攀煤12汽机整套方案定

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1、项目名称：攀煤集团煤矸石发电技改工程2135MW发电机组启动调试装机容量：2440t/h CFB锅炉 +2135MW凝汽机组项目性质：基建调试汽机专业调试方案文件编号：攀调汽机001四川通能电力科技有限公司2006年1月目 录1工程慨况32系统及设备主要技术规范43使用仪器仪表及精度74启动调试内容及程序说明75组织措施116技术依据及调试技术文件147汽轮机整套启动试运应具备的条件158整组调试内容、工作程序及步骤179安全注意事项27本方案介绍了攀枝花攀煤矸石发电有限责任公司#1.#2汽轮发电机组分部调整试运.整套启动调整试验的目的、方法、内容、步骤和标准，它仅作为机组整套启动调试的指导性

2、文件，阐明了机组整套启动调试的基本原则，并对整套启动调试作了宏观的规划。1工程慨况攀煤矸石发电有限责任公司工程规模为2*460t/hCFB锅炉和135MW汽轮发电机组及辅助设备。汽轮发电机组由四川东方汽轮机厂生产的C135-13.2/535型超高压、一次中间再热、单轴双缸、双排汽凝汽式汽轮机和济南发电设备厂生产的135MW发电机组。该工程由四川电力咨询院设计，四川电力建设三公司安装，四川通能电力科技发展有限责任公司承担该机组的启动调整试验工作。该电厂在工程建设指挥部的领导下，通过业主和施工单位的共同努力，现已基本具备启动调试条件。 机组分部调整试运和整套启动调试工作是在安装基本结束,各单体设备

3、试运合格的基础上进行的，是全面检查机组及相应安装工程的设计、设备、施工质量和生产准备的重要环节，是保证机组能安全、经济、迅速、可靠地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的最后工序。为了使启动调试工作顺利进行，以便使机组尽快安全、优质地移交生产，我们主要根据厂家和设计院各有关资料，以及电力部颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）（简称新启规）和调试工作规定等有关规程、规范和标准为基础，结合现场实际情况编写此1#、2#汽轮发电机组启动调试大纲及方案，报启动委 员会批准，交试运指挥组执行。其内容主要着眼于调试启动技术原则。设备及系统更详细的操作步骤、维护及事故处理，应按电厂

4、运行规程和事故处理规程 执行。 本次试运是新建机组的第一次启动，参加试运的工作人员对设备及热力系统都有一个熟悉和掌握的过程，为了防止人身、设备事故的发生和扩大，尽量避免平行或交叉作业，使参加试运的工作人员保持清醒的头脑，避免产生遗漏项目，做到有条不紊。因此，将一些平行作业或交叉作业投入的设备及系统改为 依次投入。1.1 调试依据及标准汽轮机整套启动调试应严格遵循以下有关规程：部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）；部颁电力建设施工及验收技术规范(汽轮机组篇)DL5011-92部颁电力建设施工及验收技术规范(管道篇)部颁电力建设施工及验收技术规范(电厂化学篇)部颁火电工程

5、启动调试工作规定（96年版）；部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）；电力建设安全工作规程（热机安装篇）发改委汽轮机启动调试导则(2004年版)设计院有关设计资料四川东方汽轮机厂N135-13.2/535/535型中间再热凝汽式汽轮机说明书；其它设备制造厂商有关设备技术资料。1.2 调试质量目标：符合部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）中有关分部整套启动的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上；满足基建移交达标的要求。2系统及设备主要技术规范2.1机组的主要技术参数如下：型 号： N135-13.2/535/535型型 式： 超高压

6、、中间再热、单轴双缸、双排汽、抽汽冷凝式制 造 厂： 四川东方汽轮机厂额定功率： 135 MW额定蒸汽参数：新 蒸 汽： 13.2 MPa/535再热蒸汽： 2.238 MPa/535背 压： 5.4 KPa 转 速： 3000 r/min旋转方向： 顺时针（从汽机车头向发电机方向看）级 数： 31 级高压转子： 1个单列调节级加8个压力级中压转子： 10 个压力级低压转子： 26个压力级(正反向共12级叶轮)汽机末级叶片高度： 660 mm最大允许频率变化范围：48.550.5 Hz给水温度： 241.9 （额定工况）额定背压： 4.9 KPa(a)回热抽汽级数： 七级（四台低加、一台除氧器

