【原】300MW汽轮机启动操作票（详细）

1. 汽轮机冲转详细操作

2. 汽机冲转至并网操作学习
   

3. 汽轮机冲转操作学习（详细）
   

4. 某300MW汽轮机启动运行学习（上汽）
   

5. 关于汽轮机启动的53个知识点及操作要点

6. 汽机极热态启动注意事项
   

7. 上汽高、中压缸联合启动冲车步序
   

8. 汽机冷态启动操作票
   

9. 汽轮机热态启动操作（附属设备启动至冲车定速）

顺序	操作项目				操作时间
1	接到启动命令后，对机组进行启动前的全面检查：检修或安装工作结束，系统连接正确完好，停机期间检修过的设备已进行过试转正常，SCS顺控试验、联锁保护试验合格，工作票终结，现场清理干净，照明充足。
2	电气设备绝缘合格，送上辅机和电动门电源。机侧辅机包括：电泵，A/B凝泵（一工频一变频），循泵，A/B汽前泵，主机交流润滑油泵、直流润滑油泵，高压密封备用油泵，大机盘车，A/B顶轴油泵，A/B EH油泵，A/B小机1号和2号交流油泵以及直流油泵，小机盘车，空、氢侧交、直流油泵，大机油净化装置、小机油净化装置、真空净油装置、A/B定冷水泵，凝泵坑和变频小间地下排污泵，主油箱、空侧回油箱、小机油箱排烟风机，轴加风机，凝补泵，大小机真空泵，小机凝结水泵（变频），氢循环风机，30台空冷风机，胶球清洗装置。
3	检查热工仪表和保护一次门、气动阀、空气门均开启。自动装置、保护装置、报警装置均良好
4	检查DCS和DEH控制系统正常，LCD显示良好
5	汇报值长，由值长联系化学检查工业水泵达启动条件，启动工业水泵，检查工业水压力正常（0.45MPa），投入工业水用户。投入备用泵联锁。
6	汇报值长，由值长联系化学向循环水泵前池补水至正常（前池水位3.5米以上），就地检查冷却塔集水池、前池水位正常，滤网前后无落差。
7	检查小机凝汽器水侧达通水条件，投入一台小机凝汽器：
	①小机凝汽器水侧人孔门关闭严密
	②小机凝汽器双侧循环水进水门开足
	③小机凝汽器双侧循环水进出水管道放水门关闭
	④小机凝汽器双侧水室放水门、排空气门关闭
	⑤小机凝汽器双侧胶球清洗装置进出口手动门关闭
8	检查循泵达启动条件
	①循泵前池水位3.5米以上、水塔水位正常（1.6米以上），格栅清洁无杂物堵塞。
	②循泵电机本体正常。
	③循泵入口电动门全开
	④循泵出口液控碟阀油位正常，油压正常，控制回路信号正常
	⑤循泵及电机各远传监视点正常
9	汇报值长，准备启动一台循泵，检查循泵电机转向正常（从电机端看为顺时针）、无异响、振动低于100um，出口压力不低于0.26MPa，电机电流40～55A，水塔回水均匀。将循环水旋转滤网清洗投“自动”
10	投入备用循环水泵联锁。
11	开启A、B小机凝汽器水侧排空气门进行排气，观察凝汽器水侧空气排完，排气管出水均匀后关闭。
12	检查小机凝汽器水侧无泄漏，振动和异响。
13	检查各冷却器冷却水处于备用状态：包括主机润滑油、密封油、A/B小机润滑油、EH油、电泵工作油、电泵润滑油、电泵电机空冷器、定冷水冷却器、氢气冷却器、氢冷干燥器、主机真空泵、小机真空泵、汽前泵和主泵、凝泵和真空净油装置冷却水。
14	联系化学启动除盐水泵，向凝补水箱补水至正常水位（4～5m）；
15	启动凝补水泵（优先考虑采用除盐水直补方式），调整出口门控制电机电流小于70A，向排汽装置、除氧器、内冷水箱、真空泵分离器补水至正常水位：
	①排汽装置水位1000-1200mm
