神福鸿电MW超超临界机组汽机本体及启动特点课件

汽机本体特点及启动过程汽机本体特点及启动过程 神福鸿电汽轮机型式：N1000-26.25/600/600超超临界参数、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、抽凝式、八级回热抽汽。机组运行方式：定-滑-定或定-滑运行模式，滑压运行的范围为汽机额定出力的30-90%。机组采用高压缸启动，机组采用汽机一级大旁路系统，锅炉再热器允许干烧，容量最低为25%30%BMCR的一级旁路系统。机组布置方式：室内纵向布置，机组右扩建（从汽机房向锅炉房看），机头朝向扩建端。C1000/908.5-26.25/1.0/600/600本体结构总体结构1、东方超超临界1000MW汽轮机为单轴四缸四排汽型式，从机头到机尾依次串联一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸。高压缸呈反向布置(头对中压缸)，由一个双流调节级与8个单流压力级组成。中压缸共有26个压力级。两个低压缸压力级总数为226级。采用一次中间再热。2、主蒸汽从高压外缸上下对称布置的4个进汽口进入汽轮机，通过高压9级作功后去锅炉再热器。再热蒸汽由中压外缸中部下半的2个进汽口进入汽轮机的中压部分，通过中压双流6级作功后的蒸汽经一根异径连通管分别进入两个双流6级的低压缸，作功后的乏汽排入两个凝汽器。本体结构机组轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子（A）、低压转子（B）及发电机转子所组成，各转子均为整体转子，无中心孔，各转子间用刚性联轴器连接。汽轮发电机组轴系中#1、2、3、4轴承采用双可倾瓦式轴承，可倾瓦轴承采用6瓦块结构，对称布置。#510轴承采用椭圆形轴承。椭圆轴承为单侧进油，上瓦开槽结构。轴承合金结合面采用燕尾槽结构。各轴承上瓦的X、Y向装有轴振测量装置，下瓦装有测温元件。推力轴承位于高压缸和中压缸之间的#2轴承座，采用倾斜平面式双推力盘结构。东方1000MW机组凝汽器特点凝汽器设计为双背压、单流程、双壳体、表面型、壳体和水室为全焊接结构单背压凝汽式，凝汽器能把低压缸与凝汽器中心线间热膨胀位移减至最小。低压缸与凝汽器的连接采用不锈钢弹性膨胀节方式，凝汽器与基础采用刚性支撑，即在凝汽器中心点为绝对死点，在凝汽器底部四周采用聚四氟乙烯支撑台板，使凝汽器壳体能向四周顺利膨胀，并考虑了凝汽器抽真空吸力对低压缸的影响。独特设计特点高效率冲动式叶型选用合适的材料来适应高蒸汽参数可靠的防止固体微粒腐蚀的技术高压、中压缸为双层缸结构汽缸采用水平中分面、窄高法兰，并采用合理的螺栓冷却系统中心线支承方式汽缸和隔板精确的同心度经过验证的叶片固定方式每个转子配有独立的双轴承支撑对轴系稳定性进行了慎密校核实心合金钢整锻转子，轮盘式转子结构低压缸为三层缸结构，防止热变形铁素体不锈钢汽封径向汽封，动静间隙合理全部隔板采用焊接结构结构上有足够的疏水槽钢台板先进的低压缸喷水系统测温元件可在线更换转子厂内高速动平衡和超速试验，将不平衡量降到最小高效、高可靠性的阀门东方1000MW机组东方1000MW机组高压主汽阀布置高压主汽阀高压主汽阀位于汽轮机调节阀前的主蒸汽管道上，每个高压主汽阀有一个进汽口和一个连接到调节阀腔室的出汽口。高压主汽阀的主要功能是在汽机危急情况下，例如在失去负荷而调节阀失控无法关闭时，迅速关闭汽机进汽，2、3号高压主汽阀之间有一旁路，在机组启动时用于预暖调节阀腔室。主汽阀阀碟是整体不平衡（工作状态下），而且在承受全部压差的条件下不能打开。为此设计了预启阀结构，当预启阀打开时，阀后蒸汽压力逐渐建立。当主阀碟后压力达到阀前压力的15%20%，这时主汽阀碟就能开启了。只有在调节阀被完全关闭时，才允许打开主汽阀开放。蒸汽滤网的作用是防止外部杂质通过阀进入汽机，滤网包含一厚壁圆桶，在其上固定有两层厚丝网屏，并有一层钻孔桶状筛板；钻孔圆桶板为常设装备。内层是一临时性细网状屏，用于汽机初次启动期间或锅炉管道维修后以阻挡收集细小沙粒和其它细小杂质，而外层是一较粗网状屏，它用于在汽机初次启动期间保护细网状屏免于机械损坏，滤网被牢靠地装在滤网体上，而且被圆桶滤网体护住。蒸汽滤网：高压主、调节汽门四个调节阀成一条线安装于四个调节阀成一条线安装于共同的阀室之上，蒸汽从主汽阀流共同的阀室之上，蒸汽从主汽阀流向调节阀，主汽阀壳和调节阀壳焊向调节阀，主汽阀壳和调节阀壳焊接为一个整体，布置在机头侧运行接为一个整体，布置在机头侧运行平台下。每个调节阀通过一根高压平台下。每个调节阀通过一根高压主汽管与高压缸进口相连，阀门分主汽管与高压缸进口相连，阀门分别由各自的油动机控制。别由各自的油动机控制。每一个阀门都有直径为大阀每一个阀门都有直径为大阀四分之一的预启阀，预启阀的直径四分之一的预启阀，预启阀的直径足够小能够在初始蒸汽全压力的情足够小能够在初始蒸汽全压力的情况下被提起。所有调节阀都在机组况下被提起。所有调节阀都在机组起动或低负荷运行同时被打开以使起动或低负荷运行同时被打开以使汽缸均匀受热，即全周进汽。当负汽缸均匀受热，即全周进汽。当负荷增加，由全周进汽（节流调节）荷增加，由全周进汽（节流调节）到部分进汽（喷嘴调节）的变化将到部分进汽（喷嘴调节）的变化将自动进行。这叫做自动进行。这叫做“组合调节模式组合调节模式”。所有的阀座有相同的设计，所有的阀座有相同的设计，都是直接用一个螺栓和一个高压密都是直接用一个螺栓和一个高压密封的螺旋状垫片固定在阀壳上。所封的螺旋状垫片固定在阀壳上。所有的阀座都给固定架配备弹簧套和有的阀座都给固定架配备弹簧套和操纵杆。阀座带着阀杆和甩油盘装操纵杆。阀座带着阀杆和甩油盘装置在阀门座方向上直线运动。置在阀门座方向上直线运动。调节阀调节阀 高压缸为单流式，包括1个双向流冲动式调节级和8个冲动式压力级。高压汽缸采用双层缸结构，内缸和外缸之间的夹层只接触高压排汽，可以使缸壁设计较薄，高压排汽占据内外缸空间，从而使汽缸结构可靠性提高，见图3-3。中压缸由于再热蒸汽温度600，为减小热应力，中压汽缸与高压部分一样采用双层缸结构。这样中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分，而中压外缸只承受较低压力和较低温度，中压采用双分流，每个流向包括全三维设计的6个冲动式压力级。