大唐石门一期集控运行规程(热机部分)2010印刷版

1、大唐石门发电有限责任公司企业标准集控运行规程(热机部分)Q/CDT-SMPT 105 0001-20101. 范围本标准规定了大唐石门发电有限责任公司一期工程2*300MW机组的启停、运行维护、控制调整、停用保养、事故处理的原则、方法和步骤。我公司从事运行、检修和管理的生产人员必须熟知本标准的全部或相关部分，并严格贯彻执行。2. 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。在本标准颁布时，所示标准均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探索使用下列标准最新版本的可能性。DL/T607-1996 300MW级汽轮机运行导则DL/T611-1996 300MW级锅炉

2、运行导则DL/T612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程电安生（1994）277号电业安全工作规程（热力机械部分）DL408-91电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL558-94电业生产事故调查规程DL435-91火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量DL/T 956-2005火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则GB7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则（2009版）厂家设备资料和设计资料3. 机组设备特性3.

3、1锅炉设备主要技术性能（见附录D）3.1.1 锅炉铭牌（D1）3.1.2 锅炉主要设计参数（D2）3.1.3 锅炉燃烧设备（D3）3.1.4 锅炉主要承压部件、受热面及管道材料、结构、尺寸数据表（D4）3.1.5 锅炉膨胀情况（D5）3.1.6 燃料特性（D6）3.1.7 锅炉本体主要附件设备（D7）3.1.8 锅炉主要辅助系统设备技术性能（D8）3.2汽轮机设备主要技术性能（见附录E）3.2.1 汽轮机铭牌（E1）3.2.2 汽轮机主要设计参数（E2）3.2.3 汽轮机回热系统设备技术性能（E3）3.2.4 机组冷态启动曲线（E4）3.2.5 滑参数停机曲线（E5）3.2.6 汽轮机转子惰走

4、曲线（E6）3.2.7 汽轮发电机组轴系临界转速和转速保持推荐值（E7）3.2.8 冷态启动转子加热规定（E8）3.2.9 启动时主蒸汽参数（E9）3.2.10 热态启动推荐值冲转和带低负荷（E10）3.2.11 空负荷和低负荷运行指导（E11）3.2.12 变负荷推荐值（E12）3.2.13 小汽机曲线（ E13）3.2.14 典型高压缸冷却时间曲线（E14 ）3.2.15 主蒸汽进汽阀试验时的负荷推荐值（ E15）3.2.16 汽轮机主要辅助设备技术性能（E16）3.3发电机-变压器组设备主要技术性能（见附录F）3.3.1 发电机组设备技术性能（F1）3.3.2 主变压器设备技术性能（F2

5、）3.3.3 励磁系统设备技术性能（F3）3.3.4 3.3.4发电机-变压器组保护的配置及功能（F4）3.4DCS简介3.4.1 概述我厂300MW机炉热控系统是由新华控制工程公司生产的XDPS-400分散处理系统（XinhuaDistributedProcessingSystem），它可以完成实时数据采集、过程控制、顺序控制、报警检测、监视、操作，可以对数据进行记录、统计、显示、打印及历史追忆等处理。3.4.2 XDPS的体系结构3.4.2.1XDPS由高速数据网和连接在网上的MMI（人机接口站）与DPU（分散处理单元）三大部分组成。3.4.3 模拟量控制系统（MCS）3.4.3.1该系统

6、包括协调控制子系统和机炉模拟量控制子系统两大部分。3.4.3.2协调控制子系统由机组负荷指令处理回路和协调主值回路两部分组成。3.4.3.3机炉模拟量控制子系统主要有：压力调节、燃烧调节、给水调节、给水泵转速调节、送风调节、引风调节、一次风调节、二次风调节、燃油流量调节、燃油压力调节、除氧器水位控制、除氧器压力调节、高加水位控制、过热汽温控制。注：我厂所有单回路调节系统都在DAS系统内实现，没有进入MCS系统。3.4.4 锅炉燃烧管理系统（BMS）3.4.4.1 BMS系统的主要功能有：a)炉膛吹扫；b)点火许可及油系统控制；c)投粉许可及粉系统控制；d)主燃料跳闸（MFT）、RB工况下的联锁

7、保护；e)火焰监视（共4角×7个=28个火焰探头）；f)参数报警与联锁；h)首次跳闸原因显示；i)油泄漏试验；k)探头冷却风机控制；3.4.5 汽轮机数字电液调节系统（DEH）3.4.5.1概述DEH-A是新华站生产的汽轮机数字电液控制系统DEH（DigitalElectric-Hydraulic ControlSystem）的升级产品。它集计算机控制技术与液压技术于一体，其计算机部分是由XDPS-400分散控制系统组成的DEH-A，其液压部分是采用高压抗燃油的电液伺服控制系统EH。由DEH-A与EH组成的数字电液控制系统通过控制汽轮机主汽门和调门的开度，实现汽轮发电机组的转速与负荷

8、的实时控制。3.4.5.2DEH-系统功能DEH-具有自动调节，程序控制，监视，保护等方面的功能。DEH-主要功能如下：转速自动控制、负荷自动控制、手动控制、主汽压控制、同步控制、协调控制、快速减负荷、阀门试验、OPC控制、工况监视、多阀控制、ATC自启停控制、中压缸启动控制等。3.4.6 （DAS）数据采集系统（DAS）具有数据采集与处理、越限报警、显示、性能计算、操作指导、打印制表、事故追忆、事件顺序纪录、历史数据存储与检索、趋势分析等功能。我厂DAS系统内还包括低加水位、连排水位、凝汽器水位、闭式水箱水位、补水箱水位、定子冷却水温度、氢冷回水温度等单回路调节系统的功能在内。3.4.7 顺

