11汽轮机热态启动及注意事项报告

第一篇：11汽轮机热态启动及注意事项报告

汽轮机热态启动及注意事项

一、机组启动概述

机组在启动或是停止过程中，锅炉和汽轮机设备的温度都要经历大幅度变化，因此，机组的启动过程实质上一个对设备部件的加热升温过程。由于传热条件不同，汽轮机的各部件本身沿金属壁厚方向会产生明显的温差，温差导致膨胀不均，从而产生热应力，当热应力超过允许的极限时，还会使部件产生裂纹乃至损坏。

汽轮机的启动速度就是金属部件加热膨胀的速度，合理的启动过程应该是要使汽轮机各部分金属温差，转子和汽缸的相对膨胀差都在允许范围内。减少金属的热应力和热变形，以保证机组安全可靠运行，而且还要求启动时间最短，以提高经济性。

通常限制汽轮机启动速度的主要因素有：

1、汽轮机零部件的热应力和热疲劳。

2、转子及汽缸的膨胀及胀差。

3、汽轮机主要部件的热变形，机组的振动值。

机组启动过程是一个加热过程，不允许汽缸在启动时受到冷却，避免转子产生相对收缩。热态启动的特点：

1、启动前机组金属温度较高。

2、进汽冲转参数要求高。

3、启动时间短。

二、机组启动状态分类

汽轮机启动以高压缸调节级（第一级金属热电偶温度）和中压叶片持环（中压隔板套金属热电偶温度）金属温度来划分机组的冷热态。

1、冷态启动：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度低于150℃时的启动。

2、热态启动：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度高于150℃时的启动。

其中按照高压缸调节级和中压叶片持环金属温度的不同，热态启动又可分为温态、热态、极热态三种启动方式。

(1)温态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度150—300℃时的启动。

(2)热态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度300—400℃时的启动。

(3)极热态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度高于400℃时的启动。

正常情况下，热态启动从冲转到带满负荷的时间如下（注：此启动时间为厂家给出的理想启动时间。因本机组为两炉一机的配置，机组带至满负荷的实际时间应参照锅炉的启动曲线）

(1)温态：120分钟；(2)热态：70分钟；(3)极热态：40分钟。

三、机组禁止启动的条件

1、机组跳闸保护试验有任一项不正常。

2、机组任一主要监控参数失去监视，如机组负荷、转速、轴向位移、差胀、转子偏心度、振动、膨胀、主再热蒸汽压力及温度、真空、各轴承金属温度、氢气纯度、油/氢差压、汽缸的主要金属温度、除氧器、凝汽器、主油箱、EH油箱液位、润滑油压、EH油压、油温等。

3、各种超速保护均应正常投入，超速保护不能可靠动作或是超速实验不合格时，禁止机组启动和运行。

4、透平油和抗燃油的油质不合格或油温低于规定值的情况下，严禁机组启动。

5、汽轮机交、直流润滑油泵、发电机密封油泵、EH油泵、顶轴油泵、盘车装置之一工作失常或自启动装置失灵。

6、调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常，不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速的情况下，严禁启动。

7、高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门之一卡涩不能关严或动作失灵。

8、控制气源、仪表、调节保护电源失去

9、汽轮机防进水保护系统不正常或汽轮机调节级金属温度大于35℃，中压缸上、下缸温差大于42℃。

10、盘车状态下机组动静部分有明显的金属摩擦声或盘车装置工作不正常时。

11、机组热态启动，转子从禁止状态连续盘车不少于4小时。转子偏心指示数值超过76um或大于原始值的20um（本机组转子偏心原始值为42 um）机组禁止启动。

12、汽、水品质不合格及发电机密封油系统、氢气系统不正常。

13、DEH和DCS及主要控制系统工作不正常，影响机组运行监视时

14、主要自动调节控制系统（如高、低压旁路控制系统、轴封压力调节系统等）失灵。

15、汽轮机低压缸差胀或轴向位移超限

16、机组发生跳闸原因未查明。

17、有威胁设备安全启动或安全运行的严重缺陷时。

四、热态启动参数选择

机组在汽缸温度较高情况下启动，对启动条件要求较高，对启动操作要求比较苛刻。因此对此类操作是有严格规定的，如不遵守规定进行盲目启动，很容易引起轴瓦振动增加或损坏，严重时可造成机组动静摩擦，使大轴弯曲。

1、热态启动参数选择按冲转参数由附图“热态启动曲线”确定，注意主汽温度应高于高压第一级叶片温度56℃～111℃，再热汽温高于中压持环金属温度50℃以上，并有56℃以上的过热度。

