汽轮机整套启动调试措施.docx
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汽轮机整套启动调试措施
工程代号
0708－6152
密级
一般
专业代号
606
目录号
14
山东鲁北发电有限公司#7机组
汽轮机整套启动
调试措施
（A版/0）
编制：
审核：
批准：
山东电力研究院
山东中实易通集团有限公司
2007年7月
汽轮机整套启动调试措施
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起动及竣工验收规程》（电力工业部1996.3）；
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力部1997，适用于300MW以上机组）；
2.4设计院、制造厂提供的有关图纸及说明书.
2.5设备及系统分部试转或单体调试措施.
2.6集控运行规程.
3设备及系统简介
3.1汽轮机本体主要技术规范
型号：
N330－17.75/540/540
型式：
单轴、三缸、亚临界、一次中间再热、双排汽、凝汽式。
转子转向：
自汽轮机向发电机看为逆时针方向。
制造厂家：
北京汽轮电机有限责任公司
设计参数（TRL工况）：
出力KW330076
汽轮发电机热耗值KJ/KWh8016.7
主蒸汽压力17.75MPa
主蒸汽温度540℃
主蒸汽流量938.9t/h
高压缸排汽压力4.21MPa
高压缸排汽温度333.5℃
再热蒸汽压力3.789MPa
再热蒸汽温度540℃
再热蒸汽流量849.3t/h
低压缸排汽流量626.6t/h
低压缸排汽压力5.3kPa
循环水冷却水温20℃
给水温度253.9℃
热耗率7746.5kJ/kW·h
汽耗率2.845kg/kW·h
回热抽汽级数7级
并网前速度变动率10%
并网后速度变动率6.5%
甩负荷后速度变动率4%
保安系统动作转速3300rpm
3.2汽轮机启动状态划分
以高压外缸下法兰温度T1作为启动分类的标准：
冷态启动：
T1＜190℃
温态/热态启动：
T1＞190℃
冷态启动机组必须在1000r/min下暖缸30min左右，直至高压外缸温度达到190℃，才允许升速至同步转速。
3.3汽轮机启动控制方式
汽轮机自动控制方式为本机基本控制方式，采用单阀控制模式（试生产半年后，可采用顺序阀控制模式）。
主、辅设备及系统的子回路控制均应正常后，才能实现汽机自动控制。
3.4升速率确定
以中压内缸上法兰中壁温度T2作为确定升速率标准：
T2＜150℃：
升速率100rpm/min
150℃＜T2：
升速率500rpm/min
过临界：
升速率500rpm/min
2900＜转速＜3000：
升速率50rpm/min
超速试验：
升速率100rpm/min
在启动冲转过程中DEH自动根据温度T2给出升速率，运行人员不能设定升速率值，只能设定目标转速。
3.5阀门进汽方式
DEH自动根据高压内缸上法兰中壁温度Tm，选择阀门进汽方式：
Tm＜270℃：
全周进汽（单阀方式）
Tm＞270℃：
部分进汽（顺序阀方式）
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监测及平衡
4.3冷态启动、温态启动和热态启动试验
4.4汽轮机调节保安系统各项试验
4.5汽轮发电机组甩负荷试验
5调试应具备的基本条件
5.1汽水管道吹扫和清洗干净
5.2汽机冷却水系统通水试验和冲洗干净
5.3化学水系统冲洗、药剂和调试完毕，凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水
5.4润滑油、顶轴油、EH油系统冲洗完毕，油质合格
5.5真空系统灌水严密性试验合格
5.6通讯系统可靠
5.7完成各辅助设备及系统的分部试运
5.8辅助汽源具备正常供汽条件
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。
各汽动阀、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报警装置，光字牌试验正常
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、排汽和抽汽逆止门，动作到位，逻辑正常，关闭时间符合要求，仿真试验合格
5.15汽机主保护及系统设定值完成并最终确认
5.16本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准
5.17发电机氢密封系统、定子冷却水系统调试完毕。
6调试方法及步骤
6.1总则
机组首次启动涉及调整、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。
整组联合启动调试分三个阶段进行：
第一阶段：
空负荷和低负荷调试；第二阶段：
带满负荷调试；第三阶段：
168小时满负荷运行。
6.1.1第一阶段：
空负荷和低负荷调试
汽轮发电机组启动采用“操作员自动”方式，此阶段主要进行升速、摩擦检查、阀门切换、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验、电气试验、并网带10%额定负荷、超速试验。
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·检验汽轮机调节保安装置的性能
d·注油试验
e·电气试验
f．超速试验
6.1.2第二阶段：
带负荷调试。
目的：
a.获得阀转换的性能
b.机组带负荷特性
c.回热设备投入后的调节特性
d.全面记录规定工况的热力参数
e.真空严密性试验
f.主汽门、调节汽门活动试验
g.洗硅
h.校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路等控制性能
i.机、炉参数匹配数据
6.1.3第三阶段：
168小时满负荷运行。
目的：
a.获得温热态启动的性能数据
b.通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验
c.全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数
6.2启动前的准备与检查.
