防止汽轮机组振动保证措施范本
1、机组振动大小是考核汽轮机组安装质量的一个重要指标,引起振动因素多,在机组试运中常容易出现,危害性极大,必须在安装和试运过程中,控制汽轮机组的振动大小。
!P!];b(B3q2、施工时执行相应的技术文件、标准及规范
(a/{(O$R%w'I"[2.1设备厂家提供的施工图、技术说明书+j-[7G,/;B8A6T6o+p
2.2产品说明书
*E/*1].@1W5~#p#O2.3设计变更及补充技术标准
;l3S6{!`g$s$Rn.L2.4电力建设施工及验收技术规范
"n5d3Bz)I.e,I2.5火电施工质量检验及评定标准
/v5bZ:V/*.E.Z2.6生产达标考核办法&N%^,s;I*R%j
2.7启动竣工验收及评定标准
)j6p:A,j/V;]8p//@.L+~2.8电力建设消除施工质量通病守则
4Hp(P!`4Y8R&V2.9国家或部颁发并实施的相应标准、规程:g-?.E:N"f#V#@-b
3、质量目标*z*m/Q/3i3g8v3F4k
??瓦振:垂直、横向、纵向均≤0.03mm
,Y"T8?-~0c??轴振:≤0.05mm:Q"P"j6~;f#H
4、施工质量管理4H#O3Fc6A(@
??在人、机、料、法、环五大影响质量因素方面很抓落实,控制各个环节。?
%uTz,k/F4/7]#M;f5、找出影响机组振动的各种因素,设立质量控制点
2Y3d+U"O)O&Vv5.11、台板研刮————2、台板下部混凝土垫块及调整垫片施工————3、低压转子,高、中压转子检查————4、各轴瓦、轴瓦调整垫块(瓦枕)的接触面————5、滑销系统安装————6、汽缸负荷分配————7、轴系靠背轮找中心————8、发电机转子检查————9、发电机磁力中心及空气间隙调整————10、凝汽器与汽缸连接————11、复查轴系靠背轮中心度————12、靠背轮铰孔及最终连接————13、基础二次灌浆————14、相关的其它因素#Q9u(y#m-p
??以上十四项施工质量的好坏,对机组振动影响较大,在施工中必须认真检查,精心施工。
.p7T/U4L0ZN5.2技术指标:施工项目质量标准台板研刮(1)??台板与汽缸、轴承座接触面平整、光洁,0.03mm塞尺塞不入。(2)??接触面每25×25mm内接触点达3~5点,接触面达75%以上。垫铁、混凝土垫块施工(1)混凝土垫块强度达到600#以上(2)垫铁接触密实,0.03mm塞尺塞不入,垫铁错开面积≤25%转子检查(1)轴径:椭圆度≤0.02mm?不柱度≤0.02mm(2)联轴器:端面瓢偏度≤0.02mm?晃度≤0.02mm(3)各检测部位晃度、弯曲度均符合厂家及规范要求。轴承安装(1)瓦垫接触密实、无间隙。(2)轴瓦紧力达到规定值。滑销系统安装(1)滑销无歪斜。(2)滑销间隙0.04~0.08mm,并符合厂家要求。轴系靠背轮找中心(1)左右中心偏差≤0.01mm(2)中心实测高差与规定预留值偏差≤0.01mm。(3)上、下张口实测值与规定预留值偏差≤0.01mm(4)左右张口偏差≤0.01mm发电机转子检查(1)轴径:椭圆度≤0.03mm?不柱度≤0.02mm(2)联轴器:端面瓢偏≤0.02mm?圆周径向晃度≤0.02mm发电机磁力中心及空气间隙调整(1)空气间隙实测值与平均值偏差≤0.5mm(2)磁力中心实测值与规定值偏差≤0.5mm靠背轮铰孔及最终连接连接后:轴中心偏差≤0.01mm,晃度≤0.02mm无张口。基础二次灌浆(1)垫铁点焊。(2)基础表面浸水时间≥24小时。(3)填充密实,强度符合要求。复查轴系靠背轮同心度在不同的施工阶段:半空缸、半实缸、扣盖后,凝汽器通水等不同阶段进行复查,掌握变化规律,减少调整工作量。6、具体措施6.1台板研刮:
#?#p+`)v4K&|s/p!Z3L??运行时,由于汽缸的热膨胀,将推动轴承座沿台板滑动,轴承座支承转子和汽缸的重量,运行中的振动由转子传给轴承座,它与台板的接触更应十分稳固可靠,以增强轴承的支承刚性,对于汽缸上的其它台板,也是这样,由于接触不良,而引起振动,返工的工作量极大,接触面的研刮及用塞尺检查,必须达到厂家及规范的要求。GE公司这台机组,汽机台板用钢板铣制而成,厚度较薄,易变形,前箱台板与轴承座间有一铸铁垫作为滑动面,施工时更应引起注意。$D7g'm.`6]1H0/$P8Y8I
