1、NEPRI編 號：TLSFTSFAQJ16密 級： 通遼盛發(fā)熱電有限責任公司新建工程2135MW供熱機組汽輪發(fā)電機組甩負荷試驗方案（討論版）編寫單位：遼寧東科電力有限公司編寫日期： 2007年4月10日通遼盛發(fā)熱電有限責任公司新建工程2135MW供熱機組汽輪發(fā)電機組甩負荷試驗方案（審批頁）方案編寫人： 藍 澄 宇 審 核： 批 準： 編寫單位：遼寧東科電力有限公司編寫日期：2007年4月10日通遼盛發(fā)熱電有限責任公司新建工程2135MW供熱機組汽輪發(fā)電機組甩負荷試驗方案（審批頁）批 準：日 期審 核：日 期監(jiān)理單位北京中達聯監(jiān)理公司通遼項目部通遼盛發(fā)熱電有限責任公司新建工程2135MW供熱機組

2、汽輪發(fā)電機組甩負荷試驗方案（審批頁）批 準：日 期審 核：日 期審核單位通遼盛發(fā)熱電有限責任公司 目 錄1 編制依據32 設備系統(tǒng)概述33 試驗目的及試驗計劃84 試驗前應具備的條件85 甩負荷試驗前的準備工作96 甩負荷試驗主要操作程序108 主要測試項目及試驗記錄149 試驗安全措施1610 甩負荷試驗的組織與分工171 編制依據1.1 火力發(fā)電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規(guī)程（1996年版）電力部電建1996159號1.2 火電工程啟動調試工作規(guī)定電力部建設協(xié)調司建質199640號1.3 火電工程調整試運質量檢驗及評定標準電力部建設協(xié)調司建質1996111號1.4 電力建設施工及驗收技術

3、規(guī)范（汽輪機機組篇）DL 5011-921.5 火電機組達標投產考核標準（2001年版）國電電源2001218號1.6 火電機組達標投產動態(tài)考核辦法（2001年版）國家電力公司1.7 電力建設安全工作規(guī)程（火力發(fā)電廠部分）DL 5009.1-92能源部能源基1992129號1.8 東北電力科學研究院質量管理標準1.9 通遼盛發(fā)熱電有限責任公司新建工程啟動調試合同1.10汽輪機甩負荷試驗導則電力部建設協(xié)調司建質199640號2 設備系統(tǒng)概述通遼盛發(fā)熱電有限責任公司新建工程包括兩臺440th燃煤超高壓流化床鍋爐，配套兩臺135MW供熱式中間再熱雙抽汽輪發(fā)電機組、熱網首站以及相關設施、系統(tǒng)。電廠以供

4、熱為主，供電為輔，熱電聯產。發(fā)電機為哈爾濱發(fā)電機廠生產的空冷發(fā)電機。汽輪機型號為CC135-13.24/0.98/0.25型超高壓、一次中間再熱、雙缸、雙排汽、單軸、雙抽、凝汽式汽輪機。汽輪機旁路系統(tǒng)為高、低兩級串聯旁路系統(tǒng)，旁路容量為鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量的30。每臺機組的汽輪機回熱抽汽系統(tǒng)具有七段非調整抽汽，分別供給四臺低壓加熱器、一臺高壓除氧器和二臺高壓加熱器。高壓給水系統(tǒng)采用單元制系統(tǒng)，每臺機組共裝設二臺各為100容量的電動調速給水泵，正常工況一臺運行，一臺備用。凝結水系統(tǒng)裝設三臺凝結水泵，純凝工況時兩臺運行一臺備用。全廠設置一個高壓輔助蒸汽聯箱及一個低壓輔助蒸汽聯箱。在汽輪機正常運行時，

5、由汽輪機工業(yè)抽汽作為高壓輔助蒸汽，供軸封、高壓除氧器用汽等；采暖抽汽作為低壓輔助蒸汽汽源，供生水加熱器、暖風器和熱網補水除氧器、加熱器用汽；高壓輔助蒸汽聯箱可為低壓輔助蒸汽聯箱提供汽源。輔助設備的冷卻、熱交換器是以循環(huán)水或軟化水做為冷卻介質。抽真空系統(tǒng)設計有兩臺各為100容量的真空泵。機組還設有汽機潤滑油、頂軸盤車系統(tǒng)，發(fā)電機空氣冷卻系統(tǒng)，汽機高壓抗燃油(EH油)系統(tǒng)等。汽機主機采用數字電液調節(jié)(DEH)控制系統(tǒng)，電子設備采用了日立北京控制有限公司的HIACS-5000M系統(tǒng)，液壓系統(tǒng)采用了哈爾濱汽輪機控制工程有限公司成套的高壓抗燃油EH裝置。機組熱控采用北京國電智深控制技術有限公司的EDPF

