施工及验收技术规范汽轮机机组篇

施工及验收技术规范汽轮机机组篇49汽轮发电机组的调整、启动、试运行9.1一般规定9.1.1汽轮发电机组安装完毕,在投入生产前,应按本章进行调整、启动、试运行。未经调整试运行的设备,不得投入生产。9.1.2本章的各项规定系对汽轮发电机组设备调整、启动、试运行工作的一些基本要求。如制造厂对此有明确规定时,则应以制造厂规定为准。常规运行操作应参照电厂为该机组制定的运行规程、部颁的有关规程执行。9.1.3调整与试运行工作应达到下列要求:(1)检查各系统设备的安装质量,应符合设计图纸、制造厂技术文件及本规范的要求;(2)检查各项系统及设备的设计质量,应满足安全经济运行和操作、检修的方便;(3)检查、调整并考核各设备的性能,应符合制造厂的规定;(4)吹扫或冲洗各系统达到充分的洁净,以保证机组安全经济地投入运行;(5)提出整套设备系统交接试验的技术文件,作为生产运行的原始资料。9.1.4汽轮发电机及其附属机械、辅助设备的试运现场必须具备下列条件:(1)厂区内场地平整,道路(包括消防道路)畅通;(2)试运范围内的施工脚手架已全部拆除,环境己清理于净,现场的沟道及孔洞的盖板齐全,临时孔洞装好护栏或盖板,平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板;(3)现场有足够的消防器材,消防水系统有足够的水源和压力,并处于备用状态,事故排油系统处于备用状态;(4)试运机组范围内的各层地面应按设计要求作好;(5)生活用的上下水道畅通,卫生设施能正常使用;(6)厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用,积水能排至厂外;(7)现场有足够的正式照明,事故照明系统完整可靠并处于备用状态;(8)在寒冷气候下进行试运的现场,应作好厂房封闭和防,冻措施,室内温度能保持+5℃以上;(9)电话等通讯设备安装完毕,可以使用;(10)与试运有关的空调设施,可以投入使用。9.1.5汽轮发电机组及其附属机械、辅助设备和系统,在试运前应具备下列条件:(1)设备及系统按要求安装完毕,并经检验合格,安装技术记录齐全;(2)完成设备及管道的保温工作,管道支吊架调整好;(3)基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度;(4)具备可靠的操作和动力电源与压缩空气气源;(5)各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志;(6)转动机械加好符合要求的润滑油脂,油位正常;(7)工业水系统已装好并具有可靠的水源,且冲洗洁净;(8)各有关的手动、电动、气动、液动阀件,经逐个检查调整试验,动作灵活、正确,并标明名称及开、闭方向,处于备用状态;(9)参与试运的各种容器,已进行必要的清理和冲洗;(10)各指示和记录仪表以及信号、音响装置已装设齐全,并经校验调整准确;(11)设备及表计清理擦拭干净并标注名称;(12)具备足够的启动用汽源,并能稳定供汽,其压力和温度应能满足轴封供汽、汽动给水泵、除氧器等用汽的需要;(13)大型机组影响调试精度的精密部套及自动控制部分的通风、空调装置必须投入使用。9.1.6汽轮发电机组的分部试运、整套启动、验收、移交及其组织形式、试运程序、连续整套运行小时数,可按部颁的《火力发电厂基本建设工程启动验收规程》执行。9.1.7汽轮发电机组整套启动前应进行并完成的分部试运行工作如下:(1)汽水管道的吹扫和冲洗;(2)冷却水系统通水试验和冲洗;(3)化学水系统经冲洗、充填药剂和调整试运行,并能供给足量水质合格的水;(4)真空系统灌水严密性试验;(5)除氧器、热交换器、蒸发器、减压装置等的检查调整;(6)各附属机械分部试运调整;(7)油系统(包括润滑、调节和密封油系统及净化装置)试运调整,油循环至合格;(8)调节、保安系统静态整定和试验;(9)顶轴油泵和盘车装置试验,校对大轴晃度指示表;(10)抽汽止回阀与传动装置的调整试验,确认动作可靠;(11)汽封系统的调整试运行;(12)配合热工、电气进行有关保护、联锁装置,远方操作装置和电动、气动、液动阀的调整试验,记录好开、闭、富余行程及开闭时间,并投运正常;(13)中间再热机组启动旁路系统的调整试验;(14)抽真空试验;(15)低压缸喷水试验;(16)发电机氢系统、绕组冷却水系统的冲洗与调整。9.2附属机械分部试运行9.2.1附属机械分部试运行前,除应具备第9.1.5条的有关条件外,还应检查下列各项:(1)电动机经过单独空负荷试运行合格,旋转方向正确,远方操作的电动机就地应装好事故按钮,并经试验合格;(2)手盘转子检查,设备内应无摩擦和卡涩等异常现象;(3)裸露的转动部分应装好保护罩;(4)有关联锁自动保护装置应经过调整,模拟试验动作灵敏、准确;(5)对于入口无滤网的水泵,试运前应加装有足够通流面积的临时滤网(运行至水质清洁后拆除)。9.2.2驱动给水泵的汽轮机试运行前应具备下列条件:(1)汽轮机的主蒸汽管道(启动锅炉来汽、主汽轮机的抽汽、冷段再热蒸汽)均经过吹洗合格;(2)油系统经循环冲洗合格,油质符合标准;(3)真空系统经严密性试验合格;(4)凝结水系统或排汽系统经冲洗或吹扫合格,并严密不漏,排汽门水封能正常供水;(5)汽轮机的主汽门、调节汽门及有关阀门、开闭正确、严密不漏。9.2.3驱动给水泵的汽轮机试运行应符合下列要求。9.2.3.1试运的有关技术要求按制造厂的规定进行。9.2.3.2汽轮机试运除进行单机空负荷额定转速试转、调节系统试验与调整外,还应进行下列试验:(1)油箱油位高或低的保护试验;(2)备用主油泵自启动试验;(3)直流润滑油泵自启动试验;(4)危急遮断器冲油试验;(5)汽轮机超速及危急遮断器试验;(6)高、低压主汽门开、闭试验。9.2.3.3给水泵汽轮机的排汽、凝结水系统与主汽轮机连接者,其真空的建立应与主机保持一致。9.2.3.4给水泵汽轮机停机破坏真空时，必须先与主机隔绝完毕，在排汽门送上水封的情况下进行，并须同时监视主机的真空变化。9.2.3.5在主汽轮机运行的情况下，给水泵汽轮机抽真空，应利用汽缸疏水阀缓慢进行，防止扰动主机真空。9.2.4汽动、电动给水泵启动试运前应根据其自动保护装置情况进行必要的试验或模拟试验，其中关系到设备或系统安全的保护装置必须投入。9.2.5给水泵试运前应符合第9.2.1条的规定外，还应具备下列条件：(1)强制循环的油系统应经油循环和滤油,达到管路清洁,油质符合本篇第9.6.12条的规定；(2)各轴承进油节流孔板应按设计孔径装好；(3)调整润滑油压达到规定值，检查确认各油孔排油应正常；(4)自动再循环门动作应灵活可靠;(5)具有暖泵系统的高压归水泵试运行时，一般应进行暖泵，使泵体上下温差小于15℃，泵体与给水温差小于20℃；(6)检查冷风室不漏风,冷风器不漏水,系统流量调整好;(7)密封系统的冷却水和冲洗水畅通，水质清洁；(8)驱动给水泵的工业汽轮机按制造厂及本篇第9.2.3条的规定进行试运;9.2.6对于带液力偶合器的给水泵试运行，还应具备下列条件：(1)主电动机经带空负荷试运行合格后,带液力偶合器,对调速工作油及润滑油系统进行油循环,油压正常,油质清洁无渗漏;(2)主电动机带动液力偶合器进行静态试验，调整凸轮转角与勺管行程的对应关系，并应符合要求；(3)进行各项保护装置（如：润滑油压低，工作油温超限报警,最小流量自动再循环阀启闭,主油泵入口滤网压差超限报警,滤油器滤网压差超限报警,以及自动再循环阀最小流量拒动延迟时跳闸或报警等保护)的动作试验,并应灵敏正确；(4)勺管(调节阀)宜调整到相当于800~100r/min转速的位置,准备启动。9.2.7给水泵组启动过程中应检查下列各项,并定时作出运行记录：(1)润滑调速油压和油温；(2)各轴承振动值；(3)平衡压力、各检测位置的压力、轴封水压力；(4)水泵进出口压力、给水流量、滤网压差；(5)电动机启动电流和带不同负荷时的电流；(6)液力偶合器凸轮转角或勺管位置和转速。