国产135MW汽轮机极热态启动实践
机组极热态启动操作步骤及要领
机组极热态启动操作步骤及要领机组极热态启动过程是机组跳闸后的快速启动过程，该过程的快慢直接关系到机组寿命和电厂、电网的效益，而在该过程中操作人员操作量特别大，所要监视的参数也特别多，也特别容易由于人为原因影响机组极热态启动时间。
为了提高机组启动速度，使机组安全、稳定、快速地达到所需负荷，现将机组极热态启动过程分阶段罗列如下：一、机组跳闸后到锅炉点火前：锅炉方面应注意如下几点：1.立即稳定炉膛负压，防止送引风机跳闸；2.确认减温水被切断；3.确认所有油枪、磨组、一次风机停止运行；4.通知灰控停电除尘，通知启动炉保持辅汽压力；5.确认风烟系统、锅炉本体无异常；6.调整锅炉风量到点火位置；7.等汽包水位正常后立即吹扫，复归MFT；8.启动一次风机、密封风机；汽机方面注意：1.确认汽机跳闸、发电机跳闸、励磁开关断开、厂用电切换正常；2.确认主机交流启动油泵、润滑油泵自启成功，主机转速至2500rpm确认顶轴油泵启动，否则手动启动。
确认润滑油压正常，汽机惰走正常；3.小机A、B打闸，开再循环；4.投除氧器水箱加热；5.启动电泵尽快为锅炉建立正常水位；6.确认轴封汽已切至辅汽供，压力正常、真空系统正常；7.确认所有加热器切除，所有疏放水门开启；电气方面注意：就地检查电气保护柜，如非电气量报警，应复归发变组保护屏。
检查发电机出口开关分闸良好。
二、锅炉点火到汽机冲转阶段：锅炉方面主要操作：1.接值长点火通知，开燃油电磁阀，首先点燃中层或上层油枪以维持汽温，直到锅炉输出热量达到15%BMCR，通知巡检到炉子上看火；2.暖磨：由于磨煤机事故跳闸，磨内有部分存煤，处理不好，极易造成事故，所以操作应有足够的预见性。
暖磨应注意以下几点：a)MFT信号复归后，一方面建立炉前油循环，点油枪，同时尽快将一次风机投入运行，为磨组的启动做好准备。
b)暖磨时磨出口混合风带粉，注意汽温、汽压的控制，掌握提前量，可适当放低主汽温度；c)开始暖磨时，先开足冷风门，关闭热风门，开流量控制门时应缓慢，以防一次风量剧烈扰动；d)确认磨入口温低于磨出口温度，且低于60℃，开启热风挡板，把磨出口温度提高到60-70℃之间；e)通知巡检到就地检查磨组，做启动前检查；f)暖磨10Min左右，确认该磨煤火检为0，启动磨机。
汽轮机CN135MW运行规程.
第一部分汽轮机设备规范1 主机技术规范1.1 汽轮机型式和主要技术参数：超高压、双缸、中间再热、单轴、双分流、单抽、凝汽式汽轮机汽轮机型号：N150/C135—13.24/535/535/0.981额定转速： 3000r/min额定功率： 135MW最大功率: 157MW主蒸汽阀前额定主蒸汽压力： 13.24MPa（a）主蒸汽阀前主蒸汽温度： 535℃主蒸汽额定流量（抽汽/冷凝）： 467.88/459.61t/h最大进汽量： 484 t/h再热蒸汽进汽阀前压力： 3.839/3.784MPa（a）再热蒸汽进汽阀前温度： 535℃额定再热蒸汽流量： 412.51/405.64t/h调整工业抽汽流量：额定：80t/h 最大：160t/h 调整工业抽汽温度： 343.7℃ (经减温后为200℃) 排汽压力： 4.1/5.39 KPa调整工业抽汽压力： 0.981Mpa（a）额定工况下热耗: 7468.5/8224.7KJ/KW.h额定工况下汽耗: 3.466/3.064Kg/KW.h额定给水温度： 248.1℃冷却水温度： 20/33℃回热级数: 共七级(二高、四低、一除氧) 级数： 1C+5P+10P+2*6P（28级）发电机技术参数:型号： WX21-085LLT额定功率： 150MW额定容量： 176.5MVA额定电流： 6469A额定电压： 175750V功率因数： 0.85滞后额定工况下各级抽汽参数：旋转方向：从机头向发电机端看为顺时针制造厂家：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司投产日期：2007.8.81.2 各种工况下主要参数比较：1.3 汽轮机特性说明：1.3.1 本机组承担电网基本负荷，也能起调峰作用。
调峰范围为40～100%额定负荷。
1.3.2 采用30%额定容量的二级串联旁路系统。
1.3.3 本机组允许频率变化范围49～50.5HZ。
1.3.4 本机组在甩负荷维持空负荷运行的时间不超过15min。
超高温亚临界135 MW汽轮机热力系统设计
摘要：为了适应煤气发电技术不断向高参数方向发展的需求，东方汽轮机厂研发了超高温亚临界135 MW等级的汽轮机。
对该机型的热力系统设计特点进行了介绍，分析了机组的配汽方式、回热系统设计、末级叶片选型等方面内容，为后续机组开发提供了参考。
关键词：超高温亚临界；汽轮机；热力系统01概述钢铁生产中会伴随产生大量煤气、余热，钢厂通过系统性利用余热，开展全面节约热能的工作，保障煤气满足钢铁生产工艺自用后，尚有大量煤气可供电厂燃用，减少了大量煤气（含CO2、CH4等）、高温热气向空气中排放，避免了废气、热源等物质污染大气，改善了钢厂周边环境，提高了钢厂所在区域的可持续发展水平。
随着技术的不断进步，钢厂煤气发电机组的初参数不断提高，大体可以分为以下几个阶段：（1）第一代中温中压煤气发电技术，主要以3.43 MPa、435 ℃或者更低参数的机组为主，全厂发电效率≤25%，典型项目有湘钢25 MW 煤气发电机组项目。
