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
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