汽轮机调试方案及措施

1、山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 10mw汽轮机启动调试方案及措施洛阳中重建筑安装工程有限责任公司2010-7-6编制审核批准监理目 录1 、汽轮机组启动调试目的2、编制依据3、润滑油及调节保安系统调试4 、凝结水系统调试5 、循环水系统调试6、射水泵及真空系统调试7、汽机保护、联锁、检查试验项目8 、试运组织汽轮机组启动调试方案1 、目的为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全 面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的

2、实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。2、编制依据：2.l 火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程 (1998 :2.2 火电工程调整试运质量检验及评定标准 ;2.3 火电工程启动调试工作规定 ;2.4 火电机组达标投产考核标准及相关规定 (1998 年版 );2.5 电力建设施工及验收技术规范 ( 汽机篇 ):2.6 电力基本建设工程质量监督规定 ;2.7 安装

3、使用说明书 ( 设备厂 )3 、设备系统简介3.1 、主机设备规范本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 bn10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。3.1.1 、主要技术参数主汽门前蒸汽压力1.6mpa 0.2mpa主汽门前蒸汽温度320 +50 ,-20 补汽压力0.35mpa +0.2mpa,-ompa补汽温度155 +15 ,-15设计发电功率： 进汽48.41th、补汽4th 10mw冷却水温度： 正常25 最高33 转速 300or/mn汽轮机转子临界转速 15801630r/min额定工况排汽压力 0.007mpa汽轮机转动方向

4、（从机头方向看） 为顺时针方向汽轮机设计功率 10mw汽轮机在工作转速下，其轴承处允许最大振动 0.03过临界转速时轴承处允许最大振动 0.15汽轮机中心距运行平台750mm汽机本体主要部件重量：(a)上半总重（连同上隔板） 14.3t（b）下半总重（不包括隔板下半） 16t（c）汽轮机转子总重 6.45t(d) 汽机本体重量 47t汽轮机本体最大尺寸 ( 长宽高 )5325 3590 353omm 汽封加热器lq-20加热面积 20 m3.1.2 汽轮机调节及润滑油用油 , 推荐使用 gb/t1120-1989汽轮机油，牌号为l-tsa 32# 透平油。对本汽轮机使用l-tsa 32#优级防

5、锈汽轮机油 , 为保证油质清洁度系统备有油净化装置。 3.1.3 结构概述汽轮机转子由单列调节级和十级压力级组成 , 除后两级为扭叶片外。其余压力级叶片均为我国自行设计的新型直叶片。在第 4级压力级后进行补汽。汽轮机前轴承箱内装有主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器及径向推力联合轴承。在轴承座上部装有调速器等。前轴承座与前汽缸用半园法兰联结。在纵向和垂直方向都装有定位的膨胀滑销（热膨胀指示器）， 以保证轴承座在热膨胀时中心不致变动。装于前汽缸上部蒸汽室的调节汽阀为提板式 , 借助机械杠杆与调速器的油动机相连。汽轮机转子采用套装结构，为柔性转子，叶轮采用锥形轮面烘套于轴上，以保证高度的中性及传递

6、一定的扭矩，并装有轴向键，以防止叶轮松动时，与轴产生相对滑动。叶轮之间借助隔圈以保证叶轮的轴向位置。汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连 , 转子盘车装置装于后轴承盖上 , 由电动机驱动 , 通过齿轮减速达到所需要的盘车速度 , 盘车转速约为 5.7r/nin当转子的转速高于盘车的转速时 , 盘车装置能自动退出工作位置。盘车电机后轴装有手轮 , 在无交流电源的情况下 , 可进行手动盘车。3.2 热力系统 3.2.1 主蒸汽系统来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到自动主汽门 , 自动主汽门内装有滤网 , 以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。蒸汽经主汽门下部 2 根 219管道 , 进入汽轮机蒸汽室两侧

7、 , 通过喷嘴进入汽缸内部 , 蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入。来自低压锅炉的补汽经补汽阀从第 4 压力级后进入汽轮机作功。凝汽器凝结成水借助凝结水泵打入轴封加热器 , 经除氧器除氧后的凝结水 , 经电动给水泵升压后进入锅炉 , 进入下一个循环。3.2.2 汽封系统汽轮机的前后汽封近大气端的腔室和主汽门 , 调速汽门及补汽阀等各低压阀杆近，大气端的漏汽均由管道与汽封加热器相连 , 使各腔室保持 101kpa127.5kpa 的压力 ,以保证蒸汽不漏入大气。同时将此漏汽加热凝结水以提高机组的经济性。前后汽封的 平衡室和各阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连 , 均压箱内压力由电动调节阀调整 , 当 汽封

