汽轮机整套启动调试方案 - 图文

郑州裕中发电有限责任公司 2×300MW机组

调试作业指导书 YZTF－QJ001

汽轮机整套启动调试方案

河南电力建设调试所 2006年9月20日

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

工程名称 文件名称 文件类型 郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组 汽机整套启动调试方案 整套启动 批 准 会 签 建 设 单 位 工程 生产 监理单位 安装单位 调试单位 批 准 审 核 编 写

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 2 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

目 次

1目的……………………………………………………………04 2编制依据…………………………………………………………04 3 设备及系统简介……………………………………………………04 4 调试内容及验评标准………………………………………………08 5 组织分工……………………………………………………………08 6 使用设备仪器………………………………………………………09 7 调试应具备的条件…………………………………………………09 8 整套启动程序及原则………………………………………………10 9 整套启动操作步骤…………………………………………………12 10 主要设备及系统投入要点 ………………………………………17 11停机操作……………………………………………………………25 12优化措施及建议……………………………………………………27 13安全注意事项………………………………………………………27 14附图…………………………………………………………………29 15 附录 ………………………………………………………………29

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 3 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

1 目的

为使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。

本方案仅作为汽轮机启动试运导则，提供了汽轮机启动过程中调整试运指导性意见。本方案批准后，各有关单位遵照执行。

2 依据

2.1 《火电机组达标投产考核标准及其相关规定》（1998年版）； 2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）； 2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.4 《火电工程启动调试工作规定》；

2.5设备厂家、设计单位提供的有关图纸资料。

2.6郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组整套启动调试大纲；

3 设备系统简介

3.1汽机本体简介

郑州裕中发电有限责任公司2?300MW机组，汽轮发电机组为东方汽轮机厂、东方电机厂生产，锅炉为上海锅炉厂生产。

汽机本体采用高中压合缸结构，高压缸和低压缸为双层缸，低压缸为对称分流式。由于本机组采用了阀门管理方法，它能实现高压缸进汽采取全周进汽和部分进汽这两种不同的进汽方式。高压部分共有4个调节阀，对应4组喷嘴，4组喷嘴汽道数均为37只。中压缸进汽为全周进汽，中压排汽通过连通管进入低压缸中部，分别向前后方向流动，排汽进入凝汽器。

高中压转子及低压转子均采用整锻结构，且转子均为无中心孔转子，转子之间采用刚性联接；高中压转子材料脆性转变温度为121℃；本机共有27级，其中高压缸为1单列调节级+8压力级，中压缸为6个压力级，低压缸为2?6压力级。低压末级采用具有高可靠性、高效率的851叶片，为防止水蚀，低压末级叶片顶部长约170mm一段的进汽侧采用高频淬火处理，以提高叶片的抗水蚀强度。

机组设有八级回热抽汽系统，其中高压缸有一级抽汽口，一级排汽口，中压缸有二级抽汽口，低缸有四级抽汽口。分别供给三台高加、一个除氧器、四台低加和小汽轮机用汽。

机组共7个支持轴承，其中汽轮机4个，发电机2个，#7轴承为稳定轴承，为了轴系定位和承受转子轴向力，还有一个独立结构的密切尔型推力轴承。

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 4 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

为便于启动时有效控制汽缸温度变化，设计有汽缸夹层加热系统和相应的缸壁金属温度、法兰金属温度监视显示，以使机组重要技术参数在运行要求范围内。

为了减少冷态启动时汽缸内外壁以及转子的温差降低热应力，缩短启动时间，汽机设有高压缸预暖系统。

汽机汽封系统设计为自密封系统，在负荷大于60%以上时，汽封供汽达到自密封状态，启动和停机过程使用辅助蒸汽自动调整供汽压力和温度。 3.2机组设计特点

3.2.1 机组为改善机组启动性能，缩短启动时间，调整冲转参数，减小汽轮机寿命损耗和快速跟踪负荷以及满足机组中压缸启动的需要，设计了容量为40%额定容量的2级串联加3级减温减压器的旁路系统；

3.2.2 汽轮机调节系统设计为纯电调形式，调节保安系统介质为透平油和抗燃油两种油质；

3.2.3 汽轮机汽封供汽在高负荷时可实现自密封，供汽压力和低压缸供汽温度及其溢流为气动调节阀；

3.2.4 主蒸汽、再热冷段、再热热段管道采用2—1—2型设计安装，减小了左右两侧主蒸汽管道温度偏差；

3.2.5 高、低压加热器疏水采用逐级自流方式，气动调节阀调节，高压加热器低负荷疏水到疏水扩容器，高负荷疏水到除氧器，低压加热器疏水到疏水扩容器，不设低压加热器疏水泵；

3.2.6 小汽轮机蒸汽汽源共设有二路汽源：四段抽汽及辅汽联箱蒸汽； 3.2.7抗燃油系统设有二台高压抗燃油泵、一套冷却系统和一套再生系统；

3.2.8 给水系统设计有一台50%额定容量的电动给水泵，二台50%额定容量的汽动给水泵，小汽轮机控制方式采用电液控制调节；

3.2.9 本机凝结水系统设有两台100%容量的凝结水泵，另外为保证凝汽器补水还设计了一个100m3凝结水储水箱；

3.2.10本机组除氧器的溢流放水至凝汽器，而其危急事故放水则引至锅炉定排扩容器，这样有利于机组启动初期的水质排放，缩短改善水质的时间；

3.2.11机组油系统采用集装油箱和套装油管路技术，各轴承润滑油进油口均设有节流孔板，汽轮机油系统未设高压启动油泵；

3.2.12机组抽真空装置采用自动化程度高、结构紧凑且运行安全的水环式真空泵； 3.3 主要设备技术规范

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 5 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

3.3.1 汽轮机 序号 1 2 3 4 5 6 7 名称 参数 型号 N300—16.7/537/537—8型 型式 亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机 额定功率 300MW(ECR工况) 最大功率 333MW(VWO工况) 新蒸汽(高压主汽阀前) 16.7 MPa/537℃ 额定蒸汽再热蒸汽(中压联合汽阀前) 3.181 MPa/537℃ 参数 背压(冷却水温22℃时) 5.80kPa 额定蒸汽流量 899.6t/h 最大新汽流量 1025 t/h 发电机转子一阶 1370r/min 低压转子一阶 1688r/min 轴系临界转速 高中压转子一阶 1750r/min 发电机转子二阶 3517r/min 低压转子二阶 3654r/min 高压缸 1调节级+8压力级 通流级数 中压缸 6压力级 (共27级) 低压缸 2×6压力级 生产厂家 东方汽轮机厂 名称 型号 最大过热器流量 额定过热器流量 额定过热器蒸汽出口压力 额定过热器蒸汽出口温度 额定再热蒸汽出口流量 额定再热器进出口蒸汽压力 额定再热器进出口蒸汽温度 额定给水温度 锅炉效率 生产厂家 名称 8 9 10 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 序号 1 3.3.2 锅炉

参数 SG1025/17.2—M888 1025t/h 899.5t/h 17.3MPa 540℃ 751.393t/h 3. 43/3.26 MPa 315/540℃ 268℃ 91.92% 上海锅炉厂 参数 3.3.3 发电机

型号 冷却方式 额定有功功率 额定视在功率 额定定子电压 QFSN—300—2—20B型 水、氢、氢 300MW 353MVA 20kV 2 3 4 5 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 6 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

6 7 8 9 10 11 额定定子电流 功率因数 额定转速 额定氢压 额定频率 生产厂家 10.19kA 0.85 3000r/min 0.3MPa 50Hz 东方电机厂 3.3.4 额定工况下各段抽汽参数

抽汽段 加热器 抽汽点(级后) 抽汽温度(℃) 抽汽流量(t/h) 抽汽压力(MPa) 抽汽压损 1 #1GJ 6 383 64.08 2 #2GJ 9 318.4 3 #3GJ 12 439.1 4 除氧器 15 337.1 21.016 0.8 5 #5DJ 16/22 272.3 26.121 0.468 6% 6 #6DJ 17/23 205.5 24.008 0.26 7 #7DJ 18/24 140.3 8 #8DJ 19/25 87.3 67.347 35.969 1.656 24.47 49.992 0.137 0.063 5.774 3.534 5% 5% 3.3.5 汽轮机支持轴承主要参数

