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汽轮机整套启动调试方案






1. 目的 ................................................................................................................................................1 2. 依据 ................................................................................................................................................1 3. 设备系统简介 ................................................................................................................................1 4. 调试内容及验评标准 ....................................................................................................................2 5. 组织分工 ........................................................................................................................................3 6. 使用仪器设备 ................................................................................................................................3 7. 整套启动应具备的条件 ................................................................................................................3 8. 整套启动程序及原则 ....................................................................................................................5 9. 首次整套启动操作步骤 ................................................................................................................6 10 主要设备及系统投入要点 ............................................................................................................9 11 冷热态启动方式划分 .....................................................................................................................9 12. 停机操作 ....................................................................................................................................10 13 安全注意事项 ..............................................................................................................................12

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1. 目的 为加强茂县潘达尔硅业有限责任公司,2×33MVA 工业硅矿热炉余热发电工程调试工作管 理,明确启动调试工作的任务和各方职责,规范调试项目和程序,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。 机组整套启动调试是基建工程的最后一道工序,通过整套启动调试使机组达到《验标》 规定的技术指标。本方案仅作为机组启动试运导则,提供了机组调整试运指导性意见,各参 建单位可遵照执行。 2. 依据 2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996 年版)及相关规程》 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 (2006 年版) 2.3《火电工程启动调试工作规定》 (1996 年版) 2.4《电力建设施工及验收技术规范》 (1992 年版) 2.5 制造厂家及设计院相关资料。 3. 设备系统简介 3.1 工程概况 茂县潘达尔硅业有限责任公司 2×33MVA 工业硅矿热炉余热发电工程, 其汽轮发电机组为 青岛节能汽轮机集团股份生产的 N12-3.43 型凝汽式汽轮机 。 3.2 汽机本体简介 汽轮机组为 N12-3.43 型凝汽式汽轮机为单缸非调整抽汽凝汽式汽轮机。 额定功率 12MW, 经济功率 12MW。 本汽轮机单缸凝汽式汽轮机, 本体主要由转子部分和静子部分组成。 转子部分包括主轴、 叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等;静子部分包括汽缸、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴 承座、调节汽阀等。 汽轮机通流部分由一级双列调节级和 11 个压力级,共 13 级组成。汽缸下部有加热器用 回热抽汽口。汽缸和排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。排汽接管内设有喷水管,当排 汽室温度超限是,喷入凝结水,降低排汽温度。调节汽阀为群阀提板式,提升杆通过杠杆与 高压油动机活塞杆连接 汽封分通流部分汽封,隔板汽封,前后汽封。 汽轮机前轴承和推力轴承成一体,组成联合轴承。安装在前轴承座内。
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各轴承的润滑油压力大于 0.08Mpa,回油温度应在 55°C 左右,各轴承的振动振幅应不 大于 0.05mm,冷油器出油温温度应保持在 40-45°C 。 汽轮机热膨胀死点设在后汽缸处,一横向滑键定位于后座架。前轴承座和前汽缸联接处 有垂直向滑键,前轴承座和前座架之间有纵向滑键。它们组成滑销系统,使汽缸向前热膨胀 时,保持中心不变。 本机转子通过刚性联轴器与发电机转子连接。 盘车速度约为 9r/min 临界转速:~1655r/min 3.3 机组设计特点 3.3.1 汽机调节系统是数字电—液调节系统(DEH) ,调节保安系统介质为透平油; 3.3.2;给水系统设计三台电动给水泵: 3.3.3 机组设疏水膨胀箱,疏水膨胀箱承接汽缸本体及一段抽汽、二段抽汽管道的疏水。疏 水膨胀箱的顶部和底部分别与凝汽器喉部及凝汽器热井连通; 3.3.4 真空系统采用射水泵抽气系统。 3.4 主要设备技术规范 3.4.1 汽轮机 序号 1 2 3 5 6 7 8 9 10 11 名 汽轮机型式 汽轮机型号 额定功率/经济功率 工作转速 旋转方向 主汽门前额定进汽压力 主汽门前额定进汽温度 排汽额定压力 汽耗率 冷却水温度 MW r/min 称 单 位 单缸凝汽式汽轮机 N12-3.43 12/12 3000 数 据

