电厂机组启动总结 - 图文

2011年8月15日#2机组

启动总结

发电部

2011年8月

目 录

一. 主要操作过程 .......................................................................................................................... 3 二. 影响启动进程因素分析 ........................................................................................................... 4 三. 启动安排总结 .......................................................................................................................... 5 四. 启动中出现的问题及防范措施： ........................................................................................... 5 五. 管理措施 ................................................................................................................................ 11 六. 重大操作总结 ........................................................................................................................ 12 (一). 锅炉水压试验 ...................................................................................................................... 12 (二). 循环水系统启动 .................................................................................................................. 13 (三). 发电机气体置换 .................................................................................................................. 15 (四). 发电机定冷水系统投入 ...................................................................................................... 17 (五). 锅炉上水 .............................................................................................................................. 17 (六). 升温升压 .............................................................................................................................. 18 (七). 旁路控制 .............................................................................................................................. 18 (八). 汽轮机冲转 .......................................................................................................................... 21 (九). 蒸汽管路吹扫 ...................................................................................................................... 22 (十). 机组并网 .............................................................................................................................. 22 (十一). 机组升负荷过程中机组振动情况 ................................................................................. 23 七. 逻辑变更 ................................................................................................................................ 25 附件一：锅炉上水趋势图 ............................................................................................................. 26 附件二：机组启动过程中旁路变化趋势图 ................................................................................. 26 附件三：机组启动过程升温升压趋势图 ..................................................................................... 26 附件四：机组启动过程主要参数及振动变化趋势图 ................................................................. 26 附件五：机组冲转过程主要参数变化趋势图 ............................................................................. 26 附件六：带负荷后轴承振动变化趋势图 ..................................................................................... 26 附件七：带负荷后胀差变化趋势图 ............................................................................................. 26 附件八：汽机启动表单（一） ..................................................................................................... 26 附件九：汽机启动表单（二） ..................................................................................................... 26 附件十：汽机启动表单（三） ..................................................................................................... 26 附件十一：汽机启动表单（四） ................................................................................................. 26 附件十二：汽机启动表单（五） ................................................................................................. 26 附件十三：汽机启动表单（六） ................................................................................................. 26 附件十四：汽机启动表单（七） ................................................................................................. 26

8月15日#2机组启动总结

2011年8月15日，#2机组小修结束，进入启动程序。根据公司安排，#2机组定于15日20：00并网，实际于16日10：20并网，滞后约14小时。

本次启动从点火到500MW负荷共计15小时，消耗燃油6.4吨，耗煤994吨，耗水约5000吨，试运及启动用外购电量约80万KWh。

一. 主要操作过程

2011年8月15日

03:30 #2机组启动#21汽前泵,锅炉开始上水；

05:33 #2锅炉储水箱见水后继续大流量锅炉进行冷态冲洗； 08:37 汽轮机投入连续盘车；

17:35 启动#21引风机、#22送风机进行炉膛吹扫； 21:06 启动密封风机、#21一次风机； 21:20 投入微油，#2炉点火；

22:12 启动#22制粉系统，锅炉开始升温升压； 2011年8月16日 03:25 汽轮机冲转； 03:46 中速暖机60min； 04:54 升速至2900完成阀切换； 04:57 汽轮机定速，进入暖机状态；

03:40 #2发电机恢复至热备用状态；

08:55 锅炉总煤量112t/h，给水流量605t，锅炉转干态； 10:34 #2发电机并网；

12:00 机组负荷322MW，退出等离子、微油系统运行； 13:45升负荷至500MW，机组冷态启动结束。

二. 影响启动进程因素分析

本次启动为C修后启动，为保证启动工作顺利进行，各部门通力合作，紧密配合，制定了启动节点控制表，对具备条件的系统、设备提前进行逻辑传动、试转。但由于部分检修未能按时完成，影响整个启动进程。

1. 汽机低压缸人孔门未及时封闭，影响机组投轴封抽真空，从而影响锅炉点火，影响启动时间约6小时； 2. 锅炉三个二次风挡板卡涩，检修进行处理，影响启动时间约3小时；

3. 锅炉具备点火条件后，冲转#22小机时速关阀前法兰漏汽，检修进行处理，而热工正在对#21小机温度测点进行安装，#21小机也无法启动，导致点火延迟约3小时； 4. 点火过程中，#3角微油点不着，检修对进油滤网进行清理，影响启动时间约0.5小时；

