吉林省宇光能源股份有限公司长春高新分公司汽轮机调试方案

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5.3 进汽门全关后，开启高加汽侧放水门，高加汽侧泄压至零。 5.4 短时间停用高加，可单停汽侧不停水侧。 5.5 给水切换为旁路运行。

5.6 开启高压加热器水侧大旁路门。 5.7 断开高加水位保护。

6 事故紧急停运

U形管焊口严重泄漏或U形管爆破、疏水调节阀失灵而无法处理、汽水管路阀件损坏等紧急事故，均应停运高加，其程序如下： 6.1 先开启危急疏水阀，以缓冲高加满水事故。

6.2 当高加水位继续上升时，保护系统会自动关闭给水进出口阀和电动抽汽隔截阀，如果自控失灵，应立即手动打开电磁阀旁路阀门，使进出口阀快速关闭。 6.3 关闭疏水通往除氧器的阀门，并注意壳体内压力不应升高。 6.4 打开水侧、汽侧放水阀。

7 注意事项

7.1 热工自控、保护系统不完善，高加不得投入，并禁止高加在失去保护的情况下运行。

7.2 投入时给水温升严格控制在3.5℃/min以下。 7.3 停用时给水温降严格控制在1.7℃/min以下。 7.4 严禁高加无水位运行。

7.5 不允许停用高加水侧而不停汽侧。

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减温减压装置调试措施

1 减温减压器规范

进汽压力：9.8 MPa；进汽温度：540℃

出汽压力：5.3 MPa；出汽温度：450℃； 出力：100t/h 减温水压力：15MPa； 减温水温度：160℃ 压力自动调整范围：5.3±0.03 MPa 温度自动调整范围：450±0.3℃

2 系统试运前应具备的条件

2.1 减温减压器系统安装完毕，管道系统支架，吊架及保温完整，并经检查验收合格。 2.2 安装的临时设施拆除，设备及周围环境清扫干净。 2.3 所有仪表应完整良好，一次阀门开启。 2.4 减温减压器电动门、调节阀调试正常。 2.5 通知电气送上有关电动阀门电源。

2.6 检查蒸汽进、出口阀门及其旁路门关闭，减温水门关闭，进、出口疏水门开启。

3 减温减压器系统的投入

3.1 减温减压器投入

3.1.1 开启主蒸汽母管至减温减压器进口侧疏水门，开启主蒸汽母管至减温减压器总门旁路门，缓慢将蒸汽压力升至0.2～0.3 MPa，暖管30分钟。

3.1.2 当进口侧压力达到8.8 MPa、温度500℃以上，关闭进口疏水门。 3.1.3 缓慢全开蒸汽母管至减温减压器总门，关闭其旁路门。

3.1.4 减温减压器进汽门全关，全开低压侧疏水，稍开蒸汽调节门，稍开进汽门旁路门，暖管至500℃，等待减温减压器投用。

3.1.5 接到值长命令，并确认中压母管具备送汽条件方可投入。

3.1.6 开启送汽门，缓慢开大进汽门，关闭其旁路门，开启减温水总门，注意温度变化。

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3.1.7 慢慢开大进口汽门，增加送汽量的速度不超过2t/min。 3.1.8 注意温度变化，适当调整减温水门。 3.1.9 送汽正常后，全关各疏水门及进汽旁路门。 3.1.10 联系热工，准备投入压力、温度自动调节器。

3.1.11 将压力调整器开关及操作手轮分别放在“自动”位置，慢慢开大进汽门，注意自动调节门是否相应关小，汽压正常后将进汽门全开。

3.1.12 将温度调整器开关及操作手轮分别放在“自动”位置，应逐渐开大减温水分门，注意自动调节门是否相应开启，汽温正常后，全开减温水分门。 3.2 安全门定砣

3.2.1 将减温器进汽门，送汽门全关，低压侧疏水稍开。

3.2.2 稍开进汽门的旁路门，用疏水门调整压力，逐渐关小疏水门，以0.1 MPa /min的速度升压，调整安全门调压螺母，5.3±0.03 MPa，安全门动作，将螺母锁紧在该位置上。

3.2.3 安全门动作后，关小进汽门的旁路门，并记录其回座压力。 3.2.4 安全门定铊结束后，将压力降至额定值。 3.3 减温减压器的停用

3.3.1 停用操作前，应汇报值长方可进行。

3.3.2 逐渐关小减温水调节门，根据温度、压力同时关小进汽调节门，使减温减压器二次压力逐渐降低直至温度、压力调节门全部关闭。 3.3.3 关闭减温水总门。

3.3.4 关闭进汽总门，关闭送汽门。（如热备用，不关闭送汽门，少开疏水门） 3.3.5 开启减温减压器进、出口侧疏水门。

4 安全注意事项

4.1 暖管时应检查疏水情况、管道膨胀、振动、安全门等是否正常。

4.2 若压力升至安全门动作压力，安全门不动作，应立即开大疏水门或关小进汽门降至额定压力以下，重新调整安全门调压螺母位置。

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机润滑油系统及盘车装置调试方案

1 概述

汽机润滑油系统由主油泵、注油器Ⅰ、注油器Ⅱ、主油泵启动排油阀，高压交流油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、油箱、冷油器、滤油器、润滑油压力控制器及过压阀等。

本汽轮机供油系统是由两部分组成，一部分是由主油泵为主组成的低压供油系统，主要用于向汽轮发电机组各轴承提供润滑油及调节保安系统提供压力油；另一部分主要是叶片泵等组成的高压供油系统专为DEH中电液驱动器供油。这两部分供油系统是相互独立的。

本系统设有三台冷油器，两台正常运行，一台备用。系统设有低油压试验装置，在润滑油系统油压低时联动交、直流润滑油泵。

盘车装置设计安装在低压缸与发电机之间的轴承箱处，就地配有PLC控制柜。

2 调试项目及工艺程序、技术方案

2.1 启机前试运的准备工作

2.1.1 润滑油系统的相关各设备、装置安装完毕，标牌正确齐全。 2.1.2 润滑油系统管路冲洗完毕，检查合格。

2.1.3 油循环结束，油质合格（透明、无杂质、无水分、闪点大于180℃、酸值小于0.2mgkOH/g）。

2.1.4 油位指示器正常，油箱油位正常。

2.1.5 高压油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵等经试运能够正常投入。 2.2 盘车装置试运

2.2.1 盘车装置在停机时低速盘动转子，可以避免转子热弯曲，盘车设备采用一级蜗轮加一级齿轮减速的机械传动式的低速盘车装置。其盘车转速为4.4 r/min。启动时拔出插销向发电机方向搬动手柄，大小齿轮啮合后即可自动提供润滑油，这时按动启动电机按钮机组进入盘车状态，冲动转子后，转子转速超过盘车转速时，盘车齿轮能自动退出，并自动切断电机电源和装置的润滑油。在无电源情况下，在电机的后轴装有手轮，可进行手动盘车，手动时手轮转动64圈汽轮机转子回转180°。

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2.2.2 盘车装置试运的主要步骤 1) 启动润滑油泵，润滑油正常 。

2) 联系热工投入低油压保护，并检查相应联锁、控制开关状态。 3) 检查盘车挂闸手柄位置与啮合 。 4) 检查润滑油压、各瓦回油及油温情况。

5) 启动盘车，检查摩擦、听音情况，如有异常立即停盘车。

6) 检查润滑油压、各瓦回油、油温情况，检查相关轴承、瓦温情况，如有异常立即停盘车。

7) 记录盘车电流、大轴偏心 。 8) 配合热工做联锁保护试验。 9) 试运无异常后停盘车。 2.3 润滑油系统静态调整试验 2.3.1 启动润滑油泵。

2.3.2 润滑油母管压力在0.078～0.147 MPa。 2.3.3 启动高压油泵，主油泵出口压力1.57 MPa。 2.3.4 配合热工做油系统相关联锁保护试验。 2.3.5 交直流润滑油泵联动试验。

