汽轮机整套启动调试方案(确定版)

工程代号0501－6152
密级一般
专业代号606 目录号10 垞城电力有限责任公司#4机组
汽轮机整套启动调试方案
（ A 版/0）
编制：
审核：
批准：
山东电力研究院
1 调试目的
1.1 校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂的设计要求。

1.2 检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备性能，其中包括逻辑、联锁、定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机安全经济运行。

1.3 全面监测机组轴系振动，必要时进行现场动平衡，使之达到要求。

1.4 及早暴露设备及系统在设计、制造、安装等方面的问题，尽快得到处理。

提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。

2 编制依据
2.1 《火电工程启动调试工作规定》(电力工业部建设协调司1996.5)。

2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(电力工业部1996.
3.)。

2.3 《火电施工质量检验及评定标准》。

2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力部1997）。

2.6 垞城电厂#4 机《汽机运行规程》、设计院、制造厂有关资料。

2.7 哈尔滨汽轮机等厂家设备的技术资料。

3 设备及系统简介
汽轮机规范及主要技术参数：（续）
4 调试范围
4.1汽机各汽、水热力系统、油系统以及各相关辅助设备的整组启动。

4.2分别按机组冷态启动、温态启动和热态启动方式启动机组，进行机组空负荷、带负荷、满负荷试运。

4.3汽轮发电机组轴系振动监测及可能的动平衡。

4.4 完成汽轮机油系统、调节保安系统等试验。

4.5 汽轮发电机组甩负荷试验。

5 调试应具备的基本条件
5.1 汽水管道吹扫并清洗干净，达到合格要求。

5.2 冷却水系统通水试验并冲洗干净。

5.3 化补水系统的冲洗、药剂和调试，能够提供足够的合格的除盐水以满足运行需要。

5.4 润滑油、顶轴油系统的油循环结束，油质合格。

5.5 真空系统灌水严密性试验结束，真空系统无泄漏。

5.6 通讯系统、设备可靠。

5.7仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件。

5.8各辅助设备及系统的分部试运已经完成，子组控制系统调试已达到自动顺控要求。

5.9控制盘及CRT上的键盘、鼠标完好，动作正常。

5.10各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。

各气动阀、电动阀、调节阀调试完毕且正常。

5.11 所有热力系统标示色环及介质流向、阀门挂牌。

5.12报警装置，CRT光字牌试验正常。

5.13 消防设备及系统正常可用。

5.14 汽机DEH、保安系统调试完毕，包括高、中压主汽门、高、中压调门、排汽和抽汽逆止门动作正常，逻辑正常，关闭时间符合要求。

5.15 高、低压旁路调试完毕，符合设计要求。

5.16 汽机主保护及系统设定值完成最终确认。

5.17 本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准。

5.18 盘车系统正常可靠。

6 调试方法及步骤
6.1 总则
机组首次启动是涉及多项试验、逻辑调整和定值修改、设备消缺以及与设计、制造、安装等有关问题的系统性复杂工程。

在整套试运过程中要解决系统中存在的问题以确保机组能够按时、正常投入运营。

垞城电厂两台135MW汽轮机是由哈汽厂制造的，机组自动化水平较高，许多控制系统对设备要求限制条件很多，主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。

该汽轮机整个通流部分共有31级动叶片，其中高压缸：1冲动式单列调节级+8冲动级，中压缸：10冲动级，低压缸：2×6=12个冲动压力级。

高压喷嘴组由四组喷嘴弧段组成，上下缸各二组，四个独立的蒸汽室各装有一组有子午面型线的喷嘴组，各控制29只喷嘴汽道。

三组全开能发出额定功率，第四组为保证夏季和低参数下发出额定功率。

高中压缸为双层缸结构；高、中压部分反向布置，低压缸采用双分流双层缸结构；调节级喷嘴直接安装在高压缸汽室上，高中压外缸采用下猫爪中分面支承于轴承箱上,低压内缸支撑在外缸内侧台板上，低压外缸为落地式支承。

