论文部分内容阅读
[摘 要]邯钢热电厂9#发电机组启动调试过程中出现了一些典型问题，给出了这些问题的处理方法与解决过程，这些问题既有普遍性又具有自身的特点，对于国内同类型汽轮机用户有一定的借鉴意义。
[关键词]热电厂、60MW汽轮机、调试、冲转。
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0195-01
引言
目前，由于全国钢铁企业重视节能减排，钢铁行业进入了一个能源二次利用的高峰期。三大主机设备调试过程是机组正式投运前的一个重要步骤，它能够充分暴露系统与设备设计、安装中存在的问题，以便及时进行处理，为机组正式投产后的安全稳定运行打下坚实的基础。钢铁行业内在建的60MW机组的汽轮机本体调试工作受到行业工程技术人员的关注，对于众多汽轮机用户来说，调试过程中出现的问题存在共性，处理方法也可以相互借鉴。本文详细介绍了邯钢热电厂9#发电机组的调试过程与问题对策，将为同类型汽轮机的调试与与稳定运行提供参考。
1、系统简介
邯钢热电厂9#发电机组汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的60MW亚临界、冲动式、高温、高压、单缸、调整抽气、凝气式汽轮机。机组型号为CC60-8.83/3.24/0.98型，低压末级动叶片高度为660mm，末级动叶片环型排汽面积为4.14m3。汽轮机采用数字电液控制系统（DEH）、汽轮机主机监视系统（TSI）、汽轮机保护系统（ETS）等。机组的DEH采用透平油共用油源数字式电液控制系统；机组的危急遮断系统由机械---液压方式构成。
锅炉采用的是杭州锅炉有限公司制造高温高压、单汽包、自然循环、集中下降管、采用全膜式壁前吊后支结构形式倒“U”型布置的煤气锅炉，锅炉型号为NG--260/9.8--Q型，过热器出口额定压力为9.8MPa，过热器出口额定温度为540℃。热控设备采用日本横河公司的CS3000分散控制系统。设计功能包括顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统（MCS）、数据采集系统（DAS）。
发电机采用的是哈尔滨电机厂制造的QF--60--2型空冷式发电机。励磁系统为它式静止可控硅微机励磁，励磁调节控制系统为微机励磁调节控制系统，型号为：GETJ（GEC—300），由北京四方吉思电气有限公司生产。
2、汽轮机相关试验情况
主要实验项目与实验结果简单介绍如下：
（1）油系统润滑油泵低油压自启动试验。机组在额定转速下进行了高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵自启动试验，当润滑油压降至0.049MPa时，报警并启动交流润滑油泵；当润滑油压降至0.0392MPa时，直流事故油泵自启动。
（2）自动主汽门、调速汽门严密性试验。主汽门严密性试验如下：主汽压力：6.75MPa，主汽温度：448℃
试验合格转速：6.75MPa/8.83MPa×1000r/min=764r/min。
试验结果：机组转速由3000r/min打闸，8分钟降到725r/min以下，依据调试标准试验转速低于764r/min为合格，自动主汽门严密，即严密性为合格。
调速汽门严密性试验如下：主汽压力：6.9Mpa，主汽温度：395℃
试验合格转速：6.9MPa/8.83MPa×1000r/min=781r/min
试验结果：机组转速由3000r/min打闸，9分钟降到738r/min以下，依据调试标准试验转速低于781r/min为合格，调节汽阀严密性合格。
（3）真空严密性试验。汽轮机真空在5分钟内由89kPa下降至87kPa，平均下降速度为0.35KPa/min，试验结果小于验标中规定值0.4KPa/min。经过真空严密性试验，证明机组真空系统泄漏合格，符合设计要求。
（4）OPC超速试验。机组挂闸，主汽门开启，用505E将调速汽门和低压抽汽旋转隔板开启，汽轮机转速升至3090r/min时，此时OPC电磁阀动作，高压油动机关闭，低压油动机关闭，约3～5秒后，OPC电磁阀复位，调速汽门自动开启。当供热抽汽快关阀与逆止阀关闭后，低压旋转隔板油动机重新开启，试验结果满足要求。
