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1、光热储能电站发电项目汽轮发电机组的调整启动试运行质量控制要点1.1 一般规定1.1.1 调整与试运行工作应符合下列规定: 1.1.1.1 各系统设备的安装质量，应符合设计图纸要求、制造厂技术文件及本章规定；1.1.1.2 各系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作、检修的方便； 1.1.1.3 检查、调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的要求； 1.1.1.4 吹扫或冲洗各系统至洁净，以保证机组安全经济地投入运行；1.1.1.5 提供整套设备系统交接试验的技术文件，作为生产运行的原始资料。1.1.2 汽轮发电机组的分部试运、整套启动的调试措施方案己编制完成并经批准。验收、移交及其组织机构
2、已成立并经批准；试运程序、连续满负荷运行时间等应按 DL/T 5437火电发电建设工程启动试运行及验收规程执行。1.1.3 汽轮发电机组整套启动前应完成的分部试运行工作如下: 1.1.3.1 汽水管道的吹扫和冲洗；1.1.3.2 冷却水系统通水试验和冲洗；1.1.3.3 化学水系统冲洗、充填药剂、调整试运行，并能供给足量合格的除盐水； 1.1.3.4 真空系统严密性检查； 1.1.3.5 除氧器、热交换器、蒸发器、减压装置等的检查调整； 1.1.3.6 各附属机械分部试运调整；1.1.3.7 润滑、调节和密封油系统及净化装置试运调整，油循环油质合格； 1.1.3.8 调节、保安系统静态整定和试
3、验；1.1.3.9 顶轴装置和盘车装置调整试验，校对大轴晃度指示表；1.1.3.10 抽汽止回阀与传动装置的调整试验； 1.1.3.11 汽封系统调整试运行；1.1.3.12 热工、电气有关保护、连锁装置，远方操作装置和电动、气动、液动阀的调整试验，开、闭、富余行程及开闭时间己作记录，并投运正常；1.1.3.13 中间再热机组旁路系统的调整试验；1.1.3.14 抽真空试验； 1.1.3.15 低压缸喷水试验； 1.1.3.16 发电机氢气冷却系统、绕组冷却水系统的冲洗与调整。1.2 附属机械分部试运行1.2.1 汽动、电动给水泵启动试运前应按规定进行试验或模拟试验，保护装置必须投入。1.2.
4、2 水泵和一般附属机械试运行应符合下列规定: 1.2.2.1 泵的出口压力稳定并达到设计额定值。 1.2.2.2 电动机在空载及满载工况下的电流不得超过额定值。 1.2.2.3 轴承垂直、水平、轴向振动应符合规定。1.2.2.4 轴承回油温度应符合制造厂要求，制造厂无要求时，润滑油油温为 6570，润滑脂温度不超过； 油泵油压、轴承进油回油正常，轴承无渗油。 1.2.2.5 带液力藕合器的给水泵组油压、油位应正常，工作油温及润滑油温均不应超过规定值:应避开在 2/3 水泵额定转速左右运行，冷油器工作正常，调速机构控制灵敏。1.2.2.6 各转动齿轮啮合良好，无异常音响、振动、过热现象。 1.2
5、.2.7 轴密封吸入侧应严密，各轴封可少量滴水，温度应正常。 1.2.2.8 各转动部分音响正常，泵内无冲击现象。 1.2.2.9 吸入口底阀能维持启动时需要的水位。 1.2.2.10 全调节式轴流泵在试运行过程中进行叶片角度调整试验，应符合设计要求。 1.2.2.11 试运行过程中各连锁装置应符合设计要求。1.2.3 空冷风机试运行应符合下列规定: 1.2.3.1 试运前应从风机上部起依次向下进行全面清理，清除防护网和风机上的灰尘、脏污及所有杂物。 1.2.3.2 各零部件安装正确，所有螺栓应紧固。 1.2.3.3 电动机和启动设备的接地装置应完整并符合规定。 1.2.3.4 带变频启动装置
