汽机整套启动调试方案.doc

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1、 汽机整套启动调试方案 汽机整套启动调试方案汽机整套启动调试方案目目 录录1简要概述简要概述.32整套启动调试的目的和任务整套启动调试的目的和任务.33主要设备技术范围主要设备技术范围.44编制依据及标准编制依据及标准.55整套启动应具备条件整套启动应具备条件.56机组整套启动主要原则方式机组整套启动主要原则方式.77汽轮机冷态启动汽轮机冷态启动.88汽轮机热态启动汽轮机热态启动.139减负荷及停机操作减负荷及停机操作.1510满负荷（满负荷（72+24 小时）试运行注意事项小时）试运行注意事项.1611故障停机故障停机.1612安全注意事项安全注意事项.1713调试组织分工调试组织分工.17

2、发放范围发放范围: 工地总经理 份 副总经理 份 书 记 份质量部 份 锅 炉 份 行政部 份 安全部 份 电 仪 份 人 事 份 经营部 份 汽 管 份 金 检 份供应部 份 综 合 份 调 试 份施工部 份 计划室 份 力 特 份 财 务 份 文件中心 份 焊 接 份 安监部 份 工程部 份 质管部 份 汽机整套启动调试方案 汽机整套启动调试方案 1 1简要概述简要概述1.1工程简要概述 韶钢热电厂，建设规模为 260MW 循环流化床燃煤发电机组，采用的是济南锅炉厂生产的型号为 YG-220/9.8-MQ 单炉膛、单锅筒、自然循环、平衡通风、循环流化床锅炉；汽轮机为南京汽轮电机（集团）有限

3、责任公司生产的 C608.83/（0.981）1 型高压、单缸、冲动抽汽冷凝式汽轮机。1.2设备简介1.2.6 本汽轮机通流部分由一个单列调节级和二十一级压力级组成，共有七级回热抽汽，第一道抽汽送入2 高加，第二道抽汽送入1 高加，第三道抽汽一部分作为厂用汽，一部分送入绝对压力为 0.588MPa 的除氧器，当除氧器抽汽口压力小于 0.6MPa 时，通过减压阀由第二道抽汽补充供汽，第四道抽汽送入4 低加，第五道抽汽送入3 低加，第六道抽汽送入2 低加，第七道抽汽送入1 低加。1.2.7 本机轴承有两只椭圆轴承，推力轴承与汽轮机前轴承组成了径向推力联合轴承，它是三层球面结构的椭圆轴承，安装在前轴

4、承座内，后轴承为二层圆柱面结构的椭圆轴承；1.2.8 前轴承座支座在前座架上，为了确保机组在运行中自由膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，后气缸尾部有轴向导板，前气缸与前轴承座之间有力销。后气缸则支撑在后座架上，后座架由中、后、侧三对基架组成，其中左右两侧基架上由横向销，横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。1.2.9 汽机的调节采用 WOODWARD 公司的 505 调速控制器（505Digital.Governors）为核心的 DEH 控制系统。1.2.10 盘车装于后轴承座上盖上，能实现自控操作和现场的手动啮合，盘车转速为58r/min。2 2整套启动调试的目的和任务整套启动

5、调试的目的和任务2.1调试目的整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可汽机整套启动调试方案 能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。2.2启动调试的任务2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过 72+24 小时满负荷试运行。2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.

6、2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。2.2.8 进行 50及 100B-MCR 甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；3 3主要设备技术范围主要设备技术范围3.1汽轮机型号： C608.83/（0.