（5）汽轮机挂闸、打闸试验。启动高压润滑油泵，使油压在1.96MPa以上，通过DEH发出挂闸信号，复位电磁阀带电动作挂闸后，按“运行”按钮使自动主汽门遮断电磁阀处于失电状态，自动主汽门全开；手动按“解脱”滑阀，使自动主汽门、调速汽门、低压旋转隔板、抽汽快关阀、抽汽气动逆止阀迅速关闭，试验合格。
（6）甩负荷试验。a、50%甩负荷试验。试验前机组负荷30.5MW，转速3000r/min，甩负荷后机组最高飞升转速为3115r/min，轉速动态超调量：φ=（nmax-no）∕nmax×100%=3.6%，小于5%，负荷甩负荷试验要求。
b、100%甩负荷试验。试验前机组负荷60MW，转速3000r/min，甩负荷后机组最高飞升转速为3195r/min；试验结果合格。
机组50%甩负荷后，汽轮机转速超调量小于5%（3150转/分），调速系统工作正常。当机组100%甩负荷后，汽轮机调速系统能维持空负荷运行，最大动态超速值未使危机保安器动作，符合设计要求。
3、调试中遇到的问题及处理方法
（1）在冲转过程当中飞锤提前动作。
汽轮机在首次冲转时，当转速升至2630r/min时，汽机自动打闸；复位、挂闸后，冲转转速升至2730r/min时，汽机自动打闸；连续冲转3次，当转速到2800r/min时，汽机均自动打闸。检查其他保护和各项参数，满足要求，经反复讨论，认为是危机遮断器保护提前动作导致汽轮机打闸停机。 揭开前箱，停机后将1#飞锤调整套筒向增高转速方向调整320°，经试验在合格范围内；2#危急保安器超速试验时第一次3239r/min动作正常，第二次3229r/min飞锤飞出，危急遮断器不动作，经分析原因为危急遮断器杠杆间隙大，经调整危急遮断器杠杆间隙后正常。
（2）在冲转过程当中汽机的负胀差增大。
汽机在第一次冲转过程当中，随着汽轮机汽缸壁温的升高和转速升高，汽轮机膨胀负值逐渐增大，当冲转至3000r/min时，汽轮机负胀差超限，为了防止转子和静密封接触，现场决定打闸停机。
吊开盘车，检查胀差传感器探头，发现胀差传感器探头方向安装反了，调整传感器方向后，回装盘车。第二次冲转时膨胀显正值，且满足汽轮机的膨胀要求。
3）高压调速汽门波动和响声
调速汽门的功能是控制蒸汽流量，精确地调节汽轮机的转速和负荷。东方汽轮机厂制造的60MW汽轮机调速汽门为单座锥型门，带有扩散管出口。阀碟在阀杆上是松动的，以保证阀碟与扩散器进口准确对应。当预启阀开到位，锥型汽阀开启初级阶段时，通流面积增加很缓慢，故蒸汽流量增加不太显著，只有当节流椎体脱离门座后，通流面积才有较快的增长，进汽量就产生很大的变化。如果由于其它扰动（如油压波动等）使油动机稍有上下波动，就能引起蒸汽量的过多变化，所以很容易引起调节系统的空负荷摆动。说明在设计型线上的不良导致汽流扰动。由于是设计存在的问题在征得厂家同意后，对调速汽门结构进行了改造，在阀碟套筒圆周部位均布钻两个￠10mm孔，以增大预平衡作用。高压调速汽门波动和响声问题得到彻底解决。
4）DEH系统故障
低压调门也发生摆动，有时还会卡涩，造成505E无法复位；尽管没有对电液伺服阀解体检查，但是根据低压调门卡涩的情况，在排除其阀杆卡涩后就可以推测其电液伺服阀发生了卡涩，杂质颗粒的破坏性极大，它会加重电液伺服阀阀芯与阀套之间的摩擦，冲蚀阀芯和阀套，造成阀芯和阀套淤积、卡涩；由于电液伺服阀内部滑阀间隙非常小（一般为1～5μm），对微小颗粒非常敏感，颗粒的积聚和卡涩使得伺服阀响应缓慢、工作不稳定，调节系统的迟缓率增大，引起调节系统晃动，油压出现波动，阀门上下窜动，严重时机组负荷也跟着晃动；据液压文献指出，在所有伺服阀故障中因油污染（主要是固体颗粒污染）引起的约占90%。手动反复活动电液伺服阀，消除卡涩。
4、结束语
（1）汽轮机本体调试是检验设备设计、制造与安装质量的重要步驟，是确保机组正式投运后安全、稳定运行的重要手段。
（2）调试过程遇到问题及时和设备生产厂家及各参建单位进行有效沟通，是调试工作顺利进行的关键。
（3）60MW汽轮机制造厂家国内不多，因而相应设备存在的问题和解决的方法具有共性，因此，加强与其它同型式汽轮机用户的联系，是有效解决问题的途径。
