汽轮机调试方案

1热电工程安装的汽轮机为北京汽轮电机有限公司生产。其型号为5.6r/min,并带有高压顶轴系统装置。调整系统包括调速和调压两部分，均采纳电液调整方式。电调接受汽机转速、主汽压力、中压/低压抽汽压力、及发电机功率信号，高、中、低压油动机开度反馈信号，停机、甩负荷、平安油压低信号。通过给定指令自动或手动开大、关小调整汽阀和旋转隔板以转变蒸汽流量，进而调整机组的转速或负荷、抽汽压力及抽汽量。保安系统包括机械平安装置(飞锤式危险遮断器)、危险遮断器滑阀、事故电磁阀等。机组主要辅机设施包括二台低压加热器，两台高压加热器，一台汽泵及胶球清洗装置。除氧给水系统为给水母管制系统(考虑二期工程),一(1)部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)(3)部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准(5)部颁《火电机组移交生产达标考核评定方法(1997年版)》。(6)北京汽轮电机有限公司《CC25-8.83/4.2/1.2型高压双抽汽凝汽(7)北京汽轮电机有限公司《CC25-8.83/4.12/1.1型抽汽凝汽式汽(9)其它相关技术资料与图纸。因本方案为新建机组试运期间的整套启动调整试运要点，着眼于机组的首次启动和168h试运期间的试验与调整。故本方案未提及的详细操作，请执3.2现场照明充分，事故照明牢靠。3.3厂房内有充足的消防器材，消防水有充足的压力处于备用状态。3.4全厂通讯系统畅通无阻。3.5设施及系统安装完毕，表计齐全，并阅历收合格。3.6辅机及其系统分部试运合格，达到备用状态，联锁及爱护装置试验完成合格，按要求可随时投入。3.7油系统循环冲洗已完毕，油质合格，油箱油位正常。3.8向汽机供应合格充分的新蒸汽。3.9汽机调整、保安系统静态试验完成。3.10机组跳闸爱护试验全部合格，并能牢靠投入。3.11全部热工检测仪表及报警信号正常投入使用。3.12全部电动阀门、水掌握逆止门经试验动作牢靠，平安门经水压试验合3.13现场挂有与实际相符的系统图，各设施阀门挂有与系统图和运行规程相全都的标牌。3.14运行员熟识设施系统及把握设施起停操作方法。3.15机炉与电气联络信号应好用。3.16预备好启动用具，如振动表、温度表、听音棒、搬钩子等。4机组冷态启动4.1按电厂运行规程对下列系统进行全面检查和操作，设施处于启动备用状态，各系统阀门置于应开关位置：主蒸汽系统及其疏水系统。抽汽系统及其疏水系统。加热器及其疏水系统。凝聚水系统。4.2启动沟通润滑油泵，开启出口门，向润滑油系统充油。投入盘车。启动盘车后，检查齿轮箱和汽轮机内无异音，保证机组冲转前连续盘车44.3依据实际状况按要求依次启动下列各泵，备用泵投入联锁：启动射水泵抽真空。开启主蒸汽管道及汽机本体各疏水门，稍开锅炉供汽总门或旁路门送汽暖管，在0.2～0.3MPa蒸汽压力下暖管30分钟。然后，缓慢开启供汽门，以0.1～0.15MPa/min的速度升压至3.5Mpa左右，全开供汽门，升压过程中可适当关小疏水门。其次段暖管：至自动主汽门，稍开电动主闸门旁路门，保持蒸汽压力0.2~0.3MPa不升压，暖管20～30分钟后全开旁路门。暖管结束后，关闭电动主闸门旁路门泄压。锅炉稳定汽压后打开锅炉侧主汽门向机侧供汽，滑压暖管，主汽压3.5Mpa左右，主汽温度350℃左右汽机冲转。4.5轴封供汽(与其次阶段暖管同时进行)：开启轴封供汽母管和均压箱疏水门，稍开主汽至轴封供汽手动门，稍开轴封供汽调整门，轴封供汽暖管。启动轴抽风机，投入汽封加热器，其汽侧压力维持0.094-0.098Mpa。启动射水泵，开启凝汽器抽空气门，凝汽器真空达20～25KPa,轴封供汽并投入均压箱减温水。汽封压力调整器保持在0.10MPa左右，供汽温度在200～250℃。4.6验证机侧跳闸爱护(除低真空爱护外)投入。