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1、汽轮机启停调试安全分析汽轮机启停调试安全分析与预防与预防主讲主讲人：程贵兵人：程贵兵目录目录第第 1 1 章章 新机组调试过程总体介绍新机组调试过程总体介绍第第 2 2 章章 汽轮机首次启停调试汽轮机首次启停调试 2.2.1 1、汽轮机启动前分系统投运、汽轮机启动前分系统投运 2.2 2.2、汽轮机冲转及空负荷试验、汽轮机冲转及空负荷试验 2.3 2.3、首次冲转调试阶段中关键控制点及注意事项、首次冲转调试阶段中关键控制点及注意事项第第 3 3 章章 汽轮机带负荷调试汽轮机带负荷调试 3.13.1、机组带负荷系统投运、机组带负荷系统投运 3.2 3.2、带负荷试验、带负荷试验 3.3 3.3、
2、机组带负荷调试过程重点关注事项、机组带负荷调试过程重点关注事项第第 4 4 章章 汽轮机满负荷试运汽轮机满负荷试运 4.14.1、满负荷试运条件及要求、满负荷试运条件及要求 4.2 4.2、满负荷试验、满负荷试验 4.3 4.3、满负荷试运重点注意事项、满负荷试运重点注意事项 4.4 4.4、汽轮机典型事故处理、汽轮机典型事故处理第1章 新机组调试过程总体介绍新机组调试过程总体介绍调试工作程序调试工作程序收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料编制工程“调试大纲”中规定的汽轮机部分的“调试措施（方案）”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，制定相应的调试工作计划与质量、职业健
3、康安全和环境管理措施向参与调试的单位进行“调试措施”技术交底做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收和检查启动条件进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术报告”参建单位的分工和职责参建单位的分工和职责安装单位安装单位负责试运工作中单体试运和单机试运以及整负责试运工作中单体试运和单机试运以及整个整套启动调试阶段设备与系统的维护、检个整套启动调试阶段设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系修和消缺以及调
4、试临时设施的制作安装和系统恢复工作统恢复工作调试单位调试单位 负责机组启动调试及试运行中的技术方案制负责机组启动调试及试运行中的技术方案制定，技术指导和调整试验工作定，技术指导和调整试验工作 生产单位生产单位 负责机组启动及试运行中运行操作和事故处负责机组启动及试运行中运行操作和事故处理操作理操作 建设单位建设单位 明确参建单位的关系，建立各项工作制度，明确参建单位的关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部搞好启动调试全面组织协调协助试运指挥部搞好启动调试全面组织协调工作。工作。单体和分部试运调试条件及重点事项单体调试、单机试运单体调试、单机试运单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试
5、运是指单台辅机的试运试运前，电机轴承润滑油正常、手动盘动灵活首次启动前采取点动，以确定电机转向正确试转时，强调必须在DCS上操作，就地合开关意味单体试运不完善单体电机试运停、送电由运行单位执行，安装单位监护，首次试转电机时，测量电机绝缘应合格分系统试运分系统试运指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空负荷和带负荷调整试运热工逻辑、热工定值保护经过生产单位、调试单位的充分讨论系统试运前静态检查工作要仔细，运行系统沟通要到位就地进保护的压力开关由安装单位依据生产单位提供的定值整定且应考虑仪表的高差修正，试运前，供保护和运行显示的仪表能正常投用第2章 汽轮机首次启停调试汽轮机首次启停调试2.1
6、汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运1.补给水系统投运凝补水系统，凝汽器/凝结水箱/闭式水膨胀水箱进水；凝结水水质合格以前，隔离凝结水至凝补水箱手动门，防止凝汽器水位高联锁开启凝结水至凝补水箱电动门，从而污染凝补水；2.循环水系统投运循环水系统，定时投运凝汽器胶球清洗装置；循环水泵房以及凝汽器坑应设置有设备泄漏引起淹没泵坑的排水装置，排水能自动投入运行。3.闭式冷却水系统投运闭式水系统，调整母管压力、温度，闭式水箱补水投自动；1.闭式冷却水系统投用后，根据各辅机运行要求，适时投入闭冷水各用户；2.设计有凝结水至闭式水补水系统，需要在凝结水水质合格后，将闭式水切换至凝结水供应；3.未设计
