整套启动调试措施Word格式.docx

1、汽轮机主要技术参数如下：（1） 汽轮机主汽门前压力： 3.8（3.54.0） MPa （2） 汽轮机主汽门前温度： 390 （370405）（3） 汽轮机额定功率： 10MW（4） 汽轮机最大功率： 12MW（5） 额定工况主蒸汽流量： 50t/h（6） 最大工况主蒸汽流量： 60t/h（7） 额定工况非调整抽汽抽汽点压力/温度： 0.9MPa/255.16（8） 额定工况非调整抽汽抽汽量： 3.3t/h（9） 额定工况除氧抽汽抽汽点压力/温度： 0.6071MPa/218.4（10） 额定工况除氧抽汽抽汽量： 4.065 t/h（11） 额定工况低加抽汽抽汽点压力/温度： 0.061MPa/

2、86.2（12） 额定工况低加抽汽抽汽量： 3.766 t/h（13） 汽轮机转向：（从机头向机尾看） 顺时针方向 （14） 汽轮机额定转速： 3000 r/min（15） 汽轮机-发电机轴系临界转速： 1836 r/min （16） 汽轮机单个转子临界转速： 1530 r/min （17） 额定工况排汽压力： 4.6KPa （18） 锅炉给水温度： 130 （19） 额定工况汽轮机汽耗（计算值）： 4.916kg/kw.h （20） 额定工况汽轮机热耗（计算值）： 11248kJ/kw.h （21）额定工况汽轮机汽耗（保证值）： 5.063kg/kw.h（22）额定工况汽轮机热耗（保证值）：

3、 11585.44kJ/kw.h（23）汽轮机轴承处允许最大振动： 0.03 mm（24）过临界转速时轴承处允许最大振动： 0.10 mm（25）汽轮机中心高（距运转平台）： 750 mm（26）汽轮机本体总重： 44 t（27）汽轮机上半总重（连同隔板上半等）： 13.8 t（28）汽轮机上半总重（不计内部零件）： 16 t （29）汽轮机转子总重： 6.45 t（30）汽轮机本体最大尺寸（长宽高）： 528835903530 mm3.2 主蒸汽、回热系统3.2.1 主蒸汽来自垃圾焚烧炉的新蒸汽经隔离阀到主汽门。主汽门内装有蒸汽滤网，以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。蒸汽由主汽门经三通

4、接头分别进入汽轮机蒸汽室两侧，蒸汽在汽轮机中膨胀作功，一部分汽体在第一级压力级后被抽出排入空气预热器，其余汽体排入冷凝器凝结成水，通过凝结水泵加压经汽封加热器、低压加热器至除氧器。经除氧器加热除氧后的凝结水，通过给水泵升压后送入锅炉。3.2.2 回热系统汽轮机具有一级非调整抽汽和两级回热抽汽，非调整抽汽主要供垃圾焚烧炉空气预热器、渗滤液处理站。两级回热抽汽分别供给除氧器和低压加热器。在高压非调整抽汽管道和二级抽汽上均装有液压止回阀，以避免蒸汽倒流影响汽轮机运行安全。当主汽门关闭时，水联动装置亦随之动作，泄去操纵座活塞下方之压力水，使抽汽阀在弹簧力作用下自动关闭。最后一级抽汽，由于汽压较低，采用

5、了普通止回阀。主蒸汽管路，抽汽管路采用尽量对称布置或增加热胀补偿弯头，以尽可能抵消或减少对汽轮机的推力。3.3 汽封系统 汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门、调节汽阀及各抽汽阀门等各阀杆近大气端的漏汽均有管道与汽封加热器相连，使各腔室保持-1.013-5.066KPa的真空，以保证蒸汽不漏入大气，同时可将此漏汽加热凝结水以提高机组的经济性。前后汽封的平衡腔室和主汽门、抽汽门阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连，均压箱保持2.9429.4KPa压力。3.4 汽轮机本体和管道疏水系统汽轮机本体和管道的疏水分别进入疏水母管，经汇集后导入疏水扩容器，再疏水至凝汽器。3.5 凝汽器抽真空系统正常蒸汽经汽轮机

6、内膨胀作功后排入凝汽器凝结成水，在凝汽器内即形成真空。当汽轮机组停用后蒸汽经机组旁路减压、减温后排入凝汽器凝结成水，在凝汽器内即形成真空。为了去除在运行中逐渐积聚在凝汽器中的空气，在凝汽器两侧各装有抽气管，经隔离门接到空气母管上，经母管接至射水抽气器进气口，由射水抽气器将空气吸出排入大气。3.6旁路系统本机组设置机组旁路系统。机组旁路主要作用：1） 在机组正常运行时具有超压保护功能。2） 在汽轮机甩负荷时，将主蒸汽经机组旁路系统一级减压减温和二级减压减温降至凝汽器所能接受的允许值后，排入凝汽器。3） 在机组不投运时，将主蒸汽经机组旁路系统一级减压减温和二级减压减温降至凝汽器所能接受的允许值后，

