B级检修试验综合项目.doc

300MW机组B级检修后实验及冷态启动一、 冷态实验：冲转前完毕（6小时）1、机组大联锁实验2、各转机试运联动及阀门实验（电动、气动、调节门）3、DEH静态检查实验4、汽轮机打闸实验5、ETS通道实验 1)做AST通道实验 2)做EH油压低通道1实验 3)润滑油压低通道1实验 4)真空低通道1实验6、汽轮机危急跳闸保护（ETS）1）、主控室手动停机2）、DEH超速保护（110）3）、TSI超速保护（110）4）、轴向位移大保护5）、背压高保护6）、低真空保护7）、润滑油压低保护动作8）、EH油压低保护动作9）、电机故障10）、锅炉MFT故障11）、DEH失电12）、透平压比低13）、高排温度高14）、轴振动保护15）、汽轮机胀差16）、汽轮机高压内缸温差大7、就地打闸8、程控疏水开关实验9、低油压实验10、 定子冷却水系统实验11、 发电机断水保护实验12、给水泵静态热工保护跳闸实验1）、给水泵工作油温高跳闸2）、除氧器水位低跳闸3）、给水泵启动后进口压力低跳闸4）、给水泵低油压联动实验5）、给水泵油压高联跳辅助油泵实验6）、给水泵静态互联实验13、凝结水泵保护实验14、除氧器水位保护实验15、顶轴油泵联锁实验16、密封油泵联锁实验17、空、氢侧直流密封油泵联锁实验18、EH油压力低联启备用油泵19、高、低压加热器水位保护实验20、旁路系统实验21、直接空气冷却系统实验 1）单个空冷风机联锁保护实验22、 轴封系统实验 1）轴加风机联锁实验23、 定子冷却水系统实验24、 抽真空系统实验1） 水环真空泵联锁逻辑2）抽真空旁路阀3）真空破坏阀启动容许条件4）真空泵切换实验二、氢气置换（8小时）二氧化碳-空气（4小时）氢气-二氧化碳（3小时）氢气提压至0.3MPa（1小时）三、汽轮机启动1、锅炉点火前工作 1）凝结水系统启动 a)联系化学启动一台除盐水泵，向凝结水箱补水冲洗，水质合格后将水位补至正常，投入补水调门“自动”。 b)检查凝结水系统正常,凝结泵密封冷却水投入,开凝结水再循环门,启动一台凝结水泵运营,检查系统无泄漏，低加投入水侧运营，冲洗凝结水系统，水质合格后缓慢启动除氧器上水门，待除氧器水质合格后将除氧器水位补至正常,投入水位调门“自动”。 c)排汽装置冲洗合格后将水位补至正常，启动排汽装置疏水泵。 2）除氧器加热系统投入联系锅炉启动辅汽联箱至除氧器加热门，投入除氧器加热，将除氧器水温加热到80。投入时要防止除氧器振动。3）检查主、再热蒸汽系统、抽汽疏水系统、轴封系统满足启动规定。4）检查空冷系统及真空系统应满足启动规定。5）锅炉上水 A.低压上水：启动凝结泵上水，启动凝结水上水电动门、手动门，应注意检查机侧给水系统；炉调节上水流量符合规定。 B.高压上水：检查除氧器水位正常，依照锅炉规定调节水温适当、水质合格，汽水系统恢复，锅炉具备上水条件，确认给水泵启动条件满足，启动给水泵，检查高加无内漏，给水管道进行排空，空气排尽后关闭空气门，启动出口电动门。炉调节上水流量3060t/h。6）汽机抽真空 a)检查汽机本体及管道疏水阀启动，关闭真空破坏门并注水。 b)检查真空泵汽水分离器水位正常,检查真空泵符合启动条件,各密封、冷却水投入，启动一台真空泵运营,检查其运营正常,注意冷却器出口水温不不不大于规定值，可同步启动三台真空泵运营，待排汽背压达30kPa保持一台真空泵运营。 c)检查凝汽器、排汽装置真空应上升。记录干抽真空数值。 7）轴封送汽 a)禁止转子在静止状态下向轴封送汽。 b)稍开辅汽联箱至轴封供汽总门，启动轴封供汽母管疏水门轴封暖管；检查轴加风机入口门启动,启动一台轴加风机运营,检查一切正常后启动另一台轴加风机入口门，投轴加风机“联锁”。 