甘谷汽机调试措施722Word文档格式.docx
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1.3检验汽轮机带负荷能力、机组的机动性；
1.4检验汽轮机各主要部件的热膨胀及温度分布状况；
1.5检验汽轮发电机组轴系的振动水平；
1.6完成汽机、电气的有关试验；
1.7整定汽轮机的安全保护装置；
1.8检验所有辅机及系统的动态投用状况；
1.9检验高、低压旁路的功能及性能；
1.10检验汽机、锅炉的协调性；
1.11检验汽水品质并核对各运行表计；
1.12通过整套启动试运，找出在给定工况下最合理的操作程序，暴露在静态调试中无法出现的缺陷和故障，及时进行调整及处理，顺利完成机组168h试运行。
2编制依据
2.1《火电工程启动调试工作规定》原电力部建设协调司发布（1996年版）
2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》原电力部建设协调司发布（1996年版）
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》原电力部建设协调司发布（1996年版）
2.4《
型空冷凝汽式汽轮机---运行说明书》北京北重汽轮电机有限责任公司（2005年版）
2.5《汽机热力系统图》西北电力设计院（2007年版）
2.6《防止电力生产重大事故的25项重点要求实施导则》（试行）
109004-2005中国大唐集团公司
3调试对象及简要特性介绍
3.1大唐甘谷发电厂以大代小2×
300MW技改工程燃煤空冷机组系北京北重汽轮电机有限责任公司生产的2×
310MW、亚临界、一次再热、三缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮发电机组；
本机高、中、低压转子采用分缸布置方式，高中压转子采用B12N-S耐热合金钢整锻转子，脆性转变温度（FATT）为100℃，低压转子为B30A-S合金钢整锻结构，脆性转变温度（FATT）为15℃；
机组整个轴系（包括发电机转子）由8个轴承支撑。
本机组调节系统采用数字电液调节系统—DEH系统，该系统由上海新华有限公司提供。
机组在启动过程中采用中压缸控制方式，为适应这一启动模式，配备了较高容量的旁路系统，其中高旁70%MCR（B-MCR），低旁为2×
70%B-MCR。
本机冷却方式采用直接空冷式，空冷系统由6个屋顶总共240片换热管束和24台风机组成,每台风机向10片管束供风。
管束提供换热表面积。
此系统构成中,其180片管束为冷凝器,其余60片为分凝器。
该工程由西北电力设计院设计，机组主要安装工作分别由重庆电力建设公司（#1机组）和甘肃火电工程公司（#2机组）承担，甘肃电力科学研究院（以下简称“电科院”）负责两台机组启动调试工作。
3.2汽轮机主要技术规范
型式：
亚临界、一次再热、三缸双排汽、直接空冷凝汽式汽轮
型号：
铭牌出力工况（
）：
310
最大连续功率工况（
330
阀全开工况（VWO）：
339
热耗率验收工况（
310
高加停用工况：
厂用汽工况：
额定主蒸汽压力：
17.75
额定主蒸汽温度：
540
℃
额定高压缸排汽压力：
4.0997
额定再热蒸汽进口压力：
3.6898
额定再热蒸汽进口温度：
540℃
主蒸汽额定进汽量：
923t/h
主蒸汽最大进汽量：
1025t/h
再热蒸汽额定进汽量：
840.2t/h
排汽压力：
15kPa.a
配汽方式：
喷咀
额定转速：
3000r/min
THA工况热耗（毛热耗）：
8118.8kJ/kWh
汽轮机总内效率：
90.76%
高压缸效率：
85.18%
中压缸效率：
92.5%4
低压缸效率：
90.2%1
给水回热级数（高压+除氧+低压）：
7（2+1+4）
低压末级叶片长度：
648mm
通流级数（高压缸＋中压缸＋低压缸）：
33（11＋12＋2×
5）
允许周波变化范围：