9、控系统（SCS）包括主汽门关闭保护逻辑、高加顺控功能组、除氧器顺控功能组、低加顺控功能组、电动给水泵顺控组功能、真空泵顺控功能组、交直流油泵顺控功能组、定子冷却水泵顺控功能组、凝结水泵顺控功能组、凝结水升压泵顺控功能组、送风机顺控功能组、引风机顺控功能组、一次风机顺控功能组、制粉系统顺控功能组、空预器顺控组及主要辅机的联锁保护和远控阀门、挡板的手操等3.4.8 ETS系统简介ETS系统是危急遮断系统的简称。它由一块带有四个自动停机遮断电磁阀（20/AST）和两个超速保护控制阀（20/OPC）的危急遮断控制块、一个隔膜阀、两个单向阀和若干压力开关等组成。此外，在危急遮断系统中，机械超速保护是独立

10、的系统，它动作时，通过隔膜阀使安全油失压而停机。我厂汽轮机危急遮断保护项目有：a)低轴承润滑油压保护（LBO）b)低EH油压保护（LP）c)低冷凝器真空保护（LV）此外，还提供了一个可接受十个外部遮断信号的遥控遮断接口，包括：a)差胀大；b)振动大；c)MFT联跳汽机；d)手动停机e)DEH失电；f)电气保护；g)轴向位移大；h) TSI超速。i)DEH超速；j)空备注：轴向位移和TSI超速保护动作后在遥控遮断接口发信，不能直接复位。3.4.9 DCS系统各DPU（对）主要控制对象3.4.10 一次调频3.4.10.1概述：我公司#1、2机组一次调频功能可通过DEH一次调频、MCS一次调频、M

11、CS-DEH一次调频三种工况来实现。没投协调方式时，DEH一次调频、MCS一次调频可以单独投入；协调方式投入时，MCS-DEH一次调频同时投入。3.4.10.2主要性能指标：a) 一次调频的调节死区3000±2转/分b) 一次调频响应滞后时间1秒c) 协调方式下，一次调频稳定时间50秒d) 转速不等率为5%，即转速每变化1转/分，负荷变化幅度为±2.0MW，e) 负荷修正区间：给定值在180MW300MW时可以被一次调频回路进行频差修正f) 负荷最大修正值为±24MWg) MCS中频差所计算的修正值变化率为30MW/MIN；DEH中频差所计算的修正值变化率为150

12、MW/MIN。3.4.10.3一次调频回路的投退a) 一次调频功能的投退按中调要求执行。b) 机组在任何工况下，不得擅自退出一次调频功能，并且不允许改变一次调频参数。若因某种特殊原因必须退出一次调频回路，应请示总工同意，并得到中调许可。c) 机组正常运行时，协调方式投入，应投入MCS-DEH一次调频：点击DEH“转速投入”回路，则自动投入MCS-DEH一次调频，此时DEH“转速投入”回路指示灯亮、MCS频差校正显示“投入”。d) 没投协调方式时，允许单独投入DEH一次调频或MCS一次调频。DEH一次调频投退方法：点击DEH“转速投入”回路，确认投退；MCS一次调频投退方法：点击MCS频差校正投

13、入/退出按钮，确认投退。3.4.10.4运行注意事项a) 只有当一次调频频差修正负荷大于10MW时，才发“一次调频负荷大报警”。b) DEH本机一次调频动作时间最短，但有一定的超调；MCS一次调频时间最长，是一个无超调的大惯性动态特性；MCS-DEH一次调频时间居中，也是一个无超调的惯性动态特性，但实际负荷接近理论负荷的时间较MCS一次调频快得多，在扰动较小时表现更加明显。c) 经试验，一次调频不会对机组的运行产生很大的安全影响，但一次调频发生时，运行人员有必要严密监视汽轮机轴向位移、推力轴承金属温度、汽包水位、机组振动等参数的变化情况。d) 发电机偏离额定频率运行时，必须特别注意发电机的温升

14、、运行时间和发生次数不得超过规程规定值。3.4.10.5一次调频转速负荷修正值曲线一次调频转速负荷修正值曲线4. 设备试运及试验4.1试运4.1.1试运条件4.1.1.1检修工作确已完成，为检修工作而采取的临时措施已经撤除或修复，现场已清理，各通道畅通；设备及附属管道金护、阀门等标识正确、完好；现场消防设施齐备，照明良好。4.1.1.2与本设备试运有关联的其他工作已竣工或采取可靠措施隔离，不影响试运设备的运行。4.1.1.3试运设备的转动机械部份必须盘动灵活；轴承油位正常，油质合格；冷却水、密封水投入正常；各监视表计校验合格、完整齐全；仪表、信号、控制及保护电源正常；相关的联锁、逻辑保护试验正

15、常，事故按钮试验能正确动作。4.1.1.4新投运设备试运前，其相关技术资料、图纸必须先前送到发电部，有关专业技术人员并应制定详细的方案、措施（技术措施、组织措施），确保人员、设备安全。4.1.2试运程序4.1.2.1所有设备试运工作一律凭试运联系通知单。4.1.2.2工作负责人在设备检修完工具备试运条件后，应向本专业分管负责人详细汇报检修工作情况，申请检修设备试运联系通知单。试运联系通知单上应清楚注明要求试运的设备（系统），试运内容、申请人、试运时间。4.1.2.3工作负责人或检修本专业分管负责人应与检修相关专业负责人、质量负责人、试运组负责人就试运设备的情况进行沟通，征得同意，完成相关会签工

