汽轮机整套启动调试措施

1、工程代号07086152密级一般专业代号606目录号14山东鲁北发电有限公司#7机组汽轮机整套启动调试措施（A 版 /0）编制:审核:批准:山东电力研究院山东鲁北发电有限公司#7机组汽轮机整套启动调试措施汽轮机整套启动调试措施1调试目的1.1校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求。1.2实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统控制的性能，其中包括逻辑、 联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行。1.3全面监测汽轮发电机轴系振动和必要的现场平衡，使之达到要求。1.4及早暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面的问题，尽快得到处理。提 高

2、机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。1.5为机组最终评定提供依据。2编制依据2.1火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.5）；2.2火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程（电力工业部1996.3）；2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（电力部1997，适用于 300MW以上机组）；2.4设计院、制造厂提供的有关图纸及说明书2.5设备及系统分部试转或单体调试措施2.6集控运行规程.3设备及系统简介3.1汽轮机本体主要技术规范型号：N330 17.75/540/540型式：单轴、三缸、亚临界、一次中间再热、双排汽、凝汽式。转子转向：自汽轮机向发电机看为逆时针方向。制造厂

3、家：北京汽轮电机有限责任公司设计参数（TRL工况）:出力 KW330076汽轮发电机热耗值KJ/KWh8016.7主蒸汽压力17.75MPa主蒸汽温度540 C主蒸汽流量938.9t/h高压缸排汽压力4.21MPa高压缸排汽温度333.5 C再热蒸汽压力3.789MPa再热蒸汽温度540 C再热蒸汽流量849.3t/h低压缸排汽流量626.6t/h低压缸排汽压力5.3kPa循环水冷却水温20 C给水温度253.9 C热耗率7746.5kJ/kW h汽耗率2.845kg/kW h回热抽汽级数7级并网前速度变动率10%并网后速度变动率6.5%甩负荷后速度变动率4%保安系统动作转速3300rpm3.

4、2汽轮机启动状态划分以高压外缸下法兰温度T1作为启动分类的标准:冷态启动：T1 V 190 C温态/热态启动：T1 > 190 C3山东鲁北发电有限公司#7机组汽轮机整套启动调试措施冷态启动机组必须在1000r/min下暖缸30min左右，直至高压外缸温度达到190 C, 才允许升速至同步转速。3.3汽轮机启动控制方式汽轮机自动控制方式为本机基本控制方式，采用单阀控制模式（试生产半年后，可采用顺序阀控制模式）。主、辅设备及系统的子回路控制均应正常后，才 能实现汽机自动控制。3.4升速率确定以中压内缸上法兰中壁温度 T2作为确定升速率标准：T2 V 150 C：升速率100rpm/min1

5、50 Cv T2 :升速率500rpm/min过临界：升速率500rpm/min2900 v 转速 V 3000 :升速率50rpm/min超速试验：升速率100rpm/min在启动冲转过程中DEH自动根据温度T2给出升速率，运行人员不能设定升速率值, 只能设定目标转速。3.5阀门进汽方式DEH自动根据高压内缸上法兰中壁温度 Tm，选择阀门进汽方式：Tm V 270 C： 全周进汽（单阀方式）Tm >270 C： 部分进汽（顺序阀方式）4调试范围4.1对汽机主机及各循环系统、热力系统及设备在整组启动、运行中的技术指导4.2汽轮发电机轴系振动监测及平衡4.3冷态启动、温态启动和热态启动试验

6、4.4汽轮机调节保安系统各项试验5调试应具备的基本条件5.1汽水管道吹扫和清洗干净5.2汽机冷却水系统通水试验和冲洗干净5.3化学水系统冲洗、药剂和调试完毕，凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水5.4润滑油、顶轴油、EH油系统冲洗完毕，油质合格5.5真空系统灌水严密性试验合格5.6通讯系统可靠5.7完成各辅助设备及系统的分部试运5.8辅助汽源具备正常供汽条件5.9控制盘及CRT上键盘、鼠标正常完好，动作正常5.10各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。各汽动阀、电动阀、调节阀调试 完毕且正常5.11仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件5.12报警装置，光字牌试验正常5.13消防设备及系

