350MW机组汽轮机整套启动调试措施

调试措施

调试工程名称汽轮机整套启动调试措施

编号：SPCTI/CS10102300第1页 共32页设备概况、标准、特性参数生产的350MW机组型号为NZK350-24.2/566/566(DEH)把握，操作简便，运行安全牢靠。汽轮机标准最大功率〔VWO：381.56MW主汽门前压力：24.2MPa〔a〕主汽门前温度：566℃主蒸汽流量：1147.42t/h再热主汽阀前压力：4.534MPa〔a〕再热汽阀前温度：566℃再热蒸汽流量：927.446t/h高压缸排汽压力：5.037MPa〔a〕高压缸排汽温度：332.9℃排汽装置背压：14.5kPa〔a〕凝汽量：737.482t/h〔TRL〕350MW主汽阀前压力：24.2MPa〔a〕主汽阀前温度：566℃主蒸汽流量：1114t/h再热主汽阀前压力：4.384MPa〔a〕再热主汽阀前温度：566℃再热蒸汽流量：896.682t/hSPCTI/CS1010SPCTI/CS10102300第10页共32高压缸排汽压力： 4.871MPa〔a〕高压缸排汽温度： 329.1℃排汽装置背压： 33kPa〔a〕凝汽量： 731.121t/h正常运行排汽温度： 79℃最高允许排汽温度： 120℃给水泵驱动方式：

三台高加、三台低加、一台除氧器3000r/min电动给水泵给水温度： 284.5℃发电机标准发电机型号： QFSN-350-2-20

412MVA350MW20kV额定电流： 11886.6A功率因数： 0.85发电机效率： 98.95%频率： 50Hz绝缘等级： F额定转速： 3000r/min额定励磁电流： 2287A冷却方式： 水－氢－氢定冷水压力： 0.20MPa定冷水流量： 45m3/h额定工作氢压： 0.30MPa最高工作氢压： 0.35MPa一阶临界转速r/min一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min轴段低压转子设计值试验值设计值试验值16871645>4000>400017601656>4000>40001343129934303516转子及轴系振动额定转速轴承座振动： ≤0.025mm额定转速轴颈振动： ≤0.06mm临界转速轴承座振动： ≤0.08mm临界转速轴颈振动： ≤0.15mm编写依据本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求、制造厂的产品说明书及设计院图纸编写，并经各方争论确认后在调试中实施。关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。DL/T5437-2023颁发《火力发电建设工程启动试运及验收规程》建质[1996]111DL/T863-2023《汽轮机启动调试导则》DL5009.1—2023《电力建设安全工作规程》(火力发电厂局部)国电发[2023]589〔试行〕DEH中电投宁夏临河电厂(3×350MW)一期工程汽轮发电机组有关设备的订货合同附件及原电力工业部有关规定等上海电力建设启动调整试验所质量、安全、环境治理体系文件中电投宁夏临河电厂(3×350MW)一期工程汽轮发电机组调试大纲、分系统调试，整套启动调试合同、投标书，中电投调试治理细则调试目的的缺陷，逐步使主、辅机设备及系统到达额定工况下的设计出力，完成机组168时试运行，使机组能以安全、牢靠、稳定的状态移交给电厂。168DEH⑬检测与考核汽轮发电机组在各种工况下的振动状况；⑭投用并考验机组各主要辅机及系统能否适应机组各种运行工况；⑮记录并收集各设备和系统在各种工况下的运行参数；⑯试验并确认主机、辅机及系统最正确的投用方式及运行方式；⑰投用并考验机组各项自动把握装置的工作状况。调试前必需具备的条件现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐。照明充分，通讯良好。临时脚厂房封闭良好，不漏水，厂房通风设备可投用。机组的试运行区域划清楚确，并作出明显标记。与#2现场需用的系统图、阀门扳手、运行日记及数据记录表格已备妥。系统设备均已挂牌，管道保温良好，并标好色环及介质流向。参与机组启动的各方人员均已配齐，全部人员对组织分工、各自的职责都已明〔电厂、安装、调试、监理〕参与启动人员的姓名、专业均以文字形式场全部人员各自的行动均以不阻碍运行操作为原则。附属机械均经分部试转验收合格。