汽轮机在启停过程中,转子与汽缸的热交换条件不同。因此,造成他们在轴向的膨胀也不一致,即出现相对膨胀。相对膨胀通常也称为胀差。胀差的大小表明了汽轮机轴向动静间隙的变化情况。监视胀差是机组启停过程中的一项重要任务。为避免轴向间隙变化而使动静部分发生摩擦,不仅应对胀差进行严格的监视,而且胀差对汽轮机运行的影响应该有足够的认识。
受热后汽缸是从“死点”向机头方向膨胀的,所以,胀差的信号发生器一般安装在汽缸相对基础的“死点”位置。相对于5#6#机来说,胀差发信器安装在盘车电机下侧三瓦附近的轴承箱座上。
机组的启动按启动前汽轮机金属温度水平分为：冷态启动（金属温度150—180度）温态启动（180度—350度）热态启动（350度—450度）极热态启动（450度以上）。现仅就常见的冷态启动和热态启动时机组胀差的变化与控制进行简单分析：
在机组冷态启动过程中,胀差的变化和对胀差的控制大致分为以下几个阶段：
1,汽封供汽抽真空阶段。从汽封供汽抽真空到转子冲转前胀差值是一直向正方向变化的。因为在加热或冷却过程中,转子温度升高或降低的速度都要比汽缸快,相应的膨胀或收缩的速度也要比汽缸快。在我们投入均压箱对汽封供汽时,汽封套受热后向两侧膨胀,对整个汽缸的膨胀影响不大。而与汽封相对应的转子主轴段受热后则使转子伸长。汽封供热对转子伸长值的影响是由供汽温度来决定的,但加热时间也有影响。所以,冷态启动时5#机均压箱的压力不宜过高,一般应保持在
0.1MPA以下,而温度则应在200摄氏度左右。当抽气系统投入并开始抽真空后,如果胀差向正值变化过快,可以采取降低均压箱压力或适当提升凝汽器真空的方法,因为通过提升真空可以减少蒸汽在汽封中的滞留时间。总体上来说,冷态开机,汽封来汽温度和压力应该低一些,真空应该提升的快一点,在确保安全的前提下尽早达到冲转的条件。
2,暖机升速阶段。从冲转到定速,胀差基本上继续上升。在这一阶段,蒸汽流量小,蒸汽主要在调节级内做功。中速暖机以后再升速时,胀差值才会有减小的趋势。这主要是因为随着转速的升高,离心力增大,轴向的分力也增大了,而使转子变粗缩短。同时汽缸温度逐渐上升,气缸的膨胀速度也在上升,相对迟滞了转子的膨胀值。对于5#机来说,在冲转时,蒸汽的压力和温度都应适当低一些,但是温度要保持一定的过热度,冲转速率要低。在冲转过程当中要密切注意缸温的变化,此时如果胀差正值过高应稳定转速,或者降低真空,让蒸汽在汽缸中的滞留时间长一些,充分暖机。有时在暖机升速过程中,如果汽缸本体疏水调节不当也会影响到胀差,所以,开机时应当注意控制汽缸本体疏水。为了防止胀差表数据失真,我们还应当密切观察机组热膨胀和轴向位移的变化,通过热膨胀,轴向位移的对比来进一步判断胀差变化。同时严密监视机组振动情况,特别是跨越临界转速时更为重要。
3,定速和并列带负荷阶段。由于从升速到定速的时间较短,蒸汽温度和流量几乎不变化,对胀差的影响在定速后才能反映出来。定速后,胀差增加的幅度较大,持续的时间较长,特别是在发电机并网以后。在低负
荷暖机阶段,蒸汽对转子和汽缸的加热比较剧烈。并网后,随着调节汽阀的开大,调节级的温度上升比较快,调节汽门的开启速度对胀差的影响比较大,因此,5#机在并网后要缓慢开启调节汽门,并注意调节级的温度变化。也就是说,为了防止胀差变化过快,并网后应但在低负荷状态下暖机一段时间,具体的低负荷暖机时间由汽缸上、下壁温度,调节级温度和胀差的变化趋势来定。只有胀差值出现下降趋势而且比并网时的数值下降10%以后才能开始逐步提负荷,一旦胀差又出现上涨并且达到并网时的数值时就应当适当的减缓升负荷速度甚至停止升负荷继续暖机。这样一直到机组负荷升至额定值。
总的来说,影响机组胀差的因素主要有以下几点：暖机时间的长短,凝汽器真空的变化,轴封供汽温度的高低和供汽时间的长短,主蒸汽的温升、温降率,负荷变化的影响等。而冷态启动机组简单的说就是要做到：“调真空,稳供汽,缓升速,慢暖机。低负荷,不要急,缸温上,再去提”。
泊桑效应也就是汽轮机的轴在转速增加的时候,受到离心力的作用,而变粗,变短.转速减小的时候,而变细,变长. 一般在启,停机的时候由于低压缸的转子是最粗的,所以受泊桑效应最明显.是胀差变化的一个因素.