	②除氧器水位1900-2100mm
	③真空泵分离器水位150～200mm
	④内冷水箱水位400～500mm
16	联系灰硫值班员启动压缩空气系统，检查压缩空气压力0.6-0.8MPa，各气动门气源正常。
17	检查各油箱油位正常，油质合格
18	投入汽机润滑油系统：
	①启动一台主油箱排烟风机，注意油箱负压，投入联锁。
	②检查主油箱油位高于1600mm，油温高于25℃，启动交流油泵运行，检查润滑油压0.1-0.125MPa，交流油泵电机电流小于55.5A，试转直流油泵正常（电流158.5A，出口油压0.15-0.25MPa）投入直流油泵联锁。
	③ 启动高密备泵运行，出口压力0.8-1.0MPa。（也可在挂闸前启动）
	④ 检查轴承回油正常。
19	投入密封油系统：
	① 启动一台空侧回油箱排烟风机，投入备用风机联锁。
	② 启动空侧交流密封油泵，检查该泵电流12-20A，出口油压0.5-0.8MPa，油氢压差为0.085MPa，试转空侧直流油泵正常后投入联锁。
	③ 检查氢侧密封油箱油位150-180mm，启动氢侧交流密封油泵，检查该泵电流4-7A，调整氢侧密封油泵再循环手动门将氢侧密封油泵出口压力调整到0.5-0.85MPa，检查空、氢侧油压差低于0.001MPa，试转氢侧直流油泵正常后投入联锁。
	④检查氢侧密封油箱油位稳定在150-180mm，空氢侧密封油冷油器出口油温30-35℃，差压阀、平衡阀动作正常。
20	发电机气体置换：
	①用CO2置换空气，经化验CO2纯度达95%以上，排放发电机死角
	②用H2置换CO2，经化验H2纯度达96%以上，排放发电机死角
	③发电机气体置换合格后，发电机充氢至0.25MPa。
21	投入汽机盘车：
	①检查润滑油系统运行正常，油压大于0.1MPa，油温25-40℃，启动一台顶轴油泵运行，顶轴油压12～14MPa，电机电流20-30A。
	②汇报值长，手动投入盘车，检查盘车电机电流20-30A无摆动，偏心度低于76um。做盘车装置低油压脱扣试验正常后维持盘车正常运行。
	③就地用听音棒倾听机组无摩擦声。
22	汇报值长，开启启动锅炉来汽，投入辅汽系统，所有疏水走地沟，控制辅汽联箱压力0.6—0.85MPa。
23	启动一台定冷水泵，定冷水箱排气，调整发电机进水压力0.22MPa，流量35-45t/h，投入备用泵联锁，投入发电机断水保护。
24	投入1号定冷水冷却器，2号定冷水冷却器注水排气后将进口门开足，出口门关闭备用。
25	投入1号定冷水冷却器冷却水，检查回水正常，内冷水温度25-35℃，2号定冷水冷却器进口门开足，出口门关闭备用。
26	除氧器上水、投加热（如用除盐水上水，则在投轴封前启凝泵）
	①检查凝结水再循环门开足、凝结水泵及备用泵电机保护投入，汇报值长，变频启动一台凝结水泵，电机电流小于143A，出口压力2.5～3.4MPa。
	②轴加、低加水侧走主路，缓慢向除氧器上水至1800～2000mm。
	③凝结水质尚未合格前，开启凝结水启动放水门连续排放，直至凝结水质合格方可关闭凝结水启动放水门。
	④开启除氧器再沸腾及辅汽联箱至除氧器电动门，投入除氧器加热，控制好温升率约2 ℃/min。
	⑤根据锅炉需要除氧器水温加热到锅炉所需给水温度100-150℃。
27	启动电泵给锅炉上水（也可用锅炉上水泵给锅炉上水）
	①检查电泵液耦油箱油位1/3-1/2，油质正常，启动电泵辅助油泵，检查油压大于0.15MPa， 电机电流7～8A，各轴承回油正常。
