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远联钢铁热电厂发电项目为新建12MW单缸凝汽式汽轮发电机组。
该机由杭州中能汽轮机股份有限公司生产,其型号为N12-8.83型单缸、凝汽式汽轮机。
凝汽方式空气冷却。
给水回热系统为2台低压加热器、1台除氧器(已调试)。
2 编制依据
2.1 《火电工程启动调试工作规定》(1996年)
2.2 《电力建设施工及验收技术规范》
2.3 《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分)
2.4 《电力基本建设火电设备维护保管规程》DL/T855-2004
2.5 供货商提供的设备使用说明书
3设备规范
3.1主要技术参数:
型号:
N12-8.83型
型式:
单缸、凝汽式
额定功率:
12MW
额定转速:
3000r/min
额定工作参数:
主汽压力:
8.83MPa
主汽温度:
535℃
排汽压力:
0.015MPa
4凝结水系统试运方案
4.1电机空转合格后,电机与对轮连接完毕。
4.2开凝结水泵入口门、密封水门、空气门
4.3关闭凝结水出口门
4.4启动凝结水泵,检查声音、振动一切正常后,开启出口门。
4.6检查泵运转正常后,开泵出口门。
4.7试凝结水再循环调整门。
4.8试转8小时,记录轴承振动、轴承温度、电机温度、电机电流、泵出口压力。
4.9泵联动试验。
5汽轮机蒸汽管道喷砂处理方案
5.1磨料控制
喷砂除锈用的砂,要求颗粒坚硬、有棱角、干燥(含水量<
2%)、无泥土及其他杂质;
磨料选用铜矿砂,以达到较好的除锈效果。
砂料粒径以0.5~1.5mm为宜,筛选前须晒干,存储于棚内、室内,筛孔大小为:
粗筛40~48孔/cm2(粒径l.2mm)、细筛372~476孔/cm2(粒径0.3mm)。
5.2工具控制
喷砂操作时,空压机气压为6.0×
105~6.5×
105Pa,气压变幅为0.5×
105~1.0×
105Pa。
一般砂桶气压为4.5×
105~5.5×
105Pa,不得小于4.0×
喷砂前应检查喷砂工佩戴的防护工具、安全带(绳)和供氧装置是否安全可靠,以及喷嘴磨损情况,当孔口直径增大25%时宜更换喷嘴。
5.3喷砂除锈后,金属管道表面清洁度应达到Sa2.0,应对照《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》中提供的照片进行比较,比较时至少每2m2有一个比较点。
喷砂除锈后,金属管道表面粗糙度应达到Ry60~l00μm,应按照技术要求,取相应粗糙度样板,用至少7倍放大镜放大后比较,比较时至少每2m2有一个比较点。
用表面粗糙度仪直接测定时,每2m2表面至少要有一个评定点,取评定长度为40mm,在此长度范围内测5点,取其算术平均值为此评定点的表面粗糙度值。
6、空冷岛调试方案
6.1清洗目的
直接空冷凝汽器在投运之前由于ACC系统管道内表面产生锈蚀、同时焊接连接后内部残留焊渣、尘垢、废弃遗留物等。
因此,在安装和调试阶段,应对排汽管道、配汽管道、换热管束、凝结水收集管、抽真空管道、排汽装置疏水箱进行清洗。
6.2空冷系统清洗
6.2.1在安装前所有的排汽管、排汽分配管、凝结水集管、抽真空管道进行喷沙处理。
并在吊装之前对垂直上升的蒸汽分配管人工彻底进行除锈、除渣,使其具备热态冲洗条件。
6.2.2在封闭顶部的蒸气分配管前,对管道进行人工清理,采用金属丝刷清理管道内壁浮锈、焊渣并清理管内残留废弃物,防止渣子及废弃物流入翅片管堵塞管束。
6.2.3在封闭凝结水收集管的端板之前,应对其进行除锈、除渣。
6.3空冷管束系统的保压试验
6.3.1空冷管束系统充气压力
6.3.224小时压降
6.4空冷风扇试运
6.4.1风扇电机绝缘合格,转向正确
6.4.2变频器加至频率50赫兹时,风机电流不超额定电流,震动合格
6.4.3逆向区风扇正反转试
7、润滑油及调节保安系统调整试验方案
7.1概述
本机采用的是数字电—液调节系统(DEH)。
主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。
