QJ122汽轮机甩负荷试验方案.docx
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QJ122汽轮机甩负荷试验方案
汽轮机甩负荷试验方案
工程名称
大唐林州2×300MW级热电机组工程
机组编号
＃1机组
文件名称
汽轮机甩负荷试验方案
文件类型
整套启动
调试单位
批准
年月日
审核
年月日
编写
年月日
目次
1目的4
2编制依据4
3设备系统简介4
4调试内容及质量指标6
5组织分工7
6仪器设备的配置8
7试验应具备的条件8
8试验方法9
9试验步骤10
10安全健康与环境管理14
11附录15
1目的
通过机组甩50％负荷和100％负荷，考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能，即汽轮机在甩负荷后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，测取汽轮机甩负荷后的动态特性曲线。
评定DEH及系统的动态品质。
2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（DL/T5437-2009）；
2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）》（建质[1996]111号）；
2.3《汽轮机甩负荷试验导则》（电力部建质[1996]40号）；
2.4《火电工程启动调试工作规定》（建质[1996]40号）；
2.5《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》（DL5009.1-2002）；
2.6《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国家电网工[2003]168号）；
2.7《大唐林州2×300MW级热电机组工程调试大纲》；
2.8设备厂家、设计单位相关资料。
3设备系统简介
3.1设备系统简介
本工程汽轮机采用上海汽轮机有限公司生产的C350-24.2/0.343/566/566超临界、两缸两排汽、一次中间再热、单轴、凝汽式汽轮机。
机组热力系统采用单元制，设有三台高加、四台低加、一台除氧器，汽轮机共八级抽汽。
汽轮机控制采用数字式电液控制系统（DEH），由上海汽轮机有限公司成套供货，液压执行机构系统采用高压抗燃油系统。
汽轮机轴系监视仪表采用德国EPRO公司的MMS6000监视系统，选择高、中压缸联合启动方式。
锅炉是上海锅炉厂有限公司设计、制造的SG-1138/25.4-M4401型超临界压力一次中间再热变压运行螺旋管圈直流炉。
燃烧器四角布置、切向燃烧、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、Π型露天布置、全钢架悬吊结构。
发电机采用上海发电机有限公司生产的QFSN-350-2型，水、氢、氢冷型、自并励静止整流励磁，三相同步汽轮发电机。
3.2主要设备技术规范
3.2.1汽轮机
序号
项目
单位
数值
1
型号
C350-24.2/0.343/566/566
2
型式
超临界、单轴、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽、凝汽式汽轮机。
3
制造公司
上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂
4
额定功率
MW
350
5
T-MCR工况
MW
372.4
6
最大功率（VWO工况）
MW
385.3
7
主蒸汽压力
MPa
24.2
8
主蒸汽温度
℃
566
9
主蒸汽流量
t/h
1007.007
10
再热蒸汽流量
t/h
842.58
11
排汽背压
kPa（a）
4.9
12
夏季背压（TRL工况、3%补水）
