汽轮机联锁试验

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汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明一.汽轮机主保护二.DEH联锁保护1.EH油温联锁(发讯元件:温度控制器)油温升至54℃,冷却水出水电磁阀打开油温升至55℃,冷却泵自启动油温降至38℃,冷却泵自停油温降至35℃,冷却水出水电磁阀关闭2.油位联锁EH油箱油位:560mm 高Ⅰ值报警(油位开关71/FL1)430mm 低Ⅰ值报警(油位开关71/FL2)300mm 低Ⅱ值报警(油位开关71/FL1)200mm 串300mm证实跳机(油位开关71/FL2)3.低油压联锁(63MP)EH油压≤11.2MPa,备用EH油泵自投,(打开20/MPT试验电磁阀或就地打开其旁路门,则备用EH油泵自启动)。

4.OPC保护:(当带部分负荷小网运行时,该保护不要求动作)(发讯设备:OPC板)其任一条件a.汽轮机转速≥103%,额定转速(即3090rpm)(转速探头,3取2)b.机组甩负荷≥30%,额定负荷时,发电机跳闸。

(BR和IEP>30% 3取2)满足,OPC电磁阀动作,调门快关,机组转速降至3000rpm以后,调门开启,维持空转。

5.MFT RUN BACK:其任一条件a.机组额定参数,额定负荷运行,锅炉MFT动作(降负荷速率为67MW/min)b.发电机失磁保护动作(降负荷速率为135MW/min)满足,机组从额定负荷125MW,自动快降至27MW。

三.其他主要保护1.发电机断水保护:当发电机转子或定子进水流量降至5t/h,同时进水压力降至0.05MPa 或升至0.5MPa时,延时30秒保护动作,使发电机油开关跳闸、同时主汽门、调门、抽汽逆止门关闭。

(流量孔板和电接点压力表)2.抽汽逆止门保护,当主汽门关闭或发电机油开关跳闸时,通过联锁装置使抽汽逆止门电磁阀动作,气控关闭1-5级抽汽逆止门。

3.高加水位保护(电接点水位计)a.当#1、#2高加水位高至Ⅰ值(550mm加650mm),高加危急疏水门自动打开;b.当#1高加水位高至Ⅱ值(650mm加850mm),报警保护动作,关闭#1高加进水门、1-2级抽汽逆止门及电动门,给水自动走旁路。

汽轮机真空严密性实验详解

汽轮机真空严密性实验详解

汽轮机真空严密性实验详解一、真空严密性试验的条件1)机组负荷保持8096额定负荷;2)备用真空泵联锁正常。

3)机组CCS退出,汽机负荷,锅炉蒸汽参数稳定。

4)轴封系统正常,无影响机组正常运行的缺陷。

5)空冷机组背压小于30KPa,空冷风速小于风速在1.5m∕s以下且风向稳定。

二、真空严密性试验注意事项1)试验中若排气装置压力升至45Kpa,排汽温度高于70℃,应停止试验。

2)如果真空下降过快或真空下降总值超过3KPa,应立即启动真空泵停止实验,查明原因。

3)若真空泵入口门关不严,真空下降过快,应立即停止试验,查明原因。

4)试验时应退出CCS,保持机组负荷及蒸汽参数稳定,对于空冷机组,如遇风速突增导致真空快速下降,应恢复原运行方式。

三、常用最有效真空查漏的方法1灌水法真空系统包含大量的设备及系统,连接的管道较多,在轻微漏空气的情况下很难发现漏点,因为空气往里吸,不够直观,传统的运行中用火焰检查法较繁琐且效果不好,多数情况下使用的方法是在机组停机后对真空系统进行灌水找漏。

这种方法比较直观,漏点极易被发现,缺点是由于设备的原因,灌水高度最高只能到汽缸的最低轴封洼窝处,高于轴封洼窝的地方因为水上不去而不易发现,特别是与汽轮机汽缸相连接的管道系统。

