660MW汽轮机整套启动调试方案.doc

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1、国电九江发电厂“上大压小”2660MW扩建工程7机组汽轮机整套启动调试方案编写： 吴 杨 辉会签：审核：审定：批准：2012年9月10目 录1调试目的22 编制依据23 机组概况34 调试内容及质量控制目标45 组织与分工56 调试应具备的基本条件57 调试的程序与工艺88、汽机整套启动进行的试验汇总269 环境、职业健康、安全风险因素控制措施3310 国家相关性强制条文34附录1危险源辩识、控制措施卡（1/2）36附录2整套试运条件检查确认表38附录3汽轮机冷态启动操作卡40附录4整套启动数据记录表46附录5整套启动调整试运质量检验评定表47附录6汽轮机典型启动曲线48附录7 启动状态划分及

2、启动参数52附录8 汽机“启动装置”控制任务53附录9 启动条件及时间表54附录10 饱和水蒸汽压力与温度对照表55附录11 汽机限额曲线56附录12 温度准则X59附录13 凝汽器压力限制曲线67附录14 高压转子对应高压排汽温度限制曲线68附录15 允许空气进入的时间与转子平均温度的关系曲线691调试目的1.1实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制性能，其中包括逻辑、联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行。1.2全面监测汽轮发电机轴系振动。1.3暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面的问题，尽快得到处理。提高机组投产后安全、经济、满发、

3、稳定的水平。1.4校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求。1.5 为机组最终评定提供依据。2 编制依据2.1中国国电集团公司火电机组达标投产考核办法（2010版）2.2中国国电集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006版）2.3中国国电集团公司火电工程启动调试工作管理办法（2006版）2.4国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.5中国国电集团绿色电站建设指导意见2.6中国国电集团公司二十九项重点反事故措施2.7中国国电集团公司火电机组启动验收性能试验管理办法（2007年版）2.8 DL/T54372009火力发电建设工程启动试运及验收规程2

4、.9电力工程达标投产管理办法（2006版）2.10 GB/T 19001-2008质量管理体系要求2.11 GB/T 28001-2001职业健康安全管理体系规范2.12 GB/T 24001-2004环境管理体系要求及使用指南2.13 国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分）2.14汽轮机启动调试导则DL/T863-2004；2.15 上汽汽轮机调节保安系统说明书2.16 上汽N660-27/600/600型汽轮机运行和维护说明书2.17 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（国家电力公司2000年版）2.18工程建设强制性标准条文电力工程部分2006年版（建标【2006】102号 建设

5、部 ）3 机组概况国电九江发电厂“上大压小”2660MW扩建工程#7机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、四角切圆燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊、型锅炉。汽轮机是上海汽轮机厂生产的N660-27/600/600型、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽式汽轮机。给水系统设一台100容量汽动给水泵，小机自带凝汽器，小机驱动给水泵与前置泵。发电机为上海电机厂生产的水、氢、氢自并励静止励磁、功率因素0.9、容量660MW的发电机。发电机由上海电机厂生产的水氢氢冷却、自并励励磁系统汽轮发电机，定子电压20

6、KV，定子电流21169A，额定功率660MW，功率因数0.9。3.1 汽轮机主要参数数据汇总表如下：编号项 目单 位数 据一机组性能规范1机组型式超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式2汽轮机型号N660-27/600/6003THA工况MW6604额定主蒸汽压力MPa（a）275额定主蒸汽温度6006额定高压缸排汽口压力MPa（a）5.5167额定高压缸排汽口温度3498额定再热蒸汽进口压力MPa（a）5.139额定再热蒸汽进口温度60010主蒸汽额定进汽量t/h1772.911再热蒸汽额定进汽量t/h1503.912额定排汽压力MPa（a）0.005613配汽方式全周进汽+补汽

