热动力站汽轮机运行规程

1、陕西延长中煤榆林能源化工有限公司 陕西延长中煤榆林能源化工有限公司 标准编号:Q/YEC G 01.002-2012 密级： 秘密 机密 绝密 汽轮机运行规程版本修订状态编制审核审定批准董建国主编部门：公用工程项目部发布日期：98目 录1 汽轮发电机组设备及特性介绍11.1 汽轮机本体结构及系统11.2 汽轮机技术规范：41.3汽轮机主要技术指标：61.4汽轮机设有以下保护72 汽轮机的启动82.1基本规定92.2启动前的准备：102.3锅炉点火前的工作：112.4 冷态滑参数启动:142.5供热抽汽的投入与退出:182.6冷态额定参数启动202.7 并列及带负荷：222.8热（温）态启动：2

2、32.9锅炉的并汽、倒炉操作：243 汽轮机的正常运行维护254 汽轮机的停运274.1额定参数停机274.2滑参数停机294.3停机后的防腐：315 事故处理：315.1事故处理原则315.2事故停机：325.3主蒸汽参数不符合规定的处理335.4排气装置真空下降345.5油系统工作失常355.6汽轮机轴向位移增大365.7汽轮机水冲击375.8汽轮机发生不正常的振动和声音375.9电网周波不符合标准385.10 汽轮机、发电机甩负荷395.11厂用电故障415.12发电机冒烟、着火415.13旋转隔板卡涩425.14 DEH故障426 辅助设备的运行与维护426.1辅机设备的技术规范426

3、.2泵组的启动及停止446.3高压加热器的投入与解列：446.4冷油器的单独解列与投入466.5盘车装置的启动及停止466.6辅助设备运行中的维护477除氧器运行及事故处理规程507.1除氧器规范507.2除氧器的投入517.3除氧器的停用527.4除氧器的并列527.5除氧器事故处理538 给水泵运行及事故处理规程558.1给水泵设备规范558.2给水泵联锁保护578.3给水泵的正常启停与正常维护588.4给水泵事故处理608.4.1事故处理原则608.4.2遇到下列情况之一，应按“事故按钮”紧急停泵608.4.3遇到下列情况之一，停止事故泵608.4.4紧急停泵的操作步骤：618.4.5给

4、水泵汽化618.4.6厂用电中断618.4.7给水泵出口压力下降628.4.8给水泵轴承温度高629 空冷系统运行规程639.1空冷系统设备概述639.2 系统设置639.3凝汽系统的防冻659.4防风措施659.5清洗系统的安全运行669.6空冷凝汽器冬季启动和停机后的注意事项669.7检修维护679.8技术数据表679.9空冷系统联锁保护719.10真空系统启动前的检查项目729.11直接空冷系统启动729.12空冷系统的自动运行739.13空冷冬季防冻保护。779.14空冷系统正常运行维护与检查799.15 ACC的停机799.16空冷系统故障及事故处理809.16.1排汽装置水位升高8

5、09.16.2排汽装置水位降低809.16.3轴流风机掉闸的处理8010 汽轮机试验规程8010.1主机保护试验8010.1.1汽轮机超速试验8110.1.2危急保安器注油试验8310.1.3润滑油压低联动试验8410.1.4热机保护试验8510.1.5调速汽门严密性试验8610.2辅机设备联动保护试验8810.2.1抽汽逆止门联动试验8810.2.2抽汽逆止门定期活动试验8810.2.3高压加热器保护试验8910.2.4除氧器汽源、水位保护试验9010.2.5真空严密性试验9010.3水（油）泵联动试验91真空、绝对压力及饱和温度对照表94压力与饱和温度对照表95典型工况汇总表（一）961

6、汽轮发电机组设备及特性介绍1.1 汽轮机本体结构及系统1.1.1 CZK50-9.62/0.8型汽轮机为南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产的高温、高压、单缸、单轴、单抽汽、冲动、直接空冷凝式汽轮机。汽轮机转子共19级：高压部分11级（1调节级+10压力级），低压部分8级（1旋转隔板+7压力级）组成，从锅炉来的高温高压新蒸汽，经新蒸汽管道和电动主汽门至自动主汽门，新蒸汽通过自动主汽门后由四根导汽管分别引入四个调节汽阀，蒸汽在调节汽阀控制下进入汽轮机各喷嘴膨胀做功。调节汽阀的动作由油动机通过齿条及凸轮配汽机构控制，工业抽汽由中压油动机控制的旋转隔板来调整，余下部分继续膨胀做功后排入排气装置、空冷

7、器凝结成水，经凝结泵、汽封加热器、送至脱盐水站进行精处理后再利用；除氧器所需蒸汽不从本机中抽取，一级高压加热器能够满足2台炉的给水，工业抽汽消耗的蒸汽量采用除盐水补除氧器的补水方式，以保持整个机组汽水平衡。汽轮机前轴承箱内装有测速机构、主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器、推力轴承等部套，前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，为了阻断汽缸猫爪对前轴承座的热传导，避免前轴承座内各部套的温度过高，在猫爪下的滑键可通入冷却水，以达到阻断热传导的目的；在横向、垂直方向均有定位的膨胀滑销，以保证轴承座在膨胀时中心不变。汽轮机后汽缸横销中心线与纵销中心线之交点为汽缸的死点，转子相对膨胀的死点位于推力轴承上，汽缸

