铜陵上峰汽机调试方案

1、本期规模2×9MW铜陵上峰纯低温余热发电项目专业汽机机组编号编号铜陵上峰纯低温余热发电项目2×9MW汽轮机调试方案及措施中建七局安装工程有限公司出版日期 2008年10月工程名称铜陵上峰纯低温余热电站工程方案名称汽机调试方案方案类型整套启动批 准 年 月 日会 签建设单位： 年 月 日总包单位： 年 月 日监理单位： 年 月 日安装单位： 年 月 日审 核 年 月 日编 写 年 月 日目 录1、汽轮机组启动调试方案42、润滑油及调节保安系统调试方案173、凝结水系统调试方案254、循环水系统调试方案305、射水泵及真空系统调试方案346、汽机保护、联锁、检查试验项目一览表3

2、87、试运组织 39汽轮机组启动调试方案1 、目的为加强铜陵上峰纯低温余热电厂汽轮机组调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试工作的项目和程序，使调试工作有组织、有秩序地进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，根据电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验，特制订本方案。机组启动调试是基建工程的最后一道工序，通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则，提供机组调整试运指导性意见。本方案在实施过程中的修改、调整，届时由启动验收委员会任命的总指挥决定。2、编制依据2.1 火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程（1996

3、）；2.2 火电工程调整试运质量检验及评定标准；2.3 火电工程启动调试工作规定；2.4 火电机组达标投产考核标准及相关规定（1998年版）；2.5 电力建设施工及验收技术规范（汽机篇）；2.6 电力基本建设工程质量监督规定；2.7 安装使用说明书（设备厂）3 、设备系统简介3.1、主机设备规范本机组为洛阳发电设备厂生产的BN91.6/0.35型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽凝汽式汽轮机。3.1.1、主要技术参数主汽门前蒸汽压力 1.6MPa ±0.15 MPa，主汽门前蒸汽温度 320 +50， -20补汽压力 0.35 MPa +0.2 MPa， -0

4、MPa补汽温度 155 +15， -15转速 3000r/min转向 从机头方向看为顺时针方向转子临界转速 15801630r/min冷却水温度 25（最高33）汽轮机中心距运行层 750汽轮机本体最大尺寸（长×宽×高） 5325×3590×3530 汽轮机设计功率 9000KW汽封加热器 JQ20，加热面积203.1.2 汽轮机调节及润滑油用油，推荐使用GB/T11120-1989， L-TSA46透平油对本汽轮机一般使用46#防锈汽轮机油，为保证油质清洁度系统备有油净化装置。3.1.3 结构概述 机组转子由一级复速级及十级压力级组成，其中末级为扭叶片

5、。其余压力级叶片均为我国自行设计的新型直叶片。在第4压力级后进行补汽。汽轮机前轴承箱内装有主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器、径向推力联合轴承。上部装有调速器，前座架上装有热膨胀指示器，以反映汽缸的热膨胀情况。装于前汽缸上部蒸汽室的调节汽阀为提板式，借助机械杠杆与调速器的油动机相连。汽轮机采用喷嘴调节，新汽通过主汽阀后由2根导汽管分别引入前汽缸上部的蒸汽室通过调节阀进入汽轮机。汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连，转子盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动，通过齿轮减速达到所需要的盘车速度，盘车转速约为5r/min,当转子的转速高于盘车的转速时，盘车装置能自动退出工作位置。盘车电机后轴装有手轮

6、，在无交流电源的情况下，可进行手动盘车。3.2 热力系统3.2.1 主汽系统来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到自动主汽门，自动主汽门内装有滤网，以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。蒸汽经主汽门下部2根273管道,进入汽轮机蒸汽室两侧,通过喷嘴进入汽缸内部,蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入凝汽器凝结成水。来自低压锅炉的补汽经补汽阀从第4压力级后进入汽轮机作功。借助凝结水泵打入轴封加热器，经除氧器除氧后的凝结水，经电动给水泵升压后进入锅炉，进入下一个循环。 汽封系统汽轮机的前后汽封近大气端的腔室和主汽门，调速汽门及补汽阀等各低压阀杆近大气端的漏汽均有管道与汽封加热器相连，使各腔室保持101KPa127.5

7、KPa的压力，以保证蒸汽不漏入大气。同时将此漏汽加热凝结水以提高机组的经济性。前后汽封的平衡室和各阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连，均压箱内压力由电动调节阀调整，当汽封系统中压力低于101KPa时，在运行时调整电动调节阀从新蒸汽中补充蒸汽，当汽封系统中压力高于127.5K Pa时，多余的蒸汽通过电动调节阀排入凝汽器中。3.2.3 真空系统蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入凝汽器凝结成水，在凝汽器内即形成真空。为了去除在运行中积聚在凝汽器内的空气，在凝汽器的两侧装有抽空气管，合并后接到射水抽气器进口，由射水抽气器将空气抽出。射水抽气器由专门的射水泵提供压力水。射水抽气器亦可做为启动抽气器，能在短时间内形

