汽机整套启动调试方案

1、方方 案案 报报 审审 表表工程名称：山西国金一期 2350MW 煤矸石发电供热工程 编号：WGJDL-FD-TSS-QJ-FA01致： 河北兴源国金电力 项目监理机构现报上 1#机组汽机整套启动 调试方案，请审查。附件：1#机组汽机整套启动调试方案承包单位（章）：项目经理： 日 期： 专业监理工程师审查意见：专业监理工程师： 日 期： 总监理工程师审核意见：项目监理机构（章）：总监理工程师： 日 期： 建设单位审批意见：建设单位（章）：项目代表： 日 期： 填报说明：本表一式 三份，由承包单位填报，建设单位、项目监理机构、承包单位各一份。全国一流电力调试所 发电、送变电 工程特级调试单位IS

2、O9001:2008、ISO14001:2004、GB/T28001:2011 认证企业山西国金电力有限公司山西国金电力有限公司2350MW2350MW 煤矸石综合利用发电工程煤矸石综合利用发电工程四川省电力工业调整试验所2014 年 11 月1#1#机组汽机整套启动机组汽机整套启动调试方案调试方案技术文件审批记录工程名称：山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程文件名称：1#机组汽机整套启动调试方案文件编号:WGJDL-FD-TSS-QJ-FA01版本号:A 出版日期:2014 年 11 月批 准：魏强 签字： 日期： 年 月 日审 核：杨远方 签字： 日期： 年 月 日校

3、 核：曹学宝 签字： 日期： 年 月 日编 制：孙戈 签字： 日期： 年 月 日目目 录录1、概述概述.11.1系统简介.11.2主要技术规范.22、技术方案技术方案.32.1试验的依据和标准.32.2试验目的.32.3目标、指标.32.4试验范围.42.5试验应具备的条件.42.6试验内容、程序、步骤.43、组织机构及人员安排组织机构及人员安排.203.1安装单位：.203.2生产单位：.203.3调试单位：.203.4制造厂家职责：.203.5监理单位：.213.6专业组.214、安全措施安全措施.225、附件附件.225.1试验应具备的条件确认表.235.2方案交底记录.255.3汽机启

4、动、停机曲线图.26山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 1 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：028866751561、概述概述1.1系统简介系统简介山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程汽轮机系东方汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、三缸两排汽（双抽） 、单轴、间接空冷凝汽式汽轮机。高、中压部分为分缸结构，具有独立的高压缸和中压缸，高压缸为双层缸，高压通流部分为反向流动，内有 1 个单列调节级，9 个压力级。中压缸采用内缸加隔板套的结构，中压缸内有 8 个压力级。低压部分

5、为对称分流、双三层缸结构。蒸汽由低压缸中部进入通流部分，分别向前后两个方向流动，经 24 个压力级做功后向下排入凝汽器。机组 DCS 系统采用了艾默生过程管理有限公司的 OVATION 分散控制系统。 ，调节系统采用 DEH 数字电液调节系统。汽轮机旁路系统由高压旁路和低压旁路组成，可以满足机组冷态、温态、热态、极热态快速启动和机组 RB、甩负荷的要求，设计容量为40%BMCR 通流量。锅炉给水系统配置两台 50%容量汽动给水泵及一台容量为 30%的电动定速给水泵，机组正常运行时，汽动给水泵靠调节小汽机转速来改变给水流量，电动给水泵通过其出口管路上的调节阀来调节给水流量，供启动时使用。机组正常

6、运行为两台汽泵运行，电泵作为备用。三台高压加热器采用大旁路系统,在其进口装有一个电动三通阀，在出口装有一电动闸阀。给水系统也为再热器减温器、过热器减温器及旁路系统提供减温水。凝结水系统采用中压凝结水“精处理”系统，机组设 2 台 100容量的凝结水泵，一运一备。从凝汽器出来的凝结水经过凝结水泵、凝结水“精处理”装置、轴封冷却器和 3 台低压加热器进入除氧器。机组辅机冷却水系统由闭式循环冷却水系统组成。闭式循环冷却水系统水源来自化学补给水处理提供二级除盐水，主要冷却对象为换热器等设备。热力系统采用 7 级抽汽回热系统：3 台低压加热器，3 台高压加热器，1 台除氧器。一、二、三级抽汽分别供汽至

7、3 台高压加热器，二级抽汽（即再热冷段）还作为给水泵汽轮机高压用汽汽源、辅助蒸汽汽源以及轴封用汽汽源。四级抽汽供除氧器、给水泵汽轮机，还作为工业供汽和高压辅助蒸汽汽源。五、六、七级抽汽供汽至 3 台低压加热器。五级抽汽作为热网加热蒸汽的蒸汽汽源，同时还作为低压辅助蒸汽汽源（锅炉暖风器用） 。本措施根据有关规程、规范及相关厂家技术资料编写。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 2 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：028866751561.2主要技术规范主要技术规范1.2.1汽轮机主要技术规范：汽轮机主

8、要技术规范：型号：CCJK350/260-24.2/1.0/0.4/566/566生产厂家：东方电气集团东方汽轮机有限公司型式：超临界、一次中间再热、三缸两排汽（双抽） 、单轴、表面式间接空冷凝汽式。额定功率：350MW高压主汽阀前主蒸汽额定压力24.2MPa.a高压主汽阀前主蒸汽额定温度566566中压主汽阀前再热蒸汽压力90%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降按 10%高压缸排汽压力考虑）90%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降按10%高压缸排汽压力考虑）中压主汽阀前再热蒸汽额定温度566566设计背压12KPa.a12KPa.a最终给水温度 280280工业抽汽压力： 1.0MPa.a，可调

