耒阳电厂3机组汽机整套启动调试方案.doc

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1、湖南耒阳电厂二期技改工程#3机汽轮机整套启动调试方案1概述耒阳电厂#3汽轮机系东方汽轮机厂引进和吸收国内外技术设计的300MW机组,一次中间再热、单轴、双缸、双排汽凝汽式汽轮机。机组由省电力设计院设计，省火电建设公司负责机组安装工作，省电力调试所负责调试工作。根据启动试运有关条例要求，制定本措施提请启动委员会审定批准后执行。2汽轮机技术规范汽轮机型式：亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、冷凝式；型号： N300一16.7537537-7；额定功率： 300MW；最大功率： 334MW主汽门前额定压力： 16.7MPa；主汽门前额定温度： 537；再热汽门前额定压力：3.17MPa再热汽门前

2、额定温度：537；额定主蒸汽流量： 895.1th；最大主蒸汽流量： 1025th；额定背压： 5.39kPa；给水回热系统加热器台数：8台；额定工况热耗： 7854kJkw.h；工作转速：3000rmin；旋转方向（从汽机向发电机方向看）：顺时针；调节系统控制形式： DEH一；最大允许系统周波摆动： 48.550.5Hz；通流级数高十中十低：（I8）62627级；高、中压转子临界转速：1769rmin（一阶）；低压转子临界转速：1698rmin（一阶）；发电机转子临界转速为1347r/min（一阶）,临界转速为3625r/min（二阶）；末级动叶片长度：851mm；盘车转速：4.29r/mi

3、n；汽轮机总长：18055 mm；汽转机本体总量：630t；汽封系统：自密封系统给水泵拖动方式：250%B-MCR的小汽轮机带动；150%B-MCR电动调速给水泵作为备用。3试运现场应具备的条件及准备3.1汽机房内场地平整、清洁，沟道及井洞盖板齐全，道路畅通，平台楼梯及其护板、栏杆安装完毕，厂房内进行必要的封闭。3.2消防水、所有循环水、生活水管道和排放水管道、沟道应畅通，按消防要求配齐消防器材和专职消防人员。 3.3现场应有足够的普通照明和事故照明、表盘、水位计等重要地点的照明应能投入使用。事故照明应能在普通照明失去电源时能自动投入工作。3.4试运岗位，通讯设备齐全，有关空调设备安装调试完毕

4、，并能投入使用。3.5所有将投入试运行的设备系统，按图纸技术要求安装完毕，并完成设计变更及必要的修改项目，安装记录齐全，质量经验收合格；3.6有关设备和管道的保温工作结束，支吊架符合设计要求；3.7 运行中不便调试的安全门如高加安全门等应在安装前模拟试验整定好。3.8准备好足够的合格除盐水；3.9辅助汽源处于随时可用状态；3.10各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置的标志，转动机械应灌好润滑油；3.11试运区域建立保卫制度；3.12所有热工、电气仪表安装位置正确，校验合格；3.13运行人员配备齐全，培训考试合格，运行规程、事故处理规程、操作票、运行日志、听针、门钩、测振仪器等准备齐全；

5、3.14对主机加入的临时测点（如轴承振动、相位），己按要求装好；3.15试运现场应挂好各主机系统图，并按系统图编号对试运系统的所有阀门进行编号检查挂牌，并标明开、关方向；3.16启动前对设备及系统进行全面检查，按试运方案要求，对系统进行必要的隔离，所有隔离门应挂牌加锁，以防误操作。4启动前各系统应具备的条件4.1循环水系统试运完毕；4.2开闭式循环水系统调整试运完毕；4.3压缩空气系统调试完毕；4.4凝结水系统冲洗调试完毕；4.5给水系统冲洗调试完毕；4.6辅助蒸汽系统吹洗完毕；4.7大小机润滑油系统调整试运完毕；4.8顶轴油系统、大小机盘车装置调整试运完毕；4.9 EH系统冲洗调整完毕，ME

