余热发电工程汽轮机机组启动调试方案.docx

《余热发电工程汽轮机机组启动调试方案.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《余热发电工程汽轮机机组启动调试方案.docx（25页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、珠江水泥有限企业余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案1简要概述1.1工程简要概述珠江水泥余热电厂，设备简介2整套启动调试日勺目的和任务2.1 调试目的整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最终一道工序。通过机组整套 启动试运行，可以检查、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质 量以及各设备及系统日勺运转状况。通过试运过程中对设备日勺静态、动态 特性参数的调整、试验以及让多种也许的缺陷、故障和隐患得到充足暴 露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计规定，以安全、可 靠、稳发、满发欧I优良性能将设备由基建移交生产。2.2 启动调试日勺任务2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、

2、并网带负荷，通过72+24小时 满负荷试运行。2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其 满足规定。高压缸差胀+3.02.0mm35C汽缸上、下温差注意：在汽轮机冲转、满速直至带10%负荷期间，规定锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50日勺过热度。(1)冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。(2)遥控脱扣一次，成果正常。(3)就地脱扣一次，成果正常。(4)投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa,缓慢启动高下轴封阀。(5)真空到达-0.06MPa。(6)投入后汽缸喷水，控制排汽温度480,短时间内也生12

3、0。(7)控制汽机润滑油温度，调整润滑油温度在3845,油压在0.080.145MPao2.2.3 DEH系统进入就地手动启动方式。(9)真空到达一0.07Mpa及以上。(10)规定锅炉将主汽参数调整到0.8LO MPa/250,并确认。(通过度汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整)(11)冲转前应亲密监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。(12)确认电动主汽门及旁路门处在关闭状态，主汽门、调整汽门全开。汽轮机挂闸。(13)在DEH控制器画面上选定就地手动启动。(14)联络值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。(15)缓慢启动电动主汽门旁通门。(16)汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。

4、控制转速。(17)合适启动旁通门，确认转速上升。(18)冲转转速到500r/min后，手动脱扣一次，确认动作正常。(19)进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。(20)转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min,暖机30分钟。(21)重新作7.3.1 119项检查，确认正常。(22)联络锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目的转速800r/min暖机时间30分钟。(23)缓慢启动旁通门继续升速。(24)当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟(暖机的转速及时间根据现场状况作对应的调整)。(25)在升速和暖机的过

5、程中，视上、下缸内外温度。(26)中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90以上，汽缸整体膨胀不小于1.8mm,继续冲转。(27)设置目日勺转速2350 r/min,按下确认开始升速。(28)通过临界转速时，使机组平稳而迅速地通过临界转速。(临界转速约 1600r/min)。(29)升速到3000r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速 到3000r/min,此时对汽机本体及各有关管道疏水进行一次全面检查，以 保证本体及各管道疏水畅通；观测排汽温度。(30)满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150以上, 汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。(31)升速过程中

6、的注意事项a)随时联络锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升 压。b)注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。c)新蒸汽参数日勺变化状况应和启动曲线偏离不大。d)注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高下压汽缸与转子相对膨胀等 正常。e)汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。7.3.2 初次满速后的工作(1)远方打闸，检查确认主汽门、调整汽门关闭正常。重新启动。(2)确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其 设置在连锁状态。(3)告知值长，进行电气专业有关试验。7.3.3 并网和带负荷暖机(1)机组转速稳定在3000 rpm,检查发电机油系统、空冷系统等工

7、作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。(2)全面进行热力系统检查。(3)告知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。(4)并网后，立即接带负荷0.61.5MW暖机。(5)当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。(6)增长负荷时，注意机组振动状况和倾听各转动部分声响均正常。(7)在增长负荷过程中，应常常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、 油温、油压、油箱油位等。(8)常常分析金属温度变化状况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压 力温度上升状况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。(9)维持23MW负荷，规定锅炉稳定参数，持续运行46小时后 解列。7.3.4 解列后完毕下列试验(1)电气超速试

8、验(2)机械超速试验(3)超速试验的检查、注意事项：a)试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过 3360 r/min且超速保护拒动日勺状况下手动打闸，保证机组的安全。 b)试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验成果正常，提议为 保证安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动启动。O 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温， 各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调整门和主汽门位置等参数。 d)试验中应派专人监视润滑油压。7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行(1)机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂规定(2)超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带12

9、MW负荷，检查机组各参数与否正常，稳定30分钟。(3)当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。(4)设置目的负荷4MW,升负荷率O.lMW/min,开始升负荷。(5)负荷到达2.5MW后，投入补汽。启动补汽电动门，设定补汽阀 前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢启动，压差设定值必须0,03Mpao(6)负荷达4MW后，稳定60min。告知化水化验凝结水。凝结水合 格后回收除氧器。(7)联络值长和锅炉人员，准备继续升负荷。(8)设置目的负荷6MW,升负荷率O.lMW/min,继续升负荷。(9)抵达6KW负荷后，在DEH上按下保持键，此时主汽参数应达额定值。(10)升负荷过程中，根据真空、油

10、温、水温决定与否再投入一台循 泵。(11)负荷抵达6MW时，参数应到达额定参数，联络化学化验炉水, 若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。(12)负荷抵达7MW后，参数稳定的状况下投入自动运行方式运行, 观测、确认自动投入后各参数与否稳定。(13)注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整规定， 每次加负荷时应和化学调试人员保持亲密联络。8汽轮机热态启动8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他 状况下汽轮机启动则称为冷态启动。8.2 热态启动冲转参数8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50,升速时日勺最大速率为500r/mino8.

