20160318-汽轮机整套启动调试措施

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1、广西防城港电厂二期（2660MW ）扩建工程3 号机组汽轮机整套启动调试措施编制人:审核人:批准人:广西桂能科技发展有限公司2015-3-180/59目 录1 设备系统概述12 编制依据23 调试范围及目的34 调试前应具备的条件35 调试工作内容及程序46 联锁、保护逻辑及定值157 调试质量验收标准178 组织和分工189 工作危险源及环境和职业健康管理1910 调试项目记录内容及使用仪器、仪表2411 工程建设标准强制性条文2412 附录 . 270/591 设备系统概述1.1主机概述中电广西防城港电厂二期扩建工程3号机组汽轮机为东方汽轮机有限责任公司生产的超超临界、一次中间再热、三缸、

2、四排汽、冲动式、单轴、双背压、凝汽式。机组设置 40%BMCR 容量的气动高、低压二级串联旁路系统。采用回热加热系统，配两台50%汽动给水泵和一台 30%电动调速给水泵，高压给水管道采用大旁路布置。主机设备具体参数如下：表1 汽轮机设备规范名称单位数值型式/超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、三缸四排汽汽轮机制造厂商/东方汽轮机有限公司型号/N660-25/600/600额定功率MW660额定主蒸汽压力MPa(a)25额定主蒸汽温度600额定热再热蒸汽温度600额定背压kPa(a)5.75表2 汽轮机组热力性能参数工 况TRLT-MCR 工况VWOTHA项 目工况工况工况功率（ MW ）66

3、0704.9741.4660热耗率（ kJ/kWh ）7762736173557385主蒸汽压力（ MPa（ a）25252525再热蒸汽压力（ MPa（ a）4.654.694.964.36主蒸汽温度（）6高压缸排汽温度（）355.9357364.4349.8再热蒸汽温度（）6主蒸汽流量（ kg/h ）再热蒸汽流量（ kg/h ）高压缸排汽压力（MPa（a）5.175.215.514.86中压缸排汽压力（MPa（a）1.191.221.271.14低压缸排汽压力（kPa（ a）11.85.755.755.75低压缸排汽流量（kg/h ）补给水率（ % ）3000给水温度（）292.7293.

4、1297.3288发电机为东方电机股份有限公司生产的三相同步汽轮发电机，自并励静止励磁系统。冷却方式：水氢氢。锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的超超临界参数变压运行直流炉、单1/59炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构 型布置。烟风系统：采用平衡通风。送风机和一次风机均采用动叶可调轴流式风机，引风机采用动叶可调轴流式风机，每台炉配 2台100%离心式密封风机。制粉系统：采用中速磨冷一次风机正压直吹式系统，每炉配六台 HP1163/Dyn型中速磨，五台运行，一台备用。锅炉点火：除轻柴油点火系统外，每台炉另设置一套等离子点火系统。正常情况下，优先采用等离子点火方

5、式。1.2控制系统概述单元机组采用炉、机、电、网集中控制方式，两期工程四台机组合用一个集中控制室（即四机一控模式），最终在控制室内实现对四台机组运行进行监视控制。控制系统采用（ DCS）作为机组监视和控制的核心，脱硫控制系统作为 DCS的一个组成部分直接纳入机组 DCS及公用 DCS；脱硝系统 SCR反应区纳入主机 DCS控制范围，储氨区接入辅网 (BOP网)，温度测量相对集中的区域采用远程 I/O 站或国产智能前端接入DCS系统，循环水泵房、空压机房控制采用远程 I/O或远程控制站，每台机组设置三块大屏液晶显器分散控制系统（ DCS）主要包括 DAS （计算机数据采集系统）、 MCS（模拟量

6、控制系统）、 SCS（辅机顺序控制系统）、 FSSS（锅炉炉膛安全监控系统）、 ECS（电气顺序控制系统，主要包括厂用电源及发变组控制）、 SCR（脱硝控制系统）等。DCS系统采用 ABB Symphony Plus。控制系统由操作员站、工程师站、历史站、布式处理单元（ DPU）及 I/O模块、电源、机柜等组成。通过高速网络构成的局域网将这些设备连接，实现数据在设备中的传递、交换与共享。DEH（汽轮机数字电液控制系统）由东方汽轮机厂成套供货，MEH （给水泵小汽机数字电液控制系统）由杭州汽轮机股份有限公司成套供货，均采用ABBSymphony Plus实现。 ETS（汽机跳闸保护系统）和MET

7、S （给水泵汽机跳闸系统）分别由汽轮机厂成套供货，采用PLC实现。2 编制依据2.1火力发电建设工程机组调试技术规范 (DL/T 5294-2013)2.2火力发电建设工程启动试运及验收规程（DL/T 5437-2009）2.3火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程 (DL/T 5295-2013)2.4电业安全工程规程（第 1 部分：热力和机械） (GB 26164.1-2010)2/592.5 防止电力生产事故的二十五项重点要求(国能安全 2014161 号)2.6 汽轮机启动调试导则（DL/T863-2004 ）2.7 东方汽轮机有限公司汽轮机电气监视系统说明书（编号D660B-00

