汽轮机整套启动调试方案 本文关键词：汽轮机，调试，启动，方案
汽轮机整套启动调试方案 本文简介：郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书YZTF－QJ001汽轮机整套启动调试方案河南电力建设调试所2006年9月20日工程名称郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组文件名称汽机整套启动调试方案文件类型整套启动批准会签建设单
汽轮机整套启动调试方案 本文内容：
郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组调试作业指导书
郑州裕中发电有限责任公司
2×300MW机组
调试作业指导书
YZTF－QJ001
汽轮机整套启动调试方案
河南电力建设调试所
2006年9月20日
工程名称
郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组
文件名称
汽机整套启动调试方案
文件类型
整套启动
批
准
会
签
建
设
单
位
工程
生产
监理单位
安装单位
调试单位
批
准
审
核
编
写
目
次
1目的……………………………………………………………04
2编制依据…………………………………………………………04
3
设备及系统简介……………………………………………………04
4
调试内容及验评标准………………………………………………08
5
组织分工……………………………………………………………08
6
使用设备仪器………………………………………………………09
7
调试应具备的条件…………………………………………………09
8
整套启动程序及原则………………………………………………10
9
整套启动操作步骤…………………………………………………12
10
主要设备及系统投入要点
………………………………………17
11停机操作……………………………………………………………25
12优化措施及建议……………………………………………………27
13安全注意事项………………………………………………………27
14附图…………………………………………………………………29
15
附录
………………………………………………………………29
1
目的
为使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。
本方案仅作为汽轮机启动试运导则，提供了汽轮机启动过程中调整试运指导性意见。本方案批准后，各有关单位遵照执行。
2
依据
2.1
《火电机组达标投产考核标准及其相关规定》（1998年版）；
2.2
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）；
2.3
《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）；
2.4
《火电工程启动调试工作规定》；
2.5设备厂家、设计单位提供的有关图纸资料。
2.6郑州裕中发电有限责任公司2×300MW机组整套启动调试大纲；
3
设备系统简介
3.1汽机本体简介
郑州裕中发电有限责任公司2′300MW机组，汽轮发电机组为东方汽轮机厂、东方电机厂生产，锅炉为上海锅炉厂生产。
汽机本体采用高中压合缸结构，高压缸和低压缸为双层缸，低压缸为对称分流式。由于本机组采用了阀门管理方法，它能实现高压缸进汽采取全周进汽和部分进汽这两种不同的进汽方式。高压部分共有4个调节阀，对应4组喷嘴，4组喷嘴汽道数均为37只。中压缸进汽为全周进汽，中压排汽通过连通管进入低压缸中部，分别向前后方向流动，排汽进入凝汽器。
高中压转子及低压转子均采用整锻结构，且转子均为无中心孔转子，转子之间采用刚性联接；高中压转子材料脆性转变温度为121℃；本机共有27级，其中高压缸为1单列调节级+8压力级，中压缸为6个压力级，低压缸为2′6压力级。低压末级采用具有高可靠性、高效率的851叶片，为防止水蚀，低压末级叶片顶部长约170mm一段的进汽侧采用高频淬火处理，以提高叶片的抗水蚀强度。
