超临界汽机调试技术实用教案

1、1.辅汽系统(xtng)的吹扫吹扫范围 启动锅炉来汽管路，辅助蒸汽母管，辅助蒸汽母管至除氧器加热用汽管道(gundo)，辅助蒸汽母管至除氧器预暖蒸汽管道(gundo)，辅助蒸汽母管至A、B小汽机调试用汽管道(gundo)，四段抽汽管道(gundo)至辅助蒸汽母管管道(gundo)，再热冷段至辅助蒸汽母管管道(gundo)，主机、给水泵汽轮机轴封用汽管道(gundo)（包括主蒸汽、冷再和辅助蒸汽供轴封管道(gundo)），轴封溢流管道(gundo)，辅助蒸汽至磨煤机、辅助蒸汽至锅炉点火油管道(gundo)吹扫用汽管道(gundo)等。第1页/共50页第一页，共51页。 辅助蒸汽母管、四抽、小机汽

2、源管道(gundo)吹扫系统图 第2页/共50页第二页，共51页。说明(shumng)以启动锅炉蒸汽为汽源的吹扫 为保证吹扫的效果，来汽压力应保证在1.0MPa以上(yshng)，并要求有足够的汽量，当母管压力达到要求值后，开启阀门进行吹扫，当汽压降至0.5MPa时关闭汽门。吹扫前应充分暖管。再热冷段至辅助蒸汽母管管道的吹扫 关闭辅助蒸汽母管上所有用汽及来汽阀，关闭辅助蒸汽母管至除氧器加热用汽电动门、辅助蒸汽母管至小汽机调试用汽手动门、辅助蒸汽至轴封蒸汽手动门、四抽至辅助蒸汽电动门，开启启动锅炉蒸汽至辅助蒸汽母管电动门、冷再至辅助蒸汽母管手动门，以再热冷段至辅助蒸汽母管电动门为控制门吹扫。有效

3、吹扫时间10分钟，中间至少冷却一次。 吹扫完毕后关闭再热冷段至辅助蒸汽母管电动门、手动门。第3页/共50页第三页，共51页。 辅助蒸汽母管至除氧器加热管道的吹扫 开启辅助蒸汽母管至除氧器加热用汽管道手动门，关闭(gunb)四抽至辅汽联箱、小机、除氧器管道上所有手动、电动门，以辅助蒸汽母管至除氧器加热用汽管道电动门为控制门吹扫。有效吹扫时间10分钟，中间至少冷却一次。 吹扫完毕后关闭(gunb)辅助蒸汽母管至除氧器加热用汽管道电动门、手动门。 四段抽汽至辅助蒸汽母管蒸汽管道的吹扫 关闭(gunb)四段抽汽至小汽机进汽管道电动门、四段抽汽至除氧器加热电动门，打开四段抽汽电动门，以四段抽汽至辅汽联箱

4、电动门为控制门吹扫。有效吹扫时间10分钟，中间至少冷却一次。 吹扫完毕后关闭(gunb)四段抽汽至辅汽联箱电动门和四段抽汽电动门。第4页/共50页第四页，共51页。大机轴封系统(xtng)吹扫系统(xtng)图 第5页/共50页第五页，共51页。说明(shumng) 开启主汽至轴封管道电动门和手动门（吹扫其旁路时打开旁路电动门），以辅助蒸汽母管至轴封母管手动门作控制(kngzh)门进行吹扫，有效吹扫时间20分钟，中间至少冷却一次。吹扫完毕后关闭辅助蒸汽母管至轴封母管手动门，主汽至轴封管道电动门、手动门、旁路电动门。第6页/共50页第六页，共51页。小机轴封系统(xtng)吹扫系统(xtng)图