8、0208MSM）2.8东方汽轮机有限公司调节保安系统说明书（编号D660B-000301DSM）2.9东方汽轮机有限公司数字电液控制器说明书（编号D660B-000401KSM ）2.10 N660-25/600/600 型汽轮机启动运行说明书（编号D660B-000106ASM ）3 调试范围及目的3.1 调试范围防城港二期汽轮发电机组及所属汽、水、气、油等辅助系统设备。3.2 调试目的通过对汽轮发电机组启、停，进行必要的调试，使其设备系统达到满负荷连续安全地运行。4 调试前应具备的条件4.1 机组启动现场地坪应平整，通道畅通，无障碍物、可燃物。4.2 现场照明应符合运行操作、巡视的要求，尤

9、其是楼梯、通道口及设置重要监视仪表的场所，照明要充足。4.3 通讯设施、联系讯号符合启动要求。4.4 启动前电厂应备好机组所有与现场设备相符的系统图，现场设备的命名、编号应清楚、醒目。设备标志正确、明显（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等）。4.5 准备好启动所需的用具，如扳手、听棒、电筒、记录纸及记录用具等。4.6 与启动有关的热力管道保温完善，油管下方的热力管道已采取防火措施。4.7 应有足够的除盐水，以备机组启动中补充，系统各容器及管道已注水。4.8 下水道畅通，机组排水槽排水泵备用正常，能及时把污水排出厂外。4.9 与启动有关的手动、气动、电动、液压阀门均

10、试操正常。4.10 油系统已经热油冲洗和清理，油系统和油质已由质检人员验收符合机组启动的要求。3/594.11 与启动有关的系统已经充压试验，辅机分部试转合格。4.12 与启动无关的汽水系统应妥善隔绝，并挂牌，切断电源。4.13 主机油系统投运正常，主机盘车投运，汽动给水泵组已启动一台，给水系统正常。4.14 热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格。4.15 热工 SCS、 DAS、 CCS、DEH 、MEH 、 ETS、BPS、TSI 等静态试验完毕，具备投用条件。4.16 与启动有关的汽水管道冲管工作已按要求进行。4.17 参与机组启动的电厂、施工、调试各方面人员均已配齐，组织分工明确，

11、人员名单以书面形式张贴在现场。4.18 在非紧急情况下，运行操作指令应逐级下达。任何重大操作及系统运行方式的变更，均要经过值长发令。危急情况下的操作可由调试人员直接指挥运行人员完成，事后告知值长。4.19 启动现场应用红、白带围起，并由警卫人员、消防人员负责警卫消防工作。现场所有人员的行动以不妨碍运行操作为原则。4.20 启动现场的消防设施经消防人员检查，符合消防要求，有关人员对消防设施的使用方法应了解。4.21 电厂相关人员或小组现场测速测振。5 调试工作内容及程序5.1 调试内容汽轮发电机组整套启动调试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，润滑油压力节流阀调整，主汽

12、门、调门严密性试验，超速试验，给水泵汽轮机汽源切换试验、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，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，汽机带负荷试验及满负荷168 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）。5.2 启动方式本机组启动方式为带旁路的中压缸启动。5.3 启动状态划分4/59表 3启动状态划分启动状态冲转方式停机时间冷态启动（长期停机） 150h冷态启动150h温态中压缸启动72h热态10h极热态1h5.4 整套启动调试工作程序汽轮发电机组整套启动调试可分机组冲转升速至额定转速试验、机组额定转速空负荷试验、机组带部

13、分负荷试验及机组带满负荷168 小时连续运行试验等四个阶段进行。5.5 整套启动调试步骤（流程表可参见附录A 表 A.1）冷态启动（中压缸启动）停机时间 150h。启动前检查（1）所有电气附件的电源供给是正确无误的。（2）仪表压缩空气系统已投运，接至仪表和控制系统的供气压力是正常的。（3）所有监控仪表运行情况良好。（4）冷却水系统已投运。（5）辅助设备的润滑油供给正常。（6）所有通道口和检查孔口均密闭。（7）辅助设备的液压介质供给正常。循环水系统投入。根据季节、负荷投用1 至 2 台循环水泵，自动投用循环水旋转滤网。凝结水补水系统投入。（1）凝结水补水箱上水至正常水位（5000mm）。（2）启

