XX电厂330MW汽机运行规程

1 330MW 机组汽机运行规程 . 4 1 范围 . 5 2 引用标准 . 5 3 概述 . 5 3.1 机组投产日期 . 5 3.2 汽轮机设备规范 . 5 3.3 机组特殊运行工况 . 7 3.3.4 机组允许在第段具有供 100t/h 厂用汽的能力 ,仍能发出额定功率。但当夏季运行，冷却水温度为 33又抽厂用汽时，机组不保证发出额定功率。 . 7 3.3.5 本机组约有 5的流量裕量，并允许蒸汽压力为 105额定压力（ 17.5MPa）时连续运行，此时流量即为锅炉的最大计算流量 MCR。当回热系统正常投运，背压为额定值时其机组的功率可达 339MW。 . 7 3.4 汽轮机控制系统 . 7 汽轮机调节保安系统采用 GE-新华公司的数字式电调系统 DEH V，液压部分采用高压抗燃油电 -液伺服控 制系统，动作快速、精确。 . 7 汽轮机控制操作系统采用： GE-新华公司的 XDPS-400E 分散控制系统 ,分为：模拟量控制系统 (MCS)、锅炉、汽机、发电机及厂用电顺序控制系统 (BT/SCS， G/SCS)及数据采集系统 (DAS)。 . 7 3.4.3 事故遮断系统 . 7 高压抗燃油系统中有六个电磁阀作为汽机保护。 . 7 自动停机遮断电磁阀（ 20/AST）为四只，组成串并联布置，以提高自动停机的可靠性。自动停机的压力开关和传感器有：轴承油压过低、 抗燃油压 过低、轴向位移超限、凝汽器真空过低、机组超速（ 110%）、差胀超限、 轴振大以及外部停机信号。 . 7 机组超速保护控制器电磁阀（ 20/OPC）为两只，并联布置。当汽机转速达 103额定转速， OPC 电磁阀动作，泄去高压调节汽门和中压调节汽门油动机下部油压，使高、中压调节汽门快速关闭。当机组转速降至额定转速，该两电磁阀关闭，从而由调节汽门控制机组转速在额定值。 . 7 本机另设一套飞锤式机械超速保护机构和一个现场手动脱扣手柄，两者任一动作时将泄去低压安全油，由弹簧力开启隔膜阀，泄去高压抗燃油而停机。润滑油与抗燃油互不相通。 . 7 注： 1、跳闸指令 CH3 接口为备用接口； . 8 2、轴振跳闸 既接入 ETS 跳闸，又接入外部跳闸。 . 8 3.4.3.2 机械超速遮断装置 . 8 A)机械超速飞锤一只，当汽机转速为额定转速的 110%时动作，遮断汽轮机； . 8 B)汽机遮断手柄一只，位于前轴承箱，人为遮断汽轮机。 . 8 3.4.3.3 汽轮机超速控制及超速保护（ OPC） . 8 汽轮机正常运行时，发生下列情况之一， OPC 保护动作： . 8 A）未进行机械超速电超速试验时，汽轮机转速超过 103%额定转速（ 3090r/min）时； . 8 B）汽轮机实际负荷 30%额定负荷以上及发电机主开关跳闸； . 8 C）瞬间甩负荷，当汽轮机 的功率超过发电机功率的 60 80%时（甩部分负荷）， OPC 中 “ 快速阀门控制”动作，快关中压调节汽门，延时瞬间再快速开启中压调门，维持电网负荷的稳定。 OPC 动作，泄去高、中压调节汽门油动机下部油压，高、中压调节汽门快关；当汽机转速下降至 3000rpm， OPC 复原，汽轮机重新进汽，维持转速。 . 8 3.4.4 EH 供油系统 . 8 向主机和小机调节保安系统各执行机构提供符合要求的高压工作油。 EH 油为具有良好的抗燃性和流体稳定性的磷酸脂抗燃液压油，工作油压为 12.4MPa 14.8MPa。供油系统由集装式油箱、恒压柱塞式变量油泵、冷油器、加热器、蓄能器、油位计、油循环和油再生装置及必备的监视仪表组成。 . 8 3.5 旁路规范 . 9 2 3.6 辅机设备规范特性 . 9 4 汽轮机的保护及联锁 . 15 4.2 汽轮机联锁项目 . 16 5 汽轮机的试验 . 17 5.1 ETS 系统通道试验 . 17 5.2 DEH-V 型调节系统静止试验 . 17 5.3 OPC 电磁阀试验 . 18 5.4 103%超速保护功能试验 . 18 5.4.19 视实际转速将至目标转速后 #1 4 高压调节汽门、 #1 2 中压调节汽门应自动打开，自动维持机组转速 3000rpm ； . 19 5.5 110%电超速保护功能试验 . 19 5.6 机械超速保护试验 . 20 5.7 危急保安器充油活动试验 . 20 5.8 主汽门、调节汽门松动及活动试验 . 21 5.9 主汽门、调节汽门严密性试验 . 23 5.10 运行中抽汽逆止门活动试验 . 23 5.11 机组大联锁试验 . 24 5.12 主机润滑油系统联锁保护试验 . 24 5.13 抗燃油系统联锁保护试验 . 26 5.14 密封油系统联锁保护试验 . 27 5.15 发电机断水保护试验 . 29 5.16 发电机定冷水系统联锁保护试验 . 30 5.17 凝汽器灌水查漏 . 30 5.18 除氧器安全门校验 . 31 5.19 循环水系统联锁及保护试验 . 31 5.20 开式循环冷却水系统联锁保护试验 . 32 5.21 闭式循环冷却水系统联锁试验 . 32 5.22 凝结水系统联锁保护试验 . 33 5.23 给水系统联锁试验 . 34 5.24 加热器联锁保护试验 . 37 5.25 真空严密性试验 . 39 5.26 真空系统联锁保护试验 . 39 5.27 汽轮机轴封供汽阀联动试验（正常运行时，轴封汽为高压轴封漏汽自密封） . 40 6 汽轮机的启动 . 40 6.1 总则 . 40 6.2 启动前的检查与准备 . 42 6.3 启动前的操作 . 42 6.4 冷态启动 . 44 6.5 热态启动 . 48 7 汽轮机的停止 . 50 7.1 停机前的准备工作 . 50 7.2 定参数停机 . 50 H) 汇报值长汽机打闸，检查发电机解列，锅炉 MFT。 . 51 7.3 滑参数停机 . 51 7.4 汽机打闸后的工作 . 52 3 7.5 停机后的操作 . 52 7.6 停机过程中的注意事项 . 53 7.7 停机后的维护 . 53 8 辅机设备启停及运行 . 54 8.1 转动机械运行与维护 . 54 8.2 主机润滑油系统 . 55 8.3 油净化及处理 . 59 8.4 抗燃油系统 . 62 8.5 循环水系统 . 63 8.6 开式循环冷却水系统 . 66 8.7 闭式循环冷却水系统 . 67 8.7.3.13 关闭闭式循环水 A 冷却器冷却水出水门。 . 68 8.8 凝结水系统 . 68 8.8.3.1 检查备用凝结水泵备用良好。 . 69 8.9 除氧器（除氧器水 箱中心线为零位） . 71 8.10 低压加热器 . 73 8.11 高压加热器 . 75 8.12 电动给水泵组 . 77 8.13 汽动给水泵组 . 80 8.14 发电机密封油系统 . 84 8.15 发电机氢冷系统 . 86 8.16 发电机定子冷却水系统 . 89 8.17 辅助蒸汽及轴封汽系统 . 92 8.18 真空系统 . 94 8.19 凝汽器胶球清洗系统 . 95 8.19.2 凝汽器胶球清洗装置的投入 . 95 8.20 凝汽器半边隔离清洗查漏 . 96 8.21 快速冷却系统 . 96 9 汽轮机的正常运行与维护 . 98 9.1 正常运行参数 . 98 9.2 定期试验 . 104 9.3 运行中的维护和负荷调整 . 106 9.4 运行方式 . 106 10 故障及事故处理 . 107 10.1 故障及事故处理原则 . 107 10.2 事故停机 . 108 10.3 主、再热蒸汽参数异常 . 110 10.4 凝汽器真空下降 . 111 10.5 甩负荷 . 113 10.6 厂用电中断 . 115 10.7 汽轮机严重超速 . 116 10.8 机组异常振动 . 116 10.9 汽轮机水冲击 . 118 10.10 汽轮机轴向位移增大 . 119 10.11 低周波运行 . 119 4 10.12 DEH 系统故障 . 120 10.13 蒸汽管道故障 . 121 10.14 水管道故障 . 121 10.15 油系统、发电机及励磁机失火 . 122 10.16 主机润滑油系统工作异常 . 122 10.17 停机后盘车或油系统故障 . 124 10.18 抗燃油系统工作异常 . 125 10.19 一般泵类及电动机事故处理通则 . 125 10.20 汽动给水泵系统事故处理 . 128 10.21 电动给水泵的事故处理 . 131 10.22 真空泵组故障 . 133 10.23 循环水系统故障 . 134 10.24 凝汽器 . 136 10.25 除 氧器故障 . 136 10.26 高、低压加热器故障 . 138 10.27 发电机密封油系统故障 . 139 10.28 发电机氢系统故障 . 141 10.29 发电机定冷水系统故障 . 142 附 录 A （规范性附录） 巡回检查时间和路线 . 150 1、 巡回检查要求 . 150 巡回检查时应带对讲机、手电，听针，棉纱，应按照检查路线，对重要的就地水位计，油位计，温度表、压力表重点检查，不能走马观花，漏项不查，巡回检查中要耳听，鼻嗅，手摸。遇到问题要加强分析，果断正确处理，相互联系，及时汇报。检查后应及时记录所发现的问题。 . 150 2、 巡回检查时间 . 150 接班前主值班员全面检查室内 DCSDEH 画面各参数；副值班员全面检查机组各系统，巡操配合副值班员重点检查 0 米，除氧层。 . 150 3、巡回检查路线 . 150 附 录 B （规范性附录） 高压缸冷态不带旁路启动 . 151 附 录 C （规范性附录） 高压缸温态不带旁路启动 . 152 附 录 D （规范性附录） 高压缸热态不带旁路启动 . 153 附 录 E （规范性附录） 高压缸极热态不带旁路启动 . 154 附 录 F （规范性附录） 冷态带旁路启动 . 155 附 录 G （规范性附录） 温态带旁路启动 . 156 附 录 H （规范性附录） 热态带旁路启动 . 157 附 录 I （规范性附录） 极热态带旁路启动 . 158 附 录 J （规范性附录） 极热态带旁路启动曲线 . 159 附 录 K （规范性附录） 定压运行曲线 . 160 附 录 L （规范性附录） 空、低负荷运行导则 . 161 附 录 M （规范性附录） 主汽门前蒸汽参数曲线 . 162 附 录 N （规范性附录） 真空与饱和压力、饱和温度对照表 . 163 330MW机组汽机运行规程 5 1 范围 本规程规定了 330MW汽轮发电机组汽轮机 在启动、停机、事故处理、主辅机设备的检查、调整、维护及试验等的方法，适用于 江苏 徐矿 综合利用 发电有限公司 2 330MW循环流化床汽轮 机组 。 2 引用标准 DL/T 609 1996（ 2005） 300MW 级汽轮机运行导则 DL 5011 92 电力建设施工及验收技术规范 (汽轮机组篇 ) (82)水电技字第 63 号 电力工业技术管理法规 (83)水电电字第 47 号 火力发电厂高压加热器运行维护守则 国电发 1999579 号 汽轮发电机运行规程 国电发 2000589 号 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 （ 火电厂动力 部分）； 厂家有关设备运行资料 。 3 概述 3.1 机组投产日期 机组编号 #1 机 #2 机 投产日期 2009 年 09 月 18 日 2009 年 11 月 18 日 制造厂 上海汽轮机有限公司 3.2 汽轮机设备规范 3.2.1 主要技术参数 序号 名 称 单位 #1/#2 机 1 型号 N330-16.7/538/538 2 型式 亚临界、单轴、 反动式 一次中间再热，双缸双排汽、凝汽式 3 额定功率 MW 330 4 最大功率 MW 339 5 临界转速 发电机一阶 r/min 867 发电机二阶 r/min 2256 高中压转子 r/min 1670 低压转子 r/min 1610 6 大轴晃动原始值 mm 0.03 7 额定转速 r/min 3000 8 转子旋转方向 从车头向发电机方向看为顺时针 9 末级叶片长度 mm 905 6 10 通流级数 结构级为 37 级，其中 高压部分： 1 个调节级 +14 压力级； 中压部分： 8 个压力级； 低压部分： 2 7 个压力级。 11 转子结构 高中压转子、低压转子均是由整体合金钢锻件加工的无中心孔转子，高中压转子为双流结构，反向布置； 低压转子为双流对称结构。 12 汽缸结构 高压汽缸为双层缸，中压汽缸为单层缸，低压汽缸为三层缸。高中压汽缸为合缸结构，通流部分为反向布置；低压缸采用对称双流布置。 