资源描述
目 录
1 概述 1
2 编制根据 2
3 调试目 3
4 机组整套启动调试应具备条件 3
5 整套启动程序 4
6 调试质量检查原则 17
7 安全、环保办法 17
8 危险点分析及防止办法 19
9 调试项目记录内容 20
10 试运组织分工 20
附表：调试技术办法交底记录 21
附表：汽轮机运营参数限额 22
1 概述
1.1 系统简介
华电漯河发电有限公司热电工程一号机组汽轮机为上海汽轮机有限公司制造亚临界、一次中间再热、单轴、可调式采暖抽汽凝汽式汽轮机。机组通流某些共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2×6级。机组共有七段非调节回热抽汽，分别供应三台高压加热器、一台除氧器及四台低压加热器用汽；汽轮机调节系统采用数字电液调节系统(DEH)，操作简便，运营安全可靠。机组重要辅机设备有：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 机组重要技术规范
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2×6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
1550
1650
870
二阶临界转速
>4500
>4500
2260
1.3 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MW
330
346
360
330
330
247
273
热耗值kJ/kW.h
8268.7
7976.9
7973.4
7979.5
8221.9
5590.3
5532.6
主汽压力Mpa.a
16.7
16.7
16.7
16.7
16.7
16.7
16.7
再热汽压力Mpa.a
3.51
3.53
3.69
3.35
3.47
3.27
3.60
主蒸汽温度℃
537
537
537
537
537
537
537
再热蒸汽温度℃
537
537
537
537
537
537
537
主蒸汽流量t/h
1066
1066
1119
1006
883
1006
1119
再热蒸汽流量t/h
889
893
935
846
863
841
929
排汽压力Kpa.a
11.8
5.39
5.39
5.39
5.39
4.0
4.0
排汽流量t/h
639
636
664
606
650
167
181
补给水率%
3
0
0
0
0
0
0
给水温度℃
276.2
276.5
279.6
272.9
184.2
272.1
278.8
2 编制根据
2.1 《华电漯河发电有限公司热电工程＃1机组调试大纲》
2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年）
2.3 《火电工程调节试运质量检查及评估原则》
2.4 《电力建设施工及验收技术规范》96版
2.5 《火电机组达标投产考核原则》
2.6 《国家电网公司电力安全工作规程（火电厂动力某些）》
2.7 国家电力公司《防止电力生产重大事故二十五项重点规定》
2.8 华电国际公司《防止电力生产重大事故二十五项重点规定实行细则》
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》（）
2.10 河南省电力设计院华电漯河发电有限公司热电工程＃1机有关设计图纸和资料
2.11 设备制造厂供货资料及关于设计图纸、阐明书
3 调试目
整套启动调试是火电机组安装调试中重要一种阶段。通过各系统分部试运和机组整套启动，检查主、辅机设备及热力系统在设计、制造、安装等方面性能。在试运过程中及时发现和消除设备和系统中存在缺陷，并通过调节实验，优化主、辅机设备及热力系统运营方式，完毕168小时试运营，使机组以安全、可靠、稳定状态投入商业运营。
4 机组整套启动调试应具备条件
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，现场照明充分，在重要通道、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关于单位验收，可以及时投入，并有专人负责消防和保卫工作。
4.4
厂房基本封闭，厂房通风设备可投用，机组试运营区域划分明确，并作出标记。
4.5
厂房内排水管道畅通。生活用水系统应能正常投入使用。调试现场电话等通讯设备齐全，使用以便。
4.6
所有设备、系统均按图纸施工完毕，并完毕设计变更及修改项目。
4.7
设备和阀门已挂牌，管道保温工作完毕，色环及介质流向标示清晰。关于承压设备及管道经水压实验合格。
4.8
各系统分部试运完毕，相应签证工作结束。
4.9
所有表计经校验合格，安装齐全（涉及就地表计）。
4.10
所有水位计、油位计应装有测量标尺。
4.11
凝结水系统、给水除氧系统调试工作结束。
4.12
循环水、闭冷水系统调试工作结束，水塔水池补水、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、控制油系统油循环结束，并应有油质合格报告。油箱油位正常。
4.15
