生物质汽机整套启动调试措施

1、XXXXXXX能源开发有限公司 30MW机组汽轮机整套启动调试措施Q/Y-J-03-01-1312-2015能源开发有限公司2015年10月目 录1 概述12 编制依据13 调试质量目标和要求24 系统及设备主要技术规范25 调试前应具备的条件46 调试仪器及设备67 调试组织与分工68 调试内容程序及方法99 调试工作的风险及管控2110 附录22XXXXXXX能源开发有限公司 汽轮机整套启动调试措施1 概述XXXXXXX能源开发有限公司30MW机组的汽轮机型号为SST400，为进口工业透平机械有限公司生产。本汽轮机为高温、超高压、单轴、反动、凝汽式汽轮机，与锅炉、发电机及其附属设备组成一个

2、成套供热发电设备，用于秸秆焚烧行业，以提供电力和提高供热系统的经济性。机组分部调整试运和整套启动调试工作是在安装工作基本结束,各单体设备试运合格的基础上进行的，是全面检查机组及相应安装工程的设计、设备制造、施工质量和生产准备的重要环节，是保证机组能安全、经济、迅速、可靠地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的最后工序。为了使整套启动调试工作顺利进行，以便使机组尽快安全、优质地移交生产，我们主要根据厂家和设计院各有关资料，以及国家能源局颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009 年版）（简称新启规）和调试工作规定等有关规程、规范和标准为基础，结合现场实际情况编写此汽轮发电机组整套启

3、动调试大纲及方案，报启动委员会批准，交试运指挥组执行。其内容主要着眼于调试启动技术原则。设备及系统更详细的操作步骤、维护及事故处理，应按电厂汽轮机运行规程和事故处理规程执行。机组整套启动是在锅炉各分系统、汽机各分系统、电气各分系统、化学各分系统、热工各分系统调试完毕,都已经完全合格并具备启动条件下进行的。本次试运是新建机组的第一次启动，参加试运的工作人员对设备及热力系统都有一个熟悉和掌握的过程，为了防止人身、设备事故的发生和扩大，尽量避免平行或交叉作业，使参加试运的工作人员保持清醒的头脑，避免产生遗漏项目，做到有条不紊。因此，将一些平行作业或交叉作业投入的设备及系统改为依次投入。本机组的首次启

4、动采用冷态滑参数启动，汽机启动状态的划分是以启动前汽缸内缸上半内壁（调节级处）金属温度t决定机组的三种启动状态，具体如下：冷态启动：t150：停机32到72小时，或>72小时；温态启动：t=150280：停机12到32小时；热态启动：t280：停机1到10小时；2 编制依据火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-2009火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程DLT 5295-2013火力发电建设工程机组调试技术规范DLT 5294-2013电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）（DL5009.1-2002）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国家能源局 2014-4-1

5、5电力建设施工与验收技术规范（DL/T5190-2004）厂家图纸、说明书及系统手册3 调试质量目标和要求通过汽轮发电机组的整组启动试运，检验机组启停及各种工况下的机组性能。包括有：3.1 检验汽轮机TCS系统的启动操作功能；3.2 检验汽轮机启动曲线的合理性，检验汽轮机带负荷能力，确认调节保安系统；3.3 调节和保护功能动作准确、可靠；3.4 检验汽轮发电机组轴系的振动水平；3.5 完成汽机、电气的有关试验，检验汽机锅炉的协调性；3.6 检验所有辅机及系统的动态投用状况；3.7 通过整套启动试运，找出在给定工况下最合理操作程序，顺利完成机组72h+24h试运行打下坚实的基础。4 系统及设备主

6、要技术规范4.1 汽轮机技术规范表4-1汽轮机技术规范型号：SST400型式：高温、超高压、单轴、反动、凝汽式制造厂：进口工业透平机械有限公司额定功率：30MW最大出力：31.88MW额定转速：5038rpm旋转方向面向汽轮机进汽端:为顺时针方向旋转主汽门前额定汽温:535主汽门前额定汽压:12.7MPa主汽门前额定流量:119.77t/h（最大128.6t/h）额定排汽压力:6.8KPa（绝对压力）额定排汽温度：38额定排汽流量：82t/h循环水进水温度：25（最高33）给水温度：237.2汽轮机转子一阶：2620rpm汽轮机转子二阶：6398rpm轴正常振动值:93m轴最大振动值：127m

7、4.2 汽轮机主要系统概述回热抽汽及高低压加热器系统：包括两台高压加热器、两台低压加热器、一台除氧器，除了除氧器为混合式加热器外，高压加热器及低压加热器均为表面式换热器。汽轮机共有五抽抽汽，从低至高分别是一抽抽汽、二抽抽汽、三抽抽汽、四抽抽汽、五抽抽汽。凝结水系统:包括一台凝汽器、两台凝结水泵、一台射汽抽气器、一台汽封加热器、两台低压加热器。 其中凝结水泵为立式多级离心泵，扬程203M，额定流量117.17T/H，设计为一用一备，正常工况下入口为负压，凝结水泵设有泵体放气管道并引至凝汽器以排净泵体中空气，凝结水泵设有入口滤网以防止杂物进入泵体内。汽封与抽真空系统：射汽抽气器供汽汽源来自由主蒸汽

