发电机组大修汽轮机整套启动调试方案资料.docx

1、发电机组大修汽轮机整套启动调试方案资料汽轮机整套启动调试方案 xx#发电机组大修编制： 审核： 批准： XXX单位xx#发电机组大修汽轮机整套启动调试方案1 调试目的1.1 通过机组整套启动调试，使机组实现各种设计功能，性能满足设计要求。1.2 通过调试，可以更好地掌握机组的特性，暴露并解决机组和热力系统在设计、制造和安装方面的问题，为今后的机组运行打下基础。2 方案编写依据2.1 电力建设施工质量验收及评价规程 第3部分：汽轮发电机组(DL/T 5210.3-2009)；2.2 火电工程启动调试工作规定；2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准；2.4 火电机组达标投产考核标准；2.5 电

2、力建设安全工作规程 第1部分：火力发电厂(DL 5009.1-2002)；2.6 电业生产安全工作规定(热力和机械部分)(电力部电安生1994227号)；2.7 汽轮机启动调试导则(DL/T 863-2004)；2.8 火力发电建设工程启动试运及验收规程(DL/T 5437-2009)；2.8 公司质量、职业健康安全及环境管理体系；2.9 厂家的技术资料；2.10 设计院相关图纸。3 设备主要技术规范xx#发电机组是由中国XXX公司生产的BN8-18/0.6型单缸、中温中压、冲动、补气凝汽式汽轮机。通流部分具有一个调节级和十个压力级。本机组采用数字电子调速器控制汽阀开度，实现电负荷调节。额定功

3、率 8MW；转速 3000r/min；汽机临界转速 1675 r/min1700r/min；汽轮机转向 从汽轮机向发电机端看为顺时针；主蒸汽压力 额定1.8MPa；最高2.0MPa；最低1.6MPa；主蒸汽温度 额定300；最高315；最低285；补汽压力 额定0.6MPa；最高0.7MPa；最低0.55MPa；补汽温度 额定158.8；最高165；最低饱和；额定排气压力 0.005MPa；循环冷却水温度 正常20、最高35。4 整套启动应具备的条件4.1 机组试运范围内的建安工作已结束，脚手架、障碍物易燃易爆物和建筑垃圾已清除，现场清洁无杂物。工作通道畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全。现场照明齐

4、备。4.2 现场消防设施已通过验收，能投入使用；空调通风设备调试完毕，能投入正常运行。4.3 设备、系统均挂牌并检查无误，系统走向标识清楚正确。操作机构的动作方向和极限位置标志明显，转动机械的转向标志清楚。4.4 参加启动的指挥、调试、运行和检修维护人员已分值配齐，并已充分熟悉运行规程和现场设备和系统。运行所需的规程、规章、系统图表、记录表格、安全措施、运行工具、试验仪表等已齐备。4.5 各辅助设备(循环水泵、射水泵、凝结水泵等)已完成静态调试、分系统试运并验收合格；安装和分步试运记录齐全。设备和管道的保温工作完毕。4.6 系统所有电动门、逆止门、调整门等阀门静态调试完成，具备试运条件。手动门

5、开关动作灵活，无卡涩现象。4.7 油循环结束，油质化验合格；润滑油系统试运验收合格；盘车装置试运完成，具备投运条件。4.8 汽轮机调节系统静态试验完成，试验指标满足运行要求；汽机保安系统静态试验完成，汽门关闭试验合格。4.9 主机以及循环水泵、凝结水泵、射水泵、润滑油泵和辅助油泵等设备和系统的联锁保护试验合格，具备投运条件。4.10 发电机冷却系统具备投运条件。4.11 汽机部分的热工和电气各类保护装置、记录仪表、声光信号、事故按钮等检查试验合格并具备投运条件。4.12 汽机轴封供汽系统静态检查调试完成，真空系统冷态空抽能达到40kPa(300mmHg)以上。5 启动调试阶段的划分及其试运目标

