汽机抽凝机运规

山东齐星长山热电有限公司技术标准

汽机抽凝机运行规程

C25—8.83/0.98

山东齐星长山热电有限公司发布

二零一三年七月修订

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编审人员名单

批准：李红星

复审：董法波 张忠慧

初审：蒙守滨

编写：赵振建

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目 录

第一章 主要设备规范 ........................................................................................................................ 1

1.1汽轮机规范 .............................................................................................................................. 1 1.2辅助设备规范........................................................................................................................... 6 1.3锅炉规范 .................................................................................................................................. 7 1.4发电机规范 .............................................................................................................................. 7 1.5回热设备 .................................................................................................................................. 7 1.6各动力设备规范....................................................................................................................... 8 第二章 运行操作的基本要求 ............................................................................................................ 9

2.1机组禁止启动条例 ................................................................................................................... 9 2.2运行操作的规定....................................................................................................................... 9 第三章 保护及动力设备试验 .......................................................................................................... 11

3.1汽轮机的保护与联锁 ............................................................................................................. 11 3.2报警保护 ................................................................................................................................ 13 3.3保护及联锁试验..................................................................................................................... 14 第四章 辅助设备及系统的启动与停止 .......................................................................................... 19

4.1离心泵的启动与停止 ............................................................................................................. 19 4.2盘车装置的投入与停止 ......................................................................................................... 19 4.3调整抽汽系统的投入与停用 ................................................................................................. 20 4.5高压加热器的投入与停止 ..................................................................................................... 21 4.6低加的投入与停止 ................................................................................................................. 22 4.7胶球清洗装置的投入与停止 ................................................................................................. 22 4.8除氧器投入与停止 ................................................................................................................. 23 4.10给水泵启动与停止 ............................................................................................................... 24 4.11循环水泵的运行 ................................................................................................................... 26 第五章 汽轮机的启动与停止 .......................................................................................................... 27

5.1启动前的基本要求 ................................................................................................................. 27 5.2启动前的检查和准备 ............................................................................................................. 28 5.3仪表方面 ................................................................................................................................ 29 5.4机组滑参数整体启动操作步骤： ......................................................................................... 30 5.5轴封送汽 ................................................................................................................................ 30 5.6汽轮机冲转条件..................................................................................................................... 30 5.7汽轮机冲转 ............................................................................................................................ 31 5.8汽轮机启动中的注意事项 ..................................................................................................... 32 5.9发电机并网、接带电、热负荷 ............................................................................................. 32 5.10额定参数启动....................................................................................................................... 34 5.11热态额定参数启动 ............................................................................................................... 35 5.12停机 ...................................................................................................................................... 36 5.13、低参数开机：.................................................................................................................... 38 第六章 运行中的维护与定期工作 .................................................................................................. 39

6.1运行和维护的基本要求 ......................................................................................................... 39 6.2给水泵在运行中的检查与准备 ............................................................................................. 40 6.3循环水系统运行中的检查与维护 ......................................................................................... 40 6.4凝汽器运行中的检查、维护 ................................................................................................. 40 6.5凝结泵运行中的检查、维护 ................................................................................................. 40 6.6低压加热器在运行中的检查与维护 ..................................................................................... 41 6.7轴封系统在运行中的检查与维护 ......................................................................................... 41 6.8汽轮机润滑油系统在运行中的检查与维护 ......................................................................... 41 6.9除氧器在运行中的检查与维护 ............................................................................................. 41 6.10高加在运行中的检查与维护 ............................................................................................... 42 6.11设备的定期试验和轮换工作规定 ....................................................................................... 42

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6.12运行主要监视指标： ........................................................................................................... 43 第七章 事故处理 .............................................................................................................................. 44

7.1事故处理原则......................................................................................................................... 44 7.2在下列情况下，机组应紧急停机并破坏真空： ................................................................. 45 7.3紧急停机操作步骤 ................................................................................................................. 45 7.4在下列情况下，通知电气全减负荷，解列发电机，不破坏真空，故障停机 ................. 45 7.5故障停机操作步骤 ................................................................................................................. 45 7.6调速汽门门杆断裂或传动装置卡涩脱落。 ......................................................................... 46 7.7高加水位高 ............................................................................................................................ 46 7.8泵与电机的事故处理 ............................................................................................................. 46 7.9给水泵的事故处理 ................................................................................................................. 47 7.10凝结水系统故障................................................................................................................... 48 7.11电网周波不符合规定 ........................................................................................................... 49 7.12除氧器水位，压力故障 ....................................................................................................... 50 第八章 冷水塔的运行 ...................................................................................................................... 58

8.1气象资料 ................................................................................................................................ 58 8.2设备规范 ................................................................................................................................ 58 8.3冷水塔的启动......................................................................................................................... 58 8.4停止 ........................................................................................................................................ 59 8.5运行中的维护及事故处理 ..................................................................................................... 59 车间运行管理制度 .............................................................................................................................. 61

汽轮机运行班长工作标准 ........................................................................................................... 61 汽机司机工作标准....................................................................................................................... 64 汽机副司机工作标准................................................................................................................... 66 除氧器值班员工作标准 ............................................................................................................... 68 汽机运行管理标准....................................................................................................................... 70

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第一章 主要设备规范

1.1汽轮机规范

1.1.1保证工况设计参数

型号：C25—8.83/0.98（绝对压力）

型式：单缸高压冲动式、一次调整抽汽；冷凝式汽轮机 额定功率：25MW 最大功率：30MW 额定转速：3000r/min

主汽压力：8.83MPa（绝对压力）；最高：9.03MPa；最低：8.33MPa 主汽温度：535℃ 最高：540℃；最低：525℃ 调整抽汽压力：0.98MPa（绝对压力）

调整抽汽压力变化范围：0.78—1.28MPa（绝对压力） 抽汽温度：279.8℃

调整抽汽量：80—130t/h

排汽压力：3.6—4.8KPa（绝对压力） 冷却水温：20℃ 最高33℃ 冷却水流量：5400t/h 给水温度：221.4℃

汽耗率：6.034kg/kw·h（额定工况）

3.8324kg/kw·h（纯凝工况）

热耗率：7036.6kj/kw·h（额定工况）

9964.1kj/kw·h（纯凝工况）

旋转方向：自汽轮机向发电机看为顺时针方向。

转子临界转速：1899r/min（#1，2机1400-1600 r/min左右时有30~60us振动，不得停留暖机）。

工作状态下，轴瓦振动最大为：0.03mm 过临界转速时，轴瓦振动最大为：0.1mm 汽轮机本体总重：146.6t 汽轮机转子：17.6t

汽缸上半起吊重量：19.8t 汽缸下半起吊重量：31.4t 汽轮机外形尺寸：（长×宽×高）8927×4890×2590（毫米） 制造厂家：北京汽轮机电机责任有限公司 投运时间：

1.1.2汽轮机振动限制表： 汽轮机转速 双振幅值 r/min 良好 合格 1500以下 0.03以下 3000 0.03 0.05以下 1.1.3额定工况下（25MW，152/80t/h）各抽汽的参数、分布、用途： 级数 抽汽位置 设计压力 （MPa） 设计温度 （℃） 抽汽流量 （t/h） 用途 1

绝对压力 5.298 482.87 调节级 1 2.74 400.1 9.57 5级后 #2高加 2 1.43 322.4 5.66 9级后 #1高加 3 0.98 279.8 9.04/80 11级后 除氧器/工业 4 0.23 185.6 0.42 13级后 #3低加 5 0.11 119.1 2.82 15级后 #2低加 6 0.026 65.4 1.2 18级后 #1低加 注：额定工况是机组经济运行工况，运行中尽量在此工况运行，以保证机组最佳经济性。 另外，调节级后监视段压力任何情况下都要小于6.571Mpa（绝对压力）（189 t/h工况）。 纯凝工况下（25MW，96/0t/h）各抽汽的参数、分布、用途： 设计压力 设计温度 抽汽流量 级数 抽汽位置 （MPa） 用途 （℃） （t/h） 绝对压力 3.436 452.28 调节级 1 1.946 379.30 3.97 5级后 #2高加 2 1.222 323.70 2.71 9级后 #1高加 3 1.000 301.51 1.25 11级后 除氧器 4 0.456 225.37 3.68 13级后 #3低加 5 0.206 151.57 6.24 15级后 #2低加 6 0.048 80.13 4.18 18级后 #1低加 1.1.4调节保安系统 1.1.4.1调节系统概述：

C25—8.83/0.981型抽汽冷凝式汽轮机的调节系统是以全工况高速弹性调速器作为转速敏感元件，调压器以波纹管兼滑阀作为抽汽压力敏感元件的机械液压式调节系统，主要调整对象2个，一个是功率，以转速为讯号；一个是抽汽量，以抽汽压力为信号，它们是通过高压油动机调整高压调节汽门，改变高压缸进汽量和通过旋转隔板油动机调整低压旋转隔板，改变低压缸进汽量来实现功率和抽汽的牵连调节，对功率调整时不影响抽汽量，对抽汽量调整时不影响功率。

调压系统的抽汽调压器采用波纹管兼滑阀作为抽汽压力变化敏感元件，它控制的#1、#2脉动油路分别与调速器滑阀的№3滑阀的#1、#2脉动油路相连，分别控制高压油动机、旋转隔板油动机的开度。

调节系统的脉冲油压在任何工况下的静态值保持一个常数，即脉动油路的压力为主油泵出口压力的1/2，有利于系统的灵敏度。

为了加速关闭调节阀，抑制汽轮机甩负荷时的转速飞升，设有电超速快关电磁阀，当甩负荷瞬间发电机油开关跳闸，通过继电器使滑阀立即被电磁铁吸上，将#1、#2脉动油泄掉，使高压油动机、旋转隔板油动机将高压调节阀和旋转隔板迅速关闭。快关电磁阀通电延缓时间由时间继电器控制在2.5秒左右（此时间可根据实际情况调整）。此后，滑阀恢复到原位置，汽轮机重新在调速器控制之下维持空载转速。

本系统危急遮断器滑阀挂闸、机组升速、并网、加减负荷均由一个同步器来操作，有利于防止误操作。 调节系统主要技术规范： 1.1.4．2调节系统主要性能：

(1) 速度变动率可在4%—6%范围内无级调整。 (2) 迟缓率ε≤0.3%

(3) 当汽轮机在额定蒸汽参数下维持空转时，转速摆动小于15r/min (4) 抽汽压力不等率δp =～10%

(5) 抽汽压力调整范围：0.981（0.785～1.275）MPa (6) 调速油压P0=1.96 MPa（n0=3000r/min）

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(7) 主油泵入口油压Pb=0.098 MPa

(8) 通过同步器手轮或伺服电机，可以对调节系统就地或远控进行操作。汽轮机解列空转时，通过同步器可调整转速在3200r/min以下任何转速。

(9) 在额定蒸汽参数下，汽轮机甩全负荷时，系统能够维持空转，不会引起危急遮断器动作。

(10)通过抽汽调压器上的调整器手轮或伺服电机，可以对调压系统就地或远控进行操作。

1.1.4.3调节系统的工作原理

调节系统随电负荷变化的调节过程如下：在正常运行中，当外界电负荷减少，转速增加时，调速器挡板向疏远喷嘴方向移动，随之，调速器滑阀中部的随动滑阀也跟随向挡板方向移动，并通过杠杆带动下面的分配滑阀，使分配滑阀上的调节窗口开大，增加高压油动机、旋转隔板油动机滑阀下的#1、#2脉动油的排油面积，使各油动机滑阀下的#1、#2脉动油压下降，油动机活塞下移，并通过配汽机构，相应地关小调节汽阀及旋转隔板。在油动机活塞下移的同时，位于油动机活塞杆上的反馈滑杆使反馈滑阀向开大进油面积的方向移动，于是，压力油进油量增加，#1、#2脉动油压恢复，油动机滑阀又回到中间位置，油动机活塞就稳定在新的平衡位置上。由于各调节汽阀的关小，减少了高、低压缸的进汽量，相应降低了本机发出的电负荷（也可以通过同步器手轮及同步器伺服电机对电负荷进行调整）。当外界电负荷增加时，调节系统的动作过程方向相反。

抽汽工况运行时，抽汽调整器投入，当抽汽压力下降（即热网需增加抽汽量）时，抽汽调整器滑阀下移，开大#1压力油进油口，使#1脉动油压升高，关小#2压力油进油口，使#2脉动油压降低，导致高压油动机开大，旋转隔板油动机关小，使抽汽量增加。同时高压油动机的反馈进油口也随之关小，使#1脉动油压回降，旋转隔板油动机的反馈进油口开大，使#2脉动油压又回升，使高压及旋转隔板油动机稳定在新的平衡位置上，当抽汽压力上升（即热网需减少抽汽量）时，动作过程方向相反。

由于在抽汽压力改变时，高压及旋转隔板油动机同时反方向按比例动作。使高低压缸作功能力也反方向等量增减。总功率保持不变，当人为需要增减抽汽量时，可就地操作抽汽调压器上的调整器手轮或同步器伺服电机遥控，使抽汽调压器滑阀上下移动，从而达到改变抽汽量的目的。

在额定参数下，抽汽调压器的抽汽压力变化率约为10%，即从零抽汽到最大抽汽压差静态值变化约为0.1 MPa，抽汽压力或流量可以通过抽汽调整器上的调整器就地手动或遥控操纵在一定的限度内进行调整。

