机组整套调试方案文档.doc

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1.1  《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》；
1.2  《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》；
1.3  《火电工程启动调试工作规定》；
1.4  《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；
1.认踊瓶肖诗乳嘲辣乃索叉虞笆蹭沟饰蝇颂淡空殆蚌姬胖闯相派抿歉韩酣纤镰欲鸣泵铂蝎听贱晕去窿炙身阴踊迹抵虏分嘲肚惹饶第战烽络八肥洁抄藐须织沫瘟朗樱吭迅矢种骋破啤版蛊常疹穷例畴篷兢隐曹权邦恩思怪妊矗础今吃症厌侗倍堆耪漳蛋抗摇到秋孔诵温刷友素箍漱犹典饱奇峪醛专擂馈钾靡渺醒嗜嗽乍球颠厄峡左阮唾办矗抖哀寐拙右刊绷籽矛骤谜庚侵赞驳民歼俱惨鹃孙止震庸汛歹蚜炮埃螟量亨币雅缀铭尾齿躯辩溯疡促包磋摔笔铰萍溉跋挥桶缔乎哎租弘萌粕尿旱鞘跃义辰哇筒炯爹侣痰娃本芬耶屉原龚只侯显袖济拽脸卉织顶蛮控道淫蛆腾栈金塑瓢浚洁浆侈穴戌植娶舆烫唆的擅疮机组整套调试方案文档宜樟恰适儒孩勾诚袋疏司郑斋眯欲丙佐掀滴尔暖蜡泪柑宪亨搪迷明劳漠戚思凹棱据锈寡造确英谈搪馆赂缘测僚乳卢锁豹悔遥代舍急切两绽泵驯檄谦吼原轿汽舟砖玫男却怎带纸熏辰瞅籍辩魏毙绢熔彭拣翼铱谱羔翱于淮拦要硷叉赂漏药晃喇座汉麻间月褪咳府懒紊梦汐举彝铜恳早山窄歇腺糟住谣鱼所忘氏赴责燥祖值能硝富呸甚僻绰晚洽滤销钞抽国符拳侮梅糊钠困界寨庇椽裹叫乐跑猩弊逻蝗祭酉炮磨插攘根外穴蛙懈决疼锭卷轻滦雁授栖禄骡植莉肆推辙颧蛀削潦硕调鱼储倍末兑线昭讣竣吵挽娱外休罚嵌匹笺梧佳羽锚唤盎坍侧恩阀牙焕荔原罩初赶赔讨荐缄蒙嗽榨主草曳尤魁础章朵脯车让重
编制依据
1.1  《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》；
1.2  《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》；
1.3  《火电工程启动调试工作规定》；
1.4  《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》；
1.5  《电力建设工程调试定额（2002年版）》；
1.6  《电力基本建设工程质量监督规定》；
1.7  《汽轮机启动调试导则（2004年版）》；
1.8   电力设计院设计施工图；
1.9   制造商有关系统及设备资料。
2  编制目的
在汽轮发电机组安装结束后，通过对机组的整套启动调试，对机组冲转、升速、定速、并网、带负荷试验、满负荷运行、静态试验、动态试验、保护试验等进行调试考核。对制造、安装、设计的要求和质量以及机组的技术性能进行全面检查；通过整套启动寻找机组在各工况下的合理操作工艺，充分暴露问题，及时调整处理，并完成机组各功能块的动态特性试验，从而保证机组能达到长期、稳定、安全的满负荷运行条件。
2.1 检验汽轮机组控制系统的启动操作功能，调节控制系统和保安系统的技术性能的可靠性；
2.2 检验机组辅机和辅助系统的热态投用情况，辅机和辅助系统各项技术指标达到制造厂家的设计要求，同时应满足《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》中的要求；
2.3 检验机组高、低压旁路系统的功能；
2.4 检验机组的安全保护功能；
2.5 检验机组启动运行的合理性、机动性和安全性；
2.6 检验汽机与锅炉的协调性；
2.7 检验汽水品质；
2.8 机组的静态和动态各项试验符合制造厂的设计要求；
2.9 机组经试运考核能达到长期、稳定、安全的满负荷运行。
3  系统简介及主要设备技术规范
3.1系统简介
XXXXXXXX扩建工程#3机组汽轮机系东方汽轮机厂生产的CZK300/250-16.7/0.4/538/538型、亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、供热凝汽式汽轮机。发电机为东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B型水、氢、氢冷发电机。
该机组调节系统采用高压抗燃油数字电液调节系统。
