01耒阳电厂3机组汽机整套启动调试方案

湖南耒阳电厂二期技改工程#3机汽轮机整套启动调试方案1概述耒阳电厂#3汽轮机系东方汽轮机厂引进和吸收国内外技术设计的300MW机组,一次中间再热、单轴、双缸、双排汽凝汽式汽轮机。机组由省电力设计院设计，省火电建设公司负责机组安装工作，省电力调试所负责调试工作。根据启动试运有关条例要求，制定本措施提请启动委员会审定批准后执行。2汽轮机技术规范汽轮机型式：亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、冷凝式；型号：N300一16.7／537／537-7；额定功率：300MW；最大功率：334MW主汽门前额定压力：16.7MPa；主汽门前额定温度：537℃；再热汽门前额定压力：3.17MPa再热汽门前额定温度：537℃；额定主蒸汽流量：895.1t／h；最大主蒸汽流量：1025t／h；额定背压：5.39kPa；给水回热系统加热器台数：8台；额定工况热耗：7854kJ／kw.h；工作转速：3000r／min；旋转方向（从汽机向发电机方向看）：顺时针；调节系统控制形式：DEH一Ⅲ；最大允许系统周波摆动：48.5~50.5Hz；通流级数高十中十低：（I＋8）＋6＋2×6＝27级；高、中压转子临界转速：1769r／min（一阶）；低压转子临界转速：1698r／min（一阶）；发电机转子临界转速为1347r/min（一阶）,临界转速为3625r/min（二阶）；末级动叶片长度：851mm；盘车转速：4.29r/min；汽轮机总长：18055mm；汽转机本体总量：~630t；汽封系统：自密封系统给水泵拖动方式：2╳50%B-MCR的小汽轮机带动；1╳50%B-MCR电动调速给水泵作为备用。3试运现场应具备的条件及准备3.1汽机房内场地平整、清洁，沟道及井洞盖板齐全，道路畅通，平台楼梯及其护板、栏杆安装完毕，厂房内进行必要的封闭。3.2消防水、所有循环水、生活水管道和排放水管道、沟道应畅通，按消防要求配齐消防器材和专职消防人员。3.3现场应有足够的普通照明和事故照明、表盘、水位计等重要地点的照明应能投入使用。事故照明应能在普通照明失去电源时能自动投入工作。3.4试运岗位，通讯设备齐全，有关空调设备安装调试完毕，并能投入使用。3.5所有将投入试运行的设备系统，按图纸技术要求安装完毕，并完成设计变更及必要的修改项目，安装记录齐全，质量经验收合格；3.6有关设备和管道的保温工作结束，支吊架符合设计要求；3.7运行中不便调试的安全门如高加安全门等应在安装前模拟试验整定好。3.8准备好足够的合格除盐水；3.9辅助汽源处于随时可用状态；3.10各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置的标志，转动机械应灌好润滑油；3.11试运区域建立保卫制度；3.12所有热工、电气仪表安装位置正确，校验合格；3.13运行人员配备齐全，培训考试合格，运行规程、事故处理规程、操作票、运行日志、听针、门钩、测振仪器等准备齐全；3.14对主机加入的临时测点（如轴承振动、相位），己按要求装好；3.15试运现场应挂好各主机系统图，并按系统图编号对试运系统的所有阀门进行编号检查挂牌，并标明开、关方向；3.16启动前对设备及系统进行全面检查，按试运方案要求，对系统进行必要的隔离，所有隔离门应挂牌加锁，以防误操作。4启动前各系统应具备的条件4.1循环水系统试运完毕；4.2开闭式循环水系统调整试运完毕；4.3压缩空气系统调试完毕；4.4凝结水系统冲洗调试完毕；4.5给水系统冲洗调试完毕；4.6辅助蒸汽系统吹洗完毕；4.7大小机润滑油系统调整试运完毕；4.8顶轴油系统、大小机盘车装置调整试运完毕；4.9EH系统冲洗调整完毕，MEH系统冲洗调整完毕；4.10DEH、ETS、TSI等系统热工回路调试完毕并已进行了联合调试；4.11真空系统及设备调整试运完毕；4.12轴封系统管道吹洗、恢复、调整完毕；4.13汽缸喷水减温控制调整完毕；4.14简易旁路系统调整完毕；4.15各受压容器均经过水压试验合格，安全门动作性能良好；4