神木祥荣汽机调试方案

汽机启动调试方案
编制：年月日审核：年月日批准：年月日
目录
整体启动调试方案
1．设备及系统简述
神木祥荣发电厂1×110T+1×25MW工程由迪尔集团公司负责主体施工安装。

机组设备中，汽轮机是由南京汽轮发电机厂提供的NZK25-型汽轮机。

本机组为单缸、冲动、空冷式，具有五级非调整调节抽汽，通过刚性联轴器直接带动发电机。

本机组采用数字式电液调节系统。

汽轮机主要技术参数
产品型号: 型
产品型式: 南京产单缸、冲动、具有五级非调整抽汽
2．机组整套启动试验目的
2.1编制本措施对汽轮发电机组的首次启动、调试工作进行约定和技术指导，并组织实施兑现合同。

校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求。

检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备性能，其中包括逻辑、联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行。

2.4 及早暴露设备及系统在设计、制造、安装等方面的问题，尽快得到处理。

提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。

3．编制依据
根据安装协议书，并依据制造厂提供的各种说明书和图纸及相关技术文件进行编制。

《火电工程启动调试工作规定》(电力工业部建设协调司 1996.5)。

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(电力工业部 1996.3.)。

《火电施工质量检验及评定标准》。

《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力部1997）。

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996年版）
3.7 参照电力工业部有关“火电工程启动、调试规程”，以及电站“运行规程”，进行编制。

4．系统的试验调整、投运试验
4.1 油系统的调整试验。

4.2 调节保安系统静态试验。

4.3 主机保护联锁试验，机、电横向联锁保护试验。

4.4 各辅机及系统联锁、保护、信号试验。

4.5 盘车系统的调整试验。

高低压加热器系统的启动和调整试验。

4.7凝结水系统的启动和调整试验。

4.8 真空系统的检查与投运。

4.9 给水除氧系统的调整试验。

4.10 有关电动门、手动门、调整门的操作试验。

补汽系统的调整试验。

5．首次启动前应具备的条件
5.1组织机构及人员配备落实到位。

启动指挥部成立，各单位各专业人员已全部到位，职责分工明确。

调试单位配备了称职的调试人员，参加试验与调试的人员已落实到位并有明确岗位职责。

电厂配备经考试合格的各岗位运行的操作和试验人员，并经培训有明确的岗位职责，能胜任本岗位的运行操作和故障处置，本机组的系统图及运行规程已编制完毕，现场日志、运行记录表格已准备好，启动操作票已经填写完毕。

安装施工单位能够按整套启动的需要配备了足够的检修维护人员，职责明确能胜任检修工作。

5.2机组整套启动大纲及本措施已报审获得批准，并向有关人员进行介绍。

5.3现场相应的建筑、安装工程已施工完毕并验收合格，能够满足整套启动的需要。

整套启动应投入运行的设备及系统均经分部调试合格。

整套启动应投入运行的热控设备系统及模拟试验、传动试验等测试检查，符合设计要求及有关标准要求。

整套启动应投入运行的电气设备及系统，经分部调试合格。

与机组发送电量配套的输变电工程，应满足机组满发送出的要求。

参加整体启动运行的所有设备和系统，均应与施工中的汽水管道、电气系统及其他系统做好隔离或者隔绝。

设备和系统内的监视仪表、远方操纵装置、灯光音响信号、事故按钮、保护连锁等经调试传动试验及系统检查合格，符合设计。

电气试验完毕，符合设计及使用要求。

机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常。

确认厂用计算机工作正常，DCS显示与设备实际状态相符。

5.5现场环境检查与核查。

场区内场地平整、道路（包括消防道路）通畅。

调整试验用的临时堵板、脚手架、接地线、工作牌等临时安全设施已拆除，恢复常设的警告牌和护栏。

试运范围内环境清洁，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。

现场有足够的消防器材（干式灭火器、二氧化碳灭火器、泡沫灭火器），消防水系统有足够的水源和水压力，并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。

