山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW
汽
轮
机
启
动
调
试
方
案
及
措
施
洛阳中重建筑安装工程有限责任公司
2010-7-6
编制 审核 批准
监理
目 录
1 、汽轮机组启动调试目的
2、编制依据
3、润滑油及调节保安系统调试
4 、凝结水系统调试
5 、循环水系统调试
6、射水泵及真空系统调试
7、汽机保护、联锁、检查试验项目
8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案
1 、目的
为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程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 , 根据火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。
机组启动调试是安装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 , 届时由启动验收领导小组决定。
2、编制依据：
2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 :
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
本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低 温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。
3.1.1 、主要技术参数
主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa
主汽门前蒸汽温度 320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力 0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度 155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率： 进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW
冷却水温度： 正常25℃ 最高33℃ 转速 300Or/mⅰn
汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
额定工况排汽压力 0.007mpa
汽轮机转动方向（从机头方向看） 为顺时针方向
汽轮机设计功率 10MW
汽轮机在工作转速下，其轴承处允许最大振动 0.03㎜
过临界转速时轴承处允许最大振动 0.15㎜
汽轮机中心距运行平台 750mm
汽机本体主要部件重量：
(a)上半总重（连同上隔板） ～14.3t
（b）下半总重（不包括隔板下半） 16t
（c）汽轮机转子总重 6.45t
(d) 汽机本体重量 47t
汽轮机本体最大尺寸 ( 长×宽×高 )5325 × 3590 × 353Omm
汽封加热器LQ-20加热面积 20 m²
3.1.2 汽轮机调节及润滑油用油 , 推荐使用 GB/T1120-1989汽轮机油，牌号为L-TSA 32# 透平油。对本汽轮机使用L-TSA 32#优级防锈汽轮机油 , 为保证油质清洁度系统备有油净化装置。
3.1.3 结构概述
汽轮机转子由单列调节级和十级压力级组成 , 除后两级为扭叶片外。其余压力级叶片 均为我国自行设计的新型直叶片。在第 4级压力级后进行补汽。
汽轮机前轴承箱内装有主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器及径向推力联合轴承。在轴承座上部装有调速器等。前轴承座与前汽缸用半园法兰联结。在纵向和垂直方向都装有定位的膨胀滑销（热膨胀指示器）， 以保证轴承座在热膨胀时中心不致变动。
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。汽轮机转子采用套装结构，为柔性转子，叶轮采用锥形轮面烘套于轴上，以保证高度的中性及传递一定的扭矩，并装有轴向键，以防止叶轮松动时，与轴产生相对滑动。叶轮之间借助隔圈以保证叶轮的轴向位置。
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 5.7r/nin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 , 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 主蒸汽系统 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φ 219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。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。凝汽器凝结成水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。 3.2.2 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，大气端的漏汽均由管道与汽封加热器相连 , 使各腔室保持 101KPa～127.5KPa 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 127.5KPa 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。
3.2.4 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个4 次滤网 和 二次滤网的滤水器，可定期排污于排污井。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、给水泵再循环母管补给 ,
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 , 环境己清理干正规的楼梯、栏杆。
4.4 有充足的照明 , 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 , 昕针 , 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下列情况禁止启动
4.22.l 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 , 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 , 再技入运行 , 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.l 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 I 值 65 ℃ , 发报警信号 : b.轴承回油温度高 II 值 75 ℃ , 发报警信号 , 停机 ; c.推力瓦块温度升至高 I 值 75 ℃ , 报警发信号 : d.推力瓦块温度升至高 II 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.l.2.l 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
起动交流电动油泵 , 在静止的汽轮机组上试验。
6.1.3.1 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.l.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。
6.1.3.6 DEH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.l 冷态启动 :
6.2.1.1 冲动转子应具备的条件 :
a.汽压 0.3~0.4MPa, 蒸汽有 50 ℃以上过热度 ; b.启动射水抽气器 , 真空在 0.04~0.05Mpa 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 l/2~3/4 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 :
6.2.2.l 用 DEH 控制器控制冲转 :
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 " 复位挂闹 " 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 , 待自动主汽门前全压后全开电动主汽门的旁路门。
d.利用 DEH 控制器控制机组转速 , 冲动至 600r/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 , 即进行开机前的磨擦检查。
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 :
