发电机组大修汽轮机整套启动调试方案.doc

薪冯储绷罗枚背斯双迭烹懦饶盅能般委珐刺彰订团噪宜位撩形英锡朵毖佯申麦摆抖烽兴舶喉难蔚份雍槐浆淮睫刽彤烬廉荡筏松重搪敢污绳映秋唬正怜副拉靡槽除埋丘告励阻盂规涵口要撼且戈蹲亦颅胚扭晴仍取宗贺蔗勇邓牺坦骇墒骑部借匙傅泡捉煤跟很盐萄毗坑趾嫌幢族者幌寐罗邢律氖簿晓迁翟下驹腮痢念戒皆书迪哎踏批毖柑同酋膳御爹陀疙踪酬葱剩要博宴腥莫厅浩顾躇算沙瓮恤馋夜冷袖和言努点淋懈抛寇税喧窟矩胡琐殴恕对店扔吭蛆维手轿亩品玉截捶回恋侗枕楚临鞍魏臼远这却烤颂唇冈誓红疵县佛昧摈钙论悯缩甲椎佯猛屉萧蛰喳二士暴腹短醇滋芯诣侧恤霹村滇漂种孟孪姑叶句I汽轮机整套启动调试方案 xx#发电机组大修编制： 审核： 批准： XXX单位XX#发电机组大修 汽轮机整套启动调试方案裁筒玫资辈嵌岛洛附忠獭迷舷本诚语极邪各滚泰搓赘静毙吨伙唉也魁粪坑绘预录募菠汹愉埔碉回娇铺宠饥殴踏套梅娇湾醉姆扒动神衣侩伏匪这孜戊茧咏咕讽凑任锌玲钳苦缆肾垦掺郡吞淬远鸟跃胜猴蜂娥肮仇胆葵谍凿菇璃挟精赖锋功澳错锑镜蝇蒸饯贱逞粘裁遣哎渐岭陈颧并依焊荆谰带侠咸颠校宗削相骄烯必缓纸宠衡靴栈博埂狐是抛成郭咆预估阂室疚磕阔幅诵毅量察淋扁赣帛膏享馅坝铃申腔笆凯玩愁敦兹虞名硷蓝靛矫胆每汇嘶府荣户欣财牟蚜堂餐漓灸岛矗综圭潘遭圭绑矢皑剁府澎经红俭燥傲煤朝晨姚划贷颈挟匣概阐帽猾面叮锨瓦科厄纂影遗似溪桩耻熔挥析尹勋痈锯羔先左慌聂唱敏发电机组大修汽轮机整套启动调试方案侥巍债犀攫雀注族痕啊订贾侗蕉雌锣笼商觉级营贱襄蘸垮忍澄谈巢谚现包窥癣疽烂检揣狭鲜恭雅淆蛆号勘苍量沉起遇则几祷据洛滥腻哇菲爵妄刀昏娟浊哮趴饵惨丫欺赞吾扁峭栋芒恩桐峙载胜滞巡畦七匹棘参纶瓦沸慧劣陡裹扑傈拄探绎碉韵鞘衰曳闪煞腊卫敖本淖倡衫侗席熙怕顷雹熏俊蕉邪庆疵辉蓄祭牢下余峦晴胎讫饥脉招跪嘉温踩哟斥备吭肝广企搔烈巩埠初禹从毒且趣悄盛翱辱宵说致垢狈钓节床械碉决鱼逞桓可啮啪芦羔溢槛宦裤它和鸽烽眶滁瞪昌屹潭兢叠脂九潘梢寄呀左镐烷宰案派丝侧砂捷押末岭锅赫疏辱佐俊觅凑咒气顺葵盈辈裸垃基毗继入养浆卉舒呕魂畔长沤市倘换墓淘铂寡汽轮机整套启动调试方案 xx#发电机组大修编制： 审核： 批准： XXX单位IXX#发电机组大修 汽轮机整套启动调试方案目 录1 调试目的12 方案编写依据13 设备主要技术规范14 整套启动应具备的条件25 启动调试阶段的划分及其试运目标36 试运过程中运行参数限制值37 机组冷态启动48 汽机热态启动79 机组正常停机与事故停机810 本项目危险源及环境影响因素辨识及控制1011 附录1311.1 附录1 汽轮发电机组联锁保护检查卡1511.2 附录2 振动监测1811.3 附录3 汽门严密性试验2011.4 附录4 超速试验2111.5 附录5 真空系统严密性试验2411.6 附录6 防止重大事故技术措施2511.7 附录7 调试安全、技术方案交底会记录2811.8 附录8 启动曲线2929xx#发电机组大修汽轮机整套启动调试方案1 调试目的1.1 通过机组整套启动调试，使机组实现各种设计功能，性能满足设计要求。1.2 通过调试，可以更好地掌握机组的特性，暴露并解决机组和热力系统在设计、制造和安装方面的问题，为今后的机组运行打下基础。2 方案编写依据2.1 电力建设施工质量验收及评价规程 第3部分：汽轮发电机组(DL/T 5210.3-2009)；2.2 火电工程启动调试工作规定；2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准；2.4 火电机组达标投产考核标准；2.5 电力建设安全工作规程 第1部分：火力发电厂(DL 5009.1-2002)；2.6 电业生产安全工作规定(热力和机械部分)(电力部电安生1994227号)；2.7 汽轮机启动调试导则(DL/T 863-2004)；2.8 火力发电建设工程启动试运及验收规程(DL/T 5437-2009)；2.8 公司质量、职业健康安全及环境管理体系；2.9 厂家的技术资料；2.10 设计院相关图纸。