手动阀已经灵敏性检查，调整阀和电动阀校验后动作正常，安全阀动作性能良好，并通过验收。受压容器均经水压试验验收合格，设备及系统管道安全阀均经校验合格。有关汽、水、油管道均已冲洗干净，油系统油质化验合格，符合机组启动要求。汽轮机润滑油、顶轴油及盘车装置试转完毕，首次机组冷态启动时，应连续盘车时间应不小于24小时。空冷凝汽器气密封性试验及真空系统灌水试验完毕，真空系统具备投用条件。发电机氢、油、水系统调试完毕，发电机氢系统气密性试验合格，到达行业标准规定，发电机定子冷却水水质合格。高、低压旁路冷态调试完毕，能满足机组启动及事故备用的需要。ETSTSI格，能满足机组启动的要求。联锁保护校验均已合格。化学已预备好充分的启动用水，仪用气系统静态调试完毕，满足投用要求。汽轮机各分系统均经过试转、验收、签证手续，记录齐全。汽轮机试验区域现场安全防护、消防、照明到位、通讯畅通。汽机试验区域场地平坦、道路畅通、沟道及孔洞盖板齐全，厂区内排水畅通。调试工程及工艺机组启动主要原则汽轮机首次启动承受中压缸启动方式。机组调试可分为以下三个阶段进展。⑪机组空负荷整套试运机组启动、定速、并网及带10％负荷暖机试运，进展以下试验：①空冷凝汽器热态冲洗；②机组振动监测；③汽轮机遮断试验；④危急遮断器注油试验；⑤主汽门及调门严密性试验；⑥超速试验〔103％超速、110％超速及机械超速；⑦汽轮机停机时惰走时间测量。⑫机组带负荷整套试运机组启动、定速、并网及带负荷试运，进展以下试验：0%～100%负荷，并进展机组各种设备的动态投用及切换试验；②高压加热器汽侧冲洗；③发电机漏氢试验、④真空严密性试验；⑤带负荷停用高压加热器试验；⑥汽轮机阀门功能试验；⑦机组振动监测；⑧机组甩负荷试验。168汽轮机常规启动方式为中压缸启动及高、中压缸联合启动方式，当机组打闸后再启动时，启动方式自动设置为中压缸启动方式。汽机启动前状态划分，依据高压内缸上半内壁温度T的凹凸划分：⑪冷态：T＜150℃100r/min/min(升速率)⑫温态：150℃≤T＜300℃200r/min/min(升速率)⑬热态：300℃≤T＜400℃300r/min/min(升速率)⑭极热态：T≥400℃400r/min/min(升速率)在实行中压缸启动方式时，必需将高、低压旁路投入自动模式，并按要求把握高、低压旁路阀门以维持设定的主汽压和再热压力，随着机组负荷增加，高、低压旁路渐渐关闭，高、低压旁路自动被置于跟踪模式。在实行高、中压缸联合启动方式时，高压调门开度与中压调门开度保持1：3关系，直到中压调门全开。150℃需对高压缸、高压主汽阀进展预暖。机组承受何种启动方式运行或机组不具备启动，也可通过机组旁路系统向空冷凝汽器进汽进展热态清洗。机组启动过程系统投用⑪闭式循环冷却水系统①除盐水泵已投用，并能准时向闭式水膨胀水箱补水，维持水箱正常水位。②投用一组闭式循环冷却水水-水热交换器，另一组水-水热交换器置于备用。③启动一台闭式循环冷却水泵，母管压力正常，另一台闭式循环冷水泵置于备用。④依据各用户冷却水量调整状况，闭式水膨胀水箱水位置于自动补水状态。⑫辅机循环冷却水系统①检查机械通风冷却塔水池水位正常，留意辅机冷却水泵前池水位正常。②当辅机循环冷却水系统静态注水完成，启动一台辅机循环冷却水泵。水泵备用，机械通风冷却风机按需投运，留意水池水位并准时补水。⑬关心蒸汽系统①关心蒸汽系统在低温再热冷段压力缺乏时，由启动锅炉为关心蒸汽供给汽源。②当机低温再热冷段压力＞0.8MPa它汽源应保持热备用状态〔视机组运行状态打算。⑭润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置①润滑油冷油器一组投用，备用冷油器应保持布满油，防止切换时消灭断油现象。、油位正常，启动沟通润滑油泵，投入直流事故油0.08MPa～0.12MPa。用，保持主油箱负压，使汽轮机组各道轴承回油畅通。④启动一台顶轴油泵，检查各瓦顶轴油压力正常，如有偏离依据抬轴时油压微调。轴偏心值〔24。40℃时，投用油冷却器冷却水及温度自动，留意冷却器40℃～45℃内。⑮发电机氢、油、水系统置于备用，真空油箱油位正常，油箱再循环泵投入运行。②启动油箱真空泵，保持真空油箱真空≥-93kPa。0.056±0.02MPa0.25MPa。⑤检查定子冷却水冷却器和滤网一台投运，一台置于备用。启动定子冷却水泵，0.035MPa，到达额定冷却水流量要求。40℃时，投用密封油冷却器冷却水及温度自动，留意40℃～45℃内。40℃时，投用氢气冷却器冷却水及温度自动，留意冷40℃～48℃内。