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本机组单缸、单轴、上排汽、带补汽、冲动、冷凝式汽轮机，通过刚性联轴器直接带动发电机。
本汽轮机采用喷嘴调节，新汽通过置于汽轮机前左侧主汽门，由群阀提板式调节阀按一定顺序改变开度实现控制流量，主汽阀带有预启阀以减少开启时的提升力。
汽轮机主要技术规范
型号：
BN5-2.290/0.2
型式：
单缸、冲动、凝汽、补汽式汽轮机
额定功率：
4.858kW
经济功率：
4.858KW
额定转速：
3000r/min
进汽压力：
2.29MPa（+0.16--0.2）
进汽温度：
370E（+15、-25）
背压（额定抽汽工况）0.0065MPa
补汽压力：
0.2MPa（+0.1、-0.05）
补汽量额定/最大：
6/8t/h
临界转速：
〜1449r/min
冷却水温（额定/最高）：
25/33C
5.1汽轮机调节保安系统的静态、动态试验。
5.2汽轮机保护联锁试验。
5.3汽轮机空负荷试运
5.4汽轮机带负荷试运
整套启动汽机设备分系统一览：
工业水系统。
润滑、盘车、油系统。
循环水泵和循环水系统
凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。
发电机空气冷却系统。
凝汽器真空系统。
汽机505控制油系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却和排油烟雾等。
主机505、ETSTSI系统以及联锁、保护等
补汽、加热、除氧系统。
辅助蒸汽及轴封汽系统
电动给水泵及系统。
所有系统旁路管道。
6、整机启动应具备的条件
在检查各系统设备的安装质量，应符合设计图纸、制造厂技术文件的要求的前提下，
按照“新启规”整套启动现场、环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：
检查、调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的规定。
提出整套设备系统交接试验的技术文件，作为生产运行的原始资料。
吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济地投入运行。
厂区内场地平整、道路（包括消防道路）畅通。
调整试验用的临时堵板、手脚架、接地线、短路线、工作牌等临时安全设施已拆除，恢复常设的警告牌和护栏。
试运范围内环境清洁，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。
现场有足够的消防器材（干式灭火器、二氧化碳灭火器、泡沫灭火器），消防水系统有足够的水源和水压力，并处于备用状态，事故排油系统处于备用状态。
设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确电源切换试验完毕，投入备用。
机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常。
确认厂用计算机工作正常，CRT显示与设备实际状态相符。
机组自动控制系统安装调试完毕，具备投运条件。
启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好。
试运机组范围内的各层地面应按设计要求作好，生活用的上、下水道畅通，卫生设施能正常使用。
厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外。
现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。
电话、对讲机等通讯设备齐全及安装完毕。
完成设备及管道的保温工作，管道支、吊架调整好。
基础混凝土及二次浇灌层达到设计强度。
各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志。
转动机械加好符合要求的润滑油（脂），油位正常。
各有关的手动、电动、液动阀门，经逐个检查调整试验，动作灵活，开关正确，并标明名称及开关方向，处于备用状态。
各指示和记录仪表以及信号、音响装置已装设齐全，并经校验、调整准确。
电厂配备经考试合格的运行人员上岗，本机组的系统图及运行规程已编制完，各级试运组织已健全。
机组有关并网手续齐全并已办理完毕。
7汽轮机整组启动程序
7.1机组整组启动前，下列系统分部调试结束，并具备投入使用条件
给水系统管道冲洗干净，转动机械试运完毕，满足运行要求。
除盐水系统管道冲洗干净，满足运行要求。
工业冷却水系统管道冲洗干净，转动机械试运完毕，满足运行要求。
减温水系统管道冲洗干净，满足运行要求。
油系统管道冲洗干净，转动机械试运完毕，满足运行要求。
汽轮机蒸汽系统管道吹扫干净，满足运行要求。
循环水系统管道冲洗干净，转动机械试运完毕，满足运行要求。
补汽管道安装并保温完毕。
7.2汽轮机整组启动前应完成下列试验
电动给水泵联锁保护试验。
润滑油系统及盘车装置的联锁保护试验。
主机保护试验完毕，动作应准确无误。
