抽凝式汽轮机运行规程.doc

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1、抽凝式汽轮机运行规程目 录1 汽轮机设备规范及主要技术性能1.1 汽轮机技术规范1.2 汽轮机的运行及维护1.3汽轮机的停机1.4 汽轮机的事故处理2 汽轮机组安装或大修后（启动前）的检查与试验2.1 启动前的检查试验工作2.2 启动前进行的系统试验调整及投运试验2.3 启动前分部试运的主要内容2.4 几项分部试验内容及要求3 汽轮机的数字电液控制系统（DEH）及润滑系统3.1 低压透平油纯电调系统的组成3.2 低压透平油纯电调系统的功能3.3 低压透平油纯电调系统操作说明3.4 采用DDV阀低压透平油纯电调的原理3.5 汽轮机的润滑系统4 汽轮机的启动4.1 汽轮机的启动方式4.2 汽轮机启

2、动前的准备工作4.3 额定蒸汽参数下冷态启动4.4 热态启动5 汽轮机运行中的维护与试验5.1 汽轮机运行中重要指标的监督5.2 运行中特别注意监视机组运行的几种情况5.3 运行工况5.4 允许汽轮机带额定负荷长期运行的特殊情况5.5 投调整抽汽、回热抽汽后注意事项5.6 运行人员的基本工作5.7 运行中的巡回检查5.8 运行中的定期试验6 汽轮机的停机6.1 停机前准备工作6.2 减负荷6.3 解列6.4 转子静止后应做的工作7 辅助设备运行7.1 除氧器的投入、停止和正常维护7.2 减温减压器的投入、停止和正常维护7.3 冷凝器的投入、停止和正常维护7.4 冷油器的投入、停止和正常维护7.

3、5 空冷器的投入、停止和正常维护7.6 低压加热器的投入、停止和正常维护7.7 高压加热器的投入、停止和正常维护7.8 均压箱的投入、停止和正常维护7.9 汽封加热器的投入、停止和正常维护7.10 凝结水泵的投入、停止和正常维护7.11 多级给水泵的投入、停止和正常维护7.12 循环水泵的投入、停止和正常维护7.13 冷却塔的投入、停止和正常维护7.14 消防水泵的投入、停止和正常维护7.15 抽蒸汽减温装置的运行7.16 真空滤油机的运行7.17 胶球清洗装置的运行7.18 汽液两相流自调节装置运行7.19 热功联产汽轮机开机顺序8 汽轮机组的事故处理8.1 故障处理原则8.2 故障停机 8

4、.3 主蒸汽参数不符合额定规范8.4 冷凝器真空下降8.5 油系统工作失常8.6 汽轮机转子轴向位移增大8.7 水冲击8.8 不正常的振动和异音8.9 周波变化8.10 负荷骤然升高8.11 汽轮机严重超速8.12 运行中叶片损坏或断裂8.13 蒸汽管道和其他管道发生故障8.14 失火8.15 甩负荷8.16 厂用电中断8.17 加热器故障8.18 水泵故障8.19 冷凝器铜管泄露8.20 除氧器及水箱水位异常15MW抽凝式汽轮机运行规程1 汽轮机设备规范及主要技术性能1.1 汽轮机的技术规范1.1.1 汽轮机技术规范序号 名 称 单 位 数 值 主汽门前蒸汽压力 MPa（a） 4.90 最高

5、5.10 最低4.60 主汽门前蒸汽温度 470 最高480 最低455 汽轮机额定功率 MW 15 发电机额定功率 MW 18 额定一级抽汽点压力 MPa（a） 2.45（#1机无） 额定一级抽汽压力变化范围 MPa（a） 2.252.65 额定一级抽汽点温度 392.4 额定一级抽汽量 t/h 40 一级最大抽汽量 t/h 80 额定二级抽汽点压力（#1机单抽）MPa（a） 0.981 额定二级抽汽压力变化范围 MPa（a） 0.7851.27 额定二级抽汽点温度 305.1（#1机312） 额定二级抽汽量 t/h 40（#1机50） 二级最大抽汽量 t/h 70（#1机80） 额定三级抽

