汽机C修后整组启动方案

1、67汽机C修后整组启动方案 珠海深能洪湾电力有限公司 2011年67机组C修后整组启动方案 编写：关军吕强黄伟杰刘霞练小斌 审核：王伟发 批准：李炼 整体计划 24/1结束相关检修工作票，运行人员检查系统。完成4炉上水及相关工作，投入6机连续盘车。 25/1完成6机燃用柴油的空载满速试验，开#4炉挡板升温。投入7机连续盘车。 26/1完成67机整套启动试验（全厂计划气量55万方），根据启动试验情况（特别是7机振动测试情况）再调整两套机组运行方式。 根据7机动平衡调整需要安排27/1、28/1、29/1的启机方式。 29/1按计划恢复67机组备用。 有关启机注意事项请按以下相关要求执行。启机前检

2、查全部工作票已收回，安全措施已恢复。参照运行规程“启动前的检查”对相关系统进行检查。对67变压器瓦斯继电器进行放气，并检查各部位是否渗漏油。检查保护装置和二次回路均正常，检查定值和压板正常，没有报警。逐个检查天然气模块的阀门位置应位于运行状态。 二、#4炉上水及相关工作安排 1、上水及试运泵组 #4炉C修后计划24日上午给水箱上水(二高水位)，下午2点试运高、低压给水泵，向高、低压汽包上水（二高水位）；然后启动#1低压循环泵，#2高压循环泵打循环，试运2小时； 泵组试运后，将全部炉水放空。 注：上水时打开高、低压循环泵出口电动阀；打开各受热面、汽包、启动排空等放气阀排气。 2、反冲洗及水压试验

3、 25日早上第二次上水，上午进行高、低压水压试验，持续1个小时，检查汽水系统泄漏情况。启动高压给水泵（变频），高压压力打至3.5MPa（高压主汽集箱压力表）；启动低压给水泵，低压压力打至0.5MPa（低压主汽集箱压力表）。 发电部检修打开水平烟道人孔门，检查受热面有无泄漏。 水压试验时同时进行高低压汽包汽水分离器及高低压过热器浸泡、冲洗。通过高、低压主汽集箱疏水管排水，并通知化水取样，炉水电导率在1.0以下时，冲洗结束。 GT6燃机C级检修后开机 全部工作票已收回，安全措施已恢复，内环水已加满 参照规程第一部分第二章第一节“启动前的检查”，进行检查 检查天然气模块的阀门位置应位于运行状态 用天

4、然气置换氮气，检查天然气粗滤是否泄漏 投入88QA滑油泵运行不小于1小时 投入盘车运行不小于24小时, 注意听杂音 水洗燃机压气机、透平各20分钟 运转88TK1/2，88BT1/2检查转向 燃油系统充油排气并检查喷嘴前燃油压力 确认抑钒剂数量 选用柴油或天然气，启动燃机至空载满速，检查管路漏油漏气情况 加载：25MW-50MW-75MW-基本负荷，观察记录参数，巡视检查 停机，记录惰走时间 盘车，注意听杂音 四、#4炉启动注意事项 按照9E锅炉运行规程第二章第一节进行启动前检查，其中对各系统阀门（尤其是本次检修过的阀门）的开关状态进行详细检查； #4炉C修(15天)后，25日首次冷态启动，锅

5、炉计划煮炉，由于燃机运行时间短，锅炉全开挡板。注意观察主烟囱有无黄锈及干灰飘出，并注意风向，避免环境污染；26日的锅炉启动方式按专工留言要求进行； 启动过程中，锅炉升压到0.5MPa时，通知检修热紧高、低压汽包人孔门螺栓； 启动过程中通过定排、连排等加强排污，关注汽水品质； 重点关注锅炉泵组运行是否正常（#1、#2低压给水泵，#1低压循环泵，#2高压循环泵进行了大修），请注意巡视检查，测量振动、轴承温度，确认冷却水、电机电流、泵出口压力、流量等是否正常； 密切关注各系统阀门是否泄漏（外漏和内漏），用测温枪测量阀体温度（一般应在60以下）；观察烟道系统人孔门是否漏烟气，汽包及给水箱人孔门是否漏蒸

6、汽等； 测量高、低压汽水管道系统外保温温度是否在50范围内，尤其是8米层高压过热蒸汽管道保温温度； 发现异常及时通知相关人员。 五、汽轮机整组启动方案 总则： 为了#7机C修后调试工作能顺利有序地进行，并顺利完成各项调试任务，确保机组启动成功，特制定本方案、措施，望大家熟知并认真执行。 启动任务和目的 1 、进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过24小时满负荷试运行。 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。 3、监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足相关要求。 4、记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的修后数据，积累有关原始技术资

7、料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 汽轮机冷态启动 1、确认按汽轮机规程对启动前的检查及试验工作已全部正常，无任何影响机组启动的情况。 2 、按规程要求启动各辅助系统。 3 、按规程要求启动汽机。 （1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。 （2）遥控脱扣一次，结果正常。 （3）就地脱扣一次，结果正常。 （4）投汽轮机汽封系统及低压缸汽封减温水系统，低压缸汽封供汽温度保持在150，压力0.1010.1275MPa，进入汽轮机轴封内的蒸汽应保持14以上的过热度，在盘车投入前不得将汽封蒸汽系统投入使用。 （5）超速保护静态试验动作正常。 （6）当真空达到-85 Kpa后，根据锅炉要求投入

