200MW汽机调试措施.docx

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200MW汽机调试措施

2×200MW发电机组

汽轮机启动调试措施

批准：

审核：

编写：

电科院

2014年8月

1概述

2设备简介

3调试工作依据

4调试工作应达到的要求

5整套启动计划

6整套启动条件

7启动前的系投运及检查

8机组启停

9机组试运

10安全注意事项

11组织分工

1概述

电厂三期工程2×200MW直接空冷机组，其汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产的汽轮机和辅助设备、发电设备厂生产的汽轮发电机组成。

7#机组于2006年投产，8#机组于2007年投产。

整套启动中，汽轮发电机组系统调试有大量的试验调整工作，必须认真准备、精心组织，并作好周密的计划安排。

因此，整套启动调试工作必须按照国家标准和部颁规程、规范，并参照设备设计、制造所依据的相关标准，根据有关技术合同规定及设备技术文件要求进行，整套启动调试工作在启动指挥领导下，根据设计和设备特点，合理组织、协调，实施启动工作。

2设备简介

2.1汽轮机结构特点

该机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的CZK200-13.43/0.924型200MW空冷单抽汽凝汽式汽轮机。

本汽轮机为中压单缸、冲动、直接空冷、抽汽凝汽式。

汽轮机的通流部分由一个双列调节级和十个压力级组成，末级动叶片长480mm,动叶1-8级为直叶片，9-10级为扭叶片，末级动叶采用等离子淬火强化，以防水蚀。

隔板采用焊接结构，隔板汽封2-8级为高低直齿形结构，9-11级为斜平齿结构。

所有隔板套、前汽封都采用悬挂结构，支承在气缸中分面处，后汽封则是用螺栓固定在后气缸上。

推力轴承与前轴承组合成径向推力联合轴承，装于前轴承座内。

后轴承、发电机前轴承同装在与后汽缸铸成一体的后轴承座内。

汽轮机转子与发电机转子用刚性联轴器联接。

主油泵由主轴带动，主油泵与汽机转子之间采用半挠形联轴器连接。

为了在机组启动时减少盘车力矩，配有电动盘车装置。

2.2汽轮机主要技术规范

2.2.1型式：

冲动、直接空冷、抽汽凝汽式

2.2.2功率：

200MW

2.2.3额定转速：

3000r/min

2.2.4转动方向：

从机头看为顺时针旋转

2.2.5主蒸汽压力：

13.43Mpa

2.2.6主蒸汽温度：

553℃

2.2.7主蒸汽流量：

634t/h（额定）/750t/h（最大）

2.2.8抽汽压力：

0.981Mpa

2.2.9抽汽量：

320t/h（额定）/440t/h（最大）

2.2.10排汽压力：

15kpa（设计工况）

34kpa（夏季满发）

2.2.11最终给水温度：

273.5℃

2.2.12加热器数量：

高压加热器12

低压加热器6

除氧器2

2.3系统简介

2.3.1主蒸汽系统

主蒸汽管道为分段母管制系统

从锅炉过热器出口来的新蒸汽，通过主蒸汽母管经电动隔离门至主汽门，主汽门后再分为二根导汽管，经调节汽阀后，分成四根导汽管，进入前汽缸的四只喷嘴室。

蒸汽在汽轮机内膨胀作功后，经排汽装置引至空气凝汽器，在那里被直接冷却凝结成水。

再由凝结水泵打入汽封加热器（JQ），低压加热器（JD）和除氧器（CY）。

经除氧器（CY）加热除氧的凝结水，由给水泵升压后，再经两个高压加热器后（JG2、JG1）进入锅炉。

2.3.2抽汽系统

本汽机共有四级非调整抽汽。

第一级抽汽接2号高加（JG2）；第二级抽汽接1号高加（JG1）；第三级抽汽接除氧器；第四级抽汽接低加（JD）。

第一至四级抽汽管路上均装有可控制的抽汽逆止阀。

2.3.3凝汽器及抽真空系统

排汽装置分别设有二台真空泵、一台投运时，即可保持凝汽器正常运行的真空度，机组起动时，可两台泵同时投运。

2.3.4疏水系统

