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440t/h+135MW超高压机组主机及主要辅机规范1 主机设备规范1.1 主机技术规范1.2 锅炉技术规范型号1.3 发电机技术规范2辅机技术规范2.1 凝汽器技术规范2.2 高压加热器技术规范2.3 低压加热器技术规范2. 4 轴封加热器技术规范2.5 旁路系统技术规范2.5.1 旁路系统主要有如下功能：2.5.1.1 启机时，可以加快锅炉升温升压速度，缩短启机时间，并且冷却再热器。
2.5.1.2 回收工质，降低噪音，保护再热器。
2.5.2 旁路设备技术规范2.6 油系统设备技术规范2.6.1 泵类设备技术规范2.6.2 润滑油冷油器技术规范2.6.3 主油箱外径3.032m，长6m，正常运行时容油25m3，最高油位时，有效容油28.84 m3。
若以水平中心线上方430mm处为运行中零位，则最高油位是250mm，最低油位是-200mm。
2.6.4油净化装置为HCP-100S型，具备脱水和颗粒过滤功能，可以用来除去油中的水分和固体杂质，对油质进行在线处理；使处理后的水含量低于100PPM，油质清洁度达到NAS4级或更高。
2.6.5 盘车装置为低速行星摆轮型盘车，用于机组停机状态时的转子直轴，防止大轴产生弯曲和对已经产生的弯曲进行消除，以保证机组的安全生产。
电机功率7.5KW，转速为2.0r/min。
2.7 发电机空冷器技术规范2.8 循环水泵技术规范2.9.1 真空泵技术规范2.9.2 真空泵附属热交换器技术规范2.10 凝结水泵及低加疏水泵技术规范2.11 冷却水塔规范2.12 工业水泵、消防泵和胶球泵技术规范2.13汽机快速冷却装置规范2.14 汽机除盐水（0米）补水泵技术规范2.15 消防水泵技术规范3.1 电动主给水泵：序号名称单位额定工况最大连续工况字串51 进口流量(未考虑轴封漏水) t/h 479 5142 出口流量(未考虑轴封漏水) t/h 449 4843 扬程mH2O 1850 1850 功率：3400KW4 汽蚀余量(必需) Mpa5 5.55 泵效率% ≥80 ≥806 抽头压力Mpa 7.0 7.07 抽头流量t/h 30 308 进口水温度℃164.3 167.19 转速r /min 4580 470010 密封及冷却水质凝结水凝结水11 密封及冷却水温℃≦50 ≦5012 密封及冷却水压Mpa(a) ～1.6 ～1.63.2 电动给水泵前置泵型号QG500-801流量505m3/h2扬程80m3转速2985 r/min4功率138KW5效率>80.5％。
附件1滨州魏桥热电有限公司C135-13.24/0.981/535/535-1型汽轮机组技术协议买方：滨州魏桥热电有限公司卖方：南京汽轮电机(集团)有限责任公司2005年12月19日1 总则1.1本技术协议书仅用于南京汽轮电机(集团)有限责任公司（以下简称“卖方”）向滨州魏桥热电有限公司（以下简称“买方”）提供的“山东魏桥纺织集团有限责任公司8×135MW 中间再热凝汽式汽轮发电机组技术协议”中后6台C135/N150机组的汽轮机设备。
该6台C135-13.24/0.981/535/535-1 型汽轮发电机组是8×135MW机组合同及技术协议中后6台N135-13.24/535/535型汽轮机的改型。
如未对本技术协议书提出差异，买方可认为卖方无条件响应技术协议书的要求。
卖方对提供的汽轮机及其辅助设备负有全责，即包括分包（或采购）的产品。
1.2 本工程汽轮机抽汽为可调整抽汽。
卖方在结构设计和调节控制设计上已充分考虑了供热机组的特点，同时充分考虑了机组纯凝工况安全经济运行的特点。
