汽轮机调试方案分解知识讲解
目录
1 概述
2 主要技术规范
3 整套启动前应具备的条件
4 机组冷态启动程序
5 机组正常停机试验
6 热态启动应遵循的原则
7 机组蒸汽参数超过正常规范的规定8故障停机的规定
9附录
1 热电工程安装的汽轮机为北京××汽轮电机有限公司生产。其型号为CC-25-8.83/4.2/1.2型高压双抽凝汽式汽轮机。发电机型号为QF-30-2型，采用自循环封闭式空气冷却。
汽轮机本体为前、中、后三段组成的单汽缸结构。通流部分为高压:一个单列调节级加2个压力级，中压: 一个单列调节级加3个压力级,低压: 一个单列调节级加8个压力级。汽轮机采用喷嘴调节,新蒸汽通过主汽阀后,由4根主汽管分别引入4个调节阀控制进入汽轮机。工业抽汽和采暖抽汽由中压油动机带动调节汽阀和低压油动机带动旋转隔板调节,汽缸的高、中、低部分采用垂直法兰连接,汽缸下部采用下猫爪支承在前轴承上,排汽缸设有扩压导流装置。
汽轮机前、后轴承均为椭圆轴承，机组一阶临界转速1650r/min。发电机临界转速1410 r/min, 发电机轴承为可自调整的球面轴承。前箱内
装有主油泵和调节保安部套及径向推力联合轴承。
盘车装置为涡轮蜗杆和径向齿轮减速结构，采用低速盘车,盘车转速为5.6 r/min, 并带有高压顶轴系统装置。
调节系统包括调速和调压两部分，均采用电液调节方式。电调接受汽机转速、主汽压力、中压/低压抽汽压力、及发电机功率信号，高、中、低压油动机开度反馈信号，停机、甩负荷、安全油压低信号。通过给定指令自动或手动开大、关小调节汽阀和旋转隔板以改变蒸汽流量，进而调整机组的转速或负荷、抽汽压力及抽汽量。保安系统包括机械安全装置（飞锤式危急遮断器）、危急遮断器滑阀、事故电磁阀等。
机组主要辅机设备包括二台低压加热器，两台高压加热器，一台汽封加热器，二台凝结水泵，两台射水泵及抽气器，一台凝汽器,二台循环水泵及胶球清洗装置。除氧给水系统为给水母管制系统（考虑二期工程）,一台高压除氧器，一台低压除氧器,二台给水泵,二台中继水泵。
本方案编制依据：
(1)部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)及相关规程》。
(2)部颁《电力建设施工及验收技术规范》。
(3)部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。
(4)部颁《电力基本建设工程质量监督规定》。
(5)部颁《火电机组移交生产达标考核评定办法(1997年版)》。
(6)北京汽轮电机有限公司《CC25-8.83/4.2/1.2型高压双抽汽凝汽式汽轮机产品使用说明书》。
(7)北京汽轮电机有限公司《CC25-8.83/4.12/1.1型抽汽凝汽式汽轮机调节保安系统说明》。
(8)济南发电设备厂《QF-30-2型汽轮发电机技术条件》。
(9)其它相关技术资料与图纸。
(10)电厂运行规程。
因本方案为新建机组试运期间的整套启动调整试运要点，着眼于机组的首次启动和168h试运期间的试验与调整。故本方案未提及的具体操作，请执行电厂的《汽轮机运行规程》。
2 汽机主要技术规范
额定功率：25000 KW
最大功率：30000 KW
额定转速：3000 r／min
主蒸汽压力：8.83 MPa
主蒸汽温度：535 ℃
冷却水温：20 ℃
排汽压力：0.0034 MPa
额定中压抽汽压力: 4.2 MPa
额定工业抽汽量: t/h
额定低压抽汽压力： 1.2 MPa
额定低压抽汽量: 75 t/h
给水温度：208.9 ℃
速度不等率： 4.5 %
迟缓率: ≯0.3 %
中压抽汽压力不等率约：%
低压抽汽压力不等率：%
危急遮断器动作转速：3300--3360 r／min
3 机组整套启动应具备的条件
3.1 厂房内环境清洁，栏杆、护板、盖板齐全、走梯完整。
3.2 现场照明充足，事故照明可靠。
3.3 厂房内有足够的消防器材，消防水有足够的压力处于备用状态。
3.4 全厂通讯系统畅通无阻。
3.5 设备及系统安装完毕，表计齐全，并经验收合格。
3.6 辅机及其系统分部试运合格，达到备用状态，联锁及保护装置试验完
成合格，按要求可随时投入。
3.7 油系统循环冲洗已完毕，油质合格，油箱油位正常。
3.8 向汽机提供合格充足的新蒸汽。
3.9 汽机调节、保安系统静态试验完成。
3.10 机组跳闸保护试验全部合格，并能可靠投入。
3.11 所有热工检测仪表及报警信号正常投入使用。
3.12 所有电动阀门、水控制逆止门经试验动作可靠，安全门经水压试验合格。
3.13 现场挂有与实际相符的系统图，各设备阀门挂有与系统图和运行规程相一致的标牌。
3.14 运行员熟悉设备系统及掌握设备起停操作方法。
3.15 机炉与电气联络信号应好用。
3.16 准备好启动用具，如振动表、温度表、听音棒、搬钩子等。
4 机组冷态启动
4.1 按电厂运行规程对下列系统进行全面检查和操作，设备处于启动备用状态，各系统阀门置于应开关位置：
4.1.1 主蒸汽系统及其疏水系统。
4.1.2 抽汽系统及其疏水系统。
4.1.3 加热器及其疏水系统。
4.1.4 凝结水系统。
4.1.5 轴封系统。
4.1.6 抽真空系统。
4.1.7 循环水系统。
4.1.8 发电机空气冷却器系统。
4.1.9 除氧给水系统。
4.1.10机组供油系统。
4.1.11调节保安系统。
4.1.12工业水系统。
4.2 启动交流润滑油泵，开启出口门，向润滑油系统充油。
4.2.1 启动顶轴油泵。
4.2.2 投入盘车。
4.2.3 启动润滑油箱排烟风机，打开出口风门。
4.2.4打开通往调节系统充油门向调节系统充油,10分钟后，启动交流启动油泵进行油循环，提升油温, 停交流润滑油泵备用。
4.2.5 启动盘车后，检查齿轮箱和汽轮机内无异音，保证机组冲转前连续盘车4小时以上。
4.3 根据实际情况按要求依次启动下列各泵，备用泵投入联锁：
4.3.1 启动直流润滑油泵，检查运行正常后停泵备用。
4.3.2 启动凝结水泵，根据除氧器水位上水或投入凝结水再循环运行。4.3.3 启动射水泵抽真空。
4.4 暖管
4.4.1 第一段暖管：至电动主闸门前。关闭自动主汽门、电动主汽门及旁路门。开启主蒸汽管道及汽机本体各疏水门，稍开锅炉供汽总门或旁路门送汽暖管，在0.2～0.3MPa蒸汽压力下暖管30分钟。然后，缓慢开启供汽门，以0.1～0.15MPa／min的速度升压至3.5Mpa左右，全开供汽门，升压过程中可适当关小疏水门。
4.4.2 第二段暖管：至自动主汽门，稍开电动主闸门旁路门，保持蒸汽压力0.2～0.3MPa不升压，暖管20～30分钟后全开旁路门。暖管结束后，关闭电动主闸门旁路门泄压。
4.4.3 锅炉稳定汽压后打开锅炉侧主汽门向机侧供汽,滑压暖管,主汽压
3.5Mpa左右,主汽温度350℃左右汽机冲转。
4.5 轴封供汽(与第二阶段暖管同时进行)：
4.5.1 开启轴封供汽母管和均压箱疏水门，稍开主汽至轴封供汽手动门, 稍开轴封供汽调节门，轴封供汽暖管。
4.5.2 启动轴抽风机, 投入汽封加热器, 其汽侧压力维持0.094-0.098Mpa。
4.5.3 启动射水泵,开启凝汽器抽空气门，凝汽器真空达20～25KPa，轴封供汽并投入均压箱减温水。
4.5.4 汽封压力调节器保持在0.10MPa左右，供汽温度在200～250℃。
4.6 验证机侧跳闸保护（除低真空保护外）投入。
4.7 调速系统检查
4.7.1 手动、电动检查复位挂闸装置后，其指针放在“0”位。
4.7.2 中、低压油动机处于全开位置。
4.8 冲动转子至定速
