承钢35MW抽汽冷凝式汽轮机调试方案

1、承钢动力厂35MW汽轮发电机组工程 35MW抽汽凝汽式汽轮机调试方案动力厂35MW汽轮发电机组工程35MW抽汽凝汽式汽轮机调试方案编制： 审核： 批准： 湖北省工业建筑集团安装工程有限公司2010-11-29日 录概述一、目的及编制依据二、试运行的必备条件三、各附属设备的调试四、调节、保安、润滑油系统油循环及调试五、汽轮机空负荷试运行及调试六、调试使用仪器、仪表 七、调试组织及计划安排八、注意事项及事故反错35MW凝汽式汽轮机调试方案概述： 汽轮机主要技术参数：汽轮机额定功率 35 MW汽轮机最大功率 35 MW汽轮机额定转数 3000 r / min旋转方向 顺时针（顺汽流）汽轮机临阶转速

2、1905/7787 r / min额定进汽压力及变化范围 3.430.29 +0.3 Mpa（绝对） 额定进汽温度及变化范围 43515 +10额定转速时轴承座振动值全振幅 0.03 mm临界转速时轴承座振动值全振幅 0.15 mm额定工况排汽压力 0.0095 Mpa（绝对）额定抽汽压力及调整范围 1.3770.3 +0.3 Mpa额定工况抽汽温度 342额定抽汽量/最大抽汽量 65/75 t/h冷却水温度正常 33冷却水温度最高 36额定工况汽耗率 6.29kg/kw.h纯凝工况汽耗率 4.41kg/kw.h主汽门前蒸汽压力 3.43 Mpa主汽门前蒸汽压力 3.43 Mpa (额定)主汽

3、门前蒸汽压力 3.73 Mpa （最高）主汽门前蒸汽压力 3.14 Mpa （最低）主汽门前蒸汽温度 435 (额定)主汽门前蒸汽温度 445 (最高)主汽门前蒸汽温度 320 (最低)进汽量（额定工况） 220.2 t / h进汽量（最大工况） 220.2 t / h进汽量（纯凝工况） 154.3 t / h给水温度 93 汽轮机本体总重量 75 t汽机调速控制方式 DEH电液生产制造厂家 青岛捷能汽轮机集团股份有限公司35MW凝汽式汽轮机调试方案一、汽轮机调试目的和依据：1.1 目的：汽轮机在制造和安装过程中的检查和单体试验均属阶段性的，而汽轮机启动调试目的则是进一步将制造、安装阶段的设备

4、质量、安装、调试质量进行检验、考核，使其能够满足设计和设备技术参数的要求，确保汽机投产后，达到可靠安全运行。为此特编写本汽轮机调试方案。 汽轮发电机组安装完毕，汽轮机启动调试过程，应进行调整试验、启动、试运行，在额定负荷下进行72h试运及检查和消缺，再加24h额定负荷试运行。1.2 编制依据：1.2.1制造厂家的C35-3.43/1.38型35MW抽汽凝汽式汽轮机说明书1.2.2制造厂家的C35-3.43/1.38型35MW抽汽凝汽式汽轮机调节系统说明书1.2.3制造厂家成套图纸及技术资料。1.2.4能源部发布的电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇 DL5011-921.2.5电力工业部火力

5、发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）; 电力建设施工、验收及质量验评标准1.2.6电力行业部汽轮机启动调试导则DL/T 8632004二、 试运行必备条件：2.1安装质量必须符合设计、制造厂技术文件以及电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇的要求；2.2 提供整套安装技术记录资料，并有专业监理检查签字的安装记录；2.3 汽轮发电机组试运前，应蒸汽吹扫和水冲洗各系统，达到合格和充分的清洁；2.4 土建工程完毕，道路畅通、安全、临时设施拆除具备清洁的环境；2.5 消防设施完备，消防器材安装存放位置正确，消防水源满足正常使用条件，事故排油系统已经吹扫且畅通；2.6 现场的正式照明和事故

6、照明能及时、自动投入，具备使有条件；2.7 各运行岗位通讯设备安装完毕，可以正常使用；2.8 各附属设备及系统安装完毕，具备试运条件；2.9 各分系统调试项目已结束，分系统调试记录与质量验收评定合格。 三、各附属设备及系统的调试：主要附属系统包括：真空系统、循环水系统工程、发电机空气冷却器、凝结水系统、顶轴油、不可调抽气系统、电液伺服执行系统（电液驱动器、油动机）、调节保安润滑油系统等；3.1 真空系统试运：3.1.1 真空系统试运前，冷凝器汽侧必须清理干净，并作盛水试验，盛水高度在后汽封洼窝下100mm处即可，抽汽管道亦应灌水检验；3.1.2 将射汽抽汽器管路吹扫干净，开启启动抽汽器，关闭排