5、 第7页/共50页第七页，共51页。说明(shumng)关闭辅助蒸汽母管至轴封手动门，打开辅助蒸汽母管至轴封电动门，打开辅助蒸汽母管至小汽机轴封管道(gundo)手动门，以辅助蒸汽母管至轴封母管手动门作为控制门进行吹扫小机轴封供汽和回汽管道(gundo)，有效吹扫时间10分钟，中间至少冷却一次。吹扫完毕后关闭辅助蒸汽母管至轴封母管手动门、辅助蒸汽母管至小汽机轴封管道(gundo)手动门。第8页/共50页第八页，共51页。磨煤机消防(xiofng)用汽管道吹扫示意图 第9页/共50页第九页，共51页。说明(shumng) 打开麻煤机消防用汽母管总门，以各磨煤机进汽分门为控制门分别对各支管进行吹扫

6、，每支管有效吹扫时间10分钟，中间(zhngjin)至少冷却一次，可交替进行。 吹扫完毕，关毕各磨煤机进汽分门和消防用汽总门。第10页/共50页第十页，共51页。质量检验 对于不需要打靶的管道，吹扫是否(sh fu)结束应由甲方、电科院、安装单位、监理人员等多方确认； 对于需要打靶的管道，吹扫结果：斑痕粒度不应大于0.5mm，且肉眼可见斑痕不多于5点，并得到甲方、电科院、监理人员等多方认可。第11页/共50页第十一页，共51页。2.EH油系统(xtng)1.安全油的调整:启动高压备用密封油泵。调整高压备用密封油泵出口(ch ku)溢流阀使薄膜阀上的危急保安油压在0.831.0MPa。2. EH

7、油泵的调试 :在油温达到40-50范围内时，关闭EH油泵的隔离阀，调整A EH油泵的压力补偿器，使其设定值达到14.0MPa。缓慢打开供油隔离阀，检查整个系统有无泄露 ,运行10分钟以上后，整定EH油泵的溢流阀调压手柄，使EH油母管压力缓慢达到21MPa，保压5分钟进行系统耐压试验 ,耐压试验完成后，重新设定EH油箱出口(ch ku)溢流17.2MPa ,调整EH A、B油泵压力补偿器，使其压力设定值缓慢降至14MPa0.5MPa;整定隔膜阀，使其在高压供油压力为14Mpa、自动停机安全油压降到0.45MPa表压时，隔膜阀打开；在高压供油压力为0MPa，自动停机安全油压上升到0.2MPa时，隔

8、膜阀应关闭。 3.油泵联锁报警试验第12页/共50页第十二页，共51页。 4. EH油箱油温控制及油位联锁试验 5.油箱油位高低报警 6.各油压、压差、油温超限报警试验: 断开短接的接点(ji din)相应报警信号消失7.执行机构的调整:a.高、中压主、再热主汽门执行机构的调整 b.高压主汽门及调门、再热主汽门及调门执行机构关闭时间测定:热工人员配合引出高压主汽门、高压调门、中压主汽门、中压调门的位移信号，并将信号引至录波仪上;引出打闸信号，作为试验起始信号；如实在无法引出，则在手动跳闸手柄旁安装一个串联3V电源的微动开关，开关的触头与正常位置的手柄侧面相接触，此开关作为试验起始信号；运行人员

9、启动一台EH油泵，检查并确认油系统正常，使系统挂闸，开启各主汽门及调门;开录波仪录波，手动打闸，记录各阀门关闭时间。 第13页/共50页第十三页，共51页。主汽阀特性(txng)示意和全周进汽调节阀特性(txng)示意 第14页/共50页第十四页，共51页。 隔膜阀、空气引导阀动作试验 手动遮断手柄置遮断位置,隔膜阀开启，AST油压消失，各进汽门关闭，空气引导阀动作关闭。危急(wij)遮断系统调试机械手动停机试验 a. 将手动超速试验手柄放在工作位置，手动遮断及复置手柄扳到遮断位置，此时隔膜阀开启、关汽门； b. 将手动超速试验手柄放在试验位置，将手动遮断及复置手柄扳到遮断位置，此时隔膜阀不开

