汽机整套启动调试措施

1、文件编号： 汽机整套启动调试措施工程名称工程名称汽机整套启动调试措施汽机整套启动调试措施文件编码：项目名称：调试单位： 日 期：版 次：文件编号： 汽机整套启动调试措施措施审批页措施审批页编制单位： 编制： 审核：单位修 改 意 见建设单位审核人： 日期：生产单位审核人： 日期：安装单位审核人： 日期：调试单位审核人： 日期：监理审核人： 日期：文件编号： 汽机整套启动调试措施措施技术交底表措施技术交底表编号：工程项目名调试措施技术交底表单位名称专业系统日期交底内容：补充、修改内容：参加交底人：交底人：项目负责人：备注：文件编号： 汽机整套启动调试措施目目 录录1系统概况系统概况.11.1系统

2、概况.11.2调试项目和工期.21.3工期.32编制依据编制依据.33调试前的条件及准备调试前的条件及准备.33.1组织与分工.33.2调试前应具备条件.43.3调试人员配置和资格.83.4调试所需的仪器和设备.84调试程序和方法调试程序和方法.84.1调试作业流程.84.2调试程序.95调试质量检验标准调试质量检验标准.235.1调试目标.235.2关键控制点.245.3质量标准.245.4调试项目记录内容.256调试的安全要求和环境条件调试的安全要求和环境条件.256.1安全注意事项.256.2调试的安全危险因素及辩识.267附附录录.26文件编号： 汽机整套启动调试措施第 1 页 共 2

3、6 页1系统概况系统概况1.1 系统概况系统概况xxxx 发电厂 2330MW 机组采用北京汽轮电机有限责任公司引进 xxxx 公司技术生产的N330-17.75/540/540 型中间再热冷凝式汽轮机，配以 xxxx 电机厂生产的 TA255-46 型发电机。汽轮机为单轴、三缸、双排汽中间一次再热凝汽式，汽轮机为冲动式汽轮机，汽轮机高中低压缸反向布置，由中压缸启动，高压旁路提供启动蒸汽，低压旁路参与调节中压缸进汽参数。汽轮机有结构级 33 级，回热抽汽系统共有七段非调整抽汽，供两台高加及一台过热蒸汽冷却器。一台除氧器和四台低加。机组配有三台电动给水泵，由 xxxx 厂制造，均为半容量；两台凝

4、结水泵为 xxxx 水泵厂制造，为全容量。冷却水系统设计工业水冷却系统以及开式循环冷却水系统，真空系统中设计采用两台水环式真空泵。循环水采用自然通风冷却塔，每台机组配有两台循环水泵。除氧器为卧式喷雾式，水箱有效容积为 150m3，运行时正常汽源为五段抽汽供给，启动时由辅助蒸汽联箱供给。另外机组还设计了 70%容量高压、130%容量低压旁路系统，旁路控制系统为 xxxx。 汽机调节保安系统采用法 xxxx 公司的 MICROREC 调节保安装置，该系统包括调节、安全和监测三个子系统，监视系统是 xxxx 公司生产的 3500 监视系统,控制油系统提供调节系统和安全系统用油。主要技术数据 汽机型号

5、： 汽机型式： 转向： 额定转速： 临界转速：高压转子 中压转子 低压转子 发电机转子 (一阶)： 轴系临界转速：输出功率：额定值 最大连续值 最大期望值 高压缸进汽量： 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 2 页 共 26 页高压主汽阀前蒸汽压力： 高压主汽阀前蒸汽温度： 高压缸排汽压力： 高压缸排汽温度： 中压缸进汽量： 中压主汽阀前蒸汽压力： 中压主汽阀前蒸汽温度： 低压缸排汽量： 凝汽器压力： 转速不等率调整范围： 转速调整范围： 设计热耗率： 给水温度： 设计冷却水温度 发电机型号： 发电机容量： 发电机出口电压： 发电机出口电流： 功率因数： 冷却方式： 1.2 调试项目和工期调试

6、项目和工期1.2.1 调试项目启动前系统检查、联锁、保护的传动真空破坏阀的检查就地手动打闸远方手动打闸文件编号： 汽机整套启动调试措施第 3 页 共 26 页真实的超速试验高中压进汽阀活动试验汽机保护通道试验真空状态下惰走时间记录、曲线绘制高压缸切换记录汽门严密性试验高中压进汽阀活动试验真空严密性试验1.3 工期工期从机组冲转到带负荷运行结束需要 25 天2编制依据编制依据1)厂家资料，设计院图纸。2)电力建设施工及验收技术规范 （汽轮机机组篇） 。DL5011-92，中华人民共和国能源部发布。3)火电施工质量检验及评定标准 （汽机篇） （1996 年版） ，中华人民共和国电力工业部发布。4)

7、火电工程启动调试工作规定 （1996 年版） ，电力工业部建设协调司发布。5)电力建设安全工作规程 （火电发电厂部分）DL5009.1-92,中华人民共和国能源部发布。6)xxxx 发电工程（2330MW）机组调试大纲 。7)300MW 级汽轮机运行导则 DL/T609-1996 中华人民共和国电力工业部发布3调试前的条件及准备调试前的条件及准备3.1 组织与分工组织与分工1)在试运指挥组的组织领导下，由调试负责实施系统的调试工作，并编写该系统的调文件编号： 汽机整套启动调试措施第 4 页 共 26 页试措施。2)调试人员负责系统内的有关阀门、热工信号及联锁保护传动工作，并指导有关运行操作。进