4.8.1 冲转参数（首次冷态启动）：
主汽压力3.5MPa 主汽温度350℃???? 真空≥60Kpa
油温35～40℃
润滑油压0.098MPa以上调速油压1.96Mpa
4.8.2 全开汽缸及抽汽管道上疏水，关闭防腐汽门。
4.8.3 记录机组启动前的状态和主要参数。
4.8.4 机组复位挂闸, 全开自动主汽门。
4.8.5 采用就地盘全开高压调节汽门，冲转时全周进汽。
4.8.6 用电动主闸门的旁路门启动升速，第一阀全开，开启第二阀冲动转子至300～500r/min，之后关闭阀门截断汽流，倾听汽缸内及机组轴端有无摩擦声音。
4.8.7 在转子静止前，开启电动主汽门旁路阀将转速保持在300～500r/min，暖机10-15分钟，全面检查机组运行状态，记录有关运行参数。注意: 转速超过
5.8r/min后，盘车装置应自动脱开，切断其电源。
4.8.8 低速暖机结束后，以100r/min/ min的速度升速至1200r/min，暖机40分钟(首次启动)，凝汽器真空不超过80kPa，对机组运行情况进行全面检查和测试。
4.8.9 转子临界转速1650r/min，以每分钟300～500r/min的速度升速至2300r/min，暖机30分钟(首次启动)，进行全面检查、测试和记录。????注意：升速过程中，如汽机轴瓦振动（＞100μm）和内部声音异常，降低汽机转速至振动、声音消失，再运行5～10分钟，继续升速，否则停机，查找原因。
4.8.10 2300r/min 暖机结束后，以10min的时间均匀提升转速3000r/min。
4.8.11 检查机组运行状态及各部分参数。
4.8.12 机组运行正常后，转入DEH的CRT控制，设置目标转速3000 r/min。高压调门油动机应该回关到50mm左右（根据蒸汽参数变化）。4.8.12 全开电动主汽门，关闭电动主汽门旁路门。
4.8.13 额定转速下，真空应＞63KPa，投入冷油器保持油温在35～45℃，排汽缸温度＜120℃。
4.8.14 当转速达到2800r/min 以上时,要注意主油泵投入工作情况,检查
主油泵出口压力在1.9MPa以上。
4.9 机组定速后的试验:
4.9.1手动停机按钮试验。
4.9.2 启动采用在DEH的CRT上选择温态自动启动。
4.9.3 停止高压油泵并注意观察油压变化情况，确认低油压联锁开关投入。
4.9.3 汽门严密性试验。
4.9.4 机组超速试验。
4.9.5 危急保安器注油试验。
4.9.6 电气试验。
注：上述试验操作步骤见《附录》。
4.10 并列、带负荷
4.10.1 电气试验结束，全面检查一切正常，通知电气“并网”。
4.10.2 机组并网后，即刻接带负荷1250KW，暖机30min。
①投入真空低、发电机主保护动作、油开关跳闸联锁保护开关。
4.10.3 然后以500 KW/min增负荷率，加负荷至5000KW，暖机20min。
①关闭车室及各段抽汽疏水门。
4.10.4 然后以1000KW/min增负荷率，加负荷至20000KW，暖机40min。30%-50%的额定负荷时，视具体情况，按辅机运行规程，分别投入低压加热器和高压加热器。
4.10.5 然后以1000KW/min增负荷率，均匀加负荷至额定负荷。
①当#1高加内部压力大于除氧器压力0.2MPa时，将高加疏水导除氧器。
②在机组启动前,高压加热器和低压加热器水侧投入运行。
4.10.6 真空系统严密性试验，试验步骤见《附录》。
4.11 投入热负荷的操作程序
4.11.1电负荷达到额定负荷的三分之二（15000KW）时，方可投入低压调节抽汽。电负荷达18000KW投入低压调节抽汽。电负荷减至额定负荷的三分之二以下时，应停止调节抽汽。
4.11.2在投抽汽之前,首先确定工业、采暖抽汽安全门和抽汽逆止门试
验合格。
4.11.3 向抽汽压力取样管内注清洁凝结水，排尽管内空气后关闭排汽阀。
4.11.4 缓慢开启抽汽压力取样管进汽阀，充压速度≤0.05MPa/min。4.11.5 缓慢投入抽汽控制升压，分别做中压调整抽汽和低压调整抽汽安全阀整定试验，启跳压力(表压)应为：4.62MPa,和1.32MPa。
安全门整定完成后，使抽汽压力达到热网要求值，开启调整抽汽电动门向热网送汽。
4.11.6 若并入热网，应将抽汽压力调整至高于热网压力0.04MPa，然后开启调整抽汽电动门向热网送汽。
4.11.7 机组停止供热的操作与投入供热的操作相反。
4.11.8 注意：增加热负荷的速度不得大于5t/min，观察电负荷变化。达
到额定抽汽量的50%时，应暖机20min。
4.12 加负荷至额定值，机组进入168小时试运行。
5 正常停机试验
5.1 72小时试运完成后，联系锅炉和电气，机组做停机试验。
5.2 机组减负荷至15000KW，切除调整抽汽：
5.2.1 逐渐关小对外供汽阀门，同时缓慢降低抽汽设定值。
5.2.2 逐渐降低抽汽量。
5.3 重新加负荷至额定25000KW，做纯凝汽工况电负荷试验，并按电厂运行规程启、停高低压加热器和除氧器；
5.4 以2000KW／min的速率减负荷，每隔4000KW 停留，记录电功率、主油动机行程、主蒸汽压力和真空，直至负荷到0KW。
注意：主蒸汽压力尽可能保持额定值。根据压力等级相应切换除氧器加热汽源和加热器疏水。根据负荷停止相应辅助设备。减负荷过程中，注意轴封压力调节器的工作情况，保持轴封供汽压力正常。
5.5 机组解列。
5.6 试验高、低压交流油泵，直流油泵和盘车电机应良好。
5.7 机组打闸，记录转子惰走数据
5.7.1 每60秒记录一次时间、转速和真空。
5.7.2 500r/min，破坏真空。
6 机组热态启动应遵循的原则
6.1机组停机再启动时前汽缸调节级处缸壁温度在150℃以上，作为热态方式启动。
6.2汽轮机升速区间划分与冷态方式启动相同。
6.3暖机与升速时间较冷态启动时间大约减少二分之一。
6.4冲转前应连续盘车。
6.5先送轴封汽，后抽真空。
6.6维持较高的真空约在90KP a。
6.7进入汽轮机的新蒸汽温度应高于汽缸金属温度50℃以上。
6.8转子热弯曲度不大于0.05mm。
6.9汽缸调节级区域上下缸温差不大于50℃。
6.10 启动过程检查与冷态启动相同。
6.10加负荷过程的检查与操作同冷态启动。
6.11启动在DEH的CRT上采用自动或手动均可。
7蒸汽参数超过正常范围时的规定：
7.1 主蒸汽压力
7.1.1 汽压<8.2MPa，联系锅炉提升汽压；
7.1.2 汽压<7.8MPa，减负荷；
7.1.3 汽压降到6.9MPa，电负荷减至15000KW,切除调整抽汽。
7.1.4 汽压下降到6.4MPa，负荷到零。
7.1.5 汽压下降到5.9MPa，故障停机。
7.1.6 汽压升高到9.2MPa，联系锅炉降压。
7.1.7 汽压升高到9.8MPa，减负荷到零打闸停机。
7.2 主蒸汽温度
7.2.1 主蒸汽温度降至525℃,联系锅炉提汽温。
7.2.2 主蒸汽温度降至485℃,开主蒸汽管道和电动主汽门前疏水。
7.2.3 主蒸汽温度降至480℃,负荷降到15000KW,开本体疏水,切除调整抽汽。
7.2.4 主蒸汽温度降至460℃,负荷到零故障停机。
7.2.5 正常运行时主蒸汽温度540℃以上不得超过30分钟,全年累计不超过20小时。主蒸汽温度超过540℃以上时,打闸停机。
7.3 下列情况,必须迅速切断汽轮机进汽,破坏真空停机:
7.3.1 汽轮机转速升高到3360r/min，而危急遮断装置不动作。
7.3.2 水冲击或主蒸汽温度快速下降50℃。
7.3.3 轴端汽封冒火花。
