发电机组大修汽轮机整套启动调试方案.docx

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发电机组大修汽轮机整套启动调试方案

汽轮机整套启动调试方案

xx#发电机组大修

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XXX单位

xx#发电机组大修

汽轮机整套启动调试方案

1调试目的

1.1通过机组整套启动调试，使机组实现各种设计功能，性能满足设计要求。

1.2通过调试，可以更好地掌握机组的特性，暴露并解决机组和热力系统在设计、制造和安装方面的问题，为今后的机组运行打下基础。

2方案编写依据

2.1《电力建设施工质量验收及评价规程第3部分：

汽轮发电机组》（DL/T5210.3-2009）；

2.2《火电工程启动调试工作规定》；

2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；

2.4《火电机组达标投产考核标准》；

2.5《电力建设安全工作规程第1部分：

火力发电厂》（DL5009.1-2002）；

2.6《电业生产安全工作规定（热力和机械部分）》（电力部电安生[1994]227号）；

2.7《汽轮机启动调试导则》（DL/T863-2004）；

2.8《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）；

2.8公司质量、职业健康安全及环境管理体系；

2.9厂家的技术资料；

2.10设计院相关图纸。

3设备主要技术规范

xx#发电机组是由中国XXX公司生产的BN8-18/0.6型单缸、中温中压、冲动、补气凝汽式汽轮机。

通流部分具有一个调节级和十个压力级。

本机组采用数字电子调速器控制汽阀开度，实现电负荷调节。

额定功率8MW；

转速3000r/min；

汽机临界转速1675r/min～1700r/min；

汽轮机转向从汽轮机向发电机端看为顺时针；

主蒸汽压力额定1.8MPa；最高2.0MPa；最低1.6MPa；

主蒸汽温度额定300℃；最高315℃；最低285℃；

补汽压力额定0.6MPa；最高0.7MPa；最低0.55MPa；

补汽温度额定158.8℃；最高165℃；最低饱和；

额定排气压力0.005MPa；

循环冷却水温度正常20℃、最高35℃。

4整套启动应具备的条件

4.1机组试运范围内的建安工作已结束，脚手架、障碍物易燃易爆物和建筑垃圾已清除，现场清洁无杂物。

工作通道畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全。

现场照明齐备。

4.2现场消防设施已通过验收，能投入使用；空调通风设备调试完毕，能投入正常运行。

4.3设备、系统均挂牌并检查无误，系统走向标识清楚正确。

操作机构的动作方向和极限位置标志明显，转动机械的转向标志清楚。

4.4参加启动的指挥、调试、运行和检修维护人员已分值配齐，并已充分熟悉运行规程和现场设备和系统。

运行所需的规程、规章、系统图表、记录表格、安全措施、运行工具、试验仪表等已齐备。

4.5各辅助设备（循环水泵、射水泵、凝结水泵等）已完成静态调试、分系统试运并验收合格；安装和分步试运记录齐全。

设备和管道的保温工作完毕。

4.6系统所有电动门、逆止门、调整门等阀门静态调试完成，具备试运条件。

手动门开关动作灵活，无卡涩现象。

4.7油循环结束，油质化验合格；润滑油系统试运验收合格；盘车装置试运完成，具备投运条件。

4.8汽轮机调节系统静态试验完成，试验指标满足运行要求；汽机保安系统静态试验完成，汽门关闭试验合格。

4.9主机以及循环水泵、凝结水泵、射水泵、润滑油泵和辅助油泵等设备和系统的联锁保护试验合格，具备投运条件。

4.10发电机冷却系统具备投运条件。

4.11汽机部分的热工和电气各类保护装置、记录仪表、声光信号、事故按钮等检查试验合格并具备投运条件。

4.12汽机轴封供汽系统静态检查调试完成，真空系统冷态空抽能达到40kPa（300mmHg）以上。

