防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案

防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案

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防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案为保证一期机组正常的安全运行，避免发生主汽门、调速汽门卡涩不严，预防运行中主汽门、调速汽门卡涩不严的情况下，发生汽轮机超速、烧瓦、轴系断裂等重大设备损坏事故。

一．主汽门、调速汽门卡涩风险分析

造成主汽门卡涩的原因很多，主要有机械方面的原因，材质方面的原因，化学蒸汽品质方面的原因等，运行中出现卡涩时，当发电机出现故障跳闸，由于主、调速汽门不能严密关闭，将导致汽轮机超速、烧瓦、以致于轴系断裂等重大设备损坏事故，汽轮机启动过程中出现卡涩时，汽轮机无法正常冲转。

二.预防主汽门、调速汽门卡涩的措施

1.高压自动主汽门及调节汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩。阀门关闭时间应小于0.15s。

2.加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。

3.透平油和抗燃油的油质应合格，在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。

4.坚持自动主汽门，调速汽门的定期活动试验工作，保证运行中各汽门开关灵活、可靠，坚持按规程要求进行危机保安器试验，汽门关闭

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时间测试。

5.坚持每年进行自动主汽门，调速汽门的严密性试验，自动主汽门，调速汽门开关应灵活，严密性试验合格，机组大修后、甩负荷试验前，必须进行主汽门和调速汽门严密性实验，并保证符合技术要求。

6运行中加强蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。

7汽轮机启动冲转前，应保证蒸汽品质合格，否则应采取措施，加大炉排污量直至蒸汽品质合格方可冲转。

8.机组运行中，当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调汽门的活动试验次数，运行中发现主汽门、调速汽门卡涩时，要及时消除汽门卡涩的缺陷，主汽门卡涩不能在运行中处理时，应请示停机处理。

9.利用机组停机的机会，应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，氧化皮应清除。

10.在汽轮机运行中，要注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系，以及调节汽门后的压力变化情况。若有异常，应及时检查处理。

11.运行中发生调节系统摆动，应及时查找原因并设法消除。

12.停机时，先打危机保安器，应先检查有功功率到零、主汽门调速汽门关闭严密，采用逆功率保护动作解列发电机，严禁带负荷解列。

三.运行中主汽门、调速汽门卡涩不严，发生发电机跳闸处理要点

1.若发电机跳闸，转速能维持在危急保安器动作转速以下运行，高

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压主、调速汽门不严，转速高于3000rpm，应手打危急保安器一次，投入交流事故油泵，若汽轮机转速仍不下降，采取降压措施（降压速率控制在0.3~0.5MPa/min），适当的投入高低压旁路，尽快使汽轮机转子静止，投入盘车装置，完成停机的其它操作，将主蒸汽管路压力泄至零，放尽主再热蒸汽管道内的存水，经检修人员对主汽门及调速汽门处理后，经静态开关试验好用，汇报公司领导，做好开机的准备工作。

2.若发电机跳闸，转速不能维持在危急保安器动作转速以下运行，高压主、调速汽门不严，汽轮机超速，转速超过3300rpm，应手打危急保安器一次，若转速不降，立即采取快速降压措施：开启PCV阀，投入高低压旁路，紧急泄压；降低凝汽器真空，投入交流事故油泵，使转子转速快速降至3000rpm以下（转速在3000rpm以下控制降压速率在

0.3~0.5MPa/min），尽快使汽轮机转子静止并投入盘车装置，完成停机的其它操作，将主蒸汽管路压力泄至零，放尽主再热蒸汽管道内的存水，经检修人员对主汽门及调速汽门处理后，经静态开关试验好用，汇报公司领导，做好开机的准备工作。3.若再热主、调速汽门不严，汽轮机打闸或跳闸后，再热器有压力，汽轮机转速升高，应适当投入低压旁路，严密关闭高压旁路，使再热压力降至零，尽快使汽轮机转子静止并投入盘车装置，完成停机的其它操作，经检修人员对再热主汽门及调速汽门处理后，经静态开关试验好用，汇报公司领导，做好开机的准备工作。

运行部汽机专业

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防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案

编号：AQ-BH-07475 ( 应急管理) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 防止主汽门、调速汽门卡涩不 严应急处理预案 Emergency treatment plan for preventing jam of main steam valve and governing valve

防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急 处理预案 备注：应急预案明确了应急救援的范围和体系,有利于做出及时的应急响应,当发生超过应急能力的重大事故时,便于与应急部门的协调,降低事故的危害程度。 为保证一期机组正常的安全运行，避免发生主汽门、调速汽门卡涩不严，预防运行中主汽门、调速汽门卡涩不严的情况下，发生汽轮机超速、烧瓦、轴系断裂等重大设备损坏事故。 一．主汽门、调速汽门卡涩风险分析 造成主汽门卡涩的原因很多，主要有机械方面的原因，材质方面的原因，化学蒸汽品质方面的原因等，运行中出现卡涩时，当发电机出现故障跳闸，由于主、调速汽门不能严密关闭，将导致汽轮机超速、烧瓦、以致于轴系断裂等重大设备损坏事故，汽轮机启动过程中出现卡涩时，汽轮机无法正常冲转。 二.预防主汽门、调速汽门卡涩的措施 1.高压自动主汽门及调节汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速

关闭严密，无卡涩。阀门关闭时间应小于0.15s。 2.加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。 3.透平油和抗燃油的油质应合格，在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。 4.坚持自动主汽门，调速汽门的定期活动试验工作，保证运行中各汽门开关灵活、可靠，坚持按规程要求进行危机保安器试验，汽门关闭时间测试。 5.坚持每年进行自动主汽门，调速汽门的严密性试验，自动主汽门，调速汽门开关应灵活，严密性试验合格，机组大修后、甩负荷试验前，必须进行主汽门和调速汽门严密性实验，并保证符合技术要求。 6运行中加强蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。 7汽轮机启动冲转前，应保证蒸汽品质合格，否则应采取措施，