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 3Omin 再升速 , 如振动仍未消除 , 则必须停机 检查。
d.迅速而平稳地通过临界转速 , 汽轮机一一发电机轴系临界转速约 1580～1630r/min , 越过临界转速时振动不得超过 0.15mm。
e.润滑油温达 40 ℃时开冷油器进水门 , 保持油温在 35-45 ℃。 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 300Or/min 时真空应达到正常
值。
h. 除特殊需要机组不宜长时间空负荷运行 , 发电机并列后即上 10% 的额定负荷。满负荷运行时 ,后汽缸温度60～70℃。
6.2.4 调节系统、保安系统的动态试验调试。 6.2.4.l 危急遮断器打开试验 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.l 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 , 应在机组己带入额定负荷的 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。 )
6.2.6.4 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，若油质不能改变，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试运行中的维修与检查
6.2.7.1 主汽门前蒸汽参数正常变化范围
6.2.8 运行中的维护
6.2.8.l 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 1.5( 土 0.49)Mpa, 汽温 300(+25, 一 10) ℃ (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 0.08~0.12MPa 主油泵入口油压 0.078MPa (4) 轴承进口油温 :35~45 ℃ 轴承回油温度小于 65 ℃ （5）汽封压力为 0.101～0.1275Mpa
(6) 后汽缸排汽温度 : 带负荷时小于 70 ℃，空负荷时小于 120 ℃ （7）均压箱压力为 0.003～0.03Mpa (8) 轴向位移 -小于 1.2mm (9) 轴承振动小于等于 0.03mm (10) 排气真空低于一 0.0867Mpa 6.2.9 停机 :
6.2.9.l 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 , 解列冷凝器汽侧。 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 , 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.l0.l 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。
f)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 1.2mm。
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.l防止火灾
7.1.l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 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。
7.1.5 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.l 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 0.15m 。
7.2.1.4 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 , 确认机组己符 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。
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.l 运行中切换冷油器 , 滤油器 , 应有汽机负责人主持 p 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。
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW
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案
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措
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监理
目 录
1 、汽轮机组启动调试目的
2、编制依据
3、润滑油及调节保安系统调试
4 、凝结水系统调试
5 、循环水系统调试
6、射水泵及真空系统调试
7、汽机保护、联锁、检查试验项目
8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案
1 、目的
为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程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 , 根据火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。
机组启动调试是安装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 , 届时由启动验收领导小组决定。
2、编制依据：
2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 :
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
本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低 温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。
3.1.1 、主要技术参数
主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa
主汽门前蒸汽温度 320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力 0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度 155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率： 进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW
冷却水温度： 正常25℃ 最高33℃ 转速 300Or/mⅰn
汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
额定工况排汽压力 0.007mpa
汽轮机转动方向（从机头方向看） 为顺时针方向
汽轮机设计功率 10MW
汽轮机在工作转速下，其轴承处允许最大振动 0.03㎜
过临界转速时轴承处允许最大振动 0.15㎜
汽轮机中心距运行平台 750mm
汽机本体主要部件重量：
(a)上半总重（连同上隔板） ～14.3t
（b）下半总重（不包括隔板下半） 16t
（c）汽轮机转子总重 6.45t
(d) 汽机本体重量 47t
汽轮机本体最大尺寸 ( 长×宽×高 )5325 × 3590 × 353Omm
汽封加热器LQ-20加热面积 20 m²
3.1.2 汽轮机调节及润滑油用油 , 推荐使用 GB/T1120-1989汽轮机油，牌号为L-TSA 32# 透平油。对本汽轮机使用L-TSA 32#优级防锈汽轮机油 , 为保证油质清洁度系统备有油净化装置。
3.1.3 结构概述
汽轮机转子由单列调节级和十级压力级组成 , 除后两级为扭叶片外。其余压力级叶片 均为我国自行设计的新型直叶片。在第 4级压力级后进行补汽。
汽轮机前轴承箱内装有主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器及径向推力联合轴承。在轴承座上部装有调速器等。前轴承座与前汽缸用半园法兰联结。在纵向和垂直方向都装有定位的膨胀滑销（热膨胀指示器）， 以保证轴承座在热膨胀时中心不致变动。
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。汽轮机转子采用套装结构，为柔性转子，叶轮采用锥形轮面烘套于轴上，以保证高度的中性及传递一定的扭矩，并装有轴向键，以防止叶轮松动时，与轴产生相对滑动。叶轮之间借助隔圈以保证叶轮的轴向位置。