2、热态冲转真空应在-85kpa以上。

3、热态启动时，升速率为： 1)温态：150~300r/min 2)热态：300r/min 3)极热态：300r/min

五、热态启动操作步骤

1、得到值长启动命令，通知各值班员，做好启动准备工作。启动前的检查及辅机操作同冷态启动相同。

2、确认汽轮机第一级金属或中压缸第一级持环温度≥150℃。

3、确认直流系统、UPS系统、保安电源系统、厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。

4、投入循环水系统。

5、投入凝补水、闭式冷却水系统。

6、确认仪用空压系统投运正常。

7、确认润滑油系统、顶轴油系统运行、盘车装置投入连续运行，润滑油压0.12—0.17Mpa，油温40—45℃。

8、检查密封油系统运行正常，发电机氢压在０.２５MPa以上。

9、确认定子冷却水箱水质合格，离子交换器正常投运，水温40℃±2℃，定子水管路排空气已结束，投入发电机定子冷却水系统，机内氢压必须大于水压0.04MPa以上。

10、凝汽器补水正常后，启动凝结水泵运行，凝结水系统冲洗合格向除氧器上水至2100mm左右。

11、投入辅助蒸汽系统。

12、投入除氧器加热系统，启动给水泵，通知化学启动给水加氨泵和加联氨泵，锅炉具备上水条件，向锅炉上水。

13、轴封系统暖管、正常后投入轴封系统运行。

14、关闭真空破坏门，启动真空泵，凝汽器真空抽至－85kPa以上。

15、锅炉具体点火条件后点火

16、检查开启各主、再热蒸汽管道及各抽汽电动门后管道疏水。

17、根据锅炉升温、升压情况投入高旁、低旁运行。

18、启动一台EH油泵，检查EH油压13.5 ～14.5MPa，EH油温35.0～55.0℃，EH油箱油位480±20mm。

19、汽轮机冲转前确认汽轮机各保护投入。20、冲转前投入氢冷器运行。

21、冲转前开启所有本体疏水门。

22、启动高压油泵，确认机组达到冲转参数，汽轮机冲转。

23、汽轮机挂闸，设定目标转速600r/min进行升速操作，转速>3.35r/min时，检查盘车已退出运行。

24、热态启动时，机组在600r/min应停止升速，检查机组振动、膨胀、胀差等各参数正常后方可继续升速。注意监视轴移、轴振及各轴承温度变化情况。机组在600r/min时可进行打闸停机检查实验。

25、升速至2900r/min，进行阀切换。

26、全部正常，将转速升至3000r/min，停止交流润滑油泵运行，注意润滑油压的变化，将联锁放“自动”位置。

27、检查机组各部正常，汇报值长机组定速正常，可以进行并网操作。根据低压缸两侧排汽温度情况投入低压缸喷水系统。

28、并网后按温态3MW/min，热态5MW/min，极热态6MW/min的速度平稳地加负荷直至与高压缸第一级处内上缸内壁温度相应的负荷值进行暖机，汽缸温度无明显的下降，增加负荷时，应注意汽缸温升，温差、差胀，轴向位移不超限，密切注意机组振动情况。根据热态启动曲线所确定的初负荷暖机时间进行初负荷暖机。在初负荷暖机期间，若主蒸汽参数发生变化，根据汽机第一级蒸汽温度变化图，确定初负荷暖机时间。

29、开启各段抽汽电动门，随机投入各高、低压加热器运行，注意各加热器水位应正常。

30、负荷升到36MW，确认高中压疏水阀自动关闭，否则将其关闭；当负荷增加到45MW时，检查低压缸喷水阀自动关闭；负荷升到60MW时，确认低压所有疏水自动关闭。

31、四段抽汽压力升至0.15MPa时，检查除氧器供汽逐渐切换为四段抽汽供，辅汽供除氧器转为热备用，除氧器进入滑压运行。

32、当三段抽汽压力高于除氧器压力0.15MPa时，将3号高加疏水倒至除氧器，调整高加水位至正常值。

33、当高排汽压≥0.8MPa时，冷再供辅汽用汽，并将调整门投入压力自动。根据情况停运启动锅炉。

34、负荷150MW，启动另一台电动给水泵运行，另一台电动给水泵投入联锁备用。

35、负荷150MW时，循环水出口温升大于8.5℃，启动另一台循环水泵。

36、负荷大于180MW时，轴封系统进入自密封运行，辅汽供轴封管路投入热备用。

37、负荷250MW，发电机氢压提高至额定压力。

38、负荷300MW全面检查机组运行情况，经化学化验合格后回收连续排污切换至连排扩容器。

六、热态启动注意事项

1、机组从静止状态下起动，冲转前转子连续盘车不少于4小时；如盘车短时中断，每中断1分钟应延长10分钟盘车。盘车电流及偏心率不超过规定值。

2、热态起动前应检查上次停机记录，并与正常停机曲线比较，发现异常应及时处理。

3、凝汽器抽真空前，应关闭汽机本体疏水门，防止冷汽、冷水返回汽缸，冲转时再全部开启。

5、机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空，送轴封抽真空间隔时间尽量缩短。投轴封前应充分疏水，防止疏水进入汽缸。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。

6、检查低压缸两侧排汽温度一致且＜79℃，当排汽温度≥79℃时，低压缸喷水系统自动打开，否则应手动开启。

7、升参数时尽可能提高主汽温度，以满足汽机冲车的要求，如压力和温度上升速度不匹配，则应提早打开高、低压旁路（投入前充分疏水）进行调整。冲转前锅炉升温升压期间，注意高中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门是否严密，防止低温蒸汽或疏水漏入汽缸。

8、启动过程中要密切注意汽缸温度，汽缸金属温升率不不大于2.5℃/min，超过时应稳定负荷和蒸汽参数。汽缸温度下降应加快升速、并网带负荷。

9、并网以后应尽快加负荷至启动曲线对应负荷点，增加通流量，降低高排温度，减少对转子的冷却，高排温度超过427℃，应打闸停机。

10、在机组加负荷的过程中，需密切注意胀差、轴向位移、振动、汽缸膨胀值，加强疏水，严防冷气、冷水进入汽轮机。

11、热态、极热态启动时，若胀差出现负向变化时，应尽快增加机组负荷并注意检查维持进汽参数，监视胀差及调节级汽温的变化，当负胀差不再增加时，调节级汽温与缸温匹配，观察稳定后，改为正常升负荷率。

12、严禁在启动中出现超温现象。

13、热态启动过程中应有专人注意振动，发现异常应查明原因，及时处理。

14.其他注意事项与冷态启动相同。

附图 热态启动曲线

第二篇：汽轮机启动调试方案

热电技改工程3*30MW汽轮机

调试、试运行方案

1、目的

汽轮机启动调试是保证汽轮机高质量投运的重要环节，为圆满完成汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部分制定本方案。本方案规定了热电技改工程汽轮机组的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。

