单元机组运行

1、单元机组集控运行西安电力高等专科学校齐强 2008.8单元机组运行概述一、火电机组控制的发展及现状1、机、炉、电单独控制2、机、炉、电集中控制3、单元机组集散控制4、火电厂集控5、区域电网对发电机组的自发电控制二、单元机组集控运行的任务及要求1、单元机组的启动2、单元机组的停运3、单元机组的正常运行调整4、单元机组事故分析、处理及预防5、单元机组的寿命管理6、对集控运行值班员的素质要求单元机组运行概述（1）一、火电机组控制的发展及现状 机、炉、电单独控制 机、炉、电集中控制 单元机组集散控制 火电厂集控 区域电网对发电机组的自发电控制机、炉、电单独控制早期的中、小型机组电厂，一般均采用单独控制

2、，其主要特征是：锅炉、汽轮机、电气都有自己单独的控制室，控制室之间通过热工信号、电话联系，同时设置有机、炉、电辅机的控制操作室，控制分散，就地控制量大，控制室对设备运行的监视主要依靠常规表计完成，控制使用强电信号实现。该控制方式与当时机组设备水平和控制技术水平有关 （1）设备情况：因锅炉的设备故障率较高，采用母管制，多台并列运行的锅炉将产生的蒸汽送入母管，并列运行的汽轮机从母管取用蒸汽，单台设备启/停或故障只要对母管没有影响，一般不会影响其他设备的运行。 （2）控制的自动化水平不高，信号的采集和处理水平较低，不能实现集中的控制。机、炉、电集中控制 随着机组容量的增大和再热机组的出现，使控制方式

3、发生了较大的变化，因为再热机组一般采用单元制（或扩大单元制），锅炉、汽轮机、发电机单元制设置，其纵向联系已成为一个整体，对设备的监视、控制操作要求协调一致，机、炉、电单独控制已不能适应机组运行的要求，结合当时控制技术的发展，形成了集中控制方式，即将机、炉、电控制室集中为一个控制中心，使机、炉、电可以密切配合，协调操作，便于运行管理的统一指挥，有利于机组的安全经济运行。 从控制本身也有较大发展，增加了大量的自动调节控制，由强电控制发展为弱电控制，再到计算机控制，增加程序控制和顺序控制，增加机组的保护装置，使用智能仪表等。单元机组集散控制v 现代大型发电机组均使用集散控制方式（DCS）v 集散控制

4、的概念：利用计算机控制技术对生产过程进行集中监视、操作管理和分散控制，其系统采用分散递阶结构，体现了集中管理，分散控制的思想，使系统的功能分散、危险分散，具有控制功能强，操作简单和可靠性高等特点。v 随着机组容量的增大和实现单元制集中控制，就在的信息量和操作量大大增加，（500MW机组比50MW的信息量增大倍，操作量增大倍，信息量：200MW在1千点左右，300MW机组在3千点左右，600MW机组在万点左右）要求机组控制的自动化水平应不断提高，同时计算机技术和控制技术的发展为集散控制系统的应用提供了保证。v DCS系统一般包含：数据自动采集和处理、生产过程的自动调节，顺序和程序控制、自动保护，

5、生产信息的自动处理（操作指导和操作帮助）、协调控制等v 单元机组DCS系统的组成：DAS、MCS（模拟量控制）、CCS（协调控制）、 ECS（电气控制）、BPS、FSSS（BMS）DEH、MEH、SCS（顺序控制）、TSI。火电厂集控 火电厂的集控（全厂管控一体化）包括厂内各单元机组的DCS 和全厂的公用辅助系统DCS控制，上传厂级管理信息系统MIS、厂级实时监控系统SIS 实现全厂的管控一体化。 公用辅助系统DCS包含：化水、输煤、除灰除渣、脱硫、循环水、工业水、压缩空气等系统的集散控制。 具有4个层次： （1）直接控制层：数据采集和控制 （2）单元机组和全厂辅助系统的DCS控制：单元机组D

6、CS和辅助系统DCS （3）厂级实时监控管理信息系统SIS （4）厂级管理信息及决策层 MIS区域电网对发电机组的自发电控制 区域电网对发电机的自发电控制：在电力负荷发生变化时直接由电网调度中心的能量管理系统（EMS：engrgen manage system ）调整系统内各机组的发电出力，保证供电质量的优化控制，是建立在以计算机为核心的数据采集和监控系统、发电机组协调控制系统CCS、高可靠性信息 传输系统之上的高层控制系统。 控制功能主要有三个方面： （1）电网频率控制 （2）联络线控制：互联的区域网间分配电功率，维持净交换功率为计划值。 （3）优化运行：在满足电网安全、频率和净交换功率计划

7、的条件下，最优经济原则，协调参与遥控的发电厂或单元机组的出力。单元机组运行概述（2）二、单元机组集控运行的任务及要求1、保证机组运行的安全性-首要任务 （1）系统复杂，操作量大，容易产生误操作，引起设备损坏或减低使用寿命 （2）机组运行参数高，材料处于比较严峻的工况，控制系统复杂，事故率高。 （3）机组事故损失大，设备检修难度大，费用高 （4）事故恢复时间长，发电损失大，影响对用户的供电。2、尽可能的提高经济性。 （1）合理选用启停方式，缩短机组启停的时间，减少汽水损失和燃料损失。 （2）采用合理的运行方式，加强机组的运行调整，在保证机组安全的情况下提高机组的运行效率。如提高燃烧效率；减低厂用

8、电率；提高真空系统严密性提高机组效率；维持额定参数等。单元机组运行概述（3）三、单元机组集控运行课程的任务及要求& 单元机组的启动& 单元机组的停运& 单元机组的正常运行调整& 单元机组事故分析、处理及预防第一章 单元机组的启动 单元机组的起动是指将机组由静止状态转变为运行状态的过程。 单元机组的起动是机组的整体启动，是机、炉、电、热纵向联系的生产过程，因此机炉、电、之间必须协调一致、互相配合，才能顺利完成。 机组的起动实质上是一个对设备部件的加热升温过程，由于机组设备庞大、结构复杂，各个部件受到结构和所处的工作条件的影响 ，在启动过程 金属部件将产生温差和热应