6、5.1 第一阶段：冷态冲转和超速试验，目标如下： 完成冷态启动及设备投运； 升速过程中盘车自动脱扣试验； 摩擦检查； 振动监测； 临界转速校核监测； 调速系统投入试验和空负荷试验； 润滑油系统调整试验； 汽机打闸试验； 汽门严密性试验 注油试验； 超速试验； 电气并网试验。5.2 第二阶段：带负荷试运；目标如下： 发电机并网； 调节系统带负荷试验； 汽机各辅助系统带负荷调试； 配合热工投自动； 真空严密性试验； 汽轮机热态启动试验； 停机试验；5.3 第三阶段：按“验标”完成72h满负荷试运。6 试运过程中运行参数限制值6.1 试运中应将温升、温差控制在以下范围 主汽门前蒸汽温升率 2.8-3

7、.2 /min 主汽门前蒸汽温降率 2.0 /min 主汽门外壁温升率 4.6-5 /min 主蒸汽管外壁温升率 7 /min 调节级蒸汽室外壁温升率 4.6-5 /min 汽缸法兰内壁温升率 4 /min 汽缸法兰外壁温升率 3 /min 上下缸温差 35 6.2 汽轮机冷热态的划分 凡停机时间在12h以内再启动或者前汽缸调节级处下缸壁温度在200左右，则作为热态方式启动，其他情况下汽轮机起动则为冷态起动。6.3 主要运行参数停机限值 前轴承座轴向位移 +1.4或-1.4mm 汽轮机电超速(TSI和DEH) 3300r/min 汽轮机机械超速 32703360r/min 润滑油压力(停机)

8、0.06MPa 润滑油压力(停盘车) 0.03MPa 润滑油回油温度 75 汽缸上、下壁温差 35 轴瓦温度 100 凝汽器真空 0.06MPa 机组振动 0.16mm DEH停机保护动作 机头及控制室手动打闸 DEH手动停机 电气保护动作7 机组冷态启动7.1 启动前的检查及试验7.1.1 联系电气检查主辅设备的电动机绝缘并送电，检查全部电气系统、保护、信号装置正常与否，电动门的动作检查试验已完成。7.1.2 全面检查主汽系统、管道疏水系统、本体疏水系统、轴封系统、凝结水系统、给水系统、循环水和冷却水系统等所有阀门，确认阀门开关动作正常。7.1.3 联系热工检查并打开所有仪表的一、二次门，检

9、查热工和保护装置仪表和信号并送电。7.1.4 通知化学人员化验油质；联系化学制水，准备足够的合格的除盐水。7.1.5 启动交流润滑油泵，确认交直流油泵的联锁试验合格，投盘车，测量原始轴颈弯曲，确认盘车联锁试验合格；首次启动前至少连续盘车6小时。7.1.6 启动高压辅助油泵，投油泵联锁开关；启动排油烟风机。全面检查油系统，确认各轴承油流正常，润滑油压稳定维持在(0.08-0.15)MPa。主油箱油位在正常范围内。7.1.7 确认调节保安系统试验合格，汽门动作正常，油动机和阀门无卡涩现象。7.2 辅助系统启动7.2.1 启动循环水泵，并对凝汽器水室排空气。7.2.2 通知化学启动补水泵对凝汽器上水

10、。7.2.3 启动凝结水泵，联锁试验合格后，投入联锁开关，冲洗凝汽器至水质合格。7.2.4 水质合格后向锅炉上水并冲洗至水质合格，通知锅炉进行投运操作。7.3 暖管7.3.1 锅炉起压后，稍开总汽门的旁路门，缓慢升压至0.20.4MPa，暖管30分钟；当管壁温度达150左右，以0.1MPa/min的速度升压至1.6MPa暖管。同时，升温速度控制在(510)/min。7.3.2 暖管过程中，应注意全面检查管道疏水和汽机本体疏水门在全开位，用进汽旁路门和疏水门配合控制温升速度。在升温升压过程中，应逐渐关小疏水门。暖管初期，疏水排地沟，当负荷大于30%，应疏水回收，关闭排地沟疏水门。全面检查管道膨胀

