整套启动调试方案

1、FA08-JF15-QJ22-22黑龙江华电佳木斯发电有限公司2300MW供热扩建工程#15机组整套启动调试方案黑龙江惠泽电力科技有限公司二八年七月黑龙江华电佳木斯发电有限公司2300MW供热扩建工程#15机组 汽机专业调试方案黑龙江华电佳木斯发电有限公司2300MW供热扩建工程#15机组整套启动调试方案编制单位：批准审核初审编写会审单位：黑龙江华电佳木斯发电有限公司黑龙江省火电第一工程公司黑龙江省电力建设监理有限责任公司启动调试总指挥目 录1编制依据62编制目的63系统简介及主要设备技术规范74调试范围105调试前应具备的条件106启动前应完成的分部试运和试验项目117组织分工128试验所用

2、仪器139整套启动试运程序1310汽轮机第一次冷态启动1511带负荷试运1912热态启动2013机组正常停机2014主要系统的运行方式2215环境、职业健康、安全、风险因素控制措施2316联锁保护及热工信号试验项目2417启动曲线241 编制依据1.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程；1.2 电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）；1.3 火电工程启动调试工作规定；1.4 火电工程调整试运质量检验及评定标准（2001年版）；1.5 电力建设工程调试定额（2002年版）；1.6 电力基本建设工程质量监督规定；1.7 汽轮机启动调试导则（2004

3、年版）1.8 设计院设计施工图。1.9 制造商有关系统及设备资料。2 编制目的在汽轮发电机组安装结束后，通过对机组的整套启动调试，对机组冲转、升速、定速、并网、带负荷试验、满负荷运行、静态试验、动态试验、保护试验等进行调试考核。对制造、安装、设计的要求和质量以及机组的技术性能进行全面检查；通过整套启动寻找机组在各工况下的合理操作工艺，充分暴露问题，及时调整处理，并完成机组各功能块的动态特性试验，从而保证机组能达到长期、稳定、安全的满负荷运行条件。2.1 检验汽轮机组控制系统的启动操作功能，调节控制系统和保安系统的技术性能的可靠性；2.2 检验机组辅机和辅助系统的热态投用情况，辅机和辅助系统各项

4、技术指标达到制造厂家的设计要求，同时应满足火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）中的要求；2.3 检验机组高、低压旁路系统的功能；2.4 检验机组的安全保护功能；2.5 检验机组启动运行的合理性、机动性和安全性；2.6 检验汽机与锅炉的协调性；2.7 检验汽水品质；2.8 机组的静态和动态各项试验符合制造厂的设计要求；2.9 机组经试运考核能达到长期、稳定、安全的满负荷运行。3 系统简介及主要设备技术规范3.1 系统简介黑龙江华电佳木斯发电有限公司2300MW供热扩建工程#15机组汽轮机系哈尔滨汽轮机厂生产的C250/N300-16.7/537/537型汽轮机，哈尔滨电机厂生产

5、的QFSN-300-2型水、氢、氢冷发电机。该汽轮机为亚临界、中间再热、单轴、单抽、两缸两排汽、凝汽式汽轮机。该机组调节系统采用高压抗燃油OVATION数字电液调节系统。机组控制系统采用华电南自天元公司的TCS3000控制系统。该机组由东北电力设计院设计，黑龙江省火电第一工程公司负责机组的安装工作，黑龙江电力建设监理有限责任公司负责监理，由黑龙江惠泽电力科技有限公司负责机组的分系统和整套启动调试工作。3.2 汽轮机主要技术规范：汽轮机型号: C250/N300-16.7/537/537型制造厂家: 哈尔滨汽轮机厂有限公司型式: 亚临界、中间再热、单轴、单抽、凝汽式铭牌出力： 300MW冷凝/2

6、50MW抽汽最大连续出力： 338MW主汽门进口蒸汽压力： 16.67MPaa主汽门进口蒸汽温度： 537再热蒸汽门进口蒸汽温度： 537额定冷却水温度： 10维持额定出力的最高冷却水温度： 28额定背压： 3.5kPa维持额定出力的最高背压： 9.0kPa (a)额定凝汽量： 531.59 t/h额定出力THA蒸汽耗量： 884.63 t/h最大连续出力T-MCR蒸汽耗量：932.28 t/h额定出力净热耗： 7820.7 kJ/kWh额定采暖抽汽压力： 0.49MPa额定采暖抽汽温度： 266.9额定采暖抽汽量： 340t/h （平均负荷工况）最大采暖抽汽量： 520t/h（最大负荷工况）