中压缸中压缸纵剖面纵剖面中压转子冷却中压转子采用整锻结构，选用改良12Cr锻钢。为了减轻正反第一级间的热应力，从一抽引入低温蒸汽与中压阀后引入的一股蒸汽混合后形成冷却蒸汽进入中压第一级前(参见图38)，通过正反第一、二级轮缘叶根处的间隙，起到冷却中压转子高温段轮毂及轮面的目的，并大大降低第一级叶片槽底热应力。1高、中压进汽管金属温度允许值在机组第一次启动至满负荷过程中，通过对机组“中压缸冷却系统图”（如图示）中件3（针阀）进行调整,在整个启动过程及额定工况均满足高、中压进汽管金属温度小于530535、最大不超过566的要求。调整好后锁定此阀门的开度，在以后机组的启动停机时只需在适当条件下启、闭此管路前的阀门即可。高、中压缸冷却系统2 中压第一级冷却蒸汽温中压第一级冷却蒸汽温度允许值；度允许值；在机组第一次启动至满负在机组第一次启动至满负荷过程中，通过对机组荷过程中，通过对机组“中压缸冷却系统图中压缸冷却系统图”（如（如图图 示）中件示）中件 4（针阀）进（针阀）进行调整行调整,在整个启动过程在整个启动过程及额定工况均满足中压第及额定工况均满足中压第一级冷却蒸汽温度最高不一级冷却蒸汽温度最高不超过超过 524（如图示）。（如图示）。调整好后锁定此阀门的开调整好后锁定此阀门的开度，在以后机组的启动停度，在以后机组的启动停机时只需在适当条件下启、机时只需在适当条件下启、闭此管路前的阀门即可。闭此管路前的阀门即可。中压转子冷却阀联锁开关条件汽机复位挂闸后，延时5秒，中压转子冷却热再蒸汽电动门开启。汽机跳闸（安全油压低3.9MPA），延时5秒，中压转子冷却热再蒸汽电动门关闭。中压转子冷却热再蒸汽电动门全开后,加上发电机并列，延时5秒，中压转子冷却一抽蒸汽电动门(后面带有调节门，调门后有一路蒸汽至高压缸夹层加热）开启。发电机解列，延时5秒，中压转子冷却一抽蒸汽电动门关闭。汽轮机冷却系统 在4高压导汽管至凝汽器之间设置了一只高压缸通风阀，在汽轮机停机时该阀门开启，利用高压缸的排汽（高压缸至再热器之间未设置逆止阀）来冷却高压缸的叶片。中压转子采用了蒸汽冷却结构。冷却蒸汽中压转子采用了蒸汽冷却结构。冷却蒸汽来自高压缸来自高压缸#1段回热抽汽和热再蒸汽的混段回热抽汽和热再蒸汽的混合合,通过专用管道从中压上缸正中部经中压通过专用管道从中压上缸正中部经中压外缸与内缸，正对着中压转子中部温度最外缸与内缸，正对着中压转子中部温度最高区段流入，再经过正反第一、二级轮缘高区段流入，再经过正反第一、二级轮缘叶根处的导流孔，达到冷却中压转子高温叶根处的导流孔，达到冷却中压转子高温段表面的目的。段表面的目的。高中压缸高中压缸冷却系统冷却系统高压缸结构中压缸结构V.V阀(通风阀)V.V阀(通风阀)的开启与关闭条件：通风阀开启：a)紧急遮断阀动作。b)预暖结束，高压缸预暖阀全关c)汽机给定流量（DEH）0.5%通风阀关闭：a)汽机未复位且高压缸预暖阀开启b)汽机给定流量（DEH）0.5%按东汽厂意见,在机组运行时(汽机给定流量（DEH）0.5%)时,VV阀误打开,机组必须跳闸.通风阀单位参数型式制造厂设计压力MPa26.2设计温度605控制型式气动阀门类型Globe or Angle（球阀、角阀）密封级别ANSI V全开时间s3尺寸mm89最大流量t/h112安装位置#4高导管VV通风阀技术参数通风阀技术参数低压缸低压分ALP、BLP两个缸，均为双流，每个低压缸叶片正、反向对称布置。每个流向包括6个冲动式压力级，低压末级为43英寸(1092mm)钢叶片，见图39。低压缸为减小热应力，采用三层缸结构以避免进汽部分膨胀不畅引起内缸变形。内外缸均采用缸板拼焊结构，低压转子采用整锻结构，选用超纯净NCrMoV钢锻件。低压缸三层缸结构抽汽口只数抽汽点位置用户11高压缸第7压力级后1号高加12高排逆止门后冷再管道上2号高加13中压缸第3压力级后3号高加14中压缸第6压力级后除氧器、小机和辅汽供汽1251、2号低压缸调端第2压力级后5号低加1261、2号低压缸电端第4压力级后6号低加227对应低压缸电端及调端第5压力级后7号低加428对应低压缸电端及调端第6压力级后8号低加抽汽及抽汽口位置抽汽及抽汽口位置抽汽参数抽汽参数抽汽级数抽汽级数流量流量t/h压力压力MPa.a温度温度允许的最大抽汽量允许的最大抽汽量t/h第1级（至1号高加）256.1678.176414.750第2级（至2号高加）218.1394.617334.6200第3级（至3号高加）118.352.252499.586第4级（至除氧器）80.6841.053386第4级（至给水泵汽轮机）130.5771.053386第4级（至厂用汽）140第5级（至5号低加）75.830.608315.9第5级（至厂用汽）50第6级（至6号低加）84.7810.34243.820第7级（至7号低加）74.4720.159161.810第8级（至8号低加）162.8240.07290.721说明：允许的最大抽汽量数值为单级最大抽汽量，非同时抽汽能力。说明：允许的最大抽汽量数值为单级最大抽汽量，非同时抽汽能力。汽机主要蒸汽参数项项 目目单位单位THATMCR工工况况VWO高加全切高加全切工况工况凝汽器凝汽器单侧运单侧运行工况行工况厂用汽工厂用汽工况况(纯凝纯凝)额定抽额定抽汽供热汽供热工况工况最大抽最大抽汽供热汽供热工况工况机组出力MW1000.0261063.191105.121000.003750.0401000.009908.490821.610机组热耗值kJ/kWh74327433743676768034713566716254主蒸汽压力MPa.a26.2526.2526.2526.2521.5226.2526.2526.25再热蒸汽压力MPa.a4.2484.5514.7584.463.3874.3144.4984.497高压缸排汽压力MPa.a4.6174.9475.1714.8483.6824.6894.8894.889主蒸汽温度600600600600600600600600再热蒸汽温度600600600600600600600600高压缸排汽温度334.6341.9346.9345.1336.1335.2340.4340.4主蒸汽流量t/h2760.72979.73130.002351.62148.7792962.72979.72979.7再热蒸汽流量t/h2259.1142432.9062536.522324.