2021-11-27 14:20:51
目 录
(上)
1.目的
2.编制依据
3.概述
4.主要技术规范
5.系统概括
6.调试内容及验评标准
7.组织分工
(下)
8.仪器设备的配置
9.整套启动应具备的条件
10.整套启动程序及原则
11.整套启动操作步骤
12.主要设备及系统投入要点
13.停机操作
14.注意事项
1.目的
汽轮机整套启动是机组启动调试工作的重要步骤。通过整套启动调整试验优化机组在各工况下的运行方式和操作工艺；充分暴露设计、安装中存在的问题，并及时调整处理；完成机组主、辅机动态调整及各项动态试验；确认汽机调节、保安系统的调节和保护功能动作准确、可靠；从而保证机组安全、经济、稳定的运行。
2.编制依据
2.1部颁《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；
2.2《火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程实施办法（试行）》；
2.3《火电工程分部试运管理实施细则（试行）》；
2.4部颁《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇》；
2.5部颁《火电工程启动调试工作规定》；
2.6部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；
2.7《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇》；
2.8《电力基本建设工程质量监督规定》；
2.9《电力建设安全工作规程（热机安装篇）》；
2.10《火电施工质量检验及评定标准》；
2.11《电业安全工作规程（热力和机械部分）》；
2.12《汽轮机启动调试导则》；
2.13《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》；
2.14汽轮机厂说明书及其它制造商有关系统及设备资料。
3.概述
热电厂工程15MW抽凝式汽轮机（本厂机组配置为1×15MW背压式汽轮机+1×15MW抽凝式汽轮机+2×130循环流化床锅炉），是由XX公司总承包，XX公司负责设计，XX公司负责整套启动调试工作。
4.主要技术规范
4.1汽轮机技术规范
型号： C15-8.83／0.981
级数： 15级
额定功率： 15MW
最大功率： 18MW
额定转速： 3000r／min
临界转速： ～1730／6210
进汽压力： 8.83－0.49＋0.49MPa
进汽温度： 535＋5－10℃
额定/最大进汽量： 100.5/118.5 t/h
纯凝汽时进汽量： 60.1 t/h
旋转方向： 从汽轮机头向发电机方向看为顺时针
额定抽汽压力及调整范围： 0.981－0.2＋0.3 MPa
额定工况抽汽温度： ～289℃
额定抽汽量／最大抽汽量： 50／60 t/h
排汽压力（额定工况）： 0.0066MPa
给水回热级数： 2JG+CY+2JD
给水温度： ～215℃
额定工况汽耗： 6.85kg/kw.h
纯凝工况汽耗： 4.01kg/kw.h
转速摆动值 ≤15 r/min
转速不等率： 4％－5％（可调）
系统迟缓率： ≤0.25％
调节器调速范围 0～3390 r/min（可调）
主油泵压增 1.9 MPa
Ⅰ路脉冲油压与主油泵进口油压差 0.9 MPa
Ⅱ路脉冲油压与主油泵进口油压差 0.9 MPa
电调超速保护 3270 r/min
危急遮断器动作转速 3300～3360 r/min
仪表超速保护 3390～3420 r/min
轴向位移相对值 1.5mm
润滑油压 0.08～0.12 MPa
顶轴油压 ＞11 MPa
蓄能器充气压力 1.6 MPa
汽轮机油牌号 L-TSA46
4.3发电机技术规范
型号： QF-18-2
额定功率： 18MW
额定电压： 10.5KV
额定电流： 1031A
额定功率因素： 0.8(滞后)
额定频率： 50Hz
额定转数： 3000r/min
4.4冷油器技术规范
型号： YL-40
冷却面积： 40m2
冷却水温度(max)： 25 ℃
冷却水流量： 102t／h
冷却油量： 700L/min
4.5 主油泵技术规范
台数 1台
压增 1.9MPa
流量 2000I/min
4.6高压电动油泵技术规范
型号 100AY120×2
台数 一台
扬程 240m
流量 100m3/h
4.7交流辅助油泵技术规范
型号 KCB-633
台数 一台
压力 0.28MPa
流量 38m3/h
4.8直流油泵技术规范
型号 KCB-633
台数 一台
压力 0.28MPa
流量 38m3/h
4.9 顶轴油泵技术规范
型号 V20F-1S13S-1C11K-22
台数 2台
压力 172.5bar
排量 42.5ml／r