机组设有八级回热抽汽系统，其中高压缸有一级抽汽口，一级排汽口，中压缸有二级抽汽口，低缸有四级抽汽口。分别供给三台高加、一个除氧器、四台低加和小汽轮机用汽。
机组共7个支持轴承，其中汽轮机4个，发电机2个，#7轴承为稳定轴承，为了轴系定位和承受转子轴向力，还有一个独立结构的密切尔型推力轴承。
为便于启动时有效控制汽缸温度变化，设计有汽缸夹层加热系统和相应的缸壁金属温度、法兰金属温度监视显示，以使机组重要技术参数在运行要求范围内。
为了减少冷态启动时汽缸内外壁以及转子的温差降低热应力，缩短启动时间，汽机设有高压缸预暖系统。
汽机汽封系统设计为自密封系统，在负荷大于60%以上时，汽封供汽达到自密封状态，启动和停机过程使用辅助蒸汽自动调整供汽压力和温度。
3.2机组设计特点
3.2.1
机组为改善机组启动性能，缩短启动时间，调整冲转参数，减小汽轮机寿命损耗和快速跟踪负荷以及满足机组中压缸启动的需要，设计了容量为40%额定容量的2级串联加3级减温减压器的旁路系统；
3.2.2
汽轮机调节系统设计为纯电调形式，调节保安系统介质为透平油和抗燃油两种油质；
3.2.3
汽轮机汽封供汽在高负荷时可实现自密封，供汽压力和低压缸供汽温度及其溢流为气动调节阀；
3.2.4
主蒸汽、再热冷段、再热热段管道采用2—1—2型设计安装，减小了左右两侧主蒸汽管道温度偏差；
3.2.5
高、低压加热器疏水采用逐级自流方式，气动调节阀调节，高压加热器低负荷疏水到疏水扩容器，高负荷疏水到除氧器，低压加热器疏水到疏水扩容器，不设低压加热器疏水泵；
3.2.6
小汽轮机蒸汽汽源共设有二路汽源：四段抽汽及辅汽联箱蒸汽；
3.2.7抗燃油系统设有二台高压抗燃油泵、一套冷却系统和一套再生系统；
3.2.8
给水系统设计有一台50%额定容量的电动给水泵，二台50%额定容量的汽动给水泵，小汽轮机控制方式采用电液控制调节；
3.2.9
本机凝结水系统设有两台100%容量的凝结水泵，另外为保证凝汽器补水还设计了一个100m3凝结水储水箱；
3.2.10本机组除氧器的溢流放水至凝汽器，而其危急事故放水则引至锅炉定排扩容器，这样有利于机组启动初期的水质排放，缩短改善水质的时间；
3.2.11机组油系统采用集装油箱和套装油管路技术，各轴承润滑油进油口均设有节流孔板，汽轮机油系统未设高压启动油泵；
3.2.12机组抽真空装置采用自动化程度高、结构紧凑且运行安全的水环式真空泵；
3.3
主要设备技术规范
3.3.1
汽轮机
序号
名称
参数
1
型号
N300—16.7/537/537—8型
2
型式
亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机
3
额定功率
300MW(ECR工况)
4
最大功率
333MW(VWO工况)
5
额定蒸汽参数
新蒸汽(高压主汽阀前)
16.7
MPa/537℃
再热蒸汽(中压联合汽阀前)
3.181
MPa/537℃
背压(冷却水温22℃时)
5.80kPa
6
额定蒸汽流量
899.6t/h
7
最大新汽流量
1025
t/h
8
轴系临界转速
发电机转子一阶
1370r/min
低压转子一阶
1688r/min
高中压转子一阶
1750r/min
发电机转子二阶
3517r/min
低压转子二阶
3654r/min
9
通流级数
(共27级)
高压缸
1调节级+8压力级
中压缸
6压力级
低压缸
2×6压力级
10
生产厂家
东方汽轮机厂
3.3.2
锅炉
序号
名称
参数
1
型号
SG1025/17.2—M888
2
最大过热器流量
1025t/h
3
额定过热器流量
899.5t/h
4
额定过热器蒸汽出口压力
17.3MPa
5
额定过热器蒸汽出口温度
540℃
6
额定再热蒸汽出口流量
751.393t/h
7
额定再热器进出口蒸汽压力
3.
