机组整套启动安全技术措施.docx

机组整套启动安全技术措施- 72 -2020年5月29日文档仅供参考#2机组整套启动安全技术措施 批准: 审定: 审核: 编制:内蒙古能源发电杭锦发电有限公司运行部 07月目 录一、编制目的- 1 -二、整套启动人员的组织机构- 1 -三、汽机专业整套启动安全技术措施- 2 -1.汽轮机设备系统简介- 2 -2.调试内容- 8 -3.调试应具备的条件- 9 -4.汽轮机整套启动试运程序- 11 -5.汽轮机整套启动操作步骤- 12 -6.机组运行主要控制指标- 23 -7.停机操作- 26 -四、锅炉专业整套启动安全技术措施- 32 -1.安全措施- 32 -2.技术措施- 32 -3.注意事项:- 36 -五、电气专业整套启动安全技术措施- 39 -1.防止重大恶性事故的主要内容- 39 -2.防止重大恶性事故的注意事项- 47 -3.防止电气重大恶性事故措施的学习- 48 -六、化学专业整套启动安全技术措施- 49 -1.机炉启动前的准备工作:- 49 -2.机组启动过程中的化学监督:- 49 -3.机组运行过程中的化学监督:- 50 -4.机组停运阶段的化学监督:- 52 -5.机组停运时的运行操作:- 53 -6.停炉保护- 53 -七、除灰专业整套启动安全技术措施- 54 -1.电袋复合除尘器启动前的检查;- 54 -2.电袋复合除尘器启动与运行- 56 -八、输煤专业整套启动安全技术措施- 58 -一、 编制目的为加强杭锦发电有限公司2号机组的整套启动工作管理,使调试工作有组织、有计划、有秩序的进行,全面提高调试质量,确保机组安全、可靠、经济、文明的投入生产,特制定本调试措施。整套启动是全面检查机组设计、制造及安装质量的重要环节,是保证机组安全可靠地投产的重要工序。经过机组的试运,发现并处理设备系统存在的缺陷,调整各部运行参数,了解设备性能,掌握机组的运行特性,为机组的安全运行提供依据。本措施是依据国家及行业颁发的有关技术规程、标准,以杭锦发电有限公司及参建各方提供的工程相关技术资料为基础,并结合现场系统实际情况编写,适用于杭锦发电有限公司2号机组。整体试运是火电建设工程的一个重要阶段,其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及技术文件,依据设计和设备的特点,对各辅机设备及其配套系统、公用系统等进行调整、试验、试运,对暴露发现的设备设计、制造、施工安装问题提出整改技术方案和建议。措施的内容与电厂编写的有关规程原则上是一致,该措施在执行过程中如有异议,应与杭锦发电有限公司试运指挥部的组织机构协商解决。二、 整套启动人员的组织机构为顺利完成本次的调试任务,特设立整套启动指挥小组,组成人员如下:整套启动小组组长:任宝平整套启动小组副组长:裴俊国整套启动小组成员:陈金宝、呼铁成、付荣和、徐东荣、李瑞刚、刘建勋、刘蕾、耿玉辉、李建军、陈景森、贺军、赵志平、冯绍彬、张强、范金泽、王妍、王永忠、姬彦芳、李志刚、魏彪、张亚峰、张鹏飞、郝睿三、 汽机专业整套启动安全技术措施1. 汽轮机设备系统简介内蒙古能源发电杭锦发电有限公司一期工程装机容量为2330MW,汽轮机由上海汽轮机有限公司生产,其型号是NZK33016.7/538/538,型式是亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、反动式、直接空冷凝汽式汽轮机。(1) 汽轮机主要技术规范:汽轮机型式亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热直接空冷凝汽式汽轮机汽轮机型号NZK33016.7/538/538产品编号D153-1制造厂上海汽轮机有限公司机组额定功率330MW最大连续功率 358 MW额定工况下净热耗8195.9kJ/kW.h工作转速3000rpm转向从汽轮机端向发电机端看为顺时针主蒸汽压力16.7 MPa主蒸汽温度538再热蒸汽压力3.436MPa再热蒸汽温度538额定给水温度275.7空冷凝汽器额定背压13kPa空冷凝汽器额定阻塞背压 7.6 kPa空冷凝汽器夏季工况背压33KPa凝汽器冷却方式直接空冷主蒸汽流量1113.315t/h再热蒸汽流量874.08t/ h低压缸排汽流量687.044 