25MW汽轮机运行规程电液调速

1、、八刖 m本规程根据电力工业技术管理法规、电业安全工作规程、汽轮机运行规程，结合制造厂家技术说明书及本公司实际情况编订。下列人员应熟悉掌握本规程有关内容：一、总工程师、生产技术部门有关技术人员；二、专业主管、值长；三、汽机运行、检修人员。第一篇汽轮机组运行规程1设备主要规范结构特性1.1 汽轮机概况1.1.1制造厂及编号型号：C25-8.83/0.981-1型式：高压、单抽、冲动、凝汽式制造厂：南京汽轮机厂产品编号：1号机 200401 ;2号机 2004071.1.2 主要技术规范（以下压力为绝对压力）序号名 称单位额定最局最低1功率MW2530/2主烝汽温度C5355405253主烝汽压力

2、M pa(a)8.839.328.344可调抽汽压力M pa(a)0.9811.2750.7855可调抽汽量T/H50110/6冷却水温度C2033/7进汽量（纯凝/额定）T/H100.5/135.58给水温度（纯凝/额定）C204/2169额定转速r/min300010汽机转子临界转速r/min180711发电机转子临界转速r/min137012取大振动允许值mm（正常） 0.03 （极限） 0.0513汽耗（纯凝/额定）Kg/kwh3.841/6.045(计算值)14热耗（纯凝/额定）Kj/kwh10011/7093(计算值)15转子旋转方向自汽轮机看至发电机为顺时针方向16排汽压力（纯凝

3、/额定）Kpa(a)9.6/3.861.1.3回热抽汽与供热抽汽参数值（以下压力为绝对压力）抽汽点压力M pa温度C流量t/h一级抽汽52.8240010.4二级抽汽91.42316.95.5三级抽汽至除氧器110.98275.510.5三级抽汽至供热110.98275.550四级抽汽130.2178.70.58五级抽汽150.09110.92.02六级抽汽170.0369.52.21.1.4 本体结构：1.1.4.1 推力瓦工作面与非工作面瓦块各10块。1.1.4.2 汽轮机汽缸由前、中、后汽缸组成，汽缸死点设在后汽缸处，以横向滑键定位于侧机 架向前膨胀。1.1.4.3 汽轮机转子由一级速度

4、级和十九级压力级组成，为整锻加套装结构， 通过钢性联轴器与发电机转子联接。汽轮机转子以推力盘为死点向后膨胀。1.1.4.4 转子盘车装置装于后轴承箱盖上，由电动机驱动，通过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需要的盘车速度。当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置。在无电源的情况下，在盘车电动机的后轴伸装有手轮，可进行手动盘车。1.1.4.5 汽轮机采用喷嘴调节，主蒸汽通过自动主汽门后，由四根导汽管分别引入四个调节阀进入汽轮机。四个调节阀布置方式为：1 4 2 3 ,传动方式为凸轮传动。1.1.4.6 在汽轮机前轴承座的前端装有测速装置，在座内有主油泵，监测系统部分装置，推力 轴承，前轴承及

5、调节、保安系统的一些有关部套。前轴承座与前汽缸用“猫爪”相连，在横向和垂直方向均有定位的膨胀滑键，以保证汽缸在膨胀时中心不致变动。在前座架上装有热 胀指示器，以反映汽轮机静子部分的热膨胀情况。1.1.4.7 回热抽汽系统共六级，分别位于 5、9、11、13、15、17级后，其中位于第11级后的抽汽为调整抽汽，按压力高低依次供给#2高压加热器、# 1高压加热器、高压除氧器、# 3低压加热器、# 2低压加热器、# 1低压加热器。根据工业抽汽要求调整抽汽由旋转隔板控制。1.1.4.8 轴封系统：高压端一档漏汽至二级抽汽；高压端二档漏汽至四级抽汽；高压端三档漏汽至六级抽汽；高压端四档漏汽低压端一档漏汽

6、至均压箱；高压端五档漏汽低压端二档漏汽 至轴加；主汽门与高压调门及水控逆止门一档漏汽至高除，二档漏汽至轴加。1.1.5调速系统概述1.1.5.1 本汽轮机调速系统为数字电液调节系统（简称 DEH）。它由505E数字控制器、阀位 控制器、电液转换器、电液转换器供油系统、错油门、油动机、高压调速门及低压旋转隔板组成。1.1.5.2 电液转换器用油专供系统由油箱、叶片泵、溢流阀、单向阀、精密双筒滤油器、冷油 器、电加热器等组成。该套系统为双泵系统，正常运行一台，另一台备用。1.1.5.3 抽汽式汽轮机既可作纯冷凝运行也可作抽汽式运行。当不带抽汽按纯冷凝运行时，可以不投旋转隔板油动机，让旋转隔板全开。

7、1.1.6低压供油系统1.1.6.1 汽轮机的供油系统，采用 GB11120-89中规定的L-TSA46汽轮机油。1.1.6.2 低压供油系统主要由主油泵，I级、U级注油器，高压电动油泵，低压交、直流油泵、油箱，冷油器，滤油器等组成。主油泵出口的高压油除供错油门、油动机及各保护装置用油外，大部分是供给两级注油器，I级注油器出口压力为0.12Mpa,供主油泵进口，II级注油器出口压力为0.22Mpa,供轴承润滑油。1.1.7保安系统1.1.7.1 本系统包括机械液压保护装置和电气保护装置两部分，设置了三套遮断装置：手动脱扣危急遮断装置；飞环式危急遮断装置（遮断器与遮断油门各两套）；电磁保护装置。

