C12-4.9-0.98汽轮机启动调试方案.doc

C12-4.9-0.98南京气轮机启动调试方案1 编制依据 2 工程概述 3 机组整体启动试验项目 4 整体启动前应具备的条件 5 整体启动前的检查 6 下列情况禁止启动 7 整体启动程序 8 停机 9 事故预防及处理 10 汽轮机整体启动组织分工 1 编制依据 1.1 C124.9/0.98型12MW抽汽凝汽式汽轮机安装使用说明书南京汽轮机股份有限公司； 1.2 汽轮机运行规程浙江春晖环保能源有限公司； 1.3 火力工程调整试运质量检验及评定标准电力工业部1996年版； 1.4 电工业技术管理法规 电力工业部1980年版； 1.5 电业安全工作规程（热力和机械部分）电力工业部1978年版； 1.6 电业安全工作规程（热力和机械部分）修改和补充条文电力工业部1994年版； 1.7 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程电力工业部1996年版； 1.8 火电工程启动调试工作规定电力工业部1996年版； 1.9 电力建设施工及验收规范电力工业部1996年版； 1.10电力基本建设工程整套试运前质量监督检查典型大纲电力工业部1996年版； 1.11火电施工质量检验及评定标准（调整试运篇）电力工业部1996年版。 2. 工程概述 一号汽轮机由南京汽轮机股份有限公司制造，型号为C12-4.9/0.98/2型抽凝式汽轮机。 汽轮机为单缸，单抽. 冲动式汽轮机. 汽轮机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外，危急跳闸系统主要是检查所有要求跳闸信号的正确性，识别错误信号，并确保设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。 汽轮机监视仪表是一个多通道监测系统，能连续不断的测量汽轮发电机组各种运行参数，显示汽机运行状态，并能在超出运行给定值的情况下发出警报信号和使机组跳闸 。 热力系统主要有主蒸汽系统、高低压给水系统、汽封系统、疏水系统、抽汽系统循环水系统等，其中主蒸汽系统、高低压给水系统、除氧系统及循环水系统为母管制；给水系统有两台高压给水泵，两台除氧器；抽汽管道上有安全阀可防止系统超压，从而保证了汽轮机的运行安全；油系统有主油泵、高压电动油泵、低压交流润滑油泵、直流油泵. 。 . 1.主要技术数据 产品型号 单位 C124.90/0.98/2 额定功率 MW 12 最大功率 MW 15 额定转速 r/min 3000 旋转方向 顺汽流方向为顺时针 额定进汽压力及变化范围 MPa 4.90（绝对）最高5.10 最低4.60 额定进汽温度及变化范围 470 最高480 最低455 额定进汽量及最大进气量 t/h 87/116 额定抽汽压力及调整范围 MPa 0.981（绝对） 0.7851.275 额定工况抽汽温度 305 额定抽汽量/最大抽汽量 t/h 50/80 冷却水温 正常 20 最高 33 额定排汽压力 KPa 5. 150 给水温度 153.1 临界转速 r/min 轴系临界转速1649, 汽轮机 1430 额定转速时振动值mm 0.03 临界转速时振动值 mm 0.15 额定工况保证气耗量 Kg/KWh 7.422 纯冷凝工况保证气耗量 Kg/KWh 4.262 2.