汽机整套启动调试措施

1、工程名称汽机整套启动调试措施文件编码:项目名称:调试单位:日期:版次:措施审批页编制单位:编制:审核: 措施技术交底表 目录1系统概况 (11.1系统概况 (11.2调试项目和工期 (21.3工期 (32编制依据 (33调试前的条件及准备 (33.1组织与分工 (33.2调试前应具备条件 (43.3调试人员配置和资格 (83.4调试所需的仪器和设备 (84调试程序和方法 (84.1调试作业流程 (84.2调试程序 (105调试质量检验标准 (235.1调试目标 (235.2关键控制点 (245.3质量标准 (245.4调试项目记录内容 (256调试的安全要求和环境条件 (256.1安全注意事项

2、 (256.2调试的安全危险因素及辩识 (267附录 (261系统概况1.1 系统概况xxxx发电厂2×330MW机组采用北京汽轮电机有限责任公司引进xxxx公司技术生产的N330-17.75/540/540型中间再热冷凝式汽轮机,配以xxxx电机厂生产的TA255-46型发电机。汽轮机为单轴、三缸、双排汽中间一次再热凝汽式,汽轮机为冲动式汽轮机,汽轮机高中低压缸反向布置,由中压缸启动,高压旁路提供启动蒸汽,低压旁路参与调节中压缸进汽参数。汽轮机有结构级33级,回热抽汽系统共有七段非调整抽汽,供两台高加及一台过热蒸汽冷却器。一台除氧器和四台低加。机组配有三台电动给水泵,由xxxx厂制

3、造,均为半容量;两台凝结水泵为xxxx水泵厂制造,为全容量。冷却水系统设计工业水冷却系统以及开式循环冷却水系统,真空系统中设计采用两台水环式真空泵。循环水采用自然通风冷却塔,每台机组配有两台循环水泵。除氧器为卧式喷雾式,水箱有效容积为150m3,运行时正常汽源为五段抽汽供给,启动时由辅助蒸汽联箱供给。另外机组还设计了70%容量高压、130%容量低压旁路系统,旁路控制系统为xxxx。汽机调节保安系统采用法xxxx公司的MICROREC调节保安装置,该系统包括调节、安全和监测三个子系统,监视系统是xxxx公司生产的3500监视系统,控制油系统提供调节系统和安全系统用油。主要技术数据汽机型号:汽机型

4、式:转向:额定转速:临界转速:高压转子中压转子低压转子发电机转子(一阶:轴系临界转速:输出功率:额定值最大连续值最大期望值高压缸进汽量:第 1 页共 26 页高压主汽阀前蒸汽压力:高压主汽阀前蒸汽温度:高压缸排汽压力:高压缸排汽温度:中压缸进汽量:中压主汽阀前蒸汽压力:中压主汽阀前蒸汽温度:低压缸排汽量:凝汽器压力:转速不等率调整范围:转速调整范围:设计热耗率:给水温度:设计冷却水温度发电机型号:发电机容量:发电机出口电压:发电机出口电流:功率因数:冷却方式:1.2 调试项目和工期1.2.1调试项目启动前系统检查、联锁、保护的传动真空破坏阀的检查就地手动打闸远方手动打闸真实的超速试验高中压进汽

5、阀活动试验汽机保护通道试验真空状态下惰走时间记录、曲线绘制高压缸切换记录汽门严密性试验高中压进汽阀活动试验真空严密性试验1.3 工期从机组冲转到带负荷运行结束需要25天2编制依据1厂家资料,设计院图纸。2电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇。DL5011-92,中华人民共和国能源部发布。3火电施工质量检验及评定标准(汽机篇(1996年版,中华人民共和国电力工业部发布。4火电工程启动调试工作规定(1996年版,电力工业部建设协调司发布。5电力建设安全工作规程(火电发电厂部分DL5009.1-92,中华人民共和国能源部发布。6xxxx发电工程(2×330MW机组调试大纲。7300MW

6、级汽轮机运行导则 DL/T609-1996 中华人民共和国电力工业部发布3调试前的条件及准备3.1 组织与分工1在试运指挥组的组织领导下,由调试负责实施系统的调试工作,并编写该系统的调试措施。2调试人员负责系统内的有关阀门、热工信号及联锁保护传动工作,并指导有关运行操作。进行试运前的技术和安全交底,测量、记录必要数据。3运行人员负责试运中系统的操作和运行监视巡查,做好试运设备的安全隔离措施,负责设备系统的正常维护管理。4施工单位负责完成系统中有关单体试运,在系统试运中负责维护、检修和消缺工作,并对临时设施的制作、拆除。组织协调试运现场的安全消防和保卫工作。5设计单位配合处理试运中发生设计问题和

