南京c12-35汽轮机运行规程.doc

临澧县华力热电有限公司汽机运行规程临澧县华力热电有限公司汽轮机运行规程2号（试用版）2015年11月前言 本规程根据电力建设施工验收规范汽轮机篇结合南京汽轮机厂安装使用说明书制定。 要求汽机主任，各司机，付司机熟悉所有部分。生产管理人员（生产厂长，厂部值班人员）检修人员，电器检修人员，热控仪表人员熟悉相关部分。临澧县华力热电有限公司2015年11月691C12-35/5汽轮机运行规程1 范围为了规范临澧县华力热电有限公司发电汽轮机的运行操作，保证安全生产，特制订本规程。本规程适用于临澧县华力热电有限公司的运行生产管理和控制。2 规范性引用文件下列文件的条款通过本标准的引用成为本标准的条款。凡是标注日期的引用文件，其随后的所有修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本标准，然而，鼓励本标准达成协议的各方研究是否使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。DL 5011电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇南京汽轮机厂汽轮机安装使用说明书 电业安全工作规程（热力和机械部分） DL408 电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）3 术语与定义本标准采用如下定义3.1 工质：是热机中热能转变为机械能的一种媒介物质（如燃气、蒸汽）。3.2 温度：是衡量物体冷热程度的物理量。3.3 压力：单位面积上所受到的垂直作用力；容器内工质本身的实际压力称为绝对压力、工质的绝对压力与大气压力的差值为表压力。3.4 真空：容器中的压力低于大气压力时，把低于大气压力的部分叫真空；真空度是真空值和大气压力比值的百分数。3.5 功率：力所做用的物体在力的方向上的位移与作用力的乘积叫功；功与完成功所用的时间之比，叫功率，即单位时间内所做的功。3.6 饱和状态：处于动态平衡的汽、液共存的状态称饱和状态，此时的温度称饱和温度，此时的压力称饱和压力。3.7 湿饱和蒸汽：含有饱和水的蒸汽叫湿饱和蒸汽。3.8 干饱和蒸汽：水完全汽化成蒸汽状态时的蒸汽称干饱和蒸汽。3.9 过热蒸汽：干饱和蒸汽定压加热，蒸汽温度超过饱和温度的蒸汽称过热蒸汽。3.10 热应力：由于内、外或两侧温差引起的零、部件变形受到约束，物体内部产生的应力称为热应力。3.11 汽轮机缸胀：汽轮机汽缸的绝对膨胀叫缸胀。3.12 汽轮机差胀：汽轮机转子与汽缸沿轴向膨胀的差值。3.13 暖机：将汽轮机由静止状态下的室温逐渐加温到工作温度的过程。4 概述 公司拥有武汉汽轮发电机厂生产的汽轮发电机一台已运行十五年，青岛捷能汽轮发电机制造有限公司生产的汽轮机一台，额定功率12MW/台，额定可调抽汽量50t/h.2013年12月21日投入运行，在2015年6月27日停机时导致飞车事故，不能修复。现改为南京汽轮机厂生产的汽轮机，型号为C12-35/5配原有济南发电机厂生产的发电机，型号为QFW-15-2。2015年11月投入运行。 给水系统的高压母管采用并联母管系统，低压母管为并联母管系统。设有46M/h，6.0MPa 给水泵2台；85M/h，6.1MPa 给水泵1台,一运一备(2台46M/h，6.0MPa合并作备用） 。除氧器为两台淋雨盘式除氧器，一号额定出力为40t/h水箱有效容积25M，二号额定出力为80t/h水箱有效容积50M，化学软水补充到除氧器，除氧器在工作压力0.02MPa,工作温度102的工况下可以保证锅炉给水中氧含量15ug/l。