浅析核电厂汽轮机调试的安全方法
1汽轮机调试的先决条件
1.1确保调试现场准备充分
调试前，首先确保消防通道畅通，消防水源充足，火警探测和消防系统全部可用，高温区域不存在任何易燃物品，临时消防设施已经到位，排水设备完善，排水沟通畅，调试区域无任何杂物以及无关人员，同时保证充足的照明和可靠的通讯设施。
1.2确认必须系统试验完成
最小边界内的系统确认可用，相关的单体试验或部分启动试验已经完成，未投用的系统确保隔离完毕。给水系统应当冲洗合格，辅汽系统吹扫完成，热工、电气设备均已试验合格，保证气源和电源的供应。
1.3落实调试人员安排
各个系统经过培训的人员分班配齐，专人负责安全和消防工作。调试人员及时到岗，现场配备调试的热力系统图。专用工具齐全，试验仪表安装到位。汽轮机周围不得有无关人员，以免影响调试。
2汽轮机调试中的注意事项
2.1冲转前准备
确认无影响冲转试验的临时控制变更，冲转关键参数在DCS监视画面无坏点，执行润滑油箱液位保护及汽轮机辅助系统功能组定值修改的临时控制变更。顶轴油泵与润滑油泵运行正常并已投入备用，无异常报警。就地检查确认发电机与励磁机油水检漏计无液位，相关报警与现场实际相符。确认真空泵、轴封投入运行，真空合格。现场巡检人员检查确认主厂房内就地无蒸汽泄漏。确认所有系统疏水阀已投入自动，状态设置正确。确认低压缸喷淋水控制阀自动打开，低压缸喷淋水压力正常。确认盘车投运，主蒸汽隔离阀与调阀处于关闭状态，蒸汽未通入汽轮机的情况下，完成主汽门与调门的活动性试验。确认蒸汽品质，蒸汽发生器处于额定压力下，完成主调阀与主汽阀的严密性试验。检查并启动发电机密封油系统，确认发电机内充氢加压，启动发电机定冷水系统，投入发电机氢冷器系统。准备过程中，相关运行操作和试验人员应该清楚报警状态，要全面检查出现的报警，及时调查清楚报警原因并做好记录，确认不会危害机组和相关设备的运行，同时全面检查控制室显示，所有异常读数要清晰标记并通知操作人员。
2.2暖管和暖机
确认蒸汽发生器蒸汽可用，逐渐开启主蒸汽隔离阀的旁路阀，对主蒸汽管路到汽机进汽隔离阀前管道进行暖管升压，升压过程中要注意蒸汽升温速率，以及疏水阀旁路阀自动开启。主蒸汽隔离阀上下游管线压力平衡时，打开主蒸汽隔离阀，关闭旁路阀，完成暖管。投入主汽阀与调阀的预热自动，注意蒸汽品质不满足要求时主汽阀要保持关闭，以规定温升率完成主汽阀与调阀预热。检查确认外缸的上下缸温差不高，凝汽器真空合格，手动释放主调阀，调整转速设定值至暖机转速390rpm，当转速大于120rpm时检查低压缸喷水阀自动关闭。当汽机转速到达390rpm后，观察转速能否稳定在390rpm并完成相关检查。
2.3汽轮机升转速至额定转速
确认高压缸转子温度、汽机应力合格，释放主蒸汽控制，将汽机转速设定到1515rpm（稍高于额定转速）。汽轮机经过临界转速区时（450rpm～1425rpm），密切监视汽轮发电机振动。当汽机转速大于520rpm时，检查顶轴油泵是否已经自动停止运行。升速过程中，密切监视轴承振动、轴向位移、转子膨胀、轴承金属温度、润滑油回油温度变化趋势。当转速达到1515rpm，观察汽机转速稳定。然后确认汽轮发电机组振动不超限。监视轴向位移、低压缸膨胀、汽机各温度测点在运行限值内。检查轴承金属温度保持在一定值或者稳步上升在运行限值范围内。任何变化快的参数必须报告并调查原因。检查轴承温度差保持在运行限值范围内（小于20℃），任何不正常的温度差必须报告并调查原因。检查润滑油母管温度控制在50℃左右。确认基座及轴密封没有漏油。检查低压缸排汽温度在运行限值范围内。检查汽轮机疏水管温度确保蒸汽管线均匀加热。检查轴封系统保持轴封管线压力，确认没有蒸汽从轴封处外漏。检查密封油差压和流量在运行范围内。检查发电机内没有漏液，任何液位的升高都应该及时进行调查。整个过程中，要对各系统进行总体检查，标记泄漏点以及异常状况，检查轴系有无摩擦迹象，并进行标记。
3汽轮机调试过程中可能出现的风险及预防措施
3.1汽轮机汽缸进水
