华能玉环电厂4×1000MW 2号机组工程

汽轮机整套启动试运措施

目 录

1、 编制目的 2、 编制依据 3、 调试质量目标

4、 系统及主要设备技术规范 5、 整套启动试运工作的组织与分工 6、 整套启动试运应具备的基本条件 7、 整套启动试运的方法和步骤 8、 调试的质量检验标准 9、 调试记录的项目及内容 10、 安全注意事项 11、 说明 12、 附图 13、 附录

1. 编制目的

为保证整套启动试运工作的顺利进行，使机组能安全、经济、可靠地投入运行，满足达标投产要求，特制定本方案。其目的为： 1.1 检验汽轮机DEH系统的启动操作功能； 1.2 检验汽轮机启动曲线的合理性；

1.3 检验汽轮机带负荷能力、机组的机动性； 1.4 检验汽轮机各主要部件的热膨胀； 1.5 检验汽轮发电机组轴系的振动水平； 1.6 完成汽机、电气的有关试验； 1.7 整定汽轮机的安全保护装置；

1.8 检验所有辅机及系统的动态投用状况； 1.9 检验高、低压旁路的功能； 1.10 检验汽机／锅炉的协调性； 1.11 检验汽水品质并核实各运行表计；

1.12 通过整套启动试运，找出在给定工况下最合理操作工序，暴露在静态调试中无法出

现的缺陷和故障，及时进行调整及处理，顺利完成机组168h试运行。

2. 编制依据

2.1 《火电工程启动调试工作规定》 1996年5月 2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 1996年版 2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1996年版 2.4 上汽厂主机说明书 上海汽轮机厂有限责任公司 2.5 《1000MW机组汽机系统图》 华东电力设计院 2.6 《主机运行规程》（修改稿） 华能玉环电厂 2.7 《辅机运行规程》（试运版） 华能玉环电厂 3. 调试质量目标

符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。

专业调试人员、专业组长应按附录（调试质量控制点）对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。

4. 系统及主要设备技术规范

4.1 华能玉环电厂4×1000MW汽轮机系上海汽轮机厂制造的超超临界1000MW汽轮机组，采用与德国西门子公司联合设计、生产的模式。该机组为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、双背压凝汽式汽轮机。其高中压转子及低压转子均为无中心孔合金

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钢整锻转子。调节系统采用DEH数字电液调节系统，该系统由上海汽轮机厂随主机提供，机组旁路系统配置了瑞士CCI AG/SULZER公司制造的AV6＋旁路系统，容量为40%BMCR的高、低压两级串联旁路，高压旁路每台机组设置一套(40%BMCR)，低压旁路每台机组设置二套(40%BMCR+高旁减温水量)。 4.2 汽轮机主要技术规范

型 式： 超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式 型 号： N1000-26.25/600/600（TC4F） 额定主蒸汽压力(TMCR)： 26.25 MPa 额定主蒸汽温度(TMCR)： 600℃ 额定主蒸汽流量(TMCR)： 2804.4t／h 额定再热蒸汽压力(TMCR)：5.35 MPa 额定再热蒸汽温度(TMCR)：600℃ 额定再热蒸汽流量(TMCR)：2274 t／h 额定高压缸排汽压力(TMCR)：5.946 MPa(a) 主蒸汽最大进汽量(VWO)： 2953t/h 低压缸排汽压力： 4.4/5.39kPa(a) 配 汽 方 式： 全周进汽 设计冷却水温度： 20℃ 额定给水温度： 292.25℃ 额 定 转 速： 3000r/min TMCR工况热耗： 7316kJ/kWh 低压末级叶片长度： 1145.8mm 汽轮机总内效率： 92.03%

回 热 系 统： 三高、四低、一除氧共8级

启动及运行方式： 控制系统可根据启动时高压缸排汽压力自动确定采用高压缸启动

或高中压缸联合启动方式；

通过临界转速时轴颈双振幅相对振动值：≤0.165mm 允许周波变化范围： 47.5Hz～51.5Hz 调节控制系统型式： DEH

通流级数(高+中+低)：（1+13）+13×2+2×2×6=64级 盘 车 转 速： 60r／min

机组外形尺寸： 29 × 10.4 × 7.75(汽机中心线以上) 转 向： 从汽轮机端向发电机端看顺时针 4.3 轴系共由八个轴承支承。

表1 汽轮机各转子临界转速计算值(垂直临界，单位r／min)

一阶r/min 项目 轴系 二阶r/min 轴段 2 轴系 轴段

高压转子 中压转子 低压转子I 低压转子II 发电机转子 2640 1920 1200 1320 720 3240 2100 1320 1320 720 7860 5460 3480 3660 2040 10620 6840 4200 4200 2520

5. 整套启动试运工作的组织与分工 5.1 新启规规定：

5.1.1 调试单位提出确定安全启动的方案和措施，报启动验收委员会讨论并经总指挥审批

后，交试运指挥组执行；

5.1.2 安装单位负责设备与系统的维护、检修、消缺等工作；

5.1.3 生产单位负责电厂的运行操作，并在整套启动试运前将所需的规程制度、系统图表、

记录表格、安全用具、运行工具及仪表等准备好；

5.1.4 整套设备的启动调试，由试运指挥组负责组织有关人员按整套启动方案进行。 5.2 为了使整套启动试运工作得以圆满完成，在此阶段，调试单位汽机专业应成立下面