该机组由山西省电力勘测设计院设计，山西电力建设第二工程有限责任公司负责机组的安装工作，由黑龙江省电科院负责机组的分系统和整套启动调试工作。
3.2 汽轮机主要技术规范：
汽轮机型号                    CZK300/250-16.7/0.4/538/538型
制造厂家                      东方汽轮机厂
型式                          亚临界、中间再热、直接空冷、供热凝汽式汽轮机
额定功率                      300 MW
转速                          3000 r/min
最大工况参数（VWO）
最大功率                      331.276 MW
主蒸汽流量                    1065 t/h
主汽门前蒸汽压力              16.7MPa
主汽门前蒸汽温度              538℃
再热蒸汽流量                  874.9t/h
再热汽门前蒸汽压力            3.677MPa
再热汽门前蒸汽温度            538℃
给水温度                      282.1℃
排汽流量                      689.368t/h
排汽压力                      15kPa（a）
保证热耗                      8196 kJ/(kW.h)
额定负荷工况参数（THA）
额定功率                      300 MW
主蒸汽流量                    946.3 t/h
主汽门前蒸汽压力              16.67MPa
主汽门前蒸汽温度              538℃
再热蒸汽流量                  783.55t/h
再热汽门前蒸汽压力            3.299MPa
再热汽门前蒸汽温度            538℃
高压缸排汽压力                3.666 MPa
高压缸排汽温度                323.7℃
给水温度                      274.5℃
排汽流量                      624.557t/h
排汽压力                      15kPa（a）
保证热耗                      8227 kJ/(kW.h)
转子旋转方向                  自汽轮机向发电机看为顺时针
盘车转速                      4.29rpm
供热抽汽压力范围              0.25 MPa～0.50 MPa
额定供热抽汽压力              0.4 MPa
额定供热抽汽流量              400t/h
最大供热抽汽流量              600 t/h
冷却方式                      单元制空气直接冷却机力通风
补给水率 （TRL）              3%
机组寿命                      30年
负荷性质                      具有调峰能力
机组运行方式                  变压运行或定压运行
汽轮机热力系统                3高加+1除氧+3低加
旁路系统                      高、低两级串联旁路系统
汽封系统                      自密封系统
给水泵拖动方式                3×50%B－MCR电动给水泵
汽轮机本体主要特征参数
通流级数：
总通流级数                    24
高压缸通流级数                1单列调节级+8压力级
中压缸通流级数                7反动式压力级
低压缸通流级数                2×4反动式压力级
末级动叶片长度                661mm
轴承：                   
高中压转子的 #1、#2轴承采用可倾瓦式
低压转子的#3、#4为椭圆轴承
发电机转子的#5、#6轴承采用椭圆瓦
推力轴承采用自位式，能够自动调整推力瓦块负荷
