汽轮机首次联合启动调试方案

1、汽轮机首次联合启动调试方案汽轮机首次联合启动调试方案二零一八年四月二零一八年四月1目目 录录1.1. 概述概述2.2. 整组启动阶段性安排整组启动阶段性安排3.3. 机组整组启动前应具备的条件机组整组启动前应具备的条件4.4. 整组启动程序整组启动程序5.5. 安全措施安全措施21.1. 概述概述机组概况:型号：D55C-8.83-2 型型式:冲动式高温高压凝汽式单缸汽轮机额定功率:55MW自动主汽门前主汽压力:8.83MPa自动主汽门前主汽温度:535主汽流量:209 t/h背压:7.85 kPa给水温度:231通流级数:1 调节级+20 压力级回热系统：2 高加+3 低加+1 除氧器2.2. 整组启动阶段性安排整组启动阶段性安排第一阶段: 首次冲转, 进行空负荷调速系统试验,电气试验及超速试验.第二阶段: 带负荷试运, 完成满负荷试运。第三阶段: 30 天试运.3.3.机组整套起动前应具备的条件机组整套起动前应具备的条件3.1 厂房及设备安装施工工作结束，消防水源系统试压合格，现场照明完好，有可靠电源。3.2 各辅助设备已完成分部试运转和静态调试，具备起动条件，各设备管道的保温工作

2、结束，管道支吊架调整好。3.3 各设备、系统完成编号挂牌和色环标示并检查无误，系统走向已标示清楚，操作机构的动作方向和极限位置、转动机械的转向已标明。3.4 系统所有电动门、调整门和抽汽逆止门静态调试合格，就地操作和远操动作正确，具备投运条件，手动门开关灵活，无卡涩现象。3.5 油循环结束，油质化验合格。3.6 发电机冷却系统投运正常。33.7 凝结水泵、润滑油泵、辅助油泵、循环水泵、闭式循环水泵联锁保护试验合格，循环水量和水压有足够保证，各水、气、油、汽系统具备投运条件。3.8 机组有关仪器、仪表、测点齐全, 安装接线正确, 性能可靠,标志明显。3.9 单机和系统分部试运完毕, 缺陷消除, 具备投入条件。3.10 汽机冷态下的调节保安系统静态试验、整定完毕。3.11 盘车装置调试试验完成, 且合格, 安全运行必需的自动及程控装置具备投入条件。3.12 给水泵组及附属设备、系统达投入条件。3.13 真空系统、轴封供汽系统静态调试完成，不投轴封冷态抽真空，真空应能达到约 300mmHg（约 40kPa）以上。3.14 汽水管道的吹扫和冲洗完毕并达到要求。3.15 电厂有关运行人员已经过培

3、训并熟悉规程和系统。4.4.整组启动程序整组启动程序4.1 启动前的准备工作:a.启动用各种工具、仪表和各种记录表纸准备齐全。b.检查所有管道、阀门、设备的名称、编号挂牌正确完整,各阀门状态符合要求,各电动门送上电源, 气动门送气投入,对电动门、气动阀进行校验合格; 按检查卡检查各系统具备启动条件。c.检查测量各辅机电动机绝缘良好, 并送电, 辅机机械部分无卡涩, 轴承润滑油充足, 润滑水、冷却水、密封水等畅通,辅机联锁试验正常, 联锁定值正确。d.联系电气, 送上活动试验阀及电磁阀电源, 试验各电机转向正确、动作灵活。e.所有仪表一次门开启, 投入有关仪表电源。f.保护联锁试验、整定值与动作值符合要求。g.试运指挥人员、操作人员和有关记录人员已经就位。4.2 冲转条件:44.2.1 冲转参数: 主汽门前压力: P2.0 MPa主汽门前温度: t280 4.2.2 凝汽器真空不低于-0.06Mpa。4.2.3 EH 油压 13.5-14.5MPa, 润滑油压 0.0784-0.981Mpa。4.2.4 冷油器出口油温40但45。4.2.5 发电机绝缘合格,冷却系统正常。4.2.6 盘车

4、装置正常运行 2 小时以上,转子晃动度合格。4.2.7 各管道和本体疏水畅通。4.2.8 各热工电气保护开关正常投入。4.3 主汽管到#3 机闸门、电动主闸门全开,通过 DEH 操作盘上的“自动控制”画面使机组挂闸，冲动转子后打闸,对机组进行擦音检查,正常后重新冲转, 以每分钟 100 r/min 的升速率提升转速至 500r/min,暖机 15 分钟,对机组进行全面检查,然后升速至 1350 r/min,暖机 15 分钟。4.4 中速暖机结束后以每分钟 100 r/min 的升速率提升转速到 2300 r/min(注意快速通过临界转速)停留 20 分钟,对机组进行全面检查。4.5 机组升速到 3000 r/min, 暖机 30 分钟，对机组进行全面检查。4.6 升速及暖机时的注意事项:a.冲转转子转速大于盘车转速时盘车装置应脱开,否则打闸停机；b.及时投入疏水扩容器喷水；注意监视低压缸排汽温度，注意低压缸喷雾水自动投入情况;根据轴承回油温度情况,适时投入冷油器；c. 注意倾听机组内部摩擦声,发现异常立即打闸停机；d. 连续监视轴承振动,中速暖机前各轴承振动30um; 过临界转速时轴承

