机组启动

2024-06-10 版权声明 我要投稿

机组启动(精选10篇)

机组启动 篇1

1 异常发生经过及处理过程

机组运行期间, 发生了一起非停事件。用电切换完毕。18:22发现机组负荷下降较快, 立即检查运行设备及参数, 发现中调门由8.7%关闭至0, 18:25炉MFT, 大联锁动作, 机组跳闸, 首出“再热器保护丧失”。检查MFT动作联锁正常, 汽轮机转速惰走情况正常。

参数变化与操作记录:

18:02, #1机组并网, 快速升负荷至46MW, 燃料量由并网前66吨升至70吨, 后继续加燃料至80吨, 主汽压力由并网前11.7MPa缓慢升高, 主汽温度由并网前564℃开始升高, 分离器过热度并网前1.8℃, 并网后缓慢升高, 省煤器入口给水量在此过程中一直维持在800-850吨 (启动循环泵运行) , 电泵再循环已经全关, 电泵流量在并网时为508吨, 机侧中调门开度并网带46MW负荷时为4.6%, 随负荷升高该门开度逐渐开大, 18:04逐渐开至8.4%, 负荷81MW, 低旁并网前开度42%, 并网后逐渐开始关闭, 18:04关至0, 高排温度并网时

事件经过:

#1机组经过检修于2月6日18:02并网, 事故前, #1机组负荷102.8MW, TF方式;给煤量75t/h;主蒸汽压力12.7MPa;主蒸汽温度562.5℃;再热蒸汽压力2.73MPa;再热器温度551℃;双引、双送、双一次风机运行, 炉水循环泵运行, 1A/1B磨煤机运行, 微油投入;电泵运行;给水压力16.4MPa, 给水流量610t/h;省煤器入口流量821t/h, 厂456℃, 并网后该温度逐步下降, 18:04降至415℃后开始回升, 18:04再热汽热段压力由并网时的1.7MPa升至2.2MPa, 18:10, 负荷最高升至168MW。18:07主汽压力升高至12.2MPa, 18:08升至12.76MPa, 18:10升至13.2MPa, 后保持稳定, 18:09, 操作减燃料5吨, 18:10再次减燃料5吨, 两次共计减燃料10吨, 电泵出力, 18:09升至489吨, 18:10升至535吨, 最高升至574吨, 负荷18:10开始下降, 18:12, 降至134MW, 随后负荷有几次小范围升高, 中调门开度随负荷变化而变化, 主汽压力13.1MPa, 再热热段压力2.7MPa, 18:13主汽温度由576℃开始缓慢下降, 18:16负荷降至123MW, 18:19, 负荷降至104MW, 18:20, 负荷降至102MW, 随后2分钟内负荷下降速度较快至停机, 而18:21-18:22增加燃煤量5吨至75吨, 电泵电流最大加至429A后稳定在408A。

直接原因:中调门由8.7%关闭至0, 再热器干烧保护动作, 造成机组跳闸。

2 高排温度控制器原理解析

关于中压调门关闭, DEH内部逻辑是这样设置的, 在机组启动过程中, 由于高压缸进汽量的减少, 导致高压缸未几级叶片在高速旋转下摩擦产生的高温得不到有效的冷却, 叶片可能产生超出许用范围的热应力和差胀, 为此DEH专门设置了高排温度限制调节器, 通过限制中调门的开度来增加高压缸的进汽量, 从而避免高压缸长叶片区域的蒸汽温度超过最大许可值。

高排温度限制调节器是一个PI调节器.DEH用高压缸 (12级后) 的蒸汽温度MAA50CT015/016/017表示长叶片温度;用高压内缸壁温MAA50CT011/012/013代表高压转子温度, 转子温度和叶片温度的温差再乘以-1作为调节器的输入偏差.调节器的输出值经双向限幅, 调节器的输出YHATR始终大于零, 送至进汽设定值形成功能页OSB。当叶片温度升高, 偏差增大, 限制调节器的输出YHATR为正。OSB在送给中压调门的指令中减去YHATR, 从而关小中压调门, 达到增加高压缸进汽的目的。而且OM上的HP EXT TEMP CTRL ACT[HATRIE]灯亮.高压叶片和转子的温差为负时, 由于调节器输出限幅的作用, YHATR=0, 不对中调门进行限制。

在以下情况下, 高排温度限制调节器处于跟踪状态, 保持当前值。

1) 限压方式下 (GDE) , 主汽压力调节器有效FDPRIE;

2) 汽轮机启动装置有效TABIE, 即TAB起作用时;

3) 高排温度限制调节器无效。

高拍温度控制器的输出YHATR值等于零, 或者运行人员在OM手动退出调节器的投入子环都将使高排温度限制调节器无效。此时OM上的HP EXT TEMP CTRL ACT[HATRIE]灯不亮, YHATR值强制为0。

叶片温度与转子温度的差值△还用于高排温度保护:

△>-15, 报警, 关高调门切高压缸, 开高排通风阀;△>-10, 警告;△>0, ETS动作, 汽轮机跳闸。

高压缸切除后, 只有机组负荷大于100MW且高压叶片温度小于515℃两个条件都满足, 自动投入SGC OPEN HP-TURB的程控, 恢复高压缸进汽运行。

下图为高压转子温度与高压叶片温度的限制曲线:

3 热态启动失败原因分析

根本原因在于对极热态启动工况风险评估不到位, 没有意识到由于给水流量不足将会导致短时间不能迅速带负荷, 使高排末级温度升高, 造成中压调门按照逻辑关闭, 最终导致再热器断汽保护动作停机。具体分析如下:

1) 负荷最大到168MW, 是因为关闭低旁后, 再热器内汽量进入中压缸做功形成, 而非机组参数所能带实际负荷, 操作中对此考虑不周, 而在负荷开始下降时, 对负荷变化的关注不够, 另外并网后关旁路的时间比较靠前, 从此次事故过程的参数曲线看, 在本次冲车参数的前提下, 保证130MW以上负荷, 低旁关闭, 也能保证高排温度不升高, 以后的操作中, 应在能够保证负荷的前提下, 即燃料和给水均能满足转入干态时运行的要求, 再关闭低旁。

2) 高排温度逐步升高, 是几个原因综合而成, 第一, 负荷下降, 使高压缸进汽量下降;第二, 低旁关闭后, 不能保证负荷变化时高压缸的通流量, 可能造成负荷下降。高压缸进汽量下降, 中调门关小, 高压缸进汽量下降, 高排温度升高, 这是个恶性循环;第三, 汽泵未及时并泵, 电泵出力574吨电流408A, 已经接近电泵额定最大出力, 而在此负荷和升负荷过程中, 电泵流量和锅炉蒸发量不匹配。此次教训告诉我们热态和极热态启动, 必须保证一台汽泵3000r/min旋转备用, 最好并入汽泵运行, 以便随时增加给水。

3) 关于在热态启动时, 负荷和参数的调整, 煤与水的调整是保证关键, 当值班员发现主汽压力升高且主汽温度升高时, 应采取加水的方法, 而此操作中加水滞后, 减煤在前, 虽然保证了主汽参数, 但造成了负荷的下降。

4) 热态冲车参数的选择, 在保证过热度的前提下, 应尽量降低冲车参数, 以增加汽轮机进汽量, 降低高压缸末级叶片的鼓风造成的叶片温度和高排温度升高的影响。

5) 对DEH内部细小逻辑存在普遍认识不足的问题。见微知著, 一定要对逻辑狠下功夫, 把逻辑吃懂吃透。

参考文献

[1]邯峰发电厂2×660MW机组《仪控培训教材》[Z].

[2]华电望亭电厂DEH调试报告[R].

[3]神华国华宁海B厂DEH设备资料[Z].

机组启动 篇2

机组启动试运行技术报告

批准:东莞市机电排灌管理站审核:周志光校核:叶淦芬编制:尹明新

编制日期:2010年10月

一、工程概况

本排站有3台1600SLQ10-55.5型上海凯泉水泵厂生产的轴流泵,每台水泵配置710kw电机,总装容量2130千瓦;电机选用兰州电机厂TL710-20/2150型三相高压同步电动机3台;高压金属铠装移开式开关柜7块、高压计量柜1块,高压辅助计量柜1块,干式变压器(SCB9-315/10 10±2.5%0.4KV Dyn11)1台、干式变压器(SC9-125/10 10±2.5%0.4KV Dyn11)1台、低压抽出式开关柜8块、自动电液变阻启动补偿控制柜3台、动力配电箱及电源箱、照明配电箱、控制箱11个、微机综合自动化装置2套、检修排水泵2台、技术供水泵2台、真空泵1台以及管路系统。

二、机组启动试运行目的

机组启动试运行目的是调试好机组各部位设备是否能达到运行使用要求。确保大暴雨到来,各机组能正常使用,水泵能进行排水,确保工厂和人民财产安全。

三、机组启动试运行已具备的条件

1、供电线路已通电(高低压电已通电)。

2、与机组启动试运行有关的水工部分建筑物已验收。

3、金属结构及启闭设备的安装完成并已验收(检测部门已验收,达到合格标准)。

4、各种电气设备(高低压配电柜、变压器、主电动机、配电箱等)

5、油、气、水等辅助设备已调试。

6、消防设备的安装布置已到位。

7、绝缘工具已配置齐全。

8、试运行指挥、操作、监护人员已安排。

9、开机操作票、试运行记录表已编制。

四、机组启动试运行开、停机操作方式

机组启动试运行开、停机操作方式:

1、手动操作步骤(1)合上高压屏开关(高压开关)、检查变压器输电达正常状态。(2)合上总屏闸刀开关,合上空气开关。(3)合上启动屏闸刀开关,再合上空气开关,扭动电压相序按钮,检查三相电压达正常,按启动钮启动电动机,启动开始至当电流表指针开始下降及电动机声音接近正常时按运行钮使机组投入正式运行。停机操作方式:(a)先按启动屏“停止”按钮,其次断开空气开关。断开闸刀开关。(b)断开总屏空气开关、断开闸刀开关。

2、中控室自动控制步骤:

五、机组启动试运行的外围条件

机组启动试运行的外围条件是所有活动拦污栅已调试好,达到使用功能。外围垃圾已清理干净。已满足机组试运行条件。

六、机组启动试运行的步骤

(1)提升防洪闸闸门、关闭自排闸;

(2)开启循环冷却水电源,启动水泵,对水泵供水;(3)启动室内降温设备;(4)开启主变电源;(5)低压侧主变合闸;

(6)打开1号(或2号、3号)启动柜电源,按下启动开关。

七、机组启动试运行中的紧急停机情况

若发生电机电流异常,水泵、电机声音异常,应立即采取紧急停机措施。

八、机组启动试运行的时间安排

2010年10月22日

九、附

1、机组启动试运行人员安排

2、机组启动试运行主机开(停)机操作规程

3、机组试运行记录表

4、东莞市中小型电力排灌站运行操作规程

5、东莞市中小型电力排灌站运行管理制度机组启动试运行各岗位人员安排

机组启动试运行各岗位人员安排

一、机组启动试运行领导小组人员: 主管单位:东莞市水利局

东莞市机电排灌管理站

项目法人: 常平镇城乡水利防灾减灾工程建设领导小组办公室 监理公司: 东莞市东水工程监理有限公司 安装单位: 青州市水利建筑总公司

二、机组启动试运行监护、操作人员: 机电监理:徐智勋 计算机监控:叶淦芬 启动试运行发令人:叶淦芬 启动试运行安全监护: 叶祐华 操作人:谭玉仕

监护人:叶祐华

三、各岗位监视、巡检人员: 抄表、运行情况纪录: 谭国干 控制室:尹明新 水泵层:张志容 水位监测:张志容 水工建筑物监测:吴华劲

机组启动 篇3

某厂扩建2×1000MW超超临界燃煤发电机组,均采用发电机-变压器组单元制接线方式,发电机出口不装设断路器,经全连式离相封闭母线连接到主变压器低压侧,升压至500kV升压站。单元机组设置两台分裂式高压厂用变压器,向机组和公用系统厂用电负载供电。

起动备用电源为老厂220kV原有启备变。额定容量为31500kVA/20000KVA-11500KVA,电压等级为220(±8×1.5%)kV/6.3-6.3KV。厂内设置的最大负荷为8500kW的联合引风机,脱硫不设增压风机。在此联合引风机起动时,易造成厂用中压母线低电压,影响整体厂用电运行的可靠性。

2.电动机启动电压公式

单台电动机起动或成组电动机自启动时母线电压以下式计算:

根据以上计算,在变压器容量允许的情况下,除联合引风机以外,其余6kV电机的启动对6kV母线电压影响不大,满足启动要求。因此只考虑在启动聯合引风机之前将变压器低压侧改为并联运行方式,启动正常后恢复分裂运行方式。

据上文中,考虑到厂用电的负荷分配,以及起动期间各系统的投用顺序,需先启动#1机6kV 1A1段上的#11循环水泵、#11凝结水泵、#11汽泵前置泵;总负荷约为6600 kW。。然后启动#1机6kV 1B1段上的#11联合引风机、#11送风机、#11一次风机;启动#1机6kV 1A2段上的#12一次风机等等。

按照此计算数据,则在变压器低压侧并联运行的情况下,母线电压可满足联合引风机的启动要求。

5.锅炉蒸汽吹管时厂用负荷分析及效果

目前国内各火电基建项目普遍存在这种情况,在调试期间正式的厂用电源由于种种原因不能投入使用,要用临时电源供给的情况,这样就会涉及经济性及可用性问题。根据以往我所调试的1000MW机组,在锅炉蒸汽吹管时,通过厂用辅机的错时运行(输煤、化水等系统设备)、单辅机运行等措施,使厂用负荷尽量达到最低。一般能够达到的最低负荷为28000kVA。而本厂2×1000MW机组是烟塔合一、没有烟气旁路门的设计,在锅炉蒸汽吹管时脱硫系统必须投入运行,这样厂用负荷就更大,对现有启备变在锅炉蒸汽吹管阶段的使用是一个关键问题。

