镇海汽机整套启动措施.doc

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1、目 录 1.概述：2.调试依据的标准 3.汽轮机主要技术规范：4.整套启动应具备的条件及准备工作 5.整套启动方案及系统运行方式 6.机组启动 7.停机 8.运行主要控制指标 9.紧急事故处理 10.试运行安全注意事项 1.概述：1.1镇海炼油化工股份有限公司化工部技改(250MW)工程，机组系由上海汽轮机有限公司生产的C50-10.2/4.41型单缸、冲动、单抽汽凝汽式汽轮机和哈尔滨电机厂生产的QFW -60-2型发电机以及FWEC生产的410T/H循环流化床锅炉组成。工程由机械工业第二设计研究院设计，由浙江省工业安装公司负责设备安装，四川省电力工业调整试验所承担机组的整套启动调试工作。1.

2、2为了使机组安全、可靠、顺利地进行启动试运，并使参加试运的人员对该机试运期间的整套启动方案、主机启动运行方式以及启停安全注意事项等方面有一个全面了解，针对新机启停特点，根据制造厂设计院的有关图纸资料，说明书以及原水电部颁发有关技术标准，特编写本措施作为汽轮机组试运过程中的指导原则。1.3另外，本措施未对运行的具体操作步骤及方法进行详尽的叙述，因此，凡措施未提及的部分则应按镇海炼化化工部编写的化工部电站汽机岗位操作法执行;措施与其冲突之处，在试运期间按措施执行。2.调试依据的标准2.1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(1996)159号。2.2火电工程启动调试工作规定电力部建设

3、协调司建质（1996）40号。2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准电力部建设协调司建质（1996）111号。2.4电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）DL 5011-92。2.5电业安全工作规程（热力和机械部分）电力部电安生（1994）227号。2.6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。3.汽轮机主要技术规范： 型 号: C50-10.2/4.41型 额定功率/最大功率：50MW/60MW 额定转速: 3000 r/min 旋转方向：从汽轮机向发电机看为顺时针 主汽门前蒸汽压力： 10.2+0.2-0.5 Mpa(a) 主汽门前蒸汽温度： 535+10 -

4、25 额定调整抽汽压力： 4.41 Mpa(a) 额定调整抽汽温度： 438 调整抽汽压力变化范围：4.11-4.61 Mpa(a) 汽轮机额定进汽量：252 T/H(最大:410 T/H)汽轮机额定抽汽量：70 T/H(最大:218 T/H) 汽轮机转子临界转速:1440 rmin 额定工况排汽压力: 6.03Kpa(a) 给水温度: 160 转子动叶片级数：两级调节级和十四级压力级 额定工况汽耗率： 3.757kg/kw.h 纯凝工况汽耗率： 3.693kg/kw.h4.整套启动应具备的条件及准备工作4.1试运现场应具备的条件4.1.1.试运范围内的施工脚手架已全部拆除，试运现场已清理干净

5、，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，各运行平台的楼梯、通道、栏杆及其底部护板完好。4.1.2.厂区内道路畅通、整洁，土建已完成试运工作范围内各层地面工作。厂区内外排水系统正常。低位水坑积水能排至厂外。试运现场生活用水及卫生设施能正常使用4.1.3.现场具备足够数量的消防器材，消防水系统有足够的水源和压力并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。4.1.4.现场照明已达到设计要求，事故照明系统可靠。4.1.5.电话等通讯设备齐全，并能正常使用。4.2试运设备应具备的条件4.2.1.试运设备及系统均按有关技术要求安装完毕，质量符合要求，安装记录齐全，并完成必要的设计修改项目。4.