7.3.4 任何一个轴承断油和轴承温度急剧升高。
7.3.5 轴承回油温度升高超过75℃或轴承内冒烟。
7.3.6 油系统着火且不能扑灭。
7.3.7 油箱内油位突然下降到最低允许油位以下。
7.3.8 润滑油降至0.03MPa以下。
7.3.9 主蒸汽管路破裂。
7.3.10 转子轴向位移超过允许值而保护拒动。
7.3.11 发电机内冒烟。
7.3.12 转子与汽缸相对膨胀超过允许值时。
8 下列情况之一, 不破坏真空，故障停机：
8.1 进汽压力>9.8MPa，连续运行30分钟不能恢复或超过时。
8.2 进汽温度>540℃，连续运行30分钟不能恢复或超过。
8.3 凝汽器真空降到0.06MPa，短时间不能恢复时。
8.4 调速系统连杆脱落或折断，调节汽门卡住。
8.5 调节汽阀全关，发电机出现电动机运行方式，带动汽机运转3min。
8.6 后汽缸排大气门动作，即向大气排汽运行。
8.7 主蒸汽抽汽管路漏泄,不能维持运行时。
注意：单机、单炉启动时，可采用低参数启动方式，在2300 r／min 暖机后，升速前要注意机组膨胀情况，一定要胀出0.5mm以上方可升速。
9 附录
9.1 汽机主汽门、调节汽门，汽机超速试验见调节保安系统调试方案。9.2 真空系统严密性试验：
9.2.1 机组负荷稳定在80%以上，抽真空系统工作正常。
9.2.2 关闭射水抽汽器入口的手动空气阀。
9.2.3 空气阀全关后，每隔30秒记录一次机组真空值及有关参数，共记录
8分钟，取后5分钟数据为计算数据。
9.2.4 检验标准：平均每分钟下降值≤400Pa为合格。
9.2.5 试验时若真空下降过快，立即停止试验。
9.2.6 试验时射水泵的真空低连锁解除，试验结束后恢复正常。
第十章 蒸汽动力循环及汽轮机基础知识
- 113 - 第十章 蒸汽动力循环及汽轮机基础知识 10.1 蒸汽动力循环 核电站二回路系统的功能是将一回路系统产生的热能（高温、高压饱和蒸汽）通过汽轮机安全、经济地转换为汽轮机转子的动能（机械能），并带动发电机将动能转换为电能，最终经电网输送给用户。 热能转换为机械能是通过蒸汽动力循环完成的。蒸汽动力循环是指以蒸汽作为工质的动力循环，它由若干个热力过程组成。而热力过程是指热力系统状态连续发生变化的过程。工质则是指实现热能和机械能相互转换的媒介物质，其在某一瞬间所表现出来的宏观物理状态称为该工质的热力状态。工质从一个热力状态开始，经历若干个热力过程（吸热过程、膨胀过程、放热过程、压缩过程）后又恢复到其初始状态就构成了一个动力循环，如此周而复始实现连续的能量转换。核电厂二回路基本的工作原理如图10.1所示。 节约能源、实现持续发展是当今世界的主流。如何提高能源的转换率也是当今工程热力学所研究的重要课题。电厂蒸汽动力循环也发展出如卡诺循环、朗肯循环、再热循环、回热循环等几种循环形式。 10.1.1 蒸汽动力循环形式简介 1.卡诺循环 卡诺循环是由二个等温过程和二个绝热过程组成的可逆循环，表示在温熵（T －S ）图中，如图10.2所示。图中， A-B 代表工质绝热压缩过程，过程中工质的温度由T 2升到T 1，以便于从热源实现等温传热； B-C 代表工质等温吸热过程，工质在温度 凝 结 水 水 蒸 汽 蒸汽推动汽轮机做功，将蒸汽热能转换成汽轮机动能；继而汽轮机带动发电机发电 。 凝结水从蒸汽发生器内吸收一回路冷却剂的热量变成蒸汽 热力循环 图10.1核电厂二回路基本的工作原理 T 1 S T 2
汽轮机基础知识填空题.doc
301、管道与容器最常用的连接方式是 __________ 。 答：法兰连接 302、阀门盘根接口应切成 _________ 。 答：45° 303、凝汽器冷却水管在管板上的连接，通常采用较多的方 法是_______ O 答：胀管法连接 304、凝汽器的脏污主要是由于凝汽器换热管 ___________ 与含有杂物的循环水接触的结果。 答：内壁 305、凝汽器的定期清洗工作大多是在 __________ 的情况下完成的。 答：不停机 306、在除氧器的 _______ 及以上的检修中，必须安排进行对 除氧器焊口的检查工作。 答：B级 307、汽轮机转子和汽缸在起停和变工况时，要承受热应力， 同时还要承受________ 。 答：工作应力 308、给水回热系统中的低压加热器连接在 __________ 和给水泵之间，所承受的压力一般不超过
答：凝结水泵
309、顶轴油泵出现异常噪音应检查泵吸油口流量是否足够； 310、在凝汽器进行灌水试验时，必须加装临时支撑架以防 题, 答：塑性 311、在进行高压加热器的堵头焊接时，应将管板上焊口周 答：65 312、汽轮机无蒸汽运行超过. 答：3 313、热态启动，冲动前连续盘车不小于 ___________ ho 答：4 314、 纯凝工况下，汽轮机主蒸汽流量为 ___________ t/h 。 答：610 315、 汽轮机真空系统严密性小于 __________ kPa/ nil n o 答：0.4 316、 汽机高压外缸、中压缸上、下温差超过 ____________ °C 不得 启动。 答：50 317、 高压内上内壁低于 _________ °C 时，可停止盘车。 截止阀是否打开； 答：滤油器 是否堵塞, 止出现凝汽器的支撑弹簧受力过大而产生. 变形的问 的平均温度保持在. °C 左右，以除掉潮气， niin 时，发电机应解列
汽轮机改造方案分解
汽轮机改造方案 技 术 协 议 山东九鼎环保科技有限公司 2014.01
一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景2 1.2 改造方案2目录2 二、6MW抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2 2.1 机组概况2 2.2 改造后抽凝机组主要参数2 2.3 供货范围2 2.4 改造工作内容2 三、汽轮机拆机方案2 3.1 概述2 3.2 拆除方案2 四、汽轮机基础改造2 五、汽轮机安装与调试 5.1 汽轮机安装方案2 5.2 汽轮机调试方案2 六、施工、验收及质保 七、工期22 2
一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景 本项目所在区域为一开发区，发展迅速，有限公司电站目前为2 台40t/h 的锅炉+2 台纯凝汽式汽轮机（12MW 和6MW 各1 台），为响应泰安市政府拟对开发区进行冬季供热的号召，泰安中科环保电力有限公司对现6MW 的纯凝汽式汽轮机改造为抽汽供热汽轮机的方式，实现对开发区换热站供蒸汽，然后由开发区换热站转换成热水后向附近热用户供热。 1.2 改造方案 本项目将对泰安中科环保电力有限公司的原6MW 纯凝汽式汽轮机改造为6MW 抽汽供热凝汽式汽轮机，同时对汽轮机基础进行改造，以实现抽汽供热汽轮机的安装、汽轮机对外供热、满足周边用户的用热需求。 二、6MW 抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2.1 机组概况 C6-3.43/0.981 型汽轮机，系单缸，中温油压，冲动，冷凝，单抽汽式汽轮机，额定功率为6000kW。 2.2 改造后抽凝机组主要参数
2.3 供货范围 1）包括C6-3.43/0.981 2 2.4 改造工作内容
汽轮机调试方案及措施
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
汽轮机调试方案.docx
