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目次目次............................................................... 错误!未定义书签。
1 汽轮机设备技术规范................................................ 错误!未定义书签。
1.1 汽轮机本体设备技术规范 (2)1.2 汽轮机辅助设备技术规范 (3)2 汽轮机启动规定 (18)2.1 汽轮机启动规定 (18)2.2 汽轮机启动方式 (19)3 汽轮机启动........................................................ 错误!未定义书签。
3.1 汽轮机冷态启动前的几项规定 (20)3.2 汽轮机冷态启动前的检查 (20)3.3 系统检查 (21)3.4 辅助设备的启动顺序 (36)3.5 汽轮机冷态手动启动 (37)3.6 汽轮机冷态自启动 (41)3.7 汽轮机温态启动 (43)3.8 汽轮机热态启动 (44)3.9 汽轮机极热态启动 (44)4 汽轮机组的调整与控制 (45)4.1 汽轮机启动过程中的调整与控制 (45)4.2 汽轮机停机过程中的调整与控制 (45)4.3 汽轮机事故处理中的调整与控制 (45)4.4 汽轮机的胀差的调整与控制 (45)4.5 凝结水溶解氧的调整与控制 (45)4.6 给水溶解氧的调整与控制 (45)5 汽轮机正常停机 (46)5.1 停机前的检查与准备： (46)5.3 降负荷及停机注意事项 (47)6 汽轮机的事故处理 (47)6.1 事故处理原则 (48)6.2 故障停机条件及停机步骤 (48)6.3 主蒸汽参数不符合规定 (49)6.4 汽轮机发生水冲击 (49)6.5 凝结器真空低 (50)6.6 油系统故障 (50)6.7 汽轮机发生振动 (51)6.8 汽轮机超速 (51)6.9 运行中汽轮机叶片损坏或断落 (51)6.10 厂用电中断 (52)6.11 汽轮机轴承或推动轴承磨损 (52)7 汽轮机辅助设备 (52)7.1 无盐水系统运行 (52)7.2 润滑油系统运行 (53)7.3 密封油系统运行 (55)7.4 循环水系统运行 (56)7.5 闭冷水系统运行 (60)7.6 凝结水系统运行 (60)7.7 定子冷却水系统运行 (61)7.8 辅助蒸汽系统运行 (62)7.9 给水除氧系统运行 (62)7.10 轴封系统运行 (69)7.11 真空系统运行 (69)7.12 旁通系统投运 (69)8 汽轮机组的试验 (70)8.1 汽轮机试验的规定 (70)8.2 汽轮机膨胀试验 (70)8.3 辅助油泵（AOP）、盘车油泵（TOP）、事故油泵（EOP）试验 (71)8.4 主汽门（MSV）、高压调节门（CV）、再热主汽门（RSV）、再热调节汽门（ICV）活动试验8.5 真空严密性试验 (72)8.6 抽汽逆止门试验 (72)8.7 汽轮机调节系统静态试验（阀位动作试验） (72)8.8 汽轮机保护装置试验 (73)8.9 主机保护试验 (74)8.10 MSV RSV 严密性检查 (74)8.11 汽轮机超速试验 (74)8.12 汽轮机甩负荷试验 (75)附图一：汽轮机冷态启动曲线附图二：汽轮机温态启动曲线附图三：汽轮机热态启动曲线附图四：汽轮机极热态启动曲线附图五：汽轮机正常正常停机曲线附图六：再热汽室与HP第一级金属允许温差附图七：主蒸汽门、再热汽门允许温差附图八：主蒸汽门外壳金属允许温差附图九：汽轮机控制阀外壳金属允许温差附图十：汽轮机启动状态控制阀门开启顺序附图十一：汽轮机停机状态控制阀门开启顺序附图十二：汽轮机1200rpm暖机曲线附图十三：汽轮机3000rpm暖机曲线附图十四：汽轮机初始负荷保持曲线附图十五：汽轮机高压缸暖机曲线1 汽轮机设备技术规范1.1 汽轮机本体设备技术规范1.1.1 本体设备技术规范·汽轮机型号：TCDF－33.5；·亚临界、单轴、单再热、双排汽、凝汽式汽轮机；·额定功率：300MW；·最大出力：（VWO＋5％OP）334.5MW；·额定转速：3000r.p.m；·转动方向：从汽轮机向发电机看为逆时针；·抽汽级数：8级；·汽轮机级数：26级；高压缸8级、中压缸6级、低压缸6×2级；·末级叶片长度：850.9mm；·临界转速：高、中压转子一阶：2065r.p.m低压转子一阶：2167r.p.m发电机一阶：1347r.p.m发电机二阶：3625r.p.m·汽轮机热耗：7972kj/kw.h·汽轮机汽耗：2.39kj/kwh·额定蒸汽参数：主蒸汽压力：16.67Mpa(绝压)；主蒸汽温度：538℃；主蒸汽流量：929t/h；再热汽压力：3.74 