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新建电厂汽轮机整套启动调试方案
点击次数:127 发布时间:2022-08-15


新建电厂汽轮机整套启动调试方案

新建电厂汽轮机整套启动调试方案

新建电厂汽轮机整套启动调试方案

新建电厂汽轮机整套启动调试方案

新建电厂汽轮机整套启动调试方案

新建电厂汽轮机整套启动调试方案

新建电厂汽轮机整套启动调试方案

一、汽轮发电机组启动试运前现场必须具备的条件:


1、汽机厂房内场地平整,道路及消防通道畅通无阻。

2、试运范围内的悬空脚手架已全部拆除,卫生环境已清理干净,现场的沟道及孔洞齐全,有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。

3、现场有足够的消防器材,消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。

4、现场应有完善的正式照明,事故照明系统安全可靠,并处于备用状态。 

5、凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善,积水能迅速排至厂外。

6、电话等通讯设备安装完毕,满足试运时使用。


二、汽轮发电机组启动试运前应具备的条件:

1、 所有设备及系统按设计要求安装完毕,安装记录齐全,经有关人员验收合格。

2、 各系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验,试验结果必须合格。

3、 完成所有的应保温设备及保温工作。

4、 各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠,能满足运行要求。

5、 基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。

6、 电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。

7、 具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。

8、 各液位计算好最高、各正常工作位置。

9、 所有传动机械按要求加好润滑油,并且油质、油位正常。

10、 各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全、并经调整校验正确。

11、 各阀门持牌编号,注明名称各开关方向。

12、 有符合本机组特点及系统的并经有关领导批准的运行规程,运行人员经考试合格,并能迅速的进行实际操作。


三、汽轮机冲转应具备的条件:

1、 化学水系统正常运行,能够提供足够的合格的除盐水。

2、 化学水补水管路、凝水管路、高加疏水管路冲洗完毕,并验收合格。

3、 主蒸汽、汽封送汽、抽汽管路冲洗完毕,并验收合格。

4、 真空系统灌水严密试验合格。

5、 各附属机械的分部试运完毕合格。

6、 油系统的分部试运完毕合格。

7、 抽真空试验合格。

8、 调节系统及保安系统的静止状态试验合格。

9、 盘车装置的调整试验完毕。

10、 配合DCS控制、电器进行的有关保护、联锁、信号音响装置、运行操作装置传动试验完毕。

11、 准备好转速表、听针、钩扳手、记录表格、震动表等。

12、 现场应具有符合实际的汽水、油系统等系统图。

13、 运行人员和安装人员应有明确的分工和岗位责任制,处理缺陷要及时迅速。

14、 联系电气人员对各电机绝缘进行测试,经测试合格;及其各电动门电机的绝缘均测量合格。

15、 联系热工仪表,送上所有显示、保护、连锁装置的电源。

四、汽轮发电机组的整套启动:

1、 冲车前的检查:

(1)按本机组运行规程的要求,对设备及系统各部套进行全面详细检查,确认已经具备试运行条件。

(2)电气、热工人员检查电气部分、DCS控制是否正常。

(3)检查主蒸汽、疏水系统,开启住截汽门前后疏水总门,电动主气门前后疏水总门,高、中压调节气门后疏水。

(4)检查抽汽及其疏水系统,开启各低加进气门、进水门,开启各低加疏水门。

(5)检查凝结水、水控及补水系统,将凝汽器热水井用除盐水补充到水位计的2/3左右。

(6)检查轴封、空气及射水系统,投入轴封加热器及汽封压力调整器。

(7)检查循环水系统及工业水系统,开启凝汽器循环进出水门。

(8)检查调节油系统,油箱油油质良好。、油位正常,主油箱油位不低于+150mm。


2、辅机设备投入:

 (1)调节油系统投运,投入润滑油泵,检查油循环正常运行,排除调节油系统内积存的空气,检查油压不低于0.055Mpa,各轴承回油正常,冷油器油温在50℃左右。检查自动主汽门、油动机、旋转隔板、抽汽阀联动装置是否快速关闭。

 (2)启动盘车装置,投入连续盘车,检查机组内部无异音及摩擦,并启动排烟机。

 (3)启动调速油泵运行,停止润滑油泵,检查调速油压不低于1.3Mpa,投入油泵连锁。

 (4)启动循环水泵,向凝汽器水测通水。

 (5)启动凝结水泵运行,适当开启再循环门,进行轴加、低加通水,检查凝汽器水位正常,投入凝结水泵连锁。

 (6)启动射水抽汽器,检查凝汽器真空逐渐上升,投入射水泵连锁。


 3、暖管

  关闭高调节门、微开主气门,暖导汽管,按运行规程要求暖至自动主气门。

 (1)暖管升压速度:

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(2)暖管升压注意事项:

①检查主蒸汽管膨胀和支吊架状况应正常,管道应无震动和冲击声,否则加强疏水,必要时关闭电动主气门,待关内积水放尽后重新启动。

②升温过程中,应根据压力升高情况适当关小排地沟疏水门,从、而控制升温速度。

③升温速度严格控制在不超过3℃/min。

④投入汽封供汽时,注意汽轮机本体疏水是否畅通。


4、汽轮机冷态压力法滑参数冲动:

(1)冲动前应具备的条件:

①锅炉准备好,时刻根据值长要求进行升压、升温,将主气参数维持到气压3.5Mpa,气温350~400℃。

②凝汽器真空在-63Kpa以上,真空不宜过高。

③调速油压控制在1.13左右,润滑油压在0.080.147Mpa,冷油器出油温度在3545各轴承油流正常。

④机组复置,在操作面板上按“挂闸"按扭进行机组复位,这时操作面板上的复位指示灯应亮而遮断指示灯应熄灭,此时主气门、高调门应全关;中调门、低调门应全开,投入阀位限制后,高压调门全开。

⑤发电机、励磁机同时具备启动条件。

⑥投入汽机各项保护,解除低真空停机保护。

⑦启动前在汽缸前端加装千分表,检测汽缸左右侧绝对膨胀。


 (2)暖机、升速:

先均匀升至250r/min,打闸倾听检查转子的摩擦情况。

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5、热态启动时间及分配:

(1)热态启动应满足以下条件:

  ① 凡停机时间在12h以内,调节级下汽缸壁温不低于200℃则视为热态启动,其他情况下汽轮机启动视为冷态启动。

② 进入汽轮机的蒸汽温度应高于调节级温度30~50℃,汽缸上下温差应在50℃以内。

  ③ 在冲动转子前应连续盘车,一防止转子弯曲,测量转子弯曲值大于原始值0.03mm时,禁止冲转。

  ④ 应向前轴封送汽,一增加转子膨胀,然后再抽真空。

  ⑤ 维持真空-4050Kpa

(2) 力求一较快的速度,升速至额定转速必须按照本措施逐渐升高真空,以减少负差胀。


  6、升速过程中应注意的事项:

  1) 锅炉严格控制主蒸汽各项参数的升速,必须按照本措施逐渐升高。

  2) 汽轮机在启动和升速过程中,应先使用“手动控制",在手操面板上点击“手动"按扭,控制模式转为手动状态,再试验自动控制。

  3) 严禁机组在临界转速附近停留时间过长,必须迅速平稳的超越临界转速,并检查测量过临界转速时轴承振动应≤0.10mm .

  4)  仔细倾听检查汽轮机内部有无不正常的金属摩擦声音,检查各轴承回油温度情况,盘车装置脱口情况,各轴承振动值,均在0.03mm以内,一旦超过流数值,应降低转速至振动消除,再升速;如振动未消除,需再次降低转速运行,再升速;如振动仍未消除,应必须停机检查。

  5) 检查观察汽缸两侧膨胀值应基本一致,胀差在规定值以内,否则应延长升速暖机时间。在自动和ATC升速过程以内,如发现差胀超过规定或振动增大等异常现象,可通过“保持"后机组仍可按曲线升速暖机。

  6) 排汽缸温度高于80时,喷水电磁阀通电动作,向排汽缸喉部喷水降温,必要时用真空破坏门调节所需真空值。

  7)检查汽机本体及抽汽管道疏水应畅通,无水击及振动现象。

  8)转速升高到2950r/min时进行阀切换,调速气门应平稳的关小,自动主气门全开,切换完成,转速由主气门控制切换为调门控制。

  9)转速升到3000r/min,主油泵起作用后,逐渐关闭调速油泵出口门,检查主油泵确已作用,停调速油泵,然后再开启调速油泵出口,投入联锁开关。


五、空负荷试验及调整

1、手击危急遮断手柄,试验主汽门、调节汽门的灵活性。

1、 自动主汽门和调节汽门的严密性试验。

2、 危急遮断器超速试验。

3、 危急遮断器注油试验。


六、发电机并网,带负荷运行

1、汽轮机空负荷试运20min一切正常,维持机组一定转速。

2、电气人员做发电机各项试验,注意发电机风温,如果太高按本机运行规程投入空冷器。

3、各种试验全部结束,达到并网条件,准备并网和接带负荷,确认汽轮机高压缸下部温度在220℃以上。

4、检查汽轮机与发电机间联系信号是否正常。

4、 并列后接带负荷工作:

(1)以0.1MW/min的速度接带3MW负荷(共计30min),停留40min,投入中、低压调整抽汽,向除氧器及高加送气。投入抽气过程中注意电负荷变化,不允许电、热负荷同时增加。

(2)再以0.2MW/min的速度,均匀增负荷至7MW(共计20min),停留30min。

(3)再以0.1MW/min的速度,均匀增至负荷12.5MW(共计75min),停留60min。

(4)再以0.5MW/min的速度,均匀增负荷至25MW(共计25min),停留60min。

(5)在接带负荷工程中,应密切检查调节系统应工作正常,无晃动,增加负荷时各油动机调节汽门动作灵活,无卡涩。对汽轮机组进行听音检查,并检查机组振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、金属各部温度等正常,并做好油温、风温及凝汽器水位的调节工作。

(6)带负荷过程中的气温气压升高速度:

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七、运行中的主要参数控制

1、新蒸汽参数变化范围:

主蒸汽压力:8.83±0.49Mpa

主蒸汽温度:525~540℃

当新蒸汽压力高于9.8Mpa或温度高于545℃时,运行时间每次不超过0.5h。如果温度、压力超过规定值而不能使之降低,应做事故停机处理。

2、负荷限制:

当新蒸汽参数降低,排汽压力降低时,或有其他原因需降低负荷时,可以控制监视段压力至规定值。

3、电网频率:50±0.5 Hz

4、润滑油压:0.078~0.147Mpa

   主油泵进口油压:0.05~0.1 Mpa

   主油泵出口油压:    1.57 Mpa

5、轴向位移:+1.0mm或-0.6mm

   相对胀差:    +3mm或-2mm

   轴承座振动:  0.03mm

定期观察各个监视仪表,并定时做好记录,在负荷变动或发生异常情况下,做好详细记录。


八、解列停机

1、通知热网、电网调度,锅炉专业、电气专业准备停机。

2、按升负荷的速度降负荷,注意减负荷过程中胀差不应超过规定值,否则应停止减负荷。

3、负荷降至15MW以下时,停止抽汽,负荷继续降低开启1#低加至凝汽器疏水门,停用低加疏水泵。

4、减负荷过程中应注意的事项:

(1)减负荷过程中应严格控制相对膨胀不超过-2mm,否则暂停减负荷,待胀差控制不降时再减负荷。

(2)根据凝结水量及时调整再循环门和轴封加热器旁路门开度,以保证轴封加热器工作正常。

(3)注意轴封供汽情况,必要时改为手动。

(4)随时检查轴向位移、胀差、推力轴承瓦块和回油温度、机组声音、振动应正常。

 5、负荷减至“0",联系电气值班员解列发电机。

 6、主汽门关闭后,应测量惰走时间。

 7、投入盘车装置,连续运转2h后,每隔15min转动180º,经2h后,每隔30min转动180º,再经2h后,如上下缸温差低于50℃,则隔40min转动180º,直至完全冷却为止。为减少操作,有可以连续盘车直至完全冷却为止。


 九、事故处理

 1、汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机:

  (1)机组突然发生强烈振动或金属撞击声。

  (2)汽轮机转速升高至3360r/min而危急遮断装置不起作用。

  (3)汽轮机发生水冲击。

  (4)轴段汽封冒火花。

  (5)任何一道轴承内断油或冒烟或轴承回油温度急剧升高。

  (6)轴承回油温度升高超过75℃、瓦温超过110℃。

  (7)油系统失火而不能迅速扑灭。

  (8)油箱内油位突然下降到油位一下。

  (9)润滑油压降至0.0196Mpa。

  (10)转子轴向位移超过1.3mm。

(11)主汽管破裂。

(12)发电机内冒烟。

(13)后汽缸排气门动作。

2、汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机:

(1)进汽压力大于9.8MPa或蒸汽温度大于545℃。

(2)进汽压力小于5.88MPa或蒸汽温度大于480℃。

(3)冷凝器真空低于-0.06MPa。

(4)调节汽阀或旋转隔板卡死。

(5)轴承座振动大于0.06mm。

 3、汽轮机在下列情况而在15min内不能恢复时应不破坏真空故障停机:

(1)进汽压力低于6MPa高于5.88MPa。

(2)进汽温度低于485℃高于480℃。

(3)冷凝器真空低于-0.073MPa高于-0.061MPa。

  4、在带负荷情况下,任何紧急停机都必须先停汽轮机然后断电网!




 

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