汽轮机汽缸进水可能引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、导致汽门或汽缸结合面漏汽、大轴弯曲或产生裂纹、导致叶片松动或断裂。为预防汽缸进水，启动前应对汽缸疏水管道阀门进行检查，确保阀门开启。确保抽气管道上疏水阀门状态正确。检查确认汽缸金属温度测量元件显示正常。运行中注意监视汽缸上下缸温差的变化。确认高低压加热器、GSS及除氧器的水位自动工作正常，水位高值信号报警及联锁保护准确无误。注意监视主、再热蒸气温度变化，如汽温变化过大，应当立即采取措施或停机。停机之后，真空到90kPa以上才允许停止轴封供汽，防止冷气、冷水进入。检查抽汽逆止门动作时间符合要求、关闭严密。
3.2汽轮机润滑油系统工作失常
汽轮机润滑油系统工作失常可能导致轴瓦损坏、火灾发生，引起机组跳机。为预防汽轮机润滑油系统工作失常，机组启动前要确认油质合格，机组启动后定期化验油质，发现不合格应该采取措施进行处理，处理后仍达不到标准时，应停机更换。还要确认润滑油净化系统投运正常，保证轴封压力与轴封加热器压力在允许范围内。同时加强现场巡视，预防油管路泄漏。主控密切监视主油泵出口压力，就地监视滤网差压，差压高时及时切换滤网并及时清理差压高滤网。平日必须定期试验备用油泵与事故油泵。
3.3汽轮机润滑油系统发生火灾
汽轮机润滑油系统发生火灾可能引起主厂房着火，危及设备与工作人员。若着火点发生在8、9号瓦处，更可能危及发电机氢气系统，甚至引起爆炸。为预防汽轮机润滑油系统发生火灾，必须密切监视油室内的油箱油位正常，定期检查主厂房内消防系统运行正常，1#-9#轴瓦及润滑油室要准备充足的便携式灭火器（二氧化碳式），并检查灭火器的有效性（指针在黄区或绿区），禁止在油区放置易燃物质和进行动火作业，在油系统的管道、法兰、阀门等可能泄漏点，禁止动火作业，并悬挂警示标牌。如进行动火作业，须持动火作业许可证并采取有效的防护措施。如有油渗入油区附近高温设备保温中，则应该及时更换保温。严查是否持有动火证、作业位置是否和动火证上保持一致、动火作业防护是否到位，严查是否有流动吸烟，违章取火等行为，是防止发生火灾的重要举措。
4结语
总而言之，核电厂汽轮机安全调试，包括调试现场的准备工作、汽轮机调试过程中的检查操作步骤、调试前的试验和暖管前的操作、汽轮机的启动等一系列方法要点，做好这些环节的同时，准确预测可能出现的风险，提高工作人员专业能力和安全意识，制定高效的预防措施也是重中之重。把科学的调试方法和风险预防结合起来，核电厂汽轮机的安全调试才能有效实现。
篇2：汽轮机高低压加热器调试措施
1概述华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、直接空冷汽轮机。机组配用的高压加热器(以下简称高加)系上海电气集团股份有限公司生产的JG-1025、JG-1110、JG-885型高压加热器。所配用的低压加热器(以下简称低加)系上海动力设备有限公司生产的低压加热器。该机组由新疆电力设计院设计,山东电建二分公司负责安装,新疆电力科学研究院负责机组的整套调试工作。根据有关规程、规范,结合本系统的实际情况,特编制本措施。2调试目的全面检查高、低加系统设计、制造及安装的质量,保证高、低加系统安全可靠地投运。3依据标准3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》[DL/T5437-2009]。3.2《火电工程启动调试工作规定》[电力部建设协调司建质(1996)40号]。3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》[电力部建设协调司建质(1996)111号]。3.4《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)[DL5011-92]。3.5《国家电网公司电力安全工作规程(火电厂动力部分)》[国家电网安监(2008)23号]。3.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(2000年版)》。3.7《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号。3.8高、低压加热器说明书及设计图纸。4调试使用设备经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。