7、闭式冷却水系统的机组，则投用工业水系统。启动启动前需前需投运系统投运系统2.1 汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运4.开式冷却水系统投运开式水系统；开式水入口电动滤水器装置投入自动；对于无开式水泵配置的机组则直接投用一组热交换器。5.辅机冷却水系统辅机冷却水系统投用；机力通风塔冷却风机启动（采用强制冷却工业冷却水系统）。6.凝结水泵及凝结水系统投运凝结水系统；机组首次启动，应对凝结水系统进行冲洗，凝结水水质合格后方可向除氧器进水；机组首次冲转及带负荷初期，凝结水水质会出现反复，对于设计有洗硅泵往除氧器直接补充除盐水系统，凝结水不回收，直接通过5号低加出口外排，没有设计洗硅泵的机组，可
8、采取便往凝汽器补水边通过5号低加出口外排形式来加强洗硅，直至凝结水水质完全合格后方可停止外排。启动前凝结水泵先投用一台，另一台按系统负荷的增加而投用机组初始启动调试阶段当凝结水水质不合格时，应根据凝汽器水位打开凝结水排放阀排放，除氧器进水由化学补给水直接供给，凝结水水质和合格后进除氧器回放（俗称：洗硅过程）在机组负荷小于25%额定负荷前辅助蒸汽系统采用启动锅炉供汽或及它汽源作辅助蒸汽（再热蒸汽冷段）在机组负荷大于25%额定负荷后，当抽汽压力大于辅助蒸汽母管压力时，辅助蒸汽改由相应压力的抽汽提供当机组事故状态时应保证辅助蒸汽至轴封汽的供汽主机及汽动给水泵汽轮机控制油系统启动启动前需前需投运系统投
9、运系统2.1 汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运7.辅助蒸汽系统投运辅助蒸汽系统，调整辅助蒸汽压力和温度；防止大幅度操作引起辅汽联箱压力大幅波动。如突然关闭供汽大用户，会造成辅汽联箱超压，安全门动作，突然开大供汽用户，会造成辅汽联箱压力迅速下降，从而影响其它设备供汽品质，严重时，对设备安全造成影响。8.主机及汽动给水泵汽轮机控制油系统调整油箱的油温，满足设备供货商要求；投用控制油装置，同时投用控制油循环过滤泵，控制油冷却系统投入自动；控制油装置启动后，可根据机组启动需要，开启装置至各用户的隔离阀。启动启动前需前需投运系统投运系统2.1 汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运启动
10、启动前需前需投运系统投运系统9.除氧器、给水系统在启动前，除氧器压力、温度由辅助蒸汽母管供汽维持，当负荷增至20%25%额定负荷后可改用抽汽加热除氧器，除氧器压力、温度随负荷滑升至额定参数启动前锅炉给水由电动给水泵供水，对配置两台汽动给水泵的机组，当负荷增至30%额定负荷时启动第一台汽动给水泵，负荷增至50%70%额定负荷时启动第二台汽动给水泵。在第二台汽动给水泵启动正常后，逐步将电动给水泵负荷转移给启动给水泵负担，然后停用电动给水泵，并使电动给水泵处于热备用状态（注：电动给水泵长期备用，泵体上下壳体温差可能会超过启动条件允许值造成泵不具备启动，为保证允许启动，要求强制该条件）对于全部配置电动
11、给水泵的机组，则按负荷要求启动电动给水泵。但应备有一台电动给水泵处于热备用状态10.高、低压加热器及抽汽系统高、低压加热器一般随机启动，但在机组首次启动时高压加热器不随机投用发电机并网带负荷后，高压加热器疏水经化学取样合格后才能回放。加热汽投用要缓慢，要充分疏水暖管，投用逐级疏水时要不能急于求成，避免管道汽水冲击引起强烈的振动在疏水水质合格后，才可将高压加热器疏水切至除氧器。往除氧器切换过程要尽量保持缓慢，避免对除氧器造成大幅度的扰动高压加热器旁路保护连锁动作正常11.润滑油、顶轴油系统及盘车装置在汽轮机启动前投用主机润滑油泵及高压密封油泵，直流事故油泵处于备用状态。在汽轮机转速达3000r/
12、min及主油泵出口压力正常后，停用主机润滑油泵和高压密封油泵，然后投自动作备用盘车前投用顶轴油泵，监测顶轴油泵出口压力及顶轴油压分配调整记录值首次启动汽轮机，转子盘车应大于24h启动启动前需前需投运系统投运系统2.1 汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运12.发电机密封油系统投用发电机密封油系统：检查密封油氢差压、排烟风机负压、真空油箱真空、密封油系统各油箱油位、空、氢侧压差（双流环密封油系统）；监视发电机消泡箱液位、发电机漏液开关状态。13.发电机冷却系统正常运行时，保证氢压，氢温，氢纯度及氢湿度符合设计要求，并氢压必须大于定子水压密封油系统运行正常，符合设计要求，并密封油压力高于氢
