350MW机组汽轮机整套启动调试措施

调试项目名称 调试措施 汽轮机整套启动调试措施

1.设备概况、规范、特性参数

编号：SPCTI/CS 1010 2300 第 1 页 共 32 页 中电投宁夏临河电厂（3×350MW）一期工程1号机组，汽轮机是东方汽轮机有限公司生产的350MW超临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷凝汽式。机组型号为NZK350-24.2/566/566型，本汽轮机特点是采用数字电液调节系统(DEH)控制，操作简便，运行安全可靠。 1.1汽轮机规范

最大功率（VWO）： 381.56MW 主汽门前压力： 24.2MPa（a） 主汽门前温度：

566℃

主蒸汽流量： 1147.42t/h 再热主汽阀前压力： 4.534MPa（a） 再热汽阀前温度：

566℃

再热蒸汽流量： 927.446t/h 高压缸排汽压力： 5.037MPa（a） 高压缸排汽温度：

332.9℃

排汽装置背压： 14.5kPa（a） 凝汽量： 737.482t/h 额定功率：（TRL） 350MW

主汽阀前压力： 24.2MPa（a） 主汽阀前温度： 566℃

主蒸汽流量： 1114t/h 再热主汽阀前压力： 4.384MPa（a） 再热主汽阀前温度： 566℃ 再热蒸汽流量： 896.682t/h

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高压缸排汽压力： 4.871MPa（a） 高压缸排汽温度： 329.1℃

排汽装置背压： 33kPa（a） 凝汽量： 731.121t/h 正常运行排汽温度： 79℃ 最高允许排汽温度： 120回热级数： 工作转速：

旋转方向： 给水泵驱动方式： 给水温度： 284.5 1.2发电机规范

发电机型号： QFSN-350-2-20 额定容量： 额定功率： 额定电压：

额定电流： 11886.6A 功率因数：

发电机效率： 98.95% 频率：

绝缘等级： F 额定转速：

额定励磁电流： 2287A 冷却方式： 定冷水压力： 0.20MPa 定冷水流量： 45m额定工作氢压：

最高工作氢压： 0.35MPa

℃

三台高加、三台低加、一台除氧器 从汽轮机向发电机方向看为逆时针 电动给水泵 ℃ 水－氢－氢 3/h 0.30MPa

3000r/min

412MVA 350MW 20kV

0.85

50Hz

3000r/min

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1.3汽轮机发电机组临界转速 轴 段 高中压转子 低压转子 发电机转子 1.4转子及轴系振动

额定转速轴承座振动： ≤0.025mm 额定转速轴颈振动： ≤0.06mm 临界转速轴承座振动： ≤0.08mm

临界转速轴颈振动： ≤0.15mm

2.编写依据

本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求、制造厂的产品说明书及设计院图纸编写，并经各方讨论确认后在调试中实施。关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。

2.1DL/T5437-2009颁发《火力发电建设工程启动试运及验收规程》 2.2建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.3发改委DL/T863-2004《汽轮机启动调试导则》

2.4 DL5009.1—2002《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分) 2.5国电发[2000]589号《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2.6《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）

2.7东方汽轮机有限公司《汽轮机启动、运行说明书及DEH控制系统说明书》 2.8中电投宁夏临河电厂(3×350MW)一期工程汽轮发电机组有关设备的订货合同附件及原电力工业部有关规定等

2.9上海电力建设启动调整试验所质量、安全、环境管理体系文件

2.10中电投宁夏临河电厂(3×350MW)一期工程汽轮发电机组调试大纲、分系统调试，整套启动调试合同、投标书，中电投调试管理细则

一阶临界转速r/min 设计值 1687 1760 1343 试验值 1645 1656 1299 二阶临界转速r/min 设计值 >4000 >4000 3430 试验值 >4000 >4000 3516

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3.调试目的

启动调试是安装工作的最后一道工序，通过对机组分部试转和整组启动参数调整试验，检验和考验设备的制造、安装、设计和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题和解决问题，消除由于各种原因可能造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使主、辅机设备及系统达到额定工况下的设计出力，完成机组168小时试运行，使机组能以安全、可靠、稳定的状态移交给电厂。 ?进行机组整组启动、并网、带负荷和168小时满负荷试运行； ?检测与考核汽轮机在DEH控制系统下的静态、动态性能； ?检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况；

?投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种运行工况； ?记录并收集各设备和系统在各种工况下的运行参数； ?试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式； ?投用并考验机组各项自动控制装置的工作状况。 4.调试前必须具备的条件

4.1现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐。照明充足，通讯良好。临时脚手架、障碍物和易燃易爆物已消除。消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。 4.2厂房封闭良好，不漏水，厂房通风设备可投用。机组的试运行区域划分明确，并作出明显标记。与#2机组相连的系统阀门关闭、上锁、挂牌。

4.3现场需用的系统图、阀门扳手、运行日记及数据记录表格已备妥。系统设备均已挂牌，管道保温良好，并标好色环及介质流向。

4.4参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明确，各方面（电厂、安装、调试、监理）参与启动人员的姓名、专业均以文字形式张贴现场，便于工作联系。启动现场用红、白带围起，无专用符号者不准入内。现场所有人员各自的行动均以不妨碍运行操作为原则。

4.5附属机械均经分部试转验收合格。手动阀已经灵活性检查，调节阀和电动阀校验后动作正常，安全阀动作性能良好，并通过验收。

4.6受压容器均经水压试验验收合格，设备及系统管道安全阀均经校验合格。 4.7有关汽、水、油管道均已冲洗干净，油系统油质化验合格，符合机组启动要求。 4.8汽轮机润滑油、顶轴油及盘车装置试转结束，首次机组冷态启动时，应连续盘