9、力，如果控制不当将引起热变形、甚至产生裂纹乃至损坏。 单元机组启动的任务就是在保证设备安全（允许寿命损耗）的前提下，以最短的时间使机组达到满负荷运行。 通过研究单元机组在起动过程中的热力特性，寻求合理的单元机组起动方式。 第一节 影响机组启动的因素 第二节 机组启动方式第三节 单元机组冷态滑参数启动第四节 热态启动第五节 中压缸启动第一章 单元机组的启动一、锅炉对启动的影响 锅炉设备在启动过程中，由于温度升高的幅值和各金属部件受热条件的差别，以及金属部件所处位置的不同，金属部件的加热过程不可能完全均匀，部件之间总是存在温度差。特别是在锅炉的汽包、蒸汽集箱等厚壁结构的部位。启动升温、升压过程中，

10、金属部件的内外壁和上下部壁温差是需要重点关注和严格控制的内容。 锅炉金属部件的膨胀，由于各部件的具体情况不同，如所处的部位不同、温升速度的不同、所用各种材料的热膨胀系数不同、几何尺寸的不同、各部件的热胀数值与方向不一等原因，使得锅炉的热膨胀位移问题变得复杂。热胀受到阻碍就将产生巨大应力，使汽包、集箱、管道等变形，甚至严重威胁系统结构的强度及严密性，使锅炉在运行中发生泄漏、爆破等事故。 在研究锅炉对启动的影响时（启动过程锅炉的热力特性）一般主要关注下面两部分：1、锅炉汽包的温差与热应力2、锅炉受热面的温差与热应力第一节 影响机组启动的因素1、锅炉汽包的温差与热应力 汽包的结构：汽包的结构：长圆柱

11、体，厚壁结构 汽包上水的温度要求：汽包上水的温度要求：高于材料的冷脆温度（40 以上） 汽包上水过程的温差：汽包上水过程的温差：内壁温度高于外壁，上壁温度高于下壁 汽包上水过程的热应力：汽包上水过程的热应力： 内壁产生压缩热应力，外壁产生拉伸热应力 温差与热应力对汽包的影响：温差与热应力对汽包的影响：温差过大，产生的热应力会引起汽包内表面产生塑性变形，以及损伤管子与汽包的接口。 汽包温差及热应力的控制：汽包温差及热应力的控制：上水温度不超过90110，上水时间在24小时 汽包的温差：汽包的温差：内壁温度高于外壁，上壁温度高于下壁（在起动开始阶段，蒸发区内的自然循环尚不正常，汽包内的水流动很慢或

12、局部停滞，对汽包壁的放热率很小，汽包上部金属冷凝放热，其放热率比汽包下部大好几倍，故汽包上部金属温度较高，汽包上下产生了温差）。 汽包的热应力及热变形汽包的热应力及热变形：由于温差及受与汽包连接的各种管子对变形的限制，汽包上部金属受压应力，汽包下部金属受拉应力，汽包趋向于拱背状变形。 汽包温差及热应力的控制：汽包温差及热应力的控制：汽包上下壁温差及汽包筒体任意两点的温差均应控制在50以下。控制汽包内工质温升的平均速度不超过1.5 2.0 / Min 汽包温差及应力分布、变形情况如图示汽包内外壁温差及应力分布和上下部温差产生的热应力及热变形汽包上下部壁温差产生的热应力及热变形 第一节 影响机组启

13、动的因素一、锅炉对启动的影响2、锅炉受热面的温差与热应力第一节 影响机组启动的因素一、锅炉对启动的影响2、锅炉受热面的温差与热应力 锅炉正常运行时，过热器、再热器管壁金属温度与蒸汽温度接近，但在起动过程中，由于积水的存在，在积水未被全部蒸发和排除以前或蒸汽流量很小时，管壁金属温度接近于烟气温度。如烟温较高将引起过热器、再热器超温损坏。同时过热器和再热器升温过快时不但会增大厚壁元件的热应力，而且会加剧过热器和再热器管间加热的不均匀性。 一般规定，在锅炉蒸发量小于10额定值时，必须限制过热器人口烟温。控制烟温的方法主要是限制燃烧率(控制燃料)或调整火焰中心的位置(控制炉膛出口温度)，以及投用减温水

14、、调节烟气挡板的开度和正确使用旁路，通过监视过热器和再热器出口管的金属壁温，检查其加热的均匀性。 启动过程中，省煤器的安全问题主要在点火后的一段时间内，锅炉的间断进水。在停止给水时，省煤器内局部的水可能汽化，如生成的蒸汽停滞不动，该处管壁可能超温。间断进水时，省煤器内的水沮也就间断地变化，使管壁金属产生交变应力，导致金属和焊缝产生疲劳。 自然循环锅炉绝大多数采用锅炉汽包与省煤器下联箱连通的再循环系统，控制间断进水引起的问题。但使用再循环管时应注意汽包水温与给水温度的温差不能过大。第一节 影响机组启动的因素二、汽轮机对启动的影响 制约汽轮机起动速度的主要因素是汽轮机零部件的热应力和热疲劳、转子和

15、汽缸的胀差、汽轮机主要部件的热变形、机组的振动值。起动过程要把这些参数限制在规定的范围之内。 引起热应力的根本原因是零部件的温度分布不均匀或物体变形受到约束所致，影响热应力的主要原因是温差，温差越大，热应力也就越大。 汽轮机部件中，工作条件最恶劣的是汽缸进汽部分、高温高压转子、汽缸法兰和螺栓、轴封套等处，对现代大型机组而言，控制重点在转子。第一节 影响机组启动的因素二、汽轮机对启动的影响 冷态起动时，由于受蒸汽的加热，转子表面温度上升较快，中心孔温度的上升要明显滞后，从而在转子内产生温差；转子表面温度大于中心孔温度，转子表面产生热压应力，而中心孔为热拉应力（停机冷却时相反） ，经计算分析可以得

16、出转子热应力的大小与转子内外表面的温差成正比，且转子表面的热应力最大。 由于转子在高速下运行，转子沿半径承受很高的离心拉应力与在汽轮机启动加热(或停机冷却)过程中沿半径出现的热应力，两者相叠加，成为合成应力。在加热的情况下，转子外表面压缩热应力部分被离心拉应力所抵消，而转子中心孔内表面拉伸热应力与较高的离心拉应力叠加而使总拉伸应力增大。因此在启动加热时，中心孔内表面承受的拉应力较危险，而在停机冷却时则反之，即转子外表面拉伸热应力将同离心拉应力叠加，尤其是在转子与叶轮连接处、轴封凸肩和防热槽等应力集中区最为危险。 为了保证转子不产生过度热应力，应控制转子内外表面温差，但实际上无法直接测得转动状态

