汽机整套启动方案

1、编号:QGTN-TS-QJ-2013-01贵州黔桂天能焦化有限公司余热发电机组(2X25MW)工程#1#2汽轮机整套启动试运措施贵州创星电力科学研究院有限责任公司2013年11月 地址：贵阳市解放路251号 电话：08515592251 5592578 邮编： 550002 传真：08515592251 5592261 21工作部门： 汽机所工作人员：姜延灿 王涵 王辉 等编 写： 审核： 会 签： 建设单位： 安装单位： 监理单位： 调试单位：批准： 批准日期： 年 月 日目 录1 概述42 编制依据43汽机主要技术规范44目的和意义65应具备的条件和准备工作66试运步骤及方法77机组启动8

2、8机组停机149安全措施1810组织措施1811质量控制措施1912环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施1913国家相关强制性条文201 概述贵州黔桂天能焦化有限公司余热发电机组#1、#2汽轮机(25MW)系中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂生产的N25-3.43/435型单缸、中温中压、冲动、凝汽式汽轮机，由中冶焦耐（大连）工程技术有限公司设计，中国一冶负责安装，贵州创星电力科学研究院有限责任公司负责调试。1.1 汽轮机自启动功能，在冷态、热态工况下启动汽轮机。1.2 自动同步功能，保证汽轮机顺利并入电网平稳运行。1.3 阀门管理功能：通过开大和关小调节汽阀以改变汽轮机的蒸汽流量

3、，从而调整机组的转速或负荷。1.4 转速调节功能：（203600）r/min，精度±1r/min。1.5 负荷控制功能：（0115）额定负荷，精度±0.5。1.6 超速保护功能：超速保护通过功率负荷不平衡和甩负荷预警功能可快关调门，避免机组超速。2 编制依据 2.1建质199640火电工程启动调试工作规定2.2 DL/T 5210（2009版）电力建设施工质量验收及评价规程（汽轮发电机组篇）2.3 DL/T863-2004汽轮机启动调试导则2.4 DL 5009.12002电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）2.5 DL5190.3-2012电力建设施工技术规范（汽轮机机

4、组篇）2.6设计单位图纸及说明书2.7 汽轮机厂家提供的有关技术资料2.8 余热发厂运行规程3汽机主要技术规范3.1 型号 N25-3.43/435 型3.2 型式 中温中压、单缸、冲动、凝汽式3.3 调节方式 喷嘴调节，汽轮机调节系统采用低压电液调节系统3.4 蒸汽初压 3.43()MPa3.5 蒸汽初温 435()3.6 额定进汽量（额定工况） 102.5 t/h3.7 额定排汽压力（额定工况） 11.1KPa3.8 功率 额定工况 25MW最大功率 27.5MW3.9 工作转速 3000r/min 3.10转子旋转方向 从汽机头往发电机方向看为顺时针3.11 工作电网频率 50Hz3.1

5、2 排汽压力额定工况 11.1KPa3.13 冷却水温（正常） 323.14 汽轮机转子临界转速 1623r/min3.15 汽缸数 13.16 级数 13级3.17汽轮机与凝汽器的连接方式：刚性3.18发电机 型 号： QF-25-2额定容量： 31250KVA额定功率： 25MW(扣除励磁系统等消耗功率后的净功率)最大连续出力： 27.5MW（与汽轮机最大连续出力相匹配）额定功率因数： 0.8额定电压： 10.5kV额定转速： 3000r/min额定频率： 50Hz绝缘等级： F/B (绝缘等级/使用等级)相数： 3极数： 2定子线圈接法： Y/YY冷却方式： 空冷 4目的和意义 机组整套

6、启动试运行是安装工作及启动调试的最后一道工序，通过检测与考核汽机DEH控制系统静态、动态性能；检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况；投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种工况的运行；记录及收集机组设备和系统各种工况下的运行参数和状况；试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用及运行方式；投用并考验机组各项自动控制装置的工作状况。对机组参数调整试验后，检验考验设备的制造、安装、设计质量和性能，并在设备和系统的动态运转过程中及时发现问题和解决问题，消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使主、辅机设备、系统达到设计的额定工况和出力，完成机组72+24小时试运行 ，使机组能以