t/ h低压末级叶片高度665mm补给水率0通流级数:高压转子:1+11 ,中压转子:12,低压转子:26抽汽级数:七级(三高、三低、一除氧)盘车转速2.51rpm汽轮机总内效率90.08%高压缸效率84.6%中压缸效率92.14%低压缸效率91.58%(2) 汽轮机的临界转速转 子一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min设计值设计值高中压转子1690大于4000低压转子1650大于4000发电机转子8502360(3) 汽轮机本体结构整个汽轮机由一个合缸的高中压缸和一个双流低压缸组成,高中压缸和低压缸均采用双层缸结构。高、中压转子是由整体合金钢锻件加工而成的无中心孔转子, 另用一短轴以螺栓连接在调阀端,端部装有主油泵叶轮和危急遮断器,低压转子同样也由合金钢锻件加工制成。高、中压转子和低压转子之间用刚性联轴器联接,低压转子与发电机转子之间也采用刚性联轴器连接。为了减小轴向推力,除高、中压通流部分设计成反向布置,低压通流部分设计成双流布置外,还在转子结构上采用了平衡活塞。汽轮机整个通流部分共36级叶片,高压通流部分由1级单列调节级(冲动式)和11 级压力级(反动式)所组成。高压喷嘴组安装于蒸汽室,11 级隔板均装于高压静叶持环上,高压静叶持环由汽缸支承。中压缸全部采用反动式压力级,分成两部分,共为12级,其中中压第1至5级静叶装于中压#1 静叶持环上,中压第6至12级静叶装于中压#2静叶持环上。中压#1静叶持环装于中压内缸上,中压#2静叶持环装于高、中压外缸上。低压缸采用双流反动式压力级,共26 级。蒸汽从低压缸中部进入,然后分别流向二端排汽口进入下部排汽装置。因为对称双流,故低压转子的轴向推力基本平衡,在转子上产生的轴向推力几乎为零。低压缸末级叶片的高度为665mm。汽轮发电机轴系被支承在7个轴承上,径向轴承承载转子的重量,还将轴系调整成如”链垂线”或垂弧线,使连接转子的联轴器接触面相互平行。高中压转子的1、2号轴承(无顶轴油)和低压转子的3、4号轴承采用可倾瓦式,它具有良好的稳定性,可避免油膜振荡。汽轮发电机轴系是由推力轴承轴向定位,推力轴承装于前轴承箱中。推力轴承采用自位式,它能自动调整推力瓦块负荷,稳定性好,经过推力轴承壳体的定位机构,可测量并调整推力轴承的间隙。在低压转子与发电机转子两联轴器间装有盘车装置。该装置齿轮同时也作为联轴器垫片调整汽轮机转子与发电机转子的轴向位置。盘车装置在启动时可自动脱开,同时可手动或自动投入进行连续盘车。(4) 热力系统主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别到达汽轮机两侧的2个高压主汽阀(TV)和6个高压调节汽阀(GV)。并经过6根挠性导汽管进入设置在高压缸内的蒸汽室。6 根导汽管对称地接到高中压外缸上、下半各3个进汽管接口,然后进入喷嘴室和调节级再流经高压缸各级。高压第8级后向上的1 段抽汽口抽汽至#1 高压加热器。高压缸排汽从下部排出经再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器。其中部分蒸汽由2段抽汽口抽汽至#2高压加热器。从锅炉再热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的2个再热主汽阀(RSV)和2个再热调节汽阀(IV),并从下部两侧进入中压缸。中压缸第5级后出来的一部分蒸汽,经过高中压外缸下半的3 段抽汽口抽汽至#3高压加热器。中压缸向上排汽经1根中低压连通管分别导入低压缸之中部。同时,中压缸第9级后出来的蒸汽经过4段2个抽汽口,经过这个抽汽口将一部分蒸汽抽至除氧器、辅汽联箱。中压缸排汽的下部有2个对称的5 段抽汽口,经过这个抽汽口抽汽至#5低加。在低压缸调阀端和电机端的第 2、4级后分别设有完全对称的抽汽口,抽汽至低压加热器。其中,第2级后的6段抽汽口抽汽至#6低压加热器。第4级后的7段抽汽口抽汽至#7低压加热器。低压缸做完功的蒸汽经导流环流向两端的排汽口并进入排汽装置,排汽装置经过一根DN6200蒸汽管道分别供给6根蒸汽立管进入6根DN1600-DN2400空冷凝汽器蒸汽分配集管进行冷凝。