5. 机组并网时，合上灭磁开关后发电机机端无电压，电气进行检查处理，影响启动时间约1小时；

6. 由于汽机高压导汽管法兰螺栓热紧工作未及时完成，所搭脚手架挡住汽机高中压主汽门及调门，影响汽机主保护传动及机组大联锁传动；

7. 过热器水压堵阀部份螺栓重新紧固，影响锅炉点火。

三. 启动安排总结

1. 为保证各项工作顺利开展，部门制定了详细的启动计划及节点安排，并根据计划反推，及时安排工作，做到了超前谋划；

2. 提前对具备条件的系统进行阀门、逻辑、保护传动，发现问题及时处理；

3. 对影响启动的因素、未按时完工的工作及时联系设备部，加强掌握，协商解决办法；

4. 对各项技改项目，提前编写技术措施，对进行人员进行技术交底；

5. 对升温升压的控制、锅炉氧化皮吹扫、汽轮机冲转过程的监控制定了详细的方案，有力保证了设备的安全； 6. 提前对外围系统启动进行了全面的安排，各外围专业紧密配合主机启动工作，未出现影响机组启动进程的异常。

四. 启动中出现的问题及防范措施：

1. 对试运过程中发现的异常处理后，个别未再进行重新试验，如微油#3角不着火，检修交待清理完滤网后未再进行试投，机组启动时再次不着火而进行清理；

防范措施：对设备存在的缺陷，要严格执行试运验收程序。

2. 汽机冲转时，冲转参数与规程要求有一定偏差，主蒸汽温度较规程规定偏高30℃；

防范措施：通过调整燃烧、旁路开度，控制主再热蒸汽温度，尽量达到规程规定值。

3. #22引风机润滑油油质不合格，锅炉点火启动采用#21引风机与#22送风机启动方式；

防范措施：对主辅机油质加强监控，发现油质不合格，及时督促检修滤油，保证设备安全。

4. #22一次风机启动后风机不出力，停止#22一次风机，经设备部检修为液压缸拉杆脱落，处理后正常； 防范措施：对检修过的主要设备联系各生产部门执行严格的验收程序。

5. #21空预电流不正常，DCS电流18A，就地检查发现#21空预冷端一次风与烟气侧扇形板有摩擦声，通知空预密封改造厂家，经调整后空预电流恢复正常；

防范措施：对技改的设备可能出现的异常，提前进行分析与预控或试转。

6. 启动#22一次风机时，4号角等离子跳闸：#22一次风机动叶故障处理完毕后，启动#22一次风机。风机启动前厂用6KV22段母线电压6.3KV，#22一次风机启动时厂用

6KV22段母线电压降至5.66KV，锅炉PC22段母线电压降至359V，4号角等离子电源柜电压降至368V，4号角等离子跳闸，检查无异常后重新投入运行；

防范措施：启动6KV转机设备时，应适当提高厂用6KV母线电压，若等离子系统正在运行，应防止等离子因电压低跳闸，尤其在#21磨单台磨运行时要重点关注，防止锅炉MFT，锅炉点火时尽量采用微油。

7. 机组并网后，1瓦X、Y方向轴振及2瓦瓦振随负荷增大缓慢增加，负荷升至480MW时，1瓦X方向振动最大133um，2瓦瓦振最大54um，停止升负荷后1瓦、2瓦振动未继续增大。

防范措施：机组升降负荷时，要对汽轮机各瓦振动、轴承温度、回油温度、轴向位移、胀差等参数密切监视，发现参数异常时应立即稳定负荷，稳定参数。

8. 机组负荷波动大：巡检就地发现#24磨排渣箱出有火星冒出，经检查发现#24磨排渣箱上闸板门关不严，导致#24磨排渣箱温度涨至140℃，联系检修处理，检修告之需停磨处理。启动#26磨煤机准备切磨，#26原煤仓蓬煤，#26给煤机给煤量指令与反馈偏差大导致协调方式跳出自动，切至TF方式，负荷由480MW最低波动至438MW。停运#26磨后重新投入协调方式，负荷稳定至450MW。

防范措施：启动停运时间较长的制粉系统时，做好防止由于煤仓长期积压而断煤的措施，加强运行人员培训，提高异常处理能力。

9. 启动过程中启动旁路减温水调门开后减温水关断阀并未联锁开启，造成启动旁路后温度大于408℃闭锁高旁开启，导致再热器压力降为0MPa，汽轮机转速有所下降； 防范措施：明确监盘人员职责，发现异常及时处理，不应因投入自动就疏于关注，防止自动情况下减温水设定值及减温水关断阀调阀不能正常动作。