轴承号 符号 单位 1 2 3 4 轴承型式 可倾瓦轴承 单侧进油椭圆轴承 轴承直径 D ㎜ Ф360 Ф480 轴承长度 L ㎜ 230 270 336 长径比 L/D 0.64 0.75 0.7 进油压力 P0 MPa 0.079～0.098 进油温度 t0 ℃ 40～45 温升 △t ℃ 13.35 16.34 14.39 14.58 失稳转速 N失 r/min >4000 >4000 >4000 >4000 顶轴油压 Pj MPa 7.4～11.76 注：温升和失稳转速是在进油压力为0.079MPa，进油温度为40℃条件下计算而得 3.3.6 汽轮机推力轴承主要参数 工作推力瓦块数 非工作推力瓦块数 工作推力瓦直径 非工作推力瓦直径 工作推力瓦总面积 非工作推力瓦总面积 推力瓦总间隙 进油压力 外径 内径 Ft Fd P0 块 ㎜ cm ㎜ MPa 211 11 Φ590 Φ375 1294.7 1294.7 0.4～0.45 0.079～0.098 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 7 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

进油温度

t0 ℃ 40～45 4 调试内容及验评标准

4.1 调试内容：

4.1.1 整套启动前应具备的条件检查；

4.1.2汽轮机冲转至额定转速后复核各部分油压值，完成相关保护、联锁试验； 4.1.3 调节系统空负荷试验与调整。 1) 按启动曲线进行升速、暖机； 2) 轴系临界转速的核准与测定； 3) 主油泵切换试验； 4) 喷油试验；

5) 主汽门、调门严密性试验； 6) 超速试验；

7) 汽轮机运行参数控制与调整。 4.1.3 带负荷试运；

1) 投入回热设备和抽汽系统； 2) 调节系统带负荷试验； 3) 单阀与顺序阀控制切换试验； 4) 真空系统严密性试验； 5) 主汽门、调门活动试验；

6) 协调控制系统负荷变动试验（3-15%额定负荷变动率）； 7) 甩负荷试验。

4.1.4 168小时额定负荷运行。 4.2 验评标准:

4.2.1 冲转前转子偏心率≤50?m，主机润滑油温35～40℃，凝汽器真空≥85kPa； 4.2.2 主机启动时，高中压胀差-3～6mm，低压胀差＜14mm，轴向位移-1.05～0.6mm，轴承金属温度≤95℃，定速后轴振＜0.127mm (优良为0.076mm以下)；

4.2.3高压排汽口处蒸汽温度＜340℃，真空严密性试验，真空下降率≤0.4kPa/min，漏氢率≤5%/d。

5 组织分工

5.1 调试单位负责方案的编写、实施前进行技术交底及实施中技术指导，并做好记录； 5.2 安装单位负责设备维护、检修、消缺，并配合进行系统检查；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 8 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

5.3 运行人员负责设备及系统检查、操作及巡检，并配备好相应的运行工具及仪器、仪表，做好记录。

6 使用仪器设备

序号 1 2 设备名称 测振仪 红外测温仪 型号 TK-81或Vm63 PM系列 用途 测振 测温 备注

7 调试应具备的条件

7.1 汽轮发电机组及其辅助设备安装工作全部完毕，并检验合格，有验收签证； 7.2 汽机本体、各加热器、高温蒸汽管道保温工作结束，设备及管道油漆工作结束，管道色环及介质流向标注正确；

7.3 各压力容器及系统管道水压试验合格，经有关质检部门检验合格，并有报告和签证； 7.4 各转动辅助设备经分部试运正常，热工、电气保护、程控联锁动作正常，信号正常。分部试运记录完整并有签证，已交运行人员代管；

7.5 疏排水设备可靠，保证地沟排水畅通，疏水排放符合设计要求，阀门操作方便； 7.6 主蒸汽、再热蒸汽管道、高低压旁路、汽封供汽、汽缸夹层加热、小汽轮机蒸汽管道、除氧器加热蒸汽及厂用辅助蒸汽联箱经蒸汽吹扫干净，并办理签证。

7.7 主给水管道、凝结水管道、开闭式冷却水管道冲洗干净，临时系统恢复正常； 7.8 主机润滑油系统、抗燃油系统，调节保安油路系统、发电机密封油系统，汽动给水泵油系统，电动给水泵油系统，经酸洗后，油循环冲洗合格，并有油质化验合格报告。轴承进口加临时滤网检查合格后，将临时滤网拿掉； 7.9 发电机定子冷却水系统冲洗干净，水质化验合格；

7.10 空压机分部试运正常，空气系统吹洗干净，氢系统吹洗干净，发电机风压试验合格并有验收签证；

7.11有关油、水系统中的滤网、过滤器经分部试运后，重新清扫干净并恢复； 7.12 凝汽器灌水至喉部，真空系统找漏结束，真空系统静态抽真空试验合格。凝汽器水质冲洗合格；

7.13 汽机调节保安系统静态试验完毕，试验结果符合厂家要求；

7.14 厂用蒸汽辅助联箱安全门、除氧器安全门、汽封调节站、夹层加热联箱安全门等热态调整动作值正常，高、低加安全门冷态调整动作正常；

7.15 系统上电动门、调节门、手动门、 气动逆止门开关试验正常，挂牌标注名称正确，设备名称编号统一；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 9 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

7.16 主机热工、电气程控、保护、联锁、信号、音响试验正常，各指示、显示仪表指示准确可靠，并具备投入条件；

7.17 DCS系统、DEH监视系统调试结束，数据准确；

7.18 启动电源由启备变供给6kV、380V、220V及厂用直流电源送电，柴油发电机自动投入试验正常后投入备用状态。确保保安段工作正常；

7.19 厂房试运区设备清洁，地面干净，沟道盖板铺好，孔洞应加盖板，照明充足，通讯设施齐全，易燃的脚手架已拆除；

7.20 机组运行规程，系统图，交接班日记，操作卡、工作票准备齐全。运行人员熟知运行规程及整套启动调试方案；

7.21 整套启动委员会成立，试运人员分工明确，指挥统一。试运区悬挂“禁止烟火”明显标志，消防设施齐全，并有专人负责消防、保卫工作，首次整套启动时应有消防车在施工现场值班；

7.22 在严寒冬季试运，现场已有防冻措施，厂房温度一般不得低于5℃，确保设备不被冻坏；

7.23 建设单位已按要求配备了各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制；运行操作人员已经培训考试合格，确保能胜任本岗位的运行操作和故障处理；

7.24 施工单位应配备足够的设备维护及检修人员，并有明确的岗位责任制；维护人员应熟悉所在岗位的设备系统性能，并能在整套试运组统一指挥下胜任检修工作； 7.25调试单位在试运前向参与试运的各有关单位人员进行技术交底；

7.26运行人员已在试运现场备齐运行规程、系统流程图册、控制及保护逻辑图册、设备保护整定值清册、制造厂家的设计、运行和维修手册等有关技术文件，调试单位已在试运现场张挂整套启动试运曲线和锅炉点火、升压曲线等图表。

8整套启动程序及原则

8.1 整套启动程序

8.1.1 主机、小机及辅机进行各项电气、热工保护、联锁试验、机炉电大联锁试验、高低压旁路试验及主机调速系统静态试验合格。柴油发电机带负荷试验正常。热工所有仪表、基地式调节器投入，电动门、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂规程要求分别送电；

8.1.2汽机辅助设备及系统参照辅助设备试运措施及电厂运行规程分别启动投入，发电机进行氢气置换、充氢；

8.1.3 盘车装置投入运行，调整润滑油压，汽机抽真空后，有关管道疏水开启，通知锅炉点火，汽机暖管，配合锅炉调整高低压旁路蒸汽参数；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 10 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

8.1.4 首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机、检查。满足高速暖机条件后升速至3000r/min，期间主油泵切换试验正常，全面检查、测量、记录。稳定运行10～30分钟； 8.1.5 3000r/min作喷油试验；