6、汽点压力 MPa（a） 0.421 额定三级抽汽点温度 252.2 额定三级抽汽量 t/h 3.55 额定四级抽汽点压力 MPa（a） 0.053 额定四级抽汽点温度 82.6 额定四级抽汽量 t/h 3.045（21） 纯冷凝一级抽汽点压力 MPa（a） 1.552（22） 纯冷凝一级抽汽点温度 360.5（23） 纯冷凝一级抽汽量 t/h 0（24） 纯冷凝二级抽汽点压力 MPa（a） 1.013（25） 纯冷凝二级抽汽点温度 317.8（26） 纯冷凝二级抽汽量 t/h 0（27） 纯冷凝三级抽汽点压力 MPa（a） 0.705（28） 纯冷凝三级抽汽点温度 283.3（29） 纯冷凝三

7、级抽汽量 t/h 0.865（30） 纯冷凝四级抽汽点压力 MPa（a） 0.086（31） 纯冷凝四级抽汽点温度 95.5（32） 纯冷凝四级抽汽量 t/h 5.837（33） 额定排汽压力 KPa（a） 4.33（#1机6.13）（34）锅炉给水温度 153.1 （35）额定工况汽耗保证值 Kg/KW.h 8.8456（#1机6.981）（36）额定工况热耗保证值 KJ/KW.h 8630.37（#1机9501） （除工业供暖抽汽量外）（37）纯冷凝工况汽耗保证值 Kg/KW.h 4.258（#1机4.477）（38）纯冷凝工况热耗保证值 KJ/KW.h 11561.75（#1机12155

8、）（39）汽轮机转向（从机头向机尾看） 顺时针方向（40）汽轮机额定转速 r/min 3000（41）汽轮机单个转子临界转速 r/min 1705（#1机1430）（42）汽轮机轴承处准许最大振动 0.03（43）过临界转速时轴承处准许最大振动 0.10（44）汽轮机中心高（距运转平台） 750（45）汽轮机本体总重 t 66（#1机58）（46）汽轮机上半总重（连同隔板上半等）t 19（#1机15）（47）汽轮机下半总重（连同隔板下半等）t 23（#1机19）（48）汽轮机转子总重 t 8.813（#1机7.563）（49）汽轮机本体最大尺寸（长宽高） 602135903635（50）汽轮机

9、转子转动惯量（半径） Kg 910（51）转子最大静挠度 0.411.1.2 汽轮机润滑油牌号 汽轮机润滑油推荐使用GB11120-89L-TSA汽轮机油，对本汽轮机一般使用L-TSA46汽轮机油，只有在冷却水温度经常低于15 时，允许使用L-TSA32汽轮机油。上述系列油品按规定要求加入汽轮机油防锈用复合剂后，即得各种防锈汽轮机油。我公司#1、#2机组使用L-TSA46汽轮机油。1.2汽轮机的运行及维护1.2.1总述汽轮机的合理启动、运行、停机、是汽轮机的可靠性、经济性、及长寿命的可靠保证。1.2.2新蒸汽参数规范主汽门前蒸汽参数正常变化范围进汽温度规范 470 435压力 4.90 MPa

10、（a） 最高5.10 MPa（a） 最低4.60 MPa（a）温度 470 435 最高480 445 最低455 420当主汽门前蒸汽压力5.30 MPa（a）或蒸汽温度 485时，每次运行不超过30min，全年累计不得超过20h。当主汽门前蒸汽压力小于4.60 MPa（a）或蒸汽温度小于420时，应按规定减负荷运行。1.2.3负荷限制规范为了保证机组安全、经济地运行，汽轮机必须严格控制“热力特性曲线”所规定的工况范围内运行。在下列情况下，允许汽轮机带额定电功率长期运行：a.进汽压力降到4.60 MPa（a），进汽温度降到420，冷却水进水温度不超过25。b.冷却水进水温度升高至33，但应满

11、足下列:条件：进汽压力不低于4.90 MPa（a）进汽温度不低于435；c.纯冷凝运行。汽轮机减负荷运行。汽轮机的进汽参数或排汽压力偏离规范值时，汽轮机的运行应按照“热力特性曲线”中的减负荷曲线执行。为了使汽轮机各部件有足够的均匀的寿命，推荐汽轮机长期运行时所带的电负荷在额定负荷的三分之一以上1.2.4启动与带负荷停机时间在12h以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于300、下缸壁温度不低于250，汽轮机再启动，则为热态启动。其他情况下汽轮机则为冷态启动。汽轮机冷态启动时间分配如下： 冲转后升速至 400r/min 2min 检查并维持 400r/min 8min 均匀升速至 1200r/m

