汽轮机的启动汇总

1、汽轮机的启动第一节 汽轮机启动的基本规定19.1.1启动的组织规定1. 下列操作必须在生产副总经理或运行部部长主持，运行部副部长、生技 部专工、检修主任以及其他有关专业人员到场方可进行：1）新安装机组投产或机组大、小修后的首次启动；2）机组设备及系统经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试验；3）汽轮机静态特性试验；4）机组做甩负荷试验；5）汽轮机组做超速试验；6）咼加保护试验。2. 机组大修后启动，应由生产副总经理主持，运行部部长、运行部副部长、 生计部专工、检修主任以及其他有关专业人员参加；3. 机组小修后启动，应由生产副总经理或运行部部长主持，运行部副部长、生机部专工、检修主任以及其他

2、有关专业人员参加；4. 机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，运行部专业 工程师负责现场技术监督和技术指导。19.1.2启动状态的划分1. 汽轮机冷态启动：高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持 环温度小于204 C；2. 汽轮机温态启动：高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在204 C -350 C之间；3. 汽轮机热态启动；高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在350 C -450 C之间；4. 汽轮机极热态启动：高压内缸下缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片 持环温度高于450 °C。19.1.3启动方式的选择1. 当机组冬季

3、启动时为了满足空冷凝汽器的最小防冻流量的需要，应采用 高中压缸联合启动方式；2. 当机组夏季启动时可采用高压缸不带旁路启动方式或高中压缸联合启 动方式。19.1.4存在下列情况，禁止启动汽轮机：1. 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备 现场不符合电业安全工作规程的有关规定；2. 机组主要检测仪表缺少或失灵且无其它监视手段（如转速、振动、缸温、油压、油位、真空、汽温、汽压、轴瓦温度、胀差、轴向位移等）；3. 任一高、中压主汽门及调汽门、高排逆止门、高排通风阀及各段抽汽逆 止门关闭不严或动作不正常；4. 机组主要调节装置失灵或DCS系统工作不正常；5. 转子偏心度不正常

4、，冲转之前转子的偏心度超过 0.076mm或大于原始值0.02mm；6. 机组膨胀不正常；7. 高、中压缸外缸防积水上下缸温差超过 55.6 C；8. 盘车时，机组动、静部分有明显的金属摩擦声；9. 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.5MPa；10. EH油泵、主油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢空侧交流密封油 泵、空氢直流密封油泵、顶轴油泵、盘车任一工作不正常；11. 润滑油和抗燃油的油箱油位低于规定值，油质不合格，润滑油进油温 度不正常；12. 高、低压旁路阀关闭不严或自动系统工作不正常；13. 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行或机组甩负荷后不能控制转速在 危急遮断器动

5、作转速以下；14. 危急保安器工作不正常；15. 汽水品质不符合要求；16. 汽机保护、联锁试验不合格；17. 机组仪表及保护电源失去；18. CCS、DEH控制系统工作不正常；19. 机组特殊消防系统不能投入使用时；20. 全厂废水处理系统不能投入时。19.1.5存在下列情况之一时，禁止冲转或并网：1. 胀差达到极限值；2. DEH控制系统故障；3. 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行或机组甩负荷后不能控制转速在 危急遮断器动作转速以下；4. 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关不严；5. 转子偏心度大于0.076mm或超过原始值的0.02mm；6. 盘车时，有清楚的金属摩擦声，

6、盘车电流明显增大或大幅度摆动；7. 汽轮机高、中压外缸防积水上、下缸的温差 41.7 C；8. 密封油备用泵、润滑油泵、事故油泵、EH油泵、顶轴油泵之一故障或其备用泵不能自启动时；9. 盘车装置故障、盘车不动或盘车电流超限时；10. 危及保安器超速试验不合格时；11. 机组任一主要调节控制装置失灵时。第二节 启动前的检查与操作19.2.1机组启动前总体应具备的条件1. 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油系统 油质合格报告齐全；2. 机组检修工作全部结束，工作票全部收回，所有临时安全措施拆除，现 场清洁完整，冷态验收合格，无影响机组启动的缺陷；3. 楼梯、栏杆、平台应完整

7、，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物；4. 所有系统连接完好，各种管道支吊牢固，保温完整，无膨胀障碍，各人 孔、检查孔已严密封闭；5. 所设的临时栅栏、脚手架、标示牌及管道上的临时堵板已拆除；6. 设备标牌、转动机械的转向及各管道介质流向标志齐全正确；7. 机组启动所用工具、仪器、仪表及各种记录表单已准备齐全；8. 厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运；9. 厂内外通讯系统设备正常；10. 保安段及柴油发电机组正常；11. 集控室和就地各控制盘完整，各种指示记录仪表、报警装置，操作、 控制开关完整好用；12. 所有操作电源、保护电源、控制电源、仪表电源等均已送好且正常；13.