8.1.6 喷油试验结束后交电气进行各项试验； 8.1.7 发电机并网带负荷；

8.1.8 发电机带负荷15～20%，运行4～6小时后解列发电机； 8.1.9 做自动主汽门和调门严密性试验；

8.1.10 汽机维持3000r/min，作机械超速试验，动作转速在110～112%额定转速之间，连续动作三次，动作值不合格时停机调整；

8.1.11汽机停机时记录惰走时间。如飞环飞出试验正常，汽轮机组无重大缺陷，汽机维持3000r/min，准备再次并网；

8.1.12 40%负荷后，启动一台汽动给水泵，低压加热器随机启动投入。 8.1.13 80%负荷作汽机真空严密性试验；

8.1.14 汽机带负荷到300MW，锅炉断油，投电除尘、热工保护、自动、协调逐步投入。进行3～15%额定负荷变动试验，试验方法见负荷变动试验措施； 8.1.15 汽机甩50%、100%额定负荷试验(按启动委员会规定时间进行)； 8.1.16 停机处理设备缺陷；

8.1.17 168小时满负荷试运应按“新启规”要求进行。 8.2整套启动原则

8.2.1启动采用滑参数运行方式，即定—滑—定运行方式；

8.2.2 汽轮机首次整套启动采用高中压缸联合启动方式启动，按首次冷态启动曲线升速暖机，首次启动因保温较湿故需适当延长暖机时间，以后整套启动可按厂家启动曲线进行高中压缸联合启动；

8.2.3 自动主汽门和调节汽门严密性试验，在汽机超速试验前进行；

8.2.4 首次停机原则上不采用滑参数停机方式，可根据首次启动后停机过程中高中缸胀差情况来决定停机方式；

8.2.5 汽动给水泵组在机组启动前试运应结束，泵组在用低压汽源则启停均不投入小汽机盘车；

8.2.6 盘车期间顶轴油泵应陪盘车长期连续运行；

8.2.7 带压疏水系统首次使用，应先排地沟待疏水水质合格再回收； 8.2.8除氧器安全门在机组启动前进行热态整定； 8.2.9首次启动发电机充氢。

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 11 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

9 整套启动操作

9.1 整套启动前的准备工作

9.1.1将各辅机设备、热工所有仪表及DEH、ETS、TSI、DCS、电动门、调节门根据电厂《运行规程》要求分别送电，检查各设备控制系统处于正常状态，保安电源带负荷试验正常。

9.1.2 汽机辅机设备及系统参照辅机设备试运措施及电厂《运行规程》分别启动投入， 9.1.3进行主机及辅机各项电气、热工保护、联锁试验和机炉电大联锁保护试验，试验合格；

9.1.4 进行高低压旁路联锁试验，试验合格；

9.1.5检查循环水系统及辅机冷却水系统投入运行，并向开式冷却水系统管道供水，开式水冷却水系统投入运行；

9.1.6 检查闭式水冷却水系统投入运行；并向各转动设备提供密封水及冷却水； 9.1.7检查凝结水系统投入运行，除氧器上水至正常水位，凝汽器补水至正常水位。投入轴加、低加水侧运行；

9.1.8检查给水系统投入运行，电动给水泵最小流量阀应开启保持再循环运行，投入高压加热器旁路，根据锅炉需要向锅炉上水，高压加热器水侧注水排空气，投入高加水侧运行；

9.1.9检查仪用、杂用压缩空气系统投入，保持贮气罐压力0.45～0.65MPa；

9.1.10检查主机润滑油系统投入，主油箱油位正常，检查润滑油系统无渗漏，调整冷油器，保持润滑油温在35～40℃，润滑油压力0.08～0.12MPa；

9.1.11检查主机抗燃油泵系统，检查抗燃油箱油位正常抗燃油压力13.5～14.5 MPa； 9.1.12启动顶轴油泵，检查调整顶轴油压正常后，启动盘车，记录大轴原始晃动值，盘车电流值。进行主机低油压联锁保护试验；试验后恢复盘车运行；

9.1.13检查汽轮机各轴承回油正常，油箱排烟风机启动后，维持油箱内的负压应维持在196～245Pa

9.1.14启动发电机密封油泵，投入油氢差压阀，调整油氢差压在0.05～0.07MPa； 9.1.15发电机开始置换气体充氢至0.05～0.1MPa；

9.1.16启动一台发电机定子冷却水泵，调整进水压力，维持水压小于氢压0.05MPa，并注意调整进水温度使之与氢温相匹配（时进水温度应高于氢温5℃以上防止结露）；内冷水应经常换水保证水质合格；

9.1.17关真空破坏阀，启动一台真空泵，凝汽器抽真空，要求凝汽器真空达到40kPa以上；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 12 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

9.1.18开启疏水门进行汽封系统暖管至高中低压汽封进汽分门前： 1) 辅助汽源控制站前疏水 2) 高、中压轴封供汽管道疏水 3) 低压轴封供汽管道疏水

9.1.19启动汽泵前置泵进行除氧器给水再循环，老厂供辅助蒸汽联箱及蒸汽管道经暖管后，投入除氧器加热系统，维持除氧器内水温70℃～80℃； 9.1.19投入Ⅰ、Ⅱ级旁路装置，各开50%并开三级减温水调门；

9.1.20开启下列疏水阀主蒸汽、再热蒸汽及高、低旁路疏水，管道疏水后，检查疏水系统正常；

1) 高压主汽门前疏水 2) 高旁站前疏水 3) 汽封高压站前疏水 4) 小机电动高压主汽门前疏水 5) 高旁阀后疏水 6) 再热热段管道疏水 7) 低压旁路阀前疏水

9.1.21投入疏水扩容器的喷水减温装置，以保证扩容器内温度小于80℃； 9.2锅炉点火检查与操作：

9.2.1通知锅炉点火，主蒸汽暖管至自动主汽门前，再热汽暖管至中联门前，疏水排入凝汽器；

9.2.2配合锅炉调整高低压旁路蒸汽参数。随着锅炉压力的提高，高旁设定在自动位置，减温水投自动，高压旁路设定值在定压位置，再热蒸汽压力升至0.686MPa时，试投低旁压力自动，当Ⅱ级旁路后蒸汽温度升至150℃投入Ⅱ级喷水，维持汽温100～150℃，同时投温度自动；

9.2.3在确认汽封管道疏水充分后，启动一台轴加风机投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力为0.123MPa，温度150?260℃；依次投入汽轮机低压汽封及高、中压汽封； 9.2.4低压缸喷水装置投自动，疏水扩容器的喷水减温装置在机组负荷在30%以下及加热器事故疏水门动作时适时投入，以保证扩容器内温度小于80℃，压力小于0.04 MPa； 9.2.5主蒸汽压力在0.8～1.0MPa，全开汽缸疏水、导管疏水、联通管疏水、抽汽逆止门前疏水、高排逆止门后疏水，汽缸夹层加热引入管疏水， 检查疏水正常； 9.2.6机组冲转前，开启高、中及低压段疏水门： 9.2.7进行汽缸夹层加热装置暖管暖箱开启其疏水门；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 13 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

9.2.8投入主机轴向位移、轴承回油温度高、胀差、低油压联锁、超速及轴振保护； 9.3汽轮机空负荷调试步骤

9.3.1首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机、检查； 9.3.2冲转参数 序号 1 2 3 4 5 6 7 项 目 名 称 主蒸汽压力 主蒸汽温度 再热蒸汽压力 再热蒸汽温度 凝汽器真空 润滑油温度 抗燃油温度 单 位 MPa ℃ MPa ℃ kPa ℃ ℃ 数 值 3.45 320 0.05?0.10 237 ≥83 40?45 35?45 9.3.3冲转前复查并计录下列数据

（1）盘车电流、顶轴油压、大轴晃动及偏心度；

（2）汽缸绝对膨胀、高中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位置；

（3）高压缸调节级处上下内壁温、高压主汽阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度；

（4）各轴承瓦温及回油温度。

9.3.4汽机首次冷态启动冲转、升速、暖机时间表： 转速 0?500 (r/min) 暖机时间 (min) 升速率100 (r/min/min) 轴承振动?0.02 (mm) 500 5 ?0.02 500?1200 1200 100 ?0.03 ?60 ?0.03 1200?2000 150 ?0.03 2000 2000?3000 ?60 ?0.03 150 ?0.03 9.3.5按“LATCH”按钮，汽机挂闸；