比如打闸停机，转速降低，转子的离心力减少了，转子有变细变长的趋势，所以胀差增大。
所谓鼓风是指部分蒸汽通过末端部位的某一级时，流速低于转子旋转的速度，与转子之间产生摩擦，这种现象称之鼓风，其摩擦损失就是鼓风损失，由于末端几级的蒸汽经过多级膨胀，在真空降低或进口蒸汽量减少时，末端某级进出口压差减小，蒸汽通过喷嘴后膨胀能力降低或者不膨胀，导致部分蒸汽从喷嘴中喷出的速度小于该点汽机转子的线速度，与转子产生摩擦。
鼓风现象是在什么工况都有的,只不过正常运行时弱一点,空负荷\低真空时较为明显而已。所以尽量减少空负荷、有进汽并低真空的时间。鼓风磨擦产生的热量会使汽机低压缸中心上移，产生振动等。鼓风损失对差胀的影响要比泊桑来的小。
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
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
锅炉启停步骤 一．启炉步骤 1 ?联系窑操开启AQC SP锅炉烟气进出口挡板，并根据升温，升压情况开大烟气挡板，当进出口烟气挡板全开后，方可关小直至全关烟气旁路挡板 2 ?当汽压升至?时，冲洗汽包各水位计。 3?当汽压升至?时，关闭汽包空气门；并依次进行联箱排污放水，注意汽包水位，在锅炉进水时应关闭省煤器再循环门。 4?当汽压升至MPa时，稳定压力，冲洗各压力表管，化学人员冲洗各取样管；开启饱和蒸汽电动门旁路进行暖管。 5．当汽压升至?时，投入热工仪表，全开饱和蒸汽电动门，关闭旁路门。 6?当汽压升至1. OMpa温度310C以上时，稳定压力对锅炉机组进行全面检查，如发现不正常现象，应停止升压，待故障消除后继续升压，并定期排污一次。 7．当汽压升至工作压力时，再次冲洗汽包水位计，通知化学人员化验汽水品质，并对设备进行全面检查。 二锅炉的并列应注意： 1. AQC锅炉或SP锅炉并列时，保持较低的水位，应注意保持汽压，并缓慢增加蒸发量, 使待并侧温度比系统侧高3-5 度, 汽压高。 2. 在并列过程中，如引起主汽汽温急剧下降时，或发生管道水冲击时，应立即停止并列，调整风量，加强疏水，待恢复正常后重新并列。 3. 并列后，应对锅炉机组进行一次全面检查，并将启动至并列过程中的主要操作及新发现的问题，记录在有关的记录薄内。 三锅炉机组的停运 1. 接到上级停炉通知后，做好停炉准备工作，按计划停炉时间通知各有关岗位的操作人 员，通知汽轮机值班人员做好减负荷准备工作联系窑操开启AQCSP锅炉烟气旁路挡板，并根据降温降压情况关小烟气进出口挡板，当烟气旁通挡板全开后，方可关闭烟气进出口挡板。 2. 锅炉停止运行后，根据锅炉负荷降低情况，相应地减少给水量，保持正常水位，然后停运锅炉，关闭饱和蒸汽电动门（另一锅炉运行）。 3?当AQC锅炉和SP锅炉同时停运时，同步停运关闭锅炉出口主汽门。 4. 必须得到汽机值班人员许可，方可关闭锅炉侧主汽门。 5．锅炉停止供汽后，开启对空排汽门，待压力不再上升, 炉温下降后，锅炉方可关闭对空排气电动门。
发令人受令人发令时 间 年月日 时分 操作开始时间：操作结束时间： 年月日时分年月日 时分 （）监护下操作（）单人操 作（）检修人员操作 操作任务：停止汽轮发电机组运行 顺序操作项目√ 1 接值长命令后，做好停机前的准备工作。停机前详细记录各测点数据。 2 试转辅助油泵、直流油泵、顶轴油泵正常后停运，检查连锁在投入状态，各系统无故障报警。 3 通过锅炉正常曲线降温、降压、降负荷，机侧降温速度≤1.5℃/min，降压速度≤0.1MPa 4 检查主汽压力、温度、机组振动、轴向位移、推力瓦温度及回油温度正常 5 设定速率 KW/min减负荷，注意调整汽封压力、温度和凝汽器、加热器、除氧器水位正常。（需要真正停机时再做讨论） 6 负荷20MW，逐渐开大调门运行，检查上下缸温差、内外壁温差、轴向位移正常 7 三抽压力降至0.38MPa，分汽缸汽源切换为主蒸汽供，关闭三抽电动门并手紧，开启三抽逆止门前疏水。除氧器用汽倒为分汽缸供给，注意调整除氧器压力，注意调整汽封压力 8 负荷减至15MW，关闭#1、#2高加进气电动门，退出高加汽侧运行，注意调整高加水位，开启相应管道疏水。 9 给水流量降低时，调整# 给水泵勺管开度，注意检查# 给水泵再循环电动门及时开启 10 负荷降至6MW，退出除氧器、低加汽侧运行，检查开启管道疏水。减负荷过程中，除氧器出现振动现象关闭连排至除氧器阀门。 11 负荷5MW时，排汽温度＞80℃检查低负荷喷水自动开启。 12 负荷减至3MW以下时，检查疏水系统功能组动作正常，各管道，汽缸疏水门开启正常。 13 密切注意机组缸温变化，适当控制减负荷速度，使其保持在允许范围内；严密监视机组振动情况，发生异常立即打闸停机。 14 锅炉停止给料后，应联系锅炉立即关闭减温水总门及各分门，防止汽温快速下降引起汽轮机水冲击。 15 负荷减至2MW以下时，退出“机炉大连锁”，手动打闸，检查自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门、抽汽电动门关闭正常，注意转速下降；记录转子惰走时间；如果阀门不能正常关闭，立即联系检修处理，同时加强机组转速、汽缸温差、抽汽管道温度的监视。 16 汽轮机转速开始下降。当转速降至4963rpm时，辅助油泵自动启动，检查润滑油压力正常。 备注：