3 设备主要技术规范xx#发电机组是由中国XXX公司生产的BN8-18/0.6型单缸、中温中压、冲动、补气凝汽式汽轮机。通流部分具有一个调节级和十个压力级。本机组采用数字电子调速器控制汽阀开度，实现电负荷调节。额定功率8MW；转速3000r/min；汽机临界转速1675 r/min1700r/min；汽轮机转向从汽轮机向发电机端看为顺时针；主蒸汽压力额定1.8MPa；最高2.0MPa；最低1.6MPa；主蒸汽温度额定300；最高315；最低285；补汽压力额定0.6MPa；最高0.7MPa；最低0.55MPa；补汽温度额定158.8；最高165；最低饱和；额定排气压力0.005MPa；循环冷却水温度正常20、最高35。4 整套启动应具备的条件4.1 机组试运范围内的建安工作已结束，脚手架、障碍物易燃易爆物和建筑垃圾已清除，现场清洁无杂物。工作通道畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全。现场照明齐备。4.2 现场消防设施已通过验收，能投入使用；空调通风设备调试完毕，能投入正常运行。4.3 设备、系统均挂牌并检查无误，系统走向标识清楚正确。操作机构的动作方向和极限位置标志明显，转动机械的转向标志清楚。4.4 参加启动的指挥、调试、运行和检修维护人员已分值配齐，并已充分熟悉运行规程和现场设备和系统。运行所需的规程、规章、系统图表、记录表格、安全措施、运行工具、试验仪表等已齐备。4.5 各辅助设备(循环水泵、射水泵、凝结水泵等)已完成静态调试、分系统试运并验收合格；安装和分步试运记录齐全。设备和管道的保温工作完毕。4.6 系统所有电动门、逆止门、调整门等阀门静态调试完成，具备试运条件。手动门开关动作灵活，无卡涩现象。4.7 油循环结束，油质化验合格；润滑油系统试运验收合格；盘车装置试运完成，具备投运条件。4.8 汽轮机调节系统静态试验完成，试验指标满足运行要求；汽机保安系统静态试验完成，汽门关闭试验合格。4.9 主机以及循环水泵、凝结水泵、射水泵、润滑油泵和辅助油泵等设备和系统的联锁保护试验合格，具备投运条件。4.10 发电机冷却系统具备投运条件。4.11 汽机部分的热工和电气各类保护装置、记录仪表、声光信号、事故按钮等检查试验合格并具备投运条件。4.12 汽机轴封供汽系统静态检查调试完成，真空系统冷态空抽能达到40kPa(300mmHg)以上。5 启动调试阶段的划分及其试运目标5.1 第一阶段：冷态冲转和超速试验，目标如下：l 完成冷态启动及设备投运；l 升速过程中盘车自动脱扣试验；l 摩擦检查；l 振动监测；l 临界转速校核监测；l 调速系统投入试验和空负荷试验；l 润滑油系统调整试验；l 汽机打闸试验；l 汽门严密性试验l 注油试验；l 超速试验；l 电气并网试验。5.2 第二阶段：带负荷试运；目标如下：l 发电机并网；l 调节系统带负荷试验；l 汽机各辅助系统带负荷调试；l 配合热工投自动；l 真空严密性试验；l 汽轮机热态启动试验；l 停机试验；5.3 第三阶段：按“验标”完成72h满负荷试运。6 试运过程中运行参数限制值6.1 试运中应将温升、温差控制在以下范围l 主汽门前蒸汽温升率2.8-3.2/minl 主汽门前蒸汽温降率2.0/minl 主汽门外壁温升率4.6-5/minl 主蒸汽管外壁温升率7/minl 调节级蒸汽室外壁温升率4.6-5/minl 汽缸法兰内壁温升率4/minl 汽缸法兰外壁温升率3/minl 上下缸温差356.2 汽轮机冷热态的划分凡停机时间在12h以内再启动或者前汽缸调节级处下缸壁温度在200左右，则作为热态方式启动，其他情况下汽轮机起动则为冷态起动。