（2）第二代高温高压煤气发电技术，2002年开始煤气发电机组初参数提高至8.83 MPa、535 ℃，全厂发电效率提高至29%～31%，典型项目有沙钢4×50 MW、南钢3×50 MW煤气发电机组项目。
（3）第三代高温超高压、一次再热煤气发电技术，2011年开始煤气发电机组初参数提高至13.24 MPa、535 ℃、535 ℃，随着机组参数的提高以及采用中间再热方式，全厂发电效率提高至35%～38%，典型项目有九江线材2×65 MW、五矿营口135 MW煤气发电机组项目。
（4）第四代超高温亚临界、一次再热煤气发电技术，在2016年部分机组采用超高温超高压参数13.24 MPa、566 ℃、566 ℃，但为了进一步降低机组能耗，超高温亚临界参数被提出并得到了迅速推广应用，初参数为16.67 MPa、566 ℃、566 ℃，全厂发电效率约为42%，典型项目有日照钢铁2×135 MW、湛江钢铁2×135 MW煤气发电机组项目。
135MW超高压中间再热凝汽式汽轮机的特性及运行
２ 高压调节汽阀控制阶段 ． 阀切换完成后， 机组由高压调门控制升 转速至同期转速并完成并网和带初负荷的控 制， 在负荷控制期间， 可根据运行情况选择单 阀或顺序阀管理模式。
２ 轴向推力计算、 分析
机组轴向推力的大小直接关系到推力轴 承的温度， 不同的工况会出现不同的推力大 小， 推力过大会导致推力轴承温度过高， 直接 影响机组的安全运行， 所以详细正确地进行 推力计算分析是非常重要的。 本机组的推力计算共分为 ７ 个计算单 元： 调节级、 级组 １高压 １ ３ 、 （ 一１ 级）级组 ２
运行状态 一，一二，丁一代，二一＝，
’ 一一 一” ’ ＃１ ＃２ ＃１ ＃２
错位。 计算应用西屋公司轴系计算方法 轴系
对轴系进行静动特性计算。
３１１轴系标高和张口 ．．． 错位的计算 按轴系静态参数， 我们计算了轴系（ 汽轮
机高中压转子及低压转子、 发电机转子、 励磁 机转子组成的轴系， ８ 共有 个轴承支承） 安装 时各轴承理想扬度曲线下的标高， 计算结果 如下表所列（ 单位：ｍ ： ｍ ）
２阀全开滑压运行工况
１０ ８ ．０ ４
一０ １ ３ ．４ ４ 一０ ２ ５ ．３ ９ ０７８ ．５ ４ 一０ ７ ３ ．１９ １７ ８ ．９ ４
一２ ． １ １９ ６
７ ．５ ０４８
瞬时调门开、 中联门关工况
瞬时调门关 、 中联门开工况
一６ ．２ ６ ３６
１７ ０ ０ ６ ．８
考核结论
按照西屋标准， 推力瓦压比的长期运行
图 １ 推力平衡原理图
根据西屋推力计算原则和采用西屋提供
２５ｒ ｉ的阀切换转速， ９０ｍｎ ／ 稳定后进行阀切 换， 由主汽门控制切换到高压调节汽阀控制。
国产135MW循环流化床锅炉试运行经验
传递给受热面， 而后烟气流经管式空气预热器进人 除 尘器 ， 由引风机 抽进烟 囱 ， 排人 大气 。 锅 炉主要 参数 见表 １煤 种参 数见 表 ２ ， 。
表 １ 锅 炉 主 要参 数
炉膛两 侧分别 设 置 １台多仓式 循环 流化床 锅 炉风水 冷选择 性排 灰冷 渣器 。 炉膛 与尾 部竖 井之 间布置 有 ２台汽冷 式旋 风 分 离器 ， 下部 各布 置 １台 Ｊ阀 回料 器 。尾 部 由包 墙 其
量 。为保 证输 渣管 畅 通 ， 排渣 管 内布 置有 高 压 输 在
渣风 ， 以保 证炉 渣从 炉膛被Ｊ． 输送 到冷渣 器 内 ， ｌＮ ￣ 输 渣风 主要 由 Ｊ阀风机 提供 。为 防止大 块颗 粒或 小 焦 块堵 塞炉膛 排渣 口 ， 输 渣 管上 加 装 一路 由空 气压 在 缩机 提供 的高压 反吹 风 。
及 １片全 分隔水 冷分 隔墙 。锅 炉共设 有 ６台给煤 装
置并 预 留 ３个石 灰 石 给料 口， 给煤 装 置 和石 灰 石 口 全部 置于 炉前 ， 前 墙 水 冷壁 下 部 收 缩段 沿 宽 度 方 在 向均 匀布 置 。炉 膛底 部是 由水冷 壁管 弯制 围成 的水 冷风 室 ， 炉膛水 冷 风 室下 一 次 风 道 内布 置 有 ２台 在 床下 风道 燃 气 点 火 器 ， 烧 器 配 有 高 能 点 火 装 置 。 燃
煤 。二 次风机供 风分 为 ２路 ： １ ， 第 路 经二 次风空气 预热 器预 热 后 进 入 炉 膛 中部 前 、 墙 二 次 风 箱 ， 后 分
上 、 ２层 多喷 口送 入 炉 膛 ； ２路 ， 二次 风 机 出 下 第 从 口风 道 引出至皮 带给煤 机 ， 作为 给煤 机密封 用风 。 烟气 及 其携 带 的 固体 粒 子 离开 炉膛 ， 通过 布 置 在水冷 壁 后 墙 上 的分 离 器 进 口烟 道 进 入 旋 风分 离
135MW发变组试验方案设计
#7机组发变组大修后整套启动试验方案1. 编制依据1.1《火电工程启动调试工作规定》1.2 部颁《继电保护及自动装置检验条例》1.3大屯发电厂运行规程2. 编制目的通过电气整套启动试验，对投入的电气一次、二次设备进行全面检查，对发电机、励磁系统、发变组保护等设备进行系统考核，确保机组安全、可靠的投运。
3.试验对象及范围上海大屯能源股份有限公司发电厂#7机电气整套启动试验范围见试验内容及#7机电气一次系统图及励磁系统图。