10. 发电机打风压过程中，气压增长过慢，导致风压时间过长；

防范措施：当发电机机内压力增长过慢应及时检查系统阀门状态是否正常并查找漏点。

11. #22磨煤机加载压力突然由8.7MPa突升至11MPa，且没有及时发现，造成磨煤机振动大；

防范措施：强化监盘质量，及时发现异常并处理。在只有#22磨煤机的情况下，磨煤机振动大不应该盲目的提起磨棍，防止发生灭火甚至爆燃等，将事故扩大，启动磨煤机时应协调给水与旁路操作人员，防止各自为政，造成煤水比及压力的失调，导致事故发生。 12. 冲转前主机油温偏低（37℃）；

防范措施：启动过程中应严密监视主机油温的变化，保证润滑油温在合适的范围内。

13.#21真空泵电机有异音、绕阻温度117℃，停运、停电联系检修处理。经检查为电机轴承端盖偏斜，处理正常后投入运行。

防范措施：对检修过的设备执行严格的试运验收手续。 14. 停运#21真空泵后，单台真空泵运行，机组真空下降。 防范措施：由于再热蒸汽管路排空门开启，而其疏水与凝汽器连通，抽真空时会有部分空气被吸入凝汽器，单台真空泵不足以维持真空。此时应关闭末再入口及出口左右侧空气门（锅炉点火后开启）。

15. #21小机冲转过程中，调门开度异常增大，经检查为供汽手动门未全开。

防范措施：小机冲转前，对小机各供汽管路充分暖管后及时全开供汽手动门，防止因节流导致小机调门开度过大。

16. 空压机冷却水由#1机切为#2机供给时，未注意到两台机组闭式水出口压力不一致，至使#2机闭式水箱溢流。 防范措施：空压机冷却水切换时，两台机闭式水出现暂时并联的过程，如果两机闭式水压力偏差大，将出现窜水现象。因此并联前应先将两台机闭式水膨胀水箱暂时切除，切换完成后及时投入。

17. 锅炉点火后，投入高、低旁路时，低旁管道振动。 防范措施：因锅炉打水压过、再热器内部有残水，可能会引起管道冲击振动，故水压结束后应加强过再热器疏水，升温升压过程应尽量缓慢，防止系统水冲击。 18.间冷循环水系统启动过程中，由于进水阀及泄水阀不严，导致地下储水箱水位升高溢流。

防范措施：加强设备治理，保证设备可靠；加强对监盘质量及现场巡检质量管理，对重要系统投运做好事故预想；对储水箱潜水泵穿线导管进行封堵。

19.小机冷油器回水调门在手动位，且失去监视，开度偏大，导致小机冲转前润滑油温低。

防范措施：加强监盘质量管理，提高人员责任心。现小机冷油器回水调门自动跟踪小机轴承温度，滞后性太大，目前已提出异动申请，要求改为跟踪冷油器出口油温。 20. 机组启动前，为防止除氧器投加热后水汽返至#3高加，应将#3高加至除氧器的正常疏水门关闭，在高加投入且汽侧建压后逐渐开启。

21. 升温升压过程中前期应该控制燃烧率变化不宜过大，防止温升过快，通过配合旁路，逐步增加燃料量控制升温升压率在规定范围内。

22. 三个给水流量值偏差较大时，运行人员应及时联系热工检查处理，并加强水冷壁温度偏差的监视，防止因给水

流量判断不准造成受热面超温。

23. 启动过程中应就地用点温枪测量各疏水门前后的温度，判断疏水是否畅通，特别是疏水管路有过焊接工作后应全面检查，防止焊渣堵塞疏水门，造成汽轮机进水的恶性事故。

24. 各岗位应了解并掌握直流锅炉干湿态不同情况下的气温与气压的控制，防止因不熟悉直流炉特性造成蒸发量的大幅度变化影响机组升温升压。

五. 管理措施

1. 发电部将加强运行值的管理，提高运行值抢发电量，节能意识，进一步完善机组启动工作安排，根据启动时间安排，谁延误启动时间谁负责，进行奖惩管理。 2. 按照工作安排，严格规范运行值操作，逐级落实岗位责任制，值长必须增强紧迫意识，严格要求本值人员按时高质量完成当值工作。