7、空阀，对系统进行抽真空试验，并用蜡烛检查各部位有无漏气现象，着重检查后汽缸部位以及所有处于真空状态的容器、管道阀门、法兰结合面、焊缝、堵头、插座和接头等；3.1.3 开启两级射汽抽汽器，提高真空度，并记录未投轴封汽的最高真空值；3.2 循环水系统试运：循环水主要用于汽轮机冷凝器和冷油器发电机空气冷却器。3.2.1 循环水池、循环泵的进水管已经清扫干净，经检查无杂物，向水池灌水，灌水高度达到运行要求。3.2.2 各台循环泵空负荷试运合格，转向正确，调好联锁，经测验无误。3.2.3 电动阀门经试验，开启和关闭应灵活无卡涩，行程开关调节合适，阀门开度指示针指示正确。3.2.4 逐台开启循环水泵，进行

8、通水8h试运，开泵时，应先关闭出水门，待泵体运行正常后，先开启出水阀1/3，再逐步全开。检查冷却塔内回喷淋情况是否均匀分布，循环水试运期，同时发电机空气冷却器和冷油器需进行通水试验，并检查压力是否正常，有无泄漏。3.2.5 8h试运完后，应打开凝汽器水侧的人孔门，检查水室底部和铜管有无杂物，并进行清除，密封人孔门，系统应处于备用状态。3.3 发电机空气冷却器和冷油器水冲洗及水压试验空气冷却器和冷油器均用循环水作为冷却水源，安装后应以1.5倍工作压力作水压试验，停10mm表压不降为合格，管道安装后应进行水冲洗。3.4 凝结水系统试运3.4.1 冷凝器胀管结束，应对冷凝器汽侧作盛水试验，以检查胀管

9、处有无渗漏，并对汽侧进行水冲洗。3.4.2 冷凝器水侧应做严密性水压试验，用循环水直接充压，检查水室盖板，人孔门和螺栓等处应无渗漏。3.4.3 凝结水泵电机单独试运2h，转向正确。3.4.4 2台凝结水泵试运及系统打循环水冲洗3.4.4.1 全开泵的进口阀门，关闭出水阀门，启动后，检查泵的振动和声响，正常后再开出口门,再打开循环阀门,凝结水打循环试运。3.4.4.2 凝结水至除氧水箱的管道和一台低压加热器、一台射汽抽汽汽、一台轴封冷却器，可串联进行冲洗：3.4.5 并做两台凝结水泵的联锁切换试验。3.5 顶轴油泵试运及油循环：3.5.1 顶轴油泵为注塞泵，压力高达11MPa，系统的管道直径都比

10、较小，可参与调节保安润滑系统的油循环，将顶轴油泵的进出口短路相接，大流量冲洗，效果较好。3.5.2 接通泵的进出口管，启动顶轴油泵，检查各轴承进口前的油压，最少运行4h以上。3.5.3 按照制造厂家“顶轴高压油管路0-0741-5835-0000-01”图纸的技术要求：“管道装配后作25MPa表压水压试验”，可用顶轴油泵直接顶压11MPa油压检查即可。3.5.4 顶轴油泵系统加装6块压力表（滤油器进出口和各轴承进口处）试运时检查系统油压是否达到11MPa。3.6 抽汽控制系统调试：机组有3级回热抽汽，前2级均有压力油（主油泵出口润滑油）控制抽汽阀操纵座，（第3级抽汽为普通逆止阀）当阀门需要开启

11、时，电磁阀中电磁铁失电，油源进入油缸推动活塞向上移动，使助关装置与阀门之间的约束脱开，阀瓣在正向介质作用力下打开，管路畅通。一旦出现事故，阀瓣会在反向介质力、重力的双重作用下自行关闭，同时助关装置中，电磁铁带电，电磁阀换向，压力油被截止，油缸下腔的油径插装阀流回油箱，此时油缸上腔的弹簧释放能量推动活塞向下移动，驱动阀瓣快速关闭，防止系统中的压力蒸汽倒流入汽机，以防汽机超速。3.6.1 手动操作抽汽速关阀联动装置，检查每个抽汽阀关闭是否灵活，应无卡涩现象。3.6.2 配合电气人员，调整电控联动装置，并与主汽门的联锁动作，滑阀应灵活无卡涩。3.7 伺服执行机构系统油循环及调试：（配合厂家及中试所作

12、仿真试验）电液驱动器专用供油系统与汽机的调节保安润滑油系统分开，以保证电液转换器用油不受污染。3.7.1 对电控专用供油系统的油箱进行彻底清洗，并擦净吹干，灌入经化验合格的L-TSA46汽轮机油。3.7.2 关闭系统出口阀门，调低减压阀，分别启动两台油泵，试运1h，并作连锁试验。3.7.3 取下SV-9电液转换器，用专用冲洗板（厂家带来）将电液转换器联接板上的P口与T口短路联接， 同时开启两台油泵，对系统进行油循环冲洗，为使冲洗效果更好，冲洗时可投入电加热器，但须控制油温，在3070间交替进行。3.7.4 油循环时，可调整溢流阀使系统工作压力为3.5MPa，两溢流阀误差允许0.5MPa。3.7