本汽轮机为中压，单缸抽气式汽轮机。带一级可调抽气及三级不可调整抽气，本汽轮机与锅炉，发电机及其辅轴设备组成成套供热发电设备。本汽轮机设计转速为3000转/分钟，带负荷时转速为不可变的。机组的通流部分由一级双列调速级及十一级压力级组成，第四级压力级采用可调速通流面积的旋转隔板结构，用于调节抽汽点压力与流量，调节级的叶型采用苏字型线组合。由锅炉来的合格蒸汽经手动隔离门，电动隔离门、自动主汽门、调速汽门进入汽轮机,蒸汽在汽轮机内膨胀做功.其中部分蒸汽在做了一部分功后就抽出机外用作高压加热器，低压加热器，及除氧器的热源，另外有一股蒸汽抽出去供给各种工业用途，剩下的一股蒸汽在膨胀做功后最后排入凝结器，在那里凝结成水，借助凝结水泵将凝结水打入汽封加热器，再经过低压加热器进入除氧器，然后再由锅炉给水泵升压后进入高压加热器送入锅炉。汽封加热器，低压加热器，高压加热器都带有旁路，可随时退出运行。凝结水泵有一路凝结水可引入凝结器上部，在机组做滑参数启动时用以冷却蒸汽和主汽门前来的疏水，在低负荷运行时，这部分回水可以保持冷凝器有一定的水位，使凝结水泵能正常工作。循环冷却水采用自然散热回流到水库，冷渣水采用冷却塔进行散热冷却，冷却塔可处理循环水量1800M/h（单塔450M/h），风机功率30kw ，二次循环水泵二台。凝汽器冷却面积1000平方米，需用低于33的循环水量3200t/h，机组设循环水泵三台，参数为Q=3000M/h，H=60m一台，Q=1080M/h，H=48m二台。汽轮机具有四道抽汽，第一级抽汽（供给高压加热器，考虑压力较高，现堵头，留有一疏水阀），第二级抽汽供给用户，同时供给高压加热器经过减压阀进入除氧器，第三级抽汽进入除氧器，第四级抽汽供给低压加热器，前汽封高压漏汽接入第二级抽汽，前汽封低压漏汽和后汽封漏汽进入汽封加热器。汽轮机转子为套装式结构，叶轮及汽封套筒“红套”于主轴上，用刚性连轴器与发电机转子相连。汽缸有水平与垂直中分面，前后汽缸连接后不可拆卸，新蒸汽由前汽缸两侧的进汽管进入汽缸，后汽缸由两侧的支撑角支撑在后坐架上，撑脚与后座架间设有横向滑销。主汽门为单座截止阀，阀碟是带有预启装置的型线阀碟，阀碟上方装有滤网；调节汽阀为群阀提板式结构，型线阀碟，负荷变动时，各阀碟按一定顺序开启。汽机设有前后轴承座，前轴承座内装有推力轴承、前轴承、主油泵、调速油泵、调节器、保安装置（危机遮断器，危机遮断器油门，危机遮断器复位装置）、温度计等，后轴承下半与后汽缸铸为一体，装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、温度表等。汽轮机的前轴承与推力轴承组成球面联合支持轴承，推力轴承为摆动瓦块式，转速表装在发电机主轴尾端。汽轮机保护系统有保安装置，电磁阀，DCS保护ETS 保护。汽轮机采用DEH电液调节系统。汽轮机电液调速系统由南京科远生产的DEH控制系统，可以同时满足电热负荷的变化，电热负荷可以分别调整，当热负荷为零时汽轮机可以在纯凝工况下运行。DEH油站液压控制系统主要包括供油装置、伺服油动机、隔膜阀以及管路附件等液压部套组成。直动式私服调压器采用46#抗磨液压油作为工作介质，由独立的供油装置供油。系统工作压力范围为11.2-14MPa。油温范围为30-55.运行时工作介质的清洁度必须达到NAS6级或优于NAS6级。该供油装置设有蓄能器，在线试验油泵连锁功能，冷却，过滤作用，主、备泵冗余设计，为直动式私服调压器提供动力源。伺服油动机采用两种控制方式，即正常调节控制和快动作控制，两者间相互并联，实际工作时是互锁的，可通过控制完成。供油装置主要组成部件：油箱组件、支架组件、油泵组件、主泵出口控、制集成块组件、蓄能器组件、加热器（选用）、回油过滤器、仪表组件、电控制箱组件等管路组成。