机组整套启动措施.

1、1 概述 12 编制依据 23 调试目的 34 机组整套启动调试应具备的条件 35 整套启动的程序 46 调试质量的检验标准 177 安全、环境保护措施 178 危险点分析及预防措施 199 调试项目记录内容 2010 试运的组织分工 20附表：调试技术措施交底记录 21附表：汽轮机运行参数限额 221 概述1.1系统简介华电漯河发电有限公司热电工程一号机组汽轮机为上海汽轮机有限公司制造的亚临 界、一次中间再热、单轴、可调式采暖抽汽凝汽式汽轮机。机组通流部分共36级，其中高压缸有1个单列调节级+11个压力级，中压缸共12个压力级，低压缸采用双流反动压力 级，共2X6级。机组共有七段非调整回热抽

2、汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器 及四台低压加热器用汽；汽轮机的调节系统采用数字电液调节系统（DEH），操作简便，运行安全可靠。机组的主要辅机设备有：三台50容量凝结水泵、两台50容量汽动给水泵和一台30%容量电动给水泵、两台循环水泵、两台100容量真空泵、两台100容量闭冷水泵。1.2 机组主要技术规范汽轮机型号：C330-16.7/0.379/537/537型 式：亚临界、一次中间再热、单轴、高中压合缸、双缸双排汽、供热式汽轮机转动方向：从汽轮机向发电机看为顺时针通流级数：36级级 数：高压通流1+11级中压通流12级低压通流2X6级末级叶片长度905mm临界转速：高中压转子低压转子

3、发电机转子一阶临界转阶临界转速4500450022601.3 汽轮机特性数据TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况高加停用工况额定抽汽工况最大抽汽工况发电机功率MW330346360330330247273热耗值kJ/kW.h8268.77976.97973.47979.58221.95590.35532.6主汽压力Mpa.a16.716.716.716.716.716.716.7再热汽压力Mpa.a3.513.533.693.353.473.273.60主烝汽温度c537537537537537537537再热蒸汽温度c53753753753753753753

4、7主烝汽流量t/h106610661119100688310061119再热蒸汽流量t/h889893935846863841929排汽压力Kpa.a11.85.395.395.395.394.04.0排汽流量t/h639636664606650167181补给水率%3000000给水温度c276.2276.5279.6272.9184.2272.1278.82 编制依据2.1 华电漯河发电有限公司热电工程# 1机组调试大纲2.2 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年）2.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准2.4 电力建设施工及验收技术规范96版2.5 火电机组达标投产考核

5、标准2001版2.6 国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力部分）2.7 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.8 华电国际公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则2.9 国家电网公司电力建设安全健康与环境管理工作规定（2003年版）2.10 河南省电力设计院华电漯河发电有限公司热电工程#1机相关设计图纸和资料2.11 设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书3 调试目的整套启动调试是火电机组安装调试中重要的一个阶段。通过各系统的分部试运和机组的整 套启动，检验主、辅机设备及热力系统在设计、制造、安装等方面的性能。在试运过程中及 时发现和消除设备和系统中存在的缺陷，

6、并通过调整试验，优化主、辅机设备及热力系统的 运行方式，完成168小时试运行，使机组以安全、可靠、稳定的状态投入商业运行。4 机组整套启动调试应具备的条件序号检查确认项目备注4.1调试现场已清理干净，脚手架已拆除，场地平整道路畅通。4.2调试现场各平台、楼梯、通道均施工完毕，现场照明充足， 在主要的通道、楼梯、表盘等重要部位有事故照明。4.3消防设施完整并通过有关单位的验收，能够及时投入，并有 专人负责消防和保卫工作。4.4厂房基本封闭，厂房通风设备可投用，机组的试运行区域划 分明确，并作出标记。4.5厂房内排水管道畅通。生活用水系统应能正常投入使用。调 试现场电话等通讯设备齐全，使用方便。4

7、.6所有设备、系统均按图纸施工完毕，并完成设计变更及修改 项目。4.7设备和阀门已挂牌，管道保温工作完成，色环及介质流向标 示清楚。有关承压设备及管道经水压试验合格。4.8各系统分部试运完毕，相应的签证工作结束。4.9所有的表计经校验合格，安装齐全（包括就地表计）。4.10所有水位计、油位计应装有测量标尺。4.11凝结水系统、给水除氧系统的调试工作结束。4.12循环水、闭冷水系统的调试工作结束，水塔水池的补水、排 水系统可以正常使用。4.13电动给水泵调试完毕。4.14主机润滑油系统、控制油系统油循环结束，并应有油质合格报告。油箱油位正常。4.15润滑油、盘车装置调试结束，可以投入。4.16主