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车时间应不小于24小时。

4.9汽轮机控制油系统和调节、保安系统静态调整试验合格，能满足机组启动要求。 4.10空冷凝汽器气密封性试验及真空系统灌水试验结束，真空系统具备投用条件。 4.11发电机氢、油、水系统调试结束，发电机氢系统气密性试验合格，达到行业规范规定，发电机定子冷却水水质合格。

4.12高、低压旁路冷态调试结束，能满足机组启动及事故备用的需要。

4.13汽轮机DEH控制系统、ETS保护系统、防进水保护及TSI检测装置调整试验合格，能满足机组启动的要求。

4.14系统中的测量及控制设备按要求安装到位、且校验合格。各辅助设备和附属机械的热工信号及联锁保护校验动作正常，控制系统处于可投用状态，机、电、炉大联锁保护校验均已合格。

4.15化学已准备好充足的启动用水，仪用气系统静态调试完毕，满足投用要求。 4.16汽轮机各分系统均经过试转、验收、签证手续，记录齐全。 4.17汽轮机试验区域现场安全防护、消防、照明到位、通讯畅通。

4.18汽机试验区域场地平整、道路畅通、沟道及孔洞盖板齐全，厂区内排水畅通。

5.调试项目及工艺 5.1机组启动主要原则

5.1.1汽轮机首次启动采用中压缸启动方式。 5.1.2机组调试可分为下列三个阶段进行。 ?机组空负荷整套试运

机组启动、定速、并网及带10％负荷暖机试运，进行下列试验： ①空冷凝汽器热态冲洗； ②机组振动监测； ③汽轮机遮断试验； ④危急遮断器注油试验； ⑤主汽门及调门严密性试验；

⑥超速试验（包括103％超速、110％超速及机械超速）； ⑦汽轮机停机时惰走时间测量。

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?机组带负荷整套试运

机组启动、定速、并网及带负荷试运，进行下列试验：

①机组加载0%～100%负荷，并进行机组各种设备的动态投用及切换试验； ②高压加热器汽侧冲洗； ③发电机漏氢试验、 ④真空严密性试验；

⑤带负荷停用高压加热器试验； ⑥汽轮机阀门功能试验； ⑦机组振动监测； ⑧机组甩负荷试验。

?机组168小时满负荷整套试运

5.1.3汽轮机常规启动方式为中压缸启动及高、中压缸联合启动方式，当机组打闸后再启动时，启动方式自动设置为中压缸启动方式。

5.1.4汽机启动前状态划分，根据高压内缸上半内壁温度T的高低划分： ?冷态： T＜150℃ 100r/min/min(升速率) ?温态： 150℃≤T＜300℃ 200r/min/min(升速率) ?热态： 300℃≤T＜400℃ 300r/min/min(升速率) ?极热态： T≥400℃ 400r/min/min(升速率)

5.1.5在采取中压缸启动方式时，必须将高、低压旁路投入自动模式，并按要求控制高、低压旁路阀门以维持设定的主汽压和再热压力，随着机组负荷增加，高、低压旁路逐渐关闭，高、低压旁路自动被置于跟踪模式。

5.1.6在采取高、中压缸联合启动方式时，高压调门开度与中压调门开度保持1：3关系，直到中压调门全开。

5.1.7在汽机挂闸前若高压内缸上半内壁温度、高压主汽阀内壁温度小于150℃需对高压缸、高压主汽阀进行预暖。

5.1.8机组采用何种启动方式运行或机组不具备启动，也可通过机组旁路系统向空冷凝汽器进汽进行热态清洗。 5.2机组启动过程系统投用 ?闭式循环冷却水系统

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①除盐水泵已投用，并能及时向闭式水膨胀水箱补水，维持水箱正常水位。 ②投用一组闭式循环冷却水水-水热交换器，另一组水-水热交换器置于备用。 ③启动一台闭式循环冷却水泵，母管压力正常，另一台闭式循环冷水泵置于备用。 ④根据各用户冷却水量调节情况，闭式水膨胀水箱水位置于自动补水状态。 ?辅机循环冷却水系统

①检查机械通风冷却塔水池水位正常，注意辅机冷却水泵前池水位正常。 ②当辅机循环冷却水系统静态注水完成，启动一台辅机循环冷却水泵。 ③辅机循环冷却水系统投运正常，电动滤水器装置即投用，另一台辅机循环冷却水泵备用，机械通风冷却风机按需投运，注意水池水位并及时补水。 ?辅助蒸汽系统

①辅助蒸汽系统在低温再热冷段压力不足时，由启动锅炉为辅助蒸汽提供汽源。 ②当机低温再热冷段压力＞0.8 MPa后，辅助蒸汽系统汽源由低温再热冷段供汽。 ③当四级抽汽压力大于辅助蒸汽母管压力时，辅助蒸汽汽源可由四级抽汽提供，其它汽源应保持热备用状态（视机组运行状态决定）。 ?润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置

①润滑油冷油器一组投用，备用冷油器应保持充满油，防止切换时出现断油现象。 ②确认润滑油箱油温大于30℃、油位正常，启动交流润滑油泵，投入直流事故油泵联锁。检查系统润滑油压0.08MPa～0.12MPa。

③润滑油系统一旦投用，应投用一台油箱排烟风机，另一台油箱排烟风机置于备用，保持主油箱负压，使汽轮机组各道轴承回油畅通。

④启动一台顶轴油泵，检查各瓦顶轴油压力正常，如有偏离依据抬轴时油压微调。 ⑤确认润滑油运行正常，发电机密封油系统投入正常运行，启动盘车装置，记录大轴偏心值（首次启动汽轮机前盘车时间应不少于24小时）。