8、1.1.7.2 本系统的超速保护装置有：飞环式危急遮断装置（遮断器与遮断油门各两套）；电超速保护装置（发电机开关跳闸时超速电磁阀动作）；监测系统中的转速测量装置（转速达3270rpm发停机信号至电磁保护装置）。1.1.7.3 电磁保护装置脱扣电磁铁主要保护项目有：轴向位移超限，电控油压低，润滑油压低，推力轴承回油温度高，轴瓦及回油温度高，凝汽器真空低，转速信号转速高，发电机开关跳闸，手动停机，DEH紧急停机。1.1.8 监测系统（BENTLY3500 ）本系统监测参数：轴向位移、转速、偏心、键相位、胀差、振动。调速保安系统的主要技术规范:序号项目单位技术规范备注1汽轮机额定转速r/min300

9、02汽轮机额7E抽汽压力Mpa(a)0.9813汽轮机额7E抽汽压力调整氾围Mpa(a)0.81.274油泵进口油压Mpa0.10.155主油泵出口油压Mpa1.576转速不等率%367退缓率%< 0.28压力不等率%< 109油动机取大仃程mm21010中压油动机取大仃程mm15211危急遮断器动作转速r/min3270333012危急遮断器复位转速r/min3055土1513喷油试验时危急遮断器动作转速r/min2920土 3014转速表超速保护值（停机）r/min327015转子轴向位移报警值（付推定位）mm+ 1.0 或-0.6负为反向16转子轴向位移保护值mm+ 1.3

10、或-0.7停机值17润滑油压降低报警值Mpa0.0518润滑油压降低报警值Mpa0.0419润滑油压降低保护值（停机）Mpa0.0220润滑油压降低保护值（停盘车）Mpa0.01521润滑油压升高报警值（停电动泵）Mpa0.1622主油泵出口油压低报警值Mpa1.323轴承回油温度报警值C6524轴承回油温度停机值C7525轴瓦温度报警值c10026轴瓦温度停机值c11027冷凝器真空降低报警值Mpa-0.08728冷凝器真空降低保护值（停机值）Mpa-0.06129轴承座振动报警值mm0.0630主烝汽压力局报警值Mpa9.3231主烝汽温度局报耆值C54032电液驱动器供油压力额定值Mpa

11、3.533电液驱动器供油压力低报警Mpa2.034电液驱动器供油温度高报警值C6035电液驱动器供油温度低报警值c4036电控油箱油位高报警值mm+10037电控油箱油位低报警值mm-10038DEH控制器超速停机值r/min327039相对膨胀报警值mm+3 或-21.2汽轮机辅助设备1.2.1辅助设备规范（额定工况时） 表一：高加、低加、轴加规范序号设备名称型号汽侧设计压力Mpa安全阀整定压力Mpa水侧设计压力Mpa加热面积m2水侧流量（T/H）出水温 度（C）1#1高加JG210-12.031.951.622102202#2高加JG210-113.983.91.622102503#1低加

12、JD-80- m0.11.280954#2低加JD-65-I0.30.271.2651045#3低加JD-80- W0.480.441.2801506轴加JQ-23-11.22350表二：凝汽器、冷油器、空冷器设计规范序号名称型号冷却面积m2冷却水量T/H冷却水 温C壳侧压力Mpa管侧压力Mpa台 数管阻Kpa1凝汽器N-2000-2200056000.004719.022冷油器YL-4040117.50.220.2311.83空冷器LRW-650330220< 330.2418.14表三：高低压油泵、凝泵、真空泵及风机等规范名称型号流里m3/h扬程m转速rpm必须汽蚀余量m效率配备电机

13、型号额定功率KW电流A电压V高压油 泵150Y-15020015029504.565YB2-315L1-2279.3380160低压油 泵80Y-60A45492950360YB2-160M2-228.638015直流油 泵80Y-60A45492950360Z2-5269.822013电控油泵1.81435Y2-122M-48.83804循环水泵RDL600-540B322023985YKK4005-635.12600(| 280凝结水泵HRK-S65-315951372980YVP280S-213938075真空泵2BW4203-OEK4980Y250M-67238037低加疏水泵65NW

14、-1401514029504.845WP160L-235.538018.5轴封风 机AZY0687-0080-014806870hp2900Y2-100L-26.313803排烟机APV0155-0080-012840YB2-90L-24.93802.2表四：注油器规范名称进口压力Mpa出口压力Mpa出油量L/min注油器（I）1.50.121600注油器(n)1.50.229001.3 发电机、励磁机名称型号额定电流A额定电压V周率(HZ)功率因数容量发电机RFW-30-2A32346300500.8535.29MVA无刷励磁机TFLW118-3000A48024650永磁付励磁TFY2.8