43/3.26
MPa
8
额定再热器进出口蒸汽温度
315/540℃
9
额定给水温度
268℃
10
锅炉效率
91.92%
11
生产厂家
上海锅炉厂
3.3.3
发电机
序号
名称
参数
1
型号
QFSN—300—2—20B型
2
冷却方式
水、氢、氢
3
额定有功功率
300MW
4
额定视在功率
353MVA
5
额定定子电压
20kV
6
额定定子电流
10.19kA
7
功率因数
0.85
8
额定转速
3000r/min
9
额定氢压
0.3MPa
10
额定频率
50Hz
11
生产厂家
东方电机厂
3.3.4
额定工况下各段抽汽参数
抽汽段
1
2
3
4
5
6
7
8
加热器
#1GJ
#2GJ
#3GJ
除氧器
#5DJ
#6DJ
#7DJ
#8DJ
抽汽点(级后)
6
9
12
15
16/22
17/23
18/24
19/25
抽汽温度(℃)
383
318.4
439.1
337.1
272.3
205.5
140.3
87.3
抽汽流量(t/h)
64.08
67.347
35.969
21.016
26.121
24.008
24.47
49.992
抽汽压力(MPa)
5.774
3.534
1.656
0.8
0.468
0.26
0.137
0.063
抽汽压损
5%
6%
5%
3.3.5
汽轮机支持轴承主要参数
轴承号
符号
单位
1
2
3
4
轴承型式
可倾瓦轴承
单侧进油椭圆轴承
轴承直径
D
㎜
Ф360
Ф480
轴承长度
L
㎜
230
270
336
长径比
L/D
0.64
0.75
0.7
进油压力
P0
MPa
0.079～0.098
进油温度
t0
℃
40～45
温升
△t
℃
13.35
16.34
14.39
14.58
失稳转速
N失
r/min
>4000
>4000
>4000
>4000
顶轴油压
Pj
MPa
7.4～11.76
注：温升和失稳转速是在进油压力为0.079MPa，进油温度为40℃条件下计算而得
3.3.6
汽轮机推力轴承主要参数
工作推力瓦块数
块
11
非工作推力瓦块数
11
工作推力瓦直径
外径
㎜
Φ590
非工作推力瓦直径
内径
Φ375
工作推力瓦总面积
Ft
cm2
1294.7
非工作推力瓦总面积
Fd
1294.7
推力瓦总间隙
㎜
0.4～0.45
进油压力
P0
MPa
0.079～0.098
进油温度
t0
℃
40～45
4
调试内容及验评标准
4.1
调试内容：
4.1.1
整套启动前应具备的条件检查；
4.1.2汽轮机冲转至额定转速后复核各部分油压值，完成相关保护、联锁试验；
4.1.3
调节系统空负荷试验与调整。
1)
按启动曲线进行升速、暖机；
2)
轴系临界转速的核准与测定；
3)
主油泵切换试验；
4)
喷油试验；
5)
主汽门、调门严密性试验；
6)
超速试验；
7)
汽轮机运行参数控制与调整。
4.1.3
带负荷试运；
1)
投入回热设备和抽汽系统；
2)
调节系统带负荷试验；
3)
单阀与顺序阀控制切换试验；
4)
真空系统严密性试验；
5)
主汽门、调门活动试验；
6)
协调控制系统负荷变动试验（3-15%额定负荷变动率）；
7)
甩负荷试验。
4.1.4
168小时额定负荷运行。
4.2
验评标准:
4.2.1
冲转前转子偏心率≤50mm，主机润滑油温35～40℃，凝汽器真空≥85kPa；
4.2.2
主机启动时，高中压胀差-3～6mm，低压胀差＜14mm，轴向位移-1.05～0.6mm，轴承金属温度≤95℃，定速后轴振＜0.127mm
(优良为0.076mm以下)；