c)检查轴封减温水系统正常,将轴封减温水投自动，轴封母管暖管结束后汽机送轴封,调节轴封母管压力0.020.03Mpa,低压轴封供汽温度121177,并密切注意盘车运营状况。d)使轴封蒸汽和金属之间温差保持最小。2、锅炉点火后工作 a)排汽背压在30kPa如下时，依照锅炉需要可投入高、低压旁路、三级减温水。b)注意汽缸金属温度变化。c)加强排汽装置、除氧器水位监视。d)调节高、低压旁路，保持再热蒸汽压力。e)汽轮机达到冲车参数，逐渐关小高、低压旁路。f)保证主、再热蒸汽管路暖管充分，无死区。3、冲动前系统复查 a)检查主油箱油位、EH油箱油位、密封油箱油位正常，内冷水箱水位正常。 b)DEH、ETS盘面显示对的，DCS、TSI、DEH系统无异常报警显示，重要保护投入。 c)所有辅助转机运营正常。 d)除氧器、凝结水箱水位正常，本体及抽汽管道疏水所有启动。e)所有热力系统管道无晃动振动现象。 f)记录冲动前参数数据：主汽压力、主汽温度、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力、偏心度、热膨胀、胀差、汽缸金属温度、轴向位移、盘车电流，顶轴母管油压、氢压、氢油压差、内冷水压力、内冷水流量、真空、排汽温度、润滑油箱油位、润滑油压、润滑油温、EH油箱油位、EH油压、EH油温、密封油箱油位。4、汽轮机冷态冲动条件a)主汽压力4.2MPa，主汽温度340。b)再热蒸汽压力1MPa，再热蒸汽温度260。c)主、再热蒸汽温度有56以上过热度d)排汽装置排汽压力不大于或等于20KPa。e)EH油压14.00.5MPa，EH油温3560。f)润滑油压0.098MPa0.118MPa，润滑油温3545。g)主油箱油位正常，EH油箱油位正常。h)轴向位移、胀差在正常范畴。 i)大轴偏心原始值0.03mm,且0.076mm。j)高中压金属壁温上下温差42。 k)盘车持续运营4小时以上，汽缸内和轴封处无异音。l)机组保护投入正常。 m)发电机氢压0.28MPa，氢气纯度96%，空氢侧密封油系统运营正常；油泵联锁投入，密封油压不不大于氢压0.0850.01MPa。n)蒸汽品质符合规定。 o)内冷水流量30t/h、压力0.200.25MPa。p)低压缸喷水减温系统正常,低压缸喷水调节阀投入自动。5、汽机挂闸前检查 a)在挂闸前，DEH应处在“自动”状态。DEH操作盘上自动、DPU01主控、双机运营、ATC监视、单阀灯亮；LCD上转速、功率等参数显示对的。DEH处在正常状态。 b)检查DEH操作画面正常，TSI系统和报警批示正常。c)检查ETS保护投入（电跳机保护待并网后投入）。 d)检查EH油泵运营正常，EH油压14.50.5MPa，EH油温3560。e)检查低压缸喷水减温系统正常,低缸喷水阀打开，高、中压缸温升及上、下缸温差正常。 f)检查主蒸汽、再热蒸汽管道及汽机本体抽汽管道上所有疏水门在启动位置。 g)检查高、低压旁路系统和自动控制系统正常。 h)检查所有监视设备、显示系统已投入正常，热工保护已所有投入。i)检查DEH汽机“脱扣”批示灯亮，汽机无跳闸指令，主汽门、调速汽门关闭。j)检查主蒸汽和再热蒸汽均有56以上过热度。k)挂闸时，应当监视LCD上阀门位置图。l)挂闸前控制盘状态显示如下:二、冲车方式1、高中压缸联合启动方式 a)冲转条件满足后全面检查正常报告值长，接冲转命令后记录冲转前重要参数。 b)做好冲动前记录和人员安排。 c)检查DEH画面状态显示及ETS盘面正常。 d)DEH显示TV、GV、IV、RSV关闭，TV、GV、IV开度批示为零，发电机功率批示为零，手操输出批示为零，转速显示盘车转速，无端障报警信号。 