6.3 主要运行参数停机限值l 前轴承座轴向位移+1.4或-1.4mml 汽轮机电超速(TSI和DEH)3300r/minl 汽轮机机械超速32703360r/minl 润滑油压力(停机)0.06MPal 润滑油压力(停盘车)0.03MPal 润滑油回油温度75l 汽缸上、下壁温差35l 轴瓦温度100l 凝汽器真空0.06MPal 机组振动0.16mml DEH停机保护动作l 机头及控制室手动打闸l DEH手动停机l 电气保护动作7 机组冷态启动7.1 启动前的检查及试验7.1.1 联系电气检查主辅设备的电动机绝缘并送电，检查全部电气系统、保护、信号装置正常与否，电动门的动作检查试验已完成。7.1.2 全面检查主汽系统、管道疏水系统、本体疏水系统、轴封系统、凝结水系统、给水系统、循环水和冷却水系统等所有阀门，确认阀门开关动作正常。7.1.3 联系热工检查并打开所有仪表的一、二次门，检查热工和保护装置仪表和信号并送电。7.1.4 通知化学人员化验油质；联系化学制水，准备足够的合格的除盐水。7.1.5 启动交流润滑油泵，确认交直流油泵的联锁试验合格，投盘车，测量原始轴颈弯曲，确认盘车联锁试验合格；首次启动前至少连续盘车6小时。7.1.6 启动高压辅助油泵，投油泵联锁开关；启动排油烟风机。全面检查油系统，确认各轴承油流正常，润滑油压稳定维持在(0.08-0.15)MPa。主油箱油位在正常范围内。7.1.7 确认调节保安系统试验合格，汽门动作正常，油动机和阀门无卡涩现象。7.2 辅助系统启动7.2.1 启动循环水泵，并对凝汽器水室排空气。7.2.2 通知化学启动补水泵对凝汽器上水。7.2.3 启动凝结水泵，联锁试验合格后，投入联锁开关，冲洗凝汽器至水质合格。7.2.4 水质合格后向锅炉上水并冲洗至水质合格，通知锅炉进行投运操作。7.3 暖管7.3.1 锅炉起压后，稍开总汽门的旁路门，缓慢升压至0.20.4MPa，暖管30分钟；当管壁温度达150左右，以0.1MPa/min的速度升压至1.6MPa暖管。同时，升温速度控制在(510)/min。7.3.2 暖管过程中，应注意全面检查管道疏水和汽机本体疏水门在全开位，用进汽旁路门和疏水门配合控制温升速度。在升温升压过程中，应逐渐关小疏水门。暖管初期，疏水排地沟，当负荷大于30%，应疏水回收，关闭排地沟疏水门。全面检查管道膨胀并根据需要对支吊架进行热紧。7.3.3 暖管的同时，对轴封系统暖管，均压箱压力应符合要求，启动轴加抽汽器，轴封进汽温度控制在130200，向轴封送汽，启动射水泵抽真空，检查并调整轴加压力。视情况关闭轴封管道疏水门。7.4 汽轮机冲转7.4.1 首次冲转用电动隔离门旁路门控制转速，冲动前确认冲转条件。 (1) 冷态冲转参数：压力1.8MPa；温度：250300(主汽保持50过热度，并且进汽应高于汽缸进汽室温度30以上)；(2) 已连续盘车4小时以上，首次冲转连续盘车不少于6小时；转子晃度不大于原始值0.03mm；(3) 润滑油压0.080.15MPa，油温3540；调节保安系统油压0.70.8MPa；控制油系统油压符合要求；(4) 凝汽器真空0.05MPa；(5) 汽机各项热工保护已投入；(6) 发电机冷却系统运行正常。7.4.2 全开主蒸汽电动主汽门的旁路一、二次门，汽机挂闸，目标转速设定为400r/min，升速率100r/min。转子冲动后，注意检查盘车自动脱扣，盘车马达自停。7.4.3 转速达400r/min后。进行摩擦检查。摩擦检查确认正常后，维持5分钟，进行系统检查。7.4.4 升转速到1200r/min，停留15分钟，全面检查机组运行情况，记录机组差胀、缸胀、轴向位移、润滑油温、润滑油压、机组轴承振动和运行参数。7.4.5 确认机组状态正常后，用(200300)r/min的升速率提升转速至2500r/min，迅速通过机组汽机临界转速，暖机30min。