辽宁电厂600MW亚临界汽机整套启动调试方案

1、汽机整套启动调试方案1 概述白音华金山坑口电厂新建工程安装2台600MW国产亚临界燃煤直接空冷发电机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538-2型亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机组，单机容量600MW。机组装有两个高压主汽调节联合阀，分别位于高中压缸两侧，每个主汽调节联合阀包括一个水平安装的主汽阀和两个相同的垂直安装的调节阀。再热主汽调节联合阀壳是合金钢铸件，机组装有两个再热主汽调节联合阀，分别位于高中压缸两侧，每个再热主汽调节联合阀包括一个摇板式主汽阀和两个调节阀。机组选用西屋公司提供的分散控制系统，设备先进、自动化水平高，在集中控

2、制室内，以操作员接口站的彩色LCD、键盘、鼠标以及设在操作员控制台的主要后备操作按钮，作为机组的主要监视和控制手段。机组的启动、停止、正常运行和异常工况处理均可在控制室内根据操作员站的操作指导和操作面板的运行状态由运行人员完成。汽机主机采用DEH调节控制系统，DEH是一体化DCS的一个组成部分，是机组控制环路上的一个节点，它以分散处理单元的原理为基础，允许以模件方式进行系统设计，这种组合的关键性功能即冗余技术的配置，使得系统不仅可以自由扩展，而且具有高度的可靠性和自行诊断能力。汽机保安系统设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置，ETS危急跳闸系统主要是检查各项要求跳闸信号的正确性，识别错误的

3、跳闸信号，并确保在设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。汽机监视仪表TSI是一个可靠的多通道监测系统，它能连续不断地测量汽轮发电机轴和缸的各种机械运行参数，显示汽机机械状态，并能在超出运行给定值的情况下发出报警信号和使机组跳闸。汽轮机旁路系统为高压和低压两级串联旁路，设计容量为40BMCR通流量。锅炉给水系统配置三台50%容量的电动给水泵，电动给水泵的前置泵由主泵电机同轴驱动，机组正常运行为两台给水泵运行，一台给水泵作为备用。该机组设有两台各为100%容量凝结水泵，两台100%闭式冷却水泵，三台100%水环真空泵，三台高加，一台除氧器，三台低加，还设有汽机润滑油、顶轴盘车系统，主机E

4、H油系统，发电机密封油系统，发电机氢气冷却系统等。本方案为新建机组试运期间的启动调试方案，着眼于机组的首次启动和168h试运前的试验与调整，故本方案未提及的运行操作执行电厂汽轮机运行规程及标准。2 编制依据2.1电力部电建1996159号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程2.2电力部建设协调司建质199640号火电工程启动调试工作规定2.3电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准2.4电力行业标准DL 5009.1-2002电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)2.5国家电力公司国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.6国家电网生20

5、07883号国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）2.7国家建设部建标2006102号中华人民共和国工程建设标准强制性条文(电力工程部分)2.8中电建协工20066号电力工程达标投产管理办法2.9电建质监200557号电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电部分）2.10 电力行业标准DL 5011-92电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)2.11 电力部建设协调司建质199640号汽轮机甩负荷试验导则2.12电力部电综1998179号火电机组启动验收性能试验导则2.13电力行业标准DL/T 1012-2006火力发电厂汽轮机监视和保护系统验收测试规程2.14 电力行业标准DL/T 85

6、3-2004汽轮机启动调试导则2.15白音华金山电厂新建工程2×600MW空冷机组机组调试合同2.16东北电力科学研究院质量管理标准2.17 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司汽轮机主机说明书2.18 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司汽轮机启动运行维护部分说明书2.19 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司汽轮机质量证明书3 汽轮机发电机组主要技术规范3.1 汽轮机型 号： NZK60016.7/538/538-2型型 式： 亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式连续出力： 600 MW 最大连续出力： 641.6 MW 额定转速： 3000 r/min额定主蒸汽压力： 16.67 MPa（

7、a）额定主蒸汽温度： 538 额定主热蒸汽流量： 1845.97 t/h额定再热蒸汽温度： 538 额定背压： 13.1 kPa（a）回热级数： 7级 （三高、三低、一除氧）通流级数： 40高压部分级数： I+9中压部分级数： 6低压部分级数： 2×2×6盘车转速： 3.35 r/min高中压转子一阶临界转速： 1703 r/min1号低压转子一阶临界转速：1634 r/min2号低压转子一阶临界转速：1656 r/min发电机转子一阶临界转速： 780 r/min发电机转子二阶临界转速： 2073 r/min3.2 发电机型 号： QFSN-600-2YHG 型额定容量：