7、阀14设计冷却水温度15额定给水温度29016额定转速r/min300017热耗率（THA）kJ/kW.hkcal/kW.h72981742.618给水回热级数（高加除氧低加）3+1+419低压末级叶片长度mm914.420低压次末级叶片长度mm55521汽轮机总内效率%91.7022高压缸效率%90.27 23中压缸效率%93.73 24低压缸效率%90.87 二汽轮机性能保证1铭牌功率（TRL）MW6602最大连续功率（TMCR）MW693.0853THA工况时热耗率kJ/kWhkcal/kWh72961742.64轴颈振动值mm0.0765噪声dB(A)853.2 转子及轴系临界转速轴段

8、名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min设计值设计值轴系轴段轴系轴段高压转子2802254040004000中压转子2070190040004000低压转子1680162040004000低压转子1566155040004000发电机转子852805224420704 调试内容及质量控制目标4.1调试内容汽轮发电机组整套启动调试应包括汽机不同工况下启动试验及启动参数调整，汽机跳闸保护试验，润滑油压力节流阀调整，主汽门、调门严密性试验，汽机ATT试验，汽机惰走试验（分破坏真空和不破坏真空），轴系振动特性试验，真空严密性试验，主机运行参数调整试验，辅助系统热态投运及运行参数的优化，汽机带负

9、荷试验及满负荷168小时连续运行试验；汽轮机调节系统动态特性试验（甩负荷试验）。4.2调试质量控制目标额定负荷轴振（双幅值）70mm推力轴承金属温度推力轴承金属温度95支承轴承金属温度95轴向位移 0.8mm汽机真空严密性平均值0.07kPa/min；发电机平均补氢量10Nm3/d；汽水品质合格率100%；补给水率1.3%(按月平均值)；投高加最低给水温度290；热控保护、自动投入率保持100 %，且不发生误动、拒动，正确动作率100%；5 组织与分工5.1调试单位（江西科晨高新技术发展有限公司）负责试运措施的编制、系统试运前技术交底、系统调试过程中技术指导、协助指导运行人员操作以及试运质量验

10、评表的填写和调试报告的编写。5.2 安装单位（江西火电建设公司）负责设备的安装和设备的单体调试以及在试运过程中设备的巡查监护、检修维护和消缺。5.3 建设单位(国电九江发电厂工程部)负责与各厂家联系并提供调试资料和图纸，以及负责调试的组织与协调。5.4 生产单位（国电九江发电厂发电部）负责系统试运中的操作、运行调整、巡检、正常维护及异常情况处理。5.5 监理单位（江西诚达工程咨询监理有限公司）负责监督检查工程施工进度及工程安装、调试质量，并协助业主负责各参战单位在工程建设中的协调和调度。5.6 制造厂家负责其设备的联调及调试过程中的监护和技术指导。6 调试应具备的基本条件6.1机组启动现场地坪

11、应平整，通道畅通，无障碍物、可燃物，按消防要求配齐消防器材和专职消防人员。6.2现场照明应符合运行操作、巡视的要求，尤其是楼梯、通道口及设置重要监视仪表的场所，照明要充足。6.3启动前电厂现场设备的命名、编号应清楚、醒目。设备标志正确、明显（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等）。6.4准备好启动所需的用具，如扳手、听棒、电筒、记录纸及记录用具等。6.5与启动有关的热力管道保温完善，油管下方的热力管道已采取防火措施。6.6应有足够的除盐水，以备机组启动中补充，系统各容器及管道已注水。6.7下水道畅通，机组排水槽排水泵备用正常，能及时把污水排出厂外。6.8与启动有关的

12、手动、气动、电动、液压阀门均试操正常。6.9油系统已经热油冲洗和清理，油系统和油质已由质检人员验收符合机组启动要求。6.10与启动有关的系统已经充压试验，辅机分部试转合格并办理签证。6.11与启动无关的汽水系统应妥善隔绝，并挂牌，切断电源。6.12热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格. 集控室控制台(盘)控制开关完整好用,各种仪表完好并投入,指示正确,各指示灯报警窗显示正确。6.13热工SCS、DCS、CCS、DEH、ETS、TSI等静态试验完毕，具备投用条件。6.14所有将投入试运行的设备系统，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，质量经验收合格，与启动有