kPa（a）
11.8
13
热段/冷段再热蒸汽
MPa
4.13/4.589
14
热段/冷段再热蒸汽温度
℃
566/319.4
15
给水回热级数
8级（3高+1除+4低）
16
额定给水温度
℃
282.2℃
17
额定冷却水温度
℃
20
18
额定转速
r/min
3000
19
热耗率
kJ/kW.h
8208
20
额定抽汽压力
MPa.a
1.968/0.4
21
额定采暖抽汽量
t/h
390
22
最大采暖抽汽量
t/h
500
23
采暖抽汽温度
℃
261.1
24
工业用汽抽汽量
t/h
60
25
工业用汽温度
℃
470.5
26
旋转方向
（从汽轮机向发电机看）
顺时针方向
27
通流级数
级
38
高压缸级数
级
1调节级+14压力级
中压缸级数
级
11
低压缸级数
级
2×6
28
末级叶片长度
mm
1050
29
临界转速（分轴系，轴段的试验值一阶、二阶）
高中压转子
r/min
1539
低压转子
r/min
1509
发电机转子
r/min
867、2236
30
启动方式
高、中压缸联合启动
31
低压缸最高允许排汽温度
℃
121.1
3.2.2锅炉
项目
单位
BMCR（VWO）
BRL（TRL）
过热蒸汽流量
t/h
1139
1084.7
过热器出口压力
MPa
25.4
25.29
过热器出口蒸汽温度
℃
571
571
启动分离器压力
MPa
27.25
26.97
再热蒸汽流量
t/h
948.5
899.7
再热器进口蒸汽压力
MPa
4.64
4.39
再热器出口压力
MPa
4.46
4.22
再热器进口蒸汽温度
℃
323
317
再热器出口蒸汽温度
℃
569
569
给水温度
℃
285
281
空预器进口/出口一次风温
℃
28/331
28/328
空预器进口/出口二次风温
℃
23/347
23/343
排烟温度（修正前）
℃
133.1
131.6
排烟温度（修正后）
℃
127.6
126.0
锅炉效率（低位发热量计）
%
92.14
92.22
燃煤耗量（设计煤种）
t/h
159.8
153.6
3.2.3发电机
序号
项目
单位
数值
1
额定功率
MW
350
2
额定功率因数
0.85
3
定子额定电压
kV
20
4
定子额定电流
A
10189
5
额定频率
Hz
50
6
额定转速
r/min
3000
7
冷却方式
水、氢、氢
8
额定氢压
MPa
0.31
4调试内容及质量指标
4.1试验内容
4.1.1甩50％负荷和100％负荷试验各一次。
4.1.2检验机组调节系统的动态特性，测取机组甩负荷后动态过程的有关曲线。
4.1.3记录甩负荷前初始值、甩负荷过程极值和甩负荷后稳定值。
4.2质量指标
4.2.1机组甩50％负荷后，转速超调量应小于5％，当甩100％负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作；
4.2.2调节系统动态过程能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。
5组织分工
5.1组织机构
甩负荷试验应在试运指挥部统一领导下进行,组织机构见《甩负荷试验组织机构》；
5.2职责分工
5.2.1建设单位职责
1）建设单位负责向电网调度部门提出申请；
2）负责协调建设、安装、调试、生产、监理单位及厂家代表进行甩负荷试验工作。
5.2.2安装单位职责
1）安装单位负责设备的检查维护，负责消除设备及系统的缺陷；
2）准备必要的检修工具及材料；
3）协助调试单位做好甩负荷试验的测试工作。
5.2.3调试单位职责
1）调试单位负责甩负荷试验方案的编写及技术交底；
2）准备试验测试仪器，核查甩负荷试验条件，指导运行人员进行甩负荷试验过程中的调整操作；
3）甩负荷试验结束后整理有关数据，编制试验报告。
4）填写试运质量验评表并编写调试报告。