几个小组，各小组的工作均应在试运指挥组及本专业调试负责人的领导下开展： 5.2.1 启动试运值班组

成员：3人 记录人员：3—5人(分三班) 职责：

a. 根据整套启动试运方案及运行规程，进行启动条件的检查，确定启动方式； b. 当好总指挥的参谋，为运行人员确定运行方式、目标转速或目标负荷，升速率或升负荷率提供技来指导；

c. 对启动及试运中出现的问题及时进行分析，对应急情况的处理提出建议； d. 记录启动过程及试运中的指定项目。 5.2.2 振动监视组

成员：3人(分三班) 职责：

a．负责启动、试运过程中的振动测量、监督及记录，遇到异常情况及时与试运指挥组及本专业运行值班人员联系；

b. 测定实际的临界转速，测出波特曲线。为今后的启动操作提供依据； c. 需要时进行高速动平衡工作。 5.2.3 调节、保护试验组

成员：2-3人 职责：

a. 指导润滑油系统、EH油系统的投入； b. 指导完成主机联锁保护项目试验；

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c. 完成定速后汽轮机的各项动态试验与调整。 5.2.4 真空严密性试验组

成员：2-3人

职责：组织并指导真空严密性试验。 5.2.5 甩负荷试验组

人员组成及职责详见“甩负荷试验方案”。

5.3 安装公司应成立缸体膨胀、轴承油温及振动监视组

组成：由汽机工地确定 职责：

a. 负责缸体各部位的膨胀测量和记录，分析是否跑偏或卡涩； b. 负责各轴瓦温度，回油温度、油箱油位的监视和记录；

c. 参加试运行期间的振动测量与监视，遇到异常情况及时与指挥组联系； d. 开机前负责测量大轴晃度及偏心方位图。

6. 整套启动试运应具备的基本条件 6.1 试运现场应具备的条件

6.1.1 场地平整，消防、交通及人行道路畅通，试运现场应设有明显的分界、危险区应有

围栏和警告标志；

6.1.2 试运区的施工脚手架应全部拆除，现场清扫干净．整套启动试运阶段，试运区应无

交叉施工作业；

6.1.3 试运区的梯子、通道、栏杆、护板等均应按设计安装完毕，并正式投用； 6.1.4 场内外排水沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全；

6.1.5 试运范围内的工业、消防及生活用水系统和卫生设施应能投入正常使用，备有足够

可用的消防器材；

6.1.6 试运现场具有充足的正式照明，事故照明应能在故障时及时自动投入； 6.1.7 岗位间的联系信号、通讯电话安装齐备，能正常使用；

6.1.8 厂房要妥善封闭，现场应有防冻及防暑降温措施，确保人身安全； 6.1.9 试运区域应建立保卫制度。

6.2 汽机各辅机及系统的分部试运已完毕，并经验收合格，与设备和系统有关的联锁、

保护及调节功能已完善。 应试运完成的分系统包括： 6.2.1 循环水泵及循环水系统 6.2.2 开式循环冷却水系统 6.2.3 凝结水泵及其系统 6.2.4 真空泵及真空系统 6.2.5 轴封系统 6.2.6 辅助蒸汽系统 6.2.7 电动泵及给水系统

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6.2.8 汽动给水泵及其系统 6.2.9 除氧器及加热器系统

6.2.10 汽机本体及蒸汽管道疏水系统 6.2.11 润滑油系统 6.2.12 EH高压油系统 6.2.13 发电机氢、油、水系统

6.2.14 空压机及仪用、厂用压缩空气系统 6.2.15 高、低压旁路系统 6.2.16 盘车装置及顶轴油系统

6.3 DEH及ETS系统的静态调试工作已结束； 6.4 主机的联锁保护试验已完成； 6.5 发电机气密试验结束，并验收合格；

6.6 仪控SCS、DAS、TSI、CCS及基地式调节系统都已完成主要调试工作，并可投入

运行；

6.7 机组声光报警系统、事故追忆系统（SOE）调试结束，具备投运条件； 6.8 与汽机有关的锅炉、化学等专业部分的必需调试项目已完成； 6.9 全部热工、电气仪表经校验合格，保护信号、音响装置试验合格； 6.10 调试仪器准备：

6.10.1 轴承振动测试仪器（调试单位准备）； 6.10.2 手提式转速表（调试单位准备）； 6.10.3 点温仪（调试单位准备）； 6.10.4 对讲机（调试单位准备）；

6.10.5 测大轴晃度及汽缸膨胀用千分表（至少10只，由安装公司准备）； 6.10.6 听音棒若干根（安装公司准备）。

7. 整套启动试运的方法和步骤

7.1 按照启规对机组整套启动试运的要求，本次整套启动试运工作准备分三个阶段进行： 7.1.1 第一阶段——首次启动采用操作员自动方式。升速中的检查及试验→定速检查→汽

机有关试验及调整→电气试验→并网；

7.1.2 第二阶段——机组带负荷试验。机组冲转并网后可逐步投入有关设备与系统，并进

行锅炉洗硅、电气有关试验与调整。根据条件进行热态启动试验，根据启动委员会决定是否进行甩负荷试验，在甩负荷前可以进行真空严密性试验。以上试验完成后机组逐步带负荷至额定值，并视运行情况决定是否停机消缺； 7.1.3 第三阶段——168小时带满负荷连续试运行； 7.1.4 第一阶段结束后是否需要停机可根据现场情况决定。 7.2 冲转参数与条件 7.2.1 启动状态划分

根据高、中压缸金属温度确定机组的启动状态，具体划分如下：

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汽机启动状态划分表： 启动状态 常温 冷态 温态 热态1 热态2

7.2.2 各态启动参数

项目 主蒸汽压力 MPa 主蒸汽温度 ℃ 再热蒸汽压力MPa 再热蒸汽温度 ℃

冲转及带负荷过程参照制造厂所给启动曲线，见附图 7.3 首次整套启动试运步骤及主要操作和试验

步骤 主 要 操 作， 试 验 及 说 明 1 厂用电系统投运 仪表及控制设备受电 2 1． 接通全部监测控制仪表； 2． 检查各控制仪表能否正常显示记录。 3 4 5