14、动凝输泵向凝汽器补水至1200mm 以上。（3）向闭式膨胀水箱及定子冷却水箱补水至正常水位。闭式水系统投入。（1）闭冷水泵 1 台运行， 1 台备用。（2）投入所有闭式冷却水用户。仪用空气系统投入。5/59主机润滑油及顶轴油系统投入。（1）确认润滑油油质合格。（2）启动主机润滑油及顶轴油泵，检查各油泵运行正常、滤网压差正常、各油泵联锁投入正常。发电机密封油系统投入。（1）主密封油泵 1 台运行， 1 台备用，事故密封油泵联锁备用，再循环密封油泵联动正常。（2）密封油走正常运行回路。事故运行回路及低压密封油回路备用。（3）充氢前，空气抽出槽上的防爆风机必须启动。（4）根据氢压，调整主密封油泵出口

15、回油量，保证泵压正常。（主密封油泵出口压力，密封油泵出口母管压力，正常运行时约）（5）油氢差压为 0.036MPa0.076MPa。启动顶轴油系统，开始盘车。（1）顶轴油泵 1 台运行， 1 台备用。（2）主机盘车启动正常，机组偏心正常。、 B 小机润滑油系统投入。油系统投入。发电机充氢。（1）进行发电机气体置换工作，氢气纯度大于98%，氢气压力充至300kPa。（2）投入循环风机及干燥器。凝结水再循环系统投入（1）凝结水泵一台运行，一台备用。（2）联系化学专业，适时投入或停用精处理。轴加、低加水侧投入。发电机定子冷却水系统投入。辅助蒸汽系统投入。给水系统投入（1）启动电动给水泵进行再循环（锅

16、炉上水时投用高加水侧）。投用辅助汽源，除氧器加热，提高水温至120左右。锅炉水质合格后，轴封系统暖管投入。6/59（1）启动轴加风机，一台运行。（2）一台备用调整轴封减温器后温度至150。真空系统投入。（1）启动 3 台真空泵，真空达到76kPa 后，停止一台真空泵，并投备用。确认高压抗燃油系统参数正常。（1）油温 30，投电加热；温度设置45，正常 4354。利用辅助蒸汽启动一台汽动给水泵备用。确认高低压旁路处于备用状态。联系锅炉进行点火。（1）收到锅炉发点火信号后高低压旁路及其喷水控制投自动。（2）升压至 0.8MPa 后高旁开度置 5%，低旁逐步随之开启。（3）确认 CRT 及就地疏水阀

17、开、升温过程中气缸温度无明显上升。调整暖缸参数。（1）高旁出口 200时联系锅炉，逐步提高低旁控制压力设定至冷再压力0.7MPa。高压缸预暖。（具体操作见附录I）启动油泵 MSP。阀壳预暖（ CV 内壁或外壁温度 150时）（具体操作见附录I）旁路运行状态（1）当主蒸汽起压后开启至10%并维持开度，直到压力升至1.1MPa，维持压力不变，逐步开启高旁至30%，然后进入压力斜坡控制，指导压力达8.7MPa。（2）当再热蒸汽压力达0.2MPa 后开启，并维持该压力不变，指导50%开度。维持该开度不变直到压力达1.1MPa。冲转条件蒸汽参数及品质。（1）汽轮机冲转参数：主蒸汽压力8MPa，主蒸汽温度

18、 370；再热蒸汽压力0.8MPa，再热蒸汽温度320。表 4 启动参数确认表项目控制值主蒸汽压力8MPa主蒸汽温度3707/59项目控制值再热蒸汽压力再热蒸汽温度高、中压缸金属上下温差轴承润滑油压力润滑油温度0.8MPa320 30 0.103MPa3750EH 油压力EH 油温度11.2 MPa4354凝汽器压力 -86kPa密封油油氢差压发电机氢压发电机氢温轴封蒸汽母管压力轴封蒸汽温度0.12 MPa 0.4MPa2048 103kPa270 320（2）汽机冲转前，锅炉出口蒸汽品质须满足下列要求。表 5 冲转蒸汽品质氢电导率Na（ g/kg）2Fe( g/kg)Cu( g/kg)SiO

19、 ( g/kg)（ 25）0.520305015（3）主蒸汽温度阀壳内表面温度42。检查确认（1）连续盘车 4h 以上。（2）高中压上下缸温差 41.7。（3）油温 4046。（4）凝汽器真空。（5）低压缸喷水调阀有水可投用。（6）疏水阀联锁投入，阀门开启。冲转汽轮机挂闸（1）确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调速汽门均在关闭位置。检查确认DEH 及旁路系统工作正常，检查TSI 系统无报警指示。（2）确认无停机信号， ETS 复位，满足 “所有阀门关（ ALL V AL CLOSED ）”及“汽机已跳闸（ TRIPPED）”这两个条件后汽机挂闸：在操作员站 OIS 调出 “自动控制（AUTO CO

