1蒲城五号机组汽轮机整套启动调试方案

1、陕西华电蒲城电厂三期2 x 660mw超临界机组工程西北电力建设调试施工 研究所调试措施iip5cq0801共40页陕西华电蒲城电厂2 x660mw超临界机组工程 五号机组汽轮机整套启动措施（征求意见稿）西北电力建设调试施工研究所发行时间二00八年七月华电蒲城电厂五号机组汽轮机整套启动措施会签单会签签名日期批准监理单位建设单位生产单位施工单位调试单位措施名称：陕西华电蒲城电厂2x660mw超临界机组工程五号机组汽轮机整套启动调试措施 措施编号：hp5cq0801 出措施日期：2008年7丿j 保管年限：«密级：一般试验负责人：陈涛、王波 试验地点：陕西华电蒲城发电厂参加试验人员：陈涛

2、、工波、张祖哲、葛鹏、董霖等参加试验单位：陕西华电蒲城发电有限责任公司（简称发电公司）、西北电力建设丁程监理 冇限公司（简称曲北监理）、曲北电力建设调试施工研究所（简称曲北调试）、山曲电力建 设二公司（简称山西二建）、西北电力设计研究院（简称西北院）、二大主机设备厂家等 试验日期：2008年7月2008年9月打印份数：10份编 写:审 核: 批 准:编制目的编制依据调试质量目标职责分工安全注意事项系统及主要设备技术规范调试范围调试前应具备的条件启动前应完成的分部试运和试验项目整套启动试运程序11汽轮机首次冷态启动12. 带负荷试运13. 汽机热态启动14. 主要系统的运行方式15. 机组正常停

3、机16. 机组非正常停机17. 附录附录1调试质量控制点 附录2汽机整套（空负荷、带负荷、满负荷）试运参数记录表附录3汽机启动曲线（冷态、温态、热态、极热态）附录4汽机正常停机曲线 附录5整套启动措施交底会记录1编制目的1.1为了指导及规范汽轮机整套启动的调试工作，保证汽轮机整套启动能够安全止常投入运 行，制定本措施。12检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。1.3检查设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。2编制依据2. 1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）2.2火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.3火电工程启动调试工作规

4、定（1996年版）2.4电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇（1992年版）2.5火电机组达标投产考核标准电建企协20062.6防止电力生产重大事故的二i五项重点要求国电发2000589号2.7电业安全工作规程（热力和机械部分）电力部电安生19941227号2. 8西北电力建设调试试工研究所质量、安全、坏境管理体系文件2. 9设计图纸及设备设明书3调试质量目标：符合部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）以及火电机组达标 投产考核办法中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%,优良率 95%以上，满足机组正常运行的要求。专业调试人员、专业组长应按附录1 （调试

5、质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检 杳、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证调试工作顺利进行。4职责分工1山西二建：4.1.1完成安装结尾及设计变更等工作。 4.1.2完成分部试运中的消缺项目。4. 1. 3准备好安装及分部试运的技术资料。4.1.4配备试运的检修人员，准备好检修工具及材料。4.1.5为全面监视汽轮机首次启动屮的汽缸膨胀情况，准备若干块百分表。4.2华电蒲城电厂：4. 2.1运行及事故处理规程的编制、修改和审定。4. 2.2运行人员的配备、培训及考核。4. 2.3准备运行日志、报表和运行操作必要的工具。4. 2.4绘制符合实际的热力系统图。4. 2.5

6、做好运行与试运系统的隔离工作。4. 2.6对各系统阀门编号挂正式牌，以免引起误操作事故。4. 2.7启动前对设备及系统进行全面检查，并根据运行需要提出必要的修改意见。4.3西北调试：4. 3.1编制有关试运技术措施。4. 3.2参加并确认汽轮机方面的联锁保护项目。4. 3.3完成启动前的调试项目。4. 3.4准备有关测试仪器。4. 3.5对设备及系统进行全而检查，捉出必要的修改意见。4. 3.6会同安装人员，测量转轴的冷态原始晃摆值及方位。4. 3.7完成启动调试的其他准备工作。4.4西北监理：按合同进行机组启动试运阶段的监理工作，监督木方案的实施，参加试运工作并验收签证。4. 5机组首次冷态

7、启动之前，为了全面检查与监视机组的运行状况，确保人与设备的安全， 拟成立以下四个小组，并且职责分明，落实到人。4. 5. 1工况分析小组由调试单位与电厂运行人员主要负责，全面分析机组启动运行过程屮各部运行参数及系 统运行状况是否正常，及时发现潜在的问题，并予以处理。4. 5. 2汽缸膨胀及动静摩擦监视小组由安装单位主要负责，全面监视并巡回检杳机组在启动过程中汽缸膨胀是否均匀，是否 存在轴瓦、油档及汽封环等处的动静摩擦现象；是否存在滑销系统卡涩、汽缸膨胀不畅、跑 偏等现象；汽机启动前冷态下全面记录一次汽缸各方位膨胀、差胀、轴瓦温度及回汕温度等 参数，机组启动后每隔20分钟记录一次，并进行详细分析

