新建电厂汽轮机整套启动调试方案

1、一、汽轮发电机组启动试运前现场必须具备的条件：1、汽机厂房内场地平整，道路及消防通道畅通无阻。2、 试运范围内的悬空脚手架已全部拆除， 卫生环境已清理干净，现场的沟道及孔洞齐全，有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。3、现场有足够的消防器材，消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。4、现场应有完善的正式照明，事故照明系统安全可靠，并处于备用状态。5、凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善，积水能迅速排至厂外。6、电话等通讯设备安装完毕，满足试运时使用。二、汽轮发电机组启动试运前应具备的条件：1、 所有设备及系统按设计要求安装完毕，安装记录齐全，经有关人员验收合格。2、 各

2、系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验，试验结果必须合格。3、 完成所有的应保温设备及保温工作。4、 各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠，能满足运行要求。5、 基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。6、 电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。7、 具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。8、 各液位计算好最高、最低各正常工作位置。9、 所有传动机械按要求加好润滑油，并且油质、油位正常。10、 、 各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全、并经调整校验正确。11、 各阀门持牌编号，注明名称各开关方向。12、 、 有符合本机组特点及系统的并经有关领导批准的运行规程，运行人员经考试合

3、格，并能迅速的进行实际操作。三、汽轮机冲转应具备的条件：1、 化学水系统正常运行，能够提供足够的合格的除盐水。2、 化学水补水管路、凝水管路、高加 疏水管路冲洗完毕，并验收合格。3、 主蒸汽、汽封送汽、抽汽管路冲洗完毕，并验收合格。4、 真空系统灌水严密试验合格。5、 各附属机械的分部试运完毕合格。6、 油系统的分部试运完毕合格。7、 抽真空试验合格。8、 调节系统及保安系统的静止状态试验合格。9、 盘车装置的调整试验完毕。10、配合DCS空制、电器进行的有关保护、联锁、信号音响装 置、运行操作装置传动试验完毕。11 、 准备好转速表、听针、钩扳手、记录表格、震动表等。12 、 现场应具有符合

4、实际的汽水、油系统等系统图。13 、 运行人员和安装人员应有明确的分工和岗位责任制，处理缺陷要及时迅速。14 、 联系电气人员对各电机绝缘进行测试，经测试合格；及其各电动门电机的绝缘均测量合格。15 、 联系热工仪表，送上所有显示、保护、连锁装置的电源。四、汽轮发电机组的整套启动：1 、 冲车前的检查：（ 1）按本机组运行规程的要求，对设备及系统各部套进行全面详细检查，确认已经具备试运行条件。（ 2）电气、热工人员检查电气部分、DCS空制是否正常。（ 3）检查主蒸汽、疏水系统，开启主汽门前后疏水总门，电动主气门前后疏水总门，高、中压调节气门后疏水。（ 4）检查抽汽及其疏水系统，开启各低加进气门

5、、进水门，开启各低加疏水门。（ 5）检查凝结水、水控及补水系统，将凝汽器热水井用除盐水补充到水位计的 2/3 左右。（ 6）检查轴封、真空及空冷系统，投入轴封加热器及汽封压力调整器。（ 7） 检查循环水系统及工业水系统， 开启凝汽器循环进出水门。（ 8）检查调节油系统，油箱油油质良好。、油位正常，主油箱油位不低于+1500mm。2、辅机设备投入：（ 1）调节油系统投运，投入润滑油泵，检查油循环正常运行， 排除调节油系统内积存的空气，检查油压不低于0.055Mpa,各轴承回 油正常，冷油器油温在40c左右。检查自动主汽门、油动机、旋转隔 板、抽汽阀联动装置是否快速关闭。（ 2)启动盘车装置，投入

6、连续盘车，检查机组内部无异音及摩擦，并启动排烟机。（ 3)启动调速油泵运行，停止润滑油泵，检查调速油压不低于2 .3Mpa,投入油泵连锁。(4)启动循环水泵，向凝汽器水侧通水。(5)启动凝结水泵运行，适当开启再循环门，进行轴加、低加 通水，检查凝汽器水位正常，投入凝结水泵连锁。(6)启动射水抽汽器，检查凝汽器真空逐渐上升，投入射水泵 连锁。3、暖管关闭高调节门、微开主气门，暖导汽管，按运行规程要求暖至自 动主气门。(1)暖管升压速度:压力范围(MPa0.3-0.60.6-1.51.5-3.54.0-8.83升压速度(MPa/min)0.050.10.20.5时间min6151015(2)暖管升

