机组修后启动方案

机组修后启动方案（精选3篇）

1.机组修后启动方案 篇一

珠江水泥有限公司余热发电工程

7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介整套启动调试的目的和任务

2.1 调试目的

整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。

2.2 启动调试的任务

2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。

2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。

2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。

2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。

2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。

2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。

2.2.8 进行50％及100％B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；主要设备技术范围

3.1 汽轮机

型号： NZ7.5-1.05/0.2

型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。

额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统

主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h)额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造厂： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司

3.2 发电机

额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷

功率因数：

满载效率：

励磁方式

制造厂家：编制依据及标准

本措施的编制参考以下有关资料：

《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ；

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》部颁；

《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》部颁；

《火电工程启动调试工作规定》部颁；

《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》部颁；

《电力建设工程调试定额（1996年版）》部颁；

设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。整套启动应具备条件

5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：

5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。

5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。

5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。

5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。

5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。

5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。

5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。

5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。

5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。

5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：

循环水泵和循环水系统

凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。

发电机空冷却系统。

真空泵及凝汽器真空系统。汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。

主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。

除氧系统。

辅助蒸汽及轴封汽系统

电动给水泵及系统。

5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：

5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。

5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。

5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。

5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。

5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。机组整套启动主要原则方式

6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转／分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：

6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。

6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。

6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。

6.1.4 做主汽门严密性试验。

6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。

6.2 汽机超速试验

6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。

6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。

6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。

6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80％额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。

6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。

6.4.1 机组就地手动启动方式要领：

6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。

6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。

6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。

6.4.7 在带10％负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80％负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。