⑥当油冷却器出口油温达40℃时，投用油冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口油温在40℃～45℃内。 ?发电机氢、油、水系统

①检查发电机密封油冷却器和滤网一台投运，另一台发电机密封油冷却器和滤网置于备用，真空油箱油位正常，油箱再循环泵投入运行。 ②启动油箱真空泵，保持真空油箱真空≥-93kPa。

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③启动一台主机密封油泵，另一台主机密封油泵置于备用。检查密封油差压保持在0.056±0.02MPa内。

④根据机组启动安排，决定进行发电机气体置换，当机组启动，保证发电机内氢压至0.25MPa。

⑤检查定子冷却水冷却器和滤网一台投运，一台置于备用。启动定子冷却水泵，调节定子冷却水泵再循环阀，氢水差压大于0.035MPa，达到额定冷却水流量要求。 ⑥当密封油冷却器出口油温达40℃时，投用密封油冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口油温在40℃～45℃内。

⑦当氢气冷却器出口氢温达40℃时，投用氢气冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口氢温在40℃～48℃内。

⑧当定子冷却水水冷却器出口水温达35℃～40℃时，投用定子冷却水水冷却器冷却水及温度自动，注意冷却器出口水温高于氢温1～2℃。 ?凝结水系统

①开启化学启动除盐水至凝结水管道注水阀，对凝结水管进行注水排空气，确认至除氧器上水调整站各阀及放水均关闭。

②启动一台凝结水泵以再循环方式运行。凝结水水质不合格时，由启动排污管路排放，经化验水质合格，并回收除氧器给水箱。

③正常运行时，凝结水泵投用一台，另一台凝结水泵置于备用。 ?除氧器给水系统

①在机组启动初期，除氧器给水箱水源由启动除盐水泵供给。

②在机组启动初期，除氧器由辅助蒸汽母管供汽，维持压力为0.1 MPa～0.2MPa。③当四抽压力大于除氧器压力，开启四抽至除氧器电动阀，采用四抽汽源加热除氧器，此时除氧器给水箱压力、温度随负荷而滑升至额定参数。

④在机组启动初期，给水由一台电动给水泵供水，根据锅炉负荷要求，再投入第二台给水泵，另一电动给水泵置于备用。 ?回热抽汽系统

①高、低压加热器随机启动，当汽机挂闸冲转即逐一开启各级抽汽逆止及电动门。 ②高压、低压加热器随机启动，高压、低压加热器汽侧疏水通过危急疏水阀排至凝汽器，机组启动初期随凝结水一起排放。

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③高压、低压加热器汽侧热态冲洗，直到凝结水化学取样合格。

④高压、低压加热器危急疏水逐一切换至正常疏水，并进行加热器水位调整及投入水位自动，低压加热器正常疏水至凝汽器，高压加热器正常疏水至除氧器。 ⑤加热器汽侧投运原则应按压力从低压到高压顺序进行，停运原则应按压力从高压到低压顺序进行。

?轴封汽及排汽装置及空冷凝汽器真空系统

①机组冷态启动的轴封汽源采用辅助蒸汽供给，机组热态启动的轴封汽源若采用辅助蒸汽，应保证辅助蒸汽温度与转子金属温度差在允许范围内。

②投用轴封汽源，注意保证轴封汽与高、中压缸端壁金属温差小于111℃，同时轴封汽应有14℃过热度。根据汽源温度可投用低压轴封减温水，温度控制在121℃～177℃范围。

③轴封汽一旦投用，应同时投用轴封加热器风机，保证轴封加热器微真空。 ④轴封加热器疏水至排汽装置水封应注水，轴封汽投用，确认排汽装置真空破坏门关闭状态并注水、启动一台汽侧真空泵，排汽装置及空冷凝汽器抽真空。另一台真空泵置于备用。

⑤汽轮机负荷大于60％额定负荷，轴封汽由汽轮机自身蒸汽密封。

⑥轴封汽投用原则机组冷态启动先抽排汽装置及空冷凝汽器真空，后送轴封汽；热态启动先送轴封汽，后抽排汽装置及空冷凝汽器真空。 ?汽轮机EH油系统投用

①确认EH油箱油温大于20℃，EH油箱油位正常。

②启动一台EH油泵，检查出口及母管油压正常，另一台EH油泵置于备用。 ③当油箱油温达43℃时，投用油冷却器冷却水及温度自动、循环冷却油泵投运，注意冷却器出口油温在32℃～54℃内。 ⑴锅炉点火前的系统检查、投运及试验

热工信号及联锁保护处于正常工作状态，DEH控制系统、ETS保护系统、TSI检测装置OE报警系统能保证机组启动的需要。 ?化学除盐水系统投用。 ?闭式冷却水系统投用。 ?压缩空气系统投用

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?辅机及开式循环冷却水系统投用。 ?凝结水系统投用。 ?辅助蒸汽系统投用。

?除氧给水系统投用，电动给水泵视锅炉要求启动。 ?汽轮机润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置。 ?汽轮机控制油系统。 ?发电机密封油系统。

