3燃机的启动和停机
零转速投盘车操作：
1.1 投盘车的操作必须事先得到值长的许可，并确认机组具备投盘车的条件。
1.2 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Mode Select” 栏目下的“Off”靶标，“Off”灯亮。
1.3 检查88QA、88QB-1/2，88TG、88QV-1开关在合闸位置，控制方式为自动。
1.4 点击“Cooldown Control”栏目下的“On”靶标，“On”靶标灯亮，查辅助滑油泵88QA、88QV、88QB自动启动，压力正常。
1.5 点击“Mode Select” 栏目下的“Cooldown”靶标，“Cooldown”灯亮：
若此时熄火不足14小时，则启动马达88CR自动启动，转速≥4%后启动马达自动停止，转速≤3.3%后盘车马达自动投入。
若此时熄火已到14小时，启动马达不会自启，点击“Master Control” 栏目下的“Startup”靶标，发启动令，4秒后“Startup”灯亮，启动马达启动，转速≥4%后点击“Master Control” 栏目下的“Stop”靶标，发停机令，“Stop”靶标灯亮，转速≤3.3%后盘车马达自动投入。
1.6 遇有其他特殊情况的操作，必须经过主管领导批准。
启动操作与监视
1 机组的起动应得到值长的命令
2 在燃机MARK VI主界面上选择气体燃料
3 在调压站压缩机启动打循环前应先投入压缩机滑油系统连续运行。
调压站压缩机起动打循环：
3.1 入口过滤等单元已冲氮置换空气完毕；
3.2 增压机进口前的设备及管路已充天然气；
3.3 增压机所属天然气水热交换器、压缩机冷油器、氮密封装置、冷油器以及压缩机电动机冷却器等已投入运行；
3.4 压缩机出口缓冲罐进出口门已处于正常运行状态；
3.5 制氮装置已投入运行,并向压缩机供给密封氮气；
3.6 经检查一切正常后，起动压缩机，天然气打循环并维持其出口天然气压力26.1bar。
4 机组启动至空载满速
4.1 确认开机前检查与准备无异常，机组启动准备就绪。检查盘车连续运行12~24小时。
做燃机启动前的盘面检查：所有数据正常，IGV角度为34 度，防喘阀全开；发电机Mode为OFF；FSR页手动最小输出量在最大值；IGV页，IGV Temp Control选择为“ON”位；Synchro页，Sync Ctrl选择为OFF；Start Check为全部“绿色”无报警；Trip Diagram页为“绿色”无影响启动报警。至Start Up页点击Master Reset主复位，Diagnostic Reset诊断复位，再检查Start Check ,Trip Diagram页为绿色。
4.2 检查“DLN1 S plitless”画面中的“L ean-Lean Base”靶标是选择为“OFF”。
4.3 检查“I nlet Exhaust”画面中的“Ctrl Blead Heat”靶标是选择为“OFF”。如果靶标是选择为“ON”,则进气加热系统将使机组较早进入预混燃烧状态，排烟温度较高，不利于锅
炉安全运行，因此该功能目前暂不选择为“ON”。检查IGV角度为最小34度。
4.4 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Mode Select” 栏目下的“Auto”靶标，“Auto”灯亮。
4.5 进入“Aux”画面的“Lube Oil”子画面，点击“Motor Test”靶标，查88QE“RUN”灯亮。
4.6 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Master Control”栏目下的“Start”靶标并确认，发启动令，30秒后机组开始启动?，确认设备（参数）符合下列要求：1）机组进入启动程序，“Status”栏目显示：STARTING
2）启动马达88CR启动，盘车马达88TG退出，88QE启动测试30秒后停止，88VL 启动，液力变扭器马达88TM启动，将液力变扭器角度由43°调至68°，辅助液压泵88HQ 投入，液压油压力正常（103BAR）；
4.7 当透平转速升至≥8.4%时，转速继电器14HT动作，88GV、88EF投入；转速升至≥10%时，转速继电器14HM动作，88BT投运，液力变扭器马达88TM启动，将液力变扭器角度由68°调至50°，机组进入清吹程序；转速达24.8%燃机进入天然气检漏试验（？应该在L14HT＝1或L14HM=1），检查VSR瞬间开启后关闭，转速达2
5.5%燃机天然气检漏试验完毕；清吹计时结束后，转速至约为25%，88TM启动，将液力变扭器角度由50 °调至15°，20TU-1电磁阀失电泄油，转速逐渐下降，至12%时20TU-1电磁阀带电进油，进入点火程序进行点火，确认设备（参数）符合下列要求：1）主画面显示：“Status”栏目显示：FIRING
“Speed Level”栏目显示：14HM
2）燃气速比阀打开，燃气流量基准FSR升至点火值。
3）10秒内至少有两个火焰探测器测得火焰信号，点火成功。
4.8 至少两处火焰探测器探测到火焰后,点火成功，进入暖机程序，开始暖机一分钟。
1）画面显示：“Startup Status”栏目显示：WARMING UP
“Speed Level”栏目显示：14HM
四个火焰标志中至少两个亮。
2）点着火2秒后88TM启动正转一次，将液力变扭器角度由15°调至68°；确认88VG 投入；加强排气分散度的监视，进入“MONITOR”栏目的“EXHAUST”子栏目，检查排烟温度、排烟分散度。
4.9 暖机结束后，机组开始升速，机组加速过程中应注意监视各轴轴承的振动值和排烟温度场的分布状况。
4.10 转速升至≥26%时，顶轴油泵88QB退出。
4.11 机组升速至42%～48%rpm时进入一阶临界振动，记录此时最大振动的转速、位置和数值。
4.12 当转速升至≥60%时，转速继电器14HC动作，88CR退出，应至辅机间检查88CR 退出运行，燃机进入自持加速阶段，确认设备（参数）符合以下要求：1）主画面显示：“Startup Status”栏目显示：ACCELERATING
“Speed Level”栏目显示：14HC
2）20TU-1失电，L20TU1X为由“1”转“0”，将液力变扭器的滑油泄掉，机组脱扣。
3）可转导叶在78%转速左右时由34°逐渐开大，在95%以前开到57°。
4.13 进入当机组转速升至70%~89%rpm时进入二阶临界振动，记录此时最大振动的转速、位置和数值。
4.14 转速继续升至≥95%时，确认下列设备（参数）符合以下要求：
1）主画面显示：“Startup Status”栏目显示：ACCELERATING
“Speed Level”栏目显示：14HS
2）辅助滑油泵88QA、辅助液压油泵88HQ退出。
（注意：若88HQ未能自动退出励磁系统不会自动启励，此时需要手动停88HQ，然后至“GCP”界面，在“EX2100 CONTROL”栏目下点击“START”启励。）3）励磁系统自动启励，使电压升至额定值。
（当转速达95％时，检查机组启动程序一切正常仍然无法正常自动启励时，则进入“GCP”界面，在“CONTROL SELECTION”栏目下点击“RESERT TRANSFER”靶标，对励磁系统进行复位，再至“EX2100 CONTROL”栏目下点击“START”启励。）
4）可转导叶打开至57°。
5）88TK-1投入，10秒后88TK-2投入。
4.15 升速至全速空载：
1）画面显示：“Startup Status”栏目显示：FULL SPEED NO LOAD
“Speed Level”栏目显示：14HS
2）查滑油母管压力正常（约1.8BAR）。
3）查燃气压力正常（约25BAR）。
4）查液压油压力正常（约105 BAR ）。
5）滑油温度正常。
6）排烟分散度正常。
7）各轴瓦振动正常。
8）火焰稳定。
9）各系统有无泄漏。
10）无异常报警。
5 全速空载至并网
5.1 机组并网应按值长命令进行，正常选用自动准同期并网方式。
5.2 机组达到空载满速，确认机组运行无异常后，进行并网操作。