Mpa(绝压)；再热汽温度：538℃；再热汽流量：767t/h；额定背压：0.0049Map1.2 汽轮机辅助设备技术规范1.2.1 无盐水系统设备规范：1.2.1.1 凝结水输送泵台数：1台／每台机型号：GNB－6型效率：65％流量：95m3/h扬程：88m汽蚀余量：1.2m转速：2937.r.p.m·电动机：型号：Y200L2－2型功率：37kw电压：380v绝缘等级: B接线方式: Δ转速：2950r.p.m数量：1台／机容量：500m3外型尺寸：圆型、立式；直径Ф9560mm；高8923mm1.2.2 润滑油系统设备规范1.2.2.1 主油箱：数量: 1台/机容量：195000升 (20 m3 )1.2.2.2 主油泵：型式：离心泵出力：56.7dm3/秒排放压力：1370Kpa转速(正常)：3000r.p.m最高转速: 3600r.p.m1.2.2.3 增压泵：型式：油驱动泵出力：56.7dm3/秒排放压力：176.4Kpa1.2.2.4 高旁油站 (瑞士)·冷却风机型号: OK-R1-S07-1.2-M电压: 400v频率: 50HZ转速: 1370r.p.m功率: 0.18kw电流: 0.75/1.3A·高压油泵型号: QX23-006-R-VIM出力: 7.2 l/min功率: 4Kw压力: 240Pbar电压：400v转速：1435 r.p.m·高压油泵电机电压：400v电流：8.9A频率: 50HZ功率: 4KW转速: 1430 r.p.m功率因素: 0.81.2.2.5 冷油器：型式：立式、直流、表面管式冷却，两台，内部为不锈钢管型号：YL-180-2型冷却水量：336/t/h铜管根数：924根铜管尺寸：Ф16mm×1.0mm台数：2台/机1.2.2.6 辅助油泵（AOP）、盘车油泵（TOP）、事故油泵(EOP)、排烟机设备规范见表1。
. .汽轮机控制系统〔DEH〕设计及操作使用说明汽轮机300MW机组DEH系统说明书DEH系统使用的是西屋公司的OVATION型集散控制系统。
其先进性在于分散的构造和基于微处理器的控制，这两大特点加上冗余使得系统在具有更强的处理能力的同时提高了可靠性。
100MB带宽的高速以太网的高速公路通讯使各个控制器之间相互隔离，又可以通过它来相互联系，可以说是整套系统的一个核心。
系统的主要构成包括：工程师站、操作员站、控制器等。
一、DEH系统功能汽轮机组采用由纯电调和液压伺服系统组成的数字式电液控制系统(DEH)，提供了以下几种运行方式：•操作员自动控制•汽轮机自启动•自同期运行•DCS远控运行•手动控制通过这几种运行方式，可以实现汽轮机控制的根本功能如转速控制、功率控制、抽汽控制功能。
1．根本控制功能工程师站和操作员站的画面是主机控制接口，它是用来传递指令给汽轮机和获得运行所需的资料。
翻开CUSTOM GRAPHIC窗口，运行人员可以用鼠标点击对应的键来调出相应的图像。
也可以翻开DATA ANALYSIS AND MAINTENANCE窗口，选用OPERATOR STATION PROGRAMS按钮，在OPERATOR STATION PROGRAMS菜单上选用DIAGRAM DISPLAY按钮，在DISPLAY DIAGRAM菜单上选用所需的图号，再按DISPLAY按钮，就能调出所需的图形。
1.1根本系统图像所有根本系统图像将机组运行的重要资料提供应运行人员。
屏幕分成不同的区域，包括一般信息，页面特定信息。
1.2一般信息1.2.1控制方式—用来表示机组目前所有的控制方式。
这些方式分操作员自动、汽轮机自动控制、遥控、以及手动同步和自动同步。
1.2.2旁路方式－DEH提供一个旁路接口，可以调节再热调节汽阀，以便与外部的旁路控制器相配。
运行人员可根据实际情况选择带旁路运行方式和不带旁路运行方式。
1.2.3控制设定－主要显示实际值、设定值、目标值和速率。
DLT 609-1996 300MW级汽轮机运行导则300MW级汽轮机运行导则DL／T 609—1996Guide for 300MW grade steam turbine operation中华人民共和国电力工业部1997—02—03批准1997—06—01实施1 范畴1．1 本导则确立了以安全经济运行为基础，以寿命治理为主线进行300MW级汽轮机运行技术治理的差不多原则。
1．2 本导则适用于国产型及引进型国产亚临界参数300MW级汽轮机，要紧原则也适用于亚临界参数600MW汽轮机，进口机组及其他机组可参照执行。
