汽轮发电机组分部试运

1、汽轮发电机组分部试运 编制人:李军旗 2006年12月26日课程目标 熟悉机组设备和系统试验的内容熟悉机组设备和系统试验的内容 掌握各项试验的目的、掌握各项试验的目的、步骤和要求步骤和要求 熟悉掌握试验中各项注意事项熟悉掌握试验中各项注意事项 提高试运中设备和系统出现异常时的识别、提高试运中设备和系统出现异常时的识别、判断、分析和处理能力判断、分析和处理能力 课程目录一、冷态状态设备和系统的试运1真空系统严密性试验2辅助设备系统试运3汽轮机油系统循环试运4汽轮机调节系统试运5热控自动保护装置试运6各种阀门校验试运7转动机械启动试运8汽动给水泵试运二、热态状态设备和系统的试运1空负荷试验2危急保

2、安器喷油试验3自动主汽门和调速汽门严密性试验4危急保安器超速试验5真空系统严密性试验6调速系统带负荷试验7甩负荷试验一、冷态状态设备和系统的试运一、冷态状态设备和系统的试运试运目的汽轮机在安装和大修后，其所属设备都要经过解体检修，尽管设备是按技术规范的要求进行调整安装，但其性能仍可能发生变化，为了保证设备投入正式运行后，能长期安全、经济、稳定地发供电，就必须对其进行试运行，通过单机和分系统试验，考验工程质量，检查和考核设备的性能，是否符合制造厂和电厂安全规范的要求，确保设备安全可靠运行。1.真空系统严密性试验1.1试验方法汽轮机安装和大修后，必须要对凝汽器的汽侧、低压缸的排汽部分以及真空状态下

3、的辅助设备与管道做严密性试验检查，目前电厂采用检查的方法就是灌水找漏法。1.2试验前应具备的条件1.2.1凝汽器及相关系统安装检修工作结束，所有与汽轮机连接的管道以及严密性检查范围内的管道与设备均安装完好并经检查合格，焊口和法兰不得保温。1.2.2凝汽器汽侧内部已清理干净，各水位计及其它测点表计已安装完好，但在灌水水面以下连接的真空表计应切除。 1.2.3底部具有支持弹簧的凝汽器，为了防止弹簧受力过负荷，要加装临时支撑，各管道支吊架必要时也应加临时支撑。1.2.4凝汽器和各加热器及相关管道的放水门关闭，各抽汽逆止门开启，真空破坏门打开。1.2.5安装临时高位水位计或能够监视高水位的有效措施。1

4、.3试验过程中的注意事项1.3.1凝汽器灌水一般采用除盐水补水，也可利用锅炉打压后放水。1.3.2真空系统灌水试验时的高度一般在汽封洼窝以下100mm处。1.3.3灌水达到要求后，运行人员与检修人员要共同对设备和系统进行检查。1.3.4检查设备系统有：凝汽器、凝结泵、射水泵、低加疏水泵、各加热器和扩容器 。以上设备所连接的管道、阀门、法兰、接合面、焊缝、堵头和接头等可能泄漏的地方，凝汽器和加热器的水位计，凝结水泵和疏水泵的法兰，与真空系统连接的阀门、疏水器及U形水封管的外露部分，凝汽器铜管及其胀口，与凝汽器连接的排汽缸接口的疏水扩容器及其他设备等。若有不严之处，应采取相应措施处理，处理后需重新

5、灌水检查，直到严密不漏为止。 2.辅助设备系统试验2.1试验目的在电厂生产过程中，各种转动机械是构成各种系统循环的主要辅助设备，他们的工作直接影响着主机的安全性和经济性运行，因此新装和大修后机组的各转动设备及系统均要经过试运，以检查其运行情况是否符合设计及运行的要求，试运合格后方可参与总体试运行。2.2设备系统的冲洗 设备系统安装和大修后凝汽器、除氧器及其水箱、加热器以及给水系统管道、凝结水系统管道、冷却水系统管道等都要进行冲洗至水质透明，化验合格,以消除内部的污垢和杂物，保证设备安全运行，具体冲洗方式应按要求进行，直至水质符合要求为止。2.3辅助设备系统试运具备的条件2.3.1设备系统的压力

6、、温度、流量、水位、电流表计安装正确，表计校验合格。2.3.2转动机械部分，电动机接线正确，测绝缘合格，裸露的转动部分应装好保护罩，手动转子应无摩擦和卡涩等异常现象，润滑油质合格，油位正常。2.3.3有关联锁自动保护装置应经过调整，模拟试验动作灵敏、准确。2.3.4凝汽器、除氧器、射水池、水塔等水箱补水至正常水位。2.3.5主机、给水泵、密封油油箱补油至正常油位，油质达到合格。2.3.6转动设备轴承、冷油器冷却水畅通，出入口门开启。2.3.7备有专用的振动表、测温仪、听针、秒表和试运记录本。2.4辅机试运转应达到的要求2.4.1试运转过程中，泵的出口压力稳定并达到额定数值，电动机在空载及满负荷

