精品资料（2021-2022年收藏）汽轮机整套启动调试方案汇总

1、华能德州电厂三期工程5号机组 汽轮机整套启动调试方案工程代号0182-6152密 级一般专业代号606目录号25华能德州电厂#5机组 汽轮机整套启动调试方案（ A 版/0）编制： 审核： 批准：山东电力研究院2002年4月21日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、系统子控制的性能，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启动及竣工验收规程(电力工业部 1996.3.)；2.3 火电施工质量检验及评定标准(电力工业部)；2.4 火电工程调整试运质量检验及评定标准（电力部1997）;2.5 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法（1996年版)山东省电力工业局；2.6设计院、制造厂有关资料2.7三期热机系统图华能德州电厂2001.62.8三期集控运行规程（试行）华能德州电厂2001.62.9汽轮机/发电机运行和维护手册华

3、能德州电厂2001.52.10汽轮机热态/冷态 带旁路/不带旁路启动曲线通用电气公司3设备及系统简介3.1汽轮机规范及主要技术参数：额定出力 660 MWTMCR 701.8 MWVWO 728.6 MW主蒸汽压力 16.68 MPa主蒸汽温度 538 中压主汽门前压力 3.517 MPa再热蒸汽温度 538 运行转速 3000 r/min旋转方向 逆时针(从机头向发电机方向看)循环水温度 20 最高循环水温度 36 VWO工况排汽压力 11.04/12.56 kPa额定排汽压力 4.4/5.38 kPa额定给水温度 279.5 最高给水温度 283.2 低压缸末级叶片长度 1067 mm额定

4、主汽流量 2102 t/h VWO 2209额定再热汽流量 1766.7 t/h VWO1859.8额定热耗 7748 kJ/kWh 可允许系统频率水平 48.550.5 Hz 低系统频率下允许运行时间 4546 min汽缸数量 4 个3.2 各级加热器投停对机组负荷的影响3.2.1 任意切除一台, 机组可带95%最大保证负荷;3.2.2 任意切除两台或两台以上不相连的加热器, 机组可带95%最大保证负荷;3.2.3 当#1、#2、#3高加同时切除时,机组可带95%最大保证出力;3.2.4 当#1、2高加投运情况下：a） 切除任意两台相连的加热器，机组可带85%负荷；b) 切除任意三台相连的加

5、热器，机组带75%负荷；c) 依次类推直至45%负荷；3.2.5 当#1、#2、#3高加切除的情况下，按顺序从高到低，每多切除一台加热器，相应减少5%的铭牌出力；3.2.6 对上述五条，当有冷段和四抽至辅汽的抽汽投运而加热器切除时，在上述出力的基础上再减少5%；3.2.7 四抽至小机的蒸汽被节流后，机组出力不应超过铭牌出力，如果由于加热器停用，机组出力已被降低，则应继续减少5%的铭牌额定值；3.3 振动：汽轮发电机组在转速0.076mm报警,0.10mm跳闸；转速666r/min时,振动0.152mm报警,0.229mm跳闸。3.4 系统简介：本汽轮机为美国GE公司生产的四缸四排汽亚临界机组，

6、功率660MW，带启动旁路。回热加热系统有4低加+1除氧+3高加。机组配有两台50%容量的启动给水泵及一台启动电动给水泵。润滑油系统采用两台交流润滑油泵和一台直流事故油泵，无主轴拖动的主油泵，两台润滑油泵互为备用，向系统运行层提供高于0.117MPa的润滑油，当两台润滑油泵故障或润滑油压力降低过大，直流油泵启动保证停机安全。润滑油还可以作为备用密封油源。以润滑油作为油源，机组配备两台互为备用的顶轴油泵，提供压力26MPa左右的顶轴油，以供低速盘车装置使用。机组配有EH油系统，向调节及保安系统提供11.2MPa以上的压力油。2只高压主汽门、4只高压调节门、2只中压联合汽门、旁路通风阀（BVV）均