48.5Hz～50.5Hz
空负荷时额定转速波动：
±
1r/min
盘车转速：
54r/min
设计气温（干球）：
33℃
额定给水温度：
256.8℃
3.3轴系共由八个轴承支承。
3.4各转子计算临界转速
（轴系/轴段单位：
r/min）
高压转子
中压转子
低压转子
发电机转子
轴
系
一阶转速
2302
2395
1747
1356
二阶转速
>
4400
4269
3662
3.5发电机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的T255-460型330MW水氢氢汽轮发电机。
其中，发电机定子绕组采用离子水直接冷却，发电机定子铁芯和转子绕组采用氢气冷却，密封油供给系统用于发电机定子两端轴伸处密封，以防氢气泄漏。
本机采用自并励静止励磁系统。
4整套启动试运工作的组织与分工
4.1新启规规定：
4.1.1调试单位提出确保安全启动的方案和措施。
4.1.2安装单位负责设备与系统的维护、检修、消缺等工作。
4.1.3生产单位负责电厂的运行操作，并在整套启动试运前将所需的规程制度、系统图表、记录表格、安全用具、运行工具及仪表等准备好。
4.1.4整套设备的启动调试,由试运指挥组负责组织有关人员按整套启动方案进行。
4.2为了使整套启动试运工作得以圆满完成，在此阶段，电科院汽机专业应成立下面几个小组，各小组的工作均应在试运指挥组及本专业调试负责人的领导下开展：
4.2.1启动试运值班组
4.2.1.1成员：
3～4人（分三班）
4.2.1.2职责：
a.根据整套启动试运方案及运行规程，进行启动条件的检查，确定启动方式；
b.当好总指挥的参谋，为运行人员确定运行方式、目标转速或目标负荷、升速率或升负荷率提供技术指导；
c.对启动及试运中出现的问题及时进行分析，对应急情况的处理提出建议；
d.记录启动过程及试运中的指定项目。
4.2.2振动监视组
4.2.2.1成员：
3人（分三班）
4.2.2.2职责：
a.负责启动、试运过程中的振动测量、监督及记录，遇到异常情况及时与试运指挥组及本专业运行值班人员联系；
b.测定实际的临界转速，为今后的启动操作提供依据；
4.2.3调节、保护试验组
4.2.3.1成员：
2～3人
4.2.3.2职责：
a.指导润滑油系统、危急遮断系统、EH油系统的投入；
b.指导完成主机联锁保护项目试验；
c.完成定速后汽轮机的各项试验与调整。
4.2.4严密性试验组
成员：
职责：
组织并指导真空严密性试验。
4.2.5甩负荷试验组
人员组成及职责详见《汽轮机组甩负荷试验措施》。
4.3安装公司应成立缸体膨胀、轴承油温及振动监视组
4.3.1组成：
由安装公司确定
4.3.2职责：
4.3.2.1负责缸体各部位的膨胀测量和记录，分析是否跑偏或卡涩；
4.3.2.2负责各轴瓦温度、回油温度、油箱油位的监视和记录；
4.3.2.3参加试运行期间的振动测量与监视，遇到异常情况及时与指挥组联系；
4.3.2.4开机前负责测量大轴晃度及偏心方位图。
5整套启动试运应具备的基本条件
5.1试运现场应具备的条件
5.1.1场地平整，消防、交通及人行道路畅通，试运现场应设有明显的分界，危险区域应有围栏和警告标志；
5.1.2试运区的施工脚手架应全部拆除，现场清扫干净。
整套启动试运阶段，试运区应无交叉施工作业；
5.1.3试运区的梯子、步道、栏杆、护板等均应按设计安装完毕，并正式投用；
5.1.4场内外排水沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全；
5.1.5试运范围内的工业、消防及生活用水系统和卫生设施应能投入正常使用，并备有足够可用的消防器材；
5.1.6试运现场应有充足的正式照明，事故照明应能在故障时及时自动投入；
5.1.7岗位间的联系信号、通讯设施安装齐备，能正常使用；
5.1.8厂房要妥善封闭，现场应有防冻及防暑降温措施，确保人身安全；
5.1.9试运区域应建立保卫制度。