7、缺陷,及时提出设计修改或处理意见,做好现场服务工作。6监理单位负责检查协调并参加系统的验收签证工作,组织协调设备系统代保管有关问题,负责组织协调各单位对试运中出现问题的处理。进行试运前、后的质量监督检查。7制造厂家进行现场调试、技术服务和指导。负责消除设备制造缺陷,保证设备性能标准。3.2 调试前应具备条件3.2.1环境条件1厂内场地平整,道路畅通。2试运范围内施工脚手架已全部拆除,环境已清理干净。沟道及孔洞的盖板齐全,平台有正规的楼梯通道、过桥栏杆及底部护栏。3现场有足够的消防器材,消防水系统有足够的水源和压力并处于备用状态。4试运机组范围内的各层地面应按实际要求作好。5生活用的上、下水道通

8、畅,卫生设施能正常使用。6厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用,事故排油系统正常。7现场有足够的正式照明,事故照明系统完全可靠并处于备用状态。8通讯设施良好。9与试运有关的空调、采暖设施,可投入使用。10运行人员经培训考试合格持上岗证上岗。11整套试运前应经质检中心站检验合格,方可启动12厂房临时端封闭,防风、防水、防冻。3.2.2设备系统条件1设备及系统按要求安装完毕,并经检验合格,安装记录齐全。2设备及管道的保温、油漆工作完成,并符合验标要求,支吊架调整好。3基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度。4具备可靠的操作和动力电源及压缩空气系统。5各液位计做好最高、最低及正常工作位置的标志。6转动机

9、械加好符合要求的润滑油脂、油位正常。7各阀门经逐步检查调整,动作灵活、正确。系统介质流向应有明确标志,阀门挂牌标名。8各监控数据在CRT显示齐全可靠,就地表经校验指示正确。9设备及表计清理擦拭干净,并标注名称。10具备足够的启动汽源,参数满足要求,并能稳定供汽。11管道的吹扫和冲洗合格,压力容器经水压试验合格,安全阀动作良好(汽机侧所有安全门经水压预整定试验,辅汽联箱、除氧器安全门经热态校验合格。12除盐水系统供水充足,且水质合格。13机组完成各分系统的调整试运工作,经质检部门对启动前条件进行审查合格并经启动委员会批准。14真空系统灌水严密性检查合格。15汽机润滑油系统油循环结束,油质达到MO

10、OG4级,各油泵试运完毕,顺控、联锁试验合格,油净化装置可正常投入,顶轴及盘车系统能正常投入。16汽机高、低压旁路系统油质合格,冷态调试结束。17高、中压调门控制试验;18转速控制及调节试验;19负荷控制和限制试验;20动态校正 (转速限制 试验;21高压缸切换试验;22调门位置回路试验;23与机柜外部逻辑信号传递的协调试验;24低压旁路调节试验。25转速设定试验;26负荷设定与调节试验;27高压缸自动切换试验;28高压缸限制试验;29中压缸限制试验;30应力监控试验;31低旁设定试验;32超速保护和进汽阀活动试验;33部分和全周进汽切换试验;34机炉协调试验。35热工DAS、SCS、CCS、

11、ETS、TSI和高、低压旁路系统已调试完毕,处于可投用状态;汽机保安系统静态整定试验完毕,动作准确,报警正常,汽门关闭时间已测定,其主要项目如下:36润滑油箱油位低报警及跳闸试验;37、通道润滑油压低报警及跳闸试验;38、通道凝汽器真空低报警及跳闸试验;39、通道汽机超速报警及跳闸试验;40轴向位移超限报警及跳闸试验;41轴振动值超限报警及跳闸试验;42汽机轴向推力大报警及跳闸试验;43高压缸排汽端金属温度超限报警及跳闸试验;44高压缸暖机中压力高报警及跳闸试验;45高压缸真空低报警及跳闸试验;46高压缸真空阀过流报警及跳闸试验;47高压缸真空阀故障报警及跳闸试验;48控制柜故障报警及跳闸试验