1．3 本导则不适用于超临界参数的汽轮机和核电汽轮机。
2 引用标准下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。
在本标准出版时，所示版本均为有效。
所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
’GB5578—85 固定式发电用汽轮机技术条件GB7596—87 电厂用运行中汽轮机油质量标准GBll347—89 大型旋转机械振动烈度现场测量与评定GBl2145—89 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准DL428—91 电力系统自动低频减负荷技术规定DL／T561—95 火力发电厂水汽化学监督导则DL／T571—95 电厂用抗燃油验收、运行监督及爱护治理导则DL5011—92 电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)SD223—87 火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则(82)水电技字第63号电力工业技术治理法规(试行)(83)水电电生字第47号火力发电厂高压加热器运行爱护守则电安生[1994]227号电业安全工作规程(热力和机械部分)3 总则3．1 汽轮机运行的要紧任务是：合理地分配和使用汽轮机寿命，正确地启停操作，良好地检查爱护，严格地调整操纵参数，细致地整定试验，可靠地预防和处理事故，使之经常处于安全、经济、可靠、稳固运行的良好状态。
一. 启动1.1 挂闸挂闸就是使汽轮机保护系统处于警戒状态的过程。
挂闸允许的条件：（1）所有进汽阀全关，DEH“主控制”画面上所有阀全关指示灯为亮红色；（2）汽机已打闸，此时直接复位ETS即可恢复挂闸状态（因为此时低压遮断油仍然建立）。
单击DEH“主控制”画面上“挂闸”按钮将自动完成如下挂闸过程：●挂闸电磁阀带电，危急遮断器滑阀到上支点，低压遮断油建立，保安油压压力开关闭合；保安油压建立后，挂闸电磁阀失电。
汽机在已挂闸状态下且未运行时，主汽门电磁阀带电。
☞注意：1、挂闸操作使保安油压建立，只有保安油压建立以后，AST母管油压才能建立，AST母管油压建立以后，EH系统执行机构才能按照DEH控制系统的信号要求动作。
2、如果在就地挂闸则需要在远方画面上重新确认挂闸状态，点击“挂闸”按钮，此时才可以继续向下操作。
如果直接点击“运行”按钮，则中压主汽门不会开启。
1.2 开主汽门在开主汽门之前，确认主汽门关和所有阀全关指示灯为红色，表示主汽门和所有阀门在关的位置；否则单击“运行”按钮无效。
单击“主控制”画面上的“运行”按钮，中压主汽门电磁阀失电，中压主汽门及高压调节门全开。
此时“主控制”画面中“运行”指示灯亮，输入目标转速，高压主汽门及中调门开启冲转。
1.3 升速在汽轮发电机组并网前，DEH为转速闭环无差调节系统。
其设定点为给定转速。
给定转速与实际转速之差，经PID(Proportional-Integral-Differential Controller)调节器运算后，通过伺服系统控制油动机开度，使实际转速跟随给定转速变化。
在目标转速设定后，给定转速自动以设定的升速率向目标转速逼近。
当进入临界转速区时，自动将升速率改为400r/min/min快速冲过去；若进入临界区前的升速率已大于400r/min/min，则升速率保持原值不变。
在升速过程中，通常需对汽轮机进行暖机，以减小热应力。
☞目标转速是期望达到的转速；给定转速是经速率处理后对机组的转速请求。
高旁、低旁操作高、低旁最小开度当锅炉点火启动后，蒸汽开始产生，随着“自启动”指令发出，此时操作员要把高旁和低旁打到预先设定的最小开度5%。
这么做的主要目的是为了充分冷却再热器和过热器。
随着信号DCS“自启动开始”并且高旁开到最小开度5%，此时如果高旁控制站的自动/手动处在自动位，则应切换为手动。
高旁升压随着着火越来越好并且锅炉产生的蒸汽越来越多，新蒸汽压力要按照确定的锅炉升负荷速率增加到最终高旁启动压力，在这个时候，低旁压力控制器在定压控制模式下。
当新蒸汽压力达到2MPa时，运行方式转换为升压模式，高旁压力控制器设定点切换为计算出的设定点。
自动/手动切换到自动高旁压力控制器的压力设定点按照汽机（冷态、温态、热态、极热态）的启动升压速率（冷态0.04MPa/min；温态0.08MPa/min；热态0.14MPa/min；极热态0.18MPa/min）变化到最终目标压力（冷态5.9MPa；温态8.52 MPa；热态8.52 MPa；极热态12.8MPa）。
