汽轮机调试方案

1、.目录1 概述2 主要技术规范3 整套启动前应具备的条件4 机组冷态启动程序5 机组正常停机试验6 热态启动应遵循的原则7 机组蒸汽参数超过正常规范的规定8 故障停机的规定9 附录.1 热电工程安装的汽轮机为北京××汽轮电机有限公司生产。其型号为CC-25-8.83/4.2/1.2型高压双抽凝汽式汽轮机。 发电机型号为 QF-30-2 型，采用自循环封闭式空气冷却。汽轮机本体为前、中、后三段组成的单汽缸结构。通流部分为高压 : 一个单列调节级加 2 个压力级，中压 : 一个单列调节级加 3 个压力级 , 低压 : 一个单列调节级加 8 个压力级。汽轮机采用喷嘴调节 , 新蒸

2、汽通过主汽阀后 ,由 4 根主汽管分别引入 4 个调节阀控制进入汽轮机。工业抽汽和采暖抽汽由中压油动机带动调节汽阀和低压油动机带动旋转隔板调节 , 汽缸的高、中、低部分采用垂直法兰连接 , 汽缸下部采用下猫爪支承在前轴承上 , 排汽缸设有扩压导流装置。汽轮机前、后轴承均为椭圆轴承，机组一阶临界转速 1650r/min 。发电机临界转速 1410 r/min, 发电机轴承为可自调整的球面轴承。前箱内装有主油泵和调节保安部套及径向推力联合轴承。盘车装置为涡轮蜗杆和径向齿轮减速结构， 采用低速盘车 , 盘车转速为 5.6 r/min, 并带有高压顶轴系统装置。调节系统包括调速和调压两部分，均采用电液

3、调节方式。电调接受汽机转速、主汽压力、中压 / 低压抽汽压力、及发电机功率信号，高、中、低压油动机开度反馈信号，停机、甩负荷、安全油压低信号。通过给定指令自动或手动开大、关小调节汽阀和旋转隔板以改变蒸汽流量，进而调整机组的转速或负荷、抽汽压力及抽汽量。保安系统包括机械安全装置（飞锤式危急遮断器）、危急遮断器滑阀、事故电磁阀等。机组主要辅机设备包括二台低压加热器，两台高压加热器，一台汽封加热器，二台凝结水泵，两台射水泵及抽气器，一台凝汽器, 二台循环水泵及胶球清洗装置。除氧给水系统为给水母管制系统（考虑二期工程）, 一台高压除氧器，一台低压除氧器, 二台给水泵 , 二台中继水泵。.本方案编制依据

4、：(1) 部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 (1996 年版 )及相关规程。(2) 部颁电力建设施工及验收技术规范 。(3) 部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准 。(4) 部颁电力基本建设工程质量监督规定 。(5) 部颁火电机组移交生产达标考核评定办法 (1997 年版 ) 。(6) 北京汽轮电机有限公司 CC25-8.83/4.2/1.2 型高压双抽汽凝汽式汽轮机产品使用说明书。(7) 北京汽轮电机有限公司 CC25-8.83/4.12/1.1 型抽汽凝汽式汽轮机调节保安系统说明。(8) 济南发电设备厂 QF-30-2 型汽轮发电机技术条件 。(9) 其它相关技术资料与图纸。

5、(10) 电厂运行规程。因本方案为新建机组试运期间的整套启动调整试运要点，着眼于机组的首次启动和 168h 试运期间的试验与调整。故本方案未提及的具体操作，请执行电厂的汽轮机运行规程 。2 汽机主要技术规范额定功率：25000 KW最大功率：30000 KW额定转速：3000 rmin主蒸汽压力：8.83 MPa主蒸汽温度：535冷却水温：20.排汽压力：0.0034 MPa额定中压抽汽压力 : 4.2 MPa额定工业抽汽量 :t/h额定低压抽汽压力：1.2MPa额定低压抽汽量 :75t/h给水温度：208.9速度不等率：4.5%迟缓率 : 0.3%中压抽汽压力不等率约：%低压抽汽压力不等率：

