330mw汽轮机检修规程

330mw汽轮机检修规程（精选3篇）

1.330mw汽轮机检修规程 篇一

燃气系统运行

1燃气输送管道应在系统试运，各项技术指标全部合格后，方可按生产工艺要求正式投运。燃气系统在燃气运行期间应处在正压状态，以避免空气进入系统。3 对燃气系统应定期查漏，发现异常应立即汇报处理。应制订燃气安全技术操作规程和巡检制度。内容包括：系统工艺流程及技术指标，操作程序卡，定期维护和试验，异常情况处理措施，防冻、防堵、防凝安全要求，巡检和紧急疏散路线等。

5对燃气系统排残液、排水装置应定期排放，排放的残液应专门统一收集处理。运行现场应配置防静电工作服、鞋、防爆工器具、正压式空气呼吸器、便携式可燃气体检测仪、防爆照明灯、安全隔离警戒带或隔离栏等，建立专门台账并定期检查校验。

7应定期对燃气管道进行巡线检查，及时处理输气管道沿线的异常情况。对输气管线巡线检查应包括如下内容：

一、检查燃气管线及附属设备是否存在泄漏；覆土是否完好，有无塌陷现象。

二、检查是否有移动、拆除、损坏管道设施及相关安全标志的行为。

三、检查在管道中心线两侧各5m 范围内是否存在取土、挖塘、修渠等违章建筑施工，以及排放腐蚀性物质、种植深根植物的行为。

四、管道中心线两侧或者管道设施场区外50m 范围内，禁止爆破作业和修筑大型建筑物、构筑物工程。

五、禁止在埋地管道设施上方巡查便道上行驶机动车辆，或者在地面管道设施、架空管道设施上行走。

六、每年汛期前后，应对穿跨越河流管段进行安全检查，对不满足防洪要求的穿跨越河流管段应及时进行加固。

七、检查是否有危害管道设施安全的其他行为。发现燃气存在泄漏时，应停止附近的非防爆型设备或电气开关的操作，停止可能产生火花的作业；应用可燃气体检测仪或肥皂水检查泄漏点，禁止明火查漏；启用防爆型应急通风设施和装备，防止可燃气体积聚；根据燃气渗漏程度确定警戒区，并设立警示标志。如遇大量高压气体泄漏，应立即隔离气源，消除着火源，同时安排周围人员迅速撤离疏散至安全区域。

2.330mw汽轮机检修规程 篇二

合山电厂采用2台330 MW火电机组,汽轮机是北众汽轮机厂的N330-17.75/540/540单轴、一次再热、三缸双排汽、纯凝汽式汽轮机,数字电液控制系统(DEH)原来是新华XDPS400DEH-Ⅲ型控制系统,2010-2011年已将2台机组升级至DEH-V型。2011年11月,完成2台机组的汽轮机调速系统建模试验,试验主要分为静态试验和动态试验2个部分。

1 静态试验

1.1 PID环节的参数校核与测试

对DEH转速、功率PID、CCS协调控制PID调节器的PID参数进行测试校核,对伺服卡的PID环节进行测试。对转速、功率、CCS调节器的PID参数校核比较简单,可以在逻辑组态中查出其PID参数,只需测试1遍进行比对即可。但伺服卡的PID环节只能通过输入输出值进行测试才能得到数值。伺服卡PID测试方法是从零逐渐增加伺服卡的指令,记录伺服卡输出值,利用这些数据对其PID环节进行计算(如图1所示)。

1.2 调门动作速度的测试

调门动作速度的测试主要是测试汽轮机调门开关的快慢。测试方法是通过对汽轮机挂闸后,分别将阀门指令调为100%～0%,0%～100%;100%～50%,50%～100%;55%～50%,50%～55%(100%代表全开,0%代表全关),同时对其动作时间进行记录。

1.3 速度变动率和迟缓率的测试

速度变动率和迟缓率都是汽轮机调节系统的重要指标。所谓速度变动率,就是汽轮机空负荷时所对应的最大转速Nmax与额定负荷对应的最小转速Nmin之差,与额定转速n0的比值,也可称为调节系统的速度变动率或速度不等率,通常用δ表示,即δ=(Nmax-Nmin)/n0。速度变动率和迟缓率如图2所示。