关小油压继电器来油门，缓慢开启油压继电器泄油门，当就地试验指示表油压降至0.078 MPa时，发出讯号。油压降至0.054 MPa时，交流润滑油泵自动投入。油压降至0.039 MPa时，直流滑油油泵自动投入。油压降至0.020 MPa时，机组跳闸停机。油压降至0.015 MPa时，跳盘车。

2.4 润滑油系统在启机过程中的投运步骤 2.4.1 主油箱补油至高油位。

2.4.2 启动主油箱排油烟机，调整好风门的开启位置，使主油箱负压维持在196-392Pa ,以免蒸汽被抽入轴承座和油箱内,并注意排烟机不倒转。 2.4.3 确认主油箱油温在30℃以上。

1) 当主油箱温度低时可考虑使用电加热器，以加快油温的提升。

2) 当投电加热器时应注意油位处于高油位，避免油箱内油位过低时影响电加热器运行。 3) 当油温接近润滑油正常运行温度时，及时停电加热器，防止油温过高。 4) 当电加热器投切时，应注意冷油器的运行状态，避免同时进行加热和冷却。

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科 学 技 术 方 案

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长春安信电力科技有限公司

二○一○年八月

密 级：机密

质量记录号：Q/CADK-R02-01-2009 编 号：GXQ-CCANXIN-001-2010

项目名称：吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电分公司

三期扩建4、5号汽轮机组调试

负责单位：长春安信电力科技有限公司

委托单位：吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电分公司 项目负责人：谭世仁

主要参加人员：谭世仁 谭晓兰

编 写: 初 审:

审 定: 调 试 单 位:

安 装 单 位: 运 行 单 位: 建 设 单 位: 监 理 单 位:

批 准:

摘 要

本方案介绍了吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电厂新建抽背汽轮机启动试运阶段的调试与检查工作的方式、方法，并提出相关要求，使机组能够安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益。

关键词： 汽轮机 启动试运 调试

Abstract

The program has introduced debugging and inspection work, methods and put forward relevant requirements of the new pumping back turbine test run in Changchun Gaoxin Thermal Power Plant of Jilin Province Yuguang Energy joint-stock Co.,Ltd, so that units can be safe, reliable, economic, and civilization to put into production, the formation of production capacity, investment returns to play.

Keywords: turbine test run debugging

目 录

1、前言?????????????????????????????????1 2、编制依据???????????????????????????????1 3、技术规范???????????????????????????????1 4、汽轮机水系统冲洗及试运方案??????????????????????3 5、汽轮机辅助蒸汽系统吹扫方案??????????????????????7 6、工业水系统试运方案 ?????????????????????????9 7、供热系统投入措施 ??????????????????????????11 8、高压除氧器投入措施 ?????????????????????????15 9、汽轮机组电动给水泵调试方案 ?????????????????????19 10、机组高压加热器启动和停止措施????????????????????24 11、减温减压装置调试措施????????????????????????28 12、机润滑油系统及盘车装置调试方案???????????????????30 13、EH油系统调整试运方案 ???????????????????????34 14、机组调节保安系统调试方案??????????????????????37 15、汽轮机组整套启动方案????????????????????????42 16、汽轮机反事故措施??????????????????????????54

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1 前言

吉林省宇光能源股份有限公司长春高新热电分公司扩建项目为2×25MW抽汽背压式汽轮机，该机由南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产，其型号为CB25-8.83/0.981/0.294型，本汽轮机为高压、单缸、抽汽背压式汽轮机。该项目由山东能源建筑设计院负责设计，江苏华能建设工程集团有限公司负责安装，吉林省宏远东方电力工程管理有限公司负责监理，长春安信电力科技有限公司负责调试。 2 编制依据

2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》电力部电建[1996]

159号

2.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996] 40号

2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4 《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》DL 5011-92

2.5 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL 5002.1-92能源部能源基[1992]

129号

2.6 吉林省宇光能源长春高新热电分公司扩建机组调试合同 2.7 山东能源建筑设计院图纸及供货商提供的设备使用说明书

3 技术规范

3.1 设备型号

型号：CB25-8.83-0.981/0.294型 型式：高压、单缸、抽汽背压式 额定功率：25000 kW 额定转速：3000 r/min

旋转方向：自汽轮机向发电机看为顺时针方向 汽轮机轴承处最大振动：0.03mm 过临界转速时轴承处最大振动：0.10mm 汽轮机单个转子临界转速：2280r/min

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5）开启泵入口水门，向泵内注水；确认电泵出口电动门关闭。

6）机械密封进水管端部堵头解开，在电泵注水完成后冲洗密封水管路，冲洗后恢复。 7）根据除氧水箱水温及泵体温差确定是否需要暖泵。

8）泵冷却水及密封水管道冲洗干净；手动截止阀开启，确认空气排尽，投入机械密封的密封水及冷却水。 4.3.2 给水泵带负荷试运 1) 运行条件

a.给水泵再循环试运完毕。 b.锅炉具备进水条件。 c.按需要进行给水泵暖泵。 d.确认下列门在全开位置

给水泵入口门；泵再循环电动门；泵再循环手动门。 e.确认下列门在全关位置

给水泵出口电动门；泵体放水门；冷油器冷却水出、入口门。 2) 暖泵

a.可采用正暖和倒暖。采用正暖泵即除氧器来水经入口管进入泵内，由泵内压力表管放水。采用反暖泵由压力母管来水经节流进入泵内，由入口管返回除氧器，另外在进水段下部也放水。

b.壳体上下温差应不大于15℃。 c.壳体温度与给水温度之差<8-10℃。 d.暖泵温升速度一般应为1-2℃

3) 检查水泵的进水压力和温度。进水压力不低于该温度下饱和压力的1.13倍。 4) 稀油站油泵投入联动。油质、油位正常，进行油循环，从回油观察窗观察油循环是否畅通，轴承前的压力0.08-0.15 MPa。

5) 确认泵进水门全开，最小流量装置保护投入,方能启泵。

6) 启动给水泵带负荷，检查平衡盘压力、再循环流量、出入口压力、轴承温度、回油温度及振动正常后打开出口门，使泵带负荷运行，运转工况必须大于泵允许的最小流量（水泵额定流量的30%），应用出口阀控制泵的流量，决不可用进口阀控制泵的流量。 7) 检查密封水进水、回水阀门是否打开，进水阀门应确保全开，回水阀门开度应根据情况调整，不可开得过大。

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8) 当给水流量大于最小流量设计值时，关闭再循环，注意给水泵电机电流。 9) 带负荷试运8小时。 5 给水泵停止

5.1 开启再循环手动、电动门，全关泵出口门。解除给水泵联锁开关，启动辅助油泵，停止给水泵运行，记录惰走时间。

5.2 当给水泵转子静止时，油泵应继续供油至少半个小时后方能关闭油泵电机（若作为热备用，则不应关闭）。

5.3 关闭泵组的进出口隔离阀（若作为热备用，则不应用关闭进口阀）。 5.4 关闭再循环阀的进出口隔离阀（若作为热备用，则不应用关闭进口阀）。

6 安全措施

发生下列情况应手动故障停泵: 6.1 出现威胁人身、设备之意外情况。 6.2 保护定值超限，保护未动作。

6.3 给水泵内部有明显摩擦声，电流增大。 6.4 油系统漏油，无法补偿。 6.5 各轴承振动明显增大。 6.6 给水管道突然破裂。 6.7 电机内出现火花或冒烟。