8、。4.5.3轴系振动监测小组由调试单位主要负责，全面监视并记录机组在启动升速过程中整个轴系的振动情况，记 录各轴承处的轴振数据，测取各转了的实际临界转速，分析判断可能存在的振动问题，发现 异常及时汇报。4. 5.4辅助设备巡回检查小组由安製单位主要负责，全面巡回检查各辅助设备及其系统的运行情况，如给水泵、密封 油及真空泵等系统，发现异常及时汇报，为机组的安全顺利试运提供可靠的保证。5安全注意事项5.1机组试运初期，由于可靠性较差，电厂应安排足够数量的经过培训合格的运行人员参加 试运，加强巡回检查，及时消除隐患。试运期间应勤分析、勤检查，做好事故预想，发现问 题及时研究解决。2检修工作应严格执行

9、工作票制度，做好安全与系统隔离措施，防止发生人身和设备事故。 5.3同吋在试运期间，为了防止重大恶性事故的发生，特制定了防止汽轮机恶性事故技术 措施。5.4本措施未涉及的内容，按电厂运行规程执行，若本措施与运行规程发生矛盾时，原则上 按木措施执行。6系统及主要设备技术规范1系统简介华电蒲城电厂汽轮机为东方汽轮机厂生产的nzk643-24. 2/566/566超临界、三缸四排 汽，一次中间再热、单轴、直接空冷凝汽式汽轮机。给水泵为每台机组配置2台50%电动给 水泵和1台30%启动电动给水泵。dcs采用f0xb0r分散控制系统；汽机电液调节系统(deh),包括汽机转速控制、负荷 控制、阀门管理等功

10、能；汽轮机监视系统(tsi),包括轴承振动、转速、差胀、轴向位移、 零转速等重要参数的信号测量、转换和监视等功能；汽机事故跳闸系统(ets),包括以下保护 功能：润滑油压低停机、排汽装置真空低停机、轴向位移大停机、超速停机、发电机保护动 作联动停机、mft停机和远方手动停机等。deh控制系统所完成的主耍功能：自动挂闸。自动整定伺服系统静态关系。启动前的控制和启动方式；自动判断热状态。转速控制：设置目标转速、设置升速率、过临界、暖机、3000r/min定速。负荷控制：并网带初负荷；升负荷：设置目标负荷、设置升负荷率、暖机；主汽压力控制；负荷控制；一次调频；ccs控制；高、低负荷限制；阀位限制；主

11、汽压力限制。超速保护。在线试验：喷油试验；机械超速试验、电气超速试验；阀门活动试验；主遮断电磁阀试验；阀门严密性试验。自动/手动方式z间的切换。atr热应力控制。6.2汽轮机主要技术规范：机组的铭牌出力(trl)为644mw(当采用静态励磁、电动主油泵时，扣除所消耗的功率)。 其主耍参数如下：在汽机主汽阀前主蒸汽额定压力：24. 2mpao主蒸汽额定温度：566°co中压联合汽门前再热蒸汽额定压力:3. 982mpa (tha)。再热蒸汽额定温度：566°co最终给水温度(tha):281.3 °c。额定转速：3000r/min旋转方向(从汽机向发电机看)：逆吋针

12、在能力工况trl (铭牌出力工况)汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，发电机输出铭牌功率643mw (当采用静态 励磁、电动主油泵吋，扣除所消耗的功率)，此工况称为能力工况(trl),此工况也称铭牌 出力工况。此工况条件如下：设计背压为32kpa；此工况为机组出力保证值的验收工况，此工况的进汽量称为汽轮机铭牌进汽量。 汽轮机最大连续出力(tmcr)工况汽轮机进汽量等于能力工况的进汽量(铭牌进汽量)，在下列条件下安全连续运行，此 工况下发电机输出功率(当采用静态励磁、电动主油泵吋，扣除所消耗的功率)称为机组最 大连续出力(tmcr),输出功率值为684286 kw。设计背压为15kpa；额定

13、功率主蒸汽流量(t/h)2020 (trl 工况)1877 (thai况)额定功率再热蒸汽流量(t/h)1667 （trl 工况）1566 （thai况）热耗率保证值为7755 kj/kwho 最大允许系统周波摆动：48. 550. 5 hz 汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为60kpa,跳闸背压为65kpao 汽轮机采用 中压缸启动方式。汽轮机回热系统为七级：三高+除氧器+三低。从汽轮机向发电机看，润滑汕管路为右侧布置。7调试范围汽轮机整套启动调试从各分系统调试结束后的动态交接验收开始，包括主机联锁保护试 验、调节保安系统试验、各主要系统(如除氧给水系统、凝结水系统、辅机冷却水系统、发

14、电机氢油水等系统)的投运，及汽轮机动态调整等项目。8调试前应具备的条件系统调试工作正式开始以前，调试人员应按下而所列内容对整套启动调试应具备的条件 进行全面检查，确保试运安全顺利进行。&1厂区内场地平整，道路畅通，试运范围内的施工脚手架己全部拆除，各运转层的梯子与 栏杆完好，沟道及孔洞的盖板齐全。& 2现场备有足够的消防器材，消防水系统具有足够的水源和压力，并随吋处于备用状态。8. 3现场应有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并能在正式照明失去电源吋自动投入 工作。8.4所有排水沟通畅。8.5在寒冬气候下进行试验的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度应保持在+5°

