汽轮机整套启动调试方案.docx
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汽轮机整套启动调试方案
汽轮机整套启动调试方案
华能德州电厂#5机组
汽轮机整套启动调试方案
(A版/0)
编制:
审核:
批准:
山东电力研究院
2002年4月21日
1调试目的
1.1校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求;
1.2实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制的性能,其中包括逻辑、联锁、定值参数等的合理性,必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行;
1.3全面监测汽轮发电机轴系振动和必要的现场平衡,使之达到要求;
1.4及早暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面的问题,尽快得到处理。
提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平;
1.5为机组最终评定提供依据。
2编制依据
2.1《火电工程启动调试工作规定》(电力工业部建设协调司1996.5);
2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(电力工业部1996.3.);
2.3《火电施工质量检验及评定标准》(电力工业部);
2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(电力部1997);
2.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》(1996年版)山东省
电力工业局;
2.6设计院、制造厂有关资料
2.7《三期热机系统图》华能德州电厂2001.6
2.8《三期集控运行规程(试行)》华能德州电厂2001.6
2.9《汽轮机/发电机运行和维护手册》华能德州电厂2001.5
2.10《汽轮机热态/冷态带旁路/不带旁路启动曲线》通用电气公司3设备及系统简介
3.1汽轮机规范及主要技术参数:
额定出力660MW
TMCR701.8MW
VWO728.6MW
主蒸汽压力16.68MPa
主蒸汽温度538C
中压主汽门前压力3.517MPa
再热蒸汽温度538C
运行转速3000r/min
旋转方向逆时针(从机头向发电机方向看)
循环水温度20C
最高循环水温度36°C
VWO工况排汽压力11.04/12.56kPa
额定排汽压力4.4/5.38kPa
额定给水温度279.5C
最高给水温度283.2C
低压缸末级叶片长度1067mm
额定主汽流量2102t/hVWO2209
额定再热汽流量1766.7t/hVWO1859.8
额定热耗7748kJ/kWh
可允许系统频率水平48.5—50.5Hz
低系统频率下允许运行时间45—46min
汽缸数量4个
3.2各级加热器投停对机组负荷的影响
3.2.1任意切除一台,机组可带95%最大保证负荷;
3.2.2任意切除两台或两台以上不相连的加热器,机组可带95%最大保证负荷;
3.2.3当#1、#2、#3高加同时切除时,机组可带95%最大保证出力;
3.2.4当#1、2高加投运情况下:
a)切除任意两台相连的加热器,机组可带85%负荷;
b)切除任意三台相连的加热器,机组带75%负荷;
c)依次类推直至45%负荷;
3.2.5当#1、#2、#3高加切除的情况下,按顺序从高到低,每多切除一台加热器,相
应减少5%的铭牌出力;
3.2.6对上述五条,当有冷段和四抽至辅汽的抽汽投运而加热器切除时,在上述出力的基础上再减少5%;
3.2.7四抽至小机的蒸汽被节流后,机组出力不应超过铭牌出力,如果由于加热器停用,机组出力已被降低,则应继续减少5%的铭牌额定值;
3.3振动:
汽轮发电机组在转速0.076mm报警,>0.10mm跳闸;转速>666r/min时,振
动>0.152mm报警,>0.229mm跳闸。
3.4系统简介:
本汽轮机为美国GE公司生产的四缸四排汽亚临界机组,功率660MW,带启动旁路。
回热加热系统有4低加+1除氧+3高加。
机组配有两台50%容量的启动给水泵及一台启动电动给水泵。
