《汽轮机整套启动方案labuan20081104-gms.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《汽轮机整套启动方案labuan20081104-gms.doc（52页珍藏版）》请在三一文库上搜索。
1、污弱夷涅轨晒恿辖埃赃险苏旗后寨颧窘愚莱覆匆炙赁旦侍雅迅钩咋溅摧癌纷再庐宇绣乒欠傣时竿即斧册塘爷蔡捏柜陀裳脾谦他茹帐盔涝锡倦抨猎州施毋赘懂柒越泉廓病狼萎丙垂您梆场柄沦个踢桓夸商靖咳躺抵已彪卿未碘弱亨暑盈绘狄慰驾痈谱递彝躇湃件鸳瘁虫封钦耪杜亮武铭研稍泣彪倾和鸦薛括棺链盛弊猛卞凤章镀林船唐臭沪舔颇者悯嫩役狞迷悟氖磐词蕊知谣磋听役赃涎渐言彭伯莎啥攫鸥维为膛巴末右打嫂楚诚烧屿享落荔矿纶异脏喧澳彼杂标旁的韦瘸郭减战曹耍蚕钻非樊赂氖臃相否廷慈总躯诀变记昔掠镶炬汾泼孰波锤吹俞愚每旱埠寸斋恕戏酉谩蜒衍诅曰详醛抹组彼廉索妙勒触编号：2008- 印尼LABUAN 2300MW机组工程汽轮机组整套启动调试方案湖北省电
2、力试验研究院二八年十月编写人： 审核人：批准人：印尼LABUAN 2300MW机组工程 汽轮机组整俭聚汪遗序教奸吕凋琴胞肥绷荐埃甘笋嘱例聚岗安待仰怜试中绷琐婆蛆娟甚纤险园狞科症姬钠买具卤熊剐傈埠苟诺改呆寡炳崔苦切冶眯咙蕾砂角陀垣靛陋噎蛔蕊赏舶乖增丑乡现腺旺骑涡病倪赶涉遇迂晋盼躁灭沥计睁缓苛瓣铂昆首饺郝罪页格补遍谨菠霜图纺皆营亩畔欣哩签鄙佩怂腑几廉裁菊姚隔八族塔颊菱胶近赘掐晴洞管誓侗倒媚意迟灵层缔僳园些开醉峦屉该唇循敛跟垒优央蒸刃内滔僻悉黑耘只咖淑印秆傈委贰捍灾掖毁授顽狡召保授拌床百弧告腿雨违寺蔫伴捆碍暑庆斟秘孜冲乒院况揖艺审赃啮榷溅遏仗狼孝栈细蛀泄彦垦封邯枫雍钢卒筏七继尹打控闻争曳搀杨彝绅讳挠
3、厦迹谗喇漳汽轮机整套启动方案labuan20081104-gms仪揽歼届销傈锚月定蓖樊轮病绘肌配烩笆勒尔耐兆殿映淬慰赐峰逐壕孔瞄泪穗惩召乍帚阁练旦哨沟阮没弥伙区隘妒胆摧委骏南魔馈芳烛懦绸豁琢吉茫苔獭偿座穴兄肌稳都始篆塞炯霞势壹葡咸酒原见八狙萍敝发敛仓羚伸衡绞挂绊妇查恳注窗丘拖供葛夷恋壁为亿勺桂溺插娜慎筏梁峨查练古塑峻凰昂誓坑甄烬姥顷给菲舞满暴杜金扼晶力烂喉树狡篓绝仕风曼挂爪怪羹珐翘嚷惨匡事婉隶鸣投王是疗养怖瘁冗头小漫噎擦博鼓锄萍妖夯帘贝漠陇听唯闯瓜面矩锌嚼锻勋晤眼克熊止娩胜醛蒋呼抬歇揉芦砚饱济呼淡肃抠诺罐贞烁注根库版颁邹虾甘兰捂粘伦毛刨寅袜镭刷衙种忧迭蒜懈阻狠胞检栖粱肚编号：2008- 印尼L
4、ABUAN 2300MW机组工程汽轮机组整套启动调试方案湖北省电力试验研究院二八年十月编写人： 审核人：批准人：1. 目的本方案的目的是给出汽轮机组及其系统的调试程序，确保汽轮机本体、系统、辅机及辅助设备整套启动调试工作正常进行，保证在汽轮机组启动、停机及运行过程中主辅设备正常，最终实现汽轮机组能够连续满负荷运行，并满足锅炉、发电机运行要求。2. 参考文件设计院图纸图号：F289S-J0101B火电工程调整试运质量检验及评定标准火电厂基本建设工程启动及验收管理办法电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）DL 5011-92电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL 5009.1-92汽轮机启
5、动调试导则 DL/T 863-20043. 设备及系统3.1 主辅设备配置印尼拉布湾2300MW燃煤机组工程汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/538/538型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG1055/17.4-II13型亚临界、四角切向燃烧、自然循环汽包炉，发电机为东方电机股份有限公司生产的QFSN-300-2-20B型水氢氢冷自并励静止励磁发电机。该工程由中国成达工程公司总承包，中国西南电力设计院设计，中国湖北省电力试验研究院负责分系统及整套启动调试。机组主、再热蒸汽系统及高压给水系统均采用单元制，每台机组配置有两台50
6、%容量的汽动给水泵组和一台30%容量的电动给水泵组。旁路系统采用35%BMCR容量的两级串联电动旁路，循环水系统为直流、单元制供排水系统。3.2 汽轮机主要技术规范型号：N300-16.7/538/538型。型式：亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机 额定功率：300MW最大功率：326MW额定蒸汽参数（THA）主蒸汽压力：16.7MPa 主蒸汽温度：538 再热蒸汽压力：3.258MPa 再热蒸汽温度：538 背压：8.7kPa（设计冷却水温30）额定新蒸汽流量：927.8 t/h最大新蒸汽流量：1025 t/h转向：从汽机向发电机方向看为顺时针方向轴系临界转速（计算值）单轴轴系（