7、以高压抗燃油作为启闭的动力。EH油站（HPU）有自身的净化、再生及加热、冷却系统。HPU还有电气跳闸装置：ETD1、ETD2、ETSV以及他们的闭锁阀LOV1、LOV2、ELV，在紧急情况下是机组遮断和在线情况下做试验。HPU 还配有空气继动泄载阀，在紧急情况下，当安全油失去时，切断并排空到各抽汽逆止门的动力起源，使各抽汽逆止门关闭，保证机组安全。汽轮机可以采用高压缸启动（顺流启动，冷、热态不带旁路）和中压缸启动（逆流启动，冷、热态带旁路）两种启动方式。汽机可逆流RF启动，在这种方式下，设计控制系统通过运行逆流阀（RFV）及通风阀（VV）让蒸汽进入高压汽轮机排汽，来影响高压汽轮机中的温度，包括

8、第一级温度，在汽轮机启动前，主要问题是调节再热蒸汽温度至与再热室内表金属温度相匹配。当符合程序规定的温差条件后，机组方可启动，当到达一定的负荷以后才切换到顺流状态。顺流FF启动时，先进行高压缸预热，关闭所有汽轮机、再热管、抽汽管及蒸汽发生器疏水及排汽口，MSV、RSV、IV全关而CV全开，然后开启SVBV（截止阀旁路门），使转子温度上升，HP压力达到大气压力后，开启疏水增加热流并使HP压力达到0.3450.483MPa。加热满足要求后，可以启动升速。以第一级金属表面温度为标准，机组启动前的状态可分为：冷态、温态和热态。冷态启动时，汽机最好顺流（不带旁路）启动。这有助于减少由于不匹配造成的转子应

9、力。温态和热态启动则采用中压缸启动 方式为宜。 机组控制方式有全自动 (ATS)和半自动（操作员自动）方式。在自动方式下，汽轮机在MARK-V的三个控制器的冗余控制下，自动判断机组状态，自动进行应力计算，确定暖机时间及升速率，自动定速，带初负荷（3%额定负荷）。半自动方式时，操作员可以根据机组状况及CRT上的提示，选择暖机时间，切换，升速率等。 汽轮机进汽调节方式可分为部分弧进汽（PA）和全周进汽（FA），全周进汽有利于汽轮机加热均匀，迅速提高缸体温度，而部分弧进汽能在高负荷下提高机组运行效率（80%负荷以上PA无优势），两种方式可以互相切换。4调试范围4.1 对汽机主机及各循环系统、热力系统

10、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；4.3 调节保安系统调试试验；4.4 自动和半自动启动试验；4.5 冷态、温态、热态启动试验；4.6 顺流和逆流方式启动试验；4.7 部分弧（PA）和全周（FA）进汽方式的切换试验；4.8 汽轮发电机组甩负荷试验；5调试应具备的基本条件5.1汽水管道的吹扫和清洗干净；5.2冷却水系统通水试验和冲洗干净；5.3化学水系统的冲洗、药剂和调试，凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水；5.4润滑油、抗燃油系统的循环，油质合格，油系统调试完毕；5.5真空系统严密无泄漏；5.6通讯系统、设备可靠；5.7完成各辅助设备及系统的分部试运，包括子组控

11、制系统调试具备自动控制要求；5.8邻机能提供可靠的辅助汽源；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。各气动阀、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各报警装置试验正常；5.13消防设备及系统正常可用；5.14汽机自启动装置调试完毕，包括高中压主汽门、调门、排汽逆止门、旁路通风阀BVV、各抽汽逆止门的动作无卡涩，动作到位，逻辑正常，关闭时间符合要求；5.15高、低压旁路油站及阀门调试完毕，符合设计要求；5.16发电机密封油及氢系统调试完毕，气密试验合格；5.17机组大联锁、汽机主保护及

