热电有限公司汽轮机设备运行规程

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1、 . 目 录1.主题容12.汽轮机组技术规12.1.汽轮机设备规12.2.汽轮机辅助设备规53.总则113.1.基本要求133.2.重要操作123.3.汽机运行人员注意事项144.汽轮机与辅助设备的试验144.1.调速系统的静止状态试验144.2.自动主汽门严密性试验154.3.调速汽门严密性试验154.4.汽轮机低油压保护试验164.5.主机的其它保护试验164.6.转机试验174.7.超速试验174.8.危急保安器压出试验184.9.甩负荷试验194.10.高压加热器保护试验204.11.给水泵试验214.12.高压除氧器保护试验234.13.真空系统严密性试验235.汽轮机启动、正常维护

2、和停止235.1.机组启动前的各项准备工作235.2.机组启动前的检查245.3.冷态启动锅炉点火前的操作265.4.冷态启动锅炉点火至汽机冲动前的操作275.5.冷态启动汽轮机冲动与暖机275.6.机组启动过程中的注意事项315.7.汽轮机热态启动 315.8.额定参数启动325.9.汽轮机正常运行和维护325.10.汽轮机滑参数停机355.11.设备试验与轮换385.12.额定参数停机385.13.汽轮机保护与控制396.汽轮机辅助设备406.1.转动设备的运行与维护406.2.凝汽器456.3.高压加热器476.4.低压加热器486.5.冷油器和润滑油系统506.6.顶轴油泵和盘车装置5

3、16.7.胶球清洗装置536.8.高压除氧器546.9.冷却塔567.事故处理587.1.事故处理原则587.2.紧急故障停机587.3.不破坏真空故障停机597.4.蒸汽参数不正常607.5.真空下降607.6.汽轮机水冲击627.7.轴向位移大637.8.不正常振动和异音 647.9.汽轮机甩负荷到零647.10.锅炉灭火667.11.油系统工作失常677.12.主要管道故障687.13.失火（厂房）697.14.厂用电全停697.15厂用电全停处理707.16.给水泵事故处理707.17除氧器事故处理728.附录738.1.水蒸汽饱和压力温度对照表 738.2.汽轮机32号透平油质量标准

4、748.3.汽轮机水质标准758.4.停机转子惰走曲线768.5.冷态滑参数启动曲线778.6.滑参数停机曲线7778 / 81汽轮机设备运行规程本规程参照电力工业技术法规，部颁汽轮机运行规程、制造厂家、的说明书与有关资料编写的。1.主题容1.1.本规程规定了汽轮机设备运行所必须的参数、运行方式和正常维护标准，以与异常运行的处理方法。1.2.本规程适用于汽轮机运行专业所维护的设备。1.3.汽轮机运行人员应通晓本规程，汽机其他岗位人员应熟知本规程有关部分。2.汽轮机组技术规2.1.汽轮机设备规2.1.1.#1汽轮机规项目单位#1汽轮机型号CC588.83/1.275/0.294型式高压双缸工业采

5、暧双抽可调冲动凝汽式汽轮机生产厂家汽轮机厂调节方式喷嘴调节额定功率MW58最大功率MW60额定转速r/min3000轴向(从机头看)顺时针额定工况新蒸汽压力MPa8.83温度535流量t/h262/218.43（纯凝工况）工业抽汽压力MPa1.275流量t/h36供暧抽汽压力MPa0.294流量t/h28排汽压力MPa0.0048(绝对压力)/0.0054(绝对压力、纯凝工况)流量t/h132.85冷却水温度20/33（最高）流量t/h9380给水温度213.3/218.4（纯凝工况）汽耗率Kg/kwh4.517/3.767（纯凝工况）热耗率KJ/kwh8791/9753（纯凝工况）最大抽汽量

6、工业t/h60供暧t/h60临 界转 速汽轮机转子一阶r/min1786二阶r/min2001发电机转子r/min1309数级高压缸级11 (1+10)低压缸级11 (1+6)+(1+3)轴向推力额定工况KN180纯冷凝工况KN2252.1.2.#2汽轮机规项目单位#2汽轮机型号CC588.83/1.275/0.294型式高压双缸工业采暧双抽可调冲动凝汽式汽轮机生产厂家汽轮机厂调节方式喷嘴调节额定功率MW58最大功率MW60额定转速r/min3000轴向(从机头看)顺时针额定工况新蒸汽压力MPa8.83温度535流量t/h262/218.43（纯凝工况）工业抽汽压力MPa1.275流量t/h3

7、6供暧抽汽压力MPa0.294流量t/h28排汽压力MPa0.0048(绝对压力)/0.0054(绝对压力、纯凝工况)流量t/h132.85冷却水温度20/33（最高）流量t/h9380给水温度213.3/218.4（纯凝工况）汽耗率Kg/kwh4.517/3.767（纯凝工况）热耗率KJ/kwh8791/9753（纯凝工况）最大抽汽量工业t/h60供暧t/h140临 界转 速汽轮机转子一阶r/min1786二阶r/min2001发电机转子r/min1309数级高压缸级11 (1+10)低压缸级11 (1+6)+(1+3)轴向推力额定工况KN180纯冷凝工况KN225抽汽工况KN147206注

8、：由于受排汽缸最小排汽量不得小于30t/h限制，最大供暖抽汽量不得大于140t/h。2.1.3.发电机规项目单位#1、#发电机型号QF50-2额定容量KVA62500额定功率MW50最大出力MW60额定电压V6300额定电流A5728额定转数r/min30002.1.4.监视段主要参数抽汽段号抽汽部位 额定工况压力MPa温度流量t/h最大允许压力MPa高压调节级级后4.838472.45.10一段抽汽级后2.44038010.52.70二段抽汽级后1.63233015.591.90三段抽汽11级后1.2753002.441.57工业抽汽11级后1.275300361.57中压调节级12级后1.