第六部分汽轮机启动与停止 258．什么是汽轮机额定参数启动和滑参数启动？ 答：额定参数启动时，电动主汽门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定参数。这种启动方式为定参数启动。滑参数启动时，电动主汽门前的蒸汽参数随转速、负荷的升高而滑升，汽轮机定速并网后，调节门处于全开状态。这种启动方式为滑参数启动。 259．什么是汽轮机的冷态启动和热态启动？ 答：按汽轮机启动前的金属温度高低，可分为冷态启动和热态启动，一般以汽轮机冷态启动维持汽轮机空转时，调节汽室处汽缸的温度水平（约150℃）来划分这两种启动。如果启动时汽轮机金属的温度低于此温度称为冷态启动，高于这个温度称为热态启动。 260．汽轮机启动前为什么要进行暖管？ 答：一次暖管是指从电动主汽门前新蒸汽管道和暖管；二次暖管是指电动主闸门后至自动主汽门前管道的暖管。 机组启动时，如果不预先暖管并充分排放疏水，由于管道的吸热，这就保证不了汽轮机的冲动参数达到规定值，同时管道的疏水进入汽轮机造成水击事故，这是不允许的。261．汽缸为什么要进行疏水？ 答：因为汽轮机启动时，汽缸内会有蒸汽凝结成水。如果不疏水，将会造成叶片冲蚀。另外，停机情况下造成汽缸内部有凝结水，腐蚀汽缸内部。有时在运行中锅炉操作不当，发生蒸汽带水或水冲击现象，也使汽缸过水。因此必须从汽缸内把这部分疏水放掉，保证设备安全。262．汽轮机电动主闸门后暖管为什么要先开旁路门？ 答：由于主蒸汽管道内的压力很高，而在暖管前电动主闸门后没有压力。因此，电动主闸门前、后压差很大，使电动主闸门不易开启；先开旁路门，一方面能减小电动主闸门前后压力差，使电动主闸门开启容易；另一方面，用旁路门便于控制蒸汽流量和升温、升压速度，对减少管道、阀门、法兰等的热应力有利。 263．汽轮机启动前为什么要疏水？ 答：启动时，暖管、暖机时蒸汽遇冷马上凝结成水，凝结水如不及时排出，高速流动的蒸汽就会把水夹带汽缸内造成水冲击，严重时引起汽轮机的振动。因此启机前，必须开疏水门。264．汽轮机启动前为什么要先抽真空？ 答：汽轮机启动前，汽轮机内部已存在空气，机内压力相当于大气压力，如果不先抽真空，空气无法凝结，因而排汽压力很大。在这种情况下启机时，必须要有很大的蒸汽量来克服汽轮机及发电机，各轴承中的磨擦阻力和惯性力，才能冲动转子，这样就使叶片受到的蒸汽冲击力增大。此外，转子冲动后，由于凝汽器内存在空气，使排汽与冷却水中间的热交换效果降低，结果排汽温度升高，使汽轮机后汽缸内部零件变形。凝汽器内背压增高，也会使凝汽
第三章汽轮机启停与寿命管理 概述 1随着国民经济发展，电网的峰谷差增大，依靠水电机组调峰不能满足电网实际需求，以前承担尖峰负荷的中、小型机组将逐步被淘汰，现役大、中型再热机组参与电网调峰运行势在必行。 2为了增强调峰能力，提高经济性，力求加快启停速度和变负荷速率；与此相对，为了避免高温部件热应力过大产生裂纹，造成设备过大的疲劳寿命损耗，甚至产生事故，希望减缓启停与变负荷速率。 3由于我国现役的大、中型汽轮发电机组均是按带基本负荷设计的。鉴于电网峰谷差的增大、调峰形式和手段的相对滞后，调峰形式矛盾的日益突出，加强对大、中型汽轮发电机组参与调峰运行的经济性、安全性、可靠性的研究显得尤为重要。 第一节汽轮机的合理启动方式 4汽轮机的启动过程是将转子由静止或盘车状态加速至定转速并接带负荷直至正常运行的过程。 5汽轮机的启停过程是一个不稳定的加热和冷却过程。 6汽轮机启动时启动速度受制约： ¨热应力和热疲劳
¨转子和汽缸的胀差 ¨热变形 ¨振动 7汽轮机的启动应以转子寿命分配方案所确定的寿命损耗率、寿命管理曲线为依据。 8其他因素：汽缸、转子的结构，滑销系统，管道，汽缸保温等。滑销系统 启动方式分类： ?按新蒸汽参数分类 1、额定参数启动 2、滑参数启动 ?按冲转时的进汽方式分类
1、高中压缸联合冲动 2、中压缸启动 ?按启动前汽轮机金属温度分类 1、冷态启动汽轮机启动前调节级处内缸金属温度低于150℃ 2、温态启动汽轮机启动前调节级处内缸金属温度150℃～350℃ 3、热态启动汽轮机启动前调节级处内缸金属温度高于350℃～450℃ ?按控制进汽的阀门分类 1、调节汽门启动 2、自动主汽门或电动主汽门的旁路门启动 额定参数启动： ?暖管 暖管的目的：加热蒸汽管道，排放疏水，防止水冲击。 （1）低压暖管 （2）升压暖管 ?启动辅助设备 （1）启动交流油泵 （2）启动盘车装置
7 汽轮机的启动 7.2 启机前的准备 7.2.10.1 调节保安系统 序号名称位置 1 自动主汽阀关闭 2 油动机零位 3 调节汽阀关闭 4 危急遮断器手轮脱扣 5 危急遮断复位手柄自锁7.2.10.2 汽水系统 序号阀阀名称位置 1 电动主汽阀关闭 2 电动主汽阀旁路阀关闭 3 锅炉至汽轮机主蒸汽管线排大气疏水阀开启 4 1#锅炉至汽轮机主蒸汽隔离阀关闭 5 2#锅炉至汽轮机主蒸汽隔离阀关闭 6 3#锅炉至汽轮机主蒸汽隔离阀关闭 7 锅炉至汽轮机补汽管线排大气疏水阀开启 8 电动主汽阀后排大气疏水阀开启 9 本体级后疏水至疏水膨胀箱开启 10 凝汽器防爆阀关闭 11 真空破坏阀关闭 12 自动主汽阀后导汽管疏水至膨胀箱疏水阀开启 13 补汽调节阀后疏水至疏水膨胀箱疏水阀开启 14 后汽缸喷水装置进口手动阀开启7.2.10.3 油系统 序号名称位置 1 高压辅助油泵进油阀开启 2 高压辅助油泵出油阀开启 3 交流润滑油泵进油阀开启 4 交流润滑油泵出油阀开启 5 直流润滑油泵进油阀开启
