汽机技术措施分析.docx

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汽机技术措施分析

汽机技术措施汇编

运行部汽机专业

1.发电机氢气系统运行的安全技术措施

为杜绝氢气系统运行过程中各种事故的发生，保证调试运行过程中人身和氢气系统设备的安全，贯彻二十五项反措关于防止氢气系统发生重大事故的要求，特制订如下措施：

（1）在氢气进行主厂房前，应确认化学供氢站至主厂房前的供氢管道已气体已置换合格，管道氢气纯度合格。

（2）在发电机开始用二氧化碳置换空气之前，必须确认氢气干燥器前置换用仪用空气进气手动门已严密关闭，进气接头已经拆开并挂牌。

（3）在发电机气体置换过程中，应投入发电机底部油水检漏仪、密封油氢侧回油扩大槽油水检漏仪运行，置换过程要时刻关注检漏仪的报警情况，发现油水位高，应及时排放，并调整好油氢差压。

（4）在二氧化碳置换空气或氢气置换二氧化碳过程中，在置换过程取样分析合格后，均应对对所有的在线设备（氢气干燥器及其管路、密封油氢侧回油扩大槽、浮子油箱、油水检漏器、发电机绝缘过热检测装置、氢气纯度分析仪、不包括氢气湿度仪）、仪表、取样管、排气、排污管进行彻底吹扫置换一次，然后再一次取样分析合格，置换过程才能完成。

（5）氢气控制排第一次进行充氢之前，管道中充满空气，也要注意对氢气控制排的管道用二氧化碳进行吹扫置换，然后才能通氢。

（6）正常运行中，应保证密封油压高于机内氢压0.05-0.07MPA，最为适宜。

定子线圈水压要低于发电机内氢压至少为0.05MPA。

（7）气体置换期间，氢气湿度仪必须隔离运行，因该仪表的传感器不能接触二氧化碳，否则将导致不能工作。

（8）发电机充氢时，先用二氧化碳驱赶发电机内的空气，待机内二氧化碳含量超过85%时，即可引入氢气驱赶二氧化碳，这一过程保持机内气压在0.02-0.03MPA之间，排氢时，应先将机内氢压降至0.02-0.03MPA之间，再用二氧化碳驱赶发电机内的氢气，待机内二氧化碳含量超过95%以后，即可引入空气驱赶发电机内的二氧化碳，直到机内二氧化碳含量小于5%时，才可终止向发电机内送压缩空气，这一过程也保持机内气压在0.02-0.03MPA之间。

（9）当发现发电机氢压下降较快，有漏氢现象时，应对发电机周围进行测氢工作，并立即报告有关部门和领导并进行现场隔离。

仃止一切动火工作。

做好现场通风工作。

（10）发电机内氢气纯度一般不允许低于98%，含氧量不大于2%，若低于该标准，应立即进行处理，直到合格为止。

（11）应定期在补氢或排补氢后计算机组漏氢量，发现超标时应及时汇报。

（12）发电机运行时排油烟机应保持连续运行。

（13）排补氢气操作应用手缓慢进行，不能用F型板手操作。

（14）氢气运行过程中，应随时注意定冷水系统的运行情况，当定子水箱内含氢量超过1%时，则有可能是定子线圈有漏点，原则上应考虑申请停机处理，当定子水箱内含氢量超过4%时，则应立即停机处理。

（15）运行人员应熟练掌握氢气系统运行的操作流程，应做好事故情况下系统进行紧急排氢的事故预想。

2.辅机出口逆止门内漏运行的注意事项

辅机（如水泵、油泵等）出口逆止门内漏较大，当投入备用方式时由于出口电动门自动开启，出口母管中介质会倒流造成辅机倒转，如此时备用联动或者手动启动，有可能造成电机过载损坏。

此种工况下运行，运行人员应重点注意：

（1）不允许投入备用方式运行，在出口电动门关闭情况下，可以作为紧急备用。

（2）相邻辅机运行时，应将本辅机出口门关闭，并就地确认不倒转。

（3）当必须启动出口逆止门内漏的辅机运行时，应先确认出口门已关闭，启动后，再开启出口门。

海门电厂运行部

3.循环水系统运行过程中特别注意事项

在循泵冷却水系统整改之前，针对当前循环水泵电机及轴承油箱冷却水系统运行过程中出现的问题，运行人员在循环水系统运行过程中，要特别注意以下几点：

（1）机组闭冷水母管压力应控制在0.56-0.60MPa之间。

（2）当闭冷水缓冲水箱水位低需要补水时，为防止闭冷水出口母管超压，必须点动缓慢操作凝补水至闭冷水母管电动补水门，并密切注意闭冷水母管的压力变化，如闭冷水母管压力突然增大，应立即关闭电动补水门，等压力恢复正常再缓慢点动开启补水。

