神木整套启动调试方案.doc

江苏华能建设工程集团有限公司神木项目部
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陕西省神木瑞诚玻璃有限公司
余热热电联产工程

机组整套启动调试方案

编 制：杨永年
审 核：杨国华
批 准：孙保兴

日期：2012年8月

机密性：一般 保存时间：一年

机组整组起动调试报告报审表
工程名称：陕西省神木瑞诚玻璃有限公司余热热电联产工程

致：陕西省神木瑞诚玻璃有限公司余热热电联产工程项目部
我方已根据施工合同的有关规定完成了机组整组启动调试方案的编制 工作，并经我单位技术负责人审查批准，请予以审查。

见附件：机组整套启动调试方案

单位（章）

施工队项目经理： 日期：2012年 月 日

总承包商审核意见：

单位（章）
现场负责人： 日期：2012年 月 日

建设单位主管领导审核意见：

单位（章）

主管领导： 日期：2012年 月 日

目 录
1. 编制目的……………………………………………………
2. 编制依据……………………………………………………
3. 调试设备参数………………………………………………
4. 锅炉部分调试：……………………………………………
5. 汽轮机部分调试……………………………………………
6. 电控部分调试………………………………………………
7. 启动试运的组织及职责………………………………………
8．安全技术措施………………………………………………
9.调试质量保证措施 …………………………………………

1. 编制调试方案的目的：
整套启动运行中，电气部分调试是整套启动试运工作的重要组成部分。对于考核单体调试、分部调试的质量、检验主要设备的性能、检验设计和安装质量都具有重要的意义。
为了确保系统调试过程中人身及设备的安全、保证调试工作的质量、规范调试项目，做到分工明确组织严密使调试工作做到有条不紊地进行，必须编写出整套启动试运调试方案。
2．编写依据：
编制调试方案遵守下列规范和标准
《蒸汽锅炉安全技术监察规程》
《热水锅炉安全技术监察规程》
JB/T1609-1993 《锅炉锅筒制造技术条件》
JB/T1610-1993 《锅炉集箱制造技术条件》
JB/T1611-1993 《锅炉管子制造技术条件》
JB/T1612-1994 《锅炉水压试验技术条件》
JB/T1613-1993 《锅炉受压元件焊接技术条件》
J B/T1620-1993 《锅炉钢结构技术条件》
JB/T5255-1991 《焊制鳍片管（屏）技术条件》
GB50273-1998 《工业锅炉安装工程施工及验收规范》
GB50231-1998 《机械设备安装工程施工及验收通用规范》
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》
《火电工程启动调试工作规定》
《火电调试工程质量检验及评定标准》
《电力建设施工及验收技术规范》
《电气设备安装工程．交接试验标准》
《电气设备预防性试验规程》
《继电器保护及自动装置检验条例》
《电力建设安全工作规程》
　有关行业和生产厂家的产品说明书及技术标准。
3．设备参数
1#锅炉技术参数：
锅炉型号：SZS30-2.55/410-Q
序号
名 称
数值
单位
基本参数
1
额定蒸发量
30000
kg/h
2
额定工作压力
2.55
Mpa
3
额定蒸汽温度
410
0C
4
给水温度
104
0C
5
额定排烟温度
146
0C
6
水压试验压力
3.52
Mpa
7
锅炉水容积
25
M³
8

9

2#锅炉技术参数：
锅炉型号：QC160/420-17.2-2.7/390
序号
名 称
数值
单位
基本参数
1
锅炉入口烟气量
160000
Nm3/h
2
锅炉入口烟气温度
420
0C
3
锅炉入口烟浓度
600
mg /Nm3
4
锅炉出口烟气温度
175
0C
5
锅炉总漏风
3﹪

蒸汽段
6
名义蒸发量
17.2
T/h
7
额定蒸气压力
2.7
Mpa
8
额定蒸汽温度
390
0C
9
给水温度
160
0C
10
水压试验压力
3.6
Mpa
热水段
11
锅炉热功率
2.88
MW
12
热水量
43.5
T/h
13
热水器出口压力
3.6
Mpa
14
热水器出口温度
160
0C
15
给水温度
104
0C
16
水压试验压力
4.5
Mpa
17
安全阀定值
4.5
Mpa

