汽机整组启动方案资料.docx
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汽机整组启动方案资料
调试措施
调试项目名称
编号SPCTI/CS04162301
第1页共34页
国华宁海发电厂#2机组
汽轮机整套启动调试措施
1.设备系统概况
国华宁海发电厂工程（4×600MW）机组，汽轮机由上海汽轮机有限公司生产的引进型亚临界、中间再热、四缸四排汽凝汽式汽轮机，型号为N600－16.7/538/538。
本汽轮机其特点是采用数字电液调节系统（DEH），操作简便，运行安全可靠。
主蒸汽、再热蒸汽系统采用单元制。
主蒸汽管道及再热蒸汽管道均采用2-1-2布置，主蒸汽主管管材采用A335P91，再热热段为A335P22，其他管道采用12Cr1MoV,系统设30%BMCR高低压串联的气动控制旁路。
给水系统采用单元制。
除氧水箱中的水由给水泵升压经过高压加热器加热后进入锅炉省煤器。
每台机组设置2台50%容量的汽动给水泵、1台30%容量的启动电动调速给水泵、3台高压加热器（带大旁路系统）。
凝结水系统。
从凝汽器热井出来的凝结水由凝结水泵升压后经凝结水精处理装置、轴封冷却器和低压加热器加热后进入除氧器。
系统设有凝结水补水箱、2台100%凝结水泵和4台低压加热器。
凝结水补充水由凝结水补充水箱供应,每台机组各设置一台容量为400m3的补充水箱。
抽汽系统。
汽轮机设有8段非调整抽汽分别供至高压加热器、高压除氧器及低压加热器。
汽轮机4段抽汽在机组正常运行时除向高压除氧器提供加热蒸汽外还向给水泵汽轮机提供驱动蒸汽及辅汽蒸汽系统用汽。
辅助蒸汽系统。
辅助蒸汽系统汽源来自启动锅炉蒸汽、再热冷段蒸汽及4段抽汽三个汽源，从辅助蒸汽联箱引出蒸汽到各用汽点。
4台机组设有全厂辅助蒸汽母管。
新建工程设置1台35t/h燃油启动锅炉。
冷却水系统。
闭式冷却水采用除盐水为冷却水，每台机组设置2台100%容量闭式循环冷却水热交换器、2台闭式循环冷却水泵和1台膨胀水箱。
开式循环冷却水来自循环水源。
1.1主要技术规范
1.1.1汽轮机
制造厂：
上海汽轮机有限公司
型式：
亚临界、单轴、四缸四排汽、
一次中间再热、凝汽式
型号：
N600－16.7/538/538
额定功率：
600.243MW
主蒸汽压力：
16.7MPa
主蒸汽温度：
538℃
再热蒸汽进口压力3.162MPa
再热汽温度：
538℃
额定高压缸排汽压力3.5138MPa
排汽压力：
4.9KPa（a）
热耗：
7745.5kJ/kWh
主蒸汽流量：
1758.297t/h
再热蒸汽进汽量：
1469.291t/h
额定转速：
3000r/min
旋转方向：
顺时针（从汽轮机向发电机方向看）
给水温度：
额定工况272.4℃
额定冷却水温：
20℃
给水泵驱动方式：
小汽轮机
小汽机额定背压：
6.28KPa（a）
1.1.2发电机
制造厂：
上海汽轮发电机有限公司
型号：
QFSN－600－2
额定功率：
600MW
额定容量：
667MVA三相
额定电压：
20KV
额定电流：
19.25KA
工作转速：
3000r/min
频率：
50Hz
功率因素（滞后）：
COS（=0.9
励磁方式：
静态励磁
冷却方式：
水氢氢
额定氢压:
0.4Mpa
冷却方式：
水氢氢（定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷）
1.1.3汽轮机发电机组临界转速
轴段
一阶临界转速r/min
二阶临界转速r/min
轴系
轴段
轴系
轴段
高压转子
1900
1850
＞4000
＞4000
中压转子
1910
1700
＞4000
＞4000
低压转子（Ⅰ）
1736
1676
＞4000
＞4000
低压转子（Ⅱ）
1790
1740
＞4000
＞4000
发电机转子
851
740
2300
2200
2．编写依据及其说明
2.1本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求，国华宁海电厂工程部的有关文件,制造厂的产品说明书，设计院的设计图纸以及参照相类似机组的调试措施编写的。
