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汽轮机整套启动调试方案

华能德州电厂 #5 机组

汽轮机整套启动调试方案

（A 版/0 ）

编制：

审核：

批准：

山东电力研究院

2002 年 4 月 21 日

1调试目的

1.1校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂设计要求；

1.2实际检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备、系统子控制的性能，其中包括

逻辑、联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机的安全经济运行；

1.3全面监测汽轮发电机轴系振动和必要的现场平衡，使之达到要求；

1.4及早暴露设备及系统在设计、制造、安装、生产等方面的问题，尽快得到处理。

提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平；

1. 5为机组最终评定提供依据。

2编制依据

2.1《火电工程启动调试工作规定》( 电力工业部建设协调司1996.5) ；

2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》( 电力工业部1996.

3.)；

2.3《火电施工质量检验及评定标准》( 电力工业部 ) ；

2.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力部1997） ;

2.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996 年版 )山东省电力工业局；

2.6设计院、制造厂有关资料

2.7《三期热机系统图》华能德州电厂2001.6

2.8《三期集控运行规程（试行）》华能德州电厂2001.6

2.9《汽轮机/发电机运行和维护手册》华能德州电厂2001.5 2.10《汽轮机热态/冷态带旁路/不带旁路启动曲线》通用电气公司3设备及系统简介

3.1汽轮机规范及主要技术参数：

额定出力 660 MW

TMCR 701.8 MW

VWO 728.6 MW

主蒸汽压力16.68 MPa

主蒸汽温度538 ℃

中压主汽门前压力 3.517 MPa

再热蒸汽温度538 ℃

运行转速 3000 r/min

旋转方向逆时针(从机头向发电机方向看)

循环水温度20 ℃

最高循环水温度36 ℃

VWO工况排汽压力11.04/12.56 kPa

额定排汽压力 4.4/5.38 kPa

额定给水温度279.5 ℃

最高给水温度283.2 ℃

低压缸末级叶片长度1067 mm

额定主汽流量2102 t/h VWO 2209

额定再热汽流量1766.7 t/h VWO1859.8

额定热耗 7748 kJ/kWh

可允许系统频率水平48.5 — 50.5 Hz

低系统频率下允许运行时间45 — 46 min

汽缸数量 4 个

3.2各级加热器投停对机组负荷的影响

3.2.1任意切除一台,机组可带95%最大保证负荷;

3.2.2任意切除两台或两台以上不相连的加热器,机组可带95%最大保证负荷;

3.2.3当#1、#2、#3高加同时切除时,机组可带95%最大保证出力 ;

3.2.4当#1、2高加投运情况下：

a）切除任意两台相连的加热器，机组可带85%负荷；

b)切除任意三台相连的加热器，机组带75%负荷；

c)依次类推直至 45%负荷；

3.2.5 当 #1、 #2、 #3 高加切除的情况下，按顺序从高到低，每多切除一台加热器，相应

减少 5%的铭牌出力；

3.2.6 对上述五条，当有冷段和四抽至辅汽的抽汽投运而加热器切除时，在上述出力的

基础上再减少 5%；

3.2.7四抽至小机的蒸汽被节流后，机组出力不应超过铭牌出力，如果由于加热器停

用，机组出力已被降低，则应继续减少5%的铭牌额定值；

3.3振动：汽轮发电机组在转速0.076mm报警 ,>0.10mm 跳闸；转速 >666r/min时,振动>0.152mm报警 ,>0.229mm 跳闸。

3.4系统简介：

本汽轮机为美国 GE 公司生产的四缸四排汽亚临界机组，功率 660MW，带启动旁路。回热加热系统有 4 低加 +1 除氧 +3 高加。机组配有两台 50%容量的启动给水泵及一台启动电动给水泵。