6、的风机组应先点动变频器开关，使风机启动，确认风机旋转方向正确。 1.2.3.5 风机运行时传动轴应无显著跳动和窜动。 1.2.3.6 试运后应检查各风叶，无变形和焊缝开裂。 1.2.3.7 试运后应检查各紧固件，并进行复紧。1.3 汽水管道的吹扫和冲洗1.3.1 汽轮机的汽水管道试运前的清洗应按下列规定进行: 1.3.1.1 主汽管、主汽隔离阀旁路管、各级旁路管、再热机组冷再热汽管、热再热汽管、辅助蒸汽管等管道，用蒸汽吹扫合格。 1.3.1.2 冲洗或吹扫应结合现场特点制定专项措施，经批准后执行。 1.3.1.3 凝汽器、除氧器及其水箱、高低压给水管、主凝结水管、减温水管、给水泵机械密封水管及
7、其他有关的容器和中、低压水管等，应冲洗至水质透明、无杂质。 1.3.1.4 上述容器和水管，除用工业水进行大流量冲洗外，锅炉点 火前还应用除盐水冲洗。 1.3.1.5 炉前水管道应进行化学清洗，清洗后如 20 天内不能投入运行应采取防腐保护措施，锅炉点火前须用除盐水根据 DL/T 889化学监督导则的规定进行冲洗。 1.3.1.6 自动主汽门至高压缸、再热汽门至中压缸的导汽管等不参与蒸汽吹扫的管道在安装焊接过程中应确保内部清洁。 1.3.1.7 汽动油泵、汽动给水泵驱动汽轮机的进汽管吹扫规定与主蒸汽管道相同。 1.3.1.8 轴封蒸汽进汽管、轴封高温汽源管等，应采用主蒸汽或其他辅助汽源进行吹扫
8、，吹扫蒸汽的压力、流量和过热度应符合规定，吹扫次数不应少于 3 次；吹扫时，每两次应间隔一段时间使管道冷却；每次吹扫 5min10min，直至排汽洁净为止。 1.3.1.9 蒸汽吹扫与汽轮机连接的管道，必须采取防止汽轮机大轴弯曲的措施。 1.3.1.10 冲洗或吹扫与附属机械或辅助设备连接的管道时，应卸开进口法兰或接临时管排大气，确保杂物不落入设备内。1.3.2 机组炉前汽水系统的化学清洗工作，应按 DL/T 794化学清洗导则的规定进行。不参与化学清洗的设备、系统应有可靠隔离措施。1.4 汽轮机真空系统严密性检查1.4.1 汽轮机本体启动前对凝汽器的汽侧、低压缸的排汽部分及空负荷时处于真空状
9、态下的辅助设备与管道，应进行真空严密性检查。对水冷凝汽器机组宜采用灌水查漏的方法，直接空冷机组宜采用压缩空气气密试验和灌水查漏相结合的方法进行检查。1.4.2 真空系统灌水试验的水位高度宜在汽封洼窝以下100mm处。各抽汽管道及其他在主机启动时处于真空状态下的管道和设备均应灌水，灌水前要加装临时高位水位计。如汽缸与凝汽器柔性连接，灌水时凝汽器的加国应符合制造厂要求。直接空冷机组排汽管道及散热器采用风压进行严密性检查，排汽装置采用灌水法进行严密性检查。1.4.3 真空系统严密性检查应确认下列各部位无泄漏: 1.4.3.1 所有处于真空状态的容器、管道、阀门、法兰结合面、焊缝、堵头、插座和接头等；
10、1.4.3.2 凝汽器和加热器的水位计；1.4.3.3 凝结水泵和加热器疏水泵的格兰； 1.4.3.4 与真空系统连接的阀门、疏水器、U形水封管的外露部分； 1.4.3.5 凝汽器冷却管束及胀口、焊口； 1.4.3.6 与凝汽器连接的排汽缸接口的疏水扩容器及其他设备。1.5 汽轮机辅助设备试运行1.5.1 除氧器试运应符合下列规定: 1.5.1.1 蒸汽压力调节装置工作正常，能稳定维持除氧器压力在规定范围内； 1.5.1.2 水位调节装置工作正常，溢流装置及高低水位报警信号动作可靠，就地水位计和远方水位计指示一致； 1.5.1.3 安全门动作正确可靠、排汽畅通；1.5.1.4 当除氧器出力、进