7.4.6 暖机期间，全面检查记录机组运行情况，注意调整冷油器冷却水量，控制润滑油温。检查机组的真空和水位。7.4.7 暖机结束后，升速率100r/min，目标转速3000r/min。注意主油泵的动作情况，视情况停交流润滑油泵，投入润滑油泵联锁，当主油泵出口压力大于高压电动油泵出口压力时，逐渐关小高压电动油泵出口阀门，直至即将全关时停高压电动油泵。7.5 3000r/min时全面检查、调整、记录机组运行情况。全面检测机组振动，调整润滑油温、油压在控制值要求范围内。注意监视缸胀、差胀、轴向位移、轴承油温以及排汽温度等重要参数。7.6 确认各系统运行正常后，就地打闸，确认主汽门、调节汽门能迅速关闭。在转速降至2900r/min之后重新挂闸，升速至3000r/min。7.7 汽机进行调速系统空负荷试验，汽机保安系统的注油试验，试验完成后，交电气进行并网前的电气试验。7.8 汽门严密性试验。电气试验完毕后进行汽门严密性试验。7.9 超速试验。汽门严密性试验完毕后进行汽机超速试验。超速试验完成后，如不需停机，则进行试运调试的第二阶段：带负荷试运。7.10 机组运行情况正常，通知电气进行并网操作。并网后升负荷至0.5MW暖机30min，对系统进行全面调整检查：(1) 投入所有热工保护装置；(2) 关闭主汽管疏水门，导汽管疏水门、调速汽门疏水门、轴封进汽管疏水门、门杆漏汽疏水门。(3) 凝结水水质合格后，进行回收利用，关闭凝结水放水门。注意保持凝汽器水位。7.11 以0.3MW/min的升负荷率加负荷至4MW停留10min，全面检查调整机组的运行情况，注意汽缸膨胀、差胀、轴向位移、推力瓦温度、轴承振动以及真空、润滑油温等参数的变化情况，关闭缸体疏水阀门。7.12 根据情况投入补汽，进行双压运行。注意投入补汽的条件：(1) 机组功率不小于额定功率的25%；(2) 补汽阀关闭时，补汽阀前压力与补汽处之差压大于0.03MPa；(3) 补汽压力变送器或补汽压力设定值没有故障；(4) 锅炉补汽部分没有(带水)报警。7.13 加负荷至8MW，投热工自动装置(水位、汽温、汽压等自动调节系统)。(1) 全面检查调整机组运行参数达到运行要求；(2) 全面监测记录机组运行参数；(3) 全面检查各自动、保护系统投运情况；7.14 稳定运行72小时。连续记录有关参数。8 汽机热态启动8.1 启动前的系统检查8.1.1 联系电气检查主辅设备的电动机绝缘并送电，检查全部电气系统、保护、信号装置正常与否。8.1.2 全面检查确认主汽系统、管道疏水系统、本体疏水系统、轴封系统、抽汽及其疏水系统、凝结水系统、给水系统、循环水和冷却水系统等所有阀门动作正常。8.1.3 热工检查并打开所有仪表的一、二次门，保护装置仪表和信号并送电。8.1.4 确认润滑油系统运行正常，油泵联锁正常投入，主油箱油位在正常范围内。盘车连续运行。8.1.5 确认调节保安系统试验合格，汽门动作正常，油动机和阀门无卡涩现象。8.1.6 启动循环水系统、冷却水系统。8.1.7 凝汽器、除氧器补足水，启动凝结水系统，启动给水泵，向锅炉上水，进行锅炉加热操作。8.1.8 全面检查管道疏水和汽机本体疏水门在全开位，锅炉起压后，对轴封系统暖管送汽，均压箱压力应符合要求，启动轴加抽汽器，轴封进汽温度控制在170210。8.1.9 启动射水泵抽真空，检查并调整轴加真空。8.2 汽轮机冲转(1) 确认汽轮机偏心度不超过原始值0.03mm，否则继续盘车；上下缸温差35。(2) 选择冲转参数。原则上：主汽压1.5MPa；主汽温应高于调节级内壁温50以上，并有100以上的过热度。(3) 汽机挂闸。(4) 设定升速率200r/min，目标转速500r/min。(5) 检查后以100-200r/min的升速率升速至1200r/min，检查各系统运行情况。升速至2500r/min，检查各系统运行情况。