汽轮发电机组整套启动调试方案Word格式.docx
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汽机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外,危急跳闸系统ETS主要是检查所有要求跳闸信号的正确性,识别错误的跳闸信号,并确保在设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。
汽轮机电气监视保护系统采用MMS600监控系统,由轴系、油压真空、温度、辅机及ETS五部分组成。
其中轴系安全监视装置由转速监视器、偏心监视器、轴位移监视器、胀差监视器、轴承振动监视器、轴振监视器和热膨胀监视器组成。
该监控设备先进,动作可靠,系统完善。
一旦控制参数越限,机组即自动跳闸。
机组设计高、低压两级串联旁路系统,高压旁路容量为40%BMCR,
锅炉给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵,电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动,两台汽泵的前置泵与主泵是分置式的,机组正常运行为两台汽泵运行,电泵作为备用。
主要辅机设备有两台各50%容量循环水泵,两台各100%容量凝结水泵,两台各100%容量闭式冷却水泵,三台各50%容量水环式真空泵,三台高加,一台内置式除氧器,四台低加。
其它还设有汽机润滑油、顶轴盘车系统,主机调节用EH油系统,发电机密封油、定子水系统,发电机氢气冷却系统等。
3汽轮机发电机组主要技术规范
3.1汽轮机
型号:
CLN600-24.2/566/566
型式:
超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式
额定功率:
600MW
额定转速:
3000r/min
额定主蒸汽压力:
24.2MPa
额定主蒸汽温度:
566℃
额定主蒸汽流量:
1660t/h
额定再热蒸汽压力:
3.81MPa
额定再热蒸汽温度:
额定再热蒸汽流量:
1414t/h
额定背压:
4.635/5.823Kpa(a)(平均背压:
5.2Kpa(a))
回热级数:
8级(三高、四低、一除氧)
通流级数:
44
高压部分级数:
1+9
中压部分级数:
6
低压部分级数:
2×
2×
7
设计冷却水温度:
21.7℃
额定给水温度:
280.4℃
盘车转速:
3.35rpm
THA工况热耗:
7522KJ/KWh
汽轮机总内效率:
91.78%(THA工况)
不破坏真空惰走时间60
临界转速(分轴系、轴段的试验值一阶、二阶)(r/min)
高中压转子:
1639/4438
1号低压转子:
1532/3457
2号低压转子:
1561/3750
发电机转子:
733/2074/3814
3.2发电机
最大连续功率:
654MW
功率因数:
0.9
额定电压:
20KV
额定电流:
19245A
额定频率:
50Hz
励磁方式:
静态励磁
冷却方式:
定子线圈水冷,定子铁心、转子绕组氢冷
额定氢压:
0.4MPa
漏氢量:
10m3/d
4机组启动原则
4.1启动状态划分及启动方式
4.1.1推荐应用如下由第一级金属温度决定的五种启动状态。
1)冷态启动:
第一级金属温度<120℃:
长期停机之后;
2)温态-1启动:
120℃≤第一级金属温度<280℃:
停机超过72小时;
3)温态-2启动:
280℃≤第一级金属温度<415℃:
停机10到72小时;
4)热态启动:
415℃≤第一级金属温度<450℃:
停机1到10小时;
5)极热态启动:
450℃≤第一级金属温度:
停机不到1小时。
启机时注意事项
为避免共振,汽机不应在如下速率范围内定速。
a)700到900rpm;
b)1300到1700rpm;
c)2100到2300rpm;
d)2650到2850rpm。
4.1.2启动方式的时间
启动状态
冲转方式
冲动至额定转速时间
并网至额定负荷时间
冲转至额定负荷时间
冷态
高、中压缸联合启动