润滑油系统采用两台交流润滑油泵和一台直流事故油泵，无主轴拖动的主油泵，两台

润滑油泵互为备用，向系统运行层提供高于 0.117MPa 的润滑油，当两台润滑油泵故障或润滑

油压力降低过大，直流油泵启动保证停机安全。润滑油还可以作为备用密封油源。

26MPa 左右的顶轴以润滑油作为油源，机组配备两台互为备用的顶轴油泵，提供压力

油，以供低速盘车装置使用。

机组配有 EH 油系统，向调节及保安系统提供11.2MPa 以上的压力油。 2 只高压主汽

门、 4 只高压调节门、 2 只中压联合汽门、旁路通风阀（BVV ）均以高压抗燃油作为启

闭的动力。 EH 油站（ HPU ）有自身的净化、再生及加热、冷却系统。

HPU 还有电气跳闸装置：ETD1、 ETD2、ETSV 以及他们的闭锁阀LOV1、 LOV2、 ELV ，

在紧急情况下是机组遮断和在线情况下做试验。HPU 还配有空气继动泄载阀，在紧急情况下，

当安全油失去时，切断并排空到各抽汽逆止门的动力起源，使各抽汽逆止门关闭，保

证机组安全。

汽轮机可以采用高压缸启动（顺流启动，冷、热态不带旁路）和中压缸启动（逆流启

动，冷、热态带旁路）两种启动方式。

汽机可逆流 RF 启动，在这种方式下，设计控制系统通过运行逆流阀（RFV ）及通风

阀（ VV ）让蒸汽进入高压汽轮机排汽，来影响高压汽轮机中的温度，包括第一级温度，

在汽轮机启动前，主要问题是调节再热蒸汽温度至与再热室内表金属温度相匹配。当符合

程序规定的温差条件后，机组方可启动，当到达一定的负荷以后才切换到顺流状态。

顺流 FF 启动时，先进行高压缸预热，关闭所有汽轮机、再热管、抽汽管及蒸汽发生

器疏水及排汽口，MSV 、 RSV 、 IV 全关而 CV 全开，然后开启SVBV （截止阀旁路门），

使转子温度上升，HP 压力达到大气压力后，开启疏水增加热流并使HP 压力达到 0.345 —0.483MPa 。加热满足要求后，可以启动升速。

以第一级金属表面温度为标准，机组启动前的状态可分为：冷态、温态和热态。

冷

态启动时，汽机最好顺流（不带旁路）启动。这有助于减少由于不匹配造成的转子应力。

温态和热态启动则采用中压缸启动方式为宜。

机组控制方式有全自动(ATS) 和半自动（操作员自动）方式。在自动方式下，汽轮机

在MARK-V的三个控制器的冗余控制下，自动判断机组状态，自动进行应力计算，确定暖机

时间及升速率，自动定速，带初负荷（ 3%额定负荷）。半自动方式时，操作员可以根据机组

状况及 CRT 上的提示，选择暖机时间，切换，升速率等。

汽轮机进汽调节方式可分为部分弧进汽（PA ）和全周进汽（ FA ），全周进汽有利于

汽轮机加热均匀，迅速提高缸体温度，而部分弧进汽能在高负荷下提高机组运行效率（80%负荷以上 PA 无优势），两种方式可以互相切换。

4调试范围

4.1对汽机主机及各循环系统、热力系统及设备在整组启动、运行中的技术指导；

4.2汽轮发电机轴系振动；

4.3调节保安系统调试试验；

4.4自动和半自动启动试验；

4.5冷态、温态、热态启动试验；

4.6顺流和逆流方式启动试验；

4.7部分弧（PA）和全周（FA）进汽方式的切换试验；

4.8汽轮发电机组甩负荷试验；

5调试应具备的基本条件

5.1汽水管道的吹扫和清洗干净；

5.2冷却水系统通水试验和冲洗干净；

5.3化学水系统的冲洗、药剂和调试，凝水精处理装置能提供足够的合格除盐水；

5.4润滑油、抗燃油系统的循环，油质合格，油系统调试完毕；

5.5真空系统严密无泄漏；

5.6通讯系统、设备可靠；

5.7完成各辅助设备及系统的分部试运，包括子组控制系统调试具备自动控制要求；

5.8邻机能提供可靠的辅助汽源；

5.9控制盘及CRT上键盘、鼠标正常完好，动作正常；

5.10 各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。各气动阀、电动阀、调节阀调试完毕且正常；

5.11仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件；

5.12各报警装置试验正常；

5.13消防设备及系统正常可用；

5.14 汽机自启动装置调试完毕，包括高中压主汽门、调门、排汽逆止门、旁路通风阀BVV 、各抽汽逆止门的动作无卡涩，动作到位，逻辑正常，关闭时间符合要求；

5.15高、低压旁路油站及阀门调试完毕，符合设计要求；

5.16发电机密封油及氢系统调试完毕，气密试验合格；

5.17机组大联锁、汽机主保护及系统设定值完成最终确认；

5.18本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准。

6调试方法及步骤

6.1总则

新机组首次联合启动乃汽轮发电机组非正常方式的启动。涉及调整、试验、逻辑、定值的修改，设备消缺，甚至与设计、制造、安装有关的问题。一般性的问题在调试过程均能得以解决。德三机组全套进口设备，自动化水平较高，对设备要求限制条件很多，主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。为此，整套联合启动调试分三个阶段进行

