汽轮机主机保护调试中应注意的问题
黔北发电厂工程分为两期，一期是4×125MW机组，汽轮机系上海汽轮机厂生产N125--13.24/535/535 型超高压中间再热冷凝式汽轮机，汽轮机安全监视系统TSI为美国本特利公司的3300保护系统；二期是4×300MW机组，汽轮机系东方汽轮机厂生产N300-16.7/537/537-8（合缸）亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机，TSI为本特利公司的3500保护系统。根据多年经验该保护装置监测和动作可靠，要提高保护装置的正确动作率，最关键的是监测数据的真实和准确，为满足这一要求，对探头的安装和调试就非常重要。现对汽机本体上的主要保护及探头调试中的一些经验作简要介绍。
1.超速保护
汽轮机是高速转动的设备，转动部件的离心力与转速的平方成正比，当汽轮机转速超过额定转速的20%时，离心应力接近额定转速下应力的1.5倍，此时转动部件将发生松动，同时离心力将超过材料所允许的强度极限使部件损坏，为此，汽轮机均设置超速保护装置，它能在汽轮机转速超过额定转速的10-12%时动作，迅速切断汽轮机进汽停机。保护用转速探头一般安装在机头和机尾，用于监测和保护。
1.1测量原理与安装
转速探头一般使用8mm涡流传感器（或磁电式探头），根据涡流效应原理工作，探头的端面对着测速齿轮盘的齿，齿轮盘随汽机主轴转动时，每转动一齿，探头输出一个脉冲，测量单位时间内通过的脉冲数就可计算出汽机的转速。安装时可用盘车装置轻微调整齿轮盘的旋转角度，使齿顶正对转速探头。使用塞尺调整探头与被测面的距离为1.3mm或前置器输出10V 左右。
1.2转速测量系统的调试
电涡流传感器安装调试时要求平均间隙加上振动间隙亦即总间隙应处在线性范围内，否则，在非线性段的灵敏度变化将带来测量上的误差和波形失真。一般来说，平均间隙选在线性段的中点。在实际工作中，由于平均间隙的测量是在冷态静止时进行的，往往与实际运行工况相差较大，实际上探头要么经常被磨损、打坏，要么超出测量范围，使转速监测失去了应有的作用，严重影响机组的安全。
影响转速测量的因素：
（1）测速齿轮盘装设在小轴最前端，延伸于前轴承外的悬臂粱结构。最前端小轴直径约12mm，正是这一结构，使得测速齿轮部位的状态受汽机主轴的影响较大，小轴松动，或悬臂端质量不平衡，都会使测速齿轮处晃度过大，影响测量精度，甚至打坏探头。
（2）有的机组测速齿轮盘较薄约10mm，探头直径也只有8mm，胀差稍大时，探头中心偏离测速齿轮盘中心，就会测不到转速或转速出现较大偏差，超速保护不能正常投入，特别是开机时，很危险。
（3）转子质量不平衡和热弯曲，也会使测速齿轮处晃度增大，摩擦或打坏探头。
（4）在开机过程中，由于轴封汽温度过高或送入时间过长，引起轴承座和轴颈温度升高，从而引起转子中心升高，探头与测速齿间间隔减小。
（5）由于油膜的形成和转子旋转时，转子一般要抬高0.25mm左右。另外，转子的静挠度反映在测速齿轮处一般不超过0.05mm。
因此，考虑到上述因素，可适当调大探头原始间隙，但要注意不能偏离线性范围，建议调整值为 1.8～1.9mm，这是在机务部分没有问题的情况。对测速齿轮盘较薄，转子已发生弯曲，轴系振动较大的机组，可以考虑选用线性范围更大的磁电式探头，间隙可调整为2mm左右，但在低转速时会受到影响。根据二十五项反措要求，为防止机组超速断轴，在机组前（机头）后（励磁机后）都必须设有轴系转速监视，还必须设有就地和远传（机组负荷调整也需要有频率）。为防止机组误动，保护的出口采用三取二方式。
2 轴振大保护
汽轮机是将蒸汽的热能转变为机械能，并通过与之联接的发电机，将机械能转变为电能，因此汽轮—发电机轴系是整个机组的核心部件。由于轴系受力复杂，蒸汽参数变化较大，随着机组转速的不断提高和负荷的不断增加，机组振动都有较大的变化，如果振动失去控制，将会因振动过大而损坏设备，引起一系列事故的。
2.1 振动的测量原理