冲转方式 高压缸金属温度 中压缸金属温度 ℃ 50 200 380 540 560 ℃ 50 110 250 410 500 停机时间 150h 56h 8h 2h DEH自行选择启动方式 冷态1 正常 最大 正常 正常 最大 正常 8.5 12.5 380 1.2 2 360 冷态2 8.5 15 400 1.4 2 380 温态 8.5 15 420 1.4 2 400 热态 12 19 560 1.7 2 540 极热态 12 19 580 1.7 2 560 备注 循环水系统投运(循泵一投一备) 开、闭式水系统投运 开、闭式水泵一投一备 仪用、厂用空气系统投入 6

凝结水系统投运 6 1． 启动一台凝泵，另一台备用； 2． 低压给水管道冲洗； 3． 向除氧器上水至3200mm，凝汽器液位维持800mm； 润滑油系统投运 1． 检查油箱油位； 2． 落实进入冷油器的冷却水已被关闭；当油温接近50℃时，逐渐投入冷却水。 7 3． 启动一台主油箱排油烟风机，另一台投入联锁； 4． 油温≥21℃时，启动交流润滑油泵，否则应先投加热； 5． 投联锁并使直流事故油泵处备用状态； 6． 润滑油压：0.37-0.40MPa 润滑油温：45~50℃。 发电机密封油系统投运 1． 启动真空密封油箱真空泵； 8 2． 启动一台高位密封油箱排烟风机，另一台投入联锁； 3． 启动一台交流密封油泵，另一台交流密封油泵及事故密封油泵投联锁； 4． 密封油系统投运。 顶轴油系统及盘车装置投运 1． 启动两台顶轴油泵，检查顶轴油母管压力正常后将另一台顶轴油泵投入联9 锁； 2． 确认大轴已被顶起记录各瓦顶轴油压及大轴顶起高度； 3． 投入盘车，确认各转动部分声音及盘车转速正常，记录盘车电流； 4． 测量转子偏心率方位图，偏心应≯0.075mm 发电机充氢 10 1． 氢压0.5MPa； 2． 氢气纯度：>98% 3． 油／氢差压：0.1MPa。 11 12 发电机定子冷却水系统投运（定冷水泵一投一备） 辅助蒸汽系统投运，辅汽母管压力：0.8～1.0 MPa，温度：250～300℃ 大、小机轴封系统投入 1． 暖管至调阀前，充分疏水； 2． 开启轴封冷却器风机（一投一备）； 13 3． 调整主机轴封供汽压力3kPa,温度280～300℃，小机轴封供汽压力30kPa,温度150℃，检查轴封回汽正常，将主机、小机轴封供汽压力、温度投入自动。 4． 注意在向轴封供汽母管送汽前应保证汽缸疏水阀开启； 14

汽机真空系统投运 1． 关闭真空破坏门； 7

2． 启动两台真空泵，另一台投入联锁； 3． 开启两台小机排汽蝶阀，对主机和小机抽真空； 4． 当真空<13kPa时，具备冲转条件； 5． 真空一旦建立，应确认汽机主汽、冷再热、热再热和抽汽管道上的疏水阀已打开 15 电动给水泵投运（启动后，保持最小流量运行） 除氧器加热投运 16 1. 投入辅汽至除氧器加热，除氧器加热压力：0.147MPa； 2. 启动除氧器再循环泵； 3. 根据锅炉需要向锅炉上水，进行冷态冲洗。 汽机EH油系统投运 1． 检查油箱油位； 17 2． 确认油箱油温>5℃，否则启动EH油再循环泵投加热； 3． 油温>21℃时，启动一台EH高压油泵，另一台投联锁备用； 4． 确认EH油母管压力16 MPa，温度43～54℃。 DEH系统投入 1． DEH应提前2小时通电； 2． DEH面盘检查： 1) 抽汽逆止阀SLC投AUTO。 2) 高排逆止门A、B SLC投AUTO。 3) 真空破坏门A、B SLC投AUTO。 4) 汽机疏水SLC投AUTO。 5) 顶轴油泵DCO、SLC投AUTO。 6) 交流润滑油泵DCO、SLC投AUTO。 7) 直流润滑油泵SLC投AUTO。 8) 排烟风机DCO、SLC投AUTO。 18 9) 盘车电磁阀SLC投AUTO。 10) 汽机润滑油供应SGC投AUTO。 11) 润滑油泵检查SGC投AUTO。 12) EH油泵、EH油循环泵DCO、SLC投AUTO。 13) 汽轮机轴封蒸汽控制SGC投AUTO。 14) 轴加风机DCO、SLC投AUTO。 15) 将TSE INFL应力计算SLC投AUTO。 16) 将PRES MODE压力模式SLC投AUTO。 17) 将（3个HP EXHAUST TEMP CTRL）高压叶片进汽压力限制控制器、高压排汽温度控制器、高压压比控制器SLC投AUTO。 18) 将（S/UP DEVICE）启动装置SLC投AUTO。 19) 将（LOAD OPER）负荷操作SLC投AUTO。 20) 将（FREQ INFL）一次调频SLC投AUTO。