6、-NT分散控制系統(tǒng)(DCS)。 汽機保安系統(tǒng)除設有機械式超速保安器和電子式超速保安裝置外，還配有危急跳閘系統(tǒng)(ETS)。汽機安全監(jiān)視裝置(TSI)采用由Philips公司生產的MMS6000監(jiān)控系統(tǒng)，在超出運行危險值的情況下發(fā)出報警信號和使機組跳閘。汽輪機技術規(guī)范：項 目數 值型 式：超高壓、中間再熱、雙缸、雙排汽、雙軸、凝汽式型 號：CC100N135-13.240.980.25型額定功率：（抽汽冷凝）100135 MW額定轉速3000 rmin轉 向從機頭向發(fā)電機方向看順時針額定進汽量（抽汽冷凝）440410.13 th最大進汽量440 th最大功率142.9 MW新汽壓力13.24 MP

7、a（a）新汽溫度535 再熱蒸汽量（抽汽冷凝）384.35358.8 th再熱蒸汽壓力（抽汽冷凝）3.6323.357 MPa再熱蒸汽溫度535 額定工業(yè)抽汽量120 th額定工業(yè)抽汽壓力0.981 MPa（a）額定工業(yè)抽汽溫度353 最大工業(yè)抽汽量180 th額定采暖抽汽量100 th額定采暖抽汽壓力0.25 MPa（a）額定采暖抽汽溫度224.3 最大采暖抽汽量220 th排汽壓力（抽汽凝汽）2.94.9 kpa額定給水溫度（抽汽凝汽）250245.5 冷卻水溫度（額定最高）20/33 加熱器數2GJ+1CY+4DJ級數1C+5P+9+1+26P（=28級）最終給水溫度（抽汽/冷凝)249

8、.7 / 245.5 汽耗（抽汽凝汽）4.4163.038 kgkw.h熱耗（抽汽凝汽）5684.18244.2 kJkw.h鍋爐是由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司采用引進的Alstom公司的循環(huán)流化床鍋爐技術進行技術設計，并完全按照引進技術所確定的原則進行施工設計和制造的HG-440/13.7-L.HM28型循環(huán)流化床鍋爐。鍋爐主要由爐膛、高溫絕熱分離器、自平衡“U”形回料閥和尾部對流煙道組成。燃燒室蒸發(fā)受熱面采用膜式水冷壁，水循環(huán)采用單汽包、自然循環(huán)、單段蒸發(fā)系統(tǒng)。采用水冷布風板，大直徑鐘罩式風帽，具有布風均勻、防堵塞、防結焦和便于維修等優(yōu)點。燃燒室內布置雙面水冷壁來增加蒸發(fā)受熱面。燃燒室內布置

9、屏式級過熱器和屏式熱段再熱器，以提高整個過熱器系統(tǒng)和再熱器系統(tǒng)的輻射傳熱特性，使鍋爐過熱汽溫和再熱汽溫具有良好的調節(jié)特性。鍋爐采用2個內徑為8.08米的高溫絕熱分離器，布置在燃燒室與尾部對流煙道之間，外殼由鋼板制造，內襯絕熱材料及耐磨耐火材料,分離器上部為圓筒形，下部為錐形。防磨絕熱材料采用拉鉤、抓釘、支架固定。高溫絕熱分離器回料腿下布置一個非機械型回料閥，回料為自平衡式，流化密封風用高壓風機單獨供給。回料閥外殼由鋼板制成，內襯絕熱材料和耐磨耐火材料。耐磨材料和保溫材料采用拉鉤、抓釘和支架固定。以上三部分構成了循環(huán)流化床鍋爐的核心部分物料熱循環(huán)回路，煤與石灰石在燃燒室內完成燃燒及脫硫反應。經過

