孟加拉337MW联合循环电站项目汽轮机整套启动调试措施资料分析

1、CGEICB掂建版次：A日期：2013年5月汽轮机整套启动调试措施广班火电工程总公司GHUliGaONG FOrWHI ENGINEEIIIIE COIMMTHII一A初版实施REV版次签名1日期!签名日期签名日期MODI.修改STATUS状态编写AUTH.审核CHKDBY批准APPDBY呼黯广东火电工程总公司GUANGDONGPOWERENGINEERINGCORPORATION文件号DOCUMENTNO.Meghnaghat工程项目部孟加拉Meghnaghat337MW双燃料联合循环电站项目汽轮机整套启动调试措施版权所有COPYRIGHTGPEC/HYP2013Page1of*1 系统概述

2、32 编制依据43 调试目的44 试验前必须具备的条件55 试验范围66 调试工艺及要点67 质量标准158 安全、环境控制措施199 试验组织机构及分工21广东火电电控公司Page : 9 of 21二次进汽流量: 额定转速： 旋转方向：冷却水温：排汽压力：1.1.1.发电机制造厂：型号：额定功率：额定电压：1系统概述1.1 设备系统概述孟加拉Meghnaghat337MW双燃料联合循环电站项目，凝汽发电机组汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂生产，型号为LN118/-7.0/0.65/525/271单轴、双压、两缸两排汽、冲动、凝汽式汽轮机，旁路配置为100%高压旁路及100%低压旁路。发电机是由哈尔

3、滨电机厂有限责任公司制造的QF-135-2型空冷汽轮发电机。具特点是采用数字电液调节系统，操作简便，运行安全可靠。1.2 设备规范、特性参数1.2.1 汽轮机规范制造厂：哈尔滨汽轮机有限公司型式：单轴、双压、两缸两排汽、冲动、凝汽式型号：LN118/-7.0/0.65/525/271一次进汽压力：70bar一次进汽温度：525C二次进汽压力：6.5bar二次进汽温度：271C额定功率：11.8MW一次进汽流量：342t/h70t/h3000r/min顺时针(从汽轮机向发电机方向看)40C8.1kPa(a)哈尔滨汽轮发电机有限公司QF-125-2125MW13.8kV额定电流：6537A额定功率

4、：50Hz工作转速：3000r/min励磁方式：无刷励磁系统冷却方式：空冷2编制依据2.1 本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求，孟加拉Meghnaghat双燃料337MW联合循环电站机组工程的有关文件，制造厂的产品说明书及设计院的设计图纸编写的。2.2 参考文件2.2.1 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）2.2.2 火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/T5437-20092.2.3 电力建设安全工作规程（火电发电厂部分）2.2.4 电力建设施工质量验收及评价规程第3部分：汽轮发电机组DL/T5210.3-20092.2.5 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细

5、则2.2.6 国家电力公司安全生产工作规定2.2.7 电力建设施工及验收技术规范（1992年版）2.2.8 电力建设安全健康与环境管理工作规定（2002年版）2.3 本调试措施经各方讨论确认后，在调试中实施。2.4 关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。3调试目的通过现场静态和动态调试，使系统及设备长期安全可靠地运行，并达到设计规定的要求。为了提高机组移交时的经济水平，配合性能试验单位，将部分性能试验项目提前在调试阶段完成，通过测试单辅机最大出力、特性曲线等，寻找最经济的运行工况。3.1 启动调试目的启动调试是安装工作的最后一道工序，通过对机组分部试转，整组启动参数调整试验后

6、，检验和考验设备的制造、安装、设计和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题和解决问题，消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使主、辅机设备、系统达到额定工况下的设计出力，完成机组72+24、时试运行，使机组能以安全、可靠、稳定的状态移交给电厂。3.2 启动调试任务3.2.1 进行机组整组启动、并网、带负荷、72+24小时满负荷试运行。3.2.2 检测与考核汽轮机在DEH控制系统下的静态、动态性能。3.2.3 检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况。3.2.4 投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种运行工况。3.2.5 记录及收集各设备和系统在各种工况下的