5启动调试阶段的划分及其试运目标

5.1第一阶段：

冷态冲转和超速试验，目标如下：

●完成冷态启动及设备投运；

●升速过程中盘车自动脱扣试验；

●摩擦检查；

●振动监测；

●临界转速校核监测；

●调速系统投入试验和空负荷试验；

●润滑油系统调整试验；

●汽机打闸试验；

●汽门严密性试验

●注油试验；

●超速试验；

●电气并网试验。

5.2第二阶段：

带负荷试运；目标如下：

●发电机并网；

●调节系统带负荷试验；

●汽机各辅助系统带负荷调试；

●配合热工投自动；

●真空严密性试验；

●汽轮机热态启动试验；

●停机试验；

5.3第三阶段：

按“验标”完成72h满负荷试运。

6试运过程中运行参数限制值

6.1试运中应将温升、温差控制在以下范围

●主汽门前蒸汽温升率2.8-3.2℃/min

●主汽门前蒸汽温降率2.0℃/min

●主汽门外壁温升率4.6-5℃/min

●主蒸汽管外壁温升率7℃/min

●调节级蒸汽室外壁温升率4.6-5℃/min

●汽缸法兰内壁温升率4℃/min

●汽缸法兰外壁温升率3℃/min

●上下缸温差≤35℃

6.2汽轮机冷热态的划分

凡停机时间在12h以内再启动或者前汽缸调节级处下缸壁温度在200℃左右，则作为热态方式启动，其他情况下汽轮机起动则为冷态起动。

6.3主要运行参数停机限值

●前轴承座轴向位移≥+1.4或≤-1.4mm

●汽轮机电超速（TSI和DEH）＞3300r/min

●汽轮机机械超速3270～3360r/min

●润滑油压力（停机）≤0.06MPa

●润滑油压力（停盘车）≤0.03MPa

●润滑油回油温度≥75℃

●汽缸上、下壁温差≥35℃

●轴瓦温度≥100℃

●凝汽器真空≥0.06MPa

●机组振动≥0.16mm

●DEH停机保护动作

●机头及控制室手动打闸

●DEH手动停机

●电气保护动作

7机组冷态启动

7.1启动前的检查及试验

7.1.1联系电气检查主辅设备的电动机绝缘并送电，检查全部电气系统、保护、信号装置正常与否，电动门的动作检查试验已完成。

7.1.2全面检查主汽系统、管道疏水系统、本体疏水系统、轴封系统、凝结水系统、给水系统、循环水和冷却水系统等所有阀门，确认阀门开关动作正常。

7.1.3联系热工检查并打开所有仪表的一、二次门，检查热工和保护装置仪表和信号并送电。

7.1.4通知化学人员化验油质；联系化学制水，准备足够的合格的除盐水。

7.1.5启动交流润滑油泵，确认交直流油泵的联锁试验合格，投盘车，测量原始轴颈弯曲，确认盘车联锁试验合格；首次启动前至少连续盘车6小时。

7.1.6启动高压辅助油泵，投油泵联锁开关；启动排油烟风机。

全面检查油系统，确认各轴承油流正常，润滑油压稳定维持在（0.08-0.15）MPa。

主油箱油位在正常范围内。

7.1.7确认调节保安系统试验合格，汽门动作正常，油动机和阀门无卡涩现象。

7.2辅助系统启动

7.2.1启动循环水泵，并对凝汽器水室排空气。

7.2.2通知化学启动补水泵对凝汽器上水。

7.2.3启动凝结水泵，联锁试验合格后，投入联锁开关，冲洗凝汽器至水质合格。

7.2.4水质合格后向锅炉上水并冲洗至水质合格，通知锅炉进行投运操作。

7.3暖管

7.3.1锅炉起压后，稍开总汽门的旁路门，缓慢升压至0.2～0.4MPa，暖管30分钟；当管壁温度达150℃左右，以0.1MPa/min的速度升压至1.6MPa暖管。

同时，升温速度控制在（5～10）℃/min。

7.3.2暖管过程中，应注意全面检查管道疏水和汽机本体疏水门在全开位，用进汽旁路门和疏水门配合控制温升速度。

在升温升压过程中，应逐渐关小疏水门。

暖管初期，疏水排地沟，当负荷大于30%，应疏水回收，关闭排地沟疏水门。

全面检查管道膨胀并根据需要对支吊架进行热紧。

7.3.3暖管的同时，对轴封系统暖管，均压箱压力应符合要求，启动轴加抽汽器，轴封进汽温度控制在130～200℃，向轴封送汽，启动射水泵抽真空，检查并调整轴加压力。