2 .氢质谱使用氮质谱方法通常是在可疑点喷氮气,然后在真空泵端检测,看是否能检测到氧气,如果检测到氯气则说明此可疑点泄漏。

此方法能确定泄漏大体位置,并有一个相对值数据。

但设备使用较费力,需要三到四人操作;氢质谱法受环境影响较大,空气流动性适度都对确定漏点造成麻烦;另外,空冷岛上使用氮质谱检漏难度较大。

在管道较多的位置基本难以确定漏点。

3 .超声波超声波检漏法是一种方便快捷的方法,首先操作简单,一人即可操作;而且能准确确定漏点的位置,使堵漏较方便;应用在空冷岛上更是方便、快捷、准确。

缺点是使用时需要一定的操作经验。

4、介绍查漏的部位机组型号排汽管道伸缩节低压缸两侧人孔,顶部防爆门,热控测点。

汽轮机典型试验

汽轮机典型试验

小机危急保安器注油试验
一、试验目的: 1、检验小机危急保安器是否工作正常。 2、当转速超过规定值时,确保危急保安器能正常动作 保护小机。 二、试验主要步骤: 1 、 做就地及远方打闸试验正常。 2 、 重新复位小机,机组转速升至4000r/min,检查轴 向位移、振动等正常。 3 、 缓慢按下油路切换阀手柄,并一直保持到试验结 束,不能松开。(注意:试验完毕后才能松开油路 切换阀,否则将引起跳机。)
三、试验注意事项: 1、负荷应大于530MW,负荷稳定,运行正常。 2、凝汽器内绝对压力应小于12kPa。 3、真空泵运行或备用正常。 4、有关真空数值(就地、DCS及DEH)显示均正 常并一致。 5、试验过程中,如真空下降速度过快时,应立即 停止试验并启动真空泵,恢复正常真空。 6、如果并列机组采用“真空互联”时,应事先退 出“真空互联”且真空稳定后方可试验。 7、实验时,停止影响真空变化的相关操作(如: 启停循泵)。
四、试验步骤: 1、汽机冲转至 3000r/min。 2、点击“CV LEAKAGE TEST(调门严密性试验 )”按钮,高、中压调门缓慢下降,高、中压主 汽门全开, 观察机组转速降,记录最终稳定的 转速。试验结束后打闸停机。 3、再次将汽机冲转至 3000r/min。 4、点击“ESV LEAKAGE TEST(主汽门严密性试 验)”按钮,高、中压主汽门缓慢下降,高、中 压调门逐渐全开至 100%,观察机组转速降,记 录最终稳定的转速。试验结束后打闸停机。
汽机阀门自动试验(ATT)
一、试验范围: 自动汽机阀门试验包括: 高、中压主汽门和调门、 补汽门、高排逆止阀、高压缸通风阀。 二、试验目的: 确定汽轮机的高、中压主汽门和调门活动正常、无 卡涩,高排逆止阀和高压缸通风阀动作正常。 三、试验方法 : 1、机组运行期间,按规定每月对DEH的ATT监视画面 上的所有阀门,分别进行试验。 2、只有当一组主汽门和调门试验完成并给出试验成 功的反馈后,才可进行另一组的试验。 3、补汽门活动性试验应在一组高压主汽门和调门试 验成功后进行。

汽轮机典型试验讲解

汽轮机典型试验讲解
其它阀门的自动试验步骤类似。
高中压主汽门、调门严密性试验
一、试验目的:
确定汽轮机的高、中压主汽门和高、中压调门严密 性符合设计要求,能满足机组安全、稳定运行的需 要,并为以后机组的运行提供参考。
二、机组出现以下情况,需要进行汽门严密性试验:
1、汽门新安装或经过大、小修改造。 2、机组甩负荷试验前。 3、根据运行中的异常情况,决定需要进行汽门严密 性试验。
12、就地和集控室均设专人监视机组转速和机组振 动,若试验过程中,机组振动、轴承金属温度、 回油温度、轴向位移、低压缸排汽温度和高压缸 排汽口金属温度等参数变化异常,应立即停机。
13、定值修改和恢复应设专人监护。
三、试验方法和步骤:
1、汽轮机启动前将超速保护定值从3300r/min临时 降低至2950r/min。
2、投入汽机启动SGC,正常自动启动。
3、在汽轮机启动过程中记录汽机转速及高中压主 汽门、调门指令。
4、确认汽机转速达到2950r/min时超速保护动作, 汽机跳闸,检查高中压主汽门、调门关闭,并测 定关闭时间。
5、试验完成后,恢复超速保护定值至3300r/min。
小机危急保安器注油试验
一、试验目的: 1、检验小机危急保安器是否工作正常。 2、当转速超过规定值时,确保危急保安器能正常动作
月后启动。
二、试验条件以及注意事项:
1、运行主管等与试验有关人员必须到场,试验方案及 分工应明确,有专人在机头负责“紧急停机”按钮 ,且试验用的仪表和工具已经准备就绪。
3、试验前机组运转正常,无异常现象和报警。 4、高中压主汽门、调门、补汽门静态全行程活动性试
验、调速系统静态特性严密性试验,高 中压主汽门、调门、高排逆止门、高排通风阀活 动性试验,集控室手动紧急停机按钮试验,就地 手动紧急停机试验,抽汽逆止阀试验合格后方可 进行。

汽轮机静态试验

汽轮机静态试验

汽轮机静态试验一、润滑油压保护试验:1.全开A、B油泵进出口阀门。

2.控制油压调节旁路阀关闭,开启调节阀前后截断阀,调节阀投自动,设定压力为0.9MPa。

3.润滑油压调节阀旁路阀关闭,开启调节阀前后截断阀设自动。

4.启动A油泵。

5.投入润滑油低油压自启动,润滑油总管压力低联锁,总联锁复位。

6.手控润滑油调节压力阀油压降至0.15MPa时,报警并自启动B油泵,投入B 油泵操作开关,撤除润滑油低油压自启动保护,停A油泵,继续控制润滑油油压至0.1MPa时联锁停车电磁阀动作。

7.重复再做一次A油泵自启动试验。

注意:做此试验前必须投入隔离气密封。

试验结束后恢复原状态。

二、控制油压保护试验:a.全开A、B油泵进出口阀门。

b.润滑油压调节阀旁路阀关闭,开启调节阀前后截断阀调节阀投自动,设定压力为0.245MPa。

c.控制油压调节阀旁路阀关闭,开启调节阀前后截断阀投自动。

d.启动A油泵。

e.投入控制油低油压自启动保护,总联锁复位。

f.手控控制油调节压力阀油压降至0.7MP a时报警并自启动B油泵,投入B油泵操作开关停A油泵,继续控制油压至0.5MPa时联锁停车电磁阀动作。

g.重复再做一此A油泵自启试验。

注意:做此试验前必须投入隔离气密封。

三、蓄能器性能试验:a.启动A油泵。

b. B 油泵投入自启动联锁总联锁复位。

c.危急遮断装置复位,自动主汽门复位,手动打开自动主汽门。

d.手动停A油泵,B油泵自启动,停车联锁电磁阀不动作。

e.投入B油泵操作开关,可以重复再做一次。

四、危急遮断器试验:1.全开A、B油泵进出口阀门,启动A油泵。

2.总联锁复位,危急遮断器复位,自动主汽门复位,手动开启自动主汽门。

3.手打危急遮断器,自动主汽门关闭,4.危急遮断器及自动主汽门复位,重复再做一次。

五、轴向位移、轴振动、轴承温度、超速模拟联锁试验:1.配合仪表,在仪表控制盘上分别做模拟试验。

2.轴向位移≥0.5mm时报警,≥0.7mm时电磁阀动作。

汽机、发电机联锁保护四种实验方法与步骤

汽机、发电机联锁保护四种实验方法与步骤

一、发电机跳闸,联跳汽轮机试验(一)、实验步骤:1、启动#1机#1EH油泵,运行正常;2、启动#1机高压油泵、排烟风机,运行正常;3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致;4、确认汽机低真空跳闸保护解除;5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置;6、短接跳闸出口12D-7 101 12D-12 133;(二)实验现象:1、励磁机未跳。