7、运行参数和状况。3.2.6 试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式。3.2.7 投用并考验机组各项自动控制装置的工作状况。4试验前必须具备的条件4.1 现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐，照明充足，通讯良好，障碍物和易燃物已消除，消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。4.2 厂房封闭良好，不漏水，厂房通风设备可投用，机组的试运行区域划分明确，并作出标记。4.3 现场需用的系统图、阀门扳手、运行日记及数据记录表格已备妥，系统阀门已挂牌。调试用的仪器、仪表已准备就绪，管道保温良好，并标好色环及介质流向。油管下方的热管道已采取防火措施。4.4 参与机组启动的各方人员均已配齐，所

8、有人员对组织分工、各自的职责都已明了，各方面（电厂、安装、调试、监理）参与启动人员的姓名、专业均以文字形式张贴现场，便于工作联系。启动现场用红白带围起，无专用符号者不准入内，现场所有人员各自的行动均以不妨碍运行操作为原则。4.5 各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀、电动阀动作试验正常，并通过验收。4.6 各受压容器均经过水压试验，试验通过验收，安全阀动作性能良好（冷态校验完毕）各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门专业人员验收，符合机组的启动需要及要求。4.7 汽机盘车、顶轴油泵装置试转结束，润滑油压力调整和汽机抬轴试验结束。第一次冷态启

9、动前，连续盘车时间不小于24小时。4.8 真空泵及真空系统试转结束，真空系统灌水捉漏结束。4.9 汽轮机油、水系统调试结束，系统处于可投用状态。4.10 各辅机设备联锁保护试验结束，功能满足机组启动的需要，控制系统处于投用状态。4.11 汽机本体ETS、TSI、汽机防进水保护均符合要求。机、炉横向保护符合要求，各报警信号准确。4.12 高、低压旁路冷态调试结束，已满足机组启动及事故备用的需要。4.13 化学已准备好充足的启动用水，凝结水除盐装置冷态调试结束，机组启动时除盐装置投入使用。4.14 仪用气系统静态调试完毕，满足投用要求。4.15 汽轮机各分系统试转、验收、签证手续齐全。5试验范围5

10、.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。5.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。5.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。5.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。5.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。5.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。5.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。5.8 进行50%及100%B-MCR

11、甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性。6调试工艺及要点6.1 机组整套启动可分为下列三个阶段进行6.1.1 从机组冲转到额定转速及带10%m定负荷试运转（用于完成电气试验、汽机主汽门、调门严密性试验、汽机超速试验、汽机停机时测量惰走时间）。6.1.2 机组带负荷试验（0%100%负荷，进行机组各种设备的动态投用及出力工况试验、负荷变动试验）。6.1.3 机组的72+24小时满负荷试运行（做真空严密性试验）6.2 汽机调试启动阶段，调门进汽方式采用全周进汽即单阀”运行方式。6.3 高压内缸内壁金属温度小于150c时，机组启动采用冷态启动方式进行；金属温度在150c400c时，机组启

12、动采用温态启动方式进行；金属温度大于400c时，机组启动采用热态启动方式进行。6.4 机组冷、热态启动采用高压缸启动方式。6.5 在高压缸启动方式时，高、低压旁路用于汽机冲转前的蒸汽温度提升，在汽机挂闸前将高旁和低旁阀门关闭，置于自动备用状态。6.6 机组启动调试阶段各辅机设备、系统的投用6.6.1 闭式冷却水系统投用。6.6.1.1 闭式冷却水系统正常投用循环水增压泵，另一台作备用并投用一组水-水热交换器。6.6.1.2 闭式冷却水系统投用时如无冷却用户可开启旁路阀，以防止打闷泵。6.6.2 循环水系统投用。6.6.2.1 启动一台循环水泵，另一台作备用。6.6.3 开式冷却水系统投用。6.