当控制器输出值达到最小开度5%时，升压速率设为0，设定点压力保持，这意味着升压过程中断（此过程在锅炉产汽量小于设定点或产生着火问题时通常发生）。
在压力保持过程中，操作员只可以在压力控制器手动模式下调整值。
当中断消除并且高旁压力控制器输出超过10%时，升压过程继续进行，直到最终高旁目标压力（冷态5.9MPa；温态8.52 MPa；热态8.52 MPa；极热态12.8MPa）。
高旁定压控制当蒸汽压力由高旁压力控制阀控制时，汽机冲转（升速至1500rpm最后直至定速3000rpm），同期并网带负荷。
汽机的正常启动方式是中压缸启动在中压缸切换到高压缸的过程中，高压缸入口阀开，高旁阀关。
当蒸汽压力达到目标压力时，操作模式切换为定压控制方式自动/手动处在自动位高旁阀采用最终高旁目标压力控制方式下随着汽轮发电机同期并网信号发出，高旁最小开度功能切除当汽轮机进汽，旁路相应关闭当高旁阀关，并且汽轮机同期并网信号和切缸完成信号激活，高旁将进入跟随模式高旁跟随模式（相应低旁跟随模式）压力随锅炉负荷变化，压力的增长受高旁跟随最大压力梯度限制（0.6MPa）旁路应该保持关闭，除非压力突升高旁自动/手动控制站应在自动位高旁压力控制器的目标设定值应该是实际新蒸汽压力加上一个高旁压力偏移量（0.4MPa），所以高旁压力控制阀处于关闭位。
汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1．汽轮机设备规范及主要技术特性2．汽轮机保护、联锁及试验3．汽轮机启动4．汽轮机运行维护5．汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行2．给水系统运行3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护2．凝结水系统运行3．凝汽器投入、停止及运行维护4．低压加热器投入、停止及运行维护5．主机润滑油系统运行6．密封油系统运行7．顶轴油系统及盘车装置运行8．EH油系统运行9．净油装置运行10．润滑油处理及存贮系统运行方式11．闭式冷却水系统运行12．发电机内冷水系统运行13．真空系统运行14．氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行2．工业水系统运行3．循环水系统运行4．开式水系统运行第五篇主机事故处理1．事故处理原则2．紧急故障停机3．蒸汽参数异常4．负荷骤变处理5．汽轮机水冲击6．真空下降处理7．机组强烈振动8．轴向位移增大9．偏离周波运行10．机组通流部分损坏11．火灾事故处理12．汽轮机严重超速13．发电机甩负荷14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号：N300—16.70/537/537—6型形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。
旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家：东方汽轮机厂额定功率：300WM ( E C R )最大功率：330WM ( V W O)额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量：903.1T/H最大主蒸汽流量：1025 T/H转速：3000r/min冷却水温：22.5℃给水温度：277℃额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H轴系临界转速：（计算值）高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min通流级数：总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数：高加+除氧+低加（除氧器滑压运行）表1—1—1 额定工况下各段回热抽汽参数末级叶片高度：851mm汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm18055×7464×6434（高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离）1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，材料为ZG15Cr2Mo1铸件，允许工作温度不大于566℃。