8、 确认仪用压缩空气系统已正常投运，联系热工，送上各气动阀控制气 源,开启各仪用空气隔离阀及仪表隔离阀；14. 检查DCS画面显示正常，各停运辅机的联锁在解除位置，各检测信号 及声光信号正确；15. 按“阀门检查卡”将各系统的阀门置于要求状态，开启各液位计、压 力表、温度表、流量计、变送器等仪表隔离阀；16. 检查各电动执行机构及辅机电源已送上。所有阀门开关灵活，无卡涩 现象且开关方向及限位正确；检修后的转动机械，送电试转正常，具备投用条 件；17. 机组大、小修后，配合检修及热工对各系统及辅机分别进行试运转与 联锁保护试验、自动装置调试工作，并应确认工作正常，各定值正确；18. 确认各阀门及转

9、动机械的状态远方与就地相一致，远操、就地控制均 良好；19. 各系统的安全阀，排放汽管完好装设牢固，动作压力整定正确；20. 厂区消防水系统投入正常、消防设施完好，消防器材齐全。雨水排放 系统、生活污水排放系统、工业废水系统的所有设备完好备用；21. 通知灰控、化学、煤控人员对其所属各系统进行全面检查，做好机组 启动前的各项准备工作。19.2.2机组启前的检查1. 各有关岗位接到机组启动命令后，检查确证机组总体启动条件具备；2. 检查各油箱及各辅机轴承油位正常、油质合格；3. 联系化学，除盐水箱至高水位且水质合格；4. 汽机ETS、TSI、SCS DAS MCS系统，主机DEH装置，高、低压旁

10、路 控制装置投入正常；5. 汽机防进水保护正常，各疏水手动隔离阀开启，疏水控制阀动作正确， 加热器水位测量装置投入；6. 汽机润滑油系统投运，在汽机冲转前 4小时投盘车；7. 投入密封油系统，视情况进行发电机充氢；8. 检查除盐水、低压给水及高压给水系统正常，给水泵处于备用状态；9. 排汽装置、除氧器水位正常；10. 检查汽机调节系统各部件位置，处于良好状态；11. 检查发电机内冷水系统正常。19.2.3机组启动前及启动过程中的试验1. 电动门、气动门校验：配合热控人员进行，校验完毕后进行阀门全行程 开关试验，检查阀门动作灵活，对调节阀进行就地与画面开度指示的核对；2. 辅机联锁试验：机组启动

11、前或检修后进行1）凝结水泵联锁保护试验；2）给水泵联锁保护试验；3）汽机旁路系统联锁保护试验；4）汽机高低加系统联锁保护试验；5）真空泵联锁保护试验；6）高压密封油备用泵、交流油泵、直流油泵启动及汽机润滑油系统联锁保 护试验；7）EH油泵联锁试验。3. 主机ETS保护试验：机组启动前；4. 主机ETS通道试验：机组启动前或正常运行定期进行；5. 主机调节系统静态特性试验：调节系统检修后进行；6. 主汽门、调汽门严密性试验：大修后进行；7. 主汽门、调汽门整定试验：大修后进行；8. 主机远方、就地打闸试验；9. 汽轮机注油试验；10. 机、电、炉大联锁试验1）汽包水位高三值（300mm联跳汽轮机

12、试验；2）汽轮机跳闸（3取2）且负荷大于30MW联锁锅炉BT试验；3）汽轮机跳闸（3取2）延时3秒且负荷大于90MW联锁锅炉BT试验;4）发变组跳闸联锁汽轮机跳闸试验；5）汽轮机跳闸（主汽门关闭）联锁发电机跳闸；6）定子冷却水流量低于38.5T/H或两台定子冷却水泵均停联锁发电机跳 闸；第三节汽轮机的冷态启动19.3.1启动时汽水品质标准（暂定）1. 机组启动时蒸汽质量标准：H+电导率（25C） v 1.0 卩 s/cmNa v 20 ii g/LFe v 50 i g/LSiO2v 601 g/LCu v 15 i g/L蒸汽品质不合格时，不允许汽轮机冲转。2. 机组启动时锅炉给水质量标准：

13、H+电导率（25C） v 1.0 i s/cmFe v 75 i g/LSiO2v 801 g/L硬度 < 51 mol /L溶氧 O2v 30i g/LPH 9 9.6给水品质不合格，不允许锅炉上水。3. 机组启动时凝结水回收标准：SiO2< 80i g/LCu < 30 fl g/LFe < 80 i g/L硬度 < 101 mol /L4. 机组启动时凝泵出口凝结水符合下面标准可投入精处理：Fe v 10001 g/LSiO2v 80i g/L水温v 60C1932机组主要检测参数1. 汽轮机转速；2. 汽机偏心、振动、轴向位移、缸胀、差胀；3. 汽机本体各

14、金属温度、进汽温度、轴承金属温度；4. 调节级及各抽汽压力、温度；5. 主、再热蒸汽及高、中、低压缸排汽压力、温度；6. 主蒸汽、给水、凝结水温度、压力、流量；7润滑油、汽轮机安全油、EH油、顶轴油压力和温度；8. 高、中压主汽阀、调节阀开度指示；9. 空冷凝汽器、高低压加热器、除氧器、主油箱液位指示；10. 高、低压旁路阀阀位、温度；11. 发电机氢压、氢气纯度；12. 发电机密封油氢差压；13. 发电机定冷水流量、压力、温度；14. 发电机定子铁芯温度、线圈温度；15. 汽、水品质。19.3.3锅炉点火前后，汽机附属设备与系统按下列程序进行启动及运行状态确 认：1. 确认闭式循环水系统，开