15、5-3000C15190500.92.85kVA2汽轮机组的启停操作2.1 总则2.1.1汽轮机组的正常启动、停止及运行方式等应在值长领导下按本规程的规定执行，在故 障情况下司机应根据具体情况按本规程的规定执行，但必须及时报告值长及相关领导。2.1.2汽轮机在下列任一情形下，禁止启动或投入运行：1) 自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩，不能关严时。2) 任一保护装置工作不正常时。3) 汽轮机不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速时。4) 轴承振动超过 0.05mm时。5) 重要表计(轴向位移表、轴承温度计、转速表、推力瓦温度计等)失灵时。6) 辅助油泵、盘车装置不能正常投入时。7) 汽轮机

16、有明显摩擦声时。8) DEH、 DCS控制失灵时。9) 上下汽缸内壁温差超过 50 C时。10) 相对膨胀超过-2.0+3.0mm时.2.2 启动前的准备工作2.2.1对全部设备进行检查，确认安装或检修工作完毕，现场清理干净，工作票已终结。所 有设备异动要现场核对。2.2.2联系电气测量各动力设备电机及发电机绝缘，送上电源，并调试好电动门。2.2.3 联系热工人员检查和投入 DCS、DEH以及各种仪表和保护装置，调试好各调节执行机 构。2.2.4 DCS操作、监控系统检查：A、画面切换及鼠标反应灵活可靠。B、界面、按钮的操作反应迅速。C、监控数据齐全、准确。 D、电动门、调整门开关、调节操作准

17、确，信号显示正确，与就地情况相符，调整门的开度与DCS屏上的反馈信号相符。2.2.5准备好启动操作的各种工具(如扳手、听棒、手电筒等)。2.2.6联系化验油质合格。2.2.7 联系锅炉、化水岗位及其他机组。2.2.8按“阀门检查卡”的规定检查各阀门、设备，管道应完整良好，并调整阀门至需要位 置(阀门开关应灵活正常)。2.2.9 检查主油箱油位正常，油位指示器灵活，临时加装的滤网和堵板已拆除。冷油器、滤 油器顶部放空气考克关闭，冷油器进油门开启，出油门关闭。各油泵进出口门开足，轴承冷 却水量调整好，润滑油加至 2/3油位。试开低压油泵，检查油泵电流，油压正常。备用冷油器 微开顶部空气考克，放尽空

18、气后关闭。运行冷油器放尽空气后，开启出油门。检查整个油系 统无泄漏，轴承回油正常。试开交、直流油泵正常，试验油泵联锁正常，并将联锁放置需要位置。若油温过低，可适当提前启动高压交流油泵。并启动油箱排油烟机。2.2.10 启动盘车装置：1、检查润滑油压正常，开启盘车供油门；2、投入盘车装置联锁；3、拔出保险销，转动盘车手轮使手柄至工作位置；4、启动盘车电机，检查汽轮发电机转子缓缓转动，听测盘车装置和汽轮机内部、汽封、轴承等处声音正常。2.2.11分别启动试运两台电控油泵，调整电控油压油温至正常，做好电控油泵低油压联动试 验，将联锁放置需要位置。进行DEH阀位标定和模拟试验。2.2.12 开启凝汽器

19、循环水甲乙侧进、出水门，启动循泵，待凝汽器水侧空气放尽后，关闭放 空气门，调整凝汽器甲乙侧循环水出水门开度，联锁试验正常后，联锁入系，并根据需要调 整循环水泵运行方式。2.2.13向凝汽器热井补水至 2/3处。启动凝结水泵，并做相互联动试验正常后，维持一台运行，另一台作联锁备用。并注意：1、凝结水再循环水量不小于 25T/H。2、凝汽器热井水位控制正常。2.2.14汽机保护及联锁静态试验热工保护项目及定值：项 目定值项目定值发电机主保护动作/轴承回油温度局75 C505E紧急停机/轴向位移负值大-0.7润滑油压低联动交流油泵0.05Mpa轴向位移正值大1.3mm润滑油压低联动直流油泵0.04M

20、pa低真空61Kpa润滑油压低汽轮机跳闸0.02Mpa转速局跳车3270rpm润滑油压低停盘车0.015Mpa发电机开关动作电超速短时关调门伺服油压低跳车1.0Mpa2.2.14.1 试验应具备下列条件：1) 油箱油质合格，油位正常。2) 分别试运电动高压油泵，交、直流润滑油泵，电控油泵正常后投入备用。3) 电动主汽门及其旁路门关闭严密，防腐门不冒汽。2.2.14.2 启动电动高压油泵，出口油压约1.6Mpa。启动电控油泵，调整控制油压在3.5Mpa。联系热工确认 DEH ETS TSI系统投入正常，(必要时解除低真空保护)送上电磁保护装置电 源，启动阀挂闸，用启动阀将自动主汽门调至15mm开

