汽轮机调试大纲讲解.docx
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汽轮机调试大纲讲解
CCW水泥公司余热发电(7.5MW)
汽轮机系统启动调试方案
批准:
审核:
编制:
大连易世达新能源发展股份有限公司
二0一0年五月
目录
1目的4
2编写依据4
3汽轮机设备及热力系统简介4
3.1汽轮机本体简介4
3.2机组的主要技术规范5
3.2.1汽轮机技术规范5
3.2.2调节保安系统技术规范6
3.2.3发电机技术规范6
4调试范围7
5.组织与分工7
6试运调试条件8
7准备工作9
8.调试项目和程序9
8.1汽轮机静止状态下的试验9
8.2汽轮机在空载状态下的调整与试验11
9整套启动及试运13
9.1冲转前的准备工作13
9.2电动主汽阀前暖管:
(与锅炉升压同时进行)14
9.3启动辅助油泵,在静态下对保安系统试验(见8.1)。
14
9.4暖管(到自动主汽门前)14
9.5启动凝汽系统抽真空14
9.6冷态启动15
9.7带电负荷17
9.8补汽投入17
9.9正常停机18
9.10故障停机19
9.11凝汽器真空降低规定20
1目的
汽轮机整套启动调试是安装工程的最后一个阶段,是由静态变为动态,冷态变为热态,建设转为生产的关键工程项目和重要环节。
为了加强对本余热发电工程汽轮机整套启动调试工作的管理,明确调试工作任务和职责,规范调试项目和调试程序,使汽轮机整套启动工作有组织、有计划、安全、顺利地进行,特制订本方案。
2编写依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》;
2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》;
2.3《火电工程启动调试工作规定》;
2.4《火电机组达标投产考核标准及相关规定》;
2.5《火电施工质量检验及评定标准》(调整试运篇)
2.6《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)
2.7《BN7.5-2.29/0.2型7.5MW补汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》。
3汽轮机设备及热力系统简介
3.1汽轮机本体简介
汽轮机型式为单缸补汽凝汽式,其通流部分由一级单列复速级及十级压力级组成(其中末四级为全三维扭叶片)。
机组采用数字电-液调节系统(DEH)。
调节系统主要由Woodward数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。
机组的保安系统采用冗余保护。
除了传统的机械-液压式保安装置外,增加了电调装置、仪表监测系统的电气保护。
保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、TSI监测系统、电调节器的超速保护等组成。
汽轮发电机组的主要辅助设备有:
给水泵、凝结水泵、射水抽气器、射水泵、除氧器、疏水泵、高压油泵、交流润滑油泵、事故油泵、循环水泵、冷却水塔等设备。
3.2机组的主要技术规范
3.2.1汽轮机技术规范
(1)产品型号:
BN7.5—2.29/0.2
(2)额定功率:
7.5KW
(3)经济功率:
7.5KW
(4)最大功率:
9.0KW
(5)额定转速:
3000r/min
(6)旋转转向:
顺汽流方向看为顺时针
(7)主进汽额定压力:
2.29+0.16-0.2MPa(绝压)
(8)主进汽额定温度:
370+15-15℃
(9)补汽压力:
0.2+0.1-0.05MPa(绝压)
(10)补汽温度:
150℃
(11)额定进汽量:
--------t/h
(12)最大进汽量:
------t/h
(13)凝汽压力:
---------MPa(绝对)
(14)临界转速:
~-------r/min
(15)循环冷却水温:
正常------℃,最高-----------℃
(16)额定转速时振动值:
≤0.03mm(全振幅)
(17)临界转速时振动值:
≤-------mm(全振幅)
3.2.2调节保安系统技术规范(额定转速下)
