生物热电综合利用项目汽机反事故调试措施(11)

1、方案报审表工程名称：XX生物热电综合利用项目 编号：SDYN-SEPC-JPT-011致： XX众成建设项目管理有限公司 监理机构 现报上机组整套启动 调试措施，请审查。附件：机组整套启动调试措施承包单位（章）： 项目经理： 日 期： 专业监理工程师审查意见： 专业监理工程师： 日 期： 总监理工程师审核意见：项目监理机构（章）： 总监理工程师： 日 期： 建设单位审批意见：专业工程师： 建设单位（章）： 项目负责人： 日 期： 日 期： 填报说明：本表一式五份，由调试单位填报，建设单位、生产单位、项目监理机构、调试单位、施工单位各一份。特殊施工技术方案由承包单位总工程师批准，并附验算结果。乙

2、类调试技术措施会签页施工单位： 年 月 日监理单位： 年 月 日生产单位： 年 月 日建设单位： 年 月 日生物热电综合利用项目C25-3.43/0.981型抽汽凝汽式汽轮机机组整套启动调试措施编制： 审核： 批准：XX电力建设第一工程公司2017年10月 XX电力建设第一工程公司调试运行公司 XX生物热电综合利用项目目录1.工程概况12.编制依据23.调试目的及范围34.调试前应具备的条件35.调试工作内容及程序56.调试质量验评标准117.组织分工118.安全技术措施及要求119.环境、职业健康、安全控制措施1210.调试所用仪器设备1211.附录13 XX电力建设第一工程公司调试运行公司

3、 XX生物热电综合利用项目1.工程概况1.1 工程概述XX生物热电综合利用项目新建2×75t/h循环流化床生物质锅炉, 1×25MW中温中压单抽汽供热式汽轮机。三大主机分别为：郑州锅炉股份有限公司生产的ZG-75/3.82-T型单锅筒、自然循环，生物质循环流化床锅炉，适用于室外半露天布置。汽轮机为中国长江动力集团有限公司生产1×25MW抽汽凝汽式汽轮机中温中压单抽汽供热式汽轮机。发电机为中国长江动力集团有限公司生产的30MW发电机组。1.2 汽轮机设备概况：C25-3.43/0.981 型汽轮机为单缸、单轴、单抽汽凝汽式汽轮机，通过刚性联轴器直接带动发电机工作。汽

4、轮机静子部分由前轴承座、前汽缸、中汽缸和后汽缸四部分组成，通流部分有一个复速级和 11 个压力级，共 12 级，其中第 1 级、第 4级分别为高中压段的调节级，高压段配汽采用提板式调节阀控制，中压段配汽采用带平衡室式旋转隔板。调节汽阀通过连杆与高压油动机相连，调节阀共八只汽阀，分别控制五组喷嘴，后汽缸由后座架支撑，座架上有横向销，后汽缸导板有一纵向键，机组受膨胀时可以沿纵向健和横向键膨胀中汽缸通过垂直中分面法兰分别和前后汽缸用螺栓连接，机组盘车装置安装在后汽缸轴承盖上，由电动机通过蜗杆蜗轮和一副齿轮减速后带动转子，盘车转速5.48r/min.当转子转速高于该值时盘车装置自动退出工作位置。全部叶

5、轮热套在主轴上，后四级采用扭曲动叶片，末叶片长485mm.末级叶片进汽边上部火花强化，以防水蚀叶片。汽缸的前后汽封和隔板汽封均采用梳齿式。汽机径向轴承为椭圆轴承，推力轴承的工作推力瓦块上装有铂电阻测温组件，汽机的调节系统采用低压电液调节系统。1.3 汽轮机主要技术参数：序号项目单位参数1产品型号C25-3.43/0.9812额定/最大功率kW250003额定转速r/min30004旋转方向/顺时针方向（顺汽流）5额定/最高/最低进汽压力MPa3.43/43.63/3.1366额定/最高/最低进汽温度435/4445/4207额定/最大进汽量T/H1153/2008汽轮机转子临界转速r/min1

6、6839汽轮发动机临界转速r/min10给水温度11冷却水温度正常最高12额定排汽压力MPa13给水回热级数级14额定工况时汽耗率Kg/kw.h15额定工况时热耗率Kj/kw.h16额定转速振动值mm17临界转速振动值mm2.编制依据2.1火力发电建设工程机组调试技术规范（DL/T5294-2013）；2.2火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程（DL/T5295-2013）；2.3火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-2009；2.4电力建设施工及验收技术规范汽机机组篇（DL/T5190.2-2012）；2.5电力建设安全工作规程（第一部分：火力发电厂）DL5009.1-2

7、014；2.6电力建设安全健康与环境管理工作规定国家电力公司国电电源200249号；2.7国家能源局防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2014版；2.8汽机热力系统图及XX生物热电综合利用项目生物热电运行规程；2.9 C25-3.43/0.981 型凝汽式汽轮机安装使用说明书（中国长江动力集团有限公司）；2.10设计有关技术资料及设备制造厂家技术资料；2.11公司评价出的重大危险因素、环境因素及管理方案、控制程序等；2.12工程建设标准强制性条文-电力工程部分(2011年版)3.调试目的及范围3.1 调试目的：整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检

8、验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。3.2 调试的任务3.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。3.2.2检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。3.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。3.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。3.2.