5组织与分工5.1建设单位的职责全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理,参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。负责编制和发布各项试运管理制度和规定。协调解决合同执行中的问题和外部关系等。参加分部试运后的验收签证工作。负责管理制造厂家的调试项目等。5.2安装单位的职责负责分系统试运的组织工作和系统的隔离工作。负责试运设备的检修、维护及消缺工作准备必要的检修工具及材料。负责有关系统及设备的临时挂牌工作,配合调试单位进行分系统的调试工作。负责试运阶段设备与系统的就地监视、检查、维护、消缺和完善。负责该系统分部试运后的验收签证工作。负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。5.3调试单位的职责负责调试系统的指挥及技术工作,准备调试表格进行调试工作并记录有关数据;负责调试系统相关的联锁、报警、保护的传动及试运前的技术及安全交底做好交底记录。负责全面检查试运系统的完整性和合理性,组织系统试运条件的检查确认。负责试验数据的记录及整理工作。填写试运质量验评表。参加分部试运后的验收签证工作,编写调试报告。负责对试运中重大技术问题提出解决方案及建议。5.4监理单位的职责负责本试运方案的讨论会审。检查试运的各项工作落实完善情况。负责本次调试设备的质量监督检查工作及对调试过程进行监控。负责试运过程中的缺陷管理,建立台账,确定缺陷性质和消缺责任单位,组织消缺后的验收,实行闭环管理。协调办理设备和系统代保管有关事宜。5.5生产单位的职责完成各项生产准备工作,包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。提供电气、热控等设备的运行整定值。负责系统试运中设备的启、停,运行调整及事故处理。在调试系统试运期间作好事故预想,及时处理异常情况。准备运行的规程、工具和记录报表等。负责试运中设备的巡检及正常维护工作。负责有关系统及设备的正式挂牌工作。负责已经代保管设备和区域的管理及文明生产。5.6生产厂家的职责制造单位应按合同进行技术服务和指导,保证设备的性能;及时消除设备缺陷;处理制造厂应负责解决的问题;协助处理非责任性的设备问题等。6调试范围高低加及其附属管道、水位计、阀门、疏水器,相关的热工仪表、电动门、调整门、电磁阀和保护系统。高加主要技术参数见表一,低加主要技术参数见表二。表一?高加主要技术参数序名称单位1号高加2号高加3号高加1加热器编号HP1HP2HP32型式卧式U型管卧式U型管卧式U型管3型号JG-1025JG-1110JG-8854总传热面积m蒸汽冷却段换热面积m2136115846凝结段换热面积m疏水冷却段换热面积m2701621658流程数双流程双流程双流程9给水端差℃-1.70010疏水端差℃5.65.65.611传热管外径×壁厚mmΦ16×1.912传热管数/堵管根数根1314/1311229/1231163/11613设计管内流速m/s2.42.42.414设计压力管侧MPa(g)28.05壳侧MPa(g)7.584.812.5115试验压力管侧MPa(g)42.1壳侧MPa(g)11.377.23.716设计温度管侧℃295265225壳侧℃420/295360/265481/22517设计流量管侧t/h1180壳侧t/h75.990.3344.318设计压降管侧MPa0.10.10.1壳侧MPa0.070.070.0719换热堵管率≤10%表二?低加主要技术参数序项目5号低加6号低加7号低加1加热器编号LP5LP6LP72型式卧式U型管卧式U型管卧式U型管3型号JD-610JD-700JD-9404总传热面积m蒸汽冷却段换热面积m20006凝结段换热面积m疏水冷却段换热面积m290401958流程数双流程双流程双流程9上端差(出口)℃2.82.82.810下端差(入口)℃5.65.65.611传热管外径×壁厚mmΦ16×0.912传热管数/堵管根数根660/10%670/10%865/10%13设计管内流速m/s2.42.391.914设计压力管侧MPa(g)4.0壳侧MPa(g)0.6860.480.115设计温度管侧℃164138110壳侧℃322/164266/13812016设计流量管侧t/h924.916壳侧t/h46.7849.96758.98417设计压降管侧MPa0.10.10.1壳侧MPa0.020.020.027应具备的条件7.1高、低加投运前应具备的条件7.1.1有关管道、阀门及设备安装完毕,保温良好,管道支吊架经过检查调整,符合设计要求。