汽机整套启动措施 - 图文

编号：滦河五期/汽机-015-2007

滦河发电厂五期工程

1、2机组机组汽机整套启动调试措施

华北电力科学研究院有限责任公司

二○○七年十二月

2

华北电力科学研究院有限责任公司 科技档案审批单

报告名称：国电滦河发电厂五期工程1、2号机组汽机整套启动调试措施 报告编号：滦电五期/汽机-001-2007 出报告日期： 2007年12月 保管年限： 长 期 密 级： 一 般 试验负责人：李贵春、赵绍宏 试验地点：国电滦河发电厂 参加试验人员：邵罡北、魏江、刘建国、李文宁等 参加试验单位： 华北电力科学研究院有限责任公司、北京电力建设公司、北京华

联电力监理咨询有限公司、 国电滦河发电厂 、河北二建公司 试验日期： 2007年12月至2008年7月 打印份数： 30 拟 稿：李贵春 校 阅： 姚华 审 核： 黄葆华 生产技术部： 孟 峰 批 准： 尚勇

目 录

1、编制目的 2、编制依据 3、汽机岛简介

4、调试内容及验评标准 5、组织分工

6、整套启动应具备的条件 7、整套启动试运程序 8、整套启动操作步骤 9、主要设备及系统投入要点 10、机组运行主要控制指标 11、停机操作

12、抽汽供热系统的启动运行 13、附录

3

国电滦河发电厂五期工程1、2号机组汽机整套启动调试措施

1 编制目的

本措施是依据国家及行业颁发的有关技术规程、标准，以国电滦河发电厂及相关方提供的工程设计、制造有关技术资料为基础，并结合现场设备及系统实际情况编写，适用于国电滦河发电厂五调试工程的1、2号机组。

启动调试工作是火电建设工程的一个关键阶段，其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及技术文件，依据设计和设备的特点，对主机辅机等设备及其配套系统、公用系统等进行调整、试验、试运，对暴露发现的设备设计、制造、施工安装问题提出整改技术方案和建议，本措施的编制目的就是为整套试运阶段（汽机岛部分）提供科学可行的试运方案和技术指导，规范调试项目和程序，使调试工作有组织、有计划、有秩序的进行，使新建机组能够安全顺利的完成整套启动试运行并移交生产，投产后能安全、可靠、稳定运行，发挥投资效益。

本措施由华北电力科学研究院国电滦河调试项目部汽机专业负责起草，经监理公司、安装公司、设计院和国电滦河发电厂等单位共同讨论通过。措施的内容与电厂编写的相关规程原则上是一致的，但是试运阶段的机组与已经投产的成熟机组有一些差别，故该措施在执行过程中如有异议，应按本措施执行或与华北电力科学研究院国电滦河调试项目部协商解决。本措施未尽事宜按照电厂运行规程和事故处理规程执行。

2 编制依据

2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电力部电建〔1996〕159号 2.2 《汽轮机及辅助设备》（电力工业标准汇编，火电卷3） 2.3 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）DL5011-92 2.4 《国电滦河发电厂五期工程机组启动调试大纲》 2.5 《火电工程启动调试工作条例》

2.6 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

2.7 《N330—17.75/540/540/0.3型汽轮机产品使用说明书》北京汽轮电机有限责

4

任公司

2.8 《汽轮机启动、运行说明书》北京汽轮电机有限责任公司 2.9 《发电机操作指导手册》北京汽轮电机有限责任公司

2.10 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》华北电力集团公司 2.11 《N330—17.75/540/54/0.3型汽轮机调节保安系统说明书》北京汽轮电机有

限责任公司

2.12 汽轮机辅机部分说明书

2.13 《N330—17.75/540/54/0.3型汽轮机热力特性说明书》北京汽轮电机有限责

任公司

2.14 国家电力公司华北电力设计院设计图纸

3 汽机岛简介

3.1 机组简介及主要技术规范

国电滦河发电厂扩建五期工程1、2号机组的锅炉由上海锅炉厂制造，汽轮机由北京汽轮电机有限责任公司制造，发电机由北京汽轮电机有限责任公司制造。汽轮发电机组型号为N330—17.75/540/54/0.3型，系亚临界、中间再热、三缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机。机组设计额定功率330MW（ECR工况），最大功率354MW（VWO工况），额定工况下热耗7858kJ/kWh，机组转向从机头端往电机端看为逆时针转向。该机组在电网中以带基本负荷为主，也可承担部分调峰任务，供暖时以热定电。机组采用高压抗燃油数字电液调节控制系统（DEH）可以和其它上位机取得联络，实现机电炉的协调控制。

汽轮机由高压、中压和低压三个缸组成。均为双层缸的模块结构。高、中压缸分缸布置，通流部分反向布置。低压缸为双排汽，具有对称结构，内缸是流动通道，外缸为排汽部分并与凝汽器喉部相通。在低压外缸内装有喷水减温装置。在低压外缸顶部装有两只安全膜。

通流部分选用冲动式汽轮机工作原理。高、中压缸均采用单流，标准化的具有高气动性能的冲动式叶片，通过动叶片根部所需要的压差很小，因而每级叶轮的轴向推力小。连续性整体围带不但能形成有效的叶片顶部之密封性，而且它的

5

坚实性能安全地采用高展弦比叶片，为扩展单流提供了关键因素。末两级以前的所有各级叶片均为叉形叶根，自带围带，予扭装配，在工作转速下保证正圈联接，漏汽损失小，也降低了叶片的动应力和叶片共振的谐波数，提高叶片的安全可靠性。末级叶片为1055mm的长叶片，圆弧枫树形叶根，具有良好的气动性能，距根部875mm处，有一扁平鳍形拉筋，在工作转速下，形成整圈联接，可靠性高，为无事故叶片。

高、中、低压转子都是整锻转子，均采用刚性联轴器联接。高压转子由一个单列调节级和10个压力级组成；中压转子由12个压力级组成；低压转子由2 3 5个压力级组成。

高压缸进汽由两组联合阀控制，分别装在汽缸的两侧。甲高压主汽门控制#1、3调速汽门，乙高压主汽门控制#2、4调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机操纵。中压缸进汽也由两组联合汽门控制，每组联合汽门包括一只主汽门和一只调速汽门，分别装在汽缸两侧，各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。

主汽门和调速汽门均套有4mm司太立合金套筒，阀杆采用同一组浮动环密封，不仅耐磨、抗氧化、也防卡涩，提高机组的可靠性。当主汽门和调速汽门全开时，焊在阀蝶根部的司太立合金与阀体紧密贴合，形成自密封，避免阀杆漏汽，也降低压降损失。

高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上。当缸体受热时，中压缸由死点向机头方向膨胀，同时通过联接高、中压缸之间左右两侧推拉杆推动高压缸，并由高、中压缸猫爪搭在#1-#2轴承箱水平滑动板上滑动。

低压外缸放置在支撑板上，支撑板放在固定于基础的台板上。外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀。低压内缸以凝汽器中心线为死点向前、后膨胀。推力轴承设在＃2轴承箱内，可随同高压缸一起膨胀移动，整个汽轮发电机转子以推力盘为死点，分别向前、后膨胀。 汽轮机主要技术规范如下： 型号: NC330—17.75/540/54/0.3

型式：亚临界、中间一次再热、单轴、三缸、双排汽、凝汽式。 转子转动方向：自汽轮机向发电机看为逆时针方向。

6

额定功率 330MW 最大功率 350MW 额定转速 3000rpm 主蒸汽压力 17.75MPa 主蒸汽温度 540℃ 主蒸汽流量 969t/h 高压缸排汽压力 4.21MPa 高压缸排汽温度 333.5℃ 再热蒸汽压力 3.789MPa 再热蒸汽温度 540℃ 再热蒸汽流量 849.3t/h 低压缸排汽流量 626.6t/h 低压缸排汽压力 0.0049MPa 循环水冷却水温 20℃ 给水温度 255.8℃ 热耗率 8012.5KJ/KW2h 汽耗率 2.845Kg/KW2h 回热抽汽级数 7级

