汽轮机主机运行手册-修改.doc

序 言
Preface
本《汽轮机主机运行手册》是SINOMACH-CNEEC-PENTA JOINT OPERATION委托陕西西北发电运行有限责任公司根据PLTU 1 JAWA BARAT INDRAMAYU 3X330MW COAL FIRED POWER PLANT PROJECT电厂汽轮机系统设备制造厂提供的设备使用维护说明书和相关图纸编制的，仅适用于本项目运行操作。
本手册将随着工程的进展，不断地修改和完善。

目 录
2.1.1 范围、规范性引用文件 5
2.1.2 汽轮机概述及技术规范 5
2.1.3 汽轮机组启动 9
2.1.3.1 汽轮机启动状态和启动方式的划分 9
2.1.3.2 汽轮机启动前的准备工作 10
2.1.3.4 汽轮机启动过程中的注意事项 15
2.1.3.5 机组启动规定及说明 16
2.1.3.6 机组冷态启动 17
2.1.3.7 机组温态以上的启动 27
2.1.4 汽轮机运行维护 28
2.1.4.1 正常运行参数及控制指标 28
2.1.4.2 汽轮机运行维护内容 50
2.1.4.3 汽轮机组运行维护的一般注意事项 51
2.1.4.4 机组协调控制系统（CCS） 53
2.1.4.5 DEH负荷控制方式 60
2.1.4.6 机组正常运行的负荷调节 61
2.1.4.7 机组RB功能及控制 63
2.1.4.8 调度远控控制方式（AGC） 65
2.1.4.9 机组的定期工作 67
2.1.5 汽轮机停止 70
2.1.5.1 停机方式选择 71
2.1.5.2 停运前的准备工作 71
2.1.5.3 滑参数停运 72
2.1.5.4 机组停运中的注意事项 74
2.1.5.5 机组停运后的工作 75
2.1.5.6 汽轮机停运后的保养 77
2.1.6 汽轮机试验 78
2.1.6 TURBINE TEST 78
2.1.6.1 调速系统静态试验 78
2.1.6.2 ETS通道试验（配合热工） 80
2.1.6.3 高压遮断电磁阀试验(AST) 80
2.1.6.4 喷油试验 81
2.1.6.5 机械超速保护试验 82
2.1.6.7 DEH110%电超速保护试验 82
2.1.6.8 ETS超速保护试验 83
2.1.6.9 阀门活动试验 83
2.1.6.9 主汽门、调速汽门严密性试验 83
2.1.6.10 真空严密性试验（见辅机操作手册） 84
2.1.6.11 各段抽汽逆止门活动试验 84
2.1.7 事故处理 84
2.1.7.1 事故处理通则 84
2.1.7.2 汽机紧急停运条件 86
2.1.7.3 紧急故障停机操作步骤 88
2.1.7.4 机组故障停运 89
2.1.7.5 机组甩负荷 90
2.1.7.6 汽轮机常见典型事故处理 91
范围、规范性引用文件
2.1.1 Scope and standardized reference
中国DL/T609—1996 300MW级汽轮机运行导则
中国 电业安全工作规程（热力和机械部分）
N330—17.75/540/540型 汽轮机启动 运行说明书
N330—17.75/540/540型 汽轮机调节、保安系统说明书
N330—17.75/540/540型 汽轮机产品说明书
2.1.1 汽轮机概述及技术规范
汽轮机由北京北重汽轮电机有限公司供货，型号为N330－17.75/540/540型，型式为亚临界参数、一次中间再热、单轴三缸双排汽凝汽式汽轮机。运行方式以带基本负荷为主，也可承担部分调峰任务。
高、中压汽缸分缸，通流部分反向布置，且为双层缸。低压汽缸为双排汽，对称结构。 低压外缸两端各设有喷水减温装置，其顶部装有两只安全膜。
高、中、低压转子均为整段转子，全部采用刚性联轴器联接。高压转子有一个单列调节级和10个压力级；中压转子有12个压力级；低压转子有2×5个压力级。
高压缸进汽分别从汽缸两侧进入。甲高压主汽门控制#1、#3高压调速汽门；乙高压主汽门控制#2、#4高压调速汽门。各汽门由各自独立的单侧油动机控制。中压缸进汽由两组联合汽门控制，每组联合汽门包括一只中压主汽门和一只中压调速汽门，分别装在中压汽缸两侧，各汽门同样由各自独立的单侧油动机控制。
