汽轮机启动、运行说明书全解

1、Z766.05/01CC330 -16.67/(6.7)/0.8/538/538型再热抽汽凝汽式汽轮机汽轮机启动、运行说明书北京全四维动力科技有限公司南京汽轮电机（集团）有限责任公司Z766.05/0189北京全四维动力科技有限公司代 Z766.05/01代替共96页 第1页南京汽轮电机（集团）有限公司CC330-16.67/（6.7）/0.8/538/538型抽汽凝汽式汽轮机启动、运行说明书编制：安俊伟2008.08.23校对：杨舰2008.08.23审核：王蕴善2008.08.23会签：标准审查：郝思军2008-10-6审疋:马艳增2008-10-6批准：标记数量页次文件代号简要说明签名磁

2、盘（代号）底图号旧底图号归档丿序号尸片 早-节名称页码1、 、- 刖言421机组启动前的准备工作631-1机组启动所必备的条件641-2机组启动前的检查752中压缸启动（IP）1062-1冷态启动（IP）1172-2温态启动（IP）1882-3热态、极热态启动（IP）2393高中压缸联合启动（HIP）27103-1冷态启动（HIP）27113-2温态启动（HIP）37123-3热态、极热态启动（HIP）42134运行47144-1正常运行47154-2变负荷运行49164-3异常运行51175工业抽气及供热工况的启动、运行54185-1抽汽供热投入前的准备工作54195-2抽汽供热的投入552

3、05-3抽汽供热工况的切除、停机56215-4供热运行的日常维护57226停机58236-1滑参数停机59246-2额定参数停机62256-3紧急停机63267启动、运行限制要求65277-1机组禁止启动运行限制要求65287-2机组启动、运行的限制值67297-3般注意事项73307-4定期检查试验76318机组启停辅助操作78328-1高压缸预暖78338-2咼压缸夹层加热糸统81348-3汽轮机低压缸喷水84358-4事故排放系统8536附图启动曲线86、八刖.言本说明书的启动模式，是根据我公司新设计330MW汽轮机本体结构特点，参考国内同类型机组的运行经验，配合高压抗燃油数字电液控制系

4、统（DEH）的技术特点提出来的，适用于我公司设计新一代全电调型抽汽凝汽式330MW气轮机。汽轮机启动操作方式有三种，即“自启动方式”、“操作员自动 方式 和“手动方式”。运行人员可根据现场实际情况选择使用。在“自启动方式” ，DEH控制系统的 ATS处于“控制状态” 。ATS根据机 组的状态， 控制汽轮机自动完成冲转、升速、同 期并网、带初负荷 等启动 过程。有关“自 启动方式”详细操作和监视要求见高压抗燃油数字电 液 控制系统（DEH）使用说明书（由DEH供货商提供）。在“操作员自动方式 ”，DEH控制系统的 ATS不参与控制而处于“监视 状态”，由运行人员根据汽轮机本体状态和本说明书提供的

5、启动操作程序， 在操作盘上手动给定转速或负荷的目标值和变化率，由DEH的基本控制系统按照运行人员给出的目标值和变化率自动完成冲转、升速、同步 和带负 荷操作。DEH系统通过 CRT显示自动监视启动参数，越限时发出“报警”或“遮 断”信号，指导运行人员 进行操作，并可通 过打印机打 印出当时的 和历史的数据，供运行人员研究分析。在“手动方式”，运行人员通过操作员站上“手动增”或“手动减”按钮增、减油 动机阀位。在这种情况下，DEH的各反馈控制 回路被切除，系 统处于开环运行状态。本说明书制订的机组启动运行和停机步骤仅适用于“操作员自动方式”（即ATS监视状态）。用户应根据本说明书编制现场运行规程

6、。用户可 以根据已建 立起来的运行经验，在实际操作中进 行修正，但启动运 行中的 各项控制指 标均以本说明书的要求为准。对新机 首次启 动应适当减 小升速 率和升负荷率，并在各负荷点适当延长稳定运行时间。有关汽轮机的技术数据、结构特点等可 参阅我公司随机供给用 户的技 术文件、图纸资料及说明书。汽轮机启动状态依据汽轮机启动前高压内缸上半内壁(调节级 处)金属温度确定，具体如下：冷态启动： 150 C温态启动：150 C300 C热态启动:300 C400 C极热态启动： 400 C本机组具有中压缸启动和高、中压缸联合启动运行模式，推荐优先考虑中压缸启动。如果锅炉和旁路系统不能适应时，也可仅用高

7、、中压缸联合启动。如采用中压缸启动用户则需配置中压缸启动相关部套。新机做甩负荷试验时，必须通知制造厂，由制造厂与 用户共同商讨试 验要求。本说明书中的蒸汽压力均为绝对压力，油压均为表压。真空均按标准 大气压换算得出，即：真空水银柱(mmHg)=760(mmHg)-排汽绝对压力(MPa) X7500(mmHg/MPa)用户应参照本地的海拔高度和当时的气候条件按下述公式进行修正：真空水银柱(mmHg)=当地大气压(mmHg)-排汽绝对压力(MPa) X7500(mmHg/MPa)本说明书的所附曲线，仅供CC330 -16.67/ ( 6.7 ) /0.8/538/538 型机组使用，其它类型机组不