5.2.4生产单位职责
1）运行单位负责机组甩负荷试验安全隔离措施；
2）按照甩负荷试验要求，制定甩负荷试验《检查及步骤验证卡》，逐一确认甩负荷试验的条件，进行甩负荷试验操作；
3）在甩负荷试验过程中负责运行设备的操作、运行调整、事故处理，在甩负荷阶段进行主要参数记录。
5.2.5监理单位职责
1）监理单位负责甩负荷试验全过程监督检查。
5.2.6厂家代表职责
1）参与甩负荷试验方案的会审和甩负荷试验的全过程；
2）负责甩负荷试验的技术指导和监护。
6仪器设备的配置
名称
型号
用途
数量
测振仪
TK-81
测振
1
红外线测温仪
PM
测温
1
转速表
NETEK
测速
1
振动测量分析仪
本特利208
振动在线监测
1
数据采集仪
IMP3595
参数记录
1
7试验应具备的条件
7.1一般条件
7.1.1试验前应清理现场，现场道路通畅照明充足。
7.1.2试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。
7.1.3厂房应妥善封闭，在严寒冬季试运，现场要有防冻措施，厂房内温度一般不得低于5℃，确保设备不被冻坏。
7.1.4人身、设备的安全措施、消防措施已落实到位。
7.2设备及系统条件
7.2.1机组满负荷试运行稳定，主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监测仪表显示准确。
7.2.2热工、电气保护动作正确、可靠，并能满足试验要求。
7.2.3试验前解除发电机跳闸联跳汽机、MFT联跳汽机保护。
7.2.4润滑油、抗燃油油质合格，并有油质化验合格报告。
抗燃油泵联锁正确、可靠，盘车装置、顶轴油泵、汽机高压备用密封油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵联锁可靠，处于备用状态。
7.2.5高、中压主汽门及调速汽门活动试验正常。
在无蒸汽状况下，主汽门关闭时间≤0.3s，调速汽门关闭时间≤0.4s（包括延时）。
7.2.6高排逆止门、抽汽逆止门联锁动作正常，关闭时间不大于1s，总关闭时间≤3s。
7.2.7调节系统静态特性符合要求，速度不等率调整在4.5％，迟缓率≤0.06％，调节系统各跳闸电磁阀动作可靠，DEH控制逻辑正确，各调节阀油动机校验合格。
7.2.8主汽门及调速汽门严密性试验合格。
7.2.9危急停机机构动作可靠，危急保安器超速试验合格，103%超速保护回路试验合格。
7.2.10机组各轴振、轴承振动正常。
7.2.11高、低压加热器保护试验合格
7.2.12启动锅炉来汽系统正常，辅助蒸汽系统正常投入，汽封供汽及除氧加热系统正常投入，调节装置功能正常,能投自动。
7.2.13旁路系统、高压缸进汽通风阀（HEV）、进汽回路通风阀（VVV）调试合格，其减温水系统各阀门开关灵活并严密。
7.2.14锅炉过热器、再热器安全门、EBV阀调试校验合格，空预器吹灰投入连续运行。
7.2.15锅炉主、再热器减温水系统阀门开关灵活并严密。
7.2.16电动风门、挡板、电动阀门动作正确，开关试验正常。
7.2.17炉膛火焰监视工业电视正常投入。
炉膛受热面没有结焦现象。
7.2.18DEH、FSSS、DCS、SCS、CCS、TSI、ETS及调节装置静态调试及功能试验结束后能正常工作或投入自动，重要参数显示准确。
7.2.19机组已经过变工况运行，运行情况正常。
负荷变动试验时，高、中压调门灵活，无卡涩、突跳现象。
7.2.20自动励磁调节系统调试合格，主变高压侧开关跳合正常。
7.2.21厂用直流及UPS电源可靠，DCS失电保护电源可靠，柴油发电机自启动试验正常并处于完好自动备用状态。
7.2.22事故追忆、打印装置能正常投入使用，所有试验仪器准备完毕。
7.2.23试验前检查高压厂用变压器、启备变以及其他厂用电系统工作正常。
7.3生产管理条件
7.3.1甩负荷试验组织机构成立，职责明确。