本机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仪表监测系统、电调节器超速保护等组成。
7.2调节保安系统静态调试条件
7.2.1调节保安系统管路、设备已经安装完毕,热工电气相关施工调整完毕,仪表、标牌完整。
7.2.2油系统油质合格,经调试能够投入运行。
7.2.3润滑油系统经调试能够运行。
7.2.4顶轴装置及盘车装置经调试能够投运。
7.2.5控制室内监控盘DEH等相关功能正常。
7.2.6具有现场与控制室的通讯设备(电话或对讲机)。
7.2.7现场与控制室内有相关专业运行维护人员配合。
7.2.8调节保安系统静态试验应在汽机冲转之前进行。
7.2.9确认电动主汽门关闭,速关阀前压力为零
7.2.9启动油泵启动,机头挂闸,DEH系统运行。
7.3高压主汽门及油动机相关调整试验
7.3.1控制室内操作主汽门开关,检查各主汽门、调速汽门全开到全关过程中是否有卡涩、跳动现象,并核对DEH输入为50%、100%时各门的实际开度值。
7.3.2配合热工进行主汽门行程开关调整,当主汽门开关后控制室内指示正确。
7.3.3就地或远控试验打闸功能,打闸后主汽门、调门及各段抽汽逆止门、电动门应联动正常投用。
7.3.4手动打闸试验
开启自动主汽门以及调速汽门,就地打闸检查主汽门、调速汽门及各段抽汽逆止门应迅速关闭。
7.3.5阀门关闭时间测定试验
7.3.5.1试验要求
7.3.5.1.1控制室打闸功能好用,自/关闭器和油动机动作灵活。
7.3.5.1.2控制室内打闸信号线(用于打闸到汽门始动的延迟记录)接入记录装置。
7.3.5.2试验结果要求:
机组主汽阀关闭时间合格,调节汽阀关闭时间合格。
7.4DEH仿真试验
机组在汽机冲转前,应进行仿真试验。
7.5保护装置试验(热工配合)
7.5.1润滑油低油压保护
7.5.1.1启动高压油泵,维持润滑油压为0.08—0.15MPa。
7.5.1.2交、直流润滑油泵处于联动状态。
7.5.1.3关闭压力继电器入口门,缓慢开启出口放油门,使压力继电器内压力逐渐降低,应符合下述要求:
润滑油压降低至0.13MPa,交流润滑油泵自动投入;
7.5.1.3.1当润滑油压降至0.08MPa时,直流油泵自动投入,停机
7.5.2轴向位移保护试验
由热工短接接点,注视其刻度与表盘上串轴指示值,当指示值+0.6mm,-0.6mm时发出报警信号,当指示值为+0.8mm,-0.8mm时机组跳闸。
7.5.3真空度低保护
7.5.3.1低Ⅰ值:
-60kPa报警;
7.5.3.2低Ⅱ值:
-50kPa停机。
7.5.4振动保护
热工配合,加信号,各轴承振动0.052mm,报警;
达到0.064mm机组跳闸停机。
7.6汽机定速后的试验
7.6.1主汽门、调速汽门严密性试验
7.6.1.1自动主汽门严密性试验
7.6.1.1.1试验条件
7.6.1.1.1.1汽轮机空负荷运行。
7.6.1.1.1.2主汽门前蒸汽参数不低于额定参数的50%。
7.6.1.1.1.3真空不低于80kPa。
7.6.1.1.1.4启动高压油泵运行。
7.6.1.1.2.5在主汽压力额定的情况下,汽轮机转速降至1000r/min为严密性合格。
7.6.1.1.2.6如参数低于额定值,确定严密性合格的转速应按下式计算:
合格转速=(P1/P2)×
1000r/min
P1:
试验时主汽压力
P2:
额定主汽压力
7.6.1.1.2.7试验合格后,手动打闸,再重新挂闸,按热态冲动原则,恢复机组转速3000r/min。
7.6.1.2调速汽门严密性试验
方法同主汽门严密性试验
7.6.2超速试验和调整
7.6.2.1打闸试验:
汽机定速后将转速稳定在3000r/min,停留15分钟,检查各参数无异常后,机头及控制室内各手打停机一次。
7.6.2.2危急保安器超速试验:
在汽轮机达到额定转速时进行,危急遮断器飞锤应试验二次,动作转速差值小于0.6%,如相差较多,应分析原因进行处理,动作转速应在3300—3360r/min。
7.6.2.3电超速试验
在DEH画面,进入超速试验画面,进行电超速试验,机组在3270r/min跳闸。
8.汽轮机组整套启动方案
8.1机组启动前现场及设备应具备的条件
8.1.1现场应具备的条件