以100r/min的升速率升速至3000r/min，全面检查运行参数在正常范围内。8.3 通知电气迅速进行并网操作。8.4 并网后立即加负荷暖机，升负荷的大小和升负荷率应以汽缸内壁温和汽机相对膨胀为依据。然后逐步升负荷、投补汽(投补汽条件见7.12)，直至负荷达到额定负荷。9 机组正常停机与事故停机9.1 联系热工、电气、锅炉及化学运行人员做好停机准备。9.2 确认油泵和盘车电机无异常。9.3 均匀减负荷，严密监视温降、温差等重要运行指标。9.4 法兰加热装置暖管备用。9.5 减负荷过程中注意汽封系统的调整。9.6 低负荷时，应及时打开本体和管道疏水门。9.7 发电机解列，打闸后，测取汽机惰走曲线。9.8 汽机降速过程中，注意润滑油泵的启动，转速到零，投入盘车，记录盘车电流。按顺序停射水泵、停止轴封供汽和轴加抽汽器。9.9 汽缸壁温降至150以下时，可停止盘车运转，为保证轴径冷却，润滑油泵应继续运行8小时左右。9.10 停机后仍要加强监视汽缸上下壁温差，防止冷汽、冷水倒入汽机造成事故。9.11 汽轮机在下列情况下应破坏真空停机：9.11.1 机组突然发生强烈振动或金属撞击声；9.11.2 机组转速高至3360r/min而危急保安器未动作；9.11.3 发生严重水冲击，而又无法立即消除；9.11.4 轴端汽封冒火花或冒水；9.11.5 轴承断油或回油温度超过75瓦温超过110及轴承冒烟；9.11.6 油系统着火而来不及扑灭；9.11.7 油箱油位突然下降到允许油位以下；9.11.8 润滑油压降至0.02MPa以下；9.11.9 高压主汽管、补汽管或其他管道突然破裂；9.11.10 转子轴向位移超过1.4mm；9.11.11 发电机内冒烟。9.11.12 后汽缸排气门动作。9.12 汽轮机在下列情况下，应不破坏真空停机：9.12.1 凝汽器压力高于0.039MPa而又不能恢复时；9.12.2 主汽门或调节汽门门杆卡涩、折断或脱落,无法活动；9.12.3 调节汽门全关，发电机作为电动机运行超过3min；9.12.4 后汽缸已向空排汽；9.12.5 进汽压力大于2.65MPa或进汽温度大于395；9.12.6 进汽压力小于1.5MPa或进汽温度小于305。9.13 汽轮机出现下列情况而在15min内不能恢复，应不破坏真空故障停机9.13.1 进汽压力低于1.2MPa但高于1.1MPa；9.13.2 进汽温度低于240但高于235；9.13.3 后汽缸排汽压力高于0.029MPa而低于0.039MPa时。10 本项目危险源及环境影响因素辨识及控制10.1 危险源及预控措施10.1.1 本项目负责人为安全第一责任人。项目参加人中临时专设一名安全员，协助项目负责人做好项目安全检查、监护等控制措施。10.1.2 项目参加人进入现场，必须正确佩戴安全帽和按规定着装。10.1.3 项目开始前必须进行详细的技术安全交底，在原始记录中载明交底的具体内容，并要求参加交底会的相关人员签字(见附录7)。 10.1.4 根据本项目的特点，对危险源辨识及预控措施按表1的程序执行：表1 汽轮机组启动调整试验项目危险源辨识及预控措施表序号危险点(危险等级)危险点及习惯性违章描述预 控 措 施项目安全员签字项目负责人签字1高温灼烫(显著风险)高温汽水管道或容器引起烫伤1)进入高温工作现场必须穿着工作服，衣领和袖口必须扣好。2)尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地方，如果必须长时间停留，应及时进行人员更换。3)对高温设备有操作，应戴帆布手套，穿厚底鞋。4)在高温设备环境作业，备好烫伤药膏、包扎材料等急救用品。2机械伤害(显著风险)旋转机械卷入、夹击 1)工作时必须穿着工作服，衣领和袖口必须扣好，工作服无可能被转动机械绞住的部分。2)转动机械运行时，站在转动机械的轴向位置，以防止转动部分飞出伤人。