汽轮机整套启动方案

华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、双抽供热直接空冷汽轮机。配以上海汽轮发电机有限公司生产的QFS2-330-2型发电机。

DEH系统使用的是西屋公司的OVATION型集散控制系统。调节控制系统主要功能有：遥控汽机制挂闸，转速控制，第一级压力反馈、功率反馈回路、超速保护，主汽阀速度控制、TV/GV阀切换、调阀转速和负荷控制、自动同步、CCS控制、并网带初负荷、负荷主汽压力补偿、阀位限制、阀位试验、主汽压力限制、高低负荷限制、无扰在线单/顺序阀转换、手自动无扰切换、ATC控制等等。机组设有TSI监视系统对串轴、相对膨胀、绝对膨胀、轴振、转速、偏心、零转速进行监测，超限时能发出报警与停机信号。汽轮机ETS跳闸保护采用两组四个自动停机遮断电磁阀(AST电磁阀)，正常运行中它们是带电关闭的，四个AST电磁阀串、并联布置，提供了双重保护性，即每组通道中至少必须有一个电磁阀打开才可导致停机，增加了安全可靠性。

本机组设有高、低压旁路系统，可以满足机组在启动过程中暖管、提升蒸汽温度的需要。

热力系统为一炉一机单元制机组，采用DCS控制系统，抽汽回热系统由三台高加、一台卧式高压除氧器、三台低加组成。机组配三台凝结水泵，两台100％容量闭冷泵，三台水环真空泵，还有汽机润滑油、抗燃油系统、盘车、顶轴系统、发电机双水内冷水系统等等。

该机组由新疆电力设计院设计，山东电建二分公司负责安装，新疆电力科学研究院负责机组的整套启动试运工作。根据部颁的有关规程、规范，结合机组的实际情况编制本措施。

2 调试目的

对主、辅机设备进行必要试验调整，整定好各项保护定值，完成空负荷、并网与带负荷的各项试验与调整。使机组的联锁保护动作正确可靠，各项运行参数都能达到正常运行指标，具备满负荷试运条件。保证整套启动试运工作的顺利进行，使机组能安全、经济、可靠地投入运行，满足达标投产要求，

特制定本措施。其目的为：

2.1 检验汽轮机DEH系统的启动操作功能。 2.2 检验汽轮机启动曲线的合理性。

2.3 检验汽轮机带负荷能力、机组的启动性能。 2.4 检验汽轮机各主要部件的热膨胀。 2.5 检验汽轮发电机组轴系的振动水平。 2.6 完成汽机、电气的有关试验。 2.7 整定汽轮机的安全保护装置。

2.8 检验所有辅机及系统的动态投用状况。 2.9 检查机组带热负荷能力及热网设备的性能。 2.10 检验机、炉的协调性。

2.11 检验汽水品质并核实各运行表计。 2.12 对自动进行考验。 2.13 完成机组168h试运行。

3依据标准

3.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》［电力部电建(1996)159号］

3.2 《火电工程启动调试工作规定》［电力部建设协调司建质（1996）40号］

3.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》［电力部建设协调司建质（1996）111号］

3.4 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）［DL 5011-92］ 3.5 《电力建设安全工作规程》［DL5009.1-2002］

3.6 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 3.7 《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号 3.8 上海汽轮机有限公司提供的启动运行说明书、调节保安说明书及新疆电力设计院设计的有关图纸。 4 调试使用设备

4.1手持振动表，型号：RION Vm-63，精度10%，编号08146188。

4.2 光电转速表，型号Hioki 3404，编号062489。 4.3 经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。

5 组织与分工 5.1 建设单位的职责

全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理，参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。负责编制和发布各项试运管理制度和规定。协调解决合同执行中的问题和外部关系等。参加分部试运后的验收签证工作。负责管理制造厂家的调试项目等。 5.2 安装单位的职责

负责分系统试运的组织工作和系统的隔离工作。负责试运设备的检修、维护及消缺工作准备必要的检修工具及材料。负责有关系统及设备的临时挂牌工作，配合调试单位进行分系统的调试工作。负责试运阶段设备与系统的就地监视、检查、维护、消缺和完善。负责该系统分部试运后的验收签证工作。负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。 5.3 调试单位的职责

负责调试系统的指挥及技术工作，准备调试表格进行调试工作并记录有关数据；负责调试系统相关的联锁、报警、保护的传动及试运前的技术及安全交底做好交底记录。负责全面检查试运系统的完整性和合理性，组织系统试运条件的检查确认。负责试验数据的记录及整理工作。填写试运质量验评表。参加分部试运后的验收签证工作，编写调试报告。负责对试运中重大技术问题提出解决方案及建议。 5.4 监理单位的职责

负责本试运方案的讨论会审。检查试运的各项工作落实完善情况。负责本次调试设备的质量监督检查工作及对调试过程进行监控。负责试运过程中的缺陷管理，建立台账，确定缺陷性质和消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理。协调办理设备和系统代保管有关事宜。 5.5生产单位的职责

完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。提供电气、热控等设备的运行整定值。负责系统试运中设备的启、停，

运行调整及事故处理。在调试系统试运期间作好事故预想，及时处理异常情况。准备运行的规程、工具和记录报表等。负责试运中设备的巡检及正常维护工作。负责有关系统及设备的正式挂牌工作。负责已经代保管设备和区域的管理及文明生产。 5.6 生产厂家的职责

制造单位应按合同进行技术服务和指导，保证设备的性能；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题等。

6 调试设备及系统

6.1 汽轮机本体，本体疏水系统。

6.2 DEH调速保安系统、ETS汽轮机紧急跳闸系统、TSI监视仪表系统。 6.3 润滑油系统及油净化装置。 6.4 顶轴油系统及盘车装置。 6.5 主、再热蒸汽系统。 6.6 开、闭式冷却水系统。 6.7 辅助蒸汽系统。 6.8 轴封系统。

6.9 凝结水系统、各杂项用水系统。 6.10除氧给水系统。 6.11 循环冷却水系统。 6.12 真空系统。

6.13 抽汽回热系统，抽汽逆止阀气动控制回路系统、辅机疏水系统。 6.14 发电机内冷水系统。 6.15 汽机空冷系统。 6.16 旁路系统。 6.17 热网首站。

6.18 主、辅机热工DCS系统的联锁、保护、自动调节系统（含SCS顺序控制系统）， DAS监视仪表系统和相关仪表。

7 调试前应具备的条件

7.1 现场应平整，道路（包括消防道路）畅通，环境须清理干净，试运范围内的施工脚手架要全部拆除，沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，不便检查和操作的部位均相应的要采取措施确保试运人员、设备的安全，便于运行人员与调试人员接近，能够确保安全有效地对设备实施监督。 7.2 现场备有足够的消防器材，消防水系统有足够的水源和压力，并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。

7.3 厂区和厂房的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用水和卫生设施可以投入使用。

7.4 现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。 7.5 电话等通讯设备安装完毕，投入使用，现场通讯畅通。