6 直流润滑油泵出油阀开启 7 运行冷油器进油阀开启 8 运行冷油器进水阀关闭 9 运行冷油器出油阀开启 10 运行冷油器出水阀开启 11 备用冷油器进油阀开启 12 备用冷油器出油阀关闭 13 备用冷油器进水阀关闭 14 备用冷油器出水阀开启 15 冷油器油侧放空气阀关闭 16 滤油器进油阀开启 17 滤油器出油阀开启 18 滤油器放油考克关闭 19 盘车装置进油阀开启 20 油箱事故放油阀关闭 21 油箱底部放水阀关闭 22 油箱取样油阀关闭 7.2.11 冲转前不少于2h机组处于连续盘车状态。 7.3 暖管 7.3.1开启交流润滑油泵，驱除油管道及各部件中的空气，正常后检查油压在 0.078～0.147MPa之间，各轴承回油正常。 7.3.2 检查盘车，将盘车齿轮与联轴器齿轮啮合到位，启动盘车电机，投入连续盘车，启动后注意油压、油流应正常，倾听汽轮机内部的声音，确认动静间无摩 擦声，将盘车联锁开关打入“联锁”位置。 7.3.3 通知电气，测排油烟电机绝缘合格，送上电源，启动排油烟风机，倾听排 油烟机无杂音，排烟口有油烟排出。 7.3.4 启动高压油泵，正常后停交流润滑油泵做联锁备用,启动一台电控油泵，运行正常后投入联锁。 7.3.5 检查循环水池水位、循环水泵以及风机正常，开启工业补水门将循环水池水位补至正常。 7.3.6 启动一台循环水泵，检查电流、循环水压力、振动、声音均正常；开启凝 汽器进出水阀，凝汽器过水，开启凝汽器两侧出水管上放空气阀，待水流出后关
如何控制汽轮机启停中胀差的变化 初明辉* (华电能源牡丹江第二发电厂,黑龙江牡丹江157015) 摘要:汽轮机在稳定工况下运行时,胀差的数值也趋于稳定。但在变工况时由于汽轮机温度场的变化转子与汽缸的膨胀量将出现新的差值,有时甚至可能是极限值,从而影响机组的安全运行。因此,在机组启停及变工况运行时,控制好汽轮机胀差的变化尤为重要。 关键词:汽轮机;胀差;变化;控制 为了摸清胀差的变化规律,并采取有效的调整手段。汽轮机启动分为冷态启动和热态启动两种状态,先谈谈冷态启动胀差的变化与控制。 一、冷态启动对胀差的控制分几个阶段 11汽封供汽:从汽封供汽至冲动前,胀差往正方向变化。高压胀差约增014~015mm;中压胀差015~016mm;低压胀差018~110mm。汽封供汽后汽封洼窝的汽封套和相应的主轴段首先被加热,汽封套受热后向两侧膨胀,对整个汽缸的膨胀并无影响。主轴段受热后则使转子伸长,除了轴段汽封外,汽缸的通流部分也被加热,但因进入汽缸的汽量很少,汽封供汽不会使汽缸产生明显的膨胀。汽封供汽对转子伸长值的影响是由供气温度决定的,但是供气时间越长,汽封段主轴被加热越充分,正胀差增加的就越多。因此,缩短汽封供汽的时间,对减少胀差的正值有一定的作用。另外,投入汽封供汽前应充分对轴封供汽管道进行暖管,防止由于疏水不畅,暖管时间短,造成轴封段转子先冷却后加热,影响机组启动。 21暖机升速:在冲转到定速期间,高压托差基本上是上升的,约增018~112mm。这一阶段蒸汽流量较少,在高压缸中,蒸汽主要在调节级内作功,金属的加热主要在该阶段范围内,所以整个高压转子平均温度上升是有限的。但中低压胀差在整个升速过程中则是另一种情况,在低还暖机时,中低压胀差均增加。这时中压部分转子膨胀量不大,中压缸也基本上没有变化,而低压部分转子有明显伸长,所以低压胀差就较大。自低速暖机后至中速暖机结束,中低压转子的膨胀速度有所增加,因为冲动时,再热汽温往往低于主汽,转速升高,中压缸进汽量增加,再热温度上升也较快,中压转子的膨胀值大于汽缸,故中压胀差增加。低压转子保持原有的膨胀速度,而相应的低压缸变化较少,所以低压胀差增加较多。当中速暖机后再升速时,中低压胀差都有减小趋势,低压胀差大幅度下降,减少约为110~112mm,这主要是泊桑效应对低压转子的缩短作用造成的。 31定速和并列带负荷:由于升速到定速的时间较短,汽温和流量的变化对胀差的影响,定速后才能反映出来。定速后,高压胀差增加的幅度较大,持续的时间也较长,这时中低压胀差也逐渐增加,特别是并网后,在低负荷暖机阶段,蒸汽对转子和汽缸的加热比较剧烈。并网后随着调速汽门的开大,调节级温度上升较快,高压转子的温度也上升较快。由于转子被加热伸长,高压胀差明显增加,因此并网后要缓慢地将高速汽门逐渐全开,并注意调节级温度的变化。 在加负荷过程中,随着主汽温度的升高,高压胀差呈正值增加,反之则减小。假如汽温升速过快,高压胀差就难于控制,这时采取临时降温的应急办法,但这样做对汽轮机不利。设法提高高压外缸金属温度,使其提前膨胀出来,是控制高压胀差的有效手段: 第一,投入夹层汽联箱装置。因为夹层汽箱的汽源取于主蒸汽管道,未经喷嘴和叶片,其温度高于作用在转子表面上的蒸汽温度。在投入联箱加热前一定要充分疏水,并略微开启上下层分门,这样可避免投入时上下层供汽管道内存水进入夹层,引起上下缸温度差增大。 投入夹层装置时,一定要注意保持联箱压力。因为如果压力低,则进入夹层的蒸汽量减少,起不到加热外缸的作用。 夹层供汽分门的开度取决于外缸温度。随着内缸温度的逐渐升高,开度的逐渐增大,外缸温度不应超过内缸30~40e,并保持这一温度(外缸略高于内缸20~30e)。这样可以使冲转时内缸进汽量增加,温升速度较快时不至于使内外壁温差超限。 第二,法兰螺栓加热的使用,对改善高压胀差也有重要作用。因为法兰内外壁温差的减小,有助于汽缸的膨胀。如果厚重的法兰膨胀不出来,必然限制汽缸的膨胀。此外,汽缸加热对加速外缸的膨胀作用也是不可忽视的。总之,使高压外缸及时膨胀可控制高压胀差,使其不致过大,从而改善了轴向动静间隙的变化。 705 中国电力教育2008年研究综述与技术论坛专刊*作者简介:初明辉,男,华电能源牡丹江二发电厂发电分厂,助理工程师。