7、安全、可靠、稳定生产的状态移交给电厂。5应具备的条件和准备工作5.1所有试运中应投入的设备与系统全部安装结束、分部试运转结束，质量符合设计、制造验收规范要求，资料齐全。经验收签证合格，有关承压设备和管道经水压试验合格。5.2有关汽水管道的蒸汽吹扫或水冲洗已完成，热力设备和管道的保温工作结束，管道支吊螺栓已经调整好，系统中所有阀门全部检查调整合格并经挂牌命名，管道系统应标明色环、质流向和名称。5.3所有热工仪表校验合格，各种声光信号、联锁、保护、远动操作及自启动装置均安装调试完毕，动作正常可靠。仪表和保护电源、UPS电源可靠。5.4各液位计应标明最高、最低及正常运行液位线，除氧器、电动门及手动门

8、已调整校验合格。5.5所有转动机械(泵、盘车等)分部试运均合格，其联动和保护装置试投正常。5.6各冷却器应通水检查，确认无泄漏。5.7油系统的油循环工作结束，油质化验合格，盘车能正常投入。检查油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验；检查各辅助油泵工作性能，电气控制系统必须保证各种辅助油泵能正常切换；检查润滑油温，油压和油位是否正常；5.8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200250Pa，轴承箱内负压应维持在100200Pa。油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸粉尘5.9调节保安系统经检查，静态调整试验合格，特性符合制造厂要求(含DEH和DCS

9、控制部分)。5.10机组无以下禁止启动的情况 机组在启动前或冲转带负荷过程中应确认是否出现下列情况，若发生则禁止启动或停机进行检查。5.10.1任一安全保护装置失灵：如低油压保护等保护装置不能正常投入。5.10.2机组保护动作值不符合规定。5.10.3汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。5.10.4主汽阀、调节汽阀卡涩或关不严。5.10.5汽轮机转子弯曲值相对于原始值大于0.03mm。5.10.6盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅摆动；5.10.7主要显示仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀、压力油压、润滑油压、冷油器出口油温、

10、轴承回油温度，主蒸汽压力与温度，凝汽器真空等的传感器和显示仪表以及调节、保安系统压力开关，测汽缸金属温度的热电偶和显示仪表等）不全或失灵。5.10.8交、直流辅助油泵、润滑油系统故障。5.10.9润滑油油质不合格，润滑油进油温度不正常，回油温度高。5.10.10主油箱的油位低于允许值。5.10.11汽轮机水冲击或进水。5.10.12 机组保温不完善。5.10.13 水汽品质不符合要求：详见火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准（GB12145-89）。5.10.14 DEH控制系统故障。5.10.15主油箱中油温低于18。6试运步骤及方法 关键质量控制点见作业指导书。汽轮发电机组整套启动试运分

11、三个阶段进行。6.1第一阶段：空负荷试运本阶段从冲转至超速试验结束(由于主蒸汽系统是母管制，所以机组首次启动可采用滑参数或额定参数)。6.1.1监测机组首次启动过程中振动状况，测取轴系临界转速，检查各轴承及油系统工作状况，严密监视各部分金属温差和汽缸膨胀情况。6.1.2作停机操作试验(手动和远操各一次)。6.1.3作危急遮断器喷油试验， 6.1.4完成汽机OPC试验及电超速保护通道试验并投入保护。6.1.5电气完成并网前的有关试验和检查后，发电机并网(带负荷1020额定负荷，运行34小时以上)，转子中心孔温度大于FATT(转子低温脆性转变温度，国产汽轮机转子约120)后，再解列做汽门严密性试验

12、和机械超速试验。6.1.6超速试验完成后，汽机打闸停机，完成汽轮机维持真空工况下的惰走试验。6.1.7停机后根据情况，决定是否翻瓦检查，清洗所有滤网和除氧器。6.2第二阶段：带负荷试运6.2.1汽机定速后，机组进行全面检查，然后机组并网带负荷。6.2.2完成规定的调试项目和电网要求的涉网特殊试验项目。6.3第三阶段：满负荷试运6.3.1机组带至满负荷后，根据机组运行状态，热工投入相应的保护、自动，进入72小时试运。6.3.2完成72小时满负荷试运后，停机进行全面检查、消缺，消缺后再重新启动带负荷运行24小时，移交进入试生产期。7机组启动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

