1#机调试方案
本次调试为改造后的机组首次启动，遇到异常情况时应果断停机。机组改造后的主要技术参数
启动前的静态调试
1、低油压联锁试验
a 当主油泵出口压力降至0.9 MPa时，主油泵出口油压低，交流高压电动油泵自启动；
b 当润滑油压低至0.078 MPa时，报警；
c 当润滑油压低至0.05～0.55MPa时，交流润滑油泵自启动；
d 当润滑油压低至0.04 MPa时，直流润滑油泵自启；；
e 当润滑油压低至0.02 ～0.03MPa时，磁力断路油门动作，汽机跳机；
f 当润滑油压低至0.015 MPa时，盘车电动机跳闸。
2、ETS保护试验
a 轴向位移： +1.0报警
+1.2停机
-0.6停机
b 轴承瓦块温度： 100℃报警
110℃停机
c 轴承回油温度：65℃报警
75℃停机
d 背压低于0.7Mpa（a）停机
d DEH110%停机保护动作
e 手动停机
f 发电机主保护动作停汽轮机试验
3、整定伺服系统静态关系
动态调试
起动前的准备工作
一、班长接到汽轮机组起动的命令后，应立即通知有关岗位的值班人员，做好启动前的工作准备，并与电气、锅炉取得联系。
二、值班运行人员在起动前应对所属全部设备进行详细的检查，首先应了解并检查所有曾经进行过检修工作的地方，肯定检修工作或安装已全部结束，所有工作票均已终结，然后检查下列项目：
1．汽轮发电机组本体、各附属设备以及附近地面均已清扫完毕；机组完整无损、保温良好。2．准备好记录用具、听棒、扳手等工具。
3．所有监视仪表齐全、完好，一、二次阀开启。
4．厂房、盘面照明齐全，消防设施齐全好用。
5．有关辅机试运及联锁试验应正常，联锁开关断开位置，操作开关在停用位置。
6．热工信号电源送上，音响试验正常，各热工保护开关撤出，各电动阀门开、关正常，机电联络信号试验正常。
7．对油系统及保安系统的检查：
a．油箱油位正常，若为新机组或大修机组管路等的冲洗工作应已完成，油质合格，油位计指示正确。
b．为清洗管路时所设的临时滤网或堵板已拆除。
c．油箱的放油门、冷油器、滤油器的放油门等应严密关闭，冷油器的进出油门开启，进水门关闭，出水门一般应为常开状态。
d．启动高压交流油泵，检查油系统有无漏油现象，油路是否畅通，各轴承润滑油压、油流是否正常。
8．启动电动盘车试运转，同时监听转子转动时有无异常声音。
9．对汽水系统、阀门的检查；
a．检查主蒸汽管道、供汽管道等各蒸汽管道，均应能正常自由膨胀，不受任何障碍，支吊、支座情况正常，保温良好，并在冷态下测定各特定点的位置作记录，以便热态时作为测量热胀值的依据。
b．检查阀门应处于下列位置：
主蒸汽电动隔离总门及其旁路门关
电动主汽门及其旁路门关
主蒸汽各疏水门开
至供热管道排汽电动门及其旁路门关
向空排汽门开
汽封管道通向汽封加热器隔离门开
汽封加热器疏水门开
排汽管道各疏水门开
汽轮机本体疏水门开
汽封加热器进水门开
汽封加热器出水门关
冷油器进水门开
冷油器出水门关
冷油器进油门开
冷油器出油门开
空冷器进水门开
空冷器出水门关
各油泵进、出油门开
10．对调节系统、润滑油系统的检查：
a．油泵低油压连锁正常；
b．开启高压交流油泵，试验调速系统动作正常，自动主汽门、调节汽罚无卡涩；
c．试验各保安装置，动作正常，试验后操作至对应位置
d．进行危急遮断装置、磁力断路油门的人为试验。
e．检查高压油动机在关闭位置。
f．检查润滑油系统无泄露，各油泵出口油压正常。各轴承回油油流正常。
11．检查汽轮机本体部分的各滑销系统，该系统应能保证汽轮机能正常自由膨胀而保持对中心。在汽缸冷态下记录汽轮机本体的膨胀原始值。
启动辅助设备及暖管
一、有关辅机的启动操作
1.启动高压交流油泵，检查油泵出口压力在0.75Mpa左右，润滑油压正常，电流、油箱油
位符合要求，通过打油循环或通过电把油温升至30—35℃。
2.启动电动盘车装置，并注意倾听汽轮机转动部分声音，各轴承油流情况。
二、暖管
主蒸汽管道的暖管可分两个阶段进行：
1、首先自主蒸汽隔离门至电动主汽门前：
（1）肯定汽轮机已做好各项启动准备工作后，复查自动主汽门处于全关位置，与锅炉人员联系，开启主蒸汽管道各疏水，全开主蒸汽电动隔离门旁路一次门，稍开旁路二次门，保持在0.2—0.3Mpa压力下暖管20分钟。
（2）逐渐开大旁路二次门，以每分钟0.1—0.2Mpa的升压速度到正常汽压（不低于3.0Mpa），温升速度不应超过5℃/min。
a．根据汽温、汽压的升高情况，适当关小主蒸汽管道疏水门；
b．当速关阀前压力升至额定值时，将主蒸汽电动门开启，并关闭其旁路一、二次门；c．注意检查管道支吊架情况。
2、电动主汽门至调节汽阀
（1）全开自动主汽门：在班长监护下拉出危急遮断及复位装置的“遮断”手柄，DEH画面上显示挂闸后慢慢开启自动主汽门，直至全开。
（2）开启主蒸汽三通低部疏水、调节阀前疏水及4根排汽管道低部疏水。
（3）全开电动主汽门旁路一次阀，稍开二次阀进行暖管，暖管步骤同上。
注意在暖管过程中调节汽阀不能泄露、观察蒸汽是否漏入汽缸，转子不能被冲动，
启动方式：机组的启动可以采用向空排汽方式，也可以采用背压倒暖启动方式。
1、向空排汽方式：
（1）打开排汽管道上疏水阀，在冲转过程中排汽逆止阀后排汽管道在并热网前应暖管、疏水充分。
2、背压倒暖方式：
在冲转前，先对排汽管道进行暖管、疏水。通过1#机分汽缸电动隔离阀的旁路门、排汽逆止门之旁路门进行充分暖管暖机后全开分汽缸电动隔离门。上下汽缸温度与供热管道相差不大时可以冲转。注意采用该启动方式开机时应在轴封漏汽时投入轴加和低加。
汽轮机冲转及升速
二、冲转及升速
1、冲动汽轮机前应具备下列条件：
a. 主蒸汽压力不低于 4.0MPa，温度不低于450℃。
b. 进入汽轮机各个轴承的油流量正常，油温控制在30～45℃，不应低于30℃。
c. 润滑油压不低于0.05MPa。
d. 发电机绝缘合格，并做好启动准备。
e. 除低背压保护及发电机跳闸汽轮机联动保护撤出外，其他保护均应投入。
2、冲转升速率和暖机时间
因改造后的首次开机，汽轮机的临界转速未知，中速暖机暂定为2500 r/min，根据实际情况再做改动。
3、在DEH转速控制界面目标值输入400 min，点击开始按钮，汽轮机转子按照设定速率开始冲动升速，使汽轮机维持在400r/min进行暖机。冲动转子后立即检查盘车装置是否自动脱开。