15、式冷却水系统具备投运条件，启动开、闭式循 环泵运行，投入辅机冷却水系统，投入备用。2. 投入开式冷却水滤网运行，将开式冷却水的冲洗装置投入自动或定期排 污；检查开式冷却水系统具备投运条件，启动一台开式冷却水泵，检查开式水 系统正常，备用冷却水泵投连锁，闭冷水器一台运行，一台备用。3. 除盐水箱水位正常，投入补水自动；启动除盐水泵分别对排汽装置、定 冷水箱，膨胀水箱，除氧器进行冲洗至合格，然后补至正常水位，向凝结水母 管和给水母管注水，并根据情况启动锅炉上水泵向锅炉进水；4. 检查闭冷水系统具备启动条件，启动一台闭冷水泵，各冷却器注水排空 完毕。备用冷却水泵投连锁。5. 投入凝结水系统，凝结水泵

16、一台运行，一台备用，各加热器注水、排气 完毕，阀门状态正确；6. 投入厂用及仪用压缩空气系统，启动两台空压机，启动一台冷干机，查 汽机房仪用压缩空气压力0.6MPa；7. 投入机组润滑油系统，启动一台主油箱排烟风机，另一台备用；启动交 流润滑油泵运行，直流润滑油泵备用；启动高压备用密封油泵运行，各轴承回 油正常，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧注水后列备；视情况投入机组 油净化装置；8. 投入发电机密封油系统，密封油空、氢侧交流密封油泵运行，空、氢侧 直流密封油泵备用，密封油备用油源处于备用状态，空、氢侧冷油器水侧投入， 各部油压、油温、油箱油位等正常；9. 投入顶轴油系统，顶轴油泵一台运行

17、，一台备用，检查顶轴油母管油压 为1014Mpa各轴承处顶轴油压812Mpa各顶轴油管无振动；10. 主机盘车投入，汽机冲转前连续盘车时间大于4小时；转子的偏心度应不超过0.076mm，盘车装置投用后，全面抄录一次蒸汽、金属温度，待轴封汽 系统投用后，应每小时抄录一次，直至启动结束；11. 投入发电机氢气系统，氢气压力达到 0.30MPa ；12. 发电机内充氢气压力达0.15MPa时，定子冷却水系统投入，定子冷却 水泵一台运行，一台备用，确认压力、温度、水位及导电度等正常；13. EH油质合格后，投入EH油系统，EH油泵一台运行，一台备用；卸 载阀、减压阀工作稳定，油温、油压合格，油位正常；

18、14. 投入辅助蒸汽系统运行，检查辅汽联箱压力0.50.8 MPa温度250 330 E；15. 凝结水母管注水完毕后化验凝结水质，若水质不合格，启动凝结水泵 进行凝结水系统冲洗直至水质合格后将凝结水倒至除氧器；在冲洗过程中投入 低加水侧，低加水侧投入前要排气、注水；凝结水投运后，根据情况投入各减 温水用户；16. 向除氧器上水（凝结水冲洗合格前，使用凝结水泵上水）进行除氧器 冲洗，确认除氧器冲洗水质合格；17. 投入除氧器加热：1）除氧器水箱上水至1000mm （上水前除氧器启动排气打开），联系化学向 除氧器加药；2）水质合格后，投入辅汽供除氧器加热，注意压力与温度变化匹配，使除 氧器水温缓

19、慢升高；3）根据锅炉进水温度要求确定水温（冷态：2149C，热态：104C）,上水至正常水位，准备锅炉上水。18. 启动给水泵，高加水侧注水后投入高加水侧，缓慢开启锅炉上水调门，锅炉开始上水；冬季进水时间控制在不小于 34小时左右，夏季不小于2小 时；19. 确认主、再热蒸汽、旁路及抽汽系统各管道疏水阀、高排逆止门前后 疏水、汽机本体疏水阀及相关的疏水阀均已打开；20. 轴封系统暧管结束后，检查轴加水侧投入，启动一台轴抽风机，另一台备用，投入轴封系统；检查轴封母管压力在2030kPa,轴封汽温与轴封金属温度相匹配，控制汽温与金属温差不超110 ° C。当缸温150° C时，

20、尽量不投辅汽供轴封减温减压器。轴加风机进口处维持约-5kPa的真空；21. 关闭真空破坏门，启动三台真空泵，汽轮机开始抽真空；22. 旁路系统电源送电，检查旁路控制系统正常，检查给水及凝结水系统 运行正常，高、低旁减温水压力足够；23. 当排汽装置压力达15kPa时，锅炉准备点火；24. 空冷凝汽器各列蒸汽阀、凝结水阀、抽空气阀处于正确位置；25. 锅炉点火后，根据要求投入旁路系统；手动开启高旁压力调节阀部分， 开启高低旁前后疏水阀暖管，如空冷凝汽器处于冬季工况，则应等蒸汽流量满 足空冷凝汽器的最小防冻流量时再开启高、低旁路，可先开高旁及热再对空排冷却受热面和预暧高旁；26. 根据燃烧情况及锅

