某电厂汽轮机运行规程.pdf

四川泸州电厂汽轮机运行规程（A版）生产运行部出版说明A版运行规程的出版，是为了泸州电厂#1机组的调试试用，为了集控人员熟悉泸州电厂的设备。汽轮机运行规程A版，是在收集泸州电厂设备技术协议、部分设备说明书的基础上，参照同类 型电厂汽轮机运行规程编写而成的。因此，本规程只能作为泸州电厂汽轮机设备系统调试试用，规 程中的设备参数、操作等还需在调试过程中确认.A版规程会在以后调试过程中不断完善，查看本规程，请注意下面几点：设备概述、设备规范部分，有下划线的是经过说明书确认，其它的是从技术协议中查到的数据。无论是说明书上的，还是技术协议中的，都以到现场的设备铭牌为准。1、保护配置及整定值，有下划线的是经说明书或厂家确认的，其余的，是由同类型厂家经验得 出，需要确认。2、逻辑部分，厂家说明书中提到的与DCS说明中有不同，对于所有的逻辑部分，以组态结果为 准。这一部分，组态逻辑说明出台确认。3、操作步骤，是照说明书及经验编写的，供参考。汽轮机运行规程A版，经各值人员查看，收集意见；还经过了运行部汽机专业人员讨论，他们 是：罗洪元、颜勇、徐云清、汪鹏等，在此对他们表示感谢！A版规程只是暂时的，一有新的资料就会有变化。请大家充分发表自己的看法，我这里会给大家 提供修改的平台，先谢谢了！第一章概述目录71 设备概述.72 主设备规范.92.1 汽轮机.9第二章 机组启动与停止.141.1 机组启动总则.141.2 机组启动状态规定.151.3 资料及工器具准备.152.1 机端启动前准备通项.153 机组冷态启动.163.1 各辅助系统的投运.163.2 全面检查系统处于冷态启机前状态。.163.3 锅炉点火，投入旁路系统自动。.163.4 抽真空送轴封.163.5 高压缸预暖.163.6 高压调节阀室预暖.173.7 汽轮冲转、升速及并网带负荷过程，严格按“冷态启动曲线一中压缸启动”曲线进行控制，下面以长期停机后的冷态中压缸启动为例进行说明。.183.8 汽轮机冲转、升速.183.9 机组并网及带初负荷.223.10 机组升负荷至额定负荷.223.11 机组冷态启动的其他注意事项.244 机组热态（温态）启动.244.1 机组热态（温态）启动步骤.244.2 机组热态（温态）启动注意事项.245 滑参数停机.255.1 正常停运前的准备.255.2 机组减负荷.255.3 发电机解列及相关操作.265.4 正常停运的注意事项.266 机组停运后的保养.286.1 汽轮机停运后的保养.286.2 辅助设备保养方法.28第三章 运行监视和调整.301 汽机运行维护参数.301.1 汽轮机运行参数控制值.301.2 主蒸汽参数监视调整.331.3 再热蒸汽参数的监视调整.342 机组定期工作.342.1 I:34j)j3.1 基本模式(BM).363.3 机跟炉方式(TF).363.4 机炉协调方式(CC).37 I Lit；j|j，J(3.6 子，帝 U 11 1-1 彳牛373.7 机组运行方式操作.373.8 机组正常运行中负荷的调节.394 汽轮机低负荷运行.404.1 概述.404.2 高压缸排气温度高.404.3 低压缸排汽温度高.404.4 低负荷运行限制：.41第四章 辅机部份.421 辅机运行通则.421.1 设备、系统在检修后移交运行的条件.421.3 电动阀试验定.421.4 辅机启动及注意事项.421.5 辅机启动后的检查项目.431.6 辅机运行中的维护.431.7 辅机停运.441.8 辅机或系统停15转检修的作.441.9 辅机的事故处理.442.2 润滑油系1 1.492.3 抗燃油系统.572.4 主再热蒸汽及旁路系统.612.5 自密封汽封系统.662.6 真空系统.702.7 循环水系统.722.8 开式冷却水系统.772.9 闭式冷却水系统.822.10 凝结水系统.862.11 除氧给水回热系统.922.12 给水泵组系统.1042.13 辅助蒸汽系统.1232.14 发电机密封油系统.1262.16 发电机定子冷却水系统.1412.17 Hx./置:1462.18 油净化装置.1483 公用系统.1493.1 压缩空气系统.149第五章 机组事故处理.1651.1 事故处理通则.1651.3 机组故营运处理.1671.4 机组瞬间停运后再启动.1681.5 机组甩负荷处理.1691.6 iWj 力口解列.1701.7 汽水管道水冲击.1701.8 厂用电中断.1711.9 仪用压缩空气失去.1731.10 机组控制系统异常及处理.1742 汽轮机典型事故处理.1772.1 汽轮机组严重超速.1772.2 