8、成凝汽器的真空。正常运行时两台射水泵互为备用。设有真空破坏门，在事故情况下需破坏真空紧急故障停机时开启此门，可迅速破坏真空。 循环冷却水系统 本机组的循环冷却水系统采用闭式循环，循环水泵从循环水吸水井中取水，升压后打入循环水母管，由循环水母管分别进入凝汽器的左侧水室，作为凝汽器的冷却水水源。凝汽器的冷却水回水排入喷淋式冷却塔，在冷却塔内冷却后重新回到循环水吸水井。凝汽器为分列双道制表面式，在凝汽器的铜管脏的情况下可停止半边运行，进行清洗。循环水在进入凝汽器水侧之前，分出支管分别进入冷油器和空冷器作为冷却水的水源。为防止杂物进入冷油器和空冷器，在冷油器和空冷器冷却水进口处装有二次滤网，二次滤网可

9、定期排污，排入排污井。冷油器和空冷器的回水排入回水母管。循环水的补水由补水井供水。3.2.5 除氧系统除氧系统的水源有化学补充水、凝结水母管、疏水箱来水、给水泵再循环母管，当除氧器水位低时，可依靠除盐水补入除氧器或除盐水补入凝汽器，用凝结水泵经汽封加热器打入除氧器。4 整套调试应具备的条件4.1 分部试运结束，各系统、设备情况良好，并经检验合格，热工、电气保护、程控联动正常，信号正常。分部试运记录完整并有签证。4.2 汽轮机发电机组，变压器组，线路安装工作全部完毕，质量验收合格，记录齐全。4.3 汽机房内场地平整，道路畅通，脚手架全部拆除，环境已清理干净，有正规的楼梯、栏杆。4.4 有充足的照

10、明，事故照明能在正常照明故障时自动投入。消防设施齐全，消防水系统应处于备用状态，4.5 通讯联络系统可靠好用。4.6 汽机房所有的电动门，手动门，调整门手动开关灵活，电动门，调整门按要求调试完毕，挂牌完毕。4.7 各主要管道经过冲洗或吹扫合格，并办理签证：4.8 设备及管道系统，保温及油漆工作按设计完工，并验收合格。管道色环及介质流向标注正确。4.9 投入动力系统及保护用电源。4.10 凡有联动装置的设备，联动试验合格。4.11 凝汽器，射水抽汽器、除氧器等附属设备安装工作结束，质量验收合格，记录齐全，凝汽器及真空系统经灌水检查无泄漏，并验收合格。4.12 主汽门及调节汽门关闭速度测试完，并符

11、合标准。油循环完毕，油质合格，并有合格化验报告。4.13 所有的监控仪表安装校验完，指示准确，灯光，信号齐全，试验良好，可以投入使用。4.14 挂好符合现场实际的操作系统图。4.15 对各个系统的所有设备，仪表，阀门挂表示牌，并标明开关方向。4.16 准备好运行日志，记录报表及必要的工具，如：手提转速表、红外线测温仪、振动表，听针，门钩等。4.17 试运要求生产部门准备好经过审批的运行规程。4.18 厂内外排水沟道，管道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。4.19 配备岗位考试合格者担任运行人员，并熟悉整套启动方案。4.20 试运指挥系统完善，职责分明。4.21 备有足够的除盐水。4.22 下列情况禁止

12、启动：4.22.1 危急保安器动作不正常，自动主汽门、调速汽门、补汽控制门卡涩，不能正常关闭。4.22.2 盘车时发现汽轮发电机转动部分有明显摩擦声。4.22.3任一油泵或盘车装置工作失常，不能投入正常运行。4.22.4 主要保护装置工作不正常（如超速、轴向位移）。4.22.5 主要仪表缺少或失常。4.22.6 油质不合格。4.22.7 汽轮机上下缸内壁温度差超过50。4.22.8 热工保护电源失常。4.22.9盘车电流较冷态初始值明显偏大或摆动。5 组织分工：5.1 联合试运工作应在试运指挥机构统一指挥下，有组织，有计划，有秩序的进行，确保机组安全顺利投产。5.2 由于调试的特殊性，因此要求

13、参加机组整套试运的有关单位，应根据火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程的规定，各负其责。5.3 调试单位负责制定整套启动方案、防事故措施和重大设备及系统的试运方案，负责整套启动调试工作。5.4 生产单位在试运期间，根据调试要求或运行规程规定，负责运行操作。根据需要和协商，做好设备代保管工作。5.5 运行人员在整套调试人员的指挥下试运，但在紧急情况下，危及机组安全时，运行人员有权先行处理，后向调试人员报告，运行人员应认真检查，精心操作，坚守岗位。5.6 汽机、管道、仪表、电气等有关专业应由安装单位派有经验的检修值班人员值班，对自己安装的设备，系统进行巡回检查，发现有异常情况及时报告