170min
200min
380min
温态1
110min
160min
270min
温态2
15min
100min
120min
热态
10min
45min
60min
极热态
10min
40min
55min
4.2启动运行方式:
汽轮机采用高、中压缸联合启动方式。
滑参数启动,热再热汽分成两路:
一路进入中压缸联合汽阀进入中压缸,另一路通过低压旁路阀进入凝汽器。
当机组负荷大于30%时,高压调节阀全开,高低压旁路阀全关,机组进入滑压升负荷阶段,当机组的负荷到达90%时,机组进入定压运行阶段,完成整个启动过程。
4.3机组启动程序
整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦检查(400r/min)→机组检查(400r/min)→中速暖机(2000r/min)→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。
机组并网→带120MW以上运行7小时(再热蒸汽不低于400℃)→机组解列→做自动主汽门、调节汽门严密性试验→做真实超速试验。
机组并网→负荷120MW、投高加、启一台汽泵→负荷300MW、启动另一台汽泵,机组甩50%负荷试验。
机组并网→负荷360MW做进汽阀门试验→负荷450MW、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷600MW、做机组甩100%负荷试验。
冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷600MW连续168小时运行→进入试生产阶段。
5整套启动前应具备的条件
5.1汽轮发电机组安装工作全部完毕,辅机单体和分系统试运工作已完成,热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完毕。
5.2厂房内地面平整,道路畅通,照明充足,通讯联络可靠。
5.3主要系统管道的吊架和支架完整、牢固,弹簧吊架的固定销钉应拆除。
5.4调整试验用的临时堵板,手脚架,接地线,短路线,工作牌等临时安全设施已拆除,恢复常设的警告牌和护栏。
5.5设备、管道、阀门的标牌经确认无误,工质流向标示正确。
5.6消防设施齐全,消防水系统压力充足处于备用状态。
5.7厂用及柴油发电机电源真实切换试验做完,投入备用。
5.8机组各系统的控制电源/动力电源/信号电源已送上,且无异常。
5.9确认厂用计算机工作正常,供电电源可靠并完成电源切换工作,CRT显示与设备实际状态相符。
5.10启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好。
6整套启动前的分系统投入
6.1分系统启动原则
6.1.1启动前认真检查油(水)箱的油(水)位,补(排)油(水)阀位置;
6.1.2蒸汽管道投入前,应预先做好暖管疏水工作,排尽管道积水;
6.1.3带手动隔离阀的系统,投入程序控制前,开启手动隔离阀;
6.1.4设有备用泵(风机)的系统,依次启动各泵(风机),做联锁保护试验,然后投入运行泵(风机),备用泵(风机)投自动备用。
6.2机组启动前分系统检查和投入
6.2.1按“闭式冷却水系统控制程序”启动闭式冷却水泵,投入闭式冷却水系统。
6.2.2启动厂用空压机,投入仪用压缩空气系统。
6.2.3厂用辅助蒸汽系统投入(启动锅炉来)。
6.2.4按“汽机润滑油系统控制程序”投入主油箱加热器联锁控制,依次启动主油箱上排烟风机、交直流润滑油泵,做低油压联动试验后,停止直流润滑油泵,投入备用。
6.2.5发电机内充入压缩空气,风压达0.1MPa,启动一台定子水泵,投入发电机定子冷却水系统。
6.2.6按“发电机密封油系统控制程序”,启动空密封油泵,投入发电机密封油系统,发电机内空气置换,根据启动需要充入相应的氢气压力。
6.2.7确认润滑油压在0.10~0.18MPa之间,油温>30℃,启动调整好的顶轴油泵。
6.2.8按“盘车装置控制程序”,启动盘车装置,检查盘车电流及转子偏心率,检查轴端密封及汽缸内有无异常.