8、蒸汽、再热蒸汽管道吹扫合格。小汽机的进汽管道、汽封 的进汽管道也吹扫干净。4.17控制油系统调试结束，系统可以投入。4.18真空系统的灌水试验及真空泵试运结束。4.19发电机内冷水外部系统冲洗干净，水质合格后进行全系统循 环。检查系统应无泄漏。4.20密封油系统压差阀、平衡阀调整完毕。4.21发电机气密试验合格。氢气系统处于可投用状态。4.22汽动给水泵及其辅助设备调试完毕。4.23DEH系统静态调整完毕，经仿真试验合格。4.24主汽门、调速汽门关闭时间符合要求。4.25汽机监控系统调试完毕。4.26压缩空气系统调试完毕，满足投用条件。4.27化学已准备足够的除盐水。4.28主、辅机的联锁保护

9、、程控、报警信号试验合格。4.29柴油发电机系统的调试工作全部结束，柴油发电机系统可正 常投运。5 整套启动的程序序号检查确认项目备注5.1机组整套启动的程序5.1.1空负荷试运5.1.1.1汽轮机首次启动，按厂家提供的冷态启动曲线执行。在机 组升到额定转速后，进行主控和就地打闸试验，确认主汽 门、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭，高排泄放 阀打开。5.1.1.2复位后，重新冲转至额定转速，进行注油试验以及主汽门 和调速汽门的严密性试验。5.1.1.3上述试验完成后进行电气试验。电气试验结束后，并网， 带10%勺额定负荷暖机四小时。5.1.1.4暖机结束后，解列，进行机械超速试验和电超速试

10、验。5.1.1.5停机时，测定汽机不破坏真空时的惰走曲线。5.1.2带负荷试运5.121高、低压加热器投入运行，机组的各项自动调节及保护均 投入。在升负荷的过程中按化学要求完成各阶段的洗硅； 进行汽机真空严密性试验和甩负荷试验，对机组各附属设 备的自动控制功能进行优化等工作。5.1.3满负荷试运5.1.3.1机组的168小时满负荷试运行，考验机组在额定工况的稳 定运行水平。5.1.4机组启动方式的选择5.1.4.1汽机启动米用咼压缸启动方式，将汽机控制方式选择为自 动（AUTO方式。5.1.4.2机组启动状态的判别：冷态启动：高压缸第一级金属温度或中压缸第一级 静叶持环金属温度V 121C。温

11、态启动：121CW高压缸第一级金属温度或中压 缸第一级静叶持环金属温度V 250 Co热态启动：250CW高压缸第一级金属温度或中压 缸第一级静叶持环金属温度V 400C。极热态启动：高压缸第一级金属温度或中压缸第一 级静叶持环金属温度400Co5.2整套启动的步骤5.2.1整套启动前的检查5.2.1.1检查确认主、辅机的联锁保护正常投入。5.2.1.2检查确认各电动门和调整门开、关方向正确，动作灵活。5.2.1.3检查确认各热力系统阀门按运行规程要求置于机组启动位 置。第17页521.4检查确认各表计指示正确；报警信号、自动装置动作正确。521.5按电厂规程进行全面检查，确认各主、辅机系统及

12、设备处 于备用状态。5.2.1.6检查确认DCS DEH TSI系统均能正常投入。521.7检查确认发电机充氢完毕，氢压不低于 0.2MP&5.2.1.8检杳确认连续盘车已经 4小时以上。大轴挠度在 0.076mm 以下。5.2.2冲车前的系统投入步骤5.2.2.1投入循环水系统，启动一台循环水泵，投入备用循环水泵 联锁。522.2检查化学除盐水箱水位正常，启动化学补水泵，向闭冷水 系统补水。522.3启动一台闭冷水泵，投入闭冷水系统。视闭冷水温度投入 开冷水系统。5.2.2.4启动化学补水泵，向凝汽器补水。5.2.2.5凝汽器补水至正常水位后，导通低加水侧，启动一台凝泵， 除氧器上水至正常水