12、系统设定值完成最终确认；5.18本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准。6调试方法及步骤6.1总则 新机组首次联合启动乃汽轮发电机组非正常方式的启动。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。一般性的问题在调试过程均能得以解决。德三机组全套进口设备，自动化水平较高，对设备要求限制条件很多，主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。为此，整套联合启动调试分三个阶段进行6.1.1第一阶段：空负荷和低负荷调试汽轮发电机组首次启动，采用冷态、半自动、顺流预暖、高压缸启动方式（不带旁路），升速至定速、电气试验、并网带25%负荷。目的：a获得汽轮发电机组的启

13、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MKV/ATS自启动装置的性能； dETD1、ETD2、ETSV试验；e汽门严密性试验；f电气试验； g实际超速保护跳闸试验；6.1.2第二阶段：带满负荷调试机组并网接带负荷至满负荷运行。目的： a获得由中压缸启动转换至高中压缸联合启动方式的数据； b机组带负荷特性； c阀门活动试验； d超速试验ETD1/ETD2、ETSV动作试验； e跳闸预测（TRIP ANTICIPATOR）试验； f中调门触发器（INTERCEPT VALVE TRIGGER）试验； g功率不平衡（PLU）试验； h早期阀门动作（EVA）试验；

14、i回热设备投入后的调节特性； j全面记录规定工况的热力参数； k真空严密性试验； l抽汽逆止门的试验； m洗硅； n校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路、子组、成组等控制性能； o机、炉参数匹配数据；6.1.2.1 满负荷稳定后，由指挥部决定，可有选择性地进行以下试验 a） 额定工况、额定转速、额定负荷下，轴承振动测量； b） 进行TMCR和VWO工况下的保证试验； c） 氢气泄漏量试验；d） 负荷变动试验；e） 快速减负荷（RUNBACK）试验； f） 所有高加切除运行试验； 在切除高加后，锅炉供汽压力、温度和流量符合汽机额定工况运行条件。建议试验4小时，监视轴向位移、轴承瓦温、主再热蒸汽

15、参数、真空；g） 凝汽器单侧运行试验；h）50%和100%额定负荷甩负荷试验。6.1.3第三阶段：168满负荷运行。目的： a通过两个阶段调试，全面对主、辅设备的考验； b全面记录满负荷工况下各种参数；6.2 汽轮机启动状态划分（以第一级金属表面温度为准）： 状态温度冷态汽机高压缸第一级内壁金属温度149或停机5天以上温态汽机高压缸第一级内壁金属温度149,371热态汽机高压缸第一级内壁金属温度371,或停机0.05mm；6.4.13汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声或盘车不能投入；6.4.14机组差胀超过规定值；6.4.15主要辅助设备故障或联锁试验不合格。6.5第一阶段(汽轮机冷态启动)6

16、.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检查服务水系统投入，压力正常；6.5.2.2投入仪用压缩空气系统；6.5.2.3投入循环水系统；a） 启动前检查符合启动条件；b）启动第一台循泵SGC；c）根据要求投入第二台循泵运行；d）全面检查系统正常，无跑水、漏水现象；6.5.2.4投入开式水系统；6.5.2.5投入闭式水系统；6.5.2.6启动辅助蒸汽系统；6.5.2.7投入发电机定子冷却水系统；6.5.2.8投入润滑油系统；6.5.2.9 投入密封油系统；6.5.2.10启动顶轴油系统；6.5.2.11投大机盘车；6.5.

17、2.12发电机氢气置换；6.5.2.13投入备用凝结水系统；6.5.2.14投入凝结水系统；6.5.2.15除氧器上水；6.5.2.16投入汽机真空系统；6.5.2.17投入汽机轴封；6.5.2.18投入汽机EH油系统；6.5.2.19 投入给水系统上水;6.5.3锅炉点火,根据要求投入高低旁路运行，注意旁路温度设定值及喷水阀的动作。检查轴封母管压力为0.0070.021MPa，将主蒸汽参数升高到转子预暖要求：主汽压力：2.83.2MPa主汽温度：210-260所有汽机疏水阀打开，所有管道完全疏水，无排污罐疏水高报警。6.5.4 高压缸进汽,MARK-V半自动冲转6.5.4.1 汽机和MARK