低压缸与凝汽器为刚性联接。

汽轮机共有4368只叶片，调节级叶高18.15mm,末级叶片高度为668mm。

高中、低压转子为无中心孔整锻转子，高中压转子与低压转子采用刚性联轴器连接。

低压转子与发电机转子为半挠性连接。

本机组采用了高窄法兰，取消了法兰加热系统。

机组配有4r/min电动螺旋轴高速自动盘车装置装设于中间轴承座盖上。

2台柱塞式顶轴油泵为机组5只椭圆型径向支持轴承提供顶轴油。

汽轮机设有三个轴承座，里面有3只径向支持轴承和2只发电机轴承以及1只密切尔式推力轴承。

轴承座全部落地，前轴承座内除安装有径向支持轴承外，还安装有主要的调节保安部套，如主油泵、危急遮断装置等，推力轴承装设于中轴承座中。

滑销系统：本机组有前、中、后基架及后缸基架落于基础上，前、中、后轴承箱及后缸落于基架上。

前轴承箱沿中心线的纵销作轴向移动，而汽缸向俩侧的膨胀靠横销导向。

前轴承箱与高中压缸之间设有定中心梁装置可以有效的解决因纵销卡涩造成的前轴承箱膨胀不畅问题。

高中压缸膨胀死点在中轴承箱下部的横、纵销交叉点处，低压缸膨胀死点在进汽管中心线与转子中心线的交叉点处。

轴系一阶临界转速：高中压转子1669r/min，低压转子1836r/min，发电机转子为1381r/min。

轴系从汽轮机机头端向发电机端看，转子的旋转方向为顺时针。

本机组采用汽缸夹层加热系统，以改善冷态开机时机组的胀差控制。

外缸加热由来自于本机第7级后的蒸汽进入加热，为提高加热速度，在上下外缸各装一根ф57的喷汽管，
上面钻有若干个ф5的小孔，加热蒸汽从孔中喷出以达到启机热缸、停机冷缸的目的。

内缸加热汽源来自于自动主汽门前的主蒸汽。

本机适宜的运行方式：（1）定压或滑压运行，其变压运行范围为30-80%额定负荷；（2）带基本负荷并可调峰和两班制运行，调峰范围为35-100%额定负荷；机组允许在电网频率49-50.5Hz范围内长期运行,调频叶片不产生共振。

汽机的典型工况如下：（1）额定功率工况（THA）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，按所规定的汽水品质，其进汽量为399t/h，背压为4.9kPa，补水率为0%，回热系统全部正常投入运行，发电机效率98.4%，额定功率因数0.85，发电机输出净功率135MW，机组热耗率为8171KJ/KWH,汽耗率为2.96Kg/KWH。

（2）最大连续工况（T-MCR）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量422 t/h，抽汽回热系统全部正常投入但不抽厂用汽时，能发出的最大功率为142MW。

此工况下, 机组热耗率为8160KJ/KWH，汽耗率为2.977Kg/KWH。

（3）夏季功率工况（即铭牌功率工况TRL）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量420 t/h，补水率3%，冷却水温最高值为33℃，背压为11.80KPa，抽汽回热系统全部正常投入，机组能连续运行并发出额定功率135MW，此工况为出力保证工况，此时的机组汽耗率为3.13Kg/KWH。

（4）阀门全开工况（T-VWO）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，背压4.9kPa,补给水率0%，抽汽回热系统全部正常投入，汽机进汽量约为夏季工况的1.05倍，即，440 t/h，机组能安全连续运行且输出净功率为147MW,此时的机组热耗率为8158KJ/kwh，汽耗率为2.996Kg/KWH。

（5）高加解列工况：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量359 t/h，背压4.9Kpa，高加解列后，最大连续功率为135MW。

汽机的启动方式分为DEH手动升速控制方式和DEH自动升速控制方式。

汽机的负荷控制分为手动控制方式、DEH自动方式和CCS自动方式。

汽轮机的操作员自动方式为本机的基本控制方式。

汽轮机整套启动调整试运分为三个阶段进行。

6.1.1 第一阶段：空负荷调试
汽轮发电机组首次启动包括的内容有：冲转--升速--摩擦检查—500r/min暖机--500r/min 低速打闸--升速--暖机--升速--定速--脱扣试验--注油试验--电气试验--同期试验--并网带25%负荷—汽门严密性试验--超速试验。