13、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。7.1额定参数冷态启动7.1.1启动前的准备工作7.1.1.1启动循环水泵，分别向各冷却装置(如冷油器、旋转机械冷却用水等)通水，联系化水向凝汽器补水，凝结水泵再循环运行。7.1.1.2启动润滑油泵及高压启动油泵，确认润滑油及控制油系统处于正常工作状态，投入排油烟风机。7.1.1.3冲转前12h(首次启动24h)投入盘车装置，以利于消除转子可能存在的热变形，记录盘车电机启动及工作电流，倾听汽机内有无摩擦声，测量大轴弯曲值，作好记录。注：转子原始值是在现场盘动转子，在

14、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的跳动值，该值不得大于0.03 mm。7.1.1.4向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态，检查调节保安系统正常，主汽门、调门应在关闭位置。7.1.1.5确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封均压箱内压力为0.1010.127MPa。7.1.1.6保持轴封送汽和轴封抽气的正常工作，使轴封供汽和轴封抽气形成环流，防止轴封蒸汽压力过高而沿轴泄出。7.1.1.7新蒸汽系统的电动主汽门，预先进行手动和电动开关检查，主蒸汽管道进行暖管(暖至自动主汽门前)，开启主汽阀壳、导汽管和汽缸上的疏水阀，关闭供热抽汽管道的逆止门。7.1.1.8

15、注意保持凝汽器汽侧正常水位和轴封加热器正常水位。7.1.1.9凝汽器真空稳后，在真空达到冲动转子所要求的数值-0.05-0.07MPa（绝）之前，向轴封送汽，投入轴封加热器，启动轴封风机。7.1.2机组冲转启动7.1.2.1首次启动汽轮机为冷态，进行充分暖管和暖机相当重要。关闭电动主汽门和旁路门，用0.20.6MPa的低压蒸汽（饱和温度约160）对电动主汽门前的新蒸汽管道进行暖管。低压暖管时间持续约40min。略开电动主汽门之旁路门对自动主汽门前管道进行暖管，暖管时间持续约40min。以0.15MPa/min速度缓慢提升管内压力至额定压力，全开电动主汽门。升温速度应小于5/min。升压暖管时为

16、防止向汽轮机内漏入蒸汽造成上下汽缸温差过大和转子热弯曲一定要关严自动主汽门（盘车运行）。7.1.2.2机组达到冲转条件、确认一切工作准备完成后，在DEH控制操作复位、挂闸，全开自动主汽门，设定目标转速为500rmin，升速率为l00150rminmin冲动转子，转子冲动后注意盘车装置是否正常脱开，倾听汽缸内有无异声。 7.1.2.3转速在500rmin保持510分钟左右，检查确认汽机和发电机以及各轴承工作情况，确认正常后以l00150rminmin的速率将转速提升至1200rmin进行中速暖机，暖机1015分钟左右。中速暖机期间，应对主、辅设备及系统进行全面检查。监视汽轮机的绝对膨胀和相对差胀

17、及汽缸膨胀情况。7.1.2.4经检查确认汽机中速暖机结束后，快速通过临界转速至2500r/min进行高速暖机（约10min左右），仍用原升速率将转速升至3000r/min。7.1.2.5升速暖机的过程中应重点监视机组的振动，特别是通过转子的临界转速时，振动值不应超过0.10mm，否则降低转速延长暖机时间。7.1.2.6机组定速后，经全面检查正常，进行手动打闸及远方打闸试验，检查主汽门、调节汽门关闭情况，然后挂闸恢复至额定转速运行，进行空负荷下的有关试验。7.1.2.7转速在3000rmin进行暖机2030min，全面检查。当主油泵出口油压高于高压电动油泵出口油压，并确认已代替高压油泵系统供油时