8、系统中压力低于 101kpa 时 , 在运行时调整电动调节阀从新蒸汽中补充蒸汽 , 当汽 封系统中压力高于 127.5kpa 时 , 多余的蒸汽通过电动调节阀排入凝汽器中。3.2.3 真空系统蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入凝汽器凝结成水 , 在凝汽器内即形成真空。为了去除在运行中积聚在凝汽器内的空气 , 在凝汽器的两侧装有抽空气管 , 合并后接到射 水抽气器进口 , 由射水抽气器将空气抽出。射水抽气器由专门的射水泵提供压力水。 射水抽气器亦可做为启动抽气器 , 能在短时间内形成凝汽器的真空。正常运行时两台 射水泵互为备用。设有真空破坏门 , 在事故情况下需破坏真空紧急故障停机时开启此 门 , 可

9、迅速破坏真空。3.2.4 循环冷却水系统本机组的循环冷却水系统采用闭式循环 , 循环水泵从循环水吸水井中取水 , 升压后打入循环水母管 , 由循环水母管分别进入凝汽器的左侧水室 , 作为凝汽器的冷却水 水源。凝汽器的冷却水回水排入喷淋式冷却塔 , 在冷却塔内冷却后重新回到循环水吸 水井。凝汽器为分列双道制表面式 , 在凝汽器的铜管脏的情况下可停止半边运行 , 进 行清洗。循环水在进入凝汽器水侧之前 , 分出支管分别进入冷油器和空冷器作为冷却 水的水源。为防止杂物进入冷油器和空冷器 , 在冷油器和空冷器冷却水进口处装有二个4 次滤网 和 二次滤网的滤水器，可定期排污于排污井。冷油器和空冷器的回水

10、排入回水母管。循环水的补水由补水井供水。3.2.5 除氧系统除氧系统的水源有化学补充水、凝结水母管、疏水箱来水、给水泵再循环母管补给 , 当除氧器水位低时 , 可依靠除盐水补入除氧器或除盐水补入凝汽器 , 用凝结水泵经汽 封加热器打入除氧器。4 整套调试应具备的条件4.1分部试运结束 , 各系统、设备情况良好 , 并经检验合格 , 热工、电气保护、程控联动正常 , 信号正常。分部试运记录完整并有签证。4.2汽轮机发电机组 , 变压器组 , 线路安装工作全部完毕 , 质量验收合格 , 记录齐全。4.3 汽机房内场地平整 , 道路畅通 , 脚手架全部拆除 , 环境己清理干正规的楼梯、栏杆。4.4

11、有充足的照明 , 事故照明能在正常照明故障时自动投入。消防设施齐全 , 消防水系统应处于备用状态 ,4.5 通讯联络系统可靠好用。4.6 汽机房所有的电动门 , 手动门 , 调整门手动开关灵活 , 电动门 , 调整门按要求调试完毕 , 挂牌完毕。4.7 各主要管道经过冲洗或吹扫合格 , 并办理签证 :4.8 设备及管道系统 , 保温及油漆工作按设计完工 , 并验收合格。管道色环及介质流向标注正确。4.9 投入动力系统及保护用电源。4.10 凡有联动装置的设备 , 联动试验合格。4.11 凝汽器 , 射水抽汽器、除氧器等附属设备安装工作结束 , 质量验收合格记录齐全 , 凝汽器及真空系统经灌水检

12、查无泄漏 , 并验收合格。 4.12 主汽门及调节汽门关闭速度测试完 , 并符合标准。油循环完毕 , 油质合格并有合格化验报告。4.13 所有的监控仪表安装校验完 , 指示准确 , 灯光 , 信号齐全 , 试验良好 , 可以投入使用。4.14 挂好符合现场实际的操作系统图。4.15 对各个系统的所有设备 , 仪表 , 阀门挂表示牌 , 并标明开关方向。4.16 准备好运行日志 , 记录报表及必要的工具 , 如 : 手提转速表、红外线测温仪、振动表 , 昕针 , 门钩等。4.17 试运要求生产部门准备好经过审批的运行规程。4.18 厂内外排水沟道 , 管道畅通 , 沟道及孔洞盖板齐全。4.19