8、，主蒸汽经减温减压后，蒸汽参数降至3.5MPa、360供射汽抽气器用汽，射汽抽气器共有一套启动抽气器和一套主抽气器，主抽气器分为一、二级。汽封系统供汽汽源也来自主蒸汽，主蒸汽经减压阀减压至0.003-0.005MPa后，直接供前轴封用汽，再经喷水减温至220供后汽封用汽。除氧给水系统：两台给水泵均为液力偶合调速型多级离心泵，通过调节液偶勺管的开度来调节给水泵的转速，从而调节给水量及给水压力。给水泵参数如下：额定流量136m3/h，最大允许工作温度175，扬程1750m，最大允许工作压力20MPa。每台给水泵均设有进出口电动门，出口设有再循环管道及最小流量阀（兼作逆止阀），当给水流量小于30%额

9、定流量时，最小流阀自动打开再循环管道，防止给水泵汽化。循环水系统及工业冷却水系统：包括三台循环水泵，采用卧式离心泵，每台泵出力按机组最大需水量的 33.3%考虑，单泵额定流量1750m3/h，扬程 18.5M，转速980r/min。循环水泵出口管设有液控止回蝶阀，以减少或消除管道中发生的水锤，保障循环水泵及管网系统安全可靠运行。在额定工况下，循环水的循环倍率（循环水量/汽轮机排汽量）按60倍设计。润滑油及顶轴油系统：包括主油箱、主油泵、交流辅助油泵、紧急油泵、两台冷油器、双联滤油器、油雾分离器、油压控制阀、安全阀、油温控制阀、油净化装置、油箱加热器、顶轴油装置、盘车装置。5 调试前应具备的条件

10、5.1 试运指挥部及各组人员已全部到位，职责分明，机组运行人员、安装人员、调试人员均已分值配齐、运行人员均已考试合格、各级人员的岗位责任已落实；消防、安全、保卫和后勤工作已安排好。5.2 启动调试大纲已审批，主要方案措施已向有关人员交底。5.3 运行现场已配齐运行及事故处理规程，并已组织有关人员学习，试运所需的设备系统图、记录表格、安全消防用具、运行工具等已备齐。5.4 投运的设备、管道已经标志明确，所有阀门已挂牌。5.5 投入的土建工程和生产区的设施已按设计要求完成施工并通过验收，试运行场地平整、道路畅通、平台栏杆和沟道盖板齐全牢固，有碍运行的脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等均已清除，符合

11、文明启动条件。5.6 正常电源和应急电源可靠。5.7 试运行现场的照明、通讯设备已安装完毕，并能可靠地投入使用。5.8 试运行现场的消防设备已通过核查，并能安全可靠地投入使用。5.9 补充水及各类水源充足可靠。5.10 下列辅机及附属系统经分部试运及调试合格能正常投入:5.10.1 循环水系统及工业水系统；5.10.2 凝结水系统及凝结水补水系统；5.10.3 给水除氧系统；5.10.4 回热抽汽，高、低压加热器及其疏水系统；5.10.5 凝汽器真空系统及射汽抽气系统；5.10.6 辅助蒸汽系统及汽机轴封供汽系统；5.10.7 管道、本体各疏水系统；5.10.8 汽轮机润滑油、顶轴油系统及盘车

12、装置；5.10.9 汽轮机调节、保安系统；5.10.10 化学制水系统及有关系统的水冲洗及蒸汽冲洗已经合格；5.10.11 电气、热控部分已满足机组启动及带负荷要求。5.11 启动前应完成的主要试验项目5.11.1 主机调节保安系统、TCS、ETS系统静态调整试验；5.11.2 辅助油泵、紧急油泵联动试验；5.11.3 顶轴油泵，盘车低油压联锁保护试验；5.11.4 高加水位保护试验；5.11.5 低加水位保护试验；5.11.6 除氧器水位保护试验；5.11.7 辅机联锁保护试验；5.11.8 所有电动门、气动门开关试验；5.11.9 所有报警(光字牌)试验；5.11.10 抽汽逆止门联动试验

13、；5.11.11 机炉电大联锁试验；5.11.12 主机TCS及协调系统仿真试验。5.12 启动验收委员会、质检站等有关部门对机组的整套启动条件进行全面检查合格并签证，同意进入整套启动阶段。具体签证详见附录2 系统试运条件确认表。6 调试仪器及设备表6-1调试仪器及设备仪器名称型号规格出厂编号有效期备注便携式红外测温仪手持式振动仪便携式噪声检测仪7 调试组织与分工按照新火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程有关规定，各方职责如下：7.1 建设单位的主要职责 7.1.1 充分发挥工程建设的主导作用,全面协助试运指挥部,负责机组试运全过程的组织管理和协调工作。7.1.2 负责编制和发布各项试运管