7.3.2甩负荷试验前，调试人员已向运行人员及参加甩负荷试验的有关人员进行技术交底。
7.4外部条件
7.4.1甩负荷前三天，建设单位向中调提出甩负荷申请，甩负荷前一天，建设单位向中调提出甩负荷正式申请并得到批准。
7.4.2甩负荷试验方案已由上海汽轮发电机有限公司、上海锅炉股份有限公司等有关厂家审阅并派人员参加甩负荷试验。
8试验方法
8.1甩负荷试验按50％和100％两级进行。
试验时，手跳主变高压侧主开关，当甩50％负荷后，汽轮机转速超调量大于5％时，则应中断试验，不再进行甩100％负荷试验。
8.2甩100％负荷试验应在额定主、再热蒸汽参数、回热系统全部投入的运行方式下进行。
8.3试验前，辅助蒸汽联箱汽源改由启动锅炉供汽，辅助蒸汽系统提前做好暖管工作，蒸汽参数符合要求。
为汽机轴封系统、除氧器系统提供备用汽源。
8.4系统周波保持在50±0.2Hz,系统留有备用容量。
8.5甩50％负荷时,锅炉给水投“自动”控制方式。
8.6甩负荷前将厂用电系统切换到启备变。
8.7DEH处于自动控制方式，当DEH接到甩负荷信号后，立即关闭GV和IV，防止汽轮机超速，甩负荷试验后应检查确认高、中压疏水阀、高排通风阀（HEV）、高压缸进汽通风阀（VVV）、低压缸排汽喷水阀立即打开，高排逆止阀、抽汽逆止阀关闭。
9试验步骤
9.1试验前检查准备工作
9.1.1组织参加甩负荷试验的有关人员进行安全技术交底。
9.1.2调整机组负荷，满足甩负荷试验要求。
9.1.3将辅汽联箱备用汽源（启动锅炉）投入。
9.1.4甩50％负荷时，汽动给水泵为“自动”控制方式。
9.1.5高低压加热器已投入运行，疏水调节自动可靠（注意：
凝汽器、除氧器保持正常水位）。
9.1.6检查电动真空破坏门在遥控位置，DCS可操作。
9.1.7检查疏水电动门、气动门已送电送气，状态正确，各疏水门前手动门已全开。
9.1.8检查抗燃油压在14MPa左右，油温43～55℃,润滑油压在0.0960.124MPa，油温38～49℃、调节保安油压、主机轴承温度、轴振、瓦振等有关参数正常，试验各直流油泵启停正常。
9.1.9检查高压缸排汽通风阀（HEV）、高压缸进汽通风阀（VVV）在“自动”控制状态。
9.1.10检查旁路系统在自动状态，打开阀位的5％，暖管15分钟后关闭，切换到自动方式。
减温水调节门，气动门动作可靠。
9.1.11确认高低压加热器及除氧器保护已投入，辅汽联箱至除氧器供汽调节门前电动门打开暖管。
9.1.12检查确认下列保护投入
ETS超速停机（110％）保护
轴向位移大停机保护
胀差大停机保护
轴振动大停机保护
润滑油压力低保护
EH油压低保护
凝汽器真空低保护
手动停机保护
DEH停机保护
高排压力高保护
DEH失电保护
发电机故障，联锁跳汽机
MFT保护动作，联锁跳汽机
9.1.13油枪经试投正常。
9.1.14试验前电网系统周波保持在50±0.2Hz。
9.1.15检查记录信号（包括电气量录波）已接入数据采集装置，并调试完毕。
9.1.16做好甩负荷试验的一切准备工作，操作人员分工明确，等待下达试验命令。
9.2甩负荷试验步骤
9.2.1甩50％负荷试验
1）甩负荷前2h，将负荷调整为175MW左右。
a）检查空预器吹灰汽源由辅助蒸汽供汽。
b）厂用电切启备变运行，并检查厂用电系统工作正常。
c）检查发电机“AVR”投自动运行方式。
d）数据采集仪接线结束，检查各信号显示正常后停作备用。
2）甩负荷前1h，已得到调度中心当班调度员的批准
3）甩负荷前30min
a）旁路系统微开5%暖管，15分钟后关闭。
b）锅炉维持稳定燃烧，保持机组出力不变。
4）甩负荷前15min
a）所有参加试验人员按分工就位并做好准备，各专业组向现场指挥汇报准备情况。
b）解除锅炉MFT跳机保护、解除发电机故障跳汽机保护。
5）甩负荷前3min
确认锅炉给水、主、再热蒸汽温度均在“自动”控制方式，并保持主、再热蒸汽温度稳定。