8、能通用。DEH系统用户自己成套，文中涉及DEH描述以用户实际系统为准。1机组启动前的准备工作机组启动前，应按本说明书的规定仔细 作好准备和检 查工作。除按本 说明书的规 定执行外，用户还应对照制造厂提供 的其他技术文件并 参照电 力行业的有关规定，作好机组启动前的准备和检查。1-1机组启动所必备的条件1) 机组各部套齐全，各部套、各系统均按制造厂提供的图纸、技术文件 和安装要求进行安装、冲洗、调试完 毕，各部套、 各系统 联接牢固、 无松动和泄漏、各运动件动作灵活、无卡涩。各部套、各 系统清 洁度 必须达到JB/T4058-1999汽轮机清洁度有关规定要求。2) 新机组安装完毕或运行机组检修结

9、束，在投运前油系 统必须进行油 冲洗，冲洗验收须符合GB/T10968-1989汽轮机投运前油系统冲洗技术条件有关规定。抗燃油系统验收须符合EH系统说明书有关规定。3) 需作单独试验的部套、系统必须试验合格，满足制造厂的安装试 验要 求。4) 机组配备的所有仪器、仪表、测点必须齐全，安装、接线正确、牢固。所有仪器、仪表和电缆检验合格。5) 机组必须保温良好，本体 部分应按制造厂 提供的汽 轮机保 温设计 说 明书进行保温，管道及辅助设备等应按电力行业有关规定进行保温，保温层不得 有开裂、脱落、水浸、油 浸等现象 存在，保温 层与基 础等 固定件间应留有足够的膨胀间隙。6) 现场不得有任何防碍操

10、作运行的临时设施(按电业安全法规执行)。7) 机组运行人员和维护人员必须经过专门培训，熟悉各分管设备的位置、结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理方法。1-2机组启动前的检查本检查通用于中压缸启动（IP）和高中压缸联合启动（HIP）。检查完到正式启动间隔时间不得过长（一般不要超过 10天）。1）向DEH系统供电，检查各功能模块的功能是否正常。检查与CCS系统和TBS系统（旁路控制系统）I/O接口通讯是否正常。2）检查TSI系统功能。3）检查集控室及就地仪表能否正常工作。4）检查润滑油箱和抗燃油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验。5）检查各辅助油泵工作性能，电气控制

11、系统必须保证各种辅助油泵能正常切换。6）检查抗燃油系统各油泵工作性能，电气控制系统必须保证各油泵能正常切换。7）检查润滑油温、油压和油位是否正常。8）检查抗燃油温、油压和油位是否正常。9）检查顶轴油泵工作性能。首次启动应进行顶起试验，按顶起油压和顶起高度要求调整节流阀的开度，并记录各瓦顶起油压和顶起高度。10）启动排烟风机，检查风机工作性能。风机工作时，油箱内负压应维持在196245Pa，轴承箱内负压应维持在98196Pa。油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸进粉尘。11）检查调节、保安系统各部件的工作性能是否满足要求。12）检查抗燃油供油系统各部件的工作性能是否满足要求。13）启动顶轴油

12、泵后，确信转子已顶起方可进行盘车投入、甩开试验，甩开时采用盘车电机反转方式。注：当润滑油压小于0.08MPa、顶轴母管油压小于9.8MPa，盘车零转速自动和手控自动投入均投不进。这是通过压力开关进行电器联锁来实现以防止机组轴承巴氏合金在供油不充分情况下引起磨损。详见盘车装 置使用说明书。14）投盘车后，检查并记录转子偏心度，与转子原始值相比较（其变化量 不得超过0.03mm），确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分有无摩擦声。注：转子原始值是在现场轴系联接好后，最初盘动转子，在给定的部位， 用机械式转子弯曲测量仪测得的转子偏心度即外圆跳动值。该值不得大于0.02mm。15）关闭真空破坏阀，向凝汽

13、器热井补水，投入主抽汽器， 使凝汽器投入运行。检查凝汽系统设备工作是否正常。16）检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站、温度控制站和溢流站能否正常工作。17）检查疏水系统各气动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验。18）检查高排逆止门和所有抽汽止回阀能否正常工作，并进行联动试验。19）检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀能否正常工作， 并进行系统正常开关试验。检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀的电磁阀 工作特性是否正常。20）在凝结水泵投入后，对低压缸喷水装置进行参数整定，其整定值为：排汽温度80 C自动投入；排汽温度 65 C自动切除。并进行低压缸喷水冷却系统正常开关试验。21

