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1、汽轮机整套启动调试方案指导1调试目的1.1 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；1.2 实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制的性能，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；1.3 全面监测汽轮发电机轴系振动和必要的现场平衡，使之达到要求；1.4 及早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、稳定的水平；1.5 为机组最终评定提供依据。2编制依据2.1 火电工程启动调试工作规定；2.2 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程；2.3 火电施工质量检验及评
2、定标准；2.4 火电工程调整试运质量检验及评定标准；2.5 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法；2.6 设计院、制造厂有关资料2.7 三期热机系统图试行2.8 8三期集控运行规程（试行）2. 9汽轮机/发电机运行和维护手册2.10汽轮机热态/冷态带旁路/不带旁路启动曲线3设备及系统简介3.1 汽轮机规范及主要技术参数：额定出力660MWTMCR701.8MWVWO728.6MW主蒸汽压力16.68MPa主蒸汽温度538eC中压主汽门前压力3.517MPa再热蒸汽温度538eC运行转速3000r/min旋转方向逆时针（从机头向发电机方向看）循环水温度20eC最高循环水温度36eCV
3、WO工况排汽压力11.04/12.56kPa额定排汽压力4.4/5.38kPa额定给水温度279.5最高给水温度283.2低压缸末级叶片长度1067mm额定主汽流量2102t/hVWO2209额定再热汽流量1766.7t/hVW01859.8额定热耗7748kJ/kWh可允许系统频率水平48.550.5Hz低系统频率下允许运行时间4546min汽缸数量4个3.2各级加热器投停对机组负荷的影响a.任意切除一台，机组可带95%最大保证负荷；b.任意切除两台或两台以上不相连的加热器，机组可带95%最大保证负荷；c.当#1、#2、#3高加同时切除时,机组可带95%最大保证出力；d.当#1、2高加投运情
4、况下：1）切除任意两台相连的加热器，机组可带85%负荷；2）切除任意三台相连的加热器，机组带75%负荷；3）依次类推直至45%负荷；e.当#1、#2、#3高加切除的情况下，按顺序从高到低，每多切除一台加热器，相应减少5%的铭牌出力；f.对上述五条，当有冷段和四抽至辅汽的抽汽投运而加热器切除时，在上述出力的基础上再减少5%；g.四抽至小机的蒸汽被节流后，机组出力不应超过铭牌出力，如果由于加热器停用，机组出力己被降低，则应继续减少5%的铭牌额定值；3. 3振动：汽轮发电机组在转速666rmin时,振动0.076mm报警,0.IOmm跳闸；转速666rmin时，振动0.152mm报警，0.229mm
5、跳闸。3.4系统简介：a.本汽轮机为美国GE公司生产的四缸四排汽亚临界机组，功率660MW,带启动旁路。回热加热系统有4低加+1除氧+3高加。机组配有两台50%容量的启动给水泵及一台启动电动给水泵。b.润滑油系统采用两台交流润滑油泵和一台直流事故油泵，无主轴拖动的主油泵,两台润滑油泵互为备用，向系统运行层提供高于0.117MPa的润滑油，当两台润滑油泵故障或润滑油压力降低过大，直流油泵启动保证停机安全。润滑油还可以作为备用密封油源。c.以润滑油作为油源，机组配备两台互为备用的顶轴油泵，提供压力26MPa左右的顶轴油，以供低速盘车装置使用。d.机组配有EH油系统，向调节及保安系统提供IL2MPa
6、以上的压力油。2只高压主汽门、4只高压调节门、2只中压联合汽门、旁路通风阀（BVV）均以高压抗燃油作为启闭的动力。EH油站（HPU）有自身的净化、再生及加热、冷却系统。e.HPU还有电气跳闸装置：ETDKETD2、ETSV以及他们的闭锁阀LoV1、LOV2、ELV,在紧急情况下是机组遮断和在线情况下做试验。HPU还配有空气继动泄载阀，在紧急情况下，当安全油失去时，切断并排空到各抽汽逆止门的动力起源，使各抽汽逆止门关闭，保证机组安全。f.汽轮机可以采用高压缸启动（顺流启动，冷、热态不带旁路）和中压缸启动（逆流启动，冷、热态带旁路）两种启动方式。g.汽机可逆流RF启动，在这种方式下，设计控制系统通