12、in 10min 检查并维持 1200r/min 15min 均匀升速至 2500r/min 5min检查并维持 2500r/min 10min均匀升速至 3000r/min 10min汽轮机热态启动及时间分配热态启动应遵守以下各点：a.进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽缸壁温度50以上，严禁出现冷却。b.在冲动转子前2h转子应处于连续盘车。c.在连续盘车情况下，应先向轴封送汽，然后再抽真空。d.维持真空约-0.08MPa。热态启动时间分配如下：冲转后升速至 500r/min 2min 检查并维持 500r/min 3min 均匀升速至 1200r/min 5min 检查并维持 1200r/min

13、3min 均匀升速至 2500r/min 5min检查并维持 2500r/min 2min均匀升速至 3000r/min 5min1.2.5汽轮机在升速过程中应注意下列各点： 升速时，真空应维持-0.08MPa以上，当转速升至3000r/min时，真空应达到正常值。 轴承进油温度不应低于30。当进油温度达45时，投入冷油器（冷油器投入前应先放出油腔室内的空气），保持其出油温度3545。升速过程中，机组振动不得超过0.03mm（通过临界转速时除外），在冷态启动时一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，维持此转速运转30min，再升速，如振动仍不消除，需再次降速运转120min.，再升速，如振动

14、仍不消除，则必须停机检查。1.2.6 运转正常后，按规定做各部套试验并作全面检查，一切正常后，即准备并网和接带负荷。并入电网后立即带0.6MW电负荷，停留10min，再以0.3MW/min的转速增负荷7.5MW，停留8min，仍以0.3MW/min的转速增负荷至15MW。当电负荷4MW后，即可接带热负荷。其方法如下：接带热负荷前，如果已带了较大的电负荷，抽汽口压力已高出所要求的供汽压力，则应先减少电负荷，使抽汽口压力低于所要求的供汽压力0.049MPa。抽汽量的增加速度不得大于5t/min。电负荷和热负荷不准许同时增加。减负荷的速度和加负荷的速度一样。1.2.7 运行中的维护运行中应特别注意下

15、列主要参数，使其符合规定：a.新蒸汽参数（见技术规范）。b.电网周波应为500.5Hzc.调节系统工作油压力为1.08MPa调节系统调速信号油压为0.69MPa主油泵入口油压为0.1MPa轴承润滑油压力0.80.12MPad.轴承进口油温3545轴承最高回油温度65轴承最高瓦温100e.滤油器压力降0.01960.0392MPaf.汽封系统：均压箱内压力2.9429.4KPa各抽汽室真空-1.013-5.066KPag.后汽缸排汽温度： 带负荷时65 空负荷时100经常监视各表记的指示，并定时作记录，在负荷变动或发现异常情况时，应作详细记录。1.3 停机1.3.1通知热网、电网、锅炉、电气，准

16、备停机。1.3.2减负荷a.首先逐渐减少热负荷直至零。然后将机组处于纯冷凝运行。b.逐渐减少电负荷（也可在减热负荷时，同时减少电负荷）至零。其减负荷速度按1.3.7和1.3.10相反方向执行。c.与电网解列。1.3.3确定解列后，随即停止向后汽封送汽，手拍危急遮断装置或按停机按钮，主汽门首先关闭，自动抽汽阀也关闭，然后旋动主汽门手轮至关闭位置。1.3.4在减热负荷时，若热网仍须用汽，则应操纵减温减压器供汽。1.3.5在减速过程中，应监视润滑油压，不应低于0.049MPa1.3.6转子完全停转时应立即投入盘车装置并连续盘车直至转子冷却。在连续盘车时，必须连续供油。1.4 事故处理在已带负荷时的事