6.2.1检查确认主、辅设备及系统具备启动、投入条件。
6.2.2检查确认仪表一、二次均开启,送上仪表电源.
6.2.3联系电气、测量各辅机电动机绝缘应合格并送上操作、控制电源.
6.2.4启动用工具、仪器、仪表和各种记录表格准备齐全.
6.2.5厂房内外各处照明、事故照明良好,通道畅通,所有设备无人工作.
6.2.6厂内外通讯系统工作正常,可靠.
6.2.7TSI系统,D-EHG控制系统装置正常具投入条件.
6.2.8集控室控制台（盘）控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确,各指示灯报警窗显示正确.
6.2.9检查确认保护、联锁试验结果符合要求,汽机跳闸保护均在解除位置.
6.2.10厂用压缩空气系统工作正常.
6.3汽轮机启动时重点监视以下参数
6.3.1各轴承振动、轴承金属温度、温升
6.3.2润滑油压,油温
6.3.3汽缸膨胀,高低压缸差胀,轴向位移
6.3.4高、中压缸第一级金属温度变化率
6.3.5高,中压缸排汽口上下温差
6.3.6凝汽器真空,排汽温度
6.3.7轴封压力,温度
6.3.8主、再蒸气压力,温度、温差
6.3.9发电机定子进水压力,温度
6.4汽机禁止启动及投入运行条件
6.4.1机组任一保护装置失灵.
6.4.2主要操作系统失去人机对话功能.
6.4.3D-EHG控制装置工作不正常,影响机组启动或正常运行.
6.4.4基地式调节装置工作不正常,影响机组启动或正常运行,
6.4.5机组主要监测参数（转速,振动,轴向位移,差胀,汽缸上下壁温,抗燃油及润滑油压,油温,轴承温度,其他主,再热汽压力,温度,转子偏心等）超过极限或失去监视功能,影响机组启动或正常运行.
6.4.6高、中压主汽门及调门,抽汽逆止门,高排逆止门之一卡涩,不能关闭严密,
6.4.7交流,直流润滑油泵,启动油泵,EHG油泵等任一故障或其他相应的联锁保护不合格.
6.4.8汽机转子偏心度大于原始值的110%.
6.4.9汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声或盘车电流明显加大.
6.4.10汽机润滑油油箱,EHG油箱油位低至最低报警油位或油质不合格.
6.4.11中压缸上下壁温差超限
6.4.12危急保安器动作不正常.
6.5汽轮机首次启动（冷态）步骤
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启动工业水系统
6.5.2.2启动循环水系统
6.5.2.3仪用压缩空气系统
6.5.2.4启动辅助蒸汽系统运行正常
6.5.2.5启动凝结水系统
6.5.2.6启动给水除氧系统，向除氧器上水加热
6.5.2.7启动润滑油系统、EH油系统，油温升至38℃左右
6.5.2.8投入盘车连续运行48小时以上
6.5.2.9主、再蒸汽管道及汽缸本体疏水自动控制
6.5.2.10投入发电机氢冷系统
6.5.2.11投入轴封系统
6.5.2.12投入真空系统
6.5.2.13投入高、低压旁路
6.5.3汽轮机冷态冲转
6.5.3.1检查下列冲转条件须具备。
6.5.3.2确认主汽、再热蒸汽系统充分暖管且无积水，各辅助设备及系统运行正常；无禁止启动条件存在；
6.5.3.3有关参数应稳定见下表中数值：
项目
单位
数值
主汽压力
MPa
4
主汽温度
℃
380
再热汽压力
MPa
1.5
再热汽温度
℃
360
高、中压缸上、下缸温差
℃
≤42
主机润滑油压
MPa
0.15
主机润滑油温
℃
38
EH控制油压
MPa
14.5
凝汽器压力
KPa（a）
<12
大轴偏心
mm
＜0.076
6.5.3.4确认汽轮机各项保护投入。
6.5.3.5确认高排逆止门开启指令已发出。
6.5.3.6确认发变组高压侧开关在断开状态,发变组高压侧开关两侧刀闸在断开状态。
6.5.3.7联系化学化验蒸汽品质符合启动标准,不合格不准冲转。
蒸汽
导电度
us/cm
二氧化硅（SiO2）
Umol/L
钠（Na）
ppb
铁（Fe）
ppb
铜（Cu）
ppb
≤1
≤60
≤20
≤50
≤15
