300MW汽机运行规程 - 图文

福建龙岩雁石发电有限公司300MW汽机运行规程

QB

福建省雁石发电有限责任公司企业标准 YD 10102-2009

#5、6汽机运行规程

2009-07-01发布 2009-07-01实施

福建省雁石发电有限责任公司 发布

福建省雁石发电有限责任公司

福建龙岩雁石发电有限公司300MW汽机运行规程

2×300MW汽轮机运行规程

编 写：李万盛、鹿现稳、修振林、苏立章

校 核：李天城

审 核：蔡建立

审 定：忻贤浩

批 准：苏建民

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前 言

编写说明：

《300MW机组汽轮机运行规程》是在东方汽轮机厂提供的汽轮机启动、运行说明书及机组相关设备产品说明书的基础上并结合同类型机组规程编写而成。本规程根据部颁典型规程，电力工业技术管理法规，制造厂家说明书以及设计院的图纸等资料编写而成，由于资料较为缺乏，如在使用过程中发现问题或有不足需要更改之处，请反馈到发电部，以便及时完善本规程。

运行规程在初版的框架基础上修编，现予发布，作为机组启、停、运行、维护、调整及事故处理的基本依据。

由于资料不全和编者水平有限，难免存在不足。 下列人员应熟悉本规程的全部和部分：

1、公司生产副总经理、（副）总工程师、策划部（副）经理、

安监部（副）经理。

2、发电部（副）经理、发电部专工、值长、全体运行人员、

策划部专工、安监部专职。

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目 录

第一篇 汽轮机的运行规程

1.汽轮机规范及主要技术特性--------------------------------------------------5 2.汽轮机联锁保护及试验-----------------------------------------------------13 3.汽轮机启动---------------------------------------------------------------28 4.汽轮机运行中维护---------------------------------------------------------56 5.汽轮机停机---------------------------------------------------------------64 6.汽轮机事故处理-----------------------------------------------------------72 第二篇 给水除氧系统运行规程

7.给水系统-----------------------------------------------------------------93 8.除氧器系统--------------------------------------------------------------125 第三篇 循环水系统运行规程

9.循环水系统--------------------------------------------------------------132 第四篇 抽汽加热系统运行规程

10.低压加热器系统---------------------------------------------------------141 11.高压加热器系统---------------------------------------------------------145 第五篇 辅助设备与系统的运行规程

12.一般水泵的启停及运行维护-----------------------------------------------153 13.凝结水系统-------------------------------------------------------------155 14.辅机冷却水系统---------------------------------------------------------166 15.主机润滑油系统---------------------------------------------------------172 16.密封油系统-------------------------------------------------------------177 17.顶轴油系统及盘车装置---------------------------------------------------195 18.EH油系统---------------------------------------------------------------201 19.发电机氢气系统---------------------------------------------------------207 20.发电机内冷水系统-------------------------------------------------------228 21.主机轴封系统-----------------------------------------------------------241 22.真空系统---------------------------------------------------------------245 23.高、低压旁路系统-------------------------------------------------------250

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24.凝汽器带负荷半侧清洗或查漏---------------------------------------------256 25.凝汽器胶球清洗装置-----------------------------------------------------258 26.辅汽系统---------------------------------------------------------------260 27.高压缸及主汽阀预暖系统-------------------------------------------------264 28.夹层加热系统-----------------------------------------------------------266 29.汽轮机快冷装置系统-----------------------------------------------------268 30.油净化装置系统---------------------------------------------------------272 31.润滑油处理存贮系统-----------------------------------------------------276 32.凝汽器检漏装置---------------------------------------------------------278 第六篇 汽轮发电机组典型事故预防

33.汽轮机大轴弯曲事故的预防-----------------------------------------------281 34.汽轮机超速飞车事故的预防-----------------------------------------------283 35.轴承断油烧瓦事故的预防-------------------------------------------------284 36.真空下降事故的预防-----------------------------------------------------285 37.汽轮机水冲击事故的预防-------------------------------------------------286 38.机组异常振动事故的预防-------------------------------------------------287 39.汽轮机通流部分磨损事故的预防----------------------------------------------------------------289 40.油系统工作失常事故的预防----------------------------------------------------------------------290 41.汽轮机进冷汽冷水事故的预防---------------------------------------------291 42.火灾事故的预防---------------------------------------------------------292 43.电机绝缘损坏、电机烧毁事故的预防---------------------------------------295 44.压力容器爆破事故的预防--------------------------------------------------------------------------296 45.水淹厂房事故的预防-----------------------------------------------------297 第七篇 储氢站操作规程

46.储氢站安全规定---------------------------------------------------------298 47.储氢站置换操作---------------------------------------------------------300 48.储氢站卸供氢操作-------------------------------------------------------305 附录一 保护定值-----------------------------------------------------------306

附录二 压力、温度、真空、真空度对照---------------------------------------317

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第一篇 汽轮机的运行规程 1. 汽轮机的规范及主要技术特性 1.1 主要技术规范

1.1.1 型 号 N300-16.70/537/537-8型（合缸）

1.1.2 型 式 亚临界、一次中间再热、双缸双排汽单轴凝汽式 1.1.3 旋转方向 从机头向发电机方向看为顺时针 1.1.4 制造厂家 东方汽轮机厂 1.1.5 额定功率（ECR功率） 300MW 1.1.6 最大功率 （VWO功率） 330MW 1.1.7 额定蒸汽参数

1.1.8 新 蒸 汽（高压主汽门前） 16.7MPa/537℃ 1.1.9 再热蒸汽 （中压联合阀前）3.181MPa/537℃ 1.1.10 背 压 5.80KPa（冷却水温22℃） 1.1.11 额定新汽流量 899.6t/h 1.1.12 最大蒸汽流量 1025t/h 1.1.13 配汽方式 全电调（阀门管理） 1.1.14 转 速 3000r/min 1.1.15 冷却水温 20℃ 1.1.16 给水温度 273℃

1.1.17 额定工况净热耗 7891KJ/KW.h 轴系临界转速（计算值）： 第一阶 第二阶 第三阶 第四阶 第五阶 第六阶 发电机转子一阶 低压转子一阶 高中压转子一阶 发电机转子二阶 低压转子二阶 1370 r/min 1688 r/min 1750 r/min 3517 r/min 3654 r/min 大于4000 r/min 1.1.18汽封系统：自密封系统（SSR） 1.1.19末级动叶片高度：851㎜

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1.1.20未级动叶环形排汽面积：2×6.69㎡ 1.1.21通流级数 总共27级 其中：高压缸1调节级+8压力级 中压缸6压力级 低压缸2×6压力级

1.1.22 给水回热级数：3高加+1除氧+4低加（除氧器滑压运行）

表1-1 额定工况下各段回热抽汽参数

抽汽级数 加热器 抽汽点 一 JG1 6 二 JG2 9 三 JG3 12 四 CY 15 五 JD5 16/22 0.468 六 JD6 17/23 0.26 205.5 24.008 七 JD7 八 JD8 18/24 19/25 0.137 0.063 140.3 87.3 24.47 49.992 抽汽压力MPa 5.774 3.534 1.656 0.8 抽汽温度℃ 383 318 439.1 337.1 272.3 抽汽流量t/h 64.08 67.347 35.969 21.016 26.121 1.1.23 汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm

18055×7464×6634（高度从连通管吊环最高点至运行平台距离） 1.1.24 主机重量：630t 运行平台高度：12.6m 汽轮机与凝汽器连接方式:弹性 1.2 主要技术特性 1.2.1 结构特点

1.2.1.1 汽缸本体：本机组为两缸两排汽形式,高中压缸合缸结构，通流部分反向布置，为减少汽缸应力,增加机组启停及变负荷的灵活性,高压缸为双层缸结构。低压缸为双缸双排汽，对称布置，也采用双层缸结构，蒸汽由低压缸中部进入通流部分,分别向前后两个方向流动,经2×6个压力级做功后向下排入凝汽器,在1～4级后依次设有5～8段抽汽口,分别供4个低压加热器，内缸为通流部分，外缸为排汽部分。

1.2.1.2 高中压转子及低压转子均为整锻结构，高中压转子材料30CrMo1V。其脆性转变温度为121℃，因此,冷态启动时要充分暖机,在升速到额定转速之前,转子中心部位必须加热到121℃以上。低压转子采用整段转子,无中心孔,材料30Cr2Ni4MoV。高中压转子与低压转子、低压转子与发电机转子之间均采用刚性联接。

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1.2.1.3 轴承：本汽轮机轴承为四点支撑，高中压转子与低压转子分别由#1、2和#3、4轴承支撑，四个支撑轴承#1、#2瓦为可倾瓦,#3、#4及#5、#6为椭圆瓦轴承，单侧进油，另一侧开有排油孔，上瓦开周向槽。整个汽轮发电机组共由6个支持轴承支撑，外加一个#7可倾瓦稳定轴承。#3-6轴承下瓦上设有顶轴油孔。推力轴承为活支撑可倾瓦块型（密切尔式），工作推力瓦块和非工作推力瓦块各11块，分别位于转子推力盘的前后两侧，承受轴向推力，成为轴系的相对死点，设在#2轴承箱内。 1.2.2 盘车装置

自动盘车操作装置包括一个控制柜，内部逻辑采用西门子公司的S7-300模块化中小型可编程控制器（PLC）实现，取代了传统的继电器逻辑。本装置可实现手动和自动（接收来自TSI系统的零转速信号）盘车，设在低压后轴承箱上。采用低速盘车，转速为4.29r/min，当汽轮机转速大于盘车转速时，盘车能自动脱扣。本装置还选用了软启动—软停止单元，并能在顶轴油泵关闭，润滑油压低于一定值时和盘车电流过大等情况下自动停止盘车。 工作原理：根据盘车装置系统逻辑要求：在正常盘车情况下，必须使自动盘车操作装置控制柜接收到顶轴油压正常、润滑油压正常的压力接点有效信号，即满足外部允许盘车条件。否则控制柜将拒绝启动盘车电机。

为正常投入盘车，该装置可以三种启动盘车方式的相关操作：1）转速自动投入盘车；2）手动自动盘车方式；3）紧急投入盘车。

任何时候按下“停盘车”按钮，将停止盘车电机。停盘车按钮在啮合到位有效的情况下是一个交替式开关，以防止停盘车按钮松开时，由于未甩开或啮合到位信号仍然存在的情况下又自动启动盘车电机。 1.2.3 滑销系统

高压内缸相对于高压外缸的死点在高压进汽中心线前475mm处，以定位环凸缘槽定位，低压内缸相对于低压外缸的死点设在低压进汽中心线处，高低压内缸分别由死点向前后两个方向膨胀。