润滑油系统采用两台交流润滑油泵和一台直流事故油泵,无主轴拖动的主油泵,两台润滑油泵互为备用,向系统运行层提供高于0.117MPa的润滑油,当两台润滑油泵故障或润滑油压力降低过大,直流油泵启动保证停机安全。
润滑油还可以作为备用密封油源。
以润滑油作为油源,机组配备两台互为备用的顶轴油泵,提供压力26MPa左右的顶轴
油,以供低速盘车装置使用。
机组配有EH油系统,向调节及保安系统提供11.2MPa以上的压力油。
2只高压主汽门、4只高压调节门、2只中压联合汽门、旁路通风阀(BVV)均以高压抗燃油作为启
闭的动力。
EH油站(HPU)有自身的净化、再生及加热、冷却系统。
HPU还有电气跳闸装置:
ETD1、ETD2、ETSV以及他们的闭锁阀LOV1、LOV2、ELV,在紧急情况下是机组遮断和在线情况下做试验。
HPU还配有空气继动泄载阀,在紧急情况
下,当安全油失去时,切断并排空到各抽汽逆止门的动力起源,使各抽汽逆止门关闭,保证机组安全。
汽轮机可以采用高压缸启动(顺流启动,冷、热态不带旁路)和中压缸启动(逆流启动,冷、热态带旁路)两种启动方式。
汽机可逆流RF启动,在这种方式下,设计控制系统通过运行逆流阀(RFV)及通风阀(VV)让蒸汽进入高压汽轮机排汽,来影响高压汽轮机中的温度,包括第一级温度,在汽轮机启动前,主要问题是调节再热蒸汽温度至与再热室内表金属温度相匹配。
当符合程序规定的温差条件后,机组方可启动,当到达一定的负荷以后才切换到顺流状态。
顺流FF启动时,先进行高压缸预热,关闭所有汽轮机、再热管、抽汽管及蒸汽发生器疏水及排汽口,MSV、RSV、IV全关而CV全开,然后开启SVBV(截止阀旁路门),使转子温度上升,HP压力达到大气压力后,开启疏水增加热流并使HP压力达到0.345—
0.483MPa。
加热满足要求后,可以启动升速。
以第一级金属表面温度为标准,机组启动前的状态可分为:
冷态、温态和热态。
冷
态启动时,汽机最好顺流(不带旁路)启动。
这有助于减少由于不匹配造成的转子应力。
温态和热态启动则采用中压缸启动方式为宜。
机组控制方式有全自动(ATS)和半自动(操作员自动)方式。
在自动方式下,汽轮机在MARK-V的三个控制器的冗余控制下,自动判断机组状态,自动进行应力计算,确定暖机时间及升速率,自动定速,带初负荷(3%额定负荷)。
半自动方式时,操作员可以根据机组状况及CRT上的提示,选择暖机时间,切换,升速率等。
汽轮机进汽调节方式可分为部分弧进汽(PA)和全周进汽(FA),全周进汽有利于
汽轮机加热均匀,迅速提高缸体温度,而部分弧进汽能在高负荷下提高机组运行效率(80%
负荷以上PA无优势),两种方式可以互相切换。
4调试范围
4.1对汽机主机及各循环系统、热力系统及设备在整组启动、运行中的技术指导;
4.2汽轮发电机轴系振动;
4.3调节保安系统调试试验;
4.4自动和半自动启动试验;
4.5冷态、温态、热态启动试验;
4.6顺流和逆流方式启动试验;
4.7部分弧(PA)和全周(FA)进汽方式的切换试验;
4.8汽轮发电机组甩负荷试验;
5调试应具备的基本条件
5.1汽水管道的吹扫和清洗干净;
5.2冷却水系统通水试验和冲洗干净;
5.3化学水系统的冲洗、药剂和调试,凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水;
5.4润滑油、抗燃油系统的循环,油质合格,油系统调试完毕;
5.5真空系统严密无泄漏;
5.6通讯系统、设备可靠;
5.7完成各辅助设备及系统的分部试运,包括子组控制系统调试具备自动控制要求;
5.8邻机能提供可靠的辅助汽源;
5.9控制盘及CRT上键盘、鼠标正常完好,动作正常;
5.10各调节装置调试完毕,设定值正确并能投入自动。
各气动阀、电动阀、调节阀调试完毕且正常;
5.11仪用压缩空气系统调试完毕,具备投入条件;
5.12各报警装置试验正常;
5.13消防设备及系统正常可用;
5.14汽机自启动装置调试完毕,包括高中压主汽门、调门、排汽逆止门、旁路通风阀
BVV、各抽汽逆止门的动作无卡涩,动作到位,逻辑正常,关闭时间符合要求;
5.15高、低压旁路油站及阀门调试完毕,符合设计要求;
5.16发电机密封油及氢系统调试完毕,气密试验合格;
5.17机组大联锁、汽机主保护及系统设定值完成最终确认;
5.18本体及管道保温良好,符合火电工程质量标准。
6调试方法及步骤
6.1总则
新机组首次联合启动乃汽轮发电机组非正常方式的启动。
涉及调整、试验、逻辑、定值的修改,设备消缺,甚至与设计、制造、安装有关的问题。
一般性的问题在调试过程均能得以解决。