11、2.2 蒸汽温度在对应压力下必须具有50以上的过热度。8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气 拉入缸内。向轴封送汽时应充足疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度 靠近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过30,防止送轴封汽时使 轴径冷却，引起大轴弯曲。8.3.2 冷油器出油温度应维持较高某些，一般不低于40。8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或 高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸 汽压力不适宜维持过高。8.3.4 在锅炉尚有余压的J状况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立

12、 凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因 此启动时应注意这些部件日勺升温速度，防止加热过快，并注意机组振 动状况。8.3.6 在增长负荷过程中，应亲密注意汽缸与转子相对膨胀的变化。8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受 冷却为原则，尽快过渡到金属温度对应日勺负荷点。8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。8.3.9 到达500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束8.3.10 以 200300r/min/min 日勺升速率，升速到 3000r/mino8.3.11

13、规定尽快并网。8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，后来操作和检查与冷态启动相 似。8.3.13 抵达金属温度对应时负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意 观测机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承日勺金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。9减负荷及停机操作9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取合适值作为正常停机时减负荷率。9.2 每减少20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。9.4 汽轮机正常

14、停机程序9.4.1 确认停机命令。9.4.2 停机环节开始前，开供汽管道疏水。9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，成果正常。9.4.4 切除功率自动控制回路。9.4.5 联络锅炉减负荷，在DEH上设置目的负荷5MW,减负荷率0.2MW/min。9.4.6 负荷3MW,联络锅炉。9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水启动。9.4.8 降负荷到lMWo9.4.9 联络值长，发电机解列。9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。9.4.12 手动脱扣停机，观测所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到 自动位置。9.4.13

15、转速400r/min,盘车齿轮喷阀打开。9.4.14 转速200r/min,检查各瓦顶轴油压正常。9.4.15 转速到0,记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投 入，并注意盘车电流。9.4.16 盘车时注意维持润滑油温2135；若机内有明显摩擦或撞击 声，应停止持续盘车，改为每半小时人工旋转转子180。，不容许强行 持续盘车。9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装企业领导同意。9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到。后，停轴封供汽，停轴加风机。9.4.20 根据锅炉规定决定何时停电动给水泵。9.4.21 排

16、汽温度低于50时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。 150。方可停用盘车。正常停机后汽机持续盘车直至高、中压 内上缸内壁温度9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实行 后都应检查成果，临时变化停机程序或有其他的重大操作需经调试所当 班值长日勺同意，由电厂值长下达指令方可进行。9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调整及润滑油等系统的检 查，有异常状况及时与控制室联络。9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的规定，不可随意加迅 速度。10满负荷（72+24小时）试运行注意事项10.1 并网后一分钟内，DEH和DC

17、S盘上应有功率显示，否则应立即解 列。10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气 温度的状况投入有关自动。10.3 在满负荷下，应尤其注意除氧器水位自动，保证其水位正常。10.4 满负荷状况下应注意负荷的波动状况，假如自动控制特性不理想, 机组负荷波动较大，应合适减少负荷定值。10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程规定，定期检查机组各系 统的工作状况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应常常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数日勺匹配。11故障停机汽轮机发生下列状况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停 机。11.1汽轮机转速升高到危急遮断器应当动作日勺转速

18、仍不动作时。2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在多种工况下的运行状况，使其满足设 计规定。2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在多种运行工况下日勺协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在多种工况下试运的原始数据， 积累有关原始技术资料，为后来机组安全经济运行和检修提供根据。2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的I最佳运行方式和最佳投用时机与 条件。2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、 精度及工作状况。2.2.8 进行50%及100%B-MCR甩负荷试验，考察汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；3重要设备技术范围3.1汽轮机型号:型式：双压、单缸、

19、冲动冷凝式汽轮机。额定出力：7.5 MW调整方式DEH控制系统主蒸汽压力：1.05MPa主蒸汽温度：320 主蒸汽流量：37.2 t/h11.2 机组发生强烈振动。11.3 清晰时听出从设备中发出金属响声。11.4 水冲击。11.5 轴封内发生火花。11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到 乃。11.7 轴承油压忽然减少到0.02Mpa如下时，虽然已启动事故油泵无效 时。11.8 发电机内冒烟或爆炸。11.9 转子轴向位移超过+L3或-0.7mm,同步推力瓦块温度急剧上升到 110o11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。12安全注意事项12.1