2、主汽门未关闭。

3、低调门全关。

二、发电机跳闸,联跳汽轮机试验(一)实验步骤:1、确认#1机#1EH油泵启动,运行正常;2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动,运行正常;3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致;4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入,其他保护解除;5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置;6、短接#1F保护屏935、936至汽机后备;(二)实验现象:1、关闭自动主汽门1(ETS动作1);2、关闭自动主汽门2(ETS动作2);3、关闭自动主汽门3(ETS动作3);4、发变组故障停机;5、启动油压已打开主汽门;6、ETS动作。

上述现象均同时发生。

三、汽轮机跳闸,联跳发电机试验(一)实验步骤:1、确认#1机#1EH油泵启动,运行正常;2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动,运行正常;3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致;4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入,其他保护解除;5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置;6、投入汽机低真空跳闸保护;(二)实验现象:1、关闭自动主汽门1(ETS动作1);2、关闭自动主汽门2(ETS动作2);3、关闭自动主汽门3(ETS动作3);4、ETS动作,报警灯亮,首出灯亮;5、低真空报警灯亮;四、汽轮机跳闸,联跳发电机试验(一)实验步骤:1、确认#1机#1EH油泵启动,运行正常;2、确认#1机高压油泵、排烟风机启动,运行正常;3、汽机挂闸,已挂闸指示灯亮,汽轮机高低调门阀位指示与就地状态一致;4、确认汽机发变组故障保护和ETS总保护投入,其他保护解除;5、电气确认发电机出口刀闸开关均在分闸状态且在试验位置;6、按操作盘上#1发电机解列按钮,没有什么现象;7、按#1机停机按钮。

汽轮机组的联锁保护及试验

汽轮机组的联锁保护及试验

汽轮机组的联锁保护及试验第一节主要试验项目1冷态开机前,应作如下试验1.1 就地手动打闸试验1.2 室内手动打闸试验1.3 轴向位移保护试验1.4 低油压保护试验1.5 转速表超速试验1.6 低真空保护试验1.7 发电机主保护试验1.8 DEH紧急停机试验2 机组大修后或保护装置检修后,应作以下保护试验2.1 低真空保护试验2.2 轴向位移保护试验2.3 低油压保护试验2.4 高压加热器水位保护试验2.5 自动主汽门、调速汽门严密性试验2.6 真空严密性试验2.7 各辅助设备电动机事故按钮联动试验2.8 DEH跳机试验2.9 机电联锁试验3 下列情况下应作超速试验3.1 新机组启动或大修后第一次启动;3.2 危急遮断器解体或调整后;3.3 机组甩负荷试验前。

