汽轮机启动及停运

汽轮机冷态启动冲转前的准备

1.冷态启动（调节级处汽缸金属温度＜280℃）冲转到满负荷，按启动曲线6小时20分。

2.采用汽泵上水。注意轴封汽温，疏水畅通。

3.机组任何状态启动，低压轴封蒸汽温度正常维持在120～180℃，任何时候低压轴封温度不得低于120℃。冷态启动，高中压轴封蒸汽温度控制在150～200℃，任何时候高中压轴封温度不得低于150℃。

4.冲转前疏水畅通，检查其它条件偏心0.075mm。

5.冲转参数：主蒸汽压力5.4MPa，主蒸汽温度360℃，再热蒸汽压力0.8MPa，再热蒸汽温度320℃；

汽轮机冷态启动冲转暖机

1.启动方式：高中压缸联合启动，自动单阀控制，升速率150r/min ，2200暖机150分钟。监视参数：掌握好温升速率420、360，调节级金属温升＜110℃/h ；总胀、胀差正常。调节处汽缸金属温度达到200℃以上、高中压缸上下温差＜42℃、汽缸左右膨胀均匀，（总胀6左右）中速暖机结束；

2.3000rpm，调节处汽缸金属温度达到280℃以上、高中压缸上下温差＜42℃、汽缸左右膨胀均匀，（总胀9左右） 。

汽轮机冷态启动升负荷

1.并网自动带30MW负荷 ，冷态启动曲线，升温（主蒸汽温度的温升速率尽量稳定不超过83℃/h） 、升压、升负荷3MW速率。

2.30MW负荷暖机30分钟后，低负荷暖机结束。机组升负荷至90MW。加负荷时控制调节处汽缸温升率最大不超过110℃/h；高中压外缸水平法兰内表面和水平法兰螺栓的温差不超过110℃。机组负荷在90MW左右检查高旁、低旁逐渐关闭，高旁、低旁关闭后 投TF。高压缸排放阀全关后，检查高排逆止门已开启，关闭高压缸排放电动（50MW，调节级压力1.7Mpa）。

3.负荷由90Msheng'fW升至120MW。负荷大于100MW时汽轮机压比保护自动投入，注意调节级压力与冷再压力变化情况，防止汽轮机压比低保护跳闸。低加和高加水位正常。120MW左右检查汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水关闭。当四抽压力达0.147MPa时，除氧器加热应切至四抽供汽 。

4.负荷由120MW升至210MW 。170MW~190MW切水。过热度3 ℃。机组负荷180MW，若为电泵启动上水方式，汽泵升速至3000r/min暖机结束,并入第一台汽泵，投入汽动给水泵自动及给水泵流量平衡（BLC），保持一电一汽给水泵并列运行或电泵再循环运行。

5.机组负荷在200MW时，保持负荷稳定，进行厂用电切换。

6.负荷由210MW升至450MW。开启门杆漏汽至冷再电动门，关闭门杆漏汽至凝汽器电动门。第二台汽泵3000r/min暖机结束，根据需要投入DCS遥控自动及流量平衡“BLC”，并入第二台汽动给水泵；检查两台汽动给水泵运行正常后，退电泵勺管至零，停止电泵，将电泵作一般备用。投入CCS方式，机组负荷控制进入协调状态。

冷态启动注意事项

1.水位、油温的监视。

2.真空：防止＜83Kpa低旁关闭， 361阀后电动门关闭。

3.疏水扩容器温度不大于150℃及凝泵入口温度不大于60℃，防止凝泵汽化；

4.排汽温度：排汽温度尽量控制在70℃以下，排汽温度达80℃报警值时，应采取措施，排汽温度120℃不得超过15分钟。如果采取措施无效，应紧急停机。

5.再热汽压力0.7Mpa，防止高排压比保护动作＜1.7。

6.汽轮机升速及升负荷过程中，应保持各疏水阀全开，直至负荷120MW时，检查汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水门自动关闭否则需手动关闭。