20、整套启动时全过程均应有各有关专业人员互相配合进行，以保证 各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完毕。12.2 整套调试过程中如发生异常状况，应迅速查明原因，由电厂运行 人员按事故处理规程进行处理。12.3 调试人员在调试现场应严格执行安规及现场有关安全规定， 保证现场工作安全、可靠时进行。12.4 参与调试人员应服从命令听指挥，不得私自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。13调试组织分工按照部颁新启规规定：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂 运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。此外，电厂运行人员负 责设备日勺运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7

21、.5MW新机启 动调试的程序环节和注意事项，对未提及的内容及事故状况下的处理按 照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等, 可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。额定工况下汽耗：5.51 kg/（kW.h）额定工况下热耗：15811 kJ/（kW.h）制造厂：南京汽轮电机（集团）有限责任企业3.2发电机额定功率：MW定子额定电压：kV定子额定电流：A冷却方式：全空冷功率因数：满载效率：励磁方式制造厂家：4编制根据及原则本措施的编制参照如下有关资料：7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用阐明书；火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）部颁;电力建设施

22、工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）部颁；火电工程启动调试工作规定部颁；火电工程调整试运质量检查及评估原则（1996年版）部颁；电力建设工程调试定额（1996年版）部颁;设计院日勺系统设计及安装等设计资料，并参照其他电厂同类型机组新机 启动调试经验编制。5整套启动应具有条件5.1 整套启动除应到达有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满 足如下规定：5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调 整阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作 方向、挂好标牌。5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，

23、经检查验收合格。5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规 定。5.1.5 汽机盘车试转符合规定，已可投用。5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良 好。5.1.7 调整保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压 力开关各功能均正常。速关阀、调整汽门动作正常。5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合 制造厂设计原则，ETS、TSI部件经校验合格。5.1.9 热控DCS能投入使用，满足启动规定。DEH、ETS、TSI等调试 结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光 字牌显示对时无误

24、。5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格日勺水和油等介质。5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：循环水泵和循环水系统凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。发电机空冷却系统。真空泵及凝汽器真空系统。汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、 冷却等。主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。除氧系统。辅助蒸汽及轴封汽系统电动给水泵及系统。5.2 环境和人员需要具有的J条件深入明确如下：5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯以便; 障碍、垃圾以及其他易燃物已经清除，消防设施备齐，消防

25、水源充足可4 o5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、 标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、登记 表夹、手电筒和听棒等。5.2.4 现场设备应有清晰的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、 重要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应对的明显。5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清晰。有关人员名单张榜 贴出，以便联络。运行人员已经培训能纯熟掌握运行技术和事故处理能 力，并能协助调试人员搞好专题试验记录。启动现场已用红白带围起， 无关人员不得入内。6机组整套启动重要原则方式6.1

26、 空负荷试运行机组通过初次冲转、启动升速直至3000转/分，对其机械性能进行检 查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完毕如下工作：6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线 （或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油状况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝 对膨胀等。6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可告知电气专业做各项试验。6.2 汽机超速试验6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可

27、以并网。6.2.2 机组并网带负荷，1.53MW负荷左右稳定运行46小时，然后 减负荷解列，做汽机电超速(3270r/min)和机械超速试验。6.2.3 超速试验完毕后，机组再次并网，逐渐带满电负荷，以进行0% 100%额定负荷的I变负荷试验以及多种设备日勺动态投用和多种工况出力 考验，配合热控自动投运和调整。6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷280%额定负荷时， 可做汽机真空严密性试验。6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。6.4.1 机组就地手动启动方式要领：6.4.2 就地手动启动：6.4.3 汽压、汽温.及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择就地启动6.4.4

28、置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整 电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800卬.m, 高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持 o6.4.5 输入目的值及升速率，将转速升至额定值。6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10%左右负荷加热转子试运期间，规定锅炉保持汽温、汽压稳定。6.4.7 在带10%负荷之后，伴随负荷日勺增长，锅炉蒸汽参数可逐渐滑升, 到80%负荷后，可根据现场状况决定与否采用定压方式运行。6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件 成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式（高调门手动启动、

29、高调门曲线 启动）。7汽轮机冷态启动7.1 冷态启动前的准备工作：7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处在准备启动状态。如发现影 响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。7.1.2 联络电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有 关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定 时压缩空气气源。7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的所有原始记录及曲线绘 制仪器器具。7.2 锅炉已供汽至分汽缸：7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通

30、水。7.2.3 投用盘车装置。7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa,油温3745。7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。7.2.6 除氧器上水至正常水位。7.2.7 启动真空泵对冷凝器抽真空，并告知暖管至电动主汽门前。7.2.8 投用除氧器。7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均启动7.2.10 发电机空冷系统投用，7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。7.2.13 根据锅炉规定启动电动调速给水泵，向锅炉供水。7.3 汽轮机冷态启动程序7.3.1 冲转汽轮机冷态启动参数和控制指标：主蒸汽压力：0.6l.OMPa主蒸汽温度：250以上凝汽器压力：0.04-0.053MPa润滑油压力：润滑油温度：3545 高压油压：0.885MPa