注：DEH数值——词服卡输入指令;_P～～LVDT的反馈高选值;S值——词服卡输出的电压值。

当电网频率变化时,引起的负荷变化与机组调节系统速度变动率成反比。即当外界负荷变化时,速度变动率越大,分给该机组的负荷变化量就越小,反之则越大。从自动调节原理的角度讲,它相当于调节系统的比例带,既反映了一次调频能力的强弱,又表明了稳定性的好坏。但对于DEH系统来说,速度变动率是通过软件实现的,合山电厂的速度变动率设置为5%。

迟缓率是由于调节系统各部套间的联系部分存在间隙、摩擦力及错油门存在重叠度,使机组在加负荷和减负荷过程中,静态特性曲线不重合,中间存在带状宽度的不灵敏区(如图3所示)。

1.4 主要参数测量环节测试

该项主要对转速、功率、LVDT等影响调试系统稳定运行的重要信号的测量环节进行测试,测试其测量精确度、稳定度、实时性等。

2 动态试验

2.1 变负荷试验

该试验是在投入功率回路的情况下,将负荷从60%加至100%的额定负荷(190～330 MW),负荷间隔为10 MW。试验期间,主汽压力温度、再热蒸汽压力和温度、凝汽器真空等参数基本为额定值。主蒸汽压力偏差不超过额定值的±1%,主蒸汽温度偏差不超过±5℃,每个工况稳定运行5～10 min,测试机组在不同工况范围从一个工况到另一个工况的过程特性,并记录一些相应的主要参数。

2.2 汽轮机阀门开度扰动试验

该试验是检测机组对阀门开度的一个阶跃响应,DEH处于阀控方式时,在维持燃料量的情况下,将阀门瞬间开大或关小检测其负荷、总阀位指令、汽包压力、主汽压力、调节级后压力、冷端再热压力、热端再热压力、中排压力的变化规律。

2.3 负荷扰动试验

负荷扰动试验是动态试验中最重要的项目,因为负荷扰动是机组运行时最常出现的情况,该试验分为阀控方式、功控方式、CCS方式3种。

2.3.1 阀控方式下的负荷扰动试验

阀控方式是DEH功率回路切除,直接用流量指令控制阀门开度,从而控制负荷大小。阀控方式下的负荷扰动试验如图4所示。

在负荷稳定时,一次调频回路中给1个8～12 r/min的扰动(速度不等率设定为5%,即频差与负荷的对应关系为0.454 5 r/MW),调门快速开启或关闭,增大或减小负荷,记录系统各主要参数变化情况。

2.3.2 功控方式

功控方式是DEH将功率回路投入,试验方法与阀控方式下相同。功控方式如图5所示。

2.3.3 CCS方式

CCS方式是DEH将切阀控方式,投入锅炉主控,汽机主控,由协调控制的锅炉、汽机控制器进行协调控制。试验方法与阀控方式下相同。CCS方式如图6所示。

2.4 甩负荷试验

甩负荷试验是机组正常运行并带一定负荷,突然解列发电机,负荷甩到零。甩负荷相当于机组最大的一个扰动。合山电厂的甩负荷试验是带164 MW负荷进行的,甩负荷试验如图7所示。

评价一个调节系统主要看3个指标,就是稳、准、快。从图7中很明显地看出,甩负荷以后转速曲线是一个衰减振荡过程,最后稳定在300 r/min左右,说明机组特性稳定;其最大转速为3 105.6 r/min,其超调量为105.6 r/min,远远小于额定转速为7～9%的要求,精确度较高;其8点50分33秒甩负荷,8点51分19秒转速恢复到静差内,46 s系统处于稳定工况,快速性也较好。

