012-汽机旁路系统调试措施.doc

浙江大唐乌沙山发电厂一期工程汽机旁路系统调试措施编号: 乌沙山一期/QJ-012-2005华北电力科学研究院有限责任公司二五年九月报告名称： 浙江大唐乌沙山发电厂一期工程汽机旁路系统调试措施 试验编号：乌沙山一期/QJ0122005 出报告日期： 2005年9月 保管年限： 长期 密 级： 一般 试验负责人： 刘邦泉、孙海军 试验地点: 浙江大唐乌沙山发电厂 参加试验人员： 崔冬至、胡海、靳江波、陈小明、左川等 参加试验单位： 华北电力科学研究院有限责任公司、浙江大唐乌沙山发电厂 天津电力建设公司、浙江省火电建设公司、河北电力监理公司 试验日期： 2005年9月2007年7月 打印份数： 60 拟 稿： 孙海军 校 阅： 刘邦泉 审 核： 田云峰 生产技术部： 周小明 批 准: 时道斌 目 录 1 编制目的2 编制依据3 设备系统简介4 调试内容及验评标准5 组织与分工6 调试应具备的条件7 调试步骤和程序8 安全注意事项浙江大唐乌沙山发电厂一期工程汽机旁路系统调试措施1 编制目的为加强浙江大唐乌沙山发电厂一期工程调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使调试工作有组织、有计划、有秩序的进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明的投入生产，特制定本调试措施。本措施是依据国家及行业颁发的有关技术规程、标准，以浙江大唐乌沙山发电厂及参建各方提供的工程相关技术资料为基础，并结合现场系统实际情况编写，适用于浙江大唐乌沙山发电厂一期工程。分部试运阶段是火电建设工程的一个重要阶段，其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及技术文件，依据设计和设备的特点，对各辅机设备及其配套系统、公用系统等进行调整、试验、试运，对暴露发现的设备设计、制造、施工安装问题提出整改技术方案和建议。本措施由华北电力科学研究院乌沙山调试项目部汽机专业负责起草，经监理公司、安装公司、设计院和浙江大唐乌沙山发电厂等单位共同讨论通过。应该说，措施的内容与电厂编写的有关规程原则上是一致的，但是试运阶段的机组与已经投产的成熟机组有一些差别，故该措施在执行过程中如有异议，应按本措施执行或与华北电力科学研究院乌沙山调试项目部协商解决。本措施未尽事宜按照电厂运行规程和事故处理规程执行。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19962.2 汽轮机及辅助设备（电力工业标准汇编，火电卷3）2.3 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）DL5011-922.4 火电工程启动调试工作条例2.5 火电工程调整试运质量检验及评定标准2.6 火电工程调试技术手册中国电力出版社2.7 热交换器运行维护手册江苏无锡市蓝天重工机械制造有限公司2.8浙江省电力设计院设计图纸3 设备系统简介浙江大唐乌沙山发电厂一期工程为4600MW燃煤机组，采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的600MW超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机，发电机则采用哈尔滨发电机厂有限责任公司生产的QFSN-600-2YHG型发电机，锅炉采用哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超临界直流锅炉。该机组的汽轮机旁路系统设置一套高压和低压两级串连汽轮机旁路系统，容量按40BMCR设置。高压旁路从汽机入口前主蒸汽总管接出，经减压、减温后接至再热冷段蒸汽管道，高压旁路的减温水取自汽动给水泵和电动给水泵出口的给水系统。低压旁路每台机组安装两套，从汽机中压缸入口前热再热蒸汽主管接出，经减压、减温后接入凝汽器，减温水取自凝结水精处理装置出口的凝结水系统。高压旁路包括蒸汽控制阀、减温水控制阀、关断阀和控制装置。系统中设置预热管，保证高、低压旁路蒸汽管道再机组运行时始终处于热备用状态。3.1 高压旁路调节阀：型号：DCE 4.160.250/650.113介质：蒸汽公称直径：254mm/660mm流量：756.0 t/h入口压力：25.4MPa入口温度：571出口压力：4.808MPa出口温度：322.7执行器型号：AHFA 280/10080/150执行器行程时间：10s快开时间：2s快关时间：2s调节方式：连续3.2 高旁减温水隔离阀：型号：WAZ 36.100/100.113公称直径：159mm介质：水流量：140.2 t/h减温水入口压力：32.4MPa减温水温度：192减温水出口压力：31.2MPa执行器型号：AH 75-30/40执行器行程时间：2s3.3 高旁减温水调节阀型号：WRE 50.100/100.113公称直径：159mm介质：水流量：140.2 