21、度，用505E控制器全开调速汽门、旋转隔板。2.2.14.3 手动危急保安器和停机按钮试验：1) 手动危急保安器或手动紧急停机按钮各一次，自动主汽门、调速汽门应迅速关闭、报警正常且无卡涩现象，危急遮断指示器指示“遮断”。2) 在DCS中点击保护复归，重新退回启动阀手轮挂闸，危急遮断器复位，再用启动阀 和505E控制开启自动主汽门、调速汽门。2.2.14.4 低油压保护试验：1) 检查电动高压油泵运行良好，断开 ETS联锁保护，关闭自动主汽门、调速汽门。投 入电动高压油泵、交、直流润滑油泵联锁和低油压保护开关，启动盘车，投入盘车联锁。2) 停电动高压油泵，当油压降至 1.3Mpa,应出现调速油压

22、低报警，电动高压油泵应联 动正常，在DCS中复位其操作开关，断开其联锁后再停运电动高压油泵。3) 当润滑油压降至 0.05Mpa时，应出现润滑油压低报警，交流润滑油泵应联动正常， 断开其联锁后再停运交流润滑油泵。4) 当润滑油压降至 0.04Mpa时，应出现润滑油压低报警，直流润滑油泵应联动正常， 断开其联锁后再停运直流润滑油泵。5) 当润滑油压降至 0.015Mpa时，应出现润滑油压低报警，盘车自动停止。6) 以上试验也可用热工人员短接压力开关表或泄掉油压开关表压力的方法做。7) 启动电动高压油泵，启动阀挂闸，投入 ETS润滑油压低联锁保护，送上电磁保护装置电源。用启动阀将自动主汽门调至15

23、mm开度，用505E控制器全开调速汽门，短接润滑油压低0.02Mpa压力开关表，应出现润滑油压事故低报警，电磁保护装置应正常动作， 自动主汽门、调速汽门关闭并报警。8) 在DCS中点击保护复归，重新退回启动阀手轮挂闸，危急遮断器复位，再用启动阀 和505E控制开启自动主汽门、调速汽门。2.2.14.5 轴向位移校验方法：1) 低真空保护解除，投入轴向位移超限保护。2) 检查开启自动主汽门 15 mm,开启调速汽门，旋转隔板。3) 由热工人员用 BENTLY3500发出虚拟信号，轴向位移值为 -0.6 +1.0 mm时“轴向位 移大”报警；轴向位移值为-0.7或+1.3mm时“轴向位移大”报警，

24、磁力断路器动作，自 动主汽门、调速汽门关闭并报警。4) 解除轴向位移超限保护，消除虚拟信号。5) 将启动阀退回至低限位置，在 DCS中点击保护复归。2.2.14.6 汽机转速信号超速保护试验：1) 低真空保护解除，投入转速信号超速保护开关。2) 检查开启自动主汽门调至15mm,开启调速汽门、旋转隔板。3) 由热工人员发出 3270rpm虚拟信号。4) 检查“机组转速高”报警，磁力断路器动作，自动主汽门 、调速汽门关闭。5) 解除转速信号超速保护，消除虚拟信号。6) 将启动阀退回至低限位置，在 DCS中点击保护复归。2.2.14.7 电超速保护试验：1) 解除低真空保护、退出磁力断路器保护，投入

25、电超速保护开关。2) 检查开启自动主汽门调至15mm,开启调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止门。3) 联系电气送上“发电机跳闸 ”信号。4) 检查调速汽门关闭(自动主汽门未动)23秒后调门自动恢复开启，抽汽逆止门关闭并报警。5) 解除“电超速保护”。2.2.14.8 轴承回油温度高保护试验：1) 低真空保护解除，投入推力轴承回油温度高保护。2) 检查开启自动主汽门调至15mm,开启调速汽门、旋转隔板。3) 由热工人员发出轴承回油温度高(65C、75C)虚拟信号。4) 检查“轴承回油温度高65 C ”报警，“轴承回油温度高 75 C “报警且磁力断路器动作，自动主汽门、调速汽门关闭。5) 解除推力轴承

26、回油温度高保护，消除虚拟信号。6) 将启动阀退回至低限位置，在 DCS中点击保护复归。2.2.14.9 瓦块温度局保护试验：1) 低真空保护解除，投入轴瓦及回油温度高保护。2) 检查开启自动主汽门调至15mm,开启调速汽门、旋转隔板。3) 由热工人员发出轴瓦温度高(100C、110C)轴承回油温度高(75C)虚拟信号。4) 检查“瓦块温度高 100”报警，“瓦块温度高110、轴承回油温度高 75C”报警且磁 力断路器动作，自动主汽门、调速汽门关闭。5) 解除轴瓦及回油温度高保护，消除虚拟信号。6) 将启动阀退回至低限位置，在 DCS中点击保护复归。2.2.14.10 机电联动保护试验(发电机主

27、保护) ：1) 低真空保护解除，投入发电机保护。2) 检查开启自动主汽门调至15mm,开启调速汽门、旋转隔板。3) 联系值长合上发电机故障保护和油开关，检查“发电机主保护动作”报警信号消除。4) 由电气发出“发电机主保护动作”信号。5) 检查励力断路器动作，自动主汽门，发电机主保护动作信号报警。6) 解除“发电机保护”。7) 将启动阀退回至低限位置，在 DCS中点击保护复归。2.2.14.11 “紧急停机按钮”联动发电机油开关跳闸保护试验：1) 低真空保护解除，投入 ETS相关保护。2) 检查开启自动主汽门调至15mm,开启调速汽门、旋转隔板。3) 联系值长，合上发电机故障保护和油开关，检查“

