1、松 藻 安 稳 发 电 厂 2150MW 循 环 流 化 床 工 程汽轮机整套启动调试措施四川电力工业调整试验所2005 年 8 月技 术 文 件 会 签 、 审 批 记 录文 件 名 称松 藻 安 稳 发 电 厂 2150MW 循 环 流 化 床 工 程汽 机 整 套 启 动 调 试 技 术 措 施文 件 编 号 SZAW-FJ01试 运 总 指 挥 批准签 字 ： 日 期 ： 年 月 日建 设 单 位签 字 ： 日 期 ： 年 月 日监 理 单 位签 字 ： 日 期 ： 年 月 日安 装 单 位签 字 ： 日 期 ： 年 月 日会签单位运 行 单 位签 字 ： 日 期 ： 年 月 日总 工
2、 程 师签 字 ： 日 期 ： 年 月 日工 程 部 主任 （专 职 工程 师 ） 签 字 ： 日 期 ： 年 月 日调 试 项 目经 理签 字 ： 日 期 ： 年 月 日调 试 项 目专 业 组 负 责 人 签 字 ： 日 期 ： 年 月 日调试单位技 术 文 件编 写 人签 字 ： 日 期 ： 年 月 日目 录1.工程及设备概况 12.编制依据 13.汽轮发电机组技术规范 24.整套启动应具备的条件及准备工作 35.整套启动方案及系统运行方式 66.机组启、停及运行 87.紧急事故处理 148.试运行安全注意事项 151. 工程及设备概况松藻安稳发电厂 2150MW 循环流化床工程 汽 机
3、 选 用 上 海 汽 轮 机 有限 公 司 制 造 的 N150-13.24/535/535 型 超 高 压 、中 间 再 热 、双 缸 、双 排汽 、单 轴 凝 汽 式 汽 轮 机 ，配 套 山 东 济 南 发 电 设 备 厂 的 WX21Z-085LLT型 空 冷 150MW 发 电 机 和 东 方 锅 炉 厂 制 造 的 DG490/13.8- 2 型 循 环流 化 床 锅 炉 。机 组 采 用 FOXBORO 公司的 DCS 分散控制系统。为了使机组安全、可靠、顺利地进行启动试运，并使参加试运的人员对该机试运期间的整套启动方案、主机启动运行方式以及启、停安全注意事项等方面有一个全面了解
4、，针对新机启、停特点并结合同类型机组运行经验，特编写本措施作为汽轮机组试运过程中的指导原则。试运行期间，机组启动目的与投产后的常规运行有所不同。试运过程，在确保机组安全运行的前提下，要完成一系列调整、试验工作，因而， 措施中所选取的启动参数、启 动方式以及系统运行方式与操作步骤可能与电厂运行规程的要求有所区别。另外，本措施未对运行的具体操作步骤及方法进行详尽的叙述，因此，凡 措施未提及的部分则应按电厂运行规程松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 1 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮
5、编：610016；电话（传真）：（028）86675156 和事故处理规程执行。 措施与运行规程冲突之处，在试运期间按批准的措施执行。2. 编制依据措施根据下列规程、规范及技术资料编写而成：火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收技术规程(1996 年版);火电工程启动调试工作规定(1996 年 5 月); 电力建设施工及验收技术规范(汽机篇-95 年); 上 海 汽 轮 机 有 限 公 司 N150-13.24/535/535 型 汽轮机产品使用说明书;上 海 汽 轮 机 有 限 公 司 N150-13.24/535/535 型 汽轮机运行维护说明书;上 海 汽 轮 机 有 限 公 司 N150