14、，但不得随意操作运行设备，带班人员应集中在启动试运办公室值班，发现问题及时组织人员处理，安装单位在移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作。5.7 在试运行中，设备系统发生问题需要抢修时，由调试人员协调运行人员退出运行设备，并且设备停电后，方可通知安装单位派人检修，检修完毕后，由检修人员通知调试人员，由运行人员确认后，再投入运行，以防止发生人身及设备事故。6 调试步骤：6.1 启动前的试验：6.1.1 停机保护及信号试验6.1.1.1低油压联锁试验6.1.1.2轴向位移保护试验6.1.1.3低真空保护试验6.1.1.4轴承回油温度高保护试验a. 轴承回油温度高

15、值65，发报警信号；b. 轴承回油温度高值75，发报警信号，停机；c. 推力瓦块温度升至高值75，报警发信号；d. 推力瓦块温度升至高值85，停机；6.1.1.6停机试验：a. 就地手打停机按纽，发信号正常；b. 控制室手动停机，发信号正常。6.1.1.7 电超速试验。发电机主开关跳闸，联动关调速汽门、补汽阀，3秒后，开启调速汽门，维持空负荷开度，补汽阀联动关闭，发信号。6.1.1.8相关热工信号试验。6.1.2 设备联动试验：6.1.2.1 循环水泵、凝结水泵、射水泵、给水泵，交直流油泵等运行泵事故跳闸后，备用泵在联锁位置的应能自动启动运行。6.1.3 调节系统、保安系统的调试试验起动交流电

16、动油泵，在静止的汽轮机组上试验。危急遮断油门动作试验。 6.1.3.2 轴向位移发讯装置试验。试验结束后，发讯装置仍调回原始位置。6.1.3.3 模拟超速试验。6.1.3.4 电气保护与系统试验；以热系统为主，各电气保护信号应发至磁力遮断油门，主开关跳闸信号应发至电超速保安装置、电磁阀、8000系列传感器及监视保护仪。6.1.3.5直流油泵启动试验；采用直流应急油泵系统的，当润滑油压将至0.04Mpa时，直流油泵应感受信号后启动。 .6 505控制系统试验6.2 启动程序：因本机组为机炉单元制运行，所以采用压力滑参数启动方式启动。6.2.1 冷态启动：6.2.1.1冲动转子应具备的条件：a.

17、汽压0.30.4MPa，蒸汽有50以上过热度；b. 启动射水抽气器，真空在0.040.05Mpa左右；c. 润滑油压在0.08Mpa以上，油温25以上；d. 调节级上下缸温差在50以下；e. 各管道和本体通向疏水膨胀箱之疏水门全开；f. 凝汽器热井内水位在水位计的1/23/4左右，并启动凝结水泵，以再循环运行。g. 投入汽封加热器及汽封压力调整器；h . 启动循环水系统；6.2.2 冲动转子：.1用505控制冲转：a. 联系化学，锅炉，主盘，给水，除氧，关闭电动主汽门后疏水至放水母管门。b. 将危急遮断油门置于“复位挂闸”位置，全开自动主气门，全关调节汽门。 c. 稍开电动主汽门旁路门，待自动

18、主汽门前全压后全开电动主汽门的旁路门。d. 利用505控制器控制机组转速，冲动至500r/min，暖机，仔细检查机组声音，各轴承振动，温度，回油温度及油流等正常，即进行开机前的磨檫检查。e. 冲动时应有专人检查盘车装置是否自动退出，如未退出应立即手动停机。6.2.3 暖机与升速：6.2.3.1机组首次启动按下表进行暖机与升速：冲动转子后升速500r/min2 min检查并维持500r/min20min均匀升速至1200r/min10 min检查并维持1200r/min40 min均匀升速至2500r/min临界转速时加速提升10 min检查并维持2500r/min20 min均匀升速至3000

19、r/min15min全面检查主汽门关闭试验并列操作10 min合 计127 min在暖机过程中，时间的控制应根据汽缸的热膨胀和相对膨胀实际情况而定。6.2.3.2暖机升速过程中应注意事项：a. 仔细检查机组声音，振动，真空，排汽温度，各轴承温度，油压，油温，油流，相对膨胀，轴向位移，油箱油位等均应正常。b. 严格控制各部温升，温差在允许范围内，调节级上下缸温差达50时应检查汽缸及抽汽疏水是否畅通，必要时延长暖机时间。c. 升速暖机振动超过0.05mm或出现不正常的振动应降低转速并查明原因，直到振动消除为止，然后在此转速运行30min再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查。d. 迅速而平稳地通过

20、临界转速，汽轮机发电机轴系临界转速约15801630r/min，越过临界转速时振动不得超过0.15mm。e. 润滑油温达45时开冷油器进水门，保持油温在37-43。f. 发电机入口风温达30时向空冷器水侧通水。g. 升速时真空应维持-0.08Mpa以上，转速升至3000r/min时真空应达到正常值。i. 定速后检查主油泵进口油压0.078Mpa，出口油压0.961Mpa，脉动油压0.363Mpa，润滑油压0.080.12 Mpa。h. 除特殊需要机组不宜长时间空负荷运行，发电机并列后即戴上10%的额定负荷。空负荷运行时，后汽缸温度不应超过100120，带负荷后不应超过6070。6.2.4 调节