20、NTROL ）”画面，操作 “挂闸（ LATCH ）”键，由 DEH 输出挂闸指令。挂闸成功后 OIS 挂闸按钮上显示 “已挂闸（ LATCHED ）”。（3）汽机挂闸后，在 OIS“自动控制（ AUTO CONTROL ） ”画面上按 “运行（ RUN ）” 8/59按钮，状态显示为 “是（ YES） ”。 DEH 开始运行。此时检查确认所有主汽门都应在全开位，所有高中压调门都应在全关位，汽机转速为0。（4）电机 “阀位限制 ”按钮，投入阀位限制，指示值设定100%。（5）汽机复位后应监视转速变化情况，检查汽门严密性。汽机冲转操作。（1）在 OIS“自动控制（ AUTO CONTROL ）

21、”画面上，投入 “暖机（ HEAT SOAK ）”方式。在 OIS“自动控制（ AUTO CONTROL ）”画面上按 “目标值（ TARGET）”选项，将汽机转速目标值设定为 200r/min。在 OIS“自动控制（ AUTO CONTROL ）”画面上按 “升速率（ ACCRATE ）”选项，将汽机转速升速率设定 100r/min/min 。在 “自动（AUTO ）”按钮中的 “进行（ GO）”选项，此时画面应当显示 “进行（ GO） ”字样。检查高、中压调门逐渐开启，汽机转速上升。（2）冲转后应立即确认盘车装置自动脱开，否则应手动脱开，盘车脱开后停止盘车电机运行。如盘车装置脱不开时应立即

22、手动打闸停机。（3）检查汽机按设置的升速率自动进行升速至200r/min 后保持。检查设备运行无异常后在 OIS“自动控制（ AUTO CONTROL ）”画面上按 “摩擦检查 （FRIC CHK ）”按钮，检查所有高压调节阀 CV 和中压调节阀 ICV 应关闭。汽轮机转速下降，就地检查汽轮机本体内部和轴封处无金属摩擦声，各轴承金属温度及回油温度正常。在此期间，机组不允许停转。（4）确认摩擦检查已完成，检查并确认高排通风阀（ VV ）已关闭 ，在 OIS 上将转速目标值设定 1500r/min，转速升速率 100r/min/min ，检查并确认 OIS 板上的 “关全阀 ” 指示灯灭，汽轮机重

23、新升速。监视转速上升情况，过临界时升速率应自动升为 300r/min/min 。（5）高压调节阀微微开启直到转速升至 400r/min，检查并确认高排通风阀全开 。当转速升至 400r/min 时，高压调节阀的开度被电液调节器锁定。而中压调节阀继续开启，使汽轮机升速至1500r/min，进行中速暖机 。在暖机运行时，汽轮机转速由中压调节阀控制。（6）将润滑油温度调整定值为40，升速至 600r/min 时偏心记录仪应自动断开，振动记录仪开始工作。（7）在汽机暖机过程中按照冷态启动曲线将主蒸汽温度缓慢滑升至385，再热蒸汽温度缓慢滑升至335，控制温升率不得超过55/h。9/59（8）汽轮机中压

24、内缸壁进汽部分温度达到320以上；高压调节级内壁温度达到320；相应中压排汽温度达到240；高中压缸胀差大于8mm；中速暖机结束。 检查高中压缸体膨胀已均匀胀出，高中压缸胀差趋于稳定且回缩，低压缸胀差等各项控制指标不超限。（具体暖机时间可参照机组启动曲线）（9）当 1500r/min 暖机运行完成后切除 “暖机（ HEAT SOAK ） ”方式。检查并确认高压调节阀关闭、 VV 阀全开。（10）在 OIS 面板上选定目标转速2700r/min 和升速率 100r/min/min ，汽轮机转速继续上升。到达 2700r/min 时，按照冷态启动曲线要求停留相应时间后，在OIS 面板上选定目标转速

25、 3000r/min 和升速率 100r/min/min ，汽轮机转速继续上升至额定转速。（11）可随机启动投入高低压加热器汽侧。（12）汽机转速上升至1500r/min 时，顶轴油泵自动停止，投入一台顶轴油泵备用联锁。（13）为避免机组发生共振，禁止在临界转速范围内停留。机组临界转速：一阶900rpm 至 1200rpm，二阶 1550rpm 至 1950rpm。过临界时升速率自动升为300r/min/min 。（14）定速后确认主油泵工作正常，停交流润滑油泵、交流启动油泵并投入备用。冲转过程中状况检查项目（见附件J）。空负荷试验手动遮断试验在就地或集控手动遮断汽机，遮断后汽门应全关，转速应

