紫金铜业KW汽轮机整体调试措施DOCWord文档下载推荐.docx
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四、整组启动应具备的条件
五、整组启动程序及原则
六、调试阶段各辅助设备、系统的投用
七、汽轮机冷态启动试验
八、汽轮机热态启动试验
九、汽轮机停机
十、组织机构
1.1概况：
福建紫金铜业有限公司余热发电工程汽轮发电机组是由青岛捷能汽轮机集团股份有限公司制造的B2.5-4.60/0.90型2.5MW背压式汽轮机型单缸补汽凝汽式汽轮机。
本机采用的是数字电---液调节系统（DEH），主要由Woodward数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。
本机组的保安系统采用冗余保护。
除了采用传统的机械---液压式保安装置外，增加电调装置、仪表检测系统的电气保护。
保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、轴向位移遮断器、电磁阀、主汽门、电调节器的超速保护等组成。
本系列汽轮机为单缸背压式汽轮机，本体主要由转子部分和静子部分组成。
转子部分包括主轴、叶轮叶片、主油泵、联轴器等；
静子部分包括汽缸、蒸汽室、喷嘴组、隔板、转向导叶环、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。
盘车装置装于后轴承座上，当需要盘车时，旋转盘车装置上的手轮，使小齿轮与盘车大齿轮啮合。
于此同时，接通润滑油路，启动盘车装置。
当汽轮机启动后，主轴转速大于盘车转速时，盘车小齿轮从啮合位置自动脱开，并切断润滑油路，盘车装置停用。
机组主要辅机设备包括主油泵、高压电动油泵、交流辅助油泵、直流辅助油泵各1台、汽轮油泵、注油器（I、II）、冷油器、油箱、排油烟机、轴封冷却器。
1.2设备规范、特性、参数
1.2.1汽机主要技术数据
产品代号
KD1339
产品型号
B2.5-4.60/0.90
额定功率
MW
2.5
最大功率
额定转速
r/min
3000
旋转方向
从机头看为顺时针
额定进汽压力及变化范围
MPa
4.6+0.20–0.20（绝对）
额定进汽干度
0.995
额定进汽量
t/h
～50
额定抽汽压力及调整范围
（绝对）
额定工况抽汽温度
℃
额定抽汽量/最大抽汽量
额定排汽压力及调整范围
0.9+0.3-0.2（绝对）
额定工况排汽温度
175
额定工况保证汽耗率
kg/kw.h
21.55
临界转速
1973
额定转速时振动值
mm
≤0.03（全振幅）
临界转速时振动值
≤0.15（全振幅）
汽轮机本体重量
t
～17
汽轮机检修时最大件重量
9
转子重量
1.683
汽轮机外形尺寸（运行平台以上）
m
3.95×
3.78×
2.765
（L×
W×
H）
汽轮机中心标高（距运行平台）
1.2.2调节保安系统
转速摆动值
±
2
转速不等率
%
3～6
调速迟缓率
≤0.2
排汽压力不等率
0～20
排汽调压迟缓率
0～2
电液转换器的油压
0.25～0.4
主油泵压增
0.9
I路脉冲油压与主油泵进口油压差
0.294
路脉冲油压与主油泵进口油压差
危急遮断器动作转速
3300～3360
轴向位移保安装置动作时转子相对位移值
0.7
汽轮机油牌号
L-TSA46#
1.2.3整定值
抽汽安全阀动作压力
（表）
排汽安全阀动作压力
1.25（表）
抽汽压力低限报警
排汽压力低限报警
0.58（表）
高压电动油泵自动启动时主油泵出口压力
0.75（表）
高压电动油泵自动关闭时主油泵出口压力
手动（表）
汽轮油泵自动启动时主油泵出口压力
汽轮油泵自动关闭时主油泵出口压力
轴向位移遮断器正常位置时控制油压
见试验曲线（表）
轴向位移遮断器动作时控制油压
0.245（表）
润滑油压
降低保护
报警
0.055（表）
交流电动油泵投入
0.04（表）
直流电动油泵投入
0.03（表）
停机
0.02（表）
电动盘车不得投入
0.015（表）
轴承温度
升高保护
65（回油温度）
85（轴瓦金属温度）
70（回油温度）
100（轴瓦金属温度）
2.1青岛捷能汽轮机集团股份有限公司《B2.5-4.60/0.90型2.5MW背压式汽轮机型单缸补汽凝汽式汽轮机》安装使用说明书
2.2《电力建设施工及验收技术规范》DL5011-92
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