高压缸速度变动率 4％ 保安系统动作速率 110% 通流级数：总共28级

其中 高压缸：1调节级+10压力级 中压缸：12压力级 低压缸：235压力级

给水回热系统：2高加 + 1除氧器 + 4低加 各监视段抽汽工况 级 号 项 目

一段 二段 三段 四段 五段至五段至除氧器 辅汽 六段 七段 7

压力（MPa） 0.022 0.062 0.122 0.449 0.999 0.999 2.143 4.364 温度（℃） 62.4 86.9 120.1 245.6 341.0 341.0 448.3 335.3 40.0 51.08 92.02 流量（T/H） 33.59 29.63 23.69 54.36 42.08 汽机功率与调节级后压力

发电机功率(MW) 352.785 344.795 330.078 247.363 164.999 115.725 99.169 9.874 6.616 4.742 4.110 调节级后压力(MPa) 14.967 14.623 13.816

给水泵拖动方式：

3350%B－MCR电动给水泵 末级叶片高度：1055 mm 给水温度：253.9℃ 汽封系统：自密封系统

第二临界转速

高压转子 ＞4400rpm 中压转子 ＞4400rpm 低压转子 ＞4400rpm 发电机转子 3520rpm 轴系临界转速 轴承振动许可值

见表1—1

表1—1

轴承 1 2

一阶临界转速振动值μm 100 100 额定转速时振动值μm 正常 60 60 报警 100 100 跳闸 130 130 8

3 4 5 6 7 8

100 100 100 100 100 100 60 60 60 60 60 60 100 100 100 100 140 140 130 130 130 130 180 180 汽轮发电机主要技术规范如下：

型号： 额定出力： 额定电压： 额定电流： 功率因数： 转速： 频率： 相数： 励磁电流： 绝缘等级： 冷却方式： 额定氢压： 定子冷却水温度：

3.3 机组运行特点

3.3.1机组采用中压缸冲转，滑压启动，在负荷达到额定功率的91％时，主蒸汽压力达到额定值。在中压缸冲转直至带少量负荷，其高压缸一直处于真空状态。主蒸汽经高压旁路进入再热器，便于在启动过程中控制蒸汽的参数，特别是主蒸汽温度与再热蒸汽温度的匹配，此时相当于中压凝汽式机组的启动，控制比较方便。

9

T255-460 330 MW 24 KV 9339A 0.85 3000 r/min 50 Hz 3 2495A F

水—氢—氢 0.3 MPa(g) 42℃

由于设计时已按予定启动程序详细地进行过胀差计算，并按最大差值确定各档轴封间隙和通流间隙，因此在启动过程中只需按预定的程序进行控制，无需进行胀差监视和调整。调节保安系统中，设有应力监视器，也无需控制各种温差指标。

机组按冲转前的金属温度或停机时间分为：冷态启动、温态启动、热态和极热态启动四种方式，每种方式的启动，均可按自己的程序进行启动。 机组中压缸启动具有以下优点：

a)在启动及低负荷时，高压缸处于真空状态，可以避免由于高压缸内介质流

量小所造成的鼓风效应而引起高压缸温度过高，也避免了常规启动时，第一级隔板承受很大的热应力。中压缸启动使汽轮机受到极少的热冲击，延长机组的使用寿命。

b)可以在低负荷下运行，不受时间限制。在电网发生临时故障的情况下，机

组可以单独带厂用电运行，直至电网恢复，又可迅速投入并网。 c)启动程序可以人为任意中断，不至影响汽轮机寿命，运行比较灵活。 d)机组启动过程中热应力小，启动时间相应缩短，从冷态启动至满负荷仅为3小时20分钟。停机1小时后的极热态启动至满负荷仅需35分钟。 e)机组具有良好的调峰性能。对负荷变化适应性强，在低负荷时也有较好的经济性，升负荷率高，在带额定负荷的50％以下时，负荷变化率为每分钟4％；在50～70％时，变化率为7％；负荷达70％以上时，可按10％的变化率增减负荷。

f)汽轮机组及其系统，采用MICROREC自动控制装置。用多台微机分散控制处

理的数字电调系统。该装置分为检测、保安和控制调节三个系统，满足机组稳定运行的各方面要求；并可增强与锅炉及电网调度协调控制能力；有自动和人工手动调节功能。在单独带低负荷或带厂用电负荷运行时，运行的动态过程使机组的功率改变适度，不出现大幅度波动。

3.3.2 机组启动结束后，负荷大于70%额定负荷时可向热用户供热，供热抽汽由中压外缸后部下半抽汽口抽取。中压外缸上半的中压排汽口上装有供热蝶阀，蝶阀由油动机驱动，调整蝶阀开度（调节范围0～53°）可控制低压缸进汽流量，改变供热抽汽压力和流量。为了保证低压末级叶片的安全，所有工况下低压缸蒸汽

10

流量不得小于2345 t/h，相应的蝶阀后压力不得低于0.065MPa。 3.3.3 本机组为供热、凝汽两用机组，运行模式：

按复合滑压运行或定压运行两种方式考虑。

3.3.4 机组设计使用期限30年。汽轮机甩负荷后，空负荷运行时间不少于15分钟。

3.4 主蒸汽、再热蒸汽和回热系统 主蒸汽及再热蒸汽系统

机组主蒸汽及再热蒸汽系统采用单元制。从锅炉过热器过来的主蒸汽经过两根主蒸汽管进入高压主汽调节阀，然后再由四根高压主汽管导入高压缸。在高压缸内作功后的蒸汽通过两个高压排汽止回阀，经两根冷段再热蒸汽管进入锅炉再热器。再热蒸汽经过两根热段再热蒸汽管道进入中压联合汽阀，然后由两根中压主汽管导入中压缸。Ⅰ级旁路蒸汽从高压主汽阀前引出，经一级减温减压后排至再热器冷段管。Ⅱ级旁路蒸汽由中压联合汽阀前引出，再经二级和三级减温减压后排至凝汽器。 回热系统

本机采用一次中间再热系统，二级高压加热器（其中压力较低一级设外置蒸汽冷却器），一级除氧器和四级低压加热器组成七级回热系统。高压加热器疏水逐级自流进入除氧器，4号、3号、2号低压加热器逐级疏水至疏水箱，然后通过低加疏水泵至主凝结水管道，l号低压加热器疏水到凝汽器。

由采暖抽汽提供热源。采暖抽汽有回水，回水补入除氧器。 3.5 配汽和阀门管理

机组控制系统具有阀门管理功能，可以实现调节阀的顺序阀控制和单阀控制以及高中压阀门的关系协调，以适应机组运行要求。机组运行中可进行两种方式的无扰切换。

为减小启动过程的热冲击，以单阀方式（全周进汽方式）启动，避免汽缸和转子的应力过大。达到目标负荷且温度场趋于稳定后可切换到顺序阀方式（部分进汽方式），以保证较好的经济性。 3.6 汽封系统

11

盘车及冲转至低负荷阶段，汽封汽源由高压辅汽联箱供给，轴封联箱压力自动维持在0.105MPa。

当负荷升高后，机组的轴封供汽为自密封，高、中压缸轴封漏入供汽母管的蒸汽超过汽封所需要的供汽量，所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，将多余蒸汽通过溢流控制站排至＃1低压加热器，同时将轴封压力自动维持在0.105MPa(a)，此时轴封系统进入自密封阶段。

机组冲转前，向汽封供汽的蒸汽参数应考虑机组状态，选择与转子温度匹配的汽温。

3.7 汽轮机本体和管道疏水系统

汽轮机本体、主汽阀、调节阀、高压主汽管、中压主汽管和回热抽汽管道的疏水，构成汽轮机本体和管道疏水系统，该系统疏水管按压力高低顺序，依次导入高、中、低压疏水母管，经汇集后导入疏水扩容器。扩容后的蒸汽由扩容器的汽管进入凝汽器，凝结的疏水则引入凝汽器热井。