8、以汽轮机中心线为准均匀地向两侧自由膨胀。汽轮机前轴承为推力支持联合轴承,置于前轴承箱内,后轴承为支持轴承,置于后轴承箱内，每个轴承下半设有顶轴高压油通入孔，作为顶起转子的力区；推力轴承采用可倾瓦式推力轴承；前汽缸两侧设有法兰螺栓加热装置。汽轮机的盘车装置装于后轴承盖上，由电动机驱动，采用齿轮减速的机械传动式的低速盘车装置，其盘车速度约为46r/min。启动时大小齿轮啮合后即开启润滑油门供润滑油，再按启动按钮机组进入盘车状态。机组冲转后当转速高于盘车转速时，盘车装置自动退出工作位置；无电源时，在盘车电机的后轴侧装有手轮，可进行手动盘车。投入盘车前应先启动顶轴油泵运行。1.1.2自动主汽门由主汽门

9、、自动关闭器及主汽门座等组成。从锅炉来的蒸汽通过主蒸汽管进入自动主汽门汽室前的滤网、流过阀门后分四路流向调节汽阀。自动主汽门为单阀座型，为减小阀碟上的提升力采用了带增压式预启阀的结构。自动关闭器由油动机和断流式错油门组成；来自主油泵的安全油作用在错油门下部，当克服弹簧阻力时打开油动机进油口使安全油进入油动机活塞下部，当油压达到一定值时便将主汽门打开；油动机行程通过杠杆反馈到错油门活塞，这使它可停留在任一中间位置上，因而自稳定性较好；自动关闭器设有活动试验阀（手动和电动），可以活动自动主汽门，以防卡涩。自动主汽门设有冷却水腔室，以阻断蒸汽热量向自动关闭器的传导。自动主汽门阀杆漏气一档引入11级前

10、，二档和汽封加热器相连。主汽导管最底部有疏水管。1.1.3调节阀：本机组有四个调节阀，每一调节阀对应一组喷嘴。调节阀由高压油动机凸轮配汽机构控制，油动机位于前轴承座内，由电液调节系统控制。油动机活塞向上移动时打开调节汽阀，当油动机活塞下的油压失去时，由操纵座弹簧力自动关闭各阀门。各调节阀的开启顺序见图。4312本机组调节汽阀设计较合理，阀门提升力较小。 每个调节阀都带有预启阀。启动时四个预启阀全部开启，不仅能减少调节阀的提升力，而且使汽缸全周进汽受热均匀。调节阀阀杆设二档漏汽：一档漏汽引入11级前，二档漏汽和汽封加热器相连。凸轮配汽机构座架下部设有冷却水腔室，以阻止蒸汽热量向配汽机构传导。 1

11、.1.4 调节系统:CZK509.620.8抽汽凝汽式汽轮机调节系统采用数字电液调节系统，简称DEH。它能实现升速（手动或自动）、配合电气并网、电负荷控制、抽汽热负荷控制及其它辅助控制，并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等。汽轮机的调节系统作为汽轮机的一个重要组成部分，其对汽轮机的安全运行起着非常重要的作用，其主要任务就是：根据外界热（电）负荷的变化自动控制机组的转速、抽汽压力，从而保障机组的稳定运行，同时，可以调整电负荷（或热负荷）大小。1.1.5 保安系统： 为了保证汽轮机的安全，在汽轮机的调节系统中还配有保安系统，保安系统的作用就是在出现可能危急到汽轮机安全的情况下，通过保安

12、系统部套的动作，使调节部套能够迅速关闭自动主汽门、调节汽阀、旋转隔板和抽汽逆止门，实现紧急停机。调节系统包括调速和调压两部分。通过开大和关小高压调节汽阀、中压旋转隔板以改变汽轮机的蒸汽流量，从而调整机组的转速（或电负荷）、抽汽压力（或抽汽量），以适应热（电）负荷的变化。调速部分和调压部分是按一定的自整要求进行设计的，故当电负荷、热负荷中的一个变化时，调节系统基本上能保证另一个参数不变。中压旋转隔板通过旋转隔板调节连杆由中压油动机驱动控制。此系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分。机组设置了三套遮断装置，手动紧急遮断，超速脱扣危急遮断器，电动脱扣的电磁保护装置，主要保护项目有超速、轴向位移

13、、差胀、振动、润滑油压低、轴承回油温度高、轴承乌金温度高、低真空、油开关跳闸、DEH保护停机等，自动主汽门的关闭是通过保安油的泄放达到。1.1.6供热系统： 汽轮机抽汽分两级：一级供给高压加热器，另一级供给工业用汽。1.1.7 汽封系统：汽轮机前、后汽封靠近大气端的腔室漏汽及自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止阀近大气端的各漏汽均有管道与汽封加热器相连,利用漏汽加热凝结水,以提高效率,汽封加热器保持0.010.05MPa 的真空。自动主汽门及调节汽阀阀杆上的另一处漏汽均接至11级前。机组的前汽封有五段汽封环组成四档汽室，其中一档漏至8级前、二档漏至11级前、三档漏至自密封系统、四档漏至汽封加热器；后