7、下电流均不超过额定值。2.4.2各轴承振动不超过规定值。2.4.3使用润滑油的轴承，油压、供油和轴承回油正常，油温符合要求，轴瓦温度不超80。2.4.4电动机的轴向窜动不大于0.5mm，运转声音正常，泵内无冲击现象。2.4.5各项联锁装置和自动控制设备功能正常。2.4.6汽动和带有液力联轴器给水泵，要完成单机空转、保护联锁等。2.5真空系统抽真空前应具备的条件2.5.1真空系统严密性检查合格，排大气各阀门均应关闭。2.5.2密封水系统投入且向各密封阀门供水正常。2.5.3凝结水泵及循环水泵和有关系统试运完毕，能投入使用。2.5.4射水抽气器的射水泵或真空泵的射水槽应彻底清理，有关设备分部试运合

8、格。2.5.5轴封用的辅助蒸汽应有足够的汽源。2.5.6机械真空泵试运时还应注意，启动前须用压力水作工作水注入泵内，泵底阀严密能使泵内充满水。2.5.7真空泵启动后电流和压力正常，真空逐渐提高，关闭注水门。2.5.8当真空泵运行正常后，开启各凝汽器抽空气门，凝汽器真空应能达到理论上的真空，否则进行查找调整。2.5.9试运时工作水温应低于30。2.6除氧器试运2.6.1就地水位计应清澈可见并有足够的照明，水位调节装置工作正常，就地和远方水位计指示一致，水位高低报警信号溢流装置动作可靠。 2.6.2除氧器试运前有关安全门、溢放水系统及其附件应安装正确，并已经过冷态整定，排汽管的截面积应符合设计要求

9、。安全门动作压力应视给水泵汽化的条件，一般应整定为工作压力的l.11.25倍，回座压力符合制造厂规定。 2.6.3除氧器安全门校验2.6.3.1主机盘车投入，缸壁各温度显示正常，除氧器保持一定水位。2.6.3.2关严本机抽汽至除氧器电动门。2.6.3.3开启四抽母管至除氧器供汽门。2.6.3.4采用进汽调整门进行除氧器升压和控制，就地和远方同时监视，远方进行操作工作。2.6.3.5校验安全门由动作压力高至低进行，压力升高安全门动作后要立即关闭进汽，确定安全门回坐压力，安全门动作正确、可靠，排汽畅通。2.6.3.6升压不能达到动作压力时，及时查找原因，消除泄压。2.6.4蒸汽压力调节装置工作正常

10、，能稳定地维持除氧器压力在要求范围内。2.6.5运行过程无汽水冲击现象和明显振动现象。2.6.6在铭牌出力下正常运行时，除氧水含氧量应符合标准，并能达到铭牌出力。2.7换热器试运2.7.1各加热器水位显示正常，远方与就地水位一致，水位变化疏水调整门自动控制良好，水位高联关抽汽门和抽汽逆止门保护动作正常。加热器各安全门动作压力按规定整定。 2.7.2冷油器投入时先进行充油，开启油侧空气门，略开冷油器进油门，空气门有油流出后关闭，油室充满油后投入。冷油器冷却水投入先开出口门，开顶部水室空气门，空气排尽后关闭，根据出口油温调整入口门，保持油温正常。2.7.3试运中要检查调整，冷油器油压大于冷却水压力

11、，发电机内冷水压力、氢气冷却器冷却水压力小于氢气压力。2.7.4加热器水侧有压力后，开水侧空气门，空气门有水流出后关闭。3.主机油系统试运3.1试运应具备的条件3.1.1油系统设备及管道全部装好并清理冲洗干净，油质化验合格。3.1.2主机各轴瓦安装完好，油系统工作全部结束。3.1.3油系统各油泵及排油烟机电动机空转试运正常。3.1.4系统承压部件检查无渗漏，油箱油位正常，网前网后油位差小于10mm。3.1.5润滑油滤网投入，旁路门关闭。3.1.6主机各冷油器全部投入。3.1.7油系统油循环结束，系统恢复至启动状态。3.1.8油系统设备及环境应符合消防要求，并备好足够的消防器材，确保事故排油系统