抽汽手动调整装置（CB11.32.20—1）是附加的对旋转隔板开度进行调整的装置，对调节系统来说，它是开环调节，不参与自动调节过程，通过其上设置的上、下两个节流阀分别控制旋转隔板的开大及关小，以满足在一定限度内适当调整抽汽压力的目的。在不抽汽情况下，（冷凝工况运行）通过此装置将旋转隔板油动机全开，用以减少节流损失。节流阀旋钮上有刻度用以显示调节位置的大小。 1.1.4.4弹性调速器

弹性调速器是一种反映汽轮机转速变化的脉动机构，当汽轮机转速发生变化，由于重锤离心力的改变引起了拉伸弹簧的伸长或缩短，调速块也随之水平的前后移动。因此会引起调速器滑阀的移动，从而改变汽轮机的进汽量。 1.1.4.5同步器

同步器是汽轮机调节系统中的给定装置，它通过改变调速器滑阀中一号阀的位置而对系统施加影响，它通过对调速器滑阀中NO.1滑阀的控制而实现机组启动时的危急遮断油门挂闸，开启主汽门、调节汽门、冲动转子等项功能，当机组运行时进行负荷给定。逆时针旋转同步器手轮至零位，使传动轴向后移动，从而实现危急遮断油门的挂闸，顺时针旋转时开主汽门和调速汽门，实现机组冲转、运行及负荷给定。当机组甩负荷后，通过接点接通微电机，带动传动轴退向空负荷位置。

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同步器主要由手轮轴，伺服电机及传动机构、传动轴、微动开关、位移传感器及超越联轴器等组成。

同步器行程的远方指示是由位移传感器给出的，现场指示是由传动轴上齿条，通过齿轮、轴带动同步器上行程表给出的。当旋转手轮时，通过手轮轴、活动轴、齿架，使大齿轮旋转，使传动轴前后移动。同样，当电机旋转时，通过齿轮，超越联轴器，同样使大齿轮旋转。

同步器在甩负荷自动回零动作过程中，机组在并网带负荷后应投入同步器自动回零开关，机组甩负荷发电机油开关跳闸时，油开关辅助触点闭合，同步器伺服电机使同步器从所带负荷位置退回到空负荷位置，微动开关触点切换，步进电机停止转动。当机组并网前，自动回零开关应置于断开位置，以便在启动过程中同步器可以超越空负荷位置。 1．1．4．6 调速器滑阀

作用：a．将调速器产生的位移信号变成液压信号，传给高压油动机、旋转隔板油动机。

b．机组启动时，用来恢复危急遮断器滑阀，开启高压主汽阀及高压调节阀，使机组升速。

c．机组运行时，用来调整机组转速和改变汽轮机负荷。 d．机组转速超过3420±20r/min，使保安系统动作。 1．1．4．7 高压油动机及反馈滑阀

作用：a．接受调速器滑阀及抽汽调压器来的液压信号，通过凸轮配汽机构来操纵高压

调节阀。

b．调整机组的速度不等率。 1．1．4．8 旋转隔板油动机

旋转隔板油动机接受调速器滑阀及抽汽调压器来的液压信号，通过旋转隔板驱动装置来控制旋转隔板的开度。 1．1．4．9 抽汽调压器

抽汽调压器是调节抽汽压力的调整装置，它以波纹管为敏感元件，从抽汽口来的蒸汽压力通过传输管通至抽汽的压力传感室作用在波纹管上，压力使得波纹管压缩并经过顶杆传至顶端的弹簧座上并带动滑阀的位移，从而控制套筒上的调节窗口的开度，由此控制#1、#2脉动油压并进而控制高压油动机、旋转隔板油动机的开度达到调整抽汽压力的目的。

抽汽调压器投入运行前，手轮在放松位置，并且用侧部手轮旋动凸轮杆将滑阀顶上关闭调节窗口，然后，将抽汽压力脉冲管路及调压器下的阀门先后打开，投入抽汽调压器时（注意电负荷20MW左右，抽气压力0.7Mpa，供热管道已暖好），旋动侧部手轮使之朝下，此时，因手轮在放松位置，调节窗口未开，要逐渐旋紧上部手轮，直至调节窗口被打开，调节汽阀动作，即为抽汽调压器已投入。抽汽调压器要解列时，在非紧急情况下，事先将手轮放松减轻弹簧力，然后再旋动侧部手轮使之朝上，调压器即关闭。 1．1．5 安全保护系统

本汽轮机安全保护系统由液压保护系统和电气监测保护系统两部分组成，这两部分互为补充，又密切联系在一起，以保证汽轮机长期安全运行。

保护系统可在下列情况下，切断汽轮机的蒸汽进汽，实现停机： (1) 汽轮机转速达到额定的110%—112%时，危急遮断器动作，停机。 (2) 汽轮机转速达到额定转速的114%时，附加保安动作，停机。 (3) 手揿机头保安操纵箱的停机按钮，快速关闭主汽门和调速汽门。 (4) 远控手揿事故停机电磁阀动作按钮，快速关闭主汽门和调速汽门。 (5) 轴向位移达到+1mm或－1mm时跳闸停机。（转子以正推力瓦定零位） (6) 润滑油压低于 0.03 MPa时，跳闸停机。

(7) 汽轮机转速达到额定的110%，事故停机电磁阀动作，停机。 (8) 发电机保护动作，事故停机电磁阀动作，停机。 (9) 轴承回油温度高75℃，事故停机电磁阀动作。

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(10) 排汽真空达-61.4kpa时，事故停机电磁阀动作。 1．1．5．1 液压保护系统

液压保护系统主要由以下几部分组成：

a．执行切断汽源，实现快速停机的高压主汽门操纵座及保安操纵箱，事故停机电磁阀和危急遮断阀等液压部套。

b．由危急遮断器、危急遮断器滑阀、危急遮断器杠杆，保安操纵箱等部套组成的超速保护系统。

c．由电超速开关、事故停机电磁阀形成的限速保护。高压主汽门操纵座由安全油压控制，它的开度与安全油压具有一一对应的关系，一旦安全油压跌落，高压主汽门操纵座瞬间关闭。危急遮断器滑阀动作，事故停机电机磁阀动作，或手动停机按钮，均能使#1脉冲及安全油跌滑。超速保护系统当机组超速时，危急遮断器飞出使危急遮断器滑阀动作，从而实现快速关闭高压主汽门和调节阀。任何需要停机的电信号都可以通过事故停机电磁阀实现停机。

d.当机组甩负荷时，由于油开关跳闸联锁引起电超速快关电磁阀动作，从而快速关闭高压油动机、旋转隔板油动机2~3s，待转速下降后，调门重新开启，维持机组空转。 1．1．5．2 电气监测保护系统

主要有汽轮机转速测量、轴向位移测量、差胀测量、热膨胀测量、低油压保护、振动测量、油动机、同步器测量、油箱油位测量、低真空保护、抽汽压力保护、主轴键相及偏心度测量、轴承回油温度与轴瓦及推力瓦金属温度测量等。 1．1．6 汽轮机本体结构 a． 转子

转子系采用铬钼钒珠光体钢整体锻造和套装叶轮组合式。1~15级采用整锻结构，以提高转子强度，减少漏汽损失，缩短轴向尺寸，并能适应急剧的负荷变化和快速启动。16~20级叶轮采用套装结构，叶轮端面开径向键，内孔设有键槽，从而大大提高了安全性。各级叶片有径向轴向阻汽片，以减少漏汽量，提高级效率。 b．汽缸

汽轮机汽缸由于加工工艺的要求，以及考虑工作温度的不同采用不同的村料，所以将汽缸分为前、中、后三部分，每部分再分上、下两半。前汽缸用ZG20CrMoV铸造，其与前轴承座的连接，采用下猫爪联接结构。下半猫爪与轴承座之间有横向平键，汽缸胀缩时借此平键带动前轴承座，前汽缸与轴承座下方中心线处有垂直键，这样就保证汽缸与转子在运行时中心的一致。中汽缸用碳素钢铸造，后汽缸用优质铸铁铸造。 c． 喷嘴组、隔板套和隔板

喷嘴组共有四组装在高压进汽室上。

全机共有六级隔板盒，隔板套上、下分面都有定位销和联接螺栓固定。因此上半隔板套与上半汽缸是分开的。隔板套与汽缸、隔板与隔板套之间的连接均采用悬挂搭子、隔板与隔板套、隔板套与汽缸底部中间有定位键，以保证膨胀时静子与转子中心相吻合。

第1级隔板套装有2~5级隔板，第2级隔板套装有6~9级隔板，其隔板套均为铬钼合金钢铸造。另四级隔板套分别装有10~11级、12~13级和14~15级隔板和16~18级隔板，隔板套采用铸钢铸造。即第2~20级隔板均采用焊接式结构

为了减少水蚀，提高去湿效果，故19、20级隔板上均设有去水环。 d．汽封

前汽封、隔板汽封为高低齿式汽封，后汽封为斜齿式汽封。 前汽封轴向位置，可调节汽封体两侧的垫片来解决。 前、后汽封第一档（靠大气端）腔室连接“汽封加热器”，维持0.0932~0.0971绝对大气压，这样便完全避免了汽封冒汽以及汽水漏入轴承油系统现象。 e． 调节汽阀

蒸汽在主汽门后分为四路，进入布置在汽缸上部及两侧的调节汽阀阀壳的中间腔室，调节汽阀为单支点杠杆提升式，共有四只阀门。

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阀门开启次序为1#、2#、3#、4#阀。 1#阀和2#阀全开时为纯冷凝工况。 1#阀、2#阀和3#阀全开时为额定工况。

1#阀、2#阀、3#阀和4#阀全开时为最大工况。 f． 旋转隔板

第11级后的排汽分为两路，一路经抽汽阀和管道通向外面供工业用汽需要，另一路经第12级隔板后继续向后汽缸作功，为了分配此二路的蒸汽量及调整工业抽汽压力，第12级隔板采用旋转隔板结构。旋转隔板由隔板体、转动环和平衡环组成，在钢制的隔板体上依照不同的节圆分两排，共开34个“窗口”，每个“窗口”相对装有2个喷嘴，34个窗口又分为4组，当转动环在油动机和旋转隔板联动装置的操纵下转动时，便依次打开或关闭四组不同面积的窗口。旋转隔板级后的冷却流量，是通过平衡环与转动环之间间隙，再流过平衡环汽室，隔板体特制孔道及隔板体上“窗口”到旋转隔板后的各级隔板，避免了旋转隔板以后各级在低负荷时发生鼓风损失。 g.滑销系统

前轴承箱座落在前座架台板上，前座架由地脚螺栓固定在基础上，前轴承箱与前座架之间有纵向键导向允许前轴承箱沿纵向滑动，前汽缸靠下猫爪与紧固在前轴承箱上的滑块连接，前汽缸与前轴承箱之间有垂直键定位，保证两者纵向中心一致。后汽缸座落在后座架上，后座架由地脚螺栓固定在基础上，后汽缸与后座架有圆柱销定位。后汽缸导板由地脚螺栓固定在基础上，后汽缸导板保证后汽缸与纵向中心一致。冷凝器横向中心线与后座架上的定位圆柱销的中心线在同一横向平面内。 h.油路系统

汽轮机主油泵出口油压为1.96 MPa（表压）。高压油经进口止回阀后，分成二路：一路通入调节保安系统，另一路供给注油器。注油器采用二级并联式：第一级出口为0.098 MPa（表压），供主油泵进油；第二级出口为0.245 MPa（表压），经冷油器，滤油器供机组轴承润滑用。当润滑油压大于0.118 MPa（表压）时，低压油过压阀将自动开启，将多余的油溢回油箱，使润滑油压保持在0.078—0.118 MPa（表压）范围内。

系统中备有高压交流油泵，供机组调整试验和启动用，当主油泵出口油压大于系统中油压时，主油泵就开始供油，而高压交流油泵此时停止供油。此外还备有低压交流油泵和低压直流油泵，当润滑系统油压低时，分别按具体情况自动投入运行。

1.2辅助设备规范

1.2.1除氧器：

名称： 高压旋膜除氧器 台数：2

型号： GCM250-2-0 设计温度：300℃ 工作介质：水、汽 设计压力：0.637 MPa 额定出力：220t/h 工作压力：0.49MPa

工作温度：158℃ 安全阀整定压力：0.60 MPa 最高汽源压力：0.98 MPa ， 水箱有效容积：70立方 1.2.2胶球泵装球室型号:ZQS-300 工作压力： 0.3Mpa

收球网： SD-700a 工作压力 ：0.3Mpa 分配器: FH100 1.2.3射水抽气器

型式：TD-18型，水压：0.33 MPa，水温：20℃ 抽汽量：18kg/h ，水量：250 t/h， 1.2.4冷凝器

型式：分列二道制表面式，挽热面积：2000㎡， 冷却水压：0.25MPa

6

冷却水量：5400t/h， 净重：37.3t， 水阻：3.4m，

铜管数：3638/282，管子规格：25x1x 6562，管材：HSn70-1A（HAL77-2）/B30 1.2.5冷油器

型式：立式表面，冷却水入口温度：33℃，出口油温：45℃

冷却水量：95t/h，换热面积：42㎡（其中2#机2#冷油器为60㎡），净重：1.1t

1.3锅炉规范

型号：UG—130/9.8—M4

型式：高温、高压、自然循环、单炉膛、煤粉炉

额定蒸发量：130t/h， 额定蒸汽压力：9.8MPa 额定蒸汽温度：540℃， 给水温度：215℃ 锅炉效率：90.2%， 燃烧方式：室燃； 设计燃料：贫煤

1.4发电机规范

型号：QFW—30—2

额定功率：30MW，转速：3000r/min，频率：50HZ 定子电压：6.3KV，电子电流：3437A

相数：3，接线方式：Y，功率因数：0.8，冷却方式：闭式空冷（四组）。

1.5回热设备

项目 名称 轴加 #1低加 #2低加 #3低加 #1高加 #2高加 传热面积㎡ 26 80 80 60 210 210 汽侧压力MPa -0.007 0.0234 0.0971 0.2132 1.3198 2.5234 入口水温℃ 27.3 31 58.5 93.8 160.1 189.3 出口水温℃ 31 58.5 93.8 117.3 189.3 221.4 型号 JQ—26 JD-80 JD-80 JD-60 JG-210 JG-210 青岛青力锅炉辅机有限公司 青岛青力锅炉辅机有限公司 制造厂