21、炉升温、升压率的要求逐渐开大高、低旁压力调节 阀并注意调节阀动作情况和机组参数正常；27. 投入氢气冷却器运行，氢气温度调节投入自动，检查冷氢温度无下降 现象（也可在并网前投入）；28. 根据不同的启动方式和实际情况，设定主、再热蒸汽压力，投入高低 压旁路温度自动，检查旁路自动控制正常；29.当蒸汽参数满足汽机冲转要求，应调整锅炉燃烧，保持参数稳定19.3.4汽机冲转参数（暂定）名称咼压缸不带旁路启动高中压缸联合启动主汽压力（MPa）455.0主汽温度（C）340360340360再热汽压力（MPa）<0.10.2 0.5再热汽温度（C ）320 34032034019.3.5 DEH控

22、制界面检查1. OPC超速保护在“投入”位；2. 超速试验方式：退出；3. 阀位指示：TV1、TV2、GV1 GV2 GV3 GV4 GV5 GV6 IV1、IV2 开 度在0，RSV1 RSV2全关灯亮；4. 实际转速：2.5r/min ；5. 实际功率：0MV；6. 汽机状态：脱扣、盘车运行；7. 阀门方式：单阀控制；8. 控制方式：操作员自动；9. 旁路状态：根据启动方式确定；10. 一次调频回路：OUT11. 功率回路：OUT12. 调节级压力回路：OUT13. 阀门试验：切除；14. 限制器阀位：0.0%;15. 负荷高限：0.0MW ；16. 负荷低限：0.0MW ；17. 遥控

23、TPC： OUT；18. 控制设定点：1)实际值:2.5r/min ；2)给定值:0r/mi n ；3)目标值:0r/mi n ；4)升速率：Or/min 。19. 进水检测：各测点指示正常，上、下缸温差V41.7 C；20. 蒸汽温度、轴承振动、各轴承温度及回油温度、蒸汽室温度、TSI监视及其他各参数测点显示正确。19.3.6汽机挂闸应具备的条件1. 不存在机组禁止启动条件；2. 确认高、低压胀差、轴向位移、高中压缸上下温差、偏心度、蒸汽室内 外壁温差等均在限额范围内，同时要考虑到汽机启动后的变化趋势不超过限额；3. 确认蒸汽参数已达到冲转条件：1）高压缸启动方式：主汽压力 45MPa主汽温

24、度340360C ;再热蒸 汽已泄压至0 MPa;2）高中压缸联合启动方式：主汽压力5 MPa，主汽温度340360E，再热蒸汽压力0.20.5MPa,再热蒸汽温度320340C。4. 排汽装置压力尽量低，而且不高于“背压保护限制曲线”图表上的“全 速空负荷”曲线所给出的再热蒸汽温度和低压排汽压力限制的组合值，要求小 于 20KPa；5. 确认主汽门前疏水温度310C；6润滑油温不低于36 C,各轴承回油正常；7. 润滑油压0.090.150MPa8. 主机盘车装置工作正常，机内声音正常；9. 低压缸喷水投入自动；10. 蒸汽品质合格；11. DEH控制界面及参数正常；12. EH 油压在13

25、15MPa油温在3245C,系统工作正常；13. 汽机相关疏水阀全开。19.3.7汽机挂闸1. 咼压缸不带旁路启动方式：1）确认高排通风阀已关闭；高排逆止阀开启。2）逐渐关闭高压旁路直至全关，待再热蒸汽压力泄到0后，关闭低压旁路，注意维持锅炉汽包水位正常；3）确认DEH主界面上旁路控制方式在“ BYPASS OFF方式；4）投入“操作员自动（OA）”、“单阀（SINGLE VLV”控制；5）确认阀位限制降至0%,按“挂闸”（LATCH）按钮；6）检查左、右两侧中压主汽门 RSV开启；7）检查中压调汽门IV12逐步开至100%，如中压调汽门未全开，按“阀 限显示”键，在数字键上输入阀限为 100

26、，中压调汽门IV12全开至100%；8）检查高压调汽门GV16逐步开至100%；9）检查高压主汽门TV1、TV2在全关位。2. 高中压缸联合启动方式：1）确认高排通风阀开启（发电机并网，延迟一分钟关），高压缸排汽逆止阀 关闭；2）确认DEH主界面上旁路控制方式在“ BYPASS ON方式；3）按“操作员自动（OA）”、“单阀”、“ATC监视”键，键灯亮；4）确认阀位限制降至0%,投入“挂闸” （LATCH）子环，确定汽机挂闸；5）检查中压主汽门RSV1、RSV2在全开位置；6）检查高压主汽门TV1、TV2中压调门IV1、IV2在全关位置；7）检查高压调门GV16逐步开至100%，如高压调汽门未

27、全开，按“阀限显示”键，在数字键上输入阀限为100，高压调汽门GV16全开，注意汽机转速不升高。19.3.8 汽机冲转，目标 600rpm1. 高压缸启动方式：1）采用DEH控制汽机启动，确认“操作员自动”,“单阀” 投入，高压调 门、中压主汽门、中压调门全部开启；2）按DEH控制盘“升速率”键，设定升速率 100r/min，然后按“确认” 键；3）按“目标值”键，设定目标转速 600rpm，然后按“确认”键；4）按“ GO键，高压主汽门TV控制进汽量，机组开始升速；5）当转速 3rpm时，检查盘车装置确已退出，盘车电机停止运行；6）当转速达600rpm时，转速保持在600rpm，进行下列检查