7、排入凝汽器。3.7润滑油汽轮机推荐使用GB1112089LTSA汽轮机油，对本汽轮机一般使用LTSA46汽轮机油，只有在冷却水温度经常低于15时，允许使用L-TSA32汽轮机油。上述系列油品按规定要求加入汽轮机油防锈用复合剂后，即得各种防锈汽轮机油。3.8结构概述汽轮机转子有一级复速级和十一级压力级组成，除末级叶片为扭叶片外，其余压力级叶片均为直叶片。转向导叶环在顶部和底部与汽缸之间采用“工”形键固定，在拆导叶环体时必须先用专用工具拆去“工”形键后方可起吊。装于前汽缸上端蒸汽室内的配汽结构是提板式调节汽阀，借助机械杠杆与调速器油动机相连。调节汽阀的结构为群阀提板式，由六只汽门组成。在汽轮机前轴

8、承座的前端装有测速装置，在座内有主油泵，危急遮断装置，轴向位移传感器，推力联合轴承及调节系统的一些有关部套，前轴承座与前汽缸用“半圆法兰”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑键，以保证轴承座在膨胀时中心不致变动。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，通过蜗轮蜗杆副及齿轮减速达到所需要的盘车速度，当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。3.9负荷限制范围1）、在下列情况下，允许汽轮机带额定电功率长期运行： 进汽压力降到3.5Mpa（a），进汽温度降到370，冷却水进水温度不超过20。2）、冷却水进水温度升高至33，但应满足下列条件：a）

9、 进汽参数不低于额定值。b） 凝汽器保持计算耗水量； 3）为了使汽轮机各部件有足够的均匀的寿命，推荐汽轮机长期运行时所带的电负荷在额定负荷的1/3以上。4 调试内容整套启动试运阶段是指设备和系统分部试运合格后，从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试运移交试生产为止的启动试运过程，该过程可分为空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。4.1 空负荷调试是指从机组启动冲转开始至机组并入电网前，该阶段内进行的调整试验工作，主要包括下列内容：按启动升速要求开机，机组轴系振动监测，调节保安系统有关参数的调试和整定，主汽门严密性试验，电气试验，并网带初负荷，超速试验。4.2 带负

10、荷调试指从机组并入电网开始至机组带满负荷为止，该阶段主要完成的调试项目有：燃烧系统初调整，汽水品质调试，相应的投入和试验各种保护及自动装置，厂用电切换试验，真空严密性试验，协调控制系统负荷变动试验（参照原电力工业部部颁布的模拟量控制系统负荷变动试验导则），甩负荷试验（参照原电力工业部部颁布的汽轮机甩负荷试验导则），以及高压加热器停用等。4.3 满负荷试运指机组连续带满负荷完成72+24小时试运行。满负荷试运阶段需满足下列要求：发电机保持铭牌额定功率值、燃煤锅炉断油、投高加、投电除尘、汽水品质合格、按验标要求投热控自动装置、调节品质基本达到设计要求。其间，不再进行试验项目，机组须连续运行不得中断

11、，但允许进行必要的运行调整。5 组织分工依据火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009版）。有关规定，各方主要职责如下：5.1、 甲方：全面协助试运指挥部及分部试运组做好试运中的指挥管理工作，协调各方关系，解决有关问题。负责在工程试运期间，在调试人员的指导下，按照调试措施或运行规程的规定，进行机组的运行操作；提供联锁保护整定值；完成系统隔离和设备启停操作。5.2、 施工单位：为分部试运牵头单位。完成启动所需要的建筑、设备及临时设施的施工；完成单体试运工作并提交记录和报告；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；办理分部试运验收签字事宜；负责现场的安全、消防、消缺、检修工作。5.3、 调试

12、单位：负责系统调试阶段的组织工作，编制相关调试措施；提出技术问题的方案或建议；进行技术交底和现场指导；办理分系统调试验收签字事宜；编写调试报告。5.4、 监理单位：检查、督促本措施的实施，参加试运工作并协调验收签证工作。负责监理调试过程中施工单位进行的各项工作（如技术方案措施、安全措施审查和缺陷处理及验收等）。5.5、本措施未涉及的、属正常范围的操作和处理应按照运行规程执行，运行规程如有与本措施相冲突的地方按本措施执行6 整套启动应具备的条件6.1 现场应平整，道路（包括消防道路）畅通，环境须清理干净，试运范围内的施工脚手架要全部拆除，沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，不便检查和操