9、节，旋转隔板调节工业抽汽温度： 330C工业最大工况抽汽流量： 200t/h采暖抽汽压力： 0.4MPa.a，可调节，联通管蝶阀调节采暖抽汽温度： 300C采暖最大工况抽汽流量： 350t/h转速 3000rmin旋转方向(从汽轮机向发电机方向看) 顺时针1.2.2汽轮发电机主要技术规范：汽轮发电机主要技术规范：型号：QFa-350-2生产厂家：山东济南发电设备厂型式：采用空气冷却方式，励磁方式采用自并励静止励磁。额定功率：350MW最大功率：373.721MW额定电压：22kV山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 3 / 34四川省电力工业

10、调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156额定功率因素：0.85额定频率：50HZ额定转速：3000rmin相数：3额定电流：10806A 2、技术技术方案方案2.1试验的依据和标准试验的依据和标准2.1.1火力发电建设工程启动试运及验收规程 （2009 版） 。2.1.2火力发电建设工程机组调试技术规范DL/T5294-2013。2.1.3电力建设施工技术规范 （汽轮发电机组）DL 5190.3-2012。2.1.4火力发电建设工程机组调试质量验收及评价标准DL/T5295-2013。2.1.5电业安全工作规程 （热力和机械部分）GB 26164.1-201

11、02.1.6电力建设安全工作规程 （火力发电厂部分）DL5009.1-2002。2.1.7防止电力生产事故的二十五项重点要求国家能源局。2.1.8东方汽轮机厂CCJK350/260-24.2/1.0/0.4/566/566 型汽轮机运行说明书2.1.9东方汽轮机厂CCJK350/260-24.2/1.0/0.4/566/566 型汽轮机热力特性书2.1.10东方汽轮机厂汽轮机数字电液控制系统说明书2.1.11有关合同、设计图纸、及技术要求等文件。2.2试验目的试验目的2.2.1为了指导及规范汽轮机整套启动的调试工作，保证汽轮机整套启动能够安全正常投入运行，制定本方案。2.2.2检查电气、热工保

12、护联锁和信号装置，确认其动作可靠。2.2.3检查设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。 2.3目标、指标目标、指标符合制造厂设计要求，符合火力发电建设工程机组调试质量验收及评价标准（2013 年版） 中有关系统及设备的各项质量标准以及调试合同质量要求，全部检验项目合格率 100%，优良率 95%以上，满足机组生产运行要求。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 4 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，

13、发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证调试工作顺利进行。2.4试验范围试验范围汽轮机整套启动调试从各分系统调试结束后的动态交接验收开始，包括主机联锁保护试验、调节保安系统试验、各主要系统（如除氧给水系统、凝结水系统、循环水系统、发电机冷却水等系统）的投运，及汽轮机动态调整等项目。2.5试验应具备的条件试验应具备的条件系统调试工作正式开始以前，调试人员应按下面所列内容对整套启动调试应具备的条件进行全面检查，确保试运安全、顺利进行。2.5.1厂区内场地平整道路畅通，试运范围内的施工脚手架已全部拆除,各运转层的梯子栏杆完好，沟道及孔洞的盖板齐全。危险区应设有警告标志；2.5.2现场备有足够

14、的消防器材，消防水系统具有足够的水源和压力并随时处于备用状态。2.5.3现场应有足够的正式照明，事故照明系统完整、可靠并能在正式照明失去电源时自动投入工作。2.5.4所有排水沟通畅。2.5.5电话等通讯设备安装完毕，可以使用。2.5.6与试运有关的空调设施可以投入使用。2.5.7辅助蒸汽系统及仪用压缩空气系统可以投用。2.5.8所有将投入运行的设备及系统，按图纸技术要求安装完毕并完成设计变更及必要的修改项目，安装记录齐全。2.5.9试运区域建立健全的保卫制度。2.6试验内容、程序、步骤试验内容、程序、步骤2.6.1启动前应完成的分部试运和试验项目2.6.1.1各转动机械单机试运以及分系统试运全

15、部结束，消除已发现的设备缺陷，并经验收签证合格。主要包括以下分系统的试运：（1）间接空冷系统（2）闭式冷却水系统山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 5 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156（3）辅助蒸汽系统（4）凝结水系统（5）电动、汽动给水泵及给水系统（6）汽机本体及蒸汽管道疏水系统（7）润滑油系统及润滑油处理系统（8）盘车装置及顶轴油系统（9）发电机空冷系统（10） 轴封系统（11） 真空泵及真空系统（12） 除氧器及加热器系统（13） 高、低压旁路系统（14） EH 油系统

16、（15） 调节保安系统2.6.1.2所有汽水管道的吹扫及冲洗合格（包括辅汽系统管道、轴封系统管道、小机进汽管道、高压缸暖缸管道等吹扫完毕并经验证合格，闭式水系统管道冲洗合格，凝结水系统、高、低压给水系统管道碱洗、冲洗完毕） 。2.6.1.3所有电气及热工仪器、仪表经过校验合格,厂用、仪用压缩空气投运运可靠；主、辅机联锁保护装置及声光信号试验合格，有关自动装置可以投入。2.6.1.4所有程控试验合格。2.6.1.5汽轮机 TSI（监测系统） 、ETS（跳闸保护系统）系统调试完毕。2.6.1.6真空系统经灌水检查严密性合格，泄漏已消除，试抽真空良好（干抽到 40kPa以上） 。2.6.1.7润滑油

