#6机A修后启动摩检方案

1、#6汽轮机摩擦检查方案新乡豫新发电有限责任公司二0一0年十月二十五日工程名称新乡豫新发电有限责任公司6机组A级检修文件名称#6汽轮机摩擦检查方案文件类别措施会签技术中心年 月 日监理公司年 月 日检修公司年 月 日发电运行部年 月 日设备维护部年 月 日生产管理部年 月 日安全监察部年 月 日批 准年 月 日审 定年 月 日审 核年 月 日编 写目 录一、 目 的 4二、组织机构4三、安全措施6四、运行措施6五、危险点分析及措施6#6汽轮机组摩擦启动方案一、目 的新乡豫新发电有限责任公司#6机组于2005年12月19日通过168h试运行，2006年2月28日结束试生产投入商业化运营。2008年

2、4月19日进行了首次A级检修，并于6月6日并网。本次#6机组A级检修计划检修时间为2010年9月21日11月10日，总工期为50天，并针对#2瓦轴承温度高、汽轮机热耗率高、汽轮机缸效低于设计值的问题查找原因，根据查出的高中压通流部分间隙超标、部分轴封间隙超标，高中压隔板叶顶封间隙多数超标，#3、4、5、6瓦轴颈磨损等安全经济隐患，根据中国电力投资集团公司河南电力有限公司发布汽轮机汽封间隙调整标准化管理手册的规定，调整通流部分间隙、汽封间隙，缩小至下限负10丝至30丝，进行刷式汽封改造等方法，达到降低级间漏汽损失，提高汽轮机缸效。通过本次A级检修，使#6机组的健康水平得到根本恢复或提高。为了保证

3、此次检修后机组的安全启动，防止因摩擦振动问题造成人身和设备损坏，特制定本方案。二、组织措施1.成立工作小组组 长： 张 彬副 组 长： 户传斌 王晓峰成 员： 发电公司： 张智勇 柴学军 荆树友 王 勇 禹治恒 胡 鹏 梁 红 吕继周 段 霞 谢守谦 马 鹏 张宏伟 于兴亮 王 刚 白海峰 常忠安 郭新建 李富志 当值值长 中电监理： 王晓东 褚乙桥 李 丰检修公司： 赵金涛 宋斌辉 孙丽丽 李 宁 王 超 孙 敏技术中心： 范 龙 黄宏伟 郝 飞2.职 责2.1.负责机组大修全面工作，协调和指导工作小组进行机组大修启动各项工作。2.2. 明确以值长为中心的调度指挥系统，提高运行人员的操作的正

4、确性，分工的明确性、指挥的统一性，各当班值长统一指挥启动工作。2.3. 发电运行部负责安排好启动前的准备和启动操作工作，并做好危险点分析和事故预想。2.4. 检修公司负责启动过程中机组摩检振动情况的检查和设备缺陷消除、全面配合机组启动摩检工作。2.5. 设备维护部督促、协调检修公司做好机组启动摩检的准备工作和设备缺陷消除工作，并做好启动摩检过程中的人员分工检查。2.6. 生产管理部负责组织、协调和督促各部门工作，并监督各项技术措施的落实。2.7. 安全监察部负责监督、检查各项安全措施的落实。2.8. 监理公司做好机组检修、运行方面的安全和技术监督、把关、验收、指导工作。2.9. 技术中心负责现

5、场数据的检测、分析和汇总，负责向工作小组提供相关技术指导和建议。2.10.工作小组成员合理分工，摩擦启动期间24小时现场值班。2.11.具体人员分工如下表:序号项 目人 员 分 工1记录汽轮机本体参数（包括振动、缸温、胀差、膨胀）当班指定一名值班员负责记录DEH、DCS各参数，启动前、定速摩检时详细记录 2就地汽机本体测振、听音、巡检。检修公司汽机队2人、维护部汽机专业2人及运行当班人员2-4人负责就地倾听高中压缸、低压缸及各瓦的声音和#1-6瓦测振，并负责与集控室联系；技术中心负责就地检测汽轮机各瓦振动3DCS画面TSI振动等情况监视、记录。#6机盘前当班主值1人，值长台前由发电部汽机专工负