7、、二台高加）电液控制系统： 高压电液控制（抗燃油）额定冷却水温度： 33 额定蒸汽流量： 394.3t/h额定工况下热耗(计算热耗值)： 8198 KJ/KW.h轴系临界转速（计算值）：第一阶：849 r/min （发电机转子一阶）第二阶：1843 r/min (高中压转子一阶）第三阶：2188 r/min（低压转子一阶）第四阶：2220 r/min（发电机转子二阶）2.2 THA工况各段抽汽参数和流量滚表抽汽段号1234567抽 汽 器JG1JG2CYJD4JD5JD6JD7抽汽点 (第几级后)高压7级后高压9级后中压6级后中压8级后中压10级后低压3级后低压5级后抽汽压力(MPa)3.59

8、52.4870.6710.4170.2370.0620.017抽汽压损3%3%3%3%3%3%3%抽汽温度360.8315.0366.6306.2240.9113.756.5抽汽流量(t/h)18.86741.3765.46210.94121.54312.9328.5732.3汽轮机主要辅助设备及运行方式凝汽器为单壳体、对分双流程、表面式铜管凝汽器；两台凝泵正常运行一备一运两台电动给水泵为全容量调速给水泵。配用了前置泵及液力偶合器，正常运行为一备一运。循环水系统配备了两台循环冷却水泵。2.3.4工业水泵分别对辅助系统的主辅设备进行冷及冲洗等。2.3.5两台机械真空泵,正常运行为一备一运2.3.

9、6两台表面式高压加热器，四台表面式低压加热器。一台高压、卧式、喷雾淋盘式除氧器。2.3.8两台顶轴油泵，在汽轮机转速大于1200r/min 时停运。2.3.9润滑油系统采用集装油箱，在集装油箱顶部装有一台交流润滑油泵，一台直流事故油泵及两台排烟风机。箱内装有两台射油器和一套溢油阀。汽轮发电机组正常运行时，润滑油由汽轮机主油泵供给。 EH控制油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成，由东方汽轮机厂自控公司制造，工作压力14MPa。 盘车装置采用蜗轮蜗杆减速机构和摆动齿轮离合机构。具有电液操纵系统，可远距离操作，也可以就地操作。可连续盘车，也可间歇盘车。在汽轮机停机过程中的盘车可以选用自动

10、方式，也可以选用手动方式。盘车转速为4.5r/min。胶球清洗装置能在机组运行中对凝汽器水室铜管进行连续自动清洗，使其水室铜管时常保持清洁状态；是提高凝汽器真空度，延长铜管使用寿命，改善工作条件，提高机组运行经济性的有效措施。3使用仪器仪表及精度3.1便携式数字振动表 0.5 级3.2红外线温度计 0.1 度3.3光电转速表 0.5 级3.4电子秒表0.5 级4启动调试内容及程序说明汽机的启动调试划分为分系统调试、整套启动调试两部分，涉及汽机、锅炉、热工、化学、电气五个专业。4.1分系统试运调试分系统调试是设备已单体调试合格，按各单体设备所对应的系统进行动力、电气、热控的空载和带负荷的调整及试

11、运。4.1.1检查了解各辅机分部试运情况，协助施工单位处理试运出现的问题。4.1.2各辅机保护、联锁检查试验。4.1.3自动主汽门、调速汽门、电动主汽门及抽汽逆止门的动作检查试验。 配合化学进行凝汽器清洗。 循环水系统调试循环水泵的性能检测；4.1.5.2轴承振动及温度测试；4.1.5.3循泵的各项联锁、报警；4.1.5.4循泵、凝汽器进出口电动门开关时间测定。4.1.5 冷却塔喷淋装置检查及喷淋均匀性检验。4.1.6 冷却水系统调试。 凝结水及补水系统调试4.1.7.1凝结水泵的性能检测；4.1.7.21凝结水泵的轴承振动及温度测试；4.1.7.3凝结水泵的各项联锁、报警。 除氧给水系统调试

12、4.1.8.1除氧器各安全门整定；4.1.8.2配合安装公司进行除氧器水压试验（出厂前已做水压试验的，可根据现场情况而定）；4.1.8.3配合热工进行水位自动调节；4.1.8.4配合化学进行溶氧测定。电动给水泵试运调试4.1.9.1电动给水泵的性能检测；4.1.9.2电动给水泵的轴承振动及温度测试；4.1.9.3电动给水泵的各项联锁、报警；4.1.9.4液力耦合器的调试；汽轮机、轴封供汽系统、除氧器周围蒸汽管路、减温减压管路及供热母管的蒸汽吹扫。1减温减压器调试。2真空系统调试。4.1.12.1真空泵的性能测试；4.1.12.2真空系统静态抽吸时间测定；4.1.12.3真空系统的检查。3高、低