13、压符合设计要求；发电机冷却水系统应保证水质，导电度及进水温度符合设计要求，并定子冷却水压力小于氢压。14.汽轮机轴封系统冷态启动时，轴封汽汽源采用辅助蒸汽母管汽源。根据汽缸温度选择供汽汽源，以使供汽温度与转子金属温度相匹配。投用轴封汽源应注意保证轴封汽与转子金属温差小于110。汽轮机负荷大于25%额定负荷后，轴封用汽轮机自身蒸汽密封，此时轴封汽系统应处于热备用状态。启动启动前需前需投运系统投运系统2.1 汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运15.真空系统轴封建立后，投用真空系统。刚开始抽真空时，因系统空气量大，应开启所有真空泵，待凝汽器建立正常真空后，可根据实际情况停运12台真空泵；机
14、组启动前，确保凝汽器真空值满足汽轮机设备供货商对于机组启动的要求。16.空冷系统（1）直接空冷投用空冷风机；视环境温度控制防冻碟阀；启动真空泵，调整机组背压、监视空冷风机电流。（2）间接空冷投用循环水系统；调节冷却扇区数量，维持循环水温度。启动启动前需前需投运系统投运系统2.1 汽轮机启动前分系统投运汽轮机启动前分系统投运2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验启动方式分类启动方式分类冷态：高压调节级（高调阀后第一级）或中压静叶持环金属温度低于150180温态：高压调节级（高调阀后第一级）或中压静叶持环金属温度在180350热态：高压调节级（高调阀后第一级）或中压静叶持环金属温度3
15、50450极热态：高压调节级（高调阀后第一级）或中压静叶持环金属温度 450以上按冲转时进汽方式分类按冲转时进汽方式分类高压缸启动高中压缸联合启动中压缸启动按启动前金属温度分类按启动前金属温度分类2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验启动方式分类启动方式分类冷态启动：停机一周或一周以上温态启动：停机48h以内热态启动：停机8h以内极热态：停机2h以内按停机时间长短分类（额定负荷停机）按停机时间长短分类（额定负荷停机）各类分类比较说明各类分类比较说明从上述分类看，按启动前汽轮机金属温度分类和按按停机时间长短分类有相互抵触地方，特别是随着机组保温材料和工艺提升，汽缸保温好，通过自然冷
16、却，高压调节级温度降到180以上时需要约3周时间。因此启动分类不是绝对的，在选取冲转参数时就不能生搬硬套，应根据高压调节级或中压静叶持环金属温度来确定冲转时主再热蒸汽压力和温度。2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验冲转前需检查项目冲转前需检查项目汽轮机遥控脱扣和就地脱扣各一次，确认高压主汽阀、中压主汽阀、高压调节汽阀、中压调节汽阀、排汽逆止阀等连锁关闭，动作正常。低压缸喷水系统试验确认正常汽轮机超速限制保护（OPC）动作正常润滑油压力、温度及控制油（调节油）油压符合启动要求，油压连锁保护动作正常机组在盘车状态下转子偏心值不得偏离原始数值0.02mm，并注意高点相位有无变化凝汽器
17、真空大于70kPa汽轮机高、中压内、外缸上下温差值不超过制造厂规定的限值主蒸汽、再热汽进汽轮机的温度必须具有56以上的过热度热控仪表、声光报警、设备状态的参数显示正常。采用旁路控制时，必须调整好高、低压旁路控制装置2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验冲转参数的选择冲转参数的选择主蒸汽温度具有50以上过热度，对于热态启动，一般要求高于高压第一级或中压第一级静叶持环温度50，极热态启动，允许存在小量负温差主蒸汽压力的选择主要取决于主蒸汽温度。它既要与蒸汽温度的要求相对应，又要满足迅速通过临界转速并达到额定转速的能量要求再热蒸汽过热度应不小于50，若高，中压为合缸布置时，再热蒸汽与主
18、蒸汽温度相差不大于30对单元机组一般采用压力法滑参数启动2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机首次冷态启动步骤汽轮机首次冷态启动步骤汽轮机冲转，盘车装置正常脱开汽轮机冲转至600r/min手动按脱扣进行摩擦检查，确认通流部分、轴封内部及发电机内部无摩擦，各轴承回油正常后，方可升速，升速数值按启动曲线要求选择，一般升速速度值为每分钟100r/min。并确认在启动过程中顶轴油系统停运汽轮机暖机转速按制造厂提供的汽轮机转速保持曲线及实际轴承振动情况进行控制，暖机时间应满足制造厂规定的要求，若发现异常，应立即停机检查。汽轮机再次升速通过转子轴系临界转速时，升速速值宜选择为每分钟不小
