烧结余热发电工程汽机整套启动调试方案.doc

*烧结余热发电工程 汽机整套启动调试措施 *有限公司烧结厂环冷机烟气余热利用发电工程汽机整套启动调试措施汽机整套启动调试措施编制单位:*工程有限公司会审单位:*有限公司*工程有限公司*建设工程监理有限公司批准单位：*低温余热利用发电工程试运指挥组 出版日期：2011年 月 版次：第2版 本方案于 年 月 日经*钢铁集团有限公司、*工程有限公司、*建设工程监理有限公司有关专业人员讨论通过。编 写：审 核：复 审：批 准：目 录1.编写目的和依据12.调试组织措施和调试设备13. 主要设备的相关技术规范14.空负荷、带负荷和满负荷三个阶段调试基本内容25.汽轮机组首次启动应具备的条件26.机组首次启动前的保护试验和其它试验37.冲转、启、停和运行中主要监视参数68.事故处理139.调试期间重大反事故措施1410.附表（温升、温差控制范围表、升速曲线、升负荷曲线、保护试验卡、各辅机验评表、各测振记录卡、电动门校验记录卡、设备试转记录卡）17汽机整套启动调试措施1编写目的和依据1.1编写目的汽轮机整套启动调试是热电厂基本建设工程的最后一道工序，是保证汽轮机组高质量投运的主要环节，是对整个工程建设最后阶段的动态综合检验，汽轮机整套启动调试是指设备和系统在汽轮机分系统调试合格后，汽轮机启动开始至完成满负荷试运为止的启动调整试验工作，通过整套启动调试及时发现问题，由于各种原因造成设备和系统中存在的缺陷，逐步使主机、辅机设备、系统达到设计的额定工况和出力，使机组达到安全、经济、可靠的满负荷连续正常运行。1.2编写依据编写依据主要有火电工程启动调试工作规定、火电工程调试技术手册汽轮机卷（BN25-1.96/0.55型25MW补汽冷凝汽式汽轮机使用说明书）汽轮机运行规程电力行业安规等。2汽轮机启动调试组织措施及调试的设备2.1组织分工为保证#1汽轮机组整套启动调试及相关系统的顺利投运，特成立汽机启动专业小组，成员如下：总指挥： 组 长：监 理： 组 员： 2.2调试设备#1汽轮发电机组、所有关的系统和辅助设备3主要设备的相关技术规范3.1汽轮机的技术规范型 号：BN25-1.96/0.49型 式：补汽凝汽式。制 造 厂：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司。额 定 功 率：23.00MW 。经 济 功 率：23.00MW。最 大 功 率：25.159MW。额 定 转 速：3000r/min。旋 转 方 向：顺时针（顺汽流）。主汽门前蒸汽压力 ： 1.96+-0.3 MPa （a）主汽门前蒸汽温度 ： 370+-20 进汽量：额 定86t/h 、最 大94t/h 。额定补汽压力及调整范围 ：0.49+-0.1 MPa(a)额定工况补汽温度 ：220+15 排汽压力：纯凝工况 0.0077MPa。(a)冷却水温：正常27 、最高38额定转速时轴承座振动值（全幅）：0.03mm 汽机临界转速： 1436r/min ；临界转速时轴承座振动值： 0.15mm汽轮机盘车转速：9r/min 转速不等率 ：36% 调速迟缓率 ：0.25 4本次汽轮机须启动应按“空负荷调试、带负荷调试和满负荷调试”三个阶段进行。4.1空负荷调试基本内容： 按机组冷态启动曲线开机，即汽轮机冲转，升速至机组达额定转速，机组振动检测，机组膨胀监视，调节保安系统有关参数调试和整定，辅机试验、静态试验、危急保安器充油试验、定速后主汽门、调门严密性试验等。4.2带负荷调试基本内容机组分阶段带至满负荷，应完成以下项目：1超速试验带20%负荷运行3-4小时，解列做超速试验，动作转速：3270-3360r/min之间。 2真空严密性试验400Pa/min（带额定负荷7080%以上）；3自动主汽门、调速汽门严密性试验1000 r/min（带额定负荷7080%以上）4停机惰走试验。5. 一切正常后，进行72小时试运转4.3满负荷运行基本内容 汽轮机组满负荷试运的条件，发电机保持额定功率值，各辅助设备运行状态良好，汽水品质合格，热控保护、自动装置，调节系统基本达到设计要求，主要仪表显示正确可靠，满负荷运行时，机组必须连续运行。5机组启动应具备的条件5.1机组启动现场地坪平整，通道畅通，无障碍物，无可燃物。5.2现场照明符合运行操作、巡视要求，尤其是楼梯、通道及设备主要监视仪表的场所，照明要充足，事故照明系统完整可靠，处于备用状态。5.3通讯设施联系信号符合启动要求。5.4启动前应准备好机组所有与现场设备相符合的系统图，现场设备的命名、编号应清楚，醒目，设备标示正确明显，如转动机械的方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等。5.5准备好启动所需的用具，如扳手、听棒、电筒、记录笔、对讲机、测震仪、测温仪、转速表、油壶、油盘、记录纸等。5.6与启动有关的热力管道保温完善，油管下方的热力管道采取防火措施。5.7系统各辅助设备、管道已注水，放空气，转动机械加好符合要求的润滑油，油位正常。5.8下水道畅通。5.9与启动有关的手动、电动门等均试操正常，处于备用状态。5.10油系统已经冲洗及清理干净，油质经验收符合机组启动的要求。5.11与机组启动有关的管道等已经充压试验，辅助设备分部试转合格。