7、981）1 型 型式： 高压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。额定出力： 60MW最大出力： 62MW调节方式 数字式电液控制系统主汽门前额定压力： 8.83MPa(a)主汽门前额定温度： 535主蒸汽流量： 244th回热级数： 两高、四低、一除氧共 7 级不调整回热蒸汽额定工况下汽耗： 4.049kg/(kW.h)额定工况下热耗： 8668.2kJ/(kW.h)制造厂： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司汽机整套启动调试方案 3.2发电机额定功率： 60MW定子额定电压： 10.5kV定子额定电流： A冷却方式： 全空冷功率因数： 0.85满载效率： 不低于 98.75%励磁方式 静止可控硅励磁制造

8、厂家： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司3.3配套锅炉型号： YG-220/9.8-MQ出口压力（BMCR）： 9.8MPa出口温度（BMCR）： 540给水温度（BMCR）： 215锅炉蒸发量（BMCR）： 220t/h制造厂： 济南锅炉厂有限公司4 4编制依据及标准编制依据及标准本措施的编制参考以下有关资料：C-60-8.83/(0.981)-1 型凝汽式汽轮机产品说明书济南汽轮机厂有限公司；火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996 年版）部颁；电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992 年版）部颁；火电工程启动调试工作规定部颁；火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996

9、 年版）部颁；电力建设工程调试定额（1996 年版）部颁；设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。5 5整套启动应具备条件整套启动应具备条件5.1整套启动除应达到“新启规”中有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：汽机整套启动调试方案 5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、气动门经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质

10、符合油质监督规定。5.1.5 汽机盘车、顶轴油装置经试转符合要求，已可投用。5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。主汽门和调节汽门等伺服执行机构动作正常。5.1.8 汽机 DEH 控制系统静态调试完毕，性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI 部件经校验合格。5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI 等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。5.1.11

11、旁路系统调试完毕并合格。5.1.12 汽机防进水保护试验合格。5.1.13 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。5.1.14 高、低压加热器及回热、除氧、给水系统均具备投用条件。5.1.15 整套启动汽机设备分系统一览：开、闭式水系统。仪用及检修压缩空气系统。循环水泵和循环水系统凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。发电机空冷却系统。真空泵及凝汽器真空系统。汽机 EH 油、润滑、盘车、顶轴油系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却和除油雾等。主机 DEH、ETS、TSI 系统以及横向联锁、保护等。SCS 系统及 DAS 系统。汽机整套启动调试方案 抽汽、加热、除氧系统。辅

12、助蒸汽及轴封汽系统电动给水泵及系统。旁路系统。5.2 按照“新启规”整套启动现场、环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。5.2.5

13、 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。6 6机组整套启动主要原则方式机组整套启动主要原则方式6.1空负荷试运行机组通过首次冲转、启动升速直至 3000 转分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：6.1.1 进行各项原始记录（包括大轴弯曲、膨胀、差胀、油顶轴高度等） ，绘制机组冷态启动曲线（或结合 DAS、DEH 等系统采集数据） ，测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记

14、录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。6.1.2 考察、校核 DEH 系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。6.1.4 汽机做汽门严密性试验。6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。汽机整套启动调试方案 6.2汽机超速试验6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。6.2.2 机组并网带负荷，1020MW 负荷左右稳定运行 46 小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行 0100额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态

15、投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。6.3机组的 72+24 小时满负荷试运行，此间在负荷80额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。6.4机组启动调试阶段以现场手动启动方式。6.4.1 机组现场手动启动方式要领：现场手动启动：当选手动启动方式时，其程序为先将控制器复位（按下 RESET 键），清除所有报警机信号，若设置启动允许，按下外部启动允许按钮，此时控制器将高压油动机全关，接着操作控制器发出运行命令（按下 RUN 键），转速设定点自动升到最小控制转速，此时全开调节气阀。电动主汽门关闭，主汽门全开，利用电动门旁通阀升速，当手动升速达到设定值（控制器程序组态时设定例如 2800r/m

16、in）时控制器投入控制，接着利用控制器将转速升到额定值，控制器控制转速后可全开电动主汽门。在机组转速冲到额定转速及并网带 10左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。在带 10负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到 80负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。6.5机组调试阶段，DEH 系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH 的汽机自动控制方式和手动方式等。6.6在新机调试阶段，汽机调速汽门的进汽方式采用全周进汽运行方式。6.7前汽缸复速级处上汽缸壁温度不低于 300，下缸壁温度不低于 250时，机组启动采用热态启动方式进行，其他情况则采