4.2.3高压排汽口处蒸汽温度＜340℃，真空严密性试验，真空下降率≤0.4kPa/min，漏氢率≤5%/d。
5
组织分工
5.1
调试单位负责方案的编写、实施前进行技术交底及实施中技术指导，并做好记录；
5.2
安装单位负责设备维护、检修、消缺，并配合进行系统检查；
5.3
运行人员负责设备及系统检查、操作及巡检，并配备好相应的运行工具及仪器、仪表，做好记录。
6
使用仪器设备
序号
设备名称
型号
用途
备注
1
测振仪
TK-81或Vm63
测振
2
红外测温仪
PM系列
测温
7
调试应具备的条件
7.1
汽轮发电机组及其辅助设备安装工作全部完毕，并检验合格，有验收签证；
7.2
汽机本体、各加热器、高温蒸汽管道保温工作结束，设备及管道油漆工作结束，管道色环及介质流向标注正确；
7.3
各压力容器及系统管道水压试验合格，经有关质检部门检验合格，并有报告和签证；
7.4
各转动辅助设备经分部试运正常，热工、电气保护、程控联锁动作正常，信号正常。分部试运记录完整并有签证，已交运行人员代管；
7.5
疏排水设备可靠，保证地沟排水畅通，疏水排放符合设计要求，阀门操作方便；
7.6
主蒸汽、再热蒸汽管道、高低压旁路、汽封供汽、汽缸夹层加热、小汽轮机蒸汽管道、除氧器加热蒸汽及厂用辅助蒸汽联箱经蒸汽吹扫干净，并办理签证。
7.7
主给水管道、凝结水管道、开闭式冷却水管道冲洗干净，临时系统恢复正常；
7.8
主机润滑油系统、抗燃油系统，调节保安油路系统、发电机密封油系统，汽动给水泵油系统，电动给水泵油系统，经酸洗后，油循环冲洗合格，并有油质化验合格报告。轴承进口加临时滤网检查合格后，将临时滤网拿掉；
7.9
发电机定子冷却水系统冲洗干净，水质化验合格；
7.10
空压机分部试运正常，空气系统吹洗干净，氢系统吹洗干净，发电机风压试验合格并有验收签证；
7.11有关油、水系统中的滤网、过滤器经分部试运后，重新清扫干净并恢复；
7.12
凝汽器灌水至喉部，真空系统找漏结束，真空系统静态抽真空试验合格。凝汽器水质冲洗合格；
7.13
汽机调节保安系统静态试验完毕，试验结果符合厂家要求；
7.14
厂用蒸汽辅助联箱安全门、除氧器安全门、汽封调节站、夹层加热联箱安全门等热态调整动作值正常，高、低加安全门冷态调整动作正常；
7.15
系统上电动门、调节门、手动门、
气动逆止门开关试验正常，挂牌标注名称正确，设备名称编号统一；
7.16
主机热工、电气程控、保护、联锁、信号、音响试验正常，各指示、显示仪表指示准确可靠，并具备投入条件；
7.17
DCS系统、DEH监视系统调试结束，数据准确；
7.18
启动电源由启备变供给6kV、380V、220V及厂用直流电源送电，柴油发电机自动投入试验正常后投入备用状态。确保保安段工作正常；
7.19
厂房试运区设备清洁，地面干净，沟道盖板铺好，孔洞应加盖板，照明充足，通讯设施齐全，易燃的脚手架已拆除；
7.20
机组运行规程，系统图，交接班日记，操作卡、工作票准备齐全。运行人员熟知运行规程及整套启动调试方案；
7.21
整套启动委员会成立，试运人员分工明确，指挥统一。试运区悬挂“禁止烟火”明显标志，消防设施齐全，并有专人负责消防、保卫工作，首次整套启动时应有消防车在施工现场值班；
7.22
在严寒冬季试运，现场已有防冻措施，厂房温度一般不得低于5℃，确保设备不被冻坏；
7.23
建设单位已按要求配备了各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制；运行操作人员已经培训考试合格，确保能胜任本岗位的运行操作和故障处理；
7.24