14、）应对高压主汽阀、中压主汽阀、高压调节阀和中压调节阀进行静态试验并整定。22）在冲转前进行轴向位移保护试验和其它电气试验以上各项检查与试验按各相关说明书进行。2中压缸启动（IP）采用中压缸启动，是为了较 快的提高中 压缸缸温，防 止高压 缸排汽温 度超温，达到缩短启动时间和减小机组寿命消耗的目的。采用中压缸启动，旁路容量需满足要求（ 35%MCR）旁路系统需投入 正常，并最好是处于自动状态。2-1 冷态启动（IP）1. 冲转前的准备1）向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态。2）启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态03）启动抗燃油泵，确认抗燃油供油系统处于正常工作

15、状态。4）投盘车，并保证在冲转前盘车时间不少于4h o5）按1-1节再次检查润滑油系统、抗燃油系统、DEH和TSI系统、及盘车装置。6）建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到16.7kPa以下。7）在确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力为 0.123MPa，温度 210 C260 C。8）按“挂闸”按钮，机组挂闸。9）进行高压缸和阀壳预暖，见8-1节。10）打开高压段、中压段、低压段疏水阀。11）确认高压主汽调节阀、高排逆止门已完全关闭。12）TSI测量数据显示是处于允许范围。13）确定冲转蒸汽参数(1)主蒸汽压力为3.45MPa ;再热蒸汽压力为0.686MPa ;主

16、蒸汽温度为300 C；再热蒸汽温度为237 C。14）确定启动过程中蒸汽温度变化率：主蒸汽 温升率w 1.5 C /min ；再热蒸汽温升率w 2C /min ;高中压外缸金属温升率w1.5 C /min 。参见第3-1节第1条16项；15）冲转前低压旁路操作要求当主蒸汽压力升到3.45MPa时高压旁路应投压力反馈自动控制，维持主蒸汽压力 3.45MPa ;当再热蒸汽压力升到0.686MPa时，低压旁路应投压力反馈自动控制，维持再热蒸汽压力0.686MPa。2. 冲转1）确认危急遮断器滑阀已挂闸。2）投入汽缸夹层加热，详见8-2节。3）确认启动方式是处于“中压缸启动”状态。4）开启高、中压主汽

17、阀。5）确认通风阀（VV阀）处于关闭状态；VV阀后的手动阀处于关闭状态，高压调节阀处于关闭状态。6）转速目标 500r/min。7）升速率 100r/min/min。8）逐渐开启中压调节阀，机组按给定的升速率增加转速；当转速大于盘车转速时，盘车装置自动脱开，否则应立即停机。3. 500r/min 检查在此转速下对机组作全面检查，主要检查有无动静摩擦，停留时间不得超过5min。4. 1200r/mi n 中速暖机以100r/mi n/mi n升速率提升转速至1200r/mi n 进行中速暖机。1）确认顶轴油泵已停。2）检查所有监控仪表。3）在此转速下暖机30min，在此期间应监视高中压缸排汽处金

18、属温度，当高压排汽口下半内壁金属温度达200 C时，应开启 VV阀，并调整 VV阀后手动门开度，控制该金属温度在200 C左右。4）暖机结束A. 若高压排汽口下半内壁金属温度已达200 C；中压排汽口下半内壁金属温度已达130 C,则以100r/mi n/min 升速率提升转速目标 3000r/mi n。以升速率为200-300r/mi n/mi n平稳通过临界转速。B. 若高、中压排汽口下半内壁金属温度未达到上述要求，则以100r/mi n/min升速率提升转速目标2000r/min ，进行高速暖机。5. 2000r/mi n高速暖机1）在转速由1200r/min 升至2000 r/min过

19、程中，机组应迅速平稳地通过轴系各阶临界转速，通过临界转速时轴承盖振动不应大于0.10mm（峰、峰值），否则打闸停机。2）在此转速下暖机30min，在此期间应监视高中压缸排汽处金属温度，当高压排汽口下半内壁金属温度达200 C时，应开启 VV阀，并调整 VV阀后手动门开度，控制该金属温度在200 C左右。3）高速暖机时可通过调整通风阀后的手动阀开度，控制高压排汽口下半内壁金属温度达到200 C左右，若此时温度仍达不到要求，可适当开启倒暖阀前的手动阀。4）当高压排汽口下半内壁金属温度达200 C；中压排汽口下半内壁金属温度达130C,继续暖机30min，高速暖机结束。5）以100r/mi n/mi

20、 n升速率提升转速至3000r/min 。6. 3000r/mi n额定转速在此转速下进行空负荷暖机30min。1）使凝汽器压力小于13kPa，投低真空保护。2）排汽温度80C时，低压缸喷水系统应自动投入3）TSI监视系统项目应在允许范围内。4）检查润滑油系统.（1）主油泵出口油压在正常值，见第7-2节2项第1条。（2）润滑油压在正常值，见第7-2节1项第2条。（3）润滑油进油温度在正常值，见第7-2节1项第2条。5）检查抗燃油系统；抗燃油压在正常值，见第7-2节1项第2条。6）参数要求（1）主蒸汽压力必须达到5.88MPa。（2）主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。7）