13、关的汽水管道冲管工作已按要求冲洗完毕。6.15 运行中不便调试的安全门如高加安全门等应在安装前模拟试验整定好；6.16 各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置的标志，转动机械应灌好润滑油、润滑脂；6.17 试运区域应建立保卫制度；6.18 下列辅机及附属系统经过分部调试并带工质试运合格，能随时正常可靠地投入： 6.18.1 工业水系统。 6.18.2 循环水泵及循环水系统。 6.18.3 开式循环冷却水系统。 6.18.4 闭式循环冷却水系统。 6.18.5 凝汽器补水及排水系统。 6.18.6 大、小机凝结水泵及凝结水系统。 6.18.7 除氧器、给水泵及给水系统。 6.18.8 高压

14、加热器系统。 6.18.9 低压加热器系统。 6.18.10 辅助蒸汽系统。 6.18.11 控制用压缩空气系统。 6.18.12 给水取样及化学加药系统。 6.18.13 凝汽器真空系统。 6.18.14高低压旁路阀控制系统。6.18.15 大、小机轴封供汽系统。 6.18.16 蒸汽管道及汽机本体疏水系统。 6.18.17 回热抽汽及疏水系统。 6.18.18 汽轮机控制油系统。 6.18.19 汽机监测、保安系统。 6.18.20 汽机润滑油系统及油净化装置。 6.18.21 汽机顶轴及盘车系统。 6.18.22 发电机密封油系统。 6.18.23 发电机定子冷却水系统。 6.18.24

15、 发电机充排氢系统及二氧化碳置换系统。 6.18.25 事故柴油发电机系统。 6.19 启动前应完成的主要试验项目6.19.1 大机调节保安系统、DEH、ETS系统静态调整试验；6.19.2 小机MEH静调及其联锁、保护试验、单体试运；6.19.3 大、小机交流油泵、直流油泵联动试验；6.19.4 顶轴油泵，盘车低油压联锁保护试验；6.19.5 高加水位保护试验；6.19.6 低加水位保护试验；6.19.7 除氧器水位保护试验；6.3.8 辅机联锁保护试验；4.19.9 所有电动、气动门开关试验；6.19.10 所有系统报警试验；6.19.11 发电机内冷水断水保护试验；6.19.12 抽汽逆

16、止门联动试验；6.19.13 机炉电大联锁试验(电跳机、炉跳机、机跳炉、机跳电)；6.19.14 高低旁路仿真试验；6.19.15 主机DEH及协调系统仿真试验；6.19.16 与启动有关的锅炉、化水、电气等专业的调试工作已完,并已办理签证。6.20汽机禁止启动及投入运行条件：6.20.1 机组任一保护装置失灵。6.20.2 主要操作系统失去人机对话功能。6.20.3 DEH控制装置工作不正常,影响机组启动或正常运行。6.20.4 自动调节装置工作不正常,影响机组启动或正常运行。6.20.5 机组主要监测参数(转速,振动,轴向位移,汽缸上下壁温,抗燃油及润滑油压,油温,轴承温度,主,再热汽压力

17、,温度,转子偏心等)超过极限或失去监视功能,影响机组启动或正常运行，高中压缸排汽温度严禁超温。6.20.6任一主汽门、调节门、抽汽逆止门、高排逆止门卡涩或关不严。6.20.7 交流、直流润滑油泵，EH油泵和密封油系统故障，顶轴油泵及盘车装置失灵。6.20.8 汽机转子偏心度相对原始值变化超过20um。6.20.9 汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声或盘车转速明显降低。6.20.10 汽机润滑油油箱,EH油箱油位低至最低报警油位或油质不合格，油温低于21。6.20.11 汽轮机高、中压内缸上、下温差42。6.20.12发电机氢压0.15MPa，纯度95。6.20.13控制用电源、气源不正常。6.2