3. 不断加强值建制管理，加强值长的培训，提高值长的组织、管理能力，充分发挥以值长为核心的生产管理，不断理顺生产关系，完善运行值管理。

4. 加强值长与专业主管之间的协调配合，充分发挥值长在全局把握上的优势、主管在专业技术上的优势，紧密协作，高质量完成各项工作。

5. 组织值长、专业主管，针对各次机组启停过程进行认真

分析与总结，对其中暴露的问题查找原因，制定对策，严禁此类事件的发生。对过程中成功的经验加以总结提炼，形成相应的技术措施推广应用。

6. 加强两票三制执行的管理，在电气操作过程中，严格地执行唱票复诵与录音制定。

六. 重大操作总结

(一). 锅炉水压试验

1. 本次水压试验是检查#2锅炉C级检修后主蒸汽系统、再热蒸汽系统及炉外管道、阀门等承压部件在工作压力下的严密性。过热器系统水压试验压力为25.4Mpa，再热器系统水压试验压力4.364Mpa。一次汽系统利用汽泵前置泵上水、二次汽系统通过汽泵前置泵－汽泵中间抽头－再热器减温水调门上水，一、二次汽升压均采用临时升压泵；

2. 8月12日10：47分#2锅炉开始升压，11：29分压力达到4.11Mpa，维持压力稳定，检修人员进行初步检查，12：38分检查结束锅炉继续升压，13：48分压力升至21.98Mpa，临时升压泵泄漏，停止升压进行二次检查，15：25分检查结束，锅炉开始降压。

3. 8月12日17：37分#2锅炉再热器系统上水结束，启动临时升压泵再热器系统开始升压，20：08分再热器出口压力升至4.4Mpa，维持压力稳定，开始检查，21：07分

检查结束，再热器降压至零后放水。

4. 本次水压试验一次汽系统压力变化率为0.02Mpa/min，二次汽系统压力变化率为0.04Mpa/min，按照水压试验标准规定：过热器系统5分钟内的压力下降值不得超过0.5MPa，再热器系统5分钟内压力不得超过0.25MPa，本次水压试验均合格； 5. 存在问题：

? 一次汽系统升压至22.1Mpa后，因临时升压泵密封垫呲水，导致压力最终保持在22.1Mpa；

? #2机组无电动给水泵，再热器上水时因为前置泵出口压力低，流量仅32t/h，而再热器容积有350m3，上水时间较长，建议下次水压时采取利用在低再入口疏水管道增加三通，接至过热器中间集箱输水管路，利用一次汽系统给二次汽系统上水升压；

? 再热器上水后发现右侧低再入口水压试验堵板漏水，但是没有影响二次汽系统升压；

? 由于一次汽系统上满水后，发现水平烟道包墙管道泄漏，在处理过程中，泄漏水淋至#22空预主辅电机上，巡检发现后及时采取措施，空预启动前测量主辅电机绝缘正常。

(二). 循环水系统启动

8月12日循环水系统注水，17:30地下储水箱水位由

2700mm开始上升，18:40上升至3100mm，就地值班员汇报地下储水箱溢水，立即停止注水，排地下储水箱水位至3000mm。就地检查发现#8扇区出水阀以及出水阀前泄水阀内漏严重。8月13日7:40内漏阀门处理好，循环水系统恢复正常。由于地下储水箱水溢出，当地下储水箱水位排低后，溢出的水通过补充水泵电缆线套管返流回地下储水箱，导致大量泥沙进入地下储水箱，被迫进行储水箱换水，并对地下储水箱进行清理，清理工作历时8小时。 事件原因：

事件直接原因为#8扇区出水阀以及出水阀前泄水阀内漏。 暴露问题：

1. 循环水系统注水过程中，监盘人员没有及时注意到地下储水箱水位的变化，存在系统投入没有预想事故预想的问题。

2. 阀门传动调整不到位。经运行、热控、检修人员共同确认，#8扇区出水阀、出水阀前泄水阀内漏原因为阀门调整时过调，导致蝶阀关过。最后将#8扇区出水阀手动开启20%，泄水阀手动开启17%后阀门内漏现象消失，并将此时阀位定为零位。

