余热发电工程整组启动调试措施.docx
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余热发电工程整组启动调试措施
1.通则
2.编制的依据
3.设备及系统概述
4汽轮机整组启动试验项目
5整机启动应具备的条件
6汽轮机整组启动程序
7质量检验标准
8调试项目的记录内容
9机组启动安全注意事项
1通则
为加强嘉峪关宏电铁合金余热工程18MW汽轮机机组调试工作管理,明确启动调试工作的任务和各方职责,规范调试项目和程序,使调试工作有组织、有计划、有秩序的进行,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,特制订本方案。
本方案在实施过程中的修改、调整,届时由试运指挥部决定。
整套启动前的各项试验是为机组整组启动试运行做好准备,目的是使机组能够顺利地启动、带负荷试验及72小时试运行
2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》
2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》
2.3《火电工程整组启动试运管理实施细则》
2.4青岛捷能汽轮机股份有限公司《安装使用说明书》
2.5南京凯盛设计院图纸
3设备及系统概述
嘉峪关宏电铁合金余热发电18MW汽轮机机组是由江苏华能安装公司负责主体施工安装,南京凯盛水泥技术工程有限公司负责总体设计。
机组设备中,汽轮机是由青岛捷能汽轮机股份有限公司提供的BN18-1.45/0.4型汽轮机。
汽轮机主要技术规范
型号:
BN18-1.45/0.4型
型式:
单缸凝汽式汽轮机
额定功率:
18000KW
额定转速:
3000r/min
进汽压力:
1.05MPa
进汽温度:
330℃
4汽轮机整组启动试验项目
4.1汽轮机调节保安系统的静态、动态试验。
4.2汽轮机保护联锁试验。
4.3汽轮机空负荷试运
4.4汽轮机带负荷试运
5整机启动应具备的条件
5.1检查各系统设备的安装质量,应符合设计图纸、制造厂技术文件的要求。
5.1检查各系统及设备的设计质量,应满足安全经济运行和操作、检修的方便。
5.2检查、调整并考核各设备的性能,应符合制造厂的规定。
5.3提出整套设备系统交接试验的技术文件,作为生产运行的原始资料。
5.4吹扫或冲洗各系统达到充分洁净,以保证机组安全经济地投入运行。
5.5厂区内场地平整、道路(包括消防道路)畅通。
5.6调整试验用的临时堵板、手脚架、接地线、短路线、工作牌等临时安全设施已拆除,恢复常设的警告牌和护栏。
5.7试运范围内环境清洁,现场的沟道及孔洞的盖板齐全,临时孔洞装好护栏或盖板,平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。
5.8现场有足够的消防器材(干式灭火器、二氧化碳灭火器、泡沫灭火器),消防水系统有足够的水源和水压力,并处于备用状态,事故排油系统处于备用状态。
5.9设备、管道、阀门的标牌经确认无误,工质流向标示正确。
5.10电源切换试验完毕,投入备用。
5.11机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上,且无异常。
5.12确认厂用计算机工作正常,CRT显示和设备实际状态相符。
5.13机组自动控制系统安装调试完毕,具备投运条件。
5.14启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好。
5.15试运机组范围内的各层地面应按设计要求作好,生活用的上、下水道畅通,卫生设施能正常使用。
5.16厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用,积水能排至厂外。
5.17现场有足够的正式照明,事故照明系统完整可靠并处于备用状态。