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1.6各动力设备规范

名称 循环泵 给水泵 凝结泵 射水泵 胶球泵 交流调速油泵 交流润滑油泵 直流润滑油泵 顶轴油泵 盘车 给水泵辅助油泵 排烟风机 轴加风机 胶球泵 卧式直流油泵 型号 24SH-19B F150-1500 4N6X2 8SH-13 125SS-15 100AY120×2 100AY-60A 85LY-40 SCY14—B XYZ-63g ATY0932—020J—01 QY40-46 流量m/h 2880m3/h，汽蚀余量7.8m 150m3/h汽蚀余量：5.2m 50m3/h汽蚀余量：2.4m 288m3/h，必须汽蚀余量6.4m 85m3/h 100m3/h汽蚀余量：5.2m 90m3/h 48m3/h 25ml/min 63L/min，油箱容积:1m3 1200 85m3/h 40m3/h 3扬程m 21 1598 120 41.5 15.5 240 49 40 3150 9520Pa 46米 转速r/min 970 2950 2950 2970 1460 2980 2940 1460 1440 2950 制造厂 上海华联泵业有限公司 上海华联泵业有限公司 上海华联泵业有限公司 博山水泵制造厂 青岛九州电力设备厂 北京海圣达泵业有限公司 上海大速电机有限公司 青岛九州电力设备厂 沈阳启源泵业有限公司 电机功率KW 250 1000 37 45 11 110 22 10 15 3 7.5 11 13kw 电压KV :6 6 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 220V 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 220V 转速r/min 988 2985 2950 2970 1460 2980 2940 3000 1460 2880 2950 电机型号 Y3552-6 YKS1000-2/990 Y200L2-2 Y225m-2 Y100M-4 Y315S-2 Y180M-2 Z2-51L3 Y160L—4 Y100L—2 Y160M-4 Z2-52 台数 4 3 6 4 2 2 2 2 1 2 6 2 2 2 2 额定电流A 30 110 69.8 83.9 22.6 203 42.2 53.8 30.3 6 15 22.6 68.7A 8

第二章 运行操作的基本要求

2.1机组禁止启动条例

a. 任一安全保护装置或系统失灵。

b. 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后，不能维持转速在危急遮断器动作转速以下。

c. 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀卡涩或关不严。

d. 交流调速油泵，交、直流润滑油泵，顶轴装置，盘车装置失常或润滑油系统故障。

e. 汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化大于0.03mm。

f. 盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅度摆动。

g. 油质不合格，油箱油位低于正常油位，轴承进油温度低于35℃或回油温度高于65℃。

h. 主要仪表（如测速、振动、轴向位移、差胀、调节及润滑油、冷油器出口油温、轴承回油温度、主汽压力、温度、凝汽器真空等的传感器和显示仪表，以及测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等）失灵。 i. 汽缸前部上、下内壁温差大于50℃。 j. 差胀超过+3mm，－1.0mm。 k. 汽轮机进水。 l. 机组保温不完善。

m. 其他配套设备或系统工作不正常。

2.2运行操作的规定

2.2.1冷、温、热态启动的划分 启动方式 冷态 温态 热态 2.2.2各系统正常运行中的控制数据 2.2.2.1蒸汽系统 名称 单位 MPa 主蒸汽压力 主蒸汽温度 主汽流量 抽汽量 抽汽压力 排汽压力 ℃ t/h t/h MPa KPa 调节级后汽缸下半内壁温度 150℃以下 150—300℃ 300℃以上 正常 8.73 535 152 80 0.88 最高 9.13 540 189 130 1.18 -81.4 最低 8.24 525 0.68 -96 9

排汽温度 轴封供汽压力 轴封供汽温度 ℃ MPa ℃ ＜65 0.02-0.05 150 最低 －0.5 －1.0 单位 ℃/分 ℃/分 ℃/分 ℃/分 ℃/分 ℃ ℃ 80 报警 ±0.8 +3.0 －1.0 停机 ±1.0 +3.0 -1.0 2.2.2.2轴向位移及差胀 名称 单位 最高 mm +0.5 轴向位移 mm +2 差胀 2.2.2.3汽缸金属温度控制 位置 主汽门前蒸汽温升率 主汽门前蒸汽温降率 主蒸汽管外壁温升率 汽缸法兰内壁温升率 汽缸法兰外壁温升率 汽缸法兰内、外壁温差 汽缸法兰中心与螺栓温差 范围 2.8—3.2 2 ≤3 ≤3 ≤3 ≤80 ≤35—45 法兰上下之间、左右之间温差 ℃ ＜5—10 上下汽缸温差 ℃ ≤50 空负荷排汽温度 ℃ ＜100 2.2.2.4油系统及轴承温度、振动 名称 单位 正常 最高 最低 报警 停机 mm 0 190 -190 +150/-100 主油箱油位 1.96 1.765 主油箱出口油压 MPa MPa 0.078 0.118 0.078 0.05/0.04 0.03 润滑油压 40 45 35 / / 润滑油温 ℃ 70 / 65 75 回油温度 ℃ ＜65 90 / 90 110 轴承温度 ℃ ＜90 90 / 90 110 推力瓦温度 ℃ ＜90 mm 0.03 0.05 / 0.05 0.1 轴承振动 2.2.2.5辅助设备水位控制 名称 单位 正常 最高 最低 mm 500 800 300 凝汽器 mm 450 800 高加 mm 650 低加 2.2.2.6除氧器运行的数据控制及对外供汽安全阀动作值 项目 单位 正常值 最高 最低 备注 mm 2150 2350/2550 1600 除氧器水位 MPa 0.49 0.6 0.25 除氧器压力 158 除氧器温度 ℃ MPa 安全阀动作值 安全阀动作0.60 MPa 1.23 对外供汽安全阀动作值 2.2.2.8偏离周波时间限制 周波范围（HZ） 允许运行时间（min）

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48.5—50.5 长期连续 47.5—49.0 ≤12 48.0—48.5 ≤90 50.5—51.0 ≤90 51.0—51.5 ≤10 ＜47.5或＞51.5 不允许运行 2.2.2.9蒸汽和水品质的要求： 项目 名称 过热蒸气 给水 凝结水 硬度 umoi/L ≤1.0 ≤1.0 项目 名称 溶氧 ug/L ≤7 ≤40 电导率 us/cm ≤0.3 ≤0.3 钠量 二氧化硅ug/kg ug/kg ≤5 ≤10 铜ug/kg ≤2 ≤5 铁ug/kg ≤20 ≤20 PH 9.0-9.4 2.2.2.10主油箱及给水泵油品质的要求： 外观 水分 无 无 机械杂质 无 无 酸值 ≤0.3 ≤0.3 闪光点 ≥180℃ ≥180℃ 破乳化时间 ≤60min ≤60min 运动粘度 41.4~50.6 mm/s 41.4~50.6 mm/s 主油箱要求 透明 给水泵要求 透明

第三章 保护及动力设备试验

3.1汽轮机的保护与联锁

3.1.1汽轮机发生下列任一情况时，使事故停机电磁阀动作，泄去保安油及一二次脉冲油，使机组停机：

a. 汽轮机转速升至3300r/min

b. 轴向位移达+1.0mm或－1.0mm c. 凝汽器真空降至-71.4KPa d. 润滑油压降至0.03MPa e. 操作盘上停机按钮

f. 汽轮机转速达到额定的110%，事故停机电磁阀动作，停机。 g. 发电机保护动作，事故停机电磁阀动作，停机。

h. 支持轴承回油温度高75℃，事故停机电磁阀动作，停机。 3.1.2汽轮机设有下列超速保护：

a. 汽轮机转速达到额定转速的110%—112%时，飞锤式危急遮断器动作。 b. 汽轮机转速达到额定转速的114%时，附加保安动作。

c. 电超速快关电磁阀保护。当机组甩负荷的瞬间发电机油开关跳闸，通过继电器使滑阀立即被电磁铁吸上，将#1、#2脉动油泄掉，使高压油动机、旋转隔板油动机将高压调节阀及旋转隔板迅速关闭。快关电磁阀通电延续时间由时间继电器控制在2.5秒左右（此时间根据实际情况调整），此后，滑阀恢复到原来位置，汽轮机重新在调速器控制之下，维持空载转速。

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d. 汽轮机转速达到额定的110%，事故停机电磁阀动作，停机。 3.1.3润滑油压降低保护

a. 润滑油压降低至0.05MPa，报警，交流润滑油泵投入。 b. 润滑油压低至0.04MPa，报警，联动直流润滑油泵。

c. 润滑油压低至0.03MPa，事故停机电磁阀动作停机并报警。 d. 润滑油压低至0.02MPa，盘车装置自停。

e. 另一个操作步骤：检查交流油泵连锁却已投入后关闭润滑油压低0.05Mpa交流油泵联动变送器阀门后利用抹布将信号管活接包住缓慢松开活接后油压将至0.05Mpa时交流油泵联动。解除连锁停止油泵后投入连锁做备用。 f. 用同样的方法试验直流油泵。

g. 低油压停机及盘车自停在停机状态下操作。

h. 利用停机的机会将变送器操作阀门改为三通阀便于操作并将泄油阀管路接至回油管路上。

3.1.4抽汽逆止门保护

3.1.4.1当发生下列情况之一时，一、二抽逆止门电磁阀动作，关闭一、二抽液控逆止门：

a. 自动主汽门关闭。 b. 发电机主油开关跳闸。

c. 任一高加水位升至800mm。 d. 操作DCS盘上联锁。

3.1.4.2当发生下列情况之一时，三抽逆止门电磁阀动作，关闭三抽液控逆止门：

a. 自动主汽门关闭。 b. 发电机主油开关跳闸。 c. 除氧器水位高Ⅲ值2550mm d. 操作DCS盘上联锁。

3.1.4.3当发生下列情况之一时，四抽及五抽逆止门电磁阀动作，关闭四抽及五抽液控逆

止门：

a. 自动主汽门关闭。 b. 发电机主油开关跳闸。 c. 操作DCS盘上联锁。 3.1.5供热抽汽系统保护

3.1.5.1供热工况下机组甩负荷，发电机主油开关跳闸，联动下列装置：

a. 电超速快关电磁阀动作，关闭旋转隔板至最小开度，延时2.5秒（此时间根据实际情况进行调整）到重新开启。

b. 抽汽逆止门电磁阀动作，关闭供热抽汽逆止门及供热电动门。 3.1.5.2供热工况下，打闸停机，联动下列装置： a.危急遮断器动作，关闭旋转隔板。

b.液控电磁阀动作，关闭抽汽逆止阀及供热电动门。 3.1.6低压缸喷水保护

a. 排汽温度≥80℃，喷水电磁阀自动打开。 b. 排汽温度≤65℃，喷水电磁阀自动关闭。 3.1.7盘车联锁保护

a. 润滑油压低于0.03MPa，顶轴油泵拒启动。 b. 机组冲转后，盘车装置自动甩开。

c. 润滑油压低于0.03MPa，盘车电动机拒启动。 3.1.8除氧器的保护与联锁

a 除氧器水位低于1600mm, 低水位报警。

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a. 除氧器水位高Ⅰ2150mm，高水位报警。 b. 除氧器水位高Ⅱ2350mm，开启溢水电动门。

c. 除氧器水位高Ⅲ2550mm，关闭三抽逆止门及除氧器加热电动门。 d. 当除氧器水箱压力升高至0.60MPa，安全阀动作。 3.1.9高压加热器保护

a. 任一高加水位升至600mm，高加紧急放水电动门开启。

b. 任一高加水位升至800mm，高加保护电磁阀动作，高加联成阀关闭，解列高加，关闭一、二抽逆止门，开启高加电动给水旁路门，关闭高加电动进出水门。

3.1.10给水泵保护及联锁

a. 给水泵出口压力低于11MPa时备用泵联动。

b. 辅助油泵出口油压低于0.05MPa，给水泵拒启动。

c. 辅助油泵出口油压低于0.07MPa或辅助油泵跳闸，备用辅助油泵联动。 d. 辅助油泵出口油压低于0.05MPa，给水泵跳闸。 3.1.11其它辅助设备的保护及联锁

a. 凝结水泵出口压力低于0.8MPa或凝结水泵跳闸，备用泵联动。 b. 射水泵出口压力低于0.25MPa或射水泵跳闸，备用泵联动。 c. 循环水泵跳闸，备用泵联动。

3.2报警保护

3.2.1机组胀差至+3mm，－1mm，发报警信号。 3.2.2轴向位移达±0.8mm，发报警信号。

3.2.3机组任一轴承振动达0.05mm，发报警信号。

3.2.4润滑油压降至0.05MPa、0.04MPa、0.03MPa、0.02MPa分别发报警信号。 3.2.5轴承回油温度达65℃，发报警信号。

3.2.6支持轴承巴氏合金温度达90℃时，发报警信号。 3.2.7推力瓦温度达90℃时，发报警信号。 3.2.8油箱油位低至-100mm，发报警信号。 3.2.9凝汽器真空降至-81.4KPa，发报警信号。 3.2.10排汽温度高至80℃时，发报警信号。

