8机新汽机运行规程_甜梦文库
8机新汽机运行规程
中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005汽轮机设备及控制系统简介汽轮机设备简介 我厂#8、 汽轮机系东汽厂生产， #9 其型号分别为 N200-12.7/130-535-7、 N200-12.7/130-535-5 型超高压、中间再热、三缸两排汽冷凝式汽轮机。汽轮机通流部分由高、中、低压三部分组 成。高压缸为双层结构，内有 1 级调节级+11 级压力级，外缸两端下部分别伸出两只元宝形猫 爪支撑于相应的轴承箱上，以纵销和立销定位，在温度变化使汽缸发生变形时，可以使汽缸 中心线上下方向和左右方向都保持不变；内缸采用下缸支承方式；内缸与外缸的相对死点在 四根进汽管中心线处，两侧以立销定位。 高缸为全周进汽，分别由四个调节气门控制四组喷咀，一、二组各控制 13 个喷嘴，三号 控制 12 个喷嘴，四号控制 14 个喷嘴，1-9 级动叶为等截面叶片，第 10 级后采用扭转叶片， 一、二段抽汽分别取至第 9 级和 12 级后。 中缸采用单层缸结构，与高缸反向布置，内有 10 级压力级，前七级为整锻叶轮，后三级 为套装叶轮，除后端两个排汽外，在 15、18、20、22 级后还有 3、4、5、6 段抽汽口，中缸 通过前后两个元宝形猫爪分别支承于中间轴承箱和中、低轴承箱上通过猫爪下横键传递汽缸 和收缩似的轴向力。再热后的蒸汽由二根再热蒸汽管道进入两个中压自动主气门，再分四根 导汽管进入设在中压缸体内第一级的隔板前，全周进汽而不需要单独的喷嘴室，调节门后不 需要用进汽管，减少了有害容积。 低压缸为双层对称分流式，内有 2×5 级压力级，进汽部分在中间，低压内缸用四个猫爪 支承在外缸上，外缸支承在四周的基础台板上，内外缸相对死点在进汽中心处，低压内缸与 外缸之间是最末一级后蒸汽排入整体式凝汽器的通道，两端低缸中部下侧各有 7 段一个和 8 段两个抽汽口，低压外缸下侧与凝汽器入口为刚性连接，两者相互焊接在一起，形成扩压、 长方形的排汽口。由于排气压力较低，在设计工况下最后两级动叶都在湿蒸汽区内工作，为 减少不利影响，在低缸两端末级前后设置了捕水室与疏水管，在末级隔板外环静叶背弧部开 了湿槽，由于压差作用，水滴被吸汽口吸引，进入低压缸末级隔板处的 12 个φ 50 的疏水孔排 入凝汽器。 机组在启动、空载和低负荷运行时，通过低缸的蒸汽量很少，不足以带走因鼓风磨擦产生 的热量，为防止排汽温度过高，在低压外缸内设置了喷水冷却装置，当低缸任一点测得温度 高于 80℃时，即由该处的点接点双金属温度计接通，开启低缸喷水门将凝结水雾化沿气流方 向喷入外缸，当该处温度降至 65℃时即停止喷水。 低压外缸两端顶部各设有四个φ 500 的大气安全阀，当循环水中断或排汽压力及温度过高 时安全门被顶破而保护低压缸及凝汽器。高、中压转子之间、低压转子与发电机之间、发电 机转子与励磁机转子之间，采用了刚性连轴节连接，中低压转子之间采用半挠性联轴节，形 成了汽轮发电机组轴系，支承于八个轴承箱上，机组设有电液操纵摆轮径向入式低速盘车装 置，位于低压缸后轴承箱上。 1 机组控制系统简介 #8 机 DCS 控制采用的是和利时公司的 MACS 系统，由管理网络、系统网络、和控制网 络连接的各工程师站、操作员站、现场控制站、通讯控制站、打印服务站、系统服务器组成 的综合自动化系统。#9 机 DCS 控制采用的是新华公司的 XDPS 分散处理系统，由高速实时数 据网络和连接在网上的人机接口站 MMI 与分散处理单元 DPU 三大部分组成，构成各种独立 的控制装置、分散控制系统、监控和数据采集系统。DCS 系统完成电力生产过程实时数据采 集、过程控制、顺序控制、高级控制、报警检测、监视操作、对数据进行记录、统计、显示、 打印等处理。 #8、#9 汽轮机 DEH 控制系统是东方汽轮机厂引进的美国 ABB 公司 infin90 控制系统。是 纯电液调节保安控制系统，它以多功能处理器（MFP）为核心的 DEH 控制系统，在采集机组 21中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005的转速、功率和有关参数后，经过分析、鉴别、计算，控制电液伺服阀，通过油动机使四只 高压调节阀、四只中压调节阀按启动运行要求工作。其控制系统由电气和液压两部分组成。 电气部分包括过程控制单元 PCU、操作员站 OTS、工程师站 EWS 三部分；液压部分包括高压 伺服系统、高压遮断系统、高压油源和低压遮断系统四部分。2中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005#8 机汽机运行规程3中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005目录第一章 汽机主机设备技术规范及 DEH 控制系统?5 第二章 汽轮机的各项试验???????????12 第三章 机组滑参数启动????????????21 第四章 汽轮机的正常运行维护?????????36 第五章 汽轮机的停止?????????????43 第六章 汽轮机的事故处理???????????47 第七章 氢冷发电机的运行???????????60 第八章 给水泵、除氧器的运行?????????73 第九章 辅助设备运行规程???????????86 第十章 高压抗燃油系统运行规程???????1174中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005第一章 汽机主机设备技术规范 及 DEH 控制系统1.1汽机设备运行技术规范及性能??????65中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20051.1 汽机设备运行技术规范及性能 1.1.1 汽机运行方式及负荷变化率 机组运行方式 定-滑-定复合变压运行 ； 变压运行范围 50%~90%额定负荷滑压运行，90%额定负荷以上为定压运行，50% 额定负荷以下为定压运行； 负荷性质 带基本负荷为主并具有调峰能力； 负荷变化率 定压运行最大 3％额定负荷／min 滑压运行最大 5％额定负荷／min 1.1.2 主要技术数据 1.1.2.1 型号：N200 ―12.7/535/535―7 型； 1.1.2.2 型式：超高压、中间再热、三缸二排汽凝汽式汽轮机； 1.1.2.3 额定功率（经济功率） ：210MW；(THA 工况) 1.1.2.4 最大功率：229.2MW（VWO 工况） ； 1.1.2.5 额定工作参数： 主汽压力：12.75MPa； 主汽温度：535℃； 再热蒸汽压力：2.247MPa； 再热蒸汽温度：535℃； 背压：0.0054MPa； 1.1.2.6 冷却水温度：20℃； 1.1.2.7 冷却水流量：23040t/h； 1.1.2.8 给水温度：245.5℃； 1.1.2.9 额定功率时蒸汽消耗量：610t/h； 1.1.2.10 转向：从机头往发电机方向看为顺时针； 1.1.2.11 转速：3000r/min； 1.1.2.12 轴系临界转速（计算值） ： 第一阶： （发电机转子一阶）1225r/min； 第二阶： （中压转子一阶）2189r/min； 第三阶： （低压转子一阶）2281r/min； 第四阶： （高压转子一阶）2366r/min； 第五阶： （发电机转子二阶）3406r/min； 1.1.2.13 通流级数：总共 32 级，其中： 高压部分：1 调节级+11 压力级； 中压部分：10 压力级； 低压部分：2×5 压力级； 1.1.2.14 加热系统：3 高加+1 除氧+4 低加； 1.1.2.15 汽封系统：自密封系统 1.1.2.16 末级动叶片高度：800mm 1.1.2.17 末级动叶片环行排汽面积：2×5.65m 1.1.2.18 冷却方式 凝汽器，扩大单元制循环供水系统； 1.1.2.19 年平均冷却水温 20℃；6中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20051.1.2.20 转速变化范围 r/min； 转速（r/min） 限制 ＜2820 不允许
0.5min ＞3090 不允许 1.1.2.21 给水泵配置情况： 2×100%锅炉电动调速给水泵组。 1.1.2.19 符合下列条件时可发额定功率： 主汽压力：12.75MPa 主汽和再热蒸汽温度：535℃；冷却水温不超过 33℃，冷却水流 量不小于额定值；其他参数符合额定值。 1.1.2.20 当主汽和再热蒸汽参数为额定值；背压不高于额定值；回热系统运行；主给水流量 等于主蒸汽流量； 发电机效率不低于 98.8%时， 汽机净热耗为： 8256KJ/KW.h （1972Kcal/KW.h） 。 1.1.2.21 DEH 技术参数 额定蒸汽参数下空转转速波动： ≤±1r/min 转速控制范围 50~3600 r/min 负荷控制精度≤±1MW（在蒸汽参数稳定的条件下） 负荷控制范围 0~125% 转速不等率 4.5% (3%~6%范围内无级可调) 控制系统不灵敏度：≤0.06% 甩全负荷时，最大超速≤7%额定转速，可维持空转 最大升速率下的超调量： 不大于 0.15%额定转速1.1.2.21 抽汽参数 抽 汽 级 数 第一级(至 1 号高加) 第二级(至 2 号高加) 第三级(至 3 号高加) 第四级(至除氧器) 第五级(至 4 号低加) 第六级(至 3 号低加) 第七级(至 2 号低加) 第八级(至 1 号低加) 流 量(kg/h)
压 力 MPa 3.65 2.37 1.23 0.66 0.40 0.23 0.14 0.044 温 度℃ 373.6 316.8 456.5 367.5 303.4 237.5 190.0 88.57中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20051.1.2.22 特性数据 时间特性 关闭时间 延迟时间 单位 S S 主汽阀 &0.2 &0.05 调节阀 &0.2 &0.05 再热主汽阀 再热调节阀 &0.2 &0.05 &0.2 &0.05 抽汽逆止门 &11.1.2.23 启动方式及时间(min) 起动状态 冷 态 温 态 热 态 极热态 冷 态 温 态 热 态 极热态 冲转方式 高中压联合启动 高中压联合启动 高中压联合启动 高中压联合启动 中压缸启动 中压缸启动 中压缸启动 中压缸启动 冲转至额定 转速时间 115 25 20 15 118 20 18 15 并网至铭牌 功率时间 255 115 70 45 240 100 65 40 冲转至铭牌 功率时间 370 140 90 60 358 120 83 551.1.2.24 运行参数 全真空惰走时间 无真空惰走时间 主开关断开不超速跳闸的最高负荷 超速脱扣转速 最大运行背压 汽机报警背压 汽机脱扣背压 汽机喷水流量 最小持续允许负荷 最大持续允许排汽压力 盘车转速 盘车停止时汽缸最高温度 Min Min KW r/min KPa KPa KPa t/h KW KPa r/min ℃ 45 20 0 19.6 14.7 19.7 20