3 总结

本文对合山电厂的建模试验进行了简单的分析,主要是静态和动态两个部分。静态试验有以下主要任务:一是通过对控制器原理进行分析,获取其控制结构及相关控制参数设置,如转速不等率、死区、PID参数、限幅环节设定值等,即获得控制器的模型参数;二是通过阀门指令扰动试验(阶跃信号扰动),测量伺服执行机构的动态特性参数,如电液转换模块参数、阀门开关时间(含正常开关及快速开关)、阀位反馈通道的惯性时间等,同时对控制器参数的正确性进行校验。动态试验的任务主要是获取汽轮机本体的模型参数,如各蒸汽容积环节惯性时间、转子飞升时间常数等。频率扰动试验即在频率反馈回路或设置通道处施加阶跃扰动;负荷扰动则是在负荷指令设置通道施加阶跃信号。这2种试验均可进行汽轮机各蒸汽容积环节参数的测试,同时也可验证机组控制器参数的准确性。甩负荷试验的主要目的是测试转子飞升时间常数,由于此参数对机组动态特性影响很大,因此需实际测量。

摘要：文章介绍了调速系统模型参数的一些基本概念及建模试验的方法、过程,分析了合山电厂330MW机组汽轮机调速系统建模测试的结果。

关键词：汽轮机,调速系统,建模,试验

参考文献

3.330mw汽轮机检修规程 篇三

2011年4月底到5月初，某公司#2机组C级检修时对汽轮机高压缸解体检查，发现有较厚的积盐，并对隔板、叶片的积盐进行了化验分析，其盐类沉积物主要成分为Na3PO4和Fe2O3。分析积盐速率36mg/(cm2.a)属于三类。

1 汽轮机叶片积盐的一般原因

积盐在汽轮机转子叶片表面的沉积与蒸汽污染有关，蒸汽污染的主要原因是机械携带和溶解携带。蒸汽的携带有以下两个特点：

1.1 蒸汽的机械携带

饱和蒸汽自汽包蒸发出来时夹带了一部分炉水水滴，这时炉水中的钠盐和硅化合物等杂质，便随水溶液进入蒸汽中污染了蒸汽。影响蒸汽机械性携带的原因如下：

1)锅炉压力越高，蒸汽越容易带水;

2)汽包水位发生波动时，有大量蒸汽泡从水空间进入汽空间，当某些蒸汽泡水膜发生破裂时，溅出的一些大小不等的水滴随蒸汽进人汽空间，造成蒸汽带水;

3)汽包结构：汽包内径过小，炉水液面上的汽空间相应就小，蒸汽泡破裂时会有很多小水滴溅到蒸汽引出管附近，由于这里的蒸汽流速较高，会有较多的水滴被蒸汽带走;当汽包直径大时，汽空间高度就会较大，有利于水、汽分离;

4)锅炉水质：当炉水含盐量较大，特别是当炉水中有机物、油、苛性钠等杂质较多时，在汽水分界面上会形成泡沫层。

1.2 蒸汽的溶解携带：

1)有选择性，在锅炉压力一定的情况下，饱和蒸汽对各种物质的溶解能力有很大的差别，饱和蒸汽对硅酸的溶解能力最大，对NaOH和NaCl的溶解次之，而对Na2S04、Na3P04和Na2Si03等钠盐的溶解能力最差;

2)与锅炉的压力有关饱和蒸汽对各种物质的溶解携带，随锅炉压力增大而增大。

2 某电厂汽轮机高压缸叶片积盐原因分析

2.1 汽水品质差

2.1.1 锅炉吹管阶段（2010.10.18—2010.10.29)

给水、炉水、蒸汽二氧化硅合格率为0%;磷酸盐合格率81.48%。PO43-累计超标35 h，浓度范围为3.3mg/L～25.5mg/L,pH合格率100%。吹管阶段汽水品质特别差，主要原因为锅炉在制造、贮运、安装过程中氧化皮、铁屑、焊渣、腐蚀产物、硅化合物等在化学清洗时没有彻底清除。

2.1.2 168运行期间（2010.10.29—2010.11.05)

给水、炉水、蒸汽二氧化硅合格率0%;磷酸盐合格率60%;炉水pH合格率100%，蒸汽钠合格率100%。168h期间机组满负荷运行，锅炉压力高，蒸汽带水能力强，蒸汽带水中主要有Na3PO4、NaSiO3。

