汽机调试导则、调试技术与典型案例

汽机调试导则、调试技术与典型案例第一页，共109页。新建大型火电机组的启动调试工作是工程建设的一个重要环节，调试过程管理的标准化、规范化、科学化将直接影响项目建设的工期，并且对机组能否安全、优质、高效、如期地完成各项调试工作起着至关重要的作用，同时为机组的安全长周期运行打下良好的基础。根据国家、电力行业及集团公司的有关标准、规程，科学的安排调试项目、步序，能够科学地缩短建设工期，降低调试过程的成本消耗。第二页，共109页。新建机组的调试内容为单体调试、分系统调试和整套启动调试三部分。根据近些年来大机组调试工作情况，主要设备的单体调试工作也非常重要，对于系统调试的工期有较大的影响。汽机专业调试分为静态调试和动态调试：静态调试：主要是单机及分系统试运前的准备工作，包括各分系统系统设计检查、安装完整性及合理性检查、设备参数、热工测点位置及数量，确认是否符合设备及系统运行的要求；系统SCS控制逻辑检查及联锁保护传动等。动态调试：主要为分系统整体试运及机组整套启动调试。虽然动态调试占据主要时间，显现主要结果，但是系统的静态调试还是占据主要位置，只有先期工作准备完备，其后的动态调试工作可以取得事半功倍的效果，及时发现问题根源，减少处理问题的时间，节省物力、财力。第三页，共109页。汽机专业调试所需的主要标准:电力部电建[1996]159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》电力部建设协调司建质[1996]40号《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》中国电力投资集团公司《火电建设工程调试管理手册》中电投电力工程有限公司《调试管理程序》中电投内规[2003]340号《火电工程达标投产考核办法》中电投工程综合[2005]71号《新建火电机组投产达设计值创先进水平的指导意见》中国电力投资集团公司中电投工程[2006]379号《关于强化600MW火电机组工程建设和调试管理工作指导意见》电力行业标准DL5011-92《电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)》电力行业标准DL5031-94《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》电力行业标准DL/T863-2004《汽轮机启动调试导则》电力行业标准DL/T711-1999《汽轮机调节控制系统试验导则》电力行业标准DL/T824-2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》电力行业标准DL5009.1-92《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》电建企协2006年4月《火电机组达标投产考核标准(2006年版)》国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》电力部建设协调司建质[1996]40号《汽轮机甩负荷试验导则》中华人民共和国国家标准GB10986-1989《汽轮机投运前油系统冲洗技术条件》中华人民共和国国家标准GB/T7596-2000《电厂用运行中汽轮机油质量标准》美国航空航天工业联合会(AIA)标准NAS1638《液压油清洁度分级标准》美国汽车工程师协会(SAE)标准SAE-749D《液压油污染标准》ISO标准《固体颗粒含量标准》ISO:DIS4406，Code16/13美国MOOG标准《油质洁净度标准》中华人民共和国国家标准GB10865-89《汽轮机高压给水加热器技术条件》中华人民共和国国家标准GB10764-89《汽轮机低压给水加热器技术条件》第四页，共109页。电力行业标准DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程》电力部建设协调司建质[1996]40号《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部建设协调司建质[1996]40号《火电机组热工自动投入率统计方法》中华人民共和国国家标准GB/T11348.2-1997《旋转机械转轴径向振动的测量和评定，第2部分：陆地安装的大型汽轮发电机组》电力部电综[1998]179号《火电机组启动验收性能试验导则》电力部电综[1998]179号《火电机组启动蒸汽吹管导则》电力部建设协调司建质[1994]102号《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》电力行业标准DL/T641-1997《电站阀门电动装置》电力行业标准DL/T794-2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》电力行业标准DL/T889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导则》中华人民共和国国家标准GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》电力行业标准DL/T805-2004《火力发电厂汽水化学导则》电力行业标准DL/T560-1999《火力发电厂水汽化学监督导则》电力行业标准DL/T523-1993《盐酸酸洗缓蚀剂应用性能评价指标及浸泡腐蚀试验方法》ASTM标准GI－(99)90《腐蚀试样的制备、清洗和评定标准》中华人民共和国国家标准GB8978—1996《污水综合排放标准》电力行业标准DL/T793-2001《发电设备可靠性评价规程》电力部建设协调司建质[1997]45号《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》电力行业标准DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》国家电力公司国电电源[2002]49号《电力建设安全健康与环境管理工作规定》第五页，共109页。1.1机组主机、辅机设备招标及司令图、施工图审查阶段：

在机组主机设备、辅机主要设备招标及司令图、施工图审查阶段，项目公司应组织有关专家、工程建设管理单位及生产单位技术人员共同审查主、辅设备技术规范及技术协议，审查司令图及施工图，主要审查设备系统是否相互匹配，设备及设计是否满足机组各主要工况稳定运行的需要等，考虑系统设计及配置是否符合原国家电力公司国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、是否符合国家建设部2006年版《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)要求，可以避免施工过程中出现重大设计变更而影响机组工期，节约建设资金。第六页，共109页。1.2了解工程概况工程项目确定以后，应先了解工程的总体概况：包括汽轮机、发电机及其辅机的型式、总体结构、启动方式、机组主要辅助设备包括循环水泵、凝汽器、凝结水泵、给水泵组、真空系统及真空泵组、抽汽回热系统的总体情况、高压加热器、低压加热器及除氧器的型式、机组旁路系统的型式及布置、发电机的冷却方式、机组润滑油系统及发电机密封油系统的情况等，以便有针对性地收集设备资料、设计图纸并进行主设备的调研工作。第七页，共109页。1.3收集有关设备系统资料及设计图纸资料汽轮机主机及其辅助设备资料；发电机及励磁机设备资料；收集有关设计资料：应收集设计院及设备制造厂负责设计的主要设计资料，包括汽机专业各系统热控仪表检测图。

第八页，共109页。1.4开展设备及资料调研，及时修改有关设计：在工程准备阶段，应对同型机组及详尽机组的安装、调试及商业运行情况等资料进行进行认真细致的调研，尤其是对相关机组调试及试生产期间出现过那些问题及相应的处理方法进行仔细的考察，掌握第一手资料，借鉴以前的经验，防患于未然，在施工图制定前及时修改司令图设计，避免出现同相类似的问题，可达到事半功倍的效果。第九页，共109页。1.5汽机专业热控组态逻辑及定值审核：启动调试开始前，生产建设单位应组织设计单位、生产厂家、调试单位、安装单位、监理单位等共同对系统的保护、联锁逻辑进行审核并修订，对保护、联锁定值进行审核并修订，使联锁保护逻辑及定值切实符合本机组的实际情况，并符合集团公司及电力行业标准规范的相关规定；热控、电气联锁保护定值由发电公司最终给出；机组联锁保护逻辑试验确认表(联锁保护传动卡)主要由调试单位整理并与运行单位共同传动确认，调试单位负责组态逻辑及定值在热控装置内部表达的正确性，并通过试验加以验证。第十页，共109页。2.1循环水系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS(或PLC)控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。循环水润滑冷却水泵及系统检查及静态试验、动态投入；水室真空泵试验。循环水泵试运转及系统投运：包括循环水泵试运转及系统试运调整，循环水泵停运。冲洗水泵、旋转滤网试运转及系统冲洗。冷水塔投运：包括水池自动补水系统调试，冷水塔淋水槽、填料检查及淋水均布调整。若采用机力通风冷却的机组，还要进行冷水塔风机试运转，风机润滑油油站及油系统投运调整，电动机试转，风机试运转等工作。

