机组整套启动要求措施.doc

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1、word目 录1 概述12 编制依据23 调试目的34 机组整套启动调试应具备的条件35 整套启动的程序46 调试质量的检验标准177 安全、环境保护措施178 危险点分析与预防措施199 调试项目记录容2010 试运的组织分工20附表：调试技术措施交底记录21附表：汽轮机运行参数限额2227 / 281 概述1.1系统简介华电发电热电工程一号机组汽轮机为汽轮机制造的亚临界、一次中间再热、单轴、可调式采暖抽汽凝汽式汽轮机。机组通流局部共36级，其中高压缸有1个单列调节级+11个压力级，中压缸共12个压力级，低压缸采用双流反动压力级，共26级。机组共有七段非调整回热抽汽，分别供应三台高压加热器、

2、一台除氧器与四台低压加热器用汽；汽轮机的调节系统采用数字电液调节系统(DEH)，操作简便，运行安全可靠。机组的主要辅机设备有：三台50%容量凝结水泵、两台50%容量汽动给水泵和一台30容量电动给水泵、两台循环水泵、两台100%容量真空泵、两台100%容量闭冷水泵。1.2机组主要技术规汽轮机型号：C330-16.7/0.379/537/537型 式： 亚临界、一次中间再热、单轴、高中压合缸、双缸双排汽、供热式汽轮机转动方向：从汽轮机向发电机看为顺时针通流级数：36级级 数：高压通流1+11级 中压通流12级 低压通流26级末级叶片长度905mm临界转速：高中压转子低压转子发电机转子一阶临界转速1

3、5501650870二阶临界转速4500450022601.3汽轮机特性数据TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况高加停用工况额定抽汽工况最大抽汽工况发电机功率MW330346360330330247273热耗值kJ/kW.h8268.77976.97973.47979.58221.95590.35532.6主汽压力Mpa.a16.716.716.716.716.716.716.7再热汽压力Mpa.a3.513.533.693.353.473.273.60主蒸汽温度537537537537537537537再热蒸汽温度537537537537537537537主蒸汽流量t/h106610

4、661119100688310061119再热蒸汽流量t/h889893935846863841929排汽压力Kpa.a11.85.395.395.395.394.04.0排汽流量t/h639636664606650167181补给水率%3000000给水温度276.2276.5279.6272.9184.2272.1278.82 编制依据2.1 华电发电热电工程1机组调试大纲2.2 火力发电厂根本建设工程启动与竣工验收规程1996年2.3 火电工程调整试运质量检验与评定标准2.4 电力建设施工与验收技术规96版2.5 火电机组达标投产考核标准2001版2.6 国家电网公司电力安全工作规程火电

5、厂动力局部2.7 国家电力公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求2.8 华电国际公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要施细如此2.9 国家电网公司电力建设安全健康与环境管理工作规定2003年版2.10 省电力华电发电热电工程1机相关设计图纸和资料2.11 设备制造厂供货资料与有关设计图纸、说明书3 调试目的整套启动调试是火电机组安装调试中重要的一个阶段。通过各系统的分部试运和机组的整套启动，检验主、辅机设备与热力系统在设计、制造、安装等方面的性能。在试运过程中与时发现和消除设备和系统中存在的缺陷，并通过调整试验，优化主、辅机设备与热力系统的运行方式，完成168小时试运行，使机组以安全、可

6、靠、稳定的状态投入商业运行。4 机组整套启动调试应具备的条件序号检查确认项目备注4.1调试现场已清理干净，脚手架已拆除，场地平整道路畅通。4.2调试现场各平台、楼梯、通道均施工完毕，现场照明充足，在主要的通道、楼梯、表盘等重要部位有事故照明。4.3消防设施完整并通过有关单位的验收，能够与时投入，并有专人负责消防和保卫工作。4.4厂房根本封闭，厂房通风设备可投用，机组的试运行区域划清楚确，并作出标记。4.5厂房排水管道畅通。生活用水系统应能正常投入使用。调试现场等通讯设备齐全，使用方便。4.6所有设备、系统均按图纸施工完毕，并完成设计变更与修改项目。4.7设备和阀门已挂牌，管道保温工作完成，色环

