论文部分内容阅读
摘要：核电厂建立以后，在投入运营之前，需要经过调试阶段，以确保核电厂设备的运行工况符合业主要求，同时保证核电厂的安全运行。笔者结合在核电厂的调试经验，重在分析核电厂汽轮机调试方法要点和风险预防，以期为我国核电厂汽轮机调试提供安全有益的方法。
关键词：核电厂 汽轮机 调试
1 汽轮机调试的先决条件
1.1 确保调试现场准备充分
调试前，首先确保消防通道畅通，消防水源充足，火警探测和消防系统全部可用，高温区域不存在任何易燃物品，临时消防设施已经到位，排水设备完善，排水沟通畅，调试区域无任何杂物以及无关人员，同时保证充足的照明和可靠的通讯设施。
1.2 确认必须系统试验完成
最小边界内的系统确认可用，相关的单体试验或部分启动试验已经完成，未投用的系统确保隔离完毕。给水系统应当冲洗合格，辅汽系统吹扫完成，热工、电气设备均已试验合格，保证气源和电源的供应。
1.3 落实调试人员安排
各个系统经过培训的人员分班配齐，专人负责安全和消防工作。调试人员及时到岗，现场配备调试的热力系统图。专用工具齐全，试验仪表安装到位。汽輪机周围不得有无关人员，以免影响调试。
2 汽轮机调试中的注意事项
2.1 冲转前准备
确认无影响冲转试验的临时控制变更，冲转关键参数在DCS监视画面无坏点，执行润滑油箱液位保护及汽轮机辅助系统功能组定值修改的临时控制变更。顶轴油泵与润滑油泵运行正常并已投入备用，无异常报警。就地检查确认发电机与励磁机油水检漏计无液位，相关报警与现场实际相符。确认真空泵、轴封投入运行，真空合格。现场巡检人员检查确认主厂房内就地无蒸汽泄漏。确认所有系统疏水阀已投入自动，状态设置正确。确认低压缸喷淋水控制阀自动打开，低压缸喷淋水压力正常。确认盘车投运，主蒸汽隔离阀与调阀处于关闭状态，蒸汽未通入汽轮机的情况下，完成主汽门与调门的活动性试验。确认蒸汽品质，蒸汽发生器处于额定压力下，完成主调阀与主汽阀的严密性试验。检查并启动发电机密封油系统，确认发电机内充氢加压，启动发电机定冷水系统，投入发电机氢冷器系统。准备过程中，相关运行操作和试验人员应该清楚报警状态，要全面检查出现的报警，及时调查清楚报警原因并做好记录，确认不会危害机组和相关设备的运行，同时全面检查控制室显示，所有异常读数要清晰标记并通知操作人员。
2.2 暖管和暖机
确认蒸汽发生器蒸汽可用，逐渐开启主蒸汽隔离阀的旁路阀，对主蒸汽管路到汽机进汽隔离阀前管道进行暖管升压，升压过程中要注意蒸汽升温速率，以及疏水阀旁路阀自动开启。主蒸汽隔离阀上下游管线压力平衡时，打开主蒸汽隔离阀，关闭旁路阀，完成暖管。投入主汽阀与调阀的预热自动，注意蒸汽品质不满足要求时主汽阀要保持关闭，以规定温升率完成主汽阀与调阀预热。检查确认外缸的上下缸温差不高，凝汽器真空合格，手动释放主调阀，调整转速设定值至暖机转速390rpm，当转速大于120rpm时检查低压缸喷水阀自动关闭。当汽机转速到达390rpm后，观察转速能否稳定在390rpm并完成相关检查。
2.3 汽轮机升转速至额定转速
确认高压缸转子温度、汽机应力合格，释放主蒸汽控制，将汽机转速设定到1515rpm（稍高于额定转速）。汽轮机经过临界转速区时（450rpm～1425rpm），密切监视汽轮发电机振动。当汽机转速大于520rpm时，检查顶轴油泵是否已经自动停止运行。升速过程中，密切监视轴承振动、轴向位移、转子膨胀、轴承金属温度、润滑油回油温度变化趋势。当转速达到1515rpm，观察汽机转速稳定。然后确认汽轮发电机组振动不超限。监视轴向位移、低压缸膨胀、汽机各温度测点在运行限值内。