9.2.8带液力偶合器的电动给水泵在启动试运行过程中应进行下列各项调整试验与测定工作：(1)电动机定子线圈超温保护及低电压延时跳闸等试验；(2)勺管位置(%)与水泵转速、凸轮转角、相关流量的特性测试,并进行调整；(3)液力偶合器工作油温与水泵转速关系实验；(4)进油调节阀与工作油温的关系试验；(5)自动再循环阀根据流量的自动开闭试验,并应正确可靠；(6)对并列运行的给水泵进行调整,使各泵凸轮转角、勺管位置、转速和流量关系趋于一致。9.2.9循环水泵的试运工作除应具备第9.1.5和第9.2.1条各项条件外,还应符合下列要求：(1)启动抽真空装置经试验良好。(2)泵的进水侧,包括前池、进水间隔、进水以及全部冷却系统的沟道、管道、水池等都必须清理干净,经检查无任何杂物。水池水位及吸入口淹没深度应达到设计要求。(3)轴流式或混流式循环水泵的出口阀门经试验开闭应灵活,联锁动作应准确可靠,一般启动时阀门应先开至30°,启动主泵；停泵时阀门先关至30°,将泵的电动机电源切断,阀门并应在规定时间内全关；真空破坏阀动作应灵活。(4)对于带橡胶轴瓦的水泵,在启动前应先注入清水或肥皂水,待泵出水正常后方可停止注水。当橡胶轴瓦备有专用润滑水泵时,润滑水泵应经试运正常,水质清洁,滤网前后压差正常,并须用清水冲洗橡胶轴承20min以上。(5)制动器应工作可靠。(6)排空气阀处于工作状态,泵与排空气阀必须同时开启。(7)对于全调节式轴流泵的油系统和压缩空气系统应经试验工作良好。(8)水轮在水面下的水泵启动时应作好防止管路内水冲击的措施，管路支架必须紧固。泵在真空状态下，不得启动,重新启动前必须有足够的时间使空气进入泵内。(9)有条件时应进行胶球冲洗装置的试验。9.2.10凝结水泵试运行前除应满足第9.2.1条的规定外,还应装好凝汽器水位计,凝汽器内部经认真清理。9.2.11深井泵试运时,除应满足第9.2.1条的有关规定外,还应符合下列要求：(l)水泵启动前,应将清水通入泵座润滑水孔,以保证轴与轴承的预润滑,有预润滑水箱者,要求存水大部分流入水泵后才能启动,如无预润滑水箱,灌水量应足够；(2)轴向位置调整合适,转动灵活,启动20min后应停止运转，检查各部位是否正常,并再次调整叶轮与导水壳间的轴向相对位置。9.2.12附属机械分部试运行时间一般应连续运行4~8h。电动机容量在2MW及以上的应根据厂用电容量情况决定,。如启动后情况正常,允许缩短试运时间,在联合试运中继续考验。9.2.13水泵和一般附属机械试运行应达到下列要求:(1)泵的出口压力稳定并达到额定数值。(2)电动机在空载及满载工况下的电流,均不超过额定值。(3)轴承垂直、水平、轴向振动(双振幅),用经过校验合格的振动表测定不超过表9.2.13的规定。表9.2.13附属机械轴承振动(双振幅)标准转速(r/min)振幅(mm)优等良好合格n≤10001000<n≤20002000<n≤3000n>30000.050.040.030.020.070.060.040.030.100.080.050.04(4)轴承油温不高于制造厂规定值,一般使用润滑油的为65~70℃,用润滑脂的不起过80℃;油泵油压、给油和轴承回油正常,轴承无渗油现象。(5)对于带液力偶合器的给水泵组,调速工作油温及润滑油温均不应超过规定值,油压、油位正常,并应尽量避开在2/3水泵额定转速范围运行,冷油器工作正常,调速机构控制灵敏。(6)各转动齿轮咬合良好,无不正常音响、振动和发热现象。(7)泵类轴密封吸入侧应严密,各轴封仅能少量滴水(或滴油),温度正常。(8)各转动部分音响正常,泵内无冲击现象。(9)水泵吸入口底阀能维持住启动时需要的水位。(10)对于全调节式轴流泵,应在试运行中进行叶片角度调整试验,并应符合设计要求。(11)对于附属机械的各项联锁装置,结合试运行进行试验和调整,并应符合设计要求。9.2.14水塔风机试运行,除应符合第9.2.13条规定外,还应符合下列要求:(1)传动轴无显著跳动和窜动；(2)试运后应检查各风叶,无变形和焊缝开裂现象。9.2.15旋转滤网的试运行除应符合第9.2.13条的规定外,还应符合下列要求:(1)滤网旋转灵活;(2)传动装置和链条无卡涩现象;(3)冲洗喷嘴射水方向正确,能冲掉滤网上的杂物;(4)污物能汇集在排污槽内,不卡堵在设备上;(5)滤网架构与密封板间有足够的严密性,能阻止杂物短路进入净水室;(6)正常运行情况下保护销无变形。9.2.16附属机械分部试运完毕后提交验收时,应具备下列技术文件:(1)试运记录;(2)分部试运签证书;(3)分部试运期间重大缺陷消除后的技术记录。9.3汽水管道的吹扫和冲洗9.3.1汽轮机的汽水管道试运前的清洗应按下列规定进行:(1)主蒸汽管,主汽隔离阀旁路管,主蒸汽旁路系统管道,再热机组冷再热汽管、热再热汽管,主蒸汽至冷再热器管的启动旁路系统等管道,必须按本规范"管道篇"的规定,用蒸汽吹扫合格;(2)高温高压机组的凝汽器、除氧器及其水箱、高低压给水管、主凝结水管、减温水管、给水泵机械密封水管及其他有关的容器和中、低压水管等,应冲洗至水质透明;(3)对于高压机组的上述容器和水管,除用工业水进行大流量冲洗外,锅炉点火前还必须用除盐水冲洗;(4)对于超高压及以上参数机组的炉前水管道,应进行化学清洗,清洗后的停置时间如超过一个月,应充联胶溶液防腐,锅炉点火前须用除盐水冲至含铁量合格;(5)自动主汽门至高压缸、再热汽门至中压缸的导汽管,在安装焊接过程中应确保内部清洁,否则应进行管道蒸汽吹扫,吹扫要求与主蒸汽管道相同;(6)汽动油泵、汽动给水泵的驱动汽轮机的进汽管的吹扫要求,基本与主蒸汽管道相同;(7)轴封蒸汽进汽管,轴封高温汽源管,汽轮机尾部加热进汽管,汽缸及夹层加热进汽管,蒸汽抽气器进汽管等应用主蒸汽或其他辅助汽源进行吹扫,吹扫蒸汽应有足够的压力与流量,每次吹5~10min,直至排汽洁净为止,但不应少于3次,每两次宜间隔一定时间使管道冷却;(8)冲洗或吹扫前,必须结合现场特点制定措施,经批准后执行,并应尽可能加装临时消音装置;(9)吹扫与汽轮机联结的管道时,必须严防蒸汽或疏水进入汽缸;(10)冲洗或吹扫与附属机械或辅助设备连接的管道时,应卸开进口法兰或接临时管排大气,确保杂物不落入设备内。9.3.2对超高压及以上机组,炉前水管道的化学清洗(碱洗、酸洗)工作,应按本规范"火力发电厂化学篇"的要求进行。范围一般为从凝结水泵出口至锅炉省煤器入口这个区间的主凝结水、高低压给水管道,至于除氧器和高低压加热器是否参加酸洗,应根据设备具体情况确定。如不宜参加酸洗,应有隔离措施,不使酸液进入内部,清洗工作应按经过审批的清洗技术措施进行。9.4汽轮机真空系统严密性检查9.4.1汽轮机本体启动前对凝汽器的汽侧、低压缸的排汽部分以及当空负荷时处于真空状态下的辅助设备与管道,应灌水进行真空严密性检查。9.4.2汽轮机真空系统严密性检查应具备下列条件:(1)所有与汽轮机连接的管道、阀门以及严密性检查范围内的管道与设备,均安装完好并经检查合格,但焊口和法兰不得保温;(2)凝汽器汽侧内部已清理干净;(3)底部具有支持弹簧的凝汽器,在灌水前应在弹簧处加临时支撑,检查各管道支吊架,必要时也应加临时支撑,或将弹簧吊架锁住;(4)各水位计玻璃安装完好;(5)在灌水水面以下连接的真空表计全部切除;(6)需灌水的部分应有排水的设施或措施;(7)灌注用水可用化学水或澄清的生水。9.4.3真空系统灌水试验的水位高度一般在汽封洼窝以下100mm处。各抽汽管道以及其他在主机启动时处于真空状态下的管道和设备均应灌水,灌水前要加装临时高位水位计以检查水位高度。引进型机组汽缸与凝汽器间用橡胶或波形管作柔性连接者,灌水要求应按制造厂规定。