汽机整套启动方案.docx
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汽机整套启动方案
施工技术方案报审表
编号：
HTPCC-TS-002
工程名称
INDORAMA2×30MW机组
合同编号
CT-001I-02-H-002
致厦门华电INDORAMA现场项目部：
《＃1汽机整套启动方案》已经我单位审定，现报上，请予审批。
附件：
《＃1汽机整套启动方案》
承包商（章）
负责人：
年月日
总承包商审批意见：
总承包商（章）
代表：
年月日
业主审批意见：
业主（章）
代表：
年月日
本表一式三份，业主、总承包商、承包商各存一份。
河南第二火电建设公司
批准：
质检科：
安检科
施工科：
审核：
编制：
1目的
为加强印度尼西亚INDORAMA2×30MW机组工程调试工作管理，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，使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、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，特制定本方案。
机组整套启动调试是基建工程的最后一道工序，通过整套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试运导则，提供了机组调整试运指导性意见，各参建单位可遵照执行。
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）及相关规程》；
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《电力建设施工及验收技术规范》；
2.5制造厂家及设计院相关数据。
3设备系统简介
3.1主热力系统
从锅炉来的高温高压新蒸汽，经由新蒸气管道和电动隔离阀至主汽门。
新蒸汽通过主汽门后，经四根导汽管流向四个调节汽阀。
蒸汽在调节汽阀控制下流进汽轮机内各喷嘴膨胀做功。
其中部分蒸汽中途被抽出机外做工业用汽和回热抽汽用，其余部分继续膨胀做功后排入冷凝器，并凝结成水。
借助凝结水泵将凝结水打入汽封加热器，再经过三个低压加热器后进入高压除氧器，然后经给水泵升压后送入两个高压加热器，最后进入锅炉。
汽封加热器、低压加热器和高压加热器均具有旁路系统，必要时可以不通过任何加热器。
凝结水泵后有一路凝结水可以进入冷凝器上部。
在低负荷运行时，此回水可保持冷凝器内一定的水位已维持凝结水泵的正常工作。
各回热抽汽和工业抽汽的出口均有抽汽阀。
抽汽阀由抽汽阀控制水管路系统控制。
正常运行时抽汽阀联动装置切断压力水，使操纵座活塞在弹簧作用下处于最高位置，这时抽汽阀全开。
当主汽门关闭或甩负荷时，抽汽阀联动装置的电磁铁吸起活塞杆，压力水送入抽汽阀操纵座，使活塞上腔充满水迅速关闭抽汽阀。
另外抽汽阀自身均有止回作用。
3.2回热抽汽系统
机组有六道抽汽，第一道抽汽送入二号高压加热器和第一工业抽汽用。
第二道抽汽送入一号高压加热器和第二工业抽汽用；第三道抽汽经过减压阀后送入除氧器；第四道抽汽送入三号低压加热器；第五道抽汽送入二号低压加热器；第六道抽汽送入一号低压加热器。
前五道抽汽均装有压力水控制抽汽阀。
第六道抽汽则采用了普通的拟止阀。
机组的补给水送入除氧器。
3.3汽封系统
机组的汽封系统分前汽封和后汽封。
前汽封有六段汽封环组成五檔汽室；后汽封有三段汽封环组成两檔汽室。
其中前汽封第一檔送入第二道抽汽管路，第二檔送入第四道抽汽管路，第三檔送入第六道抽汽管路，第四檔会同后汽封第一檔接入均压箱，第五檔会同后汽封第二檔及主汽门、调节汽阀阀杆漏汽的第二檔接入汽封加热器。