并仔细检查，倾听汽轮发电机组内部声音，看振动、汽缸膨胀情况如发现异常，即需停机检查。
5、低速暖机10分钟，应作下列检查并调整：
检查轴承振动、回油温度、、汽缸膨胀、发电机挡风板、碳刷部分等无异常，转速稳定，声音无异常，调整轴封供汽。
6、检查正常后，以速率150r/min/min提升转速至1200r/min,维持30分钟。并仔细检查，用听棒倾听汽轮发电机组内部声音，测量振动，检查膨胀情况；应进行充分的中速暖机，因为在中速暖机向高速暖机过渡中，要通过机组的临界转速，这时蒸汽流量会增加很多，汽轮机金属部件温升率大，容易产生较大的温差；若中速暖机不充分，金属温升率可能超过允许值，甚至引起胀差变大，动、静部分发生摩擦而使机组发生振动。
7、检查正常后，在5分钟内提升转速至2500r/min，维持20分钟。（因改造后的首次开机，汽轮机的临界转速未知，中速暖机暂定为2500 r/min，根据实际情况再做改动。临界转速区域的速率30-50r/min/s，其他转速的升速速率150r/min/min）
在此升速过程中应注意如何通过临界转速，过临界时应迅速而平稳地通过，并严格监视汽轮机组振动，一般不大于0.15mm，当大于0.15mm时，应立即降速至1200r/min以下暖机，待振动减小后再行升速。
8、检查正常后以升速速率60r/min/min升至3000r/min。
9、注意主汽门后汽压上升，油压上升情况：
当油压随转速的升高而上升时，可适当关小电动油泵的出口阀门。确认主油泵工作正常后，可停用高压电动油泵，投上油泵联锁。
10、汽轮机在升速过程中应注意下列各点：
a．各轴承进油温度不低于30℃,当进油温度达45℃时,投入冷油器,保持轴承进油温度为35℃～45℃；
b．在每次升速前后，都必须检查或记录下列主要项目：主蒸汽压力、温度、机组振动、转动声音、汽缸膨胀、金属温度、轴承回油温度、油量、调速、润滑油压，油箱油
位、轴向位移与胀差等。当发现明显异常时，应停止升速。在查明原因，
进行调整或处理正常后，才可以继续升速。
c．升速过程中,机组振动不得超过0.03mm,一旦超过该数值,则应降低转速直至振动消除,维持此转速运转30min,再升速,如振动仍未消除,需再次降低转速运转120min,
再升速,若振动仍未消除,则必须停机检查；
d．汽轮机达到额定转速后,主油泵工作不正常或油压不能满足要求,则不允许带负荷运行；
e．禁止汽轮机在不能维持空转的情况下接带负荷运行。
f．在整个起动过程中应经常调节主蒸汽管道和各抽汽管道疏水,根据汽温汽压适当关小或关闭；
g．汽封抽汽压力室压力为-1.013～-5.066KPa；
11、汽轮机空转运行，对整个机组全面检查，记录所有仪表的读数并进行调速系统和保护机构的空转动作试验。
a、自动主汽门、调节汽门严密性试验
手动关闭（顺时针关闭自动主汽门手轮）自动主汽门，转速应降到1000r/min以下；
关闭调节汽门，转速应降到1000r/min以下。
b、103%超速试验
c、机械超速试验
动作转速3270-3330r/min，应做三次，动作转速相差应不大。
d、电气相关试验
e、甩负荷试验：分50%和100%甩负荷
并网及带负荷
一、并电网
1．除汽机试验及电气试验外，汽轮机一般不应长时间在空负荷下运行。
2．空负荷运行检查一切正常，所有有关部件试验完毕，可通知电气人员并网。
3．当接到电气发来“已并列”信号后，应查对汽轮机转速表、负荷表等变化情况。4．并网后，投入发电机主保护。
并进行下列操作：
a．根据负荷、发电机风温、投用空气冷却器。
b．关闭或关小各疏水门。
c．打开汽封加热器出水门。
d．开启热除盐水母管至除氧器隔离门。
e．检查并倾听汽轮机内部通流部分声音。
二、并热网
当汽轮机带上额定电负荷的10℅以上时，可以并热网。
全面检查机组情况正常后联系值长进行并热网：
1．在并热网之前排汽逆止门后排汽管道应暖管疏水充分。
2．手动或点动排汽管道与分汽缸电动隔离门，排汽管道升至全压后全开。关闭或关小背压排汽管道疏水门。
3．逐步关小向空排汽门，在此过程中保持电负荷不变，并注意排汽温度上升情况。
4．待排汽温度稳定后，完全关闭向空排汽门。
5．根据排汽温度上升的情况关闭或关小各疏水及汽缸本体疏水。
6．并热网后，投入低背压保护。
三、接带负荷
1．并入电网后，立即带上500KW电负荷停留10分钟，然后以240KW/min的速度增加电负荷至3000KW，再停留10分钟，则以300KW/min的速度增加电负荷至6000KW，保持8分钟后仍以300KW/min的速度增加电负荷至12000KW，暖机10分钟后仍以300KW/min的速度增加电负荷至18000KW。
2．并入热网后，电负荷由热负荷所决定，电负荷增加速度不能超过300KW/min，根据增负荷时间分配表增加电负荷，及时将其他机组或双减的热负荷切换至该机组运行。
3．根据负荷增长情况，注意检查机组的振动情况及轴向位移，汽轮机的热膨胀指示情况。4．注意监视背压排汽压力，及时进行调整，
5．当负荷增至18000KW时，应对机组作全面检查，特别应注意推力轴承温度和轴向位移情况，并做好记录。
6．增负荷注意事项：
a．注意调速系统运行工况，调节级压力，调节汽阀、油动机行程、主蒸汽流量相对应。b．汽轮发电机组声音、振动正常。
c．根据发电机进出口风温及时调整空冷器出水总阀。
d．各轴承油压、油流、温度正常，根据冷油器出油温度，及时调整冷油器出水阀。e．推力瓦块温度正常，汽缸膨胀左右一致。
f．主蒸汽压力、温度正常，排汽压力、温度正常，汽封压力正常。
四、汽轮机转速达到额定转速时，也可先并入热网，并热网步骤同上。
进入72H