本供油装置由两台泵组对系统进行供油，一台设定为主泵，另一台为备用泵，控制方式有手动和自动两种。当系统设置为手动控制时，每台泵均可通过手动操作单独对系统进行供油。当系统设置为自动控制时，两泵同时启动，对系统进行供油，当系统压力升至14MPa，备泵停止运行同时泄荷电磁阀得电动作；自然工作条件情况下，当系统压力降至11.2MPa时，泄荷电磁阀失电，主油泵对系统进行供油。若系统压力继续下降，当系统压力降至10.5MPa时，备用泵启动运行，两泵同时对系统进行供油。若系统需紧急停泵供油时，按下紧急停止按钮，所有运行油泵均停止运行。供油装置还设计有泵出口高压过滤器压差高报警和回油过滤器压差高报警，当高压过滤器和回油过滤器的滤芯内外压差到0.32MPa时，压差发讯器发出的报警信号，此时需要更换滤芯。打开联动试验截止阀，压力变送器发出油压低信号，备用泵启动投入运行，此试验可检验备用泵是否正常，看是否能随时投入工作。当显示油温低于20时，可手动启动加热器，当油温高于57时，可手动打开冷却器进出水口球阀，进而控制液压油工作温度在30-55间正常工作。【压力变送器取值；双取11.20.1 MPa（降）170.1 MPa（升），安全阀压力设定值170.2 MPa，溢流阀压力设定值14.50.1 MPa】。伺服油动机工作原理；当系统需要阀门正常调节工作时，发出阀门开启或关闭工作指令给伺服卡，伺服卡内经过与实际阀位比较后，向油动机的电液转换器一比例换向阀发出指令信号，比例换向阀将电气信号转换成液压信号并放大后，送到油缸相应的工作腔室，驱动油缸活塞，即阀门移动。阀门移动时，带动线性位移传感器，由位移传感器产生位置信号，该信号经解调器反馈到伺服卡的输入端，直到与阀位指令相平衡时活塞停止运动，此时蒸汽阀门已经达到了所需要的开度，完成了电信号一液压力一机械位移的转换过程，随着阀位指令信号变化，油动机不断地调节蒸汽门的开度，最终实现阀位控制。本伺服油动机还有“快关功能当电磁阀得电时，泄除超速油，插装阀打开，压力油经过插装阀件，进入伺服油动机下腔时，回油通过插装阀件，泄到有压回油中，阀门快关时所需要的高峰流量由就地蓄能器及油泵供给。汽轮机本体及其主要附属设备的控制采用DCS系统和DEH电液调节系统，集中于控制室内。5技术规范及参数5.1 汽轮机项目单位参数生产厂家南京汽轮机厂产品型号C12-35/5额定功率MW12临界转速r/min1470额定转速r/min3000旋转方向顺时针（顺气流方向看）进汽压力MPa3.430.1960.294（绝对）进汽温度435+10-15额定一级抽汽点压力MPa0.96额定一级抽汽点温度300额定一级抽汽量t/h 4.026额定二级抽汽点压力MPa0.490.1960.294（额定二级抽汽点温度285额定二级抽汽量t/h 50+8.844额定三级抽汽点压力MPa0.1额定三级抽汽点温度112额定三级抽汽量t/h 0额定四级抽汽点压力MPa0.0387额定四级抽汽点温度75额定四级抽汽量t/h 1.014纯凝时额定一级抽汽点压力MPa0.98纯凝时额定一级抽汽点温度307纯凝时一级抽汽量t/h1.007纯凝时额定二级抽汽点压力MPa0.75纯凝时额定二级抽汽点温度298纯凝时二级抽汽量t/h6.027纯凝时额定三级抽汽点压力MPa0.23纯凝时额定三级抽汽点温度179纯凝时三级抽汽量t/h0.743纯凝时额定四级抽汽点压力MPa0.078纯凝时额定四级抽汽点温度98最多工业抽汽量t/h80额定排汽压力MPa0.0055锅炉给水温度170额定工况汽轮机汽耗保证值Kg/kw.h7.303(除去工业抽汽量)纯冷凝工况汽轮机汽耗保证值Kg/kw.h4.902纯冷凝工况汽轮机热耗保证值Kcal/kw.h3025.4汽轮机中心高（距运转平台）mm750汽轮机轴承处允许最大震动 