2.4汽轮机启动调试导则DL/T863-2004
2.5其他相关技术资料与图纸
3.1整组启动调试目的：
通过机组整组启动调试，全面检验考核设备的制造、安装、设计质量和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题，消除由于各种原因造成的设备系统中存在的缺陷，逐步使主辅机设备系统达到设计的额定工况和出力，完成机组72小时+24小时试运行，使机组以安全、可靠、稳定生产的状态交给电厂。
3.2启动调试的任务
3.2.l进行机组整组启动、并网、带负荷、72小时满负荷试运行。
3.2.2检测与考核汽轮机DEH控制系统静态、动态性能。
3.2.3检测与考核汽轮机发电机组在各种工况下的振动状况（汽机测振）及轴承、推力轴承温度正常。
3.2.4投用并考验机组各主机辅机及系统能否适应机组各种工况的运行。
3.2.5记录及收集机组设备和系统各种工况下的运行参数和状况。
3.2.6试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式。
3.2.7投用并考验机组各项保护及自动控制装置的工作状况。
四、整组启动的条件
4.1措施实施应具备的条件
4.1.l现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐，照明充足，通讯良好，障碍物和易燃物已消除，消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。
4.1.2厂房封闭良好，不漏水，机组的试运行区域划分明确，作出标记。
4.1.3现场需用的规程、系统图、阀门扳手、运行日志及数据记录表格等已备妥，调试用的仪器、仪表已准备就绪，管道保温良好，油管下方的热管道已采取防火措施。
4.l.4参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明了，各方面（电厂、安装、调试）参与启动人员的姓名、专业均已张贴现场，便于工作联系。
启动现场用红白带围起，无专用符号者不准入内，现场所有人员各自的行动以不妨碍运行操作为原则。
4.2整组启动设备、系统应具备的条件
4.2.l各辅机设备及转动机械经分部试转合格，各手动阀门均经开关检查，各调节阀、电动阀动作试验正常。
4.2.2有关受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作校验良好，各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经验收合格，符合机组的启动需要及要求。
4.2.3汽机盘车试转结束，已可投用。
4.2.4发电机空气、水系统调试结束，处于可投用状态。
4.2.5热控控制系统已处于可投用状态，汽机DEH、TSI基地式调节装置已处于可投用的状态，功能能满足机组启动的需要。
4.2.6汽机本体ETS、TSI均己校验合格，各报警信号、光字牌显示良好。
4.2.7化学已准备足够的启动补水水源，凝结水除盐装置冷态调试结束，具备投用条件。
五、机组启动主要原则
5.1机组调试可分为下述三个阶段进行
5.1.1从机组冲转到额定转速试运转，包括做汽机主汽门、调节气门严密性试验、汽机超速试验，汽机停机时测量惰走曲线（每3分钟记录转速一次，直至汽机转子停转），还要完成电气试验。
5.1.2机组带负荷试验（0％～100％负荷，进行机组调整抽汽投用及各种设备的动态投用及出力工况考验）。
5.1.3机组的72小时满负荷试运行。
1.472小时试运行停机消缺后，启动带满负荷进行24小时试运行后移交生产。
5.2机组第一次冲转用电动主闸门旁路阀启动为主。
5.3机组第二次冲转开始的调试阶段可用DEH控制转速，控制方式以操作员自手动为主，在条件成熟时可试用DEH的另外一种控制方式，即按曲线汽轮机自动控制。
5.4启动时注意上、下缸金属温差＜50℃。
六、整组启动调试阶段各辅机和设备、系统的投用
6.1投用工业水系统
6.2油系统（含EH油系统）盘车的投用
6.3调速系统静态试验
6.4汽机保护联锁校验
6.5凝结水系统投用
6.6投用循环水系统
6.7主蒸汽系统暖管
6.8轴封送汽
7.1冷态起动前的准备工作
7.1.1仔细检查汽轮机、发电机及各附属设备，确认安装（或检修）工作已全部结束。
7.1.2准备好各种仪表和使用工具，作好与主控室、锅炉分场、电气分场等相关部门及热网的联系工作。