5.3 进入“Control”画面的“Synchro”子画面，点击“ Sync Ctrl” 栏目下的“Auto Sync”靶标，“Auto Sync”灯亮。同期表正转，点击“Sync O ptions” 栏目下“KV/KV AR C ontrol”的“Raise”或“Lower”靶标，调节发电机电压稍高于系统电压，在DCS电气界面点击＃01开关“合闸”靶标，机组自动同期并网，发电机出口开关“52L”图标由绿转红，DCS电气界面的＃01开关已合闸。
5.4 当发电机因某种原因而在同期周期内未能同期成功，同期装置将自动退出。此时应点击“RESYNC”靶标，机组重新投入同期装置进行同期。
5.5 自动同期并网成功后，确认下列设备（参数）符合以下要求：
1）画面显示：“Startup Status”栏目显示：LOADING
“Speed Level”栏目显示：14HS
2）机组自动带旋转备用负荷5MW。
3）机组运行正常。
4）当燃机负荷大于10MW时，防喘放气阀自动关闭，MK-VI主画面防喘放气阀图标由红转绿。
6 升降负荷
6.1 机组并网后带负荷情况应按值长命令执行。
6.2 带基本负荷操作如下：进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Load Select” 栏目下的“Base Load”靶标，“Base Load”灯亮。机组开始升负荷，“Speed/Load Control”栏目下“Raise”靶标闪，带至基本负荷后，“Rsise”靶标不闪。
画面显示：“Startup Status”栏目显示：BASE LOAD
6.3 如需带预选负荷操作如下：先进入“Control”画面的“Start-up”子画面，在“MW Control”栏目，点击此栏目下的“Setpoint”靶标，输入预选负荷的数值，再点击“Load Select” 栏目下的“Preselect ”靶标，“Preselect ”灯亮，机组开始升负荷，“Speed/Load Control”栏目下“Raise”靶标闪，带至指定预选负荷后，“Rsise” 靶标不闪。
6.4 如果因为某种扰动使机组退出基本负荷或预选负荷，“Base ”靶标或“Preselect ”靶标会不亮，此时如需恢复到原来状态需重新点击“Base”靶标或“Preselect”靶标。
6.5 若要手动升、降有功，则进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“S peed/Load Control”的“Raise ”或“Lower”键，调整有功。
6.6 若要手动升、降无功，则进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“ KV/KV AR Control”的“Raise ”或“Lower”键，调整无功。
7 投功率因数控制
7.1 机组负荷大于30MW，机组功率因数与设定值之差小于0.02且稳定时可投功率因数。
7.2 在MK-VI上操作：进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Generator Mode” 栏目下的“PF”靶标，“PF”灯亮,画面中出现一“PF Control”栏目，点击此栏目下的“Setpoint”靶标，输入功率因数数值。
8 投恒无功控制
8.1 在MK-VI上操作：进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Generator Mode” 栏目下的“V AR”靶标，“V AR”灯亮,画面中出现一“V AR Control”栏目，点击此栏目下的“Setpoint”靶标，输入无功数值。
9 并网后根据调度要求决定#1主变中性点处中性点地刀状态。
10 根据值长命令，逐渐将负荷加至满负荷。
注意：
1 并网后带负荷至10MW时，IGV的角度从57°关小至42°，96TH-1则开大至99％；
2 加负荷过程中，从负荷升至40MW时，IGV开始逐渐开大，96TH-1则逐渐关小；直至带满负荷，IGV角度为84°，96TH-1开度为0％；
3 燃机加负荷是应尽可能避开DLN燃烧方式切换负荷点。
附：DLN的运行方式和切换
1燃机的DLN正常运行方式有三种，即PRIMARY；LL-POS；PM-SS；
燃机的DLN非正常运行方式有二种，即LL-NOG；LL-Extended。
1）一级模式：燃料只送往一级喷嘴，只在燃烧室一级区域中有火焰。这种运行模式用来点火、加速，使燃烧运行在低、中负荷，直到透平入口温度TTRF1达到的
899℃/1650°F；
2）贫-贫模式：燃料送往一级和二级喷嘴，在一级区、二级区中都有火焰。这种运行模式用于在透平入口温度在899℃/1650°F与1077℃/1970°F之间时。
3）预混模式：燃料送往一级和二级喷嘴。只在二级区中都有火焰。TTRF1达到1077℃/1970°F时开始切换到预混模式，直到将机组带到基本负荷，这是最佳的排放运行模式。
2 在启机前应检查Lean-Lean Base靶标是选择的“OFF”位。
3 在负荷调整时必须注意DLN方式切换正确，顺利进入预混燃烧状态PM-SS。
4 不要使机组负荷在DLN切换点处进行停留。
5 机组运行在“LL-Extended”（强制贫-贫模式）方式下会使NOx排放量增加，因此不建议在此方式下运行。
6 当机组在“LL-NOG”方式下运行不要继续升负荷，否则将机组进入“LL-EXTENDED”方式。
7 升负荷时的DLN切换
1）当TTRF1温度升至899℃/1650°F后，燃机负荷在30MW－35MW间，应注意DLN方式是否由“PRIMARY”切换到“LL-POS”方式，并密切注意第二区的4个火焰点着火，在“START UP”界面会同时显示8个火焰。如果切换时火焰出现闪烁，应迅速将负荷设定点进一步提高，并观察火焰的情况。
2）当TTRF1温度升至1077℃/1970°F前，应注意DLN画面中的DLN方式应为“LL-POS”，如果DLN方式不是“LL-POS”方式，而是“LL-NOG”方式，必须先将负荷降低，使DLN方式退出“LL-NOG”方式，重新进入“LL-POS”方式方可继续升负荷。
3）当TTRF1温度升至1077℃/1970°F时，燃机负荷在70MW－80MW间，应注意
DLN方式由“LL-POS”切换到“PM-SS”方式，并注意三路气阀的切换必须动作正确，第一区的火焰应及时熄灭，在“START UP”界面只有E、F、G、H四个火焰显示。
8 降负荷时的DLN切换
1）当TTRF1温度降至1077℃/1970°F时，燃机负荷在50MW-60MW间，应注意第三路气阀不动作，第一路和第二路气阀的开度一致，点火器将第一区火焰及时点着，火焰稳定，DLN方式由“PM-SS”方式及时切换到“LL-SS”方式。
2）当TTRF1温度降至899℃/1650°F时，燃机负荷在30MW-40MW间，第二路气阀关闭，第二区火焰应及时熄灭，DLN方式由“LL-POS”切换到“PRIMARY”方式。
停机与盘车
1 机组停机应由值长下令执行
2 机组停机
2.1 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Generater Mode”栏目下的“OFF”靶标，退出功率因数控制。
2.2 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Master Control”栏目下的“Stop”靶标发停机令，“Stop”灯亮。
2.3 确认机组在1-2分钟内由温度控制方式进入转速控制方式，开始减负荷。
2.4 在降负荷过程中,确认设备（参数）符合以下要求：
1）负荷缓慢平稳下降；
2）注意DLNR燃烧的变换；
3）燃气流量逐渐减小。
2.5 机组负荷降至2～3MW时解列，确认设备（参数）符合以下要求：
1）MK-VI控制盘显示出口开关在断开位；
2）DCS电气界面燃机发变组＃01开关在断开位。
3）发电机G60保护盘上：“TRIP FROM MKⅥ” “52L TRIPE D”信号灯亮。
2.6 负荷降至7.5MW时，电磁阀20CB-1失电使防喘放气阀自动打开，MK-VI主画面放喘放气阀图标由绿转红。
2.7 机组转速下降，降至≤94%时，确认设备（参数）符合以下要求：
1）主画面显示：“Startup Status”栏目显示：FIRED SHUTDOWN