电厂调试范围及项目 7.1 汽轮机专业 7.1.1 启动调试前期工作 (1) 收集有关技术资料; (2) 了解机组安装情况; (3) 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议; (4) 准备和校验调试需用的仪器仪表; (5) 编制调试方案和措施。 7.1.2 启动试运阶段工作 7.1.2.1 分系统试运工作 (1) 检查了解各辅机分部试运情况, 协助施工单位处理试运中出现的问题; (2) 各辅机保护、联锁检查试验; (3) 安全门校验及调节门、抽气逆止门、电动门动作检查试验; (4) 汽轮机组辅助蒸汽管道吹洗; (5) 循环水系统调试; (6) 辅助蒸汽系统调试; (7) 凝结水系统调试; (8) 除氧、低压、给水系统调试; (9) 电动给水泵调试; (10) 高、低压加热器系统调试; (11) 真空系统调试; (12) 抽汽加热器及疏水系统调试; (13) 轴封系统调试; (14) 汽轮机润滑油及盘车顶轴油系统调试; (15) 发电机空冷及密封油系统调试; (16) 调节系统静态调试; (17) 配合热工DEH静态调试;
(18) 热工信号及联锁保护检查试验; (19) 汽门关闭时间测试; (20) 进行锅炉点火吹管; (21) 工业水系统调试; (22) 配合安装单位进行除氧器安全阀校验; 7.1.2.2 整套启动试运阶段调试工作 (1) 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运; (2) 热控信号及联锁保护校验; (3) 各分系统投运; (4) 给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷工况下振动的测量; (5) 机组冷态启动调试; (6) 发电机空冷系统投入; (7) 汽轮机OPC试验; (8) 汽轮机危急保安器调整试验; (9) 汽轮机超速试验; (10) 高压加热器汽侧冲洗; (11) 机组温态及热态启动; (12) 机组振动监测; (13) 机组冲转、并网及带负荷调试; (14) 高、低压加热器投运及高压加热器切除试验; (15) 真空严密性试验; (16) 主汽门及调速汽门严密性试验; (17) 甩负荷试验(50%、 100%); (18) 自动调节装置切换试验; (19) 变负荷试验; (20) 主机保护投入, 检查定值; (21) 配合热工专业投入自动;
电厂汽轮机运行的节能降耗单峰 发表时间：2018-06-14T09:40:51.210Z 来源：《电力设备》2018年第5期作者：单峰 [导读] 摘要：近些年来，国内电力行业呈现出蓬勃向上的发展苗头，在经济水平飞速增长的同时，增加了电力公司在同领域的明显优势。 （合肥热电集团有限公司安能分公司安徽合肥 230001） 摘要：近些年来，国内电力行业呈现出蓬勃向上的发展苗头，在经济水平飞速增长的同时，增加了电力公司在同领域的明显优势。然而，因为电力产业能耗大、成本高，部分热电厂开始用汽轮机发电的方式来节省能源。择取汽轮机进行发电不但能够节约能耗，同时还增加了企业自身收益，一定程度地避免了污染，是当前节能减排导向下的上佳选择。本文对热电厂汽轮机运行的节能降耗进行了分析研究。 关键词：热电厂；汽轮机；运行；节能降耗 1.热电厂汽轮机运行节能降耗可能性分析 对于热电厂汽轮机运行节能降耗实现的可能性，可以从经济与技术两个层面进行分析。从经济层面看，热电厂是一个盈利性企业，在对汽轮机进行节能降耗改造中，对改造成本与节能受益的对比是热电厂重点考虑的一个方面，如果改造的资金投入与产出效果不符，热电厂进行汽轮机运行节能降耗改造的积极性就会受到严重打击。而从目前改造的情况看，汽轮机的改造效果还是非常理想的，产出的节能效益明显高出改造投入，促进了热电厂经济效益的提高，由此可见，热电厂汽轮机运行可以更大程度的实现节能降耗。而从技术层面上看，我国汽轮机技术经验已非常丰富，改造技术也在不断提高与成熟，通过对本体汽封、调节级喷嘴等的改造及冷端系统、热力系统、阀门特性等的优化，不但从整体上提高了汽轮机机组的经济性，而且极大地提高了汽轮机的运行可靠性与安全性。 2.热电厂汽轮机能源消耗相关影响因素 2.1汽轮机组能源消耗高 汽轮机是热电厂发电的原动机，是非常重要的设备，它能有效实现电能、热能和动能的转化。汽轮机的运行需和其他相关设备（发电机、凝汽器和锅炉等）配合一起运行，才能将其功能最大程度地发挥出来。汽轮机耗能高和许多因素有关，比如外缸和喷嘴室变形、轴端汽封漏气等。汽轮机运行过程中，其低压缸的出汽边极易被腐蚀，给气压阀带来损伤，导致蒸汽发生泄漏，耗能增加。此外，冷却水温度过高、运转负荷和参数发生变化等均会使汽轮机能源消耗量增加。 2.2汽轮机中冷凝器问题 （1）热电厂汽轮机中空冷凝器在运行中，如果运行环境风沙较大，较长运行时间以后就会有大量风沙尘土等堆积在凝汽器的翘片处，导致翘片管上的热阻不断增加，严重阻碍其传热性能和通道。当其处在负风压区域时，会导致风机吸入一定量的空气，阻碍流通，并在一定程度上降低传热效果，腐蚀相应的管道及设备。（2）热电厂汽轮机中的水冷凝器在运行过程中，由于冷却水水质差问题，会导致汽轮机运行中的凝气管产生比较严重的结垢问题，使汽轮机排汽换热效果大打折扣。同时，会使其耗水量大，在冷却塔中会有大约90%的含水量被蒸发；另外，凝气器的泄漏问题也是影响汽轮机损耗高的一个因素。如果发生泄漏，会造成冷却水进入到凝结水中，或者进入锅炉中。长期以往，水质会逐渐超出限值的标准，且长时间处于超标状态而导致锅炉水冷壁发生结垢现象，严重情况下甚至会导致其发生腐蚀，使锅炉水冷壁出现爆炸等一些列问题，使生产安全性大大降低，造成巨大的经济损失及人身安全影响。 2.3气缸工作效率低下 热电厂内汽轮机气缸把系统内部同流跟外界联通起来，同时把产生的蒸汽热能变为机械能。此外，它还跟外廓底部支架、进出汽、回热气提这些管路保持联通，故而当汽轮机作业时，气缸里就形成一个高温环境，由此产生的热能变化还会散发至缸外，须依靠中间气流将它作冷却操作。同时，开通汽轮机冷态后，中间气流就会转而升温，由此可见气缸自身性能会对汽轮机能耗产生较大作用，如若气缸功能发生故障，一定会致使整个汽轮机系统损耗过高。 2.4运行机组流通效果 核定汽轮机作业机组流通性能，作为汽轮机能流解析工作的核心，在热电厂产能节约方面是一项十分必要的工作。流通性能良好与否可大大改变热电厂汽轮机系统内部气流的工作效果，联系厂内现实条件合理的提高流通范围和气流量，此方式能在当前条件下更高层次的增加汽轮机缸中换热效果，以实现能耗减少。 3.