2、调试组织

a）机组启动调试前，应成立调试试运指挥部，机组启动调试工作应由指挥部全面协调，汽轮 机调试具体项目应由汽轮机调试专业组负责实施

b)汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程

技术人员组成。机组整套启动试运阶段，其组长应由主体调试单位担任。

3、资质

a)承担汽轮机启动调试的主体调试单位必须具备相应的资质。

b)汽轮机启动调试的专业负责人由具有汽轮机调试验的专业调试技术人员担任。

c)汽轮机调试人员在调试工作中应具备指导、监督、示范操作、处理和分析问题、编写措施和总结的能力。

d)、汽轮机启动调试中使用的仪器、仪表必须经校验合格。

4、调试方案

“汽轮机整套启动调试方案”及重要的“分系统调试方案”必须经过建设、生产、施工、监理、设计、制造厂等单位的会审并必须经过试运指挥部的批准后方能实施。

5、工作程序

a)收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料。

b)编制汽轮机“调试方案”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划

c)向参与调试的单位进行“调试方案”技术交底。d)做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。e)进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录。f)按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产。

g)汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术总结报告”。

二、分部调试及试运

1、调试内容：

1）分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。

2）单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试运是指单台辅机的试运。

3）分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。部分分系统项目需要在整套启动阶段继续进行调整试验。

2、工作分工

汽轮机分部试运的单体调试、单机试运由施工单位（省安装公司）技术负责，分系统试运由调试单位（省安装公司、项目组）技术负责。

3、分部试运前的准备与条件

(1)试运区的场地、道路、栏杆、护板、消防、照明、通信等必须符合规定及试运工作要求，并要有明显的警告标志和分界。

(2)分部试运设备与系统的土建、安装工作已结束，并已办理完施工验收签证。(3)试运现场的系统、设备及阀门已挂牌。

(4)试转设备的保护装置校验合格并可投用。因调试需要临时解除或变更的保护装置已确认。

(5)分部试运需要的测试仪器仪表已配备完善并符合要求。

(6)编制“工程调试质量验评项目划分表”、“分系统调试记录”、“分系统调整记录”、“分系统调整试运质量检验和评定表”，并经监理、建设、施工单位确认通过和试运指挥部批准。

4、分部试运要求 1)编写“调试方案” 2)“调试方案”技术交底。3)施工单位汇总安装试验记录：

1）新设备分部试运行前静态检查表； 2）管道、容器、水压、风压试验检验签证； 3）设备/电动机联轴器中心校准签证； 4）润滑油油质状况及记录； 5）管道水（油）冲洗质量检验记录； 6）电动机及电缆绝缘测量记录； 7）设备接地电阻测量记录； 8）电动机试转记录；

9）连锁保护试验及信号校验项目清单及检查签证；

10）试运系统仪表、控制器校验汇总表；

11）DCS（或PLC）相关功能实现汇总表；

12）试运系统电动门、气动门校验签证清单；

13）新设备分部试运行申请单；

14）试转设备单机静态检查验收；

15）“单机试运”、“单体调试”验收签证；

16）系统静态检查验收及新设备分部试运申请单。

5、单体、单机试运要求

1)由施工单位完成单体试验的各项工作，并将I/O一次调整校对清单、一次元件调整校对记录清单、一次系统调校记录清单汇总后递交调试单位。2)校验电动机本体的保护应合格，并能投用。

3)在首次试转时，应进行电动机单机试转，确认转向、事故按钮、轴承振动、温升、声音等正常。

4)电动机试转时间以各轴承温升达到稳定并且定子绕组温度应在限额之内，试运时间应连续运转最少4h，且温度稳定。

5)试运合格后，由施工单位完成辅机单机试转记录及合格签证。

6、分系统试运要求

1)由施工单位汇总（包括压力容器）单机试转记录及验收签证，确认工作已完，并填写“分部试运申请单”经监理、项目组许可后，才能进行分系统调试。2)试运前,系统保护经校验必须合格，并能投用。

3)试运前,冷却水系统和润滑油系统、控制油系统、汽源管路必须冲洗并符合标准。

4)试运前,必须清理辅机本体及其出、入口通道，并检查确认清洁、无任何杂物。5)试运前,检查确认辅机的进、出口阀门开关方向与控制开关指示、就地开度指示一致。

6)试运前,检查确认分散控制系统（DCS）操作、连锁保护、数据采集的正确性的功能的完整性。

7)试运中电动机电流不应超过额定电流。

8)对配有程控系统的辅机，不能认为该辅机试运验收合格。

9)试运时，转动机械轴承温度、轴承振动值均应在验收标准范围之内。试运行时间应连续运行4h～8h且轴承温度稳定。

10)试运合格后，完成分系统试运记录及验收签证（调整试运质量检验评定表）。11)调试技术部门对分部试运阶段的单机、分系统试运记录，验收签证和质量评定表，连锁保护清单，二次调校清单及机组整套试运前准备工作进行检查验收，经验收确认后，方可进入机组整套试运阶段。