17、系统及抗燃油系统的油循环结束，油质化验合格，清洁度符合规范及厂家要求。因油循环而采取的临时措施已拆除，系统恢复正常。2.6.1.8发电机空冷器冷却水系统已经冲洗并通水检查良好。2.6.1.9各系统电动门、调整门、气动门调整完毕，记录好开关时间，并正常投入。2.6.1.10高、低压旁路系统调整试验完毕。2.6.1.11发电机静子通过耐压试验合格。2.6.1.12电动定速给水泵及两台汽动给水泵试运完毕，具备启动条件。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 6 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：0288667

18、51562.6.1.13盘车装置试运合格，校对大轴晃度指示表，并测取大轴原始晃摆值。2.6.1.14DEH、ETS、TSI 系统调试完毕，特性符合设计要求。2.6.1.15低压缸喷水装置经试验喷雾均匀，方向正确。2.6.2整套启动试运的方法和步骤2.6.2.1按启规的要求，本次整套启动试运工作分三个阶段进行：（1） 第一阶段（空负荷试运）：启动步骤为：冲转升速检查及试验定速检查汽机有关的试验及调整电气试验并网带 20%额定负荷 34 小时解列做超速试验。(利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。第一阶段结束后是否需要停机可根据现场情况决定。（2） 第二阶段（带负荷调试）：机组冲转后分阶段带负荷至

19、满负荷，逐步投入有关的设备与系统，并进行锅炉洗硅、电气有关试验及调整。根据条件进行热态启动试验，试验完后停机消缺。第二阶段结束后是否需要停机或者进行甩负荷试验可根据现场情况决定。（3） 第三阶段：168 满负荷试运。2.6.2.2汽轮机启动状态的划分（中压缸启动方式）：（1） 机组冷态启动时，进入汽机的主蒸汽至少有 50过热度，汽机冲转参数应满足东方汽轮机厂提供的“汽轮机冷态启动曲线” （中压缸启动方式）的要求；启动过程中应根据东方汽轮厂提供的“电厂运行限制”决定机组开机参数、暖机时间和升负荷速率。（2） 应严格根据东方汽轮机厂“冷态启动曲线”决定中速暖机时间(首次启动应适当增加暖机时间)，任

20、何情况下都不得减少中速暖机时间。（3） 机组并网后，接带负荷的大小和变负荷速率应严格根据东方汽轮机厂的启动曲线要求进行。 “切缸操作”应根据厂家“切换区说明图”要求进行。（4） 机组“冷、温、热、极热”状况应分别根据“冷、温、热、极热启动曲线进行启动”。冷态、温态、热态、极热态启动时的典型参数启动形式冷态 停机72 小时后温态 停机48-72 小时内热态 停机1-8 小时内极热态 停机 1 小时内山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 7 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156第一级金

21、属温度小于 150150300300400大于 400主蒸汽压力MPa8.738.731010主蒸汽温度380410480500再热汽压力MPa1.11.11.11.1初参数再热汽温度330380450480冲转至额定转速时间min180221313初始负荷的保持时间min501233升负荷至额定负荷时间min210537267冲转至额定负荷时间min5301039085（5） 升速率的确定冷态启动： 升速率：100r/min/min温态启动： 升速率：150r/min/min热态/极热态启动： 升速率：300r/min/min2.6.2.3基本要求汽轮机整套启动是全面检查机组设计、制造及安装

22、质量的重要环节，是保证机组安全可靠地投产的重要工序。通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数，了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运行提供依据。有下列情况之一，机组禁止启动或并网：- 影响机组启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和回收，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定。- 机组的主要联锁保护功能试验不合格，保护动作值不符合规定。- 机组任一安全保护装置失灵。- 机组主要调节装置失灵。- 基地式调节装置失灵，影响机组启动或正常运行。- 机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动或机组主要监测参数超过极限值。- 机组仪表及保护电源失去。- 控制系统

23、（DCS）通讯故障或任一过程控制单元功能失去。- DEH、FSSS、SCS、CCS、ECS 控制系统工作不正常，影响机组启动或正常运行。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 8 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156- 厂用、仪表压缩空气系统工作不正常。- 汽轮机高、中压主汽门及调门、抽汽逆止门、高排逆止门任一卡涩或不能关闭严密，高压缸通风阀、事故排放阀动作不正常。- 汽水品质不符合要求。- 主机转子偏心度大于原始值 110。 - 盘车时汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。 - 汽轮机

24、润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。 - EH 油箱油位低或油质不合格。- 汽轮机高、中压缸任一对应点上、下缸温差80。- 凝汽器单侧运行。- 主机危急保安器动作不正常。- 发电机风冷系统故障。- 发电机定子、转子绕组绝缘不合格。- 旁路系统故障，禁止机组热态启动。- 交流润滑油泵、辅助油泵、直流事故油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格。- 柴油发电机系统带负荷试验不成功。- UPS 电源不能投运。- 厂用电系统不能正常工作。- 存在其他威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。2.6.3汽轮机首次冷态启动2.6.3.1锅炉点火前的检查与操作(1) 按照运行规程要求，全面检查各系统阀门位置