7、过运行逆流阀（RFV）及通风阀（VV）让蒸汽进入高压汽轮机排汽，来影响高压汽轮机中的温度，包括第一级温度，在汽轮机启动前，主要问题是调节再热蒸汽温度至与再热室内表金属温度相匹配。当符合程序规定的温差条件后，机组方可启动，当到达一定的负荷以后才切换到顺流状态。h.顺流FF启动时，先进行高压缸预热，关闭所有汽轮机、再热管、抽汽管及蒸汽发生器疏水及排汽口，MSV.RSV.IV全关而CV全开，然后开启SVBV（截止阀旁路门），使转子温度上升，HP压力达到大气压力后，开启疏水增加热流并使HP压力达到O.345O.483MPa加热满足要求后，可以启动升速。i.以第一级金属表面温度为标准，机组启动前的状态可
8、分为：冷态、温态和热态。j.冷态启动时，汽机最好顺流（不带旁路）启动。这有助于减少由于不匹配造成的转子应力。温态和热态启动则采用中压缸启动方式为宜。k.机组控制方式有全自动（ATS）和半自动（操作员自动）方式。在自动方式下，汽轮机在MARKT的三个控制器R,S,T的冗余控制下，自动判断机组状态，自动进行应力计算，确定暖机时间及升速率，自动定速，带初负荷（3%额定负荷）。半自动方式时，操作员可以根据机组状况及CRT上的提示，选择暖机时间，切换，升速率等。1 .汽轮机进汽调节方式可分为部分弧进汽（PA）和全周进汽（FA）,全周进汽有利于汽轮机加热均匀，迅速提高缸体温度，而部分弧进汽能在高负荷下提高
9、机组运行效率（80%负荷以上PA无优势），两种方式可以互相切换。4调试范围4.1 对汽机主机及各循环系统、热力系统及设备在整组启动、运行中的技术指导；4.2 汽轮发电机轴系振动；4.3 调节保安系统调试试验；4.4 自动和半自动启动试验；4.5 冷态、温态、热态启动试验；4.6 顺流和逆流方式启动试验；4.7 部分弧（PA）和全周（FA）进汽方式的切换试验；4.8 汽轮发电机组甩负荷试验；5调试应具备的基本条件1.1 汽水管道的吹扫和清洗干净；1.2 冷却水系统通水试验和冲洗干净；1.3 化学水系统的冲洗、药剂和调试，凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水；1.4 润滑油、抗燃油系统的循环，油质
10、合格，油系统调试完毕;1.5 真空系统严密无泄漏；1.6 通讯系统、设备可靠；1.7 完成各辅助设备及系统的分部试运，包括子组控制系统调试具备自动控制要求；1.8 邻机能提供可靠的辅助汽源；1.9 控制盘及CRT上键盘、鼠标正常完好，动作正常；1.10 各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。各气动阀、电动阀、调节阀调试完毕且正常；1.11 仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件；1.12 各报警装置试验正常；1.13 消防设备及系统正常可用；1.14 汽机自启动装置调试完毕，包括高中压主汽门、调门、排汽逆止门、旁路通风阀BVV、各抽汽逆止门的动作无卡涩，动作到位，逻辑正常，关闭时间符合要
11、求；1.15 高、低压旁路油站及阀门调试完毕，符合设计要求；1.16 发电机密封油及氢系统调试完毕，气密试验合格；1.17 机组大联锁、汽机主保护及系统设定值完成最终确认；5. 18本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准。6调试方法及步骤6. 1总则新机组首次联合启动乃汽轮发电机组非正常方式的启动。涉及调整、试验、逻辑、定值的修改，设备消缺，甚至与设计、制造、安装有关的问题。一般性的问题在调试过程均能得以解决。德三机组全套进口设备，自动化水平较高，对设备要求限制条件很多，主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。为此，整套联合启动调试分三个阶段进行a.第一阶段：空负荷和低负荷调试汽