9.3．6 置按钮“HP&IP START/ IP START”于“HP&IP START”状态，置按钮“SINGLE VALVE/SEQ VALVE”于“SINGLE VALVE”状态；

9.3.7 按“RUN”按钮，开启高、中压主汽阀，并确认通风阀(VV阀)处于关闭状态； 9.3.8 “TARGET”选择目标转速为500r/min，“ACCELERATE”选择升速率为100 r/min/min； 9.3.9 按“GO”按钮后，高、中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，当转速大于盘车转速时，检查盘车装置应自动脱开，否则立即打闸停机；

9.3.10冲转至500r/min时打闸一次，降速期间进行摩擦检查，如发现缸内动静部分、

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 14 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

轴封、各轴承内部及发电机内部等处有异常声音或汽封油挡处昌火花，应立即打闸停机，若无异常，然后恢复500r/min暖机5分钟；期间投入电超速保护和MFT保护，对机组进行全面工况进行检查；

9.3.11 “TARGET”选择目标转速为1200r/min，按“GO”按钮升速；

9.3.12 升速到1200r/min暖机，停顶轴油泵，进行全面检查，暖机60分钟；暖机期间轴承振动应小于0.03mm，在机组转速低于一阶临界转速时轴承双振动幅振动值超过0.03mm时，应立即紧急停机，进行连续盘车，测量大轴晃度的变化，并找出原因，禁止降速暖机；

9.3.13 “TARGET”选择目标转速为2000r/min，“ACCELERATE”选择升速率为150 r/min/min，按“GO”按钮升速；在升速过程中，应注意机组迅速(以250?300 r/min/min)平稳通过轴系临界转速，通过临界转速时轴承振动应不大于0.10mm，轴振动应不大于0.25mm；

9.3.14 2000r/min进行高速暖机；在暖机结束时应满足以下值： 1) 中压排汽口下半内壁金属温度达130℃，继续暖机60分钟； 2) 高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250℃； 3) 高中压缸膨胀大于7mm；

4) 高中压胀差小于3.5mm并趋稳定。

9.3.15 “TARGET”选择目标转速为3000r/min，“ACCELERATE”选择升速率为150 r/min/min，按“GO”按钮升速；期间主汽压力逐渐升到6MPa左右，注意主蒸汽及再热蒸汽温度变化率不超限；

9.3.16转速为3000r/min,润滑油泵停下，并投备用，主油泵工作正常，切换过程中，应加强监视，防止油压突降，并检查调节系统应能保持稳定，

9.3.17转速为3000r/min，定速暖机30分钟，进行全面检查、测量、记录，投入汽机各项保护，发电机故障保护暂不投入； 9.3.18在冲转升速过程中应监视下列项目：

1) 倾听汽缸、汽封、油挡处有无异常声音和金属摩擦声； 2) 轴向位移无大幅度变动，推力瓦块温度无异常升高或突变； 3) 轴承金属温度<95℃，回油温度<65℃； 4) 转速在1200r/min以下，轴承振动≤0.03mm；

5) 过临界转速时应快速平稳，不得在此停留，轴承振动大于0.10mm，轴振大于0.25mm打闸停机；

6) 汽缸上下壁温差、左右法兰温差、高压主汽阀壳内外温差、高中压胀差均无超限；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 15 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

7) 润滑油和抗燃油油温、油压调整在范围内； 8) 除氧器及凝汽器水位调整在范围内； 9) 汽封供汽压力、温度调整在范围内； 10) 高低压旁路工作正常；

11) 注意发电机氢温、氢压及密封油压、内冷水压水温的变化，应保持规定的氢、油压差，及时投入冷却器的冷却水。

9.3.19 进行危急遮断器喷油试验，喷油试验时，高压胀差不得超过3mm，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》； 9.4 交电气进行试验；

9.5 电气试验结束后，汽机并网带9MW初始负荷，发电机主保护投入，低真空保护投入；并网前主蒸汽压力必须达到5.88MPa，主蒸汽温度达到370℃，在并网前后,主汽温度与再热蒸汽温度之差应满足要求；逐渐以1MW/min升负荷率把负荷升至30MW，期间高、低旁阀门逐渐关闭并相应暖机汽机并网后； 9.6 机组发电机解列，做空负荷试验；

9.6.1做主汽门及调门严密性试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》； 1) 通知锅炉把主蒸汽压力升至50%额定压力以上，注意调节高低压旁路；

2) 关闭四只主汽门，从主汽门关闭开始计时，要求转速能降至低于(实际进汽压力/额定蒸汽压力)×1000r/min；

3) 主汽门试验完后重新升速至3000r/min，而后关闭所有调节汽门，从调节汽门关闭开始计时，要求转速能降至低于(实际进汽压力/额定蒸汽压力)×1000r/min。

9.6.2 稳定3000r/min全面检查正常后做超速试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》；

9.7 超速试验正常后用高中压联合启动方式进行热态或温态启动冲转、升速、并网、带负荷。升负荷、暖机时间参见下表：

负荷20 20?50 50 50?100 100 100?150 150 150?200 200 200?250 250 (MW) 负荷率 1 1?1.5 1.5?2 1.5?2 1.5?2 (MW/min) 暖机时间60 60 60 40 30 30 (min) 氢压0.1 0.15 0.2 0.2 0.2 0.25 0.25 (MPa) 定子水压 0.06?0.1 0.15?0.2 0.2?0.25 0.2?0.25 0.2?0.25 (MPa) 250?300 1.5?2 9.8低加随机投入，高低压旁路并网后逐渐关闭，负荷30MW以上关闭高压部分疏水，负荷60MW以上关闭中压部分疏水，负荷90MW以上关闭低压部分疏水；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 16 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

9.9负荷150MW以上高压加热器疏水逐级导入除氧器，汽封进入自密封状态，启动一台汽动给水泵；电泵和汽泵并列运行；

9.10 负荷240MW以上进行真空严密性试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》； 9.11 负荷300MW进行负荷变动试验，详见《负荷变动试验措施》；

9.12 在达到目标负荷后，可以按“SEQ VALVE”按钮，转到顺序阀控制方式，以利于机组的经济运行；

9.13 负荷长期稳定运行期间应定时进行阀门活动试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》；

10 主要设备及系统投入要点

10.1 高压缸的预暖 10.1.1 暖缸前的检查

1) 确认高压调节阀关闭，预暖参数：

蒸汽压力：0.4～0.8MPa 蒸汽温度：200～250℃ 保持50℃以上过热度；

2) 确认盘车已连续运行两小时以上，高中压汽封已投入，真空在80kPa以上； 3) 确认高压内缸调节级内壁金属温度在150℃以下。 10.1.2 操作

1) 全开高压主汽管疏水阀，强关高排逆止门，确认各抽汽逆止门在关闭状态； 2) 全开高排逆止门前疏水阀及高中低压段疏水阀； 3) 全关通风阀(VV阀)；

4) 逐渐开启倒暖阀(RFV阀)，通过调整倒暖调节阀和各疏水阀的开度保证缸内压力在

0.4～0.5Mpa，使暖缸温升率小于50℃/h，汽缸各壁温差及胀差在允许范围内； 5) 当高压内缸调节级上半内壁金属温度升到150℃以上时，此时倒暖阀前的节流阀开

10％开度，而后稳定约3～4小时，暖缸结束后应关闭倒暖阀(RFV阀)，全关高中低压缸疏水；期间伴随对高压调节阀壳预暖，打开高压主汽阀壳上的疏水阀，将2号高压主汽阀开启至预暖位置，应注意汽机转速和盘车有无变化，防止因调门不严而冲转子；当阀壳内外壁温差大于80℃时，关闭2号高压主汽阀，当阀壳内外壁温差小于70℃时，重新将2号高压主汽阀开启至预暖位置，重复该过程，直至阀壳内处金属温度都升至150℃以上，阀壳预暖结束，关闭高压主汽阀；

6) 预暖时，加强对盘车的监视，一旦盘车停止而不能及时恢复时，应立即中断预暖。 10.2 高压缸夹层加热系统的投入

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 17 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

10.2.1 投入前检查

1) 确认夹层加热进汽联箱的疏水阀已开； 2) 确认高压外缸下半内壁金属温度小于300℃； 10.2.2 操作

1) 开启联箱进汽电动门，微开手动截止门，进行暖箱；

2) 暖箱结束后，开进汽门使箱内压力达到正常(0.98～4.9MPa)调整夹层进汽分门，控制进入夹层的进汽量；

3) 高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差在允许范围内，可关闭联箱进汽电动门及其手动门和疏水门，停用夹层加热系统。 10.3 低加的投入要点