18、-V复位，通过MSV2的SVBV阀预暖;a) 汽机复位;b) 旁路已经运行, 主汽温度260;c) 在MARK-V CRT上选择顺流预暖方式，高压调门和MSV2打开，蒸汽进入高压缸。主汽门、中压主汽门、通风阀和主汽门均压阀应关闭；d) 用MSV2给高压缸、冷再热管线、锅炉再热段、热再热管线直至中联门打压。关闭所有疏水阀直至达到大气压力，然后压力维持在0.3850.49MPa，开始循环打开每个疏水门，放掉全部凝水。此间盘车一直投运。一旦汽机被冲转脱离盘车，可暂时关小MSV2，及关闭有关疏水门；e) 可适当降低真空以增加低压缸温度，预暖中压缸和连通管，保持汽压直至MKV/ATS显示高压缸第一级内壁

19、温度大于147.4，用投运汽封和提高凝汽器压力的方法使连通管温度达54以上，暖转子时间大约持续48小时；f) 低排温度最好控制在54-65之间，57喷水阀投入，80全开，93报警，107跳闸；g) 转子预热完毕后，关闭MSV2，打开所有疏水门至少5min。6.5.4.2 （备选）汽机和MARK-V复位，通过反流阀(RFV)预暖;a）旁路已经运行, 旁路出口温度260;b）在MARK-V CRT上选择RFV Rotor prewarming;b） 关闭BVV阀及高压缸的所有疏水,使高压缸内蒸汽无法泄漏至凝汽器。在半自动方式下点击RAISE,手动打开RFV,直至第一级金属温度开始上升后停止。选择加

20、热速率50/h,转子表面应力保持在20%容许值以下,以0.041MPa/min的升压率提升高压缸第一级处的压力,最终使温度达150;c） 若汽机转速升高到200r/min，MKV自动关闭RFV；d) 适当开启主汽门后至中联门前的所有疏水;e) 当温度满足要求后,根据启动/加载图要求稳定相应的时间,关RFV；f) 可适当降低真空以增加低压缸温度，预暖中压缸和连通管，保持汽压直至MKV/ATS显示高压缸第一级内壁温度大于147.4，用投运汽封和提高凝汽器压力的方法使连通管温度达54以上，预暖结束;g) 全开主汽门后至中联门前所有疏水;6.5.4.3 阀室预暖a）转子预暖已经完成;d） 主蒸汽温度与

21、调门室金属壁温度之差大于调门内外壁金属温差139;e） 在CRT画面上选择CHEST WARMING ON,确认CVs全关,注意监视有关参数，内壁加热温升率应保持在或者低于121/h;f） 根据提示缓慢增加MSV阀位设定,来打开SVBV使调门室逐渐升压;g） 当调门室压力达到85%的主汽压力后,开始HEAT SOAKING, 当调门室内外壁温差和主汽与外壁温差MARK-Vs CHEST PREWARM CRT上给出的ALLOW值时，主汽-外壁温度小于139,预暖要求满足;h） 点击CHEST WARMING OFF 结束CV预暖;i） 预暖完毕通过MKV关闭MSV2，打开所有疏水门，在汽机冲转

22、前至少进行5min的疏水。6.5.4.4 锅炉升温升压到冲转参数:主蒸汽压力达到40%额定压力即6.6MPa，主蒸汽温度范围-84kPa;b) 轴封蒸汽母管压力调整为0.0170.031MPa,母管最低温度150;c) 汽机所有疏水阀全开，或者根据锅炉对主蒸汽管线和再热汽管线的要求操作： A组疏水：MSV1前后疏水5SDFV6225，5SDFV6226；MSV2前后疏水：5SDFV6227，5SDFV6228; B组疏水：高压缸后疏水5SDFV6230，高压缸前疏水5SDFV6230，调速级疏水5SDFV6231，高压缸进汽疏水5SDFV6232，高压缸进汽疏水5SDFV6233，RSV1前后