疏水系统用于排泄主蒸汽管道/抽汽管道/汽缸中的积水,不使水进入汽轮机通流部分,疏水系统将汽机房内汽水循环中的疏水收集起来，并送至疏水膨胀箱，尔后回收利用。

2.3.5汽封系统

汽机前后汽封的第1挡“负压”腔室、主汽门和调汽阀阀杆等近大气侧低压腔室,均接至汽封加热器（JQ）,使这些腔室压力维持在正常范围内；汽机前后汽封的第2档“正压”腔室，由除氧器汽平衡管供汽，籍助汽封压力调节阀使汽封供汽压力维持在0.101~0.127MPa（a）范围内，以保证封住主蒸汽不外泄、冷却前轴颈，保证轴承正常工作。

起动时，则对转子、汽缸进行预热；停机时，加热转子前汽封，使负差胀不致越限。

当汽封加热器故障时，可打开一只排空阀。

前汽封亦可通过电动隔离门的手动旁路门，引入新蒸汽（但汽温要降至≤200℃），作汽封封汽，严防汽机负差胀越限。

2.3.6汽轮机调节保安系统

采用数字式电液调节系统，液压油系统设有与汽轮机同轴的主油泵及一台高压启动油泵，用来向调节系统提供压力油及机组的润滑油，并驱动执行机构。

危急保安装置设有双重的电子超速及机械超速保护设备。

2.3.7汽轮机润滑油系统

润滑油系统设有与汽轮机同轴的主油泵、高压启动油泵、低压交流润滑油泵、低压直流润滑油泵以满足机组在启动、停机、正常和紧急事故情况下工况的需要。

投入盘车装置。

盘车转速为4.3r/min，当转速超过4.3r/min时，盘车自动脱扣。

3调试工作依据

3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）

3.2《电力建设施工及验收技术规范》（汽机篇、管道篇）

3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

3.4《电力基本建设工程质量监督规定》

3.5《火电工程启动调试工作规定》

3.6有关技术合同规定,制造及设计技术文件

3.7东汽调试指导文件

3.8《电力安全工作规程》及部颁反事故规定

4调试工作应达到的要求

4.1检查各系统设备的设计制造质量，应符合合同的有关规定，及合同规定中所要求依据的标准，并满足运行安全和操作、检修方便的要求；

4.2检查各设备的安装质量，应符合设计图纸及制造厂技术文件的要求；

4.3试验检查调整考核各项设备的性能，应符合制造厂的要求；

4.4吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济地投入运行；

4.5主、辅机设备、热工、电气仪表、热控保护、联锁、自动装置等投入工作正常；

4.6完成空负荷试运，带负荷试运，满负荷试运的各项调试工作。

5整套试运计划

阶段划分

试运程序

调试项目

备注

空负荷试运阶段

1.首次主机冷态启动试运

2.定速后试验检查

3.停机试验

4.机组启动进行电气试验

5.试并网、带初负荷试运

1.启动振动监测

2.润滑油系统调整

3.DEH系统试验调整

4.主机汽门严密性试验

5.主机超速试验

6.电气试验

7.汽机系统投运试验

带负荷试运阶段

1.机组冷态带负荷试运

2.机组回热系统投运

3热网抽汽系统投运

4.机组温态、热态启动试运

1.DEH系统带负荷试验

2.真空严密性试验

3.辅机设备带负荷

4.主、辅机振动监测

满负荷试运阶段

机组带负荷性能考核

6整套启动条件

6.1汽轮机本体、发电机、励磁机等设备检查全部结束，验收合格，各种记录齐全，设备改进及主要的检修，调整数据应提供书面资料。

6.2油循环结束，油质符合合同机规定的检验标准。

6.3DEH系统、DCS系统、TSI、ETS系统静态调试工作完毕，辅机分部试运结束，分系统调试完毕，具备启动投运条件。

6.4排汽装置、空冷系统散热器及冷却风机、高、低压加热器，除氧器等辅助设备检查工作结束，质量验收合格，记录齐全。

6.5主蒸汽系统、给水系统、凝结水系统、回热系统、开闭式冷却水系统、发电机冷却水系统、冷油器冷却水系统、真空系统、汽封系统等检查工作结束，质量验收合格，记录齐全。