8.1.1.1现场经彻底清扫,脚手架已拆除,场地平整,道路畅通,平台、楼梯、栏杆及其护板、沟盖板均安装齐备。
8.1.1.2厂房内照明齐全,事故照明可靠,厂房内温度保持在5℃以上。
8.1.1.3通讯电话、联系信号经过试验好用。
8.1.1.4消防水系统经试验好用,应备足消防设备和器材。
8.1.5生产准备
8.1.5.1现场应挂符合实际的各系统图。
8.1.5.2各种操作阀门应挂标志牌。
8.1.5.3运行规程经审核后,组织运行人员学习并能熟练掌握。
8.1.5.4配备3—4人进行记录。
8.1.5.5准备桌子、椅子和晃度表。
8.1.5.6从酸洗开始,运行人员要做操作演习。
8.1.5.7零米以下的积水经常排除,以免淹设备。
8.2设备系统应具备的条件
8.2.1主机和辅机及管道系统保温完整,各系统油漆颜色刷完,各系统阀门有明显标志。
8.2.2油循环结束,油质合格。
8.2.3电动门,手动门和自动调整门均作开关试验,方向正确。
8.2.4真空系统灌水无漏泄,试抽真空正常。
8.2.5各汽水管路吹洗完毕,循环水前池、循环水管路、事故放油坑等要清扫。
8.2.6调节系统静止试验结束,应符合要求。
8.2.7热工仪表和电气仪表均应投入,指示正确。
8.2.8各种保护经试验好用,热工信号良好。
8.3系统及设备试运和冲洗
8.3.1凝汽器汽侧通过放水管用工业水清洗干净,然后灌除盐水进凝结水泵试运,两台凝结水泵分别启动打水,通过低压加热器启动放水管排掉。
8.3.2除氧器系统:
除氧水箱及低压给水管道用工业水冲洗干净,给水泵通过除氧器再循环管进行试运,情况正常后清扫入口滤网作备用。
8.3.3水环真空泵冲洗合格。
水环真空泵试运合格后轴封不送汽,接通真空系统后,真空不应低于同类机组的数值,一般为40kPa左右。
8.3.4油系统:
油系统经油循环后,油箱及轴承箱内部要彻底清扫,油质合格并无硬质颗粒等。
8.3.5盘车经试运可正常投用,记录盘车电流和大轴晃度及方位。
8.3.6所有的水泵和油泵都必须经过8小时试运合格后,作联动试验。
8.4机组启动前和试验中应作的试验
8.4.1安全门在安装之前先进行水压试验,然后安装。
承压容器和管道按其规定进行水压试验。
8.4.2所有的转动设备经8小时分部试运正常后,作联动试验。
8.4.3作汽轮机调节系统静止试验。
8.4.4主机润滑油低油压保护试验。
8.4.5主机低真空保护试验。
8.4.6串轴保护试验。
8.4.7抽汽保护试验。
8.4.8热工保护信号报警试验。
8.4.9除氧器水位高低联动保护试验。
8.4.10给水泵保护试验。
8.4.11超速保护试验。
8.4.12主汽门和调速汽门严密性试验。
8.4.13真空系统严密性试验。
5机组启动及带负荷时的控制指标
5.1蒸汽及金属的温升速率和各部温差
5.1.1主蒸汽温升速度不大于1—1.5℃/min。
5.1.2自动主汽门壁温升速度不大于4℃/min。
5.1.3汽缸上下缸温差不大于50℃。
5.1.4法兰内外壁温差不大于100℃。
5.2凝汽器真空及排汽缸温度
5.2.1凝汽器真空:
冲转时真空为60—67kPa。
正常运行时,负荷在40%额定负荷以上时,真空不低于86.7kPa,负荷在20—40%额定负荷时,真空不低于80kPa,负荷在20%额定负荷以下时,真空不低于72kPa。
真空低于60kPa,停机。
5.2.2排汽室温度:
空负荷时不超过120℃,超过时应投入汽缸喷水。
带负荷时不超过60—70℃。
5.3油压和油温及油位
5.3.1润滑油压:
正常0.08—0.15MPa,最低不低于0.08MP
油压降至0.13MPa时,启动交流润滑油泵。
油压降至0.08MPa时,联启直流润滑油泵,机组跳闸。
油压降至0.015MPa时,跳盘车。
5.3.2油温
5.3.2.1润滑油温:
冲转时应大于35℃;
升速前油温不低于40℃;
正常运行时35—45℃。
5.3.2.2回油温度:
正常时为50—55℃;
最高不超过65℃;
任一轴承回油温度突升至70℃应立即打闸停机。
5.3.3支持轴承及推力轴承合金温度:
85℃报警,100℃停机。
5.3.4主油箱油位:
低于-150㎜,需及时补油。
5.4转子弯曲度:
不大于0.03mm。
5.5振动