目的：
·获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据
·进行轴系振动监测、分析及处理
·检验汽轮机DEH系统的性能
·汽门严密性试验
·超速试验
·电气试验（发电机、励磁调节性能试验）
汽轮机的启动方式可根据具体情况采用DEH手动升速控制或DEH自动升速控制方式。

6.1.2 第二阶段：带负荷调试
机组并列带负荷至满负荷运行。

目的：
检验机组带负荷特性
检验各辅机设备性能
c. 抽汽回热系统投入后的调节特性
d. 全面记录规定工况下的热力参数
e. 校验汽轮机DEH系统的控制性能
f. 机、炉参数匹配数据
g. 进行有关试验工作。

汽轮机的带负荷方式可分别采用手动控制方式、DEH自动方式、CCS自动方式等。

机组满负荷稳定后，由试运指挥部根据情况决定机组的运行方式，并安排进行以下试验：
a.真空严密性试验
b.主汽门、调节汽门活动试验
c. 投协调控制系统（CCS）试验
d. 投锅炉跟随方式（BF）试验
e. 投汽机跟随方式（TF）试验
f. 负荷变动试验
g. 50%和100%额定负荷的甩负荷试验
6.1.3 第三阶段：168小时满负荷运行。

目的：
a. 获得温、热态启动的性能数据
b. 通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验
c. 全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数
6.2 汽轮机启动状态划分（第一级内下缸金属温度为准）
冷态启动≤150℃
温态启动150℃～300℃
热态启动300℃～450℃
极热态启动＞450℃
6.3汽机禁止启动及投入运行的条件
6.3.1 机组跳闸保护有任一项失灵。

6.3.2 主要仪表（轴向位移、相对膨胀、转速、主汽压力和温度、重要的金属温度表等）缺少或不正常。

6.3.3汽轮机控制和监视系统DEH、TSI、ETS和DCS动作不正常。

6.3.4 汽轮机疏水系统不正常。

6.3.5 主要管系保温不完整。

6.3.6 高中压缸上下温差,内缸大于35℃，外缸大于50℃。

6.3.7 启动盘车后，汽轮机组有金属摩擦声。

6.3.8主轴晃动度达到0.05mm或大于原始值0.02mm。

6.3.9 调节保安系统静态试验不合格或不正常。

6.3.10 危急保安器动作不正常。

6.3.11高、中压自动主汽门，高、中压调速汽门、抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门之一存在卡涩或关闭不严的情况。

6.3.12高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车之一工作不正常。

6.3.13 油箱油位低，透平油油质不合格。

6.3.14 控制用气源不正常。

6.3.15 轴封供汽不正常。

6.3.16 发电机冷却系统无法投运。

6.3.17 汽机轴向位移（+1.0mm,-1.0mm）、高压缸差胀（+8.5mm或-3mm）、低压缸差胀（+8mm或-4.5mm）过大或超标。

6.4汽轮机冷态启动与接带负荷步骤
6.4.1高、中压主汽门，高、中压调门，高、低旁路门处于关闭位置，系统其它阀门位置也都符合启动要求。

6.4.2各辅助设备及系统投入，具备机组总启动条件：
6.4.2.1启动工业水系统：启动一台工业水泵向各辅机供应冷却水，保证工业水压力不低于0.4 MPa。

6.4.2.2启动循环水系统：检查循泵入口水位不低于2.2米，泵及电动门已送电，信号试验正常，断开联锁开关，合上循泵启动开关，启动循环水泵，检查泵电机电流、出口压力、盘根泄漏、轴承振动等项目应正常，冷却塔下水均匀。

6.4.2.3 投入仪用压缩空气系统。

6.4.2.4 启动排烟装置、润滑油泵、高压启动油油泵，各油温、油压正常：检查主油箱油位正常后，启动交流润滑油泵，正常后投直流润滑油泵联锁。

润滑油压在0.1±0.0196MPa，润滑油温>380C，检查润滑油系统各部位无泄漏，记录主油箱油位。

启动排烟风机，运行风机联锁置“自动”位，备用风机联锁置“自动、联锁”位。

6.4.2.5 开启顶轴油泵，油压正常，投入盘车：开启盘车油门，检查顶轴油泵进、出口门在开启状态，启动一台顶轴油泵，记录大轴顶起高度及顶轴油压，备用顶轴油泵投联锁位置。

