汽机整套启动措施.docx
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汽机整套启动措施
山东华泰热力有限公司
热电联产项目工程
#1汽轮机组整套启动措施
华东电力试验研究院
电力建设调整试验所
二00五年十二月
目录
1、设备概况
2、汽轮机技术规范
3、整套启动应具备条件
4、调试程序
5、汽轮机启动
6、汽轮机热态启动
7、滑参数停机
8、正常停机
9、汽轮机调速、保安系统调试方案
编写：
沈明昌
审核：
刘云庭
批准：
毛树礼
1、概况：
山东华泰热力有限公司热电联产项目工程安装的汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限公司生产的C135/N150-13.24/535/535/0.981型150MW具有一级工业抽汽的抽凝式汽轮机。
2、汽轮机技术规范：
2.1型号：
C135/N150-13.24/535/535/0.981型
2.2型式：
超高压、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、单抽凝式汽轮机。
2.3额定功率：
150MW
2.4主蒸汽参数：
主蒸汽阀前额定压力：
13.24MPa（a）
主蒸汽阀前额定温度：
535℃
主蒸汽额定流量：
458.01t/h
2.5再热蒸汽参数：
再热蒸汽阀前压力：
3.771MPa（a）
再热蒸汽阀前温度：
535℃
再热蒸汽流量：
404.27t/h
2.6工业抽汽参数：
工业抽汽压力：
1.0MPa（a）[0.8～1.3MPa（a）]连续可调
工业抽汽流量：
额定：
100t/h最大：
180t/h
2.7冷却水温：
设计：
20℃最高：
33℃
2.8额定转速：
3000r/min
2.9旋转方向：
从机头向发电机端看为顺时针
2.10汽轮机发电机转子临界转速（按轴段、轴系）
序号
轴段名称
一阶临界转速（r/min）
设计值
实际值
轴系
轴段
轴系
轴段
1
高、中压转子
1585
1457
2
低压转子
1890
1890
3
发电机转子
1536
2.11最终给水温度：
247℃
2.12过临界转速允许最大振动值：
0.15㎜
汽轮机启动允许最大振动值：
0.05㎜
在中速时振动不得超过：
0.04㎜
3、整组启动应具备条件：
所有辅机和系统分部试转及冲管结束、系统已恢复，具备整组启动条件。
3.1辅机部分试转正常；
3.1.1高压启动油泵；
3.1.2交流润滑油泵；
3.1.3直流润滑油泵；
3.1.4顶轴油泵；
3.1.5主油箱排烟机；
3.1.6汽机盘车装置；
3.1.7抗燃油主油泵及备用油泵；
3.1.8抗燃油循环油泵及再生油泵；
3.1.9凝结水泵；
3.1.10加热器疏水泵；
3.1.11循环水泵、胶球冲洗泵；
3.1.12凝汽器真空泵；
3.1.13除氧器补水泵；
3.1.14给水泵（包括辅助油泵）；
3.1.15工业冷却水泵及消防水泵
注：
可调给水泵按制定的措施操作外，其它辅机均按运行规程规定的要求执行。
3.2各系统冲洗合格：
3.2.1油系统（包括抗燃油系统）；
3.2.2凝结水系统；
3.2.3除氧器系统（包括汽水系统）；
3.2.4给水系统；
3.2.5主蒸汽、再热系统（包括旁路系统）；
3.2.6循环水系统、凝汽器已进水并无渗漏；
3.2.7工业冷却水系统；
3.2.8辅助蒸汽系统；
3.2.9轴封汽系统；
3.2.10汽缸夹层加热蒸汽系统。
3.3下列系统、设备已调试结束：
3.3.1凝汽器汽侧及真空系统已经磅水捉漏；
3.3.2调速系统静态调试；
3.3.3保安系统试验调试；
3.3.4热工、电气有关联锁及保护调试完成、各仪表正常可以投用；
3.3.5化学制水系统调试正常，制水水质合格，并能正常供水。
3.4供热用户已具备供汽条件。
4、调试程序：
4.1汽轮机启动；
4.2汽轮机全速后试验；
4.3电气试验；