变压器有一定的超负荷运行能力,新的变压器按照1.15倍过负荷运行方式考虑,老厂#02启备变可以按照1.1倍过负荷运行方式考虑,220kV侧额定电流82.67A,保护整定1.1×82.67=90.937A动作。最大负荷的吹管时间一般30分钟左右。精心的安排主要辅机的启动顺序、部分380V负荷考虑另外的电源供电以减少老厂#02启备变负荷,输煤系统、化水制水等考虑错时运行,这样能够使用老厂#02启备变进行一号机的吹管及整组启动试验并且最终达到了实际效果。

(作者单位:上海电力建设启动调整试验所)

作者简介

机组启动 篇4

新技术和设备的采用无法从根本上避免大停电的发生[1], 大停电发生后要进行的是系统状态的识别和设备可用性的诊断[2,3,4], 然后根据停电后具体的系统状态进行黑启动方案、网架重构方案和负荷恢复方案的制订[5,6,7,8,9]。制订黑启动方案时, 待恢复机组的选择是其首要工作。恢复初期的很多恢复操作具有临界时间限制, 时间是最为关键的因素[2,3]。因此, 制订黑启动方案时, 快速选定待恢复机组能够加快方案制订进度, 尽早进行具体的恢复操作, 这对于加快系统的恢复进程具有重要意义。

许多学者对待恢复机组的选择及黑启动方案的制订进行了研究。文献[10]系统介绍了制订恢复方案的步骤和需要注意的各种问题;文献[5]提出了一种黑启动方案的决策系统, 包括黑启动方案的生成、校验和决策等模块;文献[6]提出采用广度优先搜索策略生成在拓扑关系上可行的黑启动方案, 然后对生成的方案进行各项校验和评估, 但这样生成的黑启动方案会较多, 对方案进行各项技术校验时会耗费较长时间;文献[7]采用了深度优先搜索策略来形成多种黑启动初始方案, 再对所有方案进行校验, 从中选择相对最优方案, 这同样存在计算量大、耗费时间长的问题。

以往研究大都是先生成多种黑启动方案, 然后再通过校验和评估来确定黑启动阶段的待恢复机组以及对应的恢复方案。由于需要校验多个方案, 这种方法通常用时较长。为了快速选择黑启动阶段的待恢复机组, 本文分析了影响黑启动阶段机组成功恢复的各种因素, 其中重点分析了变压器励磁涌流的影响。在此基础上, 定义了线路权重、变压器权重和辅机权重, 提出了黑启动阶段机组恢复成功率的概念。综合考虑机组恢复成功率和机组容量等因素的影响, 快速优选出黑启动阶段的待恢复机组和相应的恢复路径, 缩短制订黑启动方案所用的时间, 加快系统的恢复进程。

1 黑启动阶段机组恢复成功率

系统恢复过程中的黑启动阶段是指大停电发生后, 具有自启动能力的机组成功启动后向无自启动能力的机组提供启动功率, 使其重新并网发电的过程[11]。黑启动阶段是整个恢复过程的起始阶段, 黑启动阶段恢复目标的成功完成对后续系统恢复过程具有重要意义, 反之则会严重延误整个系统的恢复进程。故在黑启动阶段, 选定的待恢复机组成功恢复的可能性应尽可能大, 而后续阶段机组恢复过程中, 除考虑机组的安全恢复之外, 还可考虑机组恢复过程中提供发电量最大的目标[12]。

影响黑启动阶段机组成功恢复的主要操作有空载线路的充电、空载变压器投入和待恢复机组的大型辅机启动等, 本文分别定义了线路权重、变压器权重和辅机权重来表征这3种操作对黑启动阶段机组恢复的影响, 并在此基础上提出了黑启动阶段机组恢复成功率的概念。

1.1 线路权重

线路空载充电时, 可能会引起线路工频过电压、操作过电压和发电机自励磁等问题[13]。工频过电压是由空载线路充电时, 线路对地电容发出的大量无功功率导致系统无功功率不平衡引起的[14];操作过电压是线路空载投入时在线路端引起的过电压, 线路的对地电容会影响操作过电压的大小;发电机自励磁发生的根源是:线路对地电容的容性充电电流的助磁作用产生的正反馈, 使系统发生自激振荡[15]。因此, 可用线路的等值容抗来表示上述问题的严重程度。线路对地电容越小, 线路等值容抗越大, 则过电压倍数越小, 发电机发生自励磁的可能性越小;反之过电压倍数越大, 发电机发生自励磁的可能性越大。单条线路等值容抗XC计算电路如图1所示。

图中:B为线路等值电纳;XL为线路的并联电抗;忽略线路电阻和感抗的影响。线路的等值容抗XC为:

式中:ε为表征线路上是否存在并联电抗的量, 当线路上存在并联电抗时, ε=1, 反之ε=0。

若待恢复机组i的第j条恢复路径中包含m条线路, 则该条恢复路径的等值容抗XCij为:

式中:XCk为线路k的等值容抗。

通过恢复路径j对机组i进行恢复时, 该条恢复路径的线路权重Lwij定义为:

恢复路径的线路权重越大, 表示该条路径空载充电时的过电压倍数越小, 黑启动机组发生自励磁的可能性越小。

1.2 变压器权重

在黑启动阶段, 需要对待恢复机组恢复路径中的变压器进行空载充电操作。在变压器空载投入引起的问题中, 以往主要关注的是空充变压器引起的谐振过电压[13]问题, 而对变压器空载投入时励磁涌流对黑启动机组机端电压影响的研究不多。本文分析了励磁涌流引起的机端电压波形畸变对系统恢复的影响, 并定义了变压器权重来反映对机组恢复的影响。

对空载变压器进行充电时, 会产生励磁涌流现象[16], 其幅值可达额定电流的4~8倍, 励磁涌流中有数值很大的高次谐波分量 (以二次谐波为主) 。在黑启动阶段, 黑启动机组输出的有功功率相对较小, 与之相对应的基波电流也较小;而且黑启动机组并非理想电压源, 因此, 在励磁涌流的影响下, 黑启动机组的机端电压波形会产生畸变。电压波形畸变到一定程度时, 会引起采用自并励的黑启动机组的励磁系统异常, 进而引起黑启动机组跳闸。2012年6月5日, 山东电网黑启动试验过程中由于变压器励磁涌流的影响, 黑启动机组的机端电压波形发生严重畸变, 最终导致采用自并励的黑启动机组跳闸, 黑启动机组机端电压的畸变情况见附录A图A1。为了减小变压器励磁涌流的不利影响, 最终选定的待恢复机组恢复路径中的变压器空载投入时的励磁涌流幅值要小, 引起的黑启动机组机端电压波形的畸变程度要小。

文献[16]给出了一种变压器空载充电时励磁涌流的实用计算方法。图2所示为单相变压器空载合闸的等效电路。Ls和Rs分别为系统等效电感和等效电阻;Lσ为变压器漏感;rσ为变压器等效电路中的串联电阻, 等于变压器线圈的直流电阻;Rm为变压器的铁耗电阻, 由于变压器铁芯损耗较小, 通常忽略;Lm为变压器的磁化电感。

变压器空载合闸后, 由于励磁回路饱和产生励磁涌流, 之后由于变压器铁芯偏磁的减小导致励磁涌流开始衰减。因此, 励磁涌流产生后第1个周期的幅值最大, 引起的机端电压畸变程度也最大, 相对应的畸变电压的幅值在第1个周期也最大。故可用畸变电压的幅值来反映电压的畸变程度, 第1个周期内黑启动机组机端电压的幅值U0为:

式中:I0为励磁涌流幅值;Z为整个回路的阻抗;α为合闸角;фsat为饱和磁通;фres为剩余磁通;фm为稳态磁通;Um为电源电压幅值。

将式 (6) 代入式 (4) , 得到:

变压器投入时, 由于断路器为机械装置, 不可避免地存在动作延时, 因此合闸角α无法做到精确控制, 故本文考虑α=0°, 即励磁涌流最严重的情况, 得到:

在黑启动机组确定, 即Um确定的情况下, U0主要取决于фsat, фres和фm三者的关系。其中фsat和фm与变压器铁芯的磁化曲线有关, 而фres可根据变压器跳闸时的电流幅值和相角进行计算[17], 当由于通信通道故障无法获取所需信息时, фres按照最严重的情况设置。变压器k的权重Twk可定义为:

根据式 (8) 和式 (9) , 变压器权重越大, 空载投入时引起的黑启动机组机端电压畸变程度越小。

设待恢复机组i的恢复路径j中共包含n台变压器, 第1台变压器空载投入时会引起黑启动机组机端电压波形发生一定程度的畸变, 但随着励磁涌流的衰减, 畸变程度会不断减小直至基本恢复为标准正弦波;然后第2台变压器投入后机端电压波形会再次畸变, 随着励磁涌流的衰减恢复为标准正弦波, 依此类推。恢复路径中各台变压器投入引起的电压畸变不会累加, 因此该条路径的变压器权重取为引起电压畸变最严重的变压器的权重, 即

对于变压器空载投入时引起的谐振过电压问题, 需要通过数值仿真的方法判断其谐振过电压是否越限。

1.3 机组辅机权重

在黑启动阶段, 系统较为薄弱, 启动待恢复机组的辅机设备时, 如果辅机容量过大, 会引起较大的频率跌落和电压跌落[18], 导致辅机启动失败, 严重时会使已恢复系统再次瘫痪。文献[18]提出了一种计及暂态电压安全约束和频率约束的可允许投入最大负荷量的计算模型和求解方法, 可用来计算恢复辅机设备时在满足暂态电压安全二元表 (Vcr, Tcr) 和频率约束下允许单次投入的最大电动机负荷容量。本文采用文献[18]提出的模型和方法来求解待恢复机组i使用路径j恢复时允许投入的最大电动机负荷量Pmaxij, 设机组最大辅机容量为Pmaxi′, 则机组i的辅机权重可定义为:

辅机权重越大, 表示辅机启动时电压跌落和频率跌落越小, 成功启动的可能性越大。

1.4 机组恢复成功率

1.4.1 权重预处理

为方便比较, 对Lw, Tw和Gw进行模糊化处理。对于Lw和Gw采用如下隶属度函数:

对于Lw, f (x) -根据黑启动机组带空载线路不发生自励磁的实用判据进行设置[13], f (x) +设置为Lw中的最大值。当Lw<f (x) -时, 表示给该条路径充电时发生自励磁, 无法安全恢复;当Lw>f (x) -时, 不发生自励磁, 且线路权重越大, 线路空载充电时的过电压水平越低, 线路成功恢复的可能性越大。对于Gw, f (x) -取值为1, f (x) +设置为Gw中的最大值。当Gw<f (x) -时, 表示无法在满足暂态电压安全约束和频率安全约束的情况下启动机组的辅机, 使用当前路径无法安全恢复机组;而当Gw>f (x) -时, 辅机可安全启动, 且辅机权重越大, 辅机启动时对系统的冲击越小, 机组成功恢复的可能性就越大。

对于变压器权重Tw, 由于自并励机组励磁系统的纹波监视回路的逻辑比较部分为黑匣子, 因此无法像Lw和Gw一样设置一个用来判断能否安全恢复的门槛值f (x) -。对Tw使用如下模糊函数:

式中:g (x) +为Tw中的最大值。

为了提高机组成功恢复的几率, 要选择恢复路径中变压器的Tw大的机组进行恢复。

1.4.2 考虑机组恢复成功率的机组优选

黑启动阶段机组成功恢复的前提是恢复路径中线路和变压器的成功投运, 以及机组辅机的顺利启动, 整个机组恢复过程是一个整体, 其中任一阶段的失败都会导致整个机组恢复的失败。根据式 (3) 、式 (10) 和式 (11) , 恢复路径中的Lw越大, 发生自励磁的可能性越小, 线路过电压水平越低;Tw越大, 变压器空载投入时引起的机端电压波形畸变越小;Gw越大, 辅机启动时电压和频率跌落越小, 因此机组成功恢复的可能性越大。故机组成功恢复的几率与Lw, Tw和Gw呈正相关关系。

综合考虑Lw, Tw和Gw的影响, 提出黑启动阶段待恢复机组i经由路径j恢复时的恢复成功率为:

根据式 (14) , η与恢复路径的Lw和Tw以及使用当前路径恢复时的Gw有关, 因此同一机组经由不同的恢复路径进行恢复时, η也不同。当式 (14) 中的μ (Lwij) 和μ (Gwij) 中任意一项为0时, η就为0, 表示无法使用当前路径恢复;当μ (Lwij) , γ (Twij) 和μ (Gwij) 都不为0时, η才不为0, 表示有成功恢复的可能性。恢复路径的Lw和Tw越大, 使用当前路径恢复时的机组Gw越大, η就越大, 表示使用当前路径成功恢复机组的可能性就越大。

在选择黑启动阶段的待恢复机组时, 除考虑机组的恢复成功率要尽可能大之外, 还要考虑优先启动容量大的机组。本文采用如下方法进行选择, 首先计算出所有待恢复机组的恢复成功率η, 获得其中最大的恢复成功率maxη;选取对应maxη的机组以及对应η与maxη相当的若干台机组组成一个集合, 从中选择出容量最大的机组作为黑启动阶段的待恢复机组, 并选择该台机组对应η最大的恢复路径作为黑启动阶段的恢复路径;如果除对应maxη的机组外, 其余机组的η与maxη差异较大, 则选择对应maxη的机组以及其恢复路径作为黑启动阶段的待恢复机组和其恢复路径。

2 待恢复机组优选

求解待恢复机组优选问题时, 理论上需要找到所有待恢复机组的所有拓扑关系上可行的恢复路径, 分别计算其机组恢复成功率η。为了减小求解计算量以提高求解速度, 需要对待恢复机组及机组恢复路径进行初步筛选。

2.1 待恢复机组寻优集合

待恢复机组集合U中并非所有机组都适合在黑启动阶段进行恢复, 例如:超大容量机组的启动过程复杂, 启动时间长;距离黑启动机组较远的机组需要过多的线路操作, 耗费时间较长, 故这两类机组不适合在黑启动阶段进行恢复。因此, 可对U中机组进行初步筛选, 只选取部分机组组成待恢复机组寻优集合u, 减少待恢复机组优选时的运算量。u中的机组可由运行人员指定或者按照一定规则进行选取, 如选取容量适当, 且经过线路数目不超过一定数值的机组。