14、汽封有三段汽封环组成两档汽室，其中1档漏汽来自自密封系统，二档漏汽至汽封加热器。汽轮机前后汽封的自密封接口用管子与均压箱相连接。均压箱汽源：在机组启停时由热动力站内部1.0MPa蒸汽管网供给，1.0MPa蒸汽管网的汽源主要有化工来汽及主蒸汽经减温减压后供给，正常运行时主要由前汽封的溢流供后汽封； 在这种情况，均压箱的溢流调节阀投入工作，维持自密封系统压力，系统正常压力约0.13MPa。1.1.8 真空系统:本机组为直接空冷凝汽式结构。汽轮机的真空系统由空冷凝汽器、凝结泵和抽气系统组成。其作用是维持汽轮机在一定的工作背压下运行，同时把凝结水送出。真空系统中的空气由两部分组成：一部分是蒸汽中含有的

15、少量空气，这部分空气的含量取决于机组的除氧效果，另一部分是大气中的空气从机组真空部分的不严密处漏入，这部分空气的含量取决于真空系统的严密性。机组投运后真空严密性试验每月一次，要求关闭抽气器后真空度下降速度不超过0.2KPamin。汽封系统中的不凝结气体由轴封风机抽出排入大气。1.1.9 供油系统：本汽轮机供油系统采用了双注油器的离心泵供油系统。它包括由汽轮机主轴直接拖动的放置在前轴承箱内的离心式主油泵及放置在油箱内的两只注油器，一台交流高压油泵、一台交流润滑油泵、一台直流润滑油泵、二台冷油器、润滑油压力控制器及过压阀等。离心式主油泵由汽轮机主轴直接带动，正常运转时主油泵出口油压为1.57MPa

16、， 出油量为3.0m3/min，该压力油除供给调节系统及保安系统外，大部分供给两只注油器。两只注油器并联组成，注油器出口油压为0.10-0.15MPa，向主油泵进口供油，注油器的出口油压为0.22MPa，经冷油器，滤油器后供给润滑油系统。主油箱容积m3，主油箱油位监测：最高油位距油箱顶部130mm、最低油位距油箱顶部530mm；为了确保各轴承回油畅通，设两台抽油烟机，正常运行通过调整风机入口碟阀维持主油箱负压0.250.5KPa，两台抽油烟风机一台运行一台备用；当油系统着火时，为减小火灾必要时可将油排至机房外的事故油池。1.1.10典型工况汇总表（见附表）1.2 汽轮机技术规范：1.2.1主要

17、技术参数a)型号 CZK50-9.62/0.8b)型式 高温、高压、单缸、单轴、单抽汽、冲动、直接空冷凝汽式c)调节方式：喷嘴调节,汽轮机调节系统采用数字电液（DEH）调节系统d)功率额定功率 50MW纯凝最大功率 60MWe)工作转速 3000r/min f)转子旋转方向 从汽机头往发电机方向看为顺时针g)工作电网频率 50Hzh)主汽压力 9.62MPa.a（9.110.1 MPa.a）i)主汽温度 535（520540）j)工业抽汽压力调节范围 0.50.8MPa.ak)工业抽汽流量 100150 t/hl)进汽量额定凝汽工况 192t/h额定抽汽工况 252t/hm)排汽压力额定工况

18、15kPa.a最大凝汽工况 34kPa.an)给水温度 185o)汽轮机转子临界转速（一阶） 约1635r/minp)汽缸数 1q)级数 19级高压部分11级（1调节级+10压力级），低压部分8级（1回转隔板+7压力级）r)回热系统 1JGs）加热器数高压加热器 2台 除氧器 4台 轴封加热器 1台t)汽轮机本体外形尺寸（长×宽×高） 8.614mx5.36mx3.528m1.2.2高压加热器加热器编号设计参数单位高加型号JG-350-00型式立式U形管加 热 面 积2350/台管程/壳程设计运行温度250/380管程/壳程设计压力Mpa19/2.05进口压力Mpa15.8

19、进口温度158.07出口温度184198水侧流量/h336抽汽流量t/h16.57525.13进口压力MPa1.0991.505进口温度304.45325.54制造厂家：磐石容器集团有限公司1.2.3汽封加压热： 型号 JQ461型冷却面积 462管系根数 502根冷却管规格 16×1×1914 管程设计压力 1.5 MPa（试验压力2.2 MPa）工作蒸汽流量 139.7m3/h吸入室压力 约5kPa.a1.2.4汽轮机抽汽系统：序号抽汽段抽汽级数(级后)级后温度（）额定抽汽压力（Mpa）17304.45325.541.0991.505210231.80.50.81.2.

20、5水环式真空泵：型号 2BEA-253抽干空气量 极限真空度 抽吸压力 1.2.6冷油器：型号YL-70冷却面积 70m2冷却水流量 163t/h油量 1200L/min油阻 0.07MPa水阻 0.012 MPa水压试验 壳侧、管侧均为0.5 MPa，持压10min1.3汽轮机主要技术指标：项目数值单位速度变动率 (36)迟缓率0.2超速试验飞锤动作转速32703330之间r/min危急遮断器复位转速 3055±15r/minTSI超速保护停机值3300r/min喷油试验危急遮断器动作值 2920±30主油泵出口油压1.57（小于1.3联动高压油泵）Mpa主油泵出油量3.