8、 667 MVA额定功率： 600 MW额定功率因数：0.9(滞后)额定电压： 20 KV额定频率： 50 Hz冷却方式： 定子绕组水冷， 转子绕组及铁芯氢冷额定氢压： 0.4±0.02 MPa漏氢量： 12 Nm3/24h4 机组启动原则4.1 启动状态划分及启动方式 以第一级出口金属温度决定：1) 冷态启动： 第一级金属温度120；2) 温态启动： 120第一级金属温度260；3) 热态启动： 260第一级金属温度415；4) 极热态启动： 450第一级金属温度。4.1.2 启动方式：高中压缸联合启动，即冲转时，高压主汽门冲动，中调门配合调节转速。高调门、中压主汽门全开，转速达2

9、900r/min时，进行阀切换，改由高压调门控制定速及带至满负荷，调节控制方式有节流、喷嘴调节，可以互相切换。4.2 启动规定4.2.1 机组冷态启动时，进入汽机的主蒸汽至少有56过热度，但最高不得超过430，主汽门前蒸汽压力和温度应满足哈尔滨汽轮机厂提供的该机“主汽门前启动蒸汽参数曲线”的要求；再热蒸汽条件应处在“截断阀入口处启动蒸汽条件”所示的允许区域内。根据哈尔滨汽轮机厂的“冷态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 根据哈尔滨汽轮机厂“冷态启动曲线” 决定中速（2000r/min）暖机时间，任何情况下不得减少中速暖机时间，一般不低于150min。4.2.3 机组温、热态启动时，进入汽

10、机的主蒸汽至少有56过热度，根据调节级腔室金属温度，应满足温态、热态、极热态启动曲线要求升速或暖机，根据哈尔滨汽轮机厂的“启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间（按哈尔滨汽轮机厂提供保持初负荷时间）。4.2.4 机组并网后，接带负荷的大小和变负荷速率应满足“负荷和/或蒸汽状态变化时间推荐值”的要求。4.2.5 根据哈尔滨汽轮机厂的建议，汽机“阀门管理”在试运行的前6个月内处于“单阀”控制方式，机组并网后，接带负荷的大小和变负荷速率应满足“负荷改变建议”的要求。4.3 机组启动程序整套启动前的条件确认辅机分系统投入机组冲动盘车脱扣检查摩擦检查低速暖机及检查(400r/min首次启动)中速暖机(2

11、000r/min)阀切换(2900r/min)定速(3000r/min)打闸试验安全装置在线试验机械飞锤压出试验油泵切换试验DEH参数点调整电气试验。机组并网带120MW以上运行7小时机组解列做自动主汽门、调节汽门严密性试验做真实超速试验。机组并网负荷125MW、投高加负荷300MW，机组甩50%负荷试验。机组并网负荷450MW、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统负荷600MW、做机组甩100%负荷试验。温态、热态和极热态启动试验机组带负荷600MW连续168小时运行进入试生产阶段。5 整套启动前应具备的条件5.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节

12、控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完毕；5.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠；5.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除；5.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除，恢复常设的警告牌和护栏；5.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确；5.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态；5.7 厂用及柴油发电机电源真实切换试验做完，投入备用；5.8 机组各系统的控制电源/动力电源/信号电源已送上，且无异常；5.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，CRT显示与设

13、备实际状态相符；5.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好。6整套启动前的分系统投入6.1 分系统启动原则6.1.1 启动前认真检查油(水)箱的油(水)位，补(排)油(水)阀位置；6.1.2 蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，排尽管道积水；6.1.3 带手动隔离阀的系统，投入程序控制前，开启手动隔离阀；6.1.4 设有备用泵(风机)的系统，依次启动各泵(风机)，做联锁保护试验，然后投入运行泵(风机)，备用泵(风机)投自动备用。6.2 依次检查和投入下列分系统6.2.1 按“闭式冷却水系统控制程序”启动闭式冷却水泵，投入闭式冷却水系统；6.2.2 启动厂用空压机，投入仪用压缩空