施工单位应配备足够的设备维护及检修人员，并有明确的岗位责任制；维护人员应熟悉所在岗位的设备系统性能，并能在整套试运组统一指挥下胜任检修工作；
7.25调试单位在试运前向参与试运的各有关单位人员进行技术交底；
7.26运行人员已在试运现场备齐运行规程、系统流程图册、控制及保护逻辑图册、设备保护整定值清册、制造厂家的设计、运行和维修手册等有关技术文件，调试单位已在试运现场张挂整套启动试运曲线和锅炉点火、升压曲线等图表。
8整套启动程序及原则
8.1
整套启动程序
8.1.1
主机、小机及辅机进行各项电气、热工保护、联锁试验、机炉电大联锁试验、高低压旁路试验及主机调速系统静态试验合格。柴油发电机带负荷试验正常。热工所有仪表、基地式调节器投入，电动门、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂规程要求分别送电；
8.1.2汽机辅助设备及系统参照辅助设备试运措施及电厂运行规程分别启动投入，发电机进行氢气置换、充氢；
8.1.3
盘车装置投入运行，调整润滑油压，汽机抽真空后，有关管道疏水开启，通知锅炉点火，汽机暖管，配合锅炉调整高低压旁路蒸汽参数；
8.1.4
首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机、检查。满足高速暖机条件后升速至3000r/min，期间主油泵切换试验正常，全面检查、测量、记录。稳定运行10～30分钟；
8.1.5
3000r/min作喷油试验；
8.1.6
喷油试验结束后交电气进行各项试验；
8.1.7
发电机并网带负荷；
8.1.8
发电机带负荷15～20%，运行4～6小时后解列发电机；
8.1.9
做自动主汽门和调门严密性试验；
8.1.10
汽机维持3000r/min，作机械超速试验，动作转速在110～112%额定转速之间，连续动作三次，动作值不合格时停机调整；
8.1.11汽机停机时记录惰走时间。如飞环飞出试验正常，汽轮机组无重大缺陷，汽机维持3000r/min，准备再次并网；
8.1.12
40%负荷后，启动一台汽动给水泵，低压加热器随机启动投入。
8.1.13
80%负荷作汽机真空严密性试验；
8.1.14
汽机带负荷到300MW，锅炉断油，投电除尘、热工保护、自动、协调逐步投入。进行3～15%额定负荷变动试验，试验方法见负荷变动试验措施；
8.1.15
汽机甩50%、100%额定负荷试验(按启动委员会规定时间进行)；
8.1.16
停机处理设备缺陷；
8.1.17
168小时满负荷试运应按“新启规”要求进行。
8.2整套启动原则
8.2.1启动采用滑参数运行方式，即定—滑—定运行方式；
8.2.2
汽轮机首次整套启动采用高中压缸联合启动方式启动，按首次冷态启动曲线升速暖机，首次启动因保温较湿故需适当延长暖机时间，以后整套启动可按厂家启动曲线进行高中压缸联合启动；
8.2.3
自动主汽门和调节汽门严密性试验，在汽机超速试验前进行；
8.2.4
首次停机原则上不采用滑参数停机方式，可根据首次启动后停机过程中高中缸胀差情况来决定停机方式；
8.2.5
汽动给水泵组在机组启动前试运应结束，泵组在用低压汽源则启停均不投入小汽机盘车；
8.2.6
盘车期间顶轴油泵应陪盘车长期连续运行；
8.2.7
带压疏水系统首次使用，应先排地沟待疏水水质合格再回收；
8.2.8除氧器安全门在机组启动前进行热态整定；
8.2.9首次启动发电机充氢。
9
整套启动操作
9.1
整套启动前的准备工作