汽封加热器借助抽风机在吸入时内形成一定的真空（-4.9KPa），使此几檔的汽室压力保持-2.94～-1.96KPa的真空，使空气向机内吸抽以防止蒸汽漏出机外、漏入前后轴承座使油质变坏。
此外并能合理利用汽封抽汽的余热加热补给水。
主汽门、调节汽阀之阀杆漏汽的第一檔均送往除氧器。
3.4疏水系统
汽轮机本体及各管道的疏水分别送入疏水膨胀箱。
待压力平衡后送入冷凝器。
3.5法兰螺栓加热系统
为加速机组启动、带负荷及见低热应力余热变形，本机有外引蒸汽的自流式法兰螺栓加热系统。
本系统汽源由新蒸汽供给。
新蒸汽节流后进入加热联箱，然后分两路：
一路进入左侧法兰，加热法兰和螺栓；另一路进入右侧法兰，加热法兰和螺栓。
乏汽及疏水进入疏水膨胀箱。
加热联箱上装有安全阀。
根具启动要求，监视法兰壁及螺栓温度，随时控制进汽量。
当箱内压力大于0.685MPa时应排空。
3.6局部冷却系统
为减少汽缸对凸轮机构及前轴承座的热传导，以避免凸轮机构和前轴承座的温度过高，其座架的内腔室可通过冷却水。
系统示意图如下：
凸轮机构座架及猫爪下滑键冷却水系统图
同时为减少前汽缸猫爪对前轴承座的热传导，以避免前轴承座温度过高，猫爪下的滑键以及自动关闭器也通入冷却水。
3.7主要设备技术规范
3.7.1汽轮机
序号
名称
单位
数据
1
汽轮机型式
高压、单缸、非调整双抽凝汽式汽轮机
2
汽轮机型号
CC30-8.83/3.34/1.66
3
额定功率
MW
30
4
最大功率
MW
30
5
工作转速
r/min
3000
6
旋转方向
顺时针（从汽轮机向发电机看）
7
主汽阀前额定压力
MPa
8.83
8
主汽阀前额定温度
℃
535
9
纯冷凝工况排汽压力
MPa
0.0107
10
抽汽工况排汽压力
MPa
0.0103
11
冷却水温度
℃
33
12
额定给水温度
℃
230.3
13
给水回热加热器数目
3低+1除氧+2高
14
额定工况蒸汽耗量
t/h
143.5
15
纯冷凝工况蒸汽耗量
t/h
124.5
16
额定第一工业抽汽压力
MPa
3.34
17
额定第一工业抽汽温度
℃
422.2
18
额定第一个工业抽汽量
t/h
14.45
19
额定第二工业抽汽压力
MPa
1.66
20
额定第二工业抽汽温度
℃
339.1
21
额定第二工业抽汽量
t/h
4.6
22
汽轮机单个转子临界转速
r/min
1807
23
轴系一阶转速（汽轮机）
r/min
2148
24
轴系一阶转速（发电机）
r/min
1883
25
汽轮机轴承处允许最大振动
㎜
0.03
26
过临界转速时轴承处允许最大振动
㎜
0.10
3.4.2锅炉
序号
项目
单位
数据
1
锅炉型式
高压、单锅筒、固态排渣炉
2
锅炉型号
WG150/9.8-1型
3
额定主蒸汽流量
t/h
150
5
过热器出口蒸汽压力
MPa
9.8
6
过热器出口蒸汽温度
℃
540
13
给水温度
℃
220～233
14
冷空气温度
℃
30
4调试内容及验评标准
4.1调试内容：
4.1.1减温减压器的投入及调整；
4.1.2汽轮机组空负荷调试工作
（1）各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运。
（2）汽轮机冷态、温态、热态启动试验（包括DEH投入试验）。
（3）汽轮机按首次冷态启动曲线冲转及首次并网。
1）手动及保安掉闸试验；
2）危急遮断器撞击子喷油试验；
3）主油泵切换试验；
4）机组振动监测；
5）自动主汽门及调速汽门严密性试验；
6）机组并网带负荷调试；
7）汽轮机超速试验；
8）高、低压加热器投入试验；
9）汽轮机惰走时间曲线记录。
4.1.3汽轮机组带负荷调试工作
（1）机组振动监测；
（2）热工自动试投入；
（3）配合电气进行厂用电切换试验；
