汽机操作票标准.doc

Q/PFD-103-21-2002 目 次前言-1. 汽轮机冷态滑参数启动操作票 - 12. 汽轮机滑参数停机操作票 - 73. 汽轮机正常停机操作票 - 104. 汽轮机热态启动操作票 - 135. 汽轮机DEH电超速试验操作票 - 186. 汽轮机ETS电超速试验操作票 - 207. 汽轮机机械超速试验操作票 - 228. 汽轮机注油试验操作票 - 249. 汽轮机OPC超速试验操作票 - 2510. 汽轮机首次冲转启动操作票 - 2611. 发电机充氢操作票 - 3112. 发电机排氢操作票 - 3313. 小机启动操作票 - 3514. 小机电超速试验操作票 - 3815. 小机机械超速试验操作票 - 3916. 小机注油试验操作票 - 4017. 凝结水泵启动操作票 - 4118. 轴封系统投入操作票 - 4319. 汽泵启动操作票 - 4520. 电动给水泵启动操作票 - 4821. 循环水泵启动操作票 - 5022. 真空泵启动操作票 - 5223. 冷却水升压泵启动操作票 - 5424. 电动给水泵停运操作票 - 5625. 高压加热器投运操作票 - 5726. 高压加热器解列操作票 - 5927. 主机润滑油冷却器切换操作票 - 6028. 主汽门严密性试验操作票 - 6129. 调门严密性试验操作票 - 6330. 抽汽逆止门、高排逆止门试验卡 - 6531. 真空严密性试验操作票 - 69# 汽轮机冷态滑参数启动操作票开始时间 年 月 日 时 分 结束时间 年 月 日 时 分 发令人： 批准人： 顺序操 作 内 容执行情况操作人一启动前的检查1.确认机组检修工作已全部结束，工作票注销、安全措施全部拆除。2.各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。3.OVATION、DEH控制系统工作正常。4.主机静态试验已完成并合格。5.所有辅机及电动门电源已送。6.各辅机分部试运正常，联锁试验正常，保护投入。7.所有临时系统已全部拆除，正式系统投运正常。8.主机各保护试验全部合格并投入。9.发电机风压试验合格。10.各油箱油位正常，油质合格；各水箱水位正常，水质合格。11.压缩空气压力正常，所有气动门气源已送。12.旁路系统试验合格且能正常投运。13.确认工业水系统已投运，压力正常。14.塔池水位正常后，启动一台循环水泵，另一台泵投备用。15.启动一台冷却水升压泵泵，另一台泵投备用。16.投入主机润滑油系统，检查油压、油温正常，系统无渗漏现象，直流油泵投备用。启动高压备用密封油泵。17.投入发电机密封油系统，调整油氢差压正常后，直流油泵投备用。18.发电机充CO2纯度至95%。19.发电机氢气置换纯度至96%以上。20.投入氢气干燥器。21.投入发电机内冷水系统，检查压力温度正常，系统无渗漏现象。22.启动凝结水输送泵，向凝汽器补水，水质合格后补水至1000mm。23.开启凝结水输送泵至除氧器冲洗水门，冲洗结束后补水至正常水位。24.启动一台凝结水泵，另一台投备用。检查凝汽器及各疏水扩容器减温水处于良好备用。25.启动顶轴油泵，检查正常后另一台泵投备用。26.投入主机盘车，检查电流正常，偏心率不大于0.0762mm。27.启动小机交流油泵，直流油泵投备用。28.投入高、中、低压辅汽联箱，调整压力至正常值。29.启动除氧器循环水泵。30.投除氧器加热，压力维持在0.147MPa。31.启动EH油泵，检查压力、温度正常，系统无渗漏现象。32.真空泵分离水箱补水正常后，启动真空泵，检查凝汽器真空的变化。33.启动电动给水泵运行，高加水侧投运。34.真空达30KPa以上，通知锅炉点火。35.对机组金属温度、热胀、差胀等记录一次，点火后每30min记录一次。36.投入主机、小机轴封供汽，启动轴抽风机。37.根据锅炉需要，投入高低压旁路，保持主汽门前压力不低于0.1MPa。38.检查确认条件满足后汽机冲转：1.