2.2 基于前K最短路径算法的恢复路径寻优集合

机组i的可选恢复路径集合Pi的构建主要有2种方法:一种是使用广度优先搜索或深度优先搜索策略生成在拓扑关系上可行的所有恢复路径[6,7], 这种方法会形成过多方案, 不利于待恢复机组的快速选择和恢复方案的快速制订;另一种是使用最短路径法获取从黑启动机组到待恢复机组经过线路最少的路径, 但这样每台机组仅对应一条恢复路径, 就有可能丢失成功率最高的路径。本文提出采用前K最短路径算法[19,20]来搜索机组的可选恢复路径, 搜索黑启动机组到待恢复机组的第1条到第K条经过线路最少的路径作为机组恢复路径的寻优集合。这样一方面限制了搜索到的恢复路径的个数, 减小了问题求解的规模, 可加快寻优速度;另一方面可以尽量避免最优解的丢失。

2.3 求解流程

黑启动阶段待恢复机组优选流程如下。

步骤1:读取数据, 识别系统状态和设备可用性, 形成系统拓扑关系矩阵M (两节点间存在可用线路时取值为1, 反之则取值为0) 和待恢复机组集合U, 并形成待恢复机组寻优集合u。

步骤2:求取u中每台机组的前K条最短路径, 形成机组恢复路径的寻优集合P。

步骤3:计算u中每台机组对应的每条恢复路径的Lw, Tw和Gw, 按式 (12) 和式 (13) 计算对应的μ (Lw) , γ (Tw) 和μ (Gw) , 最终计算出每条恢复路径对应的η。

步骤4:按照1.4.2节所提机组优选方法选择出黑启动阶段的待恢复机组和恢复路径, 然后采用数值仿真方法对该方案进行各项校验, 包括发电机自励磁、线路空载充电时的过电压、变压器空载投入时的励磁涌流和谐振过电压以及机组辅机启动时的电压和频率跌落校验。

步骤5:如果当前方案校验不通过, 按照η的大小排序依次对恢复方案进行校验;如果所有方案都不通过校验, 则对η最大的方案根据其越限情况进行调整。

3 仿真分析

以山东电网为例, 说明黑启动阶段待恢复机组优选的过程。山东电网发生大停电事故后, 使用内部电源作为黑启动电源进行恢复时, 黑启动电源的首选是泰山抽水蓄能电站。其中泰山抽水蓄能电站1号机组进行过多次技术改造, 并且先后进行了3次黑启动试验, 启动速度快, 运行稳定性高, 可作为可靠的黑启动机组。

停电事故发生后, 首先对山东电网的系统状态进行识别, 判断各种设备的可用性, 形成系统的拓扑关系矩阵M和待恢复机组集合U。从U中选取石横乙5号机组、邹县厂3号机组、运河电厂5号机组和黄台电厂7号机组作为待恢复机组寻优集合u。使用前K最短路径算法搜索恢复路径时, 为控制求解规模, 取K=3。泰山抽水蓄能电站周边电网结构如附录A图A2所示。

从黑启动机组到u中待恢复机组的前3条最短路径中经过线路如附录A表A1所示, 恢复路径中的变压器如附录A表A2所示, 变压器剩磁情况如附录A表A3所示, 并设不同路径在同一变电站进行相同电压等级转换时使用同一变压器。分别计算u中待恢复机组的不同恢复路径的μ (Lw) , γ (Tw) , μ (Gw) 及η, 如表1所示。

运河厂5号机组和黄台厂7号机组的各条恢复路径的Lw均不满足自励磁不发生的条件, μ (Lw) 按式 (12) 计算为0, 故这2台机组的η为0, 如表1所示。在石横乙5号机组和邹县厂3号机组对应的各条恢复路径中, 石横乙5号机组恢复路径1对应的η值最大, 且远大于其余机组对应的η。故黑启动阶段待恢复机组就选择为石横乙5号机组, 并且该机组的恢复路径选为对应的路径1。

为验证η的有效性, 对石横乙5号机组路径1和邹县厂3号机组路径1对应的黑启动方案进行校验和对比分析, 校验结果如表2所示。表中:工频过电压和操作过电压是指线路空载充电时的最大工频过电压和最大操作过电压, 其为标幺值;谐振过电压是指变压器空载投入时的最大谐振过电压, 其为标幺值;是否通过励磁涌流校验一栏的“是”表示变压器空载投入时产生的励磁涌流未引起黑启动机组跳闸, 通过励磁涌流校验, 而“否”则表示引起黑启动机组跳闸, 未通过励磁涌流校验;跌落电压为标幺值。

方案1为石横乙5号机组路径1, 其各项指标都在允许范围内, 通过校验;方案2为邹县厂3号机组路径1, 未通过变压器励磁涌流校验。这与表1中石横乙5号机组路径1的γ (Tw) 较大, 而邹县厂3号机组路径1的γ (Tw) 较小相一致。另外方案2的线路过电压水平较低, 与表1中邹县厂3号机组路径1的μ (Lw) 较大相一致, 方案1的电压跌落和频率跌落较小, 与表1中石横乙5号机组路径1的μ (Gw) 较大相一致, 可表明本文定义的各项权重和η可正确反映黑启动阶段各机组成功恢复的可能性大小。

方案制订过程中, 使用时域仿真技术对方案进行校验是最为耗时的阶段, 尤其是对变压器励磁涌流的校验。当使用广度优先搜索策略和前K最短路径算法 (K=3) 按照先生成方案再校验筛选的方法来选择待恢复机组时, 待恢复机组寻优集合仍然选择为石横乙5号机组、邹县厂3号机组、运河电厂5号机组和黄台电厂7号机组, 各方法需要进行的方案校验次数如表3所示。

从表3可见, 使用η并结合前K最短路径算法选择待恢复机组时, 可显著减少方案校验次数, 节省黑启动方案制订时间以加快恢复进程。

在黑启动阶段, 如果能够同时启动多台待恢复机组, 则机组成功启动后可为系统后续恢复提供更大的功率支持, 从而加快系统的恢复速度[21]。优化扩展黑启动方案时, 可将扩展黑启动形成的小系统在确定时间段T1内发电量的加权和最大[21]与多台待恢复机组的机组恢复成功率最大作为优化目标, 对在黑启动阶段进行恢复的机组和相关恢复路径同时进行优化, 力求得到更优的扩展黑启动方案。

4 结语

本文分析了线路空载充电、变压器空载投入和机组辅机启动3种操作对黑启动阶段机组恢复的影响, 其中重点分析了变压器空载投入时产生的励磁涌流的影响。在此基础上, 定义了线路权重、变压器权重和辅机权重, 并提出了黑启动阶段机组恢复成功率的概念。综合考虑机组恢复成功率和机组容量等因素的影响, 通过对待恢复机组进行提前筛选和使用前K最短路径算法建立机组恢复路径寻优集合来快速选择黑启动阶段的待恢复机组及对应的恢复路径。山东电网的实际仿真表明, 本文提出的机组恢复成功率可正确反映在黑启动阶段不同机组成功恢复的可能性大小, 本文方法能快速有效地选定黑启动阶段的待恢复机组及相应的恢复路径, 减少黑启动方案制订过程中方案校验的计算量, 节省方案制订时间以加快系统恢复进程。

附录见本刊网络版 (http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx) 。

摘要:待恢复机组的选择是制订黑启动方案的首要任务。分析了影响黑启动阶段机组成功恢复的主要因素, 其中重点分析了变压器空载投入时励磁涌流引起的黑启动机组机端电压波形畸变的影响。在此基础上, 定义了线路权重、变压器权重和辅机权重, 提出了黑启动阶段机组恢复成功率的概念。综合考虑机组恢复成功率和机组容量等因素, 对黑启动阶段待恢复机组进行优选。为了减小计算量, 首先从所有待恢复机组中筛选部分机组作为寻优集合, 并使用前K最短路径算法搜索寻优集合中机组的可选恢复路径。山东电网实际仿真证明了定义的机组恢复成功率的有效性和所述方法的快速性。

机组启动试运行组织措施 篇5

能投147集中供热1×50MW工程项目部

二〇一一年八月编制

能投147集中供热1×50MW工程项目部

前 言

机组启动试运是全面检验新建电源工程的设备制造、设计、施工、调试和生产准备工作的重要环节,是保证机组安全、可靠、经济、文明地投入生产,形成生产能力,发挥投资效益的关键性程序。

机组启动试运分为“分部试运、整套启动试运、试生产”三个阶段。分部试运阶段:从高压厂用母线受电开始至整套启动试运开始为止,包括单机试运和分系统试运两部分。

整套启动试运阶段:从机、电、炉第一次整套启动时锅炉点火开始,到完成满负荷试运行移交试生产为止,包括空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段。

试生产阶段:自试运总指挥宣布满负荷试运结束开始,时间为6个月。

编制依据

《火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程(1996年版)》(原电力工业部颁)。《火电工程启动调试工作规定(1996年版)》(原电力工业部建设协调司颁)。《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》(原电力工业部颁)。《电力工程达标投产管理办法》(2006版)

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机组试运行组织措施 组织机构设置

1.1启动验收委员会(简称启委会)

启委会是机组整套启动试运的决策机构。启委会应在机组整套启动前组成并开始工作,直到办完移交试生产手续为止。1.1.1 组织机构

任: 师市领导 副主任:

员: 师市发改委

师市国资委

师市安监局

师市消防局

技术监督局

师市环保局

师市水利局

开发区管委会

集团公司领导

股份公司领导

石河子国能投资有限公司

石河子质量监督站

自治区电力公司质监站站长

147团领导

筹建处主任

调试单位领导

设计方设总

监理方领导

施工方领导

设备厂家代表

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1.1.2 启委会职责

1.1.2.1在机组整套启动试运前:审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报,协调整套启动的外部条件,决定机组整套启动的时间和必须具备的启动条件及其他有关事宜。

1.1.2.2在整套启动试运中:听取试运指挥部有关机组整套启动试运情况的汇报,研究决策试运指挥部提交的重大问题。

1.1.2.3在整套启动试运后:审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报,协调整套启动试运后的未完成事项,支持移交试生产的签字仪式,办理交接手续。

1.2 试运指挥部

试运指挥部从分部试运开始的一个月前组成并开始工作,直到办完移交生产手续为止。由总指挥和副总指挥组成。1.2.1 组织机构

总指挥:

副总指挥:

1.2.2 试运指挥部职责

1.2.2.1 全面组织、领导和协调机组启动试运工作。1.2.2.2 对试运中的安全、质量、进度、和效益全面负责。1.2.2.3 负责审批启动调试大纲、调试方案及措施。

1.2.2.4启动验收委员会成立后,在主任委员的领导下,筹备启动验收委员会全体会议;启动验收委员会闭会期间,代表启动验收委员会主持整套启动试运的常务指挥工作。

1.2.2.5 协调解决启动试运中的重大问题。

1.2.2.6 组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。

1.3 试运指挥部下设分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组等共6个专业组,每个专业组可下设若干个专业小组。1.3.1 分部试运组

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长:

副组长:

成员:

1.3.1.1 职责

1.3.1.1.1负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作。1.3.1.1.2 组织和输分部试运后的验收签证及资料的交接等。1.3.2 整套试运组

长:

副组长:

成员:

1.3.2.1 职责

1.3.2.1.1 负责核查机组整套启动试运应具备的条件,提出整套启动试运计划。1.3.2.1.2 负责组织实施启动调试方案和措施。

1.3.2.1.3 全面负责整套启动调试的现场指挥和具体协调工作。1.3.2.1.4 审查启动试运有关记录和调试报告。1.3.3 验收检查组

长:

副组长:

成员:

1.3.3.1 职责

1.3.3.1.1 负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收,及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作。

1.3.3.1.2 组织对厂区外与市政、公交有关工程的验收或核查其验收评定结果。1.3.3.1.3协调设备材料、备品备件、专用仪器和专用工具的清点和移交工作。1.3.3.1.4打印调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、启动试运记录及图纸资料、技术文件的核查和交接工作。

1.3.3.1.5负责试运设备及系统代保管手续和签证资料核查,验收和交接工作。1.3.4 生产准备组

长:

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副组长:

成员:

1.3.4.1 职责

1.3.4.1.1负责核查生产准备工作,包括运行和检修人员的配备、培训情况,所需的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具等配备情况。1.3.4.1.2核查运行和检修人员的配备、培训和持证上岗情况。

1.3.4.1.3核查设备挂牌、阀门及开关编号牌、管道流向指示、阀门开关转向标志、安全警示标志等表示和悬挂情况。

1.3.4.1.4核查生产维护器材配备及煤、油、水等动力能源准备和储备情况。1.3.4.1.5核查生产操作用安全工器具的配备情况。1.3.4.1.6核查与生产相关的其他各项准备工作情况。

1.3.5 综合组

长: 副组长:

1.3.5.1 职责

1.3.5.1.1负责试运指挥部的文秘、资料和后勤服务等综合管理工作。1.3.5.1.2发布试运信息。

1.3.5.1.3 核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作。

1.3.6 试生产组

长:

副组长:

成员:

1.3.6.1职责

1.3.6.1.1负责组织协调试生产阶段的运行、调整试验、调试、性能试验和消缺等各项工作。

1.3.6.1.2负责实施基建未完项目,协调组织与工程有关各方按合同和《《启规(1996年版)》》要求继续履行职责。

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1.3.6.1.3负责组织协调试生产和达标投产工作计划的全面实施。附录1 参与机组启动试运的有关单位的主要职责

参与机组启动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、电网调度部门等。这些单位与工程的建设单位都有相应的合同关系,他们对机组的启动试运应负的责任都应该按照合同规定办理。同时,还要遵照《《启规(1996年版)》》确定的主要职责范围执行。建设单位的主要职责

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启动试运全过程的组织管理工作。

1.2协助试运指挥部建立、健全机组启动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。

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。

1.4协调解决合同执行中的问题个外部关系。组织协调解决非施工、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。

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。1.6组织协调设备及系统代保管有关问题。

1.7协助试运指挥部做好对整套启动试运应具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。

1.8组织协调试运现场的安全、消防和保卫工作。

1.9协助试运指挥部组织研究处理启动试运过程中发生的重大问题,并提出解决方案。

1.10落实启动试运期间机组性能试验、考核性试验项目的承担单位,签订合同,落实费用,组织协调,做好测点、测试装置的预安装等准备工作。

1.11按原电力工业部机组达标考评要求,组织协调落实机组达标投产有关事宜。1.12试生产期满后,对无条件解决的试验项目和未能达到设计要求,合同标准的考核指标、向有关主管单位提出专题报告。