9、006282.81.25四段抽汽15级后0.5421711.950.660五段抽汽18级后0.29415812.750.343供暧抽汽18级后0.294158280.343六段抽汽20级后0.035735.830.052.1.5.旁路系统项目单位旁路系统阀WY减温减压器流量t/h5060减压前压力MPa9.810.588减压后压力MPa0.5880.0196（绝对压力）减温前温度541158减温后温度15876.82.2.汽轮机辅助设备规2.2.1.凝汽器项目单位#1、#2机凝汽器型号N35008型式单壳体、横向布置、表面式、双流程、双进双出冷却面积m23500冷却管束主凝结区根5710空冷区

10、根570总数根6280管径mm251工作压力汽测MPa0.0056（绝对压力）水测MPa0.245（表压力）冷 却水流量t/h9380进水温度20水阻mH2o3.8重 量凝汽器重量t70水侧充水总重t106汽侧充满水总重t1432.2.2.除氧器2.2.2.1.高压除氧器项目单位数值额定出力t/h270工作压力MPa0.49 (表压力)工作温度158全容积除氧头m316水箱m388除氧水箱直径mm304422安全门动作压力MPa0.82.2.2.2.低压除氧器项目单位数值额定出力t/h75工作压力MPa0.0196(表压力)工作温度104除氧水箱直径mm252410有效容积m3352.2.3.

11、加热器(表面式)2.2.3.1.轴封冷却器型号QC7001731冷却面积225m2工作蒸汽压力0.49MPa(表压力)工作蒸汽温度151工作蒸汽流量288.6kg/h冷却水流量50t/h空气流量173kg/h吸入室压力0.093MPa(绝对压力)无水时重量2.3t充满水重量3.5t2.2.3.2.低压加热器项目单位#1低压加热器#2低压加热器#3低压加热器型号JD1008JD1007. JD1257加热面积m2100100125工作压力汽侧MPa0.0350.2940.539水侧MPa1.571.571.57最高工作温度汽侧78158218水侧71125147流量汽侧t/h9.0712.581

12、2.58水侧t/h171.13171.13231.68水侧流程4442.2.3.3.高压加热器项目单位#1高压加热器#2高压加热器型号JG3501JG3502加热面积m2350350工作压力汽侧MPa1.964.51水侧MPa16.6716.67汽侧进汽温度350430疏水温度219262水侧进口温度155194出口温度1942282.2.4.主机冷油器型号YL602冷却面积60m2冷却流量73.5t/h冷却水量130t/h进油温度55出口油温度45冷却水进水温度33水侧流程42.2.5.射油器项目单位 射油器射油器出口压力MPa0.1670.353流量L/min29261700喷嘴直径mm6

13、9.5422.2.6.射水抽气器型号CS45401工作压力0.294MPa工作水流量680t/h工作水温度20吸入室压力4.410-3MPa抽气量40Kg/h2.2.7.转动设备规名称型号 泵/电机流量m3/h扬 程MPa转数r/min泵轴/电机功率KW电压V电流A循环水泵800S24/Y500-870000.24730/741532600065.4凝结水泵6.5LDTN-8/YLB280-2-42351.181470/1470132380298#2机#2凝结水泵6.5LDTN-8/YLB280-2-42351.181470/1480132380293低加疏水泵100NW-65X2/Y200L

14、1-4281.3242930/29503038056.9射水泵300S32/Y280-47900.311480/148090380164.3中继水泵4GC8X3/Y200L1-2451.212950/29503038056.9工业水泵250S39/Y280S-44870.371480/148075380139.7胶球泵125SS-15/Y160M-4900.151440/14601138022.6启动油泵150AY150X2B/YB356S3-21552.182950/2983220380382/221交流润滑油泵100AY60A/YB200L1-2900.481950/29503038057

15、/33直流润滑油泵100AY60A/YB200L1-21020.481950/300039220158.5顶轴油泵250CY4-1B/Y180M-425ml/rev31.51500/147018.538035.92.2.8.给水泵规2.2.8.1. DG200-15010型给水泵规（#1给水泵）型号DG200-15010泵级数极10型式单壳体、分段、多级离心泵入口压力Mpa0.59轴功率KW1119入口温度160流量t/h200转向顺时针（从电机侧看）扬程Mpa15转速r/min2985效率%73汽蚀余量m82.2.8.2 .DG270-140B型给水泵规（#2、#3给水泵）型号DG270-1