(1)转速摆动值:
≤-------rpm
(2)转速不等率:
3~6%
(3)调节器调速范围:
0~3390rpm(可调)
(4)主油泵压增:
1.9MPa
(5)Ⅰ路脉冲油压与主油泵进口油压差:
0.9MPa
(6)电调超速保护:
3270rpm
(7)危急遮断器动作转速:
3300~3360rpm
(8)轴向位移保安装置动作时转子相对位移值:
1.5mm
(9)高压油动机行程:
200mm
(10)润滑油压:
0.08~0.12MPa
3.2.3发电机技术规范
(1)型号:
QF-9.0-2
(2)额定功率:
9.0MW
(3)额定容量:
-------MVA
(4)功率因数:
0.8(滞后)
(5)额定电压:
6600V
(6)额定电流:
984A
(7)励磁电流:
100A
(8)额定转数:
3000rpm
4调试范围
调试范围包括:
(1)汽轮发电机组本体,包括汽轮机和发电机本体设备等。
(2)主蒸汽系统。
(3)补汽系统。
(4)主给水系统,包括给水泵。
(5)凝结水系统,包括凝结水泵和疏水泵等。
(6)给水除氧系统,包括轴封加热器、除氧器等。
(7)循环水系统,包括循环水泵、冷却水塔等。
(8)真空系统,包括射水抽气器等。
(9)汽机油系统,包括油泵和冷油器等。
(10)涉及上述系统的热控仪表、自动、保护装置及DCS系统。
5.组织与分工
5.1调试阶段在试运指挥组的领导下,启动试运工作由业主运行人员、安装人员、承包商调试人员分工协作,共同完成试运工作。
5.2在调整试运工作中,应严格分工,各司其职,各负其责。
机组试运行由业主电厂运行人员负责操作,设备维护及消缺工作由安装人员负责,机组启动运行的指挥工作由承包商调试人员负责。
5.3并网后的升降负荷由调试人员汇同值班负责人统一安排。
6试运调试条件
6.1.1试运现场的正式照明、事故照明齐全、可靠。
除氧器、凝汽器的水位计等处必须有专用照明。
6.1.2现场清理干净,脚手架拆除,平台、栏杆完善、沟盖板应铺设完毕。
6.1.3厂房和厂区的排水沟道畅通,工业、生活用水和卫生设施应安装完毕,并能使用。
6.1.4厂房内应有足够的消防器材,消防水已通水处于备用状态。
6.1.5各试运岗位的正式通讯装置齐全、可靠。
因试运要求设备的临时岗位应有可靠的通讯联络措施。
6.1.6对设备和系统进行全面详细的检查,确认符合运行要求;参与试运的设备系统均已分部试运或吹洗、冲洗合格,具备运行条件。
6.1.7除氧器水箱和疏水箱清理干净,真空系统严密性检查合格。
6.1.8各转动机械4~8小时分部试运合格,泵的联锁保护试验动作可靠。
6.1.9油循环完毕,油质经检验合格,并备有足够的备用油;油箱内油位正常,油面指示器的浮筒、现场油位计动作灵活。
6.1.10系统的各种压力表、温度表、流量表、水位、位移、转速、电流等表计安装调试完毕,指示正确。
6.1.11热机的声光报警信号、事故按钮及联锁保护等已试验完毕,动作正常可靠。
6.1.12各手动门、电动门经开关试验良好,传动装置调整试验符合要求。
6.1.13设备的基础二次浇灌已达到设计要求。
6.1.14设备及管道的保温工作已完毕,支吊架牢固可靠。
7准备工作
7.1成立试运组织,制定和审批好各项措施,使试运工作在统一的指挥下进行。
7.2生产运行人员配齐,经正规上岗培训,考试合格,能胜任运行操作及事故处理。
7.3生产单位应具有经过审批的运行规程、各类工作票和操作票。
运行单位应在现场张挂符合实际的调节系统和热力系统图,设备及阀门挂上与系统图相符标牌。
7.5参加试运的各有关单位应分别备齐设备的易损坏的备品备件、试运及试验的仪器、材料、工器具、记录表格。
7.6汽机及主控室内有明显标志隔离,闲杂人员不得入内,试运行人员佩带试运证。
8.调试项目和程序
8.1汽轮机静止状态下的试验
8.1.1启动低压电动油泵,检查
(1)润滑油压及轴承回油量;
(2)油路严密性;
(3)油箱油位。
8.1.2启动高压电动油泵,进行保安装置动作试验:
(1)启动盘车装置;
(2)将各保安装置挂闸;
(3)分别开启主汽门和调节汽门,使各保安装置动作,检查主汽门、调节汽门、补汽门是否迅速关闭;
(4)检查合格后,将各保安装置重新挂闸,启动阀手轮关到底。
