3汽机调试报告.docx
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3汽机调试报告
工程代号
WJQ-SEP1-A01
密级
一般
专业代号
TS-Q
目录号
08
供热站3号机组
汽轮机调试报告
（A版/0）
编制：
审核：
批准：
目录
1工程概述
2主要调试阶段
3机组分系统试运
4机组整套调试
5机组72小时调试
6调试过程异常情况及处理
7结论及建议
8附表
供热站1×50MW发电工程层0-8.83/0.785型机组调试总结报告
1.概述:
公司机组为东方汽轮发电机厂生产的高温、高压、单缸、冲动、抽凝式汽轮机。
额定功率：
50MW最大功率：
60MW.山东电力建设第一工程公司承担安装施工，山东电力建设第一工程公司调试检修公司负责启动调试。
按公司会审的调试措施进行。
2．汽机调试工作主要阶段：
2.12012年05月18日收资调研，了解设备及系统设计及安装状况。
2.22012年05月20日制定调试措施，审核图纸。
2.32012年08月02日汽机进入分系统试运工作。
2.42012年08月10日机组整体启动调试,调节系统空载下调整，超速试验，配合电气发电机空载状态下各类试验，2012年09月25日并网开始72+24小时试运，09月29日结束。
3.分系统试运
3.1.1对汽机热力系统设计提出完善和修改意见。
3.1.2对汽机的热工联锁保护进行审核和修改，使其满足工况的要求。
3.1.3参与所有系统设备的分部试运转及汽水管道冲洗等，并对暴露的问题、缺陷提出消缺措施、方案。
3.1.4对分系统试运的质量进行监测，对试运参数、资料进行汇总，严格按照启动验收标准进行自检。
3.1.5针对分部试运涉及面广、工作头绪多的具体特点，科学合理地制定计划，使试运行工作有条不紊，以较快的速度进行，并同时保证其高质量，以便为整套启动打下坚实的基础。
3.2完成主要分部试运项目及日期如下表：
序号
内容
时间
备注
1
油循环合格
2012年07月17日
2
轴封系统
2012年08月03日
3
凝结水系统
2012年08月04日
4
真空系统
2012年08月05日
5
电动盘车装置
2012年08月06日
6
抽汽回热系统
2012年08月07日
7
润滑油及油系统
2012年08月13日
3.3主汽门、调速汽门油动机关闭时间测定
模拟机组处于正常运行状态开启自动主汽门和调门油动机在最大升程，手拍就地打闸按钮用电秒表测取自动主汽门和调门油动机关闭时间如下：
主汽门0.998s，调速汽门1s；试验油温为：
35℃符合要求。
3.4机组静态试验（见附表）
3.52012年08月10日进行机组启动前拉阀试验
4.整体启动试运
4.1机组启停情况。
该机组从首次冲转到带负荷试运到72＋24小时试运结束，总共开机六次，并网四次。
其历次启停机的情况见下表：
序号
工况
冲转时间
定速时间
并网时间
停机原因、时间
备注
1
冷态
2012.08.10
20:
45
500r/min
/
机组冲转后500r/min暖机时，主控打闸失灵，停机热工处理。
2
冷态
滑参
2012.08.10
22:
15
23:
50
机组定速后，配合电气试验机组动态试验时，因#1.2瓦振动大停机。
3
温态
2012.08.11
02:
31
3:
30
05:
30因#1瓦轴承振动大（轴振125um）停机。
4
热态
2012.08.11
12:
39
14:
34
19:
30因#1瓦振动大，打闸停机。
5
热态
2012.08.11
23:
45
2012.08
12
0:
24
3:
05转速无法控制，DEH停机。
6
冷态
额定
2012.08.12
16:
58
18:
17
因机械超速试验#1撞击子动作，显示为#2撞击子击出，DEH状态错误，停机处理。
4.2机组的第一次启动：
汽机在静态试验和辅机联锁试验正常后于2012年08月10日17:
15进行了第一次启动。
于20:
45分冲转，于20:
50分转速达到500r/min低速暖机；主控打闸失灵，停机热工处理。
4.3机组的第二次启动：
4.3.1汽机在静态试验和辅机联锁试验正常后于2012年08月10日22:
00进行了第二次启动。
于22:
15分冲转，于23:
50分转速达到3000r/min；现将转速与机组的振动列表如下：
单位：
um
时间
转速
方向
1#
2#
3#
4#
22：
18
500r/min
大轴
振动
29
25
46
25
17
15
35
28
22：
38
1200r/min
大轴
振动
42
13
61
61
23
10
63
36
23：
50
3000r/min
大轴
振动
39
18
64
63
22
10
65
35
4.3.2油泵切换试验：
机组空负荷3000r/min稳定运行后，关闭高压油泵出口门，停止高压油泵运行，主油泵出口油压1.97MPa、润滑油母管油压0.11MPa、其它各部油压正常，油泵切换正常。
4.3.3空负荷试运润滑油及支持轴承回油温度﹑推力瓦温度符合制造厂要求。
如下表：
润滑油
推力瓦℃
支持轴承回油温度℃
Mpa
℃
主推
副推
1#
2#
3#
4#
0.11
42.4
50
43
58.