26、下降。油涡轮调整1）检查涡轮泵出口压力启动油泵出口压力，否则调整节流阀。2）检查润滑油压辅助油泵出口压力，否则调整旁通阀。3）投入油泵联锁，停MSP、TOP 油泵。4）进一步调整油涡轮的节流阀、旁通阀、溢流阀。5）主油泵入口 98147 kPa。6）主油泵出口 1372 kPa。7）润滑油压力 176 kPa。8）锁紧节流阀、旁通阀、溢流阀的整定件。危急保安器喷油试验10/591）操作“喷油试验”。2）隔离电磁阀 4YV 带电，隔离位 ZS4 动作、复位位 ZS5 复归，机械跳闸装置出系。3）喷油电磁阀 2YV 带电，油喷入飞环，飞环击出后ZS2 报警，油电磁阀2YV失电。4）复位电磁阀 1Y

27、V 带电 20s ZS1由 0-1-0、 ZS2 由 1-0 且 PS2、PS3、PS43.9MPa（ 2/3），机械跳闸装置挂闸成功。5）隔离电磁阀 4YV 失电，恢复正常位，机械跳闸装置入系。6）危急遮断器恢复到正常工作位。7）遮断电磁阀试验。8）检查机组运行正常，遮断电磁阀在正常位。9）操作“试验遮断电磁阀”，分别“试验”“ 5YV 、 6 YV 、7 YV 、8 YV ”。6 YV 、8 YV 失电后 PS4动作， 6 YV 、8 YV 恢复带电状态PS4也随之恢复。5 YV 、7 YV 失电后 PS5动作， 5 YV 、7 YV 恢复带电状态PS5也随之恢复。10s内油压开关 PS4

28、、PS5 动作异常， DEH 发故障信息。试验结束后“切除”“试验遮断电磁阀”。汽门严密性试验试验方法详见附录B。超速试验（1）该机组设有 OPC 超速保护、 DEH 超速、 ETS 电超速及机械超速保护四套系统，需分别进行试验。其中，OPC 超速及 DEH 与 ETS 电超速可改变设定转速降速进行，机械超速必须得在带20%初负荷 4 小时后解列进行。（2）试验前应确认注油试验、主机高中压主汽门、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合格；（3）通过超速试验检验超速保护的正确性和可靠性。确保汽轮发电机组的安全、稳定运行。（4）在试验过程中，要求锅炉尽量维持主

29、蒸汽参数稳定；（5）超速试验保护动作时，应检查各主汽门、调门、抽汽电动门及逆止门均关闭。试验步骤详见附录C。电气试验。 （详细步骤见电气相关措施）11/59机组并网空负荷试验结束（包括电气试验）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。（1）机组并网后，调门开度由DEH 的压力控制回路和负荷控制回路控制；（2）进行下列各项检查及工作：a）检查高、中压蒸汽管道疏水阀自动关闭；b）在机组带初负荷暖机期间应全面检查汽机振动、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH 油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围之内。c）随着汽机负荷的增加，高压旁路渐渐关闭。机组负荷超

30、过150MW 时，确认冷再疏水门关闭。带初负荷试验观测机组带初负荷参数是否有异常，带约10%初负荷 4 小时后解列，进行汽轮机机械超速试验。小于 300MW 负荷（1）机械超速试验结束，机组全面检查正常后，机组重新进入带负荷试验阶段；（2）检查低压缸喷水阀自动关闭，低压缸排汽温度应90；（3）当四抽压力达到 0.147MPa(a)时，除氧器切至四抽供汽，确认辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭，除氧器转入滑压运行；（4）当机组负荷高于20%时，依次投入 #3、 #2、#1 高加系统。（5）在机组负荷达30左右时，进行下列各项检查及工作：a）检查中压缸外缸疏水阀、三六抽汽管道疏水阀自动关闭；b）若高加

31、未随机投运，则从低压到高压依次投入高加运行；（6）全面检查机组各运行参数正常后，机组继续升负荷；（7）检查各轴封调整门在自动位置，动作正常；（8）升负荷过程中，应检查凝汽器真空、油、水、氢的温度情况；在此阶段，由于给水系统只有一台汽泵运行，原则上汽泵汽源仍由辅汽提供，不切换至四抽供汽。大于 300MW 负荷（1）启动第二台汽动给水泵并入给水系统，两台汽泵相继由四抽供汽，机组继续升12/59负荷；（2）当冷再压力 1.2MPa，将临机供汽切至本机冷再供汽；（3）当四抽压力达0.7MPa 时，根据情况辅汽由冷再切至四抽供给。（4）机组负荷至 80左右时，根据要求进行真空严密性试验，方法见附录E。（

32、5）机组负荷至 80%左右时，根据要求进行汽轮机调速系统建模动态部分试验。方法见调速系统建模试验方案（6）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：a）汽轮发电机组惰走试验，具体试验方法见附录F。b）主机启动的同时可以启动两套汽动给水泵组，保证机组启动后能迅速并网、带负荷，缩短机组启动时间；汽轮机热态启动。判断依据据表 3 停机时间判断，且IP 启动时，中压内下缸壁温。稳态 305热态 420极热态 4905.5.2.2 冲转蒸汽参数中压缸启动表 6启动参数项目压力（ MPa）温度（）温态主蒸汽8.73410再热蒸汽1.1380热态主蒸汽10480再热蒸汽1.1450极热态主

