BC1BQ1001-彬长一号机组汽机整套调试报告

1、 彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组汽机总体调试报告BC1BQ1001彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组汽机总体调试报告批 准： 郭 萌审 核： 熊 巍编 写： 李建颇西北电力建设调试施工研究所二O一O年四月报告名称：彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组汽机总体报告报告编号：BC1BQ1001 出版日期：2010年04月 保管年限：长期 密 级： 一般 试验负责：熊 巍、李建颇试验地点：彬县瑶池电厂参加人员：熊 巍、李建颇、何亚刚、王 伟、黄 明等参加单位：西北电力设计院、西北电力建设调试施工研究所、

2、西北电力建设第一工程公司、甘肃火电工程公司、彬县瑶池电厂、西北电建监理公司等 试验日期：2009年08月2010年03月 打印份数：5份目 录1.机组概述2.汽轮机主要技术规范3.分系统试运4.机组整套启动试运5.调试中出现的问题及处理方法6.总体评价7.附录附录1.调试质量控制点附录2.整套启动措施交底会记录附录3.真空严密性试验记录表附录4.机组168小时试运期间参数记录表附录5.汽轮机惰走曲线1.机组概述1.1系统及设备概况彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程新建两台200MW机组，汽轮机采用东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535型，该机为超高压

3、、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构；锅炉由东方锅炉厂制造的DG-705/13.8-1型超高压、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风固态排渣、倒U型、运转层以下砖墙封闭、运转层以上露天、炉顶设轻型屋盖布置、全钢构架的循环流化床汽包锅炉；发电机为山东济南发电设备厂制造，额定功率200MW，额定电压18KV，功率因数0.85（滞后），发电机冷却方式采用空冷。DCS系统采用北京和利时公司的MACSV型分散控制系统；汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统，包括汽机转速控制、负荷控制、阀门管理等功能

4、；汽轮机监视仪表系统（TSI）采用德国EPRO公司的MMS6000监视系统，由东方汽轮机有限公司配套供货，汽机监视仪表系统，包括轴承振动、转速、差胀、轴向位移、零转速等重要参数的信号测量、转换和监视等功能；汽机紧急跳闸系统(ETS) 也是由东方汽轮机有限公司设计制造，包括以下保护功能：轴振动大停机，润滑油压低停机、推力瓦温度高停机、排汽背压高停机、轴向位移大停机、EH油压低停机、差胀大停机、DEH故障、超速停机、发电机保护动作停机、锅炉MFT停机和远方手动停机等。主蒸汽和主给水系统为单元制热力系统，主给水系统配置二台100B-MCR容量的电动给水泵及其电动前置泵；抽汽回热系统配置三台高压加热器

5、、一台除氧器和三台低压加热器。1.2 参建单位本期工程业主单位为彬县煤炭有限责任公司，由西北电建监理公司进行工程监理，由西北电力设计院EPC总承包，并负责系统设计，主机部分安装由西北电力建设第一工程公司负责。1.3 汽机侧工程概况2009年08月，汽机调试人员开始投入到一号机组的调试工作中，经过分系统调试、碱洗、点火冲管、冲机、并网、带负荷、满负荷试运等阶段，总共冲机22次，并网10次，一号机组于2010年3月13日03:26分进入168小时满负荷试运，于2010年3月20日03:26分圆满完成一号机组168小时试运。1.4 汽机侧主要形象进度：2009年8月10日到8月13日，闭式水冷水系统

6、联锁保护检查确认及系统试运；2009年8月16日到8月20日，辅机冷却水系统联锁保护检查确认及系统试运；2009年8月26日到9月4日，凝结水系统联锁保护检查确认；2009年8月28日开始，分别进行两台凝结水泵试运转，冲洗凝结水管道；2009年8月30日到9月1日，两台电动给水泵分别通过再循环方式试运，泵运行8小时正常；2009年9月1日后，一号机组电动给水泵投入正常运行；2009年10月6日，一号机组润滑油系统、顶轴油系统调试完毕，盘车投入正常；2009年10月7日，一号机组锅炉首次点火吹管；2009年10月9日到10月13日，空冷系统开始调试；2009年10月25日，一号机组真空系统试抽真