mm0.05过临界转速时轴承处允许最大震动mm0.15汽轮机本体总重T50汽轮机上半总重T15汽轮机下半总重T19.5汽轮机转子总重T7.734汽轮机总体最大尺寸（长*宽*高）mm852*3580*3335汽轮机-发电机轴承临界转速r.p.m1852一等品汽轮机轴承出允许最大振动mm0.03优等品汽轮机轴承出允许最大振动mm0.025.2 发电机发电机HWLZ系列微机励磁调节装置项目单位参数励磁机励磁变压器型号QFW-15-2QF-K12-2ZLS-160KVA视在功率MVA18.7510500V10500V有功功率MW15355V定子电压KV10.5定子电流A1031转子电压V199转子电流A257功率因数COS0.8(滞后）转速r/min3000周波Hz50效率%97.75.3 主要辅助设备项目设备名称设备型号换热面积冷却管材料冷却管规格冷却水量总数量生产厂家备注单位m2mmt/h台1凝汽器N-10001000HSn70-1A20*128001青岛捷能汽轮机股份有限公司2高压加热器JG-10010020-119*21青岛捷能汽轮机股份有限公司3低压加热器JD-5050HSn70-1A15*11南京汽轮机厂4轴封冷却器20HSn70-1A15*1501立德动力5冷油器YL-2020HSn70-1A12*1602青岛捷能汽轮机股份有限公司LY-404030412*1连云港泰格电力6空冷器Kzwq85-8*6.5-28001254乐川东风自动化设备有限公司337除氧器水箱容积封头及筒体工作压力额定出力总数量生产厂家备注M3材料MPat/h台2#50Q235-B0.02801宜兴锅炉辅机厂1#25Q235-B0.02401长沙锅炉辅机厂54 泵项目设备名称规格型号流量 扬程生产厂家电机型号配电机功率电流数量单位m3/hmKWA 台1循环水泵14SA-10B108048长沙JS2-355M1-2Y355M2-425044622循环水泵COS400-510A300060 三昌YKK500-463044.2 13凝结水泵6N67060三昌YKP200L2-23767.924射水泵IS150-125-400B17338Y200L1-43056.9 25高压启动油泵I00Y-180A93103上海凯士比Y200L1-255106 16交流辅助油泵65AY60B2037.5沈阳Y132S1-25.512.6 17给水泵DG46-50*1246600长沙JS2-355M1-216028028给水泵Dg85-678*985610三昌Y2355M2-2250429.19疏水泵IS65-50-1602532长沙Y132S1-25.511.125.5其他名称容积(m3)数量（个）备注疏水箱211R1500*3000事故油箱7.7612400*1800*1800高位油箱1.861R400*37006.技术报警信号6.1 技术信号意义技术信号是汽轮机运行中主要参数或设备的主要技术数据超出正常规定值或超出极限时发出的声光信号，值班人员应按信号内容查明原因后迅速处理。