汽轮机整套启动(含负荷变动试验)调试措施.doc

调 试 措 施调 试 项 目 名 称 编号： 0202 0321第 1 页 共 21 页汽轮机整套启动(含负荷变动试验)调试措施1.设备概况 广东国华粤电台山发电有限公司一期工程（2600MW）机组汽轮机由上海汽轮机有限公司生产的引进型凝汽式汽轮机（N60016.7/538/538），旁路配置为30高压旁路及40低压旁路。本汽轮机为四缸四排汽中间再热凝汽式汽轮机。及上海电机厂生产的QFSN6002型定子绕组水内冷,转子绕组氢内冷,铁芯为氢冷发电机。其特点是采用数字电液调节系统，操作简便，运行安全可靠。高中压分缸，低压采用双流程结构。1.1主要技术规范1.1.1 汽轮机规范 制造厂： 上海汽轮机有限公司 型式： 亚临界、单轴、四缸四排汽、高中压缸双流程 型号： N60016.7/538/538 主蒸汽压力： 16.7MPa 主蒸汽温度： 538 额定功率： 600MW 再热汽压力： 3.218 MPa 再热汽温度： 538 排汽压力： 5.9kPa 热耗： 7850kj/kW.h 主蒸汽流量： 1791.993t/h 再热蒸汽流量： 1491.165t/h 额定转速： 3000r/min 旋转方向： 顺时针（从汽轮机向发电机方向看） 给水温度： 额定工况273.8 额定冷却水温： 24 给水泵驱动方式：小汽轮机 小汽机额定背压：6.28kPa 1.1.2发电机 制造厂： 上海汽轮发电机有限公司 型号： QFSN6002 额定功率： 600MW 额定电压： 20kV 工作转速 ： 3000r/min 励磁方式： 静态励磁 冷却方式： 水氢氢 额定氢压: 0.4 MPa2.编写依据2.1台山发电厂一期工程600MW发电机组调试大纲2.2制造厂说明书及设计院的设计资料2.3火电工程启动调试工作规定 建质（1996）40号文颁发2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准3.调试目的 机组整组启动、并网、带负荷试运行是安装工作及启动调试的最后一道工序，通过检测与考核汽机DEH控制系统静态、动态性能检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种工况的运行记录及收集机组设备和系统各种工况下的运行参数和状况试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式投用并考验机组各项自动控制装置的工作状况。对机组参数调整试验后，检验考验设备的制造、安装、设计质量和性能，并在设备和系统的动态运转过程中及时发现问题和解决问题，消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使主、辅机设备、系统达到设计的额定工况和出力，完成机组168小时试运行 ，使机组能以安全、可靠、稳定生产的状态移交给电厂。4. 调试应具备的条件4.1现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐，照明充足，通讯良好，障碍物和易燃物已消除，消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。4.2厂房封闭良好，不漏水，厂房通风设备可投用，机组的试运行区域划分明确，作出标记。4.3现场需用的系统图、阀门扳手、运行日记及数据记录表格已备妥，系统阀门已挂牌。调试用的仪器、仪表已准备就绪，管道保温良好，并标好色环，介质流向，油管下方的热管道已采取防火措施。4.4参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明了，各方面（电厂、安装、调试）参与启动人员的姓名、专业均以大字报形式张贴现场，便于工作联系。启动现场用红白带围起，无专用符号者不准入内，现场所有人员各自的行动以不妨碍运行操作为原则。