14、气系统；6.2.3 厂用辅助蒸汽系统投入（由启动锅炉来汽提供汽源）；6.2.4 按“汽机润滑油系统控制程序”投入主油箱加热器联锁控制，依次启动主油箱上排烟风机、交直流润滑油泵、高压备用密封油泵，做低油压联动试验后，停止直流润滑油泵，投入备用；6.2.5 发电机内充入压缩空气，风压达0.1MPa，启动一台定子水泵，投入发电机定子冷却水系统；6.2.6 按“发电机密封油系统控制程序”，启动空侧及氢侧密封油泵，投入发电机密封油系统，发电机内空气置换，根据启动需要充入相应的氢气压力；6.2.7 确认润滑油压在0.100.15MPa之间，油温21，启动调整好的顶轴油泵；6.2.8按“盘车装置控制程序”，

15、启动盘车装置，检查盘车电流及转子偏心率，检查轴端密封及汽缸内有无异常；6.2.9 按“开式循环水系统控制程序”启动一台开式循环水泵，投入开式水系统；6.2.10 按“凝结水系统控制程序”，启动一台凝结水泵，投入凝结水系统，向各水封装置注水；6.2.11 按“低压加热器程序控制程序”，投入低加水侧；6.2.12 依次启动主机EH油站的EH油再生油泵、EH油冷却油泵、EH油泵，投入EH油系统，油温达40时，投入冷却器冷却水自动控制油温；6.2.13 按“轴封系统控制程序”，向轴封系统供汽，检查轴封供汽母管压力0.020.03MPa，低压轴封供汽温度121177，调整高压轴封温度，使汽封蒸汽温度与调

16、端高压缸端壁金属温度之差不大于85，启动轴抽风机，调整轴封冷却器为微负压(510kPa)；6.2.14 按“真空泵控制程序”启动真空泵；6.2.15 锅炉点火，按“汽机疏水系统控制程序”检查汽机侧疏水门应全开；6.2.16 按“电动给水泵控制程序”，启动电动给水泵；6.2.17 按“高压加热器控制程序”，投入高加水侧；6.2.18 随汽温、汽压的升高，可投入高、低压旁路系统，投入条件为锅炉主汽温必须高于汽缸温度50以上，且有56过热度，凝汽器真空在70kPa以上。6.3 检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入。主机保护项目见附录1。7 机组首次启动7.1 冲转参数 机组首次启动采用高压

17、缸启动，高压调门为单阀控制方式。 主蒸汽压力： 3.5-5.0 MPa； 主蒸汽温度： 316-360 ；再热蒸汽压力： 0 MPa； 再热汽温度： 260-300 ；凝汽器真空： 70 kPa； 转子偏心率： 小于原始值0.03 mm，且0.076 mm； 高、中压汽缸上、下缸温度差： 42 ；连续盘车时间： 12h.7.2 冲转升速7.2.1 检查DEH控制面板的各状态指示和数值显示为正常状态；7.2.2 汽机挂闸，检查高压主汽门关闭，中压主汽门开启，设定阀限为100，高压、中压调节汽门开启。7.3 低速检查7.3.1 设置升速率100r/min，目标转速400r/min，汽机开始升速；7

18、.3.2 当转速大于盘车转速时，检查盘车装置的运行退出情况，确认盘车电机自动停止运行后，盘车装置停电；7.3.3 汽机首次冲转到400r/min后，手动打闸，摩擦听音检查；7.3.4 重新挂闸升速，升速率100r/min；7.3.5 升速至400r/min停留检查(1520分钟)：a. 倾听汽轮发电机组各部声音有无异常；b. 监测机组轴承盖振动及轴振动；c. 检查记录润滑油冷油器出入口及EH油温度应正常；d. 检查记录推力轴承/支持轴承的金属温度及回油温度；e. 检查记录汽机胀差/总膨胀/轴向位移等参数指示正常；f. 检查记录缸体金属温度/上下缸温差及蒸汽参数值；g. 检查汽机本体及管道疏水是

19、否正常；h. 检查凝汽器真空正常/低压缸排汽温度低于80；i. 检查凝汽器/除氧器/加热器水位正常；j. 检查各辅机单体和分系统运行正常。7.4 中速暖机7.4.1 升速率100r/min，目标转速2000r/min；7.4.2 按下“进行”按钮，汽机升速至2000r/min，停留暖机； 升速至1500rpm，顶轴油泵自动停止。7.4.3 升速过程不可在共振区停留，注意测试轴系临界转速和各轴承处最大振动值；转子过临界转速时，任何一点轴振超过250m和任何一点轴承盖振动超过100m时打闸停机；7.4.4 中压主汽门前蒸汽温度达到260时开始计算暖机时间，中速暖机时间大于150min，暖机过程中，