3.2.11主蒸汽压力高至9.13MPa或低至8.23MPa，发报警信号。 3.2.12主蒸汽温度高至540℃或低至525℃，发报警信号。 3.2.13主油泵出口油压降至1.765MPa，发报警信号。

3.2.14凝汽器水位高至800mm或低至300mm，发报警信号。 3.2.15自动主汽门抽汽逆止门关闭，均有报警信号。 3.2.16 发电机跳闸，发报警信号。

3.2.17工业抽汽压力低至0.586MPa时，发出报警信号。 3.2.18工业抽汽压力高至1.23MPa时，发报警信号。 3.2.19低加水位升至535mm有报警信号。

3.2.20高加水位至600mm、800mm，发报警信号。

3.2.21除氧器水位低1600mm，高2150mm、2350mm、2550mm，压力高0.60MPa，发报警信号。

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3.3保护及联锁试验

3.3.1危急遮断器喷油压出试验 3.3.1.1试验条件

a. 机组转速3000r/min，检查各部正常。 b. 交流调速油泵正常运行。 3.3.1.2下列情况下应做喷油试验

a. 操作滑阀，喷油滑阀解体或调整后。 b. 危急遮断器超速试验带负荷前。 c. 机组运行超过2000小时。 3.3.1.3试验步骤

a. 机组转速降至2850r/min。

b. 拔下操作滑阀销子，将操作滑阀扳手置“№1”位置。

c. #1喷油滑阀被顶起，2S以后按下#1喷油滑阀不放松，压力油喷进№1危急遮断器。

d. 操作同步器提升转速，#1飞锤压出，危急遮断器动作，№1危急遮断器指示红灯亮，记录动作转速。

e. 放开#1喷油滑阀，注意危急遮断器飞锤复位，指示红灯熄灭。

f. 将操作滑阀扳手置于“0”位，危急遮断器杠杆复位，#1喷油滑阀回复。 g. 用同样的方法试验№2危急遮断器，试验完毕，将操作滑阀用销子锁牢。 3.3.1.4注意事项

a. 汽缸胀差小于+2.5mm，才可作喷油试验。

b. 转速升至3100r/min，危急遮断器不动作，应通知领导及处理（检查滑阀喷油量及喷油角度）。

c. 机组运行2000h后作喷油试验不合格，在处理前应监督机组运行。 3.3.2危急遮断器超速试验

3.3.2.1下列情况下应做超速试验

a. 新安装机组或大修后。 b. 停机1个月后重新启动。 c. 危急遮断器解体或调整后。 d. 机组甩负荷试验前。

e. 在前箱内作任何影响危急遮断器动作转速整定值的检修以后。 3.3.2.2试验要求与条件

a. （滑参数开机时）机组带25%—30%额定负荷，汽温350—400℃，运行3—4小时，调节保安系统和抽汽逆止门动作灵活，机组无异常情况。

（额定参数开机时，当汽缸绝对膨胀至8mm以上时，差胀2mm以下 ，机组一切正常，可直接作超速试验。）

b. 试验前手揿机头保安操纵箱的停机按钮。

c. 两个危急遮断器经喷油试验合格，方可进行试验。

d. 确认各转速表指示正确，设专人记录转速，监视转速和各轴承振动，超速极限，立即打闸停机。

e. 超速试验在纯凝工况下进行。

f. 超速试验前自动主汽门、调速汽门严密性试验合格。 g. 每个危急遮断器超速试验应进行三次，动作转速在3300—3360r/min之间，第一、二次动作转速差应小于18r/min。

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h. 各种联锁已整定好。

i. 机组长期运行后停机其健康状况不明，或机组大修前，禁止做超速试验。 3.3.2.3试验步骤

a. 减负荷至零，解列发电机，维持转速在3000r/min。 b. 解除电气超速及甩负荷保护。

c. 将喷油试验滑阀置于№2位置，数秒后，#2指示杆跳起，#2飞锤已与危急遮断器杠杆脱开，这时#1飞锤处于警戒状态。

d. 操作同步器以每秒5—10r/min的升速率提升转速至3150—3180r/min。

e. 操作超速试验滑阀，以每秒10—15r/min的升速继续到危急遮断器动作，#1危急遮断器电指示器红灯亮，注意主汽门、调速汽门关闭，记录动作时间。 f. 将超速试验滑阀手柄复位，同步器复零，重新挂闸，定速在3000r/min。 g. 重复第d—f项试验2次

h. 将喷油试验操作滑阀置于№1位置，数秒后，#1指示器跳起，#2飞锤处于警戒状态。

i. 重复进行第d—f项试验第2次。 j. 复置喷油试验操作滑阀到中间位置。

k. 升速过程中若转速高达3360r/min，危急遮断器不动作，或出现异常情况，应立即打闸停机。

l. 若动作转速不合格时，应停机调整。 3.3.2.4注意事项

a. 超速试验前不得作喷油试验，差胀小于2.5mm。

b. 每次提升转速，在3200r/min以上高速区停留时间不得超过1分钟。 c. 超速试验过程的转速监视，应采用机头模拟式转速表。 d. 超速试验全过程应控制在30分钟内完成。 e. 超速试验时严禁开启交流调速油泵陪同运行。 3.3.3电超速快关电磁阀保护试验

a. 联系各方做好试验准备，DCS画面ETS保护投入。

b. 启动交流调速油泵，操作同步器开启主汽门、调速汽门，调整自动主汽门，高低压调速汽门开启30%，联系电气，合上主油开关，投入电超速快关电磁阀保护。

c. 通知电气拉开主油开关。

d. 继电器使电超速快关电磁阀通电，滑阀被吸起，泄掉一、二次脉冲油，关闭调速汽门，及旋转隔板。

e. 延时2.5秒左右（根据实际情况调整），电超速快关电磁阀复位，调速汽门开启。 f. 解除电超速快关电磁阀保护，同步器复位。 3.3.4事故停机电磁阀保护试验

a. 联系各方面做好试验前准备，派专人到机头监视转速，必要时手动停机。 b. 启动交流调速油泵，开启自动主汽门，高低压调速汽门开启30%。 c. 手打事故停机电磁阀按钮。

d. 停机电磁阀应动作，检查自动主汽门、高低压调门关闭。 e. 复位停机电磁阀按钮，DCS上保护复归。 f. 试验完毕，同步器复位。 3.3.5轴向位移保护

a. 启动交流调速油泵，开启自动主汽门，高低压调门各30%。 b. DCS上投入轴向位移保护。

c. 联系热工短接轴向位移±0.8mm接点，报警信号发出。

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d. 短接轴向位移±1.0mm接点，危急遮断器动作，自动主汽门、高低压调门关闭。 e. 试验完毕，同步器复位，解除轴向位移保护。 3.3.6低油压保护试验

a. 启动交流调速油泵，开启主汽门，高低压调门开启30%，启动排油烟风机。 b. 投入盘车连续运行，投入盘车联锁。 c. DCS上投入低油压保护及油泵联锁。

d. 缓慢开启低油压压力调节器放油门，润滑油压降至0.05MPa，联动交流润滑油泵，并报警。

e. 润滑油压降至0.04MPa，联动直流润滑油泵，并报警。

f. 润滑油压降至0.03MPa，事故停机电磁阀动作，主汽门、高低压调门关闭，交流润滑油泵自停，报警，有事故记录。

g. 润滑油压低至0.02MPa，盘车自停，同时报警。 h. 试验完毕，恢复各部正常。 3.3.7凝汽器真空保护试验

a. 启动交流调速油泵，开启主汽门，高低压调门开启30%。 b. DCS上投入凝汽器真空保护。

c. 由热工短接真空81.4KPa接点，低真空报警，并有事故记录。

d. 短接真空71.4KPa接点，事故停机电磁阀动作，主汽门、高低压调门关闭，发报警信号并有事故记录。

e. 试验完毕，DCS上保护复归，恢复系统正常。 3.3.8低压缸喷水联锁试验

a. 启动凝结水泵，调整凝结水压力1.0MPa。 b. 投入低负荷喷水联锁开关。

c. 由热工短接排汽温度80℃接点，低负荷喷水电磁阀打开，有水喷入，并发报警信号。

d. 短接65℃接点，低负荷喷水电磁阀关闭。 e. 试验完毕，恢复正常。 3.3.9抽汽逆止阀保护试验

f. 启动交流调速油泵，用同步器开启主汽门，高低压调门开启30%。 a. 启动凝结水泵，调整凝结水压力1.0MPa. b. 联系电气合上发电机主油开关。

c. 投入各抽汽逆止门控制水源，联系热工抽汽逆止门电磁阀送电，投入联锁开关。 d. 联系电气拉开发电机主油开关，油开关跳闸信号发出。 e. 抽汽逆止门电磁阀动作，发出信号。

f. DCS上保护复归，重新开启各抽汽逆止门操纵装置。 g. 手打危急遮断器按钮，主汽门，高低压调门关闭。 h. 抽汽逆止门电磁阀动作，发出信号。

i. 试验完毕，DCS上保护复归，恢复系统正常。 3.3.10主汽门活动试验

a. 通知锅炉及电气，稳定负荷及各参数，缓慢旋转活动手轮，注意门杆活动。 b. 当主汽门关闭10--15mm时，记录手轮旋转圈数，保安油压，自动主汽门活塞下油压，旋回活动手轮，主汽门全开，并用销子锁住。

c. 当发现与以前有异常，应立即停止操作，返回原状态，请示领导。 3.3.11真空严密性试验

a. 汇报值长，通知电气、锅炉，将负荷稳定在25MW。 b. 记录真空、负荷、排汽温度。

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c. 检查射水抽汽器工作正常，关闭射水抽汽器空气门，凝汽器真空缓慢下降。 d. 每分钟记录一次凝汽器真空，共做5min。 e. 计算真空每分钟下降平均值。

f. 试验中凝汽器真空下降至71.4KPa，排汽温度高于70℃，应停止试验。 g. 真空下降率大于1.6KPa，应停止试验找出原因，消除故障后再做试验。 h. 试验结束后，立即开启空气门，恢复正常真空。 i. 2—5min平均真空下降率小于0.4KPa/min为合格.。 3.3.12低加水位保护试验

a.联系热工，将低加保护水位计，抽汽逆止门电磁阀送电。

b.启动凝结水泵，调整水压1.0MPa，投入抽汽逆止阀控制水源。 c.解除主汽门联锁，DCS上投入低加保护及#4、#5抽汽联锁。 d.由热工短接#3低加水位650mm点，#4、#5抽抽汽液控门关闭。 f.同样方法试验#2低加水位保护

g.试验完毕，DCS上保护复归，恢复系统正常。 3.3.13高加保护试验

a. 高加保护、水位计、进出口，旁路电动门送电。 b. 启动凝结水泵，调整水压1.0MPa。 c. 启动给水泵，开启给水泵再循环。 d. 高加注水，高加联成阀逆止门开启。 e. 开启高加进、出水电动门。旁路门关闭。

f. 解除主汽门联锁，DCS上投入高加保护及一、二抽逆止门联锁。

g. 由热工分别向#1、#2高加水位差压发讯器内注水，当水位升至600mm,紧急放水电动门自动打开。

h. 当水位升至800mm高加保护电磁阀动作，给水自动切换至旁路，同时联锁关闭1、2抽逆止门，高加解列，并开启高加给水旁路，关闭高加进出口水门。 i. 试验完毕，DCS上保护复归，恢复系统正常。 3.3.14除氧器水位保护试验

a. 联系热工将系统各电动门、调整门、水位计送电。 b. 启动凝结水泵，调整水压1.0MPa。

c. 解除联锁，DCS上投入三抽逆止门联锁。

d. 除氧器水位在1600mm以下时，水位低信号报警。 e. 继续提高水位至2350mm，水位高信号报警。

f. 缓慢将水位升至2550mm，溢水电动门自动打开，放至疏水箱，并报警。 g. 将水位升至2650mm，三抽逆止门、除氧器加热电动门关闭，并报警。 h. 试验完毕，DCS上保护复归，将系统恢复正常。 3.3.15给水泵静态试验 3.3.15.2静态拉合闸试验

a. 给水泵联锁均在“解除”位置，再循环电动门关闭，启动任一台给水泵，泵不能启动。

b. 启动辅助油泵，检查油压正常，开启给水泵再循环电动门，启动一台给水泵。 c. 停止一台给水泵，应有事故音响。 3.3.15.2静态互为联动试验

a. 启动一台辅助油泵，检查油压正常，开启给水泵再循环电动门，启动一台给水泵。

b. 启动备用给水泵辅助油泵，油压正常，开启备用给水泵再循环电动门，备用泵至“联锁”位置。

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c. 手按启动给水泵事故按钮，运行泵跳闸，备用泵联动，并报警。 d. 用同样的方法试验其它给水泵。 3.3.15.3低水压联动试验

a. 启动一台给水泵辅助油泵，只送给水泵操作电源，开启给水泵再循环电动门，启动一台给水泵,泵启动良好。

b. 启动另一台给水泵辅助油泵，给水泵联锁至“联锁”位置，给水泵只送操作电源。

c. 由热工短接低水压11MPa接点，备用泵应联动。 d. 复置，用同样方法试验其它给水泵。

3.3.15.4辅助油泵低油压联动及给水泵低油压保护试验

a. 启动一台辅助油泵，检查油压正常0.10MPa—0.15MPa，投入辅助油泵联锁。 b. 短接低油压0.08MPa接点，备用辅助油泵联动。 c. 解除辅助油泵联锁，停止原运行泵，转为备用泵。

d. 投入辅助油泵联锁，短接低油压0.08MPa接点，备用辅助油泵联动。 e. 用同样的方法试验另一台给水泵辅助油泵。

f. 分别开启两台给水泵的辅助油泵中的各自一台，建立正常的油压。 g. 合上一台给水泵开关，另一台给水泵至“联锁”位置。

h. 解除辅助油泵联锁，短接辅助油压低油压0.04MPa接点，运行泵跳闸，备用泵联动，并报警。

i. 用同样方法试验另一台给水泵。 3.3.16循环水泵联动试验

3.3.16.1分别按启动前的要求进行检查、准备。 3.3.16.2联系电气，各泵单独试运良好。

3.3.16.3只送操作电源，启动一台泵，联动开启出口电动门，投入联锁开关。

3.3.16.4按运行泵事故按钮，运行泵跳闸，联动泵出口门关闭，备用泵联动正常。联动泵出口门开启

3.3.16.5解除联锁，复置开关。 3.3.16.6用同样方法试验另1台泵。 3.3.17凝结水泵、射水泵联动试验（略）。 3.3.18凝结水泵、射水泵的低水压联动试验 3.3.18.1凝结泵联动值0.8MPa