17、下的转子温度，一般按准稳定状态下转子内外表面温差与蒸汽升温速度成正比的规律，用蒸汽升温速度来控制转子内外表面温差，即使用限制汽轮机进汽温度和流量的变化速度限制热应力。第一节 影响机组启动的因素二、汽轮机对启动的影响 冷态起动时，由于受蒸汽的加热，汽缸内壁的温度上升较快，汽缸外壁的温度上升要明显滞后，从而在汽缸内产生温差；汽缸内壁的温度大于汽缸外壁的温度，汽缸内壁产生热压应力，而汽缸外壁为热拉应力 冷态起动时，汽缸的上缸温度高于下缸温度，沿轴向上缸受热压应力而下缸受热拉应力。第一节 影响机组启动的因素 转子与汽缸沿轴向热膨胀的差值。 由于转子和汽缸的结构、体积不一样，它们与蒸汽之间的传热系数也不

18、相同，并且转子容易膨胀而汽缸的膨胀要受管道、台板的影响，所以汽缸和转子的膨胀量不相等，形成汽轮机的胀差。一般汽缸的重量较转子重，而且在运行中汽缸的受热面积又较转子受热面积小，因此转子随蒸汽温度的变化膨胀或收缩都更为迅速，启动时出现正胀差，停机冷却时为负胀差。胀差的大小与机组滑销系统的设置有关。：起动过程中暖机不当，增减负荷速度过快，空负荷或低负荷运行时间过长，以及主再热汽温、轴封蒸汽温度、真空突变都会导致汽轮机胀差过大。启动过程影响胀差的因素1、汽轮机滑销系统的工作状态。2、控制蒸汽温升(温降)和蒸汽流量变化的速度。因为产生胀差的根本原因是汽缸与转子存在温差，蒸汽的温升或流量变化速度大，转子与

19、汽缸温度差也大，引起胀差也大。因此，在汽轮机启停过程中，控制蒸汽温度和流量变化速度，就可以达到控制胀差的目的，这是控制胀差的有效方法o3、轴封供汽温度的影响。由于轴封供汽直接与汽轮机转轴接触，故其温度变化直接影响转子的伸缩。机组热态启动时，如果高中压轴封供汽来自温度较低的辅助汽源或除氧器汽平衡母管，就会造成前轴封段大轴的急剧冷却收缩。当收缩量大时，将导致动静部分的摩擦。现代大型机组轴封供汽系统还设置了温度控制设备，保持蒸汽和金属适当的温度对胀差是有利的。4、汽缸法兰、螺栓加热装置的影响。使用汽缸法兰和螺栓加热装置，可以提高或降低汽缸法兰和螺栓的温度，有效地减小汽缸内外壁、法兰内外、汽缸与法兰、

20、法兰与螺栓的温差，加快汽缸的膨胀或收缩，起到控制胀差的目的。加热装置使用方法要恰当，否则可能造成两侧加热不均匀。当前大功率机组都是力求从汽缸的结构上加以改进，而不采用法兰加热装置。普遍采用的技术是选择窄高法兰或取消法兰，使汽缸成为圆筒形。如西门子公司生产的高压外缸是整体圆筒形，ABB公司生产的汽轮机内缸取消了法兰，采用套环紧箍o5、排汽温度与凝汽器真空的影响。机组排汽温度的提高同样会使低压缸的膨胀增加而使低压胀差值减小。当凝汽器真空降低时，若保持机组转速或负荷不变，必须增加进汽量，使高压转子受热加快，其高压缸正胀差随之增大。由于进汽量的增大，中低压缸摩擦鼓风的热量容易被蒸汽带走，因而转子被加热

21、的程度减小，正胀差减小。当凝汽器真空升高时，过程正好相反。应该指出，对不同的机组，不同的工况，凝汽器真空变化对汽轮机胀差的影响过程和程度是不同的o6、汽缸保温和疏水的影响。汽缸保温不好，可能会造成汽缸温度偏低或温度分布不均匀，从而影响汽缸的充分膨胀，使汽轮机胀差增大。汽缸疏水不畅可能造成下缸温度偏低，影响汽缸膨胀，导致胀差值的失常o 滑销系统与胀差的关系v高压外缸、中压缸的膨胀死点在三号轴承座的两滑销连线与汽缸中垂面的交点处；高压内缸膨胀死点在高压缸进汽侧；低压缸死点在低压缸进汽中心线横销处。转子以位于二号轴承座处的推力盘为死点。v机组受热时，由于汽缸的膨胀，高中压缸向前移动，推力盘也向前作平

22、动。另一方面，由于受热膨胀，高压转子以推力盘为相对死点向前膨胀，而中压转子则向后膨胀；低压缸以死点为中心向前后膨胀，而低压转子的膨胀趋势是向后移动的。v一般来说，与汽缸相比，转子的热容量较小，对温度变化的反应要快些。因此在启动或工况变化时，转子、汽缸的膨胀不同步，高中压缸进汽侧轴向动静间隙变大。对低压缸情况则不同，对于前侧低压缸，由于转子膨胀方向与汽缸膨胀方向相反，进汽侧轴向间隙会迅速减小，因此，安装时该间隙应放大。对于后侧低压缸，进汽侧间隙的变化趋势是变大。 NC300167537537型汽轮机汽缸和转子膨胀系统图 第一节 影响机组启动的因素二、汽轮机对启动的影响3.13.1、上下汽缸温差引

23、起的汽缸热变形、上下汽缸温差引起的汽缸热变形 上下汽缸温差产生的原因： （1）散热面积不同，金属的重量不同，上缸温度高于下缸。 （2）汽缸内部温度高的蒸汽上升，凝结水下流的影响。 （3）汽缸外部空气对流通风的影响 （4）下缸因管道多使保温不易严密且易脱落，散热较快。上下汽缸温差引起的汽缸热变形 汽轮机启动时上缸温度高于下缸温度，因此上缸膨胀大，下缸膨胀小，这就引起汽缸向上“拱背”变形。上下汽缸最大温差通常出现在C，而径向的动静间隙最小处也正好是调节级处，这时下缸底部动静间隙减小，严重时会导致汽轮机起动时发生动静部分摩擦，进而造成汽轮机大轴弯曲事故。 通过试验，一般高压汽轮机上下汽 缸温差每增加

