机组整套启动措施.docx

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机组整套启动措施

1概述1

2编制依据2

3调试目的3

4机组整套启动调试应具备的条件3

5整套启动的程序4

6调试质量的检验标准17

7安全、环境保护措施17

8危险点分析及预防措施19

9调试项目记录内容20

10试运的组织分工20

附表：

调试技术措施交底记录21

附表：

汽轮机运行参数限额22

1概述

1.1系统简介

华电漯河发电有限公司热电工程一号机组汽轮机为上海汽轮机有限公司制造的亚临界、一次中间再热、单轴、可调式采暖抽汽凝汽式汽轮机。

机组通流部分共36级，其中高压缸有1个单列调节级+11个压力级，中压缸共12个压力级，低压缸采用双流反动压力级，共2×6级。

机组共有七段非调整回热抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器及四台低压加热器用汽；汽轮机的调节系统采用数字电液调节系统（DEH），操作简便，运行安全可靠。

机组的主要辅机设备有：

三台50%容量凝结水泵、两台50%容量汽动给水泵和一台30％容量电动给水泵、两台循环水泵、两台100%容量真空泵、两台100%容量闭冷水泵。

1.2机组主要技术规范

汽轮机型号：

C330-16.7/0.379/537/537

型式：

亚临界、一次中间再热、单轴、高中压合缸、双缸双排汽、供热式汽轮机

转动方向：

从汽轮机向发电机看为顺时针

通流级数：

36级

级数：

高压通流1+11级

中压通流12级

低压通流2×6级

末级叶片长度905mm

临界转速：

高中压转子

低压转子

发电机转子

一阶临界转速

1550

1650

870

二阶临界转速

>4500

2260

1.3汽轮机特性数据

TRL

工况

T-MCR工况

VWO

工况

THA

工况

高加停用工况

额定抽汽工况

最大抽汽工况

发电机功率MW

330

346

360

330

247

273

热耗值kJ/kW.h

8268.7

7976.9

7973.4

7979.5

8221.9

5590.3

5532.6

主汽压力Mpa.a

16.7

再热汽压力Mpa.a

3.51

3.53

3.69

3.35

3.47

3.27

3.60

主蒸汽温度℃

537

再热蒸汽温度℃

537

主蒸汽流量t/h

1066

1119

1006

883

1006

1119

再热蒸汽流量t/h

889

893

935

846

863

841

929

排汽压力Kpa.a

11.8

5.39

4.0

排汽流量t/h

639

636

664

606

650

167

181

补给水率%

给水温度℃

276.2

276.5

279.6

272.9

184.2

272.1

278.8

2编制依据

2.1《华电漯河发电有限公司热电工程＃1机组调试大纲》

2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年）

2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

2.4《电力建设施工及验收技术规范》96版

2.5《火电机组达标投产考核标准》2001版

2.6《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）》

2.7国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

2.8华电国际公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》

2.9《国家电网公司电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2003年版）

2.10河南省电力设计院华电漯河发电有限公司热电工程＃1机相关设计图纸和资料

2.11设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书

3调试目的

整套启动调试是火电机组安装调试中重要的一个阶段。

通过各系统的分部试运和机组的整套启动，检验主、辅机设备及热力系统在设计、制造、安装等方面的性能。

在试运过程中及时发现和消除设备和系统中存在的缺陷，并通过调整试验，优化主、辅机设备及热力系统的运行方式，完成168小时试运行，使机组以安全、可靠、稳定的状态投入商业运行。