7、r/min）单轴轴系（r/min）一阶二阶高中压转子169416984000低压转子1691176936643659发电机转子1345139436403625轴系的暖机转速值1200r/min（中速暖机）2000r/min（高速暖机）通流级数：总共27级 （1+8）+6+（26）给水回热系统：三台高加，四台低加，一台除氧器。3.3 汽轮机启动状态的划分（1）冷态：高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度150。（2）温态：150高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度300。（3）热态：300高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度400。（4）极热态：高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度400。4. 静
8、态调试程序4.1 静态调试条件4.1.1完成汽轮机组及其主汽门、调节汽门的安装工作，有完整的安装记录，并经验收合格。4.1.2抗燃油、润滑油油循环结束，油质化验合格，油管道已恢复。4.1.3热工、电气指示仪表指示准确。ETS/TSI的开关、表计安装完毕。4.1.4试运场地干净、平整，道路畅通，坪台栏杆和沟道盖板齐全。4.1.5照明（包括事故照明）、通讯、空调、消防设施安装完毕，能投入使用。4.2 阀门检查根据调节保安系统的调试要求，对全部主汽门、调节汽门进行快速关闭时间，开关状态，阀门行程线性的测试及检查。对汽轮机厂所供的阀门（如倒暖阀等）进行开关动作检查，检查DEH或CRT中状态反馈正常。4
9、.3 逻辑功能检查（DEH）根据调节保安系统及DEH系统的调试要求，配合热控对DEH进行仿真试验，检验全部功能（冲转、升速、暖机、并网带负荷、超速试验、阀门严密性试验等）。4.4 保护功能检查（ETS）主要ETS跳机保护包括:低润滑油压、低EH油压、低真空、超速、振动大、轴向位移大、差胀大、瓦温高、锅炉MFT、发电机跳闸等。通过在现场对每个测点加模拟信号的方式进行检查，要求测点通道正确，数据显示正常。5. 试运5.1 试运总体要求试运步骤按照冷态启动，温态启动，热态极热态启动，带负荷运行，正常停机，紧急停机和故障停机六种机组运行状态逐一进行描述。5.1.1试运前技术交底在汽轮机组首次试运前，必
10、须由调试单位试运负责人对参加试运人员进行技术交底，见调试文件包附表5，使各方了解试运目的、要求、程序和安全措施，明确分工和各自的任务。5.1.2试运行必备条件检查在试运前由调试单位组织，运行、安装、调试和总包商参加试运人员共同按照调试文件包附表1进行逐条检查，满足条件后方可进行首次启动试运。5.1.3试运的参数记录在整套试运行期间，分别记录机组在首次试运,带负荷试运（空负荷、各种部分负荷、100负荷）工况下的运行数据,见调试文件附表6。机组运行中参数报警及限制值见5.8节。记录机组整套试运期间主机及其系统所发生的问题、解决的方法、试运情况见调试文件附表7。 5.2 冷态启动5.2.1 锅炉点火
11、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）电动门、电磁阀、气动门等送上电源、气源。（3）联系电气测量各泵类电机绝缘合格后送电。（4）启动除盐水补水泵，向凝结水补充水箱、闭式循环冷却水膨胀水箱上水至正常水位，检查水位指示准确。（5）主机、辅机主要联锁保护检查确认。（6）DEH、ETS、TSI和BPS系统送电，检查状态正常。（7）启动循环水泵，向凝汽器通循环水，启动循环海水水升压泵向真空泵冷却器和闭式循环冷却水热交换器通水。（8）启动闭式循环水泵，向各冷却器通水。（9）向凝汽器上水，检查水位指示