17、用冷态启动方式进行。7 7汽轮机冷态启动汽轮机冷态启动7.1冷态启动前的准备工作：汽机整套启动调试方案 7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送 DCS 控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。7.2锅炉点火前需要完成的工作：7.2.1 循环水管道

18、及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。7.2.2 投用开、闭式水系统。7.2.3 投入润滑油系统。7.2.4 投用顶轴油和盘车装置。7.2.5 EH 油系统开始工作，供油压力 13.5MPa，油温 3760。7.2.6 启动凝结水泵投用凝结水系统。7.2.7 除氧器上水至正常水位。7.2.8 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知锅炉点火。7.2.9 投用辅助蒸汽系统，用再沸腾装置对除氧器加热。7.2.10 检查并确认主汽、汽机本体各气动疏水门均自动开启7.2.11 发电机空冷系统投用，7.2.12 热工各控制、监视、操作装置送电投用。7.2.13 作 ETS 危急遮断系统等保护试验。7.2.1

19、4 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水，高加走旁路。7.2.15 测量大轴晃值不超过冷态原始值 0.02mm。7.3汽轮机冷态启动程序7.3.1 冲转 汽轮机冷态启动参数和控制指标：主蒸汽压力： 1.21.6MPa主蒸汽温度： 320以上凝汽器压力： 4053KPa润滑油压力： 0.100.15MPa汽机整套启动调试方案 润滑油温度： 3545高压油压： 3.5MPa高压缸差胀 +3.0-2.0mm汽缸上、下温差 35注意：在汽轮机冲转、满速直至带 10负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有 50的过热度。（1） 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。（2

20、） 遥控脱扣一次，结果正常。（3） 就地脱扣一次，结果正常。（4） 投汽轮机汽封系统及低压缸汽封减温水系统，低压缸汽封供汽温度保持在120180，压力 0.1020.127MPa。（5） 当真空达到-60 KPa 后，根据锅炉要求投入旁路。（6） 投入后汽缸喷水，控制排汽温度80，短时间内也120。（7） 汽机润滑油温度投入自动，调节润滑油温度在 3845，油压在0.100.02MPa。（8） 操作 DEH 系统进入操作员手动方式，通过 CRT 确认正常。（9） 真空达到 70 Kpa 及以上。（10） 要求锅炉将主汽参数调整到 1.21.6 MPa / 320以上，并确认。 （通过汽机旁路对

21、锅炉进行汽温汽压的调整）（11） 冲转前手动关闭旁路（旁路操作时应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动） 。（12） 汽轮机挂闸，确认主汽门全开，调节汽门仍然处于关闭状态；手动打开#4、#5、#6 级抽汽电动门和抽汽逆止门，低压加热器随机滑启。（13） 在 505 控制器画面上设定目标转速 500 r/min，升速率 100 r/min/min。（14） 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。（15） 在 505 控制器画面上，按下“run” ，确认转速上升。（16） 汽机冲转后，就地检查盘车应脱开，否则手动停运盘车。（17） 冲转转速到 500r/min 后，手动脱扣一次，确

22、认动作正常。（18） 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。汽机整套启动调试方案 （19） 转速到 200r/min 后，重新挂闸升速，稳定在 500r/min，暖机 5 分钟。（20） 重新作 7.3.1.19 项检查，确认正常。（21） 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，设置目标转速 1200 r/min，升速率 100 r/min/min。（22） 在 505 控制器画面上按下“enter” ，继续升速。（23） 当转速升至 58r/min 时以上，停用顶轴油泵。（24） 当转速升至 1200r/min 时，全面检查，暖机 20 分