9.4.4真空系统严密性检查应确信下列各部位无泄漏现象：(1)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；(2)凝汽器和加热器的水位计；(3)凝结水泵和加热器疏水泵的格兰；(4)与真空系统连接的阀门、疏水器及U形水封管的外露部分等；(5)凝汽器铜管及其胀口；(6)与凝汽器连接的排汽缸接口的疏水扩容器及其他设备。9.5汽轮机辅助设备试运行9.5.1除氧器试运前除应具备第9.1.5条的有关条件外,还应具备下列条件:(1)安全门、脉冲安全门及其附件安装正确,并已经过冷态整定,排汽管的截面积应符合设计要求,安全门动作压力应视给水泵汽化的条件,一般定为工作压力的1.1~1.25倍,回座压力符合制造厂规定。(2)调节阀能操作自如,开闭终端位置与外部指示相符。(3)各热工自动装置、仪表、远方操作装置,经初步通电检查性能良好。(4)除氧水箱的溢流排放管能排放通畅。(5)除氧器就地水位计应清澈可见并有足够的照明。(6)水箱支座滚柱及底座应清扫干净,不妨碍膨胀。9.5.2除氧器试运应达到下列要求:(1)蒸汽压力调节装置工作正常,能稳定地维持除氧器压力在要求范围内;(2)水位调节装置工作正常,溢流装置及高低水位报警信号动作可靠,就地水位计和远方水位计指示一致;(3)安全门动作正确可靠,排汽畅通;(4)当除氧器出力和进入除氧器水温均符合设计要求时,全部运行过程中无汽水冲击现象和显著振动现象;(5)在铭牌压力下正常运行时,除氧水含氧量应符合标准,并能达到铭牌出力。9.5.3减温减压辅助蒸汽站试运前,除具备第9.1.5条的有关条件外,还应具备下列条件:(1)汽水调节阀、控制阀能操作自如,开闭终端位置与其外部刻度相符;(2)安全门、脉冲安全门及其附件安装正确;(3)减温水系统、疏水系统安装正确,具备试运行条件。9.5.4减温减压辅助蒸汽站的调整试运行应达到下列要求:(1)设备运行各参数(流量、前后温度及压力)应能达到铭牌规定;(2)安全门的整定值应为铭牌压力的1.1倍加0.1MPa,动作与回座压力应符合要求,疏水畅通,减温水调整门关闭后应严密不漏;(3)管道及其有关设备,应能自由膨胀。9.5.5热交换器(包括蒸发器、加热器)在试运前,除应具备第9.1.5条的有关条件外,尚应具备下列条件:(1)阀门、安全门、疏水器、水位调整器、高低水位报警装置等动作应灵活并严密不漏;(2)有关的蒸汽管道最低点应装好疏放水设施。9.5.6蒸发器及一般热交换器调整试运行后应能达到下列要求:(1)各台加热器投入前,应分别通过事故放水充分吹扫;(2)给水水位稳定,各自动调节保护装置经调试能正常工作,高压加热器的满水保护按本篇第9.8.19条的要求进行试验,动作良好;(3)各部分操作灵活,无泄漏现象;(4)运行正常后,各部分参数应能达到制造厂的铭牌规定;(5)安全门经整定后,其动作压力应为铭牌压力的1.1倍加0.1Mpa。9.5.7真空系统抽真空前应具备下列条件:(1)真空系统严密性检查合格,排大气各阀门均应关闭,密封水系统投入,对各密封阀门供水正常;(2)凝结水泵、循环水泵及有关系统试运行完毕,能投入使用;(3)润滑油、密封油系统和盘车装置等均试运完毕,能投入使用;(4)射汽抽气器及轴封用的辅助蒸汽应有足够的汽源;(5)射水抽气器的射水泵或真空泵的射水槽应经彻底清理、充水并按第9.2.1条和第9.2.13条的要求进行分部试运合格。9.5.8离心式真空泵试运行除应符合第9.2.13条规定外还应达到下列要求:(1)泵底阀应能使泵内满水,并于真空泵启动后建立真空,无底阀或底阀不严时,须用压力水(0.05Mpa)作工作水注入泵内,建立真空,达到规定的真空(66.7kPa)后渐开虹吸阀,停供压力水;(2)当真空泵运行正常后,关闭抽气系统的阀门及辅助进气口,应能达到理论上的真空(即凝汽作用所产生的绝对压力减去工作水的蒸汽压力);(3)当达不到预期的真空,又未发现渗漏空气点时,应调整水泵水室对分配器圆周反向的导向角,取得最佳真空度,固定水室位置,并进行记录;(4)试运时工作水温应低于30℃,必要时应向水池兑入低温水。9.5.9抽真空应达到下列要求:(l)抽气器(或真空泵)工作时,本身的真空应不低于设计值;(2)接通真空系统后,系统的真空应不低于同类机组的数值,一般为40kPa(300mmHg)左右(适用于当地大气压为760mmHg时,下同);(3)供轴封蒸汽和投入轴封抽气器后,系统的真空应能保持正常运行的真空值。9.6油系统试运和油循环9.6.1油系统的试运和油循环工作主要包括下列内容:(1)清理油箱,向油箱内灌油;(2)各辅助油泵试运行;(3)按有关规定及本节要求进行油系统循环冲洗;(4)启动调速油泵进行调速油系统充压试验及严密性检查,并对各油系统油压进行初步调整;(5)配合热工、电气人员进行油系统设备联锁保护装置的试验与整定;(6)油质合格后,恢复油系统部套重新对系统充入合格的汽轮机油。9.6.2油系统试运行和油循环冲洗前应具备下列条件:(1)油系统设备及管道全部装好,清理干净并严密封闭耻,系统经承压检查无渗漏;(2)备好灌油及油循环所需临时设施,各轴承进油管无滤油器时,应准备临时滤网,装好冲洗回路,将供油系统中所有过滤器的滤芯、节流孔板等可能限制流量的部件均取出;(3)备有足量符合制造厂要求的并经化验符合国家标准SY1201-78的汽轮机油;(4)各油泵的电动机及系统上的排烟机经空载试运行,情况正常;(5)油系统设备、管道表面及周围环境清理干净,无易燃物,工作区域周围无明火作业z(6)备好砂箱、灭火器等消防用具;(7)确信事故排油系统连接正确,阀门操作灵活并关严加好保护罩,事故排油井内清理干净。9.6.3灌油或放油时,汽轮机油的容器应清洁,不得使用未经彻底清理的盛过其他油种的容器,装油和运油时应严防与其他油种的容器混淆。9.6.4向油箱灌油时,应经过滤油机,特殊情况下,直接向油箱灌油时,必须用铜丝布或罗绢过滤,滤网应不低于28号(70目)。9.6.5油箱灌油及油系统充油时,应检查下列各项并应符合要求:(1)油箱和油系统设备及管道无渗漏现;(2)油位指示器动作灵活,其指示与油箱中的实际油位应相符合;(3)高油位和低油位信号应调整正确。9.6.6油循环一般应按下列程序进行:(l)首先冲洗主油箱、储油箱、油净化装置之间的油管路至清洁;(2)轴承润滑油的入口管不进油,单独冲洗主油泵的主管路至油质清洁;(3)各轴承进油口最好加装截止阀和临时放油口,将轴瓦短路,采取措施不使油进入钨金与轴颈的接触面内,并拆去推力轴承的推力瓦片进行油循环;(4)将前轴承箱内调节保安部套的压力油管与部套断开,直排油箱或将其油管短路连接进行冲洗;(5)冲洗时可使交、直流两台润滑油泵同时投入运行冲洗,必要时密封油备用泵也投入冲洗以加大系统流量,油净化装置应在油质接近合格时投入循环;(6)交替开闭各轴承临时截止阀,轮流冲洗各轴承管路以加大流速和流量,顶轴油管也参加冲洗;(7)当油样经外观检查基本无杂质后,对调节保安油系统进行冲洗并采取措施不使脏物留存在保安部套内;(8)放掉冲洗油,清理油箱、滤网及各轴承座内部,然后灌入合格的汽轮机油;(9)将全部系统恢复至正常运行状态,在各轴承进油管上加装不低于40号(100目)的临时滤网,其通流面积应不小于管道断面积的2~4倍,将各调节保安部套置于脱扣位置,按运行系统进行油循环,多于一台冷油器时,冷油器应经常交替循环,循环过程中应经常将滤网拆下清洗,防止被杂质冲破;(10)油循环完毕及时拆掉各轴承进油管的临时滤网,恢复各节流孔板。9.6.7油循环的各阶段都应遵守下列规定:(1)管道系统上的仪表取样点除留下必需的油压监视点外,都应隔断;(2)进入油箱与油系统的循环油应始终用滤油机过滤;(3)冲洗油温宜交变进行,高温一般为75℃左右,但不得超过80℃,低温为30℃以下,高、低温各保持1~2h,交替变温时间约1h;(4)循环过程中油箱内滤网应定期清理,循环完毕应再次清理。