德三机组全套进口设备,自动化水平较高,对设备要求限制条件很多,主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。
为此,整套联合启动调试分三个阶段进行
6.1.1第一阶段:
空负荷和低负荷调试
汽轮发电机组首次启动,采用冷态、半自动、顺流预暖、高压缸启动方式(不带旁路),升速至定速、电气试验、并网带25%负荷。
目的:
a〃获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据;
b〃进行轴系振动监测、分析及处理;
c〃检验汽轮机MKV/ATS自启动装置的性能;
d〃ETD1、ETD2、ETSV试验;
e〃汽门严密性试验;
f〃电气试验;
g〃实际超速保护跳闸试验;
6.1.2第二阶段:
带满负荷调试
机组并网接带负荷至满负荷运行。
目的:
a〃获得由中压缸启动转换至高中压缸联合启动方式的数据;
b〃机组带负荷特性;
c〃阀门活动试验;
d〃超速试验ETD1/ETD2、ETSV动作试验;
e〃跳闸预测(TRIPANTICIPATOR试验;
f〃中调门触发器(INTERCEPTVALVETRIGGER式验;
g〃功率不平衡(PLU)试验;
h〃早期阀门动作(EVA)试验;
i〃回热设备投入后的调节特性;
j〃全面记录规定工况的热力参数;
k〃真空严密性试验;
l〃抽汽逆止门的试验;
m〃洗硅;
n〃校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路、子组、成组等控制性能;
o〃机、炉参数匹配数据;
6.1.2.1满负荷稳定后,由指挥部决定,可有选择性地进行以下试验
a)额定工况、额定转速、额定负荷下,轴承振动测量;
b)进行TMCR和VWO工况下的保证试验;
c)氢气泄漏量试验;
d)负荷变动试验;
e)快速减负荷(RUNBACK试验;
f)所有高加切除运行试验;
在切除高加后,锅炉供汽压力、温度和流量符合汽机额定工况运行条件。
建议试验4
小时,监视轴向位移、轴承瓦温、主再热蒸汽参数、真空;
g)凝汽器单侧运行试验;
h)50%和100%额定负荷甩负荷试验。
6.1.3第三阶段:
168满负荷运行。
目的:
a〃通过两个阶段调试,全面对主、辅设备的考验;
b〃全面记录满负荷工况下各种参数;
6.2汽轮机启动状态划分(以第一级金属表面温度为准):
a)中压缸启动;
b)高压缸启动;
6.3.2自动方式
a)中压缸启动;
b)高压缸启动;
6.4汽机禁止启动及投入运行条件
6.4.1机组的任一保护不正常,ATS工作不正常;
642TELEPERMXP控制系统及MARK-VX作不正常,影响机组启停和运行;
6.4.3汽轮机监视仪表TSI工作不正常;
6.4.4机组主要监视仪表异常,无其他监视手段,影响机组启停及正常运行;
6.4.5汽轮机高中压主汽门及调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门及抽汽电动门动作不正常;
6.4.6抗燃油、润滑油、密封油油质不合格,油箱油位、油温不合格;
6.4.7抗燃油泵、交直流润滑油泵,交直流密封油泵工作不正常;
6.4.8顶轴油系统、盘车装置工作不正常;
6.4.9仪用空气系统工作不正常;
6.4.10轴封供汽不正常;
6.4.11高、低压旁路故障;
6.4.12转子偏心度超过原始值0.038mm,或>0.05mm
6.4.13汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声或盘车不能投入;
6.4.14机组差胀超过规定值;
6.4.15主要辅助设备故障或联锁试验不合格。
6.5第一阶段(汽轮机冷态启动)
6.5.1各系统及设备的全面检查,阀门位置符合检查卡要求;
6.5.2辅助设备及系统投入且参数符合要求;
6.5.2.1
检查服务水系统投入,压力正常;
6.5.2.2
投入仪用压缩空气系统;
6.5.2.3
投入循环水系统;
a)启动前检查符合启动条件;
b)启动第一台循泵SGC;
c)根据要求投入第二台循泵运行;
d)全面检查系统正常,无跑水、漏水现象;
6.5.2.4
投入开式水系统;
6.5.2.5
投入闭式水系统;
6.5.2.6
启动辅助蒸汽系统;
6.5.2.7
投入发电机定子冷却水系统;
6.5.2.8
投入润滑油系统;
6.5.2.9
投入密封油系统;
6.5.2.10
启动顶轴油系统;
6.5.2.11
投大机盘车;