手动盘车1800无异常后，投入盘车联锁，启动盘车装置运行，记录盘车电机电流，检查机组内部有无摩擦声，转子挠度<0.05mm，低油压试验良好且连续运行至少4h。

6.4.2.6 打开辅助蒸汽系统的所有疏水阀，启动辅助蒸汽系统，确认其运行正常。

6.4.2.7启动凝结水系统：向凝汽器补水到水位计的1/2~2/3处，启动一台凝结水泵，开启凝结水再循环门，备用凝泵投联锁。

6.4.2.8向除氧器上水并加热，除氧器水位正常后，启动给水除氧系统。

具体步骤如下：启动化学补水泵向除氧器补水至500 mm，冲洗合格后，关闭放水门和化学补水门，开启凝结水上水门，维持除氧器水位在2500~2700 mm。

除氧器补水到2150mm 时，稍开再沸腾门（辅助蒸汽至除氧器水箱的电动门），给水被加热至锅炉所需的温度后，开启加热进汽门，关闭再沸腾门。

开启除氧器下水门，给前置泵和给水泵充水赶空气，赶完空气后关闭放空气门，调整给水泵和前置泵密封水压，密封水压差<0.035 MPa。

启动电动给水泵辅助油泵，润滑油压在0.15 MPa正常后投自动。

联系电气向给水泵送操作电源和动力电源，根据锅炉要求，开启给水泵向锅炉上水，给水走高加（注：第一次机组启动时，锅炉供水也可通过0m层的化学补水泵完成）。

6.4.2.9投入轴封系统：开启相应轴封管道疏水，然后开启辅汽联箱向轴封调整门管路充汽，注意汽缸前后汽封不应向外冒汽。

6.4.2.10投入真空系统：关闭真空破坏门和再热器放空气门，启动一台真空泵，开启其抽空气门抽真空。

6.4.2.11凝汽器真空至26.7kPa左右时，锅炉点火。

6.4.2.12 锅炉起压后，根据锅炉情况开启旁路：开启各级旁路疏水门，开启一级旁路电动门和调整门，减温水暂且不投，根据再热器的要求调整一级旁路来汽门的开度（上限设计在30%N0，下限设计在0%N0）。

二级旁路来汽调整门及减温水调整门投自动位置，三级减温水调整门应全开。

注意：投旁路时，先投三级减温水调整门，再投二级旁路，最后投一级旁路。

减温水调整门开度要与减压门开度、旁路出口温度相匹配。

关闭旁路时，顺序与投入顺序相反。

6.4.2.13主、再蒸汽管道及汽缸本体疏水投入。

6.4.2.14再次确认高压启动油泵已投入且运行正常。

6.4.2.15检查主汽门、调节汽门、高压排汽逆止门的严密情况，保证无蒸汽漏入汽缸。

6.4.2.16当主汽压力达到0.98 MPa，主汽温达到2500C，凝汽器真空抽至36Kpa时，启动一台轴加风机运行，另一台轴加风机投联锁备用。

对前后轴封供汽管路充分暖管和疏水后，向前后轴封送汽，调整轴封压力在0.05MPa左右，后轴封供汽温度维持在
120~1600C。

6.4.3 汽轮机冲转
汽轮机冷态启动曲线见制造厂提供的曲线。

6.4.3.1 联系热工，投入汽轮机的下列保护：(1) 超速；(2) 润滑油压低；(3) 轴向位移；
(4) 差胀；(5) 轴振大等。

6.4.3.2 DEH盘面各指示正常。

6.4.3.3 主蒸汽压力1.0~1.5MPa、主蒸汽温度250℃以上，主蒸汽与再热汽温差不大于50℃，且有50℃以上的过热度，凝汽器真空不低于75kPa。

6.4.3.4 润滑油温控制在38～45℃之间，润滑油压在0.1±0.0196MPa之间，高压启动油泵出口油压在1.96±0.1MPa。

6.4.3.5 汽轮机“操作员自动”方式冲转升速
6.4.3.5.1关闭汽轮机旁路系统。

检查OPC开关置“OPC正常”位置。

选择“操作员自动”方式，按“挂闸”按钮灯亮，“脱扣”灯灭，选择“调节汽门”冲转，高、中压自动主汽门全开，逐渐开启调速汽门，以每分钟100 r/min的升速率升速，进行摩擦检查，到500r/min低速暖机5分钟，进行打闸试验。