（3）禁止全开凝补水至闭冷水母管电动补水门进行闭冷水系统的补水，以防止闭冷水母管超压。

（4）在循环水泵运行过程中，其冷却水减压阀后的压力保持在0.38-0.42MPa之间，不能超压。

（5）定期检查循环水泵的运行状况，集控室要特别注意运行泵电流、轴承及电机线圈温度，就地要定期检查，要特别注意轴承油箱的油位变化、泵的轴承温度及振动情况，泵体及冷却器泄漏情况，并做好记录，如发现轴承油箱冷却器泄漏，应立即停泵。

4.关于汽机房特殊装向辅机运行的注意事项

目前1、2号汽机房有部分辅机的装向与常规布置方向相反。

一号机组有：

（1）抗燃油泵A、B、抗燃油循环油泵A、B

（2）密封油泵A、B

（3）旁路油泵A、B

二号机组有：

（1）抗燃油泵A、B、抗燃油循环油泵A、B

（2）密封油泵A、B

（3）定子冷却水泵A、B

（4）旁路油泵A、B

运行人员在对上列辅机电机进行停、送电，辅机启动前检查、启动时，必须十分小心，反复确认，互相提醒，严防电机误停送电或发生误操作事故。

5.密封油系统采用第三种循环运行方式的技术措施

当前，密封油系统拟采用第三种油循环运行方式运行，其方式如下：

此运行回路的作用是在主密封油泵和直流油泵目前都非运行的情况下，直接利用轴承润滑油直接作为密封油源密封发电机内气体或者对密封瓦进行润滑冷却作用，此种工作方式机组一般处于停机盘车状态。

因主机润滑油压较正常密封油压力低很多，按同类电厂的运行经验，此种方式下运行应特别注意：

发电机内气体压力必须在0．05MPa以下，否则起不到密封作用，而且会造成密封瓦跑油、跑气。

针对目前的情况，发电机内气体为大气压力、非充氢、主密封油泵和直流密封油泵未运行状态，在投入密封油系统时应注意如下事项：

（1）主机润滑油系统运行正常，润滑油泵TOP出口压力维持0．35MPa左右，轴承进油管的油压维持为0.18MPa左右。

（2）严格按密封油系统检查及投运操作卡进行密封油系统的启动前检查。

（3）投运前应确认系统各油位指示、压力变送器、油氢差压变送器、油水泄漏开关等重要热工测量装置已投入使用并传送信号正常。

（4）每半小时详细记录密封油系统投运前各油箱（主机润滑油箱、密封油真空油箱、浮子油箱）油位，投运之后要密切关注油箱油位的变化，并与投运前进行对比，投运后主油箱油位应略有下降，如主油箱油位下降不正常，应立刻全面检查是否有外漏的可能。

（5）密封油系统在首次充油投运时，应确保下面几个方面正常：

a）油氢差压调节器能平稳投用

b）发电机壳体不进油

c）空侧、氢侧回油畅通无阻，氢侧回油扩大槽绝不能满油。

d）真空油箱浮油阀控制正常，密封油系统管路中各逆止手动门、隔离手动门可靠，不内漏。

因此，首次投运时首先应确认润滑油供油母管至密封油供油手动隔离门应处于关闭状态，油氢差压调节阀旁路阀关闭，油氢差压调节阀隔离，浮子油箱旁路门全部打开，注意密切关注真空油箱的油位变化和三个发电机检漏开关的动作情况。

开始注油时，缓慢开启润滑油供油母管至密封油供油手动隔离门，注意监视密封油管路油压上升情况，为防止有压润滑油直接对差压调节阀进行冲击，可先缓慢开启油氢差压调节阀旁路阀控制发电机进油压力为0.08-0.09MPa，之后再切换到差压调节阀主路运行。

就地确认发电机空侧回油、浮子油箱回油是否已畅通，密切监视真空油箱的油位变化情况，如油位有上升趋势，应表明真空油箱浮球阀控制不严或内漏，或者管路逆止手动门内漏，立刻一一隔离检查确认，并通知处理。