9、5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。3.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。3.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。4.调试前应具备的条件4.1 参加试运的设备、系统仪表按设计安装完毕，测点准确、接线牢固并完成设计变更和其它必要的修改项目，确认安装质量验收合格。4.2 有关承压设备、管道应经水压试验合格。试验中无法试验的汽侧安全阀（如加热器、除氧器等的安全阀）应拆卸后经试验整定合格后再回装到设备上。4.3 机组参与试运的设备、系统按设计要求

10、保温良好；管道的支吊架应安装完毕且合格，防止管道膨胀的装置必须拆除。4.4 所有设备的二次浇灌应完成，浇灌层的强度应达到设计要求。4.5 各电气设备及线路绝缘良好，仪表操作电源和动力电源必须可靠，保安电源及直流电源经试验可靠且投入。4.6 所有热控仪表经校验合格，各测点信号保护、自动控制在分部试运时应逐项检查调试好。各项报警显示应正确无误。4.7 各容器的水位、油位计应按要求标出高、低、正常工作位置，并有显示和报警；各转动机械轴承应按相应的要求加入足够的润滑剂；各油箱、水箱应按要求灌入合格的液体到正常液位。4.8 各系统中的电动、气动、手动阀门经开关试验灵活可靠，开关方向正确，并有开关方向标志

11、，不便操作的高位手动阀门应设有平台。各系统中的电动阀门关闭和开启方向的预留行程应符合要求。4.9 主机润滑油系统、调节系统油循环冲洗合格，润滑油质必须符合汽机施工验收规范的标准，润滑油滤网、冷油器一侧投入，备用侧充油排净空气后处于备用状态；交流润滑油泵、直流油泵、EH油泵调试完成，系统联锁保护试验传动合格动作准确，轴承处的临时滤网已拆除。4.10 DEH控制系统调试完毕，静态试验合格，主汽门开关试验，低压调门油动机行程试验，挂闸及就地、远方打闸试验完成，DEH仿真试验完成。4.11 本体疏水系统阀门试验合格，动作正确。4.12 凝结水泵、电动给水泵完成试运，运行可靠,再循环装置,联锁保护动作可

12、靠。4.13 辅机冷却水系统完成试运。4.14 盘车装置盘车投入、脱开可靠，转子偏心与原始值相差不大于0.03mm。4.15 直流电源可靠。油系统的直流油泵试运合格，联锁动作正常。4.16 完成汽机主保护的传动试验、润滑油压低、轴位移大、胀差大、超速等项模拟试验。4.17 完成轴封系统的各阀门调整，随时可以投运。4.18 发电机各项保护及跳闸试验，各项报警试验正常。4.19 计算机控制监测、显示、打印、事故及追记、报警均能可靠投用。4.20 除盐水车间在机组启动试运期间备有足够的合格的除盐水，保证机组启动试运期间的动态冲洗有足够的补充水。4.21 抽汽系统逆止门经试验动作灵活可靠。5.调试工作

13、内容及程序5.1辅机系统的检查和投入5.1.1 循环水系统：启动循环水泵，待压力稳定后根据需要向润滑油冷却器、真空泵和发电机空气冷却器等用户供水。5.1.2 除氧给水系统：启动化水车间除盐水泵向低压疏水箱补水，启动低压疏水泵向除氧器补水至正常水位，锅炉点火升压后投入除氧器加热，蒸汽进入除氧器加热母管加热给水，控制除氧器加热温度至80100，加热投入时注意水温上升速度（不大于1.5/min）及除氧器振动、噪音情况，确认无水冲击。5.1.3 润滑油系统：检查确认润滑油箱油位应在高位，检查各电动辅助油泵必须工作正常。先启动交流润滑油泵，向润滑油系统供油，冷油器出口润滑油温控制在3842，检查确认润滑

14、油泵出口压力、润滑油母管压力正常，同时观察各轴承回油管中回油的流动和温升情况，油管中油位应处于半充满状态。润滑油冷油器切换时，必须确保备用冷却器内空气排净且注满油。5.1.4 盘车系统：启动盘车。盘车投入后检查确认盘车电机运行正常，盘车电机电流正常,倾听机内是否有磨擦声音，并记录转子偏心值与原始值比较变化值应小于0.03mm，记录投盘车时间，首次启动要求连续盘车至少4小时。5.1.5 给水系统：启动电动给水泵，再循环方式运行。根据锅炉需要给锅炉上水。5.1.6 轴封系统：机组点火后应对汽封系统管道进行暖管，将蒸汽引入系统均压箱，汽封压力调整分配阀，使均压箱保持2.9429.4kPa，当均压箱中

