某厂EH油及调节保安系统调试措施

  来源:安全管理网 
评论:  更新日期:2018年03月10日

1 设备系统简介

1.1 秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程,机组控制油(EH油)系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵,蓄能器组件、油加热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa,工作温度40-50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0~14MPa之间任意设置。本系统允许工作压力设置在10.0~14.0MPa,额定工作压力为14.0 ±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0 MPa压力时,高压油推动衡压泵上的控制阀,控制阀操作泵上的变量机构,使泵的输出流量减少,当泵的输出流量和系统用油流量相等时,泵的变量机构维持在某一位置,当系统需要增加或减少用油量时,泵会自动改变输出流量,维持系统油压在14.0 MPa。当系统瞬间用油量很大时,蓄能器将参与供油。油路中逆止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备,一旦高压油母管压力升高大于17MPa时,溢流阀将高压油排回油箱,以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。

高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号,并在油压偏离正常值时发出报警。

运行参数如下:

EH油压:                13.5~14.5 MPa

EH油油温:              正常运行维持在35~54 ℃,额定值为 45 ℃

EH油温开关:            60℃油温高报警,55℃投冷却器,自动切除加热器,35℃油温低报警,切冷却器,20℃油温低报警,禁启主泵,投加热器

溢流阀定值:             17MPa

循环油泵溢流阀定值:     0.5MPa

油压低报警,联启备用泵: 11.2MPa

滤油器差压高报警:       0.24 MPa

蓄能器充氮压力:         10MPa

1.2  调节保安系统按功能可分为三大部分:执行机构部分、危急遮断部分、机械超速和手动遮断部分。执行机构部分包含高压主汽阀(MSV)高压调节阀执行机构(CV×4),中压联合汽阀执行机构(ICV×4)。危急遮断保护系统包括AST-OPC电磁阀组件、薄膜阀、危急遮断试验装置。机械超速和手动遮断部分包括:危急遮断器、危急遮断器滑阀、保安操纵装置及手动喷油电磁阀。

系统基本功能:系统挂闸;适应高、中压汽门联合启动的要求;精确地控制机组的负荷;系统具有超速保护功能(OPC-103%);系统能够快速可靠地遮断汽轮发电机组,保证机组安全;具有阀门活动试验功能。

1.3 执行机构部分:汽轮机进汽阀的开度由油动机控制,油动机由油缸和弹簧组成。油缸中的压力油用来打开阀门,弹簧用来关闭阀门。油缸与控制组件相连,油缸上装有卸载阀、隔离阀和逆止阀。加上相应附件构成两种基本类型油动机。

CV和ICV油动机可以将阀门控制在任意的中间位置上,成比例地调节进汽量以适应需要。油动机配有电液伺服阀(简称MOOG阀)和线性差动变送器(简称LVDT)。高压油经过一个过滤器至电液伺服阀,电液伺服阀根据来自伺服放大器的位置信号控制油动机的位置。LVDT将阀门的实际位移反馈给伺服放大器,实现阀门的闭环控制。隔离阀用于油动机油缸中零部件的在线检修,逆止阀可阻止回油或危急遮断油路中的回流。

MSV油动机使阀门仅处于全开或全关位置。高压油通过一节流孔供到油缸活塞下部腔室。此腔室的油压是由一个先导控制的卸载阀控制的。当汽机自动停机结构复位后,卸载阀关闭,在油缸活塞下面建立起油压,开启主汽阀。一个供试验用的电磁阀,打开该电磁阀后,缓慢开启卸载阀,通过节流孔泄油,可将主汽门慢慢地关小(活动试验)。

在每个执行机构中都配有一个与危急遮断系统相连的卸载阀,一旦危急遮断系统动作造成危急遮断母管压力降低,卸载阀既开启,从而快速关闭MSV、CV和ICV。

1.4 危急遮断系统:危急遮断系统主要包括电磁阀组、危急遮断试验装置、危急遮断器、危急遮断器滑阀以及用以远方复位的保安操纵装置。

电磁阀组中有六个电磁阀,其中四个电磁阀是自动停机遮断电磁阀(AST),正常运行中它们是带电关闭的。四个AST电磁阀串并联布置,即每个通道中至少必须有一个电磁阀打开才可导致停机。其余两个电磁阀是超速保护电磁阀(OPC),它们受DEH控制器的超速保护(OPC)部分控制,并联布置,在正常运行时失电关闭。在关闭位置OPC电磁阀封闭了OPC总管油的泄放通道,使高、中、压调节阀油动机活塞下建立起油压。若机组转速达到额定转速的103%,则OPC动作,电磁阀打开,使OPC母管油泄放,导致卸载阀快速开启,使高、中调节汽阀立即关闭。OPC动作时,在AST油路和OPC油路之间的逆止阀维持了AST总管中的油压,使高压主汽阀保持开启。随着转速的降低,电磁阀将关闭,高、中、低压调节阀将重新开启,以控制汽轮机的额定转速。