24、10 时，动静部分的径向 间隙变化为0.10.15mm 因此一般规定上 下缸温差不超过35 50 。减少上下汽缸温差及汽缸热变形的措施 减小上下汽缸温差，使其在规定范围内， 必须严格控制温升速度，尽可能地使高低压 加热器随机启动。同时停机后应保持盘车处 于良好状态下，并注意应使下缸的疏水阀开足。安装时，下缸应采用优质保温材料，或加厚下缸的保温厚度。此外，尚应设法改进保温结构，以改善下缸表面的贴合和避免脱落，还可在下缸下部装设挡风板，以减小对流通风对下缸的冷却。 第一节 影响机组启动的因素3.23.2、法兰热翘曲、法兰热翘曲 由于机械强度的需要，高参数汽轮机法兰壁厚度比汽缸壁厚度大得多,汽轮机起

25、动过程中，法兰都处于单向加热状态，如控制不当将在其内外壁形成较大温差，内壁温度高于外壁,内壁金属膨胀大于外壁,使法兰产生热变形，汽缸中部变为立椭圆,法兰出现内张口,前后两端变为横椭圆,法兰出现外张口,结果使汽缸中间两侧的径向间隙变小，前后两端的上下径向间隙也变小。如果法兰热弯曲过大，有可能引起动静部分摩擦，同时还会使法兰结合面局部地方发生塑性变形，使运行中法兰结合面漏汽及螺栓被拉断或螺帽结合面被压坏等现象。 为减少法兰的温差,现代大型机组都设有法兰加热装置，在启动中要正确使用法兰加热装置,严格监视法兰内外壁、上下缸内壁温差，控制法兰内外壁温差小于30 。第一节 影响机组启动的因素3.33.3、

26、转子的热弯曲、转子的热弯曲q引起转子热弯曲的原因引起转子热弯曲的原因 汽轮机停止时，上下缸存在一定温差，该温差作用在静止的转子上，同样会引起转子热弯曲。当转子热弯曲大于动静部分间隙时，转子弯曲的高点就会与汽封梳卤发生摩擦，这不仅造成汽封梳齿和轴的磨损，还会使转轴表面局部产生高温，轴表面局部高温加大了转子的弯曲。结果是机组发生振动，摩擦又因此加剧，形成恶性循环，直至大轴产生塑性变形。要防止大轴弯曲，除了起动前转子偏心率不允许超过原始值003mm以外，起动时还要严格控制蒸汽流量和温度变化率。q减少转子热弯曲的措施：减少转子热弯曲的措施： (1)控制好轴封供汽的温度和时间。 (2)正确投入盘车装置。

27、 (3)启动时采取全圆周进汽并控制好蒸汽参数变化。 (4)启动过程中汽缸要充分疏水，保持上下缸温差在允许范围内。第一节 影响机组启动的因素 汽轮机的振动水平是衡量机组安全性的重要技术参数。超过允许范围的振动往往是设备损坏的先兆或象征，并且它们之间往往成为一个恶性循环。因此起动过程中，防止机组振动就要严密监视轴弯曲度不超过规定，且各阶段的暖机要充分，并注意监视轴承的运行情况。 综上所述，起动过程中大多数问题与机炉主要部件上的温差有关，而温差又主要决定于温升率，因此起动过程中要制定合理的起动曲线，严格控制蒸汽流量和温度变化率，使整个起动过程安全、经济、快速。第二节机组起动方式 第二节 机组起动方式

28、 一、按设备金属温度分类 按机组启动开始时金属的温度水平可将启动划分为四类，划分的方式有两种：一种是以停机后的时间长短来划分，另一种以汽轮机金属温度水平来划分，即为冷态启动，温态启动，热态启动和极热态启动。 停机时间为一周或汽轮机调节级汽室金属温度低于满负荷时金属温度30左右或金属温度低于150180 以下者，称为冷态启动。停机时间为48h或汽轮机调节级汽室金属温度在满负荷时温度的3070或金属温度处于180350 之间者，称为温态启动。停机时间为8h或汽轮机调节级汽室金属温度在满负荷时温度的80左右或金属温度高于350450 ，称为热态启动。停机时间为2h或汽轮机调节级汽室金属温度高于450

29、 以上时，称为极热态启动。 第二节 机组起动方式 二、按冲转参数分类按冲转参数分类按起动过程采用的冲转参数不同，机组启动可分为额定参数起动和滑参数起动按起动过程采用的冲转参数不同，机组启动可分为额定参数起动和滑参数起动 1、额定参数起动 额定参数起动方式是机组从冲转到带额定负荷的整个过程中，高压主汽门前的蒸汽参数始终保持额定值。 该方式的缺点是：冲转参数太高，工质损失大，蒸汽经过调门的节流损失太大，调节级后的蒸汽温度变化剧烈；冲转流量小，各部分加热不均匀，汽轮机零部件也易受到较大的热冲击。因此，大型机组起动已不采用这种方式，一般在小型母管制机组使用。2、滑参数起动 滑参数起动是主汽门前的蒸汽参

30、数随负荷或转速的变化而滑升，起动时锅炉蒸汽参数及流量按汽轮机暖机、升速和带负荷的需要而逐渐升高，其速度主要取决蒸汽参数于管道和汽缸所允许的加热条件。这种起动方式的工质损失和热损失最小，零部件加热均匀，故在大机组起动中得到广泛采用。根据冲转前主汽门前压力大小，滑参数起动又可分为真空法和压力法两种。 真空法起动真空法起动是将真空抽到过热器、汽包，锅炉点火后一产生蒸汽就冲动转子旋转，随后汽轮机的升速和带负荷全部由锅炉来控制。这种起动方式使锅炉产生的蒸汽得到了充分的利用，而且汽温是逐渐上升的，可使过热器和再热器得到充分冷却，能促进锅炉的水循环，减小汽包壁的温差，具有较好的经济性和安全性。但由于汽轮机的

