1号汽轮机抽汽逆止门关闭时间测定方案(精)
1号汽轮机抽汽逆止门关闭时间测定方案
1号汽轮机抽汽逆止门测定关闭时间方案批准：审核：初审：编制：王军白国站刘树明内蒙古京科发电有限公司2011年06月02日1号汽轮机抽汽逆止门关闭时间测定方案1.目的内蒙古京科发电有限公司1号汽轮机投产以来，抽汽逆止门关闭时间测定工作一直没有进行，所以各抽汽逆止门的关闭时间是否符合要求，尚不明确，给机组的安全运行造成一定隐患，使汽轮机原始技术资料不全，对设备安全性能不能全面掌握。
2.存在的危险点8.1试验过程中可能造成高低加水位剧烈波动，甚至高低加跳闸。
8.2试验过程中，机组负荷会出现突增，造成主汽压力及温度的波动。
8.3在机组负荷大幅度波动过程中，有可能引起机组瓦振、瓦温、串轴等参数的变化，如处理不当将造成机组跳闸。
8.4热工信号联接错误，造成设备逻辑发生异常。
3.具备的条件3.1机组负荷不超过额定负荷的70%。
3.2做四抽逆止门关闭时间测定时,辅汽母管切到启动锅炉带；A、B小机汽源切到辅汽母管带。
3.3机组处于稳定运行状态，没有其它操作。
3.4热工相关参数测量线路已联接完毕，具备测量逆止门关闭时间的条件。
3.5运行人员、机备人员、热工人员相互通讯畅通。
3.6在逆止门就地，运行人员及机务人员同时在场监视逆止门开关状态，如发现逆止门无法打开或关闭，立即处理。
3.7相关部门及专人负责人员到位监护。
4.方法和步骤4.1此项工作由值长统一指挥。
4.2检查机组负荷小于210MW。
4.3高、低加及除氧器水位正常。
4.4检查高、低加及除氧器水位正常，水位保护投入正常。
4.5检查除氧器备用汽源处于良好备用状态。
4.6热工人员按电科院试验人员要求正确将所需信号接入试验设备，各项准备工作结束，并得到试验允许指令。
4.7将机组运方式切换到“阀位控制”。
4.8在DCS画面中将6抽逆止门关闭，检查6抽逆止门关闭后立即打开。
4.9检查6号低加水位正常。
4.10稳定运行10min后，在DCS画面中将5抽逆止门关闭，检查5抽逆止门关闭后立即打开4.11检查5号低加水位正常。
汽轮机逆止门关闭超时分析处理
热力透平THERMALTUR BINE第49卷第4期2020年12月Voa.49 No.4Dec. 2020文章编号：1672-5549 (2020 )04-0323-04汽轮机逆止门天闭超时分析处理柳桐（华电电力科学研究院有限公司东北分公司，沈阳110000）摘要：逆止阀是汽轮机供热、供汽以及抽汽回热系统的重要保护装置，其关闭时间合格与否直接影响机组 运行的安全稳定性，同时其超时分析处理难度较大。
在对测试仪器、测试方法进行说明的基础上，着重从机械结构和热工控制两大类型出发,分析阀门超时原因及对应解决方案，为受困扰电力企业提供切实可行的现场解决办法。
关键词：汽轮机；逆止门；关闭时间中图分类号：TK268 文献标志码：A doi ： 10• 13707/j. cnki. 31-1922/th. 2020• 04. 017Analysis and Treatment of Check Valve Closing Timeout in TurbineLIU Tong(Huadian Electric Power Research Institute Co. , Ltd. Northeast Branch , Shenyang 110000, China )Abstract : Check eaaeeosan ompoetantpeotectoeedeeoceotheatsuppay , steam suppayand ePteactoon system onturbine , and its closing time affects the siety and stability of unit operation d —ecCy. Meanwhile , there exits laraedi —icu —y in dealing with its timeout problem. Based on the description of testing instruments and methods , the causewas analyzed and the corresponding treat/ent was proposed according to t/o types of mechanical structure and thermalcontrol , se as to provide practical on-site solutions for the troubled power enterprises.Key worbs : turbine ； check valve ； closing time汽轮机主汽门、调节汽门、回热系统逆止门以及供热速关阀和逆止门的关闭测试可以考察汽轮机调节系统的安全反应能力。
抽汽逆止门活动1
小机出力大幅波动
（1）小机用四抽供汽正常运行时禁止作四抽逆止门活动试验.