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施 一. 概述 某厂4号机组为300MW燃煤发电机组，DEH系统采用ABB公司的SYMPHONEY 系统。2013年1月22日机组正常运行过程中，DEH突然发出快关左侧中压主汽门（LSV）和3号高调门（CV3）的1s脉冲指令，导致这2个阀门突然全关，然后又自动恢复。 事件发生后，电厂组织相关技术人员进行分析，认为发生此现象是因为DEH 的信号在柜内通讯发生翻转所致，这也是该类DEH常见的异常故障。机组正常运行过程中突然关闭汽轮机调门，扰动和冲击都比较大，将严重威胁机组安全运行。 二. 原因分析 该事件的发生，DEH和DCS都没有任何记录，为原因分析增加了很大的难度。我们以机组的DEH逻辑为切入口，结合本次事件的现象和以往的一些经验，来逐步剖析事件的原因。 首先，在机组正常运行的情况下，只有通过阀门活动试验电磁阀，DEH才能让中压主汽门关闭。LSV的活动试验电磁阀为22YV，该电磁阀的驱动设计在DEH 系统的M2控制单元，但阀门活动试验的逻辑设计在M4控制单元。阀门活动试验时，动作指令信号在M4控制单元内产生，然后以通信方式送到M2控制单元，从而驱动电磁阀22YV带电。根据以往的经验，ABB这种DCS系统的柜内不同控制单元通讯，经常会发生通信信号翻转的现象。该DEH试验电磁阀的这种设计，极其容易由于通讯信号的翻转而导致电磁阀动作。 再来看CV3，除了正常的伺服阀控制外，还有活动电磁阀16YV控制。16YV 带电也会关闭CV3。与LSV的22YV电磁阀控制一样，16YV也设计在DEH的M2

控制单元，而CV3活动试验逻辑同样设计在M4控制单元。阀门活动试验时，电磁阀的驱动控制与LSV的完全一样，同样极有可能发生通信信号的翻转而导致电磁阀动作。 若CV3由伺服阀控制来关闭，则指令来源于同一个阀门流量指令，其他高压调门如CV1，CV2，CV4等也会动作，但本次只有CV3动作，因此可排除伺服阀指令动作的可能性。 综合上述分析，造成LSV，CV3同时关闭动作1s的原因，极有可能是M4到M2的通信信号发生翻转造成。 通信信号发生翻转是由于网络通信异常造成的，这是一种能够快速自行恢复的通信故障。通信时时刻刻都在进行，偶尔出现一次通信发送/接收异常，本来是属于正常现象，通信处理软件对接收到的数据做无效处理即可，但ABB这种DCS的通信处理存在一个BUG，在收到通信异常数据时，没能发现异常，就没有对数据进行丢弃的处理，而是直接接收该数据，则出现信号翻转就不为奇怪了。要消除该BUG，需要ABB公司对其通信程序进行测试，找出BUG的地方，对该通信程序进行升级。 三. 整改措施 通过分析，认为DEH阀门关闭是由于通信信号发生翻转造成的。为了减少这种信号翻转对DEH系统造成的影响，建议对此类重要通信信号做优化处理，如采取3取2处理、增加信号动作的闭锁条件等。例如，在进行阀门活动试验后，只有开始阀门活动试验时，才能在M2激活电磁阀带电，否则，就对电磁阀进行闭锁，这样，就能避免电磁阀的误动了。 电厂1～4号机组的DEH系统，之前也频频发生类似的信号翻转问题，该问题困扰该厂已久，后来在电科院热工所的建议下，对相关通信信号进行了优化处理，之后再未出现因信号翻转而造成DEH异常的现象。

汽轮机阀门全行程活动试验异常分析及优化

汽轮机阀门全行程活动试验异常分析及优化 文章以河源电厂600MW汽轮机为例，详细介绍了汽轮机主汽阀门全行程活动试验的试验条件和基本原理，并针对阀门试验过程中出现的EH油压大幅下跌的异常现象进行了详细地分析，提出合理的解决方法。 标签：全行程活动试验；优化；安全 引言 广东河源电厂汽轮机为哈汽生产的CLN600-25/600/600型超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机，每台机组配置有两高压主汽门（TV）、4个高压调门（GV）、2个中压主汽门（RSV）、4个中压调门（IV）。汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），控制设备采用ABB北京贝利控制有限公司的Symphony系统。 1 试验条件 阀门全行程活动试验共分为四个组依次进行，TV和同侧的2个GV一个组（如TV2和GV2、GV3），RSV和同侧的IV一个组（RSV1和IV1、IV2，RSV2和IV3、IV4），每次只能对一个阀门组进行试验。 TV/GV阀门组活动试验须具备以下允许条件：（1）机组处于正常运行状况，带50%额定负荷。（2）CCS模式退出，DEH投入功率控制回路。（3）高调门处于单阀模式。（4）高压主汽门和中压主汽门全开。（5）阀门活动试验已完成，没有其它阀门试验进行。（6）DEH投入功率控制回路。（7）没有阀门校验进行。 为保证一侧GV全关后负荷仍能够稳定控制在300MW，要求在TV/GV阀门组活动试验过程中主汽压力稳定在18Mpa，此时锅炉处于BI或者BH运行模式均可。 RSV/IV阀门组活动试验可以在任何负荷下进行，除上述第一条外，其它要求与TV/GV阀门组完全相同。 2 试验原理 2.1 TV/GV活动试验 以TV2/GV2GV3阀门组活动试验为例，其主要控制逻辑见图1。当所有允许条件具备时，操作员通过DEH画面选择TV2/GV2&GV3阀门组开始试验。 首先“TV2试验开始”为1，RS触发器（14）置位，使切换器T（12）保持试验前的“GV2单阀指令1”，同时RS触发器（6）置位，把试验前的“GV2单阀指