16、40B泵级数极10/9型式单壳体、分段、多级离心泵入口压力Mpa0.59轴功率KW1620入口温度160流量t/h270转向顺时针（从电机侧看）扬程Mpa14转速r/min2980效率%78汽蚀余量m82.2.8.3.DG270-140BJ型给水泵规（#4给水泵）型号DG270-140BJ泵级数极10型式单壳体、分段、多级离心泵入口压力Mpa0.59轴功率KW15651790入口温度160流量t/h270360转向顺时针（从电机侧看）扬程m15701422转速r/min2985效率%78汽蚀余量m6.52.2.8.4.给水泵电机规型号转速功率额定电压额定电流转向YK2000-2/9902978

17、r/min2000KW6000V227.8A逆时针（从泵侧看）2.2.8.5.给水泵稀油站规油箱型号XYZ-63GZ进水温度28油箱容积m31冷却面积m27.5最大供油压力MPa0.4冷却温降78供油量L/min63过滤面积m20.082供油温度40过滤精度mm0.12进水压力MPa0.060.12滤网压差MPa0.052.2.9.连续排污扩容器规设计型号设计压力试验压力设计温度净重LP-5.51.37 MPa2.2 MPa365303.5Kg3.总则3.1.基本要求3.1.1.各值班岗位应备有：3.1.1.1.汽轮机设备运行规程。3.1.1.2.本机组的汽、水、油系统图。3.1.1.3.必须

18、使用的工具，如；油壶、听音棒、勾搬子、手电筒等。3.1.1.4.交接班日志、运行日报表、设备缺陷登记本、操作票、试验记录本等。3.1.1.5.安全帽。3.1.1.6.消防工具和清扫工具。3.1.2.汽轮机大、小修后必须经主管部门验收合格。一切检修工作全部结束，各转动设备与电动门试验良好(电动门极限开度指示正确)，全部检修工作票收回，设备系统处于完好的启动前状态。得值长令后方可启动。3.1.3.启动前必须充分掌握设备状态，准备好启动工具、仪表、记录本；各种水面计、油面计好用并投入；做好与其它专业的联系工作。3.1.4.下列情况禁止启动汽轮机或投入运行3.1.4.1.危急保安器动作不正常，自动主汽

19、门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩不能关闭严密。3.1.4.2.调速系统不能维持汽轮机空负荷运行(或机组甩负荷后不能维持转速在危急保安器动作转速以)。3.1.4.3.汽轮机主轴晃动大于0.05mm或大于原始值(安装或大修后晃动值)0.02mm。3.1.4.4.汽轮机高压缸调节级区域上、下缸温差超过50。3.1.4.5.盘车时汽轮机或发电机动、静部分之间有明显的金属摩擦声。3.1.4.6.主油箱油质不合格或油系统充油后油位指示低于规定值。3.1.4.7.主机任何一台油泵与盘车装置失灵。3.1.4.8.汽轮机各系统有严重漏泄。3.1.4.9.汽轮机主机与主蒸汽管道保温不完整。3.1.4.10.主要仪表(

20、转数表、振动表、轴向位移表、胀差表、调速油压和润滑油压表、新蒸汽压力表、温度表、凝汽器、除氧器水位表与汽缸金属温度表、真空表)和自动保护装置失灵。3.1.1.11.汽轮机真空不能维持在-66.661Kpa以上。3.1.5.汽轮机在正常运行中应每日测量一次机组轴承振动情况，同时记录负荷、蒸汽参数、真空与油温等数值。汽轮机振动标准如下；(双振幅；单位；m)项目优合格#1、#22030#3、#4、#530503.1.6.汽轮机调速系统性能应符合下列要求：3.1.6.1.当主蒸汽温度、压力、凝汽器真空正常和主汽门完全开启时，调速系统能维持机组空负荷运行。3.1.6.2.当汽轮机突然甩去负荷时，调速系统

21、能控制汽轮机转速在危急保安器动作转速以下。3.1.6.3.调速系统迟缓率不大于0.3%。3.1.6.4.当危急保安器动作以后，应保证自动主汽门、调速汽门关闭严密。3.1.7.汽轮机保安系统保证条件如下：3.1.7.1.当汽轮机转速达到额定转速的109111%时，危急保安器动作。3.1.7.2.紧急故障停机时，从保安系统动作，到自动主汽门完全关闭，时间不超过0.5S。3.1.7.3.危急保安器动作后，同时关闭自动主汽门、调速汽门和各段抽汽逆止门。3.2.重要操作3.2.1.下列操作为重要操作，必须在值长、专工等有关人员的监护下进行。3.2.1.1.汽轮机的启动和停止3.2.1.2.危急保安器的超

22、速试验。3.2.1.3.带负荷清洗叶片（化学专业人员参加）。3.2.1.4.机组运行中调速系统各项试验，包括自动主汽门，调速汽门严密性试验与甩负荷试验。3.2.1.5.设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次应用。3.2.1.6.机组运行中冷油器的切换。 3.2.1.7.主蒸汽母管、给水母管的切换。3.2.1.8.给水泵大修后的投入。3.2.1.9.工业抽汽母管的投入。3.2.1.10.采暖供热系统的投入。3.2.2.设备系统切换和操作要求3.2.2.1.重要设备系统切换应填写操作票，经值长批准后在指定专人监护下进行。3.2.2.2.机组正常启、停与运行方式的变更，需要在司机组织下按值长命