12、;49机械测量系统信号处理柜故障报警及跳闸试验;50控制室和就地"停机按钮"跳闸试验;51集控室"危急停机按钮"跳闸试验;52发电机-变压器组保护动作引起汽机跳闸试验;53锅炉保护系统动作引起汽机跳闸试验;54高、中、低压缸胀差越限报警试验;55低压缸排汽超温报警试验;56各报警信号光字牌显示良好,音响正常。57汽机控制油系统油循环结束,油质达到MOOG2级,控制油泵完成试运,联锁试验合格。58轴封系统吹扫完毕。59汽机疏水、抽汽回热系统各阀门传动完毕,联锁试验合格。60发电机定子冷却水系统冲洗完毕且水质合格,系统具备投入条件。61发电机密封油系统调试合

13、格,系统具备投入条件。62电气一、二次系统安装试验完毕,验收合格。63柴油机、保安电源系统调试完毕,自投试验合格。64发电机气密性试验合格,发电机充、排氢系统及二氧化碳置换系统能正常可靠地投入。65给水取样及化学加药系统能正常投入66机、电、炉大联锁试验完成67张挂符合现场实际的操作系统图;68对各系统的所有设备、仪表及阀门挂牌,其名称和编号应与“运行规程”及“操作系统图”一致;69已准备好运行日志和必要的操作工具。3.3 调试人员配置和资格 3.4 调试所需的仪器和设备 4调试程序和方法4.1 调试作业流程 4.2 调试程序4.2.1启动前的操作和检查1热工监控系统、操作装置送电投用,投入仪

14、用空压机系统,启动前调节保安系统应通电2小时以上。2除氧器、凝汽器,各水箱补水至上限,润滑油箱及抗燃油箱补充至上限。3启动一台工业水泵或打开旁路门,向系统充压放气并投入运行。4启动凝结水输送泵,给锅炉上水。如水温小于21可用给水泵。5启动一台循环水泵,凝汽器通入循环水。6启动开式循环冷却水泵,并投用电动旋转滤网程控。7启动发电机定子冷却水泵,并调整其合适压力、流量。8确认润滑油温大于10(否则投油箱电加热器,启动辅助电动润滑油泵,并检查启动排烟风扇,投入润滑油功能组,检查润滑油压是否正常(0.15MPa;检查从主控室启动、停止紧急电动润滑油泵功能合格,检查润滑油压是否正常;调整润滑油温为45左

15、右,检查油系统运转正常,并投入油净化装置。9启动密封油泵,投入发电机密封油系统,检查运转正常。10启动控制油系统,调整主油路油压为12MPa,中压油路油压为1MPa,控制油箱油温为50,低压电动泵处于运行状态,提供冷却和化学处理用油。11确认顶轴油泵入口阀打开然后启动顶轴油泵;润滑油温不小于20,润滑油、顶轴油和密封油各参数正常,投入盘车装置。在冷态启动前,盘车至少连续运行12小时且转子偏心率稳定在20微米之内,润滑油温必须大于35。12发电机充氢,维持气压为0.2Mpa,应严格保证氢气的纯度达到96%以上。13启动前检查TSI系统、ETS系统正常可靠,机、炉、电联锁试验正常。14锅炉点火前操

16、作DEH系统,检查MSV、CV、RSV、IV阀位正确,操作灵活可靠。15启动凝结水泵,凝结水打再循环,凝结水至各减温水系统手动阀门打开。16向辅汽联箱送汽维持压力1.2Mpa。并进行轴封供汽管道暖管,低压缸轴封温度调节装置具备投入条件。17启动一台真空泵,另一台投备用。18所有疏水阀送电,检查主蒸汽、热再、冷再、抽汽及高、低压旁路系统有关疏水已打开,低压缸喷水阀GPV UV 040打开。检查高压缸排汽逆止阀的旁路阀应开启,高压缸抽真空阀应关闭。19除氧器投加热,打开启动对空排汽门。20启动高、低压旁路系统控制油站,使高、低压旁路投入运行。21凝汽器真空达到30KPa左右时锅炉可点火。22主蒸汽

17、及再热蒸汽的温升速度正常,暖管期间,控制管道和阀门金属温升5/min,汽缸金属温升22.5/min。23检查汽缸金属温度,有异常升高时,查明是哪个阀门泄漏并注意如发生因汽门泄漏过大引起盘车自动脱扣,应及时处理。24主蒸汽压力上升时应及时调节主汽门前疏水门,投入启动疏水扩容器温度调节门并维持启动疏水扩容器温度不超过规定值。25按运行规程规定除真空保护外,投全部汽机保护(机、电、炉大联锁除外。26检查汽缸上、下缸温差<90,向轴封送汽,并启动一台轴封风机,自动维持轴封供汽压力0.105MPa,低压轴封汽温150,禁止汽轮机转子在静止状态下向轴封送汽。27电动给水泵根据锅炉的要求进行启动。4.