调节保安润滑系统 名 称 单位 C124.90/0.98/-2 转速摆动值 r/min 15 转速不等率 5.0 调速迟缓率 0.5 抽汽压力不等率 20 抽汽调压迟缓 1 空负荷同步器调速范围 r/min 96-106 2880-3180 主油泵进口油压 MPa 0.1 第一脉冲油压 MPa 0.39 第二脉冲油压 MPa0.294 危急遮断器动作转速 r/min 3270-3330 轴向位移保安装置动作时转子相对位移值 mm 1.0报警1.3停机 润滑油压 a 0.080.12 抽汽安全阀动作压力 MPa 1.2941.323 高压电动油泵自启动时主油泵出口压力 MPa 0.785 高压电动油泵自关闭时主油泵出口压力 MPa 0.835 轴向位移遮断器正常位置时控制油压 MPa 轴向位移遮断器动作时控制油压 MPa 0.245 润滑油压降低保护 报警投交流泵 MPa 0.055 直流电动油泵投入 MPa 0.04 停机 MPa 0.03 电动盘车不得投入 MPa 0.015 轴承温度升高保护 报警 65回油温度 100 轴瓦金属温度 停机 75回油温度 110轴瓦金属温度 3、主要辅助设备 高压电动油泵压力 MPa 0.91 交流辅助油泵压力 MPa 0.353 注油器（1）出口压力 MPa 0.0882 注油器2出口压力 MPa 0.196 汽封加热器抽汽器工作蒸汽温度 压力 MPa 1.57 温度 260435 高压加热器 汽侧压力 MPa 1.35 水侧压力 MPa 9.6 凝汽器 冷却水温 20 冷却水压力 MPa 0.3 4 安全膜板动作压力 MPa 射水抽气器 工作水压力 MPa 0.392 低压加热器 3.机组整体启动试验项目 3.1分步调试； 3.2调节保安系统的静态，动态试验； 3.3主机保护试验； 3.4机电大联锁试验。 4.整体启动前应具备的条件 4.1各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂技术文件要求。 4.2检查各系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作检修的方便。 4.3吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济地运行。 4.4厂区内场地清洁，道路畅通。 4.5现场沟道及空洞的盖板齐全，临时空洞装好护拦或盖板，平台有正规楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。 4.6设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确。 4.7机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常。 4.8确认厂用计算机工作正常，CRT显示与设备实际状态相符。 4.9启动用的工具、运行记录准备好。 4.10试运机组范围内的各层应按设计要求施工完毕。 4.11厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外。 4.12现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。 4.13电话等通讯设备安装完备。 4.14完成设备及管道的保温工作，管道支吊架调整好。 4.15具备可靠的操作和动力电源。 4.16各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志。 4.17转动机械加好符合要求的润滑油脂，油位正常。 4.18各有关的手动、电动、液动阀件，经逐个检查调整试验，动作灵敏，正确，并标明名称及开关方向，处于备用状态。 4.19各指示和记录仪表以及信号，音响装置已装设齐全，并经效验调整准确。 4.20电厂配备经考试合格的运行人员上岗，本机组的系统图及运行规程已编制完，各级试运组织已健全。 5整体启动前的检查 5.1准备好启动时需要的仪表和工器具，作好与相关部门的联系工作。 5.2各主辅设备连锁保护试验已完成并确认合格。 5.3各电动门已调试完，开关方向正确并记录开关时间；电源已投入，并按各系统阀门检查卡将各系统阀门调整至所需位置。 5.4所有就地测量装置的一、二次门应在开启位置，仪表电源投入，表针指示正确。 5.5所有热工，电气声光报警及联系信号良好。 