7、统正常可用5.14汽机自启动装置调试完毕，包括高中压主汽门、调门、排汽和抽汽逆止门，动作到位，逻辑正常，关闭时间符合要求，仿真试验合格5.15汽机主保护及系统设定值完成并最终确认5.16本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准5.17发电机氢密封系统、定子冷却水系统调试完毕。6调试方法及步骤6.1总则机组首次启动涉及调整、试验、逻辑、定值的修改，设备消缺，甚至与设计、制造、安装有关的问题。整组联合启动调试分三个阶段进行：第一阶段：空负荷和低负荷调试; 第二阶段：带满负荷调试；第三阶段：168小时满负荷运行。6.1.1第一阶段：空负荷和低负荷调试汽轮发电机组启动采用“操作员自动”方式，此阶段主要

8、进行升速、摩擦检查、阀 门切换、定速、脱扣试验、注油试验、主油泵切换试验、电气试验、并网带10%额定负荷、超速试验。目的：a获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据b进行轴系振动监测、分析及处理c检验汽轮机调节保安装置的性能d注油试验e电气试验f 超速试验6.1.2第二阶段：带负荷调试。目的：a. 获得阀转换的性能b. 机组带负荷特性c. 回热设备投入后的调节特性d. 全面记录规定工况的热力参数e. 真空严密性试验f. 主汽门、调节汽门活动试验g. 洗硅h. 校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路等控制性能i. 机、炉参数匹配数据6.1.3第三阶段：168小时满负荷运行。目的：a. 获

9、得温热态启动的性能数据b. 通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验c. 全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数621检查确认主、辅设备及系统具备启动、投入条件。622检查确认仪表一、二次均开启，送上仪表电源623联系电气、测量各辅机电动机绝缘应合格并送上操作、控制电源6.2.4启动用工具、仪器、仪表和各种记录表格准备齐全6.2.5厂房内外各处照明、事故照明良好，通道畅通，所有设备无人工作.6.2.6厂内外通讯系统工作正常 ，可靠.6.2.7 TSI系统Q-EHG控制系统装置正常具投入条件.6.2.8集控室控制台（盘）控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确，各指 示灯报警窗显示

10、正确.6.2.9检查确认保护、联锁试验结果符合要求，汽机跳闸保护均在解除位置.6.2.10厂用压缩空气系统工作正常.6.3汽轮机启动时重点监视以下参数6.3.1各轴承振动、轴承金属温度、温升6.3.2润滑油压,油温6.3.3汽缸膨胀，高低压缸差胀，轴向位移6.3.4高、中压缸第一级金属温度变化率6.3.5高，中压缸排汽口上下温差6.3.6凝汽器真空,排汽温度6.3.7轴封压力，温度6.3.8主、再蒸气压力，温度、温差6.3.9发电机定子进水压力，温度6.4汽机禁止启动及投入运行条件6.4.1机组任一保护装置失灵.6.4.2主要操作系统失去人机对话功能.6.4.3 D-EHG 控制装置工作不正常

11、，影响机组启动或正常运行6.2启动前的准备与检查.7山东鲁北发电有限公司#7机组汽轮机整套启动调试措施644基地式调节装置工作不正常，影响机组启动或正常运行 ，645机组主要监测参数（转速,振动,轴向位移，差胀,汽缸上下壁温，抗燃油及润滑 油压,油温,轴承温度，其他主，再热汽压力，温度,转子偏心等）超过极限或失去监视 功能,影响机组启动或正常运行6.4.6高、中压主汽门及调门，抽汽逆止门，高排逆止门之一卡涩，不能关闭严密，6.4.7交流，直流润滑油泵，启动油泵，EHG油泵等任一故障或其他相应的联锁保护 不合格6.4.8汽机转子偏心度大于原始值的110%.6.4.9汽轮发电机组转动部分有明显磨擦

12、声或盘车电流明显加大6.4.10汽机润滑油油箱，EHG油箱油位低至最低报警油位或油质不合格6.4.11中压缸上下壁温差超限6.4.12危急保安器动作不正常.6.5汽轮机首次启动（冷态）步骤6.5.1各系统及设备的全面检查，阀门位置符合检查卡要求6.5.2辅助设备及系统投入且参数符合要求6.5.2.1启动工业水系统6.5.2.2启动循环水系统6.5.2.3仪用压缩空气系统6.5.2.4启动辅助蒸汽系统运行正常6.5.2.5启动凝结水系统6.5.2.6启动给水除氧系统，向除氧器上水加热6.5.2.7启动润滑油系统、EH油系统，油温升至38 C左右6.5.2.8投入盘车连续运行48小时以上6.5.2