18、0.14 DCS系统不正常。6.20.15保安电源工作不正常。6.20.16汽机防进水保护系统不正常。6.20.17轴封供汽不正常。6.20.18保温不完整。7 调试的程序与工艺7.1启动方式本机组启动方式为采用DEH提供的汽机SGC功能带旁路的高、中压缸联合启动。7.2启动原则 首次启动时主要设备的操作方式： 主机DEH采用SGC自动方式； 小机MEH采用转速自动（DCS远方控制）； 辅机的投运若有远方操作的均采用远方操作，并投入相应的联锁保护； 除氧器和凝汽器水位的控制采用自动控制方式； 高、低压旁路系统采用自动控制方式； 轴封控制投自动； 低加随机启动，高加水侧随给水系统的投运而投运，汽

19、侧的投入应在机组负荷大于50MW。 汽机无论是冷态启动还是热态启动，必须保证进入汽机的主蒸汽和再热蒸汽参数符合X准则的要求，详见附录12； 机组启动时，汽轮机不允许在下列速度范围（叶片可能共振的转速）停留： 480r/min到990 r/min； 1050 r/min到2850 r/min。 机组启动时，应满足附图所列的启动曲线的要求。首次冷态启动时，机组将在360r/min下暖机60分钟。 启动状态划分：启动状态冲转方式高缸金属温度中缸金属温度停机时间极冷态先高压后高中压5050冷态200110150h以内温态38025056h以内热态5404108h以内极热态5605002h以内 各态启动

20、参数下列所列参数分别为高压主汽门和中压主汽门前的参数。冲转参数的选择如下：a、 主蒸汽温度：由X4、X5准则确定。b、 再热蒸汽温度：由X6准则确定。c、 冲转参数参考值：d、 冷态启动：P1/P2=8.5/1.2MPa T1/T2=400/390；e、 温态启动：P1/P2=8.5/1.2MPa T1/T2=440/430；f、 热态启动：P1/P2=12/1.6MPa T1/T2=550/500；g、 极热态启动：P1/P2=12/1.6MPa T1/T2=580/550。7.3整套启动调试工作程序汽轮发电机组整套启动调试可分机组冲转升速至额定转速试验、机组额定转速空负荷试验、机组带部分负

21、荷试验、机组带满负荷168小时连续运行试验、汽轮机甩负荷试验及机组性能试验等六个阶段进行。7.4整套启动调试的步骤7.4.1机组启动前检查确认 检查主、再热蒸汽系统暖管充分且无积水，各辅助设备及系统运行正常； 确认各控制系统（如DCS、DEH、MEH、ETS和TSI）、热工信号、检测、报警系统均正常； 冲转蒸汽品质合格； 启动参数确认，见下表：冲转前应充分考虑冲转后的变化趋势，并做好应急措施；项目控制值主蒸汽压力8.5MPa主蒸汽温度400高、中压缸金属上下温差30润滑油压力0.370.4MPa润滑油温度37EH油压力16 MPaEH油温度20凝汽器压力13kPa(a)密封油油氢差压0.080

22、.12 MPa密封油温度3550发电机氢压0.470.5 MPa发电机氢温4046轴封蒸汽母管压力3.5kPa轴封蒸汽温度280320 通过旁路的操作来保证冲转主蒸汽参数满足要求； 确认CRT所有汽机防进水保护疏水阀处于全开状态； 记录重要参数的初始值，如缸胀、转速、轴振、瓦振、本体金属温度、轴承金属温度和回油温度等； 汽缸膨胀试验所需临时仪表已安装，并派专人记录；滑销系统已润滑，能自由滑动； 汽机顶轴、盘车装置投入运行，并已运行足够时间（符合厂家或运行规程的规定连续盘车4小时以上）； 轴封蒸汽温度尽可能与汽机金属温度匹配，并符合制造厂的有关曲线要求，（机组正常运行时轴封汽温度控制在28032

