电厂调试（精选12篇）
电厂调试 篇1
随着工业技术的高速发展, 电气电厂的复杂化、集中化程度越来越高, 与以前电气设备相比, 现在设备机组容量大幅度增加, 电压明显提高, 电气电厂的调试工作的要求越来越高。积极改进电气调试方法, 正确调试电气设备, 综合评测电气调试方法, 保证机组及系统稳定运行是电气调试方面的研究重点。
一、电厂电气设备的调试方法分析
电厂电气设备调试主要包括一次设备调试和二次设备调试。
电厂电气一次设备种类非常多, 主要包括变压器、发电机、电动机、电流互感器、母线、保护器、电缆等设备。以下简单介绍发电机调试方法:
1) 测量定子绕组的绝缘电阻。测量工作在发电机出线套管、电流互感器安装完成后, 且定子被吹干处于冷态的条件下进行, 使用2500V兆欧表, 测量时间为10min, 分别在15sec、1min、10min时记录下绝缘电阻值, 测量结束后, 吸收比应大于1.6, 极化指数相对于出厂值没有明显变化, 各相绝缘电阻的不平衡系数应小于等于2。注意测试结束后绝缘电阻应完全放电。测量结果满足以上条件则说明调试结果符合标准。
2) 测量定子绕组的直流电阻。使用变压器直流电阻测试仪测量, 测量工作在冷态下进行, 测量过程中注意记录绕组温度, 绕组温度与环境温度变化幅度不大 (±3℃) , 各相直流电阻测量值的差值≤2%×平均值, 线间测量电阻值差值≤1%×平均值时调试结果符合标准。
二次设备主要包括继电器、同期装置等。下文简要介绍继电器的调试。
1) 进行一般性检查, 包括对一些松动部件的稳固, 保护装置及各元件是否符合图纸标注, 是否存在质量问题等。
2) 测量绝缘电阻。
3) 最后进行常规实验, 检查装置的通讯功能是否正常, 采取数字开出量试验检查继电器接点动作是否正确, 使用交流采样实验检查电流电压幅值误差、频率误差、角度误差, 压板检查, 观察软件显示情况和出口方式。
二、传统电气调试方法在电厂中使用的优点和缺点分析
传统电气调试方法的优点:1) 传统调试方法更注重现场实际, 是电厂调试人员在不断的工作积累得来, 经久不衰;2) 传统调试方法逐条进行, 对设备要求比较严格, 可靠性高;3) 传统电气调试方法通俗易懂, 不需要工作人员学习太多技术知识, 容易实现。
传统电气调试方法的缺点:1) 电气设备向集成化发展, 沿用传统的逐条进行调试的方法花费大量的人力物力, 且易造成设备损坏;2) 使用传统调试方法, 极易受设备型号功能限制, 不利于调试工作的展开;3) 电力设备高速发展, 传统的调试方法之中有许多已经不能适应当前的电气系统。
三、电气调试新方法的应用研究
综合对比传统调试方法的优缺点可以发现, 伴随着电气系统的不断发展, 传统调试方法的有些优点会慢慢变成阻碍电气系统调试工作顺利进行的重要因素, 它会越来越不适应当前高压电气设备的调试要求。因此, 改进当前的电气调试方法、探索新的调试手段是当前电气调试工作的必然趋势。对于新方法的探索, 应该在保持传统方法优势的情况下, 克服缺陷, 节约成本, 提高调试工作的效率。以下简要介绍两种调试新方法, 希望能对相关工作人员有一定的启示。
(一) 电流互感器变比测试新方法
电流发生器体积庞大, 二次电缆粗大笨重, 电缆在多匝穿越互感器时会给调试人员的工作带来麻烦。因此, 在改进试验中可以依据电流互感器工作原理, 对电流互感器进行变比测定, 利用一次侧电流加大二次侧电流, 实验进行过程中, 注意使用标准互感器及标准电流表进行测量, 对比实验结果。
电流互感器借助电磁感性实现一次绕组间的能量传递, 它的工作原理与变压器类似, 但电流互感器可以作为单独电流源工作。电流互感器变比实验时应仔细检查线圈匝数, 必须考虑到实验过程中可能带来变比误差的种种因素, 保证实验的准确性。
(二) 变压器一次通流实验
传统的调试试验中, 变压器的启动试验中经常会出现TA二次回路及TA极性接错等问题, 为了保证变压器通流试验一次顺利完成, 必须在启动之前认真彻底检查变压器及二次设备。变压器一次通流试验采用的主要实验仪器是钳型相位表 (检测差动保护TA接线极性是否正确) 。调试人员通常使用变压器一次通流试验检测最小电流, 因此, 下面主要针对一次通流试验中弱小电流的测量问题提出改进办法。
准备好一段导线, 根据实际将导线多圈缠绕, 在保护屏端子位置处断开小电流, 使用事先准备好的导线将其与回路串联, 导线多圈缠绕导致电流大小提高N倍, 再使用钳型相位表测量电流时示数就更加明显, 理论上来说, 只要导线缠绕圈数可以不断增加, 微小电流测量范围也会不断增加。
(三) 差动保护试验
为了保护各项功能顺利实现, 现在的电力系统通常采用危机差动装置, 接线简单、便于维护保修。危机差动装置主要是为了检查采样精度和保护算法, 比例制动试验是变压器差动保护实验的难点问题。现阶段电力系统采用的接线方式和变压器差动保护的TA接线方式会导致保护装置的两侧电流出现电压差, 在微机型保护中, 通常采用定值整定调整相位。
四、结语
技术不断的进步, 越来越多新的技术与设备进入实际生产使用中, 电厂电气设备调试方法必须不断探索创新, 才能满足当前不断发展的电力系统的需求。这就需要电力电气系统调试人员在实际的工作中不断丰富自己的工作经验和知识储备, 改进当前设备使用的调试方法, 提高电气系统的工作效率。
参考文献
[1]占金涛.电厂电气调试方法的改进及新方法的研究[D].浙江大学, 2010 (06) .
[2]常二鹏.电厂主要电气设备的调试方法[J].工程技术, 2013 (12) .
电厂调试 篇2
编号：
****电厂2×200MW机组扩建工程
#1机组锅炉燃烧调整试验措施
2010年1月15日
**热电#1机组锅炉燃烧调整试验措施
目 录
1.锅炉简介和试验目的··········2.试验内容···············3.试验需要记录的数据··········4.注意事项···············5.试验所用仪器清单···········
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**热电#1机组锅炉燃烧调整试验措施
1.锅炉简介和试验目的
本锅炉为东方锅炉有限责任公司生产的670/13.7-20型一次中间再热，单汽包自然循环，单炉膛，平衡通风，固态排渣，煤粉炉。制粉系统采用中储式乏气送粉系统，四角切圆燃烧方式，锅炉主要技术参数为：
最大连续蒸发量： 670 t/h 额定蒸汽压力： 13.7 MPa 额定蒸汽温度： 540 ℃ 再热器蒸汽流量： 583t/h 再热器进/出口压力： 2.6/2.4Mpa 再热器进/出口温度： 320/540℃ 锅炉保证热效率： 92.62 % 给水温度： 249 ℃
锅炉燃烧调整试验通过对锅炉进行燃烧调整，使得在不同负荷下锅炉参数达到设计参数，各项损失趋于最小，使锅炉在高效率下运行。
2.试验内容：
2.1.锅炉在３０％、６０％、１００％负荷下分别进行燃烧调整试验；
2.2.根据炉膛出口烟温分布情况、排烟温度及烟气含氧量，适当调整各层二次风和一次风的风量，确定合理的二次风量和风速，使锅炉运行参数达到设计参数；
2.3.调整粗粉分离器出口分离挡板以调整煤粉细度，根据锅炉燃烧情况确定合理的一次风量和最佳风煤比，根据锅炉运行状态及飞灰可燃物含量确定最佳煤粉细度。
3.试验需要记录的数据：
主汽压力、温度；再热蒸气压力、温度；主蒸汽流量；
给水温度；排烟温度；烟道烟温；
烟气含氧量；
磨煤机入口风量、风压；一次风压；二次风压、风量
给煤量；燃油压力和燃油量
4.注意事项：
**热电#1机组锅炉燃烧调整试验措施
4.1.锅炉燃烧调整试验应在燃烧稳定的前提下进行，若调整中出现燃烧不稳的现象，应停止试验，恢复锅炉稳定运行；
4.2.燃烧调整中应密切监视锅炉运行参数及受热面温度的变化趋势，发现异常情况应尽快查明原因，立即处理；
4.3.试验前应准备好取样设备、测量仪器及劳保用品； 4.4.试验前应向有关人员进行技术交底，并做好安全措施。
5.试验所用仪器清单：
烟气分析仪；抽尘泵；
煤粉取样设备；
光学高温仪；
飞灰等速取样装置；
电子微压计
火电厂直流系统的调试技术研究 篇3
关键词：火电厂；直流系统；调试
火电厂的直流系统是为给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源的电源设备。直流系统是一个独立的电源，它不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下，保证由后备电源——蓄电池继续提供直流电源的重要设备。
对直流系统进行调试，是保证集控室直流系统运行参数正常的重要手段，调试过程中要确定直流系统各保护参数、告警信号手否正确，确认均流特性是否符合厂家设计要求。
调试应由工程师及以上资格的调试人员负责，或具有调试同类装置经验的助理工程师负责。为保证试验数据的准确性和可靠性，同时为了安全考虑，应组成两人以上试验小组完成试验。
1.系统初调
1.1调试前准备
确定机柜内部无短路，用万用表检查交流输入端子，确定各端子之间无短路，否则必须查明原因并排除故障；初始化各开关状态，确定监控模块开关为断开状态，交流输入空气开关、模块交流输入空气开关、电池熔芯、控制回路和合闸回路空气开关均为断开状态；测算电池参数。
1.2初调交流电
通交流电，测三相电压并作记录，交流电压应在380±15%的范围内，如果超过范围，应先调整交流电；上电，看交流监视模块灯是否亮。
1.3系统模块送电
蓄电池充电时，合上蓄电池组充电，这时蓄电池组的电压表将会显示此时蓄电池组电压值。
2.直流电源微机监控系统调试
2.1控系统上电
当监控系统第一次上电时，系统开始自检，查询各功能模块的工作状态，传递初始化参数，显示当前时间及软件版本信息等。
2.2显示界面组成