	②电动给水泵进口电动门开足，抽头电动门、增压级电动门关闭。
	③电动给水泵前置泵、主泵密封水、壳体冷却水送上。
	④电动给水泵前置泵和主泵入口滤网差压小于0.06MPa。
	⑤电动给水泵再循环调节门前后手动门开足，再循环调节门电源送上，试操正常后开足。
	⑥电动给水泵上下壳体温差要求小于20℃。
	⑦电动给水泵勺管执行机构电源送上，试操动作正常后置于“零”位。
	⑧检查电动给水泵各项保护投入
	⑨汇报值长，调整母线电压，启动电泵，电机电流小于406A，出口压力3.5-4.5MPa。根据需要，高加水侧通水，联系锅炉上水。
28	检查EH油系统正常后，启动一台EH油泵，油压12～13MPa，投入EH油泵连锁。（启泵前EH油温必须高于20℃，必要时做互联试验和低油压联泵试验）
29	投入TSI、ETS、 METS保护
	①汇报值长，联系热控投入DEH、MEH系统；
	②联系热控对TSI保护、ETS保护、METS保护复归后，投入TSI、ETS、 METS保护；
	③确认DEH已进入工作状态，根据需要做调节系统静态试验。
30	配合热控做ETS保护试验，OPC电磁阀试验及一、二、三、四、五、六段抽汽逆止门试验。
31	投入小机润滑油系统
	①启动小机油箱上的排烟风机；
	②启动小机直流油泵向系统充油排气；
	③启动小机一台交流油泵，正常后停直流油泵，投入油泵联锁。
32	投入主机轴封（小机轴封分开投）
	① 向主机轴封系统送汽（轴封供汽分门关闭，全开轴封母管和高低轴封进汽管疏水门，暖管约30min）；
	② 投入轴加及轴封风机运行；
	③ 控制轴封母管压力15～30KPa，开启各轴封供汽分门，汽机低缸两端轴封处有少许汽冒出，低压轴封温度150℃左右；
	④ 检查盘车运行应正常。
33	汇报值长，主机和空冷凝汽器抽真空：
	①检查A、B、C真空泵汽水分离器水位90-150mm，自动补水投入，真空泵冷却器冷却水投入。
	②检查A、B、C真空泵入口手动门开足，排汽装置A、B侧抽空气手动门和抽真空旁路电动门、空冷凝汽器各列抽真空电动门开足。
	③启动一台或两台真空泵运行，排汽装置见真空后对真空破坏门注水并关闭（包括手动门和电动门），排汽装置背压至35kPa时，通知锅炉点火。
34	按需要调整各系统阀门至启动前状态。
35	根据锅炉需要开启高压、低压旁路，配合锅炉升温、升压。
36	检查空冷凝汽器大多数抽空气温度超过环境温度10℃，可停用一台真空泵，投入联锁。
37	对设备及系统进行全面检查，确认机组无异常报警信号。
38	检查DEH控制界面和参数正常
	①DEH首出保护状态检查
	②阀位指示：TV1、TV2、GV1、GV2、GV3、GV4、GV5、GV6、IV1、IV2、EV、LV1、LV2开度在0，RSV1、RSV2全关指示红色；
	③各显示参数检查：功率、转速、转速1、转速2、转速3、最大转速、跳闸转速、高排压力、CCS阀位指令、总阀位指令、调节级压力等指示正常
	④ATC方式按钮未投
	⑤单阀方式按钮未投
	⑥低负荷限制投入按钮未投
	⑦低真空限制投入按钮未投
	⑧主汽压限制投入按钮未投
	⑨快卸保护投入按钮未投
	⑩功控按钮未投
	⑾阀控按钮未投
	⑿压控按钮未投
	⒀暖机时间设定检查：启机状态及暖机时间检查
39	汽机挂闸应具备的条件检查
	①不存在机组禁止启动条件
	②确认胀差、轴向位移、高中压缸上下温差、偏心度、蒸汽室内外壁温差等均在限额范围内，同时要考虑到汽机启动后的变化趋势不超过限额
