范文一:汽轮机技术监督导则——2007
ICS27.040
K59 DL 备案号:21262-2007
中华人民共和国电力行业标准
DL/T 1055-2007
发电厂汽轮机技术监督导则
Technical supervision guide for turbine in power plant
2007.07.20发布 2007.12.01实施
中华人民共和国国家发展和改革委员会发布
前 言
本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于下达 2004 年行业标准项目补充计划的通知》(发改办 工业[2004] 1951 号)要求制定的。
汽轮机 (包括燃气轮机)技术监督是保证发电机组安全、经济、稳定运行的重要环节。为适应高参数、大容量发电机组的迅速发展及厂网分开和区域电力市场格局的形成,本标准从全过程技术监督的角度制定了监督的任务、措施和技术管理内容。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由中国电力企业联合会电力试验研究分会归口并解释。
本标准起草单位:中国南方电网广东电网公司电力科学研究院。
本标准参加起草单位:华北电力科学研究院有限责任公司、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院、西北电力试验研究院、浙江电力试验研究所、浙江电力调度通信中心和湖北电力试验研究院。
本标准主要起草人:田丰、郭芸、黄青松、姚泽、林清如、阔伟民、马斌、何宏明。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化中心 (北京市白广路二条 一号,100761)。
发电厂汽轮机技术监督导则 1、范围
本标准规定了火力发电厂(以下简称"火电厂")汽轮机技术监督的任务、措施和技术管理。
本标准适用于单机容量在 125MW 及以上汽轮机的技术监督 2、规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文,其随后所有 的修改单(不包括勘的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。
GB/T5578 固定式发电用汽轮机技术条件
GB 7520 汽轮机保温技术条件
GB 8117 电站汽轮机热力性能验收试验规程
GB 9782 汽轮机随机备品备件供应范围
GB 11120 L-TSA 汽轮机油
GB/T 8174 设备及管道保温效果的测试与评价
GB/T 11348 旋转机械转轴径向震动的测试和评定
GB/T 13399 汽轮机安全监视装置技术条件
GB/T 14541 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则
GB/T 17116 管道支吊架
GB/T 50102 工业循环水冷却设计规范
DL 438 火力发电厂金属技术监督规程
DL 441 火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程 DL 612 电力工业锅炉压力容器监察规程
DL 647 电力工业锅炉压力容器检验规程
DL 5000 火力发电厂设计技术规程
DL 5011 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇) DL/T 561 火力发电厂水汽化学监督导则
DL/T 571 电厂用抗燃抽验收、运行监督及维护管理导则 DL/T 586 电力设备用户监造技术导则
DL/T 606 火力发电厂能量平衡导则
DL/T 616 火力发电厂汽水管道与文吊架维修调整导则 DL/T 641 电站阀门电动装置
DL/T 711 汽轮机调节控制系统试验导则
DL/T 712 火力发电厂凝汽器管选材导则
DL/T 801 大型发电机内冷却水质及系统技术要求 DL/T 834 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则 DL/T 838 发电企业设备检修导则
DL/T 855 电力基本建设火电设备维护保管规程 DL/T 863 汽轮机启动调试导则
DL/T 870 火力发电企业设备定检定修管理导则 DL/T 892 电站汽轮机技术条件
DL/T l051 电力技术监督导则
DL/T 5026 电力工程计算机辅助设计技术规定
DL/T 5054 火力发电厂汽水管道设计技术规定
DL/T 5072 火力发电厂保温油漆设计规程
JB/T 8188 汽轮机随机备品各件供应范围
3、总则
3.1汽轮机技术监督是电力建设、生产中技术监督的重要组成部分,是保证发电厂安全生产的重要措施。应实现设计、选型、制造、监造、安装、调试、试运行及运行、检修、停(备)用、技术改造的全过程监督和管理。
3.2 基建期间技术监督既区别于工程项目管理,又区别于工程监理。主要是根据相关国家/行业标准、技术管理法规,对建设质量提供技术监督和支持,以使机组在良好状态移交商业运行。 3.3 监督工作的职责应参照DL/T1051的规定执行。
3.4 监督工作涉及面广,应自上而下,分级建立技术监督网络,明确各级技术监督机构、监督人员的职责和职权,以及相互的配合关系。 3.5 各发电企业应成为技术监督工作的主体,科技投入的主体,多层次、多渠道地加大汽轮机技术监督工作的投入,以保证技术监督工作顺利开展。
3.6 各电力试验研究院宜成立以总工程师负责的技术监督机构,配各必要、先进的检测设备和标准试验室,设立技术监督专责。宜根据本导则制定专业技术监督条例和考核办法,严格履行技术监督的职责。 4、监督的任务
4.1 基建期间汽轮机技术监督的主要任务
4.1.l 设备选型阶段:参加设备的招评标(包括招标文件的审核等),根据相关规程规范、当前技术水平和实际条件,使所选设备可靠、先进、实用。
4.1.2 设计阶段:对设计方案、供货厂家设计方案、图纸、设计单位设计资料(包括软硬件、布置选材等)和原理图纸等进行审查。 4.1.3 设备监造阶段:对发现的重大问题,技术监督人员(包括携带必要的检测设备)应到达制造厂,根据技术方案、设计资料和技术指标等,协作对问题进行检测、分析和确定处理方案;对重要技术环节,应派遣有经验、有资质的人员进行现场监督。对运行、调试中和其他同类型机组暴露出来的问题,应进行调研、总结和重点防范,与厂家一起制定防范措施。
4.1.4 设备验收阶段:根据供货合同、清单和有关验收标准,对进厂主要设备进行验收。对进厂后设备的现场储存保管进行监督检查。4.1.5 设备安装阶段:根据厂家设备安装要求、有关设计、技术规范、相关标准和工程主要质量控制点,对设备安装实施监督。 4.1.6 机组调试阶段:根据制造厂运行维护说明书有关技术规程、规范、标准和合同,对分部调试、整套启动调试过程中所有试验方案、技术指标、主要质量控制点、重要记录进行监督。
4.1.7 性能验收试验阶段:根据试验合同、验收试验技术规程和指标,对试验的过程、结果进行监督。
4.2 生产期间汽轮机技术监督的主要任务
4.2.1 了解和分析机组本体、辅助设备和附属机械的运行状况,收集有关资料、运行数据。必要时,对重要技术监督指标定期进行测试。 4.2.2 对各种参数异常或潜在故障隐患进行分析、评估,提出整改、告警处理意见。这些意见包括改进机组安全性、经济性等。 4.2.3 重大设备故障、事故的调查和原因分析,提出意见和反事故措施。
4.2.4 根据机组运行状况,在检修前提出建议。实施检修技改项目质量技术监督,对其中发现的缺陷提供处理建议。
4.2.5 协助对本体、辅助设备和附属机械进行技术改造,对改造项目进行可行性研究、审查和调研,并为改造方案的制定提供建议。4.2.6 对定期试验和维护的内容、方法和周期等进行监督。必要时,可有针对性地开展专项检查,提出整改意见及建议。
5、设备选型
5.1 汽轮机的选型应符合GB/T5578、DL5000、DL/T892等标准的要求,经技术经济比较后确定。
5.2 机组容量应根据系统规划的容量、负荷增长速度、电网结构等因素进行选择,优先选用高效率、大容量的机组。
5.3 汽轮机的选型,应充分考虑电网调峰需要。新建机组的调峰能力不应低于额定负荷的 35%,40%,各有关辅助设备的选择和系统设计应满足相应的要求。
5.4 汽轮机的各项性能保证如效率、热耗率、功率等应满足要求。 热耗率的保证可以是热耗率验收(THA)工况或最大连续功率( T-MCR)
工况。
5.5 汽轮机应在保证寿命期内,满足夏季运行、机组老化以及考虑设计、制造公差等因素后,仍能带额定负荷安全连续运行。 5.6 高压内缸、喷嘴室及喷嘴、中压内缸、导流环等部件应选用在高温下持久强度较高的材料,符合DL438 的要求。
5.7 机组 A 级检修间隔应满足DL/T838 的要求。宜采用新型汽缸的结构,延长机组的 A 级检修间隔。
5.8 汽轮机叶片的设计应是先进的、成熟的,并采用新型高效叶片。低压末级及次末级叶片应具有必要的抗水蚀措施,为适应调峰低负荷运行,可适当提高末级长叶片根部的反动度。
5.9 对于高参数、大容量的机组,尤其是配直流锅炉的汽轮机,应考虑防止固体颗粒侵蚀 SPE(SolidParticle Erosion)。 5.10 汽缸上的压力、温度测点应齐全,位置正确,符合运行、维护、集中控制和试验的要求,并具备不揭缸更换的条件。 5.11 汽轮机应按 GB/T5578 的规定执行配备保护监视项目,安全监视装置技术的要求、设计、配套选型可按 GB/T13399 及相关行业标准执行。
5.12 汽轮机主汽门、调节汽门应选择较好阀腔室及合适的通道型线,减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和噪声,并具有良好的流量特性,能适应与其相连接的管道的焊接要求。 5.13 轴系各阶临界转速应与工作转速避开-10%,+15%。轴系临界转速值的分布应满足有安全的暖机转速和进行超速试验。
5.14 汽轮机轴径向振动的测量方法、仪器及评定准则宜满足GB/T 11348 的要求,轴/轴承座振动值应满足DL5011的要求。超速试验过程中,轴或轴承振动应不超过振动限制值,轴承的失稳转速不小于 4000r/min,超速试验过程中,转子各轴颈不允许出现显著的低频振动量。
5.15 轴系稳定性应由汽轮制造商统一负责,进行轴系稳定性计算。为有效防止高参数、大容量汽轮机蒸汽汽隙激振引起的低频振动。应考虑高压缸汽膜的刚度和阻尼,选择合适的汽封结构形式及间隙。5.16汽轮机在设计上应充分考虑到可能意外发生的超速、进冷汽、进冷水、着火和突然振动。防止汽轮机进水可参照 DL/T 834 执行。5.17 应充分考虑机组结构、旁路、制造商成熟的经验和传统,合理采取高压缸/高、中压缸联合/中压缸启动方式。对中压缸启动,应配套中压缸启动时可靠防止高压缸过热的系统。
5.18 汽轮机调节控制系统的性能应满足 DL/T 711 的要求。对于纯电调 DEH,应具有灵活的阀门管理功能,能实现重要电磁阀在线活动。汽轮机要求的各项启动/验收/例行维护试验,如严密性试验、阀门松动/(全行程)活动试验、超速试验等,并具有成熟、安全可靠的试验逻辑。DEH 系统还应满足电网对机组调节性能的具体要求。 5.19 超速保护限制系统 OPC(Over-speed Protection Control)宜与 DEH 在设计上分开,采用独立的硬件和软件实现,转速及触发信号测量的快速性、准确性应予以保证,关闭调节阀的动作转速一般为额定转速的 103%~105%。
5.20 高压抗燃油 DEH 调节保安系统,转速保护有冗余两套以上时,可以设 1 个、2 个或不设机械式(飞锤/飞环)危急遮断器。 5.21 应根据电网容量、要求、机组所处的负荷位置等统筹考虑是否具备 FCB(Fast Cut Back)功能。对于设计需具备 FCB 功能的机组,汽轮机及其辅机、系统均应满足额定转速下空转或带厂用电持续运行的时间要求。
5.22应根据电网对机组的要求,结合机组本身的实际情况,如转子轴系扭振、叶片应力和热力系统等,决定调节汽门是否具有快控 FV(Fast Valving)功能。轴系设计的扭振频率,应保证机组在任何工况下不发生机电谐振。
5.23汽轮机宜配套提供高、中压转子热应力监测或监控设备和寿命管理系统,并对各种启停工况给出寿命损耗分配次数的建议。 5.24 汽轮机组的辅助设备、附属机械、管道及与汽轮机有关的其他工程均应满足国家/行业标准、技术/管理法规和业主的具体要求。 5.25 汽轮机组可根据需要采取电动、液动或气动旁路。旁路系统的设置及其形式、容量和控制水平,应根据汽轮机和锅炉的类型、结构、性能、启动方式及电网对机组运行方式(如是否具有 FCB 功能)的要求确定。直流锅炉旁路系统容量应满足冷、热态冲洗的需要,一般不小于 35%最大蒸发量。
5.26 低压缸与凝汽器的连接方式可采用刚性或柔性连接,凝汽器与基础的连接方式,应考虑其抽真空对低压缸的影响。 5.27 凝汽器面积、冷却介质流量、冷却塔面积以及汽轮机末级叶片
长度等发电厂的"冷端"主要参数宜通过优化确定。
5.28 凝汽器管材的选用应根据管材的腐蚀性、使用年限、价格、维护费用及凝汽器结构等进行全面的技术经济比较后确定,具体可按 DT/T 712 执行。
5.29 对采用给水加氧处理 OT(Oxygenated Treatment)方式运行的机组,其高、低压加热器材料应与之相适应。
5.30 应根据机组运行冷却水的实际情况决定是否选用凝汽器胶球清洗装置。
5.31 阀门电动装置的基本技术条件可按 DL/T 64 执行。 5.32 锅炉给水泵配置的型式可以按 DL5000 选择,泵的选型应便于全厂统一运行维护和管理。
5.33 凝结水精处理系统应与机组的类型、运行方式相适应。 5.34 汽轮机随机备品/备件供应至少应满足 JB/T 8188 和 GB9782 的要求,满足机组正常运行第一个 A级检修期的需要。 5.35 供热机组的选型,应根据"以热定电"的原则,并根据热负荷大小和特性,经技术经济比较后合理确定。
6、设计阶段
6.1 汽轮机组的设计应符合 DL 5000 等标准的要求,同时符合国家有关政策。
6.2 汽轮机在设计时,应同时考虑性能试验所需测点,以保证性能试验测点的完整、可靠。
6.3 对首台开发/改型的大容量机组,其主、再热蒸汽等管道的管径
及管路根数,回热系统应经优化计算后确定。
6.4 汽轮机疏水系统设计除按 DT/T 834 执行外,还应结合机组的具体情况和运行、启动方式,做出最优处理。
6.5 汽轮机管道设计应根据热力系统和布置条件进行,做到选材正确、布置合理、安装维修方便,并应避免水击、共振和降低噪声。汽轮机本体范围内的汽水管道设计,除应符合 DL/T 5054 外,还应与制造商协商确定。
6.6 管道支吊架的材料、设计除符合 GB/T 17116 的规定外,还应符合各类管道有关的国家现行规范的要求。
6.7 汽轮机设备、管道及其附件的保温、油漆的设计应符合 DL/T 5072。凡未经国家、省级鉴定的新型保温材料,不得在保温设计中使用。
6.8 绝对压力大于 0.1MPa 的抽汽管道及汽轮机高压排汽管上应设有快速关闭的气/液动止回阀,至除氧器抽汽应配置 2 个串联的止回阀,止回阀气缸应侧装。
6.9 供热机组供热抽汽管道应设计止回阀及快关阀。 6.10 工业循环水冷却设施的类型选择,应根据生产工艺对循环水的水量、水温、水文和供水系统的运行方式等方面的使用要求,经技术经济比较后确定,可以参照 GB/T 50102 执行。
6.11 汽轮机的凝汽器,对直流供水系统,如水中含沙较多,或因其他原因,能证明管子不结垢也不沉积时,可不设胶球清洗装置。当冷却水含有悬浮杂物且易形成单向堵塞时,宜设反冲洗装置。
6.12 高压加热器水位高保护宜设置快速液、气压操纵联成(三通)阀,如不采用此类阀门,则高压加热器出入口给水电动门和给水大旁路电动门的开、关速度和逻辑,应满足锅炉不断水、高压加热器汽侧不满水、不超压及高压加热器管束温变率的要求。
6.13 循环水泵出口液压蝶阀的开、关速度及逻辑应与水泵及配套管路、设备的水力参数相匹配,其控制电源应可靠。
7、监造和验收
7.1 监造应按国家/行业、制造厂的企业标准进行。
7.2 监督监造单位,应根据签订的合同,贯彻质量管理和质量保证体系,以促进监造质量的不断提高。
7.3 引进技术制造的设备标准,以引进技术标准为基础,按引进国国家标准或国际标准,或引进技术消化、吸收后经批准的企业标准执行。 7.4 监造单位应按技术标准和规范、合同文件、厂家正式技术资料等,编制监造大纲和质量计划,内容可参照 DL/T 586,并经业主和技术监督认可。
7.5 监造过程中,监造单位应定期出具书面报告,结束后,及时提供出厂验收报告和监造总结。在监造总结中,应对设备质量和性能做出评价。
7.6 验收报告内容应包括验收依据、验收项目、验收情况、出现的问题和处埋方法、结论及建议。技术监督人员对这些报告进行查阅。 7.7 对发现的重大问题,技术监督人员(包括携带必要的检测设备)应到达制造厂,根据技术方案、设计资料和技术指标等,协作对问题
进行检测、分析,确定处理方案。
7.8 对于重要技术环节,有经验、有资质的技术监督人员应参加现场监督。
7.9 技术监督人员对运行、调试中和其他同类型的机组暴露出来的问题,与厂家一起制定防范措施。
7.10 对重要检验/试验项目技术监督人员协助/代表业主参与/见证,结束后,提交技术监督报告。按有关标准、签订的合同对试验过程进行监督,并对结果进行分析、评价。
7.11 检验/试验结果应满足合同、厂家技术规范,并符合国家/行业标准、技术/管理法规的要求,能证明下列各项:
a)符合有关技术条件和安全规范;
b)安全装置和保护装置动作正确;
c)达到业主要求的规定值;
d)满足业主的其他殊要求。
7.12 如有不符或达不到标准要求的,监督制造商应采取措施处理,直至满足要求,并应向业主提交不一致性报告。
7.13 监督汽汽轮机及其辅助设备、附属机械、合同设备均须签发质量证明、检验记录和测试报告,作为交货时质量证明文件的组成部分。 7.14 包装应符合国家/行业标准的规定和有关包装的技术条件。 7.15 设备到达现场后,协助业主与制造商,按商定的开箱检验办法,进行检查/验收。
8、安装
8.1 对承担安装工程单位的资格进行审查,以证明其具有履行合同的能力。审查的文件应包括:
a)营业执照、资质等级、劳动部门颁发的安全施工合格证证书; b)质量管理/职业安全健康/环境管理体系认证证书; c)完成相似工程的经验及其履行情况和现在正在履行的合同情况; d)拟采用的主要施工机械设备;
e)财务状况;
f)项目经理、副经理、项目总工程师及拟在现场负责管理的人员及主要施工人员的情况;
g)近年涉及的诉讼、仲裁和行政处罚;
h)拟分包的主要工程项目及拟承担分包项目承包方情况。 8.2 对施工组织设计进行审查,包括:
a)主要施工方案;
b)工程投入的主要物资、施工机械设备情况及主要施工机械进场计划;
c)项目管理班子配备;
d)确保工程质量的技术组织措施;
e)确保安全(文明)施工的技术组织措施;
f)确保工期进度的技术组织措施;
g)施工进度网络图表;
h)施工总平面布置设计。
8.3 汽轮机安装应执行 DL 5011 标准。施工质量检验及评定以国家
/行业、技术/管理法规和签订的合同为依据。
8.4 对有关施工质量检验及评定标准或订货技术合同工程项目/设备空缺/不完善的检验项目,业主应根据DL5011 和国家及行业的其他规范、规程、设备制造厂家正式资料、工程设计要求,制定补充规定,与安装单位协调一致后,作为质量检验及评定的依据。 8.5 施工完毕,由施工作业人员自检合格并提出自检记录,复检合格后,应及时办理检验及评定签证。
8.6 工程施工应按设计完成,按照施工图纸和合同要求完成内部三级验收,并配合和接受业主及监理工程师进行的监督检查和四级验收。 8.7 检查验收需遵照如下图纸、文件:
a)经会审签证的施工图纸和设计文件;
b)批准签证的设计变更;
c)设备制造厂家提供的图纸和技术文件;
d)合同文件中有关质量的条款。
8.8 安装期间应按 DL/T 855 的规定建立、健全设备维护保管制度。8.9 施工企业应建立以行政负责人为第一安全责任人的安全保障体系,按施工人员数量的3%配备具有一定安全管理专业知识的专职安全员。
8.10 所有安全设施、施工机具设备和高空作业的设备均应符合国家/行业安全技术标准,并定期检查,有安全员的签字记录。 8.11 制造商应根据设备情况和签订的合同,提出必要的现场设备安装指导和服务计划,并按计划在安装中负责安装指导工作。
8.12 新汽轮机油的验收应严格执行国家/行业标准。 8.13 对于套装油管路,应在制造、运输、储存和安装中严格控制,保证油系统的清洁度。安装过程中应尤其严格控制油系统的清洁度。 8.14 一次性安装油管和套装油管路安装时,可不做水压试验,但应采用氢弧焊打底。
8.15 油循环冲洗对象应包括厂家供货油管道、非厂家供货油管道、设备及设备附属管道,其冲洗方法可参照厂家技术文件或相关标准。 8.16 油系统冲洗油样化验达到有关要求的同时,还应按 DL5011 的规定进行系统冲洗和清洁度检查。
8.17 抗燃油的监督应按照 DL/T 571 中的相关要求执行。 8.18 凝汽器和低压缸排汽室喉部的焊接,应严格监视和采取措施控制焊接变形,将因焊接引起的垂直位移差保持在容许的范围之内。 8.19 安装时,高压加热器在制造厂监造时水压试验合格签证书可作为现场水压试验的依据,不宜再做水压试验,以利防腐。 8.20 汽轮机的保温应按GB7520 的规定执行。所有管道、汽缸保温应使用良好的保温材料,如硅酸铝纤维毡等,严禁含石棉制品,安装后应注意成品保护。
8.21新安装机组首次扣盖前,应对叶片的振动特性进行测定。对调频叶片还应鉴定叶片频率分散率和共振安全率。
9、调试阶段
9.1 汽轮机的启动调试应由具有相当资质等级的调试单位承担,按签订的合同、有关标准/技术管理法规参照 DL/T 863 进行。
9.2 调试单位应根据签订的合同,贯彻质量管理和质量保证体系,实施项目管理。
9.3 业主在确定施工单位后,应尽早明确调试单位,鉴定委托合同。调试单位宜及早参与设备选型、设计审查、设计联络会等有关工作。 9.4 调试技术合同未涉及的项目、不具体、不完善的质量标准,由业主负责组织设计、施工、调试等单位,现场依据国家、行业有关标准、规范、设备制造厂家正式资料和工程设计要求,制定补充依据。 9.5 机组的调试要在启动试运总指挥的领导下,根据设计和设备的特点,合理组织协调实施启动试运工作,确保启动调试工作安全和质量。 9.6 调试大纲、方案、措施的编写应结合机组的具体情况及制造商的要求,贯彻、体现国家/行业标准、技术管理法规、职业健康安全和环境管理体系,符合质量体系要求,并进行风险分析和预控,经业主/监理审核、确认。
9.7 启动调试分为分部试运调试与整套启动调试,其中分部试运中的分系统调试与整套启动试运工作宜由具有资质的同一调试单位独立承担。
9.8 分系统试运应在单体调试和单机试运合格签证后进行。 9.9 分部试运应具备的条件:
a)相应的建筑和安装工程已完成,并验收合格;
b)试运需要的建筑和安装工程的记录等资料齐全;
c)一般应具备设计要求的正式电源、汽(气)源和水源; d)组织、人员落实到位,分部试运的计划、方案和措施已审批、交底。
9.10 分部试运宜实行"技术文件包"制度,它标志着安装已真正结束,并得到逐项确认。"文件包" 应包括的内容参见附录B。 9.11 分部试运的记录和报告,应由承担调试方负责整理、提供,符合质量体系的要求。
9.12 分部试运项目试运合格后,施工,监理、调试、业主和生产单位均应签字确认。
9.13已验收签证的设备和系统,需要继续运行时,由生产方代管、运行和维护。代管期间的施工缺陷仍由安装单位负责消除。 9.14机组整套启动前,应接受工程所在地电力建设工程质量监督中心站的监督,按"质监大纲"确认并通过。
9.15 整套启动试运应具备的条件:
a)试运现场条件满足要求,各项分部试运完成;
b)组织机构健全,职责分明;
c)人员配备齐全,生产准备工作就绪;
d)技术文件准备充分,符合要求。
9.16在整套启动试运按空负荷调试、带负荷调试和满负荷调试三个阶段进行,进入满负荷试运前,应完成所有的调试项目,并满足相关条件(如技术指标、电网具体要求)。
9.17 在整套启动试运阶段的工作,应由试运指挥部进行审议、决策。 9.18转子首次盘车时,应记录原始弯曲最大晃度值及圆周方向相位。大轴晃动值超过制造厂的规定值,或超过原始值?0.02mm,严禁启动汽轮机。
9.19 进行超速试验前,应接带 25%,30%额定负荷连续运行 3h,4h 后再进行。
9.20 汽轮机危急保安器的整定动作转速宜为额定转速的 109%,111%。
9.21 新投产的机组应进行甩负荷试验,可根据实际情况,选用测功法或常规法,宜在机组通过满负荷试运前完成。一般而言,首台新型汽轮机及非电液型调节系统应当采用常规法,已知转子特性和具有 OPC 保护的机组,可采用测功法进行
9.22 进行甩负荷试验之前,除按国家/行业标准、技术管理法规执行外,应明确机组 OPC 的设计功能及其与调节系统的关系。 9.23 甩 50%负荷时,若最高飞升转速超过 105%额定转速,则应中断试验,不再进行甩 100%额定负荷试验。
9.24 进行汽门严密性试验时,为考验中压联合汽门的严密性,主/再热蒸汽的压力均应不低于额定压力的 50%。
9.25 主汽门严密性试验后的结束方式应是安全的,确保调节汽门先关闭,再开启主汽门。
9.26 润滑油低油压连锁除采用常规放油方式对油泵启动及其动作值进行检验外,还应检查油泵间电气连锁时最低的暂态油压和直流油泵全容量启动是否存在过流跳闸情况。
9.27 胶球清洗装置、抗燃油旁路再生装置和润滑油净化装置等应与机组试运行同时调试,投入使用。
10、启动验收性能试验
10.1 凝汽式汽轮机热力性能验收试验应按合同签订时指定的国际、国家、行业标准进行,以验证制造商提供的保证值。 10.2 其他类型的汽轮机,如背压式、抽汽式汽轮机的热力性能验收试验也可参照GB8117或相关标准执行。
10.3 进行试验时所依据的标准,应经业主认可。
10.4 对合同保证值和试验结果的定义、试验结果与保证值的比较,应根据汽轮机订货合同中有关条款规定的方法进行,也可根据汽轮机的类型和保证值的形式,由参与试验的各方在试验前协商确定。 10.5 凡合同规定的性能考核试验项目,按合同规定进行,一些暂无国际标准、国家标准、行业标准的项目,可参照有关技术管理法规执行。
10.6 试运结束后半年试生产期间内应完成相关性能试验,半年后的老化修正应经业主同意。
10.7 部分性能试验的项目,与调试互有覆盖,可以在调试期间完成。 10.8 性能验收试验应由业主组织,由有资质的第三方单位负责,试验人员具有相应的资质证,设备制造厂、电厂、设计和安装等单位配合。
10.9 承担试验的单位应根据签订的合同,贯彻质量管理和质量保证体系、检测/校准实验室认可、计量认证等,以促进试验质量不断提高。
10.10 在机组初步设计阶段就应确定性能试验的负责单位,试验单位应确定试验负责人。
10.11 在设计联络会上,应由试验负责人负责,会同业主、设计、制造等单位确定试验采用的标准及按此标准的具体措施,并确定测点加工和安装单位。
10.12 试验大纲/方案由承担性能验收试验的单位提供,与业主、设计、制造等单位讨论后确定。如试验在现场进行,制造单位应进行配合,个别部套件试验可在工厂进行。
10.13 考核汽轮发电机组本体、辅助设备和附属机械的性能保证,须进行铭牌功率、最大连续功率及热耗率的验收试验。对汽轮机主机及其系统而言,可以包括:
a)在附录 x 小的运行条件下,机组能安全连续发出铭牌功率; b)在附录 x 的运行条件下,机组能安全连续发出最大连续功率(T-MCR);
c)指定工况下(THA/T-MCR),机组热耗值保证值;
d)当高压加热器全部切除时,机组能连续带 100%铭牌功率运行; e)汽轮机最大出力试验(VWO工况,进汽量应不小于105%的铭牌工况TRL)
f)调节系统热态性能动作试验;
g)安全监测保护装置的性能试验;
h)汽轮机在各种状态下的启动和停止试验;
i)带负荷和甩负荷试验;
j)轴系振动的测试;
k)散热测试;
l)噪声测定。
10.14 汽轮发电机组在所有稳定运行工况下运行时,轴或轴承座振动值应达到相关标准及签订的合同的要求。
10.15 其他辅助设备和附属机械性能验收试验采用相应指定的国际/国家/行业标准执行。
10.16 性能试验水和水蒸汽的性质表和公式宜采用水和水蒸汽性质国际联合会(IAPWS),新型热力性质 IAPWS-IF97 公式。 11、生产期间技术监督
11.1 技术资料
11.1.1 应结合电厂具体情况,根据厂家技术资料,国/行业标准、技术管理法规,编制汽轮机组图册、运行规程、检修规程等。 11.1.2 每年应对汽轮机运行规程、图册进行一次复查、修订,并书面通知有关人员。不需修订的,也应出具经复查人、批准人签名"可以继续执行"的书面文件。
11.1.3 根据制造厂的要求和DL/T834 的规定,对机组具体的各种工况可能发生的汽轮机进水和冷蒸汽事故进行评估,编制相应的防范措施。
11.1.4 制定年度反事故技术措施,建立计划执行情况的报告制度,完善机组事故档案。
11.1.5 机组正常启动、运行中应定期测试轴系振动,建立振动技术档案。A 级检修后实测临界转速值,并列入运行规程。 11.1.6 设备技术档案、事故档案及试验档案齐全。
11.2 设备安全管理
11.2.1 设备安全管理应按照国家/行业标准、技术管理法规及有关行业反事故技术措施严格执行,严防超速、轴系断裂、大轴弯曲、轴瓦烧损事故等恶性事故发生。
11.2.2 宜定期开展安全性评价,按照查评依据,贯彻与汽轮机安全生产管理有关的法令、法规等。
11.2.3 机组投入试生产或第一 A 级检修结束后并网,应按国家/行业标准、技术管理法规开展可靠性评定和管理工作。 11.2.4 根据机组承担负荷的性质,在寿命期内合理分配冷态、温态、热态、极热态启动、FCB 和负荷阶跃等寿命消耗,在 30 年内机组总寿命消耗不超过总寿命的 75%。
11.2.5 汽水化学监督应严格按 DL/T 561、DL/T801等标准的规定进行,确保热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。 11.2.6 汽轮机疏水的设计、操作及连锁保护应科学、完善。 11.2.7 汽轮机及辅助设备在停(备)用期间,应采取有效的防锈蚀措施,可根据厂家技术资料、国家/行业标准、技术管理法规,结合设备具体情况执行。
11.2.8 按GB/T14541 对润滑/调速用油(包括给水泵)进行定期评价,采取有效维护措施和制度,做好油质监督维护工作。 11.2.9 对新抗燃油的验收及运行油的监督、维护、质量标准(驱动给水泵汽轮机、高压旁路等),应按DL/T571的规定进行。运行中的主要指标如酸值、颗粒度、氯含量、微水、电阻率应在标准范围内。
11.2.10 高压加热器应符合防爆要求,可靠投入,维护正常水位运行。如因故障停用,应按照制造厂规定的高压加热器停用台数和负荷的关系,或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的最大允许出力。 11.2.11 机组启、停过程及运行中,交、直流润滑油泵连锁开关应处于投入状态。在任何情况下,连锁应均能使油泵启动,不应有任何的延时和油泵自身的保护。
11.2.12 润滑油低油压连锁应按有关规定,整定油泵动作值,设置方便操作和读取试验数据的试验装置。
11.2.13 对已投产尚未进行甩负荷试验的机组,应积极创造条件进行甩负荷试验。调节系统经重大改造的机组应进行负荷试验。 11.2.14 应借助于计算机、数据采集和网络技术等,对汽轮机及其辅助机械、附属设备进行性能(在线)检测/监测,综合考虑经济性和运行安全性,决定最优运行方式。
11.2.15 设备及管道编号、标志应采取科学的方式(如 KKS 编码)、规范并与现场实际相符合。
11.2.16 技术监督人员参加事故分析,按国家/行业标准、技术/管理法规协助查找事故原因,总结经验教训,研究事故规律,采取预防措施。
11.3 节能监督
11.3.1 在属地电力节能检测中心监督下,开展节能工作: a)主要系统和设备试生产、A 级检修以及进行重大技术改造前、后,部应进行性能试验,为节能技术监督提供依据;
b)定期对汽轮机真空严密性进行测试,借助科学的手段,提高真空严密性,对凝汽器胶球清洗等装置的投入情况及效果进行监督和考核; c)对反映机组经济性的参数和指标,如主蒸汽压力、温度,再热蒸汽温度,给水温度,高压加热器投入率,凝汽器端差、背压,加热器上、下端差,机组补水率及厂用电率进行监督、考核。
11.3.2 根据设备、运行方式、机组特性等优化确定凝汽器冷端系统。采取合理措施和策略,保持凝汽器管材清洁,防止管扳腐蚀。 11.3.3 运行期间,原则上每5年按 DL/T606 的规定进行一次能量平衡试验,可结合机组检修前、后进行,并严格按标准验收。 11.3.4 做好设备、管道及阀门的保温工作,定期进行散热性能测试,按GB/T8174的规定定期开展设备及管道保温效果的测试与评价。 11.3.5 制定机组参加调峰的合理运行方式,按照各台机组的热力特性、主要辅机的最佳组合,进行经济调度。负荷的最优分配应综合考虑经济性和可靠性。
11.3.6 机组参与调峰时,对主要运行参数确定其正常值,作为能耗分析的依据和监视设备故障的辅助手段。
11.4 运行维护、检测/试验
11.4.1 完善各种定期试验的内容、制度,并符合质量管理体系的要求。重要的定期试验,如润滑油低油压联动、充油试验等,应由专人负责。
11.4.2 参照DL/Z 870建立汽轮机设备定检、定修管理制度。 11.4.3 高温、高压蒸汽管道蠕变监督、检验和更换,应按 DL441 的
规定执行。
11.4.4 按DL/T616 的规定对支吊架进行定期检查。运行达 10 万 h 的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架要进行全面检查和调整,必要时应进行应力核算。
11.4.5 建立设备、主要运行参数定期分析和报告制度。当这些参数偏离正常值时,均可能表明已出现故障或存在潜在的事故隐患;应及时汇报,进行评估,采取措施。
11.4.6 按有关的法令、法规,制定汽轮机油系统防火技术措施。 11.4.7 按DL438、DL612、DL647的规定对压力容器、高温、高压管道(包括油管道)进行金属监督和定期检验,严防爆破等恶性事故。 11.4.8 对重要辅机如驱动给水泵汽轮机、给水泵、循环水泵、凝结水泵等定期进行状态监测和分析建立设备台账和技术档案。 11.4.9 参照国家/行业标准、技术管理法规,结合机组具体情况,制定调节保安系统定期试验制度(详见附录 D)。
11.5 检修监督
11.5.1 建立与本企业相适应的检修管理制度,积极应用诊断技术进行预知维修。
11.5.2 根据设备厂家资料,结合国家/行业标准、技术管理法规,制定符合质量体系要求的检修工艺规程/卡/作业指导书/技术文件包。 11.5.3 各级检修的等级、间隔期、停用时间、项目、计划及管理内容应按相关标准执行。
11.5.4 应及时总结各级检修记录(含工艺卡、验收签证书等),对检
修中的安全、质量、项目及试运情况等进行总结、评价。 11.5.5 尽量采用先进工艺和新技术、新方法。积极推广新材料、新工具,提高工作效率,缩短检修工期。
11.5.6 DEH 电液调节系统的改造,应与汽轮机厂密切合作,宜由电厂汽轮机/机械专业负责提出对 DEH的技术要求,验收试验由总工/相应技术负责人/第三方主持完成,并做出评价。
11.6 检修后的专项试验
11.6.1机组各级检修后的试验应根据设备的具体状况,参照有关标准进行。
11.6.2 A级检修停机及检修后启动过程中,应对汽轮机组本体进行振动状态监测和分析,实测轴系临界转速值,获取波德图。 11.6.3 A级检修结束后宜在 20d 内完成热效率试验。 11.6.4 A级检修具备测量条件机组,对汽轮机(包括驱动给水泵汽轮机调频叶片)低压末级叶片进行频率测量,自带冠叶片除外。 11.6.5 A级检修后汽轮机调节系统应进行静止试验或仿真试验,试验方法、仪器、仪表的要求应按 国家/行业标准、技术、管理法规和制造商的要求执行。
11.6.6 机组每次 A 级检修之后,对主汽门、调节汽门(包括高压缸排气/回热/至除氧器/抽汽供热抽汽止回门)的关闭时间、特性进行测试,满足附录 x 的要求。
11.6.7 对调节系统OPC 特性进行测试及分析,作为对甩负荷工况调节系统抑制转子最高飞升转速进行预测的依据.
