汽轮机运行说明书课件Word文件下载.docx

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5.3.紧急停机

6机组小修和大修的检查项目

1、本说明书规定了保证汽轮机安全启动、带负荷运行和停机时的基本要求。

对汽封系统、调速系统、顶轴系统等的操作应按相应的技术文件执行。

2、本说明书供电厂编制运行规程时参考。

机组启动详细操作规程及启、停、运行中的一般注意事项，电厂可根据本说明书及有关技术文件，结合电厂实际，另行制定。

但启动运行中的各项控制指标以本说明书的要求为准。

3、本说明书提供的汽轮机冷、温、热态、极热态启动曲线仅供汽轮机首次启动时参考，以后可根据多次启动经验对该曲线进行修正。

启动应以规定的各项控制指标为依据。

4、有关汽轮机的技术特性，结构特点等可参阅随机供给电厂的有关技术文件、图纸资料及说明书。

5、本说明书中的蒸汽压力为绝对压力，油压为表压。

6、本说明书中的凝汽器真空值按以下公式计算得出：

凝汽器真空值（mmHg）=当地大气压值（mmHg）-排汽压力值（MPa）

×

7500（mmHg/MPa）。

1机组启动前的准备工作

机组启动前，应按本说明书的规定并参照制造厂提供的其他有关资料和电力行业的相关规定，作好机组启动的准备和检查。

1.1机组启动必备条件

1.1.1部套和系统。

各部套、各系统已按制造厂提供的技术文件和图样要求安装、冲洗、调试完毕。

各部套、各系统安装准确、联接牢固、无松动和泄漏。

各运动部件动作灵活、无卡涩。

1.1.2油系经过冲洗。

调节保安系统及润滑系统用油清洁且油质符合有关标准规定。

1.1.3需单独作试验的部套和系统试验结果合格，动作应灵活、准确，并按要求做好记录。

1.1.4所有仪表、仪器校验合格，安装、接线正确牢固。

1.1.5机组必须按制造厂提供的保温图的各项要求进行保温。

机组保温层不得有开裂、脱壳、水浸、油浸等现象。

保温层与基础等固定件之间应留有足够的膨胀间隙。

1.1.6新机投运前蒸汽冲管验收合格。

现场不得有任何妨碍操作、运行的临时设施。

1.1.7运行人员和维护人员熟悉各自分管设备的结构、原理和性能，掌握其操作方式和紧急状态下的应急处理措施。

1.2.1接通全部监视、检测仪表，检查各仪表能否正常工作。

1.2.2检查各油箱油位，油位指示器应显示在最高油位。

1.2.3检查各辅助油泵，必须工作正常。

电气控制系统必须保证各辅助油泵能正常切换。

1.2.4顶轴油泵及油管路系统新安装或经拆卸后必须仔细进行清洗，启动前必须充分进行油循环，放净滤油器及顶轴油泵内空气。

首次启动应进行顶起试验，并记录顶起油压和顶起高度。

1.2.5机组启动前先启动交流润滑油泵，对调节系统和润滑油系统进行油循环，排出系统中的空气，同时观察各轴承回油管中回油的流动和温升情况。

油管中油位应处于半充满状态。

1.2.6进行盘车装置的投入及甩开试验。

1.2.7在盘车装置投入前必须先启动顶轴油泵，确信将转子顶起后方可进行盘车。

1.2.8投盘车后，检查并记录转子偏心度，并与出厂证明书中转子同一位置的原始值相比较，若变化值小于0.03mm，则可确认转子没有发生弯曲。

同时应监听通流部分有无摩擦声。

1.2.9冷油器出口油温油压是否正常。

1.2.10启动排烟风机，油箱内的负压应维持在196～245Pa（20～25mmH2O），轴承箱内负压应维持在98～196Pa（10～20mmH2O）。

油箱内负压不宜过高，否则易造成油中进水。

1.2.11机组启动前应向凝器热井补水，使凝汽器投入运行。

关闭真空破坏阀，投入启动抽气器。

1.2.12汽封管路的暖管及疏水，在确保汽封蒸汽管道中无水后，汽封系统投入运行。

1.2.13检查低压缸喷水冷却装置能否正常工作，并作投入试验。

1.2.14当确认凝汽器运行正常，且真空达600mmHg以上，打开汽轮机所有疏水阀门。

1.2.15机组启动前，所有抽汽止回阀和高排逆止门、提阀及碟阀操纵机构必须进行联动试验，检查各阀门操纵装置和抽汽止回阀的动作是否灵活、可靠，不允许有任何卡涩现象。