8、行试运前的技术和安全交底，测量、记录必要数据。3)运行人员负责试运中系统的操作和运行监视巡查，做好试运设备的安全隔离措施，负责设备系统的正常维护管理。4)施工单位负责完成系统中有关单体试运，在系统试运中负责维护、检修和消缺工作，并对临时设施的制作、拆除。组织协调试运现场的安全消防和保卫工作。5)设计单位配合处理试运中发生设计问题和缺陷，及时提出设计修改或处理意见，做好现场服务工作。6)监理单位负责检查协调并参加系统的验收签证工作，组织协调设备系统代保管有关问题，负责组织协调各单位对试运中出现问题的处理。进行试运前、后的质量监督检查。7)制造厂家进行现场调试、技术服务和指导。负责消除设备制造缺陷

9、，保证设备性能标准。3.2 调试前应具备条件调试前应具备条件3.2.1 环境条件1)厂内场地平整，道路畅通。2)试运范围内施工脚手架已全部拆除，环境已清理干净。沟道及孔洞的盖板齐全，平台有正规的楼梯通道、过桥栏杆及底部护栏。3)现场有足够的消防器材，消防水系统有足够的水源和压力并处于备用状态。4)试运机组范围内的各层地面应按实际要求作好。5)生活用的上、下水道通畅，卫生设施能正常使用。6)厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用，事故排油系统正常。7)现场有足够的正式照明，事故照明系统完全可靠并处于备用状态。8)通讯设施良好。9)与试运有关的空调、采暖设施，可投入使用。文件编号： 汽机整套启动调试

10、措施第 5 页 共 26 页10) 运行人员经培训考试合格持上岗证上岗。11) 整套试运前应经质检中心站检验合格，方可启动12) 厂房临时端封闭，防风、防水、防冻。3.2.2 设备系统条件1)设备及系统按要求安装完毕，并经检验合格，安装记录齐全。2)设备及管道的保温、油漆工作完成，并符合验标要求，支吊架调整好。3)基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度。4)具备可靠的操作和动力电源及压缩空气系统。5)各液位计做好最高、最低及正常工作位置的标志。6)转动机械加好符合要求的润滑油脂、油位正常。7)各阀门经逐步检查调整，动作灵活、正确。系统介质流向应有明确标志，阀门挂牌标名。8)各监控数据在 CRT 显

11、示齐全可靠，就地表经校验指示正确。9)设备及表计清理擦拭干净，并标注名称。10) 具备足够的启动汽源，参数满足要求，并能稳定供汽。11) 管道的吹扫和冲洗合格，压力容器经水压试验合格，安全阀动作良好（汽机侧所有安全门经水压预整定试验，辅汽联箱、除氧器安全门经热态校验合格） 。12) 除盐水系统供水充足，且水质合格。13) 机组完成各分系统的调整试运工作，经质检部门对启动前条件进行审查合格并经启动委员会批准。14) 真空系统灌水严密性检查合格。15) 汽机润滑油系统油循环结束，油质达到 MOOG4 级，各油泵试运完毕，顺控、联锁试验合格，油净化装置可正常投入，顶轴及盘车系统能正常投入。16) 汽

12、机高、低压旁路系统油质合格，冷态调试结束。17) 高、中压调门控制试验； 18) 转速控制及调节试验； 19) 负荷控制和限制试验； 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 6 页 共 26 页20) 动态校正 (转速限制) 试验； 21) 高压缸切换试验； 22) 调门位置回路试验； 23) 与机柜外部逻辑信号传递的协调试验； 24) 低压旁路调节试验。 25) 转速设定试验； 26) 负荷设定与调节试验； 27) 高压缸自动切换试验； 28) 高压缸限制试验； 29) 中压缸限制试验； 30) 应力监控试验； 31) 低旁设定试验； 32) 超速保护和进汽阀活动试验； 33) 部分和全周进汽切

13、换试验； 34) 机炉协调试验。 35) 热工 DAS、SCS、CCS、ETS、TSI 和高、低压旁路系统已调试完毕，处于可投用状态；汽机保安系统静态整定试验完毕，动作准确，报警正常，汽门关闭时间已测定,其主要项目如下：36) 润滑油箱油位低报警及跳闸试验； 37) 、通道润滑油压低报警及跳闸试验； 38) 、通道凝汽器真空低报警及跳闸试验； 39) 、通道汽机超速报警及跳闸试验； 40) 轴向位移超限报警及跳闸试验； 41) 轴振动值超限报警及跳闸试验； 42) 汽机轴向推力大报警及跳闸试验； 43) 高压缸排汽端金属温度超限报警及跳闸试验； 44) 高压缸暖机中压力高报警及跳闸试验； 文件

14、编号： 汽机整套启动调试措施第 7 页 共 26 页45) 高压缸真空低报警及跳闸试验； 46) 高压缸真空阀过流报警及跳闸试验； 47) 高压缸真空阀故障报警及跳闸试验； 48) 控制柜故障报警及跳闸试验； 49) 机械测量系统信号处理柜故障报警及跳闸试验； 50) 控制室和就地停机按钮跳闸试验； 51) 集控室危急停机按钮跳闸试验； 52) 发电机变压器组保护动作引起汽机跳闸试验； 53) 锅炉保护系统动作引起汽机跳闸试验； 54) 高、中、低压缸胀差越限报警试验； 55) 低压缸排汽超温报警试验； 56) 各报警信号光字牌显示良好，音响正常。57) 汽机控制油系统油循环结束，油质达到 M

15、OOG2 级，控制油泵完成试运，联锁试验合格。58) 轴封系统吹扫完毕。59) 汽机疏水、抽汽回热系统各阀门传动完毕，联锁试验合格。60) 发电机定子冷却水系统冲洗完毕且水质合格，系统具备投入条件。61) 发电机密封油系统调试合格，系统具备投入条件。62) 电气一、二次系统安装试验完毕，验收合格。63) 柴油机、保安电源系统调试完毕，自投试验合格。64) 发电机气密性试验合格，发电机充、排氢系统及二氧化碳置换系统能正常可靠地投入。65) 给水取样及化学加药系统能正常投入66) 机、电、炉大联锁试验完成67) 张挂符合现场实际的操作系统图； 68) 对各系统的所有设备、仪表及阀门挂牌，其名称和编