4.29 1001.1.3 汽轮机本体设备性能 1.1.3.1 机组的允许负荷变化率为： 1.1.3.1.1 从 90%～50%铭牌功率 不小于 5%/每分钟 1.1.3.1.2 从 90%～100%铭牌功率 不小于 3%/每分钟 1.1.3.1.3 从 50%～20%铭牌功率 不小于 3%/每分钟 1.1.3.1.4 在 20%铭牌功率以下 不小于 2%/每分钟 1.1.3.1.5 允许负荷在 50%～100%铭牌功率之间的负荷阶跃为 10%铭牌功率。 1.1.3.2 当发电机甩负荷时，汽轮机能自动维持 3000r/min 空载运行。 1.1.3.3 当自动主汽门突然脱扣关闭，发电机仍与电网并列时，汽轮机背压为 0.0038～ 0.0186MPa(a)范围内，具有 1 分钟无蒸汽运行的能力，而不致引起设备上的任何损坏。 1.1.3.4 超速试验时，汽机能在 110%额定转速下作短期空负荷运行。 1.1.3.5 任何运行条件下，各轴承的回油温度不得超过 65℃，运行中各轴承金属温度不超过 90℃，但轴承金属材料允许在 110℃以下长期运行。8中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20051.1.3.6 机组惰走时间： 全真空时机组惰走时间约为 45 分钟 无真空时机组惰走时间约为 20 分 钟，当冷油器冷却水断水时，靠润滑油供油、回油管路和油箱的自然冷却能保证润滑油箱的 油温不高于 75℃，使机组安全惰走。 1.1.3.7 汽机本体保护装置 汽轮机设有 汽机 TSI 超速、DEH 超速、机械超速保护 凝汽器低真空保护 润滑油压低保护 轴向位移超限保护 汽机轴振大保护 EH 油压保护 DEH 故障保护 发电机跳闸（包含发电机断水）保护 主燃料跳闸保护 1.1.3.8 热工保护及控制 1.1.3.8.1 汽轮机抽汽逆止门保护系统，汽机抽汽管道上装快速关闭的抽汽逆止阀，逆止阀与 自动主汽门关闭信号、加热器保护信号和发电机跳闸信号联锁动作，电磁阀的电源使用交流 220V，并能长期带电。 1.1.3.8.2 低压缸喷水装置能自动投入和切除，喷水投入的动作值为 80℃和恢复值为 65℃。 1.1.3.8.3 汽轮机设有安全监测系统(TSI)； 1.1.3.8.4 汽轮机设有紧急跳闸系统(ETS) 1.1.3.9 DEH 基本控制功能 1.1.3.10.1 转速控制 1.1.3.10.1.1 汽轮机升速过程中的升速率既能由 DEH 系统根据汽轮机的热状态自动选择， 也可 以由人工进行选择。 1.1.3.10.1.2 转速控制回路能保证自动地迅速冲过临界转速区。 1.1.3.10.1.3 DEH 系统具有与自动同期装置的接口，以便与自动同期装置配合实现发电机的自 动同步并网。 1.1.3.10.2 负荷控制。 功率控制精度不大于±1.5MW(在蒸汽参数稳定的条件下) 静态特性不等率可调，其整定范围在 3%～6% 在指定功率附近(功率变化在额定功率的±1.5%～±12% 范围内)，频率变化在±0.025Hz～± 0.25Hz 的区域内的局部不等率整定范围能达到 3%～8%。 1.1.3.10.3 目标负荷设定 系统的目标负荷能由运行人员设定，也可接受来自 DCS 系统的指令。 1.1.3.10.4 变负荷率 变负荷率可以由运行人员设定，也可由 DEH 系统根据热应力计算系统自动限制变负荷率的大 小。 1.1.3.10.5 负荷限制 1.1.3.10.5.1 功率反馈限制(切除)――当实测功率与功率定值的差值超过规定数值时， 控制系统 自动切除功率反馈回路，将负荷控制的闭环控制方式切换为开环控制方式，同时降低功率定 值，以免发电机甩负荷时产生不正确的汽阀动作，保证机组的安全。 1.1.3.10.5.2 最高最低负荷限制――限值由人工给定，并可根据需要随时改变。 1.1.3.10.5.3 加速度限制――除负荷控制回路外，另设加速度限制回路，产生与转速加速度成 反比的阀门开度指令，以便在机组突然甩去部分负荷时，迅速减小阀门开度。 1.1.3.10.6 阀门管理9中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005汽轮机设有在不同运行工况下进行切换的两种进汽方式(全周进汽方式和部分进汽方式) 时，DEH 系统设有对应于这两种进汽方式的调节汽阀阀门管理(选择和切换)功能，并防止在 切换过程中产生过大的扰动。 1.1.3.10.7 阀门试验 为保证发生事故时阀门能可靠关闭，DEH 系统具备对高、中压主汽门及调节门逐个进行 在线试验的功能。在进行阀门在线试验时，汽轮机能正常运行。 1.1.3.10.8 显示、报警 1.1.3.10.8.1 DEH 系统的操作员站 CRT 能综合显示字符和图象信息。机组运行人员通过 CRT/ 键盘实现对机组运行过程的监视和操作。 1.1.3.10.8.2 DEH 操作员画面能显示过程变量的实时数据和设备的运行状态。这些数据和状态更 新时间不大于 1 秒。 1.1.3.10.8.3 棒状图画面是以动态棒状图的外形尺寸来反映各种过程变量的变化。 当测量值越 过报警限值时，越限部分变为红色并闪光。 1.1.3.10.8.4 报警点显示按时间顺序排列。 报警点按不同的优先级别，用不同的颜色加以区分。 1.1.3.10.10 甩负荷控制功能 运行中的汽轮机当由于电力系统故障导致瞬间发电机与电网解列后大幅甩负荷时，DEH 系统能立即快速关闭高压调节门和中压节调门，并在延迟一段短时间后，再自动快速将高、 中压调节门重新开启， 维持汽轮机转速在 3000rpm， 以保证自动重新并网时不致造成电力系统 振荡。 1.1.3.10.11 汽轮机 103％超速保护控制 当汽轮机转速达到额定转速 103%时，自动关闭高、中压调节门，当转速恢复正常时再开 启这些汽门，如此反复，直至正常控制维持额定转速； 。 1.1.3.10.12 超速跳闸保护 当汽轮机转速达到额定转速的 110%时，系统出现跳闸指令，关闭主汽门、高压和中压调 节门。汽轮机的超速跳闸保护功能由单独的紧急跳闸系统(ETS)系统完成。 1.1.3.10.13 汽轮机自起动及负荷自动控制(ATC)功能 汽轮机自起动及负荷自动控制功能是具有以下最少的人工干预，实现将汽轮机从盘车转 速带到同步转速并网，直至带满负荷的能力。 1.1.3.10.14 ATC 负荷控制 ATC 系统的负荷控制完成从汽轮发电机按带初始负荷直到带上由运行人员或用其它方式 事先指定的目标负荷为止的任务。 1.1.3.10.15 主汽压力控制能力 当由 DEH 系统来实现机组协调控制和汽机跟随方式下的汽压调节任务时，系统中设置主 汽压力控制回路。根据主汽门前主汽压力与定值的偏差，控制调节门开度，以保持主汽压力 在设定值。 1.1.3.10.16 操作员自动（OA）运行方式 1.1.3.10.16.1 这是 DEH 控制系统最基本的运行方式。在此方式下，实现汽轮机的转速和负荷 的闭环控制，具有各种保护功能。可接受机炉协调控制系统的各种控制指令。 1.1.3.10.16.2 操作人员可设定汽轮机的目标转速、目标负荷、升速率和升负荷率等。 1.1.3.10.17 DEH 的液压系统采用抗燃油作为介质。供油泵的起、停能在集控室的 DEH 操作员 站上操作。提供两台油泵，其中一台工作，一台备用，当运行泵发生故障或出口母管油压低 时，将自动起动备用泵。 1.1.3.11 机组协调控制系统 1.1.3.11.1 投运条件 1.1.3.11.1.1 机组运行稳定、正常，负荷在 140MW 以上。10中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20051.1.3.11.1.1 锅炉给粉自动正常投入，调节性能满足机组运行要求。 1.1.3.11.1.3 DEH 系统工作正常。 1.1.3.11.1 投运步骤 1.1.3.11.1.1 汽机运行人员在“汽机负荷管理”画面，按下“CCS 请求”按钮，按钮灯变为“绿 色” ，表示 CCS 请求指令已发出。此时汽机 DEH 主画面上的“CCS 请求”指示灯变为“绿色” 。 1.1.3.11.1.2 汽机运行人员在 DEH 主画面上按下“CCS 投入按钮”并允许，按钮灯变为“绿色” 。 表示“CCS 投入”指令已发出。此时“汽机荷管理”画面上的“DEH 在遥控”指示框相应变为 “绿色” 。注意此时负荷不应有波动，否则，按“协调切除”按钮，切除协调控制，或在 DEH 主画面上切除 CCS。 1.1.3.11.1.3 在“汽机负荷管理”画面上的“DEH 在遥控”指示框变为“绿色”后，表示 DEH 阀位指令完全由 CCS 给定。 1.1.3.11.1.4 根据机组运行工况，选择不同控制方式（按单元长命令执行） 。 1.1.3.11.1.4 1 “机基本”方式（在机基本投入前，注意设定好“负荷变化率”“负荷高限” 、 、 “负荷低限”） 。 1.1.3.11.1.4 1 1 在“汽机负荷管理”画面上，按下“投入机基本”按钮，按钮变为“绿色” ， 表示机组处于“机基本”手动方式。 1.1.3.11.1.4.1.1 此时，如果按下“汽机主控操作器”上的增/减按钮，将改变 DEH 阀位给定，从 而改变机组负荷。若“汽机负荷管理”画面上未出现“协调故障”报警，按下“汽机主控操 作器”上的“自动”按钮，按钮下面的矩形框变为“绿色” ，表示“汽机主控操作器”处于自 动方式，此时， “汽机主控操作器”输出由机负荷 PID 自动给定，人工不能改变。 1.1.3.11.1.4.1.3 “汽机主控操作器”投入自动后，设定好“负荷给定变化率” ，可跟据单元长 命令改变“目标负荷设定”“目标负荷设定”一旦改变，机组将按设定的负荷变化率到达目 ， 标负荷，若要暂停加/减负荷，可按“负荷保持”按钮，此按钮被按下后变为“绿色”机组将 暂停加/减负荷，若要继续加/减负荷，再次按此按钮，此按钮被按起来（按起来后为“灰白 色”，机组将继续加/减负荷。 ） 1.1.3.11.1.4.2 “机跟踪”方式 1.1.3.11.1.4.2.1 在“汽机负荷管理”画面上，按下“投入机跟踪”按钮，按钮变为“绿色” ，表 示机组处于“机跟踪”手动方式。 1.1.3.11.1.4.2.2 此时，如果按下“汽机主控操作器”上的增/减按钮，将改变 DEH 阀位给定，从 而改变机组负荷若“汽机负荷管理”画面上未出现“协调故障”报警，按下“汽机主控操作 器”上的“自动”按钮，按钮下面的矩形框变为“绿色” ，表示“汽机主控操作器”处于自动 方式，此时， “汽机主控操作器”输出由机前压力 PID 自动给定，人工不能改变。 1.1.3.11.1.4.2.3 “汽机主控操作器”投入自动后，设定好“压力给定变化率” ，可跟据单元长 命令改变“机前压力设定值” 。注意机前压力设定值应与实际机前压力匹配，不能相差过大。 1.1.3.11.1.4.3 “AGC”方式 1.1.3.11.1.4.3.1 首先机组运行在“机基本”方式下，在“汽机负荷管理”画面上，按下“投入 AGC”按钮，此时“机基本”和“AGC 投入”按钮均变为“绿色” ，表示机组处于“AGC”方式。 此时，机组负荷由中调控制。按下“负荷保持”可保持机组当前负荷，当中调想改变负荷时， 必须按起“负荷保持”按钮，继续改变机组负荷。 1.1.3.11.1.4.4 协调切除，在“汽机负荷管理”画面上，按“协调切除”按钮，可切除协调控制， 或在 DEH 主画面上切除 CCS。 1.1.3.11.1.4.5 协调投入后注意监视机组负荷， 如果机组负荷发生大的突变， 立即解除协调控制。 1.1.3.11.1.4.6 注意，机前压力设定值下有一“定压”“滑压”按钮，一般情况均为“定压”运 、 行，如果误点击“滑压” ，机前压力设定值自动变为 12.8MPa。