1.2.16必须按有关技术文件规定做好调节、保安系统的静态试验，要求各部套动作平稳、灵活、无卡涩，突跳或摆动现象。

1.2.17供热抽汽管道上的安全阀动作压力已调整好，防止蒸汽倒流的抽汽逆止门等控制阀门动作可靠，提阀驱动装置及连杆动作可靠，活动灵活，抽汽供热碟阀动作灵活可靠。

机组出现下列情况之一时禁止启动：

1.3.1.任一安全保护装置或系统失灵，机组保护动作值不符合规定；

1.3.2.汽轮机调速系统在机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下；

1.3.3.主汽阀或任一调节阀，抽汽止回阀卡涩或关不严；

提阀及控制系统有卡涩，动作不灵活；

抽汽供热控制碟阀动作不灵活，抽汽管上防止供热蒸汽倒流的逆止门等动作不灵活及不严密；

1.3.4.汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化大于0.03mm；

1.3.5.盘车时听到清楚的金属摩擦声、盘车电流明显增大或大幅度摆动；

1.3.6.油质不合格、轴承进油温度低于35℃或排油温度高于65℃、油箱油位在最低报警油位以下；

1.3.7.主要仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀等的传感器、调节及润滑油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、新蒸汽和再热蒸汽压力、温度、凝汽器真空等的显示仪表、测汽缸金属温度的热电偶及显示仪表）不全或失灵；

1.3.8.交、直流辅助油泵、高压启动油泵润滑油系统故障或顶轴装置、盘车装置失常；

1.3.9.机组启动、运行过程中，超过限制值（见4.2节机组启动、运行的限制值）

1.3.10.汽轮机进水；

1.3.11.机组保温不完善；

1.3.12.水汽品质不符合要求，详见《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》（GB12145-1999）；

1.3.13.电站其他配套设备或系统工作失常。

2机组启动

机组启动前，根据机组所处状态，选择好启动方式，然后按本章规定进行启动。

汽轮机启动方式是以汽轮机启动前高压内缸上半调节级处内壁金属温度来定的，具体如下：

冷态启动:

≤150℃温态启动:

150℃～300℃

热态启动:

300℃～400℃极热态启动:

≥400℃

在30年寿命期内,机组能承受下列各工况的次数为:

冷态启动100次

温态启动700次

热态启动3000次

极热态启动150次

负荷阶跃（负荷变化幅度10%）12000次

带厂用电30次

2.1冷态滑参数启动（纯凝工况）

IKPP，TG#23机组采用母管制进气，启动时要减压减温冲转。

2.1.1机组冲转条件

2.1.1.1机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）的全部要求。

2.1.1.2启动高压交流油泵,高压顶轴油泵,使润滑油系统处于正常工作状态。

2.1.1.3投盘车,并保证在冲转前连续盘车2小时以上。

2.1.1.4建立凝汽器真空,要求凝汽器压力达到20KPa以下。

2.1.1.5投入汽封系统前，应暖汽封管路，并加强疏水，在确认汽封蒸汽管道无水后，投入汽封系统辅助汽源。

要求汽封母管压力～0.127MPa,温度150℃。

2.1.1.6各管道和本体各疏水门全开。

2.1.1.7投入低负荷喷水装置。

2.1.1.8主汽管暖管同时投入汽缸夹层加热。

加热蒸汽温度比高压外缸外壁高100~120℃，按1.5℃/min升温。

同时加强汽缸疏水。

注意上下缸温差小于50℃，防止汽缸变形大，引起动静摩擦产生振动而延长启动时间。

2.1.1.9各抽汽管逆止阀后管路也同时预暖。

温度比高压外缸上半高30℃。

2.1.1.10抽汽管路能加波形膨胀的尽量加，以利于汽缸膨胀。

2.1.2冲转、升速、带负荷

2.1.2.1确定冲转蒸汽参数

主蒸汽压力2~3MPa

主蒸汽温度260~280℃（50℃以上过热度），温升率1.5℃/min

2.1.2.2开启高压调速汽门，机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。

2.1.2.3以38r/min/min的升速率将汽轮机转速提升至500r/min，在该转速下对机组进行全面检查，但不得超过5min。

2.1.2.4确信机组一切正常后，以38r/min/min的升速率提升转速至900r/min，在此转速下中速暖机60min。

2.1.2.5机组升速过程中，在一阶临界转速以下轴承盖振动大于0.04~0.05mm，应打闸停机，查明原因，消除故障后再重新启动。

2.1.2.6中速暖机结束后，以38r/min/min升速率升速至2100r/min，（升速至1200r/min停顶轴油泵），在此转速下高速暖机100min。

过临界转速升速率为300~400r/min/min。

2.1.2.7高速暖机结束后，继续以11r/min/min升速率升至3000r/min定速。

在此转速下进行空负荷暖机30min。

同时关小高压旁路开度,尽可能维持主蒸汽压力不变,直到高压旁路全关。

在升速过程中完成主油泵和高压启动油泵的相互切换。

定速后排汽温度应不大于80℃，凝汽器压力不大于13KPa。

2.1.2.8定速后对机组进行全面检查，确信一切正常后按有关技术文件的要求进行各项试验，试验合格后并网带负荷。

做危急遮断器提升转速试验之前，应使机组带20%额定负荷进行暖机运行，不少于3小时。

2.1.2.9并网后，按冷态启动曲线（见图2-1）以1MW/min升负荷率升负荷至30MW，并在该负荷下暖机60min。

然后开大调节阀，继续以1MW/min升负荷率升至45MW负荷下暖机60min。

机组继续以1MW/min升负荷到120MW。

观察15min。

机组继续以1MW/min升负荷至150MW。

2.1.2.10升速过程中，应保持汽轮机蒸汽和金属温度限制值及各监控仪表的限制值在规定范围内，同时应注意低压缸喷水装置的投入情况。

2.1.2.11注意在升速过程中机组迅速、平稳地通过临界转速，此时轴承盖振动值不应大于0.10mm（峰值）否则打闸停机。

2.1.2.12在升速或加负荷过程中，如出现明显异常振动或金属摩擦声应立即打闸停机，严紧降速暖机。

对较小的异常振动可稍降转速，或稍减负荷，适当延长暖机时间，直至振动正常为止。

2.1.2.13当负荷升至10%额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；

当负荷升至20%额定负荷时，关闭中压段疏水气动截止阀。

当负荷升至30%额定负荷时，关闭低压段疏水气动截止阀。

各段疏水结束。

2.1.2.14投入汽缸夹层加热，促使高压外缸快速膨胀，蒸汽温度比高压外缸壁温高100～120℃，当外缸壁温达350～360℃，功率达45MW时，胀差基本稳定后，即可停汽缸夹层加热。

2.1.2.15当启动过程中如出现负胀差加大，说明转子温度明显高于高压外缸汽缸温度，此时应投夹层加热，加热高压外缸，同时增加低速或中速暖机时间，等待汽缸温度升上来后，负胀差逐渐减小后才可转入下一步启动升速阶段。

2.2温态启动（纯凝工况）

2.2.1机组冲转条件

2.2.1.1机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）全部要求。

2.2.1.2启动高压交流油泵，高压顶轴油泵，使润滑油系统处于正常工作状态。

2.2.1.3机组处于盘车状态，且至少连续盘车2小时。

2.2.1.4机组冲转前必须先投入汽封辅助汽源，要求汽封母管压力0.127MPa，温度150℃～260℃。

2.2.1.5投入汽封系统前，应暖汽封管路，并加强疏水，汽封系统正常投运后，建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到20KPa以下。