辅机保护试验完毕，动作应准确无误。
厂用电源、直流电源切换试验应动作准确。
发电机、变压器、厂用母线等保护试验完毕，动作准确无误。
7.3汽轮机整组启动
7.3.1下列情况禁止启动汽轮机
自动主汽门、调速汽门、补汽门之一关闭不严密或卡涩。
危急保安器动作不正常
汽轮发电机组转动部分有异音或有明显的金属摩擦声。
调节级处上、下缸温差超过50°
C。
辅助油泵、润滑系统、盘车装置之一工作失常。
主要仪表及保护装置之一失灵（轴向位移、转速、主汽压力、温度、相对膨胀
等）
油质不合格或油温低于极限值35C，油位在最低油位以下。
保温不完整
大轴晃动值大于0.07mm
真空不能保持66kPa
热工保护、仪表电源消失。
机组热工、505控制系统工作不正常。
7.3.2投入工业冷却水系统。
7.3.3投入润滑油系统。
检查主油箱油位正常，启动交流润滑油泵，直流润滑油泵投入备用。
启动调速油泵，停交流润滑油泵备用。
检查各轴承近油压及回油量正常，
启动主油箱排油烟机。
投入盘车装置运行
（1）新机组第一次投盘车必须手动投入,盘车装置在手动位置，按盘车手柄，转动手轮至齿轮啮合，启动盘车电机。
（2）检查盘车电流应正常，记录原始值，新机组第一次启动盘车必须倾听汽缸内部声音正常，连续运行8小时以上。
734投入凝结水系统
凝汽器补水至正常水位。
启动凝结水泵，建立凝结水循环。
735启动循环水泵，凝汽器水侧通水放空气。
736除氧器上合格的除盐水至高水位。
7.3.7启动电动给水泵向锅炉上水
738打开汽轮机本体疏水、主蒸汽管道等相关疏水。
739启动射水泵，投入射水抽气器，凝汽器抽真空，根据具体情况投入轴封系统。
7.3.10通知锅炉值班员：
锅炉点火。
7.3.11锅炉点火前应完成下列主机保护试验项目
轴向位移保护试验：
由热工调试人员给出轴向位移0.4伽报警信号，检查报警正常；
给出轴向位移大0.7伽跳闸信号，检查自动主汽门、调速汽门、补汽逆止门关闭，跳闸信号发出正常。
轴承振动保护试验：
由热工调试人员逐个给出50?
报警信号，检查报警正常；
由
热工调试人员逐个给出70?
停机信号，检查自动主汽门、调速汽门、补汽逆止门关闭，跳闸信号发出正常。
汽轮机超速保护试验：
由热工调试人员给出汽轮机3240超速报警信号，检查报警信号发出；
由热工调试人员给出汽轮机3270超速DEH亭机信号，检查自动主汽门、调速汽门、
补汽门关闭，跳闸信号发出正常
由热工调试人员给出汽轮机3390超速TSI停机信号，检查自动主汽门、调速汽门、
高压油油压低停机试验：
由热工调试人员给出高压油油压低w0.95MPa信号,检查辅助油泵自动启动，给出保安油油压低w0.5MPa信号检查电调跳闸信号发出正常。
凝汽器真空低保护试验：
由热工调试人员给出凝汽器真空低-84KPa报警信号，检查报警信号发出；
由热工调试人员给出凝汽器真空低-60KPa停机信号，检查自动主汽门、调速汽门、补汽逆止门关闭，检查跳闸信号发出正常。
润滑油压低保护试验:
由热工调试人员给出润滑油压
0.04MPa低信号，检查交流油泵自动启动，报警信
号发出,
0.03MPa低信号，检查直流油泵自动启动，报警信
号发出
0.02MPa低信号，检查自动主汽门、调速汽门、补
汽逆止门关闭，润滑油压低跳闸信号发出。
由热工调试人员给出润滑油压0.015MPa低信号，检查盘车不得投入自动停止，报
警信号发出
发电机联跳汽轮机保护试验：
由热工、电气调试人员发出任何一个发电机主保护动作信号，检查自动主汽门、调速汽门、补汽逆止门关闭，发电机主保护动作跳闸信号发出。
DEH装置停机试验：
检查自动主汽门、调速汽门、补汽逆止门关闭正常。
就地打闸试验：
手按脱扣器手柄，检查自动主汽门、调速汽门、补汽逆止门关闭。
停机按钮停机试验：
按紧急停机按钮，检查自动主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭。
启机之前的阀位标定应有很好的线性关系，如果出现电液转换器的输出电流、EH
油压、油动机行程值结果偏差过大的情况，应通知制造厂家服务人员调整油动机，调整无效应更换相应零部件。
在机组转速冲到额定转速及并网带10%左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保
持汽温、汽压稳定
在带10%负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80%负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。
机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式和手动方式等。
机组启动采用505自动控制编程逻辑确认方式进行，若有不正常情况可采用操作人员干预进行处理。
7.4汽轮机冲转
冲转参数：
主蒸汽压力：
2.29MPa
主蒸汽温度：
370C
凝汽器真空：
-55KPa
润滑油压力：
0.08--0.12MPa
润滑油温度：
35--45C
汽缸上、下温差：
V50E
注意：