28、发电机跳闸”报警信号消除。4) 按紧急停机按钮。5) 检查磁力断路器动作，自动主汽门关闭，“发电机跳闸”信号报警。6) 消除事故报警信号，将启动阀退回，在 DCS中点击保护复归。2.2.14.12 抽汽逆止门联动试验：1) 在自动主汽门开启条件下，投入抽汽逆止门保护，联系热工送上抽汽逆止门电磁阀 电源。2) 启动凝结水泵，检查凝结水压力正常，投入水压联动装置。3) 关闭自动主汽门，检查抽汽逆止门关闭并报警。4) 联系热工退出抽汽逆止门保护和抽汽电磁阀电源，停用凝泵。5) 热工试验全部结束后，联系热工送上抽汽逆止门电磁阀电源。2.2.14.13 低真空保护试验：1) 检查开启自动主汽门调至15

29、mm ,开启调速汽门，旋转隔板。2) 投入低真空保护开关。3) 检查磁力断路油门动作，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板关闭，真空低I、II值 报警。4) 将启动阀退回至低限位置。5) 在DCS中点击保护复归。解除“低真空保护”。2.2.14.14 盘车行程开关限位保护：1) 盘车手柄与行程限位开关脱开。2) 检查联锁开关在联锁位置，润滑油压正常。3) 按盘车“启动”按钮，检查盘车电动机未转动。(若盘车电机转动则立即停止)。2.2.14.15 高加保护试验：1) 开启注水门向加热器注水，待水侧空气排尽后，关闭排空气门。2) 当加热器内压力与给水压力平衡时，关闭注水门。3) 开启高加自动进、出水强制

30、手轮。4) 开启启动放水门，检查高加自动进水门开启正常，关闭启动放水门，开启自动进水 门活塞下放水门。5) 开启#1、2高加进汽电动门。6) 开启自动主汽门、抽汽门，投入逆止门保护和高加保护。7) 在DCS中点击“高加解列”按钮，检查高加保护快速启闭电磁阀动作，高加自动进、出水门关闭，#1、2高加进汽电动门关闭，#1、2段抽汽逆止门关闭，并报警正常。8) 按上述要求分别做自动主汽门关闭、发电机油开关跳闸保护试验和高加水位高m值(由热工人员发出虚拟信号)试验，检查高加解列正常。9) 由热工人员发出高加水位高I值虚拟信号，检查危急疏水电动门自动开启并报警， 消除虚拟信号后危机疏水电动门自动关闭。2

31、.2.15 辅机联锁试验方法：2.2.15.1 凝结水泵联锁试验：1) 检查补充凝汽器水位至正常，凝结水泵符合启动条件。2) 启动其中一台凝结水泵。3) 投入凝结水泵自启动联锁。4) 就地按运行泵“事故停运”按钮。5) 检查备用泵自启动正常，DCS画面上自启动凝泵运行灯亮，停用泵故障灯闪动。6) 用同样方法试验另一台凝结水泵。2.2.15.2 真空泵联锁试验：1) 检查真空泵符合启动条件。2) 启动其中一台真空泵。3) 投入真空泵联锁。4) 就地按运行泵“事故停运”按钮。5) 检查备用泵自启动正常，DCS画面上自启动泵灯亮，停用泵故障灯闪动。6) 用同样方法试验加一台真空泵。2.2.17 暖管

32、：2.2.17.1 确定电动主汽门及其旁路门、均压箱新蒸汽进汽门、法兰螺栓加热混温箱新蒸汽进 汽门关闭严密，电动主汽门前疏水门一、二次门开启。检查确认盘车连续运行正常。2.2.17.2 微开电动总汽门之旁路门，提升管道压力到0.2-0.3Mpa时，维持20-30min ,然后以0.1-0.2Mpa/min的速度升至 4Mpa/min暖管10min,再以0.5Mpa/min升至全压。2.2.17.3 暖管升压过程中要注意：检查防腐门是否冒汽检查管道膨胀及支吊架情况升压过程应适当调整疏水门开度，使汽温提升速度不超过5C/min。2.2.17.4 全压后开足电动总汽门，关闭旁路门。如若需要用同样方式

33、暖至自动主汽门前，检 查关闭防腐门，并根据汽温上升情况，调整自动主汽门前疏水门开度。暖管结束后关严电动 主汽门及其旁路门。2.2.18凝汽器抽真空：2.2.18.1 抽真空前检查：真空破坏门、各加热器汽侧放水门、高加进汽门、高加至低加的空 气门和疏水电动门、抽汽管道疏水排地沟门关闭，凝汽器空气门、真空泵空气门开启。2.2.18.2 按真空泵启动要求，启动真空泵，真空应缓慢上升，联锁试验合格后维持一台运行， 联锁入系。2.2.18.3 启动轴封风机，维持轴封风机入口压力在-3-2kpa。2.2.18.4 凝汽器真空值达0.035Mpa后向轴封送汽(低压汽源)，维持均压箱压力0.005-0.03M