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1.13组织编写机组性能评价报告。

1.14组织有关单位按国家电力公司要求,向生产单位移交工程档案资料。1.15负责向参加机组移交签字的单位发送机组启动验收交接书、机组移交生产交接书、整套试运工作总结、试生产工作总结等。

1.16不是电网主管单位的建设项目法人承建的机组,应与电网主管单位事先签订机组并网协议。施工单位的主要职责

施工单位除应完成合同规定的建筑和安装工程外,还应按规定要求履行以下职责:

2.1优先完成启动试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。2.2做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施。2.3在试运指挥部领导下,在调试等单位配合下,牵头并全面负责完成分部试运,协调各有关单位之间的配合与协作。

2.4组织编审并实施分部试运阶段的计划、方案和措施。2.5全面完成分部试运中的设备单体调试和单机试运工作。

2.6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。2.7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。2.8组织编写分部试运工作总结。

2.9提交分部试运阶段的记录、总结、报告和有关文件、资料。2.10负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。

2.11参与并配合机组整套启动试运工作。负责整套启动试运范围内设备和系统的维护、检修、消缺工作。

2.12接受建设单位委托,负责消除非施工原因造成的影响启动试运的设备缺陷。2.13按照委托合同要求,做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。2.14在机组试生产阶段,仍应负责施工缺陷的消除工作,并继续完成施工未完成项目。

2.15在机组移交试生产前,负责试运现场的安全、消防、治安保卫和文明启动工作。

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2.16机组试生产阶段结束后,尽快提出试生产期的施工总结。

2.17在建设单位组织下,在试运指挥部协调下,按照规定向生产单位移交与机组配套的文件资料、备品配件和专用工具等。调试单位的主要职责

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。

3.2按合同要求提供或复审非主体调试单位编制的分部试运阶段的调试方案和措施。

3.3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。3.4参与分部试运后的验收签证工作。

3.5全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性。

3.6按合同要求组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作。3.7负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议。

3.8组织并填写调整试运质量验评表格。整理所承担分系统试运和整套启动试运阶段的调试记录。

3.9机组整套启动试运阶段完成并移交试生产后,一个半月内向建设单位提交整套启动试运调试报告及工作总结。

3.10在机组试生产阶段,应按计划继续完成未完成的调试项目,并积极处理试生产过程中出现的调试问题。

3.11按合同要求完成机组的性能考核和性能试验项目,并提交相应的技术报告。3.12配合建设单位做好机组“达标投产”的相关工作。生产单位的主要职责

4.1在机组整套启动试运前,负责完成各项生产准备工作,包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。

4.2配合调试进度和电网调度部门的要求,及时提供电气、热控等设备的运行整定值。

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4.3参加分部试运及分部试运后的验收签证。

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。4.5在启动试运中,负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产。对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。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。4.7组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能实验工作。

4.8机组移交试生产后,即全面负责机组的安全运行和维护管理工作。应认真调整运行参数,达到设计和规定指标。

4.9按《新建发电机组启动试运阶段可靠性评价办法》规定,对试运机组在启动试运阶段的启、停和运行情况进行可靠性统计和评价。

4.10机组试生产阶段结束后,在建设单位组织下,在试运指挥部协调下,对基建施工单位移交的工程档案和文件、图纸、资料等进行接收,并按档案管理要求归档管理。

4.11参加机组启动验收交接、移交生产交接和工程竣工验收的签证工作。设计单位的主要职责

5.1负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。

5.2配合处理机组启动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。

5.3机组试生产阶段结束后,及时提出试生产期设计修改和设计完善化工作报告。5.4按照《启规(1996年版)》《火力发电厂工程竣工图文件编制规定》以及与建设单位签订的合同,按期完成竣工图及其文件的编制。向建设单位提交完整的、符合现场实际的竣工图(既包括那些能覆盖该工程的施工图,也包括给制竣工图之前被设计单位同意认可的设计变更及变更设计)。对竣工图的技术要求、套数和费用标准等,按电力部和电力规划总院的要求执行。制造单位的主要职责

6.1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。

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6.2按合同规定对机组启动试运进行技术服务和技术指导。

6.3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。

6.4协助试运现场及有关单位完成有关设备的性能试验项目。

6.5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、或作出相应结论,并提出专题报告。电网调度部门的职责

7.1积极配合机组启动试运,按电网主管部门指示或与工程建设项目法人签订的合同要求,及时提供归其管辖范围的线路、设备运行参数及其继电保护装置的整定值。

7.2核查并网机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等的实施情况。7.3审批机组的并网申请和可能影响电网安全运行的调整、试验方案。7.4实施对并网试运机组的全面调度管理。

7.5在电网安全许可的前提下,提供条件满足试运机组的消缺、调试、试验需要,讲行积极、能动性的调度配合。监理部门的主要职责

8.1按合同要求代表建设单位对机组启动试运阶段的全过程进行监理工作。8.2参与审查调度计划、方案、措施和调试报告。

8.3协助试运机组的分部试运工作,参与机组的整套启动试运工作,协调调试进度,参与试运验收。

8.4对试运机组在试生产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。

8.5按合同要求,监督工程建设中各有关单位工程档案资料的搜集、整理和归档工作,确保建设单位向生产单位移交档案工作的顺利实施。

8.6机组试生产阶段结束后,尽快向工程建设单位提交包括机组启动试运阶段监理文件在内的、合同规定监理项目的有关监理文件、资料和总结报告。8.7参与工程竣工预验收工作。

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附录2 机组启动试运前专业调试人员应做的前期准备工作

一、锅炉专业

1熟悉下列标准、规范和规程:

1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。1.2《电力建设施工及验收技术规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《电力工业锅炉监察规程》

1.5《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

1.6《火电机组移交生产达标考核评定办法(1998年版)》 1.7《火电机组启动蒸汽吹管导则》

1.8设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.9《火电机组启动验收性能试验导则》 1.10《电业安全工作规程》 收集有关技术资料,例如设备系统、图纸、说明书,制造厂家的设计、运行和维护手册,有关文件、相关标准、调试新技术,同型机组调试总结、启动调试经验介绍等。

3了解锅炉设备系统安装情况,现场核查、查看安装记录等。

4通过了解,对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。5准备和核验测试需要的仪器仪表。6 编写锅炉设备系统启动调试方案和措施。配合相关专业制定启动调试有关措施,例如炉前系统水冲洗或化学清洗措施、锅炉本体化学清洗措施、锅炉范围的自动装置投入措施、汽轮机甩负荷试验措施、汽轮机旁路系统调试投入及负荷变动试验措施等。

二、汽轮机专业 熟悉下列标准、规范和规程:

1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》

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1.2 《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机篇)1.3《火电工程启动调试工作规定》

1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

1.5《火电机组移交生产达标考核评定办法(1998年版)》 1.6《电力基本建设工程质量监督规定》 1.7《汽轮机甩负荷试验导则》 1.8《火电机组启动蒸汽吹管导则》 1.9《火电机组启动验收性能试验导则》 1.10《电业安全工作规程》 收集有关技术资料,例如设备系统图纸、说明书,制造厂家的设计、运行和维护手册、有关文件、相关标准、调试新技术,同型机组调试总结、调试经验介绍等。了解锅炉设备系统安装情况,现场核查、查看安装记录等。4对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。5准备和核验测试需要的仪器仪表。编写汽轮机设备系统启动调试方案和措施。7配合化学专业制定炉前给水系统酸洗或碱洗方案。

三、电气专业

1熟悉下列标准、规范和规程。

1.1《电气设备交接试验标准》 1.2《继电器校验规程》 1.3《电气指示仪表检验规程》 1.4《电力系统自动装置检验条例》

1.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 1.6《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.7设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.8电气专业相关行业的技术标准、规范 1.9《火电工程启动调试工作规定》

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1.10《电业安全工作规定》

2收集有关技术资料,例如设备系统图纸、说明书,制造厂家的设计、运行和维护手册、有关文件、相关标准、调试新技术,同型机组调试总结、调试经验介绍等。参加施工图纸的会审 了解电气设备系统安装情况,现场核查、查看安装记录等 5 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议 熟悉电气一次主接线,对机组和升压站的继电保护自动装置进行全面了解 7 熟悉全厂电气设备系统的性能特点及有关一、二次回路图纸和接线 8 根据施工计划结合施工进度及质量情况,编制、调试进度计划 9 编制电气设备系统调试大纲及整套启动电气试验方案和措施 10 准备和校验调试用的试验设备和仪器、仪表 11 升压站和厂用受电方案 11.1编制升压站受电方案

11.2 编制厂用高、低压系统受电方案

11.3 检查了解电气设备的试验记录是否满足《电气设备交接试验标准》规定的要求

11.4 检查了解直流系统、中央信号系统是否正常

11.5检查了解各系统电气设备的控制、测量、音响和灯光信号是否正确。11.6检查了解各保护装置的保护定值整定是否正确。

11.7检查了解各保护装置应该投入的跳闸压板及安全设施是否投入,自动和连锁回路是否正常.11.8参加升压站和厂用电受电。

11.9与电力系统调度配合进行升压站母线受电,电源定相或并列,启动变压器(或备用变压器)五次冲击及励磁涌流录波等各项试验。

11.10检查各级母线电压数值、相序、相位、仪表提示是否正确。11.11协助整理试验记录和调试报告。

四、热控专业

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1熟悉下列标准、规范和规程:

1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 1.2《电力建设施工及验收技术规范》

1.3《火力发电厂热工仪表及控制装置监督条例》 1.4《火力工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《热工仪表及控制装置检修运行规程》 1.6《火电机组热工自动投入率统计方法》 1.7《模拟量控制系统负荷变动试验导则》

1.8设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求 1.9热工控制专业相关行业技术标准、规范。1.10《电业安全工作规程》

2收集有关技术资料,例如设备系统图纸、说明书、制造厂家的设计、运行和维护手册,相关标准,调试技术,同型机组热控系统调试总结、调试经验介绍等。3熟悉机组热力系统及主、辅机的性能好特点。

4掌握所采用的热控设备的技术性能,对新型设备的技术难题进行调查研究,提出解决办法。

5审查热控系统原理图和组态图。

6了解热控设备安装情况,现场核查、查看安装记录等。7对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。8按照合同规定,参加大型和主要的热控设备出厂的调试验收工作。9受建设单位委托或邀请,参加设备选型和统计联络会议。10准备和校验调试用的试验设备及仪器、仪表。11编制机组启动试运热控专业调试方案、措施。

12、配合汽轮机、锅炉等相关专业制订有关调试方案。

五、化学专业

1熟悉领会下列标准、规范和规程:

1.1《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.2《火力发电厂锅炉化学清洗导则》

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1.3《化学监督制度》

1.4《电力基本建设热力设备化学监督导则》 1.5《火力发电厂听(备)用热力设备防锈蚀导则》 1.6《污水综合排放标准》 1.7《电力环境监测技术规范》

1.8《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 1.9设备制造厂家有关的技术标准、规范和技术要求。1.10化学专业相关行业的技术标准、规范。

2收集有关技术资料,例如设备系统图纸、说明书、制造厂家的设计、运行和维护手册,相关标准,调试技新术,同型设备启动调试总结、调试经验介绍等。3掌握所采用的化学设备的技术性能、特点,对新型设备的技术难题进行调查研究,提出解决办法。

4对设计、安装和制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议。5了解化学设备安装情况,现场核查、查看安装记录等。6准备和校验调试用的试验设备及仪器、仪表。7编制机组启动试运化学专业调试方案、措施。8配合汽轮机、锅炉等相关专业制订有关调试方案。9进行必要的小型试验:

9.1各种药品纯度、浓度等指标的鉴定。9.2凝聚剂浓度和添加量小型试验。9.3水处理设备垫层的质量鉴定。9.4离子交换树脂特殊性能的鉴定。9.5循环水处理加药最佳剂量的选择。9.6化学清洗小型试验。

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附录4

试运管理制度目录 试运期间工作票管理制度。2 试运期间交接班及值班管理规定。关于强化机组试运期间指挥调度纪律的规定。4 分部及整套试运后四方验收制度。试运期间指挥部例会及专题会议管理制度。6 试运专用证使用规定。7 试运现场安全管理制度。8 试运期间缺陷管理办法。

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试运期间工作票管理制度 目的

设备调试、试运和机组总启动是新建机组投产前检验设备性能的关键阶段,是机组投产后安全、稳定、连续、高效运行的保证。为了对机组调试期间发现的设备、系统缺陷进行规范化管理,保证能投147项目部1×50MW工程机组调试试运工作有计划、有组织地进行,确保机组试运及总启动期间的人身、设备安全,特制定本规定,望各参建单位严格执行。2 适用范围

本规定适用于机组分步试运及总启动期间所有与机组施工、调试、消缺等有关的相关工作。所有参建单位,调试单位,筹建处各部室必须严格遵守本制度。3 使用要求

3.1 设备和系统代管前的缺陷消除工作,执行施工单位缺陷消除的有关规定和相关工作票制度,由施工单位自行负责。

3.2 设备和系统代管后,所有的缺陷消除工作必须执行本工作票管理制度。3.3 代管设备系统范围外以及有关的临时系统的所有安全措施由施工单位负责办理。

3.4 代管设备系统范围内的所有安全措施由筹建处运行人员负责办理。3.5 由于事故抢修或夜间必须进行的临时性工作,经值长同意后可不用工作票,但需明确工作负责人和工作许可人,做好安全措施,并将各项安全措施详细记录在运行值班记录中。

3.6 在重点防火区、试运区内有动火工作的项目,必须按相关动火管理制度的规定办理动火工作票,动火工作票必须与热机工作票同时使用。

3.7 工作终结后,应按照规定输工作终结手续,填写临时检修交待表并签字。3.8 需要设备停送电的,应使用设备停送电联系单,随工作票一起一式两份并编号。

3.9下列情况下必须在工程部办理工作许可手续:

3.9.1 对试运设备进行消压、放水、吹扫等任何一项安全措施的检修工作; 需要运行值班人员在运行方式、操作调整上采取保障人身、设备安全措施的检修工作;

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3.9.2 在热工保护、安全自动装置、热工控制系统上进行的工作; 3.9.3 在高压设备上工作,需要全部停电或部分停电者;