6.1.1第一阶段：空负荷和低负荷调试

汽轮发电机组首次启动，采用冷态、半自动、顺流预暖、高压缸启动方式（不带旁路），升速至定速、电气试验、并网带25%负荷。目的：

a〃获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据；

b〃进行轴系振动监测、分析及处理；

c〃检验汽轮机 MKV/ATS自启动装置的性能；

d〃ETD1、 ETD2、 ETSV 试验；

e〃汽门严密性试验；

f〃电气试验；

g〃实际超速保护跳闸试验；

6.1.2第二阶段：带满负荷调试

机组并网接带负荷至满负荷运行。目的：

a〃获得由中压缸启动转换至高中压缸联合启动方式的数据；

b〃机组带负荷特性；

c〃阀门活动试验；

d〃超速试验 ETD1/ETD2、ETSV 动作试验；

e〃跳闸预测（ TRIP ANTICIPATOR）试验；

f〃中调门触发器（ INTERCEPT VALVE TRIGGER）试验；

g〃功率不平衡（ PLU ）试验；

h〃早期阀门动作（ EVA ）试验；

i〃回热设备投入后的调节特性；

j〃全面记录规定工况的热力参数；

k〃真空严密性试验；

l〃抽汽逆止门的试验；

m〃洗硅；

n〃校验汽轮机自启动装置的性能以及各子回路、子组、成组等控制性能；

o〃机、炉参数匹配数据；

6.1.2.1满负荷稳定后，由指挥部决定，可有选择性地进行以下试验

a）额定工况、额定转速、额定负荷下，轴承振动测量；

b）进行 TMCR和 VWO工况下的保证试验；

c）氢气泄漏量试验；

d）负荷变动试验；

e）快速减负荷（ RUNBACK）试验；

f）所有高加切除运行试验；

在切除高加后，锅炉供汽压力、温度和流量符合汽机额定工况运行条件。建议试验4小时，监视轴向位移、轴承瓦温、主再热蒸汽参数、真空；

g）凝汽器单侧运行试验；

h） 50%和 100%额定负荷甩负荷试验。

6.1.3第三阶段：168满负荷运行。目的：

a〃通过两个阶段调试，全面对主、辅设备的考验；

b〃全面记录满负荷工况下各种参数；

6.2汽轮机启动状态划分（以第一级金属表面温度为准）：

6.3.1半自动方式

a）中压缸启动；

b）高压缸启动；

6.3.2自动方式

a）中压缸启动；

b）高压缸启动；

6.4汽机禁止启动及投入运行条件

6.4.1机组的任一保护不正常，ATS 工作不正常；

6.4.2 TELEPERM XP控制系统及MARK-V工作不正常，影响机组启停和运行；

6.4.3汽轮机监视仪表 TSI 工作不正常；

6.4.4机组主要监视仪表异常，无其他监视手段，影响机组启停及正常运行；

6.4.5汽轮机高中压主汽门及调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门及抽汽电动门动作不正常；

6.4.6抗燃油、润滑油、密封油油质不合格，油箱油位、油温不合格；

6.4.7抗燃油泵、交直流润滑油泵，交直流密封油泵工作不正常；

6.4.8顶轴油系统、盘车装置工作不正常；

6.4.9仪用空气系统工作不正常；

6.4.10轴封供汽不正常；

6.4.11高、低压旁路故障；

6.4.12转子偏心度超过原始值 0.038mm ，或 >0.05mm；

6.4.13汽轮发电机组转动部分有明显的摩擦声或盘车不能投入；

6.4.14机组差胀超过规定值；

6.4.15主要辅助设备故障或联锁试验不合格。

6.5 第一阶段 ( 汽轮机冷态启动 )

6.5.1各系统及设备的全面检查，阀门位置符合检查卡要求；

6.5.2辅助设备及系统投入且参数符合要求；

6.5.2.1检查服务水系统投入，压力正常；

6.5.2.2投入仪用压缩空气系统；

6.5.2.3投入循环水系统；

a）启动前检查符合启动条件；

b）启动第一台循泵 SGC ；

c）根据要求投入第二台循泵运行；

d）全面检查系统正常，无跑水、漏水现象；

6.5.2.4投入开式水系统；

6.5.2.5投入闭式水系统；

6.5.2.6启动辅助蒸汽系统；

6.5.2.7投入发电机定子冷却水系统；

6.5.2.8投入润滑油系统；

6.5.2.9投入密封油系统；

6.5.2.10启动顶轴油系统；

6.5.2.11投大机盘车；

6.5.2.12发电机氢气置换；

6.5.2.13投入备用凝结水系统；

6.5.2.14投入凝结水系统；

6.5.2.15除氧器上水；

6.5.2.16投入汽机真空系统；

6.5.2.17投入汽机轴封；

6.5.2.18投入汽机 EH 油系统；

6.5.2.19投入给水系统上水 ;