射水泵联动值0.25MPa。

3.3.18.2分别按启动前的要求进行检查。 3.3.18.3各泵单独运转良好。

3.3.18.4启动一台泵，开启出口门，投入备用泵联锁。 3.3.18.5联系热工短接低水压接点，备用泵联动。 3.3.18.6解除联锁，停下原运行泵。

3.3.18.7投入停运泵联锁。用同样方法试验另一台泵。

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第四章 辅助设备及系统的启动与停止

4.1离心泵的启动与停止

a.启动前的检查与准备：

b.对泵进行全面检查，系统阀门开关位置正确，设备仪表齐全良好。 c.轴承油位、油质正常，容器内液位正常。 d.盘动转子，转动灵活，无卡涩。 e.投入密封水及轴承、盘根冷却水。

f.全开入口门，开启放空气门，对泵体放气，确认充满液体，关闭放空气门。 g.出口门处于关闭位置，开启再循环门。 h.解除联锁，联系电气测绝缘合格后送电。 i.汇报检查情况，准备启动。 4.1.2启动操作：

a.合上离心泵操作开关，泵启动，检查电流、出口压力、泵和电机声音、振动、轴承温度等应正常。

b.逐渐开启出口门，调整再循环门，检查电流应正常。 c.根据泵的运行情况，调整轴承盘根冷却水、密封水。 d.全面检查合格后，投入泵联锁开关。 e.向班长汇报启动情况，做好记录。 4.1.3停止操作：

a.对泵进行全面检查，汇报班长，与有关专业联系准备停泵。 b.解除联锁，逐渐关闭出口门。

c.拉下操作开关，电流、出口压力到零，泵停转。 d.开启出口门，注意泵不能倒转。 e.根据情况投入联锁备用。 4.`1.4泵切换操作

a.检查备用泵处于良好备用状态，与有关专业联系切泵。 b.解除联锁，DCS上启动备用泵。

c.检查备用泵电流、出口压力、轴承温度、声音振动正常，运行良好。 d.开启备用泵出口门。

e.逐渐关闭原运行泵出口门，注意母管压力变化。 f.DCS上停下原运行泵，电流到零，泵停转。 g.调整密封水、轴承、盘根冷却水。 f.开启原运行泵出口门，投入联锁备用。 g全面检查，汇报班长并做好记录。

4.2盘车装置的投入与停止

4.1.1启动前的检查准备： a.检查润滑油压及油温正常。

b.检查盘车装置各部正常，转子处于零转速。 C．检查盘车进油门在全开位置。

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4.2.2投入操作：

a.解除盘车自锁，拉出盘车装置离合器手柄销子，向汽机方向推动盘车手柄使盘车齿轮与联轴器上的大齿轮啮合。若未啮合，则可手动盘动电机手轮配合进行。

b.两齿轮啮合后，开启盘车进油门，启动盘车电源，进行盘车，盘车投入到位指示灯亮，进入连续盘车工作状态。

c.监视盘车电流，不应超电流或摆动过大，并注意监听其内部声音。 d.投盘车连锁，测大轴挠度，做好记录。 4.2.3停止操作 a解除盘车联锁。

b.汽机冲动后，主轴转速大于5.6r/min时，盘车齿轮应与大轴自动脱开自动，供油亦随之自动停止。

d. 停下盘车电机，关闭进油门，根据情况停润滑油泵。 4.2.4盘车联锁： 4.2.4.1盘车联锁

a. 润滑油压＜0.02MPa，停盘车。

b. 润滑油压＜0.03MPa，盘车电机拒启动。

c. 机组冲转后，盘车装置应自动甩开，盘车自停。

4.3调整抽汽系统的投入与停用

4.3.1.1投入条件：

a. 机组电负荷50%以上。

b. 抽汽逆止门，旋转隔板与发电机主油开关，主汽门联动试验正常，供热电动门试验正常。

c. 供热安全阀调试合格。

d. 旋转隔板、供热电动门、逆止门动作灵活。 e. 低负荷喷水自动投入装置，整定试验合格。 4.3.1.2投入前的准备工作：

a. 检查系统阀门开关位置正确。

b. 联系热工调压系统各电动门、仪表、保护送电。 c. 旋转隔板全开，调压滑阀处于上止点。

d. 厂区供热母管已经暖好，管道已充压至正常压力。供热电动门已开启。 e. 上部节流孔手轮开启位置，下部节流孔手轮关闭位置。 f. 投入前应通知锅炉注意主汽流量变化。 4.3.1.3调整抽汽系统的投入：

a. 抽汽调压器投入运行前手轮在放松位置，逆时针转动调压器手轮，将调压器弹簧全部松开，关闭调节窗口。

b. 将调压器压力信号管放气门开启，并向内注入凝结水，空气排净后有蒸汽冒出后，关放气门及信号管门，重新注水。

c. 注完凝结水后，将调压器信号管至压力传感室脉冲气门开启。 d. 将调压器侧面手轮转到“投入”位置。检查调速系统应不波动。

e. 缓慢关闭上部节流控制手轮，接近全关后，打开下部节流孔，检查二脉冲油压应逐步降低，（1.0Mpa左右），旋转隔版开始关小，抽汽口压力升高。停止操作。将上下部节流控制手轮锁住。

f. 缓慢顺时针转动调压器上部手轮，使调压器滑阀下移，检查抽汽口压力升高，

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此时调压系统投入正常工作。

g. 当汽轮机调整抽汽和供热母管并列运行的时候，应使抽汽压力高于供热母管压力0.03MPa，方可开启对外供汽电动门。

h. 如投入时电负荷较高应先减少电负荷，才能投入抽气系统，电负荷和热负荷不允许一起增加。

i. 注意调压系统的工作情况，监视段压力，轴向位移以及差胀的变化。 4.3.2调整抽汽系统的停用：

a.操作调压抽汽器滑阀手轮使旋转隔板油动机逐渐开启，热负荷逐渐减少。 b.减热负荷速率不应大于4—5t/min

c.将调压器侧面手轮向上转到“解除”位置。

c.旋转隔板全开后，关闭供热电动门。机组纯凝运行。（若未全开，应提高二脉冲油使之全开）。

d关闭调压器信号管门。

4.4冷油器的切换（注：进行切换前必须先启动交流润滑油泵，待切换冷油器完后

方可停止交流润滑油泵的运行）

a. 汇报值长，在班长监护下操作。

b. 稍开备用冷油器进油门，开启油侧放气门，当放尽空气有油冒出后，关闭放气门，全开进油门。

c. 开启备用冷油器冷却水进水门，开启水侧放气门，放尽空气后关闭放气门。 d. 缓慢开启备用冷油器出口油门、出口水门。 e. 调整备用冷油器冷却水进水门，保持油温正常。 f. 关闭停用冷油器进、出口油门。

g. 关闭停用冷油器冷却水进、出口水门。 h. 注意油温、油压、油位变化。

注意：冷油器在检修完毕后首次注油时，把相邻冷油器的油侧放气门接至需要注油冷油器的油侧放油门，进行注油。注油完毕后关闭阀门。

4.5高压加热器的投入与停止

4.5.1高加投、停的注意事项：

a. 严格控制高加温升率及温降率在允许范围内。

b. 应先投水侧后投汽侧，停时反之，汽侧的投入按压力由低到高依次投入。 c. 禁止汽侧运行时停用水侧。 4.5.2高加投入前的准备：

a. 对系统进行全面检查。

b. 确认高加抽汽管道逆止门、电动门动作良好。 c. 确认高加疏水调节装置、保护装置动作正常。 d. 高加各种测量仪表均已投入。 4.5.3额定参数投高加： a.检查系统阀门位置正常。

b.联系热工各电动门、仪表、保护送电。 c.开启1、2抽管道疏水门。

d.投入高加保护水源，开启高加进水电动门，缓慢开启注水一、二次门，开启高加水侧放气门，有水冒出后关闭，并注意高加水位变化。

e.当高加水侧压力达到给水压力后，关闭注水门，高加内部压力不应下降。

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f.开启高加出口逆止阀手轮，然后开启高加联成阀手轮，高加联成阀自动打开，开启高加出水电动门，注意给水流量变化，投入高加保护。关闭高加给水旁路门。

g.联系锅炉投入高加汽侧，稍开#1、#2高加进汽门，打开汽侧放水门，暖体15min，关闭放水门。

h.缓慢开启高加进汽门，控制给水温升2℃/min直到给水温度达额定。 i.将#2高加疏水倒入#1高加，#1高加汽侧压力大于除氧器压力0.3MPa时，#1高加疏水倒入除氧器。

j. 注意高加水位变化，投入水位自动调节。 k. 关闭1、2抽管道疏水门。 4.5.4高加的停止

a.汇报值长，联系锅炉准备停高加。

b.缓慢关闭高加进汽门，注意机组负荷及推力瓦温度变化。

c.关闭#1高加至除氧器疏水调节门、手动门，开启#1、#2高加汽侧放水门，将#1、#2抽汽逆止门底部疏水门开启2—3圈。

d.确认汽侧无压力后，将高加解列，开启高加给水旁路电动门。 e.关闭高加给水进口电动门，.高加给水出口电动门。 g关闭高加联成阀，出口逆止门手轮。 h.将高加保护开关解除。

4.6低加的投入与停止

4.6.1 #3低加的投入：

a.开启四抽管道疏水门进行疏水。

b.开启#3低加进、出口水门，放气见水后，关闭#3低加凝结水旁路门

c.稍开#3低加进汽门，开启#3低加汽侧放水门，暖体15min后关闭放水门。 d.缓慢开启#3低加进汽门，开启#3低加空气门，关闭四抽管道疏水门。 e.开启#3低加疏水至#2低加水门，调整水位正常。

f. #2低加的投入与#3低加投入类同（#1低加因汽侧为真空，投入时应直接将疏水直接疏至凝汽器）。

4.6.3 #3低加的停止： a.缓慢关闭#3低加进汽门。

b.关闭#3低加疏水至#2低加水门。

c.关闭#3低加空气门，开启#3低加汽侧放水门。 d.开启#3低加凝结水旁路门，关闭出、入口水门。 e. #1、#2低加的停止与#3低加类同。

4.7胶球清洗装置的投入与停止

4.7.1启动前的检查与准备：

a.联系司机，检查循环水系统运行正常，胶球泵测绝缘合格。 b.送上胶球泵电源。

c.检查胶球泵进口阀门关闭，分配器出口门关闭。 d.分配器切至要清洗的那一侧。

e.将收球室手动切换阀至“关”位置，打开装球室手孔，加入已经用水浸泡好的胶球200

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个，关好手孔。

f.关闭装球室放水门，开启放空气门，稍开分配器出口门，待装球室放尽空气充满水后，关闭放空气门。

g.关闭分配器出口门，开启胶球泵入口门。 4.7.2胶球清洗：

a.用收球网手柄将收球网摇至收球位置。 b.启动胶球泵，开启分配器出口门（清洗侧），检查泵运行正常。 c.将装球室切换阀至“开”位。

d.胶球清洗时间为30分钟，特殊情况可延长清洗时间。 4.7.3收球：

a.将装球室切换阀至“关”位置，收球60分钟。 b.关闭分配器出口门及胶球泵入口门，停胶球泵。

c.开启装球室放空气门、放水门，放尽水后，打开手孔门，清点数目，收球率应在90%以上，收球率低，应分析查明原因。可放于少量球试验。严禁凝汽器内积攥大量胶球。 d. 用收球网手柄将收球网摇至运行位置。 e.断开胶球清洗装置电源

