汽机整套启动调试方案.doc

创冠环保（惠安）垃圾焚烧工程 汽机整套启动调试方案 调试方案报审表工程名称：创冠环保（惠安）垃圾焚烧发电工程编号：JNZN/CGHB-QJ-01致：福建省劳安设备技术开发中心惠安县垃圾焚烧发电工程项目监理部 我方已根据施工合同的有关规定完成了汽机整套启动调试 工程调试方案的编制，并经我单位上级技术负责人审查批准，请予以审查。附：汽机整套启动调试方案承包单位（章） 项目经理 日 期 专业监理工程师审查意见：专业监理工程师 日 期 总监理工程师审核意见：项目监理机构 总监理工程师 日 期 汽机整套启动调试方案签字表试运指挥部代表（签字）： 年 月 日建设单位代表（签字）： 年 月 日调试单位代表（签字）： 年 月 日监理单位代表（签字） 年 月 日创冠环保（惠安）垃圾焚烧发电厂115MW机组工程汽机整套启动调试方案批准：审核：编制：济南中能电力工程公司2010年8月18日目 录1简要概述32整套启动调试的目的和任务33主要设备技术范围44编制依据及标准45整套启动应具备条件56机组整套启动主要原则方式67汽轮机冷态启动78汽轮机热态启动119减负荷及停机操作1210满负荷（72+24小时）试运行注意事项1311故障停机1312安全注意事项1413调试组织分工14创冠环保（惠安）垃圾焚烧工程 汽机整套启动调试方案 简要概述1.1 工程简要概述 创冠环保（惠安）垃圾焚烧电厂，建设规模为115MW垃圾焚烧发电机组，焚烧炉采用杭州新世纪能源环保公司的料层可调型二段式垃圾焚烧装置锅炉。，余热锅炉采用杭州锅炉集团股份有限公司生产的中压单汽包水平式自然循环锅炉。汽轮机为南京汽轮电机(集团)有限责任公司N15-3.43/10型中温中压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。1.2 设备简介1.2.6 本汽轮机通流部分由一级复速级和十一级压力级组成，共有三级非调整抽汽，第一道抽汽送入锅炉二次空气加热器，第二道抽汽送入除氧器，第三道抽汽供给低压加热器。1.2.7 本机转子采用整锻结构，为了确保机组在运行中自由膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，后气缸尾部有轴向导板，前气缸与前轴承座之间有立销。后气缸则支撑在后座架上，后座架由中、后、侧三对基架组成，其中左右两侧基架上由横向销，横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。1.2.8 盘车装置采用电动机驱动，通过一对涡轮与一对齿轮的减速，该转子的盘车转速为5r/min.当汽轮机的转速超过盘车的转速时，盘车装置能自动脱开。当汽轮机停机时，转子停止后，可以投入盘车装置。汽轮机汽缸由上下两步分组成。汽缸在水平中分面用螺栓联结。1.2.9 本汽轮机采用电子液压控制系统。速度调节采用WOODWARD505电子调速控制器及WOODWARD SAV9C电液转换器和SKODA的液压伺服机构组成。1.2.10 汽轮机的主要保安装置包括：继电器、危急遮断器、主汽门、调节阀及调节阀油动机。2 整套启动调试的目的和任务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后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、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的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。2.2 启动调试的任务2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、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，使其满足要求。2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的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。3 主要设备技术范围3.1 汽轮机 型号： N15-3.43/10型 型式： 中温中压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。额定出力： 15MW 调节方式 数字式电液控制系统 主汽门前额定压力： 3.43MPa(a) 主汽门前额定温度： 390 额定进汽量： 70 t/h 冷却水温度： 2033 冷却水流量： 3000 t/h 额定转速： 3000r/min 回热级数： 三级 计算汽耗： 5.062 kg/(kW.h) 制造厂： 南京汽轮电机(集团)有限责任公司4 编制依据及标准N15-3.43/10型冷凝式汽轮机使用说明书南京汽轮电机(集团)有限责任公司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验及评定标准（1996年版）部颁；电力建设工程调试定额（1996年版）部颁；设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。5 整套启动应具备条件5.1 整套启动除应达到“新启规”中有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：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；各调节阀、电动门、气动门经启、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，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 汽机盘车装置经试转符合要求，已可投用。5.1.6 调节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。主汽门和调节汽门等伺服执行机构动作正常。5.1.7 汽机505控制系统静态调试完毕，性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。5.1.8 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。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、光字牌显示正确无误。5.1.9 发电机空冷系统调试完毕并合格。5.1.10 旁路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的水和油等介质。5.1.12 低压加热器及回热、除氧、给水系统均具备投用条件。5.1.13 汽轮发电机全部安装完毕。5.1.14 整套启动汽机设备分系统一览：工业水系统。循环水泵和循环水系统。闭式冷却水系统。凝结水泵、凝结器补水系统及凝结水系统。发电机空气冷却系统。真空泵及凝汽器真空系统。汽机控制油、润滑、盘车、油系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却和除油雾等。主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。SCS系统及DAS系统。抽汽、加热、除氧系统。辅助蒸汽及轴封汽系统。疏水系统。电动给水泵及系统。旁路系统。5.2 按照“新启规”整套启动现场、环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：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，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。