6.6电动给水泵、凝结水泵、散热器冷却风机、辅机循环泵、真空泵、高压油泵、交直流润滑油泵、排烟风机等转动设备运行正常，验收合格。

6.7发电机定、转子线圈绝缘试验合格

6.8排汽装置、空冷系统散热器及真空系统经灌水（或其他措施）检查无泄漏，试抽真空合格。

ACC系统风机试运正常。

6.9汽轮机系统所属电动门、调整门、手动门开关灵活，电动门、调整门调试并验收合格，各系统安全门整定合格。

6.10凝结水管道、给水管道、辅机循环冷却水管道、补水管道经冲洗合格。

6.11发电机冷却水管道冲洗并经化学化验合格。

6.12主汽及汽封管道、辅助蒸汽管道经蒸汽吹扫合格。

6.13机组及辅助设备必须保温良好，符合部颁有关规定，保温层与基础固定

件之间应留有足够的膨胀间隙。

6.14汽轮机系统所属热工、电气工作全部安装结束，机组配有的所有仪器、仪表点齐全，安装接线正确牢固，并已校验合格，仪器仪表、信号装置指示正确、清晰，性能稳定、标识明显。

6.15化学制水系统、厂用电系统、保安电源及直流供电系统工作可靠。

6.16试运现场整洁、试运区内所有临时架板、拦杆、护板等全部拆除。

6.17试运现场消防、人行通道畅道，照明齐全，厂内外排水沟畅通，沟盖板、孔洞盖板齐全。

6.18试运区内消防水投入正常，备有足够的消防器材，并有专人负责试运期间的消防，保卫工作。

6.19试运范围内生活用水及卫生设备正常投入使用。

6.20各运行岗位应有正式的通讯设备，根据试运要求增加的岗位，也应有可靠的通讯联络设备。

6.21试运要求生产单位准备经过审批的运行规程，现场张挂和实际相符合的热力系统图，调节保安系统图，汽轮机启动曲线图，停机惰走时间曲线图。

6.22试运要求运行人员和维护人员必须经过专门培训，熟悉设备的位置、结构、原理、性能及紧急和应急处理方法。

6.23准备好转速表、振动表、听针、门钩、对讲机及各种记录表格。

7机组启动前的准备

7.1机组启动前的试验项目

试验项目

试验内容

试验步骤

试验结果

备注

1.润滑油系统试验

a.主油箱位报警试验

b.润滑油供油系统试验

c.油泵启停试验

d低油压保护试验

e.盘车启、停试验

按规程要求

2.调节保安系统试验

a.DEH系统功能试验检查

b.就地、远方打闸试验

c.启动装置试验

d汽机掉闸系统试验

按规程要求

3.ETS动作试验

按规程要求

4主机联锁保护系统.