11、入除氧器水温达到设计值时，无汽水冲击和显著振动； 1.5.1.5 在铭牌压力下正常运行时，除氧水含氧量应符合GB/T 12145火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量的规定并达到铭牌出力。1.5.2 加热器调整试运行应符合下列规定: 1.5.2.1 加热器投入前应通过事故放水管吹扫干净；1.5.2.2 给水水位稳定，各自动调节保护装置经调试工作正常，动作正确。1.5.3 真空泵试运行应符合下列规定: 1.5.3.1 启动前应确认电机与真空泵的旋转方向一致。 1.5.3.2 真空泵应有可靠的工作水源，补水管应进行单独冲洗直至水质澄清，补水管土应按设计要求安装过滤器，没有设计过滤器的在首次启动前应加装
12、临时过滤装置。 1.5.3.3 自动补水装置应灵活、可靠，采用浮球阀作为自动补水装置的真空泵，启动前应检查浮球阀动作灵活、无卡涩；采用电磁阀作为自动补水装置的真空泵，启动前应检查控制回路，电磁阀 动作、水位信号联动正常。1.5.3.4 水冷却系统能可靠投用。 1.5.3.5 真空泵启动后调整填料压盖，宜有少量水滴出而不形成流线。 1.5.3.6 真空泵运行正常后，与系统隔离，抽真空的能力应能达到制造厂的设计要求。 1.5.3.7 试运过程中应及时清理真空泵的入口滤网。 1.5.3.8 真空泵启、停时，入口阀门应联动正常。 1.5.4 供轴封蒸汽并投入轴封抽气器后，系统的真空应能保持正常运行的真
13、空值。1.6 油循环和油系统试运1.6.1 油系统的试运主要包括下列内容: 1.6.1.1 清理油箱，向油箱内注入合格油，注入的汽轮机油和抗燃油应分别符合GB 11120L-TSA 汽轮机油和DL/T 571电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则中有关新油的接受标准，并有检验证明文件； 1.6.1.2 各油泵试运行； 1.6.1.3 按有关规定及本节规定进行油系统循环冲洗；1.6.1.4 启动液压油泵进行液压油系统充压试验及严密性检查，并对系统油压进行初步调整；1.6.1.5 油系统设备连锁保护装置的试验与整定；1.6.1.6 油质合格后，恢复油系统部套，根据制造厂技术规定或合同约定，系统注入合格油
14、。 1.6.2 油循环的各个阶段应遵守下列规定: 1.6.2.1 管道系统上的仪表取样点除留下必需的油压监视点外应隔断；1.6.2.2 进入油箱与油系统的循环油应始终通过滤油机过滤； 1.6.2.3 冲洗油温宜冷热交替变化，高温宜为75左右，但不得超过80，低温为30以下，高、低温各保持lh2h，交替变温时间约lh； 1.6.2.4 循环过程中冲洗用油宜多次全部过滤，油箱内滤网应定期清理，循环完毕应再次清理；1.6.2.5 在系统初步冲洗时应将板式冷油器旁路； 1.6.2.6 油系统取样应符合GB/T 7597电力用油取样方法，化验应按 DL/T 429电力系统油质试验方法的规定执行，颗粒度检