6.5.2.12
发电机氢气置换;
6.5.2.13
投入备用凝结水系统;
6.5.2.14
投入凝结水系统;
6.5.2.15
除氧器上水;
6.5.2.16
投入汽机真空系统;
6.5.2.17
投入汽机轴封;
6.5.2.18
投入汽机EH油系统;
6.5.2.19
投入给水系统上水;
6.5.3锅炉点火,根据要求投入高低旁路运行,注意旁路温度设定值及喷水阀的动作。
检查轴封母管压力为0.007—0.021MPa,将主蒸汽参数升高到转子预暖要求:
主汽压力:
2.8—3.2MPa
主汽温度:
210--260C
所有汽机疏水阀打开,所有管道完全疏水,无排污罐疏水高报警。
6.5.4高压缸进汽,MARK-V半自动冲转
6.541汽机和MARK-V复位,通过MSV2的SVBV阀预暖;
a)汽机复位;
b)旁路已经运行,主汽温度
c)在MARK-VCRTt选择顺流预暖方式,高压调门和MSV2打开,蒸汽进入高压
缸。
主汽门、中压主汽门、通风阀和主汽门均压阀应关闭;
d)用MSV2给高压缸、冷再热管线、锅炉再热段、热再热管线直至中联门打压。
关闭所有疏水阀直至达到大气压力,然后压力维持在0.385—0.49MPa,开始循环打开每个疏水门,放掉全部凝水。
此间盘车一直投运。
一旦汽机被冲转脱离
盘车,可暂时关小MSV2及关闭有关疏水门;
e)可适当降低真空以增加低压缸温度,预暖中压缸和连通管,保持汽压直至
MKV/ATS显示高压缸第一级内壁温度大于147.4C,用投运汽封和提高凝汽器
压力的方法使连通管温度达54C以上,暖转子时间大约持续4—8小时;
f)低排温度最好控制在54--65C之间,57C喷水阀投入,80C全开,93C报警,107C跳闸;
g)转子预热完毕后,关闭MSV2打开所有疏水门至少5min。
6.5.4.2(备选)汽机和MARK-V复位,通过反流阀(RFV)预暖;
a)旁路已经运行,旁路出口温度
b)在MARK-VCRTb选择RFVRotorprewarming;
b)关闭BVV阀及高压缸的所有疏水,使高压缸内蒸汽无法泄漏至凝汽器。
在半自动方式下点击RAISE,手动打开RFV,直至第一级金属温度开始上升后停止。
选
择加热速率
升压率提升高压缸第一级处的压力,最终使温度达150C;
c)若汽机转速升高到200r/min,MKV自动关闭RFV;
d)适当开启主汽门后至中联门前的所有疏水;
e)当温度满足要求后,根据启动/加载图要求稳定相应的时间,关RFV;
f)可适当降低真空以增加低压缸温度,预暖中压缸和连通管,保持汽压直至
MKV/ATS显示高压缸第一级内壁温度大于147.4C,用投运汽封和提高凝汽器
压力的方法使连通管温度达54C以上,预暖结束;
g)全开主汽门后至中联门前所有疏水;
6.5.4.3阀室预暖
a)转子预暖已经完成;
d)主蒸汽温度与调门室金属壁温度之差大于调门内外壁金属温差139C;
e)在CRT画面上选择CHESTWARMINGO确认CVs全关,注意监视有关参数,内壁加热温升率应保持在或者低于121C/h;
f)根据提示缓慢增加MSV阀位设定,来打开SVBV使调门室逐渐升压;
g)当调门室压力达到85%勺主汽压力后,开始HEATSOAKING,当调门室内外壁温差和主汽与外壁温差
汽-外壁温度小于139C,预暖要求满足;
h)点击CHESTWARMINGOF结束CV预暖;
i)预暖完毕通过MKV关闭MSV2打开所有疏水门,在汽机冲转前至少进行5min
的疏水。
6.5.4.4锅炉升温升压到冲转参数:
主蒸汽压力达到40%额定压力即6.6MPa,主蒸汽温度范围
再热蒸汽压力0.18—0.88MPa额定压力
主蒸汽流量105—525t/h额定流量
按照检查卡项目检查MARK-V的状态,并重新复位。
跳闸系统状态和阀的位置在转动准备及蒸汽阀状态CRT上显示出来。
MARK-V处于半自动运行模式。
6.5.4.5其他冲转条件检查
a)凝汽器真空>-84kPa;
b)轴封蒸汽母管压力调整为0.017—0.031MPa,母管最低温度150C;
c)汽机所有疏水阀全开,或者根据锅炉对主蒸汽管线和再热汽管线的要求操作:
A
组疏水:
MSV1前后疏水5SDFV62255SDFV6226MSV2前后疏水:
5SDFV62275SDFV6228;
B组疏水:
高压缸后疏水5SDFV6230高压缸前疏水5SDFV6230调速级疏水5SDFV6231高压缸进汽疏水5SDFV6232高压缸进汽疏水5SDFV6233RSV1前后疏水5SDFV62205SDFV6221RSV2前后疏水5SDFV62225SDFV6223