按规程要求

5辅助设备联锁保护系统

按规程要求

7.2启动前的系统投运及检查

项目

内容

方法

要求

结果

主、辅机设备系统安装及分系统试运情况检查

a.安装质量

b.分系统试运情况

c.设备状况

d.启动条件

A施工质量验评

b.分系统试运验评

c.相关措施要求

d.厂家技术要求

a.满足机组启动的基本条件

b.所有设备无异常

c.分系统调试工作完成

润滑油系统投运

a.油质

b.油箱油位、油温

c.各油泵工作性能

d.电气、烟风机工作性能

e.排烟风机工作性能

f.设备切换试验

g.事故排油系统

h.油净化系统

a.启动润滑油系统

b.系统试验

a.油温37~45℃

b.油位高油位

c.油质化验合格

d.各部油压正常

e.油泵启停正常

f.备用泵状态良好

g.油净化系统正常投运

DEH系统检查

a.DEH系统功能试验

b.保安系统检查试验

a.投DEH系统

b.系统试运

a.油温32~45℃

b.油质化验合格

c.系统无泄漏

d.各部油压正常

汽水系统各阀门位置检查

.按蒸汽、凝结水、汽水空气、辅机循环冷却水系统进行检查

a.电动门配电盘带电并进行操作试验

b.按运行规程要求确定各系统有关阀门位置正确

a.检查阀门动作正常

b.阀门位置正确

c.特别注意本体及管路疏水门位置及设备出入口门位置

d.影响真空的阀门及汽水可能倒流的阀门应关闭

盘车投运

a.各瓦油压检查

b.油泵性能检查

c.盘车装置性能检查

d.转子偏心度检查

a.启动油泵

b.投入盘车

a.偏心度与原始值比较不得超过0.03mm

b.油压正常

c.盘车转速正常

d.通流部分无异常

汽封系统检查

a.各汽源系统

b轴封风机主作特性

a.阀门开关试验

b.系统投运

c.轴封风机投运

a.阀门动作正常

b.调节阀性能正常

c.轴封风机工作正常

抽汽逆止门

.电磁阀试验检查

a.电磁阀操作

b.保护试验

c.联锁试验

a.电磁阀动作正常

b.执行机构灵活可靠

低压缸喷水系统试验检查

a.电磁阀试验检查

b.通水试验

c.控制系统功能试验

按运行规程要求

a.电磁阀动作正常

b.主阀工作正常

c.控制功能正常

循环冷却水系统检查

a.水泵工作性能

b.系统运行情况

c.循环水运行参数

d.热工监控系统

按运行规程要求

a.冷却水泵正常

b循环冷却水水质合格、水温正常.

凝结水系统

a.凝结水泵工作性能

b.炉上水冲洗，除氧器上水

c.系统运行情况

d.热工监倥系统

e.低压缸喷水装置试验

按运行规程要求

a.运行参数正常

b.泵工作性能良好

c.热工监控系统投运正常

d.系统冲洗合格

空冷系统

a.风机系统工作性能检查

b.启动风机运行

c.散热器组阀门动作检查

d.散热器泄漏检查

e.控制系统程控功能检查

按运行规程要求

a.风机运行正常

b.风机工作性能良好

c.阀门动作正常

d.无泄漏

e.程控功能正常

给水系统

a.电动给水泵工作性能

b.系统运行情况

c.热工监控系统

d.锅炉炉前冲洗

e.除氧器加热

按运行规程要求

a.运行参数正常

b.系统冲洗合格

c.功能组启动正常

回热系统

a.系统电动阀门试验正常

b.抽气逆止门检查正常

c.水位信号检查

d.热工监控系统

e.各系统阀门位置

按运行规程要求

a.系统阀位正常

b.电动门、抽汽逆止门检查正常

c.热工监测系统投运正常

d.高低加水侧投运正常

真空系统检查投运

a.热工系统检查

b.系统全面检查

c.真空泵启动试验

d.抽真空试验

按运行规程要求

a.真空度正常

b.启动正常

c.泵工作性能正常

汽封系统投运

a.压力自动调节功能

b.系统运行情况

a.辅汽至汽封供汽门暖管

b.投汽封正常

c.投自动调节系统

a.汽压、汽温稳定

b.压力正常，温度<200℃，自动调节正常

c.各轴封溢汽均匀

d.轴加工作正常

疏水系统

a.手动门位置检查

b.电动门检查

c.热控系统检查.

a.手动门操作

b.各电动门试验

a.手动门位置正确

b.电动门工作正常

c首次启动本体疏水阀手动开启

发电机冷却系统

a.手动门位置检查

b.水冷泵检查

c.热控系统检查.