23、0）。7.4.2汽轮机冲转升速至额定转速试验步骤主 要 操 作， 试 验 及 说 明备注1厂用电系统投运2仪表及控制设备受电1 接通全部监测控制仪表；2 检查各控制仪表能否正常显示记录。3循环水系统投运(循泵一投一备)4开、闭式水系统投运开、闭式水泵一投一备5仪用、厂用空气系统投入6凝结水系统投运1 启动主机A凝泵变频运行，B凝泵工频备用；2 低压给水管道冲洗；3 向除氧器上水至2200mm，凝汽器液位维持800mm；7主机润滑油系统投运1 检查油箱油位；2 确认进入冷油器的冷却水已被关闭；当油温接近50时，逐渐投入冷却水。3 启动一台主油箱排油烟风机，另一台投入联锁；4 油温21时，启动交流

24、润滑油泵，否则应先投加热；5 投联锁并使直流事故油泵处备用状态；6 润滑油压：0.37-0.40MPa 润滑油温：37。8发电机密封油系统投运1 启动真空密封油箱真空泵；2 启动一台高位密封油箱排烟风机，另一台投入联锁；3 启动一台交流密封油泵，另一台交流密封油泵及事故密封油泵投联锁；4 密封油系统投运。9顶轴油系统及盘车装置投运1 启动两台顶轴油泵，检查顶轴油母管压力正常后将另一台顶轴油泵投入联锁；2 确认大轴已被顶起记录各瓦顶轴油压及大轴顶起高度；3 投入盘车，确认各转动部分声音及盘车转速正常；10发电机充氢1 氢压0.5MPa；2 氢气纯度：98%3 油氢差压：0.11MPa。11发电机

25、定子冷却水系统投运（定冷水泵一投一备），调整流量至116t/h,，氢水差压35Kpa12辅助蒸汽系统投运，辅汽母管压力：0.81.0 MPa，温度：25030013主机真空系统投运1 关闭真空破坏门；2 启动两台真空泵，另一台投入联锁，对主机和小机抽真空；3 当凝汽器背压13kPa时，具备冲转条件；4.真空一旦建立，应确认汽机主汽、冷再、热再和抽汽管道上的疏水阀已打开主轴封投运前需进行轴加水封注水14机轴封系统投入1 暖管至调阀前，充分疏水；2 开启轴封冷却器风机（一投一备）；3 调整主机轴封供汽压力103kPa,，轴封母管压力3.5Kpa，温度280300，检查轴封回汽正常，将主机轴封供汽压

26、力投入自动。注意在向轴封供汽母管送汽前应保证汽缸疏水阀开启；15小机润滑油系统投运1.检查油箱油位；2.确认进入冷油器的冷却水已被关闭；当油温接近50时，逐渐投入冷却水。3.启动一台油箱排油烟风机，另一台投入联锁；4.油温21时，启动交流润滑油泵，否则应先投加热；5.投联锁并使直流事故油泵处备用状态；润滑油母管压力：0.22-0.25MPa 润滑油温：37。 6.投入小机盘车运行16小主机真空系统投运1启动一台真空泵，另一台投入联锁，对小机抽真空；2.当凝汽器背压5，否则启动EH油再循环泵投加热；3 油温21时，启动一台EH高压油泵，另一台投联锁备用；确认EH油母管压力16 MPa，温度435

27、4。21DEH系统投入1 DEH应提前4小时带电；2 DEH面盘检查：1) 抽汽逆止阀SLC投AUTO。2) 高排逆止门A、B SLC投AUTO。3) 真空破坏门A、B SLC投AUTO。4) 汽机疏水SLC投AUTO。5) 顶轴油泵DCO、SLC投AUTO。6) 交流润滑油泵DCO、SLC投AUTO。7) 直流润滑油泵SLC投AUTO。8) 排烟风机DCO、SLC投AUTO。9) 盘车电磁阀SLC投AUTO。10) 汽机润滑油供应SGC投AUTO。11) 润滑油泵检查SGC投AUTO。12) EH油泵、EH油循环泵DCO、SLC投AUTO。13) 汽轮机轴封蒸汽控制SGC投AUTO。14)