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21) 将高、中压调门、补汽阀阀位限制设为105％。 3． DEH静态操试验，包括阀位试验，DEH盘面紧急停机按钮跳闸试验等。 19 20 21 ETS模拟试验检查——汽机跳闸试验 TSI通电投用 锅炉点火——当真空达27kPa以上时，可通知点火 旁路系统投入 22 1． 锅炉点火后，根据锅炉的需要，可投入旁路系统； 2． 将高、低压旁路减压阀和喷水阀投自动，全开喷水隔离阀； 3． 将高、低压旁路控制方式设为启动方式； 4． 锅炉燃烧与旁路配合进行暖管提升蒸汽参数。 汽机首次冲转前的状态检查与操作 1． 汽机盘车连续投入4小时以上； 2． 挂闸前确认高、中压主汽门，高、中压调门在全关位置； 3． 检查汽轮机本体、高、低压疏水气动门自动开启，手动门在开启位置； 4． 检查主机所有保护均已投入； 23 5． 记录所有重要参数的初始值，如：缸胀、偏心、缸温、振动、润滑油供、回油温度、母管压力、轴承进油压力、轴承温度等； 6． 测量汽缸膨胀所需临时仪表已安装正确，并有专人负责； 7． 当主蒸汽压力达到8.5 MPa时将高、低压旁路控制方式设为定压方式，高旁压力定值为8.5 MPa，低旁压力定值为1.2 MPa； 8． 检查蒸汽品质符合启动要求，蒸汽参数符合启动条件，汽机具备启动初始化条件。 24

汽机冲转 1． 投入汽机SGC程控，启动装置自动运行，将实现以下功能： 1) 确认ETS无跳闸信号，投入SGC ST自动，并发出“startup”指令； 2) 确认TAB>12.5% 时，汽机复置； 3) 确认TAB>22.5% 时，高、中压主汽门跳闸电磁阀复位（ESV TRIP SOLV REST）； 4) 确认TAB>32.5% 时，高、中压调门跳闸电磁阀复位（CV TRIP SOLV REST）； 5) 确认TAB>42.5% 时，开启高、中压主汽门（ESV PILOT SOLV OPEN）； 2. 在DEH的WARMUP/TSE画面打开SGC TURBINE，按下ON后按EXECUTE(执行) 步骤1：启动初始化，检查盘车系统； 步骤2：SLC汽机抽汽逆止门子程序投入； 步骤3：汽轮机限制控制器投入：高压排汽温度控制、高压叶片压力控制、高压压比控制、高压限压方式控制； 步骤4：汽机疏水子程序投入； 步骤5：打开暖机疏水阀； 9

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步骤6：空 步骤7：空 步骤8：投入并运行油泵测试，保证其已为汽机运行做好准备，检查辅助系统运行正常。 步骤9：空 步骤10：空 步骤11：SLC发电机励磁机干燥器投入、等待蒸汽品质合格； 步骤12：空 步骤13：汽轮机的主蒸汽和再热蒸汽管路暖管完成（主汽、热再管道所有温度测点的最小过热度>10K），低压缸喷水减温投自动； 步骤14：开启主汽门前疏水，打开蒸汽纯度确认SLC STEAM PURITY RELEASED选择ON（蒸汽品质必须合格，若不合格则选OFF）； 步骤15：开启主汽门：主汽门开启前必须遵循准则X1、X2； 步骤16：确认主汽门已开启； 步骤17：空 步骤18：开启调门前选择主蒸汽流量：高压转子中心孔温度＜400℃，选择主蒸气流量＞15％，高压转子中心孔温度＞400℃，选择主蒸气流量＞10％； 步骤19：空 步骤20：开启调阀前确认冲转条件：冲转前必须遵循准则X4、X5、X6、Z3、Z4且热再蒸汽温度过热度＞30K；(SLC 蒸汽品质子回路释放,若蒸汽品质不合格重新回到第11步至20步，进行暖管、暖阀) 步骤21：开启调门－升速到暖机转速360 r／min：打开释放设定点SLC选择ON，汽机转速控制器设定360 r/min，转速控制器投入，开调门汽机冲转至暖机转速。手动打闸，进行摩擦听音检查，全面检查机组各系统运行情况并记录运行参数。 注意： a) 冲转后注意主机油温变化，适时投入主机润滑油冷却水。 b) 适时投入发电机氢冷器及密封油冷油器。 c) 当汽机转速达到180r/min时，检查盘车是否自动脱开，若盘车未脱开手动打闸停机。 d) 摩擦检查结束，重新挂闸冲转，执行步骤1～步骤21。 e) 冷态启动汽机转速达到360r/min 时暖机60分钟，TSE/TSC监控整个暖机过程。 步骤22：解除SLC蒸汽纯度，蒸汽纯度SLC选择OFF； 步骤23：保持暖机转速，增加高压汽轮机的预热度；暖机期间做如下检查： a) b) c) d) 摩擦检查 缸胀、差胀及轴向位移 上下缸温差及汽缸内外壁温差 调阀开度 10

