CN106224018B - 一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统 - Google Patents
一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106224018B CN106224018B CN201610605480.3A CN201610605480A CN106224018B CN 106224018 B CN106224018 B CN 106224018B CN 201610605480 A CN201610605480 A CN 201610605480A CN 106224018 B CN106224018 B CN 106224018B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- unit
- steam
- steam turbine
- load
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 37
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 109
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000007689 inspection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 94
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 claims description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 17
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 16
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 12
- 229910000897 Babbitt (metal) Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000010792 warming Methods 0.000 claims description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 9
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000009183 running Effects 0.000 claims description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 6
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000003303 reheating Methods 0.000 claims description 6
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 6
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 6
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 4
- 239000007921 spray Substances 0.000 claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 4
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 3
- 238000012552 review Methods 0.000 claims description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 2
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 claims description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 claims description 2
- 239000010729 system oil Substances 0.000 claims 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 11
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 4
- 239000004071 soot Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000036760 body temperature Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000009970 fire resistant effect Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000010882 bottom ash Substances 0.000 description 1
- CUZMQPZYCDIHQL-VCTVXEGHSA-L calcium;(2s)-1-[(2s)-3-[(2r)-2-(cyclohexanecarbonylamino)propanoyl]sulfanyl-2-methylpropanoyl]pyrrolidine-2-carboxylate Chemical compound [Ca+2].N([C@H](C)C(=O)SC[C@@H](C)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C([O-])=O)C(=O)C1CCCCC1.N([C@H](C)C(=O)SC[C@@H](C)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C([O-])=O)C(=O)C1CCCCC1 CUZMQPZYCDIHQL-VCTVXEGHSA-L 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005242 forging Methods 0.000 description 1
- 239000002828 fuel tank Substances 0.000 description 1
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000010721 machine oil Substances 0.000 description 1
- 230000008450 motivation Effects 0.000 description 1
- 238000005554 pickling Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000012716 precipitator Substances 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000000779 smoke Substances 0.000 description 1
- GOLXNESZZPUPJE-UHFFFAOYSA-N spiromesifen Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C)=C1C(C(O1)=O)=C(OC(=O)CC(C)(C)C)C11CCCC1 GOLXNESZZPUPJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010736 steam turbine oil Substances 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D19/00—Starting of machines or engines; Regulating, controlling, or safety means in connection therewith
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
- F01D21/003—Arrangements for testing or measuring