18、，可停高压油泵。为防止出现断油情况，停泵方式采用逐渐关小高压油泵出口门，再停高压油泵，然后开出口门备用。7.1.2.8进行汽机OPC试验及电超速保护通道试验并投入保护。7.1.3机组并网与带负荷7.1.3.1机组并入电网前的条件：汽轮发电机空负荷运行正常，各种试验全部结束。7.1.3.2电气试验结束后，并网，即带上lMW左右负荷，然后缓升至5MW进行低负荷暖机，暖机时间约1520min。低负荷暖机时，经全面检查，机组一切正常，此时可以将机组负荷均匀增加。选择0.3MW/min升负荷率，逐渐提升到100%额定负荷。 在首次并网后，先带1020负荷，并在此负荷下稳定运行34小时后解列，进行自动主汽

19、门、调门严密性试验及机械超速试验。在带负荷过程中，严密监视汽轮机运行情况，各测点参数应在正常范围内。如有异常，应减小负荷，待恢复正常，稳定30min后再逐渐加负荷。7.2额定参数温态启动7.2.1启动前的检查及准备工作参照冷态启动执行。7.2.2启动冲转前必须满足以下条件：7.2.2.1新蒸汽是过热状态且高于汽机调节级下缸金属温度50以上，并保持至少50以上的过热度；7.2.2.2转子热弯曲指示不超过0.03mm或转子轴颈晃动度小于允许值；7.2.2.3调节级区域上下温差不得超过50；7.2.2.4调节级处上汽缸温度已达100以上，应先向轴封送汽，再抽真空；7.2.2.5监视汽轮机相对膨胀在规

20、定值内（-1mm+3mm）；7.2.2.6冲动转子前应把油温加热到机组正常运行油温3545。7.2.3冲动转子，在500r/min维持短暂时间（510min），进行下列检查：7.2.3.1倾听机组内部有无金属摩擦声；7.2.3.2检查机组各轴瓦的振动；7.2.3.3检查凝汽器的真空，防止出现凝汽器无水或满水的情况；7.2.3.4检查各轴瓦的油温及回油情况；7.2.3.5当转速大于盘车转速时，盘车装置是否自动脱开。7.2.4一切正常，以150200r/min/min的升速率把转速提升到1200r/min进行短暂的中速暖机（510min）并进行全面检查。7.2.5检查正常后，转速提到额定转速300

21、0r/min，定速暖机15min左右，并进行全面检查。7.2.6做完试验后应使机组迅速并入电网。并网后进行低负荷暖机，一般取额定负荷3%5%作为暖机负荷。低负荷暖机时间的长短主要取决于温态启动金属温度的初始值。7.2.7选择0.3MW/min升负荷率将机组负荷均匀增加到额定负荷。7.3额定参数热态、极热态启动 凡停机时间在12h以内再启动或者前汽缸复速级处上缸壁温度在300左右，下缸壁温度在250左右，则作为热态方式启动。7.3.1启动前的检查及准备工作参照冷态启动执行。7.3.2启动冲转前必须满足以下条件：7.3.2.1新蒸汽是过热状态且高于汽机调节级下缸金属温度。主蒸汽温度为：热态350；

22、极热态430。7.3.2.2盘车运行。转子热弯曲指示不超过0.03mm或转子轴颈晃动小于允许值。7.3.2.3调节级区域上下温差不得超过50。7.3.2.4先向轴封送汽，然后再抽真空。要求汽封母管压力0.1010.127MPa，温度280350。7.3.2.5监视汽轮机相对膨胀在规定值内（-1mm+3mm）。7.3.2.6冲转前应把油温加热到机组正常运行油温3545。7.3.3冲动转子，在500r/min维持5min进行下列检查：7.3.3.1倾听机组内部有无金属摩擦声；7.3.3.2检查机组各轴瓦的振动；7.3.3.3检查凝汽器真空，防止出现凝汽器无水或满水的情况；7.3.3.4检查各轴瓦的

