67汽机C修后整组启动方案

-1-珠海深能洪湾电力有限公司2011年＃6＃7机组C修后整组启动方案编写：关军吕强黄伟杰刘霞练小斌审核：王伟发批准：李炼-2-一、整体计划24/1结束相关检修工作票，运行人员检查系统。完成＃4炉上水及相关工作，投入＃6机连续盘车。25/1完成＃6机燃用柴油的空载满速试验，开#4炉挡板升温。投入＃7机连续盘车。26/1完成＃6＃7机整套启动试验（全厂计划气量55万方），根据启动试验情况（特别是＃7机振动测试情况）再调整两套机组运行方式。根据＃7机动平衡调整需要安排27/1、28/1、29/1的启机方式。29/1按计划恢复＃6＃7机组备用。有关启机注意事项请按以下相关要求执行。启机前检查全部工作票已收回，安全措施已恢复。参照《运行规程》“启动前的检查”对相关系统进行检查。对＃6＃7变压器瓦斯继电器进行放气，并检查各部位是否渗漏油。检查保护装置和二次回路均正常，检查定值和压板正常，没有报警。逐个检查天然气模块的阀门位置应位于运行状态。-3-二、#4炉上水及相关工作安排1、上水及试运泵组#4炉C修后计划24日上午给水箱上水(二高水位)，下午2点试运高、低压给水泵，向高、低压汽包上水（二高水位）；然后启动#1低压循环泵，#2高压循环泵打循环，试运2小时；泵组试运后，将全部炉水放空。注：上水时打开高、低压循环泵出口电动阀；打开各受热面、汽包、启动排空等放气阀排气。2、反冲洗及水压试验25日早上第二次上水，上午进行高、低压水压试验，持续1个小时，检查汽水系统泄漏情况。启动高压给水泵（变频），高压压力打至3.5MPa（高压主汽集箱压力表）；启动低压给水泵，低压压力打至0.5MPa（低压主汽集箱压力表）。发电部检修打开水平烟道人孔门，检查受热面有无泄漏。水压试验时同时进行高低压汽包汽水分离器及高低压过热器浸泡、冲洗。通过高、低压主汽集箱疏水管排水，并通知化水取样，炉水电导率在1.0以下时，冲洗结束。-4-三、GT6燃机C级检修后开机1.全部工作票已收回，安全措施已恢复，内环水已加满2.参照规程第一部分第二章第一节“启动前的检查”，进行检查3.检查天然气模块的阀门位置应位于运行状态4.用天然气置换氮气，检查天然气粗滤是否泄漏5.投入88QA滑油泵运行不小于1小时6.投入盘车运行不小于24小时,注意听杂音7.水洗燃机压气机、透平各20分钟8.运转88TK1/2，88BT1/2检查转向9.燃油系统充油排气并检查喷嘴前燃油压力10.确认抑钒剂数量11.选用柴油或天然气，启动燃机至空载满速，检查管路漏油漏气情况12.加载：25MW-50MW-75MW-基本负荷，观察记录参数，巡视检查13.停机，记录惰走时间14.盘车，注意听杂音-5-四、#4炉启动注意事项1.按照《9E锅炉运行规程》第二章第一节进行启动前检查，其中对各系统阀门（尤其是本次检修过的阀门）的开关状态进行详细检查；2.#4炉C修(15天)后，25日首次冷态启动，锅炉计划煮炉，由于燃机运行时间短，锅炉全开挡板。注意观察主烟囱有无黄锈及干灰飘出，并注意风向，避免环境污染；26日的锅炉启动方式按专工留言要求进行；3.启动过程中，锅炉升压到0.5MPa时，通知检修热紧高、低压汽包人孔门螺栓；4.启动过程中通过定排、连排等加强排污，关注汽水品质；5.重点关注锅炉泵组运行是否正常（#1、#2低压给水泵，#1低压循环泵，#2高压循环泵进行了大修），请注意巡视检查，测量振动、轴承温度，确认冷却水、电机电流、泵出口压力、流量等是否正常；6.密切关注各系统阀门是否泄漏（外漏和内漏），用测温枪测量阀体温度（一般应在60℃以下）；观察烟道系统人孔门是否漏烟气，汽包及给水箱人孔门是否漏蒸汽等；7.测量高、低压汽水管道系统外保温温度是否在50℃范围内，尤其是8米层高压过热蒸汽管道保温温度；8.发现异常及时通知相关人员。9.-6-五、汽轮机整组启动方案总则：为了#7机C修后调试工作能顺利有序地进行，并顺利完成各项调试任务，确保机组启动成功，特制定本方案、措施，望大家熟知并认真执行。启动任务和目的1、进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过24小时满负荷试运行。2、检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。3、监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足相关要求。4、记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的修后数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。汽轮机冷态启动1、确认按汽轮机规程对启动前的检查及试验工作已全部正常，无任何影响机组启动的情况。2、按规程要求启动各辅助系统。3、按规程要求启动汽机。（1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。（2）遥控脱扣一次，结果正常。（3）就地脱扣一次，结果正常。（4）投汽轮机汽封系统及低压缸汽封减温水系统，低压缸汽封供-7-汽温度保持在150℃，压力0.101～0.1275MPa，进入汽轮机轴封内的蒸汽应保持14℃以上的过热度，在盘车投入前不得将汽封蒸汽系统投入使用。（5）超速保护静态试验动作正常。（6）当真空达到-85Kpa后，根据锅炉要求投入高压旁路和补汽旁路。（7）投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯65℃，短时间内也≯80℃。（8）调节润滑油温度在38～42℃，油压在0.096～0.124MPa。（9）操作DEH系统进入操作员自动方式，通过CRT确认正常。（10）真空达到–75Kpa及以上。（11）要求锅炉将主汽参数调整到：2.0～2.5MPa/300~350℃，并确认。（12）汽轮机挂闸，确认高压主汽门全开，高压调节汽门仍然处于关闭状态；（13）在DEH上设定目标转速600r/min，升速率120r/min。（14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。（15）在DEH画面上，按下“进行”，确认转速上升。（16）汽机冲转后，就地检查盘车应脱开，否则手动停运盘车。（17）冲转转速到600r/min后，暖机15分钟。（18）进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。-8-（19）低速暖机后联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，设置目标转速1000r/min，升速率240r/min，在1000rpm左右暖机10分钟，并对机组进行全面检查。