35℃～40℃时，投用定子冷却水水冷却器冷1～2℃。⑯分散水系统除氧器上水调整站各阀及放水均关闭。放，经化验水质合格，并回收除氧器给水箱。③正常运行时，分散水泵投用一台，另一台分散水泵置于备用。⑰除氧器给水系统①在机组启动初期，除氧器给水箱水源由启动除盐水泵供给。0.1MPa～0.2MPa。氧器，此时除氧器给水箱压力、温度随负荷而滑升至额定参数。台给水泵，另一电动给水泵置于备用。⑱回热抽汽系统①高、低压加热器随机启动，当汽机挂闸冲转即逐一开启各级抽汽逆止及电动门。凝汽器，机组启动初期随分散水一起排放。③高压、低压加热器汽侧热态冲洗，直到分散水化学取样合格。入水位自动，低压加热器正常疏水至凝汽器，高压加热器正常疏水至除氧器。压到低压挨次进展。⑲轴封汽及排汽装置及空冷凝汽器真空系统关心蒸汽，应保证关心蒸汽温度与转子金属温度差在允许范围内。封汽应有14℃过热度。依据汽源温度可投用低压轴封减温水，温度把握在121℃～177℃范围。③轴封汽一旦投用，应同时投用轴封加热器风机，保证轴封加热器微真空。④轴封加热器疏水至排汽装置水封应注水，轴封汽投用，确认排汽装置真空破坏真空泵置于备用。⑤汽轮机负荷大于60％额定负荷，轴封汽由汽轮机自身蒸汽密封。热态启动先送轴封汽，后抽排汽装置及空冷凝汽器真空。EHEH20℃，EHEHEH32℃～54℃内。⑴锅炉点火前的系统检查、投运及试验OE⑪化学除盐水系统投用。⑫闭式冷却水系统投用。⑬压缩空气系统投用⑭辅机及开式循环冷却水系统投用。⑮分散水系统投用。⑯关心蒸汽系统投用。⑰除氧给水系统投用，电动给水泵视锅炉要求启动。⑱汽轮机润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置。⑲汽轮机把握油系统。⑳发电机密封油系统。⑴主蒸汽、再热汽管道及汽机本体各疏水门开启。⑵汽轮机轴封汽及排汽装置及空冷凝汽器真空系统。⑶发电机气体置换。⑷汽轮机润滑油泵及顶轴油泵、发电机密封油泵联锁保护试验，试验动作正常。OPC机组冲转前的检查汽水品质符合汽轮机冲转要求。0.076mm，TSI低压缸喷水系统在备用状态。5.3.435℃～40℃，0.08MPa～0.12MPa。高、中压缸上、下温差小于42℃。150℃150℃时，高压缸预暖完毕。1502180℃50℃。高、低旁投“自动”方式；低压缸喷水系统运行正常。DEHETS确认机组满足冷态冲转参数：8.73MPa380℃；1.1MPa330℃；⑬排汽装置被压≥25kPa；35℃～40℃；30%。汽轮机中压缸启动方式。汽轮机首次冲转摩擦检查：500r/min100r/min/min；500r/min⑬在此期间，检查各轴承有无摩擦声；关闭；⑮检查完毕，且汽轮机盘车装置投入，可以冲转汽轮机；⑯试验期间，检查并确认盘车装置投入与退出正常。暖机：⑪检查并确认高压缸通风阀〔VV〕和事故排放阀〔BDV〕关闭；⑫启动高压缸暖机程序；1500r/min100r/min/min，并执行；VV1500/分；⑯在暖机运行时，汽轮机转速由中压调整阀〔ICV〕把握；⑰当暖机运行完成后按“HEATSOAK”下的“RESET”按钮复位，并确认；①高压调整阀〔CV〕阀全关②高压缸通风阀〔VV〕阀全开正常；⑲留意监视机组TSI画面中汽缸总胀、高中压差胀、低压缸差胀、轴向位移、汽100r/min/min，并执行。汽机升速至空载定速〔FSNL，这期间应检查以下工程：留意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常；3000r/minDEH35℃～40℃之间；⑮在升速过程中，逐步调整油涡轮的溢流阀、旁路阀、节流阀，使主油泵入口压DEH画面；⑰确认发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。FSNLFSNL1.75MPa机润滑油系统压力正常。机组首次并网，带初负荷〔5%。机组并网前的预备工作：⑪检查发电机定子冷却水系统运行正常；⑫检查发电机密封油系统运行正常；⑬发电机氢气系统运行正常：发电机内氢气压力≥0.25MPa，氢气纯度≥98％，氢气冷却器投入正常；⑭确认主变、高厂变正常运行，故障录波正常运行。机组带初负荷暖机的时间不应少于54分钟。在机组带初负荷暖机期间应全面检查汽轮机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位EH参数在正常范围内。在初始负荷暖机过程中，按《冷态启动曲线》要求适当调整燃料量把握主蒸汽温度和再热蒸汽温度。