在汽轮机冲转、满速直至带10%负荷期间，要求锅炉维持主蒸汽温度在对应压力下至少有50r的过热度。
按照规范要求对汽轮机和管道进行预热。
注意温度升高速率和压力升高的速率控制温升不超过7°
C/min。
投汽轮机汽封系统，后汽封供汽温度保持在120--180C,压力0.102--0.127MPa。
汽轮机挂闸，确认主汽门全开到位，调节汽门仍然处于关闭状态。
联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。
汽机复归所有报警信号，操作505开始冲转；
此时转子转动，注意检查盘车装置自动脱扣停转，否则应手动停止盘车电机。
冲转转速到300r/min后，手动脱扣器一次，确认动作正常。
进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。
重新挂闸升速，稳定在500r/min（机组在低速时出现0.04mm振动时立即停止启动），暖机5分钟
联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，设置目标转速1100r/min。
在505
画面上按下确认键，继续升速。
当转速升至1100r/min时，全面检查，暖机15分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。
在升速和暖机的过程中，注意监视上、下缸温升率。
中速暖机结束后，检查高压缸下缸温度在100C以上，汽缸整体膨胀大于2.5mm继续升速。
设置目标转速2400r/min，升速率400r/min/min（机组在通过临界转速时各瓦振动不得超过150?
），按下“确认”开始升速。
升速到2400r/min后，暖机20分钟。
均匀升速至3000r/min暖机5分钟。
7.4.1升速过程中的注意事项
⑴当润滑油温度超过42C时，应投入冷油器冷却水，控制油温在35〜45C以内。
⑵确认主油泵出口压力正常后，检查调速油泵应自动停止，调速油压正常。
应手动停用高压油泵，并将其设置在“联锁”状态。
⑶根据凝结水质情况将凝结水回收至除氧器，调整凝结水再循环和关小或全关凝结水放水门。
7.5空负荷试运行
机组通过首次冲转、启动升速直至3000转/分，对其机械性能进行检查考验。
当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：
1）测量和监视机组振动，检查各轴承润滑油回油情况。
记录机组缸胀及轴向位移等。
2）考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。
3）做手动停车试验。
4）汽机做汽门严密性试验。
5）汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。
6）利用电气专业做试验再次充分暖机后，视情况做超速试验。
7）测定惰走时间，利用此机会进行全自动热态启动。
7.6机组并网带负荷
7.6.1汽轮机调速系统动态整定后，做电气试验。
根据同步设定的控制进行并网。
并
网前应:
1）机组在额定转速；
2）运行参数（震动、位移、轴承温度、汽缸温度与蒸汽温度之差等）没有偏离正常值；
3）上下内缸温度v50°
C（根据启动曲线，使汽轮机在额定转速下运行，直到所有条件符合要求后才能并网。
）
762电气试验结束，发电机并网，根据启动曲线要求进行加负荷。
加负荷之前，机组机械运转正常，各测点的参数没有偏离正常值，蒸汽的参数能满足机组加负荷。
1）汽缸的温度情况从升曲线上查得负荷初始值，使机组自动加到初始负荷（505设的
自动控制，和热工组态有关）全面进行热力系统检查。
2）通知锅炉控制及调整；
一切就绪后即可以并网。
3）并网后，控制器505自动接带5炮负荷暖机。
按下表带负荷
序号
内容
时间（分）
1
带500---1000KW负荷暖机
30
2
加负荷1500KW
5
3
在1500KWS荷下暖机
4
均匀加负荷到6000KW
25
在6000KWS荷下暖机
40
6
均匀加负荷到10000KW
20
7
在10000KWS荷下暖机
8
均匀加负荷到15000KW
9
合计
190
4）通过505控制器增减电负荷，升负荷速率按照曲线执行，开始升负荷，必须控制合适的升负荷速率，使汽缸温升在合理的水平，大约控制在3.5C/min左右；
视情况进行均压箱汽源切换试验及全面检查轴封加热器系统，进行运行中操作。
5）升负荷过程中，根据真空、油温、水温加强巡查。
7.6.3初负荷暖机期间，注意观察机组振动、主蒸汽温度、压力、轴向位移、汽缸绝对膨胀、相对膨胀的变化。
7.6.4逐步投入低压部分补汽
低压部分补汽启动前，所有的保护和调节在冷凝工况下运行
凝结水位正常，凝结水泵运行正常。
当低压补汽管路正确打开后，随着负荷的增加，补汽管路中的压力不断升高，在压力的作用下，调节汽阀逐步进入工作状态。
765根据需要带电负荷，调整补汽压力逐渐升高，增减速度不应超过100KW
766当汽缸温度达到320E以上时，关闭本体及主蒸汽管路疏水。
7.6.7
7.6.8至额定负荷后，全面检查机组运行正常。
负荷到达4858KW寸，参数应达到额定