7.TSI参数的监视。

汽轮机温态启动冲转前的准备

1.温态启动。（415℃＞调节级处汽缸金属温度 ≥280℃ ）2小时20分

2.轴封系统暖管结束后，投入轴封系统，高中压轴封温度控制在280～300℃，且高中压轴封温度与调端高压缸金属温度差不大于85℃；

3.冲转参数：主蒸汽温度高于调节级处汽缸金属温度50～100℃，再热蒸汽温度高于中压缸最高金属温度50℃以上，蒸汽过热度大于50℃。主蒸汽压力8.92MPa，再热蒸汽压力1MPa；

4.机组温态启动前，主机在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需直轴后，重新连续盘车4小时；

5.汽轮机冲转过程中不需要进行2200r/min暖机，低负荷暖机时间缩短，机组按照对应的温态启动曲线进行升负荷和升温、升压。可不冲洗，其它同冷态启动。

汽轮机温态启动注意事项

1.主、再热蒸汽参数应符合与缸温的匹配要求，蒸汽温度至少高于高压内缸调节级处上壁温50～100℃，且保证蒸汽过热度在50℃以上；主、再汽温偏差不大于28℃

2.冲转前充分疏水，检查偏心度，升速过程中过临界转速时,运行人员应严密监视机组振动变化情况 ，倾听汽轮发电机组内无异常声音；

3.汽轮机冲转前及冲转过程中应注意监视高中压缸上下对点温差小于42℃，如超过此温度且伴有轴向位移大报警，应立即打闸停机查找原因并对汽缸和蒸汽管道进行充分疏水。

4.温、热态启动时，汽轮机冲转前，应启动制粉系统尽快升温升压，在冲转和带负荷过程中，控制主、再热汽温与汽轮机高中压缸金属温度的匹配，机组并网后，应尽快升带负荷。

5.监视并调整各加热器水位正常，防止加热器满水倒流入汽轮机。

当给水泵并泵过程中，注意给水压力、流量、汽温、除氧器水位的变化。

6.控制主汽温升率不大于83℃/h，根据汽温情况，及时投入过热器一、二级减温水和再热器减温水。

7.升负荷期间，注意辅汽汽源、除氧器汽源及轴封汽源的切换情况

8.启动过程中应及时全面检查机组各参数正常，

汽轮机热态启动冲转前的准备

1.热态启动（调节级处汽缸金属温度＞415℃ ）1小时，极热态58分。

2.机组热态启动前系统检查、辅机启动的操作步骤同温态启动，其他操作、规定如在热态启动无特殊说明按温态启动要求执行、操作；

3.汽轮机的冲转参数主蒸汽温度至少高于调节级金属温度20～30℃以上，再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20℃，蒸汽过热度大于50℃。主蒸汽压力和再热蒸汽压力由高旁和低旁控制，主蒸汽压力8.92MPa，再热蒸汽压力1.0MPa；升速率300 r/min/min ；

4.蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷启动控制参数按机组热态启动曲线进行 ；

5.机组热态启动前，主机在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需重新连续盘车4小时；

6.冲转前投入轴封系统，控制高中压轴封温度330～350℃，低压轴封温度150℃；

7.确认再热汽压力1.0 MPa稳定，将主机、小机轴封供汽切至再热冷段供汽，同时将辅汽供汽联箱供汽切至再热冷段供给，并投入再热冷段至辅汽供汽联箱调节门自动，注意切换要缓慢，保证汽温、汽压稳定；实际用临机冷再和老厂蒸汽站同时带本机轴封和小机。