6.2.9按“循环水系统控制程序”启动一台循环水泵,投入开式循环冷却水系统,投入闭式水系统及真空泵冷却器。
6.2.10按“凝结水系统控制程序”,启动一台凝结水泵,投入凝结水系统,向各水封装置注水。
6.2.11按“低压加热器程序控制程序”,投入低加水侧。
6.2.12依次启动主机EH油站的EH循环油泵、EH油泵,投入EH油系统,油温达40℃时,投入冷却器冷却水自动控制。
6.2.13按“轴封系统控制程序”,向轴封系统供汽,检查轴封供汽母管压力0.007~0.021MPa,低压轴封供汽温度120~180℃,调节整定值150℃,高压轴封温差控制器整定值为85℃,当汽封蒸汽温度与调端高压缸端壁金属温度之差大于85℃时,通过温差控制器控制高压减温调节阀;
启动轴抽风机,调整轴封冷却器为微负压(5~7KPa)。
6.2.14按“真空泵控制程序”启动真空泵。
6.3.15按“旁路系统控制程序”启动旁路控制站,旁路备用。
6.2.16锅炉点火,按“汽机疏水系统控制程序”检查汽机侧疏水门应全开。
6.2.17按“电动给水泵控制程序”,启动电动给水泵。
6.2.18按“高压加热器控制程序”,投入高加水侧。
6.2.19随汽温、汽压的升高,投入旁路系统,投入条件:
锅炉主汽温必须高于汽缸温度50℃以上,且有56℃过热度;
凝汽器真空在70KPa以上。
调整旁路控制参数,实际动态检查旁路调节情况。
6.3主机保护项目投入
检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入;
主机保护项目见附录1。
7机组首次启动
7.1冲转参数:
机组启动均采用中压缸启动,参数如下:
主蒸汽压力:
8.92MPa;
主蒸汽温度:
360℃;
再蒸汽压力:
1.0MPa;
再热汽温度:
320℃;
凝汽器真空:
>80kPa;
转子偏心率:
小于原始值+0.03mm;
高、中压汽缸上、下缸温度差:
<42℃;
连续盘车时间:
≥4h.
临界区:
700到900rpm;
1300到1700rpm;
2100到2300rpm;
2650到2850rpm。
7.2冲转升速
7.2.1以汽轮发电机组的主要控制方式。
“操作员自动”
进入DEH控制主画面“AUTOCTL”,汽轮机挂闸前,运行人员观察到DEH主控画面的显示应为正常状态,检查DEH控制面板的指示灯和显示窗为正常状态;
并确认进汽前的状态:
汽机在盘车;
主汽阀全关;
高压调节阀、再热主汽阀全开;
主蒸汽参数符合启动时主蒸汽参数的要求;
真空破坏阀关闭;
所有疏水阀全开;
7.2.2机组挂闸:
点击DEH主控画面“挂闸(LatchTurbine)”按钮,下侧显示状态“TRIPPED”,挂闸成功后,按钮下侧显示状态“RESET”。
在主画面的“自动/手动AUTO/MANU”上选择AUTO,控制方式由MANUAL变为AUTO。
7.3低速检查
7.3.1设置升速率150rpm/min,目标转速600r/min,汽机开始升速;
7.3.2当转速大于盘车转速时,检查盘车装置的运行退出情况;
7.3.3汽机首次冲转到400r/min后,手动打闸,摩擦听音检查;
7.3.4重新挂闸升速,升速率150rpm/min;
7.3.5升速至400r/min停留检查(15?
20分钟):
(1)盘车电机自动停止运行;
(2)倾听汽轮发电机组内部声音有无异常;
(3)监测机组轴承盖振动及轴振动;
(4)检查记录润滑油冷油器出入口及EH油温度应正常;
(5)检查记录推力轴承/支持轴承的金属温度及回油温度;
(6)检查记录汽机胀差/总膨胀/轴向位移等参数指示正常;
(7)检查记录缸体金属温度/上下缸温差及蒸汽参数值;
(8)检查汽机本体及管道疏水是否正常;
(9)检查凝汽器真空正常/低压缸排汽温度低于80℃;
(10)检查凝汽器/除氧器/加热器水位正常;
(11)检查各辅机单体和分系统运行正常。
7.4中速暖机
7.4.1升速率150rpm/min,目标转速2000r/min;