6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。汽轮机冷态启动

7.1 冷态启动前的准备工作：

7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。

7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。

7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。

7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。

7.2 锅炉已供汽至分汽缸：

7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入润滑油系统。

7.2.3 投用盘车装置。

7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。

7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

7.2.10 发电机空冷系统投用，7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。

7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。

7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。

7.3 汽轮机冷态启动程序

7.3.1 冲转

汽轮机冷态启动参数和控制指标：

主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上

凝汽器压力： －0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃

高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差

注意：在汽轮机冲转、满速直至带10％负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。

（1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。

（2）遥控脱扣一次，结果正常。

（3）就地脱扣一次，结果正常。

（4）投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。

（5）真空达到-0.06MPa。

（6）投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。

（7）控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。

（8）DEH系统进入就地手动启动方式。

（9）真空达到 －0.07Mpa及以上。

（10）要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整）

（11）冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。

（12）确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。

（13）在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。

（14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。

（15）缓慢开启电动主汽门旁通门。

（16）汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。

（17）适当开启旁通门，确认转速上升。

（18）冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。

（19）进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。

（20）转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。

（21）重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。

（22）联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。

（23）缓慢开启旁通门继续升速。

（24）当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。

（25）在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。

（26）中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。

（27）设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。

（28）通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约1600r/min）。

（29）升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察排汽温度。

（30）满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。

（31）升速过程中的注意事项

a)随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。

b)注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

c)新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。

d)注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。

e)汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。

7.3.2 首次满速后的工作

（1）远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。

（2）确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。

（3）通知值长，进行电气专业有关试验。

7.3.3 并网和带负荷暖机

（1）机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2）全面进行热力系统检查。

（3）通知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。

（4）并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。

（5）当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。

（6）增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。

（7）在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。

（8）经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。

（9）维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。

7.3.4 解列后完成下列试验

（1）电气超速试验

（2）机械超速试验

（3）超速试验的检查、注意事项：

a）试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。

b）试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。

c）超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。

d）试验中应派专人监视润滑油压。7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行

（1）机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求

（2）超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。

（3）当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。

（4）设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。

（5）负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。

（6）负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。

（7）联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。

（8）设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。

（9）到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。

（10）升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。

（11）负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。

（12）负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。

（13）注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。汽轮机热态启动

8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。

8.2 热态启动冲转参数

8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。

8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。

8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项

8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。

8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。

8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。

8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。

8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求尽快并网。

8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。

8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。

8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。减负荷及停机操作

9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。

9.2 每降低20％负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。

9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。

9.4 汽轮机正常停机程序

9.4.1 确认停机命令。

9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。

9.4.4 切除功率自动控制回路。

9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min。

9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。

9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。

9.4.8 降负荷到1MW。

9.4.9 联系值长，发电机解列。

9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。

9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。

9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。

9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。

9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。

9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。

9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。

9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。

9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。

9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。

9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。

150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度

9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机

9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。

9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。

9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。满负荷（72+24小时）试运行注意事项

10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。

10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。

10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。

10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。

10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。故障停机

汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。

11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。

11.2 机组发生强烈振动。

11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。

11.4 水冲击。

11.5 轴封内发生火花。

11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。

11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。

11.8 发电机内冒烟或爆炸。

11.9 转子轴向位移超过＋1.3或－0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。

11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。安全注意事项

12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。

12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。

12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。调试组织分工

按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。

2.机组修后启动方案 篇二

新余发电厂2台机组为哈尔滨汽轮机厂生产的N210-12.7/535/535型200MW中间再热式汽轮机, 原机组调速系统为采用高速弹性调速器的机械液压调节系统。后为提高机组整体自动化水平, 对2台机组原调节系统进行了DEH (低压透平油) 改造, 即在保留机组油系统、保安系统和配汽机构的前提下, 改造成以自容式执行器 (REXA执行器) 为转换装置的无控制工质调节系统。取消了以下部套:同步器、调速器、调速器滑阀组、中间滑阀、微分器、功率限制器、超速试验滑阀;相应增加了以下设备:3台REXA执行器 (每只油动机各1台) 、3套杠杆机构 (每只油动机各1套) 、挂闸、开主汽门、压力开关和OPT电磁阀组集成块、OPC电磁阀组集成块、OPC过渡阀 (插装阀) 组集成块。该厂#2机组于2010年2月进行了一次扩大性小修, 对机组油系统进行了检修, 对保安系统各部套进行了检查清洗。在检修后期进行的调速系统静态试验以及开机试验过程中出现了一系列问题, 下面本文就这些异常问题进行分析探讨。

1 调速系统静态试验过程中出现问题的分析与处理

1.1 挂不起闸

机组检修后期, 油系统及调速保安系统检修工作结束, 油系统通过板式滤油机进油, 开启交流润滑油泵油循环一天后, 开始进行调速系统静态试验, 启动调速油泵, 检查电机电流 (265A) 、调速油压 (2.08MPa) 皆正常。但在进行挂闸试验时, 挂不起闸, 高中压主汽门无法开启。

所谓挂闸过程就是:挂闸电磁阀、开主汽门电磁阀带电开启, 分别泄挂闸油和保安油, 危急遮断滑阀在底部附加保安油压作用下由下止点上行至上止点 (K面密封后上部面积小于下部面积) , 将自动关闭器的保安油与油动机的OPC保护油由与泄油口相通状态切换至关闭状态 (停止泄油) 。延时数秒后挂闸电磁阀失电, 挂闸油压恢复。图1为保护、挂闸系统图, 由图1可看出, 危急遮断滑阀受上下部挂闸油与附加保安油控制。

检查发现挂闸前挂闸油压为1.5MPa, 附加保安油压为2.01MPa, 对照#2机DEH改造调试记录, 挂闸前压力略低 (正常为1.75 MPa) , 观察挂闸过程中挂闸电磁阀带电后挂闸油压最低至0.5 MPa, 初步分析为挂闸油路存在问题, 并开始对挂闸油路进行检查。进一步检查发现, 挂闸电磁阀、开主汽门电磁阀动作及顺序皆正常 (如表1所示) 。对挂闸油管路检查结果为:挂闸节流孔 (图纸孔径5.0mm) 与安全油压节流孔 (图纸孔径4.5mm) 被混淆装反。后将两节流孔按图纸要求对调装回, 再次进行挂闸试验, 挂闸前压力增至1.75MPa, 挂闸电磁阀带电后挂闸油压最低至0.85 MPa, 与改造调试记录相符, 但进行挂闸操作后, 还是挂不起闸, 由此可以排除管路方面的问题, 并确定问题出在危急遮断滑阀。后对危急遮断滑阀进行清洗检查, 没有发现明显异常, 测量各部配合间隙也正常 (最大0.10mm) , 装复后进行挂闸试验仍然挂不起闸。仔细观察挂闸过程, 发现遮断滑阀能上升至上止点, 但稳不住, 马上掉闸。为防各电磁阀卡涩影响挂闸和开主汽门, 后对挂闸、开主汽门、OPT1、OPT2 4个电磁阀解体清洗。经解体发现, 2个OPT电磁阀阀芯有轻微卡涩, 其余2个阀芯活动自如, 对4个电磁阀清洗并活动灵活后装复, 再次进行挂闸操作, 仍挂不起闸。通过多次观察挂闸过程, 发现#2危急遮断滑阀K面漏油, #1未见明显漏油, 分析因#2K面漏油导致滑阀上部面积增大, 随着挂闸油压恢复增大 (挂闸电磁阀失电) , 作用于#2遮断滑阀上部力大于下部力, 滑阀稳不住后掉闸, 并通过杠杆带动#1遮断滑阀也跟着一起掉闸。导致K面漏油的原因有密封面存在缺陷或滑阀上盖未装平有张口, 后对#2遮断滑阀K面检查并研磨, 装复后将上盖对称紧均匀, 以保证上下K面接触良好, 再次进行挂闸操作, 挂闸成功, 高中压主汽门全部开启。其后进行的2个OPC电磁阀动作试验正常, 进行OPT1电磁阀试验正常, 对OPT2电磁阀试验时再次出现挂不起闸现象。后再次对#1、#2遮断滑阀K面检查并研磨, 装复后将上盖对称紧均匀, 以保证上下K面接触良好, 进行挂闸操作, 挂闸成功。