9.1.1将各辅机设备、热工所有仪表及DEH、ETS、TSI、DCS、电动门、调节门根据电厂《运行规程》要求分别送电，检查各设备控制系统处于正常状态，保安电源带负荷试验正常。
9.1.2
汽机辅机设备及系统参照辅机设备试运措施及电厂《运行规程》分别启动投入，
9.1.3进行主机及辅机各项电气、热工保护、联锁试验和机炉电大联锁保护试验，试验合格；
9.1.4
进行高低压旁路联锁试验，试验合格；
9.1.5检查循环水系统及辅机冷却水系统投入运行，并向开式冷却水系统管道供水，开式水冷却水系统投入运行；
9.1.6
检查闭式水冷却水系统投入运行；并向各转动设备提供密封水及冷却水；
9.1.7检查凝结水系统投入运行，除氧器上水至正常水位，凝汽器补水至正常水位。投入轴加、低加水侧运行；
9.1.8检查给水系统投入运行，电动给水泵最小流量阀应开启保持再循环运行，投入高压加热器旁路，根据锅炉需要向锅炉上水，高压加热器水侧注水排空气，投入高加水侧运行；
9.1.9检查仪用、杂用压缩空气系统投入，保持贮气罐压力0.45～0.65MPa；
9.1.10检查主机润滑油系统投入，主油箱油位正常，检查润滑油系统无渗漏，调整冷油器，保持润滑油温在35～40℃，润滑油压力0.08～0.12MPa；
9.1.11检查主机抗燃油泵系统，检查抗燃油箱油位正常抗燃油压力13.5～14.5
MPa；
9.1.12启动顶轴油泵，检查调整顶轴油压正常后，启动盘车，记录大轴原始晃动值，盘车电流值。进行主机低油压联锁保护试验；试验后恢复盘车运行；
9.1.13检查汽轮机各轴承回油正常，油箱排烟风机启动后，维持油箱内的负压应维持在196～245Pa
9.1.14启动发电机密封油泵，投入油氢差压阀，调整油氢差压在0.05～0.07MPa；
9.1.15发电机开始置换气体充氢至0.05～0.1MPa；
9.1.16启动一台发电机定子冷却水泵，调整进水压力，维持水压小于氢压0.05MPa，并注意调整进水温度使之与氢温相匹配（时进水温度应高于氢温5℃以上防止结露）；内冷水应经常换水保证水质合格；
9.1.17关真空破坏阀，启动一台真空泵，凝汽器抽真空，要求凝汽器真空达到40kPa以上；
9.1.18开启疏水门进行汽封系统暖管至高中低压汽封进汽分门前：
1)
辅助汽源控制站前疏水
2)
高、中压轴封供汽管道疏水
3)
低压轴封供汽管道疏水
9.1.19启动汽泵前置泵进行除氧器给水再循环，老厂供辅助蒸汽联箱及蒸汽管道经暖管后，投入除氧器加热系统，维持除氧器内水温70℃～80℃；
9.1.19投入Ⅰ、Ⅱ级旁路装置，各开50%并开三级减温水调门；
9.1.20开启下列疏水阀主蒸汽、再热蒸汽及高、低旁路疏水，管道疏水后，检查疏水系统正常；
1)
高压主汽门前疏水
2)
高旁站前疏水
3)
汽封高压站前疏水
4)
小机电动高压主汽门前疏水
5)
高旁阀后疏水
6)
再热热段管道疏水
7)
低压旁路阀前疏水
9.1.21投入疏水扩容器的喷水减温装置，以保证扩容器内温度小于80℃；
9.2锅炉点火检查与操作：
9.2.1通知锅炉点火，主蒸汽暖管至自动主汽门前，再热汽暖管至中联门前，疏水排入凝汽器；
9.2.2配合锅炉调整高低压旁路蒸汽参数。随着锅炉压力的提高，高旁设定在自动位置，减温水投自动，高压旁路设定值在定压位置，再热蒸汽压力升至0.686MPa时，试投低旁压力自动，当Ⅱ级旁路后蒸汽温度升至150℃投入Ⅱ级喷水，维持汽温100～150℃，同时投温度自动；
9.2.3在确认汽封管道疏水充分后，启动一台轴加风机投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力为0.123MPa，温度150~260℃；依次投入汽轮机低压汽封及高、中压汽封；