附录 B
(资料性附录)
分部试运技术文件包包含的内容分部试运宜实行"技术文件包"
制度,它标志着安装已真正结束并得到了质量的逐项确认。具体内容
可以包括:
a) 电气施工试验记录;
b) 机务施工试验记录;
c) 电动机电缆的绝缘测试数据;
d) 安装完的电气原理图和逻辑图;
e) 已标出试验范围的流程图;
f) 已安装好的仪表校验技术资料;
g) 泵/电动机找正数据资料;
h) 调试有关工质(润滑油、抗燃油、除盐水等)化验合格报告; i) 完成项目清单;
j) 阀门编号挂牌并与系统图相符;
k) 调试方案及有关资料;
l) 仪表及 CRT 显示数据校验资料;
m) 有关热工程控、连锁、保护、功能组试验确认资料。
附 录C
(资料性附录)
汽轮机各种工况的定义
C1 当采用静态励磁、电动主油泵时,扣除各项消耗的功率之后,
发电机输出应达其铭牌功率,此工况称为铭牌工况 TRL,进汽量称为
额定进汽量。铭牌工况的条件是指:
a) 额定主、再热蒸汽参数及规定的汽水品质;
b) 平均背压为 11.8kPa(a);
c) 补给水量为 3%;
d) 规定的最终给水温度;
e) 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽; f) 汽动给水泵及前置泵满足额定给水参数;
g) 规定的发电机效率、功率因数。
C2 汽轮机进汽量等于铭牌工况(TRL)进汽量,在下列条件下应能
安全连续运行,此工况(T-MCR)发电机输出的功率称为最大连续功率: a) 额定主、再热蒸汽参数及规定的汽水品质;
b) 考虑年平均冷却水温等因素确定的平均背压; c) 补给水量为 0%;
d) 规定的最终给水温度;
e) 全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽; f) 汽动给水泵及前置泵满足额定给水参数;
g) 规定的发电机效率、功率因数。
C3 汽轮发电机组应能在调节阀全开,其他条件同 Cl 时,保证进汽量应不小于 105% TRL 进汽量。此工况称为调节门全开(VWO)工况。VWO 工况应作为汽轮机辅助设备、回热系统等选择的基础。
C4 汽轮发电机组应能在高压加热器全部停运时,除进汽量外,其他条件同 Cl 时,保证机组能输出铭牌功率。
C5 当机组功率为铭牌功率,除进汽量以外,其他条件同 Cl 时的工况为机组的热耗率验收(THA)工况。
附 录 D
(规范性附录)
汽轮机调节系统/DEH 重要定期试验周期及内容汽轮机调节系统/DEH重要定期试验周期及内容见表 X 表 X 汽轮机调节系统/DEH重要定期试验周期及内容
附 录 E
(规范性附录)
汽轮机调节系统汽门关闭时间合格值
El 高、中压调节汽门和主汽门总关闭时间t为动作延迟时间t 1和自身关闭时间t之和,动作延迟时间的计时起点可以是: 2
a) 就地手动遮断危急保安器;
b) 就地/远方动作电气跳闸装置瞬间;
c) AST 电磁阀动作 (DEH 高压纯电调系统)。 E2 进行汽门关闭时间的测量时,主汽门处于全开位置,调节汽门的位置可以是:
a)油动机额定负荷位置/全开 (液压型); b)汽门全开 ( DEH 高压纯电调系统)。
E3 进行汽门关闭时间的测量时,须同时记录相应汽门的开度、控制油压、油温等。
E4 测试仪器、仪表的动、静态精度均应满足测试要求。 E5 汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间合格值 汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间合格值
范文二:并网运行汽轮机调节系统技术监督导则
ICS 27(100
F23
169—2011 备案号:31
口L
中华人民共和国电力行业标准
DL,T338—2010
并网运行汽轮机调节系统技术监督导则
for of steam turbine in Technical control system grid supervision guide
201 201 1一05一01实1—01—09发布
施
发布国家能源局
DL,T 338—2010
次 目
,前言
引言 一
,1范围
,2规范性引用文件 ,3总则 一
,4监督机构与职责 ,5基建期间监督 , ,,,,,,,, 6生产期间监督
7监督管理 附录
附A(规范性附录)
录B(资料性附录) 附录C(资料性附录) 附录D(资料性附录) ||||||={||||| 三三三三_=三 =||||=||附录E(资料性附录) ,汽汽一汽葡|| ,,,,,秒和调村柳,,|| ||||,一,,,,,,,统统时统绽,,,,,,,,,仍技应设挽,一,,轮轮次轮轮 ,,,,,一,,||,||一调调频调调||既术记备术三三三三||=|||||||| |l磊,,,,一,,,一节节动节节 一一,,,,,,,系系作系系瑞||一||(||:||:,(==篡一
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DL,T 338—2010
刖 吾
本标准由中国电力企业联合会提出。 本标准由电力行业
本标准起草单位:电站汽轮机标准化技术委员会归口。
河北省电力研究院。
本标准参加起草单位:河北电力调度中心、西安交通大学、华北电力科学研究院有限责任公司、山
东电力研究院、山西省电力科学研究院、广东电网公司电力科学研究院、陕西电力科学研究院、浙江省
电力试验研究院、吉林省电力有限公司电力科学研究院。
本标准主要起草人:常澍平、王文营、吴瑞涛、肖利民、王勇、戴义平、黄葆华、王学同、马庆中、
阐伟民、李平、樊印龙、苏秦等。
本标准在执行过程中的意见或建议反馈至中国电力企业联合会标准化管理中心(北京市白广路二条
一号,100761)。
II
DL,T 338—2010
引 言
并网运行汽轮机调节系统技术监督是保证电网及发电机组安全、稳定、可靠运行,提高电能质量的
重要环节。为适应电网容量迅速发展、区域电网互联以及厂网分开的形势,加强机网协调,本标准从全
过程技术监督的角度规定了并网运行汽轮机调节系统技术监督的技术要求和管理内容,突出了电网对汽 轮机调节系统涉网功能的要求。本标准在分析目前调节系统现状及总结以往技术管理经验的基础上,引
用、补充了最新调节系统相关技术标准的条文。
III
DL,T 338—2010
并网运行汽轮机调节系统技术监督导则
本标准规定了并入电网(以下简称“并网”)运行的火力发电厂汽轮机调节系统技术监督的任1范围
务、职责、主要内容及管理要求。
本标准适用于并网运行的100MW及以上容量的汽轮机各种类型调节系统的技术监督工作。并网其
他类型轮机的调节系统技术监督工作也可以参照执行。
2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本
适用于本文件。凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
DL 5009(1 电力建设安全工作规程第1部分:火力发电
DL 5011 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组厂 DLfr 5175火力发电厂热工控制系统设计技术规定 篇)
DI以’5182火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定
DL,T 5190(5电力建设施工及验收技术规范第5部分:热工仪表及控制装
DL,T 571 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则 置 DL,T 586电力设备用户监造技术导则
DLfr 656火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程
DL,T 701火力发电厂热工自动化术语
DL,T 71 1汽轮机调节控制系统试验导则
DLfr 774火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程
DL,T 824汽轮机电液调节系统性能验收导则
DL,r 838发电企业设备检修导则
DL,"r 863汽轮机启动调试导则
DL,Z 870火力发电企业设备点检定修管理导则
DL,T 892电站汽轮机技术条件
DL,T 893电站汽轮机名词术语
JB厂r 10086汽轮机调节(控制)系统技术条件 3总则
3( 1汽轮机调节系统是并网汽轮发电机组和电网问协调(以下简称机网协调)运行的重要纽带之一, 其调节品质直接关系到电能质量和电网的安全、稳定运行。为加强汽轮机调节系统的技术监督管理,提 高机网协调运行水平,特制定本标准。
3(2调节系统技术监督工作,应根据机网协调运行的要求,利用先进的技术和管理手段,科学规范并 网汽轮机调节系统技术指标,监控调节系统工作状态,及时发现设备隐患,督促落实整改要求并提出防 控措施,保证调节系统安全、稳定、可靠、优质运行。
3(3汽轮机调节系统的技术监督是电力建设、生产中技术监督的重要组成部分,是保证发电企业、电 网安全生产的重要措施,应体现在包括设计选型、验收监造、安装调试、试验研究及运行检修等各个环
DL,T 338—2010 节的全过程质量监督与管理工作中。
3 4技术监督网络宜由电网调度机构、并网发电企业和受委托,授权的省网级电力试验研究院组成,按 照依法监督、统一管理、分级负责的原则,明确各级技术监督机构的职责,及相互配合的关系。技术监
督网络应能适应不同体制下监督工作的开展。
3(5技术监督工作应贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针,坚持质量为中心、标准为依据、 检查为手段的思想,并与电能质量、化学、热工、节能等技术监督相辅相成,实现对调节系统全方位的 闭环管理。
3(6本标准提出的要求和条款为调节系统技术监督的基本要求,各区域电网可根据实际运行状况,制
定适合本区域电网的监督制度或实施细则。
4监督机构与职
责 4(1 调节系统技术监督宜根据电网分布,实行区域化、属地化管理,电网调度机构和并网发电企业为 监
督的主体,网省级电力试验研究院为技术监督执行主体。
4(2受委托,授权的电力试验研究院负责组织实施技术监督的具体工作。由分管生产技术工作的领导负
责,设立技术监督专责,配备必要、先进的检测设备和标准试验室。
4(3并网运行的各发电企业负责发电侧技术监督工作的开展,由总工程师,技术主管统一领导,设立调 节系统技术专责;由企业生产技术部门归口管理,并延伸到班组。
4(4电网调度机构负责电网侧监督工作的开展,由本部门的总工程N,技术主管统一领导,设立技术监 督专责。
4(5各机构监督专责应了解与调节系统相关的机网协调专业知识,掌握本职专业技术,熟悉与监督岗 位有关的规定。
4(6监督机构的主要职责:
4(6(1 贯彻执行国家和行业有关调节系统的方针、政策、法规、标准、规程和制度等,并监督检查执行情况。 4(6(2组织制定并网汽轮机调节系统技术监督实施细则、岗位职责、各项管理制度及技术措施,并组织 实施。
4(6(3认真行使监督职权,对违反相关规定的行为有制止权,对严重影响机网安全运行的技术缺陷有建 议整改权。
4 6(4组织新建、扩建、技改工程中有关调节系统部分的技术监督和质量验收工作,对发现的重大问题 督促责任单位或部门进行整改并跟踪,实现电力建设与生产全过程技术监督。
4(6(5建立健全调节系统技术档案,并做到信息化管理,定期向各级部门报送并网汽轮机调节系统监督
报告及工作总结、电网频率偏离时调节系统响应调查分析报告等。
4(6(6协助进行电网稳定性仿真计算所需的汽轮机及其调节系统参数测试及建模工作,并对并入电网运
行的机组调节系统进行涉网性能评价。
4(6(7定期进行并网汽轮机调节系统技术监督抽查评估,及时了解调节系统设备状况,研究监督工作中 带有普遍性的、关键性的技术难题,参与和调节系统有关的重大事故原因调查与分析,指导制定相应的 反事故措施。
4(6(8加强各级监督工作人员的岗位培训,研究和推广新技术、新设备、新的检测和诊断手段,不断提 高监督工作水平。
4(6(9每年组织召开调节系统技术监督工作会议,总结工作、交流经验,通报监督工作信息,部署下阶 段技术监督工作任务。 5基建期间监督
5(1 对汽轮机调节系统的基本要求是功能齐全、逻辑设计合理、参数设置正确、硬件可靠、通信畅通、 2
DL,T 338—2010
接口丰富、阀门关闭曲线平滑、关闭时间符合要求且严密性合格,应能满足机组各种工况下的安全、稳 定运行,同时必须具备一次调频功能,有提高电网频率控制水平、保持电网稳定的能力。
5(2在初步设计审查、设计联络会阶段,应由上级主管部门组织业主、调节系统技术监督部门、电网调度机构、设计单位、调试单位、制造厂家专业技术人员,按照DL,T 824的要求对调节系统功能共同
进行确认,并出具详细的书面材料,尤其是进口机组,避免出现缺项、遗漏。
5(3汽轮机调节系统的设计应贯彻先进、可靠的方针并注重实效,热工仪表及控制装置设计应根据 DL,T 5175并满足相关标准要求的数量与精度要求。引进的热控设备及系统所有指示、参数均应采用法 定计量单位。
5(4汽轮机调节系统设备选型时的技术条件应符合DL,T 892(DL,T 893、JB广r 10086等701、DL,T
标准的要求,设备采购的技术规范书应报调节系统技术监督部门备案。
5(5处于电网末端或向重要用户供电的机组,其调节系统应根据电网要求考虑是否具备机组快速甩负
Cut 荷保持FCB(Fast Back)功能,机组主辅机应满足甩负荷后维持空转或带厂用电持续运行的时间要
求,特别是汽轮机旁路的形式及容量应满足这种功能的要求。
5(6应根据电网要求及机组本身实际情况决定调节汽门是否具有快控FVA(Fast Valving)功能。5(7对于供热机组,其调节系统逻辑设计应能保证机组遵循“以热定电”原则,电负荷、热负荷不应 出现耦合振荡。
5(8为防止汽轮机超速应设计超速保护控制(OPC)功能,快速关觎调节汽门面机组不停机,并采用独 立的软件和硬件实现。常见的有四种方式:转速达到额定转速的1030A;转速出现加速度达到限值;汽 轮机功率达到设定值(一般为30,)且发电机解列;并阿时汽轮机功率与发电机负荷不平衡(PLU)达 到限值。各机组的OPC动作设计值不宜相同,以避免电网事故时机组同时动作造成事故扩大。 5(9机组转速监测应有独立的传感器,并分别装设在转子轴向不同的位置上,转速信号必须采用三取
、二的冗余设计。
5(10机组DEH与DCS应有良好、可靠的通信接口,DEH宜作为独立的系统,也可与DCS实现
化,但应根据制造厂技术成熟程度、工作经验和业绩确定。 一体 5(1 1 监造,监理单位应根据与业主签订的合同,按照DL,T 586等相关文件编制监造大纲、确定监造式,监造过程中应定期出具书面报告,对于同类型调节系统暴露出来的问题应督促厂家制定防范、改方
措施,结束后应及时提供监造总结。 进
5(12设备出厂验收报告内容应至少包括验收依据、验收项目、验收情况、出现问题及处理、结论及建
议,并由验收各方签字。设备到达现场后应根据各方商定的开箱检验办法,按装箱单进行清点验收。5 5009 1、DL 501 1、DL,T 13调节系统的施工按DL 5190(5的规定进行,并符合DL仃5182的要
求,施
工过程中发现设计问题时应进行设计变更并经相关单位审核,严禁私自改动。
5 14新机组调节系统的调试工作由业主委托有相应资质的调试单位承担,调试单位应参与工程前期调
节系统设计的审定工作。
5(15新机组在调试前,调试单位应根据DL,T656、DL,T 863等相关标准及机组调节系统特点,编制细的调试措施并有危险点分析及防控措旃,由旌工、调试、建设、生产、监理、制造等单位签字认详
可, 重要涉网操作如甩负荷试验等需将试验措施及申请报电网调度机构并征得同意后方可实施。5 16汽轮机调节系统控制装置带电时应做好防止卡件烧毁的措施。相关设备、仪表及装置等标识正确、 清晰,灯光、音响报警可靠。
5(17进行阀门静态调试时必须对阀门全开、全关位置进行确认并记录阀门实际行程,调节汽门还应校 验阀门升降特性,不允许存在摆动、卡涩、迟滞现象。机组启动前进行混合仿真试验以检验调节系统的
功能,启动后进行动态试验并整定转速、负荷控制器的P1D参数。5(18新投产机组应按DL,T 711规定的方法进行甩负荷试验。对于设计为发电机解列后大连锁保护动作 的机组,在保证调节系统无缺陷的情况下,可对DL,T 711甩负荷试验要求、方法进行变动。对于
设计 3
DL,T 338—2010 为发电机解列后维持空转的机组,必须进行满负荷(包括热负荷)
下的甩负荷试验。
5( 19进行甩负荷试验前宜进行静态模拟试验,即静态下通过强制、加信号等手段模拟并网带负荷状态,将 调门全开,记录发电机解列、电磁阀动作、调节汽门延迟及关闭等信号,检验甩负荷时各环节的动作情况。 5(20甩负荷试验前应测试抽汽止回门关闭时间,根据其结构制定相应的测试方案,关闭时问(包括延 迟)一般应小于ls。
5(21 安装调试阶段参建单位多、交叉作业广,业主应加强协调,参建各方应积极配合,科学、合理安 排工期,将安全、质量管理的各项重点工作落实到调节系统工作中。