40	检查隔膜阀上低压安全油正常，压力0.6-0.8MPa。
41	检查ETS画面，跳闸首出已复位
42	确认蒸汽参数已达到冲转条件
	①主汽压2.5～4.2MPa，主汽温320～350℃，且有56℃以上的过热度，再热蒸汽压力0.5～0.8 MPa，再热汽温270℃～280℃。
	②排汽装置背压小于或等于20KPa。
	③主、再热蒸汽管道暖管充分，全开高低旁暖管时间不低于120分钟，且本体疏水集管1、2温度不低于150℃，主汽门前疏水温度＞310℃。
	④EH油压、油温正常。
	⑤主机盘车装置工作正常，机内声音正常，转子偏心度小于0.076mm。
	⑥高中压缸上、下温差小于42℃。
	⑦排汽装置背压达20kPa以下。
	⑧胀差、轴向位移在正常范围内。
	⑨氢压0.25MPa，油氢压差0.085MPa。
	⑩发电机定冷水系统运行正常。
	⑾检查缸体疏水全开，低压缸喷水投入自动。
	⑿主油箱油位正常，润滑油压0.10—0.125MPa，油温38—42℃。
	⒀汽机相关疏水阀全开，进汽回路通风阀开(600r/min至3050r/min关)。
	⒁蒸汽品质符合要求
43	汇报值长，稳定参数（主汽压2.5～4.2MPa，主汽温320℃～350℃，再热汽温270℃～280℃），汽机准备冲转。
44	接值长命令汽轮机准备冲转，汽轮机挂闸
45	检查ATC方式按钮和单阀方式按钮状态
46	确认阀位限制在100%，投入“挂闸”按钮，确定汽机挂闸
47	检查高压缸通风阀开启，高排逆止门关闭。
48	汽机已挂闸，“运行”按钮灯亮前，所有控制状态未激活，主汽门和调门保持关闭状态。
49	准备冲转时，按亮“运行”按钮，转速控制状态亮，可以设置目标转速和升速率，机组具备冲转条件。
50	检查中压主汽门RSV1、RSV2在全开位置。
51	检查高压主汽门TV1、TV2、中压调门IV1、IV2在全关位置。
52	检查高压调门GV1～6逐步开至100%，注意汽机转速不升高。
53	设定升速率100rpm/min；
54	设定目标转速600 rpm；
55	目标转速设定好后，转速控制自动进行，高压主汽门和中压调门共同控制进汽量，汽机开始升速；
56	检查汽机转速＞3rpm，盘车装置自动脱扣，盘车电机应自动停止；
57	汽机转速达到600rpm时应进行打闸摩擦检查。当汽机转速达到600rpm，按急停按钮，汽机跳闸，检查确认TV、GV、RV、IV均关闭，对汽机的轴承、汽缸、轴封等部件进行检查，倾听汽轮发电机组，应无摩擦声。
58	摩擦检查完成后，汽轮机重新挂闸，设定目标转速600rpm，以100rpm升速率，重新升速至600rpm。
59	转速保持在600rpm，暖机30分钟，进行下列检查：
	①倾听汽轮发电机组转动部分声音正常；
	②在转速达到600rpm之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm，转速超过600rpm偏心值显示消失，TSI监视并显示振动值,各瓦轴振动值＜0.125mm；
	③各轴承回油温度＜70℃；
	④各轴承的金属温度＜90℃；
	⑤冷油器出口油温在38℃～45℃；
	⑥检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值；
	⑦确认无异常报警，以上各参数若超限或接近限制值并有上升趋势或不稳定时，立即汇报有关领导，查明原因，同时禁止升速。