润滑油、盘车装置调试结束，可以投入。
4.16
主蒸汽、再热蒸汽管道吹扫合格。小汽机进汽管道、汽封进汽管道也吹扫干净。
4.17
控制油系统调试结束，系统可以投入。
4.18
真空系统灌水实验及真空泵试运结束。
4.19
发电机内冷水外部系统冲洗干净，水质合格后进行全系统循环。检查系统应无泄漏。
4.20
密封油系统压差阀、平衡阀调节完毕。
4.21
发电机气密实验合格。氢气系统处在可投用状态。
4.22
汽动给水泵及其辅助设备调试完毕。
4.23
DEH系统静态调节完毕，经仿真实验合格。
4.24
主汽门、调速汽门关闭时间符合规定。
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
化学已准备足够除盐水。
4.28
主、辅机联锁保护、程控、报警信号实验合格。
4.29
柴油发电机系统调试工作所有结束，柴油发电机系统可正常投运。
5 整套启动程序
序号
检查确认项目
备注
5.1
机组整套启动程序
5.1.1
空负荷试运
5.1.1.1
汽轮机初次启动，按厂家提供冷态启动曲线执行。在机组升到额定转速后，进行主控和就地打闸实验，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，进行注油实验以及主汽门和调速汽门严密性实验。
5.1.1.3
上述实验完毕后进行电气实验。电气实验结束后，并网，带10%额定负荷暖机四小时。
5.1.1.4
暖机结束后，解列，进行机械超速实验和电超速实验。
5.1.1.5
停机时，测定汽机不破坏真空时惰走曲线。
5.1.2
带负荷试运
5.1.2.1
高、低压加热器投入运营，机组各项自动调节及保护均投入。在升负荷过程中按化学规定完毕各阶段洗硅；进行汽机真空严密性实验和甩负荷实验，对机组各附属设备自动控制功能进行优化等工作。
5.1.3
满负荷试运
5.1.3.1
机组168小时满负荷试运营，考验机组在额定工况稳定运营水平。
5.1.4
机组启动方式选取
5.1.4.1
汽机启动采用高压缸启动方式，将汽机控制方式选取为自动（AUTO）方式。
5.1.4.2
机组启动状态鉴别：
Ø 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℃。
Ø 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℃。
Ø 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℃。
Ø 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
整套启动环节
5.2.1
整套启动前检查
5.2.1.1
检查确认主、辅机联锁保护正常投入。
5.2.1.2
检查确认各电动门和调节门开、关方向对的，动作灵活。
5.2.1.3
检查确认各热力系统阀门按运营规程规定置于机组启动位置。
5.2.1.4
检查确认各表计批示对的；报警信号、自动装置动作对的。
5.2.1.5
按电厂规程进行全面检查，确认各主、辅机系统及设备处在备用状态。
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
检查确认持续盘车已经4小时以上。大轴挠度在0.076mm如下。
5.2.2
冲车前系统投入环节
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，则通过启动放水排放和补充除盐水使水质达到规定。
5.2.2.6
投入辅助蒸汽系统。稍启动动锅炉至辅汽联箱供汽门，辅汽系统疏水、暖管后全启动动锅炉至辅汽联箱供汽门。维持辅汽母管压力在0.6～0.7MPa。投入除氧器加热，除氧器最大升温速率不超过2℃/min。启动给水泵出、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0.096MPa～0.124MPa，启动一台顶轴油泵，顶轴油泵油压不不大于10MPa，投入主机盘车，盘车转速2.51rpm，记录盘车电流。汽轮机初次启动前，盘车时间不少于4小时。润滑油温度控制在38℃～49℃之间。
5.2.2.9
检查润滑油系统处在正常运营状态，备用冷油器已经注满油，可以随时投入。
5.2.2.10
投入发电机氢气、密封油、内冷水系统。正常运营时，保证氢压不不大于定子水压0.035MPa，正常运营时维持密封油与氢气差压在0.085±0.01MPa。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行轴封暖管，温度保持150～260℃。
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、各抽汽管道疏水门启动。
5.2.2.13
启动一台EH油泵。
5.2.2.14
启动一台轴封风机，真空达到87KPa，启动高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门，维持轴封母管压力21～27KPa，低压汽封腔室处温度在121～177℃之间。
5.2.3
冲转前检查