19、于200/min，转速上升应迅速平稳，不能滞留，轴振动应小于250m机组升速至2000r/min左右进行暖机，暖机转速或暖机时间应符合制造厂的规定要求在升速至2900r/min左右，检查确认蒸汽室内壁金属温度达到要求，允许进行阀切换，切换时间应大于3min。当汽轮机升速到3000r/min额定转速后应进行手动脱扣试验，确认超速跳闸机构功能正常达额定转速后必须对各项技术指标进行常规性检查并记录启动过程中主机技术标准的控制启动过程中主机技术标准的控制2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验高、中压内、外缸上、下温差不超过制造常规定的限值高、中压、低压缸胀差在制造厂规定范围内，并具有一定
20、的裕度。通过临界转速轴振动值大于250m额定转速（3000r/min）时，轴振动值不大于120 m合格，不大于76 m优良轴向位移应符合制造厂规定的范围推力轴承金属温度符合设计要求汽轮机、发电机轴承金属温度不大于95高压缸排汽温度不大于390低压缸排汽温度应符合设计要求凝汽器真空达到规定数值2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验空负荷试验空负荷试验1.危急保安器就地及危急保安器就地及远远方打方打闸试验闸试验打闸后，高中压主汽门和调速汽门关闭，抽汽逆止门关闭，汽门行程开关关反馈指示正确2.启启动动油油泵泵与同与同轴轴主油主油泵泵切切换试验换试验3.润润滑油滑油压值压值校校验验4.喷
21、喷油油试验试验活动飞环，以防飞环可能出现的卡涩5.高中高中压压主汽主汽门门、调门严调门严密性密性试验试验机组维持3000r/min运行正常，启动交流辅助油泵、高压启动油泵，提高主再热蒸汽压至50%额定值压力以上，在DEH操作界面点击主汽门/调门严密性试验按钮，关闭高、中压主汽门/调门，所有高中压调门/主汽门全开，转速应能持续下降，待转速不下降或已达到可接受转速时，记录数值，打闸后，恢复至3000转/分钟2.2 汽轮机冲转及空负荷试验汽轮机冲转及空负荷试验空负荷试验空负荷试验6.ETS在在线试验线试验主要包括：EH油压低、润滑油压低、凝汽器真空低为保护在线试验不会造成汽轮机真的遮断，因此要求同时
22、只能对其中一项进行试验，且只能做单通道试验7.高高压压遮断遮断电电磁磁阀阀在在线试验线试验8.超速超速预预保保护护（OPC）试验试验整定值宜为103%额定转速。转速超过103%（3090r/min）时，OPC动作，通过OPC电磁阀卸去OPC油压，关闭CV、ICV，转速低于复位转速3060r/min时，OPC复位，OPC油压建立，阀门重新受转速控制打开9.电电气超速保气超速保护护通道通道试验试验10.空空负负荷下荷下变变排汽排汽压压力力试验试验11.配合配合电电气气专业进专业进行空行空载载下下试验试验12.机械超速机械超速试验试验一般带10%25%额定负荷运行4h以上，暖机结束后，减负荷与电网解
23、列，立即进行汽轮机超速试验2.3 首次冲转调试阶段中关键控制点及注意事项首次冲转调试阶段中关键控制点及注意事项注意因现场环境差造成润滑油和EH油油质污染DEH仿真试验可能引起的设备异常行为锅炉升温升压过程中出现的管道振动机前主再热蒸汽管道左右温度偏差大机组挂闸后，中压主汽门打不开现场锅炉升压过程中或挂闸后转子直接被冲动机组抽真空后无法建立起预期真空旁路系统控制不当引起转速波动及其它问题低压缸喷水减温装置故障引起排汽缸温度高高压缸排汽温度高问题汽缸膨胀异常及控制汽轮机启停阶段摩擦振动控制首次汽轮机启停阶段转子不平衡振动第3章 汽轮机带负荷调试汽轮机带负荷调试 3.1 机组带负荷系统投运机组带负荷
24、系统投运a)机机组组并网并接并网并接带带初始初始负负荷荷：机组空负荷试验结束后，发电机并网，接带初始负荷（一般为3%额定负荷）b)汽缸汽缸进进汽方式倒汽方式倒换换操作操作对于高压缸启动机组，因其蒸汽流动过程与后续接带高负荷流动过程一致，故无需对汽缸进汽方式进行倒换操作当负荷增加到约20%额定负荷时需要进行汽缸进汽方式倒换操作，将高中压缸联合进汽或中压缸进行方式切换至高压缸进汽方式，这种操作成为“倒缸”c)高、低加高、低加热热器投运器投运a)先投入低加水侧，在冲转及带负荷初期，对低加汽侧进行冲洗，待冲洗合格后，按照由高到低顺序依次恢复低加正常疏水b)对于中压缸启动或高中压缸启动机组，由于启动过程
25、中冷再始终带压运行，因此2号高加具备了提前投入条件，其它高压加热器只要抽汽段带压就可以随机投入高加运行，只有中压缸启动机组，1号高加投运需要等待“倒缸”完成后，才具备投运条件d)机机组组管道疏水管道疏水阀阀状状态检查态检查一般负荷升至10%额定负荷时，应关闭高压段疏水，负荷升至20%额定负荷时，应关闭中压段疏水，负荷升至30%额定负荷时，应关闭低压段疏水 3.1 机组带负荷系统投运机组带负荷系统投运e)汽汽动给动给水水泵泵投运投运配置30%电泵启动的机组，在10%-20%额定负荷阶段，可以利用辅汽联箱供汽将一台汽泵冲转至3000转/分钟备用，机组倒缸完成后，并入汽泵运行，继续升负荷时，第二台汽