汽缸死点和膨胀：高、中压缸轴向膨胀死点设在中压缸后轴承箱上，当缸体受热时，中压缸由死点向机头方向膨胀，同时通过左右两侧联接高、中压缸的推拉杆推动高压缸向前滑动；低压外缸的绝对膨胀以汽机侧排汽口横销为死点向发电机侧膨胀，低压内缸以凝汽器中心线为死点向前、后膨胀。
转子死点和膨胀：推力轴承设在#2轴承箱内，由两根推拉杆将推力轴承与高压外缸刚性联接，可随同高压缸一起膨胀移动。整根汽轮发电机转子以推力盘为死点，分别向前、后膨胀。
回热系统按二级高加、一级除氧、四级低加布置。
高压加热器给水采用大旁路，每台机组设置三台容量50％BMCR的电动调速给水泵。
汽轮机具有七级非调整抽汽（包括高压缸排汽）。高压缸排汽供7#高加，六级抽汽供6号蒸汽冷却器和6号高加，五级抽汽供除氧器及辅助蒸汽，四、三、二、一级抽汽分别供四台低加用汽。四级抽汽还供给海水淡化用汽。除一级抽汽外，其它各级抽汽管道上均设有快关电动隔离阀和气动止回阀。
汽机高压旁路系统容量为70％VWO主蒸汽流量，低压旁路系统容量为40％VWO主蒸汽流量。
Steam turbine HP bypass system capacity is 70% VWO main steam flow and the LP bypass system capacity is 40% VWO main steam flow.
主要技术参数如下：
额定功率330MW
最大功率（VWO） 346.57MW
高压主汽阀前主蒸汽额定压力17.75MPa.a
高压主汽阀前主蒸汽额定温度540℃
主蒸汽流量（VWO/TRL）： 1050／975t/h
再热蒸汽流量（VWO/TRL）: 929.36/882.77t/h
高压缸排汽蒸汽压力（VWO/TRL） 4.5943MPa.a/4.3633 MPa.a
高压缸排汽温度（VWO/TRL） 345.63℃/340.23℃
中压主汽阀前再热蒸汽压力（VWO/TRL） 4.1348 MPa.a/3.9269 MPa.a
中压主汽门前再热蒸汽额定温度（VWO/TRL） 540℃/540℃
凝汽器背压（VWO/TRL） 8.5kPa.a/8.5kPa.a（额定冷却水温30 ℃）
凝汽量（VWO/TRL）： 688.06/650.09t/h
最高给水温度：282.1 ℃
额定功率下汽耗率：2.9328 kg/kWh
转子转向：自汽轮机向发电机看为逆时针方向
机组临界转速
高压转子 2400rpm
中压转子 2440rpm
低压转子 1800rpm
发电机转子 1400rpm
轴系 1800rpm
主要经济技术指标
汽轮发电机组TMCR工况（TRL）热耗率为：
8023.45kJ/kWh
锅炉效率（LHV）（BMCR）为 92.76%
管道效率： 99%
全厂毛热效率为： 41.20%
全厂毛热效率为： 8738 kJ/kWh（2087cal/kWh
发电标准煤耗为（额定工况）： 298.54 g/kWh
298.54 g/kWh
2.1.3 汽轮机组启动
2.1.3.1 汽轮机启动状态和启动方式的划分
汽轮机以高压外缸下法兰温度作为启动分类的标准。
冷态：高压外缸下法兰温度 ＜190℃。
温态：190℃＜高压外缸下法兰温度 ＜300℃。
热态：300℃＜高压外缸下法兰温度 ＜380℃。
极热态：高压外缸下法兰温度 ＞380℃。
2.1.3.2 汽轮机启动前的准备工作
2.1.3.2.1 通则
2.1.3.2.1.1 单元长接到值长机组启动命令后，即可通知下属各岗位做好准备。
2.1.3.2.1.2 确认妨碍机组启动的检修工作全部结束，所有临时安全措施已拆除，常设遮栏和警告牌已恢复，工作票已终结并收回，且验收合格。
2.1.3.2.1.3 检查各楼梯、栏杆、平台完整，保温完好，汽、水、油等管道支吊、刚性梁及支吊架完好，现场清洁且照明充足。
2.1.3.2.1.4 检查汽机主油箱、调速抗燃油箱、旁路油箱及所有辅机油箱油位、轴承油位正常，油质合格。
2.1.3.2.1.5 检查各厂用电系统运行正常（包括UPS系统、直流系统、热工电源），并满足机组启动条件。
2.1.3.2.1.6 按“阀门操作卡”将各阀门操作至所需状态。
Card.
2.1.3.2.1.7 联系化学投运供水系统，并向综合泵房各水池补水。