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进汽规定。
5.2.3.3
检查确认润滑油、EH油系统运营正常，润滑油温在38℃～45℃，润滑油压0.096MPa～0.124MPa，EH油压12.4MPa～14.5MPa。油温43℃～54℃
5.2.3.4
检查确认TSI批示精确。
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、下缸温差不大于42℃。
5.2.3.7
检查高压缸通风阀启动。
5.2.3.8
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： 260℃～300℃；
凝汽器真空： 不低于87 kPa
5.2.4
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”，中调门应缓慢启动至全开。
5.2.4.3
选取“TV控制”，则高调门均应启动至全开。
5.2.4.4
设汽机目的转速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，进行摩擦检查。
5.2.4.6
摩擦检查完毕后，切除“摩擦检查”功能，汽机目的值设定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，否则手动停止，投入备用。
5.2.4.8
升速至2040rpm后，中速暖机一小时，中压主汽门迈进汽温度达260℃及以上时，开始计算暖机时间，任何状况下均不得缩短该暖机时间。
5.2.4.9
启动5、6段抽汽逆止门和电动门，低加随机启动。
5.2.4.10
设定目的转速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，进行阀切换，高调门逐渐关小，主汽门逐渐全开。阀切换结束后，设定目的转速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要检查项目：
Ø 汽轮发电机各转动某些有无异常声音；
Ø 各轴承金属温度及回油温度与否正常，
Ø 各轴承振动值与否正常；
Ø 低压缸排汽温度＜80℃；
Ø 发电机氢、油、水系统和主机EH油系统各参数与否在正常范畴内；
Ø 汽机TSI各参数与否正常；
Ø 凝汽器、除氧器、闭冷水水箱水位与否正常；
Ø 凝结水泵、电动给水泵、闭冷水泵等各辅机运营参数与否正常。
5.2.4.14
当汽轮机升速到3000rpm，运营稳定后，检查下列参数与否满足规定：
Ø 轴振＜0.125mm，回油状况正常，轴承回油温度＜70℃。
Ø 轴承温度＜90℃。
Ø 冷油器出口油温在38℃～45℃。
Ø 检查机组振动、轴向位移、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在容许值。记录机组额定转速时所有重要运营参数。
5.2.4.15
初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，实验正常后重新挂闸升速至3000rpm。
5.2.4.16
定速后进行注油实验和阀门严密性实验，完毕空负荷实验。空负荷实验结束后，机组维持额定转速，检查确认氢冷器水侧投运正常，内冷水系统投运正常，进行电气实验。
5.2.4.17
电气实验结束后发电机并网，在不低于10%额定负荷暖机四小时，进行带负荷暖机，准备超速实验。
5.2.4.18
暖机结束后，降负荷到零，解列，汽机维持3000 rpm。
5.3
空负荷实验
5.3.1
注油实验
5.3.1.1
查汽轮机转速已稳定在3000rpm。
Ø 将机头注油实验手柄置“实验”位置并保持。
Ø 缓慢启动注油实验阀，观测实验压力表读数。
Ø 当脱扣手柄打到“脱扣”位置时，记录实验压力表批示值，应与前次注油实验飞锤动作时读数一致或接近。否则应查明因素，做好记录。
Ø 关闭注油实验油门，当实验压力表批示回零后，将手动脱扣手柄置“正常”位置。
Ø 缓慢放开实验手柄至置“正常”位置。
5.3.2
汽轮机主汽门、调速汽门严密性实验
5.3.2.1
实验条件
Ø DEH 控制“自动”方式
Ø 发变组出口开关未合闸
Ø 汽机转速为3000rpm
Ø 主蒸汽压力到额定值或不低于额定值50%，在升压、升温过程中，检查蒸汽温度至少有50℃过热度
5.3.2.2
阀门严密性实验办法
Ø 检查汽机转速为3000r/min，主汽压力不不大于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营正常。
Ø 将手操盘钥匙开关打至“实验”位。
Ø 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，调门严密性实验开始。
Ø 实验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，汽机打闸。
Ø 重新挂闸，直接将汽机升速至3000r/min，联系热工送上中压主汽阀实验电磁阀电源。联系热工退出主汽门关闭关于保护。
Ø 将手操盘钥匙开关打至“实验”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，主汽门严密性实验开始。