6.2台板下混凝土垫块及调整垫片施工
3n1@-A/k7w:]6{0r??台板与基础的接触面接触情况不良,将是扩大机组振动的因素之一,据了解及有关图纸,此台机组采用混凝土垫块安装工艺,即台板用螺丝顶起,把紧地脚螺栓,并进行调整,在台板和经过修凿的混凝土基础间配制模板,在模板间填入混凝土,用凿子捻打密实,当混凝土凝固成压力块后,拆去台板及模板并检查台板与压力块接触是否良好,如有需要加以修正,或在它们之间垫上调整垫片,此项工艺主要优点是增加台板与基础的接触面,对减小机组的振动有利。台板必须平整,混凝土强度达到要求,必须先将台板的水平及标高精确地调整到符合制造厂的要求,再将混凝土填充密实,此项新工艺,在施工中应严格检查,确保安装质量。
:?$C:P7y*b;Y$c7o6.3低压转子、高中压转子检查)Z,p2V7}7/
?转子出厂前应做高速动平衡试验,要求瓦振在0.02mm以下,并取得质保书,动平衡不好,其它的一切保证工作都将是功亏一溃,要求厂家提供有关试验质保书。安装前,对转子进行全面检查,端面瓢偏度、晃度、轴颈椭圆度,不柱度及大轴弯曲的测量等工作,都符合厂家、规范、验标等规定。
*/'/'R1N?"v6.4各轴瓦检修、轴瓦调整垫块(瓦枕)的接触面7c2}V#U!HM/M
??根据进口机组,轴承结构的特点和安装的特殊要求,进行施工,保证各层间的接触良好,轴瓦紧力符合相关规定。2z%|$Cn(K+A1u
6.5汽缸负荷分配,滑销系统安装?f;h8R"}7M3A9O
??按要求进行负荷分配,调整好滑销系统间隙,不因负荷分配而使滑销系统歪斜和卡涩。滑销间隙修整是否正确直接影响机组能否安全运行,间隙过小,会使汽缸膨胀受阻,间隙过大,会使汽缸膨胀失去控制,以致中心变动,使已调整好的汽缸内部动静部分间隙发生变化,产生碰磨,发生弯轴引起振动,对滑销系统按规程要求施工。,D*|9f0G7f
6.6轴系靠背轮找中心
$p2}*^'v!F)U:p??轴系靠轮找中心目的在于使转子在运行状况下,各转子的中心线在一均滑的轴线上,各轴承所承受的荷重符合设计要求。安装过程是在冷态下进行的,安装时应考虑运行状态下影响的各种因素。/*"g$}+hW.W&^4C
6.6.1轴承座垂直方向的热膨胀
)C-E:B9r)y%e$m1L$}??各轴承座受汽缸和转子传导来的热而膨胀,轴瓦抬高,轴系中心发生变化。
0G/C%t5^!C,r(G:n6.6.2油膜厚度的影响'Q/j7]5i5B6j
??运行状态下,各轴颈油膜厚度有差别,轴系中心发生变化
#R*f;/6/.|$Y:c!Y6.6.3转子挠度增加的影响
#k"u*Pn{${&Q-b1o$b6.6.4汽轮机基础框架受热不匀的影响7M1[)T9F,t2U&u
6.6.5凝汽器灌水和抽真空的影响
,l"A/T1Y0q&?-VK6.6.6发电机投氢、端盖变形,产生的影响
8@%j*z8*:|.^(A/^%P&*7c??靠背轮找中心工作是防止某一轴承荷重增加,回油温度升高,烧瓦和机组振动的一项极其重要的工作,在安装前,要求GE公司提供轴颈扬度,对轮上、下张口值、转子抬高值,并经监理及安装单位研究认可,方可施工,并应明确所给数值是在半空缸、半实缸,扣完大盖(全实缸),凝汽器汽侧灌水或水侧通水等不同状态。
%k-?b7r8a??安装过程中注意以下事项:
"b"_;B)*,I*^/Y5W&l1)、找中心用的卡具应固定牢固,具有足够的刚度。
0Q#P'[7v3V9@5[!d8k$E.M2)、转子盘动后,两靠背轮不应蹩动,并使划线对准。)/0l&j!F!@%A)~
3)、指定专人进行测量,塞尺位置不变,塞尺不宜超过四片。!d9*"b7w*h0h&s0i
4)、固定好防止轴瓦转动的工具和转子轴向窜动的工具。
9{0P7K2o1K6z"yV5)、检查轴与乌金的接触是否良好,接触位置是否改变。(V+r;["k;v5`:*
6)、在测取数据前,先将转子盘动数圈,以使将轴瓦压紧,并注意转子转动时,确无左右摆现象。
:G$W,G&m2r:K'e4n7、发电机磁力中心及空气间隙调整