“Speed Level”栏目显示：14HC
2）辅助滑油泵88QA、辅助液压油泵88HQ投入。
3）可转导叶开始逐渐关闭。
4）透平框架冷却风机88TK-1、2退出。
2.8 转速33%左右时，机组熄火，确认设备（参数）符合以下要求：
1）燃气截止阀SRV、控制阀VGC迅速关闭；
2）辅助液压油泵88HQ退出；88VG、88EF、88VL、88GV退出。
3）88TM马达启动，将液力变扭器角度由68°调至50°。
2.9 熄火后，将透平间冷却风扇88BT开关由工作位退至检修位。
2.10 转速＜25%时，顶轴油泵88QB投入，查顶轴油压力正常，无压力低报警。
2.11 整个停机过程中，注意监视机组在临界转速时的最大振动及转速数值（第一临界转速：40％～50％，第二临界：65％～80％）并作好详细记录。
2.12 转速≤9.5%，88TM马达启动，将液力变扭器角度由50°调至68°。
2.13 转速≤
3.3%，20TU-1带电，L20TU1X为由“0”转“1”，液力变扭器进油，88TM启动，将液力变扭器角度由68°调至43°，盘车马达88TG投入，转速缓慢升至
4.2%左右，维持此转速盘车。
2.14 记录熄火至盘车投入的惰走时间（精确到秒）。
2.15 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Mode Select” 栏目下的“Off”靶标，“Off”靶标灯亮，闭锁机组启动。
盘车和停机后的检查
1 盘车
1.1 机组停机过程当转速下降到3.3%，自动投入低速连续盘车。
1.2 如果熄火时间未超过14小时，盘车停运到零转速时，88CR自动启动，转速≥4%后自动停运，转速≤3.3%88TG投运。
如果熄火时间已超过14小时发现盘车停运时，应在COOLDOWN模式下发启动令由88CR马达起动冲动转子,转速≥4%后88CR停运，转速≤3.3%88TG投运。
1.3 遇到机组转动部件故障时，则停机后应先查明原因才允许投入盘车。
1.4 机组在盘车长期停运的情况下，应在开机12小时以前投入连续低速盘车。
2 机组停机后急需停盘车检修时
2.1 一般情况不允许采用高速盘车办法来加速机组的冷却。
2.2 轮间温度在120℃以上时，经总工批准后，可采用高速盘车办法来加速机组冷却。
2.3 轮间温度在65℃以上停盘车必须得到总工批准。
2.4 轮间温度在65℃以下可由当班值长下令停盘车。
3 停盘车操作
3.1 停盘车操作必须事先得到值长的许可。
3.2 进入“Control”画面的“Start-up”子画面，点击“Mode Select” 栏目下的“Off”靶标，
“Off”灯亮。再点击“Cooldown Control”栏目下的“Off”靶标。
3.3 查盘车马达88TG已停，燃机转速开始下降。
3.4 燃机转速到零后，查辅助滑油泵88QA，顶轴油泵88QB自动退出，“Cooldown Control”栏目下的“Off”靶标灯亮。10min后88QV自动退出。
3.5 断开盘车马达88TG开关刀闸，将启动马达88CR开关摇至试验位，控制方式置自动。
注：若燃机熄火后不足14小时停盘车，则在进行以上操作前将逻辑量L62CD（盘车停逻辑）强制为“1”；若再次投盘车L62CD需在88QA投入后再解除，以免88QE自启。
4、停机后的检查
4.1 检查滑油泵88QA运行正常，滑油母管压力正常，回油窥窗有油流。
4.2 查顶轴油泵投入正常，顶轴油压正常。
4.3 查机组应连续盘车。
4.4 查冷却水泵运行正常，冷却水温、滑油温度正常。
4.5 查油雾分离器抽油烟机运行正常，关小排油烟阀，调整滑油箱负压在50～80 mmH2O。
4.6 查反吹投入正常。
4.7 轮机间听音检查。
5 停盘车后启动方式
5.1 检修工作结束后，机组连续低速盘车时间超过4小时再开机时，按照正常方式启动。
5.2 轮间温度在65℃以上，120℃以下停盘车，时间小于30分钟或轮间温度120℃以上停盘车，时间小于10分钟的，可按正常方式启动。
5.3 轮间温度在65℃以上，120℃以下停盘车，时间大于30分钟或轮间温度120℃以上停盘车，时间大于10分钟，且连续盘车时间不足4小时的：
1）抢修结束后必须立即投入连续盘车，连续盘车投入后到轮机间听音检查无异常则连续低速盘车一小时，然后转高速盘车半小时（如果在高盘时机组最大振动大于1.5mm/s 或轮机间听音异常时，则马上停机转低速盘车一小时，再转高速盘车半小时，如果振动仍然大于1.5mm/s，则重复低盘一小时高盘半小时的方法，直至机组最大振动小于
1.5mm/s并且轮机间无异音）。
2）高盘半小时后机组转点火方式启动，机组点着火无异常后维持点火状态5分钟后停机再转高速盘车15分钟（如果点火后机组最大振动大于10mm/s以上则停机连续盘车一小时，再转高盘15分钟，再转点火启动，如果最大振动仍然大于10mm/s，则重复低盘一小时高盘15分钟转点火的方法，如果连续三次最大振动都大于10mm/s，则机组转低盘，向主管领导汇报，等待下一步操作），以上步骤完成后，机组方可按正常方式启动。
3）机组启动正常启动过一阶和二阶临界时，严密监视机组的振动情况，若最大振动大于10mm/s则立即发停机令转高速盘车15分钟，再按正常方式启动，若临界仍大于10mm/s，则重复高盘15分钟的方法，直至临界振动小于10mm/s，方允许机组继续升速，如果连续三次过临界的振动均大于10mm/s，则停机连续盘车，向主管领导汇报，等待下一步的操作。
5.4 轮间温度降到65℃以下停盘车，时间小于1小时的按正常方式启机。
5.5 轮间温度降到65℃以下停盘车，时间大于1小时且连续盘车时间不足4小时的：
1）抢修结束后必须立即投入连续盘车，连续盘车投入后到轮机间听音检查无异常则连续低速盘车一小时，再高速盘车半小时方允许按正常方式起动机组（如果在高盘时机组最大振动大于1.5mm/s或轮机间听音异常时，则马上停机转低速盘车一小时，再转高速盘车半小时，如果振动仍然大于1.5mm/s，则重复低盘一小时高盘半小时的方法，直至机组最大振动小于1.5mm/s并且轮机间无异音）。
2）机组启动过临界的操作与轮间温度65℃以上停盘车后启动的操作相同。
5.6 当出现发停机令后机组转速仍然上升则立即手拍“5E”按钮停机。
汽轮机停机操作卡
华能吉林发电有限公司长春热电厂号机组汽机停机操作卡 华能长春热电厂运行部
下令人： 受令人： 操作人： 年月日
序号 操作内容 危险点辨识与预控 完成时间 执行人 停机前的准备 1 1 主机交流、直流润滑油泵及启动密封油泵启、停正常后置联动。 防止停机过程中交流润滑油泵不能启动,造成 润滑油系统断油轴瓦。 2 2 主机盘车电机、顶轴油泵启、停正常后置联动。 3 3 进行汽轮机高压主汽门、中压调门、抽汽逆止门的活动试验。 防止打闸后由于阀门卡涩造成汽门、抽汽逆止门不能关闭,从而造成汽轮发电机组超速。 4 4 对电泵组仔细检查，确保电泵处于完好备用。 5 5 做好辅汽、轴封、除氧器备用汽源的暖管工作，并将辅汽切到临机或者启动锅炉接带。 检查备用汽源正常，防止工作汽源失压造成汽 源中断。 6 6 阀门控制切换为单阀方式。 7 7 检查各控制装置均在自动位置并工作正常，DCS 上的各自动疏水阀、盘车装 置、低压缸喷水在自动位置。 机组滑压减负荷 8 8 按锅炉滑停曲线，在协调方式下减负荷至175MW 。 9 负荷180MW 时切换为顺序阀 10 9 目标负荷设定为175MW ，降负荷速率设定为3MW/min ，停机过程中保证机组负荷、主汽压力平稳下降及调节级温降率不大于165℃/h 。 严格控制降负荷速率和 汽温下降速度，防止蒸汽参数与负荷不相匹配,造成蒸汽过热度不 够,汽轮机发生水冲击，防止负胀差过大。 11 1 在175MW 负荷时，主汽压力维持13MPa ，主汽温度530℃，再热汽温510℃稳定运行20分钟。 12 停止热网供热系统 注意热网加热器温度变 化率＜5℃/min 13 启动电动给水泵，并入系统，停运一台汽泵 就地检查并调整电泵运 行正常。启泵后及时打 开电机冷却水。 14 1 1 将锅炉主控切换至手动，汽机主控切至自动，将机组控制方式置汽机跟随模式。 15 当机组负荷降至140MW 时，确认主汽压
汽轮机的运行和维护