2 调试目的        

通过调节保安系统的调试,对系统的完整性及正确性进行检查,确定其是否具备参加机组整套启动的条件;消除设备和系统缺陷,使该系统顺利投入正常运行,保证机组在各种方式下正常运行,为机组安全运行提供可靠的保证。

3 措施编制标准和依据

  1.  本工程机组调试大纲
  2. 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T 5437-2009】
  3. 《火力发电建设工程机组调试技术规范》【DL/T 5294-2013】
  4. 《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】
  5. 《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分) 【DL5009.1-2014】
  6. 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》【国能安全〔2014〕161号】
  7. 《火电工程达标投产验收规程》【DL 5277-2012】
  8. 《汽轮机启动调试导则》【DL/T 863-2004】
  9. 《电力建设施工质量验收及评价规程》(汽轮发电机组篇DL/T5210.3-2009)
  10. 设备供货商提供的图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等
  11. 设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料

作为调试依据的标准、规程、规范、导则等均应以最新版本为准。

4 调试范围

4.1 系统测点、阀门检查

4.2  系统联锁保护传动

4.3  系统投运及静态、仿真试验

5 调试前应具备的条件

 

序号

检查确认项目

检查确认

  1.  

厂区内场地平整,道路畅通。

 

  1.  

试运现场环境干净,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、过桥、栏杆及其底部护板。

 

  1.  

消防系统处于可靠备用状态。

 

  1.  

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。

 

  1.  

电话等通讯设备安装完毕,可以投入使用。

 

  1.  

单元控制室与电子设备间土建工作已完成并通过验收签证。整个机房已具备防尘、防静电、照明及安全保卫等防护措施。

 

  1.  

排水系统及设施能正常使用。

 

  1.  

在寒冷气候下进行试运的现场,应做好厂房封闭和防冻措施,室内温度能保持+5℃以上。

 

  1.  

设备、管道及系统安装结束,提供安装记录及相关技术资料,并以文件包形式提出。有安装验收签证,及相关安装、监理人员签字。

 

  1.  

EH油系统的油冲洗结束,其油质经化验合格(不大于NAS5级)。

 

  1.  

系统的热工仪表校验合格,压力开关的设定值已校验正确,已正常投入。

 

  1.  

联锁保护试验正常,相关联锁保护已投入。事故按钮试验正常。

 

  1.  

系统中有关的转动部件动作灵活、无卡涩等异常情况。

 

  1.  

DCS、DEH能正常投用,实现设备的启停,能准确地显示油位、温度、压力、电流等数据。

 

  1.  

EH油箱油位补充到偏高油位。

 

  1.  

循环水系统、仪用压缩空气系统具备投运条件。

 

  1.  

主机各主汽门、调节门安装工作结束。

 

  1.  

系统中EH油泵、循环泵、循环油泵单体试运合格,转向正确。

 

  1.  

设备命名挂牌,介质流向标注无误。

 

  1.  

调试资料、工具、仪表、记录表格已准备好。

 

 

 

6 调试步骤或调试内容

6.1系统及仪表、测点检查

6.2系统联锁保护传动

6.3 EH油系统蓄能器投运

 

序号

操作步骤

检查确认

6.3.1

确认蓄能器进口阀全关、排放阀全开。

 

6.3.2

检查氮气已充到设定压力(高压10±0.2MPa,低压0.21±0.02MPa),如果蓄能器充氮压力未到设定压力,则必须进行充氮。

 

6.3.3

检查完毕后,待EH油质合格,关闭排放阀、开启蓄能器进油阀。

 

 

6.4 EH油系统压力调整

 

序号

操作步骤

检查确认

6.4.1

EH油系统的调试工作要在设备供货厂家调试人员的监督指导下进行。系统相关阀门按照厂家的要求检查隔离完毕。

 

6.4.2

测量EH油泵电机绝缘正常,电机已送电,操作电源及回路正常。

 