顺时针(从汽轮机向发电机看) MPa(a) ℃ MPa Kg/kw.h ℃ 3.43(+0.3,-0.2) 435(+10,-15) 0.008 4.13 27(最高 33)

4. 调试内容及验评标准 4.1 调试内容: 4.1.1 汽轮机冲转至额定转速后复核各部分油压值,完成各项自动保护装置的试验;
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4.1.2 汽轮机组空负荷试验与调整 1) 2) 3) 4) 5) 6) 汽轮机启动、升速、额定转速试验; 主油泵切换试验; 喷油试验; 并网、带负荷试验; 超速试验; 整套启动汽轮机运行参数控制与调整。

4.1.3 汽轮机组带负荷试验与调整 1) 2) 调节系统带负荷试验; 甩负荷试验(视机组具体情况、按启动委员会规定时间进行)

4.1.4 汽轮机组 72 小时试运行。 4.2 验评标准 4.2.1 冲转前主机润滑油温 35~45℃,油压 0.08-0.12MP。 4.2.2 主机启动时,轴向位移≤-0.6~0.6mm。 4.2.3 主机正常运行时, 主机润滑油温 38~45℃, 凝汽器真空>87kPa, 轴承金属温度≤80℃, 轴承振动≤0.05mm。 5. 组织分工 5.1 调试单位负责方案的编写、实施及指导,并做好记录; 5.2 安装单位负责设备维护,配合系统检查,消除缺陷,现场消防保卫; 5.3 运行人员负责设备及系统检查操作、调整控制运行参数并做好记录。 6. 使用仪器设备 序号 1 2 3 设备名称 便携振动表 红外线测温仪 在线表计 型号 TK81 Raytek 备注

