汽機調試導則、調試技術與典型案例

汽機調試導則、調試技術與典型案例第一頁，共109頁。新建大型火電機組的啟動調試工作是工程建設的一個重要環(huán)節(jié)，調試過程管理的標準化、規(guī)范化、科學化將直接影響項目建設的工期，并且對機組能否安全、優(yōu)質、高效、如期地完成各項調試工作起著至關重要的作用，同時為機組的安全長周期運行打下良好的基礎。根據國家、電力行業(yè)及集團公司的有關標準、規(guī)程，科學的安排調試項目、步序，能夠科學地縮短建設工期，降低調試過程的成本消耗。第二頁，共109頁。新建機組的調試內容為單體調試、分系統(tǒng)調試和整套啟動調試三部分。根據近些年來大機組調試工作情況，主要設備的單體調試工作也非常重要，對于系統(tǒng)調試的工期有較大的影響。汽機專業(yè)調試分為靜態(tài)調試和動態(tài)調試：靜態(tài)調試：主要是單機及分系統(tǒng)試運前的準備工作，包括各分系統(tǒng)系統(tǒng)設計檢查、安裝完整性及合理性檢查、設備參數(shù)、熱工測點位置及數(shù)量，確認是否符合設備及系統(tǒng)運行的要求；系統(tǒng)SCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護傳動等。動態(tài)調試：主要為分系統(tǒng)整體試運及機組整套啟動調試。雖然動態(tài)調試占據主要時間，顯現(xiàn)主要結果，但是系統(tǒng)的靜態(tài)調試還是占據主要位置，只有先期工作準備完備，其后的動態(tài)調試工作可以取得事半功倍的效果，及時發(fā)現(xiàn)問題根源，減少處理問題的時間，節(jié)省物力、財力。第三頁，共109頁。汽機專業(yè)調試所需的主要標準:電力部電建[1996]159號《火力發(fā)電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規(guī)程(1996年版)》電力部建設協(xié)調司建質[1996]40號《火電工程啟動調試工作規(guī)定》電力部建設協(xié)調司建質[1996]111號《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準》中國電力投資集團公司《火電建設工程調試管理手冊》中電投電力工程有限公司《調試管理程序》中電投內規(guī)[2003]340號《火電工程達標投產考核辦法》中電投工程綜合[2005]71號《新建火電機組投產達設計值創(chuàng)先進水平的指導意見》中國電力投資集團公司中電投工程[2006]379號《關于強化600MW火電機組工程建設和調試管理工作指導意見》電力行業(yè)標準DL5011-92《電力建設施工及驗收技術規(guī)范(汽輪機機組篇)》電力行業(yè)標準DL5031-94《電力建設施工及驗收技術規(guī)范(管道篇)》電力行業(yè)標準DL/T863-2004《汽輪機啟動調試導則》電力行業(yè)標準DL/T711-1999《汽輪機調節(jié)控制系統(tǒng)試驗導則》電力行業(yè)標準DL/T824-2002《汽輪機電液調節(jié)系統(tǒng)性能驗收導則》電力行業(yè)標準DL5009.1-92《電力建設安全工作規(guī)程(火力發(fā)電廠部分)》電建企協(xié)2006年4月《火電機組達標投產考核標準(2006年版)》國家電力公司國電發(fā)[2000]589號《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》電力部建設協(xié)調司建質[1996]40號《汽輪機甩負荷試驗導則》中華人民共和國國家標準GB10986-1989《汽輪機投運前油系統(tǒng)沖洗技術條件》中華人民共和國國家標準GB/T7596-2000《電廠用運行中汽輪機油質量標準》美國航空航天工業(yè)聯(lián)合會(AIA)標準NAS1638《液壓油清潔度分級標準》美國汽車工程師協(xié)會(SAE)標準SAE-749D《液壓油污染標準》ISO標準《固體顆粒含量標準》ISO:DIS4406，Code16/13美國MOOG標準《油質潔凈度標準》中華人民共和國國家標準GB10865-89《汽輪機高壓給水加熱器技術條件》中華人民共和國國家標準GB10764-89《汽輪機低壓給水加熱器技術條件》第四頁，共109頁。電力行業(yè)標準DL/T657-2006《火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)在線驗收測試規(guī)程》電力部建設協(xié)調司建質[1996]40號《模擬量控制系統(tǒng)負荷變動試驗導則》電力部建設協(xié)調司建質[1996]40號《火電機組熱工自動投入率統(tǒng)計方法》中華人民共和國國家標準GB/T11348.2-1997《旋轉機械轉軸徑向振動的測量和評定，第2部分：陸地安裝的大型汽輪發(fā)電機組》電力部電綜[1998]179號《火電機組啟動驗收性能試驗導則》電力部電綜[1998]179號《火電機組啟動蒸汽吹管導則》電力部建設協(xié)調司建質[1994]102號《火電、送變電工程重點項目質量監(jiān)督檢查典型大綱》《電力建設基本工程整套滿負荷試運質量監(jiān)督檢查典型大綱》電力行業(yè)標準DL/T641-1997《電站閥門電動裝置》電力行業(yè)標準DL/T794-2001《火力發(fā)電廠鍋爐化學清洗導則》電力行業(yè)標準DL/T889-2004《電力基本建設熱力設備化學監(jiān)督導則》中華人民共和國國家標準GB/T12145-1999《火力發(fā)電機組及蒸汽動力設備水汽質量》電力行業(yè)標準DL/T805-2004《火力發(fā)電廠汽水化學導則》電力行業(yè)標準DL/T560-1999《火力發(fā)電廠水汽化學監(jiān)督導則》電力行業(yè)標準DL/T523-1993《鹽酸酸洗緩蝕劑應用性能評價指標及浸泡腐蝕試驗方法》ASTM標準GI－(99)90《腐蝕試樣的制備、清洗和評定標準》中華人民共和國國家標準GB8978—1996《污水綜合排放標準》電力行業(yè)標準DL/T793-2001《發(fā)電設備可靠性評價規(guī)程》電力部建設協(xié)調司建質[1997]45號《新建發(fā)電機組啟動試運行階段可靠性評價辦法》電力行業(yè)標準DL5000-2000《火力發(fā)電廠設計技術規(guī)程》國家電力公司國電電源[2002]49號《電力建設安全健康與環(huán)境管理工作規(guī)定》第五頁，共109頁。1.1機組主機、輔機設備招標及司令圖、施工圖審查階段：

在機組主機設備、輔機主要設備招標及司令圖、施工圖審查階段，項目公司應組織有關專家、工程建設管理單位及生產單位技術人員共同審查主、輔設備技術規(guī)范及技術協(xié)議，審查司令圖及施工圖，主要審查設備系統(tǒng)是否相互匹配，設備及設計是否滿足機組各主要工況穩(wěn)定運行的需要等，考慮系統(tǒng)設計及配置是否符合原國家電力公司國電發(fā)[2000]589號《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》、是否符合國家建設部2006年版《工程建設標準強制性條文》(電力工程部分)要求，可以避免施工過程中出現(xiàn)重大設計變更而影響機組工期，節(jié)約建設資金。第六頁，共109頁。1.2了解工程概況工程項目確定以后，應先了解工程的總體概況：包括汽輪機、發(fā)電機及其輔機的型式、總體結構、啟動方式、機組主要輔助設備包括循環(huán)水泵、凝汽器、凝結水泵、給水泵組、真空系統(tǒng)及真空泵組、抽汽回熱系統(tǒng)的總體情況、高壓加熱器、低壓加熱器及除氧器的型式、機組旁路系統(tǒng)的型式及布置、發(fā)電機的冷卻方式、機組潤滑油系統(tǒng)及發(fā)電機密封油系統(tǒng)的情況等，以便有針對性地收集設備資料、設計圖紙并進行主設備的調研工作。第七頁，共109頁。1.3收集有關設備系統(tǒng)資料及設計圖紙資料汽輪機主機及其輔助設備資料；發(fā)電機及勵磁機設備資料；收集有關設計資料：應收集設計院及設備制造廠負責設計的主要設計資料，包括汽機專業(yè)各系統(tǒng)熱控儀表檢測圖。

第八頁，共109頁。1.4開展設備及資料調研，及時修改有關設計：在工程準備階段，應對同型機組及詳盡機組的安裝、調試及商業(yè)運行情況等資料進行進行認真細致的調研，尤其是對相關機組調試及試生產期間出現(xiàn)過那些問題及相應的處理方法進行仔細的考察，掌握第一手資料，借鑒以前的經驗，防患于未然，在施工圖制定前及時修改司令圖設計，避免出現(xiàn)同相類似的問題，可達到事半功倍的效果。第九頁，共109頁。1.5汽機專業(yè)熱控組態(tài)邏輯及定值審核：啟動調試開始前，生產建設單位應組織設計單位、生產廠家、調試單位、安裝單位、監(jiān)理單位等共同對系統(tǒng)的保護、聯(lián)鎖邏輯進行審核并修訂，對保護、聯(lián)鎖定值進行審核并修訂，使聯(lián)鎖保護邏輯及定值切實符合本機組的實際情況，并符合集團公司及電力行業(yè)標準規(guī)范的相關規(guī)定；熱控、電氣聯(lián)鎖保護定值由發(fā)電公司最終給出；機組聯(lián)鎖保護邏輯試驗確認表(聯(lián)鎖保護傳動卡)主要由調試單位整理并與運行單位共同傳動確認，調試單位負責組態(tài)邏輯及定值在熱控裝置內部表達的正確性，并通過試驗加以驗證。第十頁，共109頁。2.1循環(huán)水系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS(或PLC)控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認。循環(huán)水潤滑冷卻水泵及系統(tǒng)檢查及靜態(tài)試驗、動態(tài)投入；水室真空泵試驗。循環(huán)水泵試運轉及系統(tǒng)投運：包括循環(huán)水泵試運轉及系統(tǒng)試運調整，循環(huán)水泵停運。沖洗水泵、旋轉濾網試運轉及系統(tǒng)沖洗。冷水塔投運：包括水池自動補水系統(tǒng)調試，冷水塔淋水槽、填料檢查及淋水均布調整。若采用機力通風冷卻的機組，還要進行冷水塔風機試運轉，風機潤滑油油站及油系統(tǒng)投運調整，電動機試轉，風機試運轉等工作。