6、2.2.设备及管道保温工作结束。管道支吊架经过调整，管道表面应标明色环、介质流向及名称。4.2.3.各加热器、水箱、油箱上的液位计应有标尺刻度及最高、最低和正常位置的标志。4.2.4.系统中的有关阀门经检查，开关灵活，方向正确并关闭严密，其行程指示与实际相符，并已编号、命名挂牌。所有电动门及调节门已全部调试完毕处于待投状态。4.2.5.所有热工仪表经校验合格，安装位置正确，其保护、联锁、灯光及音响信号装置以及远方控制及自动控制装置应安装完毕并经调试全格；操作电源、动力电源以及备用电源可靠。4.2.6.有关热工报警、保护；DCS、DEH系统经调试合格。4.2.7.机组所用供水系统、工业水系统安装

7、完毕，各转动机械均应经48小时分部试运合格，其联动保护装置试验正常并能正常投入运行。4.2.8.试运现场内主机的冷油器、冷风器以及水冷器等通水检查确保无泄漏。4.2.9.油系统工作结束，油路系统设备完好，油箱油位正常，油箱和冷油器放油门关闭严密。油质及牌号经化验合格，确认油的清洁度符合规范要求;各油泵试运行正常，盘车装置试运合格。4.2.10.真空系统经灌水检查无泄漏，试抽真空合格。4.2.11.主蒸汽及主蒸汽母管,汽机侧杂项蒸汽管道经吹扫合格；各安全门检验结束；高低压给水、凝结水、补充水、排汽缸喷水管道经冲洗合格；除氧器水箱经清扫干净。4.2.12.汽机调节、保安系统静止状态调整、试验结束（

8、详见调节保安系统试验措施）。确认调节、保安系统动作正常并符合制造厂技术要求。4.2.13.检查汽机滑销系统，确认不存在影响汽缸和主蒸汽进汽管道自由膨胀之处。4.2.14. 低加、除氧器、连排扩容器、疏水扩容器、调整抽汽管道等设备及管道上的安全门已校验合格。4.3.启动前的准备工作4.3.1.生产准备工作已完成：包括各岗位运行人员的配备、培训并考试合格。编制好本岗位的运行规程及事故处理规程、备有运行日志、报表及运行操作工具和测量仪表。完成现场系统图的张贴及设备系统命名挂牌工作。4.3.2.施工单位已整理好安装的有关技术资料，配备好检修及值班人员，准备好检修用工具和材料。4.3.3.现场配备消防及

9、保卫人员，并已公布组织指挥系统及各单位值班人员。5.整套启动方案及系统运行方式5.1.整套启动方案:启动试运工作拟分三个阶段进行。5.1.1.空负荷试运及并网发电阶段 本阶段主要目的为检查汽机及有关系统启动运行情况，重点观察轴瓦温度、轴承振动及调节系统工作性能。完成下列各项试验：手动及远方停机试验。主油泵切换高压启动油泵试验 危急保安器喷油试验电气完成发电机空载特性试验。主汽门严密性试验。高压调节汽门严密性试验。 超速试验（如暖机时间不够，可在并网带负荷10MW运行一段时间后进行。）并网。机组惰走试验。上述试验完成后,停机消缺，汽机进行翻瓦检查。5.1.2.七十二小时试运阶段 机组及系统经检查

10、消缺后，满负荷运行72小时，投入所有应投设备、系统，检查机组及热力系统工作情况。完成下列试验：汽机带负荷试验汽机投入调整抽汽带热负荷试验 72小时满负荷试验真空严密性试验变负荷试验甩负荷试验完成上述试验后安排停机消缺。5.1.3.二十四小时试运及移交阶段 在进一步消除上述运行中所暴露出的缺陷后再次启动，满负荷运行24小时后移交试生产。5.2.主要系统的运行方式5.2.1. 凝结水及回热抽汽系统 该机组配凝结水泵两台,每台凝结水泵的流量为179220 m3/H；一台运行，一台备用。 试运期间，汽封加热器和低压加热器水侧随机投入，凝结水经汽封加热器、2低加、1低加送至除氧器,凝结水送至除氧器后即可

11、投入低加汽侧运行；在试运初期凝结水不合格，采用排地沟运行，待水质合格后再送至除氧器，然后再投入低加汽侧。5.2.2. 除氧给水系统 本工程除氧器额定压力为0.59MPa(a)，正常运行时由第二级不调整抽汽供汽；启动初期可由老厂0.98Mpa蒸汽管网供汽。 本工程两台机组配置三台沈阳水泵厂生产的2DGB-10KJ型定速电动给水泵，其中一台电动给水泵作为备用。# 1机启动运行时，至少应有两台可投入运行。凝结水送至除氧器加热除氧后，由给水泵送至锅炉。 5.2.3. 汽封系统正常运行时汽机前、后汽封由除氧器汽平衡来汽供给；启动阶段可由除氧器加热蒸汽母管供汽。前后汽封的第一挡腔室、主汽门调节汽阀阀杆等近