检查轴承金属温度保持在一定值或者稳步上升在运行限值范围内。任何变化快的参数必须报告并调查原因。检查轴承温度差保持在运行限值范围内（小于20℃），任何不正常的温度差必须报告并调查原因。检查润滑油母管温度控制在50℃左右。确认基座及轴密封没有漏油。检查低压缸排汽温度在运行限值范围内。检查汽轮机疏水管温度确保蒸汽管线均匀加热。检查轴封系统保持轴封管线压力，确认没有蒸汽从轴封处外漏。检查密封油差压和流量在运行范围内。检查发电机内没有漏液，任何液位的升高都应该及时进行调查。整个过程中，要对各系统进行总体检查，标记泄漏点以及异常状况，检查轴系有无摩擦迹象，并进行标记。
3 汽轮机调试过程中可能出现的风险及预防措施
3.1 汽轮机汽缸进水
汽轮机汽缸进水可能引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、导致汽门或汽缸结合面漏汽、大轴弯曲或产生裂纹、导致叶片松动或断裂。为预防汽缸进水，启动前应对汽缸疏水管道阀门进行检查，确保阀门开启。确保抽气管道上疏水阀门状态正确。检查确认汽缸金属温度测量元件显示正常。运行中注意监视汽缸上下缸温差的变化。确认高低压加热器、GSS及除氧器的水位自动工作正常，水位高值信号报警及联锁保护准确无误。注意监视主、再热蒸气温度变化，如汽温变化过大，应当立即采取措施或停机。停机之后，真空到90kPa以上才允许停止轴封供汽，防止冷气、冷水进入。检查抽汽逆止门动作时间符合要求、关闭严密。
3.2 汽轮机润滑油系统工作失常
汽轮机润滑油系统工作失常可能导致轴瓦损坏、火灾发生，引起机组跳机。为预防汽轮机润滑油系统工作失常，机组启动前要确认油质合格，机组启动后定期化验油质，发现不合格应该采取措施进行处理，处理后仍达不到标准时，应停机更换。还要确认润滑油净化系统投运正常，保证轴封压力与轴封加热器压力在允许范围内。同时加强现场巡视，预防油管路泄漏。主控密切监视主油泵出口压力，就地监视滤网差压，差压高时及时切换滤网并及时清理差压高滤网。平日必须定期试验备用油泵与事故油泵。
3.3 汽轮机润滑油系统发生火灾
汽轮机润滑油系统发生火灾可能引起主厂房着火，危及设备与工作人员。若着火点发生在8、9号瓦处，更可能危及发电机氢气系统，甚至引起爆炸。为预防汽轮机润滑油系统发生火灾，必须密切监视油室内的油箱油位正常，定期检查主厂房内消防系统运行正常，1#-9#轴瓦及润滑油室要准备充足的便携式灭火器（二氧化碳式），并检查灭火器的有效性（指针在黄区或绿区），禁止在油区放置易燃物质和进行动火作业，在油系统的管道、法兰、阀门等可能泄漏点，禁止动火作业，并悬挂警示标牌。如进行动火作业，须持动火作业许可证并采取有效的防护措施。如有油渗入油区附近高温设备保温中，则应该及时更换保温。严查是否持有动火证、作业位置是否和动火证上保持一致、动火作业防护是否到位，严查是否有流动吸烟，违章取火等行为，是防止发生火灾的重要举措。
4 结语
总而言之，核电厂汽轮机安全调试，包括调试现场的准备工作、汽轮机调试过程中的检查操作步骤、调试前的试验和暖管前的操作、汽轮机的启动等一系列方法要点，做好这些环节的同时，准确预测可能出现的风险，提高工作人员专业能力和安全意识，制定高效的预防措施也是重中之重。把科学的调试方法和风险预防结合起来，核电厂汽轮机的安全调试才能有效实现。
参考文献：
[1]许欣然.核能及新能源发电卷的安全运行指南[J].中国电力出版社，2010（11）.
[2]张禄庆.从国内核电厂调试事件实例探讨调试管理要点[J].中国核电，2010（08）.