热电厂汽轮机运行的节能降耗措施 3.1优化调整汽轮机作业 通常以定-滑-定的顺序操作汽轮机，这样可确保系统高效作业之外，节省工作能耗，应当在作业形式上想办法改进，像增大流转截面等，若系统负荷过低，则可选择低水平恒压控制手段，实现水泵轴瞬时转速、燃烧、水流动这些环节的平稳运行。较之中间负荷，理当联系现实条件去控制负荷，保证气阀门始终在滑压条件下作业。此外，理当降低加热器差值，适当调整设施水位，并在系统高负荷作业的情况下，一定程度增加汽轮机主气温和压力，以实现提升水温和产出的目标。慢速预热结束之后，先检查机组所有设施就绪，然后慢慢开启主气路提速，运行40-80分钟，核查油温、油流、压差这些参数正常与否，同时查看泵作业是否合格，监听系统内有无摩擦，由此去判断接下来如何安排工作。 3.2优化机组的循环水泵 热电厂汽轮机运行过程中，需使用多台同级机组，虽然运行效率有了很大提升，但是，汽轮机的循环水系运行模式还是传统单元制，这导致机组的整体经济效益受到严重制约。热电厂汽轮机的整体机组中，水循环系统是其中耗损最大的一个部分，所以，对机组的循环水系统进行优化，实际上对汽轮机整体运行的节能降耗有着极大影响。优化水循环系统能有效实现单元的独立运行，还能进一步实现整个机组的合作运行。热电厂汽轮机日常运行过程中，技术人员在计算凝汽器负荷的基础之上，对循环水总体用量进行明确，以便科学调整循环水泵的运行状况，帮助机组循环水泵将其耗损降低，实现节能降耗目标。 3.3适当调节汽轮机启动、作业及关闭时间 汽轮机启动阶段会有一段时长的预热，此过程潜在地加大了耗能，所以可以采取先开启侧压的手段，保持设施的压力始终在2.9MPa左右，再利用人工来进行真空破门的操作，使汽轮机始终处于>-55kPa的真空条件下。通过加大蒸汽量的手段使预热步骤加快，节省开启的耗时，然后使不断疯长的差损稍加调节。可是，操作汽轮机时若希望在增加燃烧效率之外保障锅炉内良好的水流通状态，可尝试定、滑、再定的顺序推动汽轮机作业，让机组即使承重欠平衡也可以完成一次性的实时调频，最终达到降低压损之外增高能源利用率的目的。
汽轮机静态试验方案 DEH/ETS静态试验方案 1.目的 为确保在机组运行期间油动机运作正常且异常工况下能紧急停运，在机组大小修后或停机超过七天以上，需做试验来验证回路、逻辑以及定值准确性。 2.责任分工 运行人员：根据工期安排，提前两天通知检修单位退回相关工作票，检查 相关系统是否具备送电和运行条件；负责打印相关试验签证单并确认试验正确性。通知生技部、维护部配合试验。 热控人员：配合运行人员按工期完成试验；模拟相关信号；确认试验正确性。 生技部：确认试验正确性 3.试验条件 1）D EH/ETS空制系统检修完成并送电； 2）D EH继电器柜检修完成并送电； 3）汽轮机调节保安系统检修完成； 4）T SI系统检修完成并送电； 5）汽机EH油系统检修完成并送电（EH油循环合格），且油泵运行，油压正常； 6）汽机润滑油系统检修完成并送电，且油泵运行，油压正常； 7）汽机盘车系统检修完毕并投运； 8）汽轮机主汽门、调门检修完成；
9）强制复位MFT（如果锅炉侧检修完毕的后，按FSSS试验方案执行）。 4.试验项目及方法 4.1阀门开度线性试验 试验条件以及范围：主汽阀前无蒸汽（在阀门整定期间，转速大于100r/min时, 应将机组打闸）；该试验只针对：CV1、CV2 CV3 CV4 ICV1、ICV2、 MSV2 试验方法：1、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全关，由热工人员按零位校验、满位校验、全行程校验的步骤完成阀门开度线性试 验及整定，汽机专业人员、运行人员现场确认“全关” 和“全开”位置 （油动机检修后、卡件更换后必须执行此步骤，该步骤完成后再执行下一 步，否则跳步）。 2 、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全 关，热控人员进入逻辑中，把相应油动机切换至手动模式操作，分 别给0% 25% 50% 75% 100%提令，由运行人员和机务人员就地共同确认 就地阀门开度是否卡涩、行程是否对应。 4.2油动机快关试验 试验目的：测定油动机自身动作时间，手动打闸汽机，要求所有油动机从全开到全关的快关时间常数＜0.15s。测定总的关闭时间，要求从打闸到 油动机全关时间＜0.4s。 试验方法：汽轮机挂闸，开启各阀门，然后手动打闸。 试验记录：通过SOE记录查看汽轮机各阀门从全开到全关（从打闸指令到全关）所经过的时间。 4.3手动机械遮断（就地）：汽轮机挂闸后，手拉机头停机机构。 4.4手动停机按钮（控制台）：汽轮机挂闸，手打集控室停机按钮。 4.5 DEH转速传感器故障：汽轮机挂闸，然后由热工人员拔卡件，模拟DEH专 感器故障。 4.6汽轮机超速》3300rpm （电气超速） 4.6.1汽轮机挂闸，热工人员拆除DEH至ETS转速跳闸回路硬接线，并在DEH 逻辑中模拟汽轮机转速（三取二，每次只能同时模拟两个），汽轮机跳闸。恢复转速性号
第一章工程概况 1.1工程主要概况 工程名称： 建设单位：。 总承包单位。 设计单位： 监理单位： 项目地址： 地下室建筑面积：9460m2 本工程接地型式采用TN-S 系统，设置专用接地线(即PE线)。 1.2本工程调试内容 本工程主要对动力配电系统，照明系统、防雷接地系统等电气系统进行调试。(高低压变配电系统及发电机系统)由专业班组进行调试。包括配电箱、控制箱、配电干线及设备单体的调试。 1.2调试说明 1.2.1 本调试方案根据本项目的施工进度和现场条件，并以配合其他专业为目的而制定； 1.2.2 本调试方案根据现场情况会有所修正； 1.2.3 调试中，要求所有操作工人为持证电工，并按规程进行所有操作。 1.2.4电气系统调试流程，如下图