6、-13.24/535/535 型 汽轮机调节系统说明书;DEH 操作说明书3. 汽轮发电机组技术规范3.1. 汽轮机主要技术规范：型号: N 150-13.24/535/535 型主汽门前蒸汽压力：（MPa）额定：13.24主汽门前蒸汽温度：()额定：535主再热蒸汽门前蒸汽温度：()额定：535汽轮机功率：（MW）额定： 150额定进汽流量：443.5t/h松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 2 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）8667
7、5156 额定工况给水温度：240.8回热级数： 二高、三低、一除氧排汽压力：4.9kPa（a）额定转速： 3000r/min旋转方向：从机头看为顺时针方向轴系临界转速：(设计值)汽轮机转子：第一阶 1401r/min 第二阶 3937r/min发电机转子：第一阶 1328r/min 第二阶 3494r/min（参考值，以制造厂提供的数据为准）3.2. 发电机主要技术规范：型号：W X21Z-085LLT 型 空 冷 150MW 发 电 机额定功率：150MW 额定转速：3000r/min冷却方式：空冷4. 整套启动应具备的条件及准备工作4.1. 试运现场应具备的条件4.1.1 试运范围内各运
8、转层安装、施工工作结束，土建已完成试运工作范围内各层地面工作。场地平整、道路畅通。施工用的脚手架已全部拆除，试运现场已清理干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，各运行平台的楼梯、通道、栏杆及其底部护板完好。4.1.2 厂区内道路畅通、整洁，厂区内、外排水系统正常。低位水坑、凝结水泵及循环水泵坑积水能排至厂外。试运现场生活用水及卫生设施能正常使用。4.1.3 现场具备足够数量的消防器材，消防水系统有足够的水源，水压满足要求并处于备用状态，消防报警系统、移动消防系统可投入使用，事故排油松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 3 页 共 17
9、页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 系统处于备用状态。4.1.4 现场照明已达到设计要求，保安电源可靠，事故照明系统能可靠投入。4.1.5 电话、对讲机等通讯设备齐全，并能正常使用。4.1.6 试运设备及系统均按有关技术要求安装完毕，质量符合要求，安装记录齐全，并完成必要的设计修改项目。4.1.7 设备及管道保温工作结束。管道支吊架经过调整，管道表面应标明色环、介质流向及名称。4.1.8 各加热器、水箱、油箱上的液位计应有标尺刻度及最高、最低和正常位置的标志。4.1.9 系统中
10、的有关阀门经检查 ，开关灵活，方向正确并关闭严密，其行程指示与实际相符，系统所有设备、仪表、 阀门已编号、命名挂牌，各管道、 阀门应标明通向。所有电动门及调节门已全部调试完毕，处于准备投运状态。4.2. 试运设备应具备的条件下列辅机及附属系统经分部试运、调试合格能正常投入：4.2.1 工业水系统。4.2.2 循环水系统。4.2.3 循环水至空冷器、冷油器等冷却系统。4.2.4 凝结水泵及凝结水及其补水系统。4.2.5 除氧器给水箱系统。4.2.6 给水泵及高、低压给水系统。4.2.7 高、低压加热器及其疏水系统。4.2.8 凝汽器真空系统已灌水检查结束，真空泵试运正常试抽真空合格。4.2.9
11、汽机轴封风机及轴封系统。4.2.10 压缩空气系统。4.2.11 管道及汽机本体疏水系统。4.2.12 抽汽系统。4.2.13 辅助蒸汽系统。松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 4 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 4.2.14 汽机控制油及汽机 润滑油系统。系 统工作结束，油路系统设备完好，油箱油位正常。油质经化验合格，确认润滑油的清洁度符合规范和制造厂要求;交流油泵、直流油泵运行正常。4.2.15 顶轴、盘车装置试运合