e)检查DEH操作盘上“自动”、“DPU01主控”、“单阀”、“ATC监视”、“旁路投入”灯亮，LCD上转速、功率等参数显示对的。 f)启动高压启动油泵，远方复置或在就地将机头危急遮断手柄置为“正常”位置进行挂闸，检查隔膜阀顶部油压在0.7Mpa以上。 g)在DEH上点“挂闸”按钮，保持2秒，DEH显示“挂闸”正常，“挂闸”灯亮，“脱扣”灯灭，ETS机组挂闸通道显示灯亮，脱扣通道显示灯灭，DEH显示RSV1、RSV2所有启动，就地检查两个中压主汽门启动，注意盘车运营状况。 h)当操作员接到值长可以冲转命令后，按“IV控制”键，IV控制键灯亮，检查高压调门GV1GV6应缓慢全开，注意汽轮机转速不应有明显飞升现象。汽轮机准备冲车。 i)待高调门全开后，设立目的值。按下“目的值”，用数字键输入目的值600rpm，再按“确认”键，此时，保持灯亮。按“进行”键灯亮，汽机开始自动升速冲转，检查中压调速汽门逐渐启动，机组按给定升速率控制转速。 j)DEH内部设定升速率为每分钟100rpm，运营人员应当依照汽机冲转状态设定升速率。即按“升速率”打入数字，再按输入。升速率最高为每分钟300rpm。 k)当转速升到600rpm，保持转速稳定4分钟，DEH控制自动切换为“TV控制”，“TV控制”键灯亮，IV控制灯灭，DEH进行IV/TV阀切换后，由高主门和中调门联合控制升速。2、汽轮机冲车a)当机组冲车后转速不不大于3.6rpm时，检查盘车齿轮自动脱扣，盘车电机自动停止。若盘车齿轮未自动脱扣，推盘车手柄至脱扣位也无效时，应打闸停机，检查故障因素，故障排除后方可重新冲转。b)机组转速在600rpm前，对机组作全面检查，重要检查动静某些与否有摩擦。c)转速600rpm，在DEH操作窗口上“进行”键灯灭，“保持”键灯亮，机组停止升速，对机组进行全面检查。 1）倾听机组声音正常。 2）检查汽机本体、管道应无水击、振动现象,疏放水系统无异常。 3）检查轴承金属温度、回油温度、轴承振动、轴向位移、差胀、绝对膨胀等都在正常范畴内,上下缸温差在容许范畴内。 4）注意发电机氢压、氢气温度、密封油压、氢/油压差压正常。 5）注意高、中压缸各点温度、温升及上下缸温差变化。 6）注意凝结水箱水位、除氧器和排汽装置水位。 7）注意润滑油压、EH油油压、油温、油箱油位。 8）检查背压正常，控制排汽温度不大于90。 9）以上参数若超限或接近超限值有上升趋势或不稳定期，应及时报告关于领导，同步禁止升速,查找因素。 10）DEH升速率设定参见下表： d)转速不不大于600rpm，检查顶轴油泵自动停止。 e)检查一切正常设定目的转速2450rpm，升速率每分钟100rpm。按“进行”键灯亮，汽机开始升速。机组升速直至2450rpm，密切监视润滑油压变化。 f)机组过临界转速时监视轴承振动状况，如振动超限保护未动作及时打闸停机，禁止硬闯临界转速。 g)机组转速2450rpm，DEH盘“进行”灯灭，“保持”灯亮，目的值、给定值、实际转速趋于一致，进行中速暖机。 h)中速暖机注意问题： 1）在中速暖机期间，控制主汽温度在427如下，再热阀进汽温度保持260以上开始暖机。 2）锅炉维持蒸汽参数稳定运营，汽温升温速率控制在0.31.0/min范畴内，汽温不得有下降趋势。 3）暖机时间最短不许少于1小时。 4）检查汽轮机排汽缸温度正常。 5）检查汽轮机胀差在规定范畴内、轴向位移正常、缸体膨胀有明显增长趋势。 6）监视润滑油压正常。 7）检查氢压、氢温、密封油压、氢油压差等均正常，无漏氢现象。 8）检查发电机冷却水水压、流量，检漏计等均正常。 9）在暖机过程中，应检查LCD上TSI、DEH、DCS系统各监视参数无报警，主辅设备运营正常,并准时进行启停机记录本记录。