11中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005第二章汽轮机的各项试验2.1 调速系统及保安系统的手动、远操脱扣试验?13 2.2 危急遮断器喷油试验???????????13 2.3 超速试验????????????????14 2.4 抽汽逆止门活动试验???????????15 2.5 轴向位移保护试验????????????15 2.6 低油压保护试验?????????????16 2.7 低真空保护试验?????????????16 2.8 真空严密性试验?????????????17 2.9 发电机断水保护试验???????????17 2.10 高压加热器保护试验???????????17 2.11 低压加热器保护试验???????????18 2.12 旁路系统联锁试验????????????18 2.13 辅机互联试验??????????????18 2.14 热工超速保护试验????????????19 2.15 阀门活动试验??????????????19 2.16 主汽门严密性试验????????????20 2.17 电磁阀试验???????????????2012中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005汽机开机试验工作的要求： 汽轮机开机前的各项试验，应得到单元长命令后，在班长的指挥下（或分场指派的专人 指挥下）进行。 “喷油试验”“超速试验”“汽轮机甩负荷试验”应由厂部或分场领导指挥下 、 、 进行。汽机的保护，自动装置的试验必须与热工电气人员配合进行。为保证试验工作的顺利 进行，确保安全生产，试验人员必须严格按规程操作，加强联系，如试验中发生异常应立即 停止试验，并按事故处理规程进行处理。试验中发现的不正常现象及设备缺陷应及时通知检 修人员清除，并做好记录。在进行汽轮机的各项试验前，各系统及设备的阀门，应符合“阀 门卡”及“启动前辅机备用状态”的条件。试验中，必须认真做好记录，填写试验表格，记 录试验时间及步骤。交接班半小时前，应停止一切试验，某项试验未完成前，不允许移交下 班试验，以保证试验的连续性和可靠性。 2.1 调速系统及保安系统的手动、远操脱扣试验 2.1.1 试验前的要求和条件 2.1.1.1 该项试验应确认蒸汽管内无汽水和压力，电动主汽门及旁路门关闭严密，高压自动主 汽门前排大气及高、中压自动主汽门前排地沟疏水门应开启。 2.1.1.2 检查调速系统各部正常；高、低压油泵空载试验正常；通知热工送上各仪表电源 2.1.2 试验操作步骤 2.1.2.1 启动高压油泵、高抗油泵运行正常，油压、油温在正常范围内。 2.1.2.2 用鼠标按下： “挂闸”按钮，使汽轮机挂闸，DEH 画面上将显示出“挂闸” ，挂闸灯亮 （绿色） 。此时汽轮机为挂闸状态。按下“运行”按钮，开启主汽门。开启高中压调门 10％。 2.1.2.3 在车头按停机按钮（危急保安器） ，危急遮断滑阀动作应正常，主汽门、调速汽门应迅 速关闭，并发出声光信号。 2.1.2.4 重新挂闸，开启主汽门。开启高中压调门 10％。 2.1.2.5 在集控室手按停机按钮（两个停机按钮同时按才有效） ，汽机遮断电磁阀动作正常，危 急遮断滑阀动作应正常，主汽门、调速汽门应迅速关闭，并发出声光信号。 2.1.2.6 视情况停高压油泵和抗燃油泵。 2.1.3 调速系统静态试验 2.1.3.1 喷油试验 2.1.3.2 超速试验 2.2 危急遮断器喷油试验 2.2.1 试验条件与注意事项 危急遮断器解体或调整后、机组运行 2000h 以后、每次启动 3000r/min 定速时、作提升转 速试验带 20~40MW 负荷之前必须作喷油试验。 2.2.1.1 此项试验分启动定速后的试验和带负荷运行试验两种。 试验应在分场领导或指定专责领导下，由单元长指挥进行，试验时应特别作好联系和监护工 作，并确证保护与信号电源正常。 2.2.1.2 机组运行 2000h 后带负荷下的喷油试验应得到总工批准后，在单元长指挥下进行，并 作好事故预想。 2.2.1.3 喷油试验时，高压缸胀差不允许大于 3mm。 2.2.2 试验方法 在 OIS 站上选择“喷油试验”画面，将试验钥匙开关处于试验允许位。 2.2.2.1 #1 撞击子试验 在“喷油试验”画面上选择“#1”试验。此时，危急遮断器试验阀中的 5YV 电磁阀带电，13中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005压力油进入危急遮断器杠杆（以下简称杠杆）左腔室将杠杆后移，压力油通过杠杆上的油口 进入电磁阀 3BYV，接近开关 S1 检测到杠杆位置信号使电磁阀 3BYV 带电，则压力油通过 3BYV 进入#1 撞击子下腔， 将#1 撞击子压出， 危急遮断电指示器发出撞击子压出信号使 3BYV、 5YV 失电，杠杆复位，在 OIS 该画面上显示“成功” 。将试验钥匙开关置到“正常”位，#1 撞击子试验完毕。 2.2.2.2 #2 撞击子试验 在“喷油试验”画面上选择“#2”试验。此上时，危急遮断器试验阀中电磁阀带电，压 力油进入危急遮断器杠杆（以下简称杠杆）右腔室将杠杆前移，压力油通过杠杆上的油口进 入电磁阀 3AYV， 接近开关 S2 检测到杠杆位置信号使电磁阀 3AYV 带电， 则压力油通过 3AYV 进入喷油管注入#2 撞击子下腔，将#2 撞击子压出，危急遮断电指示器发出撞击子压出信号使 3AYV、4YV 失电，杠杆复位，在 OIS 该画面显示“成功” 。将试验钥匙开关置到“正常”位， #2 撞击子试验完毕。 2.3 超速试验 2.3.1 机组在下列情况必须做超速试验。 2.3.1.1 新安装和大修后的机组首次启动时。 2.3.1.2 危急遮断器经过拆装或调整后。 2.3.1.3 前轴承箱内作了任何影响危急遮断器动作转速整定值的检修后。 2.3.1.4 机组在停机一个月以上，再次启动时。 2.3.1.5 机组甩负荷试验前。 2.3.2 做超速试验必须符合的条件。 2.3.2.1 分别在车头和集控室进行手动停机试验应正常。 2.3.2.2 调节保安系统工作正常，高、中压主汽门调速汽门能严密关闭，无卡涩现象。 2.3.2.3 各轴承振动及轴振动在合格范围内。 2.3.2.4 机组稳定地带 10%~20%以上负荷连续运行 3~4 小时方可解列作提升转速试验。 2.3.3 做超速试验时蒸汽参数规定为： 主蒸汽压力 2~3MPa 主蒸汽温度 350~400℃ 再热蒸汽压力 0.1~0.2MPa 再热蒸汽温度 300~350℃ 2.3.4 试验准备 2.3.4.1 确证停机保护回路及仪表，信号电源送好，并投入高压油泵运行。 2.3.4.2 用 DEH 控制汽轮机转速在 3000r/min。 2.3.4.3 核对主要监视仪表要确认无误。 2.3.1.2.3.11 试验前，联系锅炉维持做超速试验时蒸汽参数达规定值。 2.3.4.5 机组带负荷前应完成喷油试验，并试验正常。试验时，应有总工程师在场，生技及运 行主任及专责技术员主持，做好人员分工，统一指挥进行。 2.3.5 试验方法 2.3.5.1 汇报单元长，将机组减负荷至 0，然后汇报单元长要求解列发电机，发电机解列后， 维持机组 3000r/min 运行。 2.3.5.2 进行打闸停机试验，确认主汽门、调速汽门、抽汽逆止门动作良好。 2.3.5.3 重新挂闸，定速在 3000r/min。 2.3.5.4 机械超速试验 2.3.5.4.1 在 OIS 上进入“超速试验”画面后，将“试验钥匙开关处于“试验允许”位置，同14中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005时将 “超速试验”钥匙开关打到“机械超速试验”位置，DEH 自动将电气保护值由原来的 3300 改为 3360r/min。 2.3.5.4.2 在 OIS“超速试验”画面上选择： “#1”试验，危急遮断器阀中的 4YV 电磁阀带电， 将杠杆前移，脱开＃2 撞击子，＃1 撞击子待试验。 2.3.5.4.3 将 DEH 目标值设为 3360r/min。 2.3.5.1.2.3.11 将 DEH 升速率设置为 200~300rpm/min 使机组升速到危急遮断器动作， No.1 危 急遮断器指示灯亮，各主汽阀、调节阀迅速关闭。记录其动作转速。 2.3.5.4.5 按复位按钮，4YV 电磁阀失电，杠杆复位。 2.3.5.4.6 在 OIS“超速试验”画面上选择“#2”试验，危急遮断器阀中的 5YV 电磁阀带电， 将杠杆后移，脱开＃1 撞击子，＃1 撞击子待试验。 2.3.5.4.7 将 DEH 目标值设为 3360r/min。 2.3.5.4.8 将 DEH 升速率设置为 200~300rpm/min 使机组升速到危急遮断器动作，＃2 危急遮 断器指示灯亮，各主汽阀、调节阀迅速关闭。记录其动作转速。 按复位按钮，5YV 电磁阀失电，杠杆复位。 2.3.5.5 DEH 电气超速试验 将 DEH 超速试验钥匙开关置到电气位置，DEH 电气保护值动作值设定为 3300r/min，将 目标转速设为 3310r/min，速率设定为 200~300rpm/min 即可进行试验。 2.3.5.6 TSI 电气超速试验 通知热工恢复 TSI 电气超速保护，将 DEH 超速试验钥匙开关拨到机械位置，选择目标和 速率即可进行试验，其操作方法与 DEH 电气超速试验步骤基本相同。转速降至 3000r/min 重 新挂闸，维持 3000r/min，将电超速保护投入，停高压油泵运行。 2.3.5.7 试验时的注意事项 2.3.5.7.1 试验时凝结器真空必须高于―0.076Mpa，排汽温度应小于 80℃。 试验时应严密监视汽轮机转速，当转速提升到 3360r/min 危保仍不动作时，应立即打闸停机并 停止试验。 2.3.5.7.2 试验中，必须有专人监视机组的振动情况，若振动增大未查明原因之前，不得继续 试验，振动异常应立即打闸停机。 2.3.5.7.3 试验中，每次提升转速在 3090r/min 以上的高速区不得停留。 2.3.5.7.4 超速试验每只离心飞锤应作三次，两次动作的转速差不多超过 0.6%（18r/min） ，第 三次动作转速与前两次平均值之差不应超过 1%(30r/min)。2.4 抽汽逆止门的活动试验 2.4.1 试验方法 2.4.1.1 集控室远方操作试验（一般在开机前进行） 。 2.4.1.2 联系热工，打开高加抽汽逆止门上的二位三通电磁阀进气门，贮气缸出气总门。 2.4.1.3 在 DCS 上开、关高加抽汽逆止门，检查高加逆止门的二位三通电磁阀应动作，并发 出声光信号。 2.4.1.4 用同样方法分别试验除氧器抽汽逆止门，低加抽汽逆止门，高排逆止门的动作情况。 2.4.1.5 或就地进行试验。 2.5 轴向位移保护试验 2.5.1 试验前的准备 2.5.1.1 试验在机炉启动前与热工人员配合进行。 2.5.1.2 确证轴向位移保护及仪表，信号电源已送上。 2.5.1.3 EHC 泵投入运行，启动高压油泵，将高、中压主汽门开启。15中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20052.5.1.4 投入“轴向位移保护“开关。 2.5.2 试验方法 2.5.2.1 热工人员短接轴向位移大一值接点（＋0.8，－1.25mm）时，机组发出声光报警信号。 2.5.2.2 热工人员短接轴向位移大二值接点（＋1.2，－1.65mm）时，机组发出声光报警信号， 高、中压自动主汽门关闭。 2.5.2.3 试验完毕，解除 “轴向位移”开关，通知热工恢复原状态。 2.6 低油压联锁保护试验 2.6.1 试验前准备。 2.6.1.1 试验在机炉启动前与热工人员配合进行。 2.6.1.2 试验交、直流润滑油泵正常后，启动高压油泵、直流润滑油泵运行，启一台 EHC 油 泵，检查各油压正常。 2.6.1.3 密封油系统，顶轴油泵，盘车运行正常。 2.6.1.4 投入交流润滑油泵和盘车联锁开关。 2.6.1.5 投入“润滑油压低保护“开关。 2.6.2 试验方法 2.6.2.1 用 DEH 开启主汽门、调门。由热工人员关闭低油压继电保护器进油门，慢慢开启试验 放油门，当润滑油压降至 0.08MPa 时，发出声光报警信号，继续慢慢开启试验放油门，当润 滑油压降至 0.07MPa 时，联动交流润滑油泵，并发出声光信号。 