5.8汽轮机启动中的注意事项
5.8.1中速以上升速时，真空应维持在-0.08MPa； 5.8.2轴承进口油温不应低于38℃，保持40℃；
5.8.3升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，若振动值达到0.04mm时，则应降低转速，直至振动消失，并在该转速下运行30分钟，方可再升速，如振动仍未消除，应再次降速，真至振动消失，并在该转速下运行60分钟，此中操作不能重复3次；若振动不消失，且查不清原因，应停机查找原因；
5.8.4升速过程中，主蒸汽参数不得上升过快，应按规程要求进行，不得降参数运行，严防汽温上下波动；
5.8.5蒸汽过热度不得于50℃；
5.8.6汽缸法兰与螺栓温度差不大于35℃； 5.8.7调节级上、下缸温度差不大于50℃； 5.8.8胀差及轴向位移不超过规定范围； 5.8.9注意汽缸膨胀应在3mm以上，调节级下缸内壁温度150~200℃，差胀应控制在1.0mm以下。
5.8.10认真监视凝汽器、除氧器、加热器水位变化，凝结水排地沟。 5.8.11滑参数冷态启动时间分配表： 暖机及升速转速 时间（分钟） 0--500r/min 5 500r/min暖机 10 500--1200r/min 15 1200r/min暖机 30 1200—2300r/min(迅速通过临界转速) 15 2400 r/min暖机 15 2400--3000 r/min 10 在3000 r/min下暖机、检查及并列 10 合计 110 5.9发电机并网、接带电、热负荷
5.9.1机组在3000 r/min稳定运行，全机检查一切正常后，汇报值班长、值长：发电机可以并网，并通知过锅炉，通知电气值班员发可并列，机组并网运行后，立即接带负荷1000KW，进行暖机20~30min；投入发电机，甩负荷保护。锅炉可按滑参数要求升压升温：升压按0.1~0.15MPa/min的速度,升温1.0~1.5℃/min。关闭导汽管疏水。记录缸温及胀差，下缸温度250℃以上，汽缸绝对膨胀5mm以上。
5.9.2联系化学值班员，化验凝结水质，合格后导入除氧器，开启凝结水至除氧器隔离门，关闭启动放水门及凝结水再循环门；
5.9.3发电机出口风温40℃时，投入发电机冷却器，出口水门全开，用入口水门调整，使其入口风温稳定在20—40℃运行，不得低于20℃；
5.9.4凝结水导除氧器后，可用同步器逐渐开调整汽门增加负荷，带负荷至2000KW暖机30分钟；下缸温度260℃以上，汽缸绝对膨胀5mm以上
5.9.5负荷的增加由司炉按1.0—1.5℃/min、0.1—0.15MPa /min的速度，升温升压控制加负荷至6MW左右，进行暖机1~2h；控制好胀差，下缸温度300℃以上，汽缸绝对膨
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胀7mm以上。注意热水井水位，及时再开启一台凝结水泵。
5.9.6在升速及带负荷过程中，司机应严密监视正差胀及金属温升速度，发现上升速度较快时，应通知锅炉放慢升温、升压、加负荷速度，或停止升温、升压及加负荷，待控制指标的上升速度缓慢下来，接近平稳时，再继续升温、升压加负荷，一般说来，金属温差上升速度的反映比主蒸汽温度上升或加负荷时间迟缓20—30分钟左右，加负荷过程中一定要控制住主蒸汽温度上升速度，1.0—1.5℃/min为宜； 5.9.7启动、带负荷的控制数据
a.自动主汽门壁温升速度4--5℃/min； b.法兰与螺栓温差小于35℃； c.调节级上下缸温差小于50℃；
d.法兰的外壁温差小于100℃，左右法兰温差小于10℃； e.汽轮机转子与汽缸相对膨胀差不超过+3mm,-1mm; f.轴向位移不超过规定值。