5、振动100um；e. 凝汽器真空不低于-0.07MPa,低压缸排汽温度不高于 100；f.转速升至 1200r/min 时停顶轴油泵；g.当转速升至 2800r/min 左右时，根据主油泵出口油压，高压启动油泵逐步退出运行投备用；h.控制各点金属温升速度,汽缸前部缸壁金属温升率2.5/min ,其余各点金属温升率4/min,汽缸内外温差50；5i.冲转的同时即可投入汽缸法兰加热装置,投入后控制上、下、左、右法兰温差小于 10。4.7 在 3000 r/min 时,确认各系统都运行正常后,安排下列试验和调整:a. 油压检查调整 b. 注油试验c. 主汽门严密性试验d. 调门严密性试验e. 超速试验f. 空负荷试验g. 有关电气试验4.8 汽机及有关电气试验和调整项目正常完成后,全面检查机组运行情况无异常,通知电气并网,带 5-6MW 负荷,做电气保护试验,观察各项保护工作情况,正常后准备进行满负荷试运。4.9 高低加热器随机投入,当主汽流量达到一定值时高压旁路应关闭。4.10 缓慢约以 1MW/min 的速度升负荷,在升负荷时注意观察和调整轴封汽压,润滑油温度,同时监视汽缸膨胀,差胀,轴

6、向位移,推力瓦温,轴承振动等,必要时,在 5-6MW 低负荷下暖机适当时间。 4.11 当负荷升至 13MW 时，关闭各蒸汽管道疏水门及汽缸疏水门;当三抽压力大于除氧器压力时,将除氧器供汽倒为三段抽汽;根据门杆漏气压力情况,将门杆漏气切到除氧器,关闭其疏水门;凝结水质合格后,关闭凝结水排地沟的放水门,回收凝结水。4.12 当负荷到 30MW 时,启动另一台给水泵,两台给水泵并列运行。4.13 当汽缸前部下半外壁温度达 350左右，且法兰内、外壁温差在 80以内，机组胀差在允许范围以内时，可停用汽缸法兰加热装置。4.14 全面检查各项参数是否达到额定值,检查自动保护投入情况,机组稳定运行,记录有关数据。4.15 满负荷试运完成后可做真空严密性试验(也可于满负荷试运时做),然后降负荷停机,记录惰走时间,测量停机过程中振动变化情况。5.5. 安全措施安全措施65.1发生下列情况之一, 禁止启动汽轮机:5.1.1 汽轮发电机转子弯曲指示晃动值超过原始值 0.03mm;5.1.2 任一主汽门及调速汽门、抽汽逆止门卡涩, 不能关闭严密;5.1.3 调速系统不能维持空转运行或机组甩负荷后不能控制转速

7、, 使危急保安器动作;5.1.4 汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声, 或盘车电流明显增大或大幅度摆动;5.1.5 汽缸前部上、下半内壁温差大于 50;5.1.6 任一安全保护装置失灵或保护动作值不符合规定;5.1.7 主要热工仪表之一失灵(如: 转速、振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、调速及润滑油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、轴承金属温度、主蒸汽压力与温度、凝汽器真空等传感器和显示仪表, 以及测汽缸金属温度的热电偶和显示仪表等);5.1.8 回热系统中主要调节及控制系统(如除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、电泵控制系统等)失灵;5.1.9 汽轮机进水;5.1.10 机组启动、运行过程中, 超过限制值;5.1.11 水汽品质不符合要求;5.1.12 高压抗燃油泵、主油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置中任一项工作失灵, 抗燃油、润滑油系统故障;5.1.13 油质不合格或润滑油温低于 38,排油温度高于 70,抗燃油温低于 35,油箱油位低于极限值。5.1.14 主要仪表或热工保护电源消失;5.1.15 发电机空冷系统不正常；5.1.16 其他威胁人身和设备安全的明显缺陷。5.2 发生下列情况之一, 禁止机组并网:5.2.1 DEH 系统不能维持空负荷运行。5.2.2 电超速保护动作转速不正常。5.2.3 调节系统有明显的卡涩现象以及自动主汽阀、调速汽阀严密性不符合要求。

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