⑴主蒸汽、再热汽管道及汽机本体各疏水门开启。 ⑵汽轮机轴封汽及排汽装置及空冷凝汽器真空系统。 ⑶发电机气体置换。

⑷汽轮机润滑油泵及顶轴油泵、发电机密封油泵联锁保护试验，试验动作正常。 ⑸汽轮机遥控脱扣、就地脱扣及OPC动作试验，汽门动作正常。 5.3机组冲转前的检查

5.3.1汽水品质符合汽轮机冲转要求。

5.3.2汽轮机组在盘车状态下，转子偏心小于0.076mm，TSI测点指示准确。 5.3.3低压缸喷水系统在备用状态。

5.3.4润滑油温35℃～40℃，润滑油压0.08MPa～0.12MPa。 5.3.5高、中压缸上、下温差小于42℃。

5.3.6机组冷态启动时，调节级后高压缸内壁金属温度小于150℃时，汽轮机需进行高压缸预暖。待调节级后高压缸内壁金属温度大于150℃时，高压缸预暖结束。 5.3.7在汽轮机冲转前，当调阀蒸汽室内壁或外壁金属温度低于150℃时，必须通过操作2号主汽阀的预启阀进行调阀室的预暖, 直至调阀蒸汽室内外壁金属的温度都升至180℃以上，并且内外壁金属温差低于50℃。

5.3.8确认汽轮机高排通风阀及事故排放阀全开，高排止回阀关闭且处于自动状态。 5.3.9高、低旁投“自动”方式；低压缸喷水系统运行正常。 5.3.10在DEH上确认并检查汽轮机ETS停机保护画而没有报警 5.3.11确认机组满足冷态冲转参数： ?主汽压力8.73MPa，主汽温度380℃； ?再热汽压力1.1MPa，再热汽温度330℃；

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?排汽装置被压≥25kPa； ?润滑油温35℃～40℃； ?高旁开度大于30%。 5.3.12汽轮机中压缸启动方式。 5.4 汽轮机首次冲转 5.4.1摩擦检查：

?目标转速500r/min，升速率100r/min/min；

?汽轮机转速达到约500r/min时，按下“摩擦检查”按钮，关闭中压调门； ?在此期间，检查各轴承有无摩擦声；

?检查期间，机组不允许停转，确认高压调节阀（CV）和中压调节阀（ICV）关闭； ?检查完毕，且汽轮机盘车装置投入，可以冲转汽轮机； ?试验期间，检查并确认盘车装置投入与退出正常。 5.4.2暖机：

?检查并确认高压缸通风阀（VV）和事故排放阀（BDV）关闭； ?启动高压缸暖机程序；

?目标转速选定为1500r/min，选定升速率为100r/min/min，并执行；

?高压调节阀（CV）微微开启，转速升至500r/min，检查并确认高压缸VV阀全开； ?当转速升至500 r/min时，高压调节阀（CV）的开度被锁定，而中压调节阀（ICV）仍将开启，使汽轮机升速至1500转/分；

?在暖机运行时，汽轮机转速由中压调节阀（ICV）控制；

?当暖机运行完成后按“HEAT SOAK”下的“RESET”按钮复位，并确认； ①高压调节阀（CV）阀全关 ②高压缸通风阀（VV）阀全开

?中速暖机期间，注意维持主蒸汽、再热蒸汽压力及温度稳定，确认机组旁路控制正常；

?注意监视机组TSI画面中汽缸总胀、高中压差胀、低压缸差胀、轴向位移、汽轮机润滑油温、油压、上下缸温差、高中压转子热应力以及各轴承振动在允许范围。 5.4.3目标转速选定为3000r/min，升速率为100 r/min/min，并执行。汽机升速至空载定速（FSNL），这期间应检查下列项目：

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?汽轮机转速达2000 r/min时，顶轴油泵停用，并投入热备用。在顶轴油泵停运，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常；

?汽轮机转速升至3000 r/min时，确认机组按照DEH自动计算暖机时间进行暖机； ?待汽轮机稳定运行在3000 r/min，对机组进行全面检查，进行以下操作和确认； ?确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，润滑油温度控制自动设定35℃～40℃之间；

?在升速过程中，逐步调整油涡轮的溢流阀、旁路阀、节流阀，使主油泵入口压力达0.09MPa～0.12MPa，出口油压1.75～1.85MPa，润滑油压力0.08MPa～0.12MPa； ?投入发电机氢气冷却器冷却水，并投入氢温自动控制，注意监视DEH氢气系统画面；

?确认发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。 5.4.4汽轮机FSNL后，就地打闸一次。

5.4.5重新冲转至FSNL后，进行油涡轮最终整定。确认主油泵出口油压≥1.75MPa时，停运交流油泵及直流油泵，投入交流油泵及直流油泵自动备用，检查确认汽轮机润滑油系统压力正常。

5.4.6进行危急遮断装置注油试验。试验步骤参见《机组调节安全系统调试措施》。 5.4.7进行汽门严密性试验。试验步骤参见《主汽门、调门严密性试验调试措施》。 5.5机组首次并网，带初负荷（5%）。 5.5.1机组并网前的准备工作：

?检查发电机定子冷却水系统运行正常； ?检查发电机密封油系统运行正常；

?发电机氢气系统运行正常：发电机内氢气压力≥0.25 MPa，氢气纯度≥98％，氢气冷却器投入正常；

?确认主变、高厂变正常运行，故障录波正常运行。 5.5.2机组并网操作参见《电气专业整套启动措施》。 5.5.4机组带初负荷暖机的时间不应少于54分钟。

5.5.5在机组带初负荷暖机期间应全面检查汽轮机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围内。

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5.5.6在初始负荷暖机过程中，按《冷态启动曲线》要求适当调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度。 5.6汽轮机阀切换：