28、轴加风机DCO、SLC投AUTO。15) 将TSE INFL应力计算SLC投AUTO。16) 将PRES MODE压力模式SLC投AUTO。17) 将（3个HP EXHAUST TEMP CTRL）高压叶片进汽压力限制控制器、高压排汽温度控制器、高压压比控制器SLC投AUTO。18) 将（S/UP DEVICE）启动装置SLC投AUTO。19) 将高、中压调门、补汽阀阀位限制设为105。3 DEH静态操试验，包括阀位试验，DEH盘面紧急停机按钮跳闸试验等。22ETS模拟试验检查汽机跳闸试验23TSI带电投用24锅炉点火当凝汽器背压达27kPa以上时，可通知点火25旁路系统投入1 锅炉点火后，根

29、据锅炉的需要，可投入旁路系统；2 将高、低压旁路减压阀和喷水阀投自动，全开喷水隔离阀；3 将高、低压旁路控制方式设为启动方式；4 锅炉燃烧与旁路配合进行暖管提升蒸汽参数。26汽机首次冲转前的状态检查与操作1 汽机盘车连续投入4小时以上；2 挂闸前确认高、中压主汽门，高、中压调门在全关位置；3 检查汽轮机本体、高、低压疏水气动门自动开启，手动门在开启位置；4 检查主机所有保护均已投入；5 记录所有重要参数的初始值，如：缸温、振动、润滑油供、回油温度、母管压力、轴承进油压力、轴承温度等；6 测量汽缸膨胀所需临时仪表已安装正确，并有专人负责；7 当主蒸汽压力达到8.5 MPa时将高、低压旁路控制方式

30、设为定压方式，高旁压力定值为8.5 MPa，低旁压力定值为1.2 MPa；8 检查蒸汽品质符合启动要求，蒸汽参数符合启动条件，汽机具备启动初始化条件。27汽机冲转1 投入汽机SGC程控，启动装置自动运行，将实现以下功能：1) 确认ETS无跳闸信号，投入SGC ST自动，并发出“startup”指令；2) 确认TAB12.5% 时，汽机复置；3) 确认TAB22.5% 时，高、中压主汽门跳闸电磁阀复位（ESV TRIP SOLV REST）；4) 确认TAB32.5% 时，高、中压调门跳闸电磁阀复位（CV TRIP SOLV REST）；5) 确认TAB42.5% 时，开启高、中压主汽门（ESV

31、 PILOT SOLV OPEN）；2. 在DEH的WARMUP/TSE画面打开SGC TURBINE，按下ON后按EXECUTE(执行)步骤1：启动初始化，检查盘车系统；步骤2：SLC汽机抽汽逆止门子程序投入；步骤3：汽轮机限制控制器投入：高压排汽温度控制、高压叶片压力控制、高压压比控制、高压限压方式控制；步骤4：汽机疏水子程序投入；步骤5：打开暖机疏水阀；步骤6：空步骤7：空步骤8：投入并运行油泵测试，保证其已为汽机运行做好准备，检查辅助系统运行正常。步骤9：空步骤10：空步骤11：SLC发电机励磁机干燥器投入、等待蒸汽品质合格；步骤12：空步骤13：汽轮机的主蒸汽和再热蒸汽管路暖管完成（

32、主汽、热再管道所有温度测点的最小过热度10K），低压缸喷水减温投自动；步骤14：开启主汽门前疏水，打开蒸汽纯度确认SLC STEAM PURITY RELEASED选择ON（蒸汽品质必须合格，若不合格则选OFF）；步骤15：开启主汽门：主汽门开启前必须遵循准则X1、X2；步骤16：确认主汽门已开启；步骤17：空步骤18：开启调门前选择主蒸汽流量：高压转子中心孔温度400，选择主蒸气流量15，高压转子中心孔温度400，选择主蒸气流量10；步骤19：空步骤20：开启调阀前确认冲转条件：冲转前必须遵循准则X4、X5、X6、Z3、Z4且热再蒸汽温度过热度30K；(SLC 蒸汽品质子回路释放,若蒸汽品质