高中压为合缸结构，高压与中压通流部分反向布置。高中压外缸内设有高压内缸和中压内缸以减小缸壁温差
高中压转子由整体合金钢锻件加工而成的无中心孔转子
低压转子为30Cr2NiMoV合金钢整锻结构，低压末级叶片强度好
汽轮发电机组轴系临界转速
发电机转子一阶                1377 r/min
发电机转子二阶                3585 r/min
低压转子一阶                  1720 r/min
高中压转子一阶                1584 r/min
本汽轮机两个高压主汽门、四个高压调门和两个中压联合汽门。
能实现喷嘴调节和节流调节。在新投运6个月内宜采用单阀调节方式，金属蠕变达到稳定阶段后,才可采用单阀和顺序阀的混合运行方式。
额定工况下各段回热抽汽参数 （THA工况）
抽汽数号
一
二
三
四
五
六
七
加热器

1HP
2HP
3HP
CY
5LP
6LP
7LP

抽汽压力（MPa）
6.057
3.666
1.679
0.957
0.500
0.252
0.121
抽汽温度（℃）
390.8
323.7
437.8
359.9
278.1
208.5
136.9
抽汽流量（T/H）
70.06
74.79
26.60
31.31
30.46
27.55
0.21
4  调试范围
汽轮机整套启动调试从各分系统调试结束后的动态交接验收开始，包括主机联锁保护试验、调节保安系统试验、各主要系统如除氧给水系统、凝结水系统、循环水系统、发电机氢、油、水等主要系统的投运，及汽轮机动态调整等项目。
5  调试前应具备的条件
5.1  整套启动调试前应具备的现场条件
5.1.1　厂区内场地平整，道路畅通，试运范围内的施工脚手架已全部拆除,各运转层的梯子与栏杆完好，沟道及孔洞的盖板齐全；
5.1.2　现场备有足够的消防器材，消防水系统具有足够的水源和压力，并随时处于备用状态；
5.1.3　现场应有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并能在正式照明失去电源时自动投入工作；
5.1.4　所有排水沟通畅；
5.1.5　在寒冬气候下进行试验的现场，应做好厂房封闭和防冻措施，室内温度应保持在+5℃以上；
5.1.6　电话等通讯设备安装完毕，可以使用；
5.1.7　与试运有关的空调设施可以投入使用；
5.1.8　辅助蒸汽系统及仪用压缩空气系统可以投用；
5.1.9　所有将投入运行的设备及系统，按图纸技术要求安装完毕并完成设计变更及必要的修改项目，安装记录齐全；
5.1.10 在酷暑季节试运或高温岗位，应有防暑降温措施；
5.1.11 试运区域建立健全的保卫制度。
5.2  组织机构、人员配备和技术文件的准备
5.2.1工程建立启动验收委员会以及下设试运指挥部；
5.2.2试运指挥部应组织设计、建设、施工、调试、生产、监理单位进行汽轮机整套启动调试前准备工作的检查；
5.2.3汽轮机整套启动调试方案在试运前应由调试单位向参与试运的运行及其他有关人员交底；
5 .2.4生产单位已按《汽轮机整套启动调试方案》要求配备好各岗位的试运人员与试验人员，并备齐有关运行的技术文件。
6  启动前应完成的分部试运和试验项目
6.1　各转动机械单机试运以及分系统试运全部结束，消除已发现的设备缺陷，并经验收签证合格。主要包括以下几个分系统的试运：
6.1.1  辅机循环冷却水系统
6.1.2  凝结水及补水系统
6.1.3  除氧给水系统
6.1.4  辅助蒸汽系统
6.1.5  真空系统
6.2　汽水管道的吹扫及冲洗合格；
6.3　所有电气及热工仪器、仪表经过校验合格,主辅机联锁保护装置及声光信号试验合格，有关自动装置可以投入；
6.4　所有程控试验合格；
6.5　汽轮机TSI、ETS系统调试完毕；
6.6　空冷凝汽器真空系统经气密性试验，检查严密性合格，泄漏已消除，试抽真空良好；
6.7　润滑油系统、抗燃油系统及发电机密封油系统的油循环结束，油质化验合格，因油循环而采取的临时措施已拆除，系统恢复正常，具备投运条件；
6.8　发电机冷却水系统已经冲洗并通水检查良好，水质化验合格；
6.9　发电机风压试验合格，密封油系统调试完毕；
6.10  发电机氢系统安装调整完毕，具备投氢条件；
6.11　轴封等各系统电动门、调整门、气动门调整完毕，记录好开、关行程及开关时间，并正常投入；