5(22 电网调度机构与发电企业签订的并网协议中应明确汽轮机一次调频能力的内容,机组移交前必须 进行汽轮机及其调节系统参数测试及建模、一次调频性能优化等涉网工作,作为机组转商业运行前安全 性评价的必备条件。同时应建立监督网络,开展技术监督相关工作。
656、DL,T 5(23机组试运行结束后,业主应组织设计、施工、调试等单位按DL,T 824的有关规定进调节系统性能验收。应同时移交汽轮机调节系统有关的技术资料、专业工具、备品备件、图纸和施工行 验、调试措施及报告等,并确保其完整。 校 6生产期间监督 6(1 生产期间是技术监督的主要阶段,应遵循“制度完善、体系健全、分工明确、技术熟练、机网协
调、和谐发展”的宗旨,努力达到安全、健康、环境保护的目标。
6(2应结合机组具体情况,根据厂家技术资料,贯彻国家行业标准、法规,编制调节系统运行操作及 检修工艺等并纳入机组运行检修规程,并定期修订。
6(3应按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》相关规定制定与调节系统相关的反事故技 术措施并纳入运行规程。
6(4应完善调节系统定期试验项目、条件、内容、安全措施及试验周期等。定期试验一般按照附录A 的要求在相应的时间及阶段进行。设计有在线试验功能的应在设备无异常的情况下进行,试验时由专人 监护。
6(5为提高设备可靠性、经济性,降低生产成本,提高设备的利用率,应逐步向预知性设备状态检修 体制转变,按照DL,Z 870的要求制定调节系统的点检模式。
6(6建立调节系统完善的软件组态、保护定值修改制度,修改前应提出申请,经总工程师批准后由专
人执行,专人监护,完成后及时提交修改报告并存档。
6(7建立调节系统相关设备、油质、蒸汽品质、运行参数定期分析制度,定期进行安全性评价,及时 发现异常并进行汇报、评估、采取措施以消除事故隐患。
6_8相关技术人员应职责明确、加强协调;运行人员应熟知调节系统各种功能,负责运行操作;热控 人员应熟悉调节系统内部组态,负责调节系统主要仪表定期校验、组态修改、硬件维护等;检修,巡检人 员应按照规定定期巡检并做好巡检记录,掌握设备状态。运行中发生调节系统参数异常或装置故障时,
运行人员应加强监控,及时调整并果断处理,防止事故扩大,并及时通知热控、检修人员处理。6(9 已投运机组应按照国家、行业标准的要求尽快进行汽轮机及其调节系统参数测试工作,并将实测 的数学模型和特性参数等相关材料及时上报技术监督部门审核,确认该机组调节系统功能正常后批准执
行。对于参数设置、功能达不到要求的机组限期整改并动态跟踪直至达到要求。
6(10 已投运机组的调节系统相关设备、线路、组态及参数有重大变动时或大修后机组启动前必须进行
调节系统静、动态特性等相关试验,各项指标必须符合要求,并及时存档。
6(11 在厂家或有关部门的协助下,进一步熟悉、掌握汽轮机调节系统常用功能(转速控制、负荷控制 和阀门管理等),挖掘开发其他功能(如汽压限制、应力限制、汽轮机寿命管理等),使调节系统所有功 能都能为机组运行带来实效。
6(12调节系统存在影响机组安全的重大缺陷时严禁机组启动。运行中的机组调节系统出现重大缺陷 4
DL,T 338—2010
时,在无任何有效监控手段的情况下,必须停止运行。
6(13调节系统中使用的液压工作介质,无论是透平油还是抗燃油,其质量标准均能满足DL,T 571要求 以保证调节系统的可靠、稳定运行,质量指标不合格时严禁机组启动。油净化、再生装置应按规定投运行,应按规程要求定时检验油质。滤网差压报警时及时检查、清洗、更换。 入 6(14运行中要严密监视电液伺服阀(包括各类型电液转换器)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。
6(15正常运行中有甩负荷连锁的机组,必须进行甩100,负荷试验,最高飞升转速应在设定危急动作 转速以下,如未进行或设备有缺陷,甩负荷连锁应设计为机组全停并应积极为试验创造条件。 6(16机组调节系统设备检修及大修后启动前必须进行冷态下的阀门关闭时间测试,必要时测试热态下 的关闭时间,时间不合格时应进行处理或做好防范措施,否则禁止机组启动。
6(17对于供热机组,应将工业,采暖抽汽调整门、快关阀、止回门纳入管理之列,保证其关闭快速、严 密。其严密性试验可以参照下述方法进行:在盘车状态下,外网抽汽压力、真空基本维持在额定,只保 留一道门关闭,检查盘车是否脱开,转速是否增加。
6(18进行阀门严密性试验时必须保证主蒸汽压力不得低于额定压力的50,,对于带二级旁路再热机组
还应保证再热蒸汽压力不得低于额定压力的50,,试验过程中应确保开关顺序正确,避免造成超速。6(19为防止超速应投入机组大连锁保护(设计有大连锁保护功能的机组),应设计为停机后有功功率 到零或负值后再将发电机与系统解列或采用逆功率保护动作解列,严禁退出大连锁保护带负荷解列。 6(20机组最高负荷应有限制,调节系统应保证任何情况下负荷不得超过高限运行。 21 6 设计有顺序阀运行方式的机组,新投产机组按照制造厂家要求、大修(A级检修)后机组宜在稳 定运行后切换顺序阀运行,切换过程中应严密监视机组振动、瓦温、上下缸温差等运行参数,并根据机
组性能试验优化阀门管理功能,确定阀门重叠度及滑压运行曲线。
6(22电网调度机构和调节系统技术监督部门,应根据机网协调运行实际情况,确定合理的一次调频技术指标,并网机组必须按要求的一次调频技术参数进行设置和运行。
6(22(1不灵敏区,死区 应考虑电网频率的正常波动范围,避免一次调频频繁小幅动作,一般电液型调节系
统控制在?2r,rain
(?0(033H_z),机械、液压型调节系统控制在_+6r,rain(?O(1Hz)。
6(22(2转速不等率 转速不
等率为4,,5,。
6 22 并网机组的负荷变化幅度可以加以限制以保证机组的安全,但限制幅度应符3负荷限制
a)额定负荷200MW等级及以下火电机组,限制幅度不小于机组额定负合以下规定:
b)额定负荷300MW等级火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的荷的10,;
8,:
c) 额定负荷300MW等级以上火电机组,限制幅度不小于机组额定负荷的6,:
d)在额定负荷运行的机组,限制幅度不小于额定负荷的5,。
6(22 4负荷响应
a) 电网频率变化超出一次调频死区设定值时刻至机组负荷开始变化的滞后时间,一般应小于3s,
且在15s内达到一次调频理论动作负荷的90,,频差稳定后机组负荷达到稳定的时间应小
lmim 于
b)投入机组协调控制系统或发电控制(AGC)运行时,应剔除负荷指令变化的因素。6(22(5贡献电量 反映机组实际对电网频率贡献的大小,一次调频动作开始到结束期间负荷的积分值为
本次一次调频
的贡献电量,每H,月,年的贡献电量为期间内每次贡献电量的累计值。
DL,T 338—2010 6(22(6动作次数及正确率 机组并网运行时,在电网频率越过死区后,当频率升高(降低)时机组负
荷减少(增加),则统计
为该机组,次调频正确动作1次,否则为不正确动作1次。动作次数=正确动作次数+不正确动作次
正确动作率=正确动作次数,动作次数。宜实现动作次数自动统计。 数,
6 23机组在各种常用运行控制方式下均能参与一次调频,且要保证负荷响应的快速、持续、有效
一般要求: 性,
a)一次调频动作时指令不得有速率限制。
b)采用电液型调节系统的汽轮机,为保证响应速度,一次调频功能宜采取将频差信号直接叠加在
调节汽门指令上的方法,在功率闭环控制时还应将频差信号同时叠加到负荷给定值。
c) 当机组工作在协调(CCS)控制方式时,应在CCS中投入频差校正回路,即由调节系统、CCS
共同完成一次调频功能。
d)运行中采用机跟随(机调压、炉调功)协调控制方式时,必须优化机调压回路组态以避免负荷
快速回调。
e)滑压运行时应满足负荷变化幅度的要求,但应避免,次调频动作时阀门大幅波动造成抗燃油压
波动、油管振动。
6(24并入电网的机组均应参与一次调频,动作不合格整改后或调节系统重大改动后,应重新进行一次 调频试验,其性能需经技术监督部门确认:
a)试验方法:宜采用动态扰动方法,即在机组正常运行控制方式下,通过改变转速基准值模拟电
网频率偏离,检验一次调频各技术参数,期间应严密监视机组重要运行参数,做好事故预想。
b)工况选择:选择的工况点应能较准确、全面反映机组的正常运行控制方式(如阀位方式、功率
回路方式、滑压,定压方式、单阀,顺序阀方式等),负荷点不宜少于3个,推荐60,、80,
及
100,额定负荷。
c)扰动量的选择:每个工况点应至少进行?6r,rain(?0(IHz)的扰动试验,应至少选择一个工况
点进行最大调频负荷扰动试验以检验机组的安全性、适应性。
6(25经认可己具备投入条件的机组必须投入一次调频,正常运行时不得擅自切除,如需切除时须经技 术监督部门批准,或者取消一次调频投,退操作按钮,保证一次调频功能始终在投入状态,现场应随时记 录并保存机组一次调频的投入及运行情况。
6(26应逐步开发各机组一次调频相关参数远程实时监测分析系统,对一次调频性能进行评估。电网宜 按一次调频投运率、贡献电量等考核指标制定激励机制。
6(27对运行中的调节系统设备进行检修、消缺处理时,应做好安全措施及事故预想,严格执行工作票制度。
838、DL,T 6(28调节系统设备检修时按照DL,r 774相关要求进行,检修前应进行调节系统设备状态价以确定检修重点工作,检修后应对检修效果进行评价,实行闭环管理。 评
6(29调节系统各备品配件应按制造厂的要求妥善保管。
6(30调节系统的技术改造应结合电厂和机组的实际情况,遵循“成熟、可靠、先进”的原则确定。 6(31 如调节系统本身异常或因之引起重大故障,应实事求是地做好事故调查,及时总结经验教训,采 取预防措施。同时应将事故调查报告及时上报技术监督部门。 7监督管
理 7( 1各监督机构应建立健全调节系统电力建设和生产全过程的档案资料,并保证其准确、完整和连续,
档案管理应规范化、信息化。档案资料主要包括:
a) 国家及行业颁发的有关技术标准和技术文件、机组一次调频运行管理制度;
b)调节系统的原始资料(包括设计、制造、安装、调试单位移交的运行维护说明书、逻辑图、调
6
DL,T 338—2010 试报告等); c)调节系统数学模型和调节系统技术规范
d)机组一次调频投入确认表、一次调频试(参见附录B): 验报告: e)历次检修中调节系统的检修记录、技术数据;
f) 调节系统故障现象、原因分析及采取的技术措施、试验记录;
g) 电网频率波动时一次调频动作时段数据及分析评价(参见附录c):
h)巡检记录;
i) 相关运行参数;
i) 计算机系统及应用软件备份;
k)仪表校验记录。
7(2并网运行汽轮机调节系统的技术监督工作应实行监督报告制度,各发电企业应根据监督内容,按 规定格式、规定时间上报技术监督管理部门。上报内容包括:
a) 一次调频动作时应记录的参数,参见附录c; b)汽
轮机调节系统设备健康状况,参见附录D;c) 各发电企业年度工作总结和下一年度计划;
d)重要问题的专题报告(必要时,技术监督人员应到现场进行测试分析,研究商定技术措施和解
决办法)。
7(3建立调节系统技术监督工作的预警、告警和动态跟踪整改制度。调节系统技术监督工作要根据设 备状态的变化,动态开展对重点阶段、重点设备的技术监督,对重要技术监督问题及时提出告警,整改通 知单(参见附录E),督促责任单位整改并动态跟踪整改过程,实现闭环管理。
7(4应密切跟踪调节系统技术发展和技术更新,及时检查、分析、评估技术监督管理工作中存在的问 题和不足,不断对监督内容、监督标准、监督形式、监督范围进行更新、完善。
7 5调节系统技术监督实行定期检查制度,监督实旌部门制定检查方法,并定期组织检查、抽查和互
查技术监督工作的实施、落实情况,加强技术、信息交流,认真进行各项技术监督指标的考核。
7
DL,T 338—2010
附录A (规范性附录) 汽轮机调节系
鲺UI)EH重要试验内容及周期 汽轮机调节系身UDEH重要试验内容及周期见表A(1。 表A(1 汽轮机调节系统,DE,,重要试验内容及周期
备 注 试验名称 试验内容试验周期或条件
调节系统部件检修后的初次启 静态特性试验 按制造厂,行业标准进行 机务与热工配合进行动
用录波器记录打闸信号阀门关闭时间测试 检修后 必要时进行热态下测试 及各阀门反馈信号 动态特性试验 按行业标准进行 调节系统部件改造后 甩负荷试验 参数测试和一次调 数学模型特征参数测取、机组转商业运行前、调节系统改 主要用于电网稳定性计 频动态扰动 辨识 造后 算和改善电能质量 液压调节系统遮断 利用设计的试验装置对
阀、转换阀等活动试 遮断阀、转换阀等进行部分 每周 宜白班进行 验 活动 夜班低负荷进行,仅对 利用DEH在线试验功DEH遮断(AST) DEH冗余的串并联电磁阀能,对冗余串并联设计的每 电磁阀、OPC电磁阀 每周个电磁阀进行真实动作试 且设计有在线试验功能的 活动试验 验 有效 A级、B级检修后和汽门解体检 进口机组建议按我国有 汽门严密性试验 按制造厂,行业标准进行修后 关标准进行 根据机组实际情况,条件 (1)新建机组或汽轮机大修后;3、5可考虑机械超速由喷油 (2)调节保安系统改造解体后;试验代替。电超速采取降低 超速试验 按制造厂,行业标准进行 (3)停机一个月后再启动;动作保护值的方法进行,对 (4)进行甩负荷试验前:定值的修改过程要制定操 (5)机组运行2000h后 作规程,执行操作票制度
利用就地试验装置或DEH夜班低谷进行,对于深度 汽门活动,松动试验 试验逻辑活动汽门10,, 每周 调峰机组,高调门可不进行20,行程 汽轮机厂家必须承诺可 利用就地试验装置或主汽门、调节汽门 单侧进汽,一般单侧主汽门 DEH试验逻辑对汽门进行 每月全行程活动试验 和调节汽门同时进行,且低 全行程活动 负荷、低汽压时进行
抽汽止回门关闭,活 利用试验装置部分活动,每月 动试验 或直接操作关闭 非定期试验项目(主要是 单阀,J顿序阀切换试 新机组按制造厂要求、大修(A级 直接在DEH操作验 检修)后机组宜在稳定运行后切换 减少节流损失,提高经济性
对EH油箱蓄能器、高压检修后充氮,运行中经常检查氮 蓄能器、低压蓄能器充氮至蓄能器充氮 压,如发现压力不达规定值应及时 仅对采用抗燃油的机组 规定压力,用肥皂水找漏, 充压 压力不下降
各动力设各启停、启停为1周、轮换为2轮换试验 周 8
DL,T 338—2010
附录B (资料性附
汽轮机调节系统技术录)
规范 汽轮机调节系统技术规范见表B(1。
表B(1 ×××发电厂×号汽轮机调节系统技术规范 项 目 获取方法 各 注
机组容量 说明书
汽轮机生产厂家、型号 说明书
调节系统类型 说明书
DEH厂家型号 说明书
说明书DCS厂家型号
DEH设定值 查组态并试验验证 DCS设定值 查组态并试验验证 速度变动率 液调系统设计值 制造厂提供
液调系统试验值 现场试验
设计值 制造厂提供 迟缓率 试验值 静态试验 动作原理组态 说明书、查组态
动作负荷起始值 查组态 DEH设
查组态 定死区
一次调频参数 DCS设定死区 查组态 响应滞后时间 根据一次调频动作情况记录
稳定时间 根据一次调频动作情况记录
负荷限幅 查组态
最高负荷限值 根据制造厂要求在组态设定 协调方式 运行常用方式 阀门关闭时间 采用录波器录取
通过试验检验 阀门严密性
制造厂提供 DEH控制周期 转
静态试验 速反馈通道时间
控制(负荷,压力)回路PID参数 调试整定
高压油动机时间常数 静态试验
9
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(资料性附录) 一附录C
次调频动作时应记录的参数
一次调频动作时应记录的参数见表C(1。 表C(1 ×X×发电厂X汽轮机一次调频动作时应记录的参数 序号 数值 备 注 测点名称 l 动作时间 精确到秒级(如20:00:00) 2 运行控制方式 功率回路,初压,协调,滑压顺序阀等
3 DEH,DCS,同时投入 一次调频投入方式
4机组转速(电网频率),频差
5理论动作负荷值 6机组负荷 7 总阀位输出指令 8 高压调节汽门行程反馈 单阀时记录一个即可,顺序阀时都要记录
9 中压调节汽门行程反馈 当中压调门参与调节时才记录 当电网频率变化,达
到一次调频动作值至机组负荷开始10 负荷响应滞后时间 变化所需的时间 机组参与一次调频过程中,电网频率稳定后机组负荷达Jl 稳定时问到稳定所需时间为一次调频稳定时间 】2 主蒸汽压力 机侧 13 调节级压力 14 AGC指令,负荷指令
15 一次调频动作情况评价及建议 注1:
当电网频率超过额定频率0(1Hz时记录。注2:应记录各参数动作前、动作过程中最大,最小值,并附动作过程(包括前5s、后lmin)数据文本文件,采样 时间不大于1s
10
338—2010 DL,T
(资料性附录) 汽轮机调附录D
节系统设备健康状况报表格式 汽轮机调节系统设备健康状况报表格式见表D(1。
表D(1 ×××发电厂汽轮机调节系统设备健康状况 机组编号 备注调节系统概况 存在隐患或异动现象 分析处理意见、效果 l 2 3 4 5 6