13、.5 停泵清洗滤油器，更换滤芯，再油循环2h以上。3.7.6 化验回油，合格后，可装上电液转换器，进行全系统油循环，并进行低压油（调溢流阀使油压降至2.5MPa）联锁试验，全系统油循环不得少于8h。回油化验合格后，油循环结束，更换新油。3.7.7 操作电液驱动器，检查错油门滑阀和油动机动作是否灵活，有无卡涩和爬行现象。驱动器和杠杆动作是否灵活。3.8 调节、保安、润滑油系统油循环：3.8.1 油循环的准备工作：3.8.1.1 油管路经吹扫合格；3.8.1.2清洗油箱，经滤油机向油箱灌注合格的汽轮机油，油箱表面及周围环境应清扫干净，按制造厂家要求（即GB11120-89中规定）本机采用L-TSA

14、46汽轮机油；灌油至油箱低油位时，检查油位指示器指示是否正确，并调整好油位信号，继续灌油至高油位，再进行检查和调整。3.8.1.3 将供油系统中所有过滤器的滤芯取出，以增加流量；3.8.2 润滑油管道短路油循环可分开进行，按汽机前轴承，汽机后轴承，发电机前轴承和发电机后轴的顺序进行。3.8.3 油循环时需冷热交替进行（3070）3.8.4 油循环时可交替开启启动油泵（高压油泵），交流润滑油泵和直流润滑油泵，既可试泵，又可冲洗各段管路。3.8.5 检查各管段冲洗效果，从回油中取样，在透明玻璃杯中，油样应该是清澈透明，不混浊，看不见杂质，即可认为管道冲洗合格。（中试所化验为准）3.8.6 将管道接

15、入设备，在连接处应加过滤网，过滤网面积应大于管内径24倍。3.8.7 拆去推力瓦块，并将压力油管与调节保安套断开，直排油箱，同时开启两台油泵加大系统流量进行冲洗，定期检查临时滤网。3.8.8 油循环完毕，即可拆除各轴承进油管的临时滤网，恢复节流孔板。3.8.9 换油：油循环结束，放掉油箱中的油，并清洗油箱和滤网，重新加入合格的新油。四、 保安、调节、润滑油系统静态试验与调试：4.1 保安系统：保安系统由机械液压保护装置、电气保护装置组成。电磁阀是接收超速、轴向位移、润滑油压降低、轴承回油温度偏高、冷凝器真空低及油开关跳闸、DEH保护信号而停机或发出信号，而电动关闭调节汽阀的电磁铁是接收OPC信

16、号只关闭调节汽门。4.1.1 人工手动紧急脱扣危急遮断装置试验：启动高压交流油泵，用同步器操纵危急遮断器挂闸，并开启主汽门约10mm，调速汽门和抽汽阀均操作至开启位置，试验时手拍危急遮器手柄，主汽门、调节汽门和抽汽阀应迅速关闭，并灵活无卡涩，危急遮断器指示在“遮断”位置。危急遮断器是超速脱扣紧急停机，危急遮断装置为人工紧急停机用。主汽门关闭时间测试应1S 全开主汽门，再进行试验，4.1.2 危急遮断器和危急遮断油门试验危急遮断器和危急遮断油门共设置两套，这样更安全、更可靠，试验时（同上挂闸、开门）手伸入前轴承座上的小窗口拨动一支挂钩，危急遮断油门的滑阀在弹簧力的作用下而位移，启动器的安全油从危

17、急遮断油门处泄掉，启动阀换向，主汽门下的压力油经启动阀泄掉，主汽门迅速关闭，并经电控迅速关闭抽汽阀。因安全油泄掉，危急继动器在弹簧力的作用下，滑阀位移，高压油通事故油，事故油压力突增，经单向阀将错油门顶起，油动机动作而迅速关闭调节汽门。用同法试验另一支危急遮断器也可将危急遮断试验油门切换到“试验”位置，同上法进行试验，脱扣后危急遮断指示器指示“遮断位置，但主汽门调速汽管，抽汽阀均不关闭，因滑阀遮断被试验的滑阀，启动阀的安全油不变。4.1.3 电磁保护装置试验：电磁保护装置由两个电磁铁控制两滑阀，一个电磁铁接受各种不同信号，电磁铁得电，滑阀动作，迅速关闭主汽门、调速汽门和抽汽阀，而停机，此项试验

18、与热工配合完成，即热工按保护项目分别给信号，检查电磁铁是否动作，主汽门等是否迅速关闭。另一支电磁铁只接收OPC信号，使其滑阀动作，接通事故油，因而只关闭调速汽门，主汽门和抽汽阀不动。4.2 油动机传动杠杆的调整及油动机阀位的标定：4.2.1 启动电液控制系统的油泵和调节保安系统的高压油泵。4.2.2 对错油门及电液转换器进行初步找中，当电液转换器电流为“0”时，其输出位置在“0”位，这时可调整杠杆机构上的螺母使借油门滑阀在中间位置，即油动机可以停留在某一位置，再微调杠杆使油动机缓缓向关闭方向移动，调好后即可锁紧螺母。4.2.3 与热工配合控制油动机全开或全关，然后通过电气对每个油动机阀位进行阀