4.10注油器I技术规范
台数 一台
出口油压 0.25MPa
出口油量 1000l／min
4.11注油器II技术规范
台数 一台
出口油压 0.15MPa
出口油量 1500 l／min
4.12 油箱容积 12m3
4.13轴封冷却器技术规范
型号 LQ-40
台数 一台
传热面积 40m2
水侧压力 1.5MPa
冷却水量 55～75t/h
4.14 高压加热器技术规范
型号 JG-140-1
形式 立式∪型管
台数 一台
传热面积 140㎡
汽侧压力 ＜3.6 MPa（绝对）
水侧压力 ＜18MPa（表）
管子材料 0Cr18Ni9
管子规格 ￠16×2.5mm
4.15低压加热器技术规范
型号 JD-80
形式 立式∪型管
台数 一台
传热面积 80m2
汽侧压力 0.7MPa（绝对）
水侧压力 1.6MPa （表）
管子材料 0Cr18Ni9
管子规格 ￠20 X 1mm
4.16 射水泵技术规范
型号： CS-10.5
台数： 1台
工作水扬程： 0.4MPa
工作水流量： 145 m3/h
抽出干空气量： 10.5 kg/h
5.系统概括
5.1 本体结构概述
该汽轮机为单缸抽汽凝汽式汽轮机，主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从主汽门下部直接进入高压调节汽阀蒸汽室内。汽缸下部有工业抽汽口和高压加热器、除氧器、低压加热器用回热抽汽口。汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。排汽接管内有喷水减温。
5.2 调节保安系统概述
本机采用的是数字电液调节系统（DEH）。主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。本机的保安系统采用冗余保护，除了传统的机械-液压式保安装置外，增加电调装置、仪表监测系统的电气保护。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、TSI仪表监测系统、电调节器超速保护等组成。
5.3 油系统的概述
油系统包括主油泵、启动油泵、润滑油泵、事故油泵、顶轴油泵、注油器、冷油器、油箱等。
6.调试内容及验评标准
6.1整套启动调整试验期间将对机组的下列项目进行试验和确认：
l 检验汽轮机组控制系统的启、停操作及控制功能；
l 检验机组辅机和辅助系统的热态投用情况，并进行动态调整；
l 检验机组安全保护系统动作的准确性和可靠性；
l 检验机组启动的合理性、机动性和安全性，并对机组的启动参数和启动方式进行优化；
l 检验汽机与锅炉的协调功能；
l 检验汽水品质合格。
6.2验评标准
6.2.1机组空负荷调试评定标准
l 汽轮机润滑油压力 0.08～0.12Mpa
l 汽轮机润滑油温度 35～45℃
l 汽轮机控制油压力 1.9MPa
l 凝汽器真空 0.089Mpa
l 轴瓦振动 ≤30um
l 轴向位移 ±1.5mm
l 主汽门严密性试验最终转速 ≤1000r/min
l 超速试验转速 3300～3360r/min
l 顺控系统投入率 100％
l 顺控已投系统辅机连锁保护投入率 100％
l 安全监控系统投入率 ≥75％
l 安全监控系统辅机连锁保护投入率 ≥75％
l 监视仪表投入率 100％
l 监视仪表准确率 ≥95％
l 保护信号动作正确率 100％
6.2.2机组带负荷调试评定标准
l 轴瓦振动 ≤30um
l 轴承金属温度 ≤85℃
l 轴向位移 ±1.5mm
l 真空严密性试验 ＜0.4KPa
l 甩负荷最高飞升转速 ＜3300r/min
l 顺控I/O投入率 ≥95％
l 顺控辅机连锁保护投入率和正确率 100％
l 安全监控I/O投入率 ≥95％
l 安全监控辅机连锁保护投入率和正确率 100％
l 保护信号动作正确率 100％
7.组织分工
7.1启动试运的组织
7.1.1启动验收委员会
一般由建设、施工、调试、生产、设计、制造厂等有关单位的代表组成。设主任委员一名、副主任委员和委员若干名。由建设单位与有关单位协商，提出组成人员名单，上报有关部门批准。启动委员会必须在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。启动委员会应在机组整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整体启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动时间和其它有关事宜；在完成整套启动试验后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交试生产后的有关试验、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。