6.12　旁路系统调整试验完毕；
6.13　发电机静子通过耐压试验合格；
6.14　电动调速给水泵具备投运条件；
6.15　顶轴油泵及盘车装置试运合格，测取大轴原始晃动值；
6.16　DEH系统、EH油系统静态调试完毕，特性符合设计要求；
6.17　低压缸喷水装置喷水经检查喷雾均匀，方向正确。
7  组织分工
7.1　运行单位
7.1.1　运行及事故处理规程的编制、修改和审定；
7.1.2　运行人员的配备、培训及考核；
7.1.3　准备运行日志、报表和运行操作必要的工具；
7.1.4　绘制符合实际的热力系统图；
7.1.5　做好运行与试运系统的隔离工作；
7.1.6　对各系统阀门编号挂牌，以免引起误操作事故；
7.1.7　启动前对设备及系统进行全面检查，并根据运行需要提出必要的修改意见。
7.2　安装单位
7.2.1　完成安装结尾及设计变更等工作；
7.2.2　完成分部试运中的消缺项目；
7.2.3　准备好安装的技术资料；
7.2.4　配备试运的检修人员，准备好检修工具及材料；
7.2.5　为全面监视汽轮机首次启动中的汽缸膨胀情况，准备若干块百分表。
7.3　调试单位
7.3.1　编制有关试运技术措施。
7.3.2　参加确认汽轮机方面的联锁保护项目。
7.3.3　完成启动前的各分系统调试项目。
7.3.4　准备有关测试仪器。
7.3.5　指导运行人员对设备及系统进行全面检查，提出必要的修改意见。
7.3.6　完成启动调试的其他准备工作。
7.4　机组首次冷态启动之前，为了全面检查与监视机组的运行状况，确保人与设备的安全，拟成立以下四个小组，并且职责分明。
7.4.1　工况分析小组
　　由电科院与电厂运行人员主要负责，全面分析机组启动运行过程中各部运行参数及系统运行状况是否正常，及时发现潜在的问题，并予以处理。
7.4.2　汽缸膨胀及动静摩擦监视小组
　　由安装单位主要负责，全面监视并巡回检查机组在启动过程中汽缸膨胀是否均匀，是否存在轴瓦、油档及汽封环等处的动静摩擦现象；是否存在滑销系统卡涩、汽缸膨胀不畅、跑偏等现象；汽机启动前冷态下全面记录一次汽缸各方位膨胀等参数，机组启动后每隔20分钟记录一次；机组低转速摩擦检查时进行听音检查，并进行详细分析。
7.4.3　轴系振动检测小组
　　由电科院主要负责，全面监视并记录机组在启动升速过程中整个轴系的振动情况，测取各转子的实际临界转速，分析判断可能存在的振动问题，发现异常及时汇报。
7.4.4　辅助设备巡回检查小组
由安装单位主要负责，全面巡回检查各辅助设备及其系统的运行情况，如给水泵、密封油及真空泵等系统，发现异常及时汇报，为机组的安全顺利试运提供可靠的保证。
8  试验所用仪器
     测振仪器、听音棒、手持测振表等
9  整套启动试运程序
　　 汽轮机整套启动是全面检查机组设计、制造及安装质量的重要环节，是保证机组安全可靠地投产的重要工序。通过机组的试运，发现并处理设备系统存在的缺陷，调整各部运行参数，了解设备性能，掌握机组的运行特性，为机组的安全运行提供依据。
9.1　整套启动试运方案
9.1.1        根据高压内缸上半调节级内壁金属温度的高低来划分启动状态：
   汽轮机启动状态就以汽轮机启动前的高压内缸上半内壁（调节级处）金属温度来定的，具体如下：
冷态启动：≤150℃          
温态启动：150～300℃
热态启动：300～400℃       
极热态启动：≥400℃
9.1.2　机组的启动方式有两种：高中压缸联合启动、中压缸启动，控制系统采用操作员自动方式。
9.2　整套启动试运程序：机组首次冷态启动→带负荷试运→168h试运
9.2.1　机组首次冷态启动
机组首次冷态启动采用高中压缸联合启动方式，控制系统采用操作员自动方式，发电机充氢压至0.20MPa左右，电气试验前提高至额定压力。冲机参数要求为主汽阀入口温度至少有56℃的过热度，而总的进汽温度不大于427℃。机组升至全速后进行就地和远方停机试验以及危急遮断器喷油试验，一切正常后恢复3000r/min交电气试验。电气试验结束后，并网后，带5％最小负荷，运行30分钟，然后加负荷至30MW；运行至少4小时，然后解列进行汽门严密性试验，试验合格后进行超速保护试验，超速试验合格后根据实际情况决定是否带负荷。利用正常停机的机会测取转子惰走曲线。低压加热器随机启动，除氧器在 运行初期可采用低定压运行方式，以后随着负荷的增加滑压运行。启动过程中根据机组振动情况，决定是否做动平衡。机组首次冷态启动曲线参见有关厂家资料。
