江西某发电厂扩建工程660MW汽轮机整套启动调试方案.docx
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江西某发电厂扩建工程660MW汽轮机整套启动调试方案
国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程
＃7机组汽轮机整套启动调试方案
编写：
吴杨辉
会签：
审核：
审定：
批准：
2012年9月10
1调试目的
1.1实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制性能，其中包括逻辑、联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行。
1.2全面监测汽轮发电机轴系振动。
1.3暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面的问题，尽快得到处理。
提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。
1.4校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求。
1.5为机组最终评定提供依据。
2编制依据
2.1《中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法（2010版）》
2.2《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006版）
2.3《中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法》（2006版）
2.4国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
2.5《中国国电集团绿色电站建设指导意见》
2.6《中国国电集团公司二十九项重点反事故措施》
2.7《中国国电集团公司火电机组启动验收性能试验管理办法》（2007年版）
2.8DL/T5437—2009《火力发电建设工程启动试运及验收规程》
2.9《电力工程达标投产管理办法》（2006版）
2.10GB/T19001-2008《质量管理体系要求》
2.11GB/T28001-2001《职业健康安全管理体系规范》
2.12GB/T24001-2004《环境管理体系要求及使用指南》
2.13《国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分）》
2.14《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004；
2.15上汽汽轮机调节保安系统说明书
2.16上汽N660-27/600/600型汽轮机运行和维护说明书
2.17《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国家电力公司2000年版）
2.18《工程建设强制性标准条文 电力工程部分 2006年版》（建标【2006】102号建设部）
3机组概况
国电九江发电厂“上大压小”2×660MW扩建工程#7机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、四角切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊、Π型锅炉。
汽轮机是上海汽轮机厂生产的N660-27/600/600型、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机。
给水系统设一台100％容量汽动给水泵，小机自带凝汽器，小机驱动给水泵与前置泵。
发电机为上海电机厂生产的水、氢、氢自并励静止励磁、功率因素0.9、容量660MW的发电机。
发电机由上海电机厂生产的水氢氢冷却、自并励励磁系统汽轮发电机，定子电压20KV，定子电流21169A，额定功率660MW，功率因数0.9。
3.1汽轮机主要参数数据汇总表如下：
编号
项目
单位
数据
一
机组性能规范
1
机组型式
超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式
2
汽轮机型号
N660-27/600/600
3
THA工况
MW
660
4
额定主蒸汽压力
MPa（a）
27
5
额定主蒸汽温度
℃
600
6
额定高压缸排汽口压力
MPa（a）
5.516
7
额定高压缸排汽口温度