显示界面由上电自检画面、主运行画面及多个参数设定显示画面构成。主运行画面主要显示运行时各主要参数状态，如整流器输出电压、电流，当前电池组容量，电池组输出电压、电流，电池组温度，母线电压，母线绝缘等。
2.3参数设定及显示画面
正常运行后，通过操作面板上按键，可直接弹出系统操作主菜单，并通过上下键选择各功能项，按“确认”键后进入各级子菜单，进行参数设定或修改操作。
3.参数设定
3.1电池运行参数设定
在系统设定菜单项中设定监控系统基本的控制参数，包括：电池容量、电池类型、单体数量、均充电压、浮充电压、转换电流、均充时间、自动均充、均充周期、充电限流、温度补偿、补偿系数。
3.2系统报警参数设定
在“报警参数”项设置系统运行时告警参数的上下限定值及报警是否允许标志；过报警标志允许时，当报警参数越限时系统告警。告警参数包括：电池电量、交流电压、合母电压、控母电压、电池电压、绝缘电阻。
4.整流模块调试
4.1开机前准备
检查电源的各条连线是否正确，接地线是否安全可靠，检查交流输入电源是否正常。
4.2开机试运
确认手动1QS1、1QS2开关在整流器位置，给系统模块供电，给微机监控系统供电，给HY-DC2000型直流系统微机检测装置供电，电源开关置于开位置，电源指示灯亮。
4.3输出电压调节
电源模块面板上设有输出电压装置，可根据需要自动/手动调整输出电压。
5.均充、浮充电
该装置单母线分段，把转换开关1QS1和1QS2置于#1蓄电池位置，微机监控器可自动对蓄电池根据亏容情况进行恒流均充电或浮充电并且自动转换。
6.电源柜运行程序调试
正常浮充电运行状态时，电网事故停电，这时充电浮充电装置停止工作，蓄电池通过自动跟踪电压，不间断地向二次控制母线送电。
交流电源恢复送电运行时，微机控制充电浮充装置自动进入恒流充电状态运行，当蓄电池电压达到整定值时，微机控制充电浮充电装置自动转入恒压充电运行，当充电电流小于整定值时，微机开始计时，微机控制充电浮充电装置自动转入浮充电状态运行。
7.参数监测功能调试
验证系统的监控模块监测到的参数是否正确。
7.1充电柜参数
查看交流输入电压值，与实测值比较。查看电池电压和电流值，与实际值比较。
7.2馈电柜参数
查看合闸母排电压、控制母排电压和总电压，与实测值比较。
7.3模块参数
查看模块输出电压电流、限流点、控制状态。
8.报警功能调试
8.1模块通信
断开模块空气开关，监控模块显示此模块通信中断。
8.2直流回路跳闸故障
合上任一控制母排或合闸母排空气开关，轻触其试验触点，空气开关跳闸，监控模块报警。
8.3试验电池熔断信号器
按下电池熔断信号器试验触点，监控模块报警正确。
8.4交流过、欠压报警
将交流过、欠压的报警点设置到当前值以下或以上，监控模块报警。
8.5直流过、欠压报警
将控制或合闸母排的过、欠压报警点设置到当前值以上或以下，监控模块报警。
8.6绝缘监测
在任一支路对机壳接一个小于绝缘整定值的大功率电阻（一般5k10W），合上该支路开关，绝缘监测装置应能监测到绝缘故障，并发出报警信号。
9.整体联调
9.1所有设置恢复正确值
将调试过程中修改了的设置值全部恢复正确的值，并仔细检查核对。
9.2参数一致性确认
确认系统在不同位置监测的同一个参数是否正确。主要有：电池电压与合闸母排电压，总电流与馈电柜电流。
9.3绝缘监测
在绝缘监测装置监测到绝缘下降并发出报警时，监控模块应能接收到该报警信号并纪录，以及发出高层次的报警。
參考文献：
[1]火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）.
[2]电力安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-91）.
[3]王启南.浅谈火电厂直流系统蓄电池组的安装管理[J].华中电力.2013.11.
[4] 鲁庆初 等.变电站及电厂直流系统的讨论[J].电源技术与应用.2012.05.
作者简介：
电厂电气设备调试技术探讨 篇4
1 电厂电气设备主要的调试项目
电厂电气设备的调试主要分为单体调试和分系统调试两个步骤。单体调试是指对电气设备中变压器、发电机和其他的继电保护装置等单独组成部分进行测试与调试。例如发电机的调试项目主要包括:①测量定子绕组直流电阻, 要求各项直流电阻相互差别在最小值2%;②测量定子绕组直流耐压与泄露电流, 要求为泄漏电流相间差值在最小值50%内, 当最大泄漏电流≤20μA时, 各相间需要无明显差别, 并且泄漏电流不能随着时间延而增加;③测量转子绕组的绝缘电阻, 要求≥0.5MΩ;④测量转子绕组的交流阻抗与功率耗损, 要求为各种状态下实验结果需要符合变化规律, 并且和出厂试验值之间无明显差别。
在单体调试结束后, 为了检查电气设备的运行情况, 电厂调试人员需要进行分系统调试, 其调试的对象主要为电力变压器系统、发电机出口断路器、同期系统、发动机保护及故障录波、发电机励磁系统、励磁调节器系统、发电机变压器启动、和厂用电源系统等。
2 电厂电气设备调试需要采取的措施
2.1 同期装置的调试方法
该方法主要为为:①对电气设备的外观及接线进行检查。检查结果要求电气设备外观端正, 不存在外观变形或者有明显损坏的情况。②测试电气设备装置中的信号。在测试过程中, 检测人员需要将测试电缆的插座与航空插头对应连接, 然后利用安装在电气设备中的独立测试模块对信号进行检测。③对同期系统中的继电器与接线进行检验。在检验过程中, 检测人员需要结合设计的原理图, 对电气设备装置的各个回路进行逐项检查, 确保连接正确, 不存在寄生回路。④对电气设备装置外的信号进行测试。检测人员在测试过程中需要取下电气设备装置中的测试电缆, 将其插座与航空插头之间的的连接断开, 并且需要同时断开试验电源。
2.2 互感器调试方法
该方法主要为:①对引出线极性进行检查。检测人员需要将1.5V~3V的直流电池经过开关与一次侧端子相互连接, 然后在互感器的二次端子上连接直流微安表或者毫伏表。直流电池与微安表或毫伏表同极性端需要连接在绕组的同极性端上。如果开关合上的一瞬间, 指针为顺时针偏转, 而开关断开的一瞬间, 指针为逆时针偏转, 则证明互感器为减极性;如果开关合上时, 指针为逆时针偏转, 而开关断开时, 指针为顺时针偏转, 则证明互感器为加极性。②对电气设备便比进行检查。检测人员在一次绕组时注入大电流, 同时测量二次绕组时的电流, 记录一次侧与二次侧的电流数值。在检查过程中, 检测人员需要使用0.2级的电流表与电流互感器, 在进行一次绕组时将其加到额定电流值, 并且将二次绕组实验时的接线端与电气设备外部连接相互断开, 对未测试的绕组采取短接方式, 防止电路回路中出现开路情况。③对电气设备的励磁特性进行测量。检测人员需要测量保护二次绕组的励磁特性, 并记录其电流与电压产生的变化曲线。开关柜的内部接线在电气设备出厂时已经连接完成, 所以在进行测量的过程中, 检测人员需要将二次绕组的接线端与电气设备外部的连接相互断开, 拆除外部的接地点或者将隔离变压器加入到测试回路中。电流表测量时采用内接方式与外接方式时的测量结果差别较大, 所以试验中需要采取用同样的接线方式, 如电流表的外接法, 这样便于对测量数据进行比较。
2.3 变压器调试方法
变压器调试方法主要为:①测量绕组及套管直流电阻。测量过程在个分接头位置完成, 采取变压器直流电阻测试仪或者双臂电桥对直流电阻进行测量, 并对绕组温度进行记录。同时, 各相测量值的差值需要控制在平均值1%内, 并且变压器直流电阻与同温度下的出厂实测值之间变化需要≤2%。②检查各分接头变压比。试验前需要确认变压器接线组别, 保证接线正确, 不存在高低压绕组出现反接问题。试验过程中中被测变压器出线端和外界不能有任何的连接。各分接头变压比和制造厂的铭牌数据之间相比不能有明显差别, 并且满足变压比变化规律。如果电力变压器的电压等级≥22k V, 其变压比在额定分接头处的允许误差为0.5%。
2.4 继电保护装置的调试方法
该方法主要为:①一般性的检查。由于继电保护装置在出厂后需要进行长途运输, 在此过程中容易因路途遥远颠簸而使得部件松动或者脱落, 所以运输过程中需要检查继电保护装置部件的牢固情况, 对松动部件及时进行紧固处理, 确保继电保护装置运输的安全性。②对绝缘电阻进行测量。检测人员需要断开保护屏端子排处的外部引入电缆及回路, 保证交流电源与直流电源没有被引入到保护屏内, 然后将电压、电流与直流控制信号回路的端子相互连接。③对逻辑进行检查。检测人员需要依据设计院的要求, 对发电机保护出口的逻辑进行认真检查, 确保逻辑正确无误。
2.5 整套启动调试方法
整套启动调试方法主要为:测试转子的交流阻抗和损耗;在额定转速下进行发电子定子绕组三相短路试验;在开路情况下, 测量发电机定子三相绕组的空载特性;将励磁方式改成自励方式, 进行发动机空载励磁调节系统调整试验;额定负荷时, 发电机轴电压的测定实验;在系统允许时, 零功率的切机试验。
3 结束语
总之, 电厂电气设备调试不仅关系到电气设备的安全运行, 而且关系到电厂的经济效益和正常生产, 在推动电厂的发展建设中起着重要的作用。在电厂电气设备调试中, 调试人员需要了解电气设备特点及运行原理, 积累丰富的调试经验, 选择合适的调试方法, 按照设备调试的工作工作流程与标准要求, 有条不紊开展电气设备调试工作, 从而真正保障电气设备可以安全平稳的运行, 降低电气设备的故障率, 延长电气设备的使用寿命。
摘要：本文阐述了电厂电气设备主要的调试项目, 并从同期装置调试、互感器调试、变压器调试、继电保护装置调试和整套启动调试等方面, 探讨了电厂电气设备调试需要采取的措施, 以期为保障电厂电气设备的安全平稳运行, 推动电厂的发展建设提供参考价值。
关键词：电厂电气设备,调试技术,探讨
参考文献
[1]林良柱.电厂电气设备调试技术探讨[J].科技展望, 2015 (21) :92.
[2]吴政国.电厂主要电气设备的调试方法探析[J].中国新技术新产品, 2010 (14) :143-144.