5.6汽机自动主汽门，调节气门及相应的控制执行机构正常，各级抽汽门关闭，调压器侧手轮应放在解列位置. 5.7汽轮机危急保安器动作灵活，处于遮断状态。 5.8同步器转向正确，并置于低限。 5.9滑销系统正常，缸体能自由膨胀，记录膨胀原始值及汽机有关参数。 5.10消防设施齐全 6.下列情况汽轮机禁止启动 6.1润滑油压低于极限值或油质不合格。 6.2高压电动油泵，低压润滑油泵或盘车装置工作不正常。 6.3危急保安器不动作。 6.4自动主汽门，调速气门及抽汽逆止门关闭不严密或卡涩。 6.5调速系统工作失常。 6.6机组转动部分有异音或有明显的金属摩擦声。 6.7上下缸温差超过50。 6.8主要仪表及保护装置之一失灵（轴向位移，转速，主蒸汽温度等）。 6.9润滑油温低于极限。 6.10热工保护，仪表电源失电。 7整体启动程序 7.1汽，水，油及相关辅机试调 7.1.1 循环水系统启动 7.1.1.1循环水在通水前，必须把凝汽器的出口水门，水室放空门及管道上的所有阀门开启。凝汽器水室及管道上的放水阀已关闭。再开启凝汽器入口水门，水室放空门冒水后关闭放空阀。 7.1.1.2启动一台循环水泵，正常后开启出口门，出口门开启要均匀缓慢，并及时联系以免电机过电流。 7.1.1.3按同一种方法试验另一台循环水泵，并做联锁试验。 7.1.2低压油系统启动 7.1.2.1交流润滑油泵启动后，用减压阀将润滑油压调至0.08 0.12MPa（开机盘上表），检查系统不应有泄漏。 7.1.2.2油压调好后检查14瓦的回油情况，应确保有足够的回油流。 7.1.2.3空试盘车电机转动方向正确（手轮逆时针旋转）后盘动手轮，将盘车把手搬向机头方向，使盘车齿轮咬合。启动盘车电机进行盘车，转子转动后，细听各部有无金属摩擦声。 7.1.4 .凝结水系统启动 7.1.4.1联系化学水向凝汽器补除盐水，至水位3/4处关闭补水门 7 .1.4.2开启凝结水泵抽空气门，启动一台凝结水泵，用再循环调整，保持水泵出口压力及水位在正常范围内运行。 7.1.4.3联动试验。连锁开关必须在投入位置，停掉运行泵，另一台应自投。用同样的方法试另一台。 7.1.4.4试调后，各运行两小时即可停止后待运行。 7.1.5 射水抽汽器系统冷态拉真空试验 7.1.5.1启动射水泵，建立水循环后，先关闭真空破坏门，再开启空气门检查真空系统严密性, 观察真空是否达到-0.03MPa以上。（射水抽汽器停止时，应先关空气门，再关射水泵出口门，然后再停泵） 7.1.5.3工作水温应在30以下，过高应补冷水。 7.2 调速保安部套静态试调 7.2.1 启动高压电动油泵。 7.2.2 危急油门动作实验. 打开前箱上手孔,拔动危急遮断油门挂钩,使其脱扣.主汽门.调速汽门.抽汽阀联动应正常. 7.2.3危急遮断及复位装置手推复位手柄,危急遮断油门应指示复位.手推遮断手柄,主汽门,调节汽门,抽汽阀联动应动作灵活,可靠,完后复位. 7.2.4磁力断路油门（电磁阀）动作试验接通其中一个电磁阀的磁断保护电源，主汽门，高低压调速气门，抽汽逆止门关闭。（逐个试） 7.2.5低真空保护试验 当真空降至0.087MPa时报警； 当真空降至0.061MPa时磁断动作，停机（利用拨表短接） 7.2.6低油压保护试验 利用低油压保护试验接点器前后的阀门充、排油，使润滑油压降低。 当降至0.055MPa时低压交流润滑油泵自启动； 当降至 0.04MPa时低压直流润滑油泵自启动； 当降至 0.03MPa时磁断动作，停机； 当降至0.015 MPa时盘车停止； 完后恢复正常润滑油压，投入盘车（确保低油压试验器进油小母管一、二次门开）。 7.2.7高压电动油泵试调 当主油泵出口压力0.785 MPa时，高压电动油泵自启动（拨表） 当主油泵出口压力0.835MPa时，高压电动油泵自关闭（拨表） 7.2.8联系热工通过短接法模拟检查下列报警值 轴承回油温度达65时， 报警； 轴承金属温度达100时， 报警； 轴承回油温度达75时， 停机； 轴承金属温度达110时，停机； 油箱油位高、低报警。 