24 e) f) g) h) i) 机组振动情况 各瓦金属温度及回油温度 凝汽器、除氧器及加热器水位 低压缸排汽温度及低压缸喷水减温是否自动投入，若未投入手动投入 辅助系统的所有运行参数正常 步骤24：空 步骤25：升速至额定转速3000r/mim，升速过程中做如下检查： a) 记录过临界转速时机组振动情况：通过临界转速时轴振最大不超过0.13mm，瓦振最大不超过11.8mm/s b) 润滑油温度保持在45～50℃ c) 转速至540r/min时顶轴油泵自停，若未自停，手动停顶轴油泵 d) 检查并记录主蒸汽压力和温度、再热蒸汽压力和温度、缸胀、轴移、各瓦最大轴振、最大瓦振、各轴承金属温度和回油温度、上/下缸温差、凝汽器真空等 步骤26：关闭高压和低压汽轮机疏水 步骤27：解除SLC转速控制器手动，汽机转速控制器停止工作，汽机启动装置TAB≯62%,限制调门开度 步骤28：投入调压器（机组首次启动应旁路该系统） 步骤29：发电机同期前保持额定转速:满足X8准则，TSE温度上限裕度＞30℃后暖机结束，记录额定转速下汽机及辅助系统各运行参数 机组额定转速空负荷试验 1． 汽轮发电机组各轴承润滑油流量分配动态调整试验：根据各轴承瓦温及回油温度情况微调各轴承进油调节阀，各轴承润滑油温升不超过20℃，各轴承油量分配见附图，调整期间保持润滑油供油温度50℃，观察并记录调整前后润滑油母管压力、各轴承进油压力、瓦温、回油温度、轴振、瓦振，调整完成后将各调阀锁紧。 2． 汽机额定转速脱扣试验： 1) 确认机组运行正常，无其他试验进行； 25 2) 手动按停机按钮，确认高、中压主汽门、高、中压调门关闭正常； 3) 转速降至510r/min时，确认顶轴油泵自启动； 4) 转速至300r/min后，汽机复置，升速至3000r/min。 3． 汽机惰走试验：与汽机额定转速脱扣试验同时进行 1) 记录转子惰走时间； 2) 记录凝汽器真空值、主蒸汽、再热蒸汽压力、温度、润滑油温度、振动； 4． 电气试验 1) 确认汽机各项保护均投入； 2) 交电气进行试验； 11

5． 汽门严密性试验： 1) 电气试验期间，缓慢提升主汽压力至13MPa,注意蒸汽过热度及升温、升压速率； 2) 电气试验结束后，即进行主汽门和调门蒸汽严密性试验； 3) 在DEH操作面板上手动关闭高中压主汽门，保持调门全开，若汽机转速降低至1000r/min以下，试验合格； 4) 主汽门严密性试验合格后，按照同样方法进行调门试验； 5) 试验合格后打闸，重新升速至额定转速； 6． 超速试验：本机型无机械超速保护装置，因此只进行电气超速试验，详见“超速试验措施”，试验时需注意以下问题： 1) 调门试验结束后，暂时将电超速保护定值3300 r／min设定为2950 r／min； 2) 设定完成后，汽机复置，正常启动；

7.4 第二阶段试运步骤及主要操作和试验

空负荷试运结束后，进入带负荷试运阶段。

7.4.1 根据高 、中压缸金属温度确定采用冷态启动或热态启动； 7.4.2 启动操作步骤见7.3；

7.4.3 机组升负荷率由当时状态决定：

负荷段 50?200MW 200?300MW 300?500MW 500?1000MW 冷 态 5MW/min 5MW/min 5MW/min 15MW/min 温 态 5MW/min 5MW/min 10MW/min 20MW/min 热 态 10MW/min 5MW/min 10MW/min 20MW/min 极 热 态 10MW/min 5MW/min 10MW/min 20MW/min

不论哪种启动方式，在200MW-300MW负荷区间，干、湿态转换过程中，尽量保持5 MW/min负荷变化率，确保平稳过度。 7.4.4 热态启动时注意事项：

a．投入轴封系统时应先投轴封，后抽真空； b．冲转前连续盘车12小时以上； c．冲转参数应与缸温相匹配；

步骤 1 主 要 操 作、 试 验 及 说 明 并网升负荷至50MW 1． 发电机并网后，汽机程控SGC执行如下步骤； 步骤32：汽机启动装置TAB至99%，增加调门开度：汽机调门开度由负荷控

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备注

制器和压力控制器设定，转速控制器退出运行； 步骤33：汽轮发电机的启动程序完成； 步骤34：确认汽轮机控制器：负荷控制器、压力控制器投入； 步骤35：启动程序结束，信号送至汽机UGC(SGC)反馈端； 2． 高旁压力定值不变，将低旁压力定值设为1.7 MPa； 3． 全面记录各项数据。 2 负荷升至100MW 1． 目标负荷：100MW，升负荷率：5MW／min； 2． 负荷达100MW时，检查主蒸汽、热再蒸汽管路疏水自动关闭； 3． 高、低旁逐渐关闭，旁路关闭后检查高旁、低旁减温水门自动关闭； 4． 当四段抽汽压力>0.147MPa(a)时将除氧器供汽由辅汽切换至四段抽汽； 5． 小机进汽管暖管，汽动泵暖泵； 6． 记录有关数据。 3 负荷升至300MW 1． 目标负荷：200MW，升负荷率，5MW／min； 2． 汽机控制方式为压力控制，压力设定值10MPa； 3． 负荷至200 MW投运一台汽动给水泵组，与电泵并列运行； 4． 检查下列疏水阀关闭： 1) 冷再管道疏水门关闭； 2) 高压缸本体疏水阀关闭； 3) 高压缸轴封活塞疏水阀关闭； 4) 高排逆止阀前疏水阀关闭； 5) 中压调门A和B后疏水阀关闭； 6) #1～#6抽汽逆止阀前疏水阀关闭 5． 低压缸缸体温度<60℃时喷水减温阀自动关闭； 6． 冷再压力达到1.7 MPa时将辅汽汽源切至冷再； 7． 负荷在150 MW～300 MW 时投运#1～#6高、低压加热器； 8． 记录有关参数。 4 升负荷至500MW 1． 目标负荷：500MW，升负荷率，5MW／min； 2． 负荷在150 MW～300 MW 时投运#1～#6高、低压加热器，疏水不回收，注意凝汽器液位及锅炉补水情况； 3． 投运另一台汽泵，两台汽泵并列运行，退出电泵； 4． 四抽压力达到0.7MPa时根据情况辅汽由冷再切至四抽； 5． 记录有关数据。 5 升负荷至800MW 1． 目标负荷：800MW，升负荷率，15MW／min；