电厂调试 篇5
New coal power plant system fine debugging(scheme)measures
安徽省电力科学研究院 张志刚
Anhui Electric Power Research Institute Zhang Zhigang
摘要
本方案介绍了国电宿州2×350MW超临界热电联产机组输煤系统精细化调试措施及工艺，是在常规调试的基础上着重提出精细化调试和管理的先进方法，是为了指导和促使新建电厂调试及运行等工作整体水平得到较大提高升级而作出的有效努力。
The scheme introduced in Suzhou in 2× 350MW supercritical unit cogeneration system coal fine adjustment measures and technology, in the conventional debugging on the basis of present fine adjustment and advanced management method, is to guide and promote the new power plant commissioning, operation level has been improved greatly upgrade and make effective hard.关键词
输煤系统，精细化调试，措施，联锁保护，控制要点
Key words: coal handling system, fine tuning, measures, interlock, control points
引言 作为电厂从建设到使用的最后一道工序—分系统及整套系统调试，其工作至关重要，它直接关系到电厂前期大量投入的工作能否实现目标，同时要求对前期建设、安装设备、单体、单机调试等工作给于全面检验，发现问题和缺陷必须不断处理完善符合标准和规程的过程。本措施因篇幅较大，在条款与常规调试相同内容上已作部分削减。设备系统概述
国电宿州热电有限公司原有4台小机组，现拆除3台#
1、#
2、#3机组，保留1台#4机组（135MW）。本期工程在#
1、#
2、#3机拆除的原址上建设2×350MW大型热电机组，输煤系统按满足2×350MW热电联产要求进行设计，工艺系统及土建设施按新老系统融合，充分利用原有设施优化配置，经本期建设和改造后系统可满足135MW+2×350MW三台机组燃煤需求。
本期燃料厂外运输主要采用火车运输，少量采用汽车运输。厂内采用原有汽车卸煤沟及火车卸煤沟卸煤，以及改造后的原有条形煤场储煤，新增一台火车卸车用螺旋卸车机，新增干煤棚、转运站、碎煤机室、煤仓间及入炉煤采样、计量、除铁、水冲洗、皮带喷雾、煤场喷洒等系统辅助设备，扩建原有条形煤场，扩建原有斗轮机煤场，改造煤场原有#2皮带机延长至327.2m；改造旧有斗轮堆取料机为斗轮取料机，其轨道延长85米；新建长90m跨度88m的干煤棚，扩建后煤场占地为294×82m，储煤 量13.5万吨，可满足新老三台机组17.7天用煤，其中干煤棚出储煤量3.38万吨满足新老三台机组4.4天用煤。调试目的
在输煤系统安装完毕并完成单体、单机试运后（包括有关调整试验），须通过分系统、整套系统试运行，来检测系统设备有关技术参数是否达到设计要求，并对设备试运中存在的问题进行调整。保证机组能安全顺利地完成整套启动并移交生产。调试范围及主要内容
3.1 输煤系统分系统调试前具备条件设备动态检查 3.2 输煤系统各分系统各单机保护校验 3.3 输煤系统各分系统联锁保护试验 3.4 输煤系统程控装置的调试 3.5 输煤系统的程控联动运行调试 3.6 输煤系统程控、顺控静动态空负荷调试 3.7 输煤系统程控、顺控带负荷试运 精细化调试主要项目工艺措施及控制要点
4.1 分系统、整套运行调试
4.1.1 分系统调试前具备条件的主要设备检查及确认
（1）卸堆煤系统单体、单机调试及验收完成，对各皮带机、卸煤机、除铁器等主辅设备分别做单机动态检查确认，包括单机试运就地、远控启停运行正常；
（2）上煤系统单体、单机调试及验收完成，对各皮带机、碎煤机、滚轴筛、犁煤器等主辅设备分别做单机动态检查确认，包括单机试运就地、远控启停运行正常。（3）每条皮带机做警铃试验检查，单机启动响警铃后皮带机运行正常。4.1.2 输煤系统各皮带机保护校验
（1）皮带跑偏跳闸，校验时要注意做到每一个开关均要试验，且要做好记录； 调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接重跑偏开关，皮带机跳闸； 上位机启动皮带机试验位运行，就地皮带机拉重跑偏开关，皮带机跳闸；（2）皮带拉绳跳闸，校验时要注意做到每一个开关均要试验，且要做好记录； 调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接拉绳开关，皮带机跳闸； 上位机启动皮带机试验位运行，就地皮带机拉动拉绳开关，皮带机跳闸；
（3）皮带速度低下跳闸，校验时，要根据感受资料进行正确的参数设定；
调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接速度开关，皮带机跳闸；（4）纵向撕裂跳闸，做这项试验要现场手动给定撕裂信号。
调试工艺：上位机启动皮带机试验位运行，就地控制箱短接撕裂开关，皮带机跳闸；(5)控制要点：
1）每条皮带机就地与远方控制及保护信号点连接正确；
2）做皮带机保护试验，信号发出点必须由就地控制箱或皮带机拉绳、跑偏开关发出。
4.1.3 输煤各分系统联锁保护试验
（1）输煤系统设备编制程控联锁及保护试验清单，每台设备做好每项试验记录。按检查条件已具备分系统调试后，首先输煤分系统各调试设备送电试验位；（2）卸堆煤分系统联锁保护试验：
1）卸堆煤系统各设备设手动联锁，对各种运行方式分别做联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设手动联锁，按逆煤流方向手动逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机等设备分别有保护跳停动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）
2）卸堆煤系统系统各设备设自动联锁，对各种运行方式分别做运行联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设自动联锁，启按自动键，按逆煤流方向逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机和设备分别有保护跳闸动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）（3）上煤分系统联锁保护试验：
1）上煤系统各设备那设手动联锁，对各种运行方式分别做运行联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设手动联锁，按逆煤流方向手动逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机和设备分别有保护跳闸动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）
2）上煤系统系统各设备设自动联锁，对各种运行方式分别做运行联锁启动及联锁跳停故障保护试验；
调试工艺：上位机选定一种运行方式设自动联锁，启按自动键，按逆煤流方向逐台启动各皮带机等设备运行，再分别设置跑偏、拉绳、速度、堵煤、急停等故障，系统皮带机和设备分别有保护跳闸动作；（注：跑偏、拉绳、速度等故障设置为就地发信号）
(4)控制要点：
1）系统联锁保护试验手动联锁、自动联锁满足使用和设计要求；
2）系统程控、顺控静态试验尽可能满足各种运行方式要求，可采用排列组合成各种运行方式路径试验。
3）含有制动器的皮带输送机，制动器与皮带机直接联锁先后启动，并重点关注其可靠性。
4.1.4 输煤系统动态联合调整试验措施及工艺（1）卸堆煤分系统空负荷联调 1）具备条件检查
A．检查单体、单机调试设备各项工作已完成；
B．各分系统联锁保护试验已完成，设备具备启动条件，皮带机的电动机绝缘良好各保护装置及联锁信号已正常投入，控制系统LCD画面正常；
C．系统具备联动条件，安全检查及维护人员到位，电源送上工作位； D．系统联调开始前各相关单位专业人员现场到位。2）卸堆煤分系统各主要运行方式分别做空负荷联动调试；
调试工艺：上述1）具备条件检查完成后，上位机选用卸堆煤设备投自动联锁，选定一种运行方式显示有效，启动该路径皮带机系统运行，运行过程中发现设备存在各种缺陷，各相关单位技术人员必须及时处理；该路径皮带机系统调整试验运行稳定后，分别选用拉绳、跑偏或急停等功能以检验动态试验故障保护跳闸的可靠性。（2）上煤系统空负荷联动调试；
调试工艺：同上1）具备条件检查完成后，上位机选用上煤系统设备投自动联锁，选定一种运行方式显示有效，启动该路径皮带机系统运行，运行过程中发现设备存在各种缺陷，各相关单位技术人员必须及时处理，该路径皮带机系统调整试验运行稳定后，分别选用拉绳、跑偏或急停等功能以检验动态试验故障保护跳闸的可靠性；其他各主要运行方式调试工艺同上。
（3）卸煤系统做双路皮带机空负荷联调试运；
调试工艺：上述1）项具备条件检查，卸堆煤系统各单路运行完成，各设备送电工作位；上位机选择路径有效，先顺控启动A路系统，运行稳定后再启动B路系统，双路运行发现问题和缺陷，现场及时处理直至双路运行稳定后分别顺控停机。（4）上煤系统做双路皮带机空负荷联调试运；
调试工艺：上述1）项具备条件检查，上煤系统各单路运行完成，各设备送电工作位；上位机选择路径有效，先顺控启动A路系统，运行稳定后再启动B路系统，双路运行发现问题和缺陷，现场及时处理直至双路运行稳定后分别顺控停机。
(5)控制要点：
1）皮带机在试转过程中应记录电动机启动电流和启动时间，对电动机轴承进行温度测量和振动测量。
2）巡视运行的设备，皮带应无损坏或跑偏的现象，转动设备无异常。4.1.5 输煤程控装置系统调试
