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：
1.05
MPa
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显示与设备实际状态相符。
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电厂配备经考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）高压进汽压力与补汽压力之比大于2.0
（4）在补汽阀关闭时，补汽阀前压力与补汽处之压差大于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）补汽阀前蒸汽与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投入补汽：
逐渐开启补汽阀（控制压力），比逐步关闭低压旁路阀（根据压力），逐渐提高机组负荷直至达到额定负荷。
7质量检验标准
7.1主机冲转前检查
检验项目
性质
单位
质量标准
检验方法
合格
优良
主蒸汽压力
主要
MPa
符合设计要求
在线表计监视
主蒸汽温度
主要
℃
符合设计要求
在线表计监视
汽轮机润滑油压力
一般
MPa
0.08～0.12
在线表计监视
汽轮机润滑油温度
一般
℃
35～40
在线表计监视
汽轮机润滑油油质
一般
符合制造厂规定要求
汽轮机调节油压力
一般
MPa
符合制造厂规定要求
在线表计监视
汽轮机调节油温度
一般
℃
40～60
在线表计监视
汽轮机安全油压力
一般
MPa
符合制造厂规定要求
在线表计监视
凝汽器真空
主要
kPa
≥85
在线表计监视
辅机投运及仪表指示
主要
投运正常、指示正确
观察、监视表计
盘车电动机电流
一般
A
符合设计要求
在线表计监视
7.2主机启动技术指标控制
检验项目
性质
单位
质量标准
检验结果
合格
优良
汽缸上下温差
一般
℃
≤42
在线表计监视
汽缸膨胀
一般
无卡涩、无跳跃
观察
轴向位移
主要
mm
<1.0
在线表计监视
推力轴承金属温度
主要
℃
≤85
在线表计监视
临界转速轴承座振动（双幅值）
一般
ｕm
≤150
在线表计监视
3000r/min轴承座振动（双幅值）
主要
ｕm
≤50
≤30
在线表计监视
汽轮机支持轴承金属温度
主要
℃
≤85
≤65
在线表计监视
低压缸排汽温度
一般
℃
符合设计要求
在线表计监视
凝汽器真空
主要
kPa
≥93
在线表计监视
汽机调节油压力
一般
MPa
符合设计要求
在线表计监视
汽机调节油温度
一般
℃
40～60
在线表计监视
安全油压力
主要
MPa
符合设计要求
在线表计监视
润滑油压力
一般
MPa
0.08～0.12
在线表计监视
润滑油温度（进油）
主要
℃
35～42
在线表计监视
轴封供汽压力
一般
MPa
符合设计要求
在线表计监视
8调试项目的记录内容
8.1主机联锁、保护试验记录表
序号
试验内容
试验方法
试验结果
备注
一、主机停机保护试验
1.
真空低
2.
安全油压低
3.
润滑油压力低
4.
轴承振动大
5.
发电机主保护动作
6.
电调装置超速保护动作
7.
轴向位移大
8.
推力轴承回油温度高
9.
支持轴承回油温度高
10.
汽机机械超速
11.
505紧急停机
12.
控制室手动停机
13.
就地手动脱扣器停机
二、报警试验
14.
停机
15.
发电机故障
16.
主汽门前温度高
17.
主汽门前温度低
18.
主汽门压力高
19.
主汽门压力低
20.
主油泵出口压力高
21.
主油泵出口压力低
22.
润滑油压力低
值
23.
润滑油压力低
值
24.
润滑油压力低
值
25.
润滑油压力低
值
26.
凝汽器真空低
27.
轴向位移大
28.
轴向位移过大
29.
油开关跳闸
30.
回油温度高
31.
轴承振动大报警
32.
主汽门关闭
33.
505滤油器滤网压差大
34.
滤油器滤网压差大
35.
凝结水压力低
36.
轴承温度高停机
37.
主油箱油位高
38.
主油箱油位低
39.
排汽温度高
40.
凝汽器水位高
41.
凝汽器水位低
42.
给水母管压力低
值
43.
给水母管压力低
值
44.
除氧器水位低
45.
除氧器压力高
8.2机组空负荷试运参数记录表
序号
名称
单位
状态转速（r/min）
500
1200
2400
3000
1
调节汽门行程
mm
2
电动主汽门前蒸汽压力
MPa
3
主蒸汽流量
t/h
4
自动主汽门前蒸汽压力
MPa
5
自动主汽门前蒸汽温度
℃
6
凝汽器真空
KPa
7
后汽缸排汽温度
℃
8
调节级后上汽缸壁温
℃
9
调节级后下汽缸壁温
℃
10
主油泵入口压力
MPa
11
主油泵出口压力
MPa
12
轴向位移
mm
13
轴承振动
μm
14
绝对膨胀
mm
15
润滑油温
℃
16
润滑油压
MPa
17
主推力瓦金属温度
℃
18
汽轮机轴承轴瓦温度
℃
19
发电机轴承轴瓦温度
℃
20
轴承回油温度
℃
21
推力瓦回油温度
℃
8.3机组带负荷试运参数记录表
序号
名称
单位
状态负荷（MW）
10
20
30
40
50
1
调节汽门行程
㎜
2
电动主汽门前蒸汽压力
MPa
3
主蒸汽流量
t/h
4
自动主汽门前蒸汽压力
MPa
5
自动主汽门前蒸汽温度
℃
6
后汽缸排汽压力
KPa
7
凝汽器真空
KPa
8
后汽缸排汽温度
℃
9
调节级后上汽缸壁温
℃
10
调节级后下汽缸壁温
℃
11
主油泵入口压力
MPa
12
主油泵出口压力
MPa
13
轴向位移
MPa
14
轴承振动
μm
15
绝对膨胀
mm
16
润滑油温
℃
17
润滑油压
MPa
18
主推力瓦温度
℃
19
汽轮机轴承轴瓦温度
℃
20
发电机轴承轴瓦温度
℃
21
轴承回油温度
℃
22
推力瓦回油温度
℃
23
轴封抽汽器进水温度
℃
24
轴封抽汽器出水温度
℃
25
除氧器水温
℃
26
发电机静子线圈温度
℃
9机组启动安全注意事项
9.1机组出现下列情况应紧急停机
9.1.1机组转速超过3360r/min，而危急保安器不动作。
9.1.2机组突然发生强烈振动或机组内有明显的金属撞击声或摩擦声。
9.1.3轴承座振动超过70μm。
9.1.4主油泵发生故障。
9.1.5调节系统异常。
9.1.6主汽管道破裂。
9.1.7汽轮机发生水冲击或主汽温度急剧下降，10分钟内下降50℃。
9.1.8轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃。
9.1.9油系统着火不能很快扑灭。
9.1.10凝汽器真空大于-0.060MPa
9.1.11轴向位移超过1.0㎜，轴向位移保护不动作。
9.1.12润滑油压下降至0.03MPa，无法恢复正常时。
9.1.13发电机、励磁机冒烟或着火。
。
9.2机组出现下列情况应进行故障停机
9.2.1调速系统发生故障，不能维持运行。
9.2.2给水管道破裂无法维持运行。
9.2.3主蒸汽温度、压力严重超限。
9.2.4调速汽门连杆脱落或断裂，调速汽门卡死无法活动。
9.2.5主油泵工作失常不能维持运行。
9.2.6凝汽器真空达到-60.66kPa经采取措施无效时。
9.3定期化验润滑油，油质不合格禁止启动或运行。
9.4严格控制主汽汽温、汽压的上升速度。
9.5转子转动期间，注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音。
9.6注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。
9.7检查主蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。
9.8汽机轴承处允许的最大振动为0.06㎜。
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