26、泵冲转备用；当负荷升至40%负荷左右时，汽动给水泵小汽机汽源可切换至相应的抽汽供应；机组负荷大于45%时，宜直接使用相应的抽汽启动第二台汽动给水泵；负荷约50%额定负荷时，应投用第二台汽动给水泵。两台汽泵投运后，应将电泵负荷转移到汽泵，并最终退出电泵运行没有配置电泵机组，启动前先应利用外供汽源启动一台给水泵供锅炉给水需要，待机组负荷升到约40%负荷时将外供汽源切换至四段抽汽供应，同时将另外一台给水泵冲转至3000转/分钟备用，继续加负荷前并入第二台给水泵运行f)机机组轴组轴封供汽封供汽机组启动初期，高中低压轴封均依靠辅汽联箱供应，当高压末级、中压末级处于正压后，高压轴封、中压轴封将往轴封站漏汽
27、当高中轴封外漏汽源能够满足低压轴封用汽后，轴封系统形成了自密封，多余蒸汽将通过轴封站溢流排至8号低加或疏水扩容器机组自密封一般在30%额定负荷左右完成，个别机组要在更高负荷下完成自密封 3.1 机组带负荷系统投运机组带负荷系统投运g)辅辅汽、除氧器、汽、除氧器、给给水水泵泵汽源切汽源切换换启动及带负荷初期，辅汽宜由启动炉或邻机供应；负荷大于30%额定负荷后，抽汽压力大于辅助蒸汽母管压力时，辅助蒸汽改由相应压力的抽汽提供四段抽汽供辅汽联箱供应正常后，本机冷再汽源作为常规备用，启动汽源作为紧急备用机组启动阶段，除氧器汽源由辅助蒸汽母管供汽维持，当负荷大于30%额定负荷后可改用相应压力的抽汽供应，除
28、氧器压力、温度随负荷滑升至额定参数给水泵汽源切换参照e)3.2 带负荷试验带负荷试验a)凝汽器凝汽器单侧单侧运行运行试验试验当凝汽器换热管泄漏或凝汽器需要人工机械清洗时，需要隔离半侧凝汽器，另外半侧凝汽器保持运行状态，凝汽器单侧运行试验目的在于检验机组在单侧运行工况下带负荷能力b)半半负负荷荷变变油温油温试验试验负荷带到50%额定负荷，将润滑油温度变化10（只变化一次），记录不同润滑油温度时汽轮机轴系振动情况，变化前、后每工况记录10分钟c)汽汽门门活活动动性性试验试验负荷约75%额定负荷，应进行汽门活动试验，试验目的在于检验阀门启闭灵活无卡涩d)单阀单阀切切顺顺序序阀试验阀试验单阀/顺序阀切
29、换的目的是为了提高机组的经济性和快速性，实质是通过喷嘴的节流配汽（单阀控制）和喷嘴配汽（顺序阀控制）的无扰切换e)真空真空严严密性密性试验试验汽轮机真空严密性试验时，汽轮机负荷应稳定在80额定负荷以上，真空稳定，关闭抽气阀（最好停真空泵），30s后开始每0.5min记录机组真空一次，共记录8min，取其中后5min内的真空下降计算每分钟的真空平均下降值f)甩负荷试验甩负荷试验分别在50、100额定负荷两级进行（按DL/T711的要求执行）。对以取得该型机组用常规法甩负荷实测的转子转动惯量，或制造厂提供了该型试验机组的转子设计转动惯量，该启动调试机组可选用测功法进行汽轮机甩负荷试验汽轮机带负荷运
30、行重要控制项目汽轮机带负荷运行重要控制项目不同负荷工况的轴承振动，一般选择25%、50%、75%、100%轴承进、回油温度推力轴承，支持轴承及发电轴承金属温度汽缸膨胀轴向位移高压缸、中压缸、低压缸胀差主蒸汽,再热蒸汽压力温度高、中压内、外缸、上、下温差凝汽器压力高压缸排汽温度低压缸排汽温度升负荷速率3.3 机组带负荷调试过程重点关注事项机组带负荷调试过程重点关注事项3.3 机组带负荷调试过程重点关注事项机组带负荷调试过程重点关注事项机机组带负组带负荷荷调试过调试过程中程中常常见见异常异常问题问题a)凝凝结结水水泵泵失失压压分析及分析及处处理理机组首次冲转及带负荷初期，容易出现凝结水泵运行一段时
31、间后，出口压力、电流摆动，就地检查凝结水泵，会听到凝泵间歇性异音，出口压力波动大时，会引起出口管道较大幅度摆动现象b)整套启整套启动过动过程中程中给给水水泵泵、前置、前置泵泵入口入口滤滤网堵塞网堵塞机组首次并网及带负荷初期，由于制造、安装过程遗留的的杂物（铁锈、保温棉、油泥等）被汽、水带入到除氧器，造成滤网堵塞，滤网堵塞的明显特征为泵的流量、前置泵电流、给水泵入口压力明显减小，滤网前后压差大报警。当发现给水泵的入口滤网堵塞时，应立即通知安装单位办理滤网清洗工作票c)高加保高加保护动护动作作由于高加给水采用大旁路系统，一旦高加接列，对应的高加汽侧、水侧将全部退出运行，机组负荷将会瞬间增加，给水温
32、度瞬间降低100以上，凝结水流量将会增加d)低加保低加保护动护动作作机组带高负荷时，低加解列影响要远远小于高加接列影响，因为每台低加（7、8号低加设计一组）设计有单独旁路系统，低加接列一般不会象高加发生整组接列，因此对机组负荷、凝结水至除氧器水温影响较小3.3 机组带负荷调试过程重点关注事项机组带负荷调试过程重点关注事项e)单单台汽台汽泵泵跳跳闸闸机组在高负荷时单台汽泵保护动作，执行给水泵RB控制程序f)带负带负荷荷过过程中程中较较常常见见的振的振动问题动问题低压轴承支撑刚度不足引起瓦振动大问题发电机转子热变形问题汽流激振问题摩擦振动问题g)轴轴承温度异常承温度异常冲转和停机过程中某支撑轴承温