7.1.2高、低加及管道水压试验合格,所有安全门按要求检验整定合格后,方可安装。7.1.3高、低压给水管道、凝结水管道按要求冲洗合格。7.1.4有关热工和电气安装工作完成,就地与远传仪表齐全、完整、安装正确,电动门和调节门经调整试验合格。7.1.5水位自动调节装置具备投入条件,各水位计显示良好。7.1.6联锁保护系统试验动作正确可靠。7.1.7高、低加周围道路畅通,照明充足。7.1.8高、低加热工保护动作正确。见《1号机组汽机联锁保护确认表》高、低加部分。7.1.9凝结水泵和给水泵具备投运条件,可随时投入运行。7.2高、低加投运前的准备工作7.2.1下列设备送电检查:高、低加进汽电动门、危急疏水门、疏水调节门、仪表和热工保护电源。7.2.2检查下列各阀门处于关闭位置:高、低加进汽电动门、水侧注水门、水侧放水门、危急疏水门、疏水调节门。8高加试运程序8.1水侧投入8.1.1给水泵启动后,高加水侧即可投入。水侧投入后,应投入高加水位热工保护。8.1.2开启高加水侧排空气门,缓慢开启注水门向高加注水,见水后关闭水侧排空气门。注意监视汽侧水位检查高加有无泄漏。8.1.3确认高加无泄漏后,投入高加水侧。8.2汽侧投入8.2.1高加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由低到高的顺序依次投入。8.2.2检查高加水侧正常投入,稍开高加进汽电动门和全开高加危急疏水门或汽侧放水门,进行高加汽侧的预热及冲洗。8.2.3进行高加汽侧冲洗排污。汽侧冲洗时应严格控制高加出水的温升速度≤3℃/min。8.2.4高加疏水品质合格后,关闭危急疏水门或汽侧放水门,疏水切换为正常系统。8.2.5全面检查高加系统,确认一切正常,逐渐开大高加进汽电动门,温度稳定后至全开,高加投入运行。8.3高加停运8.3.1汽侧停运:高加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由高到低的顺序依次停运。缓慢关闭高加进汽电动门,控制给水温降速度在≤2℃/min。关闭高加进汽电动门和汽侧空气门,开启高加汽侧放水门。8.3.2水侧停运动作高加入口三通阀,给水切换至自动旁路。切换完成后关闭高加出口电动门,水侧切除。9低加试运程序9.1水侧投入9.1.1凝结水泵启动后,低加水侧即可投入。投入低加水位热工保护。9.1.2开启低加水侧排空气门,缓慢开启入口门向低加注水,见水后关闭水侧排空气门。注意监视汽侧水位检查加热器有无泄漏。9.1.3确认低加无泄漏后,投入低加水侧。9.2汽侧投入9.2.1低加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由低到高的顺序依次投入。9.2.2检查低加水侧正常投入,打开启动排气门,稍开低加进汽电动门,全开危急疏水门或汽侧放水门,进行低加汽侧的预热。9.2.3汽侧冲洗时应严格控制低加出水的温升速度≤3℃/min。9.2.4全面检查低加系统,确认一切正常,开大低加进汽电动门,低加投入运行。9.3低加停运9.3.1汽侧停运:低加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由高到低的顺序依次停运。缓慢关闭低加进汽电动门,控制给水温降速度≤2℃/min。关闭低加进汽电动门和汽侧空气门,开启低加汽侧放水门。9.3.2水侧停运开启加热器水侧旁路门,全开后关闭低加进出口门,水侧切除。10高、低加事故解列10.1高加事故解列当高压加热器发生泄漏,水位急剧上升,接通高二值报警点,自动打开危急疏水门,如水位继续上升,高三值点接通,同时迅速动作高加进口三通阀切至旁路,关闭抽汽隔离门和抽汽逆止门,三通阀切至旁路后关闭高加出口门。