2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》建质（1996年版）
《火电工程启动调试工作规定》建质（1996年版）
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电建（1996年版）
《电力建设安全工作规程》（火电发电厂部分）
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》
国家电力公司《安全生产工作规定》
《电力建设施工及验收技术规范》电技（1994年版）
《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版）
2.3本调试措施经各方讨论确认后，在调试中实施。
2.4关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。
3.试验目的
通过现场静态和动态调试，使系统及设备长期安全可靠地运行，并达到设计规定的要求。
3.1启动调试目的
启动调试是安装工作的最后一道工序，通过对机组分部试转，整组启动参数调整试验后，检验和考验设备的制造、安装、设计和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题和解决问题，消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使主、辅机设备、系统达到额定工况下的设计出力，完成机组168小时试运行，使机组能以安全、可靠、稳定的状态移交给电厂。
3.2.启动调试任务
3.2.1进行机组整组启动、并网、带负荷、168小时满负荷试运行。
3.2.2检测与考核汽轮机在DEH控制系统下的静态、动态性能。
3.2.3检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况。
3.2.4投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种运行工况。
3.2.5记录及收集各设备和系统在各种工况下的运行参数和状况。
3.2.6试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式。
3.2.7投用并考验机组各项自动控制装置的工作状况。
4.整组启动前必须具备的条件
4.1现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐，照明充足，通讯良好，障碍物和易燃物已消除，消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。
4.2厂房封闭良好，不漏水，厂房通风设备可投用，机组的试运行区域划分明确，并作出标记。
4.3现场需用的系统图、阀门扳手、运行日记及数据记录表格已备妥，系统阀门已挂牌。
调试用的仪器、仪表已准备就绪,管道保温良好，并标好色环及介质流向。
油管下方的热管道已采取防火措施。
4.4参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明了，各方面（电厂、安装、调试、监理）参与启动人员的姓名、专业均以文字形式张贴现场，便于工作联系。
启动现场用红白带围起，无专用符号者不准入内，现场所有人员各自的行动均以不妨碍运行操作为原则。
4.5各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀、电动阀动作试验正常，并通过验收。
4.6各受压容器均经过水压试验，试验通过验收，安全阀动作性能良好。
各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门专业人员验收，符合机组的启动需要及要求。
4.7汽机盘车、顶轴油泵装置试转结束。