14、理制度和规定,对工程的安全、质量、进度、环境和健康等工作进行控制。7.1.3 负责为各参建单位提供设计和设备文件及资料。7.1.4 负责协调设备供货商供货和提供现场服务。7.1.5 负责协调解决合同执行中的问题和外部关系。7.1.6 负责与电网调度、消防部门、铁路、航运等相关单位的联系。7.1.7 负责组织相关单位对机组联锁保护定值和逻辑的讨论和确定,组织完善机组性能试验或特殊试验测点的设计和安装。7.1.8 负责组织由设备供货商或其他承包商承担的调试项目的实施及验收。7.1.9 负责试运现场的消防和安全保卫管理工作,做好建设区域与生产区域的隔离措施。7.1.10 参加试运日常工作的检查和协调

15、,参加试运后的质量验收签证。7.2 监理单位的主要职责7.2.1 做好工程项目科学组织、规范运作的咨询和监理工作,负责对试运过程中的安全、质量、进度和造价进行监理和控制。7.2.2 按照质量控制监检点计划和监理工作要求,做好机组设备和系统安装的监理工作,严格控制安装质量。7.2.3 负责组织对调试大纲、调试计划及单机试运、分系统试运和整套启动试运调试措施的审核。7.2.4 负责试运过程的监理,参加试运条件的检查确认和试运结果确认,组织分部试运和整套启动试运后的质量验收签证。7.2.5 负责试运过程中的缺陷管理,建立台帐,确定缺陷性质和消缺责任单位,组织消缺后的验收,实行闭环管理。7.2.6 协

16、调办理设备和系统代保管有关事宜。7.2.7 组织或参加重大技术问题解决方案的讨论。7.3 施工单位的主要职责7.3.1 负责完成试运所需要的建筑和安装工程,以及试运中临时设施的制作、安装和系统恢复工作。7.3.2 负责编制、报审和批准单机试运措施,编制和报批单体调试和单机试运计划。7.3.3 主持分部试运阶段的试运调度会,全面组织协调分部试运工作。7.3.4 负责组织完成单体调试、单机试运条件检查确认、单机试运指挥工作,提交单体调试报告和单机试运记录,参加单机试运后的质量验收签证。7.3.5 负责单机试运期间工作票安全措施的落实和许可签发。7.3.6 负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。7

17、.3.7 参与和配合分系统试运和整套启动试运工作,参加试运后的质量验收签证。7.3.8 负责试运阶段设备与系统的就地监视、检查、维护、消缺和完善,使与安装相关的各项指标满足达标要求。7.3.9 机组移交生产前,负责试运现场的安全、保卫、文明试运工作,做好试运设备与施工设备的安全隔离措施。7.3.10 在考核期阶段,配合生产单位负责完成施工尾工和消除施工遗留的缺陷。7.3.11 单独承包分项工程的施工单位，其职责与主体安装单位相同。同时应保证独立项目时、完整、可靠地投入,不得影响机组的试运工作,在工作质量和进度上必须满足工程整体的要求。7.4 调试单位的主要职责7.4.1 负责编制、报审、报批或

18、批准(除需要由总指挥批准以外的)调试大纲、分系统调试和整套启动调试方案或措施,分系统试运和整套启动试运计划。7.4.2 参与机组联锁保护定值和逻辑的讨论,提出建议。7.4.3 参加相关单机试运条件的检查确认和单体调试及单机试运结果的确认,参加单机试运后质量验收签证。7.4.4 机组整套启动试运期间全面主持指挥试运工作,主持试运调度会。7.4.5 负责分系统试运和整套启动试运调试前的技术及安全交底,并做好交底记录。7.4.6 负责全面检查试运机组各系统的完整性和合理性,组织分系统试运和整套启动试运条件的检查确认。7.4.7 按合同规定组织完成分系统试运和整套启动试运中的调试项目和试验工作,参加分

19、系统试运和整套启动试运质量验收签证,使与调试有关的各项指标满足达标要求。7.4.8 负责对试运中的重大技术问题提出解决方案或建议。7.4.9 在分系统试运和整套启动试运中,监督和指导运行操作。7.4.10 在分系统试运和整套启动试运期间,协助相关单位审核和签发工作票,并对消缺时间做出安排。7.4.11 考核期阶段,在生产单位的安排下, 继续完成合同中未完成的调试或试验项目。7.5 生产单位的主要职责7.5.1 负责完成各项生产运行的准备工作,包括燃料、水、汽、气、酸、碱、化学药品等物资的供应和生产必备的检测、试验工器具及备品备件等的配备,生产运行规程、系统图册、各项规章制度和各种工作票、操作票

20、、运行和生产报表、台帐的编制、审批和试行,运行及维护人员的配备、上岗培训和考核、运行人员正式上岗操作,设备和阀门、开关和保护压板、管道介质流向和色标等各种正式标识牌的定制和安置,生产标准化配置等。7.5.2 根据调试进度,在设备、系统试运前一个月以正式文件的形式将设备的电气和热控保护整定值提供给安装和调试单位。7.5.3 负责与电网调度部门有关机组运行的联系及与相关运行机组的协调,确保试运工作按计划进行。7.5.4 负责试运全过程的运行操作工作,运行人员应分工明确、认真监盘、精心操作,防止发生误操作。对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议,参加试运后的质量验收签证。7.5.5 单机试运时,在