7、空合格；2009年10月25日后，一号机组真空泵投入正常运行；2009年10月28日，一号机组调节保安系统、主机保护全部调试试验合格；2010年2月1日00:06分，一号机组首次冲机；2010年2月1日04:08分，一号机组首次定速3000rpm； 2010年2月1日17:32分，一号机组首次并网；2010年2月19日21:28分，一号机组首次带满负荷200MW；2010年2月24日01:06分，一号机组机组甩50%负荷；2010年2月24日16:51分，一号机组机组甩100%负荷；2010年3月13日03:26分，一号机组168小时满负荷试运开始；2010年3月20日03:26分，一号机组1

8、68小时满负荷试运结束。2.汽轮机主要技术规范2.1汽轮机主要技术规范：型号：NZK20013.24/535/535型型式：超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式。额定功率：200MW最大功率：222MW额定蒸汽参数： 主蒸汽（高压主汽门前）：13.24 MPa/535 再热汽（中联门前）：2.224 MPa/535 额定背压为：14 Kpa 额定主蒸汽流量：612.4 t/h 最大主蒸汽流量：690 t/h 额定给水温度：246.5转向：从机头向发电机方向看为顺时针转速：3000 r/min配汽方式：全电调（阀门管理）回热系统：3个高加1个除氧器3个低加，除氧器采用滑压运行。

9、汽封系统及其运行方式：采用自密封系统（SSR）低压缸最小排汽量: 70t/h通流级数：总共30级，其中： 高压缸：1调节级+11压力级 中压缸：10压力级 低压缸：2×4压力级 轴系临界转速（计算值）第一阶（发电机转子一阶） 933/1225 rpm第二阶（高压转子一阶） 1813 rpm第三阶（中压转子一阶） 2120 rpm第四阶（低压转子一阶） 2322 rpm第五阶（发电机转子二阶） 2467/3454 rpm2.2 主要工况参数：工况参数额定工况（TRL）TMCRTHAVWO功率（MW） 200211200220热耗(KJ/KW.h)9003859085958582 主汽压

10、力(MPa)(a)13.2413.2413.2413.24主汽温度()535535535535再热汽压力(MPa)(a)2.352.372.2242.49再热蒸汽温度()535535535535排汽压力(MPa)(a)0.0330.0140.0140.014工作转速(r/min)30003.分系统试运按照新的调试规范，调试人员除进行调整试验项目外，还参加了机组分部试运的全过程。3.1 分部试运的主要工作内容：3.1.1 对汽机热力系统设计提出完善和修改意见。3.1.2 对汽机的热工联锁保护进行审核和修改，使其满足运行工况的要求。3.1.3 参与所有系统设备的分部试运转及汽水管道冲洗，并对暴露的

11、问题、缺陷提出消缺方案。3.1.4 对分系统试运的质量进行监测，对试运参数、资料进行汇总，严格按照启动验收标准进行自检。3.1.5 针对分部试运涉及面广、条件差、工作千头万绪的具体特点，科学合理地制定试运计划，使试运行工作有条不紊，以较快的速度进行，并同时保证其高质量，为整套启动打下坚实的基础。3.2调节保安系统调试情况3.2.1 概述 3.2.1.1为保障机组安全运行，我们从一开始就强调扎实做好调节保安系统的联锁保护，审检回路正确与否、定值是否合理，到具体每个试验项目，强调重视质量，严把质量关。3.2.1.2 要求所有热工保护试验能动态试验的不允许静态试验，能远方就地试验的不允许盘内试验，能

12、模拟试验的不进行短接试验，提高试验的准确可靠性。3.2.2 调节保安系统调试详细情况见彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组调节保安系统调试报告主机保护试验情况：序号试 验 内 容检查日期试验结果1轴振动大：轴振250um，汽机跳闸2009.10.28合 格2推力轴承磨损：轴向位移大-1.65mm/+1.2mm，汽机跳闸2009.10.28合 格3EH油压力低：EH油压7.8MPa，汽机跳闸2009.10.28合 格4轴承润滑油压低：润滑油压0.039MPa，汽机跳闸2009.10.28合 格5凝汽器真空低：排汽压力>64.6KPa，汽机跳闸2009.10.2