12、大气端低压腔室漏汽至轴封加热器。前汽封其它三档漏汽分别送入2、3、4级抽汽管作回热用。 5.2.4.真空系统 该机组配两台射水泵；一台运行，一台备用。5.2.5低加疏水系统低加疏水正常情况下2低加疏至1低加，然后由低加疏水泵送至2低加出口主凝结水管路上，两台低加疏水泵，一台运行一台备用；在低负荷阶段两台低加疏水可分别疏至凝汽器。5.2.6.润滑油及盘车系统 该机组设有一台高压启动油泵，一台交流润滑油泵，一台直流润滑油泵，满足机组启动和运行的需要；盘车系统在机组启动 前和停机后投入运行，满足机组盘车的要求；机组启动前2小时应投入盘车运行。6.机组启动 试运期间机组启动以调节级下部前汽缸温度低于2

13、00时采用冷态启动；高于200时采用热态启动。6.1.冷态启动6.1.1.检查确认已完成启动前的有关试验。6.1.2.参加试运的有关人员应明确分工，各尽其责，统一指挥。6.1.3.按运行规程检查各阀门所处的开关位置应正确,各热工仪表投入正常运行。6.1.4. 启动工业水泵、循环水泵运行，备用泵处于备用状态；工业水、循环水压正常。6.1.5.启动润滑油泵,投入盘车运行。6.1.6.向凝汽器补水至正常水位。启动凝结水泵，凝结水打再循环。6.1.7.向凝汽器通循环水正常。 6.1.8.启动射水泵运行，汽机抽真空.6.1.9.暖管至汽机电动主汽门前，暖管期间检查管道的膨胀和支吊架情况，阀门管道是否泄漏

14、以及疏水是否正常。升压暖管时按0.10.15MPa/min的速度提升主汽压力;升温速度按2/min；按暖管要求逐渐提升主蒸汽压力至冲转参数。6.1.10.启动高压油泵运行，检查压力油、润滑油压力应正常。调整冷油器出口油温为35左右。6.1.11.调整汽封送汽压力为0.05Mpa,温度为：160-180，向前后汽封送汽；投入汽封加热器运行。6.1.12.暖管至自动主汽门前。6.1.13.汽机冲转条件: 主汽压力:1.83.0Mpa 主汽温度:280-340 真空: -70kpa 冷油器出口温度为 35 连续盘车二小时润滑油压:0.100.15Mpa转子弯曲值不大于原始值0.03mm6.1.14.

15、确认准备工作完成后，汽机挂闸；DEH选择操作员自动方式，高中压调门全开。投入有关汽机保护。6.1.15.缓慢开启自动主汽门,冲转汽机。6.1.16.当汽机转速大于盘车转速后，盘车装置应自动脱开。否则应立即打闸停机。6.1.17冲转过程中应注意倾听汽封及汽缸内是否有异常的摩擦声并检查其它转动部分与静止部分是否有摩擦声。6.1.18.升速至500r/m后，作打闸停机试验并仔细倾听汽机内部声音。6.1.19.当转速降至150r/m时，重新挂闸，开启主汽门及调门，升速至500r/m，汽机暖机并进行全面检查。6.1.20.经全面检查确认机组运行正常后，可按下表进行升速及暖机:序号内 容时间(min)1冲

16、转到500r/m,听声并检查102升速至1100r/m1031100r/m暖机并检查204升速至2200r/m552200 r/m暖机并检查306升速至3000r/m10共计856.1.21.汽机定速后经全面检查运行正常后，完成汽机空载下的有关试验。试验完成后汽机保持空转，由电气进行有关试验。6.1.22.电气试验完毕后,并网带负荷。6.1.23. 带负荷。并网后,机组带2.5MW电负荷,并处于功率控制状态；全面检查机组运行正常，投入发电机跳闸保护。6.1.24.锅炉按要求逐渐提升主汽参数至额定,汽机带负荷可按下表进行：。序号内 容时间(min)1并网带负荷2.5MW202加负荷至10MW15