关于空预器卡涩处理的技术措施

关于空预器卡涩处理的技术措施为了避免再次出现空预器卡跳事故和便于空预器卡跳后及时处理快速恢复运行，特制定以下技术措施： 一、防止空预器转子停转的措施： 1、加强空预器电流监视，其额定电流为24.5A,正常运行电流在14A左右，当电流波动大于1.5A时视为不正常现象，应及时安排人员进行检查原因并予以消除。 2、应加强空预器排烟温度和出口一、二次风温监视，防止发生空预器着火事故。 3、严格执行空预器定期吹灰工作。尤其是开/停机等特殊工况时。 4、对空预器本体部分进行卫生清扫时，严禁用水进行冲洗。 5、投入主、辅联锁，保持辅电机的完好备用。 6、据“#1炉2016年2月2日空预器卡跳”经验和教训，空预器密封间隙调整后，高负荷跳机情况下，若灭火“焖炉”空预器易卡死情况。因此，#1炉今后若遇到高负荷跳机，是否停风机“焖炉”，需要根据现场实际情况并请示领导同意。（#2炉中修结束后按此执行） 7、中、大修期间空预器密封间隙调整过后，尤其冷态开机过程中，应严格控制烟温上涨速度，密切监视空预器入口烟温和电流变化情况，在电流出现较大波动时，应控制空预器入口烟温，停止烟温上升，电流仍继续上涨时，应削弱炉膛燃烧减少燃料投入降低空预器入口烟温，直至电流稳定后，再继续缓慢提升烟温，观察空预器电流变化情况。 二、单台空预器转子停转后的处理： 1、如发生空预器转子卡死，从参数变化判断和就地核实空预器转子已停转的，停运该空预器主电机或辅电机（辅电机运行时）。此时严禁用盘车手柄人为强行盘车，以免损坏驱动机构。 2、联系值长降负荷到180MW,同时主值应及时转移空预器转子卡死侧引、送风机负荷，将该侧引、送风机负荷转移完后，关闭空预器转子卡死侧空预器入口

单阀与顺序阀切换的实实现

单阀和顺序阀的对比 1、单阀控制方式即所有进入汽轮机的蒸汽都经过几个同时启闭的调节阀后进入第一级喷嘴，也称节流配汽方式。节流配汽的汽轮机在工况变动时第一级的进汽度是不变的，因此可以把包括第一级在内的全部级作为级组，也就是说除了工作原理不同外，调节级与其余各级并无其他区别。采用节流配汽的汽轮机在设计工况下调节阀全开，机组的理想焓降到最大值；低负荷时调节阀关小，减少汽轮机的进汽量，主蒸汽受到节流作用使第一级级前压力下降，其值与蒸汽流量成正比。此时，汽轮机的理想焓降减小但并不是很多，可见节流配汽主要是通过减少蒸汽流量来降低负荷。当然，理想焓降的减少虽然不是很多，但仍然使机组的相对内效率降低，且负荷越低，节流损失越大，机组效率也就越低。因此，节流配汽方式的应用范围不太广泛，一般用于小功率机组和带基本负荷的机组。高参数、大容量机组在启动初期为使进汽部分的温度分布均匀，在负荷突变时不致引起过大的热应力和热变形，也经常使用节流配汽方式。 2、顺序阀控制方式即蒸汽经过几个依次启闭的调节阀后再通向第一级喷嘴，也称喷嘴配汽方式。这种配汽方式在运行当中只有一个调节阀处于部分开启状态，而其余的调节阀均处于全开(或全关)状态，蒸汽只在部分开启的调节阀中受到节流作用，因此，在部分负荷时喷嘴配汽方式比节流配汽方式效率高，所以被广泛应用。

采用喷嘴配汽方式时，第一级喷嘴的通流面积随着调节阀的开启数目不同而变化。调节级的变工况特性也和其余各级有很大区别。当调节级通流面积改变时，蒸汽流量将发生变化，达到调节机组负荷的目的。同时，在部分开启的调节阀中蒸汽流量受到节流作用，改变了理想焓降，但因流经该阀的蒸汽流量只占总流量的一部分，因此蒸汽 焓降的改变对机组功率的影响较小。 采用喷嘴配汽方式时，在第一只调节阀刚刚全开时调节级的压力比为最小，调节级的理想焓降为最大，此时，通过第一组喷嘴的蒸汽流量也达到最大值，故第一组喷嘴蒸汽流量和焓降的乘积也达到最大值，工作在其后的动叶片所承受的应力也达到最大值。可见，调节级的危险工况并不是在最大工况下，而是在第一只调节阀刚刚全开时。 3、单阀、顺序阀控制方式的应用 实际生产中，汽轮机在部分负荷下运行时喷嘴配汽方式比节流配汽方式的效率高，且较稳定。但在变工况下采用喷嘴配汽方式会使汽轮机高压部分的金属温度变化较大，调节级所对应的汽缸壁产生较大的热应力，从而降低了机组快速改变负荷的能力。为了发挥两种不同配汽方式的优点，我们采取了节流配汽——喷嘴配汽联合调节的方式，即第一只喷嘴和第二只喷嘴同时开启，使汽缸均匀受热。待第一、二只调节阀全开后再根据机组负荷需要依次开启其他调节阀。这样，就同时发挥了节流配汽和喷嘴配汽两者的优点。

高压主汽门作业指导书

高压主汽门检修作业指导书

目次 1 范围3 2 本指导书涉及的文件、技术资料和图纸3 3 作业风险分析及安全措施3 4 备品备件及材料（按下表填写，不清楚的栏目可不填）3 5 现场准备及工器具3 6 办理工作票4 7 检修步骤4 8 自动关闭器及弹簧检查6 9 主阀部件检查测量7 10 螺栓硬度检查 8 11 清理检查部件，组装主阀部件9 12 阀门回装就位 9 13 清理场地、总结工作票 10 14 调整止动杆弹簧片 10 15 设备图纸 11 16 维修记录 13 17 完工报告 16

