汽轮机整体调试方案.docx

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汽轮机整体调试方案

本期规模

2×12MW

平煤集团联合盐化发电项目

专业

汽机

机组编号

编号

汽轮机整体调试方案及措施

中国化学工程第四建设有限公司

2012年06月

目录

1、目的

2、编制依据

3、设备系统简介

4、调试质量目标

5、调试范围

6、组织与分工

7、试运应具备的条件

8、调试步骤

9、机组启动试运中主要参数的限额

10、紧急停机条件

11、安全注意事项

12、调试质量检验标准

13、职业安全健康与环境保护措施

1、目的

为加强平煤神马联合化工三期项目汽轮机组调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试工作的项目和程序，使调试工作有组织、有秩序地进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，根据平煤神马联合化工三期项目机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验，特制订本方案。

机组启动调试是基建工程的最后一道工序，通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。

本方案仅作为机组启动的试运导则，提供机组调整试运指导性意见。

考验机组连续满负荷运行性能，以保证移交生产后稳定、满负荷发电、供热；

本方案在实施过程中的修改、调整，届时由启动验收委员会任命的总指挥决定。

2、编制依据

2.1《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》（1996）；

2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；

2.3《火电工程启动调试工作规定》；

2.4《火电机组达标投产考核标准及相关规定》（1998年版）；

2.5《电力建设施工及验收技术规范》（汽机篇）；

2.6《电力基本建设工程质量监督规定》；

2.7《CB12-4.90/1.27/0.49型汽轮机使用说明书》青岛汽轮机设备厂

2.8热力系统图

3、设备系统简介

3.1、主机设备规范

本机组为青岛汽轮机厂生产的CB12-4.90/1.27/0.49（470℃）型单缸抽气背压式汽轮机。

3.1.1、主要技术参数

主汽门前蒸汽压力4.9MPa+（+0.2～-0.29）MPa，

主汽门前蒸汽温度470℃+（+10～-15）℃，

转速3000r/min

转向　　从机头方向看为顺时针方向

转子临界转速～1845r/min

冷却水温度25℃（最高33℃）

汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高）5.548*4.370*2.840m

汽轮机设计功率12MW

汽封加热器加热面积30㎡

3.1.2汽轮机调节及润滑油用油，推荐使用L-TSA46透平油对本汽轮机一般使用46#防锈汽轮机油，为保证油质清洁度系统备有油净化装置。

3.1.3结构概述

机组转子采用套装型式。

共有6级动叶，其中一级双列调节级、一级单列调节级及4级压力级组成。

通过刚性联轴器与发电机转子连接。

转子出厂前进行严格动平衡试验

汽轮机前轴承箱内装有主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器、径向推力联合轴承。

上部装有调速器，前座架上装有热膨胀指示器，以反映汽缸的热膨胀情况。

装于前汽缸上部蒸汽室的调节汽阀为提板式，借助机械杠杆与调速器的油动机相连。

汽轮机采用喷嘴调节，新汽通过主汽阀直接进入高压调节阀蒸汽室。

汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动，通过齿轮减速达到所需要的盘车速度，盘车转速约为9r/min,当转子的转速高于盘车的转速时，盘车装置能自动退出工作位置。