19、位标定。4.3与热工配合整定各润滑油压保护值的联动试验：4.3.1 启动高压油泵，调整低压油过压阀，润滑油压下降至0.054MPa时，交流润滑油泵应启动，停高压油泵。4.3.2 再降低润滑油压至0.04MPa时，直流润滑油泵应启动。4.3.3 继续降低油压至0.020.03MPa，停机电磁阀应动作。4.3.4 油压继续下降至0.015MPa时,盘车应停止。4.3.5 各级油压联锁调整好后将润滑油压调整到正常值（约0.12MPa） 汽轮机试运行与调试：五、额定参数冷态起动5.1 起动前的准备工作：5.1.1 仔细检查汽轮机、发电机及各附属设备，确认安装工作已全部结束。5.1.2 与主控室、热力部

20、门、电气部门联系畅通。5.1.3 检查油系统：5.1.3.1 油管路及油系统内所有设备均处于完好状态，油系统无漏油现象。5.1.3.2 油箱内油位正常，油质良好，液位计的浮筒动作灵活。5.1.3.3 油箱及冷油器的放油门关闭严密。5.1.3.4 冷油器的进出油门开启，并有防止误操作的措施，备用冷油器进出油门关闭。5.1.3.5 电动油泵进出口阀门开启。5.1.3.6 清洗管路时在各轴承前所加的临时滤网或堵板全部拆除。5.1.3.7 蓄能器充氮至规定压力。5.1.4 对汽水系统进行检查:5.1.4.1主蒸汽管路上的电动隔离门已预先进行手动和电动开关检查。5.1.4.2 主蒸汽管路及抽汽管路上的隔

21、离门、主汽门、逆止阀、安全阀关闭，直接疏水门、防腐门开启；汽缸上的直接疏水门开启。5.1.4.3 汽封管路通向轴封冷却器的蒸汽门开启，轴封冷却器疏水门开启。5.1.4.4 各蒸汽管路能自由膨胀。5.1.4.5 冷油器冷却水总门开启，冷油器进水门关闭，出水门开启。5.1.5 检查调节、保安系统5.1.5.1 各部套装配合格活动自如。5.1.5.2 调节汽阀预拉值符合要求。5.1.5.3 电调节器自检合格。5.1.5.4 各保安装置处于断开位置。5.1.6 检查滑销系统，在冷态下测量各部位的间隙，记录检查结果。前轴承座与底板间滑动面注润滑油。5.1.7 检查所有仪表、传感器、变送器、保安信号装置。

22、5.1.8 通往各仪表的信号管上的阀门开启。5.1.9 各项检查准备工作完成后，通知锅炉系统供汽暖管。5.2 暖管（到隔离门前） 暖管的时间长短和程序取决于管道的起始温度水平、蒸汽初参数、管壁和法兰厚度、加热管段长度等。暖管分低压暖管和升压暖管。5.2.1 全开排大气疏水门，逐渐将压力升至0.20.3Mpa，金属温升速度不超过5/min，暖管20-30min。当隔离门前汽温达到130-150时，低压暖管结束。5.2.2 升压暖管按下述要求：压力（Mpa） 升压速度（Mpa/min） 温升速度（/min）0.3-0.6 0.05 50.6-1.5 0.1 51.5-4.0 0.2 5 在升压过程

23、中，应根据输水量不断调整疏水门的开度，减少工质损失。5.3 起动辅助油泵，在静止状态下对调节保安系统进行检查：5.3.1 起动低压电动油泵,检查：a 润滑油压及轴承油流量；b 油路严密性；c 油箱油位，5.3.2 起动顶轴油泵，试验盘车装置；a 将各轴承 前顶轴油支管上的节流阀关闭，顶轴油总管上的溢流阀全开。b 起动顶轴油泵及润滑油泵。逐渐减少溢流阀的泄油量，使顶轴油总管的油压升至12Mpa. c 分别调整各轴承前的顶轴节流阀，使轴颈顶起0.050.07mm。第一次起动，调整完毕应记录各轴颈顶起高度及顶轴油压。d 起动盘车装置： 1检查电机旋向； 2投入盘车装置。5.3.3 起动高压电动油泵，

24、进行保安装置动作试验；a 起动盘车装置；b 将各保安装置挂闸；c 分别开启主汽门和调节汽阀到1/3行程，使各保安装置动作，检查主汽门、调节汽阀、抽汽阀是否迅速关闭；d 检查合格后，将各保安装置重新挂闸，起动阀手轮关到底。e 检查主汽门是否关严。5.4 暖管（到主汽门前） 从隔离门到主汽门的主蒸汽管暖管与暖机同时进行。 5.5 起动凝汽系统抽真空：5.5.1起动循环水泵a 全开凝汽器循环水出口阀门，稍开进口阀门。b 起动循环水泵，全开进口阀门。5.5.2 开启凝结水再循环管道上的阀门，关闭到给水回热管路去的凝结水门。5.5.3 轮流试开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行。a 向凝汽器汽