汽轮机水冲击.1772.3 汽轮机断叶片.1782.4 汽轮发电机组振动大.1782.5 汽轮发电机组轴承温度高.1792.6 主机轴向位移异常.1802.7 发电机着火及氢气系统爆炸.1802.9 EH油压低.1842.10 蒸汽参数异常.1852.11 凝汽器真空下降.1862.12 闭式冷却水系统故障.1892.13 开式冷却水系统故障.190第六章 机组联锁保护和试验.1911 机组联锁保护.1911.1 汽轮机调节及保护定值.1911.2 汽机联锁保护.1922 机组试验.1942.2 机炉电大联锁试验.1942.3 汽机专业典型试验.195第七章 附件.2011.1 中压缸冷态启动曲线（长期停机）.2011.2 中压缸冷态启动曲线（停机72小时）.2021.3 中压缸温态启动曲线（停机48小时）.2031.4 中压缸热态启动曲线（停机8小时）.2041.5 中压缸极热态启动曲线（停机1小时）.2051.6 高压缸冷态启动曲线（长期停机）.2061.7 高压缸冷态启动曲线（停机72小时）.2071.8 高压缸温态启动曲线（停机48小时）.2081.9 高压缸热态启动曲线（停机8小时）.2091.10 高压缸极热态启动曲线（停机1小时）.2101.11 阀切换曲线.2111.12 汽机旁路系统设计条件.2121.13 正常定参数停机曲线.2131.14 正常滑参数停机曲线.2141.15 高压旁路控制曲线.215第一章概述泸州电厂建设规模为规划4X600M肌一期建设2X600MW国产亚临界燃煤机组。汽轮机铭牌工况(TRL)和热耗验收工况(THA)下，机组输出功率为600MW。锅炉最大连续出力(BMCR)为汽轮机阀门全开工况(VWO)下的进汽量。发电机的额定容量与汽轮机热耗验收工况(THA)下 的出力相匹配；发电机的最大连续输出容量与汽轮机最大连续出力工况(T-MCR)下的出力相匹配。发电机最大出力能满足汽轮机VWO工况。主厂房由汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房及集中控制楼组成。除锅炉为露天布置外，其余均 为屋内布置，锅炉炉前设高封。主厂房除锅炉房采用钢结构外，其余采用钢筋混凝土结构。汽轮发电机组为室内纵向顺列布置，机头朝向扩建端。汽轮发电机组运转层标高为13.7m,中间 层标高为6.9m。除氧器布置于除氧间24.00m层。本工程辅机冷却水系统由开式循环冷却水系统和闭式循环冷却水系统组成。闭式循环冷却水系 统主要用于冷却转动机械轴承、电动机等对水质有所要求的地方，而开式循环冷却水系统取自循环 水系统。机组运行方式：定压运行及定一滑一定运行机组冷却方式：扩大单元制带逆流式自然通风冷却塔循环水系统，循环水为淡水，补水取自长 江。循环水系统年平均设计水温25。负荷性质：主要承担基本负荷，并具有调峰能力。1设备概述1.1 汽轮机我公司汽轮机为东方汽轮机厂生产制造的亚临界中间一次再热、单轴、双背压、三缸四排汽、冲动纯凝汽式汽轮机，型号为：N600-16.67/538/538o机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽，汽轮机的额定转速为3000转/分。设有内部法兰螺栓加热系统。主再热蒸汽管道采用二一二布置方式。主蒸汽经两个主汽阀、四个高压调节阀后，经过导汽管 进入汽轮机喷组膨胀做功。再热蒸汽经汽轮机中压联合汽阀分为两路进入汽轮机中压内缸，经过导 管进入汽轮机喷组膨胀做功。中压缸作功后的蒸汽，经一根异径连通管分别进入两个低压缸，作功 后的乏汽排入双背压凝汽器。高压加热器给水系统采用大旁路系统，事故情况下，高加全部解列；低压加热器凝结水系统采 用小旁路系统，事故情况下，低压加热器可分别解列。汽轮机的启动方式厂家推荐采用中压缸启动，当旁路系统出现故障时，亦可采用高中压缸联合 启动。1.1.1 汽缸高中压HIP采用高中压合缸、双层缸结构。整个高中压缸分为四个部分：高中压外缸是整体 式，自中分面分为上半缸和下半缸，高压内缸是有上半缸和下半缸组成，中压内缸也分为上半 缸和下半缸两个部分。高压外缸采用上猫爪水平中分面支撑在前轴承箱和中间轴承箱上，在汽 缸与轴承箱之间的垂直中心线上设有立键。高压内缸支承在外缸内部的四个垫片上，通过凸肩 轴向定位，确保内缸中心相对于外缸在垂直方向不变。内缸上半和下半的垂直中心线上设置键 横向定位键。这种布置使汽轮机在变工况下汽缸膨胀和收缩时，静子和转子的中心相对不变。7汽轮机组设置有两个低压缸A-LP和B-LP。每一个低压部分都有一个独立的内缸，支承在外 缸内四个凸台上，用键连接以防止轴向和横向位移。