$YAk5O5?6**?3W$p??按给定的磁力中心偏移值进行调整,符合验标要求,防止磁力不均,引起机组振动。3S0M2E1w2v/D!g
8、靠背轮铰孔及最终联接#V3/5L,q+Y0n/e#}
??注意以下事项4A"_&t7J;t3i%*;h%|
1)、靠背轮平面、外圆及螺栓孔应清洁无毛刺。
,]%/3b,D8]%G1B1H2)、临时螺栓对称布置。
3B8*&Q$Z7^6P2n+v-y#c6*3)、连接时靠背轮相互位置应为找中心时的相互位置。
*i1P/`m%W&*4)、紧固临时螺栓时,应用百分表监视,靠背轮圆周不应有变化。
.m!c1b&e`#Z7|5)、若按制造厂找中心要求,两靠背轮外圆有一高度差,则连接时应用千斤顶将低的一端顶起,并用百分表监视,直至外圆高度差,消除为止,并检查靠背轮同心度。)E!]H-S3i/O:R8p0S
9、基础二次灌浆D/d)q-p/Q!`2F&R
??要求:二次灌浆时,混凝土标号按设计要求选定填充密实,可用震捣工具捣固密实,将空气排出注意不要撞着台板,二次灌浆工作需连续进行不得中断,二次灌浆层的强度没达到设计强度以前,勿在机组上拆装重件,也不要在机组上进行撞击性工作,不要复紧地脚螺栓。,Q"H%W.s*w1Y
10、注意轴承盖在最后封闭过程中轴瓦的过盈紧力要保证。+t:j6l%H*V'F!h.j"M:}
11、汽轮机及发电机转子在检查过程中如发现问题应及时做好记录,并同有关人员共同提出解决措施。O%*;m2R*d:{)F1a9c4P
12、汽缸及汽封供汽管道应检查是否有可靠的疏水点,缺少的应与设计单位联系进行补设。&G,n'v:K"/._"u-[
13、靠背轮找正过程中,每次测量数据完毕后检查找正用的测量工具是否复原,否则应重新进行测量。
9i&d2v8Q;_)w;|14、质量保证措施:(1)对施工人员要求:
8G&q&sS)Q9I#T??参加施工人员必须熟悉施工图纸、说明书及技术规范等各种要求,明确施工工艺、质量标准、作业要求、操作要点及作业注意事项,认真做好施工记录。(2)建立健全质量保证体系:5D,O8Q%u&*:W%|7{1m%A7*1Z+H1m
??技术负责人、质量检查人员和施工负责人认真履行各自职责,做好质量检验和监督工作。(3)使用工器具要求:/`7A:D)h;`4@4q$Z"P9/&m
??安装使用的合象水平、百分表千分尺等各种测量工具必须经过校验,并检验合格,定期复检。(4)施工质量监控点的控制:8h2r7F8e6o
??实行三、四级检查、验收制度,对不合格项目进行返工处理,合格后方可进行下道工序。
篇2：汽轮机组大修前热力试验技术措施
1.前言**能源发电公司**电厂1号机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。配套锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的1056t/h亚临界一次中间再热、燃煤自然循环汽包锅炉,发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-300-20型水、氢、氢冷,机端自并励发电机,机组热力系统采用单元制布置。汽轮机设有七段不调整抽汽,高压缸设有二段抽汽,分别供#1、#2高加;中压缸设有二段抽汽,分别供#3高加及除氧器;低压缸设有三段抽汽,分别供#5、#6及#7低加。1号机组于2007年将投产,受电厂委托,内蒙古电力工程院汽机所将于2009年4月对1号机组进行大修前热力试验,测定机组在100%负荷至80%负荷(300MW、280MW、260MW、240MW)工况的热力试验,测定该机组热力系统的运行状态,为机组的经济运行及评价大修效果提供依据。2.