9.2.4低压缸喷水装置投自动，疏水扩容器的喷水减温装置在机组负荷在30%以下及加热器事故疏水门动作时适时投入，以保证扩容器内温度小于80℃，压力小于0.04
MPa；
9.2.5主蒸汽压力在0.8～1.0MPa，全开汽缸疏水、导管疏水、联通管疏水、抽汽逆止门前疏水、高排逆止门后疏水，汽缸夹层加热引入管疏水，
检查疏水正常；
9.2.6机组冲转前，开启高、中及低压段疏水门：
9.2.7进行汽缸夹层加热装置暖管暖箱开启其疏水门；
9.2.8投入主机轴向位移、轴承回油温度高、胀差、低油压联锁、超速及轴振保护；
9.3汽轮机空负荷调试步骤
9.3.1首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机、检查；
9.3.2冲转参数
序号
项
目
名
称
单
位
数
值
1
主蒸汽压力
MPa
3.45
2
主蒸汽温度
℃
320
3
再热蒸汽压力
MPa
0.05~0.10
4
再热蒸汽温度
℃
237
5
凝汽器真空
kPa
≥83
6
润滑油温度
℃
40~45
7
抗燃油温度
℃
35~45
9.3.3冲转前复查并计录下列数据
（1）盘车电流、顶轴油压、大轴晃动及偏心度；
（2）汽缸绝对膨胀、高中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位置；
（3）高压缸调节级处上下内壁温、高压主汽阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度；
（4）各轴承瓦温及回油温度。
9.3.4汽机首次冷态启动冲转、升速、暖机时间表：
转速
(r/min)
0~500
500
500~1200
1200
1200~2000
2000
2000~3000
暖机时间(min)
5
>60
>60
升速率(r/min/min)
100
100
150
150
轴承振动(mm)
150
>5
不暖机
不暖机
初始负荷(MW)
10
25
40
60
10.8.3
温热态启动时，先送汽封，后抽真空，送汽封时先低压缸，后投高中压缸并要充分疏水，汽封供汽温度与高中压缸汽封段转子金属温度相匹配，并保证50℃以上的过热度，维持供汽温度在200～250℃，低缸汽封供汽温度为120～150℃；
10.8.4
热态启动时，锅炉做好机组冲转准备，尽可能将高低压旁路开至最大以满足机组并网后快速带负荷的需要；
10.8.5
高、中压缸联合启动方式热态启动操作要点
1)
根据高压内缸上半内壁(调节级处)金属温度确定热态启动冲转蒸汽参数；
2)
冲转前进行机组全面检查，检查并记录盘车电流、大轴晃动、轴向位移、高中缸、低缸胀差、汽封供汽温度、汽缸上下温差、主再热蒸汽温度，当大轴偏心率比原始值偏差不大于0.02mm，否则应继续盘车，直到满足要求方可启动；
3)
先送汽封，后抽真空，送汽封时先低压缸，后投高中压缸并要充分疏水，汽封供汽温度与高中压缸汽封段转子金属温度相匹配，并保证50℃以上的过热度，维持供汽温度在250～350℃；
4)
启动前无需进行高缸预暖
5)
冲动转子，在500r/min停留5分钟，全面检查机组，确认良好后，以200～250
r/min/min升速率升速至3000
r/min，定速后，检查机组正常，通知电气并网，带上初负荷，不得长时间空转；
6)
根据高压内缸壁温带初负荷，以温态3MW/min，热态5MW/min，极热态7MW/min升负荷率增加负荷，按热态启动曲线暖机提升负荷至满负荷；
7)
升负荷过程中，监视高中缸、低缸胀差和高中缸壁温的变化情况；