23、油温及回油情况；7.3.3.5当转速大于盘车转速时，盘车装置是否自动脱开。7.3.4检查机组正常，选择热态200r/min/min升速率，极热态300r/min/min升速率，迅速将转速提升到额定转速3000r/min。同时应监视机组过临界转速的振动，并进行全面检查。确保润滑油系统正常，适时进行主油泵和启动油泵切换。7.3.5做完试验后使机组迅速并入电网。并网后取3%5%额定负荷作为低负荷暖机，因此时机组整个温度水平较高，如无问题，暖机时间可以短点。7.3.6暖机结束后，将机组负荷均匀增加到额定值。升负荷率：热态0.3MW/min；极热态0.4MW/min。7.4滑参数冷态启动（如需要滑参数启

24、动，应按电厂运行规程执行，本章节供参考）7.4.1启动前的准备工作与额定参数冷态启动基本相同。7.4.2采用压力法滑参数启动前，电动主闸门，旁路门，自动主汽门和调节汽门应全部关闭。7.4.3投入射水泵抽真空。7.4.4当真空增长速度减慢时，开始向轴封送汽。7.4.5充分做好新蒸汽管道的疏水工作。7.4.6当蒸汽压力达到0.4MPa左右，温度高于调节级处汽缸或法兰金属温度5085时，确信管道已无积水，就可以打开电动主闸门，自动主汽门、逐渐开启调节汽门。7.4.7当真空稳定保持在-0.05-0.07MPa时，锅炉供给大量低温/低压新蒸汽冲动转子，这样，暖管和暖机同时进行。7.4.8转子转动盘车装置

25、自动退出；关闭疏凝门和电动主闸门前的疏水门。7.4.9主汽门前蒸汽压力稳定在0.8MPa左右，汽温高于调节级上缸金属温度50的过热蒸汽，用调节汽门控制转速。7.4.10主汽门前蒸汽的升压速度一般取0.20.3MPa/min，升温速度一般取12.5/min。7.4.11在500r/min时可稍作停留，进行下列检查：7.4.11.1倾听机组内部有无金属摩擦声；7.4.11.2检查机组各轴瓦的振动；7.4.11.3检查凝汽器的真空，防止出现凝汽器无水或满水的情况；7.4.11.4检查各轴瓦的油温及回油情况；7.4.11.5当转速大于盘车转速时，盘车装置是否自动脱开。7.4.12一切正常后，可以按10

26、0150r/min/min的升速率提升转速，或者按运行规程规定的升速率和暖机时间提升转速。7.4.13转速升至1200r/min暖机一段时间并进行所有的监控仪表检查。7.4.14检查完毕，热膨胀没问题，锅炉继续升温升压，直至达到汽轮机额定转速3000r/min。7.4.15当转速达到2800r/min时，主油泵出口油压正常，则可以进行主油泵和电动启动油泵的切换。7.4.16在3000r/min后，维持汽温汽压的稳定，作超速试验和保护系统的其他试验。试验完成，暖机一段时间，热胀没问题，迅速并网。7.4.17并网后，当负荷达到额定负荷的5%左右时，锅炉汽温汽压保持稳定，进行低负荷暖机（约2030m

27、in）。如无问题，开始升负荷。7.4.18在低负荷升负荷过程中，若出现汽轮机胀差正值过大或机组振动增加，应控制主蒸汽升温升压，使机组在稳定的转速和稳定的负荷下暖机。7.4.19当汽轮机的负荷达到80%的额定负荷后，调速汽门可以逐渐关小，主蒸汽可较快的升温升压至额定值，机组负荷也随之升至额定值。7.4.20滑参数启动过程中应密切监视下列数据：7.4.20.1相对膨胀值控制在+3mm1mm以内；7.4.20.2法兰金属温升速度控制在34/min；7.4.20.3保证汽缸左右法兰温差不超过10157.4.20.4法兰内外壁温差不超过100；7.4.20.5螺栓温度低于法兰温度，最大不超过30；7.4