6821794.9912312.2282416.472416.454中压缸排汽压力MPa.a1.0531.1231.171.1780.850.9871.001.00低压缸排汽压力kPa4.94.94.94.911.24.94.94.9低压缸排汽流量t/h1469.1921158.3581617.471622.2461236.8841314.299963.189669.613调整抽汽压力MPa.a1.001.00调整抽汽温度371.8371.7序号名称有关参数1机组型号N1000-26.25/600/6002机组型式超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、抽凝式、八级回热3功率额定工况：1000.026MW最大连续工况：1063.19MW阀门全开：1105.126MW4转速3000r/min5转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6凝汽器设计冷却水温设计温度21.5,夏季最高温度36swp17通流级数热力级20级，结构级共45级其中高压缸：1个双列调节级8个压力级中压缸：26个压力级（双流程）低压缸：226个压力级（两个双流低压缸）8末级叶片高度1092.2mm9配汽方式复合调节（喷嘴调节+节流调节）10给水回热级数3级高加1级除氧4级低加11给水温度298.5（最大工况下302.4）12额定工况下保证热耗（扣除励磁功率）不大于7410kJ/kWh13凝汽器单侧运行可带75%ECR负荷运行14允许长期连续运行的周波变化范围(47.551.5)Hz15盘车转速2r/min16汽轮机总长35.6m17噪音水平不大于85dB（距机组平台1.2米，距机组罩壳1米处）噪声测量方法按IEC61063:1991进行。汽汽机机主主要要技技术术参参数数滑销系统机组共设有三个绝对死点，分别位于中压缸和A低压缸之间的中间轴承箱下及低压缸(A)和低压缸(B)的中心线附近，死点处的横键限制汽缸的轴向位移，同时，在前轴承箱及两个低压缸的纵向中心线前后设有纵向键，它引导汽缸沿轴向自由膨胀而限制横向跑偏。机组在运行工况下膨胀和收缩时，1号和2号轴承箱可沿轴向自由滑动。滑销系统转子加工过程播放可倾瓦5-8瓦椭圆轴承汽轮机冷态启动汽轮机冷态启动制稿：CFF汽轮机冷态启动过程一、预启动前检查的准备工作在汽轮发电机组作预启动前的检查工作之前，应作如下几项预备性检查，并确认：1所有电气附件的电源供给是正确无误的。2仪表压缩空气系统已投运，接至仪表和控制系统的供气压力是正常的。3所有监控仪表运行情况良好。4冷却水系统已投运。5辅助设备的润滑油供给正常。6所有通道口和检查孔口均密闭。7辅助设备的液压介质供给正常。机组禁止启动条件DEH/HIACS、FSSS控制装置工作不正常，影响机组启动或正常运行。机组主要联锁保护功能试验不合格。机组主要检测仪表监视功能失去，影响机组启动或正常运行；或机组主要监测参数超过极限值。汽机高、中压主汽门及调门、抽汽逆止门、V.V阀之一卡涩不能关闭严密。主机交流润滑油泵（TOP）、电动启动油泵（MSP）、直流润滑油泵（EOP）、顶轴油泵、盘车、EH油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格。主机转子偏心度大于原始值的110。汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声。汽机润滑油油箱油位低于极限值或油质不合格。EH油油箱油位低或油质不合格。汽机高、中压缸上下缸温差超过35。机组禁止启动条件主机危急保安器动作不正常。发电机定子冷却水系统有故障或水质不合格。发电机氢冷系统故障或氢气纯度、湿度不合格。密封油系统故障。旁路系统故障,无法满足机组启动要求。汽机调节系统工作不正常。汽轮机冲转时主蒸汽温度低于最高金属温度50（不应超过额定温度）或过热度低于50。发电机气密性试验不合格。发变组绝缘不合格。机组主保护未投启动汽水品质要求凝结水水质要求凝泵出口含铁量500g/L走精处理系统旁路。凝泵出口含铁量500g/L走精处理系统。除氧器进水含铁量500g/L排放。除氧器进水含铁量500g/L，进除氧器。除氧器出水含铁量200g/L，进入高压系统循环冲洗。给水水质要求汽水分离器疏水含铁量500g/L、SiO2200g/L排放。汽水分离器出口含铁量500g/L、SiO2200g/L可回收进凝汽器。汽水分离器出口含铁量100g/L、SiO250g/L可停止排放、自循环冲洗汽机的启动状态划分机组辅助系统的启动依据机组辅助设备启停检查卡逐步投入下列各系统并检查其运行正常。工业水、消防水系统。仪用空气系统。循环水系统。开式冷却水系统。闭式冷却水系统。EH油系统。主机润滑油、顶轴油系统、密封油系统；。辅助蒸汽系统。发电机氢气系统、定子冷却水系统。凝结水系统。干除渣系统各辅机润滑油系统。主机真空系统、轴封系统。燃油系统。二、盘车马达启动A：在达到下列参数或条件后，盘车马达才能允许启动。轴承供油压力大于0.103MPa，顶轴油泵油压不小于3.43MPa。如果上述参数未能满足，则盘车马达不能启动。这是通过压力开关进行电气联锁来实现的，以保护汽轮发电机组轴承巴氏合金避免由于润滑油供给不充分而引起磨损。1在机组操作系统（OIS）上检查汽轮机润滑油箱中的油位。偏离正常油位100mm时，应发出油位报警信号。2按下OIS上的启动按钮，启动汽轮机的辅助油泵（TOP）、启动油泵（MSP）、顶轴油泵（JOP）。B：检查并确认：-汽轮机润滑油箱的油位是正常的，油位显示于OIS上。-系统中已充满了辅助油泵（TOP）、顶轴油泵（JOP）供来的油。-汽机润滑油压显示正常。-从每一轴承的回油观察窗口观察回油正常。-在TOP（辅助油泵）运行时，轴承供油温度既不低于27，也不高于40。C：按下启动按钮，启动盘车装置马达检查并确认马达的启动电流和啮合后电流正常。盘车装置马达启动后，通过电气联锁使盘车装置啮合的电磁阀通电，此时OIS上红灯亮，表示啮合电磁阀已通电。三、疏水阀开启状态检查1检查并确认真空破坏阀处于开启状态。2检查并确认启动疏水阀是开启的。3保证：A、抽汽管道疏水截止阀是开启的，并接通凝汽器。两个主汽阀下阀座的疏水阀是开启的。B、锅炉和主汽阀间的所有主汽管应彻底吹干净并预热。这是通过主汽管和再热蒸汽管的疏水系统来初步实现的。