2.1.3.2.1.8 联系热控确认DCS控制系统运行正常，送上有关控制气源、控制电源、仪表电源等，试验声光报警正常。
2.1.3.2.1.9 送电给有关辅机及电动阀门，检查开、关正常，限位正确，机械灵活无卡，集控开度指示与就地一致。
2.1.3.2.1.10 主辅设备各联锁、保护试验合格，并已投入。
2.1.3.2.1.11 厂区消防水系统、消防设施正常。
are normal.
2.1.3.2.1.12 确认柴油发电机启动试验正常。
2.1.3.2.1.13 检查取水明渠补水至正常水位，确认凝汽器甲、乙侧进出水门已开启，启动一台循环水泵向循环水系统充水排气。
2.1.3.2.1.14 检查补水泵运行正常，投运闭式，开式冷却水系统。
2.1.3.2.1.15 联系化学投运除盐水系统，向凝结水贮水箱、真空泵气水分离器、水冷箱等补水至正常水位，并检查水质合格。
2.1.3.2.2 汽机启动前准备
2.1.3.2.2.1 热工向DEH系统供电，检查各功能模块的性能是否正常。检查与CCS系统和TBC系统（旁路控制系统）I/O接口通讯是否正常。
2.1.3.2.2.2 检查TSI系统功能。
2.1.3.2.2.3 检查润滑油箱、抗燃油箱油位、油箱指示器应显示高限油位，并进行润滑油箱油位报警试验（抗燃油箱除外），化验油质合格。
2.1.3.2.2.4 检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站和溢流站能否正常工作。
2.1.3.2.2.5 检查疏水系统各电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验。
2.1.3.22.6 检查高排逆止门和所有抽汽止回阀能否正常工作，并进行联动试验。
2.1.3.2.2.7 检查反流阀、通风阀和夹层加热电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作状态是否正常。
2.1.3.2.2.8 对高压主汽阀、中压主汽阀、高压调节阀和中压调节阀进行静态试验并整定，（注意保证无汽水进入汽轮机）由检修进行，运行配合。
2.1.3.2.2.9 检查各系统阀门处于机组启动前状态。
2.1.3.2.2.10 投入厂用压缩空气系统。
2.1.3.2.2.11 投入工业水开、闭式冷却水系统。
2.1.3.2.2.12 投入油净化装置。
2.13.2.2.13 启动循环泵（首台循环泵应在就地进行），投入循环水系统投运正常以后。开启循环水至冷却水系统供水门。
2.1.3.2.2.14 投入润滑油系统，启动一台排烟风机，检查油箱中负压维持在0.196～0.245kPa，轴承箱内应维持在0.098～0.196kPa。检查交流润滑油泵和高压启动油泵运行正常，主油箱油位正常，油系统打循环。
2.1.3.2.2.15 投入密封油系统。
2.1.3.2.2.16 发电机充氢。
2.1.3.2.2.17 启动凝结水输送泵，定冷水箱换水合格，投入发电机定子冷却水系统，保持定子冷却水压力低于氢气压力0.03MPa以上，待定冷水质合格联系电检测定发电机定子绝缘合格，测发电机励磁回路绝缘合格。
2.1.3.2.2.18 汽机冲转前至少12小时，投入连续盘车。检查并记录转子偏心度,与原始值相比不得超过0.03mm，确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分有无磨擦声。
2.1.3.2.2.19 投入辅助蒸汽系统。汽封系统暖管。
2.1.3.2.2.20 投抗燃油系统，检查油压正常。
2.1.3.2.2.21 根据锅炉需要，启动电动给水泵运行，高加水侧投入运行。
2.1.3.3 汽轮机启动前的试验项目
2.1.3.3.1 机组的试验项目
2.1.3.3.1.1 各电（气）动门、及挡板门的试验。
2.13.3.1.2 转动机械检修后的运转试验。
2.1.3.3.1.3 辅机及辅机附属设备的联动及保护试验。
2.1.3.3.1.4 机、炉、电大联锁。
2.1.3.3.2 汽轮机试验项目
2.1.3.3.2.1 调节系统静态试验。
2.1.3.3.2.2 ETS通道试验。（热控进行）