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2． 加热器疏水根据洗硅情况确定是否回收； 3． 负荷在500 MW～750 MW时进行汽机ATT试验，详见附录； 4． 负荷至800MW时进行真空严密性试验，详见附录； 5． 记录有关数据。 6 升负荷至1000 MW 1. 目标负荷：1000MW，升负荷率，15MW／min； 2. 全面检查各项参数是否达到额定值； 3. 全面检查各项自动、保护投入情况； 4. 记录有关数据。 7 9 甩负荷试验——详见“甩负荷试验方案” 第二阶段结束，视情况是否停机消缺。

7.5 第三阶段---168小时带满负荷连续试运行

按照7.3及7.4节的操作步骤进行汽轮机启动及带负荷。 进入满负荷试运的条件如下： ? 汽机进汽汽水品质合格； ? 热控自动投入率≥80%； ? 保护装置投入率100%； ? 主要仪表投入率100%； ? 汽轮发电机负荷达到额定功率； 168h满负荷试运期间的要求： ? 保护装置投入率100%； ? 连续运行时间≥168h； ? 连续平均负荷≥90%； ? 连续满负荷时间≥96%； ? 热控自动投入率≥90%； 7.6 正常停机

7.6.1 停机前的准备工作 7.7.1.1 7.7.1.2 7.7.1.3 7.7.1.4

步骤 主 要 操 作、 试 验 及 说 明 1 降负荷至5%额定负荷 1． 根据锅炉的减负荷率作为整个过程的减负荷率，在1000 MW～300 MW减负荷

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减负荷前辅助汽源应备妥；

联系热工、化学及锅炉运行人员做好停机前的准备工作； 核查电动给水泵处于正常备用状态； 按“负荷变化的建议”确定减负荷率。

7.6.2 停机步骤及操作说明

备 注

过程中，减负荷率可设定为10％，300 MW～50 MW过程中，减负荷率可设定为5%； 2． 当四段抽汽压力<0.7MPa时，辅汽汽源切至冷再，注意检查轴封汽压力； 3． 负荷降至500MW，启动电泵，停一台汽泵； 4． 负荷降至300 MW～150 MW时按从高到低的原则逐一解列各高、低压加热器，注意给水温降速度≯1.7℃／min，凝结水温降速度≯2℃／min及除氧器、凝汽器水位变化； 5． 负荷降至185MW时 ——检查相应疏水阀应自动打开，否则手动开启。 6． 负荷降至100MW时 ——检查主蒸汽管路疏水阀应自动打开，否则手动开启； ——当四抽压力降低到0.147MPa时，检查除氧器供汽自动切换至辅汽运行，注意除氧器压力的变化； ——当主汽压力降至8.5MPa时，高、低旁投自动，高旁压力定值为8.5MPa，低旁压力定值为1.7MPa； ——将辅汽汽源切换至启动锅炉或临近运行机组供汽，将冷再供辅汽调门压力设定值设在0.75MPa，观察冷再供辅汽调门缓慢关闭，辅汽切换为启动炉供汽； ——将汽轮机控制方式切为功率控制方式，锅炉燃烧不变，汽机手动减负荷； 7． 负荷降至20MW时，汽机手动打闸，发电机解列； ——打闸前记录有关数据 2 停机惰走 1． 首次停机，记录惰走时间； 2． 转速降至540r／min时，顶轴油泵自启动； 3． 转速降至54r／min时，盘车自动投入，记录盘车电流，油膜压力； 4． 主汽压力降至零，检查确认到凝汽器的所有热源已全部关闭，开启真空破坏门，停止真空泵的运行； 5． 盘车转速稳定后，记录盘车电流，油膜压力，检查转子偏心率； 6． 主机真空到零，停止主机及小机轴封供汽，停止轴加风机运行； 7． 高压转子温度<100℃后，停盘车，停润滑油泵

7.7 事故处理及事故停机按电厂运行规程执行 7.8 汽轮机整套启动试运中的主要控制参数 7.8.1 主汽温度限制

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主、再热蒸汽左右两侧温度偏差限制：17K报警；28K（允许短期允许15分钟）； 冲转前转子温度限制：冲转前转子温度>20℃；

7.8.2 汽缸外壳温度限制

7.8.3 抽汽回热系统温度限制

7.8.4 高、中压主汽阀壳体温度限制

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7.8.5 高、中压调阀壳体温差限制

7.8.6 高压转子温度限制

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7.8.7 中压转子温度限制

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7.8.8 轴承温度限制

润滑油在各轴承中的温升限制：正常温升20℃，最大不应超过25℃； 7.8.9 轴承振动限制

7.8.10 机组运行真空限制

机组满负荷运行时低真空跳闸值：0.28bar； 机组带旁路运行时低真空跳闸值：0.60bar； 其余工况真空限制如下图所示：

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7.8.11 汽机转速限制

机组并网后汽机正常运行转速：2850r/min～3150 r/min，超出此运行范围的运行时间不应超过2小时；

机组冲转过程中汽机转速不应在如下区域停留：400r/min～840 r/min，900r/min～2850 r/min； 7.8.12

8. 调试的质量检验标准

8.1 整套启动试运中汽机设备应达到：

——运行工况正常，参数、出力应符合设计要求；

——168小时带负荷连续运行，主机和辅机应连续运行不中断； ——有关系统按规定投入符合要求。 8.2 按时提交整套启动试运记录和调试报告。

8.3 质监部门按《火电工程整套启动试运后质量监督检查典型大纲》进行质量监督检查。 8.4 有关部门应根据：

《电力建设施工及验收技术规范》 汽轮机组篇DL5011-92 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 1996年 对整套启动试运工作进行签证验收。