3. 专业监护提醒不到位。循环水系统注水过程由于系统阀门数量大，内漏或未关闭的情况发生几率较大，如果检查不到位很容易发生系统跑水异常。

4. 地下储水箱内补充水泵电缆线套管未封闭，一旦发生地下储水箱溢水事件很容易发生溢出的水返流将外界泥沙带入地下储水箱污染循环水的事件。 预防措施：

1. 系统投入严格执行操作票，操作危险点预控中将防止发生地下储水箱溢流的措施列出。

2. 机组系统投入专业人员应及时将能预见的危险情况及时告知操作人员，并全过程给予关注。

3. 对地下储水箱内补充水泵电缆套管进行封堵，防止循环水被外界泥沙污染。

(三). 发电机气体置换

发电机气体置换使用二氧化碳作为中间介质，由于受到经验的制约，一直以来置换使用二氧化碳量大，用时长，甚至影响到检修工期以及机组启动。发电机气体置换使用二氧化碳统计如下表：

二氧化碳气体使用台账 日期 2011年6月25日 2011年7月5日 2011年7月22日 2011年7月29日 2011年8月2日 用途 #2发电机置换氢气 #2发电机置换空气 #2发电机置换氢气 #1发电机置换氢气 #1发电机置换空气 使用量 80瓶 93瓶 115瓶 120瓶 71瓶 备注 停机后置换，纯度95%。 机组启动置换，纯度95%。 停机置换，纯度95%。 停机置换，纯度96.7%。 机组启动置换，纯度98%。

3） 凝泵变频超驰动作。 间冷循环水防冻保护逻辑如下： 1. 紧急泄水阀开启逻辑条件（或）：

1） 防冻保护投入且三台循环水泵均停运，发5秒脉冲； 2） 防冻保护投入且任一扇段防冻保护未动作，延时60秒。 2. 扇段防冻保护未动作判断逻辑:

“扇段出口水温（三取中）小于12℃且扇段冷却柱温度（四取小）小于6℃，延时180秒”与“扇段两个泄水阀未同时打开”

3. 扇段防冻保护逻辑：

1） 扇段出水温度低于16℃，扇段百叶窗关闭；

2） 扇段出口水温（三取中）小于12℃且扇段冷却柱温度（四

取小）小于6℃，扇段执行 程序。

机组启动前重点对间冷循环水的紧急泄水阀进行了传动：

阀门名称 冷水管道紧急泄水阀 热水管道紧急泄水阀 开启时间 16秒 17秒 关闭时间 1分25秒 1分27秒 开反馈 正常 正常 关反馈 正常 正常 锅炉逻辑改动

1. 锅炉一次风机加入失速保护修改为：两台电流偏差>60A与上失速报警；

2. 锅炉末级过热器壁温报警值由620℃修改为590℃。

附件一：锅炉上水趋势图

附件二：机组启动过程中旁路变化趋势图

附件三：机组启动过程升温升压趋势图

附件四：机组启动过程主要参数及振动变化趋势图

附件五：机组冲转过程主要参数变化趋势图

附件六：带负荷后轴承振动变化趋势图

附件七：带负荷后胀差变化趋势图

附件八：汽机启动表单（一） 负荷主汽主汽主汽再热再热辅汽辅汽轴封MW压力 温度 流量 汽压汽温联箱联箱母管或转MPa ℃ T/H 力 度 压力温度 压力MPa ℃ MPa ℃ MPa 速RPM 轴封低压高压母管轴封侧背温温压度℃ 度℃ KPa 低压#1低压缸#2低压缸高加除氧凝汽凝结#5除氧除氧侧背排汽温排汽温出口器水器水水温低加器温器压压度℃ 度℃ 温位 位 度 出口度℃ 力KPa MPa 度℃ mm mm ℃ 温电端 调端 电端 调端 度℃ 项目 时间 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注 3:25 3:46 4:54 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 0 0 0 0 47 134 198 280 330 3.267 385 0 0 0.1 0 69 575 694 924 1044 0.417 0.468 0.341 0.4 0.527 0.671 1.158 1.657 1.915 378 396 427 428 496 497 499 509 520 0.904 0.876 0.99 1.0 0.848 0.811 0.976 0.863 0.843 316 310.2 318 319 317 317 321 311 305 0.034 0.040 0.035 0.038 0.043 0.047 0.036 0.039 0.036 307 306 289 290 284 289 256 237 240 150 152 151 148 144 147 135 160 151 12.16 14.27 13.56 13.3 17.2 14.7 11.76 11.1 11.2 12.0 14.0 13.62 13.2 17.3 14.8 11.18 11.1 11.4 48.3 52.8 51.2 50.3 57.0 54.3 48.9 47.1 48.1 48.0 52.5 50.6 50.2 56.9 55.0 48.8 47.8 47.9 48.3 51.9 50.4 49.6 57.0 54.3 48.9 47.1 48.0 48.0 51.6 50.5 49.5 56.7 54.8 48.6 46.8 47.8 76..3 78.2 84.6 84.5 184 179.8 216.2 233 241 2415 2411 2407 2417 2454 2449 2413 2423 2436 1077 1085 1064 1062 1234 1188 1298 1391 1378 41.99 45.0 45.8 45.8 56.14 56.4 52.6 48.0 48.1 42.4 43.8 52.6 53.4 58.7 63.3 100.6 109 115 113 115 118 118 114 113.8 124 128 148 0.046 0.047 0.048 0.046 0.051 0.051 0.081 0.179 0.415 3.319 414 5.926 452 5.967 11.3 11.8 11.7 12.4 13.18 453 522 519 521 540 551 附件九：汽机启动表单（二） 项目 时间 主机轴向位移mm 高压胀差 mm 低压胀差 mm 转子偏心度 um 缸体膨胀 mm 润滑油压力MPa 润滑油温度 ℃ 主EHEH油油油 箱压油油力 温位 MPa 度 mm ℃ EH油 油箱油位 mm 密封油氢油差压KPa 发电机进水导电度us/cm 氢水差压KPA 定冷却水流量T/H 发电机进水温度℃ 发发电电机机出氢水压温KPA 度℃ 氢纯度 % 冷氢温度 ℃ 闭式水箱水位mm 膨胀水箱水位mm 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注

