武安金鼎15MW汽机整套大纲措施Word文档格式.docx
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经济功率
最大功率
16500
额定转速
r/min
3000
旋转方向
顺时针（顺汽流）
额定进汽压力及变化范围
MPa
3.43+0.2
-0.3（绝对）
额定进汽温度及变化范围
℃
435+10
-15
额定进汽量/最大进汽量
t/h
69.4/76.5
冷却
水温
正常
27
最高
33
调节级后蒸汽压力
1.493
一级抽汽压力
0.776
额定排气压力
0.0067（绝对）
给水回热级数
1JG+CY+1JD
给水温度
～150
额定工况保证汽耗率
Kg/kw.h
4.63
额定工况保证热耗率
Kj/kw.h
12362
汽轮机临界转速
～1846/6151
发电机临界转速
～1350
额定转速时振动值
㎜
≤0.025
临界转速时振动值
≤0.15
汽轮机本体重量
t
～60
汽轮机安装时最大件重量
～20
汽轮机检修时最大件重量
转子重量
7.659
汽轮机外形尺寸（运行平台以上）
m
5.853×
4.644×
2.896
（L×
W×
H）
汽轮机中心标高（距运行平台）
0.75
盘车停止时汽缸最高温度
150
盘车停止时转子最高温度
最小起吊高度
6
盘车转速
～9
3编制依据
3．1《火电工程启动调试工作规定》
3．2《火电施工质量检验及评定标准》（调整试运篇）
3．3《电力建设施工及验收技术规范》
3．4部颁汽轮机运行规程及本厂运行操作规程
3．5设备厂家图纸、安装使用说明书、设计图纸和工程有关设计资料等。
实施本调试措施时涉及启动的设备及系统调试正常
4．1汽轮发电机组本体，包括汽轮机和发电机本体设备等。
4．2主蒸汽系统。
4．3给水系统，包括给水泵等。
4．4凝结水系统，包括凝结水泵等。
4．5给水回热系统，包括除氧器等。
4．6真空系统，包括射水抽气器、射水泵等。
4．7疏水系统，包括疏、放水等。
4．8汽机油系统，包括调节保安部件、调节油泵站（DEH）主油泵、辅助油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵和冷油器等。
4．9涉及上述系统的热控仪表、自动、保护装置及DCS系统。
5．1调试阶段在试运指挥部的领导下，启动试运工作由甲方运行人员，安装人员，调试人员分工协作，共同完成试运工作。
5．2在调整试运工作中，应严格分工，各司其职，各负其责。
5.2.1机组试运行由电厂运行人员负责操作。
5.2.2设备维护及消缺工作由安装人员负责。
5.2.3机组启动运行的指挥工作由调试人员负责。
5.2.4并网后的升降负荷由调试人员汇同值长统一安排。
6．1试运现场的正式照明、事故照明齐全、可靠。
除氧器、凝汽器的水位计等处必须有专用照明。
6．2现场清理干净，脚手架拆除，平台、栏杆完善、沟盖板应铺设完毕。
6．3厂房和厂区的排水沟道畅通，工业、生活用水和卫生设施应安装完毕，并能使用。
6．4厂房内应有足够的消防器材，消防水已通水处于备用状态。
6．5各试运岗位的正式通讯装置齐全、可靠。
因试运要求设置的临时岗位应有可靠的通讯联络措施。
7分系统试运前应具备的条件
7.1设备安装、灌浆已经结束，与其相连的工艺管道已经完成。
7.2经检查管道支吊架均按设计安装好，没有漏掉、未装的，支吊架焊接牢固，没有漏焊的地方。
7.3所有阀门均按要求装好（包括疏放水、放气阀），经检查均处于关闭状态。
电动阀、调节阀电源接好，并调试完毕。
7.4设备、水箱的水位计均已接好，放水放气已经接通。
7.5各系统的热工测点均已接完，就地压力表安装好，并能正确指示。
7.6对需要进水的抽汽管道加临时支吊架，并经检验牢固。
7.7水泵试运前应检查，盘车无卡涩现象，电机电源接好，转动方向正确，需加油的轴已经加好油。
水泵密封水接好。
7.8要有足够的化学水以备冲洗使用。
8.1低压除氧器的吹扫