℃
349
8
额定再热蒸汽进口压力
MPa（a）
5.13
9
额定再热蒸汽进口温度
℃
600
10
主蒸汽额定进汽量
t/h
1772.9
11
再热蒸汽额定进汽量
t/h
1503.9
12
额定排汽压力
MPa（a）
0.0056
13
配汽方式
全周进汽+补汽阀
14
设计冷却水温度
℃
15
额定给水温度
℃
290
16
额定转速
r/min
3000
17
热耗率（THA）
kJ/kW.h
kcal/kW.h
7298
1742.6
18
给水回热级数（高加＋除氧＋低加）
3+1+4
19
低压末级叶片长度
mm
914.4
20
低压次末级叶片长度
mm
555
21
汽轮机总内效率
%
91.70
22
高压缸效率
%
90.27
23
中压缸效率
%
93.73
24
低压缸效率
%
90.87
二
汽轮机性能保证
1
铭牌功率（TRL）
MW
660
2
最大连续功率（T－MCR）
MW
693.085
3
THA工况时热耗率
kJ/kWh
kcal/kWh
7296
1742.6
4
轴颈振动值
mm
0.076
5
噪声
dB（A）
85
3.2转子及轴系临界转速
轴段名称
一阶临界转速r/min
二阶临界转速r/min
设计值
设计值
轴系
轴段
轴系
轴段
高压转子
2802
2540
>4000
>4000
中压转子
2070
1900
>4000
>4000
低压转子Ⅰ
1680
1620
>4000
>4000
低压转子Ⅱ
1566
1550
>4000
>4000
发电机转子
852
805
2244
2070
4调试内容及质量控制目标
4.1调试内容
汽轮发电机组整套启动调试应包括汽机不同工况下启动试验及启动参数调整，汽机跳闸保护试验，润滑油压力节流阀调整，主汽门、调门严密性试验，汽机ATT试验，汽机惰走试验（分破坏真空和不破坏真空），轴系振动特性试验，真空严密性试验，主机运行参数调整试验，辅助系统热态投运及运行参数的优化，汽机带负荷试验及满负荷168小时连续运行试验；汽轮机调节系统动态特性试验（甩负荷试验）。
4.2调试质量控制目标
额定负荷轴振（双幅值）≤70m
推力轴承金属温度推力轴承金属温度≤95℃
支承轴承金属温度≤95℃
轴向位移0.8mm
汽机真空严密性平均值≤0.07kPa/min；
发电机平均补氢量≤10Nm3/d；
汽水品质合格率100%；
补给水率＜1.3%（按月平均值）；投高加最低给水温度≥290℃；
热控保护、自动投入率保持100%，且不发生误动、拒动，正确动作率100%；
5组织与分工
5.1调试单位（江西科晨高新技术发展有限公司）负责试运措施的编制、系统试运前技术交底、系统调试过程中技术指导、协助指导运行人员操作以及试运质量验评表的填写和调试报告的编写。
5.2安装单位（江西火电建设公司）负责设备的安装和设备的单体调试以及在试运过程中设备的巡查监护、检修维护和消缺。
5.3建设单位（国电九江发电厂工程部）负责与各厂家联系并提供调试资料和图纸，以及负责调试的组织与协调。
5.4生产单位（国电九江发电厂发电部）负责系统试运中的操作、运行调整、巡检、正常维护及异常情况处理。
5.5监理单位（江西诚达工程咨询监理有限公司）负责监督检查工程施工进度及工程安装、调试质量，并协助业主负责各参战单位在工程建设中的协调和调度。
5.6制造厂家负责其设备的联调及调试过程中的监护和技术指导。
6调试应具备的基本条件
6.1机组启动现场地坪应平整，通道畅通，无障碍物、可燃物，按消防要求配齐消防器材和专职消防人员。
6.2现场照明应符合运行操作、巡视的要求，尤其是楼梯、通道口及设置重要监视仪表的场所，照明要充足。
6.3启动前电厂现场设备的命名、编号应清楚、醒目。
设备标志正确、明显（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等）。
6.4准备好启动所需的用具，如扳手、听棒、电筒、记录纸及记录用具等。
6.5与启动有关的热力管道保温完善，油管下方的热力管道已采取防火措施。
6.6应有足够的除盐水，以备机组启动中补充，系统各容器及管道已注水。
6.7下水道畅通，机组排水槽排水泵备用正常，能及时把污水排出厂外。
6.8与启动有关的手动、气动、电动、液压阀门均试操正常。
6.9油系统已经热油冲洗和清理，油系统和油质已由质检人员验收符合机组启动要求。
6.10与启动有关的系统已经充压试验，辅机分部试转合格并办理签证。
6.11与启动无关的汽水系统应妥善隔绝，并挂牌，切断电源。