6、H系统冲洗调整完毕；4.10 DEH、ETS、TSI等系统热工回路调试完毕并已进行了联合调试；4.11真空系统及设备调整试运完毕；4.12轴封系统管道吹洗、恢复、调整完毕；4.13汽缸喷水减温控制调整完毕；4.14简易旁路系统调整完毕；4.15各受压容器均经过水压试验合格，安全门动作性能良好；4.16润滑油及EH用油化验合格；4.17发电机氢、水、油系统调整完毕，风压试验结束；4.18各系统的气动门，调整门调试完毕；5启动前应完成的试验5.1大小机调节保安系统静态调整；5.2 EH油压低跳闸试验；5.3润滑油压低跳闸试验；5.4真空低跳闸试验（模拟）；5.5 OSP超速跳闸试验（110额定转速

7、）；（模拟）5.6轴向位移保护试验；（模拟）5.7 OPC超速保护试验；（模拟）5.8危急遮断模拟试验；5.9润滑油压低保护试验；5.10顶轴油泵，盘车低油压联锁保护试验；5.11交流油泵，直流油泵联动试验；5.12抽汽逆止门联动试验；5.13高加水位保护试验；5.14低加水位保护试验调5.15除氧器水位保护试验；5.16辅机联锁保护试验；5.17 EH油压低联锁保护试验。6整套启动试运程序（三阶段）6.1第一阶段、初负荷试运阶段：机组首次启动，发电机充氢压至0.25MPa，DEH采用操作员自动方式。采用冷态启动曲线，机组至全速后进行汽机跳闸试验（远控或就地）及喷油试验。汽机试验结束进行电气试

8、验，电气试验后，在新汽参数为5.886.86 MPa，450500下，带25额定负荷运行4小时，解列后做危急保安器及电超速试验。低加随机启动，超速试验后，若决定做汽门严密性试验，则锅炉升压，升温至：10MPa， 520，待汽门严密性试验完成后停机消缺，并做有关检查工作。启动过程根据机组振动情况，决定是否做动平衡。6.2第二阶段：带负荷调试第二阶段启动，根据汽缸温度，决定是否采用热态升速曲线，并网后逐渐加负荷至额定值，汽机负荷增至100150MW时冲洗高加汽侧，水质合格后投入高加，回收疏水，升负荷中（100MW开始）逐台启动汽动给水泵，两台汽泵投运后，停电泵做备用，240MW时作真空严密性试验。

9、本阶段的中心任务是完成全部设备、系统的联合启动投入运行，热控自动调节系统的投入，全面检查考核机组在各种工况下带负荷能力和适应负荷变化的性能，如有缺陷须安排一次消缺工作，才转入下阶段。6.3第三阶段： 168小时满负荷试运。本阶段是在上述两阶段各项试验，调试合格，设备及各自动，保护系统均充分投运的情况下，机组带满负荷运行168小时，考验机组制造设计、安装、调试质量及性能，按验收标准进行验收移交试生产。7汽机第一次冷态启动（冷态启动程序）7.1启动循环水泵、开式循环水泵和闭式循环水泵，投入联锁；7.2启动工业水泵一台投入联锁开关；7.3启动厂用压缩空气系统；7.4启动润滑油系统； 7.4.1启动一

10、台主油箱排烟风机，投入联锁；7.4.2检查主油箱油位，油泵启动时油温应高于10；7.5启动交流润滑油泵和高压密封油泵，建立轴承润滑油压，直流油泵开关转到自动位置；7.6投入密封油泵；启动交流密封油泵，直流密封油泵联锁开关投入；7.7发电机充氢及通水；7.7.1用二氧化碳置换空气；7.7.2用氢气置换二氧化碳；7.7.3机内氢气升压；7.7.4启动发电机水冷系统，向发电机送水，水压应比氢压低0.035MPa；7.8联系送汽至辅助蒸汽母管暖管；7.9启动凝结水泵；7.10除氧器上水，将除氧器水位补至正常，加热水温至80；7.11电动给水泵暖泵，具备启动条件；7.12根据锅炉需要启动电动给水泵上水；