5.18电话等通讯设备安装完毕。
5.19完成设备及管道的保温工作,管道支、吊架调整好。
5.20基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度。
5.21各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志。
5.22转动机械加好符合要求的润滑油(脂),油位正常。
5.23各有关的手动、电动、液动阀门,经逐个检查调整试验,动作灵活,开关正确,并标明名称及开关方向,处于备用状态。
5.24各指示和记录仪表以及信号、音响装置已装设齐全,并经校验、调整准确。
5.25电厂配备经测试合格的运行人员上岗,本机组的系统图及运行规程已编制完,各级试运组织已健全。
5.26机组有关并网手续齐全并已办理完毕。
6汽轮机整组启动程序
6.1机组整组启动前,下列系统分部调试结束,并具备投入使用条件
6.1.1给水系统管道冲洗干净,转动机械试运完毕,满足运行要求。
6.1.2除盐水系统管道冲洗干净,满足运行要求。
6.1.3工业冷却水系统管道冲洗干净,转动机械试运完毕,满足运行要求。
6.1.4减温水系统管道冲洗干净,满足运行要求。
6.1.5油系统管道冲洗干净,转动机械试运完毕,满足运行要求。
6.1.6汽轮机蒸汽系统管道吹扫干净,满足运行要求。
6.1.7循环水系统管道冲洗干净,转动机械试运完毕,满足运行要求。
6.2汽轮机整组启动前应完成下列试验
6.2.1电动给水泵联锁保护试验。
6.2.2润滑油系统及盘车装置的联锁保护试验。
6.2.3主机保护试验完毕,动作应准确无误。
6.2.4主机辅助保护试验完毕,动作应准确无误。
6.2.5厂用电源、直流电源切换试验应动作准确。
6.2.6发电机、变压器、厂用母线等保护试验完毕,动作准确无误。
6.3汽轮机整组启动
6.3.1下列情况禁止启动汽轮机
6.3.1.1危急保安器不动作。
6.3.1.2自动主汽门、调速汽门、抽汽液动逆止门之一关闭不严密或卡涩。
6.3.1.3调速系统工作失常。
6.3.1.4汽轮发电机组转动部分有异音或有明显的金属摩擦声。
6.3.1.5调节级处上、下缸温差超过50℃。
6.3.1.6辅助油泵、盘车装置之一工作失常。
6.3.1.7主要仪表及保护装置之一失灵(轴向位移、转速、主汽温度等)
6.3.1.8油质不合格或油温低于极限值25℃。
6.3.1.9热工保护、仪表电源消失。
6.3.1.10机组热工505控制系统工作不正常。
6.3.2投入工业冷却水系统。
6.3.3投入润滑油系统。
6.3.3.1检查主油箱油位正常,启动交流润滑油泵。
6.3.3.2启动调速油泵,停交流润滑油泵备用。
6.3.3.3启动主油箱排油烟机。
6.3.3.4投入盘车装置运行
(1)新机组第一次投盘车必须手动投入,盘车装置在手动位置,按盘车手柄,转动手轮至齿轮啮合,启动盘车电机。
(2)检查盘车电流应正常,测量转子弯曲,记录原始值,新机组第一次启动盘车必须连续运行8小时以上。
6.3.4投入凝结水系统
6.3.4.1凝汽器补水至正常水位。
6.3.4.2启动凝结水泵,建立凝结水循环。
6.3.5启动循环水泵,凝汽器水侧通水放空气。
6.3.6除氧器上合格的除盐水至高水位。
6.3.7启动电动给水泵向锅炉上水
6.3.8打开汽轮机本体疏水、主蒸汽管道等相关疏水。
6.3.9启动射水泵,投入射水抽气器,凝汽器抽真空,根据具体情况投入轴封系统。
6.3.10通知锅炉值班员:
锅炉启炉。
6.3.11锅炉启炉前应完成下列主机保护试验项目
6.3.11.1轴向位移保护试验:
由热工调试人员给出轴向位移报警信号,检查报警正常;给出轴向位移大跳闸信号,检查自动主汽门、调速汽门,跳闸信号发出正常。
6.3.11.2轴承回油温度保护试验:
由热工调试人员逐个给出汽机前后轴承、推力轴承、发电机前轴承回油温度报警信号,检查报警正常;由热工调试人员逐个给出停机信号,检查自动主汽门、调速汽门,跳闸信号发出正常。