13、配备岗位考试合格者担任运行人员 , 并熟悉整套启动方案。4.20 试运指挥系统完善 , 职责分明。4.21 备有足够的除盐水。4.22下列情况禁止启动4.22.l 危急保安器动作不正常 , 自动主汽门、调速汽门、补汽控制门卡涩 , 不能正常关闭。4.22.2 盘车时发现汽轮发电机转动部分有明显摩擦声。4.22.3 任一油泵或盘车装置工作失常 , 不能投入正常运行。4.22.4 主要保护装置工作不正常 ( 如超速、轴向位移。4.22.5 主要仪表缺少或失常。4.22.6 油质不合格。4.22.7 汽轮机上下缸内壁温度差超过 50 。4.22.8 热工保护电源失常。4.22.9 盘车电流较冷态初始

14、值明显偏大或摆动。5组织分工 :5.1联合试运工作应在试运指挥机构统一指挥下 , 有组织 , 有计划 , 有秩序的进行 ,确保机组安全顺利投产。5.2由于调试的特殊性 , 因此要求参加机组整套试运的有关单位 , 应根据火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程的规定 , 各负其责。5.3 调试单位负责制定整套启动方案、防事故措施和重大设备及系统的试运方案 , 负责整套启动调试工作。5.4 生产单位在试运期间 , 根据调试要求或运行规程规定 , 负责运行操作。根据需要和协商 , 做好设备代保管工作。5.5 运行人员在整套调试人员的指挥下试运 , 但在紧急情况下 , 危及机组安全 时 ,

15、运行人员有权先行处理 , 后向调试人员报告 , 运行人员应认真检查 , 精心操作 , 坚守岗位。5.6 汽机、管道、仪表、电气等有关专业应由安装单位派有经验的检修值班人 员值班 , 对自己安装的设备 , 系统进行巡回检查 , 发现有异常情况及时报告 , 但不得 随意操作运行设备 , 带班人员应集中在启动试运办公室值班 , 发现问题及时组织人员 处理 , 安装单位在移交试生产前 , 负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修 和文明启动等工作。5.7 在试运行中 , 设备系统发生问题需要抢修时 , 由调试人员协调运行人员退出运行设备 , 并且设备停电后 , 方可通知安装单位派人检修 , 检修完

16、毕后 , 由检修人员通知调试人员 , 由运行人员确认后 , 再技入运行 , 以防止发生人身及设备事故。6调试步骤 :6.1启动前的试验 :6.1.l 停机保护及信号试验6.1.1.1 低油压联锁试验6.1.1.2 轴向位移保护试验6.1.1.3 低真空保护试验6.1.1.4 轴承回油温度高保护试验a.轴承回油温度高 i 值 65 , 发报警信号 :b.轴承回油温度高 ii 值 75 , 发报警信号 , 停机 ;c.推力瓦块温度升至高 i 值 75 , 报警发信号 :d.推力瓦块温度升至高 ii 值 85 , 停机 ;6.1.1.6 停机试验 :a.就地手打停机按纽 , 发信号正常 ;b.控制室

17、手动停机 , 发信号正常。6.1.1.7 电超速试验。发电机主开关跳闸 , 联动关调速汽门、补汽阀 ,3 秒后 , 开启调速汽门 , 维持空负荷开度 , 补汽阀联动关闭 , 发信号。6.1.1.8 相关热工信号试验。6.1.2 设备联动试验 :6.l.2.l 循环水泵、凝结水泵、射水泵、给水泵 , 交直流油泵等运行泵事故跳闸后 , 备用泵在联锁位置的应能自动启动运行。6.1.3 调节系统、保安系统的调试试验起动交流电动油泵 , 在静止的汽轮机组上试验。6.1.3.1 危急遮断油门动作试验。6.1.3.2 轴向位移发讯装置试验。试验结束后 , 发讯装置仍调回原始位置。6.l.3.3 模拟超速试验

18、。6.1.3.4 电气保护与系统试验 ;以热系统为主 , 各电气保护信号应发至磁力遮断油门 , 主开关跳闸信号应发至电超速保安装置、电磁阀、 8000 系列传感器及监视保护仪。6.1.3.5 直流油泵启动试验 :采用直流应急油泵系统的 , 当润滑油压将至 0.04mpa 时 , 直流油泵应感受信号后启动。6.1.3.6 deh控制系统试验6.2 启动程序 :因本机组为机炉单元制运行 , 所以采用压力滑参数启动方式启动。6.2.l 冷态启动 :6.2.1.1 冲动转子应具备的条件 :a.汽压 0.30.4mpa, 蒸汽有 50 以上过热度 ;b.启动射水抽气器 , 真空在 0.040.05mpa