5.6.1机组带初负荷暖机，确认低压旁路全关，进行中压缸启动的高压缸切换操作； 5.6.2点“阀切换”按钮，“阀切换”按钮灯亮，高压调节阀（CV）逐渐开启。 5.6.3随着高压调节阀（CV）开启，当高压调节阀开度与中压的比达到1﹕3时，“阀切换”按钮灯灭，由高压调节阀（CV）控制机组负荷，阀切换完成，总时间设置为1分钟。

5.6.4汽轮机阀切换结束，对各系统放水阀进行检查热紧。 5.6.5汽轮机阀切换过程中需注意事项：

?阀切换期间注意调整好锅炉燃烧以及旁路运行，尽量保持汽轮机进汽参数稳定； ?注意调整主蒸汽温度及高压缸金属温度之间的偏差，要保证高压缸进汽后高压缸缸体以及高压缸第一级处的热应力在允许的较小的范围内；

?在阀切换期间要严密监视旁路的动作情况，以保证高压缸的进汽量。注意监视高压缸排汽温度以及阀切换时高排止回阀的开启情况； ?汽轮机完成阀切换后，启动一台电泵进行热备用。 5.7机组升负荷。

5.7.1机组并网带初负荷后（5%），按《冷态启动曲线》进行暖机。

5.7.2暖机结束，检查各参数正常，按《冷态启动曲线》规定增加负荷，变负荷率为0.5%额定负荷。

5.7.3负荷达到10％额定负荷时，检查中压主汽门前各级疏水阀自动关闭；机组负荷大于15％额定负荷、低压缸排汽温度正常后，低压缸喷水阀关闭。

5.7.4负荷达到20％额定负荷时，注意中压主汽门后各级疏水阀自动关闭；检查汽机侧相关投运抽汽管道及蒸汽管道上疏水情况，并进行汽、水系统及投运设备做全面检查，加强汽机各油系统巡视。

5.7.5机组负荷大于25％额定负荷，轴封汽由再热冷段供应，此时轴封汽供汽系统应处于热备用状态；当四抽压力达到0.3MPa后，开启四抽至除氧器电动阀，切换除氧器加热汽源至四抽。

5.7.6在机组负荷达到25%额定负荷后，稳定运行3小时～4小时，然后发电机解列

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做汽轮机超速试验。试验步骤参见《超速试验调试措施》。

5.7.7在机组负荷30%额定负荷，检查主蒸汽和再热蒸汽温正常，按《冷态启动曲线》规定增加负荷，变负荷率为0.5%额定负荷。

5.7.8在机组负荷达50%额定负荷，检查主蒸汽和再热蒸汽温正常后，按《冷态启动曲线》规定增加负荷，变负荷率为1%额定负荷；在机组负荷达 60%额定负荷以上时，轴封汽由自身供应。

5.7.9当机组负荷≥80%额定负荷，进行汽轮机真空严密性试验。试验步骤参见《真空严密性试验调试措施》。

5.7.10在机组负荷到达90%额定负荷，主蒸汽压力达到额定值后，对机组汽、水系统做全面检查。

5.8机组冷态启动中的注意事项

5.8.1汽轮机暖机过程中要保证蒸汽管道、汽缸本体疏水系统畅通，注意监视金属温升率和高、中压缸上、下温差的变化，无水击、振动现象，否则应停止升速。如危及汽轮机安全时要果断停机。

5.8.2严格遵守“汽轮机主汽阀壳内外壁允许温差”、“汽轮机调节阀壳体温度允许差值”、“汽轮机中压进汽室及高压调节级缸体内外壁温度允许差值”的规定。 5.8.3机组在预暖期间，高压内缸内上壁温度在150℃以下时，高、中压轴封压力不要太高，维持低限值；随着缸温的升高，逐渐提高高、中压轴封压力正常。 5.8.4预暖过程中汽缸温升≤50℃/h，控制各处温差在要求范围之内；如胀差有增大趋势时，应减慢升温速度，适当延长暖机时间。

5.8.5汽轮机冲转前投入发电机氢气冷却器；注意检查排汽装置热、除氧器给水箱，高、低压加热器、膨胀水箱水位变化；检查各辅助设备，系统运行正常。 5.8.6汽轮机冲转后应严密监视各轴承振动、轴向位移、汽缸膨胀、胀差、各轴承金属温度、回油温度和推力瓦温度在正常范围。及时调整润滑油温在35～40℃，稳定炉侧参数并保持各参数正常。

5.8.7机组升速过程中，应平稳通过各轴系临界转速，不应在共振转速范围内停留。 5.8.8汽轮机暖机过程中，相对轴振动变化±0.05 mm，应查明原因，设法消除。 5.8.9通过临转速界时轴振超过0.25 mm，均应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

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5.8.10机组冲转过程中应仔细倾听汽轮机、发电机各转动部分声音正常。若因振动异常停机必须回到盘车状态，检查转子弯曲值和上、下缸及法兰内外壁温差，倾听声音，查明原因并消除后，连续盘车4h后方可重新启动，严禁盲目起动。并在稳定转速暖机时测振，与正常情况对照。

5.8.11启动中严格监视并记录汽缸各膨胀值及缸温变化值，汽轮机启动记录表自锅炉点火后开始抄。发现滑销系统卡涩时，应延长暖机时间或制定解决措施，防止汽缸不均匀膨胀变形引起振动。

5.8.12在稳定参数暖机时，应测量各轴承振动，与历史记录相对照，进行比较分析。 5.8.13汽轮机发电机开始转动，即确认为发电机及其全部设备均已带电。除有关的高压测试工作外，不得在发电机回路进行任何检修工作。现场应设巡检人员监视汽轮机、发电机声音。轴承振动、油流、回油温度、金属温度。推力瓦温度等。 5.8.14机组在启动过程中，其他各运行参数正常，机组的升速、升负荷速率取决于DEH应力计算，特别是升负荷阶段，必须严格控制汽缸温升率不得超限。 5.8.15机组冲转、升速、暖机过程中，应保持蒸汽参数的稳定，并保持蒸汽温度有50℃以上的过热度。