(1)输煤系统的程序控制装置调试由程控厂家进行。输煤系统的控制分为集中控制和就地控制两种方式，集中控制又分为自动和手动；就地控制为手动（就地控制时设备不设联锁），只是在检修或发生故障后的试转时用。在正常情况下均采用遥控操作设备的启动与停止；
(2)远方操作的方式下，在控制室内可通过计算机从已编好的多种工艺流程中选择运行方式，也可按实际需要人工选择运行方式；
(3)在程序控制中，自动取样装置、电子皮带秤、除铁器、除尘器等设备随有关的皮带输送机、碎煤机等主要设备同时启动；
（4）原煤斗配煤按煤仓位置顺序的配煤方式，已发出低煤位信号的煤仓能够优先配煤，若下一个煤仓为高位或停用时，则自行跳越直至满足配煤条件的煤仓为止。4.1.6 输煤程控、顺控带负荷调试及工艺（1）卸堆煤系统带负荷卸堆煤试运：
现场安全检查及维护人员到位，各相关专业人员到场，上位机选择流程有效，分别做卸煤沟→煤场卸堆煤系统A、B路程控、顺控带负荷试运，运煤量控制由小到大，分别从开始25%负荷逐渐增加到50%、75%稳定后再到满负荷满足设计要求；（2）上煤系统带负荷上煤试运：
现场安全检查及维护人员到位，各相关专业人员到场，上位机选择流程有效，分别做卸煤沟→原煤仓、煤场→原煤仓系统A、B路程控、顺控带负荷试运，运煤量控制由小到大，分别从开始25%负荷逐渐增加到50%、75%稳定后再到满负荷满足设计要求；（3）控制要点：
1）以上带负荷上煤试运，顺控启动设备按逆煤流方向逐台启动，停机按顺煤流方向逐台停机确保煤流全部走空；
2）带负荷卸堆煤和上煤试运，先采用小流量25%负荷输煤量，输送稳定后逐渐加大流量至50%、75%负荷直至满足设计要求。精细化调试措施及建议
5.1 输煤皮带重跑偏精细化调整措施及处理建议
输煤新皮带跑偏调整因内应力大很难一步到位，既使花费很大精力调好跑偏运行一
段时间仍可能有较大变化，新皮带内应力消除还会有跑偏现象；建议 提倡互相帮助，杜绝互相推诿；工作制定有详细计划按轻重缓急先后顺序有条不紊进行，在做好份内工作的基础上分工不分家。提前做好应对措施，冷静处理突发事件，杜绝简单的问题复杂化，复杂的工作一团麻，工作上下乱糟糟不按计划来，东一榔头西一棒，心浮气燥干不好事。
5.6.3 输煤调试按计划进行，调试工作遵循先紧后松原则，今天的工作今天做完，上班时紧，下班前松，有富余时间有条件把工作做的更好；避免上班时松，下班前忙，今天的工作做不完，要加班还要拖到明天。
5.6.4 树立整体观念，加快工作进度，提高工作质量和工作效率：多年的调试经验告诉我们：单体、单机调试的问题遗留到分系统调试来解决要付出成倍的代价；分系统调试的问题遗留到整套启动同样要多付出成倍的代价来处理。机组调试要树立全局整体观念，前面的工作问题最好不要留到后面的工作去做，如果整套启动调试，系统所有的设备都运转起来了，就因为某一台设备单体或分系统调试存在问题未解决好，造成全体设备停机等待这一台设备消缺，所付出的代价可想而知。我们要提前做好预防工作，尽可能减少遗留问题的频次，使我们的工作效率和进度大大提高。
结束语
与常规调试相比，通过系统精细化调试，控制要点的联锁及保护试验、带负荷整套试运，使输煤系统每个环节尽可能充分暴露死角缺陷并得到全面处理，具有最大限度消除设备安全隐患及不留后遗症尾巴等优点；在细中求稳，稳中求好，好中求快的基础上，做到电厂整套机组168记时通过后，在安全、稳定、可靠长期运行的同时满足最大负荷运行生产的要求。
作者简介：张志刚 男 汉族 1953年5月28日出生淮南市； 工作单位：安徽省电力科学研究院
热能动力专业 高工；中国科学技术研究交流中心 研究员，中国管理科学研究院 特约研究员；曾获有二十余项发明专利并获有世界发明奖。
电厂调试 篇6
关键词：电厂热工;仪表;自动装置;维护措施
上个世纪以来伴随着自动控制技术的出现和发展应用，极大的减轻了人力对于仪表监控的劳动强度，自动控制技术的应用还良好的解决了人工监控因为长时间工作造成的疲劳而带来的安全上的巨大隐患。电场热工仪表控制体系作为电厂进行热电联供的一个极为重要的组成部分，同时它也是电厂发电系统的重要组件。保证电厂安全、顺利运行的关键是充分的重视合加强对于电场热工仪表的日常维护和调试。热工仪表中的变送放大器、热电偶、压力传感器等零部件在长时间的连续运行后难免会出现诸如传送延迟、测量失准等现象的发生，这些情况一旦发生将会影响到整个电厂的正常运行，因此加强日常对于自动装置和人工仪表的日常维护和调试就显得十分具有意义。
1电厂热工仪表及自动装置的基本构造以及其重要性
电厂热工仪表和自动装置的基本组成部分主要是电控阀、传送线以及压力传感器等部分组成，它是整个电厂系统的重要组成部分，对于增强工作性能和维护整个电厂系统的正常运行起到了十分重要的作用。近年来，随着科学技术的不断发展和进步，为了更好提升热工仪表和自动化装置的实用功能，人们将很多先进的管理理念和技术手段应用到热工仪表和自动装置当中，使其使用功能得到了较好的提升，而且由于技术的不断进步，系统设备使用中的影响也逐步减少。随着计算机技术的普及和应用，发电系统的自动化控制能力也得到了进一步的提升，这对于提高电厂的安全系数也起到了十分重要的作用。不过我们也应该清醒的看到，当前我们电场热工仪表和自动装置的实际运行中还存着诸多的问题，这也为事故的发生埋下了隐患，因此我们在仪表和装置的运行使用的过程中，应该采用积极的维护和调试的措施来进行处理，以保证仪表和装置运行的安全可靠。
2.维护与调试的基本方法
2.1维护的措施
（1）建立、健全维护检修记录制度
在进行电厂热工仪表的调试和维护时，首先要对在热工仪表的维护检修过程中可能涉及到的所有数据进行记录和分析，然后加强对于热工仪表和自动装置的规格、品牌和质量都要进行严格的检控，这可以在最大程度上保证仪表和设备在使用的过程中具有良好的稳定性和可靠性。在对于电热工厂仪表的检修和维护过程中如果发现，相关零部件有损坏，要及时进行更换，并且及时更新设备的维护检修记录，从而使他人可以更好的了解设备的基本状况。
（2）对于仪表故障发生前的记录曲线以及参数变化进行综合分析处理
如果想更好的保障整个电厂发电系统的工作性能，就必须及时采用相对应的技术手段来对电场热工仪表和自动装置运行中的问题和鼓掌及时的进行排除。另外，故障发生之前，相关工作人员要采用一定的技术手段对仪表的参数变化进行相应的分析和处理从而对热工仪表的故障有一个较为全面的了解。
（3）积极做好日常维护工作
由于电厂热工仪表和自动装置的运行环境十分的复杂而且可能存在震动、高温、油污、粉尘、潮湿等对仪表正常运行不利的因素。因此，如果想使仪表能更更加正常的进行运转就要在日常定期进行检修和维护。首先是对于热工仪表和自动装置运行的周围环境进行详细的监察，要避免控制热工仪表和自动装置的计算机处于过于干燥或者潮湿的环境之下。由于仪表在过高的温度下可能会造成内部元件性能的故障从而影响到仪表的正常工作，而过低的温度则容易使模块发生凝露现象，造成模拟同路安全系数的降低。另外，由于室外锅炉中，以汽和水做介质进行压力和流量检测的热工仪表设备，冬季极易因为室外的低气温而冻堵管道，使仪表失去检测作用。第二，通过对仪表进行加强适应能力的改造，增强仪表和自动装置在恶劣的外部环境下的安全运行能力。要想使电场热工仪表和自动装置能够安全的进行正常工作，我们必须要根据仪表自身的适应能力为仪表正常工作创造良好的环境，这样可以避免仪表因为工作环境问题而影响正常的运转。
2.2关于热工仪表与自动装置的调试
如果热工仪表和自动装置在使用的过程中出现了相关的质量问题，或者在进行了相关的零部件更换之后热工仪表的显示参数有了较大变化，这时候技术人员就应该采用一定的技术手段进行干预了，首先要对相应的部分进行调试和处理。要想使热工仪表和自动装置在使用的过程中能够具有充分的可靠性和稳定性就必须要注意以下几个方面：
（1）对于相关的热工仪表及其自动控制装置装置要进行单独的校验，比如校验调节阀、变送器、温度计、压力表等，从而杜绝因为相互影响而导致的测量精度误差。首先在对热工仪表和自动转职进行检验之前，必须对仪表、仪器的外观进行仔细的观察，看表面有无异常，如有异常则需要及时进行更换。同时要保证仪表的测量精度和测量范围都在与规定要求相符合，在观察温度、压力等仪表时，应注意指针的上升与下降应保持平稳，无迟滞现象在仪表系统联合后应进行联校，这样便于检查多系统合作的精准度。在对热工仪表与自动装置进行调试前，需对各个组成系统进行单独的调试，以确保工控计算机运行速度、设置参数、系统电缆检查、变送放大器功率的准确性。一切准备工作安排妥当后再进行试验，试验中需要对信号输入与输出差异进行检查，并且进行适当的调整。
（2）对多系统联合运行进行调试与校验，增加相应的模拟信号于现场仪表和检测元件处，在工控计算机及仪表上观察显示器上的检查数值，确保精度与相关要求相符合，报警功能显示正常;通过手动方式在工控计算机上输出相应的最大和最小反应信号时，需对现场调节器进行检查，同时应及时切断阀动作，做好系统试验纪录工作在仪表系统联校结束后，发电机组试运前，应连同现场仪表对整个报警连锁保护系统进行模拟试验。试验方法主要通过信号发生器将模拟的实际仪表发送信号发送到仪表自动化控制系统，系统再对逻辑程序运行情况扑以检查，对应阀门或其它执行机构的动作情况扑以检查。所有调试工作结束后，再对相应的数据记录进行统一的整理、归档。
3.结束语
电厂热工仪表和自动装置的维护与调试关系到整个电厂系统的安全正常运行，其中的热工仪表相关的探测系统和电控阀是其中最为重要的部件更是需要进行最为悉心的关注。要想使热工仪表和电控阀能够长时间安全的进行运行，电厂必须加强对于测量仪器仪表以及计量仪器仪表的校验和维护工作，从根本上保证测量仪表的灵敏度和准确性，从而为电厂自控系统的正常运转提供保障。随着计算机多媒体技术的不断发展与成熟，自动化的控制技术也在进行着不断的发展，今后自动化技术奖广泛的应用在实时监控记录、自动化控制和故障报警、故障点自动检测等领域，为电厂的安全顺利运行提供必要的保障服务。
参考文献：
[1]刘洁.电厂热工仪表自动控制技术[J].工业科技，2006.11
[2]姜晓雨.工业自动化[J].自控资讯，2007.4.
[3]童军辉.热工仪表安装与调试[J].工业信息技术，2008.1.
[4]萧丽娟.电厂自控系统检测与调试[J].电力科技，2008.7.