由此可见, K面不严密是导致挂不上闸的直接原因。

1.2 调速油泵出口压力下降、电流下降

由于处理挂不上闸缺陷, 调速系统静态试验时间较长, 在此过程中出现调速油压开始缓慢下降并伴随电流下降现象, 电流由266A下降至164A, 调速油压由2.02MPa下降至0.9MPa, 导致试验无法正常进行。由于前期试验时调速油泵出口压力、电流正常, 到后期才开始出现出口压力、电流同步缓慢下降, 分析原因为调速油泵出力下降, 进油口有堵。后将调速油泵吊出检查, 发现进油口滤网堵塞严重, 表面附着较多毛状杂物, 后更换进口滤网, 装复后试泵正常, 电流及出口压力恢复至正常水平。

由上述分析可见, 油质不合格 (使用了不合格的滤布进油) 及油泵进口滤网表面本身没清干净是导致这一异常的主要原因。

1.3 高中压油动机开不起

该厂的DEH液压系统改造, 保留了两侧的高压油动机及中压油动机。如图2所示, 高中压油动机受各自油动机滑阀控制, 而滑阀由底部的OPC保护油和上部的REXA执行器输出力矩联合控制。

继续做调速系统静态试验, 挂闸开启主汽门后发现高中压调门在自动及手动情况下均开不了, 检查热工信号正常, 就地手摇也开不起油动机, 进一步检查发现, OPC保护油压为1.0MPa, 与DEH改造调试记录油压 (1.5～1.7MPa) 相比偏低较多, 分析原因为OPC保护油压偏低, 顶不起油动机滑阀。通过观察发现OPC插装阀排油口大量泄油, 解体检查发现两个插装阀无异常, 阀芯活动灵活, 密封面接触良好。分析为因阀芯上部没有压力油将阀芯压住而导致排油口大量泄油 (OPC保护油) 。对OPC电磁阀油路进行检查, 发现无异常;进一步确定问题出在OPC电磁阀, 对2个OPC电磁阀解体检查, 发现OPC1电磁阀阀芯卡涩严重, 没有回位, OPC2电磁阀正常;后更换OPC1电磁阀, 继续进行调速系统静态试验, 检查OPC保护油压为1.7Mpa, 高中压主汽门、调门开启成功。

由上述分析可见, 高中压油动机开不起是因为OPC1电磁阀阀芯卡涩严重, 没有回位, 导致OPC保护油被插装阀泄掉所致, 如图3示:

1.4 左侧高压油动机卡涩

在油动机全行程检查过程中, 发现左侧高压油动机 (GV2) 在70%开度位置有卡, 不能全开, 右侧高压及中压油动机全行程正常。分析:在油路及执行器正常的情况下, 问题只能出现在油动机本身卡涩或操纵机构卡涩。将左侧高压油动机传动齿条打下, 与操纵座分开, 开启油动机, 能全行程开启, 没有卡涩现象, 说明问题出在左侧高压调门操纵座。分别解体#2、#3高压调门操纵座, 清理检查各操纵座活塞活动灵活后装复, 试操左侧高压油动机, 还是出现卡涩。拿掉调门与操纵座连接杆后分别对#2、#3高压调门进行单独试操, 发现#3高压调门卡涩。再次对#3高压调门操纵座各活动及转动部件进行清理检查, 发现#3调门操纵座与凸轮接触的扁担滚轮转动迟重、有卡涩, 对该滚轮清洗、润滑后进行试操, 左侧高压油动机没有再出现卡涩现象。由此可见, 滚轮轴承转不动、卡涩是造成这一异常的主要原因。

2 机组启机试验过程中出现的问题及处理

2.1 注油试验不成功

注油试验是机组进行超速试验的前奏, 通过它可以清楚地知道每个撞击子的动作情况。在机组开机过程中进行的注油试验中, 转速多次到3000r/min, #1、#2撞击子均未显示出击 (集控未发信号) 。