10、启； c. 手动遮断手柄至遮断位置，集控室汽轮机跳闸报警；手动复位按钮，气动阀动作危急(wij)遮断机构复位，报警信号解除。第15页/共50页第十五页，共51页。 注油试验:在机组首次升速到3000r/min时，进行注油试验；将超速试验手柄扳至试验位置，并握住不放；缓慢打开注油阀开始充油，监视油压表指示，直到手动遮断手柄跳至遮断位置，记录此时油压值，关闭注油阀；将手动遮断及复置手柄扳至复位位置，并慢慢放开，手柄返回到“正常”位置后，再放开超速试验手柄。超速试验:机组并网带20%以上负荷，再热汽温不低于400下运行(ynxng)满7小时以后进行；超速试验前应先进行手动脱扣及注油试验，试验正常并确

11、认高中压主汽门、调门无卡涩、关闭严密后方可进行；第16页/共50页第十六页，共51页。 OPC试验:机组定速3000r/min；OPC模拟测试(csh)：点击“OPC方式”按钮，打开操作面板，点击“OPC试验”，将其置“投入”状态，OPC电磁阀动作，GV/IV关闭。点击“OPC试验”切除，重新开启GV/IV，维持3000r/min。进行103%超速试验时，点击“103%超速试验”按钮，并执行；DEH自动将目标转速设定为3100RPM,并100RPM/min的速率提升转速。当转速大于3090r/min时,OPC电磁阀动作，GV/IV关闭，转速小于3030后重新开启GV/IV，维持3000r/mi

12、n；如转速有上升 ，就地打闸汽轮机，谨防超速。电超速试验 :点击“110%超速试验”按钮，并执行；DEH自动设定目标转速3300r/min，并以200RPM/min的速率提升转速到3200RPM，然后以100RPM/min的速率提升转速，当转速大于3090r/min时，OPC未动作，表示OPC被屏蔽，当转速达到3300r/min时，AST电磁阀动作，汽机跳闸，转速下降。第17页/共50页第十七页，共51页。 机械(jxi)超速试验:机组减负荷、解列，维持转速在3000r/min,二次试验动作转速差不超过18r/min 主汽门、调门严密性试验: 执行调门严密性试验:记录转速下降情况，转速应降至实

13、验汽压/额定汽压1000r/min以下时为合格高、中压主汽门、调门关闭活动试验 ETS系统试验第18页/共50页第十八页，共51页。3.3.循环水系统(xtng)(xtng)的调试（一）循环水泵的调试 1.循环水泵的性能检测(jin c) 2.循环水泵的连锁、报警 （二）循环水泵出口阀门、凝汽器进出口阀门的调试 1.循环水泵出口碟阀的调试 2.凝汽器进出口碟阀的调试 （三）旋转滤网的调试 （四）开式和闭式循环水系统的调试第19页/共50页第十九页，共51页。4.润滑油系统(xtng)的调试 在汽轮机组启动以前，应对润滑油系统（包括盘车装置）的驱动电气部分进行检查，确认正确无误之后，启动润滑油系

14、统，进行各有关性能、数据的测试和调整。 调试范围 1.油系统所有的油泵及排烟风机的试运。 2.润滑油系统联锁、保护、报警传动。 3.汽轮机冲转前润滑油系统的调试。 4.汽轮机冲转后润滑油系统的调试。 5.系统测点测量状态的检查。 6.油净化装置的试运。 7.润滑油系统冲洗及油循环(xnhun). 8.润滑油系统热工仪表投入.第20页/共50页第二十页，共51页。 （一）系统的连锁、报警试验 主机润滑油系统在汽轮机组启动前，必须进行连锁、报警试验的设备包括盘车油泵,事故油泵、辅助油泵、主油箱排烟风机、主油箱加热器、润滑油输送泵、油净化过滤泵、油净化装置排烟风机等。 机组运行过程中，当主油泵出口油