汽轮机的静子通过横键相对于台板保持两个固定点（绝对死点），一个在中低压轴承箱基架#2轴承中心线后205mm处，另一个在低缸左右两侧基架上低压进汽中心线前360mm出处，机组启动时，高中压缸、前轴承箱向机头方向膨胀，低压缸向死点两侧膨胀。 转子相对于静子的死点在中低压轴承箱内推力轴承处，转子由此处向前后膨胀。 1.2.4 本机组高中压轴封、隔板汽封采用高低齿梳齿椭圆汽封，低压轴封、隔板汽封采用

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斜平齿汽封。汽轮机的汽封系统采用自密封系统。正常运行时，高中压缸的汽封漏汽作为低压轴封的供汽，多余部分溢流入8号低压加热器，启动或低负荷时可由辅汽、主蒸汽、冷再供汽。

1.2.5 汽缸加热装置

为缩短机组的启动时间，减小启动阶段汽缸温差及差胀，本机组设有高压缸夹层加热系统，汽源为新蒸汽。 1.2.6 事故排放阀（BDV）

当机组甩负荷时，为防止高压缸、高压导汽管内的余汽从高中压汽封间隙窜到中、低缸而造成机组超速，为此设置了事故排放阀，在机组跳闸时快速开启，把高中压汽封处余汽引至凝汽器，以防止机组超速。事故排放阀与中调门联动，开关由中调门行程来控制，当中调门开度≤13％时开启，≥13％关闭。 1.2.7 通风阀（VV）

在机组中压缸启动时由于汽轮机高压缸不进汽的情况下，转子高速旋转摩擦产生的热量无法排出会引起高压级叶片因鼓风摩檫而过热。为此，在高压缸排汽管上安装了一道通风阀，直接通至凝汽器，在中压缸启动时则开启通风阀以保持高压缸内真空。 1.2.8 配汽方式

本汽轮机两侧各有一个高压主汽门，一个中压联合汽门。高压部分共有四个调节阀，对应于四组喷嘴，喷嘴组与调节阀的序号相对应。Ⅰ、Ⅱ调节阀同时开启，其阀杆行程达39.2mm时,Ⅲ调节阀开启，当Ⅲ调节阀阀杆行程达39.2mm时，Ⅳ调节阀开始开启。

中压部分为全周进汽。采用中压缸启动且负荷在30%以下时中压调节阀门起调节作用,负荷大于30%时，中调门保持全开由高压调节阀调节。

汽轮机十个进汽阀均采用高压抗燃油为工质的油动机驱动，除六个调节阀CV、ICV，一个高压主汽阀MSV2用伺服阀与DEH的微机接口实现连续控制。其余两个中压主汽阀RSV和一个高压主汽阀MSV1采用电磁阀与DEH接口实现两位控制。 1.2.9 调节保安系统性能

1.2.9.1 主机调节系统采用高压抗燃油数字电液控制系统（DEH），高压抗燃油及汽轮机安全监视保护系统。并与汽轮机转子转速组成闭式负反馈自动调节系统。 控制系统迟缓率ε≤0.6 %

控制系统速度变动率δ能在4%--5%之间离线手动无级调整。（出厂为4.5%）。

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控制系统能保证汽轮机并入电网稳定运行，在甩负荷情况下，最高飞升转速不大于超速保护装置动作值。

DEH系统的主要控制功能： 汽轮机的自启停（ATC） 低汽压保护（TPC） 机调压（TCP）

快速减负荷（RUNBACK） 超速保护（OPC） 顺序控制（SCS）

显示、图表打印和数据追忆（CRT） DEH系统的五种基本运行方式 操作员自动（OA） 汽机自动控制（ATC） 协调控制方式（CCS） 自动准同期方式（AS） 手动方式

1.2.9.2 调节保安系统

本系统是高压抗燃油数字电液控制系统（DEH）的执行机构，它接受DEH发出的指令，完成挂闸、驱动阀门及遮断机组等任务。本机组的调节保安系统满足下列基本要求：1、挂闸，2、适应高、中压缸联合启动的要求，3、适应中压缸启动的要求，4、具有超速限制功能，5、需要时，能够快速、可靠地遮断汽轮机进汽，6、适应阀门活动实验的要求，7、具有超速保护功能。

调节保安系统由超速保护控制系统（OPC）、危急遮断控制系统（ETS）、 安全监视系统（TSI）等组成。

该系统设有三套相互独立的遮断通道：

a. 机械式超速遮断（设有双信道）：动作转速整定为额定转速的110--112%，复位转速大于101%额定转速，并备有能在线进行实验的喷油压出试验装置和提升转速实验装置。b. 电磁遮断：各种电气遮断信号通过高压遮断电磁阀（AST阀）或机械停机电磁铁（3YV）使高中压主汽门、调速汽门关闭（＜0.3秒），遮断汽轮机的进汽。

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c. 手动遮断：值班人员可根据需要，就地手操手动遮断按钮，泄掉高压保安油，快速关闭各进汽阀门。 1.2.9.3低压保安系统

本系统由危急遮断器、危急遮断器装置、遮断隔离阀组、机械遮断机构、手动停机机构、复位试验阀组、机械停机电磁铁和导油环等组成。 1.2.10 给水泵的拖动方式：

2×50%B--MCR的汽动给水泵，1×30%B--MCR电动调速给水泵作为备用。 1.2.11 旁路系统

本机组采用40%MCR容量、引进瑞士苏士尔寿公司技术生产的二级串联旁路系统，采用液压控制，型号为AV6，用油为EH油。 1.2.12 保证热耗的必要条件：

1.2.12.1 新蒸汽及再热蒸汽参数为额定值。 1.2.12.2 背压不高于额定值。 1.2.12.3 回热加热系统正常运行。 1.2.12.4 主给水流量等于主蒸汽流量。 1.2.12.5 发电机效率不低于98.6%。 1.2.13 运行特点 1.2.13.1 启动方式

本机组启动可采用中压缸启动方式和高中压缸联合启动方式。采用中压缸启动方式具有降低高中压转子的寿命损耗、改善汽缸热膨胀、缩短启动时间等优点。 1.2.13.2 启动状态

高中压缸联合启动是一种传统的启动方式。即蒸汽分别同时从过热器（再热器）通过高压调节阀（中压调节阀）进入高压缸（中压缸）做功，最终将汽轮机带到额定工作状态。在启动过程中，为减少中压调节阀的节流损失，同时还要减少中间再热器对系统的影响。高中压调节阀在各自的工作压力下，其通流能力之比为1：3。在启动过程中，高压缸一般采用全周进汽（节流调节）方式，这样可受热均匀，减少热应力。在正常运行中，由于汽缸温度场已基本稳定，高压缸一般采用部分进汽（喷嘴调节）方式，减少节流损失，提高效率。启动状态的划分：高中压缸联合启动时以高压调节级处上缸内壁金属温度划分；中压缸启动时以中压第一压力级处金属温度划分：

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冷态启动＜150℃（停机约168h后） 温态启动150--300℃（停机96--168h） 热态启动300--400℃（停机24--96h） 极热态启动400℃以上（停机24h以内） 1.2.13.3 运行操作控制方式

包括运行人员手动方式、运行人员自动方式、汽轮机的自启动方式。 1.2.13.4 阀门管理

在操作盘上有单阀—顺序阀选择按钮，运行人员可对汽轮机的配汽方式进行选择。 启动过程：无论是采用中压缸启动还是高中压缸联合启动，在汽轮机冲转、升速、并网、带负荷阶段一般选用节流调节方式（单阀）。节流调节方式下高压调节级全周进汽，因而能有效降低启动过程中的热应力和调节级动叶的机械应力。

正常运行中：一般采用喷嘴调节方式，如果负荷变化频繁且变化率较大时，为使汽轮机高压缸温度变化小，热应力最低宜选用节流调节（单阀）。但若机组长期处于低于额定负荷运行时则应选用喷嘴调节方式（顺序阀）以获得较高的热效率。若主汽压力大于12MPa，且总阀位给定小于1%时，即强迫转为顺序阀，以便转速控制稳定。中调门只有单阀方式，保证中压缸进汽部分温度均衡。

停机过程：若正常停机并计划停机后检修，则采用喷嘴调节方式，可使停机后的金属温度较低，缩短机组的冷却时间。对于停机只有几个小时的调峰机组，或其它短暂的临时停机，为使停机后汽缸的温度较高以利于再次快速启动，通常采用节流调节。 1.2.13.5阀门整定

在转速小于100r/min时（一般在停机时整定），可同时对所有调节阀进行阀门整定。在机组正常运行后，只能分别对单个调节阀进行阀门整定。点按“整定允许”按钮，“整定允许”按钮灯亮后，分别点按“CV1整定”、 “CV2整定”、 “CV3整定”、 “CV4整定”、 “IV1整定”、 “IV2整定”、 “MSV2整定”、后，相应阀门整定灯亮，开始整定相应油动机。也可点按“所有阀整定”按钮，“所有阀整定”按钮灯亮，同时对所有调节阀进行阀门整定。阀门整定方式下，DEH改变阀位给定值，使油动机全行程走一遍，伺服阀板自动记录油动机全关、全开位置对应的LVDT油动机行程反馈电压值，并使阀位给定值0%、100%模出的给定电压值等于对应的全关、全开位置LVDT电压值，即可使阀位给定值%与油动机行程%--对应。

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1.2.13.6阀门维修

分别点按“CV1维修”、 “CV2维修”、 “CV3维修”、 “CV4维修”、 “IV1维修”、 “IV2维修”、 “MSV2维修”后，相应阀门维修灯亮，相应油动机进入维修状态。阀门维修方式用于伺服系统调试。操作员可设置阀位给定值和给定速率，以便观察记录油动机行程的线性关系及动态响应特性。

1.2.13.7 本机组可采用定--滑--定方式运行。机组带90ìR以上负荷时，采用定压运行（16.7MPa），机组带40-90ìR负荷时，采用滑压运行方式（16.7-7.41MPa），机组带40ìR负荷以下时，采用定压运行（7.41MPa）。

1.2.14 润滑油系统：本机组油系统采用ISO-VG32透平油，其作用是向机组各轴承提供润滑油，向主机保安系统提供压力油，向盘车装置和顶轴装置供油。此外，还向发电机的密封油系统提供油源。系统采用汽轮机转子直接驱动的主油泵——射油器的供油方式，#1射油器（出口压力0.21MPa,出口流量3447L/min）向主油泵入口供油，轴承润滑及其它用油由#2射油器（出口压力0.31MPa,出口流量3600L/min）提供，而射油器自身的动力油由主油泵提供。

