集控运行规程
压主汽门－中压调节汽门联合控制”切换为“高压主汽门控制”：DEH画面显示由“TV－IV CONTROL”变为“TV－CONTROL”；
27） 如下缸温差、差胀、轴瓦振动正常，阀切换完成后可继续升速，否则停留暖机，直至以上各项参数正常；
28） 机组转速2200rpm，检查顶轴油泵自动停止； 29） 机组转速2600rpm，检查低压缸喷水减温投入；
30） 确认阀切换完成，设定目标转速2950rpm，升速率100～300rpm/min：点击“CNTL SP”，在“TARGET”下方输入框输入“2950”，点击下方的“ENTER”按钮，确认“TARGET”下方显示2950rpm；在“RATE”下方输入框输入100～300，点击下方的“ENTER”按钮，确认“RATE”下方显示为输入的升速率。DHE画面“RATE”右边显示框显示输入的升速率，“TARGET”右边显示框显示“2950”rpm；
31） 点击“GO”，开始升速；
32） 转速2950rpm，确认主蒸汽参数满足“主汽门前启动蒸汽参数”要求，蒸汽室内壁温度不小于主蒸汽节流压力下的饱和温度，蒸汽室深浅两处温差小于83.3℃，检查机组各项参数稳定；
Ts=T1+1.36(T2-T1)
T1：蒸汽室外壁温度 T2：蒸汽室内壁温度 Ts：蒸汽室内表面温度 33） 进行高压主汽门控制－高压调节汽门控制切换：点击“VLV MODE”，调出阀切换对话框，点击“TV－GV XFER”，选中，点击“TRANSFER”软按钮。高压调节汽门逐渐关小直至转速明显下降，高压主汽门开始开启直至全开，高压调节汽门开始控制机组转速。最终机组转速稳定在2950rpm。DEH画面显示由“TV CONTROL”变为“GV CONTRO”；
34） 继续升转速至3000rpm：设定目标转速3000rpm，升速率50rpm/min：点击“CNTL SP”，在“TARGET”下方输入框输入“3000”，点击下方的“ENTER”按钮，确认“TARGET”下方显示3000rpm；在“RATE”下方输入框输入50，点击下方的“ENTER”按钮，确认“RATE”下方显示“50”rpm/min。DHE画面“RATE”右边显示框显示“50” rpm/min，“TARGET”右边显示框显示“3000”rpm。点击“GO”，机组转速开始上升，直至稳定在3000rpm；
35） 机组转速2990rpm时，检查交流润滑油泵自动停止；
36） 机组转速达2990rpm时检查高压启动油泵自动停止（因#1机组润滑油系统存在故障，故机组转速达2000rpm～2100rpm时手动停止高压启动油泵）；
37） 冲转过程中，严格控制高压缸排汽压力＜0.828MPa；
38） 如并网，根据电气要求，DEH切换到“自动同期”方式：点击“CNTL MODE”
34
集控运行规程
按钮，调出对话框，点击“AUTO SYNCH”，选中自动同期方式，点击“IN SERVICE”投入自动同期方式；
39） 整个冲转过程中严密监视机组TSI各项参数：上下缸温差、振动、差胀、轴向位移、各轴承温度；
40） 通过临界转速区应加快升速率。 1.6.5 汽轮机定速 1.6.5.1 定速
在操作画面上进行以下操作： 1） 设定升速率100rpm； 2） 设定目标转速3000rpm；
3） 按“进行”按钮灯亮，“保持”灯灭，汽轮机开始升速；
4） 当转速达3000rpm时，“进行”按钮灯灭，“保持”灯亮，转速保持在3000rpm。 1.6.5.2 汽轮机转速稳定在3000rpm后检查机组各项参数正常，具备并网条件； 1.6.5.3 并网前根据需要进行以下试验：
1） 跳闸试验；
2） 危急保安器充油试验； 3） 汽轮机OPC动态试验；
4） 根据需要做主汽门、调速汽门严密性试验。
1.6.5.4 汽轮机试验结束，可根据需要做发电机有关试验，同时进行下列检查：
1） 轴承回油温度和轴瓦温度； 2） 检查有无漏氢现象；
3） 检查发电机定子水压、流量正常，检漏计无油； 4） 检查氢压、密封油压、氢油压差等均应正常。 1.6.5.5 机组启动、冲转过程中的注意事项及主要控制指标：
1） 汽轮机冲转前，应控制蒸汽参数在规定范围内，蒸汽品质合格； 2） 升速、暖机应按启动曲线进行； 3） 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常；
4） 在600rpm以下，注意转子的偏心度应不大于原始值的±0.02mm； 5） 升速暖机过程中，应注意监视机组振动情况，过临界转速时应迅速通过，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.200mm应立即停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；
6） 机组正常升速率为100rpm/min，过临界转速时可增加升速率到200～300rpm/min；
35
集控运行规程
7） 监视汽缸壁温、温差变化，注意缸胀、轴向位移、胀差等正常；
8） 检查汽轮机本体及管道疏水应畅通，无水击、振动现象，否则应停止升速，如危及机组安全应停机；
9） 机组背压正常，排汽温度＜80℃；
10） 凝补水箱、闭式水缓冲水箱、热井、除氧器、各加热器及疏水扩容器等水位自动正常；
11） 检查润滑油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常；
12） 主油泵出口油压在2.21～2.49MPa之间，入口油压在0.15～0.27MPa之间，定速后并网前停止密封油备用泵、交流润滑油泵，并注意油压变化，将其投自动；