17、310MW暖机并检查204加负荷至30MW20530MW暖机并检查206加负荷至50MW15共计1106.1.25.机组带热负荷:A.机组带负荷15MW以上后,可视机组运行情况,投入调整抽汽带热负荷运行。B.检查供热系统各阀门位置正常，开启供热抽汽逆止阀并投入有关保护，缓慢开启至中压供热蒸汽母管电动阀的旁路门，暖管至中压供热蒸汽母管。C. 中压供热蒸汽母管暖管结束后，开启至中压供热蒸汽母管电动阀，关闭其旁路门。D. 由DEH投入调整抽汽，检查中压油动机动作应正常，调整供热抽汽压力，提高中压供热蒸汽母管压力，使母管压力高于外系统压力0.03MPa,此时可按要求对外供热。 6.1.26.启动过程注

18、意事项A.冲转后注意倾听各转动部分有无异声，轴封应无摩擦现象，如有异常应立即停止启动。B.升速前胀差、轴向位移、汽缸温差等重要参数应符合要求。C.主机通过临界转速时应平稳，升速率适当加快。当转速升至2900r/m左右时，DEH控制高压油动机由全开位置开始动作，关小高压调节汽阀到控制机组转速并全开主汽门；然后把转速升到3000r/m。D.随时注意调整各冷油器、冷风器，保持好润滑油温和风温正常；及时调整轴封压力。E.注意对本体及管道疏水进行调整，确认疏水畅通，防止发生水击现象。F.密切监视机组轴承振动情况，如振动异常或超标，应立即打闸停机；机组启动过临界转速时各轴承振动不得超过0.15mm；正常运

19、行时振动不得超过0.04mm。G.当转速达3000r/m，主油泵出口油压高于高压启动油泵压力时，可进行主油泵与高压启动油泵的切换；油泵切换时，操作必须小心，缓慢关闭高压启动油泵出口门，当确认主油泵已代替工作后即可停下高压启动油泵，高压启动油泵停稳后,开启油泵出口门，使高压启动油泵处于备用状态。H.在凝结水质合格以前，凝结水通过轴加出口排地沟,带低负荷运行；待水质合格后即回收至除氧器，然后再升负荷。I.抽汽量的增加速度不得大于5t/min。J.电负荷和热负荷不允许同时增加。K.主汽压力高至10.5MPa（a）或主汽温度高至550时，运行时间每次不超过0.5小时，全年累计应小于20小时。L.排汽缸

20、温度在空负荷运行时不应超过120；在带负荷运行时不应超过65。在空负荷运行时，当排汽缸温度达到85时，投入喷水降温装置运行。M.机组启动及带负荷过程中，应全面检查加强监视各运行参数应正常。6.2.热态启动 当机组热态停运后在较短时间内再次启动，且调节级下部前汽缸温度高于200时,为热态启动。根据热态启动的特点提出以下几点要求：6.2.1.热态启动的冲转参数选择：主蒸汽温度应比汽缸最高温度高50100左右。但必须保证汽温有50以上过热度。6.2.2.冲转前必须保证连续盘车4小时以上，且转子晃度不得超过原始晃动值的0.03mm。6.2.3.冲转后特别注意汽缸壁温的变化率以及汽缸温差不要超过厂家规定

21、。6.2.4.在连续盘车的情况下,应先向轴封供汽,然后再抽真空.6.2.5.启动时以较大的升速率，升速至额定转速，完成机组空负荷下的有关试验检查后及时并网带负荷；带负荷至汽缸金属温度对应下的负荷点，暖机20分钟。然后按汽机冷态启动带负荷的要求进行。7. 停机7.1.停机前应通知各有关岗位做好准备；特别应检查盘车马达应正常。7.2.逐渐减负荷至30MW运行；逐渐减热负荷至0T/H，关闭调整抽汽逆止门和抽汽电动门。然后切除调整抽汽,注意中压油动机动作应正常。7.3.按要求逐渐减负荷至2.5MW运行，减负荷过程中停止低加汽侧运行，停止疏水泵运行。7.4.启动高压油泵运行正常。联系电气发电机解列,然后