河南神火焦电厂3MW 余热发电项目安装工程 汽轮机调试方案 1．概况 1．1 河南神火集团公司焦电厂3MW余热发电项目安装工程，由汽轮机和发电机组设备是由山东青能动力有限公司设计并提供设备。汽轮机设计参数如下：型号：单缸中温中压凝汽式机组； 额定进汽参数： P=， T=350℃； 额定排汽参数：排汽压力 Pt=，排汽温度 t=80 ℃；汽 轮机额定转速： n=3000r/min ； 发电机设计参数如下： 型号： QFB1-3-2 额定转速： n=3000r/min ； 额定功率： P d=3000r/min ； 输出电压： V=6300伏； 功率因数： cos￠=； 1．2 本机组调节系统采用全液调节系统。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、磁力断路油门、轴向位移遮断器、自动主汽门等装置组成。机组 油系统由主油箱、交流离心油泵 1 台、交流齿轮油泵 1 台、手摇泵 1 台、冷油器 2 台、注油器、滤油器、润滑油调节阀等设备组成。 2．组织机构 2．1 由设备厂家、安装单位和使用单位运行人员组成调试小组，组长由建设单位人员担任，副组长由青能调试人员担任和施工单位调试负责人员担任。
调试小组人员由汽机、热工和电气运行人员组成。 2．2 各专业范围内的调试工作由负责其专业的副组长组织协调，需要两个或两个以上专业配合、协调完成的调试工作由组长负责组织协调； 2．3 必须服从统一指挥，紧密配合，不得违章指挥或违章操作； 2．4 每步调试工作应做好信息反馈； 3．调试具备条件 3．1 汽轮、发电机组设备及系统安装完成，油循环合格，各辅机设备单体试车合格； 3．2 电气到送电完成，装置单体调试完成； 3．3 热工各测量装置、仪表、控制仪器安装、单体调试完成； 3．4 锅炉调试完成，锅炉负荷满足需要； 3．5 主蒸汽管道吹管合格，管道恢复； 4．安全环境条件 4．1 锅炉、汽轮机、电气控制室间联系通道畅通，场地平整，临边栏杆完善，管沟、孔洞有盖板，照明齐全； 4．2 厂房内消防水管、消防装置、灭火器配备齐全，能随时投入使用； 4．3 严禁无关人员进入调试现场，无关物品清除现场； 5．调试方案 5．1汽轮机静、动态试验项目 5．1． 1汽机静态试验项目 5．1． 1．1电动交流油泵启动试验； 5．1． 1．2电动直流油泵启动试验；
汽轮机基础知识
电厂汽轮机工作原理 一般可以通过两种不同的作用原理来实现：一种是冲动作用原理，另外一种是反动作用原理。 1、冲动作用原理 当一运动物体碰到另外一个运动速度比其低的物体时，就会受到阻碍而改变其速度，同时给阻碍它的物体一个作用力，这个作用力被称为冲动力。冲动力的大小取决于运动物体的质量以及速度的变化。质量越大，冲动力越大；速度变化越大，冲动力也越大。受到冲动力作用的物体改变了速度，该物体就做了机械功。 最简单的单级冲动式汽轮机结构如图1－1。蒸汽在喷嘴4中产生膨胀，压力降低，速度增加，蒸汽的热能转变为蒸汽的动能。高速气流流经叶片3时，由于气流方向发生了改变，长生了对叶片的冲动力，推动叶轮2旋转做功，将蒸汽的动能转变为轴旋转的机械能。这种利用冲动力做功的原理，称为冲动作用原理。 2、反动作用原理 有牛顿第二定律可知，一个物体对另外一个物体施加一作用力时，这个物体上必然要受到与其作用力大小相等、方向相反的反作用力。在该力作用下，另外一个物体产生运动或加速。这个反作用力称为反动力。利用反动力做功的原理，称为反动作用原理。 在反动式汽轮机中，蒸汽不仅仅在喷嘴中产生膨胀，压力降低，速度增加，高速气流对叶片产生一个冲动力，而且蒸汽流经叶片时也产生膨胀，使蒸汽在叶片中加速流出，对叶片还产生一个反作用力，即反动力，推动叶片旋转做功。这就是反动式汽轮机的反动作用原理。 工作原理就是一个能量转换过程，即热能--动能--机械能。将来自锅炉的具有一定温度、压力的蒸汽经主汽阀和调节汽阀进入汽轮机内，依次流过一系列环形安装的喷嘴栅和动叶栅而膨胀做功，将其热能转换成推动汽轮机转子旋转的机械能，通过联轴器驱动发电机发电。膨胀做功后的蒸汽由汽轮机排汽部分排出，排汽至凝汽器凝结成水，再送至加热器、经给水送往锅炉加热成蒸汽，如此循环。也就是蒸汽的热能在喷嘴栅中首先转变为动能，然后在动叶栅中再使这部分动能转变为机械能。 纽可门蒸汽机是怎么发明的？ 在17 世纪末18 世纪初，随着矿产品需求量的增大，矿井越挖越深，许多矿井都遇到了严重的积水问题。为了解决矿井的排水问题，当时一般靠马力转动辘轳来排除积水，但一个煤矿需要养几百匹马，这就使排水费用很高而使煤矿开采失去意义。 发明家们对排水问题思考着解决的办法。英国的塞维里最早发明了蒸汽泵排水。塞维里是一位对力学和数学很感兴趣的军事机械工程师，又当过船长， 具有丰富的机械技术知识。1698 年，他发明了把动力装置和排水装置结合在一起的蒸汽泵。塞维里称之为“蒸汽机”。
余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
汽轮机基本知识
热工中基本参数有温度，压力，比容（密度的倒数）。h（焓值）=内能+势能 喷嘴中气流流过后，压力降低，动能增加 汽轮机的基本工作原理：具有一定压力的水蒸气首先通过固定不动的，环状布置的喷嘴，蒸汽在喷嘴通道中压力降低，速度增加，在喷嘴出口处得到速度很高的气流，在喷嘴中完成了有蒸汽的热能转变为蒸汽动能的能量转换，从喷嘴出来的高速气流以一定的方向进入装在叶轮上的工作叶片通道（动叶栅），在动叶栅中蒸汽速度的大小和方向发生变化，对叶片产生一个作用力，推动叶轮旋转做功，将蒸汽的动能转化为机械能。 反动度：衡量蒸汽在动叶栅内的膨胀程度的参数。在动叶栅中蒸汽的膨胀程度占级中总的应该膨胀的比例数，或是在动叶栅中理想焓降与级中的总焓降之比。 在纯冲动级中，蒸汽只在喷嘴叶栅中膨胀，在动叶栅中部膨胀，纯冲动级做功能力大，但流动效率低，一般不用，为了提高汽轮机级的效率，冲动级应具有一定的反动度，这时蒸汽的膨胀在喷嘴中进行，只有一小部分在动叶栅中继续膨胀，也称冲动级（=0.05-0.1），即带有反动度的冲动级 在反动级中，蒸汽不仅在喷嘴中膨胀加速，而且在气流流经动叶栅通道时，继续膨胀加速，即蒸汽在动叶栅中，不仅气流的方向发生变化，而且其相对速度也有所增加，因此，动叶片不仅受到喷嘴出口高速气流的冲动力作用，而且还受到蒸汽离开动叶栅时的反作用力，所以反
动级既有冲动力做功又有反动力做功，所以反动级的效率比冲动级的高，但功能力较小 速度级：速度级的特点是在一个叶轮上装有两列或三列动叶栅，在两列动叶栅之间有一列装在气缸上的、固定不动的导向叶栅，一般是双列速度级，蒸汽经过第一列动叶栅后，其动能未被充分利用，从第一列动叶栅流出的气流速度任然相当大，有足够的动能再去推动叶片，此时气流速度的方向与，叶片旋转的方向相反，因此让气流经过一列固定不动的导向叶片，以改变气流的方向，在导向叶片通道中，气流速度的大小不变，气流离开导向叶片时的方向正好对着第二列动叶片的进口，这样第一列动叶栅出口的余速动能就可以继续在第二列动叶栅中继续转变为机械功，这种双列速度级的功率可比单列冲动级大很多，如果蒸汽离开第二列动叶栅时的速度任然很大，那么可以装设第二列导向叶片和第三列动叶片，这就是三列速度级，由于蒸汽在速度级中的速度很大，并且需要经过几列动叶片和导向叶片，因此速度级的能量损失就大，列数越多，损失就越大，一般就二列速度级。（双列速度级），现在大功率汽轮机的第一级往往采用双列速度级，这样可使蒸汽在速度级后，压力和温度都降低较多，不仅可以减少全机的级数，使汽轮机体积紧凑，而且可使速度级后面部分的气缸及叶片等部件对金属材料的要求降低，从而降低气机的成本。 轴流式级通常有这几种分类方法：1、根据工作原理可分为冲动级、反动级和复速级(双列速度级)，冲动级有纯冲动级和带反动度的冲动级。2按照蒸汽的动能装换位转子机械能的过程不同，级可分为压力