疏水系统采用气动疏水阀，由DEH提供信号实现自动控制功能，即机组 20%负荷时自动关闭中、低压疏水阀。 3.8 旁路系统

机组配有70% B-MCR的高压旁路一套和40% B-MCR低压旁路一套。主要用于机组中压缸启动。

进 口 参数 蒸汽压力 蒸汽温度 蒸汽流量 单位 高压旁路 MPa 18.44 ℃ t/h MPa ℃ MPa ℃ t/h 543 700 4.4 338 22.4 184.7 101 低压旁路 1.5（最大压力5MPa） 540（最大温度548℃） 222.5X2 待定 待定 2.4 32 80X2 12

出 口 减 温 水

蒸汽压力 蒸汽温度 减温水压力 减温水温度 减温水流量 3.9 真空系统

机组真空系统由凝汽器、凝结泵和真空泵组成。制造厂要求机组投运后真空严密性试验每月进行一次，要求停运真空泵后真空下降速度不超过300Pa/min。为保证真空系统严密性，所有阀门均采用水封阀门。 3.10 润滑油系统

机组润滑油系统向机组各轴承提供润滑油，向盘车装置、顶轴装置供油，同时供给发电机的氢密封油。润滑油系统采用L-TSA32透平油，主油泵由汽轮机转子直接驱动。

机组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、一台直流事故油泵和两台排烟风机。系统中备有两台100%容量冷油器，互为备用。轴承润滑油压力0.12MPa～0.15MPa，润滑油压可由溢流阀进行调整，各轴承进油口均设有节流孔板。

交流润滑油泵用于机组启动、停机和盘车过程中，向各轴承提供润滑油，在机组运行发生故障，润滑油压下降时，能自动启动以维持必要的润滑油压。直流事故油泵用于润滑油压降至0.1MPa时，向润滑油系统供油，以满足机组安全停机需要。

此外，机组还设计有一套润滑油净化装置，一台润滑油输送泵。 3.11 选配辅机及其它

机组给水系统配有三台50%容量电动变速给水泵；

凝结水系统配有3台50%容量的立式凝结水泵，其出口设有凝结水精处理装置。 循环水系统配有两台50%容量循环水泵，循环水从水塔经过循环水泵增压后在厂房外通过两根循环水管道通向凝汽器，经凝汽器冷却汽轮机排汽后排入厂房外循环水回水管道，在循环水进出水管道上设有电动蝶阀，以便凝汽器隔离。凝汽器配有胶球清洗装置。机组开式循环冷却水从循环水一路进水管上引出，经过一台电动滤网，至开式冷却水系统，供应开式循环冷却水，开式循环冷却水的回水接至循环水回水管上。

闭式循环冷却水系统设有两台100％容量的闭式循环冷却水泵，两台100％容量的闭式循环冷却水热交换器，一台闭式循环冷却水膨胀箱，水源来自凝结水系统，可以通过化学除盐水母管补水，也可以通过凝结水母管上水。

13

辅助蒸汽系统设计有辅助蒸汽联箱（参数为0. 8～1.0 MPa(a)/330℃～370℃）。机组启动前辅汽母管汽源来自老厂厂用汽系统，机组投入运行后，机组母管汽源来自本机的五段抽汽。辅汽系统主要供：汽轮机汽封、除氧器加热、锅炉岛用汽等。

辅机系统详细介绍参见分系统调试措施。 4 调试内容及验评标准

整套启动试运阶段是指设备和系统分部试运合格后，从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷168小时试运移交试生产为止的启动试运过程，该过程可分为空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。 4.1 空负荷调试是指从机组启动冲转开始至机组并入电网前，该阶段内进行的调整试验工作，主要包括下列内容：按启动曲线开机，机组轴系振动监测，调节保安系统有关参数的调试和整定，电气试验，井网带初负荷，超速试验。 4.2 带负荷调试指从机组并入电网开始至机组带满负荷为止，该阶段主要完成的调试项目有：制粉系统和燃烧系统初调整，汽水品质调试，相应的投入和试验各种保护及自动装置，厂用电切换试验，启停试验，主汽门严密性试验，真空严密性试验，协调控制系统负荷变动试验(参照原电力工业部部颁布的《模拟量控制系统负荷变动试验导则》)，汽轮机旁路试验，甩负荷试验(参照原电力工业部部颁布的《汽轮机甩负荷试验导则》)，以及高压加热器停用等。

4.3 满负荷试运指机组连续带满负荷完成168小时试运行。满负荷试运阶段需满足下列要求：发电机保持铭牌额定功率值、燃煤锅炉断油、投高加、投电除尘、汽水品质合格、按《验标》要求投热控自动装置、调节品质基本达到设计要求。其间，不再进行试验项目，机组须连续运行不得中断，但允许进行必要的运行调整。

4.4 验评标准依据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》中相应部分规定，参见附录。

5 组织分工

参与机组启动试运的单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、

14

设计单位、设备制造单位、质量监理部门、电网调度部门等，机组整套启动试运期间，各有关单位的主要职责应遵照《启规(1996年版)》确定的主要职责范围和所订合同规定执行。 5.1 建设单位的主要职责：

5.1.1 建设单位是代表建设项目法人和投资方，对工程负有全面协调管理责任，全面协助试运指挥部做好机组整套启动试运全过程的组织管理工作，并与电网主管单位事先签订机组 并网协议。

5.1.2 协助试运指挥部建立，健全机组启动试运期间的各项工作制度，明确参加试运各有关单位之间的工作关系。

5.1.3 参加试运各阶段的工作检查和交接验收、签证等日常工作。 5.1.4 组织协调设备及系统代保管有关问题。

5.1.5 协助试运指挥部做好对整套启动试运应具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。

5.1.6 协助试运指挥部组织研究处理启动试运过程中发生的重大问题。 5.1.7 按原电力工业部机组达标考评要求，组织协调落实机组达标投产有关事宜。

5.2 施工单位的主要职责：

5.2.1 完成启动试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。 5.2.2 做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施。 5.2.3 在试运指挥部领导下，参与并配合机组整套启动试运工作。负责整套启动试运范围内设备和系统的维护、检修、消缺工作。

5.2.4 接受建设单位委托，负责消除影响启动试运的设备缺陷，做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。 5.3 调试单位的主要职责：

5.3.1 负责于机组整套启动前编制完成机组整套启动试运的调试技术措施。 5.3.2 完成所承担的分系统调整试运工作，确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入整套启动试运条件。

5.3.3 全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性。

15

5.3.4 组织协调并完成整套启动试运全过程中的调试工作和试验项目。 5.3.5 负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议。

5.3.6 组织填写调整试运质量验评表格，整理整套启动试运阶段调试记录。 5.4 生产单位的主要职责：

5.4.1 在机组整套启动试运前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。

5.4.2 做好试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施。 5.4.3 在启动试运中，负责设备代保管和启停操作、运行调整、事故处理和运行监视，并及时提出机组运行中发现的各种问题和设备异常。 5.4.4 组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作。

5.4.5 负责签收整套试运期间相关设备的启、停操作票，并负责相关设备的送、断电工作。

5.5 设计单位的主要职责：

5.5.1 负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。

5.5.2 配合处理机组启动试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改 和处理意见，作好现场服务工作。 5.6 制造单位的主要职责：

5.6.1 完成由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告。

5.6.2 对机组启动试运进行技术服务和技术指导。

5.6.3 及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问 题。

5.6.4 协助试运现场及有关单位完成有关没备的调整试验项目。 5.7 监理部门的主要职责：

5.7.1 按合同要求代表建设单位对机组整套启动试运阶段的全过程进行监理工作

5.7.2 参与机组的整套启动试运工作，协调试运进度，参与试运验收。 5.7.3 对机组在整套试运阶段出现的设计问题、设备质量问题，施工问题等，提

16

出监理意见。

5.8 电网调度部门的职责：

积极配合机组启动试运，在电网安全许可的前提下，提供条件满足试运机组的消缺、调试、试验需要。

6 整套启动应具备的条件

6.1 组织机构及人员配备落实到位：

6.1.1 启动验收委员会、试运指挥部及各组人员已全部到位，职责分工明确。 6.1.2 调试单位参与调试、试验的人员已落实到位，符合调试要求，且有明确的岗位、职责。