21、施工单位试运人员的指挥下,负责设备的启停操作和运行参数检查及事故处理;分系统试运和整套启动试运调试中,在调试单位人员的监督指导下,负责设备启动前的检查及启停操作、运行调整、巡回检查和事故处理。7.5.6 分系统试运和整套启动试运期间,负责工作票的管理、工作票安全措施的实施及工作票和操作票的许可签发及消缺后的系统恢复。7.5.7 负责试运机组与运行机组联络系统的安全隔离。7.5.8 负责已经代保管设备和区域的管理及文明生产。7.5.9 机组移交生产后,全面负责机组的安全运行和维护管理工作,负责协调和安排机组施工尾工、调试未完成项目的实施和施工遗留缺陷的消除,负责机组各项涉网试验和性能试验的组织协

22、调工作,加强生产管理,使与生产有关的各项指标满足达标要求。7.6 设计单位的主要职责7.6.1 设备供货商实际供货的设备与设计图纸不符时,负责对设计接口进行确认,并对设备及系统的功能进行技术把关。7.6.2 为现场提供技术服务,负责处理机组试运过程中发生的设计问题,提出必要的设计修改或处理意见。7.6.3 负责完成试运指挥部或启委会提出的完善设计工作,按期完成并提交完整的竣工图。7.7 设备供货商的主要职责7.7.1 按供货合同提供现场技术服务和指导,保证设备性能。7.7.2 参与重大试验方案的讨论和实施。7.7.3 参加设备首次试运条件检查和确认,参加首次受电和试运。7.7.4 按时完成合同

23、中规定的调试工作。7.7.5 负责处理设备供货商应负责解决的问题,消除设备缺陷,协助处理非责任性的设备问题及零部件的订货。7.7.6 参与设备性能考核试验。8 调试内容程序及方法按照新火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程对100MW以下机组整套启动试运的要求，本次整套启动试运工作准备分四个阶段（机组启动升速、空负荷、满负荷、72+24试运行）进行：第一阶段启动升速，首次启动采用操作员手动方式。升速中的检查及试验定速检查；第二阶段汽轮机空转状态下的试验有关试验及调整汽门严密性试验超速试验；第三阶段机组带满负荷试验。机组冲转后可逐步投入有关设备与系统，并进行电气有关试验与调整。根据条件进行热态

24、启动试验，根据启动委员会决定是否进行甩负荷试验，在甩负荷前可以进行真空严密性试验，带满负荷48小时后停机做齿轮箱检查。以上试验完成后停机消缺；第四阶段72+24小时带负荷连续试运行；第一阶段结束后是否需要停机可根据现场情况决定。8.1 汽轮机联锁保护试验表8.1 汽轮机联锁保护试验操作内容联锁条件动作模式启动条件“汽轮机”功能组联锁条件手动方式控制油系统投入且调速汽门阀位2%“疏水系统”功能组投入“润滑油系统”功能组投入且油温25，直流油泵正常备用“盘车装置”功能组投入，汽轮机转速4rpm“齿轮箱功能组”运行润滑油温大于25真空系统在运行且真空80KPa除3取2安全油塞保护外，其余保护均投入运

25、行自动主汽门前主汽压力1.2MPa或汽轮机转速至90%时，自动主汽门前主汽压力1.2MPa不超过90分钟退出条件汽轮机跳闸机组反冷凝加热器操作内容联锁条件动作模式联锁条件汽轮机转速300rpm自动方式联锁退出汽轮机转速300rpm自动方式发电机并网手动方式低负荷喷水电磁阀操作内容联锁条件动作模式联锁开启汽轮机转速300rpm且排汽温度80自动方式联锁关闭负荷5MW且排汽温度80自动方式自动主汽门关闭手动方式润滑油系统操作内容“润滑油系统”功能组联锁条件动作模式投入条件油箱油位25mm且直流油泵正常备用手动方式退出条件汽轮机转速4rpm且汽缸内壁温度100，持续60秒操作内容主油箱电加热联锁条件

26、动作模式投入条件油箱油位185mm且电加热器本体温度80手动方式联锁启动油箱油温30且电加热器本体温度65自动方式联锁停止油箱油温35或电加热器本体温度65自动方式油箱油位185mm或电加热器本体温度80手动方式操作内容油雾过滤扇（排烟风机）动作模式联锁启动交流油泵在运行状态自动方式操作内容辅助油泵（交流油泵）动作模式投入条件油箱油温10或汽轮机转速90%（延时1秒）联锁启动汽轮机转速90%rpm（延时1秒）自动方式润滑油压0.15MPa且汽缸内壁温度100手动方式汽轮机转速4rpm且润滑油压0.15MPa手动方式联锁停止汽轮机转速90%rpm延时6秒自动方式汽轮机转速4rpm且汽缸内壁温度1

27、00手动方式操作内容应急油泵（直流油泵）动作模式投入条件油箱油温25联锁启动润滑油压0.09MPa且汽轮机转速4rpm且汽缸内壁温度100自动方式润滑油压0.15MPa且交流油泵在停电位置，延时2秒且汽轮机转速4rpm且汽缸内壁温度100自动方式联锁停止润滑油压0.09MPa手动方式汽轮机转速4rpm且汽缸内壁温度100手动方式操作内容顶轴油泵动作模式启动条件润滑油压0.05MPa联锁启动汽轮机转速300rpm且4rpm自动方式联锁停止汽轮机转速300pm或汽轮机转速4rpm延时10秒自动方式润滑油压0.05MPa手动方式盘车装置操作内容“盘车装置”功能组联锁条件动作模式投入条件盘车装置护罩关