3:25 3:46 4:54 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 0.654 0.513 0.545 0.537 0.634 0.669 0.697 0.748 0.763 3.11 2.69 3.39 3.46 5.38 5.688 6.72 7.61 7.917 7.81 5.7 5.09 5.05 12.75 13.2 14.55 16.5 17.3 103 47.2 76.9 81.9 32.96 47.4 54.0 63.4 68.5 3.47 3.85 5.36 5.51 16.48 16.7 17.9 19.7 20.7 0.103 0.116 0.138 0.139 0.139 0.137 0.138 0.137 0.138 36.7 37.89 41.3 41.3 40.9 40.9 40.9 41.11 40.9 151 147 137 122 133 145.6 145 136 146 14.77 14.7 14.7 14.7 14.6 14.6 14.6 14.6 14.66 47.8 43.2 40.2 40.2 40.7 40.9 41.0 41.8 42.19 501 500 500 500 500 500 500 500 500 90.1 88.8 88.1 87.5 89.4 89.7 89.4 90.3 90.7 105 106 107 105 104 104 104 104 105 37.9 37.5 35.6 35.6 42.9 44.8 44.7 42.7 42.9 37.2 36.8 35.3 35.3 43.6 45.1 44.9 45.9 47.8 328 340 396 399 430 428 425 424 424 100 100 100 100 100 100 100 100 100 28 29.4 33.6 33.8 41 41.8 42.8 44.4 45.0 1221 1216 1206 1205 1135 1136 1124 1120 1117 1588 1707 1376 1370 1961 1940 1553 1480 1529

附件十：汽机启动表单（三） 项目 时间 9 8 7 6 5 4 3 主汽轮机轴承回油温度 （℃） 后推瓦 36.7 39.0 46.6 47.7 51.9 51.9 51.9 52.3 52.3 各径向轴承金属温度（℃） 后推瓦 37.1 42.6 48.5 48.5 48.8 49.2 49.2 49.8 49.9 前推瓦 36.7 39.0 46.6 47.7 51.9 51.9 51.9 52.3 52.3 2 1 9 8 7 6 5 4 3 前推瓦 37.1 42.1 47.9 48.0 48.2 48.3 48.2 48.8 49.2 2 1 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注