4 下列情况应作危急遮断器喷油试验4.1 超速试验前;4.2 危急遮断器解体或调整后;4.3 停机一个月后再启动;4.4 机组运行2000小时后。

5 下列情况作手打停机试验:5.1每次汽轮机启动前;5.2每次汽轮机定速后;5.3在进行危急保安器超速试验前。

第二节主设备联锁保护试验一、试验条件进行下列各试验时,应检查主蒸汽无压力或电动主汽门、高压旁路电动阀在关严状态。

二、手拉危急遮断装置及汽门静态试验1 投入EH油系统2 交流润滑油泵运行,EH油泵运行,注意油压正常。

3 复位危急遮断装置。

4 按下“挂闸”按钮,前汽缸主汽门开启,记录全行程开度。

5 由热工给各电液伺服阀加信号,检查各调门油动机开关灵活,开度正确,控制稳定后使各调门油动机全开,记下开度记录。

6 手拉危急遮断装置,HPT、OSP油压迅速降低,前汽缸主汽门、调门迅速关闭。

7 由热工恢复各电液伺服阀信号。

8 如危急遮断器在正常位置,则复位危急遮断装置。

9 如危急遮断器在正常位置且HPT电磁阀在带电位置,则复位手拉危急遮断装置后,前汽缸主汽阀开启。

三、汽机主保护动作试验1 联系热工送上保护电源。

330MW供热汽轮机组润滑油泵联锁保护试验所遇问题的对策及改造探讨

330MW供热汽轮机组润滑油泵联锁保护试验所遇问题的对策及改造探讨

单 转 交流 润 滑 油 泵 试 值 01 5 P 调 . a 4M
对 比后 , 定把润滑 油压降低 , 做 以上联 锁保护试 决 再
验。后经调整主油箱内的溢油阀, 降低润滑油系统油压 , 单独运行交 流润滑油泵润滑油压力为 0 2 a重复 以 . 1MP。 1 上试验 。润滑油压力持续下降至 0 1 a , 回升 . 6MP 后 油压 0 至 0 8 a . 8MP 。此试验又重复多次 。都为 同一结果 。 0 根 据调 试所 得 的试 验 数 据 可 以看 出 ,试 验所 得 润 滑油压值(.1 P ) 0 6M a 比说 明书所提供 的停机值(. 9 0 0 3 0 M a低很多。 P) 虽然数据为静态试验所得 出的 , 并不能完 全模拟机组在实际运行有旋转转速 的情况 ,但应提 出 事 故预 想 , 轮机 组在 启 动升 速 过程 中 , 汽 当转 速未 到 达 主 油泵 工作 转 速 时 ,整个 润 滑 油系 统 的用 油 都 为交 流
张瑞 山, :3 等 3 0 MW 供热汽轮机组润滑油泵联 锁保 护试 验所 遇问题 的对策及改造探讨
21 0 2年 6月
2 调 试 所 遇 问题 及 对 策
21 汽轮 机润 滑 油泵试 验 中遇 到 的问题 .
1 号机组润滑油系统调试过程中, 单独运行交流润 滑油泵时 , 仔细观察汽机平台 1. m汽机机头处精密 2 6 压力 表 显示 润 滑 油压 力 为 :.4 a 015 MP 。切 除低 油 压 联 启直 流 润 滑油 泵联 锁后 ,只投 人 交 流润 滑 油 泵跳 闸联 启 直流 润 滑油 泵联 锁 。开 始停 止 交 流润 滑 油泵 , 时 , 此 润滑油压 随即下降 , 直流润滑油泵开始联启 。 从停止交 流润滑油泵那一时刻算起 , 7 时间 , 约 秒 仔细观察润滑 油压力一直下降至 0 1 P ( . 6 M a后该油压暂命名为下降 0 最低 油压 ) , 后 油压 才 开始 迅速 回升 至 00 8MP ( 该 .8 a后 油压 暂命 名 为恢 复油 压 ) 。 根据 试 验现 象 ,重 复 该项 联 锁 保护 试 验 。试 验 同 时, 通过 现场 用秒 表测 量 时 间和分 析 D S趋 势 图 , C 又查 询相关资料。 具体针对试验的时间因素进行分析。 开始 停止交流润滑油泵 , 润滑油压随即下 降, 1 ( 约 . S此时 5 间为热工 D S C 控制系统的反应及 自身扫描时间和电气 直流油泵接受联启指令 时间之和 ) , 后 直流油泵开始启 动 , 6 s直流油泵 电机启 动采用 的为软启动控制系 但 ( 统 ) 才 能达 到本 泵 的额定 出力 。 停止 交 流润 滑油 泵 后 从 那一是刻算起 ,观察到下降最低油压和恢复油压数据 与前 一次 一样 。 接下 来 的 2 重 复试 验 中 , 验结 果 再 次 试 同上 。 然后用调整的单独运行交流润滑油泵时的油压值 与汽轮机制造厂提供的定值进行 比较 。根据汽轮机制 造厂 的汽轮 机组 启 动 、运行 说 明书上 所 提 供 的机 组 润 滑油压的定值 , 油压调试值 015M a . P 略高一些。 4 具体 数值 见表 1 。

电厂汽轮机从首次启动前到带满负荷需要进行的20项试验

电厂汽轮机从首次启动前到带满负荷需要进行的20项试验

汽轮机作为火力发电厂的三大主机设备之一,它的作用是将蒸汽的热能转化为动能,带动发电机将动能转化为电能。

汽轮机从启动到带满负荷要进行哪些试验呢!下面我们就来梳理一下:1、阀门传动试验阀门传动试验是通过在DCS上操作与人员就地核对的方式来检验系统中阀门接线是否正确,就地开关状态与DCS是否一致及开关是否灵活,有无卡涩现象,排查出问题及时处理。

阀门传动试验对于不带调节功能的电动,气动和液动阀门只进行开关状态试验,判断其开关位置与DCS一致和开关灵活、无卡涩;对于带调节功能的阀门还需进行相应刻度的校核试验,一般是从0%到100%开度内进行开关试验,首先从0%开始,以5%开度为一个阶段进行开操作,直到100%,再以5%为一个阶段关到0%,进行校核。

所有阀门以一个系统为单位按照清单逐一进行传动,将问题如实记录,并联系相关人员进行处理。

2、辅机设备联锁保护试验。

主要针对汽机侧辅机设备进行联锁保护动作试验。

联锁保护试验在单体试运完成后系统具备试验条件后进行。

针对低压辅机设备则进行动态联锁保护试验,通过强制保护跳闸或者短接测点及手动停止检验备用设备是否联启。

高压辅机设备则将开关打至试验位,用同样的方法进行试验,从而检查联锁逻辑的正确性。

汽机侧高压设备有:电动给水泵电机,凝结水泵电机,开式循环水泵电机和闭式循环水泵电机及循环水泵电机。

低压设备有:真空泵,定冷水泵,密封油主油泵,密封油循环油泵,给水泵供油泵,辅助油泵,轴加风机,EH循环油泵,EH主油泵,润滑油输油泵,润滑油回油泵及密封油排油烟风机,交流润滑油泵,直流润滑油泵及密封油直流润滑油泵等。