13） 润滑油冷油器出口油温40℃～45℃，各轴承回油温度小于77℃； 14） 检查发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。空侧、氢侧密封油冷却器出口油温在40℃～45℃之间。发电机定子冷却水水温在45～50℃之间，投入自动，设定值为43℃。保证高于氢气温度2～3℃；
15） 汽轮机在最初运行的半年内、大修后一个月以及汽轮机的启动过程中，汽轮机的阀门管理要在“单阀”方式；
16） 转速升至2600rpm时，注意检查低排喷水阀打开；
17） 冲转过程密切监视高排压力不大于0.828MPa，温度小于426℃； 18） 转速>2900rpm，查交流润滑油泵自停，注意润滑油压变化，主油泵工作正常，润滑油压正常。 1.6.6 并网
1.6.6.1 并网前确认机组相关试验工作结束，试验正常。 1.6.6.2 检查确认下列设备运行正常：
1） 确认汽轮机在3000rpm运行时转速稳定，DEH装置正常； 2） 汽轮机空负荷运行时各控制指标均无异常变化，辅机运行正常； 3） 机组在3000rpm下进行的试验工作已结束； 4） 锅炉燃烧稳定，主汽温、汽压稳定； 5） 确认OPC保护和发电机断水保护投入。 1.6.6.3 并网前确认以下工作完成：
1） 检查发变组（包括发电机、主变、厂用变、公用变、励磁变）保护、自动装置正常，压板投入，定值正确；
2） 送上主变、高压公用变、高厂变冷却装置电源，启动油泵及风扇，并检查运行正常；
3） 将发电机三组PT手车推至工作位置，且高压保险已放好，并给上发电机PT
36
集控运行规程
的二次开关；
4） 将高压公用变、高厂变工作分支小车开关推至工作位置；
5） 送上励磁系统220V起励电源、380V交流辅助电源及110V直流电源； 6） 在励磁柜内合上各开关，给上各保险，启动励磁柜风机，关好柜门并上锁； 7） 在励磁系统就地检查无报警及故障信号； 8） 将励磁系统切换到遥控控制；
9） 送上发变组保护电源、操作、信号电源及变送器电源； 10） 投入发电机局部放电检测仪和发电机绝缘过热检测仪； 11） 合上发电机中性点刀闸；
12） 发变组出口中间开关、发变组出口母线侧开关两侧刀闸已合上。 1.6.6.4 发电机并列规定
发电机并列分为“自动准同期”和“手动准同期”二种方式，正常情况下应采用“自动准同期”方式进行并列。
自动准同期又分为：AVR自动方式自动准同期并列和零起升压自动准同期并列；正常采用AVR自动方式自动准同期并列，在进行有关试验时采用零起升压自动准同期并列，不允许以手动准同期并列。
1） 发电机并列时，调节器应切至“自动”控制，只有当自并励装置不能投入自动方式或做试验时才允许调节器在“手动”控制；
2） 发电机升压使用AVR调节器“手动”方式时操作应缓慢，防止励磁电流及电压有突然跃升现象；
3） 发电机并列须经调度批准后方可进行；
4） 当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机在同期并网前还应由保护班完成定相、假同期试验等工作；
5） 正常情况下发电机应用500kV母线侧断路器与系统并列，用中间断路器并、解环；特殊情况下采用500kV中间断路器并列；
6） 采用准同期并列时，只有发电机的频率与系统频率相差在1Hz以内方可接人同期检定装置，并投人同期闭锁装置。 1.6.6.5 发电机并列的条件：
1） 发电机频率与系统频率基本相同，频率差不得大于1Hz； 2） 发电机电压与系统电压相等，允许最大偏差为5%； 3） 发电机相序与系统相序相同； 4） 发电机相位与系统相位相同。
1.6.6.6 汇报值长，向调度申请准备发电机并网；
37
集控运行规程
1.6.6.7 发电机升压方式：
1） 励磁系统自动升压（正常情况下采用）； 2） 励磁系统手动升压（特殊情况下采用）。 1.6.6.8 发电机的并列操作（以#1机组为例）：
1） AVR自动方式自动准同期并列：
（A） 检查DCS系统及CRT各电气画面上无异常信号报警； （B） 在DCS系统CRT上确认发-变组出口开关操作条件满足； （C） 发电机主开关在断开位置，控制方式为远方自动；
（D） 发-变组保护未动作，无准同期装置故障信号，无励磁系统故障信号； （E） 励磁系统起励开关Q03已合上且有电；
（F） DEH控制方式切换为“自动同期”方式。发电机转速接近3000rpm（大于2950rpm）；
（G） 在励磁画面上将发电机励磁系统方式选择开关合于自动(AUTO)位置； （H） 按下“励磁投入”按钮后，检查发电机励磁开关自动投入后，灭磁开关自动合上；
（I） 约5～20s后监视发电机定子电压自动升至20kV，查三相电压平衡，三相电流为零或接近于零，核对并记录发电机转子电压和转子电流；
（J） 合上同期装置电源；
（K） 在DCS系统CRT上按下5011开关合闸按钮；
（L） 按下5011同期按钮，向DEH发同期请求（持续5分钟）； （M） 发电机自动向DEH发送ASS调速请求。经调速至满足并网要求后，自动投入自动准同期装置；
（N） 在发电机画面监视主开关同期自动合闸；
（O） 检查同期装置自动调整发电机电压频率至同期并列点，5011自动合闸；
（P） 检查发电机自动带30MW有功负荷，按定子电压增加励磁电流； （Q） 投入5012同期，合上5012开关；
（R） 退出5011、5012开关闪络保护、发电机误上电保护投入压板及误上电跳闸压板；
（S） 同期装置自动复归； （T） 抄录主开关实际合闸时间；
（U） 全面检查发变组及励磁系统运行正常； （V） 退出同期装置电源。
38