6.5.3.8汽轮机“自动”方式冲转及升速。
6.5.3.9注意锅炉汽包水位应正常。
6.5.3.10确认旁路系统投运正常。
6.5.3.11汽轮机挂闸操作：
1．按“挂闸”钮后，主汽门（TV）、再热主汽门（MSV）应完全打开，高压调节汽阀（GV）及中压调节阀（IV）完全关闭；
2．高排逆止门冷态启动打开，热态启动强制关闭；
3．高压缸抽真空阀冷态启动关闭，热态启动打开；
4．高排逆止门旁通阀冷态启动打开，热态启动关闭
6.5.3.12确认高、低加水侧无泄漏现象，高、低加汽侧随机滑起。
检查已投入各加热器水侧。
确认低加疏水逐级自流，高加疏水逐级自流。
各抽汽管上疏水门已开启，抽汽电动门已开启，逆止门开门指令发出。
各运行排气门已开启，确认凝汽器真空未下降。
6.5.3.13汽轮机冲转：
6.5.3.13.1在DEH转速控制窗口点击“中压缸控制”按钮，中调门缓慢开启，汽机开始冲转；设定目标转速：
500r/min；
1）查当转速≥140r/min时，电动盘车离合器是否脱开；
2）转速升至500r/min时，就地或远方使汽机跳闸，进行摩擦听音检查；
3）无异常情况，当转速下降至200～250r/min时，可恢复重新挂闸，使转速再次上升至500r/min，并进行以下检查：
●汽机所有监控仪表指示正常，无报警信号
●各轴承振动、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，胀差及轴向位移正常
●确认主蒸汽、再热蒸汽参数正常
●确认上下缸温差，蒸汽柜内外壁温差均在要求范围之内
●检查发电机氢压、密封油压、氢/油压差
●EH油系统、除氧器、给水、凝结水系统检查
6.5.3.13.2DEH设置目标转速3000r/min，执行；
1）冷态启动中当转速达到1000r/min，DEH转速自动保持，直至高压外缸金属温度达到190℃，方可继续升速；
2）至1020r/min时，监视高压缸抽真空阀打开，高排逆止阀关闭、高排逆止阀旁通阀关闭；
3）转速＜1050r/min，高排压力应＜1.7MPa，否则将跳机；
4）转速升至1050r/min后，高压主汽门自动关闭；
5）转速＞1050r/min，高排压力应＜0.14MPa，超过4分钟，将高压缸保护跳机；
6）机组转速达到2900r/min，注意辅助油泵的联锁退出后，投备用，检查润滑油压以及主油泵的工作情况，否则立即手动启动辅助油泵或直流油泵，停机检查。
6.5.3.13.3当机组转速达3000rpm，全面检查机组及各系统运行正常。
确认主油泵工作正常，停主机交流润滑油泵做联锁备用，检查主机润滑油压力应正常。
注意：
在停运油泵时，不得退出联锁。
6.5.3.14主机手动脱扣试验。
6.5.3.15主机危急保安器注油试验。
6.5.3.16主机汽门严密性试验。
6.5.3.17主机“103%超速”试验。
6.5.3.18试验结束，维持机组转速3000r/min稳定运行，根据需要做电气试验。
6.5.3.19述试验全部完成后，汇报值长，汽轮机可以并网。
6.5.3.13.6机组冲转过程中应注意：
确认主机各轴振应＜0.127mm，如发现异常振动,不得强行升速，应查明原因加以消除，待振动恢复正常后方可重新升速；检查主机各支持轴承与推力轴承金属温度及回油温度正常。
6.5.4机组并网后加负荷
6.5.4.1机组负荷30MW时，进行下列工作：
1）检查中压主汽门前疏水门自动关闭；中压调节阀后疏水门要继续开启，当负荷至60MW时，再关闭。
2）做超速试验：
升负荷率2MW/min，将负荷升至30MW进行暖机3-4小时后，发电机解列，维持3000rpm，进行超速保护试验：
（1）OPC超速试验
（2）电气超速试验（3）机械超速试验。
内容详见《汽机调节保安系统调试措施》。
试验合格后，再次启动并网，进行带负荷试验。
试验作完后并网带负荷。
6.5.4.2全过程具体升负荷率及在各负荷段暖机时间,应按启动曲线进行。
6.5.4.3高中压缸切换
6.5.4.3.1设定目标负荷：
70MW，升负荷率：
3MW/min；
6.5.4.3.2当达到下列条件后，DEH控制自动进行切缸操作，负荷指令闭锁。
●负荷大于10％；