3.1 发电机(空冷汽轮发电机)型号：WX21Z－073LLT额定功率：135MW额定容量：159MVA额定功率因数：0.85额定电压：13.8kV额定电流：6645A额定频率：50HZ额定转速：3000r/min接法：YY空载励磁电流：440A额定励磁电压：233V额定励磁电流：1408A制造厂：济南发电设备厂转子直流电阻：0.1589欧3.2 励磁变型号：ZSCB9-1000/13.8容量：1000KVA额定电压：(13.8±2×2.5%) / 0.46KV额定电流：41.8/1255A接线组别：Yd11相数，频率：3相，50Hz3.3 调节器型号：SAVR-2000交流输入：450V输入电压频率：50HZ电压调整范围：(1-130)%额定电压3.4 主变型号：SFP9－170000/220容量：170000KVA额定电压：242±2×2.5% / 13.8KV额定电流：405.6/7112A接线组别：YN，d11相数，频率：3相，50Hz阻抗电压：13.23%3.5 厂高变型号：SF9－25000/13.8额定容量：25000KVA额定电压：13.8±2×2.5% / 6.3KV额定电流：1046/2291A接线组别：Y，y0相数，频率：3相，50Hz阻抗电压：10.88%3.6 保护设备3.6.1发电机保护发电机差动、低压过流保护（带电流记忆）、定子绕组过负荷、转子表层过负荷、发电机定子接地（3ω，3U0）、定子匝间保护、失磁保护、转子一点接地保护、转子两点接地保护、励磁绕组过负荷、主汽门关闭。
135MW机组汽机规程(修改稿)
第一篇本体部分第一章概述本汽轮机为超高压、中间再热，双排单抽布置的反动式凝气机组，如图1-1。
其特点是高中压汽缸合并，通流部分反向布置，新汽及再热进汽集中在高中压汽缸中部，以降低前后轴承的工作温度和减小转子、汽缸的热应力，低压缸为径向扩压双排汽，目的是在缩短机组轴向尺寸，同时又最大限度地降低排气压力。
一、机组型号及主要参数1.型号N135—13.24/535/5352.厂家上海汽轮机厂3.额定转速3000rpm4.额定功率135MW5.主蒸汽压力13.24MPa6.主蒸汽温度535°C7.主蒸汽流量391.9T/H8.排汽背压 4.9KPa9.排汽流量269T/H10.冷却水温度20°C11.再热蒸汽压力 2.238MPa12.再热蒸汽温度535°C13.回热抽汽级数七级（供两台高加、四台低加、一台除氧器）14.给水温度242.7°C15.临界转速高压转子1730rpm 低压转子2450rpm16.末级叶片长度690mm17.旋转方向自汽轮机向发电机看为顺时针方向18.汽轮机本体最大尺寸13.5X7.84X5.4M(长×宽×高)19.汽轮机总重340吨二、系统介绍本机为135 MW汽轮发电机组，热力系统均按单元制设计。
其优点是：系统简单，布置紧凑，管道短，附件少，投资省，操作方便，便于滑参数启停，使系统本身的事故率减少，适应机、炉、电集中控制。
但也有不足之处，系统中任一主要设备发生故障时，整个单元机组都要被迫停止运行，灵活性差，对负荷的适应性较差。
附图1-1 135MW机组纵剖面图第二章静止部件第一节汽缸一、概述本汽轮机汽缸为高中压合缸结构。
高、中压缸对头布置，一只高压持环、三只中压持环直接安装在高中压外缸上，低压缸采用双流结构。
二、高中缸（如图2-1-1）高中压外缸俯视图高中压外缸水平中分面视图附图2-1-1高中压外缸1.结构特点高中压外缸采用铬钼铸件，沿水平中分面分开，形成上缸和下缸。
135MW汽轮机抽汽系统供热技术改造
２ ２机 组供 热运 行 后存 在的 主要 问题 ． ２ ２ １供 热期 间热 网疏 水无 法回 收 ．．
位 ，这 样 蒸汽 可 以直 接 进 入低 压 缸做 功 。当机 组 负荷 带 至
Ｉ １Ｗ Ｏ Ｍ 以上 时 ，可 以投 入供 热运 行 ，打 开供 热管 路系 统 的疏 水 阀 、气控 快 关 阀和 气 控逆 止 门， 并部 分 开启 供 热 电动 阀
力达 到 Ｏ ２ ５ Ｐ ．接 带 热 负 荷 ，可 将 供热 控 制 投入 自动 方 ．４ Ｍａ
水 位 ，凝 汽 器补 水 有 化验 除 盐水 来 补 充 ；供 热 首站 热 网疏
水泵 型 号为 １ ６ － ６ ×２ ．流量 为 １ ５ ｔ ｈ ５Ｎ Ｍ ０ ６ ／ ．扬程 为 ｌ Ｏ ， ｌｍ 配 有 三 台热 网疏 水 泵 ，其 中一 台为 变 频泵 ，正 常运 行 时一 运 两备 。 由于热 网疏 水 泵扬 程 比凝结 水 泵扬 程低 ５ ． ｍ ６ ５ ．供
・
压 缸 之 低 压 缸 联 通 管上 加装 蝶 阀 实现 。 抽 汽 压 力 范 围 ： ０ １ ～Ｏ２ Ｍ ａ （ ．２ ．８ Ｐ 压力为绝对压力 ），供热温度 ２５ ６℃ ： ３￣２５ 供 热抽汽与热 网 加 热 器 热 交 换 后 ，蒸 汽 凝 结 成 水 ，通 过 供 热 首 站 热 网 疏 水 泵 送 至 ＃ ５ ６ ＃ Ｉ 加 出 口 的 主 凝 、 机 低 结水 管道 上 ， 进 入 除 氧 器 。
新疆 电力技术
２１ｇ第２ 总第１５ ０ｏ－ 期 ０期
１ Ｗ 轮 机 抽 汽 系 统 供 热 技 术 改 造 ５ 汽 ３ Ｍ
曾 军 韩娅婷 马建军
135MW机组无辅助汽源冷态启动的实践与分析