21、高、低压旁路操作要求在主蒸汽压力达到5.88MPa时，高压旁路应投压力反馈自动控制。7. 并网前进行如下系统试验（对新机启动或大修机组）：1）危急遮断器喷油试验。2）高压遮断集成块（HPT电磁阀在线试验。3）手打停机按钮试验。4）危急遮断器提升转速试验（在作提升转速试验之前，应使机组 带20%负荷进行暖机运行不少于3h）。5）电气超速保护试验以上各项试验的具体要求见调节保安系统说明书、汽轮机安全监视装置说明书、汽轮机电器监视保护系统说明书。8. 并网在汽轮发电机组作完试验或检查完成以后，通知运行人员允许机组并 网。选择“自动同期投入”方式；在并网后，由控制系统加3%最小负荷，然后进入升负荷控制

22、。在整个升速和并网带负荷过程中维持中压主汽阀前压力不变。9. 升负荷1）目标负荷选择 30MW2）升负荷率选择 1.2MW/min。3）在升负荷过程中，低压旁路阀门逐渐关闭。10. 低负荷暖机1）在低旁全关时， 进行低负荷暖机，监视中压排汽口处下半内壁金属温度，应达到170 C；调整通风阀后的手动阀开度，控制高压排汽口处下半内壁金属温度达到220250 C。2）在30MW负荷下暖机 30min。11. 高、中压缸切换1）在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经过高压调节级作功后的蒸汽温 度与金属温度相匹配。计算方法见第3-1节第1项中第15条；一般情况下应控制：主蒸汽：5.88MPa400430

23、C再热蒸汽：0.686MPa350380 C在中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程中应维持主蒸汽、再热蒸汽参数及流量基本稳定。2）在以上项目完成后，由运行人员开始进行阀门切换，高压调节阀以单阀方式逐渐开启，约1分钟后高压调节阀 与中压调节 阀开始进 入比例关 系，此时切换结束。3）切换结束时（以 3MW/min负荷）提升负荷至42MVy暖机30min。4）在切换期间应检查以下项目：（1）通风阀（VV阀）关闭。（2）高排逆止门自动开启。5）切换完成后，根据咼压缸温度和胀差的具体情况，可投入夹层加热装置。6）在低压旁路阀门全关后，维持负荷不变。7）暖机结束时机组开始升负荷，随着负荷的增加，

24、高旁逐渐关闭。当负荷达下滑点时，高压旁路阀门解除压力反馈自动控制。12. 提升负荷至目标值1）负荷到达下滑点时，由DEH系统向CCS系统发信号，机组随锅炉开始滑参数升负荷。2）以1.2MW/min升负荷率提升负荷，目标为额定负荷350MW3）机组大约在125MW负荷时，高压调节阀接近 90%额定阀位，进入下滑点，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节（指不参与负荷控制），直至机组负荷接近90%THA4）根据胀差情况，并按 第8-2节要求，随时 调整夹层加热进汽量或停用汽 缸夹层加热系统。5）检查以下运行状态时，疏水系统的顺序关闭：(1) 在10

25、%额定负荷，关闭高压段疏水；(2) 在20%额定负荷，关闭中压段疏水；(3) 在30%额定负荷，关闭低压段疏水。5) 在达到目标负荷后，转到顺序阀控制状态，以利于机组有更好的经济性。6) 汽轮机负荷在 225MW以上，稳定运行，抽气器工作正常，即可做真空系统严密性试验。(1) 关闭抽气器入口电动门，注意凝汽器真空应缓慢下降：下降率w0.13kPa/min(1mmHg/min)优良下降率w0.27kPa/min(2mmHg/min)良好下降率w0.4kPa/min(3mmHg/min)合格当真空下降率大于0.67kPa/mi n(5mmHg/mi n) 时，则应停机查找原因，消除故障后再启动。(

26、2) 试验中排汽压力升至17.86kPa (或真空低至 626mmHg),排汽温度高于58 C时停止试验。(3) 试验结束后，立即开启电动阀门，恢复额定真空值。2-2温态启动(IP)1. 冲转前的准备1) 向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态。2) 启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统 和顶轴油 系统处于正常 工 作状态。3) 启动抗燃油泵。4) 投盘车，并保证在冲转前盘车时间不少于4h。5) 机组冲转前必须先投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力 0.123MPa，温度 210 C260 C。6) 在汽封系统正常投运后，应建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到 16.7kPa 以下。7)