卖方给出机组在供热工况下的进汽量、电负荷、和抽汽的压力、温度、流量的曲线和说明。
1.3本技术协议书提出的是最低限度的技术要求，并未对一切的技术细节作出规定，也未充分引述有关标准和规范的条文，卖方保证提供符合本协议书和国家有关最新标准的优质产品。
1.4卖方提供满足用户要求的高质量产品及其相应服务。
同时要满足国家有关安全、环保等强制性标准的要求。
1.5本技术协议书所使用的标准如与卖方所执行的标准发生矛盾时，卖方按较高的标准执行。
1.6卖方、买方应严格遵守本协议，如一方提出某些修改要求，须以书面提出并征得对方同意。
1.7本技术协议书是订货合同的组成部分，与合同同时生效，具有同等效力。
1.8本技术协议书未包含内容及其它未尽事宜在设计联络会中解决或双方协调解决。
2 厂址及设备使用条件2.1厂址条件2.1.1设备安装地点：山东滨州魏桥热电有限公司邹平经济开发区2.1.2电厂自然地面标高：＜1000m（黄海高程）2.1.3年平均气压1041.1hPa2.1.4多年平均气温 13.1℃2.1.5多年最低气温 -22.9℃2.1.6多年最高气温 43 ℃2.1.7平均相对湿度 55%2.1.8地震烈度： 7度2.1.9 电厂永久性服务设施1）冷却水系统的最高温度为33℃。
第一部分汽轮机设备规范1 主机技术规范1.1 汽轮机型式和主要技术参数：超高压、双缸、中间再热、单轴、双分流、单抽、凝汽式汽轮机汽轮机型号：N150/C135—13.24/535/535/0.981额定转速： 3000r/min额定功率： 135MW最大功率: 157MW主蒸汽阀前额定主蒸汽压力： 13.24MPa（a）主蒸汽阀前主蒸汽温度： 535℃主蒸汽额定流量（抽汽/冷凝）： 467.88/459.61t/h最大进汽量： 484 t/h再热蒸汽进汽阀前压力： 3.839/3.784MPa（a）再热蒸汽进汽阀前温度： 535℃额定再热蒸汽流量： 412.51/405.64t/h调整工业抽汽流量：额定：80t/h 最大：160t/h 调整工业抽汽温度： 343.7℃ (经减温后为200℃) 排汽压力： 4.1/5.39 KPa调整工业抽汽压力： 0.981Mpa（a）额定工况下热耗: 7468.5/8224.7KJ/KW.h额定工况下汽耗: 3.466/3.064Kg/KW.h额定给水温度： 248.1℃冷却水温度： 20/33℃回热级数: 共七级(二高、四低、一除氧) 级数： 1C+5P+10P+2*6P（28级）发电机技术参数:型号： WX21-085LLT额定功率： 150MW额定容量： 176.5MVA额定电流： 6469A额定电压： 175750V功率因数： 0.85滞后额定工况下各级抽汽参数：旋转方向：从机头向发电机端看为顺时针制造厂家：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司投产日期：2007.8.81.2 各种工况下主要参数比较：1.3 汽轮机特性说明：1.3.1 本机组承担电网基本负荷，也能起调峰作用。
调峰范围为40～100%额定负荷。
1.3.2 采用30%额定容量的二级串联旁路系统。
1.3.3 本机组允许频率变化范围49～50.5HZ。
1.3.4 本机组在甩负荷维持空负荷运行的时间不超过15min。
135MW机组介绍李晖C135/N150-13.24/535/535/0.981型汽轮机介绍C135/N150－13.24/535/535/0.981型汽轮机为超高压、一次中间再热、单抽、双缸、双排汽、单轴结构。
通过半挠性联轴器带动发电机工作。