28、：a）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常；b）在转速达到600rpm之前转子偏心度应稳定并小于 0.076mm，转速超过 600rpm偏心值显示消失，TSI监视并显示振动值,各瓦轴振动值v 0.125mmc）各轴承回油温度v 70C；d）各轴承的金属温度v 90C；e）冷油器出口油温在 38 C45C；f）检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值；g）确认无异常报警，以上各参数若超限或接近限制值并有上升趋势或不稳 定时，立即汇报有关领导，查明原因，同时禁止升速。7）机组在600rpm时应进行打闸摩擦检查。当汽机转速达到600rpm，按紧停按钮，汽机跳闸，检查确认 TV、GV R

29、SV IV均关闭，对汽机的轴承、汽 缸、轴封等部件进行检查，倾听汽轮发电机组，应无摩擦声；8）摩擦检查完成后，汽轮机重新挂闸，设定目标转速 600rpm，以100rpm 升速率，重新升速至600rpm。2. 高中压缸联合启动方式：1）检查旁路运行正常，并有一定开度；2）采用DEH控制汽机启动，确认“操作员自动”，“单阀” 投入，高压调 门、中压主汽门、全部开启，高压主汽门、中压调汽门全关；3）设定升速率100rpm/min ；4）设定目标转速600 rpm，5）按“ GO键，中压调汽门IV控制进汽量，汽机开始冲转；6）检查汽机转速3rpm，盘车装置自动脱扣，盘车马达自停；7）检查高排通风阀确已

30、开启；8）汽机转速达到600rpm，计时2分钟，检查开启高排逆止门，在“DEH汽 机控制总貌”页面上，“ 600RPM流量保持完成”信号发，进行阀切换，控制方 式由IV（中调门）切换为TV-IV（高主门-中调门）方式，TV开始开，与IV 按一 定比例开，同时控制转速不变。9）600rpm，保持2分钟，全面检查机组一切正常，偏心小于0.076mm ，开始升速暖机。10）进行高压缸启动方式中的（6）、（ 7）、（8）项操作。19.3.9 升速至2900rpm，保持4 分钟1. 检查结束后，选择暖机转速2900rpm为目标转速，升速率100rpm/min，按“进行”按钮，汽轮机开始升速，高压主汽门T

31、V开始开启；2. 在机组过临界转速时，升速率自动设定为 500rpm/min ；3. 机组升速到2900rpm且再热蒸汽温度260C开始中速暖机，主汽阀进 口温度最高至427 C暖机时间由 “汽轮机暖机时间”曲线决定，同时参照高中 压转子应力在土 50°C以内；无中心孔转子无须暖机；4. 高中压缸联合启动时，机组升速达到2900rpm计时4分钟，IV保持开度不变（只有当再热压力变化时，IV才动，以维持中压缸的恒流量，保证对 低压缸叶片、通流部分的冷却），控制方式由TV IV控制转化为TV控制；5. 在暖机期间，进行下列检查1）各瓦轴振动值v 0.125mm各轴承回油温度v 77C；2

32、）各轴承的金属温度v 90C；3）冷油器出口油温在37 C45C；4）主蒸汽温度不得超过427 C；5）蒸汽室内、外表面的温差最大不超过 83 C；6）检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值；7）高压加热器随机滑启。对照DEH高、中压转子应力在土 45C以内，调节级后蒸汽均不得比当地金 属温度高111 C或低38 C，再热蒸汽温度和中压缸第一级静叶持环温差v 38 C,高压缸第一级金属温度、中压持环金属温度温度达到目标值为止，确认 汽机暖机结束。19.3.10 升速至2900rpm，进行阀切换1. 暖机结束后继续升速,在DEH画面上设定目标转速2900rpm。升速率为 10

33、0rpm,按“进行”按钮机组继续升速，监视汽轮机转速上升情况；2. 在升速期间，如需要转速保持，可在盘上按“保持”键，但转速必须符 合要求，若停留在共振转速范围时应将转速快速升至共振转速以上保持；3. 升速过程中监视汽轮机振动、差胀、轴向位移、轴承金属温度、回油温 度等参数在正常范围内，记录轴系的临界转速范围及各个轴承及轴的振动情况；4. 转速升至1200rpm时确认顶轴油泵自动停运；5. 当转速升至2600rpm确认低压缸喷水门已打开，排汽温度正常；6. 当转速升至2900rpm时，稳定4分钟，准备进行阀切换；7. 阀切换的操作规定和注意事项1）机组试运期间和半年考核期内，只准用单阀控制方式

34、；2）切换时间应少于2分钟，否则应查明原因，处理后再进行切换。8. TV-GV切换操作：1）确认调门控制方式为“单阀”方式；2）当高压进汽室内壁金属温度超过主汽压力对应的饱和温度且主汽温度 满足要求后，进行阀切换操作；3）查高压调门GV逐渐关小，高压主汽门 TV逐渐开大直至100%，转速 由高压调汽门（高压缸启动）或高中压调汽门共同（高中压缸联合起动）控制。切 换过程中转速一般下降30rpm,最多下降不允许超过70rpm ；4）切换完成后，要确认“单阀”控制，否则应设定单阀控制。19.3.11 机组升速至3000rpm 定速1. 设定升速率50rpm ；2. 设定目标转速3000rpm ；3.