盘车电机后轴装有手轮，在无交流电源的情况下，可进行手动盘车。

4、调试质量目标：

符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

专业调试人员、专业组长应按调试质量控制点对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。

5.调试范围

5.1汽机本体；

5.2主蒸汽系统；

5.3抽汽回热系统；

5.4调速保安系统；

5.5主机润滑油系统；

5.6DEH系统

5.7发电机空冷系统

6、组织与分工

6.1海南军海建设有限公司郑州第六分公司负责以下工作：

6.1.1编制整组启动调试方案并监督实施；

6.1.2根据实际情况提出调试方案的修改意见；

6.1.3汇总调试中的有关技术数据，编写调试技术报告。

6.2平煤神马联合盐化负责以下工作：

6.2.1编写整组运行规程；

6.2.2组织运行人员熟悉现场设备系统，学习启动操作措施、运行规程及有关规章制度；

6.2.3负责整组启动中现场组织和具体启动措施的实施；

6.2.4做好启动操作和异常情况的详细记录；

6.3安装单位负责以下工作：

6.3.1配合电厂运行人员检查和巡视设备的运行情况；

6.3.2及时消除设备和系统存在的缺陷；

7.试运应具备的条件

7.1机组所有保温良好、完善；

7.2机组所有仪器仪表、测点齐全，安装接线正确，性能可靠，标志明显；

7.3单机和系统分部试运完毕，缺陷消除，具备投入条件；

7.4汽机冷态下的调节保护系统静态试验，整定完毕；

7.5机组联锁、保护试验完成且合格，安全运行必需的自动及程控装置具备投入条件；

7.6给水泵组及附属设备、系统达投入条件；

7.7发生下列情况之一时，禁止启动汽轮机：

7.7.1盘车电流值超过正常值或大轴无法盘动；

7.7.2主汽门及调速汽门、抽汽逆止门卡涩，不能关闭严密；

7.7.3调速系统不能维持空转运行或甩负荷后不能控制转速，使危急保安器动作；

7.7.4汽轮机、发电机转动部分有明显摩檫声；

7.7.5汽缸上下温差大于50℃；

7.7.6主要热工仪表之一失灵（如转速表、轴向位移表、差胀表、主要汽缸金属温度表等）；

7.7.7主要热工保护装置之一失灵（如润滑油压、轴向位移等）；

7.7.8高压启动油泵、润滑油泵或盘车装置之一工作失灵；

7.7.9油质不合格或润滑油温低于25℃，排油温度高于75℃，或油箱油位低于极限值；

7.7.10主要仪表或热机保护电源消失。

7.7.11大轴晃动值大于原始值0.05mm。

8、调试步骤：

8.1启动前的准备工作：

8.1.1启动用各种工具，仪表和各种记录表格准确齐全；

8.1.2检查所有管道、阀门、设备的名称、编号挂牌正确完整，各阀门状态符合启动要求，各电动门送上电源，对电动门、调整门进行校验；

8.1.3检查测量各辅机电动机绝缘良好并送电，辅机机械部分无卡涩，轴承润滑油充足，冷却水、等畅通；

8.1.4联系送上电磁阀电源；

8.1.5所有仪表一次门开启，投入有关仪表电源；

8.1.6保护联锁试验、整定值与动作值符合要求；

8.2第一阶段:

空负荷调试：

以下步骤是按锅炉已经运行供汽的情况编制的。

8.2.1辅机设备及系统启动：

8.2.1.1检查循环水系统，投入循环水及工业水系统；

8.2.1.2发电机空冷水系统充水，赶净空气，先控制较低水压运行；

8.2.1.3检查主机油位正常，确认油质合格，投入润滑油系统，启动主油箱排烟风机；

8.2.1.4投入连续盘车；

8.2.1.5调节保安系统静态校验；

8.2.1.6开启锅炉来汽总门旁路门，暖管到电动主汽门前；

8.2.1.7投入下列保护:

轴向位移大；润滑油压低；103％超速保护；110％超速保护等；

8.2.2机组启动：

8.2.2.1冲转条件:

a.汽缸上下温差<50℃；

b.盘车电流正常未超限；

c.盘车连续运行4小时以上（首次冲转前，连续盘车时间可放长），缸内轴封处无异音；

d.油系统运行正常，参数符合以下条件：

润滑油压0.08～0.12MPa

润滑油温35～45℃（冷态启动允许30℃以上）

各轴承回油正常；

e.调速系统状态正常，控制方式“手动”；

f.暖管结束，充分疏水。

8.2.2.2冲转参数:

主汽压力2.5MPa

主汽温度300℃

8.2.2.3汽机冲转至400rpm

8.2.2.3.1启动高压油泵，停润滑油泵，投润滑油泵联锁，盘车运行正常；

8.2.2.3.2检查电动主汽门及旁路门均关闭严密，汽机挂闸，开启自动主汽门，同时DEH开启中压调门，中压油动机全开即为抽汽不投入；

8.2.2.3.3打开导汽管疏水、调节级疏水、汽机本体疏水

8.2.2.3.4在DEH画面上操作汽机冲转，控制升速率100r/min左右，目标转速400r/min；

8.2.2.3.5通知锅炉，联系值长后，汽机升速；

8.2.2.3.6汽机冲转后确认盘车装置退出；

8.2.2.3.7汽机在首次冲转到400r/min时手动脱扣，进行摩擦检查（应在转速降至200rpm前结束摩擦检查），检查正常后重新挂闸，保持r/min，转速稳定400r/min后，暖机30分钟左右；

8.2.2.4转速由400r/min升速至1100r/min暖机：

8.2.2.4.1升速率100r/min，目标转速1100r/min；

8.2.2.4.2通知锅炉，联系值长后，汽机升速；

8.2.2.5暖机时间约30分钟；

8.2.2.6转速由1100r/min升速至2400r/min暖机：

8.2.2.6.1升速率100r/min，目标转速2400r/min过临界转速时，升速率应达到400r/min；

8.2.2.6.2通知锅炉，联系值长后，汽机升速；

8.2.2.7暖机时间约40分钟；

8.2.2.8升速到3000r/min，注意高压调门动作关小，此时可停用高压油泵，但首次启动时，为防止汽机意外跳机时增加操作手续，高压油泵先不停，等机组升到额定转速运行稳定后再停，并投联锁；