10.3.1 低加在机组启动中随机投入，水侧已在凝泵启动时投入，轴封加热器在汽机投入汽封供汽时投入汽侧；

10.3.2 各低加空气门打开，母管疏水导入凝汽器，注意真空变化； 10.3.3 低加疏水逐级自流，调整好低加水位后水位投自动；

10.3.4 低加水位过高调整无效时，关闭低加汽侧，如仍无法调整，切除低加水侧，凝结水走旁路；

10.3.5 首次投入低加汽侧，应先将疏水排放至低位放水母管冲洗；投入低加应先低后高，切除时应按先高后低的顺序进行。 10.4高加的投入要点

10.4.1 高加随机启动投入汽侧，高加排空气排入除氧器，水位稳定后疏水投自动，疏水导入凝汽器，注意监视加热器水位；

10.4.2 高加水侧投入应先将高加水侧注水排空气，当高加内水压与给水母管压力相同时，打开高加水侧截止阀和三通阀；高加汽侧投入应先暖管暖箱，然后按先投低压后投高压的顺序进行；

10.4.3 高加疏水首次投入应排放至放水母管进行冲洗，然后投入正常逐级疏水方式，高负荷时高加疏水导入除氧器，低负荷时疏水至扩容器；

10.4.4 高加切除应先高压后低压顺序，高加切除后，关闭高加排空气门；

10.4.5 高加水位高时，应联锁紧急事故疏水电动门，如水位调整无效时，则切除高加汽侧，仍调整无效时切除其水侧。 10.5 汽封供汽系统投入要点

10.5.1 机组汽封外来供汽汽源有三路，一路来自低辅联箱，一路来自再热冷段，一路来自主蒸汽管道；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 18 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

10.5.2 盘车、冲转及低负荷阶段，汽封供汽来自辅助汽源，系统母管压力维持在0.123MPa；25%负荷到60%负荷阶段，此时再热冷段已能满足全部汽封供汽要求，供汽全部由再热冷段提供，并自动维持系统母管压力维持在0.123MPa；轴封母管供汽温度要与高中压转子汽封段金属温度相匹配，并应具有一定的过热度；低压汽封由温度调节站控制在120～150℃；

10.5.3 60%负荷以上负荷阶段时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所需的供汽量，此时，汽封母管压力升至0.13MPa，所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，汽封进入自密封状态；当进入自密封后，辅助供汽停止，但应保持热备用状态；

10.5.4 在机组甩负荷阶段，若有备用汽源，汽封供汽母管压力降至0.123MPa，溢流调节阀关闭，汽封供汽由辅助汽源站供给；若机组备用汽源投不上，此进时辅助汽源和再热冷段供汽不能利用，必须关闭辅助汽源站调节阀前的电动截止阀，汽封供汽母管压力降至0.118MPa，高压供汽调节阀自动打开，供汽由高压汽源站供给。在辅助蒸汽温度达到250℃以后，方能开启辅助汽源站前的电动截止阀，由辅助汽源供汽；

10.5.5 机组启动前投入汽封供汽时，应先投低压缸轴封供汽，调整正常后再投高中压缸汽封供汽。

10.6 发电机密封油系统投入要点

10.6.1 发电机密封油系统一台交流密封油泵运行，另一台交流与直流密封油泵备用；密封油来自主机润滑油系统；

10.6.2 发电机处于空气状态时，如密封瓦需要供油，可由主机轴承润滑油管来油经差压阀直接供油；

10.6.3 油氢差压阀投入，调整其阀门弹簧使油氢压差在0.05～0.07MPa；

10.6.4 发电机置换气体，充氢操作，可以全过程投入差压阀，观察油压跟踪情况； 10.6.5 低氢压（0.05MPa以下）运行状态下，浮子油箱中的浮球阀动作较慢，将会引起排油不畅，故应在此时适度开其旁路门排油，密切监视油箱油位，浮子油箱油位恢复正常所需的氢压数值需通过实际来进行测定；

10.6.6事故密封油泵投入运行时，由于密封油不经过真空油箱而不能净化处理，油中所含的空气和潮气可能随氢侧回油扩散到上电机内导致氢气纯度下降，此时应加强对氢气纯度的监视；

10.6.7除主密封油泵故障需要投入事故密封油泵之外，真空油箱中的浮球阀故障需要检修，也应改用事故密封油泵供油，真空油箱退出运行；

10.6.8 事故密封油泵投入运行，如果12小时之内主密封油泵不能恢复到正常工作状态，

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 19 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

则真空油箱补油管路上的阀门以及真空泵进口阀门应关闭，然后操作真空破坏阀门破坏真空，使真空油箱退出运行；

10.6.9 如果真空泵故障停运，主密封油泵仍可正常运行供油，此工况下也应进行机内排污、补氢，以保持机内氢气纯度，此工况下还应对真空油箱的油位进行密切监视，如无法维持油位，则应停运主密封油泵改用事故油泵运行；

10.6.10 事故密封油泵故障，且主密封油泵或真空泵不能恢复运行，则发电机内氢压应减至0.05MPa以下，相应发电机减负荷，改用第三供油回路供油，扩大槽上部的排氢管也应连续排入且向发电机内补充高纯度的氢气以维持机内氢气纯度；

10.6.11如果扩大槽油位过高而导致其溢油管路上的液位信号器报警，则应立即将浮子油箱退出运行，改用旁路排油，此时应使油位保持在液位信号器的中间位置，加强油位监视，以防止溢油至发电机或少油而使机内氢压急剧下降。 10.7 除氧器投入要点

10.7.1 除氧器上水至正常水位，投入辅助蒸汽加热，启动汽泵前置泵进行除氧器再循环，维持水温70～80℃，可启动给水泵向锅炉上水；

10.7.2 锅炉点火后，调整辅助蒸汽加热，维持除氧器水温110～130℃，根据水质含氧量，调整排氧门开度，运行中严防容器内蒸汽压力大幅波动，以免影响除氧效果； 10.7.3 汽机定速，带负荷后，将门杆漏汽导至除氧器；

10.7.4 当四抽压力大于除氧器压力，除氧器投入滑压运行方式，辅助蒸汽加热投入备用，防止除氧器压力突降，造成给水泵汽化；

10.7.5 当除氧器采用滑压运行方式，其压力降低速度不大于0.05MPa/min，运行中注意除氧器压力变化，防止给水泵汽化。 10.8机组热态启动操作要点 10.8.1冷热态启动方式的划分

高压内缸上半内壁(调节级处)金属温度小于150℃为冷态，150～300℃为温态，300～400℃为热态，大于400℃为极热态； 10.8.2高中压缸联合启动冷热态启动参数 状 态 主汽压力(MPa) 主汽温度(℃) 再热压力(MPa) 再热温度(℃) 暖机时间(min) 初始负荷(MW) 冷 态 3.45 320 0.05?0.1 237 ?150 10 温 态 7.84 410 0.1?0.12 327 ?5 25 热 态 9.81 450 0.12?0.15 417 不暖机 40 极 热 态 11.76 510 0.15?0.2 487 不暖机 60 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 20 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

10.8.3 温热态启动时，先送汽封，后抽真空，送汽封时先低压缸，后投高中压缸并要充分疏水，汽封供汽温度与高中压缸汽封段转子金属温度相匹配，并保证50℃以上的过热度，维持供汽温度在200～250℃，低缸汽封供汽温度为120～150℃；