20、按照冷态启动曲线将主蒸汽温度缓慢滑升至380，再热蒸汽温度缓慢滑升至335，2000r/min暖机期间，检查记录项目同400r/min；7.4.5 汽轮机调节级金属温度达到280以上，2000r/min暖机结束。7.5 阀切换7.5.1 中速暖机结束，升速至2900r/min，进行阀切换，主汽阀切换至高压调门控制转速TVGV。7.5.2 设定升速率100r/min，目标转速3000r/min； 当转速达到2900r/min时，程序自动进入HOLD状态，表示进入TV/GV切换阶段，运行人员发出TV/GV切换命令后，GV开始缓缓关闭，当GV已影响到汽机转速时，TV缓慢开启，当TV开度达到100时，

21、汽机转速由GV控制，TV/GV切换结束； TV/GV切换过程中，汽机转速将有小幅波动，一般为30-50r/min左右，至多降至2850r/min附近，切换结束后，GV控制汽机升速到3000r/min； 当转速超过2900r/min，程序自动将升速率降低为50r/min，记录阀切换过程时间；7.6 定速3000r/min后的试验：a. 对机组所有监视数据进行全面检查；b. 远方/就地打闸试验，检查TV/GV/RSV/IV及逆止门关闭正常；c. 重新挂闸，以每分钟200r/min的升速率升速至3000r/min；d. 进行安全装置在线定期试验(试验方法见附录)；e. 危急保安器注油试验：把手柄放在

22、试验位置，逐渐开大喷油门，检查飞锤动作情况，试验结束系统恢复；f. 确认主油泵工作正常，依次停止氢密封油泵/交流润滑油泵，投入备用联锁，调整冷油器冷却水量，使冷油器出口油温控制在40左右；g. 电气试验。8 并网带负荷8.1 并网带初负荷8.1.1 配合电气并网，发电机并网立即带4额定负荷左右的初负荷，约24MW，注意观察主/再热汽温的变化，高排逆止门开启，暖机30min；8.1.2 以3MW/min的负荷变化率升至目标负荷120MW，暖机7小时以，再热汽温390以上；8.1.3 暖机期间的主要检查项目：a. 机组振动、胀差、缸胀、轴向位移，各轴承金属温度/回油温度；b. 汽缸上下壁温差，润滑

23、油压和油温/EH油压和油温；c. 凝汽器真空/排汽温度/水位；d. 发电机密封油及氢气系统压力和温度；e. 汽机疏水系统运行正常；f. 汽机所有辅助设备在正常状态；g. 根据冷态启动曲线，主汽、再热压力保持不变，温度按曲线参数滑升。8.2 汽门严密性试验和真实超速试验8.2.1 带负荷暖机结束后，以3000KW/min的负荷变化率减负荷至0MW，机组解列，准备进行汽机超速试验；8.2.2 做自动主汽门和调节汽门严密性试验，试验方法见附录；8.2.3 做真实超速试验，试验方法见附录。8.3 再次并网带负荷8.3.1 加负荷速率可根据机组工况，按照启动曲线设定升负荷率；8.3.2 当负荷20%额定

24、负荷时，所有疏水阀关闭；8.3.3 当负荷达120MW时，逐渐开启高加进汽门，冲洗高加本体和高加疏水管道，冲洗合格后投入高压加热器；8.3.4 当负荷达300MW时，主汽压力达15MPa，进行下列检查及试验：a. 中压辅助蒸汽系统供汽切至四段抽汽供汽试验；b. 除氧器汽源切换至四段抽汽供汽试验；c. 轴封切换至冷再供汽试验；d. 按抽汽压力由低到高顺序依次投入高、低加汽侧，疏水投入自动；e. 作主汽门及调节汽门活动试验；f. 做机组甩50%负荷试验；8.3.5 负荷率6MW/min，加负荷至450MW，进行下列检查及试验：a. 做真空系统严密性试验；b. 试投CCS协调控制系统；8.3.6 加

25、负荷至600MW，主汽压力达16.7MPa，进行全面检查，确认机组运行稳定，做机组甩100%负荷试验；8.3.7 机组进入168小时连续运行。9机组热态启动要点9.1 停机期间，连续盘车不得中断；9.2 启动前，转子偏心率小于“原始值30m”；9.3 轴封选用与缸温相匹配的汽源；9.4 启动蒸汽参数的确定应遵循“热态启动曲线”；9.5 在汽机冲转至带初负荷期间，锅炉应控制汽温、汽压不变；9.6 并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。10 停机要点10.1 正常停机10.1.1 机组正常停机的降负荷速度遵循负荷和/或蒸汽状态变化时间推荐值曲线中的规定，建议降负荷速率为6MW/min，压