（2）如需作四抽逆止门活动试验应将小机汽源切为辅汽.
备注
操作成员签字
华能嘉祥电厂热机试验卡
运行（）值编号：
操作人：
监护人：
操作开始时间：年月日时分
值班负责人：
操作结束时间：年月日时分
操作任务：#机组抽汽逆止门活动试验
顺序
试验项目
√
1
机组运行正常，监视段压力正常。
2
试验时应就地观察逆止门动作情况，按下逆止门“关闭”按钮，对应的逆止门应关闭。
3
检查该抽汽逆止门缓慢关闭，无卡涩。
9
抽汽逆止门活动试验还应注意加热器水位变化。
备注：
危险点分析与预防控制措施
日期：页码：1页
操作票号：监护人：位置编码：
工作内容：#机组抽汽逆止门活动试验
危险点项目及预防控制措施
危险点序号
危险点项目预防控制措施
执行
√
1
负荷.主汽压力大幅波动
（1）试验前联系值长稳定负荷，联系锅炉维持主汽压力稳定.
（2）试验应逐个进行.待前一个完全恢复后再进行下一个试验.
4
按下逆止门“开启“按钮，对应的逆止门应开启。
5
试验时如某逆止门不动作，应将该逆止门置“手动”，就地推拉两位三通阀手柄，验证该逆止门是否卡涩。有卡涩现象，要反复试验几次，直到开关动作自由为止。
6
用同样方法试验其它抽汽逆止门.
7
试验时注意汽机轴向位移及推力瓦温度，注意再热器入口压力及
抽汽止回阀活动试验规程
汽轮机组抽汽止回阀活动试验要求及操作规程我厂近期各机组在进行抽汽逆止门活动试验时，出现关不到位现象，后通过查阅《火电工程调试技术手册》并咨询生产厂家设计人员和电科院等相关权威部门，抽汽逆止阀在机组运行过程中不易做关闭试验，只做活动性试验。
针对此问题设备技术部组织召开专业会，确定了我厂抽汽止回阀活动试验要求，运行部修改了此项工作的规程，望各值即日起严格执行。
具体要求如下：1、汽轮机抽汽止回阀由以前在主控室远方进行操作的关闭试验改变为就地操作的活动性试验。
2、机组每次启动前进行抽汽止回阀的关闭试验，并作为定期工作执行，要有实验记录。
3、机组正常运行期间，每月2、12、22日进行抽汽止回阀的活动试验。
4、定期活动试验必须逐一进行，待做完一组复位后方可进行下一组的试验。
试验时，通过缓慢操作气缸上放气球阀，活塞在弹簧力作用下缓慢关闭阀门，阀门关闭至1/3-1/4全行程时，关闭球阀，活动过程中不应有任何的卡涩现象，试验完成。
此过程中，球阀开启速度应缓慢，逆止门活动行程不宜过大，以免影响机组正常运行。
5、目前#2、4机组抽汽止回阀活动试验球阀位置已改造并通过就地试验正常，#1、3机组运行人员暂时无法就地进行操作进行试验，暂时维持原实验方法，待改造后按照以下方法进行活动试验。
6、检修部要根据各机组的停运情况，及时安排对各机抽汽止回阀试验球阀位置的改造，以方便运行人员就地操作进行活动性试验。
7、运行部根据本次会议的讨论结果，对《运行规程》中抽汽止回阀活动性试验内容进行修订。
抽汽逆止门活动试验操作规程：1 试验条件1)机组运行正常,各加热器投入,机组功率控制投入；2)各加热器运行正常,疏水调整器工作正常。
2 试验安全措施1)应分别试验各抽汽逆止门；2)试验时注意机组主汽压力变化和加热器水位变化。
3 试验步骤1)联系热工，检查热工信号及保护电源投入正常；2)检查一级抽汽逆止门应全开；3)就地缓慢开启一抽逆止门活动试验球阀，检查抽汽逆止阀活动灵活，无卡涩；4)一抽逆止阀关闭至1/3-1/4全行程时关闭活动球阀；5)就地检查一抽逆止门全开，DCS画面上一抽逆止门状态正常；6)用同样方法试验二至五抽逆止阀；7）试验完毕，做好记录。
抽汽逆止门活动试验
操作开始时间：年月日时分秒
操作结束时间：年月日时分秒
试验任务
抽汽逆止门活动试验
项目
操作内容
时间
试验目的
定期活动，防止抽汽逆止门卡涩
