机炉整套启动调试方案07.docx
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机炉整套启动调试方案07
FA〖10〗-JSJRD-QJ08-07
建三江农垦三江热电有限公司生物质热电联产扩建工程12MW机组
整套启动调试方案
黑龙江省科远电力技术有限公司
二〇一〇年十一月
批准:
审核:
初审:
编写:
目录
1、调试的目的1
2、调试依据及标准1
3、汽轮机组主要技术规范1
4、机组的整套启动具备的条件2
5、汽轮机控制系统DEH静态试验3
6、汽轮发电机组热工报警、保护及联锁试验3
7、汽轮机静态试验4
8、机组整套启动程序4
9、机组整套启动原则5
10、机组整套启动前分系统投入5
11、机组冷态启动6
12、超速试验和汽门严密性试验8
13、电气试验结束后,并网带负荷8
14、机组甩负荷试验9
15、机组热态启动9
16、停机9
17、注意事项10
1、调试的目的
通过启动寻找机组在各工况下的合理操作工艺,充分暴露问题,及时调整处理,并完成机组各功能的动态特性试验,从而保证机组安全、经济地稳发、满发。
1.1检验汽轮机组控制系统的启动操作功能;
1.2检验机组辅机和辅助系统的热态投用情况;
1.3检验机组的安全保护功能;
1.4检验机组启动运行的合理性、机动性和安全性;
1.5检验汽机与锅炉的协调性;
1.6检验汽水品质。
2、调试依据及标准
整套启动调试应严格遵循以下有关规程:
(1)《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》;
(2)《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇(2002年版)》;
(3)《火电工程启动调试工作规定》;
(4)《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》;
(5)《电力建设工程调试定额(1996年版)》;
(6)《电力设备典型消防规程(1994年版)》;
(7)《电力建设安全工作规程(2002年版)》;
(8)制造商有关系统及设备资料。
3、汽轮机组主要技术规范
型号:
C12-3.43/0.294
型式:
单缸、抽凝式
额定功率:
12MW
经济功率:
12MW
额定转速:
3000r/min
旋转方向:
顺时针(顺汽流方向看)
额定进汽温度:
435+10-15℃
额定进汽压力:
3.43+0.2-0.3(绝对)MPa
额定进汽量:
81T/H
最大进汽量:
94.6T/H
额定抽汽压力:
0.294+0.098-0.198(绝对)MPa
抽汽温度:
~186℃
额定工况抽汽量:
50T/H
额定工况最大抽汽量:
70T/H
额定排汽压力:
0.0051(绝对)MPa
给水温度:
150℃
额定工况保证汽耗率:
6.75kg/kw.h
冷却水温:
27℃最高不高于33℃
汽轮机转子临界转速:
汽机转子1744rpm
额定转速时振动值:
≤0.025mm(全振幅)
临界转速时振动值:
≤0.15mm(全振幅)
4、机组的整套启动具备的条件
4.1汽轮发电机组安装工作全部结束,辅机单体和分系统安装工作已完成,热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完毕;
4.2汽机润滑油系统清理完毕,油循环结束并且化验合格;
4.3润滑油系统调试结束,包括高压油泵、润滑油泵、直流油泵以及热控部分;调节控制系统的执行机构调整结束;
4.4汽、水系统化学清洗、冲洗、吹扫完成;
4.5电动给水泵及其它辅机分部试运结束;
4.6辅助蒸汽、轴封、凝结水、循环水、真空、除氧器、加热器以及疏水系统安装结束,分部试运完成,具备运行条件;
4.7发电机冷却水系统具备运行条件;
4.8减温减压器系统调试完毕,具备运行条件;
4.9盘车系统调试完毕,热控部分调整结束;
4.10厂房内地面平整,道路畅通,照明充足,通讯联络可靠;
4.11设备/管道/阀门的标牌经确认无误,工质流向标示正确;