6.5.3锅炉点火,根据要求投入高低旁路运行，注意旁路温度设定值及喷水阀的动作。检查轴封母管压力为0.007 — 0.021MPa ，将主蒸汽参数升高到转子预暖要求：

主汽压力： 2.8 — 3.2MPa

主汽温度： 210-- 260℃

所有汽机疏水阀打开，所有管道完全疏水，无排污罐疏水高报警。

6.5.4高压缸进汽,MARK-V半自动冲转

6.5.4.1汽机和MARK-V复位，通过MSV2的 SVBV 阀预暖 ;

a)汽机复位 ;

b)旁路已经运行 , 主汽温度

c)在 MARK-V CRT上选择顺流预暖方式，高压调门和MSV2打开，蒸汽进入高压

缸。主汽门、中压主汽门、通风阀和主汽门均压阀应关闭；

d)用 MSV2给高压缸、冷再热管线、锅炉再热段、热再热管线直至中联门打压。

关闭所有疏水阀直至达到大气压力，然后压力维持在0.385 —0.49MPa ，开始循

环打开每个疏水门，放掉全部凝水。此间盘车一直投运。一旦汽机被冲转脱离

盘车，可暂时关小 MSV2，及关闭有关疏水门；

e)可适当降低真空以增加低压缸温度，预暖中压缸和连通管，保持汽压直至

MKV/ATS显示高压缸第一级内壁温度大于147.4℃，用投运汽封和提高凝汽器压力的方法使连通管温度达 54℃以上，暖转子时间大约持续 4— 8 小时；

f)低排温度最好控制在 54-- 65℃之间， 57℃喷水阀投入， 80℃全开， 93℃报警，

107℃跳闸；

g)转子预热完毕后，关闭 MSV2，打开所有疏水门至少 5min 。

6.5.4.2（备选）汽机和MARK-V复位，通过反流阀(RFV)预暖 ;

a）旁路已经运行 , 旁路出口温度

b）在 MARK-V CRT上选择 RFV Rotor prewarming;

b）关闭 BVV 阀及高压缸的所有疏水 , 使高压缸内蒸汽无法泄漏至凝汽器。在半自动方式下点击 RAISE, 手动打开 RFV, 直至第一级金属温度开始上升后停止。选

择加热速率

升压率提升高压缸第一级处的压力,最终使温度达150℃;

c）若汽机转速升高到 200r/min ， MKV 自动关闭 RFV ；

d)适当开启主汽门后至中联门前的所有疏水;

e)当温度满足要求后,根据启动/加载图要求稳定相应的时间,关RFV；

f)可适当降低真空以增加低压缸温度，预暖中压缸和连通管，保持汽压直至

MKV/ATS显示高压缸第一级内壁温度大于147.4 ℃，用投运汽封和提高凝汽器压力的方法使连通管温度达54℃以上，预暖结束;

g)全开主汽门后至中联门前所有疏水;

6.5.4.3阀室预暖

a）转子预暖已经完成 ;

d）主蒸汽温度与调门室金属壁温度之差大于调门内外壁金属温差139℃;

e）在 CRT 画面上选择 CHEST WARMING ON,确认 CVs 全关 ,注意监视有关参数，内

壁加热温升率应保持在或者低于121℃/h;

f）根据提示缓慢增加 MSV 阀位设定 , 来打开 SVBV 使调门室逐渐升压 ;

g）当调门室压力达到 85%的主汽压力后 , 开始 HEAT SOAKING,当调门室内外壁温差和主汽与外壁温差

汽- 外壁温度小于139℃,预暖要求满足;

h）点击 CHEST WARMING OFF结束 CV 预暖 ;

i）预暖完毕通过MKV 关闭 MSV2，打开所有疏水门，在汽机冲转前至少进行5min 的疏水。

6.5.4.4锅炉升温升压到冲转参数:

主蒸汽压力达到40%额定压力即 6.6MPa ，主蒸汽温度范围

再热蒸汽压力0.18 —0.88MPa 额定压力

主蒸汽流量 105— 525t/h额定流量

按照检查卡项目检查 MARK-V的状态 , 并重新复位。跳闸系统状态和阀的位置在转动准

备及蒸汽阀状态 CRT 上显示出来。

MARK-V处于半自动运行模式。

6.5.4.5其他冲转条件检查

a)凝汽器真空 >-84kPa;

b)轴封蒸汽母管压力调整为 0.017 — 0.031MPa, 母管最低温度 150℃;

c)汽机所有疏水阀全开，或者根据锅炉对主蒸汽管线和再热汽管线的要求操作：A 组疏水： MSV1前后疏水 5SDFV6225， 5SDFV6226；MSV2前后疏水： 5SDFV6227， 5SDFV6228;