高压主汽门检修作业指导书 1 范围 本作业指导书规定了高压主汽门大修工作涉及的技术资料和图纸、安全措施、备品备件、现场准备及工具、工序及质量标准和检修记录等相关的技术标准。 高压主汽门油动机是DEH电液调节系统的执行机构。油动机活塞杆和调节阀阀杆通过一联轴器相连，油动机带动调节阀，向上运动则打开阀门。油动机是单向作用的，它通过高压抗燃油作为传递动力的工质，弹簧提供关闭阀门的动力。油动机包括油缸、控制组件、伺服阀、继动阀差动变送器、油阀门及过滤器等。 本指导书适用于#3、#4机高压主汽门（KKS编码）大修工作，检修地点在#3、#4机高压主汽门区域。大修的项目为对高压主汽门进行检修，并对已发现的问题进行处理。 2 本指导书涉及的文件、技术资料和图纸 《高压主汽门产品说明书》 AFGC20QJ012001 3号机组汽机主机维修技术标准。 3 作业风险分析及安全措施 严格遵守《电业安全工作规程》。 工作现场围警戒区。 注意人身安全、铺设好橡皮。 高压调节汽门解体后，做好管口封堵，防止管道内落入异物。 高压调节汽门解体后，设备放置在铺设好橡皮上。 确认工具等合格 。 5 现场准备及工器具 5.1现场准备 搭设工作平台，并在检修场地周围拉警示带。 现场照明良好，通风正常。 通知有关人员拆除影响工作的保温。 做好防止交叉作业风险的措施。 检修周围场地清洁，并铺设橡皮。 5．2工器具 （按表格栏目填写，编码可不填写）

湛江发电厂300MW汽轮机组再热中压主汽阀卡涩原因分析及减少卡涩建议

1前言 300MW机组再热中压主汽阀是为了解决再热器对机组甩负荷的影响，防止汽轮机在甩负荷时超速度慢而设置的。中压主汽门的动作灵活性直接影响机组运行的稳定性，中压主汽门卡涩会造成机组超速等事故，因此，机组对中压主汽门动作要求很严格，要求中压主汽门接受动作信号后必须立即动作。当汽轮机转速升高至危急保安器动作时，中压自动主汽门和调速汽门、高压自动主汽门和调速汽门同时关闭，使高、中压缸的进汽同时切断，消除了中间再热容积的影响。 2机组概述 湛江发电厂4×300MW燃煤发电机组—— —东汽N300—16.7/537/537—3型、亚临界、中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机组，调节、保安系统是高压抗燃油数字式电液控制系统（DEH）的执行机构。为防止汽轮机超速事故的发生，规定所有汽阀关闭时间均应小于0.3s～0.5s，投产以来，4台机组的再热中压主汽阀在关闭过程中多次发生卡涩—— —我厂4台机平均每年共出现中压主汽门卡涩10次，需要停机处理的有2次，严重影响机组安全，同时给电厂造成巨大损失。 3再热中压主汽阀简介 东方汽轮机厂生产的300MW机组中压联合汽门，中压主汽门与中压调节汽门置于同一壳体内，组成钟罩式中压联合汽门。汽阀结构上可分为阀本体（如图1所示）和执行机构两大部分。主汽阀杆3、主汽阀碟4、主汽阀预启阀碟、阀杆套筒、上汽封套筒、下汽封套筒、阀碟、套筒、阀座5等组成。 执行机构为开关型，单侧进油式油动机和油路集成块组成，油路集成块上装有快速卸荷阀、进油截止阀、二位三通试验电磁阀、回油逆止阀和AST安全油逆止阀等附件。中压主汽阀操纵座采用直接驱动方式。即油动机开启直接压缩弹簧，顶起汽阀。阀门开启方向与油动机方向一致。阀门的关闭由操纵座弹簧紧力来完成。 3.1两个中压主汽阀油动机分别控制两个中压主汽阀。每个油动机都采用二位开关控制方式控制阀门的关闭。都能在机组安全油失压时，迅速关闭各自的汽阀，每个油动机都可以单独实现快关功能，快关方式为遮断电磁阀带电动作，关闭时间常数0.15秒(汽轮机无蒸汽进入时)。 3.2其工作原理如图2所示 遮断电磁阀失电，安全油压建立，卸载阀关闭，油动机工作准备就绪。油动机在压力油作用下使阀门打开。当安全油失压时，卸载阀在活塞下油压作用下打开与回油相通，阀门操纵座在弹簧紧力的作用下迅速关闭中压主汽阀。当阀门进行活动试验时，试验电磁阀带电，将油动机活塞下的油压经节流调整阀与回油相通，阀门活动试验速度由节流孔来控制。当单个阀门需作快关试验时，只需使遮断电磁阀带电，油动机和阀门在操纵座弹簧紧力作用下迅速关闭。 3.3油动机的主要结构和部件，见图3 油动机由油缸、位移传感器和一个控制块相连而成。在控制块上，对于高压调节阀油动机、高压主汽阀油动机和中压调节阀油动机装有伺服阀、隔离阀、卸载阀、遮断电磁阀和单向阀及测压接头等，而中压主汽阀油动机则装有遮断电磁阀、隔离 湛江发电厂300MW汽轮机组再热中压主汽阀卡涩原因分析及减少卡涩建议 李树夏洪加存 摘要：针对湛江发电厂300MW汽轮机组再热中压主汽阀频繁卡涩的现象，结合再热中压主汽阀的结构特点和一些检修经验进行原因分析，并提出一些建议。 关键词：再热主汽阀；卡涩；原因分析 图1气阀结构图图2气阀工作原理图 建设行业技术专版 电力建设 专版 122 广东科技2010.7总第241期