8.2轴封供汽段的吹扫
8.3高压给水系统的试运
8.4低加疏水系统的试运
8.5射水系统试运
8.6循环水系统试运
8.7汽机辅机设备试运
凝结水泵、疏水泵、射水泵、循环水泵、均为离心泵，试运行应做以下工作
8.7.1、水泵试运行前需检查的工作
8.7.1.1手动盘动水泵，应转动灵活、无摩擦、卡涩。
8.7.1.2检查水泵的密封水及冷却水是否畅通。
8.7.1.3复测联轴器同轴度，检查连接是否紧固。
8.7.1.4连接联轴器前水泵电机应试运合格且转向正确。
8.7.1.5检查水泵地脚螺栓及连接螺栓是否紧固。
8.7.1.6检查水泵润滑油、脂是否已加好，油位是否正确。
8.7.1.7联轴器保护罩安装到位。
8.7.1.8电机接地线良好。
8.7.2、水泵试运行时需检查的工作
8.7.2.1水泵出口压力稳定并达到额定数值。
8.7.2.2电机电流均应不超过额定值。
8.7.2.3轴承垂直、水平、轴向振动（双振幅），用经过校验合格的振动表测量均应符合如下标准：
转速（r/min）
振幅（mm）
优等
良好
合格
n≤1000
0.05
0.07
0.10
1000＜n≤2000
0.04
0.06
0.08
2000＜n≤3000
0.03
8.7.2.4轴承温度应不超过65~70℃，轴承无渗油现象。
8.7.2.5轴封严密，仅能有少量滴水，温度正常。
8.7.2.6各转动部分音响正常，泵内无冲击。
9.1试验目的
对汽轮机本体抽真空范围进行灌水试验，以查找漏点，确保真空系统的严密性。
9.2试验范围
汽轮机本体、凝汽器（汽侧）、疏水扩容器、均压箱、低加、轴封加热器以及抽汽管道、疏放水管道等。
9.3试验方法
凝汽器灌水试验
9.3.1先检查凝汽器的基础，检查凝汽器的四角加临时支撑，注意要受力均匀，不得有偏斜、牢固。
9.3.2检查凝汽器上不得有未接的口，没用的和设计取消的要堵住。
9.3.3与凝汽器汽侧连接的所有管道阀门都要开启。
9.3.4用一根φ32的透明胶皮管从凝汽器底部引出，来显示水位，凝汽器内要注入足够的水，以备泵的试运需要。
注意水位应灌到汽封瓦窝下10CM处。
9.3.5灌好水后对凝汽器各接口负压管路及设备进行检查，不得有渗漏的地方。
启动辅助油泵，待油泵运转正常后即进行试验。
自动主汽门开启10-15mm。
10.1手拍危急遮断装置试验：
按动手柄，调节汽阀关闭，热工系统发停机报警信号。
10.2轴向位移保护试验：
当轴向位移为≥±
1.0mm时发出报警、停机信号，或轴向位移为±
1.5mm时发出保护动作报警信号，磁力断路油门动作停机（用模拟设置法试验）。
10.3轴承温度升高保护：
（1）当回油温度高达65℃发出报警信号，高达70℃时发出保护信号，电磁阀动作停机（用模拟设置法试验）。
（2）当轴瓦温度高达85℃发出报警信号，高达100℃时发出保护信号，电磁阀动作停机（用模拟设置法试验）。
10.4凝汽器真空低保护：
当真空降至－0.086MPa时发出报警信号；
真空降至－0.06MPa时，发出保护信号，电磁阀动作停机（用模拟设置法试验）。
10.5电气保护系统试验：
发电机主保护动作后，信号发至DEH，声光报警信号发出，电磁阀动作停机，自动主汽门、调速汽门关闭。
10.6润滑油压低联锁保护：
当润滑油压下降至0.055MPa时，发出报警信号，当润滑油压下降至0.04启动交流电动油泵；
当润滑油压下降至0.03MPa时，启动直流电动油泵；
当润滑油压下降至0.02MPa时，同时电磁阀动作停机；
当润滑油压下降至0.015Mpa时，停盘车。
10.7自动主汽门关闭时间试验：
自动主汽门全开，打闸，记录关闭时间（应小于1秒）。
11.1辅机部分试运合格。
（1）高压启动油泵；
（2）交流润滑油泵；
（3）直流润滑油泵；
（4）主油箱排烟机；
（5）凝结水泵；
（6）给水泵；
（7）循环水泵；
（8）射水泵；
（9）盘车装置；
11．2各系统冲洗合格，系统恢复。
（1）油系统；
（2）凝结水系统（包括减温、保护、控制等用水管道）；