6、责监视、记录。4本体疏水管道测温运行安排1-2人负责5机头打闸运行安排1-2人负责三、安全措施1. 检修工作全部结束，工作票注销，各设备系统试运正常。2. 主机各保护试验正常，机组大修后启动条件具备。3. 发电部组织运行人员熟悉掌握汽轮机运行规程中有关机组冷态启动操作和轴振大以及大轴弯曲、轴瓦损坏等事故处理内容，并做好大轴永久性弯曲、轴瓦损坏、汽轮机超速等事故危险点分析预控和事故预想工作。4. 认真执行“两票三制”， 按照运行规程进行设备巡检、操作和事故处理。5. 6机16轴承振动大跳机保护定值由250跳机，调整为170跳机；瓦振达到60打闸停机，每次振动保护动作或打闸后要破坏真空紧急停机。6

7、. 主再热蒸汽温度、主蒸汽压力进入DEH逻辑，参数不符合要求，不得进行冲转。7. 汽轮机启动应在河南公司技术中心监测振动及指导下进行，监测整个启动到带满负荷全过程振动的变化。四、运行措施1启动前检查与准备1.1. 接到启动命令后，值长联系和汇报有关人员，准备好汽轮机冷态启动操作票和对讲机、听针、测振表、手电、板勾等必要的启动用具。各部门组织好相关人员现场到位并各负其责， 运行当班要安排专人做好集控室内、就地振动监视和停机打闸操作。1.2. 检查确认DEH、MEH、ETS、TSI及旁路系统工作正常。1.3. 检查确认汽轮机主机各保护投入正常。1.4. 检查确认各转速表、轴承振动表、轴承金属温度表

8、、油温表、大轴挠度表、汽缸膨胀及胀差指示表、盘车电流表以及汽缸金属温度等主要仪表完好正常。1.5. 检查确认汽轮机连续盘车4h以上，实际测量大轴弯曲度与原始值比较0.03mm。1.6. 辅助汽源倒至#7机组四抽供，供汽压力不低于0.5Mpa,供汽温度150260之间。2汽轮机转速升速控制2.1. 冷态(高压内上缸内壁温度在150以下)启动冲转参数：主再热蒸汽温度300/237，主蒸汽压力2.50Mpa（对应饱和温度225），主蒸汽温必须高于汽缸最高金属温度50-100以上，且有50及以上过热度，真空保持在-45KPa-70Kpa，其它参数均应满足汽轮机冷态启动规程要求。2.2. 汽轮机0-30

9、00r/min升速率为100r/min，设定500r/min、1150r/min、2000r/min、3000r/min进行定速摩检。升速过程中在通过汽轮发电机组临界转速时升速率自动控制为400r/min（发电机一阶临界转速为1397r/min、高中压转子一阶临界转速为1640r/min，低压转子临界转速为1750r/min）。汽轮机转速在500-1150升速时，每次升速幅值为100转，并根据各瓦轴振、瓦振振动值等相关参数确定摩检时间。2.3. 升速过程中汽轮机轴振达到170m、瓦振达到60m时，打闸停机进行盘车，盘车4小时以上，转子偏心小于30m后再次进行冲转。2.4. 每次定速摩检后各轴振

10、小于100m、瓦振动小于30m后方可继续升速，否则继续进行摩检。2.5. 汽轮机各阶段定速暖机摩检时间：500 r/min 60分钟； 1150 r/min 60分钟； 2000 r/min 120分钟；3000 r/min 30分钟暖机后汽轮发电机组做并网前各项试验。2.6. 机组升速过临界转速过程中，在河南公司技术中心专家和领导小组指导下，可根据实际情况调整轴振、瓦振停机打闸值，轴振最大值不超过170m，瓦振不超过80m。2.7.各阶段升速及定速暖机摩检时间及振动控制表转 速（rpm）0500500500-11501150115020002000200030003000升速（rpm/m）1