13、作的部位均相应的要采取措施解决，便于运行人员与调试人员接近，能够确保安全有效地对设备实施监督。6.2 现场备有足够的消防器材，消防水系统有足够的水源和压力，并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。6.3 厂区和厂房的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用水和卫生设施可以投入使用。6.4 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。6.5 在寒冷气候下进行试运的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度能保持+5以上。6.6 电话等通讯设备安装完毕，投入使用。6.7 所有参加试运的设备、系统仪表按设计安装完毕，并完成设计变更和其它必要的修改项目，确认安装质量验收合格。6.

14、8 有关承压设备、管道应经水压试验合格。试运中无法试验的汽侧安全阀（如加热器、轴封、除氧器等的安全阀）应拆卸后在现场临时装设的试验装置上经试验整定合格后再回装到设备上。6.9 参与试运的设备、系统按设计要求完成保温管道的支吊架应安装完毕且合格，防止管道膨胀的装置必须拆除。6.10 所有的二次浇灌应完成，浇灌层的强度应达到设计要求。6.11 各电气设备及线路绝缘良好，仪表操作电源和动力电源必须可靠，保安电源及直流电源经试验可靠且投入。6.12 所有热控仪表经校验合格，各测点信号保护、自动控制在分部试运时应逐项检查调试好。各项报警显示应正确无误。6.13 各容器的水位、油位计应按要求标出高、低、正

15、常工作位置，并有显示和报警；各转动机械轴承应按相应的要求加入足够的润滑剂；各油箱、水箱应按要求灌入合格的液体到正常液位。6.14 各系统中的电动、气动、手动阀门经开关试验灵活可靠，开关方向正确，并有开关方向标志，不便操作的高位手动阀门应设有平台。各系统中的电动阀门关闭和开启方向的富裕行程应符合要求。6.15 各蒸汽系统、水系统按相应措施吹扫冲洗合格，正式系统恢复。6.16 主机润滑油系统、顶轴油系统、调节系统油循环冲洗合格，其油质必须符合汽机施工验收规范的标准，且调试完毕投入运行。6.17 DEH控制系统调试完毕，静态试验合格，符合设计要求。6.18 空冷系统气密性试验合格，各空冷风机（变频器

16、）调试完毕且能正常投入。6.19 真空系统查漏合格，一般不送轴封时一台射水泵运行能将真空抽至40kPa以上。6.20 本体疏水泵系统试验合格，冲洗完毕且系统恢复正常状态。6.21 电动给水泵完成试运，运行可靠,再循环装置,联锁保护动作可靠。6.22 辅机冷却水系统完成试运。6.23 顶轴油系统试运正常且能投入运行，各瓦顶轴高度调整合格（0.04-0.06mm）。盘车装置盘车投入、脱开可靠。6.24 旁路系统调试完成且可投入使用。6.25 汽缸喷水系统冲洗合格，喷嘴不应堵塞，应检查喷水方向正确及雾化良好，自动投入、切除动作可靠。6.26 各段抽汽逆止门的控制水管道吹扫干净，各段抽汽逆止门的联锁动

17、作良好，不应有卡涩的现象。6.27 直流电源可靠。油系统的直流油泵试运合格，联锁动作正常。6.28 低加疏水自动调整阀门及事故疏水门以及各蒸汽系统疏水阀联锁试验良好。6.29 完成汽机保护的传动试验、润滑油压低、真空低、轴位移大、超速等项模拟试验，各系统的事故、声光报警试验正常。6.30 完成轴封系统的各阀门调整，随时可以投运。6.31 完成机电炉大联锁传动试验，动作可靠。6.32 发电机各项保护及跳闸试验，各项报警试验正常。6.33 静态励磁系统和自动并网装置经静态调试正常，具备投入条件。6.34 计算机控制监测、显示、打印、事故及追记、报警均能可靠投用。6.35 完成化学制水系统调试，在机

18、组启动试运期间备有足够的合格的除盐水，保证机组启动试运期间的动态冲洗有足够的补充水。6.36 凝结水系统试验合格且能正常投入运行。6.37 检查确认抽汽供热逆止门和供热蝶阀的动作是否灵活可靠，抽汽安全门已按规定的压力调整好且校验合格。6.38 各段抽汽液动逆止门、电动门与发电机油开关的联锁保护传动合格。7 整套启动试运程序依据启规（2009年版）规定，整套启动试运按照空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。7.1 空负荷调试阶段工作程序7.1.1 主、辅机进行各项电气、热工保护联锁试验，机、炉、电大联锁试验合格。7.1.2 所有热工仪表、基地式调节器投入，电动门、调节门等送电，转动设备