试验时间
每月一次，20日B班
操作步骤：
1
检查汽机运行稳定，机组各部运行正常，各加热器水位正常。
2
检查各阀门状态正确，各段抽汽逆止门处于全开状态。
3
派专人就地检查抽汽逆止门状态。活动试验由低压至高压逐次进行。
4
检查仪用气源压力正常。远方手动关闭抽汽逆止门，并立即开启。
5
就地检查试验抽汽逆止门汽缸活塞失气，活塞杆下移，抽汽逆止门稍
关。逆止门状态变黄。
6
远方开启抽汽逆止门，就地检查抽汽逆止门开启正常。状态显示正确。
7
试验记录：
序号
动作情况
备注
#1抽逆止门
#2抽逆止门
#3抽逆止门
#4抽逆止门
#4抽逆止门
#5抽逆止门
#6抽逆止门
高排逆止门
8
注意事项：
1）抽汽逆止门活动试验在负荷稳定在300MW以上进行，以防止低
压抽汽逆止门关闭压力瞬时波动而导致加热器满水。
2）试验中应防止抽汽逆止门反复旷动导致活塞缸部件损坏。
3）就地检查抽汽逆止门在试验中关闭超过50％应立即开启。
4）试验过程中注意#4抽压力及小机进汽压力、调门开度、给水自动变化，发现小机进汽压力下降，应立即开启逆止门。
备注
汽轮机阀门关闭超时原因分析与解决方案探讨
汽轮机阀门关闭超时原因分析与解决方案探讨摘要：阀门是汽轮机的关键部件之一，其关闭时间是否超出规程要求将直接影响到机组的安全。
针对许多电厂都存在主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀的关闭超时问题，本文从机械和热工两方面出发，对主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀的关闭超时问题进行了分析，并提出了合理的解决方案，对其它电厂解决相似问题具有一定借鉴意义。
关键词：汽轮机；阀门关闭超时；解决方案引言在电厂运行工作的过程中，汽轮机是必不可少也是尤为重要的器件设备。
汽轮机阀门总关闭时间是指由发出跳闸指令至油动机关闭的全过程时间，若阀门关闭超时，可能会导致汽轮机在停机或甩负荷时超速，给机组带来极大的超速风险，不利于机组安全稳定运行。
大多数电厂在做主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀的关闭时间测试试验的过程中，都发现了阀门关闭超时问题的存在，鉴于此，本文就阀门关闭超时原因进行分析，并提出了解决方案。
1.阀门总关闭时间的构成阀门总关闭时间主要由3部分构成：控制回路延时时间、机械延时时间及阀门纯关闭时间[1]。
Ttotal=Tctl+Tdelay+Tshut（1）式中，Ttotal为阀门总关闭时间，也就是从跳闸指令发出到阀门完全关闭的全过程时间，s；Tctl为控制回路延时时间，也就是从跳闸指令发出到继电器动作的时间，s；Tdelay为机械延时时间，也就是从继电器动作到阀门开始关闭的时间，s；Tshut为阀门纯关闭时间，也就是阀门从开始关闭到完全关闭的时间，s。
控制回路的延时时间主要是控制器的扫描周期，有些电厂的跳闸回路经过ETS控制器，所以一般是指ETS控制器的扫描周期。
如果跳闸信号为台盘手动打闸信号，那么跳闸回路走硬接线，不经过继电器，此时控制回路的延时时间为0。
机械延时时间主要与油路有关，电磁阀动作时泄油到阀门动作需要一个过程，因此从电磁阀动作到阀门开始关闭也有一段延时。
阀门纯关闭时间就是阀门本体的关闭时间，该时间真实地反映了阀门自身的工作特性。
汽轮机调节系统汽门关闭时间要求
附录A汽轮机调节系统汽门关闭时间要求
A.1 主汽门和调节汽门
A.2 高、中压调节汽门和主汽门总关闭时间t为动作延迟时间t1和自身关闭时间t2之和，动作延迟时间的计时起点可以是：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)。