7、分系统调试项目及调试要求 1）冷却水系统

a)DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。

b）冷却水泵试运转及采取临时措施进行系统母管和冷却器循环冲洗。系统母管和冷却器循环冲洗2h后，停泵放水（泵必须断电）。重复循环冲洗至水质清洁、无杂物。

c）系统中各附属机械设备的冷却水在投用前应进行管道排放冲洗。d）冷却水泵启动调试

e）系统投运调整（冷却器投运，各附属机械及设备的冷却水投用）。f）冷却水泵连锁保护动态校验。

g)完成调试记录及调试质量验收评定签证。2)凝结水泵及凝结水系统

a)DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。b)凝结水泵试运转及系统试运调整：

c）凝结水泵试运转（再循环运行方式），泵连续试运转时间为8h。d）凝结水系统试运及系统冲洗，达到系统水质清洁、无杂物。

e）应完成的自动调整：除氧器水位自动控制动态调整；凝结水泵最小流量调整；凝汽器补水调节装置调整、凝汽器水位调整；凝结水旁路阀调整。f）电气连锁保护调试。

g）完成调试记录及调试质量验收评定签证。3）、循环水泵及循环水系统（1）、调试内容

a）DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。b)循环水泵试运转及系统投运：

1）循环水泵试运转及系统试运调整；

2）循环水泵及系统报警信号、连锁保护校验； 3）循环水泵停运。

c)试运转：

1）水泵试运转及系统调试； 2）系统冲洗。

d)冷却塔投运：

1）水池补水系统调试。

2）冷水塔淋水槽、填料检查及淋水均布调整。

e)完成调试记录及调试质量验收评定签证。（2）、调试注意事项

a)首次启动循环水泵时，应先启动循环水泵几秒钟，以检查其动态情况：有无异常响声、振动情况、仪表功能、系统及泵有无泄漏点等。

b)循环水泵首次启动前应解除泵出口电动蝶阀联动开启的控制功能，阀门开启改为手动控制，防止循环水管道水冲击。当循环水母管在空管状态下启动循 环水泵时，也应执行以上操作方式。

c)循环水管充水驱赶空气，必须待系统管道空气放尽后关闭凝汽器水侧空气门。4）除氧给水系统试运。

a)管道系统冲洗。

b)除氧器投用调试： 1）除氧器水冲洗及清理； 2）除氧器安全门动作检验； 3）除氧器水位、压力连锁保护校验； 4）除氧器投运及停运；

5）除氧给水系统报警信号、连锁保护校验。

h)完成调试记录及调试质量验收评定签证。5）电动给水泵进口管静压冲洗。（1）、调试内容

a)DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。

b)电动给水泵进口管静压冲洗（除氧器调试时对低压给水管道一并冲洗）。

c)电动给水泵试运转及润滑油、工作油系统调整： 1）辅助油泵（稀油站）试运转及润滑油系统调整： 2）电动给水泵的监测设备、仪表和连锁保护静态试验； 3）电动机试运转；

4）电动给水泵带负荷试运转（再循环）； 6）润滑油、工作油系统调整及连锁保护校验。

d)电动给水泵停运。

(2)、调试注意事项

a)电动给水泵试运转应在稀油站油系统冲洗完毕和油质经化验合格后进行。

b)除氧器汽、水系统的设备和管道安装完毕后冲洗合格。

c)给水系统上的安全阀安装前应经水压校验合格。

d)电动机试运转时间一般为4h，电动给水泵试运转时间一般为8h。7）主机润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试（1）、调试内容

a)DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。

b)润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试： 1）交流、直流辅助油泵试运转。

2）确认油系统管道（包括顶轴油管道）冲洗验收合格，并且油箱清理后已换上合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。

3）润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置的监仪表和联锁保护等静态校验合格。4）润滑油泵及系统调试：油箱低油位跳闸校验，交流辅助油泵启动及系统油压调整，直流辅助油泵启动，交流辅助油泵、直流辅助油泵自启动连锁校验。5）顶轴油系统调试:顶轴油泵试转及出口压力调整,顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度调整。

6）盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投用和停用连锁校验。7）连锁保护项目调试：润滑油压达I值低油压，联动交流润滑油泵自启动；润滑油压达II值低油压，联动直流润滑油泵（事故油泵）自启动，同时机组跳闸停机；润滑油压达III值低油压，联动盘车停止。c)完成调试记录及调试质量验收评定签证。（2）、调试注意事项

a)润滑油系统油循环冲洗合格后，油箱应重新充入合格的汽轮机润滑油。汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。

b)润滑油系统应做超压试验，保证管道及接口无泄漏。

c)调整汽轮发电机组各轴承顶轴油进口阀，按制造厂要求分配顶轴油，使高压油把轴颈顶离轴瓦，一般轴颈顶起高度需小于0.02mm。

d)盘车装置啮合和脱开时与转子应无碰撞和振动，转子转动应平稳。e)盘车投运应监视电动机电流和转子偏心度指标不超过限值。f)润滑油压调整应符合制造厂的要求。g)润滑油事故排油系统应能随时投运。8）汽轮机调节保安系统及控制油系统（1）、调试内容

a)DEH操作控制功能实现及连锁保护投用。

b)安全油系统调整。

c)控制油（调节油）系统调试： 1）油泵出口溢流阀调整。2）高压蓄能器调整。3）低压蓄能器调整。

4）连锁保护调整：油箱油位保护，按制油（调节油）油泵启动条件、跳泵条件调整。

d)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。

e)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。

f)调节保安系统静态调整。

g)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机总关闭时间静态测定中，应注意关闭连锁抽汽逆上门。

b)配合热工DEH调整油动机位置。9）辅助蒸汽系统 4.3.15.1 调试内容

a)辅助蒸汽母管管道蒸汽吹管 1）减温减压装置调整； 2）辅助蒸汽母管蒸汽吹管。b)辅助蒸汽母管安全阀整定。c)用辅助蒸汽母管汽源吹扫： 1）除氧器加热用蒸汽管 2）汽轮机轴封蒸汽管； 3）化学水处理加热蒸汽管；

d)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)根据管道系统运行参数决定的吹管参数蒸汽，应汽源可靠，蒸汽清洁，并要求有足够的流量与过热度。