7.4.2当转速达到1000r/min时,停顶轴油泵,选择顶轴油泵自动模式;
7.4.3按下“进行”按钮,汽机升速至2000r/min,停留暖机;
7.4.4升速过程不可在共振区停留,注意测试轴系临界转速和各轴承处最大振动值;
转子过临界转速时,任何一点轴振超过250μm和任何一点轴承盖振动超过100μm时打闸停机;
7.4.5中速暖机时间大于150min,暖机过程中,按照冷态启动曲线将主蒸汽温度缓慢滑升至420℃,再热蒸汽温度缓慢滑升至355℃。
7.4.6转速2000r/min暖机期间,检查记录项目同400r/min;
7.5升速至3000r/min定速
7.5.1中速暖机结束后,设定升速率300rpm/min,目标转速3000r/min;
7.5.2当汽机转速升至2900r/min时,汽机停止升速进入保持状态。
DEH主控画面相应位置显示“保持(Hold)”。
打开DEH主控画面,点击“主汽阀/调节阀切换(TV/GVCHANGE)”按钮,GV逐渐关闭,信息栏中TV/GVCHANGEINPROGRESS会变亮,当GV关闭到一定值时,TV逐渐打开。
当TV全开后,切换完成,机组自动向3000RPM升速,“TV/GVCHANGEINPROGRESS变暗。
从DEH主控画面监视主汽阀和调节阀行程,观察从主汽阀到调节阀控制的切换过程。
汽轮机此时处在调节阀控制之下。
7.6定速3000r/min后的试验:
(1)对机组所有监视数据进行全面检查;
(2)远方/就地打闸试验,检查汽轮机所有进汽门及抽汽逆止门关闭正常;
(3)重新挂闸,以每分钟200r/min的升速率升速至3000r/min;
(4)进行安全装置在线定期试验;
(5)确认主油泵工作正常,停止交流润滑油泵,投入备用联锁,调整冷油器冷却水量,使冷油器出口油温控制在40℃左右。
(6)进行电气并网前试验项目。
8并网带负荷
8.1并网带初负荷
8.1.1配合电气并网,发电机并网立即带5%额定负荷,30MW;
注意观察主/再热汽温的变化,暖机30min。
8.1.2以3MW/min的负荷变化率升至目标负荷54MW,然后再以3MW/min的负荷变化率升至目标负荷180MW暖机20min,再热汽温达400℃以上;
8.1.3暖机期间的主要检查项目:
a)机组振动、胀差、缸胀、轴向位移,各轴承金属温度/回油温度;
b)汽缸上下壁温差,润滑油压和油温/EH油压和油温;
c)凝汽器真空/排汽温度/水位;
d)发电机密封油及氢气系统压力和温度;
e)汽机疏水系统运行正常;
f)汽机所有辅助设备在正常状态;
g)根据冷态启动曲线,主汽、再热压力保持不变,温度按曲线参数滑升。
8.1.4按“汽动给水泵程序控制控制程序”做汽泵启动前的准备工作。
8.2汽门严密性试验和真实超速试验
8.2.1带负荷暖机7小时结束,进行机组解列后超速试验,以3MW/min的负荷变化率减负荷至0MW,机组解列;
8.2.2做自动主汽门和调节汽门严密性试验,试验方法见附录。
8.2.3做真实超速试验,试验方法见附录。
8.3再次并网带负荷
8.3.1加负荷速率的确定
可根据机组工况,按照启动曲线设定升负荷率。
8.3.2当负荷>15%额定负荷时,低压缸喷水阀应关闭。
当负荷>20%额定负荷时,检查气动疏水阀关闭。
8.3.4当负荷达120MW时:
b)逐渐开启高加进汽门,冲洗高加本体和高加疏水管道,冲洗合格后投入高压加热器;
c)准备启动一台汽动给水泵。
8.3.5当负荷达180MW时,厂用蒸汽切换为本机冷再蒸汽供给,投入一台汽动给水泵,电泵作为备用。
8.3.6当负荷达300MW时,主汽压力达15MPa,进行下列检查及试验:
a)机组解列,作主汽门及调节汽门严密性试验
b)做机组甩50%负荷试验;
c)启动投入另一台汽动给水泵,两台汽泵并泵运行;
d)汽动泵汽源切换至四段抽汽供汽。
e)除氧器汽源切换至四段抽汽供汽。
f)轴封切换至冷再供汽。