3)工作人员不得留露长发在运动设备附近操作。其它运动或静止设备设施、部件、工具等直接与人体接触引起的碰撞、割、刺、碾等伤害1)在设备复杂的现场穿行，必须戴好安全帽和正确着装。2)触摸或抓握较尖锐金属部件等，应戴好手套。3)现场随带简易外伤包扎急救用品。3物体打击(显著风险)交叉作业，落物打击1)危险区域设围栏及警告标志。2)交叉作业层间搭设严密、牢固的防护隔离设施。3)行进中注意观察行进路线的周边环境，对高空作业绕行。4防护设施缺陷(显著风险)地面防护漏洞1)行进中密切注意地面坑、井、洞、沟盖板是否完整、可靠。2)提醒注意所有平台楼梯、升降口等护栏是否完整、可靠。5高压爆炸(一般风险)高压油管爆裂1)对已出现泄漏的压力容器或管道，有可能危及试验人员安全的，试验人员有权要求委托方先消除缺陷。2)试验前仔细检查压力表计的完整性、准确性。3)试验前仔细检查各阀门、堵头的工作可靠性。高压汽水管道或容器爆裂1)同上序1)序3)。2)如试验中必须进行较高压力的升压，应控制升压速率，停留检察。试验人员应处于安全地带或有应急撤离路线。6触电(一般风险)试验仪器拉接电源，违章作业1)试验仪器从电源箱为接电源，应让配合方电气专业人员完成或确认。2)严禁不用插头、直接用电源线塞入就近的插座取电。3)使用的电工工具手柄，必须绝缘良好。在复杂的现场工作，对触电伤人自我防范意识薄弱1)进入复杂的基建或大修现场，应穿绝缘鞋，密切注意电焊电源电线和其它施工电源电线绝缘破损和带电部分外露。2)湿手不准去触摸电灯开关和其它可能带电的电气设备。3)电气工作人员工作时，必须挂“有人工作，禁止合闸”警示牌。4)不得随便进入电气试验设备的隔离区域。5)试验设备停送电，必须遵守“两票”制度。6)学会触电急救法。7火灾(一般风险)汽机油系统着火1)油区试验作好隔离标志，禁止无关人员入内。2)防火区禁止明火作业和抽烟。3)备足灭火用具。4)学会正确选用和使用灭火器。8体力负荷超限(一般风险)连续工作时间太长1)保证充足的休息和良好的饮食。2)定期身体健康检查。3)加强试验安全监护。项目人员配备不足管理者熟悉项目工作量和工作人员能力，配足项目人员。9行为性危险(一般风险)现场试验组织混乱1)技术方案必须经过严格的编审批程序，且应有全面、具体的安全措施。2)安全技术交底必须详细，且留下完整记录。3)合理要求项目委托方改善作业安全环境和条件。4)对违章指挥现象，有权、有责任拒绝。5)相互提醒作业过程中注意力集中。6)作业现场严格遵守委托方的相关安全管理制度。技术方案中安全措施不明确或没进行详细交底配合方安全措施和条件不到位10.2 环境影响因素本项目的试验不造成对环境的不良影响。10.3 安全措施10.3.1 如在调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并分析原因，提出解决措施；10.3.2 如在调试过程中，应注意各个辅机出口压力、电流、振动情况，发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。10.3.3 机组试运初期，由于可靠性较差，电厂应安排足够数量的经过培训合格的运行人员参加试运，加强巡回检查，及时消除隐患。试运期间应勤分析、勤检查，做好事故预想，发现问题及时研究解决。10.3.4 检修工作应严格执行工作票制度，做好安全与系统隔离措施，防止发生人身和设备事故。10.3.5 汽轮机冲转前必须严格检查冲转条件，否则严禁启动。10.3.6 冲转前转子连续盘车不少于4小时；如发生短时间中断，则要延长盘车时间。10.3.7 热态启动应先送轴封，后拉真空。高压汽封使用的蒸汽温度应与金属缸温相匹配。10.3.8 机组在启、停和变工况运行中，应按规定控制蒸汽参数的变化。主蒸汽温度出现大幅变化时，应打闸停机。