6.1.3 生产单位已按机组整套启动需要配备了各岗位的运行操作人员和维护人员，并经培训考试合格，有明确的岗位职责，能胜任所在岗位的运行操作和故障处理。

6.1.4 施工单位已按机组整套启动需要配备了足够的检修维护人员，且有明确的岗位、 职责分工，消防、保卫人员全部落实到位。

6.2 机组整套启动计划方案、措施已报审批准，并按调试进度组织学习，向参与试运有关人员介绍交底。

6.3 生产单位已将机组整套启动试运所需的规程、制度、设备系统图、控制及保护逻辑图册、设备保护定值清册、现场日志、记录表格、运行操作工具、测试用仪表、安全用具等准备好。 6.4 设备系统检查与核查：

6.4.1 整套启动试运中投入运行的设备及系统（汽机岛部分参见表5），均经分部试运合格，并已取得验收签证。热控设备系统，经静态整定、开环试验、模拟试验、仿真试验、传动试验等测试检查，证明符合设计要求及《验标》规定标准，已取得验收签证，符合投运要求。设备和系统内的监测仪表、远方操纵装置、灯光音响报警信号，事故按钮、顺序控制、保护联锁等，经调试、传动试验及系统检查完备合格，符合设计要求。

6.4.2 整套启动试运中投入运行的电气设备及系统，经分部试运合格，已取得验

17

收签证，符合投运要求。与机组发送电量配套的输变电工程应满足机组满发送出的要求，且机组能满足电网调度提出的并网要求。

6.4.3 参加整套启动试运的所有设备和系统，均应与运行中或尚在施工中的汽水管道、电气系统及其他系统做好必要的隔离或隔绝，设备所用电源均应为正式电源。

6.7 试运现场环境的检查与核查：

6.7.1 试运范围内的土建施工应按设计完成并通过验收，现场地面平整，道路（包括消防通道）通畅。

6.7.2 试运设备范围内的施工脚手架已全部拆除，环境已清理干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、栏杆及底部护板。

6.7.3 火灾报警系统经调试合格，现场有足够的消防器材，消防水系统调试完毕，有足够的水源和压力，并处于备用状态，厂区的消防通道应畅通，事故排油系统处于备用状态。

6.7.4 现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。 6.7.5 厂区和厂房的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用水和卫生设施可以投入使用。

6.7.6 试运现场通信设备完好齐全，可投入使用

6.7.7 带电设备安全遮栏完整，不便检查和操作的部位均采取相应措施解决，便于运行、安装与调试人员接近，能够确保安全有效地对设备实施监督、操作和维护。

6.7.8 设计规定的空调装置投入运行，厂房应做好封闭，现场应做好必备的防雨、防冻措施，能够满足机组起动试运的要求。

6.7.9 保温、油漆及管道色标完整，设备、管道、阀门、开关等已有正式命名和标识。

6.7.10 环保设施及监测系统已按设计要求施工完毕，具备投运条件，启动试运所需的水、燃料(煤、油)、化学药品、备品备件及其他必需品均已备齐。 表5：整套启动试运中投入的具体设备及系统（汽机部分）

18

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

设备及系统 锅炉设备系统 仪用和厂用压缩空气系统 排水、废水处理设备系统 水源地及深井水系统 消防水设施、照明系统、通信设备、暖通设施 循环水系统 开式冷却水水系统 闭式冷却水系统 真空泵设备和真空系统 凝汽器及补水系统 凝汽器胶球清洗系统 汽机轴封供汽系统 轴加及疏水系统 凝结水设备系统 低压加热器及其疏水设备系统 高压加热器及其疏水设备系统 除氧器设备系统 电动给水泵设备及给水系统 汽轮机本体及蒸汽管道疏水系统 高、低压旁路系统 低压缸喷水冷却系统 润滑油设备系统及油净化装置 事故放油设施及系统 顶轴油设备系统和盘车装置 EH抗燃油系统及危急跳闸ETS系统 汽轮机调节保安系统 发电机密封油设备系统 发电机定子冷却水设备系统 发电机氢冷设备系统 机房排氢、排油烟设备 辅助蒸汽系统 汽轮机主、辅机各保护联锁装置 控制盘运行监测信号系统 备 注 公用系统 公用系统 公用系统 公用系统 公用系统 7 整套启动试运程序

汽轮机整套启动是全面检查机组设计、制造及安装质量的重要环节，是保证机组安全可靠地投产的重要工序。通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数，了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运

19

行提供依据。

7.1 整套启动试运方案

7.1.1 根据高压外缸下法兰温度（GMA TE 017）金属温度来划分机组启动的形式：

冷态启动：GMA TE 017＜190℃ 温态/热态启动： GMA TE 017＞190℃

7.1.2 机组首次冷态启动时采用中压缸启动方式，控制系统采用操作员自动方式，在以后的启动过程中若条件成熟亦可采用自启动方式。

7.1.3 为保证汽轮发电机组平稳完成启动过程，采用定—滑—定的启动方式。负荷在35%以下及91%以上时采用定压运行方式，在35%～91%之间采用滑压运行方式。 7.2 整套启动试运程序：机组首次冷态启动—带负荷试运—168h试运 7.2.1 机组首次冷态启动

机组首次冷态启动采用中压缸启动方式，控制系统采用操作员自动方式，发电机充氢压至0.2—0.26MPa。机组升至1000rpm后,暖机30分钟直到高压外缸温度达到190℃,升速至3000rpm。升速率根据中压内缸上法兰中壁温度（GMA TE 038）。当GMA TE 038<150℃时，升速率为100rpm/min；当150℃420℃时，升速率为1000rpm/min。当转速达到3000rpm时，进行就地和远方停机试验、润滑油压力开关试验、真空压力开关试验和模拟超速试验，一切正常后恢复3000rpm交电气试验。电气试验结束后，并网带5%额定负荷20分钟，带20%额定负荷4小时，然后解列进行汽门严密性试验，试验合格后进行超速保护试验，超速试验合格后根据实际情况决定是否带负荷。(利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。低压加热器随机启动，除氧器在运行初期可采用低定压运行方式，以后随着负荷的增加滑压运行。启动过程中根据机组振动情况，决定是否做动平衡。机组首次冷态启动曲线见图1。 7.2.2 带负荷试运

第二阶段启动可根据缸温决定是否采用热态启动，并网后逐渐加大负荷至额定值，所有设备系统及热工自动逐步全部投入，除氧器滑压运行。汽轮机负荷达150MW-200MW时开始冲洗高加汽侧，水质合格后全部投入高加汽侧，疏水回收到除氧器。当负荷达270MW以上时根据情况进行真空严密性试验。进入168小时之前，

20

在所有条件具备的情况下，进行甩负荷试验，详见甩负荷试验措施。 7.2.3 168小时试运

按照新启规的要求进行168小时试运行，并移交生产。

依据《启规（1996年版）》规定，整套启动试运按照空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。

8 整套启动操作步骤 8.1 锅炉点火前的检查与操作

8.1.1 按照运行规程要求，全面检查各系统阀门位置正确，各主、辅设备状态良好，各辅机轴承润滑油量充足，并做好与邻机的系统隔离工作。

8.1.2 各电动门、调整门及电磁阀等送上电源，远操开关动作灵活，方向正确。 8.1.3 联系电气测量各泵类电机绝缘，合格后送电。

8.1.4 各系统水箱水位（油箱油位）正常，液位指示准确，水质（油质）化验合格。

8.1.5 主机、辅机有关主要联锁保护检查确认。（如：低油压保护等） 8.1.6 DEH、ETS、TSI和BPS等系统提前供电，系统与表盘均应处于正常状态，检查DEH与CCS系统和并网系统的I/O接口通讯是否正常。