（4）厂用汽源切换试验；
（5）真空系统严密性试验；
（6）备用设备并列运行及切换试验。
4.1.4汽轮机满负荷试运行工作
（1）机组负荷变动试验。
（2）50%、100%甩负荷试验。
（3）72小时满负荷连续试运行。
4.2验评标准
4.2.1转子偏心率≤0.05mm。
4.2.2主机启动时，胀差在-2～3mm，轴向位移-0.6～1.0mm。
4.2.3真空严密性试验，真空下降率≤0.4kPa/min。
4.2.4主机正常运行时，凝汽器真空＞－87kPa，轴承金属温度≤100℃，轴承振动≤0.05mm。
4.2.5汽轮机润滑油压力0.078～0.147MPa，润滑油温35～45℃。
4.2.6汽轮机控制油压力3.5MPa，控制油温度40～60℃。
4.2.7甩负荷试验转速在危急保安器动作转速以下。
4.2.8主汽门、调速汽门严密性试验最终转速≤1000/min。
5组织分工
5.1调试单位负责方案的编写、实施及指导，并做好记录；
5.2安装单位负责设备维护，配合系统检查，消除缺陷，现场消防保卫；
5.3运行人员负责设备及系统检查操作、调整控制运行参数并做好记录。
6使用仪器设备
序号
设备名称
型号
备注
1
便携振动表
Vm-63或TK81
2
红外线测温仪
PM
3
在线表计
7整套启动应具备的条件
7.1汽轮发电机组及其辅助设备安装工作全部完毕，并检验合格，有验收签证；
7.2汽机本体、各加热器、高温蒸汽管道保温工作结束，设备及管道油漆工作结束，管道色环及介质流向标注正确；
7.3各压力容器及系统管道水压试验合格，经有关质检部门检验合格，并有报告和签证；
7.4各转动辅助设备经分部试运正常，热工、电气保护、程控联锁动作正常，信号正常。
分部试运记录完整并有签证，已交运行人员代管；
7.5疏排水设备可靠，保证地沟排水畅通，疏水排放符合设计要求，阀门操作方便；
7.6主蒸汽、汽封供汽、除氧器加热蒸汽及厂用蒸汽管道经蒸汽吹扫干净，并办理签证。
7.7主给水管道、凝结水管道、工业冷却水管道冲洗干净，临时系统恢复正常；
7.8主机润滑油系统、调节保安油路系统，电动给水泵油系统，油循环冲洗合格，并有油质化验合格报告。
轴承进口加临时滤网检查合格后，将临时滤网拿掉；
7.9压缩空气系统吹洗干净、合格并有验收签证；
7.10有关油、水系统中的滤网、过滤器经分部试运后，重新清扫干净并恢复；
7.11凝汽器灌水至喉部，真空系统找漏结束，真空系统静态抽真空试验合格。
凝汽器水质冲洗合格；
7.12汽机调节保安系统静态试验完毕，试验结果符合厂家要求；
7.13热力系统安全门冷态调整动作正常；
7.14系统上电动门、调节门、手动门、逆止门开关试验正常，挂牌标注名称正确，设备名称编号统一；
7.15主机热工、电气程控、保护、联锁、信号、音响试验正常，各指示、显示仪表指示准确可靠，并具备投入条件；
7.16DCS、DEH、ETS、TSI监视系统调试结束，系统功能完善、可靠，数据准确；
7.17厂房试运区设备清洁，地面干净，沟道盖板铺好，孔洞应加盖板，照明充足，通讯设施齐全，脚手架已拆除；
7.18机组运行规程，系统图，交接班日记，操作卡、工作票准备齐全。
运行人员熟知运行规程及整套启动调试方案；
7.19整套启动委员会成立，试运人员分工明确，指挥统一。
试运区悬挂“禁止烟火明显标志，消防设施齐全，并有专人负责消防、保卫工作，首次整套启动时应有消防车在施工现场值班；
7.21建设单位已按要求配备了各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制；运行操作人员已经培训考试合格，确保能胜任本岗位的运行操作和故障处理；
7.22施工单位应配备足够的设备维护及检修人员，并有明确的岗位责任制；维护人员应熟悉所在岗位的设备系统性能，并能在整套试运组统一指挥下胜任检修工作；