填报人: 审核: 批准: 填报日期
DL,T 338—2010
(资料性附录) 汽轮机调节系统技术监督异附录E
常情况告警,整改通知单格式 汽轮机调节系统技术监督异常情况告警,整改通知单的格式见表E1。 表E(1 汽轮机调节系统技术监督异常情况告警,整改通知单格式
××××。调节系统技术监督异常情况告警,整改通知单 编码6:T,××一××,××,X×,××,××××
称: 名 发电企业: 机组号:
首次发现异常的时间;
异常情况描述‘: 1××××××:
2(×××××X。
依据:口厂家技术资料口合同文本口技术、管理法规口行业标准口国家标准口其他1(××××××:
2××××××4。 后果评估:
建议整改措施:
发出人签字。: 日期: 接收人签字: 日期: a技术监督单位的名称。
b建议的编码型式为:技术监督简写—耵通知单编号一电厂简写机组号,年月日,如JSJD-TJ02-XBP01,20060606。
c主要参数、操作、设备等异常情况。必要时附测试报告。 d有效依据具体的名称。必要时,注明其中具体
条款和条文原文。
e必须是有资格的技术监督人员
12
范文三:电厂汽轮机技术监督
汽轮机技术监督
第一章 总则
1、为加强XXXXX电厂汽轮机技术监督工作~提高汽轮机设备运行的
可靠性~保证电厂安全经济运行~根据国家及电力行业有的关制
度、规定~结合XXXXX电厂实际情况制订本规定。 2、汽轮机技术监督是电力生产管理的重要内容~也是保障电力设施
安全、稳定运行的一项重要措施~必须纳入火力发电厂安全、经
济生产的全过程。
3、汽轮机技术监督的主要任务是:
,1,汽轮机技术监督工作,以下简称汽机监测,是提高汽轮机设备
可靠性和保证电厂安全经济运行的重要基础工作。 ,2,汽机监测依据科学的标准~利用先进的测试手段和管理办法~
对机组的振动、叶片、调节保安系统等方面的重要参数与指标
进行监测、检查、调整~以确保设备在良好的状态下运行,发
现设备异常及时诊断和处理~防止故障恶化、避免发生重大事
故。
第二章 内容及要求
1、振动监测
1,测量条件:在传感器输出信号的前置放大器后~应有固定的引线插座~便于振动诊断接线。
2,测量方法:振动的测量参数是位移,峰-峰值,~测量单位是um,微米,。
3,相关资料的搜集
A、设备资料:如轴承结构及临界转速、轴瓦型式及失稳转速、动平衡加重位置和出厂时动平衡情况~轴承振动及金属温度限值、汽缸支承和滑销系统、发电机和励磁机的有关资料~振动测量系统的技术性能等。
B、 安装和检修资料:如基础沉降、汽缸及轴承座水平扬度、汽缸及轴承负荷分配、各部滑销间隙、轴瓦间隙及紧力、油档间隙、轴颈椭圆度及圆柱度、轴的原始弯曲、推力盘面瓢偏、转子联轴器找中情况、汽封间隙及通流部分间隙等。
C、调试和运行资料:如大轴原始晃度。启动和带负荷轴承的振动值、临界转速实测值和过临界时的最大振动值、各轴瓦的顶轴油压,代表油膜压力,、盘车电流及电流摆动值。汽轮机各部分金属温度及膨胀值、轴向位移及差胀值~汽机惰走曲线等。还要搜集和记录与振动有关的事故情况~振动超标及处理情况。
4,电厂的日常监测
A、 机组正常运行和起停过程中对振动的监测分为每日监测和每月监测。~如果振动异常~监测周期应当缩短。每日监测工作由运行人员负责~记录在专门的记录本上,每月监测工作由专人负责。 B、日常监测的内容包括各轴承的振动、轴瓦温度轴承油压和回油温度。记录中还应包括机组负荷,或转速,、蒸汽参数及真空、轴向位移、汽缸膨胀、润滑油温等参数。起停过程还应记录升速率、真空破坏情况、临界转速下的最大振动。
C、 叶片监测
a 监测范围内容
b大修机组:测定调频叶片级的切向A,一阶,频率~对频率分散率0
和共振安全进行评价。
c 事故和新叶片按事故性质和新换叶片性质来确定测量范围。 5, 测频方法
,1, 测频方法有自振法、共振法和频谱分析法等三种。 ,2,叶片编号的标志
如果制造厂有编号标志~应保留使用。有未叶片标志的以未叶片为“1”顺旋转方向依次编号。如不属上述情况则可在任意一片,组,的叶根、轮缘或复环上打上钢印“1”顺旋转方向依次编号。
,3,相关资料收集
a 设备资料
机组一般情况:电厂、机组编号、制造厂、机组型号、各缸叶片级数、机组功率、设计主蒸汽参数、排汽压力等。
叶片基本数据:节圆直径、叶片工作高度、工作温度、结构情况、动叶数、静叶数、动叶型线、动叶材料、叶根型式、叶根宽度等。 叶片强度振动基本数据:计算静频率、动频率。制造厂实测静频率、温度修正系数、安全倍率、频率允许范围等。
b 安装和检修资料。如投产时现场叶片频率数据、动静部分间隙、叶片探伤记录、叶片冲刷情况、叶片和叶轮缺陷记录等。 c叶片振动强度安全性考核
不调频叶片动强度安全性~主要是考核叶片共振时的动应力水平~而频率特性不须严格控制。安全性考核参照《汽轮机不调频叶片振动强度安全准则》,1978年由机械工业部和水利电力部批准试行,。 调频叶片的安全性考核~包括频率特性和动强度两方面~二者必须同时满足各自的考核指标。安全性考核参照《汽轮机调频叶片振动强度安全准则》,1981年机械工业部批准为企业标准D/DQI014-81,。 6) 机组大修时检修公司应对汽轮机叶片进行检查
(1) 在动静叶片清理后逐级逐片地用肉眼、放大镜或着色探伤等办法仔细检查~特别对调频叶片的级、安全倍率小的级、本机组或同类型机组上曾发生过缺陷的级~在型线根部断面过度区、进出汽边缘、应力集中处、叶片铆钉处、围带铆钉孔、拉金孔。叶片硬化区等薄弱环节要仔细检查有无裂纹或损伤变形。每项检查应有详细记录~必要时拍照存档~检查人员需签名。
(2) 检查围带有否松动、变形或摩擦痕迹。检查封口叶片及其它叶片有否松动、外拔、倾斜、位移等
(3) 检查叶片结垢情况~严重结垢叶片在清洗前应取样分析~并记录颜色、形状、厚薄、分布等情况。
(4) 检查叶片表面受冲刷、腐蚀或损伤的情况~严重者应做好样本、测量尺寸或照相备查。
(5)检查喷嘴,静叶,节距的均匀性和上下隔板中分面的严密性~若中分面不严密应进行修复。
(6)对调频叶片进行切向一阶振动频率测量~有明显变化或落入共振区时~应报告电试所~共同分析原因~根据具体情况作出处理。 7, 调节保安系统监测
,1,调节保安系统的基本要求
a 所有保安装置均应完好~并正常投入。
b在正常蒸汽参数和凝汽器真空下~调节系统应能维持汽轮机在额定状态下运行。负荷稳定时~机组负荷不应摆动。负荷变动时调节系统动作平稳。
c 液压调节系统的速度变动率为额定转速的?5%~迟缓率小于0.5%。电调速度变动率为额定转速的5%,3%-6%可调,~迟缓率,包括执行机构,一般小于0.1%。
d 机组甩额定负荷时~调节系统应能维持汽机空转运行~转速不超过危急遮断器或超速保护动作转速。
(2) 相关资料搜集
a 设备资料:制造厂调节保安系统图纸和技术资料。 b安装和检修资料:安装和检修的技术记录,如:间隙、定位长度、弹簧自由长度、平行度、同心度、离心泵轴径晃度及联轴器找中心等,及缺陷处理记录。
c调试和运行资料:如调节系统速度变动率、迟缓率、调节范围~部件静态调整数据、超速试验动作值、汽门严密性试验、汽门关闭时间测定、油循环后油质化验单、与调节保安系统有关的事故情况等。 (3) 静态调整和试验
a 调节系统新安装、大修或改进后进行静态特性试验与调整。另外~根据运行中调节系统异常情况~确定是否需作静态调整试验。 b 试验内容
静止试验:调速器特性、油动机特性、配汽机构特性。 空负荷试验:主要测量调速器特性、同步器调整范围。带负荷试验:测量油动机行程与负荷的关系。
c根据静止试验、空负荷试验和带负荷试验结果~确定下列数据:同步器在高限与中限位置速度变动率与迟缓率,调速器迟缓率与油动机来回偏差值,调节汽阀的重叠度及开启侧的富裕行程,同步器调节范围,调节系统的稳定性及同步器调节的灵活性。
d 自动主汽门关闭时间测定:手动脱扣测量自动主汽门关闭时间~关闭时间应符合制造厂标准:主汽门关闭动作时间小于0.5秒。 (4) 喷油试验
a机组每运行2000小时~应进行喷油试验。
b 试验方法:按照制造厂要求进行。
(5) 超速试验
a超速试验一般在下列情况进行:新安装机组或机组大修以后,调节保安系统经过拆动重新装复后,停机一个月以后再启动。 b每个危急遮断器的超速试验~在同一情况下应作两次~两次动作转速之差不应超过额定转速的0.6%。试验方法及限额标准按制造厂规定进行。危急遮断器动作转速为110-112%额定转速。
c 冷态启动做超速试验~应按制造厂要求带10MW左右负荷~且连续运行4小时后方可进行。
d试验前应先做就地手动脱扣和喷油试验~确定主汽门及调门关闭正常。
e试验应在主蒸汽压力较低情况下进行。
f试验时应严密监视汽轮机转速和各轴承的振动~转速超过规定值~危急遮断器还未动作应立即手动脱扣。
g试验结束应确认正常后复位。
(6)主汽门活动试验
a自动主汽门和调速汽门小行程活动试验应每天进行一次。 b试验负荷及方法按制造厂要求进行。
c试验时应监视下列参数的变化:主蒸汽压力及温度、各轴承金属温度及回油温度、轴向位移及汽机振动、发电机负荷。 d试验时必须现场确认阀门动作正常~无卡涩现象~方可进行试验复归或继续试验。
(7)抽汽逆止门活动试验
a 抽汽逆止门活动试验应每周进行一次。
b 试验时负荷及方法按制造厂要求进行。
(8)汽门严密性试验
a 新投产机组、大修后或汽门改进后应进行汽门严密性试验。
b 试验方法及标准应按制造厂的规定~一般在单独关闭某一汽门,主汽门或调节汽门,~而另一汽门全开时~在额定汽压下~机组转速降至1000r/min以下为合格。
c 试验时蒸汽压力维持在50%额定压力之上。如试验压力低于额定值~转速可按下式换算:
合格转速=试验汽压/额定汽压×1000r/min d试验时应维持凝汽器真空正常~并监视轴向位移与推力瓦温度~避免在临界转速附近常时间停留并监视机组振动~如果异常应立即停机。
(9) 热工和电气保护试验
a 热工和电气保护试验在检修后冷态进行。
b 热工和电气保护试验包括轴向位移大、润滑油压低、低油位、汽机超速、低真空、电气跳机、停炉跳机、电动脱扣等。 c试验可采用实校及热工模拟方法。
d试验时任选几项进行主汽门实关。
e保护定值及投入或解除按规程要求~未按规程投用脱扣保护~必须经电厂总工程师批准方可执行。
(10)油务管理
a汽轮机系统安装及检修工艺及油循环要求~应严格按制造厂及部颁标准进行。
b 汽轮机油质及检验周期和项目应符合汽轮机监督要求。 c汽轮机轴封汽压调节应投入自动。
d 应安装油净化装置~并正常投入运行。
(11)故障诊断和消除
a 当调节保安系统出现重大故障时~电力科学研究院或地方调试所应协同电厂对故障原因进行诊断~根据故障特点及分析讨论结果~选择有关参数,转速、位移、油压,进行测试。根据测试结果~提出处理意见。
b 在故障诊断和消除中~必需确保不损坏设备~如有特殊情况~必需经过电厂总工程师批准方可执行。
第三章 职责分工
1、 监督机构
汽轮机技术监督工作实行三级管理~第一级为厂级~第二级为发电及设备管理部门~第三级为班组。各级专责人按责任要求~一级对一级负责~工作到位~责任到人~做好汽轮机技术监督日常工作。 1, 安技部是汽轮机技术监督的归口管理部门~设汽轮机技术监督专
责工程师~负责汽轮机技术监督管理工作。汽轮机技术监督专责
工程师由厂部任命~同时报上级技术监督部门备案。 2, 各级汽轮机技术监督专责人应具有一定的汽轮机专业素质和组织
工作能力~并应保持任职人员工作岗位的相对稳定。
2、 职能分工
总工程师的职责
1,贯彻执行国家、行业及电力公司的各项规定、规程、制度及有关
技术措施~组织制定汽轮机技术监督管理标准及相关管理制度。
2,建立完善汽轮机技术监督网络~明确网络的各级人员责任。 3,掌握设备的运行、检修、设备缺陷和异常事故情况~出现设备重
大异常或事故时~及时组织分析处理~同时向上级主管部门、
技术监督部门汇报。
4,组织制定并实施汽轮机技术监督年度工作计划和年度反事故措施~
组织解决重大技术问题。
5,检查落实汽轮机技术监督工作~定期参加汽轮机技术监督会议~
协调解决监督工作中出现的问题~建立监督考核制度~检查考
核各级技术监督工作的完成情况。
6,审批汽轮机技术监督规定、技术措施、规程、制度等~并对执行
情况进行检查考核。
7,结合设备状况~有计划地采用和推广成熟、可靠、实用的汽轮机
专业新技术、新方法~提高汽轮机技术监督专业水平。 8,组织开展汽轮机技术监督网络成员的培训工作~提高成员的专业
素质和专业管理水平。
安技部汽轮机技术监督专责职责
1,贯彻执行国家、行业及上级公司下发的有关汽轮机技术监督工作
的规定、规程和标准~根据本单位具体情况~制定实施细则。 2,对管辖的汽轮机设备~从设计、选型、制造、安装、调试、运行、
维护等各环节实行全过程技术监督。
3,制定年度技术监督工作计划~报上级技术监督部门备案~并检查
计划执行情况。
4,对发生的汽轮机异常事件进行调查分析~组织反事故技术措施的
制定并监督实施。
5,组织建立健全汽轮机技术监督档案。
6,分析汽轮机设备健康状况~对存在的问题提出改进意见~制定消
缺计划并监督实施。
7,监督汽轮机设备的定期试验和验收工作。
8,按上级技术监督管理要求及时上报汽轮机技术监督报表及总结。 9,负责组织汽轮机专业技术培训~提高工作人员的专业素质和水平。 10,结合设备状况~有计划地采用和推广成熟、可靠、实用的汽轮机
专业新技术、新方法~提高汽轮机技术监督专业水平。 11,组织或参加重大设备改造、扩建工程的设计审查、设备选型、监
造、安装调试、试生产等各阶段的质量检查和技术监督工作。 12,积极参加上级主管部门和技术监督部门组织的汽轮机技术监督工
作会议~并将会议要求落实到实际监督工作中。
13,接受上级主管部门、技术监督部门和总工程师对汽轮机技术监督
工作的指导和检查。
设备管理部汽轮机技术监督专责人职责
1) 在安技部汽轮机技术监督专责工程师的指导下~组织开展、协调
落实汽轮机技术监督工作~认真贯彻执行上级及有关汽轮机技术
监督的各项规章制度和要求。
2) 做好所管辖的汽轮机设备的维护工作。
3) 完成设备技术监督定期工作~按规定上报汽轮机技术监督工作完
成情况。
4) 根据安技部下达的质检计划~将汽轮机技术监督有关内容纳入检
修计划进行监督。
5) 参加扩建、技术改造工程的设计审查~并对安装、调试、检修进
行全过程技术监督。
6) 积极参加节能技术监督网活动~组织开展节能降耗科技攻关、新
技术推广和人员培训工作。
7) 接受安技部技术监督专责工程师对本部门汽轮机技术监督工作
的指导和检查。
发电部汽轮机技术监督专责人职责
1) 在安技部汽轮机技术监督专责工程师的指导下~组织开展、协调
落实汽轮机技术监督工作~认真贯彻执行上级及有关汽轮机技术
监督的各项规章制度和要求。
2) 做好所管辖汽轮机设备操作、调整及定期试验工作。 3) 完成设备技术监督定期工作~按规定上报汽轮机技术监督工作完
成情况。
4) 积极参加节能技术监督网活动~组织开展节能降耗科技攻关、新
技术推广和人员培训工作。
5) 接受安技部技术监督专责工程师对汽轮机技术监督工作的指导
和检查。
6) 在安技部汽轮机技术监督专责工程师的指导下~按照汽轮机技术
监督要求~对运行机组进行经济分析。
第四章 技术管理
技术管理
1、测试仪器的配置和定期校验
1,测试仪器应按计量要求定期送校。
2,振动测试仪器
,1, 机组应配置在线监测装置~该装置能够指示和记录机组的轴承
振动幅值和相位~并且能够输出振动的交流信号和鉴相信号。 ,2,电厂必需配置一些手提式测振表~如有条件也可配置振动分析
仪器。
,3,加强机组在线振动监测装置的技术管理和维护~保证监测系统
的可靠~以减少日常测试工作量~并使振动数据有较好的可比
性。
3,叶片频率测试仪器
,1,自己大修的电厂及负责大修的检修公司应配置示波器、数字频
率器、传感器,拾振器,或类似型式的测频仪器~大修中进行
切向A0型振动特性测量。
,2, 调节测试仪器
电厂应配置适合监测的测试仪器,如转速表、位移传感器、压力表等,。最好配置采样速度较快的智能转速表。。
2、 台帐和数据库
电厂应当建立每台机组的技术监测台帐。振动监测台帐内容包括
日常监测记录~振动超标及分析处理记录~以及相关资料。叶片监测
台帐内容包括每次检修有关叶片的资料、叶片测频数据等相关资料。
调节监测台帐包括调节保安系统检修和调试报告、定期试验记录、故
障分析及处理记录、设备异常记录等相关资料。
3、 技术监测报告
运行人员在日常监测中~如果发现异常情况~应按现场运行规程
处理~并立即报告上级主管及汽机监测专责人员。
运行部应及时填写有关报表并向技术支持部呈报。振动定期测量
每4小时测一次,叶片频率测定后一周内报告,通流部分损坏情况报
表~发现损坏后报告,调节保安系统试验报告~调节系统检修后报告,
调节系统异常情况报告~发现异常后报告。
汽轮机技术监督月统计表一
单位 填报人 审核 填报日期 机组容量运行小发电量万平均负荷负荷率机组可胶球清洗装置 号 (MW) 时数(h) (kw.h) (MW) (%) 用率
投入率 收球率 (%)
机组主汽压力主汽温再热汽温给水温度高加投真空度 真空严密性凝汽器号 (Mpa) 度(?) (?) (?) 入率(kpa/min) 端差
(%) (?)