Ø 实验结束后将手操盘钥匙开关打至“投入”位，按脱扣按钮停机。
Ø 断开中压主汽阀实验电磁阀电源，恢复主汽门关闭保护。
5.3.2.3
严密性合格原则：
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如下。
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——实验时主蒸汽压力；p0——额定主蒸汽压力。
5.3.3
汽轮机超速实验
5.3.3.1
超速实验条件
Ø 机组并网带15%额定负荷运营4小时以上。
Ø 机组在空负荷3000rpm稳定运营。
Ø 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范畴，相应保护可靠投入。
Ø 高中压主汽门、高中压调节汽门严密性实验合格。
Ø 高中压主汽门、高中压调节汽门关闭时间合格。
Ø 危急保安器注油实验合格。
Ø 主控、就地打闸实验合格。
Ø 电超速保护在投入状态，且控制回路通过确承认靠。
Ø 确认交、直流油泵、EH油泵运营正常。
Ø 润滑油温调节在40℃～45℃之间。
5.3.3.2
OPC超速实验：
Ø 在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置实验位置
Ø 按下“103%”按钮，变红。
Ø 设定转速目的值3100rpm，升速率为50rpm／min，按“进行”。
Ø 当机组转速升至3090rpm时，OPC保护应动作，记录动作转速，查GV、IV及抽汽逆止阀应迅速关闭，目的值及给定值自动变为3000rpm。
Ø 当机组转速下降至3000rpm时，GV、IV应自动启动至本来位置，同步启动各段抽汽逆止阀。检查冷再逆止门启动正常。
Ø 按下“103%”按钮，变灰。
Ø 在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置
5.3.3.3
TSI 110％电超速保护实验
Ø 在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置实验位置，
解除103%超速保护
Ø 点击 “实验按钮”，DEH操作盘显示“实验容许”。
Ø 按“110％”键，设立目的转速为3330rpm，升速率为50rpm，按“进行”键。
Ø 转速至3300rpm时，电超速保护动作，GV、RV、TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣”。
Ø 记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。
Ø 点击 “实验按钮”，DEH超速实验操作盘显示“实验退出”。
Ø 在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置
Ø 当机组转速下降到3000rpm如下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。
5.3.3.4
机械超速实验环节
Ø 在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置实验位置，
解除103%、110%超速保护；
Ø 点击 “实验按钮”，DEH操作盘显示“实验容许”。
Ø 按下“机械超速”按钮，变红。
Ø 设立转速目的3400rpm、升速率为50rpm／min，按“进行”键。
Ø 转速至3330rpm时，机械超速保护动作，GV、RV、TV、IV关闭，各抽汽逆止门关闭，汽机“脱扣”。
Ø 记录机组脱扣动作转速，联系热工尽快复位超速保护信号。
Ø 点击 “实验按钮”，DEH超速实验操作盘显示“实验退出”。
Ø 在手操作盘将“超速保护”钥匙开关置投入位置
Ø 当机组转速下降到3000rpm如下时，机组重新挂闸恢复3000rpm。
5.3.4
超速实验注意事项：
5.3.4.1
做超速实验时应拟定专人指挥，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要及时打闸停机。
5.3.4.2
机械超速应进行两次，两次动作转速偏差不应不不大于18rpm。
5.3.4.3
超速实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
汽轮机带负荷运营
5.4.1
机组并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，若主汽温每上升3℃，则暖机时间增长1分钟；注意检查、监视机组膨胀、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行低负荷暖机。
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。可依照需要，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关闭。
5.4.7