12、符合使用条件。3.2试运的基本要求3.2.1设计、安装合理，表计齐全，运行中管道不发生振动。3.2.2系统中不允许采用暗杆门，阀门水平安装或倒装在管道上，防止阀芯脱落造成系统断油。3.2.3管路应尽量少用法兰连接，必须采用时，其法兰垫应选用耐油耐高温垫料。3.2.4油管应尽量远离热体，热体上应有坚固完整的保温，且外包铁皮。3.2.5油系统必须设置事故油箱，事故油箱应在主厂房外，事故排油门应装在远离主油箱便于操作的地方。3.2.6整个系统的管路、设备、部件、仪表等应保证清洁无杂物，并有防止进汽、进水及进灰尘的装置。3.2.7各轴承的油量分配合理，保证轴承的润滑。3.3试运中的检查和监视3.3.1

13、油泵启动后对油系统进行详细检查，油位下降要及时查找原因和处理。3.3.2排烟风机运行正常，按规定调整油箱和轴承负压在规定范围内。3.3.3加强油温监视，保证油温在38-42运行。3.3.4调整润滑油压在允许范围，一般油压以最远轴承维持在0.15Mpa。3.3.5检查各轴瓦温度变化，各轴瓦回油正常。3.3.6定期进行油箱放水检查，保证油质指标在合格范围。3.3.7加强油箱油位监视，油位变化要及时分析，查出原因。3.4发电机密封油试运3.4.1主机油箱油质合格后，密封油系统进油。3.4.2密封油泵空试电机合格，油泵和系统阀门在正常位置。3.4.3检查空、氢侧差压阀和平衡阀投入，旁路门关闭。3.4.

14、4开启空、氢侧密封油泵后，检查调整发电机密封油压力正常，3.4.5配合进行发电机风压试验，密封油压保持大于风压0.04-0.06Mpa，风压维持24小时，风压下降小于0 .02Mpa为合格，合格后置换为氢气。3.4.6密封油压不能正常维持油压时，及时开启差压阀或平衡阀旁路进行调整。3.4.7定期检查发电机油水继电器，防止发电机进油。4.汽轮机调节系统试运4.1调节系统静态试验静态试验是在汽轮机静止状态下，启动高压调速油泵，对调速系统进行检查，是用模拟的方法测取调速部套静态相关持性，以测取各部套之问的关系曲线，并与制造厂设计曲线相比较，如偏离较大时，应进行处理，以保证汽轮机总体试运行的顺利进行。

15、 4.2DEH电液调节系统试运4.2.1DEH静止试验1）机组处于静止状态。DEH切换开关”置于“投入”位置，在“DEH操作面板”画面上点击“静止试验”呈红色，系统弹出静止试验操作窗口。2）控制指令上行试验：设定目标阀位在0%100%范围内，每间隔10%设定一点3）控制指令下行试验：设定目标阀位在100%0%范围内，每间隔10%设定一点4）试验结束后，点击“静止试验”按钮红色消失，静止试验结束。控制指令上行和下行各测量一次。 4.2.2OPT电磁阀动作试验1）机组启动前静止状态下，进行OPT电磁阀动作试验。当机组转速大于100r/min时，DEH自动闭锁OPT/OPC动作试验功能。2）DEH切

16、换开关”置于“投入”位置。3）机组挂闸、开启自动主汽门和调速汽门后，在画面上点击“OPT/OPC电磁阀试验”按钮，系统弹出OPT/OPC电磁阀试验操作窗口。4）点击“1#OPT阀试验”按钮呈红色，1#OPT电磁阀得电动作，自动主汽门关闭，联动调速汽门关闭，实施停机，试验结束。5）用同样方法对2#OPT电磁阀进行试验 4.2.3OPC电磁阀动作试验1）机组启动前静止状态下，进行OPC电磁阀动作试验。当机组转速大于100r/min时，DEH自动闭锁OPT/OPC动作试验功能；2）DEH切换开关”置于“投入”位置；3）机组挂闸、开启自动主汽门和调速汽门后，在画面上点击“OPT/OPC电磁阀试验”按钮

17、，系统弹出OPT/OPC电磁阀试验操作窗口；4）点击“1#OPC阀试验”按钮呈红色，1#OPC电磁阀得电动作，调速汽门关闭，控制指令自动置零，延迟3秒 1#OPC电磁阀失电恢复，试验结束。5）用同样方法对2#OPC电磁阀进行试验。4.2.4 DEH保护功能4.2.4.1电超速保护（OPT）机组转速大于电超速保护动作转速（3300r/min）时，OPT电磁阀和OPC电磁阀得电动作，关闭主汽门和调速汽门，实施停机。4.2.4.2汽轮机紧急跳闸系统（ETS）DEH系统接受汽轮机紧急跳闸系统（ETS）信号，使OPT电磁阀和OPC电磁阀得电动作，关闭主汽门和调速汽门，实施停机。4.2.4.3转速故障保护