9.6.8氢冷发电机密封油系统的油循环除应按第9.6.3至第9.6.7条执行外,还应符合下列要求:(1)具有单独密封油系统的交、直流油泵的就地、远动启停都应经试验并动作正确,保护装置亦能动作灵活可靠;(2)冲洗前应作好防止冲洗油漏入发电机内的措施;(3)与润滑油系统相连的密封油管在发电机轴承冲洗合格后,可使油从发电机到油箱进行反冲洗;(4)密封瓦处应进行短路循环;(5)冲洗油应不经过油氢压差调节阀和油压平衡阀,应从旁路通过;(6)冲洗完毕应清理氢油分离箱、油封箱、过滤器等。9.6.9为提高油循环的冲洗效果,还可采用下列措施:(1)采用大流量油冲洗装置进行油循环时,冲洗要求仍按第9.6.7条及第9.6.8条执行;(2)当油经过冷油器循环时,最好从冷油器放油堵经临时管,将油排至油箱,以减少脏油积存在冷油器内;(3)向冷油器出口油管连续强力通以干燥的压缩空气1h左右,对管壁造成气击,但须保持空气的压力稍大于油的压力;(4)在分段冲洗时,可按正常流向的逆向冲洗;(5)对外露的管路、弯管及焊缝用铜锤、木锤(小于3.6kg)或击振器敲击;(6)对于冲洗死角仍应采取辅助清洗措施。9.6.10采用低压(4MPa〉抗燃油的电液调节系统,油循环冲洗工作应按第9.6.3条至第9.6.7条及第9.6.9条的规定执行。9.6.11采用高压(12Mpa)抗燃油的电液调节系统,油循环冲洗工作应符合下列要求:(1)向抗燃油箱灌油必须经过10μm过滤器;(2)拆除汽门执行机构组件上的伺服阀、供油管孔板,拆除危急遮断组件上的电磁阀,并在拆除部位装上制造厂提供的冲洗组件;(3)如油系统中装有永久性金属滤网,,应更换上临时冲洗滤网;(4)抗燃油再生装置应投入循环冲洗;(5)由就地安装的两台抗燃油泵同时运行进行冲洗,调整油箱组合件的减压阀使排油压力为3.5MPa左右,调整使油泵出口压力处于最高值；(6)短时间交替切断各执行机构的截流阀,关闭薄膜阀,关闭薄膜阀，以增大冲洗流量；(7)保持循环油的温度为54~60℃；(8)每2h清洗油箱磁棒一次；(9)当油箱滤油网前后压差达0.7MPa时,应用专用的超声波洗清器清洗滤网。9.6.12采用汽轮机油的汽轮机润滑油系统、调节油系统和密封油系统,油循环冲洗应达到下列标准:9.6.12.1从油箱和冷油器放油点取油样化验,达到油质透明,水分合格。9.6.12.2采用下列任一检查方法确定系统冲洗的清洁度:(l)称重检查法。在各轴承进油口处加50孔/cm(120目)滤网,在全流量下冲洗2h后,取出全部滤网,在洁净的环境中用溶剂汽油清洗各滤网,然后用60孔/cm(150目)滤网过滤该汽油,经烘干处理后,杂质总质量不超过0.2g/h,且无硬质颗粒,则被检测系统的清洁度为合格。(2)颗粒计数检测法。在任意轴承进油口处加60孔/cm(l50目)的锥形滤网,再用全流量冲洗循环30min,取出滤网在洁净的环境中,用溶剂汽油冲洗滤网,然后用80孔/cm(200目)滤网过滤该汽油,收集全部杂质,用不低于放大倍率为10倍并有刻度的放大镜观测,对杂质进行分类计数,其杂质颗粒符合表9.6.12的要求,则被检测系统的清洁度为合格。9.6.13引进型数字电液调节系统的高压(12MPa)抗燃油系统,油循环冲洗工作的清洁程度要求从回油母管的过滤网前取油样100ml,在试验室中按规定的方法用微分显微镜观测油样中杂质的粒径和数量,符合表9.6.13的要求,则系统的清洁程度为合格。表9.6.12汽轮机油清洁度要求杂质颗粒尺寸(mm)数量(颗)>0.250.13~0.25无≤5表9.6.13高压抗燃油清洁度要求杂质颗粒粒径(μm)数量(颗)5~1010~2525~2050~100100~150<9700<2680<380<56≤5注杂质颗粒中大于0.25mm的纸屑、木屑、烟灰、石棉及软质物质等能用手指越成粉末者不视为有害颗粒。9.6.14油系统各阀门的调整,应达到各处油压符合制造厂的规定。氢冷密封油系统中油氢压差调节阀和油压平衡阀的调整,应在发电机整套风压试验时进行。9.6.15油系统试运和油循环完毕后,应具备汽轮机油和抗燃油化验记录和辅助油泵试运行记录。9.7整套启动试运行一般规定9.7.1汽轮发电机组整套启动试运行应作好本章第9.1.4条至第9.1.6条规定的项目。9.7.2汽轮发电机组整套启动试运行,应进行下列各项工作:(1)汽轮机冲转升至额定转速后复核各部分油压值,完成各项自动保护装置的试验;(2)调节系统空负荷试验与调整;(3)发电机投氢;(4)发电机并列前各项电气试验;(5)带负荷运行;(6)校对各类安全门;(7)投入回热设备和供热抽汽设备;(8)调节系统带负荷试验;(9)真空系统严密性试验;(10)七天七夜(或72h)额定负荷运行。9.8汽轮机启动前调节系统和自动保护装置的调整和试验9.8.1汽轮机在首次启动前,必须根据制造厂技术资料编制调节保护系统试验措施,并对调节系统各部套和自动保护装置进行调整试验。9.8.2汽轮机调节系统和自动保护装置调整试验前应具备下列条件:(l)油系统油循环完毕,油质经化验合格,油温一般保持在50±5℃;(2)调节系统各油压表安装齐全,并经校验合格,主要压力计应换成刻度较细的标准压力表,有关部件的行程指示标尺或百分表,以及试验时必须加装的临时设施,应按要求正确安装完毕;(3)电动高压油泵试运合格;(4)各调节部套动作应平稳、灵活、无卡涩、突跳或摆动。9.8.3对于采用高速离心调速器为敏感元件的调节系统,一般应测取同步器行程和挂闸油压,各自动主汽门行程、中间滑阀行程、各油动机行程之间的关系,和油动机行程与各调节汽门开度的关系,均应符合制造厂要求。9.8.4对于全液压调节系统,静态试验前应临时加接油源,以建立一次油压。经整定:同步器在不同行程的一次油压与二次油压的关系,二次油压与各油动机行程的关系和油动机行程与调节汽门开度的关系,均应符合制造厂要求。启动阀、容量限制器或其他类似装置的行程与调节汽门油动机行程的关系,经试验也应符合制造厂要求。9.8.5抽汽式供热汽轮机应在调压器的压力敏感元件内用接入油压表校验台等办法建立压力,按制造厂要求做调压器的静态整定,再与调速部套一起做各油动机的静态调试。整定后的各调压器的压力、调压器行程、同步器行程和各油动机行程之间的关系,应符合制造厂要求。9.8.6背压式汽轮机调节系统在静态试验时,应在调压器的压力敏感元件内建立压力,并分别测取调速器和调压器的特性,经整定应符合制造厂要求。9.8.7自动主汽门调整试验时,必须切实隔断所有汽源,严防蒸汽漏入汽轮机内。9.8.8各自动主汽门的调整试验应符合下列要求。(1)危急遮断器挂闸后,操作同步器启动阀或其他有关装置,主汽门应开闭自如。(2)主汽门开启行程与安全油压、主汽门油动机活塞下油压,应符合制造厂规定。(3)具有缓冲器的主汽门,其缓冲器的特性经试验应良好。(4)具有活动试验装置的主汽门,其活动试验性应良好。(5)主汽门油动机的迟缓率不大于制造厂的保证值。(6)手动危急遮断器或磁力断路油门时主汽门应迅速关闭,从开始动作到汽门全关时的时间为:100MW及以上汽轮机不应超过0.5s;100MW以下汽轮机不应超过1.0s。9.8.9危急遮断器动作后,各调节汽门油动机应迅速关闭,带调整抽汽的回转隔板应迅速关回到零位,或动作至规定位置。具有联锁装置的抽汽止回阀应迅速关闭。松开跳闸手柄,上列各项动作应不再返回。9.8.10容量限制器行程的调整应达到下列要求:(1)容量限制器行程与调节汽门油动机的行程关系应符合设计要求:(2)在断开位置时,应不妨碍调节汽门全开;(3)在投入位置时,应能根据给定值限制负荷,但不应妨碍调节汽门的关闭;(4)操作装置灵活,投入与断开的声光信号应正确。9.8.11轴向位移保护和差胀指示发送装置的调整试验应符合下列要求:(1)按制造厂要求正确地定好零位;(2)试验刻度盘指示值、仪表指示值等应相符;(3)当试验装置调整到整定位置时,保护装置动作应正确可靠;(4)差胀发送装置若经拆卸,则装复后应在汽轮机温度降至室温的情况下进行复校。