19、根据需要按电厂规程要求分别送电。7.1.3 投入汽轮机辅助设备及系统。7.1.4 调整润滑油压，盘车装置投入运行。确认一切正常后，先投入汽封供汽系统，后启动两台射水泵，汽轮机抽真空。真空合格后，开启有关管道疏水阀，通知锅炉点火。7.1.5 机组首次整套启动按首次冷态启动要求暖机冲转，冲转前所有主机热工保护全部投入。7.1.6 升速至3000rmin，高压油泵切换试验正常，全面检查、测量、记录，作好振动监测，机组稳定运行1030min。手打危急保安器一次，而后立即恢复3000 rmin，做注油试验。7.1.7 进行打闸试验、主汽门和调门严密性试验。7.1.8 注油试验结束后交电气进行电气试验。7

20、.1.9 电气试验结束后，发电机并网，带10%左右负荷暖机，46h后解列发电机。7.1.10 进行OPC动作试验、电超速保护试验。7.1.11 进行危急保安器超速试验，动作转速在规定范围内，动作值不合格时，停机调整。7.1.12 汽轮机停机消缺，记录惰走时间（若汽轮机组无重大缺陷，可根据试运指挥部要求，汽轮机维持3000rmin，准备再次并网）。7.1.13 再启动时机组采用热态或极热态启动方式（根据实际情况），经升速、暖机、并网、带负荷运行。7.2 带负荷调试阶段工作程序7.2.1 机组升负荷过程的振动监测。7.2.2 低压加热器投入试验。7.2.3 机组80%负荷后，进行汽轮机真空严密性试

21、验。7.2.4 汽轮机带负荷过程中，自动逐步投入。机组带满10MW负荷，稳定1030 min后，进行机组有关试验。7.2.5配合电气专业进行厂用电切换试验。7.2.6停机处理设备缺陷。7.3 满负荷试运阶段工作程序机组消缺完毕，重新启动，进行168小时满负荷试运。8 整套启动操作步骤8.1 机组整套启动前的检查准备工作8.1.1 循环水系统及工业水系统：启动循环水泵，待压力稳定后启动一台工业水泵，根据需要向工业水用户供水，另一台工业水泵投入备用状态。对于设计有温度自动调节功能的工业水用户，投入温度自动。8.1.2 凝结水系统：凝结水箱水位略高于正常水位且凝结水系统注水完成后，按照凝结水系统投运

22、措施，启动凝结水泵，凝结水再循环阀门投入自动。凝汽器水位调整门投入自动，检查确认凝结水泵出口压力、流量、再循环自动投入均正常。除氧器由凝结水泵上水，除氧器水位补至正常后停止补水，化验除氧器水质，若不合格，放净除氧器内的水，重新上水。8.1.3除氧给水系统：机组启动前通过蒸汽母管来汽进入除氧器加热给水，控制除氧器加热温度至80100，加热投入时注意水温上升速度（不大于1.5/min）及除氧器振动、噪音情况，有无水击变形。8.1.4锅炉上水：按照锅炉要求选择锅炉上水方式，启动电动给水泵给锅炉上水。8.1.5润滑油系统：检查确认润滑油箱油位正常，启动润滑油泵向润滑油系统供油，润滑油温控制在3745。

23、检查确认润滑油泵出口压力、润滑油母管压力和各轴承回油正常，系统管路无漏油。油泵启动后应检查主油箱油位在-50mm+50 mm之间，当主油箱油位下降过多时应及时补入合格的油。润滑油冷油器切换时，必须确保备用冷却器内空气排净且注满油。8.1.6盘车系统：检查确认盘车启动允许，启动盘车。盘车投入后检查确认盘车马达运行正常，测量盘车电流、大轴晃度，倾听机内是否有磨擦声音，记录投盘车时间与停止时间，首次启动要求连续盘车至少4小时。8.1.7给水系统：启动电动给水泵，给水先走再循环。8.1.8轴封系统：主汽至轴封供汽管道暖管，当暖管充分后进行轴封母管暖管，同时往轴封系统供汽，要求轴封母管压力30KPa，温