8.必须先投轴封，后抽真空。

9.确认小汽轮机速关阀前汽源温度大于200℃且具有＞20℃过热度，A/B汽泵及早冲转至3000r/min暖机。

10.注意事项同温态

机组停机操作

停机前的准备

1.在CCS方式下按降负荷速率12MW/min，将机组的负荷降至300MW，停留20min。停机过程中保证调节处汽缸温降速率≯110℃/h

2.保持机组300MW负荷不变，进行下列操作：

投油前停止电除尘器运行；

a.将锅炉主控切换至手动，汽轮机主控在自动，将机组控制方式置汽轮机跟随模式；

b.主、再热蒸汽温度尽量维持额定值，一、二级减温水调节门全关后，解除一、二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水和烟气挡板全关后解除再热蒸汽温度自动。关闭一、二级减温水总门和主蒸汽减温水总门，关闭再热蒸汽事故减温水总门；

c.将辅汽四抽供汽切换至本机再热冷段供汽或邻机、#1-4机组供汽。投入辅汽供除氧器调节门自动；

d.检查轴封系统冷再供汽正常；

e.减负荷过程中，应注意高、低加水位的稳定，并应逐渐停用#1、2高加汽侧，进汽电动门及逆止门关闭，逆止门前、后疏水门自动打开，注意除氧器压力、水位稳定。

3.停止一台汽动给水泵运行。

4.负荷降至200MW，进行厂用电切换；继续降低负荷至180MW，停留10min。

5.机组负荷180MW ，给水主路切至给水旁路。退出#1、2高加汽侧。

6.机组负荷低于120MW，检查汽轮机本体，抽汽管道等疏水门自动打开 。

7.机组负荷90MW，逐渐开启高、低旁。

8.检查机组负荷达到30MW，汇报值长，汽轮机准备打闸停机

9.机组打闸后，检查汽轮机高、中压主汽门、调门关闭，抽汽电动门、逆止门关闭严密，确认汽轮机转速开始下降，程序逆功率动作解列发电机 。汽轮机打闸后，如发电机逆功率保护未动作，检查汽轮机高、中压主汽门、调门关闭，抽汽电动门、逆止门关闭严密，检查发电机功率＜-5MW应立即手动解列、灭磁。记录惰走时间。排汽温度＜50℃，应确认低压缸喷水自动关闭。监视除氧器、凝汽器水位。

滑参数停机：

1.机组滑参数停运时滑降参数范围及控制指标：

滑参数停机最终缸温的选择应根据机组具体条件而定，一般不低于400℃。

2.燃料变化率0.5～0.8t/h/min；主汽、再热汽温度变化率0.5～0.8℃/min，不应超过1.5℃/min；电负荷下降率1.2MW/min，不应超过3MW/min。主、再热蒸汽过热度＞100℃。主汽压力下降速率＜0.05～0.1MPa/min。主、再热汽温度下降速率≯120℃/h。调节级腔室蒸汽温度变化率＜ 165 ℃/h，调节级处汽缸金属温降≯ 110 ℃/h。

3.蒸汽温度变化率与负荷变化率最终取决于汽轮机差胀、缸温平均变化率，缸温变化一般不超过1.5℃/min。

4.汽轮机金属壁温差和锅炉厚壁部件金属壁温差应不超过允许值

滑参数停机要点

1.滑停通常分阶段进行。一般是在稳定负荷情况下，通过降低主、再热蒸汽温度，使调节级的蒸汽温度低于该处金属温度30℃～50℃，使汽轮机金属温度逐渐均匀下降，金属温度下降率不超过1.5℃/min。待金属温度降低减缓且蒸汽温度过热度接近50℃时，开始降低蒸汽压力，此时负荷也伴随下降。每降一个负荷段停留20分钟以上，使汽缸调节级蒸汽与金属温差减小后，再次降压、降温，如此重复。

2.主汽阀前蒸汽过热度应控制在100℃以上，严密监视主汽、再热蒸汽温度，防止汽轮机进冷汽、冷水。

3.汽温、汽压应匹配下降，且汽压的降低应先于汽温的降低。

4.汽温使调节级蒸汽温度及调节级金属温度之差在20℃～40℃范围内，根据汽轮机差胀和各部温差变化情况来决定是否暂停滑停，只有在差胀变化趋于稳定时，才可继续进行滑停。