27、按“挂闸”按钮，机组挂闸。8) 打开高压段、中压段、低压段各段疏水阀。9) TSI测量数据显示应处于允许范围。偏心率不超过原始值0.03mm，否则应继续盘车，直到满足要求方可启动。10) 确认高排逆止门已完全关闭。11) 确定冲转蒸汽参数 ：(1) 主蒸汽压力为 5.88MPa ;(2) 再热蒸汽压力为0.686MPa ;(3) 推荐主蒸汽温度为370 C；(4) 再热蒸汽温度 237 Co12) 确定启动过程中蒸汽温度变化率：参见第3-1节第1条16项。13) 冲转前高、低旁路操作要求随着锅炉启动，高、低压旁路阀门开度逐渐增加，当主蒸 汽压力升到 5.88MPa时，高压 旁路应投 压力反馈

28、自动控制；当再热蒸汽压 力升到 0.686MPa时，低压旁路应投压力反馈自动控制。2. 冲转1) 确认危急遮断器滑阀已挂闸；2) 确认启动方式是处于“中压缸启动”状态；3) 开启高、中压主汽阀；4) 确认通风阀(VV阀)关闭；5) 转速目标500r/min ；6) 升速率 200r/min/min ；7) 逐渐开启中压调节阀，机组按给定的升速 率增加转速，当转速大于 盘车转速时，盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。3. 500r/min 检查1) 在此转速下对机组作全面检查，主要检查 动静部件摩 擦，停 留时间 不 得超过5分钟。2) 当高压排汽口下半内壁金属温度达到200 C时，应开启V

29、V阀，通过调 整VV阀后的手动阀开度，控制该温度达到200 C左右4. 3000r/mi n 额定转速1) 以200r/min/min的升速率提升转速至额定转速3000r/min ；2) 使凝汽器压力小于13kPa，投低真空保护；3) 排汽温度80 C时，低压缸喷水系统应自动投入；4) TSI监视项目应在允许范围内；5) 检查润滑油系统(1) 主油泵出口油压在正常值，见第7-2节。(2) 润滑油压在正常值，见第7-2节。(3) 润滑油进油温度在正常值，见第7-2节。(4) 当转速达1200r/mi n 时停顶轴油泵。6) 检查抗燃油系统(1) 抗燃油压在正常值，见第7-2节。(2) 抗燃油温在

30、正常值，见第7-2节。7) 蒸汽参数要求主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值；5. 并网1) 在汽轮发电机组作完检查以后，选择自动同期投入方式机组并网。2) 在并网后，由控制系统加3 %最小负荷，然后进入升负荷控制。6. 升负荷1) 以3MW/min升负荷率将负荷提升至目标负荷42MW2) 在升负荷过程中，低压旁路阀门逐渐关闭。7. 低负荷暖机1) 在低旁全关时，维持负荷不变，进行低负荷 暖机，监视中压排 汽口处下半内壁金属温度，应达到170 C ；调整通风阀后的手动阀开度，控制高压排汽口处下半内壁金属温度达到220250 C。2) 在42MW负荷下暖机 15min。8.

31、高、中压缸切换1) 在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经 过高压调节 级作功后蒸汽 温 度与金属温度相匹配。2) 在中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程中应维持主蒸汽、再热蒸汽参数及流量基本稳定。3) 在以上项目完成后，由运行人员开始进行阀门 切换，高压调节阀 以单阀方式逐渐开启，约1分钟后高压调节阀与中压调节阀进入比例关系，此时切换结束；4) 在切换期间应检查以下项目：(1) 通风阀(VV阀)关闭；(2) 高排逆止门自动开启；5) 切换完成后，根据高压缸温度和胀差的具体情况，可 投入夹层加热装 置。6) 在切换结束时由 DEH系统向TBS发信号机组开始升负荷，随着负荷的增加，高旁逐渐

32、关闭。当负荷达下滑点时，高压旁路 阀门解 除压力 反 馈自动控制。9. 提升负荷至目标值1) 负荷到达下滑点时，由DEH系统向CCS系统发信号，机组随锅炉开始滑参数升负荷。2) 以3MW/min升负荷率提升负荷，目标为额定负荷350MW3) 机组大约在 157MW负荷时进入下滑点，此时高压调节阀接近90%额定阀位，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节(指不参与负荷控制 )，直至机组负荷接近 90%THA4) 根据第8-2节要求，随时停用汽缸夹层加热系统。5) 检查以下运行状态时，疏水系统的顺序关闭：(1) 在10%额定负荷，关闭高压段疏水；(

33、2) 在20%额定负荷，关闭中压 段疏水；(3) 在30%额定负荷，关闭低压段疏水。6) 在达到目标负荷后，转到顺序阀控制状态，以利于机 组有更 好的经 济 性。2-3热态、极热态启动(IP)1. 冲转前的准备1) 向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态。2) 启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统 和顶轴油 系统处于正常 工 作状态。3) 启动抗燃油泵。4) 机组从停机至再次起动这段时间，应处于连续盘车状态。5) 机组冲转前必须先投入轴封送汽，要求汽封母管压力0.123MPa，温度310 C360 C。6) 在汽封系统正常投运后，应建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到 16.7kPa 以下。