汽轮机组正常停车操作步骤 接到停车操作指令后，方可进行如下操作： （）1.试验各辅助油泵运行是否正常，机电联系信号正常。 （）2.1.27MPa和0.49MPa减温减压器处于热备状态。 （）3.向主控室发出“注意”“减负荷”信号，逐渐降低机组负荷，同时逐渐关闭排汽阀。 （）4.抽汽和背压系统低于指标范围时，投入减温减压器。 （）5.抽汽调压器切除时，机组负荷不能低于25%，抽汽退出后关闭抽汽阀。（注意抽汽退出时，应缓慢进行，并且注意观察背压排汽压力。） （）6.机组负荷为零时向主控室发出“注意”“停机”信号，同时全关背压排汽阀，打开背压放空阀。 （）7.机组解列后，手拍危急遮断油门，关闭主汽门，退出保护电源，开启辅助油泵。 （）8.开启抽汽和背压管路，汽机本体各疏水。 （）9.停下轴封加热器，关闭蒸汽调节阀，打开排空阀，关闭汽封蒸汽调节阀。（）10.转子静止后投入盘车装置，连续盘车。 （）11.关闭前轴承滑销冷却水和空冷器冷却水。 （）12.冷油器出口油温低于35℃时停用冷却水，并且关闭空冷器冷却水。 （）13.关闭主汽轮机隔离阀打开主汽门前后疏水。 （）14.记录转子惰走时间并完成其他各项操作。 时间：负责人：操作工： 汽机突然断电停机操作步骤 一.停机操作步骤： （）1.手拍危急遮断器，迅速关闭主汽门。 （）2.启动汽动油泵，并且注意汽动油泵压力。 （）3、迅速开启1#、2#减温减压装置，调整1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并维持正常。 （）4、手动关闭背压排汽阀，开启背压放空阀。 （）5、手动关闭抽汽排汽阀，手动打开对空排汽阀。 （）6、迅速开启汽动给水泵保证锅炉及后工段供水。先开1#、2#汽动给水泵，在与调度联系开3#、4#汽动给水泵。 （）7、退出保护电源开关。 （）8、转子静止后，利用8#、9#造气系统发电机发电，进行连续盘车。 二.注意事项： 1、启动汽动油泵时注意进汽压力，防止超速或润滑冷却油量不足。 2、汽轮机转速应明显下降。 3、在机组转速下降到临界转速时检查机组振动，推力轴承温度，倾听内部 声音。 4、转子静止后要连续盘车，并记录惰走时间。 5、注意监视1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并且注意监视汽动油泵进 汽压力。 6、注意汽动给水泵主汽门的复位，电子调速电源送上后，迅速开启汽动给 水泵保证锅炉及后工段供水。 时间：负责人：操作工：
汽轮机在启停过程中,转子与汽缸的热交换条件不同。因此,造成他们在轴向的膨胀也不一致,即出现相对膨胀。相对膨胀通常也称为胀差。胀差的大小表明了汽轮机轴向动静间隙的变化情况。监视胀差是机组启停过程中的一项重要任务。为避免轴向间隙变化而使动静部分发生摩擦,不仅应对胀差进行严格的监视,而且胀差对汽轮机运行的影响应该有足够的认识。 受热后汽缸是从“死点”向机头方向膨胀的,所以,胀差的信号发生器一般安装在汽缸相对基础的“死点”位置。相对于5#6#机来说,胀差发信器安装在盘车电机下侧三瓦附近的轴承箱座上。 机组的启动按启动前汽轮机金属温度水平分为：冷态启动（金属温度150—180度）温态启动（180度—350度）热态启动（350度—450度）极热态启动（450度以上）。现仅就常见的冷态启动和热态启动时机组胀差的变化与控制进行简单分析： 在机组冷态启动过程中,胀差的变化和对胀差的控制大致分为以下几个阶段： 1,汽封供汽抽真空阶段。从汽封供汽抽真空到转子冲转前胀差值是一直向正方向变化的。因为在加热或冷却过程中,转子温度升高或降低的速度都要比汽缸快,相应的膨胀或收缩的速度也要比汽缸快。在我们投入均压箱对汽封供汽时,汽封套受热后向两侧膨胀,对整个汽缸的膨胀影响不大。而与汽封相对应的转子主轴段受热后则使转子伸长。汽封供热对转子伸长值的影响是由供汽温度来决定的,但加热时间也有影响。所以,冷态启动时5#机均压箱的压力不宜过高,一般应保持在
0.1MPA以下,而温度则应在200摄氏度左右。当抽气系统投入并开始抽真空后,如果胀差向正值变化过快,可以采取降低均压箱压力或适当提升凝汽器真空的方法,因为通过提升真空可以减少蒸汽在汽封中的滞留时间。总体上来说,冷态开机,汽封来汽温度和压力应该低一些,真空应该提升的快一点,在确保安全的前提下尽早达到冲转的条件。 2,暖机升速阶段。从冲转到定速,胀差基本上继续上升。在这一阶段,蒸汽流量小,蒸汽主要在调节级内做功。中速暖机以后再升速时,胀差值才会有减小的趋势。这主要是因为随着转速的升高,离心力增大,轴向的分力也增大了,而使转子变粗缩短。同时汽缸温度逐渐上升,气缸的膨胀速度也在上升,相对迟滞了转子的膨胀值。对于5#机来说,在冲转时,蒸汽的压力和温度都应适当低一些,但是温度要保持一定的过热度,冲转速率要低。在冲转过程当中要密切注意缸温的变化,此时如果胀差正值过高应稳定转速,或者降低真空,让蒸汽在汽缸中的滞留时间长一些,充分暖机。有时在暖机升速过程中,如果汽缸本体疏水调节不当也会影响到胀差,所以,开机时应当注意控制汽缸本体疏水。为了防止胀差表数据失真,我们还应当密切观察机组热膨胀和轴向位移的变化,通过热膨胀,轴向位移的对比来进一步判断胀差变化。同时严密监视机组振动情况,特别是跨越临界转速时更为重要。 3,定速和并列带负荷阶段。由于从升速到定速的时间较短,蒸汽温度和流量几乎不变化,对胀差的影响在定速后才能反映出来。定速后,胀差增加的幅度较大,持续的时间较长,特别是在发电机并网以后。在低负
