2机组摩擦启动方案1105要点Word下载.docx
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一、目的
本次#2机组A级检修中安排将汽轮机通流部分径向间隙按照厂家设计值下限减0.1mm进行了调整，把通流间隙科学的调整至最佳值，最大限度的减少漏气损失，提高机组热效率，提高新机组投产及机组检修质量水平。
从理论上讲，可以完全实现提高汽轮机经济性的目的，但在机组启动过程中可能存在汽轮机动静部分碰磨现象，为了保证此次检修后机组启动的安全，防止因摩擦振动问题造成人身和设备损坏，特制定本方案。
本方案仅作为汽轮机摩擦启动方式使用，提供指导性意见，需试运总指挥批准。
在实施过程中的修改、调整，届时由试运总指挥决定。
二、编制依据
1、《中电投河南电力有限公司汽轮机精密检修后启动及运行导则》
2、《集控运行规程》
三、首次整套启动组织措施
3.1领导小组
组长：
副组长：
发电公司：
检修公司：
监理公司：
职责
负责机组摩擦启动全面工作，包括摩检方案的审核和各项安全、技术措施的落实、组织、协调、指导和决定机组大修后摩擦启动过程中出现的重大问题。
3.2首次整套启动工作小组
生技部汽机专工安全与环境保护监察部专工发电部汽机专工维护部汽机专工当值值长及班组维护部热工、机务人员
3.2.1生技部负责组织、协调和督促各部门工作，并监督各项技术措施的落实。
3.2.2摩擦启动期间，生产技术部联系河南技术信息中心完成现场汽轮机振动监测，并给予技术指导。
3.2.3安监部负责监督、检查各项安全措施的落实。
3.2.4发电部明确以值长为中心的调度指挥系统，确保运行人员操作的正确性，分工的明确性、指挥的统一性，各当班值长统一指挥启动工作。
汽机专业负责安排好启动前的准备和启动操作工作，组织运行人员熟悉掌握《集控运行规程》中有关机组冷态启动操作和汽轮机强烈振动等事故处理内容，并做好大轴永久性弯曲等事故危险点分析预控和事故预想工作。
3.2.5生技部、维护部督促、协调检修公司做好机组摩擦启动的准备工作和设备缺陷消除工作，并做好摩擦启动过程中的人员分工检查；
以及摩擦启动过程中，严禁汽轮机两侧无关人员通过。
3.2.6检修公司全面配合机组摩擦启动工作，并消除启动过程中发生的设备缺陷。
3.2.7监理公司做好机组检修、运行方面的安全和技术监督、把关、验收、指导工作。
3.2.8工作小组成员合理分工，在摩擦启动期间24小时现场值班。
3.2.9具体人员分工：
序号
项目
人员分工
1
记录汽机本体参数（包括振动、缸温、差胀、总胀等）
运行人员负责记录DEH、DCS各参数，启动前、摩检时详细记录
2
就地汽机本体测振、听音、巡检。
运行人员负责就地测量机组振动，并负责与集控室联系；
检修公司负责就地汽轮机振动、听音检查；
设备部汽机专业负责就地振动、听音检查
3
本体疏水管道测温
维护部和发电部共同测量
4
机头打闸
运行人员1人
5
#1机盘前，值长台各1人监视本体振动情况，记录振动变化趋势。
值长台前由发电部负责监视。
#1机盘前主值1人。
6
汽轮机在线振动监测TSI
维护部热控1人，技术信息中心1人
7
现场操作命令下达
当值值长
四、设备简介
本机组为哈尔滨汽轮机厂有限公司与日本东芝公司采取合作设计、联合制造的方式共同研制的带有48英寸（1219.2mm）钢制末级叶片的1000MW超超临界机组。
汽轮机由高、中压缸和低压缸A、B四个汽缸组成。
高压缸为单流式反向流动，中、低压缸都采用双分流式，以缩短机组轴向尺寸、控制末级叶片长度和减小转子轴向推力。
四个汽缸均采用了内、外双层缸结构，高、中压缸采用双层缸结构可以减小汽缸热应力，提高机组对负荷变化的适应性，低压缸采用双层缸结构可以减小外缸的热膨胀量，并有利于排汽的径向扩压。
各汽缸均为水平中分面结构，高、中压缸用双头螺栓将汽缸上、下半连接起来，并通过外缸上半伸出的猫爪支撑在轴承箱的支座上，两个低压缸利用外缸下半的撑脚坐落在四周布置的台板上。