4.4并列至满负荷（根据电网调度决定）进行168小时考核；
4.5投入供热系统（根据用户需用汽量决定）。
5、汽轮机启动：
5.1汽轮机组在下列情况时禁止启动：
5.1.1危急保安器动作不正常，高、中压自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门卡涩或不能关严；
5.1.2汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声；
5.1.3调速系统不能维持汽轮机空负荷运行，或机组甩负荷后不能维持转速在危急保安器动作转速以下；
5.1.4主轴原始晃动值大于0.07㎜（转子温度均匀状态允许的原始晃动值大于0.05㎜）；
5.1.5辅助油泵、顶轴油泵及盘车装置失常；
5.1.6抗燃油及透平油油质不合格，油温低于35℃、油位在最低油位以下；
5.1.7保温不完整；
5.1.8高、中压缸上下温差：
内缸大于35℃、外缸大于50℃；
5.1.9调速系统静态试验不合格；
5.1.10主要仪表（如轴向位移、相对膨胀、转速表及主要金属温度表、主蒸汽压力和温度表等）失灵时。
5.2启动前准备工作：
5.2.1与本机启动无关的连接管道、开口部分隔绝完毕，并应有严防开启的措施；
5.2.2有关辅机都进行分部试转合格，联动和保护装置校验均性能良好；
5.2.3与本机启动有关的系统经冲洗干净、受压试验合格无渗漏；
5.2.4油系统经循环冲洗（包括抗燃油系统），油质经化验合格，临时滤网已拆除；
5.2.5顶轴油泵、顶轴系统、盘车设备投运良好，检查汽轮发电机组各部分应无金属摩擦声和碰击声；
5.2.6电动阀门校验合格，单向门关闭良好，无卡涩现象；
5.2.7热工保护试验正常，信号、遥控装置均调试完毕；
5.2.8调速、保安系统静态试验合格；
5.2.9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；
5.2.10现场照明设备齐全、完好，事故照明、通讯设备均能使用；
5.2.11现场消防设备、设施齐全、完好，并派专人负责；
5.2.12机组启动现场地坪完整，通道畅通无障碍物，试运行现场分界应有明显标志；
5.2.13电厂应准备好工具、用具和必备的测试仪器，记录报表等；
5.2.14检查确定除氧器已投入运行，给水泵处于热备用状态。
5.2.15参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。
5.3锅炉点火前操作：
5.3.1按照电厂汽轮机运行规程规定项目，将各系统阀门进行详细检查、调整；
5.3.2启动交流润滑油泵，使润滑油系统开始循环，油循环10分钟后，启动启动油泵，检查油压正常，各轴承油流畅通，维持油温在35～40℃，投入排烟机装置；
5.3.3按顶轴装置说明书投入顶轴装置，检查各轴承顶轴油压正常，然后投入盘车装置，检查大轴晃动度，倾听机组内部声音；
5.3.4启动一台循环水泵，向凝汽器循环水及冷却水供水，根据发电机风温调节发电机冷却水系统；
5.3.5向凝汽器热井补水到水位计1/2～3/4处，启动一台凝结水泵，开启再循环门；
5.3.6抗燃油源各阀门状态正确，油温20℃以上，抗燃油系统压力调至14MPa；
5.3.7确定影响向大气疏水门关闭（包括锅炉向大气疏水门），启动真空泵拉真空，检查凝汽器真空达-25～-30kPa时，通知锅炉点火；
5.3.8投入旁路。
5.4锅炉点火后操作：
5.4.1根据锅炉需要，启动启动一台给水泵向锅炉供水；
5.4.2投入低负荷喷水装置，注意凝汽器排汽温度；
5.4.3当主蒸汽压力达1.0MPa、温度达250℃时轴封送汽，启动轴封加热器风机；
5.4.4注意汽缸金属温度变化情况，分析高、中压自动主汽门、调门及高压排汽逆止门等严密情况。
当主蒸汽压力超过0.1MPa时开启主蒸汽管道疏水门；
5.4.5进行汽缸夹层加热装置暖管；
5.4.6注意凝汽器水位应维持正常。
5.5冲转前应具备条件：