此步骤是必要的，以避免和保护阀杆阀座和喷咀遭受可能出现的水冲击。蒸汽温度（过热度）应足够高以免节流后进入湿蒸汽区。4、除主汽阀外的其余位于汽缸和蒸汽管道上的疏水阀均应开启并接通凝汽器。A、中联阀（CRV）下阀座的疏水阀是开启的并接通凝汽器。B、汽轮机疏水系统包括主汽管和再热蒸汽管热段疏水、主汽阀疏水、中联门疏水、抽汽管道疏水以及汽封加热器上开设的永久性节流孔疏水。读出汽轮机调节阀壳内表面的温度。根据汽轮机阀壳内表面温度，应使锅炉供汽温度在机组启动时高出汽轮机金属内表面温度约42。虽然要时刻满足此温度要求比较困难，但应尽一切努力来尽可能满足此要求。四、启动和暖机的准备1检查并确认危急遮断阀是处于跳闸状态。检查并确认汽轮机主汽阀是关闭状态。2做TOP、EOP油泵联动试验：按下OIS上的停止按钮，关闭辅助油泵（TOP）检查并确认事故油泵（EOP）能自动启动而且运转正常。当从TOP油泵切换到EOP油泵时，出现的短时油压突降会被盘车的联锁装置检测到，因此，此时盘车装置可能会停止运转。检查并确认汽轮机轴是否仍然在转动。如果它已停转重新启动盘车装置并使其啮合，然后进行下一步操作。3重新启动TOP泵，停运EOP泵。在汽轮机通汽冲转前，轴承润滑油温必须在2740范围之内。启动和暖机的准备4按下OIS上的主脱扣复位按钮使危急遮断阀复位.按下运行按钮，主汽阀和中压主汽阀全开。5在蒸汽进入汽轮机轴封系统前，应先启动凝汽器凝结水泵。6让水进入汽封加热器，并启动汽封抽气器（风机）。7启动抽气泵（真空泵）。8关闭真空破坏阀。9检查并确认喷水阀处于开启状态。一旦开始建立真空，应使低压缸喷水一直进行到机组带上负荷并且排汽缸的温度冷却到低压排汽压力对应的饱和温度时为止。启动和暖机的准备10重新检查并确认汽轮机的高压调节阀和中压调节阀处于全关位置。11检查汽轮机监控仪表，确认汽轮机转子未弯曲。12进行偏心检查：如果出现主轴弓状弯曲，开启真空破坏阀并立即停机。用盘车装置维持转子转动直到偏心指示主轴已平直为止。13按“高压缸预暖程序”进行高压缸预暖。14在高压缸预暖完成后，检查并确认通风阀（VV）是打开的，当VV阀打开时，OIS上的红灯亮。高压缸预暖程序冷态启动，只要调节级后高压内缸内壁温低于150，均应对高压缸进行预暖。预暖操作可在锅炉点火前或点火后进行。高压缸预暖的投入条件确认主机处于跳闸状态汽轮机盘车运行；高压缸调节级后内缸内壁温低于150；凝汽器真空88kPa以上；辅助预暖蒸汽参数满足：温度260、压力0.71.4MPa。确认一抽逆止门处于关闭状态，门前疏水阀在全开位置。冷段再热汽管道疏水阀全开。高压缸预暖的操作程序操作程序分为准备阶段、预暖阶段和预暖后操作。准备阶段确认冷段再热疏水阀已经全开。将高导管疏水阀从100%关至20。高压缸疏水阀从100%关至10%。将中联门前疏水从100%关至20%。关闭高压缸抽汽管道上的疏水阀。关闭通风阀。注意：应控制冷段再热管道的疏水阀，避免疏水倒灌至高压缸。高压缸预暖程序预暖阶段(暖缸流程、曲线及闷缸曲线见附录)1、将高压缸倒暖阀开至10%的位置。以使预暖汽源从冷段再热管道进入高压缸。2、保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；3、保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从30%打开至55%,待调节级后高压内缸内壁温度达到150后，进行闷缸。预暖后阶段全开高导管疏水阀、高压缸疏水阀、高压缸抽汽管道疏水阀、中联门前疏水阀、冷段再热管道疏水阀；将高压缸预暖阀关至10%，保持一段时间后全关，同时全开通风阀；高压缸内压力恢复正常。暖缸期间的注意事项维持高压缸内蒸汽压力0.390.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸。高压缸预暖完成后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽以降低压力。在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依据，通过调整倒暖阀、高导管疏水阀、再热冷段疏水阀的开度来调整高压内缸金属温升率。高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力。注意监视盘车运转情况高压缸预暖程序实现预暖的最有效措施是高压缸中通入蒸汽使汽缸内蒸汽压力升高，从而使汽缸金属温度升高至蒸汽对应的饱和温度或更高。通常规定此压力为0.390.49MPa，当第一级后汽缸金属内表面温度低于150时应进行高压缸预暖，当高压内缸第一级处内层金属温度比这一值高时，预暖就不需要了。高压缸预暖程序暖缸期间的注意事项维持高压缸内蒸汽压力0.390.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸。高压缸预暖完成后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽以降低压力。在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依据，通过调整倒暖阀、高导管疏水阀、再热冷段疏水阀的开度来调整高压内缸金属温升率。高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力。注意监视盘车运转情况旁路系统投入本机组在高温过热器出口和汽机凝汽器之间设置了汽机一级大旁路系统。仅用于机组启动。检查汽机旁路的下列设置正确后，将汽机旁路减压门和汽机旁路减温门均投入自动，并开启汽机旁路减温隔绝门：“最小压力”方式时的最小开度(Ymin)设置为5“最小压力”方式时的最大开度(Ymax)设置为40“最小压力”方式时的目标压力(Pmin)设置为1.00MPa“压力爬坡”方式时的目标压力(Psync)设置为9.6MPa“压力爬坡”方式时的升压速率设置为0.10MPa/min“压力跟踪”方式时附加差值设置为1.50MPa锅炉点火后汽机旁路即自动进入“最小压力方式”运行，控制主汽压力在1.0MPa。在锅炉尚未起压时，汽机旁路减压门因有“最小开度”的条件而自动开启到5%。当锅炉汽压逐步升高后，汽机旁路减压门为控制主汽压力在1.0MPa将会逐步开大。