发电机
设备厂商
济南发电设备厂
发电机型号
QF-6-2
额定功率：6000KW
额定电压 10500V
额定转速
3000r/min
额定电流：412A
功率因数 0.8滞后
出厂编号

励磁机
空载励磁电流 84A
定子绕组直流电阻（75℃）：0.059Ω/相
满载励磁电流 233.4A
转子绕组直流电阻（75℃）：0.39Ω
空载励磁电压 28.5V
发电机临界转速 1960-1990 r/min
满载励磁电压 110V
励磁调节器：DAVR-S2
定子三相短路电流为额定值（412A）时的励磁电流：168A
转子重量5 t
定子重量12.1t
发电机总重 21t
汽轮机
设备厂商
青岛捷能汽轮机集团有限公司
型 号
N6-2(0.35)型
出厂编号
A158#
出 厂 日 期
2010年10月
额定转速

3000r/min
转向

顺汽流方向看为顺时针
额定功率
MW
6
额定进汽压力
Mpa
2.6
额定进汽温度
℃
394
额定进汽量
t/h
28.6
额定排汽压力
Mpa
0.0045
非调抽汽压力
Mpa
0.35
临界转速
r/min
1648
额定转速时振动值
mm
≤0.03(全振幅)
临界转速时振动值
mm
≤0.15(全振幅)
汽轮机安装时最大件重量
t
17
转子重量
t
6.621
汽轮机中心标高（距运行平台）
m
0.75
汽轮机外形尺寸
m
L=5.547, W=2.310, H=2.302
汽轮机主油泵压增
Mpa
1.1
危急遮断器动作转速
r/min
3300-3360
润滑油压
Mpa
0.08～0.12
汽轮机油牌号

GB11120-89 L-TSA 46#
四、主 要 辅 助 设 备

主 油 泵
台 数
台
1
压 增
MPa
1.1
流 量
l/min
800

高 压 电 动

油 泵
台 数
台
1
型 号

80YL-120A
扬 程
m
125
流 量
m3 /h
50
电 机
功 率
KW
37
电 压
V
380

交 流 辅 助

油 泵
台 数
台
1
型 号

KCB300
压 力
MPa
0.36
流 量
l/min
300
电 机
功 率
KW
5.5
电 压
V
380

直 流 辅 助

油 泵
台 数
台
1
型 号

KCB300
压 力
MPa
0.36
流 量
l/min
300
电 机
功 率
KW
5.5
电 压
V
220

电 动 盘

车 电 机
型 号
台
Y132M2-6
台 数
MPa
1
转 速
r/min
1000
电 机
功 率
KW
5.5
电 压
V
380

冷 油 器

油 箱
型 式

板式TL500KBDLx51
台 数
台
2
冷却面积
m2
20
冷却油量
l/min

冷却水量
t/h

冷却水温(max.)
℃

冷却管材料

冷却管规格
mm

容 积
m3
4

排 油 烟 机
型 号

CQ2-J
台 数
台
1
电 机
功率
KW
0.37
电压
V
380

汽封 加 热 器
型 式

JQ-20
台 数
台
1
传热面积
t/h
20
水侧压力(max.)
m
0.981
抽 气 器
工 作 蒸
汽 温 度
压 力
MPa
0.8～1.2
温 度
℃
260～435
流 量
kg/h
36
管子材料

HSn70-1A
管子规格

mm
Φ15×1

凝 汽 器
型 号

N-800
型 式

双流程二道制表面式
冷却面积
m2
800
蒸汽压力
MPa
0.0049 （绝对）
蒸汽流量
t/h
～27.7
冷却水量
t/h
～2200
冷却水温
℃
20
冷却水压力(max.)
MPa
0.6 (表)
管子材料