6.4.3.5.2 低速暖机时投入夹层加热装置，同时投后汽缸喷水。

根据发电机内风温情况，投入发电机冷却水。

6.4.3.5.3 低速暖机结束后，DEH以每分钟100 r/min的升速率升速到1500r/min，中速暖机20分钟，其中当转速大于1000 r/min时停顶轴装置。

6.4.3.5.4 中速暖机结束后，DEH以每分钟100 r/min的升速率升速到3000r/min，其中过临界时，DEH自动将升速率修改为300-400 r/min，轴承过临界时振动小于0.15mm，否则应打闸停机，高、中压转子临界转速为1669 r/min，低压转子临界转速为1836 r/min，发电机转子临界转速为1381 r/min。

6.4.3.5.5全面测量记录汽轮发电组轴系振动。

机组冲转过程中振动规定如下：转速在1500 r/min以下时，轴承振动应小于0.03 mm。

转速在1500-3000 r/min之间，轴承振动小于0.04 mm。

过临界时，轴承振动小于0.15mm。

正常带负荷时，轴承振动小于0.03 mm。

启动及运行过程中，转子振幅大于125µm时报警，大于250µm时停机。

6.4.3.5.6汽机定速后对各系统全面检查，特别是油系统、轴承温度和轴承振动等。

定速3000r/min时，停止高压辅助油泵运行，注意主油泵出口油压应稳定，投入其联锁。

6.4.3.5.7定速3000r/min时，真空应不得低于85 Kpa。

全面检查正常后，按规定做有关试验。

6.4.3.6 进行打闸试验、注油试验。

6.4.4 发电机及励磁调节的试验。

6.4.5 机组并网，带初负荷（5MW）暖机15min，检查汽轮机振动、差胀、缸胀、轴向位移及各轴承金属温度和回油温度，润滑油压、汽缸上下壁温度正常。

6.4.6 然后锅炉按滑参数冷态启动曲线升温、升压，机组负荷随之增加，同时逐渐提高凝汽器的真空，具体过程参见下表：
6.4.7 升负荷至40MW且连续运行4小时以上，解列进行汽门严密性试验和OPC（103%）超速试验、109%电超速保护试验和危急遮断器机械超速试验。