第十一頁，共109頁。循環(huán)水系統(tǒng)調試要點及經驗啟動調試期間凝汽器水室緩慢注水、充分排盡空氣，避免管道及人孔泄漏；配有水室真空泵的系統(tǒng)啟動前必須投入真空泵。對于塔池至兩臺循環(huán)水泵入口前池的通道設計上為單獨連通溝渠的系統(tǒng)，注意將塔池補水至設計水位，以免循環(huán)泵啟動后前池水位很快下降到循環(huán)水泵要求的最低淹沒深度以下、造成水泵損壞。循環(huán)水泵啟動前注意檢查水泵橡膠軸承室冷卻水的流量及壓力，并且注意潤滑冷卻水系統(tǒng)的設計及布置。注意循環(huán)水泵出口液控(電動)蝶閥的靜態(tài)試驗及動態(tài)試驗，避免水泵啟停期間的水錘造成系統(tǒng)損壞。系統(tǒng)超壓保護的靜態(tài)及動態(tài)試驗：一般來講循環(huán)水泵出口壓力超過0.30MPa時，水泵應自動跳閘。第十二頁，共109頁。2.2開式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS(或PLC)控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認。配合施工單位進行系統(tǒng)及各冷卻器水沖洗臨時系統(tǒng)檢查。電動濾水器(旋轉濾網)調試及投入。開式水泵試運轉及系統(tǒng)投運：包括開式水泵試運轉及系統(tǒng)試運調整。配合施工單位進行開式冷卻水系統(tǒng)及各冷卻器水沖洗。系統(tǒng)調試要點及經驗系統(tǒng)調試初期進行系統(tǒng)管道開路沖洗時先投入濾水器旁路，沖洗結束后，投入開式水濾水器。系統(tǒng)沖洗時不得經過各換熱器，尤其是板式換熱器。第十三頁，共109頁。2.3閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認。配合施工單位進行系統(tǒng)及各冷卻器水沖洗臨時系統(tǒng)檢查。配合熱控專業(yè)投入閉式水膨脹水箱水位自動。閉式水泵試運轉及系統(tǒng)投運：包括閉式水泵試運轉及系統(tǒng)試運調整。配合施工單位進行閉式冷卻水系統(tǒng)及各冷卻器水沖洗。系統(tǒng)調試要點及經驗閉式冷卻水系統(tǒng)水沖洗結束后，系統(tǒng)恢復進行循環(huán)沖洗的投運初期，注意監(jiān)視入口過濾網堵塞報警信號，定期清掃濾網，經一段時間運行及沖洗后，排放換水，直至化驗水質合格。如果系統(tǒng)停運期間系統(tǒng)放水，則再次啟動之前一定要確保系統(tǒng)在汽機、鍋爐兩側的管道最高點充水、完全放盡空氣，否則啟動閉式泵后會出現(xiàn)系統(tǒng)壓力低、水箱水位下降較快等問題。第十四頁，共109頁。2.4汽機周圍蒸汽管道吹掃及輔助蒸汽系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。配合施工單位進行輔助蒸汽系統(tǒng)蒸汽吹掃臨時系統(tǒng)檢查。配合施工單位進行輔助蒸汽母管管道蒸汽吹掃。輔汽母管(輔汽聯(lián)箱)安全門熱態(tài)整定。配合施工單位進行輔助蒸汽系統(tǒng)各分支管道蒸汽吹掃：主要包括以下主要管道：除氧器加熱用蒸汽管；給水泵汽輪機調試用蒸汽管；汽輪機軸封蒸汽管；化學水處理加熱蒸汽管；采暖加熱蒸汽管；暖風器加熱蒸汽管；空氣預熱器輔助吹灰蒸汽管；鍋爐燃油霧化蒸汽管；鍋爐防凍用蒸汽管；抽汽至輔助蒸汽母管管道(在鍋爐蒸汽吹管后階段，通過臨時管排放進行吹管)；冷再熱蒸汽管道至輔助蒸汽母管管道(在鍋爐蒸汽沖管后階段，通過臨時管排放進行沖管)。輔助蒸汽系統(tǒng)各減溫減壓器安全門熱態(tài)整定。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認。第十五頁，共109頁。2.5凝結水及補水系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認。配合施工單位進行系統(tǒng)各管道水沖洗臨時系統(tǒng)檢查。凝結水補水系統(tǒng)(凝結水輸送泵、儲水箱)調試凝結水泵再循環(huán)工況啟動調試。凝結水泵試運轉及系統(tǒng)投運。凝汽器水位自動控制調試及投入。配合施工單位進行凝結水系統(tǒng)及各減溫水管道水沖洗。臨時補水設備及系統(tǒng)的考慮：機組穩(wěn)壓法吹管期間、直流鍋爐啟動前的冷態(tài)沖洗及熱態(tài)沖洗的臨時大量補水。第十六頁，共109頁。

凝結水及補水系統(tǒng)調試時容易出現(xiàn)的問題及處理

凝結水再循環(huán)管道振動及噪聲大的問題及處理：如果凝結水再循環(huán)系統(tǒng)管道布置彎頭較多，整個管道系統(tǒng)運行中容易產生共振，造成凝結水再循環(huán)管道振動，為此應請設計院在管道上增設節(jié)流孔或在管道上增加固定點；另外還應考慮減少再循環(huán)管道噪聲的問題。防止凝結水泵電機軸承溫度高的問題出現(xiàn)：試運過程中注意定期檢查電機軸承潤滑油脂的情況，并定期更換油脂，保證軸承工作狀態(tài)及溫度正常。凝結水系統(tǒng)母管壓力超過精處理混床允許壓力的問題及處理：調試過程中如果出現(xiàn)凝結水母管壓力低于設定值時，備用凝結水泵自動啟動，兩臺凝結水泵運行時，往往會導致凝結水精處理入口壓力超過了混床運行最高允許壓力的問題，造成凝結水精處理自動跳閘切旁路；因此運行期間應注意控制凝結水母管壓力，避免影響精處理運行。設有變頻調節(jié)裝置的凝結水系統(tǒng)一般不會出現(xiàn)類似問題。第十七頁，共109頁。2.6除氧給水系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認。配合施工單位進行除氧器及低壓給水管道水沖洗臨時系統(tǒng)檢查。配合施工單位進行除氧器及低壓給水系統(tǒng)水沖洗。除氧器投運調試：除氧器安全門動作檢驗，除氧器聯(lián)鎖保護動態(tài)校驗，除氧加熱試驗。配合除氧水箱水位自動控制調試及投入。系統(tǒng)調試要點及經驗除氧器投運期間應盡可能保存運行壓力應相對穩(wěn)定，壓力變化不應過快，防止除氧器振動，危急安全運行，同時防止給水泵工作狀態(tài)變化；機組啟動前由輔助蒸汽向除氧器供汽，當機組并網帶負荷后除氧器滑壓運行，當四抽壓力大于設定值時，可以切換為四抽供汽，并將輔助汽源投入備用，防止機組負荷突變或甩負荷時除氧器內壓力突變導致給水泵汽化損壞。有關除氧器、低壓給水系統(tǒng)及給水泵組典型事故案例稍后在給水泵調試中統(tǒng)一介紹。第十八頁，共109頁。2.7電動給水泵組調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位進行電動給水泵組油循環(huán)臨時系統(tǒng)檢查、高壓給水管道沖洗臨時系統(tǒng)檢查。配合施工單位進行電動給水泵進口管道靜壓沖洗。電動給水泵潤滑油、工作油系統(tǒng)調整。輔助油泵試運轉及潤滑油系統(tǒng)調整。電動給水泵電機單轉試運。電動機帶偶合器試運轉。電動前置泵試運轉(通過電動給水泵再循環(huán))。電動給水泵組試運轉(再循環(huán))。潤滑油、工作油系統(tǒng)動態(tài)調整及試驗。電動給水泵帶負荷試運及配合施工單位進行高壓給水管道沖洗。第十九頁，共109頁。