A.3 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)。
A.4 进行汽门关闭时间的测量时，应同时记录相应汽门的开度、控制油压、油温等。
A.5 测试仪器、仪表的动态和静态精度均应满足测试要求。
A.6 汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间合格值列于附表
B.1。
表B.1 汽轮机主汽门、调节汽门关闭时间合格值
机组额定功率
MW 调节汽门关闭时间
s
主汽门关闭时间
s
PN≤100＜0.5 ＜1.0 100＜PN≤200＜0.5 ＜0.4 200＜PN≤600＜0.4 ＜0.3
PN＞600 ＜0.3 ＜0.3 A.7 抽汽逆止门关闭时间
抽汽逆止门关闭时间应小于1秒。
机组甩负荷试验方案
1 概况公司1号汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的535/535型超高压、双缸双排汽、单轴反动式纯凝汽汽轮机,其再热蒸汽采用高、低压两级串联旁路系统,配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS-135-2型双水内冷发电机;该机调速保安系统采用低压透平油DEH数字电液控制系统、TSI汽轮机监视系统、ETS 紧急跳闸系统、以及防止汽轮机甩负荷超速的OPC保护系统;按照启规的要求,1号汽轮机在启动调试期间,应进行甩负荷试验;为此,特制定本试验方案;2 试验目的对新投产机组应进行甩负荷试验,保证机组投入生产后能够安全稳定地运行;试验达到如下目的：考核汽机的DEH控制系统在甩负荷时的控制性能,即能否控制机组转速不超过危急保安器动作转速,且能够维持空负荷运行;测取机组甩负荷后的动态过渡过程特性曲线;3 依据标准火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程电力部电建1996159号;电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇DL 5011-92;汽轮机甩负荷试验导则电力部建设协调司建质199640号;汽轮机相关设备制造厂家图纸、说明书及设计院设计的有关图纸和资料;4 组织与分工甩负荷试验因参加试验的单位多,涉及面宽,要做好试验,组织协调工作十分重要;成立试验指挥组组长：由生产单位副总经理担任副组长：由调试单位,吐电工程部、监理单位、安装单位的主要负责人及建设单位运行部主任担任;成员：建设单位、调试单位、监理单位,吐电工程部和安装单位各专业负责人,生产单位当班值长分工4.2.1 生产单位负责甩负荷试验中厂内部各部门之间的协调及安全工作；负责与省调度中心联系运行方式及相关工作；负责甩负荷试验过程中的运行操作和设备巡检工作;4.2.2 调试单位负责甩负荷试验过程的组织指挥及技术工作;4.2.3 吐电工程部负责甩负荷试验过程中各参建单位的协调工作;4.2.4 监理单位负责甩负荷试验过程中质量的监督管理工作;4.2.5 安装单位负责甩负荷试验过程中的现场消缺、警戒等工作;各监控岗位4.3.1 设立汽机监视岗位共5人汽机转速监视1人、危急时打闸停机1人、高中压主汽门和调门关闭监视2人、高排逆止门就地监视,必要时实施强关1人;4.3.2 设立电气监视岗位共4人在工程师站电厂电气人员手动跳发变组出口开关1人、保安段运行人员就地监视2人、灭磁开关联跳监视必要时在监控盘手动跳灭磁开关1人;4.3.3 热工岗位汽机控制盘、工程师站、热控电子间设专人值班,配合调试人员;5 