汽轮机的运行和维护 第一节汽轮机正常运行维护 20.1.1 汽轮机正常运行维护工作 1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理； 2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录； 3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行； 4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长； 5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入； 6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作； 7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换； 8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质； 9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态； 10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查； 11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护； 12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置； 13. 异常情况下应特别注意机组运行情况： 1) 负荷急剧变化； 2) 蒸汽参数或真空急剧变化； 3) 汽轮机内部有不正常的声音； 4) 系统发生故障； 5) 自动不能投入时。 14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行； 15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；
汽轮机停机维护的常识
安全管理编号：LX-FS-A37439 汽轮机停机维护的常识 In the daily work environment, plan the important work to be done in the future, and require the personnel to jointly abide by the corresponding procedures and code of conduct, so that the overall behavior or activity reaches the specified standard 编写：_________________________ 审批：_________________________ 时间：________年_____月_____日 A4打印/ 新修订/ 完整/ 内容可编辑
汽轮机停机维护的常识 使用说明：本安全管理资料适用于日常工作环境中对安全相关工作进行具有统筹性，导向性的规划，并要求相关人员共同遵守对应的办事规程与行动准则，使整体行为或活动达到或超越规定的标准。资料内容可按真实状况进行条款调整，套用时请仔细阅读。 一、停机前的准备 1、试转各高、低压泵，保证油泵正常工作，如果油泵不正常时，不允许停止汽轮机。 2、空转盘车马达，应正常。 3、与主控室进行联络信号试验。 4、活动自动主汽阀，其动作应灵活，无卡涩现象。 5、准备好必要的停机专用工具。 二、降低负荷 停机过程是机组从带负荷的运行状态转变为静止状态的过程，也是汽轮机金属部件由高温转变为低温的冷却过程，汽轮机在高负荷及热平衡状况下，迅速冷却将造成不可忽视的内、外壁温差，产生较大的热
汽轮机停机后高压缸上下缸温差大的原因分析
汽轮机高压缸上、下缸温差大的原因分析及处理措施 （广州市旺隆热电有限公司，广东广州511340） 摘要：针对广州市旺隆热电有限公司两台N110/C68-8.83/0.981汽轮机开机过程和停机后高压缸上、下缸温差大的现象，详细分析造成此现象的原因，在机组检修和开、停机过程中采取有针对性的处理措施，控制高压缸上、下缸温差。 广州市旺隆热电有限公司（以下简称旺隆公司）两台汽轮机为哈汽生产的N110/C68-8.83/0.981双缸、单轴、冲动式、单抽、凝汽式汽轮机，分别于2005年9月和10月投入运行。自投产后两台汽轮机多次在开机过程和停机后出现高压缸上、下缸温差大的现象，特别是当机组故障停机后三小时内汽轮机高压缸上、下缸温差就超过50℃，致使机组无法快速恢复运行。 1. 旺隆公司汽轮机高压缸上、下缸温差大现象 1.1 2006年12月24日1点31分，＃2机保护动作机组掉闸，机组停运后在3点30分时左右汽缸温差已扩大到50℃，机组停定后3小时内，下缸温度降幅10℃/h以上。 1.2 2008年5月8日15点35分，＃1机保护动作机组掉闸，掉闸前汽机上缸内壁温度50 2.6℃，下缸内壁温度498.5℃。17点34分上缸内壁温度降至477.4℃，下缸内壁温度降至426.4℃，上下缸温差51℃，机组停定后3小时内，下缸温度降幅10℃/h以上。 1.3 通过收集2009年两台机滑参数停机后缸温数据发现，机组停定8小时后两台机上、下缸温差均会超过50℃，机组停定后3小时内，下缸温度降幅10℃/h
以上。 1.4 2006年至2009年期间，机组热态开机过程中有数次高压缸上、下缸温差超过50℃，机组被迫打闸停机。 2. 缸温差大的影响和危害 当出现缸温差时，转子偏心会出现一定程度的变化。当出现较大偏心尤其异常性反弹时，可能会发生缸体内部的动静部分摩擦，摩擦处产生热量温度升高，动静部分间隙进一步减小，碰磨加剧，给机组带来严重损害。 另外，当缸温差较大时，缸体将发生“猫拱背”变形，轻则破坏汽机结合面的严密性，导致漏汽，重则致使动、静部分间隙变小，导致动静摩擦，另外缸体变形会使轴承中心发生变化，使机组发生剧烈振动。 因缸温差大会对汽轮发电机组产生严重危害，一般来讲，运行规程规定机组启动前当上、下缸温差超过50℃时机组不得启动，机组启动过程中上、下缸温差超过50℃应打闸停机，如机组启动过程中或热态停机后缸温差超标，则机组将被迫停机或延迟启动，特别是热态停机后如缸温差超标，通常只得等缸温下降至冷态水平上、下缸温差才降低到50℃以下，延误时间至少3天以上，给电厂带来极大的经济损失。 3. 旺隆公司汽轮机高压缸缸温差大形成的原因分析 3.1 热态开机缸温差大原因分析 汽轮机在启动初期蒸汽在汽缸内壁凝结放热，凝结水在重力作用下沿汽缸内壁向下流动，在下缸形成水膜，影响下缸传热，造成下缸温升比上缸慢，因此在机组启动初期会出现上缸温度高于下缸，且差值迅速增大。但是在机组带上一定的负荷之后，汽缸内壁已有较高的温度，蒸汽凝结放热过程逐渐结束，
汽轮机停机维护的常识
编号：SM-ZD-51648 汽轮机停机维护的常识Organize enterprise safety management planning, guidance, inspection and decision-making, ensure the safety status, and unify the overall plan objectives 编制：____________________ 审核：____________________ 时间：____________________ 本文档下载后可任意修改
汽轮机停机维护的常识 简介：该安全管理资料适用于安全管理工作中组织实施企业安全管理规划、指导、检查 和决策等事项，保证生产中的人、物、环境因素处于最佳安全状态，从而使整体计划目 标统一，行动协调，过程有条不紊。文档可直接下载或修改，使用时请详细阅读内容。 一、停机前的准备 1、试转各高、低压泵，保证油泵正常工作，如果油泵不正常时，不允许停止汽轮机。 2、空转盘车马达，应正常。 3、与主控室进行联络信号试验。 4、活动自动主汽阀，其动作应灵活，无卡涩现象。 5、准备好必要的停机专用工具。 二、降低负荷 停机过程是机组从带负荷的运行状态转变为静止状态的过程，也是汽轮机金属部件由高温转变为低温的冷却过程，汽轮机在高负荷及热平衡状况下，迅速冷却将造成不可忽视的内、外壁温差，产生较大的热应力；同时转子相对汽缸轴向急剧收缩，严重时会导致叶片、叶轮和喷嘴及隔板相摩擦，故在停机过程中，要注意金属部件的降温速度和温差。在降低负荷的过程中，金属的降温速度应不超过1.5~2.0℃/min。为了保证这个降温速度，以每分钟300~500kW的速度减负荷，每下降一定负荷后，必须停留一段时间，使汽缸转子的