第十一页，共109页。循环水系统调试要点及经验启动调试期间凝汽器水室缓慢注水、充分排尽空气，避免管道及人孔泄漏；配有水室真空泵的系统启动前必须投入真空泵。对于塔池至两台循环水泵入口前池的通道设计上为单独连通沟渠的系统，注意将塔池补水至设计水位，以免循环泵启动后前池水位很快下降到循环水泵要求的最低淹没深度以下、造成水泵损坏。循环水泵启动前注意检查水泵橡胶轴承室冷却水的流量及压力，并且注意润滑冷却水系统的设计及布置。注意循环水泵出口液控(电动)蝶阀的静态试验及动态试验，避免水泵启停期间的水锤造成系统损坏。系统超压保护的静态及动态试验：一般来讲循环水泵出口压力超过0.30MPa时，水泵应自动跳闸。第十二页，共109页。2.2开式循环冷却水系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS(或PLC)控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。配合施工单位进行系统及各冷却器水冲洗临时系统检查。电动滤水器(旋转滤网)调试及投入。开式水泵试运转及系统投运：包括开式水泵试运转及系统试运调整。配合施工单位进行开式冷却水系统及各冷却器水冲洗。系统调试要点及经验系统调试初期进行系统管道开路冲洗时先投入滤水器旁路，冲洗结束后，投入开式水滤水器。系统冲洗时不得经过各换热器，尤其是板式换热器。第十三页，共109页。2.3闭式循环冷却水系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。配合施工单位进行系统及各冷却器水冲洗临时系统检查。配合热控专业投入闭式水膨胀水箱水位自动。闭式水泵试运转及系统投运：包括闭式水泵试运转及系统试运调整。配合施工单位进行闭式冷却水系统及各冷却器水冲洗。系统调试要点及经验闭式冷却水系统水冲洗结束后，系统恢复进行循环冲洗的投运初期，注意监视入口过滤网堵塞报警信号，定期清扫滤网，经一段时间运行及冲洗后，排放换水，直至化验水质合格。如果系统停运期间系统放水，则再次启动之前一定要确保系统在汽机、锅炉两侧的管道最高点充水、完全放尽空气，否则启动闭式泵后会出现系统压力低、水箱水位下降较快等问题。第十四页，共109页。2.4汽机周围蒸汽管道吹扫及辅助蒸汽系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。配合施工单位进行辅助蒸汽系统蒸汽吹扫临时系统检查。配合施工单位进行辅助蒸汽母管管道蒸汽吹扫。辅汽母管(辅汽联箱)安全门热态整定。配合施工单位进行辅助蒸汽系统各分支管道蒸汽吹扫：主要包括以下主要管道：除氧器加热用蒸汽管；给水泵汽轮机调试用蒸汽管；汽轮机轴封蒸汽管；化学水处理加热蒸汽管；采暖加热蒸汽管；暖风器加热蒸汽管；空气预热器辅助吹灰蒸汽管；锅炉燃油雾化蒸汽管；锅炉防冻用蒸汽管；抽汽至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽吹管后阶段，通过临时管排放进行吹管)；冷再热蒸汽管道至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽冲管后阶段，通过临时管排放进行冲管)。辅助蒸汽系统各减温减压器安全门热态整定。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。第十五页，共109页。2.5凝结水及补水系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。配合施工单位进行系统各管道水冲洗临时系统检查。凝结水补水系统(凝结水输送泵、储水箱)调试凝结水泵再循环工况启动调试。凝结水泵试运转及系统投运。凝汽器水位自动控制调试及投入。配合施工单位进行凝结水系统及各减温水管道水冲洗。临时补水设备及系统的考虑：机组稳压法吹管期间、直流锅炉启动前的冷态冲洗及热态冲洗的临时大量补水。第十六页，共109页。

凝结水及补水系统调试时容易出现的问题及处理

凝结水再循环管道振动及噪声大的问题及处理：如果凝结水再循环系统管道布置弯头较多，整个管道系统运行中容易产生共振，造成凝结水再循环管道振动，为此应请设计院在管道上增设节流孔或在管道上增加固定点；另外还应考虑减少再循环管道噪声的问题。防止凝结水泵电机轴承温度高的问题出现：试运过程中注意定期检查电机轴承润滑油脂的情况，并定期更换油脂，保证轴承工作状态及温度正常。凝结水系统母管压力超过精处理混床允许压力的问题及处理：调试过程中如果出现凝结水母管压力低于设定值时，备用凝结水泵自动启动，两台凝结水泵运行时，往往会导致凝结水精处理入口压力超过了混床运行最高允许压力的问题，造成凝结水精处理自动跳闸切旁路；因此运行期间应注意控制凝结水母管压力，避免影响精处理运行。设有变频调节装置的凝结水系统一般不会出现类似问题。第十七页，共109页。2.6除氧给水系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。配合施工单位进行除氧器及低压给水管道水冲洗临时系统检查。配合施工单位进行除氧器及低压给水系统水冲洗。除氧器投运调试：除氧器安全门动作检验，除氧器联锁保护动态校验，除氧加热试验。配合除氧水箱水位自动控制调试及投入。系统调试要点及经验除氧器投运期间应尽可能保存运行压力应相对稳定，压力变化不应过快，防止除氧器振动，危急安全运行，同时防止给水泵工作状态变化；机组启动前由辅助蒸汽向除氧器供汽，当机组并网带负荷后除氧器滑压运行，当四抽压力大于设定值时，可以切换为四抽供汽，并将辅助汽源投入备用，防止机组负荷突变或甩负荷时除氧器内压力突变导致给水泵汽化损坏。有关除氧器、低压给水系统及给水泵组典型事故案例稍后在给水泵调试中统一介绍。第十八页，共109页。2.7电动给水泵组调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位进行电动给水泵组油循环临时系统检查、高压给水管道冲洗临时系统检查。配合施工单位进行电动给水泵进口管道静压冲洗。电动给水泵润滑油、工作油系统调整。辅助油泵试运转及润滑油系统调整。电动给水泵电机单转试运。电动机带偶合器试运转。电动前置泵试运转(通过电动给水泵再循环)。电动给水泵组试运转(再循环)。润滑油、工作油系统动态调整及试验。电动给水泵带负荷试运及配合施工单位进行高压给水管道冲洗。第十九页，共109页。