设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确。

试运机组范围内的各层地面应按设计要求做好，生活用的上、下水道畅通，卫生设施能正常使用。

5.5.7厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外。

5.5.8现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。

5.5.9电话等通讯设备安装完毕。

0完成设备及管道的保温工作，管道支，吊架调整好。

各水位计和油位计，标好最高、最低和正常工作位置的标志。

转动机械加好符合要求的润滑油（脂），油位正常。

各有关的手动、电动、液动阀门，经逐个检查调整试验，动作灵活，开关正确，并标明名称及开关方向，处于备用状态。

工器具必需品均已备齐。

6．汽轮机分部试运及冲动前的试验
6.1真空系统严密性(注水)检查
汽轮机启动前，必须对排气装置、高低压加热器及其相连管道灌水对其进行严密性检查且符合要求。

灌水前，要求所有与汽轮机连接的管道以及严密性检查范围内的管道与设备，均安装完好并经检查合格，但焊口和法兰不得保温，凝汽器汽侧内部已清理干净；各水位计及电测点表计安装完好，但在灌水水面以下连接的真空表应切除；排气装置底部根据情况确定是否加临时支撑；各管道支吊架必要时也应加临时支撑，或锁住弹簧吊架；需灌水的部分应加排水措施。

灌水的高度一般在汽封洼窝以下100mm处，灌注用水采用化学水。

灌水后，运行人员配合安装人员共同检查所有处于真空状态下的容器，管道、阀门、法兰、格兰、结合面、焊缝、堵头、测点等可能漏泄不严处和凝汽器铜管及其胀口，若有泄漏，采取措施处理，处理完毕后重新灌水检查直至合格。

合格后排尽凝汽器汽侧的水，拆除凝汽器临时支撑。

分部试运条件。

.1转动机械的电动机应单独空负荷试运合格，旋转方向正确，事故按钮试验正常。

.2手盘转子检查，设备应无卡涩、摩擦等异常现象。

.3裸露的转动部分应装好防护罩。

.4有关联锁自动保护装置应经过调整，模拟试验动作灵敏、准确。

.5参与调试的容器、冷却水系统应已冲洗合格。

.6对于入口无滤网的水泵，试运前应加装有足够通流面积的临时滤网。

运行水质清洁后拆除。

试运应达到的要求：
.1在试运过程中，泵的出口压力稳定并达到额定数值，电动机在空载及满载工况下，电流均不超过额定值。

.2轴承振动应符合下列要求：
.3轴承油温符合《规程》的要求，油泵油压、供油及轴承回油正常，轴承无渗油现象。

.4各转动齿轮啮合良好，无不正常声音，振动和发热现象，各转动部分音响正常，泵内无冲击现象。

.5对于附属机械的各项联锁装置，综合试运进行试验调整，符合设计要求。

.6给水泵组启动过程中应全面检查，并定时作出运行记录，电动机定子绕组超温保护及低压延时跳闸等试验正常。

汽水管道的吹扫和冲洗是分部试运工作的重要组成部分,汽水管道的吹洗质量必须符合《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）的要求，以保证机组安全经济地投入运行。