HSn70-1A

射 水
抽 气 器

型 号

CS-7.5
台 数
台
2
工 作 水 压 力
MPa
0.392
工 作 水 流 量
t/h
105
抽气量
Kg/h
7.5
4．锅炉部分调试
1、试运现场的条件：
（1）场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通。厂房各层地面应做好粗地面，最好使用正式地面，试运场应有明显标志和分界，危险区应有围栏和警告标记。
（2）试运区的施工脚手架全部拆除，现场清扫干净，保证运行安全操作。
（3）试运区的梯子、步道、栏杆、护板应按设计安装完毕，正式投入使用。
（4）排水沟道畅通，沟道及洞盖板齐全。
（5）试运现场具有充足的正式照明，事故照明应能投入正常使用，并备有足够的消防器材。
（6）试运范围的工业、消防及生活用水系统应能投入正常使用，并备有足够的消防器材。
（7）各运行岗位应有正式的通讯联络设施。
2、下列系统中的设备、管道、阀门等安装完毕，保温完成。
（1）锅炉范围内管道、汽水系统、疏放水、放汽系统、加药系统辅助用蒸汽系统、排污系统。
3．下列设备经调试合格：
（1）引风机经调试结束并符合要求。
（2），热工测量，控制和保护系统的调试已符合进烟气的要求。
4，组织机构，人员配备和技术文件准备；
（1），电厂按试运方案措施，配备各岗位的运行人员及实验人员，并有明确的岗位责任制，运行操作人员应培训合格，并能胜任本岗位的运行操作和故障处理。
（2）施工单位应根据试运方案措施要求，配备足够维护检修，并有明确的岗位责任制。维护检修人员应了解所在岗位的设备系统性能。并能再统一指挥下胜任检修工作，不发生设备，人身事故和中断试运工作。
（3）施工单位应备齐参加试运设备系统的安装验收签证和分部试运记录。
（4）编制调整试运方案措施，经试运指挥部审定后，应打印完毕，并分别进行了交底和学习。
（5）运行单位在试运现场挂符合实际的燃烧系统图，热力系统图，调试单位应在试运现场张挂试运，点火，升压等必要的图表。
（三）锅炉机组启动前的检查与准备
1、系统检查
（1）蒸汽系统：主气门经开关试验后关闭，隔绝门及旁路门关闭（指七十小时试运前），
（2给水系统：给水门、给水旁路门及放水门关闭，给水中间门省煤器入口门开启。
（3）减温水系统：减温器手动门开启，电动门关闭。
（4）放水系统：各联箱的排污门，连续排污门门，事故放水门关闭，定期排污总门，连续排污一次门开启。
（5）:疏水系统主气门前所有的疏水门及主气门后的疏水门开启。
（6）蒸汽及炉水取样门，炉筒加药门开启，加药门关闭。
（7）炉筒水位计的气门、水门开启、放水门关闭。
（8）所有压力表一次门开启，所有流量表的一次门开启。
（9）空气门开启（给水空气门可关闭），对空排气门开启。
2、检查所有的风门开关，并至于下列位置。
（1）锅炉前和烟囱前烟气闸板门开启。
（2）投运引风机入口阀开启，出口阀开启。
（3）锅炉底部放灰门关闭。
（4）旁通烟道快速闸门开关试验后关闭。
（5）脱硫切换闸板门经开关试验后开启（不投脱硫的工况下）
（6）除灰门开关灵活，置于关闭状态；除灰沟畅通；盖板齐全。
（7）检查转动机械、轴承润滑油洁净；油位正常；开启冷却水却水流正常，地脚螺丝及安全装置牢固。
3、有关人员做好下列准备工作：
(1)给水值班人员：确认供水系统正常，除盐水箱、除氧器水位正常。
(2)热工值班人员：将各仪表及操作装置置于工作状态。
(3)锅炉值班人员：确认锅炉管路、烟道各阀门在正确位置。
(4)化学水值班人员：化验炉水品质。
(5)电气值班人员：确认各电器设备处于正常受控状态。
(6)各调度、值班人员通讯保持畅通。
(7)检查与准备工作完成后，即可按规程要求进行锅炉上水。
4、锅炉机组启动方法与步骤：
（1）司炉接到起动命令后在进烟气时，必须先经宿迁苏华达玻璃窑生产线取得联系并取得同意，需平稳地接受烟气，来保障玻璃窖压的稳定。
（2）按措施要求对锅炉设备进行全面检查，监视锅炉水位，待水位稳定在正常范围内后，起动引风机渐渐提高转速，以500C/h的温速升温。
（3）进行对现场仪表的检查，确认对应及准确度。
5、锅炉的升压操作：