7.6 所有参加试运的设备、系统仪表按设计安装完毕，并完成设计变更和其它必要的修改项目，确认安装质量验收合格。

7.7 有关承压设备、管道经水压试验合格。试运中无法试验的安全阀（如加热器、轴封、辅汽联箱、除氧器等的安全阀）应拆卸后在现场临时装设的试验装置上经试验整定合格后再装回设备上，热态时应对安全阀进行校验，必要时安装单位应对安全阀进行调整。

7.8 参与试运的设备、系统按设计要求完成保温，管道的支吊架应安装完毕且调整合格，妨碍管道热膨胀的物件必须拆除。

7.9 所有二次浇灌工作应完成，浇灌层的强度应达到设计要求。

7.10 电气设备和线路绝缘良好，仪表操作电源和动力电源必须可靠，保安电源及直流电源经试验可靠且投入。 7.11 具有可靠的仪用、杂用压缩空气。

7.12 所有热控仪表经校验合格，各测点信号保护、自动控制在分部试运时应逐项检查静态调试好，各项报警显示应正确无误。

7.13 各容器的水位、油位计应按要求标出高、低、正常工作位置，并有显示和报警，各转动机械轴承应按相应的要求加入足量的润滑油（脂），各油箱、水箱应按要求灌入合格的液体到正常液位。

7.14 各系统中的电动、气动、手动阀门经开关试验灵活可靠，开关方向正确，并有开关方向标志，不便操作的手动阀门应装设有平台或传动装置。

7.15 各蒸汽系统、水系统按相应措施吹扫冲洗合格，正式系统恢复。 7.16 主机润滑油系统、保安油系统、顶轴油系统、抗燃油系统、调节油系统油循环冲洗合格，其油质必须符合汽机施工验收规范的标准，本工程润滑油油质应达到NAS9级, 抗燃油油质应达到NAS6级，各油泵之间的联锁回路完好，低油压信号与低油压联动的整定值符合设计要求，系统调试完毕，符合设计要求，可以投入运行。

7.17 DEH控制系统调试完毕，静态试验合格，符合设计要求。

7.18 真空系统灌水查漏合格，空冷岛气密性试验合格，不送轴封时一台水环真空泵运行能将真空抽至-40kPa左右。

7.19 电动给水泵按调试措施完成试运，运行可靠，再循环装置和调速机构操纵灵活，联锁保护动作可靠。

7.20 空冷岛冷却风机试运合格，具备启动条件。

7.21 发电机定子、转子冷却水系统循环冲洗合格，正常运行时定子冷却水电导率应小于1.5μS/cm，转子冷却水电导率应小于5μS/cm。 7.22 循环冷却水系统完成试运，循环冷却水泵能正常投入运行。 7.23 顶轴油泵、盘车装置试运正常且能投入运行。顶轴高度调整合格（0.05m～0.08mm），盘车投入、脱开可靠。

7.24 旁路各电动阀、调节阀及联锁调试完成且可投入使用。

7.25 杂项用水系统冲洗合格，喷嘴不应堵塞，应检查喷水方向正确及雾化良好，自动投入、切除动作可靠。

7.26 高排逆止门和各段抽汽逆止门联锁动作可靠，不应有卡涩的现象，位置状态信号正确。

7.27 各油系统的直流油泵试运合格，联启动作正常，直流电源可靠。 7.28 高低加水位自动调整阀门，各抽汽系统疏水阀联锁试验良好。 7.29 真空泵及相关系统投运正常，真空系统中的水封阀门应接好水封管且能供上密封水。真空破坏门严密且动作可靠。

7.30 完成汽机保护的传动试验、润滑油压低、真空低、轴位移大、振动大、超速等项模拟试验，各系统的事故、声光报警试验正常。 7.31 完成轴封系统的各阀门调整，随时可以投运。 7.32 通风阀开关无卡涩，联锁动作正确可靠。

7.33 发电机各项保护跳闸试验和各项报警试验正常。

7.34 静态励磁系统和自动并网装置经静态调试正常，具备投入条件。 7.35 计算机控制监测、显示、打印、事故及追记、报警均能可靠投用。 7.36 完成化学制水系统调试，在机组启动试运期间备有足够的合格的除盐水，保证机组启动试运期间的动态冲洗有足够的补充水。 7.37 凝结水系统试运合格且能正常投入运行。

7.38 发电机内冷水系统试运完毕且能正常投入运行。 7.39 完成机电炉大联锁传动试验，动作可靠。

8 方法和步骤

8.1 整套启动前各单位应做好的准备工作 8.1.1 生产单位应做好如下准备工作

8.1.1.1 运行人员应经过培训考核，具有独立运行操作，紧急事故判断处理能力。

8.1.1.2 完成运规与事故处理规程的编写与本机组系统图的绘制以及定值表的编制。

8.1.1.3 完成各系统的阀门编号和挂牌工作，名称标记工作，备好运行日志、听音棒、阀门扳手等运行操作必用的工具及仪表。 8.1.1.4 运行人员负责运行设备的监视和操作。 8.1.2 安装单位应做好如下准备工作

8.1.2.1 各系统的容器在分部试运完后应彻底清理干净，保证各系统及容器不应有泄漏之处。

8.1.2.2 给水、凝结水、循环冷却水、各油系统的滤网清理干净。 8.1.2.3 安排好试运期间负责运行设备维护和检修人员。

8.1.2.4 安装维护人员应经常监视设备就地运转情况，及时对设备的油箱补油，保证正常油位。

8.1.2.5 备足透平油、抗燃油等其它试运用品。

8.1.2.6 做好转子原始挠度值和相位的标记与记录工作，做好机组测振、找平衡的准备工作，做好超速试验、危急遮断器的调整准备工作。

8.1.3 参加试运的各单位及人员应在试运指挥组的统一领导下分工明确，各

负其责。

8.2 锅炉点火前的工作 8.2.1 循环冷却水系统

循环冷却水管道注水完毕，前池水位正常，启动一台循环冷却水泵向系统管道通水，注水前打开系统空气排放阀。当单台循环冷却水泵运行时，要确保另一台循环冷却水泵在备用状态，且能快速联启。泵出口液动蝶阀控制油站油质应定期进行检查，确保油质合格。 8.2.2 闭式循环冷却水系统

闭式冷却水系统补水正常后，启动一台闭式循环冷却水泵向用户供水，另一台闭式冷却水泵投入备用状态。闭式水各冷却器要充满水，将系统中的空气全部排净，然后视被冷却介质的工作温度调整换热器进出口冷却水门的开度。

8.2.3 压缩空气系统

启动空压机向系统及压缩空气罐充气至正常压力后，送上所有气动阀及执行机构的气源。压缩空气气源必须连续可靠。压缩空气系统应尽量消除外漏，这样可以尽量减少压缩机开启的台数，节省厂用电。在空压机投运后，要注意控制压缩空气的品质，保证没有杂质并注意监测压缩空气的干燥度。 8.2.4 补水系统