吹扫的目的：汽水管道吹扫的目的是清除设备运输、安装过程中积存于管道系统中的杂物（砂石、焊渣、氧化皮等）以确保机组安全运行。

吹扫的范围
.1锅炉过热器及其系统。

.2主蒸汽管道。

.3轴封供汽。

吹扫的方式：降压法。

吹扫临时系统应满足下列要求。

.1吹扫管道的截面积应大于或等于被吹扫管道的截面积，管道应尽量短捷，以减少阻力。

.2排汽管管口加装消音器，排向空处。

.3排汽管具有牢固的支承，以承受排汽的反推力。

.4排汽管道对口焊接要求与正式焊口要求相同，并采用氩弧焊工艺。

吹扫管道的控制要求
.1吹管前系统要经过充分暖管，暖管的时间不应少于2h，使排汽口管道金属壁温度达到
90-100℃。

.2在正式吹管前，应进行１－２次试吹管，以检验临时管道的膨胀，支撑和固定情况，同时排除管中的积水。

.3吹扫时，压力下降值应控制在饱和温度下降值不超过42℃（锅炉侧为主）。

.4汽轮机组达到盘车条件，凝汽器具备抽真空条件
.5锅炉汽水应满足－，25℃；PO42~10mg/L炉水；Fe≤3000Mg/L。

吹扫质量要求
.1吹扫质量标准是以装设于临时管道内的金属靶板上的固形物打击斑痕的大小和数量,以及靶板的色泽作为评定标准。

.2靶板的材质铝，长度为吹扫管的直径，宽度为直径的8%。

.3打击斑痕的要求：连续二次更换靶板检查，打击斑痕粒度不大于，斑痕不多于8点。

范围：排气装置，除氧器及其水箱、高低给水管、主凝结水管，给水泵（或凝泵）机械密封水管，低压缸喷水系统及其它有关容器和中、低水管，应冲洗至水质透明。

注意事项：冲洗或吹扫前，必须严防蒸汽或水流入汽缸。

辅助设备试运行应具备下列条件：
.1除氧器试运前有关安全门极其附件安装正确，并已经过冷态整定，排汽管的截面积符合设计要求，其动作压力应为工作压力的倍，安全阀由质量监督局校验合格。

.2各热工自动装置、仪表、远方操作装置经初步通电检查性能良好。

.3除氧器、加热器就地水位计应清澈可见，并有足够的照明、水位调节器、高低水位报警保护装置传动试验正常。

疏水系统设计合理。

.4管道及有关设备，应能膨胀自如，注意除氧水箱支座及底座应清扫干净，以防妨碍膨胀。

.5真空系统严密性检查合格，排大气各阀门应关闭，密封水系统投入，对各密封水阀门供水正常，凝结水及循环水有关系统试运完毕，能投入使用，润滑油及盘车装置等试运完毕，能投入使用，有关设备分部试运合格。

辅助设施运行应达到的要求
.1除氧器
除氧器的水位调节阀正常工作，溢流装置及高低水位报警信号动作可靠，就地及DCS水位指示一致，蒸汽压力调节装置工作正常，能稳定的维持除氧器压力在要求的范围内，安全门动作正确可靠，排汽畅通，运行过程无流水冲击现象和显著的振动现象，在铭牌出力下正常运行时除氧器含氧量应符合标准并能达到铭牌出力。

.2真空系统
真空泵工作时，在不送轴封汽时真空系统投入后，系统的真空应不低于40Kpa左右（大气压力为760mmHg时）；供轴封蒸汽和投轴封抽汽器后，系统的真空应能保持正常的真空值。

泵类试运行应作到下列要求：
.1泵的出口压力应稳定且达到额定值。

.2电动机在空载及满载工况下的电流均不超过额定值。

.3轴承垂直、水平和轴向（峰—峰值）同6.2.2.2中的要求。

.4轴承温度不高于《规程》规定值，使用润滑油的应为65～70℃，润滑脂的温度不超过80℃。

汽轮机油系统包括润滑油系统、调节油系统，由于其在汽轮发电机组运行中所占的地位。

为了搞好油系统试运和油循环工作，运行人必须了解掌握该项工作的主要内容，必须具备条件、工作程序及检查验收标准与方法。

主要工作内容
.1油箱清理及灌油。

.2各辅助油泵试运行。

.3按照部颁验收技术规范要求，进行油系统循环冲洗。

.4启动高压油泵进行调速油系统充压试验及严密性检查，并对各油系统油压进行初步调整。

.5配合热工、电气人员进行油系统设备联锁保护装置的试验与调整。

.6油质合格后，恢复系统，重新对系统充入合格的汽轮机油。

试运及冲洗前应具备的条件
.1油系统设备及管道全部装好并清理干净，系统承压检查无渗漏。

.2准备好油循环所需临时设施，装好冲洗回路，将供油系统中所有过滤器的滤芯、节流孔板等可能限制流量的部件取出。

.3备有足够量符合制造厂要求且油质化验合格的汽轮机油；油系统各油泵及排油烟机电动机空转试运正常；油系统设备及环境应符合消防要求，并备好足够的消防器材；确信事故排油系统符合使用条件。