16、作，由工作负责人将试运联系通知单送交运行值班负责人或专责试运负责人。4.1.2.4运行值班负责人或专责试运负责人接到试运联系通知单后，应检查相关工作票的开工注销情况，确认没有影响该试运设备运行的问题，得到值长许可后，汇报试运组负责人，由试运组负责人签字许可后方可安排该设备（系统）试运。4.1.3试运步骤4.1.3.1运行值班负责人或专责试运负责人接到试运联系通知单后，应与检修工作负责人共同到检修现场进行检查，确认待试运设备的检修工作确已完工，场地已经清理，检修人员已经撤离工作现场，工作票已经押回。4.1.3.2检查没有影响待试运设备试运工作进行的相关工作票（包括热机、电气）和其他工作。运行值班

17、负责人或专责试运负责人安排人员检查待试运设备确无问题汇报值长，恢复相关辅助系统，联系电气送电，并具备试运条件。4.1.3.3有条件的应先试验待试运设备事故按钮，保证能正确动作。4.1.3.4确认试运技术条件具备，启动待试运设备，运行试运人员会同检修负责人共同对试运设备进行详细检查，包括测温、测振，记录各运行参数。辅机试运行时连续运行时间一般不得少于2小时，大修后的设备试运时间不得少于4小时。4.1.3.5如果试运设备运行到规定时间后，技术指标达到检修工艺规程质量标准或有关的验收技术规范要求，运行值班负责人或专责试运负责人应在记录本上注明该设备试运的详细情况，然后运行值班负责人或专责试运负责人、

18、值长才能签署试运设备合格验收单，并向有关领导汇报。4.1.3.6如果待试运设备经过试运发现其技术指标达不到检修工艺规程质量标准或有关的验收技术规范要求，应视为试运不合格。运行值班负责人或专责试运负责人应在试运联系通知单上注明不合格，并在记录本上注明该设备试运的详细情况。然后按工作票要求恢复检修设备安措，退回检修工作票，由检修继续处理或根据情况重新办理工作许可手续。4.2化学清洗4.2.1锅炉化学清洗前必须按火力发电厂锅炉化学清洗导则SD135-86中规定的原则编写清洗方案和措施。进行清洗时作好监督，清洗结束后作好检查、保养、评定与总结。清洗液的排放要符合环保的有关标准。4.2.2当水冷壁垢量达

19、到或超过300400g/（向火侧180°洗垢法测定，运行年限为6年），应安排进行化学清洗。4.3机组启动试验的基本规定。序号试验项目大修后启动小修后启动备用15天后启动备注1热控信号系统传动试验每次开机前和接班后2远控阀门、风、烟挡板试验3各转机单项逻辑（保护）试验、事故按钮试验4锅炉水位保护传动试验每次开炉前均需做5汽轮机低油压联动试验每次开机前均需进行6除氧器、凝汽器、高加、低加、水位保护传动试验每次开炉前均需做7小机低油压联动试验8MFT动作试验9ETS保护试验10锅炉大联锁试验11机炉电大联锁试验12发电机断水保护试验13DEH混仿试验DEH程序修改后要试验14注油试验1、机

20、组运行2000小时后，停机时进行；2、超速试验前。15主汽阀、调节阀严密性试验1、阀门解体检修后；2、超速试验前16汽轮机超速试验前箱检查后需进行该项试验，见4.5.15.217水压试验18冷态空气动力场19发电机气密性试验20安全阀校验21机组甩负荷试验1、新投运机组；2、汽机调节系统重大改造后；22冷灰斗关断门试验每次开炉前均需做23油枪、点火枪进退试验联系热工配合25捞渣机试运每次开炉前，得到开机命令后注：如对联锁、保护、安全自动装置检修后，必须进行相应的试验4.4水压试验4.4.1试验规定4.4.1.1大、小修或因受热面泄漏检修后的锅炉及承压部件大面积检修后，一般情况下应作工作压力试验

21、；有下列情况之一时，应作超压试验：a)正常运行每6年一次（根据设备具体技术状况，经上级锅炉监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间）。b)经过重大修理或改造（水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时）。c)锅炉严重超压1.25倍以上或严重缺水后受热面大面积变形时。d)新安装的锅炉或停运1年以上恢复运行前。e)根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。4.4.1.2超压试验必须制定专用措施，并由总工程师批准后执行。4.4.1.3试验压力值如下：  一次系统（水冷壁、过热器等）二次系统（再热器）工作压力试验MPa19.663.86（再热器进口压力

22、）超压试验MPa24.57（1.25倍工作压力）5.79（1.5倍再热器进口压力）4.4.1.4一次系统从给水泵出口至末过出口堵板阀的全部一次阀门管道、受热面、联箱等。4.4.1.5二次系统从壁再进口左右侧堵板阀至末再出口堵板阀间的全部管道、受热面、联箱等。4.4.1.6对于排污、疏（放）水、汽水取样、空气管等试压至一次阀前，热工仪表管试压至二次阀前。4.4.1.7做超压试验时，须退出双色水位计，电接点水位计、差压水位计，隔离或卡住各汽包安全阀，高加走旁路。4.4.2水压试验的要求4.4.2.1水压试验必须采用合格的除盐水，并进行加药处理，并满足下列条件：a)氯离子含量小于0.2mg/L；b)