電動給水泵組調試時容易出現(xiàn)的問題及對策電動給水泵電機保護：在電泵帶負荷試運期間，應注意電泵事故跳閘后熱控、機務、電氣等相關專業(yè)保護動作的的檢查及確認；避免問題不清情況下的強行合閘操作，以免電機損壞；同時跳閘后重新合閘的時間間隔嚴格按照6kV電機的有關操作規(guī)程執(zhí)行。電泵電機軸向串動量大的問題及處理：在電泵電機空轉及電動給水泵組調試過程中，注意檢查電泵電機軸向串動量的檢查，若電機軸串量大容易導致電泵前置泵推力瓦承受推力大，造成電泵前置泵推力瓦磨損嚴重，；當出現(xiàn)電泵電機軸向串動量異常的情況時，應停運，檢查磁力中心，必要時進行重新調整。給水流量快速增加時、主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘問題及處理：在泵組運行期間，當給水流量快速增加時，若出現(xiàn)主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘，則表明系統(tǒng)清潔度不良，由于主泵及前置泵入口濾網通流量不足，導致主泵入口水壓低跳閘，必須停運徹底清掃系統(tǒng)，避免主泵損壞。第二十頁，共109頁。2.8汽動給水泵組調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位進行汽動給水泵組油循環(huán)臨時系統(tǒng)檢查。汽泵前置泵進口管道靜壓沖洗。汽泵前置泵通水試運(通過汽泵再循環(huán)系統(tǒng))。汽動給水泵組(包擴小汽機)潤滑油系統(tǒng)調整。給水泵汽輪機控制油系統(tǒng)調整。小汽機MEH系統(tǒng)靜態(tài)試驗。小汽機METS、TSI系統(tǒng)靜態(tài)試驗。小汽機高、低壓主汽閥、調節(jié)汽閥油動機調整及關閉時間測定。小汽機盤車裝置調整。小汽機調試用汽汽源蒸汽吹掃。用輔助蒸汽汽源調試汽動給水泵汽輪機，進行小汽機危急遮斷器充油試驗及機械超速試驗、電超速試驗。MEH操作控制功能試驗。汽動給水泵組試運轉(再循環(huán)工況)。汽動給水泵帶負荷試運。第二十一頁，共109頁。

汽動給水泵組調試時容易出現(xiàn)的問題及對策小汽機及汽泵運行一段時間后調速汽門不嚴密：造成這種故障的原因可能有2種：一是調速汽門連桿變形或螺絲松動，導致調速汽門在跳閘狀態(tài)下沒有徹底關閉到位，需要停運后重新調整；二是小汽機高、低壓進汽管道中存在機械雜質，導致小汽機運行期間調速汽門閥體或閥座損失，需要重新研磨處理。給水流量快速增加時、主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘問題及處理：在泵組運行期間，當給水流量快速增加時，若出現(xiàn)主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘，則表明系統(tǒng)清潔度不良，由于主泵及前置泵入口濾網通流量不足，導致主泵入口水壓低跳閘，必須停運徹底清掃系統(tǒng)，避免主泵損壞。第二十二頁，共109頁。

給水泵組調試期間主泵損壞的典型案例及分析某廠350MW機組配美國IngersollDresser汽動給水泵損壞情況

10月26日，13:50引風機低高速切換時造成爐膛負壓低鍋爐MFT，汽輪機負荷由280MW跳閘，跳閘前汽泵轉速為4650r/min，汽輪機跳閘后汽泵轉速降到3600r/min左右時最小流量閥打開，幾分鐘后機組再次并網，14:18機組又一次與系統(tǒng)解列，14:30光字排出現(xiàn)汽動給水泵出口側軸承溫度105報警，這時機械密封處冒煙，手動打掉汽泵。事故前，除氧器內水溫174℃，壓力0.9MPa，水位2900mm，輔汽備用汽源由于啟動鍋爐故障沒有投入熱備用，事故后前置泵出口壓力0.9MPa，五分鐘內降到0.5MPa，30分鐘后降到0.3MPa，前置泵出口流量由420t/h五分鐘內降到零。汽動給水泵損壞情況：泵兩側軸瓦上下瓦都嚴重磨損，推力瓦有輕微磨損，機械密封動環(huán)全部損壞，平衡盤已不能使用，末級葉輪也有磨損，轉子已不能使用。原因：由于汽機甩負荷導致除氧器壓力突變，加之主泵及前置泵入口濾網通流不暢，造成泵內缺水、造成主泵汽化損壞。第二十三頁，共109頁。2.9真空系統(tǒng)調試設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS(或PLC)控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位進行真空系統(tǒng)灌水嚴密性檢查，灌水要求應按制造廠的規(guī)定進行。真空泵汽水分離器水位自動調整控制檢查。真空泵試運轉，真空泵極限真空值測試。機組真空系統(tǒng)試抽真空試驗。真空系統(tǒng)嚴密性檢查：范圍包括凝汽器汽側、低壓缸的排汽部分，以及當空負荷時處于真空狀態(tài)下的輔助設備與管道。系統(tǒng)調試要點及經驗真空泵入口濾網堵塞的問題及處理：在系統(tǒng)試運初期、試抽真空過程中，容易出現(xiàn)真空泵入口濾網前后壓差大的問題，濾網堵塞造成的，應及時清掃。試運后期系統(tǒng)真空值略降的問題及處理：在機組168h試運后期及機組考核期運行期間，機組真空值若有所下降，分析其原因，一是由于真空系統(tǒng)長時間運行后可能存在漏點，二是可能有些雜質進入凝汽器水側不銹鋼冷卻管，影響循環(huán)水通流及換熱，尤其是循環(huán)水進水管道沒有設計二次濾網的系統(tǒng)；應在機組停機檢修期間，對凝汽器水側進行了清掃，同時又進行了真空系統(tǒng)灌水找漏試驗。第二十四頁，共109頁。2.10抽汽加熱器及疏水系統(tǒng)調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。抽汽逆止門調整及抽汽管道防進水保護校驗。配合施工單位投入并校驗各加熱器水位。加熱器汽側沖洗與投運：主要工作如下：低壓加熱器解除聯(lián)鎖開啟危急疏水閥，待水質合格后恢復聯(lián)鎖，再切回到逐級自流至凝汽器；高壓加熱器解除聯(lián)鎖開啟危急疏水閥，在機組帶負荷約30%時微開加熱器進汽閥對加熱器進行暖管，當溫度穩(wěn)定后再開大加熱器進汽閥直到開足，待水質合格后恢復聯(lián)鎖，切到逐級自流至除氧器；加熱器汽側投運應按低壓到高壓的順序進行。加熱器帶負荷試運，抽汽回熱系統(tǒng)參數(shù)檢查。第二十五頁，共109頁。

高、低壓加熱器及抽汽回熱系統(tǒng)調試時容易出現(xiàn)的問題及對策高、低加水位設定值的動態(tài)調整：在高、低壓加熱器及抽汽回熱系統(tǒng)靜態(tài)調試及最初的動態(tài)投運期間，應按照設備制造廠提供的及同型機組同樣設備的運行控制整定值來預設熱控DCS系統(tǒng)水位控制設定值，在系統(tǒng)帶負荷及滿負荷運行期間根據各加熱器進出口水溫及各疏水溫度的實際值，根據加熱器經濟運行端差相應調整DCS系統(tǒng)水位控制設定值，避免加熱器水位偏高、影響機組穩(wěn)定運行；同樣也避免水位控制過低導致事故疏水經常動作、影響機組經濟性，尤其是高加事故疏水動作后導致凝汽器熱負荷增加，影響真空，再者疏水沒有逐級下導至除氧器，造成熱量損失、影響經濟性、同時增加凝泵的負擔。高、低加疏水調節(jié)閥的選型裕度應適當增大：一般來講調節(jié)閥的選型邊界條件參考汽輪機廠家提供的熱力特性中T-MCR工況及VWO工況的抽汽流量、溫度、壓力等參數(shù)，但由于個別段抽汽參數(shù)可能偏離熱力特性計算參數(shù)較大，造成抽汽流量增大較多，會導致加熱器運行期間正常疏水流量增加，事故疏水頻繁開啟，危及機組安全穩(wěn)定運行。第二十六頁，共109頁。2.11汽機軸封系統(tǒng)調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。軸封加熱器疏水多級水封注水試驗、密封試驗(額定真空時進行)。配合施工單位投入并校驗各加熱器水位。軸封系統(tǒng)蒸汽供汽管道吹掃：輔助蒸汽至軸封系統(tǒng)的蒸汽供汽管用輔助蒸汽進行吹管；冷再熱蒸汽至軸封系統(tǒng)的蒸汽供汽管在鍋爐蒸汽吹管階段進行吹掃；主蒸汽至軸封系統(tǒng)的蒸汽供汽管用主蒸汽進行吹掃。軸封系統(tǒng)減溫水管道水沖洗：啟動凝結水泵，用除鹽水沖洗管道直到沖洗水質清潔為止。軸封系統(tǒng)投運：軸封系統(tǒng)蒸汽供汽減溫裝置調整；軸封系統(tǒng)蒸汽供汽減壓裝置調整及安全門校驗；軸封蒸汽壓力調整裝置調整；軸封冷卻器投運及軸冷風機試運轉調整；軸封系統(tǒng)投用、機組帶負荷調試期間軸封系統(tǒng)自密封試驗。第二十七頁，共109頁。