电厂调试 篇7
(1) 某电厂一期为两台600MW机组, 二期扩建两台660MW机组。一期凝结水精处理为高塔法, 系统运行效果不错。据运行人员介绍, 高速混床氨化运行周期处理水量最大能达到六十万吨。二期凝结水精处理系统仍为同一厂家, 系统配置和一期基本相同。二期我公司承接该厂化学水处理的调试工作, 进行凝结水精处理系统的调试。
(2) 高速混床运行的效果由树脂的再生度决定, 树脂分离效果的好坏又直接影响树脂的再生度。因此, 凝结水精处理再生的关键环节, 就是控制树脂的分离效果, 也就是控制阴树脂中阳树脂的比例和阳树脂中阴树脂的比例。
2 高塔分离法中树脂分离塔特点
(1) 树脂分离塔大的作用是接收失效树脂, 并将失效树脂擦洗后分离输送。它是一个下方直径为DN1600的柱形筒体, 上方为倒锥体加直径DN2400大封头的上大下小结构。设备的总高度为10米左右, 树脂分离塔下筒体直径小, 上部直径逐渐变大。此种结构特点:①反洗膨胀空间大;②倒锥形使流体的流速发生渐变化, 利于阳阴树脂的分离;③底部小直径树脂输送时减少混脂量。
(2) 分离塔上部进水装置为异形支母管结构, 既能使上部进水配水均匀, 又能避免树脂反洗分离时树脂跑出。下部进水装置同时也是出水装置和树脂擦洗进风装置, 它的结构为穹形多孔板加双速水帽。这样的装置既能保证树脂反洗和空气擦洗时水气均匀分布, 又能使树脂流畅输送。树脂分离塔共有9个树脂窥视镜, 分别设置在特定的位置, 用来观察树脂分离输送的效果。分离塔的下部对开的窥视镜上设置了光电开关, 用来监测树脂和水的界面, 根据树脂和水反射光对光电开关的反应不同, 控制阳树脂的输送终点。
(3) 分离塔反洗流量调节阀为DN65的气动隔膜阀, 调节精度为阀门开度的0.1%。反洗流量调节阀进水管道为DN80, 调节阀的规格比管道小一档, 这样设计调节阀调节的效果更好。分离塔下部有一个DN20的高速反洗阀, 高速反洗阀的作用是在树脂静置沉降过程中承托树脂, 使树脂均匀缓慢沉降, 避免分离好的树脂乱层。它的另一个作用就是在树脂输送的过程中承托树脂, 让树脂在输送过程中树脂面保持平面, 避免出现“漏斗”和“斜坡”, 保证树脂分离输送的效果。分离塔上部设置了一个DN40的树脂输送进水阀, 作为树脂输送时的动力。高速反洗阀和树脂输送进水阀均有可调限位开关, 通过限位开关调节阀门开度, 在一定范围内控制阀门的流量, 以期达到树脂最佳分离输送效果。
3 树脂分离系统的调试
3.1 树脂分离系统检查
3.1.1 调试前附属设备检查
分离系统附属设备包括:冲洗水泵、罗茨风机、压缩空气罐等。冲洗水泵是分离系统中用作树脂冲洗和反洗, 罗茨风机用来树脂擦洗, 而压缩空气罐则是用来提供气源进行树脂输送。系统调试之前要对分离塔本体及一些附属设备进行检查, 确保检查设备在调试过程中状态良好, 运行稳定。冲洗水泵和罗茨风机要求进出口管道及阀门安装完毕, 设备试运正常, 各种仪表安装完成且完成调试, 设备远方启停正常。压缩空气罐要求进出口管道及阀门安装完成, 具备进气条件, 压力表及压力开关安装完成且能指示正常。
3.1.2 调试前树脂分离塔的检查
分离塔需要检查的项目包括设备内部检查和外部检查, 设备内部检查包括用电火花试验分离塔衬胶层是否有针孔, 用塞尺检查分离塔水帽的空隙是否合格。外部检查主要看管道阀门是否安装完成, 确保气动阀门就地、远方可操, 热工仪表完整可用。
3.2 树脂分离系统调试
3.2.1 附属系统调试
(1) 冲洗水系统调试。
将冲洗泵进出水管路阀门开启保持通畅, 启动冲洗水泵, 进行冲洗水管路及分离塔设备的冲洗, 冲洗水经分离塔出脂阀排至废水树脂捕捉器。在冲洗过程中, 观察冲洗水稳压阀前后压力表压力, 保持稳压阀后冲洗水压力为0.5MPa, 如不能保持则进行校验调整。稳压阀是保证树脂反洗分离过程中水压的稳定, 避免出现波动, 影响分离效果。
冲洗水系统流量计的校验工作是冲洗水系统调试的关键环节, 冲洗水流量作为树脂反洗分离及再生的依据, 其准确性直接决定树脂分离和再生的效果。设备厂家提供的流量计参数都是理论计算值, 调试时要对其校验, 确保流量计计量的精度和准确性。我们此次调试校准的方法就是通过分离塔两个窥视镜之间的距离, 计算出这段设备的容积。记录该容积注水时间, 该容积与注水时间的比值就是冲洗水的流量。根据测算出的流量, 确定再生系统所有流量计的流量参数。为了保证校验的准确性, 我们选了比较大的窥镜间距, 并进行了多次试验, 得出理想的结果。
(2) 罗茨风机系统调试。
罗茨风机系统调试时, 首先进行的也是管路冲洗。与冲洗水泵不同, 罗茨风机的流体不进入分离塔, 直接从罗茨风机排空阀排入大气中。管路冲洗时, 缓慢关闭罗茨风机出口阀, 观察风机安全阀的起跳压力, 一般控制安全阀的起跳压力为0.08MPa。罗茨风机的流量调试一般不作要求, 但要在树脂擦洗和搅拌的过程中, 观察擦洗搅拌效果。
(3) 压缩空气系统调试。
压缩空气系统调试主要是压缩空气罐出口管路减压阀的调整。首先也是压缩空气罐和进出口管路的冲洗, 然后保持到树脂分离塔的管路畅通, 调整减压阀至阀后压力为0.35MPa。空气罐上设有压力开关, 当压缩空气罐的压力低于0.5MPa时, 压力开关报警, 由运行人员检查就地检查设备情况。这样避免树脂在输送过程中突然停气, 造成输送中断, 树脂堵塞管路。
3.2.2 分离塔本体调试
(1) 反洗流量调节阀调试。
冲洗水流量计校验完成后, 测试反洗流量调节阀开度流量, 记录开度流量数据, 并且绘制流量开度曲线。具体做法是模拟树脂反洗分离的状态, 不断调节调节阀门开度, 记录不同阀门开度下对应冲洗水的流量。得到相应数据后, 以阀门开度为纵坐标, 冲洗水流量为横坐标, 绘制图形。根据图形观察反洗流量调节阀的调节效果, 选择合适的调节开度区间。第一次试验, 反洗流量调节阀开度达到100%时, 反洗水流量70m3/h左右, 反洗流量太小。随后我们调大了冲洗水泵出口手动蝶阀的开度, 重新进行试验, 试验结果如下图所示 (纵坐标为分离塔反洗流量, 单位:为m3/h;横坐标为调节阀开度) 。
通过开度流量曲线图我们可以看出, 当流量调节阀开度为零时, 冲洗水的流量为9m3/h, 这恰好就是高速反洗阀的流量, 当阀门开度到60%时, 树脂的反洗流量基本达到最大值, 而从60%到100%反洗流量变化很小。阀门的开度在5%-45%之间, 阀门开度和流量基本成线性关系, 因此该反洗流量调节阀的最佳调节开度为5%-45%。从数据和图形反映的结果来看, 反洗流量调节阀调节的效果较理想。
(2) 反洗分离程序和参数调试。
分离塔下断面在不同流量下阀门的的流速计算如下:
v——分离塔下断面反洗流速。 (m/h)
Q——分离塔反洗流量。 (m3/h)
D——分离塔下断面直径。 (m/h)
通过计算我们得出不同阀门开度和分离塔反洗流速关系图如下 (纵坐标为分离塔反洗流速, 单位:m/s, 横坐标为调节阀开度:)
通过上图, 我们可以很直观的看出分离塔反洗流速和阀门开度关系。反洗过程中通过控制反洗流量调节阀的开度, 就能控制树脂沉降的临界流速, 我们据此设定反洗分离程序和参数。反洗分离程序分为5步, 第一步将反洗流量调节阀的开度由零开到65%, 开启的梯度频率为每6秒钟开启5%, 该步持续时间为10分钟。第二步反洗流量调节阀的开度由65%关闭到40%, 关闭的梯度频率为每6秒关闭0.1%, 持续时间为20分钟。第三步流量调节阀由40%关到20%, 持续时间为25分钟。第四步流量调节阀由20%到全部关闭, 持续时间为25分钟。第五步反洗流量调节阀保持全关的状态, 只开高速反洗阀, 进行树脂沉降, 沉降时间为10分钟。反洗分离的几步, 分离塔反洗流速分别为45m/h、40m/h、25m/h、4.5m/h, 各流速梯度均在20m/h以内, 流速过度平稳。树脂的临界沉降流速为10～20m/h, 我们将这个流速段的时间控制很长, 有利树脂彻底分层。
3.3 树脂预处理
首先要对新树脂进行正洗和反洗, 把新树脂里的碎树脂和化学副产物冲洗出去, 碎树脂混入树脂影响分离效果, 在混床运行过程中还可能会漏人热力系统, 影响锅炉水质。虽然这次调试时间紧迫, 但是这个步骤还是花了很长时间去做。阳树脂冲洗时间比较短, 反洗时反洗流量可达80m3/h且树脂不被反洗出来。阴树脂反洗比较困难, 主要是水量比较难控制, 稍不注意就会将阴树脂反洗出去, 后来控制反洗流量为8m3/h, 反洗效果不错。树脂正洗反洗结束后进行初始再生, 再生液为白级盐酸和离子膜氢氧化钠溶液, 盐酸浓度为5%, 氢氧化钠为4%, 进再生液时间2个小时, 是平时进再生液时间的两倍。
4 调试所遇问题及系统完善措施
(1) 分离塔添加混脂层的过程中, 发现有部分树脂漏出。
这个现象比较反常, 因为调试之前分离塔水帽已经用塞尺检查过, 没有发现问题。当打开人孔检查结果发现, 其中一个水帽部件底部弯曲, 没有和其他部件结合好, 造成树脂泄露。于是让厂家更换该水帽, 更换以后分离塔不再漏树脂。
(2) 初期调试过程中, 树脂反洗分离效果不错, 阴阳树脂的界面非常清晰。
当树脂分离完成后进行树脂输送时, 发现输往阴再生塔的树脂量超过了原树脂添加量, 阳树脂输送过程中树脂界面扰动太大, 有部分阴树脂输被送到了阳再生塔中。
5 结语
调试结束后, 凝结水精处理运行稳定, 出水水质良好, 业主对此也比较肯定和满意。本人认为该系统还有改进的空间, (1) 分离塔反洗水进水管上增设一个流量计, 这样就更加方便和准确的判断树脂反洗分离的流量。 (2) 高速反洗阀和树脂输送进水阀各增设一个手动隔膜阀, 阀门流量调节起来更为方便。 (3) 反洗分离的第一步反洗流量的开度梯度可由5%减为2%, 这样树脂在反洗膨胀过程中, 上升速度更加缓慢均匀, 反洗分离的效果会更好一些。
电厂调试 篇8
目前, 我国共有15台运行核电机组。在建核电机组共26台, 分别位于浙江三门、山东海阳、广东台山、辽宁红沿河、浙江方家山、福建宁德和福清、广东阳江、广西防城港、海南昌江。
重要厂用水系统包含两条的冗余系列, 把设备冷却水收集的热负荷输送到最终热阱—海水, 来维持核电站各系统热负荷不超标, 保证电站的正常运行, 是核电站冷却系统的一部分。因此, 重要厂用水系统具有安全准则, 它的正常运行是整个电厂运行的前提, 其调试工作也是整个电站调试中的重要一环。
1 重要厂用水系统调试
核电厂整个循环中经历厂址选择、设计、建造、调试、运行和退役六个主要阶段。调试是将核电厂已经安装的部件和系统投入运行并进行性能验证, 以确认是否符合设计要求、是否满足性能标准的过程。调试工作的好坏决定了核电厂运行的可靠性, 是运行必备的前提条件。整个重要厂用水系统的调试工作分七个试验进行, 试验顺序如图一所示[2]。
1.1 系统冲洗
系统安装完成之后, 应对整个回路管道进行冲洗, 清洁管道、设备内表面, 使系统水质达到系统要求。
1.2 仪表和模拟控制通道试验
仪表和模拟控制通道试验是对传感器和执行机构的性能, 预处理卡件、I/O卡件、隔离卡件的性能, 主控室仪表控制盘上的指示、记录性能, 接线和设计值满足要求, 硬件和软件的符合度进行验证。
1.3 逻辑控制通道实验
