摘　要：在四川华电宜宾电厂1×100mw循环流化床工程汽轮机 调 试过程中，出现了一系列因安装、设计、产品等原因而造成的影响机组启动、运行的问题。 在一个机组调试中集中出现如此之多的设计、设备、安装问题是比较罕见的。作为该机组汽 轮机专业调试的组织者和参与者，对该工程汽轮机主要问题的分析及处理进行了探讨，为其 它类似机组的调试、运行提供借鉴。
　　　　关键词：汽轮机；调整试验；存在问题；分析处理
　　
　　　　四川华电宜宾电厂1×100 mw循环流化床工程汽机选用北京汽轮电机有限责任公司制造的n10 0－8.83/535型高温高压、双缸、双排汽、冲动、冷凝式汽轮机，配套qfs－100－2型双水内 冷发电机和东方锅炉厂制造的dg410/98循环流化床锅炉。机组采用max1000dna dcs分散控制 系统和新华deh电液调节控制系统共同控制。该工程由四川电力设计咨询有限责任公司设计 ，四川电力建设二、三公司负责安装，四川电力调整试验所负责机组整套启动调试。
　　
　　1机组整套启动调试过程中主要问题的处理及建议
　　　　机组从2003年12月21日22:33首次启动到2004年01月10日17:42第九次启动并完成72 h试运 移交生产，期间遇到了诸如轴封汽源、安全油压偏低、低压加热器疏水不畅等问题。
　　1.1机组轴封汽源问题
　　　　机组汽封汽源设计院只设计由汽平衡母管供汽，这就使得在冷态启动时只有除氧器先起压 才能提供轴封供汽，因除氧器起压所花费的时间较长，且需要大量的加热汽源，这样使得机 组冷态启动的时间加长，并且热经济性很差。机组于2003年12月21日22:33首次启动时因除 氧器不能提供足够的轴封供汽而导致汽轮机停机。在调试人员建议下安装了一条从辅助蒸汽 联箱至汽封供汽的管道，安装、改造的成本很低，却使得机组轴封供汽的可靠性及安全性大 大提高，并且缩短了机组启动时间，有利于机组快速、安全的启动。
　　1.2高压加热器注水问题
　　　　因设计原因，导致高压加热器联成阀没有安装注水管道及阀门，高压加热器系统无法注水， 高压加热器联成阀不 能投入，在加装了注水管道及注水阀门后，注水时发现在给水压力达8.0 mpa时高压加热器 联成阀 仍不能正常顶起，解体联成阀发现活塞通流孔为ø2偏小，如此小的通流量导致长流水不能 完全泄掉而积压。将联成阀活塞上通流孔扩为ø3.5，并将控制水长流水节流孔由ø3缩小为ø 1后，高压加热器联成阀在4.0～5.0 mpa及能正常顶起，解决了这一问题。
　　1.3轴封管路疏水
　　　　新蒸汽至前汽封一次漏汽室管路很长，且高低落差较大，但设计没有疏水，通汽时会导致管 路振动和蒸汽带水，根据调试人员的建议加装了这一管路，解决了这一问题。
　　1.4凝结水和除盐水互串
　　　　机组内冷水箱补水和真空泵汽水分离器补水由凝结水和除盐水来，二者相互通过阀门隔离， 由于设计不合理，在用除盐水补水时不能隔断凝结水，因凝结水压力高会导致凝结水串入除 盐水管路，当凝结水水质不合格时会影响除盐水水质，对整个机组造成危害，在对管路进行 改动后解决了这一问题。
　　1.5射油器错装
　　　　在首次启动高压油泵时发现主油泵入口压力达0.5mpa明显不正常，检查射油器后发现1、2 号射油器装反，与安装图纸不符，重新安装后主油泵入口压力恢复正常。
　　1.6汽轮机安全油压偏低
　　　　汽轮机挂闸过程中发现安全油压偏低，只有1.5mpa左右，导致不能正常挂闸，分析怀疑为 启 动阀上两个ø6节流孔太小，导致安全油压不能正常建立，在将其中一个孔扩为ø7后安全油 压提高至2.0mpa，机组能够正常挂闸，恢复正常。
　　1.7发电机断水保护
　　　　因北重配套的内冷水流量计不能做为断水保护开关，因此在整个试运行期间只将内冷水压力 做为发电机断水保护信号。鉴于发电机断水保护是机组的重要保护装置，没有流量开关的情 况下机组运行存在很大的潜在危害，因此建议尽快购置可靠的内冷水流量开关，确保机 组长期安全运行。
　　1.81、2号危急遮断器
　　　　在完成机组首次启动和并网带负荷后，进行了机组机械超速试验，1号飞锤能够动作，但第 三次超速试验时发现1号错油门的油门盖已断裂脱落，更换后1号飞锤能处于警戒状态并正常 击出，而2号飞锤经过十多次试验飞锤均未动作，对2号错油门解体检查。发现下列问题：
　　　　1) 2号飞锤滑阀与座套之间的间隙达180μm，远高于正常的100μm，复位油孔为ø3 mm， 经计算其流通面积远小于滑阀与座套之间的泄流面积，导致机组掉闸后安全油压不能完全泄 掉，机组无法掉闸，且部件较粗糙。
　　　　2) 在挂闸后复位油压仍有0.08 mpa左右，不能到零。
　　　　3) 飞环弹簧经多次装配已变形变软，使飞环在挂闸时不能正确到位，或到位后因拉力不够 松动造