17、故处理中，除非发电机方面的原因确需先电网解列外，一律都需先处理汽轮机停止进汽然后再解列电网。1.4.1汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机：a.机组突然发生强烈振动或金属撞击声。b.汽轮机转速升高至3360r/min，而危机遮断装置不起作用。c.水冲击。d.轴端汽封冒火花。e.任何一个轴承缺油或轴承回油温度急剧升高。f.轴承回油温度升高超过75、瓦温超过110或轴承内冒烟。g.油系统失火且不能很快扑灭。h.油箱内油位突然下降到最低油位以下。i.润滑油压降至0.0196MPaj.转子轴向位移超过1.3mm。k.主汽管破裂。l.发电机内冒烟。m.后汽缸排汽门动作。1.4.2汽轮机在下列情况下应不破

18、坏真空故障停机：a.进汽压力大于5.2MPa或进汽温度大于485。b.进汽压力小于1.76MPa或进汽温度小于360。c.冷凝器真空低于-0.061MPa。d.调节连杆脱落或折断，调节汽阀或旋转隔板卡死。e.轴承振动大于0.07mm。1.4.3汽轮机出现下列情况而在15min内不能恢复时，应不破坏真空故障停机：a.进汽压力低于2.06MPa，但高于1.76MPa。b.进汽温度低于370，但高于360。c.冷凝器真空低于-0.073MPa，但高于-0.061MPa。2. 汽轮机组安装或大修后（启动前）的检查与试验2.1 启动前的检查试验工作 汽轮机组安装或大修后的检查与试验工作必须按照电力建设施

19、工及验收技术规范相关篇章的规定、制造厂的有关技术规定、以及调试单位编制的启动调试措施进行。检查辅机分部试运情况应良好，各辅助设备工作特性符合厂家设计要求，并能满足机组整套启动的需要。检查汽、水系统，冲洗、吹扫质量应满足机组安全、经济运行的需要。油系统油循环合格。对汽轮机真空系统严密性进行检查，主要对凝汽器及真空系统进行灌水试验，确认真空系统严密性良好。对辅助设备进行分部试运及调整，使之具备投运条件。进行调节、保安系统的试验调整，使其静态特性符合设计要求。进行热控系统的检查试验，保证机组运行时能正常投入。各辅助系统的检查、调整及投运试验。全面检查各监视仪表的正确性，注意取样位置正确。2.2启动前

20、应进行的系统试验调整及投运试验油系统的试验调整。调节、保安系统（DEH）静态试验。主机保护连锁试验和机炉电大连锁试验。各辅机及系统连锁、保护、信号试验。盘车的启动和调整。除氧给水系统的启动和调整试验。高低压加热器系统的启动和调整试验。真空系统的启动和调整。水冷、空冷系统的启动调整。有关电动门、调整门、手动门的操作试验。轴封加热器、轴封风机试验与调整。冷却塔、胶球清洗系统的试验与调整。低压缸喷水系统检查。2.3 启动前分部试运的主要内容真空系统严密性检查。附属机械分部试运行。汽水管道的吹扫和清洗。汽轮机辅助设备试运行。油系统试运和油循环。调节系统和自动保护装置试验。2.4 几项分部试验内容及要求

21、2.4.1 真空系统试验2.4.1.1灌水试验灌水前，要求所有与汽轮机连接的管道以及严密性检查范围内的管道与设备均安装完好并经检查合格，焊口和法兰不得保温。凝汽器汽侧内部已清理干净。各水位计玻璃管及其他测点及表计已安装完好，在灌水水面以下连接的真空表计应切除。底部具有支撑弹簧的凝汽器为了防止弹簧受力过负荷，要加装临时支撑。灌水高度应在汽封洼窝以下100mm处，灌注用水采用除盐水。灌水后，运行人员配合安装人员共同检查所有处于真空状态下的容器、管道、阀门、法兰、结合面、焊缝、堵头、测点等可能泄露不严处和凝汽器铜管及其胀口处，若有泄露之处，应采取措施及时处理，处理后需重新灌水检查，直至系统无泄露为止

22、。2.4.1.2 抽真空试验 灌水试验合格后以及锅炉点火前进行抽真空试验，以检查射水泵的质量水平和真空系统的严密程度。 开动单台射水泵，真空系统打通，在不供轴封蒸汽时，系统的真空度应不低于40KPa。2.4.2 附属机械试验2.4.2.1试运条件电动机空负荷试运合格，旋转方向正确，事故按扭试验正常。手盘转子应无摩擦和卡涩等异常现象。裸露的转动部分应有防护罩，有关连锁自动保护装置应经过调整，模拟试验动作灵敏、准确、参与试验的容器、冷却水系统应已冲洗合格。对于入口无滤网的水泵应加足够通流面积的临时滤网，运行至水质合格后拆除。2.4.2.2 试运应达到的要求泵的出口压力稳定并达到额定数值，电动机在空