6.12热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格.集控室控制台（盘）控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确,各指示灯报警窗显示正确。
6.13热工SCS、DCS、CCS、DEH、ETS、TSI等静态试验完毕，具备投用条件。
6.14所有将投入试运行的设备系统，按图纸技术要求安装完毕，并完成设计变更及必要的修改项目，安装记录齐全，质量经验收合格，与启动有关的汽水管道冲管工作已按要求冲洗完毕。
6.15运行中不便调试的安全门如高加安全门等应在安装前模拟试验整定好；
6.16各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置的标志，转动机械应灌好润滑油、润滑脂；
6.17试运区域应建立保卫制度；
6.18下列辅机及附属系统经过分部调试并带工质试运合格，能随时正常可靠地投入：
6.18.1工业水系统。
6.18.2循环水泵及循环水系统。
6.18.3开式循环冷却水系统。
6.18.4闭式循环冷却水系统。
6.18.5凝汽器补水及排水系统。
6.18.6大、小机凝结水泵及凝结水系统。
6.18.7除氧器、给水泵及给水系统。
6.18.8高压加热器系统。
6.18.9低压加热器系统。
6.18.10辅助蒸汽系统。
6.18.11控制用压缩空气系统。
6.18.12给水取样及化学加药系统。
6.18.13凝汽器真空系统。
6.18.14高低压旁路阀控制系统。
6.18.15大、小机轴封供汽系统。
6.18.16蒸汽管道及汽机本体疏水系统。
6.18.17回热抽汽及疏水系统。
6.18.18汽轮机控制油系统。
6.18.19汽机监测、保安系统。
6.18.20汽机润滑油系统及油净化装置。
6.18.21汽机顶轴及盘车系统。
6.18.22发电机密封油系统。
6.18.23发电机定子冷却水系统。
6.18.24发电机充排氢系统及二氧化碳置换系统。
6.18.25事故柴油发电机系统。
6.19启动前应完成的主要试验项目
6.19.1大机调节保安系统、DEH、ETS系统静态调整试验；
6.19.2小机MEH静调及其联锁、保护试验、单体试运；
6.19.3大、小机交流油泵、直流油泵联动试验；
6.19.4顶轴油泵，盘车低油压联锁保护试验；
6.19.5高加水位保护试验；
6.19.6低加水位保护试验；
6.19.7除氧器水位保护试验；
6.3.8辅机联锁保护试验；
4.19.9所有电动、气动门开关试验；
6.19.10所有系统报警试验；
6.19.11发电机内冷水断水保护试验；
6.19.12抽汽逆止门联动试验；
6.19.13机炉电大联锁试验（电跳机、炉跳机、机跳炉、机跳电）；
6.19.14高低旁路仿真试验；
6.19.15主机DEH及协调系统仿真试验；
6.19.16与启动有关的锅炉、化水、电气等专业的调试工作已完,并已办理签证。
6.20汽机禁止启动及投入运行条件：
6.20.1机组任一保护装置失灵。
6.20.2主要操作系统失去人机对话功能。
6.20.3DEH控制装置工作不正常,影响机组启动或正常运行。
6.20.4自动调节装置工作不正常,影响机组启动或正常运行。
6.20.5机组主要监测参数（转速,振动,轴向位移,汽缸上下壁温,抗燃油及润滑油压,油温,轴承温度,主,再热汽压力,温度,转子偏心等）超过极限或失去监视功能,影响机组启动或正常运行，高中压缸排汽温度严禁超温。
6.20.6任一主汽门、调节门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关不严。
6.20.7交流、直流润滑油泵，EH油泵和密封油系统故障，顶轴油泵及盘车装置失灵。
6.20.8汽机转子偏心度相对原始值变化超过20um。
6.20.9汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声或盘车转速明显降低。
6.20.10汽机润滑油油箱,EH油箱油位低至最低报警油位或油质不合格，油温低于21℃。
6.20.11汽轮机高、中压内缸上、下温差≥42℃。
6.20.12发电机氢压＜0.15MPa，纯度≤95％。
6.20.13控制用电源、气源不正常。
6.20.14DCS系统不正常。
6.20.15保安电源工作不正常。
6.20.16汽机防进水保护系统不正常。
6.20.17轴封供汽不正常。
6.20.18保温不完整。
7调试的程序与工艺
7.1启动方式
本机组启动方式为采用DEH提供的汽机SGC功能带旁路的高、中压缸联合启动。
7.2启动原则
⑴首次启动时主要设备的操作方式：
☐主机DEH采用SGC自动方式；
☐小机MEH采用转速自动（DCS远方控制）；