分析:撞击子本身动作转速偏高, 卡涩, 喷油油路故障, 喷油不足, 撞击子出击热工显示回路异常等均能导致注油试验不成功。由于之前的静态试验中喷油试验正常, 且热控人员多次坚称回路方面没有问题, 初步分析为撞击子动作转速偏高, 后参照前一次超速试验情况 (#1撞击子动作转速3210r/min, 偏低, 此次旋紧了12°;#2撞击子转速3300r/min未动作, 偏高, 此次松了5°) , 通过计算, 第一次进行了对#1撞击子松15°、#2撞击子松8°的调整, 再次进行注油试验, 2个撞击子还是显示未出击。打闸停机后开前箱, 检查清洗#1、#2撞击子, 没有发现卡涩等异常后装复。第二次进行了对#1撞击子松15°、#2撞击子松15°的调整, 再次进行注油试验, 2个撞击子还是显示未出击。再次停机开前箱, 检查清洗危急遮断杠杆、保安操纵箱及其喷油油路, 均未发现明显异常。由于经过3次调整, 撞击子动作转速已无法准确判断, 为安全起见, 并减少机组启停次数, 决定将危急保安器及其短轴拆下, 放在试验台进行动作转速校验, 调整后转速情况为:#1撞击子动作转速3276r/min, 回收转速3071r/min;#2撞击子动作转速3273r/min, 回收转速3024r/min。进行自动主汽门严密性试验、调门严密性试验、103%OPC超速试验, 合格后做机械超速试验, 机械超速试验情况如下:联合试验时, 动作值为3257r/min, 由于集控未发信号, 未知哪一号动作;单独做2号撞击子试验, 其动作值为3296r/min。至此, 完全可以判断导致多次注油试验不成功的原因为撞击子出击热工显示回路故障。

2.2 危急遮断滑阀杠杆卡涩、不复位

注油试验过程中发生杠杆移开#2撞击子后不能复位情况, 此异常不消除将影响#2撞击子的使用。趁停机调整撞击子转速之机, 解体检查危急遮断杠杆, 发现#1滑阀杠杆套筒里侧内壁有卡, 与#2侧套筒相比没有退刀槽, 属设备遗留问题, 后送车工班重新加工处理后卡涩消失。

2.3 挂闸升速过程中突然跳闸

挂闸后升速至2900r/min后, 机组突然跳闸, 主汽门、调门同时关闭。通过观察窗发现#1危急遮断滑阀杠杆中间与转轴连接处销子脱落, 进一步检查发现, 销子与销孔配合有间隙并已松动, 不是紧配合, 机组振动时销子会跳出, 导致杠杆触碰撞击子从而掉闸。经重新配制销子后异常消失。

3 经验教训

此次DEH液压系统修后出现的问题, 导致整个检修工期延后数日, 增加机组启停数次, 其中的教训是深刻的。

3.1 检修人员工作责任心、执行检修工艺纪律性不强, 经验不足, 对DEH液压系统不熟

检修人员将挂闸节流孔与安全油压节流孔混淆;危机遮断滑阀K面未装平;处理挂不起闸缺陷没有及时发现K面漏油, 缺陷处理时间较长;危急遮断滑阀杠杆卡涩、不复位问题以前也经常出现, 经多次仔细检查才发现#2危机遮断滑阀杠杆套筒与#1侧相比没有退刀槽;处理注油试验不成功时, 热控人员多次坚称回路方面没有问题而没有进行仔细检查。

3.2 各级管理人员质量把关不严

由于有关人员把关不严, 导致以下情况的发生:OPC1电磁阀阀芯卡涩;#3调门操纵座与凸轮接触的扁担滚轮转动迟重、有卡涩;#1危急遮断滑阀杠杆中间与转轴连接处销子与销孔配合有间隙、松动;由于对油系统油质管理不严, 油系统进油时板式滤油机使用了不合格的滤纸, 导致油中含有大量毛状物质, 堵塞调速油泵, 并可能导致危机遮断滑阀K面密封不严, 电磁阀卡涩。

3.3 危急遮断滑阀检修工艺应重新进行修订

应对危急遮断滑阀检修工艺重新进行修订, 即应将整个危急遮断滑阀拆下, 在不拆滑阀上盖情况下从底部取出滑阀进行检查清洗, 如K面需研磨, 也需在不拆上盖的情况下涂抹研磨膏后与上盖对研, 以保证K面严密, 不偏斜。

3.4 撞击子动作转速不能轻易进行调整

注油试验不成功时应首先排除热工回路方面问题, 如确需调整动作转速, 需先确定好调整前动作转速, 并进行仔细计算, 最好上试验机进行转速校验。

4 结束语

汽轮机DEH液压系统为机组安全稳定运行提供了可靠保证, DEH液压检修质量的好坏直接影响到整个机组的检修工期、质量。该厂此次DEH液压系统检修经验教训可为同类型机组检修, 为同类问题的快速准确判断、处理提供一定的借鉴。

参考文献

[1]胡六逸.20万千瓦汽轮机组结构[M].北京:水利电力出版社, 1990.

3.电厂300MW机组启动操作步骤 篇三

1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：

1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；

3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；

5)检查投入#

1、#2主汽门阀门组，#

1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#

1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：

1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；

7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。

10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。

11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。

13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：

打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：

X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃

X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启

X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机

X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温

控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值

X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：

Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足

X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：