冷凝后的凝结水回到排汽装置热井,凝结水经凝结泵、轴加、低加、除氧器,再经过电动给水泵升压经高加送回锅炉。回热系统设有七级非调整抽汽,分别供给三台高加、一台除氧器、以及三台低加。高加疏水逐级自流至除氧器,低加疏水逐级自流至排汽装置。高、低加均设有危急疏水,在危急情况下疏水可直接进入排汽装置。给水系统配置两台50%BMCR容量的电动调速给水泵,正常运行中两台给水泵运行,一台电泵故障只能带50%额定负荷。(5) 旁路系统汽机旁路系统容量为锅炉额定出力的35%,采用两级电动高、低压串联旁路,运用电动执行器。能够实现空冷汽轮机的冷态启动、正常停机。允许主蒸汽经过高压旁路,经再热冷段蒸汽管道进入锅炉再热器,再经过低压旁路而流入空冷凝汽器,满足空冷凝汽器冬季启动及低负荷时的防冻要求。经过DEH汽轮机能够实现不带旁路(旁路切除)启动,即高压缸启动方式,又能够实现带旁路(旁路投入)启动,即高、中压缸联合启动方式。机组配置有两台100%容量的变频调节凝结水泵,一台运行,一台备用。凝汽器中的凝结水经凝结水泵升压后,经凝结水精处理装置、汽封加热器、#7 低压加热器、#6低压加热器、#5低压加热器进入除氧器。另外有一路从轴封加热器后引出,经过冷渣器回到#6低加后的凝结水管道。2. 调试内容整套启动试运阶段是指设备和系统分部试运合格后,从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点火开始,到完成满负荷试运移交试生产为止的启动试运过程,该过程可分为空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。空负荷调试是指从机组启动冲转开始至机组并入电网前,该阶段内进行的调整试验工作,主要包括下列内容:按启动曲线开机,机组轴系振动监测,调节保安系统有关参数的调试和整定,注油试验,电气试验,并网带初负荷,主汽门调门严密性试验,OPC 试验,电超速试验,机械超速试验。带负荷调试指从机组并入电网开始至机组带满负荷为止,该阶段主要完成的调试项目有:给煤系统和燃烧系统初调整,汽水品质调试,相应的投入和试验各种保护及自动装置,厂用电切换试验,启停试验,真空严密性试验,阀门活动试验,协调控制系统负荷变动试验,RB 试验,甩负荷试验(参照原电力工业部部颁布的)等。满负荷试运指机组连续带满负荷完成 168 小时试运行。满负荷试运阶段需满足下列要求:发电机保持铭牌额定功率值、燃煤锅炉断油、投高加、投电除尘、汽水品质合格、按要求投热控自动装置、调节品质基本达到设计要求。其间,不再进行试验项目,机组须连续运行不得中断,但允许进行必要的运行调整。由于条件限制,本次调试的任务只做空负荷调试,汽机定速3000r/min。3. 调试应具备的条件1、机组整套启动计划方案、措施已报审批准,并按调试进度组织学习,向参与试运有关人员介绍交底。2、生产单位已将机组整套启动试运所需的规程、制度、设备系统图、控制及保护逻辑图册、设备保护定值清册、现场日志、记录表格、运行操作工具、测试用仪表、安全用具等准备好。3、设备系统检查与核查:整套启动试运中投入运行的设备及系统(汽机部分参见下表),均经分部试运合格,并已取得验收签证。热控设备系统,经静态整定、开环试验、模拟试验、仿真试验、传动试验等测试检查,证明符合设计要求及规定标准, 已取得验收签证,符合投运要求。设备和系统内的监测仪表、远方操纵装置、灯光音响报警信号,事故按钮、顺序控制、保护联锁等,经调试、传动试验及系统检查完备合格,符合设计要求。整套启动试运中投入运行的电气设备及系统,经分部试运合格,已取得验收签证,符合投运要求。与机组发送电量配套的输变电工程应满足机组满发送出的要求,且机组能满足电网调度提出的并网要求。参加整套启动试运的所有设备和系统,均应与运行中或尚在施工中的汽水管道、电气系统及其它系统做好必要的隔离或隔绝,设备所用电源均应为正式电源。环保设施及监测系统已按设计要求施工完毕,具备投运条件,启动试运所需的水、燃料(煤、油)、化学药品、备品备件及其它必须品均已备齐。