35、 按“GO键，汽机开始升速；4. 当转速达3000rpm时，“进行”键灯灭，“保持”键灯亮，转速保持在 3000rpm;5. 高中压缸联合启动时，并网前控制再热汽压力小于0.828 MPa，以防并网后高排温度过高。19.3.12进行跳闸试验1. 在就地或远方手动跳闸；2. 就地确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门迅速关闭，无卡涩现象；3. 控制室DCS画面报警，机组转速下降；4. 确认后汽机重新挂闸，升速至2900rpm，进行阀切换，然后升速至 3000rpm；5. 进行主汽门。调速汽门严密性试验，且试验合格。6. 进行OPC试验，且试验合格；7. 进行危急保安器充油试验，且试验合格；8. 检

36、查主油泵出口油压2.5MPa，入口油压0.26MPa；9. 停运交流润滑油泵及高压备用密封油泵，投入备用。 19.3.13启动过程中的注意事项及主要控制指标1. 在转速v 600rpm时，应对汽机偏心率重点监视，在转速 600rpm时， 应加强对机组振动的监视；当机组升速至临界转速区域时，应严密监视振动情况，在任何转速下，任一瓦轴振动值达 0.254mm时，立即打闸停机，按紧急停 机处理；2. 机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，进行全面检查、认真分析、查明原因。当机组符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动；3. 汽机升速过程中，应注意以下各参数的情况。发现参数

37、有异常变化时， 应暂停升速，查明原因，使其恢复正常范围，方可继续升速；4.汽机启动过程中主要控制指标序号项目报警值跳闸或打闸值1偏心度（mm）0.0762轴振动（mm）0.1250.2543胀差（mm）15.7/-0.816.5/-1.54蒸汽室内、外表面的温差 （C ）835轴向位移（mm）0.91.06汽缸上、下温差（C ）42567高排温度（C）3804248低压缸排汽温度（C ）801219排汽装置压力（KPa）202510汽轮机轴承金属温度（C ）10711311推力轴承金属温度（C ）9910712轴承回油温度（C）77825. 注意监视高、中压转子应力正常；6. 注意监视主、再热

38、蒸汽温度，高低压缸排汽温度，第一级金属温度，高压进汽室内、外温差，轴封汽温度等正常；7. 注意查看ATC有关信息及加速率指导推荐值；8. 注意监视以下参数：1）两侧主汽阀温差13.9 C,非正常情况下时，此温差可达 41.7 C,但最多持续15分钟，且这样情况相隔至少4小时；2）汽缸上下缸温差41.7 C；3）高压缸排汽温度390 C；4）轴封汽温度与汽封区转子温差V111C；5）低压轴封汽温度121176C；6）主再热汽阀内外壁的温差83.3 C；7）主汽和再热汽的温差不应偏离额定工况时的温差28 C以上；8）汽轮机排汽压力20KPa9. 如果转子应力超限，高压进汽室内、外壁温差等超限时，应

39、在临界转速 区外进行转速保持；10. 暖机转速必须避开转子临界转速及叶片共振转速；11. 升速期间应注意倾听机内无异声；12. 调整润滑油温在3845C之间；13. 机组在升速期间应注意检查密封油/氢差压正常；14. 投入发电机氢气冷却器冷却水，并投入氢温自动；15. 注意调整除氧器、排汽装置、凝补水箱水位正常，且水质合格，当凝 结水含Fe 1000ppb，SiO280ppb,凝结水温度55C，通知化学投入精处理装 置。19.3.14发电机并网汽机应具备的条件1. 确认汽轮机在3000rpm运行时转速稳定，DEH装置正常且在操作员自 动控制方式，IV开度达到记忆开度且 GV参与控制转速（并网后

40、才能升降负 荷）;2. 汽轮机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常；3. 机组在3000rpm的各项试验已结束；4. 主、再热蒸汽参数稳定；5. 发电机冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象；6. 调节氢气冷却器的冷却水量，投入氢温控制自动，设定值为45 C；7. 调节发电机定子冷却器出水温度，投入定子冷却水温控制自动，设定值 为 45 C；8. 确认氢侧和空侧密封油冷却器出口油温在40 C 46C之间。19.3.15并网及带初始负荷1. 汽轮发电机组具备并网条件时汇报值长申请机组并列，值长核对各方情 况无误后下令进行并列操作；2. 正常情况下必须采用自动准同期装置并网，并网时按发

41、电机并列操作步 骤在DEH上投入AUTOSYNC控制器，汽轮机进入自动同步器控制，在发电机主 开关合上后自动退回到操作员自动控制方式；3. 并网后，发电机初负荷为 15MW主汽温度为360 C,再热汽温340 C 保持主再热蒸汽参数稳定，稳定运行 25min进行初始负荷暖机，主蒸汽温度每 变化1.7 C增加1分钟暧机时间；4. 检查定子冷却水系统及氢冷系统运行正常；5. 注意监视主、再热汽温变化情况；6. 机组并网后锅炉适当的增加燃料量，锅炉控制升压率w0.12MPPmin，升负荷率w 1.5 %/min；7. 并网后，高中压缸联合启动方式下，高压缸通风门自动关闭（发电机并网，延时1分钟关）当