11、00100100100时 间（m）606012030轴振（m）200100200100200100200100瓦振（m）6030603060306030备 注汽轮机转速在500-1150升速时，每次升速幅值为100转，并根据各瓦轴振、瓦振振动值等相关参数确定磨检时间。2.8. 转子临界转速如下表转子名称一阶临界转速 (r/min)设计值（计算值）备注高中压转子1640第一临界转速区设置为1347 r/min1447 r/min, 第二临界转速区设置为1700 r/min1800 r/min；汽轮机升速过一、二临界转速区时，升速率自动设置为400转/分。汽轮机轴系实际临界转速在1659转/分附近

12、，最大振动在#1/2瓦处，振动值1Y约77m，2X约67m。低压转子1750发电机转子13972.9.汽机关键参数报警值与保护动作值（打闸值）如下表序号参数名称报警值保护动作值（打闸值）1轴振（m）76160m（手动打闸值）、170m（保护动作值）2瓦振（m）50非临界60m（手动打闸值）、临界时60m（手动打闸值）3轴向位移（mm）0.6 或-1.05+1.2或-1.654高胀差（mm）6或-3+7或-55低胀差（mm）+14+156推力瓦温（）1001107轴承瓦温（）1051158润滑油压（MPa）0.080.069抗燃油油压（MPa）11.27.83注意事项3.1. 严格执行重大操作现

13、场监护制度相关人员到场监护操作，机组挂闸冲转时，应通知检修公司本体班到现场，集控室、12.6米机头和6.3米高中压调门处分别设专人监视机组振动。3.2. 根据胀差按照规程要求及时投入夹层加热装置。3.3. 1150 r/min中速暖机结束后，检查高压缸内缸内壁温度大于200，高、中压缸膨胀大于5mm，胀差及振动在允许范围内。注意顶轴油泵自动停止，否则手动停止，记录此时各轴瓦油膜压力。3.4. 2000r/min暖机时中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130时，中速暖机结束时高压内上缸内壁调节级后金属温度大于250，高、中压缸膨胀大于7mm，高、中压胀差小于3.5mm并趋于稳定。3.5. 机组启

14、动过程中各岗位人员要随时监视不同转速下各轴承轴振、瓦振、高中压胀差、汽缸绝对膨胀、大轴晃动度、转子偏心、各支持轴瓦金属温度、回油温度、各推力瓦块温度及定位瓦回油温度、工作瓦回油温度、轴向位移、汽缸金属壁温等参数，并安排专人就地听音、测振，发现异常立即打闸停机（就地或集控室），避免汽轮机大轴发生永久性弯曲事故。3.6. 暖机升速过程中，全面检查汽轮机本体及有关疏水管道应畅通，无水击或振动现象。禁止机组转速在临界转速附近停留。3.7. 汽轮机每次冲转前，运行操作人员要认真检查对照各项冲转参数或条件是否满足汽轮机冷、热态（根据高压内上缸内壁温度划分)启动冲转要求。3.8. 汽轮发电机组并网时各轴承振

15、动应小于100m、轴瓦振动小于30m，否则继续进行暖机摩检。机组并网前应检查停运交流润滑油泵。3.9. 每次冲转前及冲转升速和各阶段定速暖机摩检轴承振动参数进行抄表记录（附表一）。3.10. 每次冲转前及各阶段定速暖机摩检轴承金属温度、汽缸金属温度、高低压缸胀和汽缸绝对膨胀值等参数进行抄表记录，发电部根据此要求制表。3.11.要认真记录每次汽轮机盘车状态时盘车电流、大轴挠度、汽缸金属温度、高低压缸胀和汽缸绝对膨胀值等参数，发电部根据此要求制表。五、危险点分析预控措施1、汽轮机大轴弯曲1.1 现象：1.1.1汽轮机转子偏心大于原始值20m 盘车电流大，汽缸内有明显摩擦声，转子偏心值连续盘车4h不