4机组整套启动调试应具备的条件

序号

检查确认项目

备注

4.1

调试现场已清理干净，脚手架已拆除，场地平整道路畅通。

4.2

调试现场各平台、楼梯、通道均施工完毕，现场照明充足，在主要的通道、楼梯、表盘等重要部位有事故照明。

4.3

消防设施完整并通过有关单位的验收，能够及时投入，并有专人负责消防和保卫工作。

4.4

厂房基本封闭，厂房通风设备可投用，机组的试运行区域划分明确，并作出标记。

4.5

厂房内排水管道畅通。

生活用水系统应能正常投入使用。

调试现场电话等通讯设备齐全，使用方便。

4.6

所有设备、系统均按图纸施工完毕，并完成设计变更及修改项目。

4.7

设备和阀门已挂牌，管道保温工作完成，色环及介质流向标示清楚。

有关承压设备及管道经水压试验合格。

4.8

各系统分部试运完毕，相应的签证工作结束。

4.9

所有的表计经校验合格，安装齐全（包括就地表计）。

4.10

所有水位计、油位计应装有测量标尺。

4.11

凝结水系统、给水除氧系统的调试工作结束。

4.12

循环水、闭冷水系统的调试工作结束，水塔水池的补水、排水系统可以正常使用。

4.13

电动给水泵调试完毕。

4.14

主机润滑油系统、控制油系统油循环结束，并应有油质合格报告。

油箱油位正常。

4.15

润滑油、盘车装置调试结束，可以投入。

4.16

主蒸汽、再热蒸汽管道吹扫合格。

小汽机的进汽管道、汽封的进汽管道也吹扫干净。

4.17

控制油系统调试结束，系统可以投入。

4.18

真空系统的灌水试验及真空泵试运结束。

4.19

发电机内冷水外部系统冲洗干净，水质合格后进行全系统循环。

检查系统应无泄漏。

4.20

密封油系统压差阀、平衡阀调整完毕。

4.21

发电机气密试验合格。

氢气系统处于可投用状态。

4.22

汽动给水泵及其辅助设备调试完毕。

4.23

DEH系统静态调整完毕，经仿真试验合格。

4.24

主汽门、调速汽门关闭时间符合要求。

4.25

汽机监控系统调试完毕。

4.26

压缩空气系统调试完毕，满足投用条件。

4.27

化学已准备足够的除盐水。

4.28

主、辅机的联锁保护、程控、报警信号试验合格。

4.29

柴油发电机系统的调试工作全部结束，柴油发电机系统可正常投运。

5整套启动的程序

序号

检查确认项目

备注

5.1

机组整套启动的程序

5.1.1

空负荷试运

5.1.1.1

汽轮机首次启动，按厂家提供的冷态启动曲线执行。

在机组升到额定转速后，进行主控和就地打闸试验，确认主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭，高排泄放阀打开。