300M W机组启动操作300MW火电机组仿真机冷态启动运行规程博努力（北京）仿真技术有限公司目录300MW机组启动说明 (3)1.机组启动前的检查及系统确认 (3)1.1.DCS系统检查 (3)1.2.锅炉系统检查 (3)1.3.汽轮机系统检查 (14)1.4电气系统检查 (24)1.5DEH系统检查 (27)2.机组辅助设备及系统投运 (29)2.1.厂用电系统投运 (29)2.2.循环水系统投运 (39)2.3.辅助蒸汽系统投运 (41)2.4.锅炉补水 (45)2.5.锅炉底部加热系统投运 (47)2.6.工业水系统投运 (49)2.7.冷却水系统投运 (51)2.8.汽轮机润滑油系统投运 (52)2.9.发电机内气体置换 (53)2.10.发电机密封油系统投运 (55)2.11.发电机定子冷却水系统投运 (56)2.12.凝结水系统投运 (57)2.13.除氧器蒸汽加热及再循环泵投运 (61)2.14.主机盘车投运 (62)2.15.小机润滑油系统投运 (63)2.16.EH油系统投运 (65)2.17.汽机抽真空系统投运 (66)2.18.电动给水泵组投运 (67)2.19.锅炉燃油系统投运 (70)2.20.锅炉上水 (71)2.21.火检冷却风机投运 (71)2.22.空预器投运 (72)2.23.引风机投运 (72)2.24.送风机投运 (74)2.25.风箱挡板开启 (75)3.锅炉点火 (76)3.1.燃油泄漏试验 (76)3.2.炉膛吹扫 (77)3.3.锅炉点火 (77)3.4.升温升压 (79)3.5.锅炉排污系统投运 (81)4.汽机冲转 (86)4.1.汽机冲转条件 (86)4.2.检查并确认下列参数满足冲转要求： (86)4.3.汽机冲转 (91)4.4.锅炉在汽机冲转过程中的注意事项： (98)5.并网带初负荷 (98)5.1.发电机的并网操作： (98)5.2.发电机带初负荷 (101)6.机组升负荷至额定 (104)6.1.机组升负荷至30MW (104)6.2.机组升负荷至60MW (105)6.3.机组升负荷至105MW (113)6.4.机组升负荷至150MW (120)6.5.机组升负荷至240MW (121)6.6.机组升负荷至300MW (123)300MW机组启动说明1.机组启动前的检查及系统确认1.1.DCS系统检查1.1.1确认各DCS操作站已送电，能正常开机，开机后运行正常。
汽轮机组运行规程目录第一篇汽轮机技术性能要求1．汽轮机设备规范及主要技术特性2．汽轮机保护、联锁及试验3．汽轮机启动4．汽轮机运行维护5．汽轮机停机第二篇除氧器、给水及高压加热器运行1．除氧器运行2．给水系统运行3．高压加热器投入、停止及运行维护第三篇辅机启动、停止及运行维护1．一般水泵启动、停止及运行维护2．凝结水系统运行3．凝汽器投入、停止及运行维护4．低压加热器投入、停止及运行维护5．主机润滑油系统运行6．密封油系统运行7．顶轴油系统及盘车装置运行8．EH油系统运行9．净油装置运行10．润滑油处理及存贮系统运行方式11．闭式冷却水系统运行12．发电机内冷水系统运行13．真空系统运行14．氢气系统运行第四篇补充水、工业水、循环水系统运行1．补充水系统运行2．工业水系统运行3．循环水系统运行4．开式水系统运行第五篇主机事故处理1．事故处理原则2．紧急故障停机3．蒸汽参数异常4．负荷骤变处理5．汽轮机水冲击6．真空下降处理7．机组强烈振动8．轴向位移增大9．偏离周波运行10．机组通流部分损坏11．火灾事故处理12．汽轮机严重超速13．发电机甩负荷14．润滑油系统工作失常15．EH油压低处理16．主油泵联轴器故障处理17．汽水管道故障18．厂用电中断处理19．循环水中断处理20．调节控制系统异常第一篇汽轮机运行规程1.1 汽轮机设备规范及主要技术特性1.1.1 主要设备技术规范型号：N300—16.70/537/537—6型形式：亚临界、一次中间再热、双缸（高中合缸）双排汽凝汽式。
旋转方向：从机头向发电机方向看为顺时针。
制造厂家：东方汽轮机厂额定功率：300WM ( E C R )最大功率：330WM ( V W O)额定蒸汽参数：主蒸汽16.70Mpa/537℃再热蒸汽 3.2Mpa/537℃背压 5.19Kpa额定主蒸汽流量：903.1T/H最大主蒸汽流量：1025 T/H转速：3000r/min冷却水温：22.5℃给水温度：277℃额定工况净热耗：7923.8KJ/KW．H轴系临界转速：（计算值）高中压转子1769.1r/min低压转子1698r/min发电机转子（一阶/二阶）1393.8/3401.5r/min通流级数：总共27级高压缸1个调节级+ 8个压力级中压缸6 个压力级低压缸2×6个压力级给水回热级数：高加+除氧+低加（除氧器滑压运行）末级叶片高度：851mm汽轮机本体外形尺寸：（长×宽×高）mm18055×7464×6434（高度指从连通管吊环最高点至运行平台距离）1.1.2 主要技术特性1.1.2.1 结构特点1.2.1.1汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，材料为ZG15Cr2Mo1铸件，允许工作温度不大于566℃。