3.9.4 高压室内的二次接线和照明等回路上的工作,需要将高压设备停电或做安全措施者;

3.9.5 带电作业和在带电调和外壳上工作;

3.9.6 在控制盘和低压配电盘、配电箱、电源干线上工作; 3.9.7 二次接线回路上的工作,无需将高压设备停电者;

3.9.8转动中的发电机、同期调相机的励磁回路或高压电动机转子电阻回路早的工作;

3.9.10 非当值值班人员用绝缘棒和电压互感器定相或用钳形电流表测量高压回路和电流。4 工作票编号

4.1 工作票编号要求以专业为单位统一编号,编号原则为 各专业取第一个汉字+年号(4位)+月号(2位)+编号(4位)。如:汽机2011年11月第1份“临时”工作票编号为:机2011-11-0001。各专业取汉字为:机、炉、电、控、燃(含脱硫、除灰)、化。4.2 动火工作票编号要求以专业为单位统一编号,编号原则为: H+各专业取第一个汉字+年号(4位)+月号(2位)+编号(4位)。H——代表动火;×——代表1、2级。

如汽机2011年11月份第1份“临时”一级动火工作票编号为:H1机2011-11-0001。5 管理制度

5.1 机组试运及总启动期间的所有工作,相关施工单位必须严格执行《电业安全工作规程(动力部分)》、《电业安全工作规程(变电部分)》规定的工作票制度和保证安全的组织措施以及新疆天富热电股份有限公司《工作票管理规定》等相关规程、规定。

5.2 机组试运开始,施工单位人员进入运行设备区域工作,实行工作票双负责人监护制,即工作票负责人由施工单位和筹建处各一名具有该资质的人员担任,且工作期间两名工作负责人不得离开工作现场。

5.3 施工单位在机组试运前应将工作票签发人、工作负责人的名单书面(盖单位

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公章)上报筹建处安监部审查,经考试合格,由筹建处安监部公布后执行。筹建处工作票签发人、负责人、工作许可人应以审批公布下发的人员名单为准。5.4 办理工作票时使用筹建处统一印刷的工作票,由相关施工单位具备签发资格的人员签发。

5.5 工作票执行程序严格按照《电业安全工作规程》、新疆天富热电股份有限公司《工作票管理规定》执行。6 监督与考核

筹建处安监部负责对机组试运和总启动期间的工作票使用情况进行检查,发现违章使用的情况将进行通报批评并按照规定考核。

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试运期间交接班及值班管理规定

为规范机组试运期间的交接班管理,提高工作效率,确保锅炉吹管和整组启动工作的顺利进行,经启动试运指挥部研究决定,特制定下发机组启动试运期间交接班管理规定,希望各参建单位认真执行。试运期间采用12小时两班工作制,交接班会议时间为早8:30及晚20:30。2 参加交接班会议人员: 2.1 公司试运指导工作组。

2.2 试运指挥部总指挥及各副总指挥。2.3 整套试运组组长、副组长。2.4 验收检查组组长。2.5 综合组组长。2.6 监理公司代表。2.7 设计院代表。2.8 值班指挥及有关人员。交接班会议由整套试运组组长或第一副组长主持。会议应准时召开,时间一般不超过20分钟。4 交接班会议程序。

4.1 主持会议者宣布会议开始。

4.2 试运组汇报本班试运情况及存在的问题,交代下班注意事项。4.3 施工单位汇报本班安装消缺情况及存在的问题。4.4 调试单位汇报当班调试情况 4.5 监理单位汇报监理意见

4.6 设计单位汇报代表汇报有关设计设计的工作。4.7 总指挥或副总指挥做指示,并安排工作目标。4.8 整套指挥组组长安排下班工作。4.9 上级领导讲话。

4.10 主持会议者宣布会议结束。若遇重大技术问题,由专业组讨论,提出处理意见,交试运指挥部。6 遇到有重大操作和试验项目时,可适当推迟交接班时间。

能投147集中供热1×50MW工程项目部 交接班要求精练、高效、做到交班明白,接班清楚。凡属于设备及系统的启停命令,由试运行当班指挥向运行值班人员下达。9 凡属于设备及系统的消缺命令由施工单位当班指挥向施工单位值班人员下达。凡属于设备及系统调试中存在的问题,由调试单位当班指挥通知调试工程师。11 设计、制造问题由综合组归口管理。

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关于强化机组试运期间指挥调度纪律的规定

为进一步强化机组吹管及整套启动试运期间生产调度纪律,保证政令畅通,确保吹管及整套启动试运期间的人身及设备安全和各项试运工作的顺利进行,经试运指挥部研究,现明确机组吹管及整套启动试运期间生产调度纪律。特此通知,望各单位认真执行。具体要求如下:

1、当班值长在试运指挥部总指挥、副总指挥、值班指挥领导下,负责机组当值运行调度和生产指挥。

2、当班值长负责执行调度中心下达的各项试运命令,参与试运的各级运行人员只有接到运行值长的命令后,方能执行。

3、强化调度纪律,统一指挥,值长对地区调度负责,设备启动前各运行班组主操必须将检查情况向运行值长汇报,在影响启动的设备缺陷未消除前,不允许启动设备。

4、严格两票三制,严格运行规程,设备已属筹建处代管的由运行人员操作,施工单位配合。未代管的设备和系统的操作,以施工单位为主。设备试运期间的缺陷处理,必须按规定办理工作票。

5、试运期间,施工单位申请设备停送电必须由施工单位申请部门使用停送电申请单。申请人应对设备名称的正确性负责,且对该设备是否具备停送电条件负责。试运期间的事故处理以运行人员为主,各级运行人员在值长的统一指挥协调下,迅速按规程规定处理,未代管的设备和系统的事故应及时联系施工单位处理。

6、机组吹管及整套启动期间,值长协调处理好公用系统的运行方式,确保试运机组的安全运行。

7、其他未尽事宜按指挥部措施和规程处理。

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分部及整套试运后四方验收制度

为贯彻执行原电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(1996年版),保证设备及其系统在整套启动过程中安全可靠,提高机组的投产移交水平面,特制定本制度。本制度适用于机组分部试运后,整套启动前的验收签证。四方验收签证项目范围,由施工单位提出,监理组织建设、生产、施工、调试等有关单位结合本工程的特点,经过充分讨论而确定,报试运指挥部批准。

四方验收签证,是指由生产(建设)单位、调试单位、施工单位、监理单位四方代表共同对系统分部试运结果检查认定并签字验收。3 四方验收签证卡的制定原则:

3.1 四方验收签证是对机组单机试运和分系统试运工程质量的考核,确定其是否具备参加整套试运的条件。3.2 四方验收签证的接口划分:

3.2.1四方验收签证的接口界限,即是从机组单机试运和分系统试运开始至结束的动态过程或静态模拟试验过程的检验,以达到能够参加整套试运的条件为标准。

3.2.2 在四方签证卡项中,当某些设备及其系统性能考核要延伸到整套试运过程中才能得以验证时,此卡项应取消,不作为本次验收签证的范围。3.3 四方验收签证卡的内容:

3.3.1 属单机试运后的验收签证卡只检查试运的技术记录和验收签证,及存在缺陷的处理情况。单机试运主要是辅机,包括电动机及其电气部分试运,带动机械部分试运和带负荷单系统试运等。

3.3.2 单机试运合格后,对辅机分系统进行空载和带负荷的调整试运.此阶段的验收卡项作为四方签证的重点。此卡项的编写要尽量详细(包括每一个开关、阀门及控制设备等要动作正常),通过验收签证工作,检查各系统试运是否按规定程序进行,检查技术文件、技术记录符合厂家及设计要求,确定其是否具备参加整套试运的条件。

3.4 四方验收签证卡的专业划分:

3.4.1 凡电气、热工专业自成系统的项目可独立设验收签证卡。

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3.4.2 凡电气和热工配合机务、化学专业的项目,一律列入机务、化学专业的验收签证卡。

3.5 验收中遇到下列情况之一,可填入签证卡《主要问题》栏后进行签证。3.5.1 因设备缺件,短时难以解决,而又不影响人身设备安全运行者。3.5.2因设备缺陷,难以达到设计的要求,短时难以处理。但采取措施后可避免者。

3.5.3 因设备或设计问题变更,拖延工期较长,但不影响人身设备安全者。3.5.4 因设计变更,拖延工期较长,但不影响人身设备安全者。

3.5.5对于总启动前尚未完成的个别验收签证项目,采取措施后,不影响整套启动,经总指挥批准,可推迟在总启动中进行。四方验收签证工作应由分部试运组负责组织,施工单位牵头,生产(建设)、调试、监理单位各配一位专人负责配合工作。参加四方签证的人员必须熟悉签证项目的业务,一般应具有工程师的技术职称,签证人员要全过程参加分系统试运工作,并认真签证,要为工程质量负责。为保证验收签证工作顺利进行,签证人员要积极参加单机试运工作,施工单位要提前将要进行的单机试运项目通知有关单位,使签证人员及时到位,以便在现场根据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》完成单机试运签证,为分系统试运创造条件。单机试运签证项目未经生产(建设)、施工、监理单位的工程技术人员验收签证者,不准参加分系统试运。分系统验收签证项目未经调试单位调试工程师,生产(建设)、施工、监理单位的工程技术人员验收签证者,不准参加整套启动。四方验收签证工作结束后,根据原电力工业部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求,质监中心站在机组整套启动前对已完成并验收签证的分部试运项目和与整套启动有关的建筑安装工程进行质量监督检查,认定、评价合格后转入整套启动试运阶段。

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试运期间指挥部例会及专题会议管理制度

为规范各种分部试运会议的管理,提高工作效率,更好地协调能投147项目部1×50MW新建工程分部试运中各有关单位之间的关系,及时解决工程建设出现的各种问题,确保机组分部试运工作的顺利进行,特制定如下会议管理制度。1 参加人员

1.1 副总指挥:原则上每周至少参加一次会议,特殊情况可派代表。1.2 分部试运领导小组成员、各专业小组组长必须参加。2 会议时间

2.1 时常会议:分部试运阶段从单机调试开始每日16:30时召开。2.2 专业协调会:由分部试运领导小组成员根据工作实际需要确定。3 会议主持

分部试运日常会议由分部试运领导小组组长主持,组长不在时由常务副组长主持。4 会议纪要

综合组负责会议纪要的起草、发送,会议主持人签发。5 其他要求

5.1 如遇特殊情况需要更改会议时间、地点或取消会议,召集单位应提前通知各有关单位。

5.2 如有特殊情况不能参加会议,必须向分部试运领导小组组长请假。5.3 对会议形成的决议,各单位必须严格执行。

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试运专用证使用规定

为做好机组试运及总启动工作,保证重点部位和现场的安全,使试运工作有序,便于管理,经能投147项目部热电联产工程整套启动试运指挥部同意,特制定整套启动“试运专用证”使用规定,望参加试运的各单位认真遵照执行。1 机组“试运专用证”按颜色区分,不同颜色证件使用人员及范围如下: 1.1 红色证:可在各施工试运现场通行,为整套启动试运正、副总指挥,指挥组专用证。

1.2 粉红色证:可进入集控室、电子间及现场各处。使用人员:筹建处各职能部室需进入集控室工作的管理人员,需要进入集控室联系工作的人员,参加试运的全部运行人员,电建公司领导及各施工专业需要进入集控室联系工作的人员,各施工专业需要进入集控室联系工作的人员。监理单位领导、各专业人员,调试所领导及工作人员。

1.3 蓝色证:不得进入集控室、电子间、配电室工作,只允许在一般现场进行工作。

1.4 黄色证:为试运参观证。参观人员需在接洽单位工作人员的陪同下进入试运现场,参观结束后,请将参观证交回接洽单位工作人员。筹建处安保部是“试运专用证”的归口管理部门。负责试运证的制作、办理登记和管理工作。在机组总启动期间,根据启动试运工作的需要了给参加试运人员,参加试运人员进入现场必须佩戴“试运专用证”。“试运专用证”只允许本人使用,应妥善保管,不得转借,如有丢失,向办理部门报告并登记。现场保卫人员应严格按规定检查进入现场的人员,禁止无证人员进入试运现场,佩戴不符合进入该区域要求证件的,禁止进入该区域。来访、参观人员进入试运现场必须佩戴“试运参观证”,同时必须在接洽单位有关人员陪同下进入现场。已办理的“临时工作证”、“特别通行证”等证件不能替代“试运专用证”使用,进入试运现场必须佩戴筹建处发放的“试运专用证”。

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试运期间缺陷管理办法 总则

为了及时发现和消除机组试运期间的各种缺陷,保证试运工作顺利进行,提高工程质量,特制定本管理办法。2 适用范围

本管理办法适用于能投147项目部1×50MW热电联产工程机组试运期间的缺陷管理。3 职责分工 3.1 试运指挥部

3.1.1 试运指挥部是机组试运缺陷的最高管理部门,负责制定有关缺陷管理制度。3.1.2 对工程试运缺陷管理进行检查和监督。3.2 试运指挥部综合组

3.2.1 试运指挥部综合组是机组试运缺陷的综合管理部门。3.2.2 主要负责缺陷处理单接收、登记、发放等事务管理。3.3 设计、施工、设备供应单位

3.3.1 成立试运缺陷管理机构,指定专人负责试运缺陷综合管理工作。3.3.2 负责机组试运期间的缺陷处理和配合验收工作。4 过程管理

4.1 机组试运期间,建设单位、生产准备、监理公司等单位工程技术人员发现缺陷后,按要求填写《试运缺陷处理单》(一式两份),经部门负责人审核确认后,提交试运指挥部综合组。

4.2 综合组收到《试运缺陷处理单》后,进行统一编号、登记、建立台账,并下发相关缺陷责任单位。

4.3 缺陷责任单位接到《试运缺陷处理单》后,应尽快按要求组织整改。4.4 缺陷处理结束后,责任单位将缺陷处理情况填入《试运缺陷处理单》,通知缺陷提出单位进行现场验收。经双方验收合格后,验收人将验收情况填入《试运缺陷处理单》,由缺陷责任单位返回试运综合组。