第一次冷态启动前，连续盘车时间不小于24小时。
4.8真空泵及真空系统试转结束,真空系统灌水捉漏结束。
4.9发电机氢、油、水系统调试结束，系统处于可投用状态，发电机氢系统气密性试验合格。
4.10各辅机设备联锁保护试验结束，功能满足机组启动的需要，控制系统处于投用状态。
4.11汽机本体ETS、TSI、汽机防进水保护均符合要求。
机、炉横向保护符合要求，各报警信号准确、光字牌显示良好。
4.12高、低压旁路冷态调试结束，已满足机组启动及事故备用的需要。
4.13化学已准备好充足的启动用水，凝结水除盐装置冷态调试结束，机组启动时可投用。
4.14仪用气系统静态调试完毕，满足投用要求。
4.15汽轮机各分系统经试转、验收、签证手续。
4.16整套启动阶段需要的临时管按要求安装结束,三只高加分别接临时排放管,冲洗汽侧。
5．试验范围：
国华宁海工程汽机调试包括机组整组启动、并网、带负荷、168小时满负荷试运行。
6.调试项目及要点
6.1机组启动主要原则
6.1.1汽轮机首次启动采用高压缸启动方式，适当时机采用高中压缸联合启动,高、低旁阀起作用。
6.1.2机组调试可分为下列三个阶段进行
6.1.2.1从机组冲转到额定转速及带10%额定负荷试运转（完成电气试验、汽机主汽门及调门严密性试验、汽机超速试验、记录汽机停机时的惰走时间）。
6.1.2.2机组带负荷试验（0%～100%负荷，进行机组各种设备的动态投用及出力试验、负荷变动试验、汽机真空严密性试验、带负荷停用高加试验）。
6.1.2.3机组168小时满负荷试运行。
6.1.3汽机整套启动调试阶段，调门进汽方式采用全周进汽即“单阀”运行方式。
6.1.4高压缸调节级的金属温度及中压缸第一级静叶持环处的金属温度小于204℃时，机组启动采用冷态启动方式；204℃～350℃之间启动采用温态启动方式；350℃～450℃之间启动采用热态启动方式；大于450℃时启动采用极热态启动方式。
6.1.5机组在冷、热态启动采用高压缸启动方式。
6.1.6在高压缸启动方式时，高、低压旁路用于汽机冲转前的蒸汽温度提升，在汽机挂闸前将高旁和低旁阀门关闭，置于跟踪模式。
汽机冲转由高压主汽门控制，转速到2900r/min时进行阀切换，汽机转速转由高压调门控制。
6.2整套启动阶段各辅机设备、系统的投用
6.2.1凝结输送水系统投用，闭式冷却水系统投用
6.2.1.1启动凝结水输送泵，向膨胀水箱及闭式冷却水系统补水至正常水位。
6.2.1.2投用一组水-水热交换器。
启动一台闭冷泵，母管压力正常后另一台闭冷泵作备用。
6.2.1.3闭式冷却水系统投用时注意系统中的流量，以防止打闷泵。
6.2.1.4停机水泵作备用。
6.2.2循环水系统投用
6.2.2.1用程控方式启动一台循环水泵，另一台作备用（根据系统或循环水温升情况决定是否启动）。
6.2.3开式冷却水系统投用。
根据电动旋转滤网压差情况定时投用电动旋转滤网的冲洗装置。
6.2.4润滑油系统、顶轴油系统及盘车投用
6.2.4.1润滑油冷油器正常运行时投用一组，另一组作备用，备用冷油器应保持充满油。
启动润滑油泵前应注意油箱油温大于21℃。
6.2.4.2确认油箱油位正常，启动主机润滑油泵和高压备用密封油泵，投入直流事故油泵联锁，当汽机转速升至3000r/min，主油泵出口压力正常后，停用主机润滑油泵，然后投联锁。
6.2.4.3润滑油系统一旦投用后，应投用一台主油箱排烟风机，保持主油箱负压。
6.2.4.4本机组配备二台顶轴油泵，盘车前投用一台顶轴油泵，调节顶轴油泵变量头，使顶轴油母管压力约12MPa，检查各瓦顶轴油压力是否符合要求。
6.2.4.5确认润滑油温大于21℃，并且发电机密封瓦之间的油压建立，启动盘车装置，记录大轴偏心值。
首次启动汽轮机，盘车时间应不少于24小时。
6.2.4.6维持润滑油温在38℃～45℃。
6.2.5发电机氢、油、水系统投用
6.2.5.1正常运行时，保证氢压大于定子水压0.035MPa，密封油压力高于氢压0.084MPa，空、氢侧密封油差压保持±490Pa。