7. 整套启动应具备的条件 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、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;
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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 主蒸汽管道、汽封供汽、除氧器加热蒸汽管道经蒸汽吹扫干净,并办理签证。 7.7 主给水管道、凝结水管道、循环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、调节保安油路系统,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 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; 7.10 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; 7.12 汽机调节保安系统静态试验完毕,试验结果符合厂家要求; 7.13 热力系统安全门冷态调整动作正常; 7.14 系统上电动门、调节门、手动门开关试验正常,挂牌标注名称正确,设备名称编号统一; 7.15 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; 7.16 DCS、DEH、ETS、TSI 监视系统调试结束,系统功能完善、可靠,数据准确; 7.17 启动电源确保工作正常; 7.18 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,脚手架已拆除; 7.19 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; 7.20 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; 7.22 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; 7.23 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; 7.24 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; 7.25 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
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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 1) 主机及辅机进行各项电气、热工保护、联锁试验;保安电源带负荷试验正常。热工所 有仪表投入,电动门、调节门等送电,转动设备根据需要按电厂《运行规程》要求分别送电; 2) 汽机辅助设备及系统参照辅助设备试运措施及《运行规程》分别启动投入; 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,通知锅炉启 动,汽机暖管; 4) 首次整套启动按首次冷态滑参数启动曲线冲转暖机、检查;主机启动技术指标控制: 新机组首次冷态启动一般时间都比较长(主要是检查及调整时间较长) ,必须控制好机组启动 及启动过程技术参数,比如充分检查汽缸膨胀、轴向位移、轴承温度、油温油压、排汽温度、 汽缸温差、相对膨胀、主蒸汽压力/温度等参数,按照升速曲线进行升速、暖机,并测量实际 临界转速及临界转速下的最大振动值; 5)主机额定转速试验:汽机升速至 3000r/min 后,进行主油泵切换试验,全面检查、测量、 记录。稳定运行 10~20 分钟;做喷油试验,试验方法见《调节保安油系统调试方案》 ; 6)喷油试验结束后交电气进行各项试验; 7)发电机并网带负荷; 8)发电机带负荷 5~10%,运行 2~4 小时后解列发电机; 10)超速试验:汽机维持空转,做危急保安遮断器飞锤超速试验,动作转速在 110~112% 额定转速,动作值不合格时停机调整,试验方法见《调节保安油系统调试方案》 ;如飞锤击出 试验正常,汽轮机组无重大缺陷,汽机维持 3000r/min,可再次并网; 11)启停机试验 空负荷调试任务完成以后,安排机组停机。目的是利用短暂的停机间隙消除空负荷调试 阶段暴露出来的缺陷,并对机组试运的有关事宜给予适当安排和调整;停机过程中记录惰走 时间。 根据机组停运时间的长短和现场实际情况,准备以温/热态启动方式开机,以检验机组对 不同方式启动的适应能力及可控性。 12)机组重新启动带负荷 16)汽机甩 50%、100%额定负荷试验(按启动委员会规定时间进行); 17)停机处理设备缺陷,为进入 72 小时创造条件(根据机组运行情况,也可不停机完善进
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入 72 小时试运条件) ; 18)72 小时试运:72 小时试运按“新启规”要求标准进行; 19)72 小时试运结束移交生产。 8.2 整 套 启 动 原 则 1) 汽机启动后采用定参数运行方式; 2) 汽机首次整套启动按首次冷态参数启动曲线升速暖机,首次启动因保温较湿故需适当 延长暖机时间,以后整套启动原则上可按厂家提供曲线启动; 3)疏水系统首次使用,建议先排地沟待疏水水质合格再回收; 4)除氧器安全门在机组启动前进行整定合格; 3) 甩负荷试验在 72 小时试运前完成(视具体情况、按启动委员会规定时间进行)。 9. 首次整套启动操作步骤 9.1 整套启动前的准备工作 1)主机及辅机设备程控、保护、联锁试验合格后,将各辅助设备电源根据需要送到工作位 置,各热工表盘及 DEH、DCS 送电投入,检查各系统处于正常状态; 4)循环水系统检查正常,并适时投入; 5)通知化学,启动软水泵向除氧器补水至正常水位; 6)向凝汽器补水至正常水位; 7) 检查主油箱油位正常, 启动主机润滑油泵, 检查润滑油系统无渗漏, 而后启动高压油泵, 投入及调整冷油器,保持润滑油温在 35~45℃,润滑油压 0.08~0.12MPa;检查各轴承回油 应正常,油箱排烟风机启动后,维持油箱微负压; 8)启动盘车,记录盘车电流值,倾听动静部分声音正常; 9)启动电动给水泵,根据锅炉需要调整频率向锅炉上水; 11)关真空破坏阀,启动射水泵,凝汽器抽真空,开启相关疏水; 12)检查投入轴封系统;投入前要充分暖管疏水; 13)当真空达 60kPa 后,通知锅炉启动, 检查开启下列疏水门: 序号 1 2 疏水阀名称 电动主汽门前疏水 电动主汽门后疏水 序号 3 4 疏水阀名称 自动主汽门前疏水 轴封系统管道疏水

14)锅炉点火后注意检查疏水系统,注意金属温度变化情况,注意主汽门及调节汽门情况; 15)机组冲转前,检查并开启下列疏水门:
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序号 1 2

疏水阀名称 一抽管道疏水及阀体疏水 二抽管道疏水及阀体疏水

序号 3 4

疏水阀名称 门杆疏水 汽缸本体疏水

16)检查 ETS 系统投入正常; 9.2 整套启动操作 1)冲转参数 序号 1 2 3 4 项 目 名 称 主蒸汽压力 主蒸汽温度 凝汽器真空 润滑油温 单 位 MPa ℃ kPa ℃ 数 值 1.5 280 67 35?40