5.在滑停过程中要合理地控制胀差及各部温差，如控制不好，会增加机组寿命损耗。

6.在较低负荷时，应保持足够的真空，以防止低容积流量条件下末级叶片发生脱流和颤振。

7.滑停期间回热系统维持正常运行。低负荷时，要注意维持各加热器的水位，防止因高压加热器全部跳闸，导致给水温度降低汽温突变。

8.随着负荷降低，还应进行正常停运过程中的常规操作：调整、切换轴封汽源；除氧器汽源切换；根据负荷及锅炉燃烧情况进行燃烧调整及投油助燃（或等离子）；开启各部疏水；厂用电切换等。达到目标缸温后，应稳定运行一段时间，防止缸温反弹。关小调速汽门，负荷降到零、打闸、解列、测量转子惰走时间。惰走结束后检查盘车投入正常，按规程规定停止各辅机运行。

滑参数停运过程中的注意事项

1.严格按照机组冷态启动曲线参数控制主蒸汽、再热蒸汽的降温速度和控制主、再热蒸汽的降压速度停留时间，保证汽轮机缸温有足够的冷却时间。

2.锅炉根据滑停参数控制好煤、水比，保证汽温均匀下降，严禁汽温反弹 。

3.在机组滑停过程中要严密监视汽轮机上、下缸温差，注意不得超过42℃，否则要停止降负荷、降温、降压；汽轮机上、下缸温差及各抽汽管道上下对点金属温差应＜42℃；严密监视调节级金属温降≯，防止汽轮机进冷汽、冷水。

4.控165℃/h，汽轮机上、下缸温差大于56，应立即打闸停机，并充分疏水制蒸汽温度的标准为调节级腔室蒸汽温度略低于调节级处汽缸金属温度20～40℃， 当主、再汽温度降至470℃时，应打开主、再热汽管道疏水门。

5.滑参数停机应采用协调或DEH压力控制方式进行，当机组负荷降至300MW应将顺序阀切至单阀控制。

6.密切监视汽轮机振动、轴向位移、胀差的变化，严禁解除轴向位移、推力轴承温度保护，并严密监视轴承回油温度正常。

7.严格监视高中压的胀差变化，当高中压胀差正值过小时应减缓温降速度，当高中压胀差降至0或负值，终止滑停操作并准备打闸停机。

8.在利用减温水降温过程中，控制减温器后温度大于对应压力下饱和温度20℃，防止减温水过量。

机组正常运行中存在的问题

1.AGC常因煤质差退出。因总煤量360t，负荷550MW，6台磨满出力60t，电流50A，磨煤机无调节余地，CCS无法投运，AGC退出。投产时满负荷240t/h。影响负荷。

2.煤湿时，原煤仓下煤口堵（捅仓），给煤机出口处的落煤管堵（停磨处理），影响负荷。

3.空预器漏风大，造成吸风机电流达额定电流，也是影响带负荷的原因。

4.夏季真空低，影响带负荷。今年，#5机高背压凝汽器最低真空达87Kpa，低背压凝汽器真空达89.1Kpa。设计强度工况下，背压11.8Kpa，实际已达11.95Kpa。

5.若一台汽泵故障检修，电泵并入，总负荷只能带80%。

机组启动过程中存在的问题

1.热态或极热态启动，361阀至凝汽器电动门打不开，前后压差大。必须将分离器压力降至6Mpa以下。延长启动时间。

2.并网后升温、升负荷受调节级金属温度变化率限制110℃/h。同时，受主汽门内外壁温差限制＜83 ℃，实际总超限。

3.停机后盘车投入困难。若无法投入则影响启动。

4.锅炉开式冲洗倒闭式冲洗时，要先关至锅炉疏扩电动门，再开至凝汽器电动门。防止疏扩中的水倒流入凝汽器。

5.汽动给水泵挂闸电磁阀经常卡，油质原因。汽动给水泵启动迟缓。

6.启动时间:#5机温态启动，调节级温度310 ℃ 。2011年8月21日，7:52并入系统 ，10:00带到270MW，时间2小时。投高加时间长。并入汽泵、启磨等要及时。