8.1.7 启动循环水泵，向凝汽器通循环水，同时启动工业水泵与开式循环冷却水泵向各冷却器通水。

8.1.8 启动凝结水输送泵，投入凝结水泵，凝结水打再循环。 8.1.9 启动交流润滑油泵，同时投入密封油排烟风机及密封油真空泵。 8.1.10 投入发电机密封油系统及氢系统，发电机充氢至0.15～0.2MPa，各部油压及差压调整正常。

8.1.11 启动发电机定子冷却水泵，投入定子冷却水系统。

8.1.12 投入高压抗燃油系统，并将油温与油压控制在正常范围之内。 8.1.13 投入顶轴油泵系统及盘车装置，记录转子弯曲值及盘车电流,在冲转前至少连续盘车12小时，且转子弯曲值不大于原始冷态值的0.02mm。 8.1.14 接锅炉通知，用凝结水输送泵或电动泵给锅炉上水。

21

8.1.15 对辅助蒸汽系统进行充分暖管，并将其投入正常。对辅汽供除氧器的管道进行暖管，使其具备投入条件。

8.1.16 关闭真空破坏阀，启动真空泵及轴抽风机抽真空。 8.1.17 凝汽器真空建立后，即可通知锅炉点火。 8.2 锅炉点火后的检查与操作

8.2.1 低压缸排汽温度高时，投入低压缸喷水装置。

8.2.2 监视汽缸金属温度及汽门严密性，真空值保持在50KPa以下。

8.2.3 主蒸汽起压后，根据需要投入高压、低压旁路系统及减温喷水系统，进行暖管工作。

8.2.4 对轴封供汽系统进行充分暖管，确信汽封蒸汽管道中无水后，向各汽封送汽，根据轴封良好且不冒汽的原则，调整汽封母管压力，严禁转子静止时向轴封送汽。

8.2.5 打开汽缸本体及蒸汽管道的有关疏水阀，注意汽缸温度胀差以及上下缸温差的变化情况。 8.3 汽轮机首次启动

8.3.1 冲动参数与主要控制条件 （1）主蒸汽压力：4MPa左右 （2）主蒸汽温度：380℃左右 （3）再热蒸汽压力：1.5MPa左右 （4）再热蒸汽温度：360℃ （5）凝汽器真空：<7.5KPa abs

（6）润滑油压0.1～0.17MPa，润滑油温35～55℃。 （7）转子偏心应小于原始冷态值的0.02mm。

（8）轴向位移超过-0.5、+0.3mm报警，到-0.7、+0.5mm停机。 （9）汽缸与转子相对膨胀：

高压缸胀差达-1.25mm、+6.65mm报警，-2.04、+7.44跳机。

中压缸胀差达-3.525mm、+6.025mm报警，-4.48、+6.98跳机。 低压缸胀差达-2.25mm、+8.08mm报警，-3.28、+9.08跳机。

22

（10）振动限额：轴振（峰－峰值）达0.1mm报警，0.14mm停机，一阶临界转速以下，轴承振动不大于0.03mm，通过临界转速时轴承最大瓦振不超过0.1mm。 （11）润滑油压正常值：0.15MPa （12）抗燃油压正常值：14.5MPa

报警值：11.2Mpa （13）轴承回油温度：

报警值：75℃

（14）支持轴承巴氏合金温度：

汽机支持轴承报警值/停机值：95℃/110℃ 发电机支持轴承报警值/停机值：110℃/120℃ （15）推力轴承钨金温度：

报警值：75℃ 停机值：85℃

（16）低压缸排汽温度：

报警值：80℃ 停机值：110℃

（17）主油泵出口油压：0.3MPa （18）抗燃油温50℃ 8.3.2 冲动、暖机与升速

（1） 机组首次冷态启动采用图1所示的冷态启动曲线冲转。 （2） 确认已挂闸。

（3） 确认是处于“操作员自启动”状态。 （4） 检查高、中压主汽门状态。

（5） 选择目标转速500rpm，升速率100rpm / min。

（6） 确认按钮“自动/手动”是处于“自动”状态，按“进行”按钮后，机组按

给定的升速率增加转速，确认通风阀状态。当转速大于盘车转速时（约为140rpm)，检查盘车装置自动脱开，否则应立即停机。

（7） 转速升至500rpm时，就地手动打闸进行摩擦听音检查，如未发现异常现象，

23

可重新挂闸升速至500rpm暖机10～20分钟，投入有关仪表及主机保护（低真空及发电机主保护除外）。

（8） 500rpm低速暖机结束后，选择目标转速1000rpm，转速升至1000rpm进行中

速暖机30分钟左右，并确认高压外缸温度达到190℃。

（9） 中速暖机结束后，选择目标转速2000rpm进行高速暖机。

（10） 当转速升至1020rpm时，高压缸通风阀打开，高排逆止阀关闭，高压缸主汽

门是自动关闭的。

（11） 转速升至1200rpm后，全面检查所有监控仪表及热力系统有无异常现象。 （12） 在升速过程中应注意迅速平稳地通过轴系各阶临界转速，通过临界转速时轴

承盖振动不应大于0.1mm，否则立即打闸停机，不得任意硬闯临界转速。为保证叶片安全，不得在共振转速范围内暖机或停留。

（13） 高速暖机结束后，选择目标转速3000rpm，按“进行”按钮，转速升至额定，

根据机组振动情况决定是否进行高速动平衡工作。

（14） 确认主油泵已投入工作后，试停交流润滑油泵做备用。

（15） 定速3000rpm后，对系统进行全面细致的检查，首先进行机组远方停机一次，

确认中压主汽门与调速汽门迅速关闭，转速明显下降，然后重新挂闸，升速恢复3000rpm稳定运行。

（16） 机组在升速与暖机过程中，应经常巡回检查缸胀、缸温、胀差、轴向位移及

机组振动情况，各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限，密封油、润滑油及抗燃油系统运行正常，管道疏水通畅。每30分钟记录一次启动运行参数与汽缸温度，分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀情况，及时调整，维持汽轮机的有关参数在限制值之内。

（17） 机组运行稳定后，按调节保安系统专用措施进行下列试验项目：

润滑油压力开关试验；

真空压力开关试验； 模拟超速试验；

（18） 全面检查各部参数正常，空负荷暖机30分钟，投入电超速保护，交电气进

行电气试验。

24

（19） 在启动前将氢压升至0.2—0.26MPa，根据风温、水温及油温情况调整各冷

却器的工作状态。

（20） 电气试验期间机组空载运行时间较长，应采取有效措施控制排汽缸温度的升

高。

（21） 电气试验结束之后在并网之前，应检查并确认如下项目：

主蒸汽压力达到4MPa，主蒸气温度达到380℃； 主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差应满足规定；

主蒸汽与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前的选择值；

（22） 试验与检查结束之后，通知电气并网，如果用自动同步则以60MW/min的负

荷率升负荷至70MW，如果用手动同步则快速升负荷至10MW，应监视机组运行工况。

（23） 以3MW / min升负荷率提升负荷至20%额定负荷，稳定运行4小时后解列，

进行汽门严密性试验，然后进行电气超速试验，详见《调节保安系统调试措施》。(利用适当停机的机会测取转子惰走曲线)。

（24） 超速试验后,若机组运行正常,可直接进入带负荷试运。 8.4试 验

8.4.1、阀门试验

阀门试验（全行程关闭试验）和阀门松动（活动）试验有两种方式。前者在试验时，阀门做全行程关闭，后者仅在当前位置上关10％～20％。为不影响负荷，做全行程试验时建议机组负荷在60％～80％额定负荷，且功率回路投入。阀门松动试验可在满负荷下进行。 1. 试验条件：

a. 运行在操作员自动方式

b. 机组运行在单阀方式所有阀门都可做松动及全行程试验，在多阀方式只

能做高主门、中主门及中调门（全开情况下）10％～20％的松动试验 c. 功率回路投入

d. 在接近满负荷时做松动试验，可不投功率回路 e. 全行程试验建议在60％～80％额定负荷，且在单阀运行 f. CRT选择在阀门试验画面 2. 阀门试验

25

a. 选择“阀门试验进入”键。键灯亮

b. 选择“松动试验”或“全行程试验”键，该两种方式为互为闭锁的两中方

式。

c. 选择阀门选择键，在阀门试验图中对应的棒图下，按下其中一个按钮，即

表示选择此阀门做试验。

d. 选择“关闭”键

按下“关闭”键键灯亮，此时可从画面上观察被试验阀门的阀位指令和反馈值同时下降，在原指令位置上关10％～20％；全行程试验时，被试验的调门慢慢关下，全关后相应侧的主汽门快速关闭→开启之后，被试验的调门慢慢开启。

e. “阀门复位”