15、测应按 DL/T 432电力用油中颗粒度污染度测量方法的规定执行。1.6.3 汽轮机润滑油系统、顶轴油系统和密封油系统，油循环冲洗应达到下列标准: 1.6.3.1 从油箱和冷油器底部放油点取油样化验，油质应透明，含水量应符合标准规定；1.6.3.2 油样颗粒度应不低于NAS7级。1.7 汽轮机启动前调节系统和自动保护装置的调整和试验1.7.1 汽轮机在首次启动前，应根据制造厂技术资料编制调节保护系统试验措施，并对调节系统各部套和自动保护装置进行调整试验。1.7.2 各自动主汽门和调节汽门的调整试验应符合下列规定: 1.7.2.1 调整试验应与热控专业配合进行；1.7.2.2 于动控制开启主汽门
16、达到最大行程，对应的执行机构的实际行程应与设计值相符； 1.7.2.3 将执行机构置于关闭位置，调整阀位变送器使其输出电压为“0”后，锁紧调整装置；4 主汽门开启行程与安全油压、主汽门油动机活塞下油压应符合制造厂要求； 1.7.2.5 带缓冲器的主汽门，其缓冲器的特性经试验应符合规定； 1.7.2.6 带活动试验装置的主汽门，其活动试验应符合规定； 1.7.2.7 调速系统的迟缓率应小于制造厂提供的保证值。1.7.3 盘车前，零转速装置和盘车装置各电磁开关应动作正确、气源畅通，油温宜接近低限值，先进行点动盘车，然后再投于动或自动盘车。1.7.4 辅助设备的蒸汽压力调整器、自动水位调节器、高低水
17、位报警器及危急泄水装置的调整试验应符合下列规定：1.7.4.1 各发送器、执行机构等有关装置应灵活、无卡涩； 1.7.4.2 压力、水位与调节控制阀的开度关系应符合设计要求；1.7.4.3 在水位升降至规定值时，带有电气接点的高低水位报警装置和危急泄水装置的电气接点应接通或断开，发出相应的报警信号并使危急泄水装置动作。1.8 汽轮发电机组启动及空负荷试运行1.8.1 汽轮机从冲转至额定转速应按下列规定进行: 1.8.1.1 运行应统一指挥、明确分工，运行操作应由合格的人员担任。 1.8.1.2 汽轮机第一次冷态启动时，冲转前应连续盘车24h以上。 1.8.1.3 汽轮机的启动参数和启动方式应符
18、合制造厂的要求，制造厂无要求时，单元式机组直采用滑参数启动，主蒸汽温度应比汽缸金属温度高50并低于额定温度，蒸汽过热度应大于50。 1.8.1.4 冲转前冷油器出口油温应大于35，真空不低于70kPa，转速升至2500r/min 以前，油温应提高至4245，真空应提高至正常值。 1.8.1.5 应启动旁路系统的各减温减压装置，启动过程中的调节方式应符合制造厂要求。1.8.1.6 冲转后宜切断汽源，在低速下迅速进行“摩擦检查”，汽轮机内动静部分、轴封、各轴承内部、发电机内部等处应无异常，并迅速升速。 1.8.1.7 法兰螺栓加热和汽缸加热装置应按规定投入并调整。1.8.1.8 机组至额定转速时，
19、顶轴油泵和高压备用油泵应退出运行。 1.8.1.9 汽轮机在启动过程中发生异常振动或达到跳机值时，必须立即紧急停机，连续盘车，测量大轴晃动的变化，并找出原因，禁止降速暖机。 1.8.1.10 汽轮发电机组通过临界转速时应平稳迅速，各轴承的振动值应符合制造厂要求，不得强行通过临界转速。 1.8.1.11 汽轮机稳定在额定转速时，机组的轴振值应符合制造厂的要求。 1.8.1.12 高压汽轮机各部分温差、差胀值以及汽缸内壁升温率应符合制造厂的要求，制造厂无要求时，高压外缸上、下缸温差不应超过50，高压内缸上、下缸温差不应超过 35。13 汽缸热膨胀，不应出现不均匀、不对称和卡涩现象。 1.8.1.1