13、位。如果凝结水水质不合格，则通过 启动放水排放和补充除盐水使水质达到要求。5.2.2.6投入辅助蒸汽系统。稍开启动锅炉至辅汽联箱供汽门，辅 汽系统疏水、暖管后全开启动锅炉至辅汽联箱供汽门。维 持辅汽母管压力在0.60.7MP&投入除氧器加热，除氧器 的最大升温速率不超过2C/min。开启给水泵出、入口门， 电动给水泵注水。5.2.2.7锅炉需要上水时，高加水侧注水，启动电动给水泵给锅炉 上水。5.2.2.8检查确认主油箱油位正常。启动交流润滑油泵、高压备用 密封油泵和排烟风机，直流润滑油泵联锁投入，轴承供油压力0.096MPa0.124MPa启动一台顶轴油泵，顶轴油泵 油压不小于10MPa投入

14、主机盘车，盘车转速 2.51rpm，记 录盘车电流。汽轮机首次启动前，盘车时间不少于4小时。润滑油温度控制在38C49C之间。522.9检查润滑油系统处于正常运行状态，备用冷油器已经注满 油，可以随时投入。522.10投入发电机氢气、密封油、内冷水系统。正常运行时，保 证氢压大于定子水压0.035MPa,正常运行时维持密封油与 氢气差压在0.085 0.01MPa为了保证定子冷却水水压低 于氢压，可采用调节定子水冷泵再循环阀来控制水压。5.2.2.11检查凝汽器抽空气系统具备投运条件，凝汽器抽空气门全 开。启动一台真空泵，凝汽器开始抽真空。确认辅汽压力 不低于0.6MPa,温度不低于250E，

15、稍开辅汽至轴封供汽 电动总门进行轴封暖管，温度保持 150260C。5.2.2.12检查确认主蒸汽疏水门、再热汽疏水门、本体疏水门、各 抽汽管道疏水门开启。5.2.2.13启动一台EH油泵。5.2.2.14启动一台轴封风机，真空达到87KPa开启咼、中压缸轴封 进汽门及低压缸轴封进汽门，维持轴封母管压力2127KPa低压汽封腔室处温度在121177C之间。5.2.3冲转前的检查5.2.3.1确认低压缸喷水系统正常。5.2.3.2检查确认蒸汽品质满足汽轮机的进汽要求。5.2.3.3检查确认润滑油、EH油系统运行正常，润滑油温在38C45T，润滑油压 0.096MPa0.124MPa EH油压 1

16、2.4MPa14.5MPa 油温 43E 54C5.2.3.4检查确认TSI指示准确。5.2.3.5检查确认凝汽器真空不低于87kPa。5.2.3.6确认高、中压缸上、下缸温差小于 42C。5.2.3.7检查咼压缸通风阀开启。5.2.3.8冲转参数主蒸汽压力：3.5MPa ;主汽温度：350 C；再热蒸汽压力：0.1MPa；再热蒸汽温度：260 C300 C； 凝汽器真空： 不低于87 kPa524冲车操作524.1复位机头脱扣手柄，确认隔膜阀已关闭。点击ETS盘“复位”按钮，点击“远控挂闸”按钮，中压主汽门全开。524.2设阀限为“ 100”，中调门应缓慢开启至全开。5.243选择“TV控制

17、”，则高调门均应开启至全开。5.2.4.4设汽机目标转速600rpm,升速率100rpm/min，汽机开始升 速，检查盘车装置自停。5.2.4.5汽机在转速达600rpm后，操作“摩擦检查”按钮，关闭所 有阀门，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。5.2.4.6摩擦检查完成后，切除“摩擦检查”功能，汽机目标值设疋2040rpm,升速率100rpm/min。继续升速。5.2.4.7汽机转速至1200rpm时，检查顶轴油泵自停，否则手动停 止，投入备用。5.2.4.8升速至2040rpm后，中速暖机一小时，中压主汽门前进汽 温度达260C及以上时，开始计算暖机时间，任何情况下均 不得缩短该暖机时间。5

18、.2.4.9开启5、6段抽汽逆止门和电动门，低加随机启动。5.2.4.10设疋目标转速2900rpm,升速率100rpm/min，继续升速。5.2.4.11转速达2900rpm,按下“调门控制”键，进行阀切换，高调 门逐渐关小，主汽门逐渐全开。阀切换结束后，设定目标 转速3000rpm,升速率50rpm,继续升速。5.2.4.12升速至3000rpm。确认主油泵工作正常后停交流润滑油泵和 高压备用密封油泵。投入交流润滑油泵和高压备用密封油 泵联锁。此时轴承的进油温度不低于 38r，低压缸排汽温 度不超过80 r。5.2.4.13在汽机冲转升速过程中必须检查的项目：汽轮发电机各转动部分有无异常声