4.12消防设施齐全,消防水系统压力充足,处于备用状态;
4.13不停电电源真实切换试验完成,投入备用;
4.14机组启动的专用工具,在线监测仪器准备完毕。
5、汽轮机控制系统DEH静态试验
5.1机组启动过程的转速闭环控制试验;
5.2机组带负荷过程的负荷闭环控制试验;
5.3机组的超速保护试验;
5.4机组定压运行控制试验;
6、汽轮发电机组热工报警、保护及联锁试验
6.1各轴承振动:
0.05mm报警
0.07mm跳机
0.10mm(过临界转速)
6.2支持轴承金属温度:
85℃报警
100℃停机
6.3推力瓦块温度:
85℃报警
100℃停机
6.4凝汽器真空:
-76Kpa报警
-60Kpa停机
6.5支持轴承回油温度:
65℃报警
70℃停机
6.6推力轴承回油温度:
65℃报警
70℃停机
6.7转子轴向位移:
+1.0mm报警+1.5mm跳机
-1.0mm报警-1.5mm跳机
6.8相对膨胀:
-2~+3mm报警-3~+4mm跳机
6.9主油泵出口压力:
2.0MPa正常
1.7MPa联锁启动高压油泵
6.10润滑油压力:
0.08~0.12MPa正常
0.055Mpa报警
0.04Mpa联启交流润滑油泵
0.03MPa联启直流润滑油泵
0.02MPa跳机
0.015MPa跳盘车
6.11发电机主保护动作,汽轮机跳闸;
6.12汽轮机跳闸,发电机保护动作解列;
7、汽轮机静态试验
7.1主汽门、调节汽门关闭时间测定试验;
7.2阀门开关调整试验;
7.3抽汽逆止门保护试验;
7.4高压加热器水位保护试验;
7.5润滑油压整定及低油压试验;
7.6凝汽器试抽真空;
7.7盘车装置投入运行;
7.8轴封供汽装置整定。
8、机组整套启动程序
8.1整套启动前的条件确认辅机分系统投入机组冲动盘车脱扣检查摩檫检查低速暖机500r/min中速暖机1200r/min高速暖机2400~2500r/min定速
8.2打闸试验安全装置在线试验油泵切换试验DEH参数点调整喷油试验电气试验
8.3并网带1~2MW负荷运行3~4小时减负荷至0MW解列做汽门严密性试验做超速试验
8.4重新并网带负荷
8.5带80%负荷做真空严密性试验
8.6加热器投入运行
8.9机组72小时满负荷连续试运结束后停机,同时进行全面的检查、消缺。
消缺后再开机,连续完成24小时满负荷试运----机组动态移交试生产。
9、机组整套启动原则
9.1机组启动状态划分:
9.1.1凡汽轮机下缸内壁金属温度大于150℃,则作为热态启动。
其它情况均按冷态启动方式启动;
9.2机组启动规定
9.2.1机组冷态启动时,进入汽机的主蒸汽至少有50℃过热度,主汽门前蒸汽压力和温度应满足厂家提供的“主汽门前启动蒸汽参数”曲线要求;
9.2.2根据厂家提供的“冷态启动暖机”曲线决定中速暖机时间,任何情况下不得减少中速暖机时间;
9.2.3机组热态启动时,进入汽机的主蒸汽至少有50℃过热度,满足“主汽门前启动蒸汽参数”曲线要求,根据厂家提供的“热态启动曲线”决定升速率和暖机时间;
9.3机组启动的运行方式选择
9.3.1机组DEH控制系统的运行方式:
手动方式、操作员自动方式;
9.3.2操作员自动方式是DEH控制系统的基本运行方式,机组的首次启动采用该运行方式;
10、机组整套启动前分系统投入
10.1分系统启动原则:
10.1.1启动前认真检查油(水)箱的油(水)位,补(排)油(水)阀的位置;
10.1.2蒸汽管道投入前,应预先做好暖管疏水工作,确保疏水系统正常;
10.1.3带手动隔离阀的系统,开启手动隔离阀;
10.1.4设有备用泵的系统,依次启动各泵,做联锁保护试验,然后投入运行泵,备用泵投联锁;
10.2依次检查和投入下列分系统
10.2.1启动一台循环水泵,投入循环冷却水系统;
10.2.2投入冷却水系统;
10.2.3凝结水系统投入运行,投入低加水侧;
10.2.4主机润滑油系统投入运行;
10.2.5盘车装置投入运行:
10.2.6冲转前,必须投入连续盘车4小时以上;
10.2.7检查盘车电流、转子偏心度、轴封、汽缸内无异常;
10.2.8发电机冷却水系统投入运行:
10.2.9电动给水泵启动,给水系统投入运行,投入高加水侧;
10.2.10轴封系统投入运行:
10.2.10.1机组处于盘车状态,轴封蒸汽管路暖管完毕,尽量缩短投入真空系统和轴封蒸汽系统的时间差;
10.2.10.2向轴封系统供汽,检查轴封供汽压力为0.101MPa,压力投自动调节;
10.2.10.3监视后轴封供汽温度120~150℃;
10.2.10.4投入汽封加热器汽侧,并调整汽封抽气室压力为97~99Kpa(绝);
10.2.11真空系统投入运行
10.2.11.1射水泵满足启动条件,启动射水泵,确认射水泵和系统工作正常;
10.2.11.2在关闭凝汽器真空破坏阀及投入轴封系统时,凝汽器排汽压力达到40KPa以上;
10.2.12要求蒸汽有50℃的过热度。
11、机组冷态启动
11.1机组冲转参数:
主蒸汽压力:
2.5MPa主蒸汽温度:
280℃以上
凝汽器压力:
50KPa以上汽缸上下温差:
<50℃
连续盘车:
4小时
11.2汽机无复位禁止条件;
11.3冲转升速
DEH系统有自动升速和手动升速功能,可根据现场实际情况(如控制系统的稳定性和完善程度)经多方协商决定升速方式。
11.3.1DEH控制系统采用操作员自动运行方式;
11.3.2检查DEH控制面板指示灯和机组状态显示窗为正常状态;
11.3.3低压缸喷水阀控制开关应正常;
11.3.4机组挂闸,同时打开自动主汽门,高压调节汽门控制转速;
11.4低速检查
11.4.1在某些特殊情况下(汽轮机首次启动前或轴封体检修后等),投入DEH系统的“摩擦检查”功能,在500r/min进行听音检查;
11.4.2摩检完毕,升速至1200r/min进行低速暖机检查30分钟
11.4.2.1盘车装置已经自动退出;
11.4.2.2倾听汽轮发电机组内部声音有无异常;
11.4.2.3监测机组轴承盖振动正常;
11.4.2.4检查润滑油温度正常;
11.4.2.5推力轴承、支持轴承金属温度及回油温度正常;
11.4.2.6汽机总膨胀、胀差、轴向位移等参数指示正常;
11.4.2.7检查汽机本体及管道疏水是否正常;
11.4.2.8低压缸喷水阀开启,低压缸排汽温度低于79℃,凝汽器真空正常;
11.4.2.9检查凝汽器、除氧器水位正常,低加随机启动;
11.4.2.10检查各辅机单体和分系统运行正常。
11.5中速暖机
11.5.1在DEH控制盘设定,升速率100r/min,目标转速2400r/min,按下“进行”按钮,汽机升速至2400r/min,停留暖机;
11.5.2暖机时间可根据高压转子初始金属温度,根据厂家提供的“冷态启动转子加热曲线”上查出;
11.5.3中速暖机期间,检查项目同500r/min;
11.5.4升速过程不可在共振区停留,注意测试轴承临界转速和各轴承处最大振动值。
轴承盖振动幅值超过150m,应立即手动停机;
11.6定速3000r/min
11.6.1在DEH控制盘设定:
升速率50r/min,目标转速3000r/min,按“进行”键,机组升速至3000r/min;
11.6.2机组定速后试验
11.6.2.1对机组的所有运行参数进行全面检查;
11.6.2.2远方、就地打闸试验,检查自动主汽门、调速汽门及逆止门关闭正常;
11.6.2.3重新挂闸,以200r/min升速率升至3000r/min进行安全装置在线试验;
11.6.2.4确认主油泵工作正常,停止高压辅助油泵,投入备用联锁;做喷油试验,并合格;
11.7电气试验,在此期间进行并网前的操作与检查:
11.7.1调整冷油器冷却水量,使冷油器出口油温控制在40~45℃之间;
11.7.2调整发电机空冷器出口风温在40~45℃范围内;
12、超速试验和汽门严密性试验
12.1电气试验结束后,并网带10%负荷4小时后解列;
12.2做自动主汽门和调节汽门严密性试验;
12.3做电超速和机械超速试验。
13、电气试验结束后,并网带负荷
13.1并网带初负荷
13.1.1配合电气并网,并网后立即带上10额定负荷,暖机30分钟。
如在暖机期间,主汽温度发生变化,则每增加1.5℃,应增加1分钟暖机时间;