25、正确，各主、辅设备状态良好，各辅机轴承润滑油量充足，并做好与邻机的系统隔离工作。(2) 各电动门、调整门及电磁阀等送上电源，远操开关动作灵活，方向正确。(3) 联系电气测量各泵类电机绝缘，合格后送电。(4) 各系统水箱水位（油箱油位）正常，液位指示准确，水质（油质）化验合格。(5) 主机、辅机有关主要联锁保护检查确认。(6) DEH、ETS、TSI 和 BPS 等系统提前供电，系统与表盘均应处于正常状态，检查山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 9 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：028866751

26、56DEH 与 CCS 系统和并网系统的 I/O 接口通讯是否正常。(7) 启动一台循环水泵，向凝汽器通循环水；启动闭式循环水冷却水泵以向各冷却器通水。(8) 启动除盐水泵向凝结水系统充水；启动凝结水泵。检查低压缸喷水、疏水扩容器喷水系统正常。(9) 检查主油箱油位正常、油温27，启动油泵、交流辅助油泵投入运行，事故油泵投入备用，投入主油箱排烟风机，维持油箱微负压。检查润滑油压力（轴承母管）在 0.14MPa0.18MPa 的范围内。(10) 投入发电机空冷系统。(11) 投入高压抗燃油系统，并将油温与油压控制在正常范围之内。(12) 投入盘车装置，记录转子弯曲值及盘车电流。在冲机前按规定时间

27、进行连续盘车（至少 4 小时） 。(13) 启动电动给水泵，根据需要用电动泵给锅炉上水。(14) 对辅助蒸汽系统进行充分暖管，并将其投入正常。对辅汽供除氧器的管道及轴封系统管道进行暖管，使其具备投入条件。(15) 关闭真空破坏阀，启动真空泵抽真空；投入轴封系统，启动轴封风机，调节轴封压力维持真空。(16) 凝汽器真空建立后，即可通知锅炉点火。(17) 高、低压旁路投入运行。2.6.3.2高压缸、高压调阀预暖(1) 检查主蒸汽、再热蒸汽管道上的疏水门开启，主蒸汽、再热蒸汽管道温升应5/min。(2) 检查高压缸预暖阀汽源压力 0.40.8MPa；220250。(3) 检查高排逆止阀关闭。(4)

28、高压缸预暖：凝汽器压力25 kPa.a 时投入高压缸预暖，确认通风阀关闭，缓慢开高压缸预暖阀，维持高压缸第一级压力于 0.390.49MPa；当汽机高压缸第一级内上缸内壁金属温度150时，关闭高压缸预暖阀，结束高压缸预暖。暖缸及闷缸时间约 4 小时。 （闷缸时间详见闷缸曲线）山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 10 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156注意监视汽机转速及盘车装置的运行情况，发现盘车装置脱扣、汽机转速上升，应立即关闭预暖阀，降低高压缸暖缸压力。当汽机转速下降、转子停

29、止后，重新投入盘车装置。(5) 高压调阀预暖:按下“阀壳预暖”下的“开”按钮，确认高压主汽门（右）预启阀开启，当 CV 阀内外壳金属温差高于 80时，关闭高压主汽门（右）预启阀；当温差小于 70时，重新开启预启阀。反复动作对高压调门进行预暖。当高压调门内、外阀壳金属温度150时，按下“阀壳预暖”下的“关”按钮，高压调阀预暖结束，确认左右主汽门全关。2.6.3.3冷态启动冲转条件(中压缸启动)主汽压力：8.73MPa 主汽温度：360380再热汽压力：1.1MPa 再热汽温：310330凝汽器压力：25 kPaEH 油压：11.20.02MPa EH 油温：3550润滑油压（轴承母管）：0.14

30、-0.18 MPa 润滑油温：3545高压缸胀差： 远离报警值 （-3mm、7.5mm）中压缸胀差： 远离报警值 （-3mm、6 mm）低压缸胀差： 远离报警值（14mm）轴向位移： 远离报警值（-1.05mm、0.6mm）高压缸上下缸温差：远离报警值（80）中压缸上下缸温差：远离报警值（80）低压缸排汽温度：65 高、低压旁路系统和自动控制系统正常。所有监视设备,显示系统已投入正常。汽机所有疏水阀在开启位置。联系热工确认相应的保护已全部投入。全面检查正常后，记录冲转前的重要参数，如主、再热汽压力、温度、轴向位移、偏心、真空、胀差、润滑油压、油温等。2.6.3.4汽轮机冲转(1) DEH 画面

31、，选择中缸启动，汽机挂闸。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 11 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156(2) 升速至 500r/min 摩擦检查。选择升速率 100r/min/min，目标转速“TARGET SPEED”“500r/min”，左右高压主汽门全开，左右中压调门同步缓慢开启，控制汽机转速上升。检查盘车装置自动脱扣，盘车电机停止。(3) 转速到达 500r/min 时，点摩擦检查“FRIC CHECK”高中压调阀关闭，汽机转速下降，就地进行摩擦检查。发现问题，应停机进