汽轮机阀切换：〔CV〕渐渐开启。〔CV1﹕3切换”按钮灯灭，由高压调整阀〔CV〕把握机组负荷，阀切换完成，总时间设置为1汽轮机阀切换完毕，对各系统放水阀进展检查热紧。汽轮机阀切换过程中需留意事项：机进汽参数稳定；缸缸体以及高压缸第一级处的热应力在允许的较小的范围内；高压缸排汽温度以及阀切换时高排止回阀的开启状况；⑭汽轮机完成阀切换后，启动一台电泵进展热备用。机组升负荷。机组并网带初负荷后〔5%，按《冷态启动曲线》进展暖机。暖机完毕，检查各参数正常，按《冷态启动曲线》规定增加负荷，变负荷率0.5%额定负荷。15％额定负荷、低压缸排汽温度正常后，低压缸喷水阀关闭。机侧相关投运抽汽管道及蒸汽管道上疏水状况，并进展汽、水系统及投运设备做全面检查，加强汽机各油系统巡察。机组负荷大于25％额定负荷，轴封汽由再热冷段供给，此时轴封汽供汽系统0.3MPa氧器加热汽源至四抽。0.5%额定负荷。50%1%60%额定负荷以上时，轴封汽由自身供给。当机组负荷≥80%额定负荷，进展汽轮机真空严密性试验。试验步骤参见《真统做全面检查。机组冷态启动中的留意事项汽轮机暖机过程中要保证蒸汽管道、汽缸本体疏水系统畅通，留意监视金属危及汽轮机安全时要坚决停机。150℃要太高，维持低限值；随着缸温的上升，渐渐提高高、中压轴封压力正常。预暖过程中汽缸温升≤50℃/h，把握各处温差在要求范围之内；如胀差有增大趋势时，应减慢升温速度，适当延长暖机时间。高、低压加热器、膨胀水箱水位变化；检查各关心设备，系统运行正常。汽轮机冲转后应严密监视各轴承振动、轴向位移、汽缸膨胀、胀差、各轴承定炉侧参数并保持各参数正常。汽轮机暖机过程中，相对轴振动变化±0.05mm，应查明缘由，设法消退。速或降速暖机。特别停机必需回到盘车状态，检查转子弯曲值和上、下缸及法兰内外壁温差，倾听4h转速暖机时测振，与正常状况比照。炉点火后开头抄。觉察滑销系统卡涩时，应延长暖机时间或制定解决措施，防止汽缸不均匀膨胀变形引起振动。高压测试工作外，不得在发电机回路进展任何检修工作。现场应设巡检人员监视汽轮机、发电机声音。轴承振动、油流、回油温度、金属温度。推力瓦温度等。机组在启动过程中，其他各运行参数正常，机组的升速、升负荷速率取决于DEH机组冲转、升速、暖机过程中，应保持蒸汽参数的稳定，并保持蒸汽温度有50℃以上的过热度。低压加热器要随机组启动投入。洗及点火要求。整个机组冷态启动过程中机组点火、升压、冲转、并网、带负荷各阶段的操作，应依据《机组冷态启动曲线》来把握。机组安全、顺当的启动。汽轮机停机。50％额定负荷时，高压加热器汽侧停用。60％额定负荷以下，将机组关心蒸汽切为由机组辅汽联箱供动关闭，机组负荷减至25％额定负荷，轴封汽由外来汽源供汽。负荷减至40％额定负荷时，停用一台电动给水泵；负荷减至20％额定负荷时，确认中压主汽门后各级疏水阀自动翻开。负荷减至15％额定负荷时，低压缸喷水阀开启。负荷减至10％额定负荷时，确认中压主汽门前各级疏水阀自动翻开。负荷降到最低负荷时，可以解列；检查汽机低压缸缸喷水阀动作正常，低压缸排汽温度不大于85℃。汽轮机首次停机，应保持排汽装置真空，记录转子惰走时间；严禁在转速＞2023r/min检查并确认润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置的自动投用；汽轮机盘车投入并破坏真空，真空至零，可停用轴封汽系统。汽、水进入排汽装置，在无分散水用户时可以停顿分散水泵。当汽轮机内缸内壁金属温度低于150℃汽轮机润滑油系统维持运行。1置换，发电机密封油系统可以停运。辅机循环冷却水系统、开式、闭式循环冷却水系统按需维持运行。调试验收标准安全、环境把握措施全部参与现场操作人员应严格遵守《电力建设安全工作规程》的相关规定。机组整套启动各系统试运设备及系统四周的安全设施已按设计要求安装完毕。整套启动试运现场照明充分，操作检查通道畅通，现场通讯联络设备齐全。土建工程完工，地面孔洞及沟道盖板已盖好。现场照明充分，操作检查通道畅手架应不阻碍试运行。试运行设备与安装设备之间已进展有效的隔离，试运与施工系统的分界限明确.易燃物品和垃圾已彻底去除。试运区域现场消防措施落实，把握好废水、废气、废油排放应符合环保要求。对不参与试运转的系统应实行隔绝措施，重要阀门挂牌、上锁、拉电并贴标签。汽轮机润滑油、把握油、密封油等系统，在机组整套试运期间应加强检查油管道有无泄漏点，觉察有特别状况准时组织人员处理。种。汽机车间应挂上“氢气运行严禁烟火”的警告牌。