23、疏水5SDFV6220、5SDFV6221，RSV2前后疏水5SDFV6222、5SDFV6223；#1抽汽电动门前、逆止门后疏水；#2抽汽电动门前、逆止门后疏水；#3抽汽电动门前、逆止门后疏水；#4抽汽电动门前、逆止门后疏水；#4抽汽至小机逆止门后疏水；#5抽汽电动门前、逆止门后疏水；#6抽汽电动门前、逆止门后疏水；#1、#2、#3、#4抽汽电动门后手动疏水；主汽、冷再、热再疏水。d) EH油压10.3411.72MPa之间;e) 润滑油压在前箱处压力0.117MPa（正常为0.1550.2MPa）, 油温2732 ，另一台AC润滑油泵和EBOP处于备用状态; f) 汽机旁路流量105525

24、t/h额定流量;g) 冲转前高压缸第一级后蒸汽温度和内壁金属温度之间温差:最佳值 +28允许值 +111 -56极限值 +222 -167h) 盘车连续运行4小时以上,主机偏心及金属温度正常,缸内及轴封处无异音;i）氢压0.361MPa,氢气纯度98%,温度20;j）高压缸第一级内壁金属上下温度差在报警情况下，仍可启动；j） 所有进入汽机控制系统的跳闸信号均已复位,VPL设定为120%, MARK-V信息提示无任何问题;k） 低压缸喷水温度控制投入；6.5.4.6 确认MARK-V 在半自动方式, 关闭高、低压旁路，选择高压缸冲转FORWARD FLOW方式，选择DISABLE BYPASS。

25、在ADMISSION MODE SELECTION画面上确认进汽方式在FA。选择CLE为MEDIUM（中）;6.5.4.7 根据ATS的提示,设定FIRST SPEED TARGET为800r/min和ACCELERATION为100rpm/min,检查MSVs, RSVs全开, CVs和IVs开始开启, 汽机开始升速。 检查盘车自动脱开,盘车电机自动停止,顶轴油泵在7r/min自动停止，否则手动停止并查明原因。 6.5.4.8 当汽机转速升至200-300r/min时,在CRT上选择关闭阀门,检查阀门关闭, 现场进行摩擦检查;6.5.4.9当转速达到100r/min时,恢复转速控制,目标转速

26、800r/min，当转速达到800r/min时，保持1小时磨合及检查振动情况，然后升速到2500r/min,保持至少30分钟，并投入WOBBULATOR摆频，检查轴承振动、润滑油温（38）和汽机温度，继续升速；6.5.4.10 转速升至3000r/min时,注意检查高压缸末级金属温度应小于440;6.5.4.11全面记录机组参数,全面测量轴承振动;6.5.4.12 定速后,检查运转层润滑油压0.117MPa, EH油压10.3411.72MPa;6.5.4.13 3000r/min打闸试验,可在转速800r/min以下重新复位,冲转;6.5.4.14 重新升速至3000r/min, ETD1、

27、ETD2、ETSV试验;6.5.4.15 汽门严密性试验: 3000r/min运行,高压旁路关闭,将主蒸汽压力提高到50%即8.35MPa额定压力以上,进行高压调速汽门和高压主汽门严密性试验操作,试验过程中注意高压缸排汽温度的变化；6.5.4.14电气试验；6.5.4.16手动同期,并网,带3%额定负荷,投入有关保护;6.5.4.17 并网后投入润滑油温度自动, 检查油温应为43-52;6.5.4.18 选择目标负荷165MW(25%额定负荷),负荷达到后,暖机3小时。负荷100MW时,注意B组疏水应自动关闭,并关闭应手动关闭的疏水门;6.5.4.19 在暖机过程中,进行FA及PA进汽方式的互