4.8除氧器投入与停止

4.8.1除氧器投入前的检查：

a. 联系热工，各仪表、电动门、电动调节门、水位计及保护送电。

b. 检查除氧器溢水电动门、除氧器加热门、加热调节门、补充水调节门，开关试验正常。

c. 除氧器水位、保护试验合格。 d. 调整系统各阀门在需要位置。 4.8.2除氧器的投入：

a. 向厂公用蒸汽母管送汽，供汽前应充分暖管疏水。

b. 联系化验，向除氧器补除盐水，当水位至1600mm，通知化验水质，如不合格应进行放水，直至合格。开启除氧器排大气门。

c.开启再沸腾加热门，加热水箱中的水,根据锅炉要求控制水温。 d.机组启动后，凝结水质合格并回收后，开启厂公用蒸汽母管至除氧器加热电动门，调整调节门，关闭除氧器再沸腾门，控制除氧器压力0.49±0.02MPa左右。 f.当三抽压力达到0.6MPa,加热倒至本机三抽供汽。

g.当除氧器压力达0.4MPa以上时，机组轴封供汽倒为本机除氧器汽平衡供汽，注意汽平衡管道充分疏水，以防止轴封进水。 4.8.3除氧器的停止：

a. 接到班长停止除氧器的命令后，首先把并列运行的除氧器解列。 b. 解除水位，压力自动调整；保护。

c. 开启除氧器排大气门，联系机组，关闭解列除氧器给水再循环门，高加疏水门，疏水泵来水门。

d. 逐渐关小除盐水补水门，关小进汽调节门。

e. 逐渐关闭凝结水来水门，进汽门；同时相应关闭除氧器下水门，直至全关，注意水位变化。。

f. 关闭汽平衡门。关闭进汽调节门前后手动门。注意压力水位是否有变化。 g. 根据检修需要开启除氧器放水门。如果处于备用，应留有水位1600mm。

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4．8．4除氧器的并列操作（一台运行，一台备用）。

a. 二台除氧器水位，压力及其他保护等正常后，略开启二台除氧器排大气门， b. 缓慢开启备用除氧器汽平衡门。

b. 略开启备用除氧器凝结水门，进汽调节门，缓慢开启下水门，直至全开；注意二台除氧器水位的变化。全开凝结水门，并调整进汽门。 c. 开启备用除氧器给水再循环门，高加疏水门； d. 根据需要开启除盐水补水。

d.并列操作中，二台除氧器的进汽，进水要连续进入，严禁中断。

4.9凝汽器半面清洗（因暂时凝汽器左右侧无空气门，安全起见，等安装后方可

进行）

4.9.1停用：

a. 汇报值长，准备好操作票，将负荷减至12.5MW。 b. 关闭停用侧凝汽器空气门，注意真空变化。

c. 关闭停用侧凝汽器进水电动门、出口电动门，开启水侧放空气门及放水门，注意真空、排汽温度、差胀、振动变化。

d. 关闭停用侧胶球泵入口门、分配器出口门，联系热工将停用侧进、出口电动门及胶球泵停电，通知检修进行清洗。

e. 凝汽器真空不低于81.4Kpa（排汽温度<60℃），否则适当减负荷。 f. 凝汽器水室端盖打开时，应注意真空的变化。 4.9.2投用：

a. 检修清理完毕，工作票收回，拆除安全措施，准备好操作票，做好投用前准备。 b. 关闭投用侧凝汽器放水门，联系热工将进、出口电动门送电。

c. 缓慢开启进水电动门，当水侧放尽空气，有水流出后，关闭放气门，开启出口电动门，检查清洗侧水室端盖各处有无泄漏。

d. 开启投用侧凝汽器空气门，检查凝汽器真空应上升。 e. 汇报值长，机组逐渐加负荷。

4.10给水泵启动与停止

电动给水泵

4.10.1给水泵遇有下列情况不能启动：

a. 主要表计不能投入（如电流表、油压表、出入口压力表）。 b. 给水泵出口逆止门不严。

c. 保护试验不合格或不能投入。 d. 辅助油泵工作失常。 e. 油质不合格。

f. 密封水系统不能投入。 g. 电机绝缘不合格。

h. 通知化验室开启工业水泵，除盐水泵。 4.10.2启动前的检查准备：

a. 检查系统、阀门位置正确。

b. 所有仪表、保护及电动门送电，保护试验正常。

c. 解除给水泵联锁开关，电动机绝缘良好，冷风室内无积水。 d. 试验热工信号及事故音响良好。

e. 油箱油位正常，轴承箱油位正常，油质合格。

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f. 除氧器水位正常，暖泵合格。 g. 密封水投入正常。 4.10.3启动操作：

a. 启动给水泵辅助油泵，油压0.08-0.15MPa，各轴承回油正常，油温20—40℃，投入辅助油泵联锁开关。

b. 汇报班长，联系电气、锅炉准备启动。 c. 关闭给水泵暖泵阀门。

d. 开启给水泵再循环门；DCS上启动给水泵，记录电流返回时间，检查电流、振动、声音、进水压力、出口压力及平衡水压力均正常。 e. 检查泵体各级间及机械密封无泄漏。 f. 开启给水泵出口电动门旁路门。

g. 开启给水泵出口电动门，调整密封水门。关闭旁路门。 h. 根据油温、风温及时调整冷油器、冷风器。

i. 全面检查合格后，关闭再循环门，记好记录，汇报班长。

j. 备用给水泵联锁投“联锁”位置。开启给水泵辅助油泵，出口电动门，再循环门。

4.10.4停止操作：

a. 汇报值长，联系锅炉准备停给水泵。

b. 解除给水泵联锁，对给水泵进行全面检查。 c. 逐渐关闭出口水门，开启再循环水门。

d. 拉下给水泵开关，注意电流、压力，注意给水泵停止。 e. 停冷油器、冷风器、冷却水。

f. 投入暖泵系统，调整密封水压正常。

g. 开启给水泵出口门，注意泵不应倒转，给水泵联锁投“备用”位置。 h. 汇报班长，做好记录。 4.10.5给水泵热备用条件：

a. 辅助油泵运行，油压0.08-0.15MPa，油温20—40℃。 b. 联锁开关投入，出口电动门开启。 c. 再循环开启，密封水运行正常。

d. 给水泵采用倒暖泵，壳体上部温度与给水温度小于8—10℃，壳体上下温差小于15℃。 汽动给水泵 汽轮机的启动：

一、 启动前的准备工作：

1、启动前必须进行周密的、严格的检查。

（1）所有仪表（如压力表、温度计、转速表）均应检查校验合格。

（2）机组各部件应完整无缺，动作部分运作灵活，无卡涩现象，各紧固螺钉应拧紧。

（3） 调节汽阀（属于汽阀总成）连杆的位置应使调节汽阀处于全开位置，速关阀处于全闭位置，危急遮断器连杆处于脱扣状态。

（4） 油管路安装正确无误，润滑油压正常，油循环合格。 2、暖管及疏水（分2路） 一路：（1）打开东四米进汽手动隔离门旁路门进行汽轮机进汽管道疏水，开启东四米进汽管道疏水门（2路疏水）。开启0米3#汽动给水泵进汽电动门前疏水门，充分疏水。开启汽轮机本体疏水门（全开），

（2）待疏水充分后全开东四米进汽隔离门，关闭进汽隔离门的旁路门。关小东四

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米进汽管道疏水门及进汽电动门前疏水门。

二路：（1）打开东四米进汽手动隔离门旁路门进行汽轮机进汽管道疏水，开启东四米进汽管道疏水门（此管道有2路疏水）。开启0米3#汽动给水泵进汽电动门前疏水门，开启西4米对外供汽至3#汽动给水泵手动门（2#机低压加热器处），稍开西门外对外供汽至3#汽动给水泵进汽隔离门后疏水门，充分疏水。（2）待对外供汽至3#汽动给水泵管路无水时，全开对外供汽至3#汽动给水泵进汽隔离门、对外供汽至3#汽动给水泵进汽手动门（西4米层），关闭东四米3#汽动泵进汽手动隔离旁路门，关闭东4米所有疏水门。

注：正常情况下3#汽动给水泵用第二路进汽运行。 二、启动程序及方法

当确信汽管路及其他系统处于正常状态，才能启动汽轮机。汽轮机开机，依下列步骤进行：

1、 顺时针转动主汽门手轮，待汽阀总成上的转轴转动而挂上钩后，检查危急遮断器

连杆是否处于紧张状态，如否，应进行调整，使之张紧，以保证危急遮断器动作灵活。

2、 打开排汽管道二路疏水门（0米）开始进行疏水。

3、 逆时针旋主汽门手轮使主汽门（属于汽阀总成）逐渐开启，待转子冲动后，即关

小主汽门使机组缓慢升速到500-600rpm/min，进行低速暖机，持续时间约为15-20min，在此期间已受热均匀时可分别逐步关闭疏水阀门。

4、 确认机组运转正常后，即以300rpm/min速率升速，升至调速系统动作转速时。

电子执行器应该动作，使调节汽阀关小，并控制转速。

5、 全开主汽门，可手动或自动使汽轮机升至额定转速（必须保证排汽管道疏水充

分）。如果是新安装机组或大修后第一次启动，则应在低速时，用手拍危急遮断器连杆上脱扣扳手手柄进行紧急停机试验，如无误则可进行危急保安器跳闸试验，如一切正常则机组可在额定转速下稳定运行。 汽轮机的停止： 一、 正常停机：

1、 逐渐减少负荷，手拍危急遮断器连杆的脱扣扳手手柄，使速关主汽阀关阀，同时记录惰走时间，以便进行比较。

2、 关闭排汽管道上的阀门。

3、 关闭排汽管道上的隔离阀，打开各疏水门。 二、紧急停机

1、当运行的机组发生下列情况某一情况时，应紧急停机。 （1）当机组转速超过额定值的12%，危急遮断器不动作时； （2）机组发生强烈振动或机组内部有清楚的金属撞击声时； （3）当调速系统发生较大的晃动，而无法予以消除时； （4）发生其它事故而认为必须停机时（如油系统失火、电气系统发生严重事故等）。 其紧急停机操作方法：手拍危急遮断器连杆的脱扣扳手手柄，使速关主汽阀关闭。 注意：因汽轮机的排汽接入8米加热器，在汽轮机运行前可先投入加热器的水侧即加热器除盐水进水门和除盐水出水门（捎开水侧放汽门）。待汽轮机冲转后自动投入加热器的汽侧（用加热器的疏水手动门控制加热器的水位）。

4.11循环水泵的运行

4.11.1启动前的检查与准备：

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a.通知电气测绝缘合格后，送电。

c. 盘动水泵对轮，无止涩。

d. 开启循环水泵入口电动门，并对泵体放气。 e.打开凝汽器水侧放气门。

f.打开凝汽器循环水进、出口阀。

g.向冷水池注水至最高位，并准备好冷水塔的投运。 4.11.2启动：

a. 解除循环水泵联锁，DCS盘上蝶阀联锁解除。

b. 启动水泵，泵电流、振动、出口压力正常。开启出口蝶阀。 c. 凝汽器水侧放汽门出水后关闭。 d. 将泵出口蝶阀投“联锁”。 e. 检查冷水池淋水正常。 4.11.3停止：

a. 解除循环水泵出口蝶阀联锁，关闭出口蝶阀。 b. 停止循环水泵，检查电流到零，泵不倒转。 c. 根据运行要求，投该泵备用及蝶阀联锁。 d. 汇报班长，做好记录。 4.12.凝结水系统启动

4.12.1凝结水系统注水完毕后，启动凝结水泵：

1) 凝汽器水位不低于300mm。再循环门开启。 2) 凝结水泵入口阀开。

3) 凝结水泵密封水投入正常，轴承油位正常。 4) 水泵空气管道投入正常。 5）解除联锁，启动凝结水泵.

6）检查泵出口压力、电流、振动均正常。 7）根据需要调整再循环门 8）将备用凝结水泵投“联锁”，其出口门开。

4.12.2凝结水泵停止：

a. 机组停运后，确认凝结水母管无用户，轴加温度已正常。 b. 解除备用凝结水泵“联锁”。

c. 关闭凝结水泵出口门后，停止凝结水泵。

第五章 汽轮机的启动与停止

5.1启动前的基本要求

5.1.1运行人员在机组启动前应了解安装检修、改进、变更情况。按照机组启动试验要求，遵照规程进行分部试运和恢复系统。

5.1.2准备好启动用的转速表，振动表及开机工具，检查各系统正常。

5.1.3核对已收回的工作票，查阅检修交待，检查设备周围无妨碍运行的杂物，沟、坑、洞盖板铺设牢固，现场卫生清洁。

5.1.4与电气联系好：各动力设备及发电机绝缘良好。 5.1.5通知检修检查油动机滚轮间隙是否调整合格。

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5.2启动前的检查和准备

5.2.1调节保安系统及油路系统检查

5.2.1.1危急遮断器、危急遮断油门、危急遮断指示器、高低压油动机，同步器、高压油动机、低压油动机、主汽门等均处于停机状态。 5.2.1.2调节保安系统均处于良好状态，无漏油现象。

5.2.1.3主油箱内无积水和杂质，清扫干净。油管路系统、冷油器、滤油器、高、低压交、直流油泵等应处于完好状态。 5.2.1.4下列油门在关闭位置： 主油箱事故放油一、二次油门，放水门，滤油器放油门，冷油器的放油门及放空气门，高低压交、直流油泵放空气门，油管路放油门等均应在关闭位置。 5.2.1.5下列油门在开启位置：

高低压交、直流油泵出、入口油门，冷油器出、入口油门，至低油压继电器油门等均在开启位置，滤油器投入一侧。

5.2.1.6主油箱灌油，油位补至+100mm，油位计上下灵活好用。投入交流润滑油泵运行进行油循环，油循环合格后，各轴承滤网必拆掉。检查轴承箱等各处无泄漏。

5.2.1.7稍开冷油器油侧空气门，排除遗留的空气后，将其关闭。两台冷油器准备投入运行，出入口油门全开，入口水门全关，出口水门全开，备用冷油器入口油门全关，出口油门全开，入口水门全关，出口水门全开。如果油温低时，可将低压交流油泵倒换为高压油泵运行，以便于提高油温。

5.2.1.8检查各轴承回油油量正常后，投入盘车装置运行，汽轮机启动前，盘车装置连续运行不少于两小时。为此，拉出盘车装置离合器手柄销子，向汽机方向推动盘车手柄使盘车齿轮与联轴器上的大齿轮啮合。两齿轮啮合后，开启盘车进油门，启动盘车电机，盘车投入到位指示灯亮，进入连续盘车工作状态。倾听盘车装置及汽轮发电机内部声音应正常，无异音，投入盘车联锁。 5.2.1.9调整好油温（50℃±5），启动高压油泵作调速系统各项试验（分别作主汽门活动试验，油动机与滚轮转角关系，各部油压校验，喷油试验，机组保护，事故停机及甩负荷超速等）。均应合格。 5.2.2主蒸汽及抽气系统：