13、6.3.1 开式水泵正常运行时投用一台，另一台作备用，根据开式泵进口滤网压差情况定时投用开式泵旋转滤网的冲洗装置。6.6.4 凝泵及凝结水系统的投用。6.6.4.1 正常运行凝泵投用一台，另一台做备用。6.6.4.2 初次启动时凝结水水质不合格时，根据凝汽器水位打开凝结水排放阀排放，凝结水水质合格后进除氧器回收。6.6.5 辅助蒸汽系统投用。6.6.5.1 辅助蒸汽系统在机组负荷小于25%额定负荷前采用启动炉710bar加热蒸汽作为汽源。6.6.5.2 在机组负荷大于25%额定负荷后，辅助蒸汽系统汽源由高压蒸汽提供。6.6.5.3 机组事故状态应注意保证辅汽至轴封汽的供汽。6.6.5.4 辅助

14、蒸汽母管的疏水送疏水扩容器，疏水扩容器疏水排向定排。6.6.6 除氧器、给水系统的投用。6.6.6.1 除氧器用辅汽母管供汽，通常维持压力为0.5bar,除氧器压力温度随负荷而滑升至额定参数。6.6.6.2 启动时，低压汽包供水由低压给水泵提供，高压汽包供水由高压给水泵提供。6.6.7 当燃机燃烧天然气时，凝结水预加热器投入使用；当燃机燃烧重油时，凝结水预加热器退出运行。6.6.8 发电机冷却器冷却水投用。6.6.9 EH油系统、润滑油系统、盘车及顶轴油系统的投用。6.6.9.1 启动一台EH油泵，另一台作备用，EH油泵启动时注意EH油箱油温大于24C。否则应投用电加热器，预热油温大于24c后

15、，才允许启动EH油泵，EH油运行温度为3257Co6.6.9.2 根据运行中的EH油温投用一台冷油器，另一台做备用，备用冷油器应保持充满油。6.6.9.3 在汽机盘车前投用主机辅助润滑油泵，直流事故油泵处于备用状态，汽机转速3000r/min主油泵出口压力正常后，停用主机辅助润滑油泵，然后投自动备用。6.6.9.4 润滑油冷油器正常运行时投用一组，另一组作备用，备用冷油器应保持充满油。启动润滑油泵前应注意油箱油温大于10C,否则应投用电加热器。6.6.9.5 润滑油系统一旦投用后，应投用主油箱排烟风机，保持主油箱负压。6.6.9.6 本机组配备两台顶轴油泵，盘车前投用顶轴油泵，顶轴油母管压力大

16、于130bar,使得轴承顶轴油压达到130bar以上。6.6.9.7 首次启动汽轮机转子盘车应不少于24小时。6.6.9.8 盘车时润滑油温应维持在21c35C。6.6.10 真空泵及真空系统的投用。6.6.10.1 冷态启动轴封汽源采用辅汽母管汽源。6.6.11 轴封汽系统的投用。6.6.11.1 汽轮机冲转前真空应达到81KPa,冲转前投用2台真空泵抽真空，正常运行只投用一台真空泵，另一台做备用。6.6.11.2 热态启动轴封汽汽源，可采用高压蒸汽或者辅助蒸汽汽源。6.6.11.3 投用轴封汽源应注意保证轴封汽与转子金属温差小于110C,根据汽源温度可投用低压轴封减温水，轴封汽应有14c过

17、热度，温度为121c177c范围。6.6.11.4 汽机负荷大于25%额定负荷后，轴封汽用汽机自身蒸汽密封，此时轴封汽系统应处于热备用状态。6.6.11.5 一旦轴封汽投用，同时投用轴加风机，保证轴加微真空，轴加疏水通过“U'管回凝汽器。6.7 汽轮机冷态启动6.7.1 汽轮机冲转前的操作和检查1 .7.1.1按下列顺序投用辅机设备和系统。1）凝补水系统投用。2）闭式冷却水系统投用。3）循环水及开式水系统投用。4 ）EH油及润滑油系统的投用。5）顶轴及盘车装置的投用，检查顶轴油压正常。6）凝结水系统投用。7）辅汽系统投用。8）除氧给水系统投用，高、低压给水泵视锅炉要求启动。9）汽机轴封

