汽轮机整套启动调试方案.doc

目 录1. 目的12. 依据13. 设备系统简介14. 调试内容及验评标准35. 组织分工46. 使用仪器设备47. 整套启动应具备的条件48. 整套启动程序及原则59. 首次整套启动操作步骤710 主要设备及系统投入要点1011冷热态启动方式划分1012. 停机操作1113 安全注意事项13茂县潘达尔硅业有限责任公司233MVA工业硅矿热炉余热发电工程 汽轮机整套启动调试方案1. 目的为加强茂县潘达尔硅业有限责任公司,233MVA工业硅矿热炉余热发电工程调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。机组整套启动调试是基建工程的最后一道工序，通过整套启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动试运导则，提供了机组调整试运指导性意见，各参建单位可遵照执行。2. 依据2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程2.2火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）2.3火电工程启动调试工作规定（1996年版）2.4电力建设施工及验收技术规范（1992年版）2.5制造厂家及设计院相关资料。3. 设备系统简介 3.1 工程概况茂县潘达尔硅业有限责任公司233MVA工业硅矿热炉余热发电工程，其汽轮发电机组为青岛节能汽轮机集团股份生产的N12-3.43型凝汽式汽轮机 。3.2 汽机本体简介汽轮机组为N12-3.43型凝汽式汽轮机为单缸非调整抽汽凝汽式汽轮机。额定功率12MW，经济功率12MW。本汽轮机单缸凝汽式汽轮机，本体主要由转子部分和静子部分组成。转子部分包括主轴、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。汽轮机通流部分由一级双列调节级和11个压力级，共13级组成。汽缸下部有加热器用回热抽汽口。汽缸和排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。排汽接管内设有喷水管，当排汽室温度超限是，喷入凝结水，降低排汽温度。调节汽阀为群阀提板式，提升杆通过杠杆与高压油动机活塞杆连接汽封分通流部分汽封，隔板汽封，前后汽封。汽轮机前轴承和推力轴承成一体，组成联合轴承。安装在前轴承座内。各轴承的润滑油压力大于0.08Mpa，回油温度应在55C左右，各轴承的振动振幅应不大于0.05mm，冷油器出油温温度应保持在40-45C。汽轮机热膨胀死点设在后汽缸处，一横向滑键定位于后座架。前轴承座和前汽缸联接处有垂直向滑键，前轴承座和前座架之间有纵向滑键。它们组成滑销系统，使汽缸向前热膨胀时，保持中心不变。本机转子通过刚性联轴器与发电机转子连接。盘车速度约为9r/min临界转速：1655r/min3.3 机组设计特点3.3.1 汽机调节系统是数字电液调节系统（DEH），调节保安系统介质为透平油；3.3.2；给水系统设计三台电动给水泵：3.3.3 机组设疏水膨胀箱，疏水膨胀箱承接汽缸本体及一段抽汽、二段抽汽管道的疏水。疏水膨胀箱的顶部和底部分别与凝汽器喉部及凝汽器热井连通；3.3.4 真空系统采用射水泵抽气系统。3.4主要设备技术规范3.4.1 汽轮机序号名 称单 位数 据1汽轮机型式单缸凝汽式汽轮机2汽轮机型号N12-3.433额定功率/经济功率MW12/125工作转速r/min30006旋转方向顺时针（从汽轮机向发电机看）7主汽门前额定进汽压力MPa（a）3.43（+0.3，-0.2）8主汽门前额定进汽温度435（+10，-15）9排汽额定压力MPa0.00810汽耗率Kg/kw.h4.1311冷却水温度27（最高33）4. 