16、号应与“运行规程”及“操作系统图”一致； 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 8 页 共 26 页69) 已准备好运行日志和必要的操作工具。 3.3 调试人员配置和资格调试人员配置和资格序号作 业 人 员工 种数量资 格职 责1负责人2工程师负责指导运行操作的指导2调试员2工程师或助工协助负责人对设备的监测及对操作的指导3安装人员3技术人员设备巡测、维护4运行人员2操作员运行操作、设备巡测3.4 调试所需的仪器和设备调试所需的仪器和设备序号名称规格精度等级数量备注1听针2振动仪4调试程序和方法调试程序和方法4.1 调试作业流程调试作业流程文件编号： 汽机整套启动调试措施第 9 页 共 26 页

17、启动前系统的传动及检查汽机升速到500r/min暖机经检查条件满足汽机升速到1000r/min暖机汽机升速到30000r/min定速是否经检查条件满足否主油泵与辅助油泵的切换试验保安系统在线模拟试验就地、远方打闸及高中压主汽阀活动试验经检查条件满足是否电气试验是汽机真实超速试验高中压主汽阀严密性试验汽机并网带负荷进汽方式切换高压缸切换试验真空严密性试验试验合格是检查、调试否试验合格机组满负荷运行整套试运结束是试验合格否检查、调试文件编号： 汽机整套启动调试措施第 10 页 共 26 页4.2 调试程序调试程序4.2.1 启动前的操作和检查1)热工监控系统、操作装置送电投用，投入仪用空压机系统，

18、启动前调节保安系统应通电 2 小时以上。2)除氧器、凝汽器，各水箱补水至上限，润滑油箱及抗燃油箱补充至上限。3)启动一台工业水泵或打开旁路门，向系统充压放气并投入运行。4)启动凝结水输送泵，给锅炉上水。如水温小于 21可用给水泵。5)启动一台循环水泵，凝汽器通入循环水。6)启动开式循环冷却水泵，并投用电动旋转滤网程控。7)启动发电机定子冷却水泵，并调整其合适压力、流量。8)确认润滑油温大于 10（否则投油箱电加热器） ，启动辅助电动润滑油泵，并检查启动排烟风扇，投入润滑油功能组，检查润滑油压是否正常（0.15MPa） ；检查从主控室启动、停止紧急电动润滑油泵功能合格，检查润滑油压是否正常；调整

19、润滑油温为 45左右，检查油系统运转正常，并投入油净化装置。9)启动密封油泵，投入发电机密封油系统，检查运转正常。10) 启动控制油系统，调整主油路油压为 12MPa，中压油路油压为 1MPa，控制油箱油温为 50，低压电动泵处于运行状态，提供冷却和化学处理用油。11) 确认顶轴油泵入口阀打开然后启动顶轴油泵；润滑油温不小于 20，润滑油、顶轴油和密封油各参数正常，投入盘车装置。在冷态启动前，盘车至少连续运行 12 小时且转子偏心率稳定在 20 微米之内，润滑油温必须大于 35。12) 发电机充氢，维持气压为 0.2Mpa，应严格保证氢气的纯度达到 96以上。13) 启动前检查 TSI 系统、

20、ETS 系统正常可靠，机、炉、电联锁试验正常。14) 锅炉点火前操作 DEH 系统，检查 MSV、CV、RSV、IV 阀位正确，操作灵活可靠。15) 启动凝结水泵，凝结水打再循环，凝结水至各减温水系统手动阀门打开。16) 向辅汽联箱送汽维持压力 1.2Mpa。并进行轴封供汽管道暖管，低压缸轴封温度调节装置具备投入条件。文件编号： 汽机整套启动调试措施第 11 页 共 26 页17) 启动一台真空泵，另一台投备用。18) 所有疏水阀送电，检查主蒸汽、热再、冷再、抽汽及高、低压旁路系统有关疏水已打开，低压缸喷水阀 GPV UV 040 打开。检查高压缸排汽逆止阀的旁路阀应开启，高压缸抽真空阀应关闭

21、。19) 除氧器投加热，打开启动对空排汽门。20) 启动高、低压旁路系统控制油站，使高、低压旁路投入运行。21) 凝汽器真空达到 30KPa 左右时锅炉可点火。22) 主蒸汽及再热蒸汽的温升速度正常，暖管期间，控制管道和阀门金属温升5/min，汽缸金属温升 22.5/min。23) 检查汽缸金属温度，有异常升高时，查明是哪个阀门泄漏并注意如发生因汽门泄漏过大引起盘车自动脱扣，应及时处理。24) 主蒸汽压力上升时应及时调节主汽门前疏水门，投入启动疏水扩容器温度调节门并维持启动疏水扩容器温度不超过规定值。25) 按运行规程规定除真空保护外，投全部汽机保护(机、电、炉大联锁除外)。26) 检查汽缸上

22、、下缸温差90，向轴封送汽，并启动一台轴封风机，自动维持轴封供汽压力 0.105MPa，低压轴封汽温 150，禁止汽轮机转子在静止状态下向轴封送汽。27) 电动给水泵根据锅炉的要求进行启动。4.2.2 启动方式分类4.2.2.1启动分类的标准1)冷态启动 ： 2)温态/热态启动 ： 4.2.2.2升速率的确定以中压内缸上法兰中壁温度作为标志1)中压内缸上法兰中壁温度150 100rpm/min2)150中压内缸上法兰中壁温度 420 1000rpm/min文件编号： 汽机整套启动调试措施第 12 页 共 26 页4.2.2.3调门进汽方式的选择与高压内缸上法兰中壁温度有关，MICROREC自动