第二章电气调试 调试必须执行现行国家、省、市规范规定等。本方案所述内容及施工工艺如与施工图纸有矛盾，则应以图纸要求为准。 调试时根据各专业的要求，按《广东省建筑安装工程施工质量技术资料统一用表》要求，填写好相应的调试、检测记录、表格，并各有关人员签名，作为调试结果，留作交工验收、存档之用。 2.1送电前的准备工作和环境条件 为了确保调试质量，稳、准、可靠、安全、一次性送电调试、试运行的成功，要求项目技术负责、各电气专业技术人员、施工队参与，根据图纸设计要求和有关操作规范，验收规范，要亲自检查落实，整改好才能保证送电试测一次成功。 低压配电室的土建施工工作必须全部完成，门窗全部安装好，能上锁、防鼠、防虫，进户套管全部封填好，室内干净，干燥。 各电器的主要元件经有关部门检测合格。 检查接地、接零是否完整、可靠，是否有漏接。 检查所有开关、插座面板是否安装完成，无遗漏。 检查所有开关箱安装是否正确，压接紧固。 所有线路用绝缘表摇测相对地、零对地电阻值符合规范要求。 检查电源是否已进配电箱。 2.2主要调试项目及方法 2.2.1调试的主要项目 1、电缆的测试 2、母线槽的检查、测试 3、低压送电屏至各楼配电箱的送电 4 、照明、插座回路的测试 5 、配电屏至设备配电箱线路和配电箱的检查 6、设备的调试 7、照明系统的受电 8、水泵的调试、通风设备的调试 2.2.2电缆的测试及回路受电 1）记录表格（电缆电线绝缘电阻检查记录） 2）电缆线路送电前的测试 （1）绝缘电阻的测试 解开电缆首端和终端的电缆头线耳之螺栓，单独测量电缆之绝缘电阻；测试绝缘电阻使用500V摇表，确保电缆绝缘电阻不小于1兆欧（国家规范为0.5兆欧，1兆欧为我方要求，以下同）。 （2）直流耐压试验及泄漏电流测试 使用2.4KV直流耐压试验器（或2500V摇表）对电缆进行持续15分钟的耐压试验；采用直流微安表测量泄漏电流；
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
电厂汽轮机运行优化措施探讨白小虎 发表时间：2019-03-12T10:57:32.370Z 来源：《电力设备》2018年第27期作者：白小虎 [导读] 摘要：汽轮机的节能减耗能极大地提升电厂产能效率，增加企业收益。 （神华神东电力山西河曲发电有限公司山西河曲 036000) 摘要：汽轮机的节能减耗能极大地提升电厂产能效率，增加企业收益。伴随电力行业的高速发展，汽轮机节能降耗已然一跃成时下电力公司探讨的焦点。然而，节能降耗是一条长远的道路，且有多种路径去实现，因而可由设施、管理、技术改造这些方面去多层次开展汽轮机节能减耗工作，全面地去剖析各生产环节，仔细找出节能减排进程中可能出现的漏洞，意识到这项工作的关键性，增加电厂产能收益，以期带动整个行业健康发展。本文探讨了电厂汽轮机运行优化措施。 关键词：电厂；汽轮机；运行优化；措施 发电厂汽轮机运行的节能降耗的措施不仅仅只有这几种，我们只是大体的进行了一系列举，再加上不同发电厂的汽轮机容量、参数、运行条件等都存在着差别，所以在进行汽轮机实际改造的时候应该根据发电厂的实际情况采取节能降耗的措施，这样才能达到事倍功半的效果，才能切实实现发电厂汽轮机运行的节能降耗，为发电厂带来经济效益。 1 电厂汽轮机运行节能降耗可能性分析 对于电厂汽轮机运行节能降耗实现的可能性，可以从经济与技术两个层面进行分析。从经济层面看，电厂是一个盈利性企业，在对汽轮机进行节能降耗改造中，对改造成本与节能受益的对比是电厂重点考虑的一个方面，如果改造的资金投入与产出效果不符，电厂进行汽轮机运行节能降耗改造的积极性就会受到严重打击。而从目前改造的情况看，汽轮机的改造效果还是非常理想的，产出的节能效益明显高出改造投入，促进了电厂经济效益的提高，由此可见，电厂汽轮机运行可以更大程度的实现节能降耗。而从技术层面上看，我国汽轮机技术经验已非常丰富，改造技术也在不断提高与成熟，通过对本体汽封、调节级喷嘴等的改造及冷端系统、热力系统、阀门特性等的优化，不但从整体上提高了汽轮机机组的经济性，而且极大地提高了汽轮机的运行可靠性与安全性。 2 电厂汽轮机运行能耗分析 2.1 汽轮机启动与停止产生的耗损 汽轮机的启动与停止简单来说就是汽轮机转子应力变化。汽轮机运行时，转子标明的蒸汽参数会发生升降变化，促使转子内部的温度不稳定，当转子长时间在这种状况下工作，若是没有合理有效的处理好参数，那么汽轮机启动与停止中产生的损耗就很大，进而导致汽轮机运行效率下降，使用寿命缩短。 2.2 汽轮机组运行损耗 在电厂生产运行中，汽轮机的主要作用就是为能量转化提供动力支持。汽轮机运行复杂，进而导致汽轮机组运行能耗较大。汽轮机组中的汽阀表现较为明显，而汽阀的调节主要分为两种，一种是单阀调节，另一种是顺序阀调节，其中单阀调节就是指直接利用汽轮机表面蒸汽参数进行控制，而顺序阀调节是指利用喷嘴对蒸汽阀门开关进行控制。在汽轮机运行中汽阀压力很大，喷嘴室、外缸非常容易发生变形，密封性降低等情况都会导致汽轮机运行能耗增加。 2.3 汽轮机空冷凝汽器损耗 汽轮机中的空冷凝汽器直接影响着汽轮机的热传递效率，若是空气冷凝器出现问题就必定会降低热效率，进而导致整个汽轮机热传递效率被降低。另外，影响热传递效率的还有凝结水溶氧因素，若是溶氧发生问题，不仅会影响热传递效率，还会对设备和管道造成氧化腐蚀。在气温低的状况下，空冷凝汽器还容易出现流量不均衡现象，从而造成汽轮机工作效率被降低。 3 电厂汽轮机运行优化措施 3.1控制汽轮机凝结器运行的状态 当凝结器处于理想的真实状态下时，汽轮机也能够达到最为理想的工作状态。这种情况下汽轮机运行效率会大幅度提升，而且锅炉消耗的煤量也会减少，有利于汽轮机经济效益水平的提高，对汽轮机使用寿命的延长也具有积极的意义。因此为了能够保证汽轮机凝结器具备理想的真实状态，需要做好以下几个方面的工作：首先，在汽轮机运行过程中，通常每隔十天左右要对其真实封闭性进行试验，日常运行中经常对汽轮机凝结器进行检修，看其是否存在泄漏，一旦发现封闭性达不到具体要求的情况要及时采取有效的措施加以处理。其次，经常检查射水泵的运行现状，并对射水泵水箱的水位进行观察，确保其与实际要求相符。在具体运行过程中，还要借助于自动化控制设备来对射水泵水箱内的水温进行控制，使其保持在规定的温度范围之内。最后，对于循环水的水质要进行有效控制，定期对水质进行检查，对于凝结器产生水垢时，要及时对水垢进行清理，避免水垢存在影响凝结器的运行效率。 3.2完善汽轮机的启动和暂停装置 能源的损耗在很大程度上是由汽轮机的启动装置所决定的，当汽轮机在正常运行过程中，启动时的参数由其工作时的主要曲线参考值进行。在起动机运行时，要保障机体自身的主压力数值稳定，先旁压以确定数汽轮机数值为2.8MPa，然后，在汽轮机体内真空压值确定的范围内，进行开启真空门的操作措施。