汽轮机的高、中、低压转子全部为整锻式转子，各段之间均采用法兰式刚性联轴器连接，形成了轴系，轴系轴向位置是靠机组高压转子的推力盘来定位的。
每个转子都有两个轴承支撑，其中高、中压转子的四个支持轴承分别位于前轴承箱、#2轴承箱、#3轴承箱内，这三个轴承箱直接落在基础台板上，推力轴承位于#2和#3支持轴承之间。
低压转子的4个支持轴承分别位于低压缸两端的轴承座内，这四个轴承座与低压缸外缸下半焊接成一体并与低压缸一起坐落在底部台板上。
来自锅炉的新蒸汽通过四个高压主汽门、四个高压调门，经过4根高压导汽管进入高压缸。
进入高压缸的蒸汽通过一个双列调节级和9个高压压力级后，由外缸下部两侧排出进入再热器冷段。
经再热后的蒸汽经过两个再热主汽调节联合阀，进入中压缸中部，并在其内朝汽缸的两端双向流动，在经过对称布置的7级冲动式中压级后，从中压缸两端顶部的排汽口排出，两股排汽经一根变直径的中低压连通管混流后，分别进入A、B低压缸中部。
两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向6级冲动级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。
低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节连接方式。
汽轮机为冲动式叶片共48级，高、中、低压缸分别Ⅱ+9级、2×
7级、2×
2×
6级。
汽轮机高、中压转子及低压转子均采用整锻无中心孔转子。
高中压转子的脆性转变温度（FATT）的数值为113℃。
汽轮发电机组轴系共11个支持轴承、1个推力轴承，其中#1～#4轴承均为双向可倾瓦，其它除推力轴承外均为椭圆轴承，#2、#3轴承之间设推力轴承，推力轴承为金丝巴里型，布置如下图。
高中压转子推力盘中心即整个汽轮机转子相对于汽缸的膨胀死点。
汽轮机本体共设3个绝对死点，分别在#3轴承箱、低压缸（A、B）中部。
#3轴承箱、低压缸（A、B）分别由预埋在基础中和基础台板上的两块横向定位键和两块轴向定位键限制其中心移动，形成机组的绝对死点。
运行中低压缸（A、B）以各自的绝对死点为中心沿轴向和横向自由膨胀。
高、中压缸分别由四只“猫爪”支托，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过推力键配合，“猫爪”在支撑键上可以自由滑动。
发电机中部设有横销，为发电机定子的死点。
汽轮发电机组的#5、#6、#7、#8、#9、#10轴承均设有高压顶轴油囊，每一轴承顶轴油管路中配置逆止阀。
顶轴系统设计为母管制运行，并设有安全阀以防超压。
两台轴向柱塞式顶轴油泵，一运一备。
机组设有八级回热抽汽系统，其中高压缸有一级抽汽口，一级排汽口；
中压缸有一级抽汽口，一级排汽口，低缸有四级抽汽口。
八级抽汽分别供给三台高压加热器、一个除氧器、四台低压加热器和小汽轮机用汽。
五、安全措施
5.1发电部组织运行人员熟悉掌握《集控运行规程》、《25项反措》中有关机组冷态启动操作和汽轮机振动等事故处理内容，并做好汽轮机大轴永久性弯曲、超速、烧瓦等事故危险点分析预控和事故预想工作。
5.2发电部在#2发电机组启动前的准备和启动操作中认真执行“两票三制”，按照规程进行设备巡检、操作和事故处理。
5.3#2发电机组检修工作全部结束，工作票注销，各设备、系统试运正常。
5.4#2发电机组调速系统静态特性试验合格，各保护试验正常，ETS跳机、室内手动打闸、就地机头打闸均正常，机组具备大修后整机启动条件。
5.5#2发电机组启动前检查各保护投入正常（尤其是振动保护）。
5.6#2发电机组摩检启动过程中控制室内和就地检查人员保持密切通信联系，遇到异常情况时能保证控制室内和就地汽轮机头部运行人员及时打闸停机。