28、闭且润滑油压0.05MPa且轴向位移在0.6mm，0.6mm手动方式退出条件汽轮机停运或转速>300r/min手动方式联锁停止盘车电机停电或盘车装置护罩打开且润滑油压0.05MPa且轴向位移在0.6mm，0.6mm自动方式操作内容盘车电机（转动装置马达）动作模式投入条件盘车装置护罩关闭且润滑油压0.05MPa且轴向位移在±0.6mm且汽轮机转速300rpm（延时3秒）汽轮机转速4rpm且顶轴油压2MPa（延时10秒）联锁启动汽轮机转速300rpm（延时3秒）自动方式汽轮机转速4rpm且“盘车装置”功能组投入自动方式退出条件汽轮机转速300rpm或汽轮机在跳闸位置联锁停止汽轮机转

29、速300rpm且汽轮机在跳闸位置自动方式盘车装置护罩未关闭手动方式润滑油压0.05MPa手动方式轴向位移在0.6mm，0.6mm手动方式顶轴油压2MPa且盘车电机启动时间10秒手动方式疏水系统操作内容“疏水系统”功能组联锁条件动作模式投入条件发电机有功负荷3MW，或发电机解列自动方式退出条件“汽封系统”功能组退出自动方式汽轮机无跳闸信号发电机并网正常联锁退出发电机并网手动方式有功负荷7MW汽缸内壁温度180操作内容主汽门疏水（ESV排水阀）动作模式联锁开启汽轮机跳闸，主汽门关闭自动方式联锁关闭汽轮机转速90%自动方式操作内容导管疏水动作模式联锁开启调速汽门CV2开度5%自动方式联锁关闭调速汽门

30、开度10%延时20秒自动方式操作内容CV2、CV3后疏水动作模式联锁开启调速汽门CV2开度5%自动方式联锁关闭调速汽门开度10%延时20秒自动方式操作内容疏水减温阀动作模式联锁开启调速汽门CV2疏水开启自动方式调速汽门CV3疏水开启导管疏水开启汽机未跳闸联锁关闭汽轮机无跳闸信号延时120秒主汽门、调速汽门疏水阀关闭自动方式高压控制油系统操作内容系统联锁条件动作模式投入条件高压油箱油位270mm退出条件汽轮机停运自动方式联锁退出高压油箱油位270mm操作内容#1高压油泵动作模式启动条件高压油箱油位270mm且油温20联锁启动#2高压油泵在运行，且高压油压11MPa延时5秒自动方式#2高压油泵跳闸

31、联锁停止高压油箱油位270mm操作内容#2高压油泵动作模式启动条件高压油箱油位270mm且油温20联锁启动#1高压油泵在运行，且高压油压11MPa延时5秒自动方式#1高压油泵跳闸联锁停止高压油箱油位135mm操作内容高压油冷却扇动作模式启动条件高压油冷却泵在运行联锁启动高压油箱油温55且冷却泵在运行自动方式联锁停止高压油箱油温50，或冷却泵停止自动方式操作内容高压油冷却泵动作模式启动条件高压油箱油位270mm联锁启动#1或#2高压泵在运行自动方式联锁停止高压油箱油位270mm操作内容高压油电加热动作模式启动条件高压油箱油位135mm且油温80联锁启动高压油箱油温20自动方式联锁停止高压油箱油温

32、25自动方式高压油箱油位270mm或油温80汽封蒸汽系统操作内容“汽封系统”功能组联锁条件动作模式投入条件汽轮机转速4rpm且“疏水系统”功能组投入退出允许汽轮机排汽压力20Kpa自动方式汽轮机转速4rpm时长60秒）疏水功能组开启联锁退出汽轮机转速<4r/min,延时60秒操作内容汽封减温阀动作模式开启条件汽轮机转速4rpm联锁开启根据汽封温度设定，通过比例积分控制来控制开启温控电磁阀联锁关闭汽轮机转速4rpm（延时60秒）来自轴封功能组启停顺控程序关闭电磁阀操作内容汽封减压阀动作模式开启条件汽轮机转速4rpm联锁开启根据汽封压力设定，通过比例积分控制来控制开启压力控制电磁阀关闭条件汽

33、轮机转速4rpm（延时60秒）8.2 第一阶段:机组启动升速8.2.1 启动前检查：8.2.1.1 检查循环水系统，各辅机冷却水及工业水系统已经投入；8.2.1.2 发电机空气冷却器能随时投入运行，8.2.1.3 凝结水系统能随时投入，低加具备随机启动条件；8.2.1.4 高压控制油系统、润滑油系统运行正常；8.2.1.5 盘车运行正常；8.2.1.6 电动给水泵能随时投运；8.2.1.7 投入轴封系统供汽，供汽压力控制在0.003MPa，温度220左右；8.2.1.8 启动射汽抽气器抽真空；8.2.1.9 辅助设备及系统运行正常，真空至-80KPa以上；8.2.1.10 投入汽机ETS跳闸保

34、护；8.2.1.11 当“汽机”功能组满足条件后，启动功能组挂闸打开ESV，通过电动主汽门旁路手动门暖管至调门前，控制温升率在4/min左右，并暖管充分。具体签证详见附录1 系统试运条件确认表。8.2.2 冲转参数:8.2.2.1 主汽压力：5MPa；8.2.2.2 主汽温度：380；8.2.2.3 汽缸上、下缸温差小于39，内外壁温差小于102；8.2.2.4 大轴弯曲值与原始值相差不大于0.02mm；8.2.2.5 轴向位移：0.40.4mm之间；8.2.2.6 连续盘车4小时以上，汽轮机盘车转速115rpm，且盘车电流正常；8.2.2.7 汽缸调节级处上下缸温差<50；8.2.2.