汽轮机调试项目
目录 1、编制依据 2、试验目的 3、试验项目 4、试验前必须具备的条件 5、调节系统静止试验 6、调节系统静态特性曲线试验 7、调速试验现场组织措施 8、环境、职业健康、安全风险因素控制措施 1、编制依据 《电力建设施工及验收技术规范》、南汽厂C15—4.9/0.981型15MW抽汽式汽轮机说明书、调节系统说明书、调节系统图纸和有关资料。 2、试验目的 C15—4.90/0.981型15MW抽汽式汽轮机安装后，通过启动整定调速系统的工作点以及确定调节系统的工作性能，应满足制造厂和汽机启动、带负荷的要求。 3、试验项目 3.1调节系统静态试验项目：
3.1.1交流油泵、直流油泵自启动试验 3.1.2自动主汽门关闭时间测定 3.1.3电超速、磁力断路油门试验。 3.1.4润滑油压低联动停机、停盘车试验 3.1.5主汽门及调节汽门严密性试验 3.1.6危急遮断器动作试验 3.1.7调节系统静态特性试验 3.1.8调压器静态特性试验 4、试验前必须具备的条件 4.1汽轮机组所有设备安装完毕，分部试运转合格，安装人员已全部撤离现场。 4.2油质合格、油循环结束，拆除各轴承临时滤网，节流孔板安装完毕。 4.3油系统上各压力、温度仪表全部安装到位，并投入运行。 4.4试验所需仪器、工具、器具齐全。 4.5试验组织措施及人员均已落实、试验场地符合要求、照明充足。 4.6启动交流油泵，油压、油温均达到正常运行要求。 4.7油系统设备周围应设置必要的消防器材。
5、调节系统静止试验 试验时必须将汽轮机电动主汽门、主汽门及旁路关闭严密。启动交流油泵，然后进行下列各项试验。 5.1交流油泵、直流油泵自启动试验 5.1.1试验目的：主要测取当调速油压或润滑油压降低到整定值时，交流油泵和直流油泵是否能自动投入运行。 5.1.2试验要求：(1)当调速油压降至0.9Mpa时，交流高压油泵是否能自动投入运行。（2）润滑油压降至0.055Mpa-0.05Mpa时，交流润滑油泵是否能自动投入运行。(3)润滑油压降至0.04Mpa时，直流润滑油泵是否能自动投入运行。 5.1.3试验方法： 5.1.3.1投入保护、停高压交流油泵，当油压下降至0.9Mpa时，高压交流油泵自动投入运行。 5.1.3.2投入保护、停交流润滑油泵（或关闭出油门），当油压下降至0.05Mpa 时交流润滑油泵自动投入运行。 5.1.3.3投入保护、停交流润滑油泵（或关闭出油门），当油压下降至0.04Mpa时直流润滑油泵自动投入运行。 5.2主汽门关闭时间测定： 5.2.1试验目的：主要测取有关汽轮机安全保护装置动作后，自动主汽门能否在规定时间快速关闭。
25MW汽轮机组调试方案
焦化有限公司 干熄焦余热发电项目电站安装工程汽轮机组调试方案 编制： 审核： 批准： 二〇一二年十月十日
本汽机调试方案依据电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）及汽轮机生产厂家杭州中能汽轮动力有限公司提供的《使用说明书》，为了配合现场需要，高速、优质、安全经济地运转，特编写“汽机试运方案”，供现场施工及试运人员参考。 一、汽轮发电机组试运要求 1、汽轮发电机组安装完毕，主机启动前，对系统及辅机设备应进行单机及分部试运工作，未经调整试运行的设备，不得投入生产。 2、汽轮发电机组的设备调整、启动试运操作程序及要求应按制造厂规定及本机组的《汽轮机组运行规程》执行。 3、调整试运工作应达到下列要求： （1）检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂文件及《电建规程》之规定的要求，方可进入设备调试工作。 (2）检查各系统、设备的通风、照明、防火、卫生等，应满足运行安全和操作、检修方便。 (3）经检查调整后各设备的技术性能，应符合制造厂及设计的有关的规定。 （4）吹扫和冲洗各系统，使之达到充分的洁净，以保证机组安全经济的投入运行。 （5）提供完整的设备、系统安装记录及技术文件，验收记录作为试运行和生产的原始资料和依据。 4、汽轮发电机组整套启动前，由安装单位与参加启动试运生产人员配合完成下列工作项目： 1）汽水管道的吹扫和冲洗； 2）冷却水系统通水试验和冲洗； 3）真空系统灌水严密性试验； 4）油系统试运、调整和油循环，直至达到油质化验合格。 5、调节保安系统静态定值的整定和试验； 6、盘车装置的试验； 7、抽汽逆止阀与传动装置的调整试验；
8、配合热工、电气进行下列保护及联锁装置、远方操作装置的试验； 1）各电动阀门行程试验； 2）循环水泵出口电动门联动试验； 3）循环水泵相互联动试验； 4）凝结水泵相互联动试验； 5）射水泵相互联动试验； 6）低压缸喷水试验； 7）调节、保安系统试验； 8）冷却、调速、润滑等附属系统安装完毕，验收合格，分部试运情况良好； 9）与电气部分有关试验工作。 二、主、辅机及系统调试准备工作（分部试运） 1、汽轮机辅助设备试运行 （1）真空系统严密性检查合格，前、后轴封不送汽的情况下，应为0.045左右，抽气器工作时，本身的真空度应不低于设计值0.098。 （2）凝结水泵、循环水泵及有关系统试运完毕，能投入使用。 （3）润滑油系统和盘车装置均试运完毕，能投入使用。 （4）射水抽气器和射水泵均试运完毕，能投入使用。 （5）供轴封蒸汽和投入轴封抽汽器后，系统的真空应能保持正常的真空值（0.093以上）。 2、油系统的清洗与油质洁净处理方案 （1）油系统设备与管道的清洗 1）为了确保油系统（调速系统、调压系统、保安系统和润滑系统）在汽轮机运行中能正常工作，应对各系统中的设备（或部件）和管道进行彻底清洗。 2）油系统中的设备和部件全部解体清洗。 3）拆卸清洗时，要在拆卸前记好各零件的相对位置（如调节弹簧的压缩量或调节螺母旋入扣数等），并测量好各部间隙和尺寸，必
汽轮机调试大纲
CCW水泥公司余热发电(7.5MW) 汽轮机系统启动调试方案 批准： 审核： 编制： 大连易世达新能源发展股份有限公司 二0一0 年五月
目录 1目的 (4) 2编写依据 (4) 3 汽轮机设备及热力系统简介 (4) 3.1汽轮机本体简介 (4) 3.2机组的主要技术规范 (5) 3.2.1 汽轮机技术规范 (5) 3.2.2 调节保安系统技术规范 (6) 3.2.3 发电机技术规范 (6) 4调试范围 (7) 5.组织与分工 (7) 6试运调试条件 (8) 7 准备工作 (8) 8.调试项目和程序 (9) 8.1 汽轮机静止状态下的试验 (9) 8.2 汽轮机在空载状态下的调整与试验 (11) 9 整套启动及试运 (12) 9.1 冲转前的准备工作 (12) 9.2电动主汽阀前暖管：（与锅炉升压同时进行） (13) 9.3启动辅助油泵，在静态下对保安系统试验（见8.1）。 (13) 9.4暖管（到自动主汽门前） (13) 9.5启动凝汽系统抽真空 (14) 9.6冷态启动 (14)
9.7 带电负荷 (16) 9.8补汽投入 (16) 9.9 正常停机 (17) 9.10故障停机 (18) 9.11 凝汽器真空降低规定 (19)
