郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书
7) 润滑油和抗燃油油温、油压调整在范围内； 8) 除氧器及凝汽器水位调整在范围内； 9) 汽封供汽压力、温度调整在范围内； 10) 高低压旁路工作正常；
11) 注意发电机氢温、氢压及密封油压、内冷水压水温的变化，应保持规定的氢、油压差，及时投入冷却器的冷却水。
9.3.19 进行危急遮断器喷油试验，喷油试验时，高压胀差不得超过3mm，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》； 9.4 交电气进行试验；
9.5 电气试验结束后，汽机并网带9MW初始负荷，发电机主保护投入，低真空保护投入；并网前主蒸汽压力必须达到5.88MPa，主蒸汽温度达到370℃，在并网前后,主汽温度与再热蒸汽温度之差应满足要求；逐渐以1MW/min升负荷率把负荷升至30MW，期间高、低旁阀门逐渐关闭并相应暖机汽机并网后； 9.6 机组发电机解列，做空负荷试验；
9.6.1做主汽门及调门严密性试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》； 1) 通知锅炉把主蒸汽压力升至50%额定压力以上，注意调节高低压旁路；
2) 关闭四只主汽门，从主汽门关闭开始计时，要求转速能降至低于(实际进汽压力/额定蒸汽压力)×1000r/min；
3) 主汽门试验完后重新升速至3000r/min，而后关闭所有调节汽门，从调节汽门关闭开始计时，要求转速能降至低于(实际进汽压力/额定蒸汽压力)×1000r/min。
9.6.2 稳定3000r/min全面检查正常后做超速试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》；
9.7 超速试验正常后用高中压联合启动方式进行热态或温态启动冲转、升速、并网、带负荷。升负荷、暖机时间参见下表：
负荷20 20?50 50 50?100 100 100?150 150 150?200 200 200?250 250 (MW) 负荷率 1 1?1.5 1.5?2 1.5?2 1.5?2 (MW/min) 暖机时间60 60 60 40 30 30 (min) 氢压0.1 0.15 0.2 0.2 0.2 0.25 0.25 (MPa) 定子水压 0.06?0.1 0.15?0.2 0.2?0.25 0.2?0.25 0.2?0.25 (MPa) 250?300 1.5?2 9.8低加随机投入，高低压旁路并网后逐渐关闭，负荷30MW以上关闭高压部分疏水，负荷60MW以上关闭中压部分疏水，负荷90MW以上关闭低压部分疏水；
河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 16 页 共 39 页
郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书
9.9负荷150MW以上高压加热器疏水逐级导入除氧器，汽封进入自密封状态，启动一台汽动给水泵；电泵和汽泵并列运行；
9.10 负荷240MW以上进行真空严密性试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》； 9.11 负荷300MW进行负荷变动试验，详见《负荷变动试验措施》；
9.12 在达到目标负荷后，可以按“SEQ VALVE”按钮，转到顺序阀控制方式，以利于机组的经济运行；
9.13 负荷长期稳定运行期间应定时进行阀门活动试验，内容详见《汽轮机调节保安系统试验措施》；
10 主要设备及系统投入要点
10.1 高压缸的预暖 10.1.1 暖缸前的检查
1) 确认高压调节阀关闭，预暖参数：
蒸汽压力：0.4～0.8MPa 蒸汽温度：200～250℃ 保持50℃以上过热度；
2) 确认盘车已连续运行两小时以上，高中压汽封已投入，真空在80kPa以上； 3) 确认高压内缸调节级内壁金属温度在150℃以下。 10.1.2 操作
1) 全开高压主汽管疏水阀，强关高排逆止门，确认各抽汽逆止门在关闭状态； 2) 全开高排逆止门前疏水阀及高中低压段疏水阀； 3) 全关通风阀(VV阀)；
4) 逐渐开启倒暖阀(RFV阀)，通过调整倒暖调节阀和各疏水阀的开度保证缸内压力在