●高旁流量大于高压缸流量
●转换流量小于允许的最大流量（大于高压缸最小冷却流量）
●高压缸入口金属温度和主气温度偏差在正常值内
6.5.4.3.3如果由于测点故障或变送器等原因高压缸不能自动切换，但高缸开度、流量等满足、主汽温度在切缸曲线范围内，“切换允许”灯亮可手动按下DEH盘上“高缸控制”按钮进行高压缸切换；
6.5.4.3.4切缸时高、低旁应在自动方式运行,低旁应逐渐关小至全关，切缸后当高压旁路完全关闭后，检查旁路转入跟随方式。
6.5.4.3.5切缸时注意高压主汽门缓慢开启,高排抽真空阀自动关闭,当高排压力超过再热器压力时高排逆止门自由释放,高压缸自动投入运行，此时注意高压缸排汽口金属温度的变化。
6.5.4.3.6高压缸投运后如高压缸排汽口金属温度过高,应适当增加机组负荷或者降低再热器压力以增加蒸汽流量（必须通过增加高调门开度或降低排汽压力来增加流量），以防高排温度高于420℃，汽机跳闸。
6.5.4.3.7切缸结束后暖机30min，以稳定高压缸温度。
6.5.4.4负荷升至20%额定负荷（66～70MW）的检查和操作：
检查主、再热蒸汽管道疏水门关闭；
检查阀体疏水、导汽管疏水门关闭；
检查汽机缸体疏水门关闭；
高加汽侧投入运行，投运操作步骤和要求见“高、低压加热器技术措施”；
检查低压缸减温喷水阀自动关闭，注意排汽温度变化；
5段抽汽压力达到0.05MPa后，除氧器汽源自动切为5段供汽，辅汽供除氧器电动门联锁关闭，管道疏水自动打开；
检查机组胀差、缸胀、振动、轴承金属温度、油温油压等运行参数；
检查氢油水系统的工作情况，必要时进行调整；
6.5.4.5升负荷至220MW
目标负荷：
220MW，升负荷率：
3MW/min
加热器疏水根据洗硅情况确定是否回收；
根据情况可试投凝水精处理系统；
此期间进行洗硅运行，蒸汽参数按锅炉洗硅要求确定；
负荷升至120MW左右启动一台给水泵并列运行，第三台泵投备用联锁；
负荷150MW后保持，锅炉投自动控制；
进行阀门活动试验；
6.5.4.6升负荷至100%额定负荷
设定目标负荷：
330MW，升负荷率：
3MW/min；
全面检查各项参数是否达到额定值；
全面检查各项自动、保护投入情况；
负荷超过70％（230MW）时，根据机炉运行情况可联系热控人员投入CCS协调控制系统。
机组负荷超过270MW时机组运行可改为定压运行方式
锅炉洗硅及燃烧调整等；
汽机真空严密性试验（见附录）；
计算发电机漏氢量（见附录）。
6.5.4.7负荷至300MW或要求负荷后，全面检查无异常，汇报值长，启动完毕。
6.5.5升负荷过程的注意事项
6.5.5.1在升压过程中，要随时观察炉水品质，及时调整连排门的开度和升压速度
6.5.5.2当各自动调节装置发生故障或调节不良时，应手动调节控制
6.5.5.3注意凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常
6.5.5.4发生振动幅度大于0.254mm，打闸停机
6.5.5.5差胀正常
6.5.5.6若汽缸膨胀异常应暖机，查明原因并消除
6.5.5.7汽缸上下温差不大于40℃，达到41.5℃报警
6.5.5.8轴向位移正常值0mm，±0.9mm报警，±1.0mm立即停机
6.5.5.9低压缸排汽温度正常值32.1℃，80℃报警，121℃可运行15min，超过121℃跳机
6.5.5.10各轴承回油温度应71℃以下，82℃立即停机；支撑轴承金属温度应在90.5℃以下，107℃报警，113℃打闸停机；推力轴承温度应在85℃以下，99℃报警，107℃停机；
6.6汽轮机温态及热态启动
6.6.1启动前准备
6.6.1.1工业水系统运行
6.6.1.2压缩空气系统运行
6.6.1.3循环水系统运行
6.6.1.4汽轮机润滑油系统运行
6.6.1.5辅汽系统运行
6.6.1.6机组控制系统正常
6.6.1.7各冷却水运行正常
6.6.1.8启动凝结水系统
6.6.1.9发电机冷却系统运行
6.6.1.10启动调速油泵，交流润滑油泵
6.6.1.11汽轮机投轴封
6.6.1.12汽轮机抽真空
6.6.1.13投汽轮机旁路
6.6.2汽轮机冲转升速