关闭疏水至除氧器截止门和运行排气门,打开疏水到高加危急疏水扩容器的截止门。打开启停放水门排除积水,打开放气门。事故条件下的解列,不能遵守温度变化率的限制,因而对高加是有害的。运行中发生下列情况时,高加可紧急解列:①高加水位高Ⅲ,水位无法控制。②机组甩负荷。③高加系统汽水泄漏、抽汽管路蒸汽泄漏,危及人身设备安全。10.2低加事故解列低加停运应先停汽侧,后停水侧。关闭故障低加的进汽电动门、逆止门,开启抽汽管道疏水阀,注意温降速度。关闭上级至本级疏水隔离门,注意上一级低加的事故疏水门动作正常。开启故障低加的旁路门,关闭进、出水门,注意凝结水流量的变化及除氧器水位。关闭故障低加的正常疏水门和事故疏水门。若低加有检修工作,根据具体工作认真做好相应的安全措施。11质量目标11.1高加出水的温升速度≤3℃/min.11.2低加出水的温升速度≤3℃/min。11.2最终给水温度271.8℃11.2阀门单体调试确认完成,满足生产要求;11.2系统联锁保护及报警试验完成,可正常投用。12安全注意事项12.1高加投入和停用前,应与锅炉加强联系,防止操作引起给水中断。12.2启停操作时,应安排熟练的运行人员负责操作。12.3热工保护必须动作可靠,高加水侧不退出,保护不能解除。12.4机组首次启动中加热器水侧放水应打开,冲洗内部脏物。由于抽汽管道内壁不清洁,含有较多杂质,应在汽侧投入过程中,维持加热器汽侧压力进行蒸汽冲洗2个小时以上,通过汽侧放水门排放。12.5高加汽侧投入前抽汽管道应当充分疏水。12.6运行过程中高加至除氧器排气门应全开,排汽量靠高加内部节流孔板保证,不应随便关小排汽门。12.7加热器投运后应严密监视水位,特别是试运初期,严防高加满水进入汽轮机造成重大恶性事件的发生。12.8加热器运行中重点要监视其加热器端差和疏水端差,差值越小说明加热器和疏水冷却器的工作情况越好。高压加热器在运行中,除注意监视水位和端差外,还应注意高压加热器的出口水温,额定负荷下达不到设计值将会增加机组的热耗,必须查明原因及时处理。环境、职业健康安全风险因素控制措施13.1环境因素的控制本项目没有可能造成影响环境因素。13.2职业健康安全风险因素的控制13.2.1本项目可能出现的危险源识别如下:13.2.1.1生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽。13.2.1.2调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全,楼梯、照明不完好。13.2.1.3生产场所未按照规定着装。13.2.1.4调试现场脚手架比较多,可能存在高空落物被击伤。13.2.1.5调试现场的旋转设备未安装靠背轮的防护罩或接地装置,可能被转动机械绞住衣物,或发生触电。13.2.2对可能出现的危险源采取的控制措施13.2.2.1在生产工作场所配备足够安全帽,要求所有调试人员正确佩戴安全帽。13.2.2.2进入现场时,注意警戒标志,对不符合规定的走道和明显危及人生安全的工作场所,禁止进入,照明不良的场所不得进入和工作。13.2.2.3生产场所按照规定着装。13.2.2.4正确的戴好安全帽,发现高空有施工工作,禁止进入。13.2.2.5检查电气设备必须有良好的接地,靠背轮无防护罩禁止启动。13.2.2.6参加调试的所有工作人员应严格执行《电力建设安全工作规程》及现场有关安全规定,确保调试工作安全可靠地进行。14附录附表A抽汽回热系统调试记录表
篇3：汽轮机润滑油系统调试技术措施
1.目的及适用范围
通过调整试运,使润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置运行正常。满足机组的启、停要求,运行安全平稳。
本措施适用于国电阳宗海电厂三期扩建工程2×300MW机组润滑油系统的调试。
2.系统概述