23、令由专人按规定操作。3.2.2.3.所有操作人、监护人均应考试合格人员担任，下一级不能监护上一级人员操作。3.2.2.4.发生事故时允许不填写操作票进行操作。3.3.汽机运行人员注意事项3.3.1.值班人员独立工作之前，必须熟悉本规程和电业安全规程中与本专业有关的部分，考试合格后方可独立工作。3.3.2.值班人员在工作中保证设备安全、经济运行，正确处理各种异常情况外，还应遵守下列规定：3.3.2.1.服从上级命令，正确执行上级指示，坚守岗位。3.3.2.2.禁止非工作人员接近设备。3.3.2.3.有权禁止检修人员无票作业和调试设备。3.3.2.4.搞好卫生工作，与时完成上级领导下达的指示任务。

24、4.汽轮机与辅助设备的试验4.1.调速系统的静止状态试验4.1.1.试验条件4.1.1.1.调速系统静止状态试验应在每次机组启动前进行。4.1.1.2.试验时电动主汽门与旁路门关闭严密。4.1.1.3.高压油泵运行正常，调速油压1.82.0MPa，油温3545。4.1.1.4.盘车运行中。4.1.2.试验方法4.1.2.1.逆时针方向旋转启动滑阀手轮缓慢均匀地开启自动关闭器，用DEH装置开启各油动机直至全开。4.1.2.2 .用DEH装置关闭各油动机直至全关，顺时针方向旋转启动滑阀手轮缓慢均匀地关小自动关闭器。4.1.2.3.检查就地油动机行程指示与DCS画面油动机行程指示是否一致。4.1.2

25、.4.静止状态试验时将高压油动机开至30mm，手打危急保安器，检查自动关闭器和各油动机应迅速关闭。4.2.自动主汽门严密性试验4.2.1.试验条件4.2.1.1.汽轮机定速运行，暖机充分。4.2.1.2.主汽压力4.5MPa以上，主汽温度应高于450。4.2.1.3.凝汽器真空在-70Kpa左右。4.2.1.4.高压油泵运行，油温、油压正常。4.2.1.5.高、低压缸胀差在允许围。4.2.2.试验的方法4.2.2.1.用自动关闭器活动试验滑阀迅速关闭自动主汽门。4.2.2.2.记录转速下降时间（每下降100 r/min记录一次）。4.2.2.3.待转速下降到1000 r/min以下手动停机，将

26、启动滑阀退回零位。4.2.2.4.自动主汽门关闭后，迅速退出自动关闭器活动试验滑阀。4.2.2.5.汽轮机重新挂闸，用DEH装置迅速升速至额定转速。4.3.调速汽门严密性试验4.3.1.试验条件4.3.1.1.汽轮机定速运行，暖机充分。4.3.1.2.主汽压力4.5 MPa以上，主汽温度应高于450。4.3.1.3.凝汽器真空在-70KPa左右。4.3.1.4.高压油泵运行，油温、油压正常。4.3.1.5.高、低压缸胀差在允许围。4.3.2.试验的方法4.3.2.1.用DEH装置迅速关闭调速汽门。4.3.2.2.记录转速下降时间。4.3.2.3.待转速下降到1000r/min，用DEH装置升速

27、至额定转速。4.4.汽轮机低油压保护试验4.4.1试验的条件4.4.1.1.汽轮机低油压保护试验在每次机组启动前进行。4.4.1.2.高压油泵运行，油温、油压正常。4.4.1.3.交流油泵、直流油泵处于联动备用状态，出口门关闭。4.4.1.4.盘车运行中。4.4.1.5.热控人员配合，低油压保护投入。4.4.2.试验的方法4.4.2.1.逆时针方向旋转启动滑阀手轮，缓慢均匀地开启自动主汽门。4.4.2.2.关闭低油压继电器来油门。4.4.2.3.缓慢开启低油压继电器泄油门，当润滑油压降到低值时，润滑油压低值报警，同时联启交流油泵。4.4.2.4.当润滑油压降到低值时，润滑油压低值报警，同时联启

28、直流油泵，汽轮机跳闸。4.4.2.5当润滑油压降到0.03MPa时，盘车跳闸。4.4.2.6.试验结束后，将系统恢复至原状态。4.5.主机的其它保护试验主机的DEH故障保护、DEH停机保护、DEH超速保护、发电机故障保护、轴向位移保护、手动停机、逆止阀联锁保护、真空低保护，由热控人员短接信号进行。4.6.转机试验4.6.1.转机拉合闸试验4.6.1.1.联系电气值班员将转机送上试验电源。4.6.1.2.确认开关后合闸，绿色灭、红色亮。4.6.1.3.确认开关后拉闸，红色灭、绿色亮。4.6.2.转机事故按钮试验4.6.2.1确认开关后合闸，绿色灭、红色亮。4.6.2.2.用事故按钮停止，红色灭、

