印尼2x10MW凝汽式汽轮机发电机调试措施及方案2011 11 22.doc

A初版实施REV版次签名日期签名日期签名日期MODI.修改STATUS状态编写 AUTH.审核 CHKD BY批准 APPD BY江苏华能电力建设工程有限公司文件号.调试项目部汽轮机整套启动方案版权所有COPYRIGHT HTPOWER/TS 20011 Page 1 of11出版日期： 2011 年 11 月 版次： 第 版会 签编制单位：南京汽轮电机集团股份有限公司会审单位：南京汽轮电机集团股份有限公司江苏华能建设工程集团有限公司批准单位： 本方案于 2011 年 11 月 28 日 ，南京汽轮电机集团股份有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司、专业人员制定审核。目 录 1.编写依据和调试目的.12. 调试对象及范围13. 调试前应具备的条件及准备工作24.空负荷、带负荷和满负荷三个阶段调试基本内容35.机组首次启动前的保护试验和其它试验.36.冲转、启、停和运行中主要监视参数47.事故处理98. 安全、环境控制措施.10.9. 所采用的仪器、仪表的型号、规格.1110.调试期间重大反事故措施.1111.组织分工 1312. 附表（温升、温差控制范围表、升速曲线、升负荷曲线、保护试验卡、各辅机验评表、各测振记录卡、电动门校验记录卡、设备试转记录卡）.141编写依据和调试目的1.1编写依据编写依据主要有电力建设工程启动验收及试运行规程2009版电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）（DL5011-92）火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求电力建设安全工作规程工程技术协议，设计资料和设备说明书等。1.2调试目的汽轮机整套启动调试是电厂基本建设工程的最后一道工序，是保证汽轮机组高质量投运的主要环节，是对整个工程建设最后阶段的动态综合检验，汽轮机整套启动调试是指设备和系统在汽轮机分系统调试合格后，汽轮机启动开始至完成满负荷试运为止的启动调整试验工作，通过整套启动调试及时发现问题，由于各种原因造成设备和系统中存在的缺陷，逐步使主机、辅机设备、系统达到设计的额定工况和出力，使机组达到安全、经济、可靠的满负荷连续正常运行。2调试对象及范围2.1汽轮发电机组、所有有关的系统和辅助设备2.2主要设备的相关技术规范2.2.1汽轮机的技术规范型 号：N12 -3.43- 9型额 定 功 率：1200 KW 经 济 功 率：1200 KW 额 定 转 速：3000 r/min。主汽门前蒸汽压力：3.43+0.20-0.29 MPa （绝对）主汽门前蒸汽温度：435+10-15 额定进汽量：51 t/h最大进气量：56 t/h额定工况汽耗率：4.314 kg/kw.h排汽压力：0.006 MPa （绝对）转子旋转方向：从汽机头往发电机方向看为顺时针汽机临界转速区域：1527/1836 r/min盘车转速：9 r/min制造厂：南京汽轮电机集团股份有限公司3调试前应具备的条件及准备工作3.1机组启动现场地坪平整，通道畅通，无障碍物，无可燃物。3.2现场照明符合运行操作、巡视要求，尤其是楼梯、通道及设备主要监视仪表的场所，照明要充足，事故照明系统完整可靠，处于备用状态。3.3通讯设施联系信号符合启动要求。3.4启动前应准备好机组所有与现场设备相符合的系统图，现场设备的命名、编号应清楚，醒目，设备标示正确明显，如转动机械的方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等。3.5准备好启动所需的用具，如扳手、听棒、电筒、记录笔、对讲机、测振仪、测温仪、转速表、油壶、油盘、运行记录报表、足够碎布、设备缺陷记录卡，开、停机操作票、检修工作票等。3.6与启动有关的热力管道保温完善，油管下方的热力管道采取防火措施。3.7系统各辅助设备、管道已注水，放空气，转动机械加好符合要求的润滑油，油位正常。3.8下水道畅通。3.9与启动有关的手动、电动门等均试操正常，处于备用状态。3.10油系统已经冲洗及清理干净，油质经验收符合机组启动的要求。3.11与机组启动有关的管道等已经充压试验，辅助设备分部试转合格。3.12与启动有关的汽水管道如轴封等冲洗结束，系统恢复。3.13与启动无关的汽水系统应隔离，并挂牌。3.14热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格。