34、7) 按“挂闸”按钮，机组挂闸。8) 打开高压段、中压段、低压段各段疏水阀。9) TSI测量数据显示应处于允许范围。偏心率不超过原始值0.03mm，否则应继续盘车，直到满足要求方可启动。10) 确认高排逆止门已完全关闭。11) 确定冲转蒸汽参数：应注意再热 蒸汽在经过 中压第一级作功后 蒸汽温 度与金属温度相匹配。(1) 主蒸汽压力为：热态7.85MPa，极热态 9.81MPa;(2) 再热蒸汽压力为 0.883MPa ;(3) 主蒸汽温度为：热态450 C,极热态 460 C；(4) 再热蒸汽温度选择：见第3-1节第1条15项中。12) 确定启动过程中蒸汽温度变化率：见第3-1节第I条第16

35、项。13) 冲转前高、低旁操作要求(1) 随着锅炉启动，高、低旁路阀门开度逐渐增加，当主蒸汽压力升 到热态7.85MPa、极热态9.81MPa时，高压旁路应投压力反馈自 动控制。(2) 当再热蒸汽压力升到0.883MPa时，低压旁路也应投压力反馈自动控制。2. 冲转1) 确认危急遮断器滑阀已挂闸。2) 确认启动方式处于“中压缸启动”状态。3) 开启高、中压主汽阀 。4) 转速目标选择 500r/mi n。5) 升速率选择：热态200r/min/min，极热态 300r/min/min 。6) 逐渐开启中压调节阀，机组随着给定的升速率增加转速。7) 通风阀开启，当转速大于盘车转速时盘车 装置自动

36、脱 开，否则应立 即 停机。3. 500r/min 检查在此转速下对机组作全面检查，主要检查动静部件摩擦，停留时间不得 超过5分钟。4. 3000r/mi n额定转速1) 以升速率热态200r/mi n/mi n，极热态 300r/mi n/min提升转速至额定转速 3000r/min。2) 使凝汽器压力小于13kPa，投低真空保护 。3) 排汽温度80 C时，低压缸喷水系统应自动投入。4) TSI监视项目应在允许范围内。5) 检查润滑油系统：(1) 主油泵出口油压在正常值，见第7-2节；(2) 润滑油压在正常值，见第7-2节；(3) 润滑油进油温度在正常值，见第7-2节；(4) 当转速120

37、0r/mi n 时停顶轴油泵。6) 检查抗燃油系统：抗燃油压在正常值，见7-2节；7) 蒸汽参数要求主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值；5. 并网1) 在汽轮发电机组作完检查以后，通知运行人员以“自动同期投入”方 式，机组并网。2) 在并网后，由控制系统加3 %最小负荷，然后进入升负荷控制。6. 升负荷1) 选择最终稳定运行的目标负荷；2) “负荷率”选择： 热态4.8MW/min极热态7MW/min3) 升负荷过程中，逐渐关闭低压旁路阀门。7. 高、中压缸切换1) 在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经 过高压调节 级作功后蒸汽 温度与金属温度相匹配。计算方法见第3-1节

38、第I条15项中(2)。2) 在低压旁路阀门全关后，由TBS系统向DEH发信号，维持负荷不变。3) 在以上项目完成后，由运行人员开始阀门 切换，高压 调节阀以单阀 方 法逐渐开启，约 1分钟后高压调节阀与中压调节阀进入比例关系，此 时切换结束。4) 在切换期间应检查以下项目：(1) 通风阀(VV阀)关闭；(2) 高排逆止门自动开启。5) 在切换结束时由DEH系统向TBS发信号机组开始升负荷，随着负荷的增加，高旁逐渐关闭。当负荷达下滑点时，高压旁路 阀门解 除压力 反 馈自动控制。8. 提升负荷至目标值1) 负荷到达下滑点时，由DEH系统向CCS系统发信号，机组随锅炉开始滑参数升负荷。2) 机组大

39、约在 165MW负荷时进入下滑点，此时高压调节阀接近90%额定阀位，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节 (指不参与负荷控制 )，直至机组负荷接 近 90%THA3) 检查以下运行状态时，疏水系统的顺序关闭：(1) 在10%额定负荷，关闭高压段疏水；(2) 在20%额定负荷，关闭中压段疏水；(3) 在30%额定负荷，关闭低压段疏水。4) 达到目标负荷后，转到顺序阀控制状态，以利于机组有更好的经济性。3高中压缸联合启动(HIP)3-1冷态启动(HIP)1.冲转前的准备1) 向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态。2) 启动润滑油泵和顶轴油泵，