6.2.5.2为了保证定子水压低于氢压，运行时可采用调节定子水冷泵再循环阀来控制水压，定子水箱在有条件下可投用氮气维持压力运行。
6.2.5.3密封油装置投用
（1）分别启动空侧密封油泵和氢侧密封油泵。
（2）主机高压密封备用油泵、空侧直流密封油泵、主机低压润滑油泵及直流油泵作联锁备用。
（3）发电机氢系统在充氢状态下应始终投用一台密封油系统排烟风机，另一台处于备用状态。
6.2.6凝结水系统投用
6.2.6.1正常运行凝泵投用一台，另一台做备用。
6.2.6.2在启动初阶段，凝结水水质不合格时，根据凝汽器水位打开凝结水排放阀进行排放，除氧器进水由凝结水输送泵直接供给，凝结水水质合格后进除氧器回收。
6.2.7辅助蒸汽系统投用
6.2.7.1辅助蒸汽系统在机组负荷小于25%额定负荷前采用启动锅炉（0.78～1.27MPa）加热蒸汽作为汽源。
6.2.7.2在机组负荷大于25%额定负荷后，辅助蒸汽系统汽源由再热冷段提供，启动锅炉热备用（视机组运行状态决定）。
6.2.7.3当四级抽汽压力大于辅助蒸汽母管压力时，辅汽汽源可由四抽提供，其它汽源应保持热备用状态（视机组运行状态决定）。
6.2.7.4机组事故状态应注意保证辅汽至轴封汽的供汽。
6.2.7.5辅助蒸汽母管的疏水送疏水扩容器，疏水扩容器疏水排向定排及凝汽器。
疏水扩容器疏水水质合格后，疏水合格后可回收至凝汽器。
6.2.8除氧器、给水系统投用
6.2.8.1在启动初期，除氧器用辅汽母管供汽，通常维持压力为0.049MPa，当负荷20%额定负荷后开启四抽至除氧器电动阀，采用四抽汽源加热除氧器，除氧器压力温度随负荷而滑升至额定参数。
6.2.8.2启动前给水由电动给水泵供水，负荷增至25%额定负荷时启动第一台汽动给水泵，负荷增至60%额定负荷时启动第二台汽动给水泵，第二台汽动给水泵启动正常后，逐步将电动给水泵负荷转移到汽动给水泵负担后，将电动给水泵勺管降至最低位再循环运行直至停用电动给水泵，电泵处于热备用状态,勺管位置放在15%-20%。
6.2.9高、低压加热器抽汽系统投用
6.2.9.1低压加热器一般随机启动。
6.2.9.2在第一次启动时只投用高压加热器水侧，高压加热器汽侧在三级抽汽压力大于0.1MPa后，开启#3高加危急疏水至排大气临时阀门，开启三级抽汽进汽门，对高压加热器进行汽侧热态冲洗，直到化学取样合格后回收高加疏水。
热态冲洗流程为#1、#2、#3高加，高加疏水逐级自流，最终经#3高加危急疏水排至厂外。
6.2.9.3当疏水水质合格后，可将高加疏水切至除氧器。
6.2.10EH油系统投用
6.2.10.1确认EH油箱油温大于24℃，否则应投用电加热器。
当EH油箱油温大于24℃后，才允许启动EH油泵。
启动一台EH油泵，另一台作备用，EH油运行温度为38～60℃。
6.2.10.2根据运行中的EH油温投用一台冷油器，另一台做备用，备用冷油器应保持充满油。
6.2.11轴封汽及真空系统的投用。
6.2.11.1轴封汽汽源采用辅汽母管汽源。
6.2.11.2投用轴封汽源应注意保证轴封汽与转子金属温差小于111℃，同时轴封汽应有14℃过热度。
根据汽源温度可投用低压轴封减温水，温度为121℃～177℃范围，低压轴封汽温自动为149℃。
6.2.11.3一旦轴封汽投用，同时投用轴加风机，调节轴加风机出口门，保证轴加微真空，轴加疏水通过“U”管回凝汽器。
6.2.11.4汽机负荷大于25%额定负荷后，轴封汽由汽机自身蒸汽密封，此时轴封汽系统应处于热备用状态。
6.2.11.5轴封汽投用后，投用三台真空泵拉真空，正常运行只投用二台真空泵，另一台做备用。
6.3锅炉点火前的操作和检查
6.3.1汽机遥控脱扣和就地脱扣各一次。
6.3.2DEH画面上进行OPC试验一次。
6.3.3补结水系统投用。
6.3.4闭式冷却水系统投用。
6.3.5循环水及开式水系统投用。
6.3.6凝结水系统投用。
6.3.7发电机氢、油、水系统投用,发电机内氢压大于0.2Mpa。
6.3.8EH油系统、润滑油及顶轴油系统的投用，盘车装置投用。
6.3.9辅汽系统投用。
6.3.10主蒸汽、再热汽、汽机本体各疏水门确认开启。