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
本发明提供一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统，可提高燃煤机组汽机使用安全性。方法包括以下步骤：对汽轮机整套启动调试热工信号及联锁保护试验传动完成后,对系统试运条件检查确认；辅助设备及系统投入调试，汽轮机高中压缸冷态启动调试，记录润滑油压力与转速对应关系；对冲转参数进行记录；对润滑油系统进行泵切换试验、机组带负荷过程暖机试验；进行汽门严密性试验和超速试验；汽轮机高中压缸温态启动；汽轮机高中压缸热态启动；汽轮机高中压缸极热态启动；机组带负荷试验；机组各阶段振动数据记录；滑参数停机试验。系统包括空负荷和低负荷调试模块、汽轮机带负荷调试模块、168小时满负荷运行调试模块。
Description
技术领域
本发明涉及一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统。
背景技术
汽轮机是将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械，如申请号为201080046766.3的中国专利。
新安装的燃煤机组汽轮机需要在分系统试运完成并合格后，即进入机组整套启动试运阶段，在此阶段内进一步考验各分系统，使其能满足机组正常、安全、稳定长期运行的要求。
如果燃煤机组汽轮机整套启动调试不当的话，会对汽轮发电机组安全运行造成隐患。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中存在的上述不足，而提供一种设计合理、可提高燃煤机组汽机使用安全性的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统。
本发明解决上述问题所采用的技术方案是：一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤一：对汽轮机整套启动调试热工信号及联锁保护试验传动完成后，对系统试运条件检查确认，判断是否满足预设的条件，若是，则进行后续的步骤；步骤二：辅助设备及系统投入调试，汽轮机高中压缸冷态启动调试，记录润滑油压力与转速对应关系；步骤三：对冲转参数进行记录；步骤四：对润滑油系统进行泵切换试验、机组带负荷过程暖机试验；步骤五：进行汽门严密性试验和超速试验；步骤六：汽轮机高中压缸温态启动；步骤七：汽轮机高中压缸热态启动；步骤八：汽轮机高中压缸极热态启动；步骤九：机组带负荷试验；步骤十：机组各阶段振动数据记录；步骤十一：滑参数停机试验。
本发明步骤二中，一、辅助设备及系统投入调试的具体过程为：
(1)投入循环冷却水系统；(2)投入开、闭式冷却水系统；(3)投入厂用、仪用压缩空气系统；(4)投入锅炉补给水系统；(5)投入润滑油系统，油温27℃～40℃；(6)投入发电机风冷系统；(7)投入发电机定子内冷水系统；(8)投入发电机转子内冷水系统；(9)盘车装置要早于冲转投入运行，启动顶轴油泵，投入连续盘车，记录有关参数；轴承供油压力大于0.08MPa，顶轴油泵油压不小于9.8MPa；(10)投入EH油系统；(11)投入辅助蒸汽系统；(12)启动凝结水输送泵，向热井注水；(13)投入凝结水系统，启动凝结水泵向除氧器上水，除氧器水位正常后投入加热系统；(14)投入汽轮机轴封系统；(15)启动真空泵抽真空；(16)给水系统启动；(17)锅炉点火、汽机预暖；(18)高低压旁路投入运行；(19)锅炉升温升压；
二、汽轮机高中压缸冷态启动调试的具体过程为：
(1.1)机组挂闸条件的检查：(1.1.1)检查盘车运转情况正常；(1.1.2)检查冷段再热管道内蒸汽压力应不低于700kPa；(1.1.3)检查凝汽器中压力应不高于12.5kPa(a)；(1.1.4)确认汽轮机处于跳闸状态；(1.1.5)检查并确认高压缸第一级后汽缸内壁金属温度低于150℃；(1.1.6)确认汽机保护已试验好用并全部投入；(1.1.7)检查并确认EH油系统油压正常；(1.1.8)将各汽缸的疏水阀和导汽管上的疏水阀打开；(1.1.9)检查DEH操作画面正常，DEH在自动方式，TSI系统和报警指示正常；(1.1.10)检查ETS投入正常；(1.1.11)检查低压缸喷水减温系统正常，低缸喷水手动阀打开，高、中压缸温度及上、下缸温差正常；(1.1.12)检查主蒸汽、再热蒸汽管道及抽汽管道上的所有疏水门在开启位置；(1.1.13)检查高、低压旁路系统和自动控制系统正常；(1.1.14)检查所有监视设备、显示系统已投入正常，热工保护已全部投入；(1.1.15)检查汽机无跳闸指令，就地手动脱扣装置复位，隔膜阀上部油压正常，主汽门、调门关闭，安全装置已送电；(1.1.16)检查高压缸排汽逆止阀关闭、高排通风阀关闭；(1.1.17)主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50℃、再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50℃以上，且主蒸汽和再热蒸汽均有50℃以上过热度；
(2)主机挂闸：(2.1)主蒸汽温度应高于271℃；(2.2)检查中压主汽门缓慢全开；高压主汽门、高中压调节阀在关闭位置；(2.3)确认高压缸排汽通风阀开启，高缸排汽逆止门在关闭位置，并注意高排温度及转速的变化；(2.4)升温升压过程中要注意监视汽机缸温变化情况，防止汽机高压缸上下缸温超限；
(3)汽机冲转：(3.1)确认蒸汽品质符合要求；(3.2)确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；(3.3)高中压缸启动；(3.4)检查高压主汽门全关，高压调门用阀位限制器全开，中压主汽门全开，中压调门全关；(3.5)机组处于操作员自动方式；(3.6)确认高排通风阀开启；(3.7)确认高压输水阀及中压输水阀开启；
(3.8)机组摩擦检查：(3.8.1)进行升速率设定和目标转速设定，汽机开始升速；(3.8.2)当汽机转速大于盘车转速时，确认盘车装置应自动脱开，盘车电机自停；(3.8.3)确认汽机转速达设定值时，打闸摩检，确认中压调门关闭，汽轮机转速逐渐下降；(3.8.4)机组进行摩擦检查，就地仔细倾听汽轮机组有无摩擦声，摩擦检查期间，机组不允许停转；
(3.9)中速暖机：(3.9.1)选择升速率和目标转速为，汽机开始升速；(3.9.2)确认高压主汽门微微开启控制转速，高排通风阀保持开启，汽机转速开始上升；(3.9.3)汽机的转速依靠高压主门、中压调门控制；(3.9.4)汽机转速到达设定值时，保持该转速运行，进行汽轮机的中速暖机；(3.9.5)升速及中速暖机期间，注意维持主、再热蒸汽压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常；注意监视机组汽缸膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差、高中压转子热应力、高、中压缸排汽处金属温度、各轴承振动以及凝汽器真空在允许范围之内；
(3.10)中速暖机结束后，选择升速率和目标转速，汽机开始升速；(3.11)汽机的转速依靠高压主门控制、中压调门被锁定；(3.12)升速及中速暖机期间，注意维持主、再热蒸汽压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常；注意监视机组汽缸膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差、高中压转子热应力、高、中压缸排汽处金属温度、各轴承振动以及凝汽器真空在允许范围之内；(3.13)转速到达设定值后，进行高压主汽阀向高压调阀切换；(3.14)选择升速率和目标转速，汽机开始升速；(3.15)在汽轮机转速达设定值时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；(3.16)汽轮机转速升至设定值时，暖机并进行全面检查。
本发明步骤四中，一、泵切换试验的具体过程为：
(1)停运交流润滑油泵并投备用，检查确认主油泵运行正常，润滑油压正常；(2)交流油泵、直流油泵投入联锁，油泵试验压力表正常；(3)就地试验电磁阀开启，交流油泵联动开启并运转良好；(4)关闭交流油泵试验阀，油压表指示恢复正常，停交流油泵运行；(5)就地试验电磁阀开启，直流油泵联动开启并运转良好；(6)关闭直流油泵试验阀，油压表指示恢复正常，停直流油泵；(7)将交流润滑油泵和直流润滑油泵投入联锁备用；
二、机组带负荷过程暖机试验的具体过程为：