4.5各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀、电动阀动作试验正常。4.6各受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作性能良好，各有关的汽水、 油管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需要及要求。4.7汽机盘车、顶轴油泵装置试转结束，已可投用。4.8汽机真空泵及真空系统试转结束，真空系统密封试验结束。4.9发电机氢、油、水系统调试结束，系统处于可投用状态， 发电机氢系统气密性试验合格，发电机漏氢量小于制造厂规定。4.10热控控制系统处于可投用状态，功能能满足机组启动的需要。4.11汽机本体ETS、TSI均已校验合格，机、炉横向保护校验均已合格，各报警信号、光字牌显示良好。4.12高、低压旁路冷态调试结束，已具备满足机组启动及事故备用的需要。4.13化学已准备足够的启动补水水源，凝结水除盐装置冷态调试结束，机组启动时可投用。4.14仪用气系统静态调试完毕，满足投用条件。4.15汽轮机各分系统经试转、验收、签证合格。5. 调试项目及调试工艺5.1机组整套启动可分为下列三个阶段进行5.1.1从机组冲转到额定转速及带10%额定负荷试运转（用于完成电气试验、汽机主汽门、调门严密性试验、汽机超速试验、汽机停机时测量惰走时间）。5.1.2机组带负荷试验（0%100%负荷，进行机组各种设备的动态投用及出力工况试验、负荷变动试验）。5.1.3机组的168小时满负荷试运行（做真空严密性试验和带负荷停用高加试验）5.2汽机调试启动阶段，调门进汽方式采用全周进汽即“单阀” 运行方式。 5.3高压缸调节级的金属温度及中压缸第一级静叶持环处的金属温度小于204时，机组启动采用冷态启动方式进行，大于204时机组启动采用热态启动方式进行。5.4机组冷、热态启动采用高压缸启动方式。5.5在高压缸启动方式时，高、低压旁路用于汽机冲转前的蒸汽温度提升，在汽机挂闸前将高旁和低旁阀门关闭，置于自动备用状态。汽机冲转由高压主汽门控制，转速到2950 r/min进行阀切换，汽机转速由高压调门控制。5.6机组启动调试阶段各辅机设备、系统的投用5.6.1凝结输送水系统投用，闭式冷却水系统投用。5.6.1.1凝结输送水系统正常投用一台凝结水输送泵，另一台作备用。5.6.1.2闭式冷却水系统正常投用一台工业水泵，另一台作备用并投用一组水-水热交换器。5.6.1.3闭式冷却水系统投用时如无冷却用户可开启旁路阀，以防止打闷泵。5.6.2循环水系统投用。5.6.2.1启动一台循环水泵，另一台作备用。5.6.3开式冷却水系统投用。5.6.3.1开式泵正常运行时投用一台，另一台作备用，根据开式泵进口滤网压差情况定时投用开式泵旋转滤网的冲洗装置。5.6.4凝泵及凝结水系统的投用。5.6.4.1正常运行凝泵投用一台，另一台做备用。5.6.4.2初次启动时凝结水水质不合格时，根据凝汽器水位打开凝结水排放阀排 放，除氧器进水由化水直接供给，凝结水水质合格后进除氧器回收。5.6.5辅助蒸汽系统投用。5.6.5.1辅助蒸汽系统在机组负荷小于25%额定负荷前采用启动炉0.781.27MPa加热蒸汽作为汽源。5.6.5.2在机组负荷大于25%额定负荷后，辅助蒸汽系统汽源由再热冷段提供。5.6.5.3当四级抽汽压力大于辅助蒸汽母管压力时，辅汽汽源可由四抽提供，其它汽源应保持热备用状态。5.6.5.4机组事故状态应注意保证辅汽至轴封汽的供汽。5.6.5.5辅助蒸汽母管的疏水送疏水扩容器，疏水扩容器疏水排向定排。5.6.6除氧器、给水系统的投用。5.6.6.1除氧器用辅汽母管供汽，通常维持压力为0.049MPa，当负荷20%额定负荷后开启四抽至除氧器电动阀，采用四抽汽源加热除氧器，除氧器压力温度随负荷而滑升至额定参数。