15、压力高于29.4kPa时，多余的蒸汽通过汽封压力调整分配阀排入冷凝器中。在确保汽封蒸汽管道中无水后，汽轮机启动转速达到400r/min时投入轴封蒸汽，温度控制在130170。并启动轴封风机，轴封投入后，应注意监视汽缸上、下温差，汽缸热膨胀和汽轮机胀差，以及转子偏心度等参数的变化情况。5.1.7 检查真空泵分离器水位正常，启动一台真空泵，开始拉真空。（冷态时可先抽真空后供轴封用汽；热态必须先供轴封用汽后抽真空）。汽管道疏水阀、汽机本体、抽汽管道至疏水膨胀箱的疏水阀。5.1.8 机组启动前，所有抽汽止回阀必须进行联动试验，检查各阀门操纵装置动作是否灵活、可靠，不允许有任何卡涩现象。5.1.9 启动

16、EH油泵，检查油压正常，蓄能器压力正常，备用泵可靠投入备用，双筒滤网单侧投入，备用侧已完成充油排空气，根据需要投入冷油器冷却水。5.1.10 进行调节、保安系统的静态试验，主机ETS主保护试验；要求各部套动作平稳、灵活、无卡涩、无突跳或摆动现象。5.1.11 DEH系统供电，检查各功能模块性能是否正常，I/O接口通讯是否正常。5.1.12 检查TSI系统功能是否正常5.1.13 旁路系统，主蒸汽减温减压系统管道进行疏水暖管，投入热备用5.2暖管（主蒸汽管道至电动主汽门前管道段）5.2.1 检查机组自动主汽门处关闭位置。5.2.2 关闭机组电动主汽门和旁路一、二次门。 5.2.3 开启机组电动主

17、汽门前疏水门。 5.2.4 检查机组一、二抽抽汽逆止阀前疏水门开启，抽汽逆止阀后应关闭。5.2.5 检查机组电动主汽门后疏水门应关闭。5.2.6 全开机组进汽隔离总门旁路一次门，缓慢开启二次门，缓慢提升汽压至0.20.3MPa，管壁温升速度35/min，暖管2030min，然后以0.10.2 MPa/min 控制升压速度，并控制管壁温升不超过5/min ，升压至全压。5.2.7 待压力升至额定压力，全开机组进汽隔离总门，关闭旁路门。5.2.8 投入均压箱向前、后轴封供汽，维持轴封汽压103130KPa，禁止在汽轮机转子静止状态下向轴封送汽。5.2.9 二次暖管(电动主汽门至自动主汽门间管道)5

18、.2.10 关小机组电动主汽门后防腐汽门。5.2.11 关小机组电动主汽门前疏水门。5.2.12 开启机组电动主汽门后疏水门。5.2.13 逐渐开启机组电动主汽门之旁路门，缓慢提升汽压至0.20.3MPa，暖管2030min，然后按0.2 MPa/min 控制升压速度，并控制管壁温升不超过5/min ，升压至全压。5.2.14 待压力升至额定压力，全开机组电动主汽门，关闭机组电动主汽门之旁路门。5.3汽轮机冲转前应具备条件:5.3.1 主蒸汽温度应大于该压力下饱和温度50以上。5.3.2 凝汽器真空在-61kPa以上 。5.3.3 润滑油压在0.080.15MPa；安全油压1.2Mpa左右；各

19、轴承回油油流正常。5.3.4 冷油器出口油温在30。5.3.5 上下缸温度差不超过50。5.4汽轮机冷态启动5.4.1 挂闸在DEH电液控制装置上复位挂闸，打开主汽门，此时调门关闭，转子不得有升速现象。 “已挂闸”灯亮，然后按“运行”按钮，转速控制面板亮，机组已进入等待冲转状态。5.4.2 冲转：5.4.2.1 在转速控制栏目标转速输入框中设置“目标转速400rpm” 和“升速率100rpm /min”，当转子转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，否则立即停机。转速升至400rpm时，就地手动打闸进行摩擦听音检查，如未发现异常现象，可重新挂闸,检查时间不超过10分钟。5.4.2.2 摩擦检查

20、结束后，设置“目标转速1200rpm” 和“升速率100rpm /min”。转速升至1200rpm，全面检查所有监控仪表及热力系统有无异常现象。如机组无异常现象，进行中速暖机约15分钟左右。5.4.2.3 中速暖机结束后，设置“目标转速2500rpm” 和“升速率100rpm /min”。转速升至2500rpm，进行高速暖机约5分钟左右5.4.2.4 高速暖机结束后，设置“目标转速3000rpm” 和“升速率100rpm /min”。转速升至3000rpm，空负荷运行5.4.3 暖机升速过程中的注意事项及调整工作：5.4.3.1 机组冲转后，根据主蒸汽温度逐渐关小直至关闭机组电动主汽门后疏水门。5.4.3.2 倾听汽轮发电机组声音正常，无金属摩擦声。5.4.3.3 机组启动过程中，在中速暖机之前，汽轮发电机组轴承振动值超过0.05mm，适当降低转速，延长暖机时间。5.4.3.4 接近汽轮机临界转速（1683 r/min）时，应快速平稳通过。在通过临界转速时，若汽轮发电机组轴承振动值超过0.1 mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速。5.4.3.5 应密切注意轴向位移、胀差、上下缸温差、凝汽器真空、