19、音；各轴承金属温度及回油温度是否正常，各轴承的振动值是否正常；低压缸排汽温度v 80C；发电机氢、油、水系统和主机 EH油系统各参数是否在正常范围内；汽机TSI各参数是否正常；凝汽器、除氧器、闭冷水水箱水位是否正常；凝结水泵、电动给水泵、闭冷水泵等各辅机运行参 数是否正常。524.14当汽轮机升速到3000rpm,运行稳定后，检查下列参数 是否满足要求：轴振v 0.125mm回油情况正常，轴承回油温度v70C。轴承温度v 90C。冷油器出口油温在38C45CO检查机组振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽 缸上下壁温差在允许值。记录机组额定转速时的 所有主要运行参数。524.15首次启动达到额定转

20、速后手动打闸，检查确认咼、中压主 汽门，高、中压调速汽门关闭，试验正常后重新挂闸升速 至 3000rpm=5.2.4.16定速后进行注油试验和阀门严密性试验，完成空负荷试验。 空负荷试验结束后，机组维持额定转速，检查确认氢冷器 水侧投运正常，内冷水系统投运正常，进行电气试验。5.2.4.17电气试验结束后发电机并网，在不低于10%勺额定负荷暖机 四小时，进行带负荷暖机，准备超速试验。5.2.4.18暖机结束后，降负何到零，解列，汽机维持 3000 rpm。5.3空负荷试验5.3.1注油试验5.3.1.1查汽轮机转速已稳定在3000rpm=将机头注油试验手柄置“试验”位置并保持。 缓慢开启注油试

21、验阀，观察试验压力表读数。当脱扣手柄打到“脱扣”位置时，记录试验压力表 指示值，应与前次注油试验飞锤动作时的读数一致或 接近。否则应查明原因，做好记录。关闭注油试验油门，当试验压力表指示回零后，将 手动脱扣手柄置“正常”位置。缓慢放开试验手柄至置“正常”位置。532汽轮机主汽门、调速汽门严密性试验532.1试验条件DEH控制“自动”方式发变组出口开关未合闸汽机转速为3000rpm主蒸汽压力到额定值或不低于额定值的 50%在升压、升温过程中，检查蒸汽温度至少有 50r的过热度532.2阀门严密性试验方法检查汽机转速为3000r/min，主汽压力大于8.5Mpa, 真空正常。并确认主机交流润滑油泵

22、、高压备用密封油泵 运行正常。将手操盘钥匙开关打至“试验”位。按“调门严密性”按钮，确认，检查所有高、中压 主汽门全开，所有高、中压调门关闭，调门严密性试验开 始。试验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，汽 机打闸。重新挂闸，直接将汽机升速至 3000r/min，联系热 工送上中压主汽阀试验电磁阀电源。联系热工退出主汽门 关闭有关保护。将手操盘钥匙开关打至“试验”位，按“主汽门严 密性”，确认所有咼、中压调门全开，所有咼、中压主汽门关闭，主汽门严密性试验开始。试验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，按 脱扣按钮停机。断开中压主汽阀试验电磁阀电源，恢复主汽门关闭 保护。532.3严密性合格标

23、准：额定参数下，主汽门或调速汽门分别全关而另一汽门全 开时，汽轮机转速降至lOOOrpm以下。当主汽压力偏低但不低于50%额定压力时，汽轮机转 速下降值n按下式修正：n= (p/po) *1000r/min式中：p试验时的主蒸汽压力；P0额疋主蒸汽压力。533汽轮机超速试验5.3.3.1超速试验条件机组并网带15%定负荷运行4小时以上。机组在空负荷3000rpm稳定运行。机组各轴振、咼、中压缸胀差、低压缸胀差、轴向 位移等参数在正常范围，相应保护可靠投入。咼中压主汽门、咼中压调节汽门严密性试验合格。 咼中压主汽1门咼中压调节汽门关闭时间合格。 危急保安器注油试验合格。主控、就地打闸试验合格。电