（1）伴随着锅炉进烟气过程，烟气流量不断上升，当锅筒气压上升制0.05——0.1mpa时，冲洗炉筒水位计，并核对其他水位计指示是符合炉筒水位。
（2）当气压升制0.25——0.35mpa,关闭炉筒空气门，减温器联箱疏水门。
（3）当气压升制0.25——0.35mpa时，依次进行排污放水，注意锅筒水位。
(4)当气压升值0.3MPA时,热紧法兰、人孔及手孔等处的螺丝，并通知仪表冲洗各表管。联系在征得启动小组领导同意后开锅炉主汽门旁路进行暖管，当压力升至0.6—0.7MPa时全开主汽门，关闭旁路门。
（5）当汽压升至1MPa时，通知热工投入水位表。
（6）当汽压升至2MPa时，稳定压力对锅炉机组进行全面检查，如发现部正常现象，应停止升压，待故障消除后继续升压。
（7）汽压升至2.2MPa时，定期排污一次。
（9）当汽压升至2.5MPa，冲洗锅筒水位计，通知化学汉化验汽水品质，并对设备进行全面检查，等待机组启动命令。
6、启动要求及注意事项：
参加运行人员除严格遵守运行及安全操作规程外，特别强调以下各条：
（1）在上水过程中应检查锅筒，联箱的孔门及各部的阀门、法兰、堵头等是否油漏水现象。当发现漏水时应停止上水并进行处理。当锅筒水位升至锅筒水位计的-100mm处，停止上水，以后水位应不变。若水位有明显变化，应查明原因予以消除。
（2）要求整个升温升压过程力求平稳、均匀。
锅筒压力分别达到0.3—0.4、1—1.5、2.0、2.54MPa时，检查各设备，不正常时，必须查明原因并消除不正常情况后方可继续升压。
（3）锅炉的升压应缓慢：
按规程规定，锅筒锅炉的首次升压应缓慢平稳，控制饱和温升不大于50℃/h，锅筒上下壁温差小于50℃，整个升压过程控制在3——4小时左右，升温速度要均匀，监视和记录，如若达不到上述要求时，亦可参照压火控制燃烧的方法调整升温升压速度。
（4）锅炉的并列应注意：
①并炉时保持主气压力底于蒸汽母管压力0.05——0.1MPA，若锅炉气压高于母管压力时，禁止并炉。
②并列时蒸汽温度应低额值30℃保持较低的水位，工况稳定。应注意保持气压、气温等参数，并缓慢增加蒸发量。
③在并列过程中，如引起母管的气温急剧下降时或发生蒸汽管道水冲击时，应立即停止并列，减弱引风量，加强疏水，待恢复正常后重新并列。
④并列后，应对锅炉机组进行一次全面检查，并将开炉到并列过程中的主要操作及新发现的问题。记录在有关的记录簿内。
5．汽轮机部分调试
1、启动前必要条件
a、锅炉冲管蒸汽品质达到合格。
b、冷凝器真空严密性试验达到合格。(-0.04MPa)
c、润滑油系统运行正常。
d、所有辅机工作正常。
e、运行人员和消防、通讯器材到位。
2启动前的检查：
1、厂用电源及保安电源是否正常。
2、各测量仪表信号是否配全，仪表的指示读数应检查和校正，并确认正常。
3、软化水系统运行正常，软水箱、热井除氧器水箱无渗漏现场水位与中控水位能对应。
4、汽水系统、真空系统、疏水系统、油系统各阀门是否正确。
5、油箱油位、油温（35℃）是否正常。
6、热井水位应保持在1/2~3/4左右。
7、凝结水泵无卡涩现象。
8、汽轮机本体各部件应该完整无缺，可动部分动作灵活、准确，各紧固件无松动。
9、热井水位再循环阀处于全开位置。
10、检查调速系统位置正确性，危急遮断器处于脱扣状态。
3、各种联锁试验
1、（直流油泵油压联锁试验）启动交流润滑油泵，当润滑油压正常后，投入直流油泵油压联锁开关，停交流润滑油泵，当润滑油压下降至0.1Mpa以下，直流油泵应自启动，并正常运行。
2、（盘车油压联锁试验）启动交流润滑油泵，手摇盘车电机投入盘车，中控启动盘车，停交流润滑油泵，当润滑油压下降至0.015Mpa以下，盘车应自停止。
3、（凝结水泵电气故障联锁试验）
4、（循环水泵电气故障联锁试验）
4、暖管与疏水：
1、打开管道和汽轮机的所有疏水阀门。
2、启动电动油泵进行油循环，检查油压，必要时可适当调整节流阀开度。
3、油压正常后启动电动盘车装置进行盘车，用听音棒检查转子有无摩擦响声。
4、稍开隔离汽阀旁通阀，管内壁温度达130℃~140℃，使蒸汽管道内的压力在0.2~0.3Mpa，然后以0.25Mpa/min的速度升压至额定压力。（注意：暖管时主汽门应关闭）。
5、暖管时注意：
1、必须严格防止蒸汽漏入汽缸引起转子变形。