轴承振动的测量一般采用非接触的涡流传感器，测量的是转子轴表面相对于涡流传感器探头间的间隙变化，因此又称作相对振动。传感器与被测量表面的间隙变化，通过涡流效应原理，输出信号到前置器，前置器再输出一个是正比于该间隙变化的电压到仪表显示振动值。每处有2只传感器，与水平面的夹角分别为45℃和135℃。对于轴承座，可以通过接触式的惯性速度传感器测量振动的变化速度，或者通过接触式的压电加速度传感器测量振动变化的加速度，将测量的振动速度值和加速度值通过积分变换成位移量。测量的振动变化速度和加速度都是相对于大地这一参照系的，因此又称作绝对振动测量。
2.2 振动探头的安装
涡流传感器安装是调整传感器前端面与被测面表面的距离，使间隙处在传感器线性范围之内。一般来说，平均间隙应选在线性段的中点，在平均间隙两边容许有最大的动态振幅。调整时需将传感器探头接到前置器上，给前置器提供一个电源，然后松开探头紧固螺母，调整探头并测量前置器输出电压在传感器特性曲线线性中点附近（一般间隙调整为1.3mm或前置器输出10V 左右）。
2.3 振动测量系统的调试
无论是对TSI系统进行模件调试，还是在进行汽机保护传动的过程中，都需要模拟前置器送过来的现场振动信号，以检验TSI系统模件及其内部逻辑组态和继电器回路的正确性。通过改变频率信号的交流电压幅值来仿真汽机轴系的振动幅度，这样就可定量模拟出某个振动的报警值、保护值。
2.4 键相及振动相位
键相虽没有带保护，但它也是振动测量的一个重要参数，它给出的是转子振动高点在圆周中的位置（即相位），为后期轴系振动的处理提供依据，键相的测量就是通过在被测轴上设置一个凹槽，称键相标记。当这个凹槽转到探头位置时，相当于探头与被测面间距突变，传感器会产生一个脉冲信号，转子每转一圈，就会产生一个脉冲信号，产生的时刻表明了轴在每转周期中的位置。振动相位通常是指基频信号相对于转轴上某一确定标记(键相)的相位差，一般指振动高点滞后键相脉冲的角度。
2.5 偏心
偏心实际就是大轴晃动，反映的是大轴弯曲的程度，它也是很重要的监视参数，特别是开机时，偏心不合格是不能冲转的。根据二十五项重点反措，大轴晃
动值不能超过原始值的±0.02mm，否则不能开机。偏心的测量一般设在高中压转子前端，由于以前没经常用或叫法不一样，没有引起重视，它与大轴晃动反映的是同一个参数，只是装的位置和测法不同，大轴晃动设在高中压转子后端，人工测量；偏心可以在线监测，因此，更为方便、准确。要说明的是：在冷态校验时，要核对两者的差值，方便以后比较。东汽300MW 机组这两个值是相等的。
3 轴向位移大保护
轴向位移是指汽轮机转子在轴向相对于推力轴承（转子死点）的位置或位移的变化，尽管大型机组采用了汽缸对置布置、平衡鼓、平衡孔等措施，但仍然有部分殘余推力需要推力轴承来平衡，轴向推力过大、推力轴承磨损、推力轴承缺油都会使轴向位移发生变化，过大的轴向位移会使汽轮机动、静部分发生碰磨，从而引发事故。
3.1 轴向位移的测量原理与安装
轴向位移监测器的传感器为两支趋近式涡流传感器，被测表面为汽轮机大轴推力盘附近的轴肩, 当大轴发生轴向位移时，探头与被测表面距离发生变化，此时前置器的输出电压也发生变化并且与变化距离成一一对应关系，监测器接收前置器信号转换为位移量进行显示。根据轴向位移量，即可判断汽轮机大轴相对于推力轴承的轴向位置，也可以判断推力瓦块的磨损情况。轴向位移保护采用二取一方式出口，防止拒动。在安装轴向位移探头之前，推力轴承应检修完成，汽轮机的推力间隙已测定，推力轴承应装复。
3.2 位移测量系统的调试
调试时将转子先推向工作面，再推向非工面，复查推力间隙，应与检修装复时相吻合，再将转子推向工作面，轴向位移值应为推力间隙值的一半。例如某汽轮机推力间隙为0.40mm，此时靠近工作面的轴向位移值应是正的0.20mm。保护的定值要依此安装方式而定。需要强调的是：
（1）赶轴时，应赶到位，正负方向都应推足。要反复来回赶轴，检查间隙是否始终一致。
（2）检验时，将TSI系统投入，在显示器上可以直接读出轴向位移值。例如上例，向正方向推足时，轴向位移值应是正的0.20mm，向负方向推足时，轴向位移值应是负的0.20mm。两值的绝对值总和，即是推力间隙，应和实际的推力间隙一致。
4 高、低缸胀差大保护
胀差是指汽缸与转子间分别发生的热膨胀的差值。通常大型汽轮机高中外缸以#2轴承座猫爪为死点向前膨胀，高中内缸以外缸中部固定环为死点前后膨胀。低压外缸以低压外缸座架前部横销为死点向后膨胀，低压内缸以低压内缸底部横销为死点前后膨胀。转子以推力盘为死点，沿轴向前后膨胀。转子轴向膨胀量大于汽缸膨胀量，称为正胀差，反之称为负胀差。不管是正胀差，还是负胀差，过大都会使汽轮机动、静部分发生碰磨，引发事故。