5.12与启动有关的汽水管道如轴封等冲洗结束，系统恢复。5.13与启动无关的汽水系统应隔离，并挂牌。5.14热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格。5.15参与机组启动的电厂、施工各方面人员均配齐，组织分工明确，人员名单以书面型式张贴在现场，在非紧急情况下，运行操作指令应逐级下达，任何重大操作及系统运行方式的变更，均要经过值长的发令，危急情况下的操作可由启动指挥小组直接指挥运行人员完成，事后必须告知值长等领导。5.16消防设施要全（消防水、消防带、消防栓）灭火器等，安全人员和警卫消防人员，做好油火事故的预防工作。5.17所有压力表一次门、二次门应开。5.18运行人员必须经过学习、考试合格上岗。6机组启动前的试验和保护试验6.1汽轮机静止状态下的试验6.1.1 主汽门、补汽门全行程检查名称行程（mm）主汽门油动机行程补汽门6.1.2各辅机旋转设备联动试验试验各泵DCS控制与主控盘控制切换无误6.1.2.1各辅机旋转设备压力联动试验试验方式试验名称定值保护联动内容DCS给信号凝结水泵管路压力低，发报警信号，备用泵起动DCS给信号循环水泵DCS给信号射水泵6.1.2.2各辅机旋转设备电气故障联动试验试验方式试验名称保护联动内容电气给故障信号凝结水泵电气故障，发报警信号，备用泵起动电气给故障信号循环水泵电气给故障信号射水泵6. 1.3润滑油压的测定油泵运行方式润滑油系统压力（MPa）交流润滑油泵单独运行直流润滑油泵单独运行高压润滑油泵单独运行6.1.4 调节系统油压的测定油压名称油压力（MPa）调节油压保安油压EH动力油压控制油压6.1.5调速系统动作试验试验名称试验方式保护联动内容危机遮断油门手拨危机遮断油门挂钩，使其脱扣关闭自动主汽门、调速汽门、补汽门停机电磁阀人为给电磁阀通电/断电电磁阀动作，主汽门、调节汽门、补汽门关闭，（10s）之后，恢复电磁阀，使主汽门、调节汽门、补汽门重新开启启动阀手动操作启动阀控制主汽门自动关闭器开启及复位危急遮断油门DEH模拟试验利用信号发生器模拟转速信号，模拟机组启动、并网能否调节油动机开度6.2热工保护试验6.2.1油系统试验试验名称定值保护联动内容主油泵出口油压低于1.7 MPa发信号、联动高压油泵启动润滑油压低于0.055MPa发报警信号润滑油压低于0.04 MPa发信号低值信号、联动交流润滑油泵启动润滑油压低于0.03 MPa发信号低值信号、联动直流润滑油泵启动润滑油压低于0.02 MPa发油压低值信号（三取二），联动停机润滑油压低于0.015 MPa发油压低值信号，联动停止盘车润滑油箱液位150/450发报警信号（以油箱顶部为标尺零位）6.2.2推力瓦保护试验试验方式试验名称定值保护联动内容仪表短接轴位移-1.0/1.0 mm发报警信号仪表短接轴位移-1.5/1.5 mm发报警信号，联动停机仪表给信号推力瓦温度85发报警信号仪表给信号推力瓦温度1004取2大于100，联动停机（主推和副推分开）6.2.3轴承温度、振动保护试验试验名称试验方式定值保护联动内容1#-4#轴承回油温度仪表给信号65发报警信号70发报警信号 1#-4#轴瓦温度仪表给信号85发报警信号100发报警信号（二取二），联动停机1#-4#轴瓦振动仪表给信号0.05mm发报警信号1#-4#轴瓦振动仪表给信号0.07mm发报警信号，联动停机6.2.4低真空保护试验试验方式定值（MPa）保护联动内容仪表短接-0.087发报警信号仪表短接-0.061发报警信号（三取二），联动停机6.2.5转速表电超速保护试验试验方式定值（rpm）保护联动内容仪表短接3210发报警信号仪表短接3270发报警信号，联动停机仪表短接3390发报警信号，联动停机电超速（3270r/min）仪表超速（3390r/min）、机械（3360 r/min机、电和电、机联跳，保护试验，各电磁阀动作）应正常。6.2.6 凝汽器水位报警试验试验方式试验名称保护联动内容发水位高报警信号6.3热工联系信号正常，报警信号正确，热工保护试验正常，热工DCS、DEH、ETS、TSI等静态试验完毕，具备投用条件。6.4各油泵、循泵、给泵、凝泵、射泵、除盐水泵等各辅机联锁试验正常。6.5 DEH505E操作可靠、调门动作正确。6.7盘车装置试转方向正确，无异声，电流正常。6.8凝器汽侧压水查漏，应装临时支撑点（千斤顶或螺丝）开机前拿掉，漏点应消除。6.9凝器水侧、空冷、冷油器、滤水器等压水查漏并漏点消除。6.10启动射水泵试抽真空应在-40Kpa以上。6.11所有电动门、调整门开、关正常，泵、电机试转正常。7冲转、启、停和运行中主要监视参数7.1启动前工作7.1.1 DEH505E通电测试功能检查应正常。7.1.2工业水系统投用正常。7.1.3循环水系统投用正常， 冷凝器、滤水器、通水（空冷、冷油器根据情况）。7.1.4准备充足的除盐水、凝汽器补水。7.1.5按启规程要求，所有管道，联箱等有关疏水门开。7.1.6启动润滑油系统正常。 试验油泵联锁正常后启动交流润滑油泵、排烟风机（1台），直流润滑油泵投联锁备用。7.1.7启动顶轴油泵，投主机盘车正常，测量偏心值及盘车电流，倾听机组声音正常。7.1.8凝结水再循环系统投用正常，凝结水泵一台运行，一台联备。7.1.9轴加水侧投用。7.1.10轴封系统暖管后投用轴封系统。