试验前具备的条件汽机专业5.1.1 主汽门、调门在线活动试验合格;5.1.2 高排逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门活动及联关动作正常,能快速关闭;5.1.3 OPC超速保护动作正常;5.1.4 危急保安器机械超速试验合格;5.1.5 电超速保护试验正常;5.1.6 主汽门、调门严密性试验合格;5.1.7 就地及远方打闸停机试验可靠,主汽门、调门关闭时间合格;5.1.8 EH油泵、交直流油泵联锁正常;5.1.9 顶轴盘车联锁试验合格;5.1.10 高加保护试验合格;5.1.11 后缸喷水取掉门芯、三级减温水电磁阀正常;5.1.12 除氧器的加热汽源改为辅助汽源供给;锅炉专业5.2.1 各点火油枪、燃油电磁阀动作可靠、制粉系统、燃油系统工作正常;5.2.2 过热器、再热汽向空排汽一、二次门、事故放水一、二次门、减温水各调节门、给水管道各阀门开关正常;5.2.3 送引风机勺管调节正常;5.2.4 锅炉各项保护联锁正常投入;电气专业5.3.1 发电机主开关和灭磁开关跳合闸正常;5.3.2 电气保护联锁正常;5.3.3 机组解列后发电机过压保护试验过压保护传动试验合格;热工专业DEH、ETS、TSI、BPS运行正常,设备状况检查;其它5.5.1 汽轮机甩负荷录波仪和电网频率发电机电压录波仪连接调试完毕;5.5.2 各监控岗位包括就地通讯建立;5.5.3 现场组织系统及各岗位人员到位;5.5.4 与调度联系畅通;6 试验前机组运行方式甩50％负荷前机组运行方式6.1.1 甩50％负荷时,阀门方式为单阀控制;6.1.2 Ⅰ、Ⅱ级旁路处于热备用状态,稍开高低旁前后疏水,高旁压力设自动,高旁压力设定为13MPa,再热汽压设定为：,135MW：,高喷设手动,维持高旁后温度在350-400℃,低喷提前开启10%;试验前高旁预开预暖手动控制低旁保持一定开度5％～10％;6.1.3 高排逆止门处安排检修人员并配备通讯设备,在甩负荷后确保逆止门关闭严密,必要时强行关闭;如仍无法关闭严密,应立即打闸停机;6.1.4 除氧器汽源切为辅汽供,轴封备用汽源充分疏水备用;作;6.1.6 EH油泵、真空泵、电动给水泵再启动一台;6.1.7 试验前厂用电源已切至备用;6.1.8 轴封汽源已切换为辅汽供给;6.1.9 解除汽机跳锅炉联锁；解除低真空保护;6.1.10 开启三级减温水旁路手动门和疏扩减温水手动门节流;6.1.11 高、低压加热器水位保持低限,除氧器、凝汽器水位保持高限;6.1.12 试验前开启汽缸本体疏水阀,疏水排尽后关闭;6.1.13 锅炉疏水箱备用,水质合格;6.1.14 汽包水位保护值已修改为±300mm;6.1.15 发电机功率、转速、蒸汽参数调门行程和有关油压量,电网频率、发电机机端电压和220kV系统电压录波;甩100％负荷前机组运行方式6.2.1 甩100％负荷时,阀门方式为顺序阀控制;6.2.2 Ⅰ、Ⅱ级旁路处于热备用状态,稍开高低旁前后疏水,高旁压力设自动,高旁压力设定为13MPa,再热汽压设定为：,135MW：,高喷设手动,维持高旁后温度在350～400℃,低喷提前开启10%;试验前高旁预开预暖手动控制低旁保持一定开度5％～10％;6.2.3 高排逆止门处安排检修人员并配备通讯设备,在甩负荷后确保逆止门关闭严密,必要时强行关闭;如仍无法关闭严密,应立即打闸停机;6.2.4 除氧器汽源切为辅汽供,轴封备用汽源充分疏水备用;作;6.2.6 EH油泵、真空泵、电动给水泵再启动一台;6.2.7 试验前厂用电源已切至备用;6.2.8 轴封汽源已切换为辅汽供给;6.2.9 解除汽机跳锅炉联锁；解除低真空保护;6.2.10 