9.8.12低油压保护装置的调整试验应符合下列要求:(1)当油压逐渐降低时,保护装置应依次逐个动作,动作值应符合制造厂规定,偏差不大于5kPa,并作出记录;(2)低油压继动器宜装在润滑油供油管的末段,如继动器的标高与轴承中心线的标高不同,则应将动作值修正到中心线标高的油压;(3)低油压继动器应无漏油和卡涩现象。9.8.13低真空保护装置的调整与试验,可利用校表用真空泵改变真空继动器的真空,或在机组试抽真空时,或停机时进行。当真空逐渐降低至15.2kPa(绝对)时应发出声光信号,至30.4~40.5kPa(绝对)时机组应跳闸。9.8.14盘车装置的调整试验应达到下列要求:(1)盘车装置的润滑油路应畅通,供油充足,低速盘车时,汽轮机润滑油系统的油温一般在30℃以下;(2)操作手柄机构终端开关接触应良好,离合器位置应正确;(3)盘车装置在投入运行时,应无漏油现象;(4)离合器的咬合和脱开应平稳、灵活、无碰撞;(5)盘车时转子转动均匀,传动机构无明显撞击和振动,电动机电流应正常并无显著摆动;(6)盘车装置联锁(低油压停盘车、顶轴油泵联锁、盘车闭锁等)应动作正确;(7)盘车自动投入装置动作应正确、可靠。9.8.15带有顶轴油泵的盘车装置在试验前,应开动顶轴油泵,确认轴已顶起然后投入盘车。首次试验应检查并记录各轴颈的顶起数值和油压。9.8.16引进型机组的盘车装置盘车前应先检查零转速装置和盘车装置各电磁开关,并应动作正确,气源畅通,油温一般调至21~25℃,先进行点动盘车,然后再投手动或自动盘车。9.8.17首次盘车,在汽轮机转动后,应立即仔细倾听汽轮机内部有无摩擦音响。9.8.18具有联锁保护的抽汽止回阀的调整试验,应达到下列要求:(1)当汽轮机组跳闸使电磁装置动作时,应能使抽汽止回阀迅速关闭。复归后,抽汽止回阀应恢复开启,总行程应符合设计值。(2)门杆、活塞和传动装置应无卡涩现象,声光信号正确。9.8.19高压加热器水位高自动旁路保护试验应达到下列要求:(1)使发送器发出高压加热器"水位高"脉冲,高压加热器给水旁路阀应迅速打开,入口阀和出口阀应迅速关闭,开闭时间应不大于制造厂规定;(2)在动作期间应不影响锅炉正常供水;(3)同时发出声光信号;(4)有关联锁也应正确动作。9.8.20中间再热汽轮机具有启动旁路系统者,其各段旁路装置的减温减压器、汽水阀门的执行机构动作应灵活,有关各项自动联锁装置动作应符合要求,旁路系统自动投入或切断的时间应符合要求。9.8.21各辅助设备的蒸汽压力调整器、自动水位调节器、高低水位报警器以及危急泄水装置的调整试验应达到下列要求:(1)各发送器、执行机构等有关装置应灵活,无卡涩或摆;(2)压力、水位与调节控制阀的开度关系应符合设计要求;(3)在水位升降至规定值时,带有电气接点的高低水位报警装置和危急泄水装置的电气接点应接通或断开,并发出相应的报警信号或使危急泄水装置动作。9.9汽轮发电机组启动及空负荷试运行9.9.1汽轮发电机组启动及空负荷试运行前除应具备第9.1.4条、第9.1.5条、第9.1.6条三条规定的条件外,还应具备下列条件:(1)锅炉点火前真空系统应试抽真空,并能达到第9.5.9条的要求。(2)各有关公用系统和附属设备系统均已分部试运合格,冷却水塔或水池、凝结水处理设备等都处于备用状态。(3)汽轮机调节系统与自动保护装置经过静态整定与试验合格。(4)空冷发电机应装好灭火装置,氢冷发电机和水氢氢冷发电机的氢气系统风压试验合格,具备投氢条件;水氢氢冷发电机和双水内冷发电机的水冷却系统经冲洗,水质合格,具备投水条件。(5)低压缸喷水装置经试验喷雾均匀,方向正确,不致喷溅到末级叶片上。(6)制定好汽轮机组整套启动技术措施,经审批后并向运行人员交底。(7)作好必要的生产准备,包括运行人员配备和培训;运行规程和事故处理规程的制定、学习和考试;切合实际的系统图的绘制;阀门编号及工具、仪表、记录表格的准备等工作。9.9.2汽轮机组空负荷试运行时除应作好正常运行记录外,还应特别记录下列各项:(1)汽轮机大轴原始偏心率(晃度)及其高点值在转子的圆周方向的位置,以及轴向位移、胀差等其他仪表的原始读数;(2)汽轮机及其附属机械、辅助设备的启动和停止时间;(3)冲动汽轮机转子的时间、汽温、汽压、真空和油温;(4)暖机各阶段的转速和维持时间;(5)轴承和轴颈在各暖机阶段和额定转速下的振动值,通过临界转速时的最大振动值,以及各阶临界转速的实测值;(6)支持轴瓦、推力瓦、密封瓦钨金温度及回油温度;(7)盘车装置开始工作与停止的时间,正常情况下的盘车电流及电流摆动值;(8)汽轮机各部分金属温度及膨胀值;(9)轴向位移及差胀值;(10)发电机水冷系统、氢冷系统的各项参数;(11)停止汽轮机的时间和原因,以及停机冷却时间内的汽缸温度、膨胀值等主要记录;(12)汽轮机惰走曲线(包括惰走时间、转速、真空及顶轴油泵启动的时间);(13)正常停机后,下汽缸各主要金属温度测点的降温曲线;(14)缺陷故障处理情况。9.9.3汽轮机从开始冲动转子至达到额定转速,一般应按下列规定进行:(1)运行应统一指挥,明确分工,运行操作应由有运行经验的人员担任。(2)汽轮机第一次冷态启动时,冲转前应连续盘车不小于4h,冲转后暖机时间一般应比正常运行规程中所规定的时间为长。(3)汽轮机的启动参数和启动方式应符合制造厂的规定,单元式机组一般采用滑参数启动,但主蒸汽温度一般比汽缸金属温度高50℃而又不超过额定温度,蒸汽过热度不低于50℃。(4)冲转前冷油器出口油温一般应不低于35℃,真空应不低于60kPa(450mmHg),对于大型汽轮机,转速升至2500r/min以前,油温应提高至42~45℃,真空应提高至正常值。(5)中间再热汽轮机启动旁路系统的各减温减压装置,在启动过程中的调节方式应符合制造厂要求。(6)冲转后宜切断汽源在低速下迅速进行"摩擦检查",倾听汽轮机内动静部分、轴封、各轴承内部及发电机内部等处应无异音,如情况正常,应在转子仍在转动时进行升速。(7)法兰螺栓加热和汽缸加热装置应按规程及时投入并调整。(8)汽轮机在启动过程中如发生异常振动,以及大型机组低于一阶临界转速时轴承双振幅振动值超过0.04mm时,应立即紧急停机,进行连续盘车,测量大轴晃动的变化,并找出原因,禁止降速暖机。(9)汽轮发电机组通过临界转速时应平稳迅速,各轴承的振动值应符合制造厂规定,一般双振幅不应超过0.10mm,不得任意硬闯临界转速。(10)汽轮机稳定在额定转速时,各轴承的振动值不得超过制造厂的规定,主轴承的双振幅值应不大于0.03mm;如机组具备符合要求的测轴颈振动装置,则应以轴振为准,引进型机组的轴振值应不大于制造厂的规定(一般为0.125mm报警,0.254mm跳(闸),其他国产机组制造厂无规定时,可参照附录N执行,由于各轴承刚度不一样,各轴承振动与轴振无一定比例关系。(11)高压汽轮机各部分温差、差胀值,以及汽缸内壁升温率应符合制造厂的规定,一般高压外缸上、下缸温差不应越过50℃,高压内缸上、下缸温差不应超过35℃。(12)注意汽缸热膨胀,不应出现不均匀、不对称和卡涩现象。(13)各支持轴承、推力瓦和密封瓦的金属温度,均应不高于制造厂规定值,一般在90℃以下,主轴瓦温度测点紧贴钨金面者允许到100℃。回油温度不宜超过65℃,超过75℃时应紧急停机,引进型机组一般为107℃报警,112℃紧急停机。(14)在升速过程中,应注意发电机风（氢）温、风（氢）压及密封油压的变化,应保持规定的氢、油压差,及时投入风(氢)冷却器的冷却水。空冷发电机通风系统应无漏风现象。双水内冷和水氢氢冷发电机的运行维护,应按本章第11节的有关规定执行。