300MW机组汽轮机运行规程一、设备概述300MW 机组汽轮机是一种大型的旋转动力机械，它将蒸汽的热能转化为机械能，驱动发电机发电。
该汽轮机由高压缸、中压缸和低压缸组成，采用了多级冲动式或反动式叶片，以提高效率和功率输出。
二、主要技术参数1、额定功率：300MW2、主蒸汽压力：＿____ MPa3、主蒸汽温度：＿____ ℃4、再热蒸汽压力：＿____ MPa5、再热蒸汽温度：＿____ ℃6、额定转速：3000 r/min三、启动前的准备工作1、检查汽轮机本体及附属设备，确保无异常。
2、检查润滑油系统，保证油温、油压正常，油质合格。
3、检查调节保安系统，确保各部件动作灵活、可靠。
4、投入盘车装置，检查盘车运行情况。
5、检查汽水系统，阀门位置正确，无泄漏。
四、启动操作1、暖管（1）缓慢开启主蒸汽管道疏水阀，进行暖管。
（2）当管道温度达到一定值后，逐渐开大进汽阀，提高蒸汽压力和温度。
2、冲转（1）当条件满足后，开启调节汽阀，使汽轮机冲转。
（2）冲转过程中，密切监视转速、振动、油温等参数。
3、升速（1）按照规定的升速率，逐渐提升转速。
（2）在临界转速区域，应快速通过，避免长时间停留。
4、定速（1）当转速达到 3000 r/min 时，稳定转速，进行全面检查。
（2）检查各轴承振动、油温、油压等参数是否正常。
5、并网（1）满足并网条件后，与电网并列。
（2）逐渐增加负荷，注意各参数的变化。
五、运行中的监视与调整1、监视参数（1）定时记录汽轮机的转速、负荷、主蒸汽压力、温度、再热蒸汽压力、温度等参数。
（2）密切监视各轴承的温度、振动、油压，以及轴位移等参数。
2、调整操作（1）根据负荷变化，调整进汽量，保持蒸汽参数稳定。
（2）通过调节润滑油温、油压，保证轴承的正常润滑和冷却。
六、停机操作1、减负荷（1）按照规定的速率逐渐减少负荷。
（2）在减负荷过程中，注意调整蒸汽参数和各辅助设备的运行。
2、打闸停机（1）当负荷减至零后，手打危急遮断器，使汽轮机停机。
版本号:A东 方 汽 轮 机 厂第全 册C300/277.6-16.7/0.55/537/537型汽轮机启动、运行说明书D300P-000106CSM编号 2004年4月编号D300P-000106CSM编制校对审核会签审定批准目录序号章-节名称页数备注1 前言 22 1 机组启动所必备的条件 13 1-1 机组启动前的检查 24 2 中压缸启动(IP) 15 2-1 冷态启动(IP)76 2-2 温态启动(IP) 57 2-3 热态、极热态启动(IP) 68 3 高中压缸联合启动(HIP) 19 3-1 冷态启动(HIP)1410 3-2 温态启动(HIP) 511 3-3 热态、极热态启动(HIP) 612 4 运行 113 4-1 正常运行 214 4-2 变负荷运行 215 4-3 异常运行 216 5 供热工况的启动、运行 117 5-1 抽汽供热投入前的准备工作 118 5-2 抽汽供热的投入 119 5-3 抽汽供热工况的切除、停机 120 5-4 供热运行的日常维护21 6 停机 122 6-1 滑参数停机 223 6-2 额定参数停机 124 6-3 紧急停机 225 7 启动、运行限制要求 126 7-1 机组禁止启动运行限制要求 127 7-2 机组启动、运行的限制值 528 7-3 一般注意事项 329 7-4 定期检查试验 230 8 机组启停辅助操作 131 8-1 高压缸预暖 232 8-2 高压缸夹层加热系统 333 8-3 汽轮机低压缸喷水 134 8-4 事故排放系统 1前言本说明书的启动模式，是根据我厂300MW汽轮机本体结构特点和高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)的技术特点提出来的，适用于我厂新一代全电调型300MW汽轮机。
汽轮机启动操作方式有三种，即“自启动方式”、“操作员自动方式”和“手动方式”。
运行人员可根据现场实际情况选择使用。
在“自启动方式”，DEH控制系统的ATS处于“控制状态”。