t/h减温水入口压力：31.2MPa减温水温度：192减温水出口压力：6.8MPa执行器型号：AH75-30/60执行器行程时间：10s3.4 低压旁路调节阀型号：DCE 4.320.650/900.113公称直径：647.7mm/914mm介质：蒸汽流量：448.05t/h入口压力：4.327MPa入口温度：569出口压力：0.6MPa出口温度：160执行器型号：AHFA 280/100-80/250开行程时间：13s关行程时间：18s快关时间：2s3.5 低旁减温水调节阀型号：WRD 0.35.50.100/100.313公称直径：159mm介质：水流量：144.3t/h减温水入口压力：3.1MPa减温水温度：34减温水出口压力：1.7执行器型号：AH 50-30/40行程时间：10s3.6 低旁减温水隔离阀型号：WAD 0.35.63.100/100.313公称直径：159mm介质：水流量：144.3t/h减温水压力：3.4MPa减温水温度：34减温水出口压力：3.1MPa执行器型号：AH 50-30/40行程时间：2s3.7 液压油站高低压旁路分别使用一台液压油站，阀门的日常动作靠蓄能器内的油压进行操作，直到蓄能器内的油压低时才轮流启动油泵给蓄能器补充油压。蓄能器充氮压力11MPa。油泵/电机参数：油量：6.5 l/min额定功率：3KW额定电压：400V转速：1450r/min4 调试内容4.1 完成高低压旁路有关阀门的传动，记录开关时间。4.2 配合厂家完成液压油站的调试。4.3 对旁路热控逻辑进行传动。4.4 对旁路运行方式进行完善。5 组织分工参与机组分部试运的有关单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门等。依据火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）有关规定，现将参与机组分部试运的有关单位的主要职责分述如下：5.1 建设单位的主要职责5.1.1建设单位是代表建设项目法人和投资方对工程负有全面协调管理责任，全面协助试运指挥部做好机组分部试运全过程的组织管理工作。5.1.2协助试运指挥部建立，健全机组分部试运期间的各项工作制度，明确参加试运各有关单位之间的工作关系。5.1.3 参加试运各阶段的工作检查和交接验收、签证等日常工作。5.1.4协调解决合同执行中的问题和外部关系。负责协调解决非施工、调试原因造成的，影响机组正常启动试运、无法达到合同规定的考核指标和设计水平，所必须进行的消缺、完善化工作。5.1.5 组织对非主体调试单位进行的局部调试项目的检查验收工作。5.1.6 组织协调设备及系统代保管有关问题。5.1.7协助试运指挥部做好对整套启动试运须具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。5.1.8 组织协调试运现场的安全、消防和保卫工作。5.1.9协助试运指挥部组织研究处理分部试运过程中发生的重大问题，并提出解决方案。5.1.10 按原电力工业部机组达标考评要求，组织协调落实机组分部试运验收有关事宜。5.2 施工单位的主要职责5.2.1完成合同规定的建筑和安装工程，完成分部试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。5.2.2 做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施和临时连接设施。5.2.3 在试运指挥部领导下，在调试等单位配合下，协调各有关单位之间的配合协作。组织编审并实施分部试运阶段的计划、方案；全面完成分部试运中的设备单体、单机试运工作；负责召集有关单位和有关人员研究解决分部试运过程中出现的有关问题；在试运指挥部领导下，负责分部试运工作完成后的交接、验收、签证工作。5.2.4 提交分部试运阶段的记录、总结和有关文件、资料。5.2.5 负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。5.2.6 按照委托单位要求，做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。5.2.7 负责试运现场的安全、消防、治安保卫工作。5.3 调试单位的主要职责5.3.1 按合同要求负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的调试方案和措施。5.3.2 按合同要求完成所承担的分系统调整试运工作，确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入分系统试运和整套启动试运条件。5.3.3 参与分部试运后的验收签证工作。5.3.4 全面检查机组所有系统的完整性和合理性。5.3.5 组织填写调整试运质量验评表格，整理所承担分系统试运阶段的调试记录。