18、2.2启动方式分类4.2.2.1 启动分类的标准1冷态启动:2温态/热态启动:4.2.2.2 升速率的确定以中压内缸上法兰中壁温度作为标志1中压内缸上法兰中壁温度<150 100rpm/min2150<中压内缸上法兰中壁温度 <420 500rpm/min3中压内缸上法兰中壁温度>420 1000rpm/min4.2.2.3 调门进汽方式的选择与高压内缸上法兰中壁温度有关,MICROREC自动选择阀门进汽方式。1高压内缸上法兰中壁温度<270全周进汽2高压内缸上法兰中壁温度>270顺序阀门进汽4.2.3冲转参数的选择1冷态启动时,按照冷态启动曲线,高压缸进汽

19、压力为4.0MP,温度为380;中压缸进汽压力为1.5MPa,温度为360。定速前,凝汽器压力应低于0.019Mpa.abs。2热态启动时,应根据汽缸温度选择相匹配的蒸汽温度,并必须保证有50以上的过热度。3首次冲转并网带15%负荷,发电机充氢,维持气压为0.3MPa.4锅炉点火后至冲转前重点检查、记录项目a汽缸、蒸汽管道和阀门的金属温升;b汽缸膨胀、胀差和轴向位移变化情况;c受热管道自由膨胀情况;d转轴偏心率变化情况;e检查高、中压主汽门和调节汽门处于关闭状态;f汽机就地及远方打闸试验;g进行汽机安全监测装置试验;4.2.4冷态启动4.2.4.1 汽机启动冲转参数1主蒸汽压力 4.0MPa,

20、主蒸汽温度 320400;2再热蒸汽压力 1.5MPa,再热蒸汽温度 300380;3凝汽器压力25Kpa.abs;4润滑油温 3545,润滑油压 0.15MPa;5控制油温 3550,控制油压 12MPa;6安全油压 1.0MPa;7大轴晃动值20m;8高中压缸上、下温差<90;4.2.4.2 冲转升速1首次冲转采用高水平级控制,按“启动曲线”操作。2机组复置,安全系统建立,检查高、中压主汽门全开;高排逆止阀强制关闭,高排逆止阀旁路阀打开,高压缸抽真空阀关闭。3投入汽机调节保安系统,通过操作员站给出一个“调速系统运行”指令,设置高压手动限度为30%,中压手动限制为100%,设定目标转速

21、 500 r/min;解除“转速锁定”,汽机开始升速。4汽机首次冲转到 500 r/min后,手动打闸,做摩擦听音检查。转速降至 200 r/min时,重新复置升速至 500r/min,暖机 20 min。5升速及暖机过程中,重点检查以下项目:a盘车装置脱开情况;b倾听汽轮发电机组内部声音有无异常;c检查测试轴承振动及轴振动;d检查推力轴承及各轴承金属温度、润滑油压和回油温度;e汽缸总膨胀、轴向位移及相对胀差参数指示正常;f检查汽缸金属温度及温差值;g检查轴封系统工作情况;h检查凝汽器真空和低压排汽缸喷水情况;i发电机氢、油、水系统各参数正常;j检查高、低压旁路系统工作状态;k检查汽机本体及管

22、道疏水是否正常;l检查凝汽器、除氧器、各加热器水位正常;m检查给水泵、凝结水泵、循环水泵等运行正常;6500rpm暖机各项检查均正常后,设定目标转速 1000rpm,解除“转速锁定”,升速至1000r/min,暖机30min,检查项目同上。第一次启动时,可适当延长暖机时间。730分钟后,检查高压外缸下法兰温度是否高于190,若条件满足,设定目标转速3000r/min,解除“转速锁定”,升速期间重点检查下列项目:a当转速升至1020rpm时,检查高排逆止阀的旁路阀关闭,高压缸抽真空阀打开。若高压外缸下法兰温度小于190,升速将自动停止,同时发出“汽机转速被高压缸金属温度限制”信号,转速停留在10