13、压加热器及疏水系统调试4.1.13.1高压加热器安全门整定（有安全门的）；4.1.13.2配合安装公司进行加热器汽侧水压试验；(出厂前已做水压试验的，可根据现场情况而定)4.1.13.3加热器疏水系统调试；4.1.14.4事故放水门调试。4轴封供汽系统调试。5发电机冷却水系统调试。.1冷却水泵调试合格；.2冷却水系统的水冲洗；.3发电机空冷器严密性试验（通水后检查有无渗漏）；.4系统的联锁报警试验。.5调节保安系统调试。6 EH油系统设备调试。配合热控进行调节系统静态调试(含EH油系统)。8保安系统静态调试；.1热工信号及联锁保护检查试验；.2高压自动主汽门、调速汽门关闭时间测定。.3低压自动

14、主汽门、调速汽门关闭时间测定。4.1.19 顶轴油系统及盘车装置调试投运。4.1.19.1顶轴油系统的联锁、报警试验；4.1.19.2顶轴油泵、盘车马达运行参数测定；4.1.19.3顶轴油泵及盘车装置的自动投入与切除试验。 润滑油系统及净化装置调试(有净化装置设备的).1润滑油系统的联锁、报警试验；.2事故油泵、辅助油泵、主油箱加热器、油净化装置及排烟风机等的启、停试验；.3汽轮机静止状态润滑油压的调整。1凝汽器胶球清洗系统调试，收球率90%。2 汽轮机及有关管道疏水系统调试。4.2 整套启动试运时的调试工作整套启动调试试运是在各分系统调试合格后，从锅炉、汽机、发电机、辅助设备及辅助系统等第一

15、次联合启动开始到满负荷试运合格移交生产为止所进行的调整试验和运行。 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运。 给水泵组带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量。 DEH联调、仿真试验。 汽轮发电机组冲转及带负荷调试。 汽轮机组冷态启动及超速试验。4.2.4.2汽轮机组温态及热态启动。 汽轮机组开、停机过程振动监测。 机组并网及带负荷调试.1汽机汽缸膨胀过程检查、记录；.2汽机润滑油压动态整定；.3润滑油泵低油压动态自启动试验；.4自动主汽门及调速汽门活动试验；.5升负荷过程中轴向位移变化测量并记录；.6事故电磁阀动作试验；.7电超速回路试验；.8汽轮机脱扣试验；.9并网前配合电气做试验；.10自

16、动主汽门、调速汽门严密性试验；.11汽机冷态启动方式及升速率的确定。 高、低压加热器投运。 机组带满负荷试运阶段的主要试验.1给水回热系统调试；.2真空严密性试验；.3除氧器水位自动调整投入；.4机组最大出力试验；.5中压减温减压器试验.5.1小流量自动试验；.5.2大流量自动试验；.5.3甩负荷后新汽自动投入试验。4.2.4.7主要辅机切换试验。4.2.4.8自动调节装置切换试验。4.2.5变负荷试验。4.2.6甩负荷试验。4.2.7参加72+24小时连续试运行值班4.2.7.1有关系统投入，检查指导运行操作。4.2.7.2主机保护投入，检查定值。4.2.7.3配合热工投入自动。4.2.7.

17、4运行数据记录统计、分析。4.2.7.5设备缺陷检查、记录。4.3调试质量目标4.3.1自动投入率100%。4.3.2保护投入率100%。4.3.3仪表及“DCS”投入率100%。“72+24小时”高加投入率100%。5组织措施 5.1启动验收委员会 一般由建设、施工、调试、生产、设计、制造厂等有关单位的代表组成。设主任委员一名、副主任委员和委员若干名。由建设单位与有关单位协商，提出组成人员名单，上报有关部门批准。启委会必须在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。启委会应在机组整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动

18、的时间和其它有关事宜；在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。5.2试运指挥部由总指挥和副总指挥组成。设总指挥一名，由工程主管单位任命。副总指挥若干名，由总指挥与有关单位协商，提出任职人员名单，上报工程主管单位批准。试运指挥部一般应从分部试运开始的一个月前组成并开始工作，直到办完移交生产手续为止。其主要职责是：全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施；启委会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会