这样便会让汽轮机运行中所产生的蒸汽值和运行速度大大提高。 3.3 汽轮机资金投入的优化 除去设备现存问题以及相关的优化，对于大部分的电厂汽轮机，还有一个问题就是资金的不足。如果想要促进电厂的发展，一定需要加大对发电厂汽轮机组的资金投入，只有这样才能引进先进的汽轮机技术以及相关设备、科学有效的汽轮机检修体系等，并且能够有充足的资金对员工进行汽轮机相关技术的职业素质培养，提高整个电厂的工作效率。 3.4 调节汽轮机配汽方式 通常传统的汽轮机复合型的配汽方式是在额定功率以上有较好的效果，而在低负荷的情况下，其弊端也较为明显。也是由于蒸汽压力的变化，使得瞬间的热量损失较大。所以三阀式的调节也逐渐凸显优势。汽轮机配汽方式的转变，有效的调节了负荷作用，传统的复合型配汽方式，其瞬间热损较大，同时对调节级强度要求较高，增加了汽轮机组整体机械运行的负担。通过三阀式调节，减轻了调节级强度的负荷，从而实现节能。与此同时要注意阀点密封性维护，也是降低损耗的有效方法。 3.5 定期清理高压管道 水温的调节优化锅炉大小和燃料的充足量有密不可分的关系。水温不高时需要大量的燃料来进行加热，同时加温也产生了大量的浓
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；
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
火力发电厂大型汽轮机的安装与运行故障分析 发表时间：2018-11-13T16:52:53.030Z 来源：《电力设备》2018年第20期作者：王龙梅 [导读] 摘要：在进行汽轮机安装工作过程当中应该严格按照相关的标准来进行，使相关的技术参数符合规定，在安装完毕之后要进行试运行，并做好相应的验收工作。 （哈尔滨汽轮机厂有限责任公司黑龙江哈尔滨 150046） 摘要：在进行汽轮机安装工作过程当中应该严格按照相关的标准来进行，使相关的技术参数符合规定，在安装完毕之后要进行试运行，并做好相应的验收工作。除此之外，还要做好日常运行的跟踪管理工作，从而确保汽轮机在运行过程当中能够及时的发现存在的问题，并有针对性的提出改进措施，防止一些小的问题得不到及时的处理而累积成为大问题。 关键词：火电厂；汽轮机；安装；故障 引言： 在我国当前的发电企业当中，在对于大型汽轮机组的安装一般都是需要利用手工测量的方式来进行相关数据的获取，对其数据做出相关的测试和绘图，在实际情况的基础上完成对其零部件的调节。但是还要在不断的发展当中对其安装方式进行不断的优化和提升。另外，在大型汽轮机组的运行当中，还要对出现的问题做出相关的改善。 1 火电厂当中的大型汽轮机组的安装 1.1 汽轮机的安装范畴 在汽轮机组的安装范围当中，需要符合以下几个方面的内容：首先需要保证施工的全面性，其中包括土石方开挖、特殊基础施工、主厂房框架、汽机基础施工、煤斗施工、预应力构件施工等多方面的施工。其次在对锅炉的组合布置以及组合吊装方面也要进行全面的分析，根据不同的情况也要做出实际的方案。另外，在对汽机的安装以及发电机的运输吊装等相关的设备安装方面都要做出的实际数据的测量和分析。最后，对于大型变压器的安装以及发电机的起吊等设备方面都需要做出实际的调整，最终保证其处于合理正常的范围之内。 1.2 火电厂大型汽轮机安装注意事项 随着技术的不断发展，当前发电厂所使用的汽轮机越来越朝着大型化的方向发展。汽轮发电机组的构成也越来越复杂，由多个较大的部件构成。但是在本上，汽轮机仍然是一个旋转轴系。因此在进行汽轮机安装的过程当中应该对各个转子的支撑部件进行合理的调整，从而保证各个转子能够不超出规定的挠度，并且能够和固定的部件之间保持合理的位置。为了做到上面的这些应该在安装过程当中做好以下几个方面的工作：第一，为了确保安装工作的顺利进行，需要做好相应的准备工作，首先将相关的设备以及需要的各种工具进行相应的检查，确保能够正常的工作，以便安装顺利完成。第二，在安装过程当中，不论是什么类型的机组都应该正确的设置相应的轴系，从而确保能够对中。第三，严格的遵守相关的技术标准，对于不符合相关标准的地方进行相应的调试，从而保证最后符合相应的情况，调试的过程当中应该对活动部件来进行，对于固定部件要尽可能的保持稳定，减少调试工作的难度。第四，根据各靠背轮组对中和动、静部件间隙等相关数据、机组的结构参数和有关标准，在进行安装时要合理地调整轴冗量，直到符合其使用要求为止。第五，安装过程中，每道工序完成之后要对其进行相应的检查，直到合格之后才能够进行下道工序，从而有效的防止某道工序不合格造成的后续施工质量问题，对于保证施工质量具有重要的意义。 2 火力发电厂大型汽轮机组的运行故障及措施 2.1 汽轮机的不正常振动及维修方法 在汽轮机的运行当中如果出现了不正常的振动现象，对于整体的结构就会造成相当大的影响，对于设备当中的安全性也会造成影响。在这个过程当中，导致出现此种现象的主要原因是由于汽轮机当中的高速运行的现象对汽轮机当中的工作叶片造成了相当大的影响，从而产生了气流冲击的现象。并且在转子的运行当中都是处于高速的运转当中，在运行当中所产生的摩擦现象，对于震动的频率以及振幅都会产生相当大的影响，最终影响到整体的安全性。在对此种故障采取措施的时候，可以利用对锅炉内部的热水以及水蒸气的流量来进行调节，从而对机械在运行当中的状态做出检查，利用对负荷进行调整的方式来避免其中的振动过激的现象。 2.2 汽轮机组油系统故障及措施 在进行汽轮机例行检修过程中常会发现汽轮机轴颈、轴瓦磨损等出现磨损，轴颈表面粗糙度增加。严重的还将导致系统停机，严重危害汽轮机组运行安全。目前针对汽轮机轴颈磨损、轴瓦磨损的处理多采用堆焊后打磨抛光进行修复，电厂维修部门不具备这样的资质与修复条件，应积极联系汽轮机生产厂家到现场进行修复。轴颈、轴瓦的磨损多是由于汽轮机油系统存在机械杂质等原因造成。而油质不良、杂质较多还会造成机组润滑效果不佳、调节阀堵塞等情况发生，严重影响到机组的运行。因此，加强电厂汽轮机组油系统故障分析与排除，提高维护人员维修能力，是保障汽轮机组安全运行的关键。汽轮机油系统故障排除措施：注重检修过程的清洁，保障储油系统清洁，降低油系统故障发生几率。在进行汽轮机组检修过程中，首先要注重清理轴瓦。