23、选择阀门进汽方式。1)高压内缸上法兰中壁温度270 顺序阀门进汽4.2.3 冲转参数的选择1)冷态启动时，按照冷态启动曲线,高压缸进汽压力为 4.0MP，温度为 380；中压缸进汽压力为 1.5MPa,温度为 360。定速前，凝汽器压力应低于 0.019Mpa.abs。2)热态启动时，应根据汽缸温度选择相匹配的蒸汽温度，并必须保证有 50以上 的过热度。 3)首次冲转并网带 15%负荷，发电机充氢，维持气压为 0.3MPa.4)锅炉点火后至冲转前重点检查、记录项目 a)汽缸、蒸汽管道和阀门的金属温升； b)汽缸膨胀、胀差和轴向位移变化情况； c)受热管道自由膨胀情况； d)转轴偏心率变化情况；

24、 e)检查高、中压主汽门和调节汽门处于关闭状态； f)汽机就地及远方打闸试验；g)进行汽机安全监测装置试验；4.2.4 冷态启动4.2.4.1 汽机启动冲转参数 1)主蒸汽压力 4.0MPa， 主蒸汽温度 320400 ； 2)再热蒸汽压力 1.5MPa， 再热蒸汽温度 300380； 3)凝汽器压力 25Kpa.abs； 4)润滑油温 3545， 润滑油压 0.15MPa； 5)控制油温 3550， 控制油压 12MPa； 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 13 页 共 26 页6)安全油压 1.0MPa; 7)大轴晃动值 20m； 8)高中压缸上、下温差90； 4.2.4.2冲转升速 1

25、)首次冲转采用高水平级控制， 按“启动曲线”操作。 2)机组复置，安全系统建立，检查高、中压主汽门全开;高排逆止阀强制关闭，高排逆止阀旁路阀打开，高压缸抽真空阀关闭。3)投入汽机调节保安系统，通过操作员站给出一个“调速系统运行”指令，设置高压手动限度为 30%，中压手动限制为 100%，设定目标转速 500 r/min； 解除“转速锁定” ， 汽机开始升速。 4)汽机首次冲转到 500 r/min 后， 手动打闸，做摩擦听音检查。转速降至 200 r/min 时， 重新复置升速至 500rmin,暖机 20 min。 5)升速及暖机过程中， 重点检查以下项目： a)盘车装置脱开情况； b)倾听

26、汽轮发电机组内部声音有无异常； c)检查测试轴承振动及轴振动； d)检查推力轴承及各轴承金属温度、润滑油压和回油温度； e)汽缸总膨胀、轴向位移及相对胀差参数指示正常； f)检查汽缸金属温度及温差值； g)检查轴封系统工作情况； h)检查凝汽器真空和低压排汽缸喷水情况； i)发电机氢、油、水系统各参数正常； j)检查高、低压旁路系统工作状态； k)检查汽机本体及管道疏水是否正常；l)检查凝汽器、除氧器、各加热器水位正常； m) 检查给水泵、凝结水泵、循环水泵等运行正常；6)500rpm 暖机各项检查均正常后， 设定目标转速 1000rpm，解除“转速锁定” ， 升文件编号： 汽机整套启动调试措

27、施第 14 页 共 26 页速至 1000r/min，暖机 30min， 检查项目同上。第一次启动时,可适当延长暖机时间。 7)30 分钟后，检查高压外缸下法兰温度是否高于 190，若条件满足， 设定目标转速 3000r/min， 解除“转速锁定” ，升速期间重点检查下列项目： a)当转速升至 1020rpm 时，检查高排逆止阀的旁路阀关闭， 高压缸抽真空阀打开。若高压外缸下法兰温度小于 190，升速将自动停止，同时发出“汽机转速被高压缸金属温度限制”信号，转速停留在 1000r/min 上。b)在 1020 r/min， 检查高压主汽门自动关闭。 c)记录转子过临界时的转速和最大振动值。d)

28、当高压主汽门关闭时，密切关注高压缸排汽压力。 e)当转速达到 3000rpm,检查所有油系统参数正确时停止辅助润滑油泵，检查电动盘车马达和顶轴油泵是否同时自动停止。8)在 3000 r/min 下对主、辅机的设备和系统进行全面检查： a)检查交流润滑油泵联锁开关位置及主油泵工作情况。 b)检查控制油和润滑油的温度调节回路。 c)全面检查、记录运行参数。 d)机组转速调节回路试验 (空负荷点调整和中压缸不等率检查).e)进行保安系统模拟试验： 分别进行、通道润滑油压低模拟保护试验； 分别进行、通道真空低模拟保护试验； 分别进行、通道模拟超速保护试验； f) 分别在主控室和就地做“手动停机”试验；

29、 g) 高、中压进汽阀活动试验。 h) 电气试验。 9)首次启动时，机组并网带 10%负荷稳定运行 4 小时后，机组解列，做真实超速试验。 10) 汽压力大于 50%额定压力以上，高、中压主汽阀做汽门严密性试验。文件编号： 汽机整套启动调试措施第 15 页 共 26 页4.2.5 机组并网带负荷 4.2.5.1机组并网带负荷前应具备的条件： 1)汽机、电气已完成该阶段的有关试验； 2)机组运行状态良好， 各种参数正常； 3)汽机应力计算监视器已投入； 4)汽机调节系统高水平级已投入运行。 4.2.5.2并网带负荷 1)根据试验要求选择同期并网方式： a)自动同期： 自动同期装置将自动调整机组同

30、步转速，并网后以 60MW/min 的升负荷率加负荷至 7MW， 然后电气退出同期装置； b)手动同期： 运行人员通过使用 MICROREC 转速基本级上的“”和“”命令达到同步转速（决不能用转速基准调节转速） ，并网后立即带负荷到10MW，以避免发电机逆功率保护动作。 2) 高压缸切换之前提高机组功率a)根据机组启动带负荷曲线，选择目标负荷和升负荷速率。b)按动负荷基准解锁键改变机组负荷。 c)检查负荷 recopy 和功率测量的发展趋势。d)任何时候只要按动解锁键即可中断升负荷。3)在升负荷和暖机期间， 除按“运行规程”进行常规检查和操作外，重点检查下列项目： a)升负荷期间，应力限制器必