汽轮机控制汽门在线活动试验逻辑优化 安小民

汽轮机控制汽门在线活动试验逻辑优化安小民 发表时间：2017-11-21T17:50:48.167Z 来源：《电力设备》2017年第19期作者：安小民[导读] 摘要：汽轮机组高压主汽门和中压调门是汽轮机隔绝汽门和调节门，当汽机出现危急情况时需要汽轮机立即停机时,要求主机高压主汽门、高压调门、中压主汽门及中压调门立即关闭。 （江苏华电望亭发电厂江苏省苏州市望亭镇 215155）摘要：汽轮机组高压主汽门和中压调门是汽轮机隔绝汽门和调节门，当汽机出现危急情况时需要汽轮机立即停机时,要求主机高压主汽门、高压调门、中压主汽门及中压调门立即关闭。主机在正常运行时进汽量的调节是通过高调门开关来实现的，而高压主汽门和中压调门处于开足状态。为了保护设备安全的目的.防止发生汽轮机超速和轴瓦烧损事故发生,根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及 运行规程和检修规程中的规定,在运行机组上确保给泵高压主汽门和中压调门不卡涩，所以高压主汽门和中压调门在运行机组上必须进行定期活动试验,检查控制回路工作是否正常，执行机构活络情况。分析了系统中存在的问题，提出了修改方案，提高了机组的经济性。 关键词：在线试验；判断条件；汽门控制、控制逻辑； 1 概述 目前，望亭发电厂11号机组主机高压主汽门设有两种试验控制逻辑：全行程活动试验和部分行程活动试验逻辑。中压调门设有部分行程活动试验逻辑。由于受运行工况限制，高压主汽门通常进行部分行程活动试验。上述活动试验为单回路控制，即运行人员每次进行试验时必须进行逐一进行，每次操作由一人操作和一人监护并按照操作卡步骤进行，所以整个试验过程较长，对机组安全经济运行不利。 2 设备存在问题 在整个试验过程需要时间较长，但是，每个阀门行程从100%行程处开始关到80%行程处及返回至100%处时间很短，极大部分时间用操作及监护。为了缩短试验的时间和减少人员操作次数，将高压主汽门A和B及中压调门A和B的部分行程活动试验逻辑组成“成组试验”，新逻辑符合运行操作步骤及判断试验成功的要求，同时将各阀门部分行程活动试验逻辑保留，新逻辑与原逻辑作为互为闭锁条件。 3 解决方案及实施 3.1：新增按钮指令： 试验投入信号：ON 描述 “ 成组试验投入” 试验开始信号：RUNNING 描述“成组试验开始” 试验结束信号：OFF 描述"成组试验切除" 3.2：逻辑说明： 试验条件满足： 1：主汽门1和2开度均大于96.5% 2：中压主汽门1和2全开（行程开关） 3：（所有门不在进行试验）主汽门1和2、中压调门1和2、调门1~6 指令回路中偏差小于2%。 试验自动切除： 1：调门和主汽门不存在故障：所有门位置反馈测量回路没有故障，高压调门（主汽门）的指令与位置反馈偏差小于20%，中调门的指令与反馈偏差小于10%。 2：汽机控制不在手动方式； 3：油开关闭合； 3.3：运行操作说明和试验过程： 1：运行人员按“ 成组试验投入”同时该信号闭锁主汽门1和2，中调门1和2的单体试验操作回路。同时高主1、2和中调1、2单个行程试验的输出端作为闭锁成组试验的条件。 2：运行人员按“成组试验开始” 3：主汽门1（TV1)关门指令发出，主汽门1开始关。 4：主汽门1位置反馈小于85%后阀门自动开启，注1：故障情况下关门指令发出后在规定时间内位置反馈未达到小于 80%，系统会自动发出开门指令； 2：成组试验切除指令。 3：试验切除信号（VALVE TEST OUT) 5：当成组试验信号投入、主汽门信号曾小于85%、主汽门1指令与位置反馈偏差小于5%.同时满足，（TV1 OVER) 6 : 主汽门2开始试验，条件：TV1 OVER、成组试验投入(ON)、成组试验运行(RUN).同时满足发出关门指令； 7：主汽门2（TV2)关门指令发出，主汽门2开始关。 8：主汽门2位置反馈小于85%后阀门自动开启，（其它条件与注1相同） 9：当成组试验信号投入、主汽门2信号曾小于85%、主汽门2指令与位置反馈偏差小于5%.同时满足，（TV2 OVER) 1 0 : 中调门1开始试验，条件：TV2 OVER、成组试验投入(ON)、成组试验运行(RUN).同时满足发出关门指令； 11：中调门1（IGV1)关门指令发出，中调门1开始关。 12：中调门1位置反馈小于85%后阀门自动开启，（其它条件与注1相同） 13：当成组试验信号投入、中调门1信号曾小于85%中调门1指令与位置反馈偏差小于 5%.同时满足，（IGV1 OVER) 14: 中调门2开始试验，条件：IGV1 OVER、成组试验投入(ON)、成组试验运行(RUN).同时满足发出关门指令； 15：中调门2（IGV2)关门指令发出，中调门2开始关。 16：中调门2位置反馈小于85%后阀门自动开启，（其它条件与注1相同） 17：当成组试验信号投入、中调门2信号曾小于85%中调门2指令与位置反馈偏差小于5%.同时满足，（IGV2 OVER) 18：IGV2 OVER信号将成组试验切除。

主汽门试验

主汽门、调门严密性试验 一、阀门严密性试验： 试验应在运行部专工、生技部专工指导及监护及相关专业技术人员配合下进行。 （一）以下情况应做阀门严密性试验： 1、高、中压主汽门及高、中压调门解体检修后。 2、机组大修后。 3、甩负荷试验前。 4、超速试验前。 （二）高、中压主汽门严密性试验： 1、试验允许条件： （1）机组处于操作员自动控制方式。 （2）机组转速大于2990r/min。 （3）机组处于解列状态。 （4）未进行注油试验、机械超速试验、电气超速试验及高压遮断电磁阀试验。 （5）无阀门伺服故障信号。 2、试验过程： （1）试验期间主汽压力应保持在50%以上额定气压.正常真空和发电机脱网状态下进行。 （2）机组定速3000r/min，关闭四只主汽门，其转速应下降至n转速以下，