7、额定转速： 3000 r/min旋转方向：由调速端向发电机端看为顺时针方向汽轮机本体主要特征参数通流级数：总通流级数 36高压缸通流级数 1 +12中压缸通流级数 11低压缸通流级数 26末级动叶片长度 900mm汽轮机总长 17547mm轴承： 汽轮机4个支持轴承为4瓦块可倾瓦轴承。推力轴承为京士伯里自位式推力轴承，两侧的支承环内各安装6块可滑动的推力瓦块能够自动通过调整块的摇摆运动，使同侧的各瓦块承载均匀。发电机转子采用端盖式轴承，椭圆轴瓦。高中压为合缸结构，高压与中压通流部分反向布置。高中压转子是高中压部分和在一起的一根30Cr1Mo1V耐热合金钢整缎结构，低压转子为30Cr2Ni4Mo

8、V合金钢整锻结构。每根转子的中部和前后各有一个动平衡面，可以实现不揭缸动平衡。汽轮机热力系统 3高加+1除氧+4低加汽轮机与凝汽器连接方式： 弹性临界转速 ： 发电机转子一阶 1290 r/min 二阶 3453 r/min低压转子一阶 1586 r/min 二阶：3814 r/min高中压转子一阶 1550 r/min 二阶：3446 r/min配汽方式 本汽轮机两个高压主汽门、四个高压调门和两个中压联合汽门。能实现喷嘴调节和节流调节。在新投运6个月内宜采用单阀调节方式，金属蠕变达到稳定阶段后，才可采用单阀和顺序阀的混合运行方式。额定工况下各段回热抽汽参数 （THA工况）抽汽级数压力（MPa

9、）温度（）抽汽量（t/h）第一级5.524375.359.28第二级3.50131360.02第三级1.59243133.77第四级0.7642327.748.31第五级0.4928278.738.35第六级0.1887178.734.67第七级0.063488.1125.24第八级0.02465.0434.91给水泵拖动方式： 250%BMCR汽动给水泵130%BMCR电动给水泵汽封系统：自密封系统3.3 发电机主要技术参数型号： QFSN-300-2额定功率： 300MW额定功率因数： 0.85额定电压： 20kV额定电流： 10190 A周波： 50Hz额定转速： 3000 r/min冷

10、却方式： 水-氢-氢额定氢压： 0.30MPa（g）效率： 99%励磁方式： 静态励磁系统4 调试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、发电机氢油水等主要系统的投运，及汽轮机动态调整等项目。5 调试前应具备的条件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，各运转层的梯子与栏杆完好，沟道及孔洞的盖板齐全。5.2 现场备有足够的消防器材，消防水系统具有足够的水源和压力，并随时处于备用状态。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

11、时自动投入工作。5.4 所有排水沟通畅。5.5 在寒冬气候下进行试验的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度应保持在+5以上。5.6 电话等通讯设备安装完毕，可以使用。5.7 与试运有关的空调设施可以投入使用。5.8 辅助蒸汽系统及厂用、仪用压缩空气系统可以投用。5.9 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。5.10 试运区域建立健全的保卫制度。6 启动前应完成的分部试运和试验项目6.1 各转动机械单机试运以及分系统试运全部结束，消除已发现的设备缺陷，并经验收签证合格。主要包括以下几个分系统的试运：循环水系统开式冷却水系统闭式冷却水系

12、统凝结水系统除氧给水系统真空系统等6.2 汽水管道的吹扫及冲洗合格。6.3 所有电气及热工仪器、仪表经过校验合格，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。6.4 所有程控试验合格。6.5 汽轮机TSI、ETS系统调试完毕。6.6 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。6.7 润滑油系统、抗燃油系统及发电机密封油系统的油循环结束，油质化验合格，因油循环而采取的临时措施已拆除，系统恢复正常（包括给水泵汽轮机油系统），具备投运条件。6.8 发电机冷却水系统已经冲洗并通水检查良好，水质化验合格。6.9 发电机风压试验合格，密封油系统调试完毕。6.10 发电机氢系统