12、轮发电机组首次启动，采用冷态、半自动、顺流预暖、高压缸启动方式（不带旁路），升速至定速、电气试验、并网带25%负荷。目的：1）获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据;2）进行轴系振动监测、分析及处理；3）检验汽轮机MKV/ATS自启动装置的性能；4） ETDl、ETD2、ETSV试验；5）汽门严密性试验；6）电气试验；7）实际超速保护跳闸试验；b.第二阶段：带满负荷调试机组并网接带负荷至满负荷运行。目的：1）获得由中压缸启动转换至高中压缸联合启动方式的数据；2）机组带负荷特性；3）阀门活动试验；4）超速试验ETD1/ETD2、ETSV动作试验；5）跳闸预测（TRIPANTICIPAT
13、OR）试验；6）中调门触发器（INTERCEPTVALVETRIGGER）试验；7）功率不平衡（PLU）试验；8）早期阀门动作（EVA）试验；9）回热设备投入后的调节特性；10）全面记录规定工况的热力参数；11）真空严密性试验；12）抽汽逆止门的试验；13）洗硅；14）校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路、子组、成组等控制性能;15）机、炉参数匹配数据；16）满负荷稳定后，由指挥部决定，可有选择性地进行以下试验（1）额定工况、额定转速、额定负荷下，轴承振动测量；（2）进行TMCR和VWO工况下的保证试验；（3）氢气泄漏量试验；（4）负荷变动试验；（5）快速减负荷（RUNBACK）试验；（6）
14、所有高加切除运行试验；在切除高加后，锅炉供汽压力、温度和流量符合汽机额定工况运行条件。建议试验4小时，监视轴向位移、轴承瓦温、主再热蒸汽参数、真空；（7）凝汽器单侧运行试验；（8）50%和100%额定负荷甩负荷试验。c.第三阶段：168满负荷运行。目的：1）通过两个阶段调试，全面对主、辅设备的考验；2）全面记录满负荷工况下各种参数；6.2汽轮机启动状态划分（以第一级金属表面温度为准）：状态温度冷态汽机高压缸第一级内壁金属温度149C或停机5天以上温态汽机高压缸第一级内壁金属温度2149C,371热态汽机高压缸第一级内壁金属温度力371,或停机24小时6.3汽轮机启动控制方式a.半自动方式1）中
15、压缸启动；2）高压缸启动；b.自动方式1）中压缸启动；2）高压缸启动；6.4 汽机禁止启动及投入运行条件a.机组的任一保护不正常，ATS工作不正常；b.telepermXP控制系统及MARKT工作不正常，影响机组启停和运行；c.汽轮机监视仪表TSI工作不正常；d.机组主要监视仪表异常，无其他监视手段，影响机组启停及正常运行;e.汽轮机高中压主汽门及调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门及抽汽电动门动作不正常；f.抗燃油、润滑油、密封油油质不合格，油箱油位、油温不合格；g.抗燃油泵、交直流润滑油泵，交直流密封油泵工作不正常；h.顶轴油系统、盘车装置工作不正常；i.仪用空气系统工作不正常；j.轴封供汽不
16、正常；k.高、低压旁路故障；1.转子偏心度超过原始值O.038m,或0.05mm；m.汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声或盘车不能投入;n.机组差胀超过规定值；o.主要辅助设备故障或联锁试验不合格。6.5 第一阶段（汽轮机冷态启动）a.各系统及设备的全面检查，阀门位置符合检查卡要求；b.辅助设备及系统投入且参数符合要求；1) 检查服务水系统投入，压力正常；2) 投入仪用压缩空气系统；3) 投入循环水系统；（1）启动前检查符合启动条件；（2）启动第一台循泵SGC；（3）根据要求投入第二台循泵运行；（4）全面检查系统正常，无跑水、漏水现象；4）投入开式水系统；5）投入闭式水系统；6）启动辅助蒸汽系
17、统；7）投入发电机定子冷却水系统；8）投入润滑油系统；9）投入密封油系统；10）启动顶轴油系统；11）投大机盘车；12）发电机氢气置换；13）投入备用凝结水系统；14) 投入凝结水系统；15) 除氧器上水；16) 投入汽机真空系统；17) 投入汽机轴封；18) 投入汽机EH油系统；19) 投入给水系统上水；c.锅炉点火,根据要求投入高低旁路运行，注意旁路温度设定值及喷水阀的动作。检查轴封母管压力为0.0070.021MPa,将主蒸汽参数升高到转子预暖要求：主汽压力：2.83.2MPa主汽温度：210260所有汽机疏水阀打开，所有管道完全疏水，无排污罐疏水高报警。d.高压缸进汽,MARKT半自动