（6）密封油系统在充油投运正常后，每一小时应记录各油箱（主机润滑油箱、密封油真空油箱、浮子油箱）油位，润滑油压、密封油压、油氢差压的数值，就地巡视应观察发电机空侧回油、浮子油箱回油是否畅通，系统管路、轴瓦油封泄漏、三个发电机检漏开关的动作情况等。

6.关于1、2号机及公用联络点的运行注意事项

目前，1、2号机组汽机系统有如下联络点：

（1）1、2号机辅汽联箱

（2）1、2号机凝补水箱

（3）1、2号机一次滤网冲洗水管道

（5）1、2号机闭冷水至空压机用户

（6）1、2号机供氢气管道

特别提醒运行人员严格注意：

（1）机组启动开始，必须全面检查确认1、2号机系统联络点状态，确保系统联络手动门和电动门已关闭并挂牌，并记录在运行值班日记中。

（2）相邻机组有工作需要开启联络门时，必须向值长或运行机组主值申请，填写申请表，由值长或主值下令操作，运行人员应做好联络门开启时对运行机组系统设备影响的事故预想。

7.汽机专业确保机组稳定运行的措施

1、各岗位运行人员应按运行规定要求，定时、正确抄录参数，并将值班中发生的异常及操作情况记录在值班记录中，当发现表计指示错误或与正常值有差异时，应查明原因，及时处理。

2、下列情况运行人员应特别注意机组的运行情况：

负荷急剧变化、蒸汽参数或真空急剧变化、汽轮机内部有不正常声音、系统故障导致自动不能投入等，此时应合理分析设备异常的原因，确保设备安全运行。

3、凝补水箱水位趋势应严密监视，水位保持3000mm以上，防止水位过低破坏凝汽器真空，当发现真空异常时立即关闭凝汽器补水电动门及其手动门。

4、凝汽器水位保持在1100mm左右，不得过高，防止影响凝汽器真空。

5、闭冷水缓冲水箱水位控制在1500mm左右，当闭冷水系统因泄漏等原因导致水位急剧下降时，应手动加大补水调门，启动凝补水泵，开大事故补水门进行紧急补水，就地马上派人检查漏点并进行隔离堵漏。

6、应注意轴封温度，特别是高温轴封喷水、低温轴封喷水，一旦机组停运应关闭喷水电动门。

7、严密监视各油箱油位及油管道压力变化，防止跑油。

8、及时监视发电机氢压和氢气纯度，每小时用测氢仪测量氢气纯度和泄漏，发现漏点及时消除；监视氢气温度和定子冷却水温度符合规程要求，防止发电机内结露。

监视氢气纯度和露点温度符合要求。

9、机组启动过程中，应有专人负责监视、调节密封油系统，防止发电机进油。

10、高压缸倒暖工作应提前进行，并按照要求调整参数。

11、机组跳闸后，应立即确认冷段疏水开启，VV阀开启，及时调整凝汽器真空，防止机组差胀向负值变化过快。

12、在机组启动时，决不允许在主机转子不转时，向汽封送汽，且不管是冷态或热态启动都要先送汽封汽再抽真空。

13、汽轮机启动后，要防止主蒸汽、再热蒸汽温度较大幅度波动，严防蒸汽带水。

14、整个启动过程中，要注意闭冷水缓冲水箱、凝汽器、除氧器、加热器、凝补水箱、定子冷却水箱水位正常，主油箱、抗燃油箱、密封油箱、给水泵汽轮机油箱油位正常，油温符合要求。