电动给水泵组调试时容易出现的问题及对策电动给水泵电机保护：在电泵带负荷试运期间，应注意电泵事故跳闸后热控、机务、电气等相关专业保护动作的的检查及确认；避免问题不清情况下的强行合闸操作，以免电机损坏；同时跳闸后重新合闸的时间间隔严格按照6kV电机的有关操作规程执行。电泵电机轴向串动量大的问题及处理：在电泵电机空转及电动给水泵组调试过程中，注意检查电泵电机轴向串动量的检查，若电机轴串量大容易导致电泵前置泵推力瓦承受推力大，造成电泵前置泵推力瓦磨损严重，；当出现电泵电机轴向串动量异常的情况时，应停运，检查磁力中心，必要时进行重新调整。给水流量快速增加时、主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸问题及处理：在泵组运行期间，当给水流量快速增加时，若出现主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸，则表明系统清洁度不良，由于主泵及前置泵入口滤网通流量不足，导致主泵入口水压低跳闸，必须停运彻底清扫系统，避免主泵损坏。第二十页，共109页。2.8汽动给水泵组调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位进行汽动给水泵组油循环临时系统检查。汽泵前置泵进口管道静压冲洗。汽泵前置泵通水试运(通过汽泵再循环系统)。汽动给水泵组(包扩小汽机)润滑油系统调整。给水泵汽轮机控制油系统调整。小汽机MEH系统静态试验。小汽机METS、TSI系统静态试验。小汽机高、低压主汽阀、调节汽阀油动机调整及关闭时间测定。小汽机盘车装置调整。小汽机调试用汽汽源蒸汽吹扫。用辅助蒸汽汽源调试汽动给水泵汽轮机，进行小汽机危急遮断器充油试验及机械超速试验、电超速试验。MEH操作控制功能试验。汽动给水泵组试运转(再循环工况)。汽动给水泵带负荷试运。第二十一页，共109页。

汽动给水泵组调试时容易出现的问题及对策小汽机及汽泵运行一段时间后调速汽门不严密：造成这种故障的原因可能有2种：一是调速汽门连杆变形或螺丝松动，导致调速汽门在跳闸状态下没有彻底关闭到位，需要停运后重新调整；二是小汽机高、低压进汽管道中存在机械杂质，导致小汽机运行期间调速汽门阀体或阀座损失，需要重新研磨处理。给水流量快速增加时、主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸问题及处理：在泵组运行期间，当给水流量快速增加时，若出现主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸，则表明系统清洁度不良，由于主泵及前置泵入口滤网通流量不足，导致主泵入口水压低跳闸，必须停运彻底清扫系统，避免主泵损坏。第二十二页，共109页。

给水泵组调试期间主泵损坏的典型案例及分析某厂350MW机组配美国IngersollDresser汽动给水泵损坏情况

10月26日，13:50引风机低高速切换时造成炉膛负压低锅炉MFT，汽轮机负荷由280MW跳闸，跳闸前汽泵转速为4650r/min，汽轮机跳闸后汽泵转速降到3600r/min左右时最小流量阀打开，几分钟后机组再次并网，14:18机组又一次与系统解列，14:30光字排出现汽动给水泵出口侧轴承温度105报警，这时机械密封处冒烟，手动打掉汽泵。事故前，除氧器内水温174℃，压力0.9MPa，水位2900mm，辅汽备用汽源由于启动锅炉故障没有投入热备用，事故后前置泵出口压力0.9MPa，五分钟内降到0.5MPa，30分钟后降到0.3MPa，前置泵出口流量由420t/h五分钟内降到零。汽动给水泵损坏情况：泵两侧轴瓦上下瓦都严重磨损，推力瓦有轻微磨损，机械密封动环全部损坏，平衡盘已不能使用，末级叶轮也有磨损，转子已不能使用。原因：由于汽机甩负荷导致除氧器压力突变，加之主泵及前置泵入口滤网通流不畅，造成泵内缺水、造成主泵汽化损坏。第二十三页，共109页。2.9真空系统调试设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS(或PLC)控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位进行真空系统灌水严密性检查，灌水要求应按制造厂的规定进行。真空泵汽水分离器水位自动调整控制检查。真空泵试运转，真空泵极限真空值测试。机组真空系统试抽真空试验。真空系统严密性检查：范围包括凝汽器汽侧、低压缸的排汽部分，以及当空负荷时处于真空状态下的辅助设备与管道。系统调试要点及经验真空泵入口滤网堵塞的问题及处理：在系统试运初期、试抽真空过程中，容易出现真空泵入口滤网前后压差大的问题，滤网堵塞造成的，应及时清扫。试运后期系统真空值略降的问题及处理：在机组168h试运后期及机组考核期运行期间，机组真空值若有所下降，分析其原因，一是由于真空系统长时间运行后可能存在漏点，二是可能有些杂质进入凝汽器水侧不锈钢冷却管，影响循环水通流及换热，尤其是循环水进水管道没有设计二次滤网的系统；应在机组停机检修期间，对凝汽器水侧进行了清扫，同时又进行了真空系统灌水找漏试验。第二十四页，共109页。2.10抽汽加热器及疏水系统调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。抽汽逆止门调整及抽汽管道防进水保护校验。配合施工单位投入并校验各加热器水位。加热器汽侧冲洗与投运：主要工作如下：低压加热器解除联锁开启危急疏水阀，待水质合格后恢复联锁，再切回到逐级自流至凝汽器；高压加热器解除联锁开启危急疏水阀，在机组带负荷约30%时微开加热器进汽阀对加热器进行暖管，当温度稳定后再开大加热器进汽阀直到开足，待水质合格后恢复联锁，切到逐级自流至除氧器；加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行。加热器带负荷试运，抽汽回热系统参数检查。第二十五页，共109页。

高、低压加热器及抽汽回热系统调试时容易出现的问题及对策高、低加水位设定值的动态调整：在高、低压加热器及抽汽回热系统静态调试及最初的动态投运期间，应按照设备制造厂提供的及同型机组同样设备的运行控制整定值来预设热控DCS系统水位控制设定值，在系统带负荷及满负荷运行期间根据各加热器进出口水温及各疏水温度的实际值，根据加热器经济运行端差相应调整DCS系统水位控制设定值，避免加热器水位偏高、影响机组稳定运行；同样也避免水位控制过低导致事故疏水经常动作、影响机组经济性，尤其是高加事故疏水动作后导致凝汽器热负荷增加，影响真空，再者疏水没有逐级下导至除氧器，造成热量损失、影响经济性、同时增加凝泵的负担。高、低加疏水调节阀的选型裕度应适当增大：一般来讲调节阀的选型边界条件参考汽轮机厂家提供的热力特性中T-MCR工况及VWO工况的抽汽流量、温度、压力等参数，但由于个别段抽汽参数可能偏离热力特性计算参数较大，造成抽汽流量增大较多，会导致加热器运行期间正常疏水流量增加，事故疏水频繁开启，危及机组安全稳定运行。第二十六页，共109页。2.11汽机轴封系统调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。轴封加热器疏水多级水封注水试验、密封试验(额定真空时进行)。配合施工单位投入并校验各加热器水位。轴封系统蒸汽供汽管道吹扫：辅助蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用辅助蒸汽进行吹管；冷再热蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管在锅炉蒸汽吹管阶段进行吹扫；主蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用主蒸汽进行吹扫。轴封系统减温水管道水冲洗：启动凝结水泵，用除盐水冲洗管道直到冲洗水质清洁为止。轴封系统投运：轴封系统蒸汽供汽减温装置调整；轴封系统蒸汽供汽减压装置调整及安全门校验；轴封蒸汽压力调整装置调整；轴封冷却器投运及轴冷风机试运转调整；轴封系统投用、机组带负荷调试期间轴封系统自密封试验。第二十七页，共109页。