2.6.2.3 继续慢慢开启试验放油门，当润滑油压降至 0.06MPa 时，联启直流润滑油泵，同时危 急遮断器动作关闭高、中压主汽门、调速汽门并发出声光信号。 2.6.2.4 继续慢慢开启试验放油门，当润滑油压降至 0.0294MPa 时，盘车及顶轴油泵跳闸，发 声光信号。 2.6.2.5 试验完毕后，关闭低油压继电器放油门，开启进油门，停交直流润滑油泵，投入联锁 位置。 2.6.2.6 投入顶轴油泵，盘车运行。 2.6.3 机组正常运行时的低油压保护试验。 2.6.3.1 运行中低油压保护试验，只能作交、直流低压油泵的联动试验，并且需经总工批准。 2.6.3.2 不启动高压油泵及顶轴油泵，盘车。 2.6.3.3 试验前必须热工人员断开“润滑油压低保护”开关。 2.6.3.4 试验时，只完成“低油压保护试验方法”的交、直流低压油泵的联动试验后，关闭试 验排油门，打开低油压继电器进油门。 2.6.3.5 检查低油压继电器油压恢复正常后，联系热工投入“润滑油压低保护”开关。 2.6.3.6 试验结束后，投入交流油泵联锁备用。 2.7 低真空保护试验 2.7.1 试验前的准备 2.7.1.1 试验在机炉启动前与热工人员配合进行。 2.7.1.2 确证低真空保护回路及仪表、信号正常。 2.7.1.3 启动 EHC 泵运行，启动高压油泵将主汽门开。 2.7.1.4 投入“低真空保护”开关。 2.7.2 试验方法 2.7.2.1 热工人员将真空低一值 （0.075MPa） 接点接通， 此时表盘处发出低真空一值声光信号。 2.7.2.2 再接通真空低二值（0.0665MPa）接点，此时高、中压主汽门及抽汽逆止门应关闭，16中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005并发出声光信号。 2.7.2.3 试验完毕，断开保护开关，视情况停止高压油泵和高抗油泵运行。 2.8 真空严密性试验 2.8.1 试验要求及注意事项 2.8.1.1 严密性试验在机组运行时，每月一次。 汽轮机负荷在 75%（150MW）以上，运行稳定，真空泵工作正常，即可做真空系统严密性试 验。 2.8.1.2 试验中真空低于-0.072MPa、排汽温度高于 70℃时应停止试验，或凝结器真空下降速 度大于 0.67KPa/min 则应停止试验，找出原因，消除故障后再作试验。试验中真空泵入口电磁 阀如有卡涩或关不严时，应停止试验。 2.8.2 试验方法 2.8.2.1 关闭真空泵入口电磁阀，凝结器真空即应缓慢下降。 2.8.2.2 全关真空泵入口电磁阀后，尽快记录第一次真空值，以后每分钟，记录一次，8 分钟 后，开入口电磁阀。 真空下降率=第一次记录值－最后一次记录值 KPa/min ８ 真空下降率≤0.13KPa/min 优秀 真空下降率≤0.27KPa/min 良好 真空下降率≤0.4KPa/min 合格 2.8.2.3 试验结束后，立即开启真空泵入口电磁阀，恢复额定值。 2.9 发电机断水保护试验 2.9.1 试验准备 2.9.1.1 此项试验应在锅炉点火前进行，并由单元长指挥进行。 2.9.1.2 试验与热工电气人员配合进行。 2.9.1.3 确证保护回路仪表，信号电源正常。 2.9.1.4 启动一台内冷水泵运行调整内冷水压力在 0.2MPa，流量 30t/h。 2.9.1.5 启动 EHC 泵，启动高压油泵，全开高、中压主汽门，调整汽门。 2.9.1.6 联系电气合上主油开关，投入“发电机跳闸保护”开关及“超速保护”开关。 2.9.2 试验方法 2.9.2.1 慢慢关小内冷水泵出水门，当内冷水压降至 0.05MPa，内冷水流量降至 12t/h 时， “发 电机定子冷却水压低”和“发电机定子冷却水流量低”信号发出，延时 30 秒后“发电机断水” 信号发出，油开关跳闸，调速汽门关闭。 2.9.2.2 试验完毕，关闭主汽门、调速汽门，并停止高压油泵、高抗油泵和内冷水泵运行。 2.10 高压加热器保护试验 2.10.1 高压加热器保护试验准备 2.10.1.1 试验在机炉启动前与热工人员配合进行。 2.10.1.2 确证高加回路、仪表及信号电源已送好。 2.10.1.3 开启高加进水三通阀和出水电动门。 （此时给水泵应在停止状态。 ） 2.10.1.4 打开 1－3 段抽汽电动门、逆止门，关闭各高加疏水调节门投入自动。 2.10.2 试验方法17中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20052.10.2.1 由热工人员分别接通 1－3 高加及蒸汽冷却器，水位高一值接点，表盘处发出“高加 水位高一值信号” 。 2.10.2.2 再分别接通 1－3 高加及蒸汽冷却器水位高二值接点， 表盘处发出 “高加水位高二值” 声光信号，同时，各高加对应的疏水调节门应强开，高压事故放水电动门自动打开。 2.10.2.3 再分别接通水位高三值接点，此时，高加进、出水电动门，1－3 段段抽汽逆止门及 电动门应自动关闭，高加进水三通阀和出水电动门自动关闭，盘上发出“1－3 逆止门关闭” ， “高加水位高二、三值”声光信号。 2.10.2.4 试验完毕，解除各信号。 2.11 低压加热器保护试验。 2.11.1 低压加热器试验准备 2.11.1.1 试验在机炉启动前与热工配合进行。 2.11.1.2 确定低加回路、仪表及信号电源已送好。 2.11.1.3 打开 4－7 段抽汽电动门、逆止门，各低加疏水调节门投入自动。 2.11.2 低压加热器试验方法 2.11.2.1 由热工人员分别接通 2－4 低加水位高一值接点，表盘处发出“低加水位高一值”信 号。 2.11.2.2 再分别接通 2－4 低加水位高二值接点，表盘处发出“低加水位高二值”信号，同时 各低加对应的疏水调节门应全开。 2.11.2.3 再分别接通 2－4 低加水位高三值接点，表盘处发出“低加水位高三值”信号，同时 各低加对应的抽汽电动门关闭。 2.11.2.4 试验完毕，恢复原状态。 2.12 旁路系统联锁试验 2.12.1 试验前的准备及条件 2.12.1.1 此试验在锅炉启动前进行 2.12.1.2 确证保护回路及仪表信号正常。 2.12.1.3 内冷水泵运行，检查 EH 油压、低压保安油压、内冷水压应正常。 2.12.1.4 解除低真空保护，断开一、二级旁路减温水压力低接点。 2.12.1.5 将高、中压主汽门打开。 2.12.1.6 将一、二级旁路系统投入自动位置。 2.12.2 试验方法 2.12.2.1 手按危急保安器按钮试验 2.12.2.2 检查高、中压自动主汽门关闭后，下列阀门应迅速打开：一级旁路蒸汽减压阀、一 级旁路减温水调整门 2.12.2.3 关闭一级旁路蒸汽减压阀及减温水调整门。 2.12.2.4 热工信号短路试验。 2.12.2.5 将主汽压力高接点接通一级旁路自动投入一级旁路减压阀及减温水调整门打开。 2.12.2.7 将二级减温水压力低接点接通，二级旁路自定切除或拒投。 2.12.2.8 热工模拟汽机跳闸信号来，一二级旁路应自动投入，一级旁 路减压阀及减温水门打 开，三级减温水调整门打开。 2.12.2.9 试验完毕，关闭一、二级旁路减温水调整门、三级减温水调整门，断开一、二级旁 路保护，视情况停止高压油泵，启动 EHC 泵运行。2.13 辅机互联试验18中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20052.13.1 试验前的准备 2.13.1.1 试验在机炉启动前由电气、热工配合进行。 2.13.1.2 确证各仪表、信号电源已送好。 2.13.1.3 检查泵与风机均处于良好备用状态，电源已送。 2.13.1.4 给水泵、循环水泵、凝结水泵，一般只作开关试验，试验前应联系电气，拉脱动力 电源。 2.13.2 试验方法 2.13.2.1 启动一台泵与风机运行正常。 2.13.2.2 将联锁投入。 2.13.2.3 按运行泵或风机事故按钮，运行泵或风机应跳闸 DCS 发出声光信号，事故喇叭响。 2.13.2.4 备用泵或风机自启动。 2.13.2.5 用同样方法联动试验另一台泵或风机。 2.13.2.6 各泵与风机均按上述方法逐一进行，试验均应正常。 2.13.2.7 试验完毕，各泵与风机均停下，处于正常备用状态。 2.14 热工超速保护试验 2.14.1 试验前的要求： 此项试验应在锅炉点火前进行，与热工电气配合。 2.14.2 试验方法 2.14.2.1 启动高压油泵、EHC 泵，用 DEH 开启高、中压自动主汽门、调速汽门，高排及抽 汽逆止门打开。 2.14.2.2 送上有关仪表保护电源，投入“超速保护”开关。 2.14.2.3 联系热工模拟汽机超速达 3240r/min， “超速Ⅰ”信号发出。 2.14.2.4 联系热工模拟汽机超速达 3300r/min 时， “超速Ⅱ”信号发出。同时，高、中压自动 主汽门、调速汽门及抽汽逆止门应迅速关闭。 2.14.2.5 切除“超速保护”开关，停高压油泵备用。 2.15 阀门活动试验 2.15.1 高压主汽阀试验 2.15.1.1 将试验钥匙开关置到“试验”位。 2.15.1.2 让操作员站进入“阀门试验”画面。 2.15.1.3 选择“#1 高压主汽门试验”或“#2 高压主汽门试验” 。 2.15.1.4 可见#1、#2 高压主汽阀开始关闭，到位后重新打开，试验结束。 2.15.2 中压主汽阀试验 2.15.2.1 让操作员站进入“阀门试验”画面。 2.15.2.2 将钥匙开关置到“试验”位。 2.15.2.3 选择“#1 中压主汽门试验”或“#2 中压主汽门试验” 。 2.15.2.4 可见#1、#2 中压主汽阀开始关闭，到位后重新打开，试验结束。 2.15.3 高压调节阀试验 2.15.3.1 让操作员站进入“阀门试验”画面。 2.15.3.2 将钥匙开关置到“试验允许”位。 2.15.3.3 选择“高调 1 试验”“高调 2 试验”“高调 3 试验”或“高调 4 试验” 、 、 ，慢慢关高压 调节阀，到位后，慢慢开启，试验结束。19中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20052.15.4 中压调节阀试验 2.15.4.1 让操作员站进入“阀门试验”画面。 2.15.4.2 将钥匙开关置到“试验允许”位。 2.15.4.3 选择“中调 1 试验”“中调 2 试验”“中调 3 试验”或“中调 4 试验” 、 、 ，慢慢关中压 调节阀，到位后，慢慢开启，试验结束。 2.16 汽门严密性试验 2.16.1 试验时蒸汽参数应尽可能维持额定值，当试验时蒸汽压力低于额定子值时，转速应用 下列公式换算： 换算到额定压力下的转速=试验时测定的转速×（额定蒸汽压力÷试验时蒸汽压力） ； 2.16.2 试验时应避免在临界转速附近长时间停留，并监视机组振动允许中。 2.16.3 汽门严密性试验应具备条件： DEH 处于自动控制方式； 发电机解列； 汽轮机转速 3000r/min； 主蒸汽参数为额定参数的 50%以上； 试验钥匙开关在试验允许位； 高压油泵运行。 2.16.4 调门严密性试验 2.16.4.1 将试验钥匙开关置到“试验”位置。 2.16.4.2 切换到“阀门试验”画面。 2.16.4.3 单击“调门严密性试验”按钮，调门开始关闭，DEH 自动转为手动方式，记录转子 惰走时间，转速降到 1000r/min（不在额定压力下试验时的转速应以前面的公式进行换算）以 下或单击“试验停止”按钮，DEH 转为自动方式，维持当前转速。将试验允许钥匙开关置于 “正常”为，惰走时间清零，调门严密性试验结束。 2.16.5 主汽门严密性试验 2.16.5.1 将试验钥匙开关转到“试验”位置。 2.16.5.2 切换到“阀门试验”画面。 2.16.5.3 单击“主汽门严密性试验”按钮，自动记录转子惰走时间，DEH 转为手动方式，调 门保持原开度。