参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。
7.6.9参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认保护投入前各参数是否稳定及合格。
7.6.10注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。
7.7满负荷试运行注意事项
1）并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列及处理。
2）启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有
关设备及调整。
3）在满负荷下，应特别注意轴加、除氧器水位，确保其水位正常。
4）满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果负荷波动较大，应适当降低电负荷。
5）机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。
7.8减负荷及停机操作
7.8.1根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。
7.8.2每降低20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。
7.8.3停机操作前应确认补汽压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在备用状态。
7.8.4汽轮机正常停机程序
（1）确认停机命令。
（2）停机步骤开始前，试验交、直流油泵、高压油泵及盘车装置，结果正常。
（3）联系锅炉减负荷，减负荷率100KW
（4）切换均压箱汽源。
（5）降负荷到到零。
启动交流润滑油泵，检查油压正常。
（6）联系值长，发电机解列。
（7）解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。
（8）手动脱扣停机，观察所有汽门、补汽逆止门应关闭，停射水泵（维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽。
）。
（9）转速到0,真空到0,记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。
（10）盘车时注意维持润滑油温35C;
若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°
，不允许强行连续盘车。
（11）临时中断盘车必须经调试、电厂、施工公司领导批准。
（12）根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。
（13）排汽温度低于50r时，停凝泵，经值长同意，停循环水泵。
（14）正常停机后汽机连续盘车直至缸内壁温度V80r方可停用电动连续盘车，改为定期手动盘车。
（15）停运润滑油泵、油箱风机。
（16）停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临
时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试人员的批准，由电厂值长下达指令方可进行。
（17）停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。
8质量检验标准
8.1主机冲转前检查
8.2主机启动技术指标控制
检验项目
性质
单位
质里标准
检验结果
合格
优良
汽缸上下温差
一般
C
w50
在线表计监视
汽缸膨胀
无卡涩、无跳跃
观察
汽机胀差
符合设计要求
轴向位移
主要
mm
-0.6〜+0.6
推力轴承金属温度
w85
临界转速轴承座振动（双幅
值）
um
w150
3000r/min轴承座振动（双
幅值）
w30
汽轮机支持轴承金属温度
w65
低压缸排汽温度
凝汽器真空
kPa
>
85
汽机调节油压力
MPa
汽机调节油温度
40〜60
安全油压力
润滑油压力
0.08〜0.12
润滑油温度（进油）
35〜45
轴封供汽压力
9调试项目的记录内容
9.1机组空负荷试运参数记录表
名称
状态转速（r/min）
500
1100
2400
3000
调节汽门行程
电动主汽门前烝汽压力
主蒸汽流量
t/h
自动主汽门前烝汽压力
自动主汽门前蒸汽温度
后汽缸排汽压力
KPa
后汽缸排汽温度
调节级后上汽缸壁温
调节级后下汽缸壁温
主油泵入口压力
主油泵出口压力
高压油泵出口油压
冷油器油温
EH油油压
轴承振动
m
绝对膨胀
润滑油压
主推力瓦金属温度
汽轮机轴承轴瓦温度
发电机轴承轴瓦温度
轴承回油温度
推力瓦回油温度
9.2机组带负荷试运参数记录表
状态负荷%
50
75
100
补汽门行程
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