13、8合 格6锅炉MFT，汽机跳闸2009.10.28合 格7发电机主保护动作：汽机跳闸2009.10.28合 格8ETS110%超速：3300rpm，汽机跳闸2009.10.28合 格9DEH110%超速：3300rpm，汽机跳闸2009.10.28合 格10DEH转速故障，汽机跳闸2009.10.28合 格11手动停机，汽机跳闸2009.10.28合 格12胀差大，停机2009.10.28合 格记录人：李建颇3.2 主辅机的联锁机组的主、辅设备的联锁保护借鉴了同类机组的经验以及各设备厂家的要求，修改了逻辑上的问题，并在调试期间根据实际情况不断完善。经过对DCS逻辑进行修改，联锁保护安全可靠，带

14、负荷试运期间系统运行良好。3.4 旁路系统本机组旁路系统配备了高、低压二级串联旁路，其容量为额定参数下35B-MCR炉过热器出口蒸汽通过高压旁路减压降温后送至再热器；自再热器出口的再热蒸汽经低压旁路减压降温后通过三级减温器进入排汽装置；高压旁路由一个高压调阀、一个高压喷水调阀和一个高压喷水隔离阀组成；低压旁路由一个低压调阀和一个低压喷水调阀和一个低旁喷水隔离阀组成。高压旁路的减温水来源于高压给水母管，低压旁路的减温水来源于凝结水母管，旁路系统联锁保护如下：序号试 验 内 容检查日期试验结果1高旁阀高旁阀后蒸汽温度低于400允许开（二取二）2009.10.24合格2汽机跳闸，高旁开（10%）20

15、09.10.12合格3. 高旁阀后蒸汽温度高于400超驰关2009.10.24合格4. 低旁关闭（3%），高旁联关2009.10.24合格2高旁喷水隔离阀1. 高旁开度3%，联开2009.10.23合格2. 高旁喷水调节阀开度大于3%，联开2009.10.23合格3. 高旁喷水调节阀开度小于2%，联关2009.10.23合格3低旁阀1. 低旁喷水调节阀前压力大于0.8Mpa，排气装置背压不高且低旁阀后蒸汽温度不高，允许开2009.10.24合格2.低旁阀开30%2.1汽机跳闸2009.10.24合格2.2再热汽压力（高旁后压力）大于2.65MPa2009.10.24合格2.3发电机解列2009

16、.10.24合格2.4高旁开度大于3%2009.10.24合格3. 低旁喷水调节阀前压力小于0.8Mpa，低旁快关2009.10.24合格4. 低旁阀后蒸汽温度高（120），低旁联关2009.10.24合格5. 排汽装置背压高（45KPa），低旁联关2009.10.24合格6热水位高（1500m）2009.10.24合格4低旁喷水隔离阀1. 低旁开（3%），联开2009.10.23合格2. 低旁喷水调节阀开度大于3%，联开2009.10.23合格3. 低旁喷水调节阀开度小于2%，联关2009.10.23合格5低压旁路三级减温水电动门1.低旁开度大于10%，联开2009.10.24合格2.低旁和

17、低旁喷水隔离阀都关闭，延时3s关闭（5%开度）2009.10.24合格 记录人：王 伟4.机组整套启动试运4.1机组冲转及空负荷试运阶段：4.1.1 一号机组首次冲转过程（机组采用操作员自动方式启动）：2010年2月1日00:00，主汽压力2.8MPa，主汽温度280，再热汽温260 ；2010年2月1日00:06 ，汽机开始挂闸冲转；目标500rpm，升速率100rpm/min；，2010年2月1日00:13，汽机转速达到500 rpm后进行进行摩擦检查，并在500 rpm下进行20分钟暖机；2010年2月1日00:40，机组开始升速，目标1400 rpm，在1400 rpm转速下，3X振动

18、较大，将转速降至1100 rpm，中速暖机；2010年2月1日2:15，CV4阀反馈异常，打闸处理；2010年2月1日2:42，机组重新挂闸冲转，目标1100 rpm，升速率150rpm/min；2010年2月1日2:51，机组定速1100rpm后，以升速率100rpm/min继续升速，目标2450 rpm；2010年2月1日2:58，机组转速达到2450 rpm，进行高速暖机；2010年2月1日4:01，机组升速，目标3000 rpm，升速率100rpm/min；2010年2月1日4:08，机组定速3000 rpm。4.1.2 空负荷阶段试验：2010年2月1日4:10 停高压启动油泵、交流