16、能恢复正常值。1.1.2临界转速振动显著增大，特别是轴向振动。 1.2 原因：1.2.1 汽轮机发生强烈振动或动静部分碰磨。1.2.2 汽轮机叶片断裂。1.2.3 汽轮机发生水冲击。1.2.4 发电机组支持轴承或推力轴承工作失常，轴承地脚螺栓松动，或轴承松动。1.2.5 汽缸上、下缸温差过大造成热弯曲，进而造成动静摩擦。1.3 危害：引起汽轮机强烈振动或动静摩擦，严重时导致汽轮机损坏。1.4 处理：1.4.1 冲转时确认大轴弯曲时应立即停机，未查明原因并消除不得再次启动。1.4.2若盘车状态时确认大轴弯曲应立即检查隔断相关汽水系统，加强疏水与闷缸，进行连续盘车直轴，直到晃动度恢复正常值为止。1

17、.4.3 转子暂时弯曲可以通过闷缸连续盘车消除；若发生永久性弯曲只有返回厂家进行处理。1.5 预防措施：1.5.1 停机后运行人员要认真定时记录汽缸金属温度、上下缸温差、大轴偏心、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组汽缸金属温度低于150盘车停运，发现异常及时处理，1.5.2停机后应认真监视凝汽器水位、加热器水位和除氧器水位，检查与机组有关的汽水公用系统，做好其隔离工作，防止汽轮机进水、进冷汽。1.5.3 汽轮机启动前必须符合冲动条件，特别是润滑高中压外缸外壁上、下温差大于50或高压内缸外壁上、下温差大于35；汽轮机偏心度不超过规定值0.05mm（绝对值0.03mm），否则禁止启动。1

18、.5.4机组启动特别是热态时投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽、后抽真空。若已投入轴封系统供汽而盘车中断时，应立即停止轴封供汽。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。轴封供汽联箱、管道要充分暖管疏水，防止水或冷汽进入汽轮机。 1.5.5 机组在升速暖机或运行过程中，发生振动超过规定值，应立即打闸停机。1.5.6机组在启、停和变工况运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，汽缸金属温度变化、上下缸各部温差的不大于规程规定，并保持一定的蒸汽过热度，要避免汽温大幅度直线变化。当10min内主蒸汽温度或再热蒸汽温度下降50时应果断停机。1.5.7 机组启动冲转前要检查投入机组振

19、动、轴向位移、超速等重要保护，机组运行中严禁退出。2、汽轮机轴瓦烧损2.1.现象：2.1.1 轴承金属及回油温度高报警。2.1.2 轴承振动增大，指示异常。2.1.3 汽轮机声音异常。2.1.4 轴承处冒烟或有火花。2.2.原因：2.2.1 支持轴承、推力轴承金属温度和回油温度超过规定值。2.2.2 主油泵或润滑油射油器工作不正常。2.2.3 润滑油压下降后交直流润滑油泵未联动。2.2.4 润滑油质恶化。2.2.5 润滑油系统管道破裂，造成润滑油箱油位下降。2.2.6 油系统切换操作过程中断油。2.2.7 汽轮机启停过程中，未按规定启动顶轴油泵。2.2.8 润滑油系统各表计指示不正常。2.2.

20、9 汽轮机发生水冲击。2.2.10 汽轮机动静部分摩擦造成轴承振动大。2.3.危害：汽轮机轴瓦磨损、强烈振动，严重时导致机组严重损坏。2.4.处理：2.4.1 发现轴承温度高报警，应加强监视。2.4.2 若因润滑油压力低，应检查主油泵、射油器工作是否正常，检查油系统是否泄漏。当油压继续下降备用泵不联动，手动启动无效时，应立即打闸破坏真空停机。2.4.3 若因润滑油温超过规定，应检查润滑冷油器冷却水调节阀是否失灵，冷油器出入口门状态是否正确，如调节阀失灵，应立即改为手动调节润滑油温至正常值。2.4.4 个别轴承温度高，就地倾听轴承内有无金属摩擦声和观察轴承回油情况；当温度高报警时，适当减少机组负荷。2.4.5 若因轴封压力高，轴封漏汽量过大引起轴承温度高，应检查轴封系统，调节轴封压力至正常值。2.4.6 当汽轮机各支持轴承金属温度达115或推力轴承及发电机轴承金属温度达110、轴承回油温度达75时，轴承冒烟、轴承振动明显增大、内部有金属