4、整套启动试运中投入的具体设备及系统(汽机部分)辅汽供汽系统(邻机辅汽联络管道) 公用系统仪用和厂用压缩空气系统 公用系统辅机循环水及开式水系统闭式水系统真空泵设备和真空系统空冷凝汽器系统汽机轴封供汽系统轴加及疏水系统凝结水系统低压加热器及其疏水设备系统高压加热器及其疏水设备系统除氧器系统电动给水泵设备及给水系统汽轮机本体及蒸汽管道疏水系统高、低压旁路系统低压缸喷水冷却系统润滑油及顶轴油系统及油净化装置EH 抗燃油系统及危急跳闸ETS 系统汽轮机调节保安系统发电机密封油设备系统发电机定子冷却水设备系统发电机氢冷设备系统机房排氢、排油烟设备汽轮机主、辅机各保护联锁装置控制盘运行监测信号系统4. 汽轮机整套启动试运程序依据规定,整套启动试运只进行汽轮机组空负荷试验。调试阶段工作程序主、辅机进行各项电气、热工保护连锁试验,机、炉、电大连锁试验及高、低压旁路试验合格,柴油发电机带负荷试验正常。所有热工仪表投入,电动门、调节门等送电,转动设备根据需要按电厂规程要求分别送电。投入汽轮机辅助设备及系统发电机进行氢气置换。调整润滑油压,盘车装置投入运行。确认一切正常后,投入汽封供汽系统,汽轮机抽真空。真空合格后,开启有关管道疏水阀,通知锅炉点火,投入旁路系统,汽轮机暖管。机组首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机,冲转前所有主机热工保护全部投入,升速至600r/min 进行摩擦检查,升速到2950r/min 进行阀切换,阀切换完成后升速至3000r/min,进行油泵切换试验,全面检查、测量、记录,作好振动监测,机组稳定运行1030min。手打危急保安器一次,而后立即恢复3000r/min,做注油试验。汽轮机停机消缺,记录惰走时间(若汽轮机组无重大缺陷,可根据试运指挥部要求,汽轮机维持3000r/min)。再启动时机组采用热态启动方式(根据实际情况),升速、暖机。机组启动模式冷态启动:高压或中压的转子金属温度t150温态启动:高压或中压的转子金属温度150t300热态启动:高压或中压的转子金属温度300t400极热态启动:高压或中压的转子金属温度t4005. 汽轮机整套启动操作步骤机组首次整套启动采用操作员自动启动方式控制,采用高中压联合启动。 机组升至额定转速后进行就地和远方停机试验以及危急遮断器喷油试验,一切正常后恢复3000r/min。 (利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。机组首次冷态启动曲线参见附图。锅炉点火前的准备工作压缩空气系统启动空压机向系统及空压罐充气至正常压力后,送上所有气动阀及执行机构的气源。空压机必须投入自动,保证压缩空气气源连续可靠。压缩空气系统应尽量消除外漏。补水系统联系化学向除盐水储水箱上水,投用水位报警装置,水箱水位正常后,启动除盐水泵向排汽装置上水。辅机循环水系统辅机循环水系统正常后,投入开式水滤网,根据需要向开式水用户供水,另一台辅机循环水泵投入备用状态。闭式水冷却系统闭式水系统补水正常后,启动一台闭冷水泵向闭式水用户供水,另一台闭式水泵投入备用状态。闭式水用户设计有温度自动的投入温度自动。运行中注意监视膨胀水箱水位自动情况。凝结水系统排汽装置水位略高于正常水位,且经过锅炉上水泵给凝结水系统注水完成后,按照凝结水系统试运措施,启动凝结水泵,凝结水走凝结水精处理装置的旁路,凝结水再循环阀门全开。检查凝结水泵出口压力、流量、再循环自动均正常,检查泵的冷却水及机械密封是否正常,当凝结水水质不合格时,经过5 号低压加热器出口的排放管排出,在排放过程中应经过补水维持排汽装置水位。除氧器水位补至正常后停止补水,化验除氧器水质,若不合格,放尽除氧器内的水,重新上水。辅助蒸汽及除氧给水系统除氧器用于从给水中除去溶解氧及其它不凝结气体,其方法是用蒸汽直接接触给水,从而加热给水至除氧器运行压力所对应的饱和温度。机组启动前经过辅助蒸汽加热给水,从启动炉来汽向辅助蒸汽母管供汽,控制高压辅助蒸汽母管压力在0.8MPa 左右,除氧器水质合格后,投入辅汽至除氧器加热电动门及调门,控制除氧器加热温度至100,加热投入时注意水温上升速度(不大于1.5/min)及除氧器振动情况、噪音情况、有无水击变形。锅炉上水启动除氧器上水泵给除氧器上水。待除氧器水位及温度满足锅炉要求后,启动电动给水泵给锅炉上水。给水泵的冷却水及机械密封冷却水由闭式冷却水供应,给水先走再循环,然后开启高加水侧空气阀,点动电泵出口电动门进行注水充压,充压后关闭空气阀,确认无泄漏后全开高加进出水门,高加水侧投入运行。