25MW机组汽轮机调试方案

1、25MW机组汽轮机调试方案一、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

2、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、最低各正常工作位置。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

3、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。-第 1 页-DCS控制是否正常。2/3DCS控制是否正常。2/3左右。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。1

4、3、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、（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

5、水井用除盐水补充到水位计的（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。-第 2 页-0.055Mpa，各轴承回油正常，冷油器油温在1.3Mpa，投入油泵连锁。0.30.6 0.05 6 3/min。50左右。检查自动0.61.5 0.1 15 1.53.5 0.2 10 4.08.83 0.5 15 （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。0.055Mpa，各轴承回油正常，冷油器油温在1.3Mpa，投入油泵连锁。0.30.6 0.05 6 3/min。50左右。检查自动0.

6、61.5 0.1 15 1.53.5 0.2 10 4.08.83 0.5 15 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（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

7、门、微开主气门，暖导汽管，按运行规程要求暖至自动主气门前。（1）暖管升压速度：压力范围（ MPa）升压速度（ MPa/min）时间 min （2）暖管升压注意事项：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。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。升温速度严格控制在不超过投入汽封供汽时，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：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-第 3 页-分配时间5min 15min 10min

8、30min 5min 30min 5min 15min 200则视为热态启3050，汽缸上下温差应在压 3.5Mpa，气温 350400。分配时间5min 15min 10min 30min 5min 30min 5min 15min 200则视为热态启3050，汽缸上下温差应在凝汽器真空在 -63Kpa 以上，真空不宜过高。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。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

9、后，高压调门全开。发电机、励磁机同时具备启动条件。投入汽机各项保护，解除低真空停机保护。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。操作步骤：冲转后升速至 500r/min 检查并维持 500r/min 均匀升速至 1200r/min 检查并维持 1200r/min 均匀升速至 2350r/min 检查并维持 2350r/min 均匀升速至 2750r/min 继续升速到 3000r/min 5、热态启动时间及分配：（1）热态启动应满足以下条件： 凡停机时间在 12h以内，调节级下汽缸壁温不低于动，其他情况下汽

10、轮机启动视为冷态启动。 进入汽轮机的蒸汽温度应高于调节级温度50以内。-第 4 页-，在手操面板上点0.10mm . 检查各轴承回油0.03mm 以内，一旦超过ATC 升速过程以内，如发现差胀超过规定或振动，在手操面板上点0.10mm . 检查各轴承回油0.03mm 以内，一旦超过ATC 升速过程以内，如发现差胀超过规定或振动,检查值 0.03mm 时，禁止冲转。 应向前轴封送汽，一增加转子膨胀，然后再抽真空。 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

11、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”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4) 仔细倾听检查汽轮机内部有无不正常的金属摩擦声音，温度情况，盘车装置脱口情况，各轴承振动值，均在流数值，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

12、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-第 5 页-7MW（共计 20min），停留12.5MW（共计 7MW（共计 20min），停留12.5MW（共计 75min），停温度（）时间（min）2、自动

13、主汽门和调节汽门的严密性试验。3、危急遮断器超速试验。4、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。5、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

14、加。（2）再以 0.2MW/min 的速度，均匀增负荷至30min。（3）再以 0.1MW/min 的速度，均匀增至负荷留 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：压力（MPa）-第 6 页-325 475 持 5.5 535 持8.83 8.835400.

15、5 Hz0.0780.147Mpa 0.050.1 Mpa 1.57 Mpa +1.0mm 或-0.6mm +3mm 或-2mm 0.03mm 60 60 475 40 535 325 475 持 5.5 535 持8.83 8.835400.5 Hz0.0780.147Mpa 0.050.1 Mpa 1.57 Mpa +1.0mm 或-0.6mm +3mm 或-2mm 0.03mm 60 60 475 40 535 0.49Mpa 120 120 均匀升至 5.5 维均匀升至 8.83 维七、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：主蒸汽温度： 525当新蒸汽压力高于 9.8

16、Mpa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： 504、润滑油压：主油泵进口油压：主油泵出口油压：5、轴向位移：相对胀差：轴承座振动：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。-第 7 页-1#低加至凝-2mm，否则暂停减负荷， 待2

17、h后，每隔 15min 转1#低加至凝-2mm，否则暂停减负荷， 待2h后，每隔 15min 转动 180o，经 2h 后，每50，则隔 40min 转动75、瓦温超过 110。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

18、，连续运转隔 30min 转动 180o，再经 2h 后，如上下缸温差低于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（7）油系统失火而不能迅速扑灭。（8）油箱内油位突然下降到最低油位一下。（9）润滑油压降至 0.0196Mpa。（10）转子轴向位移超过 1.3mm。-第 8 页-15min 内不能恢复