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机组高压加热器启动和停止措施

1 概述

本机高压加热器系统共配有二台高压加热器，均为表面式加热器，全部为立式结构；其作用是利用汽轮机的一段及二段排汽对经过给水泵升压后的给水进行加热，以提高机组的热经济效率。

高加水侧设有快速保护旁路系统，当高压加热器发生故障时,给水可通过高压加热器旁路系统进入冷供水母管直接打入锅炉。高压加热器正常疏水按压力高低逐级自流，高压加热器正常疏水导入除氧器；高压加热器事故疏水直接导入疏水扩容器，再进除氧器。相关系统主要包括：除盐水系统、给水系统、除氧器、高压加热器及疏水系统等。

2 设备规范、特性、参数

1号高压加热器

设计压力： 管程18.0 MPa 最高工作压力：管程15.0 MPa

壳程2.0 MPa 壳程1.473 MPa

设计温度：管程250 ℃ 壳程350/300 ℃ 试验压力：管程22.5 MPa 加热面积：210 m 2号高压加热器

设计压力： 管程18.0 MPa 最高工作压力：管程15.0 MPa

壳程3.5 MPa 壳程2.6953 MPa

2

壳程3.18 MPa

设计温度：管程250 ℃ 壳程400/350 ℃ 试验压力：管程22.5 MPa 加热面积：210 m

2

壳程6.0 MPa

3 调试前必须具备的条件

3.1 高压加热器系统安装工作全部结束，现场照明充足，道路畅通； 3.2 除盐水系统冲洗结束，除氧水箱清扫干净；

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3.3 除氧器下降管冲洗合格； 3.4 除氧系统水压试验合格；

3.5 除氧器进汽管道吹扫干净，系统恢复完毕；

3.6 除氧器安全门在安装时经水压预调整，动作压力正确； 3.7 就地水位计应清洁透明，并有保护罩；

3.8 除氧器水箱水位正常，水箱充水过程中，远方水位显示应与就地一致； 3.9 除氧器加热前，确认整个除盐水系统充满水，在管路没有残余的空气； 3.10 系统内的所有手动、电动及调整门开关灵活，就地及远方控制正常； 3.11 在热工人员的配合下进行除氧器联锁保护试验及控制回路检查； 3.12 系统各种表计经校验合格，均能准确投入。

4 高压加热器投入前应做的试验项目

4.1 主要阀门开关试验

4.1.1 高压加热器给水联成阀开关试验。

4.1.2 高压加热器进汽电动阀开关试验、逆止阀关闭试验。 4.1.3 高压加热器水位保护试验（注：正常零水位为水位计1/2处）

名 称 水位低Ⅰ值 水位低Ⅱ值 水位高Ⅰ值 水位高Ⅱ值 水位高Ⅲ值 定 值(mm) 1号高加 2号高加 动作情况 信号报警。 信号报警。关闭危急事故疏水门。 信号报警。 信号报警，开启危急事故疏水门。 高加保护动作,关闭抽汽逆止门。关闭给水出入口门，给水走旁路。切除高加。 4.2 高压加热器投入

4.2.1 高压加热器投入前的准备

1) 检查抽汽管道上的逆止阀、电动进汽阀的动作情况。

2) 检查并试验疏水调节装置、高加保护装置等动作关系应正确。

3) 高加的各种测量仪表，如压力表、温度表、水位计及照明等均应处于良好状态。 4) 高加进汽阀、放水阀等开关正常。

5) 安全阀水压试验合格，除表计一次门外，高加所有汽水阀门在关闭状态。

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4.2.2 高压加热器投入

高压加热器水侧投入:

1）先操作给水进出口阀（进口给水阀和出口止回阀）上的手轮，使阀杆升起，仅留1～2个丝扣，开启活塞上下的放气、放水阀，此时缸内有一股来自节流孔板的细流通过。 2）打开水侧放空气阀，将管系内充入从凝泵直接来的低压低温水（也可由加热器的进水口接一支旁路来实现），满水后关闭放空气阀，然后继续充水，待管系内压力和充水压力接近时，开启给水泵，此时给水走旁路，关闭低压低温水充水阀，打开给水管路上的注水阀，用给水泵来的高温水，来置换加热器内的低温水，同时打开排水阀（也可由加热器的出水口接一支旁路来实现）。直到排水温度接近进水温度，最后关闭排水阀，继续升压，当管系内的压力接近或达到给水压力时，由于面积差而使作用在阀瓣上下的力不同，使阀瓣开启，关闭给水通往旁路的管道，给水流经管系后流向出口阀，进入锅炉，水侧投入后，关闭注水阀和活塞上的放气阀，切记不能关闭活塞下方益水阀，投入高加保护，关闭高压加热器水侧大旁路门。

高压加热器汽侧投入:

1）打开汽侧放空气阀，缓慢打开抽汽电动隔离阀，蒸汽侧由低至高逐级缓慢投入，并控制温升。疏水调节阀处于运行状态，汽侧放空气阀见汽后关闭（如需冲洗汽侧杂质，可先开汽侧放水阀，冲干净后关闭）。

2）当汽轮机抽汽压力达到0.7MPa，稍开进汽电动门，保持0.05 MPa汽压进行暖高加和冲洗一小时以上。首次启动为了缩短冲洗时间，可以分阶段逐步提高进汽压力，最后冲洗压力不大于0.3 MPa为宜。并且可以采用间歇冲洗的方法。冲洗中疏水可由危急疏水管排掉，要严格控制温度变化率，调整疏水调节阀，使水位控制在正常范围内。 3）高加汽侧冲洗干净，疏水合格后，通知锅炉注意给水温度，按抽汽压力由低到高分段逐渐开大进汽门，每次20～30分钟，直至全开。当汽压升高时，要及时关小下部放水门。1号高加汽侧压力达到0.6 MPa疏水导入除氧器，为防止各部件产生热冲击，应严格控制给水温升不大于3.5℃/min。

5 高加停止

5.1 应缓慢关小Ⅰ、Ⅱ段抽汽进汽电动门，分几次逐渐关回，直到全关。关抽汽进汽电动门过程中严格控制给水温降不大于2℃/min。

5.2 当高加压力低于除氧器时，将疏水导入危急疏水管排掉，注意调整除氧器水位。

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3

容积：3.2m 1.6 低压加热器2台

设备编号：1005

设计压力： 管程1.54 MPa 耐压试验压力：管程1.84 MPa

壳程1.1 MPa 壳程1.55 MPa

最高压力：管程1.3 MPa 壳程0.98 kPa 设计温度：管程150 ℃ 壳程270 ℃ 加热面积：600 m 1.7 低压加热器2台

设备编号：10013 设计压力： 管程1.5 MPa

壳程0.35 MPa 壳程1.44 MPa

壳程0.294 kPa

2

耐压试验压力：管程1.88 MPa

最高压力：管程1.3 MPa

设计温度：管程130 ℃ 壳程180 ℃ 加热面积：920 m

2

2 系统投运前必须具备的条件

2.1 热网汽水系统安装工作全部结束，并具备通水通汽条件。照明充足，楼梯栏杆齐全，周围环境清扫干净。

2.2 热网泵电动机接线完毕，电机绝缘合格，可投入使用。 2.3 所有调整门及电动门经传动试验正常。

2.4 热工仪表投入良好，信号、报警装置经试验好用。 2.5 安全门整定完毕。

2.6 地沟盖板齐全、照明充足，通讯畅通。

3 系统投运前应做的试验

3.1 阀门开关试验 3.2 热网泵联锁保护试验

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4 电动机单转

4.1 启动前应具备条件 4.2 电机绝缘检查合格； 4.3 手盘电机转子应轻松灵活；

4.4 在操作员站点动电机，检查电机转动方向是否正确。

4.5 在操作员站启动电机，检查电机运行状态，主要检查启动电流、有无异常振动和噪声、有无磨擦打火或冒烟。

4.6 上述项目检查无异常，连续4小时。

4.7 热网泵电机试转应在4小时以上,各项运行参数稳定，达到设计要求。 4.8 停止电机。

5 热网供水系统冲洗的检查及试验

5.1 在热网泵入口加临时过滤器，过滤器加出入口门 5.2 热网加热器水侧加旁路门。

5.3热网泵入口门全开，出口门关闭，空气门开启，泵入口过滤器出入口门全开。 5.2 热网加热器出、入口水门全关，旁路门全开。

5.3 在热网供回水管道加联络管，在合适的地点加放水管，将水排至安全地带，并设专人检查和联系。

5.4 投入热网补水泵向热网系统补水，空气门见水后关闭。

5.5 启动热网水泵开启泵出口门10%，用出口门控制流量，并注意监视电机电流和泵与电机轴承振动及轴瓦温度对热网供、回水管道进行冲洗，直至水质合格。

5.6热网供回水管道冲洗合格后，关闭热网加热器水侧旁路门，开启热网加热器出、入口水门，对热网加热器进行冲洗直至水质合格。 5.7冲洗完后拆除临时过滤器及热网加热器水侧旁路门。