主蒸汽压力：4.2MPa；2.主蒸汽温度：3203.再热蒸汽温度：2504.凝汽器真空-0.075；5.汽机在盘车状态，转子偏心率0.076mm；6.凝结水母管压力正常，后缸喷水阀投自动；7.高压缸排汽区，中压缸抽汽区和中压缸排汽区上下缸温差428.汽缸本体所有疏水阀已开启；9润滑油系统工作正常，油温2935，油压0.0960.124MPa；10.EH油系统工作正常，油温：3760油压12.314.6Mpa；39.发电机氢，油，水系统工作正常，机内氢压0.30MPa，氢纯度96%，机内氢压与密封油压差0.085MPa，空氢侧密封油压差490Pa，空、氢侧密封油温度2749，发电机定子冷却水压力0.20.25MPa，定子冷却水流量30T/h；40.BTG盘各表记齐全，指示正常，声光报警系统试验正常，且无异常报警信号。 41.检查冲转条件全部满足，记录主、再热蒸汽温度、压力、偏心率、真空、轴移、差胀、盘车电流、润滑油压、油温、EH油温等参数。二启动操作1.联系锅炉关闭高低压旁路。2.DEH选择“全自动”，DEH操作盘“自动”、“DPU01主控”、“双机运行”、“ATC监视”、“单阀”、“旁路切除”灯亮。3.检查就地“手动脱扣”手柄在“复置”位置。4.按“挂闸”按钮，并保持两秒以上，检查TV1、TV2、GV1GV6均在关闭位置，RSV1、RSV2、 IV1、IV2自动开启并全开，高排逆止门联锁开启。5.按“主汽门控制”按钮，灯亮，GV1GV6缓慢开启至全开。6.按“升速率”键，设定升速率为100r/min/min；按下“目标值”键，设定“目标值”为600r/min“保持”灯亮。7.通知锅炉电气准备冲转，按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。8.当转速大于r/min时，就地检查盘车脱扣，9.转速到600r/min时，“进行”灯灭，此时进行全面检查。10.倾听汽机发电机转动部分应无异音。11.检查各汽机支持轴承的金属温度、各推力轴承和发电机励磁机支持轴承金属温度正常。12.检查各轴承振动正常，轴承回油温度75。13.检查主机冷油器出口油温在3543之间。14.检查密封油系统正常。15.检查机组振动、轴移、绝对膨胀在正常范围内。16.检查高压缸排汽区、中压缸排汽区及中压缸抽汽区上、下缸金属温度4217.确认BTG盘无当前报警信号，TSI无报警和跳闸指示。18.当低压缸排气温度50时，投入低压缸喷水阀。19.按“目标值”键，设定目标值为2040r/min，按下“升速率”，设定升速率为100r/min/min，“保持”灯亮。20.按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。21.转速900r/min时，顶轴油泵自停，否则手停。22.转速达到2040r/min时，“进行”灯灭，当中压主汽门前温度达260时，开始计算暖机时间，暖机期间主汽门前温度不大于427，保持再热汽温大于260。23.中速暖机结束，确认机组振动、胀差、轴移、各轴承金属温度、回油温度均在正常范围内。24.按“目标值”键，设定目标转速2900r/min，按“升速率”键，设定升速率100r/min/min。25.按“进行”键灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。26.机组转速至2900r/min，“进行”灯灭，确认蒸汽室内壁温度大于主蒸汽压力下的饱和温度，且主汽保持有50的过热度，开始阀切换。27.按“高压调门控制”键，灯亮后，“主汽门控制”键灯灭。28.观察阀切换过程：高压调门从全开位置很快关下，当转速下降30r/min左右时，高压主汽门逐渐开启至全开，高压调门将制转速在2900r/min左右，至此阀切换结束。29.按下“目标值”键，设定目标转速至3000r/min，“保持”灯亮，按下升速率键，设定升速率50r/min/min。30.按下“进行”键，灯亮，机组开始升速。