9. 调试记录的项目及内容

注：各记录仅列项目，记录表格另行制作。

9.1 发电机氢、油、水系统运行记录表见“发电机氢、水系统调试措施”； 9.2 汽门严密性试验记录项目见附录“汽机ATT试验措施”； 9.3 超速试验结果记录项目见“超速试验措施”；

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9.4 甩负荷试验记录项目见“汽轮发电机组甩负荷试验方案’； 9.5 给水回热系统参数记录表见“抽汽回热系统调试措施”； 9.6 偏心率方位值记录(首次冲转前记录)； 9.7 真空严密性试验记录：

9.7.1 表一记录项目：记录试验前的：

负荷、主蒸汽压力和温度、再热蒸汽压力和温度、中压缸排汽压力和温度、真空、低压缸排汽温度、凝汽器液位、凝结水温度、循环水流量； 9.7.2 表二记录项目：

记录试验时间与真空值，每30秒记录一次，共记录8min，取后5min的真空下降平均值应≯400Pa／min。 9.8 汽轮机惰走时间记录表： 9.8.1 记录打闸及0转速时的真空值；

9.8.2 记录时间与转速对应值。开始时，时间间隔应取小些，后面应逐渐把间隔取大。 9.9 顶轴及盘车调试记录项目： 9.9.1 顶轴油母管总压、顶轴油泵电流； 9.9.2 各轴承顶轴油压； 9.9.3 各轴承处大轴顶起高度； 9.10

启停机记录项目：

缸胀 差胀 轴向位移 偏心率 盘车电流 最大晃度轴瓦号／数值 上下缸最大温差位置／数值 转子金属温度 冷、热状态 启动方式 控制方式 冲转前记录(日期／时间) 冲转(日期／时间) 暖机转速(一) 暖机时间(一)(起／止) 暖机转速(二) 暖机时间(二)(起／止) 达3000r／min日期／时间 并网日期／时间 最高负荷 解列日期／时间 打(跳)闸日期／时间 0转速日期／时间 停机原因及情况说明 开机顺次 主蒸汽压力 主蒸汽温度(炉／机) 再热蒸汽压力 再热汽温度(炉／机) 真空 主油箱油位 润滑油压力 润滑油温度 EH油箱油位 EH油压力 EH油温度 9.11

停机后的记录项目：

差胀 轴向位移 偏心率 顶轴油母管总压 盘车电流 21 记录日期／时间 主油箱油位 润滑油压 润滑油温 回油温度 各缸缸温 转子温度 低压缸排汽温度 缸胀

（该表停机初期每小时记录一次，后期2—4小时记录一次，记录到停盘车为止） 9.12

冷态启动升速过程记录表内容：

9.12.1 横向记录项目：

单位； 冲转前； 360r／min暖机(起／止)； 3000r／min； 9.12.2 纵向记录项目：

记录状态 记录日期／时间 主蒸汽压力(机侧) 主蒸汽温度(机侧) 再热汽压力(机侧) 再热汽温度(机侧) 真空 主油箱油位 润滑油压力 润滑油温度 EH油箱油位 EH油压力 EH油温度 缸胀 差胀 轴向位移 最大轴振瓦号／数值 最大支持瓦温号／瓦温 推力瓦温 瓦温 回油温度 氢油差压 定冷水流量 高压缸排汽温度 高压缸排汽压力 转子温度 高压缸排汽温度 中压缸排汽压力 中压缸排汽温度 轴封供汽温度 轴封供汽压力 高压缸缸温 中压缸缸温 低压内缸缸温 低压缸排汽温度 高中压主汽门壳体温度 高中压调门壳体温度 另外，临界转速用美国本特利108振动检测装置（或其它型号振动检测装置）测量并记录。不同转速下的轴振及瓦振记录表见“汽轮发电机组振动监测方案及故障预防措施”。 9.13

额定转速及带负荷运行记录表内容

润滑油温度 EH油箱油位 EH油压力 EH油温度 缸胀 差胀 轴向位移 最大支持瓦温号／瓦温 推力瓦温 瓦温 回油温度 转子温度 除氧器运行方式／压力 22

(此表在负荷变化前后及稳定工况时每2—4小时做一次记录)

记录日期／时间 工况(转速或负荷) 主蒸汽压力(机侧) 主蒸汽温度(机侧) 再热汽压力(机侧) 再热汽温度(机侧) 主蒸汽流量 辅助用汽量 小机用汽量 补水量(率) 真空 主油箱油位 润滑油压力