60	升速至2050rpm
	①摩检结束后，选择暖机转速2050rpm为目标转速，升速率100rpm/min，按“运行”按钮，汽轮机开始升速；
	②在机组过临界转速时，升速率自动设定为300rpm/min；
	③转速升至1800rpm时，确认顶轴油泵停运；
	④当再热气温达260℃，开始计算暖机时间，按冷态启动转子加热曲线确定中速暖机时间（冷态暖机200分钟）；任何情况不得缩短暖机时间，暖机期间
61	中速暖机期间，对机组全面检查：
	①各瓦轴振动值＜0.125mm，各轴承回油温度＜77℃；
	②各轴承的金属温度＜90℃；
	③冷油器出口油温在37℃～45℃；
	④主蒸汽温度不得超过427℃；
	⑤蒸汽室内、外表面的温差最大不超过83℃；
	⑥检查机组振动、串轴、胀差、绝对膨胀、汽缸上下壁温差在允许值。
	⑦低加随机滑启：确认低加走水侧后，随机投入低加汽侧。
62	暖机结束（高、中压缸缸温大于230℃，汽缸膨胀达5.5mm），汇报值长，设定目标转速2950rpm，速率100rpm，升速至2950rpm。
63	机组升速达到2950rpm，稳定3分钟，准备进行阀切换。
64	TV—GV切换：
	①确认调门控制方式为 “单阀”方式；
	②转速达2950rpm时，确认调节级汽室内壁温＞主蒸汽压力下的饱和温度，进行TV—GV切换；
	③按下“阀切换”按钮；
	④在DEH画面上观察阀门切换正常，高压调门GV逐渐关小，高压主汽门TV逐渐开大直至100%，转速由高中压调汽门共同控制。
	③注意监视转速的变化，切换过程中转速一般下降30rpm左右，最多下降不允许超过70rpm；
	④切换完成后，要确认“单阀”控制，否则应设定单阀控制。
65	设定目标转速3000rpm，升速率100rpm/min（升速至2950rpm升速率自动改为50rpm/min），转速达3000rpm时，进行全面检查。
66	机组大修后，或机组上次注油试验时间若相隔2000小时，或机组停运时间达一月以上，进行注油试验，记录危急保安器动作时的油温、油压值。
67	根据情况，做主、调门严密性试验。
68	进行跳闸试验
	①在就地或远方手动跳闸；
	②就地确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门迅速关闭，无卡涩现象；
	③控制室DCS画面报警，机组转速下降；
	④确认后汽机重新挂闸,升速至2950rpm，进行阀切换，然后升速至3000rpm；
	⑤进行OPC试验，且试验合格；
	⑥进行危急保安器充油试验，且试验合格；
69	确认主油泵工作正常(出口压力1.57～1.76MPa)、润滑油压正常(0.12～0.16MPa)后，停高密备泵、交流油泵，投入相应联锁。
70	投入汽机旁路压力和温度自动。
71	全面检查，确认汽机ETS、TSI、METS保护投入，各辅机联锁、保护全部投入。
72	全面检查各控制指标无异常，汇报值长，锅炉稳定蒸汽参数，准备并网。
73	并网前控制再热汽压力小于0.828 MPa，以防并网后高排温度过高。
74	值长申请机组并列同意后，核对各方情况无误后下令进行并网操作
75	“同期请求”指示灯亮，按下“同期允许”按钮，送自动同步允许给AVR。
76	发电机并网后，自动带约5%初负荷，检查功率显示正常，投入功率回路。
77	联系化学，化验凝结水品质合格后回收凝结水。
78	5%初负荷下，至少暖机30分钟，主汽温应保持不变，若主汽温每上升3℃，应增加1分钟暖机时间。