7.23调试单位在试运前向参与试运的各有关单位人员进行技术交底；
7.24运行人员已在试运现场备齐运行规程、系统流程图册、控制及保护逻辑图册、设备保护整定值清册、制造厂家的设计、运行和维修手册等有关技术文件，调试单位已在试运现场张挂整套启动试运曲线和锅炉点火、升压曲线等图表。
8整套启动程序及原则
8.1整套启动程序
8.1.1主机及辅机进行各项电气、热工保护、联锁试验；机炉电大联锁试验。
保安电源带负荷试验正常。
热工所有仪表、电动门、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂《运行规程》要求分别送电；
8.1.2汽机辅助设备及系统参照辅助设备试运措施及电厂《运行规程》分别启动投入；
8.1.3盘车装置投入运行，调整润滑油压，查看盘车电流及轴承回油流量，倾听汽缸内部声音。
8.1.4首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机、检查；主机启动技术指针控制：
新机组首次冷态启动一般时间都比较长（主要是检查及调整时间较长），必须控制好机组启动及启动过程技术参数，比如充分检查汽缸膨胀、轴向位移、轴承温度、油温油压、排汽温度、汽缸温差、相对膨胀、蒸汽压力/温度等参数，按照升速曲线进行升速、暖机，并测量实际临界转速及临界转速下的最大振动值；
8.1.5主机额定转速试验：
汽机升速至3000r/min后，进行主油泵切换试验，全面检查、测量、记录。
稳定运行10～20分钟；做喷油试验，试验方法见《汽轮机调节保安系统试验措施》；
8.1.6喷油试验结束后交电气进行各项试验；
8.1.7发电机并网带负荷；
8.1.8发电机带负荷10～15%，运行4～6小时后解列发电机；
8.1.9做主汽门和调门严密性试验，试验方法见《汽轮机调节保安系统试验措施》；
8.1.10超速试验：
汽机维持空转，做危急保安遮断器飞环超速试验，每个飞环做三次试验，动作转速在110～112%额定转速，动作值不合格时停机调整，如飞环飞出试验正常，汽轮机组无重大缺陷，汽机维持3000r/min，可再次并网；
8.1.11启停机试验
空负荷调试任务完成以后，安排机组停机。
目的是利用短暂的停机间隙消除空负荷调试阶段暴露出来的缺陷，并对机组试运的有关事宜给予适当安排和调整；停机过程中记录惰走时间及真空下降时间、绘制惰走曲线，作为机组重要技术数据加以保存，为今后提供技术依据。
停机有两种方式：
正常停机和事故停机；正常停机的主要原则是转子转速与真空同时到零。
通过DCS记录打印转速—时间的惰走曲线。
根据机组停运时间的长短和现场实际情况，准备以冷/热态启动方式开机，以检验机组对不同方式启动的适应能力及可控性。
8.1.12机组重新启动带负荷
8.1.13高加投入试验:
30%负荷，高压加热器启动投入（或随机启动）。
详见《高低压加热器及除氧器调试方案》；
8.1.1480%以上负荷进行真空严密性试验，试验方法见《汽轮机调节保安系统试验措施》；
8.1.15汽机甩50%、100%额定负荷试验（按启动委员会规定时间进行）；
8.1.16停机处理设备缺陷，为进入72小时创造条件（根据机组运行情况，也可不停机完善进入72小时试运条件）；
8.1.1772小时满负荷试运：
72小时满负荷试运按“新启规”要求标准进行；
8.1.1872＋24小时试运结束移交生产。
8.2整套启动原则
8.2.1汽机启动采用滑参数运行方式；
8.2.2汽机首次整套启动按首次冷态启动曲线升速暖机，首次启动因保温较湿故需适当延长暖机时间，以后整套启动原则上可按厂家提供曲线启动；
8.2.3主汽门和调节汽门严密性试验，在汽机超速试验前进行（调整汽机蒸汽参数在50%额定参数以上进行）；