33、度高，严重时发生碾瓦机组带高负荷后某个支撑轴承温度或推力轴承温度高，严重时，机组无法接带高负荷h)调调速系速系统统方面方面问题问题油系统泄漏；油系统管道振动；阀门无法正常开启i)发电发电机机氢氢气气纯纯度度问题问题从调试机组类型看发电机采用双流环密封油结构的机组容易发生发电机氢气污染问题，采用单流环密封油结构机组基本没有发生氢气纯度问题原因为单流环系统采用真空系统，从而能保证向发电机密封瓦提供的油中空气含量极少机机组带负组带负荷荷调试过调试过程中程中常常见见异常异常问题问题第第4章章 汽轮机满负荷试运汽轮机满负荷试运4.1 满负荷试运条件及要求满负荷试运条件及要求进进入入168满负满负荷荷试试
34、运条件运条件1.发电机达到铭牌额定功率值2.燃煤锅炉已断油，具有等离子点火装置的等离子装置已断弧3.低压加热器、除氧器、高压加热器已投运4.静电除尘器已投运5.锅炉吹灰系统已投运6.脱硫、脱硝系统已投运7.凝结水精处理系统已投运，汽水品质已合格8.热控保护投入率100%9.热控自动装置投入率不小于95%、热控协调控制系统已投入，且调节品质基本达到设计要求10.热控测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%11.电气保护投入率100%12.电气自动装置投入率100%13.电气测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%14.汽轮机及汽动给水泵润滑油、控制油油质已化验合格
35、，有正式报告15.满负荷试运进入条件已经各方检查确认签证、总指挥批准16.连续满负荷试运已报请调度部门同意4.1 满负荷试运条件及要求满负荷试运条件及要求完成满负荷试完成满负荷试的的运要求运要求1.机组保持连续运行168h2.机组满负荷试运期的平均负荷率应不小于90%额定负荷3.热控保护投入率100%4.热控自动装置投入率不小于95%、热控协调控制系统投入，且调节品质基本达到设计要求5.热控测点/仪表投入率不小于99%，指示正确率分别不小于98%6.电气保护投入率100%7.电气自动装置投入率100%8.电气测点/仪表投入率不小于99%，指示正确率分别不小于98%9.汽水品质合格10.机组各系
36、统均已全部试运，并能满足机组连续稳定运行的要求，机组整套启动试运调试质量验收签证已完成11.满负荷试运结束条件已经多方检查确认签证、总指挥批准4.2 满负荷试验满负荷试验试验时间应24h以上，记录试验开始和结束时发电机内氢气压力/温度、大气压力、真空油箱真空/温度，根据设备供货商的给定计算公式求得发电机漏氢量发电机漏氢标准为：小于10Nm3/d发电机漏氢试验发电机漏氢试验4.3 满负荷试运重点注意事项满负荷试运重点注意事项a)单单台台辅辅机跳机跳闸处闸处理措施理措施一用一备辅机跳闸处理开式泵、闭式泵、定冷水泵、轴加风机、密封油泵的运行方式为一运一备，应确保备用泵启动条件无闭锁循环水泵、真空泵跳
37、闸处理循环水泵运行方式根据机组热负荷需要，采用“一机一泵”或“一机二泵”严密性好的机组，真空泵可以采用“一机一泵”或“一机二泵”，严密性差机组可以采用“一机三泵”单台凝结水泵跳闸处理 目前大容量机组凝结水泵采取变频运行，变频一般采用“一拖二”方式，正常情况下，变频泵运行，工频泵备用单台给水泵跳闸处理执行给水RB处理程序b)多看少多看少动动 多看：加强监屏，加强现场设备巡视，发现异常，及时汇报，尽早干预。少动：减少调整操作，杜绝误操作c)正确正确应对应对暴露暴露设备设备缺陷缺陷4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机油系统火灾汽轮机油系统火灾油系统火灾按如下方法处理油系统火灾按如下方法
38、处理1.当油系统着火，火势不能立即扑灭严重威胁设备安全时，应手按紧急停机按钮或手动脱扣紧急停机并破坏真空2.确认高、中压主汽阀和调节汽阀关闭及给水泵汽轮机高、低压调节汽阀关闭，并立即停用控制油泵、启动辅助润滑油泵3.当火势威胁临近设备时应进行事故放油，但要保证在转子停止前润滑油不能中断，当火扑灭后，立即关闭事故油门4.转子停止后，应立即停用润滑油泵5.若遇高压部件和管道着火时，应用泡沫式或干粉式灭火器，不准使用黄沙或水灭火汽轮机油系统火灾汽轮机油系统火灾油系统着火应采取下列预防措施油系统着火应采取下列预防措施1.油系统管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火，须明火作业时应采取有效的防护措施