按运行规程要求

a.手动门位置正确

b.电动.水冷泵工作正常

c.顺控系统工作正确

备注

具备上述条件后，通知锅炉点火。

8机组启停

8.1启动方式的定义及规范

启动方式

冷态启动

温态启动

热态启动

定义

调节级下部汽缸温度＜200℃

调节级下部汽缸温度200~350℃

调节级下部汽缸温度＞350℃

启动参数

主汽压力

主汽温度

P0=2.0Mpa（a）

T0≈305℃

（应有≮55℃的过热度）

P0=2.5Mpa（a）

T0=320℃

（应有≮55℃的过热度）

P0=3.0MPa（a）

T0≥450℃

（应有≮50℃的过热度）

初升速率

100r/min

150r/min

200r/min

暖机转速

1350r/min

/r/min

暖机时间

30min

/min

至3000r/m

升速率

100

150

200

冲转至定速时间

90min

/min

8.2启动过程主要运行参数控制

控制值

参数

单位

控制范围

升速暖机

过监界

空负荷

带负荷过程

满负荷

润滑油压

MPa

0.08~0.12

润滑油温

℃

37~45

轴向位移

+1.0-1.0

热膨胀值

胀差值

+3.0-1.2

各瓦振动

<0.08

轴振动

<0.25

轴承温度

℃

<95

轴承回油温度

℃

<75

汽缸上、下缸温差

℃

<30~50℃

法兰中心与螺栓温差

℃

<30~50℃

汽缸内外壁温差（升速）

℃

<50℃

汽缸内外壁温差（降速）

℃

<40℃

法兰内外壁温差

℃

<50℃

汽缸内外壁温升率（升速）

℃

<100℃

汽缸内外壁温升率（降速）

℃

<80℃

主蒸汽温差

℃

主蒸汽温升率

℃/min

2.8~3.2

低压缸排汽温度

℃

<80

8.3机组禁止启动范围

机组在启动前或冲转带负荷过程中，若发生以下任一情况机组禁止启动。

8.3.1任一安全保护系统失灵

8.3.2任一主汽阀、调节汽阀、抽汽逆止阀卡或关闭不严密。

8.3.3冲车时有明显的摩擦声

8.3.4润滑油泵、高压启动油泵、盘车装置及其它主要辅机设备失常。

8.3.5汽轮机转子弯曲值相对于原始值大于0.03mm

8.3.6主要仪表（如转速、振动、轴向位移、相对膨胀，轴承温度及回油温度，主蒸汽压力、温度、真空、汽缸温度等测点的传感器或显示仪表）失灵。

8.3.7主要辅机设备控制系统（如凝结水箱水位、除氧器水位压力调节、电动给水泵控制系统）失灵。

8.3.8机组启动运行过程中参数超过限制值

8.3.9润滑油油质不合格

8.3.10汽机保护不能完全投入

8.3.11汽水品质超标

8.3.12机组保温不完善

8.3.13机组厂用供电系统工作不正常

8.4机组启动步骤及要求

机组具体启动步骤请参照东汽厂（（启动运行说明书））。

8.5机组停机

8.5.1停机方式

机组停机方式可分为正常停机和事故停机，而正常停机可分为额定参数停机及滑参数停机；对于紧急事故停机可分为不破坏真空停机和破坏真空停机。

8.5.2机组正常停机

8.5.2.1停机准备

（1）进行机组直流润滑油泵试验，

（2）做好轴封辅助汽源，除氧器备用汽源暖管工作，

（3）进行主汽阀、调节汽阀活动试验，

8.5.2.2滑参数停机步骤

为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平：

（1）在画面选择减负荷率，按滑参数停机曲线减负荷，降温降压，

（2）停机过程中参数控制如下：

a、主汽温降速度小于2℃/min

b、主汽压下降速度0.08~0.1MPa/min

c、主汽过热度不小于50℃