b)吹管过程中要加强管道疏水，防止水冲击。

c)一般采用稳压吹管，每次吹管时间控制在5min～10min之内，两次冲管的间隔时间宜为10min～15min之间，直到排汽清洁为止，且冲洗次数不应少于3次。

10）回热加热系统（1）、调试内容

a)抽汽逆止门调整及连锁保护校验。b)加热器连锁保护检验及投用： 1)加热器水位连锁保护校验；

2）水位保护投用（应与加热器投用同时进行）。c)加热器汽侧冲洗与投运：

1）低压加热器解除连锁开启危急疏水阀，待水质合格后恢复连锁，再切回到逐级自流至凝汽器；

2）高压加热器解除连锁开启危急疏水阀，在机组带负荷约30%时微开加热器进汽阀对加热器进行暖管，当温度稳定后再开大加热器进汽阀直到开足，待水质合格后恢复连锁，切到逐级自流至除氧器； 3）加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行。d)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)加热器汽侧安全门应在安装前校验好。

b)在不采用随机启动方式时，加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行，停运时应按高压至低压的顺序进行。投运时就充分暖管放疏水。

c)机组首次整套启动调试时，高压加热器宜在机组并列后带低负荷时由低压至高压逐台投用。

d)高压加热器高水位III值的连锁运作应报警并同时打开汽侧危急疏水阀及水侧旁路阀，关闭加热器水侧进出口阀和抽汽隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。e)低压加热器高水位III值的连锁动作应报警并同时打开汽侧危急疏水阀及水侧旁路阀，关闭加热器水侧进出口阀和抽气隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。11）真空系统 4.3.17.1 调试内容

a)真空系统灌水严密性检查，灌水要求应按制造厂的规定。b)射水泵试运转：电动机试转，泵组试运转。c)射水泵连锁保护校验。d)真空系统严密性试验。

e)完成调试记录和调试质量检验评定签证。4.3.17.2 调试注意事项

a)真空系统严密性检查范围：低加蒸汽及疏水管路、凝汽器汽测、低压缸的排汽部分，以及当空负荷时处于真空状态下的辅助设备与管道。b)射水泵试运转时，试运转30min内的系统真空值应大于40kPa。12）轴封系统（1)、调试内容

a)轴封系统蒸汽供汽管道吹扫：

1）辅助蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用辅助蒸汽进行吹管； 2）主蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用主蒸汽进行吹扫。

b)轴封系统减温水管道水冲洗。启动凝结水泵，用除盐水冲洗管道直到冲洗水质清洁为止。c)轴封系统投运：

1）轴封系统蒸汽供汽减温装置调整；

2）轴封系统蒸汽供汽减压装置调整及安全门校验； 3）轴封蒸汽压力调整装置调整；

4）轴封冷却器投运及轴冷风机试运转调整； 5）轴封系统投用。

d）完成调试记录和调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)禁止向静止的汽轮机转子供轴封汽，以避免转子产生热弯曲。

b)汽轮机热态启动投用轴封汽时，高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封

区间金属表面温度应匹配，不应超过制造厂允许的偏差值。

c)机组停机惰走期间，在凝汽器的抽气设备停用和凝汽器真空值到零

之前，不应停用轴封蒸汽。

第三篇：安全阀热态整定方案

锅炉安全阀热态排放试验方案

编制：尹彦国 尚庆峰批准：刘向东

一、说明

安全阀是防止锅炉超压,保证锅炉安全运行的重要保护装置；根据《锅炉监察规程》的要求：锅炉启动之前，必须对安全阀进行热状态下的调整校验，以保障锅炉的安全运行。动力站每台锅炉装有5台安全阀，其中汽包上装有两台安全阀，集汽联箱上装有一台安全阀，水热媒空气换热器装有一台安全阀，吹灰管线装有一台安全阀。本次点炉将对集汽联箱上的安全阀进行热态整定。

二、人员准备：

总指挥：刘向东

热态整定现场负责人：尚庆峰（具体负责整定过程中锅炉压力控制、应急指挥等）

动力站操作室：内操一人，由当班班长指定

集汽集箱平台：维修保运部两人，动力部2人，段永朋、当班班长或外操，由段永朋现场协调

零米过热器疏水阀门处一人：由当班班长指定

三、工器具及劳保用品准备：

对讲机：人手一部，F扳手，活扳手、耳塞或耳罩5副、防烫手套5副等

四、汇报工作：

 安全阀热态整定前需要提前一天汇报王若晓主任，在调度会上

汇报；

 安全阀热态整定前需要提前一天联系维修保运部（具体由杨中国负责）

 热态整定前汇报调度（具体由当班班长负责）、安全处（具体由王俊全负责）、机动处（具体由杨中国负责）

五、安全要求：

 调试操作人员应戴好防护用具，并由熟练人员进行调整操作，无关人员不得进入现场；

 在开始校验前必须仔细检查安全门有无泄漏；

 当开始校验时人员必须与安全门保持安全距离；

 校验时不得任意敲打安全门；

 在试跳安全门时，若安全门至整定值时还未起跳，允许超压0.1MPa，否则须降压至3.0 MPa以下才能进行调整工作，然后再行升压校验，若调整三次试跳不成功，则重新进行冷态校验；

 调试时运行人员应精心操作，尽力保持锅炉工况稳定，按要求及时调整汽压和水位，严禁缺水、满水；

 调试时各分工人员应坚守岗位，加强联系，由尚庆峰统一协调各岗位人员。

六、整定前工艺准备

1、工艺状态说明：

 关键阀门状态：锅炉01门关闭，幷汽门关闭，幷汽门旁路

一次门开启，幷汽门旁路二次门关闭，幷汽门旁路有压疏水门开启，向空排汽一次阀开启，事故放水一次阀开启，二次阀门在远传位置，锅炉其他阀门状态与例行点炉时相同；

 锅炉联锁状态：锅炉水位联锁、蒸汽压力联锁退出，集箱排空联锁退出；锅炉其他联锁正常投入

2、安全阀整定参数说明：

 整定压力：3.98MPa，优秀范围：3.94～4.01 MPa；允许范围：3.9～4.06 MPa；

 回座压力：优秀范围：3.7～3.82 MPa；合格范围：3.58～

3.82 MPa；

注：以上所有压力值以就地压力表为准，且就地压力表应选用精度等级为0.5的压力表。

七、整定步骤1、2、3、4、锅炉点火升压至3.0MPa后对锅炉各受热面进行全面检查； 在3.0MPa下进行安全阀手动排放试验； 在3.0MPa下对照就地压力表与DCS压力表数值； 受热面检查及手动排放试验合格后继续升压，并控制升压速度每分钟不大于0.1MPa；