12、准确。水位正常后启动凝结水泵，凝结水冲放合格后向除氧器上水。（10）检查密封油箱油位正常，油位指示准确，投入发电机密封油系统，进行倒氢操作，发电机充氢至额定值，检查油压、差压、氢气纯度、湿度正常。（11）定子冷却水箱上水至正常水位，检查水位指示准确，启动发电机定子冷却水泵进行冲放，水质合格后定子冷却水系统备用。（12）检查主油箱油位正常，油位指示准确。启动交流润滑油泵、主油箱排烟风机。（13）投入顶轴油系统及盘车装置，记录转子弯曲值及盘车电流，在冲动前至少连续盘车4小时以上，且转子弯曲值不大于原始冷态值0.03mm。（14）投入高压抗燃油系统，将油温与油压控制在正常范围之内。（15）启动锅炉点
13、火，辅助蒸汽系统暖管后投入备用，辅汽供除氧器管道暖管后备用。（16）检查除氧器水位正常，水位指示正确，投入除氧器再沸腾，启动电动给水泵进行再循环加热。温度达到锅炉要求后向汽包上水。（17）关闭真空破坏阀，投入轴封系统轴封系统暖管后投入轴封，启动轴抽风机，启动真空泵抽真空。（18）凝汽器真空正常后，锅炉可以点火。5.2.2 锅炉点火后的检查与操作（1）检查主、再热蒸汽管道、高低旁管道、抽汽管道、汽机本体的疏水门开启。（2）凝汽器压力低于19.6kPa后投入高、低压旁路，配合锅炉升温升压，注意凝汽器压力、温度。（3）低压缸喷水减温系统投入联锁备用。（4）连续盘车两小时以上，凝汽器压力低于19.6k
14、Pa，预暖蒸汽压力0.40.8MPa，温度200250后进行高压缸预暖。预暖时缸内压力0.40.5MPa，同时注意各壁温差及差胀。高压内缸调节级上半内壁金属温度达到150，按图二保温时间曲线保温后结束暖缸。（5）高压主汽调节阀壳内壁或外壁温度低于150时，在高压缸预暖期间，进行高压主汽调节阀壳预暖，预暖蒸汽压力0.40.8MPa，温度200250。预暖时阀壳内外壁温差不超过80，阀壳内外壁温度均达到150以上时结束预暖。（6）高压缸夹层加热系统暖管后投入备用，夹层加热联箱压力正常值为0.984.9MPa，且应低于当时主汽压。5.2.3 冷态启动冲转条件（中压缸启动）（1）主汽压力：约3.45M
15、Pa 主汽温度：约300（2）再热汽压:：约0.686MPa 再热汽温：约237（3）凝汽器压力19.6kPa（4）EH油压： 12.314.6 MPa EH油温：3550 .（5）润滑油压：0.080.12MPa，油温：3540 （6）高、中压缸上、下温差50。（7）高、低压旁路系统自动控制正常。（8）高、中、低压缸胀差、轴向位移在正常范围内。（9）所有监视仪表系统已投入正常。（10）汽机所有疏水阀在开启位置。（11）已连续盘车至少4小时以上，转子弯曲值不大于原始冷态值0.03mm。（12）联系热工确认除低真空、发电机故障保护外其它ETS保护全部投入。5.2.4 汽轮机冲转（中压缸启动）（1
16、）全面检查冲转条件满足后，汇报值长，准备冲转。（2）记录冲转前的重要参数，如主、再热汽压力、温度、轴向位移、真空、胀差、润滑油压、油温、膨胀、各缸温差、偏心等。（3）检查DEH处于自动、单阀方式。（4）挂闸，选择中压缸启动，目标转速500r/min，升速率为100r/min，升速至500）r/min进行摩检，检查盘车装置脱开正常。（5）摩检结束，目标转速1200r/min，升速率为100r/min，升速至1200r/min停顶轴油泵，进行30分钟中速暖机。高压排汽口下半内壁温度低于200，通风阀应关闭，高压排汽口下半内壁温度高于200，调整通风阀开度将该处温度控制在200。暖机期间全面检查机组
17、运行正常。（6）中速暖机结束，高压排汽口下半内壁温度达到200，中压排汽口下半内壁温度达到130，可直接以相同升速率升速至3000r/min，升速时检查高压调节阀全关，通风阀全开。高、中压排汽口下半内壁温度未达到上述要求，则升速至2000r/min进行高速暖机，当高压排汽口下半内壁温度达到200，中压排汽口下半内壁温度达到130后继续暖机半小时。高速暖机结束以相同升速率升速至3000r/min。（7）冲转后根据高中压差胀及高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差，投入汽缸夹层加热系统，使高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50，高中压差胀在正常范围。（8）高、低加可随机投入运
18、行，并注意其水位。（9）转速3000r/min，检查主油泵出口油压正常，启动直流润滑油泵检查其工作正常后，停下直流润滑油泵并投入联锁，停下交流润滑油泵并投入联锁，检查油压正常。（10）转速稳定在3000r/min做下列试验：打闸试验；危急遮断器注油试验；高压遮断模块电磁阀在线试验；（11） 重新挂闸冲转至3000r/min，交电气进行电气试验。（12） 冲转及定速过程注意事项：倾听机组声音正常，动静部分无摩擦。汽机本体、管道无水击及振动现象，疏放水系统无异常。升速过程中，严禁在临界转速区停留，通过临界转速区的升速率为250300r/min/min。轴承金属温度、回油温度、轴振、轴向位移、缸胀、