18、冲转1)汽机和MARKT复位，通过MSV2的SVBv阀预暖；(1)汽机复位；(2)旁路已经运行，主汽温度260C;(3)在MARKTCRT上选择顺流预暖方式，高压调门和MSV2打开，蒸汽进入高压缸。主汽门、中压主汽门、通风阀和主汽门均压阀应关闭；(4)用MSV2给高压缸、冷再热管线、锅炉再热段、热再热管线直至中联门打压。关闭所有疏水阀直至达到大气压力，然后压力维持在0.3850.49MPa,开始循环打开每个疏水门，放掉全部凝水。此间盘车一直投运。一旦汽机被冲转脱离盘车，可暂时关小MSV2,及关闭有关疏水门；(5)可适当降低真空以增加低压缸温度，预暖中压缸和连通管，保持汽压直至MKV/ATS显示
19、高压缸第一级内壁温度大于147.4,用投运汽封和提高凝汽器压力的方法使连通管温度达54以上，暖转子时间大约持续4-8小时；(6)低排温度最好控制在5465之间，57喷水阀投入，80全开，93报警，107跳闸；(7)转子预热完毕后，关闭MSV2,打开所有疏水门至少5min。2)(备选)汽机和MARKT复位，通过反流阀(RFV)预暖；(1)旁路已经运行，旁路出口温度260C;20) 在MARK-VCRT上选择RFVRotorprewarming;(3)关闭BVV阀及高压缸的所有疏水,使高压缸内蒸汽无法泄漏至凝汽器。在半自动方式下点击RAISE,手动打开RFV,直至第一级金属温度开始上升后停止。选择
20、加热速率50Ch,转子表面应力保持在20%容许值以下，以0.041MPamin的升压率提升高压缸第一级处的压力,最终使温度达150;(4)若汽机转速升高到200rmin,MKV自动关闭RFV；(5)适当开启主汽门后至中联门前的所有疏水；(6)当温度满足要求后,根据启动/加载图要求稳定相应的时间,关RFV；(7)可适当降低真空以增加低压缸温度，预暖中压缸和连通管，保持汽压直至MKV/ATS显示高压缸第一级内壁温度大于147.4,用投运汽封和提高凝汽器压力的方法使连通管温度达54以上，预暖结束；(8)全开主汽门后至中联门前所有疏水；3)阀室预暖(1)转子预暖已经完成；(2)主蒸汽温度与调门室金属壁
21、温度之差大于调门内外壁金属温差139;(3)在CRT画面上选择CHESTWARMINGON,确认CVs全关,注意监视有关参数，内壁加热温升率应保持在或者低于121Ch;(4)根据提示缓慢增加MSV阀位设定,来打开SVBV使调门室逐渐升压；(5)当调门室压力达到85%的主汽压力后，开始HEATSoAKING,当调门室内外壁温差和主汽与外壁温差MARKTsCHESTPREWARMCRT上给出的ALLOW值时，主汽-外壁温度小于139,预暖要求满足；21) 点击CHESTWARMINGOFF结束CV预暖；(7)预暖完毕通过MKV关闭MSV2,打开所有疏水门，在汽机冲转前至少进行5min的疏水。4)锅
22、炉升温升压到冲转参数：主蒸汽压力达到40%额定压力即6.6MPa,主蒸汽温度范围316C再热蒸汽压力0180.88MPa额定压力主蒸汽流量105525th额定流量按照检查卡项目检查MARK-V的状态,并重新复位。跳闸系统状态和阀的位置在转动准备及蒸汽阀状态CRT上显示出来。MARK-V处于半自动运行模式。5)其他冲转条件检查(1)凝汽器真空-84kPa;(2)轴封蒸汽母管压力调整为0.017-0.031MPa,母管最低温度150;(3)汽机所有疏水阀全开，或者根据锅炉对主蒸汽管线和再热汽管线的要求操作：A组疏水:MSVl前后疏水5SDFV6225,5SDFV6226；MSV2前后疏水：5SDF
23、V6227,5SDFV6228;B组疏水：高压缸后疏水5SDFV6230,高压缸前疏水5SDFV6230,调速级疏水5SDFV6231,高压缸进汽疏水5SDFV6232,高压缸进汽疏水5SDFV6233,RSVl前后疏水5SDFV6220、5SDFV6221,RSV2前后疏水5SDFV6222、5SDFV6223；# 1抽汽电动门前、逆止门后疏水；#2抽汽电动门前、逆止门后疏水；#3抽汽电动门前、逆止门后疏水；#4抽汽电动门前、逆止门后疏水；# 4抽汽至小机逆止门后疏水；#5抽汽电动门前、逆止门后疏水；#6抽汽电动门前、逆止门后疏水；# 1、#2、#3、#4抽汽电动门后手动疏水；主汽、冷再、热