35、8 凝汽器真空-90KPa以上；8.2.2.9 高压控制油压14MPa，油温：3755；8.2.2.10 润滑油压：0.170.25MPa；8.2.2.11 润滑油温：35；8.2.3 汽机冲转8.2.3.1 在西门子TCS“CONTROL”画面上，设定目标转速500rpm，检查调速汽门逐渐开启，汽轮机开始冲转，转速到达500rpm后打闸摩检。8.2.3.2 检查正常后重新挂闸，设定目标转速3600rpm，转速到达3600rpm后暖机8min。8.2.3.3 设定目标转速5038rpm，当转数升至4534 r/min左右时，检查主油泵工作正常，润滑油压正常，辅助油泵自动联停。8.2.3.4 定

36、速5038rpm后，全面检查汽机各参数。8.2.3.5 汽轮发电机组冲转升速时间严格按厂家启动曲线规定进行，冲转升速过程中盘车应自动脱扣，当汽轮发电机组转速>300r/min（大于盘车转速就地检查脱开）时，检查盘车装置自动退出，检查顶轴油泵自动停运，发电机反凝加热器退出运行。8.2.3.6 升速中对机组进行全面检查，用听针棒听汽轮机通流部分、高低压轴封处、轴承箱油档、发电机风挡处有无金属摩擦声，同时监测汽轮机各轴承振动，轴瓦金属温度，热膨胀，确认汽缸内部，轴封和动静间隙处没有磨擦；8.2.3.7 按升速曲线升速，过临界转速时平稳快速的通过，最大振动不超过127 m，进行全面检查；汽轮机转

37、子第一轴系临界转速值：2620rpm，汽轮机转子第二轴系临界转速值：6398rpm。8.2.4 升速暖机过程中的注意事项：8.2.4.1 冲转后注意汽机、发电机转动部分有无异声；8.2.4.2 严密监视转子各轴承振动情况，临界转速下轴承振动127m；其他转速下轴承振动93m；8.2.4.3 过临界转速时TCS自动设置的升速率快速通过，不得在临界转速附近停留；8.2.4.4 升速过程中注意调整轴封及射汽抽气器压力，维持正常稳定；8.2.4.5 注意凝汽器、各加热器、除氧器水位情况；8.2.4.6 检查油箱油位、油压、油温、轴承回油流量情况；8.2.4.7 升速暖机过程中注意：汽缸上下温差小于39

38、；内外壁温差小于102；8.2.4.8 主蒸汽温升率、汽缸各部温升率、温差不应超过规定值；8.2.4.9 排汽温度不得超过80，超过时后汽缸喷水装置应投入；8.2.4.10 当转数升至4534 r/min左右时，检查主油泵工作正常，润滑油压正常，辅助油泵自动联停，辅助油泵、紧急油泵、顶轴油泵联锁已投入。8.3 第二阶段:汽轮机空转状态下的试验8.3.1 润滑油压动态整定主油泵工作后，检查润滑油压，通过润滑油压力控制阀调整润油压在0.25Mpa左右。8.3.2 远方打闸及惰走试验机组在额定转速5038r/min运行状态下，在集控室，手按停机按钮，自动主汽门调速汽门迅速关闭，同时发出声光报警信号，

39、记录转速下降至盘车转速时间。8.3.3 自动主汽门、调速汽门严密性试验8.3.3.1 调门严密性试验汽机已停机（停机1个小时内），主蒸汽压力不应太低，拟在额定压力的50%以上；ESV、CV均已完全关闭，所有抽汽和疏水管道已关闭和泄压，汽机在盘车状态；打开ESV，保持CV全关；ESV全开后检查汽机转速是否上升，车不脱扣，CV关闭严实，调门严密性试验合格，反之盘车脱扣，汽轮机转速上升，调门严密性试验不合格。 8.3.3.2 主汽门严密性试验汽机已停机（停机1个小时内），主蒸汽压力不应太低，拟在额定压力的50%以上；ESV、CV均已完全关闭，所有抽汽和疏水管道已关闭和泄压，汽机在盘车状态；通过CV阀

40、门活动性试验打开所有CV；当CV全开后检查汽机转速是否上升，盘车不脱扣，ESV关闭严实，主气门严密性试验合格，反之盘车脱扣，汽轮机转速上升，主气门严密性试验不合格。8.3.4 超速试验8.3.4.1 超速试验时机组应具备的条件： a、远方操作停机按钮，自动主汽门、调速汽门能迅速关闭，转速下降。 b、额定转速下控制系统及汽机参数正常，就地检查无异常。 c、至少有两块转速表是准确的。 d、遮断电磁阀动作试验正常。 e、超速110%保护投入。 f、自动主汽门、调门严密性试验合格。 g、机组振动在允许范围。h、机组转速在5038rpm且各运行参数正常。8.3.4.2 超速试验步骤： a、点击超速试验按