10）监视高中压缸上下温差不大于42。 i)在汽轮机升速过程中汽轮机需要转速保持时，可在DEH“转速控制”操作窗口上按“保持”键，但必要符合转速保持图表规定，停留转速在临界转速范畴以外。 j)中速暖机结束，TSI及就地批示汽缸膨胀良好，检查系统无问题，开始继续升速。 k)在DEH盘上设升速率100rpm，目的转速2900rpm，按“进行”键，机组开始升速。 l)高主门和中调门联合控制升速到2900rpm时，维持转速稳定3分钟，继续升速至2950rpm，按“GV控制”，键灯亮，TV控制灯灭，DEH进行TV/GV阀切换。TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度，确认Ts不不大于主汽压力下饱和温度方可切换。Ts=T1+1.36（T2-T1）Ts-蒸汽室金属温度T1-蒸汽室外壁金属温度T2-蒸汽室内壁金属温度 m)切换时间应少于2分钟，否则再进行一次，若仍不成功，应查明因素，解决后再进行切换。 n)按下“GV控制”按钮，确认“TV/GV切换”，“TV控制”键灯灭。在LCD上注意高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2950rpm如下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速维持2950rpm，阀切换完毕。记录阀切换过程中转速波动值，普通不超过50rpm波动值。确认汽轮机为单阀控制。o)检查EH油系统、调节系统液压机构无漏泄无异常继续升速。p)设目的值3000rpm，升速率50rpm升速。q)机组转速达3000rpm，全面检查设备正常。r)确认DEH转速控制稳定。 s)依照状况做机组远方、就地脱扣实验良好。t)主汽门、调汽门严密性实验（每次大修后；超速实验前）。u)做喷油实验良好（运营小时）。v)在并网和同步前，也也许进行超速实验和电气实验。w)检查确认主油泵出口油压1.6661.764MPa，入口油压不不大于0.098MPa，隔膜阀油压在0.7Mpa以上，停止启动油泵，注意隔膜阀油压波动不大，检查润滑油压正常稳定，停止主机交流润滑油泵。 x)进行自动同步操作。按下“自动同步”键，灯亮。此时，可通过同步装置向DEH发同步增或同步减脉冲，DEH将汽机转速控制到同步转速，即可进行并网。 y)冲转升速过程中注意事项 1）汽机冲转升速、暖机过程中应尽量保持汽压、汽温及水位等参数稳定； 2）在升速过程中禁止在临界转速区停留，通过临界转速时轴承振动不超过0.1mm，相对轴振动不超过0.254mm。 3）注意汽机本体、管道无水冲击及异常振动现象，汽机疏放水系统正常。 4）注意汽缸热膨胀、差胀、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴振及各轴承温度正常。 5）检查发电机氢、水、油系统运营正常，各参数显示正常。 6）注意润滑油压、温度、油箱油位、轴承油流温度和轴瓦温度，轴承回油流畅。 7）检查排汽装置压力不大于20Kpa，空冷风机运转正常。 8）注意排汽装置、凝结水箱及高低加、除氧器水位变化正常。 9）做电气实验时，DEH处无操作。但应注意，假并网实验时，电气并网信号不能送到DEH来。否则，当机组实际并未并网，而有并网信号送入DEH，此时DEH由转速控制回路转到功率控制回路，为带初负荷将增长高调开度，必将引起汽机超速，使超速保护动作 10）注意旁路系统及各辅机运营状况良好。3、并列及带负荷 a)机组并网时，汽机应具备条件 1)确认汽机在3000rpm运营时转速稳定，DEH装置正常。 2)汽机3000rpm运营时各控制指标均无异常变化，辅机运营正常。 