13、安装调整完毕，具备投氢条件。6.11 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。6.12 旁路系统调整试验完毕。6.13 发电机静子通过耐压试验合格。6.14 电动调速给水泵及两台汽动给水泵具备投运条件。6.15 顶轴油泵及盘车装置试运合格，测取大轴原始晃动值。6.16 DEH系统、EH油系统及给水泵汽轮机调节系统静态调试完毕，特性符合设计要求。6.17 低压缸喷水及凝汽器喉部喷水装置经检查喷雾均匀，方向正确。7 组织分工7.1 运行单位7.1.1 运行及事故处理规程的编制、修改和审定。7.1.2 运行人员的配备、培训及考核。7.1.3 准备运行日志、报表和运行操作必

14、要的工具。7.1.4 绘制符合实际的热力系统图。7.1.5 做好运行与试运系统的隔离工作。7.1.6 对各系统阀门编号挂牌，以免引起误操作事故。7.1.7 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。7.2 安装单位7.2.1 完成安装结尾及设计变更等工作。7.2.2 完成分部试运中的消缺项目。7.2.3 准备好安装及分部试运的技术资料。7.2.4 配备试运的检修人员，准备好检修工具及材料。7.2.5 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。7.3 调试单位7.3.1 编制有关试运技术措施。7.3.2 参加确认汽轮机方面的联锁保护项目。7.3.3 完成

15、启动前的调试项目。7.3.4 准备有关测试仪器。7.3.5 指导运行人员对设备及系统进行全面检查，提出必要的修改意见。7.3.6 完成启动调试的其他准备工作。7.4 机组首次冷态启动之前，为了全面检查与监视机组的运行状况，确保人与设备的安全，拟成立以下四个小组，并且职责分明，落实到人。7.4.1 工况分析小组由调试单位与电厂运行人员主要负责，全面分析机组启动运行过程中各部运行参数及系统运行状况是否正常，及时发现潜在的问题，并予以处理。7.4.2 汽缸膨胀及动静摩擦监视小组由安装单位主要负责，全面监视并巡回检查机组在启动过程中汽缸膨胀是否均匀，是否存在轴瓦、油档及汽封环等处的动静摩擦现象；是否存

16、在滑销系统卡涩、汽缸膨胀不畅、跑偏等现象；汽机启动前冷态下全面记录一次汽缸各方位膨胀、差胀、轴瓦温度及回油温度等参数，机组启动后每隔20分钟记录一次，并进行详细分析。7.4.3 轴系振动检测小组由调试单位主要负责，全面监视并记录机组在启动升速过程中整个轴系的振动情况，测取各转子的实际临界转速，分析判断可能存在的振动问题，发现异常及时汇报。7.4.4 辅助设备巡回检查小组由安装单位主要负责，全面巡回检查各辅助设备及其系统的运行情况，如给水泵、密封油及真空泵等系统，发现异常及时汇报，为机组的安全顺利试运提供可靠的保证。8 试验所用仪器测振仪器、听音棒、红外测温仪、手持测振表等。9 整套启动试运程序

17、汽轮机整套启动是全面检查机组设计、制造及安装质量的重要环节，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。9.1 整套启动试运方案9.1.1 根据高压或中压的转子金属温度来划分机组启动的形式：冷态启动：高压或中压的转子金属温度t121热态启动：高压或中压的转子金属温度t1219.1.2 机组首次冷态启动时采用高压缸启动方式（旁路切除），控制系统采用操作员自动方式。9.2 整套启动试运程序：机组首次冷态启动带负荷试运168h试运9.2.1 机组首次冷态启动机组首次冷态启动采用高压缸启

18、动方式（旁路切除），控制系统采用操作员自动方式，发电机充氢压至0.2MPa左右，电气试验前提高至0.3MPa。冲机参数要求为主汽阀入口温度至少有56的过热度，而总的进汽温度不大于427。机组升至全速后进行就地和远方停机试验以及危急遮断器喷油试验，一切正常后恢复3000r/min交电气试验。电气试验结束后，并网，带5最小负荷，运行30分钟，然后加负荷至30MW；运行至少4小时，然后解列进行汽门严密性试验，试验合格后进行超速保护试验，超速试验合格后根据实际情况决定是否带负荷。(利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。低压加热器随机启动，除氧器在运行初期可采用低定压运行方式，以后随着负荷的增加滑压运行