11、并根据需要对支吊架进行热紧。7.3.3 暖管的同时，对轴封系统暖管，均压箱压力应符合要求，启动轴加抽汽器，轴封进汽温度控制在130200，向轴封送汽，启动射水泵抽真空，检查并调整轴加压力。视情况关闭轴封管道疏水门。7.4 汽轮机冲转7.4.1 首次冲转用电动隔离门旁路门控制转速，冲动前确认冲转条件。 (1) 冷态冲转参数：压力1.8MPa；温度：250300(主汽保持50过热度，并且进汽应高于汽缸进汽室温度30以上)；(2) 已连续盘车4小时以上，首次冲转连续盘车不少于6小时；转子晃度不大于原始值0.03mm；(3) 润滑油压0.080.15MPa，油温3540；调节保安系统油压0.70.8M

12、Pa；控制油系统油压符合要求；(4) 凝汽器真空0.05MPa；(5) 汽机各项热工保护已投入；(6) 发电机冷却系统运行正常。7.4.2 全开主蒸汽电动主汽门的旁路一、二次门，汽机挂闸，目标转速设定为400r/min，升速率100r/min。转子冲动后，注意检查盘车自动脱扣，盘车马达自停。7.4.3 转速达400r/min后。进行摩擦检查。摩擦检查确认正常后，维持5分钟，进行系统检查。7.4.4 升转速到1200r/min，停留15分钟，全面检查机组运行情况，记录机组差胀、缸胀、轴向位移、润滑油温、润滑油压、机组轴承振动和运行参数。7.4.5 确认机组状态正常后，用(200300)r/min

13、的升速率提升转速至2500r/min，迅速通过机组汽机临界转速，暖机30min。7.4.6 暖机期间，全面检查记录机组运行情况，注意调整冷油器冷却水量，控制润滑油温。检查机组的真空和水位。7.4.7 暖机结束后，升速率100r/min，目标转速3000r/min。注意主油泵的动作情况，视情况停交流润滑油泵，投入润滑油泵联锁，当主油泵出口压力大于高压电动油泵出口压力时，逐渐关小高压电动油泵出口阀门，直至即将全关时停高压电动油泵。7.5 3000r/min时全面检查、调整、记录机组运行情况。全面检测机组振动，调整润滑油温、油压在控制值要求范围内。注意监视缸胀、差胀、轴向位移、轴承油温以及排汽温度等

14、重要参数。7.6 确认各系统运行正常后，就地打闸，确认主汽门、调节汽门能迅速关闭。在转速降至2900r/min之后重新挂闸，升速至3000r/min。7.7 汽机进行调速系统空负荷试验，汽机保安系统的注油试验，试验完成后，交电气进行并网前的电气试验。7.8 汽门严密性试验。电气试验完毕后进行汽门严密性试验。7.9 超速试验。汽门严密性试验完毕后进行汽机超速试验。超速试验完成后，如不需停机，则进行试运调试的第二阶段：带负荷试运。7.10 机组运行情况正常，通知电气进行并网操作。并网后升负荷至0.5MW暖机30min，对系统进行全面调整检查：(1) 投入所有热工保护装置；(2) 关闭主汽管疏水门，导汽管疏水门、调速汽门疏水门、轴封进汽管疏水门、门杆漏汽疏水门。(3) 凝结水水质合格后，进行回收利用，关闭凝结水放水门。注意保持凝汽器水位。7.11 以0.3MW/min的升负荷率加负荷至4MW停留10min，全面检查调整机组的运行情况，注意汽缸膨胀、差胀、轴向位移、推力瓦温度、轴承振动以及真空、润滑油温等参数的变化情况，关闭缸体疏水阀门。7.12 根据情况投入补汽，进行双压运行。注意投入补汽的条件：(1) 机组功率不小于额定功率的25%；(2) 补汽阀关闭时，补汽阀前压力与补汽处之差压大于0.03MPa；(3) 补汽压力变送器或补汽压力设定值没有故障；(4)