0.4～0.5Mpa，使暖缸温升率小于50℃/h，汽缸各壁温差及胀差在允许范围内； 5) 当高压内缸调节级上半内壁金属温度升到150℃以上时，此时倒暖阀前的节流阀开
10％开度，而后稳定约3～4小时，暖缸结束后应关闭倒暖阀(RFV阀)，全关高中低压缸疏水；期间伴随对高压调节阀壳预暖，打开高压主汽阀壳上的疏水阀，将2号高压主汽阀开启至预暖位置，应注意汽机转速和盘车有无变化，防止因调门不严而冲转子；当阀壳内外壁温差大于80℃时，关闭2号高压主汽阀，当阀壳内外壁温差小于70℃时，重新将2号高压主汽阀开启至预暖位置，重复该过程，直至阀壳内处金属温度都升至150℃以上，阀壳预暖结束，关闭高压主汽阀；
6) 预暖时，加强对盘车的监视，一旦盘车停止而不能及时恢复时，应立即中断预暖。 10.2 高压缸夹层加热系统的投入
河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 17 页 共 39 页
郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书
10.2.1 投入前检查
1) 确认夹层加热进汽联箱的疏水阀已开； 2) 确认高压外缸下半内壁金属温度小于300℃； 10.2.2 操作
1) 开启联箱进汽电动门，微开手动截止门，进行暖箱；
2) 暖箱结束后，开进汽门使箱内压力达到正常(0.98～4.9MPa)调整夹层进汽分门，控制进入夹层的进汽量；
3) 高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差在允许范围内，可关闭联箱进汽电动门及其手动门和疏水门，停用夹层加热系统。 10.3 低加的投入要点
10.3.1 低加在机组启动中随机投入，水侧已在凝泵启动时投入，轴封加热器在汽机投入汽封供汽时投入汽侧；
10.3.2 各低加空气门打开，母管疏水导入凝汽器，注意真空变化； 10.3.3 低加疏水逐级自流，调整好低加水位后水位投自动；
10.3.4 低加水位过高调整无效时，关闭低加汽侧，如仍无法调整，切除低加水侧，凝结水走旁路；
10.3.5 首次投入低加汽侧，应先将疏水排放至低位放水母管冲洗；投入低加应先低后高，切除时应按先高后低的顺序进行。 10.4高加的投入要点
10.4.1 高加随机启动投入汽侧，高加排空气排入除氧器，水位稳定后疏水投自动，疏水导入凝汽器，注意监视加热器水位；
10.4.2 高加水侧投入应先将高加水侧注水排空气，当高加内水压与给水母管压力相同时，打开高加水侧截止阀和三通阀；高加汽侧投入应先暖管暖箱，然后按先投低压后投高压的顺序进行；
10.4.3 高加疏水首次投入应排放至放水母管进行冲洗，然后投入正常逐级疏水方式，高负荷时高加疏水导入除氧器，低负荷时疏水至扩容器；
10.4.4 高加切除应先高压后低压顺序，高加切除后，关闭高加排空气门；
10.4.5 高加水位高时，应联锁紧急事故疏水电动门，如水位调整无效时，则切除高加汽侧，仍调整无效时切除其水侧。 10.5 汽封供汽系统投入要点
10.5.1 机组汽封外来供汽汽源有三路，一路来自低辅联箱，一路来自再热冷段，一路来自主蒸汽管道；
河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 18 页 共 39 页
郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书
10.5.2 盘车、冲转及低负荷阶段，汽封供汽来自辅助汽源，系统母管压力维持在0.123MPa；25%负荷到60%负荷阶段，此时再热冷段已能满足全部汽封供汽要求，供汽全部由再热冷段提供，并自动维持系统母管压力维持在0.123MPa；轴封母管供汽温度要与高中压转子汽封段金属温度相匹配，并应具有一定的过热度；低压汽封由温度调节站控制在120～150℃；
10.5.3 60%负荷以上负荷阶段时，高中压缸轴端漏入供汽母管的蒸汽量超过低压缸轴端汽封所需的供汽量，此时，汽封母管压力升至0.13MPa，所有供汽站的调节阀自动关闭，溢流站调节阀自动打开，汽封进入自密封状态；当进入自密封后，辅助供汽停止，但应保持热备用状态；