52
54
55
4.3.42012年08月11日0:
40分因#1.2瓦振动大停机。
4.4机组的第三次启动:
汽机在静态试验和辅机联锁试验正常后于2012年08月11日02:
31分冲转，3:
30分转速达到3000r/min，进行发电机动态试验。
5:
30分因#1瓦振动大（125um）停机
4.5机组的第四次启动：
汽机在静态试验和辅机联锁试验正常后于2012年08月11日12:
38分冲转，14:
34分转速达到3000r/min，进行发电机动态试验。
19:
30分因#1瓦振动大打闸停机。
4.6机组的第五次启动：
汽机在静态试验和辅机联锁试验正常后于2012年08月11日23:
45分冲转，2012年08月12日00:
24分转速达到3000r/min，进行发电机动态试验。
03:
05分因转速无法控制，，DEH停机。
4.7机组的第六次启动：
4.7.1汽机在拉阀试验，静态试验和辅机联锁试验正常后于2012年08月12日17:
分冲转，2012年08月12日00:
24分转速达到3000r/min，进行发电机动态试验。
汽轮机动态试验
4.7.2调速汽门，自动主汽门严密性试验：
调门、主汽门严密性试验
时间
试验时的运行参数
转速下降值
试验时间
09:
08
3.30Mpa360℃
1000r/min以下
5min
09:
37
3.32Mpa360℃
1000r/min以下
5min
4.7.3汽机超速试验
2012年08月12日汽机空负荷运行进行了超速试验。
试验结果符合制造厂要求见下表：
（此次试验厂家、业主、、调试四方共同确认合格，无需继续做超速试验）
项目
设定转速
动作转速
103%
3090r/min
3090r/min
106.7%
3200r/min
3200r/min
机械超速
飞锤1
3258r/min
飞锤2
3282r/min
试验完毕维持3000r/min，12：
22DEH下装并网程序机组转速突升机组跳闸。
再次冲转时调门不严，停机检查。
4.4机组的第三次启动：
2012年07月25日18:
34机组进行了第三次启动，合闸开启主汽门后转速自动上升，打闸停机检查。
4.5机组的第四次启动：
2012年07月30日机组进行了第四次启动于09：
49合闸冲转，12：
14升速至3000r/min，14:
40并网发电，现将机组振动情况如下：
单位：
um
时间
转速
方向
1#
2#
3#
4#
18：
00
500r/min
大轴
振动
26
27
43
26
15
16
34
27
18：
27
1000r/min
大轴
振动
31
26
19
44
16
9
37
38
21：
00
3000r/min
大轴
振动
69
42
32
18
60
36
20
20
4.6整套带负荷试运润滑油及支持轴承回油温度﹑推力瓦温度符合制造厂要求。
如下表：
润滑油
推力瓦℃
支持轴承回油温度℃
Mpa
℃
主推
副推
1#
2#
3#
4#
0.11
39
60
52
54
52
60
68
4.7整套带负荷试运主要参数。
如下表：
机组带8MW负荷时主要参数表
2012年08月01日11:
48时
参数
单位
数值
参数
单位
数值
负荷
MW
8.3
一抽压力
MPa
1.04
主汽压力
MPa
8.5
一抽温度
℃
396
主汽温度
℃
524
二抽压力
MPa
0.6
主汽流量
t/h
72
二抽温度
℃
324
油动机行程
mm
42
排汽压力
MPa
0.4
GV阀行程
mm
80
排汽温度
℃
268
汽缸膨胀
mm
11.87
润滑油压
MPa
0.10
上缸温度
℃
437
安全油压
MPa
2.01
下缸温度
℃
425
润滑油温度
℃
39
轴向位移
mm
0.04
调节油压
MPa
1.0
定位推力瓦温度
℃
56
工作位推力瓦温度
℃
48
#1轴承温度
℃
62
#2轴承温度
℃
65
#3轴承温度
℃
74
#4轴承温度
℃
73
2012年08月01日18:
46投入高加运行正常。
2012年08月02日12:
14机组带负荷8.3MW合成氨启动3100KW电机负荷升至14MW，下降至10MW后又突升至17MW（3100KW电机故障），电网故障厂电消失，运行设备跳闸，启动备用设备，恢复后维持3000r/min，因外网无负荷打闸停机。
5.机组的第六次启动72+24小时试运：
72+24小时试运是机组移交生产的最后、最关键的阶段，是对机组所有技术指标、安装质量、调试质量、运行操作水平的综合考核。