3.15参与机组启动的电厂、施工各方面人员均配齐，组织分工明确，人员名单以书面型式张贴在现场，在非紧急情况下，运行操作指令应逐级下达，任何重大操作及系统运行方式的变更，均要经过值长的发令，危急情况下的操作可由启动指挥小组直接指挥运行人员完成，事后必须告知值长等领导。3.16消防设施要全（消防水、消防带、消防栓）灭火器等，安全人员和警卫消防人员，做好油火事故的预防工作。3.17所有压力表一次门、二次门应开。3.18运行人员必须经过学习、培训考试合格上岗。3 19 机组启、停严格遵守电厂操作规程，填写开、停机操作票，检修工作票等。3 20各辅机设备调试需办理调试签证卡，多方签字方可进行4本次汽轮机启动应按“空负荷调试、带负荷调试和满负荷调试”三个阶段进行。4.1空负荷调试基本内容： 按机组冷态启动曲线开机，即汽轮机冲转，升速至机组达额定转速，机组振动检测，机组膨胀监视，调节保安系统有关参数调试和整定，辅机试验、静态试验、危急保安器充油试验、定速后主汽门、调门严密性试验等。4.2带负荷调试基本内容机组分阶段带至满负荷，应完成以下项目：超速试验带20%负荷运行3-4小时，解列做超速试验，动作转速：3270-3330r/min之间， 真空严密性试验400Pa/min（带额定负荷80%以上）；自动主汽门及调门活动试验，调节控制系统符合变动要求；4.3满负荷运行基本内容 汽轮机组满负荷试运的条件，发电机保持额定功率值，各辅助设备运行状态良好，汽水品质合格，热控保护、自动装置，调节系统基本达到设计要求，主要仪表显示正确可靠，满负荷运行时，机组必须连续运行。5机组启动前的试验和保护试验5.1静态打闸试验（拍保险、主汽门、调门关闭）5.2热工保护试验调节油压降至 1.7Mpa时，高压油泵自投；当润滑油压下降至0.08 Mpa（制造厂0.055Mpa）报警；当润滑油压下降至0.07 Mpa（制造厂0.04Mpa）低压交流备用油泵自投；当润滑油压下降至0.06 Mpa（制造厂0.03Mpa）低压直流事故油泵自投；当润滑油压下降至0.05 Mpa（制造厂0.02Mpa）磁力断路油门动作停机；当润滑油压下降至0.015停盘车。轴向位移：1.0/ -0.6mm报警，+1.3/ -0.7 mm停机；相对膨胀：转子与汽缸差胀为 +3/-2mm 报警，+3.5/-2.5mm 停机；轴承回油温度：65报警，70停机；油箱油位： 450mm/150mm报警，停机；（距顶板）真空下降至-0.087Mpa报警，-0.06Mpa停机。轴承振动：0.05mm报警，0.07mm停机；轴振动：0.16mm报警，0.25mm停机；超速：转速超过额定转速的9-11%时动作停机；电超速、机械（机、电和电、机联跳，保护试验，各电磁阀动作）应正常。5.3自动主汽门跳，调速汽门关闭试验。5.4热工联系信号正常，报警信号正确，热工保护试验正常，热工DCS、505、ETS、TSI等静态试验完毕，具备投用条件。5.5各油泵、循泵、给泵、凝泵、疏水泵等各辅机联锁试验正常。5.6 505操作灵活、调门开关方向正确。5.7盘车装置试转方向正确，无异声，电流正常。5.8凝器汽侧压水查漏，应装临时支撑点（千斤顶或螺丝）开机前拿掉，漏点应消除。5.9凝器水侧、空冷、冷油器、滤水器等压水查漏并漏点消除。5.10启动抽气器试抽真空应在-40Kpa以上。5.11高低加、高水位报警及联动正常。5.12所有电动门、泵、电机试转正常。6冲转、启、停和运行中主要监视参数6.1启动前工作6.1.1 505通电2小时以上功能检查应正常。6.1.2工业水系统投用正常。6.1.3循环水系统投用正常。 冷凝器、滤水器、通水（空冷、冷油器根据情况）。6.1.4准备充足的除盐水、凝汽器补水。6.1.5有关疏水门开。6.1.6启动润滑油系统正常。 启动前，润滑油冷却水关闭； 试验油泵联锁正常后启动交流润滑油泵、排烟风机，直流润滑油泵投联锁备用。6.1.7启动主机盘车正常。测量偏心值及盘车电流。6.1.8凝结水再循环系统投用正常。 凝结水泵一台运行，一台备用。6.1.9轴加、低加水侧投用。6.1.10辅助蒸汽系统投用正常。6.1.11启动给水泵进行再循环。6.1.12均压箱投用辅助汽源，除氧器加热，提高水温。6.1.13轴封系统暖管后投用轴封系统。（用新蒸汽或辅汽）6.1.14启动抽气器，机组拉真空至43kPa以上。6.1.15通知锅炉点火。6.1.16在DCS及就地确认疏水阀在开启位置，确认汽缸金属温度无明显上升。6.1.17启动高压交流油泵。6.2冲转条件6.2.1主汽压力1.5MPa(a)，主汽温度300。6.2.2上下缸温差50。6.2.3润滑油压在80120kPa，油温在35以上。油位计已标定，油箱油位应正常（油位 300mm）。6.2.4真空4356 kPa以上6.2.5连续盘车2小时以上。6.2.6低压缸喷水调阀之前有水。6.2.7 汽机保护投入。