31.当转速达到3000r/min时，“进行”灯灭。32.全面检查一切正常后，根据情况决定是否进行就地或远方脱扣试验，确认超速跳闸机构和阀门动作正常。33.脱扣试验后重新升速至3000r/min。34.根据要求进行危急保安器充油试验.35.根据要求做电气试验。36.停交流润滑油泵和压备用密封油泵，注意油压的变化37.检查机组各部分正常，汇报值长，接通知后并列发电机。38.当发电机主油开关闭合后，发电机自动带5%负荷。39.确认发电机已并网，DEH指示盘发电机功率为15MW。40.检查汽轮机振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度正常，高中压缸上下温差正常。41.根据发电机出口温度、励磁机出口温度、定子冷却水出口温度分别投入氢冷器、励磁机空冷器、定冷器运行。42.由低压到高压分别投入#7、8低加和#5、6低加汽侧，注意各加热器水位的变化。43.根据机组运行情况投入“速度反馈”回路。44.设定目标负荷30MW，升速率1.5MW/min，按下“进行”键，“保持”灯灭，机组开始升负荷。45.若做超速试验机组负荷升至30MW/min应暖机4小时解列后进行。46.超速试验结束，重新升速、并网、初负荷暖机后，设定目标负荷60MW，升速率1.5MW/min，按下“进行”键。47.负荷大于30MW时，投入“调节级压力反馈”回路、“功率反馈”回路。48.负荷大于30MW时，确认高压门组疏水阀自动关闭。49.打开四段抽汽电动门GT-1402和四段抽汽逆止门RG-1403、RC-1404，四段抽汽暖管；暖管结束后，开启两台小机低压进汽电动门GT-1451、GT-1452和高压进汽电动门，关闭高低压进汽电动门前、后疏水门。50.负荷升至45MW时，主汽压力应达到5.9MPa，主汽温度应达到355，再热汽温应达到325，高加确认高加水侧已投运，联系锅炉，由低压到高压依次高加汽侧，注意给水温度及高加水位的变化。51.设定目标负荷105MW，升速率1.5MW/MIN，按下“进行”键。52.负荷大于60MW，检查低压门组疏水阀应自动关闭。53.四段抽汽压力达到0.147MPa，确认四段抽汽至除氧器电动门GT-1406开，辅汽至除氧器调节门自动关闭。54.停除氧循环泵运行。55.负荷达到90MW且主蒸汽参数满足小机冲转要求时，启动一台汽泵运行。56.设定目标负荷150MW，升负荷率1.5MW/min，按“进行”键。57.负荷大于120MW，根据需要投高、低旁自动。58.负荷达到150MW时启动另一台汽泵运行。59.待运行稳定后，停电泵投联动备用。60.设定目标负荷240MW，升负荷率1.5MW/min，按“进行”键。61.负荷大于180MW，冷段压力达2.45MPa时，冷段至高压辅助蒸汽母管电动门自动开启，启动锅炉至中压辅助蒸汽母管电动门自动开启。62.负荷大于225MW，四段抽汽压力达到0.588MPa时，四段至中压辅助蒸汽母管电动门自动开启，高压辅助蒸汽母管至中压辅助蒸汽联箱电动门自动关闭。63.五段抽汽压力达到0.25MPa时，五段抽汽至低压辅助蒸汽联箱电动门自动开启，中压辅助蒸汽母管至低压联箱电动门自动关闭。 64.设定目标负荷300MW，升负荷率1.5MW/min，按“进行”键。升负荷至300MW。三启动注意事项1.机组升速过程中，应注意监视机组轴承振动、轴承金属温度的变化。有明显变化时，应停止升速检查原因。故障消除后再进行升速。2.在开机过程中，任一项参数超过打闸值应立即打闸停机。3.在整个开机过程中，要始终监视振动、胀差、缸胀、轴位移、轴承金属温度、回油温度在正常范围内。4.注意检查凝汽器、除氧器、高低压加热器、轴封冷却器、凝结水收集水箱、500T水箱水位的变化。5.注意检查发电机氢、油、水系统运行正常，油温、水温、风温正常。其他辅助设备系统运行正常。记事：# 汽轮机滑参数停机操作票开始时间 年 月 日 时 分 结束时间 年 月 日 时 分 发令人： 批准人： 序号操作内容执行情况操作人一停机前的准备工作1.