5.2.3 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。备足振动表、测温仪、阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。6 机组整套启动主要原则方式6.1 空负荷试运行机组通过首次冲转、启动升速直至3000r/min，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和达到额定转速后，应完成如下工作：6.1.1 测量和监视机组振动，检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀及轴向位移等。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 做手动停车试验。6.1.4 汽机做汽门严密性试验。6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通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，以确认汽机可以并网。6.2.2 机组并网带负荷，1.5MW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 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0100额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,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80额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。6.4 凡停机在12小时之内再启动，或汽缸壁温在250以上，新蒸汽温度必须高于汽缸壁温度50以上，可作热态启动。其他情况则采用冷态启动方式进行。7 汽轮机冷态启动7.1 冷态启动前的准备工作：7.1.1 启动前应对全部设备进行详细检查，确认安装工作已全部结束。使如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。7.1.2 联系电气测量电机绝缘，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的压缩空气气源。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.7.2 锅炉点火前需要完成的工作：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、闭式冷却器通水。7.2.2 启动闭式冷却泵、投入冷却水系统。7.2.3 投入润滑油系统。7.2.4 投用盘车装置。7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。7.2.6 投用除盐水泵。7.2.7 除氧器上水至正常水位。7.2.8 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知锅炉点火。7.2.9 投用辅助蒸汽系统，用再沸腾装置对除氧器加热。7.2.10 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启7.2.11 发电机空冷系统投用，7.2.12 热工各控制、监视、操作装置送电投用。7.2.13 作ETS危急遮断系统等保护试验。7.2.14 根据锅炉要求启动电动给水泵，向锅炉供水。7.3 汽轮机冷态启动程序7.3.1暖管（至汽机电动主汽隔离门前管道）逐渐提升压力至0.5-1.0MPa,暖管2030分钟再按0.2-0.3MPa/min的速度提高到正常压力。在升压过程中逐步适当关小疏水阀门。当管道压力上升到正常压力后，隔离阀前的总汽门逐渐开大至全开，加强管道膨胀及支吊架监视。7.3.2暖管至调节汽门前7.3.2.1汽轮机挂闸，复归汽机所有报警信号，检查调节汽门确在关闭状态。全开自动主汽门，然后缓慢开启汽机电动主汽隔离门旁路门暖管。 7.3.2.2自动主汽门前的蒸汽温度达到240，关闭电动主汽隔离门旁路门及加热管路阀门。7.3.3冲转 汽轮机冷态启动参数和控制指标： 主蒸汽温度： 240以上 凝汽器真空： 大于0.061MPa 润滑油压力： 大于0.10MPa 润滑油温度： 大于25 汽缸上下温差小于50（1） 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入，盘车运行正常。（2） 遥控脱扣一次，结果正常。（3） 就地脱扣一次，结果正常。（4） 投入汽轮机汽封系统，低压缸汽封供汽温度保持在200，压力0.02MPa。（5） 关闭汽机电动主汽门旁路门。（6） 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。（7） 开启调节汽门，缓慢打开汽机电动主汽门旁路门，冲动转子。一旦转子转动，适当关小汽机电动主汽门旁路门以防止升速过快。（8） 汽机冲转后，就地检查盘车应脱开，否则手动停运盘车。（9） 转子转动后，手动脱扣一次，确认动作正常。并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。 （10） 重新挂闸升速。（11） 当转速上升到400r/min，控制系统WOOWARO505接管汽轮机的控制。（12） 全开汽机电动主汽门，关闭其旁路门。（13） 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，设置目标转速1200r/min, 全面检查，并暖机25分钟。（14） 中速暖机结束后，上汽缸外表面温度达到150时，以400r/min升速率升速至额定转速2500r/min。（15） 通过临界转速时，在505控制画面上及现场监视各瓦轴振最大振动不超过0.10mm，使机组平稳而快速地通过临界转速。（16） 升速到3000 r/min后，检查蒸汽参数、润滑油压力和温度。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相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；（17） 满速后，继续暖机5分钟，可进行满速后的试验工作。（18） 升速过程中的注意事项a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数。b) 当冷油器出口油温达到45时，应投入冷却水。c) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、汽缸与转子相对膨胀等正常。d) 汽轮机各点金属温度，温升、温差及轴承振动不应超超限。7.3.1 首次满速后的工作（1） 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。（2） 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在备用状态。（3） 主汽门及调门严密性试验；（4） 调节系统静态特性空载试验（5） 通知值长，进行电气专业有关试验。7.3.4并网和带负荷暖机（1） 机组转速稳定在3000r/min，检查冷油器、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2） 如果低压缸排汽温度超过80，投入低压缸喷水降温装置。（3） 全面进行热力系统检查。（4） 通知锅炉控制燃烧，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。（5） 并网后，立即接带负荷0.6MW暖机。（6） 当低压缸排汽温度正常后，停用低压缸喷水装置。（7） 增加负荷时，控制升负荷率以0.3MW /min，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。