15、;c以 上。8.6电话等通讯设备安装完毕，可以使用。8.7与试运有关的空调设施可以投入使用。8.8辅助蒸汽系统及仪用压缩空气系统可以投用。8.9所冇将投入运行的设备及系统，按图纸技术要求安装完毕并完成设让变更及必要的修改 项目，安装记录齐全。&10试运区域建立健全的保卫制度。9启动前应完成的分部试运和试验项目9. 1各转动机械单机试运以及分系统试运全部结朿，消除已发现的设备缺陷，并经验收签证 合格。主要包括以下儿个分系统的试运：辅机冷却水系统闭式冷却水系统（3）辅助蒸汽系统（4）凝结水系统（5）除氧给水系统（6）电动给水泵系统（7）润滑油、顶轴油系统及油净化装置（8）盘车装置（9）真空

16、系统（10）轴封系统（11）密封油系统（12）抗燃油系统（13）调节保安系统（14）高加、低加抽汽回热系统（15）高低压旁路系统（16）发电机定子冷却水系统（17）氢气系统（18）空冷排汽装置2所有汽水管道的吹扫及冲洗合格（包括辅汽系统管道、轴封系统管道、高压缸暖缸管道 等吹扫完毕并经验证合格，辅机冷却水、闭式水系统管道冲洗合格，凝结水系统、屮低压给 水系统管道碱洗、冲洗完毕），油系统管道（包括大机润滑油系统、eh油系统）冲洗合格。 9.3所有电气及热工仪器、仪表经过校验合格，主辅机联锁保护装置及声光信号试验合格， 冇关自动装置可以投入。9.4所有程控试验合格。9.5汽轮机tsi （监测系统）

17、、ets （保护系统）系统调试完毕。9.6真空系统经灌水检查严密性合格，泄漏已消除，试抽真空良好（干抽到40kpa以上）。9.7润滑汕系统、发电机密封汕系统及抗燃汕系统的汕循环结束，汕质化验合格，因汕循环 而采取的临吋措施已拆除，系统恢复正常。9.8发电机冷却水系统已经冲洗并通水检查良好，水质化验合格。9.9密封油系统调试完毕，发电机风压试验合格。9.10发电机氢系统安装调整完毕，具备投氢条件。9.11各系统电动门、调整门、气动门调整完毕，记录好开关时间，并正常投入。12旁路系统调整试验完毕。9.13发电机静子通过耐压试验合格。9. 14电动调速给水泵试运完毕，具备启动条件。15盘车装置试运合

18、格，校对大轴晃度指示表，并测取大轴原始晃摆值。16 d-eiic系统、eiic油系统、调节系统静态调试完毕，特性符合设计要求。17低压缸喷水装置经试验喷雾均匀，方向正确。10、整套启动试运程序汽轮机整套启动是全面检查机组设计、制造及安装质量的重要环节，是保证机组安可靠 地投产的重要工序。通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数, 了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运行提供依据。10.1有下列情况z-,机组禁止启动或并网：1.1影响机组启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和冋收，设备现场不 符合电业安全工作规程的有关规定。10.1.2机组的主要联锁保护

19、功能试验不合格，保护动作值不符合规定。1. 3机组任一安全保护装置失灵。10.1.4机组主要调节装置失灵。1. 5基地式调节装置失灵，影响机组启动或正常运行。10. 1.6机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动或机组主要监测参数超过极限值。1. 7 机组仪表及保护电源失去。1.8控制系统（dcs）通讯故障或任一过程控制单元功能失去。10. 1.9 deh、fsss、scs、ccs、ecs控制系统工作不正常,影响机组启动或正常运行。 10.1.10厂用、仪表压缩空气系统工作不正常。10.1.11汽轮机高、屮压主汽门及调门、抽汽逆止门、高排逆止门任一卡涩或不能关闭严密, 高压缸通风阀动作不正常

20、。10. 1. 12汽水品质不符合要求。10. 1. 13主机转子偏心度大于原始值110%。10. 1. 14盘车时汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。10. 1. 15汽轮机润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。10. 1. 16 ehc油箱油位低或油质不合格。10. 1. 17汽轮机高、中压缸任一对应点上、下缸温差80°co10. 1. 18主机危急保安器动作不正常。10.1.19发电机定子冷却水系统故障或水质不合格。10. 1. 20发电机氢气冷却系统故障或氢气纯度、湿度不合格。10. 1.21密封油系统故障。10.1.22发电机定子、转子绕组绝缘不合格。10. 1.23发电机气

21、密性试验不合格。10. 1.24旁路系统故障，禁止机组热态启动。10. 1. 25交流润滑油泵、辅助油泵、直流事故油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格。 10.1.26柴油发电机系统带负荷试验不成功。10. 1.27 ups电源不能投运。10. 1.28厂用电系统不能正常工作。10. 1.29存在其他威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。10. 2整套启动试运方案10. 2. 1汽轮机启动状态的划分中压缸启动时，根据中压内缸壁温t的高低划分机组热状态。t<305°c冷态；305°c<t<420°c温态；420°c<t<