5.5.1在轴承座上测得的全振幅不超过0.03mm。
5.5.2通过汽轮机转子临界转速为1870r/min,各瓦垂直振动不超过0.15mm。
5.5.3机组在低转速时出现0.07mm振动,应立即停止启动。
5.6轴向位移:
以推力工作瓦块工作面为基准,
+1.0mm,-1.0mm报警;
+1.5mm,-1.5mm停机。
6机组额定参数启停机
6.1暖管
暖管的时间长短和程序取决于管道的起始温度水平、蒸汽初参数、管壁和法兰厚度、加热管段长度等。
暖管分低压暖管和升压暖管。
7.1.1全开排大气疏水门,逐渐将压力升至0.2—0.3MPa,金属温升速度不超过5℃/min,暖管20—30min。
当隔离阀前汽温达到130—150℃时,低压暖管结束。
升压暖管按下述要求:
压力(MPa)
升压速度(MPa/min)
温升速度(℃/min)
0.3—0.6
0.05
5
0.6—1.5
0.1
1.5—4.0
0.2
4.0-9.0
0.5
在升压过程中,应根据疏水量不断调整疏水门的开度,减少工质损失。
6.2起动辅助油泵,在静止状态下对调节保安系统进行检查:
6.2.1起动低压电动油泵,检查:
6.2.1.1润滑油压及轴承油流量;
6.2.1.2油路严密性;
6.2.1.3油箱油位。
新安装及大修后第一次起动时,应预先准备好必需的油量,以备油管充油后向油箱补充油。
6.2.2起动顶轴油泵,试验盘车装置:
6.2.2.1将各轴承前顶轴油支管上的节流阀关闭,顶轴油总管上的溢流阀全开。
6.2.2.2起动顶轴油泵及润滑油泵。
逐渐减少溢油阀的泄油量,使顶轴油总管的油压力升至12MPa。
6.2.2.3分别调整各轴承前的顶轴节流阀,使轴颈顶起0.03—0.05mm。
第一次起动,调整完毕应记录各轴颈顶起高度及顶轴油压。
6.2.2.4起动盘车装置,检查电机旋向;
投入盘车装置。
6.2.3起动高压电动油泵,进行保安装置动作试验:
6.2.3.1起动盘车装置;
6.2.3.2将各保安装置挂闸;
6.2.3.3分别开启主汽门和调节汽阀到1/3行程,使各保安装置动作,检查主汽门、调节汽阀、抽汽阀是否迅速关闭;
6.2.3.4检查合格后,将各保安装置重新挂闸,起动阀手轮关到底。
6.2.3.5检查主汽门是否关严。
6.2.3.6电调“复位”。
6.3第二阶段暖管(至主汽门前)
从隔离阀到主汽门的主蒸汽管暖管与暖机同时进行。
6.4抽真空
6.4.1起动循环水泵
6.4.1.1全开凝汽器循环水出口阀门,稍开进口阀门。
6.4.1.2起动循环水泵,全开进口阀门。
6.4.2开启凝结水再循环管道上的阀门,关闭到给水回热管路去的凝结水门。
6.4.3轮流试开两台凝结水泵,联动装置试验后,使一台投入运行。
6.4.3.1向凝汽器汽侧充水(凝结水或化学处理水)到热井水位计3/4刻度处。
6.4.3.2开启凝结水泵进口阀门。
6.4.3.3开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门。
6.4.3.4检查水泵是否充满水,开启水泵盘根进水旋塞,起动凝结水泵,缓慢开启水泵出口阀门。
6.4.4投入射水抽气器抽真空。
6.4.5不允许过早向轴封供汽。
6.4.6低压加热器水侧注满水,全开蒸汽门和汽侧空气门,随凝汽器一起抽真空。
6.4.7起动时真空应达到0.055—0.06MPa(400—450mmHg)。
6.5机组启动
6.5.1起动高压电动油泵,冷油器出口油温不得低于25℃。
6.5.2起动顶轴油泵,投入盘车装置。
6.5.3投入轴封冷却器,向轴封供汽。
当均压箱进汽温度大于300℃时,应喷减温水减温,调整风门使汽侧压力为0.097—0.099MPa(绝)。
6.5.4开启隔离阀的旁通门,起动暖机时,用旁通阀节流降压,使主汽门前压力为2.5—3.0MPa。
6.5.5确认电调自检合格后,进入起动模式,选择“手动”或“自动”方式起动机组。
6.5.6转子转动后,检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常响声;
转速超过盘车转速时,盘车齿轮是否脱开,盘车电机停转;
转速超过200r/min后,顶轴油泵停止工作。
