北元T13-汽机整套启动试运方案.doc

编号：BYHG-QJ-13陕西北元化工100万吨/年聚氯乙烯循环综合利用（期）热电工程 2125MW机组整套启动调试措施批 准：会 签：审 核： 编 写： 陕西电力科学研究院2011年9月目 录1编制目的2编制依据3调试质量目标4系统及主要设备技术规范5整套启动试运应具备的条件6机组启动原则及整套启动试运安排7主要系统的运行方式8机组启动9 机组并网带电负荷10机组正常运行及停机11组织分工12注意事项13机组七十二小时及二十四小时试运1编制目的1.1为了指导及规范机组的整套启动调试工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行，制定本措施。1.2检查机组的安全保护装置，确认其动作可靠。1.3调整设备的运行参数, 使机组满足安全运行的要求。1.4全面检查机组设计、制造及安装的质量，发现并处理设备系统存在的缺陷，保证机组安全可靠地投产。2编制依据2.1火力发电建设工程启动试运及验收规程 2009年版2.2电力建设施工质量验收及评价规程 2009年版2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准 1996年版2.4火电工程启动调试工作规定 1996年版2.5火电机组达标投产考核标准 2001年版2.6汽轮机调试启动导则 2004年版2.7C125-8.83/1.0型抽汽凝汽式汽轮机使用说明书 中国长江动力公司2.8北元化工DEH系统说明书 杭州和利时自动化有限公司2.9设计说明及有关图纸资料 中煤西安设计工程有限责任公司2.10调试大纲 陕西电科院3调试质量目标符合部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4系统介绍4.1系统介绍4.1.1陕西北元化工100万吨/年聚氯乙烯循环综合利用（期）热电工程 2125MW汽轮机组由中国长江动力公司（集团）生产制造，汽轮机为两台C125-8.83/1.0型高压双缸双排汽、冲动、单抽直接空冷凝汽式汽轮机；发电机为空气冷却，自并励同步发电机，发电机型号为QF-125-2型。机组的启动和保护由DEH控制系统完成。4.1.2 汽机为6级抽汽，1级抽汽至1号高压加热器，2级抽汽至2号高压加热器，3级抽汽至除氧器及辅助蒸汽母管，3级抽汽另有接口为1.0MPa调整抽汽对外供热。4、5、6级抽汽分别至4、5、6号低压加热器。给水系统按母管制设计给水系统共设3台100%容量的电动调速给水泵组，运行方式为2运1备。每台机组凝结水系统各设置3台50%设计热负荷工况下凝结水量的凝结水泵，正常运行2台运行1台备用。4.1.3陕西北元化工100万吨/年聚氯乙烯循环综合利用（期）热电工程 2125MW机组工程由中煤西安设计工程有限责任公司设计。陕西电力科学研究院负责机组的整套启动试运工作。本方案主要根据部颁的有关规程、规范，结合本机组的实际情况编写，其内容主要着眼于调试启动中技术原则；方案中未提到的有关维护及事故处理等事项，应按电厂运行规程和事故处理规程执行。本方案需呈报试运总指挥批准后方可执行。4.2主要技术规范4.2.1 汽轮机 型号： C125-8.83/1.0型 制造厂： 中国长江动力公司（集团）蒸汽初压： 8.83 MPa温度： 535 额定工况排汽压力： 0.015 MPa额定工况抽汽压力： 1 MPa抽汽压力调整范围： 0.81.3 MPa抽汽流量额定抽汽工况： 100 t/h最大抽汽工况： 130 t/h进汽流量额定进汽工况： 535 t/h最大抽汽工况： 577 t/h额定纯凝工况： 487.5 t/h设计冷却水温度： 20(最大33)给水温度 额定抽汽工况： 238纯凝工况： 238额定转速： 3000r/min4.2.2 发电机4.2.2.1 QF-125-2型额定功率： 125 MW额定电压： 13.8 kV额定转速： 3000r/min冷却方式： 空气冷却5整套启动试运应具备的条件5.1试运现场应具备的条件5.1.1场地平整，消防、交通及人行道路畅通，试运现场应设有明显的分界、危险区应有围栏和警告标志。