9.9.4汽轮机在空负荷试运行时,对调节保安系统应进行下列工作:(1)当主油泵投入工作后,停止调速油泵时,应加强监视,防止油压跌落,并检查调节系统应能保持稳定,油动机无显著摆动;(2)在额定转速下,按制造厂规定再次调整各部分润滑和调速油压;(3)记录调节系统开始动作时的转速;(4)按要求调整同步器的高低限,并记录同步器的行程与汽轮机转速的关系,以及当时的主蒸汽参数和真空值;(5)危急遮断器喷油试验及手动遮断试验;(6)自动主汽门与调节汽门严密性试验;(7)危急遮断器压出试验;(8)超速试验;(9)电调与液调切换跟踪试验,并在有条件时进行调节系空载特性试验。9.9.5主蒸汽及再热蒸汽的自动主汽门与调节汽门的严密性试验应符合下列规定:(1)应在额定汽压、正常真空和汽轮机空负荷运行时进行试验。(2)当自动主汽门(或调节汽门)单独全关而调节汽门(或自动主汽门)全开的情况下,中压机组的最大漏汽量应不致影响转子降速至静止;对于进汽压力为9MPa及以上的汽轮机,最大漏汽量应不致影响转子降速至1000r/min以下。(3)当主蒸汽压力偏低且不低于额定压力的50%时,转子转速迅速下降值n可按下式修正:pn=×1000r/minp0式中p——试验时的主蒸汽压力,MPa;po一一额定主蒸汽压力,MPa。(4)具有左右两侧主汽门的汽轮机,两侧应同时进行试验。9.9.6汽轮机超速试验应按下列规定执行:(l)试验时应统一指挥,明确分工,严密监视;(2)汽轮机本身的转速表及外接转速表(包括手持机械转速表)均应校验合格,并应尽量选用高精确度的表计;(3)升速前应手动危急遮断器,确认其动作良好,高、中压主汽门,调节汽门应能迅速关闭,转速应立即下降;(4)升速前排汽缸冷却喷水应投入,引进型机组转速达到600r/min时,应自动投入排汽缸冷却喷水;(5)适当关小电动主汽门,防止产生过高的超速;(6)对主汽门及调节汽门进行关闭试验,确认其不卡涩,严密性符合要求;(7)大型机组的超速试验宜在主蒸汽压力为40%额定值下进行,试验前,发电机应作好必要的电气试验,带低负荷(额定负荷的10%)运行4h暧机,使转子达到脆性转变温度,然后降至空负荷,与电网解列后进行,带负荷前应投入电超速保护和进行危急保安器压出试验以确保安全;(8)升速应平稳,先用同步器升至3150r/min,再用超速试验滑阀继续升速,严禁在超速状态下停留;(9)严密监视汽轮机转速及各轴承的振动,当任一轴承的振动值较正常运行值突增0.03mm以上时,应立即紧急停机;(10)超速试验不宜紧接在危急遮断器压出试验后进行,以免影响超速试验的准确性;(11)具有数字电液调节装置的机组,试验前应投入连续记录和计算机连续打印装置,以记录机组的转速、低压缸排汽温度等参数。9.9.7汽轮机组试运行时存在下列情况之一者不得进行超速试验:(1)主汽门或调节汽门开闭有卡涩现象或蒸汽严密性试验不合格时;(2)在额定转速下任一轴承的振动异常时;(3)任一轴承温度高于限额值时。9.9.8汽轮机超速试验一般应符合下列要求:(1)危机遮断器动作转速应符合制造厂规定,一般为额定转速的110%~112%;(2)危机遮断器每个飞锤或飞环应试验两次,动作转速差不应超过0.6%;(3)危机遮断器脱扣后应能复归,飞锤(环)的复位转速一般应不低于3030r/min;(4)跳闸及复位信号指示应正确;(5)将事故超速试验盘置于“电超速”位置,按同上步骤进行超速实验,其动作转速不应超额定转速的112%;(6)在进行危机遮断器实验时,如机组转速超过额定转速的112%,危机遮断器仍不动作,应立即手动紧急停机。9.9.9调节系统空负荷实验应按下列规定进行:(1)调节系统空负荷实验应编制实验技术措施,经施工技术负责人审批后进行;(2)在实验过程中,主蒸汽参数与真空值应尽可能接近额定值;(3)在同步器的不同位置,控制汽门使汽轮机转速缓慢升高或降低,记录转速和相应的油动机行程等调节系统有关数据,在一个实验过程中转速不得反复;(4)如实验时主蒸汽参数真空值较低,计算速度变动率时,对实验时的油动机开度,应按比例修正到额定条件下的油动机开度值。9.9.10汽轮机调节系统空负荷试验结果应表明调节系统的性能达到下列要求:(1)在额定参数,空负荷时同步器应能使机组在额定转速的±6%范围内变化;(2)调节系统的速度变动率一般为3%~6%;(3)调节系统的迟缓率应符合下列要求:25~100MW≤0.3%100MW以上≤0.2%(4)当主汽门全开,调节系统应能维持空负荷稳定运行,并能用同步器顺利并网。9.9.11轴封压力调节器投入后,应能平稳地调节轴封蒸汽压力并保持稳定运行,引进型机组轴封自动进汽装置应调好投入。9.9.12汽轮机组首次达到额定转速和空负荷试运后,视情况可停机进行下列检查并作必要的检修:(1)主油泵各变速机构和盘车齿轮机构;(2)支持轴承、推力轴承和发电机密封瓦;(3)各油、水系统滤网;(4)其他运行不良的部件。9.9.13汽轮机各轴承在满负荷七天七夜(或72h)试运前或后,宜进行一次全面检查。9.9.14当汽轮机的高压内下缸金属温度高于150℃进行热态启动时,除应参照第9.9.3条的有关规定外,还应符合下列规定:(1)大轴偏心率比原始值偏差不大于0.02mm;(2)上下缸温差超限或差胀达极限值均不得启动或升速;(3)主蒸汽和再热蒸汽管道充分暖管,使汽轮机进汽区的蒸汽温度高于相应的汽缸内壁温度50~100℃,主汽门前的蒸汽过.,热度应大于50℃,具有启动旁路系统的再热机组,其再热蒸汽温度应不低于中压内上缸壁温;(4)先送轴封蒸汽,后抽真空,轴封蒸汽的温度应接近缸体温度,并应在启动过程中对汽缸和管道金属温度加强监视,防止冷气、冷水进入汽机;(5)当汽轮机负差胀趋近极限值时,应及时采取措施;(6)除检查所需外,升速过程中不得停留,尽快地升至额定转速并立即并网,迅速加负荷至汽缸温度高于启动时的温度,以后即可正常运行;(7)引进型机组应按制造厂提供的热态启动曲线进行。9.10发电机投氢及氢系统运行9.10.1发电机投氢前应具备下列条件:(1)发电机的氢系统设备与管道安装完毕,并经整体风压试验合格,氢冷却器通水试验良好。(2)密封油系统油循环合格,排烟机试运正常。(3)氢系统、密封油系统调整试验已完成,差压阀、平衡阀及其他自动调节部件性能良好;各种联锁保护及报警装置动作正常,各种仪表经校验合格。(4)发电机周围清理干净,无易燃物件,距发电机及氢系统周围不小于5m范围已划出严禁烟火区域,并挂有警告牌。(5)准备好足够的消防器材。(6)准备好压缩空气源和足量的质量合格的氢气和二氧化碳(或氮气)①。二氧化碳(或氮气)的纯度不低于95%,含氧量不超过2%。母管的氢气压力宜比发电机额定氢压高0.2MPa,纯度一般应为99.5%,最低不低于98%。注:①充氢时耗氢量约为发电机容积的2~3倍,二氧化碳耗量为发电机容积的2~2.5倍。(7)具有符合实际的氢油系统图和经领导审批的投氢技术措施。9.10.2发电机置换气体应在转子静止或盘车状态下进行。发电机转动或充气时必须保证密封瓦的供油,油压一般应比发电机内部气体压力高30~60kPa。为了减少气体消耗,在置换气体过程中,发电机壳体内可保持较低压力,但最低压力值不得小于3.0kPa。9.10.3氢冷发电机空冷运行能否加励磁和带负荷,应遵照制造厂的规定。9.10.4向发电机内送压缩空气时,必须经过气体干燥器除去水分,并应经常保持发电机内冷却介质的绝对湿度在15g/m3以下。9.10.5充氢前用二氧化碳(或氮气)置换出系统的空气时应符合下列要求:(1)认真检查系统中各阀门的开闭情况,均应符合要求;(2)注入二氧化碳时应避免放气太快使管子冻结,在排气管上取样,二氧化碳含量达85%时方可停止向发电机充二氧化碳;(3)吹扫系统中的死角;(4)发电机内部存留二氧化碳,不允许超过24h,最好在6h内结束工作。9.10.6向发电机内充入氢气置换出二氧化碳时应符合下列规定:(1)确信可能向发电机漏入空气的所有管道、阀门都已切断;(2)在排气管处取样的氢气纯度达90%以上时,方可投入气体分析器;(3)吹扫系统中的死角;(4)氢气纯度达96%、氧气含量低于2%时,方可提高氢压至要求的数值,在提升氢压过程中应及时相应调整密封油压。