汽轮机启停注意事项
汽轮机启停注意事项 汽轮机启动是指汽轮机从静止的或备用的状态，按一定的程序进行冲转、升速暖机、定速、并网接带负荷至额定值的全部过程。汽轮机启动过程可分为启动前准备、冲转升速暖机和并网带负荷三个阶段。汽轮机停机是指机组由带负荷运行状态到卸去全部负荷、发电机从电网中解列、汽轮发电机组转子由转动至静止的过程。汽轮机停机过程是金属部件逐渐冷却的过程。 汽轮机的启动和停机是汽轮机最重要的运行阶段。在启停过程中，汽轮机各金属部件和管道处于不稳定的传热过程中，机械状态的变化比较复杂。因此，启动和停机过程应充分考虑并处理各个金属部件的机械应力，热应力及在应力作用下的变形、推力、振动、汽缸和转子的热膨胀和胀差等问题。金属部件的温差大小主要取决于蒸汽参数，蒸汽温度变化率，暖机、暖管和疏水方式。冲转参数应根据高压缸第一级和中压缸金属温度，选择适当的主蒸汽和再热蒸汽温度。 针对机组启动、停机不同阶段的具体情况并结合托电#1～#8机组及#11、#12号机组近300次启停机的实际总结出各阶段的注意事项。 一、机组启动前的准备 （一）机组启动前各系统投入 1、循环水系统投入注意事项 1）循环水出口装有联络管的机组，循环水系统注水前，要充分排尽联络管内的空气，否则启动循环水泵时，管道内发生水锤导致管道阀门垫损坏大量漏水，循环水系统被迫停运。 #1、#2机组循环水系统“两机三泵”改造后，初次投入循环水系统时，由于循环水出口联络管位置较高，管道内积空气，系统注水时未排出聚集的空气，在启动循环水泵时，导致管道联络门垫损坏大量漏水，被迫停运循环水泵处理，延误了机组启动时间。 2）启动第一台循环水泵前，凝汽器水室上方8个自动排空气阀前手动门必须开启，否则水室内易造成水锤将凝汽器水室法兰垫损坏。即使自动排空气阀正常运行时漏水，在启泵前也必须开启，待启泵后水室内空气排尽后再关闭。 3）启动第一台循环水泵前，应防止另一台循环水泵因压力低联启。可联系热工
300MW汽轮机停机操作作业指导书
封面当前版次 第一版 文件编码ZJ-QJ-002 300MW汽轮机停机操作作业指导书批准：夏筠 审核：万谦左权 编写：邹显未 2013年12月20日
目录 一、编制目的-------------------------------（1页） 二、适用范围-------------------------------（ 1 页） 三、编制依据-------------------------------（ 1 页） 四、作业前危害辨识与风险评估--------（1 页） 五、作业准备--------------------------------（7页） 六、操作步骤及方法------------------------（7 页）
300MW汽轮机停机操作作业指导书 1、编制目的： 规范和指导操作人员作业行为，确保300MW汽轮机停机操作工作符合规定要求。 2、适用范围： 2.1本作业指导书仅适用于贵州黔西中水发电有限公司300MW汽轮机停机操作。 2.2本作业指导书为所有参加本项目的工作人员所必须遵循的质量保证。 3、编制依据： 3.1贵州黔西中水发电有限公司《作业指导书管理标准》。 3.2贵州黔西中水发电有限公司《300MW机组汽机运行规程》。 4、本项作业前危害辨识与风险评估： 作业名称关键 步骤 危害名称 危害及有关 信息描述 风险种类风险等级控制措施 300M W汽轮机停机操作1、准 备工 作 1.通讯不 畅 1.对讲机电 池电量低联 系不畅，延误 机组启动时 间； 2.对讲机原 件老化，联系 不畅，延误机 组启动时间。 中风险，需 要纠正 1.对讲机电池电量 低联系不畅，延误机 组启动时间； 2.对讲机原件老化， 联系不畅，延误机组 启动时间。 2.不合格 的搬钩 1、操作前未 检查搬钩是 否完好； 2、未选择大 小合适的搬 钩。 碰撞、撞击 中风险，需 要纠正 1、操作前未检查搬 钩是否完好； 2、未选择大小合适 的搬钩。 3.无操作 票操作 1.监护不到 位、不执行两 票三制。 2、操作出现 漏项或者跳 项，延误机组 启动时间； 设备损坏 中风险，需 要纠正 1.监护不到位、不执 行两票三制。 2、操作出现漏项或 者跳项，延误机组启 动时间；
汽轮机主要保护、监测参数及控制装置、启动和停机示范曲线图
DL / T608 — 2019 A A 附 录 A （规范性附录） 汽轮机主要保护、监测参数及控制装置 A.1 汽轮机的主要保护 A.1.1 汽轮机事故跳机保护： a)机械超速保护； b)电超速保护； c)轴向位移保护； d)真空低保护； e)润滑油压低保护； f)抗燃油压低保护； g)轴振动保护； h)汽轮机胀差保护； i)轴承金属温度高保护； j)推力轴承温度高保护； k)机炉电大联锁保护； l)DEH严重故障； m)高压缸压比低保护； n)高压缸排汽温度高保护； o)低压缸排汽温度高保护； p)润滑油箱油位低保护； q)抗燃油箱油位低保护； r)发电机定子冷水断水保护。 A.1.2 OPC防超速保护； A.1.3 热应力控制保护； A.1.4 负荷限制保护； A.1.5 主汽压控制保护； A.1.6 低压缸排汽安全阀保护； A.1.7 汽轮机防进水保护； A.1.8 高、低压旁路保护； A.1.9 手动停机保护。 A.1.10 汽轮机主要附属设备联锁保护： a)抗燃油控制系统联锁保护； b)润滑油控制系统联锁保护； c)密封油控制系统联锁保护； d)顶轴油控制系统联锁保护； e)除氧器控制联锁保护； f)高、低压加热器控制联锁保护； g)抽汽逆止门联锁保护；
DL / T608 — 2019 h)汽动给水泵辅助油泵联锁保护； i)电动给水泵联锁保护； j)凝结水泵联锁保护； k)循环水泵联锁保护； l)定子冷却水泵联锁保护； m)抽真空系统联锁保护。 A.2 汽轮机的主要监测参数 A.2.1 汽轮机转速。 A.2.2 汽轮机转子偏心度、振动。 A.2.3 汽轮机胀差、汽缸膨胀。 A.2.4 汽轮机转子轴向位移。 A.2.5 汽缸热应力、汽缸金属温度、高中压主汽门金属温度。 A.2.6 调节级及各段抽汽蒸汽压力、温度、金属温度。 A.2.7 主蒸汽、再热蒸汽及高中低压缸排汽压力和温度。 A.2.8 主蒸汽流量、主给水流量、凝结水流量。 A.2.9 支持轴承、推力轴承金属温度及回油温度。 A.2.10 润滑油、密封油、顶轴油、EH油油压和油温。 A.2.11 高、中压主汽门、调门的阀位指示。 A.2.12 凝汽器、除氧器、疏水箱、油箱液位指示。 A.2.13 加热器水位、进出口水温、疏水温度及疏水量。 A.2.14 高、低压旁路阀位、温度。 A.2.15 轴封蒸汽压力和温度。 A.2.16 发电机定子冷却水温度、流量及电导率； A.2.17 发电机内氢气纯度、压力及冷氢温度。 A.3 汽轮机主要调节控制装置 A.3.1 汽轮机控制系统； A.3.2 凝汽器、除氧器及加热器水位调节控制装置； A.3.3 给水泵调节控制装置。 A.3.4 高、低压旁路调节控制装置； A.3.5 轴封供汽压力、温度调节装置； A.3.6 润滑油、抗燃油温度调节装置； A.3.7 闭式冷却水、开式冷却水温度调节装置； A.3.8 疏水控制装置。
汽轮机505启动步骤