7、与介质流向标示清楚。有关承压设备与管道经水压试验合格。4.8各系统分部试运完毕，相应的签证工作完毕。4.9所有的表计经校验合格，安装齐全包括就地表计。4.10所有水位计、油位计应装有测量标尺。4.11凝结水系统、给水除氧系统的调试工作完毕。4.12循环水、闭冷水系统的调试工作完毕，水塔水池的补水、排水系统可以正常使用。4.13电动给水泵调试完毕。4.14主机润滑油系统、控制油系统油循环完毕，并应有油质合格报告。油箱油位正常。4.15润滑油、盘车装置调试完毕，可以投入。4.16主蒸汽、再热蒸汽管道吹扫合格。小汽机的进汽管道、汽封的进汽管道也吹扫干净。4.17控制油系统调试完毕，系统可以投入。4.

8、18真空系统的灌水试验与真空泵试运完毕。4.19发电机冷水外部系统冲洗干净，水质合格后进展全系统循环。检查系统应无泄漏。4.20密封油系统压差阀、平衡阀调整完毕。4.21发电机气密试验合格。氢气系统处于可投用状态。4.22汽动给水泵与其辅助设备调试完毕。4.23DEH系统静态调整完毕，经仿真试验合格。4.24主汽门、调速汽门关闭时间符合要求。4.25汽机监控系统调试完毕。4.26压缩空气系统调试完毕，满足投用条件。4.27化学已准备足够的除盐水。4.28主、辅机的联锁保护、程控、报警信号试验合格。4.29柴油发电机系统的调试工作全部完毕，柴油发电机系统可正常投运。5 整套启动的程序序号检查确认

9、项目备注5.1机组整套启动的程序5.1.1空负荷试运5.1.1.1汽轮机首次启动，按厂家提供的冷态启动曲线执行。在机组升到额定转速后，进展主控和就地打闸试验，确认主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭，高排泄放阀打开。5.1.1.2复位后，重新冲转至额定转速，进展注油试验以与主汽门和调速汽门的严密性试验。5.1.1.3上述试验完成后进展电气试验。电气试验完毕后，并网，带10%的额定负荷暖机四小时。5.1.1.4暖机完毕后，解列，进展机械超速试验和电超速试验。5.1.1.5停机时，测定汽机不破坏真空时的惰走曲线。5.1.2带负荷试运5.1.2.1高、低压加热器投入运行，机组的各项自动调节与

10、保护均投入。在升负荷的过程中按化学要求完成各阶段的洗硅；进展汽机真空严密性试验和甩负荷试验，对机组各附属设备的自动控制功能进展优化等工作。5.1.3满负荷试运5.1.3.1机组的168小时满负荷试运行，考验机组在额定工况的稳定运行水平。5.1.4机组启动方式的选择5.1.4.1汽机启动采用高压缸启动方式，将汽机控制方式选择为自动AUTO方式。 5.1.4.2机组启动状态的判别： 冷态启动：高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度121。 温态启动：121高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度250。 热态启动：250高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度400

11、。 极热态启动：高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度400。5.2整套启动的步骤5.2.1整套启动前的检查5.2.1.1检查确认主、辅机的联锁保护正常投入。5.2.1.2检查确认各电动门和调整门开、关方向正确，动作灵活。5.2.1.3检查确认各热力系统阀门按运行规程要求置于机组启动位置。5.2.1.4检查确认各表计指示正确；报警信号、自动装置动作正确。5.2.1.5按电厂规程进展全面检查，确认各主、辅机系统与设备处于备用状态。5.2.1.6检查确认DCS、DEH、TSI系统均能正常投入。5.2.1.7检查确认发电机充氢完毕，氢压不低于0.2MPa。5.2.1.8检查确认连续盘车已