6.4.8 机组带负荷
6.4.8.1机组并网成功后，发出“已并列”信号。

此时，机组自动带上5%的初始负荷并在此负荷下暖机30min。

维持参数不变，检查各监视参数符合要求。

6.4.8.2汽机加负荷的操作方法：
6.4.8.2.1 打开DEH操作面板，选择“目标负荷”，输入相应的负荷值，敲回车键确认。

6.4.8.2.2 选择“加负荷率”，输入1 MW/ min的速率，敲回车键确认。

6.4.8.2.3 点击“进行”按钮，注意机组负荷应上升。

6.4.8.3机组升速、加负荷过程中控制的指标：
(1) 主汽温升率：2.50C/ min。

(2) 再热汽温升率：3.50C/ min。

(3) 主汽、再热汽管道温升率：70C/ min。

(4) 汽缸、法兰温升率：2.50C/ min。

(5) 内缸外壁与外缸内壁温差：<400C
(6) 主汽门、调节汽门阀体温升率：50C/ min。

(7) 高压缸内壁上、下温差：<300C。

(8) 法兰左、右温差：<150C。

(9) 法兰上、下温差：<200C。

(10) 汽缸及法兰内外壁温差：<800C。

(11) 汽缸与法兰温差：<800C。

(12) 外缸法兰中壁与螺栓温差：<500C。

(13) 高压缸相对膨胀：+8.5~ -3mm。

(14) 低压缸相对膨胀：+8~ -4.5mm。

6.4.8.4 初始负荷期间的操作：
6.4.8.4.1低加随机启动时，低加疏水逐级串联至#2低加，启动低加疏水泵运行，保证低压加热器水位正常。

6.4.8.4.2 检查所有辅机运行正常，负荷带至10%额定负荷时，主汽管道、高压各疏水阀门应自动关闭。

6.4.8.4.3 带15%以上负荷时，后汽缸喷水应自动关闭，否则手动关闭。

6.4.8.4.4带20%以上负荷时，投入“转速控制回路”、“功率控制回路”。

根据需要，可选择投入“TPC保护”或“负荷高低限制保护”。

再热蒸汽管道、中压管道疏水门应自动关闭。

6.4.8.4.5负荷达30%以上时，三抽压力达到0.25MPa以上，投三抽至除氧器加热，停辅汽联箱去除氧器电动门，除氧器开始滑压运行，关闭除氧器再沸腾门。

6.4.8.4.6除氧器压力大于0.5Mpa，轴封供汽切至除氧器供汽，辅汽联箱来汽门应自动关闭，否则手动关闭。

切换轴封汽源时注意疏水。

#1高加疏水切换至除氧器，关闭其去#4低加的出口门，开启高加空气去除氧器门，关闭其去#4低加的空气门。

6.4.8.4.7检查机组振动、差胀、缸温、轴向位移、各轴承温度、回油温度、润滑油压、油温等参数在合格范围内。

6.4.8.4.8负荷达30%以上时，检查一、二级旁路已可靠隔绝。

根据#1高加抽汽压力和除氧器压力差是否大于0.3MPa来决定可否投高加。

当#1高加汽侧压力高于除氧器压力0.3MPa时，高加疏水倒至除氧器。

6.4.8.4.9注意机组真空、排汽温度应正常。

6.4.8.5 继续升负荷，当给水泵出口流量大于280t/h时，确认再循环电动门自动关闭，否
则手动关闭。

6.4.8.6 根据哈汽厂提供的升负荷曲线增加负荷。

6.4.8.7 汽机保护全部投入。

6.4.8.8 当高压缸金属温度达到400℃，切除汽缸夹层加热装置。

6.4.8.9 继续升负荷至135MW，进行全面检查，记录。

6.4.9升负荷过程的注意事项
6.4.9.1 监视汽包水位，使波动在±100mm以内。

6.4.9.2 启动期间主蒸汽温升率不大于2.5℃/min，再热蒸汽温升率不大于3.5℃/min。

主蒸汽、再热蒸汽管道温升率不大于7℃/min。

汽缸、法兰温升率不大于2.5℃/min。

6.4.9.3 在升压过程中，要随时观察汽水品质，及时调整连排门的开度和升压速度。

6.4.9.4 当各自动调节装置发生故障或调节不良时，应手动调节控制。

6.4.9.5 注意凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。

6.4.9.6 启动过程中，若主汽温在10min内上升或下降超过50℃，打闸停机。

6.4.9.7 发生轴振振动幅度大于0.25mm，打闸停机。

6.4.9.8 高压差胀不得超过+8.5～－3mm，低压差胀不得超过＋8～－4.5mm。

6.4.9.9 若汽缸膨胀异常应暖机，查明原因并消除。

6.4.9.10 高压内缸上下壁温差不大于30℃。

6.4.9.11 轴向位移－1.0mm~＋1.0mm报警。

6.4.9.12低压排汽温度在空负荷时不得超过120℃,满负荷时不得超过60℃。