逻辑控制通道试验是对执行器和接触器逻辑、信号处理、远程显示、报警及控制盘上的状态指示的正确性进行验证。重要厂用水系统的逻辑通道实验主要包括阀门、泵及一些报警信号的逻辑验证。
1.4 阀门试验
阀门试验是在管道内无流体的情况下进行的, 是对阀门限位开关的运行、阀杆的行程、动作时间、故障安全位置和信号的优先性进行检测。
1.5 泵电机试验
泵电机试验是在电机与水泵脱开的情况下进行的, 是对电机的转动方向、电气参数、震动水平、轴承温度、线圈温度进行检测, 验证电机运转参数符合表1要求。
1.6 泵组试验
泵组试验是对泵的启动情况、热交换器的水头损失进行校核和对不同工况下系统的额定流量进行验证。在实验中要监测流量、电机绕组及轴承温度、泵轴承温度、震动水平、热交换器及贝类捕集器压降等重要参数不超标, 参数要求如表1所示[3]。超过限值范围须立即停泵。
1.7 正常运行模式试验
正常运行模式试验是对同一系列中手动切换泵及自动切换到备用泵的备用能力的检测。当本系列中一台泵运行时, 通过手动切换触发备用泵并关闭运行泵信号, 或者通过模拟供电失效, 备用泵自动触发, 或者通过模拟泵出口低压信号, 备用泵自动触发等方式可以启动备用泵。正常运行模式试验同样需要监测表1所述参数限值, 超过限值范围须立即停泵。
2 调试试验及问题分析
2.1 电机和泵的首次启动
电机和泵的首次启动允许点动1秒检查转子的转向是否正确, 现场检查无误并等待电机冷却后 (不小于15分钟) 方可启动。泵的首次启动应打开泵的入口隔离阀及泵体排气阀, 对泵体充分充水排气, 采用闭口启动。
2.2 板式热交换器出口为负压
泵首次启动, 需要将仪表管线排气, 来减小仪表管线中气体造成压力显示的误差。泵稳定运行后, 仪表管线排气时发现板式热交换器压差仪表在板式热交换器出口一侧处于负压状态。由于就地压力测量仪表未安装, 随及打开板式热交换器出口管道上排气阀门验证, 也为负压状态。板式热交换器附近管道走向简图如图2所示。根据管道走向判定产生负压的原因是虹吸作用。板式热交换器出口管线的有效高度为H=3.199m。泵正常运行时, 海水稳定流出。有效高度对板式热交换器出口处产生的虹吸力F如公式1所示。
即:泵正常运行中, 板式热交换器出口处将产生一个大小为0.032Mp的虹吸力, 所以此处显示负压为正常现象。
2.3 泵震动报警
泵运行中, 泵上部轴承突然出现高高报警, 主控室强制停泵。安装公司重新检查泵的安装、对中等问题, 不存在安装不合格项。仪控专业组对震动端子箱及电线、信号线进行详细排查, 发现端子箱的固定螺丝有松动, 造成测震探头晃动。引发震动高高报警。
2.4 备用泵自启动
备用泵启动原因:逻辑连锁启动, 错误信号触发启动。
泵运行中主控室没有触发任何逻辑信号, 因此排除了人因误操作触发备用泵启动。触发备用泵启动后, 主控室立即手动停泵, 检查DCS监控及现场排查发现泵出口压力表被无故关闭, 导致泵出口压力低信号出现超过5s, 逻辑连锁备用泵启动, 逻辑触发方式如图3所示。
2.5 轴封水不间断供给
在泵工作时, 重要厂用水系统泵的轴封水必须确保有正常流量。在重要厂用水系统调试过程中, 泵的轴封水出现断流, 会导致泵的轴封盘根烧毁。
正常情况下轴封水压力高于泵的出口压力。泵停运时, 也要保证轴封水供应, 避免海水通过轴封溢流排出, 造成轴封盘根盐分含量超标损坏。
3 结语
重要厂用水系统是核安全相关系统。本文是对核电厂重要厂用水系统调试工作的概述, 并对调试中常见的问题进行了分析, 对核电厂其它系统的调试工作有一定的指导作用。
摘要：本文是对核电厂重要厂用水系统的调试试验的总结。主要论述了调试试验的目的及试验顺序, 并对调试中常见到的问题进行了分析。
关键词：核电厂,调试,重要厂用水系统
参考文献
[1]核安全局核安全与放射性污染防治“十二五”规划及2020年远景目标[Z].2012-10.
[2]中国核电工程有限公司重要厂用水系统调试大纲[Z].2011-03-1.
电厂调试 篇9
锅炉由1个膜式水冷壁炉膛、1个汽冷式旋风分离器和1个由汽包墙包覆的尾部竖井 (HRA) 组成。燃烧系统配以风室、布风板、燃烧室、炉膛及给煤系统等;旋风分离器配以2台进口的定容式阀风机。燃烧产生的高温烟气夹带着物料通过炉膛向上流动, 进入气冷式旋风分离器, 粗的物料经过与旋风分离器底部相连的阀回料器, 返回位于布风板上的炉膛密相区, 实现循环燃烧。烟风系统配以2台引风机、1台一次风机、1台二次风机、1台点火增压风机及2台播煤增压风机, 采用床下点火方式。排渣系统采用在炉膛两侧各配以1台选择性排灰冷渣器。
锅炉参数如下:额定蒸发量为120t/h;过热蒸汽出口温度540℃;过热蒸汽出口压力为9.81Mpa;给水温度为215℃;冷风温度为20℃。
2 锅炉燃烧的控制
循环流化床的燃烧控制是整个锅炉调试的重点, 直接决定整个机组的运行状况。
2.1 循环流化床锅炉燃烧理论
床下点火的循环流化床燃烧的原理是:利用床下预燃室内燃油燃烧后形成的高温热烟气来加热炉膛床料, 当料达到一定温度后, 投入部分燃烧煤。当煤点着后, 床温快速升高, 开始大量投煤, 达到升负荷条件。
2.2 底料准备及燃煤颗粒的控制
2.2.1 底料的良好状况是正常流化的基础
据国外先进经验及国内研究成果, 底料颗粒度维持在0-10mm, 发热量为3200-4000 kcal/Kg, 配上合适的一次风, 就能基本保证炉内正常流化。若颗粒太粗, 则直接影响炉床的流化品质, 易造成炉内结焦。试运发现, 如果底料颗粒度太小, 仅为0-5mm时, 锅炉启动初期易出现料层很快被吹空而影响炉床流化的现象。因为点火初期, 由于没有用煤来补充床料, 而底料过细, 很长一段时间内细灰会被风吹走, 形成料层的逐步降低, 这将大大影响料层的流化。因此, 底料颗粒的大小配比要适度, 既不可过细, 也不要过粗。经验表明:如果控制好流化风量, 底料的颗粒可以增大到0-12mm, 粗细料各含20%-40%, 仍可保证炉内不结焦。
2.2.2 燃煤颗粒的控制
入炉燃煤颗粒要尽可能介于0-10 mm。颗粒过大, 一会造成水冷壁、旋风分离器的磨损面积扩大, 磨损速度加快, 降低锅炉使用寿命;二会造成炉床的流化性变差, 颗粒过大加之混合杂物磨损风帽, 极易导致炉床局部流化不好, 局部床温升高而造成高温结焦;三若颗粒过大, 会造成一次风机出力增加, 高负荷时若炉内排渣不及时, 会造成风机过负荷或炉内结焦。
2.3 风帽的检查
该锅炉炉床风帽的走向是由制造厂直接确定安装的, 试运中曾出现炉床结焦, 在排除其它原因后, 进入炉膛反复核对风帽走向, 发现有几排风帽的走向与设计不符, 还漏装了一排风帽, 还有部分风帽内有积灰渣现象。
2.4 床温的控制
床温的控制主要指燃烧室密相区内流化物的温度控制, 它直接关系到锅炉的安全、稳定运行。
点火初期温升不可过快, 可将床温控制在400-500℃、1-2h (通过控制点火风道的热风温度来实现) 。投煤带负荷后, 床温的调整、控制主要根据负荷和煤质的变化, 及时调整给煤量与配风, 并保持一定的料层厚度, 使床温维持在最佳的范内运行。运行中当发现床温、汽压有变化时, 要及时按变化趋势相应调整给煤量。
试验表明:当床温变化时, 调整一次风量比调整给煤量效果好。
3 循环回料的控制
循环回料是循环流化床锅炉的特色, 回料量对燃烧起着重要的作用。在炉膛里, 回料实际上是一种热载体, 它将燃烧室的热量带到炉膛上部, 使炉内温度场分布均匀, 通过多种方式与水冷壁、过热器进行换热, 有较高的换热系数, 可以保证炉床温度的稳定和带满负荷的顺利实现。
3.1 回料温度控制
回料温度是指通过回料器返回炉膛的循环灰温度, 它可用来调节炉床温度, 该锅炉采用高温循环旋风分离器, 回料温度较高。为防止回料温度过高而在回料器内结焦, 应将回料温度控制在1000℃以下, 可通过调整给煤量和阀风来实现。此外, 为确保阀风量有效, 每次启动前, 要将回料器各风管吹一遍, 以保证管路畅通。
3.2 回料量的控制
回料量的控制主要取决于炉膛床温和回料温度。它直接与旋风分离器的效率有关, 若分离效率高, 则分离烟气中的灰量就大, 有利于锅炉负荷的调节。控制灰量主要靠调整阀风量。投煤初期, 灰量较小, 可以使用小风量, 等到升负荷时, 可以逐渐开大各路阀风量。
3.3 回料层的控制
按燃烧状况来控制回料量, 还要同时严密监视回料料层的厚度。要保证料层的正常流化, 就必须对料层厚度进行控制。否则, 料层过高, 就可能造成流化不好, 大量的高温热灰产生滞留, 如果系统的观察空、测量孔、排放孔不够严密时, 便有大量空气漏入产生再燃, 致使返料器内结焦、堵塞, 无法正常运行。
3.4 回料的投入方式
回料器有两种投入方式, 一是点火初期投入;再是带负荷时投入。前者因为回料器投入较早, 灰温逐步提高, 床温也逐步提高, 所需热量较多, 时间较长;后者因为回料器冷灰投入较晚, 所以前期仅炉床温度较容易提高, 但在投入回料器时, 因灰温较底, 则会引起床温波动较大。因此, 建议在试运初期最好采用前者投入方式。
4 排渣的控制
排渣是该循环流化床锅炉调试的重点。料层厚度控制的好坏, 直接影响风室压力和风机电耗。料层过厚会使送风量降低, 保证不了流化风速, 流化质量恶化, 可能会导致炉膛结焦或灭火;料层太薄, 虽送风量调节范围大, 但运行不稳定, 负荷较低时风机节流损失大。因此, 在运行中, 常采用低负荷小风量薄料层或高负荷大风量厚料层运行。下面就对运行中在排渣上遇到的一些问题进行了叙述:
4.1 排料出现结焦
在运行中, 如果不能保证锅炉连续排渣, 则会在两侧排料管出现结焦。经分析, 原因为:由于是间断排渣, 高温热渣在排料管作短暂停留, 而此排料管上输渣风管风门不严, 出现风管漏风, 排料管就会有结焦;有时若燃料未燃烬, 含碳量过高, 会加速排料管结焦的出现。一旦结焦形成。排料管就失去排料功能, 导致锅炉排渣不畅, 最终因床料过高而被迫停炉。为解决排料管结焦问题, 增设了高压风吹送系统, 即在每次排料前、后, 先用高压空气吹扫排料管, 既减少了排料管高温灰渣的堆积, 又加大了排渣时的原动力。还增设了事故打焦口。
4.2 冷渣器本身存在的问题
冷渣器本身存在的主要问题如下:
4.2.1 在运行操作中, 曾因高温灰渣在此处停留, 造成结焦, 被迫停炉。
4.2.2 在冷渣器内布置的水冷管束, 并没能够提高效率, 反而为排渣增设不少阻力。
4.2.3 冷渣器的排渣出口绞龙在更换排渣出口电动闸板门为旋转调节阀后, 环境污染情况大为好转, 也为连续排渣创造了良好条件, 基本能解决排渣的顺畅和环境污染问题。因此建议在完善冷渣器状况的条件下, 尽可能采取连续排渣。
除此以外, 正常运行时, 锅炉负荷及主蒸汽参数均可满足设计要求, 但当燃煤变化较大, 又没有投入石灰石系统时, 锅炉床温、出口烟温、排烟温度都出现不同程度的偏高, 过热器减温水量偏大。经分析主要是由于炉内没有及时补充床料, 在缺乏适量循环物料时, 炉内物料浓度会下降, 传热能力下降, 若要维持正常锅炉负荷, 会出现上述的温度偏高现象。
参考文献
[1]刘德昌.流化床燃烧技术的工业应用.[M].北京:中国电力出版社, 1999.