ATS根据机组的状态，控制汽轮机自动完成冲转、升速、同期并网、带初负荷等启动过程。
有关“自启动方式”详细操作和监视要求见《高压抗燃油数字电液控制系统(DEH)使用说明书》(由DEH供货商提供)。
在“操作员自动方式”，DEH控制系统的ATS不参与控制而处于“监视状态”，由运行人员根据汽轮机本体状态和本说明书提供的启动操作程序，在操作盘上手动给定转速或负荷的目标值和变化率，由DEH的基本控制系统按照运行人员给出的目标值和变化率自动完成冲转、升速、同步和带负荷操作。
DEH系统通过CRT 显示自动监视启动参数，越限时发出“报警”或“遮断”信号，指导运行人员进行操作，并可通过打印机打印出当时的和历史的数据，供运行人员研究分析。
在“手动方式”，运行人员通过操作员站上“手动增”或“手动减”按钮增、减油动机阀位。
再这种情况下，DEH的各反馈控制回路被切除，系统处于开环运行状态。
本说明书制订的机组启动运行和停机步骤仅适用于“操作员自动方式”(即ATS 监视状态)。
用户应根据本说明书编制现场运行规程。
用户可以根据已建立起来的运行经验，在实际操作中进行修正，但启动运行中的各项控制指标均以本说明书的要求为准。
对新机首次启动应适当减小升速率和升负荷率，并在各负荷点适当延长稳定运行时间。
考虑到温度及时间的时效对改善各部件的接触均匀性、滑动面之间的滑动性能的作用，以及调试期间蒸气参数可能不正常，新机投运六个月之内必须采用温度场均匀热冲击小的全周进汽方式运行，如果六个月之后蒸气压力温度不正常，则全周进汽尚须继续，一直达到稳定为止。
在机组启动过程中同样应采用全周进汽方式启动，以降低机组的寿命损耗。
有关汽轮机的技术数据、结构特点等可参阅我厂随机供给用户的技术文件、图纸资料及说明书(见《交货清单》)。
汽轮机启动状态是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℃本机组具有中压缸启动和高、中压缸联合启动运行模式，推荐优先考虑中压缸启动。
如果锅炉和旁路系统不能适应时，也可仅用高、中压缸联合启动。
如采用中压缸启动用户则需增订中压缸启动相关部套。
新机做甩负荷试验时，必须通知制造厂，由制造厂与用户共同商讨试验要求。
本说明书中的蒸汽压力均为绝对压力，油压均为表压。
真空均按标准大气压换算得出，即:真空水银柱(mmHg)=760(mmHg)-排汽绝对压力(MPa)×7500(mmHg/MPa)用户应参照本地的海拔高度和当时的气候条件按下述公式进行修正:真空水银柱(mmHg)=当地大气压(mmHg)-排汽绝对压力(MPa)×7500(mmHg/MPa) 本说明书的所附曲线，仅供C300/277.6-16.7/0.55/537/537型机组使用，其它类型机组不能通用。
1 机组启动所必备的条件a. 机组各部套齐全，各部套、各系统均按制造厂提供的图纸、技术文件和安装要求进行安装、冲洗、调试完毕，各部套、各系统联接牢固、无松动和泄漏、各运动件动作灵活、无卡涩。
各部套、各系统清洁度必须达到JB/T4058-1999《汽轮机清洁度》有关规定要求。
b. 新机组安装完毕或运行机组检修结束，在投运前油系统必须进行油冲洗，冲洗验收须符合《油系统冲洗说明书》有关规定。
抗燃油系统验收须符合《调节、保安系统说明书》有关规定。
c. 需作单独试验的部套、系统必须试验合格，满足制造厂的安装试验要求。
d. 机组配备的所有仪器、仪表、测点必须齐全，安装、接线正确、牢固。
所有仪器、仪表和电缆检验合格。
e. 机组必须保温良好，本体部分应按制造厂提供的《汽轮机保温设计说明书》进行保温，管道及辅助设备等应按电力行业有关规定进行保温，保温层不得有开裂、脱落、水浸、油浸等现象存在，保温层与基础等固定件间应留有足够的膨胀间隙。
f. 现场不得有任何防碍操作运行的临时设施（按电业安全法规执行）。
g. 机组运行人员和维护人员必须经过专门培训，熟悉各分管设备的位置、结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理方法。
1-1 机组启动前的检查本检查通用于中压缸启动(IP) 和高中压缸联合启动(HIP)。
检查完到正式启动间隔时间不得过长(一般不要超过10天)。
a. 向DEH系统供电，检查各功能模块的功能是否正常。
检查与CCS系统和TBS 系统(旁路控制系统)I/O接口通讯是否正常。
b. 检查TSI系统功能。
c. 检查集控室及就地仪表能否正常工作。
d. 检查润滑油箱和抗燃油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验。