4.1 高、低缸胀差的测量原理与安装
胀差实际上是一个相对值，它是以汽缸为基准，转子相对于汽缸发生热膨胀位移的大小，因此也可以利用涡流传感器来测量，根据间隙电压的变化可以测量胀差。高缸胀差一般装在高中压前轴承箱内，并固定在前轴承上，开机时，由于汽缸的膨胀会推动前轴承向前移动，测量探头又固定在前轴承上，探头也随前轴承一起移动，所以此时测出来的间隙，应是转子相对于汽缸的位移，是一个相对值。停机时，与上述相反。低缸胀差装在低压缸后轴承箱内，其测出来的值是
相对值还是绝对值，取决于后轴承箱与低压缸的连接方式，如果后轴承箱与低压缸相连，低压缸受热向后膨胀，后轴承箱会随低压缸的膨胀一起移动，这时测出来的胀差值是转子相对于低压缸的相对值，如果后轴承箱与低压缸不相连，而是一个独立轴承，低压缸受热膨胀，轴承箱不随低压缸的膨胀一起移动，这时测出来的胀差值只是转子自身热膨胀的值。
4.2 高、低缸胀差的调试
高、低缸胀差的调试与轴向位移相同，也可以同时调试。要强调的是：
（1）在冷态调试时，调试完后与轴向位移的关系，调试完后低缸胀差与轴向位移数值相同，方向也相同，高缸胀差与轴向位移数值相同，方向相反。
（2）由于高、低缸胀差行程较大，在做传动试验时，必须全行程做完，建议超出行程1mm左右。在以前的机组运行中，曾经出现过低缸胀差偏大，机组被迫降负荷运行，后停机检查做传动试验时，发现测量值在6 mm以上线性度就变差，出现了非线性变化，显示值大于实际间隙，带来测量误差。
（3）汽缸在热态时，如需更换探头，由于汽缸未冷，零位不能锁定，为不因调整探头而影响开机，此时，应查前几次的停机记录，根据同缸温下的胀差进行调整，基本上和冷态调整后的真实数据差别不大，能满足保护要求，但这仅限于同一大修间隔内。
5 瓦温高保护
瓦温高是防止轴承温度过高，使轴瓦磨损或烧坏，拉坏轴颈或发生动静碰磨，而引发事故。早期的轴承温度高保护是在轴承回温管上或轴承顶部油杯上加热电阻测点来测量，这种方法：一是测量不准，延迟保护的动作，因为瓦温高后，需要润滑油将温度带出，如润滑油回油或油杯翻油不畅，都会影响测量的真实性，往往是发现回油温度高时，轴瓦已经被烧；二是容易误动，如在巡检、卫生清扫或附近工作时，很容易将水银温度计碰坏，电接点温度计则易受振动影响，容易发生接点抖动而造成保护误动。
引起瓦温高的原因：主要有油压过低，进油管堵塞，造成轴承供油不畅或断油；轴与轴瓦的接触较差，发生干摩擦与半干摩擦，形不成油膜；轴承载荷过重，顶轴油泄漏，油膜形成困难。
注意：（1）每一径向轴承块瓦的温度测点最好不低于两个，一方面可以用一个作为备用测点，另一方面还可以设为两个测点值相与，防止误动。
（2）瓦温测点宜设在靠轴承箱内侧，有空间位置一侧，揭开轴承盖就能更换，测点固定时不宜用胶或其它粘结性物质固定，不便拆卸。应采用压板式并在内部加装弹簧固定，这样拆卸方便。测点的开孔深度要统一并能快速反映瓦温的变化，如果深浅不一，则对瓦温的变化不易判断且保护定值的设置会出现困难。
（3）盘车前，先测顶轴高度，检查各轴承的载荷分配情况。盘车后，应重点监视轴瓦温度，根据经验此时的轴瓦温度若超过70℃，轴瓦是有问题的，应揭开检查。
6 低油压保护
低油压保护也是汽轮机的重要保护之一，但重点是在电气保护，需专题研究，已有很多专家作了论述，例如《电力安全技术》2004 年第 10 期田丰老师的<汽轮机润滑油低油压保护探讨>，本处不再赘述。
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
XXXXXXXXXX公司热能中心节能降耗 技改工程 汽轮机监视系统及汽轮机保护系统调试案编写： 审查： 审批： XXXXX技术服务有限公司
2011年9月 目录 1 设备系统概述 (1) 2 编制依据 (1) 3 调试目的及围 (2) 4 调试前具备的条件 (3) 5 调试法及步骤 (5) 6调试的控制要点及安全注意事项 (8) 7 调试质量验收标准 (8) 8 调试组织与分工 (8) 9调试仪器............................................................................. 错误!未定义书签。10附录.................................................................................. 错误!未定义书签。