39、2.油系统管道法兰、阀门、轴承及液压调速系统部件等应保持严密无渗、漏油现象。若有渗、漏油，应及时消除，严禁漏油渗透至汽轮机下部蒸汽管道和阀门保温层3.油系统管道法兰、阀门的周围及下方，若敷设有热力管道或其他热体，则热力管道或热体的保温应紧固完整，外装饰完好4.汽轮机油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机超速汽轮机超速汽汽轮轮机超速按如下方法机超速按如下方法处处理理1.当调节控制系统控制不良，保护失灵或保护动作但主汽阀或调节汽阀卡涩拒动引起汽轮发电机组超速时，应立即破坏真空紧急停机2.通知锅炉专
40、业紧急停炉3.确认高、中压主汽阀和调节汽阀及各级抽汽阀与逆止阀均关闭，汽轮机转速下降并启动辅助润滑油泵4.检查高、低压旁路应动作正常5.倾听汽轮机汽缸内部声音，记录惰走时间6.对汽轮机组进行全面检查，并待查明原因和缺陷消除后，方可重新启动7.应进行超速保护试验，合格后方可并网、带负荷4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机超速汽轮机超速汽轮机超速应采取下列预防措施汽轮机超速应采取下列预防措施1.在额定蒸汽参数下，调节控制系统能维持汽轮机稳定运行，甩负荷后能将转速控制在危急保安器动作转速以下2.各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止汽轮机启动和运行3.汽轮机在无重要
41、运行监视表计（转速表）或仪表显示不正确与失效时，严禁启动4.润滑油和抗燃油的油质应合格。在油质不合格的情况下，严禁汽轮机启动5.汽轮机调节控制系统应进行静态试验和仿真试验，确认启动前调节系统工作正常，当调节部套存在卡涩或系统工作不正常时，严禁启动6.正常停机时，应在确认功率到零后，方可将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列，严禁带负荷解列4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机油系统火灾汽轮机油系统火灾汽轮机超速应采取下列预防措施汽轮机超速应采取下列预防措施7.在汽轮机甩负荷或事故状态下，旁路系统应正常投运8.抽汽逆止阀应严密且联锁动作可靠，并应设置能快速关闭的抽汽截止阀，以防
42、止抽汽倒流引起超速9.汽轮机整套试运阶段应进行汽轮机超速试验、主汽阀和调节汽阀严密性试验、阀门活动试验，各项试验都应符合设计要求。超速动作值应调整在额定转速的109%111%10.汽轮机整套试运前应进行高、中压主汽阀和调节汽阀静态关闭时间测定，关闭时间应符合相关标准规定；应进行各级抽汽逆止阀的联动关闭试验，试验结果应符合设计要求11.严防电液伺服阀等部套卡涩、漏油4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损汽轮机大轴弯曲的防止方法汽轮机大轴弯曲的防止方法汽轮机启动前应符合以下条件，否则禁止启动汽轮机启动前应符合以下条件，否则禁止启动大轴晃动(偏心
43、)、串轴(轴向位移)、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的士0.02mm 高压外缸上、下缸温差不超过50，高压内缸上、下缸温差不超过35蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于504.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损汽轮机大轴弯曲的防止方法汽轮机大轴弯曲的防止方法启停过程的预防措施启停过程的预防措施a)汽轮机启动前连续盘车时间应执行设备供货商的有关规定，首次冷态启动前连续盘车时间应不少于24h；热态启动前，连续盘车时间应不少于4hb)汽轮机启动过程中
44、因振动异常停机后，应立即回到盘车状态，并进行全面检查和认真分析。查明原因与消除缺陷后，确认汽轮机符合启动条件时，才能再次启动c)停机后应立即投入盘车，观察偏心度指示器监视转子的偏心度变化d)汽轮机热态启动投轴封汽时，应确认盘车装置运行正常，并要先向轴封供汽，后抽真空。停机后凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽e)供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机f)停机后应认真监视凝汽器水位、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水g)严格按照汽轮机在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线进行启停4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机大轴弯曲、轴
