广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
5.4.3.2.2．5 设定好主、再热蒸汽升压率和目标值，旁路系统投入运行。
5.4.3.2.2．6 将旁路系统投入自动，直至主汽门前压力达设定点4MPa，汽机准备冲转。
5.5 机组启动控制方式选择说明
5.5.1 一般情况下，机组冷态启动DEH采用“操作员自动”方式控制；热态启动DEH采用ATC控制；机组并网后，可根据情况决定是否投入DEH遥控方式，即CCS控制方式。 5.5.2 机组从并网至40%额定负荷阶段，CCS选择以锅炉为基础的运行方式，当负荷增至40%额定负荷时，DEH投入“遥控”方式，CCS转为以汽机为基础的自动运行方式，当机组带80%额定负荷时，CCS可投入功率控制方式。
5.5.3 机组从冲转至40%额定负荷期间，采用以锅炉为基础的运行方式，用改变锅炉燃烧率的方法调整有功功率，主汽压通过改变汽机调门开度来调节，在这一阶段，主汽压能自动调节，由操作员通过改变调门开度来调节主汽压。在带40%额定负荷以后，机组采用以汽机为基础的运行方式，用改变汽机调门开度来调整有功功率，主汽压通过锅炉改变燃烧率来调节。带80%额定负荷以后，采用功率控制方式，负荷及主汽压的调节手段与以汽机为基础的自动运行方式相同。 5.5.4 机组启动旁路的使用规定
a. 冷态启动：采用高压缸冲转，不带旁路。
b. 热态启动：可采用高压缸冲转或中缸冲转；亦可采用高压中压缸联合冲转。 5.6 冷态启动(高压缸启动不带旁路) 5.6.1 汽轮机冲转前准备
5.6.1.1锅炉起压至0.02MPa，确认主蒸汽管疏水门开启，同时应检查盘车工作正常，汽缸各点金属温度无上升。
5.6.1.2检查旁路状态良好，运行正常。关闭高、低压旁路，并确认再热器压力为0。 5.6.1.3凝汽器压力15kPa,可停用一台真空泵作联备。 5.6.1.4冲车前确认下列汽机保护投入。 a. 润滑油压低保护 b. 抗燃油压低保护 c. 轴向位移大保护 d. 轴振动保护 e. 汽轮机胀差保护 f. 轴承金属温度保护 g. OPC超速保护 h. ETS电气超速保护 5.6.1.5 确认以下条件满足
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a. 机组辅助设备及系统运行正常，确认汽轮机不存在禁止启动条件。 b. DEH系统正常。
c. 确认汽轮机在盘车状态，转速3r/min。 d. 连续盘车时间不少于4小时。
e. 转子偏心度不大于0.076mm或不超过原始值的0.02mm。
f. 主机润滑油温38-48℃，润滑油压0.096-0.124MPa，主油泵进口油压0.069-0.137MPa；EH油压13MPa左右，油温大于32℃。
g. 确认汽水品质合格。
h. 冲车参数已满足要求：主汽压力4MPa，主蒸汽温度330℃（过热度大于56℃）；再热汽温280℃；凝汽器压力在5-13.5Kpa之间；高压缸内缸上下缸温差小于35℃、外缸上下缸温差小于41.7℃。
l. 低压缸喷水控制开关在自动位。
j.切除高、低压旁路，确认减温水关闭。确认再热汽压力为零，维持主蒸汽参数稳定。 k. 发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常，定子冷却水进水压力0.196MPa。
l.汽机TSI指示正常。
m.根据汽机高中压缸第一级金属温度、主再热蒸汽参数查阅汽轮机启动曲线，决定升速率、升负荷率、暖机时间，并做好汽机冲转前各参数的记录。 5.6.2 冲转条件
（1） 主蒸汽参数：压力4MPa，汽温330℃（不超过360℃），冷再热压力低于0.3KPa,温度320℃。
（2） 高中压缸上下缸温差小于41.7℃。 （3） 凝汽器背压在12KPa。
（4） 转子偏心度不大于0.076 mm或不超过原始基准值的0.02mm。 （5） 抗燃油压13.8MPa，油温大于32℃。
（6） 润滑油压在0.09～0.12MPa,油温在38～45℃。 5.6.3 汽机挂闸
5.6.3.1 得到值长命令后进行汽机挂闸。
5.6.3.2 按“操作员自动OA”、“单阀”按钮，指示灯亮。