接到命令，联系各岗位做好停机前的准备工作，检查操作工具、通讯工具等齐全可靠。2.停机前2小时，检查辅汽系统处于良好备用状态，确认启动锅炉来汽压力正常。3.联系电气，分别试转交直流油泵、顶轴油泵、高压备用密封油泵，空、氢侧直流密封油泵及盘车马达。4.检查电泵辅助油泵运行正常，泵组处于良好备用状态。5.停机前，按启停记录表记录各金属温度、胀差、热胀一次，停机时每20分钟记录一次，盘车装置投用以后，每小时记录一次，直到盘车装置停止为止。6.凝汽器热井水位调节在“自动”。7.除氧器水位调节在“自动”，为三冲量控制。8.操作员TPC，遥控TPC，固定TPC均至切除。9.TSI、ETS装置监视正常。10.DEH控制系统在“全自动”方式。11.EH系统、润滑油系统、发电机密封油系统工作正常，其它各系统工作正常。12.汇报值长，汽机已做好各项停机前的准备工作并联系电气、锅炉。二停机操作1.设减负荷率为3MW/min ，目标负荷240MW。2.按“进行”按钮，灯亮，机组减负荷。3.负荷减至240MW，“保持”灯亮，“进行”灯灭，在该负荷下停留15分钟。4.设定目标负荷180MW，减负荷率为3MW/min。5.按“进行”按钮，灯亮，机组减负荷。6.四段抽汽压力0.59MPa，中压辅汽联箱进汽电动门GT8301联开，四段抽汽至中压辅汽联箱进气电动门GT-1407联关。注意轴封压力的变化。7.冷段抽汽压力2.45MPa，辅汽系统由启动锅炉供汽，关闭冷段至辅汽系统电动门GT-8204。8.负荷减至180MW，保持灯亮，进行灯灭。9.通知锅炉在该负荷下调整蒸汽参数至滑停的起始参数值，主蒸汽压力：12MPa 主再热蒸汽温度：50010.应严格控制滑降速度，要求汽压0.1MPa/min，汽温1.5/min， 汽缸各金属温度1.5/min。11.联系锅炉、电气，启动电动给水泵，检查一切正常，将其中一台汽动给水泵的负荷移至电动给水泵，停运该汽动给水泵。12.确认目标负荷与实际负荷相一致，投功率反馈回路，随汽温汽压的降低，检查GV1GV6应平稳地开大，直到调门开足为止。 13.五段抽汽压力0.25MPa，且GT-8305全开后，关闭五段抽汽至低压辅汽联箱电动门GT-1508。14.负荷减至90MW，主汽压力应降至5.5MPa，汽温为35015.联系锅炉，停运另一台汽动给水泵。16.本体疏水扩容器、高加疏水扩容器温度大于60检查减温水阀TCV-2315，TCV-3218联锁开启，否则手动开启。17.负荷减至60MW，检查低压门组各疏水阀应联锁打开。18.联系锅炉停高压加热器汽侧，注意给水温度的变化。19.四段抽汽压力0.147MPA，中压辅汽联箱至除氧器电动门GT-8302联开，联关四段至除氧器进汽电动门GT-1406，除氧器用汽由中压辅汽联箱供汽。20.启动除氧器循环泵。关闭四段抽汽电动门GT-1402 和四段抽汽逆止门RC-1403，RC-1404。21.关闭二台小机高压进汽电动门GT-0405，GT-0406，小机低压进汽电动门GT-1451，GT-1452。开启二台小机进汽门前疏水门。22.负荷减至45MW，主汽压力应降至3MPa，汽温300。23.检查后缸喷雾调节阀联锁打开，注意低压缸排汽温度应79。24.由高压到低压，停运#5、#6低加和#7、#8低加汽侧。25.负荷减至10%，检查高压门组各疏水阀应联锁打开。26.负荷减至于15MW，联系值长解列发电机。27.发电机解列后，密切注意汽机转速应无上升，否则应立即手动脱扣停机。28.启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，检查各油压正常。29.就地或远方手动脱扣停机，检查TV、GV、RSV、IV及各段抽汽逆止门，高排逆止门应全部关闭严密，转速应下降。30.确认导汽管放气阀GLD-1801、GLD-1802联锁开启。31.汽机转速降至900RPM，检查顶轴油泵应自启动，否则单操启动，确认顶轴油母管压力正常。