2.1.3.3.2.3 阀门校验。（热控进行）
2.1.3.3.2.4 高压遮断电磁阀试验。
2.1.3.3.2.5 超速遮断电磁阀试验。
2.1.3.3.2.6 低压遮断电磁阀试验。
2.1.3.4 汽轮机启动过程中的注意事项
2.1.3.4.1 注意监视汽轮机振动、轴向位移、热膨胀、胀差、各轴承金属温度和回油温度在正常范围。胀差变化过快时应适当延长暖机时间。
2.1.3.4.2 注意倾听机组声音，内部应无异常噪音。
2.1.3.4.3 注意检查凝汽器、除氧器，高、低压加热器，凝结水收集水箱及贮补充水箱水位变化，检查发电机氢、油、水系统运行正常，各水温、油温、风温正常，其它各辅助设备，系统运行正常。
2.1.3.4.4 检查汽缸各部温差不应超过下列规定：
1） 高中压汽缸壁金属温升率小于1.5℃/min（高压与中压第一级内壁金属）。
2） 高中压外缸和高压内缸内、外壁温差小于50℃。
3） 高压主汽阀壳内、外壁温差小于55℃。
4 高中压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于50℃。
5） 高中压外缸外壁上、下温差小于50℃。
6） 高压内缸外壁上、下温差小于35℃。
7） 高中压外缸法兰内、外壁温差小于80℃。
8） 高中压外缸上半左、右法兰温差小于10℃。
9） 高中压外缸上、下法兰温差小于10℃。
2.1.3.5 机组启动规定及说明
2.1.3.5.1 下列项目应在总工程师或总工指定的人员主持下进行
2.1.3.5.1.1 机组大、小修后首次启动。
2.1.3.5.1.2 机组实际超速试验。
2.1.3.5.1.3机组甩负荷试验。
2.1.3.5.1.4 主要设备或系统经重大改动后的首次启动。
2.1.3.5.1.5 特殊试验项目。
2.1.3.5.2 下列任一条件存在，禁止机组启动或并网
2.1.3.5.2.1 机组主要联锁、保护试验不合格。
2.1.3.5.2.2 高、中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门之一卡涩或严密性试验不合格。
2.1.3.5.2.3 汽轮机调节系统不能维持空负荷运行或甩负荷后转速升至超速保护动作值。
2.1.3.5.2.4 汽轮机上、下缸温差＞90℃。
2.1.3.5.2.5 汽轮机交、直流润滑油泵、盘车装置、顶轴油泵、抗燃调速油泵之一工作不正常。
2.1.3.5.2.6 主要仪表或检测信号之一失灵，如：主、再蒸汽压力，主、再蒸汽温度，汽机转速，轴向位移，差胀，主机振动，主油箱油位，油氢差压，主要金属温度等。
2.1.3.5.2.7 主要自动调节、控制系统失灵，如：轴封调节，高、低旁控制系统，DEH控制系统等。
2.1.3.5.2.8 汽机转子晃动偏离原始值20μm。
2.1.3.5.2.9 汽机任一差胀或轴向位移达报警值。
2.1.3.5.2.10 发电机密封油系统不正常。
2.1.3.5.2.11 机组跳闸原因未查明，缺陷未消除。
2.1.3.5.2.12 汽、水、油品质不合格。
2.1.3.5.3 汽轮机在任何情况下均应采用中压缸启动。
2.1.3.6 机组冷态启动
2.1.3.6.1检查汽轮机全部疏水阀应打开，全部进汽阀应关闭
2.1.3.6.2 除氧器上水
2.1.3.6.2.1检查凝结水系统各阀门、疏放水门已至要求状态。启动一台凝结水输送泵，凝汽器冲洗，水质合格后补水至正常水位；开启#4低加出口放水门，凝结水管路冲洗并排空气，联系化学化验水质合格后，关闭放水门。
discharge valves.
2.1.3.6.2.2 开启#4低加出口电动门，向除氧器上水至正常水位，换水至除氧器水质合格。
启动除氧器再循环泵，检查正常。
Start up the deaerator recirculating pump and check if it operates normally.
2.1.3.6.2.3 开启辅汽联箱至除氧器加热电动门，根据需要设定除氧器压力，加热水温至炉上水要求。
2.1.3.6.2.4 启动一台凝结水泵，凝结水打循环，检查各水位正常。
2.1.3.6.2.5 投运低压缸减温水及各疏水扩容器减温水。