10.8.4 热态启动时，锅炉做好机组冲转准备，尽可能将高低压旁路开至最大以满足机组并网后快速带负荷的需要；

10.8.5 高、中压缸联合启动方式热态启动操作要点

1) 根据高压内缸上半内壁(调节级处)金属温度确定热态启动冲转蒸汽参数； 2) 冲转前进行机组全面检查，检查并记录盘车电流、大轴晃动、轴向位移、高中缸、

低缸胀差、汽封供汽温度、汽缸上下温差、主再热蒸汽温度，当大轴偏心率比原始值偏差不大于0.02mm，否则应继续盘车，直到满足要求方可启动；

3) 先送汽封，后抽真空，送汽封时先低压缸，后投高中压缸并要充分疏水，汽封供汽

温度与高中压缸汽封段转子金属温度相匹配，并保证50℃以上的过热度，维持供汽温度在250～350℃； 4) 启动前无需进行高缸预暖

5) 冲动转子，在500r/min停留5分钟，全面检查机组，确认良好后，以200～250

r/min/min升速率升速至3000 r/min，定速后，检查机组正常，通知电气并网，带上初负荷，不得长时间空转；

6) 根据高压内缸壁温带初负荷，以温态3MW/min，热态5MW/min，极热态7MW/min升负

荷率增加负荷，按热态启动曲线暖机提升负荷至满负荷； 7) 升负荷过程中，监视高中缸、低缸胀差和高中缸壁温的变化情况；

8) 机组在1200r/min以下时，若轴承振动超过0.04mm，立即打闸停机，投入连续盘车，

检查转子弯曲值和上下缸温差；

9) 当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度至350℃，可停汽缸夹层加热； 10) 机组并网后，负荷大于30MW关高压段疏水，负荷大于60MW关中压段疏水，负荷大

于90MW关低压段疏水。 10.9 机组疏水系统操作要点 10.9.1 锅炉点火开下列疏水门： 1) 主蒸汽管道疏水阀 2) 左主汽门前疏水阀 3) 右主汽门前疏水阀 4) 夹层联箱及进汽管疏水阀 5) 左侧再热热段管道疏水阀

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 21 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

6) 右侧再热热段管道疏水阀 7) 高排逆止阀阀体疏水阀 8) 高排逆止阀阀后疏水阀 9) A小机低压电动门前疏水阀 10) B小机低压电动门前疏水阀 11) A小机高压电动门前疏水阀 12) B小机高压电动门前疏水阀 13) 轴封主汽控制站前疏水阀

10.9.2 汽机冲转前除开启以上各门外，并开下列疏水门： 1) 高压主汽阀阀体疏水阀 2) 高压调节阀阀体疏水阀 3) 高压高节阀进汽管疏水阀 4) 高压内缸疏水阀

5) 左侧高压内外缸夹层疏水阀 6) 右侧高压内外缸夹层疏水阀 7) 一段抽汽逆止门及阀前疏水阀 8) 二段抽汽逆止门及阀前疏水阀 9) 左侧高排逆止阀阀前疏水阀 10) 右侧高排逆止阀阀前疏水阀 11) 中压联合汽阀阀壳疏水阀 12) 中压进汽腔室疏水阀 13) 三段抽汽逆止门及阀前疏水阀

14) 四段抽汽至除汽器逆止门及阀前疏水阀 15) 四段抽汽至小机逆止门及阀前疏水阀 16) 中压缸排汽口疏水阀 17) 五段抽汽逆止门及阀前疏水阀 18) 六段抽汽逆止门及阀前疏水阀

10.9.3 机组负荷＞10％关下列疏水门，在负荷＜10％开下列疏水门： 1) 左自动主汽门前疏水阀 2) 右自动主汽门前疏水阀 3) 主蒸汽管道疏水阀 4) 高压主汽阀阀体疏水阀

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 22 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

5) 高压调节阀阀壳疏水阀 6) 高压调节阀进汽管疏水阀 7) 高压内缸疏水阀

8) 左侧高压内外缸夹层疏水阀 9) 右侧高压内外缸夹层疏水阀 10) 一段抽汽逆止门及阀体疏水阀

10.9.4 机组负荷＞20％关下列疏水门，在负荷＜20％开下列疏水门： 1) 左侧高排逆止阀前疏水阀 2) 右侧高排逆止阀前疏水阀 3) 高排逆止阀阀体疏水阀 4) 高排逆止阀阀后疏水阀 5) 左再热热段管道疏水阀 6) 右再热热段管道疏水阀 7) 中压联合汽阀阀壳疏水阀 8) 中压进汽腔室疏水阀 9) 中压排汽口疏水阀

10) 二段抽汽逆止门及阀前疏水阀 11) 三段抽汽逆止门及阀前疏水阀

19) 四段抽汽至除汽器逆止门及阀前疏水阀 12) 四段抽汽至小机逆止门及阀前疏水阀

10.9.5 机组负荷＞30％关下列疏水门，在负荷＜30％开下列疏水门： 1) 五段抽汽逆止门及阀前疏水阀 2) 六段抽汽逆止门及阀前疏水阀 10.10 机组启动、运行主要控制指标 项目名称 主汽压力 主再热蒸汽温度 主蒸汽温升率 再热蒸汽温升率 高中压缸壁金属温升率 高中压外缸内外壁温差 高压内缸内外壁温差 高压主汽阀壳内外壁温差 高中压外缸内壁与高压内缸单位 MPa ℃ ℃/min ℃/min ℃/min ℃ ℃ ℃ ℃ 正常值 16.7?17.17 532?540 ?1.5 ?2 ?1.5 ?50 ?50 ?55 ?50 报警值 停机值 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 23 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

外壁温差 高中压外缸外壁上下半温差 高压内缸外壁上下半温差 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 轴向位移 高中压胀差 低压胀差 轴振 轴承振动 润滑油压力 润滑油进油温度 润滑油回油温度 抗燃油压力 抗燃油温度 支持轴承金属温度(#1--#4) 支持轴承金属温度(#5--#6) 推力轴承金属温度 主油箱油位 抗燃油箱油位 凝汽器真空 主油泵出口压力 高压外缸排汽口处蒸汽温度 低压排汽温度 除氧器水位 除氧器压力 发电机内冷水压力 密封油差压 发电机氢压力 发电机氢温 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 发电机定子绕组温度 发电机定子进水流量 高辅联箱压力 汽封系统压力 发电机周波 ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ mm ?50 ?35 ?80 ?10 ?10 -1.05?0.6 mm -3?6 mm 0?14 mm ≤0.076 mm ≤0.025 MPa 0.0785?0.0981 ℃ 40?45 ℃ ?65 MPa 14 ℃ 35?45 ℃ ?80 ?80 ℃ ?80 mm -250?250 mm 320?560 kPa >90 MPa 2 ℃ ?340 ℃ ?36 mm 2300 MPa 0.14?0.73 MPa 0.2?0.25 MPa 0.056 MPa 0.25 ℃ ?60 ℃ 35?40 ℃ ?80 ℃ ?110 ℃ ?120 ℃ ?120 t/h 45 MPa 0.8?0.98 MPa 0.12 Hz 48.5?50.5 ≤-1.05； ≤-1.65；≥1.2 ≥0.6 ≤-3；≥6 ≤-4；≥7 ≥14 ≥15 ≥0.127 ≥0.250 ≥0.05 ≥0.08(手动) ≤0.07 ≤0.05 ≥45 ≥65 ≥75(手动) ≤11.2 ≤7.8 ≤20，禁止启动 ≥105 ≥115 ≥105 ≥115 ≥100 ≥110 ≤85.3 ≤80.3 ≤1.8 ≥380 ≥420 ≥80 ≥110(手动) ≥0.73 ≤0.1 ≥0.34 ≥65 ≥80 ≥110 ≥120 ≥120 ≤40 ≤35 ≥1.1 ≥0.5 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 24 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

11停机操作

11.1 正常停机

11.1.1汽机以3～6MW/min减负荷,维持主再热汽温在额定值,在减负荷过程中根据锅炉情况投入旁路系统；

11.1.2 根据停机目的不同，在机组计划停机后检修，可采用顺序阀控制方式；在调峰或其它短暂的临时停机，可采用单阀控制方式；

11.1.3 在停机前应试验交、直流润滑油泵、高压启动油泵、顶轴油泵及盘车电机，均应工作正常；确认主汽阀及调节阀、抽汽逆止阀灵活、无卡涩；做好汽封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管工作；

11.1.4 发电机负荷150MW以下，切除高加汽侧，除氧器汽源切换为辅汽供汽，自密封供汽系统切为冷段供汽封，启动电动给水泵正常后，停汽动给水泵； 11.1.5 在90MW左右打开低压段疏水，联系统电气、锅炉做好停机准备；

11.1.6 减负荷过程中注意高中压和低压胀差的变化，如胀差太大应放慢减负荷速度，当胀差达到-1.0mm时停止减负荷，若继续增大且采取措施无效时应快速减负荷到零； 11.1.7 在60MW左右打开中压段疏水；