（8） 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油流、油箱油位等。（9） 维持2MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行46小时后解列。7.3.5解列后完成下列试验（1） 电气超速试验（2） 机械超速试验（3） 超速试验的检查、注意事项：a） 试验应有专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3300 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。b） 试验前确认交、直润滑油泵，高压油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将交流油泵手动开启。c） 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、各调门和主汽门位置等参数。d） 试验中应派专人监视润滑油压。7.3.6停机消缺，测取转子惰走曲线。（视具体情况商定）7.3.7机组重新启动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要求。（2） 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带12MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。低加随机启动。（3） 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。以0.3MW/min升负荷率开始升负荷。（4） 当二级抽汽压力达到0.3Mpa时，适时将除氧器供汽由辅汽切换到二级抽汽。（5） 当一级抽汽压力达到1.05Mpa时，适时将炉空预器加热蒸汽切换到一级抽汽。（6） 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。（7） 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。8 汽轮机热态启动8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，或汽缸壁温度不低于250，汽轮机再启动称为热态，其他情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：新蒸汽温度至少比汽缸壁温度高50。8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有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，后抽真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接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一些，一般不低于40。8.3.3 真空应高于0.0799MPa。8.3.4 在冲动转子之前2小时中，机组应处于连续盘车状态。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 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.3.6 在增加负荷过程中，应密切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相应的负荷点。8.3.8 冲转开始，升速率200r/min以上。8.3.9 达到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的升速率，升速到 3000r/min。8.3.11 要求尽快并网。8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、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，取适当值作为正常停机的减负荷率。9.2 每降低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、盘车均经试验正常，并在自动状态。9.4 汽轮机正常停机程序9.4.1 确认停机命令。 9.4.2 试验交、直流油泵，启动用泵，盘车装置正常。9.4.3 切除功率自动控制回路。9.4.4 联系锅炉减负荷，并与电网解列。9.4.5 一级抽汽压力小于空预器要求压力时，切换为辅汽供给。9.4.6 二级抽汽压力小于除氧器要求压力时，切换为辅汽供给。9.4.7 依次停#1、#2抽汽，检查各抽汽管道疏水应开启。9.4.8 联系值长，发电机解列。9.4.9 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。9.4.10 启动交流润滑油泵，检查油压正常。9.4.11 手动脱扣停机，观察所有汽门、抽汽逆止门应关闭，转速下降。9.4.12 测量机组临界振动。9.4.13 转速到0，记录惰走时间，投入盘车装置自动，并注意盘车电流。9.4.14 盘车时注意维持润滑油温2535；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180，不允许强行连续盘车。9.4.15 临时中断盘车必须经调试单位、监理、EPC、安装公司领导批准。9.4.16 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽。9.4.17 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。9.4.18 排汽温度低于50时，停凝泵，经值长同意，停循环水泵。9.4.19 正常停机后汽机连续盘车直至汽缸内壁温度150方可停用盘车。9.4.20 停运润滑油泵、油箱风机9.4.21 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。9.4.22 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。9.4.23 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。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DCS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、空气温度的情况投入有关自动。10.3 在满负荷下，应特别注意低加、除氧器水位自动，确保其水位正常。10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。11 故障停机汽轮机发生下列情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3300rmin而保安器不动作。11.2 机组发生强烈振动且值超过80um时。11.3 清楚的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，轴承合金温度高于110或轴承回油温度急剧升高到75。11.7 主蒸汽温度急剧下降，主蒸汽法兰或调节杆有湿蒸汽冒出。11.8 油箱油位突然下降至极限时，或润滑油压降至0.02 MPa而不能控制下降时。11.9 润滑油压低于0.05MPa,而保安系统不动作时。11.10 发电机内冒烟或爆炸。11.11 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。11.12 轴向位移超过1.3mm而保