18、机组并网前，若三个转速信号中的两个同时故障，或给定转速与实际转速偏差超过500r/min时，OPT电磁阀和OPC电磁阀得电动作，自动关闭主汽门和调速汽门，实施停机。4.2.4.4超速限制（OPC）机组转速大于103%额定转速时，OPC电磁阀得电动作，REXA执行器控制指令置零，关闭调速汽门，当转速低于3060r/min时，OPC电磁阀失电恢复，由转速控制回路控制机组在额定转速3000r/min下运行。当机组负荷大于10%额定负荷（20MW）、发电机解列时，OPC电磁阀得电动作，REXA执行器控制指令置零，关闭调速汽门，延时2秒后，OPC电磁阀失电恢复，由转速控制回路控制机组在额定转速3000r

19、/min下运行。当OPC电磁阀得电动作、调速汽门关闭后，若REXA执行器实际位移仍未到零，等于或大于3%开度时，使OPC电磁阀仍处于得电动作状态，实施停机。当DEH后备操作键盘上的“DEH切换开关”处于“后备”位置时，超速限制OPC功能无效。4.2.4.5DEH的功能检查(1)汽轮机自动调节的功能和精度。模拟不同的启动方式与运行状态，全面检查其调节功能及精度应满足没计要求。(2)汽轮机启停和运行监控系统的功能。检查监控系统工作正常，具一般具有三种保护功能：I)甩全负荷时，快关调节汽门延迟开启，保持机组空负荷运行。2)甩负荷保护，当电网发生相间短路或某一相发生接地故障，引起发电机功率突降时，快关

20、中压调节汽门，然后再重新开启，以维持机组正常运行。3)超速保护，设置有l03和】10两种。l03超速保护动作时，迅速关闭高、中压调节汽门；ll0超速保护动作时，迅速关闭高、中压主汽门及调节汽门。4)汽轮机自动(AqE)功能。DEH系统的自动(ATC)，包括自启动ATC和带负荷ATC，它的内容是由两个任务级程序及若干子程序组成。运行检查需在热控人员配合下逐项进行，以确定其工作是否正常，是否具备投运条件，重要的是要掌握有关操作系统的功能及使用方法。5.热控自动保护装置试运5.1液压保安系统的调整试验危急遮断器挂闸后，测取同步器、启动阀或其他有关装置行程与主汽门开度的关系；主汽门开度与安全油压、主汽

21、门油动机活塞下油压的关系。手动就地、远方打闸试验模拟保安系统隔离试验；测取主汽门、调节汽门关闭时间，一般要求关闭时间不大于05s。对于功率限制器的调整应达到：功率限制器行程与调节汽门油动机行程关系符合设计要求；在退出位置时，应不妨碍调节汽门全开；在投入位置时，应能根据给定值限制负荷，但不应妨碍调节汽门的关闭；操作装置灵活，投入与退出的声光信号应正确。5.2主机保护试验 5.2.1汽轮机超速保护为了防止汽轮机超速而造成严重事故，各种类型的汽轮机都设置了双套保护装置，即汽轮机制造厂必须配备可靠的机械(又称危急保安器或危急遮断器)超速保护装置和附加超速保护装置,动作转速在3240-3300rpm。同

22、时，还必须有可靠的电超速保护装置,动作转速在3330-3360rpm。此外，对于DEH调节系统还设有OPC超速保护控制装置,动作转速在3090rpm。以上保护均需进行实际试验且全部合格后，方可允许机组长期运行。5.2.2轴向位移保护当轴向位移超出+0.8mm和-1.2mm时，会发出报警信号,当达到危险值+1.2mm和-1.65mm时，保护动作，自动停机。试验时，应注意轴向位移保护的零位要准确，指示方向正确，模拟动作正确可靠。5.2.2低油压保护当润滑油压低于0.08Mpa时，应发出声光信号报警，继续降低至0.075Mpa时，自动投入辅助交流润滑油泵, 若油压仍然继续下跌到0.065Mpa 时联

23、启直流润滑油泵,并自动停机,当停机后油压再下降至0.03Map盘车联掉。调速油压低时，应联动高压启动油泵。低油压试验时，应实际升降油压以检查其压力开关的动作值是否准确，回差应小于5kPa,对于润滑油压来说，还应根据压力开关的标高与轴承中心线的标高不同对动作值进行修正。5.2.3低真空保护当真空下降至76kPa,时发出报警信号，以便采取措施,当真空继续下降至60kP时保护动作，自动停机。该试验只能模拟进行，以检验保护回路是否正常。 5.2.4旁路保护旁路系统在机组启动过程中起参数调整的作用，必须保征旁路系统动作可靠、灵活。在机组启动前，需对旁路调节系统的静态特性进行试验，在此基础上，对旁路系统的