34、pa ,注意调节均压箱底部疏水，送轴封汽到冲动转子间隔时间尽量缩短(禁止汽 轮机在未连续盘车状态下送轴封汽)。2.2.18.5 如送高压汽源，减温减压器出口温度控制：冷态 150 土 20C ;热态225土 25C。2.2.19 投入抽汽逆止门水压联动装置两套：检查电磁阀复位，其进出水门开启，旁路门关闭，控制水总门、至逆止门水控门开启，保持逆止门活塞下部疏水畅通。2.3 启动与升速2.3.1 冲转2.3.1.1 冲转前的条件：1) 主汽压力达 6.88Mpa以上；2) 主汽温度不低于 390C，过热度不小于 80100C；3) 润滑油压不低于 0.08Mpa，油温不低于30 C；4) 保持真空

35、达到60kpa以上；5) 上、下缸金属温差小于 50 C；6) 盘车连续运行；7) 投入轴向位移超限、润滑油压低、转速信号转速高、电控油压低、推力轴承回油温度高、轴瓦及回油温度高、DEH紧急停机保护；8) 电液驱动器供油系统投入，油温控制在4060C间，工作油压力控制在 3.5 土 0.1Mpa。2.3.1.2 冲转前的准备工作：1) 复置手动危急保安器，磁力断路油门；2) 启动阀挂闸，开启自动主汽门；3) 按加热器启停部分规程做好高、低压加热器随机启动准备工作；4) 冲转前放尽机组本体、抽汽管道、导汽管、门杆漏汽管道积水，检查开启高、低压 疏水膨胀箱上的疏水门；5) 关闭防腐门。2.3.1.

36、3 冲动转子及升速：1) 手动启动：将控制器复位(按 RESET键)，发出运行命令(按 RUN键)转速设定点 自动升至最小控制转速，调速汽门全开；全开电动主汽门旁路一次门，微开二次门冲转。依次在 505E 控制器上设定转速为 600rpm、1300rpm、2500rpm、2800rpm、3000rpm,同 时利用电动主汽门的旁路门依次手动冲转汽机转速至500rpm、1200rpm、2350rpm、2750rpm暖机，最后至 3000rpm额定转速。2) 半自动启动：将控制器复位(按 RESET键)按外部启动允许按钮，接着操作控制器发出运行命令(按RUN键)，此时转速设定点自动升至最小控制转速(

37、必须设定为零转速)，调速汽门关闭；然后开启自动主汽门、电动主汽门，利用控制器的阀位控制器控制 调速汽门开度升至额定转速。3) 自动启动：在自动主汽门关闭情况下，开启电动主汽门，暖管至自动主汽门前，将控制器复位(按 RESET键)，按外部启动允许按钮，接着操作控制器发出运行命令(按 RUN键)，控制器会自动根据停机时间长短(控制器组态程序)控制调速汽门开度自动升速至额定转速(在自动升速过程中自动完成冲转、低速暖机、自动过临界、中速暖机、 3000rpm定速，等待机组并网)。4) 转子冲动后应注意： 检查盘车装置应自动退出，电机停运，出系联锁，关闭盘车供油门； 对机组进行全面检查，倾听机组汽缸轴封

38、、轴承声音及测量轴承振动，各部正常后，维持400500rpm暖机； 开启自动主汽门、调门、猫爪冷却水进、出水门； 投入低真空保护。5) 升速暖机时间分配(大修后开机暖机时间应适当延长)：转速范围(rpm)0500500500120012001200235023502350275027503000300003000状态冲转暖机升速暖机升速暖机升速升速暖机合计时间520730101543101046) 升速过程中，各点金属温升速度和温差控制标准: 汽缸法兰内、外壁温差：80 C 上、下汽缸温差V 50 C 汽缸法兰与螺栓温差V 30 C 汽缸与转子相对膨胀-2 +3 mm 振动v 0.03 mm，

39、过临界振动v 0.1 mm7）升速暖机过程中注意事项： 每一阶段的暖机过程，均应注意轴向位移，瓦块温度、各轴承回油温度及振动、 各部声音、油系统油压、油温及启动油泵运行状况。 升速时真空值应维持在80KPA以上，当转速升至额定值时真空应达到正常值。 1300-2100 rpm为轴系临界转速区间，必需以300 rpm速度迅速平稳通过，不得停留。 适时切换、关小主汽门前后疏水、导汽管疏水、调节级疏水。 全速后确证主油泵已打油，高压油泵电流下降至空载值时，停运高压油泵。注 意油压变化，联锁入系，注意高压油泵单向门渗漏否。 升速过程中应注意差胀、振动值，必要时应延长暖机时间或降低转速暖机。 视油温投入

40、冷油器水侧，维持35-45 C油温；发电机入口风温超过 35 C时，投入空冷器冷却水。 及时调整凝汽器水位、压力正常并适时投入自动。注意维持均压箱压力正常。 低速暖机时，任意轴承振动超过0.03mm,立即停机检查，原因查明并消除后方可重新启动。 转速达2750 rpm确定门杆漏汽压力大于除氧器压力后，放尽门杆漏汽管道疏水后，开启门杆漏汽至高除隔离门，（事先检查开启高除门杆漏汽进汽门）。?注意排汽温度 80 C,投入喷淋降温。2.3.2 3000rpm时，检查电控油压、主油泵进口油压、主油泵出口油压、润滑油压正常。根据 试验规定进行定速下的各项动态试验。2.4 并列带负荷2.4.1动态试验结束后