24、再疏水。 EH油压10.3411.72MPa之间； 润滑油压在前箱处压力0.117MPa(正常为0.1550.2MPa),油温27-32,另一台AC润滑油泵和EBOP处于备用状态；汽机旁路流量105525th额定流量； 冲转前高压缸第一级后蒸汽温度和内壁金属温度之间温差：最佳值+28允许值+111-56极限值+222-167h)盘车连续运行4小时以上,主机偏心及金属温度正常,缸内及轴封处无异音；i）氢压0.361MPa,氢气纯度98%,温度20;j）高压缸第一级内壁金属上下温度差在报警情况下，仍可启动；a）所有进入汽机控制系统的跳闸信号均已复位,VPL设定为120%,MARK-V信息提示无任何
25、问题；b）低压缸喷水温度控制投入；6）确认MARK-V在半自动方式，关闭高、低压旁路，选择高压缸冲转FORWARDFLoW方式，选择DISABLEBYPASSo在ADMlSSIoNMODESELECTloN画面上确认进汽方式在FAo选择CLE为MEDIUM（中）；7） 根据ATS的提示，设定FIRSTSPEEDTARGET为800rmin和ACCELERATION为IOorPmmin,检查MSVs,RSVs全开，CVs和IVS开始开启，汽机开始升速。检查盘车自动脱开,盘车电机自动停止,顶轴油泵在7rmin自动停止，否则手动停止并查明原因。8）当汽机转速升至200300rmin时,在CRT上选择
26、关闭阀门，检查阀门关闭，现场进行摩擦检查；9）当转速达到IOormin时,恢复转速控制，目标转速800rmin,当转速达到800rmin时，保持1小时磨合及检查振动情况，然后升速到2500rmin,保持至少30分钟，并投入WOBBULATOR摆频，检查轴承振动、润滑油温（38）和汽机温度，继续升速；10）转速升至3000rmin时,注意检查高压缸末级金属温度应小于440;11）全面记录机组参数,全面测量轴承振动；12）定速后,检查运转层润滑油压0.117MPa,EH油压10.3411.72MPa;13） 3000rmin打闸试验,可在转速800rmin以下重新复位,冲转；14）重新升速至300
27、0rmin,ETDEETD2、ETSV试验；15）汽门严密性试验：3000rmin运行,高压旁路关闭,将主蒸汽压力提高到50%即8.35MPa额定压力以上,进行高压调速汽门和高压主汽门严密性试验操作，试验过程中注意高压缸排汽温度的变化；16）电气试验；17）手动同期,并网,带3%额定负荷,投入有关保护；18）并网后投入润滑油温度自动，检查油温应为43-52oC;19）选择目标负荷165MW（25%额定负荷），负荷达到后,暖机3小时。负荷100MW时,注意B组疏水应自动关闭,并关闭应手动关闭的疏水门；20）在暖机过程中,进行FA及PA进汽方式的互相切换,检查各调门动作情况,负荷变化情况,最终回到
28、FA方式；21）暖机完成后,进行实际超速保护跳闸试验,检查7rmin顶轴油泵自动投入,0转速时盘车自动投入,记录机组惰走时间；22）总启动第一阶段完成.6.6第二阶段（汽轮机温热态启动）根据缸温情况判断机组冷热状态,选择全自动冲转方式，逆流预暖，中压缸启动.a. 汽机及NfARK-V复位，选择MARK-V在AUTOMATIC方式，选择CLE为MEDIUM;b. 在MARK-V自动执行OlLPUMPTEST和HYDRAULICPUMPTEST时，注意检查交直流润滑油泵和EH油泵的自动切换和自动启动正常，电流及出口压力正常；c.在MARKT自动执行转子及阀室预暖的过程中，应注意监视各蒸汽阀门和疏水
29、门动作正常,缸温及转子温度正常升高；d.选择BYPASSINMODE及REVERSEFLOW方式,采用中压缸启动.（解除汽机和旁路之间的协调）.在ADMISSIONMODESELECTION画面上选择进汽方式为FA;e.选择AUToROLLOFFSTART,MARK-VATS自动选择合适的目标转速，升速率,MSVs及RSVs全开,CVs全关JVS开启汽机开始升速.检查盘车自动脱开,盘车电机自动停止,否则手动停止；f.根据需要进行摩检；g.检查合格后,ATS自动设定下一目标转速，当转速7rmin时检查顶轴油泵自动停止；h.当ATS自动在任何转速进行转速保持后,立即查找原因并消除,使ATS恢复升速
