汽轮机整套启动方案及系统运行方式.docx

五、整套启动方案及系统运行方式
1. 整套启动方案启动试运工作分首次启动、带负荷及168小时试运三个阶段进行。
1.1 首次启动，空负荷试运及试并网发电阶段
本阶段要完成汽机冲转、定速、空负荷试运及首次并网；主要目的为检查汽机及有关系统启动运行情况，重点观察轴瓦温度、轴瓦振动、轴向位移、差胀及调节系统工作性能。在上述情况正常的基础上完成各项试验工作： 
机组转速500r/min时,手动打闸，进行摩擦检查； 
机组转速2500～2880r/min时，进行危急遮断器注油试验 
机组定速后，作远方停机试验  主油泵与高低压交流油泵切换  AST在线试验  交电气完成发电机空载特性试验     
首次并网带负荷15～30MW运行3～4小时（该项试验时间安排根据现场具体情况确定）。 
解列后，锅炉逐渐提升主汽参数，作主汽门与调节汽门严密性试验 
进行机组OPC试验 
电超速（3300r/min）试验 
机械超速 (3270～3300 r/min) 试验  
测试机组惰走曲线
1.2 带负荷试运阶段机组空负荷试验结束后若无重大缺陷可重新带负荷，进行带负荷调试，如汽水品质调试，全面投入系统及设备，投入热工自动调节装置，高加投运，完成机组真空严密性试验。
1.3 168小时试运及移交试生产阶段
机组168小时试运行后移交试生产。
2. 主要系统的运行方式
2.1 辅助蒸汽系统
机组启动前及低负荷期间，辅助蒸汽联箱汽源由启动锅炉提供，压力维持在0.5～0.9MPa，温度280～350℃。机组负荷小于25%时，可改由冷再供汽，机组负荷大于80MW时，可切换至三段抽汽供给。辅汽联箱汽源改由本机供给后，应将启动锅炉供汽切除并置于热备用状态。    
2.2 除氧给水系统
启动初期除氧器采取定压运行方式，由辅助蒸汽联箱供汽。机组负荷大于50%且三段抽汽压力大于除氧器压力后可改由本机三段抽汽供给，随机组负荷滑压运行。锅炉点火前利用启动汽源对除氧器补充水及给水箱加热，当给水箱温度水温达50～80℃时，方可向锅炉上水。锅炉点火后，除氧器压力维持 0.2MPa（表压）左右，汽机带负荷后再逐渐滑压运行。三段抽汽供汽压力不能提供除氧器加热时，可根据具体情况切换至二段抽汽或辅助汽源供汽。本工程配两台全容量调速给水泵，一台运行一台备用。
2.3 汽封系统
本工程设计轴封有两路，由高压汽源和辅助汽源组成，机组启动初期由辅助汽源供汽，机组负荷大于60%后，由本机高压轴封漏汽供给，即自密封。维持轴封压力0.021MPa-0.027MPa，当母管压力高于设定值后溢流阀开启，排汽至凝汽器。机组冷态启动时，在盘车的情况下,应先抽真空后向轴封供汽；热态启动则应先向轴封供汽后抽真空。低压汽封温度维持在120~170℃。当高压缸上缸内壁温度在350℃以上启动时，如高压缸负胀差过大时，高压前汽封内挡可送主蒸汽调节，送入的高温蒸汽不能带水，且需要有30~50℃的过热度。
2.4 回热系统
试运期间，机组三台低压加热器及轴封冷却器随机投入。启动初期低负荷阶段低加疏水回凝汽器。机组带50MW负荷左右时，疏水泵投入运行。   
两台高加水侧可在锅炉上水时投入，汽侧争取在机组低负荷阶段尽早冲洗投入。高加汽侧压力达到0.8MPa左右时疏水导入除氧器。
2.5 凝结水系统
两台凝结水泵，一台运行一台备用，运行初期凝结水水质未合格前凝结水排地沟。试运中通过调节凝结水再循环门，保持凝汽器水位。水质合格后凝结水回收至除氧器。
2.6 旁路系统
高、低旁系统的作用为提高汽温和冷却锅炉再热器，以及暖管疏水用；汽机挂闸时，将高、低旁切除。
为了提高再热器温度，锅炉点火启动初期，一级减温水暂可不投，当高旁后的温度大于300℃左右时，减温水适当开启；低旁投入后，二、三级减温水必须投入运行。