联系化学供水，检查除盐水压力正常。 8.2.5 凝结水系统

排汽装置水位略高于正常水位且凝结水系统补水完成后，按照凝结水系统试运措施，启动凝结水泵，凝结水走凝结水精处理装置的旁路，检查凝结水泵出口压力、电流、流量、再循环自动均正常，检查泵的轴承冷却水及密封水是否正常，当凝结水水质不合格时，通过5号低加出口的启动放水管排出，在排放过程中应通过补水维持排汽装置水位。 8.2.6 辅助蒸汽系统及除氧给水系统

机组启动前通过辅助蒸汽加热给水，从启动锅炉来汽向辅助蒸汽联箱供汽，控制辅助蒸汽母管压力在0.5～0.8MPa。除氧器水质合格后，开启辅汽至除氧器加热电动门及调门，控制除氧器加热温度至70～90℃左右，加热投入时注意水温上升速度（不大于3.5℃/min）及除氧器振动情况、声音情

况等。除氧器出口含氧量应小于5μg/l。 8.2.7 给水系统

在给水泵启动前先进行全面检查，包括冷却水、机械密封水、润滑油、给水系统等。给水泵的冷却水及机械密封冷却水由闭式冷却水供应，给水泵启动前应该检查锅炉给水调节站主路电动门和旁路调节门全部处于关闭状态。给水泵启动后后先走再循环，待运转稳定后开启高加水侧空气阀，用注水阀进行注水充压，充压完毕后关闭空气阀及注水阀，确认无泄漏后全开高加出水门，高加水侧投入运行，关闭高加旁路门，投入高加水位自动保护。按照锅炉要求选择锅炉上水方式，上水期间注意锅炉金属壁温的变化情况并合理控制给水温度。 8.2.8 润滑油及油净化系统

检查润滑油箱液位，进行油箱油位高低报警传试验。启动交流润滑油泵向润滑油系统供油，润滑油温控制在43℃～49℃（油温低时可投入电加热器）。检查润滑油泵出口压力、母管压力和各轴承回油应正常，系统应无漏油。启动排烟风机后，调整油箱负压（油箱人孔盖板必须严密）。油泵启动后应检查主油箱油位在正常位置，当油位下降过多时应及时补入干净合格的油。润滑油冷油器切换时，必须检查并确保备用冷却器内空气排净充满油。油净化装置应能保证随时投入。 8.2.9 顶轴油系统及盘车

启动顶轴油泵，确认各轴颈顶轴油压正常。检查盘车启动允许：润滑油压力正常、盘车喷油电磁阀工作正常、顶轴油压力正常、盘车在就地手动方式，零转速信号正常，启动盘车电机，盘车电机运行后，盘车啮合电磁阀带电，检查盘车自动啮合情况，如果啮合成功，盘车电机则维持带电运行，如果啮合失败且零转速存在，则再次啮合。盘车投入应确认盘车电机运行指示灯及盘车啮合指示灯亮，测量盘车电流、大轴晃度，倾听机内是否有磨擦声音，记录投盘车时间与停止时间，首次启动前要求连续盘车24小时以上。当润滑油压低低或顶轴油压有任意两路低或盘车在脱开位置时，盘车电机应自动停运。盘车电机在故障状况时，可以通过就地手动间歇盘车。运行人员应具备在事故情况进行手动盘车的能力。 8.2.10 抗燃油系统

检查抗燃油箱油位，确认正常，油温大于21℃方可启动抗燃油泵，将抗燃油温度控制在37～60℃范围内，由温度自动调节装置控制，备用油泵投入自动。当抗燃油温度高于57℃，EH油冷却泵应联启，冷却水电磁阀打开。当抗燃油温度低于37℃时，EH油冷却泵应联停，冷却水电磁阀关闭。检查抗燃油系统蓄能器充氮压力是否合格，并投入运行。观察及分析抗燃油系统内漏量是否正常。 8.2.11旁路

对旁路汽侧和减温水的隔离阀、调节阀进行开启、关闭活动试验，确认动作灵活可靠，对启动旁路系统的测点、联锁及保护进行试验检查，确认其随时可以投入运行。 8.2.12 DEH系统静态试验

在高压缸启动方式下进行挂闸、打闸试验，高/中压主汽阀、高/中压调节阀、热网抽汽蝶阀开关试验，主汽阀、调节阀切换，单、顺序阀切换试验，阀门活动试验，转速控制回路进行模拟升降转速试验、模拟升降负荷试验、模拟电超速试验、模拟自动同期并网带初负荷试验以及模拟甩负荷试验等。

调速系统中各阀门关闭时间合格，油动机关闭动作时间应该不超过400ms。

8.2.13 保护传动试验

联系热工、电气进行汽轮机跳闸保护传动，包括润滑油压低、真空低、轴向位移大、轴振大、高排温度高、轴承回油温度及金属温度高、电超速、抗燃油压低、发电机断水、DEH失电、锅炉MFT、发电机跳闸等。 8.2.14 OPC保护模拟试验

由热工进行OPC的静态模拟试验，当机组转速大于103％额定转速，OPC电磁阀带电动作，GV、ICV、EV、各抽逆止门快速关闭。当转速低于3000rpm时，GV、ICV、EV、各抽逆止门阀复位。 8.2.15 油泵联锁试验

进行润滑油泵、抗燃油泵联锁试验，完成后投入联锁备用。

8.2.16 完成电动给水泵组联锁保护试验，具备启动条件；完成高排逆止门与各抽汽逆止门的联动试验。

8.2.17 做好大轴晃度、胀差、轴向位移、膨胀等仪表的原始读数，做好大

轴原始晃度高点标记。 8.2.18 发电机内冷水系统

启动定、转子冷却水泵，调整发电机定、转子进水压力和流量，定子冷却水流量约51 m3/h,压力0.2～0.3MPa，转子冷却水进水压力0.2～0.3MPa，流量随机组转速调整。闭式冷却水可以根据发电机定、转子冷却水温度情况在机组并网前投入。 8.2.19 轴封系统

进行辅汽至汽封系统管道暖管，当暖管充分后进行轴封母管暖管，同时往轴封系统供汽，启动一台轴封风机，调整轴封冷却器负压,另一台封轴抽风机投入备用联锁。开启轴封进汽调节阀，维持轴封汽压力至0.03MPa，低压轴封汽温121～177℃，正常控制在149℃，并投入低压轴封减温水控制自动；高中压轴封汽封蒸汽温度要与转子金属温度相匹配，轴封供汽前应充分暖管疏水，轴封系统供汽时必须确认轴封加热器已经投入运行。为了防止轴封带水进入汽轮机，当汽轮机处于热态时，轴封汽源必须保证有不低于50℃的过热度，如果轴封蒸汽过热度低于14℃应停止供汽，轴封供汽温度与高中压缸汽封区的金属温度温差不得大于111℃。 8.2.20 真空系统

启动前应先关闭真空破坏门，抽真空到－10kPa左右，再送轴封。将轴封压力调整门投入自动（控制范围0.020 ～0.030MPa左右）。抽真空时间大约在半小时左右，当排汽装置到－50kPa左右时，通知锅炉点火，投入疏水扩容器减温水，按汽机疏水系统控制程序开启汽机侧各疏水门。按照机组启动要求检查各系统阀门和设备处于准备启动状态，开启主蒸汽及再热蒸汽管道、抽汽管道的疏水阀，关闭各容器及水管道的放水门。 8.3 整套启动试运程序 8.3.1 首次冷态启动调试阶段