6.3冲转6.3.1具备上述条件后，汽机可以冲转。6.3.2检查505状态：6.3.2.1将操作方式置于“操作员自动”方式。6.3.2.2将阀位限止放在“100%”位。6.3.3机组复置，机组跳闸灯熄灭。6.3.4检查高压油动机应在全关位置。6.3.5检查和确认主汽门在全开位置。6.3.6首次冲转6.3.6.1在目标及速率数值输入窗口中输入500 r/min为目标转速，速率100 r/min2，分别按“确认”键确认后，执行升速。经过几秒钟后，调速汽门开启，汽机的转速将按所选速率上升。实际值区域显示的值即为汽机实际转速。升速中注意盘车装置应能脱扣。6.3.6.2一切正常，升速至500r/min，进行下列工作保持足够长的时间（20min），检查各种仪表指示。进行检查、监测，检查各相关监视参数，确认正常后方可升速。6.3.7以100r/min升速至1200 r/min进行暖机30min，暖机时间可以视情况适当延长。检查各相关监视参数，确认正常后方可升速。6.3.8以100r/ min2升速率升速至2500r/ min，在过机组临界转速 1494 r/ min区域时自动以400 r/ min 升速率通过。后缸排汽温度超过80，后缸喷水应打开。6.3.9 2500 r/ min暖机20分钟，暖机结束，速率100 r/ min，进行升速。6.3.10转速达到3000r/min为目标转速，对有关系统参数进行全面检查，确认一切正常。6.3.11升速过程中，根据油温调整各冷却水量。若振动超过50m（过临界不超过150m），则停止升速，停机处理。6.3.12升速期间，若出现异常情况需停止升速，进行分析处理，待异常消除后再升速。6.4机组首次到3000r/min时，汽机应进行手动脱扣试验，就地手动或集控室操作超速遮断机构遮断汽机。检查各汽门、抽汽逆止门应全关、转速应下降。6.5维持参数，重新复置机组，6.6机组稳定后，确认主油泵工作正常后，停用高压交流油泵，油泵进入备用状态。6.7.1维持机组3000 r/min。6.7.2手动危急保安器。6.7.3危急保安器动作正常后正常。6.8汽机OPC试验（103%）6.8.1维持参数，重新复置机组。将505手抄盘钥匙打到试验位置，设置升速目标3000 r/min。6.8.2输入目标值3100 r/min，速率50 r/min2，进行升速。6.8.3当汽机升速至3090 r/min，注意高压调门迅速关闭。6.8.4当OPC动作后，转速下降至3000 r/min时，调门应自动开启。6.8.5迅速终止OPC试验，转速保持在3000 r/min。6.9上述工作完成，确认机组运行正常后交电气作试验。6.10电气试验结束，联系值长准备并网。6.11并网、带负荷6.11.1根据电气要求：汽机从“操作员自动”方式切至“自动并网”。6.11.2选择“自动并网”方式，进行发电机自动并网。6.11.3并网后机组自动带上5%额定负荷。否则改变目标负荷，使负荷逐步带到5%额定负荷。6.11.4机组在5%额定负荷下运行足够时间，检查机组运行情况，主汽温应尽量保持不变。6.11.5设置目标值10%额定负荷，速率0.25MW/min。6.11.6升负荷至10%额定负荷，暖机0.5小时。6.11.7在暖机期间进行：如低加未投用过，则低加进行冲洗，并进行低加试投。检查高压疏水应关闭。投用功率控制应正常，此时目标功率设定值应等于10%额定负荷。检查后缸喷水是否关闭。6.12如进行超速试验，减负荷至5%额定负荷后机组解列，机组维持3000r/min（超速试验也可以安排在电气试验结束后进行）。6.12.1超速试验前应确认机组振动、轴承温度正常，打闸后转速能迅速下降。6.12.2超速试验过程中，任一轴承振动突然增大0.03mm以上，应立即停机。6.12.3联系值长，进行超速试验。6.12.4开启高压交流油泵。6.12.5解除OPC6.12.6电超速、机械超速联合试验设置升速目标转速3240 r/min，速率100 r/min2。转速稳定后，设置升速目标转速3360 r/min，速率50 r/min2，注意超速跳闸情况，记录动作转速。恢复3000 r/min。检查判断哪套超速保护动作。如电超速动作，电超速试验结束；若机械超速动作，重复一次上述操作。再进行另一超速试验（方法见下）。6.12.7电超速试验将电超速定值设置为机械超速值低30 r/min，然后升速。电超速动作以后，复置机组至3000r/min。6.12.8机械超速试验解除电超速保护设置升速目标转速3240 r/min，速率100 r/min2。转速稳定后，设置升速目标转速3360 r/min，速率50 r/min2。注意超速跳闸情况，记录动作转速。复置机组至3000r/min。机械超速试验应做两次，两次转速动作差不超过18 r/min。