6.3.11除氧给水系统投用，电动给水泵视锅炉要求启动。
6.3.12汽机轴封汽及真空系统投用。
6.3.13高低压旁路系统投用。
6.3.14热工各监视、操作装置送电投用。
6.4冲转前的试验及检查
6.4.1低压缸喷水系统正常。
6.4.2润滑油温38℃～45℃，油压0.096MPa～0.124MPa。
6.4.3转子偏心小于0.076mm，TSI指示准确。
6.4.4凝汽器绝对压力小于18.6KPa。
6.4.6高、中压缸上下温差小于41.7℃。
6.4.7确认汽轮机HP和IP转子金属温度，若低于204℃，属于冷态启动方式，反之属于热态启动方式。
6.4.8机组在盘车状态。
6.4.9背压必须尽可能低，不能高于图表“空负荷和低负荷运行导则”所给出的再热蒸汽温度和低压排汽压力限制。
6.5高压缸启动（冷态）。
高压缸启动，高低压旁路不参与调节而做备用。
6.5.1冲转参数:
主蒸汽参数4.2MPa，320℃；再热汽温与主蒸汽汽温基本相同。
6.5.2在汽机冲转至初始负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变。
6.5.3汽机升速至3000r/min的操作。
6.5.3.1在DEH画面上投入速度反馈回路，将控制器置“OA”方式，选择单阀、TV调节模式，确认旁路状态为“BYPASSOFF”。
6.5.3.2手动关闭高、低压旁路，汽机挂闸，确认主汽门（TV）关闭，高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）开足，检查各段抽汽逆止门打开，高排逆止门打开。
选择目标转速600r/min，升速率为100r/（min﹒min）。
6.5.3.3按“GO”按钮，汽轮机即开始冲转。
6.5.3.4当转速大于3r/min时，确认盘车装置脱开，盘车马达自动停止。
6.5.3.5当汽机转速达到600r/min左右时，即按脱扣按钮，在现场确认主汽门（TV）、高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）全关，使蒸汽不再进入汽机，进行磨擦检查。
6.5.3.6在现场进行磨擦检查，检查部位如轴承、汽缸、轴封、油档有无异声。
6.5.3.7磨擦检查结束后汽轮机重新挂闸升速到600r/min。
6.5.3.8保持机组转速在600r/min（≥2min），进行下列检查。
（1）各轴振动＜0.127mm，回油情况正常，各轴承回油温度＜70℃。
（2）各轴承的金属温度＜90℃。
（3）冷油器出口油温在38℃～45℃。
（4）确认低压缸喷水门已打开，排汽温度正常。
（5）检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。
6.5.3.9机组在600r/min前偏心记录仪所显示的值应小于0.076mm，当转速超过600r/min时，用于监视轴振动。
6.5.3.10检查结束后，选择暖机转速2240r/min为目标转速，升速率100r/（min﹒min）。
6.5.3.11按“GO”按钮，汽轮机升速。
6.5.3.12在机组过临界时，可把升速率提到350r/（min﹒min），同时记录临界转速数值。
6.5.3.13机组升速到2240r/min左右开始中速暖机，以中压持环蒸汽温度达到260℃开始计算，暖机时间由图表“汽轮机暖机时间”曲线决定。
6.5.3.14在暖机期间，进行下列检查。
（1）各轴振动＜0.127mm，回油情况正常，各轴承回油温度＜70℃。
（2）各轴承的金属温度＜90℃。
（3）冷油器出口油温在38℃～45℃。
（4）确认顶轴油泵在转速升至2040r/min时停运。
（5）监视汽机TSI参数不超限。
检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。
6.5.3.15参照DEH高、中压转子应力曲线图在允许范围内，确认汽机暖机结束。
暖机结束后，选择转速2900r/min为目标转速，升速率100r/（min﹒min）。
6.5.3.16按“GO”按钮，汽轮机升速。