7.3 整机启动 7.3.1 启动前的检查，准备 7.3.1.1启动前机组所有系统的阀门开关位置要符合电厂的运行操作规程要求。 7.3.1.2联系热工投入有关的保护电源，进行启动前的所有保护联动试验，完后将保护投入（除低真空跳闸外）。 7.3.1.3 联系锅炉，电气，化学等有关单位，汽机准备启动。 7.3.2 暖管及辅机启动 7.3.2.1 联系锅炉供汽，开启来汽总门旁路门暖管主汽门前逐渐提升管道内压力至0.20.3MPa暖管2030min后以0.10.15MPa/min的 升压速度升至正常压力，气温提升速度 不超过5/min。 7.3.2.5在主蒸汽暖管疏水的同时，对汽封加热器、均压箱、蒸汽管道、及轴封供汽管道进行暖管疏水。 7.3.2.6在升压过程中，根据主汽门前的蒸汽压力、温度，逐渐关小各疏水门，发电机并列后，可全关疏水门。 7.3.2.7在暖管疏水的同时，检查管道膨胀、支吊情况，检查气门的严密性，防止汽缸进汽。 7.3.2.8向凝汽器水侧通入循环水。 7.3.2.9启动凝结水泵，先补水，再打循环，保持水位在1/2处。 7.3.2.10，启动高压电动油泵，油压应达0.91MPa，润滑油压达0.080.12 MPa，油箱油位在正常位置，油温在25以上，系统无漏油现象，启动盘车。 7.3.3 启动 7.3.3.1启动轴封系统。 （1）逐渐打开轴封加热器从主蒸汽来的蒸汽进口阀、轴封抽汽阀。 （2）逐渐打开均压箱从主蒸汽来的蒸汽进口阀、减温水进口阀及轴封供汽阀，向轴封供汽。调节轴封供汽阀，使轴封处不吸汽，但有少量蒸汽冒出。（机组带负荷后，轴封加热器、均压箱的主蒸汽切换成从抽汽来的蒸汽）。 （3）建立真空后，在连续盘车的状态下向汽轮机轴封送汽，并注意向均压箱内喷减温水，使蒸汽温度不超过300，并调整均压箱上的压力调节阀，试压力保持在0.1130.123 MPa。 7.3.3.2启动射水泵-开射水泵出口门-开空气门启动射水抽汽器- 建立真空-0.06MPa。 7.3.3.3将同步器置于下限位置（5处）调压器处于切除位置，油路遮断阀关闭。开节留孔 ，高压调速气门全开,旋转 隔板处于全开位置. 7.3.3.4开大主蒸汽疏水、抽汽逆止门疏水、汽缸疏水等，全开来汽总门，再慢慢开启主汽门进行冲转。转子冲动后应立即关小自动主汽门，检查通流部分、轴封、主油泵等处应无异音。 7.3.3.5检查盘车应自动脱扣，否则应立即手动停止盘车。 7.3.3.6检查一切正常后，保持低速暖机500 800r/min 暖机45min 7.3.3.7检查一切正常后，保持中速暖机1200r/min 120min 7.3.3.8暖机检查：轴承温升情况；汽机膨胀、振动情况；凝汽器真空情况（-0.06-0.08 MPa）；冷油器出口油温（3545）情况等。 7.3.3.9 中速暖机结束后，以125r/min/min的升速率升速，过临界时以300r/min/min的升速率升速,并严禁停留。到2400 r/min时，高速暖机20min。检查： 过临界（1698r/min）时, 振动?0.15mm ；主油泵出口压力达到0.835 MPa时，高压电动油泵自关闭。 7.3.3.10高速暖机完，调速系统动作后逐渐把主汽门全开，再将手轮关回半圈。调整同步器手轮，使转速维持在3000r/min。 7.3.3.11升速过程中注意事项： 1.凝汽器真空应逐渐升高，并防止升速过快； 2.主蒸汽管道、抽汽管道、汽缸本体等疏水门应保持常开； 3.当机组出现不正常响声、振动、油温油压过高、热膨胀发生显著变化等，应停止升速，进行检查。 7.4 调速保安系统空负荷试验 7.4.1 危急遮断器试验：注油试验 手推危急遮断器手柄，主汽门、高低压调速汽门、抽汽逆止阀应快速关闭。正常后，立即关闭主汽门手轮、然后将手柄拉向 复位.立即开启主汽门，恢复到打闸前的转速。（如操作太慢，转速降低，主油泵出口压力0.785MPa时，高压电动油泵应自启动） 调速器动作正常后，将电动隔离门全开，用同步器升速至3000 r/min。 