1目的 汽轮机整套启动调试是安装工程的最后一个阶段，是由静态变为动态，冷态变为热态，建设转为生产的关键工程项目和重要环节。为了加强对本余热发电工程汽轮机整套启动调试工作的管理，明确调试工作任务和职责，规范调试项目和调试程序，使汽轮机整套启动工作有组织、有计划、安全、顺利地进行，特制订本方案。 2编写依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》； 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》； 2.5 《火电施工质量检验及评定标准》（调整试运篇） 2.6 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇） 2.7 《BN7.5-2.29/0.2型7.5MW补汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》。 3 汽轮机设备及热力系统简介 3.1汽轮机本体简介 汽轮机型式为单缸补汽凝汽式，其通流部分由一级单列复速级及十级压力级组成（其中末四级为全三维扭叶片）。 机组采用数字电-液调节系统（DEH）。调节系统主要由Woodward数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。 机组的保安系统采用冗余保护。除了传统的机械-液压式保安装置外，增加了电调装置、仪
汽轮机基础知识填空题(3)
301、管道与容器最常用的连接方式是_______。 答：法兰连接 302、阀门盘根接口应切成_______。 答：45° 303、凝汽器冷却水管在管板上的连接，通常采用较多的方法是_______。 答：胀管法连接 304、凝汽器的脏污主要是由于凝汽器换热管_______与含有杂物的循环水接触的结果。 答：内壁 305、凝汽器的定期清洗工作大多是在_______的情况下完成的。 答：不停机 306、在除氧器的_______及以上的检修中，必须安排进行对除氧器焊口的检查工作。 答：B级 307、汽轮机转子和汽缸在起停和变工况时，要承受热应力，同时还要承受_______。 答：工作应力 308、给水回热系统中的低压加热器连接在_______和给水泵之间，所承受的压力一般不超过4MPa。 答：凝结水泵
309、顶轴油泵出现异常噪音应检查泵吸油口流量是否足够；截止阀是否打开；_______是否堵塞。 答：滤油器 310、在凝汽器进行灌水试验时，必须加装临时支撑架以防止出现凝汽器的支撑弹簧受力过大而产生_______变形的问题。 答：塑性 311、在进行高压加热器的堵头焊接时，应将管板上焊口周围的平均温度保持在_______℃左右，以除掉潮气。 答：65 312、汽轮机无蒸汽运行超过_______min时，发电机应解列。答：3 313、热态启动，冲动前连续盘车不小于_______h。 答：4 314、纯凝工况下，汽轮机主蒸汽流量为_______t/h。 答：610 315、汽轮机真空系统严密性小于_______kPa/min。 答：0.4 316、汽机高压外缸、中压缸上、下温差超过_______℃不得启动。 答：50 317、高压内上内壁低于_______℃时，可停止盘车。
汽机技术基础知识问答
汽机技术基础知识问答 1、设置轴封加热器的作用？ 汽轮机运行中必然要有一部分蒸汽从轴端漏向大气，造成工质和热量的损失，同时也影响汽轮发电机的工作环境，若调整不当而使漏汽过大，还将使靠近轴封处的轴承温度升高或使轴承油中进水，为此，在各类机组中，都设置了轴封加热器，以回收利用汽轮机的轴封漏气。 2、汽轮机主蒸汽温度不变时主蒸汽压力升高有哪些危害？ 主蒸汽温度不变时，汽轮机主蒸汽压力升高主要有下述危害： （1）机组的末几级动叶片的工作条件恶化，水冲刷加重。 （2）使调节级焓降增加，将造成调节级动叶片过负荷。 （3）会引起主蒸汽承压部件的应力增高，缩短部件的使用寿命，并有可能造成这些部件的变形，以至于损坏部件。 3、汽轮机真空下降有哪些危害？ （1）排汽压力生升高，可用焓降减小，不经济，同时使机组出力降低；（2）排气缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动；（3）排汽温度过高可能引起凝汽器通关松弛，破坏严密性；
（4）可能使纯冲动式汽轮机轴向推力增大； （5）真空下降使排汽的容积流量减小，对末几级叶片工作不利。4、运行中对锅炉进行近视和调节的主要任务是什么? （1）使锅炉的蒸发量适应外界负荷的需要； （2）均衡给水并维持正常水位； （3）保持正常的汽压和水温； （4）维持经济燃烧。尽量减少热损失。提高机组的效率； （5）随时分析锅炉及辅机运行情况，如有失常及时处理，对突发的事故进行正常处理，防止事故扩大。 5、盘车运行中的注意事项有哪些？ （1）盘车运行或停用时，手柄方向应正确； （2）盘车运行时，应经常检查盘车电流及转子弯曲； （3）盘车运行时，应根据运行规程确保顶轴油泵系统运行正常；（4）汽缸温度高于200℃时，因检修需要停盘车，应按照规定时间定期盘动转子180°； （5）定期盘车改为连续盘车时，其投运时间要选择在第二次盘车之间；
C12-4.9-0.98汽轮机启动调试方案讲解
C12-4.9-0.98南京气轮机启动调试方案 1 编制依据 2 工程概述 3 机组整体启动试验项目 4 整体启动前应具备的条件 5 整体启动前的检查 6 下列情况禁止启动 7 整体启动程序 8 停机 9 事故预防及处理 10 汽轮机整体启动组织分工 1 编制依据 1.1 《C12—4.9/0.98型12MW抽汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》南京汽轮机股份有限公司； 1.2 《汽轮机运行规程》浙江春晖环保能源有限公司； 1.3 《火力工程调整试运质量检验及评定标准》电力工业部1996年版； 1.4 《电工业技术管理法规》电力工业部1980年版； 1.5 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》电力工业部1978年版； 1.6 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》修改和补充条文电力工业部1994年版； 1.7 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电力工业部1996年版； 1.8 《火电工程启动调试工作规定》电力工业部1996年版； 1.9 《电力建设施工及验收规范》电力工业部1996年版； 1.10《电力基本建设工程整套试运前质量监督检查典型大纲》电力工业部1996年版； 1.11《火电施工质量检验及评定标准（调整试运篇）》电力工业部1996年版。
2. 工程概述 一号汽轮机由南京汽轮机股份有限公司制造，型号为C12---4.9/0.98/2型抽凝式汽轮机。汽轮机为单缸，单抽. 冲动式汽轮机. 汽轮机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外，危急跳闸系统主要是检查所有要求跳闸信号的正确性，识别错误信号，并确保设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。汽轮机监视仪表是一个多通道监测系统，能连续不断的测量汽轮发电机组各种运行参数，显示汽机运行状态，并能在超出运行给定值的情况下发出警报信号和使机组跳闸。热力系统主要有主蒸汽系统、高低压给水系统、汽封系统、疏水系统、抽汽系统循环水系统等，其中主蒸汽系统、高低压给水系统、除氧系统及循环水系统为母管制；给水系统有两台高压给水泵，两台除氧器；抽汽管道上有安全阀可防止系统超压，从而保证了汽轮机的运行安全；油系统有主油泵、高压电动油泵、低压交流润滑油 泵、直流油泵. 。 . 1.主要技术数据 产品型号单位 C12—4.90/0.98/2 额定功率MW 12 最大功率MW 15 额定转速 r/min 3000 旋转方向顺汽流方向为顺时针 额定进汽压力及变化范围MPa 4.90（绝对）最高5.10 最低4.60 额定进汽温度及变化范围℃ 470 最高480 最低455 额定进汽量及最大进气量t/h 87/116 额定抽汽压力及调整范围MPa 0.981（绝对）0.785~1.275 额定工况抽汽温度℃305 额定抽汽量/最大抽汽量t/h 50/80 冷却水温正常℃20 最高℃33 额定排汽压力 KPa 5. 150 给水温度℃153.1 临界转速r/min 轴系临界转速1649, 汽轮机1430