28、相切换,检查各调门动作情况,负荷变化情况,最终回到FA方式;6.5.4.20 暖机完成后,进行实际超速保护跳闸试验, 检查7r/min顶轴油泵自动投入, 0转速时盘车自动投入,记录机组惰走时间；6.5.4.21 总启动第一阶段完成.6.6 第二阶段(汽轮机温热态启动)根据缸温情况判断机组冷热状态,选择全自动冲转方式, 逆流预暖,中压缸启动.6.6.1 汽机及MARK-V复位,选择MARK-V在AUTOMATIC 方式,选择CLE为MEDIUM;6.6.2 在MARK-V自动执行OIL PUMP TEST和HYDRAULIC PUMP TEST 时,注意检查交直流润滑油泵和EH油泵的自动切换和自

29、动启动正常,电流及出口压力正常;6.6.3 在MARK-V自动执行转子及阀室预暖的过程中, 应注意监视各蒸汽阀门和疏水门动作正常,缸温及转子温度正常升高;6.6.4 选择BYPASS IN MODE 及REVERSE FLOW 方式,采用中压缸启动.(解除汽机和旁路之间的协调).在ADMISSION MODE SELECTION 画面上选择进汽方式为FA;6.6.5选择AUTO ROLL OFF START, MARK-V ATS自动选择合适的目标转速,升速率,MSVs及RSVs全开,CVs全关,IVs开启汽机开始升速. 检查盘车自动脱开,盘车电机自动停止,否则手动停止;6.6.6 根据需要进

30、行摩检;6.6.7 检查合格后,ATS自动设定下一目标转速,当转速7r/min时检查顶轴油泵自动停止;6.6.8 当ATS自动在任何转速进行转速保持后,立即查找原因并消除,使ATS恢复升速,在原因未查明前,不要试图超越HOLD;6.6.9 当转速升高至2250r/min时,注意检查高压缸温度,确认RFV和BVV打开;6.6.10 升速至额定转速3000r/min,MARK-V自动进行保护试验;6.6.11 保护试验合格后,全面检查机组一切正常,选择自动同期方式;6.6.12 并网后MARK-V自动给机组带上3%初始负荷6.6.12.1 检查大机润滑油温,发电机氢温及定子冷却水正常;6.6.12

31、.2检查VPL TRAKING,MSPL 和GOVERNOR NON REGULATING 自动投入;6.6.12.3 检查各段抽汽逆止门(5ES-FV-211, 5ES-FV-231, 5ES-FV-251, 5ES-FV-391, 5ES-FV-371)开启,高低加随机滑启,加热器水位正常,疏水正常;6.6.13 投入有关保护,根据需要投入氢气冷却器,当机组完成高中压缸转换,带10%额定负荷以上稳定后,进行调速保安系统试验: a)阀门活动试验； b)超速试验ETD1/ETD2、ETSV动作试验； c)跳闸预测（TRIP ANTICIPATOR）试验； d)中调门触发器（INTERCEPT

32、VALVE TRIGGER）试验，66MW负荷左右； e)功率不平衡（PLU）试验，264MW负荷以上； f)早期阀门动作（EVA）试验；6.6.14 手动设定负荷上限, 监视MARK-V 自动设定目标负荷值和升负荷率,负荷给定值增加,机组负荷上升. 也可在MODE SELECTION 画面上投入UMC子方式, 在UMC上设定LOAD SETPOINT 和TARGET 进行升负荷;6.6.15 继续升负荷至FINAL TARGET LOAD , 当升至最终目标负荷时,检查CRT上出现AT SET LOAD;6.6.16 配合锅炉投粉,投CCS的TF方式逐渐升负荷, 退出油枪, 洗硅;6.6.1

33、6.1 当30%额定负荷时,启动一台汽泵与电泵并列运行;6.6.16.2 当50%额定负荷时,启动另一台汽泵;6. 6.16.3停电泵,置自动;6.6.17 负荷80%以下进行汽门活动试验;6.6.18 抽汽逆止门活动试验;6.6.19 负荷80%以上进行真空严密性试验6.6.19.1 关闭抽空气门方式, 试验持续5分钟，每隔一分钟记录一次读数;6.6.19.2详细记录此一过程机组真空的变化：初始值、变化值、结束值，如真空值下降较快或下降至报警值以下，则停止试验恢复正常运行;6.6.19.3 试验完毕，开启空气门；6.6.19.4每分钟真空下降平均值应不大于0.133kPa为优秀，不大于0.2

