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1、山东鲁北发电有限公司#7机组 汽轮机整套启动调试措施工程代号07086152密 级一般专业代号606目录号14山东鲁北发电有限公司#7机组汽轮机整套启动调试措施（ A版/0） 编 制： 审 核： 批 准：山东电力研究院山东中实易通集团有限公司2007年7月汽轮机整套启动调试措施1调试目的1.1校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求。1.2实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统控制的性能，其中包括逻辑、联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行。1.3全面监测汽轮发电机轴系振动和必要的现场平衡，使之达到要求。1.4及早暴露设备及系统在设计、
2、制造、安装、生产等方面的问题，尽快得到处理。提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。1.5为机组最终评定提供依据。2编制依据2.1 火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.5）；2.2 火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程（电力工业部1996.3）；2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准（电力部1997，适用于300MW以上机组）； 2.4 设计院、制造厂提供的有关图纸及说明书.2.5 设备及系统分部试转或单体调试措施.2.6集控运行规程.3设备及系统简介3.1汽轮机本体主要技术规范型号：N33017.75/540/540型式：单轴、三缸、亚临界、一次中间再热、双排
3、汽、凝汽式。转子转向：自汽轮机向发电机看为逆时针方向。制造厂家：北京汽轮电机有限责任公司设计参数(TRL工况)：出力 KW 330076汽轮发电机热耗值KJ/KWh 8016.7主蒸汽压力 17.75MPa主蒸汽温度 540主蒸汽流量 938.9t/h高压缸排汽压力 4.21MPa高压缸排汽温度 333.5再热蒸汽压力 3.789MPa再热蒸汽温度 540再热蒸汽流量 849.3t/h低压缸排汽流量 626.6t/h低压缸排汽压力 5.3kPa循环水冷却水温 20给水温度 253.9热耗率 7746.5kJ/kWh汽耗率 2.845kg/kWh回热抽汽级数 7级并网前速度变动率 10%并网后速
4、度变动率 6.5%甩负荷后速度变动率 4%保安系统动作转速 3300rpm3.2汽轮机启动状态划分以高压外缸下法兰温度T1作为启动分类的标准：冷态启动： T1190温态/热态启动： T1190冷态启动机组必须在1000r/min下暖缸30min左右，直至高压外缸温度达到190，才允许升速至同步转速。3.3汽轮机启动控制方式 汽轮机自动控制方式为本机基本控制方式，采用单阀控制模式（试生产半年后，可采用顺序阀控制模式）。主、辅设备及系统的子回路控制均应正常后，才能实现汽机自动控制。3.4升速率确定以中压内缸上法兰中壁温度T2作为确定升速率标准：T2150： 升速率 100 rpm/min150T2
5、： 升速率 500 rpm/min过临界： 升速率 500 rpm/min2900转速3000： 升速率 50 rpm/min超速试验： 升速率 100 rpm/min在启动冲转过程中DEH自动根据温度T2给出升速率，运行人员不能设定升速率值，只能设定目标转速。3.5阀门进汽方式DEH自动根据高压内缸上法兰中壁温度Tm，选择阀门进汽方式：Tm270： 全周进汽（单阀方式）Tm270： 部分进汽（顺序阀方式）4调试范围4.1 对汽机主机及各循环系统、热力系统及设备在整组启动、运行中的技术指导4.2 汽轮发电机轴系振动监测及平衡4.3 冷态启动、温态启动和热态启动试验4.4 汽轮机调节保安系统各项
6、试验4.5 汽轮发电机组甩负荷试验5 调试应具备的基本条件5.1汽水管道吹扫和清洗干净5.2汽机冷却水系统通水试验和冲洗干净5.3化学水系统冲洗、药剂和调试完毕，凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水5.4润滑油、顶轴油、EH油系统冲洗完毕，油质合格5.5真空系统灌水严密性试验合格5.6通讯系统可靠5.7完成各辅助设备及系统的分部试运5.8辅助汽源具备正常供汽条件5.9控制盘及CRT上键盘、鼠标正常完好，动作正常5.10各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。各汽动阀、电动阀、调节阀调试完毕且正常5.11仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件5.12报警装置，光字牌试验正常5.13消防设备及