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。
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
大唐阳城发电有限责任公司 DATANG YANGCHENG POWER GENERATING CQ.,LTD 发电部汽机专业资料 编号：FDQJ201003日期：2010年5月2日 ■技术资料 □运行分析 □临时措施 □补充运行规定主题：汽轮机启停过程上下缸温增大的原因 及控制措施 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》，关于防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故条文明确规定：汽轮机起动前必须符合高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃，否则禁止启动。 本文就汽轮机在启停机过程中出现的汽机上下缸温差异常增大的原因进行了阐述，着重介绍了如何从运行调整方面入手，通过有效的控制措施，对启停机过程中汽轮机上下缸温差进行控制，保证汽轮机组的安全的启动和停运。为机组在启停过程中上下缸温差控制提供参考和借鉴。 1 高压缸上下缸温差 1.1差造成高压缸上下缸温差增大的原因分析 蒸汽在高压缸内做完工后，经高排逆止门排至锅炉冷再热器继续加热。停机后，高压缸处于密闭状态，温度一般都在400℃以上。锅炉停炉后，冷再仍有一定的压力，如果高排逆止门关闭不严密，那么炉侧300℃以下的冷再蒸汽就会从高排逆止门倒流回汽机高压缸，使得高压缸排汽口下部金属温度下降过快。而停机后在高压缸内部，由于热汽上升，上缸金属温度本来就要高于下缸。两者共同的因素就造成在高排处上下缸温差急剧增大。随着锅炉冷再压力的逐渐降低，漏入高压缸的冷的蒸汽量减少，并且高压缸内部温度场逐渐均匀分布，上下缸温差会逐渐的减小，最后趋于一个先对稳定的温差。 一般来说，在停机后的60小时内高压缸上下缸温差呈逐步增大的趋势，最大能达到66℃甚至更大。停机72小时以后，温差逐渐减小，最后趋于一个相对平稳的状态。 图表1为某次停机后，高排处上下缸温差的变化趋势。图中，停机后34小时，上下缸温差最大，为66℃。
由于人员较少，为节省机组启动时间，要合理的安排点火前的准备工作，主要有： 1.检查机组检修工作还有哪些未完成，询问除灰、脱硫工作情况，影响启动的 要催！ 2.除氧器具备上水条件，要先上水，条件具备后投加热。 3.汽包具备上水条件后，启A汽前泵，联系化学加药，汽包上水，控制上水时 间和温度。 4.若等离子条件不满足，投油点火，必须在吹扫前或启动一次风机后对给煤机布煤，防止MFT条件（无油&无一次风机运行&任意给煤机运行）动作，或在条件强制完毕后布煤。 5.等离子磨要提前暖（暖磨大约需要80分钟），使磨金属温度也达到一个较高的温度。尽早开启磨暖风器手动门和疏水门，一次风机具备启动条件后，联系热工强制MFT条件，磨煤机通风（也需强制MFT条件）启动一次风机。 6.在汽包上水期间完成以下操作： 1）吹灰系统暖管，暖好后全开，恢复吹灰系统，具备投入条件。 2)小机暖管，暖好后全开供气门。 3）投盘车，大、小机轴封系统暖管，凝泵启动后投入轴封系统。 4）磨暖风器暖管，启一次风机后全开供气及疏水，（点火后二次风温170℃时及时关闭）， 5）发电机测绝缘。 6）启空预器及火检风机，做连锁试验。 7）风机启动前1小时，启动风机油站，注意跑油。 8）启动磨煤机油站，提前开启通风磨各风门，发现问题及时处理， 检查磨煤机具备启动条件。 9）旁路系统静态传动，防止启机后发生卡涩等现象。 10）将汽包至连排-----定排管路导通，防止连排憋压。 11）检查-4米泵坑及定排降温池排污泵好用，否则加临时泵。 12）确认等离子火检探头及阳极在工作位，厂家调试完毕，等离子具备投入条件。13）检查真空泵，具备启动条件。 14）高压缸倒暖暖管，暖好后全开手动门。 15）开燃油系统各手动门，燃油具备投入条件。 16）进行相关系统的恢复工作。 6.轴封系统投运后，抽真空，高压缸倒暖要抓紧，暖缸需3—4小时。 7.启动一台循环水泵。 8.等离子点火前需强制条件： 1）.锅炉MFT跳一次风机 2）.锅炉MFT联关磨出口挡板及一次风快关门（不好强制，需将MFT信号强制为0） 3）.失去所有燃料跳闸