4.7调速系统检查手动、电动检查复位挂闸装置后，其指针放在“0”位。中、低压油动机处于全开位置。4.8冲动转子至定速冲转参数(首次冷态启动)：主汽压力3.5MPa□□□□真空≥60Kpa主汽温度350℃油温35～40℃润滑油压0.098MPa以上调速油压1.96Mpa全开汽缸及抽汽管道上疏水，关闭防腐汽门。纪录机组启动前的状态和主要参数。机组复位挂闸，全开自动主汽门。用电动主闸门的旁路门启动升速，第一阀全开，开启其次阀冲动转子至在转子静止前，开启电动主汽门旁路阀将转速保持在300～500r/min,暖机10-15分钟，全面检查机组运行状态，纪录有关运行参数。低速暖机结束后，以100r/min/min的速度升速至1200r/min,暖机40分钟(首次启动),凝汽器真空不超过80kPa,对机组运行状况进行全面检查转子临界转速1650r/min,以每分钟300～500r/min的速度升速至2300r/min,暖机30分钟(首次启动),进行全面检查、测试和纪录。□留意：升速过程中，如汽机轴瓦振动(>100μm)和内部声音特别，降低汽机转速至振动、声音消逝，再运行5～10分钟，连续升速，否4.8.102300r/min暖机结束后，以10min的时间匀称提升转速3min调门油动机理应回关到50mm左右(依据蒸汽参数变化)。额定转速下，真空应>63KPa,投入冷油器保持油温在35～45℃,排汽缸温度<120℃。4.10并列、带负荷机组并网后，即刻接带负荷1250KW,暖机30min。然后以500KW/min增负荷率，加负荷至5000KW,暖机20min。然后以1000KW/min增负荷率，加负荷至20000KW,暖机40min。30%-50%的额定负荷时，视详细状况，按辅机运行规程，分别投入低压加热器和高然后以1000KW/min增负荷率，匀称加负荷至额定负荷。4.11.1电负荷达到额定负荷的三分之二(15000KW)时，方可投入低压调整抽汽。电负荷达18000KW投入低压调整抽汽。电负荷减至额定负荷的三分试验，启跳压力(表压)应为：4.62MPa,和1.32MPa。平安门整定完成后，使抽汽压力达到热网要求值，开启调整抽汽电动门向若并入热网，应将抽汽压力调整至高于热网压力0.04MPa,然后开启调整汽量的50%时，应暖机20min。4.12加负荷至额定值，机组进入168小时试运行。5正常停机试验5.172小时试运完成后，联系锅炉和电气，机组做停机试验。5.2机组减负荷至15000KW,切除调整抽汽：5.3重新加负荷至额定25000KW,做纯凝汽工况电负荷试验，并按电厂运行动机行程、主蒸汽压力和真空，直至负荷到0KW。加热汽源和加热器疏水。依据负荷停止相对应帮助设施。减负荷过程中，留5.5机组解列。5.6试验高、低压沟通油泵，直流油泵和盘车电机应良好。5.7机组打闸，纪录转子惰走数据每60秒纪录一次时间、转速和真空。6.1机组停机再启动时前汽缸调整级处缸壁温度在150℃以上，作为热态方6.6维持较高的真空约在90KPa。6.7进入汽轮机的新蒸汽温度应高于汽缸金属温度50℃以上。6.8转子热弯曲度不大于0.05mm。6.9汽缸调整级区域上下缸温差不大于50℃。6.10启动过程检查与冷态启动相同。汽压降到6.9MPa,电负荷减至15000KW,切除调整抽汽。汽压下降到5.9MPa,故障停机。汽压上升到9.2MPa,联系锅炉降压。汽压上升到9.8MPa,减负荷到零打闸停机。主蒸汽温度降至485℃,开主蒸汽管道和电动主汽门前疏水。主蒸汽温度降至460℃,负荷到零故障停机。正常运行时主蒸汽温度540℃以上不得超过30分钟，全年累计不超过20汽轮机转速上升到3360r/min,而危险遮断装置不动作。水冲击或主蒸汽温度快速下降50℃。轴承回油温度上升超过75℃或轴承内冒烟。润滑油降至0.03MPa以下。8.1进汽压力>9.8MPa,连续运行30分钟不能恢复或超过时。8.2进汽温度>540℃,连续