3、DEH静态试验DEH静态试验是汽轮发电机在初次起动前和大修后必须进行的试验之一,其主要目的是检验汽轮机数字电液调节系的可靠性。

DEH静态试验主要试验内容为汽轮机主保护在达到动作条件时能否进行正确动作,试验由运行和热控人员配合完成,具体要求根据试验清单和操作票执行。

4、汽轮机挂闸和打闸试验。

机、炉电大连锁试验

机、炉电大连锁试验

机、炉、电大联锁试验步骤一试验前应具备的条件:1 锅炉处于冷态,未点火。

2 EH油泵运行正常,汽轮机处于盘车状态,具备挂闸条件。

3 发变组处于启动前状态,所有地线已拆除。

4 试验顺序是炉跳机,机跳电,电跳机、机跳炉。

二试验步骤:1 热工强制已存在的锅炉MFT条件,确认锅炉无MFT条件。

2 检查汽机是否存在跳闸条件,如有,则通知热工强制。

3 检查发变组A/B保护屏所有压板均未投入(启动发电机出口断路器失灵保护压板必须退出),发电机出口6刀闸在分位。

4 网控退出发电机出口断路器启动失灵所有压板,退出发电机出口中开关重合闸压板。

5 网控得值长令拉开发电机出口两个断路器,拉开断路器两侧隔离刀闸。

6 拉开220V直流母线上发电机DC 220V励磁启励电源开关。

7 检查发变组A、B保护屏保护出口动作指示灯不亮,否则手动复位。

8 投入发变组A、B保护屏关主汽门压板、跳灭磁开关一、二线圈压板、跳发电机出口断路器一、二线圈压板、启动86G1 86G3 86G5压板。

9 汽轮机挂闸,中主门开启正常,主跳闸及机械跳闸电磁阀动作正常。

10 网控合上发电机出口两个断路器。

11 手动合上发电机灭磁开关。

12 热工将锅炉汽包水位强制为高三值380mm,并释放一MFT动作条件。

13 检查锅炉MFT光字报警,汽轮机跳闸,发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。

14 将发变组保护动作出口继电器复位,热工重新强制锅炉MFT条件,汽轮机挂闸,合发电机出口断路器及灭磁开关,检查机跳炉保护投入。

15 继保短接发变组保护动作条件,使发变组保护动作。

16 检查发电机出口断路器及灭磁开关跳闸,汽轮机跳闸,锅炉MFT光字报警。

17 试验结束后,热工解除锅炉、汽机的强制条件,退出发变组所有保护压板,发电机及升压站恢复至启动前状态,检查汽轮机处于盘车状态。

汽轮机保护及试验

汽轮机保护及试验

8、轴向位移保护 为使汽轮机轴向推力轴承处动静部分的水平间隙保持在合 理的设计范围之内而设定的一项安全保护措施。 9、轴承振动 为保证各轴承处汽轮机动静部分之间的径向间距保持在合 理的设计允许范围之内而设定的一项安全保护措施。 10 手动打闸 手动打闸是汽轮机保护系统的最后一道保护措施,在试验 汽轮机跳闸系统、测量阀门关闭时间及汽轮机处于危急情 况时人为地使汽轮机跳闸。 11 DEH失电 DEH即汽轮机数字电液调节系统因失去所有能正常工作的电 源系统而无法控制汽轮机,为安全起见跳闸汽轮机。
6)真空严密性试验
试验前背压不高于20KPa 机组负荷大于80%。 记录试验前真空值、排汽温度。 备用真空泵退出备用状态。 停止真空泵运行。 每分钟记录一次真空值、排汽温度,共记录六分钟。取2 - 8 分钟内真空下降的平均值,平均值小于0.4kPa/min 为合格。 7 记录完毕,启动真空泵运行,备用泵置联锁备用状态。 8 试验过程中,若真空下降过快,接近联动备用泵值时,应 提 前结束试验。并分析查找真空系统泄漏点 1 2 3 4 5 6
3、EH油压低保护 EH油是汽轮机油动机的工作介质,也就是 通常所说的抗燃油。如果EH油压过低,油 动机的工作驱动力就会降低,会造成调阀 开启速度变慢,主汽门缓慢关闭,引起汽 轮机调节系统异常,不能满足机组安全稳 定运行要求,因此大型电调机组,设置了 此项保护。EH油压的测量也分为压力开关 和变送器两种。
7) 高加保护试验
1 机组冷态启动前应做此项试验. 2 联系热工人员, 投入信号报警及有关阀门的电源, 气源. 3 高加保护投入 4 由热工人员拨动接通以下电接点水位计: 5 当高2信号发自动开启旁路疏水门。 6 当高3报警,同时#1高加水位保护动作:自动关 闭#1高加进汽门及抽汽逆止门,自动关闭上级高 加主疏水门,若#1高加水侧控制开关在自动位置, 则自动开启#1高加水侧旁路门,自动关闭#1高加 进水门、出水门。

第二部分汽轮机联锁与保护

第二部分汽轮机联锁与保护

第⼆部分汽轮机联锁与保护第⼆部分联锁与保护试验(保护定值暂供参考须经调试整定后再及时补充修改)1试验总则1.1 试验条件1.1.1 机组⼤⼩修后或联锁、保护回路检修后,要进⾏联锁与保护试验。

1.1.2 在特殊情况下,经⽣产技术部门研究认为有必要,可做机组的某项或全部的联锁与保护试验。

1.1.3 机组的横向保护应在机、电、炉各⾃分项联锁与保护试验合格后⽅可进⾏1.1.4 试验所有设备的指⽰仪表、信号、保护电源、⽓源、⽔源投⼊正常;试验所有电动头、调整门。

校验合格,确认试验对系统⽆影响。

1.1.5 试验前DCS、DEH系统应正常运⾏,试验中各相关报警信号发讯正确。

1.1.6 联锁与保护试验分为静态和动态两种。

1.1.7 参加动态试验的有关辅机试验应合格。

1.2 电动门、调整门校验1.2.1 按下列⽅法校验各电动门、调整门⾄正常:1.2.1.1 联系热⼯送上调整门电源、检查讯号指⽰、表计指⽰、开度指⽰正确。

将调整门⼿柄切⾄⼿动,检查调整门开关灵活,将调整门置于全关位置,⼿柄切⾄⾃动。

1.2.1.2 打开DCS相应画⾯,检查调整门阀位指⽰正确,检查调整门开度指⽰与实际位置⼀致。

联系电⽓送上电动门电源,检查讯号指⽰正确。

1.2.1.3 确认电动门在关闭状态,由检修⼈员定好上、下限圈数。

1.2.1.4 将电动门“远⽅/就地”控制⽅式切⾄“就地”,就地电动开10秒后停,再电动关⾄下限,动作正常。

检查动作圈数,时间与开启相符。

1.2.1.5 就地⼿动全开电动门,再⼿动关⾄上限所需圈数,由检修⼈员调好上限圈数。

就地电动关10秒后停,再电动开⾄上限动作正常,检查动作圈数、时间关闭相符。

1.2.1.6就地电动全⾏程开关⼀次,检查开度指⽰、灯光、讯号应正确,记录全开、全关时间,电动圈数及上、下限⼿动圈数。

1.2.1.7将该电动门“远⽅/就地”控制⽅式切⾄“远⽅”位置,打开DCS相应画⾯,全⾏程开关该电动阀⼀次,检查开度指⽰、灯光讯号应正确,全开、全关时间应与就地试验记录⼀致。