高压缸排汽温度 中压缸排汽压力 中压缸排汽温度 轴封供汽温度 轴封供汽压力 高压缸缸温 中压缸缸温 低压内缸缸温 低压缸排汽温度 氢气温度 定冷水流量 氢油差压

另外，不同负荷下的轴振及瓦振记录表见“汽轮发电机组振动监测方案及故障预防措施”。 9.14 9.15

额定负荷时各轴瓦金属温度及各主要辅机运行电流记录； 调试单位试运值班负责人应作好试运中的重要记录，包括：

9.15.1 主要操作试验记录； 9.15.2 缺陷及消除记录； 9.15.3 异常情况及处理记录等。

10. 安全注意事项 10.1

保证设备安全的措施：

10.1.1 保证主机安全的措施详见“汽轮机防重大事故措施”； 10.1.2 重要操作如变负荷工况、升速等应与锅炉、电气联系。 10.2 10.3

11. 说明

11.1 本方案只是根据新机启动的特点，对汽机的整套启动试运提出若干规定及特别注意

事项，仅供机组试运期使用；

11.2 本方案未述及部分按电厂运行规程执行；

11.3 如运行规程与本方案有抵触时，试运期间按本方案执行。

保证测试仪器、仪表安全的措施：

调试人员进入现场，应遵守《电力安全工作规程》。 仪器、仪表专人保管，非试验人员不得操作。

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12. 附图—汽轮机启动曲线 12.1

常温启动曲线（高压缸金属温度50℃）

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12.2 冷态启动曲线（高压缸金属温度150℃）

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12.3 温态启动曲线（停机56h）

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12.4 热态1启动曲线（停机8h）

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12.5 热态2启动曲线（停机2h）

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12.6 主蒸汽管道暖管温度准则X1

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12.7 主蒸汽管道暖管温度准则X2

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12.8 汽机暖机温度准则X4

31

12.9 汽机暖机准则X5

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12.10 汽机暖机准则X6

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12.11 升速至额定转速温度准则X7A

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12.12 升速至额定转速温度准则X7B

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12.13 带负荷阶段温度准则X8A

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12.14 汽轮发电机组各轴承进油流量分配

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13. 附录

13.1 调试质量控制点

机组名称：华能玉环电厂2号机组 专 业： 汽机 系统名称：汽轮机整套启动试运方案 调试负责人：

序号 控制点 编号 QC1 QC2 QC3 QC4 质量控制检查内容 检查日期 完成情况 专业组长 签名 1 2 3 4 调试方案的编写是否完成 调试仪器、仪表是否准备就绪 调试前的条件是否具备 调整试验项目是否完成 调试记录是否完整； 数据分析处理是否完成 调试质量验评表是否填写完毕 调试报告的编写是否完成 5 QC5 6 7 QC6 QC7 其他需要说明的问题：

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13.2 汽机阀门ATT试验 13.2.1 试验内容

汽机ATT试验包括对高、中压阀门组、高排逆止门和高排泄放阀分别进行试验。对于每组阀门，试验过程分为阀门试验关闭和阀门恢复两个阶段，阀门试验全过程约20分钟。当被试验阀门的开度指令与试验前的指令相同时，试验结束。 13.2.2 试验条件

1) 负荷小于800MW额定负荷； 2) 汽机处于自动控制方式； 3) 协调控制切除； 4) 无其他试验进行； 5) 机组运行稳定。 13.2.3 试验步骤

1) ATT SGC手动按钮置ON； 2) 选择高压主汽门和调门A进行试验；

3) SGC记忆高调门及中调门的开度； 4) 高压调门A缓慢关闭；

5) 高压主汽门A ＃1快关电磁阀动作，高压主汽门A关闭； 6) 高压主汽门A ＃1快关电磁阀恢复，高压主汽门A打开； 7) 高压主汽门A ＃2快关电磁阀动作，高压主汽门A关闭； 8) 高压调门A打开到10％；

9) 高压调门A ＃１快关电磁阀动作，高压调门A关闭； 10) 高压调门A ＃1快关电磁阀恢复，高压调门A恢复到10％开度； 11) 高压调门A ＃2快关电磁阀动作，高压调门A关闭； 12) 高压主汽门A ＃2快关电磁阀恢复，高压主汽门A打开； 13) 高压调门A ＃2快关电磁阀恢复，高压调门A恢复到试验前开度； 14) 重复步骤b-k，对其余阀门组进行试验； 15) 试验结束后切除ATT阀门试验。 13.2.4 安全注意事项

1) 补汽阀试验期间，机组负荷波动不超过50MW；

2) 试验过程中出现汽机手动或汽机跳闸，则阀门试验自动中止； 3) 在阀门试验关闭阶段，运行人员可随时中止试验过程；

4) 如果阀门试验故障，调门单个关闭后不能正常开启时，汽轮机自动试验不能进行，试验要中断，汽轮机组必须停机。

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13.3 真空严密性试验

13.2.1 试验目的

真空严密性试验的目的，就是要检查汽轮机真空系统的严密程度是否达到标准和满足运行要求。 13.2.2 试验条件

1) 机组带80%额定负荷；

2) 分部试运阶段真空系统灌水查漏试验合格； 3) 带负荷试运阶段真空系统运行正常； 4) 大、小机真空低跳闸保护投入； 5) 真空泵联锁保护动作正常。 13.2.3 试验步骤

试验方法：真空严密性试验通常采用关闭真空泵入口阀门和停泵试验两种方法。对于新建机组而言，为了不影响机组安全试运，一般采用关阀试验。若关阀试验结果良好，可再次进行停泵试验，进一步确认关阀试验结果。本次试验采用关阀试验方式，具体步骤如下：

1) 投运2A、2C真空泵，将2B真空泵投备用； 2) 确认2B真空泵启、停正常，联锁已投入；

3) 确认2B真空泵抽真空电动门、入口气动门开、关动作正常； 4) 确认机组运行正常，记录试验前有关运行数据； 5) 关闭2A、2C真空泵入口门；

6) 待阀门全关后30秒开始计时，每隔30秒记录一次，连续记录8分钟，取其中后5分钟的真空下降速率最为试验结果；

7) 记录完成后，试验结束，开启真空泵入口门，恢复正常运行。 13.2.4 试验结果分析

若真空下降速率>400Pa/min，则严密性不合格；若真空下降速率<400Pa/min则严密性合格；若真空下降速率<200Pa/min则严密性优良； 13.2.5 安全注意事项

1) 试验过程中，若发现真空下降较快、试验结果明显不合格或机组真空跌至报警值应立即停止试验，恢复真空系统正常运行；

2) 试验过程中若低压缸排汽温度达到报警值，应立即停止试验，恢复真空系统正常运行。

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