5.6.6.2启动前给水由电动给水泵供水，负荷增至30%额定负荷时启动第一台汽动给水泵，负荷增至70%额定负荷时启动第二台汽动给水泵，第二台汽动给水泵启动正常后，逐步将电动给水泵负荷转移到汽动给水泵负担后，停用电动给水泵，电泵处于热备用状态。5.6.7高、低压加热器抽汽系统的投用。5.6.7.1高、低压加热器一般随机启动，但首次启动时不随机投用，在第一次启动时投用高压加热器水侧，高压加热器汽侧切除。5.6.7.2发电机并网带负荷后，三级抽汽压力大于0.1MPa后,开启#3高加危急疏水至排大气阀门，进行高压加热器汽侧热态冲洗，直到化学取样合格后回收高加疏水，热态冲洗流程为#1、#2、#3高加疏水逐级自流，经#3高加危急疏水排至厂外。5.6.7.3当三抽压力大于0.8MPa后，可将高加疏水切至除氧器。5.6.8 发电机氢、油、水系统的投用。5.6.8.1正常运行时，保证氢压大于定子水压0.035MPa，密封油压力高于氢压0.084MPa，空、氢侧密封油差压保持490KPa。5.6.8.2为了保证定子水压低于氢压，运行时可采用调节定子水冷泵再循环阀来控制水压。5.6.8.3密封油装置投用。 1.氢侧、空侧油泵启动。 2.主机高压密封备用油泵、空侧直流密封油泵、主机低压润滑油泵及直流油泵作联锁备用。5.6.8.4 发电机氢系统在充氢状态下应始终投用一台密封油系统排烟风机，另一台处于备用状态。5.6.9 EH油系统、润滑油系统、盘车及顶轴油系统的投用。5.6.9.1启动一台EH油泵，另一台作备用，EH油泵启动时注意EH油箱油温大于24。否则应投用电加热器，预热油温大于24后，才允许启动EH油泵，EH油运行温度为3257。5.6.9.2根据运行中的EH油温投用一台冷油器，另一台做备用，备用冷油器应保持充满油。5.6.9.3在汽机盘车前投用主机润滑油泵和高压备用密封油泵，直流事故油泵处于备用状态，汽机转速3000r/min主油泵出口压力正常后，停用主机润滑油泵和高压密封油泵，然后投自动备用。5.6.9.4润滑油冷油器正常运行时投用一组，另一组作备用，备用冷油器应保持充满油。启动润滑油泵前应注意油箱油温大于10，否则应投用电加热器。5.6.9.5润滑油系统一旦投用后，应投用主油箱排烟风机，保持主油箱负压。5.6.9.6本机组配备两台顶轴油泵，盘车前投用顶轴油泵，顶轴油母管压力大于13MPa，使得轴承顶轴油压达到13 MPa以上。5.6.9.7首次启动汽轮机转子盘车应不少于24小时。5.6.9.8盘车时润滑油温应维持在2135。5.6.10真空泵及真空系统的投用。5.6.10.1冷态启动轴封汽汽源采用辅汽母管汽源。5.6.11轴封汽系统的投用。5.6.11.1汽轮机冲转前真空应达到81KPa，冲转前投用三台真空泵拉真空，正常运行只投用二台真空泵，另一台做备用。5.6.11.2热态启动轴封汽汽源，可采用冷再热汽源。5.6.11.3投用轴封汽源应注意保证轴封汽与转子金属温差小于110，根据汽源温度可投用低压轴封减温水，轴封汽应有14过热度，温度为121177范围。5.6.11.4汽机负荷大于25%额定负荷后，轴封汽用汽机自身蒸汽密封，此时轴封汽系统应处于热备用状态。5.6.11.5一旦轴封汽投用，同时投用轴加风机，保证轴加微真空，轴加疏水通过“U”管回凝汽器。5.7汽轮机冷态启动5.7.1汽轮机冲转前的操作和检查5.7.1.1按下列顺序投用辅机设备和系统。 1.补结水系统投用。 2.凝送水系统投用。 3.闭式冷却水系统投用。 4.循环水及开式水系统投用。 5.EH油及润滑油系统的投用。 6.顶轴及盘车装置的投用，检查顶轴油压正常。 7.凝结水系统投用。 8.辅汽系统投用。 9.除氧给水系统投用，电动给水泵视锅炉要求启动。 10.汽机轴封汽系统投用。 11.真空系统投用。 12.发电机氢、油、水系统投用。 13.热工各监视、操作装置送电投用。 14.主蒸汽、再热汽、汽机本体各疏水门确认开启。