5.7#2发电机组摩擦启动依据就地检测汽机本体及各瓦测振、听音、巡检情况和#1机DCS盘前监视本体振动情况，来判定#2发电机组是否暖机、升速。
5.8维护部热工人员把振动大跳闸值更改为任一轴振达175μm,且另有任一轴振达100μm。
5.9若某一转速时听到汽轮机内部虽然有摩擦声音，或在升速、暖机过程中判定汽轮机内部有摩擦时，此时机组各瓦轴振、瓦振等振动相对稳定时（中速以下#1－10瓦轴振≯80μm、非临界转速情况下瓦振≯30μm，中速以上#1－10瓦轴振≯100μm、非临界转速情况下瓦振≯50μm），应稳定在此转速下运行，直至汽轮机内部动静摩擦声音消失再行升速；
一旦发现振动值上升超过规定值时应立即按不破坏真空手动打闸停机处理。
5.10若#1－10瓦任一轴振值达到200μm或任一轴振值任一方向振动突增50μm则立即破坏真空紧急停机。
振动大打闸之后，汽轮机惰走到零，记录转子惰走时间。
5.11检修公司人员现场应做好在连续盘车中断情况下如何架设千分表实现对大轴弯曲度和弯曲相位进行检测和处理的准备。
六、运行措施
6.1操作要求：
6.1.1汽轮机冲转前要求盘车连续运行8小时以上；
6.1.2机组冷态冲转参数：
项目名称
单位
数值
主蒸汽压力
MPa.a
8.5
主蒸汽温度
℃
380
再热蒸汽压力
1.4
再热蒸汽温度
340
凝汽器压力
kPa（a）
-88～-90
润滑油温度
2735
抗燃油温度
3545
6.1.3检查润滑油、EH油系统运行正常，润滑油压大于0.18MPa，EH油压15～17MPa，润滑油温30℃，根据汽机转速变化，逐渐调整油温至转速对应值，汽机冲转前保持两台顶轴油泵运行。
6.1.4检查高、中压缸上、下缸温差小于30℃。
6.1.5低压轴封温度控制在160∽220℃，运行中轴封温度波动要小于30℃。
6.1.6盘车已连续运行，高中压主、调汽门关闭，高中低压汽封已投入，凝汽器压力-88～-90KPa，高中压内缸第一级内壁金属温度在130℃以下，投入高、中压缸暖缸，蒸汽温度：
220～250℃，保持28℃以上过热度。
6.1.7化学化验主再热蒸汽品质合格。
标准
电导率
ug/cm
<
1.0
SiO2
ug/l
25
Fｅ
50
Na
20
6.2冲转前准备
6.2.1接到启动命令后，值长汇报和联系相关人员，准备好汽轮机冷态启动操作票、对讲机、听针、测振表、手电、扳勾等必要的启动用具。
各部门组织好相关人员现场到位并各负其职，运行当班要安排专人做好集控室内、就地振动监视和打闸停机操作。
6.2.2检查确认硬手操盘开关打至“自动”位，检查确认DCS、DEH、ETS、TSI及旁路系统工作正常。
6.2.3检查确认汽轮机各保护投入正常。
集控室内手动打闸动作正常，就地手动打闸动作正常。
6.2.4检查确认DCS各转速表、振动表、轴承金属温度表、油温表、大轴挠度表、汽缸膨胀及胀差指示表以及汽缸金属温度等主要仪表显示完好正常，就地盘车电流表显示正常。
6.3冲转方法：
6.3.1阀门控制方式选择为单阀（SIN）控制,将汽机冲转转速设定500rpm，升速率为100rpm/min，启动汽轮机（按动GO）冲转命令,检查高调门和中调门配合开启，汽轮机升速。
6.3.2检查汽轮机盘车装置自动脱开，转速自行升速至500rpm，然后用硬手操按钮打跳汽轮机。
检查高、中压自动主汽门和调门关闭，汽轮机转速下降，转子惰走期间就地检查汽轮机内部和轴封处无金属摩擦声音，并记录转子从500r/min至零转速的惰走时间、轴承温度、轴向位移、胀差等参数。
转速到零后，检查偏心无异常后，重新挂闸，目标转速设定800rpm，升速率为100rpm/min。
6.3.3汽轮机转速升至800r/min，进行摩擦暖机1小时（可根据参数变化延长暖机时间），检查汽轮机轴振、轴承温度、轴向位移、胀差等参数均在正常范围内。