5.1.2试运区的施工脚手架应全部拆除，现场清扫干净整套启动试运阶段，试运区应无交叉施工作业。5.1.3试运区的梯子、通道、栏杆、护板等均应按设计安装完毕，并正式投用。5.1.4现场内外排水沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。5.1.5试运范围内的工业、消防及生活用水系统和卫生设施应能投入正常使用，备有足够可用的消防器材。5.1.6试运现场具有充足的正式照明，事故照明应能在故障时及时自动投入。5.1.7岗位间的联系信号、通讯电话安装齐备，能正常使用。5.1.8厂房要妥善封闭，现场应有防冻及防暑降温措施，确保人身安全。5.1.9试运区域应建立保卫制度。5.2各有关分系统调试完毕，各分系统有关的联锁、保护功能已完善。应完成试运的分系统包括5.2.1除盐水系统。5.2.2循环水系统。5.2.3凝结水系统。5.2.4真空系统：试抽真空合格，不投轴封干抽真空应达到-40kPa。5.2.5轴封系统。5.2.6辅助蒸汽系统。5.2.7给水系统。5.2.8除氧器及加热器系统。5.2.9汽机本体及蒸汽管道疏水系统。5.2.10汽机抽汽系统。5.2.11润滑油系统。5.2.12 EH油系统。5.2.13顶轴及盘车装置系统。5.3与相关专业有关的调试工作已完成5.3.1机组启动前的联锁保护试验已完成。5.3.2 DEH及ETS系统的静态调试工作已结束。5.3.3热控DCS、SCS、DAS、TSI等系统已完成相应调试工作，并可投入运行。5.3.4全部热工、电气仪表经校验合格，保护信号、音响装置试验合格。5.4生产准备工作已完成5.4.1现场已张挂符合实际的热力系统图及机组启动曲线图，并已准备好各种操作工具。5.4.2系统中所有设备、仪表、阀门已挂牌命名，各管道已标注其名称及介质流向。5.4.3汽机侧安全门经校验合格并经有关主管部门认可。5.4.4各运行岗位人员已配齐,并经培训考试合格。5.4.5有关运行操作工具、运行日志等已准备就绪。5.5调试仪器准备就绪5.5.1轴承振动测试仪器5.5.2点温仪5.5.3测大轴晃度及汽缸膨胀用千分表（安装公司准备）5.5.4听音棒若干根（安装公司准备）6机组启动原则及整套启动试运安排6.1机组启动状态划分汽轮机启动状态是以汽轮机启动前的高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度t来确定的，具体如下: 冷态启动： t150温态启动： t=150300热态启动： t=300400极热态启动：t4006.2整套启动试运安排整套启动试运工作拟分三个阶段进行:6.2.1第一阶段:首次启动及并网前后的工作首次启动采用操作员自动、单阀方式，升速中的检查及试验定速检查汽机有关试验及调整电气试验并网带20额定负荷运行3小时解列做超速试验。6.2.2第二阶段：机组带负荷及满负荷试验机组冲转后可逐步投入有关设备与系统，并进行锅炉洗硅、电气有关试验与调整，根据试运指挥部安排进行甩负荷试验，机组带满负荷运行，完成汽机真空严密性试验。6.2.3第三阶段：按启规要求，完成满负荷72小时连续试运行。7.主要系统的运行方式7.1回热抽汽系统7.2.1 低压加热器及轴封加热器随机启动，疏水按正常方式投运。7.2.2 12号高压加热器原则上采用水侧随机启动方式，汽侧待机组负荷达到30%左右适当开启，疏水排地沟，对设备及热工测量系统进行冲洗。当负荷至50%以上时，高加汽侧全投，高加投入后，疏水根据水质及压力情况可排掉或逐级回流至除氧器。7.2除氧给水系统7.3.1除氧器投运初期，利用辅助蒸汽对水箱加热，维持0.050.15MPa运行。当机组负荷50MW，且三段抽汽压力大于除氧器压力后，可逐渐切换为本机三段抽汽供汽，除氧器随机组负荷滑压运行，辅助蒸汽联箱热备用。7.3.2凝结水水质合格前，通过凝结水补水泵向除氧器补水。7.3.3给水系统按母管制设计给水系统共设3台100%容量的电动调速给水泵组，运行方式为2运1备。7.3循环水系统本系统包括3台循环水泵、2台机力通风冷却塔、3台工业水回收水泵。第一台循环水泵启动时，应控制出口阀门开度向系统充水防止水泵过负荷以及管道振动冲击。