21、0m3/min润滑油压0.0780.147Mpa轴承回油温度65高压油动机最大行程227mm中压油动机最大行程120mm注油器出口压力0.10.15Mpa注油器出口压力0.22Mpa发电机临界转速rpm汽轮机临界转速1635rpm1.4汽轮机设有以下保护1.4.1超速保护：a)危急遮断器与转子前段直接连接，危急遮断器采用飞环式,当机组转速升至32703330r/min时,飞环因离心力增大克服弹簧力而飞出撞击危急遮断油门的挂钩,使其脱扣,保安油泄放,关闭主汽门、调节汽阀及旋转隔板。通过主汽门关闭接出的信号使抽汽逆止阀联动装置动作通入压力水,抽汽逆止阀同时迅速关闭。 b)当汽轮机转速超过3300r

22、/min时，ETS控制系统立即发出停机信号，磁力断路油门动作，关闭自动主汽门、同时关闭调节汽门、旋转隔板和抽汽逆止门，切断汽轮机进汽。 c)DEH控制系统还具有OPC超速保护控制。当机组转速升至额定转速的103(3090r/min)时，OPC电磁阀动作将高压、中压调节汽门关闭，待机组转速小于3070r/min，OPC复位，恢复调节系统控制。1.4.2轴向位移保护：当汽轮机轴向位移至1.0mm或0.6mm时发报警信号，达1.3mm或0.7mm时 ，ETS控制系统发出停机信号，磁力断路油门动作，实现停机。1.4.3润滑油压低保护：正常的润滑油压力为：0.0780.147MPa。a)当润滑油压低至0

23、.078Mpa发信号。b)当润滑油压低至0.054Mpa时，联动交流润滑油泵。c)当润滑油压低至0.039Mpa时，联动直流润滑油泵。d)当润滑油压低至0.02Mpa时，磁力断路油门动作，实现停机。d)当润滑油压低至0.015Mpa时，停盘车装置。e)当润滑油压升高至0.15Mpa时，低油压过压阀自动开启，将多余的油排回主油箱，以保证润滑油压正常。f)主油泵出口油压低至1.3 Mpa时，联动高压交流油泵。1.4.4低真空保护：a)真空低至50Kpa时发信号。b)真空低至45Kpa时ETS控制系统发出信号，磁力断路油门动作，实现停机。1.4.5推力、支持轴承油温保护：a)当推力、支持轴承乌金温度

24、高至100发报警信号。b)当推力、支持轴承乌金温度高至110时磁力断路油门动作，实现停机。c)当任一支持轴承及推力轴承回油温度达到65时报警；当任一支持轴承及推力轴承的回油温度达到75发报警信号同时磁力断路油门动作，实现停机。1.4.6轴承振动：当振动大于0.127mm时发报警信号，当振动大于0.254mm磁力断路油门动作，实现停机。1.4.7差胀：当相对膨胀大于+3.5mm或小于2.5mm时发报警信号，当相对膨胀大于+4.5mm或小于3.5mm时，磁力断路油门动作，实现停机。1.4.8当机组需要手动紧急停机时，在机头前部装有手动停机装置，向里推入滑阀，即可实现停机。1.4.9高加保护：当高加

25、汽侧水位高I值时报警，高II值时联开危急放水电动门，高III值时联关I段抽汽水控逆止门及一、二号高加进汽电动门、联开本高加水侧旁路门联关水侧进出口电动门（即解列水侧）；当水低I值时联关高加危急放水门。2 汽轮机的启动2.1基本规定2.1.1汽轮机的下列操作须在热电运行主管或运行专责的指导下,经调度同意后进行。2.1.1.1汽轮机大小修后的启动。2.1.1.2汽轮机调速系统、保安系统的试验与调整。2.1.1.3运行中冷油器油侧的解列与并列。2.1.2大型操作必需填写操作票,否则禁止操作.异常情况下的操作可不填写操作票,但当班人员必须作好记录。2.1.3 汽轮机的启动或有计划的停机,应根据调度的命

26、令,在本机主操的主持下进行。2.1.4汽轮机大、小修后应在启动前36h将检修工作全部结束，注销所有工作票，拆除一切安全措施，并有设备检修的书面交待。运行人员在启动前必须了解设备改进、更换、检修情况后，方可进行各项操作。2.1.5遇有下列任一情况禁止启动：2.1.5.1主要仪表缺少或不正常（负荷表、转速表、主蒸汽温度表、主蒸汽压力表、真空表、胀差表、串轴表、振动表、缸胀表、油温表、油压表、汽缸金属温度表及大轴晃度表等）。2.1.5.2主机任一保护装置试验不合格。主要保护装置指：超速保护、串轴保护、差胀保护、低真空保护、低油压保护、轴承回油温度高保护、轴承乌金温度高保护、抽汽逆止门联锁保护、振动保