15、压降至84kPa时，交流润滑油泵应联启。当润滑油压降至70kPa时，直流润滑油泵应联启。顶轴、盘车设备(机组启动后)汽机(qj)冲转后，转速超过200r/min时，确认汽机(qj)盘车装置自动脱开。检查当汽机(qj)转速超过600r/min时，顶轴油泵应自动停运。现在许多电厂为了提高安全性,将联停转速提高.汽机(qj)打闸后，确认交流润滑油泵自动联启，否则手动启动。当汽机(qj)转速降至1200r/min时，顶轴油泵应自动投入。当汽机(qj)转速降至零转速时，盘车装置投入，盘车电机启动，手动投入盘车。 第21页/共50页第二十一页，共51页。 (二)主油泵特性试验和润滑油压的调整 1.主油泵特

16、性试验 在汽轮机组首次冲转升速过程中，测取主油泵在不同转速下的出口处油压，并将出口油压和转速的关系(gun x)做成性能曲线， 第22页/共50页第二十二页，共51页。 2.主机润滑油压的调整 在汽轮机组首次冲转到额定转速(3000r/min)之后，通过调整主机润滑油系统(xtng)的节流阀、旁路阀的开度和溢流阀的压力整定值，使主油泵进口油压和润滑油压调整到符合设计要求的数值。第23页/共50页第二十三页，共51页。 3.油泵连锁试验 在汽轮机组达到3000r/min之后，将汽轮机组的目标(mbio)转速定为800r/min,使汽轮机开始减速，然后做如下试验观察： 当汽轮机减速、主油泵进口处油

17、压降至辅助油泵启动整定值时，辅助油泵应能够自动启动； 当汽轮机转速降低、主油泵出日处油压降至盘车油泵启动整定值时，盘车油泵应能够自动启动。 第24页/共50页第二十四页，共51页。 顶轴油系统的试验 安全门整定:1.注油 2.将顶轴油泵操纵杆调到中间位置，此时泵出口油量为零 3.用手盘动联轴器，检查泵轴转动是否正常；然后点动电机，确认转向正确4.关闭所有节流阀，同时(tngsh)将安全阀调到最大开度 5.启动A顶轴油泵，6.逐步缓慢提升顶轴油泵操纵杆，开始向顶轴油母管供油 7.调节母管压力至20.58MPa，检查并确认安全阀是否动作 第25页/共50页第二十五页，共51页。 顶轴油压的调整:用

18、千分表抵触各轴颈上部，准备测量各轴承处机组转子的顶起高度。开启各支管节流阀，调整各支管油压，各支管油压力的高低根据(gnj)大轴的顶起高度（0.06mm0.10mm）来确定。调整支管节流阀时应同时调整顶轴油泵操纵杆，维持顶轴油母管压力不变。操纵杆和各节流阀调整完毕后，标记各阀门位置。第26页/共50页第二十六页，共51页。5.发电机冷却水定子冷却水泵试运1.定子冷却水报警保护(boh)试验 2.定子冷却水泵的试运 3.定子冷却水泵联锁保护(boh)试验:操作定子冷却水泵进出口变送器放水门；母管压力降至联启定值时，#2定子冷却水泵启动 4.定子冷却水跳闸保护(boh)试验5.定冷水系统的冲洗:断

19、续正,反冲洗流程连续正,反冲洗流程,定子线圈正、反冲洗的次数和时间由发电机定子线圈内的水质决定，水质合格后方可结束冲洗。定子线圈冲洗时发电机应充空气至压力0.4MPa，以防止定子冷却水泄漏 第27页/共50页第二十七页，共51页。第28页/共50页第二十八页，共51页。6.氢冷系统(xtng)调试 发电机氢气系统热工信号以及联锁、报警、保护发电机氢压0.38 MPa（压差开关动作）时，发电机氢压0.42 MPa（压差开关动作）时，发电机氢气纯度95%时，氢控柜闪光报警，发电机内出现油水（油水探测器) 系统吹洗 :用压缩空气反吹洗氢站至厂房管道至干净,用压缩空气吹洗发电机本体以及管道至干净 气体