22、490°c热态；490°c<t极热态。高压缸启动吋，根据汽轮机调节级处高压内缸壁温t的高低划分机组热状态。t<320°c冷态；320°c<t<420°c温态；420°c<t<445°c热态；445°c<t极热态。10. 2.2机组首次冷态启动时，采用中压缸启动方式，控制系统采用deh手动启动方式。10.3整套启动试运程序：机组首次冷态启动一带负荷试运一168h试运10. 3. 1机组首次冷态启动机组首次冷态启动控制系统采用deh手动启动方式，机组升至全速后进行就地和远方停

23、机试验、危急遮断器喷油试验以及汽门严密性试验，一切止常后恢复3000rpm交电气试验。 电气试验结束后，并网带25%额定负荷3小时后解列，进行超速保护试验，超速试验合格后 根据实际情况决定是否进入带负荷阶段。（利用止常停机的机会测取转了惰走曲线）。除氧器 在运行初期可采用定压运行方式，以后随着负荷的增加到15%额定负荷（四抽压力大于 0. 15mpa吋）进行汽源切换转入滑压运行。机组首次冷态启动曲线见附录。10. 3.2带负荷试运第二阶段启动可根据缸温决定是否采用热态启动，并网后逐渐加大负荷至额定值，所有 设备系统及热工自动逐步全部投入，除氧器滑压运行。汽轮机负荷达15%mcr时开始冲洗高 加

24、汽侧，水质合格后全部投入高加汽侧，疏水回收到除氧器，负荷达85%mcr以上时根据情 况进行真空严密性试验。进入168小时试运之前，在所冇条件具备的情况下，进行ju负荷试 验（详见世负荷试验措施）。10. 3.3168小时试运按照新启规的要求进行168小时试运行，并移交生产。11汽轮机首次冷态启动11.1锅炉点火前的检查与操作11.1.1按照运行规程要求，全面检查各系统阀门位置正确，各主、辅设备状态良好，各辅 机轴承润滑油量充足，并做好与邻机的系统隔离工作。11.1.2各电动门、调整门及电磁阀等送上电源，远操开关动作灵活，方向正确。11.1.3联系电气测量各泵类电机绝缘，合格后送电。1.4各系统

25、水箱水位（油箱油位）正常，液位指示准确，水质（油质）化验合格。 11.1.5主机、辅机有关主要联锁保护检杳确认。1.6 d-eiic、ets、tsi和bps等系统提前供电，系统与表盘均应处于正常状态，检查d-eiic 与ccs系统和并网系统的t/0接口通讯是否正常。11.1.7启动辅机冷却水泵以及闭式循环水冷却水泵向各冷却器通水。11. 1.8启动凝结水输送泵向凝结水系统充水；启动凝结水泵。检查低压缸喷水、疏水扩容 器喷水系统正常。11.1.9检查主油箱油位止常、油温27°c,启动盘车油泵及主吸入油泵，事故油泵投入备 用，同时投入主油箱排烟风机，维持油箱微负压。检查润滑油压力（轴承母

26、管）大于136kpag 170kpag的范围内。1. 10投入发电机密封油系统及氢系统，发电机充氢至0. 4mpa,各部油压及差压调整正常。 11.1.11启动发电机定了冷却水泵，投入定了冷却水系统。11.1.12投入高压抗燃油系统，并将油温与油压控制在正常范围之内。11.1.13投入盘车装置，记录转子弯曲值及盘车电流，转子弯曲值应不大于原始冷态值的 110%。在冲机前按规定吋间进行连续盘车（至少4小吋）。1. 14启动电动给水泵，根据需要用电动泵给锅炉上水。11.1.15对辅助蒸汽系统进行充分暖管，并将其投入正常。对辅汽供除氧器的管道及轴封系 统管道进行暖管，使其具备投入条件。11.1.16

27、关闭真空破坏阀，启动真空泵及轴抽风机抽真空；投入轴封系统，轴封压力维持 27. 5kpa,调节轴封加热器负压在一2.16kpa一3.14kpa011.1.17排汽装置真空建立后，即可通知锅炉点火。112高压缸、高压调阀预暖11.2. 1检查主蒸汽、再热蒸汽管道上的疏水门开启，主蒸汽、再热蒸汽管道温升应5°c/mtno 检查高压缸预暖阀汽源压力0. 5-0. 7mpa； 200-250°co11.2.2检查高排逆止阀关闭。11.2.3高压缸预暖当排气装置真空13.3 kpa吋投入高压缸预暖。确认通风阀关闭，缓慢开高压缸预暖阀， 维持高压缸第一级压力于390-490kpa；当汽

28、机高压缸第一级内上缸内壁金属温度150°c时, 关闭高压缸预暖阀，结束高压缸预暖。一旦金属温度达到150°c,应立即进行高压缸闷缸。 闷缸时间从图1-2-2屮的曲线上查出暖缸时间6小时。注意监视汽机转速及盘车製置的运行情况，发现盘车製置脱扣、汽机转速上升，应立即 关闭预暖阀，降低高压缸暖缸压力。当汽机转速下降、转了停止后，重新投入盘车装置。2. 4高压调阀预暖。在“cv warming"下按“0n”，确认高压主汽门（右）预启阀开启,当cv阀内外壳金属 温差高于80°c时关闭高压主汽门（右）预启阀，当温差小于70°c时，重新开启预启阀。反复动作对