2.1.3.6.2.6冷态启动上水，启动一台给水泵，投入除氧器加热，保证除氧器水温＞25℃，投入高加水侧，通过给水旁路向锅炉进水。
2.1.3.6.3 汽机抽真空
2.1.3.6.3.1启动两台真空泵，关闭真空破坏门，检查凝汽器真空逐渐建立。
2.1.3.6.3.2 投入轴封蒸汽系统（投轴封前，记录汽缸金属温度、差胀等参数）。
2.1.3.6.3.3 凝汽器真空达88kPa以上时，可停止一台真空泵运行，并注意真空变化。
2.1.3.6.4 汽机挂闸
2.1.3.6.4.1 检查调速抗燃油系统投运正常
1）调速抗燃油箱油位、调速抗燃油压正常。
2）调整调速抗燃油温度>35℃。
2.1.3.6.4.2 确认挂闸条件满足
2.1.3.6.4.2.1 DEH汽机允许挂闸光标亮。
2.1.3.6.4.2.2 主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50℃。
2.1.3.6.4.2.3 再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50℃。
2.1.3.6.4.2.4 主蒸汽和再热蒸汽均有50℃以上过热度。
2.1.3.6.4.2.5 汽轮机的有关冲转参数满足。
2.1.3.6.4.3 按“RUN”键，投入汽机保安系统。
2.1.3.6.4.3.1 确认安全油压建立，高、中压主汽门缓慢开启，“汽机跳闸”光字牌灭、CRT“安全油压低”光标灭。
2.1.3.6.4.3.2 确认高压缸倒暖门开启，抽真空阀关闭。
2.1.3.6.4.3.3 做主机跳闸通道模拟试验及各跳闸按钮试验合格。
2.1.3.6.4.4 主油箱放水检查无异常。
2.1.3.6.5 汽轮机冲转
2.1.3.6.5.1 冲转条件
2.1.3.6.5.1.1所有辅助设备及系统运行正常，无禁止启动条件存在。
21.3.6.5.1.2汽轮发电机组已连续盘车12小时以上，且盘车电流、转子晃动度符合要求。
2.1.3.6.5.1.3 冲转参数应稳定在下列值
主汽压力 4.0MPa
主汽温度 380℃
再热汽压力 1.5MPa
再热汽温度 360℃
调速抗燃油温 ＞35℃
调速抗燃油压 12.0MPa
润滑油温 ＞35℃
凝汽器真空 ＞88kPa
2.1.3.6.5.1.4 联系化学化验蒸汽品质合格。
2.1.3.6.5.2 设定中压调门开度限制值为100%，高压调门开度限制值30%120%。
2.1.3.6.5.3 确认DEH中调节系统允许投运光标亮。 按“GOVERNING－ON”，显示转为“GOVERNING－IN”，投运调节系统。检查升速率为100rpm。
2.1.3.6.5.4设定目标转速1000rpm。
2.1.3.6.5.5解锁转速指令，转速上升，确证机组开始升速。
2.1.3.6.5.6确认盘车装置自动脱扣，脱扣报警发出，并记录脱扣转速。否则应立即停机。
2.1.3.6.5.7发电机开始转动后,即认为发电机及其全部设备均已带电,在定子回路及转子回路上除《电业安全工作规程》允许的工作外,其余工作一律禁止。
2.1.3.6.5.8 发电机升速过程中应注意氢气温度、氢气压力及励磁机风温的变化，发电机及励磁机应无摩擦声。
2.1.3.6.5.9根据发电机氢气温度、励磁机空气温度及时投入冷却器。
2.1.3.6.5.10当机组转速达500rpm时，应停止升速进行听音等全面检查，正常后重新升速。
2.1.3.6.5.11当机组转速达1000rpm时，机组应自动停止升速，并进行30分钟暖机。
2.1.3.6.5.12当高压外缸下法兰金属温度 ＞190℃，检查高压缸倒暖门自动关闭，检查高排逆止门关闭，高压缸抽真空阀开启。
2.1.3.6.5.13确认高压缸已处于真空状态，设定目标转速为3000rpm。
2.1.3.6.5.14 解锁转速指令，机组转速继续上升，当转速升至1020rpm时，检查高压主汽门自动关闭。
2.1.3.6.5.15 当机组转速升至3000rpm时，确认机组自动停止升速。
2.1.3.6.5.16全面检查机组无异常，主油泵工作正常，汇报值长停交流润滑油泵，检查盘车电机及顶轴油泵应自停；并进行20分钟暖机。