6.3.4当机组各轴振小于100μm，瓦振小于50μm，且汽缸无摩擦声音后，以500rpm/min速率平稳升速至2900r/min，此时应密切监视机组各瓦轴振、瓦振，并就地倾听汽缸内部摩擦声音，再以100rpm/min速率平稳升速至3000r/min，进行定速摩检暖机。
6.4停机要求
6.4.1不破坏真空停机条件
（1）若#1－10瓦任一轴振达到175μm，且另任一轴振达100μm。
（2）若#1－10瓦任一轴瓦温度达到115℃。
6.4.2破坏真空停机条件
（1）若#1－10瓦任一轴振达到200μm。
（2）任一瓦轴振任一方向振动突增50μm。
以上任一条件达到时，立即手动打闸停机进行盘车，并记录转子惰走时间。
转速到零后及时投入盘车，盘车4小时以上，转子偏心不大于原始值±
20μm后再次进行冲转。
每次定速摩检后各轴振小于100μm、瓦振小于50μm、机组听音无摩擦声后方可继续升速，否则继续进行摩检；
若定速摩检后轴振虽大于100μm，但轴振、瓦振在15分钟稳定无增大趋势，机组听音无摩擦声，由总指挥决定是否可以继续升速。
汽轮机各阶段定速暖机：
800r/min60分钟,3000r/min根据实际情况暖机后安排发变组做并网前各项试验。
暖机过程应检查以下内容：
汽轮机组各瓦振动、汽缸内部声音、各瓦进回油情况、汽缸金属壁温、汽缸膨胀、相对膨胀等。
七、危险点分析及预控措施
7.1汽轮机大轴弯曲
7.1.1主要危害：
引起汽轮机强烈振动或动静摩擦，严重时导致汽轮机损坏。
7.1.2现象
（1）汽轮机转子偏心大于原始值20μm连续盘车4h不能恢复正常值；
（2）临界转速振动显著增大，特别是轴向振动。
7.1.3原因
（1）汽轮机发生强烈振动或动静部分碰磨；
（2）汽轮机叶片断裂；
（3）汽轮机发生水冲击；
（4）发电机组支持轴承或推力轴承工作失常，轴承地脚螺栓松动，或轴承松动；
（5）汽缸上、下缸温差过大造成热弯曲，进而造成动静摩擦。
7.1.4处理
（1）冲转时确认大轴弯曲时应立即停机，未查明原因并消除不得再次启动；
（2）若盘车状态时确认大轴弯曲应立即检查隔断相关汽水系统，加强疏水与闷缸，进行连续盘车直轴，直到晃动度恢复正常为止。
（3）
7.1.5预防措施
（1）应记录发电机组启停全过程中的主要参数和状态，停机后定时记录汽缸金属温度、上下缸温差、大轴偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组汽缸金属温度低于150℃盘车停运，发现异常及时处理。
（2）汽轮机启动前必须符合启动条件，否则禁止启动。
（3）严格执行盘车投退的有关规定。
（4）机组振动超过规定值，应立即打闸停机。
（5）机组启动特别是热态时投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽、后抽真空。
若已投入轴封系统供汽而盘车中断时，应立即停止轴封供汽。
停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。
轴封供汽联箱、管道要充分暖管疏水，防止水或冷汽进入汽轮机。
（6）机组在启、停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，汽缸金属温度变化、上下缸各部温差的不大于规程规定，并保持一定的蒸汽过热度，要避免汽温大幅度直线变化。
当10min内主蒸汽温度或再热蒸汽温度下降50℃时应果断停机。
（7）停机后应认真监视凝汽器水位、加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水、进冷汽。
停机后检查与机组有关的汽水公用系统，做好其隔离工作。
7.2发电机组超速
7.2.1主要危害：
引起汽轮机强烈振动和动静摩擦，严重时导致轴系断裂、机组严重损坏。
7.2.2现象
（1）机组转速超过额定转速；
（2）机组声音异常；
（3）机组振动增大；
（4）OPC保护、电超速保护、机械超速保护可能动作。