19、 左右 ;c.润滑油压在 0.08mpa 以上 , 油温 25 以上 ;d.调节级上下缸温差在 50 以下 :e.各管道和本体通向疏水膨胀箱之疏水门全开 ;f.凝汽器热井内水位在水位计的 l/23/4 左右 , 并启动凝结水泵 , 以再循环运行。g.投入汽封加热器及汽封压力调整器 ;h.启动循环水系统 ;6.2.2 冲动转子 :6.2.2.l 用 deh 控制器控制冲转 :a.联系化学、 锅炉、 主盘 、 给水、 除氧 , 关闭电动主汽门后疏水至放水母管门 。b.将危急遮断油门置于 复位挂闹 位置 , 全开自动主气门 , 全关调节汽门。c.稍开电动主汽门旁路门 , 待自动主汽门前全压后全开电动

20、主汽门的旁路门。 d.利用 deh 控制器控制机组转速 , 冲动至 600r/min, 暖机 , 仔细检查机组声音各轴承振动 、 温度 、 回油温度及油流等正常 , 即进行开机前的磨擦检查。e.冲动时应有专人检查盘车装置是否自动退出 , 如未退出应立即手动停机。6.2.3 暖机与升速 :6.2.3.l 机组首次启动按下表进行暖机与升速冲动转子后升速600r/min2min检查并维持600r/min30min均匀升速至1200r/min10 min检查并维持1200r/min60 min均匀升速至250or/min10min临界转速时加速提升检查并维持250or/min20 min均匀升速至30

21、0or/min15min全面检查主汽门关闭试验并列操作lo min 合计157min在暖机过程中 , 时间的控制应根据汽缸的热膨胀和相对膨胀实际情况而定。 6.2.3.2 暖机升速过程中应注意事项 :a.仔细检查机组声音 , 振动 , 真空 , 排汽温度 , 各轴承温度 , 油压 , 油温 ,油流 , 相对膨胀 , 轴向位移 , 油箱油位等均应正常。b.严格控制各部温升 , 温差在允许范围内 , 调节级上下缸温差达 50 时应检查汽缸及抽汽疏水是否畅通 , 必要时延长暖机时间。c.升速暖机振动超过 0.05mm 或出现不正常的振动应降低转速并查明原因 ,直到振动消除为止 , 然后在此转速运行

22、3omin 再升速 , 如振动仍未消除 , 则必须停机 检查。d.迅速而平稳地通过临界转速 , 汽轮机一一发电机轴系临界转速约 15801630r/min , 越过临界转速时振动不得超过 0.15mm。e.润滑油温达 40 时开冷油器进水门 , 保持油温在 35-45 。f.发电机入口风温达 30 时向空冷器水侧通水。g.升速时真空应维持 -0.08mpa 以上 , 转速升至 300or/min 时真空应达到正常值。h. 除特殊需要机组不宜长时间空负荷运行 , 发电机并列后即上 10% 的额定负荷。满负荷运行时 ,后汽缸温度6070。6.2.4 调节系统、保安系统的动态试验调试。6.2.4.l

23、 危急遮断器打开试验6.2.4.2 主气门严密性试验6.2.4.3 超速试验6.2.5 移交电气专业 , 做电气专业试验。6.2.6 并网与带负荷 :6.2.6.l 空负荷运行中一切检查正常 , 所有有关部件试验完毕 , 可通知电气分厂并电网。6.2.6.2 带负荷 , 负荷时间分配如下 :( 由于本机是纯低温余热发电的新型机组 , 因此设计有补汽系统。需要投入补汽时 , 应在机组己带入额定负荷的 30% 以上时 , 方可 缓慢打开补汽门 , 投入时应特别注意机组振动情况。在机组满负荷运行时 , 应适当降 低负荷 , 推荐降到 85% 额定负荷且机组稳定运行后 , 再缓慢打开补汽门。 )并列后

24、带60okw30 min 在60okw负荷下然后升负荷至300okw25min 在300okw负荷下暖机1020 min 均匀增负荷至600okw15min 在600okw负荷下暖机1020 min在6000kw负荷下暖机均匀增负荷至1000w1020min6.2.6.4 初次投入运行的机组要特别注意油质的变化，主要是杂质的混入，这将影响调节性能与轴承工作的可靠性，可以经常过滤润滑油，若油质不能改变，并使调节系统或轴承有不良工作情况出现时，有必要停机彻底清洗油系统，然后再启动，带负荷。6.2.7试运行中的维修与检查6.2.7.1 主汽门前蒸汽参数正常变化范围项目汽压(mpa汽温()额定1.53