3)机组在3000rpm下进行实验工作已结束。 4)主蒸汽温度、汽压稳定。 5)发电机断水保护投入b)机组各部正常，报告值长，告知电气并列发电机。c)依照电气规定按下“自动同步”键灯亮。 d)发电机并列后，“自动同步”灯灭，机组自动带初负荷至15MW左右。 e)机组并网后，在DCS画面上全面检查各设备批示状态、有无异常报警，特别是设备冷却介质参数。 f)机组初负荷下暖机30分钟，在此期间，联系锅炉保持汽温汽压稳定，若主汽温度每变化2，稳定暖机时间增长1分钟。 g)初负荷暖机注意事项： 1)查高压通风阀在关闭状态。 2)投入高、低压加热器汽侧。 3)调节氢冷器及冷却水自动，检查氢冷却器出口温度正常。 4)检查定子冷却水系统运营正常，冷却水投自动。 5)检查空冷风机运营正常，排汽装置背压低于20Kpa。 h)初负荷暖机结束，依照需要设定阀位运营方式，联系升负荷。依照需要可投入“调节级压力投入”和“功率投入”回路。 i)升负荷过程中应依照“机组冷态启动运营曲线”保持负荷与蒸汽参数匹配。j)整个升负荷过程中，应按启动曲线保持负荷和蒸汽参数匹配：k)整个升负荷过程中，参照下列表格控制启动时间：4、机组5负荷升至10%负荷 a)联系锅炉设定目的负荷30MW，负荷变化率6MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 b)当负荷达到30MW时主汽压力维持4.2MPa，维持主蒸汽温度360，再热汽温295 c)机组需要做电超速和机械超速实验时，机组维持30MW负荷稳定运营至少4小时进行暖机，暖机结束后迅速减负荷至零，解列发电机做超速实验。d)超速实验结束后，恢复机组转速3000rpm，发电机重新并网，带负荷。5、机组10负荷升至20%负荷 a)当负荷超过36MW时，检查汽轮机高压侧疏水门自动关闭，否则手动关闭。 b)联系锅炉设定目的负荷60MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 c)当负荷达到45MW时，如果带旁路启动检查高、低压旁路自动关闭，低压缸喷水自动关闭停止。 d)检查汽轮机轴封供汽自动切换为自密封方式，检查轴封供汽压力正常。e)除氧器供汽由辅汽倒为四段抽汽，除氧器滑压运营。6、机组20负荷升至30%负荷 a)当负荷超过66MW时，检查汽轮机中压侧疏水门自动关闭，否则手动关闭。 b)联系锅炉设定目的负荷90MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 c)当负荷达到90MW时，锅炉给水由30旁路阀切换为主给水阀供水。 d)给水切换过程中注意给水泵出口压力、勺管开度、转速、振动、差压、推力瓦温度变化。 e)检查空冷排汽装置及空冷系统运营正常，排汽背压不大于20Kpa。7、机组30负荷升至40%负荷 a)联系锅炉设定目的负荷120MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 b)当负荷达到120MW时，启动第二台给水泵，缓慢增长第二台给水泵出力，炉控制汽包水位正常，注意最小流量阀动作正常，给水差压正常；调节两台泵出口流量一致后，投入第二台给水泵自动。8、机组40负荷升至50%负荷 a)联系锅炉设定目的负荷150MW，负荷变化率9MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 b)负荷达到150MW时进行汽轮机单/顺阀控制方式切换（在机组投产及大修后半年内，机组阀门控制必要为单阀控制）。