12、格。4.2.16 中央空调系统。4.3. 以下管道及设备已完成了水冲洗及蒸汽吹扫4.3.1 除氧器、凝汽器、凝结水系统、高、低 压给水系统；4.3.2 各冷却器冷却水系统、真空泵冷却水补水系统；4.3.3 给水泵密封水、冷却水、汽缸喷水、抽汽逆止门控制气源系统及有关的减温水系统； 4.3.4 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统4.3.5 汽机前、后轴封供汽管道；4.4. 其余有关系统的检查、调整与试验3.4.1 汽机所有安全门经整定试验合格，包括辅汽联箱安全门、汽封系统安全门、除氧器及高加安全门等。3.4.2 汽机侧所有电动门、调节门调校合格，开关检查灵活可靠。3.4.3 各辅机联锁、保护试验正确无误
13、。3.4.4 DCS 系统调试完 毕。画面符合 实际，设备操作状态正确。3.4.5 汽机“DEH ”、“TSI”、“ETS”功能检查符合要求。3.4.6 所有热工仪表（如转速表、温度计、 热电偶、热电阻、压力表等）经校验合格，安装位置正确。3.4.7 汽机调节、保安系统静止状态调整试验结束，质量符合要求。3.4.8 检查汽机滑销系统，确认不存在影响汽缸和管道自由膨胀。3.5. 启动前的准备工作3.5.1 生产准备工作已完成：包括各岗位运行人员的配备、培训并考试合格。编制好本岗位的运行规程及事故处理规程、备有运行日志、报表及运行操松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技
14、术措施 第 5 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 作工具和测量仪表。现场张贴符合实际的系统图。3.5.2 施工单位已整理好安装的有关技术资料，配备好检修及值班人员，准备好检修用工具和材料。3.5.3 现场配备专职消防及保卫人员，并已公布组织指挥系统及各单位值班人员名单。3.5.4 绘制机组升速、升温、带负荷曲线， 张挂于试运现场。3.5.5 机组首次启动，要进行安全、技术交底，明确参与操作人员的分工。5. 整套启动方案及系统运行方式5.1. 整套启动方案启动试运工
15、作分首次启动、带负荷及 168 小时试运三个阶段进行。5.1.1 首次启动，空负荷试运及试并网发电阶段本阶段要完成汽机冲转、定速、空负荷试运及首次并网；主要目的为检查汽机及有关系统启动运行情况，重点观察轴瓦温度、轴瓦振动、轴向位移、差胀及调节系统工作性能。在上述情况正常的基础上完成各项试验工作：-机 组转 速 500r/min 时,手动打闸，进行摩擦检查；-机 组转 速 25002880r/min 时，进行危急遮断器注油试验-机 组 定速后，作远方停机试验-主油泵与高低 压交流油泵切换-AST 在线试验-交 电 气完成 发电机空载特性试验-首次并网带负荷 1530MW 运行 34 小时。 （该
16、项试验时间安排根据现场具体情况确定）-解列后， 锅炉逐渐提升主汽参数，作主汽门与调节汽门严密性试验-进 行机 组 OPC 试验-电 超速（ 3300r/min）试验-机械超速 (32703300 r/min) 试验 -测试机组 惰走曲线松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 6 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 5.1.2 带负荷试运阶段机组空负荷试验结束后若无重大缺陷可重新带负荷，进行带负荷调试，如汽水品质调试，全面投入系统
17、及设备，投入热工自动调节装置，高加投运，完成机组真空严密性试验。5.1.3 168 小时试运及移交试生产阶段机组 168 小时试运行后移交试生产。5.2. 主要系统的运行方式5.2.1 辅助蒸汽系统机组启动前及低负荷期间，辅助蒸汽联箱汽源由启动锅炉提供，压力维持在 0.50.9MPa ，温度 280350。机组负荷小于 25%时，可改由冷再供汽，机组负荷大于 80MW 时，可切换至三段抽汽供给。辅汽联箱汽源改由本机供给后，应将启动锅炉供汽切除并置于热备用状态。5.2.2 除氧给水系统启动初期除氧器采取定压运行方式，由辅助蒸汽联箱供汽。机组负荷大于 50%且三段抽汽 压力大于除氧器 压力后可改由
