余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案

鲁兰军

1 简要概述 1.1 工程简要概述，设备简介 2 整套启动调试的目的和任务 2.1 调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2 启动调试的任务 2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。 2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。 2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8 进行50％及100％B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3 主要设备技术范围 3.1 汽轮机 型号： NZ7.5-1.05/0.2 型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统 主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃ 主蒸汽流量： 37.2 t/h 额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h) 额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h) 制造厂： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司 3.2 发电机 额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷 功率因数： 满载效率： 励磁方式 制造厂家： 4 编制依据及标准 本措施的编制参考以下有关资料： 《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ； 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》部颁； 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》部颁； 《火电工程启动调试工作规定》部颁； 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》部颁； 《电力建设工程调试定额（1996年版）》部颁； 设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。 5 整套启动应具备条件 5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求： 5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。 5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。 5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。 5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。 5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。 5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。 5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。 5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。 5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。 5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。 5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。 5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览： 循环水泵和循环水系统 凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。 发电机空冷却系统。 真空泵及凝汽器真空系统。 汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。 主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。 除氧系统。 辅助蒸汽及轴封汽系统 电动给水泵及系统。 5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下： 5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。 5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。 5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。 5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。 5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。 6 机组整套启动主要原则方式 6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转／分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作： 6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。 6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。 6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。 6.1.4 做主汽门严密性试验。 6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。 6.2 汽机超速试验 6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。 6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。 6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。 6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80％额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。 6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。 6.4.1 机组就地手动启动方式要领： 6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。 6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。 6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。 6.4.7 在带10％负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80％负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。 6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。 7 汽轮机冷态启动 7.1 冷态启动前的准备工作： 7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。 7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。 7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。 7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。 7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。 7.2 锅炉已供汽至分汽缸： 7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。 7.2.2 投入润滑油系统。 7.2.3 投用盘车装置。 7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。 7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。 7.2.6 除氧器上水至正常水位。 7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。 7.2.8 投用除氧器。 7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启 7.2.10 发电机空冷系统投用， 7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。 7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。 7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。 7.3 汽轮机冷态启动程序 7.3.1 冲转 汽轮机冷态启动参数和控制指标： 主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上 凝汽器压力： －0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃ 高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差  注意：在汽轮机冲转、满速直至带10％负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。 （1） 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。 （2） 遥控脱扣一次，结果正常。 （3） 就地脱扣一次，结果正常。 （4） 投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。 （5） 真空达到-0.06MPa。 （6） 投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。 （7） 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。 （8） DEH系统进入就地手动启动方式。 （9） 真空达到 －0.07Mpa及以上。 （10） 要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整） （11） 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。 （12） 确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。 （13） 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。 （14） 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。 （15） 缓慢开启电动主汽门旁通门。 （16） 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。 （17） 适当开启旁通门，确认转速上升。 （18） 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。 （19） 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。 （20） 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。 （21） 重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。 （22） 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。 （23） 缓慢开启旁通门继续升速。 （24） 当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。 （25） 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。 （26） 中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。 （27） 设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。 （28） 通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约1600r/min）。 （29） 升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察排汽温度。 （30） 满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。 （31） 升速过程中的注意事项 a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。 b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。 c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。 d) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。 e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。 7.3.2 首次满速后的工作 （1） 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。 （2） 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。 （3） 通知值长，进行电气专业有关试验。 7.3.3 并网和带负荷暖机 （1） 机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。 （2） 全面进行热力系统检查。 （3） 通知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。 （4） 并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。 （5） 当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。 （6） 增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。 （7） 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。 （8） 经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。 （9） 维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。 7.3.4 解列后完成下列试验 （1） 电气超速试验 （2） 机械超速试验 （3） 超速试验的检查、注意事项： a） 试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。 b） 试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。 c） 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。 d） 试验中应派专人监视润滑油压。 7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行 （1） 机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求 （2） 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。 （3） 当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。 （4） 设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。 （5） 负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。 （6） 负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。 （7） 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。 （8） 设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。 （9） 到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。 （10） 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。 （11） 负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。 （12） 负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。 （13） 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。 8 汽轮机热态启动 8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。 8.2 热态启动冲转参数 8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。 8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。 8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项 8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。 8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。 8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。 8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。 8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。 8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。 8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。 8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。 8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束 8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。 8.3.11 要求尽快并网。 8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。 8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。 8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。 9 减负荷及停机操作 9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。 9.2 每降低20％负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。 9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。 9.4 汽轮机正常停机程序 9.4.1 确认停机命令。 9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。 9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。 9.4.4 切除功率自动控制回路。 9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。 9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。 9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。 9.4.8 降负荷到1MW。 9.4.9 联系值长，发电机解列。 9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。 9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。 9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。 9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。 9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。 9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。 9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。 9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。 9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。 9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。 9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。 9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。 150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度 9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机 9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。 9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。 9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。 10 满负荷（72+24小时）试运行注意事项 10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。 10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。 10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。 10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。 10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。 10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。 11 故障停机 汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。 11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。 11.2 机组发生强烈振动。 11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。 11.4 水冲击。 11.5 轴封内发生火花。 11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。 11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。 11.8 发电机内冒烟或爆炸。 11.9 转子轴向位移超过＋1.3或－0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。 11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。 12 安全注意事项 12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。 12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。 12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。 12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。 13 调试组织分工 按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行