12、经4小时以上。大轴挠度在0.076mm以下。 5.2.2冲车前的系统投入步骤5.2.2.1投入循环水系统，启动一台循环水泵，投入备用循环水泵联锁。5.2.2.2检查化学除盐水箱水位正常，启动化学补水泵，向闭冷水系统补水。5.2.2.3启动一台闭冷水泵，投入闭冷水系统。视闭冷水温度投入开冷水系统。5.2.2.4启动化学补水泵，向凝汽器补水。5.2.2.5凝汽器补水至正常水位后，导通低加水侧，启动一台凝泵，除氧器上水至正常水位。如果凝结水水质不合格，如此通过启动放水排放和补充除盐水使水质达到要求。5.2.2.6投入辅助蒸汽系统。稍开启动锅炉至辅汽联箱供汽门，辅汽系统疏水、暖管后全开启动锅炉至辅汽联

13、箱供汽门。维持辅汽母管压力在0.60.7MPa。投入除氧器加热，除氧器的最大升温速率不超过2/min。开启给水泵出、入口门，电动给水泵注水。5.2.2.7锅炉需要上水时，高加水侧注水，启动电动给水泵给锅炉上水。5.2.2.8检查确认主油箱油位正常。启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵和排烟风机，直流润滑油泵联锁投入，轴承供油压力0.096MPa0.124MPa，启动一台顶轴油泵，顶轴油泵油压不小于10MPa，投入主机盘车，盘车转速2.51rpm，记录盘车电流。汽轮机首次启动前，盘车时间不少于4小时。润滑油温度控制在3849之间。5.2.2.9检查润滑油系统处于正常运行状态，备用冷油器已经注满油，

14、可以随时投入。5.2.2.10投入发电机氢气、密封油、冷水系统。正常运行时，保证氢压大于定子水压0.035MPa，正常运行时维持密封油与氢气差压在0.0850.01MPa。为了保证定子冷却水水压低于氢压，可采用调节定子水冷泵再循环阀来控制水压。5.2.2.11检查凝汽器抽空气系统具备投运条件，凝汽器抽空气门全开。启动一台真空泵，凝汽器开始抽真空。确认辅汽压力不低于0.6MPa，温度不低于250，稍开辅汽至轴封供汽电动总门进展轴封暖管，温度保持150260。5.2.2.12检查确认主蒸汽疏水门、再热汽疏水门、本体疏水门、各抽汽管道疏水门开启。5.2.2.13启动一台EH油泵。5.2.2.14启动

15、一台轴封风机，真空达到87KPa，开启高、中压缸轴封进汽门与低压缸轴封进汽门，维持轴封母管压力2127KPa，低压汽封腔室处温度在121177之间。5.2.3冲转前的检查5.2.3.1确认低压缸喷水系统正常。5.2.3.2检查确认蒸汽品质满足汽轮机的进汽要求。5.2.3.3检查确认润滑油、EH油系统运行正常，润滑油温在3845，润滑油压0.096MPa0.124MPa，EH油压12.4MPa14.5MPa。油温43545.2.3.4检查确认TSI指示准确。5.2.3.5检查确认凝汽器真空不低于87kPa。5.2.3.6确认高、中压缸上、下缸温差小于42。5.2.3.7检查高压缸通风阀开启。5.