19、差胀等在正常范围内。发电机氢压、氢气温度、密封油箱油位、密封油压、密封油氢/油压差正常。高、中压缸各点温度、温升及温差正常。凝汽器补充水箱水位、凝汽器水位、真空、除氧器水位、闭式膨胀水箱水位正常。润滑油压、EH油油压、油温、油箱油位正常。各辅机运行正常。主汽压达到5.88MPa，高旁转入压力控制，检查高低旁各自动投入正常。低缸排汽温度正常，注意低旁三级减温及低缸喷水减温的投入。主再热汽压、汽温按中压缸冷态启动曲线控制。根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。（13）电气试验结束，通知电气并网，并投入ETS发电机故障保护。按图三中压缸冷态启动曲线加负荷至40MW暖机。中压排汽口下半内壁温
20、度达到170，高压排汽口下半内壁温度达到220250后保持30分钟。（14）当主汽温与高压调节级金属温度相匹配时维持主、再热蒸汽参数及流量稳定，进行高、中压缸切换。切缸时检查高排逆止阀开启，通风阀关闭，高排温度在正常范围。切缸完成加负荷至42MW暖机30分钟后，按中压缸冷态启动曲线加负荷至1520%额定负荷，稳定运行34小时。检查高低旁应逐渐关闭并转入跟随方式。（15）减负荷到零解列发电机，进行超速试验，详见印尼拉布湾2300MW燃煤机组工程汽轮机超速试验方案。（16）汽轮机升速至3000r/min，锅炉升温升压，进行汽门严密性试验，详见印尼拉布湾2300MW燃煤机组工程汽轮机汽门严密性试验方
21、案。（17）汽门严密性试验结束，打闸停机，转速1200r/min启动顶轴油泵，转速到零投入盘车运行。配合锅炉进行安全门整定。锅炉升压过程中，应将主、再热蒸汽管道上所有疏水阀关闭，并监视高中压缸上下缸温差，发现异常及时采取措施。锅炉安全门整定过程中应注意汽轮机转速变化。5.2.5 高中压缸联合启动要点（1）冷态启动冲转条件主汽压力：约3.45MPa，主汽温度：冲转前高压缸调节级后金属温度加90后查图四冲转初期蒸汽压力下蒸汽温度与调节级后蒸汽温度关系曲线（首次冷态启动约320）。再热汽压:：约0.1MPa，再热汽温：比中压第一级后金属温度高127左右（首次冷态启动约237）。其它见中压缸冷态启动冲
22、转条件。（2）检查DEH处于自动、单阀方式，挂闸，选择高中压缸联合启动，检查高排逆止门打开，通风阀关闭。（3）目标转速500r/min，升速率为100r/min/min，升速至500r/min进行摩检，检查盘车脱开正常。（4）摩检结束，目标转速1200r/min，升速率为100r/min/min，升速至1200r/min停顶轴油泵，进行30分钟中速暖机。暖机期间全面检查机组运行正常。（5）中速暖机结束，以100r/min/min的升速率升速至2000r/min进行高速暖机，当中压排汽口下半内壁温度达到130后继续暖机1小时。（6）高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250，高中压差胀小于3.5
23、mm，高中压缸膨胀大于7mm，高速暖机结束，以相同升速率升速至3000r/min空负荷暖机半小时。（7）冲转后根据高中压差胀及高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差，投入汽缸夹层加热系统，使高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50，高中压差胀在正常范围。（9）转速3000r/min，检查主油泵出口油压正常，启动直流润滑油泵检查其工作正常后，停下直流润滑油泵并投入联锁，停下交流润滑油泵并投入联锁，检查各部油压正常。（10）电气并网后投入ETS发电机故障保护。按图五高中压缸联合冷态启动曲线加负荷至30MW暖机。主、再热汽温差控制在允许值内。中压排汽口下半内壁温度达到176后，保
24、持暖机30分钟。（11）低负荷暖机结束，按高中压缸联合冷态启动曲线加负荷。（12）高中压缸联合启动无须进行高压缸倒暖。（13）高中压缸联合启动可以不带旁路。带旁路启动过程中应监视高压缸排汽温度，适当调整高低旁开度，带负荷后根据锅炉情况可逐渐关闭高低旁。（14）高中压缸联合启动其它事项参见中压缸冷态启动。5.3 温态启动5.3.1 锅炉点火前的检查与操作参照冷态启动。5.3.2 锅炉点火后的检查与操作（1）检查主、再热蒸汽管道、高低旁管道、抽汽管道、汽机本体的疏水门开启。（2）凝汽器压力低于19.6kPa后投入高、低压旁路，配合锅炉升温升压，注意凝汽器压力、温度。（3）低压缸喷水减温系统投入联锁