1设备系统概述 1.1系统简介： 汽轮机监视仪表系统（TSI）由市厚德自动化仪表公司供货。TSI装置采用HZD8500D监控保护系统，8500D 旋转机械保护系统系统机箱左下四个槽位依次为系统电源2 个和8 位继电器模块2 个，其它槽位可安装功能模块，16 位继电器模块建议靠右放。系统采用双路冗余式电源，通讯控制模块采用32 位嵌入式处理器、7 英寸触摸显示屏，其运行速度快、工作可靠，采用图形用户界面，操作简单、友好便。 ETS即汽轮机危急遮断系统，它接受来自TSI系统或汽轮发电机组其它系统来的报警或停机信号，进行逻辑处理，输出报警信号或汽轮机遮断信号。为了使用便运行可靠，采用DEH 一体化进行逻辑处理。该装置能与DEH系统融为一体，满足电厂自动化需求。 1.2系统功能简介： 汽机TSI主要监视参数有：轴向位移、偏心、键相、轴振、缸胀等。机组TSI输出的跳闸信号送入ETS中，报警信号和模拟量信号送入DCS、DEH（505控制器）。 ETS系统的相关设备主要包括保护柜，信号采样元件等。ETS逻辑还具有首出记忆功能，汽机保护紧急跳闸功能。 2编制依据 a) 《防止电力生产事故的二十五项重点要求》国能安全[2014]161号。 b) 《电力建设施工技术规第4部分：热工仪表及控制装置》DL 5190.4—2012 c) 《电力建设施工质量验收及评价规程第4部分：热工仪表及控制装置》DL/T 5210.4—2009。 d) 《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T 5295—2013。 e) 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437—2009。 f) 《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》DL/T 659—2006。 g) 《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T 774—2015。 h) 《火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程》DL/T 1012—2006。 i) 设计单位提供的有关I/O清册、汽轮机生产厂家提供TSI、ETS设计说明书、机柜接线图等技术资料。
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
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；
第十章汽轮机调节、危急保安系统 第一节液压油系统 汽轮机液压油系统用于向汽轮机调节系统的液力控制机构提供动力油源，还向汽轮机的保安系统提供安全油源。液压油系统的工质是磷酸脂抗燃油。不同机组，调节系统和安全系统采用的压力有所不同，如哈尔滨汽轮机厂亚临界600MW汽轮机组采用的液压油压力为14.48MPa,东芝亚临界600MW机组采用的液压油压力为11.2MPa)。可见，不同制造厂，采用的系统布置和选用工质参数也有所不同。 液压油系统主要包括液压油箱、液压油供油系统（去汽轮机调速系统和安全系统）、液压油冷却系统以及液压油再生（化学处理）系统。图10－1－1是汽轮机液压油系统的流程示意图(东芝亚临界600MW机组)。 该系统的主要设备和部件有液压油箱（容量为3200L）、油泵、冷却油泵、再生油泵、蓄压器、滤网等，都组装在一起，其间通过管道相连接。1．液压油箱 液压油箱注油口处设有一个注油滤网(过滤精度为3μm),油箱上还设有磁性液位指示器和高低液位、最低液位报警接点，以及温度测量仪表（温度计、热电偶）。 2．液压油供油系统 液压油供油系统配有两台100%额定容量的电动高压柱塞泵（流量可调）。泵内设有压力调节器，可通过调整柱塞的行程来改变油泵出口处的流量，并保持其出口油压为定值（12MPa）。液压油泵出口处的高压油经液压母管向汽轮机调速系统供油。 柱塞油泵出口管道上装有： （1）形滤网精度3μm，备有堵塞指示器； （2）全/电磁旁路阀安全阀的压力整定值为13.5MPa,该阀也可作为(电磁)旁路阀使用,即在液压油供油系统投运初期,柱塞泵出口的高压油 经该旁路阀流回油箱,系统如此循环,借以提高油温； （3）蓄压器装在柱塞泵出口液压油母管上，用以确保在调速系统的油动机动作时使液压油系统仍能维持其正常的工作压力。蓄压器的容