自动记录转子惰走时间。转速降到 1000r/min（不在额定压力下试验时的转速 应以前面的公式进行换算）以下或单击试验停止按钮，调门全关（2 秒钟） ，主汽门全开，DEH 转为手动方式，维持当前转速。 2.16.5.4 将“试验允许”钥匙开关置于“正常”位，惰走时间清零，主汽门严密性试验结束。 2.17 电磁阀试验 2.17.1 高压遮断电磁阀试验 2.17.1.1 在 DEH 画面上，将试验钥匙开关打到试验位。 2.17.1.2 在 DEH“电磁阀试验”画面，选择相应的电磁阀。置“试验”位，即开始试验被选的 电磁阀，OIS 画面上相应位置将变成红色，试验完毕，红色消失。接着显示出“成功” （绿色） 或“失败” （红色）并闪烁，以表示试验的成功与失败。试验结束后，将试验钥匙开关打到正 常位。 2.17.2 抗燃油泵联锁试验 进入“电磁阀试验”画面，将试验钥匙开关打到试验位。按“油泵联锁试验”按钮，备 用 EH 油泵应开启，停止一台 EH 油泵，试验结束将试验钥匙开关打到正常位。(抗燃油泵联 锁试验也可就地进行)20中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005第三章机组滑参数启动3.1 启动前的要求??????????????22 3.2 启动前的准备和检查???????????22 3.3 冷态滑参数高、中压缸联合启动??????23 3.4 汽轮机的温态滑参数高、中压缸联合启动??27 3.5 滑参数高中压缸热态、极热态启动?????29 3.6 滑参数中压缸冷态启动??????????31 3.7 热态滑参数中压缸启动??????????34 3.8 升速过程中的注意事项??????????34 3.9 加负荷过程中注意事项??????????34 3.10 启动和加负荷过程中注意控制的参数限制值?3521中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.1 启动前的要求 3.1.1 汽轮机禁止启动的情况 3.1.1.1 任一安全系统失灵。 3.1.1.2 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作 转速以下。 3.1.1.3 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀卡涩或关不严。 3.1.1.4 汽轮机转子弯曲值相对于原始值变化大于 0.03mm。 3.1.1.5 DCS 控制系统、DEH 及旁路系统不正常时。 3.1.1.6 抗燃油油质不合格或油温超过极限时（≤20℃ ≥60℃时） 。 3.1.1.7 盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅度摆动。 3.1.1.8 润滑油油质不合格，轴承进油温度低于 40℃或排油温度高于 70℃，油箱油位在正常 油位以下。 3.1.1.9 主要仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀、调节及润滑油压、冷油器出口油 温、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽压力、温度、凝汽器真空等的传感器和显示仪 表以及汽缸金属温度的双支热电偶、测轴瓦乌金温度的温度计和显示仪表等）失灵。 3.1.1.10 任意台交、直流润滑油泵故障、润滑油系统故障或顶轴装置、盘车装置失常。 3.1.1.11 回热系统中，主要调节及控制系统失灵。 3.1.1.12 高压外缸、中压缸前部上、下壁温差大于 50℃或高压内缸上下壁温差大于 35℃。 3.1.1.13 汽轮机进水。 3.1.1.14 汽轮机任一系统中有严重的泄漏。 3.1.1.15 机组保温不完善。 3.1.2 调速系统应符合的要求 3.1.2.1 速系统转速变动率不大于 6%，迟缓率不大于 0.2%。 3.1.2.2 当汽温、汽压、真空正常、主汽门全开时，调速系统能维持汽轮机空负荷运行。 3.1.2.3 汽轮机甩负荷时，调速系统应能控制汽轮机转速在危急遮断器动作范围内。 3.1.2.4 危急遮断器应能在 r/min 范围内动作。 3.1.2.5 当危急遮断器动作后，高、中压自动主汽门、调速汽门、高排逆止门和各段抽汽逆止 门应迅速严密关闭。 3.1.2.6 机组冷热态定义（见表）启动状态 冷 态 温 态 热 态 极 热 态定义高压内缸下半调节级处内壁金属温度低于150℃之间 高压内缸下半调节级处内壁金属温度在150~300℃ 高压内缸下半调节级处内壁金属温度在300~400之间 高压内缸下半调节级处内壁金属温度在400℃以上3.2 启3.2 动前的准备和检查 3.2.1 启动前的准备22中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.2.1.1 得到单元长启动汽轮机的命令后，班长应通知有关值班人员，进行操作分工，并主持 启动的各项工作。 准备好启动用的专用工具和其它用具，如振动表、扰度表、听针、扳手、阀尔钩以及各种记 录表纸等。 3.2.2 启动前的检查 3.2.2.1 检查机组检修工作应全部结束，工作票注销，现场清理干净。 3.2.2.2 检查所有仪器齐全，指示正确，联锁在切除位置。 3.2.2.3 与电气联系，测量各电动阀门及辅助设备电机绝缘合格后送上电源，电动阀门试验正 常后投入电动位置，各辅助设备空载及联动试验正常。 3.2.2.4 与热工联系送上仪表、信号及保护电源，并同热工人员校验信号报警装置。 3.2.2.5 按照“阀门检查卡”检查各系统阀门位置处于启动前状态。 3.2.2.6 主油箱油位、抗燃油油箱油位、冷却塔水位、真空泵组汽水分离器水位应正常，润滑 油、抗燃油，油质合格。 3.2.2.7 超速试验钥匙开关置于正常位置，向 DEH 系统送电，检查各功能块的性能正常。 3.2.2.8 循环水泵、凝结水泵、空、氢侧密封油泵、给水泵、启动循环泵、内冷水泵、低加疏 水泵等轴承油位正常，冷却水应畅通。 3.2.2.9 主机保护、联锁装置试验正常，具备投入条件。 3.2.2.10 DCS 控制系统完好，CRT 显示画面正常。 3.2.2.11 汽机调速、保安系统动作正常。 3.2.2.12 主油箱、抗燃油油箱油位正常，油质合格。 3.3 冷态滑参数高、中压缸联合启动 3.3.1 启动前的试验 3.3.2.1 启动交流润滑油泵，检查各轴承回油均为正常，进行交、直流润滑油泵联动试验，试 验完毕，倒为交流润滑油泵运行，投入“润滑油压低”保护。 3.3.2.2 启动高压油泵，启动一台排烟机运行，并维持油箱的负压在 196~245Pa（20－ 25mmH2O）范围内，根据润滑油温投入冷油器水侧。 3.3.2.3 进行高抗燃油泵联锁试验，试验正常后，投入高抗燃油泵运行。 3.3.2.4 阀门校验 阀门校验分所有阀一起校验和单阀所有阀的校验必须离线，单阀校验即可离线校验，也 可在线校验。相应的操作在阀门校验画面上完成。 3.3.2.5 进行危急保安器的手动试验及低真空、低油压、轴向位移、发电机断水、汽机超速、 抽汽逆止门、高低加、除氧器、旁路系统等保护试验。 3.3.2 汽机冲转前工作 3.3.2.1 冷态滑参数启动前 4 小时投入盘车装置。 其操作方法：启动顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压正常，投入连续盘车运行，检查盘车 转速、盘车电机电流正常，倾听转动部分无异音，记录大轴晃动度及各轴承顶轴油压应正常。 3.3.2.2 联系化学启动除盐水泵，向凝结器、内冷水箱、稳压水箱进行灌水冲洗，直到化验水 质合格，保持各水箱正常水位。启动补充水泵向除氧器上水冲洗完毕后，上水至正常水位， 启动一台循环水泵，向凝结器通水。各低加水侧进、出水门开启，旁路门关闭，至除氧器电 动调整门关闭。开启凝结水再循环门，启动凝结水泵运行，另一台泵作备用，保持凝结器水 位，稳压水箱水位正常。 3.3.2.3 启动真空泵运行对凝结器抽真空，备用真空泵投入联动备用。23中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.3.2.4 启动空、氢侧密封油泵，保持密封瓦油压比氢压高 0.056±0.02MPa，维持空、氢侧密 封瓦油压差在 0.0015MPa 以内。投入发电机氢气运行，保持氢压在 0.28MPa，同时投入一台 防爆风机运行。 3.3.2.5 启动内冷水泵， 向发电机内充水， 备用泵投入联锁， 调整水压比氢压低 0.05MPa 以上。 3.3.2.6 辅助蒸汽联箱汽源采用邻机汽源或启动锅炉来汽， 并向除氧器供汽进行除氧器低温加 热和根据锅炉要求启动给水泵或启动启动循环泵向锅炉上水 3.3.2.7 凝汽器真空抽至－0.0266MPa 时，汇报单元长并通知锅炉。 3.3.2.8 根据锅炉要求投入一级旁路，二级旁路需根据真空情况决定开度。 3.3.2.9 注意三级减温水及排汽缸喷水保护动作情况。 3.3.2.10 主蒸汽压力升至 0.196MPa 以上， 汽温 150℃以上时， 开启电动主汽门的旁路门暖管， 同时，对汽缸夹层法兰加热装置联箱进行暖管。 3.3.2.10 轴封供汽母管暖管，暖至高、中、低压缸供汽分门前。 3.3.2.12 轴封暖管结束后向轴封供汽。操作如下： 3.3.2.12.1 将高压缸前后、中压缸前后、低压缸前后轴封供汽分门开起调节，开启轴封汽源 控制站，进汽调节门，将轴封压力（绝对压力）调至 0.128MPa（表压 0.05MPa） 。 3.3.2.12.2 启动轴封风机； 3.3.2.12.3 根据凝汽器真空、轴封温度、压力调整轴封系统疏水门、轴封供汽门。 3.3.2.13 当主蒸汽压力升至 0.8MPa 以上，汽温 200℃以上，凝结器真空 0.05MPa 以上，进行 疏水切换到疏水扩容器的操作。 3.3.2.13.1 开启电动主汽门前至高扩疏水门，关闭排大气疏水门； 3.3.2.13.2 开启电动主汽门后至高扩疏水门，关闭至地沟疏水门； 3.3.2.13.3 关闭防腐一、二次门； 3.3.2.13.4 开启中压自动门前至高扩疏水门，关闭至大气疏水门及地沟疏水门； 3.3.2.13.5 开启高排逆止门前后至高扩疏水门，关闭至地沟疏水门； 3.3.2.13.6 开启再热冷段管道疏水器前后隔离门，关闭至地沟疏水门； 3.3.2.14 当凝结器真空达到 0.07MPa 以上时，按“挂闸”按钮，机组挂闸； 3.3.2.15 强关高排逆止门、各抽汽逆止门。 3.3.2.16 开下列汽机疏水阀； 3.3.2.16.1 高压主汽调节阀阀体疏水； 3.3.2.16.2 高压主汽管道疏水； 3.3.2.16.3 高压内缸疏水； 3.3.2.16.4 汽缸夹层加热进汽联箱及引入管道疏水； 3.3.2.16.5 高压内外缸夹层疏水； 3.3.2.16.6 一段抽汽止回阀及阀前疏水； 3.3.2.16.7 高压缸排汽口疏水； 3.3.2.16.8 高排止回阀阀前疏水； 3.3.2.16.9 二段抽汽止回阀及阀前疏水； 3.3.2.16.10 汽缸法兰加热混温联箱及其引入管道疏水； 3.3.2.16.11 三、四、五段抽汽止回阀及阀前疏水； 3.3.2.16.12 中压主汽管道疏水； 3.3.2.16.13 中压缸前缸疏水； 3.3.2.16.14 六、七段抽汽止回阀及阀前疏水； 3.3.2.16.15 汽缸法兰加热集汽联箱及其引入管道疏水； 3.3.2.16.16 轴封系统及轴封供汽管疏水； 3.3.2.17. 进行高压缸的预暖（若有邻机汽源，可提前预暖） 。 