8.3.1.1 机组首次冷态启动采用高压缸启动方式。 8.3.1.2 启动时，控制系统采用“操作员自动”方式。 8.3.1.3 调阀管理采用单阀控制方式。

8.3.1.4 汽轮机启动前，必须投入所有辅机的联锁、保护。

8.3.1.5 汽轮机定速后进行就地和远方停机试验、油泵切换试验、危急遮断

器喷油试验，一切正常后恢复3000r/min，交电气试验。

8.3.1.6 电气试验结束发电机并网，带负荷至25%额定负荷，连续运行4小时。

8.3.1.7 发电机解列进行阀门严密性试验。

8.3.1.8 进行热工“103%”、“111%”超速保护试验和机械超速试验。 8.3.1.9 超速试验合格后汽轮机定速3000r/min，检查一切正常后再次并网，进入带负荷试运阶段。

8.3.1.10 首次冷态启动时，除氧器采用辅汽联箱供汽，由锅炉决定给水温度，低加汽、水侧随机启动投运，其余辅助设备和系统仍按照规程要求确定运行方式。

8.3.2 带负荷试运阶段

8.3.2.1 并网后根据设备和系统调整和运行情况，按要求增减负荷。 8.3.2.2 根据机组运行情况，切换辅助汽源由四段抽汽供。

8.3.2.3 除氧器滑压运行至满负荷时达到额定工作压力，锅炉给水温度达到271.8℃。

8.3.2.4 投入抽汽冲洗高、低加汽侧，水质合格后疏水按要求逐级送低加或除氧器。

8.3.2.5 80%MCR时，进行真空严密性试验。

8.3.2.6 100%MCR时，配合热工投入所有自动调节装置。 8.3.2.7 根据炉机运行情况进行炉机变负荷试验。 8.3.2.8 根据实际情况安排机组甩负荷试验。 8.3.3 168小时试运阶段

8.3.3.1 按照启规要求，进行连续满负荷168小时试运行。

8.3.3.2 试运行期间，附属机械在可能的情况下应尽量进行设备切换试验，以便发现设备和系统可能存在的问题。

8.3.3.3 168小时试运行结束后，根据具体情况安排停机消缺。 8.4 启动方式划分

整套试运期间根据高压或中压转子的金属初始温度作为机组的启动方式分类的标准：

冷态启动t＜204℃；

热态启动t≥204℃。

9 高压缸启动 9.1 启动前的准备

9.1.1 检查各系统阀门位置处于启动前的正确状态，远操开关动作灵活，方向正确。

9.1.2 油系统严密无泄漏，油箱油位正常+100mm以上，油温43℃～49℃之间，油质合格。

9.1.3 DEH系统静态调试完毕，仿真试验合格，处于启动前正常状态。 9.1.4 监视、保护和自动调整装置、热工仪表等信号一次门全部开启。 9.1.5 排汽装置及回热系统设备完好，给水泵处于备用状态。 9.1.6 所有辅机电动机绝缘良好，接通电源。 9.1.7 发电机测绝缘良好，内冷水水质合格。 9.2 辅助设备启动

9.2.1 启动循环冷却水泵，投入开式冷却水系统。 9.2.2 启动仪用压缩空气系统。

9.2.3 启动闭冷水泵，投入闭冷水系统，另一台闭冷水泵联锁投入。 9.2.4 通知化学，开启除盐水补水阀门，向排汽装置上水。

9.2.5 排汽装置补水至正常水位后，启动凝结水泵，化验凝结水质，合格后投入各项杂项用水。

9.2.6 内冷水箱补水至正常，启动发电机定、转子冷水泵，化验水质合格后投入发电机内冷水系统。维持内冷水压力0.2～0.3MPa。 9.2.7 除氧器上水加热到70～90℃，作好向锅炉上水准备。

9.2.8 润滑油箱保持略低于最高油位，油质化验合格。检查油温正常，启动排烟风机、启动交流润滑油泵，检查润滑油压0.083～0.124Mpa，直流润滑油泵联锁投入，启动顶轴油泵，确认顶轴油压力正常，投入盘车装置，记录盘车电流和原始转子偏心值，测听机器摩擦声，连续盘车24小时以上。要求转子偏心＜0.076mm（双幅值）。轴承油挡处千分表测得的转子晃度双幅值不应＞0.0254mm。润滑油系统启动后检查油箱油位，油位过低应补油至正常油位。

9.2.9 检查EH油箱油位正常，油温大于18℃，化验油质合格。启动一台EH油泵，EH油压在14MPa左右，EH油箱油位在438.5mm-558.8mm之间，当EH油温达到43℃时投入热交换器，控制油温在37-60℃之间。

9.2.10 向多级水封注水，启动真空泵，启动轴封风机。投入轴封系统，维持轴封压力0.03MPa，低压汽封温度在121～176℃内，开始抽真空。 9.2.11 根据锅炉要求，启动给水泵投入高压给水系统，高压加热器水侧在给水泵启动时即可投入运行。

9.2.12 真空建立后，开启主汽、再热蒸汽管道疏水，过热器出口压力起压后开启旁路。

9.2.13 投入后缸喷水减温装置，检查汽缸金属温度和汽门严密性，防止蒸汽漏入汽轮机。 9.3 高压缸启动

9.3.1 汽轮机挂闸冲转前，投入主机保护。

9.3.2 冷态启动，主汽阀入口处的蒸汽温度在最低过热度为56℃而总的温度不大于427℃情况下向汽轮机送汽。主汽阀进口的蒸汽温度、压力应该处在上海汽轮机厂提供的“主汽阀前启动蒸汽参数” 曲线所示的区域内。首次启动冲转参数可选择：主汽压力4.2MPa ，主汽温度320～360℃，真空＜11.3kPa（绝压）。

9.3.3 在DEH盘面上，按“复位”按钮进行汽机复位,汽机跳闸信号消失，显示盘显示挂闸，再热主汽阀应全开。

9.3.4 DEH控制盘上选择选择高压缸方式启动，高排逆止门在开启位置，DEH控制盘上选择“操作员自动”方式；阀门控制方式为“单阀控制”。按住“阀位限制升高”按钮，并一直保持至数值到120%，高调门（GV）、中调门（IV）自动打开，DEH自动控制画面中，GV、IV棒图显示阀位100%全开。由主汽门（TV）控制控制机组升速。

9.3.5 设定目标转速600 r/min,按升速率100r/min/min ,点击“进行”，主汽阀开始开启，开始升速。当转速上升时，检查盘车应脱开，盘车脱开后置手动位。为了避免伤害，不要靠近正在脱开的盘车装置手柄。