13、.9主、再蒸汽管道及汽缸本体疏水自动控制6.5.2.10投入发电机氢冷系统6.5212投入真空系统6.5213投入高、低压旁路6.5.3汽轮机冷态冲转6.5.3.1 检查下列冲转条件须具备。6.5.3.2 确认主汽、再热蒸汽系统充分暖管且无积水，各辅助设备及系统运行正常; 无禁止启动条件存在；6.5.3.3 有关参数应稳定见下表中数值：项目单位数值主汽压力MPa4主汽温度C380再热汽压力MPa1.5再热汽温度C360高、中压缸上、下缸温差C< 42主机润滑油压MPa0.15主机润滑油温C38EH控制油压MPa14.5凝汽器压力KPa (a)<12大轴偏心mmV 0.0766.5.

14、3.4 确认汽轮机各项保护投入。6.5.3.5 确认高排逆止门开启指令已发出。6.5.3.6 确认发变组高压侧开关在断开状态，发变组高压侧开关两侧刀闸在断开状态6.5.3.7 联系化学化验蒸汽品质符合启动标准，不合格不准冲转。蒸八、汽导电度us/cm二氧化硅（SiO2）Umol/L钠(Na)PPb铁(Fe)PPb铜(Cu)PPb< 1< 60< 20< 50< 156.5.3.8 汽轮机“自动”方式冲转及升速。6.539注意锅炉汽包水位应正常。6.5310 确认旁路系统投运正常。6.5.3.11 汽轮机挂闸操作：1.按“挂闸”钮后，主汽门（TV）、再热主汽门（MS

15、V）应完全打开，高压调 节汽阀（GV）及中压调节阀（IV）完全关闭；2 .高排逆止门冷态启动打开，热态启动强制关闭；3 高压缸抽真空阀冷态启动关闭，热态启动打开；4 -高排逆止门旁通阀冷态启动打开，热态启动关闭6.5.3.12 确认高、低加水侧无泄漏现象，高、低加汽侧随机滑起。检查已投入各加热器水侧。确认低加疏水逐级自流，高加疏水逐级自流。各抽汽管上疏水门已开启，抽汽电动门已开启，逆止门开门指令发出。各运行排气门已开启， 确认凝汽器真空未下降。6.5.3.13 汽轮机冲转：6.5313.1在DEH转速控制窗口点击“中压缸控制”按钮，中调门缓慢开启，汽机开 始冲转；设定目标转速：500r/min

16、 ；1）查当转速140 r/min时，电动盘车离合器是否脱开；2）转速升至500r/min时，就地或远方使汽机跳闸，进行摩擦听音检查；3） 无异常情况，当转速下降至 200250r/min时，可恢复重新挂闸，使转速 再次上升至500r/min，并进行以下检查：汽机所有监控仪表指示正常，无报警信号各轴承振动、轴瓦金属温度，轴承回油温度正常检查低压缸喷水阀动作情况检查汽缸膨胀均匀无卡涩，胀差及轴向位移正常 确认主蒸汽、再热蒸汽参数正常确认上下缸温差，蒸汽柜内外壁温差均在要求范围之内检查发电机氢压、密圭寸油压、氢/油压差EH油系统、除氧器、给水、凝结水系统检查6.5313.2 DEH 设置目标转速3

17、000r/min，执行；1 ）冷态启动中当转速达到1000r/min，DEH转速自动保持，直至高压外缸金属温 度达到190 C,方可继续升速；2）至1020r/min时，监视高压缸抽真空阀打开，高排逆止阀关闭、高排逆止阀 旁通阀关闭；3）转速v 1050r/min，高排压力应v 1.7MPa，否则将跳机；4）转速升至1050r/min后，高压主汽门自动关闭；5）转速1050r/min，高排压力应v 0.14MPa，超过4分钟，将高压缸保护跳机；6）机组转速达到2900r/min，注意辅助油泵的联锁退出后，投备用，检查润滑油压 以及主油泵的工作情况，否则立即手动启动辅助油泵或直流油泵，停机检查。

18、6.5.3.13.3当机组转速达3000rpm，全面检查机组及各系统运行正常。确认主油泵工作 正常，停主机交流润滑油泵做联锁备用，检查主机润滑油压力应正常。注意：在停运油 泵时，不得退出联锁。6.5.3.14主机手动脱扣试验。6.5.3.15主机危急保安器注油试验。6.5.3.16主机汽门严密性试验。6.5.3.17主机“103%超速”试验。6.5.3.18试验结束，维持机组转速3000r/min稳定运行，根据需要做电气试验。6.5.3.19 述试验全部完成后，汇报值长，汽轮机可以并网。6.5.3.13.6机组冲转过程中应注意：确认主机各轴振应v0.127mm，如发现异常振动不得强行升速，应查