31、升速和带负荷都取决于锅炉的运行状态，汽轮机的升速率和升负荷率较难控制，而且起动过程中抽真空也比较困难，因此这种方式也很少采用。 压力法起动压力法起动是在主汽门前蒸汽达到一定的压力和温度后，才打开汽门进行冲转；汽轮机冲转期间锅炉不进行过大的燃烧调整，以保持压力、温度的稳定；在升负荷期间主蒸汽压力随负荷滑参数增加。第二节 机组起动方式 三、按冲转时进汽方式分类三、按冲转时进汽方式分类 对于中间再热式汽轮机，按冲动转子时的进汽方式分为高中压缸启动和中压缸启动两种方式。1、高中压缸启动。高中压缸启动时，蒸汽同时进入高压缸和中压缸冲动转子。这种启动方式可使高中压合缸汽轮机的分缸处均匀加热，减少热应力并能

32、缩短启动时间。 2、中压缸启动。中压缸启动方式是指在汽轮机冲转时高压缸不进汽，而是中压缸进汽冲动转子，待转子转速升至15002800rmin后或并网后，才逐渐向高压缸进汽。 中压缸启动具有如下优点：中压缸转子为全周进汽，中压缸和中压转子加热均匀，随同再热器的压力升高对高压缸进行暖缸，高压缸和高压转子的受热也比较均匀，这样就减少了启动过程中汽缸和转子的热应力。采用中压缸启动，可克服中压缸温升大大滞后于高压缸温升的问题，在中速暖机结束后，高、中压转子的温度一般都升至150以上，这样就使高、中压转子提前度过脆性转变温度，提高了机组在高速下的安全性，还缩短了机组的启动时间，提高了经济性。但采用此种方式

33、启动，缺点是操作比较复杂，达到一定转速或负荷后还要进行高中压缸切换。 第二节 机组起动方式 四、按控制进汽流量的阀门分类四、按控制进汽流量的阀门分类 汽轮机冲转时，可以使用调速汽阀、自动主汽阀或电动主闸阀，也可以使用它们的旁路阀控制进入汽轮机的蒸汽量，因此按控制汽轮机冲转的进汽方式可以分为： 1、主汽门冲转 主汽门冲转是起动时调节汽门全开，转速由主汽门控制，转速达到一定值或带少量负荷后进行切换，改由调节汽门控制。这种起动方式汽轮机全周进气，除圆周上温度均匀以外，全部喷嘴焓降很小，调节级汽温较高是其最明显的优点。缺点是有可能使主汽门受到冲刷，导致主汽门关闭不严，降低了自动主汽阀这一保护装置的可靠

34、性。国产引进型机组用主汽门阀座底下的预启阀来控制进汽，这样就避免了对主汽门的直接冲刷。2、调节汽门冲转 调门冲转是起动时主汽门全开，进入汽轮机的蒸汽流量由调节汽门控制。这种方式一般采用部分进汽，导致汽缸受热不均，各部温差较大，但没有高压主汽门与高压调门之间的切换，操作简便。东方汽轮机采用调门冲转方式，但冲转期间采用单阀控制，使汽轮机仍为全周进气，减小了汽缸各部分的温差。3、自动主汽阀或电动主闸阀的旁路阀冲转。 主汽门旁路门启动是启动前调速汽阀全部开启，用自动主汽阀或电动主闸阀的旁路阀控制进入汽轮机的蒸汽流量。由于阀门较小，便于控制汽轮机的升温速度和汽缸的加热。在整个升速过程中，汽轮机全周进汽，

35、受热比较均匀，这对汽缸壁较厚的高压以上的机组是十分有利的。有些教材将其归于主汽门冲转中。 第三节 单元机组冷态启动本节的主要内容：一、单元机组启动前的准备二、单元机组辅助设备及系统的投用三、锅炉点火四、锅炉升温升压及暖管五、汽轮机冲转六、升速和暖机七、发电机并列前准备操作八、阀切换、定速及试验九、单元机组并列及初负荷暖机十、升负荷至满负荷第三节 单元机组冷态启动 一、单元机组启动前的准备 单元机组启动前的一切准备工作是安全启动和缩短启动时间的重要保证。准备工作的目的是使各种设备处于预备启动状态，以便达到随时可以投入运行的条件。实践证明，往往由于准备工作的疏忽，对某些设备缺陷和异常情况没能提前发

36、现，使启动工作半途而废，甚至导致事故发生。 单元机组起动前的准备工作一般是机、炉、电、控分别按系统进行，主要包含对机、炉、电、控设备及系统的全面检查；转动设备的分部试运转；各项有关的试验；全厂公用辅助系统的准备和投用。设备及系统检查的主要内容设备及系统检查的主要内容v 检查影响机组启动的检修工作票全部结束，检查检修的设备及系统具备投用的条件；详细检查所有设备和系统的状态，有关阀门、挡板应在规定的开或关状态；所有测量回路和表记正常可有；动力电源可靠，备用电源良好；控制室所有设备齐全完好，照明正常，操作盘(站)正常，设备状态显示与实际相符；锅炉各部膨胀指示器安装齐全，位置正确，指示刻度清晰，无任何

37、影响膨胀的杂物及设施存在；汽轮机油质合格；发电机一变压器组绝缘测定等。例：锅炉本体的检查 (1)燃烧室外形正常，锅炉内部(风道、烟道)无工具和杂物，炉墙应无裂纹，受热面应清洁无挂焦现象。 (2)燃烧器喷嘴外形完整、位置正确，无结焦和烧坏现象。 (3)吹灰器应完整，传动装置完善，操作灵活。 (4)尾部受热面上及烟道内应无堵灰、杂物及检修后遗留的工具材料，脚手架应拆除，保温应完整。 (5)炉墙完整，炉膛、过热器、再热器、省煤器、空气预热器以及风烟道等处各人孔门、看火孔、通焦孔、防爆门、检查门完整良好，确认内部无人后，关闭各孔、门。 (6)分离器、集箱、管道、阀门、风烟道保温完整良好。 (7)必须保