9.3.6 升速过程中检查偏心、振动等参数均正常，转速升至600r/min时，就地手动打闸进行“摩擦检查”，确认无异常现象后，重新挂闸升速至目标

转速暖机。检查汽轮机所有监视仪表，并确认其工作正常。检查投入主机保护（发电机主保护动作除外）。

9.3.7 在升速过程中应注意迅速平稳地通过轴系各阶临界转速，通过临界转速时轴承盖振动不应大于0.1mm，轴振不超过0.254 mm。否则应立即打闸停机。机组在启动过程中，严禁硬闯临界和降速暖机。在临界转速区域，DEH自动提高升速率，保证快速通过临界。

9.3.8 暖机转速必须避开低压缸叶片的共振转速，点击自动控制画面中“继续/保持”，则升速过程开始进行。

9.3.9 低速暖机结束后，选择目标转速2050r/min升速，进行中速暖机。如果此时转速接近某一转子的临界转速时，应适当改变转速，避开共振区。记录有关参数，对机组进行全面检查。

9.3.10 再热主汽阀入口蒸汽温度超过260℃后开始进入中速暖机，暧机时间参照上海汽轮机厂提供的冷态启动暧机规程，观测第一级金属温度和中压叶片持环温度，取两者中较低温度并由此曲线决定暧机时间。中压转子金属温度大于121℃时，不需暧机。首次启动暧机约4小时。

9.3.11 中速暖机期间，主蒸汽温度不要超过427℃，保持再热主汽阀进汽温度在260℃以上，密切监视相关参数。

9.3.12 选择目标转速2900r/min，升速率100 r/min。当转速升至2900r/min时，进行阀门切换，在切换前，核实蒸汽室内壁温度至少要等于与主汽阀进口蒸汽压力相应的饱和温度。计算公式为：

TS=T1+1.36（T2-T1）

TS — 高压蒸汽室内表面金属温度 T1 — 蒸汽室外壁金属温度 T2 — 蒸汽室内壁金属温度

按“切换阀”控制键，在CRT上确认高压调门从全开位置慢慢关下，高压主汽门逐渐全开，转速控制由主汽门切换到调门控制。观察切换时间及转速波动应符合要求。

9.3.13 切换完成且转速稳定后，设定目标转速3000r/min，升速率100 r/min。

9.3.14 定速3000r/min后，对机组及系统进行全面细致的检查，进行机组

手动打闸试验，确认高、中压主汽门与调速汽门迅速关闭，转速明显下降至2900r/min以下，然后重新挂闸，升速率设定200～250rpm/min，恢复3000r/min稳定运行。

9.3.15 确认主油泵和射油器已投入工作后，试停交流润滑油泵，检查润滑油压及挂闸油压是否正常。并将油泵投入“联锁备用”。

9.3.16 机组在升速与暖机过程中，应经常巡回检查缸胀、缸温、胀差、轴向位移及机组振动情况，各轴承温度、推力瓦温度及回油温度等均不超限，润滑油及抗燃油系统运行正常，本体及抽汽管道疏水通畅。每20分钟记录一次启动运行参数与汽缸金属温度，分析汽缸金属温度变化及汽轮机膨胀情况，及时调整，维持机组的有关参数在限制值之内。机组在3000r/min时进行全面检查记录参数，注意调整润滑油温、抗燃油温、发电机风温。TSI监视值应在允许范围内。

9.3.17 喷油试验在机组3000r/min时进行，先将手动超速试验杠杆放置试验位置，试验过程中不得松开，然后慢慢开启注油试验阀向飞环后充油，当充油到脱扣手柄自动移到脱扣位置飞环动作时，注意并记录充油压力、飞环动作值、油温、转速，试验完成后恢复试验装置，交电气专业试验。 9.3.18 电气试验完毕，发电机并网，并网后迅速加负荷到额定负荷的5%，按照上汽厂负荷变化的建议的变负荷率将负荷升至10%MCR， 连续运行4小时后解列。带负荷期间，应将蒸汽压力提升到10.0MPa，以便进行主汽门及调门严密性试验。

9.3.19 凝结水不合格无法回收前，负荷不得超过10%MCR。高、低加热器10%额定负荷前使用事故疏水方式，随着负荷增加再采用逐级自流方式运行，使正常疏水和事故疏水管道均得到冲洗，高加疏水排至排汽装置至水质合格后走正常疏水导至除氧器。

9.3.20 带10%负荷暖机4小时后，按上汽厂负荷变化的建议的变负荷率减负荷至解列维持空转。

9.3.21 主汽门及调门严密性试验合格后，即可进行“103%”和“110%”电超速保护和机械超速试验。 9.3.22 汽门严密性试验

试验压力要求不低于额定参数的50%，真空额定，机组在空转时进行。

9.3.22.1 高中压主汽门严密性试验：在DEH操作盘上选择“阀门试验”，将高中压（四个）主汽门迅速全关，调门保持全开，记录转子从3000r/min下降到合格转速为止所用的时间，同时还应记录真空、主汽、再热汽压力、温度。

9.3.22.2 高中压调速汽门严密性试验：迅速全关高、中压调速汽门，高中压主汽门保持全开，记录从3000r/min转速开始下降到合格转速为止所需时间，同时记录真空、主、再热汽压、汽温。 9.3.22.3 严密性合格标准

a）额定汽压下汽机转速最终应下降到1000r/min以下。 b）主汽压低于额定时应按下式修正合格转速标准： n≤试验主汽压力/额定主汽压力×1000r/min 9.3.23 OPC超速保护动作试验

真实动作试验应在静态模拟试验合格后方可进行。按下“103%”超速按钮。设定升速率100r/min、目标值3100r/min，按进行键升速，当转速达到3090r/min时，OPC保护应动作，联动快速关闭高、中压调速汽门、各段抽汽逆止阀、高排逆止门。当转速降到3030r/min以下时OPC保护复位，控制器自动设置目标转速3000r/min，高、中压调门慢慢开启维持机组额定转速。试验完后应检查高排逆止阀应开启，投入各段抽汽，注意当转速升到3090r/min时OPC保护未动作应立即手动打闸停机进行分析处理。 9.3.24 超速保护试验

9.3.24.1试验前必须满足以下条件时方可进行：

机组并网带负荷25%额定负荷，暖机4小时以上（转子中心达到脆性转变温度以上）；

机组在空负荷状态3000r/min；

机组各轴承振动、高中压缸胀差、串轴在正常范围，保护投入正常； 高中压主汽门、调节汽门严密性试验合格；

高中压主汽门、调节汽门关闭时间合格，高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭迅速，无卡涩现象；

危急保安器充油试验合格； 远方、就地手动打闸试验合格；

润滑油泵、EH油泵联锁投入正常； 润滑油温调整在43～49℃之间； 解除机跳炉联锁； 闭锁OPC保护。 试验过程中要求：

要求手动跳闸手柄必须始终有专人负责，必要时能及时手动停机； 升速过程中保持参数稳定，不得提升主汽压力；

升速过程中若出现振动突然增大现象时应立即打闸停机； 严禁转速在3200r/min以上时停留；

试验参数：主汽压力5.5～6.5MPa、主汽温度430～500℃、真空满足上汽厂机组额定转速空载曲线再热汽温对应的背压限制值。 9.3.24.2 电气超速试验：

电超速保护在DEH和TSI中各有一个，动作值相同，需先闭锁一个保护，再分别进行试验。

DEH在“自动”方式，点击“超速试验”按钮，设定升速率100r/min/min，目标值3360r/min按进行键，机组升速到3300r/min电超速动作，记录动作转速，确认高中压主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门快速关闭，转速下降。