32、行处理；若一切切正常，结束摩擦检查。(4) 注意检查通风阀（VV）已经全开。(5) 升速至 1500rpm 进行暖机。摩擦检查结束后，选择暖机方式正暖；选择目标转速“TARGET SPEED”“1500rpm”升速率 100r/min/min，4 个 CV 阀微微开启， （中压调节阀关闭状态） ，汽机开始继续升速。高调阀开到预启阀位置时，开度锁定。中调门控制转速至 1500r/min；升速过程，以300r/min/min 升速率过临界区域。(6) 转速升至 1500r/min 中速暖机。转速上升至 1500r/min，并进行以下检查：汽机所有监控仪表指示正常，无报警信号。各轴承振动、轴瓦金属温

33、度，轴承回油温度正常，各瓦油膜压力。检查低压缸喷水阀动作情况。检查汽缸膨胀均匀无卡涩，差胀及轴向位移正常。确认主蒸汽、再热蒸汽参数正常。确认上下缸温差，各腔室内表面温差均在要求范围之内。辅助系统的所有运行参数正常。摩擦听音，轴封汽检查。暖机期间，维持主蒸汽及再热蒸汽压力、温度稳定，为了提高暖机效果，适当提高再热蒸汽（350）并注意汽缸膨胀、高压胀差、中压缸胀差、低压胀差、轴向位移、上下缸温差以及转子热应力的变化趋势。注意润滑油温缓慢上升到 38左右，润滑油温度自动设定到 40，确认各轴承金属温度及回油温度正常。检查各辅机运行正常。全面记录机组运行参数。(7) 暖机过程中，注意监视高、中压缸排汽

34、处金属温度，当高压排汽缸内壁金属温度达到 250，调整 VV 阀后手动门开度，控制高压排汽缸金属温度在 250左右。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 12 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156当高压缸调节级处内壁温度和中压缸进汽室温度均大于 320或在汽轮机冲转参数条件下暖机时间超过 4 小时，中速暖机结束。 （按 HEAT SOAK 使之复位）CV阀关闭、通风阀（VV）全开。(8) 升速至 3000rpm 进行高速暖机中速暖机结束后，选目标转速 “TARGET SPEED”“

35、3000r/min”，升速率100r/min/min 中压调阀继续开大，汽机转速继续上升。升速通过临界转速区域时，应密切监视机组振动情况，禁止机组转速在临界区域内停留。任一轴振超过 250m，应紧急停机。检查各轴承金属温度、回油温度正常。转速至 2000r/min 时顶轴油泵停运；2500r/min 至 3000r/min 进行油涡轮调整；当机组转速到 3000rpm 时，确认主油泵运行正常，入口压力 0.10.15MPa，出口油压大于 1.372MPa。进行事故油泵、启动油泵、辅助油泵的自启动试验。试验后停启动油泵、辅助油泵，监视主油泵进、出口油压；将事故油泵、启动油泵、辅助油泵投备用。就地

36、手动打闸，检查高中压主汽门、调门关闭正常，机组转速下降，首出正确，重新复位升速到 3000rpm。做危急遮断器喷油试验（见调节保安系统调试措施） 。全面检查系统设备正常后，交电气进行并网前的试验。(9) 冲转升速过程中的注意事项：汽机冲转升速、暖机过程中，应尽量保持蒸汽压力及水位等参数稳定；在升速过程中，严禁在临界转速区停留；低转速下如发较大轴振，应打闸停机，不进行降速暖机。注意检查汽机本体、管道是否有水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统是否正常；注意监视汽缸热膨胀、差胀、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴承振动及各轴承温度；检查润滑油压、润滑油温度、油箱油位；注意凝汽器真空、水位及高低加、

37、除氧器的水位的变化。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 13 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156注意低压缸排汽温度的变化以及低压缸喷水的投入情况。注意旁路及各辅机的运行情况。2.6.3.5并网带初始负荷及高压缸切换(1) 电气试验结束后，配合电气并网带 2.5% 初负荷。进行初负荷暖机，暖机时间为50 分钟。根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。(2) 切缸前，维持汽温、汽压稳定，以防止高缸过应力，避免高排超温及切缸后造成大的负荷变动。(3) 汽轮机完成升速、并网、低

38、负荷暖机后，低压旁路阀全关，此时操作员可以发缸切换指令，高压调节阀（CV）逐渐开大，高排逆止门自动开启，VV 阀全关。(4) 汽轮机切缸过程中注意事项：切缸期间注意调整好锅炉燃烧以及旁路的运行尽量保持汽轮机主汽压力参数稳定。注意调整主汽温度及高压缸金属温度之间的偏差，要保证高压缸进汽后高压缸缸体以及高压缸第一级处的热应力在允许的较小的范围内。在切缸期间高、低旁应在自动运行方式，要严密监视旁路的动作情况，以保证倒缸时高压缸的进汽量。注意监视高压缸排气温度以及切缸时高排逆止阀的开启情况。保持锅炉参数稳定，注意储水箱水位。切缸时，注意高压调门缓慢开启，当高排压力超过再热压力时，高排逆止门自由释放，高

39、压缸自动投入运行，注意排汽温度的变化。高压缸投运后，如高压缸排汽温度增长过快，应通知锅炉加强燃烧，同时适当增加机组负荷。切换过程中如出现高排温度超限，高排逆止门不能打开的情况，则打闸停机。2.6.3.6机组升负荷至 20%额定负荷暖机(1) 高压缸切换结束后，目标负荷设定为 70 MW，升负荷率 1.75MW/min。将负荷升到 20%MCR，暖机 3 小时。(2) 当负荷上升到 10%时，检查低压缸喷水自动关闭，注意检查高压组疏水阀的关闭；(3) 视情况将 DEH 投入功率控制回路。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 14 / 34四川省