40、确认润滑油系统 和顶轴系统处于正 常工作 状态。3) 启动抗燃油泵。4) 投盘车，并保证在冲转前连续盘车时间不少于4h。5) 按1-1节，对润滑油系统、抗燃油系统、DEH和TSI系统及盘车装置进行试验或检查。6) 建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到16.7kPa以下。7) 在确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统辅助汽 源，要求汽封母 管压力 0.123MPa，温度 210 C260 C。8) 机组挂闸。9) 进行高压缸和主汽管、阀壳预暖，见8-1节。10) 打开下列各段疏水阀 。11) 高压段：(1) 高压主汽阀阀体上部 疏水；(2) 高压主汽阀阀体下部 疏水；(3) 咼压调节阀盖混合疏水；

41、(4) 高压主汽管疏水；(5) 高压内缸疏水；(6) 汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水；（7）高中压内外缸夹层疏水 （共2处）;（8）一段抽汽止回阀前疏水。12）中压段：（1）高压中压外缸中压进 汽腔室疏水；（2）高排止回阀阀前疏水；（3）三、四段抽汽止回阀前疏水；（4）中压联合汽阀疏水；（5）中压缸排汽口疏水。13）低压段：（1）五、六段抽汽止回阀前疏水；（2）自密封系统及轴封供汽管疏水。上述高压段、中压段、低压段各段疏水阀，在机组冷态、温态、热态及极热态启动 时都必须全部打开，以防冲转时发生 水击。具体开、关 控制要 求见第2章、第3章。14）TSI测量数据显示处于允许范围，并在冲转前作

42、好下列主要记录：（1）汽缸绝对膨胀；（2）胀差；（3）轴向位移；（4）大轴偏心度及盘车电流；（5）高压内缸调节级处上下半内壁温度；（6）各轴承瓦温及回油温度；（7）高压主汽阀阀壳内外壁温度；（8）高压调节阀阀壳内外壁温度；（9）中压联合汽阀阀壳内外壁温度。15）确定冲转蒸汽参数：（1）主蒸汽压力为 3.45MPa ；（2）冲转蒸汽温度选择：选择原则尽量使主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级或中压第一级作 功后蒸汽温度与金属温度相匹配。主蒸汽温度选择： 根据冲转前当时高压调节级后金属温度与7-2节2.4条金属与蒸 汽温差确定高压调节级后蒸 汽温度，再根 据图3-1-1，由主蒸 汽压力和调节级后蒸汽温

43、度确定主蒸汽温度例如：计算步骤计算依据计算结果冲转前 经过咼压缸预暖后调节级后 金属温度测得150 r根据第7-2节2.4条t （取定）90 r调节级后蒸汽温度t+调节级后金属温度240 r主蒸汽温度查图3-1-1320 r再热蒸汽温度选择：根据冲转前当时中压第一级后金属温度与7-2节2.4条（金属与蒸汽 温差）确定中压第一级后蒸汽温度，再根据中压第一 级温降（约37 r）来确定再热蒸汽温度例如：计算步骤计算依据计算结果冲转前中压第一级后金属温度测得50 r根据第7-2节2.4条t （取定）150 r中压第一级后蒸汽温度t+中压第一级后金属温度200 r再热蒸汽温度中压第一级后蒸汽温度+中压2

44、37 r第一级后温降（37 C）16）确定启动过程中蒸汽温度变化率：采用转子寿命损耗曲线选择合理金属温度变化率（相当于蒸汽温度变化率）对保证机组安全运行是必要的。（1）主蒸汽温度变化率选择：由运行人员在启动前先设定机组应达到的某一稳定运行目标负荷，根 据图3-1-2、图3-1-3或图3-1-4计算出高压调节级后温度，并与冲转前 当时高压调 节级后金属温度比较，确定出高压缸 金属温 度变化量（简称金 属温度变化 量），再根据高压转子寿命损耗曲线（图3-1-5）选取高压调节级后金属温度变化率（相当于主蒸汽温度变化率）。例如：计算步骤计算依据计算结果在某一稳定运行目标负荷高压调节级后蒸汽温度设目标负

45、荷为50%THA主蒸汽压力10.79MPa采用单阀进汽。查图3-1-2、图3-1-3得调节级温降540 C -调节级温降503 C冲转前高压调节级后金属 温度测定150 C金属温度变化量调节级后蒸汽温度-调节级后 金属温度350 C主蒸汽温度变化率查图3-1-5，取正常损耗57 C /h（2）再热蒸汽温度变化率选择:各工况下中压第一级后蒸汽温度是由中压进汽温度减去额定工况下中压第一级温 降得至V,并与冲转前当时中压第一级 金属温度比较确定 出中压 缸金属温度 变化 量，再根据中压转子寿 命损耗曲线（图3-1-6 ）选取 中压第一级金属温度变化率(相当于再热蒸汽温度变化率)例如：计算步骤计算依据

46、计算结果冲转前中压第一级后金属温度测得50 C中压第一级后蒸汽温度(540-37 厂C503 C金属温度变化量第一级后蒸汽温度-中压第一级后金属温度450 C再热蒸汽温度变化率查图3-1-6，取正常损耗84 C /h2. 冲转1) 确认危急遮断器滑阀已挂闸。2) 投入汽缸夹层加热，详见8-2节。3) 确认启动方式是高中压缸启动状态。4) 确认处于单阀状态。5) 开启高、中压主汽阀。6) 转速目标 500r/min 。7) 升速率选择 100r/mi n/mi n 。8) 逐渐开启高、中压调节阀，机组按给定的 升速率增加 转速，当转速 大 于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。3.