油循环程序
.1通过滤油机向油箱灌油，并检查油箱及油系统有无渗漏现象，同时注意检查油位指示是否与实际油位相符，并调整高低油位信号正确。

.2冲洗主油箱、储油箱、油净化装置之间的油管路至清洁。

.3在轴承润滑油的入口管不进油的条件下，单独冲洗主油泵的主管路至油质清洁。

.4各径向轴承进、出油管路短接，以不使油进入乌金与轴颈的接触面内，推力轴承的推力瓦拆去，进行油循环。

.5将前箱内调节保安部套的压力油管与部套断开，直排油箱或其油管短路连接进行冲洗。

.6冲洗时可使交、直流润滑油泵同时投运，必要时密封油备用泵也投入冲洗，油净化装置应在油质接近合格时投入循环；各轴承管路采取轮流冲洗的方法，以加大流速和流量。

.7当油样经外观检查基本无杂质后，对调节保安油系统进行冲洗并采取措施不使脏物留存在保安部套内。

.8循环过程中，定期放掉冲洗油，清理油箱、滤网及各轴承座内部，然后灌入合格的汽轮机油。

.9油质化验合格后，将全部系统恢复至正常运行状态，在各轴承进油管上加装不低于40号（100目）的临时袋形滤网，其通留面积应不小于管道面积的2～4倍，将各调节保安部套置于脱扣位置，按运行系统进行油循环，冷油器应经常交替循环，并经常将滤网拆下清洗，防止被杂物冲破。

.10油循环完毕及时拆掉各轴承进油管的临时滤网，恢复各节流孔板。

油循环应符合下列要求：
.1管道系统上的仪表取样点除留下必要的油压监视点外，都应割断。

.2进入油箱与油系统的循环油应始终用滤油机过滤，循环过程中油箱内滤网应定期清理，循环完毕后应再次清理。

.3冲洗油温宜交变进行，高温一般为55℃左右，但不得超过70℃，低温为30℃以下，高、低温各保持1～2h，交替变温时间约1h。

油循环冲洗应达到下列标准
.1从油箱和冷油器放油点取油样化验，达到油质透明，水分合格。

.2检测方法：在任意轴承进口处加150目的袋形滤网，再用全流量冲洗循环30min，取出滤网，在洁净的环境中用溶剂汽油冲洗滤网，然后用200目目滤网过滤该汽油，收集全部杂质，用不低于放大倍率为10倍并有刻度的放大镜观测，对杂质进行分类计数，其杂质颗粒符合下表的要求：
注：杂质颗粒中大于的纸屑、木屑、烟灰、石棉及软质物质，能用手指捻成粉末者不视为有害物质。

7．首次启动、调试程序
7.2首次启动方式(手动控制冷态启动)
℃。

参数的选择由启动指挥部领导协调各方专家意见最终拍板决定。

利用控制电动主汽门的旁路门进行冷态启动。

7.3启动前的准备工作及完成实验。

.1 电动给水泵联锁保护试验。

.2润滑油系统及盘车装置的联锁保护试验。

.3主机保护试验完毕，动作应准确无误。

.4主机辅助保护试验完毕，动作应准确无误。

.5厂用电源、直流电源切换试验应动作准确。

.6发电机、变压器、厂用母线等保护试验完毕，动作准确无误。

7.4 禁止启动汽轮机条件
下列情况禁止启动汽轮机
自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门之一关闭不严密或卡涩。