（3）除氧系统（包括汽、水系统）；
（4）给水系统；
（5）主蒸汽系统；
（6）循环水系统已进水并无渗漏；
（7）工业冷却水系统；
（8）轴封汽系统；
11．3下列系统（设备）调试（试验）合格。
（1）真空系统严密性试验（灌水找漏）合格；
（2）调速系统静态调试合格；
（3）保安系统试验调整合格；
（4）热工、电气有关联锁、保护调试完毕，所有仪表正常投入；
（5）机侧所有电动门、调节门调试完毕，动作可靠；
（6）化学制水系统调试正常，制水水质合格；
11．4电气方面已具备并网条件。
12.1冷态启动（滑参数）
（1）启动前的准备工作
1）与本机启动无关的连通管道，开口部分隔绝完毕。
2）有关辅机都应进行分部试转合格，联动和保护装置校验均性能良好。
3）与本机启动的有关系统经冲洗干净，受压试验合格，无渗漏。
4）油系统经循环冲洗合格，油质经化验合格，符合要求，临时滤网拆除。
5）盘车设备良好，汽轮发电机各转动部分无金属磨擦声和碰击声。
6）电动阀校验合格，单向门关闭良好，无卡涩现象。
7）热工保护试验正常，信号、遥控装置均调试完毕。
8）调速保安系统静态试验合格。
9）现场消防设施设备齐全、完好，并应指派专人负责。
10）现场的照明设备齐全、完好，事故照明通讯均能投用。
11）机组启动现场地坪应完整，通道畅通，无障碍物，试运现场分界应有明显标志。
12）电厂应准备好工具、用具和必备的测试仪表、记录报表等。
13）现场设备命名、编号应清楚，热力系统图等设备标志（如转动机械的转动方向、管道的介质流动方向等）正确，各阀门编号并挂牌。
14）参与机组启动的各方人员均应配齐，明确组织分工，明确各自职责，并张贴于现场，便于工作联系。
15）现场装好测振仪器，与本机所配测振系统同时对轴系统振动进行监测对比。
（2）汽轮机冲转
1）按照电厂汽轮机组运行规程规定的项目，将各系统阀门进行详细的检查调整。
2）投入油系统，检查油压正常，各轴承油流畅通。
3）投入盘车装置，检查各转动部分无金属磨擦声，盘车电动机电流正常；
4）机组采用调整门冲转，自动主汽门前与主蒸汽母管同时暖管。
5）投入下列系统。
a循环水与工业冷却水系统；
b凝结水与除氧器系统；
c射水抽气系统及真空系统
d轴封汽系统；
e疏水系统（本体及抽汽管道疏水全部开启）；
f门杆漏汽、轴封漏汽正常投入；
g发电机空气冷却器冷却水系统（根据温度决定阀门开度）。
6）具备下列条件即可冲转。
a主蒸汽压力达2.0MPa以上；
主蒸温度达280-300℃；
b真空0.055—0.06MPa（400—450mmHg）；
c油温不低于25℃（热状态35℃）及以上；
b轴向位移、汽缸膨胀、汽机相对膨胀指示正常，大轴弯曲值正常；
e汽缸壁、法兰各点温度表指示正常。
7）启动时间分配时间备注
冲转升速至200r/min20min打闸、摩检、无问题后
冲车升速至500r/min暖机30min
升速至1100r/min及检查各部6min
1100r/min暖机60-90min
升速至2200r/min5min
2200r/min暖机20min
升速至3000r/min定速8min
12.2热态启动要点
（1）汽轮机在调节级下部缸温度≥200℃时启动，称热态启动，热态起动的关键问题是：
防止高温部件的过冷却和控制机组一的负胀差。
（2）热状态启动的操作步骤仍按冷态启动的各项规定进行，但必须遵守下列规定。
1）汽轮机启动前二小时应投入连续盘车，大轴晃度不大于原始值0.02mm。
2）新蒸汽温度高于汽机上缸外壁温度50。
C--100。
C，必须有50。
C以上的过热度。
3）先送轴封汽、后抽真空，向前、后轴封送入新蒸汽。
4）当真空达到40-53.2KPa后，即可冲转，并注意监听汽轮机内部有无碰撞声
5）上下缸温差小于50。
C。
（3）启动时间根据缸温情况控制转速在200～300r/min的速率升至3000r/min，并迅速带负荷至额定参数冷态启动曲线对应的负荷值。
12.3汽轮机冲动后的注意事项。