15、主机冲转后润滑油温、抗燃油温投入自动。

16、汽轮机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。

17、汽轮机冲转过程中，汽机TOP油泵、MSP油泵、EOP油泵、顶轴油泵正常停运后，应及时将其投入备用。

18、在并网后，因为蒸汽流量和锅炉燃烧率在增加，主汽和再热汽温度上升很快，此时应严格控制汽轮机金属温度温升率在合适范围内。

19、调节蒸汽温度和负荷以减小金属温度与蒸汽温度的差，如金属温度比蒸汽温度高，此时可快速加负荷或快速提升蒸汽温度。

如金属温度比蒸汽温度低，此时可维持现在的蒸汽温度或维持负荷，决不允许采用降温或减负荷的方法来调整金属与蒸汽温差。

20、维持初始负荷直至低压缸排汽口冷却到低于52℃时止。

发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过80℃。

将低压缸喷水投入自动。

。

21、机组升负荷过程中，及时对发电机补充氢气。

22、机组负荷大于30%额定负荷，根据机、炉情况选择控制方式。

8.轴封汽源由主蒸汽临时供应的安全技术措施

轴封汽源由主蒸汽临时供应,为安全保证轴封汽源的稳定，防止大轴弯曲等重大恶性事故的发生，特制定如下安全技术措施：

1.确认汽轮机盘车已投入，运行正常。

2.轴封加热器、多级水封已投入正常、轴封风机运行正常、轴封回汽母管维持负压，压力调整至约-5～-10kPa（a）。

3.确认主蒸汽轴封供汽调节阀、辅汽轴封供汽调节阀和轴封母管溢流调节阀压力自动控制能正常投用。

4.保持锅炉燃料量及燃烧稳定，维持压力、温度的稳定。

锅炉主蒸汽出口温度维持在350～400℃之间。

5.投用主蒸汽轴封供汽调节阀前，主蒸汽供轴封管道必须经过充分暖管疏水，才能打开主蒸汽轴封供汽手动隔离门。

6.进行切换汽源时，将母管溢流调节阀投入压力自动控制，主蒸汽轴封供汽调节阀和辅汽轴封供汽调节阀切至手动控制、缓缓关小辅汽轴封供汽调节阀，同时缓缓开大主蒸汽轴封供汽调节阀，维持轴封母管压力为40-60KPa（a），温度为200～260℃。

7.当轴封母管压力、温度稳定后，可将辅汽至轴封供汽调节阀完全关闭，主蒸汽轴封供汽调节阀投入自动控制。

8.关闭辅汽至轴封供汽电动门、辅汽至轴封供汽调节阀旁路电动门、辅汽至轴封供汽调节阀前电动隔离门，并停电挂牌。

9.轴封汽源由主蒸汽供应过程中，运行人员应时刻关注锅炉主蒸汽参数的变化情况，及时进行调整。

10.如在此过程中发生锅炉MFT动作，当轴封汽源无法维持时，应立刻破坏真空，并停运轴封、真空到0、轴封供汽压力也到0。

9.保证机组盘车安全运行的措施

我厂汽轮机多次在停机投用盘车过程中,产生盘车啮合困难等问题，为防止盘车设备损坏和汽轮机大轴弯曲事故的发生，特制订下列技术安全措施。

（1）保证盘车及顶轴油泵、润滑油泵TOP、直流润滑油泵EOP保安段供应电源的稳定运行状态，每小时巡视一次。

（2）在机组启动前一天内，必须完成交流油泵TOP、MSP、直流油泵联锁试验，确保备用油泵能正常运行。

（3）汽轮机在盘车转速运行期间，运行人员应密切关注盘车电流、大轴弯曲度、差胀等重要机械参数的变化情况，就地人员每半小时巡视盘车运行状态，确认盘车运行电流在正常范围之内。

如发现运行情况异常，如盘车电流发生大幅度波动或者有明显振动和异音，应立即报告值长，要求调试单位、浙电人员、设备部进行检查，并严密监视运行，采取有效措施，通知工程部、安监室、安质部的部门主管。

（4）为了对盘车误跳闸事故进行预控，值长应对值内人员事先进行紧急情况下手动投入盘车装置的培训，经培训合格，确定4个人作为紧急情况确保盘车能顺利投入的人员。

联系浙电值班人员和设备部人员，确认浙电、设备部人员和盘车专用工具，强制盘车工具已随时准备好，合理安排人员，为随时投入盘车做好充分准备。

（5）机组打闸停机时，运行人员应密切关注汽机的转速下降情况，并随时做好投入盘车的思想准备。

（6）值内应准备2把“F型”大扳手，放在值内固定地方，为投盘车时紧急使用。

（7）当盘车在运行过程中跳闸时，自动啮合不上时，运行值长应立即组织人员到现场将盘车切至“就地”方式启动，如就地盘车也啮合不上，应使用专用工具，或者采用“F型”扳手加力啮合，检修、浙电人员应在现场协助解决，确保盘车啮合成功。