19、。启动过程中根据机组振动情况，决定是否做动平衡。机组首次冷态启动曲线参见附图。9.2.2 带负荷试运第二阶段启动可根据缸温决定是否采用热态启动，并网后逐渐加大负荷至额定值，所有设备系统及热工自动逐步全部投入，除氧器滑压运行。汽轮机负荷达45MW时开始冲洗高加汽侧，水质合格后全部投入高加汽侧，疏水回收到除氧器，升负荷过程中逐台启动汽动给水泵，停电动给水泵备用，负荷达225 MW以上时根据情况进行真空严密性试验。在所有条件具备的情况下，根据试运指挥部的决定，进行甩负荷试验，详见甩负荷试验措施。9.2.3 168小时试运按照相关要求进行168小时试运行，并移交生产。10 汽轮机第一次冷态启动10.1

20、 锅炉点火前的检查与操作10.1.1 按照运行规程要求，全面检查各系统阀门位置正确，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。10.1.2 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。10.1.3 联系电气测量各泵类电机绝缘，合格后送电。10.1.4 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。10.1.5 主机、辅机有关主要联锁保护检查确认。检查DEH与CCS系统和并网系统的I/O接口通讯是否正常。10.1.6 启动循环水泵及其相关系统，向凝汽器通循环水，开、闭式冷却水系统应投入。10.1.7 启动凝结水输送泵，投入

21、凝结水泵，凝结水打再循环。10.1.8 启动交流润滑油泵及高压油泵，同时投入主油箱排烟风机。10.1.9 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。10.1.10 投入发电机密封油系统及氢系统，发电机充氢至0.2MPa左右，各部油压及差压调整正常。10.1.11 启动发电机定子冷却水泵，投入定子冷却水系统。10.1.12 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。10.1.13 投入顶轴油泵及盘车装置，记录转子偏心值及盘车电流，在冲转前至少连续盘车4小时，且转子偏心值不大于原始冷态值的0.02mm。10.1.14 接锅炉通知，用电动泵给锅炉上水。10

22、.1.15 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进行暖管，使其具备投入条件。10.1.16 关闭真空破坏阀，启动真空泵及轴抽风机抽真空，调节轴封加热器负压约为-7kPa左右。10.1.17 凝汽器真空建立后，即可通知锅炉点火。10.2 锅炉点火后的检查与操作10.2.1 当低压排汽缸温度大于设定温度时，手动或自动投入低压缸喷水装置。10.2.2 监视汽缸金属温度及汽门严密性，真空值保持在50kPa以上。10.2.3 主蒸汽起压后进行暖管工作，根据需要投入旁路系统及相关减温喷水系统。10.2.4 对轴封供汽系统进行充分暖管，保持轴封汽源温度150260，确信汽封蒸汽管

23、道中无水后，向各汽封送汽，并调整低压轴封减温器后温度149左右（下限温度：121 上限温度：177），根据轴封良好且不冒汽的原则，调整汽封母管压力为0.0206-0.031MPa左右，严禁转子静止时向轴封送汽。10.2.5 打开汽缸本体及蒸汽管道的有关疏水阀，注意汽缸温度胀差以及上下缸温差的变化情况。10.3 汽轮机首次启动10.3.1 冲转参数与主要控制条件10.3.1.1 主蒸汽压力：4.2MPa左右10.3.1.2 主蒸汽温度：320左右10.3.1.3 再热蒸汽温度： 280 10.3.1.4 凝汽器真空：-88kPa 10.3.1.5 润滑油压0.080.12MPa，润滑油温3749