旁路系统投入在汽机旁路减压门继续控制主汽压力在1.0MPa的过程中，由于锅炉燃料量的增加，汽机旁路减压门的开度将逐步开大，当开度大于“最大开度”40%时（40%为最小压力方式时的最大开度），汽机旁路将自动转为“压力爬坡”方式。汽机旁路在“压力爬坡”方式时，将按0.10MPa/min速率将主汽压力从1.00MPa爬坡至汽机冲转所需9.6MPa。在汽机旁路爬坡升压过程中，仍应按冷态启动曲线控制燃料量，使各受热面工质温度升温速率2/min。在主汽压力达9.6MPa后，汽机旁路的“压力爬坡”方式结束而进入“冲转压力”方式。在“冲转压力”方式时，主汽压力仍由汽机旁路控制在9.6MPa。在汽机进行冲转、升速、暖机和并网时，都由汽机旁路减压门控制主汽压力汽轮机调节阀蒸汽室的预热当调节阀（CV）蒸汽室内壁或外壁温度低于150时，在汽轮机启动前必须预热调节阀蒸汽室，以免汽轮机一旦启动时调节阀蒸汽室遭受过大的热冲击。从调节阀蒸汽室预热开始，直至完成预热前高压主汽阀（MSV）是不开启的。预热用的主蒸汽通过2#、3#主汽阀的预启阀进入调节阀蒸汽室。汽轮机调节阀蒸汽室的预热预热程序：1检查并确认危急遮断阀处于跳闸位置，而负荷限制设定是关闭位置。2检查并确认控制系统油压已由液压泵建立起来。3将MSV上的疏水阀和CV与汽缸间导汽管上的疏水阀打开。4建议：主蒸汽温度应高于271。5汽轮机重新复位。2、汽轮机调节阀蒸汽室的预热6将MSV2、MSV3阀开启至预热位置。7注意观察CV阀蒸汽室内外壁金属的温度差。当温差超过90时，全关MSV2、MSV3阀。8注意CV阀蒸汽室内外壁金属间的温度差。当温差小于80时，重新打开MSV2、MSV3阀，使其开启至预热位置。9重复实施上述项目7和8的操作直至CV阀蒸汽室内外壁金属的温度都升至180以上，并且内外壁金属温差低于50。10当上述项目9的要求被满足或者CV阀蒸汽室预热已进行了至少1小时后，则认为已完成蒸汽室预热操作。汽轮机调节阀蒸汽室的预热DEH具有高压主汽门、调门室预暖功能。当调节阀（CV）蒸汽室内壁或外壁温度低于150时，在汽轮机启动前必须预热调节阀蒸汽室，高压缸预暖结束后需要1小时的时间进行高压主汽门、调门室预暖。2、3高压主汽门装设伺服阀，当DEH接收到高压调门室预暖指令时，#2、#3高压主汽门预启阀开启，对四个高压主汽门、调门室进行预暖。检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在零位。检查确认EH油泵已启动，EH油压正常。确认主蒸汽母管疏水、主汽阀座疏水和高导管疏水均开启。检查主蒸汽温度高于271。汽轮机复位。在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“CVCHESTWARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“OPEN”，并按“执行”。检查2、3高压主汽门预启阀开启，进行高压调门室预暖。当高压调门室内外壁温差大于90,关闭2、3高压主汽门预启阀,正常应控制高压调门室内外壁温差小于90。当温差小于80时，重新打开MSV2、MSV3阀，使其开启至预热位置。控制高压调门室内外壁温差小于80。当高压调门室内、外壁温度达180以上且内外壁温差低于50时预暖结束。五、冲转磨煤机运行煤量合适。主蒸汽参数：温度415，压力9.6MPa。汽水品质化验合格：主蒸汽品质合格Fe20g/kg、Na20g/kg、SiO250g/kg、电导率1s/cm时。旁路开度合适。凝汽器压力85kPa。氢气纯度98%，氢压0.36MPa。润滑油压正常，油温2740。抗燃油压14MPa左右，油温4050。高中压缸上、下缸温差42。电动盘车运行正常，转子晃动度0.075mm。高中压缸差胀与膨胀正常，汽缸内无动静摩擦等异常声音。汽轮机各机械与热工测量仪表指示正常。挂闸升速汽轮机挂闸在DEH操作员站中，在“TURBINESAFETYDEVICEPANEL”画面中，点击“TURBINERESET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“RESET”，按“执行”。“RESET”指示灯亮，检查ZS2行程开关闭合，安全油压建立，挂闸成功。负荷限制器“LLMSET”设置在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“LLMSET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“”，将阀位限制值设定为100%。也可以点击“”，在弹出的对话栏里，直接输入100，按“确定”。升速率设置在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“ACCRATESET”按钮，在弹出的操作窗中，选择升速率100r/min/min，按“执行”。（升速率设定选择：冷态启动100r/min/min,温态150r/min/min,热态和极热态300r/min/min。）目标转速设置在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“SPEEDSET”按钮，在弹出的操作窗中，选择所需要的目标转速，按“执行”。此时高、中压主汽门应全开，高、中压调门逐渐开启，机组转速以设定速率升至目标转速。（目标转速有200、700、1500、3000转四档可选。）六摩擦检查1摩擦检查的目标转速选定为200转/分。加速率选定为100转/分/分，高压主汽阀开启。当转速达到约200转/分时，按下“ALLVALVECLOSE”按钮，这样可避免升速太快并使蒸汽流动噪声消失，便于汽轮机运转声音的传出。2仔细倾听有无摩擦声。在此期间，机组不允许停转。3检查并确认摩擦检查已完成并且高压调节阀（CV）和中压调节阀（ICV）应关死。摩擦检查在“EHGCONTROLPANEL”画面中，用鼠标点击“SPEEDSET”按钮，在弹出的操作窗中，选择目标转速200r/min，按“执行”。就地检查汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱开，将盘车自动联锁投入。