(1)发电机并网前及时增加燃料量，保证旁路的调节余量，维持主汽压力稳定，并网时注意控制贮水箱水位正常，并网后，维持主蒸汽压力在设定值；(2)机组并网后，DEH自动给出阀位指令，机组带5％负荷，进行初负荷暖机；(3)确认在旁路定压模式，投入发电机风冷装置；(4)暖机期间全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差各项参数在正常范围之内；(5)顺序投入低压加热器；(6)另一台小机暖机冲转备用；(7)机组负荷小于设定值时，负荷通过阀位指令进行控制，机组负荷达到设定值时，投入负荷控制回路；(8)维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于设定温度时止；(9)设定机组升负荷率，按机组冷态启动曲线锅炉升温升压，机组加负荷；(10)机组负荷设定值时确认高压疏水门自动关闭；(11)机组负荷设定值时确认中压疏水门自动关闭；(12)在机组负荷达到设定值后，按从低到高的顺序依次投入高压加热器运行；(13)在机组负荷达到设定值后，除氧器汽源切为四抽。(14)机组负荷至25％以上，运行一段时间后降负荷、将发电机解列，机组进行汽门严密性试验和超速试验。
本发明步骤五中，一、汽门严密性试验的具体过程为：
(1)试验条件：机组运行正常，主汽压力在额定压力50％以上；开启交流油泵，油压正常；维持机组真空在正常运行状态；发电机解列；(2)主汽门严密性试验：高、中压主汽门关闭，严密性试验开始计时，DEH根据有关参数计算出目标转速，根据能否达到目标转速，判定主汽门严密性是否合格；当试验完成，手动打闸；记录下列数据：主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、真空；(3)调门严密性试验：高、中压调门关闭，严密性试验开始计时，DEH根据有关参数计算出目标转速，根据能否达到目标转速，判定调门严密性是否合格；当试验完成，手动打闸；记录下列数据：主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、真空。
二、超速试验的具体过程为：
(1)试验条件：机组带25％额定或以上负荷运行3小时以上；发电机解列，维持汽机正常转速；喷油试验合格，汽门严密性试验合格；主汽压力在5～6MPa；主蒸汽温度：350～400℃以上；凝汽器真空应在83KPa以上，排汽温度应在52℃以下；(2)OPC 103％试验：设置目标转速为3100r/min，升速；当转速到达3090r/min时，OPC动作，高压调门和中压调门关闭，转速下降3000r/min时再开启，转速稳定在3000r/min；(3)电超速110％试验：设置目标转速3310r/min，升速，当机组转速升至3300r/min时，超速电磁阀动作，汽机跳闸；(4)机械超速试验：设置目标转速3360r/min，升速，当机组转速升至3300～3330r/min时，危急保安器动作，汽机跳闸；再次按照此步骤再做一次机械超速试验。
本发明步骤六中，汽轮机高中压缸温态启动的具体过称为：
(1)设定如下冲转参数：主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、高旁流量；(2)确认汽机已挂闸正常；(3)确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；(4)升速率设定为100r/min/min，目标转速设定为600r/min，汽机开始升速；(5)当汽机转速大于盘车转速时，盘车装置自动脱开，盘车电机自停；(6)确认汽机转速达600r/min，机组进行暖机4分钟；(7)选择升速率为100r/min/min，目标转速为2900r/min，汽机开始升速；(8)在汽轮机转速达2000r/min时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；(9)确认汽机转速达2900r/min，机组进行暖机3分钟；主汽门切换高压调门；(10)选择升速率为100r/min/min，目标转速为3000r/min，汽轮机转速升至3000r/min时，进行全面检查。
本发明步骤七中，汽轮机高中压缸热态启动的具体过称为：
(1)设定如下冲转参数：主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、高旁流量；(2)确认汽机已挂闸正常；(3)确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；(4)升速率设定为100r/min/min，目标转速设定为600r/min，汽机开始升速；(5)当汽机转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，盘车电机自停；(6)确认转速为600r/min时，暖机4分钟；(7)选择升速率为100r/min/min，目标转速为2900r/min，汽机开始升速；(8)在汽轮机转速达2000r/min时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；(9)确认汽机转速达2900r/min，机组进行暖机3分钟；主汽门切换高压调门；(10)汽轮机转速升至3000r/min时，进行全面检查。
本发明步骤八中，汽轮机高中压缸极热态启动的具体过称为：
(1)设定如下冲转参数：主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、高旁流量；(2)确认汽机已挂闸正常；(3)确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；(4)升速率设定为100r/min/min，目标转速设定为600r/min，汽机开始升速；(5)当汽机转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，盘车电机自停；(6)确认转速为600r/min时，暖机4分钟；(7)选择升速率为100r/min/min，目标转速为2900r/min，汽机开始升速；(8)在汽轮机转速达2000r/min时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；(9)确认汽机转速达2900r/min，机组进行暖机3分钟；主汽门切换高压调门；10)汽轮机转速升至3000r/min时，进行全面检查。
本发明步骤九中，机组带负荷试验的具体过称为：
(1)重新定速，并网；(2)在机组负荷达到70MW后，确认机组低压放水阀自动关闭，暖机40分钟；(3)暖机完成后以1.8MW/min的速度升负荷；(4)机组负荷150MW，将第二台汽泵并入给水系统；(5)机组负荷175MW，暖机20分钟，将辅汽汽源切至再热冷段供；(6)暖机结束后，检查机组运行平稳，以3.5MW/min的速度升负荷；(7)机组负荷达到200MW且四抽压力大于0.8MPa时，将辅汽汽源及小机汽源切至四抽，再热冷段至辅汽及小机汽源热备用；(8)机组工况稳定，在260MW负荷以下进行阀门活动性试验；(9)负荷280MW以上，根据需要做主机真空严密性试验；(10)机组负荷315MW，主汽压达到额定值，机组转入定压运行，对机组汽水系统全面检查；(11)逐渐带满负荷，全面检查、调整，使机组处于最佳运行状态；(12)甩50％和100％额定负荷试验。
本发明步骤十一中，滑参数停机试验的具体过称为：(1)在机组协调运行模式下，按正常降负荷步骤将机组的负荷降至175MW，减负荷率3～6MW/min；期间主汽压滑压运行，由24.2MPa滑至14MPa，主再热汽温度维持额定值；(2)机组负荷175MW～120MW，减负荷率1.75MW/min，机组开始滑参数停运；(3)减负荷过程中，主汽压降至11MPa，主汽温降至550℃，再热汽温降至540℃；负荷降至120MW后维持负荷稳定15分钟，期间汽温继续下降；15分钟后，主汽温降至520℃，再热汽温降至510℃；(4)减负荷过程中控制主汽压力变化率不高于0.1MPa/min，控制主汽温降率＜1.5℃/min，再热汽温降率＜2℃/min；(5)机组负荷120MW～90MW，减负荷率0.5MW/min；(6)减负荷过程中，主再热汽温继续下降，减至90MW时，主汽压降至8.7MPa，主汽温降至480℃，再热汽温降至460℃；维持负荷不变稳定120分钟，期间汽温继续下降，120分钟后，主汽温降至465℃，再热汽温降至405℃；(7)减负荷过程中，注意锅炉干湿态的转换，严密监视主机缸温、振动、胀差、轴位移、推力瓦温度这些参数在正常范围内；(8)机组负荷90MW～35MW，减负荷率1.75MW/min；(9)机组负荷减至零，汽机打闸，发电机解列；锅炉停油后MFT动作；(10)其他操作按正常停机处理。
一种燃煤机组汽轮机整套启动调试系统，其特征在于：包括空负荷和低负荷调试模块、汽轮机带负荷调试模块、168小时满负荷运行调试模块；所述的空负荷和低负荷调试模块用于在所述的方法进行过程中，进行升速、摩擦检查、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验、电气试验、并网带初负荷、阀门控制方式切换、汽门严密性试验、超速试验；所述的汽轮机带负荷调试模块用于在所述的方法进行过程中，进行加热设备投入、真空严密性试验和甩负荷试验；所述的汽轮机168小时满负荷运行调试模块用于在所述的方法进行过程中，进行全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验。