31、须投入，且应力欲度必须保持正值。 b)注意高、低压旁路动作情况： 高压旁路在“自动”方式，高压缸压力限制设置比过热蒸汽压力低 1MPa；低压旁路在“外部设置”方式，维持再热汽压力1.5MPa。c)当低压旁路完全关闭时， 注意检查由中压调节阀来维持再热汽压力为 1.5MPa。 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 16 页 共 26 页d)检查过热蒸汽温度是否稳定在正确值上，以限制高压调门打开时产生的热应力。e)无论何时出现加热器高水位，检查响应的抽汽阀的关闭信号。4)进汽方式的切换a)高压缸未投入运行：如果高压内缸上法兰中壁温度270则为全周进汽，否则为部分进汽。b)高压缸投入运行：高压缸已经投

32、入运行了 30min 而且高压缸开度基准值60%，则采用部分进汽方式。c)温度装置未投入运行时为特殊情况：采用部分进汽方式。d)当高水平级控制为断开时，保持断开时的配置。5)两种进汽方式之间可以顺利切换，切换时通过操作员站进行。高压缸自动切换的条件a)温度条件：进汽温度和高压缸金属温度匹配。b)流量条件：流量必须大于最小流量（防止高排超温）和小于最大流量。c)当工况（15%MCR）满足时，进行高压缸切换：d)若在高水平级控制，高压缸切缸条件满足，MICROREC 屏幕上指示灯亮，高压缸切换将自动完成；e)若机组在基本级控制，高压缸切缸条件满足时，控制面板上发出“允许切缸”信号，运行人员可按“高

33、缸投运”按钮 10 秒以上，高压缸完成切换。 f)在以上两种情况下，检查高压自动主汽阀开启， 高压缸抽真空阀应自动关闭， 高排逆止阀开启， 根据高压缸温度和锅炉流量高压控制阀平稳开到最佳值， 中压调节阀开度基准保持常量，在此过程中负荷锁定。 g)若机组为冷态启动， 切缸后为了防止高排超温，可快速升负荷 1020MW，为稳定高压缸温度，暖机 40min。 6)高压缸切换后机组升负荷a)当负荷带至 20MCR 时，检查低压缸喷水气动阀和疏水系统所有疏水阀均应自动关闭，中压调节阀应全开。文件编号： 汽机整套启动调试措施第 17 页 共 26 页b)当负荷带至 35MCR 时，检查#1#3 高压调节阀

34、全开，#4 高压调节阀应关闭。 c)投入低加、高加运行； 投入相应的辅机设备和系统。d)在带负荷过程中的试验项目： e) 高、中压汽门定期活动试验 。 f)MICROREC 装置负荷控制器调整试验. 试验变化范围3MCR， 试验工况分别为 50MCR 和 97MCR。 g)机组甩负荷带厂用电试验：机组在 50MCR 和 100MCR 下,模拟电网故障，机组甩负荷后带厂用电运行 (详见机组甩负荷措施)。 h)机组在 80MCR 以上， 做真空系统严密性试验。 i)机组运行方式选择试验（负荷控制、负荷调节、汽机跟随及高压缸手动限制） 。 j)机组在 80100MCR 下， 连续 168 小时试运行

35、。机组在满负荷下连续运行 7 天，考验机组所有设备及系统安全稳定运行的性能， 全面检查记录各种数据。 4.2.6 热态启动 4.2.6.1 机组热态启动按启动曲线进行，主要有如下三种情况： 1)温态启动曲线； 2)热态启动曲线； 3)极热态启动曲线。 4.2.6.2 热态启动必须遵循下列特殊规定： 1)转子偏心率20m。 2)主蒸汽和再热蒸汽管道充分暖管， 使汽缸进汽温度高于相应的汽缸内壁温度 50100， 主汽门前的蒸汽过热度50。 3)检查主、再热汽管道疏水和汽缸本体疏水阀开启， 低压缸喷水阀开启， 高排逆止阀及旁路阀强制关闭， 高压缸抽真空阀开启。 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 1

36、8 页 共 26 页4)先送轴封蒸汽，后抽真空，轴封蒸汽的温度应接近缸体温度。5)在启动过程中，对汽缸和管道金属温度加强监视，防止冷汽、冷水进入汽缸。 6)在启动过程中， 加强汽缸温差、膨胀、胀差、轴振等的正常监视。 7)热态启动升至额定转速应尽快并网。 4.2.7 机组减负荷及停机 4.2.7.1正常停机的减负荷过程即机组冷态启动加负荷过程的逆操作。1)控制温降率50h， 机组滑压减负荷，主蒸汽和再热蒸汽必须维持最小 80的过热度。 2)当机组减至 50%MCR 以下时， 停止一台给水泵和一台循环水泵。3)当机组减至 20%MCR 以下时， 检查汽机所有疏水阀和低压缸排汽喷水阀应开启； 停止

37、高压加热器运行。 4)高压缸被隔离前， 检查厂用电应切至备用变； 5)检查高、低压旁路工作情况。6)当机组减至 15%MCR 以下时， 检查高压缸被隔离。7)试验辅助润滑油泵、事故油泵，试验顶轴油泵及盘车电机。8)机组减至 10MW 以下，按汽机跳闸按钮，检查自动主汽阀、调节汽阀及各段抽汽逆止阀应关闭；9)检查汽机打闸 15 秒时，主开关在逆功率继电器动作后断开。机组转速开始下降，辅助润滑油泵、顶轴油泵和盘车电机自动投入。 10) 进行转子惰走以及转子过临界转速时的最大振动值的记录。 11) 将高、中压阀位限制，目标转速及目标负荷减至零。 12) 停止高压控制油泵，维持控制油低压泵继续运行。