2.2.1.6各管道和本体疏水门全开。

2.2.2冲转、升速、带负荷

2.2.2.1确定冲转蒸汽参数

主蒸汽压力4MPa

主蒸汽温度380~400℃（有50℃以上过热度），温升率1.5℃/min

2.2.2.2机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即停机。

2.2.2.3以38r/min/min升速率将机组转速提升至500r/min，对机组进行检查，但停留时间不应超过5min。

2.2.2.4确认机组一切正常后，以38r/min/min的升速率升至900r/min，在此转速下暖机50min。

此时，凝汽器压力不大于13KPa，排汽温度不大于80℃。

以38r/min/min升速率升至2100r/min监视振动。

在此转速下暖机80min。

过临界转速时升速率300~400r/min/min。

以38r/min/min升升至3000r/min。

暖机30min。

（1200r/min时停顶轴油泵）

2.2.2.5并网后，按温态启动曲线（见图2-2）以2MW/min升负荷到30MW，保持暖机20min。

2.2.2.6以2MW/min升负荷率加负荷至45MW，暖机50min。

以2MW/min升负荷率加至120MW，观察10min，以2MW/min升负荷率加至150MW。

2.2.2.7当负荷升至10%额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；

2.2.2.8若机组在一阶临界转速以下轴承盖振动超过0.04~0.05mm，应立即打闸停机，投入连续盘车。

查明原因，消除故障后方可重新启动。

2.2.2.9监视缸温和胀差情况。

2.2.2.10主汽阀、调节阀停机后冷却较快，启动时应注意监视阀壳内、外壁温差，做好暖管及疏水，切勿加热过快。

2.2.2.11冲转前即可投入汽缸夹层加热，蒸汽温度比汽缸壁温高100～120℃，当外缸壁温达350~360℃，功率达45MW时，胀差基本稳定后，即可停汽缸夹层加热。

加强疏水，外缸上下缸温差小于50℃。

2.2.2.12各抽气管路逆止阀后预暖。

比高压外缸温度高30℃。

2.3热态、极热态启动

2.3.1机组冲转条件

2.3.1.1机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）全部要求。

2.3.1.2启动高压交流油泵，高压顶轴油泵，使润滑油系统处于正常工作状态。

2.3.1.3机组从停机至再次启动这段时间，应处于连续盘车状态。

2.3.1.4机组冲转前必须先投入汽封辅助汽源，后抽真空。

要求汽封母管压力～0.127MPa，温度250℃～350℃。

2.3.1.5汽封系统投入前应暖汽封管路并加强疏水，汽封系统正常投运后，应建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到20KPa以下。

2.3.1.6各管道和本体疏水门全开。

2.3.1.7高压外缸壁温小于350~360℃时，启动时仍要投夹层加热。

外缸上下温差大于50℃时，要投抽气管道预暖，温度比上缸高30℃。

并加强疏水。

2.3.2确定冲转蒸汽参数

2.3.2.1热态启动

主蒸汽压力7MPa

主蒸汽温度440~460℃，温升率1.5℃/min

2.3.2.2极热态启动

主蒸汽压力10MPa

主蒸汽温度490~510℃，温升率1.5℃/min

2.3.3冲转、升速、带负荷

2.3.3.1机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即停机。

2.3.3.2以38r/min/min升至500r/min，机组转速达500r/min时，对机组进行检查，但停留时间不应超过5min。

以38r/min/min的升速率升至900r/min，暖机30min（极热态5min）。

以38r/min/min的升速率升至900r/min，暖机70min（极热态30min）。

2.3.3.3确认一切正常后，以38r/min/min的升速率升至额定转速，定速后，暖机30min（极热态20min）。

机组无异常即可并网带负荷（1200r/min时停顶轴油泵）。

2.3.3.4并网后，热态启动时，按热态启动曲线（见图2-3）以3MW/min的升负荷率平稳地提升负荷至30MW，暖机10min，以3MW/min升至45MW，暖机30min，以3MW/min升至120MW，观察5min，以3MW/min升至150MW。