20、置换 :用CO2（或N2）换空气检查发电机润滑油系统已经(y jing)调试完毕；检查发电机氢气密封油系统已经(y jing)运行，且氢油差压装置已投上;当CO2（或N2）的纯度到90%时打开死角包括氢气干燥器、氢分析仪、液位报警装置、氢气纯度仪、湿度仪、等处放气门、排污门，5分钟后关闭。当CO2 （或N2）纯度达到95%以上时，可以充入氢气。 第29页/共50页第二十九页，共51页。7.密封油系统(xtng)的调试密封油泵调试:1.判断主差压阀能否正常工作 ,调整(tiozhng)主压差阀，保持发电机轴密封瓦处的空侧密封油压高于氢压0.084MPa（冷油时可整定到大约0.105MPa）。2.

21、动空侧交流密封油泵，为密封瓦提供密封油。关旁路阀，观察空侧密封油泵出口压力满足系统允许的压力范围0.3 MPa0.8 MPa之间，以判断主压差阀是否能满足正常工作。发电机运转时密封油泵调试:调整(tiozhng)主备差压阀和平衡阀第30页/共50页第三十页，共51页。8.汽动给水泵的调试(dio sh) 1.给水泵组油系统油冲洗 2.泵组机械控制系统的调整(tiozhng) 3.给水泵组热工保护连锁试验 4.小汽轮机单机试运转 5.小汽轮机带泵试运转第31页/共50页第三十一页，共51页。9.汽轮机组真空系统(xtng)的调试 1.进行电动阀门传动试验检查，并记录开关时间。 2.逻辑连锁 3.

22、真空泵电机的试运 4.水环真空泵的试运:试转前对高、低压凝汽器真空破坏(phui)门进行注水密封实验 5. 真空泵首次启动:点动,记录相关参数,检查有无异常,运行8小时，如果无异常，可以停运。停泵的同时检查入口蝶门是否联锁关闭。第32页/共50页第三十二页，共51页。10.凝结水系统(xtng)的调试 1.进行电动阀门传动试验检查，并记录开关时间。 2.凝结水补充水泵的试转。3.凝结水泵电机的试运4.凝结水泵的试运:首次凝汽器上水应上至高水位。首次启动时应将泵出口电动门打就地位置，泵启动后手动开启20开度，待凝结水管道起压后再慢慢开启至全开位置。以后(yhu)启动时检查出口电动门是否正常联开，

23、凝结水经凝泵再循环管路回至凝结水箱.在出口门关闭的情况下,泵的运转时间不允许超过2分钟。5.凝结水管道的冲洗 :将凝结水系统向其他系统供水的管道在进入其他设备前解开，接临时管排至地沟：冲洗系统中各孔板、减温器、逆止门、调节门门芯、滤网应在冲洗前拆除。凝结水管路进除氧器水箱时，最好接临时管至除氧水箱,把除氧器中的喷嘴全部拆除。第33页/共50页第三十三页，共51页。 第34页/共50页第三十四页，共51页。二.汽轮机整套启动(qdng)调试 整套启动试运阶段是指设备和系统分部试运合格后，从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试运移交试生产为止的启动试运过程，该过程可分为空负荷调

24、试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。 空负荷调试是指从机组启动冲转开始至机组并入电网前，该阶段内进行的调整试验工作，主要包括下列内容：按启动曲线开机，机组轴系振动监测，调节(tioji)保安系统有关参数的调试和整定，注油试验，电气试验，并网带初负荷，主汽门调门严密性试验，OPC试验，电超速试验，机械超速试验。 带负荷调试指从机组并入电网开始至机组带满负荷为止，该阶段主要完成的调试项目有：制粉系统和燃烧系统初调整，汽水品质调试，相应的投入和试验各种保护及自动装置，厂用电切换试验，启停试验，真空严密性试验，阀门活动试验，协调控制系统负荷变动试验，RB试验，甩负荷试验 第35页/共50页第三十五