g)辅助蒸汽联箱供汽切至四段抽汽供汽。
h)按抽汽压力由低到高顺序依次投入高、低加汽侧,调整疏水自动调节。
8.3.7负荷率6MW/min,加负荷至480MW,主汽压力达18MPa,进行下列检查及试验:
a)做真空系统严密性试验;
b)试投CCS协调控制系统。
8.3.8加负荷至600MW,主汽压力达24.2Mpa,进行全面检查,确认机组运行稳定,做机组甩100%负荷试验。
8.3.9机组进入168小时连续运行。
9机组热态启动要点
9.1停机期间,连续盘车不得中断。
9.2启动前,转子偏心率小于“原始值+10μm”。
9.3轴封选用与缸温相匹配的汽源。
9.4启动蒸汽参数的确定应遵循“热态启动曲线”。
9.5在汽机冲转至带初负荷期间,锅炉应控制汽温、汽压不变。
9.6并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。
10停机要点
10.1正常停机
10.1.1机组正常停机的降负荷速度遵循负荷和/或蒸汽状态变化时间推荐值曲线中的规定。
建议降负荷速率为6MW/min,压降速度<0.10MPa/min,温降速度<1℃/min。
10.1.2降负荷时,注意检查汽机疏水阀(20%负荷时,打开所有疏水门)和低压缸喷水阀动作情况。
注意操作检查各相应负荷下,相关设备的汽源切换。
10.1.3空负荷试验交直流润滑油泵/顶轴油泵/盘车电机、密封油备用油泵应正常。
10.1.4机组5%额定负荷打闸时,检查进汽阀和逆止阀应迅速关闭。
10.1.5记录转子惰走数据,绘制汽机停机惰走曲线。
10.1.6降速期间,检查顶轴盘车自动投入情况。
10.1.7真空应保持到机组惰走400r/min以下,在真空到零之前,不允许中断轴封供汽。
10.1.8停机期间,注意监视汽缸温差情况并做好记录,严防汽缸进水。
10.2故障停机
下列情况出现应立即破坏真空停机:
(1)轴承断油。
(2)汽机超速而保护未动。
(3)轴向位移、胀差大。
(4)机组发生剧烈振动或机内有金属摩擦声。
(5)氢系统爆炸或油系统着火不能及时扑灭。
(6)主再热汽或给水管道破裂,威胁机组安全时。
(7)主汽阀前主汽温度≥595℃,中压主汽阀前再热蒸汽温度≥595℃而在规定时间内不能恢复正常。
(8)机组带额定负荷运行主汽温低至474℃、再热汽温低至510℃,而在规定时间内不能恢复时。
(9)低压缸A或B排汽温度大于80℃,经处理无效,继续上升至121℃时而保护不动作。
(10)发电机定子冷却水导电度达9.9μs/cm或定子冷却水中断而保护不动作,或发电机定子线圈漏水,无法处理。
(11)DEH、TSI系统故障,致使一些重要参数无法监控,不能维持机组运行时。
(12)高压缸排汽室内壁金属温度大于450℃,而保护不动作。
(13)汽轮机上、下缸温差大于50℃,内外壁温差大于。
(14)主汽超压,在一定时间内调整不到正常范围。
11机组启动安全注意事项
11.1定期化验EH油、润滑油,油质不合格禁止启动或运行。
11.2本机不允许在不供轴封的情况下,启动真空泵和轴抽风机。
11.3严格控制主汽、再热汽温及汽压的上升速度。
11.4转子转动期间,注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音。
11.5注意汽缸热膨胀,应均匀、对称、无卡涩现象。
11.6检查主汽、再热蒸汽管道的膨胀和位移,注意支吊架的受力情况。
11.7机组正常运行的时候,轴振应小于76μm。
11.8主再热汽温5分钟内突降66℃时,应手动停机.
11.9后汽缸喷水动作:
转速达到600r/min时自动投入,并在机组带上约15%负荷前连续运行,同时当排汽缸温度超过70℃自动投入,后汽缸的极限温度为120℃。
11.10如果汽机上、下缸金属温差超过56℃,则应立即停机。
11.11汽轮机发电机组在汽轮机内部没有通风蒸汽时不应超时运行,通常不超过1分钟。
11.12轴封喷水:
当高﹑中