21、系统、保安系统的动态试验调试试验。6.2.4.1危急遮断器打闸试验6.2.4.2主气门严密性试验6.2.4.3超速试验6.2.5 移交电气专业，做电气专业试验。6.2.6 并网与带负荷：6.2.6.1空负荷运行中一切检查正常，所有有关部件试验完毕，可通知电气分厂并电网。6.2.6.2 带负荷，负荷时间分配如下：（由于本机是纯低温余热发电的新型机组，因此设计有补汽系统。需要投入补汽时，应在机组已带入额定负荷的30%以上时，方可缓慢打开补汽门，投入时应特别注意机组振动情况。在机组满负荷运行时，应适当降低负荷，推荐降到85%额定负荷且机组稳定运行后，再缓慢打开补汽门。）并列后带600KW30 min

22、在600KW负荷，然后升负荷至3000KW25 min在3000KW负荷下暖机1020 min均匀增负荷至5000KW30 min在5000KW负荷下暖机1020 min均匀增荷至9000 KW50 min6.2.6.4 初次投入运行的机组要特别注意油质的变化，主要是杂质的混入，这将影响调节性能与轴承工作的可靠性，可以经常过滤润滑油，若油质不能改善，并使调节系统或轴承有不良工作情况出现时，有必要停机彻底清洗油系统，然后再启动，带负荷。6.2.7 试运行中的维护与检查6.2.7.1 主汽门前蒸汽参数正常变化范围项 目汽压（MPa）汽温（）额定1.6320最高1.62350最低1.583006.2

23、.7.2 补汽门前蒸汽参数正常变化范围项 目汽压（MPa）汽温（）额定0.35155最高0.37170最低0.351506.2.8运行中的维护6.2.8.1运转中特别注意下列的主要参数，使其符合规定：（1） 蒸汽参数 主汽压力1.6（±0.2）Mpa，汽温320（+50，-20）（2） 电网周波为50±0.5Hz（3） 调节系统油压为 0.961 MPa轴承润滑油压为 0.080.12MPa主油泵入口油压 0.078MPa（4） 轴承进口油温：3545轴承回油温度 小于65（5） 汽封压力为 0.1010.1275Mpa（6） 后汽缸排汽温度：带负荷时小于70 空负荷时小于

24、120（8） 轴向位移 小于1.2mm（9） 轴承振动 小于等于0.03 mm（10）排气真空 低于-0.0867 Mpa6.2.9 停机：6.2.9.1电气、锅炉、做好停机准备工作，试验润滑油泵启动正常。6.2.9.2逐渐减少电负荷至零，其减少负荷的速度按加负荷的速度进行。6.2.9.3在减少负荷过程中，随负荷降低，解列除氧器汽侧。6.2.9.4电负荷减至零时，通知电气解列，启动电动油泵。6.2.9.5得到电气解列信号后，打闸关闭主汽门，将主汽门手轮关到底，检查主汽门关闭是否严密。当补汽门投入时，应先关闭补汽门，检查补汽门关闭严密后，再关闭主汽门。 6.2.9.6启动盘车运行，启动交流油泵，

25、停高压油泵，连续盘车，调节级后汽缸金属温度小于250时，改为定时盘车，待调节级后汽缸金属温度小于150时，可以停盘车。6.2.10事故处理：6.2.10.1汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机：a) 机组突然发生强烈振动或金属撞击声。b) 汽轮机转速升高至3360r/min，而危急遮断装置不起作用。c) 发生严重的水冲击，而又无法立即消除。d) 轴端汽封冒火花。e) 任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高。f) 轴承回油温度超过70或轴承金属温度超过100。g) 油系统着火，且不能很快扑灭。h) 油箱内油位突然下降到最低允许油位以下。i) 润滑油压降至0.04Mpa以下。j) 轴向位移超过1.

26、2mm。k) 主蒸汽管、补汽管或其它管道破裂。r） 发电机内冒烟。s） 凝汽器真空降至0.06MPa以下时。6.2.10.2汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机：a) 进汽压力大于1.515Mpa或汽温大于325。b) 调速系统连杆脱落或拆断，调节汽门卡住。c) 调节汽门全关，发电机出现电动机运行方式，带动汽机运转达3min。d) 后汽缸排大气门动作，即向大气排汽运行。7 安全注意事项 ：为了确保机组在试运时的安全运行，根据反事故措施精神，制订下列各点，在试运中执行。7.1 防止火灾：7.1.1 准备足够数量的灭火器材，并经常处于良好和备用状态，现场道路应畅通，消防水系统水压充足。7.1.2