19、明原因加以消除，待振动恢复正常后方可重新升速；检查主机各支 持轴承与推力轴承金属温度及回油温度正常。6.5.4机组并网后加负荷6.5.4.1机组负荷30MW时，进行下列工作：1）检查中压主汽门前疏水门自动关闭；中压调节阀后疏水门要继续开启，当负荷至60MW时，再关闭。2）做超速试验：升负荷率2MW/min，将负荷升至30MW进行暖机3-4小时后，发电机解列，维持3000rpm，进行超速保护试验：（1）OPC超速试验（2）电气超速试验（3）机械超速试验。内容详见汽机调节保安系统调试措施。试验合格后，再次启 动并网，进行带负荷试验。试验作完后并网带负荷。6.542全过程具体升负荷率及在各负荷段暖机

20、时间，应按启动曲线进行。6.543高中压缸切换6.5.4.3.1设定目标负荷：70MW，升负荷率：3MW/min ；6.543.2当达到下列条件后，DEH控制自动进行切缸操作，负荷指令闭锁。负荷大于10 %;高旁流量大于高压缸流量转换流量小于允许的最大流量（大于高压缸最小冷却流量）高压缸入口金属温度和主气温度偏差在正常值内6.543.3如果由于测点故障或变送器等原因高压缸不能自动切换， 但高缸开度、流量等 满足、主汽温度在切缸曲线范围内，“切换允许”灯亮可手动按下DEH盘上“高缸控制”按钮进行高压缸切换；6.543.4切缸时高、低旁应在自动方式运行，低旁应逐渐关小至全关，切缸后当高压旁 路完全

21、关闭后，检查旁路转入跟随方式。6.543.5切缸时注意高压主汽门缓慢开启，高排抽真空阀自动关闭，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，此时注意高压缸排汽口金属温度的 变化。6.5.4.3.6高压缸投运后如高压缸排汽口金属温度过高，应适当增加机组负荷或者降低再 热器压力以增加蒸汽流量（必须通过增加高调门开度或降低排汽压力来增加流量），以防咼排温度咼于420 °C，汽机跳闸。6.5.4.3.7切缸结束后暖机30min，以稳定高压缸温度。6.544负荷升至20%额定负荷(6670MW )的检查和操作：检查主、再热蒸汽管道疏水门关闭；检查阀体疏水、导汽管疏水门关

22、闭；检查汽机缸体疏水门关闭；高加汽侧投入运行，投运操作步骤和要求见“ 高、低压加热器技术措施”；检查低压缸减温喷水阀自动关闭，注意排汽温度变化；5段抽汽压力达到0.05MPa后，除氧器汽源自动切为5段供汽，辅汽供除氧器电 动门联锁关闭，管道疏水自动打开；检查机组胀差、缸胀、振动、轴承金属温度、油温油压等运行参数；检查氢油水系统的工作情况，必要时进行调整；6.545升负荷至220MW目标负荷：220MW，升负荷率：3MW/min加热器疏水根据洗硅情况确定是否回收；根据情况可试投凝水精处理系统；此期间进行洗硅运行，蒸汽参数按锅炉洗硅要求确定；负荷升至120MW左右启动一台给水泵并列运行，第三台泵投

23、备用联锁；负荷150MW后保持，锅炉投自动控制；进行阀门活动试验；6.5.4.6升负荷至100%额定负荷设定目标负荷：330MW，升负荷率：3MW/min ；全面检查各项参数是否达到额定值；全面检查各项自动、保护投入情况；负荷超过70 %(230MW )时，根据机炉运行情况可联系热控人员投入CCS协调控制系统。机组负荷超过270MW时机组运行可改为定压运行方式锅炉洗硅及燃烧调整等；汽机真空严密性试验（见附录）；计算发电机漏氢量（见附录）。6.547负荷至300MW或要求负荷后，全面检查无异常，汇报值长，启动完毕。6.5.5升负荷过程的注意事项6.5.5.1在升压过程中，要随时观察炉水品质，及时