3:25 3:46 4:54 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 34.7 37.3 42.3 42.3 42.9 43.9 42.9 43.0 43.1 34.7 43.7 53.9 54.3 55.2 55.2 55.1 55.1 55.3 35.8 43.6 53.1 53.9 55.7 55.9 55.9 56.0 56.0 36.8 39.4 50.4 52.7 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 37.0 38.5 48.8 50.3 56.3 56.3 56.3 56.3 56.3 37.1 39.5 50.6 52.5 56.4 56.4 56.4 56.4 56.4 37.5 42.5 53.5 54.6 56.8 56.8 56.8 56.7 56.7 36.8 40.6 52.0 53.1 54.8 54.8 54.9 54.9 55.0 37.1 40.6 49.3 50.4 51.4 51.8 52.1 52.1 52.5 35.4 47.2 53.3 53.7 54.2 54.2 54.4 54.4 54.4 36.8 50.5 58.3 58.5 59.1 59.1 59.1 59.3 59.2 37.9 52.6 60.2 60.2 60.4 60.4 60.0 60.0 60.0 45.5 68.0 77.8 78.6 79.0 79.0 79.1 79.2 79.4 42.7 62.5 73.1 74.4 75.6 75.6 75.6 75.6 75.6 44.6 62.3 72.3 73.2 74.8 74.9 74.8 74.9 74.8 40.7 63.4 73.2 74.0 75.9 75.0 74.9 74.8 74.6 40.3 61.1 66.5 66.6 66.6 67.6 67.7 67.6 67.1 40.8 61.7 67.5 67.5 67.6 70.0 70.8 70.8 70.7 附件十一：汽机启动表单（四） 项目 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 临界最大振动值 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注 时间 #1 3:25 3:46 4:54 3:44 (1614rpm) 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 2.0 8.94 9.67 22.0 13.6 14.9 22.7 20.0 20.4 19.3 7.67 9.37 11.6 14.0 13.2 20.4 #2 0.6 6.97 10.2 7.8 #3 #4 3.3 7.22 8.13 15.0 9.70 8.24 10.8 11.3 11.7 12.0 主汽轮机瓦振μm #5 0.4 5.11 7.28 11.2 13.9 9.43 11.0 10.9 10.4 9.46 8.57 4.52 4.93 3.55 5.51 4.73 主汽轮机轴振μm #8 4.8 9.12 10.4 9.7 16.1 25.8 2.75 24.8 25.1 25.7 #6 #7 #9 0.8 7.20 6.25 6.9 9.26 9.05 33.0 9.38 8.28 8.13 1X 7.56 91.2 93.2 146 78.2 70.7 25.5 81.2 85.2 87.7 1Y 5.88 95.4 93.4 152 78.2 70.7 25.2 81.2 85.2 87.7 2X 4.20 97.8 112 162 73.3 46.2 69.7 48.7 50.2 52.2 2Y 6.26 117 131 202 66.4 54.9 66.9 44.3 46.3 50.8 3X 9.20 62.7 46.7 59.8 60.8 67.9 47.2 74.6 75.8 71.3 3Y 6.64 61.2 46.7 45.2 50.2 57.1 51.3 59.0 68.2 60.6 4X 5.11 20.2 21.6 28.6 38.1 40.6 69.3 38.6 39.1 40.1 4Y 5.31 15.8 20.9 19.8 16.3 19.8 53.2 24.3 25.3 22.8 5X 4.62 46.1 43.6 49.1 74.6 61.1 62.1 63.1 62.1 63.1 5Y 7.67 43.2 41.7 45.7 63.2 56.0 57.3 58.7 57.8 57.3 6X 4.24 20.2 15.7 20.7 25.2 15.2 17.2 13.7 15.7 13.7 6Y 4.43 26.1 21.5 20.5 32.5 17.5 21.0 20.5 20.6 21.5 7X 5.76 26.2 43.3 33.9 72.8 50.2 53.7 56.2 55.3 56.3 7Y 2.64 31.6 32.1 34.6 75.6 54.1 54.1 57.1 54.1 54.1 8X 2.20 43.8 24.7 29.3 30.2 29.4 31.2 29.8 27.2 27.2 8Y 1.49 45.0 37.0 29.5 25.0 41.7 43.5 44.0 42.5 44.0 9X 1.26 43.6 57.3 32.8 41.3 42.3 40.3 34.3 34.8 36.3 9Y 1.15 48.6 54.7 32.2 53.7 63.2 64.2 58.7 58.2 58.2 0.2 5.0 5.83 12.6 4.45 4.85 4.93 57.9 6.18 5.74 1.3 5.72 5.63 4.3 4.1 6.93 14.9 16.5 26.6 31.6 11.0 30.5 31.1 30.3 附件十二：汽机启动表单（五） 项目时间 汽泵转速 RPM 3054 3035 3019 3054 3634 3596 3677 3999 3635 #1汽泵组 汽泵 入口流量T/H 