在轴瓦的各零件回装前用清洗剂清洗干净，用面粉团粘去死角垃圾，并用压缩空气吹净后再用白绸布检查是否干净。合格后方可回装。在对轴承箱进行清扫时，要将轴承箱里的存油清理干净，并用面粉团将整个轴承箱进行全面清理。各油阀门、止回阀、疏油阀必须解体，并用煤油或清洗剂清洗干净。最后用白绸布对清理后的机体、零部件进行检查。通过对各组建的严格清理保障油系统循环中不会带入杂质，保障汽轮机组的安全运行。另外对于油箱、和冷油器也要进行严格清理。将油污清洁干净，并实用清洁剂对油箱进行全面清洗，对于油箱内油器松动的部位，要将油器铲除干净，并打磨光滑。对于油箱滤网有破损、穿孔的要及时更换。冷油器也要同油箱一同进行清理，保障存油系统的清洁。注重油系统管道清洁，保障输油系统清洁。汽轮机油系统担负着调速系统、轴承的润滑等工作。储油系统清洁干净后还要对输油管路的清洁，保障油系统不会对轴承、阀体等带入杂质，造成设备损坏。在对汽轮机进行检修后，应采用整体油循环的方式对机组油系统进行清洁。采用大于正常油量并运行两台油泵进行循环，加装滤网等对输油系统、储油系统进行清洁。每个2～4小时更换、清洁一次滤网，当滤网上无垃圾和杂质后，确认油系统清洁完成。 2.3 汽轮机超速及措施 在汽轮发电机组的运行当中，需要各方面和各部门当中设备仪器的精密配合，在其运行当中，汽轮机是作为主要的原动机来进行能源动力的提供的，因此在动力矩方面是相当强大的。在对其运行做出基本调节的时候，会造成调节系统的失灵现象。在此种情况下，就会对于汽轮机当中的转速造成急剧升高的现象，从而其中的转子零件都达到了不允许的数值范围，可能使叶片甩脱、轴承损坏、转子断裂，甚
电厂汽轮机运行的节能降耗路博 发表时间：2018-10-01T11:12:22.393Z 来源：《电力设备》2018年第16期作者：路博[导读] 摘要：随着全球能源的日益紧张以及人们节能降耗意识的不断提高，电厂作为一个高能耗企业，面临着更大的节能降耗任务。 (神华新疆米东热电厂新疆乌鲁木齐 830019) 摘要：随着全球能源的日益紧张以及人们节能降耗意识的不断提高，电厂作为一个高能耗企业，面临着更大的节能降耗任务。在电厂生产运行中，汽轮机是一个非常关键的设备，提高其运行效率，加强节能降耗，对于电厂节能降耗及良好发展意义重大。 关键词：电厂；汽轮机；节能降耗随着国家对节能降耗工作的大力倡导，节能降耗工作势在必行，电厂是高能耗企业之一，节能潜力空间巨大，而汽轮机作为电力企业中耗费能源的大户，其能源消耗的最大程度降低，使能源转化效率提升，给电厂带来长期经济效益的同时减少资源过度消耗。 1电厂汽轮机节能降耗简析目前，不管是大型发电厂还是钢铁企业的自发电，在节能降耗方面采取的有效措施，除了依托高效管理模式外，还需从技术角度采取有效措施，从源头上提高企业的能源利用率，进而达到节能降耗目的。要想从根本上解决能源消耗大的问题，首先需对燃烧系统运行进行评估，并对其运行参数有一个全面了解，发现电厂汽轮机在节能降耗上的明显潜力，找出节能降耗策略的关键环节。电厂节能降耗的主要措施集中在汽轮机运行中的优化控制以及技术创新等。和国外相比，虽然我国对汽轮机的改造起步晚，但经过不断的创新研究和技术改 造，电厂汽轮机在节能降耗方面取得不错的成效，技术方面也逐渐成熟。大量实践证明，对汽轮机进行改造之后，能源利用率得到了有效提升，而且消耗量也明显减少，说明对汽轮机进行改造后实现节能降耗在实际应用中具有可行性。 2电厂汽轮机能源消耗相关影响因素汽轮机是一项内部结构极为复杂的发电设备，在运行过程中，影响能源损耗的因素是多方面的，从性质上可分为运行因素、停机因素及设备因素三大类。其中，运行因素包括设备参数的调整、真空泵内部温度的控制等。参数调整不合理，汽轮机运行就难以达到实际符合的需求，如果真空泵内部温度偏高，就会影响凝汽器的真空度，进而影响蒸汽及水的热力循环；停机因素：汽轮设备在频繁的开启、停止操作中，暖机时间较长等会消耗更多的能源。设备因素：电厂企业对设备运行中的管理水平对于汽轮机节能降耗的实现有很大的影响，较低的管理水平以及对运行设备节能降耗技术改造工作的不重视等均会导致汽轮机在运行过程中消耗更多能源。从具体的设备运行分析来看，影响汽轮机节能降耗运行的因素主要有汽轮机的缸效率和机组通流性能、汽轮机主蒸汽压力和温度、汽轮机出力系数和空冷凝汽器等，通过对这些机组设备进行针对性的技术改造及优化，可以更好地增强节能效果。 3电厂汽轮机运行节能降耗措施探究 3.1控制汽轮给水温度 能源燃料的数量及其燃烧利用率决定了锅炉内部实际水温，并且工厂内会根据锅炉的温度来调整能源消耗量，进而加大电量供应度，但这也会在一定程度上降低锅炉的工作效率。因此要着重注意对锅炉内部水位与水温，并且按照相关规定中明确的标准来保证汽轮机组运行或停止时锅炉水温，进而保证汽轮机能够稳定运行。针对这种情况，必须要从根本上把握好热力系统的管理，并且加强对其系统内部进行清理，避免过多的沉淀物堆积，造成能源消耗过多。同时要注意对管理进行检测，减少其因破损而出现泄漏现象，进而为汽轮机的运行有效性，及安全可靠性。 3.2确保凝结器维持在最佳真空状态 通过将凝结器维持在最佳真空状态，可以提升汽轮机的运行状态与效率。一方面，该状态下机组的做功效率较高，并且单位耗煤量显著降低；另一方面，在进行具体的操作过程中，首先要做好汽轮机的真空严密性试验。试验的频率要控制在每月至少一次，并且要定期对射水泵进行检查与维护，确保设备的运行状态正常，同时也要对水位、水温进行检查，确保相关参数均在标准允许的范围之内，一般来说，射水箱的水温要控制在26℃左右。另外，技术人员还要对循环水水质状况进行监督，同时要定期对凝结器铜管进行检查清理，防止冷却管道沉积水垢影响换热效果。 3.3汽轮机启动、停止及其运行中相应的对策 汽轮机都具备一个运行规律，多数以呈曲线型工作。汽轮机组在其冷态情况下启动时，其主要压力、温度与真空密封性等均需严格控制在相关规定中明确的范围内。与此同时，针对汽轮机运行前花费过长时间进行的预热阶段，需利用提前打开旁压，然后开启真空密封门来将真空维持于一定范围内，进而加速汽轮机组预热效果。接下来要对主汽门进行检测，保证其可支持汽轮机组正常运行。除此之外，要对电厂汽轮机组的运行进行合理、全面并且充分的管理，借助顺序阀来对汽轮机组的运行压力点进行调整，进而提高其汽缸的运行效率。