汽机转速下降到3000r/min时重新挂闸，重复上述步骤进行另一路电超速保护试验。

9.3.24.3 机械超速保护试验

机组在3000r/min，DEH在“自动”方式。在手动控制屏上将OPC试验开关转到“允许超速试验”位置，在ETS面板上将“超速遮断”开关从投入位置转到切除位置，将OPC、ETS超速保护隔离。

点击“超速试验”按钮，设升速率100r/min，目标值3330r/min，按“进行”键，转速升到危急遮断器动作，高、中压自动主汽门、调门、高排逆止门、各段抽汽逆止门快速关闭，转速下降，当转速下降到3000r/min以下时复位挂闸，进行第二次试验，两次动作转速差不应超过18r/min，若动作转速值不合格应按厂家要求进行调整。

当电气、机械超速保护试验超过允许动作值3330r/min时应立即打闸停

机，查明原因采取措施后方可再次进行试验。提升转速过程中不得停留。 9.3.25 各项试验完成后，检查并记录机组在3000r/min时各项参数，检查各油泵、射油器的工作情况，确认机组3000r/min运行稳定后进行油泵切换，停交流润滑油泵时必须注意主油泵出口油压的变化，切换完后投入交流润滑油泵联锁开关，检查润滑油压在合格范围0.083～0.124MPa，若不符合应进行调整。利用适当停机的机会测取转子惰走曲线。

9.3.26 超速试验后,若机组运行正常,可直接进入带负荷试运。 9.4 带负荷试运阶段

9.4.1重新并网，按照上汽厂负荷变化的建议的变负荷率带负荷到30MW，视机组情况决定是否需要暧机，再继续升负荷。

9.4.2当负荷大于10%额定负荷时，关闭再热主汽阀上游各疏水阀。当负荷大于20%额定负荷时，关闭再热主汽阀下游各疏水阀。在此期间应认真检查各疏水管应畅通，机组在运行中，抽汽管积水易引起汽缸进水事故，必须引起高度重视采取有效措施排出积水。

9.4.3负荷升至45MW（15%负荷）时，确认低压缸喷水关闭。 9.4.4 机组高、低加水侧、汽侧采取随机启动。

9.4.5 在机组负荷达到25%额定负荷时，确认四抽压力高于除氧器供汽压力，切换除氧器加热汽源为本机带，切换辅汽联箱为本机带，切换完成后相关管道开启疏水，做好事故状态下投运的准备。

9.4.6当负荷达到150MW时，启动第二台给水泵，手动增加其转速与第一台给水泵转速基本相等后投入第二台给水泵转速控制自动。

9.4.7 当电负荷达到80%时，可进行真空严密性试验。确认备用真空泵工作正常可随时投入，在试验过程中若真空下降速度过快，立即停止试验，开启备用真空泵恢复正常真空，查明原因，处理后方可再次试验。记录试验前电负荷、真空、排汽温度、大气压力、循环冷却水温。手动停止真空泵，注意真空变化情况。30秒后，开始每隔半分钟记录一次真空、排汽温度、振动等。试验记录8分钟后启动真空泵。取后5分钟真空下降值，求出每分钟真空下降的平均值。真空严密性标准为每分钟下降不大于100Pa为合格。试验期间真空不应低于报警值，排汽温度不高于50℃。 9.4.7 进行变负荷试验。

9.5 168小时试运行

9.5.1 汽轮机专业在投入高加、热工保护投入率100%、自动投入率95%以上、各项技术指标达标优化后，即可进入168小时试运行。 9.5.2 指挥部应尽量安排满负荷运行。

9.5.3 168小时试运行结束前，应立即统计设备与系统缺陷，以便在停机后进行消缺工作。

9.5.4 在条件具备的情况下进行汽轮机甩负荷试验。

10 汽轮机停机 停机有三种方式：

a 滑参数停机（因检修工作需要，随蒸汽参数降低冷却汽缸，加快汽缸的冷却，转子可以使金属温度较快的降到较低的水平）。

b 额定参数停机（用于快速消除设备缺陷后机组的快速启动，使汽缸金属温度保持在较高的温度）。

c 事故紧急停机（机组在发生事故危急人身及设备安全状态下的快速停机，避免事故进一步扩大）。

停机的方式可根据不同具体情况选择，采用滑参数停机要求运行人员必须精心组织操作，机炉协调配合好，严格控制各参数的变化率。 10.1 正常停机前的准备工作

10.1.1 各辅机及系统的停止按各辅机调试措施（或运行规程）进行。 10.1.2 汽机降负荷停机过程中，应与锅炉、电气的停止密切配合。 10.1.3 进行交、直流润滑油泵、顶轴油泵的启动试验，确认均可靠，可随时正常投入运行（可投入自动联锁）；

辅助汽源在备用状态，做好汽封、除氧器加热辅助汽源的暖管工作； 活动高中压主汽门、调节门无卡涩现象； 10.2 滑参数停机

10.2.1 调节汽门在单阀方式或保持额定负荷时的开度，由锅炉控制燃烧量按照规定参数变化率进行降压、降温、降负荷，此时必须监视高压内缸调节级后金属温度和中压缸第一级进汽处金属温度变化梯度，可通过协调控制或DEH在控制盘上设定降负荷率、目标负荷。

10.2.2 如果机组在满负荷状态下运转，滑压初期首先由锅炉侧降低主汽压力和温度，随着主汽参数的降低，机组CCS发出指令开大调门以满足机组出力。主、再热蒸汽控制在1～1.5℃／min速率降低温度。主汽参数最低大约可降至汽压4MPa，汽温330～350℃。

10.2.3 当机组调门基本全开时将CCS控制方式切换到机组阀位方式，以保持机组调门开度，满足最大进汽工况。

10.2.4 滑参数停机降温、降压、降负荷限制要求：

滑停过程中，注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机；

主、再汽压下降速度不超过0.147MPa/min ； 主、再蒸汽过热度＞56℃ ；

汽缸金属温度下降速度<1℃/min（第一级0.7～1.5℃/min）； 电负荷下降率不超过6.6MW/min（不得超出上汽厂“负荷变化的建议”规定的准则范围）。

10.2.5 与炉、电专业联系后，按上汽厂“负荷变化的建议”中所规定的准则范围逐步减少电负荷。

10.2.6 主汽温下降30℃左右时应稳定5～10分钟后再降温以利于控制主、再热汽温及膨胀和胀差的变化。

10.2.7 调节级后蒸汽温度降到低于高压调节级金属温度30℃时应暂停降温。

10.2.8 降负荷过程中应注意高中压缸胀差变化，当胀差达到报警值时应停止降负荷，若胀差继续增加，采取措施无效而影响机组安全时应快速降负荷到零。

10.2.9 在CCS上设定降负荷，在CRT确认机组负荷降低和汽压逐渐降低，应注意监视机组各控制参数正常。 10.2.10 负荷降到50%时，停一台给水泵。 10.2.11 降负荷到30%时：