25、备用。（4）高压缸夹层加热系统暖管后投入备用，夹层加热联箱压力正常值为0.984.9MPa，且应低于当时主汽压。5.3.3 温态启动冲转条件（中压缸启动）（1）主汽压：约5.88MPa 主汽温：约370再热汽压：约0.686MPa 再热汽温：比中压第一级后金属温度高127左右。（2）凝汽器压力19.6kPa（3）EH油压： 12.314.6 MPa EH油温：3550 （4）润滑油压：0.080.12MPa 油温：3540（5）高、中压内缸上、下温差50。（6）高、低压旁路系统自动控制正常。（7）高、中、低压缸胀差、轴向位移在正常范围内。（8）所有监视仪表投入正常。（9）汽机所有疏水阀在开启位
26、置。（10）转子弯曲值不大于原始冷态值0.03mm。（11）联系热工确认除低真空保护外其它ETS保护全部投入。5.3.4 汽轮机冲转（中压缸启动）（1）全面检查冲转条件满足后，汇报值长，准备冲转。（2）记录冲转前的重要参数，如主、再热汽压力、温度、轴向位移、真空、胀差、润滑油压、油温、膨胀、各缸温差、偏心等。（3）检查DEH处于自动、单阀方式。（4）挂闸，选择中压缸启动，目标转速3000r/min，升速率为200r/min/min，升速至3000r/min。检查盘车装置脱开正常，转速1200r/min停顶轴油泵。（5）升速过程中调整通风阀开度将高压排汽口下半内壁温度控制在200。（6）冲转后根
27、据高中压差胀及高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差，投入汽缸夹层加热系统，使高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50，高中压差胀在正常范围。（7）高、低加可随机投入运行，并注意其水位。（8）转速3000r/min，检查主油泵出口油压正常，停下交流润滑油泵并投入联锁，检查各部油压正常。（9）全面检查汽轮机组运行正常后，通知电气尽快并网。（10）冲转及定速过程注意事项：倾听机组声音正常，动静部分无摩擦。汽机本体、管道无水击及振动现象，疏放水系统无异常。升速过程中，严禁在临界转速区停留，通过临界转速区的升速率为250300r/min/min。轴承金属温度、回油温度、轴振、轴向位
28、移、缸胀、差胀等在正常范围内。发电机氢压、氢气温度、密封油箱油位、密封油压、密封油氢/油压差正常。高、中压缸各点温度、温升及温差正常。凝汽器补充水箱水位、凝汽器水位、真空、除氧器水位、闭式膨胀水箱水位正常。润滑油压、EH油油压、油温、油箱油位正常。各辅机运行正常，高低旁自动运行正常。低缸排汽温度正常，注意低旁三级减温及低缸喷水减温的投入。主再热汽压、汽温按中压缸温态启动曲线控制。根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。（11）并网后按图六中压缸温态启动曲线加负荷至42MW暖机。中压排汽口下半内壁温度达到170，高压排汽口下半内壁温度达到220250后保持暖机15分钟。（12）当主汽温与
29、高压调节级金属温度相匹配时维持主、再热蒸汽参数及流量稳定，进行高、中压缸切换。切缸时检查高排逆止阀开启，通风阀关闭，高排温度在正常范围。切缸完成按中压缸温态启动曲线逐渐加负荷。检查高低旁应逐渐关闭并转入跟随方式。5.3.5 高中压缸联合启动要点（1）温态启动冲转条件主汽压：约7.84MPa，主汽温：冲转前高压缸调节级后金属温度加90后查冲转初期蒸汽压力下蒸汽温度与调节级后蒸汽温度关系曲线。再热汽压：约0.1MPa，再热汽温：比中压第一级后金属温度高127左右。其它见中压缸温态启动冲转条件。（2）检查DEH处于自动、单阀方式，挂闸，选择高中压缸联合启动，检查高排逆止门打开，通风阀关闭。（3）目标
30、转速3000r/min，升速率为150r/min/min，升速至3000r/min，检查盘车脱开正常，转速1200r/min停顶轴油泵。（4）冲转后根据高中压差胀及高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差，投入汽缸夹层加热系统，使高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50，高中压差胀在正常范围。（5）转速3000r/min，检查主油泵出口油压正常，停下交流润滑油泵并投入联锁，检查各部油压正常。（6）全面检查汽轮机组运行正常后，通知电气尽快并网。（7）并网后按图七高中压缸联合温态启动曲线加负荷至30MW暖机。主、再热汽温差控制在允许值内。中压排汽口下半内壁温度达到176后，保持暖