6.1.2 各技术信号报警意义自动主汽门关闭安全保护动作，自动主汽门关闭；轴向位移大于1.3mm 或小于0.6mm停机；汽机前后轴承振动大大于0.050mm报警, 大于0.07mm停机；发电机轴承振动大大于0.050mm报警, 大于0.07mm停机；汽机转速高 大于3270r/min停机；油箱油位高大于+100mm报警；油箱油位低小于-40 mm报警；主油泵出口油压小于0.9MPa启动高压电动油泵；润滑油压小于0.055MPa启动润滑油泵；润滑油压低值小于0.03MPa停机；润滑油压低值小于0.015MPa盘车不得投入；汽机推力瓦回油温度高大于75停机；汽机前轴承回油温度高大于75停机汽机后轴承回油温度高大于75停机；发电机前轴承回油温度高大于75停机；发电机后轴承回油温度高大于75停机 除氧器压力高大于25KPa 时报警； 除氧器液位高高于1350mm 时报警； 除氧器液位低低于1200mm 时报警； 热水井水位高高于700mm 时报警; 热水井水位低低于400mm 时报警; 高加水位高高于300mm 时报警 高加水位低低于100mm 时报警 给水压力低值高热母管给水压力低于4.5MPa时报警；给水压力低值高热母管给水压力低于4.0MPa时报警，并联动备用给水泵；疏水箱液位高大于1800mm时报警； 疏水箱液位低低于600mm时报警；7 汽轮机的启动、运行调整与停机7.1 汽轮机启动前的要求7.1.1 汽轮机在正常启动、停机及运行方式的改变时，应在值长的统一指挥下，在司机的领导下进行。在故障情况下，运行人员应根据当时的具体情况，按照事故处理的章节进行处理并及时报告司机。机组检修后的启动和试验及改造后的第一次启动需在车间主任或专责工程师的主持下进行；7.1.2 下列情况禁止启动汽机调节系统无法维持机组空负荷运行或在机组甩负荷后不能将汽轮机控制在危急保安器的动作转速之内；危急遮断器动作不正常或自动主汽门、调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止门卡涩不能关严时；汽轮机、发电机的转动部份有明显摩擦声或机组振过0.07mm；汽轮机保护装置，如轴向位移保护、低油压保护等不能正常投入。磁力断路油门、危急遮断油门等保护装置工作不正常时；高压电动油泵，润滑油泵，气动油泵不能正常投入或油温低于25时；主要表计，如主汽温度、压力、排汽压力、汽机转速、动力油压、润滑油压、轴向位移、汽机振动等表不齐备或指示不准确时；盘车装置不能正常投入运行时；润滑油质不合格或主油箱油位低于-40mm时；循环水吸入池液位太低而无法启动循环水泵时； 保护试验不合格时； DEH试验不合格时；7.2 汽轮机的启动7.2.1 汽轮机的启动分冷态启动与热态启动。下汽缸调节级处温度低于250，称为冷态启动。下汽缸调节级温度在250以上时称为热态启动。7.2.2 启动前的准备7.2.1 启动现场整齐清洁、照明完好。检修后启动时要确认检修工作已全部结束，有关工作票已全部注销。7.2.2 准备好启动时需用的搬手、听音棒、手电、振动表、记录表纸、操作票等；7.2.3 联系锅炉、电气、热工、化水相关人员，做好汽轮机启动的相应准备。要求热工人员投入所有仪表及自动控制装置；联系电气人员对要投入的设备送电，检测绝缘。7.2.4 按操作票对汽、水、油系统进行检查和准备，使每个阀门处于机组启动前要求的开启或关闭位置；（主蒸汽管路上的电动主汽门、自动主汽门、抽汽逆止门关闭，直接疏水、机本体的直接疏水开，轴封加热器的疏水及进汽门开，均压箱、轴封加热器的抽气器进汽阀关，冷油器的进、出油门全开，备用冷油器的进、出油门关，冷油器的冷却水总门开、进水门关、出水门开），凝结器进水门关，出水门开）。7.2.5 检查调节系统，对高，低调进行电动试验、操纵应自如，正、反方向无误，检查调节汽门连杆，旋转隔板连杆及各支点的润滑情况，保安装置处于断开位置。