机循环水故障次开停机轴承盖振动(um)(xyz三项中最大值)
组温度数 次数
号 (?)
入出事障开停123456789101112
口 口 故 碍 机 机 号 号 号 号 号 号 号 号 号 号 号 号
汽轮机技术监督月统计表二
单位 填报人 审核 填报日期
异常情况、事故、障碍、降出力统计
性质 简题 起止时间
本月指标运行分析及运行情况总结
定期试验情况(主要指机组超速试验、主汽门活动试验、调门活动试验、抽汽逆止门活动试验、低油压试验)
范文四:汽轮机技术监督总结 2
汽轮机监督工作总结
1 设备运行情况
三台机组机侧设备运行良好,截至2011年10月27日,元电没有发生因机侧设备故障而导致的停机事故。
2 定期工作开展情况
以定期试验和定期工作为主,主要内容包括设备定期切换试验、阀门活动试验、油质定期化验分析等制度。同时利用机组检修的机会重点完成了如下工作:
1)#4机组检修期间重点完成了汽轮机检修后的超速试验等试验项目。
2)#4机检修时对汽轮机汽封进行改造,提高了机组的经济性;
3)#4机三台高加、#5、#6低加汽侧安全门校验,都在合格范围内;三台高加水室检查;
4)#4机高中压主汽门调速汽门、低旁检修,保证汽门关闭试验在规定范围;
5)三台机组控制液系统滤网更换;
6)三台机组内漏疏水阀门治理,提高了机组的经济性;
7)密封油系统、主机润滑油系统滤网清扫、滤油;
8)#2机#1高旁减温水阀内漏治理;
9)三台机组蓄能器定期检验。
3 存在主要问题及措施
1)4号机汽门关闭时间没测,需机组等级检修后进行。
2)3号机汽门严密性试验没做,2011年11月机组等级检修后进行。 3)4号机超速试验动作转速偏低,需停机后进行调整。
4)2号机部分瓦温高,最高为10瓦,瓦温为96℃,机组运行期间加强监视,机组等级检修时进行通流改造。
5)3号机7、8瓦瓦温高,分别为90℃、89℃,加强监视7、8瓦的瓦温变化 ,机组等级检修时检查处理。
范文五:汽轮机技术监督题库
来自 GB/T5578-2007固定式发电用汽轮机规范
名词解释:
1. 再热式汽轮机:蒸汽从汽轮机膨胀过程中抽出,再加热(一次或多次)后重新返回的汽 轮机。
2. 凝汽式汽轮机:排汽直接进入凝汽器的汽轮机,其排汽压力一般低于大气压力。
3. 全周进汽:由所有调节阀均匀向第一级近期环区供汽。
4. 新蒸汽参数:主汽阀进口处的蒸汽参数。
5. 最高蒸汽参数:要求汽轮机连续运行的最高蒸汽参数。
6. 超速跳闸整定值:超速保护装置设定的动作转速。
7. 热耗率:单位时间内,外界向循环输入的热量与输出功率之比。
8. 定压运行:运行时新蒸汽压力保持恒定,用改变调节阀开度来改变负荷的运行方式。
9. 滑压运行:运行时调节阀开度不变或基本不变, 用改变新蒸汽压力来改变负荷的运行方 式。
10. 节流调节:所有调节阀同步火接近同步动作, 这是定压运行中全周进汽汽轮机常用的调 节方式。
11. 喷嘴调节:调节阀依次动作,这是定压运行中部分汽轮机常用的调节方式。
12. 役龄:从第一次并网开始,机组经历的总的寿命,以月或年表示。
13. 额定工况:转速和负荷的平均值在有限的随机偏差内保持恒定的工况。
14. 调节系统迟缓率:不会引起调节阀位置改变的稳态转速变化的总量, 以其与额定转速的 百分率来表示。迟缓率是调节系统敏感度的一种衡量,也称为死区。
15. 老化:机组第一次并网以后, 随时间推移而需对试验热效率、 汽耗率或热耗率考虑其老 化的影响,其任何的修正量由供需双方商定,并符合相应的验收标准。
判断:
汽轮机能在排汽缸温度不高于 79℃下长期运行。√
汽轮 机 应 能在 97%-101%的额定转速下持续运行而没有持续时间和出力限制。√ 综合问答题:
1. 汽轮机典型启动分类。
1) 冷态启动:停机超过 72h (金属温度已下降至约为其满负荷温度的 40%一下, 单位℃)
2) 温态启动:停机在 10-72h 之间(金属温度约为其满负荷温度的 40%-80%之间,单 位℃)
3) 热态启动:停机不过 10h (金属温度约为其满负荷温度的 80%以上,单位℃)
4) 极热态启动:机组跳闸后 1h 以内 (金属温度仍保持或接近其满负荷温度, 单位℃) GBT 11348-2011 机械振动在旋转轴上测量评价机器的振动 :
名词解释:
振动量值:是指在两个选定的互相垂直的测量方向上测得的峰 -峰位移的较大值。
GB/T13399-1992 汽轮机安全监视装置技术条件
问答:
大型汽轮机安全监视装置项目有哪些?
大型汽轮机监视项目有转速测量装置、 电超速保护装置、 轴向位移测量和保护装置、 胀 差测量装置、主轴偏心测量装置、轴承座绝对振动测量保护装置、轴振动测量装置、热膨胀 及阀位测量装置、润滑油压过低保护装置、凝汽器低真空保护装置、压差测量保护装置、背 压保护装置、危急遮断电装置。
1. 汽轮机转速测量装置需要测量哪些转速?
零转速测量、盘车转速测量、正常运行和机组超速时的转速测量。
1. 汽轮机数字式转速表量程为 0-9999r/min,模拟表量程为 0-3500r/min。 (√)
2. 电超速保护装置应配有自校试验功能,试验时能自动切出开关量的输出。 (√)
3. 电超速保护装置应配有专用的转速测量传感器,测量通道为双通道,能输出报警和停机开 关量√
4. 轴向位移测量和保护装置检测机组转子在启停和运行中的窜动值。√
5. 胀差测量装置检测汽轮机转子与气缸之间的相对膨胀值。√
6. 主轴偏心测量装置检测汽轮机盘车工况以及正常运行时主轴的弯曲度。×
7. 汽轮发电机启动过程中在通过临界转速时,机组的振动会急剧增加,所以提升转速的速率 越快越好。×
GB/8174 -2008 设备及管道绝热效果的测试与评价
1. 管道表面温度测试方法有几种?
热电偶法、表面温度计法、红外辐射温度计法
红外热像法。
GB/T14541-2005 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则
判断:
1. 汽轮机润滑油系统大多数形式是用主油泵直接将油压出进入润滑系统。 其余组成部分为储 油箱、油冷却器、滤网、油管道和旁路净化装置或过滤设备。√
主油箱油温应维持在较低温度(<>
汽机润滑油在高温条件下, 特别是在燃气轮机中会加速热氧化裂解, 生成各种树脂状物质和 产生难溶的沉积物。应加强运行油的监督,减少局部过热点的存在。√
正常情况下,汽轮机油的补油率每年应小于 10%。√
汽轮机润滑油的颜色发暗应是一种预警信号,必须加强监督。√
当汽轮机润滑油外状出现浑浊或油中含水量超过规定值时, 应立即查明原因, 并应按规定对 油进行脱水处理。√
汽轮机润滑油中不允许有磨损固定颗粒存在, 运行中应定期检查油中的洁净度, 并严格控制 在 NAS1638分级标准等级中的 8级及以下。√
汽轮机润滑油取样应取自冷油器出口。√
日常检查汽轮机润滑油杂质和水分时,应从油箱底部取样。√
汽轮机油的自燃点在 300℃左右。√
名 词解释 :
汽轮机的严重度:汽轮机严重度被定义为油每年丧失的抗氧化能力占原有新油抗氧化能力的 百分率,汽轮机严重度是对汽轮机油运行寿命影响因素的综合评价。
问答:
1. 汽轮机新注入润滑油后的检验项目和要求包括哪些?
油样:经循环 24小时后的油样,并保留 4L 油样。
外观:清洁、透明
颜色:与新油颜色相似
粘度:应与新油结果相一致。
酸值:同新油
水分:无游离水存在
洁净度:≤ NAS7级
破乳化度:同新油要求
泡沫特性:同新油要求
2. 汽轮机润滑油系统需补油时应满足那些要求?
1) 需要补充油时, 应补加与原设备相同牌号及同一添加剂类型的新油。 或曾经使用过的符 合运行油标准的合格油品, 补油前应先进行混合油样的油泥析出试验, 无油泥析出时方 可允许补油。
2) 参与混合的油,混合前其各项质量均应检验合格。
3) 不同牌号的汽轮机油原则上不宜混合使用。 在特殊情况下必须混用时, 应先按实际混合 比例进行混合油样粘度的测定后, 再进行油泥析出试验, 以最终决定是否可以混合使用。 4) 对于进口油或来源不明的汽轮机油, 若需不同牌号的油混合时, 应先将混合前的单个油 样和混合油样分别进行粘度检测, 如粘度均在各自的粘度合格范围之内, 再进行混油试 验。混合油的质量不应低于未混合油中质量最差的一种油,方可混合使用。
5) 试验前, 油样的混合比例应与实际的比例相同; 如果无法确定混合比例时, 则试验时一 般采用 1:1比例进行混油。
6) 矿物汽轮机油与用作润滑、调速的合成液体有本质上的区别,切勿将两者混合使用。 DL/T571-2007 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则
判断:
磷酸酯抗燃油的自燃点比汽轮机油高,一般在 530℃以上。√
汽轮机电液调节系统使用磷酸酯抗燃油, 可以大幅度地降低油泄露而引起火灾的危险性。 √ 磷酸酯抗燃油具有较高的电阻率, 可以减少因电化学腐蚀而引起的伺服阀的不见的损坏, 新 油注入油系统时,应严格控制油的电阻率指标。√
良好的水解安全性对于保持运行中磷酸酯抗燃油的油质稳定非常重啊。√
磷酸酯抗燃油本身对金属材料有腐蚀性。×
磷酸酯抗燃油在空气中不容易受潮。×
磷酸酯抗燃油的分析极性很强, 对非金属材料有较强的溶解和溶胀作用, 所以使用磷酸酯抗 燃油的电液调节系统的橡胶密封材料一般采用氟橡胶。√
由于电液调节系统的油压高, 执行机构部件间隙小, 机械杂质污染会引起伺服阀的部件的磨 损、卡涩,严重时造成伺服阀卡死而被迫停机,故运行中磷酸酯抗燃油
应保持较高的清洁度。√
问答:
1、磷酸酯抗燃油系统运行温度有什么要求?
油系统局部过热或油温过高, 都会加速磷酸酯抗燃油老化。 当系统油温超过正常温度时, 应 查明原因,通知采取措施控制油温,运行油温应控制在 35℃ -55℃。
2、磷酸酯抗燃油检修除保证检修质量外,应注意哪些问题:
1) 不能用含氯量大于或等于 1mg/L的溶剂清洗系统部件。
2) 按照制造厂规定的材料更换密封材料。
3) 检修结束后,应进行油循环冲洗过滤,颗粒污染度指标应符合规定。
3、磷酸酯抗燃油系统需补油时应注意哪些问题?
1) 运行中的电液调节系统需要补加磷酸酯抗燃油时,应补加经检验合格的相同品牌、 相同规格的磷酸酯抗燃油。当运行油的酸值大于或等于 0.15mgKOH/g时,补油前应
进行混油试验,油样的配比与实际实用的比例相同,试验合格方可补加。
2) 当要补加不同品牌的磷酸酯抗燃油时,除进行混油试验外,还应对混合油样进行全 分析试验,混合油样的质量不低于运行油的质量标准。
3) 补油时,应通过抗燃油专用的补油设备补入,确保补入油的颗粒污染度合格。
4) 补油后还应从油系统取样进行颗粒污染度分析,确保油系统颗粒污染度合格。
5) 磷酸酯抗燃油与矿物油有本质区别,不能混合使用。
4、运行中磷酸酯抗燃油的防劣措施?
为了延长磷酸酯抗燃油的使用寿命, 在运行中应对磷酸酯抗燃油进行在线过滤和旁路再生处 理:
1) 系统中精密过滤器的绝对过滤精度应在 3微米以内, 以除去运行中由于磨损等原因产生 的机械杂质,保证运行油的清洁度。
2) 对油系统进行定期检查,如发现精密过滤器差压异常,应及时查明原因、及时更换。
3) 定期检查油箱呼吸器的干燥剂, 如发现干燥剂失效, 应及时更换, 以免空气中水分进入 油中。
4) 在机组启动的同时投入旁路再生装置是防止油质劣化的有效措施, 以便及时除去运行磷 酸酯抗燃油老化产生的酸性物质、油泥、水分等有害物质。
5) 在旁路再生装置投运期间, 应定期从其出口取样测试酸值、 电导率; 如果油的酸值升高 或电阻率降低,说明吸附剂失效,需要更换再生滤芯及吸附剂,一般情况下,半年更换 一次。
DL/T712-2000火力发电厂凝汽器管选材导则:
问答:
1. 凝结水水质的污染指标?
受污染的冷却水, 会引起铜合金的局部腐蚀、 微生物腐蚀或应力腐蚀, 特别是对铝黄铜管及 白铜管的影响更为显著。
水的污染程度,可用水质的下述四个指标来衡量:
a) 硫离子含量 (S2-) ,其测定方法按照 GB/T 14425进行;
b) 氨含量 (NH3),其测定方法按照附录 A2(标准的附录 ) 进行;
c) 溶解氧含量 (O2),其测定方法按照附录 A3(标准的附录 ) 进行;
d) 化学耗氧量 (CODMn),其测定方法按照附录 A4(标准的附录 ) 进行。
当上述指标之一超过规定值时,即认为水体污染,应采取措施,减少其影响。
2. 凝汽器管板选择的基本原则?