8.2.2.9升速暖机过程中的注意事项：

8.2.2.9.1冲转后注意汽机、发电机转动部分有无异声；

8.2.2.9.2严密监视转子各轴承振动情况：

临界转速下轴承振动＜0.10mm；

其他转速下轴承振动＜0.03mm；

8.2.2.9.3过临界转速时可选择400r/min的升速率快速通过，不得在临界转速上停留；

8.2.2.9.4检查油箱油位、油压、油温、轴承油流量情况；

8.2.2.9.5注意轴向位移、差胀、缸胀变化情况；

8.2.2.9.6主蒸汽温升率、汽缸各部温升率、温差不应超过规定值；

8.2.2.10检查确认主油泵工作后，进行主油泵切换试验，停高压辅助油泵，注意主油泵出口油压应正常，高压辅助油泵、交、直流润滑油泵投入备用。

8.2.3喷油试验：

8.2.3.1转速维持在3000r/min；

8.2.3.2若倒泵后主油泵出口压力不稳，可让调速油泵运行；

8.2.3.3按《调速保安系统调试方案》中的步骤进行喷油试验。

8.2.4电气试验；

8.2.5OPC试验：

8.2.5.1电气试验结束后，作OPC试验；

8.2.5.2OPC开关打到“超速试验允许”位置，设定升速率50r/min，目标转速3095r/min，按下升速按钮，转速升至3090r/min，高、中压调门应关闭，OPC试验结束，开关放在切除位置；

8.2.6按《调速保安系统调试方案》中的步骤进行超速试验；

8.2.7恢复转速3000r/min，并网。

8.3第二阶段：

带负荷调试

8.3.1机组并网后，带初负荷暖机30分钟，然后锅炉按冷态参数启动曲线升温升压，以1MW/min的速率均匀地增加负荷；

8.3.2机组带8.4MW负荷左右，可开始供抽汽，当调整抽汽压力大于供热抽汽压力0.03MPa时，可慢慢开启抽汽电动门，同时输入合适的电调抽汽压力设定值，机组即带热负荷运行；

8.3.3遇停机，测取汽机惰走曲线；

8.3.4热态启动：

8.3.4.1调节级上部汽缸温度在150℃以上时，为热态启动；

8.3.4.2启动前盘车电流值正常，汽缸上下温差小于50℃；

8.3.4.4主蒸汽温度高于调节级温度50℃；

8.3.4.5冲转前应充分疏水；

8.3.4.6冲转后在400r/min时全面检查正常后，以200～300r/min的升速率升到额定转速，检查无异常后，进行主油泵切换，发电机尽快并网带负荷。

8.3.停机检修，滑参数停机时，电负荷降低到8.4MW，减温减压投入运行，关闭抽汽电动门，切除抽汽电调。

8.4第三阶段:

72小时满负荷连续试运行：

8.4.1进行满负荷连续试运行，运行操作按电厂《运行规程》规定；

8.4.2维持电负荷在12MW稳定运行，热负荷原则上也稳定在额定抽汽量、额定抽汽压力附近运行；

8.4.3由于系统或其它原因，机组不能带满负荷时，由启动验收委员会决定应带的最大允许负荷；

8.4.4做好运行数据、设备缺陷及异常情况记录。

9.机组启动试运中主要参数的限额：

9.1主汽门前蒸汽温升率2.8～3.2℃/min

9.2主汽门前蒸汽温降率2℃/min

9.3主汽门外壁温升率4.6～5℃/min

9.4主蒸汽管外壁温升率7℃/min

9.5调节阀蒸汽室外壁温升率4.6～5℃/min

9.6上下汽缸温差＜35～50℃

9.7汽缸内外壁温差升温时＜50℃降温时＜40℃

10.紧急停机条件：

10.1汽轮机转速超过3360r/min而危急遮断器拒动；

10.2轴向位移超过＋1.3mm或－0.7mm，推力瓦温度明显升高而保护拒动；

10.3机组发生强烈振动，轴承振动超过0.12mm；

10.4机内有清晰的摩擦声和撞击声；

10.5任一轴承回油温度超过75℃或轴承冒烟；

10.6任一轴承巴氏合金温度超过100℃；

10.7润滑油压急剧下降至0.02MPa以下；

10.8主油箱油位急剧下降至最低油位以下；

10.9汽轮机发生水冲击；

10.10主蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃以上；

10.11油系统着火危急机组安全时；

10.12轴封冒火花；

10.13发电机、励磁机着火；

10.14调速保安系统故障无法维持机组正常运行；

11、安全注意事项：

为了确保机组在试运时的安全运行，根据反事故措施精神，制订下列各点，在试运中执行。

11.1防止火灾：

11.1.1准备足够数量的灭火器材，并经常处于良好和备用状态，现场道路应畅通，消防水系统水压充足。

11.1.2现场运行人员及参加调试的人员都应受过正规的消防培训，掌握有一定的消防知识。

11.1.3汽轮机油系统的安装必须保证质量，油系统法兰结合面必须用耐油及耐热的垫体，严禁使用塑料或耐油橡胶垫体。

11.1.4在高温管道附近的高温管道的保温应坚固完整，如有油漏入保温油层内，应将保温及时更换，保温管道附近的易燃物，应清除干净。

11.1.5油系统严禁漏油，运行中发现系统漏油应加强监视，及时处理好，如运行中无法彻底处理而可能引起着火事故时，应采取果断措施，尽快打闸停机。

11.1.6事故排油应保证畅通，排油应排到主厂房外的事故油箱内，事故排油的标志要醒目，为了便于事故情况下迅速开启，操作手轮平时不应上锁。

11.1.7运行中发生油系统着火，如附属设备或法兰结合面损坏时应立即破坏真空停机，同时进行灭火，为了避免轴瓦损坏在停机惰走时间内应维持润滑油泵的运行，但不得启动高压油泵，火势无法控制或危及主油箱时，应立即开事故放油门排油。

11.1.8由汽机房去控制室的电缆通道应采取封闭措施。

11.2防止弯轴：

11.2.1防止振动过大引起动静部分摩擦造成的轴弯曲。

11.2.1.1启动前，检查汽机主要仪表准确完好，振动表，汽缸金属温度表列为重要仪表，保证准确可靠，否则禁止启动。

11.2.1.2冲转前，转子应连续盘车。

11.2.1.3启动升速过程中应有专人监视振动，如有异常原因应查明处理，过临界时振动不得超过0.15mm。

11.2.1.4运行中正确操作,控制汽缸温差,相对膨胀不超过限定值.

11.2.1.5机组启动中因振动异常而停止启动后,必需经过全面检查,确认机组已符合启动条件后,经过连续盘车后才能再次启动,严禁盲目启动.

11.2.1.6停机后立即投入盘车,当盘车电流较正常值偏大,摆动或有异常声音时,及时分析处理,当汽封摩擦严重时,应先盘车180度，待摩擦基本消除后，再投入连续盘车，当盘不动时，禁止用行车强行盘车。

11.2.1.7因故暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当转子弯曲度较大时，应先盘车180度，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。

11.2.2防止汽水或低温汽倒入汽缸造成汽缸变形引起的轴弯曲。

11.2.2.1由于疏水管堵塞或不畅，造成汽缸积水，试运期间加强疏水的检查和调整。

11.2.2.2运行中加强轴封加热器水位的监视。

11.3防止超速：

11.3.1调速系统符合要求。

11.3.2危急保安器超速试验合格。

11.3.3自动主汽门，调速汽门无卡涩，关闭时间符合要求。

11.4防止烧瓦：

11.4.1运行中切换冷油器，滤油器，应有汽机负责人主持，按规程操作，防止断油。

11.4.2润滑油低油压联锁保护要定期进行试验，汽机启动前应进行直流润滑油泵负荷启动试验，交流润滑油泵应有可靠的备用电源。

11.4.3运行中要加强对轴承的油压，油温和乌金温度的监视，超限时，立即打闸停机。

11.5防止误操作：

11.5.1运行人员要充分培训，了解设备性能，熟悉系统，掌握规程及有关措施。

11.5.2对运行系统各阀门编号，挂牌并标明开关方向。

11.5.3凡运行的系统及设备，除运行人员外，其它人员不得擅自操作。

12、调试质量检验标准

12.1《电力建设及验收技术规范汽轮机组篇》

12.2《火力发电厂基本建设工程启动及验收规程》

13、职业安全健康与环境保护措施

13.1调试、运行人员必须严格执行《安规》的有关规定，保证人身及设备的安全；

13.2严格执行上级颁发的其他安全规定；

13.3整组启动期间，必须统一指挥，明确分工，各负其责，监护到位，保证设备的安全运行；

13.4整组启动期间，应安排专人巡查油系统，检查泄漏情况，并及时处理，现场必须准备足够的消防器材。