本机组油系统采用了集装油箱和套装油管路技术，在油箱顶部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溢油阀。当汽机转速低于3000r/min时，润滑油系统及发电机密封油油源由交流润滑油泵供油。直流事故油泵仅在事故状态下供给轴承润滑油和发电机密封油。 1.2.15 高压抗燃油系统

高压抗燃油系统由液压伺服系统，高压抗燃油遮断系统和供油系统。

液压伺服系统由阀门操纵座及油动机两部分组成。高压抗燃油遮断系统由能实现在线实验的高压遮断模块和遮断隔离阀组的机械遮断阀组成。供油系统油主油泵、循环泵、溢流阀、滤油再生系统、冷却系统、油加热装置、两个高压蓄能器等组成，采用集装式结构。

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2. 汽轮机的连锁保护及试验 2.1 主机跳闸保护 2.1.1 手动遮断

在机头设有手动遮断装置，供紧急停机用。它控制的是AST高压安全油，手动拉遮断阀装置，将泄掉高压保安油（AST母管压力油），快速关闭各进汽阀门，遮断机组进汽。 2.1.2 机械遮断

本机组的机械超速保护装置由双信道的危急遮断器、危急遮断器杠杆及危急遮断器滑阀组成，动作转速为3300～3330r/min。当汽机转速达到危急遮断器设定值时，危急遮断器飞环击出，打击危急遮断器杠杆，使危急遮断装置动作，泄掉高压保安油（AST母管油）。 2.1.3 电磁遮断

2.1.3.1 机械停机电磁铁

此功能由机械停机电磁铁（3YV）（设在遮断隔离阀组上）完成。一旦机械停机电磁铁接收到电气遮断信号，机械停机电磁铁带电动作，遮断隔离阀组打开，泄掉高压保安油（AST母管油），迅速遮断机组进汽。 2.1.3.2 高压遮断

高压遮断集成块有两条遮断油路，一条为超速限制油路，通过DEH控制器中超速保护OPC给出信号使超速限制油路油压泄掉，关闭高压调节阀和中压调节阀。一旦油压重新建立，即可开启调节阀，控制机组运转。超速保护系统功能如下：

a. OPC103%n。——其一，当机组负荷＞30ìR，油开关跳闸时启动触发器输出OPC全关信号去关GV、IV，延时1-3秒后当n＜103%n。时触发器翻转。其二，任何情况下，只要n>103% n。即关闭GV、IV，当n＜103%n。时延时1-3秒触发器翻转。

b. 电超速110% n。——三个转速信号经三取二逻辑选择送入超速保护ETS中，如果机组转速达到设定动作值110%n。则ETS发讯使OPC电磁阀动作，关闭高中压调门，同时使AST电磁阀动作关闭高中压主汽门，遮断汽轮机的进汽。

另一条高压遮断油路（AST），当电气遮断信号（直接信号和遥控信号）被高压遮断集成块获得后，将使四只采用串、并混联形式构成的AST电磁阀失电打开，AST油泄掉，关闭高、中压主汽门。连接AST油母管和OPC油母管的两只单向阀在油压差作用下打开，泄掉OPC母管的压力油，导致高、中压调门关闭，实现机组停机。 2.2 汽轮机组报警、联锁、保护

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汽轮机组报警、连锁、保护一览表

联锁保护名称 轴向位移大 偏心度（超过原始值） 高、中缸差胀 低压缸差胀 轴振（正常值≤0.076） 瓦振（正常值≤0.03） 润滑油压低 （正常值0.08-0.10） 单位 报警值 mm mm mm mm mm mm 动作值 联锁保护动作内容 ＋0.6/－1.05 1.2/－1.65 ETS遮断 0.03 ＋6/－3 +14 0.127 0.05 ＋7/－4 ＋15 0.25 0.08 0.05 禁止启动 ETS遮断 ETS遮断 ETS遮断 手动停机 联动交流润滑油泵 ETS遮断联启直流润滑油泵 盘车状态跳盘车 报警并联启备用EH油泵 ETS遮断 ATS阀动作试验发讯 报警 溢油阀开启 报警 报警 低Ⅰ值报警 低Ⅱ值报警 低Ⅲ值，手动停机 OPC阀动作试验发讯 报警 MPa ＜0.08 0.04 0.03 EH油压低 （正常值14±0.5） MPa EH油压高 EH回油压力高 EH油箱油位高 EH油箱油位低 EH油箱油位低 EH油箱油位低 OPC油总管压力低 EH主油泵出口滤网差压大 EH油箱温度高/低 主油箱油位高/低(正常1645 ～1745) MPa MPa mm mm mm mm MPa MPa ℃ mm 16.2 17±0.2 0.21 480 320 220 140 7.0 0.35 1745/1545 2.2 85.3 11.2 7.8 9.6/4.8 45℃/35℃ 开/关冷却水电磁阀 1365 1.5 86 手动停机 联启备用泵 联切低旁禁止向凝汽器排汽 联启备用真空泵 凝泵出口压力(正常2.5～3) MPa 凝汽器真空 （正常94.2Kpa） KPa 第 14 页 共 320页

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高压外缸排汽口温度 （正常值＜340℃） 低压缸排汽口温度 （正常36℃） 主汽压力(正常16.7) ℃ 380 80开低缸喷水 60关低缸喷水 17.5 80.3 420 ETS遮断 手动停机 ℃ MPa 110 ＜520 手动停机 报警 减负荷 负荷减到零 手动停机 手动停机 手动停机 手动停机 ETS遮断 ETS遮断 报警 SCS开疏水阀 联切低旁 SCS开高排逆止门前疏水 SCS开冷再管疏水 SCS开再热热段疏水 SCS开再热热段疏水 联启备用泵 跳凝结水泵 主汽温度(正常537) ℃ 450 430 主再热汽温下降幅度 机组甩负荷后空转时： a.排汽压力 b.排汽温度 c.运行时间 轴承回油温度 支持轴承合金温度 推力瓦温度 低旁后压力高 低旁阀前疏水筒水位高 低旁减温水压力低 冷再汽压高/低 热再汽温高/低(正常537) ℃/ 10min KPa ℃ min ℃ ℃ ℃ MPa mm MPa MPa ℃ 65 105 100 0.8 3.8/2.8 545/532 1000 ≥50 ＞14.7 ＞80 ＞15 75 115 110 2/3量程 1.5 2/3量程 2/3量程 2/3量程 2/3量程 1225 300 高排逆止门前疏水筒水位高 mm 冷再汽疏水筒水位高 A再热热管疏水筒水位高 B再热热管疏水筒水位高 凝汽器水位（正常值800mm ～1000mm） mm mm mm mm 第 15 页 共 320页

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凝结水流量低/高 真空泵入口蝶阀后压力 真空泵入口蝶阀前压力低 真空泵汽水分离器水位低 真空泵汽水分离器水位 真空泵汽水分离器水位低 真空泵工作水温高 电动滤水器差压高 t/h KPa KPa mm mm mm ℃ MPa 100/150 38 0.05 3.0/1.5 130 ≥88 ≤88 100 ＜100 ≤40t/h 开再循环门 开入口蝶阀 联启备用真空泵 闭锁泵启动 开/关补水电磁阀 延时10分钟跳泵 报警 报警 联启备用泵 凝结水补充水箱水位高/低 m 内冷水流量(正常55 t／h) 内冷水箱水位(正常550) 氢压(正常0.31) 高/低 油氢压差(正常0.084) mm MPa MPa 低400／高700 500／600 开／关补水电磁阀 0.345／0.303 0.056投备差 0.035 ≥90 ≥120 ≥50 ≥80 ≥85 ≤35t/h 联启空侧直流油泵 发“发电机断水”信号 延时30S跳机 报警 报警 报警 报警 报警 开／关，再循环门 开／关，再循环门 除氧器解列 延时5秒跳给泵 允许启动顶轴油泵 联启备用泵 ETS遥控遮断 发电机断水(正常55 t／h) 定子线圈温度 定子铁芯温度 发电机冷风区风温 发电机热风区风温 发电机定子线圈出水温度 电动给水泵出口流量 汽动给水泵出口流量 除氧器水位高(正常2000～ 2150) 除氧器水位低 顶轴油泵入口压力 循环水母管压力低 发电机保护动作 机械超速 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ t／h 114／228 t／h 141／282 mm mm MPa MPa 2450开溢流门 2650 1950 0.1 ≤700 ≥0.03 r/min 第 16 页 共 320页

3300～3360 机械遮断 福建龙岩雁石发电有限公司300MW汽机运行规程

电超速 r/min 3300 ETS遮断 当负荷＜30%Ne时：关GV、 OPC r/min 3090 IV，n＜3090后复位；任何 情况下：关GV、IV，n＜ 3000后复位 DEH失电 ETS遮断 2.3 汽轮机组安全门整定值表 名 称 除氧器安全门#1 除氧器安全门#2 夹层加热联箱安全门 #1高加汽侧安全门 #1高加水侧安全门 #2高加汽侧安全门 #2高加水侧安全门 #3高加汽侧安全门 #3高加水侧安全门 #5低加汽侧安全门 #5低加水侧安全门 #6低加汽侧安全门 #6低加水侧安全门 辅汽联箱安全门 连排安全门 2.4 汽轮机组的试验 2.4.1 试验规定

2.4.1.1 有关热工保护方面的试验，以热工为主，汽机、电气配合进行。

2.4.1.2 第一次启动或大修后应进行全部试验。小修或停机15天以后的试验应按本规程附录中的设备定期试验及倒换的有关规定执行。

2.4.1.3 进行汽轮机调节、保安系统的试验应确认汽机无进汽进水的可能。

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单 位 MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa MPa 整定值 0.93 0.902 6.5 7.58 30 4.6 30 2.0 30 0.593 3.92 0.343 3.92 1.03 1.2 福建龙岩雁石发电有限公司300MW汽机运行规程