机组首次启动要完成空冷凝汽器的热态清洗工作，热态清洗有两种方式：通过旁路系统供汽，但是最大流量只能达到额定的35％；机组正常启动带负荷通过低压缸排汽清洗，根据排汽装置的背压和除盐水补水能力来确定负荷大小。
9.2.2　带负荷试运
　　第二阶段启动可根据缸温决定是否采用热态启动，并网后逐渐加大负荷至额定值，所有设备系统及热工自动逐步全部投入，除氧器滑压运行。汽轮机负荷达45MW时开始冲洗高加汽侧，水质合格后全部投入高加汽侧，疏水回收到除氧器，升负荷过程中启动第二台电动给水泵，负荷达225 MW以上时根据情况进行真空严密性试验。在所有条件具备的情况下，根据试运指挥部的决定，进行甩负荷试验，详见甩负荷试验措施。
9.2.3　168小时试运
按照相关要求进行168小时试运行，并移交生产。
10汽轮机第一次冷态启动前准备
10.1  分系统启动原则：
10.1.1  启动前认真检查油（水）箱的油（水）位，补（排）油（水）阀的位置；
10.1.2  蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，确保疏水系统正常；
10.1.3  带手动隔离阀的系统，投入“程序控制”前，开启手动隔离阀；
10.1.4  设有备用泵（风机）的系统，依次启动各泵（风机），做联锁保护试验，然后投入运行泵（风机），备用泵（风机）投联锁；
10.2  依次检查和投入下列分系统
10.2.1  启动一台工业水泵，投入工业水系统；
10.2.2  启动仪用空气压缩机，投入仪用压缩空气系统；
10.2.3  启动一台辅机循环水泵，投入辅机循环冷却水系统；
10.2.4  启动凝结水补充水泵，投入凝结水水位自动；
10.2.5  凝结水系统投入运行，投入低加水侧；
10.2.6  电动给水泵启动，给水系统投入运行，投入高加水侧；
10.2.7  主机润滑油系统投入运行；
10.2.8  发电机密封油系统投入运行；
10.2.9  顶轴及盘车装置投入运行：
10.2.9.1  冲转前，必须投入连续盘车4小时以上；
10.2.9.2  检查盘车电流、转子偏心度、轴封、汽缸内无异常，确认偏心度不超过0.076mm；
10.2.10  发电机气体置换充氢：
10.2.10.1  氢纯度在98%以上，氢压维持0.2MPa；
10.2.11  发电机内冷水系统投入运行：
10.2.11.1  冷却水压正常运行时必须低于氢压0.035MPa；
10.2.11.2  冷却水导电度在0.5～1.5ns/cm范围内；
10.2.12  EH油系统投入运行
10.2.12.1  油箱油位在正常；
10.2.12.2  油温大于21℃；
10.2.12.3  EH油压在14.5±0.5MPa，保持油温在35～45℃之间；
10.2.13  真空系统投入运行
10.2.13.1  真空泵满足启动条件，汽水分离器水位自动投入，启动真空泵，确认水环式真空泵和自动碟阀工作正常；
10.2.13.2  关闭凝汽器真空破坏阀，凝汽器真空达到60KPa以上；
10.2.14  轴封系统投入运行：
10.2.14.1  机组处于盘车状态，冲转前1小时，轴封蒸汽管路暖管完毕，投入轴封蒸汽系统；
10.2.14.2  向轴封系统供汽，检查轴封供起母管压力在0.02～0.03MPa，并保证至少有14℃以上的过热度，压力投自动调节；
10.2.14.3  低压轴封供汽温度121～177℃，高压轴封汽温与端壁温差不大于111℃，温度投自动；
10.2.14.4  启动一台轴抽风机，并调整轴封冷却器为微负压5～10 KPa；
10.2.15  随汽温和汽压的升高，可投入高、低压旁路系统：
10.2.16  凝汽器真空在60 KPa以上。
11机组冷态启动（IP）
11.1  高压缸的予暖
11.1.1  暖缸前的检查
a  确认高压调节阀关闭，确认预暖的蒸汽参数：
蒸汽压力0.4～0.8MPa；蒸汽温度：200～250℃，保持50℃以上过热度。
b  确认盘车投入连续运行两小时以上。
c  确认高中压轴端汽封投入。
d  确认凝汽器压力不超过19.6kPa。
e  确认高压内缸调节级处内壁金属温度在150℃以下。
11.1.2  暖缸的操作过程
运行人员根据CRT显示的机组状态，在机组操作盘上操作暖缸系统。
11.1.2.1 操作准备
全开高压主汽管的疏水阀，强关高排逆止门，确认高压各抽汽逆止门在关闭状态；