6）甩负荷前2min
a）启动数据采集仪，再次检查各数据正常。
b）开始记录有关数据。
7）甩负荷前1min，现场指挥向总指挥汇报。
8）总指挥下令准予甩负荷，现场指挥通知当班值长宣布进入倒计时，倒计至5秒时锅炉依次停磨煤机运行，倒计数到0秒时，手跳主变高压侧开关、灭磁开关，使发电机与电网解列。
检查GV和IV、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高排通风阀、高压缸进汽通风阀打开，记录转速上升过程有关数据。
9）在机组甩负荷后，调节系统动态过程尚未终止之前，不要进行并网操作。
10）待汽轮机转速稳定3000r/min后，再次记录数据。
11）机组甩负荷后根据压力上升情况，及时投入旁路运行。
12）甩负荷过程结束，测试和检查工作完毕一切正常后，汽轮机打闸停机。
13）机组重新恢复。
9.2.2甩100％负荷试验
1）甩100%负荷前检查试验项目
a）机组甩50％负荷后，转速超调量应小于5％，调节系统动态特性能控制机组转速，维持机组空负荷运行。
b）甩100％负荷时汽动给水泵自动控制。
c）高、低压加热器已投入运行，疏水调节自动可靠（注意凝汽器、除氧器保持正常水位）。
d）检查抗燃油压在14MPa左右，油温43～55℃,润滑油压在0.0960.124MPa，油温38～49℃、调节保安油压、主机轴承温度、轴振、瓦振等有关参数正常，试验各油泵启停正常。
e）甩100％负荷按甩50％负荷检查保护、联锁投入情况。
f）做好甩负荷试验的一切准备工作，操作人员分工明确，等待下达试验命令。
2）甩负荷前2h，将负荷调整为350MW
a）空预器吹灰汽源改成辅汽。
b）厂用电切启备变运行，并检查厂用电系统工作正常。
c）检查发电机“AVR”投自动运行方式。
d）数据采集仪接线结束，检查各信号显示正常后停作备用。
3）甩负荷前1h，已得到调度中心当班调度员的批准
4）甩负荷前30min
a）旁路系统微开5%暖管，15分钟后关闭。
b）锅炉维持稳定燃烧，保持机组出力不变。
5）甩负荷前15min
a）所有参加试验人员按分工就位并做好准备，各专业组向现场指挥汇报准备情况。
b）解除锅炉MFT跳机保护、解除发电机故障跳汽机保护。
6）甩负荷前3min
确认锅炉给水、主、再热蒸汽温度均在“自动”控制方式，并保持主、再热蒸汽温度稳定。
7）甩负荷前2min
a启动数据采集仪，再次检查各数据正常。
b开始记录有关数据。
8）甩负荷前1min，现场指挥向总指挥汇报。
9）总指挥下令准予甩负荷，由现场指挥宣布进入倒计时，倒计时至5秒时锅炉MFT，倒计数到0时，手跳主变高压侧开关、灭磁开关，使发电机与电网解列。
检查GV和IV关闭、高排逆止门、抽汽逆止门关闭，高排通风阀,高压缸进汽通风阀联锁打开，记录转速上升过程有关数据。
10）在机组甩负荷后，调节系统动态过程尚未终止之前，不要进行并网操作。
11）待汽轮机转速稳定3000r/min后，再次记录数据。
12）机组甩负荷后根据压力上升情况，及时投入旁路运行。
13）注意甩100％负荷时，待甩负荷过程结束，测试和检查工作完毕一切正常后，汽轮机打闸停机。
14）机组重新恢复。
9.3甩负荷试验过程中操作要点
9.3.1汽机专业
1）发电机解列后，检查汽轮机转速飞升情况，必要时，采取相应措施。
2）主变高压侧开关断开的同时，汽动给水泵打闸停机，检查高排通风阀、高压缸进汽通风阀、各管道疏水阀应联锁打开，各抽汽逆止门、高排逆止门应联锁关闭。
否则应手动操作。
3）主变高压侧开关断开的同时，检查旁路系统开启情况，必要时手动开启旁路。
4）检查高压缸排汽温度不要超过427℃，旁路系统及减温水投“自动”控制。
5）检查汽封调节站投“自动”,汽封系统供汽自动切为辅汽。
6）若汽轮机超速跳闸，注意检查高压备用密封油泵、交流润滑油泵自动启动、检查直流油泵投自动。
9.3.2锅炉专业