23、联氨或丙酮含量为200300mg/L；c)PH值为1010.5（用氨水调节）。4.4.2.2环境温度低于5时应制订防冻措施。4.4.2.3水压试验时的上水温度控制在2040。水温与汽包壁温差不超过40，汽包壁温不小于20。4.4.2.4水压试验压力控制以就地压力表指示为准。压力表的精度在0.5级以上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，并校对合格。4.4.3水压试验应具备的条件4.4.3.1水压试验前本体受热面和参与水压试验范围的设备及管阀的检修工作均完毕，办理验收，终结工作票。受水压试验影响的炉内、外检修项目，水压试验期间应将工作票暂时压回运行单元长处，暂停工作。4.4.3.2定排扩容器检

24、修完毕，人员撤离现场，终结工作票。4.4.3.3有足够的除盐水，满足冲洗及试验用水量和水质要求；汽机有关上水设备及系统检修工作已完毕，具备上水条件。4.4.3.4开、闭式水系统投运，除盐水系统投运；4.4.3.5电泵试运合格，凝结水系统，除氧和给水系统投运正常；4.4.3.6其余相关系统具备投运条件或能可靠隔离，试压范围内各阀门位置正确，过热器出口堵板已可靠安装（1炉过热器出口堵板阀关闭严密），主调门前蒸汽管道疏水确已开启。二次系统水压试验时确认壁再进口左、右侧和末再出口堵板已可靠安装，冷再逆止门前、后疏水阀确已开启，冷再逆止门关闭到位。4.4.3.7水压试验用压力表、温度表经校验合格；4.4

25、.3.8炉内无逗留人员，炉内外照明充足，楼梯通道畅通安全。4.4.3.9受水压试验影响的炉内、外检修项目，水压试验期间应将工作票暂时压回运行单元长处，暂停工作。4.4.3.10校对DCS汽包压力显示与就地压力表的压力显示一致（一次系统）。安排人员到就地监视压力（一次系统监视汽包就地压力表，二次系统监视左或右侧事故喷水电动阀后压力表（高度补偿后压力为工作压力4.13MPa，超压试验6.06MPa）。4.4.3.11具备快速泄压手段，事故放水阀（一次系统）必须远操开关正常，且管路畅通以便超压时能迅速开启泄压。4.4.4一次系统水压试验4.4.4.1上水及冲洗a) 采用炉底上水方式。上水前抄录各膨胀

26、指示一次。检查各汽水系统阀门，进水前下列阀门应关闭：主给水截止阀、主给水调整阀、给水旁路调整阀、炉底上水管道疏水一/二次阀、定排集箱疏水一/二次阀、定排手动总阀、下降管排污手动总阀、定排电动总阀、下降管排污电动总阀、省煤器空气阀。关闭给水台各疏水阀及反冲洗阀、蒸汽加热各阀、汽包事故放水阀、省煤器入口疏水手动阀、减温水阀及连续排污阀、汽包加药截止阀、加药泵出口阀、分隔屏后屏至减压站手动电动阀，高加走旁路。开启省煤器再循环阀、各水冷壁下联箱排污手动阀、各下降管排污手动阀和电动阀、汽包空气阀、过热器空气阀、汽水取样一二次阀。开启5%启动疏水旁路各手动阀、顶棚入口疏水手动阀。开启炉底上水一二次阀。b)

27、 联系机侧启动凝结水泵或前置泵向锅炉上水。全开主给水管至炉底进水一次总阀，稍开二次阀并用其控制进水速度。c) 待汽包水位达100mm时，则停止进水。d) 进水完毕，关闭炉底进水一二次阀。e) 开启定排手动电动总阀对管路进行冲洗。f) 派人到排污井处观察水质情况，直到无明显杂质为止。否则，重复上述上水、冲洗过程。4.4.4.2冲洗完成后，关闭各水冷壁下联箱排污手动阀、炉底上水一二次阀、省煤器再循环阀、5%启动疏水旁路各手动阀、顶棚入口疏水手动阀。开启高加进出口阀、主给水截止阀、主给水调整阀、定排手动电动总阀、省煤器空气阀。4.4.4.3启动给水泵（或凝升泵）从省煤器向锅炉上水，用主给水旁路调节阀

28、或者主路调节阀控制上水速度（小于100t/h）至炉顶空气阀有连续水柱冒出即关闭该空气阀。至末过出口空气阀冒出连续水柱后，关闭该空气阀，关闭主给水调节阀，停止进水。关闭空气门之前，将给水流量调小防止一次系统突然带压。4.4.4.4升压a) 开启过热器一级减温水闭锁阀及电动截止阀，用一减调节阀及电动给水泵转速控制升压速度不大于0.3MPa/min，压力接近5.0 MPa时应适当放慢升压速度。b) 压力至5.0 MPa时，关闭一减调节阀，停止升压，初步全面检查无异后再开启一减调整阀继续升压，控制升压速度不大于0.3MPa/min。c) 压力至10 MPa时，关闭一减调节阀，停止升压，初步全面检查无异