10、分離器凈化過的煙氣進入尾部煙道。尾部對流煙道中布置級、級過熱器、冷段再熱器、省煤器、空氣預熱器。過熱蒸汽溫度由在過熱器之間布置的兩級噴水減溫器調節(jié)，減溫噴水來自于給水泵出口，高加前。冷段再熱器和熱段再熱器中間布置有一級噴水減溫器，減溫水來自于給水泵中間抽頭。級、級過熱器、冷段再熱器，煙道采用的包墻過熱器為膜式壁結構，省煤器、空氣預熱器煙道采用護板結構。為防止因爐內爆炸引起水冷壁和爐墻的破壞，燃燒室與尾部煙道包墻均采用水平繞帶式剛性梁來防止內外壓差作用造成的變形。鍋爐設有膨脹中心，各部分煙氣、物料的連接煙道之間設置性能優(yōu)異的非金屬膨脹節(jié)，解決由熱位移引起的密封問題，各受熱面穿墻部位均采用國外成熟

11、的密封技術設計，確保鍋爐的密閉性。鍋爐鋼構架采用高強螺栓連接，按7度地震裂度設計。鍋爐采用支吊結合的固定方式，除分離器筒體和空氣予熱器為支撐結構外，其余均為懸吊結構。鍋爐技術參數：項 目單位設計參數過熱蒸汽最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）t/h440過熱蒸汽出口汽壓MPa13.7過熱蒸汽出口溫度540再熱蒸汽流量t/h388.3再熱蒸汽進口壓力MPa3.82再熱蒸汽出口壓力MPa3.62再熱蒸汽進口溫度368.2再熱蒸汽出口溫度540給水溫度249.4鍋爐效率89.3排煙溫度142鍋爐的啟動燃燒器設計總點火容量為28BMCR，設有2支床下啟動燃燒器和4支床上啟動燃燒器；2支床下啟動燃燒器的總啟動負荷

12、為8BMCR ，4支床上啟動燃燒器的總啟動負荷為20BMCR。床下啟動燃燒器布置在水冷風箱的下部，用四只非金屬補償器與水冷風箱相連接，冷、熱態(tài)的脹差由非金屬補償器吸收。4支床上啟動燃燒器分別置于兩側水冷壁上、距離布風板約3m高處、每側墻上各2支床上啟動燃燒器，床上啟動燃燒器與水冷壁為固定連接，隨著水冷壁的脹、縮而移動。本工程所用的啟動燃料為0#輕柴油，每支床下油槍出力為1250kg/h，每支床上油槍出力為1550kg/h，床上、床下油槍的霧化方式均為簡單機械霧化式，床上、床下油槍和對應的點火器的伸縮執(zhí)行機構為氣動式。鍋爐安裝有8臺安全門，其中汽包安裝兩臺，過熱器出口集箱兩臺，再熱器冷段三臺、再

13、熱器熱段一臺。鍋爐輸煤系統(tǒng)：原煤經皮帶送入碎煤機室，在碎煤機室經過兩級破碎后，粒度合格的原煤進入爐前煤斗。鍋爐給煤系統(tǒng)：鍋爐采用四點給煤，最后一級給煤機帶兩個給煤點的方式運行, 第一級稱重給煤機接受原煤倉落煤，經過第二級皮帶給煤機的落煤后進入第三級埋刮板給煤機至位于爐膛后部的回料閥的回料管線上的兩個給煤口， 再與循環(huán)物料混合后送入燃燒室內燃燒。每臺鍋爐兩路給煤，每路按100容量設計。煤種特性參數：煤 種單位設計煤種校核煤種備注收到基碳分Car36.0232.45設計煤種為煙煤；最大準許粒徑10mmd501.5mmd 200m不大于10%收到基氫分Har2.362.37收到基氧分Oar9.671

14、0.54收到基氮分Nar0.580.5收到基硫分St.ar0.320.32收到基灰分Aar19.0522.32收到基水分Mt3231.5揮發(fā)分 Vdaf49.4649.03低位發(fā)熱量Qnet.v.arMJ/Kg13.2317.71名稱符號單位設計煤種校核煤種灰變形溫度DT10901070灰軟化溫度ST13301350灰熔化溫度FT14501450每臺鍋爐底部設計了兩套風水聯合式滾筒冷渣器，渣經冷渣器、鏈斗送至渣倉。渣倉下部布置了雙軸加濕攪拌器、干式散裝機及渣庫加濕水泵。冷卻后的渣溫一般不大于150，最高不超過220。冷卻介質為軟化水。每臺鍋爐尾部配置一臺電袋復合式除塵器。每臺電除塵器下設6個灰