实际转速达到200r/min时，操作LCD上的“ALLVALVECLOSE”按钮，检查所有高、中压调门关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。摩擦检查结束后设定目标转速700r/min，升速率100r/min/min，机组重新升速。七、暖机1检查并确认通风阀（VV）已关闭。2目标转速选定为700转/分。3根据启动和加负荷图（见下页）选定升速率为100转/分/分。检查并确认OIS板上的“关全阀”指示灯灭。4汽轮机升速。5当汽轮机在700转/分处暖机完成后，将使汽轮机升速至1500转/分。6至此汽轮机组已做好升速准备。在凝汽器压力降至尽可能低的极限范围内之前（见下页）汽轮转速不能超过半速。如果所有设备运行正常的话，就不应有理由不满足此要求。暖机升速转速升至700r/min，暖机30min。升速至1500r/min中速暖机在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“SPEEDSET”按钮，选择目标转速1500，按“执行”。点击“HOLDSELECT”按钮，在弹出的操作端中，选择“RESET”，按“执行”。汽机按设置速率升速到1500r/min。在此转速下暖机120min。中速暖机时，应进行下列检查和操作。开启高、低加抽汽逆止门和电动门，高、低加随机滑启。不允许在临界转速区停留。监视汽缸内外壁金属温度差低于35。监视机组汽缸膨胀和差胀正常。加强机组振动检查、测量，如振动超限应立即停机。倾听机组声音。如发生明显的摩擦，应立即破坏真空停机并查明原因。检查凝汽器真空。在机组转速达1500r/min时，机组的真空应高于89kPa，排汽温度不应超过79。监视高排温度不超限。中速暖机期间发变组恢复热备用。拉开发变组两台主断路器。合上主变高压侧隔离开关。装上“发变组保护跳主断路器”出口压板以及“启动主断路器失灵保护”压板。3000转定速升速至3000r/min1500r/min中速暖机结束，在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“SPEEDSET”按钮，选择目标转速3000，按“执行”。在“EHGCONTROLPANEL”画面中，点击“HOLDSELECT”按钮，选择“RESET”，按“执行”，汽机按设置速率升速到3000r/min。当机组转速达到2000r/min时，检查顶轴油泵自动停运。投入顶轴油泵自动联锁。主机转速稳定在3000r/min后，根据需要，进行汽轮机手动脱扣试验、远方脱扣试验、危急保安器注油试验、主汽门及调门严密性试验等试验项目。检查主油泵进、出口油压正常，润滑油母管压力正常，停运MSP、TOP，并投入联锁。检查密封油、定子冷却水系统运行正常。应控制低压缸A、B排汽温度不大于79，当任一低压缸排汽温度升至80时发出报警，当达到107时机组跳闸。检查TSI各参数指示正常。3000r/min暖机结束后，汇报值长，发电机准备并列汽轮机冲转过程中的注意事项在冲转过程中必须保证进入汽轮机的主蒸汽、再热蒸汽至少有50的过热度，且与汽缸金属温度相匹配。检查汽轮机轴封系统运行正常，轴封母管压力在2628KPa之间，轴封供汽温度与汽轮机金属温度相匹配。（冷态启动轴封供汽温度180260，热态启动时轴封供汽温度300371，控制低压轴封温度121177。）检查主机润滑油压力0.18MPa，盘车期间轴承进油温度设定为38，控制在2740，并列前轴承进油温度设定为46，控制在4049，检查各轴承回油温度小于70；顶轴油压力516MPa；EH油压力11.2MPa，EH油温度3554。检查发电机氢油水系统运行正常，机内氢压0.48MPa，氢气纯度、湿度合格；密封油氢油差压0.056MPa；定子冷却水压力0.31Mpa。检查各加热器、除氧器、凝汽器水位正常。检查汽轮机轴向位移、汽缸膨胀、差胀、大轴偏心均在正常范围内。检查汽轮发电机组轴承振动正常。检查汽缸上下温差、内外壁温差正常。检查高、低压缸排汽温度正常，低压缸喷水减温装置自动良好。TOP、MSP油泵、顶轴油泵停运后，及时将其联锁投入发电机并网汽轮机转速维持在2985r/min3015r/min间，升速率60r/min/min，接到“同期请求”信号后，在DEH的“自动控制”画面上投入“自动同期”，此后汽机转速由电气控制，注意转速变化。初负荷暖机发电机并网后，机组负荷自动升至20MW，进行初负荷暖机；投运氢冷器、氢气去湿装置。检查在DEH主画面上，由转速控制变为功率控制。机组并网后应退出炉膛烟温探针A、B。若炉膛出口温度达580，烟温探针自动退出。在初负荷暖机过程中，按冷态启动曲线要求调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度，并且温升2/min。初负荷暖机过程中，由汽机旁路控制主汽压力。启动第二台循环水泵运行，检查第三台循环水泵备用良好。20MW暖机约58min后，以5MW/min速率升负荷至50MW暖机50min。机组加至25%额定负荷阶段初负荷暖机结束后，逐步增加燃油量，以5MW/min速率增带负荷。增至7额定负荷时，确认汽轮机高、中压段疏水门正常关闭：主、再蒸汽管道疏水#1-4高压主汽阀上阀座疏水（气动）#1-4高压调节阀上阀座疏水（气动）高压内缸疏水（电动）高压导汽管疏水（电动）中联门前、后疏水（气动）中联门前、后疏水（电动）中压缸冷却阀前后疏水（气动）一抽逆止门前疏水（气动）二抽逆止门前疏水（气动）三抽逆止门前疏水（气动）四抽逆止门前疏水（气动）机组加至25%额定负荷阶段负荷150MW，检查旁路减压阀全关，关闭旁路电动隔离阀、减温水阀，隔离旁路减温水系统。机组负荷达到200MW时，投运第二套制粉系统，注意调整燃烧保持主再热汽温、汽压稳定。确认小机工作汽源、备用汽源正常，启动一台汽泵运行正常后并泵。并泵操作期间要注意锅炉给水量保持稳定。新机组或机组大修后的首次启动，应在25额定负荷以上稳定运行34小时，然后解列发电机做主机超速试验。当四抽压力达到0.147MPa后，开启四抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，关闭辅汽至除氧器电动门，检查除氧器加热汽源切至四抽正常。加负荷至30%额定负荷阶段在机组负荷达到270MW290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量，储水罐水位逐渐降低，360阀全关，锅炉循环泵停止运行。