机组概况型号:NZK300-16.7/537/537机组主要技术规范型式亚临界、一次中间再热、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式额定功率300MW主汽压力16.7MPa主汽温度537℃再热汽压3.410Mpa再热汽温537℃额定转速3000r/min额定排汽压力14.0KPa额定主汽流量940.45t/h再热蒸汽流量782.64t/h补给水率0给水温度275.8℃周波50HZ计算热耗率8165kJ/kW.h发电机额定氢压0.31Mpa末级叶片长度(mm)620回热级数7级汽轮机级数高缸1个调节级+12个压力级、中缸9级、低缸2×6级旋转方向面对机头向发电机方向看为顺时针方向机组各工况下设计保证值如下表所示:项目发电机端功率(kW)排汽压力(MPa)补给水率%热耗率kJ/kW·h汽耗率kg/kW·hTHA工况3000120.014008165.03.135VWO工况3296380.014008171.53.204T—MCR工况3186300.014008171.23.164TRL工况3000090.030038515.83.360轴振动≤76μm3.试验目的3.1通过试验测定汽轮机组大修前相对内效率﹑热耗率﹑汽耗率,为评价机组的运行状况提供依据。3.2根据试验测定机组在各个工况下的热耗及汽耗,绘制热力特性曲线,为机组的大修效果作出评价。4.试验的调整4.1负荷调整试验在固定调节阀开度下进行,阀门应尽量保持在“阀点”上,试验负荷与保证负荷之间容许有正负5%的偏差。4.2机组参数的调整4.2.1试验时,机组的主蒸汽参数,再热蒸汽参数应保持在额定值。其波动范围为:主蒸汽压力:16.7MPa±0.042MPa(±0.25%);主蒸汽温度:537℃±4℃;再热蒸汽温度:537℃±4℃;4.2.2试验期间,应保持机组的功率因数在0.85,保持发电机组氢压在额定值(0.30MPa)。4.2.3试验期间再热器减温水不投运。4.2.4排汽压力:绝对压力的±1.0%或0.14KPa之间大者。4.2.5电功率:±0.25%。5、测点布置、测量仪表及记录5.1测点布置见附图15.2测量仪表5.2.1功率测量:用两表法测量发电机输出端功率,采用经过校验的0.1级单相瓦特表,人工记录。5.2.2压力测量:压力测量采用0.25级1151型压力变送器输入数据采集器(英国施伦伯杰公司生产的“3595”IMP")打印记录。5.2.3温度测量:温度测量采用经校验的镍铬-镍硅(分度号为k型)热电偶或Pt100铂热电阻送入数据采集装置打印记录。5.2.4流量测量:流量用孔板或喷嘴测量,孔板差压用0.25级差压变送器输入数据采集装置打印记录,喷嘴采用ASMI标准制作及校验。5.2.5除氧器水位和排气装置热井水位变化用人工记录。5.2.6其它补水和各种泄漏、取样水等流量用超声波流量计或用量杯人工进行测量。5.3?记录方法5.3.1所有热电偶,铂电阻输出信号全部接入"IMP"数采系统。5.3.2流量信号使用0.25级差压变送器接入"IMP"数采系统。5.3.3辅助人工记录的测点:压力,电功率,凝汽器水位,除氧器水位,阀门开度;5.3.4采样间隔:流量,电功率:每分钟记录一次;压力,温度:每分钟记录一次;液位:初始,终了各一次;其他参数每五分钟记录一次。6.系统隔离措施在试验期间关闭以下阀门,并保证严密性(阀门关闭后下游管道应该保持冷却),为了正确处理可能发生的任何事故,机组运行人员对隔离的系统做详细记录,做好反事故措施。系统检查及隔离如下:6.1蒸汽管道疏水6.1.1高压主汽阀前疏水;6.1.2再热主蒸汽冷端;6.1.3再热主蒸汽热端;6.1.4高排逆止阀前后疏水;6.2汽机本体和抽汽疏水6.2.1所有汽机本体疏水;6.2.2所有抽汽管疏水。6.3旁路系统6.3.1高压旁路门;6.3.2高压旁路减温水阀门;6.3.3高压旁路前、后疏水阀;6.3.4低压旁路门;6.3.5低压旁路减温水阀门;6.3.6低压旁路前疏水阀。6.4辅助蒸汽联箱6.4.1冷再供辅汽;6.4.24段抽汽到联箱;6.4.3启动锅炉至辅助蒸汽联箱阀门;6.4.4辅助蒸汽联箱到除氧器供汽。6.5加热器6.5.1所有加热器水侧旁路门;6.5.2所有加热器紧急疏水门。6.6给水和除氧器6.6.1锅炉蒸汽吹灰停止运行6.6.2锅炉给水系统再循环门;6.6.3锅炉连排扩容器疏水门;6.6.4锅炉连排到除氧器门;6.6.5除氧器紧急放水门;6.6.6暖风器疏水门;6.6.7热网疏水门。6.7排汽装置6.7.1补水门和紧急补水门;6.7.2凝结水至除盐水箱;6.7.3生水加热器冷凝水门;6.7.4高、低压加热器紧急疏水门。