轴封系统操作不当造成转子永久弯曲的典型案例及分析忘记向高压轴封送汽、造成转子永久弯曲【简述】2003年7月20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，送汽封的过程中只向低压汽封送汽，忘记向高压轴封送汽，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。【事故经过】7月20日16:00，荷潭Ⅱ线24#杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通知各专业2#机组准备开机。时#2机高中压内缸外上壁温度363.5℃，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差－1.78mm。机长朱某于16:20通知主值宋某向#2机辅汽联箱送汽。16:45锅炉点火。17:40宋某开高、中、低压轴封进汽门暖管。18:02宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。18:02左右，机长朱某启动真空泵抽真空。第二十八页，共109页。18:32左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马上去送。此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。20:51宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认:高中压内缸外上壁温度338.21℃，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455℃，高中压胀差－2.25mm，高中压缸膨胀15.6／15.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。（事故后查看自动记录曲线:机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃。）21:13值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地检查。宋某进行机组启动操作，并设定目标转速500rpm，升速率100rpm／min。转速升至500rpm，朱某就地打闸一次，检查机组无异常后告宋某。21:18宋某挂闸进行第二次升速，设定目标转速3000rpm，升速率300rpm／min。21:22转速升至1138rpm，宋某发现#2轴振X方向达190μm，#2瓦振达70μm，检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，#2轴振X方向达225μm。21:23转速升至1308rpm时，振动保护跳机，SOE首出为“瓦振大”，在降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧急停机。21:41机组转速到零，投入盘车运行。生产副总经理及副总工程师等迅速赶到现场，与有关技术人员研究分析后认为转子存在热弯曲，决定连续盘车4小时后再开机。21日至23日，经与厂家及湖南电力试验研究所有关专家讨论后，试开机4次并在中低压转子对轮上加平衡块499克，均未获成功。判断为转子永久性弯曲，决定开缸检查。8月3日开缸检查，发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250μm，#2瓦轻微研磨。经直轴处理后。8月16日20:58，#2机组启动正常，17日2:00带满负荷300MW运行正常。第二十九页，共109页。【事故原因】1.运行人员违章操作。运行人员在机组热态开机时，违反《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第10.1.3.6条中“机组热态启动投轴封汽时，就确认盘车装置运行正常，先由轴封送汽，后抽真空。”的规定，高中压轴封送汽滞后于抽真空时间近30分钟，致使冷气沿高中压转子轴封处进入汽轮机，转子受到局部冷却，是导致发生转子弯曲的直接原因。2.机组冲转参数选择不合理。冲转时主蒸汽温度与热态开机要求不匹配，不仅未达到《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第10.1.2.4条中“主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度”的要求，冲转时主蒸汽温度左侧307.43℃、右侧350.4℃，而高中压内缸外上壁温度为338.21℃，启动时出现了负温差，是导致转子弯曲增大的重要原因。3.振动发现不及时，处理不果断，存在侥幸心理。振动测量、监视不及时，未能严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》第10.1.4.1条“机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm”。和第10.1.4.2条“机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或轴振动超过0.26mm立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。”的相关规定，机组在启动过程中已出现异常振动，没有及时采取措施予以消除，直至SOE“瓦振大”保护动作停机，惰走过程中没有采取破坏真空缩短惰走时间的果断措施。停机后在未查明原因采取措施的前提下多次开机，致使高中压转子产生永久性弯曲。

4.管理不到位，未形成“严、细、实”的管理作风。管理不严，规章制度流于形式。管理人员对安全生产没有树立“关口前移，靠前把关”的思想，导致现场混乱，运行人员责任心不强，当主值宋某发现高中压轴封未送汽时，马上报告机长朱某，朱某不是立即采取送轴封的措施,而是告吃完晚饭才去送。没有紧迫感，更没有意识到未及时送轴封的危害性，拖延了送轴封的时间。启动过程中，协调不力，操作随意，习惯性违章。5.参数测点布局不合理，消缺不及时。如主蒸汽温度测点、转子晃度表测量点布置不合理，高中压缸内壁上、下温度测点损坏；中压缸第一级出口下壁温测点损坏。使运行人员失去了有效的监视手段。给事故的发生埋下了祸根。第三十页，共109页。2.12发电机内冷水(定子冷却水)系统调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位检查发电机定子冷却水冲洗临时系统(先进行外部水冲洗，水质合格后再进行定子线圈循环冲洗)。发电机水冷系统冷却水泵试运转(发电机外部循环运行方式)。配合施工单位进行发电机水冷系统管道水冲洗(外部、内部水管道冲洗)。配合施工及运行单位进行发电机水冷系统投入：1)发电机水冷系统驱赶空气和充水；2)发电机水冷系统水箱充氮；3)发电机水冷系统冷却器投运；4)定子冷却水处理装置(离子交换器)投运。发电机定子冷却水系统断水保护调试，配合热控、电气专业进行发电机非电量保护传动。第三十一页，共109页。2.13发电机密封油系统调试

(哈尔滨电机厂、上海电机厂为双流环进油密封瓦)设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位检查发电机密封油冲洗临时系统(在主机油循环后期间进行发电机密封瓦外部短路油循环，冲洗包括信号管在内的全部管道)。发电机密封油空、氢侧交流、直流油泵试运转，并进行油泵入出口管道油冲洗)。密封油系统(集装装置)调整：空侧油路调整(调整空侧密封油泵出口压力和密封油压差调节阀至设计值)；氢侧油路调整(调整氢侧密封油泵出口压力和平衡阀至设计值，使氢侧与空侧密封油压差符合要求)；高压备用油路调整，备用差压阀调整；调整密封油氢油差压调节阀，使空侧密封油压高于发电机氢压至设计值；系统各安全阀、减压阀整定。发电机运转时密封油系统调整(冷油器投运，排油烟风机试转及油箱真空调整)。发电机密封油系统联锁保护动态试验。第三十二页，共109页。发电机采用氢气冷却，为防止运行中氢气沿转子轴向外漏，机组密封油系统向转轴与端盖交接处的密封瓦循环供应高于氢压的密封油。机组的密封油路只有一路，分别进入汽轮机侧和励磁机侧的密封瓦，经中间油孔沿轴向间隙流向空气侧和氢气侧，形成了油膜起到了密封润滑作用。然后分两路（氢侧、空气侧）回油。主油源来自汽机轴承润滑油，润滑油回油管上装设视流窗，以便观察回油。油氢差压由差压调节阀自动控制，并提供差压和压力报警信号接点。油温在汽机润滑油系统得到调节。

2台100%容量的交流密封油泵和1台100%容量的直流密封备用油泵,1台100%容量的再循环油泵。第三十三页，共109页。2.15发电机氢冷却系统调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位进行发电机氢冷却系统整套风压试验。氢系统严密性试验。氢系统指示仪表调整(纯度计、湿度计)。氢纯度风机试运转。气体干燥器试运及投运。氢系统就地控制盘及检漏计信号调整。发电机充氢置换：充氢前的准备及检查；用二氧化碳(或氮气)置换空气；氢置换二氧化碳(或氮气)；氢气压力控制装置调整。发电机排氢置换：用二氧化碳(或氮气)置换氢气；空气置换二氧化碳(或氮气)。发电机漏氢量测试。第三十四页，共109页。2.16