9、机组50负荷升至60%负荷 a)联系锅炉设定目的负荷180MW，负荷变化率15MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。b)负荷达到180MW时，联系锅炉启动四段抽汽供辅汽电动门。c)空冷系统运营正常，排汽背压正常稳定投入背压保护。10、机组60负荷升至70%负荷 a)联系锅炉设定目的负荷210MW，负荷变化率15MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 b)负荷达到210MW时，对系统全面检查，设定负荷上限为100%，负荷下限为70%，负荷变化率为15MW/min，主汽压力为16.75MPa，具备自动投入条件后,依照机组状况投协调控制系统。 c)值长报告中调机组具备投AGC条件，依照中调调度指令投AGC。11、机组70负荷升至100%负荷 a)联系锅炉设定目的负荷300MW，负荷变化率15MW/min，按“进行”键灯亮，机组开始升负荷。 b)负荷达到300MW时，全面检查一切正常，确认各种保护均投入，自动装置正常。12、冷态启动注意事项 a)机组冲动前润滑油温保持3545。 b)机组冲动前,程控疏水门及手动疏水门就地实际位置和盘上显示相一致且处在全开状态，同步疏水畅通。c)机组冲动后转速不不大于3rpm，盘车机构可以自动退出，否则及时停机。d)机组启动过程中严密监视汽轮机组各轴承振动及金属温度变化，如超标应及时打闸停机。注意不要在临界转速区停留。e)禁止采用降速暖机和硬闯临界转速等办法来消除振动。f)注意监视汽缸绝对膨胀和相对膨胀，防止汽缸膨胀受阻，汽缸膨胀应持续胀出，没有卡住现象。g)注意监视汽温、汽压、背压、串轴、油压、油温、排汽装置水位、凝结水箱水位、除氧器水位、轴封压力、发电机风温。h)在升速过程中注意检查各轴瓦回油温度正常，控制润滑油温度3849。i)汽轮机定速后，停止高压启动油泵、交流润滑油泵期间，应加强监视和联系，避免油压波动。j)检查汽机本体及蒸汽管道疏水畅通，无水击振动和泄漏。k)机组启动过程中，发现汽缸上、下壁温差不不大于42时，应及时查明因素，检查疏水阀状态，如汽缸上、下温差达56以上时，机组打闸。 l)当汽轮机转速达2950rpm阀切换时，应满足阀切换条件。13、 冲车过程中及带负荷控制指标 a)主蒸汽温升速度1.5/min2.5/min，再热蒸汽温升速度2/min3/min。b)汽缸壁温升速度2/min2.5/min。c)高中压缸上、下缸温差不不不大于42。d)主、再热蒸汽温差不许高于42，空载时不容许高于83。e)胀差在-1.45mm16.39mm范畴内。f)轴向位移在-0.9mm0.9mm之内。g)机组启动过程中，中速暖机前轴承振动不超过0.03mm，通过临界转速时轴承振动不超过0.1mm，相对轴振动不超过0.254mm。h)推力瓦金属温度不容许超过99，支持轴承温度不许超过107，各轴承回油温度不许超过77。 i)注意空冷风机运营状况，维持背压不大于20Kpa。低压缸排汽温度不许超过121。三、并列后实验办法冲转并网后完毕如下实验（4小时）1、 主控室手动停机2、就地手动停机3、主汽门、调速汽门严密性实验4、超速实验1）、DEH超速保护（110）：2）、TSI超速保护（110）：3） 、机械超速保护：4）、汽轮机OPC保护5、真空严密性实验6、目的值： A、主汽门，调速汽门严密性实验定值：转速1000转分如下B、真空严密性实验定值：停止真空泵30秒后开始记录，记录8分钟。取后5分钟内真空下降平均值，平均值不大于0.3kPa/min为合格。C、103超速保护：3090rpm。D、110超速保护：3300rpm。E、机械超速：3270-3300rpm。五、调试组织准备及注意事项：1、实验必要统一指挥，分工明确，做好人员配合工作。