两个低压缸采用对称双分流结构，中部进 汽，在中分面上将汽缸分成上下两个部分。低压外缸为焊接结构双层缸，其中内层缸为隔热层；外层缸用以引导排汽和支撑内缸各组件。低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节连接方 式。汽缸膨胀的绝对死点有三个：两个在A、B低压缸中心线靠机头侧203mm处，滑销系统引导 各低压缸向两侧膨胀；一个在#2轴承中心线靠发电机方向609mm处，滑销系统引导高压汽缸向 机头侧膨胀。1.1.2 叶片高中压静叶型线采用高效的厚加载层流叶型（AVN）,低压缸静叶采用高负荷静叶型线（CUC）c 动叶采用高负荷叶型（HV）,末级长叶片采用叉形叶根，具有相当高的强度以抵抗离心力和蒸汽 弯应力。动叶由格合金钢加工而成，对蒸汽的水蚀有较强的抵抗力。动叶装在轮缘槽里。叶顶由围带 将叶片连接成组，露出的钾钉头经手工钾接，将围带固定。末级叶片，其叶顶部分速度很高，叶片顶部有硬质合金片，进一步防止由于湿蒸汽产生的水蚀。1.1.3 转子汽轮机发电机组共有四根转子，每根转子支承在各自的两个轴承上。汽轮机每根转子都由合 金钢整体锻造而成，HIP转子与A-LP转子、A-LP转子与B-LP转子之间均由刚性联轴器连接。HIP转子转子体由合金钢整体锻件制成，由主轴、轮盘、轴颈和联轴器法兰组成的整体转子。高压9级；中压5级，长度：7868.2mm。低压转子为合金钢整锻转子，7级X4,长度：A-低压:8838nm1/B-低压：8762mm转子精加工后成为包括转轴、叶轮、轴颈及联轴器法兰的整体转子。转子由推力轴承轴向定位，推力轴承位于中间轴承箱靠近2号轴承处，每根转子体由整体合 金钢锻造而成，无中心孔转子，降低了离心切应力。1.1.4 轴承汽轮发电机组轴系中除#1、2轴承采用可倾瓦式轴承外，其余均采用椭圆形轴承，能很好解 决油膜振荡振荡。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温装置。除#1、2轴承 外，每个轴承底部都设置有顶轴油装置，在2500rpm以下及盘车时由顶轴油在轴瓦上产生顶隙，有效防止轴颈摩擦。推力轴承位于高中压缸和低A缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。承受转子 的剩余推力，同时也确定了转子的位置，高中压转子推力盘中心就是整个汽轮机转子相对于汽 缸的膨胀死点。轴承体由铸钢制成，轴瓦表面浇注一层优质锡基巴氏合金。挡油环用于防止轴承箱中的油及 烟气沿转子流向箱外。1.1.5 汽封本机组的所有汽封均为金属迷宫、弹簧分段式汽封圈。汽封圈固定于汽封体或隔板的汽封槽 中。汽封圈加工成高低齿（考虑到胀差较大，B-LP汽封为平齿）结构，以最小间隙与汽轮机转 子上相应的凹槽及凸台配合。1.1.6 主汽阀在汽轮机的主蒸汽管道上，高压主汽调节阀前平行安装了两个液压控制的球型主汽阀。每个 主汽阀有全开全闭两种位置。每一主汽阀由一个单独作用的弹簧关闭的油动机操纵，其开启动力为HMPa（g）的抗燃油。主汽阀首先由危急遮断阀控制，再是由安装于主汽阀油动机上的盘式卸载阀控制。1.1.7 调节阀四个调节阀安装在主汽阀后一个单独的腔室上。蒸汽经主汽阀流向调节阀。调节阀分别由四8根导汽管与喷嘴室相连。每一调节阀由一个弹簧关闭的单独作用的油动机操纵，其开启动力为伺服阀控制的约 HMpa(g)抗燃油，而伺服阀的信号来自DEH。在达到工作转速后，速度调节器会控制阀门的开度 以满足各种负荷下蒸汽的进汽量。1.1.8 中压联合汽阀中压主汽阀为球形阀而调节阀为套阀，两阀共用一个阀座。无论主汽阀碟位置如何，调节阀 碟都可以自由开启和关闭。1.1.9 每个中压调节阀由一个弹簧关闭的油动机操纵，其开启动力为伺服阀控制的大约 HMpa(g)的抗燃油。伺服阀的信号来自DEH。每个中压主汽阀首先由危急遮断阀控制，然后由安装 在中压调节阀油动机上的盘式卸载阀控制c1.1.1 0 连通管连通管的用途是把在汽轮机中压部分完成作功的蒸汽从中压部分(IP)输送到低压部分(LP)。连通管通常带有膨胀节(装有两套波纹管)，以防止由于IP排汽温度高导致IP缸和LP缸之间 热胀和收缩量的相对偏差，从而在汽缸上产生反作用力。连通管结构以A-LP缸为基准点连接A-LP缸和B-LP缸，以A-LP缸的基准点膨胀或移动的。1.1.1 1 盘车装置盘车装置由一个电动机和一组齿轮构成。齿轮是由AC电机通过无声链条的传动来驱动的。齿轮箱中的摆轮能与B-LP转子靠发电机端的联轴器上的齿轮盘啮合。