29、黄色闪、报警。4.6.2.3.将开关拉闸，黄色灭、绿色亮、报警解除。4.6.3.转机静态互联试验4.6.3.1.将一台转机开关合闸。4.6.3.2.投入另一台转机联锁开关。4.6.3.3.将合闸转机拉闸，另一台转机联启。4.7.超速试验4.7.1.下列情况必须做超速试验4.7.1.1.危急保安器解体与调整后。4.7.1.2.甩负荷试验前。4.7.1.3.停机超过一个月后的再次启动。4.7.1.4.机组连续运行超过2000h。4.7.1.5.机组安装和大、小修后。4.7.2.下列情况禁止做超速试验4.7.2.1.主汽门和调速汽门关闭不严密。4.7.2.2.调速系统不能维持机组空负荷运行。4.7.

30、2.3.没有准确的转速表。4.7.2.4.机组滑停过程中。4.7.2.5.高、低压段转子温度低于350。4.7.2.6.机组振动达不到合格标准。4.7.3.超速试验的要求4.7.3.1.超速试验必须在部门主管和专责工程师主持下进行。4.7.3.2.机组冷态启动进行超速试验时，一般带2530%额定负荷连续运行34h后进行。4.7.3.3.高压油泵运行正常，做好人员分工。4.7.3.4.超速试验前严禁做危急保安器压出试验。4.7.3.5.危急保安器动作转速应在32703330 r/min。4.7.3.6.超速试验进行三次，前两次动作转速差应小于0.6%额定转速，第三次动作转速和前两次动作转速的平均

31、值相差不大于1%额定转速。4.7.3.7.试验时主汽参数在4.5MPa、450以下。4.7.3.8.试验中若转速超过3330 r/min，危急保安器没动作或试验中机组发生强烈振动，应立即破坏真空门打闸停机。4.7.4.试验方法4.7.4.1.负荷减到零解列发电机，维持汽轮机额定转速。4.7.4.2.确定危急保安器操作滑阀位置：#1、#2撞击子联合试验时，操作滑阀指向中间位置；#1撞击子试验时，操作滑阀指向#2棒位置；试验#2撞击子时，操作滑阀指向#1棒位置。4.7.4.3.用DEH（100 r/min）升速，危急保安器动作后就地指示灯和光字牌均显示动作的撞击子，自动主汽门和调速汽门关闭，记录动

32、作转速和主油泵油压。4.7.4.4.危急保安器动作后，转速下降到3060 r/min以下，汽轮机重新挂闸，恢复额定转速。4.7.4.5.试验结束后，停止高压油泵。4.8.危急保安器压出试验4.8.1.试验要求4.8.1.1.机组连续运行2000h后，没有条件做超速试验时，可以做危急保安器压出试验。4.8.1.2.机组带负荷或空负荷均可做压出试验，为保障机组安全、稳定运行尽可能在空负荷下做。4.8.1.3.压出试验#1、#2撞击子分别进行。4.8.2.试验方法4.8.2.1确定危急保安器操作滑阀位置：试验#1撞击子时，操作滑阀指向# 1棒；试验#2撞击子时，操作滑阀指向#2棒。4.8.2.2.抽

33、出限位销，将操作滑阀切向#1棒位置，#1撞击子喷油滑阀自动顶起。4.8.2.3.手按#1撞击子喷油滑阀，就地指示灯和光字牌均显示#1撞击子动作，然后松开喷油滑阀。4.8.2.4.用同样的方法做#2撞击子压出试验。4.8.2.5.试验完后将操作滑阀切到中间位置，插好限位销。喷油滑阀复位时，对应的撞击子也应复位。4.9.甩负荷试验4.9.1.甩负荷试验条件4.9.1.1.机组运行状况良好，振动、胀差均在允许围。 4.9.1.2.调速系统性能良好，速度变动率不大于5%，迟缓率不大于0.3%，油质合格。4.9.1.3.电动主汽门带电，开关试验好用，旁路门关闭严密。4.9.1.4.自动主汽门和调速汽门、

34、各段抽汽逆止门打闸后应自动关闭，无卡涩现象。4.9.1.5.自动主汽门和调速汽门严密性试验应符合要求。4.9.1.6.危急保安器超速试验合格，两个撞击子动作转速在32703330 r/min围。4.9.1.7.手动与就地停机按钮好用。4.9.1.8.旁路系统解除、电动门停电。4.9.1.9.停止本机工业抽汽和采暖抽汽，做好公共系统隔离。4.9.2.技术措施4.9.2.1.试验前30min开启汽缸、各段抽汽与旁路前后疏水至疏扩门，试验进行前关闭。4.9.2.2.锅炉保持主蒸汽额定参数运行。4.9.2.3.设专人监视机头转速表和控制室转速表，甩负荷后如果转速超过3330 r/min，应立即打闸停机