7.2.6 对各辅助设备进行必要的启动与联锁试验，使每台辅助设备处于随时可以工作的状态，对主机进行必要的静态保护系统试验，试验方法见第九章；7.2.3 辅机启动及暖管7.2.3.1 暖管a) 开启疏水膨胀箱上所有疏水门，开启电动隔离门前疏水门，检查电动隔离门及其旁路门均处于严密关闭状态；b) 通知锅炉开始一段暖管后，稍开锅炉供汽门的旁路门，隔离门保持电动主汽门前压力在0.20.3Mpa，进行暖管2030min，检查各路疏水应畅通，蒸汽系统不得有漏汽、漏水现象，各支吊架工作情况正常（此前与锅炉联系协作，将锅炉主汽门与汽机侧锅炉供汽门间管道完成暖管）c) 确认电动隔离门前蒸汽温度达到160以上，按每分钟升高0.10.15MPa（表压）的速度调整，将压力升到额定压力，汽温升高速度每分钟不大于5。根据汽压汽温升高情况逐渐关小各直排疏水，检查管道膨胀和支吊架应正常，汽机来汽总门逐渐开启、关闭其旁路门。d) 在电动隔离门前管道一段暖管结束后，调整关小或关闭自动主汽门前疏水门，开启电动门后疏水门，稍开自动主汽门的旁路门，进行二段暖管，按每分钟升高0.10.15Mpa的速度对自动主汽门前管道升压，注意汽温升高速度每分钟不大于5，直至电动隔离门的旁路一二次门，注意管路膨胀及支吊架情况。7.2.3.2 在暖管的同时，启动下列辅助设备a) 启动油系统；启动油箱排烟风机；启动交流电动油泵向系统注油，循环正常后停泵备用；启动高压启动油泵，控制润滑油压在0.1MPa，投入一台冷油器，控制油温在3040；控制动力油压在0.85MPa；检查油系统无渗漏点，各轴瓦回油正常；b) 检查盘车电机旋向正确后，停下电机，旋转盘车电机上的手轮，同时逆时针转动手柄至“啮合”位置，启动盘车；监听各轴承汽封及缸体内的有无金属碰撞或摩擦等不正常声音；c) 启动一台循环水泵，向凝汽器通水，放净系统中的空气。d) 用软水向凝汽器补水至热井液位3/4处，启动一台凝结水泵，进行凝结水再循环，保持凝结水母管压力0.30.5MPa ,调整热水井液位在2/3处，开启密封水供水门向密封水系统注水；联系化学对凝结水取样，如果水质不合格应将水放掉，重新补水。e)向射水池补水至水池溢流口处，启动一台射水泵，对凝汽器进行抽真空，保持真空在-0.06MPa以上，必要时启动另一台水泵，注意射水池池水液位、水温，液位过低或水温高要及时补水；f) 开启均压箱主汽供汽门，投入均压箱，保持均压箱压力在0.0130.027MPa，温度在120140之间，最高不能超过200；均压箱内疏水应排净，以免轴封进水。g) 检查凝汽器真空上升缓慢时，可在冲转前5至10分钟向轴封供汽并投入轴封加热器，注意均压箱的压力温度在正常范围内；h) 根据油温变化情况，投入一台冷油器运行，保持油温在3040；i) 开启DEH油泵，检查高调在全关位置，低调在全开位置。7.2.4 冲转及定速7.2.4.1 冲转前应具备的条件主汽压力3MPa以上，主汽温度360以上；凝汽器真空达到-0.06MPa以上；油温在3040之间； 盘车装置运行良好，不少于30分钟，辅助油泵处于联动备用状态；低油压，轴向位移、超速等保护正常并已投入；汽轮机、发电机转动部分听音检查无异常；汽缸上、下半汽缸温差不超过50；7.2.4.2 冲动转子a) 联系值长、锅炉、电气辅机值班员准备冲动转子；b) 将危机保安器及电磁阀复位，逆时针缓慢开启自动主汽门手轮，注意安全油油压，冲动转子、检查盘车装置应脱开，DEH设定开机转速,升速缓慢均匀，控制升速至500r/min时间为2分钟，转子冲转时注意调节级压力不得超过0.05MPa，凝汽器真空不得跌落到-0.05MPa ；c) 当转子冲转到500r/min时，手打危急遮断器，自动主汽门与调速汽门应迅速关闭，注意转子转速下降情况来初步判断自动主汽门与调速汽门的严密性。并对前后汽封、汽缸内进行听音检查，确认正常后，重新将转子冲转达到500r/min进行低速暖机。