3.3.2.17.1 暖缸前的检查24中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.3.2.17.1.1 确认高压调节阀关闭，确认预暖的蒸汽参数： 蒸汽压力 0.5MPa 蒸汽温度 210℃ 保持 50℃以上的过热度。 3.3.2.17.1.2 确认盘车投入连续运行两小时以上。 3.3.2.17.1.3 确认汽机轴封已投入。 3.3.2.17.1.4 确认凝汽器真空在－0.07MPa 以上。 3.3.2.17.1.5 确认高压内缸调节级处内壁金属温度在 150℃以下。 3.3.2.17.2 暖缸操作。 3.3.2.17.2.1 全开高压主汽管的疏水阀，强关高排逆止门，确认高压缸抽汽逆止门在关闭状态； 3.3.2.17.2.2 全开高压内、外缸疏水门，高压调门座疏水门、高压导汽管疏水门，高缸排汽口 疏水门，一、二段抽汽逆止门前的疏水门，高排逆止门前至疏扩的疏水门。 3.3.2.17.2.3 开启二抽至辅助蒸汽联箱电动门、减压阀、调整门前后手动门，开启二抽至辅助 蒸汽联箱管道疏水，微开二抽至辅助蒸汽联箱调整门进行暖管。全关高缸抽真空阀（VV 阀） 。 3.3.2.17.2.4 暖管结束，在 DEH 上开启高缸预暖阀，在操作员站上逐渐开启倒暖调节阀，使暖 缸蒸汽流入高压缸，部分蒸汽经各疏水口进入疏水系统。在暖缸期间运行人员应注意暖缸温 升率不得超过 1℃/min，汽缸各壁温及胀差应在允许范围内（通过调整倒暖阀与高压各段疏水 阀达到） 3.3.2.17.3 阀壳预暖，在高压缸预暖期间，应对高压主汽阀壳、主汽管进行预暖。预暖操作方 法如下： 3.3.2.17.3.1 确认高压调节阀全关； 3.3.2.17.3.2 开启电动主汽阀旁路电动门和全开高压主汽调节阀壳的疏水门； 3.3.2.17.3.3 开高压主汽阀，这时要防止因调速汽门不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣。 3.3.2.17.3.4 当阀壳内外壁温差小于 55℃，外壁金属温度与主汽温度之差小于 60℃时，达到阀 门预暖要求，关闭高压主汽阀，关闭高压主汽调节阀壳的疏水门。 3.3.2.18 当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到 150℃以上时，且蒸汽参数达到冲转条 件时，保暖 1 小时，结束暖缸，关闭倒暖门和高压缸所有的疏水门。 （汽机冲转前，应开启高 压缸所有的疏水门） 3.3.2.19 主蒸汽压力升到 1.96MPa 时，真空应在 0.07MPa 以上，全开电动主汽门。 （注意检 查自动主汽门、调速汽门及高排逆止门的严密情况） 3.3.2.20 达到以下冲转条件后，应作好各项启动前的记录。 冲转条件： 机组连续盘车 4 小时以上，仍处于盘车状态。 凝汽器真空 0.0733MPa 以上。 油系统运行正常 调节油压：1.96+0.049 MPa -0.098 润滑油压：0.1MPa 润滑油温：40~~45℃ 油箱油位：1350mm 高抗燃油油压：14±0.5MPa 抗燃油温：35~45℃ 主蒸汽压力：1.96MPa 主蒸汽温度：280±10℃ 再热蒸汽温度：260±10℃ 蒸汽过热度不低于 50℃ 轴向位移、胀差及金属温度控制在规定值以内。 机组在启动前应注意使高压调节级后或中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配，高 压调节级后或中压第一级后汽缸内壁金属温度与蒸汽温度的温差应满足下面的要求： t=蒸汽温度-金属温度 t 理想值 t 允许值 t 极限值25中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－200510℃90℃ -20℃150℃ -50℃3.3.2.21 冲转与升速 3.3.2.21.1 汽轮机具备冲转条件后，汇报单元长，通知锅炉及有关人员，然后进行冲转操作,退 出机械挠度表。 3.3.2.21.2 ETS 复位且正常，投入汽机ＤＥＨ故障保护、ＥＨ油压低保护、超速保护、轴向位 移保护。 3.3.2.21.3 机组挂闸 3.3.2.21.4 选择启动方式，在 DEH 自动控制画面上，单击“高、中压缸联合/中压缸启动”按 钮。 3.3.2.21.5 在 DEH 自动控制画面上，单击“单阀/顺序阀”按钮切为“单阀”方式（负荷小于 30%以下，一般采用单阀控制方式，极热态启动或正常运行中，通常采用顺序阀控制） 3.3.2.21.6 在 DEH 自动控制画面上，按“运行”按钮，查主汽门全开，所有调门在全关位置， 再按“自动”键，将其改为“自动” 3.3.2.21.7 设置速率，在“自动控制”画面上按“速率”键，紧接着在（0，800）范围以内， 选择适当的速率，确认即可。速率设定：冷态为 100r/min/min，温态为 150r/min/min，热态为 200r/min/min，极热态为 300r/min/min。 3.3.2.21.8 设置目标，在ＤＥＨ“自动控制”画面上按“目标” ，输入预定的转速，确认即可。 3.3.2.21.9 冲转 3.3.2.21.9.1 按“进行/保持”按钮，切至“进行”状态。检查高中压调门应开启。观察汽轮机 转速应按规定的升速率向预定的目标值靠近，并最终稳定在目标值。 3.3.2.21.9.2 转子冲转后，检查盘车装置应自动脱扣，停盘车电机运行，并以 100r/min/min 的 升速率将汽轮机转速升至 500r/min，在此转速下运行 5 分钟进行检查，倾听汽轮机内部声音， 各轴承稳定，振动正常， （同时在高中压缸联合启动或中压缸启动的各种启动状态下，在 500r/min 检查时应作手动停机试验，关闭高、中压调节阀，在惰走转速下进行，检查机组正常 后，在转速降至 50r/min 前重新挂闸，逐渐开启高、中压调节阀，打开各加热器电动门、抽汽 逆止门，检查高排逆止门应开启。，按原升速率升速至目标转速。 ） 3.3.2.21.9.3 机组冲转同时投入汽缸夹层及法兰加热装置，注意保持汽缸法兰、高压内外缸等 温差和相对膨胀值在许可范围内。 3.3.2.21.9.4 全面检查机组正常后， “进行保持” 单击 按钮， “进行” 切至 状态， 100~150r/min/min 以 的升速率升至 1400r/min，在该转速下暖机 30min，并检查所有监控仪表，确保状态良好，当 转速升至 1200r/min 时停顶轴油泵。 3.3.2.21.9.5 继续以 100~150r/min/min 的速率提升转速，升至 2000r/min，在此转速下，监视中 压排汽口处蒸汽温度应大于 130℃，并保持暖机 60min。 3.3.2.21.9.6 继续以 100~150r/min/min 的速率提升转速至 3000r/min 下暖机 30r/min，此时，凝 结器真空应高于 0.077MPa。 3.3.2.21.9.7 机组暖机结束后，全面检查机组正常，汇报单元长要求并网。 3.3.2.22 发电机并网及带负荷 3.3.2.22.1 接到发电机并网通知后，停止高压油泵交流润滑油泵运行，检查主油泵工作应正 常，投入“发电机跳闸”保护，根据机组情况逐渐升负荷。升负荷率及目标负荷可以在 DEH “自动控制”画面中的“目标设定选择栏”选择 升负荷率 2MW/min 和目标负荷 20MW，确 认后，在 OIS 站“自动控制”画面上按“进行/保持”键，改变为进行，即可升负荷。 3.3.2.22.2 带上初始负荷 20MW 下，应监视中压排汽口处蒸汽温度应大于 150℃，并在该负 荷下稳定运行进行 30min 低负荷暖机，并检查各项指标正常，然后以 1.0MW/min 的升负荷率 按冷态滑参数启动曲线将负荷加至 200MW。26中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.3.2.22.3 发电机并列带上初始负荷后，联系锅炉，逐渐关小二级旁路直至关严。 3.3.2.22.4 机组并网时，应关闭高压主汽调节阀壳疏水门。 3.3.2.22.4.1 机组在 10%额定负荷，应关闭高压导汽管和高压缸疏水门，高压缸各抽汽管疏水 门。 3.3.2.22.4.2 机组在 20%额定负荷应关闭再热管冷、热段。中压主汽阀、中压调节阀、中压缸 和中 压缸各抽汽管疏水门。 3.3.2.22.4.3 机组再 30%额定负荷，应关闭低压缸各抽汽管疏水门。 3.3.2.22.5 当高压外缸下部外壁温度达到 320~350℃，法兰内外壁在 80℃以下，机组胀差在 允许范围内且无上升趋势时，可停用法兰加热装置及汽缸夹层加热装置。 3.3.2.22.6 如凝结水水质不合格，未回收至除氧器，负荷不得高于 20MW。 3.3.2.22.7 负荷升至 50MW 时，启动低加疏水泵，关闭低加至凝结器疏水门。 3.3.2.22.8 四段抽气压力高于除氧器压力后， 可开启四段抽气至除氧器进汽门 （关闭辅助蒸汽 联箱至除氧器进汽门）向除氧器供汽。 3.3.2.22.9 当高排压力超过 0.294MPa 时，开启门杆漏汽至除氧器电动门及高中压缸一挡漏汽 至除氧器电动门。 3.3.2.22.10 荷 110MW，轴封系统投入自密封，操作如下： 3.3.2.22.10.1 全开高压缸前后、中压缸前后、低压缸前后各供汽分门； 3.3.2.22.10.2 关闭辅助汽源控制站各阀门； 3.3.2.22.10.3 投入溢流控制站自动。 3.3.2.22.11 高加疏水压力高于除氧器压力后， 高加疏水倒至除氧器。 当满足负荷反馈条件时， 可投入负荷控制器。 3.3.2.22.12 负荷升至 150MW 时根据情况投用厂用六段抽汽。 3.3.2.22.13 负荷升至 150MW 以上后，关小调速汽门，要求锅炉将汽温、汽压升至额定值， 保持定压运行，然后带负荷至额定值。 3.4 汽轮机的温态滑参数高、中压缸联合启动 3.4.1 温、热态启动要求 3.4.1.1 主蒸汽、再热蒸汽温度要高于高压内缸、中压缸上缸内壁金属温度 50~100℃，主再 热蒸汽要有 50℃以上过热度。 3.4.1.2 其它参数规定同冷态启动。 3.4.1.3 接到单元长启动命令后，检查主、辅设备应符合启动要求。 3.4.1.4 每隔 30 分钟记录一次缸温及金属各点温度和有关数据。 3.4.1.5 启动前机组处于连续盘车状态，大轴弯曲值相对于初始值不大于 0.03mm，机组所有 疏水门开启，若盘车因故中断，则冲转前应连续盘车 4 小时以上。 3.4.1.6 盘车正常后，向高压缸前、后轴封和中压缸前、后轴封供汽的高温汽源温度应尽量接 近高压缸内缸上半内壁金属温度并保持 50℃以上的过热度。 （要求轴封母管压力 0.05MPa,温度 210℃～260℃。 ） 3.4.1.7 抽真空前，必须先投轴封送汽，后抽真空，避免冷空气吸入造成汽缸转子变形。抽真 空至少在冲转前 1 小时开始。 3.4.1.8 冲转前，凝结器真空不低于 0.0733MPa。 3.4.1.9 冲转蒸汽参数： 3.4.1.9.1 主蒸汽压力：5.88MPa 3.4.1.9.2 主蒸汽温度：400℃ 3.4.1.9.3 再热蒸汽温度：380℃27中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.4.2 冲转与升速 3.4.2.1 汽轮机具备冲转条件后，汇报单元长，通知锅炉及有关人员，然后进行冲转操作,退出 机械挠度表。 3.4.2.2 ETS 复位且正常，投入汽机ＤＥＨ故障保护、ＥＨ油压低保护、超速保护、轴向位移 保护。 3.4.2.3 机组挂闸 3.4.2.4 选择启动方式，在 DEH 自动控制画面上，单击“高、中压缸联合/中压缸启动”按钮。 3.4.2.5 在 DEH 自动控制画面上， 单击 “单阀/顺序阀” 按钮切为 “单阀” 方式 （负荷小于 30% 以下，一般采用单阀控制方式，极热态启动或正常运行中，通常采用顺序阀控制） 3.4.2.6 在 DEH 自动控制画面上，按“运行”按钮，查主汽门全开，所有调门在全关位置。 