18、本机三段抽汽供 给，随机组负荷滑压运行。锅炉点火前利用启动汽源对除氧器补充水及给水箱加热，当给水箱温度水温达 5080时，方可向锅炉上水。锅炉点火后，除氧器压力维持 0.2MPa（表压）左右，汽机带负荷后再逐渐滑压运行。三段抽汽供汽压力不能提供除氧器加热时，可根据具体情况切换至二段抽汽或辅助汽源供汽。本工程配两台全容量调速给水泵，一台运行一台备用。4.2.3 汽封系统本工程设计轴封有两路，由高压汽源和辅助汽源组成，机组启动初期由辅助汽源供汽，机组负荷大于 60%后，由本机高 压轴封漏汽供给，即自密封。维持 轴封压力 0.021MPa-0.027MPa，当母管 压力高于设定值后溢流松藻安稳发电厂
19、 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 7 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 阀开启，排汽至凝汽器。机组冷态启动时，在盘车的情况下,应先抽真空后向轴封供汽；热态启动则应先向轴封供汽后抽真空。低压汽封温度维持在120170。当高 压缸上缸内壁温度在 350以上启动时，如高压缸负胀差过大时，高压前汽封内挡可送主蒸汽调节，送入的高温蒸汽不能带水，且需要有 3050的过热度。4.2.4 回热系统试运期间，机组三台低压加热器及轴封冷却器随机投入。启动
20、初期低负荷阶段低加疏水回凝汽器。机组带 50MW 负荷左右 时，疏水泵投入运行。两台高加水侧可在锅炉上水时投入，汽侧争取在机组低负荷阶段尽早冲洗投入。高加汽侧压力达到 0.8MPa 左右时疏水导入除氧器。4.2.5 凝结水系统两台凝结水泵，一台运行一台备用，运行初期凝结水水质未合格前凝结水排地沟。试运中通过调节凝结水再循环门，保持凝汽器水位。水质合格后凝结水回收至除氧器。4.2.6 旁路系统高、低旁系统的作用为提高汽温和冷却锅炉再热器，以及暖管疏水用；汽机挂闸时，将高、低旁切除。为了提高再热器温度，锅炉点火启动初期，一级减温水暂可不投，当高旁后的温度大于 300左右时，减温水适当开启；低旁投入
21、后，二、三级减温水必须投入运行。6. 机组启、停及运行6.1. 试运期间机组启动方式选择试运期间机组主要采取滑参数压力法启动方式。即：主蒸汽达到一定的压力和过热度后，机组冲转，机组并网进入下滑点后逐渐全开调节汽门，负荷松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 8 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 由锅炉逐渐提升参数控制。负荷 80%后再由 调节汽门控制。6.2. 机组启动状态的划分及冲转参数的选择冷态启动：高压内缸内上壁调节级处
22、内壁金属温度150时的启动状态；参数选择：主汽压力：1.82.5MPa 温度：260300热态启动：高压内缸内上壁调节级处金属温度150时的启动状态；参数选择：汽温大于汽缸最高温度 50100，压力应保证100以上过热 度。6.3. 冷态滑参数启动6.3.1 汽机冲转前的检查与准备工作按运行规程要求，检查调速系统、油系统、蒸汽及疏水系统；轴封冷却器系统；油箱油位等处于正常良好状态。系统设备阀门、仪表及电源处于准备启动状态。检查所有音响和灯光信号确认其能正常工作。确保 DCS 系统 DEH系统工作良好。做好启动前，冷态时汽缸膨胀、差胀、 轴向位移、上下缸温度等原始记录。启动交流润滑油泵向润滑油系