.16润滑油及EH用油化验合格；4.17发电机氢、水、油系统调整完毕，风压试验结束；4.18各系统的气动门，调整门调试完毕；5启动前应完成的试验5.1大小机调节保安系统静态调整；5.2EH油压低跳闸试验；5.3润滑油压低跳闸试验；5.4真空低跳闸试验（模拟）；5.5OSP超速跳闸试验（110％额定转速）；（模拟）5.6轴向位移保护试验；（模拟）5.7OPC超速保护试验；（模拟）5.8危急遮断模拟试验；5.9润滑油压低保护试验；5.10顶轴油泵，盘车低油压联锁保护试验；5.11交流油泵，直流油泵联动试验；5.12抽汽逆止门联动试验；5.13高加水位保护试验；5.14低加水位保护试验调5.15除氧器水位保护试验；5.16辅机联锁保护试验；5.17EH油压低联锁保护试验。6整套启动试运程序（三阶段）6.1第一阶段、初负荷试运阶段：机组首次启动，发电机充氢压至0.25MPa，DEH采用操作员自动方式。采用冷态启动曲线，机组至全速后进行汽机跳闸试验（远控或就地）及喷油试验。汽机试验结束进行电气试验，电气试验后，在新汽参数为5.88~6.86MPa，450~500℃下，带25％额定负荷运行4小时，解列后做危急保安器及电超速试验。低加随机启动，超速试验后，若决定做汽门严密性试验，则锅炉升压，升温至：10MPa，520℃，待汽门严密性试验完成后停机消缺，并做有关检查工作。启动过程根据机组振动情况，决定是否做动平衡。6.2第二阶段：带负荷调试第二阶段启动，根据汽缸温度，决定是否采用热态升速曲线，并网后逐渐加负荷至额定值，汽机负荷增至100~150MW时冲洗高加汽侧，水质合格后投入高加，回收疏水，升负荷中（100MW开始）逐台启动汽动给水泵，两台汽泵投运后，停电泵做备用，240MW时作真空严密性试验。本阶段的中心任务是完成全部设备、系统的联合启动投入运行，热控自动调节系统的投入，全面检查考核机组在各种工况下带负荷能力和适应负荷变化的性能，如有缺陷须安排一次消缺工作，才转入下阶段。6.3第三阶段：168小时满负荷试运。本阶段是在上述两阶段各项试验，调试合格，设备及各自动，保护系统均充分投运的情况下，机组带满负荷运行168小时，考验机组制造设计、安装、调试质量及性能，按验收标准进行验收移交试生产。7汽机第一次冷态启动（冷态启动程序）7.1启动循环水泵、开式循环水泵和闭式循环水泵，投入联锁；7.2启动工业水泵一台投入联锁开关；7.3启动厂用压缩空气系统；7.4启动润滑油系统；7.4.1启动一台主油箱排烟风机，投入联锁；7.4.2检查主油箱油位，油泵启动时油温应高于10℃；7.5启动交流润滑油泵和高压密封油泵，建立轴承润滑油压，直流油泵开关转到自动位置；7.6投入密封油泵；启动交流密封油泵，直流密封油泵联锁开关投入；7.7发电机充氢及通水；7.7.1用二氧化碳置换空气；7.7.2用氢气置换二氧化碳；7.7.3机内氢气升压；7.7.4启动发电机水冷系统，向发电机送水，水压应比氢压低0.035MPa；7.8联系送汽至辅助蒸汽母管暖管；7.9启动凝结水泵；7.10除氧器上水，将除氧器水位补至正常，加热水温至80℃；7.11电动给水泵暖泵，具备启动条件；7.12根据锅炉需要启动电动给水泵上水；7.13投入DEH、CCS、TSI、ETS及热工仪表等电源；7.14启动顶轴油泵，投入联锁；7.15投入盘车，盘车起动时油温不得低于21℃，润滑油压大于0.049MPa；7.16测量转子的偏心度不大于原始值0.03mm；7.17启动EH油泵，确认EH油泵A、B满足启动条件，启动EH油泵A或B投入联锁开关；7.18抽真空：启动两台真空泵，确认各泵入口蝶阀自动开启凝汽器真空升到27kPa，锅炉点火；7.19投轴封，轴封联箱暖管，启动轴封冷却风机，开启辅助汽源至轴封供汽联箱供汽门，向轴封送汽；7.20根据锅炉需要投用机组疏水系统及低压缸喷水系统；7.21按下“LATCH”按钮，机组挂闸，挂闸前确认高、中压主汽门，高、中压调门在全关位置；7.22按下“PREWARM”按钮进行高压缸和主汽管、阀壳预暖；7.23开启汽缸本体和蒸汽管道的疏水阀。7.24检查TSI各项测量数据在允许范围内。