23、00r/min上。b在1020 r/min,检查高压主汽门自动关闭。c记录转子过临界时的转速和最大振动值。d当高压主汽门关闭时,密切关注高压缸排汽压力。e当转速达到3000rpm,检查所有油系统参数正确时停止辅助润滑油泵,检查电动盘车马达和顶轴油泵是否同时自动停止。8在3000 r/min下对主、辅机的设备和系统进行全面检查:a检查交流润滑油泵联锁开关位置及主油泵工作情况。b检查控制油和润滑油的温度调节回路。c全面检查、记录运行参数。d机组转速调节回路试验(空负荷点调整和中压缸不等率检查.e进行保安系统模拟试验:分别进行、通道润滑油压低模拟保护试验;分别进行、通道真空低模拟保护试验;分别进行、

24、通道模拟超速保护试验;f分别在主控室和就地做“手动停机”试验;g高、中压进汽阀活动试验。h电气试验。9首次启动时,机组并网带10%负荷稳定运行4小时后,机组解列,做真实超速试验。10汽压力大于50%额定压力以上,高、中压主汽阀做汽门严密性试验。4.2.5机组并网带负荷4.2.5.1 机组并网带负荷前应具备的条件:1汽机、电气已完成该阶段的有关试验;2机组运行状态良好,各种参数正常;3汽机应力计算监视器已投入;4汽机调节系统高水平级已投入运行。4.2.5.2 并网带负荷1根据试验要求选择同期并网方式:a自动同期:自动同期装置将自动调整机组同步转速,并网后以60MW/min的升负荷率加负荷至7MW

25、,然后电气退出同期装置;b手动同期:运行人员通过使用MICROREC转速基本级上的“+”和“-”命令达到同步转速(决不能用转速基准调节转速,并网后立即带负荷到10MW,以避免发电机逆功率保护动作。2高压缸切换之前提高机组功率a根据机组启动带负荷曲线,选择目标负荷和升负荷速率。b按动负荷基准解锁键改变机组负荷。c检查负荷recopy和功率测量的发展趋势。d任何时候只要按动解锁键即可中断升负荷。3在升负荷和暖机期间,除按“运行规程”进行常规检查和操作外,重点检查下列项目:a升负荷期间,应力限制器必须投入,且应力欲度必须保持正值。b注意高、低压旁路动作情况:高压旁路在“自动”方式,高压缸压力限制设置

26、比过热蒸汽压力低1MPa;低压旁路在“外部设置”方式,维持再热汽压力1.5MPa。c当低压旁路完全关闭时,注意检查由中压调节阀来维持再热汽压力为1.5MPa。d检查过热蒸汽温度是否稳定在正确值上,以限制高压调门打开时产生的热应力。e无论何时出现加热器高水位,检查响应的抽汽阀的关闭信号。4进汽方式的切换a高压缸未投入运行:如果高压内缸上法兰中壁温度270则为全周进汽,否则为部分进汽。b高压缸投入运行:高压缸已经投入运行了30min而且高压缸开度基准值60%,则采用部分进汽方式。c温度装置未投入运行时为特殊情况:采用部分进汽方式。d当高水平级控制为断开时,保持断开时的配置。5两种进汽方式之间可以顺

27、利切换,切换时通过操作员站进行。高压缸自动切换的条件a温度条件:进汽温度和高压缸金属温度匹配。b流量条件:流量必须大于最小流量(防止高排超温和小于最大流量。c当工况(15%MCR满足时,进行高压缸切换:d若在高水平级控制,高压缸切缸条件满足,MICROREC屏幕上指示灯亮,高压缸切换将自动完成;e若机组在基本级控制,高压缸切缸条件满足时,控制面板上发出“允许切缸”信号,运行人员可按“高缸投运”按钮10秒以上,高压缸完成切换。f在以上两种情况下,检查高压自动主汽阀开启,高压缸抽真空阀应自动关闭,高排逆止阀开启,根据高压缸温度和锅炉流量高压控制阀平稳开到最佳值,中压调节阀开度基准保持常量,在此过程