5.2.2.1根据机组的启动方式：如采用滑参数和额定参数启动，滑参数启动应将汽机电动主汽门前所有隔离门打开，管道疏水全部打开，随锅炉一起升温升压；如采用额定参数启动，应用#1，2机主汽隔离门旁路门暖管，注意升温升压应缓慢，先用低压0.2~0.5Mpa暖管20~30min，待正常后，再按0.1Mpa/min的速度升压，升温不超过2.5℃/min；随时注意管道及支吊架振动膨胀情况。注意当管道温度升至450℃时，应关小管道疏水门，待隔离门前后压力基本接近额定压力，可开启主汽隔离一二次门。（无论采用滑参数和额定参数启动，未充汽以前，应开启管道无压疏水将管道内存水疏干净后，再开启管道有压疏水向管道充汽暖管，以免管道水击振动过大，若管道振动过大，应立即关小进汽门，加大疏水）。

5.2.2.2汽机侧电动主汽门及旁路门关闭，其前后疏水门开启。待作完调速系统试验后，可开启电动主汽门旁路门，直暖至自动主汽门前。

5.2.2.3调整抽汽至供热抽汽母管电动门手动门管道及至除氧器加热管道前后疏水后关闭；三抽至除氧器电动门关，对外供热门处于关闭位置。

5.2.2.4关闭#1、#2高压加热器进汽门，开启#1、#2、#3低压加热器进汽门，低加随机启动。

5.2.2.5主蒸汽至均压箱汽门、主蒸汽至减温减压器入口电动门全关。

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5.2.3疏水系统：

5.2.3.1 开机前应将汽缸本体，抽汽系统管道，导汽管疏水等全部打开，疏水膨胀箱疏水排地沟门开启疏完后关闭。

5.2.3.2低压加热器汽侧疏完水后，应将水排地沟门关闭。

5.2.3.3启动射水泵，干抽真空应在-35kpa左右，否则应检查所有真空系统疏水门。 5.2.3.4高低加疏水调整器汽、水平衡门，疏水调整器出入口开启，旁路门关闭位置。 5.2.3.5#1、#2高加疏水逐级导通，至除氧器疏水门，至低加疏水门及空气门全关，紧急放水电动门全关

5.2.3.6#1，2，3低加疏水逐级导通，到凝汽器疏水，轴加疏水门开启。 5.2.4射水抽气器及空气系统：

5.2.4.1射水箱放水门全关，射水箱水位补至正常后，补水门全关。 5.2.4.2 两台射水泵入口门全开，出口水门全关。

5.2.4.3凝汽器两侧至射水器空气门开启，欲投的射水器空气门及入口水门开启，备用射水器空气门及入口水门全关，真空破坏门关闭。 5.2.4.4#1、#2高加空气门全关。

5.2.4.5#1、#2、#3低加汽侧放水门全关，空气系统逐级导通，至凝汽器空气门全开。 5.2.4.6三台凝结水泵空气门开启。

5.2.4.7轴加至射水抽气器尾部抽气室抽气门开启。轴加本体抽气门关闭。轴加水封筒注水后关闭，放水门关闭。

5.2.4.8主蒸汽至均压箱供汽门、除氧器汽平衡门至均压箱、三抽至均压箱供汽门、均压箱至凝汽器排汽门、前后轴封供汽门全关。 5.2.6凝结水系统：

5.2.6.1凝汽器、高低加水位计投入，并无损坏和泄漏。

5.2.6.2凝汽器汽侧放水门全关，水位补至正常后，将补水门关闭 5.2.6.3三台凝结水泵入口水门开启，出口水门关闭。 5.2.6.4凝结水再循环开启。

5.2.6.5轴加、低加出入口水门开启，旁路门全关，凝结水调整门全关，低压缸喷淋装置水门全关。

5.2.6.6凝结水至高加控制水门，至抽汽逆止门控制水门，水封密封水门开启。 5.2.6.7凝结水母管排地沟门关闭，至除氧器凝结水母管联络门关闭。 5.2.7循环水及冷却水系统

5.2.7.1两台循环水泵入口水门开启，出口水门全关，泵内充满水，空气放净后，将空气门全关，凝汽器循环水入口管联络门全开。

5.2.7.2凝汽器水室放水门、放空气门关闭，凝汽器循环水入口水门，出口水门开启，与胶球清洗系统有关阀门关闭

5.2.7.3循环水至冷油器、发电机冷却器滤水网出入口门开启，滤水网放水门及旁路门全关，工业水至汽机本体转动机械冷却水总门开启。 5.2.7.4工业水至冷油器、发电机冷却器入口水门全关。 5.2.7.5循环水至冷水塔回水总门开启。

5.3仪表方面

5.3.1所有就地测压力表，位移，温度计；及温度远传压力变送器至DCS均应投入，并且显示正确。系统充水后，表接头及套管处不应泄漏。

5.3.2所有就地磁浮翻版水位计，汽.水平衡门均应打开，差压水位计测量筒应充满水，

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测流量膜盒也应充满水。油箱油位计指示准确。 5.3.3所有保护电磁阀均应通电，处于备用状态。

5.4机组滑参数整体启动操作步骤：

5.4.1投入低压交流油泵，进行冷油器及油系统充油工作，润滑油系统充油后，润滑油压应保持在0.075~0.118MPa稳定运行，主油箱油位不低于+100mm。 5.4.2投入盘车装置连续运行，投入联锁。

5.4.3润滑油系统充油后，投入高压油泵运行，检查油泵运行一切正常后，开启出口门，油压保持在1.96MPa左右，并停止低压交流油泵运行后，开启出口油门，投入联锁。投入排烟机，维持油箱内微负压200~250Pa。

5.4.4投入循环水泵，泵运行一切正常后，投入联锁，并进行凝汽器通循环水工作

5.4.5投入凝结水泵，泵运行正常后，缓慢开启出口门，开启再循环门，注意凝汽器水位，开启凝结水调节门，向低加充水，放气后关闭放气门。保持在水位1/2以上位置，投入凝结水泵联锁。

5.4.6投入射水泵，泵运行正常后，开启出口水门，投入泵联锁装置，射水抽汽器投入运行，开始抽真空，注意射水箱水位及水温。 5.4.7锅炉开始点火 5.4.8暖管与升压

5.4.8.1锅炉点火前，开启锅炉侧截门至电动主汽门前所有截门及至疏水箱疏水门，进行彻底疏水，锅炉点火后，通知锅炉以0.1~0.15MPa/min的速度升压,升温不超过2.5℃/min，随着压力的升高，逐渐关小电动主汽门前至大汽疏水门；确认作好试验后，方可开启电动主汽门旁路门，暖至自动主汽门前。

5.4.8.2升温升压至启动参数（1.0---2.0MPa，温度250~280℃）；通知锅炉稳定参数。 5.4.8.3暖管过程中，应检查管路膨胀及支吊架是否正常，阀门及法兰应无漏汽现象。 5.4.8.4暖管过程中，盘车不准中断，注意排汽温度变化。 5.4.8.5将导汽管疏水门全开。

5.5轴封送汽

5.5.1开启除氧器汽平衡门至均压箱来汽门，保持压力0.1Mpa，均压箱暖体。

5.5.2开启前、后轴封供汽门前疏水门，疏完后关小，开启前、后轴封供汽门向轴封供汽，保持轴封压力0.05MPa左右。

5.5.3关小均压箱疏水门，投入轴加运行，保持负压-0.005~-0.01Mpa。 5.5.4机组冷态启动，向轴封送汽至转子冲动，时间不得超过5min。

5.6汽轮机冲转条件

a.主蒸汽压力1.0---2.0MPa，温度250~280℃，并且有50℃以上过热度； b.凝汽器真空-0.0714MPa以上，排汽温度在60℃ 以下； c. 调速油压1.96MPa左右,润滑油压在0.0785~0.118 MPa，轴承回油正常；油温35~40℃。 d.连续盘车2小时以上，.大轴晃动度小于0.05mm。 e.法兰与螺栓温差小于35℃

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f.调节级上、下缸温差小于50℃ g.汽缸法兰内外壁温差小于100℃ h左右法兰温差小于10

i投入机组轴向位移，低油压，轴承回油温度高，电超速等保护。 5.6.1逆时针方向旋转同步器手轮至零位，使危急遮断滑阀挂闸。

5.6.2得到值长汽轮机冲转命令后，通知司炉、电气值班员及有关人员做好准备； 5.6.3汽机应将前轴封三漏门全开，并倒回半圈。

5.7汽轮机冲转

5.7.1顺时针方向旋转同步器手轮，自动主汽门全开，继续旋转同步器手轮，调速汽门开始开启。解除盘车联锁。

5.7.2当汽轮机转速超过5.6r/min,检查盘车装置应自动脱开到位，停下盘车电机，如果盘车装置未能和主轴脱开，应立即打闸停机；

5.7.3转子一经冲动。盘车脱开后，旋转同步器将调速汽门关闭，进行无蒸汽听音，倾听机组内部、前、后轴封是否有摩擦声及异音检查真空、油压、轴承回油量（检查过程中主轴不得静止）。

5.7.4一切正常后，以100r/min的速度，升速到500r/min，在此转速下暖机10分钟，低速暖机真空维持在-0.053—0.067MPa，进行测振动和记录工作；开启门杆漏汽至除氧器门。（因门杆漏汽接至公用蒸汽母管，如母管无汽，应加强疏水及将漏汽导入除氧器。） 5.7.5低速暖机时对机组进行全面检查，上、下缸温差小于50℃，油温35℃以上，主蒸汽、压力正常；

5.7.6低速暖机结束后，继续开大调速汽门，用10min的时间将转速升到1200r/min，在此转速下暖机30min，进行测振动和汽缸膨胀及缸温记录工作；控制好胀差。

5.7.7中速暖机重点检查主蒸汽温度、压力、上、下缸温度、油温、真空、振动、各轴承回油及汽缸膨胀等情况。检查上、下缸温差应小于50℃。当油温45℃，投入冷油器运行，保持油温在40±5℃稳定运行；

5.7.8中速暖机结束后，机组运行正常，继续开大调速汽门用80~100r/min转速提升1700r/min，再以400r/min转速迅速平稳的通过临界转速1800~2100r/min临界区，停留在2300~2400r/min下暖机15分钟；通过临界转速时，最大振动不超过0.1mm。 注意：从几次#1，2机额定参数开机过程看，两机均在1400r/min~1600r/min有0.04~0.07 mm振动，可能与转子内外温差引起油膜振荡有关，如发现有振动，应尽快越过，在振动平稳区略作停留后，再越过临界区）。

5.7.9在2400r/min暖机结束后，继续开大，用5min升速到3000r/min，用同步器将转速提升到3000r/min；暖机10min.

5.7.10机组在3000r/min正常运行后，进行测振和记录，对机组及调速系统运行情况进行全面检查，若机组运行有异常或调节保安系统各部油压较正常有明显变化时，应查明原因将其消除；

5.7.11根据机组状况，完成定速后的各项有关试验（如主汽门，调速汽门严密性试验，同步器上下限试验，喷油试验，完后恢复汽轮机3000r/min稳定运行。

5.7.12确正机组运行一切正常，将高压交流油泵停止运行，停油泵时有专人监视油泵出口油压，润滑油压变化，油泵出口油门关到2\\3后，应缓慢关小至全关，油泵停止后开出口油门时，开始应缓慢开启，严密监视主油泵出口油压、调速油压、润滑油压变化，严防油泵出口逆止门不严或卡涩，当油压发生异常时，应查明原因，否则不得停泵。 5.7.13高压交流油泵停止运行后，转速波动率<15r/min。

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5.8汽轮机启动中的注意事项

5.8.1中速以上升速时，真空应维持在-0.08MPa； 5.8.2轴承进口油温不应低于38℃，保持40℃；

5.8.3升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，若振动值达到0.04mm时，则应降低转速，直至振动消失，并在该转速下运行30分钟，方可再升速，如振动仍未消除，应再次降速，真至振动消失，并在该转速下运行60分钟，此中操作不能重复3次；若振动不消失，且查不清原因，应停机查找原因；

5.8.4升速过程中，主蒸汽参数不得上升过快，应按规程要求进行，不得降参数运行，严防汽温上下波动；

5.8.5蒸汽过热度不得于50℃；

5.8.6汽缸法兰与螺栓温度差不大于35℃； 5.8.7调节级上、下缸温度差不大于50℃； 5.8.8胀差及轴向位移不超过规定范围； 5.8.9注意汽缸膨胀应在3mm以上，调节级下缸内壁温度150~200℃，差胀应控制在1.0mm以下。

5.8.10认真监视凝汽器、除氧器、加热器水位变化，凝结水排地沟。 5.8.11滑参数冷态启动时间分配表： 暖机及升速转速 时间（分钟） 0--500r/min 5 500r/min暖机 10 500--1200r/min 15 1200r/min暖机 30 1200—2300r/min(迅速通过临界转速) 15 2400 r/min暖机 15 2400--3000 r/min 10 在3000 r/min下暖机、检查及并列 10 合计 110 5.9发电机并网、接带电、热负荷

5.9.1机组在3000 r/min稳定运行，全机检查一切正常后，汇报值班长、值长：发电机可以并网，并通知过锅炉，通知电气值班员发可并列，机组并网运行后，立即接带负荷1000KW，进行暖机20~30min；投入发电机，甩负荷保护。锅炉可按滑参数要求升压升温：升压按0.1~0.15MPa/min的速度,升温1.0~1.5℃/min。关闭导汽管疏水。记录缸温及胀差，下缸温度250℃以上，汽缸绝对膨胀5mm以上。