润滑油及油净化系统检查润滑油箱液位,进行润滑油箱液位高低报警传动,液位报警设定值为正常液位。启动交流润滑油泵向润滑油系统供油,润滑油温控制在43.348.9(油温低时可投入电加热器)。检查润滑油泵出口压力、母管压力和各轴承回油应正常,系统应无漏油。启动排烟风机后,调整油箱负压(油箱人孔盖板必须严密)。油泵启动后应检查主油箱油位在正常位置,当油位下降过多时应及时补入干净合格的油。润滑油冷油器切换时,必须检查并确保备用冷却器内空气排净且充满油。汽轮机油系统在机组运行过程中会因混入汽、水和其它机械杂质而使油质逐渐变坏,对机组轴承的工作产生不良影响,从而影响到机组的安全运行,因此机组配备了一套油净化系统。密封油系统启动空侧交流密封油泵,备用空侧直流密封油泵投入联锁备用。启动一台氢侧交流密封油泵,另一台投入直流联锁备用。正常运行时,由主压差阀控制密封瓦处空侧油压高于氢压84kPa,当油氢差压小于56kPa 时,应发油氢差压异常报警,备用压差阀开启,维持油氢压差56kPa。顶轴油及盘车系统启动顶轴油泵,确认各轴颈顶轴油压。检查盘车启动允许,零转速信号正常,启动盘车马达,盘车马达运行后,盘车啮合电磁阀带电,检查盘车自动啮合情况,如果啮合成功,盘车马达则维持带电运行,如果啮合失败且零转速存在,则再次啮合。盘车投入应确认盘车马达运行指示灯及盘车啮合指示灯亮,测量盘车电流、大轴晃度,倾听机内是否有磨擦声音,记录投盘车时间与停止时间,首次启动要求连续盘车至少8 小时以上。当润滑油压低低或顶轴油压低或盘车在脱开位置时,盘车马达应自动停运。盘车马达在故障状况时,能够经过就地手动间歇盘车,专用工具应放在盘车装置边备用。运行人员应具备在事故情况进行手动盘车的能力。盘车投入时应保证密封油系统正常运行,防止发电机密封瓦磨损。抗燃油系统检查抗燃油箱油位,确认正常,启动抗燃油泵,将抗燃油温度控制在3757范围内,由温度自动调节装置控制,备用油泵投入自动。当抗燃油温度高于57,冷却水电磁阀打开。当抗燃油温度低于37时,冷却水电磁阀关闭。检查抗燃油系统蓄能器充氮压力是否合格,并投入运行。观察及分析抗燃油系统内漏量是否正常。各投用设备及系统的检查准备按照机组启动要求检查各系统阀门和设备处于准备启动状态,开启主蒸汽及再热蒸汽管道、抽汽管道的疏水阀,关闭各容器及水管道的放水门。旁路系统投入旁路系统,对高/低压旁路汽侧及减温水系统的隔离阀及调节阀进行开启、关闭活动试验,确认动作灵活可靠,对旁路系统的测点、联锁及保护进行检查,经过模拟试验确认旁路系统具备快开、快关功能,随时能够投入运行。进行热态旁路功能试验,确认各项功能正确可靠。DEH 系统静态试验在高压缸启动及高、中联合启动方式下分别进行挂闸、打闸试验,高/中压主汽阀、高/中压调节阀开关试验,主汽阀向调节汽阀切换,单、顺序阀切换试验,阀门活动试验,检查超速试验、转速控制回路,进行模拟升降转速试验、模拟升降负荷试验、电超速试验、模拟自动同期并网带初负荷试验以及甩负荷试验等。DEH 转速控制精度应在2r/min 内,负荷控制精度应在1.5MW 内。ETS 保护传动试验(以DEH 最终逻辑为准)联系热工电气进行汽轮机跳闸保护传动,包括润滑油压低、真空低、轴向位移大、轴振动、电超速、抗燃油压低、发电机断水、手动打闸、DEH 跳闸请求、锅炉MFT、发电机跳闸等。汽轮机跳闸条件:a、飞锤动作薄膜阀动作打开b、就地拉跳闸手柄薄膜阀动作打开c、AST 电磁阀动作汽轮机跳闸后:a、MSV、GV、RSV、IV 快速关闭b、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭c汽机跳闸,空气引导阀打开,高排通风阀打开油泵联锁试验进行抗燃油泵、润滑油泵、密封油泵联锁试验,完成后投入联锁。当润滑油压低于0.08MPa 时交流油泵联启,当润滑油母管油压低于0.06MPa 时事故油泵联启,当EH 油泵母管油压低于11.03MPa 时EH 备用油泵联启,当油氢差压降至56KPa 时,备用压差阀自动开启。当油氢差压降至36KPa 时,备用直流密封油泵联启。(逻辑具体数值以逻辑定值为准)定子水系统启动定子冷却水泵,调整发电机进水压力和流量,定子水流量不低于55t/h,压力应大于0.1MPa,并维持氢压至少大于水压0.035MPa。在冬季应该注意内冷水温度不要过低。完成定子冷却水泵联锁试验。