5、6、锅炉压力升至3.82MPa后再次对各受热面进行全面检查;检查合格后方可继续升压并控制升压速度每分钟不大于0.1MPa；

 通过控制燃烧及向空排汽电动阀开度控制升压速度

 排空阀门前一人通过手动控制向空排汽电动阀控制升压速度；

 为保证能准确判断安全阀门起跳时间，压力达到3.5MPa时建议全关排气阀

 排气电动阀全关后，0米层过热器疏水阀门全开7、8、现场人员记录安全阀起跳值及回座值； 安全阀调整后，加铅封，将安全阀整定试验结果记录在有关的记录薄内，并由动力部及维修保运部人员签字确认。

八、事故预案

1、达到动作压力安全阀不起跳。当就地压力表压力达到4.06MPa安全阀仍不起跳时应该立即行动：

 现场人员手动开启向空排汽电动阀；

 控制室操作人员减弱燃烧。

将锅炉压力降低至3.0MPa时，安全阀调试人员现场手动排放安全阀一次，若手动排放正常，则现场调整调整安全阀定压值后继续升压试验，若手动排放不正常则停炉重新对安全阀进行冷态校正。

2、安全阀动作后不回座。当就地压力表压力达到3.58MPa安全阀不回座时视为安全阀回座压力不合格，应该立即行动如下：  现场人员手动开启向空排气电动阀；

 控制室操作人员减弱燃烧

持续降低锅炉压力，若安全阀最终回座，则记录安全阀回座压力，并将锅炉压力降至3.0MPa以下，由安全阀调试人员现场调整安全阀回座压力后继续升压试验，若不能自动回座且安全阀调试人员现场处理无效则停炉处理。

3、锅炉受热面爆破

 立即紧急停炉

 开启向空排汽阀降压

第四篇：锅炉安全阀热态校验过程

锅炉安全阀热态校验技术交底

1.根据《蒸汽锅炉安全技术监察规程》规定：检修后的安全阀应作热态校验,回座压差应为起跳压力的4%—7%,最大不超过10%.2.安全阀校验顺序必须由高压到低压进行校验,首先进行效验汽包安全阀,其次效验过热器安全阀.3.安全阀的热态校验应具备的条件

3.1 安全阀的检查、检修、金属监督工作已全部结束,全部安全阀的锁定卡子已准备好,并且卡子已从安全阀上取下来,调整安全阀的工器具已准备齐全可用.3.2 排汽管道的检查,检修已结束.锅炉水压试验已合格,并具备点火条件,燃油系统可靠,锅炉启动用油已准备充足.3.3 汽包和过热器就地压力表已换装为0.5级标准压力表,锅炉DCS系统已能投入,各种运行参数已能正常显示.3.4 现场通道畅通、照明完善、试验用的防护用品、专用工具、记录表格、通讯设施已具备待用.检修用临时设施已拆除.3.5 锅炉过热器向空排汽阀改为就地操作,其工作性能安全可靠,灵活可用.4.安全阀的热态校验工作程序

4.1 锅炉压力达到安全阀动作值时,对锅炉的安全阀由高到低依次进行热态校验.如在热态校验过程中锅炉出现重大缺陷和泄漏,应报告值长,及时进行处理,防止事故扩大.4.2 安全阀热态校验及调整.4.3 安全阀热态校验注意事项

4.3.1 锅炉点火,升温升压操作由运行人员负责.校验安全阀过程中,应严格监控汽包水位和汽压,值班人员不得擅自离开工作岗位.4.3.2 热态校验安全阀的组织领导及参加人员应由锅炉检修主任,枝术专责、热工、锅炉检修有关人员、锅炉运行及安监科有关人员.由值长领导,检修主任组织并负责各方面联系工作.4.3.3 锅炉操作及安全阀校验人员应由司炉及有关人员操作、由热工、锅炉检修人员负责安全阀的校验及调试.4.3.4 安全阀校验操作人员需准备对讲机、耳塞及调校专用工具和器材.4.3.5 在调校安全阀过程中,尽量减少安全阀的动作次数,以每只安全阀动作次数1﹣2次为佳.同一只安全阀两次动作之间,需间隔30分钟以上,使弹簧冷却一段时间.4.3.6 如安全阀动作不正确,需要重新调整安全阀零部件,需将锅炉压力降到该安全阀设定值70﹪左右,并将安全阀用锁定卡子卡死后再进行调整.调整好后,取出卡子,锅炉再缓慢升压,继续该安全阀的校验工作.4.3.7 安全阀的卡死锁定工作,只能用专用锁定卡子,并只能用手的力锁紧,其目的是防止锁紧过度,损坏安全阀零部件.4.3.8 安全阀校验过程中,应经常校对就地压力与集控室内压力表读数值,但应以就地压力表读数为准.4.3.9 作好现场试验记录.4.3.10 超过安全阀设定动作值不起跳时,运行人员应及时开启向空排汽阀及减弱炉内燃烧,以防止锅炉继续升压而发生事故,必要时,可全部停止锅炉燃料供给.4.3.11 参加安全阀试验人员应遵守电业安全规程及本检修规程中规定与要求.如出现危及检修人员及设备安全时,应立即停止安全阀的热态校验工作.4.3.12 安全阀调校过程中的操作及事故处理,均按规程执行.锅炉的启动与运行的现场负责人为当班值长,检修人员不得操作设备.