（20）在DEH画面上按下“进行”，继续升速。（21）当转速升至3000r/min时，全面检查，暖机20分钟。（22）通过临界转速时，在DEH画面上监视各瓦最大振动不超过0.254mm，确保机组平稳而快速地通过临界转速。（24）升速到3000r/min，此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；检查低压缸排汽温度、抽汽管道温度。（25）升速过程中的注意事项a随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。b根据锅炉需要，随时调节减温减压器的开度。c注意汽轮机本体有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。d新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。e注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。f汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。g.严密观察滑油压力、温度变化，升速过程中应把交流滑油泵、启动油泵置于“手动”位置，确认主油泵压力建立正常压-9-力后，方可将交流油泵、启动油泵转到“自动”位。4、首次满速后的工作(1)手动打闸，检查确认高压主汽门、调节汽门关闭正常。（2）确认主油泵出口压力正常后，转启动油泵和交流润滑油泵在“自动”状态。（3）进行各项原始记录（包括大轴弯曲、膨胀、差胀、顶轴高度等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DAS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动及瓦温，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。（4）配合电科院做振动分析测试。（5）做主汽门、调节汽门的严密性试验。（6）汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。（7）电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。5、并网和带负荷暖机(1)机组转速稳定在3000rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。(2)全面进行热力系统检查。(3)通知锅炉注意控制，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。(4)并网后，立即接带负荷2~5MW暖机。(5)在机组增加负荷至额定负荷的20%时关闭疏水门。(6)当低压缸排汽温度正常后，停用低压缸自动喷水装置。-10-(7)增加负荷时，应注意观察实际升负荷率应符合要求，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。(9)在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油流、油箱油位等。(10)经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。（11）负荷在80%以上时，可进行真空严密性试验；真空实验结果计算凝汽器真空平均下降值，如果凝汽器真空平均每分钟下降值＜400Pa，则凝汽器真空合格；安全注意事项1、在启动期间，必须严格执行本厂现行运行规程（技术标准）、汽机使用说明书、技术措施及相关规程制度。2、紧急情况，运行值班人员应果断处理。六、6#发电机组C级检修后首次启动的注意-11-起动前的准备1、顶轴油系统投入时注意观察油压变化，防止渗油漏油。2、保护装置和二次回路均正常，检查定值和压板正常，没有报警。3、退出变压器差动保护压板（A、B屏）。起动试验当天须完成的工作如下：1、在升转速过程中，观察发电机两端轴承是否渗油漏油，并注意观察发电机的振动和声音是否正常；2、发电机转速到95%时，励磁自动投入后，手动做转子接地装置检测试验。维持发电机端电压为额定电压，测量发电机空载灭磁时间常数。3、检查发电机机端电压，测量电压极性，检查RTU、AVC、6#发电机电度表（网控室）的电压是否正常。4、在空载时，手动切换励磁通道，手动增减励磁，用示波器查看整流桥波形，并记录在下表中：定子电压5kV10kV15kV15.5kV励磁电流Iex(A)（通道1）励磁电流Iex(A)（通道2）5、并网后，带最低预选负荷，检查发电机电流的极性和大小，检查RTU、AVC、PMU、电度表（网控室）的电流-12-6、检查6#主变差动保护电流，差电流为零后，投入变压器差动保护压板。在RTU上检查6#主变电流是否正常。7、重点监视发电机的振动、电压、电流情况。若有关参数正常，手动控制预选负荷，按要求升负荷，继续观察机组的振动变化情况；8、监视发电机定子温度（见表格一）；七、7#发电机组C级检修后首次启动的注意-13-启动前的准备工作1、启动范围内的一次、二次设备接地良好，符合规范，并验收合格。2、启动范围内继电保护装置、自动装置及系统的试验已按程序完成，且按定值单整定完毕。3、发电机转子滑环碳刷已调整并研磨，且接触良好。4、启动前，退出发电机差动保护和发电机-变压器组差动保护压板。启动后的注意事项和动态试验1、在升转速过程中，观察发电机两端轴承是否渗油漏油，并注意观察发电机的振动和声音是否正常；2、发电机空载满速时，手动投入励磁，检查发电机各PT二次电压的幅值和相序，检查RTU、AVC、PMU的电压是否正常;3、测量转子轴电压和轴电流；4、手动投入励磁，观察整流桥波形，记录励磁电流和发电机电压，并做切换通道试验、增减励磁试验，测量发电机空载特性，记录下表：定子电压（kV）567891010.511励磁电流Iex(A)（通道1）励磁电流Iex(A)（通道2）励磁电压Uex1励磁电压Uex2-14-导通角1导通角25、手动投入励磁，维持发电机端电压为额定电压，测量发电机空载灭磁时间常数：6、并网，带预选负荷，检查发电机和主变的各相电流，显示是否正常，检查RTU、AVC、PMU、电度表（网控室）的电流，检查发电机差流，，差流为零后，投入发电机差动保护和发电机-变压器组差动保护。检查RTU装置上7#主变电流是否正常；7、测量转子轴电压和轴电流（额定负荷时）；8、重点监视发电机的振动、电压、电流情况。若有关参数正常，手动控制