开启三级减温水旁路手动门和疏扩减温水手动门节流;6.2.11 高、低压加热器水位保持低限,除氧器2500mm、凝汽器水位500mm保持高限;6.2.12 试验前开启汽缸本体疏水阀,疏水排尽后关闭;6.2.13 锅炉疏水箱备用,水质合格；化学除盐水压力保持在;6.2.14 汽包水位保护值已修改为±300mm,且加10秒延时;6.2.15 发电机功率、转速、蒸汽参数调门行程和有关油压量,电网频率、发电机机端电压和220kV系统电压录波;7 试验方法及步骤甩负荷试验按甩50%、100%额定负荷两级进行,在发电机甩负荷的同时,保证锅炉不熄火停炉、汽机不停机；试验前,厂用电源切换为启备变带,汽机试验交直流油泵正常;甩50%负荷试验1 甩负荷前20分钟,先投入4-6支油枪运行正常,磨煤机组合为BC,保持各参数、汽包水位正常;2 各准备工作就绪后,各岗位人员到位后,确认系统及设备工作正常后,由试验指挥下令电气人员将励磁调节器的调差系数置0;热工解除汽轮机跳锅炉的联锁关系注意：逆向的联锁不解列;退低真空保护;3 倒计时前5分钟,锅炉过热器压力控制在低限运行,并控制锅炉负压在＋50～＋100Pa 左右;4 试验指挥由10开始倒计时读秒;5 倒计时5时,锅炉停C磨并迅速调节各参数至正常;6 倒计时0时,电气保护人员手动跳开发电机出口开关,同时锅炉视压力变化情况及时开启过热器向空排汽和再热汽向空排汽,汽机同时手动开启低旁;7 调整给水量时,应防止汽包满水和汽温下降,注意汽包事故放水与汽水之间的关系配合,汽包上、下壁温差不超标;8 减少给煤后,及时调整一、二次风,维持炉膛负压,防止汽温下降速度过快,使汽轮机负差胀无法控制;9 当锅炉安全阀失灵,锅炉超压时,应紧急停炉,同时应做好安全阀不回座时紧急停炉的准备;10 甩负荷后加大凝汽器补水量,注意调整除氧器、凝汽器水位在正常值;11 甩负荷后及时投入辅汽供高中压缸轴封;12 联锁开启汽缸和抽汽管道疏水;13 严密监视轴向位移、胀差、机组振动、高压和低压汽缸排汽温度,发生增大趋势及时调整,控制在允许范围,发现超限按规程处理;14 旁路动作后严密监视真空;15 在机组甩负荷以后,调节系统动态过程尚未终止之前,未接到值长令不得调节转速;16甩负荷试验过程结束,测试和检查工作完毕后,恢复系统机组状况正常时,接值长令机组并网,根据汽缸金属温度接带负荷;17至此50%甩负荷试验结束;调试人员整理试验数据并根据情况确定是否进行100%甩负荷试验;甩100%负荷试验1 甩负荷前20分钟,锅炉先投入4-6支油枪运行正常,ABC磨运行,保持各参数、汽包水位正常;2 各准备工作就绪后,各岗位人员到位后,确认系统及设备工作正常后,由试验指挥下令电气人员将励磁调节器的调差系数置0,调整发电机无功至额定;热工解除发电机跳汽轮机、汽轮机跳锅炉的联锁关系注意：逆向的联锁不解列,解除高缸控制下抽真空阀闭锁开启的联锁关系;退低真空保护;3 倒计时前5分钟,锅炉过热器压力控制在低限或更低运行;4 试验指挥由20开始倒计时读秒;5 倒计时18时,锅炉停A磨;6 倒计时8时,锅炉停C磨同时加投一支油枪,迅速调节各参数至正常,并控制锅炉负压在＋50～＋100Pa左右;7 倒计时0时,电气保护人员手动跳开发电机出口开关,同时锅炉视压力变化情况及时开启过热器向空排汽和再热器向空排汽,并适当减少B台磨的给煤量直至最低或磨停止运行,必要时应减少燃烧油枪的数量以控制压力;同时手动开启低旁;8 调整给水量时,应防止汽包满水和汽温下降,注意汽包事故放水与汽水之间的关系配合,汽包上、下壁温差不超标;倒计时开始前,锅炉汽包水位控制在＋50～＋100mm之间,给水量在倒计时0时迅速增加,至水位开始上升时视情况迅速减小;9 