汽轮发电机组调试大纲.docx
疆博湖苇业有限责任公司 汽轮发电机组整组启动调试大纲1×15MW 汽轮发电机组编写：审核：批准；疆博湖苇业有限责任公司2023 年 11 月 9 日目录1、概况2、编制设备的依据3、主要设备的概况4、机组联合启动试运的组织及职责5、启动调试阶段分工6、调试工程7、调试程序8、调试组织措施1、概况疆博湖苇业有限责任公司迁建工程一机一炉设计，锅炉设备是四川锅炉厂生产的高压、高温循环流化床锅炉，汽轮发电机是由武汉汽轮电机厂生产的CC15-8.83/1.2/0.6 型高压、单缸、双抽汽、冲动式汽轮机。工程设计由武汉轻工设计争论院负责设计，由华川安装负责设备安装，疆博湖苇业有限责任公司负责调试2、编制的依据2.1 火力发电厂根本建设工程启动及竣工验收规程。2.2 火电工程启动调试工作规定。2.3 电力建设施工及验收。2.4 火电工程调整试运质量检验及评定标准。2.5 电力生产安全工作规定。2.6 设备及制造厂资料。3、主要设备概况1 汽轮机主要技术参数1.1 型号 CC15-8.83/1.2/0.61.2 型式 高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式1.3 调整方式 喷嘴调整1.4 功率额定抽泣工况 15642.2KW 最大抽汽工况 18074.2KW 纯凝汽工况 15098.9KW1.5 工作转速 3000r/min1.6 转子旋转方向 从汽机头往发电机方向看为顺时针1.7 工作电网频率 50HZ1.8 蒸汽初压8.83Mpa1.9 蒸汽初温5351.10 额定抽汽压力中压抽汽压力 1.2Mpa 低压抽汽压力 0.6Mpa1.11 抽汽流量中压额定/最大抽汽量 50/63t/h 低压额定/最大抽气量 17/35t/h1.12 进汽流量额定抽汽工况112t/h纯凝汽工况59t/h1.13 排汽压力额定抽汽工况0.0040Mpa纯凝汽工况0.0055Mpa1.14 冷却水温201.15 给水温度额定抽汽工况215纯凝汽工况192.91.16 汽轮机转子临界转速 1723r/min1.17 汽缸数11.18 级数共 18 级1.19 回热抽汽级数：5 级，分别在 4、8、11、13、16 后抽汽。1.20 加热器数高压加热器2 台除氧器1 台低压加热器3 台4.4.1.2 整套试运组一般由调试、施工、生产、建设、设备制造厂等有关单位代表组成。设组长一名，由主体调试单位出任的副总指挥兼任，副组长假设干名，由建设、施工、生产单位代表担当。其主要职责是负责核查机组整套启动试运应具备条件：提出整套启动试运打算；负责组织实施启动调试方案和措施；全面负责整套启动试运现场的指挥和具体协调工作。整套试运组下设汽机专业组,专业组成员一般由总指挥与有关单位协商任命。4.2 启动试运的主要职责4.2.1 启动试运总指挥:全面组织领导和协调机组启动试运工作，对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责，审批主要调试方案和措施，协调解决启动试运中的重大问题，组织领导和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。4.2.2 调试单位：负责编制调试大纲及制定整套启动与担当的分系统试运方案措施，参与重大设备的单体试转工作，完成担当的分系统调试试运及整套启动调试工作，确认其它单位担当的单体试运工程及分系统调试工程能否进入总体整套启动。负责提出解决试运中重大问题的方案或建议，提出调试技术总结报告。4.2.3 施工单位:组织编审分部试运阶段的方案和措施，负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护，检修和消缺以及调试临时设施的制作、安装和系统恢复等工作，完成分部试运后验收签证。4.2.4 建设(生产)单位:依据调试方案措施及运行规程的规定,编制调试期间的运行操作措施, 负责在调试前做好设备的标牌、汽水介质流向的标示工作，在调试单位指导下负责运行操作,负责各项生产预备工作,包括燃料、电、水、汽、气、酸碱等物质的供给，准时供给电气、热控、热机等设备的运行保护定值， 负责对试转后设备进展代保管。