25、00最高1.515325最低 1.48529o6.2.7.2补汽门前蒸汽参数正常变化范围项目汽压(mpa汽温(额定0.35155最高0.355175最低0.351456.2.8 运行中的维护6.2.8.l 运转中特别注意下列的主要参数 , 使其符合规定 :(1) 蒸汽参数主汽压力 1.5( 土 0.49)mpa, 汽温 300(+25, 一 10) (2) 电网周波为 50 0.5hz(3) 调节系统油压为 0.961 mpa轴承润滑油压为 0.080.12mpa主油泵入口油压 0.078mpa(4) 轴承进口油温 :3545 轴承回油温度小于 65 （5）汽封压力为 0.1010.1275m

26、pa (6) 后汽缸排汽温度 : 带负荷时小于 70 ，空负荷时小于 120 （7）均压箱压力为 0.0030.03mpa (8) 轴向位移 -小于 1.2mm(9) 轴承振动小于等于 0.03mm(10) 排气真空低于一 0.0867mpa6.2.9 停机 :6.2.9.l 电气、锅炉、做好停机准备工作 , 试验润滑油泵启动正常。6.2.9.2 逐渐减少电负荷至零 , 其减少负荷的速度按加负荷的速度进行。 6.2.9.3 在减少负荷过程中 , 随负荷降低 , 解列冷凝器汽侧。6.2.9.4 电负荷减至零时 , 通知电气解列 , 启动电动油泵。6.2.9.5 得到电气解列信号后 , 打闸关闭主

27、汽门 , 将主汽门手轮关到底 , 检查主汽门关闭是否严密。当补汽门投入时 , 应先关闭补汽门 , 检查补汽门关闭严密后 , 再关闭主汽门。6.2.9.6 启动盘车运行 , 启动交流油泵 , 停高压油泵 , 连续盘车 , 调节级后汽缸金属温度小于 250 时 , 改为定时盘车 , 待调节级后汽缸金属温度小于 150 时 , 可以停盘车。6.2.10 事故处理6.2.l0.l 汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机a) 机组突然发生强烈振动或金属撞击声b) 汽轮机转速升高至 3360r/min 而危急遮断装置不起作用。c)发生严重的水冲击 , 而又无法立即消除。d)轴端汽封冒火花。e)任何一个轴承断

28、油或轴承回油温度急剧升高。f) 轴承回油温度超过 70 或轴承金属温度超过 100 。g)油系统着火 , 且不能很快扑灭。f)油箱内油位突然下降到最低允许油位以下。i) 润滑油压降至 0.04mpa 以下。j)轴向位移超过 1.2mm。k)主蒸汽管、补汽管或其它管道破裂。r)发电机内冒烟。s)凝汽器真空降至 0.06mpa 以下时。6.2.10.2 汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机 :a) 进汽压力大于1.515mpa 或汽温大于 325 。b)调速系统连杆脱落或拆断 , 调节汽门卡住。c)调节汽门全关 , 发电机出现电动机运行方式 , 带动汽机运转达 3min 。d) 后汽缸排大气门动

29、作 , 即向大气排汽运行。7安全注意事项 :为了确保机组在试运时的安全运行 , 根据反事故措施精神 , 制订下列各点 , 在试运中执行。7.l防止火灾7.1.l准备足够数量的灭火器材 , 并经常处于良好和备用状态 , 现场道路应畅通 ,消防水系统水压充足。7.1.2 现场运行人员及参加调试的人员都应受过正规的消防培训 , 掌握有一定的消防知识。7.1.3 汽轮机油系统的安装必须保证质量 , 油系统法兰结合面必须用耐油及耐热的垫体 , 严禁使用塑料或耐油橡胶垫体。7.1.4 在高温管道附近的高温管道的保温应坚固完整 , 如有油漏入保温油层内 ,应将保温及时更换 , 保温管道附近的易燃物 , 应清除干净。7.1.5 油系统严禁漏油 , 运行中发现系统漏油应加强监视 , 及时处理好 , 如运行中无法彻底处理而可能引起着火事故时 , 应采取果断措施 , 尽快打闸停机。7.1.6 事故排油应保证畅通 , 排油应排到主厂房外的事故油箱内 , 事故排油的标志要醒目 , 为了便于事故情况下迅速开启 , 操作手轮平时不应上锁。7.1.7 运行中发生油系统着火 , 如附属设备或法兰结合面损坏时应立即破坏真空 停机 , 同时进行灭火 , 为了避免轴瓦损坏在停机惰走时间内应维持润滑油泵的运行 , 但不得启动高压油泵 , 火势无法控制或危及主油箱时 , 应立即开事故放油门排油。