润滑油系统主要用于向汽轮发电机组各轴承提供润滑油,向保安部套提供压力油,向发电机密封油系统提供密封用油以及为顶轴装置提供油源。润滑油系统由交流润滑油泵、直流事故油泵、溢油阀、冷油器、主油箱、畜能器、交流电动排烟风机及润滑油供排油管路系统等组成。机组正常运行时交流电动主油泵经冷油器后向整个润滑油系统及发电机密封油系统供油。机组启、停机过程由交流润滑油泵向整个润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置及发电机密封油系统供油。当交流润滑油泵无法工作时可以由直流事故油泵向系统供油,确保机组安全。
顶轴油系统的主要功能是防止机组在低速转动时磨损轴瓦。顶轴油系统由顶轴油泵、过滤器、分流器、单向阀、节流阀及顶轴油供排油管道构成。该系统的油源取自润滑油冷油器出口,其回油和润滑油回油一起流回主油箱。盘车装置为低速电动盘车,转速为4.10r/min,可就地操作,也可以远方操作。
2.1交流润滑油泵:
转速:3000r/min?流量:2200l/min
压力:0.52MPa?功率:45KW
2.3直流事故油泵
转速:1750r/min?流量:1550l/min
扬程:32m?功率:15KW
2.4顶轴油泵
型号:PVH98型,德国进口
压力:16MPa?流量:大于190l/min
转速:1480r/min?功率:75KW
2.5畜能器
50L共4只,充氮压力:0.19MPa
2.6盘车装置
型式:电液操纵摆动齿轮切向啮入式自动低速盘车
型号:PC-22/4.10型?转速:4.10r/min
功率:22Kw
3.职责分工
3.1建设单位:参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收、竣工验收的日常工作;处理试运过程中设备问题和备品配件的供应;组织试运质量验评。
3.2生产单位:在试运启动时,负责单机试转完成后的系统设备代管、监控、启停、运行调整及事故处理。负责汽机润滑油系统试运设备启动前检查维护工作,根据调试方案、措施及运行规程在调试单位的组织指导下完成汽机润滑油系统的启停操作、运行监控。负责提供试运所需要的合格透平油。
3.3施工单位:负责组织完成汽机润滑油系统的分部试运单机试运及单体调试工作,负责试运设备维护、消缺、检修及试运现场安全工作。配合调试单位完成汽机润滑油、顶轴油、盘车系统的联锁、保护及性能试验。
3.4调试单位:参加汽机润滑油系统的分部试运单机试运工作,负责组织完成启动试运过程的分系统及整套启动试运调试工作,编制项目调试报告和机组启动试运调试工作总结。
3.5设计单位:负责必要的系统设备、功能设计修改,及时提供设计变更通知。
3.6监理单位:负责按相关质量规程及项目监控点计划进行机组本项目的质量监理。
3.7制造厂:负责按合同规定进行技术服务和指导,完成系统装置内部调试及功能投用。保证所供设备性能。及时提出消除设备缺陷的意见和措施,并配合缺陷消除工作。
4.编制依据
4.1云南省电力试验研究院(集团)有限公司电力研究院《国电阳宗海电厂三期扩建工程2×300MW机组调试大纲》(YDSY.ZY.TS(YZH3)-01-2006)。
4.2云南省电力设计院图纸:热力系统图(F0313S-J0202-02)。
4.3东方汽轮机厂N300-16.7/538/538-9型汽轮机运行说明书(D300N-000106ASM)。
4.4东方汽轮机厂《汽轮机润滑油系统说明书》(D300S-000152BSM)
4.5东方汽轮机厂《FQ-5-250-1型切换阀使用说明书》(M765.*03ASM)
4.6东方汽轮机厂《套装油管路说明书》(D300S-605000BSM)
4.7东方汽轮机厂《冷油器说明书》(D300N-720000GSM)
4.8东方汽轮机厂《顶轴装置说明书》(D300N-601000ASM)
5.引用标准
5.1《火力发电厂基本建设工程启动及施工验收规程》(1996年版),电力部电建[1996]159号文颁发。
5.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建质[1996]40号文颁发。
5.3《中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准(2006年版)》。
5.4《中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法(试行)》?国电集工[2004]125号。