7.1.3对油系统进行检查
（1）、油管路及油系统内所有设备均处于完好状态，油系统无漏油现象。
（2）、油箱内油位正常，油质良好，液位计的浮筒动作灵活。
（3）、油箱及冷油器的放油门关闭严密。
（4）、冷油器的进、出油门开启，并有防止误操作的措施，备用冷油器进、出油门关闭。
（5）、电动油泵进、出口阀门开启。
（6）、清洗管路时在各轴承前所加的临时滤网或堵板必须全部拆除。
7.1.4对汽水系统进行检查
（1）、主蒸汽管路及排汽管路上的电动隔离阀已预先进行手动和电动开关检查。
（2）、主蒸汽管路、排汽管路上的隔离阀、主汽门、安全阀关闭，直接疏水门、防腐门及向空排汽门开启；
汽缸上的直接疏水门开启。
（3）、汽封管路上通向汽封加热器的阀门开启，汽封加热器的疏水门开启。
汽封加热器的喷射蒸汽进汽阀关闭。
（4）、各蒸汽管路应能自由膨胀。
在冷态下测量各膨胀间隙并记录。
（5）、冷油器冷却水总门开启，冷油器进水门关闭，出水门开启。
（6）、汽轮油泵蒸汽管路上的蒸汽门关闭，汽轮油泵排汽门及疏水门开启。
7.1.5数字调节器组态
（1）、调节器的操作、维护必须专人负责。
有关操作、维护说明见调节器用户手册。
（2）、按照汽轮机、发电机运行要求进行组态。
（3）、组态经运行验证后，应设定程序密码，以防随意改动。
7.1.6对调节、保安系统进行检查：
（1）、调节器、调节汽阀等各部套装配合格、活动自如，电调节器自检合格。
（2）、调节汽阀连杆上各转动支点的润滑良好，调节汽阀预拉值符合要求。
（3）、各保安装置处于断开位置。
7.1.7检查滑销系统，在冷态下测量各部位的间隙，记录检查结果。
前座架上若带有滑动油槽，应压注润滑油。
7.1.8检查所有仪表、传感器、变送器、保安信号装置。
7.1.9通往各仪表的信号管上的阀门开启。
7.1.10各项检查准备工作完成后，通知锅炉分场供汽暖管。
7.2暖管（到隔离阀前）
7.2.1隔离阀前主蒸汽管路暖管，一般情况下，全开排大气疏水门，逐渐提升管道内的压力到0.2～0.3MPa（表），暖管20～30分钟后，以0.1～0.15MPa（表）/min的压力提升速度升至正常压力，温度提升速度不超过5℃/min。
7.2.2在暖管过程中应注意检查防腐门是否冒出蒸汽，当有蒸汽冒出时，应检查关严隔离阀及旁路阀，严防暖管时蒸汽漏入汽缸。
7.2.3管道内压力升到正常压力时，应逐渐将隔离阀前的总汽门开大，直至全开。
7.2.4在升压过程中，应根据压力升高程度适当关小直接疏水门，以减少工质损失。
并检查管路膨胀和支吊状况。
7.3起动辅助油泵，在静止状态下对调节保安系统进行检查
7.3.1起动低压电动油泵，检查
（1）润滑油压及轴承油流量；
（2）油路严密性；
（3）油箱油位。
新安装第一次起动时，应预先准备好必需的油量，以备油管充油后向油箱补充油。
所充油的油质应良好。
7.3.2起动高压电动油泵（或汽轮油泵运行正常），则高压油建立，这时先检查油系统，进行保安装置动作试验
（1）起动盘车装置
①、检查电机旋转方向，停下电机；
②、（旋转盘车电机上的手轮，同时逆时针转动盘车手柄至“啮合”位置，）投入盘车装置，起动盘车；
带有润滑油进油旋塞的应开启旋塞。
（2）将各保安装置挂闸；
挂闸前先将主汽门操纵座手轮和启动阀手轮（调节器上带启动阀时）关到底。
（3）旋转启动阀手轮，全部开启启动阀。
（4）旋转主汽门操纵座手轮，分别使各保安装置动作，检查主汽门是否迅速关闭。
（5）检查合格后，将各保安装置重新挂闸，接通高压油路。
（6）对电调系统进行静态编程及调试工作须由专业调试服务人员完成，并由用户对调试过程与结果进行记录。
（7）检查主汽门是否关严。
（8）电调“复位”。
7.4起动
7.4.1全开背压管路上的向空排汽阀。
7.4.2起动高压电动油泵，检查机组各轴承回油是否正常，冷油器出口油温不得低于25℃。
7.4.3投入盘车装置。
7.4.4开启主蒸汽管路上隔离门的旁通门，起动暖机时，用旁通阀节流降压，使主汽门前压力慢慢升高，这时要检查防腐排汽口的情况。
7.4.5旋转调节器启动阀手轮，为调节汽阀开启做好准备，注意启动阀手轮应开足。
7.4.6确认电调自检合格后，缓慢旋转主汽门操纵座手轮，打开主汽门，此时调速汽门关闭，转子不得有冲动或升速现象。
7.4.7进入起动模式，选择“手动”或“自动”方式起动机组。
手按电调节器操作面板上的“运行”键，机组即可按照编好的运行程序自动升速、暖机。