速３ ０ ０ Ｏ ｆ ／ ａ ｒ ｉ ｎ 。８ ： ５ ０ 并网。
７ ） １ ５ ： Ｏ ０ 负荷 达 ６ ０ ＭＷ ， 投 人 汽轮 机 ｉ抽对 辅 助 蒸 汽母 管 供 汽 。关 闭 高排 至 辅助 蒸 汽 母 管 电 动 门 ，
第２ ８ 卷
第２ 期
江 西 电 力 职 业 技 术 学 院学 报
Ｊ ｏ ｕ ｎａ ｒ ｌ ｏ ｆ Ｊ ｉ ａ ｎ ｇ ｘ ｉ Ｖｏ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ ａ ｎ ｄ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｉ ｃ ａ ｌ Ｃ ｏ ｌ ｌ ｅ ｇ ｅ ｏ ｆ Ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｒ ｉ ｃ ｏ ｔ ｙ
Ｖ０ １ ． ２ ８ Ｎｏ ． ２
２ ０ １ ５ 年６ 月
Ｊ ｕ ｎ ． ２ ０１ ５
１ ３ ５ ＭＷ 机 组无辅助汽 源冷态启 动的实践 与分析
付 春 冶
（ 广东 省粤泷发电有限责任公司 ， 广东 罗定 ５ ２ ７ ２ １ ７ ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
摘
要： 对 一起 １ ３ ５ ＭＷ 机 组 无辅 助 汽 源冷 态启 动进 行 介 绍 ， 实践证 明采 用锅 炉上 常 温水 ， 点 火起 压后
轮机…。２ ０ １ ４ 年 国庆期 间 ２ 台机组停运 ， 由于启动 炉故 障短 时无法修复 ， 机组启 动无辅 助汽源 ， 通过 使用本机高排供辅助蒸汽做轴封汽源 ， 成功实现 了
上 常温的水 。规程要求正常 的上水温度为 ６ ０ ℃～ ＃ ｌ 机组无辅助汽源冷态启动 。本 文对 此次实践进 ９ Ｏ ℃， 上 水 温 度 与汽 包 壁 温 相差 不 超 过 ４ ０ ￣ （ ２ 。上 常 行 分 析 并 完善 启 动 方 案 ， 为 同类 型 机组 无 辅 助 汽 源 温 的水 ， 导 致 锅炉 汽 包 的初 始 壁 温较 低 。锅 炉点 火
国产135MW循环流化床锅炉的调试及运行
国产135MW循环流化床锅炉的调试及运行发布时间：2021-09-11T15:42:48.936Z 来源：《基层建设》2021年第17期作者：于明浩[导读] 摘要：本文介绍了中国第一台135MWCFB锅炉的设计特点，主要系统，锅炉试运行和燃烧调整。
大连泰山热电有限公司摘要：本文介绍了中国第一台135MWCFB锅炉的设计特点，主要系统，锅炉试运行和燃烧调整。
分析了锅炉设计和运行中存在的问题。
在试运行中获得的结果和经验将有助于中国大容量CFB锅炉的进一步开发和改进。
总结了调试和调试过程中存在的问题和解决方案。
关键词：循环流化床；启动；调试；运行引言：循环流化床（CFB）锅炉是一种高效，低污染，综合利用1980年代开发的优良煤炭技术。
由于它在煤炭适应性，可变负荷能力和污染物排放方面的独特优势，因此发展迅速。
目前，它的容量已增长到135兆瓦。
循环流化床锅炉系统采用流化燃烧处理方式。
这些床物料在一次空气和二次空气的作用下流化，实现了炉内的内部循环，分离器的外循环以及炉外和床的外部，从而实现了炉膛的连续往复燃烧。
炉内的燃料。
因此，循环流化床锅炉具有以下优点：脱硫效率高，燃料保留时间长，颗粒反混力强，床层温度均匀，燃料适应性广。
一．锅炉概况135MW锅炉采用单鼓，自然循环，循环流化床燃烧方式。
该炉配有板式过热器，带管板的板式再热器和完全分隔的水冷隔墙。
该锅炉配有6套给煤装置，并预留了3个石灰石给料口。
给煤装置和石灰石孔放置在锅炉的前面，并且前壁的水冷却壁下方的收缩部分沿宽度方向均匀地布置。
炉子的底部是被水冷壁管包围的水冷气室。
在水冷空气室床下方的风道中布置了两个气体点火器。
在炉体和尾轴之间布置了两个蒸汽冷却的旋风分离器，在下部布置了一个J阀进料器。
锅炉的端部被覆壁隔开，在锅炉"方向上"的深度形成双烟道结构。
前烟道布置两组低温壁，高温过热器，后烟道自上而下布置在低温烟道，并组成向下的前后烟道，卧式螺旋翅片管节能器和安排了空气预热器。
汽机热态、极热态启动运行技术措施
汽机热态、极热态启动运行技术措施启动基本原则：机组热态、极热态启动时应尽快带负荷使汽缸金属壁温回升，以避免转子金属温度下降而产生过大的热应力，按相应热态启动曲线升参数、负荷。
1如果机组在主汽压力较高时跳闸，则必须先降到极热态启动进汽压力参数约10MPa才能重新启动，使用汽轮机旁路进行降压。
2机组跳闸后，如故障原因已查清，汽轮机在惰走过程中，本体参数无异常，满足汽轮机冲转要求，锅炉侧已恢复，主再热汽温度、压力满足汽轮机冲转条件，可以进行汽轮机挂闸冲转操作，但禁止在临界转速区间挂闸。
3机组跳闸后，如有临机运行应及时投入辅汽联箱联络，如无临机运行应及时恢复启动锅炉运行，但均应进行充分疏水，防止辅汽带水进行入汽轮机。
4机组跳闸后，如汽轮机转速到零已投入盘车，则必须连续盘车4小时，检查相关参数满足启动条件，才能进行机组冲转操作。
5机组因振动异常停机必须回到盘车状态，全面检查，认真分析，查明原因。
当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，严禁盲目启动。