29、后再开启一减调整阀继续升压，控制升压速度不大于0.3MPa/min。d) 压力至15 MPa时，关闭一减调节阀，停止升压，全面检查无异后再开启一减调整阀继续升压，控制升压速度不大于0.3MPa/min。e) 压力至19.66MPa时，关闭一减调节阀，停运电动给水泵，停止升压，记录5min内的压力降，然后全面检查。4.4.4.5正常压力下水压试验经检查合格后可着手进行1.25倍工作压力水压试验。a) 退出双色水位计，隔离或卡住各安全门。b）关闭1高加出口电动阀，将高加切换至旁路。人员全部撤离现场。c）启动电动给水泵，开启一减调节阀，以不大于0.1MPa/min的速度升压至24.57MPa并保持5

30、min。然后关闭一减调节阀，停运电泵，稍开一减疏水阀缓慢降压至19.66 MPa后关闭一减疏水阀。记录5min内的压力降，同时进行全面检查。d）检查完后，在工作压力下冲洗仪表管及取样管路，并对减温器进行反冲洗，冲洗时注意控制降压速度不大于0.5 MPa/min。冲洗后开启疏水阀以0.5 MPa/min的速度降压至0，然后开启各空气阀、疏水阀、排污阀放尽炉内积水。4.4.4.4一次系统水压试验合格标准a) 工作压力下5min内压力降不超过0.5 MPa。b) 受热面的金属壁和焊缝上无水珠和水雾。b) 承压部件无残余变形迹象。4.4.5二次系统水压试验4.4.5.1 检查确认相关系统具备投运条件或

31、能可靠隔离。确认壁再入口及末再出口堵板已可靠安装。检查各汽水系统阀门，a）下列阀门应关闭：冷再逆止门再热器右侧事故喷水疏水阀再热器左侧事故喷水疏水阀再热器减温水总阀后疏水阀再热器减温水疏水母管一、二次阀再热器入口取样阀再热左侧减温调整阀再热右侧减温调整阀电泵出口电动阀过热器减温系统及给水管道各阀b）下列阀门应开启：再热蒸汽左、右侧管道疏水冷再逆止门前、后疏水筒疏水壁再至低再右侧排气一、二次阀低再至高再左侧排气一、二次阀低再至高再右侧排气一、二次阀壁再至低再左侧排气一、二次阀高再出口排气一、二次阀再热器减温水总阀再热左侧减温电动阀再热右侧减温电动阀电泵最小流量再循环阀4.4.5.2上水a) 启动

32、电泵向再热器减温系统充水，调节泵速或再热器事故喷水调节阀控制进水速度。b) 依次关闭再热器各冒水的空气阀，待末再出口联箱喷出连续水柱后将其关闭，停止进水。c) 进水完毕后，关闭再热器事故喷水调节阀。并向值长汇报。4.4.5.3升压a) 关闭再热左侧减温管上各阀，用再热右侧减温调整阀配合电泵转速控制升压速度0.3MPa/min（降压速度亦0.3MPa/min），控制再热器事故喷水管道不超压。b) 当压力升至1.0MPa时暂停升压，进行初步检查，无异常后继续升压。c) 待升至工作压力3.86MPa时，关闭再热右侧减温调整阀、再热右侧减温电动阀及再热器减温水总阀，停运电泵，记录5min内的压力降低值

33、，同时由检修人员进行全面检查。d) 若需进行超压试验，待上述检查无异，人员撤离后，启动电泵，开启再热器减温水总阀及再热右侧减温电动阀，调开再热右侧减温调整阀，继续升压至5.79MPa并保持5min。然后关闭再热右侧减温调整阀，开启再热器减温水疏水母管一、二次阀，再稍开再热器右侧事故喷水疏水阀，以原速度（0.3MPa/min）降压至3.86MPa后关闭各疏水阀，停运电泵，记录5min内的压力降，同时进行全面检查。e) 检查后，开启再热器减温水疏水母管一、二次阀，再稍开再热器右侧事故喷水疏水阀，以0.3MPa/min的速度降压至0。开启再热器各空气阀和各疏水阀排出积水。4.4.5.4二次系统水压试

34、验合格标准a) 再热器在工作压力下停止升压时，5min内压降不超过0.25MPa；b) 受热面的金属壁和焊缝上无水珠和水雾。承压部件无残余变形迹象。4.4.6水压试验注意事项4.4.6.1所有参加水压试验的人员应熟悉方案，并严格执行。4.4.6.2炉内检查人员应有人在炉外监护，炉内照明充足。4.4.6.3应有专人控制升压速度，升压应缓慢平稳，如遇到危及人身或设备安全等意外情况时应立即停止升压或酌情降压。4.4.6.4整个试验过程中，工作人员应听从统一指挥。4.4.6.5运行、检修应详细记录试验情况。4.4.6.6当场填写水压试验表，合格后由有关人员签证。4.4.6.7二次系统进行水压试验时关闭

35、再热一侧减温管上各阀，用再热另一侧减温调整阀配合电泵转速控制升压。4.4.6.8对二次系统检修拆除再热器进口堵板前，确认冷再逆止门前后疏水筒气动疏水门开关正常；再热器入口堵板拆出时，冷再逆止门后疏水门强制开启。拆除高再出口堵板时，机侧再热蒸汽管道疏水门开启。4.5热控联锁保护、顺控系统传动操作试验4.5.1热控信号系统传动试验4.5.1.1对于硬光字牌：按下“试验”按钮，所有光字牌应亮。4.5.1.2当信号接点动作时，相应的光字牌应闪光，并发出语音报警；按下“确认”按纽光字牌应由闪光变为平光。4.5.2远控阀门、风、烟挡板试验4.5.2.1所有的远控阀门应进行全开、全关试验；中间可停阀门应在开