2、管道各部分（如法兰和螺栓等）的温度差不能过大。
3、管壁温度不得小于相应压力下的饱和温度。
4、暖管同时；首先启动循环泵向凝汽器水侧注水，全开出口阀，用进口阀控制水侧压力(为0.4Mpa左右)。
5、启动凝结水泵，全开进口阀，稍开泵出口阀门，并开启再循环阀，使热井水位保持正常。
6、投入启动射水抽气器。
7、待冲转准备工作就绪，蒸汽加热度达50℃/h，真空度-0.03~0.04Mpa后,打开轴封送汽阀使前后汽封冒管均有少量蒸汽冒出。
6、冲转
1、暖管至主蒸汽温度达256℃以上，压力1.2~1.3Mpa，真空度达到-0.04~-0.06Mpa时,可进行冲转；并关闭盘车装置。
2、扣上危急遮断器及轴向位移遮断器。
3、当开车条件具备后，用速关组合装置开启速关阀，启动时，旋转换向阀手柄，换向阀建立启动油（0.8Mpa）换向阀使速关油与回油接通，然后松开换向阀手柄，建立速关油（0.8Mpa）,5秒钟后，松开换向阀手柄，则启动油缓慢下降，速关阀将自动开启。速关阀上的行程开关连锁505，只有当速关阀开启后，才允许伍德·沃德505启动汽轮机。
4、505调速器具有三种可供选择的启动方式（手动、半自动或自动），必须选择三种方式中的一种进行系统的起动，根据所选择的起动方式，（现以手动为例）发出运行（RUN）。
5、低速暖机暖管疏水完毕，当真空达-40~-65kpa时，逐渐进行低速暖机500r/min，维持30~40分钟；注意润滑压力。
6、根据实际情况，(后汽缸温度)适时投入主抽气器，真空度至-0.07Mpa时,可停止启动轴封抽气器。（视具体情况而定）
7、升速
1 、真空度达标-0.07Mpa以上，油温35℃时，逐渐开大调节汽门，以400r/min的速度平稳升速至1000r/min，高速暖机20~25分钟。
2、确认机组及各系统运行均正常后，控制以1000～2000r/min的升速速率迅速平稳地越过临界转速(1648r/min)。密切注意机组各部位振动，汽机热膨胀是否顺畅(若振动过大仍退回至1000 r/min继续高速暖机)。
3、当转速升至2800r/min时，注意主油泵是否投入工作。
4、机组升速接近3000r/min时，全面检查机组振动情况、油压、油温、热井水位、轴向位移、排汽压力、排气温度等工况值。
5、因机组是在安装后第一次启动，则应在额定转速下做手拍危急遮断器，手拉速关油组合装置手动紧急停机阀的试验，并可根据实际需要做超速保安试验。
8、带负荷
1、一切正常后，关小管道系统疏水及汽轮机本体疏水。
2、机组在额定转速下运行5分种，并确认锅炉运行工况正常，确保机组安全稳定条件下，通知锅炉、总降调度准备并网发电。
3、中控制室并网操作。
4、考虑发电机定子升温等因素，负荷增加要缓慢，以不大于100kw/min的速度增加负荷。
5、以100kw/min的速度增加50%负荷后，检查机组振动情况、油压、油温、轴向位移、排气压力、排气温度正常后，逐渐将机组带到满负荷后，并关闭所有疏水阀。
6、应随时根据热井除氧器水位调节热井除氧器水位电动调节阀。
7、应随时根据前后汽封冒汽管的冒汽量调节轴封泄气阀。
8、润滑油温度升至40℃后投入冷油器，全开冷油器侧出口阀，用进口阀门控制出油温度。
9、汽轮机热态启动
1、热态启动：
1、汽轮机停机时间短，汽缸和转子仍处于较高温度时的启动称为热态启动。通常停机3小时以内的启动属于热态启动。
2、启动前机组应处于盘车状态，但无需暖机过程。
3、汽封送汽后方可抽真空，凝汽器真空度达-0.05Mpa时开始冲转。
4、摩擦检查合格后，即可以较快速度升至额定转速。
5、在额定转速时检查无异常现象即可并网发电逐渐带负荷至额定。
10、温态启动：
1、汽轮机停机时间在3小时以上8小时以内的启动称为温态启动。
2、需按暖机要求进行暖机，但暖机时间可以缩短。
3、其余操作同热态启动。
11、汽轮机运行
1、运行：
1、汽轮机运行主要监控参数
压 力 控 制 器
润滑油压降低保护PS3200A-E
报 警
MPa
0.055
轴承温度升高保护
报 警
℃
65(回油)
交流油泵投入
0.04
85(轴瓦金属温度)
直油泵投入
0.03
停 机
70(回油)
停 机
0.02
100(轴瓦金属温度)
盘车不得投入
0.015