5.9.9加负荷至12MW，当汽轮机下缸内壁温度360℃时，差胀控制2.5mm以下，汽缸绝对膨胀10mm以上。关闭本体所有疏水门（除没有投入的设备及系统外）。
5.9.10当三抽汽压到0.6MPa时，投入三抽汽至除氧器加热（投入前应对管道充分暖管疏水）。并开启供热电动门旁路门对厂区供热管道进行暖管疏水，暖完后开启供热电动门。
5.9.11当电负荷增至20MW时，开启信号管门，投入调压器，注意旋转隔板开度，通知热网准备接带热负荷（投入步骤见前面）；正常后投入对外供热逆止门联锁。
投入＃1、＃2高压加热器汽侧，投入前应充分暖体，控制好出水温升速度，注意除氧器压力变化，关闭抽汽逆止门前后疏水门，待加热器水位正常时投入高压加热器保护水及抽汽逆止门联锁。
主汽温度升至490℃以上时，关闭主汽管道所有疏水门。
5.9.12关闭增加负荷过程中，严格监视机组运行情况，如上、下缸温差超过50℃，应停止加负荷，在该负荷下进行暖机，注意测量机组振动，检查有无异音，加强下部疏水，注意检查低加出入口水温情况，分析原因，待温差将至正常时再加负荷。低加水位正常后，投入低压加热器保护水及抽汽逆止门联锁。
5.9.13按升温、升压速度，使主蒸汽参数达到额定值，在此期间用同步器控制电负荷在25MW以内，认真监视机组振动情况，振动增加应检查蒸汽参数、油温及汽缸膨胀等是否正常。
5．9．14按下表带负荷及暖机 负荷数值 时间（分钟） 1-2MW暖机 40 2-6MW暖机 30 6MW暖机 60 6-15MW暖机 20 15MW暖机 30 15-20MW暖机 30 20-25MW 20 5.9.15带负荷中注意事项：
a.经常监视主汽压力、温度，使其不偏离启动曲线。如汽温在10min内上升或下降超过50℃，应立即打闸停机； b.差胀正值增大较快，暂停增加负荷，控制升温速度，必要时应减负荷，检查轴封汽压、汽温。负差胀增大时，应及时查明原因，并适当加快带负荷速度；
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c.及时调整凝汽器、除氧器，高、低压加热器水位及轴封压力，监视轴向位移，差胀，汽缸膨胀，各轴瓦温度汽缸温度及温差正常，并每30min记录一次； d.及时调整冷油器油温、发电机风温；
e.为提高机组经济性，应尽量使抽汽点的压力保持在热网许用压力的最低点，但不应低于规定值；
f.接待热负荷的过程中，应注意监视调压系统和整个调整系统的动作情况。注意监视段和抽汽压力变化情况，注意排汽流量及温度的变化；
g.电、热负荷不宜同时增加，热负荷增加不应超过4—5t/min。
5.10额定参数启动
5.10.1暖管
5.10.1.1联系锅炉准备暖管，暖管到电动主汽门前，电动主汽门前至地沟疏水门，用主蒸汽母管至汽机侧主蒸汽隔离门旁路门暖管，为此开启旁路二次门（一次门全开），汽压0.2—0.3MPa，暖管20—30分钟；至排地沟无压疏水门有白色蒸汽冒出后将其关闭；开启至疏水箱疏水门，电动主汽门前后及防腐汽门开启。
5.10.1.2继续开大旁路门，按下列规定升温升压，升温速度不大于2.5℃/min； 压力范围（MPa） 0.3—0.6 0.6—1.5 1.5—4.0 4.0—9.0 升压速度（MPa/min） 0.05 0.1 0.2 0.5 5.10.1.3暖管结束后，主蒸汽隔离门前后压力差不大于0.3MPa时，将蒸汽隔离门全开，并关闭其旁路； 5.10.2汽轮机冲转
5.10.2.1汽轮机冲动条件：
a. 调整油压2.0±0.05MPa，润滑油压在0.0785—0.118MPa b.油温在35℃以上，轴承回油正常 c.主蒸汽压力8.83MPa左右。 d.主蒸汽温度450℃以上 e.凝汽器真空-0.067MPa以上 f.大轴晃动度小于0.05mm