2、实验人员提前准备好专用工器具，着装要符合规定，做好安全办法。3、检查实验现场与集控室通讯设施完好，保证联系畅通无阻；现场照明充分。4、实验人员提前四小时不准喝酒，身体和精神状况保持良好。5、当班人员应做好汽轮机超速等事故预想及防范办法。6、实验须监视有关热工表计，校对精确，正常投入。7、实验过程中如发生事故，应及时停止实验，实验人员撤离现场，由值长指挥事故解决。六、调节实验环节：1、机组负荷降至240MW，停止真空泵；记录真空下降值。2、机组低负荷暖机结束后超速实验前做自动主汽门，调速汽门严密性实验。3、按额定参数降负荷到零，解列发电机，检查机组各部正常，油温、油压在规定范畴。4、主汽门、调速汽门严密性实验实验条件： 1）、机组阀门切换已完毕升速至额定转速，汽轮机空负荷运营。 2）、机组运营稳定，无异常报警，汽机上、下缸温、振动、膨胀、转子热应力在规定范畴内。3）、主汽压力正常为额定主汽压力16.7MPa，但最低不低于50%主汽压力，维持额定背压，实验过程中应保持汽温、汽压稳定。4）、保持启动油泵，润滑油泵运营。5）、解除机跳炉保护。5、自动主汽门严密性实验实验环节： 1）、DEH运营方式“操作员自动”。 2）、在DEH操作画面中调出阀门严密性实验操作窗口。3）、打开DEH画面阀门实验，查阀门为单阀控制，各主调节阀开度相似。4）、点击阀门严密性实验窗口下“主汽阀严密性实验”按钮，并确认。5）、查所有高压主汽阀和中压主汽阀所有关闭，高压调节阀和中压调节阀处在启动状态，转子转速下降。6）、当转子转速下降至合格转速时，记录主汽压力和相应转速。7）、在进汽参数额定状况下，转速降至1000rpm如下合格。 8）、主汽压力偏低但不能低于50%额定压力时，汽轮机转速下降值N可按下式修正:N=（P/P。）1000rpm式中：P-实验时主蒸汽压力、P。-额定主汽压力 9）、实验完毕后汽机打闸，取消主汽门严密性实验，然后进行汽机挂闸、复位工作，汽机重新定速至3000rpm。 10）、当机组转速至额定转速后，保持主汽压力、温度稳定，准备作各个调节阀严密性实验。6、 调速汽门严密性实验实验环节： 1）、DEH运营方式“操作员自动”。 2）、在DEH操作画面中调出阀门严密性实验操作窗口。3）、打开DEH画面阀门实验，查阀门为单阀控制，各主调节阀开度相似。4）、点击阀门严密性实验窗口下“调门严密性实验”按钮，并确认。5）、查所有高压调节阀和中压调节阀所有关闭，高压主汽阀和中压主汽阀处在启动状态，转子转速下降。6）、当转子下降至稳定转速不再下降后，记录主汽压力和下降后转速。7）、高中压调门全关后，转速降至计算值如下为严密性合格。8）、如参数低于额定值，合格转速计算办法同主汽门严密性实验。9）、实验完毕后汽机打闸，取消调门严密性实验，然后进行汽机挂闸、复位工作，汽机重新定速至3000rpm。10）、当机组转速至额定转速后，保持主汽压力、温度稳定，准备作各个调节阀严密性实验。7、注意事项： 1）、实验时尽量保持主汽压力，背压稳定。 2）、转速下降过程中要注意时间、转速、蒸汽参数和背压值。 3）、转速下降过程中，注意润滑油压变化。转速降至800rpm时，应联动顶轴油泵；监视油压力正常。 4）、如果汽门严密性不合格，禁止启动汽轮机。 5）、实验过程中应注意机组各轴承振动状况。特别当转子通过临界转速区时，如轴振动超过限值应及时手动打闸停机。6）、主汽门关闭时间应不大于0.15秒，调速汽门关闭时间应不大于0.15秒。7）、主汽阀、调节阀严密性实验分别进行，调速汽门严密性实验应在主汽门严密性实验结束后进行。8）、详细整顿记录实验成果。