7.1.2试运指挥部
由总指挥和副总指挥组成。设总指挥一名，由工程主管单位任命。副总指挥若干名，由总指挥与有关单位协商，提出任职人员名单，上报工程主管单位批准。试运指挥部一般应从分部试运开始的一个月前组成并开始工作，直到办完移交生产手续为止。其主要职责是：全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施；启委会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中的重大问题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。
试运指挥部下设试运组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组。根据工作需要，各组可下设若干个专业组，专业组的成员，一般由指挥与有关单位协商任命，并报工程主管单位备案。
7.1.3试运组
一般由调试、施工、生产、建设、设计、制造厂等有关单位的代表组成。设组长一名，须由主体调试单位出任的副指挥兼任。副组长两名，须由施工和生产单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责核查机组启动试运应具备的条件：提出整套启动试运计划；负责组织实施启动调试方案和措施；全面负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。
7.1.4验收检查组
一般由建设、施工、生产、设计等有关单位的代表组成。设组长一名、副组长若干名。组长一般由建设单位出任的副指挥兼任。其主要职责是：负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作；组织对厂区与市政、公交有关工程的验收或核查其验收评定结果；协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作等。
7.1.5生产准备组
一般由生产、建设等有关单位的代表组成。设组长一名，副组长若干名。组长一般由生产单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责核查生产准备工作，包括：运行和检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、系统图。其主要职责是：负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作；组织和办理分部试运后的验收签证及资料交接等。
7.1.6综合组
一般由建设、施工、生产等有关单位的代表组成。设组长一名、副组长若干名。组长应由建设单位出任的副指挥兼任。其主要职责是：负责试运指挥部的文秘、资料和后勤服务等综合管理工作；发布试运信息；核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。
7.2 启动试运的分工
7.2.1启动试运总指挥全面领导，协调机组启动试运工作，对试运过程中的重大问题做出决策，审批主要调试方案或措施。
7.2.2安装单位
7.2.2.1负责组织协调机组的分部试运工作，参加机组的整套试运工作。
7.2.2.2编制单体试运的技术措施。
7.2.2.3完成单体试运工作。
7.2.2.4对试运合格的项目，组织有关单位进行质量验收评定签字，汇总分部试运的验收技术资料和报告。
7.2.2.5在整个试运过程中，负责对试运设备的维护、检修和消缺，并协助消除非施工原因造成的缺陷。
7.2.2.6负责向生产单位办理需代保管的设备或系统的代保管手续。
7.2.3 调试单位
7.2.3.1负责组织、协调、实施汽机的整套启动试运工作，参加锅炉的分部试运工作。
7.2.3.2编制分系统和整套启动调试的技术措施。
7.2.3.3参加重大设备的单体试运工作，负责完成承担的分系统调试试运工作。
7.2.3.4确认施工单位、制造厂承担的单体试运项目及其他分包单位承担的分系统调试项目能否进入分系统试运和整套试运。
7.2.3.5完成汽机的整套启动调试工作，整理汽机整套启动调试的技术报告或技术总结。
7.2.4 建设单位
7.2.4.1参加单体试运、分系统试运及整套启动试运的质量验收和签字。
7.2.4.2协调解决试运工作过程中出现的设备缺陷和备品备件等的供给。
7.2.4.3负责组织对厂区外与市政、公交等有关工程的验收和核查。
7.2.4.4及时提供电气、热工、机务等调试保护连锁定值。
7.2.5 生产单位
7.2.5.1做好生产运行规程的编制和运行人员上岗培训工作。
7.2.5.2参加单体试运、分系统试运及整套启动试运的验收和签字。
7.2.5.3负责汽机试运过程中的正常运行操作和一般事故处理工作。