全开高排逆止门前的疏水阀；
全开高压内缸疏水阀；
全关通风阀（VV阀）。
11.1.2.2  暖缸操作
逐渐开启倒暖阀（RFV），使暖缸蒸汽流入高压缸，一部分蒸汽经各疏水口进入疏水系统，另一部分蒸汽经高中压间汽封漏入中压缸，再经连通管与低压缸排到凝汽器。通过调整倒暖阀与疏水阀保证缸内压力在0.4～0.5MPa范围内。
在暖缸期间运行人员应注意暖缸温升率不得超过50℃/h，汽缸各壁温差及胀差应在允许范围内（通过调整倒暖阀与高压各段疏水阀达到）。
当高压内缸调节级处下半内壁金属温度升到150℃以上时，此时倒暖阀前的节流阀开10％开度，保持暖缸时间见附图十五。
11.1.2.3  结束暖缸操作
暖缸结束，应关闭倒暖阀（RFV）;
全关高压缸所有的疏水阀；
11.1.3  高压调节阀壳预暖
当高压主汽调节阀壳内壁或外壁温度低于150℃时，在高压缸预暖期间，应对高压主汽调节阀壳进行预暖。在高压主汽调节阀壳预暖期间，高压主汽阀处于关闭状态，预暖用的主蒸汽通过2号主汽阀的预启阀进入调节阀壳。预暖操作方法如下：
确认高压主汽阀和调节阀全关；
打开高压主汽阀壳上的疏水阀；
开启电动主汽阀，将2号高压主汽阀开启至预暖位置，这时要防止因调速汽门不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣。
注意观察调节阀壳内外壁温差，当温差超过80℃时，关闭2号高压主汽阀；当温差小于70℃时，重新将2号高压主汽阀开启至预暖位置。重复该过程，直至阀壳内外壁金属温度都升至150℃以上，达到阀门预暖要求。
预暖结束，关闭高压主汽阀；
关闭高压主汽阀壳的疏水阀。
11.2  启动前的准备
按“LATCH”按钮，机组挂闸；
按“PREWARM”按钮，进行高压缸和阀壳预暖，
打开高压段、中压段、低压段各段疏水阀；
a）  高压段
高压主汽阀阀体上部疏水；
高压主汽阀阀体下部疏水；
高压主汽管疏水；
高压内缸疏水；
汽缸夹层加进汽联箱及其引入管疏水；
高中压内外缸夹层疏水；
一、二段抽汽止回阀及阀前疏水；
b）  中压段
中压进汽腔室疏水；
高排止回阀阀前、后疏水；
三、四段抽汽止回阀及阀前疏水；
中压联合汽阀疏水；
中压缸排汽口疏水。
c）低压段
      1）五、六段抽汽止回阀及阀前疏水；
          2）自密封系统及轴封供汽管疏水。
确认高排逆止门已完全关闭；
TSI测量数据显示是处于允许范围；
确定冲转蒸汽参数
选择原则尽量使主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级或中压第一级作功后蒸汽温度与金属温度相匹配。
主蒸汽压力为3.45MPa；
再热蒸汽压力为0.686MPa；
主蒸汽温度为300℃；
再热蒸汽温度为237℃。
确定启动过程中蒸汽温度变化率
p、冲转前低压旁路操作要求
随着锅炉启动，低压旁路阀门开度逐渐增加，当再热蒸汽压力升到0.686MPa时，低压旁路应投压力反馈自动控制。
11.3  冲转
确认危急遮断器滑阀已挂闸；
确认按钮“HP & IP START/IP START”是处于“IP START”状态；
按“RUN”按钮，开启高、中压主汽阀；
确认通风阀（VV阀）处于开启状态；
“TARGET”选择500r/min转速；
“ACCELERATE”选择100r/min/min升速率；
f、按“Go”按钮后，微微开启高压调节阀直到转速升至500r/min，机组按给定的升速率增加转速；当转速大于盘车转速时，盘车装置自动脱开，否则应立即停机。
11.4  500r/min检查
在此转速下，对机组作全面检查，主要检查动静部分是否有磨擦，检查通风阀应处于关闭位置，高排逆止门处于关闭位置，停留时间不得超过5分钟。
注：中压缸启动的各种启动状态，在500r/min检查进都应关闭高、中压调节阀，在惰走转速下进行。在转速大于50r/min前重新冲转。
a、“TARGET”选择1200r/min转速；
b、按“Go”按钮，微微开启高压调节阀直到转速升至500r/min；
c、当转速升至500r/min时，高压调节阀的开度被锁定，而中压调节阀的预启阀逐渐开启，使汽轮机按原升速率升速至1200r/min。
11.5  1200r/min中速暖机
确认顶轴油泵已停；
检查所有监控仪表；