“n”可按下式进行计算：n=p/po×1000r/min（p=试验时压力、po=主蒸汽额定压力）。 3、试验方法： （1）进入“阀门严密性试验”画面，将“严密性试验”设为“试验”位。（2）在OIS“阀门严密性试验”画面中按“主汽门试验”按钮，则高中压主汽门应关闭，汽轮机控制方式由“自动”切至“手动”方式，转速下降，严密性试验开始计时。 （3）与DEH计算出“可接受转速”比较，判定阀门严密性。 （4）试验结束后，汽轮机手动打闸，重新挂闸升速至3000r/min。 （5）试验完毕，应将“严密性试验”恢复至“正常”位置。 （三）高中压调门严密性试验： 1、进入“阀门严密性试验”画面，将“调门试验”设为“试验”位 2、在DEH“阀门严密性试验”画面中按“调门试验”按钮，则高、中压调速汽门应关闭，汽轮机控制方式由“自动”切至“手动”方式，转速下降，严密性试验开始计时。 3、与DEH计算出“可接受转速”比较，判定阀门严密性。 4、试验结束后，汽轮机手动打闸，重新挂闸升速至3000r/min。 5、试验完毕，应将“严密性试验”恢复至“正常”位置。

主汽门关闭的原因及处理

汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理 1概述 近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。 2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析 汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。 汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。同时，汽轮机高压缸由双侧进汽突变为单侧进汽，当汽轮机高压转子两侧所受蒸汽力将严重不平衡，将导致汽轮机#1、＃2瓦温度及振动可能出现较大波动。汽门卸荷阀O 型圈老化漏EH油，将导致EH油管系统压力下降，漏油严重可能导致汽轮机因EH油压低而跳闸。 3汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的逻辑修改 汽轮机单侧高压主汽门异常关闭时，需要监盘人员当时迅速判断故障原因，及时准确按照轻重缓急的顺序进行操作调整；同时盘面人员要做相互配合，在此情况下操作上不能出现任何的差错，这对于运行人员来说

主汽门、调速汽门卡涩风险分析

一．主汽门、调速汽门卡涩风险分析 造成主汽门卡涩的原因很多，主要有机械方面的原因，材质方面的原因，化学蒸汽品质方面的原因等，运行中出现卡涩时，当发电机出现故障跳闸，由于主、调速汽门不能严密关闭，将导致汽轮机超速、烧瓦、以致于轴系断裂等重大设备损坏事故，汽轮机启动过程中出现卡涩时，汽轮机无法正常冲转。 二.预防主汽门、调速汽门卡涩的措施 1.高压自动主汽门及调节汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩。阀门关闭时间应小于0.15s。 2.加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。 3.透平油和抗燃油的油质应合格，在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。 4.坚持自动主汽门，调速汽门的定期活动试验工作，保证运行中各汽门开关灵活、可靠，坚持按规程要求进行危机保安器试验，汽门关闭时间测试。 5.坚持每年进行自动主汽门，调速汽门的严密性试验，自动主汽门，调速汽门开关应灵活，严密性试验合格，机组大修后、甩负荷试验前，必须进行主汽门和调速汽门严密性实验，并保证符合技术要求。 6运行中加强蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。

7汽轮机启动冲转前，应保证蒸汽品质合格，否则应采取措施，加大炉排污量直至蒸汽品质合格方可冲转。 8.机组运行中，当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调汽门的活动试验次数，运行中发现主汽门、调速汽门卡涩时，要及时消除汽门卡涩的缺陷，主汽门卡涩不能在运行中处理时，应请示停机处理。 9.利用机组停机的机会，应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，氧化皮应清除。 10.在汽轮机运行中，要注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系，以及调节汽门后的压力变化情况。若有异常，应及时检查处理。 11.运行中发生调节系统摆动，应及时查找原因并设法消除。 12.停机时，先打危机保安器，应先检查有功功率到零、主汽门调速汽门关闭严密，采用逆功率保护动作解列发电机，严禁带负荷解列。 三.运行中主汽门、调速汽门卡涩不严，发生发电机跳闸处理要点 1.若发电机跳闸，转速能维持在危急保安器动作转速以下运行，高压主、调速汽门不严，转速高于3000rpm，应手打危急保安器一次，投入交流事故油泵，若汽轮机转速仍不下降，采取降压措施（降压速率控制在 0.3~0.5MPa/min），适当的投入高低压旁路，尽快使汽轮机转子静止，投入盘车装置，完成停机的其它操作，将主蒸汽管路压力泄至零，放尽主再热蒸汽管道内的存水，经检修人员对主汽门及调速汽门处理后，经静态开关试验好用，汇报公司领导，做好开机的准备工作。

主、辅机保护及试验

主、辅机保护及试验 1 汽机保护与联锁试验 1.1 机组试验通则 1.1.1 检修后的检查验收 1.1.1.1 机组大、小修后，有关设备系统的变更应有设备异动报告。 1.1.1.2 运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好相应记录。 1.1.1.3 检查中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出。并记入设备缺陷单，设备缺陷在投运之前必须消除。 1.1.1.4 为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。 1.1.1.5 机组本体、给水系统、工业冷却水系统、油系统、循环水系统、抽汽加热器系统、发电机系统等设备完整，设备内部无杂物。 1.1.1.6 管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标志。 1.1.1.7 集控室、就地盘、就地控制柜配置齐全，声光报警装置完好。各操作盘上的仪表、键盘、鼠标、操作按钮完整好用、CRT显示器清晰并有可靠的事故照明，声光报警信号良好。 1.1.2 设备试验总则 1.1. 2.1设备试验方法分静态、动态两种；静态试验时，6KV辅机仅送试验电源，400V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源,用交流控制合闸的设备送上动力电源；动态试验时，操

作、动力电源均送上。动态试验必须在静态试验合格后方可进行； 1.1. 2.2 机组保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验； 1.1. 2.3 各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确可靠，声光报警、画面状态显示正常。 1.1. 2.4 机组大小修后，必须进行主、辅设备的保护联锁试验，试验合格后才允许设备试转。 1.1. 2.5 临修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修后，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投、停检查。 1.1. 2.6 运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。 1.1. 2.7 试验后应恢复强制条件，并在可靠投入相应的保护联锁后，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。 1.1. 2.8 试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护定值必须正确，同时应分析试验结果，做好详细记录。 1.1. 2.9 进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启、停试验并确认合格。 1.2 汽轮机试验 1.2.1 自动主汽门严密性试验 1.2.1.1试验目的：检查高、中压自动主汽门的严密程度。 1.2.1.2试验条件： （1）确认DEH在“自动”控制方式，且工作正常。 （2）机组未并网，主机转速维持3000 r/min，且运行正常。 （3）启动高压辅助油泵，确认高压辅助油泵运行正常。 （4）联系热工，解除汽机自动主汽门关闭跳炉、停机保护。 1.2.1.3试验步骤： （1）将主汽压力升到额定值或达到额定值的50%以上，并维持主汽压、主汽温稳定，主蒸汽必须保持50-800C的过热度。