6.3.11.3轴承振动保护试验:
由热工调试人员逐个给出报警信号,检查报警正常;由热工调试人员逐个给出停机信号,检查自动主汽门、调速汽门,跳闸信号发出正常。
6.3.11.4汽轮机超速保护试验:
由热工调试人员给出汽轮机超速停机信号,检查自动主汽门、调速汽门,跳闸信号发出正常。
6.3.11.5凝汽器真空低保护试验:
由热工调试人员给出凝汽器真空低报警信号,检查报警信号发出;由热工调试人员给出凝汽器真空低停机信号,检查自动主汽门、调速汽门,检查跳闸信号发出正常。
6.3.11.6润滑油压低保护试验:
由热工调试人员给出润滑油压低信号,检查自动主汽门、调速汽门,润滑油压低跳闸信号发出。
6.3.11.7发电机联跳汽轮机保护试验:
由热工、电气调试人员发出任何一个发电机主保护动作信号,检查自动主汽门、调速汽门、,发电机主保护动作跳闸信号发出。
6.3.11.8505装置停机试验:
检查自动主汽门、调速汽门关闭正常。
6.3.11.9就地打闸试验:
手按手动脱扣器手柄,检查自动主汽门、调速汽门关闭。
6.3.11.10停机按钮停机试验:
按紧急停机按钮,检查自动主汽门、调速汽门关闭。
6.3.12汽轮机冲转
6.3.12.1冲转参数:
主汽压1.05MPa,主汽温315℃,凝汽器真空61kPa,润滑油温不低于35℃。
6.3.12.2汽机挂闸,开启自动主汽门,用505系统冲转,转子转动,注意检查盘车装置自动脱扣停转,否则应手动停止盘车电机。
6.3.12.3升速至400r/min时打闸停机,进行摩擦检查。
摩擦检查确认无异常后重新挂闸升速至400r/min,暖机8分钟。
暖机过程中,凝汽器真空维持在-50~-70kPa。
6.3.12.4以80~100r/min的速度升速至1200r/min,根据设定的时间自动暖机。
暖机期间进行全面检查,如振动超标,可适当延长暖机时间。
6.3.12.5中速暖机结束,505以每分钟200r/min的升速率升速到2500r/min其中通过临界转速时升速率为500r/min.暖机10分钟,再以100r/min的速度升速至3000r/min。
6.3.12.6升速过程中的注意事项
(1)过临界转速时,调速器应自动调整升速率至300~500rpm/min以快速通过。
(2)当润滑油温度超过40℃时,应投入冷油器冷却水,控制油温在35~45℃以内。
(3)当主油泵出口油压达1.27MPa时,检查调速油泵应停止运行,调速油压正常。
(4)当后缸温度达80℃时,打开排汽缸喷水减温。
(5)根据凝结水质情况将凝结水回收至除氧器,关闭凝结水再循环和凝结水放水门。
6.4机组并网带负荷
6.4.1汽轮机调速系统动态整定后,做电气试验。
6.4.2电气试验结束,发电机并网,带负荷600kW暖机10分钟。
6.4.3以300kW/min的速度,升负荷至1800kW暖机,暖机4小时后减负荷至零,解列发电机做超速试验。
超速试验结束后重新并列带至原负荷。
6.4.4初负荷暖机期间,注意观察机组振动、主蒸汽温度、压力、轴向位移、汽缸绝对膨胀、相对膨胀的变化。
6.4.5投入低压加热器。
6.4.6以300kW/min的速度加负荷至6000kW,暖机8min。
控制升温速度2~3℃/min,升压速度0.2~0.3/min。
检查机组运行情况
6.4.7当汽缸温度达到220℃以上时,关闭本体及主蒸汽管路疏水。
6.4.8以300kW/min的速度加负荷至额定负荷,全面检查机组运行正常。
6.5补汽投入
6.5.1允许补汽投入的条件
(1)机组功率大于30%
(2)油开关闭合
(3)高压进汽压力和补汽压力之比大于2.0
(4)在补汽阀关闭时,补汽阀前压力和补汽处之压差大于0.03Mpa
(5)补汽压力变送器或补汽压力设定值没有故障(均从锅炉来)
(6)锅炉补汽部分没有报警(可能带水的报警)
(7)补汽阀前蒸汽和补汽口汽缸壁温度之差不大于±48℃(正常运行时不大于56℃)
(8)汽机已挂闸。
6.5.2