5.2汽机各辅机及系统的分部试运已完毕，并验收合格；
与设备和系统有关的联锁、保护及调节功能已完善。
应试运完成的分系统包括：
5.2.1直接空冷系统
5.2.2循环冷却水系统
5.2.3凝结水泵及其系统
5.2.4真空泵及真空系统
ACC系统的气密性试验合格---ACC系统安装结束后，应做ACC系统的气密性试验，试验气压为0.5bar（g）,ACC系统的气密性合格标准为24小时内试验气压下降不大于100mbar。
5.2.5轴封系统
5.2.6辅助蒸汽系统
5.2.7电动给水泵及给水系统
5.2.8除氧器及加热器系统
5.2.9汽机本体及蒸汽管道疏水系统
5.2.10润滑油系统
5.2.11EH油系统
5.2.12发电机氢、油、水系统
5.2.13空压机及仪用、厂用压缩空气系统
5.2.14高、低压旁路系统
5.2.15盘车装置及顶轴油系统
5.3DEH及ETS系统的静态调试工作已结束；
5.4主机的联锁保护试验已完成（除个别需在整套启动过程中继续完成的项目外）；
5.5发电机气密试验结束，并验收合格；
5.6仪控SCS、DAS、TSI、CCS及基地式调节系统都已完成静态调试工作，并可投入运行；
5.7与汽机有关的锅炉、化学等专业部分的必需调试项目已完成；
5.8全部热工、电气仪表经校验合格,保护信号、音响装置试验合格；
5.9调试仪器准备：
5.9.1振动测试仪器（电科院准备）
5.9.2秒表（电科院准备）
5.9.3对讲机两付（电科院准备）
5.9.4测大轴晃度及汽缸膨胀用千分表（至少10只，由安装公司准备）
5.9.5听音棒若干根（安装公司准备）
6整套启动试运的方法和步骤
6.1按照启规对300MW及以上机组整套启动试运的要求，本次整套启动试运工作准备分三个阶段进行：
6.1.1第一阶段---首次启动
冲转---升速中的检查及试验---定速检查---汽机有关试验及调整电气试验---并网带15％额定负荷运行4小时---解列做超速试验；
6.1.2第二阶段---机组带负荷试验
机组冲转后可逐步投入有关设备与系统，并进行锅炉洗硅、电气有关试验与调整。
根据条件进行热态启动试验，根据启动委员会决定是否进行甩负荷试验，在甩负荷前可以进行真空严密性试验。
以上试验完成后停机消缺；
6.1.3第三阶段---168小时带负荷连续运行。
6.1.4第一阶段结束后可根据现场情况决定是否需要停机。
6.2冲转参数与条件
6.2.1以高压外缸下法兰温度（GMATE017）作为确定机组启动分类的标准，即高压外缸下法兰温度（GMATE017）＜190℃为冷态启动，高压外缸下法兰温度（GMATE017）≥190℃为温态/热态启动。
6.2.2冲转时的升速率根据调速系统投入时的中压缸缸温（TE046）进行控制：
——GMATE046＜150℃100r/min
——150℃＜GMATE046＜420℃500r/min
——GMATE046＞420℃1000r/min
6.2.3根据高压内缸上法兰中壁温度（GMATE008），DEH自动选择机组启动时阀门的进汽方式，具体原则如下：
——GMATE008＜270℃部分进汽方式
——GMATE008＞270℃全周进汽方式
6.2.4机组启动时应保证主再热汽温满足如下要求：
——主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50℃。
——再热蒸汽温度大于中压主汽门壳温度50℃。
——主蒸汽和再热蒸汽均有50℃以上的过热度。
6.2.5冷态启动（参考图—1）
主蒸汽压力：
4.0MPa
主蒸汽温度：
380℃
再热蒸汽压力：
1.5MPa
再热蒸汽温度：
360℃
凝汽器真空：
＞57.4kPa（当地大气压按87.41kPa考虑）
润滑油压：
0.15～0.20MPa
润滑油温：
38～49℃
EH油压：
12.3～14.6MPa
EH油温：
正常:
37～54℃，最低：
20℃
转子偏心值（峰-峰值）：
﹤0.020mm