36、关过程中随意可停；阀门的开关方向、开度指示与实际相符，指示灯指示正确；试验时，限位开关、力矩保护动作应正常；有远控、近控的电动门应进行远控和近控开、关全行程试验各一次，开关全行程的时间应对应。4.5.2.2调整门校验时，应首先将调整门切换至就地手动位置，手动摇开调整门全行程开关一次，然后将调整门“手-自”切换到自动位进行远控操作试验。远控操作时，分别进行间断和连续开关全行程试验一次，调整门的控制输出应与阀门的实际动作相一致，开度反馈与实际应相符，且调整灵活，无机械卡涩。4.5.2.3有联锁、顺控的电动门、调节门经“开”和“关”校验良好后，再进行联锁、顺控试验符合要求。4.5.2.4对电动（气动

37、）门应进行断电（气）试验，确定其断电（气）后位置正确。4.5.3各转机单项逻辑（保护）试验、事故按钮试验4.5.3.1所有的6KV转机一般只进行静态试验；380V电机在满足启动条件后完成启停、事故按钮和联锁试验。4.5.3.2对于有油站（油泵）的转机应完成其油泵联锁试验。4.5.3.3进行本项试验时，应联系热工人员，通过在一次元件侧加信号的方法进行试验。4.5.3.4 6KV转机拉合闸和事故按钮试验（试验位）a)确认试验转机开关在试验位，联系热工满足相应的启动条件；b)在DCS中将试验转机启、停一次正常。c)再将试验转机合闸，就地按其事故按钮，其转机运行信号消失，音响报警。有备用转机且联锁开关

38、投入时，备用泵联动发运行信号。复位跳闸转机。d）用相同方法进行另一转机的试验。e）试验完毕后将开关送至需要的位置。4.5.3.5 380V转机拉合闸和事故按钮试验（工作位）a)确认系统和转机均具备启动条件，将转机开关送至工作位。b)在DCS中将试验转机启、停一次正常。c)再将试验转机启动正常，就地按其事故按钮，其转机运行信号消失，音响报警。有备用转机且联锁开关投入时，备用泵联动正常。复位跳闸转机。d）用相同方法进行另一转机的试验。e）试验完毕后根据需要停运转机或保留运行。4.5.4锅炉水位保护传动试验4.5.4.1开炉上水时，将水位上至0位，完成锅炉吹扫。4.5.4.2继续上水至+50mm、+

39、125mm、+240mm，保护动作结果应符合大唐石门发电有限责任公司2*300MW机组热工定值的要求。4.5.4.3通过下降管排污的方式，将汽包水位降至-50mm、-175mm、-330mm，保护动作结果应符合大唐石门发电有限责任公司2*300MW机组热工定值的要求。4.5.5汽轮机低油压联动试验4.5.5.1检查并确认主（再热）蒸汽系统、抽汽系统及抽汽管道已无积压、积水。联系热工有关人员到现场。4.5.5.2启动主机交流润滑油泵、密封油系统，正常后投入油泵联锁。4.5.5.3启动顶轴油泵、盘车装置，正常后将盘车装置联锁置“自动”位，就地置“遥控”位。4.5.5.4启动EH油泵，查EH油压为1

40、2.4MPa14.5MPa，待正常后投入联锁。4.5.5.5开启密备油泵再循环门，启动密备油泵。4.5.5.6汽机挂闸，并同时开启段抽汽逆止门和16段抽汽电动门，开启高加进口三通阀及出口电动门。4.5.5.7 在#3瓦处进行泄压，当润滑油压0.08Mpa、润滑油压0.060Mpa时，对应的低位润滑油泵、直流润滑油泵均应正常联动。4.5.5.8关闭3瓦处试验回油手动阀，保留低位油泵运行，停运交流润滑油泵、直流润滑油泵，投入油泵联锁，泄压，当润滑油压0085Mpa时，交流润滑油泵应正常联动。4.5.5.9若油泵联动时主机润滑油压超过0.18Mpa，应将试验油压提高超过联动泵的定值后，将该泵试验联锁

41、退出后再进行其它泵的试验。4.5.5.10试验完毕后，各油泵试验联锁开关均投入，恢复正常方式。注：润滑油压0.03Mpa时跳盘车试验暂不能进行。4.5.5.11由热工人员在机头低润滑油压实验块泄油压，当油压0.06Mpa时，机组应跳闸，段抽汽逆止门和16段抽汽电动门联关，高加进口通阀及出口电动门联关。4.5.6除氧器、凝汽器、高加、低加水位保护传动试验联系热工人员，由热工人员分别短接水位高一值、高二值、高三值、低一值、低二值信号，其动作结果应符合大唐石门发电有限责任公司2*300MW机组热工定值的要求。4.5.7小机低油压联动试验4.5.7.1检查确认小机蒸汽系统已无积压、积水。启动小机油系统

42、，正常后，投入油泵联锁。4.5.7.2将小机挂闸，盘车置“自动”位，查盘车油门自行开启。4.5.7.3由热工人员分别短接工作油压低0.6MPa和润滑油压低0.09MPa、0.08MPa、0.02MPa压力开关，则：a)当小机工作油压低0.6MPa时，备用主油泵联动。b)当润滑油压低0.09MPa时，直流润滑油泵联动。c)当润滑油压低0.08MPa时，小汽轮机跳闸。d)当润滑油压低0.02MPa时，盘车装置跳闸。4.5.8锅炉大联锁试验4.5.8.1联锁动作说明a)当两台空预器停运时，联跳两台引风机。空预器全停信号引入锅炉MFT直接动作。b)当两台引风机停运时，联跳两台送风机和两台一次风机。c)