28、.20.6调节级处上下缸壁温差不超过50；7.5滑参数热态启动（如需要滑参数启动，应按电厂运行规程执行，本章节供参考）7.5.1启动前的检查和准备与额定参数冷态启动基本相同。7.5.2为避免汽轮机金属的冷却，只能采用压力法，不能采用真空法。7.5.3启动冲转前必须满足以下条件：7.5.3.1新蒸汽的初始压力和温度应高于进汽处金属温度5085；7.5.3.2偏心测量值不超过0.03mm；轴晃动值应与冷态启动时测得的相同；7.5.3.3调节级区域上下汽缸的温差不得超过50；7.5.3.4检查盘车装置的运行情况；7.5.3.5先向轴封送汽，然后再抽真空，金属温度如果较高，抽真空前可按照7.3.2条的

29、措施投入轴封的高温汽源；7.5.3.6冲转前应把油温加热到机组正常运行油温3545。7.5.4根据汽轮机金属温度在滑参数冷态启动曲线上找出对应工况及起始负荷，在新蒸汽压力和温度达到该工况点要求时，使用调节汽阀冲动转子。7.5.5在起始负荷之前的升速和加负荷应该尽可能地快。在500r/min短暂停留，进行下列检查：7.5.5.1倾听机组内部有无金属摩擦声；7.5.5.2检查机组各轴瓦的振动；7.5.5.3检查凝汽器的真空，防止出现凝汽器无水或满水的情况；7.5.5.4检查各轴瓦的油温及回油情况；7.5.5.5当转速大于盘车转速时，盘车装置是否自动脱开。7.5.6检查各项合格后用10min左右可升

30、速至额定转速3000r/min，并完成下列各项： 7.5.6.1监视机组过临界转速的振动；7.5.6.2检查所有的监控仪表；7.5.6.3主油泵和启动润滑油泵切换已完成；7.5.6.4检查润滑油系统；7.5.7迅速并网后即以每分钟510%的额定负荷加到起始负荷点。7.5.8在起始负荷之后，蒸汽才开始对汽轮机金属进行加热，加热后应监视汽缸和转子的差胀，根据出现的正负差胀采取不同的处理方法。7.5.9达到起始负荷以后，按照冷态滑参数启动曲线开始新蒸汽参数的滑升。以后的工作与冷态滑参数启动时相同。7.6汽轮机在升速过程中注意事项7.6.1启动时必须控制高温部分的过冷却和负差胀，尤其是热态启动；7.6

31、.2轴承进油温度不低于30，当进油温度达45时应投入冷油器，保持其出口油温度为4045。7.6.3升速过程中(通过临界转速时除外)，机组振动不得超过0.03mm，在冷态启动时一旦超过该数值，则应降速运行直至振动消除，并维持此转速运行30min再升速；如振动未消除需再次降速运行l20min再升速；若振动仍未消除，则必须停机检查。8机组停机8.1额定参数下的正常停机8.1.1 额定参数停机前准备工作：8.1.1.1通知锅炉、电气停机；逐渐减小负荷。8.1.1.2试转高压启动油泵、交、直流润滑油泵，使其处于备用状态。如果辅助油泵不正常，必须检修好，否则不允许停止汽轮机。8.1.1.3盘车装置应正常可

32、靠。8.1.1.4确认主汽阀和调节阀灵活，无卡涩现象。8.1.1.5作好必要的联系工作，联络信号正常。8.1.2均匀减负荷，减负荷速度主要取决于金属温度下降速度和温差，金属的降温速度控制在1.52/min。为保证这个降温速度，须以0.30.5MW/min的速度减负荷。每下降一定负荷后，必须停留一段时间，使汽缸和转子的温度均匀下降。8.1.3密切监视相对差胀值不超过-1mm。8.1.4为防止汽轮机出现负差胀，尽量保证汽封供汽有足够的温度。如有必要，前轴封可投入新蒸汽汽源供汽。8.1.5继续减负荷到10%额定负荷左右停留一段时间，此时流量较小，若调节阀不好控制，可关闭电动主闸门，由旁路汽门向汽轮机