23、载和满载工况下，电流均不超过额定值。轴承振动不超过60m。轴承油温不高于制造厂的规定值，一般为6570，油泵油压、供油及轴承回油正常，轴承无渗油现象。各转动齿轮啮合良好，无不正常音响、振动和发热现象。各转动部分音响正常，泵内无冲击现象。对于附属机械的各项连锁装置，综合试运进行试验调整，并应符合设计要求。2.4.3 给水泵试运行应达到的要求 给水泵组应全面检查，并定时作出运行记录，对于带液力偶合器的泵组应进行下列各项调试与测定工作，并达到设计及运行要求：完成电动机定子绕组超温保护及低电压延时跳闸等试验。勺管位置（%）与水泵转速、凸轮转角、相关流量的特性测试，并进行调整。同时检验变速泵的工作特性。

24、液力偶合器工作油温与水泵转速关系及进油调节阀与工作油温的关系试验。自动再循环阀根据流量自动开闭试验，应正确可靠。并列运行的给水泵进行调整，使各泵凸轮转角、勺管位置、转速和流量关系趋于一致。2.4.4 汽轮机辅助设备试验2.4.4.1试运条件除氧器、减温减压站、热交换器等有关安全门、脉冲安全门及其附件安装正确。并已经过冷态调整，排汽管的截面积应符合设计要求；一般安全门动作压力定为工作压力的1.11.25倍，回座压力符合制造厂规定。各热工自动装置、仪表、远程操作装置经初步通电检查性能良好。除氧器、加热器就地水位计应清晰可见并有足够的照明，水位调节器、高低水位报警保护装置传动试验正常，疏放水系统设计

25、合理。管道及其有关设备，应能自由膨胀，注意除氧水箱支座及底部应清扫干净，防止阻碍膨胀。真空系统严密性检查合格，排大气各阀门均应关闭，密封水系统投入。各密封阀门供水正常，凝结水泵及循环水泵和有关系统试运完毕，能投入使用。润滑油、盘车装置均应试运完毕，能投入使用。射水箱应彻底清理，射水泵、射水抽气器等有关设备分部试运合格；轴封用辅助蒸汽要有足够汽源。射水泵运行正常后，关闭射水抽气器空气阀，应能达到理论上的真空，否则进行调整，试运时工作水温应低于30。2.4.4.2 试运应达到的要求除氧器：除氧器的水位调节装置工作正常，溢流装置及高低水位报警信号动作可靠，就地和远方水位计指示一致。蒸汽压力调节装置工

26、作正常，能稳定地维持除氧器压力在要求范围内，安全门动作可靠，排汽畅通；运行过程无汽水冲击现象和显著振动现象。在铭牌出力下正常运行时，除氧水含氧量应符合标准，并能达到铭牌出力。减温减压装置：设备运行参数应能达到铭牌规定，安全门的整定值应为铭牌压力的1.1倍加0.1MPa，动作与回座压力应符合要求，流水畅通，减温水调整门关闭后应严密不漏，管道及其有关设备，应能自由膨胀。热交换器：各台加热器投入前，应分别通过事故放水充分吹扫，各部分操作灵活，无泄露现象；运行正常后，各部分参数应能达到制造厂的规定；加热器水位稳定，各自动调节保护装置经调试能正常工作，高压加热器水位高保护按要求试验正常。安全门经整定后，

27、其动作压力应为设计压力的1.1倍加0.1MPa。抽真空设备：抽气器和射水泵工作，在不送轴封蒸汽时，系统的真空不低于40KPa；供轴封蒸汽和投入轴封抽气器后，系统的真空应能保持正常运行的真空值。2.4.5 油系统试运2.4.5.1 试运及冲洗前应具备的条件油系统设备及管道全部装好并清理干净，系统承压检查无泄露；准备好循环所需临时设施，装好冲洗回路，将供油系统中所有过滤器的滤芯、节流孔板等可能限制流量的部件取出，备有足够量符合制造厂要求且化验合格的汽轮机油。油系统各油泵及排烟机电动机空转试运正常；油系统设备及环境应符合消防要求，并备好足够的消防器材；确保事故排油系统符合使用条件。2.4.5.2 油