5.6.3.3按“挂闸”按扭，“紧急停机”按钮灯灭， “脱扣”灯灭。 5.6.3.4 按“阀限显示”按钮，设定阀限为100，中压调门IV全部打开。 5.6.3.5按“主汽门控制”按钮，指示灯亮，确认高调门开度至100%。 5.6.4冲转前的操作与检查
5.6.4.1 进行OPC功能试验，将“超速保护” 按钮置向“切除”位置，按“OPC电磁阀”按钮，OPC电磁阀动作，高、中压调门、高排逆止门、各抽汽逆止门关闭，高缸通风阀打开。
5.6.4.2 将“超速保护”按钮置向“投入”位置，上述阀门应开启，高缸通风阀关闭。 汽机挂闸后，检查并确认汽轮机和旁路系统在冲转前应处如下状态：
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设 备 名 称 主汽门 高压调节汽门 再热调节汽门 再热主汽门 高排通风阀 高排逆止门 所有高压疏水门 所有中压疏水门 排汽喷水 高压旁路门 低压旁路门
5.6.4.3 确认主汽压力、温度满足机组冷态启动要求。 5.6.4.4 确认汽机在盘车状态。
5.6.4.5机组所有辅助系统设备运行正常，无异常报警信号。
5.6.4.6确认汽机本体、高压、中压系统疏水门及低压缸喷水控制开关在自动。 5.6.4.7 氢冷器、润滑油冷却器、密封油空侧及氢侧冷却器、发电机定子水冷却器在准备投运状态。
5.6.4.8 低加随机启动，开启低加供汽电动门，疏水逐级自流。(若高加正常，此时高加也采用随机启动方式)。 5.6.5汽机冲车、升速
5.6.5.1汽机冲转，目标600r/min，汽机检查，停留5分钟。
5.6.5.2 按“目标值”按钮，设定目标转速600r/min，“保持”按钮灯亮。 5.6.5.3 按DEH控制盘“升速率”按钮，设定升速率100r/min。
5.6.5.4按 “进行”按钮灯亮，“保持”按钮灯灭，机组开始升速。当CRT窗口显示转速大于3r/min时，确认盘车装置脱开、电机停止。在转速达到600r/min之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm。
5.6.5.5 在CRT上监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况。回油温度、油流正常。
5.6.5.6 CRT窗口显示值为600r/min时， “进行”按钮灯灭，就地倾听汽轮机转动部分声音正常。检查冷油器出口油温在38～49℃。
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状 态 关闭 全开 全开 全开 关闭 关闭 全开 全开 关闭 关闭（在备用方式） 关闭（在备用方式） 广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
5.6.5.7当汽机转速达600r/min，检查低压缸排汽喷水电磁阀开启，排汽温度正常。 5.6.5.8 机组大小修后在600r/min时进行打闸摩擦检查， 确认机组无问题， 将机组转速升至600r/min。
5.6.5.9保持机组转速600r/min 5分钟，检查汽机监视仪表TSI状态应良好。 5.6.5.10 检查结束后继续升速。在DEH盘上设定目标转速2900r/min。升速率为100r/min，“保持”灯亮。按“进行”按钮机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。
5.6.5.10.1 汽轮机转速上升到2420r/min时检查顶轴油泵自停。 5.6.5.10.2 过临界转速时检查记录机组振动值。
5.6.5.10.3转速达2900r/min时，“进行”键灯灭，“保持”键灯亮。
5.6.5.10.4 监视汽轮机振动、差胀、轴移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围内，记录轴系的临界转速范围及各个轴承的振动情况。因上述参数不正常，需要停留的转速应为2420 r/min。
5.6.5.11 升速至2900 r/min时，稳定3分钟，进行高压主汽门与高压调门控制切换。 a.
TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度，确认Ts大于主汽压力
下的饱和温度才可切换。
Ts=T1+1.36（T2-T1） Ts--蒸汽室金属温度 T1--蒸汽室外壁金属温度 T2--蒸汽室内壁金属温度 b. 确认汽轮机为单阀控制。
c. 切换时间应少于2分钟，否则再进行一次，若仍不成功，应查明原因，处理后再进行切换。
d. 按下“高压调门控制”按钮， 在CRT上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2900r/min以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速在2900r/min，阀切换完成。切换过程中转速一般下降30r/min，最多下降不允许超过70 r/min。
5.6.5.12机组升速至3000 r/min a. 设定升速率50r/min。 b. 设定目标转速3000r/min。
c. 按“进行”按钮灯亮，“保持”灯灭，汽机开始升速。
d. 当转速达3000r/min时，“进行”按钮灯灭，“保持”灯亮，转速保持在3000r/min。 5.6.5.13 汽轮机转速升至3000r/min后，稳定保持在3000r/min。 5.6.6 并网前进行以下试验： 5.6.6.1进行跳闸试验
5.6.6.1.1 在就地或远方手动跳闸。
5.6.6.1.2 就地确认高中压主汽门、调门及抽汽逆止门迅速关闭，无卡涩现象。 5.6.6.1.3 控制室CRT报警，机组转速下降。
5.6.6.1.4 当转速降至2900 r/min以下，汽机重新挂闸。 5.6.6.1.5 设定升速率为50r/min. 5.6.6.1.6 设定目标转速2900r/min。
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5.6.6.1.7按“进行”键灯亮，当转速达2930r/min。时，“进行”按钮灯灭，“保持”按钮亮，进行阀切换。
5.6.6.1.8 机组升速至3000 r/min. 5.6.6.2进行危急保安器充油试验，并合格。
5.6.6.2.1在机头将危急保安器试验手柄从“正常”扳到“试验”位置并保持。 5.6.6.2.2 缓慢开启试验油门、油压逐渐上升。
5.6.6.2.3 观察机头脱扣器手柄由“正常”切至“脱扣”位置，危急保安器动作，记录动作转速及试验油压。
5.6.6.2.4 关闭试验油门，当DEH “脱扣”灯灭，记录复位油压，待试验油压降至 “0”,将脱扣器手柄恢复至“正常”位置，方可将危急保安器试验手柄复归至“正常”位置。
5.6.6.3做汽轮机OPC动态试验
5.6.6.3.1在DEH手操面板上将超速保护按钮置“试验”位置。
5.6.6.3.2 在超速试验面板上，确认“试验允许”与“110%”、“103%”、“机械超速”按钮灯亮。
5.6.6.3.3 点击“103%”按钮，设定汽机目标转速3100r/min，升速率50r/min，提升汽机转速，当汽机升速至3090r/min，注意观察GV、IV快速关闭，超速保护控制器动作良好，汽机转速下降，设定目标转速3000r/min，转速降至3000r/min，GV、IV开启，汽机维持转速在3000r/min。
5.6.6.3.4 点击“103%”按钮，将DEH手操面板超速保护按钮置“投入”位置，确认“试验允许”与“110%”、“103%”、“机械超速”按钮灯灭。
5.6.6.3.5 OPC试验结束，汇报值长并做好记录。 5.6.6.4汽机试验结束，可根据要求做发电机有关试验： 5.6.7机组启动过程中的注意事项及主要控制指标 5.6.7.1 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常。
5.6.7.2在600r/min以下，注意转子的偏心度应小于0.076mm。
5.6.7.3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0.254mm应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。
5.6.7.4汽机升速过程中，应注意上述各参数的情况。发现上述参数有异常变化时，应暂停升速，查明原因，使其恢复正常范围，方可继续升速。
5.6.7.5正常升速率为100r/min左右，过临界转速时迅速通过。
5.6.7.6检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象疏水扩容器压力不超过规定值。 5.6.7.7注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。 5.6.7.8注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。
5.6.7.9检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。
5.6.7.10检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。 5.6.7.11维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过427℃，再热蒸汽温度不低于260℃。
5.6.7.12监视凝汽器压力不高于18.61KPa，确认低真空保护投入。
5.6.7.13确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力应符合空载和低负荷运行导则曲线。 5.6.7.14低压缸排汽温度<79℃。 5.6.7.15 确认主油泵出口油压在2.21-2.63MPa之间，入口油压在0.069-0.31MPa之
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