24、超速保护在投入状态，且控制回路经过确认可靠。 确认交、直流油泵、EH油泵运行正常。润滑油温调整在40r45r之间。5.3.3.2OPC超速试验：在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置试验位置按下“103%按钮，变红。设定转速目标值 3100rpm,升速率为50rpm/min，按“进行”。当机组转速升至3090rpm时，OPC保护应动作，记 录动作转速，查GV IV及抽汽逆止阀应迅速关闭，目标值 及给定值自动变为3000rpm。当机组转速下降至3000rpm时，GV IV应自动开启 至原来的位置，同时开启各段抽汽逆止阀。检查冷再逆止 门开启正常。按下“103%按钮，变灰。在手操作盘将“超速保护”钥匙

25、开关置投入位置533.3TSI 110 %电超速保护试验在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置试验位置， 解除103%超速保护点击“试验按钮”，DEH操作盘显示“试验允许”。按“ 110% ”键，设置目标转速为3330rpm,升速率 为50rpm,按“进行”键。转速至3300rpm时，电超速保护动作，GV RV TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣”。记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保 护信号。点击“试验按钮”，DEH超速试验操作盘显示“试 验退出”。在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸 恢复 3000rpm。533.4机械

26、超速试验步骤在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置试验位置，解除103% 110%超速保护；点击“试验按钮”，DEH操作盘显示“试验允许”。按下“机械超速”按钮，变红。设置转速目标3400rpm、升速率为50rpm/min,按 “进行”键。转速至3330rpm时，机械超速保护动作，GV RV TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣”。记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保 护信号。点击“试验按钮”，DEH超速试验操作盘显示“试 验退出”。在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置 当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸 恢复 3000rpm。534超速试验注意事项：5.34

27、1做超速试验时应确疋专人指挥，机头和控制至分别有专人 监视转速，如果转速超过超速保护动作值时必须立即打闸 停机。5.342机械超速应进行两次，两次的动作转速的偏差不应大于18rpm。5.3.4.3超速试验时应密切监视机组振动、胀差、轴向位移、排汽 缸温度和轴承温度。5.4汽轮机带负荷运行5.4.1机组并网带至额定负荷时锅炉蒸汽参数按照附图“冷态启 动曲线”滑升。5.4.2此时应有一台小汽机冲至 3100rpm备用。5.4.3机组并网后应尽快带上 5捌负荷至少暖机30min。在此期 间，若主汽温每上升3C,则暖机时间增加1分钟；注意 检查、监视机组的膨胀、胀差、温差等机组控制指标正 常。就地缸体

28、绝对膨胀正常。5.4.4机组负荷由5 %升至10%负荷。机组维持30MW负荷按冷 态启动曲线进行低负荷暖机。5.4.5机组升负何过程中，应按冷态启动曲线控制升负何速度，保持机组负荷与蒸汽参数相匹配。可根据需要，在负荷30MW、60MW、105MV等阶段分别稳定一段时间。546机组负荷达45MV时，查低压缸喷水已自动关闭。547四抽压力比除氧器压力高0.15MPa且四抽压力大于 0.147MPa时，将除氧器汽源切至四抽供给。5.4.8当三抽压力比除氧器压力高0.3MPa时，倒换高加疏水至除 氧器。5.4.9机组负何达100MW寸，启动一台汽动给水泵。若已经由辅 汽供小机保持一台汽泵运行，则进行小

29、机汽源倒换，之后 关闭相应小机疏水门。5.4.10当负荷升至 120MW时，检查确认此时主蒸汽压力应为 11.9MPa,主蒸汽温度应为510C，再热蒸汽温度在480C 以上。启动另一汽动给水泵。若电泵运行则停运电动给水 泵，投入电泵联锁及MFT联启电泵联锁。5.4.11负荷升至150MV时，过热蒸汽达到530C,再热蒸汽温度应 达到500 Eo5.4.12设定机组目标负荷330MW升负荷率3MW/min保持调门开 度不变，汽机进入滑压运行。5.5升负荷过程中的注意事项5.5.1升负荷时应注意机、炉的协调，保证汽机进汽参数不应出 现较大的波动。5.5.2注意监视机组各项参数的变化，特别是各轴振、