6.8其它6.8.1化学加药;6.8.2化学取样;6.8.3凝结水至空调、辅助蒸汽联箱、燃油加热减温水及补水门。7.试验方法7.1试验准备工作就绪后,先进行预备性试验以检查运行设备及系统隔离的状态,检查测量仪表是否符合试验要求,向运行人员交底。7.2预备性试验前应进行空冷岛的冲洗及真空严密性试验,(试验在240-260MW负荷下进行)其真空下降值应不大于0.3kPa/min。7.3试验时间安排及试验步骤:试验机组负荷调整至300MW、280MW、260MW、240MW四个负荷工况点下进行。7.3.1试验时机组应保持负荷、主汽温度﹑主汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力稳定。7.3.2切断机组与外系统的汽水管道,关闭锅炉的连排﹑定排﹑锅炉停止蒸汽吹灰,切断除氧器的外供汽源,除氧器由本机抽汽供汽,系统隔离完毕。7.3.3机组在试验前10分钟停止补水﹑保持凝汽器与除氧器水位稳定。7.3.4试验时,回热系统按“试验原则性热力系统”运行,各加热器的进汽门﹑进﹑出水门全开,旁路门关闭。7.3.5试验工况稳定30分钟,试验记录60分钟,主要参数每分钟记录一次,其余参数每5分钟记录一次。7.3.6试验结束通知当班值长恢复原运行方式,调整负荷,在下一负荷点继续进行试验。8.安全、职业健康、环境保护注意事项8.1试验工作人员应认真负责,听从指挥,发现设备和仪表异常立即通知试验负责人。8.2试验工作人员不得操作现场任何设备,确保人身和设备安全。8.3试验期间工作人员必须佩戴相应防护装具及工作服,做好防烫伤、噪声等危害健康的事故预案。8.4运行人员不得随意改变机组运行方式和工况,如确需进行操作调整,应与试验负责人协商后进行。试验期间如出现事故,应立即停止试验,运行人员按规程规定进行处理。8.5试验中如出现异常,使实验结果出现偏差,应立即停止试验,待查明原因后再进行试验。8.6试验结束后,机组恢复正常运行,按照“三标一体”的要求,保证“工完、料净、场地清”,材料垃圾必须堆放到指定的垃圾场,对环境造成污染的废弃物必须按锡林发电公司指定地点进行回收。9.试验数据处理9.1每次试验结束后,参与试验各方应共同审阅试验数据并确认计算所需的记录数据。9.2试验采用的蒸汽性质表、图依据为第6届国际蒸汽品质会议(1963年)制订的图表。9.3蒸汽膨胀过程线以以下实测状态点为根据,参考制造厂的设计资料,在h-s图上逐点逐段连接而成:1主蒸汽、2再热蒸汽冷段、3再热蒸汽热段、4中压缸排汽、5低压缸进汽、6汽轮机排汽(过程线终端),其中的1、2、3、4、5状态点均可能由实测的蒸汽压力和温度值确定,6状态点应落在排汽压力线上,该点的焓值等于排汽焓减去排汽损失。9.4系统设备条件的修正试验中热力系统的运行条件与对应的保证条件不符时,应进行修正,修正计算的原则:令试验实测的主蒸汽流量和通流部分效率(即蒸汽的膨胀过程线)保持不变,根据流量平衡和能量守衡定律、汽轮机在变工况下运行时性能变化的规律,用逐次逼近法求出当系统的运行条件转化为保证条件时的输出电功率和热耗率。9.5参数修正修正项目包括:主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、再热系统压降、排汽压力的修正等。参数修正需借助修正曲线进行。10.试验组织机构试验总指挥一名;试验现场运行操作指挥一名;试验技术负责人两名:工程院一名,电厂一名;试验人员若干名。11.附录机组原则性系统及测点位置图见附录1。?试验记录项目见附表2。
篇3：防止汽轮机组轴系断裂事故措施范本
1、加强机组停机时的保养工作,防止各类腐蚀的产生。
(1)停机时确保机组和外界蒸汽和疏水系统可靠隔离。
(2)停机时间较长时,要排净各加热器、冷却器及凝汽器的汽侧及水侧的积水。
(3)停机时间较长,机组汽缸温度冷却到接近室温且空气湿度较大时,应对汽轮机通流部分采用防腐措施。
2、加强对汽水品质的监督,确保汽水品质应符合要求。
3、严格规范运行操作,杜绝超速和运行不当的发生,防止轴系断裂。
(1)严格按运行规程要求的启停方式和启停曲线执行,减少和降低由于机组启停方法不当产生的过大热应力。