DEH 控制器盘面检查。完成机电炉大联锁试验。做好大轴晃度、胀差、轴向位移、膨胀等仪表的原始读数。轴封系统进行辅汽至汽封系统管道暖管,当暖管充分后进行轴封母管暖管,同时往轴封系统供汽,启动一台轴封风机,调整轴封冷却器负压,另一台封轴抽风机投入备用联锁。开启轴封供汽调节阀,维持轴封汽压力至0.03MPa,低压轴封汽温121177,正常控制在149,并投入低压轴封汽减温水温度控制自动;汽封蒸汽温度要与转子金属温度相匹配,轴封供汽前应充分暖管疏水,轴封系统供汽时必须确认轴封加热器已经投入运行。为了防止轴封系统水进入汽轮机,汽轮机处于热态使用轴封汽源时,必须保证蒸汽为过热蒸汽,如果轴封蒸汽过热度低于14应报警。低压缸喷水阀开启逻辑:手动开启;低压缸喷水阀在自动方式,受排汽温度控制,排汽温度大于93时由气动调节阀来调节。当转速大于2600r/min时,喷水阀进入自动状态发电机负荷大于15,联锁关闭。满足附录的背压曲线。启机前应确认喷水阀前后手动阀在开启状态。注意:喷水压力一般控制在0.17MPa,在检查低压缸喷水状况时,应调整压力及喷头角度,以达到较好的雾化效果。另外,在汽轮机低压缸喷水投入时,能够消除较高的排汽温度,可是可能存在着叶片流道温度高,有必要观察背压极限以免叶片的温度无法接受。为了防止汽轮机叶片的可能的损坏,在排汽缸不需要喷水时不要打开低压缸喷水。真空系统启动前应先送轴封,后抽真空,关闭真空破坏门,投入真空破坏门水封,启动两台水环式真空泵,随着真空的建立,逐渐开大轴封供汽压力,最后将轴封压力调整门投入自动(控制范围0.020 0.030MPa 左右)。抽真空时间大约在30 分钟左右,当排汽装置到40kPa 左右,通知锅炉点火,一台真空泵作为备用。投入疏水扩容器减温水,按汽机疏水系统控制程序开启汽机侧各疏水门。空冷系统真空建立后,按顺序开启入口蝶阀,投入相应列的风机,维持机组背压。在冬季启动时应做好相应的防冻准备工作。冲转参数与主要控制条件主蒸汽压力: 冷态5.0MPa、温态7.0MPa、热态10.0MPa主蒸汽温度: 冷态340、温态360、热态490再热蒸汽压力: 最大不允许超过0.828MPa再热蒸汽温度: 冷态320、温态330、热态470背压: 30KPa 润滑油压0.0960.123MPa,润滑油温3845。在盘车状态下,转子偏心应小于0.076 mm并不大于原始冷态值的0.02mm。EH油压在14MPa左右。振动限额:轴振(峰峰值)达0.127mm报警,0.254mm停机,一阶临界转速以下,轴承振动不大于0.03mm,经过临界转速时轴承最大振动不超过0.1mm。轴向位移: 报警值:0.9mm 停机值: 1.0mm轴承回油温度: 报警值:77 停机值:82支持轴承温度: 报警值:107 停机值: 113推力轴承钨金温度: 报警值:99 停机值:107抗燃油温405高中压上下缸温差:下汽缸温度低于上汽缸温度42报警,56停机低压缸喷水装置:转速大于2600r/min时投入,当负荷大于15%额定负荷时停止。高缸排汽温度: 报警值:400 停机值:427低压缸排汽温度: 报警值:90 停机值:121排汽压力: 报警值60 KPa(a) 停机值为65 KPa(a)。进汽前的启动程序检查控制系统处于”操作员自动”方式;检查”阀位限制”值为零;按”挂闸”按钮,汽轮机挂闸后,”汽机跳闸”信号应消失;将阀限值升高至100,检查高压调节阀应全开;检查汽轮机各主汽阀、调节汽阀状态是否正确;就地或主控打闸,检查所有阀门全部关闭;OPC 试验:机组挂闸后,投入OPC 保护试验,检查高压调节阀和中压调节阀应迅速关闭,各抽汽逆止门也应关闭。空气引导阀将气源隔绝。切除OPC 保护试验,高压调节阀和中压调节阀应重新开启。机组冷态条件下启动高中压缸联合启动高中压缸联合启动(冷态启动)机组冲车参数的选择根据附录的曲线选择启动参数,在冷态启动工作区,一般选择为5MPa/320360,再热蒸汽0.8MPa/350。