调速系统工作失常。

汽轮发电机且转动部分有异音或有明显的金属摩擦声。

调节级上、下缸温差超过50℃。

辅助油泵、顶轴油泵或盘车装置之一工作失常。

主要仪表及保护装置之一失灵（轴向位移、转速、主汽温度等）。

油质不合格或油温低于极限值25℃。

.8热工保护、仪表电源消失。

机组自动控制系统工作不正常。

7.4.10准备工作完成后向启动指挥部汇报，在获得批准后通知锅炉点火。

暖管。

.1暖管分电动隔离门前和自动主汽门前两步进行。

.2暖管方式、升压、升温、按制造厂说明书规定执行。

.3为了尽快结束暖管，缩短启动时间并贯彻节约能源的原则，将辅机启动和汽机静止状态下的保护试验穿插进行。

启动辅助油泵。

.1投入润滑油系统。

.2检查主油箱油位正常，启动交流润滑油泵，直流润滑油泵投入备用。

.3启动调速油泵，停交流润滑油泵，投入备用。

.4启动主油箱排油烟机。

.5 启动高压油泵。

.6投入盘车装置运行。

7.6汽机静止状态下的调节保护调试。

调试项目
a调节保安部套静态试验。

b热工电气保护系统试验。

静态调试必须在供油系统试验正常，油质合格后方可进行。

静态调试时，高压交流电动油泵出口油压调整到规定压力，用危急遮断及复位装置或电磁阀进行复位，建立安全油压，油温在35℃～45℃范围。

手拍危急遮断装置试验
手推遮断手柄，安全油压迅速下降，验证主汽门、高压调节气阀、抽汽调节阀分别迅速关闭；抽汽阀联动装置动作符合要求。

手拉复位手柄，安全油压恢复正常。

热工电气保护试验
.1轴向位移试验：由热工调试人员给出轴向位移报警信号，检查光字牌报警正常：给出轴向位移大跳闸信号，检查自动汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，跳闸信号发出正常。

.2 轴承回油温度高试验：由热工调试人员逐个给出报警信号，检查光字牌报警正常；由热工调试人员逐个给出停机信号，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，跳闸信号发出正常。

.3轴承振动大试验：由热工调试人员逐个给出报警信号，检查光字牌报警正常；由热工调试人员逐个给出停机信号，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，跳闸信号发出正常。

.4汽轮机超速试验：由热工调试人员给出汽轮机超速停机信号，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，跳闸信号发出正常。

.5润滑油压低试验：由热工调试人员给出润滑油压低信号，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，润滑油压低跳闸信号发出。

.6发电机主保护动作试验：由热工、电气调试人员发出任何一个发电机保护动作信号，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，发电机主保护动作跳闸信号发出。