28、循环的一般程序通过滤油机向油箱灌油，并检查油箱及油系统有无渗漏现象，同时注意检查油位指示是否与实际油位相符，并调整高低油位信号正确。冲洗主油箱、储油箱、油净化装置之间的油管路至清洁。在轴承润滑油的入口管不进油的条件下，单独冲洗主油泵的主管路至油质清洁。各径向轴承进、出油管路短接，以不使油进入乌金与轴颈的接触面内，推力轴承的推力瓦拆去，进行油循环将前箱内调节保安部套的压力油管与部套断开，直排油箱或其油管短路连接进行冲洗。冲洗时可使交、直流润滑油泵同时投运，油净化装置应在油质接近合格时投入循环，各轴承管路采取轮流冲洗的方法，以加大流量和流速。当油样经外观检查基本无杂质后，对调节保安油系统进行冲洗，

29、并采取措施不使赃物留存在保安部套内。循环过程中，清理油箱、滤网及各轴承内部（清理油箱时将油箱油放入储油箱，两油箱进油前均应用面团将内部杂物清理干净）。油质化验合格后，将全部系统恢复至正常运行状态。油循环完毕，及时拆掉各轴承进油管的临时滤网，恢复各节流孔板。2.4.5.3 油循环时应符合的要求管道系统上的仪表取样点除留下必要的油压监视点外，都应隔断。进入油箱与油系统的循环油应始终用滤油机过滤，循环过程中油箱内滤网应定期清理，循环完毕应再次清理。冲洗油温宜交变进行，高温一般为75，但不得超过80，低温为30以下，高、低温各保持12h，交替变温时间约1h。电液调节系统油循环时应注意，必须经过10m过

30、滤器，拆除汽门执行机构组件上的有关部件，安装冲洗组件，系统上永久性金属滤网更换为临时冲洗滤网，采取措施保证冲洗量，及时清洗油滤网。2.4.5.4 油循环应达到的标准从油箱底部和冷油器放油点取样化验，达到油质透明，水分含量在规定值以下。采用标准规定的检查方法确定系统冲洗的清洁度合格，清洁度为NAS不低于6级。方法有：称重检查法、颗粒计数检测法。2.4.6 DEH调节系统的静态试验 DEH调节系统的静态试验，主要测取DEH系统各环节的静态特性，并检查其特性是否满足设计要求。LVDT-L位置反馈装置的静态特性：线性位移变送器的电压U和油动机行程的关系。凸轮特性：DEH输出的信号电压与凸轮环节输出电压

31、之间的关系。油动机静态特性：阀位指令和油动机行程之间的关系。伺服系统的静态特性：DEH输出到油动机位移变化的关系。转速回路的静态特性：通过模拟转速变化，测取转速与油动机行程的关系。2.4.7 DEH系统的功能检查DEH系统的功能检查内容有：汽轮机自动调节的功能和精度。模拟不同的启动方式与运行状态，全面检查其调节功能及精度应满足设计要求。汽轮机自停和运行监控系统的功能：检查监控系统工作正常，具备使用条件。汽轮机超速保护系统的功能：为了避免机组的超速，DEH系统一般具有三种保护功能：甩全负荷时，快关调节汽门延时开启，保持机组空负荷运行；甩负荷保护，当电网发生相间短路或某一相发生接地故障，引发电动机

32、功率突降时，快关中压调节汽门然后再重新开启，以维持机组正常运行；超速保护，设置有103%和110%以及3390rpm三种超速保护。汽轮机自动（ATC）功能：DEH系统的自动（ATC）包括自启动ATC和带负荷ATC。2.4.8 汽轮机首次启动应具备的条件汽轮机首次启动，除应满足试运应具备的基本要求外，还应具备：锅炉点火前真空系统应试抽真空，并达到规定要求。各有关公用系统和附属设备系统均已分部试运合格，冷却水塔、凝结水处理设备都处于备用状态。调节系统与自动保护装置经过静态整定与试验合格。发电机应装好灭火装置。排汽缸喷水装置经试验喷雾均匀，方向正确。3 汽轮机的数字电液控制系统（DEH）及润滑系统数