应从管板的耐蚀性、 使用年限、 价格及维护费用等方面进行全面的技术经济比较。 同时, 更重要的还应考虑易于与管子胀接或焊接, 应尽量避免与管子发生电偶腐蚀, 或采取有效的 防腐措施,以确保凝汽器整体的严密性。
判断:
1、 冷却水中的溶解固形物、 氯离子和硫酸根离子等含量对凝汽器管材的腐蚀起着重要作用。 √
2、冷却水含较高溶解固形物和氯离子的时间,一年中连续不超过两个月 。 √
3、冷却水的悬浮物和含砂量,是引起凝汽器管冲击腐蚀和沉积物下局部腐蚀的重要因素。 √
DL/T438-2009 火力发电厂金属技术监督教程
1、汽轮机金属技术监督的目的
通过对受监部件的检验和诊断,及时了解并掌握设备金属部件的质量状况,防止机组设计、 制造、 安装中出现的与金属材料相关的问题以及运行中材料老化、 性能下降等因素而引起的
各类事故, 从而减少机组非计划停运次数和时间, 提高设备安全运行的可靠性, 延长设备的 使用寿命。
2、汽轮机金属技术监督的任务?
a )做好受监范围内各种金属部件在制造、安装、检修及老机组更新改造中材料质量、焊接 质量、部件质量监督以及金属试验工作。
b )对受监金属部件的失效进行调查和原因分析,提出处理对策。
c )按照相应的技术标准,采用无损探伤技术对设备的缺陷及缺陷的发展进行检测和评判, 提出相应的技术措施。
d )按照相应的技术标准,检查和掌握受监部件服役过程中表面状态、几何尺寸的变化、金 属组织老化、力学性能劣化,并对材料的损伤状态作出评估,提出相应的技术措施。
e ) 对重要的受监金属部件和超期服役机组进行寿命评估, 对含缺陷的部件进行安全性评估, 为机组的寿命管理和预知性检修提供技术依据。
f )参与焊工培训考核。
g )建立、健全金属技术监督档案,并进行电子文档管理。
3、金属技术监督的实施细则?
a )金属技术监督是火力发电厂技术监督的重要组成部分,是保证火电机组安全运行的重要 措施,应实现在机组设计、制造、安装(包括工厂化配管) 、工程监理、调试、试运行、运 行、停用、检修、技术改造各个环节的全过程技术监督和技术管理工作中。
b )金属技术监督应贯彻“安全第一、预防为主”的方针,实行金属专业监督与其他专 业监督相结合,有关电力设计、安装、工程监理、调试、运行、检修、修造、物资供应和试 验研究等部门应执行本标准。
c )火力发电厂和电力建设公司应设相应的金属技术监督网并设置金属技术监督专责工 程师,监督网成员应有金属监督的技术主管,金属检验、焊接、锅炉、汽轮机、电气专业技 术人员和金属材料供应部门的主管人员; 金属技术监督专责工程师应有从事金属监督的经验。 d )火力发电厂的金属技术监督专责工程师在技术主管领导下进行工作,金属技术监督 专责工程师的职责参见附录 A 。
e )各电力公司可根据本标准制定相应的本企业金属技术监督规程、制度或实施细则, 地方电厂(热电厂)和各行业系统的自备电厂可参照本标准开展金属技术监督工作。
4、 材料的质量验收应遵照的规定。
a )受监的金属材料,应符合相关国家标准和行业标准;进口的金属材料,应符合合同规定 的相关国家的技术法规、标准。
b )受监的钢材、钢管、备品和配件,应按质量保证书进行质量验收。质量保证书中一般应 包括材料牌号、 炉批号、 化学成分、 热加工工艺、 力学性能及必要的金相、 无损探伤结果等。 数据不全的应进行补检,补检的方法、范围、数量应符合相关国家标准或行业标准。
c )重要的金属部件,如汽包、汽水分离器、联箱、汽轮机大轴、叶轮、发电机大轴、护环 等,应有部件质量保证书,质量证明书中的技术指标应符合相关国家标准或行业标准。
d )锅炉部件金属材料的入厂检验按照 JB/T 3375执行。
e )受监金属材料的个别技术指标不满足相应标准的规定或对材料质量发生疑问时,应按相 关标准扩大抽样检验比例。
f )无论复型式试样的金相组织检验,金相照片均应注明分辨率(标尺) 。
5、金属焊接质量的监督包括哪些内容?
1) 凡金属监督范围内的锅炉、 汽轮机承压管道和部件的焊接, 应由具有相应资质的焊工担 任。 对有特殊要求的部件焊接, 焊工应做焊前模拟性练习, 熟悉该部件材料的焊接特性。 2) 凡焊接受监范围内的各种管道和部件, 焊前应按 DL/T868— 2004的规定进行焊接工艺评
定;焊接材料的选择、焊接工艺、焊后热处理、焊接质量检验及质量评定标准等,应按 DL/T 869和 DL/T 819执行。
3) 焊接材料(焊条、焊丝、钨棒、氩气、氧气、乙炔和焊剂)的质量应符合国家标准或相 关标准规定的要求, 焊条、 焊丝等均应有制造厂的质量合格证; 焊材过期, 应重新送检。 4) 焊接材料应设专库储存, 并按有关技术要求进行管理, 保证库房内湿度和温度符合要求, 防止变质锈蚀;焊接材料的保管还应符合相关安全技术规定。
5) 受压组件不合格焊缝的处理原则,应按 DL/T 869执行。
6) 受监范围内部件外观质量检验不合格的焊缝,不允许进行其它项目的检验。
7) 采用代用材料后, 应做好记录, 同时应修改相应图纸并在图纸上注明。 尤其要做好抢修 更换管排时材料变更后的用材及焊缝位置的变化记录。
8) 外委工作中凡属受监范围内的部件和设备的焊接,应遵循如下原则:
a )承担单位应有按照 DL/T868— 2004规定进行的焊接工艺评定,且评定项目能够覆盖 承担的焊接工作范围。
b )承担单位应具有相应的检验试验能力,或与有能力的检验单位签定技术合同,负责 其承担范围的检验工作。
c )承担单位应有符合 6.1要求且考试合格的焊工。
d )委托方应及时对焊接质量和检验技术报告进行监督检查。
e )焊接接头的质量检验程序、检验方法、范围和数量,以及质量验收标准,应按 DL/T 869的规定进行。
f )工程竣工时,承担单位应向委托单位提供完整的技术报告。
6、联箱筒体、焊缝有下列情况时,应予返修或判不合格:
a )母材存在裂纹、夹层或无损探伤的其他超标缺陷。
b )焊缝存在裂纹、未熔合及较严重的气孔、夹渣,咬边、根部内凹等缺陷。
c )筒体和管座的壁厚小于最小需要壁厚。
d )筒体与管座型式、规格、材料牌号不匹配。
7、对联箱筒体和管座的表面质量要求为:
a )筒体表面不允许有裂纹、折叠、重皮、结疤及尖锐划痕等缺陷,筒体焊缝和管座角 焊缝不允许存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣,咬边、根部凸出和内凹等缺陷,管座角焊缝应 圆滑过渡。
b )对上述表面缺陷应完全清除,清除后的实际壁厚不得小于壁厚偏差所允许的最小值 且不应小于按 GB/T 9222— 2008计算的筒体的最小需要壁厚。
c )筒体表面凹陷深度不得超过 1.5mm ,凹缺最大长度不应大于周长的 5%,且不大于 40mm 。
d )环形联箱弯头外观应无裂纹、重皮和损伤,外形尺寸符合设计要求。
8、汽轮机大型金属铸件安装前的检验
大型铸件如汽缸、汽室、主汽门、调速汽门、平衡环、阀门等部件,安装前应进行以下资料 审查 :
a )制造商提供的部件质量证明书有关技术指标应符合现行国家或行业技术标准;对进口部 件,除应符合有关国家的技术标准和合同规定的技术条件外,应有商检合格证明单。汽缸、 汽室、主汽门、阀门等材料及制造有关技术条件参见附录 B 。
b )部件的技术指标包括:
1)部件图纸。
2)材料牌号。
3)坯料制造商。
4)化学成分。
5)坯料的冶炼、铸造和热处理工艺。
6)力学性能:拉伸、硬度、冲击、脆性形貌转变温度 FATT 50或 FATT 20。
7)金相组织。
8)射线或超声波探伤结果。特别注意铸钢件的关键部位,包括铸件的所有浇口、冒 口与铸件的相接处、截面突变处以及焊缝端头的预加工处。
9、汽轮机运行期间的金属检验监督
1、机组每次 A 级检修对受监的大型铸件进行表面检验,有疑问时进行无损探伤,特别要注 意高压汽缸高温区段的内表面、结合面和螺栓孔部位以及主汽门内表面。
2、大型铸件发现表面裂纹后,应进行打磨或打止裂孔,若打磨处的实际壁厚小于壁厚的最 小值, 根据打磨深度由金属监督专责工程师提出是否挖补。 对挖补部位应进行无损探伤和金 相组织、硬度检验。
3、根据部件状况,确定是否对部件进行超声波探伤。
10、火力发电厂金属技术监督专责(或兼职)工程师职责
1 协助总工程师组织贯彻上级有关金属技术监督标准、 规程、 条例和制度, 督促检查金属技 术监督实施情况。
2 组织制定本单位的金属技术监督规章制度和实施细则, 负责编写金属技术监督工作计划和 工作总结。
3 审定机组安装前、安装过程和检修中金属技术监督检验项目。
4 及时向厂有关领导和上级主管(公司)呈报金属监督报表、大修工作总结、事故分析报告 和其他专题报告。
5 参与有关金属技术监督部件的事故调查以及反事故措施的制订。
6 参与机组安装前、安装过程和检修中金属技术监督中出现问题的处理。
7 负责组织金属技术监督工作的实施。
8 组织建立健全金属技术监督档案。
名词解释:
高温联箱:指工作温度大于等于 400℃的联箱。
椭圆度 :弯管或弯头弯曲部分同一圆截面上最大外径与最小外径之差与名义外径之比。 A 级检修:A 级检修是指对发电机组进行全面的解体检查和修理,以保持、恢复或提高设 备性能。国产机组 A 级检修间隔 4年~6年,进口机组 A 级检修间隔 6年~8年。 A 级检修 与机组的传统大修相当。
B 级检修 :B 级检修是指针对机组某些设备存在问题,对机组部分设备进行解体检查和修 理。 B 级检修可根据机组设备状态评估结果, 有针对性地实施部分 A 级检修项目或定期滚动 检修项目。
DLT/711-1999汽轮机调节控制系统试验导则
名词解释:
最大容量:在规定的终端参数下,调节汽阀全部开启,汽轮机能输出的最大功率,也称阀门 全开容量和最大负荷。
瞬时飞升转速:汽轮机在调节系统控制下甩负荷后, 转速的瞬时最大升高值。 若在额定转速 甩去额定负荷时,为额定瞬时飞升转速。
危急超速飞升转速:汽轮机在调节系统失控的条件下甩负荷后,汽轮机转速的最大升高值。 若在顿定转速甩去额定负荷时,为额定危急超速飞升转速。
转速不等率:调节系统给定值不变,机组负荷由零至额定值,对应的转速变化,以额定转速 的百分率表示。
调节系统迟缓率:不会引起调节汽阀位置改变的稳态转速变化的总值, 以倾定转速的百分率 表示。
调节系统稳定性:调节系统通过其控制作用, 来衰减转速或负荷振荡到在可接受范围内的能 力。
问答:
1、什么是提升转速试验?试验注意事项哪些?
1 提升转速试验也称超速试验,其目的是调整、校验危急保安器,设定转速。
2 试验是在汽轮机空负荷状态下进行的。 除被试验的危急保安器外, 其他保护装置均应投人 工作超速跳闸指示装置动作,指示应正确。
3 汽轮机冷态启动,应在带 25%-30%额定负荷连续运行 3-4h 后再进行试验。
4 试验前应手操就地跳闸装置,主汽阀、调节汽阀油动机应能迅速关闭,转速立即下降,确 认工作正常
5 若机组设有不提升转速也可以使危急保安器动作的装置 (充油装置 ) ,可先用此装置进行试 验,当确认危急保安器动作正常后,再进行提升转速试验。
6 用为提升转速而设置的超速试验装置提升转速, 或用同步器升速到 3150r/min后再用超速 试验装置继续提升转速, 直到危急保安器动作。 若转速达到危急保安器动作转速而未动作时, 应立即手动停机。
7 提升转速过程应平稳、缓慢,不要在高转速下停留。升速率不大于每秒 0.2%额定转速。
8 试验过程记录危急保安器动作转速和复位转速。
9 每只危急保安器一般进行两次试验,两次动作转速差不应超过 0.6%额定转速。当机组为 初次投运,应进行三次试验,第三次动作转速与前两次动作转速平均值之差不超过 I%额定 转速。
10 试验过程应严密监视汽轮机转速、轴承振动。超过规定值应立即手动停机。
2 汽阀严密性试验要求及注意事项?
1 为避免汽轮发电机组在突然甩负荷或紧急停机过程中转速的过度飞升, 以及在低转速范围 内能有效地控制转速、高、中压主汽阀和高、中压调节汽阀的严密性必须符合要求
2 试验是在汽轮机空负荷状态下进行的。蒸汽参数和真空应尽量保持额定主(再热 ) 蒸汽压 力最低不得低于额定压力的 50%。 主汽阀或调节汽阀关闭后, 汽轮机转速应能下降至公式的 计算值:
n< (p/p0)="" x1="" 000="" r/m="">
式中 :P—试验条件下的主蒸汽或再热蒸汽压力, MPa;
Po —额定主蒸汽或再热蒸汽压力, MPa;
3 对于中压机组阀门的最大蒸汽泄漏量应不致影响转子降速至静止。对于主蒸汽压力 为 9MPa 或以上的机组,其阀门最大蒸汽泄漏量不致影响转子降速至 1000r/min以下。 4 要求每类阀门分别单独试验。在额定转速下调节汽阀 (或主汽阀 ) 处于全开状态,迅速关闭 主汽阀 (或调节汽阀 ) ,记录降速过程时间和最低稳定转速。
5 汽阀严密性试验也可以按制造厂提供的方法和标准进行。
6 试验过程中应注意汽轮机胀差、轴向位移、机组振动和缸温变化。
7 试验过程中应注意保持锅炉汽压、汽温、汽包水位。
3. 调节系统静态特性试验中的静止试验的试验目的和条件
调节系统静止试验也称静态调整试验。测取调节部套静态相关特性 ,初步确定调节系统
静态特性,为机组创造安全、可靠的启动条件。试验条件:汽轮机在静止状态下,调节系统 安装、调整完毕。油压、油温近于正常运行工况,油质合格。
4、调节系统静态特性试验中的带负荷试验目的以及实验条件?
目的:通过试验获取调节系统在有蒸汽作用下的特性 :
配汽机构特性、调节汽阀重叠度特性、调节汽阀提升力特性、调节汽阀油动机迟缓率、负荷 稳定性。
试验条件:
1、汽轮机在额定参数下稳定运行,主蒸汽压力偏差不超过额定值的土 1%,主蒸汽
温度偏差不超过士 5℃。大于允许偏差时应进行修正 c
2、给水回热系统正常投入运行。
3、电网频率尽可能保持稳定。
5、调节系统动态特性试验的方法分为哪两种?
常规法(甩电负荷)甩负荷试验和测功法(甩汽负荷)甩负荷试验。
6、常规法 (甩电负荷 ) 甩负荷试验的目的和试验范围?
1、考核调节系统动态特性 c
2、首台新型机组或调节系统改造后的机组,必须采用常规法甩负荷试验
3、适用于汽轮机调节系统的考核试验,也可以用于新投产机组汽轮机调节系统的验 收试验。
7、常规法 (甩电负荷 ) 甩负荷试验的试验条件?
1 主要设备无重大缺陷,操作机构灵活,主要监视仪表准确。
2 调节系统静态特性符合要求。
3 保安系统动作可靠,危急保安器提升转速试验合格,手动停机装置动作正常。
4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格,油动机关闭时间符合要求。
5 抽汽逆止阀联锁动作正常,关闭严密。
6 高压启动油泵、交直流润滑油泵联锁动作正常,高压加热器保护动作正常。
7油系统油质合格。
8 利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组,其备用汽源应能自动投人,
9 汽轮机旁路系统应处于热备用状态。
10 锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。
11 主要监视仪表准确,热工控制系统工作正常,热工、电气保护接线正确、动作可靠,并 能满足试验的要求。
12 厂用电源可靠。
13 发电机主开关和励磁开关跳合正常。
14 电网周波保持在 50Hz ±0.1Hz 以内,并留有备用容量。
15 试验用仪器、仪表校验合格,并已接人测量系统。
16 试验领导组织机构成立,明确职责分工。
17 已取得电网调度的同意。
8、 常规法 (甩电负荷 ) 甩负荷试验的试验方法
1 试验准备工作就绪后, 由试验负责人下达试验开始命令, 由运行值班人员进行甩负荷的各 项操作
2 断开发电机主开关, 机组与电网解列甩去全部负荷, 记录有关数据, 测取汽轮机调节系统 动态特性
3 凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验,一般按甩 50%和 100%额定负荷两级进行。当甩额定负 荷后,转速超调量大于或等于 5%时,则应中断试验,不再进行甩 100%额定负荷试验 4 可调整抽汽式汽轮机, 首先按凝汽工况进行甩负荷试验, 合格后再投入可调整抽汽, 按最 大抽汽流量进行甩负荷试验。
5 试验应在额定参数、 回热系统全部投人等正常系统、 运行方式和运行操作下进行。 不得采 用发电机甩负荷的同时,锅炉熄火停炉、汽轮机停机等运行操作方式。
6 根据机组的具体情况, 必要时在甩负荷试验之前, 对设备的运行方式和运行参数控制方法 等,可以作适当的操作和调整
7 试验过程中应设专人监视转速的变化,注意锅炉汽温、汽压和水位的变化。
8 机组甩负荷以后,在调节系统动态过程尚未终止之前,不可操作同步器 (具有同步器自动 返回功能的电液调节系统除外 ) 。
9甩负荷试验过程结束、测试和检查工作完毕后,应尽快并网接带负荷。
1、测功法〔甩汽负荷 ) 甩负荷试验的目的和适用范围?