机组大联锁试验步骤及注意事项探析

机组大联锁试验步骤及注意事项探析
定 洲 发 电 厂 二 期 机 组 共 包 含 以 下 5项 大 联 锁 :(1)锅 炉 MFT联 跳 汽 机 和 发 电 机 (炉 一 机一 电 );(2)发 电机 跳 闸联 跳 汽 轮 机 (电一 机 );(3)发 电 机 已并 网 、当 机 组 负 荷 小 于 200 MW , 汽轮机跳闸后 ,旁路 (高旁 )打 开时 ,跳 发 电机 ,不跳 锅炉 (机一 炉 );(4)发 电机 已并 网、当机组负荷小于 200 MW ,汽轮机跳 闸 后 ,旁路 (高旁)未开时 ,同时跳锅 炉和发 电机 (机一炉 );(5)发 电机 已并 网 、当机 组 负 荷 大 于 等 于 200 MW ,汽 轮 机 跳 闸后 ,同 时 跳 锅 炉 和 发 电机 (机一 炉 )。
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机 组 大 联 锁试 验步 骤 及 注意 事 项 探析
刘立 涛 徐雪 冬 (河 北 国华定洲 发 电有限 责任公 司 ,河 北 保定 073000) 摘 要 :根 据定 洲 电厂 2台 660 MW 机组 大联 锁试 验 的实际情 况 ,分 析 了机 炉 电大联 锁 试验 的 动作 原理 、具 体试 验 步骤 及 注 意事 项 , 为运 行人 员深 人 了解 和掌 握机 炉 电大 联锁 提供参 考 。
大联锁是指锅炉 、汽机 、电气 3个主 机设备 之 间的联锁 动 作关 系 ,即 锅 炉 MFT 后 联跳 汽轮 机 ,然后 通 过 程 序 逆 功 率 或逆 功率 联 跳 发 电机 ;发 电机 跳 闸 联 跳 汽 轮 机 ,然 后 通 过 机 组 负 荷 和旁 路 (高 旁 )开 度 2个 判据 判 断 是 否 触 发 锅 炉 MFT。总 结 起 来 就 是 ,锅 炉 和发 电 机 之 间 没 有 直 接 的联 系 ,汽 轮 机 是 它 们 之 间联 系的纽带 ,它们之 间的联锁动作 必须通过汽轮机来实现。

汽轮机汽门严密性试验作业指导书

汽轮机汽门严密性试验作业指导书

汽轮机汽门严密性试验作业指导书1 试验目的检验汽轮机组高、中压主汽门和高、中压调速汽门关闭后的严密性,确认汽轮机汽门严密性能满足机组安全运行和相关技术标准要求。

2 组织措施2.1 成立汽轮机严密性试验小组组长:副组长:成员:2.2 责任分工2.2.1 运行部负责对汽门严密性试验期间设备的操作、监视、调整以及相关的事故处理。

2.2.2 检修部负责现场设备的安装、接线以及试验条件的满足,配合现场试验工作。

2.2.3 生产技术部负责试验方案的审核及试验过程的技术监督。

2.2.4 安健环监督员负责试验全过程的安全监督,防止人身伤害或设备损坏等事故的发生。

3 试验条件3.1 汽轮机静态联锁试验合格,运行人员按运行规程要求进行操作,运行参数满足试验要求。

3.2 发电机解列,汽轮机在3000r/min空载运行。

3.3 汽机DEH在“自动”方式。

3.4 主、再热汽压不低于额定压力的50%。

3.5 主机交流辅助油泵及启动油泵运行正常。

3.6 汽封压力维持在低限(真空不降低为止)。

3.7 调速系统静态试验合格。

3.8 联系热工退出主汽门关闭后联跳锅炉联锁。

3.9 高、低压旁路运行正常,旁路系统在手动方式。

3.10 试验资料、工器具、安全设施、记录表格均已准备好。

4 试验步骤4.1 主汽门严密性试验4.1.1 调整锅炉燃烧强度,提高主汽压力至少达到12.1MPa以上,调整再热汽压不低于50%额定压力,试验过程中尽量保持汽压稳定。

4.1.2 确认发电机与系统解列,汽轮机转速3000r/min运行。

联系热工退出主汽门关闭联跳锅炉联锁,检查高、低旁处于手动方式,通风阀开启。

4.1.3 启动交流辅助油泵和交流启动油泵运行。

4.1.4 进入“阀门严密性试验”画面,点击“主汽阀试验”,关闭高中压自动主汽门,所有调门全开,严密性试验开始计时。

转速降至2000 r/min时顶轴油泵联启运行正常。

4.1.5根据汽轮机转速降是否降到DEH计算的可接受转速【1000×(试验进汽压力÷额定蒸汽压力)r/min】判定主汽门的严密性。

机炉电大联锁试验措施

机炉电大联锁试验措施

机炉电大联锁试验措施XXXXX公司热能中心节能降耗技改工程机炉电大联锁调试方案编写:审查:审批:XXXXX技术服务有限公司2013年9月目录XXXXX公司热能中心节能降耗 0技改工程 01设备系统概述 02编制依据及参考资料 0a)《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全[2014]161号。