7.2.5.4负责汽机试运过程中必要材料的供应。
7.2.5.5负责对代保管设备及系统的生产运行和维护工作。
7.2.5.6设计单位负责汽机试运过程中出现的必要涉及修改，及时提供设计变更。
7.2.6制造厂家
7.2.6.1参加设备的单体试运。
7.2.6.2按有关技术协议或合同完成供货设备的单体调试或系统投入。
7.2.6.3负责处理现场发生的设备缺陷。
7.2.7 监理和质监单位
参加汽机的分部试运和整套试运工作，并按监理合同和质监规定完成机组的监理和质监工作。
8.仪器设备的配置
8.1便携式数字振动表 0.5级
8.2红外线测温计 0.1度
8.3光电转速表 0.05级
9.整套启动应具备的条件
9.1汽机各辅机及辅助系统的分部试运已经完成,并经验收合格,与设备和系统有关的联锁、保护及调节功能完善，仪表指示正确。主要有：
9.1.1循环水系统
9.1.2工业水系统
9.1.3凝结泵及凝结水系统
9.1.4给水系统
9.1.5主蒸汽系统
9.1.6真空系统
9.1.7辅助蒸汽及轴封系统
9.1.8除氧加热系统
9.1.9汽机本体及管道疏水系统
9.1.10润滑油系统
9.1.11 DEH系统
9.1.12汽轮机盘车装置
9.1.13 ETS系统静态调试
9.2主机连锁、报警试验已完成（除个别需在整组启动过程中继续的项目）
9.3与启动有关的锅炉、化水、电气等专业的调试工作已完成，并已办理签证
9.4 汽轮发电机组安装工作已全部结束，具备启动条件
9.5热工调试已完成主要工作，可投入运行并能满足机组启动要求
10.整套启动程序及原则
整套启动调试工作共分三个阶段：空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运。
◆第一阶段：机组首次启动。可用电动主汽门旁路启动或DEH采用操作员自动方式，机组全速后，进行汽轮机跳闸试验、危急遮断器撞击子喷油试验、自动主汽门及调速汽门严密性试验、危急保安器试验及电超速试验，汽机试验结束后，进行电气试验。电气试验结束后，根据机组情况决定停机消缺或直接进入第二阶段。
◆第二阶段：第二阶段启动，根据汽缸温度，决定是否采用热态升速曲线，并网后逐渐加负荷至额定，完成带负荷阶段试运行，机组开始带负荷后即可投入低压加热器，加负荷至40%以上时，根据情况投入除氧加热和高压加热器。并进行相应的试验。
◆第三阶段：进行72h试运行。
10.1 空负荷调试工作
10.1.1各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运。
10.1.2汽轮机冷态、温态、热态启动试验（包括DEH投入试验）。
10.1.3汽轮机首次冷态启动曲线冲转及首次并网。
10.1.3.1手动及保护掉闸试验。
10.1.3.2自动主汽门及调速汽门严密性试验。
10.1.3.3 汽轮机超速试验。
10.1.3.4 汽轮机惰走时间曲线记录。
10.2 带负荷调试工作
10.2.1 机组并网带负荷调试
10.2.2热工自动试投入。
10.2.3配合电气进行厂用电切换试验。
10.2.4真空严密性试验。
10.2.5电液调节系统切换及电液跟踪试验。
10.2.6备用设备并列运行及切换试验。
10.3 满负荷试运行工作
10.3.1 72h满负荷连续试运行。
10.3.1.1有关系统投入，检查指导运行操作。
10.3.1.2主机保护投入，检查定值。
10.3.1.3配合热工投入自动。
10.3.1.4运行数据记录统计、分析。
10.3.1.5设备缺陷检查、记录。
10.3.2 50％、100％甩负荷试验。
11.整套启动操作步骤
11.1 启动前的检查和操作
11.1.1按运行规程要求，检察系统阀门及疏水阀门应处在正确位置。
11.1.2 投入冷却水系统。
11.1.3 锅炉点火，暖管至电动主汽门前。
11.1.4 主机、辅机连锁保护检查正常。
11.1.5 DEH、ETS、TSI系统检查正常。
11.1.6 检查油箱油位，启动交流润滑油泵及排烟风机.
11.1.7 启动顶轴油泵，逐渐减少溢油阀的泄油量，使顶轴油总管的油压升至12MPa，分别调整各轴承前的顶轴节流阀，使轴颈顶起0.03～0.05mm
11.1.8 试验盘车装置，正常后启动盘车
11.1.9 根据锅炉要求，启动给水泵给锅炉供水。
11.1.10启动循环水泵，给冷油器、空冷器、凝汽器通循环水。
11.1.11启动凝结水泵打循环。
11.1.12 启动高压电动油泵，停交流润滑油泵，挂闸，分别开启自动主汽门，调速汽门，使各保安装置动作，检查主汽门、调速汽门、抽汽阀迅速关闭。
11.1.13跟据启动方式需要暖管至主汽门前或调速汽门前.严密监视汽缸温度变化，严防蒸汽进入汽缸。
11.1.12关闭真空破坏阀，启动射水泵抽真空
11.1.13启动轴加，向轴封供汽。
11.2 汽轮机启动
11.2.1 冲转条件：