第五篇：汽轮机实习报告

汽轮机实习报告

姓 名： 班 级： 学 号： 指导老师：

蒸汽动力装置是以水蒸气（或其他物质的蒸汽）作为工质，利用化学能、核能、地热能或太阳能等，按一定的热循环方式使热能转换成机械能的装置。蒸汽由锅炉或蒸汽发生器供给，也可直接利用地热蒸汽。蒸汽驱动原动机作功。

蒸汽动力装置是各国工业机械的重要组成部分，随着科技的发展，内燃机、燃气轮机等一系列新的机械陆续投入使用，但蒸汽装置仍有其独特的优势，并继续在船舶、发电、军工等领域占有重要地位。特别是锅炉和汽轮机组成的汽轮机动力装置系统。

本次实习参观的01蒸汽动力装置原是前苏联设计制造并装配在驱逐舰上的动力系统，该系统于二十世纪二十年代开始设计，建造于二十世纪三十年代，代表了当时世界动力系统的先进水平。新中国成立后，为发展人民海军，巩固祖国海疆，二十世纪五十年代我国政府向前苏联购买了四套半动力系统用以装备海军，其中的半套用于教学研究，安放在了中国人民解放军军事工程学院，即我校的前身，此后一直用于科研以及学生学习。经过六十多年的岁月之后，该装置的整体性能已经不能满足现代社会的要求，但其设计思想及理念、系统的布置布局、装备制造水平、制造工艺仍值得我们学习。经过一天的参观学习，我们对这套系统已经有了一定的了解。

01动力装置是上世纪二三十年代最先进的船用动力系统，其主要包括两部分：锅炉和汽轮机。锅炉部分主要是利用燃油燃烧释放的热能加热锅炉内的工作介质-水，使其产生不同品质的蒸汽，将其中产生的蒸汽输送到汽轮机中，推动汽轮机叶片进行做功，带动汽轮机轴的转动，进而带动螺旋桨或发电机转轴旋转，产生舰船前进的动力或船用电力。

在整套系统中，为保证系统正常运行，还附加了很多的辅助设备，如供给燃油的燃油系统，产生蒸汽和输送蒸汽的蒸汽系统，对汽轮机叶片和减速器进行润滑和冷却的滑油冷却系统，对乏汽进行冷凝和再用的凝-给水系统等等。这些系统在一起正常运行才能使01动力装置源源不断产生船舶所需的动力和电力。掌握01动力装置的构造，重点要熟悉各个系统的功能及组成，并了解它的运行参数及运行工况。概述

1）汽轮机的概念

汽轮机是将蒸汽的能量转换成为机械功的旋转式动力机械。又称蒸汽透平。主要用作发电用的原动机，也可直接驱动各种泵、风机、压缩机和船舶螺旋桨等。还可以利用汽轮机的排汽或中间抽汽满足生产和生活上的供热需要。汽轮机具有单机功率大、连续回转工作稳定、可靠性好等优点。2）汽轮机系统组成

汽轮机系统主要包括：汽轮机组、蒸汽系统、辅蒸汽系统、凝水-给水系统、润滑油系统、循环冷却水系统、系统汽封抽气系统等。汽轮机的部分参数

汽轮机： 6000r/min 螺旋桨转速： 300r/min 减速器减速比： 20 螺旋桨温度： 不超过75℃

低油压保护滑油压力值： 0.1MPa 汽轮机轴承温度 ： 不能超过75℃

凝水泵正常压力： 0.11MP 凝水泵低负荷压力： 0.105MP 凝水泵的温升： 不超过5℃

废气总管的压力： 0.2MPa 汽轮机组

在船舶上汽轮机组包括两部分：一个是正车汽轮机，一个是倒车汽轮机。主汽轮机组由主汽轮机、冷凝器和齿轮减速器三大部分组成。按照汽轮机配置方式的不同，主汽轮机组划分为单缸双机、单机双缸两种类型。在01动力装置中采用的是单缸单机。

在汽轮机中，经蒸汽管道而来的具有一定压力和温度的蒸汽在喷嘴通道内膨胀，将自身的热能转换为蒸汽的动能，然后高速的蒸汽冲击汽轮机叶片，推动叶片，并带动叶轮和轴旋转。将蒸汽的热能转换为叶片的机械能。在倒车汽轮机中，汽轮机转子的工作叶片的安装方向与正车汽轮机工作叶片的安装方向相反，向其中通入蒸汽后可使汽轮机转子倒转，实现倒车。做功后的蒸汽，被送往冷凝器，蒸汽在冷凝器中被循环冷却水冷却成凝水，凝水经凝水-给水系统送往锅炉进行再循环。主蒸汽系统

锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用气点的支管及其附件称为电厂主蒸汽系统。蒸汽系统的主要功用是输送蒸汽。从锅炉出来的过热蒸汽分为两个管道：一个是主蒸汽管道，一个是辅蒸汽管道。主蒸汽管道向主汽轮机输送蒸汽，辅蒸汽管道供给辅机及辅助换热设备用气。

过热蒸汽从锅炉出来，经过正、倒车阀，将蒸汽输送到正车汽轮机或倒车汽轮机。当船需要正车行驶时，打开正车阀，蒸汽进入正车管道，通过旋转大手轮调节三个阀门的开度，来控制进入汽轮机的蒸汽量，以达到正常或者加速行驶等。当需要紧急刹车或者是长期倒车时，打开倒车阀，通过调节小手轮，控制蒸汽流量，从而达到所需的要求。