25、侧充水（凝结水或除盐水）到热井水位计3/4刻度处；b 开启凝结水泵进口阀门；c 开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门；d 检查水泵是否充满水，开启水泵盘根进水旋塞，起动凝结水泵，缓慢开启水泵出口阀门；5.5.4 投入射汽抽汽器抽真空。5.5.5 不允许过早向轴封供汽。5.5.6 低压加热器水侧注满水，全开蒸汽门和汽侧空气门，随凝汽器一起抽真空。5.5.7 起动时真空应达到0.0550.06MPa（400450Hg）5.6 起动：5.6.1 起动高压电动油泵，冷油器出口油温不得低于25。5.6.2 起动顶轴油泵，投入盘车装置。5.6.3 投入轴封冷却器，向轴封供汽。当均压箱进汽温度大于300

26、时，应减温水减温，调整风门使汽侧压力为0.0970.099MPa（绝对）。5.6.4 开启隔离门的旁路门，起动暖机时，用旁通阀节流降压，使主汽门前压力为2.53.0Mpa。5.6.5 确认电调自检合格后，旋转启动阀手轮至全开位置，打开主汽门，此时调门关闭，转子不得有升降现象。5.6.6 电调复位，选择“手动”或“自动”方式起动机组，转子转动后，检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常响声；转速超过盘车转速时，盘车齿轮是否脱开，盘车电机停转；转速超过200r/min后，顶轴油泵停止工作。5.6.7 当轴承进油温度高于4045时，投入冷油器，冷油器出口油温保持在3545。5.6.8 汽轮机升速控制

27、见起动曲线。5.6.9 升速过程应密切监视：a 油温、油压、油位；b 轴承温度及回油；c 油泵运行状况及切换；d 汽缸膨胀、转子轴向位移、胀差；e 汽缸上下半温差、法兰内外壁温差、法兰与螺栓温差；f 机组振动；5.6.10 升速过程注意：a 调节主蒸汽管路、抽汽管路、汽缸本体的疏水阀门，无疏水排出后，关闭疏水阀门。b 油系统出现不正常现象时，应停止升速，查明原因。c 油系统不正常响声或振动时，应降速检查。d 热膨胀不正常时应停止升速，进行检查。e 排汽室温度超过120时，应投入喷水装置。f 严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差：汽缸壁温升速度 4/min汽缸上下半温差 50法兰内外壁温差 10

28、0法兰与螺栓温差 35 g 暖机结束，机组膨胀正常，可逐渐开大隔离阀，关闭旁通阀。5.6.11 达到额定转速后检查：a 主油泵进出口油压；b 脉冲油压；c 轴承油温、瓦温及润滑油压。5.6.12 各保安装置分别动作，检查主汽门、调节汽阀、抽汽阀是否迅速关闭。5.6.13 汽轮机第一次起动进行超速动作试验，应安排在带20额定负荷运行一小时后进行。将负荷降到零，然后：a 进行电超速试验。将转速提升至3270r/min，电调超速保护应动作。b 进行机械超速试验。将转速提升至33003360r/min，危及遮断器应动作，否则手动停机（电调在3300r/min自动停机）c 危及遮断器动作后，待转速降至3

29、0603030r/min时复位。5.6.14 起动一切正常后，将发电机并入电网。5.7 带负荷A 带电负荷a 除特殊需要外，汽轮机不应长时间空负荷运行，发电机并列后，即带上5的额定电负荷。空负荷运行时，排汽室温度不应超过100120，带负荷后不应超过6070。b 加负荷控制见加负荷曲线图。c 在加负荷过程中，应注意控制汽缸金属温升速度、相对膨胀、胀差、温差等。控制指标同升速要求。d 加负荷时，注意相关系统及设备的调整和切换。e 注意检查机组振动情况。当振动增大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30分钟，若振动没有消除，应降低10-15负荷继续运行30分钟，若增大仍不能消除，应查明原因。f 机组开

30、始带负荷后，即可投入低压加热器。B 带热负荷a 机组带上25额定电负荷。b 在手动模式下，调整抽汽室压力高于热网压力5，接通抽汽管路。c 增减热负荷的速度不应超过5t/min。d 注意控制金属温升速、温差等。e 注意调整抽汽管道上疏水门，应保持一定的开度。C 工况切换 当汽机工况改变时，注意切换前汽封第二段漏汽接口。六、热态起动 热态起动的划分，可以调节级后汽缸内壁金属温度150为界限，高于150为热态，低于150为冷态。热态起动又根据停机时间长短或汽缸内壁金属温度高低分为热态起动和半热态起动。停机24小时以内或汽缸内壁金属温度在300以上，机组重新起动定为热态起动；停机48小时以内或汽缸内壁

31、金属温度在150以上，机组重新起动定为半热态起动。6.1 热态起动原则6.1.1 转子弯曲度不超过0.06mm；6.1.2 上、下缸金属温差50；6.1.3 进汽温度应比汽轮机最热部件的温度高50以上，防止处于高温状态的部件被冷却；6.1.4 在盘车状态下先向轴封供汽，后抽真空，轴封汽应是高温蒸汽；6.1.5 盘车时间不大于1小时；6.1.6 在中速以下，汽轮机振动超过0.03mm时应立即停机，重新盘车；6.1.7 严密监视胀差变化。6.2 热态起动的操作6.2.1 热态起动方式与额定参数冷态起动相同，只是升速和带负荷时间缩短，具体见额定参数冷态起动。6.2.2 维持凝汽器真空在0.067Mp