9.10.7发电机正常运行时,氢气纯度一般应不低于95%。9.10.8发电机排氢应符合下列要求:(1)在气体置换过程中,发电机内保持的压力应与第9.10.2条的规定相同;(2)当排氢时,在排气管上取样二氧化碳含量达95%时即可停止充二氧化碳,吹扫系统死角,然后用干燥过的压缩空气排二氧化碳,直至空气含量达90%时,停止充入空气;(3)氢气纯度低于90%时,切除气体分析器;(4)供氢管必须断开,防止氢气漏入发电机内。9.10.9对含有氢气的发电机气体系统进行检修时,应采取措施防止工具产生火花。在搬运二氧化碳容器时应使用防护用具,防止漏气处将手冻伤。9.11双水内冷发电机和水氢氢冷发电机的试运行9.11.1双水内冷发电机和水氢氢冷发电机的绕组水冷却系统,在启动前应具备下列条件:(1)按本篇第3.8.5条的要求冲洗水冷却系统,至水质合格,各处无渗漏;(2)检查绕组水冷却系统的仪表、检漏装置、控制设备、声光信号和保护联锁装置的工作性能,应确认良好;(3)发电机转子进水压力调整至0.1~0.3MPa,定子绕组和压圈的进水压力不大于0.4MPa,入口水温度应高于发电机内空气的露点,以防发电机内部结露。9.11.2双水内冷发电机试运行时应符合下列规定:(1)随着机组转速的上升,应注意调节转子绕组冷却水压力,防止出现负压,检查转子绕组应无渗漏,进口盘根应无过热,每分钟应有数滴水滴出,但不大量漏水;(2)发电机工作在额定转速时,转子和定子绕组的冷却水的压力和流量,应维持在规定值;(3)发电机转子绕组未通水时,机组不得启动或盘车,转子、定子绕组不通水冷却,不得加励磁和带负荷;(4)并列后应投入水冷却器的冷却水;(5)发电机各点温度和温升应符合制造厂的规定;(6)运行中水质恶化并超过第3.8.5条规定的标准时,应进行排污与补水;(7)检查绕组的水压与流量的关系是否正常,如发现有堵塞现象应进行处理;(8)定子和转子的断水时间不得超过30s,如有断水保护,发电机并列时应投入。9.11.3水氢氢冷发电机运行时,除应符合氢冷发电机的有关规定外,发电机定子绕组的运行维护,应按双水内冷发电机有关定子绕组的规定执行。9.12汽轮发电机组带负荷试运行9.12.1汽轮发电机组带负荷试运行前应具备下列条件:(1)汽轮发电机组空负荷试运行;(2)调节系统空负荷试验合格;(3)对主、辅机保护系统的项目静态调试应合格,全部具备投入条件,影响机组安全运行的保护装置已经投入;(4)程序控制系统各程序经模拟试验能根据运行参数和条件投入;(5)各项自动调节装置经分别调试,具备投入条件,并在启动试运过程中部分已逐步投入;(6)发电机空载电气试验完毕;(7)氢冷发电机完成投氢工作。9.12.2汽轮发电机带负荷试运行时在各不同负荷阶段,除应按第9.9.2条规定记录外,还应记录下列数据:(1)负荷、主蒸汽参数、再热蒸汽参数、调整段压力、抽气压力、真空、排汽温度、给水和蒸汽流量;(2)油动机行程、同步器行程、电网频率、脉冲油压或一、二、三次油压。9.12.3汽轮发电机组带负荷试运行除应符合第9.9.3条有关规定外,还应遵守下列规定:(1)汽轮机第一次接带负荷的升负荷率可比正常运行所规定的适当放宽。(2)汽轮机带负荷试运行的汽水品质,应符合本规范"火力发电厂化学篇"第3节和《电力基本建设热力设备化学监督导则》的规定。(3)凝结水达到规定质量标准后才允许回收至除氧器。(4)当炉水品质不合格时,机组运行、升压、带负荷方式应由试运有关部门研究确定。(5)为了使暧机均匀,可用同步器开大调节汽门后,再提升主蒸汽参数来增加负荷。(6)随着负荷增加,按要求逐个投入汽轮机各级抽汽及有关附属设备。(7)满负荷时的主蒸汽参数、再热蒸汽参数的偏差范围(包括两条主汽管或再热汽管的温度偏差)、真空度、排汽温度等与额定值的偏差应符合制造厂的规定。9.12.4汽轮发电机组在带负荷运行时,机组的振动值应符合下列要求:(1)额定转速为3000r/min的汽轮发电机组,在带负荷试运行时,各主轴承或轴的双振幅振动值可按本篇第9.9.3条的有关规定执行;(2)发电机和励磁机轴承的轴向振动以不大于0.05mm为宜,超过此值时应研究处理。9.12.5汽轮机带负荷试运行中,应进行真空严密性试验。试验时,负荷稳定在额定负荷的80%以上,真空不低于10kPa,关闭连接抽气器的空气阀(最好停真空泵),30s后开始每半分钟记录机组真空值一次,共记录8min,取其中后5min的真空下降值,平均每分钟下降值应不大于400Pa(约mmHg)。9.12.6汽轮机在带负荷试运期间,根据条件可进行调节系统负荷试验。试验过程中,应尽可能保持主蒸汽参数和真空为额定值。在几个负荷阶段记录主蒸汽参数、再热蒸汽参数、油动机行程和负荷。综合调节系统空负荷试验数据作出调节系统静特性曲线。9.12.7调节系统带负荷试验应达到下列要求:(1)调节系统工作应稳定,带负荷后在任何负荷点均能维持稳定运行;(2)用同步器增减负荷或因电网频率变化所引起的负荷变化,应使油动机平稳移动,无卡涩、突跳或摆动现象;(3)调节系统的速度变动率、迟缓率应符合第9.9.10条的规定,局部速度变动率一般不应小于2.5%。9.12.8抽汽供热汽轮机在纯凝汽工况时,调节系统应符合第9.9.10条的规定。投入供热抽汽后,应进行调节抽汽的性能试验,试验结果应符合下列要求:(1)当供热抽汽压力保持在正常范围时,机组能供给规定的抽汽量,调节系统的压力变动率及迟缓率应符合制造厂的规定;(2)当热负荷在全范围内变化时,机组电负荷的变化应符合制造厂的保证值。9.12.9背压式汽轮机调节系统按电负荷运行时,应符合第9.9.l0条的规定。当投入背压调整器按热负荷运行时,背压调整器特性应符合制造厂的规定。9.12.10汽轮发电机组整套启动带额定负荷连续试运行完成规定的小时数后,应消除机组在试运行中所发现的缺陷,视运行情况拆除汽水系统中的临时滤网。9.12.11汽轮发电机组如有个别附属机械或辅助设备限于条件,在整套试运行时未能一并投入试运行,经批准允许在整套试运行后补做,试运时间一般不少于24h。9.12.12抽汽供热式汽轮机无热负荷时,可在纯凝汽工况下进行整套试运,条件具备后再按要求接带热负荷和进行调节抽汽的性能试验。9.12.13大型汽轮发电机组,移交生产单位后,试生产阶段的工作,应按《火力发电厂基本建设工程启动验收规程》执行。9.12.14甩负荷试验前应具备下列条件:(1)汽轮发电机组经整套试运行考验,性能良好;(2)调节系统经空负荷及带满负荷运行,工作正常,速度变动率、迟缓率符合要求;(3)自动主汽门,调节汽门关闭时间符合要求,严密性试验合格,抽汽止回阀联锁动作良好,关闭迅速严密;(4)经超速试验危急遮断器动作正常,手动危急遮断器动作良好;(5)电气及锅炉方面设备经检查运行情况良好,锅炉主蒸汽和再热蒸汽安全门经调试动作可靠;(6)检查与甩负荷有关的联锁保护装置,切除一些不必要的联锁;(7)手携式转速表或加装的转速表应经校验合格,装好各发迅装置和仪表,对所有录波项目进行实际标定与调整;(8)取得电网中心调度所的同意;(9)抽汽供热式机组必须先经纯凝汽工况下甩满负荷合格,然后在最大抽汽流量下甩额定电负荷。9.12.15甩负荷试验一般应符合下列规定:(l)试验时汽轮机的蒸汽参数、真空应为额定值,频率最高不超过50.5Hz,回热系统应正常投入;(2)根据实际情况确定甩负荷的次数和等级,一般甩半负荷和额定负荷各一次;(3)甩负荷过程中,一般应对有关数据进行录波,同时应由专人对各录波项目的甩前数据、极值和甩后稳定值进行记录;(4)甩掉负荷后,在调节系统动态尚未终止前,不应操作同步器降低转速,如转速升高到危急遮断器应该动作的转速而未动作或调节系统严重摆动无法稳定在额定转速时,应立即手动危急遮断器停机;(5)利用抽汽作除氧器汽源或汽动给水泵汽源的机组,应注意甩负荷时备用汽源能自动投入;(6)甩负荷试验过程中,应设专人监视机组的轴承振动、轴窜、差胀、轴承及推力轴承温度等重要运行参数。