阀门试验后所有阀门进行复位。按下“阀门复位”键，“阀门复位”灯亮。此时所有阀门（包括被试验的阀门）均恢复到试验前阀位，如阀门复位完成，则“阀门复位”键灯灭。 注：

? 在全行程试验时，主汽门全关后自动接着开启。接着的调门开启需运

行人员按“复位”键。

? 由于主汽门松动试验是通过电磁阀来实现，在做主汽门松动试验时自

动复位。

f. “试验保持”

在试验过程中，如发现有异常情况，如负荷突降等，可迅速按下“试验保持”键，键灯亮，阀门停留在原位不动以便运行人员及时排除故障。故障排除后，可再按下“试验保持” 键使试验继续进行。 g. “阀门试验”退出

阀门试验结束时，按此键退出阀门试验功能。

二、超速保护试验

超速保护试验按钮由DEH的CRT软操盘上的“103试验”、“110试验”、“机械超速”三只按钮及硬手操盘上的钥匙开关（如用软操盘，则在画面上有“超速或严密性试验”按钮）组成。

26

1. “103％”试验

当转速通道正常，110％按钮和危急遮断试验未投；按下103%键，并在弹出的对话框按确认后该灯亮。DEH允许操作员将目标值设到3100r/min以下，当实际转速升到3090r/min时，超速保护动作。DEH即把目标值置为3000r/min，控制转速到3000r/min。 2. “110％”试验

当转速通道正常，103％按钮和危急遮断试验未投；按下110％键，并在弹出的对话框按确认后该灯亮。此时DEH允许转速超过3090r/min（屏蔽103％保护），直到3300r/min时，110％超速保护动作，DEH即送出AST信号到危急保安系统跳机，同时将所有阀门指令置为0。 3. “机械超速”

当超速保护开关置向试验时，且按下“机械超速”键并在弹出的对话框按确认后该灯亮，此时最高转速目标值允许升到3400r/min。DEH控制转速不断上升，此时103％和110％均不动作，直到危急遮断器动作，通过低压安全油跳闸，主汽门、调门全部关闭。汽机脱扣，转速开始下降。应注意的是在做此试验时，需有运行人员在汽机现场，边观察现场转速及危急遮断器动作情况。

三、阀门严密性试验

在机组转速为3000r/min，未并网的情况下，可以进行阀门严密性试验，以检查汽门是否严密。

先按“超速或严密性试验”，进入试验状态

? 按“主汽门严密试验”，当高压主汽门全关之后高调门全开；当中压主汽

门全关之后中调门全开检查汽机转速下降情况，判断主汽门严密性是否合格。

? 按“调门严密试验”，调门全关，主汽门保持全开，检查汽机转速下降情

况，判断调门严密性是否合格。

严密性试验结束后可再按“调门严密试验” “主汽门严密试验”退出，DEH自动维持当前转速或打闸重新启动

注：严密性试验退出之后需再按一下“超速或严密性试验”按钮之后继续升速，以免3000rpm定速时超调。

27

四、其它试验 1． EH油泵联锁试验

当EH油泵由DEH控制时，在DEH的CRT上有EH油泵的启、停、联锁及试验按钮，在未联锁时，可单独启动EH油泵A和B。当A、B泵联锁投入时，任何一台泵运行，按下“油泵联锁试验”，试验电磁阀动作，DEH接收到EH母管压力低信号，另一台泵会自动联锁启动，说明联锁回路正常。 2． EH加热器试验

当EH加热器由DEH控制时，在DEH的CRT上有EH加热器的启、停、联锁按钮，未联锁时可单独启、停加热器，当加热器投入联锁时，DEH根据EH油箱温度来自动启停加热器，当EH油箱温度大于35℃时停加热器，小于20℃时启动加热器。 3． 喷油试验

当汽机转速到达3000r/min，DEH处于自动位，且无其他试验时，可以做喷油试验，首先将通往危急遮断油门的安全油路常开电磁阀（1）关闭，使试验不会引起隔膜阀动作，然后将注油用的电磁阀（2）打开，把0.2Mpa的油注入危急遮断器，飞捶飞出时，危急遮断指示器给出信号，停止注油后，再将危急遮断油门的复位电磁阀（3）打开使油门复位，打开安全油路常开电磁阀（1），危急遮断器系统恢复正常。 4． ETS试验

以下几项试验是在DEH画面上操作送信号去ETS，再由ETS控制就地试验电磁阀，就地动作信号返回ETS后由ETS送DEH作为状态显示。

a. 真空低试验

按“真空低试验”按钮，进入真空低试验状态，再点击各通道的试验按钮，相应的低动作压力开关信号返回，再点击该通道的试验按钮，退出该通道试验。

真空低共有3个试验通道，可分别试验。但两路不能同时做试验，DEH内部有闭锁逻辑，当同时做两路时，DEH自动退出试验。

试验结束后，必须再按一下“真空低试验”按钮来退出试验。 b. 滑油油压低试验

同真空低试验。

28

c. EH油压低试验

EH油泵开启，油压正常且无其他试验的情况下，点击“EH油压低试验”按钮，进入EH油压低试验状态，再点击20-1/LPT并按确认，相应的63-1/LP、63-3/LP动作，再点击20-1/LPT退出该通道试验，以同样的方法做另一通道试验。

d. AST电磁阀试验

机组挂闸，且无其他试验情况下，按下“AST电磁阀试验”按钮进入AST电磁阀试验。点击“AST 1”或“AST 3”并按确认，则ASP 1压力高动作，点击“AST 2”或“AST 4”，并按确认按钮，则ASP 2压力开关动作。

29

9 带负荷试运

9.1汽机按热态（或冷态）方式启动定速之后，电气并网接带负荷。

9.2负荷大于20%负荷时，启动疏水系统，关闭有关疏水，检查疏水系统的关闭； 9.3一旦计算流量工况满足时，将自动进行高压缸切换。切换过程如下：

负荷锁定 高压缸主汽门打开 高压缸排汽阀打开 高压缸抽汽阀关闭

根据高压缸金属温度和有效的锅炉流量，高压调阀平缓打开到最佳值

9.4高中压联合升负荷

9.5当负荷150MW-200MW时，进行高加汽侧冲洗，水质化验合格后，管道恢复回收高加疏水至除氧器。

9.6缓慢增加负荷至90%额定负荷，此时主蒸汽参数接近额定值，同时全面检查各系统运行情况，注意监视段压的变化情况。

9.7增加负荷至100%额定负荷，全面投入相关的系统、联锁保护及自动，使其具备168小时试运条件。

9.8负荷达到240MW以上时，根据情况进行真空严密性试验。

9.9若汽机首次启动期间没有机会进行汽门严密性试验，可在此阶段的适当时间进行。 9.10在加负荷过程中注意监视轴振动、差胀、轴位移、真空、轴承温度等。 9.11根据有关要求进行168h试运，并移交生产。

10汽机温、热态启动

10.1汽机温、热态启动前的检查及准备工作参照机组首次冷态启动执行。

10.2根据制造厂的有关建议及规定，机组热态启动划分及冲机参数等选择参见表1。 10.3根据壁温，选择冲机参数。极热态启动，主汽温度选择不超过额定蒸汽温度。 10.4主汽温度与再热蒸汽温度保持至少50℃以上的过热度。