d) 低速暖机时间不小于10分钟，在低速暖机时需对机组各轴瓦振动，动力及润滑油压和油流、凝汽器真空、前后轴封及汽缸内进行密切监视或听音检查，发现异常及时判断原因，对于未明原因的异常情况要立即打闸停机；e) 向前后轴封供汽、投入轴封加热器的工作蒸汽，保持均压箱内压力为0.0130.027Mpa，温度120140；f) 保持凝汽器真空在-0.06-0.07 MPa ,注意排汽温度不超过100，必要时投入喉部冷却水，开启冷却水时注意凝结水母管压力变化；g) 当轴承进口油温度达到38时向冷油器通冷却水，调整油温在355；h) 检查循环水泵、凝结水泵、射水泵、高压启动油泵等运行正常。调整凝汽器补水保持液位在500mm600mm，通知化学化验水质，如水质合格可向除氧器上水，不合格排地沟；i) 检查各部正常后，用10分钟将速度均匀升至1200r/min，在此转速下至少暖机15分钟，全面检查记录；j) 中速暖机检查各部正常后，以260r/min的速度将转速升到2500r/min；通过临界转速时要特别注意各轴承振动值，若振动比升速前增加0.04mm或最大振动超过0.07mm，应立即打闸停机，严禁硬闯临界转速，在2500r/min 下暖机10分钟；k) 高速暖机后以每分钟50转的速度用10分钟将转速升到3000r/min 。当升速到2850 r/min时检查主油泵是否开始进入工作，当油压升至0.95Mpa（表压）时高压启动油泵自动停运，否则手动停止；当转速升高到2850 r/min时检查调速系统应能进入正常工作，转速不再升高，此时可全开自动主汽门，用DEH将转速升到3000 r/min;7.2.4.3 在3000 r/min下，对机组各部进行全面检查：主汽压力3.43MPa，主汽温度435；凝汽器压力-0.08MPa以上，排汽温度不超过50，最高不超100；动力油压大于1.08 MPa(表)，润滑油压0.1MPa； 冷油器出口402，推力轴承回油温度65，各轴承回油温度65；各轴承振动小于0.03mm，汽轮发电机各部声音正常；轴向位移（相对）指示小于0.05mm；凝汽器、轴加、凝结水泵、射水泵、循环水泵等设备运行正常；关闭或关小各相关疏水阀注意空负荷运行时间不超过30分钟7.2.4.4 热态启动凡停机在12小时内再次启动或汽缸复速级处上缸壁温在300左右，下缸壁温在250左右，做为热态方式启动；热态启动时应遵守下列条件进入汽轮机的新蒸汽温度高于壁温50，且必须是过热蒸汽，并至少有50的过热度；在冲动转子两小时前，机组应处于连续盘车状态；在连续盘车状态下向轴封送汽，然后抽真空，均压箱内蒸汽温度保持140160，定速后再调整到120140；真空应在-0.08MPa以上；冲动转子后要尽快完成升速并列接带负荷，冲转时严密监视机组膨胀及各项参数、冲转时间及速度的控制按冷态启动曲线进行；在热态启动过程中，机组各部均不得发生异音和振动，若发生振动或异音时，须立即停机、待查明原因予以消除后方可启动。7.2.4.5汽轮机启动时间分配表操作工况转速r.p.m冷态启动时间min热态启动时间min冲动转子后升速至400-500400转2分钟500转2分钟检查并维持400-500400转8分钟500转8分钟均匀升速至120010分钟5分钟升速并维持120015分钟3分钟均匀升速至（过临界时应较快）25005分钟5分钟检查并维持250010分钟2分钟均匀升速至300010分钟2分钟7.2.4.6启动注意事项a)冷态启动冲动转子至400转即可向轴封送汽以提高真空，冲动前真空必须高于0.54MPa向轴封送汽后真空很快上升7.3 并列与接带负荷7.3.1 在3000r/min空负荷的有关试验结束后，全面检查一切正常，通知电气并列；7.3.2 电气并列后，带负荷500kw，进行低负荷暖机，暖机时间10分钟，投入发电机保护连锁开关；7.3.3 按曲线增加负荷，每分钟加负荷不超过500KW；7.3.4 冲转时，若凝结水不合格，可在负荷2000kw时再要求化验化学凝结水，如果合格送往除氧器，保持热水井液位正常。