如转速升至3330 r/min，保护未动作，则应手动打闸脱扣。如转速不在32703330r/min间按300r/min/圈调整。6.12.9试验结束后，恢复试验前状态。6.13继续升负荷过程中的操作首次带负荷，视锅炉燃烧情况，待压力、温度稳定后。分别在不同的工况下进行下列操作6.13.1监视、调整轴封压力。6.13.2 10%额定负荷，缸温低于定值检查关闭后缸喷水。6.13.3 20%额定负荷以上，检查汽机疏水应全部关闭。6.13.4在10%额定负荷暖机20min。6.13.5在20%额定负荷暖机20min。6.14真空严密性试验6.14.1试验时间共8分钟。6.14.2负荷要求80%额定负荷以上。6.14.3真空不低于70kPa。6.14.4关闭凝汽器真空隔离门或停射水泵后开始计时。如真空每分钟下降超过800Pa，应停止试验。6.14.5每隔30s记录一次。6.14.6取后5min的真空下降值的平均值作为试验结果，该值不大于400Pa说明真空严密性符合要求。6.14.7主汽门、调门严密性试验自动主汽门（调门）单独全关，而调门（自动主汽门）全开，在额定参数下，最大漏汽量不影响转子降速至1000 r/min以下。试验结束，用1015min将转速升到3000 r/min。6.15停机惰走试验6.15.1联系单元长，机组准备停机。6.15.2确认高压交流油泵投用正常。6.15.3按停机按钮，记录转子惰走时间。6.15.4“0”转速时，投盘车。6.16转子停止后的工作6.16.1确认盘车投用正常，测量大轴偏心值。6.16.2除氧器的降温、给水泵的停用根据锅炉要求进行。6.16.3低压缸排汽温度低于45，解除备用凝泵联锁，停用凝泵，关闭排汽缸喷水门。6.16.4根据情况停用循环水泵。6.16.5连续盘车到高压缸第一级金属温度小于150方可停盘车和油泵。6.16.6转子静止后，电厂应派专人半小时记录一次汽缸各主要金属温度变化情况，并检查盘车运行情况，发现异常现象应立即汇报。6.17热态启动调节级金属温度在150以上，采用热态启动方式。6.17.1油系统应符合冲转要求；6.17.2热态启动前，连续盘车24小时；6.17.3转子弯曲不超过原始值0.03mm；6.17.4热态启动参数根据调节级金属温度确定，主蒸汽温度应高于调节级金属温度50以上；6.17.5前汽封供高温蒸汽 ；6.17.6带上和缸温对应的负荷后暖机20min，再按冷态启动曲线带负荷至满负荷；6.17.7热态启动时，冲转升速至额定转速的时间不得少于10min；6.17.8升速期间需要在某一点停留时，应避开共振区；6.17.9操作方法同冷态启动。6.18附录6.18.1冲转、运行限制6.18.1.1有下列情况之一，则禁止启动。6.18.1.2主汽门、调门或抽汽逆止门卡涩，不能关闭。6.18.1.3汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声。6.18.1.4主要保护之一失灵（超速、轴向位移、真空、润滑油等）。6.18.1.5主要仪表失灵（进汽温度和压力、转速、缸温、真空等）。6.18.1.6主要辅机工作不正常。6.18.1.7控制盘报警试验不正常。6.18.2机组冲转时停留转速应避开共振区（ 1494r/min附近）。6.18.3主汽温度6.18.3.1过热度不得小于50（制造厂3050）；6.18.3.2正常工况下420445（额定435）；6.18.3.3异常工况下，不得超过445（波动最大连续时间小于15min，累计小于80小时/年）。6.18.4进汽压力6.18.4.1冷态冲转主蒸汽压力的选择1.52.0 MPa；6.18.4.2正常工况下3.143.63 MPa（额定3.43）；6.18.4.3异常工况下，不得超过3.63MPa（波动最大连续时间小于15min，累计小于20小时/年）。6.18.5排汽背压0.006MPa6.18.5.1冲转真空的选择4356 kPa；6.18.6低压缸排汽温度6.18.6.1空负荷工况下，小于120，高于80投后缸喷水；6.18.6.2带负荷工况下，小于65。