27、 现场运行人员及参加调试的人员都应受过正规的消防培训，掌握有一定的消防知识。7.1.3 汽轮机油系统的安装必须保证质量，油系统法兰结合面必须用耐油及耐热的垫体，严禁使用塑料或耐油橡胶垫体。7.1.4 在高温管道附近的高温管道的保温应坚固完整，如有油漏入保温油层内，应将保温及时更换，保温管道附近的易燃物，应清除干净。 油系统严禁漏油，运行中发现系统漏油应加强监视，及时处理好，如运行中无法彻底处理而可能引起着火事故时，应采取果断措施，尽快打闸停机。7.1.6 事故排油应保证畅通，排油应排到主厂房外的事故油箱内，事故排油的标志要醒目，为了便于事故情况下迅速开启，操作手轮平时不应上锁。7.1.7 运行

28、中发生油系统着火，如附属设备或法兰结合面损坏时应立即破坏真空停机，同时进行灭火，为了避免轴瓦损坏在停机惰走时间内应维持润滑油泵的运行，但不得启动高压油泵，火势无法控制或危及主油箱时，应立即开事故放油门排油。7.1.8 由汽机房去控制室的电缆通道应采取封闭措施。7.2 防止弯轴：7.2.1 防止振动过大引起动静部分摩擦造成的轴弯曲。7.2.1.1启动前，检查汽机主要仪表准确完好，振动表，汽缸金属温度表列为重要仪表，保证准确可靠，否则禁止启动。7.2.1.2冲转前，转子应连续盘车。7.2.1.3启动升速过程中应有专人监视振动，如有异常原因应查明处理，过临界时振动不得超过0.15mm。7.2.1.4

29、运行中正确操作,控制汽缸温差,相对膨胀不超过限定值.7.2.1.5机组启动中因振动异常而停止启动后,必需经过全面检查,确认机组已符合启动条件后,经过连续盘车后才能再次启动,严禁盲目启动.7.2.1.6停机后立即投入盘车,当盘车电流较正常值偏大,摆动或有异常声音时,及时分析处理,当汽封摩擦严重时,应先盘车180。，待摩擦基本消除后，再投入连续盘车，当盘不动时，禁止用行车强行盘车。7.2.1.7因故暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当转子弯曲度较大时，应先盘车180°，待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。7.2.2 防止汽水或低温汽倒入汽缸造成汽缸变形引起的轴弯曲。7.2.2.1由于

30、疏水管堵塞或不畅，造成汽缸积水，试运期间加强疏水的检查和调整。7.2.2.2运行中加强各加热器水位的监视，防止由于加热器疏水失灵时，使水倒入汽缸。7.2.2.3停机后认真监视凝汽器水位和除氧器水位，检查关闭补水门并打开底部放水门，防止满水进入汽缸，造成弯轴。7.3 防止超速：7.3.1 调速系统符合要求。7.3.2 危急保安器超速试验合格。7.3.3 自动主汽门，调速汽门无卡涩，关闭时间符合要求。7.3.4 补汽门连续动作正常，能迅速关闭。7.4 防止烧瓦：7.4.1 运行中切换冷油器，滤油器，应有汽机负责人主持，按规程操作，防止断油。7.4.2 润滑油低油压联锁保护要定期进行试验，汽机启动前

31、应进行直流润滑油泵负荷启动试验，交流润滑油泵应有可靠的备用电源。7.4.3 运行中要加强对轴承的油压，油温和乌金温度的监视，超限时，立即打闸停机。7.5 防止误操作：7.5.1 运行人员要充分培训，了解设备性能，熟悉系统，掌握规程及有关措施。7.5.2 对运行系统各阀门编号，挂牌并标明开关方向。7.5.3 凡运行的系统及设备，除运行人员外，其它人员不得擅自操作。铜陵上峰纯低温余热发电项目2×9MW润滑油及调节保安系统调试中建七局安装工程有限公司2008年9月润滑油及调节保安系统调试一、汽轮机润滑油系统调整试验措施1 目的为保障汽机润滑油系统能够安全可靠的工作，满足汽轮发电机各轴承和调

32、节保安系统正常运行，特制定本方案。本方案用于油泵及系统安装结束后的分部试运工作，确认油泵及油系统辅助设备、系统安装正确无误，设备状态良好，系统工作正常；检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。从而为早日顺利完成机组油循环冲洗，开始整套启动创造条件。2 编制依据2.1 火电施工质量检验及评定标准第十一篇，调整试运篇；2.2 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机组篇）；设备厂家、设计单位提供的有关图纸资料和技术要求；其它相关的技术资料。3 概述油系统的作用是向汽轮发电机组各轴承提供润滑油，向调节保安系统提供压力油，向盘车装置供油，保证机组安全运行。3.1 系统的组成本系统主要由主油泵、注油