同时，通过调节喷嘴来将汽轮机组的高负荷区定压控制在标准范围内；而低负荷区则通过降低定压来保证水泵转换过程高效稳定；中负荷区则是通过将汽轮机组的进汽状态下的压力，且需要符合汽轮机滑压的规律曲线。此外，还要对加热器疏导时的水位进行判定，使其能够在合理范围内，以此来加强汽轮机组热力系统运转的安全性与效率。 3.4优化水循环系统 在电厂汽轮机组中，水循环系统是能源损耗最大的一个组成部分，因此，为更好地提高汽轮机整体节能降耗的效果，优化循环水系统是一个关键。而从目前电厂汽轮机节能降耗改造实际来看，虽然通过多台同等级机组的运用，整体的运行效率得到了很大提升，但是，目前机组中的循环水系统仍然是单元制，在一定程度上限制了汽轮机组经济效益的进一步提升。针对此问题，电厂企业通过对水循环系统进行优化，促进单元独立运行的实现。相关技术人员应在对凝汽器负荷计算的基础上，进一步明确循环水用量，并科学合理地调整水泵运行状况，实现水循环系统的节能降耗。 3.5根据实际情况改造汽轮机，提升机组运行效率 为提升汽轮机工作效率，完成节能降耗目标，可从技术层面，通过改造原有的汽轮机来提升能源利用率，降低成本。凝汽器是电厂汽轮机中的一个重要关键部分，能在一定程度上影响机组发电的整体效率，影响其安全运转。所以，可通过改造凝汽器实现节能降耗目标。对凝汽器的真空装、端差和水文等进行改造，降低汽轮机大修概率，减少其停机时间，保证机组运行安全，实现节能降耗目标。另外，可对电厂汽轮机的汽封系统进行改造，以提升能源利用率，比如平顶山市瑞平电厂就对汽封系统进行了改造，大大提升了机组工作效率，实现了节能降耗目标。
汽轮机调节系统静态调试总结报告 一、汽轮机调节 汽轮机调节系统的动态特性是指调节系统从一个稳定工况变化到另一个稳定工况的过渡过程,这些过程可能是稳定的,也可能是不稳定的。若过程是稳定的,调节系统动作结束时能达到新的稳定工况,否则调节系统就会无休止地动作,当然这种系统是无法使用的。 纯凝汽式机组是按电负荷的需求来调整工况的。抽汽式机组，在设计范围内既可以按电负荷的需求来调节工况，也可以按热负荷的需要来调节工况。因此，汽轮机调节系统要适应其实际工况要求，还必须具备一些基本要求。 1、机组运行中负荷的摆动，应在允许的范围内。当运行方式改变时，调节系统应能保证从这一运行方式平稳地过渡到另一运行方式，而不能有较大或较长时间的不稳定状态出现。这一要求就是要保证汽轮机在设计范围内的任何工况下都能稳定地运行。为此，调速不等率、迟缓率、调压不等率等各项指标，都必须控制在合理的范围内。 2、在设计范围内，机组能在高频率、低参数情况下带满负荷，供热机组能达到供汽出力，且汽压波动应在允许范围内。这就要求调节系统中各部套的工作范围（如行程、油压等）必须有一定合理的裕度。 汽轮发电机正常运行时，汽轮机发出的主力矩和发电机担负的反力矩间是平衡的。当发电机的反力矩增大时，如果汽轮机的进汽量不变，则汽轮机的转速就要降低；当发电机的反力矩减小时，若汽轮机不改变进汽量，则汽轮机转速就要升高。汽轮机调节的原理，就是以汽轮机主力矩和发电机反力矩失衡时转速的变化脉冲信号，控制汽轮机的进汽量，从而保证在新的工况下，汽轮机的主力矩和发电机的反力矩重新平衡，并维持汽轮发电机的转速基本
不变。 二、引用标准及设备规范 1、引用标准 DL5011—1992 电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇 JB37—1990 汽轮机调节系统技术条件 JB1273—1986 汽轮机控制系统性能试验规程 DL/T 711－1999汽轮机调节控制系统试验导则 2、设备规范 1)油箱容积：6.3m3 2)冷油器：型式：卧式双联冷却面积：20m2 冷却水量：50t/h 3)滤油器：流量：24m3/h 过滤精度：25ｕｍ允许压损：＜0.08Mpa 4)电动辅助油泵：型号80YL-100 流量30～60m3/h 扬度98～103m 转速 2950r/min 电机功率37KW 效率54％生产厂浙江水泵总厂 5)直流事故油泵型号2CQ12.5/3.6 流量12.5m3/h 出口压力0.36MPa 转 2950r/min 电机功率5.5KW 电机电压220V DC 生产厂浙江仙居县特种齿轮油 泵厂 三、调节系统 两段调节抽汽的冷凝式汽轮机的调节系统是以旋转阻尼为感受元件的全液压式调节系统。该调节系统能将汽轮机转速及两段调整抽汽压力进行自调，三个被调量中一个改变时，其他两个被调量基本保持不变（允许变动量为15%-20%）。整个调节系统可分为调速和调压两个部分。 1、调速部分
电气调试方案
电气专业调试方案 编制单位： 编制人员： 审核： 审批： 编制时间：
1编制依据........................... 错误!未定义书签。 1.1概述........................... 错误!未定义书签。2组织机构........................... 错误!未定义书签。3调试计划........................... 错误!未定义书签。4工具准备........................... 错误!未定义书签。5技术准备措施....................... 错误!未定义书签。6技术措施........................... 错误!未定义书签。 6.1系统调试前的检查.................... 错误!未定义书签。 6.2正式送电............................ 错误!未定义书签。 6.3变配电室内变压器、高压柜、开关柜、低压柜必须安装单位调试完成。........................... 错误!未定义书签。 6.4低压动力线路试运行.................. 错误!未定义书签。 6.5低压动力线路送电.................... 错误!未定义书签。 6.6照明线路的送电及试灯................ 错误!未定义书签。 6.7调试时可能遇见的问题及解决方法...... 错误!未定义书签。7安全措施........................... 错误!未定义书签。