32.停运发电机定子水冷却器、氢气冷却器和励磁机空气冷却器，关闭各冷却水进口门。33.转速至零，记录惰走时间。34.投入连续盘车，注意检查转子转动方向正确，电流正常，倾听机组内部应无金属磨擦声。35.注意监视转子偏心率的变化。36.汇报值长，汽轮机滑参数停机结束。三停机过程中的注意事项1.滑停过程中，主、再热蒸汽温差不应超过50。一般维持在30以下，再热汽温度不应高于主蒸汽温度。2.密切监视主、再热蒸汽的过热度应56，严防汽轮机水冲击事故发生。3.严格控制降温、降压速度，若汽温、汽压下降过快，应立即要求锅炉保持。4.在分钟内，主、再热蒸汽温度下降50以上；主、再热蒸汽管道有清楚的水击声或振动；高、中压自动主汽门、调速汽门及汽缸法兰结合面大量冒白气，应果断地按汽轮机水冲事故处理。5.注意监视轴向位移、胀差、热胀、振动、支持轴承金属温度、推力轴承金属温度和回油温度的变化。6.滑停中应严格按照启、停记录每20分钟记录一次，发现问题应及时汇报并采取相应措施。记事：# 汽轮机正常停机操作票开始时间 年 月 日 时 分 结束时间 年 月 日 时 分 发令人： 批准人： 序号操作内容执行情况操作人一停机前的准备工作1.接到命令，联系各岗位做好停机前的准备工作，检查操作工具、通讯工具等齐全可靠。2.停机前2小时，检查辅汽系统处于良好备用状态，确认启动锅炉来汽压力正常。3.联系电气，分别试转交直流油泵、顶轴油泵、高压备用密封油泵，空、氢侧直流密封油泵及盘车马达。4.检查电泵辅助油泵运行正常，泵组处于良好备用状态。5.停机前，按启停记录表记录各金属温度、胀差、热胀一次，停机时每20分钟记录一次，盘车装置投用以后，每小时记录一次，直到盘车装置停止为止。6.凝汽器热井水位调节在“自动”。7.除氧器水位调节在“自动”，为三冲量控制。8.操作员TPC，遥控TPC，固定TPC均至切除。9.TSI、ETS装置监视正常。10.DEH控制系统在全“自动”方式。11.EH系统、润滑油系统、发电机密封油系统工作正常，其它各系统工作正常。12.汇报值长，汽机已做好各项停机前的准备工作并联系电气、锅炉。二停机操作1.减负荷率为3MW/min ，目标负荷15MW。2.按“进行”按钮，灯亮，机组减负荷。3.四段抽汽压力0.59MPa，中压辅汽联箱进汽电动门GT8301联开，四段抽汽至中压辅汽联箱进气电动门GT-1407联关。4.冷段抽汽压力2.45MPa，辅汽系统由启动锅炉供汽，关闭冷段至辅汽系统电动门GT-8204。5.注意轴封压力的变化。6.负荷至60%，联系锅炉、电气，启动电动给水泵，检查一切正常，将其中一台汽动给水泵的负荷移至电动给水泵，停运该汽动给水泵。7.五段抽汽压力0.25MPa，且GT-8305全开后，关闭五段抽汽至低压辅汽联箱电动门GT-1508。8.负荷至40%，联系锅炉，停运另一台汽动给水泵。9.本体疏水扩容器、高加疏水扩容器温度大于60检查减温水阀TCV-2315，TCV-3218联锁开启，否则手动开启。10.负荷减至60MW，检查低压门组各疏水阀应联锁打开。11.联系锅炉停高压加热器汽侧，注意给水温度的变化。12.四段抽汽压力-0.075；4.汽机在盘车状态，转子偏心率0.076mm；5.凝结水母管压力正常，后缸喷水阀投自动；6.高压缸排汽区，中压缸抽汽区和中压缸排汽区上、下缸温差427.汽缸本体所有疏水阀已开启；8润滑油系统工作正常，油温2935，油压0.0960.124MPa；9.EH油系统工作正常，油温：3760油压12.314.6MPa；10.发电机氢，油，水系统工作正常，机内氢压0.30MPa，氢纯度96%，机内氢压与密封油压差0.085MPa，空氢侧密封油压差490Pa，空、氢侧密封油温度2749，发电机定子冷却水压力0.20.25MPa，定子冷却水流量30T/h；11.BTG盘各表记齐全，指示正常，声光报警系统试验正常，且无异常报警信号。 36.