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 5.7r/nin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 , 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 主蒸汽系统 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φ 219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。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。凝汽器凝结成水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。 3.2.2 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，大气端的漏汽均由管道与汽封加热器相连 , 使各腔室保持 101KPa～127.5KPa 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 127.5KPa 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。
3.2.4 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个4 次滤网 和 二次滤网的滤水器，可定期排污于排污井。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、给水泵再循环母管补给 ,
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 , 环境己清理干正规的楼梯、栏杆。
4.4 有充足的照明 , 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 , 昕针 , 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下列情况禁止启动
4.22.l 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 , 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 , 再技入运行 , 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.l 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 I 值 65 ℃ , 发报警信号 : b.轴承回油温度高 II 值 75 ℃ , 发报警信号 , 停机 ; c.推力瓦块温度升至高 I 值 75 ℃ , 报警发信号 : d.推力瓦块温度升至高 II 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.l.2.l 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
起动交流电动油泵 , 在静止的汽轮机组上试验。
6.1.3.1 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.l.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。
6.1.3.6 DEH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.l 冷态启动 :
6.2.1.1 冲动转子应具备的条件 :
a.汽压 0.3~0.4MPa, 蒸汽有 50 ℃以上过热度 ; b.启动射水抽气器 , 真空在 0.04~0.05Mpa 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 l/2~3/4 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 :
6.2.2.l 用 DEH 控制器控制冲转 :
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 " 复位挂闹 " 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 , 待自动主汽门前全压后全开电动主汽门的旁路门。
d.利用 DEH 控制器控制机组转速 , 冲动至 600r/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 , 即进行开机前的磨擦检查。
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 :
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 3Omin 再升速 , 如振动仍未消除 , 则必须停机 检查。
d.迅速而平稳地通过临界转速 , 汽轮机一一发电机轴系临界转速约 1580～1630r/min , 越过临界转速时振动不得超过 0.15mm。
e.润滑油温达 40 ℃时开冷油器进水门 , 保持油温在 35-45 ℃。 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 300Or/min 时真空应达到正常
值。
h. 除特殊需要机组不宜长时间空负荷运行 , 发电机并列后即上 10% 的额定负荷。满负荷运行时 ,后汽缸温度60～70℃。
6.2.4 调节系统、保安系统的动态试验调试。 6.2.4.l 危急遮断器打开试验 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.l 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 , 应在机组己带入额定负荷的 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。 )
6.2.6.4 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，若油质不能改变，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试运行中的维修与检查
6.2.7.1 主汽门前蒸汽参数正常变化范围
6.2.8 运行中的维护
6.2.8.l 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 1.5( 土 0.49)Mpa, 汽温 300(+25, 一 10) ℃ (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 0.08~0.12MPa 主油泵入口油压 0.078MPa (4) 轴承进口油温 :35~45 ℃ 轴承回油温度小于 65 ℃ （5）汽封压力为 0.101～0.1275Mpa
(6) 后汽缸排汽温度 : 带负荷时小于 70 ℃，空负荷时小于 120 ℃ （7）均压箱压力为 0.003～0.03Mpa (8) 轴向位移 -小于 1.2mm (9) 轴承振动小于等于 0.03mm (10) 排气真空低于一 0.0867Mpa 6.2.9 停机 :
6.2.9.l 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 , 解列冷凝器汽侧。 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 , 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.l0.l 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。
f)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 1.2mm。
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.l防止火灾
7.1.l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 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。
7.1.5 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.l 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 0.15m 。
7.2.1.4 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 , 确认机组己符 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。
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.l 运行中切换冷油器 , 滤油器 , 应有汽机负责人主持 p 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。