38、证平台、通道、楼梯完整无缺，无杂物堆积，畅通无阻，照明齐全，光亮充足。设备及系统分部试运转的主要内容设备及系统分部试运转的主要内容 对各转动机械进行一定时间的试运转。在试转时，启动前应盘车一次，以查明是否有卡涩现象，检查轴承内油位正常，油质合格，冷却水畅通，无漏油、漏水现象，符合运转时的润滑要求，通知电气人员应对机组所属电动机摇测绝缘并送电。试转中应注意其电动机的电流指示是否正常，转动方向是否正确，有无明显的机械振动、摩擦等不正常现象，以及轴承和电动机的温度是否正常等。启动前应进行有关的主要试验项目启动前应进行有关的主要试验项目 电动门、气动门、安全门、电气开关，保护、控制、调整装置的传动试验

39、；主辅机的连锁、保护试验；锅炉水压试验；汽轮机润滑油系统、调速系统试验；发电机保护试验、相序试验、假同期试验、短路试验等。 对保护、连锁等传动试验一般先做静态试验，正常后再做动态试验。第三节 单元机组冷态启动 一、单元机组启动前的准备锅炉水压试验是检查锅炉承压部件严密性的试验，它是保证锅炉安全运行的重要措施之一。水压试验的范围包括锅炉各承压受热面系统、锅炉本体范围内的汽水管道和附件。锅炉水压试验分为工作压力试验和超压试验（1.25倍工作压力）两种。工作压力试验则是根据检修和检查的需要可随时进行。超压试验一般用于新安装的锅炉和检修中更换了较多的承压受热面的情况。在进行水压试验之前，应先把安全阀关

40、闭。将锅炉进满水，使锅炉内无空气，然后对锅炉进行全面的检查。确认无泄漏时，即可进行缓慢升压。升压速度应控制在0203MPamin，当压力大约升至工作压力的10时，应暂停升压，进行一次全面细致的检查。如情况良好，即可继续升压。当接近工作压力时，应特别注意压力上升速度必须均匀缓慢，并严防超过工作压力。当压力升至工作压力时，应立即停止升压，对锅炉进行全面检查，并注意监视在5rain内的压力下降情况，如压降不超过05MPa即为合格。 如果锅炉需要进行超压试验，则需要根据工作压力下全面检查的结果来决定是否可以继续进行超压试验。如果检查没有发现焊缝有渗漏或湿润现象，其他接合处以及个别人孔、阀门盘根等仅有轻

41、微的漏水，并且在工作压力的情况下，经5min后压力未降，即可均匀缓慢地进行超压试验。在进行超压试验前，应将水位计与汽包的连通阀门关闭，检查人员停止工作并退出现场后才能升压。在进行超压试验的升压过程中，压力的上升速度应以每分钟不超过01MPa为限。当压力升至工作压力的125倍时，应立即停止升压，压力保持5min的时间，压降不超过05MPa即为合格。在超压试验压力保持5min后，应均匀缓慢地降压。降压速度一般较升压速度稍快一些。当降压至工作压力时，检查人员可进入现场再进行检查。检查工作结束后，锅炉的压力再缓慢降低。当压力降至01MPa时，打开空气阀，将“压死”的安全阀复原，开启水位计与汽包的连通阀

42、门，放水至最低可见水位。 第三节 单元机组冷态启动 一、单元机组启动前的准备1、首先应检查动力电源可靠，备用电源良好；控制室所有设备齐全完好，照明正常，操作盘(站)正常，设备状态显示与实际相符。2、起动前应确认汽轮机调节系统、炉膛安全监控系统、数据采集系统、协调控制系统、计算机监控及事故追忆等热工系统均已调试完毕。炉膛火焰监视，烟尘浓度监视，事故报警、灯光、音响均能正常投用。烟温探针进、退试验也应正常。3、大容量单元机组锅炉出口一般不设立阀门或不能加装临时堵板，锅炉水压试验时，水压一直打到汽轮机主汽门前，要求该门一定关严。4、各种联锁及保护试验动作应准确、可靠。辅机的各项联锁及保护试验应在机组

43、分部试运行前完成，各辅机的动态试验必须在静态试验合格后进行。机组各辅机及锅炉总联锁试验合格后再进行主机各项保护试验，机炉电大联锁应在主机各保护试验合格后进行。5、汽轮机调节系统的静态试验必须在锅炉点火前进行，否则当锅炉点火后，主蒸汽和再热蒸汽系统已充汽，就有可能由于进汽而冲动汽轮机。6、单元机组均设置有一系列保证安全的保护装置，除因起动过程的特殊条件不能投入外，其他各种保护在冲转前应全部投入。7、对电气系统有关设备、发电机一变压器组一二次设备、厂用配电装置等设备进行全面的检查。对需送电的设备按要求、顺序进行送电。发变组(包括发电机出口隔离开关)恢复备用一定要在汽轮机冲转前完成，汽轮机一经冲转，

44、整个发变组回路即认为“带电”。8、应提前组织好外围各专业的准备工作和试验，如燃运系统上煤或供油、供汽(气)、化学水处理系统制水、制氢等工作，以及电气除尘器振打装置、电场升压试验和蒸汽吹灰系统的吹灰器电动机的试运行。第三节 单元机组冷态启动二、单元机组辅助设备及系统的投用1、全厂公用系统的起动2、汽轮机润滑油系统投运3、发电机冷却系统投运4、盘车的投运5、锅炉油系统运行 6、辅汽系统投运 7、凝结水系统投运和除氧器加热 8、给水系统的起动9、锅炉上水及炉底加热10、汽轮机抽真空及轴封供汽11、发变组并列前准备操作 12、风烟系统的运行 第三节 单元机组冷态启动二、单元机组辅助设备及系统的投用v全

45、厂公用系统主要是指各冷却水系统和压缩空气系统。v厂用冷却水系统有循环水系统、工业水系统、开式循环冷却水系统、闭式循环冷却水系统等。v压缩空气系统有厂用和仪用压缩空气系统。v循环水系统是凝汽器的冷却水源，根据水源的不同可分开式循环和闭式循环两种。v开式循环冷却水系统水源来自循环水系统，是汽轮机冷油器、发电机和调速给水泵空气冷却器、发电机水冷却器等的冷却水源，此外也是射水抽气器的工作用水。因此开式泵必须在循环水系统之后起动；v闭式循环冷却水系统（工业水系统）是各种转动机械的轴承冷却水源，开式循杯冷却水系统运行正常后，起动闭式循环冷却水水泵（工业水泵），开式循环冷却水系统投运。 第三节 单元机组冷态