电厂调试 篇10
风力发电厂设备调试过程与新变电站设备调试有所不同, 风力发电厂的设备与变电站内的设备从技术上和规模上来讲都有很大的不同。因此新变电站设备调试的方法还不能全盘照搬到风力发电厂的调试过程中。风电厂应考虑其自身的特点, 从资金和工程的规模都比变电站大不少, 一个风力发电厂设备调试项目费对于110k V站要在150万元人民币以上, 220k V变电站改造费用要在200万元以上。
风力发电厂设备调试项目的过程管理就是要对这设备调试项目从头至尾进行规范的操作, 科学的管理, 做到不延期, 保证工程质量、节约资金、无遗留问题。力争使人员、资金、技术得到最合理的利用。在调试过程中为了追求工期, 有些管理人员不去研究过程的控制和分配、认为只要送电成功就万事大吉。但往往在工程竣工后存在很多隐患, 甚至需要追加投资, 还需要进行大量的查疑补漏工作, 造成后续工作量大、维护难度大, 设备存在的隐患大等特点。在经过实际运行检验后, 部分风力发电厂存在问题较多, 缺陷率很高, 不能实现真正的安全运行。由此可见采取可靠、有效的管理手段极为必要。通过本论文的研究, 针对风力发电厂设备调试过程中的普遍问题, 提出一套具有较高参考价值的过程管理方案, 对于保证项目工期, 降低项目施工成本, 提高工程质量和管理水平具有重要意义。
2 风力发电厂设备调试过程管理现状与问题
2.1 国内外研究现状
2.1.1 国外研究现状
工程项目过程管理主要着眼于项目目标的实现, 即成本、质量、进度和项目过程的控制, 目前的项目过程管理注重数据分析过程和量化管理, 以达到预控目的, 使得工程项目过程管理处于一种可控状态。在国外各种案例的分析与应用中, 都是以一些大型的工程和典型的施工过程为研究对象, 项目管理的过程控制也是应用在大型电站建设的项目管理中。
2.1.2 国内研究现状
(1) 项目过程管理在我国风力发电厂设备调试过程中研究现状项目过程控制理论在国内的风力发电厂新上设备调试过程过程的应用也有不少, 但过程控制理论与方法在调试过程中还没有形成一个可供人们参考的范本, 也就是没有经过系统分析与研究。
在我国, 项目管理己成为一门多维度、多层次的综合性交叉学科, 项目管理范畴发展为全方位、全过程、全寿命管理, 并已广泛应用于各个领域。管理理论与方法也不断有新突破, 在理论上已形成多维复杂性系统 (高度不确定性、多目标、多维变量) 的决策和各种资源配置与控制运行等理论;在方法上, 与计算机结合形成项目管理系统 (PIMS) 、项目管理决策支持系统等。
(2) 我国风力发电厂设备调试过程管理应用现状。
在风力发电设备调试管理过程中, 从项目开始一直到结束, 人们侧重研究技术层面的理论和方法, 比如技术参数、调试方案、不同厂家的设备匹配等问题。从管理层面考虑较少, 在过程管理中, 能偶尔的应用项目管理方法, 对项目过程的进度进行历时估计, 工程进度表就是甘特图的一例应用, 对工程的各方面协调与配合研究较少, 没有一套有效的方法能对其进行有效的管理。总之, 我国风力发电厂设备调试过程管理的研究现状还处于很少应用项目管理理论和方法的阶段。
2.2 建立过程管理作业指导书的必要性
风力发电厂设备调试过程管理中普遍存在的问题:
(1) 缺乏工作计划和控制。
在对风力发电厂新设备进行调试过程中很少有科学的控制方案, 只有一个非常粗略的工作顺序表, 经常导致加班, 又重复性工作, 但有时又没事做的场景。一般情况下, 管理人员都只能够根据本部门的工作情况, 把自己分内的工作安排好, 做到把工作内容想清楚并安排相关人员落实。但工作的安排有很大的随意性, 但只做到这些是不够的。由于缺乏有效科学的规划, 做不到为实现目标而进行必要的技术准备, 有时工作没有其他部门的人员配合, 导致工作无法继续进行, 造成窝工和拖延工期现象。目前急需拟定完成目标的工作方案;制定工作进度、成本、质量标准、资源配置等工作计划。做好计划工作能保证项目的顺利实施、避免浪费、降低成本、加快进度, 起到以最小的代价缩短项目运作周期。
(2) 工作协调方面出现问题。
由于各种原因, 在设备调试过程中, 各个活动配合不协调, 经常有部分人等待、部分人在加班, 不能有效的解决工作时、人与人之间、部门与部门之间、下级与上级之间、专业人员与应用人员之间、领导与被领导之间、项目经理与组员之间配合的问题, 经常会出现一些矛盾或误解, 造成项目质量的降低和进度的拖延。项目经理需要从项目一开始就保持各方面密切的沟通。所有问题都可以通过沟通的方式得以解决。
(3) 缺乏对工作过程的监控和结果的考核。
由于项目的实施基本上都是以具体的工作负责人为主, 项目的计划、时间安排、进度的控制往往不由项目经理决定, 所以项目经理处于被动位置, 造成项目经理对项目进程了解不多, 对预期的结果缺乏直观的认识, 只能听信具体的工作负责人汇报, 对过程中问题隐患不能及时发现和处理, 因此对项目过程的监控和考核很不利。
(4) 组织结构混乱、项目预算超支。
组织结构混乱、人员分工不清, 常常造成调试人员帮助安装, 安装人员去调试, 这样常常会造成降低劳动效率, 增加了成本, 但进度缓慢。通常情况下, 工程的预算往往不足, 多数采取分阶段实施分阶段投入的方式。工程长期存在计划不及变化、预算不及结算的情况缺乏有效的风险管理对整个工程的管理不够精细化, 对整个工程的细节了解不够彻底, 以致不能对工作中的异常作出准确的预测。由于项目负责人对项目的实施多属于初次或经验不足, 对项目过程中的问题很难进行预测, 因此在出现问题时, 往往表现出不知所措, 耽误问题的解决时机或无法解决, 造成问题的积累, 长时间如此, 影响工程进度, 久而久之, 工程人员有问题也不尽快反映, 反正也解决不了, 成为不良的负面循环, 等真正到了无法施工时, 才去解决, 实际为时已晚, 已严重影响了工程进度。
3 结论
电厂调试 篇11
近年来，机械设备的普及，从根本上改变了人力监管操作状态，促进人类社会朝着自动化方向转变。社会各领域积极引入计算机技术，在电力领域中，电厂热工仪表、自动装置等机械设备应用到电力生产工作中，显著提升了设备控制灵活性，且能够及时发现系统运行存在的不良现象，并采取相应的措施加以调整和优化。但机械设备在长期运行过程中，受到外部环境等因素的影响，热工仪表、自动装置等较易出现问题，因此加强对设备的维护和调试非常重要，使得设备性能得到充分发挥。
热工仪表及自动装置概述
电厂中的热工仪表及自动装置是由热电偶、电控阀及传送线等部分构成。当探测系统探测到监控数据信息时，变动放大器将探测到的信号进行放大处理，然后将其传送至工控计算机当中，发出对应的指令，最后实现自动控制介质的增加和减少处理，完成整个控制目标。监测系统在运行过程中，由于长期接触水蒸汽、电流等被测物质，导致测量出现失准等故障，无法真实地反映出发电机组、过滤等设备的信息，引起控制失误，进而诱发其他安全事故，因此自動控制系统对于电厂各项工作顺利开展具有积极影响。只有重视对自动装置的维护和调试，才能够从根本上保障电厂运行安全性。
电厂热工仪表和自动装置的维护和调试
及时更新检修记录。一般来说，针对机械设备进行维护后，维修人员都会将设备涉及到的相关参数进行详细的记录，为后续设备更新等提供依据。严格的对待设备规格、品牌等信息，能够在很大程度上提高设备运行稳定性。同时，在检修中，如果发现设备某一部件出现老化、磨损等现象，要及时更新检修记录，减少装置维护盲目性。
分析故障原因。如果电力系统运行中，机械设备一旦出现故障，要及时控制好故障进一步发展。为了避免故障产生更大的影响，要及时采取相应的措施对故障进行排除和控制，为设备后续应用提供安全保障。操作人员要针对故障产生的原因进行细致分析，并利用记录曲线对其进行相应的处理，从而深入了解热工仪表故障，并掌握设备运行规律，提高对设备的维护水平。
重视日常管理。机械设备作业环境具有复杂性，在运行过程中，常会受到潮湿、振动等因素地影响，不利于设备稳定运行。因此电厂管理者要根据实际情况，制定相应的管理制度，定期对设备进行检测，对周围环境变动进行细致勘查，避免计算机设备在潮湿等环境下出现故障。一般来说，环境湿度过大，将会导致设备出现失灵、漏电问题，如果温度过高，将会影响设备运行效率，损坏内部元件。随着电厂业务发展，还应对热工仪表等进行技术化改造，提升装置稳定性，尤其是对环境的优化，为仪表设备稳定运行奠定坚实的环境基础。随着电厂持续发展，电厂将会引进更多机械设备。要想促使设备性能更好地发挥，更要重视对机械设备的管理和维护。