24、。10.3.1.6 在盘车状态下，转子偏心应小于0.076 mm并不大于原始冷态值的0.02mm。10.3.1.7 EH油压在14MPa左右。10.3.1.8 振动限值：轴振（峰峰值）达0.125mm报警，0.254mm停机，一阶临界转速以下，轴承振动不大于0.03mm，通过临界转速时轴承最大振动不超过0.1mm。10.3.1.9 轴向位移： 报警值：0.9mm 停机值： 1.0mm10.3.1.10 轴承回油温度：正常值： 71 报警值：77 停机值：8210.3.1.11 支持轴承轴瓦温度：正常值90 报警值：107 停机值：11310.3.1.12 推力轴承钨金温度：正常值：90 报警值

25、：99 停机值：10710.3.1.13 抗燃油温40510.3.1.14 高中压上下缸温差：下汽缸温度低于上汽缸温度41.7报警，56.6停机10.3.1.15 低压缸喷水装置：转速大于600r/min时投入，当负荷大于15%额定负荷时停止。10.3.1.16 高缸排汽温度： 报警值：404 停机值：42710.3.1.17 低压缸排汽温度： 报警值：79 停机值：12110.3.1.18 凝汽器真空：报警I值 16.93kPa(a) 报警II值 18.62 kPa(a) 停机值为20.31 kPa(a)。10.3.2 冲转、暖机、升速与并网10.3.2.1 关闭高旁，待再热器压力为零时，关

26、闭低旁，将旁路切除.10.3.2.2 在DEH控制盘上选择“操作员自动”方式。10.3.2.3 在DEH盘面上，进行汽机复位或操作员就地复位，显示盘显示挂闸。10.3.2.4 检查高压主汽门关闭，高压调门开启，中压主汽门、调门开启。10.3.2.5 设定目标转速600 r/min，按升速率100r/min / min ，按“GO”按钮，汽机开始冲转。10.3.2.6 当转速大于盘车转速时，检查盘车装置自动脱开，否则应立即停机。当转速升到200 r/min时，检查顶轴油泵应自动停止。10.3.2.7 转速升至600r/min时，就地手动打闸进行摩擦听音检查，如未发现异常现象，可重新挂闸升速至60

27、0r/min暖机1020分钟，投入有关仪表及主机保护（低真空及发电机主保护除外）。10.3.2.8 600r/min低速暖机结束后，选择目标转速2450r/min。当转速升到600 r/min时，低压缸喷水自动投入。10.3.2.9 在升速过程中应注意迅速平稳地通过轴系各阶临界转速，通过临界转速时轴承盖振动不应大于0.1mm，轴振不超过0.25 mm.否则立即打闸停机，不得任意硬闯临界转速。10.3.2.10 转速升至2450r/min时，进行高速暖机。10.3.2.11 再热蒸汽温度达到260时开始计算暖机时间，暖机时间不少于1小时。（高中压转子温度为121时，可认为高速暖机结束）10.3.

28、2.12 高速暖机期间，主蒸汽温度不要超过427，密切监视相关参数。10.3.2.13 选择目标转速2900r/min，升速率100r/min/min。在临界转速区域宜升速率自动改为300r/min/min。10.3.2.14 当转速升至2900r/min时，进行阀门切换，将主汽门控制转速改为调门控制转速。10.3.2.15 切换完成且转速稳定后，设定目标转速3000r/min，升速率100r/min/min，并实现目标转速。10.3.2.16 定速3000r/min后，对系统进行全面细致的检查。进行机组手动打闸，确认高、中压主汽门与调速汽门迅速关闭，转速明显下降，然后重新挂闸，升速率设定20

29、0250r/min/min，恢复3000r/min稳定运行。10.3.2.17 确认主油泵和射油器已投入工作后，试停交流润滑油泵和高压启动油泵做备用。10.3.2.18 机组在升速与暖机过程中，应经常巡回检查缸胀、缸温、胀差、轴向位移及机组振动情况，各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限，氢密封油、润滑油及抗燃油系统运行正常，管道疏水通畅。每20分钟记录一次启动运行参数与汽缸温度，分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀情况，及时调整，维持汽轮机的有关参数在限制值之内。10.3.2.19 机组运行稳定后，按调节保安系统调试措施进行有关试验项目。10.3.2.20 全面检查各部参数正常，空负荷暖机3