23、钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整） 。（25） 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度，逐步投入法兰加热装置。（26） 中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在 90以上，汽缸整体膨胀大于2.5mm，继续冲转。（27） 设置目标转速 2350 r/min，升速率 100 r/min/min，按下“确认”开始升速。（28） 通过临界转速时，可临时将 DEH 升速率增加到 300600 r/min/min，在 DEH画面上监视各瓦轴振最大振动不超过 0.25mm，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约 1850r/min） 。（29） 升速到 3000 r/min 后，远方打闸一

24、次，汽轮机重新挂闸，升速到 3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察高排温度、低压缸排汽温度，各低压抽汽管道温度以确保各逆止门已经打开（必要时可采取措施增加汽轮机的进汽量） 。（30） 满速后，继续暖机 30 分钟，待高压内缸下缸温度达 150以上，汽缸整体膨胀在 5-6mm 时，可进行满速后的试验工作。（31） 升速过程中的注意事项a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。b) 根据锅炉需要，随时调节二级减温减压器的开度。c) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。d) 新蒸汽参数的变化情况

25、应和启动曲线偏离不大。e) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。f) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。7.3.2 首次满速后的工作汽机整套启动调试方案 （1） 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。（2） 完成危急遮断器注油试验。（3） 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“自动”状态。（4） 通知值长，进行电气专业有关试验。7.3.3 并网和带负荷暖机（1） 机组转速稳定在 3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2） 全面进行热力系统检查。（3） 通知锅炉控制燃烧，调

26、整汽包水位；一切就绪后即可以并网。（4） 并网后，立即接带负荷 410MW 暖机。（5） 与锅炉联系，停用旁路系统，将旁路系统有关保护装置投入（负荷大于 5MW 以上投入） 。（6） 当低压缸排汽温度正常后，停用低压缸自动喷水装置。（7） 增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。（8） 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油流、油箱油位等。（9） 经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。（10） 维持 1020MW 负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行 46 小时后解列。7.3.4 解列

27、后完成下列试验（1） 电气超速试验（2） 机械超速试验（3） 超速试验的检查、注意事项：a） 试验应有专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过 3360 r/min 且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。b） 试验前确认交、直润滑油泵，高压油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将大机交流油泵手动开启。c） 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、各调门和主汽门位置等参数。汽机整套启动调试方案 d） 试验中应派专人监视润滑油压及主油箱上油滤网差压。7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行（1） 机组并网至升负

28、荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求（2） 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带 12MW 负荷，检查机组各参数是否正常，稳定 30 分钟。（3） 设置目标负荷 20 MW，升负荷率 0.6MW/min，开始升负荷。（4） 当负荷达 4000KW 时检查隔离门前及其他疏水应关闭。（5） 负荷达 20 MW 后，稳定 60min。（6） 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。（7） 设置目标负荷 50MW，升负荷率 0.6MW/min，按“enter”键，继续升负荷。（8） 到达 50KW 负荷后，在 505 上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。（9） 检查低压缸喷水阀应关闭。（10） 当

29、除氧器压力达到 0.3Mpa 时，适时将除氧器供汽由辅汽切换到三级抽汽；除氧器转为滑压运行。（11） 负荷到达 20MW 时 ，进行厂用电切换试验及全面检查高压加热器系统，进行高压加热器投运前操作。（12） #2 抽压力达 0.5Mpa 时，对高加水侧进行注水，排水侧空气，注满水后开高加进口三通阀，使给水由旁路切换到主路。高加水侧可根据情况提前投入。（13） 微开#2 抽汽电动门疏水逐级自流至除氧器，观察抽汽压力和#2 加进口压力的变化，稳定一段时间后，继续开大#2 抽汽电动门，再稳定一段时间，直到#2 抽汽电动门开完,投入#2 高加。（14） 以同样方式顺序投入#1 高加。（15） 高加投入