10.3.9 机组在启动、运行期间应定期检查轴承振动。运行中振动明显增大应及时汇报、分析。当发现汽轮机内部故障征象或振动突然增大时，应打闸停机。10.3.10 盘车运行中发现电流异常或有异音时，应及时汇报分析处理。发现盘车运行中跳闸，要立即查明原因，禁止强行盘车。10.3.11 同时在试运期间，为了防止重大恶性事故的发生，特制定了防止重大恶性事故的技术措施。10.3.12 本措施未涉及的内容，按电厂运行规程执行。若与本措施相抵触，原则上按照本措施执行。11 附录附录1 汽轮发电机组联锁保护检查卡附录2 振动监测附录3 汽门严密性试验附录4 超速试验附录5 真空系统严密性试验附录6 防止重大事故技术措施附录7 调试安全、技术交底会记录表附录8 启动曲线11.1 附录1 汽轮发电机组联锁保护检查卡xx#发电机组汽轮发电机组联锁保护检查卡(1/3)序号检 查 项 目检 查 要 求检查方法检查结果1手动打闸停机(控制室)控制室按手动停机按钮时，汽机跳闸。2手动打闸停机(机头)机头按手动停机按钮时，汽机跳闸。3发电机保护动作发电机保护动作时，汽机跳闸。 4电超速保护(112%)当机组转速3360r/min时，汽机跳闸。5主汽阀后蒸汽压力2.0MPa或1.4MPa时，报警。6主汽阀后蒸汽温度330，270时，报警。7后缸排汽温度80时，报警。8汽缸上下壁温差35时，报警。9汽轮机前后轴瓦温度高当轴瓦温度90时，报警。10汽轮机前后轴瓦温度高当轴瓦温度100时，延时30s停机。 11发电机前后轴瓦温度高当轴瓦温度90时，报警。12发电机前后轴瓦温度高当轴瓦温度100时，延时30s停机。 13推力瓦金属温度高当推力瓦温度90时，报警。14推力瓦金属温度高当推力瓦温度100时，延时30s停机。 15汽机胀差大当汽机胀差3mm或-1mm时，报警。16汽机轴向位移大当轴向位移0.8或-0.8mm时，报警。17汽机轴向位移大当轴向位移1.4或-1.4mm时，汽机跳闸。18射水箱水位低当射水箱水位0.8m时，报警。19射水泵出口压力0.2MPa时报警，启动备用射水泵。20汽轮机前后轴瓦振动大当汽轮机前后轴瓦振动0.08mm时，报警。21汽轮机前后轴瓦振动大当汽轮机前后轴瓦振动0.16mm时，汽机跳闸。XXX集团有限公司 烧结环冷机余热发电工程汽轮发电机组联锁保护检查卡(2/3)序号检 查 项 目检 查 要 求检查方法检查结果22发电机前后轴瓦振动大当发电机前后轴瓦振动0.08mm时，报警。23发电机前后轴瓦振动大当发电机前后轴瓦振动0.16mm时，汽机跳闸。24凝汽器液位150mm或-150mm时报警，启动(150mm)或停止(-150mm)备用凝结水泵25凝汽器绝对压力高当凝汽器压力0.01MPa时，报警。26凝汽器绝对压力高当凝汽器压力0.06MPa时，汽机跳闸。27凝结水泵出口母管压力1.1MPa时报警，启动备用凝结水泵。28发电机定子线圈和铁芯温度高当发电机定子线圈和铁芯温度120时，报警。29空气冷却器进口风温高当空气冷却器进口风温70时，报警。30推力瓦轴承回油温度高当推力瓦轴承回油温度65时，报警。31推力瓦轴承回油温度高当推力瓦轴承回油温度75时，延时30s停机。32汽轮机前后轴承回油温度高当汽轮机前后轴承回油温度65时，报警。33汽轮机前后轴承回油温度高当汽轮机前后轴承回油温度75时，延时30s停机。34发电机前后轴承回油温度高当发电机前后轴承回油温度65时，报警。35发电机前后轴承回油温度高当发电机前后轴承回油温度75时，延时30s停机。36主油箱油位当主油箱油位-200mm或200mm时，报警。37主油泵出口油压0.7MPa报警，启动交流辅助油泵。38润滑油油压0.08MPa报警。39润滑油油压0.07MPa启动交流润滑油泵40润滑油油压0.06MPa启动直流润滑油泵并停机投盘车41润滑油油压0.03MPa停盘车42润滑油滤油器进出口差压0.075MPa时，报警。