6.2.6温态/热态启动
6.2.6.1温态/热态启动参数根据高压外缸下法兰温度（GMATE017）水平由“温态/热态启动曲线”确定：
温态：
高压外缸下法兰温度（TE017）大于190℃小于300℃。
（停机40小时内，周末停机）
热态：
高压外缸下法兰温度（TE017）大于300℃小于380℃。
（停机9小时内，夜间停机）
极热态：
高压外缸下法兰温度（TE017）>
380℃。
（停机1小时内，事故停机）
6.2.6.2根据上述的划分原则，图—2～图—4给出了三种状态下机组的启动曲线，
6.2.7机组启动过程中高、中压进汽温度可按照图—5、图—6给出的曲线进行选择；
6.4首次整套启动试运步骤及主要操作和试验（见后页）
首次整套启动试运步骤及主要操作
步骤
主要操作、试验及说明
备注
1
厂用电系统投运
2
仪表及控制设备带电
1.接通全部监测控制仪表；
2.检查各控制仪表能否正常显示记录。
3
ACC系统投运
4
循环冷却水系统投运
1.启动两台辅机循环水泵，另一台备用。
5
仪表用压缩空气系统投入
6
润滑油系统投运
1.检查油箱油位；
2.落实进入冷油器的冷却水已被关闭；
3.启动主油箱排油烟风机；
4.油温≥10℃时，启动交流润滑油泵，否则应先投加热；
5.投联锁并使直流事故油泵处备用状态；
6.润滑油压：
0.15～0.20MPa,润滑油温：
＞21℃
7
发电机密封油系统投运
——启动高压备用密封油泵，密封油系统投运。
8
顶轴油系统及盘车装置投运
1.启动顶轴油泵，顶轴油母管压力应不大于规定值；
2.确认大轴已被顶起,记录各瓦顶轴油压及大轴顶起高度；
3.投电动盘车，确认各转动部分声音正常，记录盘车电流；
4.测量转子偏心值（峰-峰值）：
﹤0.020mm；
5.机组冷态启动前，盘车应至少连续运行12小时以上。
9
凝结水系统投运
1.启动一台凝泵，另一台备用；
2.向除氧器上水至正常水位；
3.根据锅炉要求向锅炉上水。
10
发电机充氢
1.氢压：
0.30MPa
2.氢气纯度：
≥96％
3.油/氢差压：
0.05MPa
11
发电机定子冷却水系统投运
12
辅助蒸汽系统投运
13
轴封系统投入
1.暖管至截止阀前，充分疏水；
2.开启轴封冷却器风机；
3.投用轴封供汽系统。
注意在向轴封供汽母管送汽前应保证汽缸疏水阀开启；
4.轴封前压力维持在0.102～0.115MPa；
5.轴封汽温应在150℃左右；
6．视实际情况，汽封压力与温度自动投入正常运行。
14
汽机真空系统投运
1.启动两台真空泵；
2.关闭真空破坏门；
3.当真空达70kPa时，停一台真空泵，并投联锁备用；
4.真空一旦建立，应确认汽机主汽、再热冷段、再热热段和抽汽管道上的疏水阀已打开。
15
一台电动给水泵投运（启动后，保持最小流量运行），另两台备用
16
除氧器加热投运
1.按锅炉要求给除氧器加热；
2.按锅炉要求向锅炉上水。
17
汽机EH油系统投运
1.检查EH油箱油位；
2.油温＞20℃时，启动一台EH油泵，另一台投联锁备用；
3.当油温达54℃时，冷油器的冷却水电磁阀应开启，冷油器通水，维持油温在37～54℃范围内。
18
DEH系统投入
1.DEH应提前2小时通电；
2.DEH面盘检查；
3.DEH静态操作试验。
包括阀位试验，DEH盘面和车头紧急停机
按钮跳闸试验，OPC电磁阀试验等。
19
ETS模拟试验检查---汽机内、外部跳闸试验
22
20
锅炉点火——当真空达30kPa以上时，可通知锅炉点火。
21
旁路系统投入
1.锅炉点火后，投入高压旁路系统；
2.凝汽器真空达57.4Kpa（30Kpaabs）、主汽压力升高时，低旁开始以压力调节方式运行，逐渐设定压力到1.5Mpa（15bar）,并注意高排的温升及凝汽器的真空；
2.冷态启动时，为便于逐渐加热高压缸，汽轮机最好与高、低压旁路投入运行时设为同一温度；
3.旁路系统的设定点应与启动曲线一致。
高、中压进汽阀阀体加热