10.5若确认冲机蒸汽参数与蒸汽管道及阀门金属外壁温度之差大于120℃时，应进行

30

管道阀门预暖。

10.6温态启动冲机前至少连续盘车12小时以上，热态、极热态启动，从停机至启动冲转时，盘车不得中断运行。

10.7温、热态启动时，必需先送轴封，后抽真空，并注意汽封汽源与汽封供汽温度得合理选择，且必须充分暖管以保证供汽温度与缸温匹配，杜绝任何冷气、冷水进入汽缸。

10.8确认转子弯曲值不超过原始冷态值的0.02mm。

10.9投运高低旁时，必需充分暖管，以防出现水击、振动等现象。

10.10高、低加在条件成熟的情况下尽量做到随机启动，否则投运之前必须做好预热工作。

10.11温热态启动升速、升负荷速度较快，应按照相应的启动曲线进行，参见有关启动曲线。在达到工况点之前应尽量减少不必要的停留。机炉电之间应协调配合，合理安排提前进行并网前的有关操作，以免并网延误时间。 10.12当汽机负胀差趋近极限值时，应及时采取措施。 11 中压缸启动几点注意事项

11.1各种状态下启动参数的选择。推荐值见下表:

各种状态下有关参数推荐值 启动方式 参 数 主蒸汽压力（MPa） 主蒸汽温度（℃） 再热汽压力（Mpa） 再热汽温度（℃） 凝汽器真空（Kpa） 轴封母管压力（Mpa）(a) 低压轴封温度（℃） 升速率（rpm/min） 升负荷率（MW/min）

31

冷态启动 IP 4 380 1.5 360 <7.5 0.105 160 100 3 温态启动 IP 9 425 1.5 400 <7.5 0.105 160 500 6 热态启动 IP 105 480 1.5 460 <7.5 0.105 160 500 10 极热态启动 IP 17.75 520 1.5 510 <7.5 0.105 160 1000 10 11.2 采用中压缸启动时，高低压旁路必须处于正常状态，并受到CCS系统的协调控制。

11.3 启动前应检查高排逆止门、高排逆止阀旁路阀和高压缸通风阀状态。

阀门名称 高排逆止门 高排逆止阀旁路阀 高压缸通风阀

编号 VVP UV 001 VVP UV 002 VVP UV 008 GPV UV 512 冷态启动 强制关闭 打开 关闭 热态启动 强制关闭 关闭 打开 11.4 冲转前高、低旁的操作应满足冲转的参数要求

11.5高、中压缸切换可以有两种方式。一种为计算流量工况满足时，自动切换；另一种为超过要求流量的10%时，运行人员可以人为切换。

11.6暖机结束时由DEH系统向TBS发信号机组开始升负荷，压力反馈自动控制。 12 机组正常停机

12.1本节仅讲述机组正常停机的一般过程及有关注意事项，紧急停机及有关事故处理参照电厂运行规程执行。 12.2减负荷、停机参数要求如下：

主、再热蒸汽温度下降速度：小于1℃/min 主、再热蒸汽过热度：大于80℃

12.3辅助汽源已备妥，达到切换负荷时应将轴封汽源切换至辅助汽源，五段抽汽压力降至0.147MPa时，除氧器汽源自动切换至辅助汽源供汽。

12.4在主汽温度下降30℃左右时应稳定5～10分钟后再降温至目标负荷,控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差在允许范围内。

12.5减负荷过程中，应特别注意高中压缸胀差的变化，当负胀差达到-1.2mm时应停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷至零停机。

12.6减负荷过程中根据运行情况及时调整燃料，必要时投入旁路系统，并注意低压缸喷水冷却系统的投入。

32

12.7负荷降至30～35%时，解列高加。 12.8减负荷过程中，应检查疏水自动打开

12.9在减负荷过程中，密切监视汽机振动、胀差、轴向位移、轴承温度、汽缸温度、低压缸排汽温度、真空等参数，并及时调整凝汽器、除氧器水位等。 12.10停机前检查交、直流润滑油泵和顶轴油泵。

12.11满足停机条件后，由电气将发电机解列，检查高中压主汽门、调速汽门以及各抽汽逆止门迅速关闭，转速立即下降。

12.12汽机跳闸后，启动辅助润滑油泵、顶轴油泵、盘车马达。同时打开疏水阀、低压缸喷水阀。

12.13机组转速降到盘车转速54rpm时，盘车离合器啮合连续盘车，同时记录大轴弯曲值及盘车电流。

12.14当无蒸汽进入凝汽器后，可停真空泵。待真空到零后，停轴封供汽，停轴抽风机。

12.15停机后，确认主油箱内无油烟时，方可手停排烟风机。或投入联锁自动启停排烟风机。

12.16调整冷油器出口油温在45℃左右。

12.17汽缸最高点温度降到150℃以下时可停止盘车。顶轴油泵和润滑油系统必须继续运行以避免径向轴承巴氏合金的损坏。当汽机最高点温度小于120℃时，可停辅助油泵和顶轴油泵（在充氢条件下，润滑油泵及密封油泵必须陪转）。 12.18其它注意事项按电厂运行规程执行。

13 主要系统的运行方式 13.1 旁路系统

高、低压旁路系统在锅炉点火后根据需要逐步投入，保证主汽门前压力满足启动条件，为了尽快提高再热汽温，点火初期一级旁路减温水不投入。 13.2 抽汽加热系统

＃1～＃4低加随机启动，以增大进汽量，有利于暖机。

＃6～＃7高加首次投入建议在负荷为150MW期间进行汽侧冲洗，并投入高加

33

保护，水质合格后回收至除氧器，以后若条件具备高加可随机启动。 13.3 除氧器系统

试运初期，当五段抽汽压力低于0.147MPa时，由辅助蒸汽联箱来汽供除氧器加热，除氧器压力维持在0.1～0.147MPa定压运行。当四段抽汽压力大于0.147MPa或机组负荷大于20%额定负荷时，由五段抽汽供除氧器，关辅助蒸汽至除氧器，除氧器进行滑压运行。 13.4 凝结水系统

试运初期由于凝结水质比较脏，由＃4低加出口放水管将凝结水排掉，用凝结水输送泵直接补水至除氧器，试运期间应根据情况经常清扫凝汽器及凝结水泵入口滤网。

13.5 给水泵运行方式

13.5.1 启动时投入电动给水泵运行，给水走高加旁路。 13.5.1 高加水侧注水后，给水切换至水侧。 13.5.3 随着负荷的增加，可逐台投入给水泵。 13.5.4 两台给水泵运行时，一台电动泵作为热备用。 13.6 轴封供汽系统

13.6.1 轴封汽源参数应符合要求

13.6.2 盘车及冲转至低负荷阶段，汽封汽源由高压辅汽联箱供给，轴封联箱压力自动维持在0.105MPa。

13.6.3 当负荷升高后，机组的轴封供汽为自密封，高、中压缸轴封漏入供汽母管的蒸汽超过汽封所需要的供汽量，所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，将多余蒸汽通过溢流控制站排至＃1低压加热器，同时将轴封压力自动维持在0.105MPa(a)，此时轴封系统进入自密封阶段。

13.6.4 在运行工况下，应由凝结水供水喷水减温维持低压缸轴封温度在160℃。

14试运安全注意事项

14.1 机组试运初期，由于可靠性较差，电厂应安排足够数量的经过培训合格的运行人员参加试运，加强巡回检查，及时消除隐患。试运期间应勤分析、勤检查，做

34

好事故预想，发现问题及时研究解决。

14.2 检修工作应严格执行工作票制度，做好安全与系统隔离措施，防止发生人身和设备事故。

14.3 同时在试运期间，为了防止重大恶性事故的发生，特制定了《防止重大恶性事故的技术措施》。

14.4 本措施未涉及的内容，按电厂运行规程执行，若本措施与运行规程发生矛盾时，原则上按本措施执行。

35

启动方式 参 数 表1 IP启动方式下有关参数推荐值

冷态启动 IP 4 380 1.5 360 <7.5 2 2 0.105 160 150 3 温态启动 IP 9 425 1.5 400 <7.5 2.5---1 2.5---1 0.105 160 500 6---12.5 图１附表 热态启动 IP 10.5 480 1.5 460 <7.5 2.5 2.5 0.105 160 500 10---6 极热态启动 IP 17.75 520 1.5 510 <7.5 1.6 1.6 0.105 160 1000 10 主蒸汽压力（MPa） 主蒸汽温度 （℃） 再热汽压力（MPa） 再热汽温度 （℃） 凝汽器真空 （KPa abs.） 主汽温升率 （℃/min） 再热汽温升率（℃/min） 轴封母管压力（Mpa）(a) 低压轴封温度（℃） 升速率（rpm/min） 升负荷率（MW/min）