.7远控停机试验：按紧急停机按钮，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。

每做完一项试验，应复置一次保护停机复位按钮，并重新开启自动主汽门。

7.7轴封供汽的启动和建立真空。

投入凝结水系统
凝汽器及冷凝水箱补水至正常水位。

启动凝结水泵，建立凝结水再循环。

向除氧器上合格的除盐水至高水位，如有汽源投入除氧器运行。

7.启动电动给水泵
启动电动给水泵油系统运行，检查油压、油温正常。

启动电动给水泵运行，向锅炉供水。

7.7.4汽轮机本体疏水、主蒸汽管道疏水全部打开。

.5投入射汽抽气器，凝汽器抽真空，根据具体情况投入汽封加热器及汽封压力调整器，严禁无连续盘车情况下向轴封供汽。

7.8冲动转子、暖机、升速。

汽轮机冲转
.1冲转参数：，凝汽器真空-60kPa，润滑油温不低于35℃。

.2汽机挂闸，用电动主汽门的旁路门进行冲转，注意检查盘车装置自动脱扣，否则应手动停止盘车电机。

7.升速至500r/min时打闸停机，进行听音检查。

确认无异常后重新挂闸升速至500r/min，暖机5～10分钟。

暖机过程中，凝汽器真空维持在-50～-70kPa。

以100～150rpm/min的速度升速至1200～1400r/min，进行中速暖机20～30分钟，进行全面检查。

以100～150rpm/min的速度升速至2200～2400r/min，汽轮机迅速超过临界转速，进行高速暖机。

并进行全面检查，如振动超标，可适应延长暖机时间。

高速暖机结束，以100～150rpm/min的速度升速至3000r/min。

7.升速过程中的注意事项
过临界转速时，如振动超标，可适应延长低速暖机时间。

当润滑油温度超过40℃时，应投入冷油器冷却水，控制油温在35～45℃以内。

当转速升至阀切换转速时，高压油动机由全开位置开始动作，关小高压调节汽阀；然后主汽门全开，由调节汽阀控制机组升速。

当转速达到3000r/min时，可停止高压交流油泵。

当后缸温度达80℃时，开始喷水降温，控制后缸温度不超过120℃。

根据凝结水质情况将凝结水回收至高压除氧器，关闭凝结水再循环和凝结水放水门。

7.9汽机运行状态下的试验（空负荷试验）
进行空负荷试验要求主蒸汽压力、温度达到额定值或接近额定值。

液压保护系统试验
a手拍危急保安器，验证主汽门、高压调节汽阀、抽汽逆止阀快速关闭。

b进行机械超速保护试验，验证危机遮断器动作，转速在3330-3360r/min范围及整定，试验三次。

热工电气保护试验（详见《热控电气专业措施》）。

7.10电气试验（详见《电气专业措施》）
.1汽轮机调速系统动态整定后，做电气试验。

.2电气试验结束，发电机并网，带负荷2MW。

在此负荷下停留10～20min，并对机组进行全面检查。

.3带负荷暖机时间、升荷率按厂家说明书规定执行。

初负荷暖机期间，注意观察主蒸汽温度、压力、轴向位移、汽缸绝对膨胀、相对膨胀的变化。

.4投入低压加热器。

.5以150～200kW/min的速度加负荷至10MW，暖机10min。

.6根据机组运行情况，投入高压加热器。

控制升温速度2～3℃/min，升压速度。

注意调整各加热器水位。

检查机组运行情况正常。

.7投入除氧器运行。

.8当汽缸温度达到320℃以上时，关闭本体及主蒸汽管路疏水。

.9以150～200kW/min的速度加负荷至额定负荷，即进入考核时间。

定时检查机组运行情况。

7.12停机。

考核时间完成后，按正常停机操作程序停机。

降低电负荷，停用高低加，按制造厂说明书规定执行。

在降低负荷过程中注意检查高压调节汽阀是否卡涩。

解列打闸停机,进行惰走试验，记录惰走时间。

8．机组启动安全注意事项
8.1机组出现下列情况应紧急停机
8机组转速超过3360r/min，而危急遮断器不动作。

8机组突然发生强烈振动或机组内有明显的金属撞击声或摩擦声。

8轴承座振动超过mm。

8主油泵发生故障。

8调节系统异常。

8主汽管道破裂。

8汽轮机发生水冲击或主汽温度急剧下降，10分钟内下降50℃。

8轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃。

8油系统着火不能很快扑灭。

8汽轮机差胀达到停机值。

8油箱油位突然下降至最低油位以下。

8轴向位移超过1.3mm，轴向位移遮断器不动作。

8润滑油压下降至，无法恢复正常时。

8发电机、励磁机冒烟或着火。

8.2机组出现下列情况应进行故障停机。

8调速系统发生故障，不能维持运行。

8给水管道破裂无法维持运行。

8主蒸汽温度、压力严重超限。

8调速汽门连杆脱落或断裂，调速汽门卡死无法活动。

8主油泵工作失常不能维持运行。

8凝汽器真空达到-50kPa经采取措施无效时。

8.3定期化验润滑油，油质不合格禁止启动或运行。

8.4严格控制主汽汽温、汽压的上升速度。

8.5转子转动期间，注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音。

8.6注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。

8.7检查主蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。

8.8汽机轴承处允许的最大振动为5mm。

8.9.1因本方案为新建机组试运期间的启动调试方案，着眼于机组的首次启动和72+24小时试运期间的试验与调整；故本方案未提及的运行操作应执行电厂《汽轮机运行规程及标准》。

本方案所涉安全防护及操作措施程序内容均按照中华人民共和国电力工业部、能源部及国。