23、统充油 30 分钟以上，检查并调整润滑油压， 维持在 0.080.15MPa ，确 认轴承回油正常。投入排烟 风机。凝汽器通冷却水。启动顶轴油泵，确认转子已顶起，测量并记录顶轴油压及各轴承处大轴顶起高度。 （一般顶起高度约 2080m 左右）。盘车投入运行。盘车装置挂闸，手动盘车，转子应盘动灵活。启动盘车，记录盘车电流。盘车投入后应仔细倾听有无摩擦声，并测量大轴晃度，做好记录。启动高压油泵，检查油路严密性；冷凝器水井注入合格的除盐水，水位维持在热水井的 1/22/3，开启松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 9 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业
24、调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 凝结水泵再循环门，启动凝结水泵。启动真空泵抽真空。一切准备工作就绪后通知锅炉点火。打开主蒸汽管道的疏水门，主汽压力 0.5Mpa 时开启高低压旁路进行暖管。汽机冲转前 30min 二段暖管至自动 主汽门前。暖管过程中控制升压速度在 0.10.15MPa/min，升温速度不超过 5min，注意汽缸温度变化。- 汽封送汽， 维持压力为 0.0210.027MPa。（表压）启动轴封风机。6.3.2. 冲转条件-主蒸汽参数：主汽压力：1.82.5MPa主汽温度：260300 -润
25、滑油油 压：0.080.15MPa 。-润 滑油温度：35 以上。-调 速油 压 2.1MPa-真空 不大于-70KPa。-大轴 晃度值不大于原始值 0.02mm.-汽缸金属温差及胀差等参数正常。6.3.3. 冷态滑参数启动主要操作6.3.3.1 检查确认主、辅机设备及系统无异常，运行参数满足冲转条件。6.3.3.2 挂闸前 DEH 应处的状态：-“跳闸 ”指示灯亮且为红色；-“自动 ”指示灯闪亮；-“单阀 ” 指示灯亮；-阀 位限制设定在 120%，DEH 中无异常显示6.3.3.3 确认机械跳闸阀 MTV、电气跳闸阀 ETV 复位后，点击“挂闸” ，使汽轮机挂闸，原“ 跳闸”消失， “挂闸
26、”灯亮，点击“运行”，开启主汽门“ MSV”，再热主汽门“RSV” 。高压调节门“CV”, 中压调节门“ IV”应关闭，检查高排逆止门应开启。投入差胀、轴向位移、低油 压、 轴承回油温度高、电超速等保松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 10 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 护。6.3.3.4 点击“自动” ，选择操作员自动方式。6.3.3.5 点击“升速率” ，设定升速率 100r/min, 点击“ 目标转速”，设定目标
27、转速 500r/min, 点击“运行”，汽机开始冲转。6.3.3.6 转子转动后，注意盘车脱开情况，停止盘车电机。当转速至500r min 时，打 闸，对机组进行摩擦检查，倾听机内有无异声。6.3.3.7 摩擦检查结束后，重新挂闸，设定目标转速 1000 rmin，以100r min 的升速率升速至 1000rmin, 进行中速暖机。暖机时间 20min。升速至 800r/min 以上时停止顶轴油泵运行。6.3.3.8 中速暖机结束后，设定目标转速 2200rmin，以 100rmin 的升速率升速至 2200rmin，进行高速暖机。 （机组通过临界转速时，DEH 按预先设定自动改变升速率）6
28、.3.3.9 因机组为首次启动，故适当延长暖机时间，暖机时间暂定为 60min。高速暖机过程应对主机、辅机及运行系统进行全面检查。6.3.3.10 高速暖机结束，确认一切参数正常后，设定目标转速 3000rmin以每分钟 100rmin 升速率升速至 3000rmin。 （升速至 2500rmin 左右，注意主油泵工作后，油压的变化，机组在 25002880r/min 时进行）6.3.3.11 机组达 3000rmin 运行稳定后， 进行远方打闸停机，确认自动主汽门、调速汽门抽汽逆止门关闭正常。重新挂闸升速至 3000rmin，进行油泵切换，停高、低压交流油泵，注意 润滑油压及保安油压的变化情