汽机本体总长度约为14米，本体总重量约为310吨。
本机组高压部分由1个单列调节级+5个压力级构成，中压部分由个2压力级+1级回转隔板+7个压力级组成，低压部分为2*6级双分流结构。
由于有中间再热，抽汽温度偏高，因此高压缸级数减少，提高了再热压力使抽汽温度在左右。
同时在二抽留有的非调整抽汽能力，其抽汽压力大于16ata。
相比同型纯凝机组，高压缸级数减少，中压缸加长，加入回转隔板后中压缸级数不变，总级数减少三级，机组总长不变。
回转隔板结构已在哈汽供热机组上广泛采用，运行结果表明，该结构能稳定调节抽汽压力，保证抽汽系统及主机安全，控制灵活，操作简单。
在结构上，与纯凝机组一样，进入高压汽缸的新蒸汽由两只自动主汽门及四只调速汽门控制，一只主汽门和两只调速汽门连在一起，分别布置在机组两侧的基础上，主蒸汽管道口以YX做为死点。
再热蒸汽由两只中压联合汽门控制，分别布置在机组中压汽缸两侧。
汽轮机为双缸双排汽，高、中压缸合并，高、中压通流部分反向布置，新蒸汽及中间再热蒸汽的进汽部分均集中在高、中压汽缸中部。
由于高温区集中，对轴承的工作温度及转子、汽缸的热应力较为有利。
低压缸为双分流排汽，排汽缸分为前、中、后三段，垂直法兰连接；排汽缸为径向扩压式，降低排汽损失。
汽轮机后轴承座为落地支承，以增强轴承刚度。
高压转子与低压转子采用刚性靠背轮连接。
汽轮机为三支点支承，有利于各轴承在运行时负荷分配的稳定性，同时缩短了机组长度。
推力轴承设置在中、低压汽缸之间的中轴承箱内，是与支持轴承联合布置的，支持轴承均为椭圆轴承。
盘车装置采用低速盘车，转速为3rpm。
C135/N150-13.24/535/535/0.981型汽轮机主要技术规范型式：超高压、中间再热、双缸、双排汽、单抽、凝汽式额定功率（抽汽/冷凝）： 135/150 MW额定转速： 3000 r/min转向：从机头向发电机方向看顺时针额定进汽量（抽汽/冷凝）: 469.89/445.62t/h最大进汽量：480 t/h最大功率：158 MW新汽压力： 13.24 MPa新汽温度：535 ℃再热蒸汽量（抽汽/冷凝）：421.93/401.36 t/h再热蒸汽压力（抽汽/冷凝）：3.745/3.6 MPa再热蒸汽温度：535 ℃额定抽汽量：100 t/h额定抽汽压力：0.981 MPa额定抽汽温度：342.5 ℃最大抽汽量：160 t/h排汽压力（抽汽/冷凝）：4.4/4.9 kPa额定给水温度（抽汽/冷凝）：242.7/ 240.4 ℃冷却水温度（额定/最高）：20/33 ℃加热器数：2GJ+1CY+4DJ级数: 1C+5P+2P+1C+7P+2*6P （28级）汽耗（抽汽/冷凝）: 3.4807/2.9708 kg/kW.h热耗（抽汽/冷凝）: 7205.7/8124 kJ/kW.h注：本机组同时可保证在二抽具有非调整抽汽能力，满足用户16ata、24-50t/h 的抽汽运行要求。
山东华盛江泉热电厂企业标准 Q/118-105.33-2006第一篇设备规范2006－02－01 发布 2006－03－01 实施山东华盛江泉热电厂发布第一章汽轮机设备简介1.1概述本机组为超高压135MW机型，为一次中间再热、单轴、双缸双排汽、可调抽汽凝汽式汽轮机。
未级动叶高660mm，机组总长～14.0m.本机组采用全电调系统.新蒸汽通过布置在机组两侧的高压自动主汽门,经高压调门、进汽管,进入高压缸.高压部分为反流,与中压部分对头布置,共用一个高中压外缸,高压排汽经再热后，通过布置在机组两侧的中压联合汽阀进入中压缸。