4.2.5 设计单位:结合工程进度，负责机组试运工程中必要的设计交底和准时的设计修改工作。4.2.6 制造单位:按合同和有关协方规定进展技术效劳和指导等工作,准时消退陷，负责处理责任性设备问题，帮助处理非责任性设备问题。5、启动调试阶段分工：5.1 在试运指挥部领导下的整套启动试运组是现场直接具体指挥，全面领导专业组进展机组的启动调试工作，专业组长对本专业的试运工作全面负责， 重点做好本专业的组织及其它专业协调协作工作。5.2 试运机的运行值长在试运期间的试运工作承受整套启动试组的领导，依据试运方案或调度要求指挥运行人员进展监视和操作，如觉察特别准时向整套启动试运组汇报，并依据具体状况直接或在调试负责人的指导下，指挥运行人员进展处理。5.3 运行专业负责人在试运工作方面承受专业调试人员的技术指导，按调试措施或调试要求组织本专业运行人员进展监视和操作，如觉察特别应准时向调试人员汇报，并依据实际状况直接或在专业调试指挥下进展处理。5.4 运行人员在正常运行状况下，应遵照有关规程进展监视和操作，在进展调试工程工作时，应遵照有关调试措施或专业调试人员要求进展操作监护， 在特别状况下，应依据整套试运启动试运组要求进展操作监护。5.5 在试运行中觉察故障，假设暂不危及设备和人身安全，安装和运行人员均向专业调试人员或整套启动试运组汇报，在专业调试人员打算后再处理， 不得擅自处理或中断运行，假设觉察危及设备和人身安全的故障，可依据具体状况直接处理，但要考虑到对其它系统设备的影响，并准时通知现场指挥及有关人员。5.6 调试人员在进展调试工作前应向安装、运行人员做好技术交底工作，以便及早预备和协作工作。在调试过程中假设觉察特别状况，指导运行人员恢复稳定运行状态；假设发生故障，指导和帮助运行人员处理。5.7 试运期间，设备的送、停电等操作严格按有关规程的工作执行。5.8 安装人员在试运期间负责运行设备的维护和消缺。在处理缺陷时，应征得专业调试人员的同意，办理相关的工作票手续前方可进展。5.9 设备制造厂现场效劳人员负责完成或指导完成供货设备的单体调试或系统投入。如涉及到其它设备系统时，应准时征得专业调试人员同意前方可进展。6、调试工程：6.1 汽机局部调试工程：整套启动调试6.2 电气局部调试工程：在整套启动前编制发电机组的整套启动方案：提交试运指挥组审定。具体见电气整套启动方案7、调试程序7.1 有以下任一项制止启动7.1.1 任一安全保护装置失灵，如低油压保护、窜轴保护等保护装置不能正常投入。7.1.2 机组保护动作值不符合规定。6.4.3 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能把握转速在危急遮断器动作转速以下。7.1.4 主汽阀、调整汽润、抽汽逆止阕卡涩或关不严。7.1.5 汽轮机转子弯曲值相对于原始值大于 0.03mm。7.1.6 盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅摇摆；7.1.7 主要显示仪表如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀、调速、润滑油压、高压油压、冷油器出口油温、轴承回油温度，主蒸汽压力与瘟度，凝汽器真空等的传感器和显示仪表以及调整、保安系统压力开关，测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等不全或失灵。7.1.8 交、直流关心油泵、润滑油系统、供油系统故障，盘车装置失常。7.1.9 润滑油油质不合格，润滑油进油温度不正常，回油温度高。7.1.10 主油箱的油位低于允许值。7.1.11 回热系统中，主要调整及把握系统失灵。7.1.12 汽轮机水冲击或进水。7.1.13 机组保温不完善。7.1.14 机组启动，运行过程申，有的指标超过限制值见7.2 节运行中的维护及检查。