40、电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156(4) 当机组负荷20%时，做如下工作：检查汽机主、再热蒸汽管道疏水门应自动关闭。检查汽机本体疏水阀及抽汽管道疏水阀应自动关闭。投入高加汽侧运行，注意给水温度及给水流量的变化，高加投入正常后,关闭抽汽管道疏水门。检查低压缸后缸喷水调节阀自动关闭，注意排汽温度。四段抽汽压力大于除氧器设定压力时，除氧器汽源自动倒为四段抽汽供给，联锁关闭辅汽联箱至除氧器调门，除氧器滑压运行。(5) 暖机结束后，将负荷降到 2.5 %额定负荷打闸、解列进行有关试验（详见调节保安系统措施）：进行汽门严密性试验；机械超速试验、电超速保护试

41、验。(6) 超速试验后，若机组运行正常，可直接进入带负荷试运阶段。2.6.4带负荷试运2.6.4.1汽机按热态方式启动定速之后，电气并网接带负荷。2.6.4.2初始负荷到 30%额定负荷(1) 初负荷暖机结束后，选择合适的升负荷率，设定目标负荷 105MW，机组开始升负荷。(2) 负荷至 10%额定负荷时，检查低压缸喷水自动关闭；投运低压加热器汽侧。(3) 负荷上升到 15%额定负荷时，投运高压加热器汽侧。确认高压组疏水阀关闭；检查高低压旁路及其减温水投自动。四抽压力大于 0.15MPa 时将除氧器汽源切换至四段抽汽；冲转第一台汽泵。(4) 负荷上升到 20%额定负荷时，确认中低压组疏水阀关闭

42、；第一台汽泵并入给水系统。(5) 负荷上升到 30%额定负荷后暖机 50 分钟。2.6.4.3升负荷到 50%额定负荷(1) 负荷到 40%额定负荷时，第二台汽泵冲转。(2) 负荷到 45%额定负荷时，机组进入滑压运行，主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度按照滑压曲线进行升温升压。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 15 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156(3) 负荷上升到 50%额定负荷后暖机 30 分钟。(4) 在机组升负荷的过程中，根据情况启动第二台循环水泵。2.6.4.4升负

43、荷到 100%额定负荷(1) 负荷到 60%额定负荷时，第二台汽泵并入给水系统，电泵退出，投入热备用。(2) 机组负荷大于 85%额定负荷时，可进行真空严密性试验。(3) 负荷到 90%额定负荷时，机组由滑压进入定压运行，主蒸汽压力、温度、再热蒸汽温度达到额定。随着锅炉燃烧量的缓慢增加，逐渐增加汽机负荷直至满负荷。2.6.4.5机组升负荷过程中应注意事项(1) 注意润滑油压、润滑油温度、油箱油位的变化。(2) 注意监视汽缸膨胀、高压胀差、低压胀差、轴向位移、轴振、轴承温度、轴承回油温度的变化。(3) 注意监视发电机空冷系统的运行情况。(4) 加强对设备的巡检，发现异常及时汇报并进行处理。2.6

44、.5汽机热态启动各种启动方式下汽机的启动曲线见附录。冲转参数及蒸汽升温升压速度、升速率、升负荷率及各阶段暖机时间应按照相应的启动曲线进行。热态启动应严格按热态启动曲线控制启动参数。并注意以下几点：2.6.5.1主汽、再热蒸汽参数达到冲转参数，主、再热蒸汽温度比高、中压缸第一级内上缸金属温度高 50以上且应有 50以上的过热度。2.6.5.2主蒸汽、再热蒸汽的温度变化控制范围必须按照制造厂提供的曲线和当时的金属温度相对应。2.6.5.3机组启动前,检查确认高排逆止门关闭，高缸预暖电动门关闭，高压缸通风阀应开启。2.6.5.4热态启动必须先送轴封后抽真空，注意轴封温度应与汽机金属温度相匹配。2.6

45、.5.5热态启动必须检查大轴晃动度符合要求，凝汽器应保持较高真空。2.6.5.6检查确认本体疏水及主、再热蒸汽管道疏水阀均在开启位置，主、再热蒸汽管道疏水充分。2.6.5.7机组启动前做好各项准备工作，尽快冲转、升速，定速后经必要检查正常，尽快并网并带负荷至与高压缸第一级内上缸内壁金属温度相对应的负荷水平。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 16 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：028866751562.6.5.8机组冲转前可直接将目标转速设定在 3000r/min。2.6.5.9在启动和升速过程

46、中,注意轴封压力和减温后的轴封温度应正常。2.6.5.10升速、升负荷过程中加强监视机组振动情况，密切注意胀差、缸胀、轴向位移，主、再热汽温度的变化，高、中压缸金属温度及温升的变化。2.6.5.11如果汽机复位时处于惰走阶段，则必须确认汽机转速不在临界转速区域。2.6.5.12机组冲转前主机润滑油温宜在 35以上，油温低于 30禁止冲转。2.6.5.13汽机冲转升速时，启动第一台汽泵，保证升负荷时汽泵能及时并入给水系统2.6.5.14其它操作与检查项目均同于冷态启动。2.6.6主要系统的运行方式2.6.6.1旁路系统高、低压旁路系统在锅炉点火前手动或 20%定开度运行，在机组升速及升负荷的过程