本发明与现有技术相比，具有以下优点和效果：本发明避免汽轮机整套启动调试对汽轮发电机组安全运行造成隐患，提高了燃煤机组汽轮机的使用安全性，为电厂开展汽轮机调试，提供了有益的借鉴，具有十分重要的工程应用价值。
具体实施方式
下面通过实施例对本发明作进一步的详细说明，以下实施例是对本发明的解释而本发明并不局限于以下实施例。
本发明适用于对燃煤机组汽轮机进行调试，该汽轮机为超临界、单轴、一次中间再热、两缸两排汽、空冷、抽汽凝汽式汽轮机。其特点是采用数字电液调节系统，操作简便，运行安全可靠。提供压力可调整的供热网抽汽，压力调整范围在0.245Mpa(a)至0.6Mpa(a)之间(压力低于0.36MPa时，通过抽汽管道上的抽汽阀节流实现)；也可同时提供0.9MPa或2MPa左右压力非调整的工业抽汽。高中压部分采用合缸反流结构(高压调节级为顺流结构)，低压缸采用双流反向二层缸结构。主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别到达汽轮机两侧的主汽阀和调节汽阀。并由4根挠性导汽管进入设置在高压缸的喷嘴室。4根导汽管对称地接到高中压外缸上下半各2个进汽管接口。
汽轮机本体主要技术规范：
转子临界转速见表A：
表A、转子临界转速表。
调试仪器设备及工器具见表B：
表B、调试仪器设备及工器具表。
| 序号 | 名称 | 数量 |
| 1 | 专业振动仪 | 1套 |
| 2 | 录波仪 | 1套 |
| 3 | 测温仪 | 1个 |
| 4 | 对讲机 | 1对 |
| 5 | 阀门钩 | 1个 |
| 6 | 听棒 | 1个 |
EH油系统主要设备技术规范见表C：
表C、EH油系统主要设备技术规范表。
燃煤机组汽轮机结构主要包括高中压缸采用高中压合缸、双层缸结构。整个高中压缸分为六个部分：高中压外缸是整体式，自中分面分为上半缸和下半缸，高压内缸是由上半缸和下半缸组成，中压内缸也分为上半缸和下半缸两个部分。两个低压缸都是双层缸结构，采用对称双分流结构，中部进汽，低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节方式连接。
高压缸叶片共有Ⅰ+14级，中压缸叶片共有11级，低压缸叶片共有2×6级。整个叶片通道中旋转和静止零部件，都用相当大的间隙分开，为减少漏汽，所有间隙均采用薄的汽封齿来密封，这些汽封是由合金钢制成，具有优良的磨损特性；如果在正常情况下发生摩擦，则这些密封齿将被磨去而不会损伤叶片和转轴。
高中压转子和低压转子均为整锻无中心孔的转子，整体降低了离心切应力。整个轴系(由高中压转子、低压转子和发电机转子组成)是被支撑在6个轴承上。
燃煤机组汽轮机采用数字电液调节系统(MEH)，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，除了机械液压保安装置外，增加电调装置、仪表监测系统的电气保护。小机高压抗燃油来自大机DEH的供油系统。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、MTSI、电调超速保护等组成。
汽轮机的进汽量调节通过改变调节阀的开度实现，根据主机负荷和锅炉给水量的需要，开启低压调节汽阀，两台小机并列运行时可满足主机满负荷运行所需水量。低压调节汽阀是群阀提板式结构，装于汽缸上部，属喷嘴调节。小机油动机的供油为大机EH油站提供的抗燃油，回油回至大机EH油站油箱。
超超临界机组，设置2台50％容量的汽动给水泵，不设置启动电泵。正常运行采用主机四段抽汽作为工作汽源，主机再热蒸汽冷段作为备用汽源，调试及启动汽源由辅助蒸汽系统提供，小汽轮机的排汽经过真空电动蝶阀之后排入凝汽器；四段抽汽及辅助蒸汽在小汽机入口阀前合并为一路作为小汽机的低压汽源，再热蒸汽冷段作为小汽机的高压汽源。
锅炉给水泵为节段式多级泵，该泵为卧室、多级、双壳体、中心支撑形式。汽泵主要由泵壳体、轴、叶轮、导叶、轴向力平衡装置、轴封和轴承等部件组成。
汽动给水泵的出口管道上装有止回阀和电动闸阀，止回阀和泵出口之间的管道上装有最小流量再循环管，保证汽动给水泵能够有一最小流量流过泵体，避免造成泵的汽蚀。
本机回热加热器系统是利用汽轮机抽汽来加热进入锅炉之前的给水，一方面减少了汽轮机排汽即减少了能源损失，另一方面给水温度的提高减少了锅炉换热的不可逆传热损失，因此回热循环提高了机组循环热效率。
本机主要由高压加热器、低压加热器、凝结水管道、给水管道、正常疏水管道、危急疏水管道等设备组成。
超超临界机组，每台机组有七段非调整抽汽供回热加热器，供给除氧器1台，高加3台，低加3台共有七台。高、低压加热器均为卧式加热器，其中，高压缸一级抽汽(包括高说压缸排汽)供1号高加、高压缸排汽(冷端)抽汽供2号高加，中压缸三段抽汽供3号高加，中压缸四段抽汽供除氧器，五段抽汽供5号低加，六段抽汽供6号低加，七段抽汽供号低加，7号低加疏水流入凝汽器热井。
高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，即从较高压力的加热器排到较低压力的加热器，直至排到除氧器。各级高加疏水均设一事故疏水旁路分别接至事故疏水扩容器，事故疏水扩容器疏水到凝汽器，用于启动和事故状态下的疏水。5号、6号、7号低加疏水采用逐级串联疏水方式，流入到凝汽器热井。
一种燃煤机组汽轮机整套启动调试系统，包括空负荷和低负荷调试模块、汽轮机带负荷调试模块、168小时满负荷运行调试模块。
所述的空负荷和低负荷调试模块用于在燃煤机组汽轮机整套启动调试方法进行过程中，进行升速、摩擦检查、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验、电气试验、并网带初负荷、阀门控制方式切换、汽门严密性试验、超速试验；
所述的汽轮机带负荷调试模块用于在燃煤机组汽轮机整套启动调试方法进行过程中，进行加热设备投入、真空严密性试验和甩负荷试验；
所述的汽轮机168小时满负荷运行调试模块用于在燃煤机组汽轮机整套启动调试方法进行过程中，进行全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验。
一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，包括以下步骤:
步骤一：对汽轮机整套启动调试热工信号及联锁保护试验传动完成后，对系统试运条件检查确认，判断是否满足预设的条件，若是，则进行后续的步骤。系统试运条件检查确认表如表1所示：
表1、系统试运条件检查确认表。
步骤二：辅助设备及系统投入调试，汽轮机高中压缸冷态启动调试，记录润滑油压力与转速对应关系。辅助设备及系统投入调试检查确认表如表2所示，汽轮机高中压缸冷态启动调试检查确认表如表3所示，滑油压力与转速对应关系表如表4所示。
表2、辅助设备及系统投入调试检查确认表。
表3、汽轮机高中压缸冷态启动调试检查确认表。
表4、滑油压力与转速对应关系表。
步骤三：对冲转参数进行记录，冲转参数记录表如表5所示。
表5、冲转参数记录表。
步骤四：对润滑油系统进行泵切换试验、机组带负荷过程暖机试验。泵切换试验检查确认表如表6所示，机组带负荷过程暖机试验检查确认表如表7所示。
表6、泵切换试验检查确认表。
表7、机组带负荷过程暖机试验检查确认表。
步骤五：进行汽门严密性试验和超速试验，汽门严密性试验检查确认表如表8所示，超速试验检查确认表如表9所示。
表8、汽门严密性试验检查确认表。
表9、超速试验检查确认表。
步骤六：汽轮机高中压缸温态启动，汽轮机高中压缸温态启动检查确认表如表10所示。
表10、汽轮机高中压缸温态启动检查确认表。
步骤七：汽轮机高中压缸热态启动，汽轮机高中压缸热态启动检查确认表如表11所示。
表11、汽轮机高中压缸热态启动检查确认表。
步骤八：汽轮机高中压缸极热态启动，汽轮机高中压缸极热态启动检查确认表如表12所示。
表12、汽轮机高中压缸极热态启动检查确认表。
步骤九：机组带负荷试验，机组带负荷试验检查确认表如表13所示。
表13、机组带负荷试验检查确认表。
步骤十：机组各阶段振动数据记录，机组各阶段振动数据记录表如表14所示。
表14、机组各阶段振动数据记录表。
步骤十一：滑参数停机试验，滑参数停机试验检查确认表如表14所示。
表14、滑参数停机试验检查确认表。
对燃煤机组进行联合检查，判断是否满足预设的吹管条件。若是，则进行上述燃煤机组汽轮机整套启动调试方法；若否，则可停止燃煤机组汽轮机整套启动调试方法。吹管条件包括工作场所条件、投运公用系统条件、锅炉侧条件、汽机侧条件、临时管路系统条件和仪控侧条件中的一种或多种。
一、工作场所条件具体包括:
1、与尚在继续施工的现场及有关系统之间已有可靠的隔离；临时管道周围已设置明显的警戒线和警示牌，并安排专人值守，禁止人员靠近；
2、妨碍通行和有着火危险的脚手架及障碍已拆除；锅炉房杂物清理干净；沟道盖板、梯子、平台拦杆齐全，地面平整清洁，工作人员能安全通行；具备充足可靠的照明、通风及消防设施，消防通道畅通，锅炉房电梯投用；
3、临时管路支吊架和限制滑块安装合理坚固，并不妨碍管道的热膨胀；
二、投运公用系统条件具体包括:
1、厂用电系统(厂用动力电源、事故电源和照明电源)、取水系统、循环水系统、闭式冷却水系统和工业水系统试运转结束并投运；取样(炉水、给水、凝结水)、试运转结束并投运；仪用压缩空气系统、输灰压缩空气系统、输煤系统试运转结束并投运；
2、辅助蒸汽系统(辅助蒸汽至除氧器加热、辅汽至轴封、辅助蒸汽至空预器吹灰、辅助蒸汽至磨煤机灭火蒸汽等)、消防系统和空调暖通系统试运转结束并投运；
三、锅炉侧条件具体包括:
1、锅炉酸洗已结束、锅炉启动系统调试已结束并具备投运条件，烟风系统分系统调试已结束并具备投运条件；炉前点火油系统，其管道应用蒸汽吹扫干净，且油循环已结束，油枪工作正常；微油系统调试结束，可以投运，四套制粉系统、给煤系统具备投运条件；
2、汽水系统疏水、放空气各阀门已调试结束，疏水扩容器及机组排水槽等系统已调试结束，具备投运条件；炉底密封、干式除渣系统、渣仓等安装结束，验收合格，可以正常投用；输灰系统试运结束，可以正常投用；电除尘器的安装、保温工作结束，验收合格；电除尘器的升压、振打试验合格，电除尘振打可以投运；电除尘器灰斗加热装置安装完毕，检查验收合格可投运；吹灰器及脱硝吹灰全部在退出位置，空预器吹灰可以连续投用；各系统的管道、阀门、挡板等调试和保温工作已完成，各人孔门、看火孔、检查孔门等完整良好，所有阀门、挡板开关灵活，指示正确；烟温探针和火焰电视监视系统均调试完毕，可以投用。
四、汽机侧条件具体包括:
凝结水系统可投用，补水系统(包括除盐水箱、凝补水泵及系统)可投用，两台汽动给水泵组(包括主泵及前置泵)、小机及相关系统和给水管道阀门系统可投用；除氧器可投用，凝汽器可投用，各贮水箱、凝汽器热井系统可投用；真空系统具备投用条件，汽机轴封系统具备投用条件；汽机油系统正常、盘车试转合格，盘车具备投用条件；汽机侧疏水系统、汽机房污水和污油排放系统可投用；化学监督用取样装置已装好，具备投用条件。
五、仪控侧条件主要包括:
1、Fsss(FurnaCesafetysuperVISIOnsystem，锅炉炉膛安全监控系统)系统:静态试验合格，包括炉膛吹扫条件的试验、MFT(MainFuelTrip，主燃烧跳闸)试验及MFT后的联动试验、燃油OFT(011FuelTrip，油燃料跳闸)试验及OFT后的联动试验、燃油泄漏试验这些试验合格。2、scs(SequenCecontrOIsystem，顺序控制系统)系统:各辅机的顺控及联锁、保护试验合格。3、Mcs(mainContrOIStation，主控站)系统:燃油控制，炉膛压力控制，贮水箱、热井、除氧器水位控制等均可投用；DAS(室分测试点)系统:参与冲管过程控制的参数指示(水冷壁中间集箱、上部水冷壁出口、汽水分离器筒体、过热器、再热器壁面温度等)、风烟系统测点、制粉系统测点等相关热工测点应投用。4、sOE(SequenCeofEvent，事件顺序记录系统)系统:与投运辅机及系统相关的，及MFT信号中除汽机、发电机外的所有SOE记录功能已具备投用条件。5、所有投运设备和系统的联锁、保护投入，定值整定正确；Dcs(D1StributedcontrOIsystem，分布式控制系统)中试验数据报表采集功能。6、调试完毕，采集记录表已做好，并确认能正常工作。
此外，需要说明的是，本说明书中所描述的具体实施例，其零、部件的形状、所取名称等可以不同，本说明书中所描述的以上内容仅仅是对本发明结构所作的举例说明。
Claims (9)
1.一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤一：对汽轮机整套启动调试热工信号及联锁保护试验传动完成后,对系统试运条件检查确认，判断是否满足预设的条件，若是，则进行后续的步骤；
步骤二：辅助设备及系统投入调试，汽轮机高中压缸冷态启动调试，记录润滑油压力与转速对应关系；
步骤三：对冲转参数进行记录；
步骤四：对润滑油系统进行泵切换试验、机组带负荷过程暖机试验；
步骤五：进行汽门严密性试验和超速试验；
步骤六：汽轮机高中压缸温态启动；
步骤七：汽轮机高中压缸热态启动；
步骤八：汽轮机高中压缸极热态启动；
步骤九：机组带负荷试验；
步骤十：机组各阶段振动数据记录；
步骤十一：滑参数停机试验；
步骤二中：
一、辅助设备及系统投入调试的具体过程为：
（1）投入循环冷却水系统；
（2）投入开、闭式冷却水系统；
（3）投入厂用、仪用压缩空气系统；
（4）投入锅炉补给水系统；
（5）投入润滑油系统, 油温27℃～40℃；
（6）投入发电机风冷系统；
（7）投入发电机定子内冷水系统；
（8）投入发电机转子内冷水系统；
（9）盘车装置要早于冲转投入运行，启动顶轴油泵，投入连续盘车，记录有关参数；轴承供油压力大于0.08MPa，顶轴油泵油压不小于9.8MPa；
（10）投入EH油系统；
（11）投入辅助蒸汽系统；
（12）启动凝结水输送泵，向热井注水；
（13）投入凝结水系统，启动凝结水输送泵向除氧器上水，除氧器水位正常后投入加热系统；
（14）投入汽轮机轴封系统；
（15）启动真空泵抽真空；
（16）给水系统启动；
（17）锅炉点火、汽轮机预暖；
（18）高低压旁路投入运行；
（19）锅炉升温升压；
二、汽轮机高中压缸冷态启动调试的具体过程为：
（1）机组挂闸条件的检查：
（1.1）检查盘车运转情况正常；
（1.2）检查冷段再热管道内蒸汽压力应不低于700kPa；
（1.3）检查凝汽器中压力应不高于12.5kPa（a）；
（1.4）确认汽轮机处于跳闸状态；
（1.5）检查并确认高压缸第一级后汽缸内壁金属温度低于150℃；
（1.6）确认汽轮机保护已试验好用并全部投入；
（1.7）检查并确认EH油系统油压正常；
（1.8）将各汽缸的疏水门和导汽管上的疏水门打开；
（1.9）检查DEH操作画面正常，DEH在自动方式，TSI系统和报警指示正常；
（1.10）检查ETS投入正常；
（1.11）检查低压缸喷水减温系统正常，低压缸喷水手动阀打开，高、中压缸温度及上、下缸温差正常；
（1.12）检查主蒸汽、再热蒸汽管道及抽汽管道上的所有疏水门在开启位置；
（1.13）检查高、低压旁路系统和自动控制系统正常；
（1.14）检查所有监视设备、显示系统已投入正常，热工保护已全部投入；
（1.15）检查汽轮机无跳闸指令，就地手动脱扣装置复位，隔膜阀上部油压正常，主汽门、调节阀关闭，安全装置已送电；
（1.16）检查高压缸排汽逆止阀关闭、高压缸排汽通风阀关闭；
（1.17）主蒸汽温度大于高压主汽门阀壳温度50℃、再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50℃以上，且主蒸汽和再热蒸汽均有50℃以上过热度；
（2）主机挂闸：
（2.1）主蒸汽温度应高于271℃；
（2.2）检查中压主汽门缓慢全开；高压主汽门、高中压调节阀在关闭位置；
（2.3）确认高压缸排汽通风阀开启，高压缸排汽逆止门在关闭位置，并注意高排温度及转速的变化；
（2.4）升温升压过程中要注意监视汽轮机缸温变化情况，防止汽轮机高压缸上下缸温超限；
（3）汽轮机冲转：
（3.1）确认蒸汽品质符合要求；
（3.2）确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；
（3.3）高中压缸启动；
（3.4）检查高压主汽门全关，高压调节阀用阀位限制器全开，中压主汽门全开，中压调节阀全关；
（3.5）机组处于操作员自动方式；
（3.6）确认高压缸排汽通风阀开启；
（3.7）确认高压疏水门及中压疏水门开启；
（3.8）机组摩擦检查：
（3.8.1）进行升速率设定和目标转速设定，汽轮机开始升速；
（3.8.2）当汽轮机转速大于盘车转速时，确认盘车装置应自动脱开，盘车电机自停；
（3.8.3）确认汽轮机转速达设定值时，打闸摩擦检查，确认中压调节阀关闭，汽轮机转速逐渐下降；
（3.8.4）机组进行摩擦检查，就地仔细倾听汽轮机组有无摩擦声，摩擦检查期间，机组不允许停转；
（3.9）中速暖机：
（3.9.1）选择升速率和目标转速，汽轮机开始升速；
（3.9.2）确认高压主汽门微微开启控制转速，高压缸排汽通风阀保持开启，汽轮机转速开始上升；
（3.9.3）汽轮机的转速依靠高压主汽门、中压调节阀控制；
（3.9.4）汽轮机转速到达第一设定值时，保持该转速运行，进行汽轮机的中速暖机；
（3.9.5）升速及中速暖机期间，注意维持主、再热蒸汽压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常；注意监视机组汽缸膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差、高中压转子热应力、高、中压缸排汽处金属温度、各轴承振动以及凝汽器真空在允许范围之内；