5.10.2.2得到值长冲动汽轮机的命令后，联系锅炉、电气值班员及有关人员做好准备； 5.10.2.3投入机组保护，摇同步器挂闸、开启主汽门、调速汽门，注意调速汽门是否关严；
5.10.2.4冲动汽轮机转子，盘装置应脱开自动停止，若盘车装置未能与主轴脱开时，应立即打闸停机；
5.10.2.5以80~100r/min的速度升速至500r/min,暖机10~20min。对机组进行全面检查。
5.10.2.6额定参数下冷态启动暖机时间按下表： 暖机及升速 时间（min） 0—500 r/min 10 500r/min暖机 10~20 500--1200 r/min 20 1200 r/min暖机 120 1200--2400 r/min（迅速通过临界转速） 15 2400 r/min 60 2400--3000 r/min 10
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在3000 r/min下暖机，检查及试验 30 合计 255 5.10.2.7汽轮机冲动到定速操作及注意事项，同滑参数启动，只是当汽缸绝对膨胀在4~5mm机组，差胀至2.9mm无法控制时，应停下机组，闷缸让汽缸自由膨胀，至汽缸温度不再升高时，差胀回落至2.0mm以下，其他一切正常，即可重新冲转。 5.10.3并列接带负荷
5.10.3.1机组定速各项试验完后，关闭调速汽门导汽管疏水门，全机检查，设备系统正常，汽轮机空负荷下暖机20分钟，高压缸下部温度升到320℃以上，通知电气值员可并列。接到已并列通知时，以加负荷的速度0.2MW/min，加到2MW暖机30分钟，凝结水合格导入除氧器； a.按下表带负荷及暖机： 负荷数值 时间（min） 1.0—2.5MW暖机 20 2.5—5MW 10 5MW暖机 30 5—12MW 30 12MW暖机 20 12—20MW 30 20-25MW 20 b.当高压缸下部温度达400℃以上时，允许以1.0MW/min的速度将负荷加到额定值； c.当下汽缸温度420℃时，关闭本体所有疏水门（除没有投入的设备及系统外）； 5.10.3.2汽轮机带负荷注意事项及接带热负荷同滑参数启动、接带电、热负荷；
5.11热态额定参数启动
5.11.1热态额定参数启动的特殊规定
a.启动前，投入交流润滑油泵，机组连续盘车，转子弯曲值不偏离原始值0.03mm，连续盘车2小时以上，调节级处上、下缸温差不超过50℃。
b.新蒸汽温度必须比上缸金属温度高50—100℃。冷凝器真空在-0.067MPa以上时，才可开启主汽门，用调速汽门冲转。注意管道应充分暖管疏水。 c.上下汽缸温差小于50℃。
d.先供轴封高温蒸汽、后抽真空。
e.胀差超过-0.8mm时，为防止高压前汽封收缩，应先供轴封高温蒸汽，后抽真空后，投入高压前轴封高温备用汽源（注意温度在300℃左右，防止低压缸超温），压力维持0.0981—0.147MPa（表压），但要严防汽机自转，投入前注意暖管疏水防止汽缸进水。 f.蒸汽参数达到8.83MPa，535℃后，开启主汽门，调整汽门冲转，保持机组转速550r/min左右，对机组进行全面检查。
g.确认一切正常后，以200r/min的升速率升至额定转速。
h.转速升至1200r/min，应将真空随转速上升，逐渐提高到额定真空。
i.定速后机组无异常，可通知电气在5min并列，然后以1.5—2.0MW/min的速率按热态额定参数启动平稳地增加负荷直到额定功率。
j.负荷增至15-20MW，停留30min，可以投入高加及抽汽供热系统。
