新建电厂汽轮机整套启动调试方案

一、汽轮发电机组启动试运前现场必须具备的条件：

1、汽机厂房内场地平整，道路及消防通道畅通无阻。

2、试运范围内的悬空脚手架已全部拆除，卫生环境已清理干净，现场的沟道及孔洞齐全，有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。

3、现场有足够的消防器材，消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。

4、现场应有完善的正式照明，事故照明系统安全可靠，并处于备用状态。

5、凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善，积水能迅速排至厂外。

6、电话等通讯设备安装完毕，满足试运时使用。

二、汽轮发电机组启动试运前应具备的条件：

1、 所有设备及系统按设计要求安装完毕，安装记录齐全，经有关人员验收合格。

2、 各系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验，试验结果必须合格。

3、 完成所有的应保温设备及保温工作。

4、 各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠，能满足运行要求。

5、 基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。

6、 电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。

7、 具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。

8、 各液位计算好最高、最低各正常工作位置。

9、 所有传动机械按要求加好润滑油，并且油质、油位正常。

10、 各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全、并经调整校验正确。

11、 各阀门持牌编号，注明名称各开关方向。

12、 有符合本机组特点及系统的并经有关领导批准的运行规程，运行人员经考试合格，并能迅速的进行实际操作。

三、汽轮机冲转应具备的条件：

1、 化学水系统正常运行，能够提供足够的合格的除盐水。

2、 化学水补水管路、凝水管路、高加疏水管路冲洗完毕，并验收合格。

3、 主蒸汽、汽封送汽、抽汽管路冲洗完毕，并验收合格。

4、 真空系统灌水严密试验合格。

5、 各附属机械的分部试运完毕合格。

6、 油系统的分部试运完毕合格。

7、 抽真空试验合格。

8、 调节系统及保安系统的静止状态试验合格。

9、 盘车装置的调整试验完毕。

10、 配合DCS控制、电器进行的有关保护、联锁、信号音响装置、运行操作装置传动试验完毕。

11、 准备好转速表、听针、钩扳手、记录表格、震动表等。

12、 现场应具有符合实际的汽水、油系统等系统图。

13、 运行人员和安装人员应有明确的分工和岗位责任制，处理缺陷要及时迅速。

14、 联系电气人员对各电机绝缘进行测试，经测试合格；及其各电动门电机的绝缘均测量合格。

15、 联系热工仪表，送上所有显示、保护、连锁装置的电源。

四、汽轮发电机组的整套启动：

1、 冲车前的检查：

（1）按本机组运行规程的要求，对设备及系统各部套进行全面详细检查，确认已经具备试运行条件。

（2）电气、热工人员检查电气部分、DCS控制是否正常。

（3）检查主蒸汽、疏水系统，开启住截汽门前后疏水总门，电动主气门前后疏水总门，高、中压调节气门后疏水。

（4）检查抽汽及其疏水系统，开启各低加进气门、进水门，开启各低加疏水门。

（5）检查凝结水、水控及补水系统，将凝汽器热水井用除盐水补充到水位计的2/3左右。

（6）检查轴封、空气及射水系统，投入轴封加热器及汽封压力调整器。

（7）检查循环水系统及工业水系统，开启凝汽器循环进出水门。

（8）检查调节油系统，油箱油油质良好。、油位正常，主油箱油位不低于+150mm。

2、辅机设备投入：

（1）调节油系统投运，投入润滑油泵，检查油循环正常运行，排除调节油系统内积存的空气，检查油压不低于0.055Mpa，各轴承回油正常，冷油器油温在50℃左右。检查自动主汽门、油动机、旋转隔板、抽汽阀联动装置是否快速关闭。