CFB机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭处理

126 Modern Science 1 概述 某电厂装机容量为2×330MW，锅炉采用HG－1125/17.5－ L.M G46型循环流化床锅炉，汽轮机型号为C C275/N330- 16.7/537/537/0.981/0.294，机组回热系统五段抽汽作为热网加热器 汽源，电厂承担市区供暖。厂内另建设有3×116MW循环流化床热 水锅炉及10×43.24MW第一类溴化锂吸收式热泵机组作为第二主力 热源。 2 机组、热网工况及事故经过 2015年2月21日，事故前#1机组负荷220MW，主蒸汽流量868t/ h，主汽压力16.59MPa，汽包水位0，给煤量202t/h，汽轮机调门为 顺序阀控制方式，#1-#4高压调节阀（以下简称GV1-GV4）开度分 别为100%、100%、38%、0%，一次调频投入。市区供热量瞬时 648MW（热网加热器及热泵出力共394MW，热水锅炉254MW）， #2机组备用。事故时#1机组#1高压主汽门（以下简称TV1）突然从 100%关至0，负荷降至195MW，主汽压力突升导至锅炉PCV阀动作 开启，操作员立即进行减少给煤量等相关操作，维持热网参数正 常保证供暖。 3 汽轮机单侧高压主汽门关闭原因分析 事故发生后，监盘人员检查发现TV1指令为100%，反馈为 0%，EH油系统正常。现场检查发现TV1阀位至0位，其连杆无松 动，其它调门阀位正确。排除伺服阀堵塞或连杆故障及EH油系统 故障，初步判断为油动机控制部分的卡件故障导致TV1异常关闭。 事后检查证明确为控制部分的卡件故障。 4 机组事故处理 4.1 锅炉侧的处理 事故前锅炉带80%ECR以上，TV1关闭后主汽压力骤升必然引 起PCV动作泄压，“虚假水位”使汽包水位调整极为困难。TV1关 闭后，操作员立即减少给煤量，最终减至事故前50%给煤量。基于 循环流化床锅炉的热惯性，操作员果断停运一台二次风机，快速 削弱炉内燃烧，起到良好的效果。汽包水位控制有专人调整，避 免因水位调整不及时引起机组保护动作而事故扩大化！ 4.2 汽轮机侧的处理 TV1关闭后避免在事故处理中TV1突然全开，热工人员将TV1 指令手动改为0。机组进汽改为滑压—单阀运行方式。TV1主汽 阀侧对应的是GV1和GV4（如图一），TV1关闭则GV1和GV4不进 汽，切为单阀运行后能保证GV2和GV3高压调节汽门同时动作，可 避免顺序阀方式下GV3开度过小。这种方式运行高压缸属单侧进 汽，要注意对轴承温度及整个轴系的振动情况的监视。若TV1不能 在短时间内开启，应将主蒸汽左侧进汽管道疏水门及导汽管疏水 门开启，防止TV1开启后汽轮机造成水冲击。 图一 汽轮机高压缸进汽阀门示意图 4.3 更换油动机控制部分卡件的处理 在更换TV1卡件过程中关闭油动机进油门。卡件更换完毕后， 先将GV1、GV4关闭至0%，然后开启TV1进油门，在工程师站手 动对TV1进行拉阀试验。试验合格后全开TV1。然后手动缓慢开启 GV1、GV4至与GV2、GV3开度相同后投入阀门自动控制。整个操 作过程中注意主汽压力变化、高压缸上下缸温差、轴承振动等情 况。 4.4 热泵及热水锅炉的相应处理 机组负荷下降致使供热网蒸汽量明显下降，导致热泵驱动蒸 汽流量不足，热泵机组均出现不同程度的不换热现象，热网供热 量下降很快。热网汽动循环泵因驱动蒸汽量降低，热网循环水流 量下降，及时停运热网汽动循环泵，启动备用热网电动循环泵运 行，维持热网循环水流量，同时加大补水量避免热网管道振动导 致管道泄漏事故。热水锅炉侧适当降低锅炉出力，防止因热网循 环水量下降造成锅炉出口给水汽化（热网流程如图二）。机组负 荷恢复后还应注意热网管道升温速度，避免升温过快造成热网管 道泄漏。 图二 热网供回水流程图 5 结束语 本次事故处理恰逢单台机组冬季运行，系统复杂且操作量 非常大。虽然给操作人员带来了极大的困难，但由于事故处理得 当，反应迅速，避免了事故扩大化。汽轮机主汽门单侧关闭严重 影响到机组的安全运行，这使得主汽门、调节汽门的定期试验显 得尤为重要，事故发生后只要按照既定方法处理，明确分工，密 切配合定能使得机组安全稳定运行。 参考文献： [1] 徐智华.汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理[J].江西 电力职业技术学院学报，2010，23(4) :36-38. CFB机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭处理 ☉蒋春雷 桂朝伟（辽宁沈煤红阳热电有限公司） 摘要：针对循环流化床供热机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭事故处理，详细介绍机组及热网的事故处理方法。 关键词：高压主汽门；循环流化床锅炉；汽轮机；热网