622 632 653 664 1042 958 992 1097 749 前置泵电流A 40.6 40.7 41.8 41.5 51.8 49.4 50.1 52.6 42.5 汽泵出口压力 MPa 11.9 11.9 11.6 11.6 12.6 13.4 13.1 14.3 15.5 小机轴向位移 mm 0.047 0.041 0.042 0.021 0.070 0.067 0.080 0.078 0.066 汽泵转速 RPM - - - - - - 815 3034 3603 #2汽泵组 汽泵入口流量T/H 0 132 112 127 141 140 154 253 738 前置泵电流A 29.1 29.04 29.2 28.9 29.6 29.5 29.4 31.5 41.4 汽泵出口压力 MPa 1.53 1.55 1.52 1.57 1.53 1.53 2.54 13.5 15.5 小机轴向位移 mm - - - - - - -0.066 -0.039 0.011 电动给水泵 电泵入口流量T/H 电机电流A 电泵出口压力MPa 环境空气温度℃ 17.1 17.1 16.3 16.3 21.6 21.6 22.07 23.7 23.2 间冷系统 主冷水管道温度℃ 35.06 37.11 30.2 30.2 41.5 40.5 35.06 33.7 34.7 主热地下水管储水道温箱水度℃ 位mm 35.95 38 32.8 32.8 49.9 49.9 42.09 40.04 41.7 632 633 636 631 637 637 635 636 642 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注 3:25 3:46 4:54 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 附件十三：汽机启动表单（六） 项目 间 3:25 3:46 4:54 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 时调节级 １段抽汽 ２段抽汽 压力 MPa - - 温度 ℃ 46.7 53.05 57.5 57.5 280 264 278 302 315 ３段抽汽 压力 MPa - - - - - - - - - 温度 ℃ 29.2 29.2 29.08 29.08 388 393 403 413 428 ４段抽汽 压力 MPa - - - - 0.087 0.163 0.248 0.334 0.426 ５段抽汽 压力 MPa - - - - - - 温度 ℃ 4704 50.08 66.4 69.1 105 158 237 ６段抽汽 压力 MPa - - - - - - - 温度 ℃ 37.1 39.8 55.2 55.2 66.9 128 209 226 231 7A段抽汽 压力 MPa / / / / / / / / / / / / 温度 ℃ / / / / / / / / / / / / 7B段抽汽 压力 MPa / / / / / / / / / / / / 温度 ℃ / / / / / / / / / / / / 压力 温度 压力 MPa - - - - 0.707 5.313 6.14 8.25 9.384 ℃ 53 59 96 97 温度 ℃ 25 25 温度 ℃ 39.3 64.9 73.7 71.03 94.9 109 MPa - - - - 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注 24.9 0.009 24.9 0.009 270 0.683 294 0.859 323 1.264 350 1.806 363 2.094 305 0.382 368 1.474 456 2.031 494 2.895 507 3.279 150 0.046 277 0.084 310 0.117 260 0.007 266 0.026 附件十四：汽机启动表单（七） 项目 时间 调节级后金属温度℃ 53.4 60.0 95.1 97.6 305 347 456 494 507 高中压外缸金属温度℃ 高中压外缸法兰金属温度℃ 56.0 56.0 74.2 75.1 256 258 266 269 273 高中压外缸螺栓金属温度℃ 54.6 58.3 80.2 82.1 272 274 277 282 290 主汽阀内壁金属温度℃ 37.1 41.6 64.2 70.6 397 407 451 485 502 主汽阀外壁金属温度℃ 35.9 36.9 60.8 61.9 377 378 399 444 468 高中压缸调端端壁温度℃ 190 192 194 193 274 276 276 291 305 高压缸排汽温度℃ 125 126 126 128 284 273 279 301 315 中压缸排汽温度℃ 132 133 165 168 302 303 310 317 321 再热调节阀内壁金属温度℃ 高排上 122 123 122 124 299 301 281 298 312 高排下 96.1 97 104 106 289 290 279 300 314 中进上 65.6 80 141 146 411 412 400 390 390 中进下 56.0 73.8 130 137 424 423 408 398 396 #1 #2 #3 #4 投盘车前 投盘车后 冲转前 2000rpm 暖机结束 3000rpm 初负荷 20%负荷 30%负荷 40%负荷 50%负荷 备注 3:25 3:46 4:54 4:57 10:36 10:40 11:02 11:43 12:07 152 182 312 320 486 488 496 505 514 154 188 323 330 489 490 498 507 517 152 182 311 317 485 487 496 506 515 152 194 339 346 491 491 499 509 518

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