38、13) 机组进入盘车状态，开启真空破坏阀，凝汽器真空破坏后，停止轴封供汽。 14) 注意汽机本体、管道以及各加热器疏水的回收和排放，严禁向汽缸内返水。 15) 根据运行要求停止凝结水泵、给水泵、开式循环冷却水泵、定子冷却水泵、低加疏水泵以及循环水泵。 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 19 页 共 26 页16) 注意检查发电机密封油系统运行稳定。 17) 当汽机最高金属温度小于 150后，可停盘车。 18) 当汽机最高金属温度小于 120后，可停润滑油系统。 19) 汽机全部冷却后，停顶轴油泵。4.2.7.2事故停机 1)遇到下列情况之一，立即破坏真空停机： a)油系统发生严重泄漏，或着火

39、，或润滑油压低跳机，或主油箱油位低跳机时； b)主、再热蒸汽管道破裂，或给水泵管道破裂，危及设备安全运行时； c)机组突然发生强烈振动， 或振动超标时； d)机组内部出现明显金属摩擦声时； e)汽机发生水击时； f)汽机轴封处冒火花时； g)机组任意轴承断油、冒烟、金属温度达到 110或推力轴承回油温度超过 80时； h)转子轴向位移达到极限值； i)高、中、低压缸任意胀差超过极限值； j)发电机或励磁机冒烟、打火或发生氢爆炸时。 2)出现下列情况之一， 进行不破坏真空事故停机： a)MICROREC 装置故障， 危及机组安全时； b)控制油管出现严重泄漏， 或导致水进入控制油箱时； c)当润

40、滑油冷油器泄漏， 或润滑油温高无法降低时； d)空负荷低压缸排汽温度超过 100时； e)机组任意轴颈振动超过 130m 时； f)主、再热汽温度突降 50， 或汽温下降率10min；g)主、再热汽温上升至 568，降温无效时； h)厂用电全部消失时 3)事故停机应遵循的原则： 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 20 页 共 26 页a)机组运行参数达到跳机值调整无效或达到自动停机值而未自动跳闸时， 立即手动打闸； b)机组自动跳闸或手动打闸后，立即启动润滑油功能组和顶轴盘车功能组； c)需破坏真空的事故停机， 当转速降至 2700rpm 以下时，方可开启真空破坏阀； d)真空到零后，停止轴

41、封供汽功能组； e)做好各系统的疏水检查和排放。4.2.8 汽轮机跳闸条件4.2.8.1主要保护回路1)汽轮机超速（3300rpm）2)汽轮机的测速发电机故障3)冷凝器真空低（0.019MPa abs）4)润滑油压低（0.1MPa）5)紧急停机（就地或主控室）6)外部跳闸条件7)机械监测系统a)当汽轮机转速1.7MPa abs 并且汽轮机转速0.14MPa abs,4 分钟后，汽轮机转速1050rpm 并且高压缸隔离3)高压缸排汽口金属温度4204)推力瓦应力超限5)汽轮机保安系统电源故障6)高压缸开度给定值0（高压缸隔离）中的 GSE 系统的 REG 模块故障4.2.9 机组运行监测参数机组

42、主要特性参数名称 额定工况 VWO 工况发电机功率 MW 主蒸汽压力 MPa 主蒸汽温度 高压进口流量 Kg/s 再热蒸汽压力 MPa 再热蒸汽温度 中压进口流量 Kg/s 低压进口压力 MPa 文件编号： 汽机整套启动调试措施第 22 页 共 26 页低压进口温度 凝汽器真空 MPa 主蒸汽温度和压力限制主蒸汽压力不能超过额定压力的 110%，虽然可以在额定压力的 120%下运行，但任何 12个月的运行时间内总累计时间不得超过 12 小时。蒸汽温度不能超过额定温度 8.3,虽然可以在超过额定温度 14时运行，但在任何 12个月的运行时间内总累计时间不得超过 400 小时。允许超过额定温度最高

43、为 28，在这一温度下，在任意 12 个月的运行时间内总累计时间不得超过 80 小时。在启动和额定运行时上下缸温差不能超过 90。汽机安全系统保安回路油压额定值为 1MPa,最小值为 0.3MPa,最大值为 1.5MPa. 汽机控制油和润滑油系统 参数名称 最小值 额定值 最大值 动作情况/信息 高压控制油压 报警 控制油箱温度 报警 回热过滤器压差 报警 高压过滤器压差 报警 除污染过滤器压差 报警 回油过滤器压力 润滑油母管压力 报警、跳闸 润滑油母管油温 冷却后润滑油温 报警、手动跳闸 油箱温度 盘车装置过滤器压差 报警 前、后推力轴承润滑油出口油温 报警 前、后推力轴承文件编号： 汽机

44、整套启动调试措施第 23 页 共 26 页润滑油出口油温 手动跳闸 汽轮机支持轴承温度 报警汽轮机支持轴承温度 手动跳闸发电机前轴承温度 报警发电机后轴承温度 手动跳闸汽机轴封系统 参数名称 最小值 额定值 最大值 动作情况/信息轴封联箱压力 报警 轴封温度 报警 汽缸保护 参数名称 最小值 额定值 最大值 动作情况/信息高压排汽金属 温度 报警/跳闸 高压暖缸时高压缸蒸汽压力 报警、跳闸 高压排汽压力（高压 缸切缸） 报警、跳闸高压缸真空阀 报警、跳闸低压缸排汽温度 报警 低压排汽压力 报警、跳闸汽轮机机械性能 参数名称 轴向位移 高压缸胀差 中压缸胀差 低压缸胀差 汽轮机轴承振动文件编号：