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
第四章调节保安系统 4.1 概述 汽轮机调节保安系统是保证汽轮机安全可靠稳定运行的重要组成部分。本机组采用新型的高压抗燃油数字电液控制系统（Digtal Electro－Hydraulic Control）。 我公司采用东方汽轮机厂的汽轮机DEH，此种保安系统已经应用到多台大容量机组，有长时间的运行经验。本机组的调节保安系统按照其组成可划分为低压保安系统和高压抗燃油系统两大部分。高压抗燃油系统由液压伺服系统、高压遮断系统和抗燃油供油系统三大部分组成。 本机组的调节保安系统满足下列基本要求： 1. 汽轮机挂闸； 2. 适应高、中压缸联合启动的要求； 3. 适应中压缸启动的要求； 4. 具有超速限制功能； 5. 需要时，能够快速、可靠的遮断汽轮机进汽； 6. 适应阀门活动试验的要求； 7. 具有超速保护功能； (1)、机械式超速保护： 动作转速为额定转速的110％～111％（3300～3330r/min），此时危急遮断器的飞环击出，打击危急遮断器装置的撑钩，使撑钩脱扣，机械危急遮断装置连杆使高压遮断组件的紧急遮断阀动作，切断高压保安油的供油，同时将高压保安油的排油口打开，泄掉高压保安油。快速关闭各主汽、调节阀，遮断机组进汽。 (2)、DEH电超速和TSI电超速保护： 当检测到机组转速达到额定转速的111％（3330r/min），发出电气停机信号，使主遮断电磁阀（5YV、6YV）和机械停机电磁阀（3YV）中的电磁遮断装置动作，泄掉高压保安油，遮断机组进汽。同时DEH又将停机信号送到各阀门遮断电磁阀，快速关闭各汽门，保证机组的安全。 4.2 抗燃油系统 随着机组的容量的增大、参数的提高，汽轮机的主汽门及调门均向大型化发展，迫切要求增大开启主汽门及调门的驱动力以及提高高压控制部件的动态灵敏性。所以，采用具有高品质、良好抗燃性能的液压油以及减小各液压部件间的动、静间隙等方法来保证整个机组的安全运行。 EH供油系统的功能是提供高压抗燃油，并由它来驱动伺服执行机构，该执行机构响应从DEH控制器来的电指令信号，以调节汽机各蒸汽阀开度。本机组采用高压抗燃油是一种三芳基磷酸脂化学合成油，密度略大于水，它具有良好的抗燃性能和流体稳定性，明火试验不闪光温度高于538℃。此种油略具有毒性，常温下粘度略大于汽机透平油。 本机组电液控制的供油系统由安装在座架上的不锈钢油箱、有关的管道、蓄压器、控制件、两台EH 油泵、两台EH油循环泵、滤油器以及热交换器等组成。一台EH油泵投运时，另一套即可作为备用，如果需要即可自动投入。当汽轮机正常运行时，一台EH油泵足以满足系统所需的用油量，如果在控制系统调节时间较长时（如甩负荷）、部分蓄压器损坏等原因导致EH系统油压降低的情况下，第二套油泵（备用油泵）可以立即投入，以保证机组EH油系统压力正常。 系统工作时由马达驱动高压柱塞泵，油泵将油箱中的抗燃油吸入，供出的抗燃油经过EH控制块、滤油器、逆止阀和安全溢流阀，进入高压集管和蓄能器，建立14.2±0.2MPa的压力油直接供给各执行机构以及高压遮断系统以及小汽机的执行机构，各执行机构的回油通过压力回油管先经过回油滤油器然后回至油箱。安全溢流阀是防止EH系统油压过高而设置的，当油泵上的调压阀失灵等原因发生油系统超压时，溢流阀将动作以维持系统油压。
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