7.2.3原因
（1）危急保安器动作不正常或调速系统不能维持汽轮机空负荷运行；
（2）汽轮机主再热主汽门、调门不严蒸汽进入汽缸；
汽轮机抽汽逆止阀或高排逆止阀或机组供热系统阀门不严造成蒸汽返入汽缸；
（3）做超速试验时操作不当；
7.2.4处理
（1）若机组甩负荷后超速则机组负荷甩到零后，转速达到3090r/min，OPC应动作，检查高、中压调门、各段抽汽逆止阀、高排逆止阀、旋转隔板应关闭。
转速降至3000r/min，在20min内查清甩负荷原因并消除，将机组并列，不能并列应故障停机。
（2）机组转速升至3330r/min，检查机械超速保护或电超速保护应动作。
否则应手动按控制台“紧急停机”按钮或按硬手操盘“紧急停机”按钮或就地打闸停机，确认高、中压主汽阀应关闭、各抽汽逆止阀、高排逆止阀关闭。
切断汽轮机各种可能进汽，破坏真空故障停机。
汽轮机停机后应查明并消除引起超速的原因，试验合格后方可重新并网。
（3）若因超速试验不当引起超速则立即打闸停机。
7.2.5预防措施
（1）汽轮机启动前必须符合启动条件，否则禁止启动。
（2）启动后并网前严格按要求做主汽门、调门严密性试验，不合格禁止并网运行。
（3）机组做超速试验时应严格执行试验并做好事故预想。
7.3汽轮机轴瓦烧损
7.3.1主要危害：
汽轮机轴瓦磨损、强烈振动，严重时导致机组严重损坏。
7.3.2现象
（1）推力轴承温度升高至107℃以上，支持轴承温度升高至121℃以上或回油温度超过75℃；
（2）各轴承振动明显增大，声音异常；
（3）轴承冒烟。
7.3.3原因
（1）机组润滑油压过低油泵未联动或不打油，轴承断油；
（2）油中有杂质或乳化严重，油质不合格；
（3）主油箱油位过低或润滑油滤网堵塞；
（4）润滑油系统误操作，引起供油中断；
（5）机组发生水冲击。
7.3.4处理
（1）发现机组润滑油压低至0.1MPa、轴承金属温度超过107℃，或轴承回油温度超过75℃、轴承冒烟、轴承振动明显增大、内部有金属摩擦声时应立即打闸紧急故障停机。
（2）记录转子惰走时间、盘车电流和大轴弯曲值。
（3）化验润滑油油质。
（4）检查各瓦损坏情况，综合分析查明引起烧瓦的原因并消除。
7.3.5预防措施
（1）机组启动前化验油质合格，检查各瓦回油正常。
（2）启运前试转各油泵及盘车正常，润滑油压低保护联锁试验正常，保护投入。
（3）机组启动前检查润滑油压表、顶轴油压表准确可靠，确认大轴顶起高度为0.06mm-0.1mm，当机组故障停运后需检修人员确认大轴顶起高度已恢复首次冲动前数值才能再次启动。
（4）机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度，机组启动过程加强操作员站与就地对轴承振动、声音、温度的监测，当温度超过标准要求时，应按规程要求果断处理。
（5）润滑油滤网、冷油器切换操作先进行注油放尽空气，并在主值监护下进行缓慢操作，并密切注意油压。
（6）发电机组定速后停油泵时，注意润滑油压正常，防止因逆止门卡涩造成润滑油压突降。
（7）汽轮机在启动运行中发生油系统着火，应立即破坏真空停机，同时进行灭火。
为了避免汽轮机轴瓦损坏，在破坏真空后的惰走时间内，应维持润滑油泵运行，火势无法控制或危及油箱时，应立即打开事故放油门放油。
（8）防止轴封漏汽过大及汽缸结合面漏汽，避免润滑油中带水。
（9）活动油位计，防止因卡涩出现假油位。
附表1：
平顶山分公司#2汽轮机摩擦启动检查振动参数记录表
机组状态描述：
2015年月日时分
时间
转速
振动（μm）
油膜
压力
MPa
膨胀mm
高压
胀差
mm
低压
胀差
轴向位移
高缸温度
x
y
瓦振
左
右
#1
#2
中缸温度℃
最高轴瓦温度
最高推力瓦温度℃
#3
编号
温度
#4
#5
备注
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