27、护。2.1.5.3 电动主闸门、自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门有缺陷卡涩不能严密关闭时。2.1.5.4汽缸上下温差大于50。2.1.5.5转子晃动超过原始值0.03mm。2.1.5.6盘车后机组内有明显的金属摩擦声。2.1.5.7真空不能维持-0.045Mpa,润滑油温低于25。2.1.5.8高压油泵，交、直流润滑油泵、盘车装置不能正常投入。2.1.5.9油质不合格或高压油泵启动后主油箱油位低于?mm.。2.1.5.10主要管道系统严重泄漏，本体保温不完整。2.1.6有下列情况时，机组禁止并入电网：2.1.6.1危急遮断器动作转速不正常（应为32703300r/min）。2.1.6.2调速系

28、统摆动，不能维持汽轮机转速。2.1.6.3机组甩负荷后，转速不能控制在危急遮断器动作转速以下。2.2启动前的准备：2.2.1准备工作：2.2.1.1确认机组检修工作全部结束，工作票全部办理终结，临时搭设的安全措施已拆除，现场已清理干净。2.2.1.2司机接到开机命令后，应组织本机组人员填写启动操作票，并备齐各种工具和有关记录表。2.2.1.3检查所有保护开关，操作开关，联锁开关在断开位置，启动阀在零位。2.2.1.4通知热工送上各仪表及保护电源，并按规程进行试验。2.2.1.5通知电气送上辅助设备电机及电动阀门电机电源，并按规程进行启动、停止、联动及开关试验。2.2.1.6向热水井、除氧器补水

29、并化验合格，除氧器投加热。2.2.1.7按照启动操作票及系统阀门检查卡对系统进行全面检查。2.2.1.7.1各系统阀门开关位置除按规定的“阀门检查卡”进行检查外，还需根据当时设备系统的运行方式进行检查。2.2.1.7.1.1 调速保安系统：a）危急遮断器滑阀在掉闸位置，自动主汽门、调速汽门在关闭位置。b）喷油试验操作滑阀在中间位置并在锁定状态。c）DEH手操盘“超速保护”钥匙打至“投入”位置。d）各油压表一、二次门开启。2.2.1.7.1.2 润滑油系统：a）检查油系统所有油管道、连接法兰、阀门、主油箱、冷油器、滤油器、油泵等无漏油现象，各阀门应处于完整状态。b）主油箱事故放油门、冷油器放油门

30、、放空气门、滤油器放油门及取样门应严密关闭。c）主油箱油位正常。d)检查各冷油器出入口油门开启、进、出口水门关闭。e)各油压表一、二次门开启。f)检查顶轴油泵出入口油门开启。g)盘车润滑油门开启，盘车装置在运行状态。2.2.1.7.1.3主蒸汽系统：a)检查确认主汽母管至汽机主汽电动门及旁路门全关，其前疏水一二次门关闭。b)检查确认电动主汽门及旁路门全关，其门前疏水一二次门开启（排大气）；c)检查自动主汽门全关，其门前疏水门排大气开启(即防腐汽门开启)；2.2.1.7.1.4凝结水系统：a)检查#1、#2、#3凝结泵入口水门全开、出口门全关、入口抽空气门全开、盘根密封水门及冷却水门开启（调整）

31、。b)检查凝结水至一、二段抽汽逆止门控制水总门全开。c)检查凝结水至给水泵密封水总门全开（根据现场实际运行方式开启或关闭）。d)检查凝结水至后缸减温水总门全开、分门全关待投用时开启。e)检查开启凝结水至化学取样门。f)检查凝结水再循环门关闭，根据运行情况进行调整。g)检查轴封加热器进、出口水门开启、其旁路门关闭。h)检查关闭轴封减温水总门（轴封系统投运前开启）。i)检查#1、#2、#3凝结水过滤器（精处理）进出口门开启、旁路门关闭（或者根据过滤器实际情况决定是否投运过滤器）。j)检查化工凝结水回水至本机凝结水隔离门关闭。2.2.1.7.1.5给水除氧器系统：a)检查开启除氧器下水隔离门、排氧门

32、稍开。b)检查辅汽联箱至除氧器隔离门全关，除氧器进汽加热调节门关闭、其前后隔离门开启、其旁路门关闭，除氧器汽平衡门全开（除氧器单独运行时全关）。c)检查确认化学来除盐水、高加疏水、炉疏水泵至除氧器上水隔离门全关（根据机组运行情况分别开启）。d)检查给水泵入口门开启、再循环门开启、出口门关闭（给水泵启动前状态）。2.2.1.7.1.6加热器疏水系统：a)检查确认高压加热器进汽门、逆止门全关。b) 检查高压加热器疏水器投入，高加疏水至除氧器疏水门关闭。c) 检查轴加疏水至排汽装置隔离门开启。2.3锅炉点火前的工作： 2.3.1暖管前的操作（首选在DCS上操作）2.3.1.1全面检查设备、系统、阀门

33、、仪表及电源等均处于准备启动状态。2.3.1.2启动主油箱排油烟风机并开启出口挡板在合适开度，检查运行正常。2.3.1.3启动交流润滑油泵，检查出口压力和润滑油压及机组各轴承回油正常，系统无漏油。2.3.1.4启动一台（#1或#2）顶轴油泵运行，检查顶轴油母管压力在7.8513.74MPa，投入顶轴油泵联锁开关。2.3.1.5检查盘车具备投运条件，开启盘车润滑油隔离门，就地启动盘车装置运行，倾听机组内部声音应正常。盘车电流在 A左右无摆动且在正常范围。汽轮机冲转前连续盘车应不小于2h（新机组或大修后机组连续盘车不小于4h）。2.3.1.6联系化学启动循环水泵，向各辅助设备供给冷却用水并排尽系统