B 组疏水：高压缸后疏水 5SDFV6230，高压缸前疏水 5SDFV6230，调速级疏水

5SDFV6231，高压缸进汽疏水 5SDFV6232，高压缸进汽疏水 5SDFV6233， RSV1前后疏

水5SDFV6220、5SDFV6221， RSV2前后疏水 5SDFV6222、 5SDFV6223；

#1 抽汽电动门前、逆止门后疏水；#2 抽汽电动门前、逆止门后疏水；#3 抽汽电动门前、逆止门后疏水；#4 抽汽电动门前、逆止门后疏水；

#4 抽汽至小机逆止门后疏水；#5 抽汽电动门前、逆止门后疏水；#6 抽汽电动门前、逆止门后疏水；

#1 、 #2、 #3、 #4 抽汽电动门后手动疏水；

主汽、冷再、热再疏水。

d) EH油压10.34—11.72MPa之间;

e)润滑油压在前箱处压力>0.117MPa（正常为 0.155 — 0.2MPa ） ,油温27—32

℃，另一台 AC 润滑油泵和EBOP处于备用状态 ;

f)汽机旁路流量 105— 525t/h 额定流量 ;

g)冲转前高压缸第一级后蒸汽温度和内壁金属温度之间温差:

最佳值+28℃

允许值 +111 -56℃

极限值 +222 -167℃

h)盘车连续运行4小时以上 ,主机偏心及金属温度正常,缸内及轴封处无异音; i）氢压 >0.361MPa,氢气纯度>98%,温度 >20℃;

j）高压缸第一级内壁金属上下温度差在报警情况下，仍可启动；

j）所有进入汽机控制系统的跳闸信号均已复位,VPL 设定为 120%, MARK-V信息提

示无任何问题 ;

k）低压缸喷水温度控制投入；

6.5.4.6 确认 MARK-V在半自动方式 , 关闭高、低压旁路，选择高压缸冲转 FORWARD FLOW方式，选择 DISABLE BYPASS。在 ADMISSION MODE SELECTION画面上确认进汽方式

在FA 。选择 CLE 为 MEDIUM（中） ;

6.5.4.7根据 ATS 的提示 , 设定 FIRST SPEED TARGET为 800r/min 和 ACCELERATION 为 100rpm/min, 检查 MSVs, RSVs 全开 , CVs和 IVs开始开启 , 汽机开始升速。检查盘车

自动脱开 ,盘车电机自动停止 , 顶轴油泵在7r/min自动停止，否则手动停止并查明原因。

6.5.4.8当汽机转速升至 200--300r/min时 , 在 CRT 上选择关闭阀门 ,检查阀门关闭 ,现场进行摩擦检查 ;

6.5.4.9当转速达到 100r/min时 , 恢复转速控制 , 目标转速 800r/min ，当转速达到

800r/min 时，保持 1 小时磨合及检查振动情况，然后升速到2500r/min, 保持至少 30 分钟，并投入 WOBBULATOR摆频，检查轴承振动、润滑油温（ >38℃）和汽机温度，继续升速；

6.5.4.10转速升至 3000r/min时 , 注意检查高压缸末级金属温度应小于440℃;

6.5.4.11全面记录机组参数 ,全面测量轴承振动 ;

6.5.4.12定速后 ,检查运转层润滑油压>0.117MPa, EH 油压 >10.34 — 11.72MPa;

6.5.4.13 3000r/min打闸试验 , 可在转速 800r/min 以下重新复位 , 冲转 ;

6.5.4.14重新升速至 3000r/min, ETD1、 ETD2、ETSV 试验 ;

6.5.4.15汽门严密性试验:

3000r/min运行 ,高压旁路关闭,将主蒸汽压力提高到50%即 8.35MPa 额定压力以上 ,

进行高压调速汽门和高压主汽门严密性试验操作,试验过程中注意高压缸排汽温度的变化；

6.5.4.14电气试验；

6.5.4.16手动同期,并网,带3%额定负荷,投入有关保护;

6.5.4.17并网后投入润滑油温度自动,检查油温应为43- 52℃;

6.5.4.18选择目标负荷 165MW(25%额定负荷 ), 负荷达到后 ,暖机 3 小时。负荷

100MW时 ,注意 B 组疏水应自动关闭 , 并关闭应手动关闭的疏水门;

6.5.4.19在暖机过程中 , 进行 FA 及 PA 进汽方式的互相切换 , 检查各调门动作情况 ,

负荷变化情况 ,最终回到 FA 方式 ;

6.5.4.20暖机完成后 , 进行实际超速保护跳闸试验 , 检查 7r/min 顶轴油泵自动投入 ,

0 转速时盘车自动投入,记录机组惰走时间；

6.5.4.21总启动第一阶段完成 .