汽轮机挂闸,检查机组状态:汽轮机投入盘车,首次启动应至少盘车8小时;高压主汽阀,中压调节阀完全关闭;高压调节阀、中压主汽阀、应全部开启;真空破坏阀关闭;汽轮机所有疏水阀开启;真空尽可能高;通风阀开启;高排逆止阀开启;汽机冲转设置机组目标转速600r/min,升速率100r/min/min,使用IV 控制,升速;升速过程中检查汽轮机转速控制是否稳定;机组达到600r/min 时,检查汽轮机运行状态,确认状态正常;就地打闸,确认机组跳闸,就地安排人员进行摩擦检查;确认机组状态正常后,重新挂闸,升转速至600r/min;机组转速升至600r/min 后,延时4分钟,控制方式由IV 切换为TV-IV 方式,TV 开始开启。升速到2950r/min,进行阀切换;进行阀切换前,检查蒸汽室内壁温度至少应等于主蒸汽节流压力相应的饱和温度。在画面上按下”TVGV 切换”按钮;切换过程中注意检查机组转速的控制情况,同时注意监视主、再热蒸汽的压力变化情况;阀切换完成后,以100/min/min 的升速率,将机组转速升高至3000r/min;机组定速3000r/min,全面检查机组运行状况;检查完毕后,主控打闸一次,检查所有主汽门和所有调节汽门全部关闭;机组打闸后,转速目标值和设定值归零;机组重新挂闸,并定速3000r/min;机组定速后的检查和试验机组定速后的检查和试验油泵切换试验:确认主油泵和射油器已投入工作后,试停交流润滑油泵和密封油备用泵,检查润滑油压及挂闸油压是否正常。检查油泵在备用状态。机组在升速过程中,应经常巡回检查缸胀、缸温、胀差、轴向位移及机组振动情况,各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限,氢密封油、润滑油及抗燃油系统运行正常,管道疏水通畅。每20 分钟记录一次启动运行参数与汽缸温度,分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀情况,及时调整,维持汽轮机的有关参数在限制值之内。机组在 3000r/min 时进行全面检查记录参数,注意调整润滑油温、抗燃油温、密封油温、氢温、风温。TSI 监视值应在允许范围内。危急保安器的喷油试验:喷油试验是在机组3000r/min 时进行,先将手动超速试验杠杆放置试验位置,试验过程中不得松开,然后慢慢开启来油试验阀向飞锤充油,当充油到脱扣手柄自动移到脱扣位置飞锤动作时,注意并记录充油压力、飞锤动作值、油温、转速,试验完成后恢复试验装置。根据需要将发电机压力升至0.31MPa,根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态;全面检查各部参数正常, 汇报值长。6. 机组运行主要控制指标机组正常启动、运行期间监测汽轮机主要参数应在规定的正常范围内。10.2 机组运行期间应按规定内容进行设备定期巡检及维护。当机组有超限项目报警时,应密切注意超限项目变化趋势,尽快找出异常原因并采取措施予以消除。一旦超限值进入停机值应立即打闸停机。机组部分异常运行工况应检查内容轴向位移大:检查主蒸汽和再热蒸汽参数以及真空是否有大幅波动;检查推力轴承温度、排油温度,确认钨金是否磨损。高中压缸胀差大:确认胀差方向,保持机组负荷,减小主蒸汽温度波动,检查高排温度;如正胀差增大,应降低主蒸汽温度或逐渐降低机组负荷;如负胀差增大,应提升主蒸汽温度或逐渐提升机组负荷,或采用其它措施提高汽缸温度。低压缸胀差大:保持机组负荷,减小再热蒸汽温度波动,检查低排温度;降低再热蒸汽温度或逐渐降低机组负荷。振动大:注意各轴承的振动趋势,判断振动类型;检查下列指标是否正常:各轴承金属温度及进油温度各轴瓦油膜压力主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度是否匹配排汽装置压力,低压排汽温度高中压缸金属温差汽缸膨胀量与胀差停机时检查大轴弯曲值测量振动频谱和轴心轨迹若汽轮机启动期间振动过大,避免让机组运行在临界转速区。若振动过大发生在加载期,应停止加载维持机组原负荷运行,待查明原因并采取措施后再继续升负荷;如升速期间振动超限,应停机检查,不得降速运行。润滑油压低:检查主油箱油位;检查润滑油系统有无泄漏;检查主油泵运行是否正常。持轴承金属温度及回油温度高:检查各轴承油膜压力;检查润滑油质是否合格;检查轴承进油温度是否正常;检查汽封漏汽是否严重。推力轴承金属温度及回油温度高:检查轴向位移是否过大;检查润滑油质是否合格;检查进油温度是否正常。主油箱油位异常:主油箱油位异常降低时,检查润滑油系统是否有泄漏;主油箱油位异常升高时,检查冷油器是否漏水,检查主油箱是否积水过多。