2.1.3.6.5.17检查发电机定子冷却水系统的水压、流量、检漏计等均正常，检查发电机氢系统,密封油系统等均应正常。
2.1.3.6.5.18 进行润滑油压力开关试验，真空压力开关试验，模拟超速试验。
2.1.3.6.5.19 进行彻底的设备检查，如果阶段性试验和这些检查都良好时，汽轮机可以准备进入同步运行。
2.1.3.6.5.20投入各低压加压器运行。
2.1.3.6.5.21联系化学投用精处理装置。
2.1.3.6.6 汽机冲转升速的注意事项
2.1.3.6.6.1升速必须按照所给出的启动曲线进行。
2.1.3.6.6.2汽机冲转升速、暖机过程中，应尽量保持汽压、汽温及水位等参数稳定。
2.1.3.6.6.3进入汽轮机的蒸汽至少有50℃的过热度，且应高于汽缸最高壁温50～70℃。
2.1.3.6.6.4冲转时的升速率由DEH根据调速系统投入时的中压缸缸温自动给出：
＜150℃ 100rpm
150～420℃ 500rpm
＞420℃ 1000rpm
2.1.3.6.6.5在升速过程中，若要保持转速，按“LOCK”即可。但严禁在临界转速区停留。
2.1.3.6.6.6 蒸汽工况必须与高压及中压内缸热力状态密切相关。为更好地匹配进入高压内缸的蒸汽温度，阀门的进气方式如下：高压内缸的上法兰中壁温度＜270℃为部分进气方式；＞270℃为全周进气方式。
2.1.3.6.6.7冲转过程中应加强对各轴振的监视，任一处轴振超过180μm，汽轮机自动跳闸。
2.1.3.6.6.8检查汽机本体、管道无水冲击及异常振动现象。
2.1.36.6.9检查汽缸膨胀、差胀，轴向位移，上下缸温差，内外缸温差，润滑油温，润滑油压及各轴承金属温度，各瓦润滑油压正常。
2.1.3.6.6.10注意旁路及各辅机的运行情况。
2.1.3.6.6.10 Pay attention to the operation of the bypass and the auxiliary operation.
2.1.3.6.6.11注意凝汽器真空及发电机油/氢差压的变化。
2.1.3.6.6.12 根据凝结水水质情况，可开启放水电动门进行换水。
2.1.3.6.7 机组并网带初负荷
2.1.3.6.7.1 确认机组运行正常，无禁止并网条件存在汇报值长机组并网
2.1.3.6.7.2 DEH投入负荷控制方式。
2.1.3.6.7.3 设定目标负荷20MW，升负荷率3MW/min。（然后进行发电机自动同步并网操作）
2.1.3.6.7.4 发电机并网后，确认机组负荷自动以升负荷率60MW/min升至最低负荷7MW。一旦机组已经同步且负荷达到7MW，自动同步装置立即关闭。
2.1.3.6.7.5 投入汽轮机应力限制。
2.1.3.6.7.6 解锁DEH负荷指令，机组负荷以升负荷率3MW/min升至20MW。
2.1.3.6.7.7 如果手动同步，通过DEH控制转速，操作者手动同步可以使汽轮机达到同步转速，在同步后负荷立即升至10MW且防止逆功率。
2.1.3.6.8 机组升负荷
2.1.3.6.8.1 应严格按照启动曲线来升负荷。在升负荷时应力限制器投入工作，且应力的安全余量必须保持为正值。
2.1.3.6.8.2 机组负荷达到20MW以后，按照启动曲线重新设定目标负荷为70MW，升负荷率3MW/min，解锁负荷指令。
2.1.3.6.8.3 随着负荷的增加，注意低压旁路阀应逐渐关小至全关，此时再热汽压力仍维持在1.5MPa。
2.1.3.6.8.4 根据低加疏水箱水位及时启动低加疏水泵，检查其运行正常。
2.1.3.6.8.5 高、中压缸负荷切换
2.1.3.6.8.5.1 切换条件
2）主汽温度与汽缸温度相匹配。
2.1.3.6.8.5.2 检查高压缸切换条件满足，高压缸允许切换光标亮，高、中压缸切换自动进行，检查高压主汽门重新开启，抽真空阀自动关闭，高排逆止门自由释放，高压缸自动投入运行，此时负荷指令自动闭锁。
2.1.3.6.8.5.3 若汽温条件不满足，应闭锁负荷指令进行汽温调整，必要时请示总工进行手动切缸。
2.1.3.6.8.5.4 高压缸投运后机组负荷约为30MW左右，高压缸排汽口金属温度应＜390℃，否则应适当增加机组负荷。
2.1.3.6.8.6稳定负荷30分钟暖机。