调试内容及验评标准4.1 调试内容：4.1.1 汽轮机冲转至额定转速后复核各部分油压值，完成各项自动保护装置的试验；4.1.2 汽轮机组空负荷试验与调整1) 汽轮机启动、升速、额定转速试验；2) 主油泵切换试验；3) 喷油试验；4) 并网、带负荷试验；5) 超速试验； 6) 整套启动汽轮机运行参数控制与调整。4.1.3 汽轮机组带负荷试验与调整1） 调节系统带负荷试验；2） 甩负荷试验(视机组具体情况、按启动委员会规定时间进行)4.1.4 汽轮机组72小时试运行。4.2 验评标准4.2.1 冲转前主机润滑油温3545，油压0.08-0.12MP。4.2.2 主机启动时，轴向位移-0.60.6mm。 4.2.3 主机正常运行时，主机润滑油温3845，凝汽器真空87kPa，轴承金属温度80，轴承振动0.05mm。5. 组织分工5.1 调试单位负责方案的编写、实施及指导，并做好记录；5.2 安装单位负责设备维护，配合系统检查，消除缺陷，现场消防保卫；5.3 运行人员负责设备及系统检查操作、调整控制运行参数并做好记录。6. 使用仪器设备序号设备名称型号备注1便携振动表TK812红外线测温仪Raytek3在线表计7. 整套启动应具备的条件7.1 汽轮发电机组及其辅助设备安装工作全部完毕，并检验合格，有验收签证；7.2 汽机本体、高温蒸汽管道保温工作结束，设备及管道油漆工作结束，管道色环及介质流向标注正确；7.3 各压力容器及系统管道水压试验合格，经有关质检部门检验合格，并有报告和签证；7.4 各转动辅助设备经分部试运正常，热工、电气保护、程控联锁动作正常，信号正常。分部试运记录完整并有签证，已交运行人员代管；7.5 疏排水设备可靠，保证地沟排水畅通，疏水排放符合设计要求，阀门操作方便；7.6 主蒸汽管道、汽封供汽、除氧器加热蒸汽管道经蒸汽吹扫干净，并办理签证。7.7 主给水管道、凝结水管道、循环冷却水管道冲洗干净，临时系统恢复正常；7.8 主机润滑油系统、调节保安油路系统，油循环冲洗合格，并有油质化验合格报告。轴承进口加临时滤网检查合格后，将临时滤网拿掉；7.9 有关油、水系统中的滤网、过滤器经分部试运后，重新清扫干净并恢复；7.10凝汽器灌水至喉部，真空系统找漏结束，真空系统静态抽真空试验合格。凝汽器水质冲洗合格；7.12汽机调节保安系统静态试验完毕，试验结果符合厂家要求；7.13热力系统安全门冷态调整动作正常；7.14系统上电动门、调节门、手动门开关试验正常，挂牌标注名称正确，设备名称编号统一；7.15主机热工、电气程控、保护、联锁、信号、音响试验正常，各指示、显示仪表指示准确可靠，并具备投入条件；7.16 DCS、DEH、ETS、TSI监视系统调试结束，系统功能完善、可靠，数据准确；7.17启动电源确保工作正常；7.18厂房试运区设备清洁，地面干净，沟道盖板铺好，孔洞应加盖板，照明充足，通讯设施齐全，脚手架已拆除；7.19机组运行规程，系统图，交接班日记，操作卡、工作票准备齐全。运行人员熟知运行规程及整套启动调试方案；7.20整套启动委员会成立，试运人员分工明确，指挥统一。试运区悬挂“禁止烟火”明显标志，消防设施齐全，并有专人负责消防、保卫工作；7.22建设单位已按要求配备了各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制；运行操作人员已经培训考试合格，确保能胜任本岗位的运行操作和故障处理；7.23施工单位应配备足够的设备维护及检修人员，并有明确的岗位责任制；维护人员应熟悉所在岗位的设备系统性能，并能在整套试运组统一指挥下胜任检修工作；7.24调试单位在试运前向参与试运的各有关单位人员进行技术交底；7.25运行人员已在试运现场备齐运行规程、系统流程图册、控制及保护逻辑图册、设备保护整定值清册、制造厂家的设计、运行和维修手册等有关技术文件，调试单位已在试运现场张挂整套启动试运曲线和锅炉点火、升压曲线等图表。8. 整套启动程序及原则8.1整套启动程序1） 主机及辅机进行各项电气、热工保护、联锁试验；保安电源带负荷试验正常。