2.4.1.4 6KV动力设备的联锁试验一般只进行静态试验。 2.4.2 DEH调节系统静止试验。 2.4.2.1 试验条件:

a. 试验应在锅炉点火前进行； b. DEH热工检查正常；

c. 启动交流润滑油泵及一台顶轴油泵运行，正常后投入盘车运行； d. 启动一台抗燃油泵运行。抗燃油压14.5MPa，抗燃油温40±5℃； e. 联系热工解除低真空保护； 2.4.2.2 试验方法:

a. 检查复位跳机信号，按“挂闸”按钮，灯亮，选择“高中压缸联合启动”； b. 点击“运行”按钮，开启高、中压主汽门；

c. 用“手动”方式分别开、关高压主汽门、高压调门、中压调门（全行程），通过DEH显示画面并派人就地观察各门应开关灵活，无卡涩现象；

d. 按紧急停机钮或就地脱扣，高中压主汽门、高中压调门均应迅速关闭；

e. 若调节系统检修过或必要时，应带仿真机在“OA”方式下，做全过程启动的模拟试验； 2.4.3 阀门活动试验

2.4.3.1 试验要求：在机组正常运行期间，可对高中压、左右侧油动机分组进行全行程活动试验，试验必须在单阀方式下进行。 a. 阀门试验应单侧进行，不可两侧同时进行； b. 在手动状态下不允许进行全行程阀门试验；

c. 在试验期间如果遇到控制装置切至手动时应立即终止试验，恢复阀门的原始状态，以保证一定的功率； 2.4.3.2 试验条件：

a. 试验前征得值长同意并联系锅炉及电气专责； b. 确认运行方式在“操作员自动”方式下运行；

c. 将机组负荷减至50%～70%额定负荷（松动试验无此要求）； d. 切除调节级压力反馈回路；

e. 投入功率反馈回路（松动试验无此要求）。 2.4.3.3 试验步骤：

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（1）主汽门活动试验 a. 按“阀门试验”按钮灯亮； b. 按下“TV1”（或“TV2”）键；

c. 按下“关闭”键，灯亮，此时与选中的主汽门同一侧汽室的高压调门GV2、GV4（或GV1、GV3）在60秒内，相继关下，待同侧调门全关后，则主汽门TV1（或TV2）在1秒内迅速自关（指令至66%，阀位降至255左右），从阀门活动试验画面或就地观察各门开度变化，关闭过程中应无卡涩跳动现象；

d. 按“恢复”键灯亮，则TV1先开启，然后GV2、GV4相继开启；

e. 在关闭或开启过程中，如发现异常情况，可按“试验保持”键，灯亮后，阀门位置保持； f. 必须在各阀门恢复至试验前开度，“阀门复位”键灯灭后，才能做另一个阀门的活动试验或退出阀门试验；

g. 要选做TV2的试验，重复b～f的 操作即可；

h. 中压主汽门活动试验与高压主汽门试验步骤相同，在同侧中调门全关后，DEH会输出一开关量去关RV，“复位”后先取消开关量输出，延时30秒，再恢复中压主汽门RV指令输出；

i. 按试验结束钮，“阀门试验”钮灯灭，退出阀门试验。 （2）高中压调门单独试验 a. 按“阀门试验”键灯亮；

b. 按“高调门”键（或键入其它调门）； c. 其它试验步骤同主汽门试验； d. 按“试验结束”钮，结束试验。 （3）阀门活动试验

a. “阀门活动”试验键与“阀门试验”键是互锁的，同一时刻只能有一个灯亮； b. 按下“阀门活动”键灯亮； c. 输入试验阀门编号；

d. 按“关闭”键，被选阀门关当前值的15%； e. 按“复位”键，所有阀门恢复原开度； f. 重复c～e的步骤做其它阀门的活动试验； g. 按“试验结束”键，退出试验。

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2.4.3.4 注意事项：

a. 试验过程中应注意主汽压、再热汽压不超限，汽机轴向位移、振动、差胀等参数正常； b. 若试验过程中出现异常情况，如阀门卡涩、控制系统失灵应立即停止试验，尽快联系有关人员处理。 2.4.4 AST阀试验 2.4.4.1 试验条件：

a. 指示灯完好，按试灯钮，全部灯亮，释放该灯钮，指示灯灭； b. 四只AST阀应单独进行试验，以防汽轮机遮断停机； 2.4.4.2 试验步骤：

a. 调出“AST阀试验”画面软手操盘； b. 按“AST试验”钮，灯亮；

c. 按“AST7”（或“AST9”），该阀失电开启，高压遮断集成块前后信道结合处油压上升至9.6MPa时通过压力开关对外发讯； d. 按“试验复位”键，“AST试验”灯灭；

e. 选“AST6”（或“AST8”），该阀失电打开，高压遮断集成块前后信道结合处油压降至4.8MPa时，通过压力开关对外发讯；

f. 按“试验复位”键，“AST试验”灯灭。 2.4.5 润滑油低油压保护试验 2.4.5.1 试验条件： a. 检查DEH系统运行正常。

b. 启动交流润滑油泵、一台抗燃油泵运行，投入盘车连续运行。 c. 联系热工解除低真空保护，投入低油压联锁和盘车联锁。 d. 按“挂闸”按钮，点击“运行”使高中压主汽门开启。 e. 试验在锅炉点火前进行。 2.4.5.2 试验方法：

a. 启动直流润滑油泵，正常后停止交流润滑油泵。

b. 检查电磁阀后放油门开启，点击润滑油试验电磁阀，当油压降至0.05MPa时，交流润滑油泵联动，停直流事故油泵，当油压降至0.04MPa，汽机应跳闸，DEH、CRT上显示高中压主汽门关闭，AST阀失磁，“挂闸”灯灭，直流事故油泵联动，断开低油压联锁，停止直流

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油泵运行；当油压降至0.03MPa，盘车自停，BTG盘声光报警。

c. 试验完毕，解除低润滑油压保护及联锁，关闭试验电磁阀后放油门，试验油压表油压恢复，重新投入盘车运行。 2.4.6 EH油压低保护试验 2.4.6.1 试验条件： a. DEH系统运行正常。

b. 启动交流润滑油泵、顶轴油泵和抗燃油系统运行正常投入盘车，投入抗燃油低油压LP保护及油泵联锁。

c. 联系热工解除低真空保护功能。 d. 挂闸开启高中压主汽门。 e. 锅炉处于点火前状态。 2.4.6.2 试验方法：

a. 点击EH油泵试验电磁阀，当油压降至11.2MPa，发信号联动备用抗燃油泵，断开油泵联锁，停止抗燃油泵运行。当油压降至7.8MPa，汽机应跳闸，DEH、CRT上显示主汽门关闭，AST失磁，“挂闸”灯灭。

b. 用同样的方法试验另一台油泵。 c. 试验完毕，解除抗燃油压过低保护。 2.4.7 轴向位移保护试验 2.4.7.1 试验条件：

a.c.d.e. 同EH油压低保护试验。

b.启动交流润滑油泵、顶轴油泵和抗燃油系统运行正常投入盘车，挂闸后投入轴向位移保护。

2.4.7.2 试验方法：

a. 由检修配合热工人员模拟轴向位移达0.6mm或-1.05mm 时。报警信号发出，轴向位移+1.2mm或-1.65mm时，汽机应跳闸，DEH、CRT上显示高中压主汽门关闭，AST阀失磁，“挂闸”灯灭。

b. 试验后由热工人员恢复表计至正常。 2.4.8 低真空保护 2.4.8.1 试验条件：

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a.d.e. 同EH油压低保护试验； b. 热工送模拟真空信号；

c.启动交流润滑油泵、顶轴油泵和EH油系统运行正常投入盘车，挂闸后投入低真空保护、真空泵联锁； 2.4.8.2 试验方法：

a. 由热工人员通过低真空保护遮断器模拟真空低信号；

b. 当真空达85.3KPa报警并联动备用真空泵，当真空达80.3KPa汽机脱扣，高中压主汽门关闭，AST阀失磁，“真空低停机”信号发出；

c. 试验完毕，由热工人员恢复低真空遮断器，解除低真空保护； 2.4.9 发电机断水保护试验 2.4.9.1 试验条件：

a.d.e. 同EH油压低保护试验。

b. 启动交流润滑油泵，EH油系统运行正常投入盘车，联系热工解除低真空保护功能。 c. 挂闸后启动一台内冷水泵运行，断开备用泵联锁。 f. 联系电气合上发变组主油开关，投入发电机断水保护。 g. 联系热工投入机炉电大联锁及抽汽逆止门联锁。 h. 厂用压缩空气系统投入运行。 2.4.9.2 试验方法：

a. 停运内冷水泵，当“内冷水压低”、“定子水流量低”、“定子断水”信号发出时用秒表计时，延时30秒发变组主油开关跳闸，各段抽汽逆止门关闭，炉MFT动作。 b. 试验完毕，电气解除断水保护； c. 停止内冷水泵运行。 2.4.10 抽汽逆止门试验 2.4.10.1 试验规定：

a. 机组大小修后启动前，相应进行系统的联动试验；

b. 机组正常运行期间，至少每月进行一次抽汽逆止阀的活动试验，以检查其灵活性； c. 电磁进气阀设有手动开关，可进行手动操作，抽汽逆止阀定期活动试验，建议采用手动操作；

d. 定期活动试验，必须逐一进行，待做完一组，并复位后方能进行下一组的试验。

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2.4.10.2 活动试验步骤；

a. 逐组关闭操纵装置压缩空气进气门；

b. 按动电磁进气阀上的接收闭信号线圈的手动开关，压缩空气经节流孔板、电磁进气阀后进入逆止阀操纵装置，使逆止阀向关闭方向运动（观察操纵装置是否动作）。当运动接近一半行程，即放开手动开关，按动接收开启信号线圈侧的手动开关，使操纵装置复位，注意动作行程不宜太大，以免影响机组正常运行； c. 活动试验完毕，开启该操纵装置压缩空气进气门； 2.4.11 OPC电磁阀试验

2.4.11.1 试验条件：与DEH调节系统静态试验同 2.4.11.2 试验方法：

a. DEH系统置“手动”方式（OA）；

b. 按挂闸按钮，点击“运行”高中压主汽门开启； c. 在DEH盘上手动开启高调门GV、中调门IV；

d. 按“OPC电磁阀”试验按钮灯亮，检查高调门GV、中调门IV应迅速关闭； e. 按“OPC电磁阀”试验按钮灯灭，高中压调门开启；

f. 按紧急停机按钮或就地脱扣，将所有进汽阀门（TV、GV、RV、IV）关闭。 2.4.12 充油压出试验 2.4.12.1 试验条件：

a. 机组定速后或正常运行中进行； b. 申请值长批准； 2.4.12.2 试验方法：

a. 调出DEH“喷油试验”画面，按“喷油试验”按钮；

b. 遮断隔离阀组的隔离电磁阀4YV带电动作，高压安全油被隔离阀截断，行程开关ZS4的常开触点闭合、ZS5的常闭触点断开， DEH检测到该信号后，喷油电磁阀2YV带电动作，透平油压力油从导油环进入危急遮断器腔室，危急遮断器飞环被压出，打击危急遮断装置的撑钩，使危急遮断装置撑钩脱扣，通过机械遮断机构使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作。由于抗燃油安全油至机械遮断阀的油路被截断，机组在喷油试验情况下不会被遮断； c. 行程开关ZS2常开触点由断开至闭合后，DEH检测到此信号并判断为喷油试验合格，喷油电磁阀2YV失电、然后1YV复位电磁阀动作完成挂闸程序，DEH检测到复位后使隔离电磁