☐辅机的投运若有远方操作的均采用远方操作，并投入相应的联锁保护；
☐除氧器和凝汽器水位的控制采用自动控制方式；
☐高、低压旁路系统采用自动控制方式；
☐轴封控制投自动；
☐低加随机启动，高加水侧随给水系统的投运而投运，汽侧的投入应在机组负荷大于50MW。
⑵汽机无论是冷态启动还是热态启动，必须保证进入汽机的主蒸汽和再热蒸汽参数符合X准则的要求，详见附录12；
⑶机组启动时，汽轮机不允许在下列速度范围（叶片可能共振的转速）停留：
☐480r/min到990r/min；
☐1050r/min到2850r/min。
⑷机组启动时，应满足附图所列的启动曲线的要求。
首次冷态启动时，机组将在360r/min下暖机60分钟。
⑸启动状态划分：
启动
状态
冲转方式
高缸金属温度
中缸金属温度
停机时间
℃
℃
极冷态
先高压后高中压
50
50
冷态
200
110
150h以内
温态
380
250
56h以内
热态
540
410
8h以内
极热态
560
500
2h以内
⑹各态启动参数
下列所列参数分别为高压主汽门和中压主汽门前的参数。
冲转参数的选择如下：
a、主蒸汽温度：
由X4、X5准则确定。
b、再热蒸汽温度：
由X6准则确定。
c、冲转参数参考值：
d、冷态启动：
P1/P2=8.5/1.2MPaT1/T2=400/390℃；
e、温态启动：
P1/P2=8.5/1.2MPaT1/T2=440/430℃；
f、热态启动：
P1/P2=12/1.6MPaT1/T2=550/500℃；
g、极热态启动：
P1/P2=12/1.6MPaT1/T2=580/550℃。
7.3整套启动调试工作程序
汽轮发电机组整套启动调试可分机组冲转升速至额定转速试验、机组额定转速空负荷试验、机组带部分负荷试验、机组带满负荷168小时连续运行试验、汽轮机甩负荷试验及机组性能试验等六个阶段进行。
7.4整套启动调试的步骤
7.4.1机组启动前检查确认
⑴检查主、再热蒸汽系统暖管充分且无积水，各辅助设备及系统运行正常；
⑵确认各控制系统（如DCS、DEH、MEH、ETS和TSI）、热工信号、检测、报警系统均正常；
⑶冲转蒸汽品质合格；
⑷启动参数确认，见下表：
冲转前应充分考虑冲转后的变化趋势，并做好应急措施；
项目
控制值
主蒸汽压力
8.5MPa
主蒸汽温度
400℃
高、中压缸金属上下温差
＜±30℃
润滑油压力
0.37～0.4MPa
润滑油温度
＞37℃
EH油压力
16MPa
EH油温度
＞20℃
凝汽器压力
＜13kPa（a）
密封油油氢差压
0.08～0.12MPa
密封油温度
35～50℃
发电机氢压
0.47～0.5MPa
发电机氢温
40～46
轴封蒸汽母管压力
～3.5kPa
轴封蒸汽温度
280～320℃
⑸通过旁路的操作来保证冲转主蒸汽参数满足要求；
⑹确认CRT所有汽机防进水保护疏水阀处于全开状态；
⑺记录重要参数的初始值，如缸胀、转速、轴振、瓦振、本体金属温度、轴承金属温度和回油温度等；
⑻汽缸膨胀试验所需临时仪表已安装，并派专人记录；滑销系统已润滑，能自由滑动；
⑼汽机顶轴、盘车装置投入运行，并已运行足够时间（符合厂家或运行规程的规定——连续盘车4小时以上）；
⑽轴封蒸汽温度尽可能与汽机金属温度匹配，并符合制造厂的有关曲线要求，（机组正常运行时轴封汽温度控制在280～320℃）。
7.4.2汽轮机冲转升速至额定转速试验
步骤
主要操作，试验及说明
备注
1
厂用电系统投运
2
仪表及控制设备受电
1．接通全部监测控制仪表；
2．检查各控制仪表能否正常显示记录。
3
循环水系统投运（循泵一投一备）
4
开、闭式水系统投运
开、闭式水泵一投一备
5
仪用、厂用空气系统投入
6
凝结水系统投运
1．启动主机A凝泵变频运行，B凝泵工频备用；
2．低压给水管道冲洗；
3．向除氧器上水至2200mm，凝汽器液位维持800mm；
7
主机润滑油系统投运
1．检查油箱油位；
2．确认进入冷油器的冷却水已被关闭；当油温接近50℃时，逐渐投入冷却水。
3．启动一台主油箱排油烟风机，另一台投入联锁；
4．油温≥21℃时，启动交流润滑油泵，否则应先投加热；
5．投联锁并使直流事故油泵处备用状态；
6．润滑油压：
0.37-0.40MPa润滑油温：
＞37℃。
8
发电机密封油系统投运
1．启动真空密封油箱真空泵；
2．启动一台高位密封油箱排烟风机，另一台投入联锁；
3．启动一台交流密封油泵，另一台交流密封油泵及事故密封油泵投联锁；
4．密封油系统投运。
9
顶轴油系统及盘车装置投运
1．启动两台顶轴油泵，检查顶轴油母管压力正常后将另一台顶轴油泵投入联锁；
2．确认大轴已被顶起记录各瓦顶轴油压及大轴顶起高度；