7.3.5 在加负荷过程中应及时调整轴封供汽，使均压箱压力保持在0.0130.027MPa，温度在120140。当第一段抽汽压力高于0.1MPa时投入汽封压力自动调节阀组，关闭新蒸汽及减温水至均压箱的阀门；7.3.6 当电负荷加到3000kw时，可投入四段抽汽至低压加热器和三段非调抽汽向除氧器供汽；7.3.7 当电负荷达到6000 kw以上时，根据锅炉蒸汽温度，可投入高压加热器运行，当电负荷达到8000 kw以上时，根据外网供汽要求可以投入二段可调整抽汽对外供汽；7.3.8 对外供汽前检查抽汽安全阀动作良好，检查抽汽逆止门动作灵活、严密，适当开启其门底疏水门；7.3.9 调整抽气室压力高于热网压力5%。7.3.10 控制升压速度在每分钟0.01MPa；7.3.11 缓慢关闭低调，使旋转隔板逐渐关小，抽汽压力逐渐上升，其压力达到要求值；7.3.12 当热网供汽母管没有压力时，需将供汽母管的各处疏水门开启；稍开供汽电动门，缓慢将压力提高至0.2MPa，进行暖管；检查管路无振动，疏水冒出无色蒸汽时，逐渐全开抽汽供汽电动门，关闭疏水门，用低调缓慢将压力提升到额定值。7.4 运行中的维护与监视7.4.1 要经常分析运行参数，保持机组在安全经济的情况下运行；7.4.2 要经常监视汽轮发电机负荷、主汽压力、主汽温度、主汽流量、抽汽压力温度、供汽流量、凝汽器真空、排汽温度、动力油压、润滑油压、油温、轴向位移、热井液位、各加热器液位，机组振动，EH油泵油压及油温。7.4.3 要经常监视汽机的轴封压力，各轴承回油温度，射水泵出口母管压力、凝结水母管压力、主油箱油位、循环水出入口温度、凝结水温度、发电机风温度及各电机电流；7.4.4 经常巡检汽轮机、发电机、励磁机、给水泵，凝结水泵、射水泵、凝汽器、射水抽汽器、空气冷却器、冷油器等设备的运行情况；7.4.5 要经常检查调速汽门及整个调节系统的工作情况；当负荷变化时，调速汽门应平稳动作，调节系统连杆螺栓等不得有松驰脱落及卡涩现象；7.4.6 要经常监视油系统是否严密，发现有漏、渗油的地方要及时汇报并通知检修，在处理好之前要设法回收或擦净；不要将油溅落在高温管路或设备上，以防火灾；7.4.7 每小时记录表纸一次并进行全面分析：主汽压力3.43+0.196-0.294MPa;主汽温度4351015之间；主机转速29703030r/min；主油泵出口压力大于1.08MPa；油泵入口油压0.0882MPa;润滑油压0.080.12MPa;凝汽器排汽压力-0.0080MPa,排汽温度32.6以上;冷油器出口温度3542；轴承回油温度不高于65；发电机入口风温45；发电机出口风温65；轴向位移不大于0.6mm；油箱油位在0+50mm；各轴承振动0.03mm；均压箱压力0.0130.027MPa；发电机铁蕊温度5570；发电机定子线圈温度5570；循环水入口水温2533；循环水出口水温3038；循环水池及射水箱液位应正常；每周一白班活动（2-3圈）主汽门一次；如果汽轮机长时间带固定负荷，应每天将负荷大范围变化一次，检查调速汽门开关情况。7.5 汽轮机的停机7.5.1 停机前的准备接到值长、班长命令后，联系锅炉、电气的相关运行人员准备停机；试转各油泵应正常、否则不允许停机；活动自动主汽门，其动作应灵活，无卡涩现象；准备好必要的停机工具，记录表及办理完停机操作