6.18.7汽机保护参数序号参数名称单位正常运行范围报警停机超电r/min3000103%110%速机械r/min3000/109111%轴向位移mm-87-87-60瓦振m3060706.20运行中主要监视数据蒸汽压力：3.43+0.20-0.29MPa蒸汽温度：435+10-15 电网周波：49.5-50.5HZ调节油压：2.0MPa润滑油压：0.08-0.12MPa主油泵进、出口油压：进0.1，出2.0MPa轴承进油温度：35-45轴承回油温度：65滤油器压差：0.04-0.08MPa汽封压力调整器后压力：0.02-0.05MPa汽封抽气器后压力：0.093-0.097MPa后汽缸排汽温度：65(带负荷时) 120(不带负荷时)轴向位移：0.5mm相对膨胀：1.5mm轴承座振动：0.025mm排汽压力：34KPa发电机进风温度：20-40发电机出风温度：207事故处理8.1紧急停机出现以下情况之一，应在汽机遮断后迅速破坏真空：7.1.1汽机突然发生剧烈振动或发出金属撞击声；7.1.2转速达到3360r/min，而危急遮断器未动作；7.1.3发生严重水冲击，而又无法立即消除；7.1.4轴封汽封冒火；7.1.5轴承回油温度超过70或轴承断油，轴承冒烟时；7.1.6油系统着火而又来不及扑灭时；7.1.7油箱油位突然下降到最低油位450mm以下；7.1.8润滑油压降到20Kpa以下；7.1.9主蒸汽管、中压抽汽管或其它管道破裂；7.1.10转子轴向位移超过1.5mm。7.1.11发电机冒烟；7.1.12轴承座振动达0.07mm。7.2紧急停机的操作步骤：7.2.1在控制室向电气和锅炉人员发出停机要求。7.2.2在汽机操作台手揿“停机”按钮，确认主汽门、电动主汽门、各调门和抽汽逆止门关闭，发电机油开关跳闸，检查转速应下降。7.2.3启动低压交流油泵。7.2.4在505主画面切换阀位控制。7.2.5停运行抽气器，开启真空破坏阀（不破坏真空的停机不需执行。）7.2.6注意惰走时间，完成停机的其他操作。7.2.7如是主汽管故障，通知锅炉熄火，关闭出口主汽门。7.3出现以下情况之一，不破坏真空停机：7.3.1主蒸汽温度高于445，或汽压高于3.63MPa(a)时，而又不能立即降低时；7.3.2正常运行时，后汽缸排汽压力高达40Kpa（a）而又不能恢复时；7.3.3调节汽阀全关，发电机变发电动机运行方式，倒拖汽轮机运转了15min；7.3.4后汽缸已向空排汽。8.安全、环境控制措施8.1本项目不会造成不良环境因素。8.2本项目可能出现的危险源识别如下：生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽；调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好。生产场所未按照规定着装；高温介质。8.3对可能出现的危险源采取的控制措施:生产工作场所配备足够的安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽；进入生产现场时，注意警戒标志，对明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作。生产场所按照规定着装；为防止高温介质，参加操作的人员必须穿好防护服戴手套。8.4启动前检查系统无开口处。8.5现场照明充足，操作检查通道畅通，现场通讯联络设备齐全。8.6试运转区域禁止危及试运转的施工工作，如必须进行施工工作要严格执行工作票制度。8.7 对调试以外的设备进行有效隔离。8.8试运转设备及系统周围的安全设施已按设计要求安装完毕。9.所采用的仪器、仪表的型号、规格9.1红外线测温仪： PT-2L 9.2振动测量仪： VM-63 10 调试期间重大反事故措施10.1防人伤害事故措施10.1.1要贯彻电力生产“安全第一”的方针，用安全规程来指导调试的全过程。10.1.2所有楼梯、平台、通道、栏杆都应完整，铁板铺设牢固，孔、洞或沟道应有坚固的盖板。10.1.3进入生产现场必须戴安全帽。10.1.4工作人员应穿工作服，接触高温操作应戴手套。10.1.5应尽可能避免靠近和长时间的停留在可能受到烫伤的地方。10.2防设备损坏事故10.2.1认真执行两票三制，加强巡检，记录详细，及时分析。10.2.2在非紧急情况下，运行操作指令应逐级下达。任何重大操作及系统运行方式的变更均由经过值长发令，危急情况下的操作可由调试人员直接指挥运行人员完成，事故告知值长。10.2.3操作人员应做好预想，防误操作。10.2.4进行危险点分析找出危险点，控制事故的发生。10.2.5发现异常应及时处理汇报，确保设备安全。10.3防振动措施10.3.1安装间隙要符合要求，如有变更就要有说明。10.3.2各轴承油压0.08-0.12Mpa，冷油器出口温度35-45，各轴承节流孔板应符合，临时滤网应拆除，油系统清理干净，油质符合要求。回油管内回油应正常。10.3.3要控制好温升，汽缸膨胀均匀。10.3.4蒸汽参数、真空、轴向位移变化在范围内。10.3.5当机组振动超过0.03mm应设法消除，当出现突振增加0.05nmm，缓慢升高至0.1mm，临界转速0.15mm应紧急停机。10.4防止断油烧瓦的措施10.4.1经常活动主油箱油位计，检查指示是否正确。10.4.2油泵应投入联锁。