28、中负荷锁定。g若机组为冷态启动,切缸后为了防止高排超温,可快速升负荷1020MW,为稳定高压缸温度,暖机40min。6高压缸切换后机组升负荷a当负荷带至20%MCR时,检查低压缸喷水气动阀和疏水系统所有疏水阀均应自动关闭,中压调节阀应全开。b当负荷带至35%MCR时,检查#1#3高压调节阀全开,#4高压调节阀应关闭。c投入低加、高加运行;投入相应的辅机设备和系统。d在带负荷过程中的试验项目:e高、中压汽门定期活动试验。fMICROREC装置负荷控制器调整试验. 试验变化范围±3%MCR,试验工况分别为50%MCR和97%MCR。g机组甩负荷带厂用电试验:机组在50%MCR和100%M

29、CR下,模拟电网故障,机组甩负荷后带厂用电运行(详见机组甩负荷措施。h机组在80%MCR以上,做真空系统严密性试验。i机组运行方式选择试验(负荷控制、负荷调节、汽机跟随及高压缸手动限制。j机组在80100%MCR下,连续168小时试运行。机组在满负荷下连续运行7天,考验机组所有设备及系统安全稳定运行的性能,全面检查记录各种数据。4.2.6热态启动4.2.6.1 机组热态启动按启动曲线进行,主要有如下三种情况:1温态启动曲线;2热态启动曲线;3极热态启动曲线。4.2.6.2 热态启动必须遵循下列特殊规定:1转子偏心率20m。2主蒸汽和再热蒸汽管道充分暖管,使汽缸进汽温度高于相应的汽缸内壁温度 5

30、0100,主汽门前的蒸汽过热度50。3检查主、再热汽管道疏水和汽缸本体疏水阀开启,低压缸喷水阀开启,高排逆止阀及旁路阀强制关闭,高压缸抽真空阀开启。4先送轴封蒸汽,后抽真空,轴封蒸汽的温度应接近缸体温度。5在启动过程中,对汽缸和管道金属温度加强监视,防止冷汽、冷水进入汽缸。6在启动过程中,加强汽缸温差、膨胀、胀差、轴振等的正常监视。7热态启动升至额定转速应尽快并网。4.2.7机组减负荷及停机4.2.7.1 正常停机的减负荷过程即机组冷态启动加负荷过程的逆操作。1控制温降率50/h,机组滑压减负荷,主蒸汽和再热蒸汽必须维持最小80的过热度。2当机组减至50%MCR以下时,停止一台给水泵和一台循环

31、水泵。3当机组减至20%MCR以下时,检查汽机所有疏水阀和低压缸排汽喷水阀应开启;停止高压加热器运行。4高压缸被隔离前,检查厂用电应切至备用变;5检查高、低压旁路工作情况。6当机组减至15%MCR以下时,检查高压缸被隔离。7试验辅助润滑油泵、事故油泵,试验顶轴油泵及盘车电机。8机组减至10MW以下,按汽机跳闸按钮,检查自动主汽阀、调节汽阀及各段抽汽逆止阀应关闭;9检查汽机打闸15秒时,主开关在逆功率继电器动作后断开。机组转速开始下降,辅助润滑油泵、顶轴油泵和盘车电机自动投入。10进行转子惰走以及转子过临界转速时的最大振动值的记录。11将高、中压阀位限制,目标转速及目标负荷减至零。12停止高压控

32、制油泵,维持控制油低压泵继续运行。13机组进入盘车状态,开启真空破坏阀,凝汽器真空破坏后,停止轴封供汽。14注意汽机本体、管道以及各加热器疏水的回收和排放,严禁向汽缸内返水。15根据运行要求停止凝结水泵、给水泵、开式循环冷却水泵、定子冷却水泵、低加疏水泵以及循环水泵。16注意检查发电机密封油系统运行稳定。17当汽机最高金属温度小于 150后,可停盘车。18当汽机最高金属温度小于 120后,可停润滑油系统。19汽机全部冷却后,停顶轴油泵。4.2.7.2 事故停机1遇到下列情况之一,立即破坏真空停机:a油系统发生严重泄漏,或着火,或润滑油压低跳机,或主油箱油位低跳机时;b主、再热蒸汽管道破裂,或给