机组盘车转速约为 1.5rpmo盘车装置控制方式有手动和自动两种。自动方式时接收来自TSI的零转速信号作为启动信号,由盘车装置自动完成从启动盘车电机、啮合和正常盘车的全过程。汽轮机冲转过程中，当达到一定转速时，盘车装置的摆轮通过摆动齿轮立即、永久、平稳地 脱离齿轮盘。本机组的盘车装置有一个压力开关，在汽轮机一发电机润滑油压降至一特定值时，会切断电 源，停止盘车装置工作。1.1.1 2 汽轮机调节保安系统汽轮机调节保安系统分为低压保安系统和高压抗燃油系统两部分。高压抗燃油系统由液压伺 服系统、高压遮断系统和抗燃油供油系统三大部分组成。低压保安系统包括危急遮断器、危急遮断装置、危急遮断装置连杆、手动停机机构、复位试 验阀组、机械停机电磁铁和导油环。设置有电气、机械及手动三种冗余的遮断方式。设置有复位试验阀，供危急遮断器作喷油试验及提升转速试验用。1.1.1 3 控制系统汽轮机控制系统采用东方汽轮机厂配套的数字电液DEH控制系统，负责汽轮机的挂闸、冲转、并网、负荷控制和危急遮断。2主设备规范2.1 汽轮机2.1.1 汽轮机规范序号项目规范1汽轮机型号N600-16.67/538/538-192型式亚临界、一次中间再热、冲动式、单轴三缸、四排汽凝汽式汽轮机3配汽方式复合调节（全周进汽/部门进汽）4额定转速3000i7min5额定功率600MW6最大连续运行功率643MW7旋转方向从汽轮机端看为逆时针方向8主蒸汽压力16.67MPa9主蒸汽温度53810主蒸汽流量1785.4t/h（额定），2028t/h（最大）11再热蒸汽压力3.3MPa12再热蒸汽温度53813排汽压力6.2kPa（平均）（-96kPa）14给水温度274 15冷却水温度20（设计），33（最高）16热耗7825kJ/kW.h（额定工况）17给水加热器个数8个18通流级数HP：9 IP：5 LP：7X419末级叶片长度1016mm20支持轴 承类型可倾瓦（#1、2）及椭圆轴瓦（#36）轴承尺寸#1：381mm x 229mm#2：431.8mm x 254mm#3：482.6mm X356mm#4：482.6mm x 356mm#5：482.6mm X 356mm#6：508mm X 330mm21推力轴 承类型密切尔型（在中间轴承箱内）有效面积2258 mm2轴承间隙0.46 0.51 mm22大气阀类型铜片膜板设定点34KPa（q）2324盘车重量类型AC伺服电机驱动，自动脱开及啮合转速1.5i7min电机功率15KW高中压转子27t1025低压转子63.4/6522.1.2 汽轮发电机组轴系临界转速(单位：rpm)轴段名称一阶临界转速(r/min)二阶临界转速(r/min)设计值(轴系)设计值(单轴)设计值(轴系)设计值(单轴)高中压转子1800165040004000低压转子A1700167038354000低压转子B1800169740004000发电机转子982933267126952.1.3 机组抽汽参数抽汽级数抽汽点抽汽压力(MPa)抽汽温度()抽汽量(t/h)抽汽熔(kJ/ka)1第6级5.88 1384.2126.033141.72第9级3.675320.6111.793028.53第11级2.105469.983.4934004第14级0.978358.1151.3953176.25第16级0.36423844.5229416第17级0.208177.642.5552824.57第18级0.113119.148.2922713.38第19级0.05181.884.3052588.72.1.4 不锈钢管凝汽器参数表项 目数据型式双背压、双壳体、单流程、表面式壳体设计压力及管侧设计压力全真空至 0.098/0.5 Mpa(q)凝汽器管子总有效面积39000 m2循环水流量67390 t/h循环水设计进水温度25循环水允许最高进水温度33设计背压6.2kPa(平均)LP/HP：5.4/7.0kPa干空气泄漏量90kg/h(正常运行时)管子总水阻78 kPa(g)凝汽器管子材料TP304凝汽器管子数量顶部圆周段1442 根11主凝结段32490 根空冷区2164 根凝汽器管子尺寸管径X壁厚6 25X0.5/0.7 mm有效长度13.77 m单根长度13.88 m凝汽器热井容积220 m3凝汽器外型尺寸长X宽X高17570 X18980 X12246 mm凝汽器外壳与汽轮机排汽口联接型式不锈钢膨胀节重量水室(每个)12.5 t凝汽器(不充水)8901(包括组合低加)运行时水重570 t凝汽器(满水时)3084 t防腐措施凝汽器水室内侧：采用涂环氧煤沥青2.1.5 