5.7.2冲转前的试验及检查5.7.2.1 汽机遥控脱扣和就地脱扣各一次。5.7.2.2 低压缸喷水系统正常。5.7.2.3汽机超速保护装置（OPC试验）动作正常。5.7.2.4润滑油温3545，油压0.96MPa0.124MPa。5.7.2.5转子偏心小于0.076mm。5.7.2.6凝汽器绝对压力小于19kPa。5.7.2.7高、中压缸上下温差小于42。5.7.2.8机组在盘车状态。5.7.2.9汽轮机HP和IP转子金属温度低于204.4，进汽温度属于冷态启动区。5.7.2.10背压必须尽可能低，不能高于图表“空负荷和低负荷运行导则”所给出的再热蒸汽温度和低压排汽压力限制。5.7.3高压缸启动（冷态）。5.7.3.1冲转参数: 主蒸汽参数4.2 MPa，320；再热汽温与主蒸汽汽温相同。5.7.3.2在汽机冲转至10%额定负荷期间，要求锅炉维持上述参数不变。5.7.3.3汽机升速至3000 r/min的操作。 1.投入速度反馈回路，将控制器置“操作员自动（OA）”方式，选择单阀调节模式，确认旁路状态为“关闭（OFF）”。 2.手动关闭高、低压旁路，汽机挂闸，确认主汽门（TV）、高压调门（GV）关闭，中联门（RSV）、中压调门（IV）开足，检查各段抽汽逆止门打开，高排逆止门打开。选择阀位，高压调门（GV）开足，选择目标转速600r/min，升速率为100r/min。 3.按“升速（GO）”按钮，汽轮机即开始冲转。 4.确认盘车装置已经脱开，盘车装置的马达已自动停止。 5.控制转速至600r/min。 6.当汽机转速达到600r/min左右时，即按脱扣按钮，在现场确认主汽门（TV）、高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）全关闭，使蒸汽不再进入汽机。 7.在现场进行磨擦检查，检查部位如轴承、汽缸、轴封、油档。 8.磨擦检查结束后汽轮机重新挂闸，汽轮机升速到600r/min。 9.保持机组转速在600r/min（2min），检查所有的仪表，保证仪表状况良好。 10.机组在600r/min前偏心记录仪所显示的值应小于0.076mm，转速超过600r/min监视机组振动。 11.机组转速1000r/min顶轴油系统停运。 12.选择暖机转速2100 r/min为目标转速，升速率100 r/min。 13.按“升速（GO）”按钮，汽轮机升速到2100 r/min。 14.机组升速到2100r/min开始进行暖机，以中压持环蒸汽温度达到260开始计算，暖机时间由图表“汽轮机暖转子时间”曲线决定。 15.在暖机期间，监视汽机TSI参数不超限。 16.选择转速2950 r/min为目标转速，升速率100 r/min。 17.参照DEH高、中压转子应力曲线图在允许范围内，确认汽机暖机结束。按“升速（GO）”按钮，汽轮机升速到2950 r/min。 18.进行主汽门（TV）/高压调门（GV）阀切换，选择阀切换按扭，高压调门（GV）开始关闭，转速下降30r/min后, 主汽门（TV）全开，转速控制由高压调门（GV）控制。 19.选择3000r/min为目标转速，升速率100 r/min。 20.按“升速（GO）”按钮，汽轮机升速到3000r/min。5.8汽机达到额定转速后的工作5.8.1首次启动达到额定转速后手动脱扣汽机，检查主汽门（TV）、高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）关闭正常后，重新挂闸升速至3000r/min。5.8.2进行汽机充油试验，动作正常，记录动作油压。5.8.3主油泵正常工作后确认轴承润滑油泵和高压密封油泵停用，处于备用状态。 5.8.4 汽机试验结束后，移交电气进行初次启动的电气试验，电气试验时OPC装置应处于投入状态。5.8.5汽机升速过程中应检查的项目。5.8.5.1汽轮发电机各转动部分无异常声音。