四抽压力比除氧器压力高0.15MPa且四抽压力不不大于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。若已经由辅汽供小机保持一台汽泵运营，则进行小机汽源倒换，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。若电泵运营则停运电动给水泵，投入电泵联锁及MFT联启电泵联锁。
5.4.11
负荷升至150MW时，过热蒸汽达到530℃，再热蒸汽温度应达到500℃。
5.4.12
设定机组目的负荷330MW，升负荷率3MW/min，保持调门开度不变，汽机进入滑压运营。
5.5
升负荷过程中注意事项
5.5.1
升负荷时应注意机、炉协调，保证汽机进汽参数不应浮现较大波动。
5.5.2
注意监视机组各项参数变化，特别是各轴振、轴承金属温度、胀差、绝对膨胀、轴向位移、各瓦回油温度以及各段抽汽压力和抽汽温度。
5.5.3
应加强机组主辅机及各系统检查，保证主辅机及各系统运转正常。
5.6
汽轮机真空严密性实验
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、真空泵运营良好。
5.6.3
检查轴封压力、温度正常。
5.6.4
实验备用真空泵启动正常。
5.6.5
实验过程中维持汽轮机主汽压力和进入凝汽器蒸汽量不变。
5.6.6
记录实验前机组负荷、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
实验共进行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，变化率不大于0.3kPa/min时，真空严密性合格。
5.6.10
实验结束后，及时全开凝汽器抽空气总门，恢复机组真空。
5.6.11
真空严密性评价原则如下：
合格：≤0.3KPa/min；
优良：≤0.13KPa/min。
5.6.12
实验期间，如果真空接近报警值，应及时停止实验，恢复系统。
5.7
温态启动
5.7.1
温态启动鉴定条件：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
温态启动注意事项
5.7.2.1
启动环节同冷态启动环节；
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℃，蒸汽过热度不不大于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，机组应投入持续盘车；
5.7.2.4
持续盘车状态下，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： 150rpm/min；
5.7.2.6
汽轮机冲车过程中不需要进行中速暖机，低负荷暖机时间缩短，机组升负荷和升温速度加快。
5.7.2.7
其他辅助系统投入顺序同冷态启动。
5.8
热态启动
5.8.1
热态启动鉴定：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： 0 MPa； 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。检查轴封蒸汽母管压力正常，轴封汽母管温度为208-375℃，低压轴封蒸汽温度在121～177℃之间。
5.8.6
汽轮机冲转前，必要确认汽轮机处在盘车状态或汽轮机还处在惰走阶段但转速不在临界转速区域内，禁止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，高低压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动状况。
5.8.8
汽轮机状况容许时，可以不进行中速暖机，迅速冲转、升速，避免汽缸冷却。
5.8.9
其他辅助系统投入顺序同冷态启动。
5.9
极热态启动
5.9.1
极热态启动鉴定：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
启动前检查和准备工作同冷态启动。
5.9.3
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121～177℃之间。
5.9.6
汽轮机冲转前，必要确认汽轮机处在盘车状态或汽轮机还处在惰走阶段但转速不在临界转速区域内，禁止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，高低压胀差、汽缸膨胀变化和机组振动状况。
5.9.8
汽轮机状况容许时，可以不进行中速暖机，迅速冲转、升速，避免汽缸冷却。
5.9.9
其他辅助系统投入顺序同冷态启动。
6 调试质量检查原则
参见《火电工程调节试运质量检查及评估原则》
7 安全、环保办法
7.1 本办法未尽事宜参照《集控运营规程》及厂家阐明书进行。
7.2 参加调试所有工作人员应严格执行《安规》及现场关于安全规定，保证调试工作安全可靠地进行。
7.3 调试过程中也许或已经发生设备损坏、人身伤亡等状况，应及时停止调试工作，并分析因素，提出解决办法。
7.4 调试过程中，应注意EH油泵、高压备用密封油泵、交、直流润滑油泵电流和振动状况，发现异常状况，应及时调节，并及时报告指挥人员。