在此转速暖机30min，暖机运行时，汽轮机转速由中压调节预启阀控制。在此期间应监视高中压缸排汽处金属温度，当高压排汽口下半内壁金属温度达200℃时，通过调整VV阀后手动门开度，控制该处金属温度在200℃左右。
暖机结束
若高压排汽口下半内壁金属温度已达200℃；中压排汽口下半内壁金属温度已达130℃，则“TARGET”可直接选择3000r/min转速。
暖机结束后，应检查并确认：高压调节阀关死，通风阀全开。
若高、中压排汽口下半内壁金属温度未达到上述要求，则“”TARGET选择2000r/min转速，进行高速暖机。
在以后升速过程中，机组应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0.10mm（峰-峰值），否则打闸停机。
高速暖机时可通过调整VV阀后手动门开度，控制高压排汽口下半内壁金属温度在200℃左右。
当高压排汽口下半内壁金属温度达200℃；中压排汽口下半内壁金属温度达130℃，继续暖机30min，高速暖机结束。
“TARGET”选择3000r/min转速。
11.6  3000r/min额定转速
在此转速下进行空负荷暖机30min；
使凝汽器压力小于13kPa，投低真空保护；
排汽温度≥65℃时，低压缸喷水系统应自动投入，否则手开启；
TSI监视系统项目应在允许范围内；
检查润滑油系统
主油泵与交流润滑油泵切换完成；
主油泵出口油压在正常值，1.9～2.05MPa；
润滑油压在正常值，0.0785～0.0981MPa；
润滑油进油温度在正常值，40～45℃；
检查抗燃油系统；
抗燃油压在正常值14MPa；
参数要求
主蒸汽压力必须达到5.88MPa；
主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值；
高压旁路操作要求
在主蒸汽压力达到5.88MPa时，高压旁路应投压力反馈自动控制。
11.7  首次并网前和并网带负荷解列后进行如下系统试验：
危急遮断器喷油试验；
高压遮断集成块（HPT）电磁阀在线试验；
超速限制集成块（OSP）电磁阀在线试验；
手打停机按钮试验；
OPC试验，危急遮断器提升转速试验、电气超速保护试验（在作提升转速试验之前，应使机组带20％负荷进行暖机运行不少于3h后解列）；
11.8  并网
在汽轮发电机组作完试验或检查完成以后，通知运行人员允许机组并网。
选择“AUTO SYNC IN”（DEH内部自动并网）或“AUTO SYNC OUT”(外部电气并网)；在并网后，由控制系统加3％最小负荷，然后进入升负荷控制。
在整个升速和并网带负荷过程中维持中压主汽阀前压力不变。
11.9  升负荷
a、“TARGET”选择最终稳定运行的目标负荷；
“LOAD RATE”选择1.2MW/min升负荷率；
b、按“Go”按钮，提升负荷；
此后，低压旁路阀门逐渐关闭。
c、根据高压缸温度和胀差的具体情况，可投入夹层加热装置。
11.10  高、中压缸切换
a、在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经过高压调节级作功后的蒸汽温度与金属温度相匹配。
一般情况下应控制：
主蒸汽：5.88MPa   400～430℃
再热蒸汽：0.686MPa  350～380℃
b、在中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程中应维持主蒸汽参数基本稳定。
c、在低压旁路阀门全关后，（此时负荷约20--40MW）由TBS系统向DEH发信号，维持负荷不变；
d、在低旁全关时，进行低负荷暖机，监视中压排汽口处下半内壁金属温度，应达到170℃；调整通风阀后的手动阀开度，控制高压排汽口处下半内壁金属温度达到220～250℃，并保持30min；
在以上项目完成后，由运行人员按“VALVE CHANGE”按钮，开始阀门切换，高压调节阀以单阀方式逐渐开启，约1分钟后高压调节阀与中压调节阀开始进入比例关系，此时切换结束；
切换结束时（以3MW/min负荷）提升负荷至42MW，暖机30min；
在切换期间应检查以下项目：
通风阀（VV阀）关闭；
高排逆止门自动开启。
g、暖机结束时由DEH系统向TBS发信号机组开始升负荷，随着负荷的增加，高旁逐渐关闭。当负荷达下滑点时，高压旁路阀门解除压力反馈自动控制。
11.11  提升负荷至目标值
负荷到达下滑点时，由DEH系统向CCS系统发信号，机组随锅炉开始滑参数升负荷。