19、润滑油泵正常；2010年2月1日04:30 做高压遮断模块试验正常；2010年2月1日04:40 做喷油试验正常；2010年2月2日00:20 做OPC超速试验,动作转速3089r/min；2010年2月2日03:00 做调门门严密性试验正常；2010年2月2日10:03 做主汽门严密性试验正常；2010年2月2日10:45 做DEH电超速试验，软回路，合格；2010年2月2日10:53 做DEH电超速试验，硬回路，合格；2010年2月2日11:00 做TSI电超速试验，合格；2010年2月2日11:03 做2号飞锤第一次机械超速试验，动作转速3236rpm；2010年2月2日11:12 做2

20、号飞锤第二次机械超速试验，动作转速3223rpm；2010年2月2日11:18 做1号飞锤第一次机械超速试验，动作转速3227rpm；2010年3月6日利用打闸停机过程测定汽机惰走时间：35分钟（当时低压缸排汽压力为18.7KPa）。4.2 带负荷试运情况：2010年2月1日17:32，机组首次并网。2010年2月2日11:22汽机超速试验结束，标志着空负荷试运结束，进入带负荷阶段。机组在70MW负荷进行高加汽侧的冲洗；在高加疏水冲洗合格后，高加疏水回收至除氧器，高压加热器的投运；在80%负荷以上进行了机组真空严密性试验等项目。各个节点如下：2月19日9:20 开始暖管，进行高加汽侧冲洗。2月

21、19日14:30 高加汽侧冲洗结束，疏水开始回收，高加全部正常投入。2月19日21:28 一号机组负荷首次带到满负荷200MW。2月24日01:06完成机组50% 甩负荷试验。2月24日16:51完成机组100% %甩负荷试验。4月1日10:44 机组负荷202MW，做真空严密性试验，最后计算结果低压缸排汽压力每分钟升高0.18KPa，达到优良标准（见附录3）。4.3 满负荷168小时试运：一号机组经过几天带大负荷试运，消除了试运中出现的缺陷和问题，已经具备进入168小时试运的条件。2010年3月13日3:26机组负荷达到200MW；空冷冲洗合格，凝结水全部回收；高、低加投入正常；厂用电已切换

22、；主要仪表投入率100%；保护投入率100%；自动投入率100%；开始进入168小时满负荷试运。到2010年3月20日3:26彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组168小时满负荷试运结束。168小时满负荷试运是机组移交生产的最后、最关键的阶段，是对机组所有技术指标、安装质量、调试质量、运行操作水平的综合考核。为确保机组168小时试运的顺利进行，我们进行了以下工作：4.3.1 要求各运行值班人员贯彻以稳为主的原则，尽量维持系统稳定运行，减小扰动。任何可能引起系统不稳定的操作或运行方式的改变，尤其是热工维修、检查等均要谨慎进行。对一些重大、可能会引起运行系统不稳定性的

23、操作，要事先做出措施，经当班指挥同意后，方可进行。4.3.2 168小时试运期间，做好给水泵跳闸、高低加解列、机组事故跳闸等事故安全措施及事故预想,力保168小时试运连续运行；万一发生事故跳闸情况，确保机组设备安全。4.3.3 加强运行设备巡回检查和运行设备的数据记录，要求调试人员认真做好运行数据分析及168小时满负荷试运参数记录工作。4.3.4 严格值班操作制度、交接班制度、职责分工制度，杜绝误操作。4.3.5 对168小时试运期间出现的缺陷，严格填写消缺单。须立即处理的，汇报当值指挥，办理好工作票，由当值运行、调试人员做好措施，监护其既快速消除，又防止因考虑不周导致不必要的停机。4.4 机

24、组甩负荷实验2010年2月24日01:06 甩50%负荷试验成功（最高飞升转速3042rpm）。2010年2月24日16:51 甩100%负荷试验成功（最高飞升转速3088rpm）。4.5 机组启停情况该机组从整套启动到空负荷、带负荷试运、168小时试运结束，（不包括超速等试验）总共冲机9次，其中非计划停机7次，并网9次。历次启动、定速、打（跳）闸、并网与解的情况见下表：序次启动日期启动工况启动、定速、打（跳）闸、并网与解列时间打（跳）闸、解列的原因12010年2月1日#1机冷态启动2月1日0:06挂闸冲转2月1日2:15手动打闸CV4阀卡2月1日2:42挂闸冲转2月1日4:08首次定速300