34、内积存空气，循环泵投运后及时检查系统应无漏水现象。2.3.1.7联系化学向排汽装置热水井补水（除盐水），水位补至 mm左右时，启动一台凝结水泵，向轴加水侧通水，注意汽侧水位不应升高，开启排汽装置凝结水调节阀（再循环），控制凝结水压力，投入备用泵联锁开关，凝结水打循环并联系化学化验水质，根据情况分别投入凝结水至轴封减温水、给水泵密封水、高加控制阀水等系统。2.3.1.8轴封系统投运：a）检查均压箱疏水门开启。b）稍开1.0MPa管网至均压箱供汽门进行均压箱暖管。c）检查轴封加热器水封注水后开启其隔离门，轴封加热器水侧投运。d）均压箱暖管结束后缓慢开大均压箱进汽门，调整均压箱压力在0.08MPa0

35、.15MPa，投入均压箱压力、温度调节器自动（减温水总门及调节门前后隔离门开启、旁路门关闭）。e）将均压箱温度控制在200-300，注意检查减温水调节阀自动调节正常，否则切为手动调节（注意应选择与汽缸温度金属温度相匹配的轴封供汽温度）。f）禁止汽轮机转子在静止状态下向轴封供汽。2.3.1.9真空系统投运：a）检查真空泵气水分离器水位正常。b）关闭真空破坏门。c）分别启动#1、#2真空泵进行排汽装置抽真空。d）当干抽真空5-10分钟中后进行高低压轴封送汽（不进行干抽真空试验时）。当高低压轴封送汽后及时启动#1或#2轴封风机，检查轴封风机入口电动门联开或手动开启，轴封加热器负压调整为510KPa.

36、a，另一台（#2或#1）轴封风机投联锁备用。2.3.1.10将空冷各子系统投入自动或者手动方式。2.3.1.11全开本体疏水至扩容器门，全开蒸汽管道疏水门。开主闸门前、后疏水排大气。2.3.1.12除氧器上水并化验水质，水质合格补水至 mm，恢复给水泵。根据炉要求启动给水泵。2.3.1.13根据试验规程，与热工、电气人员作有关保护及联锁试验。2.3.2 锅炉点火后的工作：2.3.2.1主汽管道暖管，单机单炉启动时，可随锅炉启动，暖管至电动主闸门前。2.3.2.2联系调度、锅炉值班员，主蒸汽管道随锅炉升温升压滑参数暖管。2.3.2.3冷态滑参数启动暖管时，检查电动主闸门及旁路关闭，电动主闸门前主

37、蒸汽管上所有主汽阀门处于全开状态，旁路门关闭，疏水门全开；电动主闸门前疏水排大气开启。2.3.2.4主蒸汽参数高，汽轮机为冷态，进行充分暖管和暖机相当重要。关闭电动主闸门和旁路门，用0.20.3MPa的低压蒸汽（饱和温度约160）对电动主闸门前的新蒸汽管道进行暖管。低压暖管时间持续约40min。2.3.2.5主蒸汽压力0.50.6Mpa，温度150200下，对主闸门后管道及均压箱、法兰加热联箱进汽管道暖管。2.3.2.6低压暖管到管壁温度接近于150后，进行升压暖管。一般在1.5MPa以前，以0.1MPa/min的速度升压，在1.54MPa时，以0.2MPa/min的速度升压。升温速度均应小于

38、5/min。2.3.2.7暖管过程中的注意事项：a)检查主闸门后排大气是否冒汽，严防蒸汽漏入汽缸。b)暖管过程中，管道、阀门、法兰应无漏泄，管道不应由冲击和振动，各支吊架受力均匀，管道膨胀情况正常。c)随着炉压力、温度升高逐渐提升主蒸汽压力、温度，此时应及时调整各疏水的开度，主闸门前排大气无水，疏水可导至扩容器。d)当主汽压力至0.6Mpa温度220以上，并视情况节流疏水门。2.3.2.9在暖管升压的同时应进行下列操作：a)稍开1.0MPa管网或0.5MPa管网蒸汽至均压箱门及法兰加热联箱进行暖管。b)启动轴封加热器排汽风机调整轴封加热器负压510KPa.a后开始送轴封：开启轴封供汽门，用调整

39、门维持均压箱压力0.080.15MPa，调整前后轴封进汽门，保证前后轴封不冒汽，正常后关小轴封系统各疏水门。2.4 冷态滑参数启动:2.4.1.汽轮机启动状态是以汽轮机启动前下汽缸调节级处金属温度来决定的：冷态启动：150； 温态启动：150300；热态启动：300400； 极热态启动400；一般将温态启动和热态启动统称为热态启动。2.4.2冲转前应具备下列条件:a)主蒸汽压力0.8-2.0Mpa，主蒸汽温度300以上，蒸汽过热度不小于50。b)真空40Kpa以上。c)调速油压1.57Mpa，润滑油压0.07840.147Mpa。d)大轴晃度不大于0.03mm。e)各轴承回油正常，主油箱油位正