9、超速保护实验实验条件： 1）、机组并网带10负荷运营4小时以上，然后减负荷，解列发电机，定速3000rpm。 2）、超速保护实验应得到值长批准，在专人监护下进行，并有专业技术人员在场。 3）、超速实验前，机组做远方手动打闸和就地手动打闸实验合格，主调汽门无卡涩。 4）、超速实验前，机组做ETS在线通道实验合格。 5）、机组做主汽阀、调节阀严密性实验合格。6）、DEH运营方式“操作员自动”。 7）、做超速实验时，机组应维持较高真空。维持机组运营稳定，汽温、汽压稳定，各参数正常。 8）、在超速升速过程中，当转速升至3330rpm，而未动作应及时手动打闸，检查TV1、TV2（主汽门1、2）关闭，GV16(高压调门16)关闭，RSV1、RSV2(中压主汽门1、2)，IV1、IV2(中压调门1、2)关闭，以及各相应联锁动作阀门动作正常。9）、超速脱扣后，重新挂闸后升速率为每分钟200250rpm。10）、超速脱扣后，在重新挂闸前转速应为3000rpm如下。 11）、控制、保安系统，主、调汽门存在问题或有卡涩现象时，禁止做超速实验。12）、超速实验前禁止做喷油实验，以免影响飞锤飞出转速精确性。13）、机械超速应进行两次，两次动作转速差不超过额定转速0.6。14）、实验时不适当在高转速下停留，注意平稳升速，防止转速失控。15）、在超速升速过程中，应注意机组轴承及轴振动正常，有专人监视机组各轴承振动变化，各推力瓦温度正常，润滑油温保持38-49。16）、严密监视转子转速、振动和轴承温度等参数，达到紧停条件及时停机。17）、主机启动油泵和交流润滑油泵运营，检查润滑油压正常，低油压联锁投入。10、103超速保护实验环节： 1）、电气解列发电机后，注意转速稳定在额定转速。 2）、将超速保护实验开关置“实验”位置。超速实验操作窗口中浮现“超速实验投入”字样。3）、在“超速实验”画面上,点击“103超速保护实验”按钮，灯亮。设定目的转速为3100rpm,设定升速率为每分钟100rpm，经确认后开始升速。4）、当转速升到3090rpm，OPC电磁阀动作，DEH画面显示，所有高压调节阀和中压调节阀关闭，转速下降，记录动作转速。5）、当转速低于3090rpm时，GV、IV阀位逐渐启动，目的转速设定为3000rpm。维持转速为额定转速3000rpm。11、110超速实验办法 1）、电气解列发电机后，注意转速稳定在额定转速。 2）、将超速保护实验开关置“实验”位置。超速实验操作窗口中浮现“超速实验投入”字样。3）、在“超速实验”画面上,点击“110电超速保护实验”按钮，灯亮。设定目的转速为：3310rpm,设定升速率为每分钟100rpm，经确认后开始升速。4）、当转速不不大于3090rpm时，OPC电磁阀未动作，表达其被屏蔽。 5）、当转速达到3300rpm时，AST电磁阀动作，汽机跳闸，所有主汽门和调节阀关闭，转速下降，记录跳闸转速。6）、转速上升过程中机械超速提前于电超速动作时，待整定调节后，机组重新挂闸，升速率为每分钟100rpm,恢复转速至3000rpm再次实验。12、机械超速实验环节： 1）、电气解列发电机后，注意转速稳定在额定转速。 2）、将超速保护实验开关置“实验”位置。超速实验操作窗口中浮现“超速实验投入”字样。 3）、将超速保护实验“机械超速”键按下，设定目的转速为：3330rpm,设定升速率为每分钟100rpm，经确认后开始升速。 4）、当机组转速升至32703330rpm时，机械保护飞锤动作，记录动作转速，TV、GV、RSV、IV迅速关闭无卡涩现象，DEH、LCD显示各阀位批示到零，汽机脱扣灯亮。5）、当机组转速降至3000rpm时DEH盘面挂闸，机组维持转速3000rpm。6）、依照指令联系电气并列，按规程规定带负荷。实验时间：年月日