11、7.13 投入DEH、CCS、TSI、ETS及热工仪表等电源；7.14启动顶轴油泵，投入联锁；7.15投入盘车，盘车起动时油温不得低于21，润滑油压大于0.049MPa；7.16测量转子的偏心度不大于原始值0.03mm；7.17启动EH油泵，确认EH油泵A、B满足启动条件，启动EH油泵A或B投入联锁开关；7.18抽真空：启动两台真空泵，确认各泵入口蝶阀自动开启凝汽器真空升到27kPa，锅炉点火；7.19投轴封，轴封联箱暖管，启动轴封冷却风机，开启辅助汽源至轴封供汽联箱供汽门，向轴封送汽；7.20根据锅炉需要投用机组疏水系统及低压缸喷水系统；7.21按下“LATCH”按钮，机组挂闸，挂闸前确认高

12、、中压主汽门，高、中压调门在全关位置；7.22按下“PREWARM”按钮进行高压缸和主汽管、阀壳预暖；7.23开启汽缸本体和蒸汽管道的疏水阀。7.24检查TSI各项测量数据在允许范围内。7.25冲转参数：7.25.1主蒸汽压力：4.88MPa，主汽温度： 340（温度选择原则：高压调节级后蒸汽温度与金属温度相匹配）；7.25.2再热汽压力：0.10.2MPa，再热汽温度： 327（温度选择原则：中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配）；7.25.3凝结器真空: 85kPa以上；7.25.4 EH油压 1113MPa， EH油温42；7.25.5润滑油压0.0960.12MPa，润滑油温42；7.

13、25.6主油箱油位： -250250mm； 7.25.7 EH油箱油位： 340600mm；7.25.8发电机氢压0.25MPa，密封油压比氢压大0.0560.02MPa；7.25.9大轴偏心度原始值0.03mm；7.25.10高、中压缸内壁上下温差50；7.25.11盘车连续运行四小时以上，汽缸内和轴封处无异声；7.26 全关高低压旁路；7.27冲转7.27.1确定危急遮断器滑阀已挂闸；7.27.2确认按钮“HP&IP START/IP START”是处于“HP&IP START”状态；“SINGLE VALVE/SEQ VALVE” 是处于“SINGLE VALVE”状态； 7.27.3按

14、“RUN”按钮，开启高、中压主汽阀，设置升速率为100rmin/min，目标转速为500 rmin，按“GO”，高、中压调门逐渐开启，机组升速；7.27.4 500 rmin下检查：关高、中压调节阀，在惰走转速下进行全面检查，主要检查动静部分是否有摩擦，通风阀十分关闭，高排及抽汽逆止阀是否开启，当转速大于盘车转速时盘车是否自动脱扣； 7.27.5一切正常后，重新开启高、中压调节阀，按原升速率升速至1200r/min，暖机30分钟；7.27.6停顶轴油泵，检查所有监控仪表是否正常，根据汽缸温度及温差、差胀投运汽缸夹层加热（汽缸夹层进汽箱压力为0.984.9 MPa，控制进入夹层蒸汽量，使汽缸温升

15、率不超过50 ，高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50 ，当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350，高中压胀差在允许范围内时，可停用汽缸夹层加热）；7.27.7设定“目标转速”2000 rmin ，升速率100rmin/min，升速至2000 rmin ，在此转速下中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130 ，过转子的临界转速，升速率应为250300rmin/min，暖机35分钟，暖机结束后应满足以下值：高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250 ；高、中压缸膨胀大于7 mm；高、中压胀差小于3.5 mm并趋稳定。7.27.8“目标转速”设定3000 rmin ，“升速