（8）机组跳闸后，如盘车虽经多方努力仍未能啮合，为防止大轴弯曲事故的发生，必须做好各种盘车方式的准备，并汇报工程部、安质部、安监室各部门主任。

a）关闭所有进凝汽器的疏水门，汽轮机进行闷缸，严密监控汽缸上下壁、左右壁温差、大轴偏心率的变化，防止汽轮机进冷汽、冷水。

b）盘车在热态工况停运后，如持续时间超过十五分钟以上，重新启动时，应重新连续盘车四小时以上。

c）如盘车停止持续时间在十五分钟内，应重新连续盘车一小时以上，确认汽轮机各机械参数（偏心率、差胀、高、中压缸上下壁、左右壁温差）满足冲转要求条件，在部门领导同意下，锅炉重新点火，在蒸汽参数与汽机缸温匹配合格的情况下，重新冲转汽轮机。

d）如汽轮机无法达到冲转条件，当值值长应立即通知浙火人员配合，根据东汽厂盘车曲线的要求进行人工强行盘车。

（9）强行盘车期间，运行人员应密切监视大轴偏心率、上下缸温差等参数变化，并采取针对性措施。

附录：

汽轮机盘车曲线

海门电厂运行部汽机专业

2009-06-06

10.防止定冷水流量低引发跳机的技术措施

目前定冷水系统补水的运行状况存在一系列的问题，如凝结水补水管路因水质原因无法投入、定冷水箱水位无法自动控制、除盐水补水压力太低、定冷水箱就地翻板式水位计可能存卡涩现象。

运行人员应在定冷水箱水位控制上加以严格控制。

鉴于目前而带来的一系列问题，运行人员在对定冷水箱进行手动排补（无论用凝结水补水还是用除盐水补水）时，均应注意下列问题：

1、应在现场派专人监视定冷水箱水位和定冷水箱顶部的压力，严禁将定冷水箱补水手动门或水箱放水门开启后现场无人监视。

2、手动补水时，CRT上专项监视发电机定冷水进口水压及其流量，发现发电机定冷水进口水压或流量有异常变化时、或者长时间补水后水位没有变化，应仔细确认后再进行操作，第一要防止定冷水箱无水而导致定冷水流量低跳机，第二要防止定冷水系统超压，同时主值应认真作好每次排补时的记录。

3、如用化学除盐水手动补水时，水位无法上升时，应检查补水管路是否畅通，凝补水箱水位是否太低，定子水箱压力是否过大，化学除盐水泵是否运行，必要时启动一台化学除盐水泵进行升压补水。

3、机组正常运行时，应将定冷水流量与压力作为常规监视参数（趋势画面）来进行监视。

4、建议在定冷水箱翻板式水位计下部和上部应分别安装放水门和排气门，以便于机组正常运行时运行人员通过放水来检查翻板式水位计是否有卡涩情况；

运行部汽机专业

2009.06.09.

11.机组停机反事故措施

发电机解列后注意事项：

（1）发电机解列后，注意汽机转速不应上升。

当转速超过3300r/min，若电超速或飞环不动作，应立即手动打闸停机，严禁汽轮机转速超过3300r/min运行。

（2）汽机打闸，应检查确认高中压主汽门、调门、各级抽汽逆止阀关闭，V.V阀开启，汽轮机转速连续下降；

（3）汽机打闸，应确认中、低压本体疏水门开启，主汽门前疏水阀关闭。

（4）转速2500r/min，检查顶轴油泵自启动，顶轴油母管压力及各轴承顶轴油压力正常。

注意润滑油压力、温度正常；

（5）转速下降过程中，注意倾听机内声音，特别注意临界转速附近汽轮机的振动情况，如振动急剧增加，汽缸内产生尖利刺耳声音，应及时开启真空破坏门，破坏真空停机。

（6）转速到零后，投入盘车装置，记录汽机惰走时间、大轴弯曲、盘车电流等参数，高压内上缸温度降到150℃以下，方允许停用连续盘车；

（7）凝汽器真空到-30KPa，疏水关闭后，即可停运轴封系统，太晚可能造成低压缸防爆膜破坏；

（8）正常停机打闸后，应检查有功功率为0或逆功率后再解列发电机或通过逆功率保护动作解列。

严禁带负荷解列！

！

（9）停机后应立即投入盘车。

如发现电流大于正常值或波动太大，应立即汇报，并改为间断盘车，直轴后才能投入连续盘车。

一般采用闷缸的办法减少上下温差，按东汽厂提供的盘车要求进行盘车（附录表格）。

严禁在盘车困难的情况下强行盘车。

（10）在机组启停过程中，要准时按要求作好《汽轮机启停专项记录表》的各项参数记录，确认本次启动结束或停运结束后，方可停止记录启停参数。

（11）锅炉熄火或机组甩负荷后应立即切断主再热蒸汽减温水，并对再热器、高旁的减温水阀门进行检查，确保各减温水阀门关闭严密，防止汽缸进冷汽冷水。

（12）热态停机后，如因检查的需要必须停止盘车运行时，要做好记录并定期进行180°盘车，检修结束后尽快投入连续盘车，并加强对大轴晃动度的监视，使之恢复到正常值。

（13）停机后或汽缸强制冷却过程中应认真监视凝汽器、除氧器的水位，防止凝汽器或除氧器满水使冷水进入汽轮机造成汽轮机大轴弯曲。

（14）汽机停机过程，主、再热蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷停机控制参数应严格参考机组的停机曲线要求。