k.热态启动时应严密监视振动、胀差，如果突然发生较大的振动，必须立即打闸停机，投入连续盘车，绝不允许降速度或等待观望拖延时间。 l.凝结水不合格，不应启动机组。
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m.其它准备要求与操作按冷态额定参数的启动执行。
5.12停机
5.12.1停机前的准备工作
a.接值长停机命令后，准备好操作票及各种工具、记录，根据实际情况，合理选择停机方式，对机组进行全面检查。
b.试验交、直流润滑油泵，交流调速油泵，盘车电机正常工作。 c.试验主汽门、调速汽门灵活无卡涩。 d.三抽至轴封管道暖管，减温减压倒暖。 5.12.2滑参数停机
5.12.2.1.要求司炉降低压力，汽温保持基本不变，汽机保持负荷20MW，逐渐全开调速汽门230mm左右；运行20—30分钟。
5.12.2.2.主蒸汽降温速度不大于1—1.5℃/min，主蒸汽温度在490℃以上，降温速度可稍快一些，但不得大于2℃/min，降压速度不得大于0.1—1.15MPa/min，主蒸汽温度应有50℃以上过热度；
5.12.2.3.在滑停过程中，应密切注意汽轮机转子与汽缸的相对胀差，当发现负胀差增大至-0.2mm时，应放慢负荷，汽温滑停速度，控制好轴封三漏调节门开度，及时投入三抽或高温汽源，不允许降至-0.5mm以下，尽量恢复到0mm以上。 5.12.2.4.在滑停过程中，当主汽温度低于上汽缸内壁温度时，应控制温差不超过30℃； 5.12.2.5.当主蒸汽温度下降到480℃时，开启主汽管道疏水门； 5.12.2.6.控制汽缸法兰与螺栓温差不大于35℃ 5.12.2.7.上、下汽缸温差不大于50℃
5.12.2.8.汽缸法兰内、外壁温差不大于100℃ 5.12.2.9.汽缸法兰左右温差不大于10℃
5.12.2.10.当负荷降到15MW时，稳定运行30分钟，联系热网停止对外供汽（停汽步骤见前述），开启厂区管道疏水门，保持除氧器压力。解除三抽抽汽逆止门保护。
5.12.2.11.注意及时开启给水泵再循环，负荷降到10MW，解除高加保护，通知锅炉，关闭#1，2高加进汽门，关闭高加疏水门。开启一二抽管道疏水门，高加汽测排地沟门，待高加温度下降后，开启高加给水旁路门，关闭高加给水进出水门。
三抽压力降至0.4Mpa以下时，除氧器应倒备用汽源。关闭三抽至除氧器加热门。若无备用汽源，应通知锅炉开大连排，保持除氧器压力。防止给水泵汽化。 5.12.2.12负荷降到6MW；，除氧器压力小于0.3Mpa，轴封供汽应倒备用汽源，开启汽缸本体所有疏水门，调整热水井水位，可停下一台凝结水泵。
5.12.2.13.当主蒸汽汽温降到300℃，汽缸温度降到300℃以下时，锅炉熄火，汽轮机继续滑负荷，在滑负荷过程中，应随时调整轴封供汽及凝汽器水位；
5.12.2.14.当负荷滑到4MW时；关闭#1，2，3低加进汽门。通知电气注意厂用电。 5.12.2.15.当负荷至2MW时，检查差胀0mm左右，通知电气全减负荷，关闭凝结水导除氧器门，关小凝结水调整门及手动门，开启凝结水再循环门，用启动放水门保持凝汽器水位；除氧器应逐渐降压降温。
5.12.2.16.确认负荷到零，解除发电机，甩负荷保护，通知电气解列，注意转速不应升高，解除除低油压外所有保护，高压油泵联锁，投入交流润滑油泵运行，手摇同步器关闭主汽门、调速汽门，旋转隔板，，解除除交直流润滑油泵外所有保护，全关电动主汽门，记录惰走时间。关闭门杆漏汽门。
5.12.2.17转速降至2100 r/min时，应开启破坏门，降低真空，迅速越过临界转速。
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