5.8.16低压加热器要随机组启动投入。

5.8.17整个机组冷态启动过程中，应严格控制水质合格以及水量充足，满足系统清洗及点火要求。

5.8.18整个机组冷态启动过程中机组点火、升压、冲转、并网、带负荷各阶段的操作，应按照《机组冷态启动曲线》来控制。

5.8.19整个机组冷态启动过程各阶段的工作应合理安排，各值应通力合作，以保证机组安全、顺利的启动。

5.9汽机启动方式由温态、热态、极热态启动步骤，参见《机组启停试验调试措施》。 5.10汽轮机停机。

5.10.1机组正常停运分为正常停运及检修停运，降负荷、降温、降压曲线见附表三。 5.10.2机组负荷减至50％额定负荷时，高压加热器汽侧停用。

5.10.3机组负荷减至60％额定负荷以下，将机组辅助蒸汽切为由机组辅汽联箱供汽，并且确认辅汽系统运行正常，冷再至机组辅汽压力调节阀关闭；检查机组低压疏水阀组应自动打开，否则手动打开。随着机组负荷的降低，轴封汽系统溢流阀自

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动关闭，机组负荷减至25％额定负荷，轴封汽由外来汽源供汽。

5.10.4负荷减至40％额定负荷时，停用一台电动给水泵；负荷减至20％额定负荷时，确认中压主汽门后各级疏水阀自动打开。负荷减至15％额定负荷时，低压缸喷水阀开启。负荷减至10％额定负荷时，确认中压主汽门前各级疏水阀自动打开。 5.10.5负荷降到最低负荷时，可以解列；检查汽机低压缸缸喷水阀动作正常，低压缸排汽温度不大于85℃。

5.10.6汽轮机首次停机，应保持排汽装置真空，记录转子惰走时间；严禁在转速＞2000r/min时破坏真空。

5.10.7检查并确认润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置的自动投用；汽轮机盘车投入并破坏真空，真空至零，可停用轴封汽系统。

5.10.8空冷凝汽器按要求调节风机负荷，汽轮机低压缸排汽温度低于50℃，无高温汽、水进入排汽装置，在无凝结水用户时可以停止凝结水泵。

5.10.9当汽轮机内缸内壁金属温度低于150℃以下时，停用盘车装置、顶轴油系统，汽轮机润滑油系统维持运行。

5.10.10发电机密封油系统必须保持运行，如停机时间超过1周，进行发电机气体置换，发电机密封油系统可以停运。

5.10.11辅机循环冷却水系统、开式、闭式循环冷却水系统按需维持运行。 6.调试验收标准

符合汽轮机组整套启动、空负荷、带负荷、满负荷试运《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。 7．安全、环境控制措施

7.1所有参加现场操作人员应严格遵守《电力建设安全工作规程》的相关规定。 7.2机组整套启动各系统操作应严格按制造厂家说明书、运行规程、调试措施操作。 7.3机组整套启动各系统试运设备及系统周围的安全设施已按设计要求安装完毕。 7.4整套启动试运现场照明充足，操作检查通道畅通，现场通讯联络设备齐全。 7.5 试运转区域禁止危及试运转的工作，如必须进行的工作要严格执行工作票制度。 7.6土建工程完工，地面孔洞及沟道盖板已盖好。现场照明充足，操作检查通道畅通, 所有试运设备的平台、梯子、栏杆安装完毕。 脚手架全部拆除，必需保留的脚手架应不妨碍试运行。试运行设备与安装设备之间已进行有效的隔离，试运与施工

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系统的分界线明确.易燃物品和垃圾已彻底清除。

7.7在机组整套试运过程中，如发生的设备及管道泄漏，应及时组织人员隔绝处理。 7.8试运区域现场消防措施落实，控制好废水、废气、废油排放应符合环保要求。 7.9对不参与试运转的系统应采取隔绝措施，重要阀门挂牌、上锁、拉电并贴标签。 7.10汽轮机润滑油、控制油、密封油等系统，在机组整套试运期间应加强检查油管道有无泄漏点，发现有异常情况及时组织人员处理。

7.11油系统及设备的运行区域应挂“严禁烟火” 的警告牌。进入油区严禁携带火种。汽机车间应挂上“氢气运行严禁烟火”的警告牌。

7.12汽轮机润滑油主油箱事故排油管应畅通，事故排油阀、排污阀应关严并加锁。 7.13热紧螺丝必须由熟练工人用标准的扳手进行，严禁换长扳手和手柄，操作人员站立的位置应能防止泄漏的水或汽的伤害。

7.14 严格执行二十五项反措22.5中在防止触电、高处坠落、机器伤害、灼烫伤等类似事故方面，使用经检测合格的、可靠性高的安全工器具和防护用品。 7.15安全反事故措施

7.15.1为了在机组调试中严格执行国电公司的《安全生产工作规定》《电力建设安全工作规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等规定，特制定以下反事故措施，以保证机组调试工作安全、有序地进行。 7.15.2 防止氢气系统爆炸着火

?严格执行《电业安全工作规程热力和机械部分》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。

?氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》（GB 4962—85）。

?在氢站或氢气系统附近进行明火作业时，应有严格的管理制度。明火作业的地点所测量空气中含氢量应在允许的范围内，并经批准后才能进行明火作业。 ?制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。