e. 检查各辅助油泵工作性能，电气控制系统必须保证各种辅助油泵能正常切换。
f. 检查抗燃油系统各油泵工作性能，电气控制系统必须保证各油泵能正常切换。
g. 检查润滑油温、油压和油位是否正常。
h. 检查抗燃油温、油压和油位是否正常i. 检查顶轴油泵工作性能。
首次启动应进行顶起试验，按《顶起装置油管路说明书》的顶起油压和顶起高度要求调整节流阀的开度，并记录各瓦顶起油压和顶起高度。
j. 启动排烟风机，检查风机工作性能。
风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。
油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸进粉尘。
k. 检查调节、保安系统各部件的工作性能是否满足要求。
l. 检查抗燃油供油系统各部件的工作性能是否满足要求。
m. 启动顶轴油泵后，确信转子已顶起方可进行盘车投入、甩开试验，甩开时采用盘车电机反转方式。
注：当润滑油压小于0.08MPa、顶轴母管油压小于9.8MPa，盘车零转速自动和手控自动投入均投不进。
这是通过压力开关进行电器联锁来实现以防止机组轴承巴氏合金在供油不充分情况下引起磨损。
详见《盘车装置使用说明书》。
n. 投盘车后，检查并记录转子偏心度，与转子原始值相比较(其变化量不得超过0.03mm)，确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分有无摩擦声。
注: 转子原始值是在现场轴系联接好后，最初盘动转子，在给定的部位，用机械式转子弯曲测量仪测得的转子偏心度即外圆跳动值。
该值不得大于0.02mm。
o. 关闭真空破坏阀，向凝汽器热井补水，投入主抽气设备，使凝汽器投入运行。
检查凝汽系统设备工作是否正常。
p. 检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站、温度控制站和溢流站能否正常工作。
q. 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。
r. 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。
s. 检查倒暖阀、通风阀、事故排放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特性是否正常。
t. 在凝结水泵投入后，对低压缸喷水装置进行参数整定，其整定值为:排汽温度≥80℃自动投入；排汽温度≤65℃自动切除。
并进行低压缸喷水冷却系统正常开关试验。
v. 应对高压主汽阀、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。
w. 在冲转前进行轴向位移保护试验和其它电气试验。
以上各项检查与试验按各相关说明书进行。
2 中压缸启动(IP)采用中压缸启动，是为了较快的提高中压缸缸温，防止高压缸排汽温度超温，达到缩短启动时间和减小机组寿命消耗的目的。
采用中压缸启动，旁路容量需满足要求(≥35%MCR)，旁路系统需投入正常，并最好是处于自动状态。
编制校对审核标审录入员2-12-1 冷态启动 (IP)1 冲转前的准备a. 向DEH供电，表盘和系统都应处于正常状态；b. 启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态；c. 启动抗燃油泵，确认抗燃油供油系统处于正常工作状态。
d. 投盘车，并保证在冲转前盘车时间不少于4h；e. 按1-1节再次检查润滑油系统、抗燃油系统、DEH和TS I系统、及盘车装置；f. 建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到16.7kPa以下；g. 在确认汽封蒸汽管道中无水后，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℃；h. 按"挂闸"按钮，机组挂闸；i. 按"预暖"按钮，进行高压缸和阀壳预暖，见8-1节；j. 打开高压段、中压段、低压段疏水阀；k. 确认高压主汽调节阀、高排逆止门、反流阀、各疏水门的手动旁路阀已完全关闭；l. TSI测量数据显示是处于允许范围；m. 确定冲转蒸汽参数(1) 主蒸汽压力为3.45MPa；(2) 再热蒸汽压力为0.686MPa；(3) 主蒸汽温度为300℃；(4) 再热蒸汽温度为237℃。
n. 确定启动过程中蒸汽温度变化率：主蒸汽温升率≤1.5℃/min；再热蒸汽温升率≤2℃/min；高中压外缸金属温升率≤1.5℃/min。