29、高压调门进行预暖。当高压调门阀壳金展温度150°c时，在“cv warming"下按 “off”，高压调阀预暖结束，确认左右主汽门全关。11.3冷态启动冲转条件（中压缸启动）主汽压力：8. 73mpa 再热汽压力:1. impaeh 汕压：12. 3-14.0 mpa 润滑油压（轴承母管）： 高压缸胀丼：低压缸胀差：轴向位移：高压缸上下缸温差： 屮压缸上下缸温差： 低压缸排汽温度： 排汽压力：主汽温度：380°c再热汽温：330°c0. 137-0. 176mpaeh 汕温：35-50°c润滑油温：27-40°c<80°

30、;c<80°c<52°c< 16. 6kpa咼、低压旁路系统和自动控制系统正常。所冇监视设备，显示系统已投入正常。汽机所有疏水阀在开启位置。联系热工确认该投的保护已全部投入。检查全面正常后，记录冲转前的重要参数，如主、再热汽压力、温度、轴向位移、偏心、 真空、胀丼、润滑油压、油温等。114汽轮机冲转1检查通风阀（vv）和事故排放阀（bdv）关闭状态。11.4.2升速至200rpm摩擦检查选择升速率 100rpm/min,点“target speed"下 u200rpm" , “at set speed"变绿, 左右高压主汽门全

31、开，左右中压调门同步缓慢开启，控制汽机转速上升。检查盘车装置自动 脱扌1【，盘车电机停止11.4.3转速到达200rpm时,“at set speed"变红，机组转速保持。点“target speed" 下"valve close",检查高中压调阀关闭，汽机转速下降，到就地进行摩擦检查。若发现问 题，应停机进行处理；若没有发现问题，结束摩擦检查。11.4.4注意检查通风阀（vv）和事故排放阀（bdv）已经全开。11.4.5升速至1500rpm进行暖机。确认升速率100rpm/min,点“target speed”下“1500rpm” , cv阀微微开启,

32、中压调 阀开启，汽机开始继续升速。转速到达400rpm时cv阀开度锁定。至1500rpm升速过程屮， 以升速率300rpm/min/min过临界区域。11.4.6转速到达1500rpm时，检查cv阀关闭状态、通风阀(vv)全开。暖机期间，维持主蒸汽及再热蒸汽压力、温度稳定，注意汽缸膨胀、高压胀差、低压胀差、 轴向位移、上下缸温差以及转子热应力的变化趋势。注意润滑油温缓慢上升到38°c左右，润滑 油温度自动设定到40°c,确认各轴承金属温度及回油温度正常。检查各辅机运行正常。全面记 录机组运行参数。11.4.7中速暧机达到目标值：ip内缸壁进汽部分达到320 °c,

33、 hp调节级内壁达320°c暖机时间为4小时。11.4.8升速至3000rpm进行高速暖机中速暖机结束后，确认升速率100rpm/min,点“target speed"下u3000rpm",中压调 阀继续开大，汽机转速继续上升。当机组转速在临界区域时，应密切监视机组振动情况，禁止机组转速在临界区域内停留。 当任一轴振超过200 n m时，应紧急停机。确认润滑油温缓慢上升，直至稳定到45°co检查各轴承金属温度、冋油温度正常。当机组转速到3000rpm时，注意检查主油泵运行正常，入口压力0.0980.147mpa,出口 油压大于l372mpa。做事故油泵、

34、辅助油泵的自启动试验。停辅助油泵，监视主油泵进、出口油压稳定；将各 汕泵投备用。在就地手动打闸，检查高屮压主汽门、调门关闭正常，机组转速下降，首出记忆正确，重 新复位升速到3000rpmo做危急遮断器喷油试验(见调节保安系统调试措施)。全而检查系统设备正常后，交电气进行并网前的试验。记录所冇参数。4. 9冲转升速过程小的注意事项：汽机冲转升速、暖机过程中，应尽量保持蒸汽压力及温度等参数稳定；在升速过程中，严禁在临界转速区停留；注意汽机木体、管道无水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统正常；注意汽缸热膨胀、各缸差胀、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴承振动及各轴 承温度正常；注意润滑油压、润滑油

35、温度、油箱油位、发电机氢压、氢气温度、密封油压、密封油 氢/油压并止常.注意排汽装置真空、水位及高低加、除氧器的水位变化正常。注意低压缸排汽温度的变化以及低压缸喷水的投入情况。注意旁路及各辅机的运行情况。10电气试验结束后，配合电气并网带2% (12mw)初负荷。进行初负荷暖机，暖机时间 为50分钟。根据需要将氢压升至0.4mpa,根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状 态。115高压缸切换（由中调门控制切换为高调门控制）1初负荷暖机结束后，目标负荷设定为54mw,升负荷率5%/min,将负荷升到9%mcr。 升负荷过程中进行高压缸切换。11.5.2切缸前，维持汽温、汽压稳定，以防止高缸