19、议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中的重大问题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。试运指挥部下设试运组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组。根据工作需要，各组可下设若干个专业组，专业组的成员，一般由总指挥与有关单位协商任命，并报工程主管单位备案。试运组一般由调试、施工、生产、建设、设计、制造厂等有关单位的代表组成。设组长一名，须由主体调试单位出任的副总指挥兼任。副组长两名，须由施工和生产单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责核查机组启动试运应具备的条件：提出整套启动试运计划；负责组织实施启动调试方案和措施；全面负责

20、整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。验收检查组 一般由建设、施工、生产、设计等有关单位的代表组成。设组长一名、副组长若干名。组长一般由建设单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作；组织对厂区外与市政、公交有关工程的验收或核查其验收评定结果；协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作等。生产准备组一般由生产、建设等有关单位的代表组成。设组长一名、副组长若干名。组长一般由生产单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责核查生产准备工作，包括：运行和检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制

21、度、系统图组长若干名。组长应由主体施工单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作；组织和办理分部试运后的验收签证及资料的交接等。综合组一般由建设、施工、生产等有关单位的代表组成。设组长一名、副组长若 干名。组长应由建设单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责试运指挥部的文秘、资料和后勤服务等综合管理工作；发布试运信息；核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。5.3参与机组启动试运的有关单位的主要职责建设单位全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决合同执行中的

22、问题和外部关系等。施工单位完成启动需要的建筑和安装工程及试运临时设施的施工；配合机组整套启动的调试工作；编审分部试运阶段的方案和措施，负责完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；提交分部试运阶段的记录和有关文件、资料；做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施。机组移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作。在试生产阶段，仍负责消除施工缺陷；提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。调试单位按合同负责编制调试大纲、分系统及机组整套启动试运的方案和措施；出或复审分部试运阶段的调试方案和措施：参加分部试运后的验收签证；全面检查启动机组所有系统的完整性和合

23、理性；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案或建议；填写调整试运质量验评表、提出调试报告和调试工作总结。生产单位在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作，一般包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应；负责提供电气、热控等设备的运行整定值；参加分部试运及分部试运后的验收签证；做好运行设备与试运设备的安全隔离措施；在启动试运中，负责设备代管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议；移交试生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作等。设计单位负责必要的设计修改；提交完整的竣工图。制造单位按合同

24、进行技术服务和指导，保证设备性能；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题等。电网调度部门及时提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；核查并网机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；审批机组的并网请求。6技术依据及调试技术文件6.1本启动调试执行下述技术规范及标准火电工程启动调试工作规定（96年版）电力建设施工及验收技术规范(汽轮机组篇)DL5011-92电力建设施工及验收技术规范(汽轮机组篇)电力建设施工及验收技术规范(管道篇)电力建设施工及验收技术规范(电厂化学篇)火力发电厂基本建设工程启动及验收规程（96年版）电力建设安全工作规程（热机安装篇

25、）火电工程调整试运质量检验及评定标准火电施工质量检验及评定标准电业安全工作规程(热力和机械部分)国家和部颁的技术标准(国家标准和行业标准)设备及工程有关技术资料7汽轮机整套启动试运应具备的条件7.1试运指挥部及各组人员已全部到位，职责分明，机组运行人员、安装人员、调试人员均已分值配齐、运行人员均已考试合格、各级人员的岗位责任已落实；消防、安全、保卫和后勤工作已安排好。7.2汽轮机启动调试大纲、方案和措施均已审批，主要方案措施已向运行人员交底。7.3运行现场已配齐运行及事故处理规程，并已组织有关人员学习，试运所需的设备系统图、记录表格、安全消防用具、运行工具及机组启动曲线等也已备齐、张挂。7.4

26、投运的设备、管道已经命名和标志明确，所有阀门已挂牌。7.5投入的土建工程和生产区的设施已按设计要求完成施工并通过验收，试运行场地平整、道路畅通、平台栏杆和沟道盖板齐全牢固，有碍运行的脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等均已清除，符合文明启动条件。7.6正常、备用及事故电源可靠。7.7试运行现场的照明、通讯设备已安装完毕，并能可靠地投入使用。7.8试运行现场的消防设备已通过核查，并能可靠地投入使用。7.9补充水及各类水源充足可靠。7.10投入的设备和系统已经分部试运合格，分部试运行中的缺陷已消除，且通过有关各方签证，热工、电气的各类保护装置、仪表远控、声光报警、事故按钮、联锁齐全，并均已试验合格且