调试措施。设备在出现故障后，人员会对其内部元件进行更换，使得设备的参数发生变化。当介质情况发生变化时，应及时对自动系统进行校验和调试，确保设备能够实现长期、稳定运行。一方面，应对设备进行单独校验。如对变送器、调节阀等设备进行校验，提高仪表测量准确性。同时，还应对设备外表进行检查，确保仪表的测量范围及精度均符合使用要求。在观察温度、压力等仪表时，应注意指针上升、下降是否存在迟疑现象等。若出现上述现象，要及时进行调整。而对于电控阀的调试，应对其气密性、强度及泄漏量等进行认真检查，监测工控计算机指令发出后，人员应记录设备的反应情况，保证指令与响应能够相互配合。对变送器进行供电，连接到电气回路上，按照仪表规格表将位号、量程等内容输入到系统中，并将模拟信号输入其中，对输出的电流进行校验。
另一方面，对于多系统联合调试。会增加相应的模拟信号。在具体校验中，通过手动方式对工控计算机输出的最大和最小反应信号，应对现场调节器进行及时的检测，并切断阀动作，将系统的真实情况反映到记录备案。完成联合校验后，发电机组试运前，应连同现场仪表对整个系统进行模拟调试。具体方法是利用信号发生器，将模拟的信号输送到系统当中，然后对系统内部的逻辑程序进行检查。所有调试工作完成后，要对相应的数据进行记录、整理和归档。将维护与调试有机整合到一起，对超年限的零件进行检查，确保零件始终处于健康状态当中，从而促进电厂各项工作有序开展。维护和调试工作是一项基础性、复杂性工作，对于人员的耐心、细心要求较高，在日常工作中，人员要对细节进行观察，找到潜在问题。
电厂调试 篇12
某电厂的一期工程的设计和采用的汽轮机组是凝汽式的功率为600MW的汽轮机组 (型号N600) , 构成汽轮机组的主轴结构大致分为四段, 包括:发电机转子、低压转子A、低压转子B与高中压转子。位于发电机与B低压排气缸中间的转速比较低的盘车 (v≈2r/min) 。在汽轮机中有四个调速气门分别控制了相应的四组高压缸进气嘴, 由两个最主要的高压汽门回流如调门的运行路线来回往复的运行着。汽轮机拥有42组结构级和21组热力级。拥有低中高三种压力的气缸, 所采用的是单列冲动式的调节叶片。具体的三种气缸分别有25级的低压气缸、6级的中压气缸以及8级的高压气缸 (包括调节级) , 拥有其长度为1000mm的叶片。汽轮机组由SYMPHO-NY系统所控制, 可划分为汽轮机危急遮断系统, 汽轮机数据电液调节系统与水泵汽轮机控制系统这四个部分, 这个系统通过数据计算机作为控制器进行控制。高压抗燃油系统, 电液转换机构和油动机构成了执行器, 它的作用是负责汽轮机的挂闸和通过自动判断汽轮机制热的状态也便选择最为合理的启动方式, 当系统出现故障时, 其可扩展性和冗余性则会发挥作用来判断故障的类型从而选择最为合适的解决方案, 以此来保障汽轮机组的安全。其具有两极串联的低压旁路系统是在系统处于低负荷时起到保护的作用。
2 进行调试时出现的问题以及其解决方案
2.1 汽轮机出现瓦振与轴振问题的分析解决方案
进行汽轮机的第一次冲转的超速试验中出现了2、3号汽轮机的轴振和瓦振两者不稳定以及超标的状况, 两者分别达到了235um和65m, 其数据都很接近其汽轮机自身的跳机值 (250um) , 这提示存在一定的问题。在终止试验之后进行了两组汽轮机的轴承检查, 分别发现了不同的问题, 2号汽轮机存在位于轴颈部位的磨损, 而3号的轴承箱中发现了接近盘车而逐渐增多的铜屑。另外铜屑还出现在汽轮机的润滑由系统中, 从而导致了污染。因此进行了汽轮机的解体检查从而发现了导致问题的主要原因出现在了盘车铜套上, 其选用的材料不够合理所以导致了以上的结果。于是进行了铜屑的清除以及更换铜套的操作后, 进行了再次试验, 得到了满意的结果。处理后, 问题解决。
2.2 油泵切换时存在的小计速关阀的自动关闭现象的分析解决方案
一台汽轮机组中拥有两台容量为50%的汽泵, 其选择的供油方式包括以使用调节油水泵润滑油和汽轮机润滑油等的集中供油方式。这次发现的问题出现在进行对汽轮机安装调试时的小计速关阀的自动关闭现象, 此现象发生在切换主油泵时。当对数据进行分析后发现, 在操作其中出现了润滑油以及调节油的油压下降的情况, 却并没有显示在调节机的低压信号灯上, 这反映了逻辑跳闸和速关阀的弹簧都不是问题的根本, 于是在进行了包括速关阀的弹簧弹力调节和油蓄能器的调节的试验后得到了没有发现问题的结果后, 我们重新得出了调节油油量不足的结论, 在进行了对应的处理后, 完美解决了油泵切换时小机速关阀自动关闭的问题。
2.3 油进入发电机的分析解决方案
对发电机的结构分析中知道其油系统相对来说是很安全的, 其密闭的环流系统的结构中有两台主油泵分别作为正常供油和故障备用。两台主油泵都由发电机带动。在安装调试中所发现的问题是发电机内部所排出的油, 发现问题后立即停止发电机工作并进行排油处理。通过进行检查和分析后所发现的问题是油箱中浮子阀被卡住而导致密封油溢入机箱的情况, 解决方案即检查浮球阀以及保持密封油系统清洁, 从而解决问题。处理后, 问题解决。
2.4 前置泵电机发热损毁的分析解决方案
在1号机泵电机运行时出现了位于前置泵电机部分的异常声音并出现了高于正常温度的的轴承温度, 在进行处理再次启动后已经出现了发热损毁的情况, 事后进行检查发现了其汽轮机电机轴承的彻底损毁, 并且也发现了出现在电机转子铁芯和定子铁芯上的程度不一的损毁。
通过描绘前置泵电机轴承的温度曲线图和分析数据后再加上对于损毁的电机的情况分析后, 发现了在4分钟内电机轴承温度迅速升高了125摄氏度, 而到达180摄氏度后烧毁的原因出现在长期没有进行维护的轴承上, 过大摩擦力的作用加速了轴承与滚柱的磨损, 导致了增大的滚柱间隙从而产生了异常声。上述情况继续发展最后导致的轴承护套的断裂散架, 在轴承卡涩的情况下继续进行的高速运转31分钟后下会产生很高的热量引起了前置泵电机轴承的烧毁最后直接导致了电机的烧损。此次的经验教训提示应重视日常护理, 及时添加油脂进行润滑维护并及时进行检查, 同时应当完善1号机的报警系统, 及时提示线圈温度是否过高以防再次出现以上情况。处理后, 问题解决。
2.5 主油泵进出口压力不足的分析解决方案
在进行的2号机组维修之后出现了转速变快至3200r/min时, 同时出现了压力在主油泵进出口明显不足与设计值的情况。终止汽轮机中的直流、交流润滑油泵的工作后, 其汽轮机的主油泵失去正常工作能力。进行了直交流润滑油泵的检查无异常后进行了主油泵的检查, 发现其问题出现在油箱中液平面不足主油泵回路的液平面, 并且在显示上也出现了偏差, 使原本只有800ml的油量显示成了1200ml, 导致了油位在低于极限油位 (900ml) 下的油涡轮没有工作能力这一结果。此问题的解决方案是及时添加油并调整刻度, 使之精确显示正确的油量。处理后, 问题解决。
3 结束语
在安装机组和调试过程中由于时间等各种客观原因使最初安装时没有检查, 所以在调试时不可避免地出现了一些问题, 这导致了工作的不顺利。但是通过不断的试验和演绎分析解决了大部分的问题, 保障了汽轮机的安全运转, 并且对之后的工作产生了指导意义。这次的机组安装和调试具有很大的意义。第一, 机组安装具有相似性, 应及时借助其他机组的安装经验教训来进行指导。第二, 实践是检验真理的唯一标准, 进行调试能发现很多机组运行的问题, 所以意义十分重大。第三, 这次的安装调试经验能对之后的汽轮组安装起指导意义, 能更快更好地解决之后出现的问题。
参考文献
[1]李明涛, 尹鲁.发电厂汽轮机组高温紧固件检修分析[J].中国新技术新产品, 2011, (9) , 22-24.[1]李明涛, 尹鲁.发电厂汽轮机组高温紧固件检修分析[J].中国新技术新产品, 2011, (9) , 22-24.
[2]陈钧.600MW汽轮机组凝汽器厂内组合安装经验及工期成本分析[J].科技创新导报, 2010, (28) , 19-21.[2]陈钧.600MW汽轮机组凝汽器厂内组合安装经验及工期成本分析[J].科技创新导报, 2010, (28) , 19-21.
[3]张健飞.论600MW汽轮机组凝汽器安装技术[J].中国科技博览, 2010, (16) , 29-32.[3]张健飞.论600MW汽轮机组凝汽器安装技术[J].中国科技博览, 2010, (16) , 29-32.