6.5.3.17当汽轮机升速到2900r/min时，进行TV/GV阀切换，决定阀切换时间由图表“主汽门前启动蒸汽参数”曲线决定。
选择阀切换按扭，GV开始逐步关闭，转速下降一定数值后，TV逐步开启，转速转由GV控制。
6.5.3.18选择3000r/min为目标转速，升速率50r/（min﹒min）。
6.5.3.19按“GO”按钮，汽轮机升速。
6.5.3.20当汽轮机升速到3000r/min后，进行下列检查。
（1）各轴振动＜0.127mm，回油情况正常，各轴承回油温度＜70℃。
（2）各轴承的金属温度＜90℃。
（3）冷油器出口油温在38℃～45℃。
（4）检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。
6.5.3.21通过以上检查确认正常，同时确认主油泵正常工作后，分别停交流润滑油泵和高压密封油泵，并投入联锁。
6.6汽机达到额定转速后的工作
6.6.1首次启动达到额定转速后手动脱扣汽机，检查主汽门（TV）、高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）关闭关闭正常后重新挂闸升速至3000r/min。
6.6.2进行汽机充油试验，记录动作油压。
6.6.3以上试验结束后，确认OPC保护装置处于投入状态，移交电气进行初次启动的电气试验。
6.6.4汽机冲转升速过程中应检查的项目。
6.6.4.1汽轮发电机各转动部分无异常声音。
6.6.4.2各轴承金属温度及回油温度正常，根据回油温度投用冷油器。
6.6.4.3各道轴承的振动值及轴承回油正常。
汽机暖机结束升至3000r/min过转子临界转速时，升速率提高至350r/（min﹒min）以快速冲过机组临界转速，并记录机组临界转速值。
6.6.4.4低压缸排汽温度＜79.4℃。
6.6.4.5发电机氢、油、水系统和主机EH油系统各参数在正常范围内。
6.6.4.6汽机TSI装置指示的各参数正常。
6.6.4.7凝汽器、除氧器、凝补水箱、膨胀水箱水位正常。
6.6.4.8凝结水泵、电动给水泵、闭式冷却水泵、循环水泵等各辅机运行正常。
6.6.4.9当低压缸压力达0.2Mpa,通知安装紧导汽管螺丝。
6.7发电机并网带10%额定负荷及超速试验。
6.7.1电气试验结束后发电机并网，并网后自动加负荷至5%额定负荷，在5%额定负荷下稳定运行至少30分钟，在稳定运行期间，主汽阀进口蒸汽温度温升率小于1.7℃/min。
6.7.2为了进行汽轮机危急保安遮断装置超速试验，将负荷增加到10%额定负荷，在该负荷下稳定运行4小时，检查高、中压转子应力不超过规定范围。
6.8汽轮机主汽门、调门严密性试验。
6.8.1主汽压力稳定在50％额定压力以上，发电机在解列状态。
6.8.2汽轮机转速在3000r/min。
6.8.3主汽门开足，关闭调门做严密性试验。
6.8.4调门开足，关闭主汽门做严密性试验。
6.8.5如果汽机转速能迅速下降到以下修正的转速以下，说明主汽门和调门严密性试验符合要求。
注：
当主汽压力大于50％额定压力时，主汽门和调门严密性试验符合转速按以下修正n=P/P0×1000r/min
6.9汽轮机做超速试验
6.9.1迅速降负荷到零，发电机解列。
6.9.2解列后做超速试验时汽机背压应符合曲线“空负荷和低负荷运行导则”规定的背压。
6.9.3做超速试验前应手动停机，确认确认主汽门（TV）、高压调门（GV）、中联门（RSV）、中压调门（IV）关闭。
重新升速到3000r/min。
6.9.4汽机OPC超速试验。
6.9.4.1在DEH画面上将OPC开关置于投入位置。
6.9.4.2设置升速率50r/（min﹒min），目标转速3100r/min。
6.9.4.3按“GO”按钮，进行OPC试验，转速到3090r/min时，OPC保护动作，汽机高、中压调门关闭。
6.9.4.4OPC试验结束后，将转速恢复至3000r
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