减少给煤后,及时调整一、二次风,维持炉膛负压,防止汽温下降速度过快,使汽轮机负差胀无法控制;10 当锅炉安全阀失灵,锅炉超压时,应紧急停炉,同时应做好安全阀不回座时紧急停炉的准备;11 甩负荷后加大凝汽器补水量,注意调整除氧器、凝汽器水位在正常值;12 甩负荷后及时投入辅汽高中压缸轴封;13 开启汽缸和抽汽管道疏水;14 严密监视轴向位移、胀差、机组振动、高压和低压汽缸排汽温度,发生增大趋势及时调整,控制在允许范围,发现超限按规程处理;15 旁路动作后严密监视真空;16 在机组甩负荷以后,调节系统动态过程尚未终止之前,未接到试验指挥令不得调节转速;17 甩负荷试验过程结束,测试和检查工作完毕后,恢复系统机组状况正常时,接值长令机组并网,根据汽缸金属温度接带负荷;8 数据记录项目使用数据录波仪自动记录以下数据;汽轮机转速、发电机有功负荷、高压调门行程、中压调门行程、OPC动作信号、发电机油开关信号;9 日期安排甩负荷试验的时间由试运指挥部批准后报省调度中心予以安排;建议将甩负荷的时间安排在72小时试运行工作结束后进行;10 质量标准汽轮机甩50%负荷后,最大飞升转速不允许超过3150r/min；甩100%负荷后,最大飞升转速不允许超过危急保安器动作转速;汽轮机甩负荷后调节系统转速应能恢复转速至3000r/min;11 安全技术措施试验前所有锅炉、汽轮机、发电机组的保护均须投入,本措施特别提出的除外;机组甩负荷后,应保证锅炉不超压、汽轮机不超速,发电机不超压,维持机组空负荷运行;甩负荷后尽快并网运行,空负荷时间应不超过20min;此间,应密切监视高压汽缸,低压汽缸排汽温度的变化,机组振动情况变化;当转速飞升过高使危急保安器动作转速时,应进行下列调整和检查：1关闭电动隔离门及旁路门,检查自动主汽阀、调节汽阀和抽汽逆止阀、抽汽母管电动门关闭情况；2待机组转速降到挂闸转速以下时,重新挂闸,恢复3000r/min 运行;当机组甩负荷后,转速飞升到3300r/min而危急保安器未动作时,应立即手动打闸停机;若转速仍继续上升时,则应切断进入汽轮机的一切汽源,破坏真空,紧急停机;机组甩负荷后,若调节系统严重摆动、无法维持空负荷运行时,应打闸停机;机组甩负荷后,锅炉应调整燃烧或投入部分油枪运行,保证参数满足机组恢复要求;若锅炉泄压手段失灵,锅炉超压时,应紧急停炉;试验过程步骤及安排由调试指挥,实施过程中若发生异常及事故,由值长按运规及事先制定的预案安排运行人员处理;。
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1号汽轮机抽汽逆止门测定关闭时间方案
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编制：王军白国站刘树明
内蒙古京科发电有限公司
2011年06月02日
1号汽轮机抽汽逆止门关闭时间测定方案
1.目的
内蒙古京科发电有限公司1号汽轮机投产以来，抽汽逆止门关闭时间测定工作一直没有进行，所以各抽汽逆止门的关闭时间是否符合要求，尚不明确，给机组的安全运行造成一定隐患，使汽轮机原始技术资料不全，对设备安全性能不能全面掌握。
2.存在的危险点
8.1试验过程中可能造成高低加水位剧烈波动，甚至高低加跳闸。
8.2试验过程中，机组负荷会出现突增，造成主汽压力及温度的波动。
8.3在机组负荷大幅度波动过程中，有可能引起机组瓦振、瓦温、串轴等参数的变化，如处理不当将造成机组跳闸。
8.4热工信号联接错误，造成设备逻辑发生异常。
3.具备的条件
3.1机组负荷不超过额定负荷的70%。
3.2做四抽逆止门关闭时间测定时,辅汽母管切到启动锅炉带；A、B小机汽源切到辅汽母管带。
3.3机组处于稳定运行状态，没有其它操作。