16、2.3.8冲转参数 主蒸汽压力： 3.5MPa； 主汽温度： 350；再热蒸汽压力： 0.1MPa；再热蒸汽温度： 260300；凝汽器真空： 不低于87 kPa5.2.4冲车操作5.2.4.1复位机头脱扣手柄，确认隔膜阀已关闭。点击ETS盘“复位按钮，点击“远控挂闸按钮，中压主汽门全开。5.2.4.2设阀限为“100，中调门应缓慢开启至全开。5.2.4.3选择“TV控制，如此高调门均应开启至全开。5.2.4.4设汽机目标转速600rpm，升速率100rpm/min，汽机开始升速，检查盘车装置自停。5.2.4.5汽机在转速达600rpm后，操作“摩擦检查按钮，关闭所有阀门，汽机转速逐渐下降，进

17、展摩擦检查。5.2.4.6摩擦检查完成后，切除“摩擦检查功能，汽机目标值设定2040rpm，升速率100rpm/min。继续升速。5.2.4.7汽机转速至1200rpm时，检查顶轴油泵自停，否如此手动停止，投入备用。5.2.4.8升速至2040rpm后，中速暖机一小时，中压主汽门前进汽温度达260与以上时，开始计算暖机时间，任何情况下均不得缩短该暖机时间。5.2.4.9开启5、6段抽汽逆止门和电动门，低加随机启动。5.2.4.10设定目标转速2900rpm，升速率100rpm/min，继续升速。5.2.4.11转速达2900rpm，按下“调门控制键，进展阀切换，高调门逐渐关小，主汽门逐渐全开。

18、阀切换完毕后，设定目标转速3000rpm，升速率50rpm，继续升速。5.2.4.12升速至3000rpm。确认主油泵工作正常后停交流润滑油泵和高压备用密封油泵。投入交流润滑油泵和高压备用密封油泵联锁。此时轴承的进油温度不低于38，低压缸排汽温度不超过80。5.2.4.13在汽机冲转升速过程中必须检查的项目： 汽轮发电机各转动局部有无异常声音； 各轴承金属温度与回油温度是否正常， 各轴承的振动值是否正常； 低压缸排汽温度80； 发电机氢、油、水系统和主机EH油系统各参数是否在正常围； 汽机TSI各参数是否正常； 凝汽器、除氧器、闭冷水水箱水位是否正常； 凝结水泵、电动给水泵、闭冷水泵等各辅机运

19、行参数是否正常。5.2.4.14当汽轮机升速到3000rpm，运行稳定后，检查如下参数是否满足要求： 轴振0.125mm，回油情况正常，轴承回油温度70。 轴承温度90。 冷油器出口油温在3845。 检查机组振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。记录机组额定转速时的所有主要运行参数。5.2.4.15首次启动达到额定转速后手动打闸，检查确认高、中压主汽门，高、中压调速汽门关闭，试验正常后重新挂闸升速至3000rpm。5.2.4.16定速后进展注油试验和阀门严密性试验，完成空负荷试验。空负荷试验完毕后，机组维持额定转速，检查确认氢冷器水侧投运正常，冷水系统投运正常，进展电气试验。

20、5.2.4.17电气试验完毕后发电机并网，在不低于10%的额定负荷暖机四小时，进展带负荷暖机，准备超速试验。5.2.4.18暖机完毕后，降负荷到零，解列，汽机维持3000 rpm。5.3空负荷试验5.3.1注油试验5.3.1.1查汽轮机转速已稳定在3000rpm。 将机头注油试验手柄置“试验位置并保持。 缓慢开启注油试验阀，观察试验压力表读数。 当脱扣手柄打到“脱扣位置时，记录试验压力表指示值，应与前次注油试验飞锤动作时的读数一致或接近。否如此应查明原因，做好记录。 关闭注油试验油门，当试验压力表指示回零后，将手动脱扣手柄置“正常位置。 缓慢放开试验手柄至置“正常位置。5.3.2汽轮机主汽门、

21、调速汽门严密性试验5.3.2.1试验条件 DEH 控制“自动方式 发变组出口开关未合闸 汽机转速为3000rpm 主蒸汽压力到额定值或不低于额定值的50%，在升压、升温过程中，检查蒸汽温度至少有50的过热度5.3.2.2阀门严密性试验方法 检查汽机转速为3000r/min，主汽压力大于8.5Mpa，真空正常。并确认主机交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行正常。 将手操盘钥匙开关打至“试验位。 按“调门严密性按钮，确认，检查所有高、中压主汽门全开，所有高、中压调门关闭，调门严密性试验开始。 试验完毕后将手操盘钥匙开关打至“投入位，汽机打闸。 重新挂闸，直接将汽机升速至3000r/min，联系热工送