（3.10 ）中速暖机结束后，选择升速率和目标转速，汽轮机开始升速；
（3.11）汽轮机的转速依靠高压主汽门控制、中压调节阀被锁定；
（3.12 ）升速及中速暖机期间，注意维持主、再热蒸汽压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常；注意监视机组汽缸膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差、高中压转子热应力、高、中压缸排汽处金属温度、各轴承振动以及凝汽器真空在允许范围之内；
（3.13 ）转速到达第二设定值后，进行高压主汽门向高压调节阀切换；
（3.14）选择升速率和目标转速，汽轮机开始升速；
（3.15）在汽轮机转速达第三设定值时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；
（3.16 ）汽轮机转速升至第四设定值时，暖机并进行全面检查。
2.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤四中，一、泵切换试验的具体过程为：
（1）停运交流润滑油泵并投备用，检查确认主油泵运行正常，润滑油压正常；
（2）交流润滑油泵、直流润滑油泵投入联锁，油泵试验压力表正常；
（3）就地试验电磁阀开启，交流润滑油泵联动开启并运转良好；
（4）关闭交流润滑油泵试验阀，油压表指示恢复正常，停交流润滑油泵运行；
（5）就地试验电磁阀开启，直流润滑油泵联动开启并运转良好；
（6）关闭直流润滑油泵试验阀，油压表指示恢复正常，停直流润滑油泵；
（7）将交流润滑油泵和直流润滑油泵投入联锁备用；
二、机组带负荷过程暖机试验的具体过程为：
（1）发电机并网前及时增加燃料量，保证旁路的调节余量，维持主汽压力稳定，并网时注意控制贮水箱水位正常，并网后，维持主蒸汽压力在设定值；
（2）机组并网后，DEH自动给出阀位指令，机组带5%负荷，进行初负荷暖机；
（3）确认在旁路定压模式，投入发电机风冷装置；
（4）暖机期间全面检查汽轮机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差各项参数在正常范围之内；
（5）顺序投入低压加热器；
（6）另一台小机暖机冲转备用；
（7）机组负荷小于设定值时，负荷通过阀位指令进行控制，机组负荷达到设定值时，投入负荷控制回路；
（8）维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于设定温度时止；
（9）设定机组升负荷率，按机组冷态启动曲线锅炉升温升压，机组加负荷；
（10）机组负荷设定值时确认高压疏水门自动关闭；
（11）机组负荷设定值时确认中压疏水门自动关闭；
（12）在机组负荷达到设定值后，按从低到高的顺序依次投入高压加热器运行；
（13）在机组负荷达到设定值后，除氧器汽源切为四抽；
（14）机组负荷至25%以上，运行一段时间后降负荷、将发电机解列，机组进行汽门严密性试验和超速试验。
3.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤五中，一、汽门严密性试验的具体过程为：
（1）试验条件：机组运行正常，主汽压力在额定压力50%以上；开启交流润滑油泵，油压正常；维持机组真空在正常运行状态；发电机解列；
（2）主汽门严密性试验：高、中压主汽门关闭，严密性试验开始计时，DEH根据有关参数计算出目标转速，根据能否达到目标转速，判定主汽门严密性是否合格；当试验完成，手动打闸；记录下列数据：主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、真空；
（3）调节阀严密性试验：高、中压调节阀关闭，严密性试验开始计时，DEH根据有关参数计算出目标转速，根据能否达到目标转速，判定调节阀严密性是否合格；当试验完成，手动打闸；记录下列数据：主汽压、主汽温、再热汽压、再热汽温、真空；
二、超速试验的具体过程为：
（1）试验条件：机组带25%以上额定负荷运行3小时以上；发电机解列，维持汽轮机正常转速；喷油试验合格，汽门严密性试验合格；主汽压力在5～6MPa；主蒸汽温度：350～400℃以上；凝汽器真空应在83KPa以上，排汽温度应在52℃以下；
（2）OPC 103%试验：设置目标转速为3100r/min，升速；当转速到达3090r/min时，OPC动作，高压调节阀和中压调节阀关闭，转速下降到3000r/min时再开启，转速稳定在3000 r/min；
（3）电超速110％试验：设置目标转速3310r/min，升速，当机组转速升至3300r/min时，超速电磁阀动作，汽轮机跳闸；
（4）机械超速试验：设置目标转速3360r/min，升速，当机组转速升至3300～3330r/min时，危急保安器动作，汽轮机跳闸；再次按照此步骤再做一次机械超速试验。
4.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤六中，汽轮机高中压缸温态启动的具体过程为：
（1）设定如下冲转参数：主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、高旁流量；
（2）确认汽轮机已挂闸正常；
（3）确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；
（4）升速率设定为100r／min/min，目标转速设定为600r／min，汽轮机开始升速；
（5）当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车装置自动脱开，盘车电机自停；
（6）确认汽轮机转速达600r／min，机组进行暖机4分钟；
（7）选择升速率为100r／min/min，目标转速为2900r／min，汽轮机开始升速；
（8）在汽轮机转速达2000r／min时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；
（9）确认汽轮机转速达2900r／min，机组进行暖机3分钟；高压主汽门切换高压调节阀；
（10）选择升速率为100r／min/min，目标转速为3000r／min，汽轮机转速升至3000r/min时，进行全面检查。
5.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤七中，汽轮机高中压缸热态启动的具体过程为：
（1）设定如下冲转参数：主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、高旁流量；
（2）确认汽轮机已挂闸正常；
（3）确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；
（4）升速率设定为100r／min/min，目标转速设定为600r／min，汽轮机开始升速；
（5）当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，盘车电机自停；
（6）确认转速为600r／min时，暖机4分钟；
（7）选择升速率为100r／min/min，目标转速为2900r／min，汽轮机开始升速；
（8）在汽轮机转速达2000r／min时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；
（9）确认汽轮机转速达2900r／min，机组进行暖机3分钟；高压主汽门切换高压调节阀；
（10） 汽轮机转速升至3000r/min时，进行全面检查。
6.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤八中，汽轮机高中压缸极热态启动的具体过程为：
（1）设定如下冲转参数：主汽压力、主汽温度、再热汽压力、再热汽温度、高旁流量；
（2）确认汽轮机已挂闸正常；
（3）确认旁路运行正常，旁路控制为定压模式；
（4）升速率设定为100r／min/min，目标转速设定为600r／min，汽轮机开始升速；
（5）当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，盘车电机自停；
（6）确认转速为600r／min时，暖机4分钟；
（7）选择升速率为100r／min/min，目标转速为2900r／min，汽轮机开始升速；
（8）在汽轮机转速达2000r／min时，检查确认顶轴油泵自动停止；在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承金属温度、振动、回油温度正常；
（9）确认汽轮机转速达2900r／min，机组进行暖机3分钟；高压主汽门切换高压调节阀；