(5)检查主汽门是否关严。
(6)电调复位。
8.1.4危急遮断油门试验
危急遮断油门挂闸,将主汽阀、调节汽阀、单向关闭阀、补汽阀开启。
手拉手动停机阀手柄,主汽阀、调节汽阀和补汽阀应关闭,试验二次。
8.1.2电磁阀试验
主汽阀、调节汽阀和补汽阀开启,在主控室手按停机按钮。
主汽阀、调节汽阀、补汽阀均应关闭。
8.1.3轴向位移保护试验
当轴向位移为±1.5mm时电磁阀动作。
用模拟设置法试验。
8.1.4轴承回油温度高保护
回油温度≥65℃、轴瓦金属温度≥85℃报警,回油温度≥70℃、轴瓦金属温度≥100℃停机。
用模拟设置法试验。
8.1.5凝汽器真空低保护
真空降至-84kPa时报警,
真空降至-60kPa时停机。
用模拟设置法试验。
8.1.6发电机主保护动作试验
发电机主保护动作后,信号发至电磁阀,动作同8.1.2。
8.1.7润滑油压低联锁保护
当润滑油压下降至0.055MPa时,报警;
润滑油压下降至0.04MPa时,启动交流润滑油泵;
当润滑油压下降至0.03MPa时,停机;
当润滑油压下降至0.015Mpa时,停盘车;
当润滑油压下降至0.015Mpa时,电动盘车不得投入。
8.2汽轮机在空载状态下的调整与试验
8.2.1润滑油压调整
润滑油压调整至0.08~0.12MPa范围内。
8.2.2主油泵与辅助油泵的切换:
监视主油泵出口油压及润滑油压。
当主油泵出口油压升到1.9MPa时,高压油泵油泵应能自动停止运行;当主油泵出口油压低于1.7MPa,高压油泵油泵应能自动启动。
8.2.3主汽阀严密性试验:
(1)主汽阀全关后记录转速随时间变化的情况。
(2)转速下降后,辅助油泵应自动投入。
否则,应手动投入。
(3)注意调整汽封,监视运行情况。
(4)若主汽阀严密,转速应逐渐下降,否则转速将稳定在一固定数值上。
(5)试验完毕后,逐渐开启主汽阀至3000r/min。
8.2.4危急遮断器喷油试验:
将切换阀手柄压下,危机遮断油门从保安系统切除,旋转注油阀手轮到底,喷射油通过主油泵轴进入危机遮断器底部,危机遮断器飞锤在离心力和有压力的作用下飞出,将危急遮断器油门挂钩打脱。
危机遮断器动作后,先关闭注油阀,用复位阀使危机遮断器油门重新挂闸,然后放松切换阀手轮,使危急遮断油门重新并入保安系统。
8.2.5超速试验:
汽轮机第一次启动应进行超速动作试验,超速动作试验应在带20%额定负荷运行一小时后进行。
将负荷降到零,然后:
(1)进行危急遮断器喷油试验;
(2)进行电超速试验,投入“超速试验许可”,将转速提升至3270rpm,电调超速保护应动作;
(3)进行机械超速试验,将转速提升至3300-3360rpm,此时危机遮断器应动作,否则立即手动手击危机遮断器油门,停机调整危机遮断器动作转速。
(电调在3390rpm自动停机);
(4)危机遮断器动作后,等转速降至3060~3030rpm时复位。
危急遮断油门动作,主汽阀、调节汽阀、补汽阀均应关闭。
记录动作时的转速;
(5)超速试验应连续进行三次,前两次的动作转速差不应超18rpm。
第三次动作转速和前两次动作转速的平均值相差不应超过30rpm。
如动作转速不符合要求,则应调整危急遮断器弹簧的预紧力;
注意事项:
(1)试验过程中,辅助油泵应能随时启动。
(2)监视机组振动,轴向位移及油压等数值,如出现异常情况,立即采取措施。
(3)分别在机头、主控室监视转速,如果转速升至3360r/min时危急遮断器仍未动作,立即打闸停机,并注意辅助油泵是否自启。
(4)升速应均匀连续地进行,不得在高速下长时间停留。
8.2.6机组惰走曲线
第一次定速后停机时可做该试验,并绘出该机组的惰走曲线。
9整套启动及试运
试运前调试人员应向运行人员认真进行措施交底,避免盲目指挥和违章操作现象,系统操作时一定要注意防止汽水烫伤和触电等故障的发生,确保设备、人身安全。
9.1冲转前的准备工作:
9.1.1按现场运行规程要求,检查各系统处于准备启动状态。
9.1.2检查热工仪表极其附件的完整性。
并对各项指标报警、保护信号等进行检查。
9.1.3联系化学向除氧器上水至上部水位计的2/3左右。
9.1.4完成给水泵联锁试验,维持一台泵运行向锅炉供水。
9.1.5对油系统进行检查油质合格,油位正常,系统无漏油,各阀门按规程开启正确。