24、调整连排门的开度和升压速度6.5.5.2当各自动调节装置发生故障或调节不良时，应手动调节控制6.5.5.3注意凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常6.5.5.4发生振动幅度大于0.254mm，打闸停机6.5.5.5差胀正常6.5.5.6若汽缸膨胀异常应暖机，查明原因并消除6.5.5.7汽缸上下温差不大于40 C,达到41.5 C报警6.5.5.8轴向位移正常值0mm，±0.9mm报警，±1.0mm立即停机6.5.5.9低压缸排汽温度正常值 32.1C, 80 C报警，12C可运行15min，超过121 C跳 机6.5.5.10各轴承回油温度应71 C以下，82 C立即停机；

25、支撑轴承金属温度应在90.5 C以下，107 C报警，113 C打闸停机；推力轴承温度应在85 C以下，99 C报警，107 C停机；6.6汽轮机温态及热态启动6.6.1启动前准备6.6.1.1工业水系统运行6.6.1.2压缩空气系统运行6.6.1.3循环水系统运行6.6.1.4汽轮机润滑油系统运行6.6.1.5辅汽系统运行6.6.1.6机组控制系统正常6.6.1.7各冷却水运行正常661.8启动凝结水系统661.9发电机冷却系统运行6.6.1.10启动调速油泵，交流润滑油泵6.6.1.11汽轮机投轴封6.6.1.12汽轮机抽真空6.6.1.13投汽轮机旁路6.6.2汽轮机冲转升速6.6.2.

26、1冲转前连续盘车不小于 4小时6.6.2.2给水泵做好充分暖泵工作，将除氧器水温加热到所需温度6.6.2.3送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统，调整轴封蒸汽温度正常6.6.2.4根据情况切除汽轮机旁路6.6.2.5热态启动可采用“操作员自动”或“ ATC”启动方式操作，其操作步骤与冷态启动相同，按照启动曲线进行升速，升速时按选定的升速率进行，至额定转速后，联系值长，发电机尽快并网直至带上初始负荷或5%额定负荷，然后按热态启动的要求进行升负荷。为此可选择ATC程序启动6.6.2.6由应力计算自动控制机组转速到500r/min，自动进行摩擦检查6.6.2.7升速至2900r/

27、min，顶轴油泵自停6.6.2.8 升速至 3000r/min6.6.2.9发电机自动并列，DEH显示“并网”灯亮，功率15MW6.6.2.10 ATC自动退出，输入目标负荷 300MW，按“ ATC ”启动键，由ATC控制升负荷至额定负荷6.6.2.11如果ATC程序不能进行，应判断报警是否是传感器故障或真报警，若条件可超越，可按“ ATC超越”键，使程序继续进行6.6.3注意事项6.6.3.1锅炉点火缓慢开启一、二级旁路进行暖管，暖管结束后，关闭低再进口疏水门663.2汽轮机应先投轴封，后抽真空，防止上下缸温差大663.3严密监视机组振动、轴向位移、差胀、轴承金属温度的变化应在正常范围，及

28、时检查“ ATC监视”内容应无报警。6.6.3.4热态启动要加强主汽管道及汽轮机本体疏水，严防冲转时冷水、冷汽进入汽缸6.6.3.5严格按照“热态启动曲线”选择与汽轮机调节级金属温度或中压第一级静叶持 环金属温度相匹配的主蒸汽温度，并保证主蒸汽过热度56 C,同时确定机组的升速率、初始负荷值或5%额定负荷停留暖机时间。6.6.3.6机组冲转后，应尽快升速并网直至接带初始负荷或 5%额定负荷停留暖机，以防 止转子与汽缸的过度冷却。6.7机组停运6.7.1机组停运前的准备工作6.7.1.1进行汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵启动试验运转正常，盘车电机启动试验运转正常6.7.1.2检查辅助

29、汽源压力正常6.7.1.3各自动调节系统正常6.7.2 准备工作6.7.2.1 接到停机命令后，各岗位做好停机前准备工作。6.7.2.2 启动炉具备供汽条件。6.7.2.3 进行主机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机试转，确认均正常后仍投入联锁。6.7.2.4 确认DEH控制系统在“自动”方式。6.7.2.5 根据“负荷变化（增或减）运行曲线”允许的减负荷率与锅炉许可的减负荷率，选择小的一方（但3.3MW/min ）作为机组减负荷率的限制。6.7.2.6 全面抄录一次机组参数。然后从减负荷开始，在减负荷过程中，每隔30min抄录一次，机组脱扣后均应每隔1h抄录一次，直至主机盘车正常停运后2h