22、上中压主汽阀试验电磁阀电源。联系热工退出主汽门关闭有关保护。 将手操盘钥匙开关打至“试验位，按“主汽门严密性，确认所有高、中压调门全开，所有高、中压主汽门关闭，主汽门严密性试验开始。 试验完毕后将手操盘钥匙开关打至“投入位，按脱扣按钮停机。 断开中压主汽阀试验电磁阀电源，恢复主汽门关闭保护。5.3.2.3严密性合格标准：额定参数下，主汽门或调速汽门分别全关而另一汽门全开时，汽轮机转速降至1000rpm以下。当主汽压力偏低但不低于50额定压力时，汽轮机转速下降值n按下式修正：n=p/p0*1000r/min式中：p试验时的主蒸汽压力；p0额定主蒸汽压力。5.3.3汽轮机超速试验5.3.3.1超速

23、试验条件 机组并网带15%额定负荷运行4小时以上。 机组在空负荷3000rpm稳定运行。 机组各轴振、高、中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移等参数在正常围，相应保护可靠投入。 高中压主汽门、高中压调节汽门严密性试验合格。 高中压主汽门、高中压调节汽门关闭时间合格。 危急保安器注油试验合格。 主控、就地打闸试验合格。 电超速保护在投入状态，且控制回路经过确认可靠。 确认交、直流油泵、EH油泵运行正常。 润滑油温调整在4045之间。5.3.3.2OPC超速试验： 在手操作盘将“超速保护钥匙开关置试验位置 按下“103%按钮，变红。 设定转速目标值3100rpm，升速率为50rpmmin，按“进展。

24、当机组转速升至3090rpm时，OPC保护应动作，记录动作转速，查GV、IV与抽汽逆止阀应迅速关闭，目标值与给定值自动变为3000rpm。 当机组转速下降至3000rpm时，GV、IV应自动开启至原来的位置，同时开启各段抽汽逆止阀。检查冷再逆止门开启正常。 按下“103%按钮，变灰。 在手操作盘将“超速保护钥匙开关置投入位置5.3.3.3TSI 110电超速保护试验 在手操作盘将“超速保护钥匙开关置试验位置，解除103%超速保护 点击 “试验按钮，DEH操作盘显示“试验允许。 按“110键，设置目标转速为3330rpm，升速率为50rpm，按“进展键。 转速至3300rpm时，电超速保护动作，

25、GV、RV、TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣。 记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。 点击 “试验按钮，DEH超速试验操作盘显示“试验退出。 在手操作盘将“超速保护钥匙开关置投入位置 当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。5.3.3.4机械超速试验步骤 在手操作盘将“超速保护钥匙开关置试验位置，解除103%、110%超速保护； 点击 “试验按钮，DEH操作盘显示“试验允许。 按下“机械超速按钮，变红。 设置转速目标3400rpm、升速率为50rpmmin，按“进展键。 转速至3330rpm时，机械超速保护动作，GV、RV、TV、IV关

26、闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣。 记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。 点击 “试验按钮，DEH超速试验操作盘显示“试验退出。 在手操作盘将“超速保护钥匙开关置投入位置 当机组转速下降到3000rpm以下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。5.3.4超速试验须知事项：5.3.4.1做超速试验时应确定专人指挥，机头和控制室分别有专人监视转速，如果转速超过超速保护动作值时必须立即打闸停机。5.3.4.2机械超速应进展两次，两次的动作转速的偏差不应大于18rpm。5.3.4.3超速试验时应密切监视机组振动、胀差、轴向位移、排汽缸温度和轴承温度。5.4汽轮机带负荷运行5.4.1机组并