22、打闸停机，主汽门、油动机应关闭正常。停止射水泵运行。7.5.转速降至0rmin时，应及时投入盘车运行。7.6.在降速过程中，应调整汽机真空，做到转速降至0时,真空亦到0。7.7.停止汽封送汽；停止轴封风机运行。7.8. 凝结水泵循环水泵，按电厂“岗位操作法”要求停运。7.9. 停机的其它具体操作按电厂“岗位操作法”执行。 8.运行主要控制指标8.1.主蒸汽参数控制要求： 温升率23min 升压率0.020.03MPamin8.2.主汽参数:主汽压力:10.2+0.2-0.3MPa (a)主汽温度:535+10-158.3.各监视段压力:抽汽序号调节级后1234限值MPa(a)6.724.412

23、.871.270.8978.4.金属温升、温差自动主汽门、调速汽门导汽管温升速度5min汽缸壁温升速3min上、下汽缸壁温差：3550汽缸内、外壁温差：升温时80 降温时40汽缸法兰内、外壁温差：升温时120 降温时80汽缸法兰中心与螺栓温差：35508.5.轴承振动转速低于1300rmin时0.03mm转速1300rmin以上0.04mm通过临界转速0.15mm轴振动轴振动: 0.125mm报警 0.254mm保护动作停机8.6.轴向位移 0.9mm报警 1.2mm保护动作停机8.7.排汽缸温度 空负荷时100 带负荷时658.8.调节油压力：0.9-1.13MPa 8.9.滤油器压损:0.

24、020.04 MPa8.10.润滑油压力：0.080.15MPa 8.11.润滑油温度：35458.12.轴承回油温度： 轴承回油温度：65报警 轴承回油温度：75保护动作停机 轴瓦温度: 轴瓦温度: 908.13.轴振动:8.14.差胀:差胀:-1.0、+2.5 mm报警 -1.5、+4.0 mm保护动作停机8.15.真空:真空降低至:-86KPa报警 -71KPa保护动作停机8.16.油箱油位:-250、+350 mm报警9.紧急事故处理：9.1.发生下列情况之一时，应立即手打危急保安器停机。应破坏真空停机.9.1.1.当汽机转速升到3360r/m，而危急保安器尚不动作时。9.1.2.发生

25、严重的水冲击时。9.1.3.轴端汽封冒火9.1.4.轴承回油温度超过75及轴承冒烟时。9.1.5.油箱油位突然下降到最低油位以下时9.1.6.油系统着火9.1.7.高压主蒸汽管、中压抽汽管或其它管道破裂9.1.8.润滑油压降到0.02 MPa时9.1.9.转子轴向位移超过1.2mm时9.1.10.机组正常运行时轴承振动突然增加，大于0.07mm，或听到机内有明显的金属撞击声时；9.1.11.所有汽机保护应动作而实际未动作时9.1.12.调节系统发生较大的摆动而无法消除时；9.2.下列情况下应不破坏真空停机.9.2.1.主蒸汽压力达到10.6MPa(a)而又不能立即降低时。9.2.2.主蒸汽温度

26、达到545而又不能立即降低时。9.2.3.真空低至71Kpa，排汽温度为75而又不能立即降低时。9.2.4.主汽门门杆卡住，无法活动时。9.2.5.调节汽阀全关，发电机倒拖汽机运转3min时。9.2.6.后汽缸已向空排汽时10.试运行安全注意事项 机组试运期间，除严格执行措施及电厂运行有关规定外，还应注意以下事项：10.1.凡属运行系统及设备，除运行人员操作外不得擅自操作。现场除试运有关人员外其他人员应远离运行操作区，任何情况不得影响运行人员的操作与监视。10.2.设备及系统的检修要执行工作票制度。工作人员采取断电、系统隔离及放水、放气泄压等安全措施后，方可进行相关的操作。10.3.试运行中，运行人员应精心操作、调整。其他人员应按各自职责进行巡视、检查，以便能及时发现运行异常情况，及时汇报，迅速采取处理措施。10.4.严格防止大轴弯曲事故，除严格执行启动过程中注意事项及控制指标外，应正确使用好各加热装置、调节好各部疏水。特别要防止锅炉汽包、除氧器、加热器满水事故发生。10.5.为了保证# 1机组运行安全，试运中各系统原则上与正在安装的# 2机系统隔离。10.6. 整个启动试运过程应严格管理，统一指挥，明确分工，各负其责，杜绝一切人身、设备事故。