6 热网系统的投入

6.1 投入热网加热器水侧

6.1.1 启动一台补水泵，投入热网补水系统。

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6.1.2 启动一台热网泵，根据要求保持流量，投一台泵联动备用。 6.1.3 开启热网加热器入口水门，开启热网加热器水侧空气门见水后关闭。 6.1.4 开启热网加热器出口水门。 6.2 投入热网加热器汽侧

6.2.1 稍开进汽电动门暖20分钟，加热器暖好后，逐渐开大进汽门。

6.2.2 根据加热器水位，启动加热器凝结水回收器疏水泵先将疏水倒入地沟，进行冲洗。

6.2.3 疏水化验合格后，保持一台疏水泵运行，将疏水导入除氧器。

7 热网系统的停止

7.1 热网加热器汽侧停止

7.1.1 慢慢关小加热器进汽电动门，直到全关，开启进汽管道疏水门。 7.1.2 停止热网加热器凝结水回收器疏水泵。 7.1.3 开启热网加热器汽侧疏水门。

7.1.4 根据需要，停止热网加热器水侧及热网泵运行，停止热网水系统。

8 注意事项

8.1 注意监视热网泵电机电流、出口压力、保证设备运行稳定。 8.2 巡回检查供回水管路，发现管路漏泄应停止泵的运行。 8.3 与之相关的不具备条件的系统应做好可靠隔离。

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高压除氧器投入措施

1 概述

本机热力系统设计安装的除氧器，定压运行。除氧水箱为圆筒形压力容器，是机组回热系统内的混合式加热器，运行时注意控制除氧器水位及内部压力。

相关系统主要包括：除盐水系统、给水系统、高压加热器及疏水系统等。除氧器启动及正常运行时加热蒸汽采用厂用辅助蒸汽汽源。

2 除氧器技术规范

除氧水器型号：YGXC-240/80型 汽源压力：0.981 MPa 工作压力：0.488 MPa 设计压力：0.65 MPa 额定出力：240 t/h 水箱容积：80m

安全阀开启压力：0.63 MPa

3

汽源温度：270 ℃ 工作温度：158 ℃ 设计温度：300 ℃ 最大出力：264 t/h

3 调试前必须具备的条件

3.1 除氧器系统安装工作全部结束，现场照明充足，道路畅通； 3.2 除盐水系统冲洗结束，除氧水箱清扫干净； 3.3 除氧器下降管冲洗合格； 3.4 除氧系统水压试验合格；

3.5 除氧器进汽管道吹扫干净，系统恢复完毕；

3.6 除氧器安全门在安装时经水压预调整，动作压力正确； 3.7 就地水位计应清洁透明，并有保护罩；

3.8 除氧器水箱水位正常，水箱充水过程中，远方水位显示应与就地一致； 3.9 除氧器加热前，确认整个除盐水系统充满水，保证管路中没有残余的空气； 3.10 系统内的所有手动、电动及调整门开关灵活，就地及远方控制正常；

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3.11 在热工人员的配合下进行除氧器联锁保护试验及控制回路检查； 3.12 系统各种表计经校验合格，均能准确投入。

4 调试程序

4.1 联锁保护试验 4.1.1 除氧器水位 (高值) 高Ⅰ值： mm发信号报警。 高Ⅱ值： mm开启高位放水门。

高Ⅲ值： mm信号报警，关闭除氧器进汽电动门和逆止门。 4.1.2 除氧器水位(低值) 低Ⅰ值： mm发信号报警。 低Ⅱ值： mm发信号报警。 4.2 除氧器启动投入

4.2.1 除氧器正式投入前热态冲洗及安全阀校验

1) 用除盐水泵向除氧器注水至正常水位的30%，注意上水前稍开除氧器排氧门； 2) 打开辅助蒸汽至除氧器蒸汽管道上的疏水阀门，稍开总阀进行暖管；

3) 暖管结束后，投入除氧器辅助蒸汽加热汽源，压力稳定在0.02MPa，将水箱内水加热到104℃左右，通过玻璃管水位计或化学取样观察水质；

4) 水质冲洗合格标准是含铁量≤50微克/升，悬浮物≤10微克/升； 5) 冲洗合格后，进行安全阀热态校验； 6) 安全阀在安装前进行水压预整定；

7) 保持水箱水位，利用辅助蒸汽供汽调节阀缓慢升温升压，当除氧器内部压力达整定值时，安全阀动作，记录启座压力及回座压力； 8) 每台安全阀必须检验两次以上，动作数值应一致。 4.2.2 除氧器启动

除氧器启动可采用两种方式投入。

1) 先送汽后上水运行方式,此时水箱处于空水状态,向除氧设备送入加热蒸汽,预热筒体15-20分钟,控制进汽压力,不超过0.01 MPa, 向除氧器注水至正常水位的30%,对水进行加热和除氧.水温达到104℃时,逐渐提高除氧器内部压力至0.49 MPa,水位升至正

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常水位,水温达到其相应压力下的饱和温度为158℃,如水温达不到要求,则可开启再沸腾管,通入蒸汽,提高水温,注意水箱水位。

2) 先上水后送汽运行方式,开进水门,向除氧器上水,待水箱水位见水时,开启再沸腾汽门将水箱加热,然后开启加热汽门,逐渐向除氧器送汽,将水箱水温加热到158℃,此时关闭再沸腾门,保持水箱正常水位。

3) 当化验水箱出口水含氧量小于30微克/升后,即可开启水箱下部出水门和给水再循环门,启动给水泵向锅炉供水后,进入正常状态,出口水的含氧量逐渐减到≤5-7微克/升,若水中含氧量仍大于要求值,可逐渐开启水箱下部放水门排水,直至水中含氧量达到锅炉给水标准要求。如果投第二台除氧器时，需先开汽平衡门。

4) 向锅炉供水的过程中，注意水量应缓慢的增加或减少，不允许有较大的水量突变。 5) 机组启动正常后，除氧设备开始定压运行；除氧器内部压力达到0.49 MPa，水位正常，投入水位及供汽压力自动，调节排氧门开度，注意监测含氧量达到技术标准。 6) 投入除氧器相关热工保护。 4.2.3 运行中注意事项

1) 开进水阀向除氧器注水时,水量应缓慢地增加或减少,不允许有较大的突变,更不允许有断水现象发生,运行压力应稳定,变化不应太快。

2) 保持水位在正常水位上运行,常对照就地水位计与控制室内远方表计显示是否相符。 3) 根据除氧器设备的运行压力,确定安全阀的动作压力,并做动作压力试验。 4) 各自动调节装置、电动装置、阀门、水位计、压力表、温度计均应齐全、灵敏和可靠,并应经常进行检查。