6.6第二阶段(汽轮机温热态启动)

根据缸温情况判断机组冷热状态, 选择全自动冲转方式, 逆流预暖 , 中压缸启动 .

6.6.1汽机及 MARK-V复位 , 选择 MARK-V在 AUTOMATIC方式 , 选择 CLE 为 MEDIUM;

6.6.2在 MARK-V自动执行 OIL PUMP TEST和 HYDRAULIC PUMP TEST时, 注意检查交

直流润滑油泵和 EH 油泵的自动切换和自动启动正常 ,电流及出口压力正常 ;

6.6.3在 MARK-V自动执行转子及阀室预暖的过程中,应注意监视各蒸汽阀门和疏水门动作正常 , 缸温及转子温度正常升高;

6.6.4选择 BYPASS IN MODE及 REVERSE FLOW方

式 ,采用中压缸启动 .( 解除汽机和

旁路之间的协调 ).在ADMISSION MODE SELECTION画面上选择进汽方式为FA;

6.6.5选择AUTO ROLL OFF START, MARK-V ATS自动选择合适的目标转速率,MSVs 及 RSVs 全开 ,CVs 全关 ,IVs 开启汽机开始升速 . 检查盘车自动脱开自动停止 ,,升速

,盘车电机

否则手动停止 ;

6.6.6根据需要进行摩检 ;

6.6.7检查合格后 ,ATS自动设定下一目标转速 ,当转速 >7r/min 时检查顶轴油泵自动停止 ;

6.6.8当 ATS 自动在任何转速进行转速保持后 ,立即查找原因并消除 , 使 ATS 恢复升速 , 在原因未查明前 , 不要试图超越 HOLD;

6.6.9当转速升高至 2250r/min 时, 注意检查高压缸温度 , 确认 RFV 和 BVV 打开 ;

6.6.10升速至额定转速3000r/min,MARK-V 自动进行保护试验 ;

6.6.11保护试验合格后, 全面检查机组一切正常, 选择自动同期方式 ;

6.6.12并网后 MARK-V自动给机组带上 3%初始负荷

6.6.12.1检查大机润滑油温 , 发电机氢温及定子冷却水正常 ;

6.6.12.2检查 VPL TRAKING,MSPL和 GOVERNOR NON REGULATING自动投入 ;

6.6.12.3检查各段抽汽逆止门 (5ES-FV-211, 5ES-FV-231, 5ES-FV-251, 5ES-FV-391,

5ES-FV-371)开启,高低加随机滑启,加热器水位正常,疏水正常;

6.6.13 投入有关保护 , 根据需要投入氢气冷却器 , 当机组完成高中压缸转换 , 带 10% 额定负荷以上稳定后 , 进行调速保安系统试验 :

a)阀门活动试验；

b)超速试验 ETD1/ETD2、 ETSV 动作试验；

c)跳闸预测（ TRIP ANTICIPATOR）试验；

d)中调门触发器（ INTERCEPT VALVE TRIGGER）试验， 66MW负荷左右；

e)功率不平衡（ PLU ）试验， 264MW负荷以上；

f)早期阀门动作（ EVA ）试验；

6.6.14 手动设定负荷上限 , 监视 MARK-V 自动设定目标负荷值和升负荷率 , 负荷给定值增加 , 机组负荷上升 . 也可在MODE SELECTION画面上投入UMC子方式, 在UMC上设定LOAD SETPOINT和 TARGET进行升负荷 ;

6.6.15继续升负荷至FINAL TARGET LOAD , 当升至最终目标负荷时,检查CRT上出现AT SET LOAD;

6.6.16配合锅炉投粉,投CCS的TF方式逐渐升负荷,退出油枪,洗硅;

6.6.16.1当>30%额定负荷时,启动一台汽泵与电泵并列运行;

6.6.16.2当>50%额定负荷时,启动另一台汽泵;

6. 6.16.3停电泵,置自动;

6.6.17负荷80%以下进行汽门活动试验;

6.6.18抽汽逆止门活动试验;

6.6.19负荷80%以上进行真空严密性试验

6.6.19.1关闭抽空气门方式,试验持续5分钟，每隔一分钟记录一次读数;

6.6.19.2详细记录此一过程机组真空的变化：初始值、变化值、结束值，如真空值下

降

较快或下降至报警值以下，则停止试验恢复正常运行;

6.6.19.3试验完毕，开启空气门；

6.6.19.4每分钟真空下降平均值应不大于0.133kPa 为优秀，不大于 0.266kPa为良好，不大于0.399kPa 为合格，超过 0.399kPa为不合格。

6.6.20锅炉制粉系统投入正常运行 , 化水合格后 , 逐渐升负荷至满负荷 ;

6.6.21满负荷工况稳定后 , 全面记录机组运行数据 ;

6.6.22指挥部根据情况降负荷至 50%额定负荷 , 进行甩 50%负荷试验 ;

6.6.23机组重新启动 , 至满负荷 , 进行甩100%额定负荷试验 .