PS3211
主油泵出口压力低启电动油泵
0.95

PS3221
保安油压力
0.5

均压箱内工作压力
MPa
0.101-0.127
绝压
气封加热器工作压力
MPa
0.588-1.177

气封加热器温度
℃
260-435

气封加热器水侧压力最大值
MPa
0.981

凝汽器真空低报警
MPa
-0.074

凝汽器真空低停机
MPa
-0.046

射水泵出口压力
MPa
0.392

发电机吸收比10-30℃时

R60/R15≥1.3（10MVA以下机组）
发电机运行时各向振动

≤3.8mm/s

测 点
单 位
正常值
报 警 值
联锁值
备 注
上 限
下 限
主汽门前蒸汽压力
MPa(a)
2.6
2.55
2.05

调节级后蒸汽压力
MPa(a)
~0.649

额定工况
排汽室压力
MPa(a)
0.039

均压箱调节压力范围
MPa(a)
0.103~0.13

汽封加热器工作蒸汽压力
MPa(a)
0.8~1.2

汽封加热器汽侧压力
MPa(a)
0.095~0.097

射水抽气器混合室压力
MPa(a)

射水抽气器进水压力
MPa(a)

润滑油压
MPa(g)
0.08~0.12

0.055
0.03

润滑油压
降低保护
低压润滑油泵投入
MPa(g)