1 侧取汽轮发电机组甩负荷后有功功率变化过渡过程曲线,计算瞬时最高转速。
2 用于新投产机组的验收试验,机组大、小修前后的校核试验。
3 用于危急超速最高转速的测定。
2、测功法〔甩汽负荷 ) 甩负荷试验的试验条件
1 已取得该型机组转子实测转动惯量,或制造厂提供了该试验机组设计转动惯量。
2 调节系统静态特性符合要求。
3 保安系统动作可靠,危急保安器提升转速试验合格,手动停机装置动作正常
4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格,油动机关闭时间符合要求,油系统油质合格。
5 抽汽逆止阀联锁动作正常,关闭严密。
6 高压启动油泵、交直流润滑油泵联锁动作正常,高压加热器保护动作正常。
7 锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。
8 主要监视仪表准确,热工控制系统工作正常,热工、电气保护接线正确、动作可靠,并能 满足试验的要求。
9 机组在带负荷不与电网解列的条件下, 对确保关闭调节汽阀、 抽汽逆止阀所采取的措施已 完成。
10 调节汽阀油动机关闭操作方式、试验起始指令等,应尽量与甩负荷工况相一致。
11 其他辅助设备运行正常,不存在影响甩负荷试验的隐患。
12 厂用电源可靠。
13 发电机主开关和励磁开关跳合正常。
14 电网周波保持在 50Hz ±0.1Hz 以内,并留有备用容量。
15 试验用仪器、仪表校验合格,并已接入测量系统。
16 试验领导组织机构成立,明确了职责分工。
17 已取得电网调度的同意。
测功法〔甩汽负荷 ) 甩负荷试验的试验方法
1 直接进行甩 100%额定负荷试验。
2 机组在额定参数、回热系统全部投入正常方式下运行。
3 在机组不与电网解列的情况下,迅速关闭高、中压调节汽阀、抽汽逆止阀,切断
向汽轮机供汽。
8.2.3.4
8.2.3.5
待确认调节汽阀完全关闭后,速将同步器 (功率给定装置 ) 置于零位。
锅炉迅速降低负荷。
5.2.3.6 当确认发电机负荷到零并出现逆功率时, 45一 65后手动打闸或逆功率保护动作关 闭主汽阀,联跳 (或手操 ) 发电机主开关,机组与电网解列。拆除临时措施,按有关运行规 程要求恢复正常运行或停机。
8.2.3. , 若调节汽阀油动机未能完全关闭,或已关闭但发电机有功功率不能降到零时,禁 止发电机与电网解列,以防超速
8.2.3.8 试验过程中的其他操作及安全注意事项,均应按有关运行规程中的要求执行。
DL/T801-2010 大型发电机内冷却水质及系统技术要求
问答:
内冷水系统设计及安装的具体要求?
1 新投运的机组 , 宜采用下列配置 ; 已投运的机组 , 宜在大修和技改中逐步实施、完善。
2 内冷水系统宜采用水箱充气的全密闭式系统 , 推荐充以微正压的纯净氮气。
3 内冷水系统的进水端应设置有 5um~10um的滤网。
4 内冷水系统应设置旁路小混床或其他有效的处理装置 , 按水质指标要求进行运行中的具体 调控。系统设计或混床结构应能严格防止树脂在任何运行工况下进入发电机。
5 定子、转子的内冷却水应有进出水压力、流量、温度测量装置 ; 定子还应有直接测量进、 出发电机水压差的测量装置。
6 内冷水系统应设置完整的反冲洗回路。
7 内冷水系统应有电导率、 pH 值的在线测量装置 , 并传送至集控室显示。
8内冷水系统的管道法兰和所有接合回的防渗漏垫片 , 不得使用石棉纸板及抗老化性能差 (如 普通耐油橡胶等 ) 、 易被水流冲蚀或影响水质的密封垫材料 , 并应采用加工成型的成品密封垫。 9冷却内水系统在发电机绕组的进出口处 , 设置进、出水压力表和进、出水压差表 :在发电机 出水端管段的适当位置,设置 PH 值、电导率、含铜量等化学就地取样点。
10 机外配管及系统在安装过程中应严格满足设计要求和发电机安装说明书的配置规定。
内冷水系统需要清洗的判断依据?
发电机的内冷却水系统出现下列情况之一 , 电厂经综合分析确认是因结垢所致 , 并经过反冲洗 等一般处理措施后无明显效果时,应由化学清洗的专业队伍对内冷水系统组织化学清洗:
a) 定子槽部中段线棒层间温度的差值呈上升趋势 , 并达到或超过 8K:
b) 定子线棒出水接头间的温差达到或超过 8K;
c) 在相同条件下 , 定子、转子进、出水压力差比正常值高出 10%;
d) 在相同条件下 , 内冷却水流量明显下降 ;
e) 内冷却水箱的内壁及监视窗上有明显可见的黑褐色粉末附着物 ;
f )定子绕组温度呈上升趋势 , 并达到 90℃ ;
g) 出水温度呈上升趋势并达到 80℃。
判断:
内冷水系统在相同流量下 , 内冷却水进、 出发电机压差查的变化比档案基础数据大于等于 10%时,应进行检查、综合分析 , 并考虑反冲洗处理。√
发电机在运行过程中 , 应定期测量内冷却水的电导率和 pH 值 , 在线测量含铜量、溶氧量。×定子线棒出水温度高于 80C °时 , 应立即停机处理。×
定子线棒单路出水接头间温差达 8K 时 , 应及时分析并安排反冲洗等处理措施。反冲洗无效 时 , 或出水接头间温差达 12K 时 , 应立即停机处理。√
机组启动前内冷水系统应使用除盐水作运行流向的水冲洗 , 直至排水清澈 , 电导率指标达到要 求。√
发电机停机后 , 内冷却水系统应立即停止运行。×
内冷水系统冲洗时冲洗的流量、流速应大于正常运行下的流量、流速√
DL / T838— 2003发电企业设备检修导则
名词解释:
C 级检修
C 级检修是指根据设备的磨损、老化规律,有重点地对机组进行检查、评估、修理、清 扫。 C 级检修可进行少量零件的更换、设备的消缺、调整、预防性试验等作业以及实施部分 A 级检修项目或定期滚动检修项目。
D 级检修
D 级检修是指当机组总体运行状况良好,而对主要设备的附属系统和设备进行消缺。 D 级检修除进行附属系统和设备的消缺外, 还可根据设备状态的评估结果, 安排部分 C 级检修 项目。
定期检修
定期检修是一种以时间为基础的预防性检修, 根据设备磨损和老化的统计规律, 事先确 定检修等级、检修间隔、检修项目、需用备件及材料等检修方式。
状态检修
状态检修是指根据状态监测和诊断技术提供的设备状态信息, 评估设备的状况, 在故障 发生前进行检修的方式。
改进性检修
改进性检修是指对设备先天性缺陷或频发故障, 按照当前设备技术水平和发展趋势进行 改造, 从根本上消除设备缺陷, 以提高设备的技术性能和可用率, 并结合检修过程实施的检 修方式。
故障检修
故障检修是指设备在发生故障或其他失效时进行的非计划检修。
机组检修的基本原则
1. 发电企业应按照政府规定的技术监督法规、 制造厂提供的设计文件、 同类型机组的检修经 验以及设备状态评估结果等,合理安排设备检修。
2. 设备检修应贯彻“安全第一”的方针,杜绝各类违章,确保人身和设备安全。
3. 检修质量管理应贯彻 GB/T19001质量管理标准,实行全过程管理,推行标准化作业。
4. 设备检修应实行预算管理、成本控制。
5. 发电机组检修应在定期检修的基础上, 逐步扩大状态检修的比例, 最终形成一套融定期检 修、状态检修、改进性检修和故障检修为一体的优化检修模式。
机组检修管理的基本要求
1. 发电企业应在规定的期限内, 完成既定的全部检修作业, 达到质量目标和标准, 保证机组 安全、稳定、经济运行以及建筑物和构筑物的完整牢固。
2. 发电设备检修应采用 PDCA (P —计划、 D —实施、 C —检查、 A —总结)循环的方法,从检 修准备开始,制订各项计划和具体措施,做好施工、验收和修后评估工作。
3. 发电企业应按 GB/T19001质量管理标准的要求,建立质量管理体系和组织机构,编制质量 管理手册,完善程序文件,推行工序管理。
发电企业应制定检修过程中的环境保护和劳动保护措施, 合理处置各类废弃物, 改善作业环 境和劳动条件,文明施工,清洁生产。
5. 设备检修人员应熟悉系统和设备的构造、性能和原理,熟悉设备的检修工艺、工序、调试 方法和质量标准,熟悉安全工作规程;能掌握钳工、电工技能,能掌握与本专业密切相关的 其他技能,能看懂图纸并绘制简单的零部件图和电气原理图。
6. 检修施工宜采用先进工艺和新技术、新方法,推广应用新材料、新工具,提高工作效率, 缩短检修工期。
7. 发电企业宜建立设备状态监测和诊断组织机构 , 对机组可靠性、 安全性影响大的关键设备实 施状态检修。
8. 发电企业宜应用先进的计算机检修管理系统,实现检修管理现代化。
黑色金属加工面的锈蚀分哪几个级 :
1 微锈 :金属光泽消失,呈现灰暗迹象。
2 轻锈 : 表面呈现黄色、淡红色或呈粉末状锈迹,去锈后表面光滑。
3 中锈 :表面有红褐色或淡褐色的堆状粉末,去锈后表面粗糙。
4 重锈 : 表面呈黑色片状锈层或凸起锈斑,去锈后呈现麻坑。
铜表面的锈蚀,分哪两个等级 :
1迹 锈 :表面有凸起的水纹黑锈或淡绿色的锈迹,去锈后表面平滑。
2绿 锈 :表面有斑点或层状的深绿色凸起锈末,擦去后呈现麻坑。
铝 、锌表面的锈蚀,分哪三个等级 :
1) 轻白锈 :表面有一层白色细粉末,擦去后呈暗灰色锈印。
2) 中白锈 : 有斑点或水纹白锈,擦去后仍留白色锈迹,表面稍粗糙。
3) 重白锈 :有凸起白色锈蚀,擦去后呈现麻坑。
设备金属表面的除锈处理基本要求
1 设备金属表面展现有锈蚀时,应详细记录锈蚀的部位、面积、形状、深度、色泽和等级, 并及时进行除锈和防锈蚀处理。
2 各种设备的金属表面在维护保管期间需要涂覆或换涂防锈油脂、 硬膜防锈油、 油漆等防锈 层时,必须先清除旧的防锈层,然后进行换涂。
3 在除锈、防锈蚀处理中,应记录、恢复设备上原来的各种标记 (尤其是行程、开度、中心 线等 ) 。
4 清除加工面旧防锈油脂或一定厚度的硬膜防锈油时, 宜先用非金属刮具粗除后, 再用有机 溶剂彻底清除, 并用精棉纱或人造海绵擦净, 以免损害加工精度。 当使用汽油清洗时, 应用 非乙基汽油 (又名无铅汽油 ) ,以防中毒,并注意通风、防火、防爆。
5加工面的除锈,应根据加工表面的光洁度,选用不同种类的砂布、油石或研磨膏。在除锈 过程中,应进行技术测量,并应注意不得损害原加工精度和配合公差。
加工面除锈应彻底,除锈后应呈现金属光泽。锈蚀凹坑内的红黄锈,均应除净 ; 容许坑 内有黑斑,
但应做好记录。
6 非加工面的除锈, 根据要涂覆防锈层的不同要求, 可采用喷砂 , 砂轮、 钢丝刷或砂布打磨, 但受压管件不宜采用喷砂除锈。 除锈后所有孔洞、 转角及凹坑内的金属锈皮、 泥土及油污等 应全部除净,直至露出金属表面为止。
DL / T 863一 2004汽轮机启动调试导则
汽轮机启动调试组织的要求?
a) 机组启动调试前,由启动验收委员会批准下设试运指挥部,试运指挥部代表启动验收委 员会主持整套启动试运的常务指挥工作。
b) 机组启动调试工作应由试运指挥部全面协调,汽轮机调试具体项目应由汽轮机调试专业 组负责实施 。
c) 汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程技 术人员组成 。机组整套启动试运阶段,其组长应由主体调试单位担任。
汽轮机启动调试工作程序?
a) 收集 、熟悉、掌握汽轮机设各、系统的详细资料。
b) 负责编制工程 “调试大纲”中规定的汽轮机部分的 “调试措施 (方案 ) ” ,明确汽轮机调 试项目、 调试步骤 、试验的方案及工作职责,并制定相应的调试工作计划与质量、职业健 康安全和环境管理措施 。
c) 向参与调试的单位进行 “调试措施”技术交底。
d) 做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。
e) 进行分系统调试与汽轮机整套启动调试,并完成全过程的调试记录。
f 按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求 对调试项 目的各项质量指标进行检查验收 与评定签证,经验收合格后移交试生产。
g) 汽轮机启动调试工作完成后,调试单位应编写“调试技术总结报告” 。
闭式冷却水系统启动调试项目及调试要求
1. DCS(或 PLC) 操作控制功能实现及连锁保护投用。
2. 闭式冷却水泵试运转及系统试运调整 :
1) 稳压水箱排放冲洗至水质澄清。
2) 闭式冷却水泵试运转及采取临时措施进行系统母管和冷却器循环冲洗。系统母管和冷却 器循环冲洗 2h 后 ,停泵放水 (泵必须断电 ) 。重复循环冲洗至水质清洁、无杂物。
3) 系统中各附属机械设各的冷却水在投用前应进行管道排放冲洗。
4) 停机 (应急 ) 冷却水泵启动调试。
5) 系统投运调整 (冷却器投运,各附属机械及设备的冷却水投用,稳压水箱自动补水等 ) 。
6) 闭式冷却水泵连锁保护动态校验。
c) 完成调试记录及调试质量验收评定签证。
凝结水泵及凝结水系统
1 DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。
2凝结水泵试运转及系统试运调整 :
1) 凝结水输送泵试运转 (再循环运行方式 ) 。
2) 凝结水输送系统试运及系统冲洗,达到系统水质清洁、无杂物。
3) 凝结水泵试运转 (再循环运行方式 ) ,泵连续试运转时间为 Sho
4) 凝结水系统试运及系统冲洗,达到系统水质清洁、无杂物。
5) 应完成的自动调整 :除氧器水位自动控制动态调整 :凝结水泵最小流量调整 ; 凝汽器水位 调整 ; 凝结水精处理装置旁路阀调整 ; 凝结水箱自动补水调节装置调整。
6) 电气连锁保护调试。
7) 完成调试记录及调试质量验收评定签证。
汽轮机调节保安系统及控制油系统调试内容
1DEH 操作控制功能实现及连锁保护投用。
2安全油系统调整。
3控制油 (调节油 ) 系统调试 :
1) 油泵出口溢流阀调整。
2) 高压蓄能器调整。
3) 低压蓄能器调整。
4) 连锁保护调整 :油箱油位保护,控制油 (调节油 ) 油泵启动条件、跳泵条件调整。 4高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。
5高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。
6调节保安系统静态调整。
7完成调试记录及调试质量检验评定签证。
DL / T 892一 2004电站汽轮机技术条件
名词解释:
汽耗率
主蒸汽流量与输出功率之比。
汽轮发电机组保护系统
为汽轮发电机组提供保护,以防由其自身或输送电系统故障的综合系统。
判断:
如果超速跳闸的正常设定值为额定转速的 110%,则超速试验不应超过额定转速的 120%.√
问答:
汽轮机对主蒸汽温度和再热蒸汽温度的要求?
额定蒸汽温度不超过 566℃。
在任何 12个月的运行期间, 汽轮机任一进口的平均温度不应超过其额定温度。 为保持此平均 值, 进口温度通常不应超出额定温度 8℃, 若在异常情况下超出额定温度 8℃时, 瞬时温度的 值可在超过额定温度 80-14℃之间变化,但在此二极限之间的总运行小时在任一 12个月的运 行期中不得超过 400h 。
在超过额定温度 14 ℃ -28℃极限值之间作 15min 或以下的短暂波动运行也是许可的,但在此 二极限值之间的总运行小时在任一 12个月的运行期中不超过 80h ,温度决不应超过额定温度 280℃。
如果通过二根或二根以上平行管道向汽轮机任一端点供汽, 其中任何一根管子的蒸汽温度与 另外任意一根的差异不宜超过 170℃,只要是温度波动的时间在任一 4h 期间不超过 15min , 其温差不超过 280℃应是许可的,但最高温度的一根管道的蒸汽温度不应超过上一段中给出 的极限值。
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