16、率”100rmin/min，使机组升速额定转速，进行全面检查；手动打闸试验；远方跳闸试验；危急遮断器喷油试验；停高压油泵、润滑油泵、检查各油压正常，投入联锁；倾听汽轮机内部声音有无异常；监测轴承振动及轴振动；检查记录推力轴承及各轴承金属，回油温度；汽机缸体胀差、总胀、轴向位移及TSI装置参数指示正常；检查缸体金属温度及温差值；检查汽机本体及管道疏水是否正常；DEH系统设备运行正常；给水泵、凝结水泵、循环水泵等各种辅机系统运行正常；7.28交电气进行试验。7.29并网带负荷（超速试验）； 7.29.1电气试验结束后，并网带75MW负荷，稳定运行4小时；7.29.2降负荷至零解列进行超速试验，此时

17、汽机背压及温度应符合“空负荷及低负荷运行导则”所规定的背压及温度。7.29.3超速试验包括103额定转速0PC动作试验，机械超速试验，电超速试验110额定转速；超速试验详细内容见调节保安系统试验方案。7.30 并列与带负荷：7.30.1超速试验合格，停机消缺后，根据缸壁温度采用相应的冷态或热态开机，定速后，电气并网带低负荷30MW,暖机20分钟,监视中压排汽口处下壁金属温度大于176，自动关闭高压导汽管，高压缸疏水，高压缸抽汽管道疏水。7.30.2负荷升至60MW时，自动关闭再热冷、热段管道、中压联合汽阀、中压缸和中压缸各抽汽管道疏水。7.30.3根据缸温及各部分温差，停用汽缸夹层加热。7.3

18、0.4升荷至90MW时，自动关闭各低压疏水，投运四段抽汽至除氧器，厂用汽由本机供给。7.30.5，负荷100MW时，启动第一台汽动给水泵。7.30.6升荷150MW时，启动第二台汽动泵。7.30.7升荷达300MW时，检查各系统及各辅助设备运行正常后，停电动给水泵作备用。7.30.8升荷过程检查记录机组运行各项参数及振动情况，在正常范围。7.30.9其余按“汽机运行规程”要求投入其它辅助设备和进行必要的系统切换。8汽机温态、热态启动8.1启动前的准备工作同冷态启动。8.2冲转前先送轴封，后抽真空。8.3冲转前必须充分疏水，冲转后主、再热蒸汽温度不应下降。8.4 冲转前应连续盘车4小时以上。8.

19、5冲转前的参数见表一。8.6冲转后，在500 rmin进行机组全面检查，确认正常后，以100 rmin/min的升速率升至额定转速，检查无异常，立即并网。8.7若高压外下缸内壁温度低于300，投入夹层加热，当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350，高中压胀差在允许范围内时，可停用汽缸夹层加热。8.8并网后，温态以3MW/min的升负荷率，热态以4MW/min的升负荷率，极热态以6MW/min的升负荷率平稳地升负荷到高压缸调节级上半内壁温度相对应的负荷值。8.9其余按冷态启动，汽轮机运行规程进行操作。9正常停机9.1试验交、直流润滑油泵，交、直流密封油泵、高压启动油泵、顶轴油泵及盘车电

20、机，均应工作正常。9.2确认主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活、无卡涩现象。9.3作好轴封辅助汽源，除氧器备用汽源的暖管工作。9.4按滑压曲线减负荷，同时逐渐全开调速汽门，监视高压内缸调节级 后金属温度和中压缸进汽区域温度变化。a. 主、再热蒸汽温度下降速度1min。b. 主、再热蒸汽压降速度0.098MPamin。c. 主、再热蒸汽过热度50。d. 汽缸金属温度下降速度1min。e. 主蒸汽温度下降30左右时应稳定5-10min后再降温，控制主蒸汽 与再热蒸汽温差，以及汽轮机的总胀和差胀。f. 当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度 30应暂降温。g. 减负荷过程中，当负胀差