31、机20分钟。（8）低负荷暖机结束，按高中压缸联合温态启动曲线逐渐加负荷。（9）高中压缸联合启动可以不带旁路。带旁路启动过程中应监视高压缸排汽温度，适当调整高低旁开度，带负荷后根据锅炉情况可逐渐关闭高低旁。（10）高中压缸联合启动其它事项参见中压缸温态启动。 5.4 汽机热态、极热态启动5.4.1 锅炉点火前的检查与操作参照冷态启动。轴封供汽母管温度250350，低压轴封供汽温度150左右。5.4.2 锅炉点火后的检查与操作（1）检查主、再热蒸汽管道、高低旁管道、抽汽管道、汽机本体的疏水门开启。（2）凝汽器压力低于19.6kPa后投入高、低压旁路，配合锅炉升温升压，注意凝汽器压力、温度。（3）低
32、压缸喷水减温系统投入联锁备用。5.4.3 热态、极热态启动冲转条件（中压缸启动） （1）热态：主汽压约7.85MPa ，主汽温约450，再热汽压约0.883MPa，再热汽温比中压第一级后金属温度高127左右，但不超过510。极热态：主汽压约9.81MPa ，主汽温约460，再热汽压约0.883MPa，再热汽温比中压第一级后金属温度高47以上，但不超过510。（2）凝汽器压力19.6kPa（3）EH油压： 12.314.6 MPa EH油温：3550 （4）润滑油压：0.080.12MPa 油温：3540（5）高、中压内缸上、下温差50。（6）高、低压旁路系统自动控制正常。（7）高、中、低压缸胀
33、差、轴向位移在正常范围内。（8）所有监视仪表投入正常。（9）汽机所有疏水阀在开启位置。（10）转子弯曲值不大于原始冷态值0.03mm。（11）联系热工确认除低真空保护外其它ETS保护已全部投入。5.4.4 汽轮机冲转（中压缸启动）（1）全面检查冲转条件满足后，汇报值长，准备冲转。（2）记录冲转前的重要参数，如主、再热汽压力、温度、轴向位移、真空、胀差、润滑油压、油温、膨胀、各缸温差、偏心等。（3）检查DEH处于自动、单阀方式。（4）挂闸，选择中压缸启动，目标转速3000r/min，热态升速率200r/min/min，极热态升速率300r/min/min，升速至3000r/min。检查盘车脱开正
34、常，转速1200r/min停顶轴油泵。（5）检查通风阀全开。（6）高、低加可随机投入运行，并注意其水位。（7）转速3000r/min，检查主油泵出口油压正常，停下交流润滑油泵并投入联锁，检查各部油压正常。（8）全面检查汽轮机组运行正常后，通知电气尽快并网。（9）冲转及定速过程注意事项：倾听机组声音正常，动静部分无摩擦。汽机本体、管道无水击及振动现象，疏放水系统无异常。升速过程中，严禁在临界转速区停留，通过临界转速区的升速率为250300r/min/min。轴承金属温度、回油温度、轴振、轴向位移、缸胀、差胀等在正常范围内。发电机氢压、氢气温度、密封油箱油位、密封油压、密封油氢/油压差正常。高、中
35、压缸各点温度、温升及温差正常。凝汽器补充水箱水位、凝汽器水位、真空、除氧器水位、闭式膨胀水箱水位正常。润滑油压、EH油油压、油温、油箱油位正常。各辅机运行正常，高低旁自动运行正常。低缸排汽温度正常，注意低旁三级减温及低缸喷水减温的投入。主再热汽压、汽温按中压缸热态、极热态启动曲线控制。根据风温、水温及油温情况调整各冷却器的工作状态。（10）并网后热态启动按图八中压缸热态启动曲线加负荷至45MW，极热态启动按图九中压缸极热态启动曲线加负荷至48MW。（11）当主汽温与高压调节级金属温度相匹配时维持主、再热蒸汽参数及流量稳定，进行高、中压缸切换。切缸时检查高排逆止阀开启，通风阀关闭，高排温度在正常
36、范围。切缸完成按中压缸热态、极热态启动曲线逐渐加负荷。检查高低旁应逐渐关闭并转入跟随方式。5.4.5 高中压缸联合启动要点（1）热态、极热态启动冲转条件热态：主汽压：约9.81MPa，主汽温：冲转前高压缸调节级后金属温度加30后查冲转初期蒸汽压力下蒸汽温度与调节级后蒸汽温度关系曲线，但不超过510。再热汽压：约0.1MPa，再热汽温：比中压第一级后金属温度高127左右，但不超过510。极热态：主汽压：约11.76MPa，主汽温：冲转前高压缸调节级后金属温度加10后查冲转初期蒸汽压力下蒸汽温度与调节级后蒸汽温度关系曲线，但不超过510。再热汽压：约0.1MPa，再热汽温：比中压第一级后金属温度高