7.4轴封系统机组启动初期，轴封系统由新蒸汽汽源供汽。随着机组带负荷，投入轴封系统压力控制装置，当高压缸汽封漏气及门杆漏气回轴封系统压力高时，蒸汽排至凝汽器；当前汽封漏气及门杆漏气回轴封系统压力低时，三段抽汽及辅汽联箱向轴封系统供汽。机组运行时，轴封系统压力应控制在0.030.1MPa。7.5辅助蒸汽系统7.5.1机组辅助蒸汽汽源由厂外供给,作为备用汽源。7.5.2辅助蒸汽系统运行中，辅助蒸汽母管的参数一般为0.61.25MPa，250300。7.6凝结水系统7.6.1每台机组凝结水系统各设置3台50%设计热负荷工况下凝结水量的凝结水泵，正常运行2台运行1台备用。第一台凝结水泵启动前应用凝水补充水泵向凝结水系统注水，排除系统内的空气。7.6.2凝汽器的补水来自化学除盐水。7.6.3机组在启动带负荷初期，凝结水质合格以前，凝结水通过低加出口放水管排地沟；凝结水水质合格后，凝结水回收至除氧器。8机组启动机组的启动应严格遵照制造厂汽轮机启动、运行说明书和电厂运行规程进行。8.1启动前准备的工作8.1.1准备好操作工具、仪表、各种记录。8.1.2检查机组安装、检修工作已全部结束，分部试转正常，现场和设备清洁无杂物、设备、管道保温完整。8.1.3各辅机电机外壳接地线良好，铭牌标志齐全，盘动转子灵活，轴承油质、油位正常，靠背轮防护罩完好，解除泵联锁，通知电气测电机绝缘并送电。8.1.4各电动阀门和液动阀门，行程极限校验正常开关灵活，送上电源和控制水源。8.1.5联系热工送上各热工仪表、报警、保护及控制机构电源，检查所有仪表应投入，表一次门开启，水位计完整清晰。8.1.6在DCS和DEH上进行热工、电气各联锁保护试验，包括：润滑油泵和EH油泵联锁试验、调节保安系统静态整定和试验、顶轴油泵和盘车装置试验、抽汽逆止阀与控制装置的调整试验，抽真空试验合格、高、低压加热器水位保护试验、凝结水泵联锁保护试验、真空泵联锁保护试验。8.1.7在ETS上试验，包括：润滑油压低和EH油压低保护试验，低真空保护试验、轴向位移保护试验、超速保护试验（OPC超速DEH电超速）紧急停机按钮保护试验。8.1.8电气、热工各联锁保护置“解除”位置。8.1.9检查主油箱、EH油箱油质、油位正常，主油箱油位低由备用油箱补入，就地油位计活动灵活。8.1.10真空泵补水系统正常。8.1.11真空系统严密。8.1.12照明、通讯及消防设施齐全。地面、平台、栏杆完整。8.1.13检查油系统（包括EH油系统），油箱、油管道、冷油器应完好，无漏油。8.1.14对主蒸汽系统的电动门，预先进行手动和电动开关检查。8.2机组冷态启动8.2.1暖管8.2.2送轴封主蒸汽参数接近冲转条件时，向轴封送汽。开启轴封系统入口门，维持轴封系统压力为0.1MPa左右，关闭轴封管道疏水门。8.2.2启动真空泵，投入其联锁开关。通知锅炉机组准备启动。8.2.3 冲转前应具备的条件8.2.3.1 主要参数汽压 1.5 MPa 以上汽温 300以上真空 -61 kPa8.2.3.2 润滑油温35-40以上，润滑油压正常。8.2.3.3 汽机ETS保护投入。8.2.3.4 盘车投入运行，测量转子弯曲度并记录。8.2.4 首次冲转8.2.4.1确认一切工作准备完善后，准备冲动转子。8.2.4.2调整高压启动油泵，调整油压正常，投油泵联锁。停运交流润滑油泵。8.2.4.3操作DEH上的“挂闸”指令，建立安全油压，开启自动主汽门、高压调门，注意检查转子无飞升现象。8.2.4.3在CRT画面上点击“CV控制”，设定目标转速200 r/min、升速率100 r/min2，转速达200 r/min时，手打危急保安器关闭主、调速汽门进行听音检查。检查正常时挂闸，将机组目标转速设为500 r/min，升速对机组进行全面检查，倾听机组内部声音，注意各瓦油流及振动应正常。8.2.4.4 转子冲动后，注意调整轴封压力。8.2.4.5 根据油温投入冷油器水侧，关闭冷油器水侧放空气门，调整油温在3545之间。8.2.4.6 升速过程参见下表：凡停机在12小时以内，或前缸复速级处上汽缸壁温度不低于300、下缸壁温度不低于250，机组再启动属热态启动。其它情况属冷态启动。