18、汽系统投用。10）真空系统投用。11）发电机冷却水系统投用。12）热工各监视、操作装置送电投用。13）高压蒸汽、低压蒸汽、汽机本体各疏水门确认开启。6.7.2 冲转前的试验及检查6.7.2.1 汽机遥控脱扣和就地脱扣各一次。6.7.2.2 低压缸喷水系统正常。6.7.2.3 汽机超速保护装置（OPC试验）动作正常。6.7.2.4 润滑油温35c45C,油压0.8MPa1.5MPa。CGEICB掂建版次：A日期：2013年5月汽轮机整套启动调试措施广班火电工程总公司GHUliGaONG FOrWHI ENGINEEIIIIE COIMMTHII6.7.2.5 转子偏心小于0.076mm。6.7.

19、2.6 凝汽器绝对压力小于19kPa。6.7.2.7 高、中压缸上下温差小于42Co6.7.2.8 机组在盘车状态。6.7.2.9 汽轮机HP和IP转子金属温度低于150C,进汽温度属于冷态启动区。6.7.2.10 背压必须尽可能低，不能高于图表“空负荷和低负荷运行导则”所给出的主蒸汽温度和低压排汽压力限制。6.7.3 高压缸启动（冷态）。6.7.3.1 冲转参数:高压蒸汽参数40bar,350C;低压蒸汽参数2bar,150Co6.7.3.2 在汽机冲转至10%额定负荷期间，要求锅炉维持上述参数不变。6.7.3.3 汽机升速至3000r/min的操作。6.7.3.3.1 投入速度反馈回路，将

20、控制器置“操作员自动（OA）”方式，选择单阀调节模式，确认旁路状态为关闭（OFF）”。6.7.3.3.2 手动关闭高、低压旁路，汽机挂闸，确认高压主汽门、高压调门关闭，低压主汽门、低压调门关闭，选择目标转速600r/min,升速率为100r/min。6.7.3.3.3 按“升速（GO）”按钮，汽轮机即开始冲转。6.7.3.3.4 确认盘车装置已经脱开，盘车装置的马达已自动停止。6.7.3.3.5 控制转速至600r/min。6.7.3.3.6 当汽机转速达到600r/min左右时，即按脱扣按钮，在现场确认高压主汽门、高压调门、低压主汽门、低压调门全关闭，使蒸汽不再进入汽机。6.7.3.3.7

21、在现场进行磨擦检查，检查部位如轴承、汽缸、轴封、油档。6.7.3.3.8 磨擦检查结束后汽轮机重新挂闸，汽轮机升速到600r/min。6.7.3.3.9 保持机组转速在600r/min（2mir）,检查所有的仪表，保证仪表状况良好。6.7.3.3.10 机组在600r/min前偏心记录仪所显示的值应小于0.076mm,转速超过600r/min监视机组振动。6.7.3.3.11 机组转速方r/min顶轴油系统停运。6.7.3.3.12 选择暖机转速2100r/min为目标转速，升速率100r/min。6.7.3.3.13 按“升速（GO）”按钮，汽轮机升速到2100r/min。6.7.3.3.1

22、4 机组升速到2100r/min开始进行暖机，以中压持环蒸汽温度达到260c开始计算，暖机时间由图表汽轮机暖转子时间”曲线决定。6.7.3.3.15 在暖机期间，监视汽机TSI参数不超限。6.7.3.3.16 选择转速2950r/min为目标转速,升速率100r/min。6.7.3.3.17 参照DEH高、中压转子应力曲线图在允许范围内，确认汽机暖机结束。按开速(GO)”按钮，汽轮机升速到2950r/min。6.7.3.3.18 选择3000r/min为目标转速,升速率100r/min。6.7.3.3.19 按升速(GO)”按钮,汽轮机升速到3000r/min。6.8 汽机达到额定转速后的工作