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阀4YV失电，喷油试验完成； 2.4.13 主汽门、调速汽门严密性试验 2.4.13.1 试验条件：

a. 本试验在大修后空负荷运行时进行； b. 机组转速3000rpm，凝汽器真空正常； c. 联系锅炉稳定汽温汽压； 2.4.13.2 试验方法：

a. 在DEH“主汽门严密性试验”画面上按“主汽门严密性试验”钮后，所有高、中压主汽门全关，调门全开，机组转速从3000rpm开始下降；

b. 若按“调门严密性试验”钮，所有调门全关，高中压主汽门全，机组转速开始从3000rpm下降，做“主汽门严密性试验”或“调门严密性试验”均要求转速下降到n=1000rpm×试验时汽压/额定汽压，并记录转速下降过程之时间；

c. 试验时当转速下降到要求的转速以后，应迅速恢复各汽阀原始开度，恢复机组3000rpm。若主汽门关闭后，因前后压差增大无法开启应立即打闸，使阀门关闭后再马上挂闸重新冲转。

2.4.13.3 注意事项：

a. 试验中应注意各轴承的振动情况；

b. 转速下降到2850rpm以下时应启动交流润滑油泵； c. 主汽门、调速汽门分类各做一次，共两次。 2.4.14 超速保护试验

2.4.14.1 试验范围：超速保护试验包括103%超速保护试验、110%电超速试验及机械超速试验。

2.4.14.2 试验规定及条件： （1）下列情况应做超速试验 a. 汽轮机新安装或大修后；

b. 机组连续运行2000h后或危急保安器解体检修后； c. 停机一个月以上再次启动时； d. 甩负荷试验前。

（2）下列情况不得进行超速试验

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a. 就地或远方停机不正常；

b. 高中压主汽门、调速汽门关闭不严； c. 在额定转速下任一轴承的振动异常时； d. 调速系统或主汽门存在问题或有卡涩现象时； e. 任一轴承温度高于限定值时。

（3）超速试验，应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不应超过18rpm，机组大修后的超速试验应做三次，前两次动作转速差不超过18rpm，第三次与前两次平均值之差不超过30rpm（机械超速）。

（4）机组冷态启动时做超速试验应在机组并网后带20%～30%额定负荷连续运行4小时后解列进行。

（5）试验前应进行危急遮断器手打试验，确认主汽门、调门、抽汽逆止门动作良好，喷油试验合格。

（6）超速试验时，主汽压力应维持在5.88～6.86MPa，温度450～500℃，联系热工检查投入 “轴向位移”、“低润滑油压”、“低抗燃油压”、“低真空”、“电超速”等保护。 （7）DEH系统在“操作员自动”方式。

（8）试验前校对集控与机头转速，并备有便携式转速表与振动表，升速过程中加强联系，危急遮断器手柄处设专人负责，以备在紧急情况下立即打闸停机。 （9）检查各轴承油温40～45℃。 （10）停止汽缸夹层加热装置。 2.4.14.3 试验方法： （1）103%超速保护功能试验 a. 联系各专业做好试验前准备； b. 按正常减负荷停机步骤减负荷至零； c. 联系电气解列发电机；

d. 在DEH画面上调出“超速保护试验”画面，按“103%”键灯亮，按“目标值”键灯，设定目标转速3100rpm；

e. 设定升速率50rpm/min，按“进行”键灯亮；

f. 当转速升至3090rpm时，OPC动作，DEH、CRT上显示GV、IV开度指示到零，记录OPC动作转速；

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g. “103%”键灯灭，GV、IV阀位指示应返回原位，“103%”超速保护试验结束； h. 机组自动维持转速3000rpm。 （2）110%电超速保护试验

a. 此试验应在有总工程师、发电部主任、运行专工在场； b. 此试验应在值长统一指挥下进行； c. 按正常停机步骤减负荷至零；

d. 联系电气解列发电机，在就地和集控室各打闸一次，确认正常后恢复3000rpm。 e. 联系各专业做好试验准备；

f. 按“110%”键灯亮，103%电超速保护被屏蔽,将目标转速设置3310rpm，设升速率100rpm/min，按“进行”键灯亮，汽机开始升速；

g. 当转速到3300rpm，电超速保护动作，TV、GV、RV、IV迅速关闭，DEH显示各阀门位置指示到零，汽机“挂闸”灯灭，“高排、抽汽逆止门关闭”信号发出；

h. 当转速到3310rpm电超速保护不动，应手动脱扣停机，查明原因，否则禁止启动。 i. “110%”键灯灭；

j. 试验完毕，恢复机组3000rpm运行。 （3）机械超速试验

a.在DEH“超速保护试验”画面上按下“机械超速”按钮,103%及110%电超速保护被屏蔽； b. 联合试验，在DEH盘上设定目标转速3360rpm，升速率100rpm/min，按“进行”键灯亮，当转速升至3330rpm时，飞环击出，机械超速保护动作，记录飞环动作转速，检查TV、GV、RV、IV迅速关闭，汽机“挂闸”灯灭，“高排、抽汽逆止门关闭”信号发出，若转速到3360rpm机械超速保护不动作，应立即手动脱扣停机，同时注意各阀门应迅速关闭，转速下降试验正常，“机械超速”灯灭，恢复机组3000rpm，联系电气发电机并列，按正常启动程序带负荷；

c. 试验要求，必须动作三次，且前两次的动作转速相差不超过18r/min，第三次的动作值与前两次动作值的平均值相差不超过30r/min； （4）注意事项

a. 做超速保护试验时应注意机组的振动，轴向位移，排汽温度，轴承金属温度与润滑油压； b. 电超速保护和机械超速保护达到动作转速而保护拒动时，应手动打闸并查明原因修复，否则禁止汽机启动。

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2.4.15 真空严密性试验 2.4.15.1 试验条件：

a. 联系值长、机组负荷保持80%负荷； b. 真空泵工作正常。 2.4.15.2 试验方法：

a. 断开真空泵联锁并记录试验前的真空值，排汽温度； b. 停止真空泵运行，30s后记录第一次试验读数；

c. 以后每分钟记录一次真空值，排汽温度，共记录5分钟，5分钟后启动真空泵； d. 取平均值为真空下降率，真空下降率=（第一次试验读数-最后一次读数）/5（KPa/min）严密性评价标准为：优：≤0.133KPa/min，良：≤0.27KPa/min，合格：≤0.4KPa/min； e. 试验中，若真空下降至接近低真空保护报警值（85.3KPa），排汽缸温升至58℃以上时，应停止试验，恢复真空系统正常运行。 2.4.16 锅炉水压试验汽机注意事项：

2.4.16.1 切断主蒸汽系统、轴封供汽系统与主机和小汽轮机的联系。开启高压主汽门、调门后疏水，中压进汽管疏水、高排逆止门前疏水门及本体疏水、夹层联箱疏水门，开启主汽管道、再热冷段管道、再热热段管道疏水门，注意锅炉堵阀是否严密。 2.4.16.2 注意凝汽器、除氧器水位情况，四抽电动门关闭严密，门后疏水门开启。 2.4.16.3 给水走高加旁路，给水管道各放空气门关闭。 2.4.16.4 按锅炉要求启动电动给水泵。

2.4.16.5 锅炉水压试验结束后，切断除氧器进汽和进水。

2.4.16.6 试验过程中，机组盘车投入运行，注意监视主汽温度、压力和缸温的变化，作好记录。

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3. 汽轮机的启动 3.1 总则

3.1.1 汽轮机的启动状态，高中压缸联合启动时，按高压缸调节级内上缸内壁金属温度划分：

冷态：150℃以下 温态：150--300℃ 热态：300--400℃ 极热态：400℃以上 3.1.2 启动操作方式

3.1.2.1 自启动方式：DEH控制系统的ATC处于控制状态。ATC根据机组的状态，控制汽轮机自动完成冲转、升速、同期并网、带初始负荷等启动过程。

3.1.2.2 操作员自动方式：DEH控制系统的ATC不参与控制而处于监视状态，由运行人员根据汽轮机本体状态和本规程提供的启动操作程序，在操作盘上手动给定转速或负荷的目标值和变化率，由DEH的基本控制系统按照运行人员给出的目标值和变化率自动完成冲转、升速、同步和带负荷操作，DEH系统通过CRT显示自动监视启动参数，越限时发出“报警”或“遮断”信号指导运行人员进行操作，并可通过打印当时或历史资料，供运行人员分析。 3.1.2.3 手动方式：DEH控制系统的阀位多功能处理器在手动状态，按照运行人员在DEH盘上“阀门增”或“阀门减”按钮来控制机组，这种运行状态（为紧急备用状态），运行人员必须监视CRT显示的各种参数变化，监视报警信号，保证安全运行。

3.1.3 启动运行模式：本机组具有中压缸启动（IP）和高中压缸联合启动（HIP）模式。新机组投产运行初期，从机组运行的安全着眼，宜采用高中压缸联合启动方式。

3.1.3.1在机组已跳闸状态下,启动方式自动设置为中压缸启动方式,在已挂闸后,点运行前,操作员可选择采用中压缸启动方式还是高中压缸联合启动方式，“运行”灯亮后,不能再改变启动方式。

3.1.4 设备的安装检修工作全部结束，现场整洁，设备及管道保温完好，工作票全部终结，接到值长下达的汽轮机启动命令，才能进行机组的启动工作。

3.1.5 机组启动前，热工所有表计、保护应投入，各种控制、保护讯号的电源、气源已送上，DEH、DAS、MEH、AV-6、ETS、TSI系统试验检查正常，系统已投入运行。

3.1.6 电气设备的接地线完好，绝缘合格，各电机空转方向正确，靠背轮联接完好，设备

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已送电，操作按钮灯光显示正常。

3.1.7 化学已准备充足合格的除盐水、氢气，补水箱水位正常，水质化验合格。 3.1.8 转机设备加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活、安全罩齐全，牢固可靠。