41、，全面检查机组各部正常， 检查各保护联锁投入，转速稳定在3000rpm,高压缸下部温度达 220 C以上，通知电气和值长发电机并列。除特殊需要外，汽轮机一般不应 长时间空负荷运行。2.4.2 并网后即带1MW电负荷，然后缓升至 2MW停留暖机，进行全面检查。投入汽机各项 保护。2.4.3联系化水岗位化验凝结水水质，合格后送除氧器，根据负荷情况及时调整除氧器的水 位压力。2.4.4关闭自动主汽门前所有疏水，关闭本体、导汽管、调门疏水，根据上下缸温差适时关 闭各抽汽逆止阀至低压疏水膨胀箱的疏水门。2.4.5 高压缸下部温度达 290300C以上时，允许以300KW/min速度增加负荷；当高压缸下部

42、温 度达350C以上时，允许以1000KW/min速度升至额定负荷。2.4.6根据凝汽器真空，适当调整凝汽器出水门开度，必要时调整循环水泵运行台数。2.4.8增加负荷时间分配：负荷（MW）0551010151525时间（min）201510102.4.9增加负荷过程中应注意：1） DEH系统工作正常，无晃动，调速汽门动作灵活，不卡涩；听测汽轮机机组声音、振动正常；2) 凝汽器真空正常，排汽温度逐渐降到相应背压下的饱和温度。如后汽缸降温门开启 应关闭；3) 转子轴向位移指示数值随负荷变化正常；4) 汽缸膨胀逐渐上升均匀正常；相对膨胀处于正常安全范围内；5) 金属温度上升速度、各金属温差正常；6)

43、 调节空冷器、冷油器，保持风、油温度正常，轴封汽压力正常；2.4.10 根据#2低加水位适时启动低加疏水泵，并关闭#2低加疏水调整器前电动门。2.4.11当二段抽汽压力达 0.8Mpa以上，将高加疏水倒至除氧器。2.4.12 抽汽安全门试验：1) 汽机凝汽工况运行，负荷在 510MW ;2) 检查安全门处于完好状态，开启有关管道疏水；3) 通知锅炉、电气值班员，注意主蒸汽流量、负荷波动情况；4) 用505E控制逐渐关小旋转隔板，注意抽汽压力上升；5) 当抽汽压力达1.0Mpa时，用手抬脉冲阀，检查安全门动作和回座情况；6) 安全门活动正常后，逐渐提高抽汽压力，当抽汽压力达1.251.3Mpa时

44、应动作，若汽压超过此值而不动作，应立即降低抽汽压力；若安全门不回座应手拉脉冲阀杠杆，帮助回座；7) 调整方法：安全门动作不合格时应调整重锤位置；安全门动作过快应开大针型阀， 动作过慢则反之；安全门开度过小应开大方头螺杆，开度过大则反之。2.4.12 调整抽汽投入与切除2.4.12.1 调整抽汽投入的条件：1) 电负荷高于10MW;2) 安全门调试合格；3) 抽汽逆止门试验正常，抽汽快关阀调试良好；4) 抽汽管道积水排尽；5) 旋转隔板严密性试验合格。2.4.12.2 投入前的准备工作：1) 检查抽汽快关阀处于关闭状态，供油门开启，保护电源已送上。2) 适当开启抽汽快关阀前、后疏水门，开启抽汽至

45、供热管手动隔离门。3) 检查#3段抽汽逆止门开启。4) 联系热工投入抽汽流量计。5) 联系锅炉和其它机组岗位。2.4.12.3 投入方法：1.在505E控制器上投入操作1) 按下505E面板上的“ EXT”键显示抽汽控制状态。2) 在菜单第一屏中输入所需抽汽压力值。3) 在菜单第二屏中按下“ YES”键，投入抽汽控制。4) 开启抽汽快关阀，开启抽汽至供热母管电动隔离门向外供汽。5) 微调抽汽压力设定值，确定与其它机组的负荷分配。6) 视需要减少减温减压器负荷或退出其运行。7) 关闭供热抽汽所有疏水门。8) 视需要开启抽汽至高除电动门(先放尽管道积水)。2 .在DCS上投入操作1)点击DCS操作

46、界面上的增加压力按钮，设定抽汽压力至需要值；2）点击DCS操作界面上的投入抽汽压力控制按钮，投入抽汽压力控制；3）开启抽汽快关阀；4）开启抽汽至供热母管电动隔离门向外供汽；5）其余同上。2.4.12.4 调整抽汽的切除：1.在505E控制器上切除操作1）联系锅炉岗位及其它机组，并将厂用汽汽源切换至其它机组。2）按下505E面板上的“ EXT”键显示抽汽控制状态。3）在菜单第一屏中逐渐调低抽汽压力设定值，将热负荷逐渐移至其它机组或减温减压 器。4）当旋转隔板接近于全开时，关闭抽汽快关阀，在菜单第二屏中按下“NO”键，切除抽汽控制。5）视需要关闭抽汽至供热母管隔离门、抽汽至高除电动门。2 .在DC