机组润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试投运

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位检查汽机润滑油系统油循环冲洗临时系统(应先冲洗主油箱、再进行各轴瓦外部短接油冲洗、最后TSI系统各探头支架安装完毕后通过轴瓦油循环)。交流、直流润滑油泵、高压油泵(调速油泵)试运转，各油泵相关油管道冲洗。确认主机油系统全部管道(包括顶轴油管道)冲洗验收合格，并且油箱清理后己换上合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准按制造厂要求或有关国家标准。润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置的监测仪表和联锁保护等静态校验。润滑油泵及系统调试：油箱低油位跳闸校验，交流油泵启动及系统油压调整，直流油泵启动，交流油泵、直流油泵自启动联锁校验。顶轴油系统调试：顶轴油泵试转及出口压力调整，顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度调整。盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投用和停用联锁校验，转子原始偏心值测定，初始盘车电流记录。主机油系统联锁保护项目调试：润滑油压低I值，联动交流润滑油泵自启动；润滑油压低Ⅱ值，联动直流润滑油泵(事故油泵)自启动，同时机组跳闸停机；润滑油压低Ⅲ值，联动盘车停止。第三十五页，共109页。2.17

机组润滑油净化装置调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统PLC控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。润滑油输送泵试运转及管道冲洗。油净化装置投用：真空室真空泵试运转及管道冲洗，加热器投用调整，装置脱水、除酸、除杂质调整。油净化装置停用。净化油质效果检查及油质化验。第三十六页，共109页。2.18

机组旁路系统调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。高、低压旁路管道蒸汽吹扫(在锅炉蒸汽吹管阶段中，配合吹扫高、低压旁路管道)。高压旁路减温水管道水冲洗(高压给水管道冲洗期间进行)。低压旁路减温水管道水冲洗(凝结水管道冲洗期间进行)。旁路控制装置集装油站油系统冲洗。旁路控制装置集装油站调试、投入。高、低压旁路系统各阀门动作时间、快开、快关时间测试。高、低压旁路控制功能及保护逻辑静态试验。第三十七页，共109页。2.19

机组调节保安系统调试：包括：液压调节系统静态调试(含EH油系统调试)；配合热工电调(DEH)系统作静态调试；调节保安系统静态调试及DEH系统仿真试验；汽门关闭时间测试；供热调整抽汽控制系统静态试验。主要调试内容如下：设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统DCS控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。配合施工单位进行汽机控制油(EH油)系统及主机危急遮断油系统油循环临时系统检查。配合施工单位进行汽机EH油系统及主机危急遮断油系统油循环，调整EH油系统油压。汽机EH油系统冲洗合格后的系统恢复检查。汽机EH油泵试运，配合施工单位进行汽机EH油系统打压试验，进行系统油压调整。第三十八页，共109页。汽机EH油(调节油)系统调试：高压油泵出口溢流阀调整。高压蓄能器调整。低压蓄能器调整。汽机EH油集装油站调整：油箱油位保护，EH系统各油泵油泵启动条件、跳泵条件试验。汽机安全油系统调整，系统动作试验，挂闸油压调整。高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。配合热工专业进行电调系统(DEH)各汽门油动机调整及阀位反馈(LVDT)调整。汽机DEH系统静态试验。DEH操作控制功能检查。配合热控专业进行DEH系统仿真试验。高中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。供热调节抽汽阀门油动机静态试验及关闭时间测试。第三十九页，共109页。2.20

汽机主机保护系统试验(汽机ETS系统试验)

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各测点、表计检查。配合热工专业进行汽机ETS系统静态试验。配合热工专业进行汽机TSI系统静态试验。汽机ETS系统各保护项目静态传动试验。汽机DCS有关信号报警及光字牌报警试验。

机组横向联锁保护试验（机炉电大联锁试验）第四十页，共109页。2.21直接空冷系统调试

配合热工人员完成系统的联锁、保护和报警传动检查。系统及仪表检查。风机试运。空冷凝汽器气密性试验（由施工单位组织进行）。空冷凝汽器清洗：清洗工作一般分两阶段进行，第一个阶段即手工清洗阶段；第二个阶段是蒸汽清洗阶段、即热态清洗，空冷热态清洗时要求汽轮机处于盘车状态，清洗所用蒸汽来自汽轮机旁路系统。如冲洗期间汽轮机整套启动，则以保证机组启动参数为主，在此期间并不优先考虑冲洗流量。在除盐补水量充足的情况之下不排除机组并网带低负荷进行空冷热态清洗的可能。配合施工单位、设备厂家进行空冷凝汽器热态清洗措施确定并实施，组织施工单位、运行人员进行空冷凝汽器热态冲洗工作。热态清洗说明：热清洗过程中各风机置于手动方式运行。根据经验，蒸汽和凝结水的温度越高，清洗效果越好。但是必须控制空冷入口蒸汽不超温。密切监视凝结水过冷度，及时调整投入风机的数量，既要保证局部热态清洗的高流速，也要注意防止凝结水过冷导致清洗效果下降。热态清洗过程中应持续定期取样，以便运行操作人员根据化验结果及时调整工况。直接空冷系统投入机组启动运行。第四十一页，共109页。直接空冷系统调试中易出现的问题及对策：风压试验：风压试验考核空冷系统安装的严密性，出现泄漏的地方一般为管束与蒸汽分配管及凝结水收集管的连接处。该位置为现场焊接，为漏点集中出现的部位。某电厂曾出现凝结水回水管整道焊口3/4未焊的施工质量问题，导致真空严密性很差。风压试验前应在冷却三角内外搭好脚手架，系统充入压缩空气后采用肥皂水刷涂的办法找漏，冬季肥皂水中添加酒精防冻。冷态冲洗：冷态冲洗在热态冲洗及风压试验前进行，采用高压水对管道内部进行冲洗。冲洗时应注意避免空冷内部积水过多导致管道受力变形甚至损坏。热态冲洗：热态冲洗一定要保证冲洗时间、流量、温度等。在条件允许的情况下，尽可能对每一列及单元多次冲洗。提高流量，温度尽可能达到80℃以上，对应的压力达到45KPa.a.以上。应注意排水至雨排井或排水沟的强度及耐温极限，防止流量过大或温度过高造成破坏。化学制水补水能力往往成为冲洗的瓶颈，不得不将冲洗分为2次甚至更多。热态冲洗效果达不到要求，机组带负荷及试运期间凝结水很难达到合格的水平。空冷系统冬季启动投运期间注意加强防冻措施。真空严密性试验：空冷机组的真空建立较为困难，5-7倍于常规水冷机组的真空系统容积。启动时采用三台大容量真空泵，建立真空需要1h左右时间。因系统容积较大，真空严密性试验每分钟下降小于50Pa/min，一次严密性试验大约要进行1h左右。第四十二页，共109页。2.22热网及供热系统调试

设备及系统安装完整性检查及确认。系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。热网供热减温减压器系统装置调试。配合施工单位进行热网管道、蒸发站管道及加热站管道等系统管道冲洗或吹扫。检查系统各安全门水压试验结果，组织施工单位、运行单位进行系统安全门热态整定。热网循环泵、热网补水泵、热网疏水泵等系统试运。热网回水及处理系统调试。热网及供热系统投运及热态调整。第四十三页，共109页。DEH系统检查及主机保护(ETS)检查；发电机气体置换；各种水、汽、油分系统及真空、氢系统检查投运；机组首次冷态启动及超速试验：主要项目包括：记录机组首次冷态启动曲线机组轴系振动监测调节保安系统参数的整定汽机危急遮断系统(ETS)在线试验机械飞锤压出试验(喷油试验)