13 回热系统 三台高压加热器 + 除氧器 + 四台低压加热器 3.2.2 设计工况主要参数 序号 参数名称 单位 参数 1 主汽门前蒸汽压力 MPa(a) 16.67 2 主汽门前蒸汽温度 538 3 再热汽门前蒸汽压力 MPa(a) 3.396 4 再热汽门前蒸汽温度 538 5 调节级蒸汽压力 MPa(a) 12 6 背压 MPa 0.0049 7 给水温度 280.9 8 额定功率时蒸汽流量 t/h 1002.591 9 最大蒸汽流量 t/h 1036 10 循环冷却水温度 21 11 循环冷却水流量 t/h 40356 12 热耗率 kJ/kW h 7838 3.2.3 额定工况下各级回热抽汽参数 抽汽 编号 抽汽点 压力（ MPa） 温度（） 流量（ t/h） 负荷去处 一 高压缸第 9 级后 6.342 400.4 83.346 #1 高压加热器 二 高压缸排汽 3.660 321.1 72.179 #2 高加、 小机 辅汽联箱 三 中压缸第 4 级后 1.945 453.0 38.505 #3 高压加热器 四 中压缸排汽 0.8748 348.2 44.428/35.355 除氧器、 小机 辅汽联箱 五 低压缸（调端） 2 级后 0.3799 248.0 40.327 #5 低压加热器 六 低压缸（电端） 4 级后 0.1468 148.1 26.897 #6 低压加热器 七 低压缸（电、调端） 5 级后 0.0689 90.78 34.239 #7 低压加热器 7 八 低压缸（电、调端） 6 级后 0.0221 62.57 29.317 #8 低压加热器 3.3 机组特殊 运行工况 3.3.1 机组允许运行的最低负荷为 15MW，倒拖运行时间不允许超过 分钟 。 3.3.2 机组盘车期间，顶轴油泵必须 连续 运行，盘车转速为 2.51rpm。 3.3.3 本机组高加切除时，仍能连续发出 308.816MW。 3.3.4 机组允许在第段具有供 100t/h 厂用汽的能力 ,仍能发出额定功率。 但 当夏季运行，冷却水温度为 33又抽厂用汽时 ， 机组不保证发出额定功率。 3.3.5 本机组约有 5的流量裕量，并允许蒸汽压力为 105额定压力（ 17.5MPa）时连续运行，此时流量即为锅炉的最大计 算流量 MCR。当回热系统正常投运，背压为额定值时其机组的功率可达 339MW。 3.3.6 本机组在夏季运行，冷却水温升高至 33，背压为 11.8kPa，补给水率为 3%，机组可发出功率 为308.782 MW。 3.3.7 机组无蒸汽运行不超过 3分钟 。 3.4 汽轮机 控制 系统 3.4.1 汽轮机调节 保安 系统 汽轮机调节 保安 系统 采用 GE-新华公司的 数字式电调系统 DEH V，液压部分采用高压抗燃油电 -液伺服控制系统，动作快速、精确。 3.4.2 汽轮机 控制 操作 系统 汽轮机 控制 操作 系统采用： GE-新华公司的 XDPS-400E 分散控制系统 ,分为： 模拟量控制系统 (MCS)、锅炉、汽机、发电机及厂用电顺序控制系统 (BT/SCS， G/SCS)及 数据采集系统 (DAS)。 3.4.3 事故 遮断系统 高压 抗燃油 系统中有六个电磁阀作为汽机保护。 自动停机遮断电磁阀（ 20/AST）为四只，组成串并联布置，以提高自动停机的可靠性。自动停机的压力开关和传感器有：轴承油压过低、 抗燃油 压 过低、轴向位移超限、凝汽器真空过低、机组超速（ 110%）、差胀超限、轴振大以及外部停机信号。 机组超速保护控制器电磁阀（ 20/OPC）为两只，并联布置。当汽机转速达 103额定转速， OPC 电磁阀动作，泄去高压调节汽门和 中压 调节汽门油动机下部油压，使高、中压调节汽门快速关闭。当机组转速降至额定转速，该两电磁阀关闭，从而由调节汽门控制机组转速在额定值。 本机 另 设 一套 飞锤式 机械超速 保护机构 和一个现场手动脱扣手柄，两者任一动作时将泄去低压安全油，由弹簧力开启隔膜阀，泄去高压 抗燃油 而停机。润滑油与 抗燃油 互不相通。 3.4.3.1 汽机跳闸（ ETS）定值 序号 项目 报警值 跳闸值 1 低真空 87kPa 81kPa 2 轴向位移 (车头 ) -0.9mm 0.9mm -1mm 1mm 3 润滑油压低 0.08MPa 0.06MPa 4 抗燃油压 低 11.2MPa 9.3MPa 5 超速保护 110% 6 差胀 1.88mm 15.17mm 1.12mm 15.92mm 8 7 轴振 0.127mm 0.254mm 外部汽机跳闸定值 序号 项目 报警值 跳闸值 备注 1 高压缸排汽压力 4.8MPa 接于跳闸指令 CH1 2 DEH电源故障 接于跳闸指令 CH2 3 锅炉 MFT动作 接于 跳闸指令 CH4 4 发电机主开关跳闸 接于跳闸指令 CH5 5 (1) 调节级压力与高压缸排汽压力之比 (延时 1s) (2)发电机开关合闸 (3)高旁或低旁开 1.7 左面三个条件 同时存在 接于跳闸指令 CH6 6 发电机主保护动作 接于跳闸指令 CH6 7 汽轮机手动停机按钮 (二只 ) 接于跳闸指令 CH6 8 汽轮发电机组轴振 0.127mm 0.254mm 接于跳闸指令 CH6 9 发电机断水保护 (1)定冷水 进出口压差 (2)定冷水流量 0.13MPa 44 t/h 0.10 MPa 36 t/h 接于跳闸指令 CH6 注： 1、跳闸指令 CH3接口为备用接口； 2、轴振跳闸既接入 ETS 跳闸，又接入 外部 跳闸。 3.4.3.2 机械超速遮断装置 A)机械超速飞锤一只，当汽机转速为额定转速的 110%时动作，遮断汽轮机； B)汽机遮断手柄一只，位于前轴承箱，人为遮断汽轮机。 3.4.3.3 汽轮机超速控制及超速保护（ OPC） 汽轮机正常运行时，发生下列情况之一， OPC保护动作： A） 未进行机械超速电超速试验时， 汽轮机转速超过 103%额定转速（ 3090r/min） 时； B）汽轮机 实际负荷 30%额定负荷 以上 及发电机主开关跳闸 ； C） 瞬间甩负荷， 当汽轮机的功率超过发电机功率的 60 80%时（甩部分负荷）， OPC 中 “ 快 速阀门 控 制”动作，快关中压调节汽门，延时 瞬间 再快速开启中压调门，维持电网负荷的稳定 。 OPC动作，泄去高、中压调节汽门油动机下部油压，高、中压调节汽门快关；当汽机转速下降至 3000rpm， OPC复原，汽轮机重新进汽，维持转速。 3.4.4 EH 供油 系统 向主机和 小机 调节保安系统各执行机构提供符合要求的高压工作油。 EH油为具有良好的抗燃性和流体稳定性的磷酸脂抗燃液压 油，工作油压为 12.4MPa 14.8MPa。供油系统由集装式油箱、 恒压 柱塞式变量油泵、冷油器、加热器、蓄能器、油位计、油循环和油再生装置及必备的监视仪表组成 。 3.4.5 EH 油动机及 事故 保安系统设备 系统主汽门、调节汽门均由 油动机 操纵，其均为单侧型，油压提供开启力，关闭依靠弹簧力。油动机分为可控型和全开全关型，其中中压主汽门为全开全关型，其余为可控型。 事故 保安系统组成分为：油动机、 事故 遮断控制块、 EH油压低试验块、隔膜阀及空气引导阀。 油动机 由 油 缸、 控制块、溢流阀 、9 截止 阀、 2个逆止阀、滤芯、电液伺服阀、 LVDT和电磁 阀 加 节流孔板 组成。可接受 DEH逻辑控制回路信号实现开、关和活动试验；并可接受高 、低 压保安油信号快速关闭所有主汽门， 调节汽门 实现机组的遮断。 3.5 旁路规范 名 称 单位 高压旁路 低压旁路 三级减温减压 容量 30 进口蒸汽压力 MPa 16.67 3.496 进口蒸汽温度 538 538 进口蒸汽流量 t/h 310.8 360.9 出口蒸汽压力 MPa 3.885 0.59 出口蒸汽温度 324.2 158.2 出口蒸汽流量 t/h 360.9 471.9 减温水 压力 MPa 10.5 1.58 1.58 减温水温度 178.6 50 50 减温水流量 t/h 50.1 111 111 启 /闭时间（快 /慢） s 5/15 5/15 5 上海希希埃动力控制设备有限公司 3.6 辅机设备规范特性 3.6.1 凝汽器规范 名 称 单 位 参 数 机组 #1/2 机 型号 N-18165 型式 单壳体、对分式双流程、表面式 总冷却面积 m2 18165 循环冷却水量 t/h 40356 换热管直径 mm 25 0.5/ 25 0.7 换热管长度 mm 10840/10923 换热管根数 根 19732 (主冷却区 ) 1604(迎汽流区及抽空气冷却区 ) 换热管材料 TP316L 凝汽量 t/h 578.798 水阻 MPa 0.06 冷却水循环倍率 63 过冷度 0.5 端差 4 凝结水含氧量 g/L 15 制造厂 上海电气电站设备有限公司 3.6.2 除氧器规范 名 称 单位 除氧器 10 型号 DFST-1036150/175 工作介质 蒸汽、水 设计 /试验压力 MPa 1.17/1.71 安全阀整定压力 MPa 1.02 设计温度（蒸汽 /水） 376/250 工作压力 MPa 0.147 0.9389 工作温度 175 额定出力 t/h 1036 喷嘴最大出力（ 1 只） t/h 1200 出水含氧量 g/l 5 容积（几何 /有效） m3 216/150 制造厂 武汉大方机电有限公司 (喷嘴制造商：荷兰施托克公司 ) 3.6.3 高压加热器规范 名 称 单位 #1 高加 #2 高加 #3 高加 型 号 JG-1000-1 JG-1100-2 JG-880-3 汽侧 工作压力 MPa 7.652 4.353 2.182 水侧工作压力 MPa 28 28 28 汽侧试验压力 MPa 11.84 6.11 2.88 水侧试验压力 MPa 35 35 35 汽侧工作温度 420 350 481 水侧工作温度 293 257 220 加热面积 m2 1000 1100 880 水阻 MPa 0.1 0.1 0.1 制造厂 东方锅炉（集团）股份有限公司 3.6.4 低压加热器规范 名 称 单位 #5 低加 #6 低加 #7 低加 #8 低加 型号 JD-610-3-1 JD-610-3-1 JD-740-5-3 JD-840-5-2 汽侧设计压力 MPa 0.688 0.48 0.206 0.206 汽侧试验压力 MPa 1.032 0.72 0.52 0.52 水侧设计压力 MPa 4 4 3.92 3.92 水侧试验压力 MPa 6 6 6 6 汽侧设计温度 300/170 230/170 130/91.1 130/63 水侧设计温度 170 170 130 130 加热面积 m2 610 610 740 840 水阻 MPa 0.1 0.1 0.1 0.1 制造厂 上海电气电站设备有限公司上海电站辅机厂 11 3.6.5 冷水塔规范 名 称 单 位 参 数 名 称 单 位 参 数 型号 双曲线 -5500 塔高 m 115 形式 自然通风冷却 水池直径 m 94.4 冷却面积 m2 5500 进水高度 m 13.24 3.6.6 轴封冷却器 规范 名 称 单位 参 数 型号 管壳式 冷却面积 m2 110 汽侧工作压力 MPa 0.4 水侧工作压力 MPa 4.0 制造厂 上海汽轮机有限公司 3.6.7 给水泵汽轮机 规范 项 目 名 称 单 位 设计数据 备 注 名 称 驱动给 水 泵汽轮机 型 式 单轴、 单缸、冲动式、 外切换 、 凝汽 式、变转速 型 号 G6.6-0.8-2 调节 范围 rpm 3100 5900 铭牌 /额定 功率 MW 6.6/3.303 最大功率 MW 3.938 额定 汽耗 率 Kg/kW.h 5.136 事故 保安器动作转速 rpm 6327 转 向 自汽轮机向给泵方向看为顺时针 低压进汽压力 MPa 0.8049 低压进汽温度 347.4 高压进汽压力 MPa 3.38 高压进汽温度 309.9 排汽压力 /温度 MPa/ 0.00648（绝对压力） /37.5 排 汽 方 式 向下排汽进入主凝汽器 调节系统形式 数字式纯电液 级 数 级 6（ 1 单列调节级 +5 压力级） 子临界转速 rpm 一阶： 2620； 二阶： 9233 盘 车 转 速 rpm 120 制 造 厂 家 东方电气集团东方汽轮机有限公司 3.6.8 给水泵 组及液力偶合器规范 名 称 单位 前置泵 主给水泵 型号 FA1D53 DG600-240V 出口流量 t/h 607 570 12 水温 166 166 进口压力 MPa 0.96 1.842 出口压力 MPa 1.84 22.78 扬程 m 85.5 2170 转速 r/min 1480 5360 轴功率 kW 170 4265 效率 82.5 81.35 汽蚀余量（必须 /有效） m 3.8/27.5 37.3/124 中间抽头流量 t/h 50 中间抽头压力 MPa 8.81 最大给水流量 t/h 647 647 液力偶合器 单位 参 数 配套电动机 单位 参 数 型号 YOT51A YKS800-4 传递功率 kW 4600 功率 kW 5200 额定转差率 1.7 电压 V 6000 