逐渐降低运行汽泵负荷到最低后停止运行，电泵调节投入自动向锅炉供水。

逐渐切断1、2、3段抽汽电动门，低加随机停止。

10.2.12 视负荷情况将除氧器汽源切换至辅助蒸汽；视负荷情况将轴封汽源切换至辅助蒸汽。

10.2.13 负荷降到20%时，确认再热主汽阀下游本体及抽汽管道疏水全部打开。

10.2.14 负荷降到15%时，确认低压排汽缸喷水阀打开。

10.2.15 负荷降到10%时，再热主汽阀上游本体及抽汽管道疏水全部打开。 10.2.16 降负荷过程中注意调节发电机风温、定、转子冷却水温。 10.2.17 负荷较低时，注意开启凝结水再循环，保证凝结泵工作及排汽装置水位正常。

10.2.18 负荷降到5%时，解除机、电、炉大联锁，联系锅炉、电气做好解列停机准备。负荷到零，解列发电机。

10.2.19 启动润滑油泵，检查润滑油压正常；试验启动顶轴油泵、直流油泵，检查正常后停止投入联锁备用；打闸停机，检查各主汽门、调门、抽汽逆止门应迅速关闭，并记录惰走时间。

10.2.20 降速过程中注意顶轴油泵的启动和润滑油压力、温度的变化。转速降至2600r/min以下时确认低压排汽缸喷水阀关闭。

10.2.21 转速下降过程中注意发电机转子冷却水压力的调整。

10.2.22 转速降至1000 r/min，停止真空泵运行，转速降至400r/min开启真空破坏门降低真空，转速到零，真空到零。真空至零后轴封供汽退出，关闭轴封供汽总门，停轴抽风机。

10.2.23 在停机过程中，应严密监视润滑油压、轴振（瓦振）、真空、转速、轴向位移等参数。

10.2.24 转速降至零，投入盘车装置，并记录偏心、大轴弯曲值及盘车电流。 10.2.25 联系锅炉关闭主汽电动门，开启疏水门。主蒸汽管道压力泄尽后，开启主蒸汽管道防腐门。

10.2.26 投入连续盘车后，当高压第一级金属温度下降到150℃以下可以停止连续盘车，改为定时盘动180度，直到第一级金属温度降到100℃方可停盘车、停顶轴油泵，当第一级金属温度达90℃以下，停润滑油泵，停排烟风机。

10.2.27 停机后可根据锅炉要求（或锅炉上满水后）停止电动给水泵。

10.2.28 滑参数停机、降负荷过程中应注意以下几点：

10.2.28.1 在滑参数降负荷过程中，应密切监视振动情况，当发生异常振动时应停止降温、降压、打闸停机。

10.2.28.2 滑停过程中，主蒸汽、再热蒸汽温差≯28℃，降温过程中再热汽温应尽量跟上主蒸汽温度。

10.2.28.3 在滑参数降负荷过程中，应密切注意主汽温度的变化，必须保证56℃的过热度，不能为了加速转子冷却，主汽温下降过快超限。

10.2.28.4 在降温降压的过程，应特别监视高、中压转子金属温度、中压静叶持环温度变化情况。以及主汽门室、高、中、低压缸温及ATC所显示的汽机各点金属温度下降速率应正常。

10.2.29 在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时，应停止连续盘车，而改为定期盘车，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。

10.2.30 在停机后应1小时记录一次汽缸金属温度、胀差、偏心度的变化，注意除氧器、排汽装置水位不可过高。 10.3 汽轮机额定参数停机

额定参数停机基本操作与注意事项与滑参数停机相同

10.3.1 与炉、电专业联系后，按上汽厂“负荷变化的建议”中所规定的准则范围逐步减少电负荷。

10.3.2 降负荷过程中应注意胀差变化，当胀差出现报警时应停止降负荷，待稳定后再进行。若负胀差继续增加且采取措施无效，影响机组安全时应快速降负荷到零。

10.3.3 降负荷过程中应注意轴封汽源、除氧器加热汽源的切换。 10.3.4 降负荷过程中应注意对疏水的控制。

10.3.5 降负荷过程中注意排汽装置水位的调整，保证正常水位。 10.3.6 负荷降到5%额定负荷时检查机组无异常后打闸停机，确认高中压自动主汽门、调节汽门、各段抽汽逆止门应关闭严密。

11 质量目标

整套试运过程中注意监视以下参数应符合设计要求，见附表A 机组主要

设计参数。

12 安全注意事项

12.1 整套启动调试阶段，要求各单位严格执行《电力安全工作规程》和部颁的反事故措施。

12.2 严格执行本措施的组织与分工，明确各自承担的工作和责任，在机组没有处于危险状态时，不得越权进行操作和指挥。

12.3 整套启动阶段的危险点，集中在汽轮机启动前的保护、联锁试验、油压调整、各系统的试运工作。启动过程中的润滑油压、控制油压、转速、动静磨擦、汽缸热膨胀、过临界转速的振动、定速后的油压整定、汽门严密性试验、超速试验、相对膨胀、加、减负荷的调整、对各项技术指标的控制。因此，参加调试的人员应该牢记相关的技术数据，并具备熟练的操作技能和对事故的处理能力，并具有相互沟通的能力。

12.4 对于汽轮机大轴弯曲、轴承断油烧瓦、油系统着火、汽轮机超速等恶性事故，在汽轮机整套启动前，应组织参加整启试运的人员进行事故处理的学习、演练和分工。

12.5 整套启动调试时，对危险点应有专人进行监视和处理。 12.6 正常的运行操作和事故处理，由生产单位按运行规程执行。

12.7 调试阶段，应严格执行“两票三制”制度，防止发生人身和设备事故。 12.8 启、停过程中主蒸汽参数，润滑油温，轴封供汽温度及时调整在正常范围且变化平稳。机组启停过程中，注意蒸汽温度、汽缸壁温下降速度，汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机。

12.9 严格控制汽机胀差、串轴、各轴承振动、瓦温、汽缸上、下部温差、汽缸内、外壁温差。

12.10 汽机排汽装置、除氧器、各高、低加水位随时调整。

12.11 必须保证汽机本体疏水系统以及主蒸汽、再热冷、热段、各抽汽管道疏水系统在启、停机时畅通。

12.12 在排汽温度高时，应注意胀差、振动、轴承油温、轴承金属温度的变化。若排汽温度高，除投入喷水系统外，还应采取提高真空或增加负荷等方法降低排汽温度。

12.13 机组在通过临界转速时应尽快通过，若在此阶段轴瓦振动突然增加0.03～0.05mm时应立即打闸停机，严禁硬闯临界转速。

12.14 因某种原因停运盘车后再次投入盘车前应先将转子盘动180°然后停留盘车停止时间的一半时间后，方可启动进行连续盘车。此时应特别注意转子偏心度，盘车电流，应无电流过大，偏心度升高或晃动的现象。 12.15 冷油器切换时必须保证新投入的冷油器排净空气充满油后方可切换。 12.16 汽机停机后旁路减温水门应关闭严密，防止倒流入汽缸内。