炉水含盐量高导致蒸汽含盐量增加。锅炉排污不能满足汽水品质要求。连排调门从0%～100%变化时，连排流量变化不大，当炉水水质超标时不能尽快排出炉水中的有害杂质。为了保证炉水pH合格，提高了磷酸盐加药量，但因无在线磷酸盐表监测，人工化验较滞后，导致磷酸盐超标严重，且由于连排存在问题，不能快速的降低磷酸盐及炉水中的二氧化硅含量。

2.1.3 初期生产阶段（2010.11.15-2011.4.28)

#2机组给水、炉水、蒸汽中的二氧化硅、铁及炉水磷酸盐合格率见表1:

从表1来看给水、炉水二氧化硅合格率低，蒸汽中的铁完全不合格。公司凝结水采用粉末树脂覆盖过滤器主要起过滤的作用，粉末树脂覆盖过滤器相对于高速混床除盐能力很弱。

在机组投运初期凝结水中含有大量铁的腐蚀产物、盐类等杂质不能被粉末树脂覆盖过滤器除去，导致给水、减温水水质不良;机组启动初期系统金属腐蚀产物较多，树脂粉末树脂覆盖过滤器进出口压差几天内就会超过0.175MPa，精处理旁路自动打开。由于粉末树脂价格高且不容易再生的特点，没有及时更换，凝结水没有100%进行处理。导致不合格的凝结水(凝结水的含铁量在35ug/L～50ug/L左右)进入给水中。

2.2 设备存在缺陷

1)汽包内汽水分离装置存在缺陷，导致蒸汽机械携带偏大，炉水SiO2含量较低时，蒸汽的SiO2含量却处于较高水平;从机组运行情况看，炉水二氧化硅大于100ug/l时，蒸汽硅就会超标，蒸汽中的二氧化硅带入汽轮机的量增加;炉水加入NaOH后，蒸汽的Na+明显增加。在给水水质稳定的情况下，Na3PO4是炉水含盐量的主要来源。PO43-过量，旋风分离器分离效率较低时，蒸汽机械携带磷酸盐进入主蒸汽管道和汽轮机高压级。

以溶解携带方式进入蒸汽中的硅酸盐，由于压力和温度的降低，钠化合物在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小，当低于蒸汽中含量时，该物质就会以固态析出，并沉积在蒸汽通流部分的叶片上，形成了积盐;

2)锅炉连排门存在问题：锅炉排污不能满足汽水品质要求，连排调门从0%～100%变化时，连排流量变化不大，当炉水水质超标时不能尽快排出炉水中的有害杂质。

3 给水、炉水优化试验

3.1 饱和蒸汽携带试验分析：

试验期间，在线监测炉水的电导率和饱和蒸汽的Na+含量。试验结果分析表明，随着NaOH的不断加入，炉水的电导率逐渐增大，蒸汽Na+含量也相应增大，当停止加NaOH并开始排污后，炉水的电导率逐渐下降，相应的饱和蒸汽的Na+含量也减小。说明了#2机组汽包的汽水分离设备存在问题，导致汽水分离效果较差，在目前状况下，炉水不适合采用固体碱化剂处理，宜采用全挥发处理。

3.2 给水、炉水优化处理试验结果与分析

1)试验期间对热力系统水汽电导率、pH、溶解氧、铁含量、氢电导率进行了全面的监测，水质监测结果表明，省煤器入口给水的电导率控制在8μS/cm～10μS/cm时，给水pH基本上在9.5～9.6，炉水的pH基本上在9.25～9.40，完全可以满足水汽质量标准的要求;

2)溶解氧：监测结果表明，凝结水的溶解氧低于100μg/L的标准要求;除氧器出口给水的溶解氧低于7μg/L的标准要求，停止加联氨对除氧器出口溶解氧几乎没有影响;

3)水汽系统铁含量：水汽系统铁的监测结果表明，给水采用AVT(O)处理方式后，水汽系统的铁含量逐渐降低。凝结水的铁含量由AVT(R)时的平均65.2μg/L降至30.0μg/L以下;省煤器入口给水铁含量由平均24.5μg/L降至15μg/L以下;饱和蒸汽铁含量由平均23.6μg/kg下降至10μg/kg以下;