27、网带至额定负荷时锅炉蒸汽参数按照附图“冷态启动曲线滑升。5.4.2此时应有一台小汽机冲至3100rpm备用。5.4.3机组并网后应尽快带上5%初负荷至少暖机30min。在此期间，假如主汽温每上升3，如此暖机时间增加1分钟；注意检查、监视机组的膨胀、胀差、温差等机组控制指标正常。就地缸体绝对膨胀正常。5.4.4机组负荷由5升至10%负荷。机组维持30MW负荷按冷态启动曲线进展低负荷暖机。5.4.5机组升负荷过程中，应按冷态启动曲线控制升负荷速度，保持机组负荷与蒸汽参数相匹配。可根据需要，在负荷30MW、60MW、105MW等阶段分别稳定一段时间。5.4.6机组负荷达45MW时，查低压缸喷水已自动

28、关闭。5.4.7四抽压力比除氧器压力高0.15MPa且四抽压力大于0.147MPa时，将除氧器汽源切至四抽供应。5.4.8当三抽压力比除氧器压力高0.3MPa时，倒换高加疏水至除氧器。5.4.9机组负荷达100MW时，启动一台汽动给水泵。假如已经由辅汽供小机保持一台汽泵运行，如此进展小机汽源倒换，之后关闭相应小机疏水门。5.4.10当负荷升至120MW时，检查确认此时主蒸汽压力应为11.9MPa，主蒸汽温度应为510，再热蒸汽温度在480以上。启动另一汽动给水泵。假如电泵运行如此停运电动给水泵，投入电泵联锁与MFT联启电泵联锁。5.4.11负荷升至150MW时，过热蒸汽达到530，再热蒸汽温度

29、应达到500。5.4.12设定机组目标负荷330MW，升负荷率3MW/min，保持调门开度不变，汽机进入滑压运行。5.5升负荷过程中的须知事项5.5.1升负荷时应注意机、炉的协调，保证汽机进汽参数不应出现较大的波动。5.5.2注意监视机组各项参数的变化，特别是各轴振、轴承金属温度、胀差、绝对膨胀、轴向位移、各瓦回油温度以与各段抽汽压力和抽汽温度。5.5.3应加强机组主辅机与各系统的检查，确保主辅机与各系统运转正常。5.6汽轮机真空严密性试验5.6.1汽轮机带负荷80额定负荷以上。5.6.2检查循环水泵、真空泵运行良好。5.6.3检查轴封压力、温度正常。5.6.4试验备用真空泵启动正常。5.6.

30、5试验过程中维持汽轮机主汽压力和进入凝汽器的蒸汽量不变。5.6.6记录试验前机组负荷、主、再热蒸汽压力、温度、主蒸汽流量、排汽压力、排汽温度、环境温度。5.6.7关闭凝汽器抽空气总门，记录好时间。5.6.8每隔30秒记录机组排汽压力、排汽温度。5.6.9试验共进展5分钟，每半分钟记录一次真空值，取后3分钟真空值，计算出真空变化率，变化率小于0.3kPa/min时，真空严密性合格。5.6.10试验完毕后，与时全开凝汽器抽空气总门，恢复机组真空。5.6.11真空严密性评价标准如下：合格：0.3KPa/min；优良：0.13KPa/min。5.6.12试验期间，如果真空接近报警值，应立即停止试验，恢

31、复系统。5.7温态启动5.7.1温态启动判定条件：121高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度250。5.7.2温态启动须知事项5.7.2.1启动步骤同冷态启动步骤；5.7.2.2主蒸汽温度高于调节级金属温度30-100，再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20，蒸汽过热度大于56。主蒸汽压力8.73Mpa，再热蒸汽压力1.1Mpa。5.7.2.3冲转前4小时，机组应投入连续盘车；5.7.2.4连续盘车状态下，应先送汽封，然后再抽真空；5.7.2.5冲转参数如下：主汽压力：7.02MPa；主汽温度：360；再热汽压：0 MPa； 再热汽温：340；凝汽器真空：87KPa；升速率: 150