7.1.11启动射水泵，机组拉真空至61kPa以上。7.1.12通知锅炉点火。主蒸汽系统管道暖管，中、低压分别暖管，暖管至电动门前。7.1.13在CRT及就地确认疏水阀在开启位置，确认汽缸金属温度无明显上升。7.1.14启动高压交流油泵。7.2冲转条件7.2.1主汽压力1.51.9MPa（a），汽温达到280以上。7.2.2上下缸温差-67-87-61轴瓦温度85 85 1007.20运行中主要监视数据：蒸汽压力：1.960.3 MPa ；(a)蒸汽温度：37020 ；电网周波：48.5-50.5HZ；调节油压：1.9MPa；(a)润滑油压：0.08-0.12MPa；主油泵进、出口油压：进0.10.15MPa，出 2MPa ；轴承进油温度：35-45；轴承回油温度：65；滤油器压差：0.06MPa；汽封压力调整器后压力：0.003-0.03MPa；后汽缸排汽温度：65(带负荷时)； 100(不带负荷时)；轴向位移：-1.51.5mm 。相对膨胀：-3.04.0mm轴承座振动：0.03mm ；排汽压力：0.006 MPa ；发电机进风温度：20-40发电机出风温度：208事故处理8.1紧急停机出现以下情况之一，应在汽机遮断后迅速破坏真空：8.1.1汽机突然发生剧烈振动或发出金属撞击声；8.1.2转速达到3360r/min，而危急遮断器未动作；8.1.3发生严重水冲击，而又无法立即消除；8.1.4轴封汽封冒火；8.1.5轴承、推力瓦回油温度超过70、100或轴承断油，轴承冒烟时；8.1.6油系统着火而又来不及扑灭时；8.1.7油箱油位突然下降到最低油位-200mm以下；8.1.8润滑油压降到0.03MPa以下 ；8.1.9主蒸汽管、中压抽汽管或其它管道破裂；8.1.10转子轴向位移超过-1.51.5mm ；8.1.11发电机冒烟；8.1.12轴承座振动达0.12mm ；8.2紧急停机的操作步骤：8.2.1在控制室向电气和锅炉人员发出停机要求。8.2.2在汽机操作台手揿“停机”按钮，确认主汽门、电动主汽门、各调门和补汽主汽门关闭，发电机油开关跳闸，检查转速应下降。8.2.3启动低压交流油泵。8.2.4在DEH主画面切换阀位控制。8.2.5停运行射水泵，并切除射水泵联锁，开启真空破坏阀（不破坏真空的停机不需执行。）8.2.6 转速到200r/min时，启动顶轴油泵，转子停动，投盘车，记录惰走时间，完成停机的其他操作。8.2.7如是主汽管故障，通知锅炉熄火，关闭出口主汽门。8.3出现以下情况之一，不破坏真空停机：8.3.1主蒸汽温度高于390,压力高于2.26MPa, 而又不能恢复时；8.3.2正常运行时，后汽缸排汽压力高达0.012MPa，而又不能恢复时；8.3.3调节汽阀全关，发电机变发电动机运行方式，倒拖汽轮机运转了3 min；8.3.4后汽缸已向空排汽。9调试期间重大事故措施9.1防人伤害事故措施：9.1.1要贯彻电力生产“安全第一”的方针，用安全规程来指导调试的全过程。9.1.2所有楼梯、平台、通道、栏杆都应完整，铁板铺设牢固，孔、洞或沟道应有坚固的盖板。9.1.3进入生产现场必须戴安全帽。9.1.4工作人员应穿工作服，接触高温操作应戴手套。9.1.5应尽可能避免靠近和长时间的停留在可能受到烫伤的地方。9.2防设备损坏事故。9.2.1认真执行两票三制，加强巡检，记录详细，及时分析。9.2.2在非紧急情况下，运行操作指令应逐级下达。任何重大操作及系统运行方式的变更均由经过值长发令，危急情况下的操作可由调试人员直接指挥运行人员完成，事故告知值长。9.2.3操作人员应做好预想，防误操作。9.2.4进行危险点分析找出危险点，控制事故的发生。9.2.5发现异常应及时处理汇报，确保设备安全。9.3防振动措施9.3.1安装间隙要符合要求，如有变更就要有说明。9.3.2各轴承油压0.08-0.12Mpa，冷油器出口温度35-45，各轴承节流孔板应符合，临时滤网应拆除，油系统清理干净，油质符合要求。回油管内回油应正常。9.3.3要控制好温升，汽缸膨胀均匀。9.3.4蒸汽参数、真空、轴向位移变化在范围内。9.3.5当机组振动超过0.03mm应设法消除，当出现突振增加0.05nmm，缓慢升高至0.07mm; 临界转速0.15mm 应紧急停机。 9.4防止断油烧瓦的措施：9.4.1经常活动主油箱油位计，检查指示是否正确。9.4.2油泵应投入联锁。9.4.3油压、油温轴承回油量应正常。9.4.4油系统保护投入正常。9.4.5运行中经常检查滤油器情况，发现异常及时分析，汇报处理。9.5防止超速9.5.1在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。9.5.2各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。9.5.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。9.5.4透平油油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。9.5.5汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验合格，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。