?密封油系统压差阀必须保证动作灵活、可靠，密封瓦间隙必须调整合格。 ?备用密封油泵应定期进行联动试验。 7.15.3 防止超速

?在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后

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能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。

?各种超速保护应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止机组起动和运行。 ?机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁机组起动。运行中的机组，在无任何有效监视手段情况下，必须停止运行。

?透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。 ?机组启动前必须按规程要求进行汽轮机调节系统静止试验或仿真试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下，严禁起动。 ?正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。

?在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系统必须开启。机组再次起动时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。 ?在任何情况下绝不可强行挂闸。 ?对新投产的机组必须进行甩负荷试验。

?按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、汽门活动试验、汽门关闭时间测试。

⑴危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%。

⑵进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。 ⑶数字式电液控制系统（DEH）应设有完善的机组启动逻辑和严格限制起动条件。 ⑷运行人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可靠。

⑸电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。

⑹严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。 7.15.4防止轴系断裂。

?机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振、轴振应达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势。 ?新机组投产前，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可

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进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。

?不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行中的有缺陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施，并报主管部门审批后执行。

?严格按照超速试验规程的要求，机组冷态起动带20～30%额定负荷运行3～4h后立即进行超速试验。

?新机组投产前，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁心支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施。

?新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。 ?防止发电机非同期并网 7.15.5 防止汽轮机大轴弯曲。 ?应具备和熟悉掌握的资料。

① 转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

②大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。 ③机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

④正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。

⑤正常停机过程中的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程中的惰走曲线。

⑥停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。 ⑦通流部分的轴向间隙和径和间隙。

⑧应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。 ⑨记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。

?汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。

①大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。 ②大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。

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③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℃。 ④主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃,但不超过额定蒸汽温度，蒸汽过热度不低于10℃。

?机组起、停过程操作措施。

①机组起动前连续盘车时间执行制造厂的有关规定，至少不得少于2h～4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

②机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h 才能再次起动，严禁盲目起动。

③停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180度。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。

④停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用15分钟间隔盘动180度。待盘车正常后及时投入连续盘车。

⑤机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。

⑥机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。

⑦疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器热井水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水、联箱标高。严防水或冷汽进入汽轮机。 ⑧停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。 ⑨起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。

⑩汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不进行打水压试验。 ?发生下列情况之一，应立即打闸停机。

①机组起动过程中，通过临界转速时，相对轴振动超过0.250mm 应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

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②机组运行中要求轴相对轴振动不超过 0.050mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.250mm应立即打闸停机；当相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。

③高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃。 ④机组运行时，主、再热蒸汽温度在10min 内突然下降50℃。

⑤应采用良好的保温材料（不宜使用石棉制品）和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。

⑥疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45℃。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。

⑦减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。门杆漏汽至四抽管路，应设备逆止门和截止门。

⑧高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。 ⑨高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段和中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。

⑩机组监测仪表必完好、准确，并定期时行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。

⑴凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放放装置。

⑵严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。 7.15.6防止汽轮机轴瓦损坏。

?汽轮机的辅助油泵及其自起动装置，应按运行规程要求进行试验，保证处于良好的备用状态。机组起动前辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量起动、联锁试验。

?油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等）时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。

?机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度

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超过标准要求时，应按规定的要求果断处理。

?在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。

?在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等）的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新启动。

?油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。

?应避免机组在振动不合格的情况下运行。

?润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，要求当润滑油压降至0.049MPa时报警并联动交流润滑油泵，降至0.039MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa 时停盘车。 ?直流润滑泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。

?交流润滑泵电源的接触器，应采取低压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。

?油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“禁止操作”的警示牌。润滑油压管道原则上不宜设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施。

⑴安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。 ⑵检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。 ⑶严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。 7.15.7 汽轮机振动大

?在通过临界转速时，轴承振动超过0.25mm，如保护不动作，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

?在额定转速3000r/min或带负荷稳定工况下要求机组轴振动一般不超过0.05mm。当轴振明显增大至0.05mm，应按如下规定处理： ①机组轴振达0.05mm报警，对照表计变化，查找原因。

②如机组因负荷、参数变化大引起振动大，应尽快稳定机组负荷、参数，同时注意汽机差胀，上、下缸温差变化。

③检查润滑油温、?油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、油压至正常。

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④就地倾听汽轮发电机组内部声音有无异常。

⑤如发电机电流不平衡引起振动，应降低机组负荷，查明发电机转子、定子电流不平衡的原因。

⑥如密封油温度偏离正常值，应尽快调整至正常值。 ⑦如发电机内氢气温度低应查明原因及时恢复。

?若机组轴振突然增至0.25mm，保护不动作，汽机按紧急停机处理。 ?检查汽轮机上下缸温差，若温差≥42℃时按汽轮机进水处理。 7.15.8汽轮机水冲击 ?处理：

①立即破坏真空紧急停机。

②检查汽轮机本体及有关蒸汽管道上疏水门自动开启，如未开则应强制开启、充分疏水。

③正确记录和分析惰走时间，并在惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。

④转子停转后盘车严格执行停机时盘车运行规定，如检查发现轴向位移超限，惰走时间明显缩短，推力轴承金属温度超限，汽机内部有异声和转动部分发生摩擦等任一现象，不准启动，应揭缸检查。

⑥汽机进水停机24小时内严禁启动，再启动时必须检查上下缸温差，转子偏心正常。 7.15.9 凝汽器（排汽装置）真空降低 ?处理：

①发现真空下降，首先应对照低压缸排汽温度表进行确认并查找原因进行相应处理。 ②当排汽装置内绝对压力升高至30 kPa时，确认备用真空泵自启，提高凝汽器真空，如继续降低，应逐减负荷。