在蒸汽管道上还安有速关阀。当发生事故时，如滑油的温度和压力超过70℃时，或者汽轮机叶片被腐蚀，易发生断裂是，为了快速、及时的关闭蒸汽流量，可以关闭速关阀。

在船舶上安有保安装置，它起到了超转速保护的功能。在汽轮机转子最前端的轴上安装一个小的叶轮，叶轮的转速与轴的转速成正比，当汽轮机轴的转速超过5%时，保安装置中的与转速成正比的油压，超过调节器中的弹簧设定的值时，改变了油的通道，油与高压水进行转换，并快速关闭速关阀，起到保护作用。如下为示意图

图1 蒸汽系统 辅蒸汽系统

供给辅机用气及辅助换热设备用气的系统，称为辅蒸汽系统。在01动力装置中，使用的凝水泵、滑油泵都是气动的。因而需要辅蒸汽系统给这些设备提供过热蒸汽，从锅炉中产生的部分过热蒸汽被送到凝水泵和滑油泵，之后形成的乏汽，部分回到主冷凝器中冷凝，部分通过废气总管回到锅炉那边，预热给水，然后进入锅炉完成循环。凝水-给水系统

凝给水系统主要功能是将凝汽器热井中的凝结水由凝水泵送出，此外还可向各有关系统提供水源。凝给水系统主要包括凝汽器、凝水泵、凝结水储存箱低压加热器、除氧器等。蒸汽经过冷凝器冷凝，冷凝水经凝水泵送出，并进行加热、除氧、化学处理和去除杂质，最终到达给水系统。动力装置中使用的凝水泵是气动的，从锅炉中产生的过热蒸汽部分送到气动凝水泵中。

图2 凝水-给水系统 润滑油系统

滑油系统主要作用有：在轴承中形成稳定油膜，以维持转子良好旋转；转子的热传导、表面摩擦会产生热量，为保持油温合适，需要一部分油量进行换热。润滑油系统由油柜、滑油加热器、滑油泵、电动导油泵、滑油冷却器和各连接管道等设备组成。

第一次启动时，滑油从油库中出来，经过滑油加热器被从锅炉出来的饱和蒸汽加热，然后通过滑油泵，根据滑油不同的压力，分别送往主机或者变速器中。其中使用的滑油泵是气动的，利用的是从锅炉产生的过热蒸汽。从主机或变速器出来的滑油又回到油库中，之后从油库出来的滑油，因为此时的滑油温度很高，不需要经过滑油加热器，通过滑油驳运泵，进入滑油冷却器，利用海水冷却滑油，再通过滑油泵送往各个需要滑油的设备中。循环冷却水系统

循环冷缺水系统的功能是向冷凝器供给冷却水，用以冷凝进入冷凝器内的的蒸汽，同时还供给其他辅助设备所学的冷却、冲洗用水。循环水系统是通过净化后的海水对需要冷却的设备提供设备冷去水。净化后的海水，部分被送至主冷凝器中，对进入冷凝器的蒸汽进行冷凝，部分被送至滑油冷却器中，对滑油进行冷却。船用蒸汽动力装置与电站动力装置部分设备的区别

船用蒸汽动力装置与电站尤其是火电发电厂的动力装置在系统机构、设备组成上基本相同。但是船舶在海洋航行时会遇到摇摆、震动等海洋环境，并且船舶空间有限，还要满足适航性、生命力、可靠性等要求，因而对船用动力装置提出了更多的要求，特别是军用舰船，要求更高，因而船用蒸汽动力装置有一些设备与电站设备不同。

由于受船舶条件等各方面因素的限制，船舶动力装置系统是维持船舶运行及保证舰船生命力最精简的系统。与电厂汽轮机不同，舰船汽轮机有倒车级，以适应舰船机动航行、进出港口、复杂航道航行、恶劣海况航行或执行作战任务等要求。安装倒车汽轮机增加了动力系统的运行成本，同时由于设备增多使船舶内部布置更加复杂，操作也更为复杂。而且装在主汽轮机上装配倒车级使正常航行时，倒车级会随正车级空转而产生摩擦鼓风损失，消耗蒸汽轮机发出的功率，影响正车汽轮机运行的经济性。但倒车级后，会使船舶动力装置满足复杂的工况变化，对于舰船尤其是军舰来说是很必要的。

汽水循环图

大气油柜滑油预热器气动滑油泵电动泵滑油柜泵柱塞泵补水箱弹簧泵汽包稳压器控制台挡板饱和蒸汽筒补水箱浮动床软水器海水蒸发器地下油库海水油水分离器水包复合筒气动鼓风机入口净化器给水加热器气动给水泵主乏汽管道冷却器阻汽阀水密闭箱正车极倒车极汽轮机抽汽喷射泵凝水泵水位调节器冷凝器齿轮减速器热井循环水泵大海

总结

实践出真知。通过此次实习，也把课本上的知识进行了升华，对平日在课堂上学习的理论知识有了更清晰的认识，由抽象变具体，印象更加深刻。见识了工程中的锅炉、汽轮机、冷凝器、燃油系统、补水系统、滑油系统、蒸汽系统、循环冷却水系统等在现场安放的相对位置。了解了各个系统管道和设备的循环过程。

通过实习，可以很好地结合课本学习的知识，并认识到在工程应用与理论知识之间的差别。工程上要考虑各种实际因素，并结合实际情况对理论知识进行合理的调整。比如01蒸汽动力装置，要结合舰船条件，去除对维持舰船正常运行不必要的系统及设备，尽最大可能简化系统，以提高舰船性能，保证舰船生命力。01动力装置虽然是半个多世纪前的技术，但它的制造水平和设计思想仍有可参考性，只有充分了解动力装置发展进程，才能在原有的基础上做出创新。实践是检验真理的唯一标准，课本上的理论知识只有通过实践才能创造价值。