此时，锅炉由湿态转入干态运行。检查锅炉循环泵过冷水管路和最小流量管路关闭。检查锅炉循环泵、361阀暖管管路投用良好。在转干态过程中，应严防给水流量和燃料量的大幅波动，造成干、湿态的交替转换。机组进入直流运行工况后，应严密监视中间点温度（顶棚出口）的变化，保持合适的水煤比，控制过热汽温度稳定。所有锅炉自动投入运行，各联锁保护投入，机组运行稳定。机组负荷在300MW以下时定压运行，主汽压力为9.6MPa；300MW负荷以上时开始滑压运行，90%及以上负荷额定压力下定压运行。增加煤量同时减少燃油量。机组负荷300MW，关闭汽轮机低压段疏水。机组稳定运行24min后，按照机组冷态启动曲线继续进行升温、升压、升负荷。检查锅炉燃烧稳定，停用A磨等离子装置。加负荷阶段至100%额定负荷机组负荷400MW，投运第三套制粉系统，密切注意炉膛火焰状况，如果出现燃烧不稳定情况，应及时投油稳燃。开启四抽至辅汽联箱汽源门，关闭启动锅炉来供汽门，注意辅汽联箱压力正常；将空预器吹灰汽源倒至屏过出口。检查机组运行稳定，将6KvA、B、C、D段由备用电源倒至工作电源运行。启动第二台凝结水泵运行，检查第三台凝结水泵（工频泵）备用良好。机组负荷500MW，稳定10min。确认锅炉已全停油，投入电除尘。将空预器连续吹灰改投定时吹灰。机组负荷500MW，启动第二台汽泵并列运行。停止电泵运行，投入备用。投入主机润滑油油净化装置。机组负荷600MW，锅炉燃烧稳定，可进行炉膛吹灰。根据负荷情况投入第四、五套制粉系统运行。机组负荷800MW，根据需要可做主机真空严密性试验。根据情况必要时启动第六套制粉系统。机组负荷1000MW，主汽压力达到额定值，全面检查机组运行正常。汽机启动过程中注意事项升负荷过程中，应检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、汽缸上下壁温差、EH油压、汽轮发电机组的轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压等各项参数在正常范围之内。汽轮机升负荷过程中，应在就地仔细倾听机组摩擦声音，若发现异常，需停机查明原因。升负荷过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。机组升负荷过程中，密切监视发电机内氢压的变化，及时对发电机补充氢气机组负荷300MW以上，检查机组运行正常，合理选择机组选择控制方式，及时投入协调控制 汽轮机运行限制项目汽轮机运行限制项目 汽轮机运行限制项目汽轮机运行限制项目汽轮机运行限制项目汽轮机运行限制项目5辅助设备状况检查1检查并确认盘车装置马达已自动停止转动。当盘车装置马达停转后，绿灯亮。2在升速时注意观察下列情况：a）操作人员必须熟悉任一临界转速。不允许在临界转速区延长运行时间。汽轮机转速在过临界转速区时应快速而稳定地升速，因此汽轮机在临界转速区不能受EHG程序约束。b）测金属温度的热电偶：-CV阀蒸汽室内壁金属温度-CV阀蒸汽室外壁金属温度5辅助设备状况检查-高压第一级汽缸内壁金属-高压第一级汽缸外壁金属温度-再热蒸汽入口处汽缸内壁金属温度-再热蒸汽入口处汽缸外壁金属温度温度内外壁金属间的温度差应尽可能小，并符合下列各表中的规定。5辅助设备状况检查转子的计算临界转速如下：发电机转子一阶临界转速：850r/minALP转子一阶临界转速：1680r/minBLP转子一阶临界转速：1720r/min高压转子一阶临界转速：1960r/min中压转子一阶临界转速：2040r/min发电机转子二阶临界转速：2390r/min图8-16-1主汽阀壳内外壁温度允许差值中压进汽室及高压调节级缸体中压进汽室及高压调节级缸体内外壁温度允许差值内外壁温度允许差值5辅助设备状况检查c）汽缸膨胀和胀差：用下述指示值来检查汽缸膨胀和胀差-高、中压缸膨胀指示-高、中压缸与转子胀差指示-低压缸与转子胀差指示当转速变化时，应预测到胀差会发生变化。在汽轮机启动时，转子通常不会缩短，如果转子比汽缸升温快，则转子将相对伸长，如果胀差指示接近红带区，应降低蒸汽温度、转速或减负荷使胀差减小。如果高中压缸胀差进入红带区，应立即停机并启动盘车装置，带动大轴旋转，致使汽缸和转子温度相匹配。如果低压汽轮机胀差进入橙带区，不用停机而是采取其它措施直到胀差指示低于橙带区。因为机组在橙带区跳闸可能引起转子伸长从而使胀差指示进入红带区。5辅助设备状况检查d）振动检测：检查并确认汽轮机监控仪表（TSI）中测振探头在工作正常，这可由记录仪指示出来。如存在振动超标应立即停机。e）监听摩擦声如发生严重的摩擦，应立即停机并调查原因。f）真空度在正常运行和具有正常真空度时，低压缸排汽温度在并网前不应超过80。凝汽器真空度显示于OIS上。g）轴承油温允许进入轴承的油温随转速升高而升高。在达到并网转速时，轴承的进油温度不低于40。确认在OIS上汽轮机设定检查点的润滑油温度是46。正常运行时的进油温度规定在第8章8-20节汽轮机运行的限制项目中。h）当汽轮机转速升高至超过2500转/分时，关掉顶轴油泵并选择”自动启动”模式。5辅助设备状况检查3 在并网试验前，只有在下述情况时才通过油脱扣（喷油试验）进行危急遮断器试验。a）在最近一次停机时，用超速法做过危急遮断器试验。b）定期操作试验一览表中没有规定做危急遮断器超速试验。c）危急遮断器没有被调整过或未工作过。下述情况时通过超速进行危急遮断器试验：a）在最近一次停机时，没有用超速法做过危急遮断器试验。b）定期操作试验一览表中要求进行危急遮断器检查。如果是下述情况先做油脱扣试验再做超速试验：a）危急遮断器已工作过或已被调整过。注：冷态启动时，机组在负荷大于25%以上连继运行3小时以上时才可进行超速试验，因为转子中心升温较表面慢。4 在汽轮机达到额定转速后，关掉电动启动油泵（MSP）和辅助油泵（TOP）并选择”自动启动”模式。关掉上述油泵后，检查并确认轴承供油压力正常而且绿灯亮。八并网汽轮机准备并网和带负荷发电机并列初负荷暖机 发电机并列带负荷汽轮机转速维持在2985 r/min3015r/min间，升速率60r/min/min，接到“同期请求”信号后，在DEH的“自动控制”画面投入“自动同期”，此后汽机转速由电气控制，注意转速变化。加载：1按励磁控制启动按钮。2按并网选择器的自动按钮。