40、常,油质合格。f)连续盘车不少于2h。g)上下缸金属温度差不大于35。h)各保护装置已投入，各主要表计投入并正常。2.4.3冲转与暖机:a)冲动转子应征得调度同意，通知锅炉、电气、化学人员，并全面检查机组，记录冲转参数。b)投入超速、润滑油压低、轴向位移、差胀、轴承温度高、轴承回油温度高、紧急停机、振动、DEH停机保护。c)主蒸汽系统各疏水适当关小，同时关闭电动主闸门后疏水门（防腐汽门）。d) 复位手动停机、停机电磁铁，用启动阀将自动主汽门开启（也可从DCS上自动挂闸），投入DEH电调保护系统。 e) 缓慢全开电动主闸门旁路一二次门暖管到调门前，暖管结束后全开电动主闸门。投入法兰加热装置监视相

41、对膨胀及温升温差等数据在允许范围内。f)在DEH画面点击“运行”按钮，画面状态变为“已挂闸”灯亮、转速控制面块亮，检查调速汽门油动机处于全关位置，旋转隔板油动机全开，机组已进入等待冲转状态。g)机组在挂闸时，DEH可以根据高压缸壁温度自动判断机组状态，同时DEH系统会自动选择一个升速率分别为：冷态100r/min 温态200r/min 热态300r/min 极热态400r/minh)在转速控制栏目标转速输入框中单击鼠标左键，输入目标转速（一般设定为3000r/min），回车。注意：在下列情况下，DEH会自动设置目标转速： 1)并网状态下发电机油开关断开时，目标转速为3000r/min。 2)汽

42、轮机已跳闸，目标转速零。 3)汽轮机刚挂闸时，目标转速为当前转速。 4)目标转速错误的设在临界区内，将其改为该临界转速区的下限值，具体数据根据机组而定。i)冷态冲转在DEH主控画面上设置目标转速500 r/min，升速率100r/min按回车键冲转给定转速将以默认的升速率向目标转速靠近，机组开始冲转。司机可根据实际情况在升速率输入框内修改升速率（升速率设定范围在0500r/min）。随着给定转速的增加应就地检查油动机的开度。j)转子冲动后，注意检查盘车装置自动脱开后，将盘车电机停止，关闭盘车油门；若未脱开应立即停机检查。k)机组转速升至500 r/min，“暖机”灯亮，暖机时间为司机在自动暖机

43、时间设定窗口中设定的暖机时间，检查机组无异常。l) 机组转速升至1200 r/min，“暖机”灯亮，机组保持1200 r/min，按灭“暖机”按钮后继续升速。m)按灭“暖机”按纽后机组继续升速。当机组转速进入临界区时DEH自动以600r/min的升速率冲过临界转速区。n)机组转速升至2500 r/min，“暖机”灯亮，机组保持2500 r/min，暖机时间同样由司机设定，按灭“暖机”按钮后继续升速（在过临界时转速自动将升速率改为600 r/min）。o)转速达27002800r/min时逐渐关小导管疏水.调速汽门后疏水门。p)转速达2950r/min时主油泵投入工作,主油泵出口油压达1.57M

44、pa时, 缓慢关闭高压油泵出口门，停止高压油泵, 确证其出口逆止门关闭后缓慢全开出口门作备用，注意调速油压及润滑油压应正常。q)升速至2950 r/min，升速率自动改为50 r/min 。司机在升速过程应注意：单击“保持”按钮，“保持”灯亮，机组维持当前转速。若此转速刚好在临界转速区内，DEH将自动降到该临界转速区的下限值。司机可根据情况随时修改目标转速和升速率。在升速阶段，不允许切为紧急手动控制方式。并网除非遇到紧急情况，否则不要切之手动方式运行。r)机组升至目标转速后，机组维持在额定转速3000 r/min，全面检查机组。s)暖机时间:（大修后或新安装机组暖机时间加倍） 500r/min

45、 1015分钟 1200r/min 30分钟 2500r/min 10分钟 3000r/min 15分钟 (若在额定参数下启动,暖机时间应适当延长)t)机组定速后应全面检查机组，测量记录轴承振动。u) 进行调节保安系统的各种试验。2.4.3暖机升速应注意事项:2.4.3.1倾听汽轮机内部、轴封、各轴承的声音，检查各轴承振动及回油情况应正常.各轴承振动不超过0.04mm 。2.4.3.2每15分钟抄<<机组启停记录表>>一次.2.4.3.3汽缸膨胀两侧应一致,相对膨胀在+3.5mm以内,不得出现负值.2.4.3.4上下缸温差不得大于50，汽缸法兰与螺栓温差不得大于35（及