33、蒸汽10500再热蒸汽1.1480应尽可能使主汽温度阀壳内表面温度42。升温率温态时速率 150r/min2，热态、极热态时速率300r/min2。升负荷带上和缸温对应的负荷后，再按冷态启动曲线带负荷至满负荷。13/59控制（1）热态启动时，冲转升速至额定转速的时间不少于10min。（2）真空尽量保持高限值。（3）上下缸温差应小于41.7。（4）升速期间需要在某一点停留时，应避开共振区。（5）热态中压缸启动无预暖高压缸等操作。（6）热态中压缸启动无CV 阀冲至 400rpm 等操作。（7）当主、再热蒸汽参数达到冲转参数要求后，投高、低压旁路压力反馈，使热态中压缸启动从冲转、升速、带负荷直到切换

34、结束，主、再热蒸汽压力维持基本稳定。（8）启动曲线见附录H汽轮发电机组甩负荷试验试验方法见 3 号机组甩负荷措施。机组 168 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，停机消缺完成后，进入168小时满负荷试运行阶段。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。正常停机停机步骤（1）逐渐降低负荷至额定负荷5%左右。（2）当机组负荷降到15%时，注意低压缸排汽口喷水系统应在喷水。（3） 按下操作台上的 “停机 ”按钮。当危急遮断阀位于脱扣位置时，OIS 红灯亮。 确认 MSV 阀和 RSV 阀是全关闭

35、状态，如全关闭， OIS 的相应显示由灰变绿。检查并确认发电机断路器电路是开启的。（4）确认 VV 阀开。关闭真空泵（ A 、 B）。汽封系统必须一直运行以维持机组的真空，这样可以防止冷空气顺轴端进入通流部分。（5）当主油泵吸入油压低于69kPa（g）时，电动启动油泵（ MSP）应自动启动。转速下降至 0 后手动投入盘车装置，打开所有疏水。（6）锅炉完全停炉后，打开真空破坏阀。当凝汽器真空为零时关闭汽封系统。关闭14/59汽封加热器。（7）检查高压内缸内壁金属温度。当内缸内壁金属温度低于150时停盘车。停盘车 8 小时后，可以停供润滑油。汽轮机正常停机曲线见图 4图 1 汽轮机正常停机曲线6

36、联锁、保护逻辑及定值6.1 机械超速保护当汽轮机转速达到110%111%额定转速时，偏心飞环机械危急遮断器动作。6.2 远方手动打闸集控室 DEH 盘装设两个远方打闸按钮。需远方打闸操作时，同时按下两按钮，则机械跳闸电磁阀和主跳闸电磁阀A ， B 均动作，关闭高压主汽门和高压调门，开启通风阀；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽气逆止门和高排逆止门而停机。6.3 就地手动打闸就地打闸手柄位于汽机前箱。操作时，逆时针旋转90后拉出，通过机械跳闸15/59阀动作泄去ETS 油，关闭高压主汽门和高压调门，开启通风阀；关闭中压主汽门和中压调门，开启紧急排放阀；关闭各级抽气逆止门和高排逆

37、止门而停机。6.4 电气跳闸保护机组的各种跳闸信号最终通过高压遮断电磁阀和机械停机电磁阀来作用机组跳闸，使各汽门以及抽汽继动阀迅速关闭。当发生下列条件时，高压遮断电磁阀5YV 、 6YV 、 7YV 、8YV 和机械停机电磁阀 3YV 同时动作使机组跳闸：1）在操作台按汽机打闸按钮。2）发电机遮断 A 柜。3）发电机遮断 B 柜。4）发电机遮断 C 柜。5）锅炉主燃料跳闸。6） DEH 跳闸停机。7） EH 油压低。8）润滑油压力低。9）轴向位移大。10）高中压缸胀差过大。11）低压缸胀差过大。12）支持轴承金属温度高。13）推力轴承金属温度高。14）高压排汽口金属温度高。15）汽轮机 /发电

38、机轴振动高。16）主汽阀入口蒸汽温度低。17）发电机冷却水断水。18）高压 /低压旁路阀故障。19）A 凝汽器真空低低。20）B 凝汽器真空低低。21）A 低压缸排汽温度过高。22）B 低压缸排汽温度过高。当机组发生跳闸后，机械停机电磁阀（3YV ）会自动复位，而高压遮断电磁阀则16/59一直处于跳闸状态，直至复位指令来时解除。6.5 辅机联锁详见各分系统调试措施。7 调试质量验收标准序检验项目号设备及系统1投运2 技术指标3 保温层外表温度内冷水质氢气纯度发氢气湿度4 电漏氢量机漏氢率各部温升汽机发电机5轴振汽轮发电机6瓦振汽轮发电机7轴承温度调 开启顺序6速重叠度表 7 质量验收标准表质量