47、S上切除操作1）联系锅炉岗位及其它机组，并将厂用汽汽源切换至其它机组；2） 点击DCS操作界面上的减少压力按钮，逐渐调低抽汽压力设定值，将热负荷逐渐移至其它机组或减温减压器。；3） 当旋转隔板接近于全开时，关闭抽汽快关阀，点击DCS操作界面上的退出抽汽压力控制按钮，退出抽汽压力控制；4）视需要关闭抽汽至供热母管隔离门、抽汽至高除电动门。2.4.13热网减温水系统投、停操作：2.4.13.1 设备规范：水泵：型号11/2 GC5 X 7、流量6m3 /h、扬程161m、配用功率7.5kw、转速2750r/min 电动机：型号 Y132S2 2、功率7.5kw、电压 380v、电流15A、转速29

48、00r/min2.4.13.2 投用 操作：1）根据值长命令值班员准备投用减温水系统；2）按检查卡进行全面检查；3）检查减温水泵出口压力正常（ 1.5Mpa左右）；4）开足至#1工业用汽母管隔离门（至 #2工业用汽母管隔离门）；5）调节至#1工业用汽母管节流门（至 #2工业用汽母管节流门）控制热用户供热温度在180 C200 C之间；6）如开足至工业用汽母管节流门后，仍无法调低供热温度，则关闭减温水泵旁路门，启动减温水泵，提高出口压力；7）检查电机、水泵声音，轴承声音、振动，出口压力（ 3.0Mpa左右）正常；8）重新调节至#1工业用汽母管节流门（至 #2工业用汽母管节流门），控制热用户供热

49、温度在180 C200 C之间。2.4.13.3停用操作：1)汇报并经值长同意停用减温水系统；2)停用减温水泵；3)关闭至#1工业用汽母管隔离门（至 #2工业用汽母管隔离门）4)关闭至#1工业用汽母管节流门（至 #2工业用汽母管节流门）注：如遇紧急停机等必须停用供热系统；或正常停用供热系统前，应将减温水系统停用，以免供热管道积水，影响安全运行。2.5热态启动的规定及注意事项2.5.1汽轮机冷热状态判断标准为：停机12小时以内或调节级处上汽缸温度不低于300 C ,下汽缸温度不低于 250 C时汽轮机启动均为热态启动。2.5.2热态启动应遵守以下各点：2.5.2.1 进入汽轮机的蒸汽温度应高于汽

50、缸壁温度50C以上，且过热度应不小于 80C100 Co2.5.2.2 调节级处上、下缸温差不超过45 Co2.5.2.3 冲转前2小时转子应处于连续盘车状态。2.5.2.4在连续盘车情况下，应先向轴封送汽，然后抽真空（视高压缸下壁温度选择轴封汽源）。2.5.2.5 冷油器出油温度在 35 C以上。2.5.2.6 维持真空值约80Kpa。2.5.2.7 热态启动时间规定为约35分钟（冲转升速至 500rpm约10- 15min,升至2350rpm约2030min 2350rpm-3000rpm 约5 min左右），但如停机时时间少于6小时，则可缩短起动时间。2.5.2.9 升速过程中严格控制升

51、速率在60- 90rpm （过临界时除外）。2.5.3热态启动的注意事项：2.5.3.1 在投入盘车及低速暖机时，应特别注意测听汽缸内部有无异声，如有异声则不得开车，同时严格监视机组的振动、差胀、轴向位移情况。2.5.3.2 在暖机和升速过程中如振动比以往增加，则降速或延长暖机时间30分钟左右。2.5.3.3 接带负荷的速度要根据具体情况，尽快地将负荷带到与汽缸内部金属固有温度相应的负荷，避免出现冷却汽轮机的现象。2.5.3.4 其它操作顺序及方法同冷态。2.6停机操作2.6.1停机前准备：2.6.1.1 计划停机，值班员应提前1小时做好停机准备。2.6.1.2 试验高压电动油泵，交、直流润滑

52、油泵，盘车马达空载正常。2.6.1.3 用活动滑阀活动自动主汽门。2.6.1.4 确证机组停运不影响冷渣器冷却水源，否则应倒换其水源。确证厂用汽源有可靠保证，否则要切换汽源。2.6.2 停机的操作步骤及注意事项：2.6.2.1 用505E以500KW/min的降负荷速度控制减负荷。2.6.2.2 减负荷至20MW时，高压加热器若非随机停用时，逐级停用高压加热器汽侧。2.6.2.3 减负荷至15MW时，转移热负荷至另一台机或减温减压器，直至旋转隔板全开，关 闭三段抽汽快关阀，退出抽汽控制。关闭三段抽汽至供热管隔离门和至除氧器隔离门。2.6.2.4 减负荷至10MW时，将#2低加疏水倒至#1低加，停运低加疏水泵。2.6.2.5 减负荷的过程中应适时开启凝结水再循环电动门，调整好凝汽器热井水位、压力。2.6.2.6 负荷减至零时，通知电气解列，并注意调速系统能否维持额定转速（如不能维持，