42、高排压力大于冷再压力时，高排逆止门打开，注意调排比、高排温度、高排压力；8. 5%负荷暖机期间的操作和检查1）检查汽机振动、胀差、绝对膨胀、轴向位移及各轴承金属温度正常，润 滑油压、各轴承回油温度、EH油压正常，汽缸上、下壁温差在允许范围内；2）检查空冷风机运行正常，排汽装置背压低于16Kpa。3）确认下列控制装置投入自动a）给水泵再循环控制；b）除氧器压力、水位控制；c）给水泵转速控制；d）排汽装置水位控制；e）主机润滑油温度控制；f）氢气温度控制；g）空、氢侧密封油温度控制；h）定子冷却水温度控制。4）汽机初负荷暖机结束后，检查汽机胀差、轴向位移在允许范围，缸体绝 对膨胀正常。5）整个升负

43、荷过程中，参照下列表格控制启动时间（暂无资料，参考同类 型机组）F表机组高中压合缸启动时间对照表启动状态冲转至额定转速时间并网至额定负荷时间冲转至额定负荷时间寿命损耗率冷态82mi n132mi n210mi n0.03%温态10 min125 min135 min0.01%热态10 min50 min60 min0.006%极热态10 min20 min30 min0.005%19.3.16机组低负荷运行时参数应符合机组空负荷及低负荷运行导则曲线要 求。19.3.17 机组在启动期间控制升压率 0.09MPa/min，升温率v 1.5 C / min，升 负荷率3MW/min19.3.18负

44、荷由5%升至10%1. 在DEH上设定目标负荷30MVy负荷变化率3MW/min,按“进行”键开 始升负荷；2. 负荷升至30MW时，确认主汽压力 5.0MPa，主汽温度为370 C,再热 汽温350 C；3. 若做超速试验，10%负荷期间应暖机4小时；4. 负荷升至36MW时检查确认以下疏水气动门自动关闭，否则手动关：1）主蒸汽管道三岔前疏水阀；2）左、右主汽阀前疏水总阀；3）#1、#2高压主汽导汽管排放阀；4）#3-6高压主汽导汽管疏水阀；5）#1-2高压主汽导汽管疏水阀；6）高压外缸疏水阀；7）汽缸疏水阀；8）中压外缸疏水阀；9）高压缸第一级疏水阀；10）高中压缸汽平衡管疏水阀；11）高

45、排逆止门前、后疏水阀（且疏水罐液位低）；12）再热蒸汽管道三岔前疏水阀；13）左、右再热蒸汽管道疏水阀；14）低旁前再热蒸汽管道疏水阀；15）一段抽汽逆止阀前、电动阀后疏水阀；16）二段抽汽逆止阀前、后疏水阀。5. 负荷升至30MW时若高加未随机滑启则按由低至高依次逐步投入高加， 注意汽机轴向推力变化。19.3.19 负荷由 10% 至 20%1. 在DEH上设定目标负荷60MVy负荷变化率3MW/min,按“进行”键开 始升负荷；2. 负荷升至45MW时检查确认低缸喷水自动关闭，高中压缸联合启动应检 查IV接近全开，退出高低压旁路。3. 负荷升至60MW时确认主汽压5MPa,主汽温度约420

46、 C,再热汽温约 400 C；4. 负荷升至66MW时检查确认以下疏水气动门自动关闭，否则手动关：1）三段抽汽逆止阀前、电动阀后疏水阀；2）中压导汽管左、右侧疏水阀；3）低旁前再热蒸汽总管管道疏水阀；4）四段抽汽逆止阀1前疏水阀；5）四段抽汽电动门后疏水阀；6）四段抽汽供除氧器逆止阀后疏水阀；7）五段抽汽逆止阀前、电动阀后疏水阀；8）六段抽汽逆止阀前、电动阀后疏水阀；9）左右再热主汽门前疏水阀。5. 负荷升至60MW时，进行下列操作：1）辅助蒸汽联箱切为由冷再供汽；2）四段抽汽压力0.15MPa时，除氧器汽源切为四段抽汽，辅汽至除氧器 压力调节阀自动关闭；3）轴封供汽切为冷再供汽。19.3.2

47、0 负荷由 20%升至 30%1. 在DEH上设定目标负荷90MW负荷变化率2MW/min按“进行”键开 始升负荷2. 负荷升至75MW时，主机轴圭寸汽母管压力0.03MPa时，机组轴圭寸汽为 自密封，注意检查低压轴封汽温度在 121177 C范围，低压轴封减温水调整门 自动调节正常。3. 启动第一台汽动给水泵运行，全面检查运行正常后逐渐增加出力，同时 减小运行给水泵的出力，出力相等时两台给水泵并列运行，检查汽包水位稳定；4. 负荷升至75MW时，检查低加5、6，高加1、2、3疏水由危急疏水手 动切至逐级疏水回路，就地检查阀门动作正常，高、低加水位正常。5. 负荷升到78MW主汽压5MPa,主