中压排汽经两根连通管进入低压缸中部,并向前、后分流,通过前、后排汽缸流入凝汽器.低压缸分为低压外缸和低压内缸.本机组高压缸为双层缸结构,设置有夹层加热系统.四个喷嘴室固定在高压内缸的前端,新蒸汽经穿过外缸而插入内缸喷嘴室的4根进汽管和喷嘴室进入高压内缸,高压第7级后设第一段抽汽,排汽口处设2段抽汽,第8、9级隔板固定在1号隔板套上。
高中压内缸中分面为通孔螺栓。
高中压内、外缸设置有内外缸相对死点.为了减少热膨胀对静子中心的影响,高中压外缸采用下缸猫爪水平中分面支撑结构,外缸支撑在前轴承箱和中间轴承箱上.外缸与前箱、中箱之间用推拉机构和猫爪横键传递轴向力。
中压第5、8级后和排汽口处分别设第3、4、5段抽汽。
中压第1、2、3级隔板固定在中压内缸上，第4、5级隔板固定在2号隔板套上，第6、7、8级隔板固定在3号隔板套上，第9、10级隔板固定在4号隔板套上。
低压外缸由前、中、后三段组成，前、中、后部皆为焊接结构，前后设由防止汽缸超温的喷水保护装置。
高中压转子、低压转子均为整锻转子。
高中压转子与低压转子间采用刚性联轴器连接，低压转子与发电机转子间采用半挠性联轴器连接。
高中压转子用两轴承支承，低压转子前端与高中压转子共用一个轴承支承，转子后端用一个轴承支承，#4轴承为电机转子前端轴承。
#1、#2、#3、#4、#5为椭圆支持轴承，推力轴承为转子和汽缸的相对死点。
第一篇本体部分第一章概述本汽轮机为超高压、中间再热，双排单抽布置的反动式凝气机组，如图1-1。
其特点是高中压汽缸合并，通流部分反向布置，新汽及再热进汽集中在高中压汽缸中部，以降低前后轴承的工作温度和减小转子、汽缸的热应力，低压缸为径向扩压双排汽，目的是在缩短机组轴向尺寸，同时又最大限度地降低排气压力。
一、机组型号及主要参数1.型号N135—13.24/535/5352.厂家上海汽轮机厂3.额定转速3000rpm4.额定功率135MW5.主蒸汽压力13.24MPa6.主蒸汽温度535°C7.主蒸汽流量391.9T/H8.排汽背压 4.9KPa9.排汽流量269T/H10.冷却水温度20°C11.再热蒸汽压力 2.238MPa12.再热蒸汽温度535°C13.回热抽汽级数七级（供两台高加、四台低加、一台除氧器）14.给水温度242.7°C15.临界转速高压转子1730rpm 低压转子2450rpm16.末级叶片长度690mm17.旋转方向自汽轮机向发电机看为顺时针方向18.汽轮机本体最大尺寸13.5X7.84X5.4M(长×宽×高)19.汽轮机总重340吨二、系统介绍本机为135 MW汽轮发电机组，热力系统均按单元制设计。
其优点是：系统简单，布置紧凑，管道短，附件少，投资省，操作方便，便于滑参数启停，使系统本身的事故率减少，适应机、炉、电集中控制。
但也有不足之处，系统中任一主要设备发生故障时，整个单元机组都要被迫停止运行，灵活性差，对负荷的适应性较差。
附图1-1 135MW机组纵剖面图第二章静止部件第一节汽缸一、概述本汽轮机汽缸为高中压合缸结构。
高、中压缸对头布置，一只高压持环、三只中压持环直接安装在高中压外缸上，低压缸采用双流结构。
二、高中缸（如图2-1-1）高中压外缸俯视图高中压外缸水平中分面视图附图2-1-1高中压外缸1.结构特点高中压外缸采用铬钼铸件，沿水平中分面分开，形成上缸和下缸。
C135-8.83/1.3135MW双缸双排汽抽汽凝汽式气轮机运行明书南京汽轮电机（集团）有限责任公司北京全四维动力科技有限公司1 机组启动前的准备工作机组启动前，应按本说明书的规定仔细做好准备和检查工作。
初按本说明书的规定执行外，用户还应对照制造厂提供的其他技术文件并参照电力行业的有关规定，做好机组启动前的准备和检查。