5) 按照电厂规程,定时检测,并记录除氧设备的运行压力、温度、水位、含氧量及出力。 6) 本设备严禁超过设计压力和设计温度运行。 4.3 除氧器的停运

4.3.1 接到通知，联系锅炉、化学。

4.3.2 当除氧器单独运行时，先关汽侧电动门、电动调整门，后关水位调节门。两台除氧器运行时，最后关汽平衡门。

4.3.3 通知给水泵值班员，关闭除氧器下水门，注意水位。

4.3.4 开大除氧器排汽门；短期停止做热备用，水箱不放水，保持压力和温度。

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5 注意事项

5.1 水位自动调节器应灵活、可靠，能保持正常水位。 5.2 排氧门开度适当，不应出现冒水现象。 5.3 水位高不能调整时，开启水箱事故放水门。

5.4 运行人员认真操作，慢开慢关，防止管道振动，损坏设备。

5.5 试验中发生危及人身或设备安全的情况时，试验人员可随时停止试验，若设备有缺陷影响试验时，应停止试验，消除缺陷后在重新进行试验。

5.6 试验人员应明确岗位职责及试验方法、步骤，就地运行操作人员应与运行指挥人员保持好通讯联系，紧密配合。

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汽轮机组电动给水泵调试方案

1 概述

本厂配备了三台给水泵，产品为沈阳启源工业泵制造有限公司制造而成。

2 设备主要技术规范

2.1 给水泵 电动机 型号：QDG270－1500 型号：Y5603-2 流量：270t/h 功率：1600 kW 扬程：1520 m 电压：10000 V 轴功率：1301 kW 电流：108.6A 转速：2980 r/min 2.2 稀油站性能参数

公称流量：63L/min；油箱容积：1m； 公称压力：0.4 MPa；供油温度40℃左右； 电加热功率：12 kW；电机功率：2.2 kW

3

转速：2985 r/min

3 调试前必须具备的条件

3.1 给水泵组及其系统安装完毕，记录齐全，并经检查验收合格。 3.2 脚手架等临时设施拆除，设备及周围环境清扫干净，地沟排水畅通。

3.3 泵组油系统油循环冲洗合格，轴承及过滤器已清洗干净，注入合格油，油位达到要求。

3.4 泵组所用测量仪表齐全，并校验合格，泵组保护信号报警值及整定值均整定试验完毕。

3.5 水泵机械密封水系统，冷却水系统冲洗合格。 3.6 低压给水管道、除氧器水箱已冲洗干净。

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4 调试项目及试运程序、技术方案

4.1 试运程序

4.1.1 除氧、给水系统、给水泵组安装结束。 4.1.2 给水系统有关阀门开关试验，记录开关时间。 4.1.3 给水泵油系统循环冲洗及冷却水管冲洗。 4.1.4 热控仪表安装、一次校验完成。

4.1.5 测量系统校核，控制定值设定，保护系统试验。 4.1.6 热控顺控系统有关电泵程控逻辑部分调试。 4.1.7 最小流量阀自动控制、保护试验。 4.1.8 除氧器上水。

4.1.9 泵入口滤网拆除，接临时管道，用入口门控制进行给水泵入口管道冲洗，冲洗结束后，恢复系统。

4.1.10 给水泵组再循环试转。

4.1.11 在锅炉给水操作台前断口，接临时管道进行高压给水管道冲洗。 4.1.12 锅炉减温水管道冲洗。 4.2 电动机单转 4.2.1 启动前条件检查 1) 电机绝缘检查合格； 2) 手盘电机转子应轻松灵活；

3) 电机空冷器、润滑冷油器冷却水管冲洗完毕，冷却水系统投入； 4) 确认油系统清扫合格，轴承清扫和恢复完毕，在操作员站启动工作油泵； 5) 当油温达35?45℃时，按说明书规定调整润滑油压为0.08～0.15 MPa； 6) 检查电机轴承温度及定子线圈温度指示正确；

7) 将给水泵电源开关置试验位置，做下列联锁保护试验： a.就地事故按钮停泵试验； b.润滑油压低联锁试验；

c.电机轴承温度及定子线圈温度高跳闸试验； d.各种温度及润滑油滤网差压高报警信号正常；

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e.上述联锁保护试验合格后，投入电机动力电源。 8）投入电机保护及油泵联锁。 4.2.2 电机试转

1) 在操作员站点动电机，检查电机转动方向是否正确。

2) 在操作员站启动电机，检查电机运行状态，主要检查启动电流、有无异常振动和噪声、有无磨擦打火或冒烟、控制室及就地信号和仪表指示。 3) 上述项目检查无异常，按要求记录电机各项运行参数。 4) 供油温度控制在40℃左右。

5) 给水泵电机试转应在4小时以上,各项运行参数稳定，达到设计要求。 6) 停止电机，记录电机惰走时间。 4.2.3 给水泵再循环试运 1）试运条件

a.给水泵再循环门在开启位置；

b.除氧水箱水位正常，低水位报警正常； c.给水泵有关监视仪表保护良好并能正常投用。 4.2.4 泵试运转

1）开启给水泵入口门，泵内注水，排出空气。泵入口管空气门开启，见水后关闭。投入密封水、冷却水。

2）确认油箱油位，启动辅助油泵，检查油压正常。

3）启动给水泵，检查再循环流量、出口水压力、入口滤网压差及轴承温度、轴承振动、盘根，根据风温情况投入空冷器。

4）试运完毕后，停止给水泵，记录泵组惰走时间。 4.3 给水泵组启动 4.3.1 启动条件

1）给水泵、电机对轮连接完毕，中心正确，保护罩已装好。 2）泵入口管水冲洗完毕，系统已恢复。

3）给水泵上各种表计经校验合格，变送器及指示仪表表管排污，并处于投入状态；泵顺控、联锁保护已全部完毕。

4）除氧水箱上水至正常水位，DCS上可监视除氧器水位。

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2.4.4 启动交流润滑油泵，润滑油母管油压在0.147 MPa。 2.4.5 运行冷油器放空气，见油后关闭放空气门。 2.4.6 检查油系统各阀门考克无漏油、渗油现象。 2.4.7 当油温达45℃时，投冷油器。

1) 缓慢开启运行冷油器冷却水入口门，冷却水放空气门见水后关闭。 2) 开启运行冷油器出水门，注意冷油器油压应大于水压。 3) 保持油温在38℃～42℃之间。 4) 按照启动方案投盘车。

2.5 当机组冲动时，启动高压油泵，泵出口压力1.57 MPa。

2.6 在机组冲动及升速过程中注意盘车装置的工作情况：盘车是否正常自动脱开。 2.7 汽轮机转速达3000 r/min，做好上下联系监视工作，汽轮机准备切泵。 2.7.1 确认主油泵入口油压正常，润滑油压正常。 2.7.1 停止高压油泵，油压正常。 2.8 注意事项

2.8.1 监视并调整油压、油温，发现异常情况及时汇报处理。 2.8.2 监视主油箱油位变化情况，一旦有变化查明原因。 2.8.3 检查冷油器冷却水压力低于油压。 2.8.4 检查润滑油母管压力在0.147 MPa。

2.8.5 检查主油泵入口压力在0.1～0.15 MPa以上，主油泵出口压力在1.57 MPa。 2.8.6 检查冷油器油温在35℃～45℃。 2.8.7 系统无漏泄，油质无水份、杂质。 2.9 冷油器的投切