25、0rpm2月1日17:31发电机首次并网2月1日2:54，发电机解列做调门严密性试验2月2日3:24，打闸空冷冲洗临时管道漏空气,真空不能维持22010年2月2日#1机热态启动2月2日3:44挂闸冲转2月2日3:57跳闸#2、#3瓦轴振大32010年2月2日#1机热态启动2月2日8:47挂闸冲转2月2日9:13定速3000rpm2月2日10:22打闸主汽门严密性试验结束42010年2月2日#1机热态启动2月2日10:23挂闸冲转2月2日10:35定速3000rpm超速试验2月2日10:45跳闸DEH超速，软回路52010年2月2日#1机热态启动2月2日10:46挂闸冲转2月2日10:54跳闸D

26、EH超速，硬回路62010年2月2日#1机热态启动2月2日10:55挂闸冲转2月2日11:00跳闸TSI超速试验72010年2月2日#1机热态启动2月2日11:01挂闸冲转2月2日11:03跳闸#2飞锤机械超速试验82010年2月2日#1机热态启动2月2日11:04挂闸冲转2月2日11:12跳闸#2飞锤机械超速试验92010年2月2日#1机热态启动2月2日11:13挂闸冲转2月2日11:18跳闸#1飞锤机械超速试验102010年2月2日#1机热态启动2月2日11:22挂闸冲转2月2日11:33跳闸低压保安油失去112010年2月2日#1机热态启动2月2日11:35挂闸冲转喷油试验2月2日12:

27、27跳闸低压保安油失去122010年2月3日#1机热态启动2月3日10:02挂闸冲转2月3日10:12打闸#1、#2瓦轴振大132010年2月3日#1机热态启动2月3日14:23挂闸冲转2月3日14:49定速3000rpm2月3日15:51跳闸ETS故障停机142010年2月3日#1机热态启动2月3日14:53挂闸冲转2月3日15:10定速3000rpm2月3日15:47发电机并网2月4日10:19打闸#5瓦顶轴油回油管漏油152010年2月4日#1机热态启动2月4日17:19挂闸冲转2月4日17:28打闸#3瓦轴振大162010年2月4日#1机热态启动2月4日19:21挂闸冲转2月4日19:

28、47定速3000rpm2月4日19:54发电机并网2月5日7:29打闸锅炉停炉消缺172010年2月18日#1机冷态启动2月18日20:45挂闸冲转2月18日23:25定速3000rpm2月18日23:46发电机并网2月20日1:19跳闸排汽装置背压高保护动作192010年2月21日#1机热态启动2月21日12:52挂闸冲转2月21日13:26定速3000rpm2月21日16:39发电机并网2月24日01:06发电机解列50%甩负荷2月24日01:12发电机并网2月24日16:51发电机解列100%甩负荷2月24日16:55发电机并网2月25日11:38跳闸锅炉MFT202010年3月2日#1

29、机冷态启动3月2日14:48挂闸冲转3月2日14:50跳闸CV4故障212010年3月2日#1机冷态启动3月2日16:15挂闸冲转3月2日17:13定速3000rpm3月2日17:21发电机并网3月6日3:32跳闸锅炉MFT222010年3月12日#1机冷态启动3月12日00:38挂闸冲转3月12日1:23定速3000rpm3月12日2:19发电机并网5.调试中出现的问题及处理方法5.1 高压后轴封冒汽现象一号机组高压缸后轴封在负荷大于180MW后有明显的冒汽现象，造成机组在168小时满负荷试运期间主机润滑油中含水量超标。#1瓦轴封冒汽现象分析：(1)轴封母管压力偏高：负荷达到70MW后机组轴

30、封自密封完全建立，随着负荷继续增加，自密封漏汽量逐渐增大，在负荷达到180MW后轴封溢流调阀和旁路阀全开，轴封母管压力在24KPa（正常范围之内）,但高压后轴封有连续冒汽现象，低压缸前轴封也有轻微冒汽现象，其它各瓦轴封均正常。此时实际轴封母管压力随负荷升高而增加，后经检查发现轴封溢流手动门没有全开，全开此门后轴封溢流旁路门只需开3到4圈就可以用溢流调门控制轴封供汽母管压力在正常范围之内，此时高压后轴封冒汽量有所减小，低压缸前轴封轻微冒汽现象消失。考虑到在高负荷时只有高压后轴封在往外冒汽，其它轴封均正常，所以可以排除高负荷时轴封母管压力偏高的可能性。(2)轴封回汽不畅：轴封回汽母管上未设计压力表