0.04

盘车不可投入
MPa(g)

0.015

主油泵出口油压保护
辅助油泵停止
MPa(g)

手动

辅助油泵自动开启
MPa(g)

≤0.95

主油泵进口油压
MPa(g)
0.1

主油泵出口油压
MPa(g)
1.2

主汽门控制油压
MPa(g)
>1.2

保安油压
MPa(g)
1.2

EH系统工作油压
MPa(g)
1.2

EH系统控制油压
MPa(g)
0.25~0.6

汽轮机前轴承回油温度
℃
<60
65

70

汽轮机后轴承回油温度
℃
<60
65

70

推力轴承回油温度
℃
<60
65

70

发电机前轴承回油温度
℃
<60
65

70

发电机后轴承回油温度
℃
<60
65

70

测 点
单 位
正常值
报 警 值
联锁值
备 注
上 限
下 限
推力瓦块温度
℃
<80
85

100

汽轮机前轴承轴瓦温度
℃
<80
85

100

汽轮机后轴承轴瓦温度
℃
<80
85

100

发电机前轴承轴瓦温度
℃
<80
85

100

发电机后轴承轴瓦温度
℃
<80
85

100

冷油器进油温度
℃
45~55

冷油器出油温度
℃
35~45
50
25

主汽门前蒸汽温度
℃
390
410
370

汽机调节级后温度
℃
~275

额定工况
排汽室温度
℃
~38

凝汽器进汽温度
℃
~38

凝汽器凝结水温度
℃
~38

凝汽器抽空气室温度
℃
~38

均压箱温度
℃
<300

冷油器进水温度
℃
~25

冷油器出水温度
℃
~33

射水抽气器进水温度
℃
~27

汽缸上下半温差
℃
≤50
50

汽缸上下法兰温差
℃
≤50
50

低加水位
mm
300
350
250

距底部法兰
凝汽器热井水位
mm
350
700
100

距凝结水出口
油箱油位
mm
225
100
350

距油箱顶板
汽轮机转子轴位移
mm
≤1.0
±1.0

±1.5

汽轮机前轴承座振动
um
≤0.03
0.05

0.07

测 点
单 位
正常值
报 警 值
联锁值
备 注
上 限
下 限
汽轮机后轴承座振动
um
≤0.03
0.05

0.07

发电机前轴承振动
um
≤0.03
0.05

0.07

发电机后轴承振动
um
≤0.03
0.05

0.07

汽轮机前轴相对振动
um

汽轮机后轴相对振动
um

发电机前轴相对振动
um

发电机后轴相对振动
um

汽轮机转速
r/min
3000
3240

3270(DEH)
3360(TSI)