軸封系統(tǒng)操作不當造成轉子永久彎曲的典型案例及分析忘記向高壓軸封送汽、造成轉子永久彎曲【簡述】2003年7月20日，某廠一臺300MW機組，在備用后熱態(tài)啟動過程中，因人員違章操作，送汽封的過程中只向低壓汽封送汽，忘記向高壓軸封送汽，致使汽輪機高中壓轉子產生永久性彎曲，被迫停運20余天，進行直軸處理?！臼鹿式涍^】7月20日16:00，荷潭Ⅱ線24#桿塔移位工作結束，按中調命令，值長申某通知各專業(yè)2#機組準備開機。時#2機高中壓內缸外上壁溫度363.5℃，外下壁溫度346.3℃，內壁上下溫度測點已損壞；中壓第一級出口上壁溫356.21℃，下壁溫測點已損壞；高中壓脹差－1.78mm。機長朱某于16:20通知主值宋某向#2機輔汽聯(lián)箱送汽。16:45鍋爐點火。17:40宋某開高、中、低壓軸封進汽門暖管。18:02宋某開大軸封進汽門向低壓軸封送汽，操作中因接機長對講機通知“送完軸封后配合檢修人員處理右側循環(huán)水出水門并檢查真空泵組”，宋某即去汽機零米層調整循環(huán)水出水門，忘記了向高中壓軸封送汽。18:02左右，機長朱某啟動真空泵抽真空。第二十八頁，共109頁。18:32左右，宋某在用餐時才想起高中壓軸封未送汽，馬上報告機長朱某，朱告吃完晚飯馬上去送。此時發(fā)電一部副主任黃某發(fā)現(xiàn)機組負脹差增大，即詢問朱某軸封送汽情況，朱回告高中壓軸封還未送汽，黃下令宋某到現(xiàn)場將高中壓軸封送汽。20:51宋某按機組熱啟動狀態(tài)進行沖轉條件確認:高中壓內缸外上壁溫度338.21℃，過熱汽壓力5.17MPa，爐側過熱汽溫度455℃，高中壓脹差－2.25mm，高中壓缸膨脹15.6／15.7mm，轉子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油溫36.5℃，并報告機長、值長。（事故后查看自動記錄曲線:機前過熱器左側溫度307.43℃，右側溫度350.4℃；再熱器左側溫度204.45℃，右側溫度214.72℃；中壓第一級出口上壁溫度335.56℃。）21:13值長申某命令沖轉，機長朱某安排副機長張某在集控室指揮，自己去機頭就地檢查。宋某進行機組啟動操作，并設定目標轉速500rpm，升速率100rpm／min。轉速升至500rpm，朱某就地打閘一次，檢查機組無異常后告宋某。21:18宋某掛閘進行第二次升速，設定目標轉速3000rpm，升速率300rpm／min。21:22轉速升至1138rpm，宋某發(fā)現(xiàn)#2軸振X方向達190μm，#2瓦振達70μm，檢查頂軸油泵已停。轉至振動畫面時，#2軸振X方向達225μm。21:23轉速升至1308rpm時，振動保護跳機，SOE首出為“瓦振大”，在降速過程中因振動上升，立即破壞真空緊急停機。21:41機組轉速到零，投入盤車運行。生產副總經理及副總工程師等迅速趕到現(xiàn)場，與有關技術人員研究分析后認為轉子存在熱彎曲，決定連續(xù)盤車4小時后再開機。21日至23日，經與廠家及湖南電力試驗研究所有關專家討論后，試開機4次并在中低壓轉子對輪上加平衡塊499克，均未獲成功。判斷為轉子永久性彎曲，決定開缸檢查。8月3日開缸檢查，發(fā)現(xiàn)高中壓中間汽封梳齒局部輕度磨損，高中壓轉子彎曲250μm，#2瓦輕微研磨。經直軸處理后。8月16日20:58，#2機組啟動正常，17日2:00帶滿負荷300MW運行正常。第二十九頁，共109頁?！臼鹿试颉?.運行人員違章操作。運行人員在機組熱態(tài)開機時，違反《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》第10.1.3.6條中“機組熱態(tài)啟動投軸封汽時，就確認盤車裝置運行正常，先由軸封送汽，后抽真空?！钡囊?guī)定，高中壓軸封送汽滯后于抽真空時間近30分鐘，致使冷氣沿高中壓轉子軸封處進入汽輪機，轉子受到局部冷卻，是導致發(fā)生轉子彎曲的直接原因。2.機組沖轉參數(shù)選擇不合理。沖轉時主蒸汽溫度與熱態(tài)開機要求不匹配，不僅未達到《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》第10.1.2.4條中“主蒸汽溫度必須高于汽缸最高金屬溫度50℃，但不超過額定蒸汽溫度”的要求，沖轉時主蒸汽溫度左側307.43℃、右側350.4℃，而高中壓內缸外上壁溫度為338.21℃，啟動時出現(xiàn)了負溫差，是導致轉子彎曲增大的重要原因。3.振動發(fā)現(xiàn)不及時，處理不果斷，存在僥幸心理。振動測量、監(jiān)視不及時，未能嚴格執(zhí)行《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求實施細則》第10.1.4.1條“機組啟動過程中，在中速暖機之前，軸承振動超過0.03mm”。和第10.1.4.2條“機組啟動過程中，通過臨界轉速時，軸承振動超過0.10mm或軸振動超過0.26mm立即打閘停機，嚴禁強行通過臨界轉速或降速暖機?！钡南嚓P規(guī)定，機組在啟動過程中已出現(xiàn)異常振動，沒有及時采取措施予以消除，直至SOE“瓦振大”保護動作停機，惰走過程中沒有采取破壞真空縮短惰走時間的果斷措施。停機后在未查明原因采取措施的前提下多次開機，致使高中壓轉子產生永久性彎曲。

4.管理不到位，未形成“嚴、細、實”的管理作風。管理不嚴，規(guī)章制度流于形式。管理人員對安全生產沒有樹立“關口前移，靠前把關”的思想，導致現(xiàn)場混亂，運行人員責任心不強，當主值宋某發(fā)現(xiàn)高中壓軸封未送汽時，馬上報告機長朱某，朱某不是立即采取送軸封的措施,而是告吃完晚飯才去送。沒有緊迫感，更沒有意識到未及時送軸封的危害性，拖延了送軸封的時間。啟動過程中，協(xié)調不力，操作隨意，習慣性違章。5.參數(shù)測點布局不合理，消缺不及時。如主蒸汽溫度測點、轉子晃度表測量點布置不合理，高中壓缸內壁上、下溫度測點損壞；中壓缸第一級出口下壁溫測點損壞。使運行人員失去了有效的監(jiān)視手段。給事故的發(fā)生埋下了禍根。第三十頁，共109頁。2.12發(fā)電機內冷水(定子冷卻水)系統(tǒng)調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位檢查發(fā)電機定子冷卻水沖洗臨時系統(tǒng)(先進行外部水沖洗，水質合格后再進行定子線圈循環(huán)沖洗)。發(fā)電機水冷系統(tǒng)冷卻水泵試運轉(發(fā)電機外部循環(huán)運行方式)。配合施工單位進行發(fā)電機水冷系統(tǒng)管道水沖洗(外部、內部水管道沖洗)。配合施工及運行單位進行發(fā)電機水冷系統(tǒng)投入：1)發(fā)電機水冷系統(tǒng)驅趕空氣和充水；2)發(fā)電機水冷系統(tǒng)水箱充氮；3)發(fā)電機水冷系統(tǒng)冷卻器投運；4)定子冷卻水處理裝置(離子交換器)投運。發(fā)電機定子冷卻水系統(tǒng)斷水保護調試，配合熱控、電氣專業(yè)進行發(fā)電機非電量保護傳動。第三十一頁，共109頁。2.13發(fā)電機密封油系統(tǒng)調試

(哈爾濱電機廠、上海電機廠為雙流環(huán)進油密封瓦)設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位檢查發(fā)電機密封油沖洗臨時系統(tǒng)(在主機油循環(huán)后期間進行發(fā)電機密封瓦外部短路油循環(huán)，沖洗包括信號管在內的全部管道)。發(fā)電機密封油空、氫側交流、直流油泵試運轉，并進行油泵入出口管道油沖洗)。密封油系統(tǒng)(集裝裝置)調整：空側油路調整(調整空側密封油泵出口壓力和密封油壓差調節(jié)閥至設計值)；氫側油路調整(調整氫側密封油泵出口壓力和平衡閥至設計值，使氫側與空側密封油壓差符合要求)；高壓備用油路調整，備用差壓閥調整；調整密封油氫油差壓調節(jié)閥，使空側密封油壓高于發(fā)電機氫壓至設計值；系統(tǒng)各安全閥、減壓閥整定。發(fā)電機運轉時密封油系統(tǒng)調整(冷油器投運，排油煙風機試轉及油箱真空調整)。發(fā)電機密封油系統(tǒng)聯(lián)鎖保護動態(tài)試驗。第三十二頁，共109頁。發(fā)電機采用氫氣冷卻，為防止運行中氫氣沿轉子軸向外漏，機組密封油系統(tǒng)向轉軸與端蓋交接處的密封瓦循環(huán)供應高于氫壓的密封油。機組的密封油路只有一路，分別進入汽輪機側和勵磁機側的密封瓦，經中間油孔沿軸向間隙流向空氣側和氫氣側，形成了油膜起到了密封潤滑作用。然后分兩路（氫側、空氣側）回油。主油源來自汽機軸承潤滑油，潤滑油回油管上裝設視流窗，以便觀察回油。油氫差壓由差壓調節(jié)閥自動控制，并提供差壓和壓力報警信號接點。油溫在汽機潤滑油系統(tǒng)得到調節(jié)。