调速范围 % 25 100 转速 r/min 1490 输入轴转速 r/min 1490 电流 A 576 台数 台 /机 1 效率 96 制造厂 上海电力修造总厂有限公司 （汽动给水泵及前置泵规范同上） 3.6.9 高低速循环水泵的规范 运行方式 及参数 名 称 每机两台 高速运行 循环水泵 型 号 单 位 70LKXA-20.1 转速 r/min 495 流量 m3/s 5.86 6.44 7.07 扬程 m 22.7 20.1 16.9 轴功率 kW 1526.3 1454.6 1347.3 效率 85.5 87.3 87 运行 方式 低速运行 转速 r/min 425 流量 m3/s 5.1 5.53 6.08 扬程 m 16.4 14.8 12.4 轴功率 kW 956.3 919.7 850.1 效率 85.8 87.3 87 制造厂 长沙水泵厂有限公司 电动型 号 单 位 YLD1800/1400-12/14 功率 kW 1800/1140 13 机 电压 V 6000 转速 r/min 495 425 电流 A 227.5 160.7 制造厂 湘潭电机股份有限公司 3.6.10 水泵 的规范 序号 名 称 型 号 水 泵 配套电动机 水泵制造厂 流量 m3/h 扬程 mH2O 转速 r/min 功率 kW 电压 V 电流 A 1 凝结水泵 NLT350-400 7 881.4 311 1480 1050 6000 120 上海凯士比泵有限公司 2 开式水泵 SLW500-520IA 3600 20 980 250 6000 32 上海连成集团有限公司 3 闭式水泵 SLW400-550AT 2100 50 1480 400 6000 47.8 上海连成集团有限公司 4 定 冷 水泵 DFB100-80-230 70 70 2900 30 380 56.9 常州武进水泵厂 5 胶球清洗泵 KRP80-200 30 45 12 1440 4 380 8.2 上海达极水技术工程 有限公司 6 真空泵 TC11E 背压 5.1 kPa(a) 水温 21 62 kg/h 590 132 380 275 佶缔纳士机械有限公司 背压 11.8 kPa(a) 水温 33 110kg/h 7 凝输 泵 SLW100-200 100 50 2950 22 380 41 上海连成集团有限公司 8 凝泵坑 排 污 泵 65EW30-18 30 18 2900 4 380 4.9 上海 太平洋 制泵 有限公司 9 循泵房阀门井 50QW10-10-0.75 10 10 2900 0.75 380 1.8 10 循泵房 潜水排污泵 100QW100-13 -7.5 100 13 2900 7.5 380 14.9 3.6.11 风机的规范 序号 名 称 型 号 风 机 配套电动机 风机制造厂 风量 m3/h 风压 kPa 转速 r/min 功率 kW 电压 V 电流 A 1 轴加风机 BL100-1 1080 6.8 2950 7.5 380 11.1 杭州科星鼓 风机有限公司 2 主油箱排烟风机 GXP- -30 840 3.5 2950 4 380 8.2 3 密封油防爆风机 AP(W)-02.50-00.70.01 120 2.5 3000 0.75 380 1.8 4 小机主油箱 排烟风机 D55B- 509000A 136 7.6 2950 0.75 380 1.8 3.6.12 油泵的规范 序 名 称 型 号 油泵 配套电动机 制造厂 14 号 型式 流 量 m3/h 扬程 MPa 转速 r/min 功率 kW 电压 V 电流 A 1 主油泵 双吸离心式 270 1.72 3000 上海汽轮机有限公司 2 高压备用 密封油泵 齿轮式 45 0.9 1450 30 380 57.6 上海液压泵厂 3 主机交流 润滑油泵 离心式 168 0.4 2950 30 380 55.5 涿州水泵厂 4 主机直流 润滑油泵 离心式 168 0.4 3000 25.7 220DC 158.5 涿州水泵厂 5 顶轴油泵 柱塞式 3.78 21.5 1470 37 380 上海汽轮机有限公司 6 EH 油泵 变量柱塞式 4.5 16 1470 30 380 57.6 ABB 7 EH油循环泵 离心式 4.8 15.5 1500 0.75 380 3.5 上海液压泵厂 8 EH油冷却泵 离心式 4.8 15.5 1500 0.75 380 3.5 黄山工业泵 制造有限公司 9 交流氢侧 密封油泵 HSNH80Q -46NZ 4.7 1.0 1450 1.75 380 6.72 10 直流氢侧 密封油泵 HSNH80Q -46NZ 4.7 1.0 1450 1.75 220DC 20.5 成都泵类 应用技术研究所 11 交流空侧 密封油泵 HSNH440Q2 -46NZ 25.8 1.0 1450 10 380 30 12 直流空侧 密封油泵 HSNH440Q2 -46NZ 25.8 1.0 1450 10 220DC 50.5 13 小机交流 润滑油泵 70Y-34 2 立式 20 0.8 2930 18.5 380 35.1 14 小机直流 润滑油泵 70YB-45 立式 15.9 0.4 2930 7.5 220DC 40.8 15 滤油泵 2470 0.1 1470 0.75 380 16 电动给水泵 辅助油泵 ZP240 6.5 0.25 1440 5.5 380 11.64 APV 17 润滑油回送泵 KCB300 2CY18/3.6-2 18 36 960 5.5 380 12.9 上海连成集团 有限公司 18 主油箱输送油泵 KCB55 2CY3.3/3.3-2 3.3 33 1400 1.5 380 3.7 19 小机润滑油 输送泵 KCB55 2CY3.3/3.3-2 3.3 33 1400 1.5 380 3.7 3.6.13 冷却器的规范 序号 名 称 型 号 冷却 面积 m2 冷却水 冷却 介质 台 /机 制造厂 流量 m3/h 压力 MPa 15 1 主机润滑 油 板式 205 油 2 阿拉法阀板式换热器有限公司 2 氢侧密封油 管壳式 20 30 1.5 油 2 上海 刚威机电设备 有限公司 3 空侧密封油 管壳式 66 97 1.5 油 2 上海刚威机电设备有限公司 4 发电机定 冷 水 板式 29.5 37.4 1.373 水 2 阿拉法阀板式换热器有限公司 5 给水泵工作油 LY54 54 120 0.6 油 1 APV 6 给水泵润滑油 LY16 16 27 0.6 油 1 APV 7 EH油 2.9 1.0 EH 油 2 江阴市容器设备厂 8 真空泵密封水 管壳式 15.6 0.5 水 2 济南市压力容器厂 9 小机润滑油 板式 16.28 22 1.0 油 2 APV 10 闭式水 管壳式 1050 1.0 闭式水 2 山东北辰集团有限公司 3.6.14 汽缸快冷装置 型号 CL-240- 电气控制柜 额定功率 kW 240 输出电压 V 380 加热温度 350 周波 Hz 50 工作压力 MPa 0.6 0.8 额定功率 kW 240 最大流量 m3/min 40 温度控制范围 0 350 工作介质 空气 温度偏差 5 制造厂 镇江东方电力设备有限公司 3.6.15 箱式容器 序号 名 称 介质 有效几何容积 m3 设计压力 MPa 设计温度 生产厂家 1 主机润滑 油 箱 润滑油 25 50 上海汽轮机有限公司 2 发电机密封 油 箱 润滑油 0.192 0.8 70 上海刚威机电设备有限公司 3 备用油箱 润滑油 50 常温 江苏派斯特有限公司 4 小机润滑 油 箱 润滑油 4.2 50 东方汽轮机厂 5 EH 油 箱 EH 油 0.9 ABB 6 发电机定子水水冷箱 水 2.3 0.8 90 上海刚威机电设备有限公司 7 高加事故疏水扩容器 汽、水 8 1.0 300 山东北辰集团有限公司 8 汽机本体疏水扩容器 汽、水 10 0.93 300 上海电气电站设备有限公司 9 辅助蒸汽疏水扩容器 汽、水 1.5 1.27 360 山东北辰集团有限公司 10 闭式水膨胀箱 水 10 常压 常温 江苏派斯特压力容器 4 汽轮机的保护及联锁 4.1 汽机防进水保护 4.1.1 机组负荷下降至 60MW，下列 气动 阀门自动打开 A)#1 中压导管疏水门 B)#2 中压导管疏水门 C)中压缸疏水门 16 D)三抽 电动 门 后 疏水门 E)三抽逆止门前 疏水门 F)四抽 电动门 后 疏水门 G)四抽 #1、 #2 逆止门 前 疏水门 H)四抽至小机用汽管道疏水门 I)五抽电动门 后 疏水门 J)五 抽逆止门前 疏水门 K)六抽电动门 后 疏水门 L)六 抽逆止门前 疏水门 M)A 小机进汽 电动门前 疏水门 N)B 小机进汽 电动门前 疏水门 4.1.2 机组负荷下降至 30MW，下列 气动 阀门自动打开 A)#1 高压进汽导管疏水门 B)#2 高压进汽导管疏水门 C)高压导汽管 母管 疏水门 D)一抽 电动门 后 疏水门 E)一抽逆止门 前 疏水门 F)二抽 电动门 后 疏水门 G)二抽逆止门 前 疏水门 H)冷 段 再热蒸汽管道疏水门 I)高压缸调节级疏水门 J)高压外缸疏水门 K)热 段 再 热蒸汽 #1 支管疏水门 L)热 段 再热蒸汽 #2 支管疏水门 M)高排逆止门前疏水门 N)高排逆止门后疏水门 O)同时检查 4.1.1 所 述疏水门 是否 自动开启 4.2 汽轮机联锁项目 4.2.1 汽机跳闸后，联锁动作下列项目 A)高压缸排汽逆止门关闭； B)一段抽汽逆止门关闭 C)二段抽汽逆止门关闭 D)三段抽汽逆止门关闭 E)四段抽汽 #1 逆止门关闭 F)四段抽汽 #2 逆止门关闭 G)五段抽汽逆止门关闭 H)六段抽汽逆止门关闭 I)一段抽汽 电动门 关闭 J)二段抽汽 电动门 关闭 17 K)三段抽汽 电动门 关闭 L)四段抽汽 电动门 关闭 M)四抽至除氧器进汽门关闭 N)五段抽汽 电动门 关闭 O)六段抽汽 电动门 关闭 P)A 小机进汽电动门关闭 Q)B 小机进汽电动门关闭 R)检查 以上 10%、 20%负荷 疏水门自动开启 4.2.2 汽机排汽缸（末级）喷水 A)汽轮机转速大于 2600 转 /分且机组负荷小 于 15%，或低压缸排汽温度 80，自动开启； B)汽轮机转速小于 2600 转 /分或汽轮发电机负荷大于 15%，且低压缸排汽温度 80 ， 允许关闭。 5 汽轮机的试验 5.1 ETS 系统通道试验 5.1.1 ETS 系统 抗燃油 压 低、润滑油压低、低真空通道试验 轴向位移、差胀、轴振的 ETS通道试验必须在机组静态时做，机组运行中做 有可能 会引起跳机。 5.1.1.1 联系热控到场 ， 进行 ETS 通道试验 ； 5.1.1.2 检查 ETS 试验盘所有的报警灯都不亮 ； 5.1.1.3 在 ETS 试验盘上按“进入试验 ” 功能键进入试验方式，盘上该键指示灯亮 ； 5.1.1.4 按下要试验的功能键 (如 抗燃油 压低、润滑油压低、低真空等 )按钮 ， 盘上相应指示灯亮 ； 5.1.1.5 按“通道 1” 或“通道 2” 键对应于要试验的通道，则盘上相应指示灯亮 ； 5.1.1.6 按一下“试验确认”键进行试验； 5.1.1.7 证实点亮的指示灯所试验的通道处于动作状态（即相应通道报警光字牌灯亮） ； 5.1.1.8 按下“复位试验”按钮复置相应的动作通道 ； 5.1.1.9 证实试验的通道不再处于遮断状态（即相应通道报警光字牌灯灭），按“退出试验 ” 功能键退出试验方式 ； 5.1.2 ETS 系统电超 速功能通道试验 5.1.2.1 联系热控到场 ， 进行 ETS 通道试验 ； 5.1.2.2 检查 ETS 试验盘所有的报警灯都不亮 ； 5.1.2.3 在 ETS 试验盘上按“进入试验 ” 功能键进入试验方式，盘上该键指示灯亮 ； 5.1.2.4 按下“超速 1”超速通道 ， 盘上“超速 1” 通道指示灯亮 ； 5.1.2.5 按一下“试验确认”键进行试验； 5.1.2.6 发出“电超速 CH1” 通道报警光字牌灯亮 ； 5.1.2.7 按下“复位试验”按钮复置相应的动作通道 ； 5.1.2.8 证实“电超速 CH1” 通道报警光字牌灯灭，按“退出试验 ” 功能键退出试验方式； 5.1.2.9 “超速 2”、“超速 3” 通道试验方法同上； 5.2 DEH-V 型 调节系统静止试验 5.2.1 机组每次冷态启动前应做此试 验 ； 5.2.2 此试验应在锅炉点火前进行 ； 18 5.2.3 启动高压密封油备用泵 ,出口油压为 0.8 0.9MPa； 5.2.4 启动 抗燃油 泵 ,抗燃油 压 为 12.4 14.8MPa 正常 ； 5.2.5 联系热控投入 DEH 系统运行正常 ,将 DEH 投“操作员自动”方式 ； 5.2.6 联系热控投入 ETS 系统运行 ； 5.2.7 联系热控 、电气 解除低真空 ,低润滑油压 ,（润滑油系统已投入正常时此项可不解除）， 炉 MFT、发电机主开关跳闸等保护，查 ETS 通道灯光显示正常； 5.2.8 车头危急遮断器复位后， 检查隔膜阀油压 （低压安全油压） 应在 0.5 0.8MPa； 5.2.9 在 DEH 盘按“挂闸”按钮 ,经几 秒 钟后 , #1、 2 中压 主汽门 应全开，就地检查无卡涩现象 ； 设定阀限为 100%后， #1、 2 中压 调节 汽门应全开，就地检查无卡涩现象 ； 5.2.10 在 DEH 盘上选“阀门方式”为” 主汽门 控制”， #1 4 高压 调节 汽门全开，就地检查 应 无卡涩现象 ； 5.2.11 联系 热控 对高压主汽门、高压 调节 汽门、中压 调节 汽门进行开关试验，就地检查无卡涩现象。 