15、斗，每個灰斗下設置一臺倉泵，在運行中負責灰斗中灰的輸送任務。QF-135-2型發(fā)電機是由哈爾濱電機有限責任公司生產，在技術上具有以下特點：轉子是空內冷，轉子線圈為空心含銀銅導線，風路特點為：短風路、快流速、分段冷卻，較好地解決了轉子冷卻的難題。整長的轉子槽楔加兩端的阻尼環(huán)、阻尼齒組成完整的阻尼系統(tǒng)，提高了發(fā)電機的抗負序能力。槽內放置彈性裝置，解決了熱膨脹和槽楔松動問題。定子線棒采用進口少膠帶，利用進口數控六軸自動包帶機包扎，嵌入鐵芯后整體進行VPI真空壓力浸漬，大大提高了介電性能和整體性、可靠性。端部短漸開線和雙屏蔽結構，有效地避開了基頻和倍頻，防止了局部過熱和端部漏磁。機殼采用薄壁鋼板焊接、

16、分瓣式結構、鐵芯懸掛在機殼內，形成了彈性減震結構。勵磁系統(tǒng)采用靜態(tài)勵磁。發(fā)電機技術規(guī)范：項 目數 值型 號：QF-135-2型額定功率135 MW（保證值）額定功率因數0.85（滯后）額定電壓13.8 kV額定電流6645 A額定轉速3000r/min額定頻率50 Hz相數3定子線圈接法Y額定效率98.69%（保證值為98.6）發(fā)電機定轉子絕緣等級F級（按B級考核）超瞬變電抗（飽和）Xd”21.78 短路比（保證值）0.565承擔負序能力穩(wěn)態(tài)I2（標么值）8 暫態(tài)I22t10 秒強勵頂值電壓（恒電流）不小于2倍額定勵磁電壓強勵持續(xù)時間不小于20秒電壓響應比不小于2倍額定勵磁電壓/秒噪聲（距機殼

17、1米處，額定功率時）不大于90分貝（A級）3 試驗目的及試驗計劃3.1 試驗目的考核汽輪機調節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)特性，評定調節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)品質。附帶考核循環(huán)流化床鍋爐快速變負荷特性，并檢查機組和各配套輔機及系統(tǒng)對甩負荷工況的適應能力。3.2 試驗計劃(1) 50額定負荷，即70MW甩到零；(2) 100額定負荷，即135MW甩到零。4 試驗前應具備的條件4.1 汽機調節(jié)系統(tǒng)靜態(tài)試驗合格，速度變動率為45%，遲緩率0.2%，調節(jié)系統(tǒng)各部套無卡澀現象，電調經甩負荷模擬試驗。4.2 高、中壓主汽門關閉時間0.50秒。4.3 高、中壓調節(jié)汽門關閉時間0.50秒。4.4 高、中壓主汽門和調節(jié)汽門嚴密性均能在額定參

18、數下將汽輪機轉子轉速降至1000r/min以下（非額定參數應符合修正公式的修正值）。4.5 汽輪機超速保護裝置良好，電超速、機械超速保護動作值應在110額定轉速范圍內，103的OPC超速經試驗動作正確，之后控制轉速定速正確。4.6 機組各軸承振動在合格范圍內。4.7 汽機高壓缸排汽逆止門及各段抽汽逆止門動作靈活。4.8 除氧器及汽封備用汽源和切換設施可靠。4.9 各加熱器及管道上的安全門在超壓時均能正常動作。4.10 鍋爐安全門、對空排汽門功能正常。4.11 鍋爐汽包和除氧器事故放水門開關良好。4.12 鍋爐一、二級減溫水系統(tǒng)閥門開關靈活，嚴密性良好。4.13 熱控系統(tǒng)有關汽機、鍋爐熱工自動、

19、保護、聯鎖等裝置整定數據正確，動作正常，主要有以下項目：(1) 鍋爐燃燒管理系統(tǒng)（FSSS）；(2) 汽機安全監(jiān)控系統(tǒng)(TSI)；(3) 機、爐、電聯鎖保護系統(tǒng)；(4) 除氧器水位及高、低加水位保護；(5) 汽機疏放水系統(tǒng)；(6) 輔機聯鎖保護。4.14 發(fā)電機主斷路器和滅磁開關合、跳閘良好。4.15 勵磁系統(tǒng)經過模擬試驗，電壓調節(jié)安全可靠。4.16 廠用直流供電系統(tǒng)處于完好狀態(tài)，事故供電系統(tǒng)經考核試驗確實可靠。4.17 熱控DCS系統(tǒng)及常規(guī)主要監(jiān)視儀表指示正確。4.18 汽機調速油系統(tǒng)在試驗前取樣化驗，油質合格。4.19 機組已經整套啟動試運的考驗，能夠適應工況變化的運行方式。4.20 甩負