11.2.1.1 主蒸汽压力2.5MPa～3.0 MPa以上；
11.2.1.2 主蒸汽温度360℃以上；
11.2.1.3真空0.055～0.06 Mpa；
11.2.1.4 润滑油压0.08～0.12Mpa；
11.2.1.5 润滑油温度25℃～45℃
11.2.2 冲转、暖机及升速
11.2.2.1首次开机采用手动操作员自动方式。
11.2.2.2检查DEH画面，“挂闸”、“主汽门开”亮，转速控制面板亮。
11.2.2.3设定“目标转速”500r/min，“升速率”100r/min。
11.2.2.4 缓慢打开控制阀或按“进行”按钮，汽轮机冲转由调速汽门控制，冲转后注意盘车装置应自动脱扣，转速超过200 r/min后，顶轴油泵停止工作。
11.2.2.5 转速升至500r/min，就地或远方使汽轮机跳闸进行摩擦检查，当转速降至200r/min时，重新挂闸升速至500r/min，暖机20～20 min，全面检查机组运行情况。
11.2.2.6设定“目标转速”1100r/min，以100rm/min升速至1100r/min，暖机75 min。
11.2.2.7 根据需要，可投入排汽装置内的喷水减温装置和冷油器水侧运行。
11.2.2.8设定“目标转速”2400r/min，以300rm/min速率过临界升速至2400r/min，暖机15 min。
11.2.2.9设定“目标转速”3000r/min，以100rm/min速率至3000r/min。
11.2.2.10 停高压油泵作备用。注意油泵切换过程中高压油和润滑油压变化情况。
11.2.2.11 机组在3000r/min稳定运行，全面检查各参数应正常。
11.3 空负荷调整试验
11.3.1油压调整
润滑油压保持在0.08～0.12Mpa 调速油压1.9MPa，脉冲油压 0.9MPa ，可用注油器喷咀调整进口油压.润滑油压.用节流孔调整I.II路脉冲油压.
11.3.2保安系统试验
11.3.2.1 试验目的：
检查保安系统动作的可靠性，防止因油温等因素变化引起保安部套卡涩等造成的保安系统失灵，使机组发生超速事故。
11.3.2.2试验方法：
11.3.2.2.1.进行一次手拍停机（检查危急遮断滑阀动作灵活性），检查主汽门、调速汽门、抽汽阀应迅速关闭且转速下降。
11.3.2.2.2.重新挂闸，升速率200rm/min，恢复3000r/min运行。
11.3.2.2.3.进行一次远方脱扣停机，检查主汽门、调速汽门、抽汽阀应迅速关闭且转速下降。
11.3.2.2.4.重新挂闸，升速率200rm/min，恢复3000r/min运行。
11.3.3调门严密性试验：
机组未并网之3000rpm定速前，做调门严密性试验步骤
1）、将钥匙开关转动到试验位置；
2）、点开调门试验窗口，当窗口中试验钥匙开关、机组已经运行、解列状态、转速大于2985r/min的绿灯变红，按亮试验允许按钮；
3）、按亮调门试验按钮，调门将自动关闭，注意油压启动高压油泵，
同时记录惰走时间；
4）、当转速低于1000r/min时按停止试验按钮，结束试验，机组将自动按当前的升速率自动逼近目标转速；
5）、将钥匙开关转动到正常位置。
11.3.4 超速保护试验，超速103％试验
机组升至额定转速，在未并网之前，可进行超速103％试验，步骤为：
a.将钥匙开关转动到“超速试验”位置。
b.点亮DEH主控画面上的103％试验按钮。
d.当转速达到3090r/min时，DEH系统发出超速保护信号送到电磁阀，使其动作将调节汽门关闭2min，减少转子动态超调量。
e.试验完毕，将钥匙开关转动到“正常”位置。
11.3.4.2 超速110％试验
该试验在并网带20%额定负荷运行一小时后可进行超速110％试验。将负荷减到零，解列机组，稳定转速3000r/min步骤为：
a.将硬操盘上超速试验钥匙开关转动到“超速试验”位置。
b.切除ETS接收DEH发出的110％no超速保护停机装置。
c.点亮DEH主控画面上的110％no试验按钮。
d.将目标转速设定为3390r/min。
e.当转速接近3300r/min时，飞环击出，机组应跳闸，否则应迅速手动（推）危急遮断手柄停机。
f.记录试验结果。
h.试验完毕，将硬操盘上超速试验钥匙开关转至“正常”位置。
11.3.5 投入电超速保护，交电气进行试验。
11.3.6 电气试验结束后，可并网接带5%负荷，根据情况决定停机消缺或直接进入带负荷调试。
11.3.7 停机时测取惰走曲线和转子实际临界转速带。
11.4带负荷调试工作
11.4.1机组并网带负荷调试。
11.4.1.1 低负荷暖机时，凝结水冲洗合格，回收凝结水。
11.4.1.2 汽机本体及抽汽管道、主蒸汽管道有关疏水关闭。
11.4.1.3 负荷每升高3000KW,记录主汽压力、温度、流量、负荷、油动机行程、脉冲油压、真空、各监视段压力、循环水温度等作为原始资料。