5.2.12 试验完毕 ,恢复原状态。 注： 1)若调节系统检修过或必要时 ,应带仿真器在“全自动”方式下做全过程启动的模拟试验； 2)热态启动前一般不做此试验。 5.3 OPC 电磁阀试验 5.3.1 检查此试验应在锅炉点火前进行 ； 5.3.2 启动压缩空气系统运行正常 ； 5.3.3 启动高 压密封油备用泵 ,出口油压约 0.8MPa； 5.3.4 启动 抗燃油 泵 确认 抗燃油 压 正常 ； 5.3.5 联系热控投入 DEH 系统运行正常 ,将 DEH 投“操作员自动”方式 ； 5.3.6 联系热控投入 ETS 系统运行 ； 5.3.7 联系热控解除低真空 ,低润滑油压 ,（润滑油系统已投入正常时此项可不解除） ，炉 MFT、 发电机主开关跳闸等保护，查 ETS 通道显示正常； 5.3.8 车头危急遮断器复位后， 检查隔膜阀油压 （低压安全油压） 应在 0.5 0.8MPa； 5.3.9 在 DEH 盘按“挂闸”按钮 ,经几 秒 钟后 , #1、 2 中压主汽门应全开，就地检查无卡涩现象 ； 设定阀限为 100%后， #1、 2 中压调节汽门应全开 ，就地检查无卡涩现象 ； 5.3.10 在 DEH 盘上选“阀门方式”为”主汽门控制”， #1 4 高压 调节 汽门全开 ； 5.3.11 联系 热控 开启 #1、 2 高压主汽门 ； 5.3.12 开启各 级 抽汽逆止门； 5.3.13 联系 热控 短接 OPC 电磁阀 ； 5.3.14 检查 #1 4 高压 调节 汽门、 #1 2 中压 调节 汽门应迅速关闭 ,无卡涩象 ； 5.3.15 同时应联动各 级 抽汽逆止门关闭 ； 5.3.16 联系 热控 断开 OPC 电磁阀短接点 ； 5.3.17 检查 #1 4 高压 调节 汽门、 #1 2 中压 调节 汽门开启 ； 各级抽汽逆止门 开启 5.3.18 试验完毕，恢复原状态 ； 5.4 103%超速保护功能试验 5.4.1 联系有关岗位做好试验准备 ； 5.4.2 确认机组手动脱扣试验已正常； 19 5.4.3 分别试启主机交、 直流润滑油泵及高压密封油泵正常； 5.4.4 检查主机交、直流润滑油泵及高压密封油泵“联锁”投入； 5.4.5 机组转速升至 3000rpm 后并网带负荷 30MW,暖机 4 小时后进行 ； 5.4.6 DEH 系统在“自动”方式 ； 5.4.7 按正常减负荷停机步骤减负荷至 15MW； 5.4.8 联系电气、热控 解除电跳机压板、机跳炉保护； 5.4.9 联系电气解列发电机，机组维持 3000rpm； 5.4.10 在 DEH 画面上调出“超速试验”控制面板； 5.4.11 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，灯亮； 5.4.12 在“超速试验”控制面板中点击“ 103%”按钮，灯亮； 5.4.13 在 DEH“控制设定”子画面 ,设定目标转速 3100rpm； 5.4.14 设定升速率 50rpm/min； 5.4.15 按“进行”键、灯亮 ； 5.4.16 当转速升至 3090rpm 时 ,OPC 保护应动作 ,#1 4 高压 调节 汽门、 #1 2 中压 调节 汽门关闭 ； 各级抽汽逆止门关闭 5.4.17 检查 DEH 控制器 ， 转速目标值 自动 设 置为 3000rpm； 5.4.18 记录下 OPC 动作转速，并在“超速试验”控制面板中按“清除”按钮，清除最高转速； 5.4.19 视实际转速将至目标转速后 #1 4 高压 调节 汽门、 #1 2 中压 调节 汽门应自动打开，自动维持机组转速 3000rpm ； 5.4.20 在“超速试验”控制面板中按下“ 103%”键，灯灭 ； 5.4.21 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，退出试验。 5.5 110%电超速保护功能试验 5.5.1 联系有关岗位做好试验准备 ； 5.5.2 确认机组手动脱扣试验已正常； 5.5.3 分别试启主机交、直流润滑油泵及高压密封油泵正常； 5.5.4 检查主机交、直流润滑油泵及高压密封油泵“联锁”投入； 5.5.5 机组转速升至 3000rpm 后并网带负荷 30MW,暖机 4 小时后进行 ； 5.5.6 DEH 系统在“自动”方式 ； 5.5.7 按正常减负荷停机步骤减负荷至 15MW； 5.5.8 联系电气、热控 解除电跳机压板、 机跳炉保护 ； 5.5.9 联系电气解列发电机，机组维持 3000rpm； 5.5.10 在机头将超速试验手柄扳至“试验”位置 并保持 ； 5.5.11 在 DEH 画面上调出“超速试验”控制面板； 5.5.12 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，灯亮； 5.5.13 在“超速试验”控制面板中点击“ 110%”按钮，灯亮 （ OPC 功能自动屏蔽） ； 5.5.14 在 DEH“控制设定点”子画面 ,设定目标转速 3310rpm； 5.5.15 设定升速率 50rpm/min； 5.5.16 按“进行”键、灯亮 ； 20 5.5.17 当转速升至 3300rpm,电超速保护应动作 ,高、中压主汽门、调节汽门迅速关闭，汽机“脱扣”灯亮 ，如不动作立即就地打闸 并查明原因 ； 5.5.18 检查主机交流润滑油泵联启正常； 5.5.19 记录下电超速保护动作转速，并在“超速试验”控制面板中按 “清除”按钮，清除最高转速； 5.5.20 在“超速试验”控制面板中按下“ 110%”键，灯灭； 5.5.21 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，退出试验； 5.5.22 在机头松开超速试验手柄，置“运行”位置并保持 ； 5.5.23 当机组转速小于 2900rpm，且避开共振区时，重新挂闸、冲转 ,维持机组转速 3000rpm； 5.5.24 若机组转速降至 2040rpm 以下，应启动高压密封油泵。 5.6 机械超速保护试验 5.6.1 联系有关岗位做好试验准备 ； 5.6.2 确认机组手动脱扣及电超速保护试验已正常 ； 5.6.3 确认主机交、直流润滑油泵及高压密封油泵已试启正常，联锁投入。 5.6.4 确认机组已带负荷 30MW 暖 机 4 小时； 5.6.5 确认发电机已解列，机组维持转速 3000rpm,主蒸汽参数 :压力 4.2 5.0MPa，温度 350 420；再热蒸汽温度与主蒸汽温度相差不大 ； 均 保持 56以上过热度。 5.6.6 联系热控闭锁 ETS 的电超速通道 ； 5.6.7 在 DEH 画面上调出“超速试验”控制面板； 5.6.8 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，灯亮； 5.6.9 在“超速试验”控制面板中点击“机械超速”按钮，灯亮 （ OPC、电超速功能自动屏蔽） ； 5.6.10 在 DEH“控制设定点”子画面， 设定目标转速 3360rpm,设升速率 100rpm/min,按“进行”键，灯亮 ； 5.6.11 当转速 达 3300 3360rpm 时 ,机械超速保护 应 动作 , 高 、 中压主汽门、 调节 汽门迅速关闭 ； 5.6.12 检查主机交流润滑油泵联启正常； 5.6.13 记录 事故 保安器动作转速，并在“超速试验”控制面板中按“清除”按钮，清除最高转速； 5.6.14 若转速达 3360rpm 时 ,机械超速保护不动作 ,应 立即 手动脱扣停机 ， 并查明原因 ； 未查明原因 ,禁止启动 ； 5.6.15 试验正常后在“超速试验”控制面板中点击“机械超速”按钮，灯灭 ； 5.6.16 在“超速试验”控制面板中点击“试验允许”按钮，退出试验； 5.6.17 当转速小于 3000rpm 时，联系 热控 恢复 ETS 的电超速保护，重新挂闸、冲转 ,维持机组转 速3000rpm； 5.6.18 若机组转速小于 2900rpm，应避开共振区时，重新挂闸、冲转 ,维持机组转速 3000rpm； 若机组转速降至 2040rpm 以下，应启动高压密封油泵； 5.6.19 检查一切正常后并列 ,按正常启动程序带负荷。 5.6.20 注 :机械超速保护试验 ,在同一工况下应连续进行两次 ,两次试验的动作转速不应超过 18rpm。 5.7 危急 保安器充油活动试验 5.7.1 机组正常运行时或解列维持 3000rpm 稳定时做此项试验 ； 5.7.2 在机头将超速试验手柄置“试验”位置并保持 ； 5.7.3 缓慢打开充油试验阀 ,观察试验油压缓慢上升 ； 21 5.7.4 监视手动脱扣手柄自动打到“脱扣”位置 ,记录 脱扣时试验油压 ； 5.7.5 关闭充油试验阀 ； 5.7.6 当试验压力表指示到零后 ,将手动脱扣手柄置“复位”位置并保持 ； 5.7.7 松开手动脱扣手柄，置“正常”位置； 5.7.8 松开超速试验手柄，置“运行”位置 ； 5.7.9 将飞锤动作油压与上次试验比较 ,若相差较大应检查原因 ； 5.7.10 试验中观察机组运行正常。 5.8 主汽门、 调节 汽门松动及活动试验 5.8.1 主汽门、 调节 汽门松动试验 5.8.1.1 征得值长同意并联系相关专业 ； 5.8.1.2 联系值长经调度同意退出“ AGC”方式 ,将负荷降至 240MW 以下 ； 5.8.1.3 联系热控检查 DEH 系统具备试验条件 ； 5.8.1.4 将 DEH 控制方式退出“ CCS 遥控”； 5.8.1.5 退出“调节级压力回路”， 投入“ 功率回路” ； 5.8.1.6 将阀门控制方式切至“单阀控制” ； 5.8.1.7 投入“炉跟机” ； 5.8.1.8 进入 DEH 盘中 BTC 中的阀位画面 ； 5.8.1.9 点击“阀门试验进入”，进入阀门试验； 5.8.1.10 高压主汽门松动试验 A)选中一个高压主汽门，灯亮； B)点击“松动试验”，灯亮； C)点击“关闭”，检查选中高压主汽门关闭至 85%； D)点击“复位”，选中高压主汽门恢复全开； E)选另一个高压主汽门进行试验。 5.8.1.11 中压 主 汽门松动试验 A)选中一个中压 主 汽门，灯亮； B)点击“松动试验”，灯亮； C)点击“关闭”，检查选中中压 主 汽门关闭至 85%； D)点击“复位”，选中中压 主 汽门恢复全开； E)选另一个中压 主 汽门 进行试验。 5.8.1.12 高 、中 压 调节 汽门松动试验（与 主汽门 活动试验一样） A)选中一个 调节 汽门，灯亮； B)点击“松动试验”，灯亮； C)点击“关闭”，检查选中 调节 汽门缓慢关闭至 85%； D)点击“复位”，选中 调节 汽门 恢复全开 ； E)选另外 调节 汽门进行试验。 5.8.1.13 点击“松动试验”，退出松动试验； 5.8.1.14 点击“阀门试验进入”，退出阀门试验； 5.8.1.15 试验完毕 ,联系值长恢复原运行方式。 22 5.8.2 主汽门、 调节 汽门活动试验（全行程 ，先做调节汽门后做主汽门 ） 5.8.2.1 征得值长同意并联系相关专业 ； 5.8.2.2 联系值长经调度同意退出“ AGC”方式 ,将负荷降至 180MW 左右 ； 5.8.2.3 联系热控检查 DEH 系统具备试验条件 ； 5.8.2.4 将 DEH 控制方式退出 “ CCS 遥控”； 5.8.2.5 投入“功率回路” 或 “调节级压力回路” ； 5.8.2.6 将阀门控制方式切至“单阀控制”； 5.8.2.7 投入“炉跟机”； 5.8.2.8 进入 DEH 盘中 BTC 中的阀位画面 ； 5.8.2.9 点击“阀门试验进入”，进入阀门试验； 5.8.2.10 高压主汽门活动试验 A)选中一个高压主汽门，灯亮； B)点击“关闭”，检查选中高压主汽门同侧 2 个高压 调节 汽门在 60 秒内 关闭，随后选中高压主汽门在 1秒内 快速关闭； C)点击“复位”，检查选中高压主汽门在开启后同侧 2 个高压 调节 汽门逐渐开启； D)选择另一个高压主汽门进行试验。 