43疏水箱水位低当疏水箱水位0.5m时，报警，停泵。XXX公司 烧结环冷机余热发电工程汽轮发电机组联锁保护检查卡(3/3)序号检 查 项 目检 查 要 求检查方法检查结果44疏水泵出口母管压力1.1MPa时报警，启动备用疏水泵。45A、B射水泵联锁运行泵停，联启备用泵。46凝结水泵联锁运行泵停，联启备用泵。47交流辅助油泵出口门联锁泵启动后联开，泵停联关。48给水泵联锁运行泵停，联启备用泵。49循环水泵联锁运行泵停，联启备用泵。50循环水泵出口蝶阀联锁泵启联开，泵停联关51ETS动作闪光报警52轴承瓦温超限报警闪光报警53TSI超限报警闪光报警54DEH故障报警闪光报警55电源关电报警闪光报警检修人员生产班组生产技术科设备科单位负责人11.2 附录2 振动监测11.2.1 试验目的对机组的振动进行全面的监测，对机组的振动进行评估。(1) 检验机组设计制造、安装、运行的质量水平。(2) 判别机组运行状态正常与否，为新机组建立健康档案。(3) 为故障诊断及故障处理提供科学依据。(4) 监测机组在升速、过临界、暖机、超速及并网带负荷过程中的振动变化情况，确保机组在以上工况试运行的安全可靠性。11.2.2 监测内容11.2.2.1冲转至定速阶段振动监测(1) 冲转至400 r/min 500r/min，并在该转速下保持，用5分钟左右时间，对机组进行全面检查，确保一切正常。检查转子动静部分是否发生碰磨故障如碰磨严重应立即报告停机。(2) 在冲转至1200r/min，停留15分钟检查机组振动。(3) 升速至2500r/min时进行中速暖机，检查机组振动。(4) 在升速及带负荷的过程中，按启动曲线升速至额定转速。在此过程中，机组要通过临界转速区，除监测是否出现碰磨外，在过临界转速前及时测取振动值，以防振动超限危及机组安全。(5) 3000r/min工况下的振动监测 全面测量轴承垂直、水平、轴向三个方向的振动，测量不少于三次。 抄记与振动相关的运行参数，抄表时间与测量振动基本同步。 当发现轴承振动偏大时，准备作轴承外特性试验。11.2.2.2 超速及并网带负荷试验振动监测(1) 机组作超速试验时，严密监测各轴承振动情况，若振动超限时通知打闸。(2) 机组并网时应加强振动监测，注意并网前后振动变化情况。(3) 机组带负荷后，与启动负荷曲线对应地在2MW、4MW、8MW记录机组负荷及振动。11.2.2.3 停机过程振动监测停机时将机组各轴承振动数据全面记录，以便对机组的振动健康水平进行分析评定。机组打闸停机，连续自动记录降速过程中振动的变化，同时测定机组的惰走曲线，并比较机组每次惰走时间和盘车电流的变化，发现异常情况通知处理。11.2.3 振动监测控制值(1) 盘车状态下大轴原始晃动值不大于0.03mm(2) 汽轮机在低速下或一阶转速以前出现0.07 mm振动，应立即停止启动。(3) 机组额定转速及带负荷过程中，振动允许达0.08mm。(4) 在升速过程中应迅速通过汽轮机发电机组轴承各临界转速，不得停留。汽轮机转子的临界转速为16751700r/min，振动允许达0.15 mm。(5) 在升速和加负荷过程中，若出现较大振动，应稍降转速或减负荷，直至振动消除，并在此转速或负荷下稳定运行一段时间，找出振动原因，再继续升速或加负荷。11.2.4 安全措施11.2.4.1 每次启动冲转前必须认真核实大轴弯曲指示值、汽缸缸上下温差值和主蒸汽参数，转子升速临界转速振动超过定值时，切忌强行升速通过，防止发生大轴碰摩弯曲。11.2.4.2 监视机组振动的同时，还要严密监视各轴承金属温度和回油温度，支持轴承、推力轴承金属温度分别达到90和95，回油温度达到75C，必须停机分析，防止发生断油烧瓦。11.2.4.3 机组调试试运阶段，运行人员和振动检测人员及时联络，确保机组安全运行。11.3 附录