9.5.6正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率表是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。9.5.7在任何情况下绝不可强行挂闸。9.5.8机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。9.5.9抽汽机组的可调整抽汽逆止门应严密、联锁动作可靠，并必须设置有能快速关闭的抽汽截止阀，以防止抽汽倒流引起超速。9.5.10对新投产的机组必须进行甩负荷试验。9.5.11坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。9.5.12危急保安器动作转速一般为额定转速的1101%。9.5.13进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。9.5.14数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。9.5.15汽机专业人员，必须熟知DEH505E的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确认及功能涉及，以确保系统实用、安全、可靠。9.5.16主油泵轴与汽轮机主轴两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。9.5.17严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器等部套）卡涩、汽门漏汽和保护拒动。9.6防止汽轮机大轴弯曲：9.6.1汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的0.02mm。汽缸上下壁温差不超过50。主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50。9.6.2机组起停过程操作措施机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于24h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车1800。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应采用手动盘车1800，待盘车正常后及时投入连续盘车。机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。汽轮机在热态状态下，蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。9.6.3发生下列情况之一，应立即打闸停机：机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴承振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应极力打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。汽缸上下壁温差超过50。9.6.4应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的汽缸上下壁温差不超过35，最大不超过50。9.6.5疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜450。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。9.6.6减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。9.6.7门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。9.6.8高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段供汽管路应有良好的疏水措施。9.6.9机组检测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表。应按热工监督条例进行统计考核。9.6.10凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。9.6.12严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。9.7防油系统着火措施9.7.1如有漏油应及时消除，油漏到保温层上应将保温更换，尤其机头下有热管道，必须在这些热休上保温层外再包上铁皮。9.7.2消防设备：如灭火器、水龙带、消防栓、砂箱等消防工具。9.7.3应派安全员一现场进行检查，有问题应及时整改。10附表10.1温升、温差控制范围在起动、加减负荷和停机过程中，对金属温差应严格控制，温差过大，往往导致热应力超限发生裂纹，还可能产生较大的变形