4.5 试运综合组收到缺陷责任单位反馈的《试运缺陷处理单》后,进行登记,本《试运缺陷处理单》关闭。若经过验收,缺陷尚未处理或未达到要求,责任单位

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应继续整改,直至合格为止。5 工作重点

5.1 试运指挥部综合组,工程部,设计、施工、设备供应等单位必须指定试运缺陷管理专责人,保证单位之间信息传递的顺畅和唯一性,专责人易人后要及时通报各相关单位。

5.2 试运缺陷的提出要有理有据,要有利于机组安全、稳定、经济运行。5.3 试运缺陷单要一事一提,原则上谁提出缺陷由谁负责验收。5.4 试运缺陷处理单一式两,试运综合组和缺陷提出单位各保留一份。5.5 当缺陷提出单位与缺陷处理单位发生争执时,由试运指挥部做出最后裁定。5.6 《试运缺陷处理单》编号(SY×-×-××××),由三部分组成。第一部分“SY”表示机组试运,“×”表示机组号;第二部分“×”表示专业代码,用一个汉字表示;第三部分“××××”表示缺陷单流水号。如SY3-炉-0010,表示1号机组锅炉专业第10号缺陷处理单。各专业代码:机、炉、电、控、燃、化。6 附则

超超临界机组启动锅炉选型分析 篇6

启动锅炉是火电厂的辅助配套系统, 一般在新建电厂中配置, 其主要功能是在机组启动时为锅炉清洗、除氧器加热等各用汽点提供满足压力、流量等参数的辅助蒸汽, 是电厂第一台机组启动时向辅助蒸汽系统供汽的唯一汽源, 它直接影响主机的安全启动。由于启动锅炉在机组投运后使用非常少, 因此如何合理地选择启动锅炉的容量和形式, 使其既能满足机组安全启动的要求, 又能节约建厂投资显得十分重要。宁夏枣泉电厂一期建设规模为2×660 MW超超临界燃煤空冷机组, 同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置, 并预留扩建条件。

1 启动锅炉配置要求

GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范中对启动锅炉进行了规定:

a) 需设置启动锅炉的电厂, 其启动锅炉的台数、容量和燃料应根据机组容量、启动方式并结合地区具体情况综合考虑确定: (a) 启动锅炉容量应只满足电厂第一台机组启动时必需的蒸汽量, 不考虑裕量和主汽机冲转调试用汽量、可暂时停用的施工用汽量及非启动用的其它用汽量; (b) 启动锅炉台数和容量宜按下列范围选用, 采暖区宜采用上限:300 MW以下机组为1×10 t/h~2×20 t/h;300 MW机组为1×20 t/h~2×20t/h;600 MW机组为1×35 t/h~2×35 t/h; (c) 启动锅炉宜按燃油快装炉设计。严寒地区启动锅炉可与施工用汽锅炉合并设置, 以燃煤为宜, 炉型可选用快装炉或常规炉型;

b) 启动锅炉宜采用低压参数, 有关系统应力求简单、可靠和运行操作简便, 其配套辅机不宜设置备用。对燃煤启动锅炉房的设计宜简化, 但工艺系统设计应满足生产要求和环境保护的要求;

c) 对扩建电厂, 宜采用原有机组的辅助蒸汽作为锅炉启动汽源, 不设启动锅炉。

2 锅炉型式及容量的选择

2.1 燃煤和燃油锅炉的技术比较

下面对燃煤和燃油锅炉的系统、运行方式、环保等方面进行具体比较。

a) 燃油、燃煤锅炉汽水、烟风系统基本一致;

b) 燃烧系统。燃油炉相对简单, 轻柴油从厂区供油母管接出, 送入油燃烧器, 回油接入厂区回油母管。而燃煤锅炉相对复杂, 需上煤、除灰渣及除尘系统等, 故配套辅机比燃油炉多了给煤机、捞渣机、输灰机及除尘器等, 因此可靠性也较差;

c) 运行方式。燃油锅炉比燃煤锅炉启停方便, 且速度快, 运行灵活, 负荷控制容易;

d) 主机性能。燃油锅炉效率高, 可达90%以上, 而燃煤锅炉效率差异较大, 从76%~87%左右不等, 与煤质、燃烧情况等有关。同参数的燃煤与燃油锅炉, 后者效率相对较高些;

e) 环保方面。燃煤锅炉的燃烧效率、除尘效率相对较低, 且上煤、除灰、排渣等系统多为露天布置, 因此对环境造成污染。而燃油锅炉污染物排放相对较小;

f) 占地面积。燃煤锅炉因系统复杂而使启动锅炉房结构相对复杂, 需分层布置, 以便布置原煤斗等, 厂房还需布置除尘器、引风机、烟道等。燃油锅炉房结构紧凑, 占地面积小, 厂房结构简单。以35 t/h的启动锅炉为例, 安装单台35 t/h燃煤锅炉, 占地面积约为40 m×24 m, 而单台35 t/h的燃油锅炉, 占地面积约为21 m×18 m。因此占地面积方面燃煤锅炉明显比燃油锅炉大。

根据以上技术比较, 燃油锅炉在技术上明显优于燃煤锅炉。

2.2 启动锅炉容量的选择

2.2.1 启动给水泵配置对启动汽量的影响

机组是否设置启动电泵对机组启动汽量影响较大。取消启动电泵, 虽节约了设备费用, 但对于新建电厂, 则需增大启动锅炉容量。

最新GB50660-2011大中型火力发电厂设计规范中明确:当机组启动汽源满足给水泵汽轮机启动要求时, 机组也可取消启动用电动泵。

2.2.2 启动锅炉容量的计算

启动锅炉容量的计算只考虑启动中必需的蒸汽量, 不考虑汽机冲转调试用汽、可暂停的施工用汽及非启动时的其它用汽量。

当设置启动用电泵时, 启动锅炉容量选择为2×35t/h, 当取消电泵时, 根据给水泵汽轮机启动汽量需求约20 t/h, 相应地, 启动锅炉容量需增大为2×45 t/h。

2.3 经济比较

2.3.1 初投资比较

a) 燃油锅炉。35 t/h启动锅炉+启动电泵的初投资约1 760×104元, 45 t/h启动锅炉的初投资约1 220×104元;b) 燃煤锅炉。35 t/h启动锅炉+启动电泵的初投资约2 870×104元, 45 t/h启动锅炉的初投资约2 360×104元。

2.3.2 运行费用比较

原始数据:标准煤价450元/t, 0号轻柴油价格8 500元/t。

a) 机组启动时2台启动锅炉均需运行, 锅炉冷态起动时间 (从点火到机组带满负荷) 需5 h~6 h。启动前准备时间 (需用汽加热除氧器水箱、燃油加热等) 考虑4 h。启动用汽共考虑10 h。 (a) 2台35 t/h启动锅炉每次启动消耗的燃料费。燃油锅炉10×2.8×8 500×2=47.6×104元, 燃煤锅炉10×5.5×450×2=4.95×104元, 每次启动燃料费价差42.65×104元; (b) 2台45 t/h启动锅炉每次启动消耗的燃料费。燃油锅炉10×3.06×8 500×2=52.02×104元, 燃煤锅炉10×6.71×450×2=6.04×104元, 每次启动燃料费价差45.98×104元;

b) 施工采暖期工况如下:第一台机组投运前至少经历一个采暖期, 每个采暖期时间约为5个月。1台启动锅炉运行即可满足要求。

燃料费用高低取决于启动次数、启动时间、运行时间及采暖期时间。

2.3.3 总经济性比较

a) 若选用2台35 t/h启动锅炉, (a) 燃煤锅炉比燃油锅炉初投资多1 110×104元; (b) 燃煤锅炉每次启动燃料费比燃油锅炉少42.65×104元, 假设需启动5次, 则总启动燃料费燃煤锅炉少213.25×104元; (c) 一个施工采暖期燃煤锅炉的燃料费比燃油锅炉少7 677×104元。可见, 按机组启动5次, 一个施工采暖期供暖, 启动锅炉采用燃煤锅炉比燃油锅炉节省费用为213.25+7 677-1 110=6 780.3×104元;

b) 若选用2台45 t/h启动锅炉: (a) 燃煤锅炉比燃油锅炉初投资多1 140×104元; (b) 燃煤锅炉每次启动燃料费比燃油锅炉少45.98×104元, 假设需启动5次, 则总启动燃料费燃煤锅炉少229.9×104元; (c) 一个施工采暖期燃煤锅炉的燃料费比燃油锅炉少8 277×104元。可见, 按机组启动5次, 一个施工采暖期供暖, 启动锅炉采用燃煤锅炉比燃油锅炉节省费用为229.9+8 277-1 140=7 366.9×104元;

c) 2台35 t/h启动锅炉加启动电泵方案与2台45 t/h燃煤锅炉取消启动电泵方案比较, 初投资多510×104元。

3 结语

燃油锅炉系统简单, 初投资低, 污染物排放少, 运行灵活, 启动快, 效率高, 但运行费用高;燃煤锅炉系统较复杂, 污染物排放多, 启动比较慢, 效率低, 但运行费用有比较大的优势。以2台35 t/h炉为例, 考虑机组启动5次, 一个施工采暖期的供暖, 燃煤启动锅炉较燃油锅炉增加初投资约1 110×104元, 但燃料费节约7 890×104元, 经济效益显著。通过增大启动锅炉容量, 取消启动用电泵的方案, 初投资节约约510×104元, 经济效益较好。但燃煤启动锅炉的运行可靠性及自动化水平较差, 启动速度较慢, 从技术方面考虑, 可靠性远低于单独设启动电泵方案。对于需采暖地区超超临界机组启动锅炉选型推荐采用2台35 t/h燃煤启动锅炉并设置启动电泵方案。

摘要:启动锅炉是新建大型火力发电厂不可缺少的辅机设备, 直接影响主机的安全启动。对宁夏枣泉电厂一期 (2×660 MW) 超超临界机组启动锅炉的选型进行分析, 为同类别电厂建设提供借鉴。

柴油发电机组启动电池双备份系统 篇7

柴油发电机组中最主要的启动组件是启动电瓶即蓄电池, 其功能是实施对柴油机的电动启动和机组燃油系统的控制及控制自动化机组的实时启动运行与停止。一旦启动电瓶容量不足, 柴油发电机组就不能供电, 备用应急电源供电系统就会失去保障作用, 将造成严重后果。

本文针对备用柴油发电机组启动电池组故障率高的问题提出了改进方案, 实施后使主、备蓄电池实时处于电量充足状态, 且能实时检测主用电池其他类型故障, 并及时启动自动的主备倒换操作。

2主要技术方案阐述及论证

本方案由大功率智能充电电路、自动切换开关与三遥 (遥信、遥测、遥控) 多功能控制人机接口板三部分组成。

(1) 智能充电电路

如图1所示, 本系统采用对称的两个大功率智能充电电路, 分别给主、备用电池组充电。Ud为市电输入, C6/C7为电容滤波线路, 桥式整流线路, 电压比对调整线路。

三阶段充电曲线如图2所示, 其中A段均充恒流;B段均充恒压;C段浮充电。

1) 在蓄电池的端电压U低于预设值前, 充电为均充恒流充电;

2) 在蓄电池的端电压高于预设值后, 充电电流随蓄电池的电压升高而逐渐减少。达到电池的阀值电压, 充电器为均充恒压充电;

3) 达到电池的阈值电压计单节电池13.5v充电变为涓流充电, 此充电电流仅能抵消蓄电池的自放电, 充电器为浮充充电;为补偿自放电, 使蓄电池保持在近似完全充电状态的连续小电流充电, 又称维护充电 (浮充) 。直流电源系统的蓄电池, 在完全充电后多处于涓流充电状态, 以备放电时使用。

涓流充电是用来弥补电池在充满电后由于自放电而造成的容量损失。一般采用脉冲电流充电来实现上述目的。根据以往测试的经验, 电池在充满电40小时后, 由于自放电损失的容量大约是标称容量的5%。从理论上讲, 以C/500的电流持续充电即可弥补自放电造成的容量损失:-C*5/100*24h*C/500。但是, 由于电流太小, 实际上充电效率非常低, 使得基本无法充进电。采用脉冲充电方法可以解决这个问题。用C/10充电1.2秒, 搁置58.8秒, 按上述条件每天充电的容量约为标称容量的5%。

(2) 大电流手自一体隔离开关

如图3所示, 隔离开关装置用来保证两组启动电池之间的物理隔离, 完成主位、备用位和0位的切换。状态切换时, 能有效防止电火花的产生。

手自一体隔离开关采用8-32V直流马达驱动。

1) 可以根据机组电池设置切换电压12V机组, 一般切换电压为8-10V。24V机组一般切换电压为16-20V, 此电压可以设定。

2) 开关具备自动及手动功能, 在自动状态下根据实测蓄电池组电压状态自动切换。在手动状态下可以使用开关手柄人工手动切换。

3) 开关具备三个档位I (主用蓄电池组) O (空档双分) II (备用蓄电池组) , 档位之间切换时间 (0-600秒) 可以设置。在O (空挡双分) 档位时主、备用蓄电池双分发电机组断电, 可以通过此功能对发电机组控制屏故障进行断电重启复位。

(3) 多功能控制人机接口板

采用工业标准的串行型通信口, 支持RS485/RS 232, 采用光电隔离式设计, 并设有保护电路以防共模电压干扰、误接线而损坏通讯口, 实现远程监控, 或与PC通讯。可读出和设置充电电路的运行参数, 读取设置手自一体隔离开关参数, 控制自动开关实现蓄电池组主备用之间的切换等。

(4) 双电池自动切换原理

如图4所示, 本系统采用主备用二组蓄电池组、二台大功率智能型充电屏、一台直流切换开关开关及多功能智能控制接口板组成, 可以缩短维护时间, 降低故障率, 延长设备使用寿命。

3主要技术特点及创新

多功能控制人机接口板RS485/RS232通讯口, 实现远程监控, 或与PC通讯, 完全实现遥信、遥测、遥控功能, 可读出和设置充电屏的运行参数, 读取和设置手自一体隔离开关运行参数, 控制开关切换;大电流手自一体隔离开关, 可以保证机组启动所需大电流, 保证两组启动电池之间的物理隔离, 防止电池组切换时电火花的产生。

4结束语

柴油发电机组启动电池双备份系统通过大功率智能型充电屏、与大电流手自一体隔离开关组合等设置, 使主、备用电池之间不仅可以顺利切换, 而且本系统中充电屏采用计算机进行测量、控制、保护, 数码显示电压和充电电流参数, 实现实时人机对话界面, 方便了用户检测与使用。