46、启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用根据防止汽轮机大轴弯曲技术措施的要求，汽轮机冲转前必须提前4小时以上投运盘车运行，盘车启动的条件是润滑油系统和顶轴油系统以及发电机密封油系统运行。另外，汽轮机冲转前应进行油循环，目的是检查油系统完好程度，进一步净化油质，并将油温调节到所需温度。首先检查主油箱油位正常，油质化验合格，主油箱、润滑油放油门关闭，润滑油泵、抗燃油泵及顶轴油泵进出油门开启，油箱和各冷油器放油，放水门、加油门、事故放油总门关闭，各冷油器进出油门开启，顶轴油到各轴承进油门开启，高中压主汽阀及中压油动机活动试验油门关闭等，使油系统进入启动油泵及盘车前的状态。然后启动润滑油泵，检查电机电流

47、正常、油压正常，投入直流油泵连锁，检查轴承回油正常，根据油温情况投入冷油器的冷却水控制油温在规定的范围内投入排油烟机运行。 汽轮机装置中，一般不采用油箱加热的设备，冷油器也不接装较高温度的水源，而是采用提早开动高压油泵，使油流循环加热的办法来提高润滑油和调节油的温度。汽轮机启动时，润滑油的温度不得低于35，润滑油温随转速的升高而升高，在转子通过第一临界转速后，油温应在40以上。正常运行时，油温一般控制在4045之间，但不得超过45。 机组冲转前，必须确认油系统的正常工作，即要保证连续地供给润滑系统和调节系统以正常稳定的油压与油温。（汽轮机油系统油压过高，影响油管等部件的安全，易发生油管法兰等处

48、漏油。油压太低会使调节系统工作失调，动作困难；润滑油压过低，影响轴承正常润滑。油温过高，影响轴承油膜减薄，并使轴承温度进一步升高，同时会使汽轮机油质易发生老化，减短油的使用寿命。如果冷油器出口油温过低，使油的粘度增大，会使轴承油膜增厚，油膜稳定性差，可能引起轴承油膜振荡。） 汽轮机油系统第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用 对于氢冷发电机无论内部是否充有气体，只要盘车运行，密封瓦都要供密封油，以防密封瓦干磨烧瓦。 密封油系统起动前必须先起动润滑油系统，润滑油系统正常后，才能起动密封油系统。密封油系统投用时，先投空侧密封油，再投氢侧密封油。汽轮机在盘车前，一般要先进行发电机

49、充氢；发电机定子冷却水系统在充氢后才能投入，一定要保证定子冷却水压低于发电机内的氢压。 氢气冷却的汽轮发电机组，只有处于氢气冷却时，方可投入运行。因此在发电机转子处于静止时，首先应将发电机氢气冷却系统投入运行。然后逐步将发电机密封油系统投入运行，最后逐步升压至发电机额定氢压运行。充氢时应保持轴密封的密封油压力，以免漏氢。 充氢过程如下：先用二氧化碳(或氮气)充满气体系统，以驱出空气。再用氢气充满气体系统，以驱出二氧化碳(或氮气)，将发电机转换到氢气冷却运行状态。充氢后，当发电机内的氢纯度、定子内冷凝结水水质、水温、压力、密封油压等均符合规程规定，气体冷却器通水正常，才可启动转子。 首先应将发电

50、机冷却水水箱进行外部循环的反复冲洗，直至水质化验合格。维持水箱水位，然后开通发电机的水冷却系统。发电机的两台水冷泵的进出水门、三台水冷却器的发电机冷却水(凝结水)进出水门、静子和阻尼环进出水门、转子进水门等均开启，进行包括发电机本体静子、转子、阻尼环等水回路的冲洗，直至水质合格。然后关闭放水门和取样门使用一台泵运行，另一台泵投入联动备用，测量发电机绝缘电阻应合格。 发电机水冷泵校验：在发电机冷却水水箱已经投入的情况下，逐台开出水冷泵检查，校验低水压自启动和相互自启动符合要求。第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用汽轮机润滑油系统工作正常，发电机密封油系统运行正常。首先启动顶

51、轴油系统运行，然后启动盘车，检查盘车电流正常，投入盘车连锁，检查汽轮机转速为盘车转速，检查大轴的晃动值应不超过原始值的0.03MM，同时通过听音检查汽轮机是否有动静摩察。 锅炉油系统包括燃油系统和送风机、引风机等各辅机的润滑、调节油系统。油系统都需要一定时间的循环，以保证设备起动前的油温和油质。 辅助蒸汽系统投入前一定要先打开管道和联箱疏水阀，稍开进汽阀进行疏水；疏水完毕后，才能全开进汽阀将辅汽系统投入运行。辅助蒸汽系统必须在除氧器加热之前投入运行，如果辅汽用汽来自起动锅炉，应先联系将起动锅动启动正常。第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用 投入除盐水补水系统运行，开启补水

52、门向凝汽器汽侧补水，控制水位至规定值。检查凝结水系统各级低压加热器的出口旁路门关闭，轴封加热器进出水门、各低压加热器的进出水门开启，使随机启动的各低压加热器能正常工作，凝汽器汽侧补水至规定水位后，启动一台凝结水泵运行，检查电流、水压、振动正常，用再循环控制流量、向除氧器上水，另一台泵无倒转，投入连动开关。凝结水系统循环，清洗凝汽器、轴封加热器、低压加热器、除氧器以及其他凝结水管道，使系统内水质达到要求，检查设备系统工作情况是否正常。开启使用凝结水系统供水的相关水门，如高压缸排汽逆止门电磁阀的进出水门、各级抽汽逆止门控制器进水门及电磁阀出水门、低压缸喷水电磁阀进水门、凝结水供旁路系统用的减温水总

53、门等。 除氧器进汽加热。开启辅汽联箱至除氧器加热蒸汽电动门，使用除氧器进汽调整门控制进汽量控制温升，将除氧器水温加热至锅炉上水要求的温度。除氧器加热是利用辅汽对除氧器中的水进行加热，起动除氧器循环泵加快加热效果，其作用一为提高除氧，保证锅炉上水时的给水水质；二为提高给水温度，满足锅炉点火需要。第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用除氧器水位正常且加热至规定值后，可根据锅炉需要加运给水系统向锅炉上水。除氧器水位正常且加热至规定值后，可根据锅炉需要加运给水系统向锅炉上水。系统检查：系统检查：检查高加系统的水侧进水电动门关闭，出水旁路门打开，给水调整门关闭，锅炉减温水门关闭。给水

