电站工程汽轮机整套调试方案

汽轮机首次联合启动调试方案编制：

审核：

批准：

目录

1. 概述

2. 整组启动阶段性安排

3. 机组整组启动前应具备的条件

4. 整组启动程序

5.安全措施

1. 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. 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.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。

3.7 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训并熟悉规程和系统。

4 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:

>2.0 MPa

4.2.1 冲转参数: 主汽门前压力: P

ｏ

主汽门前温度: t

>280 ℃

ｏ

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℃；

i.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安全措施

5.1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, 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。