8、高压旁路和补汽旁路。 （7）投入后汽缸喷水，控制排汽温度65，短时间内也80。 （8）调节润滑油温度在3842，油压在0.0960.124MPa。 （9）操作DEH系统进入操作员自动方式，通过CRT确认正常。 （10）真空达到75Kpa及以上。 （11）要求锅炉将主汽参数调整到：2.02.5 MPa / 300350，并确认。 （12）汽轮机挂闸，确认高压主汽门全开，高压调节汽门仍然处于关闭状态； （13）在DEH上设定目标转速600 r/min，升速率120 r/min。 （14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。 （15）在DEH画面上，按下“进行”，确认转速上升。 （1

9、6）汽机冲转后，就地检查盘车应脱开，否则手动停运盘车。 （17）冲转转速到600r/min 后，暖机15分钟。 （18）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。 （19）低速暖机后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1000 r/min，升速率240 r/min，在1000rpm左右暖机10分钟，并对机组进行全面检查。 （20）在DEH画面上按下“进行”，继续升速。 （21）当转速升至3000r/min时，全面检查，暖机20分钟。 （22）通过临界转速时，在DEH画面上监视各瓦最大振动不超过0.254mm，确保机组平稳而快速地通过

10、临界转速。 （24）升速到3000 r/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；检查低压缸排汽温度、抽汽管道温度。 （25）升速过程中的注意事项 a 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。 b 根据锅炉需要，随时调节减温减压器的开度。 c 注意汽轮机本体有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。 d 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。 e 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。 f 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。 g.严密观察滑油压力、温度变化，升速过程中应把交流滑油泵、启动油泵置于“手

11、动”位置，确认主油泵压力建立正常压力后，方可将交流油泵、启动油泵转到“自动”位。 4、首次满速后的工作 (1)手动打闸，检查确认高压主汽门、调节汽门关闭正常。 （2）确认主油泵出口压力正常后，转启动油泵和交流润滑油泵在“自动”状态。 （3）进行各项原始记录（包括大轴弯曲、膨胀、差胀、顶轴高度等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DAS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动及瓦温，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。 （4）配合电科院做振动分析测试。 （5）做主汽门、调节汽门的严密性试验。 （6）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。

12、 （7）电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。 5、并网和带负荷暖机 (1) 机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、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)全面进行热力系统检查。 (3)通知锅炉注意控制，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。 (4)并网后，立即接带负荷25MW暖机。 (5)在机组增加负荷至额定负荷的20%时关闭疏水门。 (6)当低压缸排汽温度正常后，停用低压缸自动喷水装置。 (7)增加负荷时，应注意观察实际升负荷率应符合要求，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。 (9)在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦

13、块温度、油温、油压、油流、油箱油位等。 (10)经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。 （11）负荷在80%以上时，可进行真空严密性试验； 真空实验结果计算凝汽器真空平均下降值，如果凝汽器真空平均每分钟下降值400Pa，则凝汽器真空合格； 安全注意事项 1、在启动期间，必须严格执行本厂现行运行规程（技术标准）、汽机使用说明书、技术措施及相关规程制度。 2、紧急情况，运行值班人员应果断处理。 六、6#发电机组C级检修后首次启动的注意 起动前的准备 顶轴油系统投入时注意观察油压变化，防止渗油漏油。 保护装置和二次回路均正常，检查定值和压板正常，没有报

14、警。 退出变压器差动保护压板（A、B屏）。 起动试验当天须完成的工作如下： 在升转速过程中，观察发电机两端轴承是否渗油漏油，并注意观察发电机的振动和声音是否正常； 发电机转速到95%时，励磁自动投入后，手动做转子接地装置检测试验。维持发电机端电压为额定电压，测量发电机空载灭磁时间常数。 检查发电机机端电压，测量电压极性，检查RTU、AVC、6#发电机电度表（网控室）的电压是否正常。 在空载时，手动切换励磁通道，手动增减励磁，用示波器查看整流桥波形，并记录在下表中： 定子电压 5kV 10kV 15kV 15.5kV 励磁电流Iex(A)（通道1） 励磁电流Iex(A)（通道2） 并网后，带最低

15、预选负荷，检查发电机电流的极性和大小，检查RTU、AVC、PMU、电度表（网控室）的电流 检查6#主变差动保护电流，差电流为零后，投入变压器差动保护压板。在RTU上检查6#主变电流是否正常。 重点监视发电机的振动、电压、电流情况。若有关参数正常，手动控制预选负荷，按要求升负荷，继续观察机组的振动变化情况； 监视发电机定子温度（见表格一）； 七、7#发电机组C级检修后首次启动的注意 启动前的准备工作 1、启动范围内的一次、二次设备接地良好，符合规范，并验收合格。 2、启动范围内继电保护装置、自动装置及系统的试验已按程序完成，且按定值单整定完毕。 3、发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。

16、4、启动前，退出发电机差动保护和发电机-变压器组差动保护压板。 启动后的注意事项和动态试验 在升转速过程中，观察发电机两端轴承是否渗油漏油，并注意观察发电机的振动和声音是否正常； 发电机空载满速时，手动投入励磁，检查发电机各PT二次电压的幅值和相序，检查RTU、AVC、PMU的电压是否正常; 测量转子轴电压和轴电流； 手动投入励磁，观察整流桥波形，记录励磁电流和发电机电压，并做切换通道试验、增减励磁试验，测量发电机空载特性，记录下表： 定子电压（kV） 5 6 7 8 9 10 10.5 11 励磁电流Iex(A)（通道1） 励磁电流Iex(A)（通道2） 励磁电压Uex1 励磁电压Uex2 导通角(1 导通角(2 手动投入励磁，维持发电机