排汽装置真空低:检查低压排汽温度是否正常;检查真空破坏阀是否关严;检查低压前、后轴封送汽压力是否正常;检查排汽装置水位是否正常;检查低压喷水是否正常。机组运行注意事项除紧急事故停机应立即破坏真空外,一般机组跳闸后仍需维持真空,直到机组惰走至300r/min 以下。机组在电网解列带厂用电状态运行时,任何一次连续运行时间不应超过15min,在30 年运行寿命期内,累计不超过10 次。7. 停机操作停机有三种方式:滑参数停机:因检修工作需要,随蒸汽参数降低冷却汽缸,加快汽缸的冷却,转子能够使金属温度较快的降到较低的水平。额定参数停机:用于快速消除设备缺陷后机组的快速启动,使汽缸金属温度保持在较高的温度。事故紧急停机:机组在发生事故危急人身及设备安全状态下的快速停机,避免事故进一步扩大。停机的方式可根据不同情况,采用滑参数停机要求运行人员必须精心组织操作,机炉协调配合好,严格控制各参数的变化率。(一)、滑参数停机滑参数停机和额定参数停机前的准备工作:各辅机及系统停止按各辅机调试措施(或运行规程)进行。汽机降负荷停机过程中,应与锅炉、发电机的停止密切配合。进行交直流润滑油泵、交直流密封油泵、顶轴油泵的启动试验,确认均可靠,可随时正常投入运行(可投入自动联锁)。辅助汽源已备妥,做好备用汽封、除氧器加热汽源的暖管工作。活动高中压主汽门调节门无卡涩现象。停机后若需排氢应备足二氧化碳(或氮气)。调节汽门在单阀方式或保持额定负荷时的开度,由锅炉控制燃烧量按照滑压曲线进行降压、降温、降负荷,此时必须监视高压内缸调节级后金属温度和中压缸第一级进汽金属温度变化梯度,300MW 至150MW 期间可经过协调设定降负荷率、目标负荷。降压降负荷按照”滑压停机曲线”来选择参数。滑参数停机降温、降压、降负荷限制要求:主、再热蒸汽温度下降速度小于1/min;主、再热蒸汽压降速度小于0.098MPa/min;主、再热蒸汽过热度大于50;滑停过程中,注意汽温、汽缸壁温下降速度,汽温在10min 内急剧下降50,应打闸停机。在主蒸汽温度下降 30左右时应停止降温,5-10min 后再降温,目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差,以及汽轮机的热膨胀和胀差。当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度 30时应暂停降温。降速过程中及时开启凝结水再循环门,以保证凝结水泵的正常工作及排汽装置水位。当新蒸汽压力降到 3.43-4.9MPa,蒸汽温度降到330-360,在定压下将负荷降至5%额定负荷,检查机组无异常后打闸停机,高、中压主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀均应全部关闭;汽机停机后,交流润滑油泵、备用密封油泵应自动联启,否则应立即手动启动,确认润滑油压正常。高排通风阀联锁打开,根据锅炉需要是否投入旁路系统。转速下降到2900r/min 时顶轴油泵应自动启动。汽机打闸后应同时开始记录转子惰走时间,每分钟记录一次转速、真空,绘制惰走曲线。在机组隋走到300r/min 时,打开真空破坏阀(如不停炉可不破坏真空),机组转速降至零时立即投入盘车连续运行。记录转子的偏心值及盘车电流值。在紧急情况下需要减少惰走时间,可在打闸后立即打开真空破坏门。真空到零时,停止轴封供汽,停运轴加风机。投入连续盘车后,当高压第一级金属温度下降到 150以下能够停止连续盘车,改为定时盘180 度,直到第一级金属温度降到100停盘车、停顶轴油泵,当第一级金属温度达90以下,停润滑油泵,停排烟风机;在停机后,确认主机油箱内无油烟时,方可停运润滑油排烟风机。在降负荷,打闸停机期间应注意监视以下几点:在滑参数降负荷过程中,应密切监视振动情况,当发生异常振动时应停止降温、降压、打闸停机。滑停过程中,主蒸汽、再热蒸汽温差28,降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。在滑参数降负荷过程中,应密切注意主汽温度的变化,必须保证56的过热度,不能为了加速转子冷却,主汽温下降过快超限。在降温降压的过程,应特别监视高、中压转子有效温度、中压叶片持环温度变化情况。以及主汽门室、