43、当两台送风机停运时，联跳给粉总电源和所有制粉系统。d)当两台一次风机停运时，联跳给粉总电源。e)排粉机停运时，联跳对应的磨煤机。f)磨煤机停运时，联跳对应的给煤机。4.5.8.2联锁试验方法a)联系电气将引、送、排、磨、一次风机等6KV电机送到试验位。b)联系送上A、B空预器主、辅电机及上下油站油泵电源。磨煤机油站电源。c)联系送上火检冷却风机电源及给粉总电源。d)联系送上A、B引风机、送风机油站油泵电源。e)分别启动A、B引风机、送风机油站各一台油泵运行。f)投入锅炉总联锁和空预器主、辅电机联锁。g)启动一台火检冷却风机。h)启动A、B空预器上下轴承油泵，启动空预器。i)DCS中在试验位启动

44、A、B引风机、送风机，汽包水位正常（汽包无水则联系热控将汽包水位正常条件强制），完成锅炉吹扫。j)DCS中在试验位依次启动一次风机、排粉机、磨煤机，合上给粉机总电源开关。k)DCS中停A送风机，其余转机应正常；DCS中启动A送风机，然后停B送风机，其余转机应正常；停运两台送风机，则联跳给粉总电源和制粉系统（含排、磨），跳闸电机红灯灭、绿灯闪光，音响报警。将所有跳闸开关复位。l)在DCS中按ij的顺序启动两台送风机及以下各转机，停运A一次风机，其余转机应正常；启动A一次风机，然后停B一次风机，其余转机应正常；停运两台一次风机，联跳给粉机总电源。复位跳闸开关。m)在DCS中按ij的顺序启动两台一次

45、风机及以下各转机。停运A引风机，其余转机应正常；启动A引风机，然后停运B引风机，其余转机应正常；停运两台引风机，送风机和一次风机及以下各转机均应联跳，跳闸电机红灯灭，绿灯闪光，音响报警，复位跳闸开关。n)在DCS中按ij的顺序启动两台引风机及以下各转机。停运A空预器，其辅助电机应联动，其余转机应正常；启动A空预器，然后停运B空预器，其辅助电机应联动，其余转机应正常；停运两台空预器，其辅电机均应联动，引风机及以下各转机均应联跳，跳闸电机红灯灭，绿灯闪光，音响报警。复位各跳闸开关。o)试验完毕，汇报单元长。4.5.9 MFT动作试验4.5.9.1锅炉所有的检修工作已完且工作票已收回，锅炉大联锁试验

46、已完成并合格。4.5.9.2将炉侧所有的转机电源送至工作位，按锅炉启动点火前的操作步骤完成锅炉吹扫。4.5.9.3由热工人员短接炉膛负压测点，当短接炉膛负压低一值（高一值）时，应报警；当短接炉膛负压低二值（高二值）时应报警并闭锁引风机开大和送风机关小（闭锁引风机关小和送风机开大）；当短接炉膛负压低（高）三值时，MFT动作。4.5.9.4再由热工依次短接各MFT动作条件，MFT应动作正常。4.5.9.5停运两台空预器，MFT应动作正常。4.5.10 ETS保护试验4.5.10.1检查并确认主、再热蒸汽系统及抽汽管道已无积压、积水。联系热工有关人员到现场。4.5.10.2启动主机润滑油系统、密封油

47、系统，正常后投入油泵联锁。4.5.10.3启动顶轴油泵、盘车装置，正常后将盘车装置联锁置“自动”位。4.5.10.4启动EH油泵，查EH油压为12.4MPa14.5MPa，待正常后投入联锁。4.5.10.5开启密备油泵再循环门，启动密备油泵。4.5.10.6汽机挂闸，并同时开启段抽汽逆止门和16段抽汽电动门，开启高加进口三通阀及出口电动门。4.5.10.7断开EH油泵联锁，停运两台EH油泵；当EH油压降至11MPa时， EH油压低应报警；当EH油压降至9.31MPa时，ETS应动作，机组跳闸，段抽汽逆止门和16段抽汽电动门联关，高加进口三通阀及出口电动阀联关。4.5.10.8低润滑油压保护见4

48、.5.5.8。4.5.10.9其他如振动大等远控接口跳机保护联系热工人员短接热工信号接点进行试验。低真空保护试验在投入低真空保护后，按6.4.3条执行”。4.5.10.10为免汽机多次跳闸对各汽阀产生冲击性损坏，第一次试验跳闸各汽门关闭正常后，应关闭中压主汽门进油手动门，不开其它汽门，进行以后的各项试验。4.5.11机炉电大联锁4.5.11.1机、炉、电主要的联锁试验均已完成并合格。通知电控、热控人员配合。4.5.11.2炉侧按锅炉大联锁的要求完成吹扫。4.5.11.3机侧按ETS试验的要求，汽机挂闸。开启主汽门至一定开度(12%左右)，使主汽门关闭信号消失。投入机跳炉保护。4.5.11.4电