23、6.8.1 首次启动达到额定转速后手动脱扣汽机，检查高压主汽门、高压调门、低压主汽门及低压调门关闭正常后，重新挂闸升速至3000r/min。6.8.2 进行汽机充油试验，动作正常，记录动作油压。6.8.3 切换主油泵运行，主油泵正常工作后确认辅助润滑油泵已停，处于备用状态。6.8.4 汽机试验结束后，移交电气进行初次启动的电气试验，电气试验时OPC装置应处于投入状态。6.8.5 汽机升速过程中应检查的项目。6.8.5.1 汽轮发电机各转动部分无异常声音。6.8.5.2 各轴承金属温度及回油温度正常，根据回油温度投用冷油器。6.8.5.3 各道轴承的振动值及轴承回油正常。汽机暖机结束升至3000

24、r/min过转子临界转速时，升速率提高至r/min以快速冲过机组临界转速，并记录机组临界转速值。6.8.5.4 低压缸排汽温度80Co6.8.5.5 发电机冷却水系统和主机EH油系统各参数在正常范围内。6.8.5.6 汽机TSI装置指示的各参数正常。6.8.5.7 凝汽器、除氧器、缓冲水箱水位正常。6.8.5.8 凝结水泵、高低压给水泵、开式冷却水泵、闭式冷却水泵等各辅机运行正常。6.9 发电机并网带10%额定负荷及超速试验。6.9.1 电气试验结束后发电机并网，并网后立即带78%额定负荷，在78%额定负荷下稳定运行至少30分钟，在稳定运行期间，主汽阀进口蒸汽温度温升率小于1.7C/min。为

25、了试验汽轮机超速遮断装置，将负荷增加到10%额定负荷，在该负荷下稳定运行4小时，检查高、中压转子应力不超过规定范围。6.10 汽轮机主汽门、调门严密性试验。6.10.1 降负荷到零，发电机解列。6.10.2 将主汽压力逐步提升至40bar。6.10.3 汽轮机转速在3000r/min。6.10.4 主汽门开足，关闭调门做严密性试验。6.10.5 调门开足，关闭主汽门做严密性试验。6.10.6 如果汽机转速能迅速下降到1000r/min以下，说明主汽门和调门严密性试验符合要求。6.11 汽轮机做超速试验6.11.1 降负荷到零，发电机解列。6.11.2 解列后做超速试验时汽机背压应符合曲线空负荷

26、和低负荷运行导则”规定的背压。6.11.3 做超速试验前应手动停机，确认主汽门、高压调门、低压主汽门及低压调门关闭。重新升速到3000r/min。6.11.4 汽机OPC超速试验。6.11.4.1 在DEH手动控制盘上将OPC开关放在投入位置。6.11.4.2 设置升速率50r/min,目标转速3100r/min。6.11.4.3 按升速（GO）”按钮，进行OPC试验，转速到3090r/min,汽机高、低压调门关闭。6.11.4.4 OPC试验结束后，将转速恢复正常。6.11.5 汽机电超速动作试验。6.11.5.1 手动将机头超速试验手柄置于试验位置。6.11.5.2 设置升速率50r/mi

27、n,目标转速3360r/min。6.11.5.3 按升速（GO）”按钮，进行电超速试验，记录汽轮机组遮断器动作时的转速值。并观察危急遮断系统（ETS）面板上超速（OVERSPEED）灯亮。（电超速整定值为3300广东火电电控公司Page : 11 of 21CGEICB掂建版次：A日期：2013年5月汽轮机整套启动调试措施广班火电工程总公司GHUliGaONG FOrWHI ENGINEEIIIIE COIMMTHIIr/min)。6.11.6 汽机机械超速试验。6.11.6.1 在手动控制屏上将键开关从超速保护控制器(OPC)试验位置转到(OPCDISSABLE)的位置上，以使超速保护控制器

28、不起作用。6.11.6.2 在危急遮断系统(ETS)面板上按试验模式(TESTMODE)”及电超速(ELEVOVSP)”键，确认(ELEVOVSP)灯亮，以使电气紧急遮断系统不起作用。6.11.6.3 设置升速率50r/min,目标转速3360r/min。6.11.6.4 按升速(GO)”按钮，进行机械超速试验。6.11.6.5 注视汽轮机转速表，并记录汽轮机组遮断器动作时的转速。6.11.6.6 如果汽轮机组遮断器动作时的转速令人满意并希望继续运行，那么使机组重新复置。假使汽轮机组遮断器动作时“DEH已经转换到汽轮机手动操作"(TURBINEMANUAL)位置，则应重新将它置于运行