[3]杨舒.浅析600MW汽轮机新机调试中的常见问题[J].科技信息，2009（12）.
[4]唐瑛.秦山核电厂安全调试的工作步骤[J].核动力工程，2011（06）.
关键词：核电厂 汽轮机 调试
1 汽轮机调试的先决条件
1.1 确保调试现场准备充分
调试前，首先确保消防通道畅通，消防水源充足，火警探测和消防系统全部可用，高温区域不存在任何易燃物品，临时消防设施已经到位，排水设备完善，排水沟通畅，调试区域无任何杂物以及无关人员，同时保证充足的照明和可靠的通讯设施。
1.2 确认必须系统试验完成
最小边界内的系统确认可用，相关的单体试验或部分启动试验已经完成，未投用的系统确保隔离完毕。给水系统应当冲洗合格，辅汽系统吹扫完成，热工、电气设备均已试验合格，保证气源和电源的供应。
1.3 落实调试人员安排
各个系统经过培训的人员分班配齐，专人负责安全和消防工作。调试人员及时到岗，现场配备调试的热力系统图。专用工具齐全，试验仪表安装到位。汽輪机周围不得有无关人员，以免影响调试。
2 汽轮机调试中的注意事项
2.1 冲转前准备
确认无影响冲转试验的临时控制变更，冲转关键参数在DCS监视画面无坏点，执行润滑油箱液位保护及汽轮机辅助系统功能组定值修改的临时控制变更。顶轴油泵与润滑油泵运行正常并已投入备用，无异常报警。就地检查确认发电机与励磁机油水检漏计无液位，相关报警与现场实际相符。确认真空泵、轴封投入运行，真空合格。现场巡检人员检查确认主厂房内就地无蒸汽泄漏。确认所有系统疏水阀已投入自动，状态设置正确。确认低压缸喷淋水控制阀自动打开，低压缸喷淋水压力正常。确认盘车投运，主蒸汽隔离阀与调阀处于关闭状态，蒸汽未通入汽轮机的情况下，完成主汽门与调门的活动性试验。确认蒸汽品质，蒸汽发生器处于额定压力下，完成主调阀与主汽阀的严密性试验。检查并启动发电机密封油系统，确认发电机内充氢加压，启动发电机定冷水系统，投入发电机氢冷器系统。准备过程中，相关运行操作和试验人员应该清楚报警状态，要全面检查出现的报警，及时调查清楚报警原因并做好记录，确认不会危害机组和相关设备的运行，同时全面检查控制室显示，所有异常读数要清晰标记并通知操作人员。
2.2 暖管和暖机
确认蒸汽发生器蒸汽可用，逐渐开启主蒸汽隔离阀的旁路阀，对主蒸汽管路到汽机进汽隔离阀前管道进行暖管升压，升压过程中要注意蒸汽升温速率，以及疏水阀旁路阀自动开启。主蒸汽隔离阀上下游管线压力平衡时，打开主蒸汽隔离阀，关闭旁路阀，完成暖管。投入主汽阀与调阀的预热自动，注意蒸汽品质不满足要求时主汽阀要保持关闭，以规定温升率完成主汽阀与调阀预热。检查确认外缸的上下缸温差不高，凝汽器真空合格，手动释放主调阀，调整转速设定值至暖机转速390rpm，当转速大于120rpm时检查低压缸喷水阀自动关闭。当汽机转速到达390rpm后，观察转速能否稳定在390rpm并完成相关检查。
2.3 汽轮机升转速至额定转速
确认高压缸转子温度、汽机应力合格，释放主蒸汽控制，将汽机转速设定到1515rpm（稍高于额定转速）。汽轮机经过临界转速区时（450rpm～1425rpm），密切监视汽轮发电机振动。当汽机转速大于520rpm时，检查顶轴油泵是否已经自动停止运行。升速过程中，密切监视轴承振动、轴向位移、转子膨胀、轴承金属温度、润滑油回油温度变化趋势。当转速达到1515rpm，观察汽机转速稳定。然后确认汽轮发电机组振动不超限。监视轴向位移、低压缸膨胀、汽机各温度测点在运行限值内。检查轴承金属温度保持在一定值或者稳步上升在运行限值范围内。任何变化快的参数必须报告并调查原因。检查轴承温度差保持在运行限值范围内（小于20℃），任何不正常的温度差必须报告并调查原因。检查润滑油母管温度控制在50℃左右。确认基座及轴密封没有漏油。检查低压缸排汽温度在运行限值范围内。检查汽轮机疏水管温度确保蒸汽管线均匀加热。检查轴封系统保持轴封管线压力，确认没有蒸汽从轴封处外漏。检查密封油差压和流量在运行范围内。检查发电机内没有漏液，任何液位的升高都应该及时进行调查。整个过程中，要对各系统进行总体检查，标记泄漏点以及异常状况，检查轴系有无摩擦迹象，并进行标记。