电调节器自检合格。
各保安装置处于断开位置。
9.1.6测量滑销系统间隙,记录检查结果,各滑动面注润滑油。
9.1.7汽水系统检查
9.2电动主汽阀前暖管:
(与锅炉升压同时进行)
9.2.1全开排大气疏水门,逐渐提升压力至0.2~0.3MPa,金属温升速度不超过5℃/min,暖管20-30分钟。
当隔离汽门汽温达到130~150℃时,低压暖管结束。
9.2.1升压暖管按下述:
压力(MPa)
升压速度(MPa/min)
温升速度(℃/min)
0.3-0.4
0.05
5
0.6-1.5
0.1
5
1.5-2.3
0.1
5
升压过程中,应根据疏水量调整疏水门的开度,减少工质损失。
9.3启动辅助油泵,在静态下对保安系统试验(见8.1)。
9.3.1启动顶轴油泵,启动盘车装置。
9.3.2切换至高压油泵,进行保安装置动作试验。
(见8.1)
9.4暖管(到自动主汽门前)
从隔离汽门前到主汽门的主蒸汽管暖与暖机同时进行。
9.5启动凝汽系统抽真空
9.5.1启动循环水泵
(1)全开凝汽器循环水出口阀门,稍开进口阀门。
(2)启动循环水泵,全开进口阀门。
9.5.2开启凝结水再循环阀门,关闭凝结水进疏水箱阀门。
9.5.3试开两台凝结水泵,联动试验后,投入一台使用。
(1)向凝汽器汽侧冲水至热水井3/4处;
(2)开启凝结水泵进口阀、空气阀、水封阀;
(3)启动凝结水泵,缓慢开启水泵的出口阀门。
(4)启动射水泵,凝汽器抽真空。
(5)冲转前向轴封供汽,均压箱压力控制在0.003-0.03MPa。
启动真空应达到0.055-0.06MPa。
9.6冷态启动
9.6.1启动条件
主蒸汽参数(主汽阀前)
温度为:
350-~360℃
压力为:
1.5~1.6MPa
真空度:
约0.055-0.06MPa
润滑油压在0.08~0.12MPa,温度在25℃以上。
9.6.2投入轴封冷却器,向轴封供汽。
当均压箱进汽温度大于300℃时,应喷水降温,调整风门使汽侧压力为0.097-0.099MPa(绝)。
9.6.3开启电动隔离汽门
9.6.4确认电调自检合格后,进入启动模式,选择“手动”或“自动”方式启动机组。
手按电调节器操作面板上的“RESET”“RUN”键;
9.6.5转子冲转后,检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常的响声,转速超过盘车转速时,盘车齿轮脱开,盘车电机停转。
9.6.6转速超过200rpm时,可停下顶轴油泵。
9.6.7当轴承进油温度高于40-45℃时,投入冷油器。
保持冷油器出口油温保持在35-45℃。
9.6.8汽轮机升速带负荷启动曲线(见附图1)
9.6.9升速注意监视(见附表1)
(1)油温、油压、油位;
(1)轴承温度及回油;
(2)油泵运行情况及切换;
(3)汽缸膨胀、转子轴向位移;
(4)汽缸上下半温差、法兰内外壁温差;
(5)机组振动。
9.6.10升速过程中注意事项:
(1)调节主蒸汽管路、汽缸本体的疏水阀门,无疏水排出后,关闭疏水阀门。
(2)油系统出现不正常响声或振动时,应降速检查。
(3)热膨胀不正常时应停止升速,进行检查。
(4)排汽室温度超过120℃时,应投入喷水减温。
(5)严格控制金属升温速度及汽缸的金属温差:
汽缸壁温升速度﹤4℃/min
汽缸上下半温差﹤50℃
法兰内外壁温差﹤100℃
(6)根据需要注意调整凝结水再循环流量,直至全关凝结水再循环门,以保证正常运行。
安装初次启动,凝结水排地沟,合格后回收至疏水箱。
9.6.11达到额定转速后,检查:
(1)主油泵进口油压;
(2)脉冲油压;
(3)轴承油温、瓦温及润滑油压。
9.6.12达到额定转速后,按8.2做汽轮机空载试验。
9.6.13启动一切正常后,将发电机并入电网
9.7带电负荷
9.7.1除特殊需要外,汽轮机不应长期空负荷运行,发电机并列后,即带上5%的额定负荷。
空负荷运行时,排汽室温度不应超过100-120℃,带上负荷后不应超过60-70℃。
9.7.2加负荷速度按汽轮机厂家规定的加负荷曲线进行。
9.7.3在加负荷过程中,注意控制汽缸金属温升速度、相对膨胀、胀差、温差等。
控制指标同升速要求。