30、。6.7.3减负荷操作6.7.4机组解列。6.7.5主机转速至“ 0”注意主机盘车装置应自动投入，检查主机盘车电流及其摆动值、 转速、大轴晃动度、各轴承金属温度及回油温度正常，同时准确记录主机惰走时间，并 与历次正常停机惰走时间相比较分析，确认本次停机惰走正常。6.7.5.1在主机连续盘车过程中，如遇特殊情况，应维持油循环，并遵循以下原则：1 ）因主机盘车装置故障或其他原因确实需要立即停运主机盘车的检修工作，中断盘车后，在主机转子上相应位置做好记号并记住停运主机盘车时间， 每隔30min转动转 子180。（调节级金属温度及中压第一级静叶持环温度 400 C时，每隔15min转动 180

31、76; ）当主机盘车装置可恢复使用时，在最后一次转动 180。且停留原间隔的一半时间 后，再投入盘车装置，并检查大轴晃动度及盘车电流、机内声音正常。2） 若机内有明显的金属摩擦声，且主机盘车电流大幅度晃动（非盘车装置故障）， 应立即停运主机连续盘车，并按上条要求改为手动盘车进行直轴，直至可恢复使用主机盘车装置为止。3）若汽轮机转子卡住，不许强行盘车。4）当主机顶轴油系统工作失常，主机盘车时转子出现严重涡动（爬行）现象，虽然增开主机直流润滑油泵并降低主机润滑油温（但玄 21C）仍不能消除，应停止主机连 续盘车，每隔10min转动转子180。以保持转子伸直，直至投运连续盘车不再发生爬行 为止。6.

32、7.6至凝汽器各疏水门已关闭，无蒸汽及有压疏水进入凝汽器，根据需要停真空泵，开 真空破坏门（也可以在汽轮机惰走至400r/min时破坏真空）。6.7.7真空至“ 0”后，停轴加风机，然后停供轴封汽，关闭轴封系统各路进汽隔离门。6.7.8据情况，决定是否要停EH油系统。6.7.9锅炉上水结束后，停电动给水泵。6.7.10退出发电机氢气冷却器冷却水、内冷水冷却器冷却水。6.7.11当除氧器加热停运后，停除氧器再循环泵。6.7.12确认辅助蒸汽各用户均已满足停运要求，停止辅助蒸汽系统。6.7.13联系化学隔离凝结水精处理装置。6.7.14当闭冷水冷却器闭冷水进水温度V 38 C时，停运开冷水系统。6

33、.7.15根据需要，停运氢气干燥装置，然后进行发电机氢气系统气体置换操作。6.7.16确认主机低压缸排汽温度V 50 C,且无高温汽水进入主机凝汽器，可以停运循环 水系统。两机运行时注意调整循环水泵出口母管联络门开度。6.7.17确认凝结水系统各用户不需要凝结水后，停运凝结水系统。6.7.18当主机连续盘车至少48小时，主机调节级金属温度及中压第一级静叶持环金属 温度均V 149 C,若检修需要，可停盘车装置。6.7.19待主机转子静止后，退出主机顶轴油泵联锁，停主机顶轴油泵。6.7.20确认发电机气体置换工作结束，主机盘车已停运时，主机润滑油系统待停运时，6.7.21停止发电机密封油系统。在

34、主机润滑油系统运行期间，应做好防止发电机进油的措施。6.7.22退出主机冷油器，退出主机直流油泵联锁，停运主机润滑油系统及油净化装置， 防止主油箱溢油。若非检修工作需要尽量保证主机润滑油系统运行。6.7.23若机炉条件许可，停运闭冷水系统。6.7.24根据需要，停运发电机内冷水系统。6.7.25正常停机结束，做好检修隔离及停机后设备保养工作。6.8.1汽轮机滑参数停机的注意事项6.8.1.1滑参数停机需要总工程师的命令才能使用，并且主汽、再热汽温要安排专人监 视调整，参数变化率应在新的参数下保持稳定直至达到新的稳定阶段，不允许 将参数再升高。6.8.1.2滑参数停机过程中如温降过快，并伴有水击