5.8.2.11 中压主汽 门活动试验 A)选中一个中压主汽门，灯亮； B)点击“关闭”，检查选中中压主汽门同侧中压 调节 汽门在 60 秒内 关闭，随后选中中压主汽门在 1 秒内快速关闭； C)点击“复位”，检查选中中压主汽门在开启后同侧中压 调节 汽门逐渐开启； D)选择另一个中压主汽门进行试验。 5.8.2.12 高压 调节 汽门活动试验 A)选中一个高压 调节 汽门，灯亮； B)点击“关闭”，检查选中高压 调节 汽门缓慢关闭至全关，其余高 调节 汽门缓慢开启维持机组负荷； C)点击“复位”，检查选中高压 调节 汽门缓慢开启，其余高压 调节 汽门缓慢关小维持机组负荷，直至各高压 调节 汽门开度一致； D)选另外高压 调节 汽门进行试验。 5.8.2.13 中压 调节 汽门活动试验 A)选中一个中压 调节 汽门，灯亮； B)点击“关闭”，检查选中中压 调节 汽门缓慢关闭至全关； C)点击“复位”，检查选中中压 调节 汽门缓慢开启； D)选另外中压 调节 汽门进行试验。 5.8.3 点击“阀门试验进入”退出阀门试验； 5.8.4 试验完毕 ,联系值长恢复原运行方式。 注 : 1)若在试验中关闭汽门时发现异常，按“保持”键 ,阀门保持不动 ,然后“复位”，退出试验 ； 2)试验中发现阀门有运行不畅时 ,应及时分析原因 ,是机械卡涩还是伺服阀或阀门控制板故障 ,然后及时联系检修 排除 ； 23 3）若在 试验中发生 DEH切至手动时，应退出试验，联系 热控 查找原因，只有 DEH在重新投入“自动”，方可继续进行试验。 5.9 主汽门、 调节 汽门严密性试验 5.9.1 在下列情况下应进行主汽门、 调节 汽门严密性试验： A)汽轮机组 A 级检修后 (无年度 A 级检修计划的机组在本年度第一次 B 级或 C级检修后 )； B)汽轮发电机组进行甩负荷试验前； C)自动主汽门、调节汽门解体检修或调整后。 5.9.2 试验方法 A)汽机转速至 3000rpm， 未并网，旁路投入运行， 运行稳定 B)检查所有设备运行正常，油系统运行正常，主汽压力至额定值； C)将 DEH 控制盘切至“ 自 动”； D)DEH 画面至 “ 汽门严 密性试验 ” 画面； E)进行主汽门严密性试验， DEH 控制盘按“主汽门 严密性 ”，观察 高、中压 主汽门 全 关； F)高、中压调门全开，汽机惰走 ； G)记录转速最后下降稳定的转速值； H)若汽轮机组转速连续下降至“可接受转速”以下时，即可判定主汽门严密性合格；若汽轮机组转速在“可接受转速”以上某一转速持续停留达 2 分钟 时，即可判定主汽门严密性不合格； I)试验结束 后按“主汽门严密性”，退出实验 ， 全开高、中压 主汽门，重新升速至 3000rpm； J)进行调门严密性试验， DEH 控制盘按“调门严密性”，观察高、中压调节汽门全关； K)高、中压主汽门全开，汽 机惰走； L)记录转速最后下降稳定的转速值； M)若汽轮机组转速连续下降至“可接受转速”以下时，即可判定调节汽门严密性合格；若汽轮机组转速在“可接受转速”以上某一转速持续停留达 2 分钟 时，即可判定调节汽门严密性不合格； N)试验结束后按“调门严密性”，退出实验，全开高、中压调节汽门，重新升速至 3000rpm； O) 汽门严密性试验不合格；查明原因，否则不可并网 P) 若不在额定压力下进行上述试验，应在额定压力 10MPa以上进行试验； Q) 合格转速 (可接受转速 )的定义： 当试验时主蒸汽压力为额定压力时，合格转速 为 1000r/min； 当试验时的主蒸汽压力在 50 100额定压力区域时，合格转速按下式修正： 额定压力实际压 力 1000 合格 转速 5.10 运行中 抽汽逆止门活动试验 5.10.1 此项试验应逐个 抽汽逆止门 分别进行 ； 5.10.2 联系值长 确认 现场满足做试验条件 ； 5.10.3 各级抽汽电动门及各级抽汽逆止门 在开启状态 ； 5.10.4 检查各级抽汽逆止门 在自动方式下运行 ； 5.10.5 在 CRT 上 分别手操 将 各级 抽汽逆止门关闭 ； 5.10.6 就地检查各级抽汽逆止门应自动关闭 ,无卡涩现象 ； 5.10.7 在 CRT 上 及时 将 各级抽 汽逆止门开启 ； 24 5.10.8 检查 各级抽汽逆止门应返回到全开位置，无卡涩现象 ； 5.10.9 若各级抽汽逆止门启闭不灵活 ,有卡涩现象， 必要时反复活动几次直到启闭灵活； 5.10.10 试验完毕 ,将系统恢复至试验前状态。 抽汽逆止门启闭不灵活 ,有卡涩，联系检修消除 ； 注意事项 及要求 : 1)通过在 DCS的 CRT关闭逆止门或用抽汽逆止门 就地 手动切断进 气 的方式逐个进行 (高排逆止门不做 )； 2)抽汽逆止门或抽汽电动门关闭时 ,其逆止门前后疏水阀应自动打开 ； 抽汽逆止门及抽汽电动门打开时 ,其逆止门前后疏水阀应自动关闭。 3）试验四级抽汽逆止门时，应保证汽动给水泵汽源不中断。 5.11 机组大联锁试 验 5.11.1 试验应具备的条件： 5.11.1.1 在机组启动前进行此项试验，应由总工程师或 指定专人负责组织实施，各有关单位的专职人员到场，由值长统一指挥， 联系锅炉、电气共同做机组大联锁试验。 5.11.1.2 投入主机润滑油系统、密封油系统，检查润滑油压正常，投入盘车。 5.11.1.3 投入 抗燃油 系统，油压正常。 5.11.1.4 投入压缩空气系统，空气压力正常。 5.11.1.5 开启定冷水泵或解除发电机断水保护。 5.11.1.6 联系热控强制 或解除 低真空保护。 5.11.1.7 检查发变组回路符合冷备用条件。 5.11.1.8 锅炉保持 FSSS 试验状态。 5.11.1.9 开启高压备用密封油泵，汽轮机挂闸。 5.11.1.10 开高、中压主汽门及 调节 汽门。 5.11.1.11 开 各级抽 汽电动门及逆止门。 5.11.2 试验方法： 5.11.2.1 汽轮机联跳发电机及锅炉： A)集控室或现场手动脱扣汽轮机； B)检查汽轮机 高、中压主汽门 、 调节汽门 关闭及汽轮机脱扣信号发，各级抽汽电动门及逆止门均关闭 ； C)检查发电机保护柜主汽门关闭信号发； D)锅炉 MFT； E)试验结束后，恢复上述试验措施。 5.11.2.2 发电机联跳汽轮机及锅炉： A)联系电气人员，手动启动发电机 任意跳闸 保护 ，发电机跳闸信号发 ； B)检查汽轮机跳闸，高、中压主汽门 、各调节汽门 关闭及汽轮机脱扣信号发； C)锅炉 MFT； D)试验结束后，恢复上述试验措施。 5.11.3 锅炉联跳汽轮机： A)锅炉手动 MFT； B)检查汽轮机跳闸，高、中压主汽门 、各 调节汽门 关闭及汽轮机脱扣信号发。 5.11.4 试验结束后，恢复强制措施。 5.12 主机润滑油系统联锁保护试验 25 5.12.1 主机交、直流润滑油泵、高压密封油泵低油压联锁试验 5.12.2 检查主机交、直流润滑油泵及高压密封油泵良好备用； 5.12.3 检查主机交、直流润滑油泵及高压密封油泵联锁在投入位置 ； 5.12.4 关闭润滑油至试验块进油门 ； 5.12.5 关闭 63-1/BOP 压力开关进口门 ； 5.12.6 缓慢开启 63-1/EOP 试验块泄油门 ； 5.12.7 当 EOP 试验块油压降至 0.07MPa 时 , 主机直流润滑油泵应自启动 ； 5.12.8 关闭 63-1/EOP 试验块泄油门，开启润滑油至试验块进油门 ； 5.12.9 开启 63-1/BOP 压力开关 进口门 ； 5.12.10 检查主机直流油泵运行正常 ； 5.12.11 检查试验块上油压表油压正常 ； 5.12.12 停止主机直流润滑油泵运行 ； 5.12.13 关闭润滑油至试验块进油门 ； 5.12.14 关闭 63-1/EOP 压力开关进口门 ； 5.12.15 缓慢开启 63-1/BOP 试验块泄油门； 5.12.16 当 BOP 试验块油压降至 0.08MPa 时 ,发出润滑油压低报警信号； 5.12.17 当 BOP 试验块油压降至 0.075MPa 时 , 主机交流润滑油泵、高压密封油泵应自启动； 5.12.17.1 关闭 63-1/BOP 试验块泄油门 ； 开启润滑油至试验块进油门； 5.12.17.2 开启 63-1/EOP 压力开关进口门； 5.12.17.3 检查高压密封油泵、主机交流润滑油泵运行正常； 5.12.17.4 检查试验块上 油压表油压正常； 5.12.17.5 解除主机直流润滑油泵联锁； 5.12.17.6 停止高压备用密封油泵、主机交流润滑油泵； 5.12.17.7 投入主机直流润滑油泵联锁； 5.12.17.8 将系统恢复至试验前状态； 5.12.17.9 试验结束，做好记录。 注：停机后做此试验应先开启主机交流润滑油泵。 5.12.18 主机交流润滑油泵跳闸主机直流润滑油泵联动试验 5.12.18.1 启动主机交流润滑油泵 ， 检查电流、压力及系统运行正常 ； 5.12.18.2 联系热控解除润滑油压 0.07MPa 主机直流润滑油泵自启动联锁 ； 5.12.18.3 联系热控检查联锁回路正常 ； 5.12.18.4 投入主机直流润滑油泵联锁； 5.12.18.5 就地按主机交流润滑油泵停止按钮 ； 5.12.18.6 检查主机交流润滑油泵跳闸 ； 5.12.18.7 主机直流润滑油泵应 自启动 ， 检查泵出口压力，电流正常 ； 5.12.18.8 复位声光报警信号 ； 5.12.18.9 启动主机交流润滑油泵 ； 5.12.18.10 停止主机直流润滑油泵运行 ； 5.12.18.11 联系热控恢复主机润滑油压低主机直流润滑油泵自启动联锁。 26 5.12.19 顶轴油泵低油压联锁试验 5.12.19.1 检查主机润滑油系统压力正常 ， 开启顶轴油 A 泵运行； 5.12.19.2 检查 顶轴 油泵联锁开关在投入位置 ； 5.12.19.3 缓慢开启顶轴油母管压力开关泄油门或由热控短接压力低信号 ； 5.12.19.4 当 顶轴油 母管油压降至 8MPa 时 ， 顶轴油 B 泵应自启动 ； 5.12.19.5 恢复短接接点 (或关闭压力开关泄油门 )； 5.12.19.6 停止顶轴油 A 泵运行 ； 5.12.19.7 按上述操作做顶轴油 B 泵联动试验； 5.12.19.8 完毕后恢复短接接点 (或关闭压力开 关泄油门 ) ，将系统恢复到试验前状态。 5.12.20 顶轴油泵联动试验 5.12.20.1 启动顶轴油 A 泵 ， 检查电流、压力及系统运行正常 ； 5.12.20.2 联系热控解除顶轴油母管压力 8MPa 顶轴油泵自启动联锁 ； 5.12.20.3 联系热控检查联锁回路正常 ； 5.12.20.4 将顶轴油泵联锁投入； 5.12.20.5 就地按顶轴油 A 泵停止按钮 ； 5.12.20.6 检查顶轴油 B 泵自启动 ； 5.12.20.7 按上述操作做顶轴油 A 泵联动试验； 5.12.20.8 完毕后恢复短接接点，将系统恢复到试验前状态。 5.12.21 顶轴油泵及盘车低油压联锁保护试验 5.12.21.1 检查润滑油系统压力正常 ,开启 顶轴油 A 或 B 泵 运行 ； 5.12.21.2 关闭顶轴油泵入口压力开关进油门； 5.12.21.3 打开压力开关泄油门 ,当油压下降至 0.021MPa 时顶轴油泵跳闸； 5.12.21.4 关闭压力开关泄油门； 5.12.21.5 打开压力开关进油门； 5.12.21.6 重新启动 顶轴油 A/B 泵 运行 ； 5.12.21.7 按盘车启动步骤启动盘车运行正常； 5.12.21.8 关闭顶轴油母管压力开关进油门； 5.12.21.9 打开压力开关泄油门 ,当油压下降至 4.2MPa 时盘车装置跳闸 ； 5.12.21.10 关闭压力开关泄油门； 5.12.21.11 打开压力开关进油门； 5.12.21.12 重新启动盘车装置； 5.12.21.13 短接盘车喷油压力 15 度时循环水 A 泵、循环水 B 泵操作开关应自动合上 ， 红灯亮 ； 5.19.4 检查出口蝶阀自动开完后 “ 全开”指示灯亮 ， “ 油泵运行”指示灯灭 ； 5.19.5 停运循环水 B 泵 ， 将循环水泵控制联锁开关切至 “ 投入”位置 ； 5.19.6 就地按循环水 A 泵事故按钮 ； 5.19.7 循环水 A 泵跳闸 ， 出口蝶阀自动关闭 ,信号报警灯亮 ； 5.19.8 循环水 B 泵自启动 ， 出口蝶阀自动打开 ， 复位循环水 B 泵操作开关 ； 5.19.9 将循环水泵控制联锁开关切至 “ 投入”位置 ； 32 5.19.10 就地按循环水 B 泵事故按钮 ； 5.19.11 循环水 B 泵跳闸 ， 出口蝶阀自动关闭 ， 信号报警灯亮 ； 5.19.12 循环水 A 泵自启动 ， 出口蝶阀自动打开 ， 复位循环水 A 泵操作开关 ； 5.19.13 切断冷却润滑水运行 ， 检查冷却润滑水流量低 (0.15MPa， 系统运行正常，投入辅助油泵联锁 ； 5.23.2.4 合上电动给水泵操作开关 ， 检查 CRT 红灯亮； 5.23.2.5 联系热控就地短接润滑油压高 0.28MPa 接点 ； 5.23.2.6 检查辅助油泵应自停 ； 5.23.2.7 联系热控恢复润滑油压高 0.28MPa 接点 ； 35 5.23.2.8 联系热控就地短接润滑油压低 0.10MPa 接点（或者停电动给水泵 辅助油泵 运行） ； 5.23.2.9 检查辅助油泵应自启动 ， 红灯亮 ； 5.23.2.10 试验结束，恢复被短接接点，将系统恢复至试验前状态。 