2) 冲转前复查并计录下列数据 序号 1 2 3 4 5 项 目 名 称 盘车电流 汽缸绝对膨胀 轴承金属温度 汽缸胀差 轴向位移 序号 6 7 8 9 10 项 目 名 称 汽缸上下壁温度 机组各轴瓦振动原始值 轴承供回油温度 保安油压 脉冲油压

3)投入机组开机相关保护,挂闸,开主汽门,在 DEH 操作面板上按运行,设定目标转速 500r/min,升速,第一阶段暖机 30min,注意盘车脱开,仔细测听汽缸内部声音,检查通流 部分、轴封、各轴承是否存有异常声音,注意各轴承的温升与各部分的膨胀,振动情况,此 转速暖机不小于 15 min,根据膨胀、振动适当延长暖机时间。 4)盘车脱开(否则应打闸停机)后应手动停止盘车电机。 5)低速暖机结束后,设定目标转速 1200r/min,升速至 1200r/min 中速暖机,进行全面检 查,中速暖机 90 分钟;升速及暖机期间轴承振动应小于 0.05mm。 7) 中速暖机结束后, 设定目标转速 2500r/min, 升速至 2500r/min, 进行高速暖机 30 分钟; 在升速过程中应迅速平稳通过汽机临界转速,通过临界转速时轴承振动应不大于 0.15mm。 9) 高速暖机结束后, 设定目标转速 3000r/min, 升速至 3000r/min,额定转速暖机 30 分钟, 进行全面检查、测量、记录。 10) 在冲转升速过程中应监视下列项目:
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---倾听汽缸、汽封、油挡处有无异常声音和金属摩擦声; ---注意汽机本体及有关管道疏水应畅通,无水击及振动现象; ---轴向位移无大幅度变动,推力瓦块温度无异常升高或突变; ---轴承金属温度<85℃,回油温度<65℃; ---转速在 1000r/min 以下,轴承振动≤0.025mm; ---过临界转速时应快速平稳,不得在此停留,轴承振动大于 0.15mm 时打闸停机; ---注意主机各点膨胀应均匀, 汽缸上下壁温差、 汽缸相对胀差、 振动、 轴向位移等均无超限; ---润滑油和调速油油温、油压调整在范围内; ---凝汽器水位调整在范围内; ---汽封供汽压力、温度调整在范围内; 12)汽机定速后试验 a 主油泵切换试验:在主油泵工作正常后,将高压油泵停下投备用,切换时应加强监视, 防止油压突降,并检查调节系统应能保持稳定,油动机无显著摆动; (注:主油泵与高压油泵 切换时,应先缓慢关闭高压油泵出口手动门,应密切监视调速油压力值应无大的波动或下降, 如果有则说明主油泵工作出力不正常。当高压油泵出口门关完后,各油压无明显变化,则停 高压油泵;而后再缓慢开启出口门,应注意调速油和润滑油压力应无变化,如有则说明高压 油泵出口逆止门不严) 。 b 进行危急遮断器喷油试验,内容详见《调节保安油系统调试方案》 ; 12)交电气进行试验 13)汽轮机超速试, 汽轮机超速试验, 详见 《调节保安油系统调试方案》 。 发电机首次并网、 带负荷试验 a 试验结束后,汽机并网带初始负荷,逐渐把负荷升至 1.2MW,进行暖机 30min。 b 升负荷至 1.2MW,暖机 2--4 小时。 C 根据机组各参数以及主蒸汽参数缓慢增负荷至额定负荷。 9.3 汽轮机组正常运行控制指标 序号 1 2 3 4 名 主汽阀前额定压力 主汽阀前额定温度 主汽额定流量 额定给水温度
8











MPa ℃ t/h ℃

3.43 435 49.5 105

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序号 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18





单 mm







各轴承处轴颈绝对振动值 凝汽器真空 汽缸胀差 汽轮机轴承金属温度 发电机轴承金属温度 推力轴承金属温度 轴承回油温度 轴向位移 主油油箱油位 润滑油温度 润滑油压力 低压轴封蒸汽温度 上下缸温差 低压缸排汽温度