摘要:本文针对柴油发电机组启动电池组故障率高的问题, 提出了柴油发电机组启动电池双备份工作方式改进方案。改进后的双备份系统启动蓄电池可以实时在线、自动充电, 能实时检测主用电池其他类型故障并及时启动自动的主备倒换操作, 明显提高响应效率, 降低故障率, 并有效延长蓄电池使用寿命。

650MW汽轮发电机组启动探讨 篇8

1 系统说明

1) 海水冷却回路

汽轮发电机组为何设置海水冷却回路呢? 因为, 蒸汽冲转完汽轮机后仍然有很大的剩余热量需要被冷却, 如汽化潜热;其次, 汽机厂房设备的运行也会产生热量, 这些热量如若任其积聚, 则会导致设备老化加剧, 运行故障率增加, 甚至影响人员的工作安全, 正因为此, 设置了通过冷却水和海水系统的热交换, 将热量最终排向大海, 使得汽机能够始终在一个安全稳定的环境下运行。

2) 汽机辅助系统

汽机辅助系统主要是指汽机运行所需要的支持系统, 主要是指润滑油系统, 润滑油系统主要给汽轮发电机组的支持轴承和推力轴承提供润滑油, 以及供给顶轴油, 防止转子干摩擦;此外还向发电机氢气冷却系统提供密封油, 保证发电机氢气的密封;最后, 它还为汽机超速和脱扣装置提供安全油, 以实现保护停机功能。

3) 水回路

水回路是整个汽机发电机组的血液系统, 它由凝汽器 (接收汽轮机的排汽, 将其冷凝为水) 、低压加热器 (将凝结水进入除氧器之前, 利用蒸汽初步加热) 、除氧器 (将给水加热除氧) 和高压加热器 (将148.3℃的给水加热至230.4℃) 的组成, 给蒸汽发生器供水。

4) 蒸汽回路

该回路是将蒸汽发生器产生的蒸汽输送至汽机厂房, 冲转汽轮机发电机组, 产生电量, 以实现整个系统的循环。

2 启动过程

1) 冷却水系统启动

(1) 常规岛总冷源 —闭式冷却水系统启动

第一个启动的系统是闭式冷却水, 首先通过开启补水阀给系统充水, 冷却水介质为添加亚硝酸盐的 (pH=9) 除盐水, 充水速度不宜过快, 主要为防止除盐水管道压力下降过大。然后待充水结束, 依次从各层厂房, 对每个用户静排气。 最高点为发电机氢气冷却器和励磁机空冷却器。 最后, 启动水泵, 先检查水箱水位1700mm以上, 以保证足够的吸入压头, 泵启动后立即对出口压力进行读数, 系统循环建立后, 需要安排专人现场巡检管道的振动、接口泄漏的情况。

(2) 海水循环系统启动

当闭式冷却水系统启动后, 利用该系统的热容量给海水循环泵提供冷却, 才能启动海水循环泵, 否则因为泵无冷却水而闭锁启动。海水循环泵一部分流量供给常规岛辅助冷却水系统, 实现系统充压。 管道内水实体后就可以启动辅助冷却水泵, 先关小出口阀, 然后通知操纵员远程启动, 立即检查出口逆止阀是否开启 (若没开启, 则手动抬起逆止阀杆) , 最后缓慢开启出口阀, 检查系统压力和流量, 待其稳定。

海水循环系统大部分海水通过凝汽器冷凝蒸汽后排入大海。冷却水回路启动完成后才能启动汽机辅助系统, 保证了油系统运行后热量及时被带走。

2) 汽机辅助系统启动

(1) 油系统启动

机组检修后, 检查主油箱液位正常, 油温大于10℃, 首先启动排烟风机, 油箱真空在-600kpa以上, 以利于回油顺畅, 风机设计为一用一备。 然后远程启动交流润滑油泵和高压密封备用油泵, 期间控制其油温在35℃左右。 交流润滑油泵和高压密封备用油泵启动后开启顶轴油泵进油总阀, 为启动顶轴油泵做好准备。为防止泵电机烧毁, 在启动顶轴油泵前先开启保护阀 (小流量阀) 。

(2) 盘车装置启动

顶轴油启动后测量汽轮机大轴抬起情况, 核实无闭锁盘车启动信号后, 启动盘车, 汽轮机冲转前, 须连续盘车24 小时以上。

辅助油系统启动过程中, 可以同时进行水回路的启动。

3) 水回路启动

(1) 水回路充水和冲洗

首先由除盐水给凝汽器补水, 水位补至高液位后, 检查凝结水泵在线正常, 循环阀自动控制 (流量小时自动开启, 保证泵的运行) , 凝结水泵为关阀启动, 启动完成后, 安排人员调节开启出口阀。

流量建立后进行水回路冲洗, 冲洗顺序为:先冲洗凝汽器, 通过开启放水阀实现换水;取样合格后再冲洗除氧器和低压加热器;最后冲洗高压加热器;铁离子小于500ppb后, 投运凝结水精处理系统的两列混床和阳床, 快速提高水质。

(2) 除氧器启动

除氧器充水通过凝结水泵实现, 水位满足要求后启动除氧循环泵, 对除氧器进行循环加热, 根据机组启动情况, 可择机向除氧器水箱供辅助蒸汽, 更快速加热除氧器。主蒸汽管道暖管结束后, 可切换至主蒸汽供汽。 除氧器水温达到110℃, 压力在0.05 MPa左右时已经饱和, 满足除氧的要求。 凝汽器真空完成后, 将除氧器的排气由大气切至凝汽器。 除氧器饱和后开启给水隔离阀给启动给水泵暖泵和充水。

(3) 启动给水泵启动 (小流量泵)

检查启动给水泵润滑油箱油位和油压正常, 冷却水已供上, 对泵本体暖泵结束, 主控远程启动给水泵。在向蒸汽发生器供水前, 为缓解小流量运行时振动过高, 调节泵出口压力维持在4.0MPa, 需要供水时再逐渐升高压力。

(4) 启动一台主给水泵 (大流量泵)

启动给水泵无法满足流量要求时切换至主给水泵供水, 启动前确认主给水泵润滑油运行正常, 切换过程中主给水泵的小流量阀控制在自动状态, 流量低时自动开启, 保证泵的运行流量。启动1 台主给水泵后, 把其余两台泵中的1 台置于备用。

(5) 凝汽器抽真空

盘车投运后, 可以安排凝汽器建立真空。首先启动汽机轴封风机, 然后利用辅助蒸汽给轴封供汽, 对轴封管道进行分段暖管, 疏水排向地沟, 最后启动3 台真空泵, 给凝汽器抽真空。 真空需要4 小时左右建立, 建立真空后将汽轮机厂房疏水切至凝汽器接收, 不能提前切换, 否则有可能导致低压缸爆破膜损坏。

在机组启动阶段, 一旦二回路检修工作结束, 就应当进行二回路的冲洗工作。在水质合格后, 立即安排凝汽器建立真空, 并为除氧器加热。待蒸汽发生器补水条件满足后补水, 为了保证补水的连续性, 应尽可能保证除氧器运行的稳定性。 加强对水质的取样频率, 时刻监视水质变化。 以上各系统启动完毕, 就可以准备蒸汽回路的在线启动和暖管。

4) 蒸汽回路启动

主蒸汽暖管

暖管前调节主给水旁路调节阀控制蒸汽发生器水位, 将主蒸汽的疏水袋排至地沟, 开启主蒸汽阀旁路阀进行暖管, 关注暖管速度, 不能大于400℃/h, 主蒸汽阀前后压力平衡时, 主蒸汽隔离阀的允许开启信号出现, 主控开启阀门, 暖管工作结束。

至此, 整个汽轮发电机组启动结束, 汽轮机具备冲转条件。 但是, 启动过程中, 也时常碰到难题, 使得启动过程一波三折。

3 启动过程遇到的问题

1) 冬天润滑油油温太低

润滑油油温低, 导致油回路启动冲洗时油流不畅, 冲洗效果不明显, 油质难以合格, 冲洗时间延长;其次, 油温低粘稠度大, 很容易导致外置过滤器流通不畅而溢油。解决办法, 其一, 根据闭式冷却水温度调节油温, 其次, 启动滤油机来加热油箱油温, 这样该问题就可以逐步缓解。

2) 励磁机冷却水跑水

系统启动时, 难以避免许多法兰连接处泄漏。 倘若管道内部水带压, 则直接导致喷水。 发电机的空冷器易发生泄漏喷水, 淋湿励磁机, 影响发电机绝缘水平。因此, 每次进行发电机冷却器启动时, 需要用防水布对发电机进行覆盖, 机械检修人员现场保驾, 若有异常立即紧固法兰, 防止淋湿发电机。

3) 发电机密封油过滤器堵塞

发电机氢气密封油虽经冲洗油质合格, 但还有发生密封油过滤器堵塞的风险, 一旦堵塞, 密封供油压力降低, 氢气就从密封瓦泄漏, 在厂房内积聚, 有发生氢爆重大风险。 因此, 启动密封油后, 每天必须安排人员进行过滤器刮油泥操作, 保证过滤器的畅通。

4) 启动过程中关注盘车运行

一旦盘车运行, 需要格外关注运行状况, 因为盘车连续运行24 小时不能中断。 3、4# 机组盘车装置在调试以及后续投运过程中电流多次发生波动。 盘车装置解体检修时均能发现不同程度的盘车DU铜套磨损、盘车铜推力盘磨损或传动齿轮根切等盘车装置磨损故障。 初步推断, 盘车电流异常和盘车装置磨损存在密切相关性, 即磨损影响运转的传动阻力。

通过以上介绍, 可以得出以下结论, 汽轮发电机组的启动需要逐个设备逐步启动, 然后建立整个系统的循环, 如果打乱顺序, 那么可能事倍功半, 或者永远无法启动。 而且, 启动过程还会碰到各种问题, 需要研究解决才能圆满完成启动工作。

摘要:本文对650MW汽轮发电机组的各系统进行简要介绍, 说明各系统的作用和功能, 并以此为出发点介绍各个系统之间的启动逻辑关系, 和建立该逻辑关系的原因或依据, 文中也提及了启动过程中的注意事项, 最后针对以往发生的事件进行探讨, 找到原因, 提出解决方法。得出结论:汽轮发电机组各系统设备之间逻辑严密, 必须按照特定顺序启动设备。

机组启动 篇9

1 试验前期分析校核

1.1 试验路径

本次黑启动试验路径如图1所示。

启动电源点:南京高达电站。被启动电源点:南京热电厂5号130 MW发电机组和华京电厂320 MW发电机组。试验路径:南京高达电站→110 kV 711线→晓庄变110 kV正母线→晓庄变1号主变→晓庄变220 k V正母线→220 kV2571线→南京热电厂220 kV正母线→南京热电厂6 kV厂用系统。

南京热电厂的5号130 MW发电机组启动且并入试验小系统后,完成以下试验路径:南京热电厂220 kV正母线→220 k V2001开关→华京电厂的6 kV厂用系统。为保证人身及设备安全,对黑启动计划进行严格认真的校验。包括对系统的短路容量计算,自励磁校核,系统静态稳定,线路末端过电压等问题的分析。

1.2 南京黑启动系统短路计算

对于南京热电厂,最大机泵额定功率为3200kW,启动电流设为6.5倍,将高达机组设为平衡节点,进行潮流计算,潮流不收敛,说明高达电厂无法承受这么多无功。据了解,南京热电厂辅机与6 kV母线间加有电抗器,限制短路电流,在黑启动中,需将这些电抗器短接起来。对于华能南京电厂,机泵额定功率为8 000 kW,启动电流设为7倍时进行潮流计算,潮流收敛,但华京6 kV母线的电压将约为5.326 kV,略低于5.4 kV的母线电压要求下限。针对电泵特性,在机泵启动时,应降低对6 kV母线电压水平要求。安徽电网黑启动试验中表明,一台3 200 MW给水泵启动时,6 kV母线电压可能瞬时降至5 kV以下,但仍能启动成功。

1.3 发电机自励磁校核

同步发电机自励磁是发电机带过大的电容负荷,随着机组电压的升高,容性电流也将增大,产生的容性电流对发电机产生助磁效应,引起电压升高。由霍尔维茨判据,发生自励磁的惟一条件为[7,8]:

式中:xc为线路等效电抗值;xq为发电机等效纵轴电抗;xd为发电机等效横轴电抗。

从判据可看出,发生自励磁的机组只要xc不落入(xq,xd)的范围内就不会发生自励磁。可见发生自励磁机组主要为凸极机,对于隐极机xd≈xq,基本上不会发生自励磁。由南京高达电厂提供的发电机参数:xd=4.467,xq=4.467,x′d=0.516 9。通过变电站各设备、线路参数得出发电机以外的电路:r=0.018 1;xc=32.789 5。可见发电机不会产生自励磁现象。

1.4 系统静态稳定分析

静态稳定是指系统受到小干扰后,不发生自发振荡或非周期性失步,自动恢复到起始运行状态的能力。对于进行黑启动的系统,由于黑启动运行于较恶劣的环境,随时有可能遇到小干扰,若此时的运行方式为非静态稳定点,系统就有可能失稳,导致黑启动失败。为此,江苏省调度中心分别将南京高达电厂和南京热电厂并网形成小系统以及接入华京厂用电后的小系统进行仿真计算,结果特征根实部均小于零,系统受小干扰后能保持稳定。

1.5 线路末端过电压分析

由于长线路的电容效应,可能会使线路末端的工频稳态相电压值升高。但由于线路的长短有别,也有可能线路上的电容效应不如线路的阻尼损耗,那么始端电压就会大于末端电压。在黑启动的恢复过程中,若系统的最高电压等级为220 kV,而在启动过程中稳态最高过电压不超过系统电压的1.05倍,即241.5 kV,小于252 kV,根据国家电力行业标准《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合标准》,不需进行暂态合闸过电压计算。在线路设计中,220 kV及以下电力系统的绝缘水平设计倍数为3.0~3.5倍的相电压。空载线路的合闸过电压不会超过3倍相电压,故不会威胁绝缘。南京黑启动系统涉及的最高电压等级线路为220 kV,加上试验方案为零起升压,线路末端过电压在允许值范围之内,可不做线路末端过电压计算。