6.4.3

确认油箱油温在40℃-50℃。

 

6.4.4

检查开启EH油泵入口油门、出口油门。

 

6.4.5

将溢流阀调压手柄开至最大,启动一台EH油泵,检查电机电流、振动、声音正常,滤油器压差正常,之后调整溢流阀调压手柄和泵压力补偿器,使泵出口压力逐步升至21MPa,工作5分钟,在升压过程中全面检查系统所有各部接口焊口等地方,不应有泄漏,如有泄漏应立即停泵处理。

 

6.4.6

耐压试验结束后,调整泵压力补偿器和溢流阀,使溢流阀动作压力调整为14MPa。

 

6.4.7

整定EH油泵压力补偿器,使EH油母管正常运行压力为14.0±0.2MPa,运行5分钟,停该泵。

 

6.4.8

对另一台泵的溢流阀和出口压力进行如上整定。

 

 

6.5 循环、再生装置投入

 

序号

操作步骤

检查确认

6.5.1

检查循环、再生泵电机绝缘正常,电机已送电,操作电源及回路正常。检查循环、再生泵出、入口门打开。

 

6.5.2

循环、再生油泵在试验位,检查油泵启停正常。

 

6.5.3

检查冷却水系统正常。

 

6.5.4

检查开启#1、#2冷油器进出口冷却水门。

 

6.5.5

检查开启#1、#2冷油器进出口油门。

 

6.5.6

分别点动循环、再生油泵,确认油泵转动方向正确。

 

6.5.7

启动循环油泵,检查电机电流、振动、声音正常,滤油器压差正常。

 

6.5.8

投入抗燃油硅藻土过滤器和纤维过滤器,检查过滤器前后差压正常。检查冷却水管道、油循环管道系统无泄漏。

 

 

6.6调节保安系统静态调试

6.6.1  调节保安系统的投运条件

投运EH油及低压安全油系统,检查两系统投运正常,相关测点温度、压力正常。在此条件下,调节保安系统具备正常投运条件。

6.6.2  机组挂闸试验

由热工人员强制退出汽机各跳闸信号,按下挂闸按钮,挂闸电磁阀带电使危急遮断滑阀复位,并通过ETS系统将AST电磁阀带电,检查AST油压正常,检查高压和中压主汽门开启,挂闸完成。

6.6.3  阀门全行程检测

汽轮机挂闸,在工程师站上手动调整各阀门指令,使得机组的各个进汽调整门分别到全开和全关位置,中间形成的指令与反馈不应有过大偏差,记录各个阀门行程。

6.6.4  就地及远方打闸试验

6.6.4.1 汽轮机挂闸,通过热工人员强制将主机各阀门全开。

6.6.4.2 旋转位于前轴承箱前的手动跳闸手柄手动跳闸停机,检查主汽门、CV和ICV、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽快关阀关闭。

6.6.4.3 重新挂闸,开启各阀门,手动按集控室停机按钮,检查项目同上。

6.6.5  主机阀门关闭时间测定

6.6.5.1 本试验的目的是测取主汽门及调节汽门的关闭时间,以检测该项指标是否达到验标要求。

6.6.5.2 试验标准:主汽门关闭时间、调门总关闭时间厂家标准。

6.6.5.3 试验方法:将高、中压主汽门、高调门、中调门关反馈信号及打闸的开关量信号接入电子表,挂闸后全开主汽门及调门,打闸,记录各阀门关闭时间。

6.6.6  ETS通道试验:ETS通道试验在静态试验,试验前检查与试验有关的保护信号投入。

6.7  调节保安系统动态试验。

6.7.1 空负荷试验

6.7.2油泵切换试验

· 机组空负荷3000 r/min稳定运行,主油泵工作正常后,缓慢关闭高压油泵出口门,主油泵出口油压、调节保安油压、润滑油压等均正常后,停止高压油泵运行,油泵切换试验完成。

6.7.3 汽门严密性试验

6.7.3.1 检查确认自动主汽门和高压调节汽门是否严密,符合控制汽机转速和在机组事故跳闸后防止机组超速的要求。

6.7.3.2 机组运行正常,主蒸汽压力在7.0MPa以上,维持机组真空在正常值,开启高压油泵,油压正常。

6.7.3.3 发电机解列,空负荷3000r/min运行状态。

6.7.4 调节汽门严密性试验:操作DEH上的“高压调节汽门严密性试验”按钮,投入高调门严密性实验。维持高压调节汽门关而主汽门全开,观察并记录机组转速下降情况;当机组转速下降至[(试验时主汽压/额定主汽压)×1000]r/min以下为合格,即可恢复机组3000r/min运行。