20、荷試驗方案已經有關部門審查批準，參加試驗人員熟悉本方案。4.21 甩負荷試驗計劃已報請調度批準。5 甩負荷試驗前的準備工作5.1 為防止危急遮斷器意外卡澀，甩負荷前應進行危急遮斷器噴油試驗。5.2 高、中壓主汽門和高、中壓調門活動試驗正常，無卡澀現象。5.3 高、低壓旁路處于熱備用狀態(tài)，高、低壓旁路調節(jié)閥前、后管路疏水門在試驗前2小時左右開啟暖管。5.4 涉及機組安全的自動裝置設專人監(jiān)護，一旦“自動”失靈，立即手動。5.5 高、低壓加熱器在甩負荷試驗時投入。5.6 甩負荷前汽機潤滑油冷油器出口油溫保持在4045。5.7 凝汽器和除氧器保持較高水位。5.8 凝結水泵和給水泵備用泵聯鎖保護動作正確

21、。5.9 投入啟動輔汽汽源供廠用輔助蒸汽。5.10 下列保護在試驗時切除：(1) 汽機低真空跳機；(2) 汽包水位高及低引起MFT保護；(3) 發(fā)電機跳閘引起MFT保護；(4) 汽輪機跳閘引起MFT保護；(5) 鍋爐MFT保護聯跳汽機；(6) 爐膛壓力低引起MFT保護。5.11下列自動調節(jié)器在甩負荷試驗時可以切為手動控制：(1) 汽包水位；(2) 主汽壓力；(3) 主汽溫度；(4) 再熱汽溫度；(5) 送、引風調節(jié)。5.12 進行直流電源和事故照明的可靠性試驗。5.13 試驗測試儀器準備好。(1) 瞬態(tài)數據采樣裝置。(2) 熱控DCS系統(tǒng)及機組常規(guī)監(jiān)視儀表。5.14 鍋爐側準備：5.14.1

22、對床上床下共6只油槍進行檢查，并試投1輪，確保油槍可遠控切停投運。5.14.2 鑒于循環(huán)流化床鍋爐熱慣性大特點，為確保甩負荷后鍋爐不超溫超壓，建議準備兩種方式：a.確認鍋爐側泄壓序列 (生火管路閥、再熱器對空排汽閥、過熱器疏水門，做好手拉過熱器右側安全門的準備)；b.減溫水系統(tǒng)的準備，通常狀況下，減溫水手動門處于全開狀態(tài)，如果調節(jié)門在小開度時特性不好，即調節(jié)門開得很小，可能也有較大的減溫水量，可安排運行人員在就地調節(jié)手動門配合減溫水量調節(jié)。5.14.3 根據實際情況，甩負荷試驗前10min，鍋爐進行1次排渣。6 甩負荷試驗主要操作程序6.1 試驗前2小時主要工作及操作(1) 保持閥門活動試驗所

23、允許的負荷，進行高、中壓主汽門及調門活動試驗。(2) 進行汽機低油壓保護試驗。(3) 輔助汽源暖管，旁路系統(tǒng)檢查準備。(4) 與地區(qū)調度進一步明確試驗時間。(5) 通告“試驗前2小時”。6.2 試驗前1小時主要工作及操作(1) 保持擬進行試驗的負荷，確定運行蒸汽參數，起動或停用相應的附屬設備。(2) 電氣操作員將廠用電切換至啟動備用變供電。(3) 機組高、低壓旁路因只有手動狀態(tài)，稍開進行暖管，或開啟旁路前后疏水門暖管。(4) 熱控DCS系統(tǒng)及常規(guī)記錄儀時間對照。(5) 通告“試驗前1小時”。6.3 試驗前30分鐘主要工作及操作(1) 機、爐投運設備運行情況確認良好。(2) 進行操作盤報警信號指