汽轮机胀差分析 我厂600MW机组汽轮机，形式为亚临界参数、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机，型号为N600-16.7/538/538。额定功率600MW，最大功率634MW，从机头方向看为顺时针转动。 发电机低压缸II 低压缸I 中压缸高压缸前箱 滑销系统示意图 高、中、低压缸可以自由的在台板座上移动，由定位销定位移动方向。一般横销只有两个，与中心线的纵销定位一个死点。我厂机组死点在＃1低压缸的中心。发电机有单独的滑销系统，有两个横销、两个纵销确定中心点。高压转子的推力盘工作面为整个转子的相对死点。我厂机组滑销系统有4个纵销：前轴承箱轴向2个，中轴承箱轴向2个；4个横销：低压缸I两侧中部2个，发电机两侧中部2个；6个立销：低压缸I轴线上2个，低压缸II轴线上2个，发电机轴线上2个；6个角销：前轴承箱2个（有2个用螺栓），中轴承箱4个；8个猫爪：高压缸4个，中压缸4个。 由于转子的质面比比汽缸的质面比小得多，在变工况时，转子变化快，所以产生膨胀不一致现象，这种转子与汽缸的膨胀之差为胀差。另外汽缸与转子的死点不同，内外缸的死点又有差别，所以不同动静部位轴向间隙变化不同。 冷态启动过程中，＃1低压缸的后部及＃2低压缸向发电机方向膨胀。＃1低压缸前部及中压缸、高压缸向机头方向膨胀。转子以推力盘为相对死点，高压转子向前箱方向膨胀，与缸体膨胀方向相同；而中压转子向发电机方向膨胀，对于中压缸的前侧转子与汽缸膨胀方向相反，对于中压缸的后侧膨胀方向相同，对于＃1低压
缸前部汽缸与转子膨胀方向相反，对于＃1低压缸后半部分和＃2低压缸与转子膨胀方向相同。由于汽缸的喷嘴与叶片的间隙比叶片与下一级喷嘴间隙小，所有对于正胀差时最危险的部位为中压缸前部和＃1低压缸的前部，对于中压缸胀差只是自身的胀差，比较小。对于＃1低压缸前部，相对胀差为中压缸胀差与低压缸胀差的累计，比较大，但低压缸的动静间隙相对较大，仍能满足要求。这也是把相对死点放于中压缸前的原因。对于热态启动时，出现负胀差时，情况相反，最危险的部位为高压调节级。 胀差监测仪表有两个，一个安装在前箱里，测量高压胀差；另一个安装在八号轴承，测量低压胀差。另外，前轴承箱旁边设有汽缸绝对膨胀监测仪。 1 影响汽轮机胀差变化的主要因素 (1)轴封供汽时间和蒸汽温度的形响。汽机的端轴封在转子上占据一定的长度，因此改变轴封汽温和供汽时间将影响转子的膨胀，从而使胀差变化。在机组启动前提升凝汽器真空时需投入轴封供汽，此时轴封段的转子受到加热而膨胀伸长。由于机组启动前送轴封供汽抽真空，对汽缸的膨胀影响很小，此时胀差变化量反映了转子轴封段受热膨胀的伸长量。 (2)转子泊松效应的影响。汽轮机转子转动时，叶片和叶轮产生的离心力作用于大轴上，对大轴产生径向拉力由于转子材料的泊松效应的影响，转子在受径向拉力变粗的同时轴向的长度要缩短。这种轴向变形与转速的平方成正比，与泊松效应参数K值成正比。因此，降速时转子要伸长，升速时转子要缩短。由于低压缸转子的泊松效应参数K值较大，因而受泊松效应影响明显。对于我厂而言，由于波桑效应，高压缸差胀由停机前的0.7mm升至1.0mm，低压缸差胀从停机前的12.9mm增至18.2mm.因此，运行人员在进行机组启停操作之前应该预测泊松效应引起胀差变化对汽轮机安全的影响，防止胀差超限 (3) 高压缸进汽参数变化的影响。汽轮机进汽采用节流调节方式，即高压缸所有进汽调节阀同时开关，来控制蒸汽的流量。汽轮机转速从盘车状态升速至 3 000 r/min所需的进汽量较小，与汽轮机转子、汽缸等金属部件的热交换较微弱。在发电机并网以后，汽轮机进汽量增大，汽机转子相对胀差和汽缸绝对膨胀仪表指示变
汽轮机组启动及试运行时 注意事项及措施 前言 汽轮发电机组安装完毕后，在投入生产之前，必须按照《电力建设施工及验收技术规范》相关篇章的规定，制造厂，以及调试单位编制的启动调试措施进行调整启动、试运行。未经调整试运的设备，不得投入生产。通过全面认真的调整与试运工作，应做到下列要求： 1.检查分系统设备的安装质量，应符合图纸、制造厂技术文件及《电力建设施工 及验收技术规范》（汽轮机组）的要求。 2.检查各项系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作、检修方便的要 求。 3.检查、调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的规定。 4.吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济的投入运行。 5.有关单位及部门提出整套设备系统交接试验的技术文件，作为生产运行的原始 资料。 第一篇汽轮机组试运行前的准备工作 一启动调试及验收的一般程序 启动调试及验收的一般程序包括：建筑工程验收、分部试运、整组启动、技术资料备品、备件的移交及工程验收、试生产、竣工验收。 二对参加试运行人员要求 参加试运的运行人员试运前必须全面掌握机组的设计特点，自动化水平，以及该类机组的运行特性。熟知该机组的全部设备即：汽轮机本体，调节系统，凝汽设备，加热设备，除氧器，水冷系统等所属所有大小系统，各种水泵的构造和工作原理，熟知每个阀门的位置，仪表的用途，各种保护及自动装置的动作原理和作用，熟练掌握DCS中设备的启动、停机和正常运行操作；能根据规程要求正确迅速的处理所发生的各种事故和异常情况。