33、供汽。8.1.6在低负荷停留后，迅速减负荷到零，解列发电机。密切注视汽轮机的转速变化，防止超速。8.1.7手打危急保安器，自动主汽阀和调节汽阀关闭，汽轮机转速将迅速下降。打闸停机前应注意汽缸的相对膨胀指示大小。8.1.8汽轮机打闸前，应先启动交流润滑油泵运行。在降速过程中，应监视润滑油压不应低于0.08MPa。转速到零记录转子惰走时间。8.1.9在机组惰走到300r/ min时，打开真空破坏阀破坏真空。机组转速降到零时投盘车装置，停射水泵。真空到零，停轴封供汽。8.1.10停止交流润滑油泵应在停盘车8小时后。8.1.11 在停机后，确信主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。8.1.12 在降负荷，

34、打闸停机期间应注意监视以下几点：8.1.12.1应密切监视机组振动，发生异常振动时应停止降温降压，立即打闸停机；8.1.12.2在盘车时应注意有无摩擦声或其它不正常情况。若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。8.1.12.3停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽、冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。8.1.13措施中未提及部分按热电厂运行规程执行。8.2滑参数停机8.2.1如需要滑参数停机，应按电厂运行规程执行，本章节可供参考。8.2.2停机前的准备工作见8.1.1。8.2.3 滑参数停机过程中要做到以下各条：8.2.3.1要求金属温度下降速度不要超过1.5/min；

35、8.2.3.2滑停时新蒸汽的平均降压速度为0.020.03MPa/ min，平均降温速度为1.21.5/min。在较高负荷时，温度、压力的下降速度较快；在较低负荷时，温度、压力下降速度将减慢。8.2.3.3滑停中新蒸汽温度的控制应始终保持有50以上的过热度，以保证蒸汽不致带水。过热度低于50时，应加强疏水。8.2.3.4滑停过程中，调节汽门逐渐全开，依靠主蒸汽参数的逐渐降低而渐渐减负荷，直至停机。8.2.3.5因为调节汽门全开，机组解列后，大量低温蒸汽进入汽轮机，所以滑停过程中不得进行汽轮机超速试验。8.2.4若机组在额定工况下运行，滑停前先将负荷降低到8085%额定负荷，把新蒸汽的压力和温度

36、控制在允许的较低程度，逐渐全开调节汽门稳定运行一段时间。当金属温度降低，并且各部分金属温差减小后，开始滑停。8.2.5滑参数停机是分阶段进行的，在主蒸汽温度下降30左右时应稳定510min后再降温，目的是控制汽轮机的热膨胀和胀差。8.2.6当调节级后蒸汽温度降到低于汽缸调节级处法兰内壁金属温度3050时应暂停降温，稳定运行一段时间以控制差胀。8.2.7主蒸汽先降温，当金属温差减小，蒸汽温度的过热度接近50时，开始降低压力，负荷也随着下降。降到下档负荷停留一段时间，使汽轮机金属温差减小后，再降温，再降压，这样一直降到较低负荷。8.2.8减负荷过程中应注意机组胀差的变化，当负胀差接近-1mm时，应

37、停止减负荷。若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零。8.2.9当降到较低负荷后有两种停机方法：8.2.9.1启动交流润滑油泵，汽轮机打闸停机，同时锅炉熄火，发电机解列。停机后转速降到零立即投入盘车。8.2.9.2锅炉维持最低负荷燃烧后即熄火，汽轮机调速汽门全开，利用锅炉余热将负荷带到零时发电机解列。汽轮机利用余汽继续空转，快到临界转速时，降低凝汽器真空，快速通过临界转速。在低转速下即可打开真空破坏门，让空气进入汽轮机，使汽缸金属温度进一步冷却，直到转子静止。8.2.10汽轮机打闸前，应先启动交流润滑油泵运行。8.2.11转速到零，真空到零，停轴封供汽，记录惰走时间。8

38、.2.12在停机后，确信主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。8.2.13在降负荷，打闸停机期间应注意以下几点：8.2.13.1减负荷过程中应注意调整并保持轴封供汽；8.2.13.2在减负荷过程中注意及时开启疏水；8.2.13.3减负荷过程中，应密切监视机组振动，发生异常振动时应停止降温，降压，立即打闸停机；8.2.13.4在盘车时应注意有无摩擦声或其它不正常情况。若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。8.2.13.5停机后应严密监视并采取措施，防止冷汽，冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。8.3 紧急停机8.3.1紧急停机处理原则8.3.1.1事故的处理，应以保证人身