25、页，共51页。 一、整套(zhngto)启动前的检查 汽轮机组整套(zhngto)启动前，要特别仔细地检查调节保安系统、主机润滑油系统、进汽系统、给水回热系统、轴封系统和疏水系统的可靠性。 1润滑油泵自动启动试验 2主机润滑油压的调整 3汽门活动试验 4给水回热系统的检查 5蒸汽系统的检查 6辅助蒸汽系统及轴封系统的检查第36页/共50页第三十六页，共51页。 二、暖管与暖机 汽轮机整套启动的第一步工作是锅炉点火，同时对各蒸汽管道进行暖管，并通过轴封系统对汽轮机本体进行初步暖机。三、汽轮机的启动 汽轮机组第一次启动必然是冷态启动，也是汽轮机组最重要、最典型而又最容易(rngy)发生意外事故的启

26、动。 汽轮机组冷态启动时，除应满足上述各项要求外，还应注意汽轮机组轴系临界转速的分布情况，冲转、暖机、升速过程中应避开或尽快通过各阶临界转速。第37页/共50页第三十七页，共51页。 机组带25%额定负荷调试阶段1.带低负荷冲洗合格后，凝结水回收，投入凝结水精处理装置。2.锅炉冲洗运行：主要控制铁的含量3.DEH试验。4.低压加热器、高压加热器随机投入。5.除氧器水位自动/凝汽器水位自动调试。6.试投给水自动7.机组振动(zhndng)监测第38页/共50页第三十八页，共51页。 机组带50%额定负荷调试阶段1 .自动调节系统试投。2 .监督汽水品质合格。3 .升负荷后监视发电机线棒及出水温度

27、。4 .锅炉冲洗运行：主要控制铁的含量5 .汽动给水泵投运和汽泵、电泵切换试验(shyn)。6.阀门活动试验(shyn) 7.厂用电源切换试验(shyn) 第39页/共50页第三十九页，共51页。 机组带75%额定负荷调试阶段1 .锅炉冲洗运行：主要(zhyo)控制铁的含量2 .升负荷后监视发电机线棒温度及出水温度。3 .各自动调节子系统试验。4 .试投主、再热汽温自动，主蒸汽压力自动。5 .协调控制协调试投6 .两台汽泵并泵试验7 .真空严密性试验第40页/共50页第四十页，共51页。 机组带100%额定负荷调试阶段1.汽水品质(pnzh)监督，监视发电机线棒温度及出水温度。2.锅炉燃烧调整

28、。3.负荷变动试验：4.DEH切换试验5.自动调节品质(pnzh)改善6.甩50、100额定负荷试验7.RB第41页/共50页第四十一页，共51页。 太仓电厂甩负荷试验 太仓电厂采用的是一级大旁路系统，设计容量为40%BMCR。启动方式为高压缸启动。 甩负荷后机组最高飞升转速为3116r/min,由于二次飞升转速为3100r/min,经历(jngl)8个振荡周期后仍有振荡趋势，故打闸停机。 沁北电厂采用的是高、低压两级串联简易旁路系统，设计容量为30%BMCR。启动方式为高中压联合启动。 甩负荷后机组最高飞升转速为3092r/min,二次飞升转速为3035r/min,经历(jngl)4个振荡周期稳定在3000r/min。第42页/共50页第四十二页，共51页。 168h满负荷试运： 168h主要(zhyo)考核技术指标项 目标 准项 目标 准平均负荷率95仪表准确率90%汽轮发电机轴振动0.076mm热工保护投入率100%汽轮机各轴承振动0.030mmCRT参数显示准确率100%汽轮机各瓦回油温度65机、炉协调投入投入正常汽轮机各轴瓦金属温度90负荷变动试验优 良凝汽器真空13KPa汽水品质优