6、%危急遮断器动作转速： 3300-3360 rmin3 机组整套启动应具备的条件3.1 厂房内环境清洁，栏杆、护板、盖板齐全、走梯完整。3.2 现场照明充足，事故照明可靠。3.3 厂房内有足够的消防器材，消防水有足够的压力处于备用状态。3.4 全厂通讯系统畅通无阻。3.5 设备及系统安装完毕，表计齐全，并经验收合格。3.6 辅机及其系统分部试运合格，达到备用状态，联锁及保护装置试验完成合格，按要求可随时投入。3.7 油系统循环冲洗已完毕，油质合格，油箱油位正常。3.8 向汽机提供合格充足的新蒸汽。3.9 汽机调节、保安系统静态试验完成。3.10 机组跳闸保护试验全部合格，并能可靠投入。3.11

7、 所有热工检测仪表及报警信号正常投入使用。.3.12 所有电动阀门、水控制逆止门经试验动作可靠，安全门经水压试验合格。3.13 现场挂有与实际相符的系统图，各设备阀门挂有与系统图和运行规程相一致的标牌。3.14 运行员熟悉设备系统及掌握设备起停操作方法。3.15 机炉与电气联络信号应好用。3.16 准备好启动用具，如振动表、温度表、听音棒、搬钩子等。4 机组冷态启动4.1 按电厂运行规程对下列系统进行全面检查和操作，设备处于启动备用状态，各系统阀门置于应开关位置：主蒸汽系统及其疏水系统。抽汽系统及其疏水系统。加热器及其疏水系统。凝结水系统。轴封系统。抽真空系统。循环水系统。发电机空气冷却器系统

8、。除氧给水系统。机组供油系统。调节保安系统。工业水系统。4.2 启动交流润滑油泵，开启出口门，向润滑油系统充油。启动顶轴油泵。.投入盘车。启动润滑油箱排烟风机，打开出口风门。打开通往调节系统充油门向调节系统充油,10 分钟后，启动交流启动油泵进行油循环，提升油温,停交流润滑油泵备用。启动盘车后，检查齿轮箱和汽轮机内无异音，保证机组冲转前连续盘车 4 小时以上。4.3 根据实际情况按要求依次启动下列各泵，备用泵投入联锁：启动直流润滑油泵，检查运行正常后停泵备用。启动凝结水泵，根据除氧器水位上水或投入凝结水再循环运行。启动射水泵抽真空。4.4暖管第一段暖管：至电动主闸门前。关闭自动主汽门、电动主汽

9、门及旁路门。开启主蒸汽管道及汽机本体各疏水门，稍开锅炉供汽总门或旁路门送汽暖管，在 0.2 0.3MPa蒸汽压力下暖管30 分钟。然后，缓慢开启供汽门，以 0.1 0.15MPamin 的速度升压至3.5Mpa 左右，全开供汽门，升压过程中可适当关小疏水门。第二段暖管：至自动主汽门，稍开电动主闸门旁路门，保持蒸汽压力 0.2 0.3MPa不升压，暖管 2030 分钟后全开旁路门。暖管结束后，关闭电动主闸门旁路门泄压。锅炉稳定汽压后打开锅炉侧主汽门向机侧供汽, 滑压暖管 , 主汽压3.5Mpa 左右 , 主汽温度 350左右汽机冲转。4.5 轴封供汽 ( 与第二阶段暖管同时进行) ：开启轴封供汽

10、母管和均压箱疏水门，稍开主汽至轴封供汽手动门,稍开轴封供汽调节门，轴封供汽暖管。启动轴抽风机,投入汽封加热器,其汽侧压力维持.0.094-0.098Mpa 。启动射水泵 , 开启凝汽器抽空气门，凝汽器真空达20 25KPa，轴封供汽并投入均压箱减温水。汽封压力调节器保持在0.10MPa左右，供汽温度在200 250。4.6 验证机侧跳闸保护（除低真空保护外）投入。4.7 调速系统检查4.7.1手动、电动检查复位挂闸装置后，其指针放在“ 0”位。4.7.2中、低压油动机处于全开位置。4.8 冲动转子至定速4.8.1冲转参数（首次冷态启动） ：主汽压力 3.5MPa? 真空 60Kpa主汽温度 3