2臺100%容量的交流密封油泵和1臺100%容量的直流密封備用油泵,1臺100%容量的再循環(huán)油泵。第三十三頁，共109頁。2.15發(fā)電機氫冷卻系統(tǒng)調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位進行發(fā)電機氫冷卻系統(tǒng)整套風壓試驗。氫系統(tǒng)嚴密性試驗。氫系統(tǒng)指示儀表調整(純度計、濕度計)。氫純度風機試運轉。氣體干燥器試運及投運。氫系統(tǒng)就地控制盤及檢漏計信號調整。發(fā)電機充氫置換：充氫前的準備及檢查；用二氧化碳(或氮氣)置換空氣；氫置換二氧化碳(或氮氣)；氫氣壓力控制裝置調整。發(fā)電機排氫置換：用二氧化碳(或氮氣)置換氫氣；空氣置換二氧化碳(或氮氣)。發(fā)電機漏氫量測試。第三十四頁，共109頁。2.16

機組潤滑油、頂軸油系統(tǒng)及盤車裝置調試投運

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位檢查汽機潤滑油系統(tǒng)油循環(huán)沖洗臨時系統(tǒng)(應先沖洗主油箱、再進行各軸瓦外部短接油沖洗、最后TSI系統(tǒng)各探頭支架安裝完畢后通過軸瓦油循環(huán))。交流、直流潤滑油泵、高壓油泵(調速油泵)試運轉，各油泵相關油管道沖洗。確認主機油系統(tǒng)全部管道(包括頂軸油管道)沖洗驗收合格，并且油箱清理后己換上合格的潤滑油，汽輪機潤滑油質量標準按制造廠要求或有關國家標準。潤滑油系統(tǒng)、頂軸油系統(tǒng)及盤車裝置的監(jiān)測儀表和聯(lián)鎖保護等靜態(tài)校驗。潤滑油泵及系統(tǒng)調試：油箱低油位跳閘校驗，交流油泵啟動及系統(tǒng)油壓調整，直流油泵啟動，交流油泵、直流油泵自啟動聯(lián)鎖校驗。頂軸油系統(tǒng)調試：頂軸油泵試轉及出口壓力調整，頂軸油壓分配調整及軸頸頂起高度調整。盤車裝置調試：盤車裝置投運，盤車裝置自動投用和停用聯(lián)鎖校驗，轉子原始偏心值測定，初始盤車電流記錄。主機油系統(tǒng)聯(lián)鎖保護項目調試：潤滑油壓低I值，聯(lián)動交流潤滑油泵自啟動；潤滑油壓低Ⅱ值，聯(lián)動直流潤滑油泵(事故油泵)自啟動，同時機組跳閘停機；潤滑油壓低Ⅲ值，聯(lián)動盤車停止。第三十五頁，共109頁。2.17

機組潤滑油凈化裝置調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)PLC控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。潤滑油輸送泵試運轉及管道沖洗。油凈化裝置投用：真空室真空泵試運轉及管道沖洗，加熱器投用調整，裝置脫水、除酸、除雜質調整。油凈化裝置停用。凈化油質效果檢查及油質化驗。第三十六頁，共109頁。2.18

機組旁路系統(tǒng)調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。高、低壓旁路管道蒸汽吹掃(在鍋爐蒸汽吹管階段中，配合吹掃高、低壓旁路管道)。高壓旁路減溫水管道水沖洗(高壓給水管道沖洗期間進行)。低壓旁路減溫水管道水沖洗(凝結水管道沖洗期間進行)。旁路控制裝置集裝油站油系統(tǒng)沖洗。旁路控制裝置集裝油站調試、投入。高、低壓旁路系統(tǒng)各閥門動作時間、快開、快關時間測試。高、低壓旁路控制功能及保護邏輯靜態(tài)試驗。第三十七頁，共109頁。2.19

機組調節(jié)保安系統(tǒng)調試：包括：液壓調節(jié)系統(tǒng)靜態(tài)調試(含EH油系統(tǒng)調試)；配合熱工電調(DEH)系統(tǒng)作靜態(tài)調試；調節(jié)保安系統(tǒng)靜態(tài)調試及DEH系統(tǒng)仿真試驗；汽門關閉時間測試；供熱調整抽汽控制系統(tǒng)靜態(tài)試驗。主要調試內容如下：設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)DCS控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。配合施工單位進行汽機控制油(EH油)系統(tǒng)及主機危急遮斷油系統(tǒng)油循環(huán)臨時系統(tǒng)檢查。配合施工單位進行汽機EH油系統(tǒng)及主機危急遮斷油系統(tǒng)油循環(huán)，調整EH油系統(tǒng)油壓。汽機EH油系統(tǒng)沖洗合格后的系統(tǒng)恢復檢查。汽機EH油泵試運，配合施工單位進行汽機EH油系統(tǒng)打壓試驗，進行系統(tǒng)油壓調整。第三十八頁，共109頁。汽機EH油(調節(jié)油)系統(tǒng)調試：高壓油泵出口溢流閥調整。高壓蓄能器調整。低壓蓄能器調整。汽機EH油集裝油站調整：油箱油位保護，EH系統(tǒng)各油泵油泵啟動條件、跳泵條件試驗。汽機安全油系統(tǒng)調整，系統(tǒng)動作試驗，掛閘油壓調整。高、中壓主汽閥和調節(jié)汽閥油動機位移調整。配合熱工專業(yè)進行電調系統(tǒng)(DEH)各汽門油動機調整及閥位反饋(LVDT)調整。汽機DEH系統(tǒng)靜態(tài)試驗。DEH操作控制功能檢查。配合熱控專業(yè)進行DEH系統(tǒng)仿真試驗。高中壓主汽閥和調節(jié)汽閥油動機關閉時間靜態(tài)測定。供熱調節(jié)抽汽閥門油動機靜態(tài)試驗及關閉時間測試。第三十九頁，共109頁。2.20

汽機主機保護系統(tǒng)試驗(汽機ETS系統(tǒng)試驗)

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各測點、表計檢查。配合熱工專業(yè)進行汽機ETS系統(tǒng)靜態(tài)試驗。配合熱工專業(yè)進行汽機TSI系統(tǒng)靜態(tài)試驗。汽機ETS系統(tǒng)各保護項目靜態(tài)傳動試驗。汽機DCS有關信號報警及光字牌報警試驗。

機組橫向聯(lián)鎖保護試驗（機爐電大聯(lián)鎖試驗）第四十頁，共109頁。2.21直接空冷系統(tǒng)調試

配合熱工人員完成系統(tǒng)的聯(lián)鎖、保護和報警傳動檢查。系統(tǒng)及儀表檢查。風機試運?？绽淠鳉饷苄栽囼灒ㄓ墒┕挝唤M織進行）?？绽淠髑逑矗呵逑垂ぷ饕话惴謨呻A段進行，第一個階段即手工清洗階段；第二個階段是蒸汽清洗階段、即熱態(tài)清洗，空冷熱態(tài)清洗時要求汽輪機處于盤車狀態(tài)，清洗所用蒸汽來自汽輪機旁路系統(tǒng)。如沖洗期間汽輪機整套啟動，則以保證機組啟動參數(shù)為主，在此期間并不優(yōu)先考慮沖洗流量。在除鹽補水量充足的情況之下不排除機組并網帶低負荷進行空冷熱態(tài)清洗的可能。配合施工單位、設備廠家進行空冷凝汽器熱態(tài)清洗措施確定并實施，組織施工單位、運行人員進行空冷凝汽器熱態(tài)沖洗工作。熱態(tài)清洗說明：熱清洗過程中各風機置于手動方式運行。根據經驗，蒸汽和凝結水的溫度越高，清洗效果越好。但是必須控制空冷入口蒸汽不超溫。密切監(jiān)視凝結水過冷度，及時調整投入風機的數(shù)量，既要保證局部熱態(tài)清洗的高流速，也要注意防止凝結水過冷導致清洗效果下降。熱態(tài)清洗過程中應持續(xù)定期取樣，以便運行操作人員根據化驗結果及時調整工況。直接空冷系統(tǒng)投入機組啟動運行。第四十一頁，共109頁。直接空冷系統(tǒng)調試中易出現(xiàn)的問題及對策：風壓試驗：風壓試驗考核空冷系統(tǒng)安裝的嚴密性，出現(xiàn)泄漏的地方一般為管束與蒸汽分配管及凝結水收集管的連接處。該位置為現(xiàn)場焊接，為漏點集中出現(xiàn)的部位。某電廠曾出現(xiàn)凝結水回水管整道焊口3/4未焊的施工質量問題，導致真空嚴密性很差。風壓試驗前應在冷卻三角內外搭好腳手架，系統(tǒng)充入壓縮空氣后采用肥皂水刷涂的辦法找漏，冬季肥皂水中添加酒精防凍。冷態(tài)沖洗：冷態(tài)沖洗在熱態(tài)沖洗及風壓試驗前進行，采用高壓水對管道內部進行沖洗。沖洗時應注意避免空冷內部積水過多導致管道受力變形甚至損壞。熱態(tài)沖洗：熱態(tài)沖洗一定要保證沖洗時間、流量、溫度等。在條件允許的情況下，盡可能對每一列及單元多次沖洗。提高流量，溫度盡可能達到80℃以上，對應的壓力達到45KPa.a.以上。應注意排水至雨排井或排水溝的強度及耐溫極限，防止流量過大或溫度過高造成破壞?；瘜W制水補水能力往往成為沖洗的瓶頸，不得不將沖洗分為2次甚至更多。熱態(tài)沖洗效果達不到要求，機組帶負荷及試運期間凝結水很難達到合格的水平。空冷系統(tǒng)冬季啟動投運期間注意加強防凍措施。真空嚴密性試驗：空冷機組的真空建立較為困難，5-7倍于常規(guī)水冷機組的真空系統(tǒng)容積。啟動時采用三臺大容量真空泵，建立真空需要1h左右時間。因系統(tǒng)容積較大，真空嚴密性試驗每分鐘下降小于50Pa/min，一次嚴密性試驗大約要進行1h左右。第四十二頁，共109頁。2.22熱網及供熱系統(tǒng)調試