海门电厂运行部

2009-6-8

12.汽机启动过程的反事故措施

汽轮机预启动前暖缸和暖阀过程应注意的事项：

（1）汽缸金属温升率必须符合规定且升温平稳，如升温不稳定应分析汽缸是否有积水，并进行相应处理，高压缸第一级内外壁金属升温率不得超过50℃/h；

（2）暖缸时高压缸内的压力应在0.39MPa～0.49MPa，不得超过0.7MPa；

（3）暖缸过程中，通过调整预暖阀、导汽管疏水阀的开度来调整金属温升率。

（4）经常检查冷再疏水袋水位，检查上下缸温差、高压缸内外壁温差符合要求，应控制汽轮机高、中压内缸上、下温差＜35℃和外缸上、下温差＜50℃。

（5）应监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心度指示正常，高压缸预暖期间如出现盘车跳闸，应立即停止预暖。

（6）调门室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。

（7）调门室的预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271℃。

（8）调门预暖应使调门室内外壁金属温度均上升到180℃以上，且内外壁温差低于50℃。

。

汽机首次冲转前应重点确认：

（1）盘车运行正常且连续盘车时间在4小时以上，大轴晃动度符合要求（不得超过原始值的0.02mm）；

（2）汽轮机冲转之前，必须投入汽轮机各项热工保护并做好记录。

（3）汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在临界转速区域冲转升速。

（4）汽轮机挂闸前应确认高、中压主汽门，高、中压调门、各抽汽逆止门在全关位置。

（5）冲转时主蒸汽温度高于调节级金属温度30～100℃，蒸汽过热度应至少＞50℃。

冷态冲转蒸汽温度为415℃，主蒸汽压力由旁路自动控制在9.7MPa。

（6）蒸汽温度与阀体温度，缸体金属温度相匹配，主、再热蒸汽温度至少有56℃以上的过热度，供汽温度高出汽轮机金属内表面约42℃。

对于冷态，其冲转参考参数为：

主汽压9.7MPa，主汽温415℃；

（7）凝汽器真空应控制在86.7kPa以上。

（8）润滑油压0.137MPa以上，润滑油温控制在40～45℃；

（9）抗燃油压11.2MPA、油温正常45-50℃。

（10）汽水品质化验合格：

主蒸汽品质合格Fe≤50μg/kg、Na≤20μg/kg、SiO2≤30μg/kg、电导率≤0.5μs/cm

（11）主、再热蒸汽、旁路及抽汽系统各管道疏水阀、各汽门、汽机本体疏水阀及其相关的手动疏水阀均已打开；

（12）汽轮机高、中压内缸上、下温差＜35℃和外缸上、下温差＜50℃。

（13）机组启动过程中，发现振动异常应立即降低转速，并加强暖机，正常后可以继续升速。

否则应转为连续盘车，且不少于4小时，并全面检查分析原因，符合条件后才能再次冲转，严禁盲目再次启动。

（14）汽轮机启动前要根据汽缸的温度和汽缸与大轴的温差关系来确定匹配的轴封汽源，热态启动时应先向轴封送汽后抽真空，轴封系统投入前要充分疏水。

（15）汽轮机冲转时应充分疏水，在机组启停过程中，应特别注意监视汽轮机的振动、差胀、轴向位移、汽缸左右膨胀、汽缸上下缸左右温差、上下温差，发现异常应及时汇报并进行相应的分析处理，避免动静碰磨引起大轴弯曲。

（16）汽轮机升速在80%～85%高、中压转子一阶临界转速时，应确认轴系振动正常，如果发现异常振动，应打闸停机直至盘车状态。

汽机升负荷过程中应着重注意：

（1）升负荷过程中，应检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、汽缸上下壁温差、EH油压、汽轮发电机组的轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压等各项参数在正常范围之内。

（2）汽轮机升负荷过程中，应在就地仔细倾听机组摩擦声音，若发现异常，需停机查明原因。

（3）升负荷过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，各油箱油位正常，油温符合要求。

（4）机组升负荷过