3按转速匹配按钮，汽轮机转速自动与并网转速相匹配4在发电机并网运行后，检查并确认：a）并网指示器停止在中心。b）发电机汇流排电压指示为零。c）发电机汇流排频率指示为零。d）发电机断路器的红灯亮。九加负荷调节蒸汽温度和负荷以减小热电偶指示出的金属温度差（与蒸汽温度的差别），如金属温度高（比蒸汽温度高），此时，加负荷和/或提升蒸汽温度可快些。如金属温度低（比蒸汽温度低），此时可维持现在的蒸汽温度并且慢慢增加负荷。维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于52时止。检查低压缸排汽口温度。加负荷当低压缸排汽口喷水控制的选择按钮是在”自动”位置时，喷水按下述工况自动开启：a）负荷低于15%；b）低压缸排汽口温度超过预先设定值（47-80）。4关闭MSV阀上阀座的疏水阀。5蒸汽压力和温度以及负荷可按如下规定尽快增加。a）避免汽轮机内外壁金属温度差过大。b）避免发生过大的胀差。设定升负荷率和目标负荷值。6当负荷增加到超过7%时，关闭其余的启动疏水。a）CRV阀（中压联合阀）座疏水。b）MSV阀上阀座疏水。c）CV阀（调节阀）与汽缸间导汽管的疏水。在关闭启动疏水阀后，检查并确认绿灯亮。加负荷发电机并网后，机组负荷自动升至20MW，进行初负荷暖机，检查定子冷却水、密封油系统运行正常，投运氢冷器、氢气去湿装置。检查在DEH主画面上，由转速控制变为功率控制。在初始负荷暖机过程中，按冷态启动曲线要求调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度。初始负荷暖机过程中，由汽机旁路控制主汽压力。启动第二台循环水泵运行，检查第三台循环水泵备用良好。20MW暖机约58min后，以5MW/min速率升负荷至50MW暖机50min。加负荷机组按负荷曲线带负荷（升温、升压、升至额定负荷）在机组负荷达到270MW290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量。此时，锅炉由湿态转入干态运行。机组负荷在300MW以下时为定压运行，主汽压力为9.6MPa，300MW负荷以上时开始滑压运行，90%及以上负荷额定压力下定压状态。从低到高依次开启各级抽汽逆止门及电动门，投入高加运行，检查各级高加疏水门动作正常。(高加原则上应随机组滑压启停机)机组负荷在300MW稳定24min后，按照机组冷态启动曲线继续进行升温、升压、升负荷。机组负荷400MW，开启四抽至辅汽联箱汽源门，注意辅汽联箱压力正常。启动第二台凝结水泵运行，检查第三台凝结水泵备用良好。机组负荷500MW，稳定10min。机组负荷500MW，启动第二台汽泵并列运行。停止电泵运行，投入备用。机组负荷800MW，根据需要可进行主机真空严密性试验。机组负荷1000MW，主汽压力达到额定值，对机组汽水系统做全面检查。在机组负荷达到满负荷后，全面检查、调整机组各系统，使机组处于正常运行状态。十汽轮机正常运行检查项目检查并确认下列各项：1控制液压油压力和轴承润滑油压力。2汽封系统的压力和温度。3空气抽出系统。4冷却水系统。5振动。6汽缸膨胀和胀差。7内外壁金属的温度差。8没有发生严重摩擦。9凝汽器真空度。10低压缸排汽口的蒸汽温度。11支持轴承和推力轴承的排油温度。12蒸汽和金属壁间的温度差。13在每一轴承回油观察窗口处的回油流动状况。14MSV阀疏水或阀杆处的泄漏量。15支持轴承和推力轴承的巴氏合金温度。16所有疏水阀均处于正确位置。17高压调节级和热段再热蒸汽管道处蒸汽的压力。汽轮机异常运行1 危急遮断阀动作a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）调查造成脱扣的原因。c）检查并确认汽轮机转速是否达到脱扣转速。2 液压过低a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）确认备用油泵已自动启动。3 热应力过高 a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）检查并确认高压调节级或再热蒸汽入口处汽缸内外壁金属温差已超标。4振动过大a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）检查并确认振动已超标。5主蒸汽温度过低a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）检查并确认锅炉自动控制系统工作正常。c）检查汽缸膨胀，胀差，振动和热应力指示值。6推力轴承事故当发出下列报警时，检查推力轴承摩损探测器是否在试验位置。a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）推力轴承瓦块乌金温度过高、排油温度过高。c）轴的轴向位移超标。7轴承油压过低a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）检查并确认辅助油泵（TOP）或事故油泵（EOP）已运转。c）检查轴承巴氏合金温度，轴承进油压力，轴承排油温度和振动。8低压缸排汽口温度过高a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）检查低压缸排汽口喷水系统是否已投运。c）检查凝汽器真空度是否正常。d）检查低压缸排汽口温度，低压缸胀差和振动。9凝汽器真空度过低a）检查并确认汽轮机已脱扣。b）检查凝汽器真空度，低压排汽缸温度，汽封蒸汽压力，低压缸胀差和振动。c）检查并确认空气抽出系统和汽封系统工作正常。10 高压缸胀差过大高压缸胀差过大 a）检查胀差的趋向（转子伸长或缩短）。）检查胀差的趋向（转子伸长或缩短）。b）保持汽轮机负荷，主蒸汽温度的波动应很小。检查高压缸排汽温）保持汽轮机负荷，主蒸汽温度的波动应很小。检查高压缸排汽温度。度。c）如发现转子在伸长，应降低主蒸汽温度或逐渐降低汽轮机负荷。）如发现转子在伸长，应降低主蒸汽温度或逐渐降低汽轮机负荷。d）如发现转子在缩短，应提高主蒸汽温度或逐渐提升汽轮机负荷。）如发现转子在缩短，应提高主蒸汽温度或逐渐提升汽轮机负荷。e）检查并确认）检查并确认 VV 阀处于规定阀位。阀处于规定阀位。11 中压缸胀差过大中压缸胀差过大/低压缸胀差过大低压缸胀差过大 a）检查胀差的趋向（转子伸长或缩短