33、器、主油箱、高压电动油泵、直流事故油泵、溢油阀、冷油器、滤油器、排烟风机、油位指示器及连接管道、监视仪等设备组成。3.2 系统基本流程：注油器高压电动油泵冷油器滤油器主油箱交、直流事故油泵调节保安部套润滑油母管各轴承轴承回油3.3 设备规范泵电 机型号流量m3/h扬程m转速r/min型号电流A功率KW转速r/min高压电动油泵80AY100501042950Y200L2268.8372955直流事故油泵65AY60B20372950Z2-41315.53000交流润滑油泵65AY60B20372950Y132S2214.37.52910冷油器型号冷却面积油流量冷却水量水阻油阻YL2020 85

34、 L/min44t/h4.36KPa28KPa4 联锁保护试验4.1 高压电动油泵、直流事故油泵联锁：汽机润滑油母管油压低于0.05Mpa，发报报警信号联动交流电动润滑油泵。汽机润滑油母管油压低于0.04Mpa，发信号联动直流事故油泵。汽机润滑油母管油压低于0.02Mpa，发信号停机。汽机润滑油母管油压低于0.015Mpa，发信号停盘车。 5 启动应具备的条件5.1 油系统已安装完毕，系统内的阀门动作灵活、无卡涩，开关指示正确；5.2 有关热工、电气回路的调试工作已结束，联锁试验合格，事故按钮调试正常；5.3 电机单转24小时，转向正确，振动、温升、电流等运行参数正常。连接对轮后轴系中心符合要

35、求并加好对轮罩；5.4 事故放油箱达到使用条件。上油前，事故放油阀门操作灵活并关严，加好保护罩或锁紧；5.5 闭式循环冷却水、工业水系统调试完毕；5.6 检修人员和运行人员到位，人身、设备的安全措施、消防措施已落实。5.7 经过安装、调试人员和甲方检查确认具备启动条件。6 油循环油循环是对整个油系统进行冲洗，其质量的好坏对机组的整套启动能否顺利进行至关重要，因此必须严格把关。6.1 第一阶段冲洗第一阶段冲洗采用大流量冲洗的方法。冲洗时将各油管路轴承箱外短路，冷油器走旁路门，滤油器滤网拆除。冲洗流程为：主油箱高压电动油泵滤油器冷油器旁路 滤油器回油母管轴承短接管润滑油母管按上述流程循环冲洗，直至

36、油样合格，恢复系统，清洗主油箱。6.2 第二阶段冲洗第二阶段冲洗，开启高压电动油泵，在各轴承进口处加临时滤网，冲洗冷油器、主油泵进入口管等。冲洗结束，化验油质合格后，清扫主油箱、前箱、各轴承座，翻出各轴瓦进行清洗，管道系统恢复正常。6.2.1 启动前的检查6.2.1.1 检查主油箱油位处于油位上限，确认油位计已调整至与油面指示一致；6.2.1.2 检查循环水系统已投入；6.2.1.3 检查系统有关阀门已打开，系统通畅；6.2.1.4 关闭冷油器放油门与放水门；开启冷油器水侧放空气门排尽空气后关闭，据运行情况投入冷油器水侧。6.2.2 系统的运行6.2.2.1 启动高压电动油泵，开启排烟风机，向

37、油系统管道注油。启动时注意电机电流、泵出口压力应正常，泵组声音应正常，泵的振动无异常，管道无振动等（首次启动油泵应特别注意电流，超限时立即停泵）；6.2.2.2 检查系统管道、法兰处有无泄漏，油箱油位是否正常，如发现油位一直降至最低油位以下，应立即停泵检查；运行时注意监视泵的电流、振动、温升等；6.2.2.3 高压油泵运行2小时后，可停下，取出临时滤网检查油质过滤情况，合格后启动直流油泵，运行时注意泵的出口压力和振动及温升情况；6.2.2.4 冷油器的投入与切换。当油温过高时，慢慢开启冷油器冷却水进口门，调整维持油温在3545；当需要切换时，先开启备用冷油器的出口阀向备用冷油器充油，充满后缓慢

38、开启其入口阀，此时两个冷油器同时进油，注意油压与油温，如果油温升高则投入冷却水 ，注意调节油温，关掉停用冷油器的冷却水。7 注意事项7.1 泵首次启动时，两侧严禁站人，事故按钮应有专人看守；7.2 注意主油箱油位，当运行稳定后，油位下降至最低油位以下，应停泵检查；7.3 遇到下列情况时应立即停泵：7.3.1 泵或电机发生剧烈振动或有撞击现象；7.3.2 泵或电机发生轴承温度升高并超限；7.3.3 电机电流超限，调整无效时。7.4 消防器材齐全，并有专人负责，油系统周围设置警戒线，悬挂明显的“禁止烟火”“无关人员严禁入内”标志牌。二、汽轮机调节保安系统调整试验措施 汽轮机调节系统的作用是当外界负