7、压注意事项:检查主蒸汽管膨胀和支吊架状况应正常， 管道应无震动和冲击声，否则加强疏水，必要时关闭电动主气门，待关内积水放尽后重新启动。升温过程中，应根据压力升高情况适当关小排地沟疏水门，从、而控制升温速度。升温速度严格控制在不超过 3 C /min。投入汽封供汽时，注意汽轮机本体疏水是否畅通。4、汽轮机冷态压力法滑参数冲动：(1)冲动前应具备的条件：锅炉准备好，时刻根据 值长要求进行升压、升温，将主气参 数维持到气压3.5Mpa,气温350400C。凝汽器真空在-63Kpa以上，真空不宜过高。调速油压控制在1.73MPA左右，润，t油压在 0.12-0.20Mpa , 冷油器出油温度在35-4

8、5C ,各轴承油流正常。机组复置，在操作面板上按“挂闸”按扭进行机组复位，这时 操作面板上的复位指示灯应亮而遮断指示灯应熄灭，此时主气门、高调门应全关；中调门、低调门应全开，投入阀位限制后，高压调门全 开。发电机、励磁机同时具备启动条件。投入汽机各项保护，解除低真空停机保护。启动前在汽缸前端加装千分表，检测汽缸左右侧绝对膨胀。(2)暖机、升速：先均匀升至250r/min ,打闸倾听检查转子的摩擦情况。操作步骤分配时间冲转后升速至500r/min5min检查并维持500r/min15min均匀升速至1200r/min10min检查并维持1200r/min30min均匀升速至2350r/min5m

9、in检查并维持2350r/min30min均匀升速至2750r/min5min继续升速至3000r/min15min5、热态启动时间及分配：(1)热态启动应满足以下条件: 凡停机时间在12h以内，调节级下汽缸壁温不低于 200c则 视为热态启动，其他情况下汽轮机启动视为冷态启动。 进入汽轮机的蒸汽温度应高于调节级温度 3050C,汽缸上 下温差应在50c以内。 在冲动转子前应连续盘车，以防止转子弯曲，测量转子弯曲 值大于原始值0.03mm时，禁止冲转。 应向前轴封送汽，以增加转子膨胀，然后再抽真空。维持真空-4050Kpa(2)力求以较快的速度，升速至额定转速必须按照本措施逐渐 升高真空，以减

10、少负差胀。6、升速过程中应注意的事项：1)锅炉严格控制主蒸汽各项参数的升速，必须按照本措施逐渐升高。2) 汽轮机在启动和升速过程中，应先使用“手动控制”，在手操面板上点击“手动”按扭， 控制模式转为手动状态， 再试验自动控制。3) 严禁机组在临界转速附近停留时间过长， 必须迅速平稳的超越临界转速，并检查测量过临界转速时轴承振动应W0.10mm .4) 仔细倾听检查汽轮机内部有无不正常的金属摩擦声音，检查各轴承回油温度情况， 盘车装置脱口情况， 各轴承振动值， 均在 0.03mm以内，一旦超过流数值，应降低转速至振动消除，再升速；如振动未消除，需再次降低转速运行，再升速；如振动仍未消除，应必须停

11、机检查。5) 检查观察汽缸两侧膨胀值应基本一致，胀差在规定值以内，否则应延长升速暖机时间。在自动和ATC升速过程以内，如发现胀差超过规定或振动增大等异常现象， 可通过“保持”后机组仍可按曲线升速暖机。6) 排汽缸温度高于 80 时，喷水电磁阀通电动作，向排汽缸喉部喷水降温，必要时用真空破坏门调节所需真空值。7)检查汽机本体及抽汽管道疏水应畅通，无水击及振动现象。8)转速升高到2950r/min 时进行阀切换，调速气门应平稳地关小， 自动主气门全开， 切换完成， 转速由主气门控制切换为调门控制。9) 转速升到 3000r/min ， 主油泵起作用后， 逐渐关闭调速油泵出, 检查主油泵确已作用，