热工所有仪表投入，电动门、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂运行规程要求分别送电；2） 汽机辅助设备及系统参照辅助设备试运措施及运行规程分别启动投入；3） 盘车装置投入运行，调整润滑油压，汽机抽真空后，有关管道疏水开启，通知锅炉启动，汽机暖管；4） 首次整套启动按首次冷态滑参数启动曲线冲转暖机、检查；主机启动技术指标控制：新机组首次冷态启动一般时间都比较长（主要是检查及调整时间较长），必须控制好机组启动及启动过程技术参数，比如充分检查汽缸膨胀、轴向位移、轴承温度、油温油压、排汽温度、汽缸温差、相对膨胀、主蒸汽压力/温度等参数，按照升速曲线进行升速、暖机，并测量实际临界转速及临界转速下的最大振动值；5）主机额定转速试验：汽机升速至3000r/min后，进行主油泵切换试验，全面检查、测量、记录。稳定运行1020分钟；做喷油试验，试验方法见调节保安油系统调试方案；6）喷油试验结束后交电气进行各项试验；7）发电机并网带负荷；8）发电机带负荷510%，运行24小时后解列发电机；10）超速试验：汽机维持空转，做危急保安遮断器飞锤超速试验，动作转速在110112%额定转速，动作值不合格时停机调整，试验方法见调节保安油系统调试方案；如飞锤击出试验正常，汽轮机组无重大缺陷，汽机维持3000r/min，可再次并网；11）启停机试验空负荷调试任务完成以后，安排机组停机。目的是利用短暂的停机间隙消除空负荷调试阶段暴露出来的缺陷，并对机组试运的有关事宜给予适当安排和调整；停机过程中记录惰走时间。根据机组停运时间的长短和现场实际情况，准备以温/热态启动方式开机，以检验机组对不同方式启动的适应能力及可控性。12）机组重新启动带负荷16）汽机甩50%、100%额定负荷试验(按启动委员会规定时间进行)；17）停机处理设备缺陷，为进入72小时创造条件（根据机组运行情况，也可不停机完善进入72小时试运条件）；18）72小时试运：72小时试运按“新启规”要求标准进行；19）72小时试运结束移交生产。8.2 整套启动原则1） 汽机启动后采用定参数运行方式；2） 汽机首次整套启动按首次冷态参数启动曲线升速暖机，首次启动因保温较湿故需适当延长暖机时间，以后整套启动原则上可按厂家提供曲线启动；3）疏水系统首次使用，建议先排地沟待疏水水质合格再回收；4）除氧器安全门在机组启动前进行整定合格；3） 甩负荷试验在72小时试运前完成(视具体情况、按启动委员会规定时间进行)。9. 首次整套启动操作步骤9.1 整套启动前的准备工作1）主机及辅机设备程控、保护、联锁试验合格后，将各辅助设备电源根据需要送到工作位置，各热工表盘及DEH、DCS送电投入，检查各系统处于正常状态；4）循环水系统检查正常，并适时投入；5）通知化学，启动软水泵向除氧器补水至正常水位；6）向凝汽器补水至正常水位；7）检查主油箱油位正常，启动主机润滑油泵，检查润滑油系统无渗漏，而后启动高压油泵，投入及调整冷油器，保持润滑油温在3545，润滑油压0.080.12MPa；检查各轴承回油应正常，油箱排烟风机启动后，维持油箱微负压；8）启动盘车，记录盘车电流值，倾听动静部分声音正常；9）启动电动给水泵，根据锅炉需要调整频率向锅炉上水；11）关真空破坏阀，启动射水泵，凝汽器抽真空，开启相关疏水；12）检查投入轴封系统；投入前要充分暖管疏水；13）当真空达60kPa后，通知锅炉启动， 检查开启下列疏水门：序号疏水阀名称序号疏水阀名称1电动主汽门前疏水3自动主汽门前疏水2电动主汽门后疏水4轴封系统管道疏水14）锅炉点火后注意检查疏水系统，注意金属温度变化情况，注意主汽门及调节汽门情况；15）机组冲转前，检查并开启下列疏水门：序号疏水阀名称序号疏水阀名称1一抽管道疏水及阀体疏水3门杆疏水2二抽管道疏水及阀体疏水4汽缸本体疏水16）检查ETS系统投入正常；9.2 整套启动操作1）冲转参数序号项 