7.4.2 自动主汽门和调速汽门严密性试验 7.4.2.1保持额定转速，额定主汽压力和正常真空，全关自动主汽门，保持调速汽门全开；同时开始记录下降转速和时间，转速下降至1000r/min以下为合格，记录终止时间。 7.4.2.2将转速开至3000 r/min，全开自动主汽门，用启动阀全关调速汽门，记录转速下降时间，转速下降至1000r/min以下为合格。 7.4.2.3转速下降过程中注意及时启动高压油泵，试验结束后将转速重新开至3000r/min。 7.4.3 超速试验参加试验人员要分工明确，统一指挥，并有专人监视振动、转速，打闸停机，准备好专用工具。 7.4.3.1手打危急遮断装置，确信主汽门、调速气门、抽汽逆止门能迅速关闭，警报信号系统正常，完后及时恢复机组打闸前的转速。 7.4.3.2将同步器置手动位置（提销向下），顺时针转动同步器手轮，使转速逐渐上升，当转速生至32703330 r/min时，危急遮断动作（转速表上的超速保护电源解除），主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应迅速关闭，警报信号应正常，记录动作传速。将同步器退至低限位置，关闭主汽门手轮，当转速降至3000r/min以下时，合上危急遮断器、恢复汽机转速。用同样的办法做三次，前两次动作转速差不大于18 r，第三次与前两次的平均转速差不大于30 r 。 7.4.3.3在作超速试验时，当转速达3360r危急保安器未动作时，应立即打闸停机，不得延误。 7.4.3.4危急遮断器喷油试验 将转速将至2800r/min左右,转喷油阀手轮,充油,再升速至2920+30r/min飞环应飞出,危急遮断油门应动作.如动作转速出入较大.可适当改变喷油阀孔的直径. 7.4.4 同步器特性试验 7.4.4.1将同步器分别放于上、中、下限三个位置（即3180r/min、3000r/min和2880r/min）记录不同的转速和同步器行程等相关数据。 7.4.5 测定速度变动率的简易试验（四点法） 此试验应在危急保安器手动及超速试验合格后、在无励磁空转的情况下进行。 7.4.5.1记录项目同取7.4.4.1低限、高限位置。 7.4.5.2试验结果的整理分析 7.4.5.3速度变动率的计算公式：= 7.4.5 机组各部运行正常后，可交给电气作发电机试验（34小时）。 7.5 带电负荷试验 7.5.1 汽机定速后，全面检查并记录，一切正常后，向主控室发出“注意”、“可并列”信号，并列后缓慢带负荷。 空负荷运行，后汽缸排气温度不应超过100120； 带负荷运行，后汽缸排气温度不应超过6070。 7.5.2 带电负荷及暖机时间。 并列后带负荷至1200KW 用时：5min； 负荷1200KW 用时：25min； 增负荷至6000KW 用时：50min； 负荷6000KW 用时：20min； 增负荷至12000KW 用时：50min。 7.5.3 低压加热器投入。 a、并列带负荷后，开启低压加热器进水门，关闭凝结水再循环门，保持凝汽器正常水位。凝结水不合格不允许向除氧器供水。 b、机组开启带负荷后，向除氧器供水，第*抽汽压力指示在-0.08MPa时，即可投入低压加热器。 c、检查低压加热器排地沟疏水阀，疏水器进水阀、出水阀、旁路阀应处于关闭状态。 d、适当开启低压加热器至凝汽器的空气阀。注意凝汽器真空是否下降。当真空度稳定在合格范围，全开空气阀。否则应查明原因，进行处理。 e、稍开第*抽汽至低压加热器进汽阀，暖管35min，然后全开。 f、开启疏水器进、出水阀，注意低压加热器水位。 7.5.4 高压加热器投入 当第一级抽汽压力到1MPa时，可投入高压加热器，并开启前轴封至除氧器加热蒸汽母管连通阀，向除氧器供汽。 7.5.5 当第二级抽汽压力到0.3MPa时，开启第二级抽汽阀向除氧器和均压箱供汽，关闭均压箱新蒸汽进汽阀。 