29、况，高、低压交流油泵停止后投入联锁备用。6.3.3.12 机组稳定 3000rmin 运行， 进行汽机调节、保护系统试验及电气空载试验，并进行全面检查、作好记录；电气进行假同期试验时，要防止DEH 得到假并网信号使机组超速。6.3.3.13 首次并网带负荷-电气试验结束后，机组采用手动或自动同期并网操作。当机 组并网后，检查发电 机和励磁机运行情况，控制好水温和风温。-机组首次并网带负荷 1530MW 进行 24 小时暖机，然后解列作超速试验。松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 11 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：
30、四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 6.3.3.14 带负荷期间的主要操作-冷凝水合格后， 缓慢将冷凝水倒向除氧器，并维持凝汽器正常水位及凝结水泵压力。-负 荷 30MW 时，将 阀 杆漏汽导至除氧器。-负 荷 50MW 时，关 闭 凝结水再循环门，投入疏水 调节阀。启 动疏水泵。高加汽侧适当开启，疏水排地沟，对设备及热工测量系统进行冲洗。-负 荷 80MW，高 压加 热器汽侧全部投入，疏水逐 级回流至除氧器。-高 压胀 差达 5mm 时，停止锅炉升温升压，延长暖机时间。6.3.3.15 带负荷期间的主要控制参数：-排汽温度空转不超
31、过 80-转 子与汽缸相对膨胀不超过：+7.0mm -4.0mm-轴 封供汽压力 0.0210.027MPa-润 滑油 压 ：0.0800.150MPa; -冷油器出口温度：3545；-轴 承回油温度：75 ；-推力瓦金属温度：100 ；-轴 向位移：-1.0mm 或1.0mm-轴 瓦振 动 小于 51m，大轴振动小于 250m。-真空-72.4kPa6.3.4. 热态滑参数启动6.3.4.1 热态启动应按制造厂产品说明书要求及热态启动特点遵守以下各点：-进 入汽 轮 机的主蒸汽温度应比汽缸最高温度高 50100左右。必须保证主汽有 50以上过热度。-冲 转 前必 须保证连续盘车 4 小时。-
32、检查大轴 弯曲比原始值不大于 0.05mm。-升速率设 定范围：150250r/min 2松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 12 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 -冲 转 后特 别注意汽缸壁温的变化率以及汽缸壁上、下温差、相对膨胀、排汽口蒸汽温度与汽缸温度差等在制造厂规定的范围内。上、下汽缸温差小于 50。-先向轴封送汽后抽真空。-升速过程有关操作及注意事项同冷态启动。6.3.5. 启动过程注意事项-升速和加负荷过程中
33、应注意推力瓦温度、回油温度、轴向位移、绝对膨胀、差胀、汽缸和法兰温度、上下缸温差、机组振动等。-冲 转 后注意 倾听各转动部分有无异声，轴封应无摩擦现象，如有异常应立即停止启动。-主机通过临 界转速时应平稳，升速率适当加快。-热态启动时 必须注意高温部分的过冷却和负胀差。-轴 承 进油温度不 应低于 35。当 进油温度达 45以上时，投入冷油器。-随时 注意调整各冷油器、冷风器、水冷器水量，保持好润滑油温、油压和风温等，及时调整轴封压力。-注意 对本体及管道疏水进行调整，检查疏水是否畅通，防止发生水击现象。-密切 监视机组轴承振动情况，升速过程中通过临界转速时振动不得超过 0.25mm，一旦振
34、动超过 0.25mm 则应立即打 闸停机，在原因未找到之前严禁再次启动。-热态启动时 ，根据汽缸金属温度，迅速提升转速及并网带负荷至冷态滑参数启动曲线上相应的工况点。-主、再 热蒸汽汽门前蒸汽参数发生急剧变化时，应密切注意汽机胀差及轴承振动。6.4. 停机6.4.1 试运过程中机组采用定参数或滑参数两种停机方式6.4.2 停机前通知电网、锅炉、电气做好停机准备。松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 13 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86