目 名 称单 位数 值1主蒸汽压力MPa1.52主蒸汽温度2803凝汽器真空kPa674润滑油温35402） 冲转前复查并计录下列数据序号项 目 名 称序号项 目 名 称1盘车电流6汽缸上下壁温度2汽缸绝对膨胀7机组各轴瓦振动原始值3轴承金属温度8轴承供回油温度4汽缸胀差9保安油压5轴向位移10脉冲油压3）投入机组开机相关保护，挂闸，开主汽门，在DEH操作面板上按运行，设定目标转速500r/min，升速，第一阶段暖机30min，注意盘车脱开，仔细测听汽缸内部声音，检查通流部分、轴封、各轴承是否存有异常声音，注意各轴承的温升与各部分的膨胀，振动情况，此转速暖机不小于15 min，根据膨胀、振动适当延长暖机时间。4）盘车脱开(否则应打闸停机)后应手动停止盘车电机。5）低速暖机结束后，设定目标转速1200r/min，升速至1200r/min中速暖机，进行全面检查，中速暖机90分钟；升速及暖机期间轴承振动应小于0.05mm。7）中速暖机结束后，设定目标转速2500r/min，升速至2500r/min，进行高速暖机30分钟；在升速过程中应迅速平稳通过汽机临界转速，通过临界转速时轴承振动应不大于0.15mm。9）高速暖机结束后，设定目标转速3000r/min，升速至3000r/min，额定转速暖机30分钟，进行全面检查、测量、记录。10） 在冲转升速过程中应监视下列项目：-倾听汽缸、汽封、油挡处有无异常声音和金属摩擦声；-注意汽机本体及有关管道疏水应畅通,无水击及振动现象；-轴向位移无大幅度变动，推力瓦块温度无异常升高或突变；-轴承金属温度85，回油温度65；-转速在1000r/min以下，轴承振动0.025mm；-过临界转速时应快速平稳，不得在此停留，轴承振动大于0.15mm时打闸停机；-注意主机各点膨胀应均匀，汽缸上下壁温差、汽缸相对胀差、振动、轴向位移等均无超限；-润滑油和调速油油温、油压调整在范围内；-凝汽器水位调整在范围内；-汽封供汽压力、温度调整在范围内；12）汽机定速后试验a 主油泵切换试验：在主油泵工作正常后，将高压油泵停下投备用，切换时应加强监视，防止油压突降，并检查调节系统应能保持稳定，油动机无显著摆动；（注：主油泵与高压油泵切换时，应先缓慢关闭高压油泵出口手动门，应密切监视调速油压力值应无大的波动或下降，如果有则说明主油泵工作出力不正常。当高压油泵出口门关完后，各油压无明显变化，则停高压油泵；而后再缓慢开启出口门，应注意调速油和润滑油压力应无变化，如有则说明高压油泵出口逆止门不严）。b 进行危急遮断器喷油试验，内容详见调节保安油系统调试方案；12） 交电气进行试验13） 汽轮机超速试，汽轮机超速试验，详见调节保安油系统调试方案。发电机首次并网、带负荷试验a 试验结束后，汽机并网带初始负荷，逐渐把负荷升至1.2MW，进行暖机30min。 b 升负荷至1.2MW，暖机2-4小时。C根据机组各参数以及主蒸汽参数缓慢增负荷至额定负荷。9.3汽轮机组正常运行控制指标序号名 称单 位数 据1主汽阀前额定压力MPa3.432主汽阀前额定温度4353主汽额定流量t/h49.54额定给水温度1055各轴承处轴颈绝对振动值mm0.036凝汽器真空kPa907汽缸胀差mm-1+28汽轮机轴承金属温度859发电机轴承金属温度8510推力轴承金属温度8511轴承回油温度6512轴向位移mm-0.60.613主油油箱油位mm30014润滑油温度354515润滑油压力kPa0.080.1216低压轴封蒸汽温度15026017上下缸温差5018低压缸排汽温度6510 主要设备及系统投入要点10.3低压加热器及除氧器投入要点1） 低压加热器随机启动2）除氧器上水至正常水位，同时启动电动给水泵根据锅炉需要调整给水泵频率，维持水正常；3）机组启动正常后，负荷带至60%以上时，将一段抽汽管道疏水暖管，投入一段抽汽加热。