5.23.3 电动给水泵保护试验 5.23.3.1 将电动给水泵电源开关送至试验位置 ， CRT 绿灯亮 ； 5.23.3.2 检查油箱油位正常 (1/2 3/4)， 辅助油泵电源已送 ； 5.23.3.3 开启辅助油泵 ， 检查母管油压 0.15MPa 及系统运行正常 ； 5.23.3.4 合上电动给水泵操作开关 ， 检查 CRT 红灯亮 ； 5.23.3.5 联系热控分别短接下列各保护跳闸接点，电动给水泵应跳闸 ， 绿灯亮 ， 事故喇叭响 ， 电动给水泵出水门应自动关闭 : A)液力偶合器工作油冷却器进口温度 (130 )； B)除氧器水位低 (-900mm)； C)给水泵进口门关闭 ； D)给水流量低于 148t/h 且 10 秒 后再循环未 打 开 ； E)润滑油压低至 0.08MPa 。 5.23.3.6 试验结束 ， 将系统恢复至试验前状态。 5.23.4 小机交流油泵低油压自启动试验 5.23.4.1 检查 小机交流 A 油泵 运行正常 ； 5.23.4.2 检查 小机交流 B 油泵 应具备启动条件 ； 5.23.4.3 小机润滑油压在 0.12 0.14MPa； 投入 小机交流油泵 联 锁 开关； 5.23.4.4 关闭 小机 润滑 油压 低压力开关 2APS 进油门 ； 5.23.4.5 打开 7YV 电磁试验阀或手动打开压力开关 2APS 泄油门 ； 5.23.4.6 当 2APS 上油压下降至 0.103MPa 时 ， 2APS 压力开关动作 ； 5.23.4.7 小机交流 B 油泵 应自启动 ； 5.23.4.8 检查 小机交流 B 油泵 运行正常 ， 停止 小机交流 A 油泵； 5.23.4.9 按上述方法试验 小机交流 A 油泵 低油压自启动； 5.23.4.10 试验结束 ， 恢复原运行方式。 5.23.5 小机直流润滑油泵低油压自启动试验 5.23.5.1 检查小机交流油泵运行正常 ； 5.23.5.2 检查小机润滑油压 在 0.12 0.14MPa； 5.23.5.3 关闭 小机 润滑油压低压力开关 3APS 进油门 ； 5.23.5.4 打开 8YV 电磁试验阀或手动打开压力开关 3APS 泄油门 ； 5.23.5.5 当 3APS 上油压下降至 0.07MPa 时 ， 3APS 压力开关动作 ； 5.23.5.6 检查小机 直 流润滑油泵应自启动 ； 5.23.5.7 恢复 8YV 电磁试验阀和 3APS 压力开关； 5.23.5.8 停运小机直流润滑油泵 ,试验结束。 5.23.6 小机低油压跳闸及盘车保护试验 5.23.6.1 检查小机交流油泵运行正常 ， 小机直流油泵应具备启动条件 ； 5.23.6.2 投入小机盘车装置运行正常 ； 36 5.23.6.3 联系热控复位小机 ETS 保护 ， 复位 ETS 盘后应无报警 ； 5.23.6.4 在 MEH 盘按小机“挂闸”键，灯亮 ， 现场检查 小机 主汽门开启 ； 5.23.6.5 关闭 4APS、 5APS、 6APS、 7APS 压力开关 进油门 ； 5.23.6.6 缓慢打开 4APS、 5APS、 6APS、 7APS 压力开关 泄油门 4APS、 5APS、 6APS 压力开关 ； 5.23.6.7 当 4APS、 5APS、 6APS 压力开关 油压降至 0.07MPa 时 ，其中有两个 压力开关接点闭合 时 ， 检查 ETS 盘“润滑油压 低 ”灯亮 ； 5.23.6.8 检查小机 MEH 盘“跳闸”与 ETS 盘“ 小机 跳闸”键灯亮 ， 小机主汽门关闭 ； 5.23.6.9 继续缓慢打开 7APS 压力开关 泄油门 或短接 7APS 压力开关 ； 5.23.6.10 当 润滑 油压下降至 0.027MPa 时 ， 7APS 压力开关接点闭合 ； 5.23.6.11 检查小机盘车装 置应跳闸 ； 5.23.6.12 试验结束 ， 恢复原运行状态。 5.23.7 小机 ETS 静态试验 5.23.7.1 检查小机油系统具备投运条件 ； 启动排烟风机运行正常； 5.23.7.2 开启一台小机交流油泵运行 ， 检查 润滑 油压正常 ； 5.23.7.3 抗燃油泵运行正常， 联系热控投运 MEH、 TSI 系统 ，强制各遮断信号 不发出 ； 5.23.7.4 在 MEH 盘按“挂闸”键 ， “ 挂闸 “指示灯亮 ； 5.23.7.5 小机 挂闸 成功 ； 点击“运行“按钮； 5.23.7.6 “运行“按钮灯亮， 检查主汽门全开 ； 5.23.7.7 小机轴向位移 (+0.40mm； -0.60 mm)越限试验 : 5.23.7.8 联系 热控 短接 TSI 来的汽机轴向位移 (+0.40mm； -0.60 mm)越限信号 ； 5.23.7.9 检查 ETS 盘上的“轴向 位移”灯亮 ， 遮断电磁阀 动作 ； 5.23.7.10 小机 安全油压泄去 ， 小机 主汽门关闭 ； 5.23.7.11 断开轴向位移越限接点 ， 清除“轴向位移” 遮断信号 ； 5.23.7.12 重新挂闸，点击“运行“按钮；检查 小机 主汽门全开；做以下遮断试验： A) MEH 的电超速（ 6327rpm） ； B) 小机 低真空 (0.048MPa)； C) 小机 排 汽 温度高（ 150） D） 轴承温度高（推力轴承钨金温度 95 、支持轴承巴氏合金温度 90） E） 抗燃油 压力低（ 7.8 MPa） 5.23.8 “ 外部 ”跳机信号检查 ETS 动作试验 ,联系热控短接“遥控”任一跳机信号： A)除氧器水位低 -900mm ； B)给水泵进口 门关闭； C)主给水泵流量低于 148t/h，且 10秒 内 再循环门未打开； D)前置泵跳闸； E)MEH两路电源失电。 注 :以上试验方法同轴向位移试验。 5.23.9 小机 跳闸 联锁电动给水泵试验 5.24.9.1 进行 5.24.8试验完毕后，重新将 两台小机 “挂闸”保持 主汽门在开启状态； 5.24.9.2 电动给水泵电源开关在试验位置，电动给水泵在备用状态，投入“给水泵联锁” ； 5.24.9.3 投入任意一台小机“ ETS”保护开关，联系热控短接保护开关，小机 跳闸 信号发出； 37 5.24.9.4 电动给水泵联锁启动； 5.24.9.5 重复做另一台小机； 5.24.9.6 小机 跳闸后 ，电动给水泵未 及时 联启，执行 ”RUNBACK”3（降至 90MW） . 5.23.10 小机 高压遮断电磁阀 试验 5.23.10.1 小汽轮机运行正常， 联系锅炉注意试验泵组负荷变化 ； 5.23.10.2 在 OIS 站 上调出“高压遮断试验”画面， 依次进行（ 1YV-4YV）四个电磁阀的试验； 5.23.10.3 点击被试验电磁阀，电磁阀应带电动作 ； 5.23.10.4 若试验成功，约 15 秒 内发出“成功”显示，电磁阀和压力开关状态恢复 ； 5.23.10.5 试验中应密切监视泵组运行情况。 注意事项： 运行中进行活动试验时若出现某一电磁阀动作不正常，应立即停止试验，汇报值长，同 时联系热控人员办理工作票后进行处理。 热控人员处理后，征得值长同意后，在热控人员指导和专业人员监护下方可进行试验、验收。 对故障情况和试验、验收结果应认真记录。 5.23.11 小机 主汽门活动试验 5.23.11.1 检查 小机 运行 正常 ， 联系 锅炉 退出 小机 “ CCS” ； 5.23.11.2 联系热控检查小机主汽门试验行程开关状态等正常 ； 5.23.11.3 通知锅炉注意泵组负荷变化 ； 5.23.11.4 在 OIS 站 上选择 按下“ 小机 主汽门试验”按钮 ； 5.23.11.5 检查 小机 主汽门 应缓慢 关 下，当接收到“试验到位” 后自动开启 ， 无卡涩现象； 5.23.11.6 检查 确认 “ 小机 主汽门开启” ； 5.23.11.7 试验完毕 ， 将系统恢复到试验前状态 ， 联系 锅炉 投入 小机 “ CCS” 。 注 : 若试验中发现 小机 主汽门 活动后不恢复原位 ， 应停止试验 ， 联系检修设法 手动打开主汽门 ， 若开启主汽门有困难 ， 影响机组运行时应及时开启备用给水泵。 5.23.12 小机 电超速保护试验 （确保一台给水泵运行 ，第一次试验小机主机与给水泵脱离，以后带给水泵改转速做通道实验，做试验前开启再循环，锅炉监视 给水 流量变化 ） 5.23.12.1 确认 小机 转速在 4000rpm； 进入小机画面； 5.23.12.2 选择 “电 气 超速试验” 按钮 ，选择“允许” ； 5.23.12.3 确认“转速自动”灯亮 ， 锅炉“自动”灯灭 ； 5.23.12.4 按“目标转速”按钮 ， 设置目标转速 6400rpm，设置升速率 400rpm/min， 小机转速 应 上升 ； 5.23.12.5 当转速上升至 6300 50rpm 时 ， 电超速保护动作 ； 5.23.12.6 ETS 盘上“电超速”“ 小 汽轮机跳闸”灯亮 ， “ 小 汽轮机挂闸”灯灭 ； 5.23.12.7 若转速升至 6350rpm 电超速保护不动作 ， 应立即手动脱扣停机 ； 5.23.12.8 检查 小机 主汽门、 调节 汽门关闭严密 ， 转速下降 ； 5.23.12.9 当转速下降至 5000rpm 时 ， 复置小机 ； 5.23.12.10 电超速保护合格后 ， 试验完毕 ， 将系统恢复到试验前状态。 5.24 加热器联锁保护试验 5.24.1 #5、 #6 低加水位保护试验 5.24.1.1 机组 运行 前 ， 联系热控解除 ETS 保护 ； 38 5.24.1.2 检查汽机挂闸正常 ； 5.24.1.3 打开 #5 低加进、出水门关闭其旁路门 ； 5.24.1.4 开启 #5 低加进汽电 动门 ， 检查其逆止门 已 自动开启 ； 5.24.1.5 联系热控就地短接 #5 低加水位低值 (-38mm)接点 ,检查水位低值报警 ,正常疏水门关闭（水位高于低值 20 秒后 ， #5 低加正常疏水门回到调节状态） ； 5.24.1.6 联系热控就地短接 #5 低加水位高值（ +38mm）接点，检查报警正常 ； 5.24.1.7 联系热控就地短接 #5 低加水位高值（ +88mm）接点，检查报警正常，开 #5 低加 事故 疏水门（水位回到高值延时 20 秒 ，关闭 #5 低加 事故 疏水门），关 #5 低加正常疏水门， 延时 5 秒 仍高， 关五级抽汽电动门，开五级抽汽 电动门后 管道气控疏水门 ； 5.24.1.8 联系热控就地短接 #5 低加水位 高值（ +138mm）接点， 关闭 五抽 逆止门 ， 开五级抽汽 逆止门前 管道气控疏水门 ， 关闭 #5 低加 事故 疏水门， #5 低加旁路门自动开启，进 、 出水门自动关闭 ； 5.24.1.9 联系热控恢复短接的信号 ， 检查恢复 #5 低加至试验前状态； 5.24.1.10 #6 低加水位低值，高值保护同 #5 低加； 5.24.1.11 联系热控就地短接 #6 低加水位高值（ +88mm）接点，检查报警正常，开 #5、 #6 低加 事故疏水门（水位回到高值延时 20 秒 ，关闭 #6 低加 事故 疏水门），关 #5、 #6低加正常疏水门（ #6 低加水位低于高值 20 秒后 ， #5 低加正常疏水门回到调节状态）， 延时 5 秒仍高， 关六级抽 汽电动门，开六级抽汽 电动门前 管道气控疏水门； 5.24.1.12 #6 低加水位高值 保护 同 #5 低加 ； 5.24.1.13 试验结束，将 #6 低加恢复。 