35、现象或轴向位移、差胀大幅变化超过跳闸值时应立即破坏真空紧急停机。6.8.1.3加强对主汽、再热蒸汽参数的监视，尤其是主汽、再热蒸汽过热度应56 C，若V 56 C,应打闸停机。6.8.1.4注意高、中压主汽门前两侧温差应14 C,最大28 C,若达42 C应打闸停机。681.5滑参数停机过程中，再热汽温降温速度应尽量跟上主汽温降温速度，主汽、再热汽温差应w 28 C,最大42 C,接近空载时83 C,即符合“主蒸汽和再 热汽温差”的规定，否则应立即打闸停机。6.8.1.6 严密监视机组声音、振动、轴向位移、差胀、轴承回油温度、支持轴承和推力轴承金属温度的变化情况应正常。6.8.1.7 密切注意

36、汽轮机及主汽、再热蒸汽管道应无水击现象，检查各疏水门动作情 况应正常，并及时打开各手动疏水门。6.8.1.8经常检查汽缸金属温度、高中压缸上下缸温差及高、中压转子应力情况在正常 范围。6.8.1.9滑参数停机过程中，不许进行影响高中压主汽门或调门开度的试验，禁止做汽 机超速试验。6.8.1.10 通知化学，加强对凝结水水质的监督，当水质不合格时，禁止送除氧器。7调试的质量检查标准达到验评表关于机组验收的标准8组织与分工8.1调试单位负责以下工作：8.1.1编制整套启动调试方案8.1.2监督与检查调试措施的实施8.1.3根据调试中所发现的异常或其他技术性问题，组织技术分析，提出建议或设计修 改。

37、8.1.4汇总调试中有关技术数据8.1.5编写调试技术报告8.2电厂负责以下工作8.2.1编写机组整套启动调试的具体操作措施及反事故措施822组织运行人员熟悉现场设备、系统，启动调试操作，反事故措施及其他有关的规 章制度8.2.3负责整套启动中的现场组织和具体启动措施的实施，设备消缺的隔离防范及管理8.2.4汇总并保存调试中技术数据和原始资料8.2.5认真做好调试中各项操作和异常情况的详细记录8.2.6建立必要的专项记录卡（簿），如保护联锁试验卡，阀门检查卡，系统操作卡，主 机启动卡，振动测量卡等8.3施工单位负责以下工作；8.3.1完成辅助设备及系统的分部试运8.3.2配合电厂运行人员检查和

38、巡视设备的运行情况8.3.3按缺陷管理的程序及时消除设备和系统出现的缺陷8.3.4完成调试中设计修改和临时确定的变更项目8.3.5试运范围内的施工脚手架全部拆除，环境清理干净，现场沟道及孔洞盖板齐全9.调试过程中记录的项目和内容9.1润滑油、顶轴油温度、压力9.2轴承振动、瓦温9.3机组转速、负荷、轴向位移、膨胀、金属温度9.4主蒸汽压力、温度，汽水流量，再热汽压力、温度，凝汽器真空、排汽温度，抽汽 压力、温度9.5各辅机及系统的运行情况9.6各项试验的结果10.安全注意事项10.1反事故措施见电厂 << 机组集控运行规程>>10.2进入现场要带安全帽10.3不要接触高

39、温部件，否则，要有必要的防护措施10.4防止腐蚀性物质与身体接触，如保温材料等10.5不要将手伸到有旋转机械转动的地方，不要将手伸到可能由于机械动作而砸伤的 地方，如开启的油动机10.6注意防火10.7不要接触高电压部件10.8未经负责人员同意，不准操作现场设备35附录1冲转前参数记录表参数单位数值主汽压力MPa主汽温度C再热汽温C高压汽封温度C低压汽封温度C真空KPa轴向位移mm高/低差胀mm偏心mm缸胀mm参数单位数值润滑油母管压力MPa润滑油温度C顶轴油压MPa盘车电流AEH油压MPaEH油温C低压安全油压MPa第一级内缸金属温度C蒸汽室金属温度C高压排汽上缸金属温度C高压排汽下缸金属温

40、度C中压排汽上缸金属温度C中压排汽下缸金属温度C中压抽汽上缸金属温度C中压抽汽下缸金属温度C高压外缸金属温度C发电机定子绕组温度C附录2机组首次定速3000r/min运行参数记录表参数单位数值参数单位数值主汽压力MP低压汽封温度C参数单位数值参数单位数值a主汽温度C真空KPa再热汽温C低压排汽温度C轴向位移mm润滑油母管压力MPa高/低差胀mm冷油器进/出油温C缸胀mmEH油压MPaEH油温C低压安全油压MPa第一级内缸金属温度C中压排汽下缸金属温度C高压排汽上缸金属温度C中压抽汽上缸金属温度C高压排汽下缸金属温度C中压抽汽下缸金属温度C中压排汽上缸金属温度C发电机定子绕组温度C高压外缸金属温