再按“自动”键，将其改为“自动” 3.4.2.7 设置速率，在“自动控制”画面上按“速率”键，紧接着输入（0，800）范围以内适 当的速率，确认即可。速率设定：冷态为 100r/min/min，温态为 150r/min/min，热态为 200r/min/min，极热态为 300r/min/min。 3.4.2.８ 设置目标，在“自动控制”画面上按“目标” ，输入预定的转速，确认即可。 3.4.2.9 冲转，按“进行/保持”按钮，切至“进行”状态。检查高中压调门应开启。观察汽 轮机转速应按规定的升速率向预定的目标值靠近，并最终稳定在目标值。 3.4.2.10 转子冲转后，应检查盘车装置应自动脱扣，停盘车电机运行，并以 150r/min/min 的 升速率将汽轮机转速升至 500r/min，在此转速下运行 5 分钟进行检查，倾听汽轮机内部声音， 各轴承稳定，振动正常， （同时在高中压缸联合启动或中压缸启动的各种启动状态下，在 500r/min 检查时应作手动停机试验，关闭高、中压调节阀，在惰走转速下进行，检查机组正常 后，在转速降至 50r/min 前重新挂闸，逐渐开启高、中压调节阀，打开各加热器电动门、抽汽 逆止门，检查高排逆止门应开启。，按原升速率升速至目标转速。 ） 3.4.2.12 机组冲转同时投入汽缸夹层及法兰加热装置，注意保持汽缸法兰、高压内外缸等温 差和相对膨胀值在许可范围内。 3.4.2.13 检查机组一切正常后，单击“进行保持”按钮，切至“进行”状态，以 150r/min/min 的升速率升至 3000r/min， （当转速升至 1200r/min 时停顶轴油泵。 ）此时凝结器真空应高于 0.077MPa。 3.4.2.14 全面检查机组正常后，可在集控室作手打危急遮断器停机试验，检查主汽门、调速 汽门及各抽汽逆止门与高排逆止阀，应迅速关闭，汽轮机转速立即下降，试验正常后将危急 遮断器挂闸，重新恢复 3000r/min 运行。 3.4.2.15 全面检查机组正常后，汇报单元长要求并网，并投入同期装置。 3.4.3 发电机并网及带负荷 3.4.3.1 接到发电机并网通知后， 停止高压油泵、 交流润滑油泵运行， 检查主油泵工作应正常， 投入“发电机跳闸”保护，根据机组情况逐渐升负荷。升负荷率及目标负荷可以在 DEH“自 动控制”画面中的“目标设定选择栏”选择 升负荷率 3MW/min 和目标负荷 20MW，确认后， 在 OIS 站“自动控制”画面上按“进行/保持”键，改变为进行，即可升负荷。 3.4.3.2 带上初始负荷 20MW 下，应监视中压排汽口处蒸汽温度应大于 150℃，并在该负荷下 稳定运行进行 20min 低负荷暖机， 并检查各项指标正常， 然后以 2.25MW/min 的升负荷率按温 态滑参数启动曲线将负荷加至 200MW。 3.4.3.3 发电机并列带上初始负荷后，联系锅炉，逐渐关小一、二级旁路直至关严。 3.4.3.4 机组并网时，应关闭高压主汽调节阀壳疏水门。 3.4.3.5.1 机组在 10%额定负荷， 应关闭高压导汽管和高压缸疏水门， 高压缸各抽汽管疏水门。 3.4.3.5.2 机组在 20%额定负荷应关闭再热管冷、热段。中压主汽阀、中压调节阀、中压缸和 中 压缸各抽汽管疏水门。28中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.4.3.5.3 机组再 30%额定负荷，应关闭低压缸各抽汽管疏水门。 3.4.3.5 当高压外缸下部外壁温度达到 320~350℃，法兰内外壁在 80℃以下，机组胀差在允许 范围内且无上升趋势时，可停用法兰加热装置及汽缸夹层加热装置。 3.4.3.6 如凝结水水质不合格，未回收至除氧器，负荷不得高于 20MW。 3.4.3.7 负荷升至 50MW 时，启动低加疏水泵，关闭低加至凝结器疏水门。 3.4.3.8 四段抽气压力高于除氧器压力后，可开启四段抽气至除氧器进汽门（关闭辅助蒸汽联 箱至除氧器进汽门）向除氧器供汽。 3.4.3.9 当高排压力超过 0.294MPa 时， 开启门杆漏汽至除氧器电动门及高中压缸一挡漏汽至除 氧器电动门。 3.4.3.10 负荷 110MW，轴封系统投入自密封，操作如下： 3.4.3.10.1 全开高压缸前后、中压缸前后、低压缸前后各供汽分门。 3.4.3.10.2 关闭辅助汽源控制站各阀门。 3.4.3.10.3 投入溢流控制站自动。 3.4.3.11 高加疏水压力高于除氧器压力后，高加疏水倒至除氧器。当满足负荷反馈条件时， 操作员可投入负荷控制器。 3.4.3.12 负荷升至 150MW 时根据情况投用厂用六段抽汽。 3.4.3.13 负荷升至 150MW 以上后，关小调速汽门，要求锅炉将汽温、汽压升至额定值，保 持定压运行，然后带负荷至额定值。 3.5 滑参数高中压缸热态、极热态启动 3.5.1 热态、极热态启动热态启动要求 3.5.1.1 主蒸汽、再热蒸汽温度要高于高压内缸、中压缸上缸内壁金属温度 50~100℃，主再 热蒸汽要有 50℃以上过热度。 3.5.1.2 其它参数规定同冷态启动。 3.5.1.3 接到单元长启动命令后，检查主、辅设备应符合启动要求。 3.5.1.4 每隔 15 或 30 分钟记录一次缸温及金属各点温度和有关数据。 3.5.1.5 启动前机组处于连续盘车状态，大轴弯曲值相对于初始值不大于 0.03mm，机组所有 疏水门开启，若盘车因故中断，则冲转前应连续盘车 4 小时以上。 3.5.1.6 盘车正常后，向高压缸前、后轴封和中压缸前、后轴封供汽的高温汽源温度应尽量接 近高压缸内缸上半内壁金属温度并保持 50℃以上的过热度。 （要求轴封母管压力 0.05MPa,温度 310℃～360℃。 ） 3.5.1.7 抽真空前，必须先投轴封送汽，后抽真空，避免冷空气吸入造成汽缸转子变形。抽真 空至少在冲转前 1 小时开始。 3.5.1.8 冲转前，凝结器真空不低于 0.0733MPa。 3.5.1.9 ETS 复位且正常，投入汽机ＤＥＨ故障保护、ＥＨ油压低保护、超速保护、轴向位移 保护。 3.5.1.10 冲转蒸汽参数： (热态)主蒸汽压力：7.8MPa (极热态) 主蒸汽压力：9.8MPa (热态)主蒸汽温度：480℃ (极热态) 主蒸汽温度：500℃ (热态)再热蒸汽温度：460℃ (极热态)再热蒸汽温度：480℃ 3.5.1.11 冲转蒸汽温度与主汽阀内壁金属温度之小于 120℃，否则要进行阀门预暖。 3.5.2 冲转与升速 3.5.2.1 汽轮机具备冲转条件后，汇报单元长，通知锅炉及有关人员，然后进行冲转操作。 3.5.2.2 退出机械挠度表。 。 3.5.2.3 机组挂闸29中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.5.2.4 选择启动方式，在 DEH 自动控制画面上，单击“高、中压缸联合/中压缸启动”按钮。 3.5.2.5 在 DEH 自动控制画面上， 单击 “单阀/顺序阀” 按钮切为 “单阀” 方式 （负荷小于 30% 以下，一般采用单阀控制方式，极热态启动或正常运行中，通常采用顺序阀控制） 3.5.2.6 在 DEH 自动控制画面上，按“运行”按钮，查主汽门全开，所有调门在全关位置。 再按“自动”键，将其改为“自动” 3.5.2.7 设置速率，在“自动控制”画面上按“速率”键，紧接着输入（0，800）范围以内适 当的速率，确认即可。速率设定：冷态为 100r/min，温态为 150r/min，热态为 200r/min，极热 态为 300r/min。 3.5.2.8 设置目标，在“自动控制”画面上按“目标” ，输入预定的转速，确认即可。 3.5.2.10 冲转，按“进行/保持”按钮，切至“进行”状态。检查高中压调门应开启。观察汽 轮机转速应按规定的升速率向预定的目标值靠近，并最终稳定在目标值。 3.5.2.10 转子冲转后，应检查盘车装置应自动脱扣，停盘车电机运行，并以（热态） 200r/min/min、 （极热态）300r/min/min 的升速率将汽轮机转速升至 500r/min，在此转速下运行 5 分钟进行检查，倾听汽轮机内部声音，各轴承稳定，振动正常， （同时在高中压缸联合启动 或中压缸启动的各种启动状态下，在 500r/min 检查时应作手动停机试验，关闭高、中压调节 阀，在惰走转速下进行，检查机组正常后，在转速降至 50r/min 前重新挂闸，逐渐开启高、中 压调节阀，打开各加热器电动门、抽汽逆止门，检查高排逆止门应开启。，按原升速率升速 ） 至目标转速。 3.5.2.12 机组冲转同时投入汽缸夹层及法兰加热装置，注意保持汽缸法兰、高压内外缸等温 差和相对膨胀值在许可范围内。 3.5.2.13 检查机组一切正常后，单击“进行保持”按钮，切至“进行”状态，以（热态） 200r/min/min、 （极热态）300r/min/min 的升速率升至 3000r/min， （当转速升至 1200r/min 时停 顶轴油泵。 ）此时凝结器真空应高于－0.077MPa。 3.5.2.14 全面检查机组正常后，汇报单元长要求并网。 3.5.3 发电机并网及带负荷 3.5.3.1 接到发电机并网通知后， 停止高压油泵、 交流润滑油泵运行， 检查主油泵工作应正常， 投入“发电机跳闸”保护，根据机组情况逐渐升负荷。升负荷率及目标负荷可以在 DEH“自 动控制”画面中的“目标设定选择栏”选择升负荷率（热态）3MW/min、 （极热态）5MW/min 和目标负荷 200MW，确认后，在 OIS 站“自动控制”画面上按“进行/保持”键，改变为进行， 即可按热态、极热态滑参数启动曲线将负荷加至 200MW。 3.5.3.2 发电机并列带上初始负荷后，联系锅炉，逐渐关小二级旁路直至关严。 3.5.3.3 机组并网时，应关闭高压主汽调节阀壳疏水门。 机组在 10%额定负荷，应关闭高压导汽管和高压缸疏水门，高压缸各抽气管疏水门。 机组在 20%额定负荷应关闭再热管冷、热段。中压主汽阀、中压调节阀、中压缸和中压 缸各抽汽管疏水门。 机组在 30%额定负荷，应关闭低压缸各抽汽管疏水门。 3.5.3.4 当高压外缸下部外壁温度达到 320~350℃，法兰内外壁在 80℃以下，机组胀差在允许 范围内且无上升趋势时，可停用法兰加热装置及汽缸夹层加热装置。 3.5.3.5 如凝结水水质不合格，未回收至除氧器，负荷不得高于 20MW。 3.5.3.6 负荷升至 50MW 时，启动低加疏水泵，关闭低加至凝结器疏水门。 3.5.3.7 四段抽气压力高于除氧器压力后，可开启四段抽气至除氧器进汽门（关闭辅助蒸汽联 箱至除氧器进汽门）向除氧器供汽。 3.5.3.8 当高排压力超过 0.294MPa 时，开启门杆漏汽至除氧器电动门及高中压缸一挡漏汽至 除氧器电动门。 3.5.3.9 负荷 110MW，轴封系统投入自密封，操作如下： a. 全开高压缸前后、中压缸前后、低压缸前后各供汽分门；30中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－2005b. 关闭辅助汽源控制站各阀门； c. 投入溢流控制站自动。 3.5.3.10 高加疏水压力高于除氧器压力后，高加疏水倒至除氧器。当满足负荷反馈条件时， 可投入负荷控制器。 3.5.3.11 负荷升至 150MW 时根据情况投用厂用六段抽汽。 3.5.3.12 负荷升至 150MW 以上后，关小调速汽门，要求锅炉将汽温、汽压升至额定值，保 持定压运行，然后带负荷至额定值。 3.6 滑参数中压缸冷态启动 3.6.1 启动前的准备和检查 3.6.1.1 启动前的准备 3.6.1.1.1 得到单元长启动汽轮机的命令后，通知有关值班人员，进行操作分工，并主持启动 的各项工作。 