7、系统正常可用5.14汽机自启动装置调试完毕，包括高中压主汽门、调门、排汽和抽汽逆止门，动作到位，逻辑正常，关闭时间符合要求，仿真试验合格5.15汽机主保护及系统设定值完成并最终确认5.16本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准5.17发电机氢密封系统、定子冷却水系统调试完毕。6调试方法及步骤6.1总则机组首次启动涉及调整、试验、逻辑、定值的修改，设备消缺，甚至与设计、制造、安装有关的问题。整组联合启动调试分三个阶段进行：第一阶段：空负荷和低负荷调试；第二阶段：带满负荷调试；第三阶段：168小时满负荷运行。6.1.1第一阶段：空负荷和低负荷调试汽轮发电机组启动采用“操作员自动”方式，此阶段主要
8、进行升速、摩擦检查、阀门切换、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验、电气试验、并网带10%额定负荷、超速试验。目的：a获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据b进行轴系振动监测、分析及处理c检验汽轮机调节保安装置的性能d注油试验e电气试验f超速试验6.1.2第二阶段：带负荷调试。目的： a. 获得阀转换的性能b. 机组带负荷特性 c. 回热设备投入后的调节特性 d. 全面记录规定工况的热力参数 e. 真空严密性试验 f. 主汽门、调节汽门活动试验 g. 洗硅 h. 校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路等控制性能 i. 机、炉参数匹配数据6.1.3第三阶段：168小时满负荷运行。目
9、的： a. 获得温热态启动的性能数据 b. 通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验 c. 全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数6.2启动前的准备与检查.6.2.1 检查确认主、辅设备及系统具备启动、投入条件。6.2.2 检查确认仪表一、二次均开启,送上仪表电源.6.2.3 联系电气、测量各辅机电动机绝缘应合格并送上操作、控制电源.6.2.4 启动用工具、仪器、仪表和各种记录表格准备齐全.6.2.5 厂房内外各处照明、事故照明良好,通道畅通,所有设备无人工作.6.2.6 厂内外通讯系统工作正常,可靠.6.2.7 TSI系统,D-EHG控制系统装置正常具投入条件.6.2.8 集控室控制
10、台(盘)控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确,各指示灯报警窗显示正确.6.2.9 检查确认保护、联锁试验结果符合要求,汽机跳闸保护均在解除位置.6.2.10 厂用压缩空气系统工作正常.6.3 汽轮机启动时重点监视以下参数6.3.1 各轴承振动、轴承金属温度、温升6.3.2 润滑油压,油温6.3.3 汽缸膨胀,高低压缸差胀,轴向位移6.3.4 高、中压缸第一级金属温度变化率6.3.5 高,中压缸排汽口上下温差6.3.6 凝汽器真空,排汽温度6.3.7 轴封压力,温度6.3.8 主、再蒸气压力,温度、温差6.3.9 发电机定子进水压力,温度6.4汽机禁止启动及投入运行条件6.4.1 机组
11、任一保护装置失灵.6.4.2 主要操作系统失去人机对话功能.6.4.3 D-EHG控制装置工作不正常,影响机组启动或正常运行.6.4.4 基地式调节装置工作不正常,影响机组启动或正常运行,6.4.5 机组主要监测参数(转速,振动,轴向位移,差胀,汽缸上下壁温,抗燃油及润滑油压,油温,轴承温度,其他主,再热汽压力,温度,转子偏心等)超过极限或失去监视功能,影响机组启动或正常运行.6.4.6 高、中压主汽门及调门,抽汽逆止门,高排逆止门之一卡涩,不能关闭严密,6.4.7 交流,直流润滑油泵,启动油泵,EHG油泵等任一故障或其他相应的联锁保护不合格.6.4.8 汽机转子偏心度大于原始值的110%.6
12、.4.9 汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声或盘车电流明显加大.6.4.10 汽机润滑油油箱,EHG油箱油位低至最低报警油位或油质不合格.6.4.11 中压缸上下壁温差超限6.4.12 危急保安器动作不正常.6.5汽轮机首次启动（冷态）步骤6.5.1各系统及设备的全面检查，阀门位置符合检查卡要求6.5.2辅助设备及系统投入且参数符合要求6.5.2.1启动工业水系统6.5.2.2启动循环水系统6.5.2.3仪用压缩空气系统6.5.2.4 启动辅助蒸汽系统运行正常6.5.2.5启动凝结水系统6.5.2.6 启动给水除氧系统，向除氧器上水加热6.5.2.7 启动润滑油系统、EH油系统，油温升至38左右
13、6.5.2.8 投入盘车连续运行48小时以上 6.5.2.9主、再蒸汽管道及汽缸本体疏水自动控制6.5.2.10 投入发电机氢冷系统6.5.2.11投入轴封系统6.5.2.12投入真空系统6.5.2.13投入高、低压旁路6.5.3 汽轮机冷态冲转6.5.3.1 检查下列冲转条件须具备。6.5.3.2 确认主汽、再热蒸汽系统充分暖管且无积水，各辅助设备及系统运行正常；无禁止启动条件存在；6.5.3.3 有关参数应稳定见下表中数值：项目单位数值主汽压力MPa4主汽温度380再热汽压力MPa1.5再热汽温度360高、中压缸上、下缸温差42主机润滑油压MPa0.15主机润滑油温38 EH控制油压MPa14