30、,在原因未查明前,不要试图超越HOLD;i当转速升高至2250rmin时,注意检查高压缸温度,确认RFV和BVV打开;j.升速至额定转速3000rmin,MARK-V自动进行保护试验；k.保护试验合格后,全面检查机组一切正常,选择自动同期方式；1.并网后MARK-V自动给机组带上3%初始负荷1）检查大机润滑油温,发电机氢温及定子冷却水正常；2） 检查VPLTRAKING,MSPL和GOVERNoRNONREGULATING自动投入；3） 检查各段抽汽逆止门（5ES-FV-211,5ES-FV-231,5ES-FV-251,5ES-FV-391,5ES-FV-371）开启，高低加随机滑启，加热器
31、水位正常,疏水正常；m.投入有关保护,根据需要投入氢气冷却器，当机组完成高中压缸转换,带10%额定负荷以上稳定后,进行调速保安系统试验：1）阀门活动试验；2） 超速试验ETD1/ETD2、ETSV动作试验；3）跳闸预测（TRIPANTICIPATOR）试验；4）中调门触发器（INTERC即TVALVETRIGGER）试验，66MW负荷左右；5）功率不平衡（PLU）试验，264MW负荷以上；6）早期阀门动作（EVA）试验；n.手动设定负荷上限，监视MARK-V自动设定目标负荷值和升负荷率,负荷给定值增加,机组负荷上升.也可在MODESELECTION画面上投入UMC子方式，在UMC上设定LOAD
32、SETPOINT和TARGET进行升负荷；0.继续升负荷至FlNALTARGETLOAD,当升至最终目标负荷时,检查CRT上出现ATSETLOAD;p.配合锅炉投粉,投CCS的TF方式逐渐升负荷，退出油枪，洗硅；1）当30%额定负荷时,启动一台汽泵与电泵并列运行；2）当50%额定负荷时,启动另一台汽泵；3）停电泵,置自动；r.负荷80+以下进行汽门活动试验；s.抽汽逆止门活动试验；t.负荷80%以上进行真空严密性试验1）关闭抽空气门方式，试验持续5分钟，每隔一分钟记录一次读数；2）详细记录此一过程机组真空的变化：初始值、变化值、结束值，如真空值下降较快或下降至报警值以下，则停止试验恢复正常运行
33、；3）试验完毕，开启空气门；4）每分钟真空下降平均值应不大于O.133kPa为优秀，不大于0.266kPa为良好，不大于0.399kPa为合格，超过0.399kPa为不合格。u.锅炉制粉系统投入正常运行,化水合格后，逐渐升负荷至满负荷；V.满负荷工况稳定后，全面记录机组运行数据；w.指挥部根据情况降负荷至50%额定负荷,进行甩50%负荷试验；s.机组重新启动,至满负荷,进行甩100%额定负荷试验.y.第二阶段结束.6.7 第三阶段（热态全自动中压缸启动方式）a.启动方式同第二阶段；b.满负荷时运行168小时，停机消缺。6.8 冲转注意事项a. MARKT自动方式下,ATS根据HP和RHT自动给
34、出升速率,半自动时需要选择，当转速200rmin,转子热应力为负值时，升速率应选FAST,当热应力大于50%时,应选SLOW,其他情况选MEDIUM.汽机在800rmin以下运行时间不应超过5分钟；b. 手动改变阀位设定值VPL的速率有快慢两种:FAST-l%/s,SLOW-O.04%/s;c. 手动转速匹配速率选择有两种方式,FAST-O.2%s,SLOW-O.1%/s;d.在全周进汽和部分进汽之间转换：1） SLOW切换一3OnIin2） MEDIUM切换一1OnIin3） NORMAL切换一5min4） FAST切换一Imin5） 手动同期调节转速时有两种选择：FAST-O.2%s,SL
35、OW-0.1%/s;f.在自动方式下,ATS暖机后,应查明原因消除,不能随意超越；6） 冲转过程中振动800rmin为0.076InIn,跳闸0.102mm;800rmin为0.152mm,跳闸0.229.当振动过大需要降低转速时,可以CLOSEVALVE.h.冲转过程中,排汽缸喷水应一直投入；i.半自动方式下,运行人员可以通过LOADHOLD手动选择暖机,在自动方式下,MARK-V自动进行暖机；j.主再热汽温度下降56C15min,超过83.3oC15min应打闸停机；k.蒸汽密封母管温度突降，高中压缸下部温度突降，上下温差28,推力轴承磨损报警或跳闸时,汽机有可能进水,应立即采取措施；1.