6.6.2.1冲转前连续盘车不小于4小时
6.6.2.2给水泵做好充分暖泵工作，将除氧器水温加热到所需温度
6.6.2.3送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统，调整轴封蒸汽温度正常
6.6.2.4根据情况切除汽轮机旁路
6.6.2.5热态启动可采用“操作员自动”或“ATC”启动方式操作，其操作步骤与冷态启动相同，按照启动曲线进行升速，升速时按选定的升速率进行，至额定转速后，联系值长，发电机尽快并网直至带上初始负荷或5%额定负荷，然后按热态启动的要求进行升负荷。
为此可选择ATC程序启动
6.6.2.6由应力计算自动控制机组转速到500r/min，自动进行摩擦检查
6.6.2.7升速至2900r/min，顶轴油泵自停
6.6.2.8升速至3000r/min
6.6.2.9发电机自动并列，DEH显示“并网”灯亮，功率15MW
6.6.2.10ATC自动退出，输入目标负荷300MW，按“ATC”启动键，由ATC控制升负荷至额定负荷
6.6.2.11如果ATC程序不能进行，应判断报警是否是传感器故障或真报警，若条件可超越，可按“ATC超越”键，使程序继续进行
6.6.3注意事项
6.6.3.1锅炉点火缓慢开启一、二级旁路进行暖管，暖管结束后，关闭低再进口疏水门
6.6.3.2汽轮机应先投轴封，后抽真空，防止上下缸温差大
6.6.3.3严密监视机组振动、轴向位移、差胀、轴承金属温度的变化应在正常范围，及时检查“ATC监视”内容应无报警。
6.6.3.4热态启动要加强主汽管道及汽轮机本体疏水，严防冲转时冷水、冷汽进入汽缸
6.6.3.5严格按照“热态启动曲线”选择与汽轮机调节级金属温度或中压第一级静叶持环金属温度相匹配的主蒸汽温度，并保证主蒸汽过热度≥56℃，同时确定机组的升速率、初始负荷值或5%额定负荷停留暖机时间。
6.6.3.6机组冲转后，应尽快升速并网直至接带初始负荷或5%额定负荷停留暖机，以防止转子与汽缸的过度冷却。
6.7机组停运
6.7.1机组停运前的准备工作
6.7.1.1进行汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵启动试验运转正常，盘车电机启动试验运转正常
6.7.1.2检查辅助汽源压力正常
6.7.1.3各自动调节系统正常
6.7.2准备工作
6.7.2.1接到停机命令后，各岗位做好停机前准备工作。
6.7.2.2启动炉具备供汽条件。
6.7.2.3进行主机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机试转，确认均正常后仍投入联锁。
6.7.2.4确认DEH控制系统在“自动”方式。
6.7.2.5根据“负荷变化（增或减）运行曲线”允许的减负荷率与锅炉许可的减负荷率，选择小的一方（但≯3.3MW/min）作为机组减负荷率的限制。
6.7.2.6全面抄录一次机组参数。
然后从减负荷开始，在减负荷过程中，每隔30min抄录一次，机组脱扣后均应每隔1h抄录一次，直至主机盘车正常停运后2h。
6.7.3减负荷操作
6.7.4机组解列。
6.7.5主机转速至“0”，注意主机盘车装置应自动投入，检查主机盘车电流及其摆动值、转速、大轴晃动度、各轴承金属温度及回油温度正常，同时准确记录主机惰走时间，并与历次正常停机惰走时间相比较分析，确认本次停机惰走正常。
6.7.5.1在主机连续盘车过程中，如遇特殊情况，应维持油循环，并遵循以下原则：
1）因主机盘车装置故障或其他原因确实需要立即停运主机盘车的检修工作，中断盘车后，在主机转子上相应位置做好记号并记住停运主机盘车时间，每隔30min转动转子180°（调节级金属温度及中压第一级静叶持环温度≥400℃时，每隔15min转动180°），当主机盘车装置可恢复使用时，在最后一次转动180°且停留原间隔的一半时间后，再投入盘车装置，并检查大轴晃动度及盘车电流、机内声音正常。
2）若机内有明显的金属摩擦声，且主机盘车电流大幅度晃动（非盘车装置故障），
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