（2）启动盘车装置，投入连续盘车，检查机组内部无异音及摩擦，并启动排烟机。

（3）启动调速油泵运行，停止润滑油泵，检查调速油压不低于1.3Mpa，投入油泵连锁。

（4）启动循环水泵，向凝汽器水测通水。

（5）启动凝结水泵运行，适当开启再循环门，进行轴加、低加通水，检查凝汽器水位正常，投入凝结水泵连锁。

（6）启动射水抽汽器，检查凝汽器真空逐渐上升，投入射水泵连锁。

3、暖管

关闭高调节门、微开主气门，暖导汽管，按运行规程要求暖至自动主气门。

（1）暖管升压速度：

（2）暖管升压注意事项：

①检查主蒸汽管膨胀和支吊架状况应正常，管道应无震动和冲击声，否则加强疏水，必要时关闭电动主气门，待关内积水放尽后重新启动。

②升温过程中，应根据压力升高情况适当关小排地沟疏水门，从、而控制升温速度。

③升温速度严格控制在不超过3℃/min。

④投入汽封供汽时，注意汽轮机本体疏水是否畅通。

4、汽轮机冷态压力法滑参数冲动：

（1）冲动前应具备的条件：

①锅炉准备好，时刻根据值长要求进行升压、升温，将主气参数维持到气压3.5Mpa，气温350～400℃。

②凝汽器真空在-63Kpa以上，真空不宜过高。

③调速油压控制在1.13左右，润滑油压在0.080.147Mpa，冷油器出油温度在3545各轴承油流正常。

④机组复置，在操作面板上按“挂闸”按扭进行机组复位，这时操作面板上的复位指示灯应亮而遮断指示灯应熄灭，此时主气门、高调门应全关；中调门、低调门应全开，投入阀位限制后，高压调门全开。

⑤发电机、励磁机同时具备启动条件。

⑥投入汽机各项保护，解除低真空停机保护。

⑦启动前在汽缸前端加装千分表，检测汽缸左右侧绝对膨胀。

（2）暖机、升速：

先均匀升至250r/min，打闸倾听检查转子的摩擦情况。

5、热态启动时间及分配：

（1）热态启动应满足以下条件：

① 凡停机时间在12h以内，调节级下汽缸壁温不低于200℃则视为热态启动，其他情况下汽轮机启动视为冷态启动。

② 进入汽轮机的蒸汽温度应高于调节级温度30～50℃，汽缸上下温差应在50℃以内。

③ 在冲动转子前应连续盘车，一防止转子弯曲，测量转子弯曲值大于原始值0.03mm时，禁止冲转。

④ 应向前轴封送汽，一增加转子膨胀，然后再抽真空。

⑤ 维持真空-4050Kpa

（2） 力求一较快的速度，升速至额定转速必须按照本措施逐渐升高真空，以减少负差胀。

6、升速过程中应注意的事项：

1） 锅炉严格控制主蒸汽各项参数的升速，必须按照本措施逐渐升高。

2） 汽轮机在启动和升速过程中，应先使用“手动控制”，在手操面板上点击“手动”按扭，控制模式转为手动状态，再试验自动控制。

3） 严禁机组在临界转速附近停留时间过长，必须迅速平稳的超越临界转速，并检查测量过临界转速时轴承振动应≤0.10mm .

4) 仔细倾听检查汽轮机内部有无不正常的金属摩擦声音，检查各轴承回油温度情况，盘车装置脱口情况，各轴承振动值，均在0.03mm以内，一旦超过流数值，应降低转速至振动消除，再升速；如振动未消除，需再次降低转速运行，再升速；如振动仍未消除，应必须停机检查。

5） 检查观察汽缸两侧膨胀值应基本一致，胀差在规定值以内，否则应延长升速暖机时间。在自动和ATC升速过程以内，如发现差胀超过规定或振动增大等异常现象，可通过“保持”后机组仍可按曲线升速暖机。

6） 排汽缸温度高于80时，喷水电磁阀通电动作，向排汽缸喉部喷水降温，必要时用真空破坏门调节所需真空值。

7）检查汽机本体及抽汽管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

8）转速升高到2950r/min时进行阀切换，调速气门应平稳的关小，自动主气门全开，切换完成，转速由主气门控制切换为调门控制。

9）转速升到3000r/min，主油泵起作用后，逐渐关闭调速油泵出口门,检查主油泵确已作用，停调速油泵，然后再开启调速油泵出口，投入联锁开关。

五、空负荷试验及调整

1、手击危急遮断手柄，试验主汽门、调节汽门的灵活性。

1、 自动主汽门和调节汽门的严密性试验。

2、 危急遮断器超速试验。

3、 危急遮断器注油试验。

六、发电机并网，带负荷运行

1、汽轮机空负荷试运20min一切正常，维持机组一定转速。

2、电气人员做发电机各项试验，注意发电机风温，如果太高按本机运行规程投入空冷器。

3、各种试验全部结束，达到并网条件，准备并网和接带负荷，确认汽轮机高压缸下部温度在220℃以上。

4、检查汽轮机与发电机间联系信号是否正常。

4、 并列后接带负荷工作：

（1）以0.1MW/min的速度接带3MW负荷（共计30min），停留40min，投入中、低压调整抽汽，向除氧器及高加送气。投入抽气过程中注意电负荷变化，不允许电、热负荷同时增加。