汽轮机调节保安系统培训教材 汽轮机调节保安系统是保证汽轮机安全可靠稳定运行的重要组成部分。 机组采用高压抗燃油数字电液控制系统（Digtal Electro－Hydraulic Control，简称DEH或D-EHC）。DEH与传统的机械液压调节相比，极大的简化了液压控制回路，不仅转速控制范围大、调整方便、响应快、迟缓小和能够实现机组自启停等多种复杂控制，而且提高了工作可靠性，简化了系统的维护和维修。 21.1概述 调节保安系统是高压抗燃油数字电液控制系统（DEH）的执行机构，它接受DEH发出的指令，完成挂闸、驱动阀门及遮断机组等任务。 二期与一期一致采用东方汽轮机厂的汽轮机调节保安系统，机组的调节保安系统按照其组成可划分为低压保安系统和高压抗燃油系统两大部分。高压抗燃油系统由液压伺服系统、高压遮断系统和抗燃油供油系统三大部分组成，机组的调节保安系统满足下列基本要求： 1)汽轮机挂闸； 2)适应高、中压缸联合启动的要求； 3)适应中压缸启动的要求；
4)具有超速限制功能； 5)需要时，能够快速、可靠的遮断汽轮机进汽； 6)适应阀门活动试验的要求； 7)具有超速保护功能； 机械式超速保护： 动作转速为额定转速的110％～111％（3300～3330r/min），此时危急遮断器的飞环击出，打击危急遮断器装置的撑钩，使撑钩脱扣，机械危急遮断装置连杆使高压遮断组件的紧急遮断阀动作，切断高压保安油的供油，同时将高压保安油的排油口打开，泄掉高压保安油。快速关闭各主汽、调节阀，遮断机组进汽。 DEH电超速和TSI电超速保护： 当检测到机组转速达到额定转速的111％（3330r/min），发出电气停机信号，使主遮断电磁阀（5YV、6YV）和机械停机电磁阀（3YV）中的电磁遮断装置动作，泄掉高压保安油，遮断机组进汽。同时DEH又将停机信号送到各阀门遮断电磁阀，快速关闭各汽门，保证机组的安全。 21.2液压伺服系统 液压伺服系统主要由油动机、阀门操纵座以及电液伺服阀、LVDT等组成。主要实现控制各阀门的开度、作用阀门快关等功能。 机组共设置有两个主汽阀油动机；四个主汽调节阀油动
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
/ 型60MW 抽汽式汽轮机调节保安系统的调整与试验2调节保安系统的主要技术规范
抽汽式汽轮机调节系统米用数字电液调节系统（简称DEH）,米 用DEH系统将比一般液压系统控制精度高，自动化水平大大提高，热电负荷自整性也高，它能实现升速（手动或自动），配合电气并网，负荷控制（阀位控制或功频控制），抽汽热负荷控制及其他辅助控制，并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等。能使汽轮机适应各种工况并长期安全运行。 3. 1 基本原理 并网前在升速过程中，转速闭环为无差控制，505E控制器将测量的机组实际转速和给定转速的偏差信号经软件分析处理及PID运算后 作为给定输入到阀位控制器并与油动机反馈信号比较后将其偏差放大成电流信号来控制电液驱动器及调节阀门开度，从而减少转速偏差，达到转速无差控制，当转速达到3000r/min时，机组可根据需要定速运行，此时DEH可接受自动准同期装置发出的或运行人员手动操作指令，调整机组实现同步，以便并网。 机组并网后，如果采用功率闭环控制，可根据需要决定DEH使机组立即带上初负荷，DEH实测机组功率和机组转速作为反馈信号，转速偏差作为一次调频信号对给定功率进行修正，功率给定与功率反馈比较后，经PID 运算和功率放大后，通过电液驱动器和油动机控制调节阀门开度来消除偏差信号，对机组功率实现无差调节，若功率不反馈，则以阀位控制方式运行，即通过增加转速设
定，开大调节汽阀，增加进汽量达到增加负荷的目的。在甩负荷时，DEH自动将负荷调节切换到转速调节方式。机组容量较小时建议可不采用功率闭环控制。 在机组带上一定电负荷后可根据需要带热负荷时可以投入抽汽控制。DEH控制器根据机组工况图对机组电负荷及抽汽压力或流量进行自整控制。 3. 2 DEH系统组成 3．2．1 机械超速保安系统（详见5。1） 3. 2. 2 主汽门自动关闭器及控制装置（启动阀） 主汽门能够实现远程控制及现场手动。功能结构图如下，启动阀控制主汽门执行机构（主汽门自动关闭器）上下动作进而控制主汽门开启。启动阀的动作可手动也可通过伺服电机控制，同时启动阀可对机组挂闸（机械超速复位），在正常运行时安全检查油将启动阀左部切换阀压下，接通启动油路开启主汽门； 在停机时将安全油泄露掉，切换阀切断启动油，并泄掉自动关闭器的油腔室中的油，使主汽门快速关闭。