11.1.8 在30MW左右打开高压段疏水，投入低缸喷水及疏水扩容器喷水； 11.1.9 减负荷过程中应注意各部温差在允许范围内，否则应减小降负荷率；

11.1.10 在负荷减到零后，通知电气解列，启动交流润滑油泵及高压启动油泵，汽机打闸，保留润滑油低油压低外解除其它主机保护，记录汽机惰走曲； 11.1.11 转速至1200r/min，启动顶轴油泵，检查各顶轴油压正常；

8.8.1.12 转速至300r/min，开真空破坏门，做到转速到零，真空到零，停轴封供汽，停轴加风机，停真空泵；

11.1.13 转子静止，投入盘车，认真做好停机后记录工作，特别是壁温参数、盘车电流及转子弯曲值；

11.1.14 调整润滑油温在35℃左右，关闭汽机本体疏水，以防止冷汽进入汽缸，注意除氧器及凝汽器水位，以防止冷水进入汽缸；停定子冷却水，发电机氢冷器； 11.1.15 停机后，如汽动给水泵已停运则可停抗燃油泵；

11.1.16 高压内缸上半内壁温度降到200℃左右时，可改用间歇盘车，每半小时旋转180o，温度降到150℃以下可停盘车，停顶轴油泵，8小时后可以停润滑油泵；

11.1.17 在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时，应停止连续盘车改为定期盘车，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车8小时以上; 11.1.18 根据停机时间长短,决定是否排氢；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 25 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

11.1.19 盘车状态下，应注意不能停密封油泵； 11.1.20 其它辅助设备操作按电厂运行规程执行。 11.2 紧急停机 11.2.1 处理原则：

1) 事故的处理，应以保证人身安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则；

2) 机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，关采取相应措施防止事故扩大化；必要时应保持非故障设备的运行； 3) 事故处理应迅速、准确、果断；

4) 应保留好现场特别是事故发生前和发生时的仪器、仪表所记录的数据，以分析原因； 5) 事故消除后，运行值班人员应将观察到的现象，当时的运行参数，处理经过和发生时间进行完整、如实记录，以便分析事故。

11.2.2 下列任一情况出现，应打闸后破坏真空紧急停机： 1) 机组发生强烈振动，振幅达0.1mm以上； 2) 汽机发电机内有清晰金属摩擦声音和撞击声音；

3) 汽机发生水冲击或主再热蒸汽温度在10min内急剧降低50℃以上； 4) 任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟时；

5) 任一支持轴承金属温度升至115℃或推力轴瓦温度升至110℃； 6) 轴封或挡油环严重摩擦，冒火花；

7) 润滑油压力低至0.05MPa，启动润滑油泵无效； 8) 主油箱油位降至低油位停机值以下，经补油无效时； 9) 油系统着火；

10) 轴向位移超过跳闸值，而轴向位移保护拒动； 11) 汽机转速超过3360r/min，危急遮断器拒动； 12) 循环水中断不能立即恢复。

11.2.3 下列任一情况出现应不破坏真空停机： 1) 主、再热蒸汽管破裂，机组无法正常运行；

2) 凝结水泵故障，凝汽器水位进高，而备用泵不能起； 3) 机组甩负荷后，空转或带厂用电运行超过15min； 4) DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行； 5) 高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值； 6) 机组处于电动机状态运行时间超过1min； 7) 凝汽器真空降至80kPa以下。

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 26 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

12优化措施及建议

12.1 汽动给水泵的试转放到吹管后机组整套启动前进行； 12.2 第一次启动系统充氢；

12.3 整套启动时应注意进行管道法兰的热紧工作；

12.4 为改善启动阶段的汽水品质，在低负荷时，高压加热器、抽汽管道及主、再热蒸汽管道的疏水应先排地沟进行冲洗2～3小时，待系统冲洗干净后疏水可回收；

12.5 汽轮机高中压缸保温应保证使用同一种材质和质量的保温材料，并确保下汽缸的保温工艺和质量；

12.6 使用搬钩进行阀门操作时，应注意搬钩与阀门相匹配，不要用力过大过猛造成阀门损坏；

12.7 就地各水位计和油位计建议标注好最高、最低和正常工作位置的标志； 12.8 对氢冷发电机的氢气系统进行检修时，应采取措施防止工具产生火花。

13安全注意事项

13.1 运行人员首次操作前应经考试上岗，调试人员运行班长应进行技术交底，熟知运行规程和操作系统，防止误操作；

13.2操作公用系统时，一定要取得值长同意，并做好隔离工作； 13.3汽机冲转前蒸汽进入汽缸内不允许启动，一定要查明原因；

13.4首次整套启动前对每个系统应仔细检查，汽机升速过程中应注意汽封、油挡若发现有摩擦现象，在较短时间内不能立即消除时，立即停机，另外严格监视汽机转子及轴承振动，各缸胀差、轴承金属温度、油膜压力、汽缸膨胀，发现问题应立即汇报值长； 13.5机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况下长时间运行； 13.6应避免在30%额定负荷以下长期运行；

13.7机组未解列前发生电动机运行时间不应超过1min，且凝汽器真空必须正常； 13.8在盘车投入前，不得向轴封供汽；

13.9在排汽温度高时，应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化，如排汽温度已达到报警值，除投入喷水系统外，还应采取提高真空度或增加负荷等方法来降低排汽温度；

13.10除紧急事故停机应立即破坏真空外，一般机组跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至300r/min为止；

13.11必须保证汽机本体疏水系统以及主汽管、再热汽管热段、再热汽管冷段和抽汽管的疏水系统系统在启动停机时畅通；

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 27 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

13.12喷油试验后不能立即做超速试验，以免积油引起动作转速不准；

13.13机组带50～60%额定负荷时，允许凝汽器半侧清洗、检修，但此时必须注意真空及#3、#4轴承振动、轴承油温和金属温度的变化；

13.14机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不应超过15min； 13.15在全部高加切除时，可以保证机组额定出力，但不允许超发，并且要注意监视各抽汽段压力及调节级压力不允许超限；

13.16在三台高加都解列时，如低加需解列，则发电机应减小负荷，每减少一台低加则减负荷5%，如相邻两台低加解列，则负荷只能为90%，三台低加解列，则负荷只能为80%；注意切除加热器后，调节级压力和各级抽汽压力不得超限；

13.17汽机在暖机阶段，如果转速不能稳定在暖机转速，不应在临界转速停留，应将转速升至上一个暖机点稳定或下一个暖机点，查明原因；

13.18首次启动应加强化学化验凝汽器水质，水质不合格不能回收； 13.19主蒸汽与再热蒸汽温差在允许范围之内，详见图5；

13.20试运区域内严禁烟火，如需电火焊检修工作，则应测氢分析后并经有关部门批准方可进行。严格执行电厂工作票制度，安装检修人员不得随意操作；

13.21每根主蒸汽管道蒸汽温度之差及再热蒸汽管道蒸汽温度之差不应超过17℃； 13.22在额定负荷运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度低于520℃时，应减负荷运行，在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，否则应继续减负荷，当汽温降至450℃时负荷应降到零，若汽温继续下降到430℃仍不能恢复时手打停机；

13.23在启动、变负荷和停机时，在连续15min内主蒸汽温度和再热蒸汽温度的下降值应小于50℃，若达80℃以上应手打停机；

13.24主蒸汽、再热蒸汽及高缸排汽、各抽汽管道上防进水热电偶温差大于40℃，可认为汽缸进水，应立即采取措施排水；

13.25机组在5～10%额定负荷运行时，汽机低压缸的最大允许排汽压力为13kPa，低压缸排汽温度不大于52℃，在此段负荷间禁止长期运行；

13.26机组允许在30～100%额定负荷长期运行，此时最高排汽压力为14.7kPa，若超过此值，则必须对凝汽系统进行检查；若虽超过此值但并未超过停机值时，则运行时间应少于60min，否则打闸停机；

13.27机组甩负荷后空转运行时所允许的最高排汽压力为13.8kPa、排汽温度应小于80℃、运行时间应少于15min，否则打闸停机； 13.28在做超速试验时，汽缸两侧不允许站人。

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 28 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