<0.03 ≥90 -1~+2 <85 <85 <85 <65 -0.6~0.6 300 35~45 0.08~0.12 150~260 <50 <65

kPa mm ℃ ℃ ℃ ℃ mm mm ℃ kPa ℃ ℃ ℃

10 主要设备及系统投入要点 10.3 低压加热器及除氧器投入要点 1) 低压加热器随机启动 2)除氧器上水至正常水位,同时启动电动给水泵根据锅炉需要调整给水泵频率,维持水正 常; 3)机组启动正常后,负荷带至 60%以上时,将一段抽汽管道疏水暖管,投入一段抽汽加热。 调整除氧器进汽调整阀,维持除氧器水温 104℃,根据水质含氧量,调整排氧门开度; 11 冷热态启动方式划分 11.1 冷 热 态 启 动 方 式 的 划 分 序号 1 2 启动方式 冷态启动 热态启动 划 分 标 准 调节级后内壁金属温度小于 150℃ 调节级后内壁金属温度高于 150℃

11.3 机组热态启动操作要点 11.3.1 转子弯曲度不超过 0.06mm,冲转前盘车连续运行不少于 4 小时。冲转时主汽温度应高 于调节级处下内壁温度 50℃以上;主蒸汽具有相应压力下 50℃以上过热度。
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11.3.2 热态启动时,在盘车状态下先送汽封,后抽真空,送汽封时要充分疏水,汽封供汽温 度与汽封段转子金属温度相匹配; 11.3.3 冷油器出口油温应维持较高一些, 一般不低于 40℃; 在中速以下, 汽机振动超过 0.03mm 时应立即停机,重投盘车。 11.3.4 热态启动操作 1) 根据调节级处下壁内壁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、 轴向位移、 汽缸胀差、 汽封供汽温度、 汽缸上下温差、主蒸汽温度; 3) 先送汽封,后抽真空,送汽封时先投要充分疏水,汽封供汽温度与汽封段转子金属温度 相匹配; 4) 冲动转子,3000 r/min 定速后,不得长时间空转,检查机组正常立即并网,带上初负荷; 5) 根据高压内缸壁温带初负荷,以后缓慢增加负荷; 6) 升负荷过程中,监视胀差和汽缸壁温的变化情况。 12. 停机操作 机组停用分为正常停机和事故停机二种。 事故停机是由于主、辅机或电网出现故障,危及人身和设备的安全,保护装置动作而被 迫停机。事故情况下,主汽门和调节汽门关闭,机组负荷迅速降至零,同时与电网解列,转 子惰走至“零” ,现场应根据事故情况决定是否采用破坏真空紧急停机。 12.1 正常停机 12.1.1 正常停机,在 50%额定负荷之前用滑压减负荷,在 50%负荷之后定压运行,减负荷至 零,打闸停机。 12.1.2 正常停机主要操作步骤 1)在减负荷前应检查调整好汽封供汽压力,及热水井水位。 2)负荷降至 6MW 退出除氧器加热汽源工作。 3)汽封供汽系统切换为新蒸汽供汽。 4)低负荷下试验交、直流润滑油泵及盘车电机,均应工作正常; 5)负荷减至零后,开启调速油泵,打闸停机、发电机解列。 6)停射水泵,根据转速下降情况,稍开真空破坏门,转速至零,真空至零,停汽封供汽, 停轴封加热器及风机,记录转子惰走时间。 7)转子静止,投入盘车连续运行。认真做好停机后记录工作,特别是壁温参数、盘车电流。