41、度C发电机氢压MPa#1X/Y轴振»m#1瓦振»m#2X/Y轴振Pm#2瓦振Am#3X/Y轴振Am#3瓦振4m#4X/Y轴振»m#4瓦振4m#5X/Y轴振Pm#5瓦振Am#6X/Y轴振Am#6瓦振4m#7X/Y轴振Pm#7瓦振4m#8X/Y轴振Am#8瓦振4m#9X/Y轴振Am#9瓦振4m#1瓦金属/回油温度C#6瓦金属/回油温度C#2瓦金属/回油温度C#7瓦金属/回油温度C#3瓦金属/回油温度C#8瓦金属/回油温度C#4瓦金属/回油温度C#9瓦金属/回油温度C参数单位数值参数单位数值#5瓦金属/回油温度推力瓦温/回油温度附录3机组带满负荷运行参数记录表参数单位数

42、值参数单位数值功率MW转速r/mi n主汽压力MPa真空KPa主汽温度C低压排汽温度C调节级压力MPa再热汽压力MPa再热汽温C主油泵出口压力MPa轴向位移mm润滑油母管压力MPa高/低差胀mm冷油器进/出油温C缸胀mmEH油压MPa低压轴封压力KPaEH油箱油温C低压安全油压MPa高压轴封压力KPa第一级内缸金属温度C低压汽封温度C高压排汽上缸金属温度C中压排汽下缸金属温度C高压排汽下缸金属温度C中压抽汽上缸金属温度C中压排汽上缸金属温度C中压抽汽下缸金属温度C高压外缸金属温度C发电机定子绕组温度C#1X/Y轴振»m#1瓦振Am参数单位数值参数单位数值#2X/Y轴振Pm#2瓦振Am

43、#3X/Y轴振Pm#3瓦振Am#4X/Y轴振Pm#4瓦振Am#5X/Y轴振Pm#5瓦振Am#6X/Y轴振Pm#6瓦振Am#7X/Y轴振Pm#7瓦振Am#8X/Y轴振Pm#8瓦振Am#9X/Y轴振Pm#9瓦振Am#1瓦金属/回油温度C辅助蒸汽压力MPa#2瓦金属/回油温度C辅助蒸汽温度C#3瓦金属/回油温度C除氧器水箱压力MPa#4瓦金属/回油温度C除氧器水箱温度C#5瓦金属/回油温度C给水压力MPa#6瓦金属/回油温度C给水温度C#7瓦金属/回油温度C给水流量t/h#8瓦金属/回油温度C#1高加出水温度C#9瓦金属/回油温度C#2高加出水温度C推力瓦金属/回油温C#3高加出水温度CTV1、2开

44、度%#1高加疏水温度CRV1、2开度%#2高加疏水温度CGV14开度%#3高加疏水温度CIV12开度%1抽温度C1抽压力MPa2抽温度C2抽压力MPa3抽温度C3抽压力MPa4抽温度C参数单位数值参数单位数值4抽压力MPa5抽温度C5抽压力MPa6抽温度C6抽压力MPa7抽温度C7抽压力KPa发电机氢压MPa油氢压差MPa氢气纯度%空/氢侧密封油温度C发电机内冷水进口压力MPa氢侧密封油回油温C发电机进/出水温C凝泵电流A空/氢侧密封油压MPa凝结水压MPa凝结水温C低压缸凝结水过冷度C真空泵电流A附录4真空严密性试验措施1、目的检验汽轮机的真空严密性是否达到机组的设计要求。2、编制依据2.1

45、火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.5）；2.2火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程（电力工业部1996.3）；2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（电力部1997，适用于300MW以上机组）；2.4330MW机组集控运行规程；2.5设备厂家的运行维护说明书。3、设备及系统简介真空系统包括真空泵、凝汽器及相关设备和管道系统。4、试验应具备的基本条件4.1机组负荷应大于80%，机组运行正常；4.2主机及辅机系统运行正常，主机联锁保护特别是低真空保护投入；4.3有关真空数值（就地、CRT及DEH ）显示均正常。5、试验方法及步骤5.1机组负荷在80%以上，保持运行工况稳定，通知各有关人员到位；5.2抄录好机组负荷，真空等；