8.2.4疏水系统首次使用，建议先排地沟待疏水水质合格再回收；
8.2.5低加随机启动；
8.2.6除氧器安全门在机组启动前进行整定合格；
8.2.7甩负荷试验在72小时试运前完成（视具体情况、按启动委员会规定时间进行）。
9首次整套启动操作步骤
9.1整套启动前的准备工作
9.1.1主机及辅机设备程控、保护、联锁试验合格后，将各辅助设备电源根据需要送到工作位置，各热工表盘及DEH、DCS、TSI送电投入，检查各系统处于正常状态；
9.1.2检查投入工业水系统正常；
9.1.3检查压缩空气系统投入正常；
9.1.4启动循环水泵向凝汽器通水，向冷却水管道供水进行通水检查，并适时投入；
9.1.5通知化学，启动除盐水泵向凝汽器补水、至正常水位；
9.1.6启动凝结水泵循环排放至水质合格后向除氧器补水至正常水位，此时低加水侧和轴加水侧投入；
9.1.7检查主油箱油位正常油质良好，启动主机润滑油泵，检查润滑油系统无渗漏，而后启动交流调速油泵，投入及调整冷油器，保持润滑油温在35～45℃，润滑油压0.078～0.147MPa；检查各轴承回油应正常，油箱排烟风机启动后，维持油箱微负压；
9.1.8启动盘车，记录大轴原始晃动值，盘车电流值，倾听动静部分声音正常；
9.1.9启动电动给水泵，最小流量阀应开启保持再循环运行，然后根据锅炉需要向锅炉上水，高压加热器水侧注水排空气，投入高加水侧运行；
9.1.10关真空破坏阀，启动射水泵，凝汽器抽真空，开相关疏水；
9.1.11检查投入轴封系统、多级水封补水、轴加风机启动后，开启风机入口门；向轴封送汽保持汽封正常压力、温度（0.00294～0.0294MPa，240℃），投入轴封送汽前要充分暖管疏水；
9.2整套启动操作
9.2.1冷态滑参数启动冲转参数
序号
项目名称
单位
数值
1
主蒸汽压力
MPa
1.18～1.96
2
主蒸汽温度
℃
270～300（有80～100℃过热度）
3
凝汽器真空
kPa
60～67
4
润滑油温
℃
3545
5
润滑油压
MPa
0.078～0.147
9.2.2冲转前复查并计录下列数据
序号
项目名称
序号
项目名称
1
盘车电流
7
轴向位移
2
大轴晃动
8
汽缸上壁温度
3
偏心度
9
汽缸下壁温度
4
汽缸绝对膨胀
10
安全油压
5
胀差
11
轴承金属温度
6
调速油压
12
轴承供回油温度
9.2.3汽机挂闸，准备升速；
9.2.4汽轮机启动前电动隔离门及旁路门全关，主汽门及调速汽阀全开。
汽轮机在启动和升速过程中其进汽由旁路门直接控制。
当汽轮机转速接近额定转速时调节器投入工作使调节汽阀控制蒸汽的进汽量，这时才能进行全开电动隔离门的操作。
同时关闭旁路门。
9.2.5在冲转升速过程中应监视下列项目：
---倾听汽缸、汽封、油挡处有无异常声音和金属摩擦声；
---注意汽机本体及有关管道疏水应畅通,无水击及振动现象；
---轴向位移无大幅度变动，推力瓦块温度无异常升高或突变；
---轴承金属温度<100℃，回油温度<65℃；
---转速在1000r/min以下，轴承振动≤0.03mm；
---过临界转速时应快速平稳，不得在此停留，轴承振动大于0.10mm，轴振大于0.25mm时打闸停机；
---注意主机各点膨胀应均匀，汽缸上下壁温差、胀差、轴向位移等均无超限；
---润滑油和调速油油温、油压调整在范围内；
---除氧器及凝汽器水位调整在范围内；
---汽封供汽压力、温度调整在范围内；
9.2.6汽轮机冷态启动时间分配如下：
冲转后升速至400～500r/min2min
检查并维持500r/min20min
均匀升速至1320～1400r/min2min
检查并维持1400r/min30min
均匀升速至2350r/min3min
检查并维持2350r/min15min
均匀升速至2750r/min4min