5.5.1主蒸汽压力1.0MPa、主蒸汽温度250℃、主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50℃；
5.5.2油温40℃到45℃间、润滑油压在0.098±0.0196MPa间，调节油压在：
抗燃油为14.0±2.0MPa、透平油1.96±0.10MPa；
5.5.3凝汽器真空在-55～-60kPa间；
5.5.4盘车运行正常，连续盘车时间不小于2小时；
5.5.5大轴晃动值不超过冷态下原始晃动值0.02㎜；
5.5.6其它均应按照启动前各项准备工作之规定。
5.6冲转、升速、暖机、定速：
5.6.1冲转前投入主机保护装置；
5.6.2通过DEH开启电动主闸门、自动主汽门、逐渐开启调速汽门，以每分钟100r/min的升速率升速到500r/min。
低速暖机30min，进行检查和听音。
低速暖机结束后，DEH，以每分钟100r/min的升速率升速到1500r/min。
中速暖机40min其中当200r/min以上时停顶轴装置，投入夹层加热装置，进行继续以每分钟100r/min的升速率升速到3000r/min定速。
通过临界转速时升速率应在每分钟300～600r/min（可调）。
通过临界转速时轴承盖振动不超过0.15㎜。
从冲转到全速约为100分钟左右。
说明：
第一次启动为烘机组保温，各阶段暖机时间根据实际情况现场临时修正。
以后启动按电厂运行规程执行。
5.6.3机组定速后，进行全面检查，确信一切正常。
可按调节保安系统试验要求进行各有关项目的试验。
试验合格后供电气试验。
5.7并列与带负荷：
5.7.1并入电网后，保持锅炉汽压不变，用开大调速汽门增加负荷，直到全开，先接带5MW左右的初始负荷；然后锅炉按滑参数冷启动曲线（见图1）升压升负荷随之增加，具体过程如下：
序号
项目
时间（分钟）
1
0～10MW
20
2
10MW暖机
40
3
10～40MW
80
4
40MW暖机
60
5
40～150MW
150
5.7.2并列、带负荷阶段与冲转、升速阶段一样都是在DEH系统控制之下进行。
5.8升速和加负荷中注意事项：
5.8.1在升速和加负荷过程中，如出现异常振动，应稍为降转速或负荷，找出原因，消除振动，并在此转速或负荷下稳定运行一段时间，再继续升速或加负荷。
5.8.2机组冷态启动时，应记录好各暖机转速和负荷下的高压内缸下半调节级处金属温度以作为机组停机后再次启动时的依据。
5.8.3如高压加热器没有随机启动时，可根据抽汽压力投用高压加热器。
5.8.4关闭所有疏水门（未投用抽汽疏水门微开）。
5.8.5根据需用投入调整抽汽及切换供除氧器的抽汽。
5.8.6当高压内缸金属温度达到400℃左右，可切除汽缸夹层加热装置。
5.8.7机组负荷带至80%以上做真空严密性试验。
5.8.8根据许可条件，进行有关安全门的调整校验。
5.8.9升速和加负荷过程中应控制下列上限值：
序号
项目
数值
序号
项目
数值
1
主蒸汽温升率
2.5℃/min
8
法兰左、右温差
15℃
2
再热蒸汽温升率
3.5℃/min
9
法兰上、下温差
20℃
3
高中压主汽门、
调速汽门
阀壁温升率
5℃/min
10
汽缸及法兰
内外温差
80℃
4
主蒸汽管、再热蒸汽管壁温升率
7℃/min
11
汽缸及法兰温差
80℃
5
汽缸及法兰金属
温升率
2.5℃/min
12
外缸法兰中壁与螺栓温差
50℃
6
内缸外壁与外缸内壁温差
30～40℃
13
高压差胀
不得超过
+6～-3.3㎜
7
高压内缸上下壁
温差
35℃
14
低压差胀
不得超过
+7～-4㎜
6、热状态启动：
6.1汽轮机停机后的再次启动，应根据汽缸处的温度水平，采取不同的启动规范。
当高压内缸下缸内壁金属温度高于150℃时，应按热状态启动程序进行启动。
6.2热状态启动冲转前必须具备下列条件：
6.2.1主蒸汽及再热蒸汽温度分别比高、中压内缸温度高50～100℃。
6.2.2新蒸汽的过热度大于50℃以上。