疏水扩容器序号项目数值1型号SW-24002设计温度3003设计压力O.IMPaa4容积24m32.1.6汽轮机四个典型工况:项目金名牌工况(TRL)最大连续工况(TMCR)阀门全开工况(VWO)热耗率验收工况(THA)机组输出功率MW600.012640.254667.812600.004主蒸汽压力MPa(a)16.6716.6716.6716.67主蒸汽温度538538538538主蒸汽流量t/h1927.81927.820281785.4再热蒸汽压力MPa(a)3.5233.5483.7163.307再热蒸汽温度538538538538再热蒸汽流量t/h1625.9571634.3341713.4911520.981平均背压KPa(a)11.86.26.26.2循环冷却水进水温度33252525凝汽量(包括小机)t/h1230.8311223.2141275.8441147.187补水率300012项目余名牌工况(TRL)最大连续工况(TMCR)阀门全开工况(VWO)热耗率验收工况(THA)机组输出功率MW600.012640.254667.812600.004给水温度278.6278.9282.2274热耗 kJ/kW.h82257804779278252.1.7 下列条件下安全连续发出功率600MW,此工况功率为铭牌(额定)功率，为出力保证 值的验收工况(即TRL工况)。2.1.7.1 额定的主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2.1.7.2 平均背压 0.01 1 8 MPa(a)(冷却水温 33C)；2.1.7.3 补给水率为3%；2.1.7.4 回热系统正常投运；但不带厂用辅助蒸汽；2.1.7.5 发电机效率98.9%、额定氢压、功率因数0.9；2.1.7.6 规定的最终给水温度；2.1.7.7 二台汽动给水泵投入运行。2.1.8 汽轮发电机组能在下列条件下安全连续运行，此工况功率为最大连续功率(640.71 6 MW),即TMCR工况。2.1.8.1 额定的主蒸汽及再热蒸汽参数，所规定的汽水品质；2.1.8.2 平均背压0.0062 MPa(a)(冷却水温25)2.1.8.3 补给水率为0%；2.1.8.4 回热系统正常投入运行，但不带厂用辅助蒸汽。2.1.8.5 发电机效率98.9%、额定氢压、功率因数0.9；2.1.8.6 规定的最终给水温度；2.1.8.7 二台汽动给水泵投入运行；13第二章机组启动与停止1机组启动总则1.1 机组启动总则1.1.1 新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告 及书面通知。1.1.2 以下项目需在生产运行部主任主持下进行1.1.2.1 机组A修、B修、C修后的首次启动。1.1.2.2 重要设备及系统异动后的首次试运。1.1.2.3 机组实际超速试验。1.1.2.4 机组甩负荷试验。1.1.3 机组在临修及热备用后的启动在生产运行部主任工程师主持下进行。1.1.4 本机组推荐采用中压缸启动方式。1.1.5 机组启动前须完成必要的试验与试运工作。1.1.5.1 新安装或大修后的机组，启动前必须完成主、辅设备的试验、调试、试运、验收 工作；1.1.5.2 小修后的机组启动前须完成检修设备的试验、调试、试运、验收工作。1.1.6 机组检修后，检修人员应向值长提供检修设备交底说明及设备变动报告，运行人员对设 备交底及设备变动情况了解清楚；点火前24小时之前应收到机组的设备变更资料（附图）和机组启 动期间的调试、试验计划。1.1.7 机组在下列情况下禁止启动或并网：1.1.7.1 机组主保护有任一项不正常。1.1.7.2 机组主要参数失去监视。1.1.7.3 机组主保护联锁试验不合格。1.1.7.4 主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27或油位低。1.1.7.5 机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。1.1.7.6 高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运行或无法满足机组启动 及保护要求。1.1.7.7 任一汽轮机高中压主汽阀、高中压调阀以及抽汽逆止阀卡涩或动作不正常。1.1.7.8 汽轮机转子偏心度20.075mm。1.1.7.9 汽轮机转子轴向位移超出土 1.0mmo1.1.7.1 0 汽轮机高中压缸胀差21 0.3mm或-5.3mm,汽轮机低压缸胀差21 9.8 mm或 4.6mm。