3．投入盘车，确认各转动部分声音及盘车转速正常；
10
发电机充氢
1．氢压0.5MPa；
2．氢气纯度：
>98%
3．油／氢差压：
0.11MPa。
11
发电机定子冷却水系统投运（定冷水泵一投一备），调整流量至116t/h,，氢水差压>35Kpa
12
辅助蒸汽系统投运，辅汽母管压力：
0.8～1.0MPa，温度：
250～300℃
13
主机真空系统投运
1．关闭真空破坏门；
2．启动两台真空泵，另一台投入联锁，对主机和小机抽真空；
3．当凝汽器背压<13kPa时，具备冲转条件；
4.真空一旦建立，应确认汽机主汽、冷再、热再和抽汽管道上的疏水阀已打开主
轴封投运前需进行轴加水封注水
14
机轴封系统投入
1．暖管至调阀前，充分疏水；
2．开启轴封冷却器风机（一投一备）；
3．调整主机轴封供汽压力103kPa,，轴封母管压力～3.5Kpa，温度280～300℃，检查轴封回汽正常，将主机轴封供汽压力投入自动。
注意在向轴封供汽母管送汽前应保证汽缸疏水阀开启；
15
小机润滑油系统投运
1.检查油箱油位；
2.确认进入冷油器的冷却水已被关闭；当油温接近50℃时，逐渐投入冷却水。
3.启动一台油箱排油烟风机，另一台投入联锁；
4.油温≥21℃时，启动交流润滑油泵，否则应先投加热；
5.投联锁并使直流事故油泵处备用状态；
润滑油母管压力：
0.22-0.25MPa润滑油温：
＞37℃。
6.投入小机盘车运行
16
小主机真空系统投运
1启动一台真空泵，另一台投入联锁，对小机抽真空；
2.当凝汽器背压<13kPa时，小机具备冲转条件；
3.真空一旦建立，应确认小机进汽管及小机汽缸本体的疏水阀已打开
17
小机轴封系统投入
1.暖管至调阀前，充分疏水；
2.调整小机轴封供汽压力101～108kPa,温度200℃以上，检查轴封回汽正常，将小机轴封供汽压力、温度投入自动。
注意在向轴封供汽母管送汽前应保证汽缸疏水阀开启；
18
汽泵投运
1.启动汽泵走再循环
2.开启汽泵出口电动门，向高加组注水切换给水走高加主路向锅炉上水
汽泵投运前需进行汽泵密封水水封注水
19
除氧器加热投运
投入辅汽至除氧器加热，除氧器加热压力：
0.147MPa；
20
汽机EH油系统投运
1．检查油箱油位；
2．确认油箱油温>5℃，否则启动EH油再循环泵投加热；
3．油温>21℃时，启动一台EH高压油泵，另一台投联锁备用；
确认EH油母管压力16MPa，温度43～54℃。
21
DEH系统投入
1．DEH应提前4小时带电；
2．DEH面盘检查：
1）抽汽逆止阀SLC投AUTO。
2）高排逆止门A、BSLC投AUTO。
3）真空破坏门A、BSLC投AUTO。
4）汽机疏水SLC投AUTO。
5）顶轴油泵DCO、SLC投AUTO。
6）交流润滑油泵DCO、SLC投AUTO。
7）直流润滑油泵SLC投AUTO。
8）排烟风机DCO、SLC投AUTO。
9）盘车电磁阀SLC投AUTO。
10）汽机润滑油供应SGC投AUTO。
11）润滑油泵检查SGC投AUTO。
12）EH油泵、EH油循环泵DCO、SLC投AUTO。
13）汽轮机轴封蒸汽控制SGC投AUTO。
14）轴加风机DCO、SLC投AUTO。
15）将TSEINFL应力计算SLC投AUTO。
16）将PRESMODE压力模式SLC投AUTO。
17）将（3个HPEXHAUSTTEMPCTRL）高压叶片进汽压力限制控制器、高压排汽温度控制器、高压压比控制器SLC投AUTO。
18）将（S/UPDEVICE）启动装置SLC投AUTO。
19）将高、中压调门、补汽阀阀位限制设为105％。
3．DEH静态操试验，包括阀位试验，DEH盘面紧急停机按钮跳闸试验等。
22
ETS模拟试验检查——汽机跳闸试验
23
TSI带电投用
24
锅炉点火——当凝汽器背压达27kPa以上时，可通知点火
25
旁路系统投入
1．锅炉点火后，根据锅炉的需要，可投入旁路系统；
2．将高、低压旁路减压阀和喷水阀投自动，全开喷水隔离阀；
3．将高、低压旁路控制方式设为启动方式；
4．锅炉燃烧与旁路配合进行暖管提升蒸汽参数。
26
汽机首次冲转前的状态检查与操作
1．汽机盘车连续投入4小时以上；
2．挂闸前确认高、中压主汽门，高、中压调门在全关位置；
3．检查汽轮机本体、高、低压疏水气动门自动开启，手动门在开启位置；
4．检查主机所有保护均已投入；
5．记录所有重要参数的初始值，如：
缸温、振动、润滑油供、回油温度、母管压力、轴承进油压力、轴承温度等；
6．测量汽缸膨胀所需临时仪表已安装正确，并有专人负责；
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