24、度121160。启动一台轴封风机，另一台轴封风机投备用。轴封投入后，应注意监视汽缸上、下温差，汽缸热膨胀，以及转子偏心度等参数的变化情况。8.1.11抽真空系统：启动前应先送轴封，后抽真空，关闭真空破坏门，启动1台射水泵，随着真空的建立，逐渐开大轴封供汽压力，最后将轴封压力调整门投入自动。当凝汽器真空达到66.7kPa.时，可以通知锅炉点火。8.1.12机侧疏水系统：开启机侧各疏水门，汽轮机防进水保护的有关疏水阀包括：主汽管道疏水阀、汽机本体疏水阀、排汽管道疏水阀、抽汽管道疏水阀以及各级抽汽管道疏水阀等。8.2 锅炉点火后的工作8.2.1 锅炉点火，根据锅炉升温升压情况，当蒸汽压力在0.6-0

25、.8MPa（a）,汽温200以上时，开启电动主汽门暖管10Min。8.3 机组冲车a.冷态启动8.3.1 汽轮机冲转参数的选择主蒸汽压力：1.21.6MPa主蒸汽温度：260300凝汽器真空：-61KPa润滑油温度：3845润滑油泵出口压力：0.10 MPa转子弯曲度不大于原始值0.03mm盘车运行正常高压启动油泵运行出口油压0.85MPa8.3.2 机组冲转前确认项目8.3.2.1 盘车电流，油箱油位正常；8.3.2.2 轴向位移及汽缸绝对膨胀；8.3.2.3 各轴承金属温度和回油温度；8.3.2.4 汽缸调节级处金属温度、汽缸壁温度、主汽温度；在升速和带负荷过程中，注意汽缸温升率不超过50

26、/h，汽缸上下壁温差不超过50。8.3.3确认机组低油压、轴向位移、超速等保护已投入。8.3.4机组具备冲转条件时，在主控制画面上单击“挂闸”按钮，主汽门全开，进行二次暖管5-10分钟，注意调节阀的严密性。8.3.5 选择升速目标“600r/min”，升速率100r/min2，待冲转转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开（否则立即打闸停机处理）电机自停。8.3.6转速达500 r/min 时，在此转速下应自动保持暖机5分钟，听音检查，确信一切正常方可进行升速，升速前油温不低于40 ；8.3.7设置升速率为100 r/min， 目标转速“1300r/min”，用10分钟进行升速，在此转速下中速暖

27、机30分钟，并进行全面检查；8.3.8 中速暖机结束后，设置升速率100 r/min， 目标转速“2400r/min”，适当提高真空、汽温、汽压、用5分钟进行升速，过临界转速（1617 r/min）应快速平稳并注意检查，在此转速下高速暖机15分钟。8.3.9通过临界转速时轴承振动不得超过0.1mm8.3.10高速暖机结束后，设定升速率为100 r/min，转速目标值3000 r/min，（以DEH说明书为准）到达3000rpm后，进行全面检查、各参数在正常范围内，尽量提高真空。在此转速进行空负荷暖机30min。此时全面检查确认： 主油泵和高压油泵切换已完成，油泵切换时应注意润滑油压力的下降情况

28、，如润滑油压下降较大，应立即重新启高压油泵，防止断油烧瓦； 主油泵出口油压（1.0MPa）、润滑油压（0.080.12MPa）、润滑油进油（4045）及回油温度65均正常； 排汽温度若大于80，汽缸喷水系统应自动投入（否则手动开启）； 主蒸汽压力1.21.6MPa、温度260300满足要求。如做超速试验，汽压不低于1.8MPa。 启动过程中冷油器出口油温达42方可进行冷却，保持冷油器出口油温在4045之间。8.3.11 检查结束后，主控手打危急保安器一次，注意高压油泵、交流润滑油泵自动联起，立即重新挂闸恢复机组3000r/min。机组稳定后，确认机组各项保护已投。8.3.12 机组冲转升速过程中重点监测的项目有： 倾听汽缸、汽封、油挡处有无异常声音和金属摩擦声； 轴向位移有无大幅度变动，推力瓦块温度有无异常升高突变； 轴承金属温度应小于95，回油温度应小于55； 过临界转速时应快速平稳，不得停留，轴承振大于0.12mm，应立即打闸停机； 及时调整工况使汽缸上下壁温差，胀差在允许范围内； 润滑油温度调整在允许范围内； 除氧器及凝结水箱水位调整在允许范围内； 汽封供汽压力及温度调整在允许范围内； 启动过程中机组真空保持在70-80KPa，根据差胀逐步提升到90KPa以上，排汽温度55-60。 在汽缸保温良好的情况下按下表控制暖机和升速。 汽机冷态启动及时间分