54、泵的油箱、油管、给油泵、冷油器及给水泵密封水回路应完整良好，给水泵电动机空气冷却器风门严密等。 投入给水泵暖泵投入给水泵暖泵。为避免给水泵冷态启动时过大的热应力，在泵正式投入前，应事先进行暖泵，使泵体温度逐渐上升到接近给水的温度值，一般暖泵约需1h，冬天较冷的时期可延长暖泵时间。 给水泵投入前的准备：给水泵投入前的准备：大型机组的给水泵，目前已广泛采用调速给水泵，除了泵体有液力偶合器等设备实现调速功能外，相应的外围设备也增加了密封水泵、供油泵等设备及系统，因此在给水泵启动之前应先启动其辅助设备。供油泵为供给水泵启停及油系统故障时使用的设备，它的投运包括：开启供油泵，检查其电流、油压、振动、声音

55、等正常，油系统无漏油，轴承回油畅通，油位正常。校验润滑油压高能自动停泵，润滑油压低能自启动。密封水系统投运包括：开启密封水泵，逐台检查水压、电流、声音、振动、温度及密封填料正常。校验密封水泵的低水压自启动、相互自启动应正常。当备用密封水泵已投用或无备用时，密封水压下降至正常值的一半，自动开启备用凝结水源电磁阀门，对密封水箱补水恢复水压至正常值。当密封水压低到极限值，密封水压与给水泵平衡盘后的压差小到极限值时，给水泵自动停用(此时校验电气结线回路即可)。 启动给水泵：启动给水泵：开启入口门，启动电动给水泵，开启出口门，检查给水泵和电动机无剧烈振动和异声，电动机电流和启动时间，给水泵进出口压力等正

56、常，再循环门自动开启。第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用 锅炉上水一般用经除氧器除过氧的热水。锅炉上水前应根据启动上水要求对汽水系统各阀门进行检查，并根据系统特点决定上水方式。一般锅炉上水是通过带有节流装置的旁路进行的，这样可以防止过多地磨损给水主调节阀和易于控制。上水到水位计所示的最低水位为止，然后检查膨胀指示器并记录，比较上水前后的膨胀情况。在锅炉进水开始时，稍打开点火给水管路上的阀门，进行暖管排气，并注意给水压力的变化情况和防止水冲击。当给水压力正常时，可逐渐开大进水控制阀门。 对于自然循环锅炉，考虑到在锅炉点火以后，炉水要受热膨胀和汽化，水位要逐渐上升，所以最初

57、进水的高度一般只要求到水位表低限附近。对于强制循环锅炉，进水的高度要接近水位的顶部，否则在启动循环泵时，水位可能下降到水位表可见范围以下。在锅炉点火之前，对循环泵应严格遵循专门的程序和方法，仔细地灌水和放气，并进行其它检查和准备，使每台泵都能随时投运。 锅炉上水的规定：高参数大容量锅炉的汽包壁较厚，为防止过大的汽包热应力，规定上水温度一般在90110 ，上水时间一般需24h，冬季上水时间应比夏季长一些。开始时采用小流量，控制上水持续时间，当锅炉金属的初温较低时(如在冬季)，上水水温开始时不得超过5060 ，上水速度也应慢些。对于有缺陷的锅炉则更要酌情减慢。 自然循环锅炉在起动初期为迅速建立稳定

58、的水循环，缩短起动时间和节约点火用油，通常在汽包锅炉的水冷壁下联箱装有炉底加热蒸汽管，用邻炉或辅助汽源加热炉水，使其升到一定温度、压力时再点火。操作时，先将锅炉上水至点火水位后关闭上水门，开启省煤器再循环门，然后投入炉底蒸汽加热。炉底蒸汽投运前要先疏水暖管，暖管结束后再缓慢开启水冷壁下联箱的加热分门，进行加热。第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用 锅炉点火前必须先进行汽轮机抽真空。锅炉点火后汽轮机进行暖管时，会有大量的蒸汽注入凝汽器，如果不建立一定真空，汽水进入凝汽器，会使凝汽器内形成正压，损坏排汽缸安全门等设备。一般要求点火时凝汽器真空应达到30kPa以上。 目前凝汽系

59、统的抽气设备主要有射汽抽气器、射水抽气器和真空泵等几种类型，使用射汽抽气器时，应先进行蒸气暖管，再投入主抽气器和启动抽气器。使用射水抽气器时，应先将射水箱补水至正常水位，然后启动射水泵并作连动试验，逐台检查和校验射水泵的低水压自启动和相互自启动，开启抽气门抽真空。使用真空泵时应检查泵系统各轴承油位正常，投入冷却水，然后启动真空泵并进行联动试验正常后，缓慢开启空气门抽真空。 转子在冲转前，应有适当的真空，一般为53kPa左右。真空过低，转子冲转时需要的蒸汽较多，蒸汽进入排汽缸使其温度升高，凝汽器内的压力瞬间升高，真空下降。下降过多有可能使凝汽器内形成正压，造成排大气安全门动作，同时也会对汽缸和转

60、子造成较大的热冲击。另外还将使排汽缸的中心线抬高，造成冲转时的振动。真空过高，不仅要加长建立真空的时间，冲转时需要的蒸汽量较少，使得汽轮机加热缓慢，转速也不易稳定，从而显著延长启动时间。第三节 单元机组冷态启动 二、单元机组辅助设备及系统的投用 机组冷态启动一般要求先抽真空后送轴封，轴封系统必须经充分暖管后方可向轴封送汽。送轴封一般在汽轮机冲转前进行。在真空达到冲动转子所要求的数值之前，当真空增长缓慢时，若要采用向轴封送汽，以提高到需要的数值时，应该注意向轴封送汽的时间必须恰当。过早地向轴封送汽，在连续盘车的情况下转子虽然不致弯曲，但供汽时间过长会使上、下汽缸的温差增大，这同样会使机组动静部分的径向间隙减小。同时供汽时间长