21、达到-1mm时停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零。h. 减负荷过程中应根据运行情况及时投入旁路系统，并注意低压缸喷水系统的投入。i. 减负荷过程中注意轴封和除氧器的切换。j. 在30额定负荷时，开启低压缸各轴汽管疏水；在20额定负荷时打开再热管冷。热段、中压联合伐、中压缸和中压缸各抽汽管疏水； 在10额走负荷时打开高压阀门，高压缸和高压缸导汽管，高压缸抽汽管疏水。9.5负荷降至50MW时，开凝结水再循环门，以保证凝结水泵的正常工作和凝结器的水位。9.6当新汽压力降至4.95.88 MPa，汽温降至330360，在定压下降负荷至5%，检查机组无异常手动打

22、闸，检查高、中压主汽门、调节汽门和高排以及抽汽逆止门应迅速关闭，高压启动油泵、交流润滑油泵应自动启动，监视机组转子情走状况。9.7转速降到1200r/min时，启动顶轴油泵。9.8转速降至300r/min时，打开真空破坏门破坏真空（如不停炉可不打开真空破坏门）。9.9转速至0，真空至0，停真空泵，轴封风机、退轴封。检查盘车投运状况，记录大轴弯曲值及盘车电流，调节润滑油温。9.10当高压内缸上车内壁温降至150以下时，停盘车和停顶轴油泵，停盘车8小时后再停润滑油泵。9.11停机过程注意事项a、 在减负荷过程，监视汽机振动、差胀、轴位移、轴承温度、汽缸温度、低压缸排汽温度，及时调整凝结器，除氧器水

23、位及各冷却器出口温度。b、 停机前试运交、直流润滑油泵，顶轴油泵，高压密封油泵。c、 停机后凝结泵、循环水泵继续运行一段时间后方可停止。d、 当高压内下缸壁温在150以下时，停盘车。e、 在发电机充氢情况下，不能停润滑油泵及密封油泵。10紧急停机10.1紧急停机处理原则a、 事故的处理，应以保证人身安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则；b、 机组发生事故时应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故 蔓延。必要时应保持非故障设备的运行。c、 事故处理应迅速、准确、果断；d、 应保留好现场特别是保存好事故发生前和发生时仪器、仪表所记录的数据，以备分析原因，提出改进措施时参考；e、 事故消除后，

24、运行值班人员应将观察到的现象，当时的运行参数，处理经过和发生时间进行完整、准确的记录，以便分析事故原因时供有关有人员查询。 10.2在下列情况下，机组打闸后应立即破坏真空紧急停机a、 机组发生强烈振动，瓦振振幅达0.10mm以上；b、 汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声；c、 汽轮机发生水击或主蒸汽或再热蒸汽温度10min内急剧下降50以上；d、 任一轴承回油温度升至75或任一轴承断油冒烟时；e、 任一支持轴承巴氏合金温度升至115或推力轴承巴氏合金温升至110；f、 轴封或挡油环严重摩擦，冒火花；g、 润滑油压低至0.039 MPa，启动辅助油泵无效；h、 主油箱油位降至停机值以下，

25、补油无效；i、 油系统着火；j、 轴向位移超过跳闸值，而轴向位移保护装置未动作；k、 汽轮机转速超过3360rmin，危急遮断器未动作；l、 凝汽器压力升至19.7kPa以上；m、 循环水中断不能立即恢复；n、 高压排汽温度420。10.3在下列情况下，机组打闸后可不破坏真空停机a、 主、再热蒸汽管破裂，机组无法运行；b、 凝结水泵故障，凝汽器水位过高，而备用泵不能投入；c、 机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min；d、 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行；e、 高中压缸、低压缸胀差增大，调整无效超过极限值；f、 机组处于电动机状态运行时间超过lmin。10.4紧急停机注意事项