汽机油泵切换试验

OPC试验和真实超速试验主油泵特性试验记录机组首次停机转子惰走曲线第四十四页，共109页。3.1各种水、汽、油分系统及真空、氢系统检查投运

3.1.1分系统投运原则启动前认真检查油(水)箱的油(水)位，补(排)油(水)阀位置；蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，排尽管道积水；带手动隔离阀的系统，投入程序控制前，开启手动隔离阀；设有备用泵(风机)的系统，依次启动各泵(风机)，做联锁保护试验，然后投入运行泵(风机)，备用泵(风机)投自动。3.1.2依次检查和投入下列分系统启动闭式冷却水泵，投入闭式冷却水系统。启动厂用压缩机，投入厂用压缩空气系统。厂用辅助蒸汽系统投入。投入汽机润滑油系统，依次启动主油箱上排烟风机、交直流润滑油泵、高压备用密封油泵，做低油压联动试验后，停止直流润滑油泵，投入备用。投入发电机密封油系统。向发电机内充氢。第四十五页，共109页。确认润滑油压、油温正常，启动顶轴油泵。启动盘车装置，检查盘车电流及转子偏心率，检查轴端密封及汽缸内有无异常.启动一台循环水泵，投入开式循环冷却水系统。启动凝结水泵，投入凝结水系统，向各水封装置注水。投入低加水侧。依次启动主机EH油站的EH再生油泵、EH冷却油泵、EH油泵，投入EH油站，油温达40℃时，投入冷却器冷却水。启动真空泵，机组抽真空。向轴封系统供汽，投入汽封系统。锅炉点火后，检查汽机侧疏水门应全开。投入除氧器加热。启动电动给水泵。投入高加水侧。随汽温、汽压的升高，可投入高、低压旁路系统。3.1.3检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入。

第四十六页，共109页。3.2机组首次冷态启动试验及空负荷调试

主机冲转前检查(机组首次冷态启动)汽轮机冲转参数选择：根据机组启动状态划分原则选择合适的冲转参数。机组冷态启动主要调试步骤：a)汽轮机冲转，盘车装置脱扣检查。b)摩擦检查：汽轮机冲转至400～600r/min，手动打闸，进行摩擦听音检查，确认通流部分、轴封内部、各轴承内部及发电机内部无摩擦。c)各轴承检查：检查各轴承金属温度、回油温度正常后，方可升速。升速数值按启动曲线要求选择，一般升速速值为每分钟100r/min。并确认在启动过程中顶轴油泵自动停运。d)汽轮机暖机：暖机转速按制造厂提供的汽轮机转速保持曲线及实际轴承振动情况进行控制。e)转速升至机组各转子轴系一阶临界转速前，对机组进行检查和暖机，暖机时间应满足制造厂规定的要求。若发现异常，应立即停机检查。第四十七页，共109页。f)汽轮机再次升速通过转子轴系临界转速时，升速率宜选择为不小于200r/min/min，转速上升应迅速平稳，不能滞留，轴振动值应小于250μm。g)高速暖机：机组升速至2000r/min左右进行暖机，具体暖机转速根据振动情况确定，暖机转速和暖机时间应符合制造厂的规定要求。i)机组定速后的试验：当汽轮机升速到3000r/min额定转速后应进行手动打闸试验和危急遮断器充油试验，确认超速跳闸机构功能正常；然后进行油泵切换试验、ETS系统在线试验。j)机组升速至额定转速后对各项技术指标进行常规性检查并记录。汽机调节系统空负荷特性试验。机组定速后一般要配合电气专业进行10～20小时的电气试验。电气试验结束后，机组并网，自动带初负荷。机组带初负荷暖机后，逐步升负荷至10％额定负荷以上，暖机3～4小时，目的是充分加热转子，使其温度高于脆性转变温度(FATT)。机组带负荷暖机结束后，减负荷、解列，进行主汽门及调节汽门严密性试验。汽门严密性试验合格后进行OPC超速保护、电超速及机械超速试验。上述试验结束后，机组重新并网，准备带负荷调试第四十八页，共109页。3.3机组轴系振动监测