35、关闭电动主汽门，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门是否关闭严密。4.9.2.4.甩负荷后若汽轮机转速稳定在低于危急保安器动作转速时，应维持机组额定转速。4.9.2.5.甩负荷后若危急保安器动作，应与时挂闸维持机组额定转速。4.9.2.6.试验过程中应密切注意监视各轴承回油情况和回油温度、轴向位移、胀差变化情况。4.9.2.7.试验过程设专人监视机组振动、声音情况，出现异常振动和异音应立即打闸停机。4.9.2.8.试验过程中应密切监视各加热器水位并与时调整。4.9.3.试验步骤4.9.3.1.机组带30MW负荷稳定运行1h，解列发电机做甩50%额定负荷试验，记录转速最高飞升值和转速稳定数值。4

36、.9.3.2.甩50%额定负荷试验结束后，恢复机组额定转速经详细检查确认机组运行情况正常，发电机并网，增带额定负荷。4.9.3.3.机组在额定负荷稳定运行1h后，解列发电机做甩100%额定负荷试验，记录转速最高飞升值和转速稳定数值。4.9.3.4.试验结束后，恢复机组额定转速确认机组运行情况正常，发电机并网，恢复机组试验前状态。4.10.高压加热器保护试验4.10.1高压加热器保护试验包括三项：4.10.1.1.高加注水找漏试验4.10.1.2.高加入口联成阀保护电磁阀试验4.10.1.3.高加水位保护试验4.10.2.高加注水找漏试验4.10.2.1.高加出、入口电动门开启，入口联成阀关闭，

37、出口强制手轮在限制位置。4.10.2.2.开启高加汽侧放水门，汽侧水放净；关闭高加水侧放水门，开启高加水侧放空气门。4.10.2.3.开启高加注水门，水侧放空气门见水后关闭。4.10.2.4.高加入口联成阀开启后关闭注水门。4.10.2.5.根据高加水位指示情况或汽侧放水跑水情况，判断高加有无泄漏。4.10.2.6.试验过程注意给水压力，不得影响锅炉正常供水。4.10.3.高加入口联成阀保护电磁阀试验4.10.3.1.热控保护信号电源良好，电磁阀出、入口门开启，旁路门关闭，联成阀活塞下泄水门开启。4.10.3.2.给水通高加。4.10.3.3.凝结水泵运行正常，入口联成阀保护电磁阀来水总门开启

38、。4.10.3.4.投入电磁阀操作开关后，电磁阀应开启，高加入口联成阀应自动关闭，给水切换走小旁路。4.10.3.5.试验过程注意给水压力，不得影响锅炉正常供水。4.10.4.高加水位保护试验4.10.4.1.通知电气值班员将抽、抽电动门，危急疏水电动门送电。4.10.4.2.联系热控人员投入保护与信号电源，并投入高加水位保护开关。4.10.4.3.稍开抽、抽电动门，由热控人员对高加水位信号短接实现以下要求： a.水位高值，水位高值报警。 b.水位高值，水位高值报警，联开危急疏水电动门。C.水位高值，水位高值报警，高加入口联成阀保护电磁阀动作，联成阀关闭，给水切换小旁路；高压侧抽汽逆止门电磁阀

39、动作，抽、抽电动门关闭。4.11.给水泵试验4.11.1.给水泵试验容4.11.1.1.拉合闸试验4.11.1.2.事故按钮试验4.11.1.3.静态互联试验4.11.1.4.低油压保护试验4.11.1.5最小流量保护试验4.11.2.给水泵保护试验条件4.11.2.1.给水泵组所有检修工作结束，工作票收回，设备周围地面清洁。4.11.2.2.给水泵油箱油位正常，油质合格，给水泵油泵试转好用。4.11.2.3.给水泵联动开关在切除位置。4.11.3.拉合闸试验与事故按钮试验4.11.3.1.通知电气值班员将给水泵送上试验电源。4.11.3.2.启动给水泵油泵，油压在0.150.2 MPa之间。

40、4.11.3.3.确认开关后合闸，绿色灭、红色亮。4.11.3.4.确认开关后拉闸，红色灭、绿色亮。4.11.3.5.确认开关后合闸，绿色灭、红色亮。4.11.3.6.用事故按钮停止，红色灭、黄色闪、报警。4.11.3.7.将开关拉闸，黄色灭、绿色亮、报警解除。4.11.4.静态互联试验4.11.4.1.通知电气值班员将给水泵送上试验电源。4.11.4.2.启动给水泵油泵，油压在0.150.2 MPa之间。4.11.4.3.启动一台给水泵，另一台给水泵投入联锁开关。4.11.4.4.手按运行泵事故按钮，运行泵跳闸，另一台给水泵联启。4.11.4.5.将信号恢复至原状态。4.11.5.低油压保护

41、试验4.11.5.1.通知电气值班员将给水泵送上试验电源。4.11.5.2.启动给水泵油泵，油压在0.150.2 MPa之间。4.11.5.3.投入给水泵油泵联锁开关，启动给水泵。4.11.5.4.缓慢开启给水泵润滑油再循环门，润滑油压逐渐下降，当油压降至0.08MPa，另一台油泵联启，解除油泵联锁开关，停止联动油泵运行。4.11.5.5.继续开大再循环门，当油压降至0.08MPa给水泵跳闸并报警；将给水泵拉闸，将系统恢复原状态。4.11.5.6.用同样方法做另一台油泵试验。4.11.5.7给水泵油泵停止或润滑油压低于0.08MPa，给水泵拒启动。4.12.高压除氧器保护试验4.12.1.高压