10.4.3油压、油温轴承回油量应正常。10.4.4油系统保护投入正常。10.4.5运行中经常检查滤油器情况，发现异常及时分析，汇报处理。10.5防止超速10.5.1在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。10.5.2各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组启动和运行。10.5.3机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组启动。运行中的机组在无任何有效监视手段的情况下，必须停止运行。10.5.4透平油油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组启动。10.5.5汽轮机调节系统的静止试验或仿真试验合格，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁启动。10.5.6正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率表是否到零，千瓦时表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。10.5.7在任何情况下绝不可强行挂闸。10.5.8机械液压型调节系统的汽轮机应有两套就地转速表，有各自独立的变送器（传感器），并分别装设在沿转子轴向不同的位置上。10.5.10对新投产的机组必须进行甩负荷试验。10.5.11坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试。10.5.12危急保安器动作转速一般为额定转速的1101%。10.5.13进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。10.5.14数字式电液控制系统（505）应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。10.5.15汽机专业人员，必须熟知505的控制逻辑、功能及运行操作，参与505系统改造方案的确认及功能涉及，以确保系统实用、安全、可靠。10.5.16主油泵轴与汽轮机主轴两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的要求安装。10.5.17严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器等部套）卡涩、汽门漏汽和保护拒动。10.6防止汽轮机大轴弯曲10.6.1汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动。大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的0.02mm。汽缸上下壁温差不超过50。主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50。10.6.2机组起停过程操作措施机组启动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，至少不得少于24h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车1800。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应采用手动盘车1800，待盘车正常后及时投入连续盘车。机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。汽轮机在热态状态下，蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。10.6.3发生下列情况之一，应立即打闸停机。机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴承振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应极力打闸停机；当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。汽缸上下壁温差超过50。10.6.4应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的汽缸上下壁温差不超过35，最大不超过50。10.6.5疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜450。