主汽门卡涩措施

汽轮机高压主汽门卡涩措施 批准： 会审： 编写： 内蒙古京隆发电公司发电部 2016年6月8日

汽轮机高压主汽门卡涩措施 我厂#1、#2机组在停运过程中都曾出现过汽轮机主汽门卡涩在低开度（10％左右）的现象，汽轮机在事故和正常停运的时存在较大的超速风险，针对此设备隐患，部门制定措施。 1、机组经过检修，启动前必须做汽轮机的主汽门和调门的严密性试 验，且试验合格，试验未达标，严禁机组启动。 2、机组启动前，主汽门和调门开关传动试验正常且活动灵活，否则 禁止启动。 3、定期做好机组日常的主汽门和调门活动试验。 4、对于每次发生的汽轮机主汽阀门的卡涩，必须找出根本原因并彻底的消除。 5、汽轮机跳发电机的保护： （1）程序逆功率：汽轮机主汽门的关闭信号与发电机的实际功率（-4.33MW），保护动作出口，一般汽轮机跳发电机通过此保护动作。 （2）逆功率：发电机的实际功率达（-8.66 MW），延时一分钟，保护动作出口，相当于程序逆功率的后备保护，在实际运行过程中，往往起不到后备保护的作用，在汽轮机打闸后，实际功率不能达到（-8.66 MW），建议根据机组的实际特性，更改定值。 （3）这几次的机组停运，以上保护由于主汽门的卡涩和功率未降低至（-8.66 MW），保护未动作，发电机通过紧停按钮解列，若采

用此方式进行发电机解列，需确认发电机功率为负值，若发电机仍发出有功，严禁紧停发电机。 6、汽轮机的打闸方式，必须采用手动打闸方式，因为手动打闸信号 上传至调度，否则调度系统会认为机组非停。 7、机组正常停运过程中主汽门卡涩措施： （1）机组在滑停过程中，确保汽轮机各阀门随负荷降低而动作。负荷降至150MW时，高加疏水导至疏扩；负荷降至120MW时，检查汽机中压疏水开启；负荷降至60MW时，检查汽机高压疏水开启；汽轮机打闸后，检查主、再热汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭，进汽回路通风阀和高排通风阀开启。以上阀门未正常动作，手动干预。 （2）在机组停运时，必须先将有功、无功降到零后方可进行汽轮机打闸，若主汽门卡涩且汽轮机跳发电机保护未动作，需人为参与，应首先考虑立即停运抗燃油泵（机组打闸后才有停允许），让主汽门关闭，发电机程序逆功率动作。#1、#2机组出现的主汽门卡涩，此方法有效；如采取停运抗燃油泵的方法无效，需手动停运发电机，首先应检查发电机有功为负值（电气画面的发变组画面），可紧停发电机，与系统解列；或者主汽门卡涩，调门全部关闭60秒，亦可紧停发电机。 8、机组事故情况下机组跳闸主汽门卡涩措施： （1）发变组保护动作停机，机组与系统解列，应查看汽轮机转速情况，若转速上升或不下降，应同时采取以下措施：a.停运抗燃

阀门严密性试验

批准： 审核： 编写： Q/GDNMDS 国电内蒙古东胜热电有限公司技术措施 Q/GDNMDS.204.6.26—2009 汽轮机阀门严密性试验 版本/修改：A/0

前言 本措施依据GB/T19001-2000、GB/T28001-2001、GB/T24001-2004管理体系标准化工作要求，结合本公司质量安健环管理及实现管理规范的要求制定。 本措施由国电内蒙古东胜热电有限公司标准化委员会提出。 本措施由本公司发电部负责起草、归口并负责解释。 本措施起草人: 陈亚楠 审核： 批准： 本措施为机组重要试验所编写的操作指导，望各值班人员严格按照公司及部门的有关工作安排认真做好机组安全运行工作，本措施为内部技术资料，各值班人员要认真落实。 本措施于2009年6月26日首次发布。 本措施的版本及修改状态：A/0.

阀门严密性试验 一、 试验条件 1、 汽轮机主保护100％投入； 2、 汽轮机润滑油系统运行正常，低油压保护试验合格； 3、 试验盘车电机、交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压启动油泵、顶轴油泵正常投备； 4、 汽轮发电机轴承振动、轴瓦金属温度、轴承回油温度正常； 5、 汽轮发电机各轴振合格； 6、 汽轮机手动打闸按钮、就地停机手柄试验合格； 7、 汽机掉闸或打闸后各段抽汽逆止阀、电动阀，高排逆止阀，抽汽供热逆止阀、电动阀， 空气导引阀联动正确； 8、 汽轮机调节系统满足空负荷要求，空负荷下转速波动±1rpm ； 9、 汽机满速后，全面检查各参数正常； 10、 确认DCS 、就地转速表误差≤3rpm ； 二、 试验操作方法 1、 检查机组已升速至额定转速阀门切换已完毕，汽轮机空负荷运行。 2、 检查TSI 各参数正常。 3、 检查汽机各系统运行正常。 4、 确认汽机主保护投入正常。 5、 检查机组运行稳定，无异常报警，汽机上、下缸温、振动、膨胀、转子热应力在规定 范围内。 6、 检查调整主汽压力不低于50%的额定主汽压力，维持额定背压，试验过程中保持汽温、 汽压稳定。 7、 启动高压备用密封油泵（启动油泵），检查正常。 8、 启动交流润滑油泵，检查运行正常。 9、 检查解除机跳炉保护。 10、 检查确认DEH 运行方式 “操作员自动”。 11、 检查确认阀门控制方式为单阀控制。 12、 在DEH 操作画面中打开阀门严密性试验操作窗口。 13、 点击阀门严密性试验窗口下的“高压调节阀/中压调节阀”按钮，并确认。 14、 检查机组所有的高压调节阀和中压调节阀全部关闭，高压主汽阀和中压主汽阀处于 开启状态，转子转速下降。 15、 当转子下降至稳定转速不再下降后，记录主汽压力和下降后的转速。 16、 高、中压调门全关后，转速降至计算值以下时严密性试验合格。 17、 计算公式： p ：试验时主汽压力；p0：额定主汽压力。 18、 转速下降过程中，注意润滑油压的变化，转速降至1500rpm 以下，联动顶轴油泵， 监视顶轴油压力正常 19、 试验过程中应监视机组振动，过临界时，如振动超过限值应立即手动打闸停机。 20、 试验完毕取消主汽门严密性试验，汽机打闸。 21、 重新挂闸，定速3000rpm ，检查各部正常。 22、 主汽阀严密性试验同上。 1000×0 P p h