30、轴承金属 温度、胀差、绝对膨胀、轴向位移、各瓦回油温度以及各 段抽汽压力和抽汽温度。5.5.3应加强机组主辅机及各系统的检查，确保主辅机及各系统 运转正常。5.6汽轮机真空严密性试验5.6.1汽轮机带负荷80%额定负荷以上。5.6.2检查循环水泵、真空泵运行良好。5.6.3检查轴封压力、温度正常。5.6.4试验备用真空泵启动正常。5.6.5试验过程中维持汽轮机主汽压力和进入凝汽器的蒸汽量不 变。5.6.6记录试验前机组负荷、主、再热蒸汽压力、温度、主蒸汽 流量、排汽压力、排汽温度、环境温度。5.6.7关闭凝汽器抽空气总门，记录好时间。5.6.8每隔30秒记录机组排汽压力、排汽温度。5.6.9试

31、验共进行5分钟，每半分钟记录一次真空值，取后 3分 钟真空值，计算出真空变化率，变化率小于0.3kPa/min时， 真空严密性合格。5.6.10试验结束后，及时全开凝汽器抽空气总门，恢复机组真空。5.6.11真空严密性评价标准如下：合格：w 0.3KPa/min ；优良：w 0.13KPa/min。5.6.12试验期间，如果真空接近报警值，应立即停止试验，恢复 系统。5.7温态启动5.7.1温态启动判定条件：121CW高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度V 250 Co5.7.2温态启动注意事项5.7.2.1启动步骤同冷态启动步骤；5.7.2.2主蒸汽温度高于调节级金属温度 30

32、-100 C，再热蒸汽温度 高于进汽区金属温度20 C，蒸汽过热度大于56 C o主蒸汽 压力8.73Mpa，再热蒸汽压力1.1Mpa。5.7.2.3冲转前4小时，机组应投入连续盘车；5.7.2.4连续盘车状态下，应先送汽封，然后再抽真空；5.7.2.5冲转参数如下：主汽压力：7.02MPa主汽温度：360 C；再热汽压：0 MPa；再热汽温：340 C；凝汽器真空：87KPa升速率：150rpm/min ；5.726汽轮机冲车过程中不需要进行中速暖机，低负荷暖机时间 缩短，机组的升负荷和升温速度加快。5.727其它辅助系统的投入顺序同冷态启动。5.8热态启动5.8.1热态启动的判定：250C

33、W高压缸第一级金属温度或中压缸 第一级静叶持环金属温度v 400C。5.8.2启动前的检查和准备工作同冷态启动。5.8.3冲转参数如下：主汽压力：10MPa主汽温度：490C；再热汽压：0 MPa;再热汽温：460C；凝汽器真空：87KPa升速率：200rpm/min ；5.8.4主机润滑油温不低于38 C。5.8.5在盘车状态下先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与 汽轮机缸温相匹配。检查轴圭寸蒸汽母管压力正常，轴圭寸汽 母管温度为208-375 C,低压轴封蒸汽温度在 121177C 之间。5.8.6汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还 处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，

34、严禁汽轮机在 临界转速区域惰走时冲转升速。5.8.7汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属温度 变化率，高低压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动情况。5.8.8汽轮机状况允许时，可以不进行中速暖机，快速冲转、升 速，避免汽缸冷却。5.8.9其它辅助系统的投入顺序同冷态启动。5.9极热态启动5.9.1极热态启动的判定：高压缸第一级金属温度或中压缸第一 级静叶持环金属温度400C。5.9.2启动前的检查和准备工作同冷态启动。5.9.3冲转参数如下：主汽压力：10MPa主汽温度：512C；再热汽压：0MPa；再热汽温：485C；凝汽器压力：v 25KPa升速率：200rpm/min ；5.9.4主

35、机润滑油温不低于38To5.9.5在盘车状态下先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与 汽轮机缸温相匹配。检查轴圭寸蒸汽母管压力正常，轴圭寸汽 母管温度为208-375 C,低压轴封蒸汽温度在 121177C 之间。5.9.6汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还 处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在 临界转速区域惰走时冲转升速。5.9.7汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属温度 变化率，高低压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动情况。5.9.8汽轮机状况允许时，可以不进行中速暖机，快速冲转、升 速，避免汽缸冷却。5.9.9其它辅助系统的投入顺序同冷态启动。6 调试质

36、量的检验标准参见火电工程调整试运质量检验及评定标准7 安全、环境保护措施7.1 本措施未尽事宜参照集控运行规程及厂家说明书进行。7.2 参加调试的所有工作人员应严格执行安规及现场有关安全规定，确保调试工作 安全可靠地进行。7.3 调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并 分析原因，提出解决措施。7.4 调试过程中，应注意EH油泵、高压备用密封油泵、交、直流润滑油泵的电流和振 动情况，发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。7.5 试运转区域禁止危及试运转的施工工作，如必须进行施工工作要严格执行工作票制 度。第18页8 危险点分析及预防措施工程公司名称：河南