79	并网后延时一分钟，高压缸通风门自动关闭，当高排压力大于冷再压力时，高排逆止门打开。
80	检查下列参数正常：
	①差胀正常平稳增长；
	②缸胀>6mm，平稳增长；
	③轴向位移<±0.9mm；
	④轴承金属温度<90℃；
	⑤缸温>230℃，平稳增长；
	⑥上/下缸温度<42℃，且在逐渐减小；
	⑦最大瓦振<40um、最大轴振<80um；
	⑧排汽装置背压<20kPa；空冷风机运转正常；
	⑨排汽温度<80℃；
	⑩润滑油油温38-42℃；
81	升负荷过程中的参数控制如下：
	负荷MW	主汽压MPa	主汽温℃	再热气温℃
	15	4.2	320	270
	30	4.9	330	280
	60	6.7	380	325
	120	10	480	430
	180	13.7	538	538
	240	16.7	538	538
	330	16.7	538	538
82	汇报值长，初负荷暖机结束（汽缸膨胀大于6mm），以2MW/min负荷率升到30MW。
83	当机组负荷升至30MW时，根据需要，暖机4小时后解列发电机，进行电气超速（包括做103％超速试验和110％超速试验）以及机械超速试验；超速试验正常结束后，恢复机组至3000rpm，重新并网带负荷。
84	负荷33MW时，检查中主门前汽机所有疏水自动关闭，否则手动关闭，关闭疏水手动门。
85	确认高加水侧投运，按顺序投运#3、#2、#1高加汽侧（高加汽侧亦可选择随机启动、投运），注意给水温度上升（待高加水位稳定后，通知热工投入高加保护）
86	随着负荷的上升，加强对润滑油温、小机油温、内冷水温、发电机氢温、密封油温、轴承温度、振动等受负荷变化影响较大的参数监视。
87	设定目标负荷60MW，升负荷率2MW/min，进行升负荷。
88	负荷45MW，根据需要，可关闭低压缸喷水阀，开启四抽电动总门。
89	当四抽压力大于除氧器压力，将除氧器汽源切至四抽，确认四抽至除氧器电动门开足、辅汽到除氧器调节阀关闭，关再沸腾隔离阀，除氧器转入滑压运行。
90	检查参数、负荷稳定，汇报值长，投入一次调频。
91	负荷66MW时，检查中主门后所有疏水自动关闭，否则手动关闭，关闭疏水手动门。
92	检查四抽压力达0.2MPa，即可冲转两台汽泵，转速达3000rpm，开启出口门，投给水自动，交DCS控制。
93	负荷达90MW，锅炉并入第一台汽泵运行。
94	冷再压力达1.2MPa，辅汽汽源切为本机冷再供给。
95	负荷150MW，根据需要，启动第二台循环泵运行。
96	负荷升至150MW辅汽至轴封汽调节阀逐渐关闭，轴封汽母管切为冷再供汽
97	检查参数、负荷稳定，汇报值长，投入CCS、AGC运行。
98	负荷180MW，投入第二台汽泵运行；电泵停作备用。
99	根据需要投入“顺序阀”方式运行。
100	负荷达240MW，进行全面检查。
101	负荷升至240MW，主蒸汽压力应16.7Mpa左右，主蒸汽温度、再热蒸汽温度均537℃左右, 可进行真空严密性试验。
102	负荷255MW以上，四抽压力达0.7MPa时，辅汽联箱汽源切为四抽供给。
103	负荷330MW全面检查
	①确认TSI、ETS、 METS保护均已投入，
	②确认高、低加水位保护投入
	③确认电泵、汽泵保护投入
	④确高、低加水位自动投入，除氧器水位自动投入，轴封压力、温度自动投入
	⑤各种自动投入正常，保持机组正常运行。
104	操作完毕，汇报值长，做好详细记录。