11.5真空严密性试验：
11.5.1 试验条件
a.负荷在80%额定负荷以上。
b.真空值在86kpa以上。
c.机组运行稳定。
11.5.2 试验方法
a.关闭射水泵的进气阀。
b.30s后开始每半分钟记录机组负荷、排汽缸温度、真空值各一次。共记录8min。
c.恢复系统。
11.5.3 合格标准
取记录的后5min的平均真空下降值，平均每分钟下降值不大于0.4kpa为合格。
11.5.4 注意事项
a.试验中真空低于86kpa，应恢复系统，停止试验。
b.试验中真空急剧下降，应立即恢复系统，停止试验，并根据真空带负荷。
11.5.5备用设备并列运行及切换试验。
带负荷阶段，分别进行射水泵、凝结水泵、循环水泵的并列运行及切换工作，用以检查辅机并列运行时出力的增加情况以及相互的影响，并检查是否能够顺利进行切换。
11.6满负荷试运行工作
11.6.1 72h满负荷连续试运行。
11.6.1.1 加热器全部投入。
11.6.1.2 热工自动投入率大于等于95%。
11.6.1.3 保护装置投入率100%。
11.6.1.4 主要仪表投入率100%。
11.6.1.5 机组负荷达到额定功率。
11.6.1.6 连续运行时间大于等于72小时。
11.6.1.7 连续满负荷运行时间大于等于36小时。
11.6.1.8 连续平均负荷大于等于90%。
11.6.1.9 机组轴承振动小于等于0.03mm。
11.6.2 汽轮机甩负荷试验。
11.6.2.1 试验目的∶
考核汽轮机调节系统的动态特性。
11.6.2.2试验要求∶
a.机组甩负荷后，汽轮机最高飞升转数不应使危急保安器动作。
b.调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效的控制机组空负荷运行。
11.6.2.3试验条件∶
a.主要设备没有重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。
b.机组满负荷运行稳定。
c.甩负荷方案经试运指挥部同意。
d.调节系统静态特性符合要求。
e.保安系统动作可靠，危急保安器超速试验合格，手动停机装置正常。
f.主汽阀、调节汽阀严密性试验合格，门杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。
g.各抽汽止回阀动作正常，关闭严密。
h.交、直流油泵连锁动作正常，油系统油质合格.
i.锅炉过热器安全阀调校合格，对空排汽动作试验正常。
j.热工电气接线正确，动作可靠。
k.厂用电源、保安电源、直流电动机电源可靠。
L.发电机和灭磁开关跳合正常。
m.系统周波保持在50±0.2HZ，系统留有备用容量。
n.主要仪表校验合格，人工测量分工明确。
o.试验领导组织机构成立，指挥统一，明确职责分工。
p.已取得电网调度同意。
q.甩负荷方案应取得汽轮机厂家、发电机厂家的同意在甩负荷试验时应有厂家人员参加。
11.6.2.4 试验前的检查准备工作∶
a.检查调节保安油压正常、润滑油压、油温、主机轴承温度、轴振、轴承震动等有关参数正常。
b.试验前做一次速关阀活动试验。
c.检查确认下列保护投入∶
◆轴向位移保护；
◆润滑油压低保护；
◆电超速保护；
◆低真空保护；
◆限速保护；
d.发电机断路器跳闸连跳主汽门保护解除。
e.甩负荷前汽包各水位计指示正常，水位正常且稳定
f.甩负荷数据采集由DCS系统自动纪录和人工采集，人员分工明确。
g.做好甩负荷前试验的一切准备工作，操作人员分工明确，等待下达试验命令。
11.6.2.5 试验步骤∶
a.有关试验人员和电厂运行人员对主机、辅机及系统全面检查，满足甩负荷要求后、向总指挥汇报。
b.正式甩负荷前，由值长向调度报告正式甩负荷具体时间和当时机组负荷、调度同意后，向总指挥汇报。
c.试验前维持机组蒸汽参数稳定、机组带预定负荷后，所有试验、运行、监护人员到位，由值班指挥接受总指挥的命令、采用‘10’倒计时方式下达命令。
d.突然断开发电机断路器、机组与电网解列，当甩去全部带负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。
e.甩负荷分50%、100%负荷各一次（纯凝工况下）当甩50%额定负荷后，转数超调量大于或等于5%，应立即分析原因，原因不明时应中断试验，不再进行甩100%负荷试验。
f.在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未中止，不可操作DEH。
g.甩负荷过程结束后，测试和检查工作完毕，一切正常，应尽快并网，根据缸温接带负荷。
11.6.2.6 安全措施
a.机组甩负荷后，应调整锅炉使之不超压，锅炉安全门处派专人看守，发现压力超过安全门动作值时未动作应人工抬起安全门。汽轮机超速应在规定范围内，然后维持机组空负荷运行，并应尽快恢复并网.