33、水泵管道破裂,危及设备安全运行时;c机组突然发生强烈振动,或振动超标时;d机组内部出现明显金属摩擦声时;e汽机发生水击时;f汽机轴封处冒火花时;g机组任意轴承断油、冒烟、金属温度达到110或推力轴承回油温度超过80时;h转子轴向位移达到极限值;i高、中、低压缸任意胀差超过极限值;j发电机或励磁机冒烟、打火或发生氢爆炸时。2出现下列情况之一,进行不破坏真空事故停机:aMICROREC装置故障,危及机组安全时;b控制油管出现严重泄漏,或导致水进入控制油箱时;c当润滑油冷油器泄漏,或润滑油温高无法降低时;d空负荷低压缸排汽温度超过100时;e机组任意轴颈振动超过130m时;f主、再热汽温度突降50,

34、或汽温下降率10/min;g主、再热汽温上升至568,降温无效时;h厂用电全部消失时3事故停机应遵循的原则:a机组运行参数达到跳机值调整无效或达到自动停机值而未自动跳闸时,立即手动打闸;b机组自动跳闸或手动打闸后,立即启动润滑油功能组和顶轴盘车功能组;c需破坏真空的事故停机,当转速降至2700rpm 以下时,方可开启真空破坏阀;d真空到零后,停止轴封供汽功能组;e做好各系统的疏水检查和排放。4.2.8汽轮机跳闸条件4.2.8.1 主要保护回路1汽轮机超速(>3300rpm2汽轮机的测速发电机故障3冷凝器真空低(>0.019MPa abs4润滑油压低(<0.1MPa5紧急停机(

35、就地或主控室6外部跳闸条件7机械监测系统a当汽轮机转速<2900rpm时,振动报警值为高二值(180DAb轴向位移报警值高二值(-0.7mm/+0.5mm8汽轮机调节系统aGRE系统调节器的REG模块故障b三组汽轮机转速测量故障c两组位置回路故障(高压调节阀CV或中压调节阀IVdC&I系统4.2.8.2 常规跳闸1发电机保护2变压器保护3锅炉保护4油箱油位太低5密封油和氢压的压差6发电机内是否进油7高压真空阀异常8高压真空过流9高压排汽逆止阀旁路阀异常4.2.8.3 内部跳闸回路1高压排汽口压力>1.7MPa abs 并且汽轮机转速<1050rpm2高压排汽口压力(高

36、压缸抽真空>0.14MPa abs,4分钟后,汽轮机转速>1050rpm并且高压缸隔离3高压缸排汽口金属温度>4204推力瓦应力超限5汽轮机保安系统电源故障6高压缸开度给定值<0(高压缸隔离中的GSE系统的REG模块故障4.2.9机组运行监测参数机组主要特性参数名称额定工况 VWO工况发电机功率 MW主蒸汽压力 MPa主蒸汽温度高压进口流量 Kg/s再热蒸汽压力 MPa再热蒸汽温度中压进口流量 Kg/s低压进口压力 MPa低压进口温度凝汽器真空 MPa主蒸汽温度和压力限制主蒸汽压力不能超过额定压力的110%,虽然可以在额定压力的120%下运行,但任何12个月的运行时间内

37、总累计时间不得超过12小时。蒸汽温度不能超过额定温度8.3,虽然可以在超过额定温度14时运行,但在任何12个月的运行时间内总累计时间不得超过400小时。允许超过额定温度最高为28,在这一温度下,在任意12个月的运行时间内总累计时间不得超过80小时。在启动和额定运行时上下缸温差不能超过90。汽机安全系统保安回路油压额定值为1MPa,最小值为0.3MPa,最大值为1.5MPa. 汽机控制油和润滑油系统参数名称最小值额定值最大值动作情况/信息高压控制油压报警控制油箱温度报警回热过滤器压差报警高压过滤器压差报警除污染过滤器压差报警回油过滤器压力润滑油母管压力报警、跳闸润滑油母管油温冷却后润滑油温报警、

38、手动跳闸油箱温度盘车装置过滤器压差报警前、后推力轴承润滑油出口油温报警前、后推力轴承润滑油出口油温手动跳闸汽轮机支持轴承温度报警汽轮机支持轴承温度手动跳闸发电机前轴承温度报警发电机后轴承温度手动跳闸汽机轴封系统参数名称最小值额定值最大值动作情况/信息轴封联箱压力报警轴封温度报警汽缸保护参数名称最小值额定值最大值动作情况/信息高压排汽金属温度报警/跳闸高压暖缸时高压缸蒸汽压力报警、跳闸高压排汽压力(高压缸切缸报警、跳闸高压缸真空阀报警、跳闸低压缸排汽温度报警低压排汽压力报警、跳闸汽轮机机械性能参数名称轴向位移高压缸胀差中压缸胀差低压缸胀差汽轮机轴承振动转速<2900转速>2900发电