6.2.3大轴晃动值应与冷状态启动时相同。
6.2.4高、中压外缸上下温差不大于50℃、内缸上下温差不大于35℃。
6.3热状态启动的操作要点：
高、低压缸差胀在允许范围内
6.3.1投入盘车装置后，先向轴封送汽，后抽真空。
6.3.2冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低以40℃。
6.3.3凝汽器真空抽至-75kPa时，锅炉点火，根据锅炉要求投旁路系统。
6.3.4汽轮机冲转前凝汽器真空一般保持高一些，在-65kPa左右。
6.3.5热状态启动冲转条件达到后，开启本体疏水门，DEH系统开启自动主汽门和调速汽门冲动转子。
6.3.6用DEH系统控制升速到500r/min，保持低转速5min，对机组进行检查和听音，确定正常后。
再升速率升速到3000r/min。
6.3.7定速后并列带负荷。
在负荷加至上次停机前高压内缸下半调节级区域金属温度的过程可尽快进行，以后的加负荷过程仍按冷态启动的相应程序接着进行下去。
6.3.8主汽门、调速汽门等部件，停机后冷却较快，在热态启动初期已注意这些部件的升温速度，防止加热过快。
6.3.9升速时，特别注意机组振动情况，如有明显增大时立即停机，检明原因后再决定是否再次启动。
6.3.10在增加负荷过程中，应密切注意高压汽缸与转子相对膨胀值的变化。
7、滑参数停机：
7.1汽轮机滑参数停机前应做好下列工作：
7.1.1试开交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置均为良好；
7.1.2联系锅炉调整蒸汽参数，使主蒸汽温度为500℃、主蒸汽压力10.79MPa，并逐渐开大调门，维持机组负荷在100MW左右，稳定运行一段时间（再热蒸汽温度尽量跟上主蒸汽温度下降速度）。
待高、中压缸金属温度均下降后，通知锅炉按滑参数曲线进行降温降压，负荷随之下降。
7.2滑参数停机过程中的注意事项：
7.2.1滑停过程中应密切注意无水击现象，新蒸汽温度应控制在相应蒸汽压力下，始终保持有50℃的过热度。
为了防止水冲击事故发生，当负荷约在20MW左右时，蒸汽温度在300℃或过热度接近50℃时，应开启有关管道和汽轮机本体疏水进行放疏水；
7.2.2滑停时应严禁将有关汽轮机的保护装置出系（轴向位移），并对推力瓦块温度及推力轴承回油温度严加监视。
7.2.3滑停时应严密监视汽缸与转子的相对膨胀变化情况，如汽缸和与转子的相对膨胀正值过小或者出现“负”值时应放慢（或停止）降温速度，同时在许可的条件下，加快外汽缸的冷却速度；
7.2.4滑停时由于再热蒸汽温度降低较慢，故主蒸汽温度降低速度不宜过快。
温度每降低一阶段后应等再热蒸汽温度下降后再继续进行降温；
7.2.5滑停时在低负荷阶段时，如锅炉燃烧不稳定，可根据锅炉需要投入高、低旁路；
7.2.6应密切监视汽发电轮机组各道轴承的振动及倾向听转动部分的声音；
7.2.7通知化学对凝结水水质加强分析、监督；
7.2.8滑参数停机时，汽轮机金属温降、温差不超过下列标准：
1
主蒸汽温度下降速度不大于
1.5℃/min
5
主蒸汽与再热蒸汽过热度保持在
50℃以上
2
主蒸汽压力下降速度不大于
0.049～0.098
MPa/min
6
高中压内外壁温度与法兰温度差不大于
40℃
3
再热蒸汽温度下降速度不大于
2.5℃/min
7
其它各温差限额与启动相同
4
主蒸汽与再热蒸汽温差不大于
40℃
8
—
7.2.9根据高压缸和与转子的相对膨胀下降情况，投入汽缸夹层加热装置；
7.2.10负荷减到40MW时，停止低加疏水泵，开启凝汽器疏水门、疏水导向凝汽器，开启再循环水门；
7.2.11根据排汽室温度投入排汽喷水，使排汽室温度不超过60℃；
7.2.12当主蒸汽压力滑至1.47MPa、温度滑至260℃，将汽缸夹层加热装置出系，发电机负荷减到零，解列后打闸停机；
7.2.13启动交流润滑油泵，当转速降到200r/min以上时启动顶轴油泵，主轴静止后投入盘车装置；