5.24.2 #7、 #8 低加水位保护试验 5.24.2.1 机组 正常运行前 ； 5.24.2.2 打开 #7 低加出水门 ， #8 低加进水门 ； 5.24.2.3 关闭 #7、 #8 低加旁路门 ； 5.24.2.4 联系热控就地短接 #7 低加水位低值 (-38mm)接点 ,检查水位低值报警 ,正常疏水门关闭（水位高于低值 20 秒后 ， #7 低加正常疏水门回到调节状态） ； 5.24.2.5 联系热控就地短接 #7 低加水位高值（ +38mm）接点，检查报警正常 ，开 #7 低加 事故 疏水门（水位回到高值延时 20 秒 ，关闭 #7 低加 事故 疏水门） ； 5.24.2.6 联系热控就地短接 #7 低加水位高值（ +88mm）接点，检查报警正常，开 #6 低加 事故 疏水门，关 #6 低加正常疏水门 ， 关 #7 低加正常 /事故 疏水门， 延时 5 秒， #7/#8 低加旁路门自动开启，进 、 出水门自动关闭 ； 5.24.2.7 联系热控恢复短接的信号 ， 检查恢复 #7 低加至试验前状态； 5.24.2.8 联系热控就地短接 #8 低加水位低值 (-38mm)接点 ,检查水位低值报警 ,正常疏水门关闭（水位高于低值 20 秒后 ， #8 低加正常疏水门回到调节状态） ； 5.24.2.9 联系热控就地短接 #8 低加水位高值（ +38mm）接点，检查报警正常 ， 开 #8 低加 事故 疏水门（水位回到 正常 延时 20s，关闭 #8 低加 事故 疏水门） ； 5.24.2.10 联系热控就地短接 #8 低加水位高值（ +88mm）接点，检查报警正常，开 #7 低加 事故 疏水门，关 #7 低加正常疏水门 ， 关 #8 低加正常 /事故 疏水门， 延时 5 秒， #7/#8 低加旁路门自动开启，进 、出水门自动关闭 ； 5.24.2.11 试验结束，将 #7、 #8 低加恢复。 39 5.24.3 #1 高加联锁保护试验 5.24.3.1 联系热控解除“ ETS”保护， 检查汽机 主机 挂闸正常 ； 5.24.3.2 打开高加进 、 出口三通阀，给水走高加内部 ； 5.24.3.3 开启 #1 高加进汽电动门 ， 检查其抽汽逆止门应自动打开 ； 5.24.3.4 联系热控检查 #1 高加正常疏水与 事故 疏水调节阀为自动 ； 5.24.3.5 就地短 接 #1 高加水位低值（ -38mm）接点 ， 检查低值报警 ,关闭 #1 高加正常疏水门（水位高于低值 20 秒后 ， #1 高加正常疏水门回到调节状态） ； 5.24.3.6 就地短接 #1 高加水位高值（ +38mm）接点 ， 检查高值报警； 5.24.3.7 就地短接 #1 高加水位高值 （ +150mm） 接点 ， 检查高值报警 ， 自动打开 事故 疏水门（水位回到高值延时 20 秒 ，关闭 #1 高加 事故 疏水门）， 延时 5 秒水位仍高， 关一级抽汽电动门，开一级抽汽 电动门后 管道气控疏水门 ； 5.24.3.8 就地短接 #1 高加水位高值 （ +350mm） 接点 ， 检查高值报警 ， 关 #3 高加正常疏水门， 一抽 逆止门 ， 高 加组解列 ； 5.24.3.9 联系热控恢复所有被短接点 ； 5.24.3.10 检查 #1 高加正常疏水与 事故 疏水阀恢复至试验前状态 ； 5.24.3.11 试验结束恢复原运行方式。 5.24.4 #2、 #3 高加联锁保护试验 同 #1 高加；不同地方为高 值时 要 开启上一级 事故 疏水门， 关闭对应上一级正常疏水门。 5.25 真空严密性试验 5.25.1 检查机组运行正常 ,负荷 240MW,真空 0.0913MPa 稳定 ； 5.25.2 检查一台真空泵运行正常 ； 5.25.3 试启备用真空泵运行正常后停止； 5.25.4 记录试验前负荷、凝汽器真空、排汽温度及大气压力。 5.25.5 解除真空泵 “ 联锁 ” ； 5.25.6 停用运行真空泵，注意检查真空泵进气门联锁关闭； 5.25.7 以停用真空泵开始，每 分 钟 记录一次真空读数； 5.25.8 8 分钟 后自动启动真空泵，注意检查真空泵进气门联锁开足，凝汽器真空恢复正常。在 CRT 画面上将真空泵联锁开关投入； 5.25.9 在试验过程中，若 下降速率大于 1.0kPa/min 或 真空降至 89kPa 应立即停止试验，启动真空泵使凝汽器真空恢复正常 ，查明原因 ； 5.25.10 取后 5 分钟 真空下降平均值作为真空严密性试验结果； 5.25.11 试验完毕，汇报值长，做好记录。 注：真空严密性标准（每 分钟 下降值）：优 0.13kPa/min，良 0.27kPa/min，合格 0.4kPa/min。 5.26 真空系统联锁保护试验 5.26.1 真空泵低真空自启动试验 5.26.1.1 试验在机组启动前进行 ； 5.26.1.2 启动真空 A 泵，联系热控闭锁真空低，投入真空泵联锁 ； 5.26.1.3 联系热控短接凝汽器真空 3kPa 时进口蝶阀自动打开 ； 5.26.1.6 检查 真空 B 泵 运行正常，联系热控解除短接凝汽器真空 95kPa， 低真空联锁解除 ； 5.26.2.2 检查真空 A 泵运行正常 ； 5.26.2.3 投入真空泵联锁 ； 5.26.2.4 将真空 A 泵事故 开关置“跳闸”位置 ， 事故喇叭声响 ； 5.26.2.5 检查真空 B 泵应自启动 ； 5.26.2.6 检查 真空 B 泵 运行正常 ； 5.26.2.7 按上述方法试验另一台真空泵； 5.26.2.8 联锁试验结束 ， 恢复原运行方式。 5.27 汽轮机轴封供汽阀联动试验 （正常运行时，轴封汽为高压轴封漏汽自密封） 5.27.1 检查汽轮机转速 3000rpm， 未并网 ； 5.27.2 检查轴封供汽母管溢流阀电动旁路门关闭，打开前电动隔离门和后手动隔离门，检查汽封母管压力应无变化 ； 5.27.3 检查打开冷再至轴封供汽母管调节阀前的电动门和手动隔离门，检查汽封母管压力应无变化 ； 5.27.4 检查关闭主蒸汽至轴封供汽母管调节阀电动旁路门，打开前、后手动隔离门，检查汽 封母管压力应无变化 ； 5.27.5 检查各调节阀空气压力正常 ； 5.27.6 检查打开低压轴封供汽减温调节阀前 ， 后隔离门 ； 5.27.7 关闭辅汽至轴封供汽减温水电动隔离门 ； 5.27.8 当轴封母管压力降至 0.0276MPa 时，冷再供轴封用汽调整门自动开启维持轴封汽母管压力； 5.27.9 当轴封母管压力降至 0.0241MPa 时，辅蒸汽供轴封用汽调整门自动 开启 维持轴封汽母管压力； 5.27.10 当轴封母管压力降至 0.0207MPa 时，新蒸汽供轴封用汽调整门自动开启维持轴封汽母管压力； 5.27.11 当轴封母管压力高至 0.031MPa 时，轴封汽溢流门自动打开，维持轴封汽母管压力正常； 5.27.12 试验过程中监视汽 封减温阀工作正常 ， 控制低压汽封蒸汽温度 121 177 ； 5.27.13 试验过程若轴封汽溢流门工作不正常，则不应继续试验； 5.27.14 试验结束 ， 恢复至试验前状态。 注 :试验中若发现某调节阀动作不正常 ， 应停止该阀试验 ， 进行下一步试验。 6 汽轮机的启动 6.1 总则 6.1.1 下列操作需要总工程师主持并指定 发电部部长 ，专职工程师、值长等有关人员参加进行。 6.1.1.1 机组安装、 ABC 级检 修后的启动； 6.1.1.2 机组超速试验（充油）； 6.1.1.3 机组甩负荷试验； 6.1.1.4 调节系统试验； 41 6.1.1.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用。 6.1.2 机组遇到下列情况之一者，禁止启动或并网。 6.1.2.1 事故 保安器动 作不正常； 6.1.2.2 机组跳闸保护任一项工作不正常； 6.1.2.3 DEH 工作不正常，影响机组启动及正常运行时； 6.1.2.4 汽轮机高、中压主汽门， 调节 汽门及高排逆止门，抽汽管道逆止门任一动作不正常或卡涩关闭不严； 6.1.2.5 汽轮发电机转动部分有明显 摩 擦声； 盘车电流明显增大或大幅摆动； 6.1.2.6 机组主要监测控制仪表失灵或缺少，且无其它监视控制手段时（如转速表、轴向位移表、差胀表、缸胀表、 H2纯度表、 H2压力表等）； 6.1.2.7 汽轮机转子弯曲指示数值大于原始值 0.02mm,，原始值为 0.03mm； 6.1.2.8 汽机胀差大于 15.92mm 或小于 1.12mm； 6.1.2.9 机组主要辅机（ 抗燃油 泵、 主 机交流润滑油泵 、 主机直流润滑油泵 、顶轴油泵、 盘车等）任一工作不正常； 6.1.2.10 抗燃油 箱、主机润滑油箱油位低于极限值； 6.1.2.11 抗燃油 、主机润滑 油 质不合格； 6.1.2.12 汽轮机高中压缸 内壁 上下温差 42； 6.1.2.13 发电机定子未通水或水质不合格； 6.1.2.14 机组主要辅机联锁不合格时； 6.1.2.15 仪表和 热控 保护电源失去，各软操失常； 6.1.2.16 发电机内氢压低于 0.14MPa，氢气纯度低于 96%； 6.1.2.17 仪用压缩空气系统工作不正常时； 6.1.2.18 发电机密封油系统工作不正常； 6.1.2.19 厂用计算机工作不正常； CRT 工作不正常； 6.1.2.20 汽轮机 TSI 仪表工作不正常； 6.1.2.21 高、低压旁路故障； 6.1.2.22 轴封及辅助蒸汽系统故障。 6.1.3 机组主要监测控制仪表 6.1.3.1 汽机转速表 6.1.3.2 汽机轴向位移表 6.1.3.3 汽机差胀表 6.1.3.4 上、 下缸 内壁 温差 6.1.3.5 除氧器及凝汽器水位表 6.1.3.6 主机润滑油箱、 抗燃 油 位油位表 6.1.3.7 凝汽器真空表 6.1.3.8 主 (再热 )蒸汽压力及温度表 6.1.3.9 汽机振动表 6.1.4 机组状态划分规定： 6.1.4.1 汽机状态划分 42 A)冷态：高压调节级下半金属温度和中压第一级持环下半金属温度 204； B)热态：高压调节级下半金属温度或中压第一级持环下半金属温度 204。 6.1.4.2 机组启动方式选择 A)汽轮机均处于冷态时，机组按冷态启动方式启动，进入汽轮机的过热蒸汽至少有 56的过热度，但其最高温度不得超过 427，主汽门前蒸汽的压 力和温度应满足厂家提供的“主汽门前启动蒸汽参数”曲线要求、并根据高压调节级下半金属温度或中压第一级持环下半金属温度和“冷态启动暖机”曲线决定中速暖机时间，在任何情况下，不得减少中速暖机时间； B)汽轮机处于热态时，机组按热态启动方式启动，根据汽轮机金属温度要求控制过热蒸汽温度，进入汽轮机的过热蒸汽至少有 56 以上 的过热度，满足“主汽门前启动蒸汽参数”曲线、“热态启动曲线”要求。并根据汽轮机第一级下半金属温度和“热态启动曲线”决定升速率和 15MW 负荷暖机时间。 6.2 启动前的检查与准备 6.2.1 新安装或 A/B/C 级检 修后的机组 ，运行人员应对所有设备进行详细检查，进行必要的试验工作。 6.2.2 机组的启动必须在接到值长的命令后方可进行，并通知有关岗位，做好启动前的各项准备工作。 6.2.3 检查所有检修工作结束，工作票全部收回，拆除安全措施，查看检修交待。 6.2.4 检查所有设备周围清洁无杂物，保温良好，道路畅通照明完好。 6.2.5 确认各动力设备绝缘良好，各辅助设备、系统控制电源、气源已送上且无异常。 6.2.6 各辅机转动部分无卡涩，轴承润滑油、冷却水、密封水系统应正常，均具备启动条件。 6.2.7 确认 DEH 系统无异常， CRT 画面显示与设备实际状态相符，数据正确。 6.2.8 所有水位计、油位计均 在投入状态。 6.2.9 检查发电机绝缘监测装置在隔离状态，防止有油进入装置。 6.2.10 确认各设备调试正常，联锁保护试验合格。 6.2.11 联系化学准备充足的除盐水。 6.2.12 准备好启动用工具、仪器及各种记录。 6.2.13 按阀门检查卡，检查各系统阀门位置正确。 6.3 启动前的操作 6.3.1 联系值长，启动厂用压缩空气系统 及厂区工业水系统 。 6.3.2 投入油箱油净化装置。 6.3.3 检查润滑油温度 10 ，否则投入电加热，将润滑油温度升至 10以上。根据需要，投入主油箱电加热装置 “自动”。 6.3.4 投入润滑油系统。 6.3.5 确认主油箱油位在 150mm 范围内。 6.3.6 启动主机润滑油箱排烟风机，另一台投自动。 6.3.7 启动 主机交流润滑油泵和高压备用密封油泵。 6.3.8 进行各油泵的自启动试验，试验完毕后，主机交流润滑油泵，高压备用密封油泵运行，主机直流油泵投联锁。 6.3.9 检查主机润滑油压 0.096 0.124MPa,高压备用密封油泵出口油压在 0.8 0.9MPa。 6.3.10 投入密封油系统。 6.3.11 发电机充氢： 6.3.11.1 用 C02 置换发电机内空气。 43 6.3.11.2 用 H2置换 C02 6.3.11.3 发电机内氢气纯度 96，提升氢压至 0.2MPa。 6.3.12 启动发电机定子冷却水泵，投入发电机定冷水系统，检查电流、出口压力、声音、振动正常，另一台投自动。 6.3.13 启动顶轴油泵， 投入盘车装置 ； 6.3.14 启动循环水系统、开式 水系统： 6.3.14.1 对凝汽器 水侧 注水排气。 6.3.14.2 启动一台循环水泵，检查出口蝶阀联动正常，当出口压力达到 0.11MPa 后，将另一台循环水泵联锁投入。 6.3.14.3 启动一台开式循环冷却水泵，另一台投自动，投入开式水冷却系统。 