13 环境、职业健康安全因素控制措施 13.1 本项目可能造成影响环境的因素

机组汽、水、油、氢气泄漏，将造成环境污染和人身伤害还有噪音。 13.2 职业健康安全风险因素的控制 13.2.1 本项目可能出现的危险源识别如下

13.2.1.1 生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽

13.2.1.2 调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好

13.2.1.3 生产场所未按照规定着装

13.2.1.4 调试现场脚手架比较多，可能存在高空落物被击伤

13.2.1.5 调试现场的旋转设备的靠背轮未安装防护罩，或无接地装置，可能被转动机械绞住衣物，或发生触电

13.2.1.6 汽、水、油、氢气管道、法兰发生泄漏，设备发生泄漏 13.2.2 对可能出现的危险源采取的控制措施

13.2.2.1 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽

13.2.2.2 进入现场时，注意警戒标志，对不符合规定的走道和明显危及人身安全的工作场所，禁止进入，照明不良的场所不得进入和工作 13.2.2.3 生产场所按照规定着装

13.2.2.4 正确的戴好安全帽，发现高空有施工工作，禁止进入 13.2.2.5 检查电气设备必须有良好的接地，靠背轮无防护罩禁止启动 13.2.2.6 非试转人员不得进入试转现场

13.2.2.7 事故按钮应挂牌

各泵、设备试转前，必须严格按照启动检查卡逐项检查。泵在运行中，13.2.2.8 应注意出口压力、电流、振动，轴承振动一旦超过部颁标准必须立即停机

13.2.2.9 各管道带压后，应检查接头、法兰等部位是否有泄漏。一旦发现，应立刻停止处理

14 附录

14.1 附表A 机组主要设计参数

14.2 附表B 汽轮机冷态启动调试记录表 14.3 附表C 汽机(空负荷、带负荷)参数记录表

附表A 机组主要设计参数 名称 说明 出口-在额定转速 主油泵 吸入口-交直流危急油泵工作 吸入口-在额定转速 交流油泵 辅助油泵 直流油泵 顶轴油泵 EH油压力 EH油系高压蓄能器 统 低压蓄能器 EH油温 轴向位移 差胀（冷态2.52mm） 振动 超速保护 OPC 主机保护 轴承金属温度 推力轴承金属温度 轴承回油温度 润滑油压力 EH油压力 主、再热蒸汽阀内外壁温差 溢流阀整定压力 定值（MPa） 1.442-1.8MPa 0.069-0.1373 MPa 0.069-0.31 MPa 0.083-0.124 MPa 0.083-0.124 MPa 8-12 MPa 14 MPa 16.2 MPa 8.96 MPa 0.21 MPa 37-60℃ 1.0mm 1.0/18.98mm 0.254mm 3330r/min 3090 r/min 113℃ 107℃ 82℃ 0.035-0.048 MPa 9.3 MPa 不大于83℃ 高排、中排、中压缸抽汽口上不得超过56℃ 下壁温差 主机本体低压缸排汽温度 不得超过121℃ 温度 低压轴封温度 121-177℃ 主、再热蒸汽温差

不大于28℃

附表B 汽轮机冷态启动调试记录表 序 项 目 单位 标 准 1 主汽压力(左/右) MPa 2 主汽温度(左/右) ℃ 3 再热汽压力(左/右) MPa 4 再热汽温度(左/右) ℃ 5 转子偏心率 μm 高压缸（上、下）温6 ℃ 差 ℃7 高压缸温升率 /min 8 胀差 mm 9 一阶临界转速轴振 μm 10 二阶临界转速轴振 μm 11 3000rpm轴振 μm 12 轴向位移 mm 13 推力轴承金属温度 ℃ 14 1#瓦金属温度 ℃ 15 2#瓦金属温度 ℃ 16 3#瓦金属温度 ℃ 17 4#瓦金属温度 ℃ 18 5#瓦金属温度 ℃ 19 6#瓦金属温度 ℃ 20 低压缸排汽温度 ℃ 21 真空 kPa 22 EH油压力 MPa 23 EH油温度 ℃ 24 润滑油压力 MPa 25 润滑油进油温度 ℃ 26 轴封供汽压力 MPa 27 轴封供汽温度 ℃ 28 辅助蒸汽温度 ℃ 29 辅助蒸汽压力 MPa 结 果

记录人： 审核人： 调试时间： 附表C 汽机(空负荷、带负荷)参数记录表 序 项目 单位 标 准 结 果 1 转速/负荷 MW 2 主汽压力(左/右) MPa 3 主汽温度(左/右) ℃ 4 再热汽压力(左/右) MPa 5 再热汽温度(左/右) ℃ 6 主汽流量 t/h 7 主给水温度 ℃ 8 主给水流量 t/h 9 真空 kPa 10 排汽装置水位 mm 11 凝结水流量 t/h 12 凝结水泵出口压力 MPa 13 除氧器水位 mm 14 除氧器压力 MPa 15 除氧器温度 ℃ 16 循环冷却水压力 MPa 17 循环冷却水温度 ℃ 18 定冷水压力 MPa 19 定冷水流量 t/h 20 转冷水压力 MPa 21 转冷水流量 t/h 22 轴封蒸汽压力 MPa 23 轴封蒸汽温度 ℃ 24 低压轴封蒸汽温度 ℃ 25 一段抽汽压力 MPa 26 一段抽汽温度 ℃ 27 二段抽汽压力 MPa 28 二段抽汽温度 ℃ 29 三段抽汽压力 MPa 30 三段抽汽温度 ℃ 31 四段抽汽压力 MPa 32 四段抽汽温度 ℃ 33 五段抽汽压力 MPa 34 五段抽汽温度 ℃ 35 六段抽汽压力 MPa

36 六段抽汽温度 37 七段抽汽压力 38 七段抽汽温度 39 调节级压力 40 调节级温度 41 低压缸排汽温度 42 轴向位移 43 高中压缸胀(左/右) 44 #1瓦金属温度 45 #2瓦金属温度 46 #3瓦金属温度 47 #4瓦金属温度 48 #5瓦金属温度 49 #6瓦金属温度 50 推力瓦金属温度 51 #1瓦回油温度 52 #2瓦回油温度 53 #3瓦回油温度 54 #4瓦回油温度 55 #5瓦回油温度 56 #6瓦回油温度 57 推力瓦回油温度 58 润滑油压力 59 润滑油温度 60 左侧主汽阀内壁温度 61 右侧主汽阀内壁温度 62 高压内缸内壁上半温度 63 高压内缸内壁下半温度 64 高压缸排汽口左半温度 65 高压缸排汽口右半温度 66 #1瓦轴振(X/Y) 67 #2瓦轴振(X/Y) 68 #3瓦轴振(X/Y) 69 #4瓦轴振(X/Y) 70 #5瓦轴振(X/Y) 71 #6瓦轴振(X/Y) ℃ MPa ℃ MPa ℃ ℃ mm mm ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ MPa ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ ℃ μm μm μm μm μm μm 记录人： 审核人： 调试时间：