冷态启动：转速(r/min)冲动时间(分)暖机时间(分)50053012001060250051530005参考汽轮机说明书冷态启动曲线。热态启动：转速(r/min)冲动时间(分)暖机时间(分)50051512001030250051030005 参考汽轮机说明书热态启动曲线。8.2.4.7 500 r/min暖机结束后，目标转速1200 r/min、升速率100 r/min2。升速过程中应派专人监视凝汽器水位、机组振动、各瓦回油流量及油温。停顶轴油泵。暖机60分钟后，目标转速2500 r/min，继续升速过临界。8.2.4.8 升速过程中，机组振动应0.03 mm，一旦超过应降低转速直至振动消除，维持此转速运行30 min后再升速，如振动仍过大，需再次降速运行120 min后再升速，如振动仍未消除，必须停机检查。机组过临界时DEH应整定为升速迅速平稳，绝不允许在临界转速附近停留。过临界时振动应0.1 mm，超标应立即打闸停机，并进行处理。8.2.4.9 升速过程中，根据胀差逐步提高真空，排汽温度保持在6080，超过85投入后缸喷雾装置，后缸温度100。8.2.4.10当转速升到2500 r/min时，暖机15分钟。8.2.5 定速升速至3000r/min额定转速，分别进行就地及控制室打闸停机试验，确认高压主汽阀、高压调节汽阀关闭正常，重新挂闸，恢复3000r/min定速运行。8.2.6进行空负荷暖机30min。第一次启动可适当延长暖机时间。全面对设备及系统运行情况进行检查、调整，使运行参数在合格范围，记录各项数据，主要进行下列检查和调整操作：8.2.6.1检查润滑油系统, 完成主油泵与高压启动油泵切换；确认主油泵工作正常后,停止高压启动油泵作备用。通过溢油阀调整润滑油压至要求值。8.2.6.2排汽温度85，投入低压缸喷水装置。8.2.6.3 TSI监视参数应符合要求。8.2.6.4检查抗燃油系统，抗燃油压力和温度为正常值。8.2.7进行汽机空负荷下的试验，具体操作方法见调节保安系统调试措施8.2.7.1危机遮断器飞环喷油试验。8.2.7.2 AST电磁阀在线试验。8.2.7.3调速汽门的严密性试验。8.2.7.4主汽门严密性试验。8.2.7.5 电超速试验 a.103%超速试验。 b.110%超速试验。8.2.8 试验结束后定速3000r/min,交电气做试验。9 机组并网带电负荷9.1 电气试验结束后，全面检查主辅机各部运行正常，机组并列。DEH系统在并网后自动进入“CV阀控”并带一定初负荷，操作员可以通过点按“阀控”栏内增、减按钮，改变总阀位给定值，从而控制调门开度，来控制负荷。当功率控制条件满足后可切换为“功控”，操作员可在目标功率输入框内修改目标功率及负荷率来控制负荷。9.2 带负荷过程参见汽轮机说明书中启动曲线。9.3 升负荷过程的具体操作参考运行规程进行，根据带负荷情况投入高加。9.4 机组负荷达到100MW以上时可进行真空严密性试验，关闭抽气器空气门，30秒后每半分钟记录一次真空，共计录8分钟，取其中后5分钟真空下降值，平均每分钟下降不应大于0.3kPa，则认为真空严密性合格。9.5 机械超速试验9.5.1试验条件机组带负荷20MW运行3-4小时后解列进行超速试验。每个飞锤试验均进行三次，要求前两次动作转速差不应大于额定转速的0.6%；第三次动作转速与前两次动作转速平均值差不应大于额定转速的1%。最后进行联合试验。9.5.2进行机械超速试验，具体操作方法见调节保安系统调试措施9.6阀门活动试验试验包括主汽门活动试验和调速汽门活动试验，具体操作方法见调节保安系统调试措施。10 机组正常运行维护、热态启动，停机与事故处理按运行规程执行11组织分工按照火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）有关规定，各方职责如下：11.1施工单位11.1.1 负责试运设备的检修、维护及消缺工作。11.1.2 负责试运设备的监护、巡检。11.1.3负责试运期间临时测点的加工及安装。11.1.4 准备必要的检修工具及材料。11.1.5 配合调试单位进行机组整套启动调试工作。11.1.6 参加整套启动试运的值班。11.2 生产单位11.2.1 负责系统试运中的启停，运行