3.4热工相关参数测量线路已联接完毕，具备测量逆止门关闭时间的条件。
3.5运行人员、机备人员、热工人员相互通讯畅通。
3.6在逆止门就地，运行人员及机务人员同时在场监视逆止门开关状态，如发现逆止门无法打开或关闭，立即处理。
3.7相关部门及专人负责人员到位监护。
4.方法和步骤
4.1此项工作由值长统一指挥。
4.2检查机组负荷小于210MW。
4.3高、低加及除氧器水位正常。
4.4检查高、低加及除氧器水位正常，水位保护投入正常。
4.5检查除氧器备用汽源处于良好备用状态。
4.6热工人员按电科院试验人员要求正确将所需信号接入试验设备，各项准备工作结束，并得到试验允许指令。
4.7将机组运方式切换到“阀位控制”。
4.8在DCS画面中将6抽逆止门关闭，检查6抽逆止门关闭后立即打开。
4.9检查6号低加水位正常。
4.10稳定运行10min后，在DCS画面中将5抽逆止门关闭，检查5抽逆止门关闭后立即打开4.11检查5号低加水位正常。
4.12在DCS画面中将3抽逆止门关闭，检查3抽逆止门关闭后立即打开。
4.13检查3号低高加水位正常。
4.14稳定运行10min后，在DCS画面中将2抽逆止门关闭，检查2抽逆止门关闭后立即打开。
4.15检查2号高加水位正常。
4.16稳定运行10min后，在DCS画面中将1抽逆止门关闭，检查1抽逆止门关闭后立即打开。
4.17检查1号高加水位正常。
4.18进行四抽逆止门关闭时间测定前，启动1、2号启动锅炉，将辅汽联箱倒到启动锅炉带，并利用二抽对辅汽母管汽源进行补充。
4.19将A、B小机汽源切到辅汽母管带，将四抽汽源切到备用状态。
4.20在DCS画面中将4抽逆止门2关闭，检查4抽逆止门2关闭后立即打开。
4.21检查除氧器水位、压力正常。
4.22稳定运行10min后,在DCS画面中将4抽逆止门1关闭，检查4抽逆止门1关闭后立即打
开。
4.23检查除氧器水位、压力正常。
5.技术措施
5.1试验过程由值长统一指挥，并与调度沟通好，负荷可能出现较大波动。
5.2在点击逆止门关闭按钮后，就地检查逆止门关闭情况，2S内，无论关闭信号是否反馈，应立即开启抽汽逆门。
5.3在关闭时间测定过程中，如发生高低加跳闸，先保持机组各项参数稳定，机组运行稳定后，再将加热器投入运行。
5.4在试验过程中，如发生加热器水位急剧上升现象，立即开启加热器危急疏水控制水位正常。
5.5四段抽汽逆止门关闭时间测定前，将辅汽母管倒到启动锅炉及冷段带；A、B小机汽源切到辅汽母管带。
5.6在逆止门关闭时间测定过程中，如发生机组异常现象，立即停止此项工作，待机组运行稳定后，再根据情况进行此项工作。
6.安全措施
6.1此项工作相关部门负责人及相关专业主管到位后方可进行操作。
6.2此项工作必须准备四部专用对讲机，保持机务人员、热工人员、运行人员、试验人员相互通讯畅通。
6.3此项工作前热工人员必须检查各抽汽逆止门关闭及开启信号好用，接线过程设专人监护。
6.4此项工作前热工人员必须检查高低加水位保护好用，否则不得进行试验。
7.组织机构
7.1组长：赵东方
7.2副组长：杨伶辉
7.3组员：白国战王军刘树明当值值长
8.职责
8.1 组长职责：负责此项工作的监督、指导工作
8.2 副组长职责：负责此项工作的组织与指挥，出现异常问题协调处理工作。
8.3 组员职责：
8.3.1白国战：负责与电科院人员的沟通联系、热工信号与时间测定装置的信号联接、保护装置的正常使用、试验结果的真实性。
8.3.2王军：此项工作的运行操作配合，保障工作，负责此项工作出现异常事故的处理。
8.3.3刘树明：逆止门开关过程中的异常处理工作。
8.3.4当值值长：负责整个过程运行人员的操作指挥及出现异常的事故指挥处理工作。