20、4 各支持轴承、推力瓦和密封瓦的金属温度不得高于制造厂要求值。 1.8.1.15 升速过程中，应注意发电机空气或氢气温度、风压或氢压及密封油压的变化。氢、油压差应符合规定值，并及时投入空气或氢气冷却器的冷却水。空冷发电机通风系统应无漏风现象。双水内冷、水氢氢冷及全氢冷发电机的运行维护。1.8.2 汽轮机调节系统空负荷试验结果应表明调节系统的性能达到下列规定: 1.8.2.1 在机组空负荷时同步器应能使机组转速在额定转速的6% 范围内调整；1.8.2.2 在额定工况下，转速控制器引起的转速波动应小于额定转速的0.1%； 1.8.2.3 调节系统的速度变动率宜为3%6%； 1.8.2.4 调节系统
21、的迟缓率应小于0.06%；1.8.2.5 当主汽门全开，调节系统应能维持空负荷稳定运行并能用同步器顺利并网。1.9 发电机投氢及氢系统运行1.1.1 发电机排氢应符合下列规定: 1.1.1.1 在气体置换过程中，发电机内的压力应符合相关标准的规定；1.1.1.2 供氢管道必须有效隔断； 1.1.1.3 排氢时，在排气管上取样，二氧化碳含量达95%时即可停止充二氧化碳并吹扫系统死角，然后用干燥的压缩空气排出二氧化碳，直至空气含量达90%以上时，方可停止充入空气； 1.1.1.4 氢气纯度低于90%时，停用气体分析器。 1.1.2 含有氢气的发电机气体系统进行检修时，应采取措施防止工具产生火花。在
22、搬运二氧化碳容器时应使用防护用具，防止漏气处将手冻伤。1.10 空冷岛热态冲洗1.10.1 空冷岛热态冲洗应按下列规定进行: 1.10.1.1 热态冲洗宜在汽轮机冲转或带低负荷时进行； 1.10.1.2 应采用逐列冲洗方式； 1.10.1.3 冲洗时，应维持较高的冲洗流量；1.10.1.4 冲洗时，应有温度交替变化； 1.10.1.5 冬季冲洗应考虑空冷散热器的防冻；1.10.1.6 空冷散热器冲洗合格，凝结水水质满足精处理系统技运的要求。1.11 汽轮发电机组带负荷试运1.11.1 汽轮发电机组带负荷试运行前应具备下列条件: 1.11.1.1 汽轮发电机组空负荷试运行正常；1.11.1.2
23、调节系统空负荷试验合格； 1.11.1.3 主、辅机保护系统静态调试应合格，机组安全运行的保护装置已经全部投入；1.11.1.4 程序控制系统各程序经模拟试验能根据运行参数和条件投入；1.11.1.5 各项自动调节装置经调试，具备投入条件，并在启动试运过程中逐步投入；1.11.1.6 发电机电气启动试验己完成。1.11.2 汽轮机带负荷试运行中，应进行真空严密性试验，并符合下列规定:1.11.2.1 负荷稳定在额定负荷的80%以上，关闭抽空气阀，停真空泵，30s后开始每半分钟记录机组真空值一次；1.11.2.2 水冷凝汽器机组记录时间为8min ，取其中后5min的真空下降值，平均每分钟下降值
24、应小于300Pa；1.11.2.3 直接空冷机组记录时间为15min ，取其中后10min的真空下降值，平均每分钟下降值应小于200Pa。1.11.3 甩负荷试验应符合下列规定: 1.11.3.1 汽轮机甩掉负荷后，调节系统能控制转速，不致使危急遮断器跳闸，转速应迅速稳定；1.11.3.2 根据记录数据分析各部件的动态性能，应符合规定。 1.11.4 机组在正常减负荷、停机过程中，除应按制造厂的要求和为本机组制定的运行规程执行外，尚应符合下列规定: 1.11.4.1 严格控制蒸汽温降率、金属温降率和各部分温差，不得超过制造厂的要求； 1.11.4.2 严格控制差胀，不超过制造厂的要求值； 1.11.4.3 负荷或汽温大幅度摆动时，应严防水冲击、汽缸变形、动静部分摩擦引起的异常振动，必要时应破坏真空紧急停机； 1.11.4.4 停机后盘车，动静部分摩擦严重或卡住，禁止强行盘车； 1.11.4.5 按规程开闭各汽水阀门，严防蒸汽、冷空气、疏水或凝结水倒流汽缸。汽轮机各轴承在满负荷、168h试运后，宜进行一次全面检查。