42、除氧器压力达到0.5 MPa时，除氧器压力高报警。4.12.2.高压除氧器压力达到0.65 MPa时，安全门动作。4.12.3.高压除氧器水位高于1600mm，事故放水电动门联开。4.12.4.高压除氧器水位低于1500mm，事故放水电动门联关。4.12.5.高压除氧器安全门每年应试验一次，若不好用应重新进行定铊试验；大修后的机组应在机组启动前进行高压除氧器安全门定铊试验。4.13.真空系统严密性试验4.13.1.试验要求4.13.1.1.真空系统严密性试验每月进行一次，由技术部或运行部组织，在专人监护下进行。4.13.1.2.真空下降速度不大于0.67KPa/min为合格，不大于0.4KPa

43、/min良好，不大于0.27KPa/min为优秀。4.13.1.3.试验过程中真空下降不得超过4 KPa，否则立即开射水器空气门，停止试验。4.13.2.试验方法4.13.2.1.减负荷至45MW，稳定运行15min。4.13.2.2.解除射水泵联动开关。4.13.2.3.关闭射水器空气门后记录真空值。4.13.2.4.5min后记录真空最低值，开启射水器空气门。4.13.2.5.真空恢复后，投入射水泵联动开关，增加负荷至正常。5.汽轮机启动、正常维护和停止5.1.机组启动前的各项准备工作5.1.1.司机接到值长机组启动命令后，组织并领导本机组各岗位值班人员做好机组启动前的以下准备工作：5.1

44、.1.1.准备好启动记录与勾搬子、听音棒、测振表、测温仪等启动操作工具。5.1.1.2.确认各种检修工作己全部结束，验收合格，工作票全部收回，设备与其周围地面清扫干净，卫生合格，轴瓦照明齐全。5.1.1.3.通知本机组各岗位值班人员做好启动前的准备工作，将水塔水位补至正常。5.1.1.4.通知电气值班员，测各电动机绝缘良好后送电(给水泵在除氧器水位补至正常后送电)，所有电机试转良好、方向正确、电动阀门极限好用。5.1.1.5.联系化学值班人员化验水质与油质，合格后方可启动汽轮机，准备启动用水。5.1.1.6.通知热控值班人员投入有关仪表和自动装置，送上保护电源，检查热控信号与报警应全部好用。5

45、.1.1.7.通知司炉启动方式与参数要求等。5.2.机组启动前的检查5.2.1.主蒸汽、旁路系统、法兰与螺栓加热系统；主蒸汽母管进汽电动门前疏水至大气门、对应启动机组侧主蒸汽母管疏水至大气门，主蒸汽母管到机侧电动门后疏水至大气门应开启，电动主汽门与其旁路门、主汽至法兰螺栓加热门、辅助蒸汽至法兰螺栓加热门、旁路进汽电动门和调整门、管道疏水导疏扩门应全关，管道疏水导大气门、本体疏水门、各压力表一次门应全开。5.2.2.抽汽系统(包括工业与采暖抽汽)各段抽汽逆止门、高低加与除氧器进汽门、工业抽汽与采暖抽汽电动门与手动门、工业供汽快关阀应全关。各段抽汽管道疏水导疏阔门关闭，导大气门开启。5.2.3.高

46、低加、轴抽疏水与空气系统；高加大旁路门、水侧入出口电动门、高加水侧放空气门全开，高加水侧注水门、高加入口联成阀应全关，高加所有给水管路放水门应全关；高加疏水至除氧器电动门、高加危急疏水电动门全关，高加危急疏水手动门、高加汽侧放水门应全开；低加疏水逐级导通，低加空气逐级导通至凝汽器，低加疏水泵入口门全开，低加疏水泵出口门全关；低加汽侧放水门全关，轴抽来汽门全开。5.2.4.射水抽气器和空气系统射水池水位正常，射水池放水门和补水门全关，射水抽气器空气门全关，真空破坏门全开，凝汽器空气门全开，射水泵入口注水门全开，射水泵除出口门全关。5.2.5.轴封、门杆漏汽系统一段抽汽与辅助蒸汽至轴封供汽门、轴封

47、供汽高温汽源各门全关，轴封供汽调整门的前后截门和旁路门全关，各轴封供汽分门开启；轴封一漏门、轴封二漏至#1低加和凝汽器门全关，门杆漏汽至除氧器汽平衡门全关；轴封供回汽管道疏水门全开。5.2.6.凝结水系统凝汽器水面计投入，凝汽器汽侧放水门全关；凝结水泵入口门开启，凝结水泵出口门关闭；低加进出口水门全开，水侧旁路门全关，轴加进出口水门开启，水侧旁路门开13；凝结水再循环门全开；凝结水至汽缸喷水电动门、手动门全关，凝结水至高加保护水门全开；凝结水至大旁路与低压减温器减温水门全关；凝结水上水至凝结水母管截门全关，凝结水至本体机除氧器总门全关，凝结水放水门全关。凝结水上水调整门泄水门、高低压抽汽逆止门