10.5.4 在机组甩负荷阶段，若有备用汽源，汽封供汽母管压力降至0.123MPa，溢流调节阀关闭，汽封供汽由辅助汽源站供给；若机组备用汽源投不上，此进时辅助汽源和再热冷段供汽不能利用，必须关闭辅助汽源站调节阀前的电动截止阀，汽封供汽母管压力降至0.118MPa，高压供汽调节阀自动打开，供汽由高压汽源站供给。在辅助蒸汽温度达到250℃以后，方能开启辅助汽源站前的电动截止阀，由辅助汽源供汽；
10.5.5 机组启动前投入汽封供汽时，应先投低压缸轴封供汽，调整正常后再投高中压缸汽封供汽。
10.6 发电机密封油系统投入要点
10.6.1 发电机密封油系统一台交流密封油泵运行，另一台交流与直流密封油泵备用；密封油来自主机润滑油系统；
10.6.2 发电机处于空气状态时，如密封瓦需要供油，可由主机轴承润滑油管来油经差压阀直接供油；
10.6.3 油氢差压阀投入，调整其阀门弹簧使油氢压差在0.05～0.07MPa；
10.6.4 发电机置换气体，充氢操作，可以全过程投入差压阀，观察油压跟踪情况； 10.6.5 低氢压（0.05MPa以下）运行状态下，浮子油箱中的浮球阀动作较慢，将会引起排油不畅，故应在此时适度开其旁路门排油，密切监视油箱油位，浮子油箱油位恢复正常所需的氢压数值需通过实际来进行测定；
10.6.6事故密封油泵投入运行时，由于密封油不经过真空油箱而不能净化处理，油中所含的空气和潮气可能随氢侧回油扩散到上电机内导致氢气纯度下降，此时应加强对氢气纯度的监视；
10.6.7除主密封油泵故障需要投入事故密封油泵之外，真空油箱中的浮球阀故障需要检修，也应改用事故密封油泵供油，真空油箱退出运行；
10.6.8 事故密封油泵投入运行，如果12小时之内主密封油泵不能恢复到正常工作状态，
河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 19 页 共 39 页
郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书
则真空油箱补油管路上的阀门以及真空泵进口阀门应关闭，然后操作真空破坏阀门破坏真空，使真空油箱退出运行；
10.6.9 如果真空泵故障停运，主密封油泵仍可正常运行供油，此工况下也应进行机内排污、补氢，以保持机内氢气纯度，此工况下还应对真空油箱的油位进行密切监视，如无法维持油位，则应停运主密封油泵改用事故油泵运行；
10.6.10 事故密封油泵故障，且主密封油泵或真空泵不能恢复运行，则发电机内氢压应减至0.05MPa以下，相应发电机减负荷，改用第三供油回路供油，扩大槽上部的排氢管也应连续排入且向发电机内补充高纯度的氢气以维持机内氢气纯度；
10.6.11如果扩大槽油位过高而导致其溢油管路上的液位信号器报警，则应立即将浮子油箱退出运行，改用旁路排油，此时应使油位保持在液位信号器的中间位置，加强油位监视，以防止溢油至发电机或少油而使机内氢压急剧下降。 10.7 除氧器投入要点
10.7.1 除氧器上水至正常水位，投入辅助蒸汽加热，启动汽泵前置泵进行除氧器再循环，维持水温70～80℃，可启动给水泵向锅炉上水；
10.7.2 锅炉点火后，调整辅助蒸汽加热，维持除氧器水温110～130℃，根据水质含氧量，调整排氧门开度，运行中严防容器内蒸汽压力大幅波动，以免影响除氧效果； 10.7.3 汽机定速，带负荷后，将门杆漏汽导至除氧器；
10.7.4 当四抽压力大于除氧器压力，除氧器投入滑压运行方式，辅助蒸汽加热投入备用，防止除氧器压力突降，造成给水泵汽化；
10.7.5 当除氧器采用滑压运行方式，其压力降低速度不大于0.05MPa/min，运行中注意除氧器压力变化，防止给水泵汽化。 10.8机组热态启动操作要点 10.8.1冷热态启动方式的划分
高压内缸上半内壁(调节级处)金属温度小于150℃为冷态，150～300℃为温态，300～400℃为热态，大于400℃为极热态； 10.8.2高中压缸联合启动冷热态启动参数 状 态 主汽压力(MPa) 主汽温度(℃) 再热压力(MPa) 再热温度(℃) 暖机时间(min) 初始负荷(MW) 冷 态 3.45 320 0.05?0.1 237 ?150 10 温 态 7.84 410 0.1?0.12 327 ?5 25 热 态 9.81 450 0.12?0.15 417 不暖机 40 极 热 态 11.76 510 0.15?0.2 487 不暖机 60 河 南 电 力 建 设 调 试 所 第 20 页 共 39 页