30、和运行过程中，一旦高加保护动作，则需要查明原因，问题解决后，重新投入高加。（16） 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。（17） 负荷到达 50MW 时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。（18） 负荷到达 60MW 后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。（19） 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时汽机整套启动调试方案 应和化学调试人员保持密切联系。8 8汽轮机热态启动汽轮机热态启动8.1一般来说，凡停机时间在 12h 以内，或前汽缸复速级处上汽缸壁温

31、度不低于300，下缸壁温度不低于 250，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。8.2热态启动冲转参数8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸复速级处上汽缸壁温度高 50，升速时的最大速率为 500r/min。8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有 50以上的过热度。8.3热态启动必须遵守下列规定和注意事项8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过30，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于 4

32、0。8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉点火后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉点火前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。8.3.8 冲转开始，升

33、速率 200r/min/min 以上。8.3.9 达到 500r/min 后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束8.3.10 以 200300r/min/min 的升速率，升速到 3000r/min。8.3.11 要求尽快并网。8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。汽机整套启动调试方案 8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。9 9减负荷及停机操作减

34、负荷及停机操作9.1根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。9.2每降低 20负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。9.3停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车和顶轴装置均经试验正常，并在自动状态。9.4汽轮机正常停机程序9.4.1 确认停机命令。 9.4.2 停机步骤开始前，开邻机来辅汽供汽管道疏水暖管。9.4.3 试验交、直流油泵，启动用泵，顶轴油泵，结果正常。9.4.4 切除功率自动控制回路。9.4.5 联系锅炉减负荷，在 DEH 上设置目标负荷 35MW，减负荷率 1MW/min 。9.4.6 负荷 30MW 左右，#3 抽压力小于除氧器要求压力时

35、，切换为辅汽供给。9.4.7 设定目标负荷 20MW，继续减负荷。9.4.8 负荷 20MW，联系锅炉后，依次停#1、#2 抽汽，检查各抽汽管道疏水自动开启。9.4.9 负荷 12MW 时低压蒸汽管道所有疏水开启。9.4.10 降负荷到 4MW。9.4.11 联系值长，发电机解列。9.4.12 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。9.4.13 启动交流润滑油泵，检查油压正常。9.4.14 手动脱扣停机，观察所有汽门、抽汽逆止门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。9.4.15 转速 400r/min，盘车齿轮喷油电磁阀打开。9.4.16 转速 200r/min，顶轴油泵应自动开

36、启，否则手动开启，检查各瓦顶轴油压正9.4.17 转速到 0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘汽机整套启动调试方案 车电流，同时记录大轴偏心度。9.4.18 盘车时注意维持润滑油温 2135；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子 180，不允许强行连续盘车。9.4.19 临时中断盘车必须经调试所、电厂、安装公司领导批准。9.4.20 汽包压力降到 0.2Mpa 时，破坏真空，停真空泵。9.4.21 维持轴封供汽压力，真空到 0 后，停轴封供汽，停轴加风机。9.4.22 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。9.4.23 排汽温度低于 50时，

37、停凝泵，经值长同意，停循环水泵。9.4.24 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度150方可停用盘车。9.4.25 停运顶轴油泵、润滑油泵、油箱风机9.4.26 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。9.4.27 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。9.4.28 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。1010 满负荷（满负荷（72+2472+24 小时）试运行注意事项小时）试运行注意事项10.

38、1 并网后一分钟内，DEH 和 DCS 盘上应有功率显示，否则应立即解列。10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。10.3 在满负荷下，应特别注意高、低加、除氧器水位自动，确保其水位正常，如果高加水位控制不稳，应将负荷定值降低。10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。1111 故障停机故障停机汽机整套启动调试方案 汽

39、轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。11.2 机组发生强烈振动。11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。11.4 水冲击。11.5 轴封内发生火花。11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到 75。11.7 轴承油压突然降低到 0.02Mpa 以下时，虽然已启动事故油泵无效时。11.8 发电机内冒烟或爆炸。11.9 转子轴向位移超过1.3 或0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到 110。11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。1212 安全注意事项安全注意事项12.1 整套启动的