34、66kPa为良好，不大于0.399kPa为合格，超过0.399kPa为不合格。6.6.20 锅炉制粉系统投入正常运行,化水合格后, 逐渐升负荷至满负荷;6.6.21 满负荷工况稳定后, 全面记录机组运行数据;6.6.22 指挥部根据情况降负荷至50%额定负荷,进行甩50%负荷试验;6.6.23 机组重新启动,至满负荷,进行甩100%额定负荷试验.6.6.24 第二阶段结束.6.7 第三阶段(热态全自动中压缸启动方式)6.7.1启动方式同第二阶段；6.7.2 满负荷时运行168小时，停机消缺。6.8 冲转注意事项6.8.1 MARK-V 自动方式下,ATS根据HP和RHT自动给出升速率,半自动时

35、需要选择,当转速200r/min,转子热应力为负值时,升速率应选FAST,当热应力大于50%时,应选SLOW,其他情况选MEDIUM.汽机在800r/min以下运行时间不应超过5分钟;6.8.2 手动改变阀位设定值VPL的速率有快慢两种:FAST-1%/s,SLOW-0.04%/s;6.8.3 手动转速匹配速率选择有两种方式,FAST-0.2%/s,SLOW-0.1%/s;6.8.4 在全周进汽和部分进汽之间转换: SLOW 切换30min MEDIUM切换10min NORMAL切换5min FAST切换1min6.8.5 手动同期调节转速时有两种选择: FAST-0.2%/s,SLOW 0

36、.1%/s;6.8.6 在自动方式下,ATS暖机后,应查明原因消除,不能随意超越;6.8.7 冲转过程中振动800r/min为800r/min为0.152mm,跳闸0.229.当振动过大需要降低转速时,可以CLOSE VALVE.6.8.8 冲转过程中,排汽缸喷水应一直投入;6.8.9 半自动方式下,运行人员可以通过LOAD HOLD手动选择暖机,在自动方式下,MARK-V自动进行暖机;6.8.10 主再热汽温度下降28,推力轴承磨损报警或跳闸时,汽机有可能进水,应立即采取措施;6.8.12 暖机结束的规定1) TURNING GEAR 预暖, 高压缸第一级金属温度149 连通管温度542)

37、2500r/min暖机, 连通管温度 933) 710%负荷, 连通管温度 1776.8.13 在半自动方式下,当应力过大时,应使用RUN BACK,加热时为+,冷却时为-,可用进汽方式选择控制应力;6.8.14当负荷30%，检查轴封供汽调阀逐渐关小，汽机切换为自密封方式;6.8.15当冷再压力满足要求时，检查辅汽供汽切换至冷再供汽;6.8.16当四抽汽压力辅汽汽源压力，40%额定负荷检查辅汽汽源切至抽汽。6.9汽轮机停止 汽轮机停止有正常滑参数方式停止和事故停止两种。停机过程发生事故的概率远远高于启动过程，因此，停机过程的操作及监视要特别加强和重视。6.9.1正常滑参数停机步骤6.9.1.1

38、机组停止前的准备工作a) 单元长接停机命令后，通知燃料、化学、除尘、网控、集控等各单位做好停机准备；b) 按检查卡规定进行机组停运前的全面检查，并将存在的缺陷详细记录在缺陷记录本上；c) 检查燃油系统中各参数正常，对所有油枪进行试投，发现有缺陷的油枪联系检修人员进行处理；d) 对锅炉全面吹灰一次，投油后，空预器应每2小时吹灰一次；e) 核对所有水位计指示正确；f) 检查电动给水泵组备用良好；g) 备用交流润滑油泵、直流润滑油泵启动试验；h) 顶轴油泵及盘车启动试验；i) 备用交流密封油泵、直流密封油泵启动试验；6.9.1.2 机组停止方式a) 机组级(UNIT CONTROL)b) 组级(GC