39、标准单位合格优良设备及系统能够全部投入指标全部达到要求50s/cm5%96g/Nm315Nm3/d18/d5符合设计要求m 120m5050符合设计要求符合设计要求17/59序检验项目单位质量标准号合格优良汽 过负荷汽符合设计要求门门无卡涩、振动开/关情况出力MW6608 组织和分工8.1安装单位：8.1.1完成安装结尾及设计变更等工作。8.1.2完成分部试运中的消缺项目。8.1.3准备好安装及分部试运的技术资料。8.1.4配备试运的检修人员，准备好检修工具及材料。8.1.5为全面监视汽轮机首次启动中的汽缸膨胀情况，准备若干块百分表。8.2生产单位：8.2.1运行及事故处理规程的编制、修改和审

40、定。8.2.2运行人员的配备、培训及考核。8.2.3准备运行日志、报表和运行操作必要的工具。8.2.4绘制符合实际的热力系统图。8.2.5做好 #3 机有关系统的检查、隔离工作。8.2.6对各系统阀门编号挂正式牌，以免引起误操作事故。8.2.7启动前对设备及系统进行全面检查，并根据运行需要提出必要的修改意见。8.3调试单位：8.3.1编制有关试运技术措施。8.3.2参加并确认汽轮机方面的联锁保护项目。8.3.3完成启动前的调试项目。8.3.4准备有关测试仪器。8.3.5对设备及系统进行全面检查，提出必要的修改意见。8.3.6会同安装人员，测量转轴的冷态原始晃动值及方位。8.3.7完成启动调试的

41、其他准备工作。18/598.4监理单位：按合同进行机组启动试运阶段的监理工作，监督本措施的实施，参加试运工作并验收签证。8.5 机组首次冷态启动之前，为了全面检查与监视机组的运行状况，确保人与设备的安全，拟成立以下四个小组，并且职责分明，落实到人。启动试运值班组组成及职责:启动试运值班组由调试单位与电厂运行人员组成，其主要负责，根据整套启动试运措施及运行规程 ,进行启动条件的检查；调试单位为运行人员确定运行方式，对目标转速或目标负荷、升速率或升负荷率提供技术指导，全面分析机组启动运行过程中各部运行参数及系统运行状况是否正常，对应急情况的处理提出建议。记录启动过程及试运中的指定项目。汽缸膨胀及动

42、静摩擦监视组组成及责任：由安装单位主要负责，全面监视并巡回检查机组在启动过程中汽缸膨胀是否均匀，是否存在轴瓦、油档及汽封环等处的动静摩擦现象；是否存在滑销系统卡涩、汽缸膨胀不畅、跑偏等现象；汽机启动前冷态下全面记录一次汽缸各方位膨胀、差胀、轴瓦温度及回油温度等参数，机组启动后每隔20 分钟记录一次，并进行详细分析。振动监测组组成及责任：调试单位主要负责；负责启动、试运过程中的振动测量、监督及记录，遇到异常情况及时分析判断并与指挥组及本专业值班联系；测定机组实际的临界转速，及有关的曲线，为今后的启动操作提供依据。调节、保护试验组组成及责任：由调试单位主要负责，指导润滑油系统、EH 油系统的的投入

43、；指导完成主机联锁、保护项目试验；完成汽机定速后的各项试验及调整。9 工作危险源及环境和职业健康管理9.1 安全技术措施冲转限制 （有下列情况之一，则禁止启动）19/59（1）主汽门、调门、补气阀或抽汽逆止门卡涩，不能关闭。（2）汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。（3）主要保护之一失灵（轴向位移、真空、EH 油、超速、润滑油等）（4）主要仪表失灵（进汽温度和压力、转速、缸温、真空等）（5）主要辅机工作不正常。（6）控制盘灯光试验不全亮。（7）运行参数限制主汽、再热汽温度要求。过热度不得小于55.6；（1）正常工况下，温度不得超过600（额定温度600），两侧温差不得超过17；（ 2）异常工况下

44、，温度不得超过616（累计小于80 小时 /年但一次不超过15min），两侧温差不得超过28；进汽压力要求（1）正常工况下，不得超过26.25MPa；（2）异常工况下，瞬间波动不得超过30MPa。（每年超压的时间累计不能超过12 小时）低压缸排汽温度要求（1）正常工况下，小于79.4；（2）异常工况下，短时间（15 分钟）可以达到110。轴封要求（1）轴封蒸汽过热度不得低于13.8；（2）轴封温度限制在270 320；（3）热态启动在没有供轴封之前，不应启动真空泵。润滑油要求（1）油温低于 10，不得启动油泵；（2）油温低于 21，不得启动盘车或汽机；20/59（3）润滑油正常油温在 50。紧