41、钮（over speed test）并确认。 b、TCS目标转速设为5542rpm，升速。 c、当转速升到5542rpm时，超速保护应动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门及抽汽电动门关闭，信号发出，记录动作转速值。 d、试验结束后将超速试验按钮退出。 e、重新挂闸，定速 5038rpm。 8.3.4.3 超速试验的注意事项： a、试验过程中，轴承进油温度应保持在49±2之间。b、升速过程中必须由专人严密监视机组的振动情况，转速升高过程中，机组两旁不得有人通过和停留，应有专人监护。若轴承振动值较平时明显增大时，不得继续升速。c、当转速升至5542rpm遮断电磁阀仍不动作时，应打闸停机

42、并在查明原因采取正确处理措施，才能继续作超速试验。 d、作超速试验时对转速的监视，应以TSI电气超速保护数字转速表为准。 e、每次试验后应全面测振，检查振动值有无增大。如振动值增大应查明原因，否则应停止试验。 f、每次试验后应对油系统全面检查一次，发现漏油及时处理。g、禁止额定参数或接近额定参数下作“超速试验”，如一定要在高参数下作超速试验时，应投入TCS的阀位限制功能。8.4 第三阶段：带负荷调试 8.4.1 试验结束，联系值长准备并网；8.4.2 机组自动并网成功后，汽机自动带上1.5MW的初负荷，暖机10min；8.4.3 在汽机TCS自动方式下，按厂家冷态滑参数启动曲线以500KW/m

43、in升负荷率升负荷至5MW，暖机30分钟，进行全面检查；8.4.4 暖机时间到，机组以500KW/min的速度增负荷7MW左右，投入三段抽汽至除氧器（此时三抽压力应大于0.3Mpa）；8.4.5 机组以500KW/min的速度增负荷12MW左右，投入高加运行，注意控制高加温升；8.4.6 机组仍以500KW/min的速度增负荷至30MW；8.4.7 增负荷至30MW时记录满负荷运行数据；8.4.8 机组带负荷注意事项：8.4.8.1 及时调整高、低压加热器及凝汽器液位；8.4.8.2 及时的调整轴封压力、温度；8.4.8.3 严格监视：各轴瓦温度、振动，缸温、油箱油位，轴承回油温度、润滑油温、

44、润滑油压、轴向位移、发电机进、出口风温等参数正常；8.4.9 负荷在额定负荷80%左右，做真空严密性试验；8.4.9.1 允许条件及步骤：a、真空在-90Kpa以上；b、负荷、汽温、汽压稳定，试验时负荷应大于额定负荷的80%；c、汽封母管压力在正常范围内；d、启动抽气器正常备用。e、通知值长、主控员，保持汽温汽压、负荷稳定。f、关闭凝汽器至抽气器空气门，记录关闭空气门的时间及此时的凝汽器真空。g、真空严密性试验，进行15分钟，关闭空气门后，每一分钟记录一次凝汽器真空和排汽温度。h、试验结束开启凝汽器至射汽抽气器空气门，注意凝汽器真空应恢复。8.4.9.2 真空严密性试验注意事项：a、 下降速度

45、0.55KPa/min时（3mmHg/min）为合格。b、 试验过程中，真空不低于-85KPa。c、 试验过程中，如真空下降速度超过 0.67KPa/min(5mmHg/min)，应立即停止试验，恢复试验前运行方式。8.4.10 50%、100%甩负荷试验；（详见汽轮机甩负荷试验调试措施）8.4.11 满负荷试运48小时后，停机做齿轮箱检查。8.5 第四阶段:72+24小时满负荷连续试运行：8.5.1 机组满负荷连续试运行后，进入72+24小时试运；8.5.2 维持电负荷在30MW稳定运行，记录满负荷运行数据；8.5.3 由于系统或其它原因，机组不能带满负荷时，由启动验收委员会决定应带的最大允

46、许负荷；8.5.4 72+24小时试运结束。启动记录详见调试记录表，整套启动详细过程记录见附录3。 8.6 紧急停机条件8.6.1 汽轮机转速超过5542r/min而电超速拒动；8.6.2 轴向位移超过0.6mm或0.6mm，推力瓦温度明显升高而保护拒动；8.6.3 机组突然发生强烈振动，汽轮机轴振达127m，变速箱齿轮轴轴振达103m，变速箱旋转轴轴振达137m，发电机轴振达190m时遮断阀不动作；8.6.4 机内有清晰的摩擦声和撞击声；8.6.5 轴承冒烟或冒火花；8.6.6 任一轴承合金温度超过保护动作值；8.6.7 润滑油压急剧下降至0.1MPa以下；8.6.8 主油箱油位急剧下降至最