39、机轴承振动转速<2900转速>29005调试质量检验标准5.1 调试目标1验评检验项目全部优良,2汽机真空严密性0.3kPa/min3连续平均负荷率按90%考核4连续带满负荷的时间96h5主机轴振按测试值76m6发电机漏氢量按测试值10Nm3/d7完成168h满负荷试运的启动次数3次8从点火吹管至完成168h满负荷试运的天数>90天5.2 关键控制点施工过程质量控制点 5.3 质量标准5.3.1空负荷 5.3.2带负荷 5.4 调试项目记录内容见附表6调试的安全要求和环境条件6.1 安全注意事项1与试运无关的人员不得进入现场。2进入现场的人员必须正确佩戴安全帽,严禁穿拖鞋、凉

40、鞋、高跟鞋或带钉鞋。3试运时对运行设备的旋转部分不得清扫、擦扫或润滑,擦拭机组的固定部分时,不得把棉纱、抹布缠在手上,严禁留长发靠近旋转设备。4不得在有压力的管道上进行检修工作。5试运中应经常检查油系统是否漏油,严防油漏至高温设备及管道上。6在试运中如发现有异常,应立即采取相应措施。7试运中注意“三防”即:防冻、防火、防盗。8在试运过程中应严格执行试运措施。6.2 调试的安全危险因素及辩识安全危害因素辨识和控制表 7附录1整套启动记录表2整套启动曲线3整套启动验评表专业名称:汽机项目名称:汽机整套启动 JS9B121-2003 专业名称:汽机项目名称:汽机整套启动 JS9B121-2003 专

41、业名称:汽机项目名称:主机冲转前检查 JS9B121-2003 专业名称:汽机项目名称:主机冲转前检查 JS9B121-2003 年月日专业名称:汽机项目名称:主机启动技术指标控制 JS9B121-2003 专业名称:汽机项目名称:主机启动技术指标控制 JS9B121-2003 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日专业名称:汽机项目名称:主机带负荷运行重要指标 JS9B121-2003 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日专业名称:汽机项目名称:主机各项试验 JS9B121-20

42、03 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日专业名称:汽机项目名称:主机油(控制油、润滑油系统调试 JS9B121-2003 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日 验收检查组:调试专业负责人:调试执行人:年月日（工程机组） 专业名称：汽机 项目名称：热力系统调试 JS9B121-2003 文件编号 调试单位 机组带负荷调试验评 性质 质量标准 评定等级 检查结果 合格 优良 0.4 83 投运正常、动作正确 Mpa Mpa 主要 0.05 27.4 符合设计要求 投运正常 无泄漏畅通 全部投入 、动作正确 Mpa 0.020.0

43、5 120200 投运正常 Kpa 主要 符合设计要求 符合设计要求 符合设计要求，蒸汽 旁路系统 主要 压力、温度调节自如、 阀门关闭严密 支吊架 管道 牢固、正确、 不影响管道膨胀 膨胀自如、无异常振 动及泄漏 自评 核评 序号 检验项目 性质 单位 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 真空 系统 严密性 额定负荷真空值 低压加热器旁路 主要 Kpa/min Kpa 凝 结 水 及 疏 水 系 统 凝结水滤网差压 凝结水压力 凝结水温度 水位自动调节 疏水系统 疏水系统保护 轴封供汽压力 轴 11 12 13 14 主 再 15 热 蒸 汽 16 17 及 旁 路 封 系 统 抽汽系统真空值 主（再热）蒸 汽 参数 轴封供汽温度 基地式调节系统 （工程机组） 专业名称：汽机 项目名称：热力系统调试 JS9B121-2003 文件编号 调试单位 机组带负荷调试验评 性质 质量标准 评定等级 检查结果 合格 优良 7 符合设计工况要求 符合设计要求 符合设计要求 投运正常、动作正确 符合设计要求 膨胀自如、阀门 无卡涩、泄漏 主要 全投入、动作正确 联锁动作正确、无泄 漏 畅通、无泄漏 个，其中优良 个。 个。 %。 系 统 自评 核评 序号 检验项目 性质 单位 18 除 19 20 21 22 23 24 25 26 27 系