5.5《中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法(试行)条文说明》工[2005]24号。
5.6《电力建设安全工作规程》(第一部分:火力发电厂)电力行业标准DL5009.1-20**?国家经贸委发布20**年10月1日实施。
5.7《火电施工质量检验及评定标准》汽机篇(1998年版),电力部电综[1998]145号文颁发。
5.8《300MW机组汽机运行导则》电力部,DL/T609-1996。
5.9中华人民共和国国家标准:L-TSA汽轮机油(GBH120-89)。
6.应具备条件及准备工作
6.1设备及系统按要求安装完毕,并经检验合格,安装记录齐全。
6.2系统内监测表计齐全,各温度传感器、压力传感器等经热工调试合格,动作灵活可靠。
6.3油箱安装后按设计图纸要求进行过承压试验且无泄漏。
6.4交流润滑油泵、直流事故油泵、油烟风机、顶轴油泵、盘车装置等经单体试运转证明旋向正确、运行可靠。
6.5主油箱内润滑油油循环完毕,油质合格,系统油管道无泄漏,机组各轴承进口已加装100目的临时滤网,且循环4小时后拆下检查无明显硬质杂物。
6.6油箱已经注油至最高油位,油质合格(破乳化时间≤60min,水分≤0.2,颗粒度≤NAS8级)。
6.7准备了足够的补充油。
6.8畜能器充氮压力达0.19MPa
7.作业程序
润滑油系统的调试在锅炉蒸汽吹洗前完成分系统调试工作。
7.1主油箱油位试验
7.1.1用手上、下活动油位计指示杆,观察油位计浮筒及指示杆动作应平稳,无卡涩现象。
7.1.2用钢尺测量油箱液面至油箱上盖距离,换算为油位计指示值后应与指示值相符,否则应进行调整。
7.1.3调整好的油位计指示应满足设计量程。
7.1.4用手拨动油位计指示针,当升高油位计至+100mm时,应有“主油箱油位高”报警信号发出;降低油位至-100mm时,应有“主油箱油位低”报警信号发出。
7.2润滑油压的调整试验
启动交流润滑油泵,润滑油温达38℃后,调整润滑油供油母管上的溢油阀,使润滑油母管压力为0.18MPa。
7.3顶轴装置的调整试运
7.3.1打开滤油器进口阀门,引入润滑油。
7.3.2用手盘动联轴器,检查顶轴油泵转动是否正常。
7.3.3关闭所有节流阀,同时将溢流阀开到最大开度。
7.3.4检查泵进口压力是否建立,汽轮机供油系统中交流润滑油泵应正常供油。
7.3.5启动顶轴油泵,检查其运行应无泄漏,振动符合要求。
7.3.6调整溢流阀,整定顶轴油泵出口压力至16MPa。
7.3.7轴顶起前用千分表抵触轴颈上部测量位置,然后开启单向节流阀,逐个调整各轴颈的分管顶起油压为8~13MPa,顶起高度为0.02~0.05mm,并对各顶起油压、轴颈的顶起高度作好记录。
7.3.8各轴颈顶起高度调整完毕,确认合格后,即可投入盘车装置,并观察盘车装置及汽轮发电机转子转动应正常。
7.4顶轴油系统联锁保护试验
以顶轴油系统的两台顶轴油泵分别作为运行泵和备用泵,试验确认运行泵发生故障停机时,能联锁启动备用泵。机组转速降到2000rpm时,顶轴油泵自动投入。
7.5盘车投运调试
调试前启动交流润滑油泵及顶轴油泵,系统的润滑油压、顶轴油压已经建立且压力合格。当机组转速下降到0r/min时将联锁自动投入盘车。
8.质量标准及记录
8.1质量标准见见附录1、2:调试质量检验评定表
8.2原始记录见附录3:原始记录表
9.安全措施
9.1分工明确,统一指挥,坚守工作岗位。
9.2非工作人员不准擅动试运设备,无关人员远离待启动设备。
9.3试运时,对任何承压部件缺陷,渗漏处不得随便处理。需办理工作联系单。
9.4在处理缺陷时,必须切断电源,确保安全检修清理。
9.5带电后不准乱动各种仪表,开关和按钮。
9.6试运设备周围用明显标识带围出。
9.7经常检查润滑油泵工作情况,润滑油系统不应有泄漏。
9.8在汽轮机工况变化过程中,应特别注意油温、油压变化情况。
9.9滤网前、后压差有明显增大时,应联系检修人员清扫滤网。
9.10经常检查主油箱油位应在合格范围内,否则应及时调整。
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