32、rpm/min；5.7.2.6汽轮机冲车过程中不需要进展中速暖机，低负荷暖机时间缩短，机组的升负荷和升温速度加快。5.7.2.7其它辅助系统的投入顺序同冷态启动。5.8热态启动5.8.1热态启动的判定：250高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度400。5.8.2启动前的检查和准备工作同冷态启动。5.8.3冲转参数如下：主汽压力：10MPa；主汽温度：490；再热汽压： 0MPa； 再热汽温：460；凝汽器真空：87KPa；升速率: 200rpm/min；5.8.4主机润滑油温不低于38。5.8.5在盘车状态下先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与汽轮机缸温相匹配。检查轴封蒸汽母管

33、压力正常，轴封汽母管温度为208-375，低压轴封蒸汽温度在121177之间。5.8.6汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域，严禁汽轮机在临界转速区域惰走时冲转升速。5.8.7汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属温度变化率，上下压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动情况。5.8.8汽轮机状况允许时，可以不进展中速暖机，快速冲转、升速，防止汽缸冷却。5.8.9其它辅助系统的投入顺序同冷态启动。5.9极热态启动5.9.1极热态启动的判定：高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度400。5.9.2启动前的检查和准备工作同冷态启动。5.9.3

34、冲转参数如下：主汽压力：10MPa；主汽温度：512；再热汽压： 0MPa； 再热汽温：485；凝汽器压力：25KPa；升速率: 200rpm/min；5.9.4主机润滑油温不低于38。5.9.5在盘车状态下先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与汽轮机缸温相匹配。检查轴封蒸汽母管压力正常，轴封汽母管温度为208-375，低压轴封蒸汽温度在121177之间。5.9.6汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域，严禁汽轮机在临界转速区域惰走时冲转升速。5.9.7汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属温度变化率，上下压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动情况

35、。5.9.8汽轮机状况允许时，可以不进展中速暖机，快速冲转、升速，防止汽缸冷却。5.9.9其它辅助系统的投入顺序同冷态启动。6 调试质量的检验标准参见火电工程调整试运质量检验与评定标准7 安全、环境保护措施7.1 本措施未尽事宜参照集控运行规程与厂家说明书进展。7.2 参加调试的所有工作人员应严格执行安规与现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠地进展。7.3 调试过程中可能或已经发生设备损坏、人身伤亡等情况，应立即停止调试工作，并分析原因，提出解决措施。7.4 调试过程中，应注意EH油泵、高压备用密封油泵、交、直流润滑油泵的电流和振动情况，发现异常情况，应与时调整，并立即汇报指挥人员。7.5

36、试运转区域禁止危与试运转的施工工作，如必须进展施工工作要严格执行工作票制度。8 危险点分析与预防措施工程公司名称：省电力调整试验所部 门：运行部专 业：汽 机工作负责人：工作容：一号汽轮机整套启动序号作业工序危险与潜在危险消除或减少危险与潜在危险的安全措施1送电与运行由于设备损坏或外壳带电，引起人员接触电确保电气设备有效的接地和绝缘2设备启动与运行转动设备在运转时操作人员与就地未联络好，引起就地人员受伤加强联络，加强现场人员安全观念和自保互保意识。3设备启动与运行油泄漏或设备遇明火、高温燃烧加强巡视，遇泄漏与时处理；加强系统保温维护等。4设备启动与运行人员磕碰、跌落，造成人员伤亡现场清洁，通道