24、压力调节、温度调节进行模拟试验，并进行旁路系统保护连锁试验。特别要注意旁路装置调节阀及减温阀的执行机构动作应灵活，旁路系统自动投入或切断的时间应符合要求。一级旁路减温水压力高1.6 MPa和温度高360时联关电动门。二级旁路减温水压力低于0.06 Mpa、真空低于0.06 Mpa和温度高160时联关电动门。5.2.5轴承振动保护汽轮机任一轴承振动达50m 发出报警信号，振动增大至100m 时仃机。汽轮机任一轴振动（水平和垂直方向）达165m 发出报警信号，振动增大至250m 时仃机。5.2.6汽包水位高保护汽包水位高至+300mm时延时8秒关闭自动主汽门掉机。5.2.7高、低加水位高保护高、低

25、加水位高1000mm声光报警，同时关抽汽电动门、抽汽逆止门和联成阀。 5.2.8发电机断水保护 发电机内冷水流量小于15 T/h时报警，流量和压力至0MPa0 T/h时断流与无压力经与逻辑运算，延时30秒跳发电机 。5.2.9抽汽止回阀、高排止回阀保护抽汽止回阀和高排止回阀是联动保护装置。汽轮机跳闸自动主汽门关闭或发电机掉措闸后，应能及时联动关闭抽汽止回阀和高排止回阀，以防止机组超速或汽轮机进水事故。5.2.10其他保护大型机组通常还设有轴承乌金温度高保护、轴承回油温度高保护、及胀差大报警等。这些保护项目也必须进行联动试验，试验时应采取相应措施，使模拟试验尽量接近实际情况。6.各种阀门的试运6

26、.1电动门调整门试运6.1.1应会同热机、热工和电气检修人员进行。6.1.2电动门手动全开到全关的总行程圈数。6.1.3电动时全行程的圈数与时间。6.1.4开启方向的和关闭方向预留的圈数。6.1.5阀杆旋转的方向和信号指示方向正确。6.1.6阀门保护动作良好，电机温升正常。6.1.7就地调试正常后切远方操作正常。6.2手动门试运6.2.1操作手轮完整。6.2.2开关方向明确。6.2.3操作方便，开关灵活，无卡涩。6.2.4高空门要有操作平台、加长杆、拉链等。6.2.5阀门开度指示与实际相符。6.3试运方法6.3.1由电气和机械双方安装人员联系后，电机送电。6.3.2送电由检修人员填写送电联系单

27、，运行人员签字。6.3.3试运电机时，必须有检修人员和运行人员双方在场。6.3.4电机转动后，确定转动方向，否则通知电气检修倒线。6.3.5电机进行开关试验，事故按扭等保护试验。6.3.6电动门试验，按大修后验收标准进行，并做好记录。6.3.7试验结束电机断电。7 .转动机械试运7.1启动前检查和准备工作7.1.1电机测试绝缘合格，电机外壳接地情况良好，电机送电。7.1.2转动设备与系统阀门位置正常。7.1.3水封与油质油位正常。7.1.4联轴器盘动灵活。7.1.5开启轴承或格兰冷却水。7.1.6全开进出口门，开启放空气门排尽空气后关闭。7.2转动机械空负荷试运7.2.1电机与机械部分对轮脱开

28、，机械检修工作结束，工作票压回。7.2.2给水泵电机轴瓦油压和回油正常，润滑油温正常。7.2.3转动电机附近有专人监视，电气检修人员配合，并与远方操作保持联系。7.2.4电机启动后检查电流、声音、轴承温度和振动正常，转动方向正确。7.2.5有备用的设备，进行互联和低水压（油压）试验。7.2.6运转时间6KV电机为30分钟，正常后连接对轮。7.3转动机械带负荷试运7.3.1电机与机械部对轮连接良好，机械检修工作结束，工作票压回。7.3.2给水泵各轴瓦油压和回油正常，润滑油温正常。7.3.3恢复设备和系统各阀门在启动位置，给水泵再循环门开启，螺杆泵、注塞泵出口门开启，水塔、水箱、水池水位正常，油箱

29、油位正常。7.3.4转动设备附近有专人监视，汽机检修人员配合，并与远方操作保持联系。7.3.5设备转动后检查电流、出口压力、流量、声音、轴承温度和振动正常。7.3.6设备出力满足设计要求投入运行，备用设备投入联锁。8.汽动给水泵试运8.1泵组启动试运应具备的条件1、启动试运现场应清洁整齐。2、消防器材及措施完备。3、给水泵组按装工作全部完成并符合要求。4、给水泵、前置泵、小汽轮机所有表计安装齐全并经过校验合格。5、小汽轮机转数控制系统505调速器安装调试完毕, 静态试验合格。6、给水泵、前置泵、小汽轮机的各个系统所有电动门、调整门、手动门、调试完毕，开关方向正确，动作灵活。7、热工保护、程控系