11、50 油温 35 40润滑油压 0.098MPa 以上调速油压 1.96Mpa全开汽缸及抽汽管道上疏水，关闭防腐汽门。记录机组启动前的状态和主要参数。机组复位挂闸 ,全开自动主汽门。采用就地盘全开高压调节汽门，冲转时全周进汽。用电动主闸门的旁路门启动升速，第一阀全开，开启第二阀冲动转子至 300500r/min ，之后关闭阀门截断汽流， 倾听汽缸内及机组轴端有无摩擦声音。4.8.7 在转子静止前，开启电动主汽门旁路阀将转速保持在300500r/min ，暖机 10-15 分钟，全面检查机组运行状态，记录有关运行参数。注意 :转速超过 5.8r/min后，盘车装置应自动脱开，切断其电源。低速暖机

12、结束后， 以 100r/min/min 的速度升速至1200r/min ，暖机40 分钟 ( 首次启动 ) ，凝汽器真空不超过80kPa，对机组运行情况进行全面.检查和测试。转子临界转速1650r/min ，以每分钟300500r/min的速度升速至2300r/min ，暖机 30 分钟 ( 首次启动 ) ，进行全面检查、测试和记录。?注意：升速过程中，如汽机轴瓦振动（100m）和内部声音异常，降低汽机转速至振动、声音消失，再运行510 分钟，继续升速，否则停机，查找原因。暖机结束后，以 10min 的时间均匀提升转速3000r/min 。检查机组运行状态及各部分参数。机组运行正常后，转入 D

13、EH的 CRT控制，设置目标转速 3000 r/min 。高压调门油动机应该回关到50mm左右（根据蒸汽参数变化） 。全开电动主汽门，关闭电动主汽门旁路门。额定转速下，真空应 63KPa，投入冷油器保持油温在3545，排汽缸温度 120。当转速达到 2800r/min 以上时 , 要注意主油泵投入工作情况 , 检查主油泵出口压力在 1.9MPa以上。4.9机组定速后的试验 :手动停机按钮试验。启动采用在 DEH的 CRT上选择温态自动启动。停止高压油泵并注意观察油压变化情况，确认低油压联锁开关投入。汽门严密性试验。机组超速试验。危急保安器注油试验。电气试验。注：上述试验操作步骤见附录 。4.1

14、0并列、带负荷电气试验结束，全面检查一切正常，通知电气“并网”。机组并网后，即刻接带负荷1250KW，暖机 30min。. 投入真空低、发电机主保护动作、油开关跳闸联锁保护开关。然后以 500 KW/min 增负荷率，加负荷至5000KW，暖机 20min。 关闭车室及各段抽汽疏水门。然后以 1000KW/min 增负荷率，加负荷至20000KW，暖机 40min。30%-50%的额定负荷时，视具体情况，按辅机运行规程，分别投入低压加热器和高压加热器。然后以 1000KW/min增负荷率，均匀加负荷至额定负荷。 当#1 高加内部压力大于除氧器压力0.2MPa时，将高加疏水导除氧器。在机组启动前

15、 , 高压加热器和低压加热器水侧投入运行。真空系统严密性试验，试验步骤见附录。4.11投入热负荷的操作程序电负荷达到额定负荷的三分之二（15000KW）时，方可投入低压调节抽汽。电负荷达18000KW投入低压调节抽汽。电负荷减至额定负荷的三分之二以下时，应停止调节抽汽。在投抽汽之前 , 首先确定工业、采暖抽汽安全门和抽汽逆止门试验合格。向抽汽压力取样管内注清洁凝结水，排尽管内空气后关闭排汽阀。缓慢开启抽汽压力取样管进汽阀，充压速度0.05MPa/min。缓慢投入抽汽控制升压， 分别做中压调整抽汽和低压调整抽汽安全阀整定试验，启跳压力 ( 表压 ) 应为： 4.62MPa,和 1.32MPa。安