33、不合格重新回到第11步至20步，进行暖管、暖阀)步骤21：开启调门升速到暖机转速360 rmin：打开释放设定点SLC选择ON，汽机转速控制器设定360 r/min，转速控制器投入，开调门汽机冲转至暖机转速。手动打闸，进行摩擦听音检查，全面检查机组各系统运行情况并记录运行参数。注意：a) 冲转后注意主机油温变化，适时投入主机润滑油冷却水。b) 适时投入发电机氢冷器及密封油冷油器。c) 摩擦检查结束，重新挂闸冲转，执行步骤1步骤21。d) 冷态启动汽机转速达到360r/min 时暖机60分钟，TSE/TSC监控整个暖机过程。步骤22：解除SLC蒸汽纯度，蒸汽纯度SLC选择OFF；步骤23：保持暖

34、机转速，增加高压汽轮机的预热度；暖机期间做如下检查：a) 摩擦检查b) 缸胀、轴向位移c) 上下缸温差及汽缸内外壁温差d) 调阀开度e) 机组振动情况f) 各瓦金属温度及回油温度g) 凝汽器、除氧器及加热器水位h) 低压缸排汽温度及低压缸喷水减温是否自动投入，若未投入手动投入i) 辅助系统的所有运行参数正常步骤24：空步骤25：升速至额定转速3000r/mim，升速过程中做如下检查：a) 记录过临界转速时机组振动情况：通过临界转速时轴振最大不超过0.13mm，瓦振最大不超过0.083mm；b) 润滑油温度保持在4550c) 转速至540r/min时顶轴油泵自停，若未自停，手动停顶轴油泵d) 检

35、查并记录主蒸汽压力和温度、再热蒸汽压力和温度、缸胀、轴移、各瓦最大轴振、最大瓦振、各轴承金属温度和回油温度、上/下缸温差、凝汽器真空等步骤26：关闭高压和低压汽轮机疏水步骤27：解除SLC转速控制器手动，汽机转速控制器停止工作，汽机启动装置TAB62%,限制调门开度步骤28：投入调压器（机组首次启动应旁路该系统）步骤29：发电机同期前保持额定转速:满足X8准则，TSE温度上限裕度30后暖机结束，记录额定转速下汽机及辅助系统各运行参数针对上述步骤的详细补充如下：a、锅炉起压后，全面检查主、再热蒸汽管道疏水畅通，高、中压主汽门，高、中压调门，高排逆止门，中压连通管调门、供热抽汽调门，各抽汽逆止门严

36、密关闭，盘车运行正常，监视汽缸上、下温差小于42。确认汽缸本体疏水畅通，疏水手动门全部开启。b、投入汽轮机所有保护：轴向位移；凝汽器真空低；润滑油压低；超速保护；EH油压低；MFT；高排压力高；DEH系统电源故障及DPU故障；发变组保护；转子振动大。c、汽机冷态冲转蒸汽参数：主蒸汽压力：8.5Mpa，主蒸汽温度：400；再热蒸汽压力：1.2Mpa，再热汽温度：390 。凝汽器真空88kPa以上。d、油系统运行正常，油系统参数符合下列要求：确认主机润滑油滤网后母管压力在0.37MPa以上，油温大于37；EH油压力在16MPa左右，油温大于15。e、盘车连续运行4h以上，且汽缸内和轴封处无异音。大

37、轴偏心度不大于0.076mm。(相对于原始值不大于0.02mm)f、发电机氢压0.5MPa，纯度95，定子内冷水进出水压差在0.15 0.2MPa。投入发电机氢冷器运行。g、汽机所有疏水门开启。h、当主汽温度大于阀体温度内壁（冷态为100、热态为20），在主汽压力小于4.0MPa前，汽机走步序暖阀，以缩短启动时间。i、等待蒸汽品质后，检查冲转条件满足，开启调门，冲转至目标暖机转速360r/min。高、低加随机滑启。当主机转速升至180r/min后，检查盘车自动脱开，否则应立即打闸停机。在转速到达360r/min后，汽轮机应进行一次手动脱扣试验，以便检查汽机内部和轴封处有无金属摩擦声。摩擦检查正