30、统调试完毕并动作良好。8、汽机蒸汽管道、汽封管道按要求蒸汽吹扫干净。9、汽机、给水泵油系统油循环油质合格且试运正常。10、小汽轮机给水泵组的冷却水系统冲洗干净，运行正常，冷油器通水正常。11、中、低压给水管道冲洗干净，入口滤网装好，暖泵系统冲洗干净。12、各泵事故按钮跳泵正常。13、各种液位标志正常，施转机械加好符全要求的润滑油脂，油位正常。14、各辅助设备分部试运正常。15、准备好试验及运行所需要的各种工具，如转数表、测振仪、听针等。16、成立试运指挥组织，制定和审批好各项措施，使试运工作在统一指挥下，各单位各岗位分工明确各负其责，确保试运工作顺利完成。8.2保护、联锁试验8.2.1当出现以

31、下情况时，由磁力断路油门联跳小汽轮机 a、润滑油压低于0.08MPa b、小汽轮机轴向位移超过1.0mm c、真空低于47.7KPa d、 前置泵跳闸 e、 给水泵流量低于180 T/H再循环15秒未打开 f、“505”跳闸 g、 汽机超速 h、 手按“停机”按钮式手动打闸 i、系统跳闸8.2.2联锁调节油压低于 值：1.1MPa 声光报警 值：1.0MPa 启动备用泵润滑油压低于值： 0.15MPa 声光报警 值：0.12MPa 启动备用泵值： 0.08MPa 启直流油泵并停机 值： 0.05MPa停盘车真空低值：67.7KPa 声光报警 值： 47.7KPa 停机给水泵出口压力大于5.5M

32、Pa 联开出口门。给水泵出口压力小于0.5MPa联关出口门。给水流量大于 360T/H 关再循环电动门。给水流量小于 180T/H 开再循环电动门。汽轮机#1、#2轴承及前后推力轴承回油温度超过50报警，超过75二次报警 ，手动仃机。给水泵#1、#2轴承温度超过80报警， 超过90 二次报警;手动停机。给水泵推力瓦温度超过80报警；超过90二次报警;手动停机。给水泵机械密封水温度超过70报警；超过80二次报警;手动停机。前置泵出口压力低于 1.1 MPa报警；低于 0.9 MPa 手动停机。 汽泵跳闸后，分别联启电动给水泵。汽泵出口电动门联关。8.3泵组启动试运 8.3.1小汽轮机单独进行的试

33、运，试运前须解开小汽轮机与给水泵的联轴器。8.3.2汽动给水泵组的试运。二、热态状态设备和系统的试运二、热态状态设备和系统的试运1.空负荷试验1.1空负荷试验应具备以下条件1.1.1汽轮机启动定速后各有关参数在规定范围运行正常。1.1.2各有关公用系统和附属设备系统均已分部试运合格。1.1.3冷水塔、凝结水处理设备等都处于备用状态。1.1.4调节系统与自动保护装置经静止试验合格。1.1.5发电机氢气系统风压试验合格，具备投氢条件，水冷却系统冲洗合格，具备投入条件。1.1.6启动措施经审批已向运行人员交底，有关的准备工作已经就绪。1.2空负荷试验内容和方法1.2.1汽轮机空负荷试运行是在汽轮机启

34、动后于空转无励磁情况下进行的，以检查调速系统的空载特性及危急保安器装置的可靠性。1.2.2调速系统空负荷试验是汽轮机不带负荷，在额定参数及不同同步器位置条件下，用主汽门或其旁路门来改变转速，测取转速感应机构特性曲线、传动放大机构特性曲线、感应机构和传动放大机构的迟缓率、检验同步器的工作范围以及检查汽轮机空负荷运转的特性。1.2.3同步器分别放在上、中、下限三个位置(对应于转速为3150、3000、2850rpm)进行。1.2.4把同步器放在下限位置，做好第一点记录，再逐渐关小主汽门使转速缓慢下降，下降速度要尽量慢一些，一般可以做到转速下降速度不大于l0-15rpm。待转速降至第二点时，做好记录

35、。依次继续测量其余各点，直到油动机全开。测量各点的转速间隔应保证在油动机全开范围内不少于8个测点。降速试验完毕，再按上述方法逐渐开启主汽门作升速试验。但要注意在一个试验过程中，转速不得反复。1.2.5试验应做的记录：转速、调速器行程、油动机行程、同步器行程、冷油器润滑油压、新蒸汽参数和排汽压力等。1.2.6试验后根据所测数据，绘出同步器不同位置时调速器特性，传动放大机构特性，主油泵进、出口压差与转速以及主油泵进、出口压差与油动机行程的关系曲线；根据所得曲线求出同步器的高低限位置及调速器本体及传动放大机构的迟缓率。1.3试验应满足的要求1.3.1空负荷时同步器下限的最低控制转速应比额定转速低6，