（2）再以0.2MW/min的速度，均匀增负荷至7MW（共计20min），停留30min。

（3）再以0.1MW/min的速度，均匀增至负荷12.5MW（共计75min），停留60min。

（4）再以0.5MW/min的速度，均匀增负荷至25MW（共计25min），停留60min。

（5）在接带负荷工程中，应密切检查调节系统应工作正常，无晃动，增加负荷时各油动机调节汽门动作灵活，无卡涩。对汽轮机组进行听音检查，并检查机组振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、金属各部温度等正常，并做好油温、风温及凝汽器水位的调节工作。

（6）带负荷过程中的气温气压升高速度：

七、运行中的主要参数控制

1、新蒸汽参数变化范围：

主蒸汽压力：8.83±0.49Mpa

主蒸汽温度： 525～540℃

当新蒸汽压力高于9.8Mpa或温度高于545℃时，运行时间每次不超过0.5h。如果温度、压力超过规定值而不能使之降低，应做事故停机处理。

2、负荷限制：

当新蒸汽参数降低，排汽压力降低时，或有其他原因需降低负荷时，可以控制监视段压力至规定值。

3、电网频率：50±0.5 Hz

4、润滑油压：0.078～0.147Mpa

主油泵进口油压： 0.05～0.1 Mpa

主油泵出口油压： 1.57 Mpa

5、轴向位移： +1.0mm或-0.6mm

相对胀差： +3mm或-2mm

轴承座振动： 0.03mm

定期观察各个监视仪表，并定时做好记录，在负荷变动或发生异常情况下，做好详细记录。

八、解列停机

1、通知热网、电网调度，锅炉专业、电气专业准备停机。

2、按升负荷的速度降负荷，注意减负荷过程中胀差不应超过规定值，否则应停止减负荷。

3、负荷降至15MW以下时，停止抽汽，负荷继续降低开启1#低加至凝汽器疏水门，停用低加疏水泵。

4、减负荷过程中应注意的事项：

（1）减负荷过程中应严格控制相对膨胀不超过-2mm，否则暂停减负荷，待胀差控制不降时再减负荷。

（2）根据凝结水量及时调整再循环门和轴封加热器旁路门开度，以保证轴封加热器工作正常。

（3）注意轴封供汽情况，必要时改为手动。

（4）随时检查轴向位移、胀差、推力轴承瓦块和回油温度、机组声音、振动应正常。

5、负荷减至“0”，联系电气值班员解列发电机。

6、主汽门关闭后，应测量惰走时间。

7、投入盘车装置，连续运转2h后，每隔15min转动180º，经2h后，每隔30min转动180º，再经2h后，如上下缸温差低于50℃，则隔40min转动180º，直至完全冷却为止。为减少操作，有可以连续盘车直至完全冷却为止。

九、事故处理

1、汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机：

（1）机组突然发生强烈振动或金属撞击声。

（2）汽轮机转速升高至3360r/min而危急遮断装置不起作用。

（3）汽轮机发生水冲击。

（4）轴段汽封冒火花。

（5）任何一道轴承内断油或冒烟或轴承回油温度急剧升高。

（6）轴承回油温度升高超过75℃、瓦温超过110℃。

（7）油系统失火而不能迅速扑灭。

（8）油箱内油位突然下降到最低油位一下。

（9）润滑油压降至0.0196Mpa。

（10）转子轴向位移超过1.3mm。

（11）主汽管破裂。

（12）发电机内冒烟。

（13）后汽缸排气门动作。

2、汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机：

（1）进汽压力大于9.8MPa或蒸汽温度大于545℃。

（2）进汽压力小于5.88MPa或蒸汽温度大于480℃。

（3）冷凝器真空低于-0.06MPa。

（4）调节汽阀或旋转隔板卡死。

（5）轴承座振动大于0.06ｍｍ。

3、汽轮机在下列情况而在15min内不能恢复时应不破坏真空故障停机：

（1）进汽压力低于６MPa高于5.88MPa。

（2）进汽温度低于485℃高于480℃。

（3）冷凝器真空低于-0.073MPa高于-0.061MPa。

4、在带负荷情况下，任何紧急停机都必须先停汽轮机然后断电网！