3.6.1.1.2 准备好启动用的专用工具和其它用具，如振动表、扰度表、听棒、扳手以及各种记 录表纸等。 3.6.1.2 启动前的检查 3.6.1.2.1 检查机组检修工作应全部结束，工作票注销，现场清理干净。 3.6.1.2.2 检查所有仪器齐全，指示正确，操作开关、联锁开关在断开位置。 3.6.1.2.3 与电气联系，测量各电动阀门及电机绝缘合格后送上电源，电动阀门试验正常后投 入电动位置，各辅助设备空载及联动试验正常。 3.6.1.2.4 与热工联系送上仪表、信号及保护电源，并同热工人员校验信号报警装置，并进行 保护静态试验。 3.6.1.2.5 按照“阀门检查卡”检查各系统阀门位置处于启动前状态。 3.6.1.2.6 主油箱油位、抗燃油油箱油位、冷却塔水位、射水池水位应正常，润滑油、抗燃油， 油质合格。 3.6.1.2.7 超速试验钥匙开关置于正常位置，向 DEH 系统送电，检查各功能块的性能正常。 3.6.1.2.8 循环水泵、凝结水泵、空、氢侧密封油泵、给水泵、启动循环泵、内冷水泵、低加 疏水泵等轴承油位正常，冷却水应畅通。 3.6.1.2.9 各主、辅机及电动阀门电机测量绝缘合格，并分别试转，互联正常，各电动阀门开 关正常。 3.6.1.2.10 有关保护、联锁装置试验正常，具备投入条件。 3.6.1.2.10 DCS 控制系统完好，CRT 显示画面正常。 3.6.1.2.12 汽机调速、保安系统动作正常。 3.6.1.2.13 启动润滑油泵和轴油泵运行，确认润滑油系统和轴油系统处于正常工作状态。 3.6.1.2.14 冷态滑参数启动前 4 小时投入盘车装置。 检查各轴承顶轴油压正常，投入电动盘车装置盘车，查盘车转速、盘车电机电流正常，倾听 转动部分无异音，记录大轴晃动度及顶轴油压应正常， 3.6.1.2.15 在确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统运行，保证汽封母管压力 0.05MPa, 温度 210～260℃。 3.6.1.2.16 建立凝结器真空，要求凝结器压力达到－0.07MPa 以上。 3.6.2 高压缸预暖 3.6.2.1 按“挂闸”按钮，机组挂闸。 3.6.2.2 开机前检查完调速系统后，进入 OIS“自动控制”画面，选择“中压缸启动” ，使高 压调门关闭。31中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.6.2.3 按“高压缸预暖”按钮，进行高压缸和主汽阀阀壳预暖。 3.6.2.4 锅炉点火，汽机抽真空后，开启以下阀门：高压调门座及导汽管疏水门、高压内、外 缸疏水门、一二段抽汽疏水门、高排逆止门疏水至疏扩门、高缸排汽口疏水门。 3.6.2.5 高旁后蒸汽温度高于高压缸后缸外壁 50℃时，开启高压缸预暖手动门、电动门进行 倒暖。根据缸温情况投入高压缸法兰加热（夹层加热箱预暖备用） 。 3.6.2.6 高压内缸内上壁温≥150℃时停止高压缸预暖。 3.6.3 冲转参数： 凝结器真空：＞0.075MPa 主蒸汽压力：4.0MPa 再热汽温：230~260℃ 高旁升度：50~100%主蒸汽温度：300℃ 再热汽压：0.55MPa 低旁升度：70~90%3.6.4 冲转与升速 3.6.4.1 确认机组已挂闸，投入超速保护、轴向位移保护。 3.6.4.2 确认机组已处于中压缸启动状态。 3.6.4.3 再按“自动”键，将其改为“自动” 3.6.1.2.3.11 按“运行”按钮，开启高、中压主汽阀。 3.6.4.5 冲转前关闭高压缸抽真空电动门、手动门。 3.6.4.6 关闭高压调门座及导汽管疏水门、高压内、外缸疏水门、一二段抽汽疏水门、高排逆 止门前疏水至疏扩门、高缸排汽口疏水门。 3.6.4.7 设置速率 在“自动控制”画面上按“速率”键，再按鼠标键，紧接着输入（0，800）范围以内适当的 速率，确认即可。 3.6.4.8 设置目标，在“自动控制”画面上按“目标” ，输入预定的转速，确认即可。速率设 定：为 150r/min/ min。 3.6.4.9 冲转，按“进行/保持”按钮，切至“进行”状态。检查中压调门应开启。观察汽轮 机转速应按规定的升速率向预定的目标值靠近，并最终稳定在目标值。 3.6.4.10 转子冲转后，应检查盘车装置应自动脱扣，停盘车电机运行，并以 150r/min/min 的 升速率将汽轮机转速升至 500r/min，在此转速下运行 5 分钟进行检查，倾听汽轮机内部声音， 各轴承稳定，振动正常， （同时在高中压缸联合启动或中压缸启动的各种启动状态下，在 500r/min 检查时应打闸机组，关闭高、中压调节阀，在惰走转速下进行，检查机组正常后，在 转速降至 50r/min 前重新挂闸，逐渐开启高、中压调节阀，打开各加热器电动门、抽汽逆止门， 检查高排逆止门应开启。，按原升速率升速至目标转速。 ） 3.6.4.11 机组冲转同时投入汽缸夹层及法兰加热装置，注意保持汽缸法兰、高压内外缸等温 差和相对膨胀值在许可范围内。 3.6.4.12 检查机组一切正常后，单击“进行保持”按钮，切至“进行”状态，以 150 r/min/ min 的升速率升至 1400r/min，在该转速下暖机 30min，并监视高中压缸排汽处金属温度，当 高压缸排汽下半金属温度达 200℃时，应用通风阀控制该金属温度在 200℃左右，在转速升至 1200r/min 时停顶轴油泵。 3.6.4.13 当中压排汽口处蒸汽温度应已达 150℃，且已经维持 30min，则可以继续以 150r/min/min 的速率提升转速至 3000r/min，在此转速下进行空负荷暖机 10 min，此时，凝结 器真空应高于 0.077MPa(若高、中压缸排汽口下半金属温度未达到上述要求，则“目标”选择 2000 r/min 转速，进行高速暖机。) 3.6.4.13 机组暖机结束后，进行全面检查，全面检查机组正常后，汇报单元长要求并网，并 投入同期装置。32中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20053.6.5 并缸操作 3.6.5.1 发电机并列后，投入“发电机跳闸”保护，关闭低旁（高排全开） ，负荷 15MW 左右， 进行低负荷暖机，监视中压排汽口处蒸汽温度，应达到 170℃，控制高压排汽口处下半金属温 度达到 200～250℃，并保持 30min， 3.6.5.2 当高压主汽门左右阀体内壁温度大于高压内缸内上壁温度 50℃，联系电气、锅炉准 备投入高压缸进汽。 3.6.5.3 用 DEH 控制中压油动机行程在 100mm 以下，开启高压内、外缸疏水门、一二段抽气 疏水门、高排逆止门疏水至疏扩门、高缸排汽口疏水门、关闭高缸抽真空电动门、手动门。 3.6.5.4 在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经过高压调节级后的蒸汽温度与金属温度相匹 配。 （一般情况下应控制：主蒸汽压力 5.88MPa，主蒸汽温度 370～390℃，再热蒸汽压力 0.686MPa,再热蒸汽温度 360～380℃） 3.6.5.5 进入 OIS 上的“自动控制”画面按下“缸切换”按钮，注意负荷约为 20MW，主蒸汽 流量基本保持不变，检查高排逆止门已冲开，同时缓慢关闭高旁，投入夹层加热。 3.6.5.6 机组并网时，应关闭高压主汽调节阀壳疏水门。 机组在 10%额定负荷，应关闭高压导汽管和高压缸疏水门，高压缸各抽气管疏水门。 机组在 20%额定负荷应关闭再热管冷、热段。中压主汽阀、中压调节阀、中压缸和中压 缸各抽汽管疏水门。 机组再 30%额定负荷，应关闭低压缸各抽汽管疏水门。 3.6.5.7 当高压外缸下部外壁温度达到 320~350℃，法兰内外壁在 80℃以下，机组胀差在允许 范围内且无上升趋势时，可停用法兰加热装置及汽缸夹层加热装置。 3.6.5.8 如凝结水水质不合格，未回收至除氧器，负荷不得高于 20MW。 3.6.5.9 负荷升至 50MW 时，启动低加疏水泵，关闭低加至凝结器疏水门。 3.6.5.10 四段抽气压力高于除氧器压力后，可开启四段抽气至除氧器进汽门（关闭辅助蒸汽 联箱至除氧器进汽门）向除氧器供汽。 3.6.5.11 当高排压力超过 0.294MPa 时， 开启门杆漏汽至除氧器电动门及高中压缸一挡漏汽至 除氧器电动门。 3.6.5.12 负荷 110MW，轴封系统投入自密封，操作如下： a. 全开高压缸前后、中压缸前后、低压缸前后各供汽分门； b. 关闭辅助汽源控制站各阀门； c. 投入溢流控制站自动。 3.6.5.13 高加疏水压力高于除氧器压力后，高加疏水倒至除氧器。当满足负荷反馈条件时， 操作员可投入负荷控制器。 3.6.5.14 负荷升至 150MW 时根据情况投用厂用六段抽汽。 3.6.5.15 负荷升至 150MW 以上后，关小调速汽门，要求锅炉将汽温、汽压升至额定值，保持 定压运行，然后带负荷至额定值。 3.6.6 中缸启动注意事项。 3.6.6.1 高缸预暖过程中，应注意缸壁温度，加强疏水，严格控制汽缸温升率＜1.5℃/min。 3.6.6.2 冲转后，注意机组声音、振动、真空、油温及密封油压；注意汽温汽压，保持蒸汽过 热度在 50℃以上。 3.6.6.3 根据风、油温情况，投入冷油、冷风器。 3.6.6.4 中压缸启动升速过程中，注意高压缸排汽温度。不允许＞360℃，否则应打闸停机。 3.6.6.5 投入高压旁路时，注意高排逆止门的严密情况和疏水，投入低压旁路时，注意凝结器 真空及排汽温度，投入旁路后注意不要超温。 3.6.6.6 高缸进汽时，注意高排逆止门应迅速开启。 3.6.6.7 当 高 压 油 动 机 行 程 全 开 时 ， 方 可 联 系 锅 炉 滑 参 数 升 温 、 升 压 。 升 压 率 ：33中国国电集团贵阳发电厂企业标准QJ/GFD.04.06－20050.02~0.03MPa/min，升温率 1~2℃/min。 3.6.6.98 其它注意事项同冷态滑参数高中压缸联合启动。 3.7 热态滑参数中压缸启动。 3.7.1 热态启动高压缸不进行预暖。 3.7.2 在热态启动中应注意合理使用轴封汽源，保持轴封汽温与缸温相匹配，并根据缸温进 行调整。 3.7.3 必须先送轴封汽，后抽真空。 3.7.4 冲转时再热汽温应高于中压缸缸温 50~80℃，保持 50℃以上过热度，且中压主汽门前 应充分暖管。 3.7.5 热态启动时，若中压缸内壁温度高于 150℃，则不进行中速暖机，冲转至 500rpm，检 查正常后以每分钟 200~rpm/min 的升速率升到 3000rpm 并尽快并列、并缸，若中压缸内壁温 度低于 150℃则应进行中速暖机，待中压缸内壁温度大于 150℃再继续升速。 3.7.6 并缸前，高压主汽门壳体内壁温度应高于调节级温度 20~30℃，且高压缸本体所有疏水 应开完。 3.7.7 加负荷时，应注意调节级温度与高压内温度相匹配。 3.7.8 其它操作、注意事项同冷态滑参数中压缸启动。 3.8 机组启动升速过程中的注意事项。 3.8.1 机组自动升速，自动过临界，当目标转速值在临界转速区内时，目标转速将自动改变 成小于临界转速区内的的特定值，以保证机组快速跨越临界区。当给定转速正处于临界区时 机组按特定速率升速，并保证不停止，若此时 OIS 画面上“进行/保持” ，选择“保持” ，机组 目标转速将自动改变成该临界转速低限外的特定值。 3.8.2 机组在中速暖机（1400r/min）及中速暖机转速以下，若发现大于 0.03mm 的振动，应打 闸停机，查明原因并消除后再重新启动。 3.8.3 升速过程中，应注意迅速、平稳地通过各转子的临界转速区，通过临界转速区时轴承 振动值不应大于 0.10mm，超过时打闸停机。 3.8.4 在整个升速过程中，应保持蒸汽和金属温度限制值及各参数的限制值在规定范围内， 同时应注意低压缸喷