36、过应力，或由于压力限制而使高排温度升高及 切缸后造成大的负荷变动。11.5.3切缸时，高、低旁应在白动方式运行。切缸后，注意低旁逐渐关闭，bdv阀完全关闭。11.5.4切缸吋，注意高压主汽门缓慢开启，注意高旁逐渐关闭，vv阀完全关闭。当高排压力超 过再热器压力时，高排逆止门自由释放，高压缸自动投入运行，并注意排汽温度的变化。11.5.5高压缸投运后，如高压缸排汽温度增长过快，应通知锅炉加强燃烧，同时适当增加机组负 荷。注意：切换过程中如出现高排过热，高排逆止门不能打开的情况，则打闸停机。116机组升负荷至30%暖机1高压缸切换结束后，目标负荷设定为180mw,升负荷率0. 5%/min。将负荷

37、升到30% mcr,进行30%负荷暖机3小时。11.6.2当负荷上升到10%时，检查低压缸喷水自动关闭，注意检查高压组疏水阀的关闭；11.6.3视情况将deh负荷控制投入功率回路。11.6.4当机组负荷220%吋,做如下工作：1）检查汽机主、再热蒸汽管道疏水门关闭。2）检查汽机本体疏水阀及抽汽管道疏水阀自动关闭。3）投入高加汽侧运行，注意给水温度及给水流量的变化，高加投入止常后，关闭抽汽管道疏水 门。4）检查低压缸后缸喷水调节阀自动关闭，注意排汽温度。5）四段抽汽压力大于除氧器设定压力（0. 15mpa）时，除氧器汽源自动倒为四段抽汽供给，联 锁关闭辅汽联箱至除氧器调门，除氧器滑压运行。11.

38、6.5暖机结束后，将负荷降到5%打闸、解列进行冇关试验（详见调节保安系统措施）: 进行汽门严密性试验机械超速试验、后备超速保护试验11.6.6超速试验后，若机组运行正常，可直接进入带负荷试运。带负荷试运汽机在各种启动方式下各负荷阶段的升负荷速度及暖机时间见下表:（机组默认启动方式为中压缸启动，高压缸启动参照启动曲线进行）项冃冷态（开始冷态）温态热态极热态初负荷暖机时间50分钟15分钟3分钟3分钟到9%负荷（切换）5%/分钟5%/分钟5%/分钟5 %份钟从9%负荷到30%0.5%/分蚀0.75%/分钟1.0%/分钟1.0%/分钟30%负荷暖机时间15分钟15分钟15分钟15分钟从30%负荷到50

39、%0.5%/分钟1.0%/分钟1.5%/分钟1.5%/分钟50%负荷暖机时间15分钟15分钟15分钟15分钟从50%到100%负荷1.0%/分钟2.0%/分钟2.0%/分钟1.5%/分钟12.1汽机按热态（或冷态）方式启动定速之后，电气并网接带负荷。12.2升负荷到30%额定负荷初负荷暖机结束后，选择合适的升负荷率，设定目标负荷180mw,机组开始升负荷。负荷上升到9%额定负荷过程中，进行高压缸切换。负荷上升到10%额定负荷时，检查低压缸喷水自动关闭；投运低压加热器汽侧。负荷上升到15%额定负荷时，投运高压加热器汽侧；投入iip ipr保护。确认高压组疏水 阀关闭；检查高低压旁路及其减温水投自

40、动。四抽压力大于0. 15mpa时将除氧器汽源切换至四 段抽汽；负荷上升到20%额定负荷吋，确认中低压组疏水阀关闭。负荷上升到30%额定负荷后暖机15分钟。12.3升负荷到50%额定负荷负荷到45%额定负荷时，机组进入滑压运行，主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度按照滑压 曲线进行升温升压。负荷上升到50%额定负荷后暖机15分钟。4升负荷到100%额定负荷机组负荷大于85%额定负荷时，可进行真空严密性试验。负荷到90%额定负荷时，机组由滑压进入定压运行，主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度达 到额定。随着锅炉燃烧量的缓慢增加，逐渐增加汽机负荷直至满负荷。12.5机组升负荷过程中应注意事项注意润滑油床、润滑

41、油温度、油箱油位的变化。注意监视汽缸膨胀、高压胀茅、低压胀并、轴向位移、轴振、轴承温度、轴承冋油温度的 变化。注意监视发电机密封油系统、氢气系统和定子冷却水系统的运行情况。加强对设备的巡检，发现异常及时汇报并进行处理。13汽机热态启动各种启动方式下汽机的启动曲线见附录。冲转参数及蒸汽升温升压速度、升速率、升负 荷率及各阶段暖机时间应按照相应的启动曲线进行。1主汽、再热蒸汽参数达到冲转参数，主、再热蒸汽温度比高、中压缸第一级内上缸金屈温 度高50°c以上且应有50°c以上的过热度。2主蒸汽、再热蒸汽的温度变化控制范围必须按照制造厂提供的曲线和当时的金屈温度相对 应。3机组启动

42、前,检查确认高排逆止门关闭，高缸预暖电动门关闭，高压缸通风阀应开启。4.18. 4热态启动必须先送轴封后抽真空，注意轴封温度应与汽机金属温度相匹配。13. 5热态启动必须检查大轴晃动度符合要求，排汽装置应保持较高真空。13. 6检查确认木体疏水及主、再热蒸汽管道疏水阀均在开启位置，主、再热蒸汽管道疏水充分。13. 7机组启动前做好各项准备工作，尽快冲转、升速，定速后经必要检查止常，尽快并网并带 负荷至与高压缸第一级内上缸内壁金属温度相对应的负荷水平。13. 8机组冲转前可直接将目标转速设定在3000rpmo13. 9在启动和升速过程屮，注意轴封压力和减温后的轴封温度应正常。13. 10升速、升