27、能可靠地投入。7.11补给水系统、循环水系统、工业水系统、轴承冷却水系统、水处理系统、化学加药设备及系统、压缩空气系统已按设计要求具备投入条件。7.12与投产机组相配套的输变电工程（包括继电保护、安全自动装置、远动、通风装置）已满足机组启动及带负荷要求。7.13计算机数据采集系统的输入、输出点接线良好、经校对正确、系统精度及数据误差符合设计要求，不停电电源、空调、接地及屏蔽设施等均已按设计要求施工完毕，试运调试合格。7.14参加整套启动运行的设备和系统与尚在施工中的汽水管道、电气设备及其它系统已作好必要的安全隔离。7.15机组静态下的调整、试验项目已全部完成。7.16启动验收委员会、质检站等有

28、关部门对机组的整套启动条件进行全面检查合格并签证，同意进入整套启动阶段。7.17 汽机各辅机及辅助系统的分部试运已经完成，并经验收合格。与设备和系统有关的联锁、保护及调节功能完善，仪表指示正确。主要有：7.17.1循环水泵及循环水系统;补给水泵及其它用水系统;7.17.3工业水泵及工业水系统;7.17.4凝结水泵及凝结水系统;给水泵、给水前置泵及给水系统;7.17.6主蒸汽及再热蒸汽系统;真空泵及真空系统;7.17.8凝汽器补水系统;7.17.9辅助蒸汽及轴封系统;7.17.10除氧器系统;7.17.11抽汽回热系统;汽机本体及管道疏水系统;高、低压旁路系统;发电机冷却水系统;主机润滑油系统;

29、主机EH控制油系统;主机盘车装置及顶轴油系统;空压机及厂用、仪用空气系统; DEH 装置的静态调试工作已完成；7.18主机联锁、报警试验已完成（除个别需在整组启动过程中继续的项目）；7.19与整套启动有关的锅炉、化水、热控、电气等专业的调试工作已完成，并已办理签证；7.20汽轮发电机组安装工作已全部结束，具备启动条件；7.21热工SCS、DAS、TSI、CCS及基地式调节系统的调试已完成主要工作，可投入运行并能满足机组启动要求；7.22 SOE功能齐全，光字牌报警及操作功能正常；7.23除盐水已备足，各水箱、油箱已上足合格的水和油；7.24现场照明、消防等安全措施已落实。8整组调试内容、工作程

30、序及步骤8.1 调试内容汽机整套启动调整试验应包括汽机不同工况下启动试验及启动参数调整，汽机跳闸保护试验，主油泵特性试验及润滑油压力调整，主汽门、调门严密性试验， 汽门活动试验，危急保安器注油试验，电超速试验，机械超速试验，汽机惰走试 验（分破坏真空和不破坏真空），轴系振动特性试验，真空严密性试验，高加撤 除的最大出力试验，主机运行参数调整试验，辅助系统热态投运及运行参数的优 化，汽机带负荷试验及额定负荷72+24 小时连续运行试验；汽轮机调节系统动 态特性试验（甩负荷试验）。8.2 启动方式8.2.1本汽机启动采用高压缸启动方式；8.2.2启动曲线参见汽轮机厂家启动曲线图；8.2.3启动前主

31、要的参数及限值：l 启动状态： 冷态：汽轮机高压内缸上半调节级处内壁温度150 温态：汽轮机高压内缸上半调节级处内壁温度150300 热态：汽轮机高压内缸上半调节级处内壁温度300400极热态：汽轮机高压内缸上半调节级处内壁温度400冷态启动时，冲转的主蒸汽参数：1.00MPa(a)2.2MPa(a)、280；再热 汽温220，后缸排汽压力：0.0202MPa(a)。8.2.4首次启动时主要设备的操作方式：l 主机DEH 采用操作员自动方式；l 辅机的投运若有远方操作的均采用远方操作，并投入相应的联锁保护；l 除氧器、凝汽器和汽包水位的控制采用手动控制方式（若条件允许可投入自动）；l 除氧器滑

32、压启动；l 轴封控制投自动；l 低加随机启动(首次启动时可切出)，高加水侧随给水系统的投运而投运，汽侧的投入应在机组负荷大于20%额定负荷。8.3 工作程序汽机整套启动调整试验可按汽机启动冲转、汽机空负荷试验、汽机带负荷试验及汽机满负荷试验等四个阶段进行。8.4 步骤 汽机冲转、升速试验8.4.1.1汽机冲转前的检查确认: 机组所有投运的辅助设备及系统运行正常，满足汽机冲转需要； 用作汽轮机冲转的蒸汽至少有50以上的过热度，且蒸汽品质合格； 盘车装置投入运行，并已按规定运行足够时间（连续运行二十四小时以上）； 转子偏心度62r/min 时，检查盘车装置自动退出； 当转速升至500r/min 时