31、，联系安装在轴封回汽母管上安装了一支量程为-1000 KPa的就地负压表，测得轴封回汽压力为-8KPa，符合设计要求；检查确认低压轴封回汽疏水全开，经设计院和安装公司确认轴封回汽管道安装坡度为1:50，符合设计要求，据此可以排除轴封回汽不畅的可能性。(3)#1瓦轴封安装时间隙偏大，导致在大负荷时冒汽：经东汽厂家及安装公司确认，高压缸轴封在初期安装时已充分考虑冒汽可能，适当地缩小了间隙，所以安装上不存在问题。(4)需要东汽厂工代联系设计人员确认在设计方面有没有存在缺陷，导致在高负荷时高压后轴封冒汽。在该问题未解决前，机组运行期间采取了以下措施：(1)油箱底部定期排水。(2)油净化装置连续运行。（

32、漏油时要停运）(3)电厂化学化验人员定期取样化验，化验结果及时通知值长。(4)运行巡检人员每1小时记录一次大机主油箱油位。(5)运行巡检人员每1小时检查油净化装置运转是否正常。给大机油箱加装外部真空滤油机加强滤油。5.2 高负荷下机组低真空保护动作跳机问题在一号机组带负荷试运期间，当机组负荷大于180MW后，排汽压力升高，造成了一次低真空主保护动作，机组跳闸。调阅空冷运行参数历史趋势来分析，排汽压力逐渐升高，但空冷各管束凝结水温度却逐渐降低，空冷系统自动提高风机转速后，凝结水温度降低更明显，而且排汽压力与抽空气压力偏差逐渐增大，抽气过冷度明显增大，触发空冷抽汽、过冷保护同时动作，将运行的风机全

33、部停止。排气装置压力在20KPa快速升高到57KPa，触发低真空保护动作跳机。在随后的机组带负荷过程中，发现空冷岛各管束凝结水温度与排汽装置凝结水温度差值较大，抽汽管道压力与排气装置压力偏差较大。就地检查后发现，空冷凝结水回水节流孔板前的就地压力表显示约为0.3MPa，可以判定空冷凝结水回水不畅，凝结水已聚集到空冷器下凝结水汇流管，致使整个空冷换热面的蒸汽通流量减少，引起低压缸排汽压力升高。为此，总包组织召开了专题分析会。会上一致认为空冷凝结水回水节流孔板的孔径偏小，导致凝结水回水不畅。后经设计院对排汽装置内的喷嘴孔径进行核算，认为空冷凝结水回水管道上的节流孔板可以取消。在停机消缺期间，将此节

34、流孔板拆除。经机组168小时试运考验，空冷系统运行正常，前述问题得到彻底解决。5.3 低压后轴封吸气声大机组空负荷试运阶段，高、中压汽封及低压前汽封运行正常，低压后汽封吸气声大。调整汽封压力由21KPa升至26KPa，观察到高、中压汽封及低压前汽封已开始冒汽，低压后汽封吸气并无明显改善。进一步检查低压后汽封进汽管路，确认手动门已全开，但是发现低压后汽封段管路未包保温棉，低压后汽封段有水击声。联系安装人员将低压后汽封进汽滤网法兰解开，有积水自法兰处流出。待水放尽后，恢复法兰连接，同时通知安装人员对该管路进行保温。该工作完成后恢复低压后汽封供汽，未出现吸气声，问题得以解决。5.4 凝泵出口母管增加

35、注水管道按照原设计凝泵出口母管无注水管道，启泵的过程中由于管道中无法充水、排空气，造成凝结水管道振动，影响到设备安全。为了保证凝泵及系统安全平稳的启动，发送工程联系单建议设计变更。增加注水管道后，凝泵在每次启动过程中未出现管道振动现象。5.5 偏心值大幅跳变带负荷试运阶段，汽机停机后，投入盘车连续运行过程中，偏心值大幅跳变。检查系统：汽机疏水正常，轴封温度和压力维持正常。进一步检查发现#2瓦轴振也有跳变现象，查历史趋势得知，偏心值随#2瓦轴振一同跳变。考虑到偏心探头也装在#2瓦，于是怀疑#2瓦顶轴油压不稳。就地检查#2顶轴油压确有摆动现象，将#2瓦顶轴油压调稳后，偏心值恢复正常。6.总体评价彬

