全事故。
（5）启动和试验前必须对机组设备逐一检查，机组达到整组启动条件方可启动，具备试验条件方可进行试验。
若机组存在影响安全的缺陷，禁止启动和试验。
（6）启动和试验过程中，严格按照现场规程和各试验措施执行。
（7）500kV安稳系统功能和跳闸压板，待机组正常运行后，经调度批准后投入。
（8）所有试验范围内的设备，均应悬挂警示牌，设专人看守，非试验人员不得入内。
（9）启动和试验过程中要做好事故预想，加强设备的巡视和检查工作。
（10）所有现场人员都有对现场操作纠错的责任和义务。
（11）在启动和试验全过程中，生产技术部、安全监察部应派人进行现场指导和监督。
（12）在启动试验过程中，应加强设备的巡视、检查工作。
（13）各当班人员应充分作好各种事故预想，如发生异常，按规程规定处理，杜绝侥幸心理，以免造成设备损坏事故的发生。
八、组织措施
（1）成立3号机组修后启动试验指挥领导小组：
总指挥：
李荣
副总指挥：
朱晖
成员：
熊强、张晓晶、颜永生、万有强、李宁、章海峰、王天喜、刘银庆、王华、郑磊、毕平、何灿辉、何春林、蔡洪林
现场指挥：
当值值长
操作人：
当班人员
（2）现场操作负责人应明确各值班员的操作职责，作好各种试验、试转的记录。
附表：
机组整组启动操作卡
序号
时间
操作内容
执行情况
负责人
1
机组检修工作结束，工作票已收回，机组整组启动前大检查和启动前操作结束无异常，得到调度启动命令。
2
检查循环水系统具备投运条件，冷却水塔具备进水条件，将3号冷却水塔水位注至正常运行水位。
3
真空系统灌水严密性捉漏试验，发电机气密性试验完成且合格。
4
机组各辅机测绝缘及送电，参加机、炉、电大连锁试验的辅机开关送至试验位置。
联系中调将3号发变组转冷备用状态，3号发变组空载试验前联系中调将500kVⅡ组母线腾空。
5
热控人员检查DCS、TSI、ETS、DEH、MEH控制系统正常，将DEH、MEH系统、有关仪表、电动门、调节门送电并投入计算机控制系统。
并检查LCD画面上各系统设备及阀门状态正常，开关状态及联锁，参数指示状态正常。
6
电除尘投入振打、加热，启动捞渣机。
7
启动循环水、冷却水、工业水、消防水等公用系统。
8
汽机进行除氧器进水投加热，若除氧器水温达80℃，启动电动给水泵向锅炉进水。
当汽包水位到-100mm时，停止进水。
9
汽机辅汽联箱压力＞0.8MPa时，投入炉底蒸汽加热。
10
进行机、炉电大连锁试验。
11
大连锁试验合格后，将辅机开关由试验位置送至工作位置；锅炉
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