33、，手动停运顶轴油泵。l 汽轮发电机组摩擦检查试验 汽轮机转速达500r/min，进行下述工作：8.4.1.2就地打闸，进行汽轮机摩擦检查，倾听机内声音正常后，在转速尚未停止前，汽轮机重新挂闸，并升速至500r/min 运行；全面检查机组及各系统运行正常。.3汽轮发电机组升速至500r/min 后按制造厂启动曲线进行低速暖机l 汽轮发电机组升速至800r/min 暖机 设目标转速800r/min，升速率为100r/min，机组继续升速； 当目标转速达800r/min 后暖机开始，并维持足够的暖机时间，在第一次冲转汽轮机之前，观测汽轮机高压缸调节级处下部内壁温度，由汽轮机厂提供的冷 态启动暖机规程

34、曲线决定暖机时间； 暖机期间，维持主蒸汽压力、温度及再热蒸汽压力、温度稳定，注意汽缸膨胀、高压缸差胀、低压差胀、轴向位移、上/下缸温差、转子热应力的变化趋势； 注意润滑油温度缓慢上升至38左右，各轴承金属温度、回油温度应正常； 检查各辅机运行正常。l汽轮发电机组升速至1200r/min 暖机 设目标转速1200r/min，升速率为100r/min，机组继续升速； 当目标转速达1200r/min 后暖机开始，并维持足够的暖机时间； 暖机期间，维持主蒸汽压力、温度及再热蒸汽压力、温度稳定，注意汽缸膨胀、高压差胀、低压差胀、轴向位移、上/下缸温差、转子热应力的变化趋势； 中速暖机结束，设目标转速30

35、00r/min，升速率为100r/min，机组继续升速，当机组转速在临界转速区域内时，应密切监视并记录机组各轴承的振动，任一轴 承振动超过254 m ，应紧急停机，严格禁止机组转速在该区域内停留； 机组到额定转速后，检查并记录机组各运行参数是否正常，其中包括机组振动、轴承金属温度、轴承回油温度、机组膨胀、差胀、转速、主蒸汽压力、温度、 再热蒸汽压力、温度凝汽器压力等均符合要求； 机组升速过程中，在8003000r/min 记录主油泵特性参数及轴承油压，作为润滑油压调整依据。机组升速过程中滑油温度缓慢上升，当回油温度45时 注意投入冷油器,同时检查各轴承金属温度、回油温度是否正常。 汽轮发电机组

36、升速至3000r/min检查各辅机和参与运行的系统是否正常 汽轮发电机组空负荷调整试验8.4.2.1汽轮发电机组润滑油压调整试验 机组达3000r/min 时，确认主油泵进、出口油压、轴承油压及油温正常后，停交流润滑油泵和密封油备用油泵，并设置至自动位置； 按如下要求调整润滑油压： 主油泵进口油压0.07850.098MPa 主油泵出口油压1.17MPa 轴承润滑油油压0.80.12MPa8.4.2.2主油泵特性试验润滑油压调整后的启动升速过程中在8003000r/min 范围记录主油泵特性参数和轴承油压；8.4.2.3汽机跳闸保护试验为保证汽机的安全运行，机组首次冲转达到3000r/min

37、时，应进行主机远方、就地跳闸试验；跳闸回路检查试验， 集控室跳闸试验 就地跳闸试验 ETS 通道及保护试验8.4.2.4危急保安器充油试验 试验要求：空负荷注油试验转速在3000r/nim下进行，(参照制造厂要求进行) 8.4.2.5主汽门、调速汽门严密性试验8.4.2.6汽机超速试验l 超速试验在机组带15%负荷至少连续运行2-4小时后方可进行本项试验。试验前应确认汽轮机组高中压主汽门、调门严密性试验合格，集控室手动“紧急停机”按钮试验、就地手动紧急停机试验和危急保安器充油试验合格。 先进行103%电超速（OPC）试验，试验合格后方可进行110%电超速及机械超速试验。 电超速保护动作转速为3

38、300r/min，机械超速动作转速为33003360r/min，机械超速试验应进行两次，两次的动作转速差值应18r/min（0.6%额定转速）。 超速试验保护动作时，应检查各主汽门、调速汽门及逆止门均关闭。 试验时如转速超过危急遮断器动作转速而未动作，应立即手动打闸停机。 在试验过程中，要求锅炉尽量维持主蒸汽参数稳定；做超速试验时，转子中心温度一定要大于脆性转变温度。 做超速试验时，应按“空负荷和低负荷运行导则”确定对应的汽机真空和再热主汽门前再热温度。 通过超速试验检验超速保护设定值的正确性，超速保护的可靠性。确保汽轮发电机组的安全、稳定运行。8.4.3机组并网空负荷试验结束（包括电气空载试