#1抽汽电动门前、逆止门后疏水;#2抽汽电动门前、逆止门后疏水;#3抽汽电动门前、逆止门后疏水;#4抽汽电动门前、逆止门后疏水;
#4抽汽至小机逆止门后疏水;#5抽汽电动门前、逆止门后疏水;#6抽汽电动门前、逆止门后疏水;
#1、#2、#3、#4抽汽电动门后手动疏水;
主汽、冷再、热再疏水。
d)EH油压10.34—11.72MPa之间;
e)润滑油压在前箱处压力>0.117MPa(正常为0.155—0.2MPa),油温27—32C,
另一台AC润滑油泵和EBOP处于备用状态;
f)汽机旁路流量105—525t/h额定流量;
g)冲转前高压缸第一级后蒸汽温度和内壁金属温度之间温差:
最佳值+28C
允许值+111-56C
极限值+222-167C
h)盘车连续运行4小时以上,主机偏心及金属温度正常,缸内及轴封处无异音;i)氢压>0.361MPa,氢气纯度>98%温度>20C;
j)高压缸第一级内壁金属上下温度差在报警情况下,仍可启动;
j)所有进入汽机控制系统的跳闸信号均已复位,VPL设定为120%,MARK-V信息提
示无任何问题;
k)低压缸喷水温度控制投入;
6.546确认MARK-V在半自动方式,关闭高、低压旁路,选择高压缸冲转FORWARD
FLOW方式,选择DISABLEBYPASS在ADMISSIONMODESELECTION面上确认进汽方式
在FA。
选择CLE为MEDIUM(中);
6.547根据ATS的提示,设定FIRSTSPEEDTARGE为800r/min和ACCELERATION为100rpm/min,检查MSVs,RSVs全开,CVs和IVs开始开启,汽机开始升速。
检查盘车自动脱开,盘车电机自动停止,顶轴油泵在7r/min自动停止,否则手动停止并查明原因。
6.5.4.8当汽机转速升至200--300r/min时,在CRT上选择关闭阀门,检查阀门关闭,现场进行摩擦检查;
6.5.4.9当转速达到100r/min时,恢复转速控制,目标转速800r/min,当转速达到800r/min时,保持1小时磨合及检查振动情况,然后升速到2500r/min,保持至少30分钟,并投入WOBBULATOR频,检查轴承振动、润滑油温(>38C)和汽机温度,继续升速;
6.5.4.10转速升至3000r/min时,注意检查高压缸末级金属温度应小于440C;
6.5.4.11全面记录机组参数,全面测量轴承振动;
6.5.4.12定速后,检查运转层润滑油压>0.117MPa,EH油压>10.34—11.72MPa;
6.5.4.133000r/min打闸试验,可在转速800r/min以下重新复位,冲转;
6.5.4.14重新升速至3000r/min,ETD1、ETD2、ETSV试验;
6.5.4.15汽门严密性试验:
3000r/min运行,高压旁路关闭,将主蒸汽压力提高到50%即8.35MPa额定压力以上,进行高压调速汽门和高压主汽门严密性试验操作,试验过程中注意高压缸排汽温度的变化;
6.5.4.14电气试验;
6.5.4.16手动同期,并网,带3%额定负荷,投入有关保护;
6.5.4.17并网后投入润滑油温度自动,检查油温应为43-52C;
6.5418选择目标负荷165MW(25额定负荷),负荷达到后,暖机3小时。
负荷100MW寸,注意B组疏水应自动关闭,并关闭应手动关闭的疏水门;
6.5.4.19在暖机过程中,进行FA及PA进汽方式的互相切换,检查各调门动作情况负荷变化情况,最终回到FA方式;
6.5.4.20暖机完成后,进行实际超速保护跳闸试验,检查7r/min顶轴油泵自动投入0转速时盘车自动投入,记录机组惰走时间;
6.5.4.21总启动第一阶段完成.
6.6第二阶段(汽轮机温热态启动)
根据缸温情况判断机组冷热状态,选择全自动冲转方式,逆流预暖,中压缸启动.
6.6.1汽机及MARK-V复位,选择MARK-V在AUTOMATIC方式,选择CLE为MEDIUM;
6.6.2在MARK-V自动执行OILPUMPTEST和HYDRAULICPUMPTES时,注意检查交直流润滑油泵和EH油泵的自动切换和自动启动正常,电流及出口压力正常;
6.6.3在MARK-V自动执行转子及阀室预暖的过程中,应注意监视各蒸汽阀门和疏水
门动作正常,缸温及转子温度正常升高;
6.6.4选择BYPASSINMODE及REVERSEFLO方式,采用中压缸启动.(解除汽机和旁路之间的协调).在A