36、空负荷时，同步器上限的最高控制转速应比额定转速高6。在额定转速下，同步器行程由空负荷至满负荷位移所需要的时间，一般不超过50s。1.3.2机组容量l00MW时，迟缓率应04,对电液型调节系统，迟缓率应015,机组容量为100200MW(包括200MW)时，迟缓率应02,对电液型调节系统，迟缓率应010。1.3.3当主汽门全开时，调节系统应能维持空负荷稳定运行，并能用同步器顺利并网。 2.危急保安器充油试验2.1为了能够使机组在正常运行条件下，检查危急保安器动作是否灵活准确及防止危急保安器卡涩，大型机组都装有充油试验装置。一般规定超速试验合格后方可进行充油试验，以免充油试验影响超速试验的准确性。

37、对大型机组，超速试验应在带一定负荷运行后进行，此时应先做充油试验。2.2危急保安器充油转速3000rrpm，对于具有全周进汽系统的机组，试验时应在全周进汽状态下进行，以避免喷嘴室产生较大温差和热应力。2.3试验方法。2.3.1操作喷油试验滑伐使1喷油滑伐杆自动顶起。2.3.2按下1喷油滑伐杆，操作箱上信号灯亮，证明1飞锤动作然后松开。2.3.3一分钟后，恢复操作滑伐至中间位置。2.3.4用同样方法进行2锤喷油试验。2.3.5试验完毕把操作滑伐恢复到中间位置，插入销子。2.3.6带负荷做喷油试验时要有经总工程师批准的试验计划和安全措施。 3.自动主汽门和调节汽门的严密性试验该试验的目的是用来检查

38、自动主汽门及调速汽门的严密性程度。3.1试验应具备的条件3.1.1机组与系统解列，转速维持3000r/min运行。3.1.2高压油泵运行正常。3.1.3试验过程中保持电动主汽门全开(仃电)。3.1.4主汽压力6.37MPa，再热压力1MPa以上，真空66.7KPa以上，蒸汽过热度不小于50。3.1.5关闭夹层来汽总门和分门。3.1.6高参数运行工况时，应关闭或关小主蒸汽至扩容器疏水门，防止造成扩容器超压或扩容不足返汽至排汽缸。 3.2试验方法3.2.1高中压自动主汽门严密性试验1开启防火转换阀手轮。2开启高中压自动主汽门试验手轮，使高中压自动主汽门同时关闭(根据情况解除有关联锁)。3操作同步器

39、将高中压调速汽门全开。4汽轮机转速应迅速平稳迅速下降，降到合格转速内停止试验，并记录时间。5试验完毕，将调速汽门关闭后缓慢关闭试验手轮，开启高中压自动主汽门，开启调速汽门，冲车至3000r/min。3.2.2高中压调速汽门严密性试验。1用同步器或启动阀将高中压调速汽门全关。观察转速，应迅速平稳下降。2试验结束后，机组维持3000r/min。3.2.3高中压自动主汽门，调速汽门严密性试验一般应在额定汽压和空负荷运行时进行。当高中压自动主汽门(调速汽门)关闭而调速汽门(自动主汽门)全开的情况下，转速应降到1000r/min以下。当主蒸汽压力低于额定汽压(但不得低于额定汽压的50%时)转速应按下式修

40、正：最高稳定转速1000r/min试验汽压额定汽压。4.危急保安器超速试验4.1试验前应具备的条件4.1.1远方打闸停机正常，主汽门、调速汽门严密性试验合格。4.1.2手动危急保安器后，高中压自动主汽门调速汽门，各抽汽逆止门关闭严密，无卡涩，转速迅速下降。4.1.3主机各部运转正常，无异常振动。高压油泵，交直流润滑油泵，顶轴油泵处于良好备用状态。4.1.4危急保安器超速试验，一般应在带额定负荷的2530%，连续运行34小时，高压内缸内上壁金属温度在350以上时，方可进行。4.1.5主机各部运转正常，无异常振动。高压油泵，交直流润滑油泵，顶轴油泵处于良好备用状态。4.2超速试验的要求及注意事项4

41、.2.1危急保安器超速试验严禁在高进汽压力下进行。合适的进汽压力应限定为额定压力的40%以下，不应投入一级旁路。4.2.2试验时，必须有严密的组织分工，明确操作人和监护人，并应配有两块以上的振动表，发现振动异常时应立即停止提升转速维持3000r/min运行，采取切实可靠措施。4.2.3每个飞锤式危急保安器应连续动作两次，每次动作转速均应在合格范围内，前后两次动作转速差不大于额定转速的0.6%。4.2.4试验前，机组在额定转速下运行。4.2.5超速试验时，润滑油进油温度4348之间。4.2.6转速超过3300r/min时，应立即打闸停机。4.2.7试验前机组各保护装置投入。4.2.8试验中，转速