(2)机组运行的主、辅设备的保护装置必须正确投入,在机组启动和停机过程中振动保护必须投入运行。
(3)在机组正常运行过程中,必须有完善的保证振动保护正确动作的措施,确保不发生误动,机组正常运行时轴瓦振动、轴振动应达到有关标准的优良范围,即轴瓦振动≤0.025mm,轴振≤0.075mm,并注意监视变化趋势。
(4)做超速试验时,严格按超速试验的要求进行,机组冷态启动带25%及以上额定负荷,运行3~4小时后立即进行超速试验。
(5)超速试验时转速超过111%额定转速时,危急保安器未动作,应立即手动打闸。
(6)正常参数下调节系统应能维持空负荷运行,否则机组禁止并网。
(7)确保调速系统稳定,超速保护投入正常。
4、新机组投产前、已投产机组每次A修中,必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温
段应力集中部位进行金相和探伤检查,选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。
5、不合格的转子禁止使用,已经过主管部门批准并投运的有缺陷的转子应进行技术评定,
根据机组的具体情况制定相应的安全措施,并报主管部门审批后执行。
6、各级生产指挥人员、运行检修人员严格执行运行、检修规程,不违章指挥,不违反规程作业。
篇4：防止汽轮机组大轴弯曲事故措施范本
1、应具备和熟悉掌握的资料:
(1)运行人员应掌握机组安装后或大修后大轴原始晃动值。
(2)机组正常启动过程中的实测轴系临界转速值。
(3)正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。
(4)正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空破坏门和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
(5)应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。
(6)记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数,直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。
2、汽轮机启动前必须符合以下条件,否则禁止启动:
(1)大轴晃动、轴向位移、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。
(2)汽轮机各部金属温度测点应齐全可靠,大轴偏心度指示准确。大轴晃度、串轴、胀差、膨胀等表记指示正确,冲转前大轴偏心度不得大于0.075mm,大轴晃度不得超过原始值0.02mm。
(3)高中压外缸上、下缸温差不超过50℃。高中压内缸上、下缸温差不超过35℃。
(4)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。蒸汽过热度不低于50℃。
3、机组启、停过程中:
(1)机组冷、热态启动前连续盘车时间不少于4h,若盘车中断应重新计时。
(2)在机组启动过程中,要有专人监视汽轮机组的振动。
(3)机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时,连续盘车不少于4h才能再次启动,严禁盲目启动。
(4)机组启动投轴封供汽时,应确认盘车装置运行正常,机组热态启动时先向轴封供汽,后抽真空,轴封送汽前必须充分疏水,确认管道无水后才可向轴封送汽。停机后,凝汽器真空到零,方可先停轴加风机后停轴封供汽,就地关闭轴加减温水手动门。轴封供汽必须具有14℃以上的过热度,低压轴封供汽温度控制在121~177℃之间。
(5)停机后立即投入盘车,当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应及时通知各有关部门及领导,查明原因及时处理。如发现汽封摩擦严重时,将转子高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,保持上下缸温差,监视转子弯曲度,当确认转子弯曲度正常后,再手动盘车180℃。当正常盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。