8)
机组在1200r/min以下时，若轴承振动超过0.04mm，立即打闸停机，投入连续盘车，检查转子弯曲值和上下缸温差；
9)
当高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度至350℃，可停汽缸夹层加热；
10)
机组并网后，负荷大于30MW关高压段疏水，负荷大于60MW关中压段疏水，负荷大于90MW关低压段疏水。
10.9
机组疏水系统操作要点
10.9.1
锅炉点火开下列疏水门：
1)
主蒸汽管道疏水阀
2)
左主汽门前疏水阀
3)
右主汽门前疏水阀
4)
夹层联箱及进汽管疏水阀
5)
左侧再热热段管道疏水阀
6)
右侧再热热段管道疏水阀
7)
高排逆止阀阀体疏水阀
8)
高排逆止阀阀后疏水阀
9)
A小机低压电动门前疏水阀
10)
B小机低压电动门前疏水阀
11)
A小机高压电动门前疏水阀
12)
B小机高压电动门前疏水阀
13)
轴封主汽控制站前疏水阀
10.9.2
汽机冲转前除开启以上各门外，并开下列疏水门：
1)
高压主汽阀阀体疏水阀
2)
高压调节阀阀体疏水阀
3)
高压高节阀进汽管疏水阀
4)
高压内缸疏水阀
5)
左侧高压内外缸夹层疏水阀
6)
右侧高压内外缸夹层疏水阀
7)
一段抽汽逆止门及阀前疏水阀
8)
二段抽汽逆止门及阀前疏水阀
9)
左侧高排逆止阀阀前疏水阀
10)
右侧高排逆止阀阀前疏水阀
11)
中压联合汽阀阀壳疏水阀
12)
中压进汽腔室疏水阀
13)
三段抽汽逆止门及阀前疏水阀
14)
四段抽汽至除汽器逆止门及阀前疏水阀
15)
四段抽汽至小机逆止门及阀前疏水阀
16)
中压缸排汽口疏水阀
17)
五段抽汽逆止门及阀前疏水阀
18)
六段抽汽逆止门及阀前疏水阀
10.9.3
机组负荷＞10％关下列疏水门，在负荷＜10％开下列疏水门：
1)
左自动主汽门前疏水阀
2)
右自动主汽门前疏水阀
3)
主蒸汽管道疏水阀
4)
高压主汽阀阀体疏水阀
5)
高压调节阀阀壳疏水阀
6)
高压调节阀进汽管疏水阀
7)
高压内缸疏水阀
8)
左侧高压内外缸夹层疏水阀
9)
右侧高压内外缸夹层疏水阀
10)
一段抽汽逆止门及阀体疏水阀
10.9.4
机组负荷＞20％关下列疏水门，在负荷＜20％开下列疏水门：
1)
左侧高排逆止阀前疏水阀
2)
右侧高排逆止阀前疏水阀
3)
高排逆止阀阀体疏水阀
4)
高排逆止阀阀后疏水阀
5)
左再热热段管道疏水阀
6)
右再热热段管道疏水阀
7)
中压联合汽阀阀壳疏水阀
8)
中压进汽腔室疏水阀
9)
中压排汽口疏水阀
10)
二段抽汽逆止门及阀前疏水阀
11)
三段抽汽逆止门及阀前疏水阀
19)
四段抽汽至除汽器逆止门及阀前疏水阀
12)
四段抽汽至小机逆止门及阀前疏水阀
10.9.5
机组负荷＞30％关下列疏水门，在负荷＜30％开下列疏水门：
1)
五段抽汽逆止门及阀前疏水阀
2)
六段抽汽逆止门及阀前疏水阀
10.10
机组启动、运行主要控制指标
项目名称
单位
正常值
报警值
停机值
主汽压力
MPa
16.7~17.17
主再热蒸汽温度
℃
532~540
主蒸汽温升率
℃/min
90
≤85.3
≤80.3
主油泵出口压力
MPa
2
≤1.8
高压外缸排汽口处蒸汽温度
℃
<340
≥380
≥420
低压排汽温度
℃
<36
≥80
≥110(手动)
除氧器水位
mm
2300
除氧器压力
MPa
0.14~0.73
≥0.73
发电机内冷水压力
MPa
0.2~0.25
≤0.1
密封油差压
MPa
0.056
发电机氢压力
MPa
0.25
≥0.34