7.4.8转子冲动后，保持一定转速，检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常响声；
当转速超过盘车转速时，盘车齿轮脱开，盘车电机停转，手柄锁住。
7.4.9一切正常后，转速将维持在低速暖机点，暖机20～30分钟，注意各轴承的温升及各部位的膨胀、振动情况。
7.4.10投入汽封加热器，调整加热器内压力为0.097～0.099MPa（绝）。
7.4.11当轴承进口油温高于40～45℃时，将冷油器投入运行，冷油器出口油温保持在35～45℃。
7.4.12汽轮机升速控制可参考《安装使用说明书》（第一分册）起动曲线。
7.4.13低速暖机后，肯定机组一切正常，可由电调继续自动暖机过程，转速将升到高速暖机点，保持40～60分钟，再次检查：
（1）油温、油压、油箱油位。
（2）各轴承的温度及回油情况。
（3）高压电动油泵（或汽轮油泵）的工作情况。
（4）汽轮机各部位的膨胀情况。
（5）汽缸上、下半的温差，应不超过50℃。
（6）机组振动。
7.4.14一切正常后，电调继续自动暖机过程，即可迅速而平稳地越过临界转速，直至达到额定转速。
7.4.15升速过程中注意：
（1）调节主蒸汽管路、汽缸本体疏水阀门，无疏水排出后，关闭疏水阀门。
（2）当机组出现不正常的响声或振动时，应降低转速检查。
（3）当油系统出现不正常的现象时（如油温过高或油压过低等），应停止升速,查明原因。
（4）当汽轮机热膨胀发生显著变化时，应停止升速，进行检查。
（5）严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差。
（6）暖机结束后，机组膨胀正常，可逐渐开大隔离阀，关闭旁通门。
7.4.16空负荷运行正常后，检查及调整
（1）主油泵进、出口油压；
（2）轴承油温、瓦温及润滑油压；
（3）电调装置是否输出正确。
（4）使各保安装置分别动作，检查主汽门、调节汽阀是否迅速关闭。
7.4.17汽轮机第一次起动后，应进行危急遮断器动作试验，试验步骤如下：
（1）先进行电超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提升至3270r/min，电调超速保护应动作。
再进行机械超速试验，将转速提升至3300～3360r/min，此时，危急遮断器应动作，否则立即手击危急遮断油门，停机调整危急遮断器动作转速。
（TSI在3360r/min自动停机）。
（2）危急遮断器动作后，将主汽门操纵座手轮和启动阀手轮旋到底，等转速降至3000r/min后，按程序重新起动。
（3）汽轮机第一次起动后，危急遮断器动作试验应进行三次，第一、二次转速差不应超过18r/min，第三次和前二次动作转速的平均值之差不应超过30r/min。
（4）试验之前，应先手打闸检查主汽门和调节汽阀关闭情况。
（5）冷态起动的机组，应在额定转速下暖机1～2小时，等到机组有充分的热膨胀后进行试验。
（6）已经运行了2000小时以上的机组，也应降负荷进行危急遮断器动作试验。
7.4.18整定排汽管路上的安全阀，其动作压力的上限应符合规定值。
7.4.19调整背压高于热网压力5%，通知热网准备接通背压排汽。
提升背压时，排汽温度升高速度不超过5℃/min。
7.4.20缓慢开启背压排汽管路上的电动隔离阀（应先开启旁通门），同时关闭向空排汽阀，保持背压稳定。
7.4.21关闭主蒸汽管路、背压排汽管路、汽缸本体上的直接疏水门。
7.4.22对机组进行全面检查，一切正常后将发电机并入电网。
7.5汽轮机按电负荷运行
7.5.1机组并网。
7.5.2以150Kw/min负荷提升速度增加负荷，负荷增加应均匀，负荷增加到50%的额定负荷时，停留20～30分钟,对机组进行全面检查，然后继续增加负荷。
7.5.3加负荷控制可参考《安装使用说明书》（第一分册）加负荷曲线。
7.5.4加负荷时，注意相关系统及设备的调整和切换。
7.5.5若有温差测点，在加负荷过程中，应注意控制汽缸金属温升速度、相对膨胀、温差等。
控制指标同升速要求。
7.5.6注意检查机组振动情况。
当振动增大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30分钟，若振动没有消除，应降低10～15%负荷继续运行30分钟，若振动仍不能消除，应查明原因。
8.1热态启动的原则
8.1.1转子弯曲度不超过0.06mm；
8.1.2上、下缸金属温差＜50℃；
8.1.3进汽温度应比汽轮机最热部件高50℃，防止处于高温状态的部件被冷却；