b.机组甩负荷后，当转速飞升未达危急保安器动作转速时，待甩负荷过程结束、测试工作完毕、转速降至3000r/min，进行以下检查:
◆汽封压力，除氧器压力，水位，凝汽器水位，轴瓦温度.
◆轴向位移，胀差，排汽温度，轴承振动.
c.甩负荷后，转速飞升至危急保安器动作时，动作后应进行以下操作和检查:
◆调节阀和抽汽阀是否关闭严密。
◆待转速降至2850r/min时，确认无重大问题时应立即挂闸维持汽轮机空转。
◆当机组转速继续下降，应启动高压交流油泵。
◆恢复机组转速至3000r/min，完成有关项目的检查
d.机组甩负荷后，调节系统严重摆动无法维持空负荷运行时，应立即打闸停机。
e.机组甩负荷后，转速飞升至3360r/min，而危急保安器未动作时，应立即打闸停机，若转速仍继续上升时，应采取一切切断汽源的措施，破坏真空紧急停机。
f.试验过程中若发生事故，应由试验负责人下达命令，停止试验，为便于事故处理，必要时试验人员应立即撤离现场。
g.机组甩负荷后，转速稳定后，降转速至2800r/min后通知热工断开限速电磁阀电源，转速上升后将其控制在3000r/min，检查一切正常后尽快并网。
h.汽机两侧严禁站人，无关人员应撤离现场。
12.主要设备及系统投入要点
12.1 低压加热器投入
12.1.1低压加热器在机组启动中随机投入，水侧在凝结水泵启动时投入。
12.1.2低压加热器空气门打开，疏水导入凝汽器，注意真空变化。
12.1.3 低压加热器水位过高调整无效时，关闭低压加热器汽侧，如仍无法调整，切除低压加热器水侧，凝结水走旁路。
12.2 轴封加热器投入
12.2.1 轴封加热器水侧在凝结水泵启动时投入。
12.2.2 轴封加热器汽侧在汽轮机投入汽封供汽时投入。
12.2.3 汽侧投入后调整射汽抽气器或轴封风机入口调节阀，保证轴封加热器排气管徐徐冒气即可。
12.2.4 调整轴封加热器疏水门，使轴加保持1/4～1/3水位。
12.3 汽封供汽系统投入
11.3.1 冲转前投入汽封不能超过5分钟。冷态启动，气温宜保持在130-180 0C。热态200-300 0C
12.5 高压加热器的投入
12.5.1高加投入的条件
12.5.1.1高加安装工作已结束，现场已清理干净。
12.5.1.2系统相关电动门、调整门调试结束。
12.5.1.3机组在20%满负荷下稳定运行。
12.5.1.4电动门，控制保护装置送电，各测量表计投入运行，水位联锁校验结束投入运行。
12.5.1.5高加的启动排气阀和运行排气阀已打开，高加疏水至管道扩容器手动隔离门已全开。
12.5.1.6高加疏水逐级自流各手动隔离阀全开。
12.5.2高压加热器的投运
12.5.2.1投运时通知锅炉侧准备投入高加。
12.5.2.2确认高加水侧放水门已关闭，打开水侧放空气门。
12.5.2.3打开高加水侧注水门，缓慢向高加注水，水室空气管见水后关闭放空气门及注水门，注意观察高加水侧压力是否下降和汽侧放水情况以确认高压加热器水侧管束无泄漏。如有泄漏迹象，禁止高加投入。
12.5.2.4先开高加水侧出口门，后开高加水侧入口门，高加水侧投入。
12.5.2.5全开高加紧急放水电动门，高加抽汽管道疏水门，高加汽侧放水门及放空气门，水位计排地沟门。
12.5.2.6手动或电动各高加抽汽电动门，使之少开，保持0.05MPa左右的压力，暖管10分钟,关闭汽侧放空气门。缓慢打开抽汽电动门升压至0.1MPa左右，进行汽侧及水位计的冲洗，大约5分钟，此过程加热器水位正常，疏水洁净后关闭汽侧放水门和空气门。
12.5.2.7为了减少加热器的热冲击，将抽汽压力逐渐提高到工作压力的1/3，停留一段时间，然后将抽汽压力提高到工作压力的1/2，直到进汽门全部打开，给水温升速度不大于3℃/min。
12.5.2.8当2#高加汽压正常后，关闭抽汽管道疏水门，抽汽管疏水导至疏水器，缓慢开启抽汽门，注意水位变化。