26、降速度0.10MPa/min，温降速度1/min；10.1.2 降负荷时，注意检查汽机疏水阀（20%负荷时，打开所有疏水门）和低压缸喷水阀动作情况，注意操作检查各相应负荷下，相关设备的汽源切换；10.1.3 提前试验交、直流润滑油泵，顶轴油泵，盘车电机，密封油备用油泵应正常；10.1.4 机组5%额定负荷打闸时，检查进汽阀和逆止阀应迅速关闭；10.1.5 记录转子惰走时间，绘制汽机停机惰走曲线；10.1.6 降速期间，检查顶轴、盘车投入情况；10.1.7 真空应保持到机组惰走400r/min以下，真空降低到零之前，不允许中断轴封供汽；10.1.8 停机期间，注意监视汽缸温差，并做好记录，严防汽

27、缸进水。10.2 故障停机下列情况出现应立即破坏真空停机：10.2.1 轴承断油；10.2.2 汽机超速而保护未动；10.2.3 轴向位移、胀差大；10.2.4 高中压汽缸上、下缸金属温差超过56，短期不能恢复；10.2.5 机组发生剧烈振动或机内有金属摩擦声；10.2.6 汽机发生水击或主再热汽温在10分钟内急剧下降50；10.2.7 氢系统爆炸或油系统着火不能及时扑灭；10.2.8 主再热汽或给水管道破裂，威胁机组安全时。11 机组启动安全注意事项11.1 凝汽器的最低允许真空是负荷的函数，在变负荷期间应满足“排汽压力限制值”图表的规定；11.2 定期化验EH油、润滑油，油质不合格禁止启动

28、或运行；11.3 热态启机不允许在不供轴封的情况下，启动真空泵和轴抽风机；11.4 严格控制主汽、再热汽温及汽压的上升速度；11.5 转子转动期间，注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音；11.6 注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象；11.7 检查主汽、再热蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况；11.8 机组的轴振任何时侯不应大于250m；11.9 主蒸汽压力超过21.67MPa，应手动停机；11.10 主汽压力小于14.9MPa，应快速减负荷以维持主汽压不再下降；11.11 再热汽压力不允许超过4.8MPa；11.12 主汽、再热汽温达565时，应手动停机；11.13 主再/热汽温1

29、0分钟内突降50时，应手动停机；11.14 正常运行时，主/再热蒸汽两主汽门前温度差达56，应手动停机；11.15 启动过程中应控制主汽门、蒸汽室内外壁温差应小于83。12 附录附录1 机组主要保护项目及定值附录2 汽机安全装置在线试验附录3 机械飞锤压出试验附录4 汽门严密性试验附录5 OPC试验和真实超速试验附录6 进汽阀门试验附录7 真空系统严密性试验附录8 发电机氢气系统严密性试验附录1 机组主要保护项目及定值（仅供参考）序号保护项目单位报警值跳闸值1汽机电超速r/min309033002高中压缸胀差大转子伸长mm+10.3+11.1转子缩短mm-4.5-5.12低压缸胀差大转子伸长m

30、m+2727.8转子缩短mm-3.5-4.33轴向位移大调速器端mm+0.9+1.0发电机端mm-0.9-1.04轴振动大mm0.1250.2505EH油压力低MPa10.59.306径向轴承金属温度高1071137推力轴承金属温度高991078汽机轴承排油温度高779凝汽器真空低kPa18.6.(a)20.3(a)10汽缸上、下缸温差大>4211高压缸排汽温度高40442712低压缸排汽温度高8012013DEH电源失电，汽机跳闸14DEH主要监测信号故障(主汽压，转速)，汽机跳闸15发电机主保护动作，汽机跳闸16锅炉MFT动作，汽机跳闸17汽机手动打闸停机附录2 汽机安全装置在线试验

31、本试验属于机组安全保护定期试验范畴，是对机组两个安全通道的工作情况分别进行检查，试验可在机组空载或带负荷方式下进行，不影响机组正常运行。试验包括：EH油压低、润滑油压低、真空低保护等。1 试验条件：1.1 润滑油/EH油/凝汽器真空试验块上仪表指示正常；1.2 机组运行稳定，各项指标在合格范围内；1.3 机组保护均正常投入；1.4 机组未进行其它试验。2 步骤如下：2.1 在ETS面板上，将用钥匙将切换开关置于试验位置，选择欲试验通道；2.2 按试验按钮，试验开始，试验块上的“EH油”或“润滑油”放油电磁阀或“真空”进气电磁阀，分别检查对应的通道跳机电磁阀应动作；2.3 关闭上述放油电磁阀或进