2 试验过程

2.1 起励阶段

本次黑启动采用了零起升压的方式,即在南京高达电厂起励时带上南京热电厂和华京电厂6 kV母线零升。2006年4月6日上午9:56南京高达电厂开始起励,在刚起励时,机端电压为50%、70%、100%时分别测量南京高达电厂的发电机、主变电气参数以及途径各段母线的电压、电流参数,由于南京热电厂6 kV母线处于整个黑启动线路的末端,所以整个起励过程中全程监视南京热电厂6 kV母线电压波形,防止发生过电压,整个监测波形如图2所示。本次试验中监测的波形均为相电压。

从南京热电厂6 k V母线电压波形看出,当南京高达电厂发电机缓慢增加励磁时,线路末端没有出现明显的过电压,只有当升压较快时,才略微有些操作过电压,当南京高达电厂发电机机端电压升到额定时,南京热电厂6 k V母线电压平均值约为6.21 kV。

整个起励过程中,南京高达电厂1号发电机未出现自励磁的情况,发电机、主变各电气参数正常,三相电压、三相电流基本平衡。由于此时线路容性无功占主体,因此发电机的无功输出在额定电压附近为-2.6 Mvar,相当于进相运行。

2.2 带南京热电厂3 200 kW给水泵

起励后,先是启动了南京热电厂和华京电厂的小负荷电动机,为整个黑启动赢得时间。其中南京热电厂风机额定容量为700 kW,华京电厂偱泵额定容量为2 000 kW。在启动这2个小负荷电动机时,试验小系统运行稳定。

南京热电厂3 200 k W给水泵是本次黑启动中南京高达电厂单独启动的最大容量的电动机。图3为启动过程中高达电厂110 kV母线电压和711线路电流的录波图,同时启动时监测南京热电厂6 kV母线电流、电压,如图3所示。图3中,711线路在南京热电厂启动3 200 kW给水泵时峰值电流为225 A,启动稳定后电流为61.20 A,110 kV母线电压为114.9 kV降至102.1 kV,为启动前的88.9%,频率变化范围47.8~52.3 Hz;从图4可以看出,整个启动3 200 k W给水泵时间约为4.2 s,启动电流的峰值约为4 185 A,启动稳定后平均电流为272.4 A,南京热电厂6 kV母线电压由原来6.4 kV瞬时降至5.10 kV,为启动前的79.7%,与短路计算结果相符。给水泵启动正常后,电压很快恢复至原来水平,小系统运行稳定。

2.3 南京热电厂5号机并网

当厂用电带电后,南京热电厂5号机起机过程比较顺利。并网时,试验小系统有一定扰动,并网前小系统频率为50.0 Hz,并网过程中,系统频率变化范围为49.3~50.6 Hz,约过了9 s,小系统趋于稳定。

2.4 启动华京电厂8 000 kW给水泵

华京电厂8 000 kW给水泵是本次黑启动中启动的最大电动机。启动过程中,同时监测南京高达电厂,南京热电厂,华京电厂及各段母线的电气参数。图5为启动8 000 kW给水泵时高达电厂110 kV母线电压和711线路电流波形,图6为南京热电厂各电气参数波形。图5中,711线路在启动华京电厂8 000 kW给水泵时峰值电流为429.7 A,启动稳定后电流为66.7 A,110 kV母线电压由115.6 kV降至104.1 kV,为启动前的90.1%,频率变化范围为47.9~51.3 Hz;从图4可看出,整个启动3 200 kW给水泵时间约为4.3 s,启动电流的峰值约为4 185 A,启动稳定后平均电流为272.4 A,南京热电厂6 kV母线电压由原来6.4 kV瞬时降至5.10 kV,为启动前的79.7%。给水泵启动正常后,电压很快恢复至原来水平,小系统运行稳定。

2.5 华京电厂切换厂用电

将华京电厂各辅机启动后,起机并网,并切换厂用电。切换厂用电过程中,对试验小系统有一定的扰动,但很快恢复正常。接着按照试验方案,南京热电厂5号机解列停机,南京高达电厂按试验指挥指令停机,本次黑启动试验结束。

3 结束语

(1)南京高达电厂在柴油机供电下能够快速自启动,该机组在低负荷下能稳定地调速、调压,能够维持小系统频率和电压的稳定。

(2)南京高达电厂1号机组能经受住南京热电厂3 200 kW电动机启动;与南京热电厂并列运行稳定,并列运行小系统经受住华京电厂1号机8 000 kW电动机的启动,未对系统产生大振荡;首次实现了连续启动2个火电厂,启动最大容量电动机达8 000kW,2台容量差异较大的小系统长时间稳定运行的具有实际操作价值的黑启动试验。

(3)发生自励磁的机组主要为凸极机,对于隐极机的燃油机组,基本上不会发生自励磁。

(4)产用零起升压方式,减少了逐段冲击线路、主变的操作时间,利于电网的尽快恢复,能有效避免长线路、主变的空充引起的过电压。

参考文献

[1]郭嘉阳,吴涛,张仁伟,等.华北电网“黑启动”试验研究[J].华北电力技术,2001,(5):3-18.

[2]郑志勤,刘家庆,赵宇民.东北电网丰满-吉热黑启动试验研究[J].东北电力技术,2007,(3):4-7.

[3]李继红,倪秋龙,金啸虎.浙江电网黑启动方案编制研究[J].华东电力,2006,34(1):26-29.

[4]张其明,王万军.陕西电网黑启动方案研究[J].电网技术,2002,26(4):42-45.

[5]阮前途,王伟,黄玉,等.基于燃机机组的上海电网黑启动系列试验[J].电网技术,2004,30(2):19-22.

[6]黄继宏.“黑启动”试验在十三陵蓄能电厂[J].华北电力技术,2001,(5):19-23.

[7]刘艳,顾雪平,赵书强,等.基于MATLAB的电力系统黑启动发电机自励磁仿真研究[J].2005,(4):14-18.

机组启动 篇10

1 系统功能

启动给水系统用于在以下工况下向蒸汽发生器二回路侧提供给水。

(1) 热态启动, 此时余热排出系统阀门关闭, 一回路冷却剂逐步升温直至运行功率升到2%~3%额定功率时启动给水系统停止运行, 同时给水流量控制系统ARE投入运行。

(2) 热停堆。

(3) 冷停堆, 启动给水系统向二回路供水直到余热排出系统投入运行。

启动给水系统在凝汽器正常运行时才可投入运行。当凝汽器或凝结水泵故障时, 辅助给水系统 (ASG) 作为启动给水系统的备用投入运行。蒸汽发生器二回路的最初上水和冷停堆后的再次上水均由辅助给水系统完成。

2 调试中主要问题及经验总结

启动给水系统调试主要分为两个阶段: (1) 在冷态进行, 主要完成启动给水泵润滑油部分的逻辑、润滑油泵的验证、启动给水系统的报警、逻辑验证, 系统内阀门的动作、逻辑试验、启动给水泵小流量运行试验; (2) 在热停堆、热备用以及3%功率平台时进行, 主要完成启动给水泵在不同工况下对三台蒸汽发生器供水性能的验证、对启动给水泵最大供水能力的验证、启动给水泵以及电动给水泵停运辅助给水泵联锁启动试验以及启动给水泵与电动给水泵切换试验。现对这两个阶段中遇到的问题及良好的经验进行描述。

2.1 管道振动问题

二回路水压试验期间, APD启动对除氧器内除氧水进行加药搅拌, 当时APD再循环管线上的多级节流孔板以及单级节流孔板还未安装, 再循环流量较大, 泵启动管道振动较小。水压试验结束后安装公司将多级和单级节流孔板安装完成, 再次启动启动给水泵发现再循环管线振动异常, 整个再循环管线上窜, 大部分支吊架损坏, 且再循环管线3个弯头变形严重。

分析原因主要有四个: (1) 启动给水泵再循环管线8.5m处一固定支架未焊接, 导致整个再循环管线竖直方向没有固定从而上窜, 损坏弯头以及支吊架。 (2) 节流孔板过小节流能力过大, 设计的再循环流量为45m3/h[1], 而我们测量值仅为28m3/h。 (3) 管道布置的拐点太多, 从而导致水流多次变向对管线冲击较大。 (4) 再循环管线布置在除氧器最高点, 充水排气过程中最高点的再循环水平管线无法充满水, 多级以及单级节流孔板之前的水平管线充满空气, 启泵之后会有较大冲击。

问题发生后督促安装公司对固定支架进行焊接、调整支吊架、更换弯头, 发设计澄清要求对多级节流孔板进行更换。由于福清1号机组整个启动给水泵再循环管线仅有两个固定支架 (水平和竖直方向各一个) , 再循环管线较长, 可考虑适当增加固定支架, 保证运行稳定性。同时可考虑对再循环管线的布置进行优化, 减少拐点。

2.2 再循环流量过小的问题

福清1号机组启动给水泵再循环管线安装多级和单级节流孔板之后, 现场启泵对再循环流量进行测量发现流量仅为28m3/h, 泵出口压力达到12.5MPa, 而再循环管道设计压力仅为12.2MPa, 发试验澄清给厂家后, 厂家要求将2号机节流孔板返厂进行试验然后重新补供多级节流孔板进行更换, 更换后再次启泵测量流量为37m3/h, 仍不满足设计45m3/h的要求。第三次联系厂家根据前两次试验数据对多级节流孔板再次进行加工, 现场验证流量达到47m3/h, 满足设计要求。

由于福清1号机组启动给水系统节流孔板孔径固定且多级节流孔板为焊接安装, 安装完成之后无法进行调整, 应考虑将节流孔板改进为可调节的阀门布置, 福清3/4号机组已将多级节流孔板更换为调节阀, 并且福清1号机组启动给水泵流量计布置在再循环管线后至高加供水管线上, 无法对再循环管线流量进行测量, 可考虑将流量计迁移至启动给水泵出口母管上用于流量调节。

2.3 稀油站润滑油箱多次进水事件

福清1号机组启动给水系统稀油站润滑油箱发生过多次进水事件。

一次是在安装公司进行轴封吹扫工作期间, 辅助蒸汽进入常规岛热水生产和分配系统管道后, 发现边界隔离阀前法兰螺栓未拧紧, 仪表管线未封堵导致大量水泄漏, 泄漏的水流至-7.5m启动给水系统稀油站区域, 导致两台启动给水泵润滑油泵电机进水, 由于稀油站油箱进油口仅采用盖板覆盖, 泄漏的水通过进油口进入油箱内部。相关系统负责人得到反馈, 联系电气组以及安装公司现场对状态进行确认, 对润滑油泵电机绝缘进行测量, 绝缘合格。化学组对稀油站油箱进行取样, 发现油箱内存在大量水分。于是放空稀油站油箱内废油, 对油箱外以及油箱内进行清理, 加入少量新油, 启动润滑油泵进行冲洗工作, 对启动给水泵进行盘车, 冲洗2小时后化学进行取样, 水分超标, 再次将油箱排空, 对油箱内进行清理, 重新加入新油进行滤油, 投运润滑油箱电加热器, 后取样油质合格。在油质合格后为防止油箱再次进水, 在油箱加油口处用干净的薄膜对其进行覆盖并密封, 另委托安装公司对启动给水系统稀油站区域搭建防水棚。

还有一次是在系统移交运行前, 由于常规岛厂房0m高压给水加热系统发生泄漏, 泄漏出来的水通过0m启动给水系统上方格栅处流至稀油站区域, 但由于之前对油箱加油口进行了薄膜密封处理, 还有搭建了防水棚, 油箱油质未受影响, 电机绝缘合格。

由于福清1号机组启动给水系统润滑油箱注油口仅用盖板进行覆盖, 不能对油箱进行封闭, 应考虑在润滑油箱内注油之前在注油口增加密封圈、螺栓进行封闭, 增强防水性能。并将0m稀油站区域上方高压给水加热系统的排气排水管线引至集水槽避免就地排放。还有稀油站区域可增加正式防水棚。

2.4 润滑油泵联锁启停的事件

在非核冲转过程中, 主控启动一台启动给水泵润滑油泵, 将另一台润滑油泵打自动联锁位置, 就地调节润滑油回油阀的开度, 使润滑油母管压力达到0.16MPa, 启泵之后润滑油温度上升, 润滑油母管压力略有下降, 降到0.14MPa左右, 导致联锁泵启动, 启动后很短时间内润滑油母管压力达到0.2MPa左右联锁润滑油泵停运, 停运后短时间母管压力又降到0.14MPa (母管压力低于0.15MPa联锁启动备用泵, 压力高于0.18MPa, 停备用泵[2]) , 从而导致备用泵频繁启停, 润滑油母管压力波动较大。

因此在启动给水泵启动之前, 可适当将润滑油母管压力调高一些, 启泵之后油温升高, 油压适当下降也不会低于联锁启泵值, 从而避免备用泵频繁启停, 油压波动。

2.5 启动给水泵电机轴承漏油的事件

在启动给水系统移交运行之后, 运行人员就地在线, 启动启动给水泵后发现启动给水泵电机轴承处漏油严重, 现场检查发现在线时将润滑油母管旁路阀全关导致润滑油母管压力达到0.2MPa以上, 并将润滑油至电机两端轴承处隔离阀全开, 而根据厂家要求电机进油压力应控制在0.01~0.08MPa范围内, 泵进油压力应≥0.1MPa, 正常运行控制在0.15MPa左右[3]。所以润滑油泵启动后应调节润滑油母管旁路阀将母管油压调节至0.15~0.18MPa之间, 同时适当关小启动给水泵电机进油阀以回油窥视孔内油流占窥视孔的2/3左右为宜从而避免油压过高导致漏油。

3 结语

启动给水系统主要用于低功率平台下对三台蒸汽发生器的供水使用, 且泵出口压力较高, 其性能好坏对整个核电机组启动过程有较大影响, 通过以上的经验总结, 希望对后续机组以及其他电站有一定的借鉴作用。

参考文献

[1]上海阿波罗机械制造有限公司.福清常规岛项目闭式循环冷却水泵及启动给水泵启动给水泵试验大纲[S].

[2]中国电力工程顾问集团华东电力设计院.福建福清核电厂一期工程启动给水系统设计手册[S].

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