39、安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则；8.3.1.2机组发生事故时应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故蔓延。必要时应保持非故障设备运行。8.3.1.3事故处理应迅速、准确、果断；8.3.1.4应保留好现场特别是保存好事故发生前和发生时仪器、仪表所记录的数据，以备分析原因，提出改进措施时参考；8.3.1.5事故消除后，运行值班人员应将观察到的现象，当时的运行参数，处理经过和发生时间进行完整、准确的记录，以便分析事故原因时供有关人员查询。8.3.2在下列情况下，机组打闸后应立即破坏真空紧急停机8.3.2.1机组发生强烈振动，瓦振振幅达0.07mm以上；8.3.2.2汽轮机或发电机内有清晰

40、的金属摩擦声和撞击声；8.3.2.3汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度10min内急剧下降50以上；8.3.2.4任一轴承回油温度升至75或任一轴承断油冒烟时；8.3.2.5任一支持轴承巴氏合金温度升至100或推力轴承巴氏合金温度升至100；8.3.2.6轴封或挡油环严重摩擦，冒火花；8.3.2.7润滑油压降至0.196MPa以下，启动辅助油泵无效；8.3.2.8主油箱油位降低至油位停机值以下，补油无效；8.3.2.9油系统着火而又来不及扑灭时；8.3.2.10轴向位移超过跳闸值（+1.4mm），轴向位移保护装置未动作；8.3.2.11汽轮机转速超过3360r/min，危急遮断器不动作；8.3.2.

41、12循环水中断不能立即恢复；8.3.2.13主蒸汽管或其它管道破裂。8.3.3在下列情况下，机组打闸后可不破坏真空停机8.3.3.1主蒸汽温度高于450或汽压高于3.73MPa，而又不能立即降低时；8.3.3.2进汽压力低于1.86MPa或汽温低于360；8.3.3.3凝汽器压力高于0.0392MPa，真空低于-0.063MPa（绝）；8.3.3.4凝结水泵故障，凝汽器水位过高，而备用泵不能投入；8.3.3.5调速系统连杆脱落或拆断，调节汽门卡住；8.3.3.6调节汽门全关，发电机转为电动机运行方式带动汽轮机运行时间已超过3min；8.3.3.7 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行；

42、8.3.3.8 后汽缸排大气门动作。8.3.4紧急停机注意事项：8.3.4.1主汽阀及调节汽阀应立即关闭；8.3.4.2交流或直流润滑油泵应立即投入；8.3.4.3全开汽轮机各疏水阀。9安全措施9.1每次调试前应根据本作业指导书，结合具体情况编写具体调试方案，全体调试人员应熟悉调试方案，调试负责人应向全体人员交待调试中安全注意事项。9.2生产准备工作已完成，运行人员配齐并经培训、考试合格。电厂已编制好完整的各专业运行规程、运行日志、记录表格。操作工具齐全，现场挂符合实际的系统图。9.3施工单位配齐检修、值班人员，试运现场公布启动试运的组织、指挥系统。9.4试运现场具备有充足的正式照明，事故照明

43、处于备用状态，现场有足够的消防器材，并配备消防及保卫值班人员。事故排油系统处于备用状态。9.5厂区内场地平整，道路畅通，试运范围内的施工脚手架已全部拆除，各运转层的梯子栏杆完好，沟道及孔洞的盖板齐全。9.6现场备有足够的消防器材，消防水系统具备足够的水源和压力，随时处于备用状态。9.7所有排水沟通畅。9.8保证通讯设备完好，可用。9.9试运区域建立健全的保卫制度。9.10试运期间，由于设备可靠性差，各参加试运单位应加强巡回检查，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。9.11检修工作应严格执行工作票制度，做好安全工作，防止发生人身和设备事故。10组织措施10.1电厂负责以下工