29、人员自动"(OPERAUTO)的位置上。若遮断器动作转速不能令人满意，那么在将机组重新投入运行以前，要调整好遮断器飞锤的弹簧力，使遮断动作转速在3300-3360r/min范围内。6.11.6.7 机械超速试验完成后，必须再按“ELEVOVSP键或“ESC®,重新恢复电超速功能。6.11.7 超速试验注意事项。6.11.7.1 做超速试验时应确定专人指挥，机头和控制室分别有人监视转速和负责转速超过3360r/min时进行手动脱扣。6.11.7.2 机械超速分别动作二次，二次动作转速的差值应不大于0.6%。6.11.7.3 做超速试验时应专人负责监视机组振动、轴向位移、差胀、

30、排汽缸温度和轴承温升情况。6.11.7.4 在进行超速试验之前，确认油泵自启动校验正常。6.12 发电机并网至额定负荷。6.12.1 机组并网带至额定负荷时锅炉蒸汽参数按照图125MW高压缸启动一冷态”曲线滑升。6.12.2 超速试验结束后，将发电机重新并网。6.12.3 设定升荷率0.53MW/min,目标负荷125MW。6.12.4 于锅炉运行联系后，按增负荷（GO）”按钮，开始开负荷。6.12.5 负荷达到15%额定负荷时，注意主汽门前各级疏水阀自动关闭，此时可投入第一级压力反馈回路或功率反馈回路。5.12.6负荷升到额定负荷，进行全面检查，确认机组运行正常后，72+24小时带满负荷试运

31、行开始。需要请注意的是为满足锅炉洗硅要求，每次加负荷时应得到化学调试人员的许可。6.12.7 汽轮机真空严密性试验。6.12.7.1 汽轮机带负荷125MW。6.12.7.2 关运行中的真空泵进口隔离阀。6.12.7.3 试验进行8分钟，并记录每分钟真空下降值，取最后5分钟真空下降值，计算出平均下降值。6.12.7.4 试验结果其真空下降值要达到部颁验标标准。6.12.7.5 试验结束，开启真空泵进口隔离阀。6.12.7.6 如果在试验期间，真空下降过快，应立即停止试验，开启真空泵进口隔离阀。6.13 汽轮机甩负荷试验（参阅甩负荷试验措施）。6.14 汽轮机停机操作6.14.1 停机操作前应确

32、认辅汽母管压力、温度正常，润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置均在自动状态。6.14.2 汽轮机正常停机减负荷率由“定压运行曲线”图或“变压运行曲线”图决定。6.14.3 当机组负荷降至15%额定负荷时，应开启主蒸汽管道、高压各疏水阀门。6.14.4 负荷减至0%额定负荷时，发电机解列。6.14.5 机组解列后，手动脱扣停机，同时测量惰走时间。6.14.6 确认交流辅助润滑油泵自启动正常。6.14.7 转速下降至1000r/min时，确认顶轴油泵启动正常，顶轴油压正常。6.14.8 转速下降至零，盘车装置自动投入。6.14.9 汽机盘车规定。6.14.9.1 正常情况下汽机连续盘车至高压缸第一级金属温

33、度<1503,可停盘车马达。6.14.9.2 停机后如需在停盘车状态下进行检修工作，可每隔15min盘180度，直到恢复连续盘车为止。6.14.10 盘车停止后，停用真空泵，当真空度为零时，停用轴封汽7质量标准7.1主机冲转前检查（冷态启动）检查项目性质单位质量标准合格优良主蒸汽压力主要bar40主蒸汽温度主要C350低压蒸汽压力主要bar3低压蒸汽温度C150主汽阀金属温度C240260转子偏心率mm<0.076汽机润滑油压力bar0.961.24汽机润滑油温度C3540汽机润滑油油质符合制造厂规定要求汽机EH由压力bar125147汽机EH由温度C3257油质符合制造厂规定要求