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8)关闭汽机本体疏水,以防止冷汽进入汽缸,注意除氧器及凝汽器水位,以防止冷水进入 汽缸。 9)在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时,应停止连续盘车改为定期盘车。 10)其它辅助设备操作按电厂运行规程执行。 12.1.3 停机注意事项 1) 滑压减负荷时严密监视主汽温度、压力、汽缸金属温度、胀差的变化,如出现异常,尽 快减负荷至零,打闸停机。如出现胀差向负值方向变化较大时,应尽快减负荷至零,并提高 轴封供汽温度。 2) 汽机打闸后,应检查抽汽逆止门是否关闭。 3) 为防止带负荷解列时机组超速,解列时应确认负荷至零,或采取先打闸后解列 4) 停机后应防止凝汽器水位过高,严防冷水进入汽缸,严密监视缸体壁温。 12.2 紧急停机 12.2.1 处理原则: 1) 事 故 的 处 理 , 应 以 保 证 人 身 安 全 , 不 损 坏 或 尽 量 少 损 坏 设 备 为 原 则 ; 2) 机组发生事故时,应立即停止故障设备的运行,采取相应措施防止事故扩大化;必要时 应保持非故障设备的运行; 3) 事故处理应迅速、准确、果断; 4) 保护好现场特别是事故发生前和发生时的仪器、仪表所记录的数据,以分析原因; 5) 事故消除后,运行值班人员应将观察到的现象,当时的运行参数,处理经过和发生时间 进行完整、如实记录,以便分析事故。 12.2.2 下列任一情况出现,应打闸后破坏真空紧急停机: 1)机组发生强烈振动,振幅达 0.08mm 以上; 2)汽机发电机内有清晰金属摩擦声音和撞击声音; 3)汽机发生水冲击; 4)任一轴承回油温度升至 75℃或任一轴承断油冒烟时; 5)任一支持轴承金属温度升至 100℃或推力轴瓦温度升至 100℃; 6)轴封或挡油环严重摩擦,冒火花; 7)润滑油压力低至 0.03MPa,启动润滑油泵无效; 8)主油箱油位降至低油位停机值以下,经补油无效时; 9)油系统着火;
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10) 轴向位移超过跳闸值; 11) 汽轮机超速而危急遮断器拒动; 12) 主蒸汽管或给水管道破裂,危机机组安全时 13) 厂用电中断 12.2.3 下列任一情况出现应不破坏真空停机: 1)凝结水泵故障,凝汽器水位升高,而备用泵不能起; 2)DEH 系统和调节保安系统故障无法维持正常运行; 3)机组处于电动机状态运行时间超过 1min; 4)主汽压力升高至允许变化的上限时,经调整无效时 5) 主汽温升高至允许变化的上限 5℃运行超过 30 分钟应故障停机。 6)主汽门、调节汽门门杆卡涩,无法活动; 7)凝汽器真空降至 59kPa 以下; 13 安全注意事项 13.1 运行人员首次操作前应经考试上岗,调试人员运行班长应进行技术交底,熟知运行规程 和操作系统,防止误操作; 13.2 操作公用系统时,一定要取得值长同意,并做好隔离工作; 13.3 汽机冲转前蒸汽进入汽缸内不允许启动,一定要查明原因; 13.4 首次整套启动前对每个系统应仔细检查,汽机升速过程中应注意汽封、油挡若发现有摩 擦现象,在较短时间内不能立即消除时,立即停机,另外严格监视汽机转子及轴承振动,各 缸胀差、轴承金属温度、油膜压力、汽缸膨胀,发现问题应立即汇报值长; 13.5 机组未解列前发生电动机状态运行时间不应超过 1min,且凝汽器真空必须正常; 13.6 在盘车投入前,不得向轴封供汽; 13.7 在排汽温度高时,应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化,如排汽温度已 达到报警值,除投入喷水系统外,还应采取提高真空度或增加负荷等方法来降低排汽温度; 13.8 必须保证汽机本体疏水系统以及主汽管和抽汽管的疏水系统系统在启动停机时畅通; 13.9 喷油试验后不能立即做超速试验,以免积油引起动作转速不准确; 13.10 首次启动应加强化学化验凝汽器水质,水质不合格不能回收;

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