活动滑阀可在机组运行时在线活动以防其卡涩。具体控制可由热工继电器回路实现，也可由DCS软伺放实现，为确保机组安全，在停机后控制启动阀电机反向旋转（即退回启动阀）关闭主汽门。以防事故后挂闸主汽门突然打开造成机组转速飞升。 3. 2. 3 伺服执行机构，主要包括电液驱动器，油动机（两套） 电液伺服阀为动圈式双极型位置输出（积分型），作为油动机的先导机构拖动错油门控制油动机活塞动作。油动机错门与电液伺服阀通过杠杆机械半刚性连接。同时原错油门下的单向阀保留，在保安系统遮断状况下，事故油仍可关闭油动机。 电液伺服阀是汽轮机电液控制系统设计的关键电—位移转换元件，它能把微弱
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
实用标准文案 N55-8.83型 55MW凝汽式汽轮机调节保安系统说明书 制造单号：C164-2
COMPILING DEPT.： 编制部门：自控中心 COMPILED BY： 编制：刘祥平 2007.04 CHECKED BY： 校对：周文龙 2007.04 REVIEWED BY： 审核： APPROVED BY： 审定： STANDARDIZED BY： 标准化审查： COUNTERSIGN： 会签： RATIFIED BY: 批准：
目次前言 一供油系统 二液压调节保安系统 三机组启动前的调整和试验 四机组启动时的调整和试验 五主要液压部套的工作原理和结构 六附图 附件一系统的油冲洗 附件二使用及维护说明
前言 1 N55-8.83型汽轮机采用数字电液调节系统，电调装置（DEH）的说明有专用的文件叙述，因此本说明书仅叙述与该电调装置相配的主汽门油动机、高压调门油动机及液压保安部套等的结构、工作原理，供电厂设计、调试和运行编制技术文件时参考。 2 本说明书中的压力单位MPa均为表压。
一供油系统 机组的供油系统由四台油泵组成，它们是： ●由汽机主轴直接驱动的主油泵； ●由交流电动机驱动的高压交流油泵； ●由交流电动机驱动的交流润滑油泵； ●由直流电动机驱动的直流润滑油泵。 机组正常运行时，仅由汽机主轴直接带动的主油泵提供油源（额定转速3000r/min时，油泵压增1.08MPa，流量270m3/h），供润滑系统和调节保安系统各部套用油。供油分配情况汇总如下： 1.1 向两级并联的注油器提供压力油，两级注油器出口分别向主油泵进口和润滑系统提供油源。 1.2 进入危急遮断及复位装置，产生安全油以及就地手动复位时产生复位油，控制保安部套复位。 1.3 向复位电磁阀提供压力油，电磁阀动作时，产生复位油，控制保安部套复位。 1.4 向喷油试验装置提供压力油，试验时使危急遮断器充油动作。 1.5 作为主汽门油动机以及高压调门油动机的动力油，控制油缸活塞移动。 1.6 作为油源，向主汽门电液转换器提供压力油，产生控制主汽门油动机控制油压。 1.7 作为油源，向二通道伺服控制器提供压力油，产生控制高压油动机的
汽轮机的调节与保护 汽轮机的调节与保护 1．汽轮机油系统的作用是什么？ 汽轮机油系统的作用如下： ⑴ 向机组各轴承供油，以便润滑和冷却轴承。 ⑵ 供给调节系统和保护装置稳定充足的压力油，使它们正常工作。 ⑶ 供应各传动机构润滑用油。 根据汽轮机油系统的作用，一般将油系统分为润滑油系统和调节（保护）油系统两个部分。 2．为什么要将抗燃油作为汽轮发电机组油系统的介质？它有什么特点？ 随着机组功率和蒸汽参数的不断提高，调节系统的调节汽门提升力越来越大，提高油动机的油压是解决调节汽门提升力增大的一个途径。但油压的提高、容易造成油的泄漏，普通汽轮机油的燃点低，容易造成火灾。抗燃油的自燃点较高，即使它落在炽热高温蒸汽管道表面也不会燃烧起来，抗燃油还具有火焰不能维持及传播的可能性。从而大大减小了火灾对电厂威胁。 抗燃油的最大特点是它的抗燃性，但也有它的缺点，如有一定的毒性，价格昂贵，粘温特性差（即温度对粘性的影响大）。所以一般将调节系统与润滑系统分成两个独立的系统。调节系统用高压抗燃油，润滑系统用普通汽轮机油。 3．主油箱的容量是根据什么决定的？什么是汽轮机油的循环倍率？ 