6.6.24第二阶段结束 .

6.7第三阶段(热态全自动中压缸启动方式)

6.7.1启动方式同第二阶段；

6.7.2满负荷时运行 168 小时，停机消缺。

6.8冲转注意事项

6.8.1 MARK-V 自动方式下 ,ATS 根据 HP 和 RHT 自动给出升速率 , 半自动时需要选择 , 当转速

6.8.2手动改变阀位设定值VPL 的速率有快慢两种:FAST-1%/s,SLOW-0.04%/s;

6.8.3手动转速匹配速率选择有两种方式,FAST-0.2%/s,SLOW-0.1%/s;

6.8.4在全周进汽和部分进汽之间转换:

SLOW切换—30min

MEDIUM 切换— 10min

NORMAL 切换— 5min

FAST 切换— 1min

6.8.5手动同期调节转速时有两种选择: FAST-0.2%/s,SLOW–0.1%/s;

6.8.6在自动方式下,ATS暖机后,应查明原因消除,不能随意超越;

6.8.7冲转过程中振动800r/min为

6.8.8冲转过程中,排汽缸喷水应一直投入;

6.8.9 半自动方式下 , 运行人员可以通过 LOAD HOLD手动选择暖机 , 在自动方式

下,MARK-V 自动进行暖机 ;

6.8.10主再热汽温度下降

6.8.11 蒸汽密封母管温度突降 , 高中压缸下部温度突降 , 上下温差 >28℃, 推力轴承磨损报警或跳闸时 , 汽机有可能进水 , 应立即采取措施 ;

6.8.12暖机结束的规定

1)TURNING GEAR 预暖 , 高压缸第一级金属温度 149℃

连通管温度 54℃

2)2500r/min暖机,连通管温度93℃

3)7 —10%负荷 , 连通管温度 177℃

6.8.13在半自动方式下, 当应力过大时 ,应使用 RUN BACK, 加热时为 +, 冷却时为 -,可用进汽方式选择控制应力;

6.8.14当负荷 >30%，检查轴封供汽调阀逐渐关小，汽机切换为自密封方式;

6.8.15当冷再压力满足要求时，检查辅汽供汽切换至冷再供汽;

6.8.16当四抽汽压力>辅汽汽源压力，40%额定负荷检查辅汽汽源切至抽汽。

6.9汽轮机停止

汽轮机停止有正常滑参数方式停止和事故停止两种。停机过程发生事故的概率远远高

于启动过程，因此，停机过程的操作及监视要特别加强和重视。

6.9.1正常滑参数停机步骤

6.9.1.1机组停止前的准备工作

a)单元长接停机命令后，通知燃料、化学、除尘、网控、集控等各单位做好停机准

备；

b)按检查卡规定进行机组停运前的全面检查，并将存在的缺陷详细记录在缺陷记录

本上；

c)检查燃油系统中各参数正常，对所有油枪进行试投，发现有缺陷的油枪联系检修

人员进行处理；

d)对锅炉全面吹灰一次，投油后，空预器应每 2 小时吹灰一次；

e)核对所有水位计指示正确；

f)检查电动给水泵组备用良好；

g)备用交流润滑油泵、直流润滑油泵启动试验；

h)顶轴油泵及盘车启动试验；

i)备用交流密封油泵、直流密封油泵启动试验；

6.9.1.2机组停止方式

a)机组级 (UNIT CONTROL)

b)组级 (GC), 子组级 (SGC), 子回路 (SLC), 单操 (SDC)

c)根据机组控制方式选择机组停机操作方式.当选择BF方式或基本方式减负荷时,

当MARK-V在自动方式时 , 设定了目标负荷后 ,ATS 将根据自身提供的负荷变化率来降负荷 , 以保证汽机应力符合要求; 当MARK-V在半自动方式时, 运行人员应根据LOAD CONTROL

CRT画面提供的 RECOMMENDED LOADING RATE选择合适的降负荷率 . 若停机检修，

则 AMS 切至 PA 方式，若停机备用，则AMS 切至 FA 方式；

6.9.1.3单元机组GC,SGC,SLC,SDC停运

a)在协调方式下 , 降负荷至 60%额定负荷 , 主、再热蒸汽温度维持在正常范围；b)