5.4 生产单位的主要职责5.4.1在机组试运前，负责完成各项生产准备工作，包括电、燃料、水、汽、气等物资的供应。5.4.2 配合调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行整定值。5.4.3 参加分部试运及分部试运后的验收签证。5.4.4 做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施。5.4.5在分部试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整，对分部试运中发现的各种问题及时报告，提出处理意见或建议。5.4.6 认真编写设备的运行操作措施、事故处理措施和事故预防措施。5.4.7 组织运行人员配合调试、安装单位做好各系统、设备调试工作。5.5 监理部门的主要职责5.5.1 按合同要求代表建设单位对机组各试运阶段的全过程进行监理工作。5.5.2 参与审查调试计划、方案、措施和调试报告。5.5.3 协助试运机组的分部试运工作，协调调试进度，参与试运验收签证。5.5.4 对试运设备在分部试运阶段出现的设计问题、设备质量问题，施工问题等，提出监理意见。5.6 设计单位的主要职责5.6.1 负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。5.6.2 配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作，5.7 制造单位的主要职责5.7.1完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告。5.7.2 按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导。5.7.3 及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题。5.7.4 试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。6 调试应具备的条件6.1试运前现场应具备的条件6.1.1厂区内场地平整，道路畅通。6.1.2试运范围内环境干净，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、栏杆及其底部护板。6.1.3排水系统及设施能正常使用。6.1.4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。6.1.5设备及系统按要求安装完毕，经校验合格，记录齐全。6.1.6具有可靠的操作和动力电源及压缩空气气源。6.1.7各种阀件传动检查合格，已编号、挂牌并处于备用状态。6.2试运前设备应具备的条件6.2.1检查高压旁路调节阀和低压旁路调节阀已经安装完毕，液压油站按照布置图安装完毕，所有设备和管道安装图纸安装正确。6.2.2 转动机械加好符合要求的润滑油脂。6.2.3各指示表记校验完闭；热工测点、信号、保护和自动控制部分调试完毕，能投入使用。6.2.4电机和控制回路电源供应正常。电机单体试运完成且合格，电机转向正确，绝缘测试合格。6.2.5油管道冲洗完成且合格，管路冲洗时油温应控制在4050左右，流速约37m/s，冲洗时间视情况在48小时左右。管路冲洗完成后，应清理油箱。6.2.6蓄能器已经充入合适压力的氮气。7 调试步骤和程序7.1 高压液压油站的调试7.1.1 首次启动液压油泵应将油泵打手动位置，启动前打开再循环电磁阀，将压力调节阀调至最低位置，以防止泵超压运行。7.1.2 检查液压油站油箱油位和温度均正常。7.1.3 启动油泵，检查泵转向是否正确。油泵保持运行直至油箱温度达到40左右，在此期间检查泵的振动、噪音等是否正常。7.1.4 油箱温度达到40后关闭再循环电磁阀，慢慢调节压力调节阀，将系统压力调整至设定值。7.1.5 缓慢调整压力释放阀，调节动作压力比正常运行压力高1MPa1.5MPa左右。7.2 油泵自动运行模式7.2.1 一台油泵运行后15s内压力未达到18MPa，另一台油泵联锁启动。7.2.2 一台油泵运行后90s内压力未达到21MPa，另一台油泵联锁启动。7.2.3 系统正常运行时压力低于16MPa，压力开关P3动作，一台油泵启动，直至系统压力达到21MPa，开关P4动作时油泵停止。此时进行泵切换，以保证每台油泵的运行时间相差不多。7.2.4 系统正常运行时压力低于16MPa，两台油泵同时启动；待系统压力达到21MPa后，两台泵均停止。7.3 低压液压油站的调试过程与高压液压油站相同。7.4 阀门传动：高低压旁路各阀门传动，并记录时间。7.5 高低压旁路控制逻辑传动。7.6热态调试：机组不同启动方式下旁路系统操作参阅机组整套启动调试措施。8 安全注意事项8.1 为防止旁路阀门损坏，在蒸汽吹管时，旁路减压阀应用临时阀门或临时短管代替。8.2 旁路系统减温水管道在投入前必须进行有效的水冲洗。8.3 旁路系统阀门的最终调试结果