检查冲转条件全部满足，记录主、再热蒸汽温度、压力、偏心率、真空、轴移、差胀、盘车电流、润滑油压、油温、EH油温等参数。二启动操作1.联系锅炉关闭高低压旁路。2.DEH选择“全自动”，DEH操作盘“自动”、“DPU01主控”、“双机运行”、“ATC监视”、“单阀”、“旁路切除”灯亮。3.检查就地“手动脱扣”手柄在“复置”位置。4.按“挂闸”按钮，并保持两秒以上，检查TV1、TV2、GV1GV6均在关闭位置，RSV1、RSV2 、IV1、IV2自动开启并全开，高排逆止门联锁开启。5.按“主汽门控制”按钮，灯亮，GV1GV6缓慢开启至全开。6.按“升速率”键，设定升速率为200r/min/min；按下“目标值”键，设定“目标值”为2900r/min“保持”灯亮。7.通知锅炉电气准备冲转，按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。8.当转速大于r/min时，就地检查盘车脱扣，9.当低压缸排气温度50时，投入低压缸喷水阀。10.转速900r/min时，顶轴油泵自停，否则手停。11.机组转速至2900r/min，“进行”灯灭，确认蒸汽室内壁温度大于主蒸汽压力下的饱和温度，且主汽保持有50的过热度，开始阀切换。12.按“高压调门控制”键，灯亮后，“主汽门控制”键灯灭。13.观察阀切换过程：高压调门从全开位置很快关下，当转速下降30r/min左右时，高压主汽门逐渐开启至全开，高压调门将制转速在2900r/min左右，至此阀切换结束。14.按下“目标值”键，设定目标转速至3000r/min，“保持”灯亮，按下升速率键，设定升速率200r/min/min。15.按下“进行”键，灯亮，机组开始升速。16.当转速达到3000r/min时，“进行”灯灭。17.全面检查一切正常后，汇报值长，联系电气尽快并网。18.停交流润滑油泵和压备用密封油泵，注意油压的变化。19.当发电机主油开关闭合后，发电机自动带5%负荷。20.确认发电机已并网，DEH指示盘发电机功率为15MW。21.检查汽轮机振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度正常，高中压缸上下温差正常。22.根据发电机出口温度、励磁机出口温度、定子冷却水出口温度分别投入氢冷器、励磁机空冷器、定冷器运行。23.由低压到高压分别投入#7、8低加和#5、6低加汽侧，注意各加热器水位的变化。24.根据机组运行情况投入“速度反馈”回路。25.联系锅炉、电气尽快带负荷。26.负荷大于30MW时，投入“调节级压力反馈”回路、“功率反馈”回路。27.负荷大于30MW时，确认高压门组疏水阀自动关闭。28.打开四段抽汽电动门GT-1402和四段抽汽逆止门RG-1403、RC-1404，四段抽汽暖管；暖管结束后，开启两台小机低压进汽电动门GT-1451、GT-1452和高压进汽电动门，关闭高低压进汽电动门前、后疏水门。29.负荷升至60MW时，联系锅炉，由低压到高压依次高加汽侧，注意给水温度及高加水位的变化。30.负荷大于60MW，检查低压门组疏水阀应自动关闭。31.四段抽汽压力达到0.147MPa，确认四段抽汽至除氧器电动门GT-1406开，辅汽至除氧器调节门自动关闭。32.停除氧循环泵运行。33.负荷达到90MW且主蒸汽参数满足小机冲转要求时，启动一台汽泵运行。34.负荷大于120MW，根据需要投高、低旁自动。35.负荷达到150MW时启动另一台汽泵运行。36.待运行稳定后，停电泵投联动备用。37.负荷大于180MW，冷段压力达2.45MPa时，冷段至高压辅助蒸汽母管电动门自动开启，启动锅炉至中压辅助蒸汽母管电动门自动开启。38.根据轴封压力的变化，及时调整。39.负荷大于225MW，四段抽汽压力达到0.588MPa时，四段至中压辅助蒸汽母管电动门自动开启，高压辅助蒸汽母管至中压辅助蒸汽联箱电动门自动关闭。40.五段抽汽压力达到0.25MPa时，五段抽汽至低压辅助蒸汽联箱电动门自动开启，中压辅助蒸汽母管至低压联箱电动门自动关闭。 