48、汽温度约460 C,再热汽温约430 C稳定负荷，切换厂用电；6. 根据主汽压要求，锅炉加强燃烧，从冲转至26%负荷主汽压保持5MPa；7. 高加疏水满足逐级自流要求时将疏水倒至除氧器。19.3.21 负荷由30%升至40%1. 设定目标负荷120MW负荷变化率2MW/min,按“进行”键开始升负荷；2. 根据主汽压要求，锅炉加强燃烧；3. 负荷升至120MW主蒸汽压力应为7.5MPa，主蒸汽温度为538 C,再 热蒸汽温度为510 C。15MWA120MW为升温阶段，温升率约为1.5 C /min。19.3.22 负荷由40%升至50%1. 在单元主控中设定目标负荷150MW负荷变化率2MW

49、/min,开始升负荷；2. 负荷达到150MW时，确认主汽压力为9.5MPa，主汽温538 C,再热汽 温 538 C；3. 负荷达到150MW时，DEH控制切为遥控“ REMOTE机组投入CCS控 制方式，即依次投入给煤机投自动，燃量主控投自动，锅炉主控投自动，汽机 主控投自动；19.3.23 负荷由 50%升至 100%1. 在单元主控中设定目标负荷 300MW负荷变化率3MW/min,开始升负荷；2. 当负荷达200MW时，启动第二台汽动给水泵，缓慢增加第二台汽动给 水泵出力，同时降低给水泵出力，控制汽包水位正常，注意最小流量阀动作正 常，给水差压正常；调整两台汽泵出口流量一致后，投入第

50、二台汽泵自动，退 出给水泵。3. 投入给水泵的备用联锁；4. 负荷升至240MW时，机组具备顺序阀运行条件时切为顺序阀运行；5. 负荷升至270MW时，主蒸汽压力调整为16.7MPa,主蒸汽温度为 538C，再热汽温度为 538 C。7.8MVW 270MW为滑压，升压率约0.12MPa/min。6. 负荷升至240MW时根据值长命令投入机组AGC模式；7. 负荷升至240MW时检查机机组一次调频功能动作正常。8. 负荷升至300MW时，确认各参数正常；9. 全面对汽机本体系统、润滑油系统、密封油系统、真空系统、凝结水系 统、直接空冷系统、发电机氢气冷却、定子冷却水冷却系统等主辅机设备进行 检

51、查；10. 对机组全面进行检查，确认无异常后转为正常运行阶段。第四节温态启动19.4.1机组准备工作及启动的有关规定与冷态启动相同。 19.4.2温态启动冲转参数如下：（暂定）1. 主汽压：7.0MPa；2. 主汽温：360C；3. 再热汽压力：0.50.8MPa（高中压缸联合启动）；4. 再热汽温：340 C；5. 排汽装置压力：15KPa6. 升速率：200rpm。19.4.3按附录的温态启动曲线进行升速、带负荷。1944温态启动从并网带初负荷到达满负荷的标准时间应为125分钟，5%刃负荷暖机12分钟，之后升负荷率为5MW/min。第五节热态启动19.5.1热态启动规定1. 热态启动可以采

52、用高压缸带旁路启动方式和高压缸不带旁路启动方式， 即“ BYPASS OF”方式和“ BYPASS ON方式；根据机组运行情况来决定启动方 式，如：高中压汽门特性、高排温度、低压排汽温度等确定；2. 锅炉热态启动过程与冷态启动过程基本相同，锅炉升温升压过程应以点 火后锅炉的最低压力为起始点；3. 禁止在没有轴封蒸汽的情况下抽真空；4. 热态启动，辅汽供轴封用汽时，轴封母管暖管应充分疏水，轴封蒸汽温 度偏低时应适开主汽供轴封蒸汽；5. 锅炉点火后，升温升压由汽轮机高低压旁路配合进行；6. 投入真空系统，确认排汽装置压力不大于20kPa ；7. TV-GV阀切换前，主蒸汽温度必须高于“切换时最低主

53、汽门进汽温度”；8. 在冲转至额定转速前，主蒸汽温、再热汽温与高、中压第一级金属温度 差不应超过-38+111C；9. 热态启动时汽机本体疏水门必须全部开启；10. 启动过程中，应严密监视并控制转子偏心度、振动值、汽缸上、下缸 温差及转子应力趋势应正常；11. 热态启动汽机升负荷率按定压运行曲线所决定，以汽缸金属温度不冷 却为原则，尽快过渡到相应工况点。12. 负温差启动时，从冲转到全速时间不超过10分钟。19.5.2启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行。19.5.3冲转条件1. 按冷态启动冲转前的准备工作进行检查，确认系统运行正常；2. 汽温、汽压满足热态启动曲线冲转参数要求且稳定。主蒸汽

54、至少应有56 C的过热度，再热汽温尽量接近主汽温；3. 再热蒸汽温度中压缸第一级叶片持环金属温度4. 高压缸第一级蒸汽温度与第一级金属温度要有良好的匹配，在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高111 C或低于-55.6 C；5. 推荐冲转参数（参考）1）主蒸汽压力10MPa2）主蒸汽温度490 C；3）再热汽压力：0. 50.8MPa（高中压缸联合启动）；4）再热蒸汽温度460 C；5）升速率300rpm。19.5.4升速1. 按冷态启动DEH控制盘与LCD的操作方法，将确定的升速率及目标转 速600rpm输入到控制器中；计时2分钟后进行TV-IV切换。2. 在转速低于 600rpm 时，偏心率指示应稳定，且v0.076mm，升速至600rpm时，检查汽轮机所有监视仪表，并确认其工作正常，在转速 600rpm时,注意