36、暖机结束的规定1) TURNINGGEAR预暖，高压缸第一级金属温度149连通管温度542) 2500rmin暖机，连通管温度933) 710%负荷，连通管温度177m.在半自动方式下，当应力过大时,应使用RUNBACK,加热时为+,冷却时为可用进汽方式选择控制应力；4) 当负荷30乐检查轴封供汽调阀逐渐关小，汽机切换为自密封方式；5) 当冷再压力满足要求时，检查辅汽供汽切换至冷再供汽；6) 当四抽汽压力辅汽汽源压力，40%额定负荷检查辅汽汽源切至抽汽。6.9汽轮机停止汽轮机停止有正常滑参数方式停止和事故停止两种。停机过程发生事故的概率远远高于启动过程，因此，停机过程的操作及监视要特别加强和重
37、视。a.正常滑参数停机步骤1)机组停止前的准备工作(1)单元长接停机命令后，通知燃料、化学、除尘、网控、集控等各单位做好停机准备；(2)按检查卡规定进行机组停运前的全面检查，并将存在的缺陷详细记录在缺陷记录本上；(3)检查燃油系统中各参数正常，对所有油枪进行试投，发现有缺陷的油枪联系检修人员进行处理；(4)对锅炉全面吹灰一次，投油后，空预器应每2小时吹灰一次;(5)核对所有水位计指示正确；(6)检查电动给水泵组备用良好；(7)备用交流润滑油泵、直流润滑油泵启动试验；(8)顶轴油泵及盘车启动试验；(9)备用交流密封油泵、直流密封油泵启动试验；2)机组停止方式(1)机组级(UNnCONTROL)(
38、2)组级(GC),子组级(SGC),子回路(SLC),单操(SDC)(3)根据机组控制方式选择机组停机操作方式.当选择BF方式或基本方式减负荷时，当MARK-V在自动方式时,设定了目标负荷后,ATS将根据自身提供的负荷变化率来降负荷，以保证汽机应力符合要求；当MARK-V在半自动方式时,运行人员应根据LOADCONTROLCRT画面提供的REeOMMENDEDLOADINGRATE选择合适的降负荷率.若停机检修，则AMS切至PA方式，若停机备用，则AMS切至FA方式；3)单元机组GC,SGC,SLC,SDC停运(1)在协调方式下，降负荷至60%额定负荷,主、再热蒸汽温度维持在正常范围；(2)解
39、除CCS协调，汽机按TF方式运行，炉按FUELMASTER手动方式运行；(3)启动电动给水泵，正常后并入给水系统；(4)停止一台汽泵运行；(5)继续手动降低FUELMASTER定值，机组负荷降低至40%额定负荷，停第二台汽动给水泵运行；(6)机组达到15%额定负荷,注意B组疏水及各抽汽管道疏水应自动开启；主蒸汽管道疏水；冷、再热汽管道疏水；中联门后疏水；高压缸本体疏水；高、中、低压抽汽管道疏水；下列疏水应手动开启：#1、#2、#3、#5、#6抽汽管道抽汽逆止门后手动疏水门；#4抽汽管道抽汽逆止门后手动疏水门；#4抽至除氧器电动门后手动疏水门；(7)负荷降至60MW以下，启动汽机SGC停止程序；
40、(8)减负荷过程中注意事项 在降负荷之前应将进汽方式由PA切至FA； 在降负荷过程中，当发现汽机应力大于允许应力的80%时，应减小降负荷率，甚至停止减负荷； 停机过程中，机炉应协调好。应维持汽包水位、炉膛压力稳定，降温、降压不应有回升现象； 监视调整主、再热汽温降速率，金属温降速率，控制热应力在允许范围内，汽温在15min内下降83.3应打闸停机； 监视机组振动、胀差、缸胀、轴向位移，偏心及瓦温正常，机内无异音； 监视轴封汽源、辅汽汽源、除氧器汽源的切换，除氧器汽源切换后，启动除氧循环泵运行； 监视凝汽器真空，低压缸排汽温度正常，如排汽温度升至60,应检查后缸喷水自动投入正常；检查发电机密封油
41、系统运行正常；监视各加热器水位正常，尤其应注意#3高加疏水的动作情况；机组应避免在60MW以下停留，低于该负荷应迅速降负荷至0,打闸停机。4) BF基本方式减负荷,采用MARK-V自动方式减负荷:根据要求的最小停机负荷设定LOADTARGET,降负荷率由ATS自动给出；RAPIDUNLOAD置OFF.也可以在MODESELECTION画面上投入UMC子方式,在UMC上设定LOADSETPOINT和TARGET进行减负荷.CV和IV同时关小,共同参与减负荷.HPBPV和LPBPv打开控制压力.5) BF基本方式减负荷,MARKT采用半自动方式,根据要求的最低停机负荷设定LOADTARGET,选择