③凝汽器真空下降时，应根据低压缸排汽温度升高情况，开启低压缸喷水电磁阀，控制排汽温度不超过80℃（空负荷排汽温度≯120℃）。

④因真空低紧急停机时，应立即切除高、低压旁路，关闭所有进入凝汽器的疏水门。 ⑤因轴封漏空气引起的真空下降，应调整轴封汽母管压力至正常值。如溢流调节阀失控，应关小调节阀前隔绝阀。如轴封调节阀失控，应开启调节阀旁路。如轴封汽温低，应开启疏水门，查看并关闭轴封汽减温水门。必要时可切换冷再蒸汽或辅助蒸汽供轴封用汽。

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⑥因凝汽器满水引起的真空下降，则按“凝汽器满水”规定处理。

⑦检查真空泵入口气动蝶阀应开启，分离器水位应正常，若因真空泵运行不正确影响真空，则应启动备用真空泵运行，停运故障泵，并关闭入口气动蝶阀。 ⑧如轴封加热器∪型管水封不正常，应立即注水；真空破坏门不严密，应关严并注水；真空系统有关阀门（仪表排污门、水位计排放门）等误开，应立即关闭； 7.15.10 润滑油压下降 ?处理：

①当润滑油压下降至0.049MPa时，应立即启动交流润滑油泵；如仍不能维持油压而继续下降至0.039 MPa时，汽机自动跳闸并联启直流油泵，否则应手动打闸，破坏真空紧急停机。

?当润滑油压下降至0.049 MPa经启动润滑油泵后，油压有回升趋势时，应立即对下列设备进行检查：

? 检查主油泵进出口油压，若是主油泵或注油器工作失常，应及时汇报现场指挥，

申请停机处理；

? 对冷油器进行查漏，若为冷油器泄漏，应及时切换冷油器；

? 检查主油箱油位，如油位低应向主油箱补油，并注意油箱油位及油温的变化。 ? 立即投入滤网旁路。

? 如交流润滑油泵出口逆止门不严造成压力低应联系安装处理，若在运行中无法

检修应在合适时间停机处理。 ? 表计失灵时联系热工人员校对表计。 7.15.11 油温升高： ?处理：

①发现轴承温度突然升高2℃～3℃，应查明升高原因。

②如轴承温度普遍升高，应检查润滑油压力是否正常，如压力低按润滑油压力降低处理，如正常应检查冷油器调节阀是否失灵，冷油器出入口门位置是否正确，冷油器出口温度是否正常，否则应调整至正常。

③若轴封压力高漏气量大，应检查轴封汽源压力调节阀，并调整压力至正常。 ④汽轮机任一轴承金属温度达95℃、汽轮机推力轴承金属温度达90℃或回油温度达65℃，汇报现场指挥，加强监视和调节。

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⑤汽轮机任一轴承金属温度达105℃，汽轮机推力轴承金属温度达100℃，或回油温度达75℃，应破坏真空紧急停机。 7.15.12 油系统着火 ?处理：

①油系统着火，立即组织灭火，汇报领导并联系消防队。火势不能立即扑灭，严重威胁设备安全时，应破坏真空紧急停机。

②当发电机解列后，火势仍无法扑灭，且有蔓延之势，应开启机组事故放油门，放油速度应适当，以使转子静止前润滑油不中断。当火扑灭后，立即关闭事故放油门。 ③火灾发生时，应迅速切断故障设备的电源，对已着火的高温高压设备和管道进行灭火时，应使用干粉式灭火器，不准使用黄沙和水灭火。转子停止后，应立即停用BOP并采用每隔30分钟启动BOP盘动转子90度或180℃。如火势已扑灭，应及时投运润滑油系统和盘车装置。 7.15.13发电机漏氢 ?处理：

①汇报现场指挥，立即寻找漏氢点并设法阻止漏氢的发展，在中性点引线盒内和封闭母线壳内的氢气含量≥1%时，应送入二氧化碳气体，发电机减负荷停机，在不等其停止转动前就开始排氢。 ②联系补氢，恢复正常氢压。

③如氢压继续下降，补氢仍不能保持正常氢压时，则应降发电机负荷，使各部温度保持正常，并请示现场指挥停机。 7.15.14发电机氢系统着火 ? 处理：

①停止向发电机补氢，用二氧化碳灭火。

②若发电机内部着火、爆炸，应立即解列发电机，并排氢向发电机内充入二氧化碳灭火，并保持转子转速在300～500 r/min。 ③维持发电机密封油及冷却系统正常。 ④汇报现场指挥。

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8.调试组织机构和分工

8.1安装单位：负责汽轮机组整套启动试运调试阶段设备与系统维护，检修和消缺，以及调试临时设施制作安装和系统恢复等工作。

8.2调试单位：负责制定所承担汽轮机组整套启动调试措施并组织实施。 8.3生产单位：在整个机组启动试运期间，根据机组整套启动调试措施及运行规程规定，在调试单位指导下负责运行操作。

8.4监理单位：负责机组整套启动试运全过程监督和质量签证。 8.5制造单位：负责现场设备装置检测和调整。 9.调试阶段需用仪器、仪表

名 称 红外线测温仪 手持数字式测振仪 制造厂 STATELY RION 型号/规格 PT-305 vm-63a 编 号 T8-4-3 F78-4-9 附录一：汽轮机冷态中压缸、高压缸启动曲线

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附录二：汽机停机曲线

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