5.1.1.2

复位后，重新冲转至额定转速，进行注油试验以及主汽门和调速汽门的严密性试验。

5.1.1.3

上述试验完成后进行电气试验。

电气试验结束后，并网，带10%的额定负荷暖机四小时。

5.1.1.4

暖机结束后，解列，进行机械超速试验和电超速试验。

5.1.1.5

停机时，测定汽机不破坏真空时的惰走曲线。

5.1.2

带负荷试运

5.1.2.1

高、低压加热器投入运行，机组的各项自动调节及保护均投入。

在升负荷的过程中按化学要求完成各阶段的洗硅；进行汽机真空严密性试验和甩负荷试验，对机组各附属设备的自动控制功能进行优化等工作。

5.1.3

满负荷试运

5.1.3.1

机组的168小时满负荷试运行，考验机组在额定工况的稳定运行水平。

5.1.4

机组启动方式的选择

5.1.4.1

汽机启动采用高压缸启动方式，将汽机控制方式选择为自动（AUTO）方式。

5.1.4.2

机组启动状态的判别：

Ø冷态启动：

高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度＜121℃。

Ø温态启动：

121℃≤高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度＜250℃。

Ø热态启动：

250℃≤高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度＜400℃。

Ø极热态启动：

高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度≥400℃。

5.2

整套启动的步骤

5.2.1

整套启动前的检查

5.2.1.1

检查确认主、辅机的联锁保护正常投入。

5.2.1.2

检查确认各电动门和调整门开、关方向正确，动作灵活。

5.2.1.3

检查确认各热力系统阀门按运行规程要求置于机组启动位置。

5.2.1.4

检查确认各表计指示正确；报警信号、自动装置动作正确。

5.2.1.5

按电厂规程进行全面检查，确认各主、辅机系统及设备处于备用状态。

5.2.1.6

检查确认DCS、DEH、TSI系统均能正常投入。

5.2.1.7

检查确认发电机充氢完毕，氢压不低于0.2MPa。

5.2.1.8

检查确认连续盘车已经4小时以上。

大轴挠度在0.076mm以下。

5.2.2

冲车前的系统投入步骤

5.2.2.1

投入循环水系统，启动一台循环水泵，投入备用循环水泵联锁。

5.2.2.2

检查化学除盐水箱水位正常，启动化学补水泵，向闭冷水系统补水。

5.2.2.3

启动一台闭冷水泵，投入闭冷水系统。

视闭冷水温度投入开冷水系统。

5.2.2.4

启动化学补水泵，向凝汽器补水。

5.2.2.5

凝汽器补水至正常水位后，导通低加水侧，启动一台凝泵，除氧器上水至正常水位。

如果凝结水水质不合格，则通过启动放水排放和补充除盐水使水质达到要求。

5.2.2.6

投入辅助蒸汽系统。

稍开启动锅炉至辅汽联箱供汽门，辅汽系统疏水、暖管后全开启动锅炉至辅汽联箱供汽门。

维持辅汽母管压力在0.6～0.7MPa。

投入除氧器加热，除氧器的最大升温速率不超过2℃/min。

开启给水泵出、入口门，电动给水泵注水。

5.2.2.7

锅炉需要上水时，高加水侧注水，启动电动给水泵给锅炉上水。

5.2.2.8

检查确认主油箱油位正常。

启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵和排烟风机，直流润滑油泵联锁投入，轴承供油压力0.096MPa～0.124MPa，启动一台顶轴油泵，顶轴油泵油压不小于10MPa，投入主机盘车，盘车转速2.51rpm，记录盘车电流。

汽轮机首次启动前，盘车时间不少于4小时。

润滑油温度控制在38℃～49℃之间。

5.2.2.9

检查润滑油系统处于正常运行状态，备用冷油器已经注满油，可以随时投入。

5.2.2.10

投入发电机氢气、密封油、内冷水系统。

正常运行时，保证氢压大于定子水压0.035MPa，正常运行时维持密封油与氢气差压在0.085±0.01MPa。

为了保证定子冷却水水压低于氢压，可采用调节定子水冷泵再循环阀来控制水压。

5.2.2.11

检查凝汽器抽空气系统具备投运条件，凝汽器抽空气门全开。

启动一台真空泵，凝汽器开始抽真空。

确认辅汽压力不低于0.6MPa，温度不低于250℃，稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管，温度保持150～260℃。

5.2.2.12

检查确认主蒸汽疏水门、再热汽疏水门、本体疏水门、各抽汽管道疏水门开启。

5.2.2.13

启动一台EH油泵。

5.2.2.14

启动一台轴封风机，真空达到87KPa，开启高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门，维持轴封母管压力21～27KPa，低压汽封腔室处温度在121～177℃之间。

5.2.3

冲转前的检查

5.2.3.1

确认低压缸喷水系统正常。

5.2.3.2

检查确认蒸汽品质满足汽轮机的进汽要求。

5.2.3.3

检查确认润滑油、EH油系统运行正常，润滑油温在38℃～45℃，润滑油压0.096MPa～0.124MPa，EH油压12.4MPa～14.5MPa。

油温43℃～54℃

5.2.3.4

检查确认TSI指示准确。

5.2.3.5

检查确认凝汽器真空不低于87kPa。

5.2.3.6

确认高、中压缸上、下缸温差小于42℃。

5.2.3.7

检查高压缸通风阀开启。

5.2.3.8

冲转参数

主蒸汽压力：

3.5MPa；

主汽温度：

350℃；

再热蒸汽压力：

0.1MPa；

再热蒸汽温度：

260℃～300℃；

凝汽器真空：

不低于87kPa

5.2.4

冲车操作

5.2.4.1

复位机头脱扣手柄，确认隔膜阀已关闭。

点击ETS盘“复位”按钮，点击“远控挂闸”按钮，中压主汽门全开。

5.2.4.2

设阀限为“100”，中调门应缓慢开启至全开。

5.2.4.3

选择“TV控制”，则高调门均应开启至全开。

5.2.4.4

设汽机目标转速600rpm，升速率100rpm/min，汽机开始升速，检查盘车装置自停。

5.2.4.5

汽机在转速达600rpm后，操作“摩擦检查”按钮，关闭所有阀门，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。