39、荷变化时，能及时的调节汽轮机功率、抽汽量以满足用户变化的需要，同时保证汽轮发电机组的工作转速在正常允许的范围之内；汽轮机保安系统与调节系统紧密联系在一起，它的作用是当汽轮发电机组运行超过机组安全允许的范围时及时动作，迅速关闭主汽门、调节汽门，使汽轮机自动停机，以保证机组安全，避免事故进一步扩大。1、 调节系统原理 机组正常运行时，汽轮机调节保安系统由汽轮机主油泵供油。启动过程中，系统由电动油泵供油，电动油泵启动后，先将主汽门手轮关到底，将保安装置挂闸，保安油路接通。接到开机信号后，缓慢开启主汽门，直至全部打开，手按505电调节器操作面板上的“运行”键。机组即可按照预先编好的运行程序，自动升速、

40、暖机、跨越临界转速。随着转速升高，主油泵出口油压逐渐升高。当主油泵出口油压高于电动油泵出口油压时，系统自动切换至主油泵供油。电动油泵可人工或自动停止工作。1.1 系统技术指标调节系统转速不等率为4.5%（36%可调）负荷控制范围 0115%额定负荷，精度+0.5%转速控制范围 203600r/min， 精度+1 r/min系统迟缓率 小于0.3%电热负荷自整性 10%汽轮机从额定功况甩负荷时，转速的最大升速小于9%额定转速。1.2 调节系统数据：调节系统油压（MPa）： 0.961主油泵入口油压（MPa）： 0.078润滑油系统油压（MPa）： 0.080.12脉冲油压（MPa）： 0.363

41、1.3 调节系统基本功能：a) 可实现手动、程序控制启动二种选择。b) 磨檫检查：505控制系统控制汽轮机在500r/min范围内进行升速和降速以检查汽轮机的工作和安装情况。c) 超速试验：在505控制系统控制下可进行110%超速试验，以及机械超速试验。 2. 保安系统说明保安系统包括有机械安全装置及电动液压安全装置。保安系统在收到威胁到机组安全的信号后，发生动作，迅速关闭主汽门、调节汽门，同时油开关跳闸。在汽轮机转子前端装有偏心飞锤危急遮断器。当汽轮机的转速达到3345±15r/min时，飞锤飞出，打在危急遮断油门的啮合的杆臂上，使套筒脱扣，被弹簧顶起，将通往主气门下腔的压力油切断

42、，并打开泄油窗口，主气门关闭。（补汽阀同时关闭）压力控制器作为低油压保护。当润滑油压低于0.05MPa时，起动交流电动润滑油泵；当润滑油压低于0.04MPa时，起动直流电动润滑油泵；当润滑油压低于0.015MPa时，停盘车装置。当机组需要手动紧急停机时，在机头左侧装有手动停机装置，向里推滑阀，即可实现停机。另外DEH控制系统还具有超速停机功能。2、 汽机保安系统的静止试验和保护试验。 条件：启动高压交流电动油泵。3.3 危急遮断油门试验将自动主汽门、油动机、补汽阀全部打开，按下危机遮断滑阀上的心杆，主气门、调节汽阀、补汽阀应迅速关闭。结论：动作正确。3.4 磁力断路油门试验磁力断路油门电磁铁通

43、电后，将解脱滑阀向下吸起，主汽门、调节汽阀、补汽阀应迅速关闭。电磁铁失电后，滑阀在弹簧力的作用下应迅速复位。结论：动作正确。3.5 模拟超速保护试验当转速表达3360r/min，电超速保护动作，停机。结论：动作正确。3.6 低油压保护试验 启动交流电动油泵，开盘车电机连续盘车。 做低油压保护试验结论：动作正确。3.7 模拟轴向位移试验调整轴向位移传感器，当轴向位移+0.6mm或-0.6mm时报警，+1.3mm时停机。结论：动作正确。3.9 低真空保护模拟试验凝汽器真空低于-0.087MPa时报警；凝汽器真空低于-0.061MPa时发信号停机。结论：动作正确。3.10 DEH控制系统试验该试验由

44、DEH厂家根据要求调试3、 定速后的试验4.1 要求在额定参数下，用DEH控制器将机组转速调整3000rPm，维持汽轮机空负荷3000rPm运行。 停机保护试验分别就地，远方操作停机按钮各一次，确认主汽门、调节汽阀、补汽阀迅速关闭，汽轮机转速下降。4.2 危急遮断器试验4.2.1危急遮断器飞锤的动作转速在32703360r/min范围内。4.2.2 提升转速。当升至32703360r/min范围内时，危急遮断器飞锤飞出，危急遮断滑阀动作，主汽门、调节汽门、补汽阀关闭。记录动作转速和复位转速。如果动作转速不符合要求时，则调整危急遮断器弹簧预紧力，螺帽每转10°动作转速改变约35r/mi

