余热发电工程75MW汽轮机机组整套启动调试方案Word格式文档下载.docx

1、2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。2.2.8 进行50及100B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；3 主要设备技术范围 3.1 汽轮机 型号： NZ7.5-1.05/0.2 型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统 主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 主蒸汽流量： 37.2 t/h 额定工况下汽耗： 5.51 kg/（kW.h） 额定工况下热耗： 15811 kJ/（kW.h） 制造厂： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司 3.2 发电机 额定功率： M

2、W 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷 功率因数：满载效率：励磁方式 制造厂家：4 编制依据及标准 本措施的编制参考以下有关资料： 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书 ；火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）部颁；电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）部颁；火电工程启动调试工作规定部颁；火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）部颁；电力建设工程调试定额（1996年版）部颁；设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。5 整套启动应具备条件 5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条

3、款外，对汽机方面还应满足以下要求：5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。5.1.8 汽

4、机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：循环水泵和循环水系统 凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。发电机空冷却系统。真空泵及凝汽器真空系统。汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。主机DEH、ET

5、S、TSI系统以及横向联锁、保护等。除氧系统。辅助蒸汽及轴封汽系统 电动给水泵及系统。5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显

6、。5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。6 机组整套启动主要原则方式 6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。6.1.2

7、 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。6.1.4 做主汽门严密性试验。6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。6.2 汽机超速试验 6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。6.2.2 机组并网带负荷，1.53MW负荷左右稳定运行46小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0100额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。6.3 机组的72+24小

8、时满负荷试运行，此间在负荷80额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。6.4.1 机组就地手动启动方式要领：6.4.2 就地手动启动：6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保

9、持汽温、汽压稳定。6.4.7 在带10负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式（高调门手动启动、高调门曲线启动）。7 汽轮机冷态启动 7.1 冷态启动前的准备工作：7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。7.1.3 凝汽

10、器补水到正常水位处。7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。7.2 锅炉已供汽至分汽缸：7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。7.2.2 投入润滑油系统。7.2.3 投用盘车装置。7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温3745。7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。7.2.6 除氧器上水至正常水位。7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。7.2.8 投用除氧器。7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

11、 7.2.10 发电机空冷系统投用， 7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。7.3 汽轮机冷态启动程序 7.3.1 冲转 汽轮机冷态启动参数和控制指标： 0.61.0MPa 250以上 凝汽器压力： 0.04-0.053MPa 润滑油压力： 0.080.145MPa 润滑油温度： 3545 高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0-2.0mm 35 汽缸上、下温差 注意：在汽轮机冲转、满速直至带10负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50

12、的过热度。（1） 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。（2） 遥控脱扣一次，结果正常。（3） 就地脱扣一次，结果正常。（4） 投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。（5） 真空达到-0.06MPa。（6） 投入后汽缸喷水，控制排汽温度80，短时间内也120。（7） 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在3845，油压在0.080.145MPa。（8） DEH系统进入就地手动启动方式。（9） 真空达到 0.07Mpa及以上。（10） 要求锅炉将主汽参数调整到0.81.0 MPa / 250，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水

13、对汽温汽压调整） （11） 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。（12） 确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。（13） 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。（14） 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。（15） 缓慢开启电动主汽门旁通门。（16） 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。（17） 适当开启旁通门，确认转速上升。（18） 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。（19） 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。（20） 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。（21） 重新作7.3.1 119 项检查，确认正常。（22） 联系锅炉操