手动起动方式 当组态了手动起动方式，采用下列起动操作程序： 1、发一复位（RESET）指令（使所有报警和停机状态复位） 2、发出运行（RUN）指令（发指令时确认主汽门关闭） 这时，505调速器将以“阀位限制器速率（V ALVE LIMITER RATE）”开启调节阀至最大位置。 转速给定值以“至最低速速率（RATE TE MIN RA TE）”从零变化至最低控制转速。 3、以控制的速率打开主汽门 当汽轮机转速升高至最低控制转速时，505调速器的转速PID通过控制调节阀的开度来控制汽轮机的转速。 4、将主汽门开启至100%开度 转速维持在最低控制转速下直到操作人员进行操作，如果组态了“顺序自动起动”则就由顺序自动起动程序开始控制。 “限制器最大极限值（LIMITER MAX LIMIT）”，“阀位限制器速率”和“至最低转速速率”的设定值都可以在服务方式中进行调整。 警告 在手动起动方式中，按“RUN”键前主汽门必须处于关闭位置。如果在给出运行指令时主汽门处于开启位置，就有可能引起汽轮机飞车从而造成严重的人员伤亡事故。 半自动起动方式 当组态了半自动起动方式，采用下列起动操作程序： 1、发一复位（RESET）指令（使所有报警和停机状态复位） 2、打开主汽门（确认汽轮机没有加速） 3、发RUN指令 此时，转速给定值将以“至最低转速速率”从零变化到最低控制转速给定值。 4、以控制的速率提升505调速器的阀位限制器 当汽轮机转速升高至最低控制转速时，505调速器的转速PID通过控制调节阀的开度来控制汽轮机的转速。 阀位限制器将以“阀位限制器速率”开启，可以使用键盘，外部触点或MODBUS通信来控制。“限制器最大极限值”。“阀位限制器速率”和“至最低转速速率”的设定值都可以在服务方式中进行调整。 自动起动方式 当组态了自动起动方式，采用下列起动操作程序： 1、发一复位（RESET）指令（使所有报警和停机状态复位） 2、打开主汽门（确认汽轮机没有加速） 3、发RUN指令 505调速器将以“阀位限制器速率”开启调节阀至最大位置 转速给定值以“至最低转速速率”升高至最低控制转速 当汽轮机转速升高且与转速给定值一致时，505调速器的转速PID通过控制调节阀的开度来控制汽轮机转速。 转速维持在最低控制转速下直到操作人员进行操作，如果组态了“顺序自动起动”则就由顺序自动起动程序开始控制。 “限制器最大极限值”。“阀位限制器速率”和“至最低转速速率”的设定值都可以在服务方式中进行调整。自动起动程序能随时通过发一阀位限制器升或降指令，或者紧急停机来取消。 暖机/额定 505调速器配备了暖机/额定功能，该功能使505调速器能自动将汽轮机转速提升至额定转速，当不选择时，汽轮机转速自动降低至暖机转速（作为服务方式中的缺省值）。 暖机/额定功能能够和任何505调速器起动方式一起使用（手动、半自动、自动）。发出“运行”指令后，转速给定值从零提升至暖机转速高定值并维持这一转速。当发出“至额定转速”指令时，转速给定值以“暖机/额定速率”提升至额定转速给定值。在提升过程中，要以通过提升或降低转速指令或者输入一个有效的转速给定值来中止给定值的变化。 如果发电机断路器闭合，远程给定值投入，串给PID或辅助PID处于控制状态（服务方式中的缺省值），505调速器将抑制“至暖机转速”或“至额定转速”指令。不过，能够组态505调速器的“暖机转速优先（IDLE PRIORITY）”和“采用至暖机转速功能（USE RAMP TO IDLE
汽轮机启动步骤工作
汽轮机启动步骤工作 2009-12-11 20:04:05 阅读215 评论0 字号：大中小订阅 . 6.5汽轮机首次启动（冷态）步骤 6.5.1辅助设备及系统投入且参数符合要求 6.5.1.1循环水系统充水，正常后，启动一台循环水泵,向开式循环系统供水。 6.5.1.2 开式冷却水系统投入。 6.5.1.3 闭式冷却水系统投入,化验水质应合格,否则放水。 6.5.1.4 投入主机润滑油系统,油温35℃～40℃,润滑油压0.176MPa左右，主油泵进口油压0.098—0.147MPa。 6.5.1.5 投入发电机密封油系统. 6.5.1.6 发电机充干燥、清洁的压缩空气,机内空气压力0.05MPa。检查油压跟踪阀动作正常,密封油—气差压正常。 6.5.1.7 启动顶轴油泵及盘车运行，记录转子原始偏心率数值。 6.5.1.8 发电机定子冷却水投入，水质应合格。 6.5.1.9 投入凝结水系统。
(a) 检查凝结水储存水箱水位应正常。 (b) 启动凝结水输送泵,向凝汽器补水至正常位置,向凝结水泵供密封水和凝水系统注水。 (c) 启动凝结水泵,水质合格后向除氧器上水。 6.5.1.10 辅助蒸气系统投入,由启动锅炉供汽。 6.5.1.11 除氧器加热制水。 6.5.1.12 真空系统投入,根据情况确定真空泵投入的台数。 6.5.1.13 轴封系统投入,控制轴封进汽压力0.026～0.028MPa,温度150℃～260℃,轴端不应有明显外漏现象。 6.5.1.14电动给水泵的检查、准备,使之具备启动条件,锅炉上水根据情况确定由凝泵或给水泵。 6.5.1.15 EH油系统投入，EH油压11.2MPa左右，油温小于45℃。 6.5.1.16 检查并确认以下条件达到后通知锅炉点火。 (a) 盘车装置正常运行。
汽轮机停机保养措施
机组在停运后，如果不马上进行检修或根本没有检修项目，则应按制造厂的要求，对汽轮机及其附属系统作必要的防护、保养措施，以减少因较长时间停机而引起设备或系统损坏，如金属部件锈蚀、润滑油（油脂）老化或因冰冻而造成损坏。 1）汽轮机停运时间不足10天时，应做好以下保养工作。 1】隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽、水系统，并开启本体疏水阀。 2】隔绝与公共系统连接的有关汽、水、气阀门，并放尽其内部的剩汽、剩水和剩气。 3】所有的抽汽管道，主、再热汽管道，旁路系统的疏水阀均应开启。 4】放尽凝汽器热井，循环水进、出水室等剩水。 5】放尽加热器汽侧剩水、加热器水侧采用湿保养。除氧器采用湿储存保养。 6】给水泵汽轮机的有关疏水阀打开。 7】注意监视汽机房污水排放系统是否正常，防止凝汽器阀门坑满水。 8】无特殊情况，应保持主机润滑油系统和润滑油净化系统连续运行。每天停运连续盘车半小时，并作好转子偏心度记录。 9】EHC油系统的油净化系统应保持连续运行。 10】冬季机组停运后，应进行防冻，若汽缸上、下缸温差大，则应关闭汽缸本体疏水阀和有关抽汽管道及主再热汽管道疏水阀。若穿堂风大时，应关闭所有汽机房的门窗。对于室外可能会造成冰冻的设备及系统，应采用保温、放尽剩水或定期启动等方法防止结冰。 2）汽机停运时间超过10天的保养。机组停运时间超过10天时，除以上保养措施外，应将所有停运设备和系统内的剩水全部放尽，对加热器和除氧器采用充氮保养，氮气压力为20kpa即可。3）G/A机组的保养要求。对于G/A汽轮机，若停运时间超过7天，必须对汽轮机本体进行热风干燥保养。高、中、低压缸可分别通过下列管道上各自的空气注入接头（￠100），向汽缸内充注压缩空气。 1】高压缸放气管注入压缩空气流量为70t/h（标准状态） 2】中压缸4段抽汽管注入压缩空气流量为70t/h（标准状态） 3】低压缸6段抽汽管注入压缩空气流量为260t/h（标准状态） 按制造厂要求，该压缩空气的品质为： 1】杂质含量小于1㎎/m3（标准状态） 2】含油量小于2mg/m3（标准状态） 3】湿度小于40%。 因此，可采用电厂的仪用压缩空气作为汽缸防护气源。各个空气注入口装有减压阀和滤网，经减压后的空气压力为1.5kpa。进入汽缸后的压缩空气，经轴封装置，高、中压缸调节阀下游的疏水管，凝汽器人孔门后排向大气。
汽轮机启动与停止概述
汽轮机启动与停止 第一节启动前的准备与检查 １.班长在接到值长的开机命令时，应立即通知有关人员进行准备及检查，填写开机操作票。 2. 对全部设备进行详细检查，肯定安装(或检修)工作已全部完毕，汽轮机、发电机及附属设备周围均已清理干净，无障碍物，其照明应良好。 3. 准备好听音棒、测振表、转速表、阀门扳子等工具，并做好与锅炉的联系工作。 4. 检查发电机大轴上的转速表反光纸可用（由热工人员进行），检查调节汽阀及连杆的锁轴和轴承情况应良好。 5. 除此之外，正值、付值应做好下列准备工作： （1）表盘、表针齐全完好，指示正确；各仪表一、二次门应开；保护装置、指示仪表、记录仪表及转动设备送电指示灯亮。 （2）危急保安器在脱开位置；同步器在低限位置；调压器在零位，调压器的切换手柄在“解除”位置；高低压调节阀开度指示在“0”位置；转速表指示在“0”位；膨胀指示器的指针在“0”位；一次、二次脉冲的油压阀开；轴向位移油阀开；轴向位移遮断器手把在拉开位置；磁力断路油门在工作位置；启动控制阀在旋紧位置；油箱油位正常（+70～+120mm），油面指示器的浮筒上下动作灵活。 （3）各轴承温度计完整；各轴承润滑油压表完好并在“0”值；盘车手柄在“脱开”位置，盘车油门开，盘车电源完好，盘车电闸在“拉开”位置；发电机出、入口风温表完整；发电机接地碳刷完好；发电机灭火装置完整；汽缸排汽温度计完好，汽缸真空表门开。 （4）电动主汽门及旁路门关，电动主汽门前疏水门开；主汽门关，开度指示在“0”位；汽轮油泵进汽门关，自启动装置出入口汽门关；新蒸汽至前、后汽封蒸汽门关，后汽封排冷凝器门关；汽封漏汽到除氧器门关；一级抽汽电动门及旁路门关；杠杆脉冲阀位置正确。 （5）轴封冷却器出、入口水门开，旁路门关；放空气考克关，疏水阀开。 （6）辅助抽汽器蒸汽门及空气门关，压力表及真空表完整，其表阀开；主抽汽器的蒸汽门及空气门关；出、入口水门开；一级疏水门开；二级疏水器完好，其出、入口门开，旁路门关；主抽汽器一、二级蒸汽压力表和抽气真空表完好，其表阀开，表针指示在“0”值。 （7）低压加热器入口水门关，出口水门关，旁路门关；进汽门关；放空气考克关，空气门开；疏水器完好，其出、入口水门开，旁路门关，放水门关；水位计完好，其上、下考克开，放水考克关，低压加热器蒸汽压力表完好，其表阀开，指示在“0”位；进出口凝结水温度计完好， （8）高压加热器出、入口水门关，旁路水门开；进汽门关；安全阀完好；疏水器完好，其出入、口水门关，旁路门关，放水门关；危急溢水器出、入口水门关；汽平衡、水平衡门关，旁路门关；水位计完好，上、下考克开，放水考克关；进汽压力表完好，压力表阀开，指示在“0”位；进、出口给水温度计和进汽温度计完好；高低加疏水管路的连接阀应关。 （9）第二级抽汽供低压加热器门开；凝结水再循环水门开，放水门关；主
汽轮机的正常停机
汽轮机的正常停机 1、正常停机前的准备 1. 停机前，应做好与其它岗位、总降值班人员的联系工作。 2. 试转电动辅助、润滑油泵。 3 记录膨胀、振动及有关仪表读数。 4. 填好停机操作票 2、停机操作程序 1. 以100—150kW/min的速度逐渐减电负荷。 2. 全开凝结水再循环门，维持凝汽器热水井水位在1/2～3/4间。 3. 用新蒸汽（主蒸汽）调整轴封冒汽管冒汽量。 4. 电负荷减至3000KW时，停止补汽，关闭补汽调节门，关闭补汽手动门；电负荷减至零，将机组解列。 5. 发电机解列后，手击危急遮断油门；关闭自动主汽门停机，注意检查自动主汽门和调节气阀应立即关闭，将启动阀手轮关到底；关闭补汽门关到底。第一次停机时，应绘制惰走曲线。开始记录惰走时间。检查主汽门、补汽门是否关闭严密。 6 . 停机降速过程中，监视润滑油压低于0.08 MPa时，辅助油泵应自动启动，否则手动启动辅助油泵。 7. 转速至临界转速应迅速通过，注意振动及声音。 8. 打开汽缸和主蒸汽管疏水阀门。 9. 汽机转速降到200转/分时，顶轴油泵应自动启动，否则手动启动顶轴油泵。 10. 汽机停止后，投入连续盘车。 11．停射水泵，停凝结水泵。 12．轴承回油温度低于40 ℃时，停止向冷油器送水。 13. 后汽缸温度降至50 ℃时，停循环水泵，循环水供水停止。 14. 停机后连续盘车8小时后，当汽缸温度≤150℃后，可改为每隔1小时盘车180。；当温度降至100℃时，停止盘车。停机3天内每天盘转一次180。，以后每星期1次盘车180。。 15. 在停机操作过程中应注意下列各项： （1）随负荷的减少，及时调整凝结水再循环门和轴封蒸汽； （2）在减负荷过程中，应注意调整系统工作，若调速汽阀卡涩不能消除时，可用隔离门减负荷停机；（3）在停机过程中，应随时注意倾听机组内部声音及振动情况，若出现异常需加速停机时，应破坏真空紧急停机。 16. 关闭汽水管道上的所有阀门，打开疏水门。 17. 关闭通向汽缸本体的疏水门，严防蒸汽漏汽进入汽缸内。 3、汽轮机在停止状态下的维护 1. 汽轮机完全停止后应做好防腐措施： （1）ASH过热器出口汽门、电动主汽门、自动主汽门、补汽门，必须严密关闭，防止蒸汽进入汽轮机内。 （2）有关一切阀门及疏水门按规程的规定开启或关闭。 （3）长期停机备用，应放掉凝汽器内存水。 （4）长期停机备用，应做好发电机防潮工作，放净空气冷却器内存水。 2. 做好停机期间的维护工作： （1）机组应处在随时具备起动状态。 （2）机组停止后对油箱应定期排除积水。 （3）掌握检修项目及检修时间。 （4）搞好清洁卫生，保持现场整洁。
汽轮机的起动与停机技术问答题
汽轮机的起动与停机技术问答题 1．为什么说起动是汽轮机设备运行中最重要的阶段？ 汽轮机起动过程中，各部件间的温差、热应力、热变形大。汽轮机多数事故是发生在起动时刻。由于不正确的暖机工况，值班人员的误操作以及设备本身某些结构存在缺陷都可能造成事故，即使在当时没有形成直接事故，但由此产生的后果还将在以后的生产中造成不良影响。现代汽轮机的运行实践表明，汽缸、阀门外壳和管道出现裂纹、汽轮机转子和汽缸的弯曲、汽缸法兰结合面的翘曲、紧力装配元件的松弛、金属结构状态的变化、轴承磨损的增大、以及在投入运行初始阶段所暴露出来的其它异常情况，都是起动质量不高的直接后果。 2．汽轮机升速、带负荷阶段与汽轮机机械状态有关的主要变化是哪些？ 汽轮机升速、带负荷阶段与汽轮机机械状态有关的主要变化有： ⑴由于内部压力的作用，在管道、汽缸和阀门壳体产生应力。 ⑵在叶轮、轮鼓、动叶、轴套和其它转动部件上产生离心应力。 ⑶在隔板、叶轮、静叶和动叶产生弯曲应力。 ⑷由于传递力矩给发电机转子，汽轮机轴上产生切向应力。 ⑸由于振动使汽轮机的动叶，转子和其它部件产生交变应力。 ⑹出现作用在推力轴承上的轴向推力。 ⑺各部件的温升引起的热膨胀，热变形及热应力。
3．汽轮机起动操作，可分为哪三个性质不同的阶段？ 汽轮机起动过程可分为下列三个阶段： ⑴起动准备阶段。 ⑵冲转、升速至额定转速阶段。 ⑶发电机并网和汽轮机带负荷阶段。 4．汽轮机起动有哪些不同的方式？ 汽轮机的起动过程就是将转子由静止或盘车状态加速至额定转速并带负荷至正常运行的过程，根据不同的机组和不同的情况，汽轮机的起动有不同的方式。 按起动过程的新蒸汽参数分：额定参数起动和滑参数起动。 按起动前汽缸温度水平分：冷态起动和热态起动。 按冲动时的进汽方式分：高、中压缸进汽起动和中压缸进汽起动。 按冲动控制转速所用阀门分：调节汽门起动、自动主汽门起动和电动主闸门起动及总汽阀旁路门起动。 5．汽轮机滑参数起动应具备哪些必要条件？ 汽轮机滑参数起动应具备如下必要条件： ⑴对于非再热机组要有凝汽器疏水系统，凝汽器疏水管必须有足够大的直径，以便锅炉从点火到冲转前所产生的蒸汽能直接排入凝汽器。
汽轮机整套启动及试运行
汽轮机整套启动及试运行 汽轮发电机组的整套启动和试运行，是对设备在投入生产前的最后考验，也是对设备及安装质量的全面鉴定。 1. 分部试运及汽水管道冲洗 1.1 水泵的分部试运及水管系统的冲洗 1.1.1 转动机械的分部试运 1.1.1.1 设备安装完毕后，先对电动机进行单机空负荷试运。在确定转动方向后，应试转1～2h，当设备振动及轴承温升正常后停转，将电动机与泵体找正，然后联接好联轴器螺栓。 1.1.1.2 水泵及其它转动机械分部试运前，先进行有关系统的试压，只有试压合格后，方准对该系统试运冲洗。 1.1.1.3 对水质要求较高和较精密的转动机械，如各类水泵，其入口均应装有滤网，以防杂物进入损坏设备。 1.1.1.4 试转前应将转动机械的各轴承清理干净后，加入合格的润滑油或润滑脂，并盘动其转子。只有确认一切正常后，方准启动转动机械。 1.1.1.5 水泵或其它转动机械，按规定带负荷试运，一般规定不少于4～8h，试运中应对轴承振动及油温升、泵的出入口压力以及电动机的电流和温升等进行监护并作出记录。只有在上述记录符合技术要求时，才能认为分部试运合格。 1.1.1.6 按设计要求做各项保护及联动试验，应达到设计的技术指标。 1.1.2 水管道系统的冲洗 按管道系统冲洗措施接好临时排放水管道，结合本系统上的水泵试运行进行水冲洗。在系统水循环一定时间后，放出脏水，更换合格清水继续冲洗，直至水质合格。对不同的水管道系统，冲洗后的水质要求亦不相同。 1.1. 2.1 对工业水、冷却水、循环水管道系统，因水质要求不高，只要冲洗水质达到清澈透明时，即可认为冲洗合格。 1.1. 2.2 对凝结水、低压给水、除盐水及高压给水系统，因水质要求高，故这些系统可先用清水冲洗，冲洗中可将本系统中的加热器或冷却器等容器解列，系统走旁路冲洗。水冲洗过程中应将所有系统中的主干管及支管线全部通水冲洗。 1.2 主蒸汽管路的蒸汽吹扫 主蒸汽管道的蒸汽吹扫是与锅炉本体吹扫同时进行的。吹扫的管道系统应按吹管措施要求用临时管道接通。 1.2.1 按吹管系数K值规定，吹管时的汽流对管内附着物的作用力，应大于机组满负荷运行时汽流作用力的原则。即吹管系数K值大于1。 1.2.2 吹洗方法 常用吹洗方法有两种：（1）蒸汽稳压吹洗法；（2）降压法蒸汽吹扫。比较而言，降压法蒸汽吹扫操作简单，仅限于开关汽门和保持锅炉水位。稳压吹扫适用于蓄热能力小的直流炉的吹扫。汽包炉由于蓄能大，故多采用降压法吹洗。 1.2.3 吹洗程序及范围 按吹管系统图接好临时管线，第一阶段先吹过热器主蒸汽和主蒸汽母管段，第二阶段吹扫过热器主蒸汽母管部分母管到汽机前主蒸汽管道。 吹洗范围一般包括锅炉过热器、主蒸汽管、旁路管及汽轮油泵汽源和轴封供汽汽源管路系统。 1.2.4 吹管质量要求：在每阶段吹管中，应在临时安装的排汽口处装入铝制靶板，当管道经若干次吹洗后，加入靶板。当斑痕直径不大于0.8mm、斑痕总数不超过8点后，再次吹管斑点仍不超过10点时为合格。 2. 整套启动前的试验