0b)《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)2011版。

0c)《电业安全工作规程第1部分:热力和机械》GB 26164.1—2010。

0d)《电力建设安全工作规程第1部分:火力发电厂》DL 5009.1—2014。

0e)《电力建设施工技术规范第4部分:热工仪表及控制装置》DL 5190.4—2012 0f)《火电工程达标投产验收规程》DL 5277—2012。

0g)《电力建设施工质量验收及评价规程第4部分:热工仪表及控制装置》DL/T 5210.4—2009。

0h)《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T 5294—2013。

0i)《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T 5295—2013。

0j)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437—2009。

0k)《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》DL/T 655—2006。

0l)《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》DL/T 658—2006。

. 0 m)《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/Tn)DCS系统I/O测点清册、设计院的热工系统图及厂家资料。

03调试目的及范围 03.1验证机组机炉电大联锁的设计功能,保证机组机炉电大联锁正确、可靠地投用,保证机组安全、稳定地运行。

03.2对重要环境因素和不可容许风险,制定出相应的预防措施。

调试过程中,不浪费资源能源,不对环境造成污染,不对人身及设备安全造成伤害。

(1)4调试前具备的条件 (2)调试应具备条件的检查确认(见表2) (2)5调试的方法及步骤 (3)6调试的控制要点及安全注意事项 (5)6.1调试控制要点: (5)6.1.1检查并确认联锁试验设备现场没有其他人员在工作,设备已处于正常状态,电气回路正常;联锁试验时,10 kV设备开关应在电气专业人员确认的试验位置方能进行试验;380 V设备应在运行人员确认许可的情况下进行试验。

DEH的试验

DEH的试验

第十节DEH的试验一、阀门试验由于机组在长时间大负荷运行过程中,各控制汽门基本处于稳定的全开状态,如果机组控制油油质恶化,造成油动机卡涩,或蒸汽品质不合格造成汽门卡涩,在甩负荷过程中会造成汽机飞车的重大设备损坏事故。

因此,DEH-V具有阀门试验(全行程关闭试验)和阀门松动(活动)试验两种方式。

前者在试验时,阀门做全行程关闭,后者仅在当前位置上关10%~20%。

为不影响负荷,做全行程试验时机组负荷在60%~80%额定负荷进行,且功率回路投入。

阀门松动试验可在满负荷下进行。

两种试验操作方法基本相同。

进行阀门试验时,汽轮机运行工况应在制造厂允许进行阀门试验的范围内。

进行全行程试验时,必须运行在单阀方式,如果顺序阀时进行试验,调节级叶片可能应力过大。

试验时,应注意观察阀门的运行是光滑的和自动的,不应有爬行或间断运动。

1. 阀门试验条件除满足机组的要求外,DEH装置应处于:a)运行在操作员自动方式b)机组运行在单阀方式所有阀门都可做松动及全行程试验,在多阀方式只能做高主门、中主门及中调门(全开情况下)10%~20%的松动试验。

中压主汽门试验时,只能做松动实验,2秒钟,实验开关量输出.c)功率回路投入。

d)在接近满负荷时做松动试验,可不投功率回路。

e)全行程试验建议在60%~80%额定负荷,且在单阀下运行。

f)CRT选择在阀门试验画面。

建议做试验前,改变功率定值使高调门开度指令在22%左右为好,不超过24%。

2. 操作盘上有关阀门试验的开关/按钮说明a. “阀门试验进入”键该键为试验的投入键,当DEH满足进行阀门试验的各项条件后按下此键。

键灯亮,表明已进入阀门试验状态。

b. 选择“松动试验”或“全行程试验”键,该两种方式为互为闭锁的两种方式。

c. 阀门选择键阀门试验投入后,在阀门试验图中对应的棒图下,按下其中一个按钮,即表示选择此阀门做试验。

d. “关闭”键按下“关闭”键键灯亮,此时可从画面上观察被试验阀门的阀位指令和反馈值同时下降,在原指令位置上关10%~20%(此数可按用户要求修改);全行程试验时,被试验的调门慢慢关下,全关后相应侧的主汽门快速关闭→开启之后,被试验的调门慢慢开启。

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记录人:
1 2
中压旁路一级减温水调节门、电动门联锁试验 联锁投入,中压旁路调节阀有快开信号且指令≥95%,中压旁路调节阀没 有快关信号,快开成功。 联锁投入,中压旁路调节阀有快关信号且指令≤5%,快关成功。 年 月 日 时
记录人:
1 2
中压旁路末级减温水调节门、电动门联锁试验 联锁投入,中压旁路调节阀有快开信号且指令≥95%,中压旁路调节阀没 有快关信号,快开成功。 联锁投入,中压旁路调节阀有快关信号且指令≤5%,快关成功。 年 抽汽快关阀联锁试验 联锁投入,汽轮机跳闸(ETS信号)时快关成功。 联锁投入,主汽门关闭信号时快关成功。 月 日 时
2 3 4 5 6 7
联锁投入,凝汽器温度>120℃时快关成功。 联锁投入,凝汽器热井水位>1500mm时快关成功。 联锁投入,中压旁路末级减温水压力(凝结水压力)<0.65Mpa时快关成 功。 联锁投入,中压旁路一级减温水压力(中压给水压力)<3.225Mpa时 (压力快关动作)快关成功。 联锁投入,中压旁路阀出口蒸汽压力>0.7Mpa时快关成功。 联锁投入,中压旁路阀出口温度>160℃时快关成功。 年 月 日 时
记录人:
#1真空泵联锁试验 1 2 3 电气连锁实验成功(联锁投入,停运#2泵,#1泵连锁启动)。 凝汽器汽室真空低<-83Kpa连锁启动成功。 真空泵入口真空低<-84Kpa连锁启动成功。 年 #2真空泵联锁试验 1 电气连锁实验成功(连锁投入,停运#1泵,#2泵连锁启动)。 月 日 时
记录人:
2 3
记录人:
#1闭冷水泵联锁试验
1 2