汽轮机润滑油主油箱事故排油管应畅通，事故排油阀、排污阀应关严并加锁。站立的位置应能防止泄漏的水或汽的损害。类似事故方面，使用经检测合格的、牢靠性高的安全工器具和防护用品。安全反事故措施反事故措施，以保证机组调试工作安全、有序地进展。防止氢气系统爆炸着火运行与维护”的有关规定。⑫氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必需符合《氢气使用安全技术规程》GB4962—85。所测量空气中含氢量应在允许的范围内，并经批准后才能进展明火作业。⑭制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按时检查和试验。⑮密封油系统压差阀必需保证动作灵敏、牢靠，密封瓦间隙必需调整合格。⑯备用密封油泵应定期进展联动试验。防止超速⑪在额定蒸汽参数下，调整系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速把握在危急保安器动作转速以下。行中的机组，在无任何有效监视手段状况下，必需停顿运行。⑮机组启动前必需按规程要求进展汽轮机调整系统静止试验或仿真试验，确认调整或承受逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。⑰在机组正常起动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，时，再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。⑱在任何状况下绝不行强行挂闸。⑲对投产的机组必需进展甩负荷试验。间测试。110%±1%。⑶数字式电液把握系统〔DEH〕应设有完善的机组启动规律和严格限制起动条件。DEH确实定及功能设计，以确保系统有用、安全、牢靠。〔包括各类型电液转换器运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。〔包括各类型电液转换器〕等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。防止轴系断裂。正常运行瓦振、轴振应到达有关标准的优良范围，并留意监视变化趋势。⑫机组投产前，必需进展转子外表和中心孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进展金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进展硬度试验。批后执行。20～30%3～4h马上进展超速试验。并有完善的防松措施。⑯机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进展认真检查。⑰防止发电机非同期并网防止汽轮机大轴弯曲。⑪应具备和生疏把握的资料。〔双振幅向的位置。〔双振幅③机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。④正常状况下盘车电流和电流摇摆值，以及相应的油温存顶轴油压。真空停机过程中的惰走曲线。⑥停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。⑦通流局部的轴向间隙和径和间隙。⑧应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。150℃为止。⑫汽轮机起动前必需符合以下条件，否则制止起动。①大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。②大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或原始值的±0.02mm。③高压外缸上/下缸温差不超过50℃，高压内缸上/下缸温差不超过35℃。50℃,但不超过额定蒸汽温度，蒸汽过热10℃。⑬机组起、停过程操作措施。4h。假设盘车中断应重计时。②机组起动过程中因振动特别停机必需回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明缘由。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h起动。③停机后马上投入盘车。当盘车电流较正常值大、摇摆或有异音时，应查明缘由及时处理。当汽封摩擦严峻时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下180度。