37、畅通，围栏齐备，照明充足。5整套启动高温管道或介质烫伤工作时注意管道保温情况与保温外壁的温度，戴好手套等防护用品，尽量减少在高温高压管道处的停留时间。6整套启动控制油与润滑油泄漏对人体造成伤害防止油品泄漏溅入眼睛，戴好防护眼镜。7整套启动汽轮机超速多个转速测点显示要对照准确；完善汽轮机返汽返水保护逻辑；按照规程进展阀门活动试验；机组甩负荷时刻注意汽轮机转速变化，如果超速保护不动作，与时手动打闸并尽最大努力采取锅炉降压措施。9调试项目记录容试验项目试验结果试验人日期手动跳闸润滑油压力低凝汽器真空低轴向位移大超速3300rpm汽机轴承振动大锅炉MFT 轴承温度高发电机主保护动作停机后，关主汽门、调

38、速汽门、抽汽电动门、抽汽逆止门10 试运的组织分工按照火力发电厂根本建设工程启动与竣工验收规程1996年的有关规定，试运工作在试运指挥部的统一领导、组织下，由相关分部试运组指挥进展。10.1 建设单位：全面协助试运指挥部做好试运中的组织管理，协调各种关系，解决有关问题。10.2 施工单位：完成启动所需要的建筑、设备与临时设施的施工；配合机组整套启动的调试工作，完成单体试运工作并提交记录；做好试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施；负责现场的安全、消防、消缺检修工作；组织和办理验收签证。10.3 调试单位: 负责编制相关调试措施；进展技术交底和现场技术指导；提出技术问题的方案或建议；准备有关测试

39、用仪器、仪表与工具；负责分系统调试的指挥工作；负责试验数据的记录与整理工作；填写试运质量验评表；参加分部试运后的验收签证；编写调试报告。10.4 生产单位：进展生产准备；提供电气、热控整定值；完成系统隔离和设备启停操作；提供有关工具。10.5 监理单位：检查、督促本措施的实施，参加试运工作并验收签证。附表：调试技术措施交底记录专业：汽机 编号：QJ-21名称：一号机组整套启动调试调试负责人：交底时间、 地点：交底人：参加人员签名：技术交底容：1 调试目的1.1检验系统工艺设计的合理性以与设备与管道的安装质量； 1.2 通过调试，为系统的正常稳定运行提供必要的参考数据；1.3 确认系统各设备运行

40、性能良好，控制系统工作正常，系统功能达到设计要求。2 调试步骤2.1 阀门传动检查2.2 系统与仪表测点检查2.3 主机联锁保护条件确认3 安全措施3.1 润滑油、控制油油质合格，系统无泄漏。3.2 进入现场必须带安全帽、穿工作服，注意周围作业情况，防止高空坠落。3.3 加强对主机本体各种参数的检查和画面监视，加强现场检查，与时调整，发现情况与时汇报和处理。备注：调试过程中具体操作见华电发电热电工程#1机整套启动调试措施。附表：汽轮机运行参数限额序号名 称单位正常报警跳闸备 注1负荷MW1803302主蒸汽压力MPa16.717.521.67手动停机3主蒸汽温度537L530H5454再热蒸汽

41、压力MPa3.233.57高加全切时3.37MPa5再热蒸汽温度537L530H5456主蒸汽流量t/h1005(额定负荷时)7再热蒸汽流量t/h845.9(额定负荷时)8主蒸汽与再热蒸汽温差142843空负荷时允许再热汽温比主汽度低839再热蒸汽左、右侧温差1442两侧温差达42，最长时间不超过15分钟10主蒸汽左、右侧温差1442两侧温差达42，最长时间不超过15分钟11主蒸汽室外壁与壁温差208312调节级压力MPa13高压缸排汽压力MPa3.55814高压缸排汽温度40742715低压缸排汽温度H79HH12179121运行时间不超过15分钟，达121手动停机16凝汽器背压kPa4.911.8131917一段抽汽压力MPa5.7818二段抽汽压力MPa3.7219三段抽汽压力MPa1.8920四段抽汽压力MPa0.98421五段抽汽压力MPa0.61522六段抽汽压力MPa0.14623轴向位移mm0.30.30.901.0转子推力盘零位是位于轴承的调速器端和发电机端推力面中