7.5.6 第一、二、*抽汽投入正常运行后，至疏水膨胀箱的各疏水阀应留有一些开度。在停用抽汽时，疏水阀应相应开大。 7.5.7 随着负荷的增加及时调整轴封汽量，疏水应正常。 7.5.8 若振动异常增大时，应停止增负荷，在该负荷暖机30min； 若振动未减小时，应降低1015%负荷，继续暖机30min； 若振动不能消除或超过0.07mm时，应停机检查并予以消除。 7.6 投抽汽运行，带热负荷。 7.6.1 当电负荷加至3000KW时，可投入调压器。首先将膜盒灌满水，放尽膜盒及管道内的空气，待空气冲出后，关闭排空气门，慢慢开启至调压器下部的蒸汽信号门。 7.6.2 慢慢逆时针转动调压器切除阀手轮180 度，投入调压器，同时开启二次油路节流口应注意高低压调速油动机，不得有大幅度摆动，否则，停止投入。 7.6.3 抽汽安全阀动作试验。旋转调压器上部手轮，提升抽汽压力。当抽汽压力达到1.3MPa时，安全阀应动作，并注意回座情况。 7.6.4 安全阀动作试验正常后，旋转调压器上部手轮，调整抽汽压力高于供汽母管0.05MPa，可开启电动门向外供汽。 7.6.5 注意事项： a.热负荷的增减速度不大于5t/min，且热负荷与电负荷不得同时增减。 b.在抽汽时，注意抽汽管道的暖管、疏水。 c.从抽汽方式运行改为纯凝方式运行时，应先关闭抽汽供热的电动门，再解除调压器、关闭油路遮断阀。 d.若与减温减压器并列运行，必须使抽汽压力高于供汽母管压力0.05MPa以后方可开启隔离门供汽。 e.当电负荷比较大时，若投调压器，应注意负荷不得超过额定值。 7.7 带负荷正常后，进行72小时试运行。 7.8 机组启动安全注意事项： 7.8.1 定期化验润滑油，油质不合格禁止启动或运行。 7.8.2 严格控制主汽汽温、汽压的上升速度。 7.8.3 转子转动期间，注意机组内部和轴端应无异常噪音。 7.8.4 注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。 7.8.5 检查主蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。 7.8.6 当机组不能维持空负荷运行或甩负荷不能控制转速时，禁止带负荷。 7.8.7 当调压器投入后，负荷不得低于25%或排汽压力低于最低限定值。 8 停机 8.1 降负荷前应通知各部门做好准备。 8.2 各辅机油泵进行试验。 8.3 检查主汽门阀杆有否卡涩现象。 8.4 降负荷。若抽气投入时，应先切除抽汽调压器： 8.4.1 逐渐关闭抽汽管路上的电动隔离阀，同时旋转抽汽调压器上的手轮，降低抽汽室压力。 8.4.2 慢慢旋转调压器开关手柄。切除调压器。此时同步器所带负荷不应低于25%。 8.4.3 关闭调压器信号管路上的蒸汽门。 8.5 随着负荷的降低，按照由高到低的顺序停用加热器，关闭抽汽管道上的蒸汽门。均压箱改用新蒸汽汽源供汽。 8.6 降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。 8.7 注意调节再循环管道上的阀门。 8.8 注意调节汽阀有否卡涩。如调节汽阀卡住而且不能在运行中消除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。 8.9 得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门，将主汽门操纵手轮关到底，检查主汽门是否关闭严密。 8.10 停机降速过程中，应注意电动油泵是否自动投入运行，否则应手动启动油泵，维持润滑油压不低于0.055MPa（表）。 8.11 当凝器汽真空降至0.040.03MPa（300225mmHg），转速降至500r/min时，停止向轴封供汽。 8.12 转子完全静止后，立即投入盘车装置，记录惰走时间,汽缸金属温度（调节后），降为250后，改为定时盘 车，直至汽轮机完全冷却（汽