按极热态启动曲线（见图2-4）以4MW/min的升荷率平稳地提升负荷至45MW，暖机20min，以4MW/min升至120MW，观察10min，以4MW/min升至150MW。

2.3.3.5当负荷升至10%额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；

2.3.3.6若机组在一阶临界转速以下轴承盖振动超过0.04～0.05mm，应立即打闸停机，投入连续盘车。

2.3.3.7主汽阀、调节阀停机后冷却较快，启动时应注意监视阀壳内、外壁温差，做好暖管及疏水，切勿加热过快。

2.3.3.8热态和极热态启动时，根据胀差具体情况决定是否投入汽缸夹层及抽气管路加热。

2.4轴系临界转速（计算值，弹性支承）

1823r/min（高压转子一阶）1895r/min（低压转子一阶）

1200r/min（发电机转子一阶）（发电机转子临界转速以发电机提供为准）

对于新安装机组首次启动，应该实测轴系的临界转速，确认后将实测值作为该机组轴系的临界转速。

启动中注意上下汽缸温差小于50℃，防止径向动静磨擦引起振动。

母管减温减压启动，冲转参数2.5Mpa，270℃，汽温升率1.2℃/min

图2-1：

冷态参数启动曲线

母管减温减压启动，冲转参数4Mpa，390℃，汽温升率1℃/min

图2-2：

温态参数启动曲线

母管减温减压启动，冲转参数7Mpa，450℃，汽温升率1℃/min

图2-3：

热态参数启动曲线

母管减温减压启动，冲转参数10Mpa，500℃

图2-4：

极热态参数启动曲线

3供热工况的启动与运行

抽汽供热运行的原则：

机组的启动、暖机、升速和并网都按纯凝汽式机组进行，当带到一定负荷值时投入抽汽供热运行。

机组按以热负荷的大小定电负荷的方式运行。

对于抽汽供热工况的运行，启动前还需作下述的检查和准备：

a）检查抽汽供热管路系统上的截止阀、安全阀、快关阀、旁路门、逆止门和提阀及碟阀的动作是否灵活可靠，低压缸喷水装置是否能正常投入和切除，逆止门的执行机构的工作压力是否已按制造厂提供的图样的技术文件中有关参数整定好，并确信抽汽安全门已按规定的压力调整好，经试验确认合格。

b）逆止门、提阀及碟阀的开、闭与发电机油开关或主汽阀联动跳闸机构在安装好后和启动前应作联动试验，投入备用。

c）热网及热网加热器等经过全面联调、试压、无泄漏、无缺陷，投入备用。

d）抽汽供热系统投入前应开启该系统上的疏水门，以便对抽汽管道进行适当暖管和疏水，抽汽供热投入后关闭疏水门，

e）可手动、自动切换到供热工况。

自动切换时，DEH系统应将机组纯凝运行工况切换到抽汽供热工况运行。

f）开启供热抽汽截止阀时应先操作调压滑阀手轮（或电机）或通过DEH系统控制，使提阀油动机逐渐关小提阀上阀座的开口，使抽汽压力逐渐提高。

待本机的抽汽压力略高于热网抽汽母管内的压力值时逐渐开启抽汽截止阀，接带热负荷。

再用调压器或由压力传感器感受压力信号变动通过DEH系统控制油动机调整到所需压力。

g）当提阀及蝶阀动作不灵活、卡涩，抽汽供热安全门压力和低压缸喷水装置未整定、试验以及工作不正常时禁止抽汽供热投入。

3.1抽汽供热的投入

3.1.1机组负荷带到70%（95MW）以上时，抽汽供热可按上节d）~f）说明，手动或自动投入运行，投入调压器或压力传感器，由压力传感器承受压力信号变化通过DEH系统控制油动机，使提阀及蝶阀投入热网调节，逐渐开启抽汽供热的电动截止阀，调整调压器或通过压力传感器承受压力信号变动由DEH系统控制油动机使供热压力、流量满足使用要求。