2.9.1 运行中备用冷油器的投入 1) 确认运行冷油器和备用冷油器。

2) 开启备用冷油器油侧放空气，开启备用冷油器入口油门,空气放净后关闭放空气门,开启备用冷油器出口油门。

3) 稍开备用冷油器冷却水入口门，开启冷却水侧放空气门，空气门见水后关闭空气门。 4) 将冷油器即由原运行换至备用备用冷油器，注意润滑油压油温的变化。 5) 及时调整润滑油温在38℃～42℃之间，润滑油压在0.078 ～0.147MPa之间。 6) 备用冷油器运行20分钟运行稳定后，切换结束。

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2.9.2 运行冷油器的停止

1) 备用冷油器投入运行以后，系统油温油压正常。 2) 关闭停止冷油器入口水门。

3) 冷油器如需检修时，确认停止冷油器油侧已隔断，关闭停止冷油器出口水门。 2.9.3 注意事项

1) 正常情况下，冷油器两台运行，一台备用。

2) 冷油器正常工作时，一定保持备用冷油器出入口油门在开启状态。 3) 运行中冷油器的切换，派专人监护和操作方可进行。

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EH油系统调整试运方案

1 EH油系统简介

1.1 为提高控制系统的动态响应品质，EH油系统采用L-TSA46汽轮机透平油，EH油系统是由两套相同设备组成的独立供油系统，能够为电液控制部分提供所需要的压力油，驱动伺服执行机构，同时保持油质的完好。其中一套设备运行，另一套备用。 1.2 EH油系统主要由EH油箱、叶片泵﹙高压油泵﹚、单向阀、精密双筒虑油器、冷油器以及油压、油温报警、电加热器、蓄能器、过滤器等组成。

2 EH油系统试运调整步骤

2.1 EH油系统试运准备工作

2.1.1 油系统设备及管道安装完毕，检查系统正确无误，现场清扫干净。 2.1.2 油泵电源、热工仪表安装完毕，电缆接线完毕。 2.1.3 用绸布擦净油箱。

2.1.4 将输油泵出口滤网接好，出入口软管插入油桶中，启动输油泵冲洗输油管约20分钟，之后清洗滤网。

2.1.5 用输油泵向油箱注油至高油位。 2.2 高压油泵试运转 2.2.1 电机单独试转

1）解开对轮，手动盘转电机，确认电机轻轻转动，内部没有异音。 2）启动电机，确认旋转方向正确，运转正常，记录电机电流，轴承振动。 2.2.2 高压油泵试运转 1）按安装要求，联接对轮。

2）手动盘转油泵，确认油泵轻轻转动后，开启油泵入口门，启动油泵，泵运转正常，记录泵出口压力，电机电流，轴承振动。 2.3 油冲洗

2.3.1 油冲洗前的准备工作

1）EH油泵出口滤网换上冲洗用的临时滤网。 2）关闭精滤器入口截止阀。

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3）主汽阀、调节阀EH高压油入口滤网换成临时冲洗滤网。 4）卸下主汽阀、调节阀油动机的电液转换器，换临时冲洗块。 5）拆除主汽门EH供油管上的节流孔，电磁阀换成冲洗块。

6）将危急遮断控制块上的4只AST、OPC电磁阀拆除，用冲洗板代替电磁阀。 2.3.2 冲洗要求

1）油冲洗时油温度控制在43℃～54℃之间，EH油最高允许温度55～60℃，为保持此温度，要投冷油器，EH油温低于21℃，系统不应运行。 2）每隔2小时用绸布擦洗一次油箱中的磁棒。 3）油泵出口滤网压差大于0.1MPa，清扫滤网。 2.3.3 冲洗结束时油质符合检验标准。

1）冲洗结束前，油中指数连续3小时≯0.25 mgkOH/g 2) 所有磁棒应清洁无杂质。

3）机组启动前，应有油清洁度的化验合格证。 2.3.4 冲洗步骤

1) 关闭卸载阀，打开截止阀，减压阀全开。 2) 汽机挂闸。

3) 开启高压油泵入口门，启动该油泵。 4) 调整减压阀维持3.5MPa的压力

5) 调整卸载阀使其3.6MPa时开启，2.6MPa时关闭。

6) 调整主汽阀、调节阀的溢油阀维持油压3.5MPa。分组冲洗，每组油动机个数在现场定，但冲洗油压不得低于2.6MPa，连续冲洗2小时后切换另一组冲洗。

7) EH系统冲洗8小时后，打开精滤网入口截止阀，先冲洗滤油器4小时，冲洗合格后，再安装电液转换器。 2.3.5 油冲洗安全注意事项

1) 设专人巡回监视冲洗系统，现场禁止烟火。 2) 定时记录如下参数：油泵电流、冲洗油温、油压。 3) 定时取样化验。

3 EH油系统运行维护及调整

3.1 EH系统耐压试验：启动1号泵，调整溢流阀调压手柄，使泵出口压力逐渐上升至

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5MPa，工作5分钟，停泵。注意检查系统所有各部接口焊口等地方，不应有泄漏，如有泄漏应立即处理。

再启动2号泵进行上述检查。

3.2 调整溢流阀压力：将系统压力调整至3.3±0.2MPa。

3.3 调整系统压力：恢复系统正常工作状态，启动1号泵，调整泵上的调压螺钉，使系统压力为3.35±0.15MPa。运行5分钟，停泵；启动2号泵，调整泵上的调压螺钉，使系统压力为3.35±0.15MPa。 3.4 油温高低联锁试验

油箱温度小于20℃时，电加热器自动投入；温度高于40℃时，电加热器自动停止。 油温达到上限温度45℃时，冷却水电磁阀打开；油温达到下限温度35℃时，冷却水电磁阀关闭。EH油温45℃时报警。EH油温20℃时禁止启动油泵。 3.5 EH油压联锁试验

EH油压升高至3.5 MPa，报警；EH油压降低至2.5MPa，报警并启动备用油泵。 3.6 EH油箱油位联锁试验

EH油箱油位升高至100mm，高报警；EH油箱油位降低至-100mm，低报警。

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机组调节保安系统调试方案

1 概述

该机组汽轮机调节保安系统由数字式电液控制系统，由计算机控制系统和EH液压执行机构组成。系统控制精度、自动化水平高，同时热电负荷自调自整性也大为提高，它能实现升速（手动后或自动），配合电气并网，电负荷控制（阀位控制或功频控制），抽汽热负荷控制，背压控制及其它辅助控制，并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等。能使汽轮机适应各种工况并长期安全运行。

调节保安系统主要包括DEH控制装置、危急跳闸系统（ETS）和汽轮机安全监视仪表（TSI）等组成。

2 调试前必须具备的条件

2.1 油系统油质合格，具备投入条件；

2.2 油系统各表计经校验并安装完毕，各表门开启； 2.3 EH油系统静态调试完毕； 2.4 DEH机柜已通电，静态调试完毕； 2.5 DEH控制面板通电，具备操作条件；

2.6 TSI、ETS系统电气/热工回路校线完毕，机柜通电； 2.7 DAS系统已投入运行；

2.8 用于试验的各种仪器仪表已准备齐全； 2.9 试验现场清洁，照明充足，电源可靠。

3 调试项目及工艺程序、技术方案

3.1 调节保安系统静态调试 3.1.1 调节保安系统静态调试条件

1) 调节保安系统管路、设备已经安装完毕，热工电气相关施工调整完毕，仪表、标牌完整。

2) 油系统油质合格，润滑油系统经调试能够运行。

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3) EH油系统油质合格，EH油系统经调试能够运行。 4) 控制室内监控盘DEH等相关功能正常。

5) 具有现场与控制室的通讯设备（电话或对讲机）。 6) 现场与控制室内有相关专业运行维护人员配合。 7) 调节保安系统静态试验应在锅炉点火之前进行。 8) 高压油泵启动，机头挂闸，DEH系统运行。 3.1.2 自动关闭器及高、中压油动机相关调整试验

