汽机调试导则、调试技术及典型案例

1、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。 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P

2、LC)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。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。 设备及系统安装完整性检查及

3、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：l除氧器加热用蒸汽管；l给水泵汽轮机调试用蒸汽管；l汽轮机轴封蒸汽管；l化学水处理加热蒸汽管；l采暖加热蒸汽管；l暖风器加热蒸汽管；l空气预热器辅助吹灰蒸汽管；l锅炉燃油雾化蒸汽管；l锅炉防冻用蒸汽管；l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)；l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

4、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。 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。 凝结水再循环管道振动及噪声大的问题及处理：凝结水

5、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：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：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

6、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。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。电动给水泵电机保护：电动给水泵电机保护： 在电泵带负荷试运

7、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：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：给水流量快速增加时、主泵入口水压低导致泵组

8、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。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、TS

9、I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。 小汽机及汽泵运行一段时间后调速汽门不严密：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

10、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：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。某厂350MW机组配美国Ingersoll Dresser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，

11、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

12、流不畅，造成泵内缺水、造成主泵汽化损坏。 高、低加水位设定值的动态调整：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

13、加凝泵的负担。 高、低加疏水调节阀的选型裕度应适当增大：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。忘记向高压轴封送汽、忘记向高压轴封送汽、 造成转子永久弯曲造成转子永久弯曲【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

14、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

15、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。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15.615.7mm，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

16、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100rpmmin。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300rpmmin。21:22转速升至1138rpm，宋某发现#2轴振X方向达190m，#2瓦振达70m，检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，#2轴振X方向达225m。21:23转速

17、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250m，#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

18、。【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

19、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

20、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。

21、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。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。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

22、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

23、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。DEH系统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：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

24、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。主机保护投入，检查定值主机保护投入，检查定值机组并网带负荷调试主要步序及项目高、低压加热器投运及抽汽回热系统检查高、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详见前面分系统调试部分)真空严密性试验真空严密性试验主要辅机切换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自动控制系统投用试验配合热工进行高、低压

25、旁路系统动态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机组及配有旁路系统调节主、再热蒸汽压力的系统)有关系统投运检查，检查指导运行操作；有关系统投运检查，检查指导运行操作；运行数据记录统计、分析运行数据记录统计、分析 ；设备缺陷检查、记录及分析处理；设备缺陷检查、记录及分析处理；启动调试后期工作启动调试后期工作 ：运行数据记录统计、分析运行数据记录统计、分析20世纪50年代超临界机组投入商业运行 美 国： 325MW，34MPa、649/566 /565 （1958） 325MW，31MPa、610 /557 /557 （

26、1968） 24MPa、538 /552 （566 ） 300MW800MW，31MPa，593 /593 /557 俄罗斯： 300MW、500MW、800MW，25MPa，545/545 2830MPa，580 600 欧 洲： 400MW、29MPa，582/580 （丹麦） 29MPa，580580 日 本： 600MW、1000MW、24.1MPa，538/555 2425MPa，600 610 34.5MPa，620 65020世纪90年代超临界机组投入商业运行 引进CE-SULZER的600MW超临界机组 25.4MPa，541 /566 引进俄罗斯300MW、600MW、800

27、MW超临界机组（国华绥中电厂） 25MPa，54554521世纪初叶 汽轮机、发电机引进：美国西屋、GE、德国西门子、日本日立等 锅炉引进： API 600MW超临界、1000MW超超临界切圆燃烧技术（上锅） MHI 600MW、1000MW超超临界切圆燃烧技术（哈锅） MBEL 600MW超临界墙式燃烧技术（哈锅） BHK 600MW超临界、1000MW超超临界墙式燃烧技术（东锅） B&W 600MW超临界、1000MW超超临界墙式燃烧技术 （北京巴威） 状态参数的概念状态参数的概念 超临界参数的概念超临界参数的概念 超临界参数是一个热力学状况参数，临界参数为超临界参数是一个热力学状

28、况参数，临界参数为22.129MPa，相对应的，相对应的 水和水蒸汽的最大饱和温度为水和水蒸汽的最大饱和温度为374.15。 超超临界参数（超临界）机组的不同定义：超超临界参数（超临界）机组的不同定义： 日本日本 压力大于压力大于25MPa，或温度大于，或温度大于566； 欧洲欧洲 压力大于压力大于27.5MPa； 中国中国 压力大于压力大于27MPa，温度大于，温度大于580 /600 (电力百科全书）。电力百科全书）。 机组热效率与煤耗的关系机组热效率与煤耗的关系 蒸汽压力与温度对热效率的影响蒸汽压力与温度对热效率的影响 国电泰州电厂选用的两台1000MW超超临界燃煤发电机组是由哈尔滨汽轮

29、机厂有限责任公司和日本东芝株式会社合作设计、联合制造的单轴、一次中间再热、四缸、四排汽、末级动叶片为48in的凝汽式汽轮机。设计过程中采用最优化设计，并具有丰富运行业绩，具有在多台相近蒸汽参数和相近功率的机组上得到验证的汽缸和阀门的模块组合。同时采用适应高蒸汽参数、有运行业绩的高温材料。通流部分全部采用全三维(Full 3-D)设计，并选择具有先进叶型(AFP-Advanced Flow Patten)的冲动式叶片、以及独特的汽封。同时采用目前世界上最长、排汽环形面积最大的48in(1219mm)钢制叶片。使整台机组的经济性比常规超临界机组提高约2%. 汽轮机运行方式： 本汽轮机可以带基本负荷

30、运行，并具备调峰运行的功能。采用定一滑一定方式运行，滑压运行范围约为额定负荷的3000-9000。机组半年试生产后，年利用小时数不小于6500h,年平均运行小时数不小于7800h。汽轮机两次大修间隔不小于8年。 汽轮机启动系统和旁路配置汽轮机启动旁路系统的配置要求：汽轮机采用高中压缸联合启动，中压调节阀在启动过程中参与调节，需要配置高低压两级串联旁路系统。对大容量超超临界压力机组，影响运行灵活性的一项重要因素是蒸汽压力和温度变化时汽轮机及管道等厚壁部件中的热应力问题。6.3.7 上海汽轮机厂1000MW超超临界汽轮机介绍上海汽 轮 机厂(STC)1000MW等级超超临界机组是引进西门子单轴、50Hz技术，西门子公司在l000MW汽轮机的生产方面领先世界10年。包括世界第一个特大型低压缸长叶片(排汽面积11m 2)及2004年开发的1430mm钦合金世界最长叶片。西门子