設備及系統(tǒng)安裝完整性檢查及確認。系統(tǒng)各閥門檢查、操作試驗，測點、表計檢查。系統(tǒng)控制邏輯檢查及聯(lián)鎖保護、信號報警靜態(tài)試驗確認；監(jiān)測設備、儀表投入。熱網供熱減溫減壓器系統(tǒng)裝置調試。配合施工單位進行熱網管道、蒸發(fā)站管道及加熱站管道等系統(tǒng)管道沖洗或吹掃。檢查系統(tǒng)各安全門水壓試驗結果，組織施工單位、運行單位進行系統(tǒng)安全門熱態(tài)整定。熱網循環(huán)泵、熱網補水泵、熱網疏水泵等系統(tǒng)試運。熱網回水及處理系統(tǒng)調試。熱網及供熱系統(tǒng)投運及熱態(tài)調整。第四十三頁，共109頁。DEH系統(tǒng)檢查及主機保護(ETS)檢查；發(fā)電機氣體置換；各種水、汽、油分系統(tǒng)及真空、氫系統(tǒng)檢查投運；機組首次冷態(tài)啟動及超速試驗：主要項目包括：記錄機組首次冷態(tài)啟動曲線機組軸系振動監(jiān)測調節(jié)保安系統(tǒng)參數(shù)的整定汽機危急遮斷系統(tǒng)(ETS)在線試驗機械飛錘壓出試驗(噴油試驗)

汽機油泵切換試驗

OPC試驗和真實超速試驗主油泵特性試驗記錄機組首次停機轉子惰走曲線第四十四頁，共109頁。3.1各種水、汽、油分系統(tǒng)及真空、氫系統(tǒng)檢查投運

3.1.1分系統(tǒng)投運原則啟動前認真檢查油(水)箱的油(水)位，補(排)油(水)閥位置；蒸汽管道投入前，應預先做好暖管疏水工作，排盡管道積水；帶手動隔離閥的系統(tǒng)，投入程序控制前，開啟手動隔離閥；設有備用泵(風機)的系統(tǒng)，依次啟動各泵(風機)，做聯(lián)鎖保護試驗，然后投入運行泵(風機)，備用泵(風機)投自動。3.1.2依次檢查和投入下列分系統(tǒng)啟動閉式冷卻水泵，投入閉式冷卻水系統(tǒng)。啟動廠用壓縮機，投入廠用壓縮空氣系統(tǒng)。廠用輔助蒸汽系統(tǒng)投入。投入汽機潤滑油系統(tǒng)，依次啟動主油箱上排煙風機、交直流潤滑油泵、高壓備用密封油泵，做低油壓聯(lián)動試驗后，停止直流潤滑油泵，投入備用。投入發(fā)電機密封油系統(tǒng)。向發(fā)電機內充氫。第四十五頁，共109頁。確認潤滑油壓、油溫正常，啟動頂軸油泵。啟動盤車裝置，檢查盤車電流及轉子偏心率，檢查軸端密封及汽缸內有無異常.啟動一臺循環(huán)水泵，投入開式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)。啟動凝結水泵，投入凝結水系統(tǒng)，向各水封裝置注水。投入低加水側。依次啟動主機EH油站的EH再生油泵、EH冷卻油泵、EH油泵，投入EH油站，油溫達40℃時，投入冷卻器冷卻水。啟動真空泵，機組抽真空。向軸封系統(tǒng)供汽，投入汽封系統(tǒng)。鍋爐點火后，檢查汽機側疏水門應全開。投入除氧器加熱。啟動電動給水泵。投入高加水側。隨汽溫、汽壓的升高，可投入高、低壓旁路系統(tǒng)。3.1.3檢查主機聯(lián)鎖保護、監(jiān)控儀表、熱工信號均正常投入。

第四十六頁，共109頁。3.2機組首次冷態(tài)啟動試驗及空負荷調試

主機沖轉前檢查(機組首次冷態(tài)啟動)汽輪機沖轉參數(shù)選擇：根據機組啟動狀態(tài)劃分原則選擇合適的沖轉參數(shù)。機組冷態(tài)啟動主要調試步驟：a)汽輪機沖轉，盤車裝置脫扣檢查。b)摩擦檢查：汽輪機沖轉至400～600r/min，手動打閘，進行摩擦聽音檢查，確認通流部分、軸封內部、各軸承內部及發(fā)電機內部無摩擦。c)各軸承檢查：檢查各軸承金屬溫度、回油溫度正常后，方可升速。升速數(shù)值按啟動曲線要求選擇，一般升速速值為每分鐘100r/min。并確認在啟動過程中頂軸油泵自動停運。d)汽輪機暖機：暖機轉速按制造廠提供的汽輪機轉速保持曲線及實際軸承振動情況進行控制。e)轉速升至機組各轉子軸系一階臨界轉速前，對機組進行檢查和暖機，暖機時間應滿足制造廠規(guī)定的要求。若發(fā)現(xiàn)異常，應立即停機檢查。第四十七頁，共109頁。f)汽輪機再次升速通過轉子軸系臨界轉速時，升速率宜選擇為不小于200r/min/min，轉速上升應迅速平穩(wěn)，不能滯留，軸振動值應小于250μm。g)高速暖機：機組升速至2000r/min左右進行暖機，具體暖機轉速根據振動情況確定，暖機轉速和暖機時間應符合制造廠的規(guī)定要求。i)機組定速后的試驗：當汽輪機升速到3000r/min額定轉速后應進行手動打閘試驗和危急遮斷器充油試驗，確認超速跳閘機構功能正常；然后進行油泵切換試驗、ETS系統(tǒng)在線試驗。j)機組升速至額定轉速后對各項技術指標進行常規(guī)性檢查并記錄。汽機調節(jié)系統(tǒng)空負荷特性試驗。機組定速后一般要配合電氣專業(yè)進行10～20小時的電氣試驗。電氣試驗結束后，機組并網，自動帶初負荷。機組帶初負荷暖機后，逐步升負荷至10％額定負荷以上，暖機3～4小時，目的是充分加熱轉子，使其溫度高于脆性轉變溫度(FATT)。機組帶負荷暖機結束后，減負荷、解列，進行主汽門及調節(jié)汽門嚴密性試驗。汽門嚴密性試驗合格后進行OPC超速保護、電超速及機械超速試驗。上述試驗結束后，機組重新并網，準備帶負荷調試第四十八頁，共109頁。3.3機組軸系振動監(jiān)測