32、汽电磁阀，恢复跳机电磁阀；2.4 用同样方法试验通道。附录3 机械飞锤压出试验1 试验前条件：1.1 机组手动跳闸试验和安全装置在线试验完成；1.2 汽轮发电机组维持3000rmin运行。2 试验步骤：2.1 前箱处将试验手柄，置"试验"位置，并保持；2.2 缓慢开启注油阀，观察试验压力表指示；2.3 当脱扣手柄自动打到"脱扣"位置时，记录注油试验压力；2.4 关闭注油阀，将"脱扣"手柄复位；2.5 缓慢放开"试验"手柄，使其回至正常位置。3 注意事项3.1 认真做好试验记录，以便与以后的试验做比较；3.2 试验过

33、程中，必须保持试验手柄一直在"试验"位置。附录4 汽门严密性试验严密性试验包括主门严密性试验，调门严密性试验，DEH中选择相应的操作画面按钮，进行相关阀门严密性试验。1 试验前条件：1.1 发电机解列，汽机维持3000rmin；1.2 主蒸汽压力50%额定压力，机组无其它试验。2 高、中压主汽阀严密性试验：2.1 迅速关闭高、中压主汽门，随转速下降，逐渐开启高、中压调节汽门；2.2 如有必要用旁路维持再热汽压力稳定，记录转子下降的最低转速和所需时间；2.3 试验结束后，汽机打闸。3 高、中压调节汽门严密性试验：3.1 保持高、中压主汽门在全开状态，迅速关闭高、中压调节阀；3

34、.2 用旁路维持再热汽压力与主汽压力相匹配；3.2 高、中压调节阀全关后，记录转子下降至最低转速和所需时间；3.3 试验结束后，汽机打闸。4 检验标准：4.1 汽门严密性试验的最低稳定转速值应小于1000rmin；4.2 当主蒸汽压力低于额定压力时，最低稳定转速值N可按下式修正： NPP。×1000rmin P试验时主汽压力， P。额定主汽压力。附录5 OPC试验和真实超速试验超速试验包括OPC超速试验、TSI电超速试验、DEH电超速试验和机械超速试验。超速保护（OPC）通过控制OPC电磁阀快速关闭GV和IV，有效防止汽轮机转速飞升，并将转速维持在3000RPM，它实际上由两部分组成

35、：并网前转速大于103保护和并网后甩负荷预感器（LDA）。在超速保护系统中布置有两个并联的超速保护电磁阀，当机组运行转速超过103额定转速或机组甩负荷时，该电磁阀打开，迅速关闭各调节汽门，以限制机组转速的进一步飞升，在汽机转速降到3060r/min延迟36秒后，超速保护电磁阀失电打开，各调速汽门恢复动作前的位置。1 试验条件：1.1 模拟电超速试验已完成；1.2 就地远方手动停机试验已完成；1.3 机械飞锤压出试验合格，动作转速正确；1.4 机组带负荷20%以上，再热蒸汽温度不低于390，运行至少7小时，可进行真实超速试验，且汽门严密性试验合格；1.5 机组控制数据均在允许范围内，没有系统异常

36、报警。2. 超速103%(OPC)保护试验：2.1 检查“OPC”按钮在“正常”位置；2.2 设定目标转速为3090r/min，升速率50r/min，开始升速；2.3 当汽机转速升至3090r/min时，OPC电磁阀动作，高、中压调节阀/高排逆止阀/各段抽汽逆止阀迅速关闭，高压缸排汽装置开启；2.4 目标转速应自动回复3000r/min。3 电超速试验3.1 DEH电超速试验 将ETS切换开关置于超速遮断位置，按DEH电超速试验按钮，设定3300r/min目标转速，升速率50r/min，电超速应在3300r/min动作，机组跳闸；3.2 TSI电超速试验将ETS切换开关置于正常投入位置，按DEH机械超速试验按钮，设定3300r/min目标转速，升速率50r/min，TSI电超速应在3300r/min动作，机组跳闸。上述两项试验中，若机械超速保护提前动作，应用喷油试验隔离手柄隔离机械超速母管，完成电超速试验。4 机械飞锤动作试验：确认ETS操作盘上的“超速保护”钥匙开关在试验位4.1 在DEH画面中选择机械超速试验，DEH