6由于热态启动汽轮机缸温较高，启动前应充分检查主再热汽管道及本体疏水充分，防止积水或低温蒸汽进入汽缸引起机组振动异常。
7由于热态启动汽轮机进汽参数较高，冲转前通过高低旁调整汽温时注意高低旁后温度变化，适当提高凝结水及给水压力，防止高低旁后超温导致旁路跳闸。
8如主机循环水间冷系统无防冻压力，保持两台主机循环水泵运行，在机组启动准备状态可不进行扇区泄水，机组并网后带负荷较快，凝汽器热负荷快速增加，避免重新启动主机循环水泵及投入扇区影响机组加负荷速率。
9保持轴封供汽压力正常，尽量提高轴封母管温度，低压缸轴封温度取121℃~177℃的高限值，防止轴封压力、温度过低，轴封处冷却导致碰磨。
10提前启动一台汽泵运行，如小机汽源合适，应在汽机冲转后或并网后及时启动另一台汽泵运行，为机组并网后快速带负荷做好准备。
11机组热态启动，由于各管道疏水压力、温度较高，应注意凝汽器疏水扩容器温度情况，增大疏扩减温水流量，如采取措施后疏扩温度仍较高，则轮换关闭各主再热汽管道疏水门，保持疏水扩容器温度正常。
汽轮机CN135MW运行规程
型号: YL -2×140-
换热面积: 2×140m2,
设计冷却水入口温度:33℃,出口温度: 42℃,流量:296t/h
设计润滑油入口温度:55℃,出口温度: 45℃,流量:144t/h
2.1.3排烟风机技术规范:
风量:25m3/min
扬程:4116Pa
电动机型号:YB112M-2(防爆电机)
调整工业抽汽温度：343.7℃(经减温后为200℃)
排汽压力： 4.1/5.39KPa
调整工业抽汽压力： 0.981Mpa（a）
额定工况下热耗: 7468.5/8224.7KJ/KW.h
额定工况下汽耗: 3.466/3.064Kg/KW.h
额定给水温度：248.1℃
冷却水温度： 20/33℃
回热级数: 共七级(二高、四低、一除氧)
100
17.06
26.07
16.22
8.07
温度(℃)
375.8
441.8
341.1
255.2
185.4
82.3
47.8
压力(MPa) （a）
4.369
2.07
0.981
0.402
0.206
0.0519
0.011
旋转方向：从机头向发电机端看为顺时针
制造厂家：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司
投产日期：2007.8.8
主蒸汽阀前主蒸汽温度：535℃
主蒸汽额定流量（抽汽/冷凝）： 467.88/459.61t/h
最大进汽量： 484t/h
再热蒸汽进汽阀前压力：3.839/3.784MPa（a）
再热蒸汽进汽阀前温度：535℃
额定再热蒸汽流量：412.51/405.64t/h
135 MW等级汽轮机的改进研究--以双背压双转子互换循环水供热技术为例
２ ． １ ． １ 静 叶 叶 型 的 改进
对采暖期所应用到 的 ２× ４级低压转 子的隔板静叶片 的叶 型进行改进 ， 使其攻角范 围得 到提 升 ， 从 而使其 工况得 到大大
外平 ， 从 而 形成 一个 光 顺 的子 午 面 通 道 。 ２ ． １ ． ４ 叶顶 汽 封 的改 进 更改动叶顶部汽封设计 ， 用疏齿式可调 汽封代替除 了末 级 动 叶外 的所 有 动 叶 的汽 封 ， 从 而 减少 因漏 汽而 带 来 的 能量 损 失 。
２ ． １ ． ５ 隔板 的 改进
技术 研发
Ｔ Ｅ Ｃ ＨＮ ０Ｌ ０ Ｇ Ｙ Ａ Ｎ Ｄ ＭＡ Ｒ Ｋ Ｅ Ｔ
１ ３ ５ ＭＷ 等 级 汽 轮 机 的 改 进 研 究
以双 背压 双 转 子互 换循 环 水 供 热技 术 为 例
李子芳
（ 广 西 电力工 业勘察 设计研 究院 机 务 部 ，广 西 南 宁 ５ ３ ０ ０ ２ ３ ）
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｉ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６—８ ５ ５ ４ ． ２ ０ １ ４ ． １ １ ． ０ ２ ６
０ 引 言
一
通常情况下 ， 火力 发 电厂 的汽 轮 机 排 出 的 蒸 汽 通 过 凝 汽 器 冷凝成水 ， 而这些 水又被再次加 热 ， 最 后通过 冷却塔 以气体 的 形式进入大气 ， 从 而导 致 热 量 的损 失 。这 部 分 热 量 的损 失 造 成 汽轮机效率处 于一 个较低 的水 平 ， 如果 把这 部分 热量 再次 利
隔板和隔板汽封 、 围带 汽 封 的 示 意 图 。
２× ４级低压转子代替原有 ２×６级转 子 ， 并关 闭汽轮机 最低两 级 的加热器 ， 这样就仅 有除 氧器 、 ２台高加和 ２台低加处 于运 行状态 ， 从而使排气背压大大增加 ； 而非采暖期 的改 进 状 况
135MW汽轮机运行规程资料
山东华盛江泉热电厂企业标准 Q/118-105.33-2006第一篇设备规范2006－02－01 发布 2006－03－01 实施山东华盛江泉热电厂发布第一章汽轮机设备简介1.1概述本机组为超高压135MW机型，为一次中间再热、单轴、双缸双排汽、可调抽汽凝汽式汽轮机。