42、LOADRATE小于或等于LOADCONTROLCRT画面上显示降速率的建议值.6)机组解列(1)汽机SGC停止；(2)用MARK-V停机如汽机SGC故障，则采用MARK-V减负荷，当画面显示LOADATTARGET时,此负荷应大于5%,置LUBEOILCONTROL于自动方式,置RAPIDUNLOAD于ON,迅速降负荷至5-10%,手动按下TURBINETRIP按钮,机组解列.当汽机主汽门全关,且发电机输出为0或变为负值时,检查断路器开关自动断开,否则手动断开,发电机解列.解列后,手动完成汽机SGC的其他有关操作.7)机组解列注意事项(1)在汽机打闸后,应监视发电机在出口开关断开前的运行时间
43、满足下列要求:凝汽器真空86kPa时,小于等于5min;凝汽器真空86kPa时，小于等于60s.(2)CVs前的A组所有疏水打开；(3)在BEARINGDATACRT画面上监视转子惰走经过临界转速时的最大轴承振动值,并记录以作为以后启动时的参考；(4)调整大机润滑油温,在盘车投入前应27-32oC;(5)当汽机转速降到2250rmin时检查RFV关闭,根据需要破坏真空加快停机；(6)转速降低到7rmin,检查顶轴油泵自启；(7)当转速到0,检查盘车自动投入，否则启动盘车电机,检查盘车自动啮合；(8)汽机金属温度260,应连续盘车；(9)盘车运行期间，应严密监视高中压缸膨胀，差胀,缸温,轴向位移
44、等，定时记录盘车电流,偏心,差胀及缸温等；(10)在凝汽器真空到0后,停止轴封供汽.b.事故停机1)事故停机有两种情况，一种是设备确实存在问题而保护动作停机，另一种保护误动停机。不管发生事故停机来自何种原因，首先完成停机的正常操作,安全地将机组停下来。检查原因，再决定机组是否启动。2)事故停机发生后，机组瞬间的大范围的工况变化，操作人员应特别注意以下问题。(1)高中压主汽门、调门、排汽逆止门的关闭是否及时。(2)轴承供油系统是否正常。(3)汽机通流部分缸体温度是否有异常变化，防止汽机进冷汽冷水。(4)轴封供汽能否及时投入备用汽源。(5)管道及汽轮机的振动情况。(6)检查高低压旁路自动投入后的压
45、力温度控制。(7)各控制系统动作是否正常，必要时改手动控制。厂用电的自动切换是否正常。7调试的质量检验标准达到火电工程调整试运质量检验及评定标准。8组织与分工8.1 电力研究院负责以下工作：a.编制整套启动调试措施；b.监督与检查调试措施的实施；c.根据调试中所发现的异常或其他技术性问题，组织技术分析，提出建议或设计修改；d.汇综调试中有关技术数据；e.编写调试技术报告。8.2 电厂负责以下工作a.编写机组整套启动调试的具体操作措施及反事故措施；b.组织运行人员熟悉现场设备、系统，启动调试操作，反事故措施及其他有关的规章制度；c.负责整套启动中的现场组织和具体启动措施的实施，设备消缺的隔离防范
46、及管理；d.汇综并保存调试中技术数据和原始资料；e.认真做好调试中各项操作和异常情况的详细记录;f.建立必要的专项记录卡（簿），如保护联锁试验卡，阀门检查卡，系统操作卡，主机启动卡，振动测量卡等；8.3 施工单位负责以下工作：a.完成辅助设备及系统的分部试运；b.配合电厂运行人员检查和巡视设备的运行情况；c.按缺陷管理的程序及时消除设备和系统出现的缺陷；d.完成调试中设计修改和临时确定的变更项目；e.试运范围内的施工脚手架全部拆除，环境清理干净，现场沟道及孔洞盖板齐全。9调试过程中记录的项目和内容a.润滑油、顶轴油和抗燃油温度、压力；b.轴承振动、瓦温；c.机组转速、负荷、轴向位移、膨胀、金属温度；d.主蒸汽压力、温度，汽水流量，再热汽压力、温度，凝汽器真空、排汽温度，抽汽压力、温度；e.各辅机及系统的运行情况；f.各项试验的结果。10安