7.25冲转参数：7.25.1主蒸汽压力：4.88MPa，主汽温度：340℃（温度选择原则：高压调节级后蒸汽温度与金属温度相匹配）；7.25.2再热汽压力：0.1～0.2MPa，再热汽温度：327℃（温度选择原则：中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配）；7.25.3凝结器真空:85kPa以上；7.25.4EH油压11～13MPa，EH油温42℃；7.25.5润滑油压0.096～0.12MPa，润滑油温42℃；7.25.6主油箱油位：-250～＋250mm；7.25.7EH油箱油位：340～600mm；7.25.8发电机氢压0.25MPa，密封油压比氢压大0.056±0.02MPa；7.25.9大轴偏心度≦原始值0.03mm；7.25.10高、中压缸内壁上下温差50℃；7.25.11盘车连续运行四小时以上，汽缸内和轴封处无异声；；7.26全关高低压旁路；7.27冲转7.27.1确定危急遮断器滑阀已挂闸；7.27.2确认按钮“HP&IPSTART/IPSTART”是处于“HP&IPSTART”状态；“SINGLEVALVE/SEQVALVE”是处于“SINGLEVALVE”状态；7.27.3按“RUN”按钮，开启高、中压主汽阀，设置升速率为100r／min/min，目标转速为500r／min，按“GO”，高、中压调门逐渐开启，机组升速；7.27.4500r／min下检查：关高、中压调节阀，在惰走转速下进行全面检查，主要检查动静部分是否有摩擦，通风阀十分关闭，高排及抽汽逆止阀是否开启，当转速大于盘车转速时盘车是否自动脱扣；7.27.5一切正常后，重新开启高、中压调节阀，按原升速率升速至1200r/min，暖机30分钟；7.27.6停顶轴油泵，检查所有监控仪表是否正常，根据汽缸温度及温差、差胀投运汽缸夹层加热（汽缸夹层进汽箱压力为0.98~4.9MPa，控制进入夹层蒸汽量，使汽缸温升率不超过50℃，高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50℃，当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差在允许范围内时，可停用汽缸夹层加热）；7.27.7设定“目标转速”2000r／min，升速率100r／min/min，升速至2000r／min，在此转速下中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130℃，过转子的临界转速，升速率应为250~300r／min/min，暖机35分钟，暖机结束后应满足以下值：高压内缸上半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并趋稳定。7.27.8“目标转速”设定3000r／min，“升速率”100r／min/min，使机组升速额定转速，进行全面检查；手动打闸试验；远方跳闸试验；危急遮断器喷油试验；停高压油泵、润滑油泵、检查各油压正常，投入联锁；倾听汽轮机内部声音有无异常；监测轴承振动及轴振动；检查记录推力轴承及各轴承金属，回油温度；汽机缸体胀差、总胀、轴向位移及TSI装置参数指示正常；检查缸体金属温度及温差值；检查汽机本体及管道疏水是否正常；DEH系统设备运行正常；给水泵、凝结水泵、循环水泵等各种辅机系统运行正常；7.28交电气进行试验。7.29并网带负荷（超速试验）；7.29.1电气试验结束后，并网带75MW负荷，稳定运行4小时；7.29.2降负荷至零解列进行超速试验，此时汽机背压及温度应符合“空负荷及低负荷运行导则”所规定的背压及温度。7.29.3超速试验包括103％额定转速0PC动作试验，机械超速试验，电超速试验110％额定转速；超速试验详细内容见《调节保安系统试验方案》。7.30并列与带负荷：7.30.1超速试验合格，停机消缺后，根据缸壁温度采用相应的冷态或热态开机，定速后，电气并网带低负荷30MW,暖机20分钟,监视中压排汽口处下壁金属温度大于176℃，自动关