45、 汽机整套启动调试措施第 24 页 共 26 页转速2900 发电机轴承振动转速2900 5调试质量检验标准调试质量检验标准5.1 调试目标调试目标1)验评检验项目全部优良，2)汽机真空严密性0.3kPa/min 3)连续平均负荷率按90%考核4)连续带满负荷的时间96h 5)主机轴振按测试值76m 6)发电机漏氢量按测试值10Nm3/d7)完成 168h 满负荷试运的启动次数3 次8)从点火吹管至完成 168h 满负荷试运的天数90 天5.2 关键控制点关键控制点施工过程质量控制点施工过程质量控制点序号作业控制点检验单位见证方式班组专业公司项目质检部门监理1注意机组在冲转升速、带负荷过程中的

46、的振动、油温、串轴、胀差、轴向位移记录表格2汽机的各项试验记录表格3汽机在各种工况的运行记录表格5.3 质量标准质量标准文件编号： 汽机整套启动调试措施第 25 页 共 26 页5.3.1 空负荷序号项目名称执行验收标准1103%额定转速动作试验,转速小于 3090r/min火电工程调整试运质量检验及评定标准2危急遮断器注油试验动作正确.火电工程调整试运质量检验及评定标准3低真空跳闸值 81KPa火电工程调整试运质量检验及评定标准4低润滑油压跳闸值 0.04MPa火电工程调整试运质量检验及评定标准5手动跳闸动作正常火电工程调整试运质量检验及评定标准6主汽门严密性试验转速(额定参数下)小于等于1

47、000r/min火电工程调整试运质量检验及评定标准7高中压汽门动作正确,无卡涩火电工程调整试运质量检验及评定标准8抽汽逆止门动作正确,无卡涩火电工程调整试运质量检验及评定标准9实际超速试验转速在 3300 3600r/min火电工程调整试运质量检验及评定标准5.3.2 带负荷序号项目名称执行验收标准1汽缸膨胀正常、符合设计要求火电工程调整试运质量检验及评定标准2轴向位移在0.8mm火电工程调整试运质量检验及评定标准3高中压缸胀差符合设计要求火电工程调整试运质量检验及评定标准4主、再热器压力、温度与启动曲线相符火电工程调整试运质量检验及评定标准5汽机上下缸温差42火电工程调整试运质量检验及评定标

48、准6高低压凝汽器压力符合设计要求火电工程调整试运质量检验及评定标准7低压缸排汽温度符合设计要求火电工程调整试运质量检验及评定标准8高压缸排汽口金属温度小于等于 390火电工程调整试运质量检验及评定标准9升/减负荷速度符合设计要求火电工程调整试运质量检验及评定标准5.4 调试项目记录内容调试项目记录内容见附表6调试的安全要求和环境条件调试的安全要求和环境条件6.1 安全注意事项安全注意事项文件编号： 汽机整套启动调试措施第 26 页 共 26 页1)与试运无关的人员不得进入现场。2)进入现场的人员必须正确佩戴安全帽，严禁穿拖鞋、凉鞋、高跟鞋或带钉鞋。3)试运时对运行设备的旋转部分不得 清扫、擦扫

49、或润滑，擦拭机组的固定部分时，不得把棉纱、抹布缠在手上，严禁留长发靠近旋转设备。4)不得在有压力的管道上进行检修工作。5)试运中应经常检查油系统是否漏油，严防油漏至高温设备及管道上。6)在试运中如发现有异常，应立即采取相应措施。7)试运中注意“三防”即：防冻、防火、防盗。8)在试运过程中应严格执行试运措施。6.2 调试的安全危险因素及辩识调试的安全危险因素及辩识安全危害因素辨识和控制表序号危险点描述控制对策实施负责人确认签证人1润滑油系统的泄漏加强巡视，发现及时处理2高压蒸汽管道附近、汽轮机旁非专业人员严禁逗留有标识并有专人监护3汽轮机超速保护未动，立即手动打闸4机组的振动、油温超过限值打闸停

50、机7 附录附录1)整套启动记录表2)整套启动曲线3)整套启动验评表（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：汽机整套启动 JS9B121-2003编 号：机组整套调试记录表机组整套调试记录表专 业：汽机轴承振动、油温记录汽机轴承振动、油温记录汽 机 轴 承 振 动汽 机 轴 承 温 度时间#1#2#3#4#5#6#7#8推力#1#2#3#4#5#6#7#8推力调试记录人： 调试负责人：时间：（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：汽机整套启动 JS9B121-2003编 号：机组整套调试记录表机组整套调试记录表专 业：汽机启动参数记录汽机启动参数记录主蒸汽参数再热蒸汽参数胀差上下缸温差润滑油参数控制

51、油参数轴封参数时间转速转子偏心率压力温度压力温度高压缸中压缸低压缸高压缸中压缸油压油温油压油温压力温度安全油压调试记录人：调试负责人：时 间：（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：主机冲转前检查 JS9B121-2003编号机组整套调试记录表机组整套调试记录表专业汽机汽机主保护逻辑传动汽机主保护逻辑传动序号项 目 内 容检查结果确认人签字调试负责人：调试记录人：日期：（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：主机冲转前检查 JS9B121-2003文件编号机组空负荷调试验评表机组空负荷调试验评表调试单位性质质量标准评定等级序号检验项目性质单位合格优良检查结果自评核评1主蒸汽压力主要Mpa42主蒸汽

52、温度主要3803再热蒸汽压力主要Mpa1.54再热蒸汽温度3605主汽阀金属温度符合设计要求6转子偏心率m507汽机润滑油压力Mpa0.150.208汽机润滑油温度35459汽机润滑油油质符合制造厂规定要求10汽机控制油压力Mpa12.513.511汽机控制油温度455012汽机控制油油质符合制造厂规定要求13汽机安全油压力Mpa0.71.014凝汽器真空主要Kpa7515辅机投运及仪表指示主要投运正常、指示准确16盘车电动机电流A符合设计要求17高、中压主汽阀关闭时间主要S0.518高中压调节汽阀关闭时间主要S0.5系 统总 评共检验主要项目 个，其中优良 个。 一般项目 个，其中优良 个。