（10）汽轮机转速升至3000r/min时，进行全面检查。
7.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤九中，
机组带负荷试验的具体过程为：
（1）重新定速，并网；
（2）在机组负荷达到70MW后，确认机组低压放水阀自动关闭，暖机40分钟；
（3）暖机完成后以1.8MW/min的速度升负荷；
（4）机组负荷150MW，将汽泵并入给水系统；
（5）机组负荷175MW，暖机20分钟，将辅汽汽源切至再热冷段供；
（6）暖机结束后，检查机组运行平稳，以3.5MW/min的速度升负荷；
（7）机组负荷达到200MW且四抽压力大于0.8MPa时，将辅汽汽源及小机汽源切至四抽，再热冷段至辅汽及小机汽源热备用；
（8）机组工况稳定，在260MW负荷以下进行阀门活动性试验；
（9）负荷280MW以上，根据需要做主机真空严密性试验；
（10）机组负荷315MW，主汽压达到额定值，机组转入定压运行，对机组汽水系统全面检查；
（11）逐渐带满负荷，全面检查、调整，使机组处于最佳运行状态；
（12）甩50%和100%额定负荷试验。
8.根据权利要求1所述的燃煤机组汽轮机整套启动调试方法，其特征在于：步骤十一中，滑参数停机试验的具体过程为：
（1）在机组协调运行模式下，按正常降负荷步骤将机组的负荷降至175MW，减负荷率3～6MW/min；期间主汽压滑压运行，由24.2MPa滑至14MPa，主蒸汽、再热蒸汽维持额定值；
（2）机组负荷175MW～120MW，减负荷率1.75MW/min,机组开始滑参数停运；
（3）减负荷过程中，主汽压降至11MPa,主汽温降至550℃，再热汽温降至540℃；负荷降至120MW后维持负荷稳定15分钟，期间汽温继续下降；15分钟后，主汽温降至520℃，再热汽温降至510℃；
（4）减负荷过程中控制主汽压力变化率不高于0.1MPa/min，控制主汽温降率＜1.5℃/min，再热汽温降率＜2℃/min；
（5）机组负荷120MW～90MW，减负荷率0.5MW/min；
（6）减负荷过程中，主蒸汽、再热蒸汽温度继续下降，减至90MW时，主汽压降至8.7MPa，主汽温降至480℃，再热汽温降至460℃；维持负荷不变稳定120分钟，期间汽温继续下降，120分钟后，主汽温降至465℃，再热汽温降至405℃；
（7）减负荷过程中，注意锅炉干湿态的转换，严密监视主机缸温、振动、胀差、轴位移、推力瓦温度这些参数在正常范围内；
（8）机组负荷90MW～35MW，减负荷率1.75MW/min；
（9）机组负荷减至零，汽轮机打闸，发电机解列；锅炉停油后MFT动作；
（10）其他操作按正常停机处理。
9.一种燃煤机组汽轮机整套启动调试系统，其特征在于：包括空负荷和低负荷调试模块、汽轮机带负荷调试模块、168小时满负荷运行调试模块；
所述的空负荷和低负荷调试模块用于在权利要求1-8任一权利要求所述的方法进行过程中，进行升速、摩擦检查、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验、电气试验、并网带初负荷、阀门控制方式切换、汽门严密性试验、超速试验；
所述的汽轮机带负荷调试模块用于在权利要求1-8任一权利要求所述的方法进行过程中，进行加热设备投入、真空严密性试验和甩负荷试验；
所述的汽轮机168小时满负荷运行调试模块用于在权利要求1-8任一权利要求所述的方法进行过程中，进行全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610605480.3A CN106224018B (zh) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | 一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610605480.3A CN106224018B (zh) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | 一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106224018A CN106224018A (zh) | 2016-12-14 |
| CN106224018B true CN106224018B (zh) | 2018-05-29 |
Family
ID=57533367
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610605480.3A Active CN106224018B (zh) | 2016-07-26 | 2016-07-26 | 一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106224018B (zh) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110131002B (zh) * | 2018-02-09 | 2021-08-06 | 上海明华电力科技有限公司 | 基于环保目标的亚临界机组高中压缸联合启动控制方法 |
| CN108561868B (zh) * | 2018-04-18 | 2020-01-14 | 国网天津市电力公司电力科学研究院 | 燃气-蒸汽机组调试吹管期间余热锅炉内壁的冷却方法 |
| CN108678814A (zh) * | 2018-05-14 | 2018-10-19 | 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 | 汽轮机顺控启动方法 |
| CN109539232A (zh) * | 2018-10-24 | 2019-03-29 | 大唐陕西发电有限公司 | 一种机组启动时的上水方法 |
| CN109356675B (zh) * | 2018-12-13 | 2021-10-22 | 浙江医药高等专科学校 | 给水泵汽轮机自动启动控制方法 |
| CN110159363B (zh) * | 2019-06-26 | 2023-10-27 | 国能龙源蓝天节能技术有限公司 | 拖动异步发电机的低压汽轮机带负荷启动的控制方法 |
| CN111764973B (zh) * | 2020-05-18 | 2023-03-14 | 张选 | 一种汽轮机深度滑停方法 |
| CN112012803B (zh) * | 2020-07-29 | 2023-08-18 | 陕西北元化工集团股份有限公司 | 一种汽轮机优化启动的操作方法 |
| CN112065513B (zh) * | 2020-08-20 | 2022-06-28 | 中广核太阳能德令哈有限公司 | 槽式太阳能光热电站汽轮机温态启动控制方法 |
| CN112502793B (zh) * | 2020-11-29 | 2023-06-02 | 国网辽宁省电力有限公司电力科学研究院 | 发电厂汽轮机专业分系统调试计划调试方法 |
| CN112664283B (zh) * | 2020-12-23 | 2023-03-28 | 上海电气电站设备有限公司 | 汽轮机自启停顺控方法、超超临界汽轮机机组及其方法 |
| CN112761738B (zh) * | 2021-02-08 | 2022-12-23 | 浙江浙能技术研究院有限公司 | 一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法 |
| CN113063599B (zh) * | 2021-03-31 | 2024-02-06 | 西安热工研究院有限公司 | 一种检验火电机组汽轮机重要油系统应急启动可靠性试验的方法 |
| CN113281988B (zh) * | 2021-03-31 | 2022-08-12 | 华电电力科学研究院有限公司 | 一种双轴联合循环机组汽机发电机一次调频控制方法 |
| CN113359886B (zh) * | 2021-05-26 | 2022-11-11 | 华能国际电力股份有限公司上海石洞口第一电厂 | 低负荷时段供热蒸汽压力调节方法、设备、控制器及介质 |
| CN113803284B (zh) * | 2021-07-28 | 2023-07-04 | 华能苏州热电有限责任公司 | 一种电厂锅炉的汽动引风机热态启动方法和设备 |
| CN113356943A (zh) * | 2021-07-30 | 2021-09-07 | 中国电建集团河南工程有限公司 | 一种生物质、垃圾发电机组主机调试方法 |
| CN114412588B (zh) * | 2021-12-01 | 2023-08-29 | 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 | 核电汽轮机快速起动热应力作用下的寿命在役监控方法 |