47、 500r/min 检查在此转速下，对机组作全面检查，主要检查动静部分是否有摩擦，检查通风阀应处 于关闭位置，高排逆止门处于开启位 置，停留时间不得 超过5 分钟。注：高中压缸联合启动或中压缸启动的各种启动状态，在500r/mi n 检查时都应关高、中压调节阀，在惰走转速下进行。在转速大于50r/mi n 前重新逐渐开启高、中压调节阀，按原升速率升速至1200r/min 。4. 1200r/mi n中速暖机1) 以100r/mi n/min升速率提升转速至1200r/mi n 。2) 在此转速暖机 30min。3) 停顶轴油泵。4) 检查所有监控仪表。5. 2000r/mi n高速暖机1) 提

48、升转速至 2000r/min ;在升速过程中，应注意机组迅速(以250300r/mi n/mi n升速率)平稳地通过轴系各阶临界转速，通过临界转速时轴承盖振动不应大于0.10mm(峰、峰值)，否则打闸停机。2) 在此转速下，监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130 C，并保持暖机60分钟。3) 在暖机结束时应满足以下值：(1) 高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250 C；(2) 高、中压缸膨胀大于 7mm(3) 高、中压胀差小于3.5mm并趋稳定。6. 3000r/min额定转速：以100r/mi n/min升速率提升转速至额定转速3000r/min ;在此转速，进行空负荷暖机30mi

49、n。1)凝汽器压力应小于13kPa，投低真空保护 。2)排汽温度80 C时,低压缸喷水系统应能自动投入3)TSI监视项目应在允许范围内。4)检查润滑油系统(1) 主油泵出口油压在正常值，见第7-2节。(2) 润滑油压在正常值，见第7-2节。(3) 润滑油进油温度在正常值，见第7-2节。5) 检查抗燃油系统(1) 抗燃油压在正常值，见第7-2节。(2) 抗燃油温在正常值，见第7-2节。6) 蒸汽参数要求(1) 抗燃油压在正常值，见第7-2节。(2) 主蒸汽压力必须达到5.88MPa ;主蒸汽 温度达到 370 C。(3) 在并网前，主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差应满足第7-2节。(4) 主蒸汽温度

50、变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择 值。7.并网前进行如下系统试验(对新机启动或大修机组)1)危急遮断器喷油试验。2)高压遮断集成块(HPT)电磁阀在线试验 。3)超速限制集成块(OSP电磁阀在线试验 。4)手打停机按钮试验。5)危急遮断器提升转速试验(在作提升转速试验之前，应使机组带20%负荷进行暖机运行不少于3h)。6) 电气超速保护试验以上各项试验的具体要求见调节保安系统说明书。8. 并网1) 在汽轮发电机组作完试验和检查 完成以后，运行人 员选择“自动同 期投入”，允许机组并网。2) 在并网后，由控制系统加3%最小负荷，然后进入升负荷控制。9. 升负荷以1MW/min升负荷率

51、将负荷提升至30MV；进行低负荷暖机。10. 低负荷暖机在30MW低负荷下稳定进行，应监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于176 C,并保持暖机 30mi n。11. 提升负荷至目标值以1MW/min升负荷率将负荷提升至负荷目标值。1) 机组大约在 105MW负荷时，进入下滑点，此时高压调节阀接近90%额定阀位，由 DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压开始提升负荷，此时 DEH控制系统不参与调节(指不参与负荷控制 )，直至机组负荷接近 90%THA2) 根据8-2节要求，随时停用汽缸夹层加热系统。3) 检查在以下运行状态时，疏水系统的顺序关闭：(1) 在10%额定负荷，关闭高压段疏水；(2) 在20%额定负荷，关闭中压段疏水；(3) 在30%额定负荷，关闭低压段疏水。4) 在达到目标负荷后，可以转到顺序阀控制 状态，以利 于机组 有更好 的 经济性。5) 汽轮机负荷在 225MW以上，稳定运行，抽气器工作正常，即可做真空系统严密性试验。(1)关闭抽气器入口电动门，凝汽器真空应缓慢下降。下降率w0.13kPa/min(1mmHg/min)优秀；下降率w0.27kPa/min(2mmHg/min)良好；下降率w0.4kPa/min(3mmHg/min)合格；当真空下降率大于0.67kPa/mi n(5mmHg/mi n)时，则应停机查找原因，消除故障后再启动。试验