主变高压侧开关断开的同时，开启过热器出口EBV阀，降低主蒸汽压力，防止超压。
9.3.3电气专业
1）运行值班人员得到甩负荷命令后手跳主变高压侧开关，使发电机与电网解列。
2）事先做好甩负荷后准备再并网的措施，甩负荷后检查一切正常，应尽快并网带负荷。
3）测录甩负荷前后发电机与自动励磁调节器有关的电气量的变化。
9.3.4热工专业
1）在甩负荷过程中指导和配合机务人员处理有关热工方面问题。
2）做好甩负荷前后自动、联锁和保护的切投操作。
9.4甩负荷试验记录与监测
9.4.1手抄记录参数有：
功率、转速、主油泵入口、出口油压、抗燃油压、真空。
9.4.2自动采集记录参数有：
功率、转速、油动机行程、抗燃油压、主汽压力、再热汽压力、调节级压力、高压缸排汽压力、中压缸进汽压力、抽汽逆止门关闭时间等。
9.4.3用事故追忆装置打印参数有：
第一组：
功率、转速、主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热汽温、再热蒸汽压力、蒸汽流量；第二组：
调节级压力、调节级温度、高排温度、高排压力、给水流量；第三组：
抗燃油压、润滑油压、汽封压力、低压缸排汽温度、真空。
9.4.4汽轮机监视的参数有：
汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴振动、高压缸排汽温度、低压缸排汽温度、真空、推力瓦和支持瓦温度、发电机电压等。
上述参数均按运行规程的规定严格控制。
10安全健康与环境管理
10.1安全注意事项
10.1.1机组甩负荷后转速升至3300r/min以上时（DEH显示转速），应立即打闸停机。
若转速仍上升时，应采取一切切断汽源的措施，破坏真空停机。
10.1.2甩负荷后，当机组转速未达到危急保安器的动作转速，待汽机转速稳定，维持3000r/min，期间进行以下检查和调整：
1）检查高、低压旁路系统的开启情况。
2）检查汽机疏水系统的开启情况。
3）检查汽封压力、除氧器水位和压力、凝汽器水位、加热器水位。
4）检查轴向位移、胀差，高低压排汽温度及轴承温度。
5）检查各抽汽逆止门应关闭。
6）检查汽轮机本体及各抽汽管道疏水门开启。
7）检查汽轮发电机组振动情况。
8）检查高、低压加热器联锁保护动作应正常。
10.1.3若汽轮发电机组甩负荷后转速升高使危急保安器动作，检查下列项目：
1）检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应全关。
2）分析转速升高原因，根据情况决定是否恢复。
10.1.4机组甩负荷后发生调节系统严重摆动无法维持空转时，应打闸停机。
10.1.5汽轮发电机组甩负荷后，注意检查疏水扩容器压力、温度在设计范围内。
10.1.6甩负荷后应立即关闭锅炉减温水门，控制蒸汽温度。
若锅炉主、再热汽温度迅速下降，汽轮机立即打闸停机。
10.1.7锅炉MFT动作后,要按规程进行吹扫,吹扫完毕后立即恢复点火。
10.1.8试验过程中若出现重大事故，应由试验负责人下达命令停止试验。
为便于处理事故，必要时试验人员应立即撤离现场。
10.1.9所有试验人员应在试运指挥部的统一领导下协调工作，不得擅离职守，不得违反运行规程操作。
10.1.10消防、保卫及医务人员应安排进入现场值班。
10.2职业健康注意事项
10.2.1该项目实施过程中，应遵照以人为本的原则，健全职业健康保障体系。
10.2.2合理安排作业时间，防止疲劳作业。
10.2.3夏季施工应做好防暑降温措施。
10.2.4应加强施工现场放射源的管理，遇有放射作业时，试运人员应远离放射源。
10.3环境控制
10.3.1该项目实施过程中，应加强该试运区域环境卫生治理，并分工明确。
10.3.2各单位需遵照方案内容，采取必要临时措施，防止汽、水、油等介质对环境造成的污染。
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