24、示燈試驗。(3) 確認勵磁電壓調節(jié)器在自動位置。(4) 確認專用測試儀器準備工作全部結束。(5) 通告“試驗前30分鐘”。6.4 試驗前10分鐘主要工作及操作(1) 投創(chuàng)下2只油槍、床上1只油槍。(2) 保持試驗負荷及參數，各崗位操作人員全部進入崗位。(3) 確認汽包水位、除氧器水位及凝結器水位均正常。(4) 開啟除氧器備用汽源進汽門。(5) 確認DEH控制是在“自動控制方式”。(6) 確認機、爐、電各項可能引起跳閘的參數均在規(guī)定范圍內。(7) 通告“試驗前10分鐘”。6.5 試驗前5分鐘主要工作及操作(1) 系統(tǒng)周波保持500.2Hz。(2) 記錄人員進入各自崗位，記錄甩負荷試驗前參數。(3

25、) 電氣操作人員進入崗位。(4) 通告“試驗前5分鐘”。6.6 試驗前2分鐘主要工作及操作(1) 根據試驗負荷情況，關閉左/右兩側原煤斗下插板，給煤機維持空載運行。(2) 通告“試驗前2分鐘”。6.7 試驗前倒計時：10、9、8、7、6、5、4、3、2、1、05 秒： 起動試驗測量記錄儀表。0 秒： 發(fā)電機與系統(tǒng)解列，注意汽包水位，調節(jié)給水量；記錄人員記錄過渡過程最高值（或最低值）及穩(wěn)定值；監(jiān)視發(fā)電機勵磁調節(jié)器工作情況及發(fā)電機電壓，若超過預想值手拉滅磁開關解除聯鎖。6.8 甩負荷后動態(tài)應變操作(1) 過熱器/再熱器壓力、高/低壓旁路控制見本方案“7 甩負荷時鍋爐的運行控制”；(2) 確認已將燃

26、料量減到相應值，保持爐膛負壓在規(guī)定值范圍內；(3) 監(jiān)視主汽、再熱汽溫度保持在允許范圍內；(4) 監(jiān)視汽輪機轉速達到111%額定轉速而超速保護未動作時立即手動緊急停機；(5) 在汽機轉速穩(wěn)定后才可進行必要的調整，保持其額定轉速；(6) 確認除氧器備用汽源投入，汽封汽源正常，給水泵未汽化；(7) 監(jiān)視汽機各系統(tǒng)有關測點溫度值，當確認有水倒流入汽缸時立即停機。(8) 確認汽輪機下列指示儀表的數值在允許范圍內： 軸向位移及脹差 軸振動 推力瓦及支持軸承溫度 高壓缸排汽溫度及低壓缸排汽溫度 凝汽器真空6.9 試驗結束試驗測試項目全部完成后，機組空轉穩(wěn)定運行，通告“試驗結束、重新并網”，鍋爐正常投煤，調

27、整一級給煤機轉速，開啟原煤斗下插板，按規(guī)程進行機組恢復操作。7 甩負荷時鍋爐的運行控制7.1甩 50ECR負荷時所調整的運行狀況：電負荷70MW，主蒸汽壓力7.0 MPa,主蒸汽、再熱蒸汽平均溫度510，維持風室壓力14.0 kPa左右，一次風量在140 km3/h，氧質量分數維持在4左右，兩側原煤斗下插板關閉，給煤機正常運行，維持空載，投床下 2只油槍、床上1只油槍，床溫約 800；汽輪機高、低壓加熱器都投入，廠用蒸汽由低壓母管供汽，1臺電動給水泵運行，另1臺電動給水泵熱備用狀態(tài)，高 、低壓旁路開啟5進行暖管備用。7.2 甩100ECR負荷時所調整的運行狀況:電負荷135MW，主蒸汽壓力13

28、.24MPa，主蒸汽、再熱蒸汽平均溫度 535，維持風室壓力14.0 kPa左右，一次風量180 km3/h，氧質量分數維持在4左右，兩側原煤斗下插板關閉，給煤機正常運行，維持空載，投床下 2只油槍、床上1只油槍，床溫約 860，汽輪機高、低壓加熱器都投入，廠用蒸汽由低壓母管供汽，1臺電動給水泵運行，另1臺電動給水泵熱備用狀態(tài)，高、低壓旁路開啟5進行暖管備用。7.3 甩負荷試驗采用電氣人員手動發(fā)電機油開關、自動跳滅磁開關方法，使機組與電網解列，甩去全部負荷。鍋爐在甩 100負荷前1Os時打開生火管路閥對空排汽；注意維持床溫，隨時投煤升負荷。7.4 鍋爐主要參數的變化與控制：甩負荷的過程對鍋爐是