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。10.6.6减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止门。10.6.7门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止门和截止门。10.6.8高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水疏水自动开启。10.6.9高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段供汽管路应有良好的疏水措施。10.6.10机组检测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表。应按热工监督条例进行统计考核。10.6.11凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。10.6.12严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。10.7防油系统着火措施10.7.1如有漏油应及时消除，油漏到保温层上应将保温更换，尤其机头下有热管道，必须在这些热体上保温层外再包上铁皮。10.7.2消防设备：如灭火器、水龙带、消防栓、砂箱等消防工具。10.7.3应派安全员一现场进行检查，有问题应及时整改。11组织分工按电力建设工程启动验收及试运行规程（2009年版）有关规定，各方主要职责如下：11.1安装单位11.1.1负责试运设备的单体调试11.1.2负责试运临时措施的实施11.1.3负责试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施11.1.4负责试运设备的消缺检修工作11.2生产单位11.2.1负责完成各项生产准备工作11.2.2负责有关系统及设备的挂牌工作11.2.3负责提供设备的运行整定值11.2.4负责试运设备的操作及事故处理11.3调试单位11.3.1负责分系统的调试工作11.3.2负责编制调试方案和措施11.3.3负责填写试运质量验评表11.3.4负责编写调试报告11.4监理单位11.4.1负责跟踪试运设备的消缺状态12附表12.1温升、温差控制范围在起动、加减负荷和停机过程中，对金属温差应严格控制，温差过大，往往导致热应力超限发生裂纹，还可能产生较大的变形，使汽机不能安全运行。温差大小与温升率有直接关系。序号项目单位控制范围1进汽温升率/min2.8-3.22进汽温降率23主汽门外壁温升率4.6-54主蒸汽管外壁温升率75调节阀蒸汽室外壁温升率4.6-56汽缸法兰内壁温升率47汽缸法兰外壁温升率38汽缸法兰内、外壁温差100（升温），80（降温）9汽缸法兰中心与螺栓温差3010上、下汽缸温差35-5011汽缸内、外壁温差80（升温），60（降温）首次启动冲转曲线r/min30002500200015001000500 0 15 30 45 60 75 90 min 注：暖机时间可以根据情况适当延长热态启动冲转曲线r/min30002500200015001000500 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 min首次带负荷曲线MW % 100% 80% 60% 40% 20%0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 min 注：暖机时间可以根据情况适当延长汽轮机运行主要参数及限值项目名称单位最低值正常值最高值备注主蒸汽压力MPa3.433.5主蒸汽温度420435450凝汽器背压kPa13.513.5 启动时16.61500r/min12低压缸排汽温度60空负荷时120轴向位移mm-0.6-0.60.80.8机械0位为 mm差胀mm-1-1+33轴振mm0.03润滑油压力MPa0.0780.00780.1180.1180.04跳机润滑油温度35354545盘车时控制在2740支持轴承温度90110推力轴承温度8585轴承回油温度757575跳机联锁保护及报警试验记录单机组：1专业：汽机 系统：整套启动编号： 日期： 序号试验内容试验方法结 果备注一、汽机跳闸试验1热控室紧急跳闸按钮在热控室按下紧急跳闸按钮。 2汽机机头紧急跳闸装置在就地操作紧急跳闸装置。 3排汽真空低低在TSI柜中模拟排汽真空低低，汽机保护动作并报警。 4轴向位移高高用信号发生器在就地模拟轴向位移高（取2）汽机保护动作并报警。