49、气检查发变组出口刀闸在断开位后，合上励磁系统各开关，采用试验合闸按钮合上发电机出口开关，在试验位合上本机6KV母线的工作电源开关。投入热工保护压板。4.5.11.5由电控人员分别短接发变组差动、主变重瓦斯信号，检查保护动作后，发电机解列灭磁，汽机跳闸，锅炉MFT动作。4.5.11.6重复4.5.11.24.5.11.4项，汽机手动打闸，检查保护动作正常；重复4.5.11.24.5.11.4项，锅炉手动MFT，检查保护动作正常。4.5.12 DEH混仿试验4.5.12.1试验前应确认汽轮机为冷态。4.5.12.2本项试验主要由热工人员完成，运行人员需进行好配合工作。4.5.13注油试验4.5.1

50、3.1查汽轮机转速已稳定在3000rpm。4.5.13.2将机头注油试验手柄置“试验”位置并保持。4.5.13.3缓慢开启注油试验阀，观察试验压力表读数。4.5.13.4当脱扣手柄打到“脱扣”位置时，记录试验压力表指示值，应与前次注油试验飞锤动作时的读数一致或接近。否则应查明原因，做好记录。4.5.13.5关闭注油试验油门，当试验压力表指示回零后，将手动脱扣手柄置“正常”位置。4.5.13.6 缓慢放开试验手柄至置“正常”位置。4.5.14主汽阀、调节阀严密性试验4.5.14.1检查汽机转速为3000r/min，主汽压力大于8.5Mpa，真空正常。并确认主机交流润滑油泵、密备油泵运行正常。4.

51、5.14.2将手操盘钥匙开关打至“试验”位。4.5.14.3按“调门严密性”按钮，确认，检查所有高、中压主汽门全开，所有高、中压调门关闭，调门严密性试验开始。4.5.14.4试验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，汽机打闸。4.5.14.5重新挂闸，不进行阀切换，直接将汽机升速至3000r/min，联系热工送上中压主汽阀试验电磁阀电源。4.5.14.6将手操盘钥匙开关打至“试验”位，按“主汽门严密性”，确认所有高、中压调门全开，所有高、中压主汽门关闭，主汽门严密性试验开始。4.5.14.7试验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，按脱扣按钮停机。4.5.14.8断开中压主汽阀试验电磁阀电源。

52、4.5.14.9严密性合格标准：a)额定参数下，主汽门或调速汽门分别全关而另一汽门全开时，汽轮机转速降至1000r/min以下。b)当主汽压力偏低但不低于50额定压力时，汽轮机转速下降值n按下式修正：n=（p/p0）*1000r/min式中：p试验时的主蒸汽压力；p0额定主蒸汽压力。4.5.15汽轮机超速试验4.5.15.1主机超速试验包括OPC试验、TSI 106超速试验、DEH110电超速试验和机械超速试验。4.5.15.2机组在下列情况下应作超速试验：a)新机组安装后或大修后的首次启动。b)停机一个月后再启动。c)每隔六个月。d)机组甩负荷试验前。e)危急保安器解体检修或调整后(此项可仅

53、做机械超速试验)。4.5.15.3下述情况不得进行超速试验：a）就地或远方停机不正常。b）高中压主汽门、调速汽门关闭不严，抽汽逆止门、电动门动作不正常。c）在额定转速下任一轴承的振动异常时。d）任一轴承温度高于限定值时。4.5.15.4试验前的准备：a）试验前应确认注油试验、主汽门、调门严密性试验正常。b）确认“机跳炉”保护已退出。c）机组30MW暖机4小时结束后，减负荷到零、联系电气退出热工保护压板，汽机手动打闸，电气解列，动作正常后，机组重新挂闸，恢复转速3000rpm。d）联系热工人员到场。4.5.15.5OPC保护试验：a）将手操盘超速保护钥匙开关置“试验”位置，DEH操作盘显示试验“

54、允许”。b）按下“103%”键，灯亮。c）设定转速目标值3100rpm，升速率为50rpmmin，按“进行”键。d）当机组转速升至3090rpm时，OPC保护应动作，记录动作转速，查GV、IV及抽汽逆止阀应迅速关闭，目标值及给定值自动变为3000rpm。e）当机组转速下降至3000rpm时，GV、IV应自动开启至原来的位置，同时开启各段抽汽逆止阀。f）按下“103%”键，灯灭。4.5.15.6 TSI106电超速保护试验：a)将超速保护钥匙开关置“试验”位置，DEH操作盘显示试验“允许”。b)检查汽机危急跳闸系统面板显示“TSI超速投入”。c)按“110”键，灯亮。 d)设置目标转速为3200

55、rpm，升速率为100rpm，按“进行”键。e)记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。f)若机组脱扣转速小于TSI106电超速保护定值, TSI106电超速保护未发信，则判断为机械超速保护动作，将手操盘钥匙开关打至“投入”位，机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。重复ad步骤，且如果转速至3100rpm时，现场将“注油试验”手柄置“试验”位并保持，记录机组脱扣动作转速。g)将手操盘钥匙开关打至“投入”位，当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。4.5.15.7 DEH“110%”超速保护试验：a)联系热工退出“TSI106电超速保护”，确认汽机危急跳闸系统面板显示“TSI电超速保护切除”。b)将超速保护钥匙开关置“试验”位置，DEH操作盘显示试验“允许”。c)按下“110%”键、灯亮。d)设置目标转速为3310rpm，升速率为100rpm，按“进行”键。e)记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。f)若机组脱扣转速小于DE