9.12.16甩负荷试验过程中应记录与监测的工作如下。9.12.16.1录波模拟量要用较高的灵敏度、稳定性及较小的时间常数。9.12.16.2录波参数除转速、油动机行程、甩负荷讯号必须测量外,其他参数可根据试验需要选定。9.12.16.3记录项目一般有转速、油动机行程、主油泵油压、调速油压、主汽、再热蒸汽参数、排汽压力、同步器行程等。手记项目应注意下列瞬时值:(1)甩负荷前;(2)甩负荷过程中的极限值读数;(3)甩负荷后的稳定值读数。9.12.16.4监测的主要项目为:差胀、轴窜、轴承振动、高压缸排汽温度、排汽压力。9.12.17甩负荷试验应达到下列要求:(1)汽轮机甩掉负荷后,调节系统能控制转速,不致使危急遮断器跳闸,转速应迅速稳定;(2)根据录波曲线,分析各部件的动态性能,应符合要求。9.12.18高压汽轮机组在正常减负荷、停机过程中除应按制造厂的规定和为本机组制定的运行规程进行外,还应遵守下列规定:(1)严格控制蒸汽温降率、金属温降率和各部分温差,不得超过制造厂的规定;(2)严格控制差胀,不超过制造厂的规定值;(3)负荷或汽温大幅度摆动时,应严防水冲击,汽缸变形和动、静部分摩擦引起的异常振动,必要时应破坏真空紧急停机;(4)停机后盘车,如动静部分摩擦严重或卡涩住,禁止强行盘车,待摩擦基本消失后才可投入连续盘车;(5)按规程开闭各汽水阀门,严防蒸汽、冷空气、疏水或凝结水返回汽缸。9.13工程验收9.13.1汽轮发电机组按规定的小时整套试运行完毕后提交验收时,应具备下列技术文件:(1)管道的冲洗与吹扫合格签证书;(2)油系统运行记录和油质化验记录;(3)汽轮机调节系统的整定与试验记录;(4)汽轮机自动保护、联锁装置的整定与试验记录;(5)真空严密性试验记录;(6)自动主汽门和调节汽门的严密性试验记录;(7)汽轮机整套启停运行记录,包括蒸汽参数、真空、升速、带负荷情况、汽缸热膨胀、差胀、轴承振动、汽缸金属温度、轴瓦及推力钨金温度,以及其他有关运行参数等记录;(8)汽轮机惰走曲线;(9)停机后高压汽缸冷却过程中,时间与高压汽缸调节级金属温度曲线;(l0)停机后大轴晃度随时间的变化曲线;(11)汽轮机冷态启动曲线,时间与转速、负荷、主汽压力、主汽温度、真空、差胀及主要操作项目的时间记录;(12)试运行中的异常情况及处理经过sE唔SEIE(13)设备系统改进记录。9.13.2汽轮发电机组安装完毕经试运行后,质量应达到下列要求:(1)有完整的施工和试运行的技术文件(技术记录和签证书等),经验收证明符合原设计要求和本篇的规定;(2)经过空负荷与满负荷整套试运行合格。附录A汽轮机台板混凝土垫块施工要求A.0.1台板下基础混凝土凿出毛面,使基础与台板间约有80mm的灌浆间隙。A.0.2台板就位,支垫稳当,调整好标高和水平,并紧固地角螺栓,不使台板有移动可能。A.0.3在准备安放混凝土垫块部位支木模或钢模板,三面密封,一侧开口作为混凝土灌注捣固口,模板与台板结合面应封严防止漏浆,模板必须支撑牢靠,捣固时不得活动。A.0.4浇灌前模板内部应吹扫干净,用水湿润24h。A.0.5材料及配比。A.0.5.1方案1。砂子粒度：0.5~1.0mm石子粒度：不大于10mm(洗净)水泥：600号硅酸盐水泥水：能饮用的净水配比：水泥∶砂子∶石子=1∶1∶1(质量)水灰比：水∶灰=1∶11A.0.5.2方案2。砂子粒度：通过1.5mm格筛,粒度均匀水泥：600号硅酸盐水泥水：能饮用的净水配比：水泥∶砂子=1∶1(容积)水灰比：水∶(水泥+砂子)=1∶12左右A.0.6搅合要求：将搅好的灰浆用手抓一把,使劲捏紧,手指缝中应不渗出水分,松手时灰浆应能保持捏紧后的原状不变,掌心只留有微少润湿。A.0.7灌捣要求：将搅好的灰浆,一把一把的填入模中,用专用工具捣固至见浆为止,分多次充填,依次捣实,直至模板内部全部捣满,然后封闭,施工时的环境温度,必须保持在0℃以上。A.0.8养护：覆盖养护,保持湿润至少三天,三天内养护温度保持在不低于10℃。试块养护期满强度应不低于600号。附录B环氧树脂砂浆的配比B.0.1关于环氧树脂砂浆的配比见表B.0.1。表B.0.1环氧树脂砂浆的配比性能环氧树脂：石英砂(质量)1∶61∶8抗压强度（kg/cm2）1150950抗拉强度（kg/cm2）190150抗弯强度（kg/cm2）440320注表中环氧树脂包括固化剂,一般环氧树脂配6%~8%乙二胶、l0%二丁脂。B.0.2环氧树脂砂浆的使用方法。B.0.2.1配好的砂浆可使用的时间。环境温度为：20℃时l00min后使用；5℃时6h后使用。环氧砂浆的厚度可按砂浆量0.25~0.5kg/m2使用,铺砂浆处要清洁平整。B.0.2.2可承受轻负荷的时间。在20℃时12h后承载；10℃时24h后承载。B.0.2.3可承受重负荷的时间。在20℃时24h后承载；10℃时48h后承载。B.0.2.4为防止环氧树脂砂浆与空气接触而老化降低强度,垫铁.四周应进行二次灌浆,浇灌混凝土标号与基础混凝土标号相同或略高。B.0.2.5砂浆温度应在8℃以上。附录C汽缸涂料配比、滑销润滑脂配比C.0.1用于中压参数蒸汽的汽缸涂料配比见表C.0.1。表C.0.1中压参数蒸汽的汽缸涂料配比成分质量比（%）黑铅粉（精制）40红丹粉40白铅粉20精炼的亚麻仁油适量C.0.2用于高压及中压参数蒸汽的汽缸涂料：（1）黑铅粉（精制）（2）精炼的亚麻仁油（注：（1）和（2）两者配合调匀成合适的粘度）C.0.3用于高温蒸汽条件的的另一种汽缸涂料配比见表C.0.3。表C.0.3高温蒸汽的汽缸涂料配比成分质量比（%）红丹粉70黑铅粉（精制）10精炼的亚麻仁油20注粉状材料都必须过筛清除沙粒及杂物。C.0.4汽缸滑销润滑脂配比（质量比）：Si412/3Si41可用有机硅润滑脂（二甲基硅油）代替；MoS21/3适用温度：-20~290℃。附录D密封材料品种及适用范围常用密封垫片适用范围见表D表D密封材料品种及适用范围垫片适用范围种类材料压力（×0.098Mpa）温度(℃)介质纸垫青壳纸<120油、水橡胶垫天然橡胶≈6-60100水、海水、空气普通橡胶板（HG4-329-66）-4060水、空气夹布橡胶垫(GB583-65)夹布橡胶≈6-3060海水、空气软聚氯乙烯垫软聚氯乙烯板≤16<60稀酸、碱溶液、具有氧化性的蒸汽及气体聚四氟乙烯垫聚四氟乙烯板（HG2-534-67）≤30-180250浓酸、碱、溶剂、油类、抗燃油橡胶石棉垫高压橡胶石棉板（JC125-66）中压橡胶石棉板低压橡胶石棉板≤60≤40≤15≤450≤350≤220空气、压缩空气、蒸汽、惰性气体、水、海水、酸、盐耐油橡胶石棉板（GB539-66）≤40≤400油、油气、溶剂、碱类缠绕垫片(JB1162-73)金属包平垫或波形垫(JB1163-73金属部分：铜、铝、08钢、1Cr13、1Cr18Ni9Ti非金属部分：石棉带、聚四氟乙烯≤64≈600蒸汽、氢、空气、油、水金属平垫A3、10、20、1Cr13≈200550汽、水1Cr18Ni9Ti≈200600汽铜、铝100250水64425汽金属齿形垫08钢、1Cr13、合金钢软钢同金属平垫≥40≥40同金属平垫660同金属平垫抗燃油附录E常用油脂品种及适用范围关于常用油脂品种及适用范围见表E表E常用油脂品种及适用范围名称代号粘度闪点（℃）凝点≯（℃）适用范围（50℃）厘恩氏（0E）柴油机油HC-8HC-11HC-14（100℃）8~9（100℃）10.5~11.5（100℃）13.5~14.567~1.761.91~2.012.20~2.37≮195≮205≮210-20-15-150高速柴油发动机润滑压缩机油HS