12、停调速油泵， 然后再开启调速油泵出口，投入联锁开关。五、空负荷试验及调整1、手击危急遮断手柄，试验主汽门、调节汽门的灵活性。1、 自动主汽门和调节汽门的严密性试验。2、 危急遮断器超速试验。3、 危急 遮断器注油试验。六、发电机并网，带负荷运行1、汽轮机空负荷试运20min 一切正常，维持机组一定转速。2、电气人员做发电机各项试验，注意发电机风温，如果太高按本机运行规程投入空冷器。3、各种试验全部结束，达到并网条件，准备并网和接带负荷，确认汽轮机高压缸下部温度在220以上。4、检查汽轮机与发电机间联系信号是否正常。4、 并列后接带负荷工作：(1)以0.1MW/min的速度接带3MWft荷(共计

13、 30min),停留 40min,投入中、低压调整抽汽，向除氧器及高加送汽。投入抽气过 程中注意电负荷变化，不允许电、热负荷同时增加。(2)再以0.2MW/min的速度，均匀增负荷至7MW共计20min), 停留30min。(3)再以0.1MW/min的速度，均匀增至负荷12.5MW共计75min), 停留60min。(4)再以0.5MW/min的速度，均匀增负荷至25M雌计25min), 停留停min。(5)在接带负荷工程中，应密切检查调节系统应工作正常，无 晃动，增加负荷时各油动机调节汽门动作灵活，无卡涩。对汽轮机组 进行听音检查，并检查机组振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、金属 各部温度等

14、正常，并做好油温、风温及凝汽器水位的调节工作。(6)带负荷过程中的气温气压升高速度:压力(MPa温度(C)时间(min)均匀升至3.532560均匀升至5.547560七、运行中的主要参数控制1、新蒸汽参数变化范围：主蒸汽压力：16.67 ±0.49Mpa;主蒸汽温度：536540c当新蒸汽压力高于17.2Mpa或温度高于551c时，运行时间每次 不超过0.5h。如果温度、压力超过规定值而不能使之降低， 应做事故 停机处理。2、负荷限制：当新蒸汽参数降低，排汽压力降低时，或有其他原因需降低负荷 时，可以控制监视 段压力至规定值。3、电网频率：5 0 ±0.5 Hz4、润滑油

15、压：0.120.20Mpa主油泵进口油压：0.050.1 Mpa;主油泵出口油压：1.93Mpa5、轴向位移：+1.2mm或-0.6mm相对胀差：+4m俄-3mm轴承座振动：0.05mm定期观察各个监视仪表， 并定时做好记录， 在负荷变动或发生异常情况下，做好详细记录。八、解 列停机1、通知热网、电网调度，锅炉专业、电气专业准备停机。2、按升负荷的速度降负荷，注意减负荷过程中胀差不应超过规定值，否则应停止减负荷。3、负荷降至15MWZ下时，停止抽汽，负荷继续降低开启1#低加 至凝汽器疏水门，停用低加疏水泵。4、减负荷过程中应注意的事项：（1）减负荷过程中应严格控制相对膨胀不超过-2mm否则暂停

16、减负荷，待胀差控制不降时再减负荷。（ 2） 根据凝结水量及时调整再循环门和轴封加热器旁路门开度，以保证轴封加热器工作正常。（ 3）注意轴封供汽情况，必要时改为手动。（ 4）随时检查轴向位移、胀差、推力轴承瓦块和回油温度、机组声音、振动应正常。5、负荷减至“0”，联系电气值班员解列发电机。6、主汽门关闭后，应测量惰走时间。7、投入盘车装置，连续运转 2h后，每隔15min转动180o,经 2h后，每隔30min转动180o,再经2h后，如上下缸温差低于50 C, 则隔 40min 转动 180o， 直至完全冷却为止。 为减少操作， 有可以连续盘车直至完全冷却为止。九、事故处理1、汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机：（ 1）机组突然发生强烈振动或金属撞击声。（ 2）汽轮机转速升高至3360r/min 而危急遮断装置不起作用。（ 3）汽轮机发生水冲击。（ 4）轴段汽封冒火花。（ 5）任何一道轴承内断油或冒烟或轴承回油温度急剧升高。（ 6）轴承回油温度升高超过75、瓦温超过110。（ 7）油系统失火而不能迅速扑灭。（ 8）油箱内油位突然下降到最低油位一下。（ 9）润滑油压降至0.0196Mpa。（ 10）转子轴向位移超过1.3mm。（ 11）主汽管道破裂。（ 12）发电机内冒烟。（ 13）后汽缸排气门动作。2、汽轮机在下列情