当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。15180分析，查明缘由，实行措施准时处理。温度与金属温度相匹配。⑦疏水系统投入时，严格把握疏水系统各容器水位，留意保持凝汽器热井水位低于⑧停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。时，应准时切断减温水。⑭发生以下状况之一，应马上打闸停机。0.250mm应马上打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。0.050mm，超过时应设法消退，当相对轴振0.05mm，应查明缘由设法消退0.05mm，应马上打闸停机。50℃，35℃。10min50℃。〔不宜使用石棉制品〕和施工工艺，保证机组正常停机后35℃，50℃。低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力挨次接入联箱，并向低压侧倾斜45℃。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水全开的状况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。⑦减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置牢靠,路，应设备逆止门和截止门。⑧高压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和依据疏水水位自动开启。良好的疏水措施。缸金属温度表，应按热工监视条例进展统计考核。自动放放装置。⑵严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。防止汽轮机轴瓦损坏。油泵的全容量起动、联锁试验。⑫油系统进展切换操作〔如冷油器、关心油泵、滤网等〕时，应在指定人员的监护程中断油。⑬机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规定的要求坚决处理。⑭在机组起停过程中应按制造厂规定的转速停起顶轴油泵。〔如水冲击、瞬时断油等〕的特别状况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重启动。⑯油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必需按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进展校验。⑯应避开机组在振动不合格的状况下运行。⑰润滑油压低时应能正确、牢靠的联动沟通、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联0.049MPa泵，降至0.039MPa时联动直流润滑油泵，并停机投盘车，降至0.03MPa时停盘车。⑱直流润滑泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。牢靠。⑳油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。主要阀门应挂有“制止操作”破损的措施。⑴安装和检修时要彻底清理油系统杂物，并严防检修中遗留杂物堵塞管道。⑵检修中应留意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。⑶严格执行运行、检修操作规程，严防轴瓦断油。汽轮机振动大0.25mm，如保护不动作，应马上打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。0.05mm。0.05mm，应按如下规定处理：0.05mm汽机差胀，上、下缸温差变化。③检查润滑油温、油压及各轴承温度正常，否则，调整润滑油温、油压至正常。④就地倾听汽轮发电机组内部声音有无特别。平衡的缘由。⑥如密封油温度偏离正常值，应尽快调整至正常值。⑦如发电机内氢气温度低应查明缘由准时恢复。0.25mm，保护不动作，汽机按紧急停机处理。⑭检查汽轮机上下缸温差，假设温差≥42℃时按汽轮机进水处理。汽轮机水冲击⑪处理：①马上破坏真空紧急停机。疏水。③正确记录和分析惰走时间，并在惰走时认真倾听汽轮机内部声音。一现象，不准启动，应揭缸检查。