43、负荷过程中加强监视机组振动情况，密切注意胀羌、缸胀、轴向位移，主、再 热汽温度的变化，高、屮压缸金屈温度及温升的变化。13.11如杲汽机复位时处于惰走阶段，则必须确认汽机转速不在临界转速区域。4. 12机组冲转前主机润滑油温宜在35°c左右，油温低于30°c禁止冲转。 13.13其它操作与检查项目均同于冷态启动。14主要系统的运行方式5. 1芳路系统高、低压旁路系统在锅炉点火后根据需要逐步投入，在机组升速及升负荷的过程屮，应 投入自动控制。14.2抽汽加热系统# 5# 7低加在负荷大于60mw时投入汽侧运行。#1#3高加首次投入时在负荷大于90mw期间进行汽侧冲洗，并投入高

44、加保护，水质 合格后回收至除氧器。14.3除氧器系统试运初期，当四段抽汽压力低t 0. 15mpa吋，由辅助蒸汽联箱来汽供除氧器加热，除氧 器压力维持在0. 15mpa定压运行。当四段抽汽压力大于0. 15mpa,由四段抽汽供除氧器，关 辅助蒸汽至除氧器，除氧器进行滑压运行。14. 4凝结水系统试运初期由于凝结水质比较脏，由#5低加出口放水门将凝结水排至循环水系统，用凝 结水输送泵向除氧器补水。试运期间应根据情况经常清扫排汽装置及凝结水泵入口滤网。14.5轴封供汽系统5.18. 5. 1盘车及冲转至低负荷阶段，汽封汽源由辅汽联箱供给。5.2高、中压缸轴封漏入供汽母管的蒸汽超过低压缸轴端汽封所需

45、要的供汽量，溢流调 节阀自动打开，将多余蒸汽通过溢流控制阀排至#8低压加热器或排汽装置，此吋轴封系统 进入自密封阶段。5.3机组减负荷阶段，当汽封供汽母管压力下降，溢流阀关闭，轴封汽源由辅汽联箱供给。15机组正常停机15.1本节仅讲述机组正常停机的一般过程及有关注意事项，紧急停机及有关事故处理参照电 厂运行规程执行。2停机前进行主吸入油泵、事故油泵的自启动试验，确认各项试验正常。3做好辅汽联箱汽源切换的准备工作15.4机组正常停运1机组减负荷至300mw在此阶段，减少锅炉燃烧量，主汽压力降低至14. 75mpa,负荷指令减至300mwo 控制负荷变化率w2. 5%/min,机组负荷随着主蒸汽压

46、力降低而减小。冷再压力降低至2. 45mpa吋，切换辅汽汽源15.4.2机组减负荷至180mw在此阶段，减少锅炉燃烧量，主汽压力降低至10. 5mpa,负荷指令减至200mwo保持15分 钟。6.18. 4. 3机组减负荷至90mw机组负荷降低到120mw时，检查屮低压组疏水阀打开。机组负荷降低到90mw时，注意除氧器压力的变化，及时切换除氧器汽源；停运高加汽侧; 检查高压组疏水阀打开；退出hp tpr保护。注意监视低压缸排汽温度，检查低压缸喷水应能自动投入。退出低压加热器汽侧运行。 机组负荷降低到90mw吋，汽机应尽快打闸停机，避免在低负荷下长期运行。15.4.4在减负荷过程中应注意以下各项

47、：4.1应密切监视辅汽压力、轴封压力、除氧器压力的变化，及时切换各自的供汽汽源，保 证机组的安全运行。15. 4. 4. 2注意监视主蒸汽、再热蒸汽温度和汽缸金属温度下降速度应在允许范围内。15.4. 4.3注意各监视段压力、温度、各加热器水位的变化。6. 4. 4. 4注意监视发电机密封油系统、定冷水系统及氢气系统的运行状况。(6) 4.5注意各轴承金属温度、回油温度、高压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移、轴承振动等 的变化。15.4.5按下汽机跳闸按钮或在机头手动脱扣，检查高、屮压主汽门、调速汽门关闭，高排逆 止门关闭，抽汽逆止门关闭，高压缸通风阀打开，并就地确认各阀门开关到位，检查机组转速

48、下降，高、低旁工作正常。15.4.6打闸后检查润滑油泵自启动正常。注意倾听机组各部分声音正常，高压缸差胀、低压缸 差胀、振动、轴向位移、轴承金属温度、润滑油压、氢压、密封油/氢压差等参数正常。15.4.7机组转速到0时，投入盘车装置，记录盘车电机电流、转了偏心率及转了惰走时间。15.4.8汽机盘车期间应监视汽缸膨胀应均匀减小，盘车电流、转子偏心正常，润滑油温在10 27°c,检查轴承金属温度和冋油温度止常。一般情况下，汽机高压缸第一级内上缸内壁金属温 度200°c方可停止盘车，150°c才能停止润滑油系统。15.4.9汽机转速到0后，可停运真空泵，打开真空破坏门；