7.2.14记录转子惰走时间，检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门是否卡涩、关闭严密。
7.2.15待高压缸下缸内壁温度降到250℃以下，再每30分钟盘转速180°（或连续盘车）直到缸温150℃以下停止盘车；
7.2.16排汽温度降到50℃以下，可停用凝结水泵和循环水泵。
8、正常停机：
8.1停机前的准备工作与滑停时相同；
8.2以1000kW/min的速度减负荷；
8.3减负荷结束，据锅炉需要投入旁路系统；
8.4减负荷过程中，要及时调整轴封供汽压力、凝汽器水位、油温、油压等；
8.5注意高、低压缸胀差的变化，如胀差向负值增大应放慢减负荷速度；如高、低压缸胀差负值急剧时，应停止减负荷或投入轴封高温汽源；
8.6负荷减到零，通知电气解列，而后打闸停机；
8.7转速降到200r/min以上时启动顶轴油泵；
8.8真空到零，停用轴封供汽和真空泵；
8.9主轴静止，投盘车；
8.10其它操作和滑停一样。
9、汽轮机调速、保安系统调试方案：
9.1概况：
C135/N150-13.24/535/535/0.981型一次中间再热抽汽式汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限公司生产。
本机采用数字式电液调节系统（简称DEH控制系统）。
其液压调节系统（简称EH系统）控制介质为14MPa的磷酸脂抗燃液，由一个独立的高压抗燃油装置，供给整套液压控制系统：
数字式电液调节系统（DEH系统），实现纯电调控制方式具有在并网前对汽轮机转速进行控制，在并网后对汽轮机热/电负荷进行控制功能。
DEH系统还可以进行电超速保护试验，机械超速保护试验。
为了了解新装机组该系统是否符合设计要求，同时也为电厂提供必要的试验依据。
故以制造厂家说明书要求和调试验有关规定，制度定本调整试验方案。
9.2调试前具备的条件：
9.2.1机组安装工作结束，低压油供油系统清洗完备，油质经化验合格，各种油泵均已试运投用；
9.2.2高压抗燃油系统安装结束，并冲洗完毕，油质经化验合格，各种油泵均已试运投用，油压联动和工作油压调整已好；
9.2.3热工和电气保护系统已安装调整好，具备联动调试准备；
9.2.4DEH系统核心部分，有关调试单位已作模拟试验，具备联调条件；
9.2.5备妥调试用的器具和表计；
9.3静止状态下的调试：
9.3.1启动高压油泵：
油压1.96MPa、油温45±5℃；
9.3.2启动EH主油泵：
油压14MPa、油温大于20℃以上；
9.3.2.1手拍危急遮断装置试验；
9.3.2.2危急遮断油门试验；
9.3.2.3调节系统DEH阀位标定；
9.3.2.4调节系统DEH模拟试验；
9.3.2.5热工、电气保护试验；
9.3.2.6主汽门、调门关闭时间测定；
9.3.2.7主汽门活动试验；
9.4汽机运行状态下的调试：
9.4.1自动主汽门严密性试验，调速汽门严密性试验；
9.4.2汽机机械超速保护试验；
9.4.3汽机电气超速保护试验（OPC额定转速的103%和110%）；
9.4.4汽机机械超速保护喷油试验；
9.5注意事项：
9.5.1并网载至一定负荷，如供热需要可在做好投抽汽前准备后进行投抽汽；
9.5.2调试工作结束后，整理好试验数据，写出调试报告。
图1、冷态启动曲线
13.24MPa150MW
535℃
500℃
11.76120
t0（主蒸汽温度）
400
9.80100
300
7.8480
r/min200
3000r/min
30005.8860
P0（主蒸汽压力）
100
40MW
20003.9240
n（转速）
0
10001.9620
50010MW
0
02060100140180220260300340380420460分钟
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