39、验）后，可联系电气进行并网操作。机组进入带负荷调整试运阶段。 机组并网后升负荷速率参照制造厂家启动曲线设定： 机组并网，初负荷（15%额定负荷）暖机 机组并网后，DEH 操作盘“自动同步”键灯灭，DEH 画面由转速转为功率显示并与实际功率相对应，“转速投入”键灯亮，根据需要投入调节级压力及功率反馈回路，设置负荷高低限。 机组升负荷至20MW（15%额定负荷） 暖机结束，设置目标负荷20MW，升负荷率0.5MW/min，机组进行加负荷。 负荷达20MW，进行下列各项检查及工作：.1检查高压蒸汽管道及高压缸本体各疏水阀在负荷升至15%额定负荷时自动关闭。.2根据需要(参照制造厂要求)，保持2-4小

40、时的暖机时间，暖机结束后，进行机组超速试验，试验结束，机组重新并网加负荷至20MW，对机组进行全面 检查正常后。设置目标负荷40MW，升负荷率0.5MW/min，机组升负荷至40MW（30% 额定负荷）进行暖机。 负荷达40MW，进行下列各项检查及工作：检查再热蒸汽管道及中压缸本体各疏水阀在负荷升至20%额定负荷时自动关闭。 机组升负荷至满负荷及有关带负荷试验 暖机结束，设置目标负荷135MW，升负荷率1.5MW/min。 当机组低压缸排汽温度正常后（低于45），关闭低压缸喷水阀，低压缸排汽温度应低于80。 机组带负荷稳定运行的情况下，可根据电气要求进行厂用电切换试验。（机组首次启动不进行该试

41、验） 检查各轴封调整门在自动位置，动作正常。 升负荷过程中，随着电负荷的增高,根据凝汽器真空、循环水的温度情况，是否再启动一台循泵进行运行。 机组负荷在5080%额定负荷之间时，进行汽门活动试验。 机组负荷至80%额定负荷左右时，根据要求进行真空严密性试验， 确认机组能在满负荷稳定运行，降负荷至80%额定负荷左右，进行高加撤出机组带满负荷试验 (根据现场情况是否撤出高加试验运行) 试验结束，全面检查正常后，设置目标负荷135MW，升负荷率2MW/min，机组继续加负荷。 负荷升至135MW，主蒸汽压力应为13.24MPa，主、再热蒸汽温度535，全面检查机组正常，确认保护均已投入，各种自动投入

42、正常。机组整套启动期间，根据机组的实际运行情况，还将安排以下试验汽轮发电机组惰走试验。 汽轮机热态启动试验汽轮机热态启动与机组冷态启动过程基本一致，但必须注意以下几点： 机组必须“先投轴封，后抽真空”，轴封汽温度应与汽缸温度匹配；加强主、再热蒸汽管道及本体疏水； 当机组冲转后升速至500r/min 时，应停留一定时间进行全面检查，并根据情况进行摩擦检查，确认机组及各系统运行正常后再继续升速； 严格控制汽缸差胀（尤其是负差胀），以防汽轮机发生动静摩擦； 机组启动时若尚处于惰走阶段，应避开机组临界转速区域运行冲转。8.4.6机组72+24小时满负荷试运行机组带负荷试验结束后，可根据机组运行情况，进

43、入72+24小时满负荷运行阶段。通过连续满负荷运行，检验机组运行的稳定性；确认主、辅机系统完善，设备运行情况良好，参数符合设计要求，能满足机组连续运行需要。8.4.5.3机组72+24小时满负荷试运行结束后,汽轮发电机组进行甩负荷试验, 试验方法见汽轮发电机组甩负荷试验方案。8.5 机组启动、运行的限制值8.5.1 蒸汽参数和汽缸金属温升控制.8.5.1.1主蒸汽温升率小于1.5/min，再热蒸汽温升率小于2/min。8.5.1.2高中压外缸和高压内缸内、外壁温差分别小于50。8.5.1.3高压主汽阀壳内、外壁温差小于55。8.5.1.4高中压外缸外壁上、下半温差小于50。8.5.1.5高中压