6.7.5 主汽门严密性试验: 操作DEH上的“主汽门严密性试验”按钮,投入主汽门严密性实验。维持主汽门关而高压调速汽门全开,记录机组转速下降情况;当机组转速下降至[(试验时主汽压/额定主汽压)×1000]r/min以下为合格,即可恢复机组3000r/min继续运行。

6.7.6主汽门活动试验

6.7.6.1 机组转速3000r/min,运行稳定。

6.7.6.2 操作DEH画面主汽门活动试验按钮

6.7.6.3  观察主汽门缓慢关闭百分之十左右,然后恢复全开。

6.7.7 汽机超速保护试验

6.7.7.1 汽机空负荷注油试验合格,自动主汽门,调门动作灵活无卡涩。

6.7.7.2 机组带25%负荷至少运行4小时以上。

6.7.7.3 汽机运行于额定转速,发变组开关断开,机组解列,启动高压油泵。

6.7.7.4 汽机主汽门,调门严密性试验正常.各级抽汽逆止门,电动门关闭严密。

6.7.7.5 汽机遥控跳闸按钮或手动跳闸手柄动作正常。

6.7.7.6 OPC电超速试验(热工配合完成),应满足DEH设计的OPC动作逻辑和转速。

6.7.7.7 机械超速试验

·运行参数符合“空负荷和低负荷运行导则”,机组运行正常。

·机组转速达到3360r/min,而危急保安器未动作,应立即打闸停机。

·将DEH超速遮断钥匙开关切至机械超速试验位置。

·超速试验:通过DEH系统操作汽机升速,当机组转速升至3270—3330r/min时,危急遮断器飞锤应动作,主汽门、调门全部关闭,汽机转速应下降,记录动作转速。

·转速降至接近3000r/min时危急遮断器复位,记录复位转速,手动或遥控将机组挂闸维持机组3000r/min运行。

· 危急遮断器飞锤再进行两次同样试验,两次动作转速差不大于0.6%额定转速,第三次动作转速差与前两次动作转速平均值之差不大于1%额定转速即为合格。

·升速过程中禁止在高转速下停留,高转速下机组振动突然增大时应紧急停机。

6.7.7.8 电超速(OPC)103%和110%试验(热工配合完成),应满足DEH设计的动作逻辑和转速要求。

6.7.8 单阀、顺序阀切换试验

    进行单阀、顺序阀之间的切换试验,检查确认高压调节阀门开启顺序及重叠度设置符合厂家设计要求。

7 调试质量的检验标准

参见《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》

8 环境和职业安全健康管理

8.1  试运现场应场地清洁,照明良好,通信畅通,现场无易燃易爆物品,临时脚手架拆除,消防设施齐全,无关人员不得进入试转现场。

8.2  试运范围内的扶梯、栏杆要完好,孔洞要作好防护措施,要做到以人身安全及设备安全为原则。

8.3  如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况,应立即停止调试工作,并分析原因,提出解决措施。

8.4  在调试过程中,应注意温度、振动情况,发现异常情况,应及时调整,并立即汇报指挥人员。

8.5  试运区域禁止危及试运的施工工作,如必须进行施工工作要严格执行工作票制度。

8.6  试运期间,有专人巡查系统运行情况。

8.7  抗燃油有轻微毒性,调试过程中应注意安全,防止溅到皮肤上或眼睛内,否则应及时用水冲洗。

8.8  定期检查EH油系统,如有泄漏及时消除。

8.9  油系统拆装时,不得让任何杂质进入。

8.10  透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组启动。

8.11  电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求,否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态,不卡涩、不泄漏和系统稳定。发现问题及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。

8.12  机组启动前必须按要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验,确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下,严禁启动。

8.13 本措施未尽事宜参照《运行规程》及厂家说明书进行。

 

9 试运的组织分工

9.1 本项目在试运指挥部统一安排下进行。

9.2 调试单位提出调试措施,负责调试工作,编写调试报告;

9.3施工单位具体组织和安排调试条件及准备,配合调试并在设备发生问题时负责处理和消除缺陷;

9.4设备厂家负责对设备调试中的监护和技术指导;

9.5生产单位在调试人员的指导下负责运行操作和系统的监护。

 

 

 

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