未级动叶高660mm，机组总长～14.0m.本机组采用全电调系统.新蒸汽通过布置在机组两侧的高压自动主汽门,经高压调门、进汽管,进入高压缸.高压部分为反流,与中压部分对头布置,共用一个高中压外缸,高压排汽经再热后，通过布置在机组两侧的中压联合汽阀进入中压缸。
中压排汽经两根连通管进入低压缸中部,并向前、后分流,通过前、后排汽缸流入凝汽器.低压缸分为低压外缸和低压内缸.本机组高压缸为双层缸结构,设置有夹层加热系统.四个喷嘴室固定在高压内缸的前端,新蒸汽经穿过外缸而插入内缸喷嘴室的4根进汽管和喷嘴室进入高压内缸,高压第7级后设第一段抽汽,排汽口处设2段抽汽,第8、9级隔板固定在1号隔板套上。
高中压内缸中分面为通孔螺栓。
高中压内、外缸设置有内外缸相对死点.为了减少热膨胀对静子中心的影响,高中压外缸采用下缸猫爪水平中分面支撑结构,外缸支撑在前轴承箱和中间轴承箱上.外缸与前箱、中箱之间用推拉机构和猫爪横键传递轴向力。
中压第5、8级后和排汽口处分别设第3、4、5段抽汽。
中压第1、2、3级隔板固定在中压内缸上，第4、5级隔板固定在2号隔板套上，第6、7、8级隔板固定在3号隔板套上，第9、10级隔板固定在4号隔板套上。
低压外缸由前、中、后三段组成，前、中、后部皆为焊接结构，前后设由防止汽缸超温的喷水保护装置。
高中压转子、低压转子均为整锻转子。
高中压转子与低压转子间采用刚性联轴器连接，低压转子与发电机转子间采用半挠性联轴器连接。
高中压转子用两轴承支承，低压转子前端与高中压转子共用一个轴承支承，转子后端用一个轴承支承，#4轴承为电机转子前端轴承。
#1、#2、#3、#4、#5为椭圆支持轴承，推力轴承为转子和汽缸的相对死点。
#135MW机汽机运行规程
第一章设备规范及主要技术特性第一节概述1、机组配置本机组为N135-13.24/535/535型超高压、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机,由上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司先进技术和积木块方法设计制造的D151型机组。
和东方锅炉厂生产的DG440/13.7-Ⅱ2型循环流化床锅炉及山东济南发电设备厂生产的WX21Z-073LLT型空冷汽轮发电机配套组成单元制汽轮发电机组，并配有30%B-MCR的高低两级串联旁路。
汽轮机冷却方式为单元制自然通风冷却、二次循环，淡水冷却器。
汽轮机热力系统共有7级非调节回热抽汽，即：2JG+除氧器+4JD。
额定工况下的最终给水温度为243.1℃。
#1JG有疏水冷却段，#2JG及#4JD有过热蒸汽冷却段。
其抽汽口位于第11、14、21、24、27、32/33、36/37级后。
轴封系统为自密封系统，在启停过程中和任意负荷下能自动调整其压力。
由DCS控制的低压缸排汽喷水系统。
当排汽温度达80℃时，自动投入雾化喷水，以保证机组正常运行。
主机润滑油系统安装了2*100%容量的并联板式冷油器，连接方式允许停用任意一台而不影响机组运行。
汽轮机本体自动疏水阀受DCS控制，使高中压缸及阀门、管道等可能的积水充分疏水。
汽轮机配备了快速空气冷却系统。
本机组配置2*100%容量的电动调速锅炉给水泵。
2、本体结构汽轮机整个通流部分共有39级叶片，其中高压缸：Ⅰ冲动式单列调节级+13反动级，中压缸：13反动级，低压缸：2×6冲动压力级。
高压喷嘴组由四组喷嘴弧段组成，上下缸各二组，四个独立的蒸汽室各装有一组有子午面型线的喷嘴组，各控制29只喷嘴汽道。
三组全开发出额定功率，第四组为保证夏季和低参数下发出额定功率。
高中压缸为单层缸结构；调节级喷嘴直接安装在高压缸汽室上；高、中压静叶安装在相应的静叶持环上。
高压缸有一只高压静叶持环；中压缸进汽处有一隔热罩，中压缸有三只中压静叶持环；低压缸为双层、双流径向扩压结构，在内缸外壁装有不锈钢护罩。
优化135MW汽轮机启动技术的探索与应用
优化135MW汽轮机启动技术的探索与应用发表时间：2020-09-27T08:14:21.810Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第13期作者：廖昱亨[导读] 通流部分反向布置。
汽轮机转子共25级31个叶轮。
高中压转子为整锻式，低压转子为焊接式【1】。
广东粤电云河发电有限公司广东云浮 527300摘要：通过总结以往影响机组冲转的缺陷，提前做好汽轮机本体疏水气动门的检查工作，及时消缺；通过摸索总结，细化启动各项工作，将送轴封、调整真空等各项启动工作节点化、标准化，减少人为判断干预影响，有效提高了启动的安全性和经济性。
关键词：汽轮机启动、疏水、真空、缸温1 引言云浮某电厂3、4机为上汽135MW汽轮机组，于2001年投产。
汽轮机采用双缸、双排汽结构，高中压缸合并，通流部分反向布置。
汽轮机转子共25级31个叶轮。
高中压转子为整锻式，低压转子为焊接式【1】。
在电力市场化改革背景下，特别是卧龙站投运后，云浮地区供电呈现多样化，3、4号机组作为云浮地区电源支撑点作用减弱，机组调峰启停次数剧增。
在3、4号机组频繁启动过程中，特别是汽机在锅炉点火起压后暖管、冲转、定速过程中，阀门操作频繁，相关参数调整复杂、机炉配合程度高，启动节点难以精准把控。
如此时出现影响机组冲转的缺陷或者轴封、真空等参数调整不及时，极易造成机组启动延时，严重者甚至出现损坏设备的事故。