1.1.7.1 1 高压缸内壁上下温差N35C,高中压外缸中压进汽处上下缸温差35。1.1.7.1 2 汽轮机进水。1.1.7.1 3 汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。1.1.7.1 4 仪用空气工作不正常，不能提供机组正常用气。1.1.7.1 5 发电机风压试验不正常。1.1.7.1 6 汽轮机本体保温不完善。1.1.7.1 7 机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。141.1.7.1 8 主要自动化控制或调节装置故障。1.2 机组启动状态规定1.2.1 高中压缸联合启动方式采用高中压缸联合启动方式，应根据汽轮机调节级处高压内缸壁温t的高低划分机组热状态。1.2.1.1 冷态启动：t V3201.2.1.2 温态启动：320Wt V4201.2.1.3 热态启动：420Wt 4451.2.1.4 极热态启动：445Wt1.2.2 中压缸启动方式采用中压缸启动方式，根据中压内缸壁温t的高低划分机组热状态C1.2.2.1 冷态启动：t V30511c1.2.2.2 温态启动：305Wt V4201.2.2.3 热态启动：420Wt V4901.2.2.4 极热态启动：490Wt1.3 资料及工器具准备1.3.1 集控室准备好运行规程及系统图。1.3.2 准备好操作票及相关技术措施。1.3.3 备好阀门搬手、强光手电、振动表、测温仪、轴承加油工具、听音棒等。2机组启动准备2.1 机组启动前准备通项2.1.1 通知脱硫、化学、输煤人员对其所属设备进行启动前全面检查，做好机组启动前各项准 备工作。2.1.2 确认锅炉、汽机、发电机及所属各辅助设备检修结束，有关的工作票终结完毕。各处脚 手架、临时措施已结束，楼梯通道畅通。照明充足。各设备、管道保温完好。现场无杂物。2.1.3 确认各系统的电动阀、气动阀、调节阀试验完毕，动作正常，指示正确。2.1.4 确认各基地式调节装置动作正常，设定值正确无误。2.1.5 联系仪控、检修人员，确认DCS、BMS、DEH、PLC、旁路控制等系统联锁保护正确,控制系统正常，投运各种测量、指示仪表或变送器，确认各参数显示正确。2.1.6 确认各转机及机炉电大联锁试验试验完毕，动作正常。2.1.7 启动润滑油系统正常，投入盘车运行。2.1.8 确认工业水、消防水系统均已正常投运。2.1.9 确认仪用气、杂用气系统正常投运。2.1.1 0 除氧器上水至启动水位，投入辅汽系统及除氧器运行正常。2.1.1 1 确认已经备有足够、合格的除盐水以及氢气、二氧化碳气，燃油系统、化学水处理系统、化学加药系统、废水处理系统、化验分析系统均已具备投运条件。2.1.1 2 根据机组状况，确定机组启动方式，并根据所确定的方式准备好所需的所有启动曲线、资料及操作卡。备好机组启动用工器具、仪表、各种记录图表。153机组冷态启动3.1 各辅助系统的投运3.1.1 投入主机润滑油及顶轴油系统运行。3.1.2 确认主机润滑油系统、顶轴油系统、发电机密封油系统正常运行后，投入主机连续盘车 运行（机组冷态启动前连续盘车应不少于4小时）。3.1.3 启动凝结水补水泵向闭式冷却水、凝结水系统充水。3.1.4 待闭冷水箱水位正常后，投入闭式冷却水系统运行，检查闭冷水热交换器开式水侧以及 闭式水侧均投运正常。3.1.5 投入循环水系统运行。3.1.6 投入开式冷却水系统运行。3.1.7 除氧器上水至启动水位，投入辅联除氧器运行。3.1.8 投入循环水系统，向凝汽器通水。3.1.9 启动一台凝结水泵，投入凝结水系统运行。3.1.1 0 启动一台定子冷却水泵，投入定子冷却水系统运行。3.1.1 1 投入EH油系统，确认EH油温、油压正常。3.2 全面检查系统处于冷态启机前状态。3.3 锅炉点火，投入旁路系统自动。3.4 抽真空送轴封3.4.1 选择轴封供汽汽源，轴封供汽暖管备用。3.4.2 关闭真空破坏阀。3.4.3 启动一台轴封风机运行，投入轴封供汽。注意轴封供汽温度与轴颈相匹配。3.4.4 启动两台真空泵运行正常，开始抽真空。根据抽真空情况可投入三台真空泵运行，真空 达到正常值后停一台备用。3.4.5 凝汽器建立真空后，检查低压缸喷水阀应随排汽温度自动开启。3.5 高压缸预暖3.5.1 机组冷态启动时，调节级后高压缸内壁金属温度不大于1 50C,汽轮机需进行高压缸预 暖。待调节级后高压缸内壁金属温度大于1 50C时，高压缸预暖完成。3.5.2 进行高压缸预暖前确认以下项目：3.5.2.1 汽轮机盘车运行正常。