47、低油位以下；8.6.9 汽轮机发生水冲击；8.6.10 主蒸汽温度10分钟内急剧下降50以上； 8.6.11 油系统着火危及机组安全时；8.6.12 轴封冒火花；8.6.13 发电机、励磁机着火；8.6.14 调速保安系统故障无法维持机组正常运行。8.7 检查及注意事项8.7.1 机组超速试验过程中，应安排专人监视汽机转速；转速飞升至5542rpm时，应立即打闸停机，若转速仍继续上升时，应立即破坏真空紧急停机；超速试验过程中，应派专人守候在手动危急保安器处；8.7.2 机组运行时冷油器倒换操作，须指定操作人员和监护人，并经值长批准，另一台冷油器投入前，须放尽油侧空气，在确认新投入的冷油器工作正

48、常后再停另一台冷油器，并密切监视油压的变化；8.7.3 机组启、停及运行过程中严格控制润滑油温，防止油温大幅升降，以免油膜破坏。冷油器出口油温控制在49左右；8.7.4 启动升速过程中，机组转速过临界时汽轮机轴振达127m，变速箱齿轮轴轴振达103m，变速箱旋转轴轴振达137m，发电机轴振达190m时，若自动停机失灵或非临界转速轴振超过125m时应手动停机，查明原因；8.7.5 启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火，应立刻手动停机，停机后认真分析原因，采取针对措施处理后方可慎重再次启动；8.7.6 注意启动、停机及运行中各加热器的水位调整和排放，防止抽汽系统向汽缸内返水；8.7.7 启

49、动运行中，注意监视轴向位移和推力轴承温度变化趋势，并与类似启动相比较，变化较大时，应查明原因；8.7.8 严禁火种带进油区，油区内严禁吸烟，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火；必须明火作业时要采取有效措施，严格执行动火制度；8.7.9 油系统的重要阀门（如冷油器油侧进、出口门、油箱事故放油门）应挂“禁止操作”警告牌，非工作人员不得操作；8.7.10 润滑油、EH油油质合格、主汽门、调门、抽汽逆止门关闭时间合格；8.7.11 油系统的辅助、紧急油泵出力应达到铭牌出力，运行可靠，联锁正常，各压力开关或电接点压力表均经校验，动作值整定正确，动作可靠。9 调试工作的风险及管控9.1 环境因素

50、识别与控制9.1.1 环境因素识别：本项目可能造成不良环境因素：机组试验及运行时产生噪音。9.1.2 环境因素控制措施：本项目可能造成不良环境因素所采取的措施：对机组产生噪音大的地方装设隔音罩。9.2 职业健康识别与控制9.2.1 职业健康识别本项目可能造成职业健康因素：机组试验及运行时产生的噪音影响人的听觉。9.2.2 职业健康控制措施本项目可能造成职业健康因素所采取的措施：工作人员离开噪音区，工作人员佩戴防护耳塞进行防护。9.2.3 危险点、危险源辨识与控制措施9.2.3.1 试运行负责人应组织并指导参加试运行的人员学习有关运行规程、试运行安全施工措施和试运行停、送电联系制度等。9.2.3

51、.2 消防设施已投入使用，消防器材充足。9.2.3.3 设备及管道保温完毕。9.2.3.4 土建工程完工，安装孔洞及沟道盖板已盖好。9.2.3.5 道路畅通无阻，易燃物品和垃圾已彻底清除。9.2.3.6 脚手架已全部拆除。必须保留的脚手架不妨碍运行。9.2.3.7 试运行区域应设栏杆，挂警告牌。9.2.3.8 试运行时对设备的旋转部分不得进行清扫、擦拭或润滑。擦拭机器的固定部分时，不得把棉纱、抹布缠在手上。9.2.3.9 不得在栏杆、防护罩或运行设备的轴承上坐立或行走。9.2.3.10 不得在燃烧室防爆门、高温高压蒸汽管道的法兰盘和阀门、水位计等有可能受到烫伤危险的地点停留。如因工作需要停留时

52、，应有防止烫伤及防汽、防水喷出伤人的措施。9.2.3.11 试运行中及试运后的设备检修均应办理工作票。9.2.3.12 调试过程中应正确区分危险源，保护人身和设备安全，整套启动过程危险源辨识、预控详细措施见附录1危险源辨识、控制措施卡。10 附录10.1 附录1 危险源辨识、控制措施卡10.2 附录2 整套启动试运条件检查确认表10.3 附录3 整套启动过程记录表10.4 附录4 汽轮机启动曲线图附录1 危险源辨识、控制措施卡危险源辩识、控制措施卡序号危险源可能发生的伤害伤害后果危险等级采取控制措施辨识评价人员1旋转部件无遮盖衣服、人体部分被转入而损伤伤/亡显著风险加遮盖2工作时通讯不畅、沟通交底不够而导致误操作人员或设备损坏伤或亡，设备损毁一般风险确保通讯畅通、人员沟通良好3流道不畅、汽水两相流泵汽蚀、转子或管道折断设备损毁/伤人一般风险流道畅通、疏水充分等4油系统外漏或着火着火、地滑摔跤设备损毁/伤人显著风险严禁烟火、经常巡检5油质不好、油压不够烧瓦、轴颈磨损设备损毁显著风险油质良好、油压足够，及时化验、处理和调整6轴封供汽品质差轴封和轴套磨损，振动加剧设备损毁需注意