5.2.4.6

摩擦检查完成后，切除“摩擦检查”功能，汽机目标值设定2040rpm，升速率100rpm/min。

继续升速。

5.2.4.7

汽机转速至1200rpm时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，投入备用。

5.2.4.8

升速至2040rpm后，中速暖机一小时，中压主汽门前进汽温度达260℃及以上时，开始计算暖机时间，任何情况下均不得缩短该暖机时间。

5.2.4.9

开启5、6段抽汽逆止门和电动门，低加随机启动。

5.2.4.10

设定目标转速2900rpm，升速率100rpm/min，继续升速。

5.2.4.11

转速达2900rpm，按下“调门控制”键，进行阀切换，高调门逐渐关小，主汽门逐渐全开。

阀切换结束后，设定目标转速3000rpm，升速率50rpm，继续升速。

5.2.4.12

升速至3000rpm。

确认主油泵工作正常后停交流润滑油泵和高压备用密封油泵。

投入交流润滑油泵和高压备用密封油泵联锁。

此时轴承的进油温度不低于38℃，低压缸排汽温度不超过80℃。

5.2.4.13

在汽机冲转升速过程中必须检查的项目：

Ø汽轮发电机各转动部分有无异常声音；

Ø各轴承金属温度及回油温度是否正常，

Ø各轴承的振动值是否正常；

Ø低压缸排汽温度＜80℃；

Ø发电机氢、油、水系统和主机EH油系统各参数是否在正常范围内；

Ø汽机TSI各参数是否正常；

Ø凝汽器、除氧器、闭冷水水箱水位是否正常；

Ø凝结水泵、电动给水泵、闭冷水泵等各辅机运行参数是否正常。

5.2.4.14

当汽轮机升速到3000rpm，运行稳定后，检查下列参数是否满足要求：

Ø轴振＜0.125mm，回油情况正常，轴承回油温度＜70℃。

Ø轴承温度＜90℃。

Ø冷油器出口油温在38℃～45℃。

Ø检查机组振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。

记录机组额定转速时的所有主要运行参数。

5.2.4.15

首次启动达到额定转速后手动打闸，检查确认高、中压主汽门，高、中压调速汽门关闭，试验正常后重新挂闸升速至3000rpm。

5.2.4.16

定速后进行注油试验和阀门严密性试验，完成空负荷试验。

空负荷试验结束后，机组维持额定转速，检查确认氢冷器水侧投运正常，内冷水系统投运正常，进行电气试验。

5.2.4.17

电气试验结束后发电机并网，在不低于10%的额定负荷暖机四小时，进行带负荷暖机，准备超速试验。

5.2.4.18

暖机结束后，降负荷到零，解列，汽机维持3000rpm。

5.3

空负荷试验

5.3.1

注油试验

5.3.1.1

查汽轮机转速已稳定在3000rpm。

Ø将机头注油试验手柄置“试验”位置并保持。

Ø缓慢开启注油试验阀，观察试验压力表读数。

Ø当脱扣手柄打到“脱扣”位置时，记录试验压力表指示值，应与前次注油试验飞锤动作时的读数一致或接近。

否则应查明原因，做好记录。

Ø关闭注油试验油门，当试验压力表指示回零后，将手动脱扣手柄置“正常”位置。

Ø缓慢放开试验手柄至置“正常”位置。

5.3.2

汽轮机主汽门、调速汽门严密性试验

5.3.2.1

试验条件

ØDEH控制“自动”方式

Ø发变组出口开关未合闸

Ø汽机转速为3000rpm

Ø主蒸汽压力到额定值或不低于额定值的50%，在升压、升温过程中，检查蒸汽温度至少有50℃的过热度

5.3.2.2

阀门严密性试验方法

Ø检查汽机转速为3000r/min，主汽压力大于8.5Mpa，真空正常。

并确认主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行正常。

Ø将手操盘钥匙开关打至“试验”位。

Ø按“调门严密性”按钮，确认，检查所有高、中压主汽门全开，所有高、中压调门关闭，调门严密性试验开始。

Ø试验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，汽机打闸。

Ø重新挂闸，直接将汽机升速至3000r/min，联系热工送上中压主汽阀试验电磁阀电源。

联系热工退出主汽门关闭有关保护。

Ø将手操盘钥匙开关打至“试验”位，按“主汽门严密性”，确认所有高、中压调门全开，所有高、中压主汽门关闭，主汽门严密性试验开始。

Ø试验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，按脱扣按钮停机。

Ø断开中压主汽阀试验电磁阀电源，恢复主汽门关闭保护。

5.3.2.3

严密性合格标准：

额定参数下，主汽门或调速汽门分别全关而另一汽门全开时，汽轮机转速降至1000rpm以下。

当主汽压力偏低但不低于50％额定压力时，汽轮机转速下降值n按下式修正：

n=（p/p0）*1000r/min

式中：

p——试验时的主蒸汽压力；p0——额定主蒸汽压力。

5.3.3

汽轮机超速试验

5.3.3.1

超速试验条件

Ø机组并网带15%额定负荷运行4小时以上。

Ø机组在空负荷3000rpm稳定运行。

Ø机组各轴振、高、中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移等参数在正常范围，相应保护可靠投入。