3.5.2.2 汽轮机处于跳闸状态，高压主汽阀关闭。352.3 调节级后高压缸内壁金属温度不大于150。3.5.2.4 凝汽器压力不高于1 3.2KPa。3.5.2.5 再热冷段蒸汽压力不低于0.7MPa.3.5.3 高压缸预暖前准备工作3.5.3.1 全开高排逆止阀前再热冷段疏水阀，确认疏水管路畅通。3.5.3.2 开启高调阀导汽管疏水阀至20%。3.5.3.3 关闭高排通风阀。3.5.4 高压缸预暖操作3.5.4.1 开启高压缸倒暖阀至10%位置，使高压缸预暖蒸汽从再热器冷段管道进入高压缸。3.5.4.2 保持20分钟后，将高压缸倒暖阀开启至30%位置。3.5.4.3 保持20分钟后，将高压缸倒暖阀开启至55%位置。3.5.4.4 当调节级后高压内缸内壁温度达到150之后，进行高压缸闷缸。闷缸时间根据“高 压缸预暖闷缸时间曲线”确定。1640 100 150预暖前高压调节级后汽缸内壁金属温度（）高压缸预暖闷缸时间曲线3.5.5 高压缸预暖结束后操作3.5.5.1 高压缸预暖完成后，完全关闭高压缸预暧阀。3.5.5.2 投入高排逆止阀前冷段再热疏水阀“自动”，确认再热冷段疏水阀至全开位。3.5.5.3 在高压缸排汽压力达到-50KP汽Q）之后，投入高压调节阀导汽管疏水阀“自动”，确认高调阀导汽管疏水阀至全开位。3.5.5.4 全开高排通风阀VV。3.5.6 高压缸预暖期间的注意事项3.5.6.1 高压缸预暖蒸汽过热度不得低于28,高压缸内压力不得高于0.7MPa,否则机 组会产生附加的推力。3.5.6.2 在高压缸暖缸期间，通过调整倒暖阀、导汽管疏水阀、高排逆止阀前疏水阀来控 制高压缸内蒸汽压力0.50.7MPa,严格控制金属温升率允许范围内，控制金属壁温差在允许 范围内。3.5.6.3 高压缸预暖闷缸时间必须严格按照“高压缸预暖闷缸时间曲线”执行。3.5.6.4 阀门开度值仅供参考，应以金属温升率限制和闷缸压力为主要依据。3.5.6.5 完成高压缸暧后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽降低压力。3.6 高压调节阀室预暖3.6.1 在汽轮机冲转前，当调阀室金属温度低于150时，必需对高压调阀室进行预暖。3.6.2 检查并确认危急遮断阀处于跳闸位置，负荷限制设定是关闭位置。暧阀期间,1/15丫阀一 直保持在关闭位置。3.6.3 检查并确认控制EH油压正常。3.6.4 确认主蒸汽温度高于2713.6.5 开启主汽阀MSV的疏水阀以及高调阀导汽管疏水阀。3.6.6 在汽机启动画面点击“挂闸”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”。确认“复位”指示灯亮，汽机挂闸成功。确认中压主汽阀正常开启。3.6.7 点击“阀壳预暖”按钮，在操作端上选择“开”，按“执行”。3.6.8 确认2号主汽阀“开”灯亮，2号主汽阀缓慢微开至21%,此时对高压调阀室进行预 暖。3.6.9 当CV阀壁温差280壁时，关闭MSV2阀。3.6.1 0 当CV阀壁温差V70壁时，重新开启MSV2阀至预暧位置。3.6.1 1 重复执行上述操作，当调阀室内外壁金属温度均上升至1 8 0c以上，且内外壁温差小于 50时；或者是暧阀操作达1小时以上时，认为高压调阀室预暖结束。173.6.1 2 高压调阀室预暖结束后，点击“阀壳预暖”按钮，在操作端上选“关”，按“执行”。确 认2号主汽阀全关。3.7 汽轮冲转、升速及并网带负荷过程，严格按“冷态启动曲线一中压缸启动”曲线进行控制，下 面以长期停机后的冷态中压缸启动为例进行说明。3.8 汽轮机冲转、升速3.8.1 根据“冷态启动（长期停机）一中压缸启动”要求，确认机组满足冷态冲转条件：3.8.1.1 主汽压力6.0MPa a,主汽温度335c。3.8.1.2 再热汽压力1.1 MPa a,再热汽温度315。3.8.1.3 凝汽器压力 T1 6.6KPa a。3.8.1.4 高旁流量 21 40t/hc3.8.1.5 轴承润滑油温2740。3.8.1.6 大轴挠度3.8.2 汽轮机中压缸启动方式（ATS自动冲转）3.8.2.1 在汽机启动画面点击“挂闸”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”。确认“复位”指示灯亮，汽机挂闸成功。3.8.2.2 确认中压主汽阀正常开启，确认高排逆止阀呈自由状态。3.8.2.3 开启高排通风阀及事故排放阀。3.8.2.4 在汽机控制面板中点击“阀位限制”，在操作端上点击“t”，将阀位限制设定为100%,也可以在设定栏直接设定至100%。