4)炉水采用全挥发处理方式后水汽氢电导率：完全满足炉水全挥发处理对炉水氢电导率的要求;水汽氢电导率随覆盖过滤器运行时间延长而逐渐增大;

5)炉水采用全挥发处理方式后炉水的SiO2保持在90μg/L以下，不论机组负荷高低，蒸汽的SiO2都能维持在标准要求的合格水平。

4 防止积盐的措施

4.1 机组正常运行中给水采用AVT(O）处理

在炉水采用全挥发处理的情况下，炉水的含硅量宜控制在90μg/L以下，可以确保蒸汽硅含量不超过20μg/kg的标准要求。控制省煤器入口给水电导率为8μS/cm～10μS/cm，给水p H可控制在9.45～9.55，能保证炉水pH在9.25～9.40。

4.2 保证精处理设备正常投运，加强汽水品质监测

两台过滤器不同时进行爆膜、铺膜工作，一台进行处理时，另外一台运行，凝结水精处理系统100%投运，严禁开旁路，降低凝结水中铁和二氧化硅的含量保证给水及减温水品质合格。

4.3 做好设备防腐工作，在运行过程中有效控制凝结水及给水的溶氧在合格范围内

调整凝洁水、给水、炉水pH值合格。机组停运时做好停炉保护措施。

4.4 严格执行机组启动期间的化学监督

控制机组启动期间的水汽品质符合机组启动指标，凝结水品质不合格，除氧器不上水，给水品质不合格锅炉不上水，蒸汽品质不合格机组不冲转，机组带负荷后，按要求进行洗硅，确保机组启动8小时后，水汽指标达标;提高化学运行人员责任心，及时调整加药量，机组启动时控制PO43-浓度在小于1mg/L，炉水pH在9.0～9.7。

4.5 汽水分离装置检修

由于汽包汽水分离存在问题，在检修时对汽包的旋风分离器、百叶窗干燥器、汽包夹层焊缝进行仔细检查，对存在的缺陷进行及时处理。确保该设备在机组的下一个运行周期内能够有良好的汽水分离效果。

4.6 排气装置内加装磁性滤网

虽然给水采用了AVT(O)处理，但是凝结水的铁含量仍然较高，2012年9月大修期间在排汽装置热水井周围加装强磁除铁装置后凝结水含铁量从30ug/L降低到20ug/L以下，继而蒸汽含铁量进一步得到改善。

5 结论

汽水监督是化学核心部分之一，对于新投产机组，特别是直接空冷机组，由于空冷岛面积大，管路焊口多，汽水系统产生的腐蚀产物多，投产前要加强对空冷岛的热态冲洗。锅炉在制造、贮运、安装过程中氧化皮、铁屑、焊渣、腐蚀产物、硅化合物等在化学清洗时要彻底清除。

凝结水采用树脂粉末覆盖过滤器的，最好在前面加装除铁过滤器。要加强化学仪表的管理，使其真实反映汽水品质，建议设计规范加入在线磷酸盐表计，虽然磷酸盐表反应缓慢，但它比人工试验及时。机组启动时应严格执行机组启动阶段的化学监督，确保机组启动8小时后汽水品质合格。经过炉水采用全挥发处理2012年9月大修时检查汽水流通部位无结垢、积盐现象发生。

摘要：某发电有限责任公司给水采用AVT(R)处理,炉水采用NaOH和低磷酸盐处理。在2011年4月29日到5月8日对#2机组进行C级检修,检修期间对汽轮机高、中压缸解体检查,发现高压缸叶片上有较厚的积盐,中压缸无积盐。公司化验室对高压缸积盐的成份进行了化验对积盐的原因进行了分析,提出了炉水采用全挥发处理的方案,并依据方案现场实施得到了很好的效果。

关键词：汽轮机,高压缸叶片,积盐,全挥发处理

参考文献

[1]GB/T12145-2008火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量.

[2]电力工业技术监督标准汇编.2008,(化学监督)下.

[3]火力发电厂汽水化学导则第二部分.锅炉炉水磷酸盐处理(DL/T805.2-2004).