视情况关闭轴封管道疏水门。

7.4汽轮机冲转

7.4.1首次冲转用电动隔离门旁路门控制转速，冲动前确认冲转条件。

（1）冷态冲转参数：

压力1.8MPa；温度：

250～300℃（主汽保持50℃过热度，并且进汽应高于汽缸进汽室温度30℃以上）；

（2）已连续盘车4小时以上，首次冲转连续盘车不少于6小时；转子晃度不大于原始值0.03mm；

（3）润滑油压0.08～0.15MPa，油温35～40℃；调节保安系统油压0.7～0.8MPa；控制油系统油压符合要求；

（4）凝汽器真空0.05MPa；

（5）汽机各项热工保护已投入；

（6）发电机冷却系统运行正常。

7.4.2全开主蒸汽电动主汽门的旁路一、二次门，汽机挂闸，目标转速设定为400r/min，升速率100r/min。

转子冲动后，注意检查盘车自动脱扣，盘车马达自停。

7.4.3转速达400r/min后。

进行摩擦检查。

摩擦检查确认正常后，维持5分钟，进行系统检查。

7.4.4升转速到1200r/min，停留15分钟，全面检查机组运行情况，记录机组差胀、缸胀、轴向位移、润滑油温、润滑油压、机组轴承振动和运行参数。

7.4.5确认机组状态正常后，用（200～300）r/min的升速率提升转速至2500r/min，迅速通过机组汽机临界转速，暖机30min。

7.4.6暖机期间，全面检查记录机组运行情况，注意调整冷油器冷却水量，控制润滑油温。

检查机组的真空和水位。

7.4.7暖机结束后，升速率100r/min，目标转速3000r/min。

注意主油泵的动作情况，视情况停交流润滑油泵，投入润滑油泵联锁，当主油泵出口压力大于高压电动油泵出口压力时，逐渐关小高压电动油泵出口阀门，直至即将全关时停高压电动油泵。

7.53000r/min时全面检查、调整、记录机组运行情况。

全面检测机组振动，调整润滑油温、油压在控制值要求范围内。

注意监视缸胀、差胀、轴向位移、轴承油温以及排汽温度等重要参数。

7.6确认各系统运行正常后，就地打闸，确认主汽门、调节汽门能迅速关闭。

在转速降至2900r/min之后重新挂闸，升速至3000r/min。

7.7汽机进行调速系统空负荷试验，汽机保安系统的注油试验，试验完成后，交电气进行并网前的电气试验。

7.8汽门严密性试验。

电气试验完毕后进行汽门严密性试验。

7.9超速试验。

汽门严密性试验完毕后进行汽机超速试验。

超速试验完成后，如不需停机，则进行试运调试的第二阶段：

带负荷试运。

7.10机组运行情况正常，通知电气进行并网操作。

并网后升负荷至0.5MW暖机30min，对系统进行全面调整检查：

（1）投入所有热工保护装置；

（2）关闭主汽管疏水门，导汽管疏水门、调速汽门疏水门、轴封进汽管疏水门、门杆漏汽疏水门。

（3）凝结水水质合格后，进行回收利用，关闭凝结水放水门。

注意保持凝汽器水位。

7.11以0.3MW/min的升负荷率加负荷至4MW停留10min，全面检查调整机组的运行情况，注意汽缸膨胀、差胀、轴向位移、推力瓦温度、轴承振动以及真空、润滑油温等参数的变化情况，关闭缸体疏水阀门。

7.12根据情况投入补汽，进行双压运行。

注意投入补汽的条件：

（1）机组功率不小于额定功率的25%；

（2）补汽阀关闭时，补汽阀前压力与补汽处之差压大于0.03MPa；

（3）补汽压力变送器或补汽压力设定值没有故障；

（4）锅炉补汽部分没有（带水）报警。

7.13加负荷至8MW，投热工自动装置（水位、汽温、汽压等自动调节系统）。