1) 控制室内操作主汽门开关，检查主汽门全开到全关过程中是否有卡涩、跳动现象， 2) 配合热工进行主汽门行程开关调整，当主汽门开关后控制室内指示正确。 3) 控制室内操作各调节阀，检查并记录各高、中压油动机全开到全关过程中是否有卡涩、跳动现象，并核对DEH输入为50%、100%时各门的实际开度值。 4) 在需要时配合热工进行LVDT线性调整等工作。

5) 就地或远控试验打闸功能，打闸后主汽门、调速汽门、中压油动机及各段抽汽逆止门应联动正常。

6) 操作主汽门活动试验按钮，使自动关闭器下降10mm。 3.1.3 手动打闸试验

开启自动主汽门以及调速汽门、中压油动机，就地打闸检查主汽门、调速汽门、中压油动机以及各段抽汽逆止门应迅速关闭。 3.1.4 阀门关闭时间测定试验 1) 试验要求

a. 试验时油温在35～45℃之间。

b. 控制室打闸功能正常使用，自动关闭器和油动机动作灵活。

2) 试验结果要求：机组主汽阀总关闭时间小于1秒，调节汽阀总关闭时间为2秒。 3.1.5 危急遮断装置（ETS）相关试验 1) 振动保护试验 a.机组润滑油系统运行。

b.联系热工准备做振动大跳机保护。 c.汽轮机挂闸。

d.联系热工分别短接各轴承振动。

e.瓦振动达0.04mm时，TSI发信号报警，光字牌发声光信号，光字牌来振动大报警信号。

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f.瓦振动达0.10mm时， TSI发信号报警,汽轮机跳闸。 g.试验后系统恢复。 2) 润滑油压低跳机试验

a.关小油压继电器来油门，缓慢开启油压继电器泄油门，当就地试验指示表油压降至 0.078 MPa时，发出讯号。油压降至0.054 MPa时，交流润滑油泵联动。

b.停止交流润滑油泵，联锁投入，继续开启润滑油压继电器泄油门，当就地试验指示表油压降至0.039 MPa时，直流油泵联动。

c.断开直流润滑油泵联锁开关，停止直流润滑油泵，继续开启润滑油压继电器泄油门，当就地试验指示表油压降至0.020 MPa时机组跳闸停机。

d.继续开启润滑油压继电器泄油门，当就地试验指示表油压降至0.015 MPa时，跳盘车。 f.轴向位移大，胀差大等外接保护试验与振动大试验条件，方法相同。 3.2 调节保安系统启机后试验 3.2.1 主汽门、调速汽门严密性试验 1) 自动主汽门严密性试验

a.试验条件：汽轮机空负荷运行。主汽门前蒸汽参数不低于额定参数的50%。 b.试验方法：

在DEH手操盘上，在超速试验画面点击“主汽门严密性试验投入”按钮，主汽门开关电磁阀得电，主汽门缓慢关闭，在主汽门关闭且主汽门开度小于5后，所有调门全开，汽机惰走，观察转速是否降到1000r/min以下。试验结束后，点击“主汽门严密性试验复位” 按钮，退出主汽门严密性试验。 2) 调速汽门严密性试验

在超速试验画面点击“调速汽门严密性试验投入”按钮，调速汽门全关汽机惰走，观察转速是否降到1000r/min以下。试验结束后，点击“调速汽门严密性试验复位” 按钮，退出调速汽门严密性试验。 3) 汽门严密性试验注意事项 a.试验时尽量保持主汽压力。

b.试验过程中机组过临界转速时注意振动情况。 c.转速下降过程中，注意润滑油压的变化。 d.如果汽门严密性不合格，禁止启动汽轮机。

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3.2.2 103%超速保护试验

在超速试验画面点击“103%超速” 按钮，则超速目标值自动升为3095r/min，当实际转速超过3095r/min时，103%超速保护动作，转速目标值自动置为2950r/min，直至实际转速降至目标值为止。 3.2.3 AST 110%超速试验

在ETS保护投切画面中，将汽机超速保护投入投切开关切到投入状态，将DES-NTK机柜内的超速保护投切开关切到左边使硬件超速保护组件的定值升为3302 r/min，点击OPC禁止按钮，在点击“110%超速” 按钮则转速目标值自动设为3305r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应不动作，当实际转速超过3300r/min时，送出110%超速保护动作信号到ETS停机，为防止ETS系统故障，在转速超过3302r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号也随后同时输出。 3.2.4 机械超速试验

单独进行危急遮断器飞环超速试验。 1) 作№1危急遮断器超速试验

将危急遮断试验油门由正常位置转到试验№1位置。将DES-NTK机柜上的超速保护投切开关切到右边使硬件超速保护组件的定值升为3362r/min，点击“机械超速” 按钮则转速设定值自动设为3365r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应不动作，当实际转速超过3300r/min时，110%超速保护应不动作，当实际转速超过3360 r/min时，№1危急遮断器动作，汽机脱扣，危急遮断指示器指示“遮断”，主汽门、调速汽门全部关闭，转速开始下降。做此试验时需有运行人员在现场观察转速情况和危急遮断装置的动作情况，为防止机械超速系统故障，在转速超过3362r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号，110%超速信号同时输出。当机组转速降至3000r/min时机头就地挂闸，机组恢复3000r/min。接着按同样方法进行№2试验。 2) 联合进行危急遮断器超速试验

将危急遮断试验油门转到正常位置。将DES-NTK机柜上的超速保护投切开关切到右边使硬件超速保护组件的定值升为3362r/min，点击“机械超速” 按钮则转速设定值自动设为3365r/min，当实际转速超过3090r/min时，103%超速保护应不动作，当实际转速超过3300r/min时，110%超速保护应不动作，当实际转速超过3360r/min时，危急遮断器动作，汽机脱扣，危急遮断指示器指示“遮断”，主汽门、调速汽门全部关闭，转速开始下降。做此试验时需有运行人员在现场观察转速情况和危急遮断装置的动作情

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况，为防止机械超速系统故障，在转速超过3362r/min时，硬件超速保护组件的OPC动作信号，110%超速信号同时输出。当机组转速降至3000r/min时机头就地挂闸，机组恢复3000r/min。

试验进行二次，二次动作转速不超过18r/min。

3) 复位：在超速画面中，点击“复位按钮后，可中止正在进行的超速试验，恢复试验前的状态。

4) 试验结束后，应将机柜上的超速保护投切开关切到中间位置使硬件超速保护恢复试验之前的正常位定值。

5) 超速试验注意事项：超速试验时，注意机组轴向位移、排汽温度、轴承温度、轴承振动、润滑油和油压的变化。 3.3 危急遮断器注油试验 3.3.1 作№1危急遮断器注油试验

将保安操纵箱上的危急遮断试验装置手轮由正常中间位置转到№1位置，然后操作№1喷油试验阀，将其手轮缓缓拉出，注意观察№1危急遮断指示器出现“遮断”字样时，说明№1危急遮断装置动作。这时由于№1危急遮断装置已从系统中撤出，故不影响机组的正常运行。放松手后，按№1喷油试验阀的推块，当№1危急遮断指示器重现“正常” 字样时，说明№1危急遮油门复位。试验结束后，将危急遮断试验装恢复到正常位置。№1危急遮断装置试验结束，接着按同样方法进行№2试验。

4 安全注意事项

调节保安系统试运时应高度重视断油烧瓦事故，以及严重超速事故，试验操作应严格按照方案（未尽事宜参照电厂规程）执行。

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汽轮机组整套启动方案

1 前 言

吉林省宇光能源长春高新热电分公司扩建项目为2×CB25MW抽汽背压式汽轮机，该机由南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产，其型号为CB25-8.83/0.981/0.294型，本汽轮机为高压、单缸、抽汽背压式汽轮机。该项目由山东能源建筑设计院负责设计，江苏华能建设工程集团有限公司负责安装，吉林省宏远东方电力工程管理有限公司负责监理，长春安信电力科技有限公司负责调试。