7.1.15 水汽品质不符合要求：详见火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准(GB12145-89)。7.1.16 DBH 把握系统故障。7.1.17 主油箱中油温过低。7.2 启动前检查7.2.1 向DEH 系统供电，检查各功能模块的功能是否正常；7.2.2 检查TSI 系统功能；7.2.3 检查集控室及就地仪表能否正常工作；7.2.4 检查润滑油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进展油位报警试验；7.2.5 检查各关心油泵工作性能，电气把握系统必需保证各种关心油泵能正常切换；7.2.6 检查透平油系统各油泵工作性能，电气把握系统必需保证各油泵能正常切换；7.2.7 检查润滑油温，油压和油位是否正常；7.2.8 启动排烟风机，检查风机工作性能。风机工作时，油箱内负压应维持在-200 -250Pa，轴承箱内负压应维持在-100 - 200Pa。油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸粉尘。7.2.9 检查调整，保安系统备部件的工作性能是否满足要求：7.2.10 检查供油系统各部件的工作性能是否满足要求。7.2.1 l 投盘车后，确认转子没有发生弯曲，并监听通流局部有无摩擦声：7.2.12 关闭真空破坏阀，向凝汽器热井补水，投入抽气器，使凝汽器投入运行，以检查凝汽系统没备工作是否正常；7.2.13 检查疏水系统各电动截止阀能否正常工作，并进展系统正常开关试验；7.2.14 检查抽汽逆止阀和全部抽汽逆止阀能否正常工作，并进展联动试验；7.2.15 应对自动主汽阀，调整汽阀进展静态试验并整定；7.2.16 在冲转前进展轴向位移保护试验和其他电气试验；7.2.17 以上各项检查与试验，如有说明书的按相关的说明书进展；7.2.18 检查完到正式启动间隔时间不得过长一般不要超过 10 天。7 .3 启动前的预备7.3.1 向DEH 供电，表盘和系统都应处于匹常状态；7.3.2 启动润滑油泵，确认润滑油系统处于正常工作状态；7.3.3 启动高压油泵；7.3.4 再次检查油系统，DEH 和TSJ 系统，及盘车装置；7.3.5 冲转前 12h 投入盘车装置，以利于消退转子可能存在的热变形；7.3.6 在确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统关心汽源，要求汽封母管压力为 0.12MPa 左右，温度 150260；7.3.7 凝汽器汽侧补水至水位计的 3/4 处；7.3.8 蒸汽系统的电动主闸门，预先进展手动和电动开关检查；7.3.9 预备好射水泵电动机的电源和水源，作射水泵的联动试验，使射水抽汽器投入运行；7.3.10 凝汽器真空稳定保持在 0.067MPa 左右；7.3.11 在真空到达冲动转子所要求的数值0.067 MPa之前，向轴封送汽；7.3.12 保持轴封送汽和轴封抽气的正常工作，健轴封供汽和轴封抽气形成环流，防止轴封蒸汽球力过高而沿轴泄出；7.3.13 关闭供热抽汽和备段抽汽管道的逆止门；7.3.14 开启主汽阀壳，导汽管和汽缸上的疏水阀；7.3.15 真空到达启动要求时，即画可挂危急遮断器；翻开自动主汽门和调速汽门，预备用旁路门冲转。7.3.16 任何启动方式，均应把握以下指标；7.3.16.1 自动主汽门壁温升速度不大于 23/min;7.3.16.2 汽缸壁温升不大于 34/min；7.3.16.3 调整级处上下缸壁温差不超过 50；7.3.16.4 汽缸壁温内外温差小于 80；7.3.16.5 法兰壁温内外温差小于 100；7.3.16.6 法兰与螺栓温差小于 30；7.3 .16.7 相对差胀在(+3.5-1.5)mm 之间变化。7.3.17 启动时润滑油的油温不得低于 25；正常运行油温一般把握在(3545)之间。8、调试组织措施总负责：现场负责人：汽机专业负责人： 电气专业负责人： 锅炉专业负责人： 化学专业负责人： 热工专业负责人： 汽机组长：司机： 副司机：