37、省电力调整试验所部门：运行部专业：汽机工作负责人：工作内容：一号汽轮机整套启动序号作业工序危险及潜在危险消除或减少危险及潜在危险的安全措施1送电及运行由于设备损坏或外壳 带电，引起人员接触电确保电气设备有效的接地和绝缘2设备启动及运行转动设备在运转时操 作人员与就地未联络 好，引起就地人员受伤加强联络，加强现场人员安全观念和自 保互保意识。3设备启动及运行油泄漏或设备遇明火、高温燃烧加强巡视，遇泄漏及时处理；加强系统 保温维护等。4设备启动及运行人员磕碰、跌落，造成人员伤亡现场清洁，通道畅通，围栏齐备，照明 充足。5整套启动咼温管道或介质烫伤工作时注意管道保温情况及保温外壁的 温度，戴好手套等

38、防护用品，尽量减少 在咼温咼压管道处的停留时间。6整套启动控制油及润滑油泄漏对人体造成伤害防止油品泄漏溅入眼睛，戴好防护眼镜。7整套启动汽轮机超速多个转速测点显示要对照准确；完善汽 轮机返汽返水保护逻辑；按照规程进行 阀门活动试验；机组甩负荷时刻注意汽 轮机转速变化，如果超速保护不动作， 及时手动打闸并尽最大努力采取锅炉降 压措施。9 调试项目记录内容试验项目试验结果试验人日期手动跳闸润滑油压力低凝汽器真空低轴向位移大超速 3300rpm汽机轴承振动大锅炉MFT轴承温度咼发电机主保护动作停机后，关主汽门、调速汽门、抽汽电动门、 抽汽逆止门10试运的组织分工按照火力发电厂基本建设工程启动及竣工验

39、收规程（1996年）的有关规定，试运工作在试运指挥部的统一领导、组织下，由相关分部试运组指挥进行。10.1建设单位：全面协助试运指挥部做好试运中的组织管理，协调各种关系，解决有关 问题。10.2 施工单位：完成启动所需要的建筑、设备及临时设施的施工；配合机组整套启动的 调试工作，完成单体试运工作并提交记录；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措 施；负责现场的安全、消防、消缺检修工作；组织和办理验收签证。10.3调试单位：负责编制相关调试措施；进行技术交底和现场技术指导；提出技术问题 的方案或建议；准备有关测试用仪器、仪表及工具；负责分系统调试的指挥工作；负责试 验数据的记录及整理工作；填写

40、试运质量验评表；参加分部试运后的验收签证；编写调试 报告。10.4生产单位：进行生产准备；提供电气、热控整定值；完成系统隔离和设备启停操作; 提供有关工具。10.5 监理单位：检查、督促本措施的实施，参加试运工作并验收签证。附表：调试技术措施交底记录专业：汽机编号：QJ-21名称：一号机组整套启动调试调试负责人：交底时间、地点：交底人：参加人员签名：技术交底内容：1调试目的1.1检验系统工艺设计的合理性以及设备与管道的安装质量；1.2通过调试，为系统的正常稳定运行提供必要的参考数据；1.3确认系统内各设备运行性能良好，控制系统工作正常，系统功能达到设计要求。2调试步骤2.1阀门传动检杳2.2系

41、统及仪表测点检查2.3主机联锁保护条件确认3安全措施3.1润滑油、控制油油质合格，系统无泄漏。3.2进入现场必须带安全帽、穿工作服，注意周围作业情况，防止高空坠落。3.3加强对主机本体各种参数的检查和画面监视，加强现场检查，及时调整，发现情况及时汇报和处理。备注：调试过程中具体操作见华电漯河发电有限公司热电工程#1机整套启动调试 措施。附表：汽轮机运行参数限额序 号名称单 位正常报警跳闸备注1负荷MW180 3302主蒸汽压力MPa16.717.521.67手动 停机3主蒸汽温度C537L530H5454再热蒸汽压力MPa 3.233.57高加全切时3.37MPa5再热蒸汽温度C537L530 H5456主蒸汽流量t/h1005（额 定负荷 时）7再热蒸汽流量t/h845.9（额定负荷时）8主蒸汽与再热 蒸汽温差C142843空负荷时允 许再热汽温 比主汽度低83 C9再热蒸