（4）该9#发电机组汽轮机本体的试验数据与调试中出现的问题对其它同型汽轮机用户有一定的参考意义。
[关键词]热电厂、60MW汽轮机、调试、冲转。
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）14-0195-01
引言
目前，由于全国钢铁企业重视节能减排，钢铁行业进入了一个能源二次利用的高峰期。三大主机设备调试过程是机组正式投运前的一个重要步骤，它能够充分暴露系统与设备设计、安装中存在的问题，以便及时进行处理，为机组正式投产后的安全稳定运行打下坚实的基础。钢铁行业内在建的60MW机组的汽轮机本体调试工作受到行业工程技术人员的关注，对于众多汽轮机用户来说，调试过程中出现的问题存在共性，处理方法也可以相互借鉴。本文详细介绍了邯钢热电厂9#发电机组的调试过程与问题对策，将为同类型汽轮机的调试与与稳定运行提供参考。
1、系统简介
邯钢热电厂9#发电机组汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的60MW亚临界、冲动式、高温、高压、单缸、调整抽气、凝气式汽轮机。机组型号为CC60-8.83/3.24/0.98型，低压末级动叶片高度为660mm，末级动叶片环型排汽面积为4.14m3。汽轮机采用数字电液控制系统（DEH）、汽轮机主机监视系统（TSI）、汽轮机保护系统（ETS）等。机组的DEH采用透平油共用油源数字式电液控制系统；机组的危急遮断系统由机械---液压方式构成。
锅炉采用的是杭州锅炉有限公司制造高温高压、单汽包、自然循环、集中下降管、采用全膜式壁前吊后支结构形式倒“U”型布置的煤气锅炉，锅炉型号为NG--260/9.8--Q型，过热器出口额定压力为9.8MPa，过热器出口额定温度为540℃。热控设备采用日本横河公司的CS3000分散控制系统。设计功能包括顺序控制系统（SCS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、模拟量控制系统（MCS）、数据采集系统（DAS）。
发电机采用的是哈尔滨电机厂制造的QF--60--2型空冷式发电机。励磁系统为它式静止可控硅微机励磁，励磁调节控制系统为微机励磁调节控制系统，型号为：GETJ（GEC—300），由北京四方吉思电气有限公司生产。
2、汽轮机相关试验情况
主要实验项目与实验结果简单介绍如下：
（1）油系统润滑油泵低油压自启动试验。机组在额定转速下进行了高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵自启动试验，当润滑油压降至0.049MPa时，报警并启动交流润滑油泵；当润滑油压降至0.0392MPa时，直流事故油泵自启动。
（2）自动主汽门、调速汽门严密性试验。主汽门严密性试验如下：主汽压力：6.75MPa，主汽温度：448℃
试验合格转速：6.75MPa/8.83MPa×1000r/min=764r/min。
试验结果：机组转速由3000r/min打闸，8分钟降到725r/min以下，依据调试标准试验转速低于764r/min为合格，自动主汽门严密，即严密性为合格。
调速汽门严密性试验如下：主汽压力：6.9Mpa，主汽温度：395℃
试验合格转速：6.9MPa/8.83MPa×1000r/min=781r/min
试验结果：机组转速由3000r/min打闸，9分钟降到738r/min以下，依据调试标准试验转速低于781r/min为合格，调节汽阀严密性合格。
（3）真空严密性试验。汽轮机真空在5分钟内由89kPa下降至87kPa，平均下降速度为0.35KPa/min，试验结果小于验标中规定值0.4KPa/min。经过真空严密性试验，证明机组真空系统泄漏合格，符合设计要求。
（4）OPC超速试验。机组挂闸，主汽门开启，用505E将调速汽门和低压抽汽旋转隔板开启，汽轮机转速升至3090r/min时，此时OPC电磁阀动作，高压油动机关闭，低压油动机关闭，约3～5秒后，OPC电磁阀复位，调速汽门自动开启。当供热抽汽快关阀与逆止阀关闭后，低压旋转隔板油动机重新开启，试验结果满足要求。