深入了解機組軸系概況、技術參數(shù)、支撐型式及對輪聯(lián)接方式，機組原始偏心(晃度)數(shù)值；在啟動升速過程中的振動監(jiān)測：在500r/min以下時的瓦振及軸振；在500r/min以上時的瓦振及軸振。在升速工況時，加強監(jiān)視振動值，尤其是過臨界轉速時的振動值，若超過極限則立即停機。在各暖機轉速下，全面測量各軸承的瓦振及軸振動值、記錄機組各瓦金屬溫度。在機組定速期間(空負荷)的振動監(jiān)測：各軸承瓦振及軸振幅值及相位、各瓦金屬溫度。在機組各負荷點(20%、40%、60%、80%、100%)測量各軸承瓦振及軸振幅值及相位、各瓦金屬溫度。停機時，隨轉子自然惰走測量各軸承的振動情況，確定軸系的臨界轉速。第四十九頁，共109頁。某廠600MW機組啟動調試過程中振動監(jiān)測過程及案例分析該機組軸系由高壓轉子、中壓轉子、低壓1號轉子及中間軸、低壓2號轉子、發(fā)電機轉子和勵磁機轉子組成，各轉子之間為剛性靠背輪聯(lián)接，發(fā)電機轉子和勵磁機轉子采用三個軸承支撐結構，共有11個支承軸承及1個推力軸承，其中1~5號、9~11號軸承采用可傾瓦；6~8號軸承采用橢圓瓦，軸系較長，總長約為50m，振動故障診斷及處理較為復雜，尤其是按照該型機組前兩臺機組的調試及運行情況，勵磁機轉子振動問題是該型機組的難點。振動測點布置如下：機組1~11號軸承均裝有一個復合探頭和一個渦流探頭，兩個探頭在其軸承的測量平面內的安裝角度相互垂直并與軸承上半瓦的垂直中心線兩側各成45°傾斜角。其中復合探頭定義為Y方向，可測量絕對振動及相對振動；渦流探頭定義為X方向，測量相對振動。X、Y方向定義為從調速端向發(fā)電機端看，X方向探頭為45°右，X方向探頭為45°左。軸系振動數(shù)據采集設備采用Bently&Neavda公司208PDAIU振動數(shù)據采集系統(tǒng)。第五十頁，共109頁。某廠600MW機組啟動調試過程中振動監(jiān)測過程及案例分析4~7號軸承振動探頭故障診斷在機組首次啟動過程中，升速至2160~2280r/min時，5~8號Y方向軸振都存在明顯的峰值，7號Y方向振幅上升最大，最高為237μm，而按照制造廠的設計，該區(qū)域為非臨界區(qū)；根據定速3000r/min工況上述各軸承Y方向軸振的頻譜圖可以看出，上述四個軸承Y方向軸振有32Hz至37Hz的頻率成分，初步分析是探頭安裝支架共振造成的。在機組進行超速試驗時，5#、6#、7#及8#軸承軸振值又大幅度上升，在升速至3180r/min時7#軸承軸振最大為500μm，而后又大幅度下降，具體數(shù)據詳見附圖中各軸承軸振Bode圖；根據機組超速試驗時上述四個軸承軸振頻譜圖可以看出，5#、6#、7#及8#軸承X方向軸振有50Hz至53Hz的頻率成分。在機組停機后盤車工況下，又對上述四個軸承X及Y方向探頭用敲擊法測量其振動響應，經頻譜分析確認5#、6#、7#及8#軸承X及Y方向軸振探頭的固有頻率確有上述頻率成分，這說明上述各探頭在此固定方式下固有頻率接近其工作頻率，造成各探頭在機組定速時發(fā)生共振，使其振動幅值很大且不穩(wěn)定，各振動值并非轉子的真實振動值，而是由于探頭共振造成的。停機后，對4#、5#、6#、7#及8#軸承X及Y方向軸振探頭進行修頻，由于探頭安裝方式為懸臂式結構，安裝套管長接近500mm，加粗套管以提高其剛度，經敲擊法測試，各軸振探頭的固有頻率提高到63Hz以上。第五十一頁，共109頁。某廠600MW機組啟動調試過程中振動監(jiān)測過程及案例分析7號軸承振動故障診斷機組第二次整套啟動帶負荷試運過程中，于11.89:25機組由250MW跳閘，轉速由3000r/min降至2600r/min后再次掛閘升速，最高升至3091r/min，OPC保護動作，轉速下降，在轉速由2880r/min降至2860r/min時，7號軸承Y方向軸振相位變化100度，幅值降低1倍，在由2840r/min升至3000r/min的過程中，其振動基頻值增加6倍多，相位變化100度，3000r/min時通頻值達到200μm，在以后的升降負荷過程中，其振動值穩(wěn)定在該值附近。在上述過程中，7號軸承X方向軸振幅值及相位無明顯變化。根據以上情況及跳閘前后的數(shù)據對比得出，在跳閘之前，振動基頻分量較小，表明轉子平衡狀態(tài)良好，殘余不平衡質量不大；跳閘之后振動基頻分量增大，幅值同時增加，相位產生較大變化，而且是在非臨界共振區(qū)，機組其它運行參數(shù)如真空及低壓排汽溫度沒有明顯變化；由于振幅與不平衡質量大小成正比，而與支撐剛度成反比，表明該轉子不平衡量或者軸承剛度發(fā)生了變化，若是不平衡質量改變最大可能是低壓2號轉子末級葉片松拉筋出現(xiàn)問題；若是支撐剛度改變則可能是軸承進回油管或頂軸油管泄漏。11.10機組停機惰走至500r/min時，7號軸承金屬溫度由90℃突升140℃，這可能是軸承油膜剛度發(fā)生變化導致的。具體數(shù)據見下表：第五十二頁，共109頁。某廠600MW機組啟動調試過程中振動監(jiān)測過程及案例分析第五十三頁，共109頁。某廠600MW機組啟動調試過程中振動監(jiān)測過程及案例分析停機后，進入低壓缸對低壓2號轉子的末級葉片進行檢查未發(fā)現(xiàn)異常；在7瓦翻瓦檢查時發(fā)現(xiàn)軸瓦鎢金嚴重磨損，7瓦頂軸油管在軸承箱內斷裂。這就應是造成7號軸承振動突變的主要原因。由于振幅大小與激振力大小成正比，而與支撐剛度成反比。經檢查末級葉片及松拉筋沒有異常，說明激振力沒有明顯變化，但頂軸油管的斷裂導致7號軸承內的潤滑油泄漏至軸承箱，其油膜剛度降低，使其振動增大，相位變化。可以認為機組跳閘后至轉速降至2600r/min再次掛閘升速至2900r/min左右時，7號軸承頂軸油管泄漏，導致7號軸振發(fā)生變化，但油管沒有斷裂，而是持續(xù)泄漏直至11.1020:15停機惰走至500r/min時，頂軸油管突然斷裂，導致7號軸承油膜很低，軸瓦磨損，金屬溫度上升至140℃。停機后對頂軸油管及軸瓦進行了處理，于1999.11.20再次啟動，升速過程及定速工況下7號軸承振動基本恢復至機組首次整套啟動狀態(tài)。第五十四頁，共109頁。主機保護投入，檢查定值；機組并網帶負荷調試；高、低壓加熱器投運；汽動給水泵組帶負荷工況的檢查和各典型負荷振動的測量；真空嚴密性試驗；主要輔機切換試驗；配合熱工進行自動控制系統(tǒng)投用試驗；配合熱工進行高、低壓旁路系統(tǒng)動態(tài)試驗(對于中壓缸啟動機組及配有旁路系統(tǒng)調節(jié)主、再熱蒸汽壓力的系統(tǒng))；配合熱控專業(yè)進行變負荷試驗即：模擬量控制系統(tǒng)負荷變動試驗；配合熱控專業(yè)進行一次調頻試驗及RB試驗；甩負荷試驗(即汽輪機調速系統(tǒng)動態(tài)特性試驗)

；擇機進行機組溫態(tài)、熱態(tài)、極熱態(tài)啟動試驗。第五十五頁，共109頁。4.1主機保護投入，檢查定值

投入主機保護(ETS系統(tǒng))，檢查定值：脹差大(轉子伸長、轉子縮短)；軸向位移大(正向：發(fā)電機端、負向：調速器端)；軸振動大(軸承振動大)；EH油壓力低(調速油壓低)；潤滑油壓力低；凝汽器真空低；發(fā)電機主保護動作，汽機跳閘；鍋爐MFT動作，汽機跳閘；汽機就地、遠方手動打閘；汽機電超速(TSI測速探頭)；汽機電超速(DEH測速探頭)；高壓缸排汽溫度高；徑向軸承金屬溫度高；推力軸承金屬溫度高；透平壓比低(調節(jié)級壓力比高壓缸排汽壓力)；DEH轉速故障；汽機主油箱油位低低；低壓缸排汽溫度高(報警、一般手動停機)；軸承回油溫度高(報警、一般手動停機)；汽缸上、下缸溫差大(報警、一般手動停機)；發(fā)電機定子水流量低，非電量保護跳發(fā)電機。投入小汽機及汽動給水泵組主要保護，檢查定值。投入主要輔機保護，檢查定值。第五十六頁，共109頁。4.2機組并網帶負荷調試主要步序及項目主機輔助設備帶負荷調整試驗。主機附屬機械帶負荷調整試驗。小汽機及汽動給水泵組帶負荷調試。汽機熱力系統(tǒng)帶負荷調試。主機閥門運行檢查。調節(jié)系統(tǒng)帶負荷特性試驗。機組并網帶負荷調試主要工作如下：1)發(fā)電機并網至帶額定負荷階段，汽輪機進汽參數(shù)按啟動曲線要求進行滑升?；^程中應嚴格控制升壓率、升溫率，嚴格按啟動曲線控制負荷變化、升負荷。2)負荷達到10%額定負荷后，高、中壓主汽閥前各級疏水閥及高壓缸本體疏水閥應自動關閉。3)高壓加熱器不隨機啟動時，當負荷升到20%額定負荷后，可開始對高壓加熱器進行汽側沖洗，疏水品質不合格不得逐級自流至除氧器。4)負荷升到20%額定負荷時，中壓主汽閥后各級疏水閥應自動關閉。5)負荷達到20%額定負荷后，確認電氣系統(tǒng)及汽輪發(fā)電機組運轉正?？蛇M行廠用電切換。6)升負荷到達30%額定負荷后，投入汽動給水泵運行。7)負荷達到70%額定負荷時，投運另一臺汽動給水泵并入給水系統(tǒng)，同時將電動給水泵退出運行，作熱備用。8)負荷達到80%額定負荷后，主蒸汽壓力、溫度及再熱蒸汽溫度應都穩(wěn)定在額定范圍內。對汽輪機組進行全面檢查后可進行真空嚴密性試驗。9)負荷升到額定負荷后，需確認汽輪機組運行正常和運行指標符合要求。汽輪機組在額定負荷工況下應連續(xù)運行24h以上。10)汽輪機組條件具備后可進行甩50％、100％額定負荷試驗。第五十七頁，共109頁。4.3高、低壓加熱器投運及抽汽回熱系統(tǒng)檢查

(詳見前面分系統(tǒng)調試部分)4.4真空嚴密性試驗

汽輪機真空嚴密性試驗時，汽輪機負荷應穩(wěn)定在80%額定負荷以上，真空穩(wěn)定，關閉抽氣閥(最好停真空泵)，30s后開始每0.5min記錄機組真空值一次，共記錄8min，取其中后5min內的真空下降值計算每分鐘的真空平均下降值。真空值有條件時應使用標準級的就地真空表讀取，不宜直接從DCS系統(tǒng)中的DAS數(shù)據讀取。真空平均下降值應不大于0.30kPa/min為合格。第五十八頁，共109頁。4.5主要輔機切換試驗