45、急停机出现以下情况之一，应在汽机遮断后迅速关闭通凝汽器疏水后破坏真空：（1）失去交流电源；（2）失去直流电源；（3）轴承母管润滑油压低0.23MPa；（4）主油箱油位低低；（5）润滑油失去冷却水，短时无法恢复；（6）油系统失火，无法扑灭；（7）轴向位移保护动作；（8）汽机进水；（9）转子部件与静止部件出现动静摩擦；（10）惯性旋转降速时出现振动过大遮断汽机；（11）发电机内部漏水，危及设备运行。出现以下情况之一，应手动遮断汽机：（1）出现需要紧急停机的任何一种情况；（2）主汽、再热汽温度十分钟内下降50；（3）低压缸排汽温度超过110；（4）出现保护参数超标，但保护未动作。防止大轴弯曲的技术措

46、施汽轮机冲转前机组必须符合以下条件，否则严禁启动。（1）各轴瓦处所测得的晃度不大于25m。（2）上、下缸温差不超过30。（3）主蒸汽温度至少超过汽缸最高金属温度50，但不超过额定汽温。蒸汽过热度不低于 55.6。冲转前，转子应进行充分连续盘车，一般不少于2 4 小时（热态启动取最大值），并应尽可能避免中间停盘车，如发生盘车短时间中断，则应延长盘车时间。21/59热态启动应检查停机记录，并与正常停机曲线比较，发生异常情况应及时汇报处理。热态启动时应先送轴封，后拉真空。高压汽封使用的高温汽源应与金属温度相匹配，轴封汽管道应充分暖管、疏水，防止水或冷汽从汽封进入汽机。启动升速过程中，应有专人监视振动

47、，如有异常，应查明原因处理。汽轮机轴振超过 130m应打闸停机，严禁硬闯临界转速或降低转速暖机。机组启动中因振动异常而停止启动后，必须经全面检查并确认已符合条件后再连续盘车不小于 4 小时才能再次启动，严禁盲目再次启动。启动和低负荷时不得投入再热器减温喷水，减温器喷水投入时应先开启截止门，然后投入调整门，以减少截止门的冲刷。启动过程中，疏水系统投入时应保持凝汽器水位正常。当主蒸汽温度过热度较低时，调速汽门的大幅度摆动，有可能引起汽轮机一定程度上的水冲击，此时应严密监视机组振动、串轴等数据，如有异常应立即打闸停机。机组在启、停和变工况运行中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，主蒸汽、再热汽温变化

48、率，汽缸金属温度的变化率不超过规程规定，并保持一定的过热度。要避免汽温大幅度直线变化，当正常运行情况下10 分钟内汽温上升或下降达到50时，应打闸停机。机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm 或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.260mm 应立即打闸停机；当轴承振动变化0.015mm 或相对轴振动突然变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加 0.05mm，应立即打闸停机。停机后立即投入盘车。当汽封摩擦严重时应在盘车180待摩擦基本消失后，再投入连续盘车。盘车不动时，禁止用行车强行盘车。正常运行期间通过一台主油泵向各轴承供油。一旦运行中的主油泵

49、故障则由备用主油泵供油。作为进一步的安全措施，一旦所有的其它油泵故障，则由危急油泵供油。由于危急油泵是维持轴承供油的最后的安全机构，在危急油泵或供电电源故障的情况下，机组不该启动。22/59因故暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当转子热弯曲较大时，应先盘 180，待转子弯曲消失后，再投入连续盘车。停机后，认真监视凝汽器及除氧器水位，防止凝汽器或除氧器满水，进入汽轮机造成转子弯曲。停机后，应检查再热器减温水门和一级旁路减温水门是否关闭严密。9.2 环境、职业健康安全风险因素控制措施本项目可能造成影响环境的因素：机组汽、水、油、氢气泄漏，将造成环境污染和人身伤害还有噪音。职业健康安全风险因素

50、的控制本项目可能出现的危险源识别如下：（1）生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽；（2）调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好；（3）生产场所未按照规定着装；（4）调试现场脚手架比较多，可能存在高空落物被击伤；（5）调试现场的旋转设备的靠背轮未安装防护罩，或无接地装置，可能被转动机械绞住衣物，或发生触电。（6）汽、水、油、氢气管道、法兰发生泄漏，设备发生泄漏。对可能出现的危险源采取的控制措施（1）在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽；（2）进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作；（3）生产场所按照规定着装；（4）正确的戴好安全帽，发现高空有施工工作，禁止进入；（5）检查电气设备必须有良好的接地，靠背轮无防护罩禁止启动。（6）非试转人员不得进入试转现场；（7）事故按钮应挂牌；（8）各泵、设备试转前，必须严格按照启动检查卡逐项检查。泵在运行中，应23/59注意出口压力、电流、振动，轴承振