8.1.4在盘车状态下向轴封供汽，轴封汽应是高温蒸汽；
8.1.5盘车时间不少于4小时；
8.1.6在中速以下，汽轮机振动超过0.03mm时停机，重新盘车；
8.1.7严密监视胀差变化。
8.2热态启动的操作
8.2.1热态起动方式与额定参数冷态起动相同，只是升速和带负荷时间缩短。
8.2.2冲转前润滑油温不低于40℃。
9.1正常停机操作步骤
9.1.1降负荷前应通知各有关部门做好准备。
9.1.2各辅助油泵进行试验，试验盘车装置电机。
9.1.3检查主汽门、调节汽阀阀杆有否卡涩现象。
9.1.4检查减温、减压旁路。
9.1.5降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。
9.1.6注意检查调节汽阀有否卡涩。
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。
9.1.7减负荷。
对于短期停用后需再次起动的停机，采用快速减负荷，25min内将负荷减完；
对于较长时间的停机，采用缓慢减负荷到10～15%再甩负荷，减负荷速度为150KW/min。
9.1.8负荷减到零，得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门。
检查主汽门是否关闭严密。
9.1.9关闭背压排汽管路上的电动隔离阀，开启向空排汽阀，停下汽封加热器。
9.1.10停机降速过程中，应注意高压电动油泵（或汽轮油泵）是否自动投入运行，否则应手动起动油泵，维持润滑油压不低于0.055MPa（表）。
9.1.11停机时测绘惰走曲线与原始曲线比较。
9.1.12转子完全静止后，立即投入盘车装置。
盘车期间可切换为润滑油泵运行，润滑油泵出口油经过冷油器的则调整冷油器出口油温为35～40℃。
汽缸金属温度（复速级后）降为250℃后，改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于150℃）。
9.1.13冷油器出口油温降至35℃以下时，关闭冷油器水侧阀门。
9.1.14关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。
关闭通向汽缸本体的疏水门，严防漏汽进汽缸内。
9.2故障停机、事故预防及处理
故障停机是机组出现异常情况时，采用的紧急停机的方式。
瞬间切断进汽，甩去所带全部负荷。
故障停机时遵照以下原则处置。
9.2.1在最短时间内对事故的性质、范围作出判断；
9.2.2迅速解除对人身设设备的危险；
9.2.3在保证设备不受损坏的情况下，尽快恢复供电；
9.2.4防止误操作。
9.3故障停机
当发生下列情况时，应立即停机。
9.3.1转速超过3360r/min，危急遮断器不动作；
9.3.2轴承座振动超过0.07mm；
9.3.3主油泵发生故障；
9.3.4调节系统异常；
9.3.5转子轴向位移超过规定值，轴向位移遮断器或轴向位移监视装置不动作；
9.3.6轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃;
9.3.7油系统着火并且不能很快扑灭时；
9.3.8油箱油位突然降到最低油位以下；
9.3.9发生水冲击；
9.3.10机组有不正常的响声；
9.3.11主蒸汽管路或排汽管路破裂；
9.3.12排汽压力超过限定值，安全阀不动作。
9.3.2主蒸汽压力和温度超出规范时的处理：
9.3.2.1主蒸汽压力超出允许变化的上限时，应节流降压,节流无效时应作为故障停机。
9.3.2.2主蒸汽压力低于允许变化的下限0.2MPa（表）时,应降低负荷。
9.3.2.3主蒸汽温度超出允许变化的上限5℃,运行30分钟后仍不能降低，应作为故障停机，全年运行累计不超过400小时。
9.3.2.4主蒸汽温度低于允许变化下限5℃时，应降低负荷。
9.3.2.5正常运行时，两根主蒸汽管道的汽温相差不得超过17℃，短期不得超过40℃。
十、组织分工
紫金铜业余热发电装置系统工程
启动委员会组织架构
为确保紫金铜业余热发电装置系统机组试运的安全和质量，顺利通过72小时试运，达到机组投运后能够长周期安全经济运行的目的，特成立机组工程试运指挥部和各工作小组，请各参建单位按照各自的责任分工严格执行。
10.1试运指挥部
总指挥：
常务副总指挥：
组员：
10.2整套试运各专业组：
10.2.1汽机专业组：
10.2
升级会员 