凝結水泵切換試驗：進行凝結水泵切換試驗，記錄試驗時機組負荷、凝結水流量為、壓力及除氧器水位，模擬跳閘條件使運行凝結水泵跳閘，備用凝結水泵自動聯(lián)鎖啟動，記錄切換后凝結水流量、壓力、除氧器水位、機組負荷等參數(shù)。給水泵切換試驗：進行了給水泵切換試驗，電泵備用，記錄試驗時機組負荷、汽動給水泵運行參數(shù)、給水流量、壓力、鍋爐主要運行參數(shù)等；模擬跳閘條件使1臺汽泵跳閘，電泵自動聯(lián)鎖啟動，記錄切換后的上述有關參數(shù)，記錄穩(wěn)定時間。閉式冷卻水泵及開式冷卻水泵切換試驗：將備用泵投入聯(lián)鎖，模擬跳閘條件，運行泵跳閘，備用泵自動啟動，檢查系統(tǒng)切換后的運行工況，系統(tǒng)各冷卻用戶的運行情況。第五十九頁，共109頁。4.6配合熱工進行自動控制系統(tǒng)投用試驗

汽機專業(yè)各自動調節(jié)設備及系統(tǒng)手動調節(jié)檢查及確認。系統(tǒng)各調節(jié)閥門檢查、操作試驗，被調對象測點、表計檢查。配合熱工專業(yè)投入各自動控制系統(tǒng)，主要是凝汽器水位調節(jié)、除氧器水位調節(jié)、各冷油器溫度調節(jié)、發(fā)電機氫溫調節(jié)、高低壓加熱器水位自動調節(jié)、閉式水箱水位及溫度調節(jié)、輔汽壓力及溫度調節(jié)、熱網壓力及溫度調節(jié)、高低壓旁路自動調節(jié)等。檢查各自動控制系統(tǒng)的調節(jié)靈敏性、可靠性，評定調節(jié)品質。第六十頁，共109頁。4.7配合熱工進行高、低壓旁路系統(tǒng)動態(tài)試驗(對于中壓缸啟動機組及配有旁路系統(tǒng)調節(jié)主、再熱蒸汽壓力的系統(tǒng))旁路系統(tǒng)手動、自動切換試驗。高旁保護動態(tài)檢驗：機組帶負荷運行時，主汽壓力變化過快或負荷變化率過快，當其偏差大于設定值時，高壓旁路快速打開，高旁減溫閥亦快速打開。再熱汽超壓保護動態(tài)試驗：機組帶負荷運行時，再熱汽壓力變化過快，當其偏差大于設定值時，低壓旁路快速打開，低旁減溫閥亦快速打開。凝汽器保護動態(tài)試驗：當凝汽器真空低、凝結水壓力低或低旁后溫度高時，低旁減壓閥快速關閉。高低旁聯(lián)鎖功能試驗：高旁只有在減壓閥開啟到給定開度（2%）后，才允許減溫閥開啟；高旁減壓閥開啟聯(lián)鎖高旁噴水隔離閥打開，全關后聯(lián)鎖高旁噴水隔離閥關閉。低旁只有在減溫閥開啟到給定開度（2%）后，才允許減壓閥開啟；低旁減溫閥開啟聯(lián)鎖凝汽器入口閥打開，全關后聯(lián)鎖凝汽器入口閥關閉。測試高、低壓旁路系統(tǒng)自動及手動回路的監(jiān)控功能，當各種故障信號，應有報警，若系統(tǒng)處于自動狀態(tài)則自動切換到手動狀態(tài)。第六十一頁，共109頁。4.8配合熱控專業(yè)進行變負荷試驗，即：模擬量控制系統(tǒng)負荷變動試驗變負荷試驗的目的：檢查機組協(xié)調控制系統(tǒng)即各模擬量控制系統(tǒng)抗擾動能力及其適應負荷變化的能力，主要是熱工專業(yè)的工作，汽機、鍋爐專業(yè)配合該項試驗。試驗需記錄的主要參數(shù)：機組負荷指令，機組實際負荷，主蒸汽壓力設定值，主蒸汽壓力實際值，主蒸汽溫度設定值，主蒸汽溫度實際值，鍋爐主要參數(shù)設定值、實際值：例如爐膛壓力設定值，爐膛壓力實際值，氧量設定值，氧量實際值等。變負荷試驗范圍：70％～100％額定負荷，協(xié)調及各模擬量控制系統(tǒng)均投入自動運行.負荷變動幅度：負荷變動試驗的負荷變動幅度為15%MCR，負荷實際變化速率為3%MCR/min。試驗步驟：首先確認如下各主要自動調節(jié)系統(tǒng)已投入自動運行方式；各自動調節(jié)系統(tǒng)工作穩(wěn)定后，投入協(xié)調控制系統(tǒng)。當機組協(xié)調控制投入穩(wěn)定后進行負荷變動試驗：設置負荷變化率，由70％額定負荷以規(guī)定的階躍量增加目標負荷，觀察負荷響應情況并記錄機組負荷及各參數(shù)變化數(shù)據。然后再以規(guī)定的階躍量由100％額定負荷減小目標負荷，觀察負荷響應情況并記錄機組負荷及各參數(shù)變化數(shù)據。進行試驗數(shù)據記錄及分析。具體試驗步驟及檢驗標準詳見電力行業(yè)標準DL/T657-2006《火力發(fā)電廠模擬量控制系統(tǒng)驗收測試規(guī)程》第六十二頁，共109頁。4.9配合熱控專業(yè)進行機組RB動態(tài)試驗RB試驗按照2002年版及2006年版調試定額屬于機組達標考核性能試驗中的項目，但按照調試慣例及機組安全穩(wěn)定運行的需要一般應該在機組整套啟動調試帶負荷及滿負荷調試期間完成。試驗目的：檢查機組在協(xié)調控制系統(tǒng)投入運行時，主要輔機出現(xiàn)故障的情況下，機組快速減負荷即RB(Runback)控制能力。試驗應以熱工專業(yè)為主，鍋爐、汽機專業(yè)配合。機組RB試驗前相應試驗項目的輔機單設備最大連續(xù)出力試驗；汽機RB項目主要是任一臺汽動給水泵跳閘。模擬單臺汽動給水泵故障跳閘，檢查機組RB控制邏輯，汽包水位維持情況。進行試驗數(shù)據記錄及分析。第六十三頁，共109頁。4.10機組甩負荷試驗(即汽輪機調速系統(tǒng)動態(tài)特性試驗)試驗要求：機組甩負荷試驗應分別在50%、100%額定負荷時進行；對已取得該型機組用常規(guī)法甩負荷實測的轉子轉動慣量，或制造廠提供了該型試驗機組的轉子設計轉動慣量，該啟動調試機組也可選用測功法進行汽輪機甩負荷試驗。試驗目的：考核汽輪機調節(jié)系統(tǒng)動態(tài)特性，評定調節(jié)系統(tǒng)的動態(tài)品質。機組甩負荷后，最高飛升轉速不應使危急保安器動作，調節(jié)系統(tǒng)動態(tài)過程應能迅速穩(wěn)定，并能有效地控制機組空負荷運行。試驗前應具備的條件確認及檢查。甩負荷試驗的職責分工確認及人員落實到位。甩負荷試驗前的準備工作逐項確認及操作票執(zhí)行情況確認。甩負荷試驗主要操作程序執(zhí)行。試驗安全措施落實。主要測試儀器準備。試驗結果記錄及分析。第六十四頁，共109頁。超超臨界1000MW燃煤機組機組甩負荷試驗成功案例華電國際鄒縣電廠四期工程2×1000MW超超臨界機組鍋爐是東方鍋爐與日本巴布科克-日立公司(BHK)聯(lián)合設計、制造的DG3000/26.15-Ⅱ1型高效超超臨界本生復合變壓運行直流鍋爐。汽輪機為東汽制造的N1000－25/600/600超超臨界、一次中間再熱、單軸四缸四排汽、沖動凝汽式，設計額定功率為1000MW，最大連續(xù)出力1044.1MW。機組采用高壓缸啟動方式。設有一級高壓啟動大旁路。旁路系統(tǒng)僅考慮機組啟動需要，設計容量為25%BMCR通流量。發(fā)電機為東方電機廠生產的QFSN-1000-2-27全封閉、自通風、強制潤滑、水/氫氫冷卻、圓筒形轉子、同步交流發(fā)電機。有關試驗人員和電廠運行人員對主、輔機及系統(tǒng)進行全面檢查，并記錄甩負荷試驗前所有數(shù)據，確認全部滿足甩負荷試驗條件后，向總指揮匯報，總指揮在接到電網調度甩負荷試驗的許可令后，即可由試運指揮組組長現(xiàn)場指揮甩負荷試驗。所有試驗、運行、監(jiān)護人員到位。值長采用“10”倒計時的方式口頭下達命令。當值長的倒計時口令數(shù)到“2”時，所有試驗記錄儀器必須啟動投入，手動打開PCV閥；口令數(shù)到“0”時，執(zhí)行下列操作：運行操作人員應立即合上“甩負荷試驗臨時三相刀閘”，跳開5063斷路器，甩去50%或100%額定負荷。具體操作見下表（甩負荷試驗操作步驟）：第六十五頁，共109頁。超超臨界1000MW燃煤機組機組甩負荷試驗成功案例甩負荷試驗操作步驟：倒記時10秒開始；甩50%負荷時：10----停一臺磨；4----停第二臺磨；

2----開PCV閥（主蒸汽壓力20MPa以下不開啟），同時啟動錄波器；0----合上“甩負荷試驗臨時三相刀閘”，同時停另一臺磨；甩100%負荷時：10----停第一臺磨；7----停