30、0分钟后，交电气专业进行电气试验。10.3.2.21 根据需要将氢压升至0.30MPa，根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。10.3.2.22 电气试验期间机组空载运行时间较长，应采取有效措施控制排汽缸温度的升高。10.3.2.23 电气试验结束之后在并网之前，应全面检查机组运行情况，记录有关参数，并通知值长准备并网。10.3.2.24 通知电气并网带负荷15MW。在15MW负荷下运行30分钟，主汽温应尽量保持不变。10.3.2.25 以2MW / min升负荷率提升负荷至10%额定负荷，稳定运行4小时后解列（解列前电气完成厂用电切换试验）。10.3.2.26 进行以下试验：主汽门

31、、调门严密性试验注油试验机械超速试验电超速试验利用停机的机会测取转子惰走曲线。10.3.2.27 超速试验后，若机组运行正常，可直接进入带负荷试运。10.3.3 机组启动过程中注意事项10.3.3.1 首次启动时高速暖机转速及时间，由当时的振动、缸温、低压缸差胀等情况综合平衡而定。10.3.3.2 首次启动过程中，为了配合电气试验需要在某转速停留，应调整避开共振区。由专人定时记录启动工况，并及时将信息传达给操作人员，以控制各项启动指标在允许范围内。10.3.3.3 升速及定速过程中及时调整润滑油、抗燃油温度及发电机风温。10.3.3.4 汽机启动过程中应注意保持凝结水水位正常，监视好凝泵电流、

32、出口压力及滤网压差。发现滤网堵塞应及时切换备用泵并清理滤网。11 带负荷试运11.1 汽机按热态（或冷态）方式启动定速之后，电气并网接带负荷。11.2 负荷升至45MW时，检查低压缸喷水是否自动停止；进行高加汽侧冲洗，水质合格后，当高加疏水压力大于除氧器压力时，疏水切换至除氧器。当负荷大于10%额定负荷时，关闭A类疏水（再热主汽阀前疏水）。11.3 负荷升至60MW以上时，检查汽机疏水应关闭。完成两台汽动给水泵的启动准备工作。 11.4 机组大约在60MW负荷时，启动汽泵（根据需要汽动给水泵可提前用辅汽启动），进行电泵与汽泵的切换，电泵进入热备用。11.5 负荷150MW左右启动另外一台汽泵并

33、完成并泵。11.6 负荷在225MW以上时，根据情况进行真空严密性试验。11.7 负荷在270MW时，机组定参数运行。主汽参数：压力 16.67MPa温度 5375再热蒸汽参数：温度 537511.8 增加负荷至100%额定负荷，全面投入相关的系统、联锁保护及自动，使其具备168小时试运条件。11.9 在加负荷过程中注意监视轴振动、差胀、轴位移、真空、轴承温度等。11.10 根据有关要求进行168小时试运，并移交生产。12 热态启动12.1 汽机热态启动前的检查及准备工作参照机组首次冷态启动执行，热态启动前盘车必须连续运行4小时。12.2 热态启动推荐采用先TV后GV控制，旁路切除方式。12.

34、3 热态启动参数按当时高压缸第一级金属温度和中压叶片持环温度，查找“热态启动曲线”，决定机组暖机时间和带负荷时间，注意汽机第一级蒸汽温度与金属温度的匹配度须在56-111之间。为了缩短冲转时间，主蒸汽参数应调整到在5%负荷下的主蒸汽温度，使第一级蒸汽温度与冲转前的转子金属温度的温差不超过56。在这种情况下，推荐的升速时间最短10分钟。12.4 真空应尽量保持高限值。12.5 上下缸温差应小于42。12.6 EH油、润滑油、密封油油温等条件应符合冲转要求。12.7 热态启动时，必需先送轴封，后抽真空，并注意汽封汽源与汽封供汽温度得合理选择，且必须充分暖管以保证供汽温度与缸温匹配，杜绝任何冷气、冷

35、水进入汽缸。12.8 确认转子弯曲值不超过原始冷态值的0.02mm。12.9 严密监视缸温变化、胀差、轴位移、振动等现象。12.10 高、低压加热器在条件成熟的情况下尽量做到随机启动，否则投运之前必须做好预热工作。12.11 热态启动升速、升负荷速度较快，应按照相应的启动曲线进行，参见有关启动曲线。在达到工况点之前应尽量减少不必要的停留。机炉电之间应协调配合，合理安排提前进行并网前的有关操作，以免并网延误时间。12.12 当汽机负胀差趋近极限值时，应及时采取措施。13 机组正常停机13.1 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。13.2 联