| CN114396319B (zh) * | 2021-12-01 | 2023-11-24 | 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司 | 核电汽轮机的功率下降与应力腐蚀强度安全监控方法 |
| CN114934828B (zh) * | 2022-05-13 | 2023-08-22 | 华电电力科学研究院有限公司 | 基于超临界再热型双抽供热背压机组系统的投入运行方法 |
| CN114876591B (zh) * | 2022-06-20 | 2024-01-23 | 华能山东石岛湾核电有限公司 | 汽轮机暖机辅助系统与方法 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPH0232442B2 (ja) * | 1982-03-11 | 1990-07-20 | Tokyo Shibaura Electric Co | Jokitaabinnokidohoho |
| JPS5918211A (ja) * | 1982-07-21 | 1984-01-30 | Toshiba Corp | 蒸気タ−ビンの起動制御方法 |
-
2016
- 2016-07-26 CN CN201610605480.3A patent/CN106224018B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106224018A (zh) | 2016-12-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106224018B (zh) | 一种燃煤机组汽轮机整套启动调试方法及系统 | |
| CN106401666B (zh) | 燃煤机组eh油及汽轮机调节保安系统调试方法及系统 | |
| CN103382860B (zh) | 汽轮机发电供热系统控制方法 | |
| US3965675A (en) | Combined cycle electric power plant and a heat recovery steam generator having improved boiler feed pump flow control | |
| JP3800384B2 (ja) | コンバインド発電設備 | |
| CN108999653B (zh) | 一种可调整抽汽式汽轮机用轴封装置及其工作方法 | |
| JP2000161014A5 (zh) | ||
| CN103953915B (zh) | 高压加热器回收二次再热锅炉启动疏水工质和热量的方法 | |
| CN105157047A (zh) | 1045mw超超临界燃煤机组锅炉吹管调试方法和系统 | |
| CN108049917B (zh) | 一种基于单螺杆膨胀机的无储液罐撬装式有机朗肯循环发电系统 | |
| KR20130139326A (ko) | 화력 발전소 설비에서 가열 증기 추기 설비의 개조 | |
| US9677430B2 (en) | Combined cycle power plant | |
| Valamin et al. | The cogeneration steam turbine of the T-63/76-8.8 type for a series of PGU-300 combined cycle power plants | |
| Valamin et al. | Cogeneration turbine unit with a new T-295/335-23.5 steam turbine | |
| Fiala | First commercial supercritical-pressure steam-electric generating unit for philo plant | |
| Harlow | Engineering the Eddystone Plant for 5000-lb 1200-deg steam | |
| Barinberg et al. | The T-53/67-8.0 cogeneration steam turbine for the PGU-230 combined-cycle plant at the Minsk TETs-3 cogeneration station | |
| JAMISON et al. | 8.33 Power Plant Controls: Cogeneration and Combined Cycle | |
| Pankov et al. | Methods to combat the causes of damage to the steam-forming pipes of the low-pressure circuit in CCPP heat recovery steam generators | |
| Warren et al. | Advanced Technology Combustion Turbines in Combined-Cycle Applications | |
| Radin | Mastering the pilot domestic binary combined-cycle plants | |
| Leis et al. | Medway: a high-efficiency combined cycle power plant design | |
| Leis et al. | Medway: A High-Efficiency Combined Cycle Power Plant Design | |
| Gutiérrez et al. | Residual heat to power generation in a compression station of Enagas (Spain) | |
| Yinhui et al. | Corrosion Cause Analysis of Electric Feedwater Pump Motor Shaft in Nuclear Power Plants and Relevant Corrective Actions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information | ||
| CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Zhang Shilong Inventor after: Luo Cheng Inventor after: Yu Qiyun Inventor after: Pang Le Inventor after: Li Peng Inventor after: Wang Bin Inventor after: Zhang Jiawei Inventor after: Chai Baotong Inventor after: Guo Ronghe Inventor before: Zhang Shilong Inventor before: Yu Qiyun Inventor before: Pang Le Inventor before: Li Peng Inventor before: Wang Bin Inventor before: Zhang Jiawei Inventor before: Chai Baotong Inventor before: Guo Ronghe |
|
| CP03 | Change of name, title or address | ||
| CP03 | Change of name, title or address |
Address after: No.10, Xiyuan 1st Road, Sandun Town, Xihu District, Hangzhou City, Zhejiang Province, 310012 Patentee after: HUADIAN ELECTRIC POWER RESEARCH INSTITUTE Co.,Ltd. Country or region after: China Address before: 310030 No. 10 West Garden Road, West Lake science and technology economic Park, Xihu District, Hangzhou, Zhejiang Patentee before: Huadian Electric Power Research Institute Country or region before: China |