47、中，应投入自动控制，中缸启动过程切缸前为定压运行。切缸结束，旁路系统转为自动跟踪运行方式。2.6.6.2抽汽加热系统#5#7 低加在汽机冲转时可随机投入汽侧运行。#1#3 高加首次投入，在负荷大于 50 MW 期间进行汽侧冲洗，并投入高加保护，疏水水质合格后回收至除氧器。 2.6.6.3除氧器系统试运初期，当四段抽汽压力低于 0.2MPa 时，由辅助蒸汽联箱来汽供除氧器加热，除氧器压力维持在 0.2MPa 定压运行。负荷的增加到 15% 额定负荷，四段抽汽压力大于0.2MPa，进行汽源切换，由四段抽汽供除氧器，关辅助蒸汽至除氧器，除氧器进行滑压运行。2.6.6.4凝结水系统试运初期由于凝结水质

48、不合格，由#5 低加出口放水门将凝结水排至循环水系统，用凝结水补水泵向凝汽器补水。应根据情况经常清扫凝结水泵入口滤网。2.6.6.5轴封供汽系统(1) 冲转至低负荷阶段，汽封汽源由辅汽联箱或冷再供给。(2) 高、中压缸轴封漏入供汽母管的蒸汽超过低压缸轴端汽封所需要的供汽量，溢流调节阀自动打开，将多余蒸汽通过溢流控制阀排至#7 低压加热器或凝汽器，此时山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 17 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156轴封系统进入自密封阶段。(3) 机组减负荷阶段，当汽封

49、供汽母管压力下降，溢流阀关闭，轴封汽源由辅汽联箱供给。2.6.7机组正常停机2.6.7.1本节仅讲述机组正常停机的一般过程及有关注意事项，紧急停机及有关事故处理参照电厂运行规程执行。2.6.7.2停机前进行辅助油泵、启动油泵、事故油泵自启动试验，确认各项试验正常。2.6.7.3做好辅汽联箱汽源切换的准备工作2.6.7.4机组正常停运(1) 机组减负荷至 175MW在此阶段，减少锅炉燃烧量，主汽压力降低，负荷指令减至 175MW。控制负荷变化率2.5%/min，机组负荷随着主蒸汽压力降低而减小。机组负荷减小到 210MW 左右时，启动电动给水泵，将其并入给水系统运行，退出一台汽泵。冷再压力降低至

50、 2.45MPa 时，切换辅汽汽源(2) 机组减负荷至 119MW在此阶段，减少锅炉燃烧量，主汽压力降低，负荷指令减至 119MW。保持 20 分钟。(3) 机组减负荷至 35MW当负荷降低到 88MW 时可退出第二台汽泵，将第二台汽泵停运。机组负荷降低到 70MW 时，检查中低压组疏水阀打开。机组负荷降低到 60MW 时，注意除氧器压力的变化，及时切换除氧器汽源；停运高加汽侧；检查高压组疏水阀打开。注意监视低压缸排汽温度，检查低压缸喷水应能自动投入。退出低压加热器汽侧运行。机组负荷降低到 35 MW 时，汽机应尽快打闸停机，避免在低负荷下长期运行。(4) 在减负荷过程中应注意以下各项:应密切

51、监视辅汽压力、轴封压力、除氧器压力的变化，及时切换各自的供汽汽源，保证机组的安全运行。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 18 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156注意监视主蒸汽、再热蒸汽温度和汽缸金属温度下降速度应在允许范围内。注意各监视段压力、温度、各加热器水位的变化。注意各轴承金属温度、回油温度、高压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移、轴承振动等的变化。(5) 按下汽机跳闸按钮或在机头手动脱扣，检查高、中压主汽门、调速汽门关闭，高排逆止门关闭，抽汽逆止门关闭，高压缸通风阀打开，并

52、就地确认各阀门开关到位，检查机组转速下降，高、低旁工作正常。(6) 打闸后启动油泵、辅助油泵应自启动，否则手动启动。降速至 1200r/min 注意顶轴油泵应自启动。倾听机组各部分声音，注意观察高压缸差胀、低压缸差胀、振动、轴向位移、轴承金属温度、润滑油压等参数的变化。(7) 机组转速到 0 时，投入盘车装置，记录盘车电机电流、转子偏心率及转子惰走时间。(8) 汽机盘车期间应监视汽缸膨胀应均匀减小，盘车电流、转子偏心正常，检查轴承金属温度和回油温度。一般情况下，汽机高压缸第一级内上缸内壁金属温度150方可停止盘车，停盘车 8 小时候才能停止润滑油系统。(9) 汽机转速到 0 后，停止向轴封系统

53、送汽；轴封母管压力到 0，停运轴加风机(10) 机组停运后，可停止发电机空冷系统。(11) 完成停机后的其它操作。(12) 其它注意事项按电厂运行规程执行。2.6.8机组非正常停机2.6.8.1汽轮机故障停机。机组发生故障或运行参数接近控制限额，还不会立即造成严重后果时，应尽量采取措施予以挽回，无法挽回时应故障停机。(1) 汽轮发电机组遇到下列情况之一，应进行故障停机：主、再热蒸汽参数超过规定值，而规定时间内不能恢复。主机润滑油温度达 55，处理无效。润滑油乳化。机组任一支持轴承、推力轴承回油温度达 65，或支持轴承温度达 105，或推力轴承温度达 100且处理无效。山西国金电力有限公司 23