(6)停机后因盘车故障暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应采用每半小时手动盘车180℃,待盘车正常后及时投入连续盘车。
(7)所有高、低加、除氧器水位报警及保护应投入运行且定期试验,停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。
4、发生下列情况之一,应立即打闸停机:
(1)机组启动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm。
(2)机组启动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或轴振超过0.25mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。
(3)机组运行中轴承振动不超过0.03mm或轴振不超过0.08mm,超过时应设法消除,当轴振大于0.25mm应立即打闸停机;当轴承振动变化±0.015mm或轴振突然变化±0.05mm时,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。
(4)高压外缸上、下缸温差超过50℃,高压内缸上、下缸温差超过35℃。
(5)机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。
(6)当发现有汽轮机水冲击现象时。
5、机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是大轴偏心表、振动表和汽缸金属温度表。
6、凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。
7、机组启动、运行、停机过程中,按《防止汽轮机进冷汽、冷水技术措施》严格执行,开关各汽水阀门时严防蒸汽、冷空气、疏水、凝结水进入抽汽管、漏汽管、或疏水管返回汽缸。
8、启动或低负荷运行时,不得投入再热器减温水。在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。
9、每班应校对一次除氧器、加热器、凝汽器就地水位表与DCS上水位指示值。
篇5：汽轮发电机组安装安全措施
汽机设备安装前先将汽机平台周围的栏杆安装好,孔洞全部盖好后方可进行。
临时支撑转子的支架在制作前经过校核计算。
清理端部轴封、隔板汽封或其它带有尖锐边缘的部件时,戴帆布手套。
下汽缸就位后,低压缸排汽口用临时堵板封严,汽缸两侧用木板铺满。
在吊起的汽缸下面进行清理和涂抹涂料时,在临时支撑将汽缸支稳后方可进行。
调整瓦枕垫片在翻转的轴瓦固定后进行,轴瓦复位时防止轴瓦滑下伤手。
盘动转子时遵守下列规定:
有统一指挥。
盘动前通知周围无关人员不得靠近转子。
用行车盘动转子时,不得站在拉紧钢丝绳的对面。
站在汽缸接合面上用手盘动转子时,不得穿带钉的鞋,鞋底必须干净;不得戴手套;严防衣服被叶轮钩挂。
在平衡台上校转子动平衡时,遵守下列规定:
有统一指挥。
工作场所拉设安全警戒线,无关人员不得入内。
用皮带拖动转子时,有防止皮带断裂或滑脱时伤人的措施。一旦皮带脱落,必须待转子停稳后方可重新装上。
试加重时必须装牢,严防脱落伤人。
发现异常情况,立即切断电源。
拆卸自动主汽门时,用专用工具均匀地放松弹簧,谨防弹簧弹出伤人。
在转动、调整、就位、拆装设备部件或在管子对口时,施工人员协调一致,严禁将手伸入接合面和螺丝孔内,清理时采取措施。
清洗机件使用无铅汽油或煤油。清洗地点严禁烟火。地面上的油污及时擦净。废油及油棉纱、破布分别集中存放在有盖的铁桶内,并定期清除。
现场使用的油料存放在密闭的金属容器内,并由专人负责保管。存放地点严禁烟火。
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