34、汽机安全油压力bar710凝汽器真空主要KPa>81辅机投运及仪表主要投运正常，指示准确盘车电动机电流A高低压主汽阀关闭时间主要S<0.5高低压调节汽阀关闭时间主要S<17.2主机启动技术指标控制检查项目性质单位质量标准广东火电电控公司Page： 15 of 21CGEICB联事版次：A日期：2013年5月汽轮机整套启动调试措施广班火电工程总公司GHUliGaONG FOrWHI ENGINEEIIIIE COIMMTHII合格优良温差高压缸（上下）C<42中压缸（上下）C<42膨胀汽缸膨胀无卡涩无跳跃高压缸胀差mm5.516.5低压缸胀差mm5.533临界转速轴

35、振动（双幅值）km<2543000r/min轴振动（双幅值）主要Nm<120<76轴向位移主要mm-0.80.8推力轴承金属温度主要C10595汽机支持轴承金属温度主要C10595发电机支持轴承金属温度主要c10595高压缸排汽金属温度c<390低压缸排汽温度c<79凝汽器真空主要KPa>93EH由压力bar125147EH由温度C4550安全油压力主要bar710润滑油压力bar0.961.5润滑油温度（进油）主要C3540轴封供汽压力bar0.2460.317低压轴封供汽温度C121177辅助蒸汽温度C250辅助蒸汽压力bar7.512.77.3主机额定

36、转速性能试验检查项目性质单位质量标准合格优良安103%5定转速动作试验r/min3090全危急遮断器注油试验动作止确保低真空跳闸KPa81护低润滑油压跳闸bar0.49系其它信号跳闸动作止确统手动跳闸动作止确主汽门严密性试验转速（额定参数下）主要r/min<1000高中压汽门试验动作止确，无卡涩实际超速试验转速主要r/min330033607.4主机带负荷运行重要指标检查项目性质单位质量标准合格优良轴承额定负荷轴振（双幅值）主要Rm<120<76轴承进油温度主要C4045推力轴承金属温度主要C<107支承轴承金属温度主要C<95<105发电机轴承金属温度主要

37、C<95<105汽缸膨胀主要正常轴向位移主要mm-11相对膨胀高压缸胀差mm5.516.5低压缸胀差mm5.533保温层外表温度（环境温度为25c时）C<50汽机运行参数主蒸汽压力bar按制造厂启动曲线主蒸汽温度C按制造厂启动曲线低压蒸汽压力bar按制造厂启动曲线低压蒸汽温度C按制造厂启动曲线汽缸上/下缸温差主要C<42低压凝汽压力主要KPa4.9低压缸排汽口金属温度C<79高压缸排汽口金属温度C<390升/减负荷速度按制造厂启动曲线7.5主机各项试验检查项目性质单位质量标准合格优良高压缸汽源切换（中压缸启动）主蒸汽温度及流量满足制造厂家要求汽门启闭试验动作

38、止确，无卡涩惰走时间（真空状态卜）符合设计要求真空严密性试验主要KPa/min<0.4汽机甩负荷试验取回6力转速主要r/min3300超速保护装置主要不应动作调节系统动态性能能控制机组转速，维持空载运行，符合设计要求机组联锁保护动作止确，性能良好甩负荷值主要%50、100（额定功率）必要测定项目测试记录止确试验技术资料记录齐全、止确7.6汽机72+24小时试运行检查项目性质单位质量标准合格优良设备及系统投运主要个别设备未及时投，但/、影响机组负荷和安全设备及系统全部投入技本指标个别指标未达到要求，但/、影响机组负荷和安全指标全部达到要求保温层外壁温度C<50发电机冷却水C<50各部温开主要%符合设计要求汽轮发电机轴振动（双幅）主要Nm<125<76调速汽门开启顺序符合设计要求重叠度过负荷汽门开/关动作无卡涩