2 机组技术规范

2.1 设备型号

型号：CB25-8.83-0.981/0.294型 型式：高压、单缸、抽汽背压式 额定功率：25000 kW 额定转速：3000 r/min

旋转方向：自汽轮机向发电机看为顺时针方向 汽轮机轴承处最大振动：0.03mm 过临界转速时轴承处最大振动：0.10mm 汽轮机单个转子临界转速：2280r/min 额定工况汽轮机汽耗计算值：7.103 kG/kW.H 额定工况汽轮机热耗计算值：3887kJ/kW.H 2.2 额定工作参数

主汽门前压力：8.83 MPa，最高：9.32 MPa，最低：8.34 MPa 主汽门前温度：535℃，最高：540℃，最低：525℃ 额定进汽量： 179 t/h

额定抽汽压力/温度：0.98MPa/266.81℃ 抽汽压力变化范围：0.785～1.275 MPa 额定抽汽量：80 t/h

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最大抽汽量：100t/h 抽汽压力：0.981 MPa

额定排汽压力/温度：0.294MPa/178.2℃ 排汽压力变化范围：0.147～0.392MPa 额定排汽量：45.49 t/h 回热抽汽级数：2级 高压加加热器数：2J

3 机组启动前现场及设备应具备的条件

3.1 现场应具备的条件

3.1.1 现场经彻底清扫，脚手架已拆除，场地平整，道路畅通，平台、楼梯、栏杆及其护板、沟盖板均安装齐备。

3.1.2 厂房内照明齐全，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。 3.1.3 通讯电话、联系信号等通讯设备经试验可以使用。 3.1.4 消防水系统经试验可以使用，应备足消防设备和器材。 3.1.5 生产准备

1) 现场应挂符合实际的各系统图。 2) 各种操作阀门应挂标志牌。

3) 运行规程经审核后，组织运行人员学习并能熟练掌握。 4) 配备3—4人进行记录。 5) 准备桌子、椅子和晃度表。

6) 从酸洗开始，运行人员要做操作演习。 7) 零米以下的积水经常排除，以免淹设备。 3.2 设备系统应具备的条件

3.2.1 工业水系统调整完毕，具备投运条件。 3.2.2 压缩空气系统调整完毕，具备投运条件。 3.2.3 给水系统冲洗调整完毕，具备投运条件。 3.2.4 辅助蒸汽系统调整完毕，具备投运条件。 3.2.5 润滑油系统调整完毕，具备投运条件。

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3.2.6 检查滑销系统，确保汽轮机本体能自由膨胀。

3.2.7 DEH、ETS、TSI等热工回路调试完毕，并已进行了联合调试。 3.2.8 轴封系统冷态调整完毕。

3.2.9 各受压容器均经水压试验合格，安全门动作性能良好。 3.2.10 主机联锁保护试验完毕。 3.2.11 润滑油油质化验合格。 3.2.12 通讯联络系统投入使用。 3.2.13 汽机原始偏心度不超过规定值。

4 系统及设备试运和冲洗

4.1 主蒸汽系统管道和锅炉同时进行蒸汽吹扫。

4.2 除氧器系统管道，高低压给水系统管道，工业水系统管冲洗干净，给水泵通过除氧器再循环管进行试运，正常后清扫给水泵入口滤网作备用。

4.3 油系统：油系统经油循环后，油箱及轴承箱内部要彻底清扫，油质合格并无硬质颗粒等。

4.4 盘车经试运可正常投用，记录盘车电流和大轴晃度。 4.5 所有油泵都必须经过8小时试运合格后，作联动试验。

5 机组启动前和试验中应作的试验

5.1 安全门在安装之前先进行水压试验，然后安装。承压容器和管道按其规定进行水压试验。

5.2 所有的转动设备经8小时分部试运正常后，作联动试验。 5.3 作汽轮机调节系统静止试验。 5.4 主机保护试验。 5.4.1 103%超速保护。 5.4.2 110%超速保护。 5.4.3 轴向位移保护。 5.4.4 润滑油低油压保护 5.4.5 机组振动保护。

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5.4.6 抽汽保护。

5.5 附属设备联锁及热工保护信号报警试验。 5.6 主汽门和调速汽门关闭时间测试。 5.7 主汽门和调速汽门严密性试验。 5.8 超速保护试验。 5.9 注油试验。

6 机组启动及带负荷时的控制指标

6.1 升速和加负荷过程中应控制下列数据 6.1.1 自动主汽门壁温升不大于4～6℃/min。 6.1.2 主蒸汽温升速度不大于1.5℃/min。 6.1.3 缸壁金属温升不大于2℃/min。 6.1.4 法兰温度应高于螺栓温度不大于35℃。

6.1.5 法兰内、外壁温差不大于100℃，且不能出现法兰外壁温度高于内壁温度。 6.1.6 汽缸与转子的相对膨胀在－1.5mm～＋3mm之间。 6.1.7 调节级区域上下缸温差小于50℃。 6.1.8 油压和油温及油位 1) 油压：

a.调节油压：正常1.57 MPa。

b.Ⅰ射油器出口油压：0.10～0.15MPa；Ⅱ射油器出口油压：0.22MPa。 c.润滑油压：正常油压为0.078～0.146 MPa。 润滑油压低于0.78 MPa时，发出讯号。 油压低于0.054 MPa时，交流润滑油泵自启动。 油压低于0.039 MPa时，直流油泵自启动。 油压低于0.02 MPa时，机组跳闸停机。 油压低于0.01 MPa时，跳盘车。 2) 油温

a.润滑油温：冷油器出口油温为40±2℃。

b.回油温度：正常时为50～55℃；最高不超过65℃；轴承回油温度急剧升高超过75℃，应立即打闸停机。

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c.各轴承巴氏合金温度达95℃报警，105℃时打闸停机。

d.油箱油位为±250mm，正常油位为油位指示器上的零位，低于－150mm时应补油。 6.1.9 大轴晃动度；不大于原始值0.02mm。 6.1.10 振动

1) 汽轮机升速过程中（通过临界转速时除外）机组振动不得超过0.03mm。

2) 汽轮机冲动到定速，过临界转速(汽轮机转子临界转速为2280r/min)时各瓦垂直振动不超过0.1mm。

3) 汽轮机定速后，各轴承盖振不超过0.05mm。 6.1.11 推力盘紧靠工作瓦时定为轴向位移的零位。

转子轴向位移＋1.0、－0.6mm时（朝机头方向）报警；＋1.3、－0.7mm时停机。 6.1.12 胀差：+3.5、-2.5mm报警；+4、-3mm停机。

7 机组的启动

7.1 机组冷态启动

机组启动划分：滑参数启动、中参数启动、额定参数启动。 7.1.1 启动前的准备工作

1) 值班人员接到启动命令后，应按电厂运行规程和调试方案要求对设备系统阀门进行详细检查，使其处于启动状态。如有影响启动的问题，应及时向试运指挥汇报，尽快处理解决。

2) 联系电气测电机绝缘，并送上有关设备电源。热工投入仪表、信号、保护电源，通知化学送除盐水。 3) 向转动设备送冷却水。

4) 做辅机联动试验及电动门操作试验。 5) 启动机组油系统。

6) 启动排油烟风机，调整风门使轴承箱内形成98～196Pa负压。

7) 启动交流润滑油泵，向油系统充油，驱净冷油器、油管路、各调节部套内的空气。 8) 启动高压油泵，逐渐开启出口门，待油压正常后，停交流润滑油泵，并检查各轴承回油正常，油系统无漏油。

9) 启动盘车装置，投入盘车，并注意倾听主机内部及各轴承、轴封内部声音，测量转

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