1.1机组启动必备条件1.1.1各部套齐全，且个部套、各系统已按制造厂提供的技术文件和图样要求安装、冲洗、调试完毕。
各部套、各系统应安装准确、链接牢固、无松动和泄露。
个运动部件应动作灵活、无卡涩。
1.1.2机组安装完毕或机组检修投运前，油系统必须进行冲洗，调节保安系统及润滑系统用油必须清洁，油质必须符合有关标准的规定。
1.1.3需做单独试验的部套和系统必须试验合格，动作应灵活、准确，并按试验要求做好有关记录。
1.1.4机组配备的所有仪表、仪器应效验合格，安装、接线应正确牢固。
1.1.5机组必须按制造厂提供的保温图的各项要求进行保温。
机组保温层不得有开裂、脱壳、水浸、油浸等现象。
保温层与基础等固定件之间应留有足够的膨胀间隙。
1.1.6新机组投运前蒸汽冲管验收要合格。
现场不得有任何妨碍操作、运行的临时设施。
1.1.7机组运行人员和维修人员必须经过专门培训，应熟悉各分管设备的结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理措施。
1.2机组启动前的检查和准备1.2.1接通全部监视、检测仪表，检查各仪表能否正常工作。
1.2.2检查各油箱油位，油位指示器应显示在最高油位。
1.2.3检查各辅助油泵，必须工作正常。
电器控制系统必须保证各辅助油泵能正常切换。
1.2.4顶轴油泵几油管路系统新安装或经拆卸后必须仔细进行清洗，启动前必须充分进行油循环，放净滤油器及顶轴油泵内空气。
首次启动应进行顶起试验，并记录顶起油压和顶起高度。
1.2.5机组启动前先启动交流润滑油泵，对调解系统和润滑油系统进行油循环，排除系统中的空气，同时观察个轴承回油管中回油的流动和温升情况。
油管中油位应处于半充满状态。
1.2.6进行盘车装置的投入及甩开试验。
1.2.7在盘车装置投入前必须先启动顶轴油泵，确信将转子顶起后方可进行盘车。
1.2.8投盘车后，检查并记录转子偏心度，并与出厂证明书中转子同一位子的原始值相比较，若变化值小于0.03mm，方可确认转子没有发生弯曲。
同时应监听通流部分有无摩擦声。
1.2.9冷油气出口油温油压是否正常。
1.2.10启动排烟风机，邮箱内的负压应维持在196~245Pa(20~25mmH2O)，轴承箱内负压应维持在98~196Pa（10~20 mmH2O)。
油箱内负压不易过高，否则易造成油中进水。
1.2.11机组启动前应向凝汽器热井补水，使凝汽器投入运行。
关闭真空破坏阀，投入启动抽气器。
1.2.12气封管路的暖管及疏水，在确保气封蒸汽管道中无水后，气封系统投入运行。
1.2.13检查低压缸喷水冷却装置能否正常工作并做投入试验。
1.2.14当确认凝汽器运行正常，且真空达600mmHg以上，打开汽轮机所有疏水阀门。
1.2.15机组启动前，所有抽汽止回阀和高排逆止门、旋转隔板及蝶阀操纵机构必须进行联动试验，检查各阀门操纵装置和抽汽止回阀的动作是否灵活、可靠，不允许有任何卡涩现象。
1.2.16必须按有关技术文件规定做好调节、保安系统的静态试验，要求各部套动作平稳、灵活、无卡涩，突跳或摆动现象。
1.2.17供热抽汽管道上的安全阀动作压力已调整好，防止蒸汽倒流的抽汽逆止门动作可靠，旋转隔板驱动装置及转动环动作可靠，活动灵活，抽汽供热蝶阀动作灵活可靠。