调整除氧器进汽调整阀，维持除氧器水温104，根据水质含氧量，调整排氧门开度；11冷热态启动方式划分11.1冷热态启动方式的划分序号启动方式划 分 标 准1冷态启动调节级后内壁金属温度小于1502热态启动调节级后内壁金属温度高于15011.3机组热态启动操作要点11.3.1转子弯曲度不超过0.06mm,冲转前盘车连续运行不少于4小时。冲转时主汽温度应高于调节级处下内壁温度50以上；主蒸汽具有相应压力下50以上过热度。11.3.2热态启动时，在盘车状态下先送汽封，后抽真空，送汽封时要充分疏水，汽封供汽温度与汽封段转子金属温度相匹配；11.3.3冷油器出口油温应维持较高一些，一般不低于40；在中速以下，汽机振动超过0.03mm时应立即停机，重投盘车。11.3.4热态启动操作1) 根据调节级处下壁内壁金属温度确定热态启动冲转蒸汽参数；2) 冲转前进行机组全面检查，检查并记录盘车电流、轴向位移、汽缸胀差、汽封供汽温度、汽缸上下温差、主蒸汽温度；3) 先送汽封，后抽真空，送汽封时先投要充分疏水，汽封供汽温度与汽封段转子金属温度相匹配；4) 冲动转子，3000 r/min定速后，不得长时间空转,检查机组正常立即并网，带上初负荷；5) 根据高压内缸壁温带初负荷，以后缓慢增加负荷；6) 升负荷过程中，监视胀差和汽缸壁温的变化情况。12. 停机操作 机组停用分为正常停机和事故停机二种。 事故停机是由于主、辅机或电网出现故障，危及人身和设备的安全，保护装置动作而被迫停机。事故情况下，主汽门和调节汽门关闭，机组负荷迅速降至零，同时与电网解列，转子惰走至“零”，现场应根据事故情况决定是否采用破坏真空紧急停机。12.1 正常停机12.1.1 正常停机，在50%额定负荷之前用滑压减负荷，在50%负荷之后定压运行，减负荷至零，打闸停机。12.1.2 正常停机主要操作步骤1）在减负荷前应检查调整好汽封供汽压力，及热水井水位。2）负荷降至6MW退出除氧器加热汽源工作。3）汽封供汽系统切换为新蒸汽供汽。4）低负荷下试验交、直流润滑油泵及盘车电机，均应工作正常；5）负荷减至零后，开启调速油泵，打闸停机、发电机解列。6）停射水泵，根据转速下降情况，稍开真空破坏门，转速至零，真空至零，停汽封供汽，停轴封加热器及风机，记录转子惰走时间。7）转子静止，投入盘车连续运行。认真做好停机后记录工作，特别是壁温参数、盘车电流。8）关闭汽机本体疏水，以防止冷汽进入汽缸，注意除氧器及凝汽器水位，以防止冷水进入汽缸。9）在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时，应停止连续盘车改为定期盘车。10）其它辅助设备操作按电厂运行规程执行。12.1.3 停机注意事项1) 滑压减负荷时严密监视主汽温度、压力、汽缸金属温度、胀差的变化，如出现异常，尽快减负荷至零，打闸停机。如出现胀差向负值方向变化较大时，应尽快减负荷至零，并提高轴封供汽温度。2) 汽机打闸后，应检查抽汽逆止门是否关闭。3) 为防止带负荷解列时机组超速，解列时应确认负荷至零，或采取先打闸后解列4) 停机后应防止凝汽器水位过高，严防冷水进入汽缸，严密监视缸体壁温。12.2 紧急停机12.2.1 处理原则：1) 事故的处理，应以保证人身安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则；2) 机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，采取相应措施防止事故扩大化；必要时应保持非故障设备的运行；3) 事故处理应迅速、准确、果断；4) 保护好现场特别是事故发生前和发生时的仪器、仪表所记录的数据，以分析原因；5) 事故消除后，运行值班人员应将观察到的现象，当时的运行参数，处理经过和发生时间进行完整、如实记录，以便分析事故。12.2.2 下列任一情况出现，应打闸后破坏真空紧急停机：1） 机组发生强烈振动，振幅达0.08mm以上；2） 汽机发电机内有清晰金属摩擦声音和撞击声音；3） 汽机发生