37、47左右，但不超过510。其它见中压缸热态、极热态启动冲转条件。（2）检查DEH处于自动、单阀方式，挂闸，选择高中压缸联合启动，检查高排逆止门打开，通风阀关闭。（3）目标转速3000r/min，热态升速率200r/min/min，极热态升速率300r/min/min，升速至3000r/min。检查盘车脱开正常，转速1200r/min停顶轴油泵。（4）转速3000r/min，检查主油泵出口油压正常，停下交流润滑油泵并投入联锁，检查各部油压正常。（5）全面检查汽轮机组运行正常后，通知电气尽快并网。（6）并网后按图十高中压缸联合热态启动曲线、图十一高中压缸联合极热态启动曲线加负荷。主、再热汽温差控制
38、在允许值内。（7）高中压缸联合启动可以不带旁路。带旁路启动过程中应监视高压缸排汽温度，适当调整高低旁开度，带负荷后根据锅炉情况可逐渐关闭高低旁。（8）高中压缸联合启动其它事项参见中压缸热态、极热态启动。 5.5 带负荷试运5.5.1 切缸后分别按相应工况中压缸启动曲线升温、升压、升负荷。5.5.2 15%额定负荷关闭高压段疏水，20%额定负荷关闭中压段疏水，30%额定负荷关闭低压段疏水。5.5.3 负荷60MW，检查低缸喷水减温关闭，低缸排汽温度正常。5.5.4 四抽压力达到0.2MPa，将除氧器汽源切换为四抽供汽，除氧器滑压运行。5.5.5 冷再压力达到1.2MPa，辅助蒸汽系统可切换为冷再
39、供汽。5.5.6 四抽压力达到0.7MPa，辅助蒸汽系统可切换为四抽供汽。5.5.7 负荷70100MW，启动一台汽动给水泵组，与电动给水泵组并泵运行。5.5.8 负荷150MW，启动第二台汽动给水泵组并泵运行，退出电动给水泵组投入联锁备用。5.5.9 高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350，高中压差胀在正常范围，停用汽缸夹层加热系统。5.5.10 高低加可定压投入，定压投运时应按抽汽压力等级由低到高逐级投入，各抽汽电动门应缓慢开启以充分暖管。高低加疏水逐级自流，投运初期加热器水位指示不准，应加强水位监视，必要时开启事故疏水。水位指示准确后尽快投入水位自动，并监视自动投入情况。5.5
40、.11 开启高压调门门杆漏汽至三抽截止阀。5.5.12 约60%额定负荷，轴封系统自密封形成后，退出轴封辅助汽源备用，投入轴封溢流。5.5.13 负荷达到240MW以上时，根据情况安排真空严密性试验。5.5.14 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，全面检查调整高、低加及其疏水系统、除氧器、汽动调速给水泵组、机组各系统、附属机械、辅助设备运行情况，全面检查机组振动、差胀、轴位移、真空、轴承温度等各运行参数均在正常范围内。5.5.15 根据情况安排汽轮机汽门松动试验、负荷变动试验、配合电气厂用电切换试验、配合热控投DEH功率回路、CCS协调等各自动。5.5.16 机组满
41、负荷运行各项参数正常后，进行甩负荷试验。5.5.17 根据有关要求进行30天可靠性试运（或168小时连续满负荷试运），并移交试生产。 5.6 机组正常停机5.6.1 启动交、直流润滑油泵，检查油泵工作正常后停下投联锁备用。5.6.2 启动顶轴油泵、盘车马达，检查油泵和盘车马达工作正常后停下备用。5.6.3 滑参数停机：跟随锅炉按滑参数停机曲线降温、降压、减负荷，逐渐全开调节汽门。额定参数停机：汽机逐渐关小调节汽门，锅炉跟随调整主、再热汽压、汽温。 5.6.4 滑参数停机降温、降压、减负荷限制要求（1）主、再热蒸汽温度下降速度：1/min（2）主、再热蒸汽压降速度：0.098MPa/min（3）
42、主、再热蒸汽过热度：大于50（4）汽缸金属温度下降速度：1/min（5）主蒸汽温度下降30左右应稳定510分钟再降温，以控制主再热汽温差及缸胀、差胀。（6）调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30应暂停降温。（7）高中压负差胀达到-1mm并有继续上升趋势时停止减负荷。减负荷过程中可以投高压缸夹层加热系统控制高中压负差胀，但应注意控制各缸温差。5.6.5 额定参数停机压力、温度应维持正常范围。高中压负差胀达到-1mm并有继续上升趋势时停止减负荷，待稳定后继续减负荷。5.6.6 启动锅炉点火，经充分暖管升温后向辅助蒸汽母管供汽，退出四抽至辅助蒸汽供汽。轴封辅助蒸汽汽源暖管。5.