5.9.2联系化学值班员，化验凝结水质，合格后导入除氧器，开启凝结水至除氧器隔离门，关闭启动放水门及凝结水再循环门；

5.9.3发电机出口风温40℃时，投入发电机冷却器，出口水门全开，用入口水门调整，使其入口风温稳定在20—40℃运行，不得低于20℃；

5.9.4凝结水导除氧器后，可用同步器逐渐开调整汽门增加负荷，带负荷至2000KW暖机30分钟；下缸温度260℃以上，汽缸绝对膨胀5mm以上

5.9.5负荷的增加由司炉按1.0—1.5℃/min、0.1—0.15MPa /min的速度，升温升压控制加负荷至6MW左右，进行暖机1~2h；控制好胀差，下缸温度300℃以上，汽缸绝对膨

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胀7mm以上。注意热水井水位，及时再开启一台凝结水泵。

5.9.6在升速及带负荷过程中，司机应严密监视正差胀及金属温升速度，发现上升速度较快时，应通知锅炉放慢升温、升压、加负荷速度，或停止升温、升压及加负荷，待控制指标的上升速度缓慢下来，接近平稳时，再继续升温、升压加负荷，一般说来，金属温差上升速度的反映比主蒸汽温度上升或加负荷时间迟缓20—30分钟左右，加负荷过程中一定要控制住主蒸汽温度上升速度，1.0—1.5℃/min为宜； 5.9.7启动、带负荷的控制数据

a.自动主汽门壁温升速度4--5℃/min； b.法兰与螺栓温差小于35℃； c.调节级上下缸温差小于50℃；

d.法兰的外壁温差小于100℃，左右法兰温差小于10℃； e.汽轮机转子与汽缸相对膨胀差不超过+3mm,-1mm; f.轴向位移不超过规定值。

5.9.9加负荷至12MW，当汽轮机下缸内壁温度360℃时，差胀控制2.5mm以下，汽缸绝对膨胀10mm以上。关闭本体所有疏水门（除没有投入的设备及系统外）。

5.9.10当三抽汽压到0.6MPa时，投入三抽汽至除氧器加热（投入前应对管道充分暖管疏水）。并开启供热电动门旁路门对厂区供热管道进行暖管疏水，暖完后开启供热电动门。

5.9.11当电负荷增至20MW时，开启信号管门，投入调压器，注意旋转隔板开度，通知热网准备接带热负荷（投入步骤见前面）；正常后投入对外供热逆止门联锁。

投入＃1、＃2高压加热器汽侧，投入前应充分暖体，控制好出水温升速度，注意除氧器压力变化，关闭抽汽逆止门前后疏水门，待加热器水位正常时投入高压加热器保护水及抽汽逆止门联锁。

主汽温度升至490℃以上时，关闭主汽管道所有疏水门。

5.9.12关闭增加负荷过程中，严格监视机组运行情况，如上、下缸温差超过50℃，应停止加负荷，在该负荷下进行暖机，注意测量机组振动，检查有无异音，加强下部疏水，注意检查低加出入口水温情况，分析原因，待温差将至正常时再加负荷。低加水位正常后，投入低压加热器保护水及抽汽逆止门联锁。

5.9.13按升温、升压速度，使主蒸汽参数达到额定值，在此期间用同步器控制电负荷在25MW以内，认真监视机组振动情况，振动增加应检查蒸汽参数、油温及汽缸膨胀等是否正常。

5．9．14按下表带负荷及暖机 负荷数值 时间（分钟） 1-2MW暖机 40 2-6MW暖机 30 6MW暖机 60 6-15MW暖机 20 15MW暖机 30 15-20MW暖机 30 20-25MW 20 5.9.15带负荷中注意事项：

a.经常监视主汽压力、温度，使其不偏离启动曲线。如汽温在10min内上升或下降超过50℃，应立即打闸停机； b.差胀正值增大较快，暂停增加负荷，控制升温速度，必要时应减负荷，检查轴封汽压、汽温。负差胀增大时，应及时查明原因，并适当加快带负荷速度；

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c.及时调整凝汽器、除氧器，高、低压加热器水位及轴封压力，监视轴向位移，差胀，汽缸膨胀，各轴瓦温度汽缸温度及温差正常，并每30min记录一次； d.及时调整冷油器油温、发电机风温；

e.为提高机组经济性，应尽量使抽汽点的压力保持在热网许用压力的最低点，但不应低于规定值；

f.接待热负荷的过程中，应注意监视调压系统和整个调整系统的动作情况。注意监视段和抽汽压力变化情况，注意排汽流量及温度的变化；

g.电、热负荷不宜同时增加，热负荷增加不应超过4—5t/min。

5.10额定参数启动

5.10.1暖管

5.10.1.1联系锅炉准备暖管，暖管到电动主汽门前，电动主汽门前至地沟疏水门，用主蒸汽母管至汽机侧主蒸汽隔离门旁路门暖管，为此开启旁路二次门（一次门全开），汽压0.2—0.3MPa，暖管20—30分钟；至排地沟无压疏水门有白色蒸汽冒出后将其关闭；开启至疏水箱疏水门，电动主汽门前后及防腐汽门开启。

5.10.1.2继续开大旁路门，按下列规定升温升压，升温速度不大于2.5℃/min； 压力范围（MPa） 0.3—0.6 0.6—1.5 1.5—4.0 4.0—9.0 升压速度（MPa/min） 0.05 0.1 0.2 0.5 5.10.1.3暖管结束后，主蒸汽隔离门前后压力差不大于0.3MPa时，将蒸汽隔离门全开，并关闭其旁路； 5.10.2汽轮机冲转

5.10.2.1汽轮机冲动条件：

a. 调整油压2.0±0.05MPa，润滑油压在0.0785—0.118MPa b.油温在35℃以上，轴承回油正常 c.主蒸汽压力8.83MPa左右。 d.主蒸汽温度450℃以上 e.凝汽器真空-0.067MPa以上 f.大轴晃动度小于0.05mm

5.10.2.2得到值长冲动汽轮机的命令后，联系锅炉、电气值班员及有关人员做好准备； 5.10.2.3投入机组保护，摇同步器挂闸、开启主汽门、调速汽门，注意调速汽门是否关严；

5.10.2.4冲动汽轮机转子，盘装置应脱开自动停止，若盘车装置未能与主轴脱开时，应立即打闸停机；

5.10.2.5以80~100r/min的速度升速至500r/min,暖机10~20min。对机组进行全面检查。

5.10.2.6额定参数下冷态启动暖机时间按下表： 暖机及升速 时间（min） 0—500 r/min 10 500r/min暖机 10~20 500--1200 r/min 20 1200 r/min暖机 120 1200--2400 r/min（迅速通过临界转速） 15 2400 r/min 60 2400--3000 r/min 10

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在3000 r/min下暖机，检查及试验 30 合计 255 5.10.2.7汽轮机冲动到定速操作及注意事项，同滑参数启动，只是当汽缸绝对膨胀在4~5mm机组，差胀至2.9mm无法控制时，应停下机组，闷缸让汽缸自由膨胀，至汽缸温度不再升高时，差胀回落至2.0mm以下，其他一切正常，即可重新冲转。 5.10.3并列接带负荷

5.10.3.1机组定速各项试验完后，关闭调速汽门导汽管疏水门，全机检查，设备系统正常，汽轮机空负荷下暖机20分钟，高压缸下部温度升到320℃以上，通知电气值员可并列。接到已并列通知时，以加负荷的速度0.2MW/min，加到2MW暖机30分钟，凝结水合格导入除氧器； a.按下表带负荷及暖机： 负荷数值 时间（min） 1.0—2.5MW暖机 20 2.5—5MW 10 5MW暖机 30 5—12MW 30 12MW暖机 20 12—20MW 30 20-25MW 20 b.当高压缸下部温度达400℃以上时，允许以1.0MW/min的速度将负荷加到额定值； c.当下汽缸温度420℃时，关闭本体所有疏水门（除没有投入的设备及系统外）； 5.10.3.2汽轮机带负荷注意事项及接带热负荷同滑参数启动、接带电、热负荷；

5.11热态额定参数启动

5.11.1热态额定参数启动的特殊规定

a.启动前，投入交流润滑油泵，机组连续盘车，转子弯曲值不偏离原始值0.03mm，连续盘车2小时以上，调节级处上、下缸温差不超过50℃。

b.新蒸汽温度必须比上缸金属温度高50—100℃。冷凝器真空在-0.067MPa以上时，才可开启主汽门，用调速汽门冲转。注意管道应充分暖管疏水。 c.上下汽缸温差小于50℃。

d.先供轴封高温蒸汽、后抽真空。

e.胀差超过-0.8mm时，为防止高压前汽封收缩，应先供轴封高温蒸汽，后抽真空后，投入高压前轴封高温备用汽源（注意温度在300℃左右，防止低压缸超温），压力维持0.0981—0.147MPa（表压），但要严防汽机自转，投入前注意暖管疏水防止汽缸进水。 f.蒸汽参数达到8.83MPa，535℃后，开启主汽门，调整汽门冲转，保持机组转速550r/min左右，对机组进行全面检查。

g.确认一切正常后，以200r/min的升速率升至额定转速。

h.转速升至1200r/min，应将真空随转速上升，逐渐提高到额定真空。

i.定速后机组无异常，可通知电气在5min并列，然后以1.5—2.0MW/min的速率按热态额定参数启动平稳地增加负荷直到额定功率。

j.负荷增至15-20MW，停留30min，可以投入高加及抽汽供热系统。

k.热态启动时应严密监视振动、胀差，如果突然发生较大的振动，必须立即打闸停机，投入连续盘车，绝不允许降速度或等待观望拖延时间。 l.凝结水不合格，不应启动机组。

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m.其它准备要求与操作按冷态额定参数的启动执行。

5.12停机

5.12.1停机前的准备工作

a.接值长停机命令后，准备好操作票及各种工具、记录，根据实际情况，合理选择停机方式，对机组进行全面检查。

b.试验交、直流润滑油泵，交流调速油泵，盘车电机正常工作。 c.试验主汽门、调速汽门灵活无卡涩。 d.三抽至轴封管道暖管，减温减压倒暖。 5.12.2滑参数停机

5.12.2.1.要求司炉降低压力，汽温保持基本不变，汽机保持负荷20MW，逐渐全开调速汽门230mm左右；运行20—30分钟。

5.12.2.2.主蒸汽降温速度不大于1—1.5℃/min，主蒸汽温度在490℃以上，降温速度可稍快一些，但不得大于2℃/min，降压速度不得大于0.1—1.15MPa/min，主蒸汽温度应有50℃以上过热度；

5.12.2.3.在滑停过程中，应密切注意汽轮机转子与汽缸的相对胀差，当发现负胀差增大至-0.2mm时，应放慢负荷，汽温滑停速度，控制好轴封三漏调节门开度，及时投入三抽或高温汽源，不允许降至-0.5mm以下，尽量恢复到0mm以上。 5.12.2.4.在滑停过程中，当主汽温度低于上汽缸内壁温度时，应控制温差不超过30℃； 5.12.2.5.当主蒸汽温度下降到480℃时，开启主汽管道疏水门； 5.12.2.6.控制汽缸法兰与螺栓温差不大于35℃ 5.12.2.7.上、下汽缸温差不大于50℃

5.12.2.8.汽缸法兰内、外壁温差不大于100℃ 5.12.2.9.汽缸法兰左右温差不大于10℃

5.12.2.10.当负荷降到15MW时，稳定运行30分钟，联系热网停止对外供汽（停汽步骤见前述），开启厂区管道疏水门，保持除氧器压力。解除三抽抽汽逆止门保护。

5.12.2.11.注意及时开启给水泵再循环，负荷降到10MW，解除高加保护，通知锅炉，关闭#1，2高加进汽门，关闭高加疏水门。开启一二抽管道疏水门，高加汽测排地沟门，待高加温度下降后，开启高加给水旁路门，关闭高加给水进出水门。

三抽压力降至0.4Mpa以下时，除氧器应倒备用汽源。关闭三抽至除氧器加热门。若无备用汽源，应通知锅炉开大连排，保持除氧器压力。防止给水泵汽化。 5.12.2.12负荷降到6MW；，除氧器压力小于0.3Mpa，轴封供汽应倒备用汽源，开启汽缸本体所有疏水门，调整热水井水位，可停下一台凝结水泵。

5.12.2.13.当主蒸汽汽温降到300℃，汽缸温度降到300℃以下时，锅炉熄火，汽轮机继续滑负荷，在滑负荷过程中，应随时调整轴封供汽及凝汽器水位；

5.12.2.14.当负荷滑到4MW时；关闭#1，2，3低加进汽门。通知电气注意厂用电。 5.12.2.15.当负荷至2MW时，检查差胀0mm左右，通知电气全减负荷，关闭凝结水导除氧器门，关小凝结水调整门及手动门，开启凝结水再循环门，用启动放水门保持凝汽器水位；除氧器应逐渐降压降温。

5.12.2.16.确认负荷到零，解除发电机，甩负荷保护，通知电气解列，注意转速不应升高，解除除低油压外所有保护，高压油泵联锁，投入交流润滑油泵运行，手摇同步器关闭主汽门、调速汽门，旋转隔板，，解除除交直流润滑油泵外所有保护，全关电动主汽门，记录惰走时间。关闭门杆漏汽门。

5.12.2.17转速降至2100 r/min时，应开启破坏门，降低真空，迅速越过临界转速。

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