46、时调整法兰加热装置控制各温差在规定范围内）。2.4.3.5根据排汽缸的温度(85)调整后缸减温水门。2.4.3.6调整冷油器油温3842，各轴承回油温度不超过65；机组冲转前油温低可提前转高压油泵或投主油箱电加热待油温正常后及时停运电加热。2.4.3.7调整凝结水再循环，维持凝汽器热水井正常水位正常。2.4.4并列与带负荷：2.4.4.1全面检查机组正常后汇报值长发电机可以并列。2.4.4.2当电气告可以并网时，按亮同期按钮，DEH即进入同期方式，同时DEH发出“同期允许”，电气此时可根据情况，发出同期增或减信号，DEH收到同期增、减信号后转速在29503050 r/min内，以当前的变化率变

47、化将机组调到同步转速。2.4.4.3当同期条件均满足时，发电机并网。DEH立即增加给定值，使发电机带上初负责以避免出现逆功率。（下列情况之一则自动退出同期方式：转速小于2950或大于3050 r/min时、已并网、汽机已跳闸）2.4.4.4并网后DEH处于阀控状态，司机可通过点按“阀控”栏内的增、减按钮给定阀位值（单位为）使机组接带负荷20003000KW暖机。2.4.4.5关闭主蒸汽管所有疏水门及本体扩容器上疏水门，除低压缸疏水门留一圈，抽汽管道节流件疏水全开。2.4.4.6机组的加负荷速度及参数控制见下表：负荷（MW）35515151525252535353550合计阶段事项暖机1MW/3

48、min暖机1MW/3min暖机1MW/2min暖机1MW/min时间（min）3030303030204015225阶段升温范围228300300360360420420480480510280510阶段结束时汽温300 ±5360±5420±5480±5510±5阶段升压范围2.02.5MPa2.53.5 MPa3.55.0 MPa5.06.5 MPa6.58.34 MPa2.08.34 MPa阶段结束时汽压2.5±0.2MPa3.5±0.2 MPa5.0±0.5 MPa6.5±0.5 MPa8.34

49、MPa在加负荷过程中胀差3.5mm否则降低加负荷速度。2.4.4.7发电机入口风温30时投入空气冷却器，调整出入口风温。2.4.4.8当负荷达到35 MW（参看一段抽汽压力）以上时投入高压加热器运行。负荷15MW以上、二段抽汽压力0.50.8 MPa以上投入调整抽汽。2.4.4.9在加负荷过程中应注意调速系统的工作、调节级温升速度、法兰内外壁温差、机组振动.轴移、差胀、推力轴承及轴承回油温度变化情况。2.4.4.10在滑压升负荷期间，一般不投功率控制方式，在电网要求机组维持负荷不变时，可投入功率控制，功率控制器用于比较设定值与实际功率，经计算后输出控制调节阀，投入条件为： a)已经挂闸。 b)

50、无ETS动作。 c)无操作员自动状态。 d)已并网。 e)无主汽压力保护动作。 f)功率通道无故障。 g)不在摇控模式。当以上条件满足时，单击主控画面上“功控”按钮，按钮灯亮表明功率反馈已投入。2.4.4.11司机在目标功率输入框内单击鼠标左键，输入目标功率值，按“回车”键，机组功率自动以当前负荷率向目标值靠近，司机也可在负荷率输入框内修改负荷率（在050%额定功率）。2.4.4.12在功率反馈投入时，若下列任一条件出现，则功率控制切除： a)在手动状态。 b)未挂闸。 c)ETS动作。 d)未并网。 e)主汽压力保护动作。 f)功率通道全故障。g)在摇控模式。h)功率PID设定值与测量值偏差

51、大（大于10%额定功率）。i)功率回路切除按钮按下。 “功率控制”按钮灯灭时，表明功率反馈已切除。反馈刚切除时，阀位给定为参考量（）。2.5供热抽汽的投入与退出:2.5.1抽汽投入后注意增减热负荷速率一般不大于45t/min。2.5.2为了确保抽汽质量，机组按以热负荷的大小来确定电负荷的方式运行，即“以热定电”的运行方式。2.5.3当机组负荷加至35MW时（主要参看抽汽压力），按照阀门检查卡全面检查供汽系统，准备向化工供汽；注意供汽前调整旋转隔板的开度，待本机抽汽压力略高于热网抽汽母管压力时逐渐开启抽汽截止阀，接带热负荷；当抽汽解列后要全开旋转隔板。2.5.4抽汽逆止门和液动快关阀动作试验合格

52、，联系电气给供热系统阀门送电。2.5.5检查DCS与DHE显示压力值相同。稍开二段至供热母管电动门暖管。2.5.6加负荷至35MW时司机在DEH操作画面按亮“供热方式”按纽进入“准备供热”状态。“准备供热”状态进入后，首先进入“阀控”状态。2.5.7注意在未投入“准备供热”状态以前，阀在全开状态；“准备供热”状态投入后，阀接受“阀控”的控制信号。2.5.8当进入“准备供热”状态后，通过调整阀位的状态来调整抽汽压力，当抽汽压力满足供热条件后，二段至供热母管逆止门和电动门开启，已供热的灯会亮，表示机组已经进入供热状态。2.5.9进入“准备供热”状态后，当热网要求机组维持抽汽压力不变时，可投入压力反馈控制，从而保持压力不变。抽汽压控的投入条件为：a)机组负荷约35MW，调整二段抽汽压力高于抽汽母管压力0.03MPa投工业抽汽。b)抽汽压力信号正常。c)各保护未动