33、字电液控制系统（DEH）与传统的液压控制系统相比，由于使用数字计算机技术为基础作为调节器来实现回路变量调节和系统静态自整等，控制规律及参数用软件实现，精度高，能够实现完全静态自整，采用比例积分及微分（PID）调节器，使静态系统和动态性能都得到很大的改善，使得系统的过调量下降，稳定性增强，过渡过程时间缩短。同时DEH系统具有数字系统的灵活性，液压系统的可靠性，功能较原有的控制系统大大的扩展了，集自动控制、过程监控和保护于一体，不仅具有运行的控制功能，还实现了机组自动启动，DEH系统通过I/O或数据通讯能方便与外部联系，成为电厂集散控制系统（DCS）中的一个过程站。DEH系统一般主要由数字电子控制

34、装置及液压伺服系统组成。根据其伺服系统介质压力等级不同分为低压透平油EH系统和高压抗燃油EH系统，汽轮机配备DEH数字式控制器，驱动蒸汽阀门的执行机构采用低压透平油（一般油压1.02.0MPa）作为动力的纯电调系统称为低压透平油纯电调系统。我公司该机组目前使用北京和利时控制工程有限公司的低压透平油纯电调系统。汽轮机DEH低压透平油纯电调系统由电气和EH液压系统两部分组成。电气部分采用DEH数字控制器，EH液压系统部分包括油系统、伺服系统和保安系统等。低压透平油EH系统由于和原有油动机紧密结合，这种系统结构简洁，制造工艺符合汽轮机厂的设备条件，制造成本低；低压透平油EH系统易损件少，寿命长，运行

35、维护简单、制造成本及运行维护费用相对较低。该机组低压透平油EH系统采用美国MOOG公司DDV电液比例阀的液压驱动油动机错油门的伺服系统，接口技术成熟。数字电液控制系统与原有保安系统能很好兼容共同完成对机组的保护。低压透平油纯电调系统的核心部分是电液转换部分。3.1 低压透平油纯电调系统的组成3.1.1 数字控制器主要包括数字计算机、混合数模插件、接口和电源设备等。主要用于给定、接受反馈信号、逻辑运算和发出指令进行控制等。3.1.2 操作系统主要设置有操作盘、图象站的显示器和打印机等，为运行人员提供运行信息、监督、人机对话和操作等服务。3.1.3 油系统本系统控制油和润滑油均采用GB11120-

36、89中规定的L-TSA46汽轮机油，系统设有主油泵和三台辅助电动油泵。主油泵和高压交流油泵出口油经精细过滤器为系统提供控制、动力用油，并经过注油器提供润滑油，低压交流和直流油泵为润滑系统提供透平油。3.1.4 执行机构指伺服控制回路，主要有阀位控制器、电液伺服阀、油动机组成，实现对油动机位置的闭环控制。阀位控制器接受数字控制器的输出信号及油动机行程反馈信号，其差值经过功放后接到电液伺服阀的输入，控制电液伺服阀的输出。阀位控制器内部有PI调节，可以达到较高的控制精度，利用内部可调的颤振电流叠加到输出可以克服电液伺服阀阀芯卡涩，阀位控制器可对油动机幅度进行调整，零位偏移电流可用于静态油动机零位辅助

37、调整。3.1.5 保护系统包括超速（103% n0）、严重超速（110%n0）、DEH保护停机（3390rpm）、轴承油压低、EH油压低、推力轴承磨损过大、凝汽器真空度过低等情况下危急遮断和手动停机。3.1.6 控制、监督测量元件为控制和监督用的测量元件是必不可少的，如机组转速、调节级汽室压力、发电机功率、主汽压力传感器以及汽轮机自动程序控制（ATC）所需要的测量值等。3.2 低压透平油纯电调系统的功能 调节系统采用数字电液调节系统，DEH系统对抽汽汽轮机热电负荷自整调节能较满意地解决，它能实现升速（手动或自动）、并网、负荷控制（阀位控制或功频控制）、抽汽压力和进汽压力自动控制，控制参数在线调