3.1.2抽汽供热投入时，抽汽点压力经调整后，应略高于与供热相连的阀门后的压力方可投入。

3.1.3在带热负荷过程中应注意监视整个调压系统的工作情况，监视各抽汽段压力、轴向位移、相对膨胀等表计的变化。

3.1.4增减热负荷的速率一般不大于4～5t/min。

3.1.5调压系统可以保证在设计工况下抽汽压力在规定值。

3.1.6为提高机组的经济性，在保证向热用户正常供热的条件下，应尽量使抽汽点的压力保持在热网许用压力的最低点。

3.1.7热网切除后，提阀及蝶阀应升到其最大开度。

提阀油动机及碟阀电动执行机构开到最大行程。

以转入凝汽工况运行。

3.1.8调压器或抽汽压力传感器承受的压力信号变动通过DEH系统控制油动机能自动调整提阀及碟阀开度，保证供热负荷（单机运行时为供热压力）。

3.1.9热网投运后，应加强凝结水的回收和补充，防止凝结水的泄漏和污染。

3.2供热运行的日常维护

3.2.1在运行中的供热系统及系统中的各设备应定期进行巡查，及时发现问题、解决问题。

3.2.2应经常检查热网返回的凝结水水质，一旦发现泄漏和水质污染，应立即采取措施补救，若污染和泄漏严重，应立即切除供热运行或停机，及时进行修复处理。

3.2.3应定期检查调压系统是否正常工作，所属表计指示是否准确，提阀及碟阀油动机或电动执行机构的动作是否灵活可靠，提阀及碟阀应定期进行活动试验。

3.3抽汽供热工况的切除、停机

3.3.1若需将供热工况切换到纯凝汽工况运行，则应使提阀及蝶阀逐渐开启，热负荷逐渐减少，抽汽压力逐渐减小，当热网压力大于机组抽汽压力时或提阀及碟阀全开后，关闭供热快关阀和供热逆止门，随后关闭抽汽电动截止阀，机组转入纯凝汽工况运行。

3.3.2若需在供热工况下正常停机，则按第1条要求将供热工况转入纯凝汽工况运行，再按纯凝汽工况的停机步骤进行停机操作。

3.3.3甩电负荷时，DEH接受油开关跳闸信号，全关提阀油动机及全关碟阀延时2±

0.5s后，在抽汽逆止阀关闭的前提下，DEH控制电液伺服阀使相应的提阀油动机及碟阀开至全开位置。

3.3.4甩热负荷时，DEH接受抽汽逆止阀全关信号，第一段工业抽汽口处（第6级后）压力超高信号大于2.10MPa时，DEH控制电液伺服阀使相应的提阀油动机开至全开位置；

DEH控制碟阀电动执行机构使碟阀全开。

3.3.5停机过程中需保证机组与外界供热抽汽管道完全切断，防止解列时抽汽倒灌引起机组超速；

停机后也必须确信无蒸汽自供热抽汽管道漏入汽轮机，引起局部冷却或加热。

3.3.6甩电负荷后2分钟内提阀及蝶阀不能开启时应立即打闸停机。

用户应按本章的要求进行机组日常运行的监视和维护，其限制值也可以用于启停过程中的监督控制。

4.1运行和维护的基本要求

4.1.1对运行中的各系统，各设备应按时进行巡查，监听内部声音。

4.1.2对运行中的各仪器、表计应经常检查、定期复验、标定和维护保养，以保证完好、准确。

机组不允许在表计不全，指示不准，仪表失灵或无监视下长期运行。

运行中应按时记录各运行数据。

4.1.3按期进行油质检查，定期清洗滤油器，确保油质和油清洁度合格，否则应换新油。

并应保证油温、油压正常、稳定。

4.1.4按期检查蒸汽品质和水质。

正常工况下，机组汽水品质应符合《火力发电机组及蒸汽动力