26、a、 高、中压主汽阀及调节阀应立即关闭；b、 各抽汽逆止阀和高排逆止阀应立即关闭；c、 交流或直流润滑油泵应立即投入；d、 全开汽轮机各疏水阀： e）转速降至1200r/min时应启动顶轴油泵。11引用标准及资料11.1 DL5011-92电力建设施工及验收技术规范 （汽轮机机组组篇）11.2 建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准11.3 N300-16.7/537/537-1型汽轮机 主机部分说明书 D300L-ASM11.4 N300-16.7/537/537型汽轮机 启动运行维护部分说明书 D300L-ASM12质量控制点12.1 机组启动前各项准备工作（以本试验方案3

27、.4.5项）应完毕。12.2 机组启动过程中各项运行参数皆在汽机启动调试中主要控制数据允许范围内。机组启动、运行限制值如下： 报警、停机值 TSI a.轴向位移：（转子以发电机侧工作瓦定位，转子朝发电机方向位移为正，反之为负） 报警值： -1.05mm 0.6mm 停机值： -1.65mm 1.2mm b.在盘车状态，偏心率超过原始值0.03mm就要报警，如大于0.03mm应继 续盘车直至小于0.03mm方可启动； c.胀差 报警值： 高中压胀差 -3mm 6mm 低压胀差 14mm 停机值： 高中压胀差 -3.5mm 6.5mm 低压胀差 15mm d.轴振：(峰-峰值) 正常值： 0.07

28、6mm 报警值： 0.127mm 停机值： 0.25mm e.轴承盖振动(峰-峰值) 正常值： 0.025mm 报警值： 0.05mm 停机值： 0.08mm(手动) 油系统 a.润滑油压（轴承中分面处值） 正常值： 0.080.118 MPa 报警值： 0.049MPa 停机值： 0.039 MPa 停盘车： 0.029 MPab.抗燃油压 正常值： 1113MPa 报警值： 10.3MPac.润滑油温 进油温度正常工作范围4045 回油温度： 正常值： 小于65 报警值： 65 停机值： 75（手动）d.支持轴承巴氏合金温度 报警值： 105 停机值： 115e.推力轴承推力瓦温度 报警值

29、： 100 停机值： 110 凝汽器压力 正常值： 5.39kPa 报警值： 14.7kPa 停机值： 19.7kPa高压外缸排汽日处蒸汽温度 正常值： 小于340 报警值： 380 停机值： 420低压缸排汽温度 正常值： 小于36 报警值： 80（投喷水） 停机值： 110（手动）在额定负荷运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度低于520时应减负荷运行，在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，否则应继续减负荷，当汽温降450时负荷应减到零，若汽温继续下降到430仍不能恢复时手打停机。在启动、变负荷和停机时，在连续15分钟内主蒸汽温度和再热蒸汽温度的下降值应小于50，若达80以上应手打停机。运行

30、监视 油系统a. 透平油油压正常工作范围：1.862.01 Mpa（主油泵出口） 油温正常工作范围：3845b. 抗燃油油压正常工作范围：1113 Mpa 油温正常工作范围：3545金属状态a. 高中压汽缸壁金属温升率小于1.5/min；b. 高、中压外缸和高压内缸内、外壁温差分别小于50 ；c. 高压主汽阀壳内、外壁温差小于55；d. 高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于50；e. 高中压外缸外壁上、下半温差小于50；f. 高压内缸外壁上、下半温差小于35；g. 高中压外缸法兰内、外壁温差小于80；h. 高中压外缸上半左、右法兰温差小于10；i. 高中压外缸上、下半法兰温差小于10。蒸汽a.