6.4.9.13各轴承回油温度不大于65℃，冷油器出口油温保持在38～45℃。

6.4.9.14 各监视段压力不得超过下列表中数值
6.5汽轮机热态启动
6.5.1 启动前必须具备条件
6.5.1.1凝汽器真空抽至25Kpa时，锅炉点火。

高压内缸上壁温度大于1500C；主汽温度及再热汽温度分别比高、中压内上缸温度高50~800C。

主蒸汽的过热度大于50~800C。

大轴晃度应与冷态相同。

高中压外缸上、下温差小于500C，内缸上、下温差小于350C。

高、中、低压缸胀差在允许范围内。

启动前盘车必须连续运行4小时以上。

投入盘车后，先供轴封，后抽真空。

送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统，调整轴封蒸汽温度正常。

冲转前凝汽器真空不低于-75Kpa。

热态启动时，选择允许范围内的蒸汽参数，原则上是低压高温，以最大程度的减少蒸汽在调节汽门处的节流损失，有足够的质量流量对高温高压部件和末级长叶片进行冷却。

将除氧器水温加热到所需温度。

6.5.2 热态启动操作注意事项
6.5.2.1 具备启动条件，开启本体疏水门，用DEH开启自动主汽门和调节汽门冲动转子。

6.5.2.2 DEH系统控制转速上升到500r/min时，低速暖机5分钟，进行检查和听音，确认无异常后，直接升速到3000r/min。

6.5.2.3 定速后尽快并列带负荷，负荷可带至上次停机前高压内下半壁温所对应的负荷。

以后的加负荷过程仍按冷态启动的相应程序进行。

6.5.2.4 主汽门、调节汽门等部件停机后冷却较快，热态启机时避免加热过快。

6.5.2.5 升速及加负荷过程中，特别注意机组轴承振动情况，若振动有明显增大，应立即打闸停机。

查明原因后决定是否开机。

6.5.2.6 抽真空前，高压缸侧汽封汽源由主蒸汽提供，中、低压缸轴封汽源由辅汽联箱提供。

机组带负荷后，高压缸侧汽封汽源切换为辅汽联箱提供。

6.5.2.7 其余事项同冷态开机。

6.5.2.8 热态开机曲线见制造厂提供的启动曲线。

6.7 机组停运
6.7.1正常停机
6.7.1.1停机前试验高压辅助油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置。

正常后投入联锁备用。

6.7.1.2 由老厂向辅汽母管供汽并且充分疏水。

6.7.1.3 作好其他准备工作。

6.7.1.4 DEH运行在“自动、顺序阀”方式。

6.7.1.5 以1MW/ min的速度减负荷。

6.7.1.6 减负荷过程中，根据锅炉情况，投入旁路系统。

6.7.1.7 每隔15min抄写一次缸温情况。

6.7.1.8 减负荷到30%额定负荷时，要及时切换轴封供汽，维持轴封供汽压力。

另外在减负荷过程中，凝汽器及各加热器水位，润滑油温、油压等指标。

6.7.1.9 注意观察高、中、低压缸差胀，如差胀向负方向发展，应放慢减负荷速度，如高、中、低压缸差胀急剧增加，应停止减负荷并投入高温轴封汽源，观察差胀应趋于正常。

6.7.1.10 任何情况下，主蒸汽的过热度不得低于500C。

6.7.1.11 三抽压力减至0.20MPa，注意检查三抽至除氧器及三抽母管隔离门应关闭，老厂或邻机至辅汽联箱隔离门应开启，辅汽联箱至本除氧器电动隔离门应开启。

6.7.1.12 减负荷过程中，当#1高加水位上升时，#1高加至#4低加低负荷疏水门应自动打开，否则应手动开启。

6.7.1.13 减负荷到20%额定负荷时，应检查所有中压管道、再热蒸汽管道疏水门应自动打开，否则应手动开启。

6.7.1.14 减负荷到15%额定负荷时，后汽缸喷水应自动投入，否则应手动开启。

减负荷到10%额定负荷时，应检查所有高压管道、主蒸汽管道疏水门应自动打开，否则应手动开启。

6.7.1.15 联系热工，解除自带5%THA（额定负荷）的保护，负荷减至零，解列发电机。

6.7.1.16 解除机、炉、电联锁，通知锅炉、电气，准备停机。

6.7.1.17 启动交流润滑油泵，解除高压辅助油泵联锁。

6.7.1.18 按紧急停机按钮，或就地手打停机，检查自动主汽门、调节汽门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门应自动关闭。

机组转速应自动下降。

6.7.1.19 检查转子惰走情况，尤其是临界转速下的轴承振动，任一轴承振动值达到150µm，立即破坏真空。

6.7.1.20 机组转速降到600r/min,可开启真空破坏门。