汽轮机主油箱的贮油量决定于油系统的大小，应满足润滑及调节系统的用油量。机组越大，调节、润滑系统用油量越多。油箱的容量也越大。 汽轮机油的循环倍率等于每小时主油泵的出油量与油箱总油量之比，一般应小于12。如循环倍率过大，汽轮机油在油箱内停留时间少，空气、水分来不及分离，致使油质迅速恶化，缩短油的使用寿命。 4．汽轮机的润滑油压是根据什么来确定 汽轮机润滑油压根据转子的重量、转速、轴瓦的构造及润滑油的粘度等，在设计时计算出来，以保证轴颈与轴瓦之间能形成良好的油膜，并有足够的油量来冷却，因此汽轮机润滑油压一般取0.12～0.15MPa。 润滑油压过高可能造成油挡漏油，轴承振动。油压过低使油膜建立不良，甚至发生断油损坏轴瓦。 5．汽轮机油箱为什么要装排油烟风机？ 油箱装设排油烟风机的作用是排除油箱中的气体和水蒸气。这样一方面使水蒸气不在油箱中凝结；另一方面使油箱中压力不高于大气压力，使轴承回油顺利地流入油箱。 反之，如果油箱密闭，那么大量气体和水蒸气积在油箱中产生正压，会影响轴承的回油，同时易使油箱油中积水。 排油烟风机还有排除有害气体使油质不易劣化的作用。
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。
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。
135MW凝汽式汽轮机调节保安系统说明书 制造单号：H151-1
1 液压系统 1.1 概述 1.2 滤油器 1.3 蓄能器 1.4 电液转换器 2 保安系统 3 汽轮机监测仪表系统 4 保安部套说明 4.1 启动阀 4.2 启动器 4.3 危急遮断器 4.4 危急遮断油门 4.5 危急遮断试验油门 4.6 超速指示器 4.7 危急遮断装置 4.8 喷油试验装置 4.9 综合安全装置 4.10 空气引导阀
1 液压系统 1.1 概述 本机组的液压系统采用低压透平油系统，系统压力由汽轮机主轴带动的主油泵提供，压力为1.2MPa。 本系统主要由以下部套组成。 ·滤油器 ·蓄能器 ·电液转换器 ·油动机 1.2 滤油器 滤油器的作用是将供油系统来的高压油进行过滤后，供给电液转换器，综合安全装置等用。滤油器采用双桶滤油器，可在线更换滤芯。滤芯为80μ。配有旁通阀，开启压力为0.12±0.02MPa。 系统配有压差报警装置，当滤芯堵塞，压差大于0.08MPa时，发出报警信号，指示须更换滤芯。操作时先打开压力平衡阀（件2），待油充满备用腔后，转动换向阀（件3）手柄，切换至备用滤芯，这时，备用滤芯开始工作，原工作腔室关闭。再将压力平衡阀关闭，即可更换受污滤芯。 1.3 蓄能器 液压控制系统共安装有两只蓄能器，两只蓄能器均为气—液式蓄能器，安装在汽轮机两侧的高压油管路上，用来维持液压控制系统的油压，以防止发生振动。此种蓄能器一侧预先充进氮气压力与另一侧
油系统中的油压相平衡。两只蓄能器均装有进油截止阀及回油截止阀，可以通过截止阀将蓄能器与系统隔绝，以进行试验、重新充气或维修。 蓄能器氮气一侧有一个压力表，用以检查充氮压力，氮气压力应定期检查，如必要的话应重新充气。由于环境的温度会影响气压，因此检查压力应在环境温度稳定以后进行。 蓄能器氮气正常工作压力为0.75MPa，可以从蓄能器表上读到，此 时蓄能器下部油压力应为零。每周应对蓄能器进行一次检查，如气压降到0.30MPa时，则应重新充气。通常机组运行时，当蓄能器中的气压与系统 中的油压相对时，不会发生气体泄漏。当长期停机时，系统中无油压，此 时氮气压力也许会减小。在检查压力时如果遵循下面概要说明去做的话，机组的运行就不会受影响。 进油阀门可将蓄能器与系统隔绝。回油阀门（件3）将相应的蓄能 器油侧与回油相通。如有必要，可在机组运行时每次隔绝1个蓄能器进行 再充气。在机组运行时不允许一次将两个蓄能器都隔绝。 重新充气步骤： ·全关蓄能器的隔绝阀（件2）； ·打开相应的回油阀（件3），并让蓄能器下的油压消失； ·读出蓄能器气压表读数，并记录下来作为今后参考。正常的充 气压力是0.75MPa。压力表读数小于0.30MPa，表示该蓄能器应该重新充气。蓄能器只能用干燥的氮气重新充气。 ·将蓄能器氮气阀门上的保险盖拆掉； ·将氮气瓶软管与蓄能器气阀相连。将蓄能器气阀的顶部六角螺