31、 主蒸汽温升率不超过15min；b. 再热蒸汽温升率2min；c. 并网后主蒸汽（主汽阀前）和再热蒸汽（中压联合汽阀前）温度差限制 值见附图d. 每根主蒸汽管道蒸汽温度之差及再热蒸汽管道蒸汽温度之差不应超过17；e. 各段抽汽管道上防进水热电偶之间温差大于40时，可认为汽缸进水，应立即采取措施排除积水。f. 时机组在510额定负荷运行时，汽轮机低压缸的最大允许排汽压力为13kPa，低压缸排汽温度不大于52；在此段负荷间禁止长期运行；g. 机组允许30100额定负荷长期运行，此时最高排汽压力为14.7 kPa，若超过此值，则必须对凝汽系统进行检查，若虽超过此值但并未超过停机值时，则运行时间应少于

32、60min，否则打闸停机。h. 机组甩负荷后空转运行时所允许之最高排汽压力为13.8 kPa ，排汽温度应小于80，运行时间应少于15min，否则打闸停机；i. 机组启动、运行期间各段抽汽压力和调节级压力的限制值调节级后：13.8 MPa 1#抽汽：6.56 MPa 2#抽汽：3.98 MPa 3#抽汽：1.86 Mpa 4#抽汽：0.89 Mpa 5#抽汽：0.525Mpa 6#抽汽：0.29 Mpa 7#抽汽：0.154Mpa 8#抽汽：0.071MPa 金属与蒸汽温差：（主蒸汽、再热蒸汽） 机组在启动前应注意使高压调节级后或中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配，高压调节级后或中压第一级后

33、汽缸内壁金属温度与蒸汽温度的温差应满足下面要求： t=蒸汽温度-金属温度 t理想值 t允许值 t极限值 10 90 l50 -20 -50 13安全措施及注意事项13.1严格执行电业安全工作规程、防止电力生产重大事故的二十五项重点要求及相应的反事故措施；13.2注意事项a. 机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况下长时间运行；b. 应避免在30额定负荷以下长期运行；c. 机组未解列前发生电动机运行时间不应超过1分钟，且凝汽器真空必须正常；d. 在盘车装置投入前，不得向轴封送汽；e. 在排汽温度高时，应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化，如汽温度己达报警值，除了投入喷水系统外，还

34、应采取提高真空度或增加负荷等方法来降低排汽温度；f. 除紧急事故停机应立即破坏真空外，一般机组跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至10的额定转速为止；g. 必须保证汽轮机本体疏水系统以及主汽管，再热汽管热段，再热汽管冷段和抽汽管的疏水系统在启动停机时保持畅通；h. 喷油试验后不能马上做超速试验，以免积油引起超速试验不准。i. 机组带5060额定负荷时，允许凝汽器半侧清洗，检修，但此时必须注意3#、4轴承振动，轴承油温和金属温度的变化。j. 机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不应超过15min；k. 在全部高压加热器切除时，可以保证机组发额定出力，但不允超发；高压加加热器切除必

35、须从高压向低压依次进行；如果再需切除低压加热器，则汽轮发电机组必须降低负荷运行；切除加热器后，调节级后压力，各级抽汽压力不得超过限制值；l. 加热器投入运行，应随机组启动从低压向高压依次投入；m. 机组在升速过程中应快速通过各阶临界转速，在此阶段轴瓦振动不超过0.10mm；对于机组的首次启动，应该实测并记录轴系的临界转速值，确认后将实测值作为机组实际的轴系临界转速；n. 低压缸未两级长叶片一阶振型与k6的谐波共振的转速低于工作转速，为保证叶片安全，不得在共振转速范围内暖机或停留；o. “手动方式”控制不得作为机组长期运行的控制方式；p. 在机组整个运行期间，必须加强监护和检查，若发现问题应及时解决处理，避免事故发生。14人员分工负责人：张柏林参加者：杨贱华 陈勤刚 石景 李明 邱应军 郭卫华附表一状态调节级处内上缸内壁温度()主蒸汽再热蒸汽压力(MPa)温度() （以高压调节级后蒸汽温度与金属温度相匹配为原则）压力(MPa)温度() （以中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配为原则）冷态40011.765103.2480附图一 主蒸汽与再热蒸汽的允许温差附图二 冷态启动曲线(不包括提升转速试验)附图三 温态启动曲线附图四 热态启动曲线 附图五 极热态启动曲线