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 (8)
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 (12)
9.1 冲转前的准备工作 (12)
9.2电动主汽阀前暖管：（与锅炉升压同时进行） (13)
9.3启动辅助油泵，在静态下对保安系统试验（见8.1）。

(13)
9.4暖管（到自动主汽门前） (13)
9.5启动凝汽系统抽真空 (14)
9.6冷态启动 (14)
9.7 带电负荷 (16)
9.8补汽投入 (16)
9.9 正常停机 (17)
9.10故障停机 (18)
9.11 凝汽器真空降低规定 (19)
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：3000 r/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+0.16-0.2 MPa（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：3300～3360 rpm
(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：0.08～0.12 MPa
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：------- MV A
(4) 功率因数：0.8（滞后）
(5) 额定电压：6600 V
(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0.08～0.12 MPa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0.08～0.12 MPa，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。