36、系值长，机组准备停机。13.3 辅助汽源已备妥，达到切换负荷时应将轴封汽源切换至辅助汽源，除氧器汽源切换至辅助汽源供汽。13.4 检查电动给水泵处于正常备用状态。13.5 停机前试转交、直流润滑油泵和顶轴油泵，正常后停下直流油泵和顶轴油泵备用，交流油泵陪转。13.6 满足停机条件后，由电气将发电机解列，远方或就地打闸，检查高中压主汽门、调速汽门以及各抽汽逆止门迅速关闭，转速立即下降。13.7 机组转速降到300 r/min时，打开真空破坏阀，（是否破坏真空，根据具体情况而定），在下列情况下，应破坏凝汽器真空紧急停机：13.7.1 机组发生强烈振动，振动达0.127mm以上时。13.7.2 汽轮

37、机或发电机内有清晰的金属摩擦声或撞击声。13.7.3 汽轮机发生水冲击或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50以上。13.7.4 任一轴承断油或冒烟时。13.7.5 任一支持轴承瓦温或推力轴承瓦温度升到跳闸值而保护拒动时。13.7.6 轴封或挡油环异常摩擦，冒火花。13.7.7 润滑油压低至0.049MPa，启动交流润滑油泵无效时。13.7.8 油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。13.7.9 轴向位移超过跳闸值而保护拒动时。13.7.10 汽轮机转速超过3330r/min，而超速保护未动作时。13.7.11 主油箱油位降至-250mm，低于油位停机值，补油无效时。13.7.12 必

38、须停机才可避免的人身和设备事故。13.8 转速降到200 r/min时，顶轴油泵应自启动。如不能自投，应手动启动顶轴油泵。13.9 转速降到零时连续盘车，停真空泵，同时记录大轴弯曲值及盘车电流。13.10 真空到零，停轴封供汽，停轴抽风机。13.11 停机后，确认主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。13.12 调整冷油器出口油温在35左右。13.13 高压第一级金属温度温度降到150以下时可停止盘车及顶轴油泵，在停盘车后过8小时再停润滑油泵（在充氢条件下，润滑油泵及密封油泵必须陪转）。13.14 其它注意事项按电厂运行规程执行。14 主要系统的运行方式14.1 旁路系统高、低压旁路系统在锅炉点火

39、后根据需要逐步投入，保证主汽门前压力不低于0.1MPa，为了尽快提高再热汽温，点火初期高压旁路减温水不投入，高压旁路出口温度达要求值时再投入旁路减温水（机组带旁路运行期间，高压缸排汽温度不得超过404）。冲转前关闭旁路。14.2 抽汽加热系统#5#8低加随机启动，以增大进汽量，有利于暖机。#1#3高加首次投入建议在负荷为45100MW期间进行汽侧冲洗，并投入高加保护，水质合格后回收至除氧器，以后若条件具备高加可随机启动。高加切除时，机组最大功率不宜超过300MW。14.3 凝结水系统试运初期由于凝结水质比较脏，由#5低加出口放水管将凝结水排掉，试运期间应根据情况经常清扫凝汽器及凝结水泵入口滤网

40、。14.4 给水泵运行方式14.4.1 汽动给水泵具备条件时，可利用辅助蒸汽提前试运（详见汽动给水泵调试方案）。14.4.2 机组启动时投入电动给水泵运行，汽动泵备用，给水走高加旁路。14.4.3 随着负荷的增加以及抽汽压力的提高，可逐台投入汽动泵。14.4.4 两台汽泵运行时，电动泵作为热备用。14.5 轴封供汽系统14.5.1 进入汽轮机汽封内的蒸汽应保持13.9以上的过热度。14.5.2 为了避免转子弯曲，故在盘车装置运行前，不得将汽封蒸汽系统投入使用。14.5.3 低压透平汽封所用蒸汽的温度下限为121，上限为177。汽封系统温度控制器建议整定在149。14.5.4 为了保护汽封区的转子，使之免受热应力造成的损害，故开