13.2机组以升负荷率0.15MW/min均匀增加负荷至3MW,暖机30分钟,关闭低压缸喷水阀。
投入低压加热器运行。
13.3机组以升负荷率0.15MW/min均匀增加负荷至8MW,暖机30分钟,投入高压加热器运行;除氧器切换至抽汽供汽。
13.4在DEH控制盘设定,升负荷率0.15MW/min,目标负荷12MW;
13.5与锅炉、电气联系后,按下“进行”键,负荷升至12MW。
13.6机组80负荷时,做真空系统严密性试验;
13.7机组负荷升至12MW,进行全面检查,确认机组运行稳定。
14、机组甩负荷试验
14.1机组带满负荷后,根据现场安排,进行机组甩负荷试验;
14.2甩负荷试验方法,依据《汽轮机甩负荷试验导则》的要求进行;
14.3甩负荷试验按甩50%、100%额定负荷两级进行。
当甩50%负荷后,转速超调量大于或等于5%时,则应中断试验,不再进行甩100%负荷试验;
14.4甩负荷试验结束后,应尽快并网,根据缸温接待负荷。
15、机组热态启动
15.1根据汽缸温度确定机组启动状态,如果高压转子调节级金属温度高于150℃,则机组为热态。
15.2由机组的热态启动曲线确定机组冲转参数、升速时间、升速率及负荷保持时间;
15.3抽真空时,应先送轴封后抽真空,轴封选用与缸温相匹配的汽源;
15.4机组并网后,机组运行方式与冷态启动时一样;
15.5机组按热态带负荷曲线平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。
16、停机
16.1正常停机
机组正常停机时的降负荷速率建议为0.2~0.5MW/min,降压速度<0.05MPa/min,温降速度<1℃/min。
16.1.1若高加不随机滑停,则停止高加;
16.1.2主汽温度降至390℃时确认高压疏水阀全开,
16.1.3机组负荷降至15%时,确认低压缸喷水投入;
16.1.4机组负荷下降至10时,将有功减至零,解列发电机;
16.1.5高压启动油泵、交直流润滑油泵及盘车电机应正常;
16.1.6机组打闸,自动主汽门、调节汽门和抽汽逆止门应迅速关闭;
16.1.7记录转子惰走时间,绘制汽机惰走曲线;
16.1.8转速降至600r/min时,低压缸喷水关闭;
16.1.9正常情况下,机组低于400r/min时才允许打开凝汽器真空破坏阀,200r/min时,切除空冷器冷却水;
16.1.10在真空到零以前,不允许中断轴封供汽,凝汽器真空到零后,停止轴封供汽和轴封加热器;
16.1.11转子静止时,投入盘车装置;
16.1.12其它辅助设备按运行规程要求运行。
16.2故障停机
下列情况出现应立即破坏真空停机:
16.2.1轴承断油;
16.2.2汽机超速而保护未动;
16.2.3轴向位移/胀差大;
16.2.4汽缸温差超过56℃;
16.2.5机组发生剧烈振动而保护未动或机内有金属摩擦声;
16.2.6汽机发生水击或主再热汽温在5分钟内降83℃;
16.2.7油系统着火不能及时扑灭;
16.2.8主蒸汽或给水管道破裂,威胁机组安全。
17、注意事项
17.1所有运行人员应熟悉本方案;
17.2定期化验润滑油,油质不合格禁止启动/运行;
17.3机组升速过程中,振动达到报警值时,进行如下处理:
17.3.1立即进行转速保持,若在共振区内,则将转速降至共振区以外,进行转速保持;
17.3.2保持15分钟后,如在此转速下振动减小或恒定,不产生报警,则允许继续升速;
17.3.3如保持15分钟后,振动增加,若在共振区内,则再降速至共振区以外的转速保持。
若必须下降至600r/min以下时,注意监视转子偏心度,当偏心度过大停机进行盘车,直至偏心度小于0.076mm,方可再次启动;
17.4注意汽缸热膨胀,应均匀、对称、无卡涩现象;
17.5检查主蒸汽管道的膨胀和位移,注意支吊架受力情况;
17.6主蒸汽温度不允许超过额定温度14℃,超过额定温度28℃(463℃)时,应手动停机;
17.7凡本方案未尽事宜,请按电厂《运行规程》执行。
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