5.8.5.2各轴承金属温度及回油温度正常，根据回油温度投用冷油器。5.8.5.3各道轴承的振动值及轴承回油正常。汽机暖机结束升至3000r/min过转子临界转速时，升速率提高至350 r/min以快速冲过机组临界转速，并记录机组临界转速值。5.8.5.4低压缸排汽温度79。5.8.5.5发电机氢、油、水系统和主机EH油系统各参数在正常范围内。5.8.5.6汽机TSI装置指示的各参数正常。5.8.5.7凝汽器、除氧器、加热器、化补水箱、缓冲水箱水位正常。5.8.5.8凝泵、给泵、开/工业水泵等各辅机运行正常。5.9 发电机并网带10%额定负荷及超速试验。5.9.1电气试验结束后发电机并网，并网后立即带78%额定负荷，在78%额定负荷下稳定运行至少30分钟，在稳定运行期间，主汽阀进口蒸汽温度温升率小于1.7/MIN。5.9.1.1高排通风阀在机组同步60秒后关闭，高排压力将升高，打开高排逆止阀。并且冷再热压力小于0.84Mpa。5.9.1.2为了试验汽轮机超速遮断装置，将负荷增加到10%额定负荷，在该负荷下稳定运行4小时，检查高、中压转子应力不超过规定范围。5.10汽轮机主汽门、调门严密性试验。5.10.1降负荷到零，发电机解列。5.10.2将主汽压力逐步提升至16.7MPa。5.10.3汽轮机转速在3000 r/min。5.10.4主汽门开足，关闭调门做严密性试验。5.10.5调门开足，关闭主汽门做严密性试验。5.10.6如果汽机转速能迅速下降到1000 r/min以下，说明主汽门和调门严密性试验符合要求。5.11汽轮机做超速试验5.11.1降负荷到零，发电机解列。5.11.2解列后做超速试验时汽机背压应符合曲线“空负荷和低负荷运行导则”规定的背压。5.11.3 做超速试验前应手动停机，确认主汽门（TV）、高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）关闭。重新升速到3000 r/min。5.11.4汽机OPC超速试验。5.11.4.1 在DEH手动控制盘上将OPC开关放在投入位置。5.11.4.2设置升速率50r/min，目标转速3100 r/min。5.11.4.3按“升速（GO）”按钮，进行OPC试验，转速到3090 r/min，汽机高、中压调门关闭。5.11.4.4 OPC试验结束后，将转速恢复正常。5.11.5 汽机电超速动作试验。5.11.5.1手动将机头超速试验手柄置于试验位置。5.11.5.2设置升速率50r/min，目标转速3360 r/min。5.11.5.3按“升速（GO）”按钮，进行电超速试验，记录汽轮机组遮断器动作时的转速值。并观察危急遮断系统（ETS）面板上“超速(OVER SPEED)”灯亮。（电超速整定值为3300 r/min）。5.11.6汽机机械超速试验。5.11.6.1在手动控制屏上将键开关从超速保护控制器（OPC）试验位置转到（OPC DISSABLE）的位置上，以使超速保护控制器不起作用。5.11.6.2在危急遮断系统（ETS）面板上按“试验模式（TEST MODE）”及“电超速（ELEV OVSP）”键，确认（ELEV OVSP）灯亮，以使电气紧急遮断系统不起作用。5.11.6.3设置升速率50r/min，目标转速3360 r/min。5.11.6.4按“升速（GO）”按钮，进行机械超速试验。 5.11.6.5注视汽轮机转速表，并记录汽轮机组遮断器动作时的转速。5.11.6.6如果汽轮机组遮断器动作时的转速令人满意并希望继续运行，那么使机组重新复置。假使汽轮机组遮断器动作时“DEH”已经转换到“汽轮机手动操作”（TURBINE MANUAL）位置，则应重新将它置于“运行人员自动”（OPER AUTO）的位置上。若遮断器动作转速不能令人满意，那么在将机组重新投入运行以前，要调整好遮断器飞锤的弹簧力，使遮断动作转速在3300-3360r/min范围内。