29、一個極大的擾動，鍋爐的主要參數:主汽壓力、再熱汽壓力、汽包水位、爐膛負壓和主再熱汽溫、流化風量(一次風量)、床溫、風室壓力、燃料量等如控制不當，均會產生極大波動，甚至導致鍋爐壓力過高安全門動作，過熱器、再熱器嚴重超溫，鍋爐床溫急劇下降而無法投煤，爐內流化不良結焦而緊急停爐等。結合本循環(huán)流化床鍋爐的特點建議主要參數的運行控制如下: 7.4.1 蒸汽壓力控制甩負荷試驗采取在甩負荷前20S，降低給煤機轉速至零而斷煤，利用鍋爐熱慣性維持電負荷不變。在甩負荷試驗前10S,開始打開集汽箱生火管路閥，保證在甩負荷時生火管路閥已全開，以減少主蒸汽壓力的飛升。同時，在甩負荷后立即開始全開低壓旁路，同時逐漸全開高

30、壓旁路(3050100)，保證再熱器系統(tǒng)不超壓。甩50負荷時，生火管路閥打開后，如果壓力下降較快馬上關閉，主要通過高低壓旁路泄壓。甩l00負荷時，生火管路閥提前打開，而且一直保持開的狀態(tài)直到汽輪機并網，其次高壓旁路打開的速度視再熱蒸汽的壓力情況而定；甩負荷試驗時，汽輪機高中調節(jié)門瞬時關閉，高低壓旁路已有5開度進行暖管，隨著甩負荷后立即開始全開低壓旁路，甩 100負荷，打開再熱器出口對空排汽門。7.4.2 主蒸汽、再熱蒸汽溫度：因為鍋爐熱慣性的問題，蒸汽溫度會有少許變化，尤其投了小量的煤來確保床溫不要降得過快以便配合汽輪機并網升負荷時；根據實際情況可投入減溫水，但要避免汽溫起伏變化。7.4.3

31、流化風量： 鍋爐冷態(tài)試驗時得出的臨界流化風量為100km3/h，50負荷正常流化風量為140 km3/h左右，100負荷正常流化風量為180 km3/h左右。在甩完負荷到并網這段時間內，如果床溫下降過快，調整降低流化風量到120 km3/h左右。7.4.4 床溫床壓甩負荷試驗控制風室壓力在12-14 kPa正常范圍內；床溫最低在640以上。7.4.5 燃料量： 燃料量控制包括油量和煤量的控制，甩負荷前給煤機空轉，零給煤量，投2只床下油槍，床上1只油槍；一是保持床溫；二是防止鍋爐超溫超壓。8 主要測試項目及試驗記錄8.1主要測試項目如下：(1) 機組實際轉數；(2) 發(fā)電機位置開關動作信號；(3

32、) 高、中壓油動機行程；(4) 發(fā)電機有功功率；(5) 高壓、低壓旁路開度；(6) 主、再熱蒸汽壓力及溫度；(7) 高壓缸排汽壓力及溫度；(8) 汽機調節(jié)級壓力及溫度。8.2 汽機汽門關閉時間測試記錄汽門名稱跳閘電磁閥延時(秒)汽門油動機關閉時間(秒)跳閘至汽門關閉時間(秒)高壓主汽門(TV1)高壓主汽門(TV2)高壓調節(jié)汽門(GV1)高壓調節(jié)汽門(GV2)高壓調節(jié)汽門(GV3)高壓調節(jié)汽門(GV4)中壓主汽門(RSV1)中壓主汽門(RSV2)中壓調節(jié)汽門(IV1)中壓調節(jié)汽門(IV2)備注：試驗時間： 試驗時EH油壓： 試驗時EH油溫度：8.3 機組甩負荷試驗數據匯總表序號試驗記錄項目單位動 態(tài) 數 據甩前值最大值最小值穩(wěn)定值1機組實際負荷 MW2轉速r/min3高壓調節(jié)汽門油動機行程mm4中壓調節(jié)汽門油動機行程mm5EH油壓MPa6主油泵入口油壓MPa7潤滑油壓MPa8主蒸汽壓力MPa9主蒸汽溫度10再熱蒸汽壓力MPa11再熱蒸汽溫度12調節(jié)級后壓力MPa13調節(jié)級后溫度1