38、整，并可与DCS通讯，为能实现整个电站协调控制（CCS）提供了必要条件。3.2.1 升速及同步控制可以选择自动，手动，半自动三种启动方式之一：当选用手动启动方式时，先将控制器转速设定到一个值，打开主汽门，控制器将调节汽阀全开，利用电动门旁路阀升速，当手动升速达到设定值时控制器投入控制（调节汽门控制转速），接着利用控制器将转速升到额定值。当选用半自动启动方式时，打开主汽门，利用控制器手动将转速升到额定值。当选用自动启动方式时，打开主汽门，控制器可以根据停机时间长短（自诊断汽机处于冷态，热态或二者之间），作出相应的升速率及暖机时间，通过控制调节汽阀控制机组到3000rpm定速，在自动升速过程中，可

39、以自动快速通过临界转速区，在自动升速控制时，可以由运行人员面板操作升速停止或继续。机组定速后，可由运行人员通过手动或“自动准同期”装置发出的增减信号调整机组转速以便并网。机组并网后，控制器立即自动使机组带上一定的初始负荷以防止机组逆功率运行。3.2.2功频调节和阀位调节在组态功频调节时，功率反馈输入，控制器在并网后及时按功频调节运行，在功频调节时机组可以按机组的一次调频特性进行功率/频率调节，也可根据需要运行人员操作（或远程控制）增减负荷。阀位控制，只需在组态时改变即可。3.2.3 抽汽控制抽汽控制可手动或自动投入，一般根据机组运行工况手动发出指令投入抽汽控制。3.2.4 其它控制根据需要利用

40、辅助控制用作负荷限制，串级控制对进汽压力控制。3.2.5 操作方式及通讯方式所有控制指令可以通过控制器本身键盘、遥控或DCS通讯方式操作。通讯协议采用MODBUS协议。3.2.6 系统控制参数调节、监测、自诊断每次启动前，控制器可以自诊断控制器组态，接线及内部硬件是否正常；对运行过程中控制参数在线进行故障诊断并给出报警指示；在线调整控制参数；并监测设定参数、实际参数及控制参数。3.2.7 系统的自动保护功能为了避免机组因超速或其它原因遭受破坏，DEH的保护系统有如下三种功能：超速保护（OPC）。该保护只涉及调节汽阀，即转速达到103% n0时快关调节汽阀；在103% n0110% n0时，超速

41、控制系统通过OPC电磁阀快关调节汽阀，实现对机组的超速保护。危急遮断控制（ETS）。该保护是在ETS系统检测到机组超速达到110% n0或其它安全指标达到安全界限后，通过ATS电磁阀关闭所有的主汽门、调节汽阀，实行紧急停机。机械超速保护和手动脱扣。前者属于超速的多重保护，即当转速高于110% n0时实行紧急停机；后者为保护系统不起作用时进行手动停机，以保障人身和设备安全。DEH保护停机（3390rpm）。3.3 低压透平油纯电调系统操作说明3.3.1 DEH操作画面说明 在MACS系统在线运行画面上，单击“电调主控”按钮，即进入DEH的“主控画面”；DEH的操作画面包括主控画面、电调试验共2幅

42、。操作员通过单击菜单，可方便的进行画面切换。在菜单栏下边，显示机组的一些主要参数和当前状态。3.3.2 挂闸、运行机组启动前，DEH主控画面: “已跳闸“指示灯亮； “解列”指示灯亮； “主汽门全关”、“所有阀全关”指示灯亮；“所有阀全关”指主汽门和高压调门全关； 其余指示灯灭。硬操盘： 调门开度显示正常，“打闸”按钮灯亮，其余按钮灯灭。挂闸就是使汽轮机保护系统处于警戒状态的过程。挂闸的允许条件：（1） 所有进汽阀全关，DEH主控画面上所有阀全关指示灯亮；（2） 汽机已跳闸且打闸指令取消，DEH画面上“已跳闸”指示灯亮。单击DEH“主控画面”上“挂闸”按钮，将自动完成挂闸过程。3.3.3 升速控制在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环无差调节系统。其设定点为给定转速。给定转速与实际转速之差，经PID调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化。在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。当进入临界转速时，自动将升速率改为400r/min/min快