汽轮机EH油系统讲解
2 高压抗燃油EH系统 2.1 供油系统 EH供油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成。 2.1.1 供油装置（见图1） 供油装置的主要功能是提供控制部分所需要的液压油及压力，同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。它由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油器。EH端子箱和一些对油压、油温、油位的报警、指示和控制的标准设备以及一套自循环滤油系统和自循环冷却系统所组成。 供油装置的电源要求： 两台主油泵为30KW、380VAC、50HZ三相 一台滤油泵为1KW、380VAC、50Hz、三相 一台冷却油泵为2KW、380VAC、50HZ、三相 一级电加热器为5KW、220VAC、50Hz、单相 2.1.1.1工作原理 由交流马达驱动高压柱塞泵，通过油泵吸入滤网将油箱中的抗燃油吸入，从油泵出口的油经过压力滤油器通过单向阀流入和高压蓄能器联接的高压油母管将高压抗燃油送到各执行机构和危急遮断系统。 泵输出压力可在0－21MPa之间任意设置。本系统允许正常工作压力设置在11.0～15.0MPa，本系统额定工作压力为14.5MPa。 油泵启动后，油泵以全流量约85 L/min向系统供油，同时也给蓄能器充油，当油压到达系统的整定压力14.5MPa时，高压油推动恒压泵上的控制阀，控制阀操作泵的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维护系统油压在14.5MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。 溢流阀在高压油母管压力达到17±0.2MPa时动作，起到过压保护作用。 各执行机构的回油通过压力回油管先经过3微米回油滤油器，然后通过冷油器回至油箱。 高压母管上压力开关 63/MP以及 63/HP、63/LP能为自动启动备用油泵和对油压偏离正常值时进行报警提供信号。冷油器回水口管道装有电磁水阀，油箱内也装有油温测点的位置孔及提供油作报警和遮断油泵的油压信号，油位指示器按放在油箱的侧面。 2.1.1.2供油装置的主要部件： 2.1.1.2.1油箱 设计成能容纳 900升液压油的油箱（该油箱的容量设计满足1台大机和2台 50％给水泵小机的正常控制用油）。考虑抗燃油内少量水份对碳钢有腐蚀作用，设计中油管路全部采用不锈钢材料，其他部件尽可能采用不锈钢材料。 油箱板上有液位开关（油位报警和遮断信号）、磁性滤油器、空气滤清器、控制块组件等液压元件。另外，油箱的底部安装有一个加热器，在油温低于20℃时应给加热器通电，提高EH油温。 2.1.1.2.2油泵 考虑系统工作的稳定性和特殊性，本系统采用进口高压变量柱塞泵，并采用双泵并联工作系统，当一台泵工作，则另一台泵备用，以提高供油系统的可靠性，二台泵布置在油箱的下方，以保证正的吸入压头。 2.1.1.2.3控制块（参见图2） 控制块安装在油箱顶部，它加工成能安装下列部件：
汽轮机调试方案培训讲学
莱钢银山型钢烧结机余热发电工程 汽轮机调试方案 编制：郭新国 编制单位：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司
1、施用范围： 本方案施用于青岛产12MW.BN12-1.9/0.3以及15MW.BN15-1.4/0.8型汽轮发电机组的调试。 2、编制依据 青岛产12WM.BN12-1.9/0.3型汽机试运方案依据电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）及青岛汽轮机厂产品说明书编制。 3、主要技术参数； 名称单位数值 1、主汽门前蒸汽压力Mpa 1.9正负0.2 2、主汽门前蒸汽温度℃345正负20 3、汽轮机额定功率KW 11574 4、额定工况排汽压力Mpa 0.0078 6、汽轮机额定转速r/min 3000 7、汽轮机临界转速r/min 1655 8、汽轮机轴承允许最大振动值mm 0.03 9、过临界允许最大振动值mm 0.10 10、汽轮机转向（从机头向机尾看）顺时针方向 11、危急遮断器动作转速r/min 3300-3360 12、危急遮断器复位转速r/min 3045±15 13、喷油试验时危急遮断器动作转速r/min 2920±30 4、汽轮机的调整、启动、试运行 4.1、主机启动前的整定试验工作 4.1.1、汽轮发电机组安装完毕，在投入生产前，应进行调整、启动、试运行，
未经调整试运行的设备，不得投入生产。 4.1.2 汽轮发电机组的设备调整、启动试运工作的一些要求，按制造厂规定及部颁的《汽轮机组运行规程》执行。 4.1.3 调整试运工作应达到下列要求： 4.1.3.1 检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造文件及本方案的要求。 4.1.3.2 检查各系统、设备的设计质量，应满足运行安全和操作、检修方便。 4.1.3.3 检查调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的规定。 4.1.3.4 吹扫和冲洗各系统，使之达到充分的洁净，以保证机组安全经济的投入运行。 4.1.4 汽轮发电机组整套启动前，应由安装单位完成下列工作项目，且必须有顾客有关人员参加。 4.1.4.1 汽水管道的吹扫和冲洗； 4.1.4.2 冷却水系统通水试验和冲洗； 4.1.4.3 油系统试运、调整和油循环。 4.1.4.4 调节保安系统静止状态的整定和试验； 4.1.4.5 盘车装置的试验； 4.1.4.7 配合热工、电气进行下列保护及联锁装置、远方操作装置的试验；4.2液压系统概述 本汽机有完善的调速系统、安全保安系统和润滑冷却系统。汽轮机稳定运行时，各系统用的压力油由汽轮机转子上的主油泵供给。静态调试和汽轮机启停时，则由电动高压油泵供油，另备一台直流电动油泵，供厂用电中断时，作冷却润滑油泵使用。
汽轮机基础知识(教材)
汽轮机基本概念、工作原理介绍 一、汽轮机运行基础知识 1、流体力学基础知识 一、流体的物理性质 1、流动性 流体的流动性是流体的基本特征，它是在流体自身重力或外力作用下产生的。这也是流体容易通过管道输送的原因 2、可压缩性 流体的体积大小会随它所受压力的变化而变化，作用在流体上的压力增加，流体的体积将缩小，这称为流体的可压缩性。 3、膨胀性 流体的体积还会随温度的变化而变化，温度升高，则体积膨胀，这称为流体的膨胀性。 4、粘滞性 粘滞性标志着流体流动时内摩擦阻力的大小，它用粘度来表示。粘度越大，阻力越大，流动性越差。 气体的粘度随温度的升高而升高，液体的粘度随温度的升高而降低。 二、液体静力学知识 1、液体静压力及其基本特性 液体静压力是指作用在液体内部距液面某一深度的点的压力。