2 优化汽轮机启动技术的应用为保证机组顺利启动，节约启动用油和用时，避免设备缺陷影响机组冲转，通过总结以往影响机组冲转的缺陷，提前做好相关检查工作，及时消缺；通过摸索总结，细化启动各项工作，将送轴封、调整真空等各项启动工作节点化、标准化，减少人为干预影响，保证了机组启动工作的顺利。
一、提前做好本体疏水气动门检查工作3、4机组为上汽老式机组，为防止缸温差增大，机组停运后，本体疏水关闭，直到冲转前才打开。
3、4号机本体疏水气动门门杆和阀门阀杆连接为螺母形式。
汽轮机组极热态启动
一、机组极热态停机后的检查处理1、迅速检查机组停用原因，检查横向保护动作正常，机、电、炉各主保护动作正常，各主要光示牌报警正常。
运行人员应检查：MFT动作后，运行的磨煤机、给煤机全部跳闸，一次风机A、B，密封风机跳闸，主再减温水总门联关，燃油进回油电磁阀关闭，各小风门自动至吹扫位，两台小机联锁跳闸。
汽机跳闸后，高、中压主汽门、调门，各抽汽逆止门正常关闭，蒸汽回路通风阀、疏水气控门联开，汽机转速下降。
发电机解列后，发变线组主开关、励磁系统及灭磁开关跳闸正常，厂用电自动切换正常。
2、高负荷跳机后汽压上升速度很快，运行人员应及时手动打开PCV 阀泄压，防止锅炉超压事故的发生。
3、迅速调整炉膛负压，调整风量到吹扫风量进行炉膛吹扫，注意检查有关二次风门动作正常。
4、注意检查炉膛泄漏报警装置是否报警。
5、立即启动主机润滑油泵，检查主油泵工作正常。
6、机组跳闸后除氧器及凝汽器水位会出现较大波动，控制好凝器、除氧器水位。
7、如单机运行应立即将冷再汽源送辅汽联箱，维持轴封汽压力，并在高旁高压闭锁解锁后，开启高旁15%，维持冷再压力。
8、如需及时恢复，真空、轴封系统调整后维持运行。
为防止低压差胀过大影响机组的及时恢复，机组跳闸后应及时调整降低低压轴封温度。
9、机组跳闸后，EH油温上升较快，运行人员应采取措施防止油温超限。
10、检查发变线组主开关、励磁系统及灭磁开关跳闸正常，厂用电自动切换正常。
11、根据情况完成停机的其他操作。
机组极热态恢复曲线二、极热态恢复过程节点控制1、联系燃运启动供油泵。
查燃油母管油压正常。
2、注意维持惰走机组真空（冷再汽源）。
3、在分离器压力14MPa后启动电动给水泵（PCV泄压）。
4、炉水循环泵满足启动水位后，启动炉水循环泵建立启动流量。
5、锅炉满足吹扫条件，开始进行吹扫。
6、吹扫完成，建立启动风量，锅炉点火，投入油枪。
7、主机转速至零，投入主机盘车（过程中注意顶轴油泵联启）。
8、随油枪投入主汽压力稳定，利用冷再汽源冲转一台小机（注意在机组跳闸后小机应连续盘车防止转系变形）。
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国产135MW汽轮机极热态启动实践
摘要：国产135MW汽轮机极热态启动时易出现汽轮机轴振、瓦振偏大的问题。
本文针对国产135MW在国外调试过程中，极热态启动的有关问题与关键参数进
行分析和说明。
关键词：极热态启动；振动；膨胀与胀差；
1 机组简介
1.1 三大主机类型
印尼KABAN AGUNG燃煤电厂一期2×135MW机组，印尼方投资建设，中方技术人员负责
安装、调试与试运行。
本工程汽轮机是南京汽轮机厂制造的N135-13.24/535/535.型中间再热
凝汽式汽轮机；锅炉是HX446/13.7-Ⅱ1型，一次中间再热超高压自然循环汽包炉；发电机是QFa-135-2型，空气冷却机组。
1.2 汽轮机相关参数
机组启动前，根据机组所处状态，选择启动方式。
汽轮机启动方式是发汽轮机启动前高
压内缸上半调节级处内壁金属温度来定的，具体如：
冷态启动：≤ 150℃；温态启动：150℃~~300℃；
热态启动：≤ 300℃~~400℃；极热态启动：≥400℃。
轴系临界转速（计算值）
1728r/min (高中压转子一阶) ； 2221r/min (低压转子一阶) 。
汽轮机值振动保护跳闸值：
轴承振254μm；轴瓦振动80μm（正常值≤30μm）。
汽轮机胀差保护跳闸值：
高压缸-3.2mm/+6.2mm；低压缸-3.5mm/+8.5mm。
汽轮机分高中压缸和低压缸，绝对膨胀两个测点安装和高压缸胀差一个测点安装1号轴
承箱里，低压缸胀差一个测点安装在3号轴承箱里。
2 汽轮机极热态启动的常见问题
2.1 蒸汽参数方面受限
为避免极热态对转子和汽缸产生冷却作用和避免蒸汽进入汽缸后带水产生水冲击，汽轮
机极热态启动时要求主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属壁温50℃，蒸汽过热度不小于56℃。
由于汽轮机在高负荷下快速减负荷停机后汽缸温度较高，对进入汽轮机的蒸汽温度要求较高。
对于锅炉的燃烧提出了要求，锅炉要保证高温度、低压力的极热态冲转参数，补水量与蒸发
排汽量就出现矛盾。
2.2 极热态冲转过程中振动与胀差超限
在热态冲转过程中，主蒸汽经过调节汽门产生节流损失，再经调节级喷嘴膨胀后造成焓降，致使调节级后蒸汽温度较低，就会冷却汽缸和转子，由于转子冷却快于汽缸，负胀差增大，使通流部分轴向间隙消失，造成动静失衡，机组振动增大。
汽轮机振动过大，达到或超
过振动跳闸保护值，造成机组无法正常启动。