6.5.7当轴承进油温度高于40—45℃时,投入冷油器,冷油器出口油温保持在35—45℃。
6.5.8升速过程应密切监视:
油温、油压、油位;
轴承温度及回油;
油泵运行状况及切换;
汽缸膨胀、转子轴向位移、胀差;
汽缸上下半温差、法兰内外壁温差、法兰与螺栓温差;
机组振动。
6.5.9升速过程注意:
6.5.9.1调节主蒸汽管路、抽汽管路、汽缸本体的疏水阀门,无疏水排出后,关闭疏水阀门。
6.5.9.2油系统出现不正常现象时,应停止升速,查明原因。
6.5.9.3油系统出现不正常响声或振动时,应降速检查。
6.5.9.4热膨胀不正常时应停止升速,进行检查。
6.5.9.5排汽室温度超过120℃时,应投入喷水装置。
6.5.9.6严格控制金属温升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℃
6.5.9.7暖机结束,机组膨胀正常,可逐渐开大隔离阀,关闭旁通门。
6.5.10达到额定转速后,检查:
主油泵进出口油压;
脉冲油压;
轴承油温、瓦温及润滑油压。
6.5.11各保安装置分别动作,检查主汽门、调节汽门、抽汽阀是否迅速关闭。
汽轮机第一次起动、大修后停机一个月后应进行超速动作试验,超速动作试验安排在带20%额定负荷运行一个小时后进行。
将负荷降到零,然后:
6.5.11进行电超速试验。
将转速提升至3270r/min,电调超速保护应动作。
7.55.11.1进行机械超速试验。
将转速提升至3300—3360r/min,危急遮断器应动作,否则手动停机(电调在3390r/min自动停机)。
危急遮断器动作后,待转速降至3060—3030r/min时复位。
6.5.13进行主汽门、调速汽门严密性试验,试验方法祥见《润滑油及调节保安系统调整试验方案》。
6.5.14维持机组3000r/min,交给电气做试验。
6.5.15电气试验结束后,机组并网。
7.6机组带负荷
7.6.1除特殊需要外,汽轮机不应长时间空负荷运行,发电机并列后,即带上5%的额定电负荷。
空负荷运行时,排汽室温度不应超过100—120℃,带负荷后不应超过60—70℃。
在加负荷过程中,应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,加负荷时,注意相关系统及设备的调整和切换。
7.6.2注意检查机组振动情况。
当振动增大时,应停止增加负荷,在该负荷运行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。
7.6.3机组开始带负荷后,即可投入低压加热器。
高压加热器的投入,应根据加热器疏水方式,与低压加热器一起投入或在负荷增加到一定数值后投入。
7.7投入抽汽
7.7.1机组带上25%额定电负荷。
7.7.2在手动模式下,调整抽汽室压力高于热网压力5%,接通抽汽管路。
7.7.3增减热负荷的速度不应超过5t/min。
7.7.4注意控制金属温升速、温差等。
7.7.5注意调整抽汽管道上疏水门,应保持一定的开度。
7.7.6工况切换,当汽机工况改变时,注意切换前汽封第二段漏汽接口。
8、机组停止
停机分两种类型—正常停机和故障停机。
8.1正常停机
8.1.1降负荷通知各有关部门做好准备。
8.1.2试验各辅助油泵。
8.1.3试验盘车装置电机和顶轴油泵。
8.1.4检查主汽门、调节汽阀阀杆有否卡涩现象。
8.1.5减负荷
对于短期停用后需再次起动的停机,采用快速减负荷,25min内将负荷减完;
对于较长时间的停机,采用缓慢减负荷到10—15%再甩负荷,减负荷速度为250KW/min。
8.1.6减负荷注意事项
汽缸金属温降速度不超过1.5℃/min。
根据凝汽器热井水位调整主凝结水再循环门开度。
密切监视机组的膨胀、胀差、振动等情况。
调整轴封供汽。
若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。
8.1.7负荷减到零,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。
8.1.8停
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- 汽机 调试