54、50MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 19 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156汽机高压胀差达7.5mm 或3mm、中压缸胀差达6mm 或3mm 或低压胀差达14mm，处理无效。轴向位移达0.6mm 或1.05mm，且推力轴承乌金温度、回油温度异常升高。TSI 故障，机组重要技术数据无法监视或无法维持机组稳定运行。EH 油箱油位低至正常油位下100mm，补油无效。二台 EH 油泵运行，EH 油压仍低于 9.2MPa.主油泵或油涡轮泵工作严重失常。主油箱油位低至正常值以下100mm 且处理无效，油位继续下降或

55、主机润滑油系统漏油，无法隔离。冷却水系统管路泄漏严重，无法隔离，并将危及机组安全运行。(2) 机组故障停机时的主要操作步骤：机组故障停机时，应快速减负荷，同时进行厂用电切换，负荷至 35MW 时，启动交流润滑油泵和辅助油泵，确认润滑油压正常，汽机打闸，确认发电机解列，励磁开关断开，汽机转速下降。若故障不能短时消除，应停止锅炉运行。其他操作按正常停机进行。2.6.8.2机组紧急停运：机组发生严重危及人身或设备安全的故障时，应紧急停止机组运行。(1) 汽轮发电机组遇到下列情况之一者，应紧急停机：汽机跳闸保护应动作而拒动。主要汽、水、油管道爆破，危及人身、设备安全。机组任一轴振突增 50m 且相邻轴

56、振也明显增大。主机润滑油供油温度高达 60机组任一支持轴承、推力轴承回油温度达 75，或任一支持轴承温度达 115、推力轴承温度达 110。主油箱油位急剧降至200mm，补油无效时。汽机发生水冲击或机组在正常运行、开停机及变工况过程中，主蒸汽或再热蒸汽温度 10 分钟内急剧下降 50。汽机轴封冒火花。汽机断叶片或内部有明显的金属摩擦、撞击声。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启动调试方案 20 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：02886675156高压缸排汽温度420，超过 5 分钟。汽轮发电机组任一轴承断油

57、。主机润滑油系统大量喷油泄漏。发变组保护系统应动作跳闸停机而未动作。机组油系统着火不能很快扑灭，危及人身设备安全。发电机内部和励磁系统冒烟或着火。发电机定子铁芯温度大于 120。发电机定子任一线棒温度大于 120。主变、厂高变、励磁变、主变高压侧避雷器和 PT、发电机避雷器和 PT 等设备符合紧急停机条件。(2) 紧急停机时的主要操作步骤：按集控室紧急停机按钮或就地拉汽机跳闸操作手柄，确认高中压主汽门、调门关闭，高排逆止门和各级抽汽逆止门关闭，VV 阀开启，汽轮机转速下降。启动交流润滑油泵和辅助油泵，润滑油压正常。确认高低旁快开，防止主、再热蒸汽超压。确认发电机解列，励磁开关断开，厂用切换至启

58、备变供电。润滑油系统或汽轮发电机组本体等故障，需加速停机，在转速下降至 2350r/min后，停止真空泵运行，开启真空破坏门。确认有关疏水关闭，确认高低旁关闭。真空降到 0 时，切断轴封供汽，轴封蒸汽母管压力到 0 后可停用轴封风机。汽机惰走过程中应注意机组振动、润滑油温等正常，记录惰走时间，倾听机内声音正常。主机转速到 0，确认盘车启动正常。故障不能马上消除，按紧急停炉步骤停止锅炉运行。其他操作按正常停机执行。3、组织机构及人员安排组织机构及人员安排3.1安装单位：安装单位：3.1.1完成安装结尾及设计变更等工作。山西国金电力有限公司 2350MW 煤矸石综合利用发电工程 1#机组汽机整套启

59、动调试方案 21 / 34四川省电力工业调整试验所 地址：成都市人民南路一段 81 号 电话：028866751563.1.2完成分部试运中的消缺项目。3.1.3准备好安装及分部试运的技术资料。3.1.4配备试运的检修人员，准备好检修工具及材料。3.1.5为全面监视汽轮机首次启动中的汽缸膨胀情况，准备若干块百分表。3.2生产单位：生产单位：3.2.1运行及事故处理规程的编制、修改和审定。3.2.2运行人员的配备、培训及考核。3.2.3准备运行日志、报表和运行操作必要的工具。3.2.4绘制符合实际的热力系统图。3.2.5做好相关系统的检查、隔离工作。3.2.6对各系统阀门编号挂正式牌，以免引起误

60、操作事故。3.2.7启动前对设备及系统进行全面检查，并根据运行需要提出必要的修改意见。3.3调试单位：调试单位： 3.3.1编制有关试运技术措施。3.3.2参加并确认汽轮机方面的联锁保护项目。3.3.3完成启动前的调试项目。3.3.4准备有关测试仪器。3.3.5对设备及系统进行全面检查，提出必要的修改意见。3.3.6会同安装人员，测量转轴的冷态原始晃动值及方位。3.3.7完成启动调试的其他准备工作。3.4制造厂家职责制造厂家职责：3.4.1按供货合同提供现场技术服务和指导,保证设备性能。3.4.2参与重大试验方案的讨论和实施。3.4.3参加设备首次试运条件检查和确认。3.4.4按时完成合同中规