1.将高、中压进汽阀上游疏水阀开启并保持到20％额定负荷；
2.应加热至阀体内表面金属温度≥阀前蒸汽压力对应的饱和温度。
23
TSI通电投用
24
汽机首次冲转前的状态检查与操作
1.汽机盘车已投入；
2.挂闸前确认高压主汽门（TV）、中压主汽门（RV）及高压调门（GV）、中压调门（IV）在全关位置；
3.在DEH上设置如下限制参数：
——高压手动限制：
30%；
——中压手动限制：
100%；
4.DEH控制器处于自动状态时，确认操作桌面上“操作员自动”键、“单阀”键、“ATC切除”键等键灯均被点亮；
5.按“挂闸”钮后，主汽门及再热主汽门应打开，高压调节阀、再热调节阀关闭；
6.阀门状态检查：
——确认汽轮机所有疏水阀均应在打开状态；
——高排逆止门在强制关闭状态；
——高排气逆止门旁路阀在打开状态；
——低压喷水阀打开；
——高压缸抽真空阀在关闭状态。
7.冲转参数与条件得到满足：
0.15～2.0MPa
＞35℃
8.低压加热器随机投运，疏水至事故扩容器。
9.汽轮机疏水系统：
25
冲转并升速至1000r/min
1.设定目标转速：
1000r/min，升速率由DEH系统根据中压缸缸温（TE046）自动给出，也可手动输入；
2.按“进行”按钮，汽机冲转，转速由中调门控制；
3.检查当转速≥54r/min时，盘车小齿轮自动脱扣；
4.当转速升至600r/min时，按转速保持键，进行以下检查：
---摩擦听音检查；
---汽机所有监控仪表指示正常，无错误报警信号；
---各轴承振动、转轴振动、轴瓦金属温度、轴承回油温度正常；
---检查低压缸喷水阀动作情况；
---检查汽缸膨胀均匀无卡涩，差胀及轴向位移正常；
---确认主蒸汽、再热蒸汽参数正常；
---确认上下缸温差、蒸汽室内外壁温差均在要求范围之内；
5.若无异常情况，升速至1000r/min暖机30min；
6.当转速＞600r/min后，偏心率被作为振动信号；
7.全面记录各项参数；
8.高压外缸金属温度（GMATE017）达到190℃时，机组升速至同步转速（如高压外缸金属温度（GMATE017）低于190℃，转速则自动停留在1000r/min上继续暖机）。
26
升速至3000r/min
1.设定目标转速3000r/min，升速率由DEH系统根据中压缸缸温（TE046）自动给出，也可手动输入；
2.当转速升至1020r/min时，监视高压主汽阀自动关闭，高压缸抽真空阀打开，高排逆止阀旁路阀关闭，高排逆止阀在强制关闭位置；
3.如果升速中需要保持某转速，应满足“转速保持建议曲线”的要求；
4.升速过程中记录各转子临界转速；
5.升速期间对机组进行下面各项检查：
---摩擦听音
---缸胀、差胀及轴向位移
---上下缸温差及蒸汽阀柜内外壁温差
---TV、GV、RV、IV开度
---机组振动情况
---各瓦金属温度及回油温度
---凝汽器、除氧器及加热器水位
——低压缸排汽温度
——辅助系统的所有运行参数应正常；
——凝汽器真空；
——推力轴承位置；
8.升速至3000r/min,
——全面检查汽轮机各项参数是否稳定；
——检查电动盘车马达和顶轴油泵应同时被切除；
——根据机组振动情况决定是否进行高速动平衡工作；
27
汽轮机脱扣试验
1.手动和远方脱扣，确认中压主汽门和中压调节汽门关闭功能正常，旁路系统维持蒸汽参数；
2.转速下降至2000r/min左右时，重新挂闸；
3.设定目标转速：
3000r/min（升速率由DEH系统根据中压缸缸温（TE046）自动给出，，也可手动输入），迅速将转速恢复到3000r/min定速。
28
定速后的检查与操作
1.确认主油泵工作正常后，停交流润滑油泵，注意停辅助油泵时的油压变化，稳定后将联锁开关置投入位置；
2.全面检查各种参数是否正常，稳定运行30分钟；
3.全面记录各项数据。
29
汽轮机试验
1.进行危机遮断器
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