3.1.9 机组冷态启动前，各电动门、调节门开关试验正常，试验完毕后置全关位置，切换开关置“远方”或“自动 ”位置。

3.1.10 下列操作必须有总工程师或其指定的部门领导、专责工程师参加，方可进行。 3.1.10.1 机组新安装后的第一次启动和机组大小修后的启动。 3.1.10.2 有关新技术的第一次使用。 3.1.10.3 汽轮机的超速试验。 3.1.10.4 主机甩负荷试验。 3.1.10.5 高加保护试验。

3.1.10.6 运行中主机冷油器的切换操作。

3.1.11 任何一项主保护退出，须经总工程师或运行副总工程师批准并做好记录，否则严禁退出。

3.1.12 机组启动前或冲转带负荷过程中出现下列情况禁止启动或停机检查： 3.1.12.1 任一安全保护装置失灵； 3.1.12.2 机组保护动作值不符合规定；

3.1.12.3 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下；

3.1.12.4 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀卡涩或关不严； 3.1.12.5 汽轮机转子弯曲值与原始值偏差大于0.03mm；

3.1.12.6 盘车时有明显的金属磨擦声或电流明显增大或大幅摆动；

3.1.12.7 主要显示仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀、低压保安油压、抗燃油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽温度与压力、凝汽真空等的传感器和显示仪表以及调节、保安系统压力开关、测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等）不全或失灵；

3.1.12.8 交、直流润滑油泵、润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常；

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3.1.12.9 润滑油和抗燃油油质不合格，润滑油进油温度不正常，回油温度过高； 3.1.12.10 回热系统中主要调节及控制系统（除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、汽（电）动给水泵控制系统等）失灵； 3.1.12.11 汽轮机进水或上下缸温差超限； 3.1.12.12 机组保温不完善；

3.1.12.13 机组启动运行过程中，有关参数超过限值（见第2章及第4章有关规定）； 3.1.12.14 水汽品质不符合要求（详见第4章）； 3.1.12.15 DEH控制系统故障； 3.1.12.16 控制用气源不正常。 3.2 启动前的系统检查 3.2.1 主蒸汽及再热蒸汽系统 阀门名称 四段抽汽至小机进汽总门 高压旁路减压阀门 低压旁路减压阀门 主蒸汽至夹层加热联箱进汽电动门 数量 1 1 1 1 状态 关 关 关 关 开 关 开 关 开 自动 开 自动 关 自动 自动 关 备注 即主蒸汽管道疏水 同上 中缸启动冲转前开 ，切缸时关 第 30 页 共 320页

主蒸汽至夹层加热联箱电动门后截止门 1 夹层加热联箱至汽缸左、右侧手动门 夹层加热联箱电动、手动疏水门 四段抽汽至A、B小汽机进汽电动门 高旁调整门前疏水截门 高旁调整门前疏水气动门 高压主汽门前疏水截门 高压主汽门前疏水气动门 高压缸排汽逆止门 高排逆止门前疏水气动门 高排逆止门后疏水气动门 高压缸排汽通风阀 2 1 2 1 1 2 2 2 1 1 1 福建龙岩雁石发电有限公司300MW汽机运行规程

高压缸排汽通风阀后截门 1 关 中缸启动冲转前开 ，切缸时关 高压缸倒暖阀 辅汽至高压缸预暖阀 中压联合汽门前疏水截门 中压联合汽门前疏水气动门 低旁前管道疏水门 低旁前管道疏水气动门 3.2.2 汽轮机本体疏水系统 阀门名称 高压主汽门阀体疏水气动门 高压调节阀阀壳疏水气动门 高压导汽管疏水气动门 汽缸夹层加热联箱安全门 2 1 2 2 1 1 关 关 开 自动 开 自动 高缸预暖时开 数量 1 1 1 1 开关状态 自动 自动 自动 落座 开 开 自动 开 自动 开 备注 开 开 开 开 开 夹层加热进汽联箱及其引入管疏水门 1 主蒸汽母管疏水手动门 主蒸汽母管疏水气动门 高压内缸疏水手动门 高压内缸疏水调整门 中压联合汽阀阀壳及中压进汽腔室 疏水手动门 中压联合汽阀阀壳及中压进汽腔室 疏水气动门 A侧高排止回阀前疏水手动门 B侧高排止回阀前疏水手动门 3.3 高中压缸联合启动（HIP） 3.3.1 锅炉点火前的准备工作

1 1 1 1 1 1 1 1 自动 开 开 开 3.3.1.1 全面检查机组各阀门位置、状态正常（见阀门操作卡）。

3.3.1.2 联系启动循环水泵，凝汽器通水后向辅机冷却水系统供水（详见第9章循环水系

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统）。

3.3.1.3 联系化学启动工业水泵，投入工业水系统运行。 3.3.1.4 联系启动空压机，投入厂用压缩空气系统。

3.3.1.5 启动一台冷却水升压泵，联锁开关投入。冷却水系统启动后应及时对冷却水系统的冷却器水侧排气（详见第14章辅机冷却水系统）。 3.3.1.6 投入润滑油系统运行（详见第15章润滑油系统）：

a. 调整风机入口门，启动主油箱排烟风机一台，使油箱负压保持在-196～-245Pa，另一台排烟风机投入联锁备用。

b. 启动交流润滑油泵向系统充油，检查泵出口压力＞0.3MPa，声音、振动、各轴承回油正常，系统无漏油。

c. 投入直流事故油泵联锁，低油压保护投入。

3.3.1.7 投入发电机密封油系统运行（详见第16章密封油系统）： a. 启动密封油系统排烟风机一台，另一台投入联锁备用。 b. 启动空侧交流密封油泵，氢侧密封油箱补油至1/2。 c. 启动氢侧交流密封油泵，投入空、氢侧油泵联锁开关。 3.3.1.8 发电机充氢（详见第19章氢气系统）： a. 用CO2置换空气，直到CO2纯度大于95%； b. 用H2置换CO2要求氢气纯度＞96%；

c. 当发电机膛内氢气纯度合格后，升压至0.3MPa停止补氢。

3.3.1.9 启动一台顶轴油泵运行，首次启动应进行抬轴试验，并按制造厂规定的顶起油压和高度，要求调整顶轴油进油节流阀并作好记录。

3.3.1.10 投入盘车装置（详见第17章顶轴油及盘车系统）： ⑴ 投入条件：

a. 交流润滑油泵运行，直流油泵投联锁备用； b. 轴承润滑油压在0.08～0.1MPa，各轴承回油正常； c. 盘车进油门开启； d. 开机4小时前投入； e. 顶起油压正常；

f. 发电机密封油系统已投运。

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⑵ 手动自动投入：

a. 在满足允许盘车条件下，按下“电磁阀动作”，使液压机构完成盘车齿轮啮合，至盘车装置处于啮合位置；

b. 盘车装置接受到啮合信号后，自动启动盘车电机，并在5s后电磁阀失电，盘车定速运转正常；

c. 投入盘车联锁开关。

3.3.1.11 启动一台抗燃油泵，投入备用泵联锁（详见第18章EH油系统）。 3.3.1.12 进行调节保安系统静态试验，危急遮断通道试验及OPC电磁阀在线试验。 3.3.1.13 启动旁路油站运行（详见第23章旁路系统）。 3.3.1.14 投入凝结水系统（详见第13章凝结水系统）：

a. 开启补水门向凝汽器补水至正常水位，若系统是首次或大修后投运，应开启热井放水门冲洗至水质合格；

b. 启动凝结水泵，投入联锁，凝结水打循环，并开启#5低加出口放水门对系统进行冲放，冲洗半小时后联系化学化验水质合格后，停止放水，开启#5低加出口门向除氧器上水，冲洗除氧器；

c. 除氧器冲洗合格后，将除氧器水位补至1800mm。

3.3.1.15 内冷水箱补水至高水位，启动一台内冷水泵运行，另一台内冷水泵投入备用，投入发电机内水冷系统，检查内冷水导电率＜0.5μs/cm。且水压低于氢压在0.04MPa以上、水温高于氢温2℃，调整内冷水流量至55t／h（详见第20章内冷水系统）。

3.3.1.16 联系一期辅汽或邻机送汽至辅汽联箱，暖管结束后投入辅汽系统运行（详见第26章辅汽系统）。

3.3.1.17 根据锅炉要求投入除氧器加热装置。 3.3.1.18 除氧器加热制水（详见第8章除氧器系统）： a. 检查各部正常；

b. 开启辅汽至除氧器进汽门，用调整门调整除氧器压力0.147MPa定压运行，升温至50℃以上。

3.3.1.19 给水泵投暖泵（详见第7章给水系统）：

a. 当除氧器水温达到50℃时，启动电泵辅助油泵运行，开启电泵前置泵入口电动门充水暖泵，检查并调整具备启动条件；

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b. 启动电动给水泵向锅炉上水；

c. 启动A、B小机主油泵投入油系统运行，开启汽泵前置泵入口电动门暖泵，启动前置泵运行，如辅汽压力满足条件时也可提前启动一台汽泵上水（启汽泵时首选B汽泵，因A汽泵有参与跳机保护）。

3.3.1.20 投入汽轮机轴封系统（详见第21章轴封系统）： （1）轴封系统暖管，疏水排大气。 （2）轴封送汽应注意的问题：

a. 冷态启动时，先抽真空后送轴封（条件允许，连同小机一起抽真空）； b. 热态启动时，先送轴封后抽真空；

c. 轴封用汽采用辅汽，也可用主蒸汽，但应注意差胀及防火，一般不采用冷段再热蒸汽作为轴封汽源，在极热态启动时，最好先用主蒸汽作为轴封汽源。

（3）启动一台轴加风机，另一台置于“自动”位置。要求轴封母管压力0.085MPa，温度150～200℃。

3.3.1.21 汽轮机抽真空（详见第22章真空系统）： a. 关闭真空破坏门并注水，启动两台真空泵运行。 b. 适当调整低压轴封进汽分门，保持轴封不冒汽。 3.3.1.22 当凝汽器真空60KPa以上时，通知锅炉点火。

3.3.1.23 投入高缸倒暖系统（详见第27章高压缸及主汽阀预暖系统）。 3.3.2 锅炉点火后的工作

3.3.2.1 检查开启汽缸本体和蒸汽管道的疏水阀。

3.3.2.2 锅炉起压后（0.1MPa）投入旁路系统，首次启动或大修后的启动应以手动方式先投入低旁50%左右，高旁20～30%，配合锅炉升温升压，注意高低旁减温水投入。 3.3.2.3 凝汽器真空达86kPa以上时，可停止一台真空泵运行，正常后投入联锁，并注意凝汽器真空的变化。