38、常后，机组挂闸升速，重新升速到360 r/min进行暖机，对环境温度启动（冷态），汽机将在暖机转速360r/min下保持60min，其它方式下启动通常5min即可升至3000r/min。暖机结束后机组继续升速，目标转速3000 r/min。机组转速升至540r/min后，检查顶轴油泵联锁停运。联系热工将汽机超速保护定值设置在2950r/min，进行超速保护试验（当机组无机械超速保护设计时），当转速到2950r/min，超速保护应动作，汽机跳闸后由热工将汽机超速保护定值重新设置到3300r/min，再次启动汽机。设定目标转速3000r/min，升速率50 r/min升速到3000r/min，对系

39、统进行全面检查和记录，特别是油系统、轴承温度、油压等，检查机组3000r/min运行正常。 7.4.3 机组额定转速空负荷试验7.4.3.1润滑油流量优化汽轮发电机组各轴承润滑油流量分配动态调整试验：根据各轴承瓦温及回油温度情况微调各轴承进油调节阀，各轴承润滑油温升不超过20，各轴承油量分配见附图，调整期间保持润滑油供油温度50，观察并记录调整前后润滑油母管压力、各轴承进油压力、瓦温、回油温度、轴振、瓦振，调整完成后将各调阀锁紧。润滑油节流阀调整和优化期间，必须测量以下的值： 轴承金属温度 节流阀上游轴承油油压节流阀下游轴承油油压7.4.3.2轴承座真空调整为了阻止转子油封处油蒸汽泄漏，轴承座

40、中的真空必须调整至-0.25-0.4kPa。润滑油主油箱也要调整至合理的真空状态（-1.5kPa左右）。由于润滑油返回管会发生额外的抽气，这会产生一个过高的真空度，必要时，改变节流阀的位置。运行期间节流阀位置改变之后，必须再次检查盘车操作的运行压力。7.4.3.3轴封的蒸汽排汽腔的真空调整为了避免蒸汽泄漏至大气以及可能的空气进入轴承座，轴封的蒸汽排汽腔的真空必须调整至-0.1-0.2kPa。7.4.3.4汽机跳闸试验为保证汽机的安全运行，机组首次冲转达到3000r/min时，应进行主机就地跳闸试验；确认主机跳闸保护系统动作正确、可靠。l 试验条件 机组在额定转速3000r/min下稳定运行；

41、无其它试验进行。l 试验步骤 机组冲转定速后，在就地按“汽机跳闸”按钮，确认机组跳闸，主汽门和调门关闭； 复位汽机，机组升速至3000r/min稳定运行。7.4.3.5电气试验确认汽机各项保护均投入，汽机各运行参数正常，交由电气进行空负荷试验。试验期间注意定子冷却水温度投入自动控制。7.4.3.6汽门严密性试验电气试验完成后，缓慢提升主汽压力至13.5MPa,注意蒸汽过热度及升温、升压速率；电气试验结束后，即进行主汽门和调门蒸汽严密性试验；1）在DEH操作面板上操作主汽门严密性试验，检查关闭高中压主汽门，调门全开，若汽机转速降低至n r/min以下，试验合格。当主再热蒸汽压力偏低，但不低于50%时汽轮机转速下降值n应按p/P01000r/min进行修正；（其中P为实时压力值，P0 额定主汽压力值）2）主汽门严密性试验合格后打闸，再重新升速至3000r/min，按照同样方法进行调门试验；试验合格后打闸，重新升速至额定转速；7.4.3.7超速试验 该机组设有一套三选二的电超速保护，动作转速为3300r/min； 试验前应确认主机高中压主汽门、调门严密性试验合格，集控室手动“紧急停机”按钮试验、就地手动紧急停机试验合格； 通过超速试验检验超速保护的正确性和可靠性。确保汽轮发电机组的安全