35、675156 6.4.3 停机的主要操作-负 荷降至 80MW 以下时，停用高 压加热器，三段抽汽供除氧器汽源切换为辅助汽源。-负 荷降到 50MW，停用加热器疏水泵，开启凝 结水再循环门。-负 荷降到 30MW，关闭阀杆漏汽。-负 荷至零时尽快解列。-启 动 高压 油泵、交流润滑油泵。-打 闸 停机，检查主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应关闭。记录惰走时间。-机 组转 速 2000r/min 时破坏真空，转子到零，真空到零。停止轴封抽汽器及轴封供汽。-转 速降至 100rmin 左右，启动顶轴油泵。-转 速到零，启 动盘车。6.4.4 滑参数停机注意事项-逐 渐 减降 负荷至 120MW 以下，
36、随着降温降压慢慢全开调节汽门，开始滑停。-主再热蒸汽 压力、温度下降速度不超过下列数值：主再热蒸汽压力：0.1MPa/min 主汽温度： 2.0/min-汽缸金属温度下降速度不超过 2.0/min。-胀 差不超过规定值。-滑停中蒸汽过热度不得低于 50。6.4.5 停机后的注意事项-调 整管道疏水， 严密监视油泵及盘车等装置运行情况，高压缸所有金属温度 150以下时可停止连续盘车。-停机后注意上下缸温差，凝汽器水位，排汽温度，以防阀门不严向机内返汽返水。-排汽缸下降到 50以下可停用凝 结水泵及循环水。-其余操作按电厂运行规程进行。松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调
37、试技术措施 第 14 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 7. 紧急事故处理7.1. 发生下列情况之一时，应立即手打危急保安器停机-当机组转 速升到额定值的 110112，而危急保安器不动作时；-机 组轴 振大于 0.25mm，或听到机内有明显的金属撞击声时；-轴 向位移超过 1.0mm 推力瓦温度急剧上升；-当 轴 承回油温度超 过 75,自动停机未动作时；-润 滑油 压 力低于 0.04MPa，自动停机未动作时；-主油箱油位下降至低限时；-调节系统发 生较大的摆
38、动而无法消除时；-主、再 热蒸汽温度 15 分钟内急剧下降 83以上；-发 生水冲击或其它异常事故（如油系统失火，电气系统严重事故主蒸汽管道、主给水管道严重泄漏等）；-主、再 热蒸汽温度在 542548之间摆动，连续运行超过 15 分钟或超过 5628. 试运行安全注意事项机组试运期间，除严格执行措施及电厂运行有关规定外，还应注意以下事项：8.1. 凡属运行系统及设备 ，除当班运行人 员外，其他人员不得擅自操作。现场除试运有关人员外其他人员应远离运行操作区，任何情况不得影响运行人员的操作与监视。8.2. 设备及系统的检修要执行工作票制度，待工作人员采取断电、系统隔离及放水、放气泄压等安全措施后
39、，方可进行相关的操作。8.3. 试运行中，运行人员应精心操作、调整。其他人员应按各自职责进行巡视、检查，以便能及 时发现运行异常情况，迅速研究处理。8.4. 严格防止大轴弯曲事故，除严格执行启动过程中注意事项及控制指标外，应正确使用好各加热装置、调节好各部疏水。特别要防止锅炉汽包、除松藻安稳发电厂 2X150MW 循环流化床工程 汽机整套启动调试技术措施 第 15 页 共 17页四 川 省 电 力 工 业 调 整 试 验 所 地址：四川省成都市人民南路一段 81 号；邮编：610016；电话（传真）：（028）86675156 氧器满水事故发生。8.5. 整个启动试运过程 应严格管理， 统一指挥，明确分工，各负其责杜绝一切人身、设备事故。