3.3.2.4 汽缸夹层加热装置暖箱，进汽门稍开，维持联箱压力0.1～0.2MPa。

3.3.2.5 高低压加热器随机滑启，建议机组首次启动时，加热器不采用随机启动方式。 3.3.2.6 联系热工检查投入下列保护： a. 轴向位移大； b. 润滑油压低；

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c. EH油压低； d. 电超速； e. 轴承振动大； f. 高、低压差胀大；

j. 轴承金属温度高、回油温度高；

3.3.2.7 当高压内缸内壁温度达到150℃左右，且缸温均匀时，退出高缸倒暖系统。 3.3.2.8 DEH系统及ETS盘面检查：

a. 显示盘“挂闸”灯灭， TV、GV、RV、IV开度指示为零，汽轮机转速表显示4.3r/min，功率表指示为零，手操指示为零，无任何故障报警信号。 b. ETS盘，“超速保护”开关置“投入”位。 c. “紧急停机”钮及“远方复位”钮置正常位。

d. DEH操作盘：点击“挂闸”按钮，机组挂闸，按“单阀方式”键，“单阀”灯亮，按“自动预暖”按钮进行高压主汽阀壳预暖，“操作员自动”灯亮。 E．打开汽缸本体和蒸汽管道的疏水门。 3.3.3 冷态启动（HIP“操作员自动OA”方式） 3.3.3.1 冲转蒸汽温度选择

首先确定主蒸汽压力为3.45MPa的前提下，根据主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级或中压第一级作功后的蒸汽温度与金属温度相匹配。冲转前当时的高压调节级后金属温度或中压第一级后金属温度与蒸汽温度的温差为： △t=蒸汽温度-金属温度

△t的理想值为10℃；△t的允许值：90℃或－20℃；△t的极限值：150℃或－50℃。

主蒸汽温度的确定方法：根据所得到高缸调节级后的金属温度，冲转初期蒸汽压力下，

蒸汽温度与调节级后蒸汽温度的关系曲线得到冲转时主蒸汽温度，再根据图2-1-1，由主蒸汽压力和调节级后蒸汽温度确定主蒸汽温度。

例如:

计算步骤 冲转前经过高压缸预暖后调节级后金属温度 根据上公式 △t（取定） 90℃ 计算依据 测得 计算结果 150℃ 第 35 页 共 320页

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调节级后蒸汽温度 主蒸汽温度 △t+调节级后金属温度 查图2-1-1 240℃ 320℃ 再热蒸汽温度选择:根据冲转前当时中压第一级后金属温度与上公式（金属与蒸汽温差）确定中压第一级后蒸汽温度，再根据中压第一级温降(约37℃)来确定再热蒸汽温度。

例如:

计算步骤 冲转前中压第一级后金属温度 根据上公式 中压第一级后蒸汽温度 再热蒸汽温度 △t（取定） △t+中压第一级后金属温度 中压第一级后蒸汽温度+中压第一级后温降（37℃） 确定启动过程中蒸汽温度变化率：

在ATC没有投入控制情况下，采用转子寿命损耗曲线选择合理金属温度变化率(相当于蒸汽温度变化率)对保证机组安全运行是必要的，用以此作为蒸汽温度的变化率，一般主蒸汽温度变化率取57℃∕h；再热蒸汽温度变化率取84℃／h； 3.3.3.2 汽轮机冲转条件：

a. 主汽压力3.45MPa，主汽温度320℃，再热汽压0.1～0.2MPa，再热汽温237℃。 b. 凝汽器真空＞86KPa；

c. 油系统运行正常，参数符合下列要求：

润滑油压为0.08～0.1MPa，抗燃油压14.5MPa，润滑油温40～45℃，抗燃油温20～45℃。油氢差压及氢水差压正常；

d. 大轴弯曲值不超过原始值的0.03mm；

e. 高中压外缸内壁上下温差＜50℃，高压内缸内壁上下温差＜35℃； 3.3.3.3 冲转条件满足后进行下列操作： a. 确认危急断器滑阀已挂闸。

b．确认启动方式是处于“高中压缸启动”状态。 c．确认阀门控制方式是处于“单阀方式”状态。

150℃ 200℃ 237℃ 计算依据 测得 计算结果 50℃ 第 36 页 共 320页

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d．按“运行”按钮，开启高、中压主汽门。

3.3.3.4“目标转速”选择500 r/min转速，“升速率”选择100 r/min升速率。按“进行”键，灯亮，机组按给定的升速率增加转速，同时检查开启高缸排汽逆止门及各抽汽逆止阀。 3.3.3.5 当汽轮机转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即脱扣汽机，检查故障原因并排除后方可重新冲转。

3.3.3.6 投汽缸夹层加热系统（详见第28章夹层加热系统）。

3.3.3.7 汽机转速达500rpm，“进行”灯灭，停留5分钟进行全面检查： a. 倾听机组声音正常，必要时可脱扣进行摩擦检查。

b. 若各参数超限或接近限制值并有上升趋势或不稳定时，禁止升速。

3.3.3.8 中速暖机，设目标转速1200rpm，升速率100～150rpm/min，按“进行”键升速，在此转速暖机30min，停止顶轴油泵运行。

3.3.3.9 中速暖机结束，检查高压内缸内壁温度大于200℃，高中压缸膨胀大于5mm，胀差及振动在允许范围内，然后进行高速暖机。

3.3.3.10 2000rpm高速暖机,设目标转速2000rpm，升速率100～150rpm/min将机组升至2000rpm(在机组通过轴系各临界转速时升速率应自动修改为400rpm/min，迅速平稳地通过各临界转速)在此转速下，应监视中压排汽口处下半内壁金属温度大于130℃，并保持暖机60min，在暖机结束时应满足： a. 高压内上缸内壁金属温度＞250℃； b. 高中压缸膨胀大于7mm；

c. 高中压胀差小于3.5mm，并趋稳定； d. 振动在允许范围内。

3.3.3.11 设目标转速3000rpm，升速率100rpm/min升速至3000rpm，在此转速下，空负荷暖机30min：

（1）当凝汽器内绝对压力小于13KPa（真空＞87KPa），投入低真空保护。 （2）如排汽温度≥80℃时，低压缸喷水系统自动投入，否则应手动投入。 3.3.3.12 升速过程中的注意事项：

a. 倾听汽轮机、发电机转动部分声音正常。

b. 检查测量各轴承振动正常。轴承盖振动低速应小于0.03mm，否则请示总工处理，1500rpm以上应小于0.05mm，升速中大于0.08mm应停机，过临界转速时不大于0.1mm，超过时应停

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机；轴振大于0.25mm故障停机，待转子静止后投入连续盘车，并检查大轴弯曲，倾听声音，查明原因，如惰走时间有明显缩短，禁止连续盘车。严禁在临界转速处停留。 c. 及时调整低压轴封正常。

d. 注意凝汽器、各加热器、除氧器水位正常并及时调整。

e. 检查油箱油位、油压、各轴承油流正常，保持润滑油温40～45℃；抗燃油压14MPa,油温40±5℃。

f. 注意轴向位移、缸胀、差胀正常。

g. 注意蒸汽升温速度、汽缸各部温升速度及温差正常。

项 目 主蒸汽 再热蒸汽 高中压汽缸壁 主汽门、调门温升 主蒸汽、再热蒸汽管壁 高中压外缸法兰内外壁 高中压外缸内外壁 高压内缸内外壁 高压内缸外壁与高压外缸内壁 高中压外缸上下壁温差 高中压外缸上半左右法兰温差 高中压外缸上下半法兰温差 1～1.5℃/min 1.5～2℃/min ＜1.5℃/min ＜6℃/min ＜6℃/min ＜80℃ ＜50℃ ＜50℃ ＜50℃ ＜35℃ ＜10℃ ＜10℃ 温升或温差 高压调节级后或中压第一级后蒸汽温度与相应 ＋90℃，－20℃ 汽缸内壁温差 （极限＋150℃，－50℃） h. 注意调整发电机氢、油、内冷水，使各项温度不超限。

3.3.3.13 必要时，就地或远方脱扣汽轮机，确认汽机脱扣机构和阀门关闭正常。 3.3.3.14 重新挂闸，以200～300r/min升速率升速至3000rpm。

3.3.3.15 检查主油泵出口油压正常并稳定，可停止交流润滑油泵运行，投入联锁开关。 3.3.3.16 视情况进行下列试验： a. 危急遮断器喷油试验；

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b. 手动停机按钮试验。

3.3.3.17 试验完毕后交电气进行发电机试验。

3.3.3.18 电气试验结束，机组各部正常，主汽压5.88MPa以上，主汽温370℃以上，汇报值长，可以并列带负荷。

3.3.3.19 根据电气要求按下“自动同步”灯亮，并网后，“自动同步”灯灭，机组自动带3%初负荷，然后进入升负荷控制。

3.3.3.20 在“目标功率”设定目标值30MW，在“负荷率”选择升负荷率1MW/min，点击“进行”按钮，提升负荷至30MW，在此负荷下暖机30min，应监视中压排汽口处下半壁内壁金属温度大于176℃，投入抽汽逆止门联锁。

3.3.3.21 调整发电机进风温及内冷水进水温在30--45℃。

3.3.3.22 如首次或大修后启动应先升至60MW负荷点上运行3～4小时后解列做超速试验，试验完毕进入盘车状态，锅炉安全门校验，完毕恢复3000rpm，重新并网带负荷30MW。（锅炉安全门校验亦可在并网带40%Ne以上时进行）。

3.3.3.23 检查并关闭高压部分疏水阀，检查发电机主保护已投入。

3.3.3.24 当负荷升至60MW，根据锅炉要求逐渐退出高低压旁路系统，同时检查并关闭中压部分疏水。

3.3.3.25 当四抽至除氧器压力＞0.147MPa时，除氧器供汽由辅汽切换为四抽供汽，除氧器转入滑压运行。

3.3.3.26 当负荷达90MW时，检查关闭低压部分疏水门及轴封高温汽源控制站、辅汽汽源控制站和溢流站后疏水门。

3.3.3.27 当三抽压力高于除氧器压力0.2Mpa时、高加疏水切换至除氧器。

3.3.3.28 当冷再压力达1.2MPa，开启冷再至辅汽母管进汽门，关闭一期来汽门或由邻机供辅汽门。

3.3.3.29 进行汽泵启动前的检查准备工作，检查A和B汽泵前置泵运行正常，小机暖管疏水（若汽泵在机组冲转前即已启动一台时，则把负荷转移给汽泵，电泵空转备用）。 3.3.3.30 当轴封供汽母管压力升至0.05MPa时，注意辅汽至轴封汽源控制站自动关闭，同时溢流站自动打开，维持供汽压力0.05MPa，轴封进入自密封状态，注意轴端不冒汽，否则应进行调整。