48、保护水泄水门，排大气开启，导疏阔关闭；化学取样回收至多级水封门关闭。5.2.7.除盐水系统除盐水至低压除氧器补水调整门的前后截门全关，除盐水至启动锅炉补水门全开，除盐水至凝汽器补水门全关，除盐水至凝汽器补水总门，调整门前、后截门全开，旁路门关闭，除盐水至汽缸喷水门关闭。5.2.8.循环水、工业水、冷却水系统循环水泵入口门开启，其出口门关闭；循环水#1、#2联络门全开；循环水来水门、凝汽器出入口门全关；循环水#1、#2滤网入出口门全开；循环水至给水泵冷却水门关闭；主机冷油器出入口门全关，发电机空冷器冷却水出、入口门全关；凝汽器出口放空气门全开；凝汽器二次滤网放水门全关；工业水泵入口门全开、出口门

49、关闭；工业水至发电机空冷器、主机冷油器、射水池、给水泵等水门关闭。5.2.9.油系统主油箱放油门关闭，主油箱补油门关闭；油质合格，高压油泵入口门开启，出口门关闭；低压交、直流油泵入口门开启，出口门关闭；冷油器出、入口门全开(充油后)；溢油阀进出口门全开，旁路门全关；低油压继电器来油门全开，泄油门全关；顶轴油泵入口门、出口门、再循环漏油门全开；盘车来油门全开；HPU系统供油总门、分门开启，再循环门开启。5.2.10.高压除氧器汽、水系统5.2.10.1.高压除氧器下水门全开，下水母管截门全关；给水泵入口门全开，出口门关闭，给水泵再循环电动门、手动门全开，再循环母管截门全关，给水泵暖泵门，小旁路门

50、关闭；除氧器事故放水电动门、手动门全关，除氧器放水母管截门全关；加热用汽母管截门、汽平衡母管截门、凝结水母管截门、高加疏水母管截门全关；高加疏水至除氧器手动门全开；除氧器加热进汽调整门前、后截门全开，调整门旁路门全关；除氧器再沸腾门全关；热网疏水至除氧器手动门全关，疏水泵至除氧器截门全关；低压除氧器的中继水泵至高压除氧器补水调整门前、后截门全开，调整门旁路门全关；除氧器排氧门稍开；除氧器水面计投入。5.2.10.2.低压除氧器汽、水系统低压除氧器放水手动门关闭；中继水泵入口总门、分门全开；中继水泵出口门、出口母管截门全关；低压除氧器加热进汽调整门前、后截门全开，调整门旁路门全关；低压除氧器再沸

51、腾门全关；除氧器排氧门稍开，除氧器水面计投入。5.3.冷态启动锅炉点火前的操作5.3.1.启动工业水泵，工业水系统通水。5.3.2.启动低压交流油泵，润滑油系统充油开始油循环滤油，两台冷油器运行另1台备用，润滑油压不低于0.10Mpa，投入油泵联锁开关，排烟机投入运行。4.3.3.油质合格后启动高压油泵，做调速系统静态试验和各保护试验。5.3.4.启动顶轴油泵，投入盘车装置，测量转子晃动，倾听机组、轴承箱部声音，各瓦回油油流应正常。5.3.5.启动一台射水泵，主机抽真空。5.3.6.启动循环水泵，循环水供水母管通水，凝汽器通水。5.3.7.启动一台凝结水泵，除氧器上水。5.3.8.投入除氧器，

52、用加热用汽母管汽源保持除氧器压力0.2Mpa。5.3.9.真空-13Kpa以上通知锅炉点火，根据要求启动给水泵，给水走旁路。5.4.冷态启动锅炉点火后至汽机冲动前的操作5.4.1.锅炉点火后开启主蒸汽母管至机侧电动门(充分排除空气)与甲、乙两侧电动主汽门进行二段暖管，随炉升温升压暖管到主汽门前，注意缸温变化。5.4.2.锅炉主汽压力至0.2Mpa应炉要求投入旁路系统与低压减温器减温水，注意真空不得小于-30Kpa，开启汽缸喷水门。5.4.3.将管道、本体疏水导入疏水扩容器，至大汽门关闭。5.4.4.轴封供汽系统、法兰螺栓加热装置暖管，注意缸温变化。逐渐提升除氧器压力至额定。5.4.5.根据油温

53、情况与时启动高压油泵，提升油温(或投入电加热器提升油温)。5.4.6.冲动前1015min投轴封供汽提升真空，并投入轴封抽汽器。5.5.冷态启动汽轮机冲动与暖机5.5.1.冲动条件5.5.1.1.主蒸汽压力1.01.2Mpa。5.5.1.2.主蒸汽温度240250。5.5.1.3.真空-66.661Kpa以上5.5.1.4.调速油压1.82.0Mpa。5.5.1.5.润滑油压0.080.10Mpa。5.5.1.6.润滑油4045。5.5.1.7.转子晃动值不超过原始值0.02mm或不大于0.05mm。5.5.1.8.盘车连续运行不少于2h。5.5.2.机组在启动过程中各项控制指标如下；5.5.2.1.启动过程中主汽压力递增率按下表执行；压力围（Mpa）0.30.60.61.51.54.04.09