42、低于2800r/min应启动高压油泵。4.3试验方法。4.3.1先进行撞击子的联合试验。4.3.2操作滑伐在中间位置。4.3.3用同步器升速，升速率不大于6转/秒。使转速升到32403300r/min，危急保安器应动作，监视撞击子动作顺序和动作转速，并做好记录。4.3.4转速降至飞锤的复位转速以下时，重新挂闸维持3000r/min。4.3.5做撞击子单独试验做1撞击子单独试验时，将操作阀指向一侧，使2喷油试验滑伐顶起，然后进行1撞击子试验。做2撞击子试验时，转换操作滑阀使1喷油试验滑伐顶起。4.4DEH超速试验4.4.1机械超速保护试验4.4.1.1机械危急保安器动作转速为108-110%额定

43、转速。4.4.1.2DEH切换开关”置于“投入”位置，机组在额定转速3000r/min下运行。4.4.1.3在画面上点击“超速试验”按钮后再点击“机械超速试验”呈红色，目标转速自动设为3330r/min，升速率自动设为300r/min/min，进入试验状态，机组转速自动提升。4.4.1.4当到达危急保安器动作转速时，危急保安器动作，机组跳闸，关闭主汽门和调速汽门，试验结束，在操作窗口显示并自动记录危急保安器动作转速。4.4.1.5机组重新挂闸、开起主汽门，恢复机组在额定转速3000r/min下稳定运行。4.4.1.6在试验过程中根据机组的状况，可实施人为干预。点击“取消超速试验”按钮，即可中断

44、试验。此时，自动设置目标转速，控制机组在额定转速3000r/min下运行。4.4.2 OPT电超速保护试验4.4.2.1电超速保护（OPT）动作转速设计为高于机械危急保安器动作转速1%2%默认设定值为3270r/min。4.4.2.2DEH切换开关”置于“投入”位置，机组在额定转速3000r/min下运行，在点击“超速试验”按钮呈红色，自动更改目标转速定值为3330r/min，升速率自动设为300r/min/min，电超速定值改为3150r/min，进入试验状态，机组转速自动提升。4.4.2.3当机组到达3150r/min时，OPT电磁阀得电动作，机组跳闸，关闭主汽门和调速汽门，试验结束。DE

45、H自动记录电超速保护（OPT）动作转速。4.4.2.4重新挂闸、开主汽门，恢复机组在额定转速3000r/min下稳定运行。4.4.2.5在试验过程中根据机组的状况，可实施人为干预。点击“取消超速试验”按钮呈红色，即可中断试验。此时，自动设置目标转速，控制机组在额定转速3000r/min下运行。4.4.3 OPC（103%）超速限制试验4.4.3 .1（103%）超速限制动作转速定值为3090r/min。4.4.3.2切换开关”置于“投入”位置，机组在额定转速3000r/min下运行，4.4.3.3上点击“超速试验”按钮呈红色，目标转速自动设定为3330r/min，升速率自动设为300r/min

46、/min，进入试验状态，机组转速自动提升。4.4.3.4当机组转速达到3090r/min时，OPC电磁阀得电动作，关闭调速汽门。4.4.3.5当机组转速小于3060r/min时，OPC电磁阀失电恢复，由转速控制回路控制机组在额定转速3000r/min下运行，试验结束。5.真空系统严密性试验5.1目的真空系统严密性的好坏，直接影响着汽轮机运行的经济性。因为空气 量的增加，将使凝汽器中的真空降低，对非再热凝汽式汽轮机，真空每降低1，汽耗将近似增加1。所以，大修后的机组必须进行真空系统严密性试验，以确保真空系统的严密。5.2试验时的运行方式5.2.1机组负荷保持在160MW以上。5.2.2凝汽器真空

47、不低于77.3KPa。5.2.3机组运行正常，负荷稳定10分钟后进行试验。5.2.4启动备用射水泵良好后，置于备用。5.2.5回热抽汽系统应投入运行。5.3试验方法:5.3.1关闭运行射水抽汽器空气门，射水抽汽器空气门全关后，观察真空下降情况，每分钟记录一次真空数值。试验35分钟，试验完毕机组恢复原运行状态。5.3.2在35分钟内，要求真空平均每分钟下降不超过0.667KPa为合格。5.4试验时的注意事项5.4.1试验时与调度联系，并有监护人。5.4.2真空低于74.7KPa时，应启动备用射水泵。5.4.3试验时真空不得低于73.3KPa，否则立即停止试验，恢复原运行方式。6.调速系统带负荷试验6.1目的是测取配汽机构特性曲线，即负荷与油动机行程关系曲线、同步器与油动机行程的关系曲线、油动机与调节汽门开度的关系曲线、调节汽门之间开启的重叠度，并检查调速系统在