36、长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组从各系统设备单体试运、分系统试运、整套启动试运、空负荷试运、带负荷试运，一直到进入168小时试运以及168小时试运的圆满结束，机组的各项指标均达到优良。经过这段时间的考验，证明机组性能达到了设计要求，完全可以满足机组安全、长期、稳定、满负荷运行的要求。彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组的调试过程，得到各参建单位的大力支持与配合，在此表示衷心的感谢！7附录附录1：调试质量控制点机组名称：彬长矿区煤矸石资源综合利用2×200MW发电工程一号机组 专 业：汽 机系统名称：整套启动 调试负责人：熊

37、 巍序号控制点编号质量控制检查内容检查日期完成情况专业组长签名1QC1调试方案的编写是否完成2009.11.5已完成熊 巍2QC2调试仪器、仪表是否准备就绪2010.1.30准备就绪熊 巍3QC3调试前的条件是否具备2009.9.5已具备熊 巍4QC4调整试验项目是否完成2010.1.30已完成熊 巍5QC5调试记录是否完整；数据分析处理是否完成2010.1.20已完成熊 巍6QC6调试质量验评表是否填写完毕2009.10.20已完成熊 巍7QC7调试报告的编写是否完成2010.4.5已完成熊 巍其他需要说明的问题：附录2：整套启动措施交底会记录机组名称:彬长矿区煤矸石资源综合利用2×

38、;200MW发电工程一号机组 专业:汽机交底时间：2009年10月24日 20：30调试负责人：熊巍地 点：总包第四会议室交 底 人：熊巍参加人员签名：业主：张建峰、武安宏、计彬鹏、史新平监理：李随群、刘刚总包：刘增辉、郝仪华、付斌、蒲建伟西北电建一公司：王晓军、张宏钧、刘志强、莫如鹏青海火电建设工程公司：王生林、谭朝武、杨诚甘肃火电建设工程公司：马德禄西北调试所：郭萌、熊巍、张波、李建颇、薛波、黄明、王伟技术交底内容：1.整套启动前应投入的分系统介绍；2.整套启动各单位职责分工；3.整套启动的阶段性工作划分：冷态启动带负荷试运168小时试运；4.冷态启动过程；4.1锅炉点火前的操作；4.2锅

39、炉点火后的操作；4.3.冲机参数；4.4挂闸、冲转前的检查；4.5.升速、摩检后的恢复；4.6.升速过程中的检查；4.7.1400rpm中速暖机，停顶轴油泵；4.8.过临界转速时的要求；4.9. 2450rpm高速暖机；4.10.升速过程中对缸温的监视及汽缸夹层加热装置的投入与调整；4.11.定速3000rpm、操作及试验项目；4.12.冷态启动过程中的关键。备注：附录3：真空严密性试验记录表序号机组负荷MW测量时间排汽压力1KPa排汽压力2KPa排汽压力3KPa排汽压力中值KPa120210:44:0817.816.216.516.4220210:44:3818.316.316.616.63

40、20210:45:0818.716.316.616.6420210:45:3818.716.316.616.6520210:46:0819.016.516.716.7620210:46:3819.216.616.816.8720210:47:0819.616.716.916.8820210:47:3819.916.816.816.8920210:48:0820.016.816.816.81020210:48:3820.016.816.816.81120210:49:0820.216.916.916.91220210:49:3820.316.916.916.91620210:50:0820.41

41、7.016.917.117181920212223计算结果取后5分钟计算，平均每分钟升高 0.18 KPa/min记录人：王 伟 2010年4月1日附录4：168小时试运期间参数记录表序号项 目单位时 间2010.3.1315:332010.3.1415:332010.3.1705:002009.3.1911:101.转速rpm30013002300130012.功率MW2032072022003. 4主给水流量t/h6736746746664. 5主蒸汽流量t/h6636646566415. 6主汽压力(左/右)MPa12.9/12.913.1/13.112.9/12.912.9/12.96