3 汽轮机调试过程中可能出现的风险及预防措施
3.1 汽轮机汽缸进水
汽轮机汽缸进水可能引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、导致汽门或汽缸结合面漏汽、大轴弯曲或产生裂纹、导致叶片松动或断裂。为预防汽缸进水，启动前应对汽缸疏水管道阀门进行检查，确保阀门开启。确保抽气管道上疏水阀门状态正确。检查确认汽缸金属温度测量元件显示正常。运行中注意监视汽缸上下缸温差的变化。确认高低压加热器、GSS及除氧器的水位自动工作正常，水位高值信号报警及联锁保护准确无误。注意监视主、再热蒸气温度变化，如汽温变化过大，应当立即采取措施或停机。停机之后，真空到90kPa以上才允许停止轴封供汽，防止冷气、冷水进入。检查抽汽逆止门动作时间符合要求、关闭严密。
3.2 汽轮机润滑油系统工作失常
汽轮机润滑油系统工作失常可能导致轴瓦损坏、火灾发生，引起机组跳机。为预防汽轮机润滑油系统工作失常，机组启动前要确认油质合格，机组启动后定期化验油质，发现不合格应该采取措施进行处理，处理后仍达不到标准时，应停机更换。还要确认润滑油净化系统投运正常，保证轴封压力与轴封加热器压力在允许范围内。同时加强现场巡视，预防油管路泄漏。主控密切监视主油泵出口压力，就地监视滤网差压，差压高时及时切换滤网并及时清理差压高滤网。平日必须定期试验备用油泵与事故油泵。
3.3 汽轮机润滑油系统发生火灾
汽轮机润滑油系统发生火灾可能引起主厂房着火，危及设备与工作人员。若着火点发生在8、9号瓦处，更可能危及发电机氢气系统，甚至引起爆炸。为预防汽轮机润滑油系统发生火灾，必须密切监视油室内的油箱油位正常，定期检查主厂房内消防系统运行正常，1#-9#轴瓦及润滑油室要准备充足的便携式灭火器（二氧化碳式），并检查灭火器的有效性（指针在黄区或绿区），禁止在油区放置易燃物质和进行动火作业，在油系统的管道、法兰、阀门等可能泄漏点，禁止动火作业，并悬挂警示标牌。如进行动火作业，须持动火作业许可证并采取有效的防护措施。如有油渗入油区附近高温设备保温中，则应该及时更换保温。严查是否持有动火证、作业位置是否和动火证上保持一致、动火作业防护是否到位，严查是否有流动吸烟，违章取火等行为，是防止发生火灾的重要举措。
4 结语
总而言之，核电厂汽轮机安全调试，包括调试现场的准备工作、汽轮机调试过程中的检查操作步骤、调试前的试验和暖管前的操作、汽轮机的启动等一系列方法要点，做好这些环节的同时，准确预测可能出现的风险，提高工作人员专业能力和安全意识，制定高效的预防措施也是重中之重。把科学的调试方法和风险预防结合起来，核电厂汽轮机的安全调试才能有效实现。
参考文献：
[1]许欣然.核能及新能源发电卷的安全运行指南[J].中国电力出版社，2010（11）.
[2]张禄庆.从国内核电厂调试事件实例探讨调试管理要点[J].中国核电，2010（08）.
[3]杨舒.浅析600MW汽轮机新机调试中的常见问题[J].科技信息，2009（12）.
[4]唐瑛.秦山核电厂安全调试的工作步骤[J].核动力工程，2011（06）.