汽轮机转速联锁
启动盘车
r/min

≤1

停盘车
r/min

≥15

高压油动机行程
mm
65

2、除以上参数外，操作人员还应经常巡视机组运行状况，注意观察汽封冒汽管冒汽量（如果冒汽量偏大或有吸气声时可调节均压箱压力进行修正），对机组各轴承进行听音检查，以防机组内动静部分发生摩擦或碰伤。
2、定期检查及试验：
1、调节阀连杆各活节铰链处定期加高温润滑脂。
2、定期检查和校准各种监控仪表。
3、经常检查油系统，不得漏油，经常排放油箱积水，经常清洗油箱滤网。
4、定期活动主汽阀阀杆和调节阀阀杆，以防止卡涩。
5、连续运行超过2000小时，应作危急遮断器超速试验。
6、定期进行各保安装置动作试验。
7、首次启动启动时，作真空系统严密性试验。
3、停机
1、正常停机：
1、通知锅炉工、厂电调度准备停机。
2、开启汽轮机及各系统疏水阀。
3、继续降负荷至5%额定负荷。
4、负荷降至零时，解列，拍断危急遮断器停机。
5、机组经一段时期运行后停机均应记录惰走曲线。
6、高压油压低于0.4Mpa时，电动高压油泵应自动启动，若电动油泵没自动启动则立即手动启动，确保轴承供油。
7、根据前后汽封冒汽量，调节轴封供汽阀及前后汽封蒸汽分配阀。
8、转速降至500r/min时，可停止向轴封送汽。
9、打开凝结水循环阀，关闭热井水位电动调节阀，使热井水位处于正常自循环。
10、汽轮机转速降至零时，及时启动盘车装置。
11、停主抽气器，关闭电动主汽阀。
12、停凝结水泵。
13、轴承回油温度低于40℃后，停止向冷油器送水。
14、后汽缸温度降至50℃后，停止循环冷却水泵。
15、停机连续盘车8小时后，当蒸汽室内温度≤100℃后，可改为每隔1小时盘转数分钟，注意停转后观察发电机转子应静止在距原始位置1/2左右圆处为宜（即汽机转180°）；当温度降至60℃时，改为每2小时盘转一次，停机3天内每天盘转一次，以后每月一次。
4、紧急停机条件：
1、机组转速超过额定值12%而危急遮断器未动作。
2、机组发生强烈振动或内有清晰的摩擦声。
3、润滑油压低于0.029Mpa.且故障无法消除。
4、轴承温度超过75℃，或轴向位移超过1.3mm。
5、汽轮机进水。
6、油系统失火。
7、发电机或励磁机冒烟、冒火。
8、油箱油位到低限。
9、全厂停电。
5、紧急停机步骤：
1、迅速降负荷为零。
2、按下紧急停机按钮停机并解列。
3、手动全开紧急放空阀泄压。
4、关闭主汽隔离电动阀。
5、通知锅炉工、厂电调度紧急停机。
6、随时注意润滑油油温、油压、真空度及电动油泵自动启动情况。
7、当汽机停稳后及时启动电动盘车装置。
8、若润滑油压力过低，低于0.029Mpa，则打开手动排大气阀门，破坏真空紧急停机。
9、若全厂停电或电动盘车间装置故障，应记住初始位置，每隔15分钟手动盘动汽轮机转子180°。
6．电气与控制部分
1 发电机主要参数
设备厂商
济南发电设备厂
发电机型号
QF-6-2
额定功率：6000KW
额定电压 10500V
额定转速
3000r/min
额定电流：412A
功率因数 0.8滞后
出厂编号

励磁机
空载励磁电流 84A
定子绕组直流电阻（75℃）：0.059Ω/相
满载励磁电流 233.4A
转子绕组直流电阻（75℃）：0.39Ω
空载励磁电压 28.5V
发电机临界转速 1960-1990 r/min
满载励磁电流 110V
励磁调节器：DAVR-S2
定子三相短路电流为额定值（412A）时的励磁电流：168A
转子重量5 t
定子重量12.1t
发电机总重 21t

2 发电机保护装置
2.1发电机差动保护装置内设：纵差保护、转子一点接地保护、转子两点接地保护、励磁故障保护、热工故障保护、CT断线报警及闭锁。
2.2发电机后备保护测控装置：
内设：复压过流保护、电流速断保护、过负荷保护、负序过流保护、零序过流保护、低压保护、过压保护、励磁低压保护、高频保护、低频保护。
3． 调试应具备的条件：
3.1 机组启动前应具备的条件：
3.1.1发电机、变压器、高压电缆、电流互感器、电压互感器、高压开关柜及一次母线等设备均按试验规程要求进行耐压试验合格。
3.1.2机电保护及自动装置按定值进行单元件试验及二次通电、加压整组转动试验良好，开关动作、声光信号显示正确，开关、刀闸、手车位置信号显示正确。检查有关定值正确。
3.1.3所有设备运行编号、标志齐全，正确清晰。
3.1.4安全防护设施齐全、可靠，标示牌悬挂正确、醒目，安全用具均合格。
3.1.5设备外壳接地良好，回路接地符合要求。
3.1.6 机组并网方案已报上级供电局批准。
3.1.7 10.5KV 及380V厂用电运行正常。
3.1.8 消防器材配置能满足消防要求。
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