（1）转子冲动后盘车应自动退出并停运。
（2）摩检过程中若发现异常现象，应立即停止冲转。
（3）过临界时振动超过0.12mm,其它转速下振动超过0.08mm，应立即打闸停机。
（4）机组越临界转速时应迅速均匀通过。
（5）随着升速进汽量的增加，检查汽缸膨胀均匀，无突跳现象；
相对膨胀在合格范围。
（6）检查汽缸、法兰温升变化。
（7）暖机时间应视汽机金属温度及轴承膨胀具体确定。
（8）汽机启动过程，汽温、汽压保持相对稳定；
汽轮机定速后，联系锅炉，要求按汽机温升速度、相对膨胀，缓慢提升主蒸汽温度和压力。
（9）监视主汽压力、温度、真空、排汽缸温度的变化情况。
（10）保持冷油器出油温度在38-42℃，并检查油箱油位正常，油管无渗漏现象。
（11）检查发电机风温、水温正常。
汽轮机达到额定转速以后做如下试验：
13.1润滑油压调整至0.08～0.12MPa范围内。
13.2自动主汽门严密性试验：
（1）自动主汽门全关（调节汽门开启）后，记录起始时间及转速随时间变化的情况。
（2）转速下降后，启动辅助油泵。
（3）注意调整汽封，监视运行情况。
（4）汽机转速下降到1000r/min以下为合格，记录终止时间。
（5）试验完毕后，逐渐开启自动主汽门
（6）恢复DEH保护升转速至3000r/min。
13.3调节汽门严密性试验：
（1）用DEH关闭调速汽门（自动主汽门开启），记录起始时间及转速随时间变化的情况。
（4）主机转速下降到1000r/min以下为合格，记录终止时间。
（5）试验完毕，关闭自动主汽门后，挂闸，开启自动主汽门，用DEH升转速至3000r/min。
如不能试验可在冲车前试验：
（1）汽压在2.5Mpa以上，真空-0.065Mpa以上；
（2）盘车没有掉闸为合格。
13.4电调超速试验：
（1）先进行危急保安器手打闸试验正常。
（2）投入汽机超速保护。
（3）用DEH将开关切换至“试验允许”位置，设定目标值，使机组升速。
当转速升至3210r/min时，发出汽机转速高报警，转速继续升高定值3270r/min电调超速保护动作，自动主汽门、调整汽门、抽汽逆止门动作并发出停机信号。
（4）待转速降至3000r/min以下时，方可重新合闸。
13.5超速试验：
（1）先进行危急保安器手打闸试验正常，自动主汽门、调速器门严密试验合格。
（2）用DEH将开关切换至“试验允许”位置，设定目标值，使机组升速，当转速达3300～3360rpm范围内某一值时，危急遮断器飞锤应飞出，危急遮断器保护应动作，使自动主汽门、调节汽门关闭。
记录动作时的转速。
（3）超速试验应连续进行三次，前两次的动作转速差不应超过18rpm。
第三次动作转速和前两次动作转速的平均值相差不应超过30rpm。
如动作转速不符合要求，则应停机调整危急遮断器弹簧的预紧力，使动作转速在正常范围内。
（4）注意事项：
a.当转速降至3000r/min以下时，方可重新合闸。
试验过程中，辅助油泵应能随时启动。
b.监视机组振动，轴向位移及油压等数值，如出现异常情况，立即采取措施，停止试验。
c.分别在机头、主控室监视转速，如果转速超过3360r/min危急遮断器仍未动作，立即打闸停机进行调整，并注意启动辅助油泵。
d.升速应均匀连续地进行，不得在高转速下长时间停留。
13.6电气试验
汽机超速试验合格后，交电气做试验。
维持机组空负荷稳定运行。
13.7机组惰走试验：
第一次定速后停机时可做该试验，并绘出该机组的惰走曲线。
（1）机组与电网解列；
（2）将转速升至3050r/min，打闸，关自动主汽门，用射水抽气器保持真空-0.08MPa左右直至转子静止；
按盘车规定投入盘车。
（3）转速降至3000r/min开始记录，每一分钟记录一次转速，直至转子静止。
14并网后的调整与试验工作
14.1并网后带负荷300-500KW暖机10min，下缸温度升至350。
C以上时，再以每5min增加500KW的速度加至满负荷，锅炉按升荷曲线升温升压。