电气连锁实验成功(联锁投入,停运#2泵,#1泵联锁启动)。 低水压 ≤0.12 Mpa联锁启动成功。 年 月 日 时
记录人:
#2闭冷水泵联锁试验 1 2 电气连锁实验成功(联锁投入,停运#1泵,#2泵联锁启动)。 低水压(≤0.12 )Mpa联锁启动成功。 年 月 日 时
记录人:
#1凝结水泵联锁试验 1 2 3 4 电气连锁实验成功(连联投入,停运#2泵,#1泵联锁启动)。 凝结水母管压力<0.65Mpa联锁启动成功。 电机绕组温度130℃连锁停运成功。 凝汽器热井水位100mm连锁停运成功。 年 月 日 时
记录人:
#2凝结水泵联锁试验 1 2 3 4 电气连锁实验成功(连锁投入,停运#1泵,#2泵联锁启动)。 凝结水母管压力<0.65Mpa联锁启动成功。 电机绕组温度130℃连锁停运成功。 凝汽器热井水位100mm连锁停运成功。 年 月 日 时
记录人:
记录人:
年 抽汽水控逆止阀联锁试验



联锁投入,汽轮机跳闸(ETS信号)时快关成功。 联锁投入,主汽门关闭信号时快关成功。 记录人: 年 月 日 时
ETS联锁试验 1 紧急停机(集控室硬手操),ETS联锁成功。
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
凝汽器汽室真空低<-83Kpa连锁启动成功。 真空泵入口真空低<-84Kpa连锁启动成功。 年 月 日 时
记录人:
低压旁路调节阀快开保护联锁试验 1 2 3 联锁投入,低压蒸汽压力≥0.9Mpa时快开成功。 联锁投入,汽轮机跳闸(ETS信号)时快开成功。 联锁投入,主汽门关闭时快开成功。 年 月 日 时
记录人:
直流油泵低油压连锁实验 1 2 3 4 当润滑油油路降至0.08Mpa时DCS发润滑油压力低一值报警。 当润滑油油路降至0.07Mpa时DCS发润滑油压力低二值报警。 当润滑油油路降至0.06Mpa时DCS发润滑油压力低三值报警。 直流油泵低油压联锁启动成功。 年 月 日 时
记录人:
盘车联锁试验 1 2 当润滑油油路降至≤0.03Mpa时盘车电机联锁停运。 手动松开盘车位置开关,盘车电机联锁停运。 年 月 日 时
#
序号 1 2 3 记录人:
汽轮机联锁试验表
高压油泵低油压连锁实验 内容 结果
油压低于0.8Mpa时DCS主油泵出口压力低报警。 油压低于0.8Mpa时高压油泵低连锁启动成功。 年 月 日 时
交流油泵低油压连锁实验 1 2 3 当润滑油油路降至0.08Mpa时DCS发润滑油压力低一值报警。 当润滑油油路降至0.07Mpa时DCS发润滑油压力低二值报警。 交流油泵低油压连锁启动成功。 年 月 日 时
记录人:
记录人:
中压旁路调节阀快开保护联锁试验 1 2 3 联锁投入,中压蒸汽压力≥3.63Mpa且没有快关信号时快开成功。 联锁投入,汽轮机跳闸(ETS信号)且没有快关信号时快开成功。 联锁投入,主汽门关闭且没有快关信号时快开成功。 年 月 日 时
记录人:
中压旁路调节阀快关保护联锁试验 1 联锁投入,凝汽器真空>-55Kpa时快关成功。
汽轮机超速3300 Rpm/min(三取二),ETS联锁成功。 轴向位移大+1.4mm(任取一),ETS联锁成功。 差胀大+3.5mm、-1.5mm,ETS联锁成功。 润滑油压力低Ⅲ值≤0.06Mpa,ETS联锁成功。 凝汽器真空低≤-60Kpa(三取二),ETS联锁成功。 中压汽包水位高Ⅲ值≥120mm(三取中),ETS联锁成功。 油快关跳闸,ETS联锁成功。 发动机保护动作,ETS联锁成功。 DEH跳机动作,ETS联锁成功。 正推力瓦回油温度高75℃(任取一),ETS联锁成功。 反推力瓦回油温度高75℃(任取一),ETS联锁成功。 汽轮机前轴承回油温度高75℃(任取一),ETS联锁成功。 汽轮机后轴承回油温度高75℃(任取一),ETS联锁成功。 发动机前轴承回油温度高75℃(任取一),ETS联锁成功。 发动机后轴承回油温度高75℃(任取一),ETS联锁成功。 汽轮机轴承振动大80μ m(四取二),ETS联锁成功。 推力轴承瓦温度高(十取三),ETS联锁成功。 年 月 日 时
记录人:
低压旁路调节阀快关保护联锁试验 1 2 3 4 联锁投入,凝汽器真空>-55Kpa时快关成功。 联锁投入,凝汽器温度>120℃时快关成功。 联锁投入,凝汽器热井水位>1500mm时快关成功。 联锁投入,减温水压力(凝结水压力)<0.65Mpa时快关成功。 年 月 日 时
记录人:
1 2
低压旁路减温水调节门、电动门联锁试验 联锁投入,低压旁路调节阀有快开信号且指令≥95%,低压旁路调节阀没 有快关信号,快开成功。 联锁投入,低压旁路调节阀有快关信号且指令≤5%,快关成功。 年 月 日 时
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