1.3机组禁止启动范围机组出现下列情况之一禁止启动：1.3.1 任一安全保护装置或系统失灵，机组保护动作值不符合规定；1.3.2 汽轮机调速系统在机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速一下；1.3.3主汽阀或任一调节阀，抽汽逆止阀卡涩或关闭不严；旋转隔板及控制系统有卡涩，动作不灵活；抽汽供热蝶阀或转动环动作灵活，抽汽管上防止供热蒸汽倒流的逆止门等动作不灵活及不严密；1.3.4 汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化大于0.03mm；1.3.5 盘车时听到清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动；1.3.6 油质不合格、轴承浸油低于35℃或排气温度高于65℃，油箱油位在最低报警油位以下；1.3.7 主要仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀等的传感器、调节及润滑油压、冷油器出口油温、轴承回油温度和信蒸汽压力、温度、凝汽器真空等的显示仪表、测汽缸金属温度的热电偶及显示仪表）不全或失灵；1.3.8 交、直流辅助油泵、高压启动油泵润滑油系统故障或顶轴装置、盘车装置失常；1.3.9 机组启动、运行过程中，超过限制值（见4.2节机组启动、运行的限制值）1.3.10 汽轮机进水；1.3.11 机组保温不完善；1.3.12 水汽品质不符合要求，详见《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》（GB12145-1999）；1.3.13 电站其他配套设备或系统工作失常。
2机组启动机组启动前，根据机组所处状态，选择好启动方式，然后按本章规定进行启动。
汽轮机启动方式是以汽轮机启动前的高压缸上半调节级处内壁金属温度来定的，具体如下：冷态启动：≤150℃温态启动：200℃—300℃热态启动：300℃-400℃极热态启动：≥400℃在30年寿命期内，机组能承受下列个工况的次数为：2.1 冷态滑参数启动（纯凝工况）2.1.1 机组冲转条件2.1.1.1 机组符合第1部分（机组启动前的准备工作）的全部要求。
2.1.1.2 启动高压交流油泵，高压顶轴油泵，使润滑系统处于正常工作状态。
2.1.1.3 投盘车，并保证在冲转前连续盘车2小时以上。
2.1.1.4 建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到20Kpa以下。
2.1.1.5 投入汽封系统前，应暖汽封管路，并加强疏水，在确认汽封蒸汽管道无水后，投入汽封系统辅助汽源。
要求汽封母管压力~0.127Mpa，温度150℃。
2.1.1.6 各管道和本体个疏水门全开。
主汽门前暖管及疏水。
2.1.1.7 适时投入低负荷喷水装置。
2.1.2冲转、升速、带负荷2.1.2.1 确定冲转蒸汽参数主蒸汽压力 1.2Mpa主蒸汽温度 220—240℃（50℃以上过热度）2.1.2.2 开启高压调速汽门，机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。
2.1.2.3 以100r/min/min的升速率将汽轮机转速提升至500r/min，在该转速下对机组进行全面检查，但不得超过5 min。
2.1.2.4 确信机组一切正常后，以100r/min/min的升速率提升转速至1100r/min在此转速下中速暖机10min。
2.1.2.5 机组升速过程中，在一阶临界转速以下轴承盖振动大于0.04—0.05mm，应打闸停机，查明原因，消除故障后重新启动。
2.1.2.6 中速暖机后，以100—150r/min/min升速率升速至2300r/min，（升速至1200r/min停顶轴油泵），在此转速下高速暖机10min。
过临界转速升速率为300—400r/min/min。
2.1.2.7 高速暖机结束后继续以100—150r/min/min升速率升至3000r/min定速。