53、 全部检验项目的优良率 %。系 统质量等级施工单位代表（签字） 年 月 日调试单位代表（签字） 年 月 日生产单位代表（签字） 年 月 日建设单位代表（签字） 年 月 日验 收 单 位 签 字监理单位代表（签字） 年 月 日验收检查组： 调试专业负责人： 调试执行人： 年 月 日（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：主机启动技术指标控制 JS9B121-2003文件编号机组空负荷调试验评表机组空负荷调试验评表调试单位性质质量标准评定等级序号检验项目性质单位合格优良检查结果自评核评1高压缸（上、下）902温 差中压缸（上、下）903高压受热部件温度升降率/min符合设计要求4中压受热部件温度升降

54、率/min符合设计要求5汽缸膨胀mm无卡涩、无跳跃6高压缸胀差mm2+7.47中压缸胀差mm4.5+7.08膨 胀低压缸胀差mm3+9.19临界转速轴承振动m250103000r/min 轴承振动主要m1207611轴向位移主要mm0.70.512推力轴承金属温度主要符合设计要求13汽机支持轴承金属温度主要1109514发电机支持轴承金属温度主要1209515高压缸排汽口金属温度39016低压缸排汽金属温度8017凝汽器真空主要Kpa8318高压控制油压力Mpa12.513.519高压控制油温度4550（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：主机启动技术指标控制 JS9B121-2003文件编号

55、机组空负荷调试验评表机组空负荷调试验评表调试单位性质序号检验项目性质单位质量标准检查结果评定等级合格优良自评核评20安全油压力主要Mpa0.71.021润滑油压力Mpa0.150.2022润滑油温度（进油）主要404523轴封供汽压力Mpa0.020.0524低压轴封供汽温度12020025辅助蒸汽温度35026辅助蒸汽压力Mpa1.5系统总评共检验主要项目 个，其中优良 个。一般项目 个，其中优良 个。全部检验项目的优良率 %。系 统质量等级施工单位代表（签字） 年 月 日调试单位代表（签字） 年 月 日生产单位代表（签字） 年 月 日建设单位代表（签字） 年 月 日验 收 单 位 签 字监

56、理单位代表（签字） 年 月 日验收检查组： 调试专业负责人： 调试执行人： 年 月 日（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：发电机充氢 JS9B121-2003文件编号机组空负荷调试验评表机组空负荷调试验评表调试单位性质质量标准评定等级序号检验项目性质单位合格优良检查结果自评核评1补充时992氢气纯度运行中主要%963补充时10，且符合设计要求4氢气湿度运行中 g/Nm315，且符合设计要求5正常运行压力Mpa符合设计要求6置换气体 CO2纯度%957油/氢差压调节主要Kpa50808漏氢量主要Nm3/d18109漏氢率%/d5系 统总 评共检验主要项目 个，其中优良 个。 一般项目 个，其中

57、优良 个。 全部检验项目的优良率 %。系 统质量等级施工单位代表（签字） 年 月 日调试单位代表（签字） 年 月 日生产单位代表（签字） 年 月 日建设单位代表（签字） 年 月 日验 收 单 位 签 字监理单位代表（签字） 年 月 日验收检查组： 调试专业负责人： 调试执行人： 年 月 日（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：主机额定转速性能试验 JS9B121-2003文件编号机组空负荷调试验评表机组空负荷调试验评表调试单位性质质量标准评定等级序号检验项目性质单位合格优良检查结果自评核评1103%额定转速动作试验r/min动作正确2危急遮断器注油试验 33003低真空跳闸Kpa704低润滑油

58、压跳闸Mpa0.15其它信号跳闸动作正确6安 全 保 护 系 统手动跳闸动作正常7主汽门严密性试验转速主要r/min5008高中压汽门试验动作正确，无卡涩9抽汽逆止门试验动作正确，无卡涩10实际超速试验转速主要r/min33003360系 统总 评共检验主要项目 个，其中优良 个。 一般项目 个，其中优良 个。 全部检验项目的优良率 %。系 统质量等级施工单位代表（签字） 年 月 日调试单位代表（签字） 年 月 日生产单位代表（签字） 年 月 日建设单位代表（签字） 年 月 日验 收 单 位 签 字监理单位代表（签字） 年 月 日验收检查组： 调试专业负责人： 调试执行人： 年 月 日（工程机

59、组）专业名称：汽机 项目名称：主机带负荷运行重要指标 JS9B121-2003文件编号机组带负荷调试验评表机组带负荷调试验评表调试单位性质主要质量标准评定等级序号检验项目性质单位合格优良检查结果自评核评1额定负荷轴振（双幅值）主要m120762轴承进油温度40453推力轴承金属温度主要954支持轴承金属温度主要110955轴 承发电机轴承金属温度主要110956汽缸膨胀主要mm正常、符合设计要求7轴向位移主要mm0.70.58高压缸胀差mm2.27.49中压缸胀差mm4.57.010相对膨胀低压缸胀差mm39.111保温层外表温度5012主蒸汽压力Mpa17.7513主蒸汽温度54014再热蒸

60、汽压力Mpa415再热蒸汽温度54016上、下缸温差9017凝汽器压力主要Mpa8318低压缸 A/B 排汽温度符合设计要求19高压缸排汽口金属温度39020汽 机 运 行 参 数升/减负荷速度符合设计要求系 统总 评共检验主要项目 个，其中优良 个。 一般项目 个，其中优良 个。 全部检验项目的优良率 %。系 统质量等级施工单位代表（签字） 年 月 日调试单位代表（签字） 年 月 日生产单位代表（签字） 年 月 日建设单位代表（签字） 年 月 日验 收 单 位 签 字监理单位代表（签字） 年 月 日验收检查组： 调试专业负责人： 调试执行人：（工程机组）专业名称：汽机 项目名称：主机带负荷运