5.11.6.7机械超速试验完成后，必须再按“ELEV OVSP”键或“ESC”键，重新恢复电超速功能。5.11.7超速试验注意事项。5.11.7.1做超速试验时应确定专人指挥，机头和控制室分别有人监视转速和负责转速超过3360r/min时进行手动脱扣。5.11.7.2机械超速分别动作二次，二次动作转速的差值应不大于0.6%。5.11.7.3做超速试验时应专人负责监视机组振动、轴向位移、差胀、排汽缸温度和轴承温升情况。5.11.7.4在进行超速试验之前，确认油泵自启动校验正常。5.12发电机并网至额定负荷。5.12.1机组并网带至额定负荷时锅炉蒸汽参数按照图“600MW高压缸启动 冷态”曲线滑升。5.12.2超速试验结束后，将发电机重新并网。5.12.3设定升荷率312MW/min，目标负荷600MW。5.12.4于锅炉运行联系后，按“增负荷（GO）” 按钮，开始升负荷。5.12.5负荷达到10%额定负荷时，注意中压主汽门前各级疏水阀自动关闭，此时可投入第一级压力反馈回路或功率反馈回路。5.12.6负荷达到20%额定负荷时，注意中压主汽门后各级疏水阀自动关闭。同时对一台汽动给水泵进行启动前检查。5.12.7负荷达到30%额定负荷时，启动一台汽动给水泵。5.12.8根据锅炉要求，将汽动给水泵并入给水系统。5.12.9负荷达到60%额定负荷时，对另一台汽动给水泵进行启动前检查。5.12.10负荷达到70%额定负荷时，启动另一台汽动给水泵。5.12.11根据锅炉要求，将另一台汽动给水泵并入给水系统，同时将电动给水泵退出运行，作热备用。5.12.12负荷升到额定负荷，进行全面检查，确认机组运行正常后，168小时带满负荷试运行开始。需要请注意的是为满足锅炉洗硅要求，每次加负荷时应得到化学调试人员的许可。5.12.13汽轮机真空严密性试验。5.12.13.1汽轮机带负荷600MW。5.12.13.2关运行中的真空泵进口隔离阀。5.12.13.3试验进行8分钟，并记录每分钟真空下降值，取最后5分钟真空下降值，计算出平均下降值。5.12.13.4试验结果其真空下降值要达到部颁验标标准。5.12.13.5试验结束，开启真空泵进口隔离阀。5.12.13.6如果在试验期间，真空下降过快，应立即停止试验，开启真空泵进口隔离阀。5.12.14带负荷停用高压加热器试验。5.12.14.1汽轮机带负荷600MW。5.12.14.2高压加热器汽侧全部切除。5.12.14.3试验结果看在高压加热器汽侧全部切除情况下汽轮机能否带满负荷，记录试验数据。5.12.14.4试验结束，重新投用高压加热器。5.13汽轮机甩负荷试验（参阅甩负荷试验措施）。5.14汽轮机停机操作5.14.1 停机操作前应确认辅汽母管压力、温度正常，润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置均在自动状态。5.14.2汽轮机正常停机减负荷率由“定压运行曲线”图或“变压运行曲线”图决定。(疲劳指数取10000次)。5.14.3负荷减至60%额定负荷时，停用一台汽动给水泵，同时启动电动给水泵。5.14.4负荷减至30%额定负荷时，停用另一台汽动给水泵，给水流量由电动给水泵负担。5.14.5负荷减至20%额定负荷时，确认中压主汽门后各级疏水阀自动打开。5.14.6负荷减至10%额定负荷时，确认中压主汽门前各级疏水阀自动打开。5.14.7负荷减至0%额定负荷时，发电机解列。5.14.8机组解列后，手动脱扣停机，同时测量惰走时间。5.14.9确认交流润滑油泵和高压密封油泵自启动正常。5.14.10转速下降至1000 r/min时，确认顶轴油泵启动正常，顶轴油压正常。5.14.11转速下降至零，盘车装置自动投入。5.14.12汽机盘车规定。5.14.12.1正常情况下汽机连续盘车至高压缸第一级金属温度150，可停盘车马达。5.14.12.2停机后如需在停盘车状态下进行检修工作，可每隔15min盘180度，直到恢复连续盘车为止。