（5）汽轮机挂闸、打闸试验。启动高压润滑油泵，使油压在1.96MPa以上，通过DEH发出挂闸信号，复位电磁阀带电动作挂闸后，按“运行”按钮使自动主汽门遮断电磁阀处于失电状态，自动主汽门全开；手动按“解脱”滑阀，使自动主汽门、调速汽门、低压旋转隔板、抽汽快关阀、抽汽气动逆止阀迅速关闭，试验合格。
（6）甩负荷试验。a、50%甩负荷试验。试验前机组负荷30.5MW，转速3000r/min，甩负荷后机组最高飞升转速为3115r/min，轉速动态超调量：φ=（nmax-no）∕nmax×100%=3.6%，小于5%，负荷甩负荷试验要求。
b、100%甩负荷试验。试验前机组负荷60MW，转速3000r/min，甩负荷后机组最高飞升转速为3195r/min；试验结果合格。
机组50%甩负荷后，汽轮机转速超调量小于5%（3150转/分），调速系统工作正常。当机组100%甩负荷后，汽轮机调速系统能维持空负荷运行，最大动态超速值未使危机保安器动作，符合设计要求。
3、调试中遇到的问题及处理方法
（1）在冲转过程当中飞锤提前动作。
汽轮机在首次冲转时，当转速升至2630r/min时，汽机自动打闸；复位、挂闸后，冲转转速升至2730r/min时，汽机自动打闸；连续冲转3次，当转速到2800r/min时，汽机均自动打闸。检查其他保护和各项参数，满足要求，经反复讨论，认为是危机遮断器保护提前动作导致汽轮机打闸停机。 揭开前箱，停机后将1#飞锤调整套筒向增高转速方向调整320°，经试验在合格范围内；2#危急保安器超速试验时第一次3239r/min动作正常，第二次3229r/min飞锤飞出，危急遮断器不动作，经分析原因为危急遮断器杠杆间隙大，经调整危急遮断器杠杆间隙后正常。
（2）在冲转过程当中汽机的负胀差增大。
汽机在第一次冲转过程当中，随着汽轮机汽缸壁温的升高和转速升高，汽轮机膨胀负值逐渐增大，当冲转至3000r/min时，汽轮机负胀差超限，为了防止转子和静密封接触，现场决定打闸停机。
吊开盘车，检查胀差传感器探头，发现胀差传感器探头方向安装反了，调整传感器方向后，回装盘车。第二次冲转时膨胀显正值，且满足汽轮机的膨胀要求。
3）高压调速汽门波动和响声
调速汽门的功能是控制蒸汽流量，精确地调节汽轮机的转速和负荷。东方汽轮机厂制造的60MW汽轮机调速汽门为单座锥型门，带有扩散管出口。阀碟在阀杆上是松动的，以保证阀碟与扩散器进口准确对应。当预启阀开到位，锥型汽阀开启初级阶段时，通流面积增加很缓慢，故蒸汽流量增加不太显著，只有当节流椎体脱离门座后，通流面积才有较快的增长，进汽量就产生很大的变化。如果由于其它扰动（如油压波动等）使油动机稍有上下波动，就能引起蒸汽量的过多变化，所以很容易引起调节系统的空负荷摆动。说明在设计型线上的不良导致汽流扰动。由于是设计存在的问题在征得厂家同意后，对调速汽门结构进行了改造，在阀碟套筒圆周部位均布钻两个￠10mm孔，以增大预平衡作用。高压调速汽门波动和响声问题得到彻底解决。
4）DEH系统故障
低压调门也发生摆动，有时还会卡涩，造成505E无法复位；尽管没有对电液伺服阀解体检查，但是根据低压调门卡涩的情况，在排除其阀杆卡涩后就可以推测其电液伺服阀发生了卡涩，杂质颗粒的破坏性极大，它会加重电液伺服阀阀芯与阀套之间的摩擦，冲蚀阀芯和阀套，造成阀芯和阀套淤积、卡涩；由于电液伺服阀内部滑阀间隙非常小（一般为1～5μm），对微小颗粒非常敏感，颗粒的积聚和卡涩使得伺服阀响应缓慢、工作不稳定，调节系统的迟缓率增大，引起调节系统晃动，油压出现波动，阀门上下窜动，严重时机组负荷也跟着晃动；据液压文献指出，在所有伺服阀故障中因油污染（主要是固体颗粒污染）引起的约占90%。手动反复活动电液伺服阀，消除卡涩。
4、结束语
（1）汽轮机本体调试是检验设备设计、制造与安装质量的重要步驟，是确保机组正式投运后安全、稳定运行的重要手段。
（2）调试过程遇到问题及时和设备生产厂家及各参建单位进行有效沟通，是调试工作顺利进行的关键。
（3）60MW汽轮机制造厂家国内不多，因而相应设备存在的问题和解决的方法具有共性，因此，加强与其它同型式汽轮机用户的联系，是有效解决问题的途径。
（4）该9#发电机组汽轮机本体的试验数据与调试中出现的问题对其它同型汽轮机用户有一定的参考意义。