42、. 7主汽温度(左/右)535/535535/535533/533533/5337. 8#1#2高调阀后压力MPa11.4/11.411.5/11.511.4/11.411.2/11.28. 9#3#4高调阀后压力MPa11.4/11.411.4/11.611.4/11.411.0/11.19.左右侧高压排汽压力MPa2.5/2.52.6/2.62.5/2.52.5/2.510.左右侧高压排汽温度319/319321/321319/319319/31911.高压缸排汽压力MPa2.52.62.52.512.高压缸排汽温度32032332132113.左高压缸排汽管顶管底温度277/280279

43、/282277/280277/28114.右高压缸排汽管顶管底温度277/300279/302277/300278/30115.调节级压力1MPa10.210.29.9710.216.调节级压力2MPa10.210.29.9610.217.调节级压力3MPa10.210.29.9710.218.中压主汽温度(左/右)535/535536/534529/527527/52719.中压缸排汽温度右24925123223420.低压缸排汽温度(左/右)59.7/60.359.8/60.659.7/60.357.9/58.321.高压外缸上/下半外壁排汽口处温度318/339339/339318/33

44、9316/33722.高压外缸左/右侧上半法兰外壁温度486/482486/485486/482485/48223.高压外缸左/右侧上半法兰中壁温度486/482487/485486/482484/48424.高压外缸左/右侧上半法兰内壁温度492/492492/492492/491490/49025.高压外缸下半外壁/内壁温度492/492491/492492/491489/49126.高压内缸下半外壁/内壁温度505/518506/520505/518504/51627.高压内缸左右侧上半法兰外壁温度499/497501/498499/497498/48528.高压内缸左右侧上半法兰中壁温

45、度504/503505/503504/503503/50129.高压内缸左右侧上半法兰内壁温度517/518519/518517/518515/51530.高压内缸上半外壁温度（进汽口处）51151151150931.高压内外缸夹层间持环前蒸汽温度49549749549332.中压外缸上半法兰左右侧外壁温度502/501500/501502/501498/49633.中压外缸上半法兰左右侧中壁温度508/509505/508508/509504/50434.中压外缸上半法兰左右侧内壁温度524/522523/523524/522519/51935.中压2号隔板套第一级后上下半内壁温度520/5

46、15519/515520/515526/52836.高压主汽阀左右侧内壁温度536/534537/536536/534534/53237.高压主汽阀左右侧外壁温度516/517516/517516/517516/51638.中压主汽阀左右侧内壁温度531/531531/530531/531525/52839.中压主汽阀左右侧外壁温度524/518522/517524/518518/51540.#1支撑轴承温度1256.5/66.362.3/72.557.5/68.362.2/72.141.#2支撑轴承温度74.277.774.478.142.#3支撑轴承温度65.369.465.169.743

47、.#4支撑轴承温度53.557.953.458.944.#5支撑轴承温度58.763.658.663.545.#2支撑轴承排油温度58.362.357.962.246.#3支撑轴承排油温度54.558.754.358.747.#4支撑轴承排油温度57.761.757.562.248.#5支撑轴承排油温度54.259.554.059.149.#1支撑轴承回油温度45.546.545.347.450.#2支撑轴承回油温度70.470.370.673.751.#3支撑轴承回油温度57.561.357.461.452.#4支撑轴承回油温度57.461.257.461.453.#5支撑轴承回油温度65.

48、556.265.466.854.发电机汽励端进风温度22.5/19.521.6/18.722.5/19.524.8/22.055.发电机汽励端出风温度55.0/50.334.6/49.355.0/50.356.9/51.856.高压缸热膨胀mm34.734.934.734.757.中压缸热膨胀mm16.316.716.316.758.高压缸胀差mm1.391.651.381.2359.中压缸胀差mm0.020.01-0.13-0.4960.低压缸胀差mm3.563.763.443.3261.#1工作推力瓦金属温度50.253.350.250.462.#2工作推力瓦金属温度54.958.254.955.963.#3工作推力瓦金属温度54.657.854.654.464.#4工作推力瓦金属温度55.258.255.254.865.#5工作推力瓦金属温度54.956.754.954.566.#6工作推力瓦金属温度54.658.354.655.567.#7工作推力瓦金属温度55.258.355.255.0