39、),子组级(SGC),子回路(SLC),单操(SDC)c) 根据机组控制方式选择机组停机操作方式.当选择BF方式或基本方式减负荷时,当MARK-V在自动方式时,设定了目标负荷后,ATS将根据自身提供的负荷变化率来降负荷,以保证汽机应力符合要求;当MARK-V在半自动方式时,运行人员 应根据LOAD CONTROL CRT画面提供的RECOMMENDED LOADING RATE选择合适的降负荷率. 若停机检修，则AMS切至PA方式，若停机备用，则AMS切至FA方式；6.9.1.3 单元机组GC,SGC,SLC,SDC停运a) 在协调方式下,降负荷至60%额定负荷,主、再热蒸汽温度维持在正常范围

40、；b) 解除CCS协调，汽机按TF方式运行，炉按FUEL MASTER 手动方式运行；c) 启动电动给水泵，正常后并入给水系统；d) 停止一台汽泵运行；e) 继续手动降低FUEL MASTER定值，机组负荷降低至40%额定负荷，停第二台汽动给水泵运行；f) 机组达到15%额定负荷，注意B组疏水及各抽汽管道疏水应自动开启；主蒸汽管道疏水；冷、再热汽管道疏水；中联门后疏水；高压缸本体疏水；高、中、低压抽汽管道疏水；下列疏水应手动开启： #1、#2、#3、#5、#6抽汽管道抽汽逆止门后手动疏水门； #4抽汽管道抽汽逆止门后手动疏水门； #4抽至除氧器电动门后手动疏水门；g）负荷降至60MW以下，启动

41、汽机SGC停止程序；h）减负荷过程中注意事项 在降负荷之前应将进汽方式由PA切至FA； 在降负荷过程中，当发现汽机应力大于允许应力的80%时，应减小降负荷率，甚至停止减负荷； 停机过程中，机炉应协调好。应维持汽包水位、炉膛压力稳定，降温、降压不应有回升现象； 监视调整主、再热汽温降速率，金属温降速率，控制热应力在允许范围内，汽温在15min内下降83.3应打闸停机； 监视机组振动、胀差、缸胀、轴向位移，偏心及瓦温正常，机内无异音； 监视轴封汽源、辅汽汽源、除氧器汽源的切换，除氧器汽源切换后，启动除氧循环泵运行； 监视凝汽器真空，低压缸排汽温度正常，如排汽温度升至60，应检查后缸喷水自动投入正常

42、； 检查发电机密封油系统运行正常； 监视各加热器水位正常，尤其应注意#3高加疏水的动作情况； 机组应避免在60MW以下停留，低于该负荷应迅速降负荷至0，打闸停机。6.9.1.4 BF基本方式减负荷,采用MARK-V 自动方式减负荷:根据要求的最小停机负荷设定LOAD TARGET ,降负荷率由ATS自动给出;RAPID UNLOAD置OFF.也可以在MODE SELECTION 画面上投入UMC子方式,在UMC上设定LOAD SETPOINT 和TARGET进行减负荷.CV和IV 同时关小,共同参与减负荷.HPBPV和LPBPV打开控制压力.6.9.1.5 BF基本方式减负荷,MARK-V采用半自动方式,根据要求的最低停机负荷设定LOAD TARGET,选择LOAD RATE 小于或等于LOAD CONTROL CRT画面上显示降速率的建议值.6.9.1.6 机组解列1) 汽机SGC停止;2) 用MARK V停机如汽机SGC故障,则采用MARK-V减负荷,当画面显示LOAD AT TARGET 时,此负荷应大于5%,置LUBE OIL CONTROL于自动方式,置RAPID UNLOAD 于ON,迅速降负荷至510%,手动按下TURBINE TRIP按钮,机组解列.当汽机主汽门全关