深入了解机组轴系概况、技术参数、支撑型式及对轮联接方式，机组原始偏心(晃度)数值；在启动升速过程中的振动监测：在500r/min以下时的瓦振及轴振；在500r/min以上时的瓦振及轴振。在升速工况时，加强监视振动值，尤其是过临界转速时的振动值，若超过极限则立即停机。在各暖机转速下，全面测量各轴承的瓦振及轴振动值、记录机组各瓦金属温度。在机组定速期间(空负荷)的振动监测：各轴承瓦振及轴振幅值及相位、各瓦金属温度。在机组各负荷点(20%、40%、60%、80%、100%)测量各轴承瓦振及轴振幅值及相位、各瓦金属温度。停机时，随转子自然惰走测量各轴承的振动情况，确定轴系的临界转速。第四十九页，共109页。某厂600MW机组启动调试过程中振动监测过程及案例分析该机组轴系由高压转子、中压转子、低压1号转子及中间轴、低压2号转子、发电机转子和励磁机转子组成，各转子之间为刚性靠背轮联接，发电机转子和励磁机转子采用三个轴承支撑结构，共有11个支承轴承及1个推力轴承，其中1~5号、9~11号轴承采用可倾瓦；6~8号轴承采用椭圆瓦，轴系较长，总长约为50m，振动故障诊断及处理较为复杂，尤其是按照该型机组前两台机组的调试及运行情况，励磁机转子振动问题是该型机组的难点。振动测点布置如下：机组1~11号轴承均装有一个复合探头和一个涡流探头，两个探头在其轴承的测量平面内的安装角度相互垂直并与轴承上半瓦的垂直中心线两侧各成45°倾斜角。其中复合探头定义为Y方向，可测量绝对振动及相对振动；涡流探头定义为X方向，测量相对振动。X、Y方向定义为从调速端向发电机端看，X方向探头为45°右，X方向探头为45°左。轴系振动数据采集设备采用Bently&Neavda公司208PDAIU振动数据采集系统。第五十页，共109页。某厂600MW机组启动调试过程中振动监测过程及案例分析4~7号轴承振动探头故障诊断在机组首次启动过程中，升速至2160~2280r/min时，5~8号Y方向轴振都存在明显的峰值，7号Y方向振幅上升最大，最高为237μm，而按照制造厂的设计，该区域为非临界区；根据定速3000r/min工况上述各轴承Y方向轴振的频谱图可以看出，上述四个轴承Y方向轴振有32Hz至37Hz的频率成分，初步分析是探头安装支架共振造成的。在机组进行超速试验时，5#、6#、7#及8#轴承轴振值又大幅度上升，在升速至3180r/min时7#轴承轴振最大为500μm，而后又大幅度下降，具体数据详见附图中各轴承轴振Bode图；根据机组超速试验时上述四个轴承轴振频谱图可以看出，5#、6#、7#及8#轴承X方向轴振有50Hz至53Hz的频率成分。在机组停机后盘车工况下，又对上述四个轴承X及Y方向探头用敲击法测量其振动响应，经频谱分析确认5#、6#、7#及8#轴承X及Y方向轴振探头的固有频率确有上述频率成分，这说明上述各探头在此固定方式下固有频率接近其工作频率，造成各探头在机组定速时发生共振，使其振动幅值很大且不稳定，各振动值并非转子的真实振动值，而是由于探头共振造成的。停机后，对4#、5#、6#、7#及8#轴承X及Y方向轴振探头进行修频，由于探头安装方式为悬臂式结构，安装套管长接近500mm，加粗套管以提高其刚度，经敲击法测试，各轴振探头的固有频率提高到63Hz以上。第五十一页，共109页。某厂600MW机组启动调试过程中振动监测过程及案例分析7号轴承振动故障诊断机组第二次整套启动带负荷试运过程中，于11.89:25机组由250MW跳闸，转速由3000r/min降至2600r/min后再次挂闸升速，最高升至3091r/min，OPC保护动作，转速下降，在转速由2880r/min降至2860r/min时，7号轴承Y方向轴振相位变化100度，幅值降低1倍，在由2840r/min升至3000r/min的过程中，其振动基频值增加6倍多，相位变化100度，3000r/min时通频值达到200μm，在以后的升降负荷过程中，其振动值稳定在该值附近。在上述过程中，7号轴承X方向轴振幅值及相位无明显变化。根据以上情况及跳闸前后的数据对比得出，在跳闸之前，振动基频分量较小，表明转子平衡状态良好，残余不平衡质量不大；跳闸之后振动基频分量增大，幅值同时增加，相位产生较大变化，而且是在非临界共振区，机组其它运行参数如真空及低压排汽温度没有明显变化；由于振幅与不平衡质量大小成正比，而与支撑刚度成反比，表明该转子不平衡量或者轴承刚度发生了变化，若是不平衡质量改变最大可能是低压2号转子末级叶片松拉筋出现问题；若是支撑刚度改变则可能是轴承进回油管或顶轴油管泄漏。11.10机组停机惰走至500r/min时，7号轴承金属温度由90℃突升140℃，这可能是轴承油膜刚度发生变化导致的。具体数据见下表：第五十二页，共109页。某厂600MW机组启动调试过程中振动监测过程及案例分析第五十三页，共109页。某厂600MW机组启动调试过程中振动监测过程及案例分析停机后，进入低压缸对低压2号转子的末级叶片进行检查未发现异常；在7瓦翻瓦检查时发现轴瓦钨金严重磨损，7瓦顶轴油管在轴承箱内断裂。这就应是造成7号轴承振动突变的主要原因。由于振幅大小与激振力大小成正比，而与支撑刚度成反比。经检查末级叶片及松拉筋没有异常，说明激振力没有明显变化，但顶轴油管的断裂导致7号轴承内的润滑油泄漏至轴承箱，其油膜刚度降低，使其振动增大，相位变化。可以认为机组跳闸后至转速降至2600r/min再次挂闸升速至2900r/min左右时，7号轴承顶轴油管泄漏，导致7号轴振发生变化，但油管没有断裂，而是持续泄漏直至11.1020:15停机惰走至500r/min时，顶轴油管突然断裂，导致7号轴承油膜很低，轴瓦磨损，金属温度上升至140℃。停机后对顶轴油管及轴瓦进行了处理，于1999.11.20再次启动，升速过程及定速工况下7号轴承振动基本恢复至机组首次整套启动状态。第五十四页，共109页。主机保护投入，检查定值；机组并网带负荷调试；高、低压加热器投运；汽动给水泵组带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量；真空严密性试验；主要辅机切换试验；配合热工进行自动控制系统投用试验；配合热工进行高、低压旁路系统动态试验(对于中压缸启动机组及配有旁路系统调节主、再热蒸汽压力的系统)；配合热控专业进行变负荷试验即：模拟量控制系统负荷变动试验；配合热控专业进行一次调频试验及RB试验；甩负荷试验(即汽轮机调速系统动态特性试验)

；择机进行机组温态、热态、极热态启动试验。第五十五页，共109页。4.1主机保护投入，检查定值

投入主机保护(ETS系统)，检查定值：胀差大(转子伸长、转子缩短)；轴向位移大(正向：发电机端、负向：调速器端)；轴振动大(轴承振动大)；EH油压力低(调速油压低)；润滑油压力低；凝汽器真空低；发电机主保护动作，汽机跳闸；锅炉MFT动作，汽机跳闸；汽机就地、远方手动打闸；汽机电超速(TSI测速探头)；汽机电超速(DEH测速探头)；高压缸排汽温度高；径向轴承金属温度高；推力轴承金属温度高；透平压比低(调节级压力比高压缸排汽压力)；DEH转速故障；汽机主油箱油位低低；低压缸排汽温度高(报警、一般手动停机)；轴承回油温度高(报警、一般手动停机)；汽缸上、下缸温差大(报警、一般手动停机)；发电机定子水流量低，非电量保护跳发电机。投入小汽机及汽动给水泵组主要保护，检查定值。投入主要辅机保护，检查定值。第五十六页，共109页。4.2机组并网带负荷调试主要步序及项目主机辅助设备带负荷调整试验。主机附属机械带负荷调整试验。小汽机及汽动给水泵组带负荷调试。汽机热力系统带负荷调试。主机阀门运行检查。调节系统带负荷特性试验。机组并网带负荷调试主要工作如下：1)发电机并网至带额定负荷阶段，汽轮机进汽参数按启动曲线要求进行滑升。滑升过程中应严格控制升压率、升温率，严格按启动曲线控制负荷变化、升负荷。2)负荷达到10%额定负荷后，高、中压主汽阀前各级疏水阀及高压缸本体疏水阀应自动关闭。3)高压加热器不随机启动时，当负荷升到20%额定负荷后，可开始对高压加热器进行汽侧冲洗，疏水品质不合格不得逐级自流至除氧器。4)负荷升到20%额定负荷时，中压主汽阀后各级疏水阀应自动关闭。5)负荷达到20%额定负荷后，确认电气系统及汽轮发电机组运转正常可进行厂用电切换。6)升负荷到达30%额定负荷后，投入汽动给水泵运行。7)负荷达到70%额定负荷时，投运另一台汽动给水泵并入给水系统，同时将电动给水泵退出运行，作热备用。8)负荷达到80%额定负荷后，主蒸汽压力、温度及再热蒸汽温度应都稳定在额定范围内。对汽轮机组进行全面检查后可进行真空严密性试验。9)负荷升到额定负荷后，需确认汽轮机组运行正常和运行指标符合要求。汽轮机组在额定负荷工况下应连续运行24h以上。10)汽轮机组条件具备后可进行甩50％、100％额定负荷试验。第五十七页，共109页。4.3高、低压加热器投运及抽汽回热系统检查

(详见前面分系统调试部分)4.4真空严密性试验

汽轮机真空严密性试验时，汽轮机负荷应稳定在80%额定负荷以上，真空稳定，关闭抽气阀(最好停真空泵)，30s后开始每0.5min记录机组真空值一次，共记录8min，取其中后5min内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值。真空值有条件时应使用标准级的就地真空表读取，不宜直接从DCS系统中的DAS数据读取。真空平均下降值应不大于0.30kPa/min为合格。第五十八页，共109页。4.5主要辅机切换试验