（3）主蒸汽温度与汽缸温度不匹配时，应暂停降温

（4）减负荷过程，注意给水泵的负荷变化

（5）减负荷过程密切注意胀差变化，当胀差超过正常要求范围时，应停止减温减压

（6）注意停机过程各联锁情况如各疏水阀，低压缸喷水装置是否正常、空冷系统凝结水温度是否正常,视水温变化顺序停散热组

（7）减负荷过程注意轴封，除氧器汽源切换

（8）当负荷减低至厂用电负荷时，解列发电机

（9）检查各辅助设备运行正常，打闸停机，注意各高压调节汽阀及各抽汽逆止阀应全部关闭，并根据炉要求停给水泵

（10）转速下降至400~500r/min停真空泵,用真空破坏门控制真空

（11）转速到零，真空到零后，停止汽封供汽，停轴封加热器风机

（12）当转子静止后，开启盘车供油门,启动盘车装置

（13）当调节级金属温度降到120℃以下，停盘车，4h后停润滑油泵

（14）在滑参数降负荷过程中，应严密监视机组振动，发生异常振动时应停止降温、降压、打闸停机

（15）在连续盘车时如果有磨擦或其它不正常情况时应将连续盘车改为定期盘车，即每半小时转180度，热弯曲时应用上述定期盘车的方法消除热弯曲后再连续盘车4h以上

（16）停机后应严密监视，采取措施，防止冷水，冷汽倒灌入汽缸，引起

大轴弯曲

（17）适时停用凝结泵及开闭式冷却水系统

（18）在最初几次停机过程中，应记录绘制和核实机组惰走曲线，作为以后停机惰走的依据

8.5.2.3额定参数的停机

为了短时间消缺处理后能及时启动，希望机组的汽缸金属能维持较高的温度水平，缩短机组的启动时间

（1）以1~2MW/min的速率减负荷

（2）给水泵和汽封的切换，除氧器汽源的投用

（3）其它操作同滑参数停机

8.5.3机组紧急停机

8.5.3.1紧急停机处理原则

（1）事故的处理，应以保证人身安全、不损坏或减少损坏设备为原则

（2）机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故扩大，必要时应维持非故障设备的运行

（3）应保留好现场，特别是保存好事故发生前和发生时仪器仪表所记录的数据，以备分析原因，提出改进措施时参考

8.5.3.2在下列情况下，机组应破坏真空紧急停机（含保护正常动作）

（1）机组发生强烈振动，振动大保护动作

（2）机组内有清晰的金属摩擦声和撞击声

（3）汽轮机发生水击或蒸汽温度在10min内急剧下降50℃以上

（4）任一轴承回油温度超限或任一轴承断油冒烟时

（5）任一支持轴承或推力瓦轴承温度超限达到保护值

（6）轴封挡油环严重磨擦，冒火花时

（7）润滑油压低至保护值

（8）主油箱油位低至保护值

（9）发电机、励磁机冒烟

（10）油系统着火，不能及时扑灭时

（11）轴向位移超限

（12）汽轮机转速超过3360r/min,而危急遮断器未动作

（13）主蒸汽管破裂，机组无法运行时

8.5.3.3在下列情况下可不破坏真空停机

（1）排汽装置压力升至保护动作值

（2）凝结水泵故障，空冷凝汽器水位过高而备用泵不能投入时

（3）机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min时

（4）调节保安系统故障或电厂系统故障使机组无法正常运行时

（5）胀差增大，调整无效超过极限值时

（6）机组处于电动机状态运行超过3min时

（7）其它主机保护动作

8.5.3.4紧急停机注意事项

保护动作或手动打闸停机应注意下列操作是否执行。

（1）自动主汽门及调节汽阀应立即关闭

（2）各抽汽逆止阀应立即关闭

（3）疏水系统正常投入

（4）注意惰走情况，随真空下降，调整轴封压力正常

9机组试运

机组试运分为三个阶段,空负荷试运,带负荷试运,满负荷

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