解除 CCS 协调，汽机按TF 方式运行，炉按FUEL MASTER手动方式运行；

c)启动电动给水泵，正常后并入给水系统；

d)停止一台汽泵运行；

e)继续手动降低 FUEL MASTER定值，机组负荷降低至 40%额定负荷，停第二台汽动给

水泵运行；

f)机组达到 15%额定负荷，注意 B 组疏水及各抽汽管道疏水应自动开启；〃主

蒸汽管道疏水；

〃冷、再热汽管道疏水；

〃中联门后疏水；

〃高压缸本体疏水；

〃高、中、低压抽汽管道疏水；

下列疏水应手动开启：

〃#1、#2、#3、#5、 #6 抽汽管道抽汽逆止门后手动疏水门；

〃#4 抽汽管道抽汽逆止门后手动疏水门；

〃#4 抽至除氧器电动门后手动疏水门；

g）负荷降至 60MW以下，启动汽机 SGC 停止程序；

h）减负荷过程中注意事项

〃在降负荷之前应将进汽方式由PA 切至 FA ；

〃在降负荷过程中，当发现汽机应力大于允许应力的 80%时，应减小降负荷率，甚至停止

减负荷；

〃停机过程中，机炉应协调好。应维持汽包水位、炉膛压力稳定，降温、降压不应有

回升现象；

〃监视调整主、再热汽温降速率，金属温降速率，控制热应力在允许范围内，汽温在

15min 内下降 83.3 ℃应打闸停机；

〃监视〃监视机组振动、胀差、缸胀、轴向位移，偏心及瓦温正常，机内无异音；

轴封汽源、辅汽汽源、除氧器汽源的切换，除氧器汽源切换后，启动除氧循环泵运行；

60℃，应检查后缸喷水自〃监视凝汽器真空，低压缸排汽温度正常，如排汽温度升至

动投入正常；

〃检查发电机密封油系统运行正常；

〃监视各加热器水位正常，尤其应注意#3高加疏水的动作情况；

〃机组应避免在60MW以下停留，低于该负荷应迅速降负荷至0，打闸停机。

6.9.1.4 BF,MARK-V:

荷设定 LOAD TARGET 降,负荷率由ATS 自动给出 ;RAPID UNLOAD置 OFF. 也可以在 MODE SELECTION画面上投入UMC子方式 ,在UMC上设定LOAD SETPOINT和TARGET进行减负荷.CV 和 IV 同时关小 ,共同参与减负荷.HPBPV 和 LPBPV 打开控制压力 .

6.9.1.5 BF 基本方式减负荷 ,MARK-V 采用半自动方式 , 根据要求的最低停机负荷设定 LOAD TARGET,选择 LOAD RATE小于或等于 LOAD CONTROL CRT画面上显示降速率的建议

值.

6.9.1.6机组解列

1)汽机 SGC 停止 ;

2)用 MARK– V 停机

如汽机SGC 故障 ,则采用MARK-V减负荷,当画面显示LOAD AT TARGET时,此

负荷应大于 5%,置 LUBE OIL CONTROL于自动方式 ,置RAPID UNLOAD于ON,,迅速降

负荷至 5— 10%,手动按下 TURBINE TRIP 按钮 ,机组解列.当汽机主汽门全关,且发电机

,输出为 0 或变为负值时 ,检查断路器开关自动断开,否则手动断开,发电机解列.解列后手动完成汽机SGC 的其他有关操作 .

6.9.1.7机组解列注意事项

a)在汽机打闸后 , 应监视发电机在出口开关断开前的运行时间满足下列要求 : 凝汽器真空 >-86kPa 时, 小于等于 5min; 凝汽器真空

b)CVs前的A组所有疏水打开;

c)在 BEARING DATA CRT画面上监视转子惰走经过临界转速时的最大轴承振动值,并记录以作为以后启动时的参考;

d)调整大机润滑油温 , 在盘车投入前应 27-- 32℃;

e)当汽机转速降到 2250r/min 时检查 RFV 关闭 , 根据需要破坏真空加快停机 ;

f)转速降低到 7r/min, 检查顶轴油泵自启 ;

g)当转速到 0, 检查盘车自动投入 , 否则启动盘车电机 , 检查盘车自动啮合 ;

h)汽机金属温度 >260℃, 应连续盘车 ;

i)盘车运行期间 , 应严密监视高中压缸膨胀 , 差胀 , 缸温 , 轴向位移等 , 定时记录盘车电

流 , 偏心 , 差胀及缸温等 ;

j)在凝汽器真空到 0 后 , 停止轴封供汽 .

6.9.2事故停机