9.7.4在加负荷时,注意相关系统及设备的调整和切换。
9.7.5检查机组振动情况。
当机组振动增大时,应停止增加负荷,在该负荷下运行30分钟,若振动没有消除,应降低10-15%负荷继续运行30分钟,若振动仍不能消除,应查明原因。
9.8补汽投入
9.8.1检查机组正常,负荷稳定。
9.8.2补汽管道疏水彻底。
9.8.3汽轮机负荷在2000kW,补汽压力0.05MPa,补汽温度150℃,缓慢开启补汽门手轮至20%,稳定10min,同时注意汽轮机振动、轴向位移、推力瓦及轴承回油温度、缸胀、真空的变化,发现异常,立即停止补汽。
9.8.4正常后补汽门手轮开至50%,稳定10min,检查机组正常。
9.8.5正常后补汽门手轮开至80%,稳定10min,检查机组正常。
9.8.6正常后补汽门手轮全开,稳定10min,检查机组正常。
9.8.7补汽投入时,根据补汽压力逐渐关闭补汽入凝汽器旁路门或排空门。
补汽全部投入10min后,关闭疏水门。
9.9正常停机
9.9.1正常停机过程
(1)降负荷通知各有关部门做好准备。
(2)试验各辅助油泵。
(3)试验盘车装置和顶轴油泵。
(4)检查主汽门、调节汽阀阀杆有否卡涉现象。
(5)检查减温减压旁路。
(6)切除补汽。
(7)减负荷。
对于短期停用后需要再次起动的停机,采用快速减负荷,25min内将负荷减完;对于长时间的停机,采用缓慢减负荷到10-15%再甩负荷,减负荷速度为250kW/min。
9.9.2减负荷注意:
(1)汽缸金属温降速度不超过1.5℃/min。
(2)根据热水井水位调整主凝结水再循环门开度。
(3)密切注意监视机组的膨胀、胀差、振动等情况。
(4)调整均压箱压力。
(5)如发现调节汽阀卡住且不能在运行清除时,应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀,减负荷停机。
9.9.3减负荷到零,得到“解列”信号后,打闸关闭主汽门,检查主汽门是否关闭严密。
9.9.4停机减速过程中,注意电动油泵是否自动投入,否则应手动起动油泵,为此润滑油压不低于0.055MPa(表压)。
9.9.5停止抽汽器运行,使真空逐渐降低,随后停下凝结水泵。
9.9.6真空降到零,转子停止转动即切断轴封供汽。
9.9.7转子静止后投入盘车装置。
(投盘车时,必须先开启顶轴油泵,并检查顶轴油压是否达到要求。
)连续盘车一段时间改为定时盘车,直至汽轮机完全冷却(汽缸金属温度低于150℃)。
9.9.8盘车期间切换为润滑油泵运行,直至机组完全冷却。
9.9.9转子静止1小时后,排汽室温度不超过50℃时停止循环水泵。
9.9.10冷油器进油温度低于35℃时,停下冷油器。
9.9.11关闭汽水管上的所有阀门,打开直接疏水门。
9.10故障停机
9.10.1故障停机原则
当机组出现异常情况时,采用紧急停机方式:
瞬间关闭主汽门,甩去所带负荷。
故障停机时,应遵照以下原则:
(1)尽快对事故性质、范围作出判断。
(2)迅速解除对人身和设备的危险。
(3)在设备不受损坏的前提下,尽快恢复供电。
(4)防止误操作。
9.10.2严格控制运行参数指标,当机组发生下列某一情况时,应紧急停机:
(1)机组超过3360rpm,危急遮断器不动作;
(2)轴承座振动超过0.07mm;
(3)主油泵发生故障;
(4)调节系统异常;
(5)转子轴向位移超过额定值,轴向位移保护装置不动作。
(6)轴承油温度超过75℃或轴瓦金属温度超过100℃;
(7)机组油系统着火不能很快扑灭,严重威胁机组安全运行;
(8)油箱油位下降至下限值,漏油原因不明;
(9)主蒸汽或给水管道破裂,危及机组安全时;
(10)发生水冲击;
(11)机组突然发生强烈振动或清楚听到内部有金属声音;
(12)润滑油压低于0.05MPa故障无法消除;
(13)凝汽器真空降到0.06MPa以下。
9.11凝汽器真空降低规定:
(1)机组负荷在40%额定负荷以上时,真空不低于0.0867MPa;
(2)机组负荷在20-40%额定负荷以上时,真空不低于0.0800MPa;
(3)机组负荷在20%额定负荷以上时,真空不低于0.072MPa。
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