3.3.3.31 高加不随机启动时，当三段抽汽压力比除氧器压力高0.1～0.2MPa，则从低压到

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高压依次投入高加运行。

3.3.3.32 升负荷在90MW时，启动B汽动给水泵运行（启汽泵时首选B汽泵，因A汽泵有参与跳机保护）与电泵并列运行，甚至逐渐把电泵负荷转移至汽泵，电泵空转备用。 3.3.3.33 根据需要投入“顺序阀”方式运行。

3.3.3.34 根据需要投入协调控制系统运行（建议在首次启动不投）。 a. 当协调控制系统发出“CCS”请求时，DEH显示盘上“CCS”灯亮。

b. DEH显示盘上“CCS请求”灯亮，在DEH操作盘上按下“CCS投入”按钮灯亮，表示已投入协调控制。

c. 根据机组运行情况及要求设置负荷高、低限。

d. 当需要退出协调控制时，再按一次“CCS投入”按钮，灯灭即可。

3.3.3.35 当高中压外缸下半外壁金属温度超过350℃，高中压胀差正常，停用汽缸夹层加热系统。

3.3.3.36 当负荷达120MW时，启动A汽泵运行，两台汽泵运行正常后投入自动控制，启动电泵辅助油泵，停止电泵运行，开启电泵出口门投入联动备用。 3.3.3.37 负荷在150MW以上时增加负荷，升负荷率可选为2MW/min。 3.3.3.38 根据需要将高、低压旁路投入联锁备用。

3.3.3.39 当负荷在240MW以上稳定运行，真空泵工作正常，可做真空严密性试验，当真空下降率大于0.67KPa/min时应对真空系统进行检查恢复真空或利用停机机会对真空系统灌水查漏。

3.3.3.40 当四段抽汽压力达0.7MPa时，辅汽由冷再切换为四抽供汽，注意辅汽压力，温度在规定范围内。

3.3.3.41 负荷达300MW，对机组全面检查，确认各种保护均已正常投入，各种自动装置正常，保持机组正常运行，当主汽压力达额定值后，根据需要投入“固定TPC”或“运行人员可调TPC”。

3.3.3.42 增负荷过程注意事项。 a.升速带负荷阶段参数，时间对照下表：

主汽压力参 转速(负荷) 0～500rpm MPa 3.45 主/再热汽温 ℃ 过程时间 稳定时间 min min 5 主（320～330） 再（237～240） 5 第 40 页 共 320页

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500～1200rpm 1200～2000rpm 2000～3000rpm 0～30MW 30～300MW 3.45 3.45 主（330～340） 再（240～260） 5 主（340～350） 再（260～300） 10 30 60 30 30 3.45～5.88 主（350～370） 再（300～330） 10 5.88 主（370～400） 再（330～360） 10 5.88～16.7 主（400～537） 再（360～537） 300 b. 注意机组胀差、汽温、温升、温差的变化，轴向位移、振动应正常，倾听机组声音正常，及时调整润滑油温。

c. 启动中因故障停机时，应立即停用汽缸加热装置。

d. 启动过程中，应严密监视密封油系统工作正常，保证空侧密封油压始终大于氢压0.084MPa。

e. 启动过程中，保证氢压始终大于内冷水压0.04Mpa以上，且水温高于氢温2℃～3℃。 f. 及时调整主机、小机、密封油油温和氢气温度。 3.3.4 热态启动

3.3.4.1 汽轮机热态启动划分及冲转参数，初负荷：

冲转参数 调节级处内上升速率 升负荷 状 态 主蒸汽 再热蒸汽 初负荷 温度℃ rpm/min 率MW/min 压力MPa 温度℃ 压力Mpa 温度℃ 温态 热态 150～300 7.84 300～400 9.8 11.76 410 450 510 1～2 327 150 200 300 150 200 300 3 4 6 2～2.5 417 2.5～3 487 极热态 ＞400 3.3.4.2 注意事项

a. 温态以上停机期间，连续盘车不得中断，因故中断后，必须手动人力盘车，电动盘车再投入时必须连续盘车10倍于中断盘车的时间、至少也不得小于4小时的连续盘车时间，大轴弯曲值不大于原始值的0.03mm。

b. 在盘车状态下，先送轴封后抽真空，轴封母管压力0.085MPa，温态轴封汽温度为150～260℃，热态与极热态为250～350℃，并注意轴封蒸汽温度与缸温匹配。 c. 汽缸夹层加热系统送汽暖管做好备用。

d. 主蒸汽参数符合与汽缸匹配的要求，主蒸汽温度应至少高于调节级处内上缸内壁温度50～100℃以上，再热汽温应高于中压第一级处壁温50℃以上，且主、再热蒸汽具有50℃

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以上的过热度，用高低压旁路配合锅炉提高参数，并符合其它冷态启动条件。

e. 机组冲转前应充分疏水，在极热态启动时，汽缸本体疏水在冲转后开启5分钟后关闭，同时注意在冲转后及时调整高低压旁路。

f. 机组冲转后在500rpm左右进行全面检查确认，特别是摩擦检查，然后以150～300rpm/min的升速率将转速升至3000rpm，检查无异常后及时并网，机组定速后的空转时间应小于15min。

g. 高压外下缸壁温低于320℃以下，投入夹层加热。

h. 并网后应按启动曲线尽快将负荷加至调节级上缸内壁温度相对应的负荷点，汽缸温度无明显下降。增加负荷时应注意汽缸温升、高中压主汽门与调门温升、胀差、轴向位移不超限，并密切注意机组振动情况。

i. 热态和极热态启动，升速升负荷速度较快，在达到工况点以前尽量减少不必要的停留。 j. 完成冷态启动带负荷的其它要求和操作项目。 k. 在启动过程中如遇到停机应立即停用汽缸加热装置。 3.3.5 汽轮机运行方式及控制方式的选择：

3.3.5.1 操作员自动（OA）方式（这是运行人员控制汽轮发电机组的主要方式）： a. HIP模式，详见3.3.3 b. IP模式，详见3.4

3.3.5.2 汽轮机的自启动（ATC）：

DEH采集高压调节级后蒸汽温度和高压内缸上半内壁温度；高中压外缸进中压调节级处上半内壁温度和隔板套上半内壁温度(中压第一级后)；通过简化模型分别计算出高中压转子表面、中心孔、体积温度以及应力比率。根据体积温度及应力比率的大小给出负荷率。 在ATC方式下,机组冲转时自动设置目标转速初始值为3000r/min.在整个升速过程中,操作员可随时修改目标转速值。

在ATC方式下,自动设置负荷率:根据当前及预测的应力比率在0～30MW/min范围内，分别给出升降负荷率。

(1) 汽轮机冲转前2小时投入ATC程序运行。

(2) 当汽机冲转条件满足后，按“操作员自动”方式进行DEH盘面操作至冲转前，辅机及挂闸操作同3.2.3冷态启动。 (3) 按“ATC”监视键灯亮。

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(4) 按“ATC启动”键灯亮，当下列条件之一存在，则ATC不能投入，计算机自动转入ATC监视。

a. 重要传感器故障——轴向位移传感器、差胀传感器、轴承振动传感器、调节级及中压第一级汽缸壁温传感器、功率传感器、调节级汽温及中压进汽温传感器、转速传感器、发电机定子电流传感器、氢压传感器，以及DAS通讯中断； b. 汽机已脱扣；

c. 高压或中压转子温度场计算不合格； d. 并网后，参考值与目标值相等；

e. 发生汽机脱扣请求。（如振动、进水、轴承温度、差胀、轴向位移、高压缸排汽温度、叶片过热等）。

(5) 上述条件不存在，按“ATC启动”键后灯亮，“操作员自动”灯灭，进入ATC控制状态。 (6) 满足下列所有冲转条件，且高中压主汽门全开，则目标值自动置于500rpm/min，“进行”灯亮并自动冲转升速和保持第一暖机点。

a. 差胀正常：高压差胀＞-3mm或＜+6mm。低压差胀小于14mm,无报警 b. 缸温差正常：汽缸内外壁温差小于50℃。 c. 真空值正常，大于86Kpa。 d. 偏心值小于原始值的0.03mm。 e. 轴承进油温度40～45℃。 f. 轴瓦金属温度低于95℃。

g. 轴向位移正常：＜+0.6mm或＞-1.05mm,无报警 h. 进水监测器温差小于42℃（中压缸抽汽口）。 i. 高中压疏水门未关。

j. 温度场计算2小时以上无应力不合格报警。

k. EH油压正常（EH油压低开关量未动作），润滑油压正常（润滑油压低开关量未动作）。 l. EH油温40±5℃。

m. 冷态启动时，主汽温度不大于426℃。 n. 排汽缸温度低于80℃。 o. 轴封供汽温度合格。

在以上条件中，a～l是必要条件，m～o是充分条件，充分条件不满足，可以通过超越按

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钮超越。

(7) 转速升至500rpm以上，ATC程序进行过热检查，要求主蒸汽的过热度大于55.5℃，满足条件则自动置目标转速为1200rpm进入中速暖机，30分钟后自动升速至2000rpm高速暖机。

(8) ATC程序检查中速暖机结束条件满足，自动设目标转速3000rpm，机组自动升速至3000rpm，ATC请求同步，检查下列条件应成立。 a. 灭磁开关合闸（MK）。 b. 发电机电压为额定空载电压。 c. AVR在自动位置。

d. 自动同步开关在自动位置。 e. 发电机冷却水系统正常。 f. 氢系统正常。

g. 发电机无报警开关量。 h. 励磁系统无报警开关量。 i. 预置基本调节和电压调节。 j. 发变组开关未闭锁。

以上条件满足，可发调压器电源开关合的开关量，进行并网否则手动并网。

(9) 并网后，当参考值与目标值不一致时，按“ATC启动”键灯亮，又进入ATC状态，直至参考值与目标值相等时，自动切至ATC监视。 (10) 下列条件之一存在时，ATC不能进入下一步。 a. 要求转速保持。 b. 叶片过热报警。

(11) 运行人员设置目标负荷后，按“ATC启动”键灯亮，又进入ATC加负荷，加负荷过程中，ATC程序自动检查，有汽机遮断条件满足，则ATC自动递减带负荷梯度，直至负荷保持，负荷保持条件不成立时，才会继续递增带负荷梯度增负荷。 (12)ATC打闸条件：

a.轴向位移大于1.2 mm或小于-1.65 mm停机 b.轴承振动高于0.25mm停机 c.轴承金属温度高于115℃停机

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