14附图

14.1首次冷态高、中压缸联合启动曲线； 14.2冷态高中压缸启动曲线； 14.3温态高中压缸启动曲线； 14.4热态高中压缸启动曲线； 14.5极热态高中压缸启动曲线；

15.附录

15.1附表一：整套启动调试前检查验证单 15.2附表二：饱和蒸汽压力、温度一览表 15.3附表三：调试文件修改登记表 15.4附表四：调试文件修改通知单

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 29 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

主再热蒸汽温度℃600高压内缸上内壁金属温度<℃,冲转时再热蒸汽压力为0.05～0.1MPa，汽轮机首次启动由于汽缸存放时间较长,保温材料较湿等多方面原因，可根据汽缸胀差及膨胀情况适当增加暖机时间。附图一 汽轮机首次冷态启动曲线主汽压力 MPa18.016.050014.012.0400主汽温度320℃主汽压力5.88MPa10.08.06.0300主汽压力3.45MPa4.02.0200再热汽温度237℃转速r/min0.03000r/min2000r/min500r/min1200r/min打闸试验摩擦检查喷油试验电气试验约10小时打闸试验摩擦检查3000200010001.02.03.04.05.06.07.08.0时间(小时)河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 30 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

主再热蒸汽温度℃600高压内缸上内壁金属温度<汽压力为0.05～0.1MPa.℃,冲转时再热蒸附图二 汽轮机冷态启动曲线主汽压力 MPa537℃16.718.016.050014.012.0400主汽温度320℃主汽压力5.88MPa10.08.0300主汽压力3.45MPa6.04.02.0200再热汽温度237℃转速r/min0.03003000r/min2000r/min1200r/min负荷300020001000500r/min3002001001.02.03.04.05.06.07.08.0时间(小时)河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 31 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

主再热蒸汽温度℃600高压内缸上内壁金属温度℃537℃16.7附图三 汽轮机温态启动曲线主汽压力 MPa18.016.050014.012.0400主汽压力7.84MPa主汽温度410℃10.08.0300再热汽温度327℃6.04.02.0200转速r/min3003000r/min0.0负荷300020001000500r/min30020010050100150200250时间(分钟)河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 32 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

主再热蒸汽温度℃600高压内缸上内壁金属温度537℃16.7℃附图四 汽轮机热态启动曲线主汽压力 MPa18.016.0500主汽温度450℃14.012.0主汽压力9.81MPa400再热汽温度417℃10.08.06.03004.02.0200转速r/min3003000r/min0.0负荷300020001000500r/min30020010050100150200250时间(分钟)河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 33 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

主再热蒸汽温度℃600高压内缸上内壁金属温度≥537℃主汽温度510℃16.7℃附图五 汽轮机极热态启动曲线主汽压力 MPa18.016.0500再热汽温度487℃14.012.0主汽压力11.76MPa40010.08.03006.04.02.0200转速r/min3000r/min3000.0负荷30002000500r/min300200100050100150100200250时间(分钟)河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 34 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

附表一

整套启动调试前检查验证单

设备及系统名称 环境状况 序 号 1 与方案名称相同 □晴 □阴 □雨 □雪 □温度 ℃ 验证内容及项目 内容及项目 合格 不合格 汽轮发电机组及其辅助设备安装工作全部完毕，并检验合格，有验收鉴证 汽机本体、各加热器、高温蒸汽管道保温工作结束，设备及管道油2 漆工作结束，管道色环及介质流向标注正确 各压力容器及系统管道水压试验合格，经有关质检部门检验合格。3 并有报告和鉴证 各转动辅助设备经分部试运正常，热工、电气保护、程控联锁动作4 正常，信号正常。分部试运记录完整并有鉴证，已交运行人员代管 疏排水设备可靠，保证地沟排水畅通，疏水排放符合设计要求，阀5 门操作方便 主蒸汽、再热蒸汽管道、高低压旁路、汽封供汽、汽缸夹层加热、6 小机高低压蒸汽管道、除氧器加热蒸汽及厂用高低压辅助蒸汽联箱经蒸汽吹扫干净，并办理鉴证 主给水管道、凝结水管道、开闭式冷却水管道冲洗干净，临时系统7 恢复正常 主机润滑油系统、抗燃油系统，调节保安油路系统、发电机密封油系统，汽动给水泵油系统，电动给水泵油系统，经酸洗后，油循环8 冲洗合格，并有油质化验合格报告。轴承进口加临时滤网检查合格后，将临时滤网拿掉 发电机定子冷却水系统冲洗干净，水质化验合格 9 空压机分部试运正常，空气系统吹洗干净，氢系统吹洗干净，发电10 机风压试验合格并有验收鉴证 有关油、水系统中的滤网、过滤器经分部试运后，重新清扫干净并11 恢复 凝汽器灌水至喉部，真空系统找漏结束，真空系统静态抽真空试验12 合格。凝汽器水质冲洗合格 汽机调节保安系统静态试验完毕，试验结果符合厂家要求 13 厂用蒸汽辅助联箱安全门、除氧器安全门、汽封调节站、夹层加热联14 箱安全门等热态调整动作值正常，高低加安全门冷态调整动作正常 系统上电动门、调节门、手动门、 气动逆止门开关试验正常，挂15 牌标注名称正确，设备名称编号统一 主机热工、电气程控、保护、联锁、信号、音响试验正常，各指示、16 显示仪表指示准确可靠，并具备投入条件 DCS系统、DEH监视系统调试结束，数据准确 17 启动电源由启备变供给6kV、380V、220V及厂用直流电源送电，柴18 油发电机自动投入试验正常后投入备用状态。确保保安段工作正常 厂房试运区设备清洁，地面干净，沟道盖板铺好，孔洞应加盖板，19 照明充足，通讯设施齐全，易燃的脚手架已拆除 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 35 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

20 21 22 23 机组运行规程，系统图，交接班日记，操作卡、工作票准备齐全。 运行人员熟知运行规程及整套启动调试方案 整套启动委员会成立，试运人员分工明确，指挥统一。试运区悬挂 “禁止烟火”明显标志，消防设施齐全，并有专人负责消防、保卫工作，首次整套启动时应有消防车在施工现场值班 在严寒冬季试运，现场已有防冻措施，厂房温度一般不得低于5℃， 确保设备不被冻坏 建设单位已按要求配备了各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任 制；运行操作人员已经培训考试合格，确保能胜任本岗位的运行操作和故障处理 施工单位应配备足够的设备维护及检修人员，并有明确的岗位责任 制；维护人员应熟悉所在岗位的设备系统性能，并能在整套试运组统一指挥下胜任检修工作 调试单位在试运前向参与试运的各有关单位人员进行技术交底 运行人员已在试运现场备齐运行规程、系统流程图册、控制及保护 逻辑图册、设备保护整定值清册、制造厂家的设计、运行和维修手册等有关技术文件，调试单位已在试运现场张挂整套启动试运曲线和锅炉点火、升压曲线等图表 验证人： 2006年 月 日 24 25 26 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 36 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

附表二：

饱和蒸汽压力、温度一览表

绝对压力 （MPa） 0.1 0.3 0.5 0.7 0.9 1.5 2.5 3.5 4.5 5.5 6.5 7.5 8.5 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 饱和温度 (℃) 99.63 133.54 151.84 164.96 175.36 198.29 223.94 242.54 257.41 269.93 280.82 290.5 299.23 307.21 314.57 321.4 327.79 333.78 339.42 344.76 绝对压力 （MPa） 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0 16.0 饱和温度 (℃) 120.23 143.62 158.84 170.42 179.88 212.37 233.84 250.33 263.91 275.55 285.79 294.97 303.31 310.96 318.05 324.65 330.83 336.64 342.13 347.33

河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 37 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

附表三： 调试文件修改登记表

调试文件修改通知单粘贴处 登 记 人 登记日期 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 38 页 共 39 页

郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书

附表四： 调试文件修改通知单 编号： 文件名称 文件编号 A） 页 行至 页 行 修改位置 B） 页 行至 页 行 C） 页 行至 页 行 原文要点： 修改原由： 修改后内容： 修 改 人 修改日期 送达单位 送 达 人 接 收 人 送接日期 备注：

审 核 人 审核日期 批 准 人 批准日期 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 39 页 共 39 页

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