12.5.2.9先后投入2#和1#高加，逐渐开大2#和1#高加进汽门。注意监视加热器水位的变化趋势。
12.5.2.10机组在20%左右的额定负荷上稳定运行,高加疏水导为逐级自流方式。
13.停机操作
13.1降负荷前应通知各有关部门做好准备。
13.2降负荷。根据汽轮机厂家要求的减负荷速率降负荷。
13.3降负荷过程中注意检查调速汽门杆是否有卡涩现象、调整凝汽器水位及均压箱压力。如调节汽阀卡住而且不能在运行中消除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。
13.4负荷降至40%额定负荷，若抽汽投入时，应将抽汽切换为减温减压器供给。
13.5随着负荷的降低，按照由高到低的顺序停用加热器，关闭抽汽管道上的蒸汽门。根据均压箱压力改用备用汽源供汽。
13.6 降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。
13.7注意根据凝汽器水位调整凝结水再循环保持凝汽器水位在正常水位。
13.8 在负荷降至10%时，打开主蒸汽管道疏水；打开所有本体、抽汽管道疏水。
13.9 负荷降至0时，通知电气解列发电机组。
13.10得到“解列”信号后，对各辅助油泵及盘车电机进行试验。
13.11 打闸。检查主汽门、调速汽门及抽汽逆止门是否关闭严密。
13.12 停机降速过程中，应注意电动油泵是否自动投入运行，否则应手动启动油泵，维持润滑油压不低于0.08Mpa。
13.13 转速降至1200r/min时，停止射水抽气器运行。
13.14 当凝汽器真空降至0时，停止向轴封供汽。
13.15 转子完全静止后，立即投入盘车装置。汽缸金属温度（调节级后）降为250℃后，改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（前汽缸金属温度低于150℃）。
13.16 转子静止半小时后停凝结水泵。
13.17 转子静止一小时后，后汽缸温度又不超过50℃时，停下循环水泵。以后盘车轴温高时，改用备用水源向冷油器供水。
13.18 冷油器出口油温降至35℃以下时，关闭冷油器水侧阀门。
13.19 关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。
14.注意事项
14.1 有以下情况机组禁止启动：
14.1.1 油温低于25℃或润滑油压低于正常值。
14.1.2 任一保安装置静止试验不正常。
14.1.3 主汽门、调节汽阀、抽汽逆止阀有卡涩现象。
14.1.4 辅助油泵自启动装置工作不正常。
14.1.5 主蒸汽过热度小于50℃。
14.1.6 暖管时疏水不充分。
14.2 升速过程注意事项：
14.2.1 调节主蒸汽管路、抽汽管路、汽缸本体的疏水阀门，无疏水排出后，关闭疏水阀门。
14.2.2 油系统出现不正常现象时，应停止升速，查明原因。
14.2.3 油系统出现不正常响声或振动时，应降速检查。
14.2.4 热膨胀不正常时应停止升速，进行检查。
14.2.5 排汽室温度超过100℃时，应投入喷水装置。
14.3 加负荷过程中注意事项：
14.3.1 油动机平稳动作，调节系统各处油压变化正常，发现问题汇报。
14.3.2 任何一个轴承如振动大于0.05㎜时停止加负荷，并在此负荷下暖机30分钟，如振动没有消除，可降低10～15%负荷断续运行30分钟，如果在上述时间内振动仍不消除，应查明原因，汇报试运指挥部决定处理。
14.3.3 轴向位移不许大于±0.6㎜。
14.3.4 注意凝结水位及凝结水压力变化及时调整。
14.3.5 前后轴封及汽缸处无异常。
14.3.6 注意油温，轴封压力的变化，并及时加以调整。
14.3.7 回油温度不许超过65℃，乌金瓦温不得超过100℃。
相关推荐
友情链接
Copyright © 2023 All Rights Reserved 版权所有 北京物流信息联盟