32、a以上。6.2.3 冲转前润滑油温不低于40。七、停机7.1 正常停机7.1.1 降负荷通知各有关部门做好准备；7.1.2 试验各辅助油泵；7.1.3 试验盘车装置电机和顶轴油泵；7.1.4 检查主汽门、调节汽阀阀杆有否卡涩现象；7.1.5 检查减温减压旁路；7.1.6 切除热负荷；a 逐渐关闭抽汽管路上的电动隔离阀；b 隔离阀关严后，用电磁阀关闭抽汽阀；7.1.7 减负荷。 对于短期停用后再次起动的停机，采用快速减负荷，25min内将负荷减完；对于较长时间的停机，采用缓慢减负荷到1015再甩负荷，减负荷速度为250KW/min。7.1.8 减负荷应注意：a 汽缸金属温降速度不超过1.5/mi

33、n。b 根据凝汽器热井水位调整主凝结水再循环门开度。c 根据负荷的降低及抽汽压力的变化，由高压侧开始顺序解列加热器，停用疏水泵。d 密切监视机组的膨胀、胀差、振动等情况。e 调整轴封供汽。f 若发现调节汽阀卡住且不能在运行清除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。7.1.9 减负荷到零，得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门，检查主汽门是否关闭严密。7.1.10 停机降速过程中，注意电动油泵是否自动投入，否则应手动起动油泵，维持润滑油压不低于0.055Mpa。7.1.11 停止抽汽器运行，使真空逐渐降低，随后停下凝结水泵。7.1.12 真空降到零，转子停止转动即切断轴封供汽。7.1.13

34、转子静止后投入盘车装置。投盘车前应先起动顶轴油泵，确信转子顶起后再投入盘车装置。连续盘车到汽缸金属温度降到200后改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于150）。 7.1.14 盘车期间切换为润滑油泵运行，直至机组完全冷却。7.1.15 在润滑油泵运行期间，调整冷油器出口油温问为3540。7.1.16 转子静止1小时后，排汽室温度又不超过50时，停下循环水泵。以后盘车时，改为备用水源向冷油器供水。7.1.17 冷油器进油温度低于35时，停下冷油器。7.1.18 关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。关闭通向汽缸本体的疏水门，严防漏汽进汽缸内。7.2 故障停机 当机组出现异常情况

35、时，瞬间切断进汽，甩去所带全部负荷。故障停机时，应遵照以下原则处置：7.2.1 在最短时间内对事故的性质、范围作出判断。7.2.2 迅速解除对人身和设备的危险。7.2.3 在保证设备不受损坏的前提下，尽快恢复供电。7.2.4 防止误操作。5.1.8 试运顺序及时间（见下表）序号程序时间（min）1暖管至电动主汽门前（暖管时间以温度为准）602暖管至汽轮机主汽门前603冲转后升速至400500r/min 低速暖机检查304均匀升速至11201200 中速暖机检查605升速至22502350r/min（3min冲临界转速）暖机检查206升速至3000r/min 高速暖机 汽轮机保安系统和调节系统试

36、验，各油压整定1501807交给电气作试验，汽机进行监护需要120180 8模拟假同期试验359DEH系统调校整定12010并网205.2 汽轮机启动：5.2.1 启动顶轴油泵和高压油泵（启动油泵），进行长时间盘车（开机前最少4h以上），注意顶轴油压，各轴承前的顶轴油压应达到12MPa；油温2535。5.2.2 启动方式采用隔离门的旁通门启动，即全开主汽和调节汽门，电动隔离门关闭。5.2.3 暖管：开启隔离门前的疏水门，通知锅炉送汽暖管至隔离门前，随时查汽压和温升，检查管道支吊架变化情况，因此段管线较长，暖管时间为60min；5.2.4 暖管至主汽门前：关闭主汽门，全开疏水门，缓缓开启隔离门的

37、旁通门观察5min，检查主汽门至调速汽门的四根导管有无温度变化，暖管过程中，严格控制金属管壁的温升速度，并随金属管壁温度升高逐渐提高蒸汽压力，以保证管道均匀膨胀，管道内壁的温升速度可控制在5/分左右，升压暖管是通过逐渐提高蒸汽的压力和温度来进行的，直至蒸汽参数达到额定值，暖管即告结束。暖管时应投减温减压器，不得排入大气，一者不经济，二者产生噪音，影响调试，如果正常即缓缓全开隔离门，暖管30min。5.2.5 在暖管的同时，应启动各辅机：5.2.5.1 开启启动射汽抽汽器，系统开始抽真空，在未向轴封送汽时，真空度应达到40KPa（300mmHg），轴封送汽后真空应达到60Kpa（450mmHg）