缓慢升速至3000r/min16min
检查并维持3000r/min10min
合计：
102min
9.2.7汽机定速后试验
（1）主油泵切换试验：
在主油泵工作正常后，将交流调速油泵停下投备用，切换时应加强监视，防止油压突降，并检查调节系统应能保持稳定，油动机无显著摆动；（注：
主油泵与调速油泵切换时，应先缓慢关闭高压油泵出口手动门，应密切监视调速油压力值应无大的波动或下降，如果有则说明主油泵工作出力不正常。
当高压油泵出口门关完后，各油压无明显变化，则停高压油泵；而后再缓慢开启出口门，应注意调速油和润滑油压力应无变化，如有则说明高压油泵出口逆止门不严）。
（2）进行危急遮断器喷油试验；
（3）做主汽门及调门严密性试验；
1）控制主蒸汽压力在50%额定压力以上；
2）关闭主汽门，调速汽门全开当转速下降至1000r/min以下视为合格；
3）主汽门试验结束后重新升速至3000r/min，将调速汽门全关，主汽门全开当转速下降至1000r/min以下视为合格；
（4）汽轮机超速试验需热态下进行；
（5）交电气进行试验
（6）发电机首次并网、带负荷试验
1）高压缸下部温度达220℃以上；
2）电气试验结束后，汽机并网后即带1000KW左右负荷后升至2000KW时暖机，直至高压缸下部温度达290℃～300℃以上时允许以300KW/min增加负荷。
当高压缸下部达350℃以上时允许每分钟1000KW的速度升至额定值。
3）当负荷带到2000KW时进行下列工作：
关闭隔离门前的疏水；
关闭隔疏水门；
4）带负荷过程中，严密监视汽轮机运行情况，各测点的参数应在正常值范围内。
如有异常，应减小负荷，待恢复正常。
稳定30min后再逐渐加负荷。
5）当二段抽汽压力大于0.8MPa时，投高压加热器；
6）当电负荷升至8000KW以上时，开三段抽汽至除氧器门投入高压除氧器；
7）负荷80﹪以上时，真空-87MPa以上进行真空严密性试验；
①关闭射水抽汽器空气门，30s后开始每半分钟记录机组负荷、排汽温度、真空值一次，共记录8min，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟下降值不大于0.4kPa为合格。
②试验时，若真空低于－0.087MPa，应开启射水抽汽器空气门停止试验。
③试验过程中，真空急剧下降，应立即开启射水抽汽器空气门，试验停止。
8）负荷长期稳定运行期间应定时进行阀门活动试验；
9.3汽轮机热态启动及时间分配
汽轮机热态启动应遵守以下几点：
9.3.1进入汽轮机的蒸汽温度应高于上汽缸壁温度50℃以上；
9.3.2高压缸调节级上下部温差不超过45℃；
9.3.3在冲动转子前2h转子应处于连续盘车；
9.3.4在连续盘车情况下应先向轴封送汽后抽真空；
9.3.5维持真空约-0.08MPa。
热态启动时间分配如下：
冲转后升速至500r/min2min
检查并维持500r/min5min
均匀升速至1200r/min5min
检查并维持1200r/min3min
均匀升速至2350r/min3min
检查并维持2350r/min2min
均匀升速至2750r/min4min
缓慢升速至3000r/min5min
检查并维持3000r/min5min
合计：
34min
9.4汽轮机在升速过程中应注意下列几点：
9.4.1升速时真空应维持在-0.08MPa以上，当转速升至额定转速时真空应达到正常值；
9.4.2启动时必须控制高温部分的过冷却和负差胀；
9.4.3轴承进油温度不应低于30℃，当进油温度达45℃时应投入冷油器保持其出油温度为35～45℃。
9.4.4升速过程中（通过临界转速时除外）机组振动不得超过0.03㎜。
在冷态启动
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