6.3.15 检查膨胀水箱水位正常，启动一台闭式循环冷 却水泵，另一台投自动，投入闭式水冷却系统 。 6.3.16 启动一台 抗燃油 泵，另一台投自动，检查 抗燃油 系统运行正常。 6.3.17 凝结水系统冲洗启动 6.3.17.1 启动凝结水输送泵，向凝汽器 热井补 水，并对凝结水系统排空气。 6.3.17.2 启动一台凝结水泵，检查电流、出口压力、声音、振动、轴承温度正常。 6.3.17.3 凝结水压力正常后，将另一台凝 结水泵投自动。 6.3.17.4 开启凝结水至除氧器上水调门，冲洗凝结水系统及除氧器。 6.3.17.5 除氧器及凝结水系统冲洗合格，将除氧器水位投自动。 6.3.18 投入厂用辅助蒸汽系统。 6.3.19 除氧器上水加热 6.3.19.1 检查除氧器水位 600 700mm 正常，除氧器水位自动投入。 6.3.19.2 开启辅汽联箱至除氧器加热门， 启动温升 2 /分， 控制除氧器压力在 0.147MPa 左右，注意除氧器振动情况。 6.3.19.3 联系化学化验除氧器水质，若不合格应放水。 6.3.20 根据锅炉需要，启动电动给水泵或汽动给水泵前置泵向汽包上水。 6.3.21 投入轴封系统运行 6.3.22 抽真空： 6.3.22.1 确认真空泵系统符合运行条件，关闭凝汽器真空破坏门 。 6.3.22.2 开启凝汽器真空破坏门注水门，注水至溢流后关闭。 6.3.22.3 联系锅炉关闭再热器的所有空气门。 6.3.22.4 确认两台真空泵的分离器水位正常，各泵冷却器投入。 6.3.22.5 启动两台真空泵，确认泵入口蝶阀自动开启。 6.3.22.6 检查真空泵系统运行正常，凝汽器真空上升。 6.3.22.7 真空高于 87kPa，停一台真空泵，投入真空泵联锁。 6.3.23 检查主、再热蒸汽及旁路管道、汽机本体疏水门开启。 6.3.24 对机组进行全面检查，真空高于 27kpa,一切正常后，通知锅炉点火。 6.3.25 根据需要，启动电动给水泵或用辅汽冲转一台汽动给水泵，向锅炉上水。（若用辅汽冲小机，应解除“汽机跳闸”及“锅炉 MFT”跳小机的信 号，并网后恢复） 6.3.26 锅炉点火后的工作 44 6.3.26.1 随着锅炉的升温升压，根据锅炉需求，投入高 、 低压旁路系统 ，投入锅炉 冷渣器 冷却 水 。 6.3.26.2 检查低压缸喷水阀水源正常，阀门动作正常。 6.3.26.3 检查高 、 中压主汽门， 调节 汽门关闭严密，盘车运行正常。 6.3.26.4 检查汽缸温度、温差正常，做好冲转前的各项记录。 6.4 冷态启动 6.4.1 汽轮机冲转条件 6.4.1.1 主蒸汽压力 4.2 5.0MPa，主蒸汽温度 320 350。 6.4.1.2 再热蒸汽温度 250 300。 6.4.1.3 凝汽器真空 75kPa 以上。 6.4.1.4 抗燃油 压 12.4 14.8MPa，油温 21。 6.4.1.5 润滑油压在 0.096 0.124MPa，油温 21。 6.4.1.6 转子晃动值 原始值 +0.02mm，大轴偏心 0.076mm。 6.4.1.7 高 、 中压缸 内壁 上下温差 42。 6.4.1.8 发电机氢压 0.20MPa，氢气纯度 96。 6.4.1.9 密封油与氢气压差 0.084Mpa。 6.4.1.10 DEH 控制器盘面检查 A)检查 DEH CRT 画面， #l #2 高压主汽门、 #l #4 高压 调节 汽门、 #1 #2 中压主汽门、 #1 #2 中压 调节 汽门开度指示为 0。 B)盘车运行， DCS 的 CRT 画面显示盘车运行。 C)“脱扣”指示灯亮， CRT 画面显示转速。 D)阀门试验在“退出”位置。 E)控制方式在“自动”位置。 F)旁路方式为“旁路切除”。 G)阀位限制在“ 100”。 H) “单阀”键灯亮。 I)“调节级压力回路”退出。 J)“转速回路”投入 K)“功率回路”退出。 L)“定压投入”退出。 M)“操作员 TPC”退出。 N)“遥控 TPC”退出。 6.4.2 汽机挂闸 6.4.2.1 全面检查无异常，作好各项记录。 6.4.2.2 调整高、低 压 旁 路 开度，保持主 、再 蒸汽压力、温度稳定 （不带旁路运行时，先 关闭高压旁路，待再热蒸汽压力为零后，再关闭低压旁路。 ）。 6.4.2.3 在 DEH 画面上点击“挂闸”按钮 ， CRT 画面显示“挂闸” 灯亮 ，检查通风阀开启正常 。 6.4.2.4 投 ”主汽门控制”， 设定阀位限制在“ 100” ， CRT 画面显示 #1 #4 高压 调节 汽门自动开到 100开度， #1、 #2 中压主汽门开全 。 （不带旁路运行 中压调节汽门 开全） 6.4.3 冲转升速 45 6.4.3.1 冲转升速至 600rpm A)按“升速率”键，用数字键设定升速率 100rpm/min； B)按目标值键，用数字键设定目标转速 600rpm,“保持”灯亮； C)按“进行”键，灯亮，“保持”键灯灭，汽轮机开始升速； D)当汽轮机转速大于 3rpm 时，检查盘车应自动退出，停止盘车电机运行，否则应打闸停机，查明原因，待故障消除后方可重新启动； E)当转速达 600rpm 时， “进行”键灯灭，“保持”键灯亮。 就地打闸，进行汽轮机摩擦检查 ，倾听机内声音应正常后， 在转子尚未停止前，汽轮机重新挂闸，并升速至 600rpm； F)倾听机组声音、振动正常； G)检查各轴承回油正常、金属温度正常； H)汽轮机各轴瓦处轴振 0.076mm； I)检查 TSI 及 ETS 无报警信号发出； J)排汽温度到达 80，检查低压缸喷水阀自动打开； K)检查主机润滑油温、 抗燃 油 温正常，根据情况投入冷却器； L)检查密封油及氢气系统 运行 正常。 6.4.3.2 升速至 2040rpm A)全面检查机组运转正常，设定目标转速 2040rpm，升速率 100rpm/min； B)按“进行”键，机组开始升速； C)检查转速在 800rpm 时， 顶轴油泵应自停 ，否则手动停 止； D)注意临界转速下不得停留，应迅速通过； E)升速过程中，若需要转速保持，应遵循“汽轮机暖机转速建议”中推荐的转速保持范围，即避开临界转速； F)根据本扩温度，关闭主蒸汽管道疏水； G)转速升至 2040rpm，“进行”键灯灭，“保持”键灯亮。 6.4.3.3 2040rpm 暖机 A)当中压主汽门前蒸汽温度达 260时，开始计算暖机时间。冷态暖机 3 小时左右； B)暖机时间根据“暖机时间曲线”来确定； C)暖机期间控制高压主汽门进汽温度 427，保持再热蒸汽温度 260以上； D)在任何情况下不得减少暖机时间； E)在整个暧机过程中， DEH 的 CRT、 TSI 等各监视参数无报警； F)检查凝汽器、除氧器、各加热器水位正常，各辅机系统运行正常； G)根据油、水、氢、风温度，投入冷却器，调整冷却水量，使其保持在正常范围。 6.4.3.4 升速至 2900rpm A)高压第一级金属温度及中压持环金属温度达 204， 暖机结束，设定目标转速 2900 rpm，升速率 100rpm/min。按“进行”键，灯亮，“保持”键灯灭，汽机开始升速； B)当转速升至 2900rpm。“进行”键灯灭，“保持”键灯亮。 6.4.3.5 阀切换 A)按“高 调 控制 ” 按钮，“调门控制 ” 灯亮，”主汽门控制”灯灭； B)通过 DEH 画面观察切换过程； 46 C)高压 调节 汽门从全开逐渐关小，当实际转速下降 3Orpm 以上，高压主汽门逐渐开启直至全开，切换到高压 调节 汽门控制； D)切换时间 2min； E)阀切换结束后，转速应维持在 2900rpm。 6.4.3.6 升速至 3000rpm A)设定升速率 100rpm/min,目标转速 3000rpm； B)按“进行”键灯亮，“保持”健灯灭，汽机开始升速； C)转速大于 2950rpm 时，升速率自动变为 50rpm/min； 转速升至 3000rpm，“进行”键灯灭。 6.4.3.7 汽轮机全速后做试验（手动脱扣试验和充油试验） 6.4.3.8 汽机试验完毕后移交电气做试验 6.4.3.9 全速后的工作 A)根据中压缸进汽温 度，查“空负荷和低负荷运行导则 ” ，确认低压缸排汽压力值； 1） 若中压缸进汽温度超限，应在 5min 内使发电机并网，带初始负荷，否则减速至 2040rpm 保持 15min； 2） 若仍超限，减速至 600rpm； 3） 若仍超限，应脱扣停机。 B)就地检查主油泵出口油压在 1.8 2MPa；进口油压在 0.15 0.3MPa； C)停止主机交流润滑油泵和高压备用密封油泵，并投入联锁； D)检查确认发电机氢气系统运行正常； E)检查发电机定子冷水系统正常； F)检查密封油系统运行正常。 6.4.4 并列带负荷 6.4.4.1 并列带初负荷 A)根据值长的命令，按“ 自动同期 ” 键灯亮，汽轮机的转速即被切换到由 自动同期 装置控制，联系电气并网； B)机组并网后，“ 自动同期 ”灯灭， 检查通风阀应自动关闭， 否则手动关闭， DEH 的 CRT 画面显示“转速投入”自动变为“一次调频”； C)根据主汽参数、金属应力，尽快将机组带到 17.2MW； D)根据需要在 DEH 操作盘上投入“调节级压力回路”或“功率回路”及“一次调频”； E)在 17.2MW 负荷下稳定运行至少 30 分钟 ，在此期间，主汽门进口蒸汽温度每变化 2另外再增加 1 分钟 的稳定时间； F)若中压缸进汽温度超限，应增加负荷，使其大于 17.2MW； G)检查汽轮机振动、差胀 、缸胀、轴向位移、各轴承金属温度及回油温度正常，润滑油压、 抗燃油 压正常，各冷却器工作正常， 进汽阀 温差和汽缸上、下温差正常； H)汽轮机初负荷暖机结束后，检查汽缸膨胀应正常。 6.4.4.2 升负荷至 30MW A)联系锅炉，设定目标负荷 30MW，负荷变化率 2MW/min，按“进行”键灯亮，“保持”键灯灭，机组开始升负荷； B)负荷升至 30MW，“保持”键灯亮，检查主汽压力 5.0MPa 左右 ，主汽温 330，再热汽温 280 以上 ； C)检查凝结水泵再循环在自动位置； 47 D)检查中压主汽门前汽机所有疏水均已自动关闭； E)机组若要做超速遮断试验应在 30MW 负荷至少连续运行 4 小时。 6.4.4.3 升负荷至 60MW A)设定目标负荷 60MW，负荷变化率 3MW/min，按“进行”键灯亮，“保持”键灯灭，机组开始升负荷； B)当负荷升至 45MW，检查低压缸喷水阀自动关闭； C)当 负荷升至 60MW，“保持”键灯亮，主蒸汽压力应达到 6.8Mpa ，主蒸汽温度达到 380，再热蒸汽温度达到 325； D)当负荷升至 60MW，检查四抽电动门自动开启； E)当负荷高于 60MW 且四抽压力高于 0.15MPa 时，将除氧器汽源由辅汽联箱切至四抽； F)检查确认中压主汽门后疏水应自动关闭； G)若高加不随机滑启，应依次投入 #3、 #2、 #1 高加； H)负荷 60MW，暖机 3 小时。 6.4.5 升负荷至 120MW A)设定目标值 120MW，负荷变化率 3MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷； B)负荷 75MW，检查机组轴封切换为自密封。 小机未启动时， 启动 A/B 前置泵暖泵， A/B 小机暖管正常，冲转； C)当负荷升至 90MW 时， 配合 电气，进行厂用电倒换操作。 给水量 30，检查除氧器水位控制 投 自动 ； D)负荷升至 105MW，检查主蒸汽压力应达 9.31MPa。主蒸汽温度应达 450，再热蒸汽温度应达 400； E)负荷升至 120MW 时，“保持”键灯亮，暖机 3 小时； F)负荷 120MW 时，汽压 10MPa，主汽温 485，再热汽温 430； G)将辅汽联箱供汽切至本机冷再供汽； H)汇报值 长 ， 用四抽启动一台汽动给水泵，检查给水泵运行正常 ，并入系统 。 6.4.6 升负荷至 180MW A)设定目标负荷 180MW，负荷变化率 3MW/min。按“进行”键，机组开始升负荷； B)负荷升至 150MW，检查主蒸汽压力应达 12.0MPa。，主蒸汽温度应达 538，再热蒸汽温度应达 490； C)负荷 180MW 时“保持”键灯亮，暖机 3 小时； D)负荷升至 180MW，检查主蒸汽压力应达 13.7MPa，主、再热蒸汽温度应达额定值 538；根据真空情况，汇报 机组长 ，启动另一台循环水泵运行 （循泵低速 运行时 ） ； E)若机组启动时采用电动给水泵上水，应启动另一台汽动给水泵，停止电动给水泵，转入备用；若机组启动时采用辅汽冲转汽动给水泵上水，应将汽动给水泵汽源由辅汽切换至四抽 ， 稳定运行后 ， 停止电动给水泵，转入备用。 6.4.7 升负荷至 240MW A)设定目标负荷至 240MW,负荷变化率 5MW/min，按“进行”键，机组开始升负荷； B)负荷升至 240MW，主蒸汽压力达