38、5.2.5.2 向凝汽器灌水，启动凝结水泵，作凝结水系统循环运行。5.2.5.3 循环水系统循环运行5.2.5.4 全开导汽管和汽机本体的疏水门5.2.6 启动：关闭电动隔离门和旁通门，全开主汽门和调节汽门。缓缓开启隔离门的旁通门，汽机冲转，转速达250r/min左右时，手击危急遮断器手柄，检查汽机惰走，此时监护人员，应检查汽机各部位，用听针检查汽机内部有无摩擦和撞击声，如一切正常，可在汽机未停转前再次启动，5min升速至400500r/min，在此转速下进行暖机，并进行详细检查，主要检查声响，各轴振动情况，检查汽缸和前轴承座热膨胀情况，在此转速上暖机30min，投入法兰螺栓加热装置，监视相对

39、膨胀及温升，温差等数据。5.2.7 以100r/min的速度将转速提升到10001200r/min暖机，此时更详细的检查以上内容，检查前轴承座两边膨胀是否均匀，并记录膨胀值，差胀值，在此转速下暖机60min。检查冷油器出口油温应在38左右，若油温达到45时，投冷却水降温。5.2.8 冲临界转速，在1200r/min暖机经检查，确认各部一切正常，即可冲临转速，此时监护人员应密切注意，机组振动，内部声响如有问题，应立即反映到总指挥，由总指挥决定是否停机或继续升速，一般振幅允许0.10mm，内部声响无导常，冲临界转速可以350r/min左右的速度升至22502350r/min暖机20min，进行检查

40、，做好振动、油温、膨胀、差胀、瓦温、转数等记录。5.2.9 开大隔离门的旁通门升速至2800r/min，开始切换到高压调节汽门手动操作，此时调节汽门开始关，全开电动隔离门，由操作人员转换为自动控制转速和速率，将转速升至额定转速（3000r/min）在此转速下进行全面检查，并作好记录。当主油泵出口油压大于启动油泵油压时，关闭启动油泵。5.3 保安调节系统试验与整定。汽轮机在额定转速下试运正常后，即可调整各部的试验和整定。5.3.1 润滑油压的整定，正常润滑油压应为0.0780.147MPa在额定转速下(此时主油泵出口油压应为1.57MPa)调整低压油过压阀，使润滑油压保持在0.120.14MPa

41、以内。5.3.2 危急遮断器手动试验：当转速升至3000r/min时，手拍危急遮断器，主汽门和调速汽门迅速关闭，抽汽阀联动装置动作，危急遮断器指示“遮断”热工系统发停机信号，汽机转速迅速下降，经检查无误，再挂闸开机，此试验应做两次；5.3.3 自动主汽门及调节汽门严密性试验：5.3.3.1 该两项严密性试验应在额定汽压，正常真空和汽轮机空负荷时进行；5.3.3.2 主汽门严密性试验：全关主汽门，全开调节汽门，最大漏汽量，汽轮机转速应能降至1000r/min以下；5.3.3.3 调节汽门严密性试验，全开主汽门，全关调节汽门，最大漏汽量，也应不影响转速降至1000r/min以下。5.3.4 超速试

42、验：5.3.4.1 试验应统一指挥，分工明确，严密监视；5.3.4.2 汽转机本身的转速表及外接转速表，均应校验合格；5.3.4.3 升速前应投入排汽冷却喷水；5.3.4.4 适当关小电动隔离门，防止产生过高的超速；5.3.4.5 升速应平稳，严禁在超速状态停留；5.3.4.6 各轴承处的振动不应有过大的增值，当任一轴承振动值较正常运行值突增0.03mm以上时，应立即紧急停机5.3.4.7 将危急遮断试验油门装置扳到NO1位置，操作控制系统使汽机升速，当转速升到33003360r/min范围内某一值时，被试验的一支危急遮断器飞环应下出，危急遮断器油门动作：两门和一阀迅速关闭而停机,用同样方法试

43、验NO2危急遮断器分别各试2次，共4次，其动作转速偏差不应超过0.6%（即18r/min）超速试验转速如小于3300r/min已动作或大于3360r/min还不动作,都应调整危急遮断器调整螺母,每调45°偏心动作转速相差约为50r/min.。按相应转速计算调整量，调整好后，此项试验应重作。5.3.5 喷油试验阀试验将转速降至2800r/min，操作危急遮断试验装置，使NO1置于“试验”位置，缓缓拉动NO1的喷油试验阀手轮，试验油即充入危急遮断飞环，将转速升到2920r/min时（±30r/min）飞环应飞出，危急遮断指示器指示“遮断”，再按喷油试验阀推块，危急遮断指示“正常

44、”危急遮断器挂钩；以同样方法试验NO2喷油试验阀5.3.6 配合热工分别试验两支电磁保护装置，方法同静态试验。5.3.7 每种试验，必须详细记录，包括存在的问题，及处理情况都需记录在案。5.4 注意：运行时对伺服机构及其供油系统要多加注意，在现场调试及开机前，要检查伺服机构传动灵活，错油门与错油门盖，伺服阀传动机构无卡涩现象；伺服阀传动机构右端压缩弹簧预长度符合图纸要求，调整合适后，所有锁紧螺母锁紧，错油门端弹簧垫圈应留有一定压缩余量。伺服供油系统必须保证油液清洁，清洁度要求NAS6级。伺服供油系统滤油器的滤芯要求在机组试运初期定期清洁和更换。各处油压要求达到设计值。事故油在机组正常运行时不能