三试运现场应具备的条件 1.厂区内场地平整，道路畅通； 2.试运范围内的施工脚手架已全部拆除，环境已清理干净，现场的沟道及孔洞的 盖板齐全，临时孔洞装好护拦或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及底部护板，运行机组范围内的各层地面应按设计要求制作好； 3.现场有足够的消防器材，消防水系统有足够的水源和压力，并处于备用状态， 事故排油系统处于备用状态。 4.厂房及厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用上下水道 畅通，卫生设施能正常使用。 5.现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态，电话等通讯 设施安装完毕，可以使用。 6.根据现场作好其他防护措施。 四待试机组应具备下列条件 1.试运设备及系统按要求安装完毕，并经检验合格，安装技术记录齐全 2.完成设备及管道的保温工作 3.基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度 4.具备可靠供电系统及压缩空气气源，工业水系统完备。 5.各水位计及油位计，标好最高，最低和正常工作位置的标志 6.转动的机械加好符合要求的润滑油，油位正常。 7.各有关的手动、电动、气动、液动阀门、经逐个检查调试、动作灵活、正确， 并标明名称及开闭方向，处于备用状态。 8.各指示和记录仪表以及信号音响装置已装设齐全，并经检验调整准确，有关保 护装置可投入运行 9.参与调试的各种容器，已进行必要的清理和冲洗，设备及表计擦拭干净并标注 名称 10.具备足够的启动用汽源，并能稳定用汽，其压力和温度应能满足轴封漏汽供汽， 除氧器等用汽需要
发电机启动、停止注意事项 一、发电机启动前的准备: （1）确认发电机油密封系统投入，氢气冷却器冷却水系统投入。 （2）检查发电机充氢已结束，发电机内部氢气纯度大于98%，检查油/氢压差正常≥ 0.03MPa(0.3bar)，检查各部分无氢气泄漏。 （3）发电机启动前应将发电机冷却系统投运正常，检查发电机定子冷却水质合格，压力正常无渗漏。 （4）将发电机封闭母线微正压装置投入正常，并对封闭母线冲压至1000-2000Pa。 （5）通知检修人员测量发电机绝缘电阻合格。 （6）检查发电机电压互感器高低压熔断器及避雷器完好，柜内无杂物后将其推至工作位置，并加锁，合上发电机电压互感器二次空开。 （7）检查发电机中性点柜内无杂物，合上发电机中性点接地刀，并加锁。 （8）检查整流柜、调节柜和控制屏各表计完好，各切换开关位置正确，冷却风机良好。（9）检查6kV A、B段分支电压互感器高低压侧保险完好，柜内无杂物，将其投入工作。（10）检查6kV A、B段分支开关确断，将其送入工作位置，给上操作电源，控制方式投“远方”。 （11）合上主变中性点接地刀闸，检查辅助接点切换良好。 （12）检查主变、厂高变各部分正常，冷却器投入，检查油流方向正确，端子箱内设备完好并加锁。 （13）检查主变出口－0接地闸已拉开并加锁。 （14）检查断路器三相确断，辅助接点切换良好，送上油泵电源，检查油压、油位、SF6气压正常，端子箱内设备正常，将柜门加锁。 （15）检查主变压器出口－1A(IB)、－2A(2B)隔离开关三相确断,接地刀闸－012三相确断，操作机构完好。 （16）检查220kV侧电流互感器及各套管油位、油色正常。 （17）检查各附属电气设备清洁完好正常，已按要求将电源送上。 （18）送上发变组测控装置的电源。 送上发－变组保护屏，励磁调节柜电源，检查无异常信号发出，将发变组相关保护投入正常： 其中转子两点接地全停Ⅰ、厂高变温度高厂用快切、#1和#2稳控全停、主变冷却器故
汽轮机启动说明 起机步骤： 1、暖管至主气门前，检查各辅机、管道阀门的开启状态 2、冲转前1——2小时投入盘车，提高油温至25° 3、冲转前10——20分钟，先后投入各辅机设备，建立真空 1）开启循环水泵 2）投入凝结水泵，保持热水井水位 3）开启射水泵 4）冷态时，先投入轴封冷却器，再投入均压箱 5）热态时，先头投入均压箱，再投入轴封冷却器 6）各种参数符合冲转气机条件后，开启高压油泵，打闸建立保安油压，检查启动阀手轮、主气门是否旋到底，到ets复位各种报警信号 7）开启启动阀，调速气门到0 8）开启主气门 9）505显示屏上没有报警信息，按505上的复位键、运行键进行冲转气机10）冲转过程中注意冷油器的出口油温在45°时，调节油温在35°——45°11）冲转至3000r/min，正常后，投入气机各保护 并网步骤 1、汽轮机冲转至3000r/min时，停下高压油泵，汽机运行正常，可进行并网操 作。 2、投入开关，风机、1#和2#调节器的AL、dc开关电源 3、主从选择1 4、合上MK灭磁开关 5、调节1#调节器按钮 1）按钮依次打至就地、运行、自动、置位退、pss退 2）打至置位投、建立10kv电压、后打至置位退 3）通过增磁减磁把电压调制和系统电压相近 4）把第一个按钮打至主控 6、自动并网：到同期屏投入同期电源开关，选择1#发电机、投入通道1，手动 自动同期打至自动同期，按同期屏上启动按钮2——3秒，待同期装置自动并网。 7、手动并网：到同期屏投入同期电源开关，选择1#发电机、投入通道1，手动 自动同期打至自动同期，手动同期开关打至精同期，电动手动调速开关和调压开关，使频差和压差基本为0，同步指针顺时针缓慢旋转至12点方向是按下手动同期合闸按钮。 505气机步骤 按复位键（RESET）如果没有报警会出现（SH RUN/PROGRAM）界面，按运行键（run）,在新出现的界面里下翻找到速度输入界面（@spead……rpm ，setpt-……rpm）按enter键，输入转速，按enter键结束 操作步骤由上思苏工和505厂家江工提供，希望大家结合我司实际情况学习和优化。