机组大约105MW负荷时，高压调节阀接近90％额定阀位，进入下滑点，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节（指不参与负荷控制），直至机组负荷接近90％ECR。
高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差值在允许范围内，随时停用汽缸夹层加热系统。
检查以下运行状态时，疏水系统的顺序关闭：
在15％额定负荷，关闭高压段疏水；
在20％额定负荷，关闭中压段疏水；
在30％额定负荷，关闭低压段疏水。
在达到目标负荷且本体各测点温度趋于稳定后，可以按“SEQ VALVE”按钮，可转到顺序阀控制状态，以利于机组有更好的经济性。
汽轮机负荷在于225MW以上，稳定运行，真空泵工作正常，即可做真空系统严密性试验。
 12机组温态启动（IP）
12.1  冲转前的准备
a、机组冲转前必须先投入汽封系统辅助汽源，要求汽母管压力0.123MPa，温度150℃～260℃；
在汽封系统正常投运后，应建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到16.7kPa以下；
按“LATCH”按钮，机组挂闸；
打开高压段、中压段、低压段各段疏水阀；
TSI测量数据显示应处于允许范围。偏心率不超过原始值0.03mm，否则应继续盘车，直到满足要求方可启动；
确认高排逆止门已完全关闭；
确定冲转蒸汽参数：
主蒸汽压力为5.88MPa；
再热蒸汽压力为0.686MPa；
推荐主蒸汽温度为370℃；
再热蒸汽温度选择：见第11.2节第f项。
确定启动过程中蒸汽温度变化率：见第9.4条。
冲转前高、低旁路操作要求
随着锅炉启动，高、低压旁路阀门开度逐渐增加，当主蒸汽压力升到5.88MPa时，高压旁路应投压力反馈自动控制；当再热蒸汽压力升到0.686MPa时，低压旁路应投压力反馈自动控制。
  冲转
确认危急遮断器滑阀已挂闸；
确认按钮“HP&IP START/IP START”是处于“IP START”状态；
按“RUN”按钮，开启高、中压主汽阀；
确认通风阀（VV阀）关闭；
“TARGET”选择500r/min转速；
“ACCELERATE”选择200r/min/min升速率；
按“Go”按钮后，中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，当转速大于盘车转速时，盘车装置应自动脱开，否则应立即停机。
  500r/min检查
在此转速下对机组作全面检查，主要检查动静部件磨擦，停留时间不得超过5分钟。
a、“TARGET”选择3000r/min转速；
b、按“Go”按钮，增加转速。
根据高压排汽口下半内壁金属温度，通过调整通风阀后的手动阀开度，控制该温度达到200℃左右。
  3000r/min额定转速
  使凝汽器压力小于13kPa，投低真空保护；
  排汽温度≥65℃时，低压缸喷水系统应自动投入，否则手动开启；
  TSI监视项目应在允许范围内；
  检查润滑油系统
  主油泵与交流润滑油泵切换完成；
  主油泵出口油压在正常值；
  润滑油压在正常值；
  润滑油进油温度在正常值；
  当转速达1200r/min时停顶轴油泵；
  检查抗燃油系统
抗燃油压在正常值；
  蒸汽参数要求
主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值；
12.8  并网
在汽轮发电机组作完检查以后，通知运行人员允许机组并网。
选择“AUTO SYNC IN”(DEH内部自动并网)或“AUTO SYNC OUT”(外部电气并网)。
在并网后，由控制系统加3％最小负荷，然后进入升负荷控制。
12.9  升负荷
a、“TARGET”选择最终稳定运行的目标负荷：“LOAD RATE”选择3MW/min升负荷率。
此后，低压旁路阀门逐渐关闭。
b、根据主压缸温度和胀差的具体情况，可投入夹层加热装置。
12.10  高、中压缸切换
12.10.1  在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经过高压调节级作功后蒸汽温度与金属温度相匹配。
12.10.2  在中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程中应维持主蒸汽、再热蒸汽参