16、全门整定完成后，使抽汽压力达到热网要求值，开启调整抽汽电动门向热网送汽。若并入热网，应将抽汽压力调整至高于热网压力0.04MPa，然后开启调整抽汽电动门向热网送汽。机组停止供热的操作与投入供热的操作相反。注意：增加热负荷的速度不得大于5t/min ，观察电负荷变化。 达到.额定抽汽量的 50%时，应暖机 20min。4.12加负荷至额定值，机组进入168 小时试运行。5 正常停机试验5.1 72 小时试运完成后，联系锅炉和电气，机组做停机试验。5.2 机组减负荷至 15000KW，切除调整抽汽：逐渐关小对外供汽阀门，同时缓慢降低抽汽设定值。逐渐降低抽汽量。5.3 重新加负荷至额定25000KW

17、，做纯凝汽工况电负荷试验， 并按电厂运行规程启、停高低压加热器和除氧器；5.4 以 2000KWmin 的速率减负荷， 每隔 4000KW停留，记录电功率、 主油动机行程、主蒸汽压力和真空，直至负荷到0KW。注意：主蒸汽压力尽可能保持额定值。根据压力等级相应切换除氧器加热汽源和加热器疏水。根据负荷停止相应辅助设备。减负荷过程中，注意轴封压力调节器的工作情况，保持轴封供汽压力正常。5.5 机组解列。5.6 试验高、低压交流油泵，直流油泵和盘车电机应良好。5.7 机组打闸，记录转子惰走数据每 60 秒记录一次时间、转速和真空。，破坏真空。6 机组热态启动应遵循的原则6.1 机组停机再启动时前汽缸调

18、节级处缸壁温度在150以上，作为热态方式启动。6.2汽轮机升速区间划分与冷态方式启动相同。6.3暖机与升速时间较冷态启动时间大约减少二分之一。6.4冲转前应连续盘车。.6.5先送轴封汽，后抽真空。6.6维持较高的真空约在90KPa。6.7进入汽轮机的新蒸汽温度应高于汽缸金属温度50以上。6.8转子热弯曲度不大于0.05mm。6.9汽缸调节级区域上下缸温差不大于50。6.10启动过程检查与冷态启动相同。6.10加负荷过程的检查与操作同冷态启动。6.11启动在 DEH的 CRT上采用自动或手动均可。7 蒸汽参数超过正常范围时的规定：7.1主蒸汽压力汽压 <8.2MPa，联系锅炉提升汽压；汽压

19、 <7.8MPa，减负荷；汽压降到 6.9MPa，电负荷减至15000KW,切除调整抽汽。汽压下降到 6.4MPa，负荷到零。汽压下降到 5.9MPa，故障停机。汽压升高到 9.2MPa，联系锅炉降压。汽压升高到 9.8MPa，减负荷到零打闸停机。7.2主蒸汽温度主蒸汽温度降至525, 联系锅炉提汽温。主蒸汽温度降至485, 开主蒸汽管道和电动主汽门前疏水。主蒸汽温度降至480, 负荷降到 15000KW,开本体疏水 , 切除调整抽汽。主蒸汽温度降至460, 负荷到零故障停机。正常运行时主蒸汽温度 540以上不得超过 30 分钟 , 全年累计不超过 20 小时。主蒸汽温度超过 540以上时 , 打闸停机。7.3 下列情况 , 必须迅速切断汽轮机进汽, 破坏真空停机 :汽轮机转速升高到3360r/min ，而危急遮断装置不动作。.7.3.2水冲击或主蒸汽温度快速下降 50。7.3.3轴端汽封冒火花。7.3.4任何一个轴承断油和轴承温度急剧升高。7.3.5轴承回油温度升高超过 7