2.1.3.6.8.7 设定升负荷率为3MW/min，增加汽机负荷指令。
2.1.36.8.8 当高压旁路完全关闭后，检查高旁转入跟随方式，同时将高旁温度设定至330℃。
2.1.3.6.8.9 视情况将DEH负荷控制切换至“负荷调节”方式。
2.1.3.6.8.10 当机组负荷＞15%额定负荷，五段抽汽压力达0.147MPa时，五段抽汽电动门自动开启，除氧器汽源自动由辅汽切至五段抽汽供，并停止除氧器再循环泵运行。
2.1.3.6.8.11 当机组负荷＞20%额定负荷时
2.1.3.6.8.11.1 检查关闭汽机主再蒸汽管道、汽机本体疏水、有关抽汽管道疏水及低压缸喷水阀。
2.1.3.6.8.11.2 投入高加汽侧,注意给水温度及给水流量的变化。
2.1.3.6.8.12 加锅炉燃烧量，继续以3MW/min增加汽机负荷指令。
2.1.3.6.8.13 检查冷再压力大于1.3MPa，温度大于320℃时，高压辅汽联箱倒至由再热冷段供汽。
2.1.3.6.8.14 根据机组情况投入汽机跟随控制方式。
2.1.3.6.8.15 当机组负荷达150MW时，启动第二台给水泵。
2.1.3.6.8.16 机组负荷≥180MW时手动进行30%给水管路至主给水管路切换。切换完后汽包水位稳定可投入三冲量水位自动。
2.1.3.6.8.17 检查五段抽汽压力大于0.6MPa时，辅汽联箱倒至由五段抽汽供汽。
2.1.3.6.8.18 机组负荷达230MW时，联系热控投入CCS协调及RB控制系统。
2.1.3.6.8.19 机组负荷至270MW时，改定压运行。汇报调度投入AGC控制系统，同时注意AGC负荷指令及机组负荷变化情况。
2.1.3.6.8.20 AGC负荷指令或负荷需要，将机组负荷升至额定值。
2.1.3.6.8.21 对机组进行一次全面检查，汇报。
2.1.3.6.9 机组升负荷中注意事项
2.1.3.6.9.1主、再蒸汽温度变化率、升负荷率必须严格按照机组启动曲线执行，DEH应力限制功能必须投入。
2.1.3.6.9.2 高压调门进汽方式依据高压缸温度自动选择，＞270℃时为全周进汽；＜270℃时为部分进汽；或全周进汽时间达30分钟，且高压调门开度基准值>60%，自动切至部分进汽。
2.1.3.6.9.3 汽轮机转子热应力、各金属温度变化率、汽缸上下壁温差、汽缸内外壁温差，变化趋势正常。
2.1.3.6.9.4 汽机绝对膨胀、各缸差胀、轴向位移、振动及轴承温度等参数在正常范围内。
2.1.3.6.9.5 各油温、风温、氢温、水温及各轴承进油压力在正常范围内。
2.1.3.6.9.6 联系化学加强对汽水品质的监视，不合格及时进行处理。
2.1.3.6.9.7 在机组启动过程中，及时投入各自动装置。
2.1.3.6.9.8 无论何时检测到加热器高水位时，相应的抽汽逆止阀必须关闭。
21.3.7 机组温态以上的启动
2.1.3.7.1 机组温态、热态、极热态启动除遵守下列规定外，其余按冷态启动规定执行。
2.1.3.7.2 汽轮机应先送轴封后抽真空。
2.1.3.7.3 汽机必须保证连续盘车12小时以上，且转子晃动度符合要求。
2.1.3.7.4 主、再热蒸汽温度大于高、中压缸汽门阀壳温度50℃以上，且有50℃以上过热度时，才能投入汽机保安系统。
2.1.3.7.5 汽机挂闸后，检查确认高压缸排汽逆止阀关闭，高压缸倒暖门关闭，抽真空阀开启。
2.1.3.7.6 主汽、热再、冷再管道启动疏水开启30分钟以上后，才可冲转汽轮机。
2.1.3.7.7 机组冲转参数必须严格按高、中压缸金属温度所对应的启动曲线执行。
2.1.3.7.8 机组冲转前可直接将目标转速设定在3000rpm。
缸温差和各缸差胀不超限值。
2.1.4 汽轮机运行维护
2.1.4.1正常运行参数及控制指标
2.1.4.1 Normal operation parameters and control index
名 称
Name
单位Unit
Unit
正常
Normal
高
High
高高
High high
低
Low
低低
Low low
动作值
Action value
备注
Remarks
主蒸汽压力
Main steam pressure
MPa
17.75
17.75
19.17