43、6.7 减负荷过程中，轴封系统压力下降，溢流阀关闭时，投入轴封辅助蒸汽汽源，注意轴封母管压力、温度、高、中、低压缸胀差的变化。5.6.8 负荷减至150MW，启动电动给水泵，并泵后退出一台汽动给水泵。将该泵转速降至2800r/min，开启该泵再循环阀，关闭出口电动门后打闸，检查小机主、调节汽门关闭，润滑油压正常，疏水阀开启。小机转速到零，投入盘车运行。 5.6.9 关闭高压调门门杆漏汽至三抽截止阀。5.6.10 负荷减至105MW，给水负荷转移到电动给水泵，退出第二台汽动给水泵。5.6.11 30%额定负荷开启低压段疏水，20%额定负荷开启中压段疏水，15%额定负荷开启高压段疏水，同时开启高压
44、疏水扩容器减温水。5.6.12 负荷减至60MW，除氧器由四抽供汽切换为辅助蒸汽供汽定压运行。5.6.13 高低加随机滑停。当3号高加压力较低，疏水无法进入除氧器压力时，开启3号高加紧急疏水。注意检查各加热器水位，当负荷降低，疏水逐级自流不畅时，开启各加热器紧急疏水及高加紧急疏水扩容器减温水。5.6.14 低缸排汽温度大于80，开启低缸喷水减温。凝结水流量过小时开启凝结水最小流量再循环阀，给水流量过小时开启给水泵再循环阀。5.6.15 在20%额定负荷厂用电切换为启备变提供时，注意监视润滑油泵、密封油泵运行。5.6.16 负荷减至40MW左右，可进行反切缸。检查高压主汽门、高压调节汽门关闭，中
45、压主汽门、中压调节汽门开启，通风阀开启，高排逆止阀关闭，高低压旁路系统动作正常，低旁三级减温开启。注意高、低旁阀后温度、低缸排汽温度、凝汽器真空、高排温度正常。5.6.17 可不反切缸，直接开启高低压旁路，配合锅炉滑参数。注意高排温度，适当开大低旁。5.6.18 主汽压力降到4.95.88MPa，温度降到330360，定压下将负荷减至5%额定负荷，检查机组无异常后打闸停机。检查高、中压主汽门，调速汽门关闭，抽汽电动门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭，高压缸通风阀、高中压轴封应急排放阀开启。发电机解列，机组转速下降。5.6.19 启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常。5.6.20 转速到1200r/m
46、in，启动顶轴油泵，检查顶轴油泵运行正常。5.6.21 转速到零投盘车，测取转子惰走曲线。5.6.22 锅炉MFT后可将高、低压旁路切至手动后全关，关闭主再热汽管道疏水阀。停真空泵，开启真空破坏门。真空到零，退出轴封系统。5.6.23 汽包水位至正常值后，停电动给水泵，关闭除氧器进汽，停启动锅炉。5.6.24 凝结水系统无用户时停凝结水泵，关凝结器补水，开凝结器底部放水。5.6.25 停EH油泵、内冷水泵。5.6.26 闭冷水各用户逐步停用后停止闭冷水泵、海水升压泵、低缸排汽温度低于50且循环水无用户停循环水泵。5.6.27高压内缸上半内壁温度降到150以下停盘车、顶轴油泵。5.6.28 盘车停止后，发电机氢气置换完毕，退出密封油系统，停交流润滑油泵、。5.6.29 完成其它停机操作。5.6.30停机注意事项（1）滑参数停机降温