凝结水泵切换试验：进行凝结水泵切换试验，记录试验时机组负荷、凝结水流量为、压力及除氧器水位，模拟跳闸条件使运行凝结水泵跳闸，备用凝结水泵自动联锁启动，记录切换后凝结水流量、压力、除氧器水位、机组负荷等参数。给水泵切换试验：进行了给水泵切换试验，电泵备用，记录试验时机组负荷、汽动给水泵运行参数、给水流量、压力、锅炉主要运行参数等；模拟跳闸条件使1台汽泵跳闸，电泵自动联锁启动，记录切换后的上述有关参数，记录稳定时间。闭式冷却水泵及开式冷却水泵切换试验：将备用泵投入联锁，模拟跳闸条件，运行泵跳闸，备用泵自动启动，检查系统切换后的运行工况，系统各冷却用户的运行情况。第五十九页，共109页。4.6配合热工进行自动控制系统投用试验

汽机专业各自动调节设备及系统手动调节检查及确认。系统各调节阀门检查、操作试验，被调对象测点、表计检查。配合热工专业投入各自动控制系统，主要是凝汽器水位调节、除氧器水位调节、各冷油器温度调节、发电机氢温调节、高低压加热器水位自动调节、闭式水箱水位及温度调节、辅汽压力及温度调节、热网压力及温度调节、高低压旁路自动调节等。检查各自动控制系统的调节灵敏性、可靠性，评定调节品质。第六十页，共109页。4.7配合热工进行高、低压旁路系统动态试验(对于中压缸启动机组及配有旁路系统调节主、再热蒸汽压力的系统)旁路系统手动、自动切换试验。高旁保护动态检验：机组带负荷运行时，主汽压力变化过快或负荷变化率过快，当其偏差大于设定值时，高压旁路快速打开，高旁减温阀亦快速打开。再热汽超压保护动态试验：机组带负荷运行时，再热汽压力变化过快，当其偏差大于设定值时，低压旁路快速打开，低旁减温阀亦快速打开。凝汽器保护动态试验：当凝汽器真空低、凝结水压力低或低旁后温度高时，低旁减压阀快速关闭。高低旁联锁功能试验：高旁只有在减压阀开启到给定开度（2%）后，才允许减温阀开启；高旁减压阀开启联锁高旁喷水隔离阀打开，全关后联锁高旁喷水隔离阀关闭。低旁只有在减温阀开启到给定开度（2%）后，才允许减压阀开启；低旁减温阀开启联锁凝汽器入口阀打开，全关后联锁凝汽器入口阀关闭。测试高、低压旁路系统自动及手动回路的监控功能，当各种故障信号，应有报警，若系统处于自动状态则自动切换到手动状态。第六十一页，共109页。4.8配合热控专业进行变负荷试验，即：模拟量控制系统负荷变动试验变负荷试验的目的：检查机组协调控制系统即各模拟量控制系统抗扰动能力及其适应负荷变化的能力，主要是热工专业的工作，汽机、锅炉专业配合该项试验。试验需记录的主要参数：机组负荷指令，机组实际负荷，主蒸汽压力设定值，主蒸汽压力实际值，主蒸汽温度设定值，主蒸汽温度实际值，锅炉主要参数设定值、实际值：例如炉膛压力设定值，炉膛压力实际值，氧量设定值，氧量实际值等。变负荷试验范围：70％～100％额定负荷，协调及各模拟量控制系统均投入自动运行.负荷变动幅度：负荷变动试验的负荷变动幅度为15%MCR，负荷实际变化速率为3%MCR/min。试验步骤：首先确认如下各主要自动调节系统已投入自动运行方式；各自动调节系统工作稳定后，投入协调控制系统。当机组协调控制投入稳定后进行负荷变动试验：设置负荷变化率，由70％额定负荷以规定的阶跃量增加目标负荷，观察负荷响应情况并记录机组负荷及各参数变化数据。然后再以规定的阶跃量由100％额定负荷减小目标负荷，观察负荷响应情况并记录机组负荷及各参数变化数据。进行试验数据记录及分析。具体试验步骤及检验标准详见电力行业标准DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》第六十二页，共109页。4.9配合热控专业进行机组RB动态试验RB试验按照2002年版及2006年版调试定额属于机组达标考核性能试验中的项目，但按照调试惯例及机组安全稳定运行的需要一般应该在机组整套启动调试带负荷及满负荷调试期间完成。试验目的：检查机组在协调控制系统投入运行时，主要辅机出现故障的情况下，机组快速减负荷即RB(Runback)控制能力。试验应以热工专业为主，锅炉、汽机专业配合。机组RB试验前相应试验项目的辅机单设备最大连续出力试验；汽机RB项目主要是任一台汽动给水泵跳闸。模拟单台汽动给水泵故障跳闸，检查机组RB控制逻辑，汽包水位维持情况。进行试验数据记录及分析。第六十三页，共109页。4.10机组甩负荷试验(即汽轮机调速系统动态特性试验)试验要求：机组甩负荷试验应分别在50%、100%额定负荷时进行；对已取得该型机组用常规法甩负荷实测的转子转动惯量，或制造厂提供了该型试验机组的转子设计转动惯量，该启动调试机组也可选用测功法进行汽轮机甩负荷试验。试验目的：考核汽轮机调节系统动态特性，评定调节系统的动态品质。机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作，调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。试验前应具备的条件确认及检查。甩负荷试验的职责分工确认及人员落实到位。甩负荷试验前的准备工作逐项确认及操作票执行情况确认。甩负荷试验主要操作程序执行。试验安全措施落实。主要测试仪器准备。试验结果记录及分析。第六十四页，共109页。超超临界1000MW燃煤机组机组甩负荷试验成功案例华电国际邹县电厂四期工程2×1000MW超超临界机组锅炉是东方锅炉与日本巴布科克-日立公司(BHK)联合设计、制造的DG3000/26.15-Ⅱ1型高效超超临界本生复合变压运行直流锅炉。汽轮机为东汽制造的N1000－25/600/600超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽、冲动凝汽式，设计额定功率为1000MW，最大连续出力1044.1MW。机组采用高压缸启动方式。设有一级高压启动大旁路。旁路系统仅考虑机组启动需要，设计容量为25%BMCR通流量。发电机为东方电机厂生产的QFSN-1000-2-27全封闭、自通风、强制润滑、水/氢氢冷却、圆筒形转子、同步交流发电机。有关试验人员和电厂运行人员对主、辅机及系统进行全面检查，并记录甩负荷试验前所有数据，确认全部满足甩负荷试验条件后，向总指挥汇报，总指挥在接到电网调度甩负荷试验的许可令后，即可由试运指挥组组长现场指挥甩负荷试验。所有试验、运行、监护人员到位。值长采用“10”倒计时的方式口头下达命令。当值长的倒计时口令数到“2”时，所有试验记录仪器必须启动投入，手动打开PCV阀；口令数到“0”时，执行下列操作：运行操作人员应立即合上“甩负荷试验临时三相刀闸”，跳开5063断路器，甩去50%或100%额定负荷。具体操作见下表（甩负荷试验操作步骤）：第六十五页，共109页。超超临界1000MW燃煤机组机组甩负荷试验成功案例甩负荷试验操作步骤：倒记时10秒开始；甩50%负荷时：10----停一台磨；4----停第二台磨；

2----开PCV阀（主蒸汽压力20MPa以下不开启），同时启动录波器；0----合上“甩负荷试验临时三相刀闸”，同时停另一台磨；甩100%负荷时：10----停第一台磨；7----停