45、高于0.05MPa，否则需采取措施处理。机组空负荷试验完毕，维持额定转速，交给电气作试验，汽机监护人员继续监护，并作详细记录。带负荷调试见DEH系统调试方案。参见50MW凝汽式汽轮机调节系统说明书。6.3.4 调节保安系统主要保护参数整定：（汽机部分）序号项目名称单位技术规范参数整定值联动控制1汽轮机额定转速r/min30003000正常工作2油泵进口油压MPa0.1-0.150.1或0.15声光报警3主油泵出口油压MPa1.571.57重新调整4转速不等率%3-63-6重新调整5迟缓率%0.20.2重新调整6油动机最大行程mm227227重新调整7危机遮断器动作转速r/min3300-336

46、03300或3360重新调整8危机遮断器复位转速r/min3055±153055±15重新调整9喷油试验时危机遮断器动作转速r/min2920±302920±30重新调整10Tsi超速保护值（停机）r/min33003300重新调整11转子轴向位移报警值（付推定位）mm+1.0或-0.6+1.0或-0.6声光报警12转子轴向位移保护值（停机值）mm+1.3或-0.7+1.3或-0.7停机并报警13润滑油压降低报警值MPa0.05-0.0550.05-0.055交流润滑油泵自投14润滑油压降低报警值MPa0.040.04直流润滑油泵自投15润滑油压降低保护

47、值（停机）MPa0.02-0.030.02-0.03停机并报警16润滑油压降低保护值（停盘车）MPa0.0150.015停盘车电机及报警17润滑油压升高报警值停（电动泵）MPa0.160.16自动停高压交流油泵18主油泵出口油压低报警值MPa1.31.3高压交流油泵自投19轴承回油温度高报警值6565声光报警20轴瓦温度高报警值100100声光报警21冷凝器真空降低报警值MPa-0.087-0.087声光报警22冷凝器真空降低保护值（停机值）MPa-0.061-0.061停机并报警23轴承座振动报警值mm0.060.06声光报警24主蒸汽压力高报警值MPa9.329.32声光报警25主蒸汽温度

48、高报警值545545声光报警26电液驱动器供油压力额定值MPa3.53.5正常工作27电液驱动器供油压力低报警值MPa2.52.5声光报警28电液驱动器供油压力低（停机值）MPa1.01.0声光报警29电液驱动器供油温度高报警值4545声光报警30电液驱动器供油温度低报警值3535声光报警31电控油箱油位高报警值mm+100+100声光报警32电控油箱油位低报警值mm-100-100声光报警33DEH控制器超速停机值r/min33003300停机并报警34相对膨胀报警值mm+3或-2+3或-2声光报警35射水泵压力低联动待 定声光报警36凝结水泵压力低联动待 定声光报警37发电机保护跳闸联动待

49、 定声光报警六、汽轮机调试使用仪器、仪表序号名 称单 位数 量 1手提振动仪台22光学转速表台13机械转速表（辅机用）台14秒表个15电子毫秒表个16听针（自制）根47温度检测仪台28对讲机副29百分表及表架套310汽轮机特性试验仪器、仪表中所试配备七. 试组织及计划安排71 试运组织：汽轮发电机组启动试运需成立“汽轮发电机组分部试运组”，分部试运组在试运指挥部领导下工作，向指挥部汇报汽轮发电机组准备情况，递交启动调试方案和措施，以及试运组组成人员名单，指挥部批准后，方能正式开展工作。分部试运组成员：组 长：安装单位人员一名；副组长：总包、业主人员各一名；组 员：安装、监理、调试单位、设计、总

50、包、业主、制造厂家人员各一名。秘 书：负责整理资料、验收、签证和资料的交接、传送。保 安：负责维护试运现场秩序，发放通行证，检查各通道是否安全，消防设施是否齐全完好。72 计划安排：（略）八、注意事项及事故反错因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作，并有各辅助设备和辅助系统协调工作，往往由于某一环不慎而产生事故，而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化时的振动、轴向推力的变化、蒸汽参数变化、油系统工作失常以及各种隐患等，如果发现和处理不及时，都可能引起事故，所以在启动和试运期间，应采取有效措施，将事故消除在萌芽期。汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法：81 在运行中凝汽器真空下降：真空下降，排汽温度增高，易使排汽缸变形，机组中心偏移，使机组产生振动，以及凝汽器铜管产生松驰，变形甚至断裂。试运期间，应随时监视，如果发现排汽室温度升高，真空指示下降，抽气器冒汽量增加等现象，首先应降低负荷，查找原因。真空下降的原因及处理：811 循环水中断或供水不足：查找循环水系统，主要检查循环水泵和各电动阀门。812 后轴封供汽中断：查找供汽压力是否产生变化，蒸汽带水使轴封供汽中断，轴封压力调整器失灵等。813 抽气器水源中断，或真空管严重漏气。814 凝汽器水位升高：查找凝结泵入口是否产生气化，可检查泵的电流