49、真空到0后，停止向轴封系统送汽; 轴封母管压力到0,停运轴加风机15.4. 10机组停运后，可停止定了冷却水系统。15.4. 11当发电机排氢结束且汽机盘车停止后，方可停密封油系统。15. 4. 12完成停机后的其它操作。15.4.13其它注意事项按电厂运行规程执行。16机组非正常停机7. 1汽轮机故障停机。机组发生故障或运行参数接近控制限额，还不会立即造成严重后果时，应尽量采取措施 予以挽回，无法挽回时应故障停机。16. 1. 1汽轮机故障停机的条件汽轮发电机组遇到下列情况z，应进行故障停机：16.1.1.1主、再热蒸汽参数超过规定值，而规定时间内不能恢复。7.18. 1. 1.2主机润滑油

50、温度达55°c,处理无效。1. 1. 3润滑汕乳化。1. 1.4机组任一支持轴承、推力轴承回油温度达75°c,或支持轴承乌金温度达110°c, 或推力轴承乌金温度达85°c且处理无效。16. 1. 1. 5汽机高压胀差达+10. 3mm或一5. 3mm或低压胀差达+19. 8mm或一4. 6mm,处理无 效。16. 1. 1. 6轴向位移达+ 0. 6mm或一1.05mm,且推力轴承乌金温度、冋油温度异常升高。16. 1. 1. 7 ts1故障，机组重要技术数据无法监视或无法维持机组稳定运行。16. 1. 1. 8 ehc油箱油位低至正常油位b 100m

51、m,补油无效。16. 1. 1. 9 二台eiic油泵运行,eiic油压仍低于13. 5mpa.16. 1. 1. 10主油泵或油涡轮泵工作严重失常。16. 1. 1. 11主油箱油位低至正常值以下一100価且处理无效，油位继续下降或主机润滑油系 统漏油，无法隔离。16. 1. 1. 12所有密封油泵故障并由润滑油作密封油时。16.1.1.13密封瓦或发电机出线套管损坏，引起严重漏氢、漏油。16. 1. 1. 14机内氢压持续10分钟急剧下降(10kpa/min)或发电机内氢气纯度低于96%。16. 1. 1. 15轴加风机均停运,30分钟处理不好。16. 1. 1. 16主油箱排烟风机均停运

52、，30分钟处理不好。16.1.1.17闭式冷却水系统管路泄漏严重，无法隔离，并将危及机组安全运行。16.1.1. 18发电机定子线圈漏氢检测仪指示达100%且报警发出。16. 1. 1. 19发电机定了冷却水导电度达到9.9us/cmo16.1.1.20发电机定子任一线棒温度大于100°c,或有一出水温度指示大于95°c,或线棒最 高和最低温度温差达14°c,或最高和最低出水温度温差达12°c,经处理无效。16.1.1.21发电机定子铁芯温度大于11ctc,经处理无效。16.1.1.22转了温度指示值大于110°c,或任一热氢温度指示大于100

53、°c,经处理无效。16.1.1.23发电机定子绕组中性点附近接地，保护有报警信号。16.1.1.24主变、厂高变、励磁变冇轻瓦斯报警，经取油样化验油中含氧量或总炷量超过允 许值。16. 1. 1. 25发电机转子绕组有匝间短路现象。16.1.1.26发电机励磁自动调节装置两个通道自动方式均故障，一吋无法恢复。16. 1. 1.27发电机负序电流大于8%,经处理无效。16.1.1.28发变组任一出口跳闸通道故障，4小时内无法恢复。16. 1. 2机组故障停机时的主要操作步骤:机组故障停机时，应快速减负荷，同时进行厂用电切换，负荷至30mw时，启动交流润滑 油泵和辅助油泵，确认润滑油压止

54、常，汽机打闸，确认发电机解列，励磁开关断开，汽机转 速下降。若故障不能短时消除，应停止锅炉运行。具他操作按正常停机进行。16. 2机组紧急停运：机组发生严重危及人身或设备安全的故障吋，应紧急停止机组运行。16. 2. 1机组紧急停机的条件：汽轮发电机组遇到下列情况z者，应紧急停机：16. 2. 1.1汽机跳闸保护应动作而拒动。16. 2. 1.2主要汽、水、油管道爆破，危及人身、设备安全。16. 2. 1.3机组任一轴振突增50 n m且相邻轴振也明显增大。16. 2. 1. 4主机润滑油供油温度高达60°c 16. 2. 1.5机组任一支持轴承、推力轴承冋油温度达80°c

55、,或任一支持轴承乌金温度达 115°c、推力轴承乌金温度达110°c。16. 2. 1. 6主油箱油位急剧降至一200mm,补油无效时。16. 2.1.7汽机发生水冲机或机组在正常运行、开停机及变工况过程屮，主蒸汽或再热蒸汽 温度10分钟内急剧卞降50°co16. 2. 1.8汽机轴封冒火花。16. 2. 1.9汽机断叶片或内部有明显的金属摩擦、撞击声。16. 2. 1. 10高压缸排汽温度2420°c,超过5分钟；或者高压缸排汽温度2432°c16. 2.1.11汽轮发电机组任一轴承断油。16. 2. 1. 12发电机密封油断油。16. 2.1