15 机组运行主要控制指标

15.1 机组正常启动、运行期间监测汽轮机主要参数应在规定的正常范围内。 表8：机组运行监测参数 序项目 号 1 主蒸汽压力 2 主蒸汽温度 3 再热蒸汽压力 4 再热蒸汽温度

单位 MPa ℃ MPa ℃ 正常范围 报警值 停机值 16.67～17.2 532～542 532～542 ＞17.5 ＞18.34 ＜532,＞＜430,＞542 557 ＜532,＞＜430,＞36

542 5 主蒸汽温升率

557 ≤-50，≥150 450 再热蒸汽温升率 高压调节级后（中压第一级后）蒸汽与金属温差 高中压缸内缸金属温升率 高中压外缸外壁上下温差 高中压外缸内外壁温差 高压内缸内外壁温差 高压内缸外壁上下温差 高压主汽阀壳内外壁温差 高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差 主蒸汽两侧管内温差 再热蒸汽两侧管内温差 高中压外缸法兰内外壁温差 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 高压缸排汽温度 高中压胀差 低压胀差 轴向位移 轴振动 轴承盖振动 润滑油压 主油泵出口油压 ℃/min ℃/min ℃ ℃/min ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ mm mm mm mm mm MPa MPa 1～1.5 1.5～2 10 ＜1.5 ＜50 ＜50 ＜50 ＜35 ＜55 ＜50 ＜17 ＜17 ＜80 ＜10 ＜10 -20～90 ≤-3,≥6 ＜420 -3～6 0～14 -1.05～0.6 ≤0.076 ≤0.025 1.90～2.05 ≥14 ≤-1.05,≥≤1.65,≥0.6 1.2 ≥0.127 ≥0.05 ＜1.86 ≥0.25 ≥0.08 ≤0.039 37

0.0785～0.981 ≤0.049

润滑油进油温度 润滑油回油温度 EH油压 EH进口油温 支持轴承温度 推力轴承温度 主油箱油位 EH油箱油位 凝汽器真空 ℃ ℃ MPa ℃ ℃ ℃ mm mm KPa 40～45 ≤65 14 35～55 ＞45 ＞65 ≤11.2 ≤35 ≥105 ≥100 ＞75 ≥115 ≥110 ＜90 ＜80 -250～250 340～600 5.0～5.5 ＜80 ＜36 -290 ＜340 ＞14.7 ≥80 -330 ≥19.7 ＞110 低压缸排汽温度（空℃ 负荷） 低压缸排汽温度（带℃ 负荷） 除氧器水位 除氧器压力 凝汽器过冷度 凝汽器端差 发电机内冷水压力 密封油压力 发电机氢压 发电机氢温 mm MPa ℃ ℃ MPa MPa MPa ℃ ～ 0.15～0.83 ≤10 ≤2 ≤8 0.2～0.25 0.32～0.35 ～0.25 ＜60 35～40 ＜80 ＜110 ＜120 ＜120 ＞23 0.8～1.2 0.123 50±0.5 ≤,≥ ＞0.83 ≤0.1 ≤0.32 ≥65 ≥80 ≥110 ≥120 ≥120 ≤23 ≥1.2 循环水出、入口温差 ℃ 发电机定子进水温度 ℃ 发电机定子出水温度 ℃ 发电机转子绕组温度 ℃ 发电机定子铁芯温度 ℃ 励磁机定子绕组温度 ℃ 发电机定子进水流量 t/h 高辅联箱压力 轴封系统压力 发电机周波 调节级后压力 7段抽汽压力 MPa MPa Hz MPa MPa ≥0.5 ＜48.5,＞＜47.5,＞51.0 51.5 ＞13.815 ＞3.932 38

6段抽汽压力 5段抽汽压力 4段抽汽压力 3段抽汽压力 2段抽汽压力 1段抽汽压力 MPa MPa MPa MPa MPa MPa ＞1.782 ＞0.996 ＞0.550 ＞0.294 ＞0.154 ＞0.070 表9：机组运行参数允许偏差

参数名称 连续运行的年平均压力 主蒸汽压力 在保证年平均压力下允许连续运行的压力 异常情况下允许偏离值（累计时间在一年内≤12h） 连续运行的年平均温度 在保证年平均温度下允许连续运行的压力 主蒸汽温度 异常情况下允许偏离值（累计时间在一年内≤再热蒸汽温度 400h） 连续运行时间≤15min，年累计运行时间≤80h 允许连续运行 异常情况下允许运行30min 周波 异常情况下允许运行6min 异常情况下允许运行4min 不允许运行 注：1、P0为额定主蒸汽压力；T0为额定主（再热）蒸汽温度； 2、偏周波运行限制适用于从部分负荷到满负荷过程，汽轮机空负荷运行、打闸停机及超速试验所出现的偏周波不计入上述限制时间内。在机组寿命期内，应累计计算各种偏周波运行时间下的寿命损耗。

15.2 机组运行期间应按规定内容进行设备定期巡检及维护。当机组有超限项目报警时，应密切注意超限项目变化趋势，尽快找出异常原因并采取措施予以消除。一旦超限值进入停机值应立即打闸停机。 表10：机组部分异常运行工况应检查内容

39

限值 ≤1.00 P0 ≤1.05 P0 ≤1.10 P0 ≤1.00 T0 ≤T0+5℃ ≤T0+10℃ 547～557℃ 48.5～50.5Hz 48.0～48.5Hz 50.5～51.0Hz 51.0～51.5Hz 47.5～48.0Hz ＜47.5，＞51.5Hz 序号 1 异常项目 轴向位移大 检查内容 1、 检查主蒸汽和再热蒸汽参数以及真空是否有大幅波动； 2、 检查推力轴承温度、排油温度，确认乌金是否磨损。 1、 确认胀差方向，保持机组负荷，减小主蒸汽温度波动，检查高排温度； 2、 如正胀差增大，应降低主蒸汽温度或逐渐降低机组负荷； 3、 如负胀差增大，应提升主蒸汽温度或逐渐提升机组负荷，或采用其他措施提高汽缸温度。 1、 保持机组负荷，减小再热蒸汽温度波动，检查低排温度； 2、 降低再热蒸汽温度或逐渐降低机组负荷。 1、 注意各轴承的振动趋势，判断振动类型； 2、 检查下列指标是否正常： 各轴承金属温度及进油温度 各轴瓦油膜压力 主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度是否匹配 凝汽器压力，低压排汽温度 高中压缸金属温差 汽缸膨胀量与胀差 停机时检查大轴弯曲值 测量振动频谱和轴心轨迹 3、 若汽轮机启动期间振动过大，避免让机组运行在临界转速区。若振动过大发生在加载期，应停止加载维持机组原负荷运行，待查明原因并采取措施后再继续升负荷； 4、 如升速期间振动超限，应停机检查，不得降速运行。 1、 检查主油箱油位； 2、 检查润滑油系统有无泄漏； 3、 检查主油泵运行是否正常。 1、 检查各轴承油膜压力； 2、 检查润滑油质是否合格； 3、 检查轴承进油温度是否正常； 4、 检查汽封漏汽是否严重。 1、 检查轴向位移是否过大； 2、 检查润滑油质是否合格； 3、 检查进油温度是否正常。 1、 主油箱油位异常降低时，检查润滑油系统是否有泄漏； 2、 主油箱油位异常升高时，检查冷油器是否漏水，检40

2 高中压胀差大 3 低压胀差大 4 振动大 5 润滑油压低 支持轴承金属温度及回油温度高 推力轴承金属温度及回油温度高 主油箱油位异常 6 7 8

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/q133.html