41.升负荷至300MW。三启动注意事项1.在开机过程中，任一项参数超过打闸值应立即打闸停机。2.热态启动时，升速率不得小于200rpm/min/min。3.转速达到3000rpm/min后，检查无异常应联系电气尽快并网。4.并网后应尽快加负荷至启动曲线对应的负荷点，确认汽轮机下缸温度不下降，以减少对转子的冷却。5.热态开机时，应加强疏水，严防冷汽冷水进入汽轮机。6.在整个开机过程中，要始终监视振动、胀差、缸胀、轴位移、轴承金属温度、回油温度在正常范围内。7.注意检查凝汽器、除氧器、高低压加热器、轴封冷却器、凝结水收集水箱、500T水箱水位的变化。8.注意检查发电机氢、油、水系统运行正常，油温、水温、风温正常。其他辅助设备系统运行正常。记事：# 汽轮机DEH电超速试验操作票开始时间 年 月 日 时 分 结束时间 年 月 日 时 分 发令人： 批准人： 序号操作内容执行情况操作人一试验条件1.超速试验应有总工程师参加在汽机运行专责的主持下进行。2.试验前，并网带负荷30MW。暖机4小时，迅速减负荷至15MW，发电机解列后再进行。3.试验前启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，并就地和远方分别手动脱扣一次。高、中压自动主汽门，调速汽门应立即关闭，转速应明显下降。4.做机械超速保护试验前，禁止做“注油试验”，检查充油试验用针形阀确已关闭，“手动超速试验杠杆”在“正常”位置。5.电超速保护试验和机械超速保护试验应分别做二次。二次的动作转速差应小于18r/min。6.主汽压力应控制在4.25.0Mpa之间，最大不超过5.5Mpa，凝汽器真空在-0.075Mpa以上。7.升速率应控制在100r/min/min左右，最大不超过150r/min/min。8.超速试验时一、二级旁路严禁开启。9.DEH控制系统的“全自动”方式。10.各转速表指示正常，有关信号以及远方与就地的联系手段可靠。11.试验时应派专人到机头监视转速，必要时，立即手动脱扣停机二试验操作1.联系值长机组减负荷至15MW。2.联系电气，解列发电机，注意机组转速的上升情况，维持机组转速3000rpm/min。3.启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行。4.将DEH手动盘“超速保护”钥匙开关置于“试验”位置。5.在ETS试验盘上将“超速试验”钥匙开关置于“超速抑制”位置。6.按下“110%”试验按钮。7.设定目标转速为3330r/min，升速率为100r/min/min，按“进行”按钮，灯亮，机组转速开始上升。8.当转速达到3300r/min时，电超速保护动作，记录动作转速。9.检查高、中压自动主汽门、调速汽门迅速关闭，机组转速明显下降。10.各抽汽逆止门、高排逆止门关闭。11.按下“110%”按钮。12.转速降至3000r/min，将DEH手动盘“超速保护”钥匙开关置于“投入”位置。13.在ETS盘上将“超速试验”钥匙开关置于“运行”位置。14.待转速降至2900r/min，按下“挂闸”按钮并保持2秒钟以上，灯亮，按正常开机方式将机组恢复至3000r/minm运行。三超速试验注意事项1.转速升至3330r/min而电超速保护仍不动作时，应立即就地或远方手动脱扣停机，原因未查明前，机组严禁启动。2.试验中如发生异常或事故，应停止试验并按事故处理的有关规定执行。待一切正常后，再重新进行试验。3.试验时，各轴承进油温度应控制在3849之间，同时应注意监视机组振动、胀差、轴向位移及各轴承金属温度的变化，发现异常，应立即按事故处理的有关规定执行。在原因未查明前，不得做提升转速试验。4.试验时，应注意主、再热蒸汽参数的变化，提升转速前应事先与锅炉联系，应通知锅炉注意监视汽包水位的变化。严防汽包满水，造成主蒸汽带水。试验前，应检查并确认高、低压门组各疏水阀已全部开启，疏水管畅通无堵塞。记事：# 汽轮机ETS电超速