在此转速下进行空负荷暖机30min。
同时关小高压旁路开度，尽可能维持主蒸汽压力不变，直到高压旁路全关。
在升速过程中完成主油泵和高压启动油泵相互切换。
定速后排汽温度应不大于80℃，凝结器压力不大于13Kpa。
2.1.2.8 定速后对机组进行全面检查，确信一切正常后按有关技术文件的要求进行各项试验，试验合格后并网带负荷。
做危急遮断器提升转速试验之前，应是机组带20﹪额定负荷进行暖机运行，不少于三小时。
2.1.2.9 并网后，按冷态参数启动曲线（见图2—1）以1MW/min升负荷率升负荷至30MW，并在该负荷下暖机60min。
然后开大调节阀，继续以1MW/min升负荷率升至45MW负荷下暖机60min。
此后机组进入滑压运行，全开调节阀，机组负荷随锅炉升温升压而增加，达到120MW时滑压结束。
机组负荷保持不变，锅炉升温升压到额定参数，部分调节阀关闭，转入定压运行，机组继续以1MW/min升负荷到额定负荷。
2.1.2.10 升速过程中，应保持汽轮机蒸汽和金属温度限制值机个监控仪表的限制值在规定范围内，同时应注意低压缸喷水装置的投入情况。
2.1.2.11注意在升速过程中机组迅速、平稳地通过临界转速，此时轴承盖振动盖振动值不应大于0.10mm（峰值）否则打闸停机。
2.1.2.12 在升速或加负荷过程中，如出现明显异常振动或金属摩擦声应立即打闸停机，严紧降速暖机。
对较小的异常振动可稍降转速，或稍减负荷，适当延长暖机时间，直至振动正常为止。
2.1.2.13 当负荷升至10﹪额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；当负荷升至20﹪额定负荷时，关闭中压段疏水气动截止阀。
当负荷升至30﹪额定负荷时，关闭低压段疏水气动截止阀。
各段疏水结束。
2.1.2.14 当启动过程中如出现高压转子热涨快于高压缸热涨引起动静间隙减小时，说明转子温度明显高于高压缸温度，此时应增加低速或中速暖机时间，等待汽缸温度升上来后，胀差逐渐改善后才可转入下一步启动升速阶段。
2.2温态滑参数启动（纯凝工况）2.2.1机组冲转条件机组符合第一部分（机组启动前的准备工作）全部要求。
启动高压交流油泵，高压顶轴油泵，使润滑油系统处于正常工作状态。
机组处于盘车状态，切至少连续盘车2小时。
机组冲转前必须先投入汽封辅助汽源，要求汽封母管压力0.127Mpa，温度150℃—260℃。
投入汽封系统前，应暖汽封管路，并加强疏水，汽封系统正常投运后，简历凝汽器真空，要求凝汽器压力达到20Kpa以下。
个管道和本体疏水门全开。
主汽门前管道暖管及疏水。
2.2.2冲转、升速、带负荷2.2.2.1确定冲转蒸汽参数主蒸汽压力 2.5 Mpa主蒸汽温度 340—360℃（有50℃以上过热度）2.2.2.2机组冲转后，盘车装置应自动脱开，否则应立即停机。
2.2.2.3以150r/min/min升速率将机组转速提升至500r/min，对机组进行检查，但停留时间不应超过5min。
2.2.2.4确认机组一切正常后，以150r/min/min的升速率升至额定转数，此时，凝汽器压力不大于13Kpa，排气温度不大于80℃，定速后，机组无异常即可并网带负荷。
（1200r/min是停顶轴油泵）2.2.2.5并网后，按温态滑参数启动曲线（见图2-2）以3MW/min升负荷到300MW，保持暖机20min。
2.2.2.6以3MW/min升负荷率加负荷至额定负荷。
2.2.2.7当负荷升至10﹪额定负荷时，关闭高压段疏水气动截止阀；当负荷升至20﹪额定负荷时，关闭中压段疏水气动截止阀。