在本工程两台机组的热态与极热态冲转过程中，都出现机组振动过大，有时超过跳闸保
护值。
机组极热态启动前抽真空过程与冲转过程中，蒸汽对汽缸与转子的加热参数不匹配，造
成汽缸与转子膨胀不同步，会出现负胀差超限值。
3 机组极热态启动试验
3.1 机组停机4小时后极热态启动
2号机组带负荷试运期间， 2016年3月27日，17:46负荷50MW，机组停机，高压内缸
上半调节级处内壁金属温度430℃。
汽轮机达到0转速时，投入盘车，同时降低凝汽器真空
至-73.1Kpa，投入高、低旁路运行。
造成机组停机的原因是5号轴瓦振动和轴振信号受到干扰，突然增大。
3.2 冲转参数
主蒸汽压力：4.5Mpa；主蒸汽温度：500℃；
再热蒸汽压力：0.71 Mpa；再热蒸汽温度：477℃；
高压内缸上半调节级处内壁金属温度401℃；凝汽器真空为-73.2kpa；
汽机主轴挠度为：0.036mm。
3.3 冲转过程
3月27日，21:30汽轮机挂闸，对高压主汽阀门和中压主汽阀门进行暧管，暖管至调节阀门前。
21:40汽轮机冲转。
0rpm至500rpm，保持200rpm/m的升速率。
在500rpm时，检查无异常，不做停留。
500rpm至3000rpm，设定250rpm/m的升速率。
在机组冲转过程，在临界区汽轮机振动一切正常。
21:54定速3000rpm。
汽轮机膨胀与胀差：绝对膨胀13.08mm/12.86mm，高压缸胀差3.03mm，低压缸胀差4.66mm
22:30机组振3瓦瓦振有变大趋势，负荷30MW
汽轮机膨胀与胀差：绝对膨胀16.24mm/16.03mm，高压缸胀差3.12mm，低压缸胀差6.19mm。
机组正常运行，负荷135MW时参数：
汽轮机膨胀与胀差：绝对膨胀17.28mm/17.11mm，高压缸胀差1.85mm，低压缸胀差6.75mm
3.4极热态启动前后蒸汽温度的变化曲线（如图1）
4 极热态启动的技术总结
4.1 机组补水系统技改措施
根据机组几次极热态启动的情况，为满足汽轮机的极热态冲转参数，锅炉投入下层四只枪和A层磨煤机。
机组升温过程中，高、低旁基本全开，同时锅炉对空排汽阀微开，控制主蒸汽升压速度，尽量控制在低值。
由于锅炉投入一定燃料，蒸发量大，排汽浪费水量大于凝补水泵的额定出力（20t/h）。
在机组试运前期，由于补水量不足而造成机组热态、极热态启动中断。
根据试运情况，经分析总结，为保证事故状态下的大流量供水需求，对凝补水系统进行改造，在补水泵处增加旁路管道，改由除盐水泵直接供水。
经多次启动，此改造可以满足机组极热状态下的启动。
4.2 保障机组极热态启动的技术参数与措施
4.2.1机组冲转前应具备的条件
a. 机组从停机至再次启动，保持连续盘车状态；
b. 汽机的主轴挠度小于0.04mm，并且在相同位置不超过原始值0.03mm；
c. 高中压外缸和高压内缸内、外壁温差均小于50℃，高压内缸外壁上、下半温差小于35℃，高中压外缸壁上、下半温差小于50℃；
d. 低压缸排汽温度控在≤80℃；
e. 高压缸胀控制在：+6mm至-3mm；
f. 低压缸胀控制在：+7mm至-6mm；
g. 启动前尽可能提高主蒸汽及再热蒸汽的温度，最低应大于汽缸最高金属温度50℃。
4.2.2 控制机组振动与胀差的技术措施
a. 锅炉在汽机冲转前，控制好汽包水位，开大向空排汽，尽可能把主、再压力降低，以增加进入汽轮机的蒸汽过热度，保证对机组的加热；
b. 在极热态下为提高再热蒸汽温度，除加大热段管的疏水外，合理安排锅炉的运行方式
也很重要。
为迅速完成蒸汽升温，及时投入煤粉，同时调整过热与再热管道侧烟风挡板开度，保证蒸汽同时升高。
汽机侧，高、低旁开大，适当开启主蒸汽与再热蒸汽疏水阀，加变蒸汽
温度传导至机侧；
c. 汽轮机的凝汽器真空在停机（跳机）后至并网，保持低值（如-72Kpa），两台机组启
动过程中，确认在极热态与热态启动过程中，降低凝汽器真空度，加大汽轮机进汽量可以很
好的控冲转过程中的振动；
d. 极热态或热态启动过程中，在升速和加负荷阶段，应严格监视并控制好汽轮机的振动，若在低速或中速进程中，机组突然发生剧烈振动，这时应打闸，重新监测转子主轴挠度和找
出振动的原因，决不允许用降速暖机办法来消除振动；
e. 汽轮机定速3000rpm后，尽快并网，间隔时间越短越好。
在汽轮机冲转前，与电网调
度联系沟通好并网事宜，同时电气人员在冲转前做并网前的相关枪，确保定速后尽快并网；
f. 机组并网后，合理控制好升温升压速率。
在升负荷初期，出现汽轮机振动增大趋势，
可根据汽缸膨胀与胀差情况，减缓升负荷的速度，同时锅炉侧控制好蒸汽压力与温度参数，
不可出现压力、温度参数大幅度变化。
5 结束语
从印尼KEBAN AGUNG燃煤发电厂两台机组的试运情况分析与实践，找到解决机组极热态与热态启动过程中出现问题的解决办法。
只要在极热态或热态冲转前选择好参数、采取相应
的措施，并在升负荷过程控制好升温升压率，就可以很好的控制机组的振动与胀差不超限值，确保机组顺利的启动。
本文所进行的汽轮机极热态启动的实践与总结，可对同类型机组借鉴。
参考文献
[1]汽轮机启动调试导则 DL/T 863-2004.
[2]南京汽轮机厂汽机启动运行说明书，Z709.05/01 版本A.
[3]黄润泽李强；国产200MW汽轮机组极热态启动实践；《华北电力技术》；1998.。