45、瓦烧损汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损汽轮机轴瓦烧损的预防措施汽轮机轴瓦烧损的预防措施1.汽轮机启动前辅助油泵应处于联动状态；停机前应进行辅助油泵的启动及联锁试验2.润滑油系统进行冷油器、辅助油泵、滤网切换操作时，应缓慢进行操作，并监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油3.在汽轮机启动、停机和试运中，应严密监视推力瓦、轴瓦金属温度和回油温度，当温度超过标准要求时，应按要求处理4.在发生可能引起轴瓦损坏（如振动超限，瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动5.在润滑油油质超标的情况下，禁止汽轮机启动6.严禁汽轮发电机组在振动超限的情况下运行7.在润滑油压低时应能正确、可靠的联锁
46、启动交流、直流润滑油泵，严防联锁启动过程中瞬间断油8.检查顶轴油系统及顶轴油泵运行的可靠性4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机甩负荷汽轮机甩负荷汽汽轮发电轮发电机机组组突然甩突然甩负负荷后荷后应应采取下列避免事故采取下列避免事故扩扩大措施大措施1.确认汽轮机调节控制系统工作正常，各调节汽阀关闭，各抽汽阀关闭，各疏水阀打开，DEH甩负荷功能实现，本体汽缸通风阀开启，高、低旁路自动控制正常，转速上升（最高转速小于危急保安器动作值）后下降，逐渐趋于稳定，否则应立即打闸停机。当危急保安器动作而主汽阀未关严时，应及时作其他紧急处理2.润滑油压降低时应立即启动辅助油泵3.检查汽轮机轴承及推力
47、轴承温度、振动、高压缸排汽温度、轴向位移、调节级金属温度、主蒸汽和再热蒸汽压力、排汽缸温度，并按运行规程调整和处理辅助设备和辅助机械的运行工况4.查明汽轮机甩负荷发生的原因，在消除缺陷后，方能重新启动5.有FCB功能的机组，在发生甩负荷后，除了检查以上条文内容外，还应检查发电机各运行参数和厂用电运行情况汽轮机进水汽轮机进水4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理汽轮机进水处理方法汽轮机进水处理方法1.立即切断水源并开启相应主、再热蒸汽管、高压缸排汽管、抽汽管及汽轮机本体疏水阀2.汽轮机振动、轴向位移、推力瓦温度或上下缸温差等参数超限，应立即破坏真空停机3.若发生加热器泄漏，水位保护拒动时，
48、应立即关闭相应的抽汽电动门，抽汽逆止门，水侧走旁路，并确认或手动开启加热器危急疏水阀、抽汽管道疏水阀及汽轮机本体疏水阀4.在盘车过程中汽轮机进水，应保持连续盘车并加强疏水，直到汽轮机外缸上、下温差小于30，并延长6小时的盘车时间，同时确认汽轮机内部无异声、转子偏心度正常汽汽轮轮机机进进水水预预防措施防措施1.汽轮机防进水逻辑保护校验合格；2.主蒸汽、再热蒸汽过热度满足要求；3.汽轮机带负荷运行时，主、再热汽温10min内突降50及以上，应立即停机并破坏真空。循环水中断循环水中断4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理循循环环水中断水中断处处理方法理方法a)立即手动启动备用泵或跳闸泵，若成功
49、，维持凝汽器真空适降机组负荷；若不成功，应紧急停机、停炉和破坏凝汽器真空b)关闭低旁及至凝汽器所有疏水阀，切断所有进入凝汽器的热汽、热水c)停运真空泵，开启真空破坏阀待凝汽器真空到零后，立即停用主机和小机轴封汽系统，防止低压缸安全阀爆破d)如真空泵有其他冷却水源应维持真空泵运行以维持凝汽器真空，防止凝汽器温度过高以及低压缸安全阀爆破e)通过换水降低闭冷水温度，并做好闭冷水系统及其用户的温度监视循循环环水中断水中断预预防措施防措施a)汽循环水泵联锁保护校验合格，自动投用b)厂用电切换功能试验完成，正常投用全厂失电全厂失电4.4 汽轮机典型事故处理汽轮机典型事故处理全厂失全厂失电处电处理方法理方法1.破坏真空，紧急停机，确认主机转速下降，所有主汽门和调节汽门全关，抽汽逆止门关闭，高、低压旁路阀已关闭2.确认主机及小汽轮机事故直流润滑油泵启动正常3.确认发电机直流密封油泵启动正常4.检查关闭汽机本体及主要管道的疏水阀，隔绝疏水进入凝汽器5.若柴油发电机启动，主机、小汽轮机交流润滑油泵启动、密封油泵启动，启动顶轴油泵6.发电机快速排氢7.视情况投盘车或闷缸演讲完毕，谢谢观看！