19.17
高旁快开
HP bypass valve is opened quickly
主蒸汽温度
Main steam temperature
℃
540

主蒸汽流量
Main steam flow
t/h
969
1025

再热汽压力
Reheat steam pressure
MPa
3.72
4.01

再热汽温度
Reheat steam temperature
℃
540

再热汽流量
Reheat steam flow
℃
845.9
913

高压缸排汽压力
HP casing exhaust steam pressure
MPa
4.21

汽缸上下温差
Temperature difference between upper and lower casing
℃
< 90

凝汽器真空
Condenser vacuum
kPa

跳机
Trip
低压缸排汽温度
LP casing exhaust steam temperature
℃
40
80

投减温水
Put the desuperheating water system into operation
调节级压力
Governing stage pressure
MPa
15

轴向位移
Axial displacement
mm

+0.3
+0.5
-0.5
-0.7
+0.5，-0.7
跳机
Trip
转速> 2900rpm时主机轴振(#1-6瓦)
Rotating speed is more than 2900rpm, turbine shaft vibration (#1-6 bushing )
mm
0.06
0.10
0.13

0.13
手动停机
Manual shutdown
转速< 2900rpm时主机轴振(#1-6瓦)
Rotating speed is less than 2900rpm, turbine shaft vibration (#1-6 bushing )
mm
0.06
0.14
0.18

0.18
跳机
Unit trips
转速> 2900rpm时主机轴振(#7、8瓦)
Rotating speed is more than 2900rpm, turbine shaft vibration (#7 and #8 bushing)
mm
0.06

0.18

0.18
手动停机
Manual shutdown
转速< 2900rpm时主机轴振(#7、8瓦)
Rotating speed is less than 2900rpm, turbine shaft vibration (#7 and #8 bushing)
mm
0.06
0.14
0.18

0.18
跳机
Trip
高压差胀
HP differential expansion
mm

6.6
7.4
-1.2
-2.0
-2.0,7.4
手动停机
Manual shutdown
中压差胀
IP differential expansion
mm

6.0
7.0
-3.5
-4.5
-4.5,7.0
手动停机
Manual shutdown
低压差胀
LP differential expansion
mm

8.0
9.1
-2.2
-3.3
-3.3,9.1
手动停机
Manual shutdown
汽机轴承金属温度
Turbine bearing metal temperature
℃

95
110

手动停机
Manual shutdown
发电机轴承温度
Generator bearing temperature
℃

110
120

手动停机
Manual shutdown
推力轴承回油温度
Thrust bearing return oil temperature
℃

75
80

80
手动停机
Manual shutdown
汽轮机转速
Turbine rotating speed
rpm
3000
3300

3300
跳机
Trip
辅机运行参数限额
Auxiliarie operating