14.2根据各级压力和需要逐级控制疏水，当负荷稳定后，关闭所有疏水，未投用的抽汽疏水应微开。
14.3注意汽缸膨胀、相对膨胀、轴向位移机组振动等变化值。
14.4汽轮机在带负荷状态下的试验：
14.4.1带负荷试验
（1）带负荷试验应在机组带负荷时系统设备运行良好、电网负荷较稳定的情况下进行。
试验过程中，蒸汽参数，真空及电网频率等参数尽量维持在额定值。
（2）带负荷试验从空负荷开始做，按运行规程规定升负荷，每升一次负荷，记录一次相应的调整门行程和主蒸汽温度、压力、流量等，一直做到额定负荷为止。
（3）升负荷试验结束后，按运行规程降负荷规定，做降负荷试验，记录项目与升负荷试验相同。
14.4.2真空严密性试验
（1）在额定参数下带额定负荷的80%以上，关闭射水抽气器的空气门。
（2）关门30秒后开始，每半分钟记录一次真空值，共记录8分钟，取其中后5分钟真空下降值，试验完后，打开空气门。
（3）真空下降值平均每分钟应不大于40Pa，5分钟内应不大于0.002MPa。
（4）试验过程中，真空下降不得低于0.067MPa，否则应立即开启空气门，停止试验。
14.4.3甩负荷试验：
（1）应具备的条件：
1）.汽轮发电机组经整套试运行考验，性能良好；
2）调节系统经空负荷及带满负荷运行，工作正常，速度变动率、迟缓率符合要求；
3）自动主汽门关闭时间符合要求，自动主汽门、调节汽门严密性试验合格，抽汽单向关闭阀关闭迅速严密；
4）打闸试验良好，经超速试验危急遮断器动作正常；
5）电气及锅炉方面设备运行情况良好，锅炉主蒸汽安全门经调试动作可靠；
6）检查与甩负荷有关的联锁保护装置，切除一切不必要的联锁；
7）转速表应校验合格；
8）取得电网中心调度所的同意。
（2）试验方法、要求及注意事项：
1）试验时汽轮机的蒸汽参数、真空应为额定值，周波最高不超过50.5赫兹，回热系统应正常投入；
2）首先，做甩50%负荷试验，无异常情况再进行甩额定负荷试验；
3）试验时，拉开发电机主开关；
甩负荷过程中，记录最高转速和稳定转速等参数；
严密监视机组运行状况，发现异常情况及时果断处理；
4）甩掉负荷后，如转速升高到危急遮断器应该动作的转速而未动作时，应做好立即打闸的事故预想。
15、汽轮机的停用
15.1降负荷通知各有关部门做好准备
15.21试开交、直流润滑油泵。
15.3根据各级压力，停用除氧器抽汽和切除补汽
15.4减负荷应注意蒸汽参数、真空、相对膨胀、汽机振动、轴向位移、润滑油温、发电机风温等变化。
15.5将负荷逐渐减至“0”降负荷过程中根据温度情况开启管道及本体疏水。
15.6确定负荷至“0”，电气将发电机解列，检查汽机转速正常。
15.7启动交流润滑油泵，检查油压正常。
15.8手打闸。
检查自动主汽门、调速汽门关闭严密，转速逐渐下降；
15.9维持真空，测量转子惰走时间。
15.10关闭主汽门隔离门，开启门后所有疏水门。
15.11汽机转速至“0”，真空至“0”，停止汽封供汽，停用射水泵，
15.12汽机转速至“0”投入盘车装置运行。
15.13停用空气冷却器、冷油器。
15.14根据需要停用给水泵和凝结水泵。
15.15盘车可采用间歇运行和连续运行方式直至汽轮机完全冷却为止。
机组发生下列任一情况时，应破坏真空紧急停机：
16.1机组突然发生强烈振动或清楚听到内部有金属声音；
16.2机组超过危急遮断器动作转速而拒动；
16.3发生水冲击；
16.4汽轮机轴封冒火花；
16.5任一轴承断油或轴承回油温度急剧升高；
16.6轴承回油温度超过75℃，瓦温超过100℃或轴承内冒烟；
16.7机组油系统着火不能很快扑灭；
16.8油箱油位突然下降至最低油位以下；
16.9润滑油压降至规程及厂家规定值；
16.10转子轴向位移超过0.7mm；
16.11主蒸汽管道破裂；
16.12发电机内冒烟；
16.13后汽缸排汽门动作；
16.14出现汽轮机运行规程规定的破坏真空紧急停机情况时。
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