44、外缸内、外壁温差小于80。8.5.1.6高中压外缸上半、左、右法兰温差小于10。8.5.1.7高压内缸外壁上、下半缸温差小于50。8.5.1.8低压缸排汽温度: 报警值:80(投喷水)、停机值:120。8.5.2胀差(转子以工作瓦定位)报警值: 高压: +6mm -3mm低压: +7mm -6mm停机值:高压: +6.2mm -3.2mm低压: +7.2mm -6.2mm8.5.3轴向位移控制值(转子以工作瓦定位，转子朝发电机方向为正，反之为负)报警值: +6mm -1.05mm停机值: +1.2mm -1.65mm8.5.4振动控制值8.5.4.1轴承盖振动控制值(峰、峰值)正常值: 0.0

45、25mm报警值: 0.05mm停机值: 0.08mm(手动)8.5.4.2轴振动控制值(峰、峰值)正常值: 0.075mm报警值: 0.127mm停机值: 0.25mm8.5.5油压控制值8.5.5.1主油泵油压正常值: 1.80.05MPa(17.7kg/cm)8.5.5.2润滑油压正常值:0.08-0.12MPa(0.82-1.22 kg/cm)8.5.6油温控制值轴承进油正常值: 40-46轴承箱回油正常值: 65轴承箱回油报警值: 65轴承箱回油停机值: 758.5.7轴承钨金温度支持轴承钨金温度: 报警值:105停机值:115推力轴承钨金温度: 报警值:100停机值:1108.5.8

46、油箱油位(油位指示器指示值)最高油位: +250mm最低油位: -180mm低油位报警值: -180mm低油位停机值: -230mm8.5.9机组允许在30%-100%的负荷下长期运行。机组在甩负荷后带厂用电运行时间不应超过10分钟，每年不超过一次。机组在甩负荷后空负荷运行时间不应超过10分钟，每年不超过一次。8.5.10机组能在周波48.5-50.5Hz内持续稳定运行。8.5.11机组允许的负荷变化率100%-50% 5%TRL/min50%- 20% 3%TRL/min20%TRL以下 2%TRL/min允许负荷在50%-100%TRL之间的变化幅度为10%TRL8.5.11机组允许的最小

47、稳定负荷是30%TRL。9安全注意事项9.1 调试全过程各有关专业人员均应在场，以确保设备运行的安全性；9.2 在系统投入运行过程中，应加强对系统内各设备的监护，发现偏离正常运行情况及时进行调整，以确保系统处于最佳运行状况；9.3 参加试运行人员，工作前应熟悉有关安全规程、运行规程及调试措施，试运行安全措施和试运停，送电联系制度等9.4 参加试运行人员，工作前应熟悉现场系统设备，认真检查试验设备，工作器具必须符合工作及安全要求。9.5 调试过程中发生异常情况，如运行设备、管道发生剧烈振动以及运行参数明显超标等，调试人员应立即紧急停机，并分析原因，提出解决措施；9.6 调试过程中汽轮机发生事故时

48、，应服从调试人员和汽机专工、值长的命令，如调试人员和汽机专工、值长命令不符合规程规定和现场实际时，应向调试人员和汽机专工、值长指出。如事故情况紧急，来不及报告时应先处理后报告。9.7 调试过程中发生事故时，调试人员和运行值班员迅速判断检查出事故原因，正确果断处理，确保人身、设备的安全和非故障设备的安全运行。9.8 调试人员和运行值班员在整组试运调试中，应按电厂汽轮机组运行规程进行操作。在发现事故和设备故障时，应按电厂汽轮机组运行规程(事故预防处理)条款的要求进行操作。9.9 调试人员在调试现场应严格执行安规及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠地进行。汽机冲转后进行的整套启动试验汇总序号试

49、验内容进行阶段结果1汽轮发电机组摩擦检查试验汽轮机500r/min2汽轮机组润滑油压调整试验3000r/min3正常运行油泵自启动试验3000r/min4主油泵特性试验8003000r/min5汽轮发电机组振动检测汽轮机冲转至满负荷6汽轮机手动脱扣试验汽机挂闸后7ETS通道及保护试验3000r/min8危急保安器注油试验3000r/min9主汽门、调门严密性试验汽机空负荷阶段10超 速 试 验机组带15%负荷4小时后允许进行11真空严密性试验机组80%额定负荷时12高加撤出带最高负荷试验（根据电厂具体情况决定）机组至满负荷稳定运行后降至80%负荷13汽轮机惰走试验在停机阶段14汽轮发电机组甩负荷试验汽轮机到额定负荷（72小时+24小时）后