3.8.2.5 在ATS控制面板中点击“自启动”，在操作端上点击“自动”，按“执行”。1）选择ATS控制面板中“自启动”在“自动”方式，则机组在冲转过程中严格按照逻 辑内定程序进行升速。如有异常报警，则必须待条件满足后，报警自动消除后程序自动进行。2）选择ATS控制面板中“自启动”在“监视”方式，则机组在冲转过程如有异常报警，则可以手动将报警旁路后程序自动进行。3）选择ATS控制面板中“自启动”在“切除”方式，则机组在冲转过程不会有异常报 警出现，机组将直接旁路逻辑内定程序进行升速。3.8.2.6 在ATS 控制面板中点击“热应力计算结果”，在操作端上点击“使用”，按“执 行”。3.8.2.7 在ATS 控制面板中点击“寿命损耗”，在操作端上点击“轻”，按“执行”。3.8.2.8 在汽机控制面板中点击“高/中压缸启动方式”，在操作端上点击”中压缸启动”，按“执行”。3.8.2.9 确认ATS控制“准备”允许条件满足，“允许条件”灯亮。选择ATS控制“准备”。在操作端上点击“选择”，按“执行”。3.8.2.1 0 机组摩擦检查1）选择ATS控制“摩擦检查”。在操作端上点击“选择”，按“执行”。2）确认机组目标转速“200rpm”灯亮，主汽调节阀、中压调节阀逐渐开启，汽轮机转 速以l OOrpm/min速率升速。3）当汽机转速大于盘车转速时，确认盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。4）当汽机转速达200rpm,确认“关全阀”灯亮，确认主汽阀、主汽调节阀、中压调节 阀全部关闭，汽轮机转速逐渐下降。此时，按规定对机组进行摩擦检查。5）当汽机转速达1 00rpm时，摩擦检查完成。确认ATS控制摩擦检查“完成”灯亮。3.8.2.1 1 机组升速至中速暖机1）选择ATS升速“选择”，按“执行”。2）确认主汽阀缓慢全开，同时高、中压调节阀缓慢开启。183）确认汽轮机转速以1 00rpm/min速率升速，当汽轮机转速达到400rpm时，主汽调节 阀阀位保持而中压调节阀逐渐开启。4）确认汽轮机转速由中压调节阀控制升速至1 500rpm,汽轮机转速保持在1 500rpm进 行中速暖机。5）确认以下参数达到，中速暖机结束a）高压缸第一级内壁温度2320。b）中压缸第一级内壁温度、320。c）高中压缸热膨胀28 mm。d）暖机时间达3小时。6）中速暖机期间，注意维持主汽、再热器压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常.注意监视机组TSI画面中汽缸总胀、高中压差胀、低压缸差胀、轴向位移、上下缸温差、高 中压转子热应力以及各轴承振动在允许范围。3.8.2.1 2 机组中速暖机结束后，确认“暖机”自动切除，暖机“切除”灯亮。确认主汽调 节阀逐渐关小至全关，机组转速由中压调节阀控制继续升速。VV阀全开。3.8.2.1 3 确认汽轮机转速以1 00rpm/min速率上升。3.8.2.1 4 在汽轮机转速达2500rpm时，检查确认顶轴油泵自动停止，否则手动停止顶轴油 泵，将其投入自动备用。在顶轴油泵停运后，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常。3.8.2.1 5 在汽轮机转速升至3000rpm时，确认机组按照DEH自动计算的暖机时间进行暖 机。3.8.2.1 6 待汽轮机稳定运行在3000rpm,对机组进行全面检查，进行以下操作和确认1）确认润滑油温不低于38 C,各轴承回油温度正常，润滑油温度控制自动设定至43O2）确认主油泵入口压力达0.0980.1 47MPa g。轴承润滑油压力0.1 76MPa g。3）投入发电机氢气冷却器冷却水，并投入氢温自动控制，注意监视DEH氢气系统画面。4）确认发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。3.8.2.1 7 汽机全速后根据需要进行以下试验1）主汽阀关闭严密性试验。2）主机充油跳闸试验。3）汽机跳闸保护试验。4）汽轮机打闸试验。3.8.2.1 8 各项试验合格后，确认主油泵出口油压21.372MPa时，停运交流辅助油泵、交流 启动油泵。投入交流辅助油泵、交流启动油泵自动备用。3.8.3 汽轮机中压缸启动方式（ATS监视冲转）3.8.3.1 在汽机启动画面点击“挂闸”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”。确认“复位”指示灯亮，汽机挂闸成功。3.8.3.2 确认中