7.5 试运转区域禁止危及试运转施工工作，如必要进行施工工作要严格执行工作票制度。
8 危险点分析及防止办法
工程公司名称：
河南省电力调节实验所
部 门：
运营部
专 业：
汽 机
工作负责人：
工作内容：
一号汽轮机整套启动
序号
作业工序
危险及潜在危险
消除或减少危险及潜在危险安全办法
1
送电及运营
由于设备损坏或外壳带电，引起人员接触电
保证电气设备有效接地和绝缘
2
设备启动及运营
转动设备在运转时操作人员与就地未联系好，引起就地人员受伤
加强联系，加强现场人员安全观念和自保互保意识。
3
设备启动及运营
油泄漏或设备遇明火、高温燃烧
加强巡视，遇泄漏及时解决；加强系统保温维护等。
4
设备启动及运营
人员磕碰、跌落，导致人员伤亡
现场清洁，通道畅通，围栏齐备，照明充分。
5
整套启动
高温管道或介质烫伤
工作时注意管道保温状况及保温外壁温度，戴好手套等防护用品，尽量减少在高温高压管道处停留时间。
6
整套启动
控制油及润滑油泄漏对人体导致伤害
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
各种转速测点显示要对照精确；完善汽轮机返汽返水保护逻辑；按照规程进行阀门活动实验；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，及时手动打闸并尽最大努力采用锅炉降压办法。
9 调试项目记录内容
实验项目
实验成果
实验人
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、调速汽门、抽汽电动门、抽汽逆止门
10 试运组织分工
按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年）关于规定，试运工作在试运指挥部统一领导、组织下，由有关分部试运组指挥进行。
10.1 建设单位：全面协助试运指挥部做好试运中组织管理，协调各种关系，解决关于问题。
10.2 施工单位：完毕启动所需要建筑、设备及暂时设施施工；配合机组整套启动调试工作，完毕单体试运工作并提交记录；做好试运设备与运营或施工设备安全隔离办法；负责现场安全、消防、消缺检修工作；组织和办理验收签证。
10.3 调试单位：负责编制有关调试办法；进行技术交底和现场技术指引；提出技术问题方案或建议；准备关于测试用仪器、仪表及工具；负责分系统调试指挥工作；负责实验数据记录及整顿工作；填写试运质量验评表；参加分部试运后验收签证；编写调试报告。
10.4 生产单位：进行生产准备；提供电气、热控整定值；完毕系统隔离和设备启停操作；提供关于工具。
10.5 监理单位：检查、督促本办法实行，参加试运工作并验收签证。
附表：调试技术办法交底记录
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：
技术交底内容：
1 调试目
1.1检查系统工艺设计合理性以及设备与管道安装质量；
1.2 通过调试，为系统正常稳定运营提供必要参照数据；
1.3 确认系统内各设备运营性能良好，控制系统工作正常，系统功能达到设计规定。
2 调试环节
2.1 阀门传动检查
2.2 系统及仪表测点检查
2.3 主机联锁保护条件确认
3 安全办法
3.1 润滑油、控制油油质合格，系统无泄漏。
3.2 进入现场必要带安全帽、穿工作服，注意周边作业状况，防止高空坠落。
3.3 加强对主机本体各种参数检查和画面监视，加强现场检查，及时调节，发现状况及时报告和解决。
备注：调试过程中详细操作见《华电漯河发电有限公司热电工程#1机整套启动调试办法》。
附表：汽轮机运营参数限额
序号
名 称
单位
正常
报警
跳闸
备 注
1
负荷
MW
180－330
2
主蒸汽压力
MPa
16.7
17.5
21.67手动停机
3
主蒸汽温度
℃
537
L530
H545
4
再热蒸汽压力
MPa
≯3.23
3.57
高加全切时3.37MPa
5
再热蒸汽温度
℃
537
L530
H545
6
主蒸汽流量
t/h
1005(额定负荷时)
7
再热蒸汽流量
t/h
845.9(额定负荷时)
8
主蒸汽与再热蒸汽温差
℃
<14
28
43
空负荷时容许再热汽温比主汽度低83℃
9
再热蒸汽左、右侧温差
℃
<14
42
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
℃
<14
42
两侧温差达42℃，最长时间不超过15分钟
11
主蒸汽室外壁与内壁温差
℃
≯20
83
12
调节级压力
MPa
13
高压缸排汽压力
MPa
3.558
14
高压缸排汽温度
℃
407
427
15
低压缸排汽温度
℃
H79
HH121
79～121℃运营时间不超过15分钟，达121℃手动停机
16
凝汽器背压
kPa
4.9－11.8
13
19
17
一段抽汽压力
MPa
5.78
18
二段抽汽压力
MPa
3.72
19
三段抽汽压力
MPa
1.89
20
四段抽汽压力
MPa
0.984
21
五段抽汽压力
MPa
0.615
22
六段抽汽压力
MPa
0.146
23
轴向位移
mm
－0.3
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