为确保机组移交生产后稳定、满载安全运行，我们进行了以下工作：
5.1首先严格掌握进入72+24小时试运的条件，严格按照部颁验收规程标准，即72+24小时试运开始前应达到汽水品质基本合格。
该机组72+24小时试运开始于2012年09月25日，结束于09月29日。
5.2加强72+24小时试运各班的力量，以确保72+24小时试运顺利进行。
5.3要求各运行值班人员尽量维持系统稳定运行，减小扰动。
任何可能引起系统不稳定的操作或运行方式的改变都要谨慎进行。
对一些重大、可能会引起运行系统不稳定性的操作，要事先做出措施，经当班值长同意后，方可进行。
5.472+24小时试运期间，做好厂用电中断、机组事故跳闸等事故措施，力保72+24小时试运连续运行。
万一发生事故跳闸情况，确保机组设备安全。
5.5加强运行设备巡回检查和运行设备的数据记录，认真做好运行数据分析及72+24小时试运参数记录工作。
5.6严格执行两票三制，杜绝误操作。
5.7对72+24小时试运期间出现的缺陷，需立即处理的，汇报当值值长，监护其快速消除缺陷，防止因考虑不周导致不必要的停机。
5.8下表为72+24小时试运期间的有关主要参数表:
参数
单位
数值
参数
单位
数值
负荷
MW
23
一抽压力
MPa
2.5
主汽压力
MPa
8.9
一抽温度
℃
397
主汽温度
℃
525
二抽压力
MPa
1.4
主汽流量
t/h
160
二抽温度
℃
333
油动机行程
mm
148
排汽压力
MPa
0.72
GV阀行程
mm
60
排汽温度
℃
285
汽缸膨胀
mm
13.8
润滑油压
MPa
0.1
上缸温度
℃
492
安全油压
MPa
2.01
下缸温度
℃
480
润滑油温度
℃
39
轴向位移
mm
0.27
调节油压
MPa
1.0
定位推力瓦温度
℃
53
工作位推力瓦温度
℃
60
#1轴承温度
℃
65
#2轴承温度
℃
64
#3轴承温度
℃
78
#4轴承温度
℃
65
6．机组调试过程异常现象及处理：
6.1调门不严
2012年07月24日15:
46机组合闸冲转时，目标转速500r/min时，调门未开转速上升至642r/min，经检查调门卡涩，经处理正常。
6.2导管疏水手动门漏气
9月2日开机时导管疏水手动总门漏气严重，经检查为阀门盘根填料损坏，打闸停机关闭阀门开机正常。
9月15日12:
55停机检修更换正常。
7．评价和建议：
7.1评价：
公司配套热电项目工程，经过长时间调试和运行，在各参战单位的共同努力下，能比较顺利的完成72＋24小时试运行，热态移交生产，形成了生产能力。
本工程汽轮发电机组性能较好，运行稳定可靠，负荷调节灵活，控制系统性能良好。
主要辅机运行稳定且有调节余度。
机组的DEH、ETS、TSI投运正常，所有系统进行了长期考验运行可靠，机组经过调试及抽凝工况运行的考验，已能完全满足正常发电的要求。
按部颁96版：
“火电工程调整试运质量检验及评定标准”中有关数据对机组进行评定，绝大部分指标达到优良，故建议可以进入试生产阶段。
7.2建议：
7.2.1有些在调试过程的异常现象及处理已经提及。
7.2.2由于机组采用电调对油质要求较高，为了DEH能正常工作建议在以后加强对油质进行监督和滤油。
7.2.3除氧器排氧门开度不要过大，避免造成汽水损失；根据化验数据调整为最佳状态。
7.2.4压力油滤油器加放空气门，有利于更换滤网时放空气，避免因油压波动引起跳机事故。
8附表1#汽轮机组主机静态试验
公司供热站工程2012年07月23日
调试试验设备（系统）名称
汽轮机组主机静态试验
调试试验目的
检查确认联锁保护及逻辑状态
试验内容
结果
1
就地手动打闸，汽轮机跳闸，主汽门迅速关闭。
正常
2
手操就地仪表盘停机按钮，汽轮机跳闸，主汽门迅速关闭。
正常
3
手操手动停机按钮,主汽门迅速关闭。
正常
4
轴向位移保护试验：
+1.0mm-1.2mm汽轮机跳闸试验。
正常
6
发电机跳闸，汽轮机跳闸，调门关闭。
正常
7
胀差保护+4.0mm,-1.6mm汽轮机跳闸。
正常
8
瓦块温度高：
90℃报警，100℃汽轮机跳闸。
正常
9
汽机超速3300rpm保护动作，汽轮机跳闸。
正常
10
DEH故障，汽轮机跳闸。
正常
11
汽轮机#1-#4任一轴振动≥125um报警，任一轴振动≥200um汽轮机跳闸。
正常
12
润滑油低保护试验0.049Mpa联启交流润滑油泵，0.039Mpa联启直流润滑油泵机组跳闸；0.029Mp跳盘车；
正常
13
排汽压力过低停机
正常
调试试验参加人员
升级会员 