45、n。动作后应按有关规程复试二次，二次动作转速差不超过15 r/min。4.2.3 为安全可靠，超速试验应在低参数状态下进行，并且只打开电动主汽门的旁路门。4.3 主汽门、调速门严密性试验4.3.1 打开主汽门、调节汽门，在额定参数下，维持汽机空负荷运行。4.3.2手打危急遮断器，调节汽门、主汽门严密性试验。4.4 真空严密性试验本试验要求带额定负荷80%左右，并且稳定运行。4.4.1 关闭抽气器的空气门，30秒后开始每半分钟记录机组真空一次，共记录8min，取其中5min的真空下降值，平均每分钟下降值应不大于266Pa。4.4.2 注意排汽温度和真空，如异常应立即停止试验，待查找原因后再进行。

46、铜陵上峰纯低温余温发电项目2×9MW凝结水系统调试方案中建七局安装工程有限公司2008年9月凝结水系统调试方案1 概述：本机组配备有两台4N6型凝结水泵，该泵为卧式单级离心泵。2 系统说明；2.1凝结水系统基本流程：除氧器汽封加热器凝结水泵凝汽器 再循环2.2凝结水系统的功能主要是回收在汽轮机里膨胀作功后被冷凝器冷却后的除盐水，同时通过抽汽阀联动装向各抽汽阀提供控制水；并向真空密封系统提供密封水。2.3 设备主要规范 凝结水泵 电机型号：Y2180L2型号：4N6 转速：2940r/min转速：2900r/min 功率：22KW扬程：62m 电压：380V流量：36m3/h 电流：4

47、1.6A3 启动前应具备的条件3.1 凝结水系统的所有设备（包括加热器、水泵、管道、支吊架等）均已安装完毕，并经质量签证；3.2 系统内的阀门开关试验结束，转动灵活，无卡涩，指示无误；3.3 凝汽器冲洗工作已结束，凝汽器上水至高水位，水质符合要求，补充水充足可靠；3.4 凝泵进口管道冲洗工作已结束；泵进口滤网符合要求，安装完毕。3.5 所有仪表安装齐全，并检验合格，就地仪表校验合格后可投入，开仪表一次门；3.6 人身、设备的安全措施、消防措施已落实；3.7 设备周围的垃圾杂物清理干净，梯子、栏杆齐全；3.8 试运区应照明充足，有可靠的通讯手段；3.9 联锁试验合格，事故按钮调试均正常；3.10

48、 电机单转24小时，转向正常，电流、振动、温升等各项指标合格；连接对轮后轴系中心符合要求。4 凝结水泵试运行4.1 启动前的检查4.1.1 手盘转子应灵活，轴承油位正常；4.1.2 打开凝结水泵入口门，水泵充水，开启泵体至凝汽器放空气门，投入密封水、冷却水系统；4.1.3 关闭泵出水管路阀门和开启压力表旋塞；4.1.4 检查电气仪表回路正常，电机绝缘合格；4.1.5轴加、除氧头等与系统隔离；4.1.6 拉合闸试验良好，然后通知电气送上动力电源和操作电源；4.1.7 凝结水泵启动前，必须经过施工班组、甲方及调试人员检查应具备启动条件。4.2 凝结水泵启动4.2.1 开启凝结水轴加后再循环阀门；4

49、.2.2 启动凝结水泵，打开出口门，打开压力表旋塞；4.2.3 出口门打开时，注意监视凝结水泵电机电流，检查各仪表读数，密封水管供水，轴承振动等情况。运行正常后，应投凝结水泵的密封水。出口门关闭的情况下，运行时间不应超过2min；4.2.4 监视凝汽器水位，若水位下降，及时向凝汽器补水，运行中注意检查电机的振动、温升及电流；4.2.5 凝泵连续正常运行48小时后停下；4.2.6 凝泵运行时检查泵和管道及法兰处无泄漏现象。5 凝结水系统试运行5.1 系统冲洗凝结水系统在进行通水检查及投入机组整套启动前应进行水冲洗，在冲洗阶段，冲洗水不进入轴加及除氧头。 系统水冲洗路线：系统管路凝泵轴加旁路凝汽器

50、地沟除氧器事故放水除氧水箱5.1.1 开启凝结水系统冲洗所需阀门，除氧器水位调节阀关闭，打开除氧器水位调节阀的旁路门；5.1.2 按凝泵试运行步骤进行凝泵启停工作。5.1.3 在冲洗时，注意以下事项：5.1.3.1 在可以维持除氧器水箱水位的情况下，尽量开大除氧器水位调节旁路阀，若除氧器水位过高则可通过除氧器溢流放水和事故放水阀来调节；5.1.3.2 检查管道应无振动、泄漏等情况，水冲洗直至合格为止；5.1.3.3 当主凝结水管冲洗完毕后，冲洗各支管；支管冲洗时应尽量在最靠近使用凝结水的设备用户的手动门后法兰处解开冲洗；5.1.3.4 冲洗完毕后，清扫除氧器水箱、凝汽器及凝泵入口滤网。6 联锁试验6.1 联锁试验前的准备工作6.1.1检查所有的凝结水系统管道上的阀门均为应在运行位置；6.1.2凝结水泵电机在试验位置。6.2 联锁保护试验6.2.1联锁试验：热井水位计高于240mm时，联启备