汽轮机紧急停机步骤
汽轮机紧急停机步骤 破坏真空紧急停机操作步骤： 1)在控制盘上按“停机”按钮或机头就地“脱扣”,检查交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车自动启动，否则手动启动，确认润滑油压正常。 2)检查负荷到零,发电机逆功率保护动作发电机解列，机组转速下降，高、中压自动主汽门、调门以及各抽汽电动门、逆止门和高排逆止门关闭，高压缸抽真空阀开启。 3)当汽轮机转速下降至2700rpm时开启真空破坏门，停真空泵运行。 4)检查主、再热蒸汽管道各疏水阀是否在关闭状态，否则应立即手动关闭，检查低压缸喷水减温阀自动开启。 5)检查轴封压力、轴封温度正常。 6)尽量切断或减少进入凝汽器的汽水，注意低压缸排气温度、凝汽器热井水位、除氧器水位的变化。 7)检查高、低压旁路自动投入正常。 8)转速到零检查盘车装置自动投入且运行正常，记录盘车电流、转子偏心率及转子惰走时间。 9)完成停机的其它操作。 不破坏真空故障停机的操作步骤： 1）汇报值长申请停机,接到故障停机命令后应快减负荷，并进行厂用电切换，启动交流润滑油泵及顶轴油泵和盘车电机运行，确认润滑油压正常。
2）在汽机控制盘上按下“停机”按钮或在机头“脱扣”,检查负荷到零，发电机逆功率保护动作发电机解列，机转速下降，高、中压自动主汽门、调门以及各抽汽电动门、逆止门和高排逆止门关闭，高压缸抽真空阀开启。 3）检查主、再热蒸汽管道各疏水阀自动打开，汽机本体疏水阀开启。 4）检查高、低压旁路动作正常，减温水自动投入，凝汽器后缸喷水阀联锁开启，凝汽器真空、汽缸排汽温度正常。 5）确认轴封供汽压力、轴封温度正常。 6）转速到零投入盘车运行，记录盘车电流、转子偏心率及转子惰走时间。 7）完成停机的其它操作。
火电汽机启动、停机及注意事项(技术问答)
火电汽机启动、停机及注意事项（技术问答） 1. 汽轮机的启动过程有什么特点？所要解决的问题是什么？ 汽轮机的启动是将汽轮发电机组由备用状态加速到额定转速，并入电网，使其输出电功率由零增加至额定值的过程。这个过程的特点是：汽轮机的进汽量由零逐渐增加至额定值；各级前的蒸汽压力和温度随之升高；汽缸和转子逐渐被加热，其受力也逐渐增大，因此汽轮机的启动过程是一个工况急剧变化的加热过程。在这个过程中，由于其工况偏离设计工况，汽轮机的效率低于设计工况的效率，造成额外的能量损失，使热耗率相应增加。启动过程持续的时间愈长，其能量损失的总额愈大。而加快启动速度、缩短启动过程持续的时间，又会因零件加热速度过快，使其内、外温差增大，造成过大的热应力，影响机组使用寿命。稍有不慎，还可能酿成重大事故。汽轮机启动所要解决的问题是：在确保机组安全的条件下，尽可能的加快启动速度，减少启动过程的能量损失，并使机组的寿命损耗在允许的范围内。 2. 汽轮机启动过程可分为哪几个阶段？各阶段具体任务是什么？ 启动过程划分为四个阶段：启动前的准备；汽轮机冲转升速；并入电网；接带负荷。启动前的准备是为汽轮机启动冲转准备条件。冲转升速是打开汽轮机的进汽阀，冲动汽轮机的转子，使其转速按预定的要求，逐步升高到额定转速，为发电机并入电网准备条件。并入电网是通过隔离开关将发电机与电网连接，以便向电用户供电。接带负荷是按预定的升负荷曲线，将机组负荷增加至电网调度确定的数值，以保
证供电质量和数量满足用户要求。 3. 汽轮机的启动过程如何分类？各类启动过程有何特点？ 通常按启动前汽轮机零件的温度状态和启动过程中蒸汽参数的变化 规律，对启动过程进行分类。按冲转前汽轮机零件的最高温度水平，通常分为冷态启动和热态启动两大类。有些机组更细分为冷态、温态、热态和极热态启动。按启动过程中进汽参数的特点分为额定参数启动和滑参数启动。冷态启动：启动前绝大部分辅机均处于停止状态，启动前的准备工作比较繁杂，且汽轮机冲转时，汽缸金属温度较低，通常低于150~180℃，启动过程中零件金属的温升量较大。受热应力的限制，升速速度和升负荷速度较慢，并适当安排暖机。热态启动：启动前绝大部分辅机均处于运行状态，启动前的准备工作比较简单。启动前期的主要问题是防止金属被冷却，故汽轮机冲转时进汽温度和轴封供汽温度较高，升速速度和升负荷速度较快。启动后期，当调节级后蒸汽温度高于汽缸金属温度，启动过程与冷态启动相同。额定参数启动：汽轮机冲转时，进汽参数为额定值，且在启动过程中蒸汽参数保持不变。滑参数启动：汽轮机冲转时，进汽温度比汽缸金属温度高50℃左右，且其过热度大于50℃；在启动过程中蒸汽参数逐渐达到额定值。 4. 汽轮机滑参数启动有何优点？在什么条件下可以采用滑参数启动？ 与额定参数启动相比，启动冲转蒸汽参数较低，启动过程中可以使蒸汽与汽轮机零件之间的温差较小；而且机、炉启动过程重合，机组启
汽轮机手动紧急停机按钮打闸回路优化改造教学教材
汽轮机手动紧急停机按钮打闸回路优化改造 汽轮机手动紧急停机按钮打闸回路优化改造翟真摘要：ETS系统是机组重要的保护控制装置，由于哈汽早期设计的打闸回路集成于ETS系统当中，已不能满足现有规定要求。本文主要是根据现有回路存在的问题，结合机组实际情况对手动打闸回路提出优化改造实施措施。关键字：ETS系统；手动打闸；二十五项反措；独立可靠1、引言 汽轮机手动打闸回路是机组紧急时刻重要的保护控制装置，它的准确可靠关系到整个机组的安全稳定运行，是机侧非常重要的保护措施。由于哈汽提供的手动打闸回路集成于ETS 系统当中，一旦ETS系统中的控制PLC出现故障时会造成手动打闸回路失效，机组将失去重要的保护措施严重威胁机组的安全运行。因此根据打闸回路现有情况与问题，对现有回路进行优化改造。2、优化方案实施背景 根据2014年印发的《防止电力生产事故的二十五项重点要求》关于热工保护失灵的9.4.8项规定汽轮机紧急跳闸系统跳机继电器应设计为失电动作，硬手操设备本身要有防止误操作、动作不可靠的措施。手动停机保护应具有独立于分散控制系统(或可编程逻辑控制器PLC) 装置的硬跳闸控制回路。而北海电厂的手动打闸回路不能满足规定要求。 现阶段北海电厂手动打闸保护回路，是通过安装在集控室操
作台上的两个手动打闸按钮串联后分别送入两组并列运行 的PLC进行逻辑判断，输出信号驱动跳闸电磁阀（A路PLC 驱动1、3 AST电磁阀，B路PLC驱动2、4 AST电磁阀，如图1、如图2所示）。手动停机信号进入ETS，并非是通过硬接线实现停机的。该信号和其他保护信号一样，送入PLC进行逻辑判断后才由PLC的DO5卡件输出驱动电磁阀。因此，一旦ETS系统的PLC死机或是DO卡件内部输出模块故障触点无法断开，都将引起紧急停机按钮失效的可能，将会造成严重的事故。 根据以上情况，现将对#1、#2机手动打闸回路进行优化，使其控制回路能满足《二十五项反措》要求，以此提高机组运行的安全性。 图1：现阶段手动停机回路 图2：EH油路控制原理 3、方案设计和方案选择3.1 方案设计方案1：通过与哈尔滨汽轮机自动控制有限公司和使用同类型ETS系统的电厂沟通了解。设计手动停机回路方案1，计划是在现有的手动停机回路基础上，将手动停机按钮1常闭触点与ETS机柜中的AST1电磁阀、AST3电磁阀的直流电源回路串联，手动停机按钮2常闭触点与ETS机柜中的AST2电磁阀、AST4电磁阀的直流电源回路串联。通过这两个停机按钮来实现对AST电磁阀的动力电源的控制，从而达到手动停机的目的。（如图3