Ø高中压主汽门、高中压调节汽门严密性试验合格。

Ø高中压主汽门、高中压调节汽门关闭时间合格。

Ø危急保安器注油试验合格。

Ø主控、就地打闸试验合格。

Ø电超速保护在投入状态，且控制回路经过确认可靠。

Ø确认交、直流油泵、EH油泵运行正常。

Ø润滑油温调整在40℃～45℃之间。

5.3.3.2

OPC超速试验：

Ø在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置试验位置

Ø按下“103%”按钮，变红。

Ø设定转速目标值3100rpm，升速率为50rpm／min，按“进行”。

Ø当机组转速升至3090rpm时，OPC保护应动作，记录动作转速，查GV、IV及抽汽逆止阀应迅速关闭，目标值及给定值自动变为3000rpm。

Ø当机组转速下降至3000rpm时，GV、IV应自动开启至原来的位置，同时开启各段抽汽逆止阀。

检查冷再逆止门开启正常。

Ø按下“103%”按钮，变灰。

Ø在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置

5.3.3.3

TSI110％电超速保护试验

Ø在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置试验位置，

解除103%超速保护

Ø点击“试验按钮”，DEH操作盘显示“试验允许”。

Ø按“110％”键，设置目标转速为3330rpm，升速率为50rpm，按“进行”键。

Ø转速至3300rpm时，电超速保护动作，GV、RV、TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣”。

Ø记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。

Ø点击“试验按钮”，DEH超速试验操作盘显示“试验退出”。

Ø在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置

Ø当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。

5.3.3.4

机械超速试验步骤

Ø在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置试验位置，

解除103%、110%超速保护；

Ø点击“试验按钮”，DEH操作盘显示“试验允许”。

Ø按下“机械超速”按钮，变红。

Ø设置转速目标3400rpm、升速率为50rpm／min，按“进行”键。

Ø转速至3330rpm时，机械超速保护动作，GV、RV、TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣”。

Ø记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。

Ø点击“试验按钮”，DEH超速试验操作盘显示“试验退出”。

Ø在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置

Ø当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。

5.3.4

超速试验注意事项：

5.3.4.1

做超速试验时应确定专人指挥，机头和控制室分别有专人监视转速，如果转速超过超速保护动作值时必须立即打闸停机。

5.3.4.2

机械超速应进行两次，两次的动作转速的偏差不应大于18rpm。

5.3.4.3

超速试验时应密切监视机组振动、胀差、轴向位移、排汽缸温度和轴承温度。

5.4

汽轮机带负荷运行

5.4.1

机组并网带至额定负荷时锅炉蒸汽参数按照附图“冷态启动曲线”滑升。

5.4.2

此时应有一台小汽机冲至3100rpm备用。

5.4.3

机组并网后应尽快带上5%初负荷至少暖机30min。

在此期间，若主汽温每上升3℃，则暖机时间增加1分钟；注意检查、监视机组的膨胀、胀差、温差等机组控制指标正常。

就地缸体绝对膨胀正常。

5.4.4

机组负荷由5％升至10%负荷。

机组维持30MW负荷按冷态启动曲线进行低负荷暖机。

5.4.5

机组升负荷过程中，应按冷态启动曲线控制升负荷速度，保持机组负荷与蒸汽参数相匹配。

可根据需要，在负荷30MW、60MW、105MW等阶段分别稳定一段时间。

5.4.6

机组负荷达45MW时，查低压缸喷水已自动关闭。

5.4.7

四抽压力比除氧器压力高0.15MPa且四抽压力大于0.147MPa时，将除氧器汽源切至四抽供给。

5.4.8

当三抽压力比除氧器压力高0.3MPa时，倒换高加疏水至除氧器。

5.4.9

机组负荷达100MW时，启动一台汽动给水泵。

若已经由辅汽供小机保持一台汽泵运行，则进行小机汽源倒换，之后关闭相应小机疏水门。

5.4.10

当负荷升至120MW时，检查确认此时主蒸汽压力应为11.9MPa，主蒸汽温度应为510℃，再热蒸汽温度在480℃以上。

启动另一汽动给水泵。

若电泵

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