液体静压力有两个基本特性： ①液体静压力的方向和其作用面相垂直，并指向作用面。 ②液体内任一点的各个方向的静压力均相等。 2、液体静力学基本方程 Ｐ＝Ｐa＋ρgｈ 式中Pa----大气压力ρ-----液体密度 上式说明：液体静压力的大小是随深度按线性变化的。 3、绝对压力、表压力和真空 ①绝对压力：是以绝对真空为零算起的。用Pj表示。 ②表压力（或称相对压力）：以大气压力Pa为零算起的。用Pb 表示。 ③真空：绝对压力小于大气压力，即表压Pb为负值。 绝对压力、表压力、真空之间的关系为： Pj=Pa+Pb 三、液体动力学知识 1、基本概念 ①液体的运动要素： 液体流动时，液体中每一点的压力和流速，反映了流体各点的运动情况。因此，压力和流速是流体运动的基本要素。 ②流量和平均流速： 假定流体在流过断面时，其各点都具有相同的流速，在这个流速下所流过的流量与同一断面各点以实际流速流动时所流过的流量
25MW机组汽轮机调试方案
一、汽轮发电机组启动试运前现场必须具备的条件： 1、汽机厂房内场地平整，道路及消防通道畅通无阻。 2、试运范围内的悬空脚手架已全部拆除，卫生环境已清理干净，现场的沟道及孔洞齐全，有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。 3、现场有足够的消防器材，消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。 4、现场应有完善的正式照明，事故照明系统安全可靠，并处于备用状态。 5、凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善，积水能迅速排至厂外。 6、电话等通讯设备安装完毕，满足试运时使用。 二、汽轮发电机组启动试运前应具备的条件： 1、所有设备及系统按设计要求安装完毕，安装记录齐全，经有关人员验收合格。 2、各系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验，试验结果必须合格。 3、完成所有的应保温设备及保温工作。 4、各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠，能满足运行要求。 5、基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。 6、电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。 7、具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。 8、各液位计算好最高、最低各正常工作位置。 9、所有传动机械按要求加好润滑油，并且油质、油位正常。 10、各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全、并经调整校验正确。 11、各阀门持牌编号，注明名称各开关方向。 12、有符合本机组特点及系统的并经有关领导批准的运行规程，运行人员经考试合格，并能迅速的进行实际操作。 三、汽轮机冲转应具备的条件： 1、化学水系统正常运行，能够提供足够的合格的除盐水。
2、化学水补水管路、凝水管路、高加疏水管路冲洗完毕，并验收合格。 3、主蒸汽、汽封送汽、抽汽管路冲洗完毕，并验收合格。 4、真空系统灌水严密试验合格。 5、各附属机械的分部试运完毕合格。 6、油系统的分部试运完毕合格。 7、抽真空试验合格。 8、调节系统及保安系统的静止状态试验合格。 9、盘车装置的调整试验完毕。 10、配合DCS控制、电器进行的有关保护、联锁、信号音响装置、运行操作装置传动试 验完毕。 11、准备好转速表、听针、钩扳手、记录表格、震动表等。 12、现场应具有符合实际的汽水、油系统等系统图。 13、运行人员和安装人员应有明确的分工和岗位责任制，处理缺陷要及时迅速。 14、联系电气人员对各电机绝缘进行测试，经测试合格；及其各电动门电机的绝缘均测量合格。 15、联系热工仪表，送上所有显示、保护、连锁装置的电源。 四、汽轮发电机组的整套启动： 1、冲车前的检查： （1）按本机组运行规程的要求，对设备及系统各部套进行全面详细检查，确认已经具备试运行条件。 （2）电气、热工人员检查电气部分、DCS控制是否正常。 （3）检查主蒸汽、疏水系统，开启主截汽阀前后疏水总门，电动主气阀前后疏水总阀，高、中压调节气阀后疏水。 （4）检查抽汽及其疏水系统，开启各低加进气门、进水门，开启各低加疏水门。 （5）检查凝结水、水控及补水系统，将凝汽器热水井用除盐水补充到水位计的2/3左右。
汽轮机液压调节系统
汽轮机液压调节系统 目录 第一章系统介绍 第二章 EH系统 第一节概述 第二节主要技术参数 第三节供油系统 第四节执行机构 第五节危急遮断系统 第六节检修工艺 第七节EH系统的故障及处理 第三章主汽阀和调速汽阀第一节概述 第二节高压主汽阀 第三节高压调节汽阀 第四节中压主汽阀 第五节中压调节阀 第六节故障及处理方法 第四章保安系统 第一节保安系统 第二节危急遮断器 第三节危急遮断油门 第四节手动停机解脱阀 第五节注油压出试验
第一章系统介绍 一、要求 汽轮机运行对调节系统的要求是：当外部系统负荷不变时，保持供电的频率不变；当外部系统负荷变化时，迅速改变汽轮机组的功率，使其与系统的变化相适应，维持供电频率在允许范围内变化（一次调频）；当供电频率超出或将要超出允许变化范围时，应能将其调整至变化范围之内（二次调频）；当机组甩负荷时，保证机组动态转速不超过最大允许值（3300）；能适应机组各种启动、停机工况，并在设备故障时限制机组的负荷。 1、机组启动特点及对调节的要求 机组启动采用中压缸冲转启动方式，当机组负荷达到额定功率的20时，中压调节阀的开度为100，当机组负荷大于额定功率的20时，中压调节阀保持全开状态。当负荷达到额定功率的15时，高压缸调节阀开始打开，在三个高压缸调节阀全开时，负荷达到额定功率的35左右，在负荷为额定功率的35-91时，机组滑压运行，高压调节阀保持三个全开；当负荷大于额定功率的91时，机组转入定压运行，第四个调节阀逐渐开大，直至额定负荷。 2、参加调频 为使机组能参加一次调频，在定压运行范围内当供电频率变化时调整调节阀的开度；在滑压运行时，当外系统负荷变化，能调整进汽参数，以使机组功率与外负荷相适应。 为使机组能参加二次调频，调节系统内设置类似同步器的机构，通过它可人为的改变调速汽门的开度或蒸汽压力。 二、组成和功能 电液调节系统由电子调节装置和液压执行机构两部分组成。调节装置根据机组运行状态和外系统负荷变化的要求发出调节信号，经调节、放大，转换成可变的控制电流，送至电动液压放大器，转换成液压控制信号，经过油动机的二次液压放大，控制调节阀的开度。它可以满足启动、调频、负荷调度、甩负荷和停机等各种运行工况。 系统主要组成部件： 1、电动液压放大器（伺服阀） 接收电子调节装置的指令信号，送至液压控制系统，改变调节阀的位置。它由二级放大组成，第一级将控制电流信号放大成液压信号，第二级将由第一级产生的液压信号进一步放大，以便提供移动调节阀所需的作用力。 动作原理 接收电子调节装置的指令信号，送入服阀马达线圈，线圈动作控制进入油动机的油量，改变油动机的行程。 2、油动机 油动机亦称伺服马达，是功频电液调节系统的执行机构。每个进汽阀与各自的