5.14.13盘车停止后，停用真空泵，当真空度为零时，停用轴封汽。6.质量标准6.1主机冲转前检查(冷态启动)检查项目性质单位质量标准合格优良主蒸汽压力主要MPa3.5主蒸汽温度主要320再热蒸汽压力主要MPa0.3再热蒸汽温度320主汽阀金属温度240260转子偏心率mm0.076汽机润滑油压力MPa0.0960.124汽机润滑油温度3540汽机润滑油油质符合制造厂规定要求汽机EH油压力MPa12.514.7汽机EH油温度3257油质符合制造厂规定要求汽机安全油压力MPa0.71.0凝汽器真空主要KPa81 辅机投运及仪表主要投运正常,指示准确盘车电动机电流A高中压主汽阀关闭时间主要S0.5高中压调节汽阀关闭时间主要S16.2主机启动技术指标控制检查项目性质单位质量标准合格优良温差高压缸(上下)42中压缸(上下)42膨胀汽缸膨胀无卡涩 无跳跃高压缸胀差mm5.516.5低压缸胀差mm5.533临界转速轴振动(双幅值)mm 2543000r/min轴振动(双幅值) 主要mm 12076轴向位移主要mm-0.80.8推力轴承金属温度主要10595汽机支持轴承金属温度主要10595发电机支持轴承金属温度主要10595高压缸排汽金属温度390低压缸排汽温度79凝汽器真空主要KPa93EH油压力MPa12.514.7EH油温度4550安全油压力主要MPa0.71.0润滑油压力MPa0.0960.15润滑油温度(进油)主要3540轴封供汽压力MPa0.02460.0317低压轴封供汽温度121177辅助蒸汽温度250辅助蒸汽压力MPa0.751.276.3发电机充氢及运行检查项目性质单位质量标准合格优良氢气纯度补充时主要%99运行时95氢气湿度补充时g/Nm310运行时15正常运行压力MPa0.4置换气体CO2纯度mm 95油/氢压差调节主要KPa84漏氢量主要Nm3/d1810漏氢率%56.4主机额定转速性能试验检查项目性质单位质量标准合格优良安全保护系统103%额定转速动作试验r/min3090危急遮断器注油试验动作正确低真空跳闸KPa81低润滑油压跳闸MPa0.04其它信号跳闸动作正确手动跳闸动作正确主汽门严密性试验转速(额定参数下)主要r/min1000高中压汽门试验动作正确,无卡涩抽汽逆止门试验动作正确,无卡涩实际超速试验转速主要r/min330033606.5主机带负荷运行重要指标检查项目性质单位质量标准合格优良轴承额定负荷轴振(双幅值)主要mm 12076轴承进油温度主要4045 推力轴承金属温度主要107支承轴承金属温度主要95105发电机轴承金属温度主要95105汽缸膨胀主要正常轴向位移主要mm-11相对 膨胀高压缸胀差mm5.516.5低压缸胀差mm5.533保温层外表温度(环境温度为25时)50汽机运行参数主蒸汽压力MPa按制造厂启动曲线主蒸汽温度按制造厂启动曲线再热蒸汽压力MPa按制造厂启动曲线再热蒸汽温度按制造厂启动曲线 汽缸上/下缸温差主要42低压凝汽压力主要KPa4.9低压缸A/B排汽口金属温度79高压缸A/B排汽口金属温度390升/减负荷速度按制造厂启动曲线6.6主机各项试验检查项目性质单位质量标准合格优良高压缸汽源切换(中压缸启动)主蒸汽温度及流量满足制造厂家要求汽门启闭试验动作正确,无卡涩惰走时间(真空状态下)符合设计要求真空严密性试验主要KPa/min0.4汽机甩负荷试验最高飞升转速主要r/min3300超速保护装置主要不应动作调节系统动态性能能控制机组转速, 维持空载运行,符合设计要求机组联锁保护动作正确,性能良好甩负荷值主要%50、100(额定功率)必要测定项目测试记录正确试验技术资料记录齐全、正确6.7汽机168小时试运行检查项目性质单位质量标准合格优良设备及系统投运主要个别设备未及时投,但不影响机组负荷和安全设备及系统全部投入技术指标个别指标未达到要求,但不影响机组负荷和安全指标全部达到要求保温层外壁温度50发电