25MW机组汽轮机调试方案
25MW南汽抽汽汽轮机调节系统说明书
25MW南汽抽汽汽轮机调节系统说明书【正文】1.调节系统概述1.1 抽汽汽轮机简介本章节将对25MW南汽抽汽汽轮机进行概述，包括其基本原理、结构组成、工作过程等内容。
1.2 调节系统作用与重要性本章节将介绍抽汽汽轮机调节系统的作用与重要性，包括稳定发电欲望、提高发电效率、保护设备安全等内容。
2.调节系统结构与组成2.1 调节系统整体结构本章节将介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统的整体结构，包括主要组成部分、各部分的功能与作用等内容。
2.2 控制器本章节将详细介绍调节系统中的控制器，包括控制器类型、工作原理、相关参数设置等内容。
2.3 传感器本章节将详细介绍调节系统中的传感器，包括各种传感器的类型、安装位置、测量参数等内容。
2.4 执行器本章节将详细介绍调节系统中的执行器，包括执行器类型、工作原理、控制方式等内容。
3.调节系统工作原理与流程3.1 调节系统工作原理本章节将介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统的工作原理，包括信号采集、信号处理、控制输出等过程。
3.2 调节系统工作流程本章节将详细介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统的工作流程，包括启动过程、运行过程、停机过程等内容。
4.调节系统参数设置与调整4.1 参数设置流程本章节将介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统参数设置的流程，包括参数调整前的准备工作、参数设置步骤、参数调整后的验证等内容。
4.2 参数调整方法与技巧本章节将介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统参数调整的方法与技巧，包括调整策略、指导原则、注意事项等内容。
5.调节系统故障诊断与处理5.1 常见故障分析与处理本章节将介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统常见故障的分析与处理方法，包括故障现象、故障原因、故障排除步骤等内容。
5.2 故障诊断工具与设备本章节将介绍25MW南汽抽汽汽轮机调节系统故障诊断所需的工具与设备，包括诊断仪器、保养工具等内容。
【附件】本文档所涉及的附件包括：1.25MW南汽抽汽汽轮机调节系统示意图2.25MW南汽抽汽汽轮机调节系统参数表格【法律名词及注释】1.法律名词1：对应注释和解释2.法律名词2：对应注释和解释【全文结束】。
25MW背压汽轮机调试
经多次调 整及观察分析 ，引起调 速汽 门震动 的原因主要有
以下 几 个 方 面 ：
（ １ ）位移传感器 Ｌ ＶＤ Ｔ故 障，反馈信号失真 ，主要表现为
Ｌ ＶＤ Ｔ接 长杆 松 动 及零 点整 定 ；
理的 问题进行 了调整处理 改进 ，最终各设备运行稳 定 ，起停灵 活， 基本能够 满足制造厂规程之规定 。 现将在试运过程 中发现 的 问题及解决 办法简述如下 ：
１调 门震 动 问题
机组运行期间 ， 多次出现调 门震动现 象。其特征是 ： 调速汽
（ ６ ） 排气电动门全开 ， 并检查排 汽逆止 门开 关情 况。 经多 次调整 ， 该现象基本 消 除， 如 今后再 次出现该 问题 ， 从
ＭＯ ＯＧ／ Ｄ ＤＶ 阀 ， 电 控 系 统 硬 件 采 用 ＡＢ Ｂ公 司的 Ｓ ｙ ｍｐ ｈ ｏ ｎ ｙ
（ ５ ）ＶＣＣ卡 内部的增益值设置不合理 ； （ ６ ）排气 电动 门未 全开 。
１ ． ２处 理方 法 针 对 以上 原 因 ， 可 采取 的处 理 方 法 如 下 ：
门的开度指令保持不变 ， 而调速汽 门的剧 烈快速反复振荡 ， 尤其 是在机组 并网的瞬 间， 造成负荷 随之 波动 ， 相应 的调 速油管剧 烈
晃动 ， 给机组的安全运行带来 了较大 的威胁 。
１ ． １原 因
以上几个方面着手 ， 便能消除调门震动的问题。
２油中含水 问题
试运 过程 中发现润滑油 中带水 较多 ， 前箱 内有生锈 的迹象 。 经分析为轴封漏气较严重 。 开始对排烟风机 的节流 孔进行缩小 ， 只维持轴承箱 内微负压 ， 但效果不明显。 再对轴封供汽压力进行 调整 ， 降低到 ５ ５ ｋ Ｐ ａ左右 ， 效果仍不明显 。再对轴封冷却器水位
25MW凝汽式汽轮机调节系统说明书
25MW凝汽式汽轮机调节系统说明书目次1前言1.2调节保安系统的主要技术规范1.3调节系统的工作原理和系统了解1.4ets维护系统工作原理1.5tsi系统工作原理2系统配置2.1deh-ntk网络结构2.2deh―ntk控制柜2.3电源分配系统2.4控制器和io模件2.5端子单元2.6操作员东站2.7工程师站（可选）3deh-ntk系统软件3.1deh-ntk软件平台3.2deh-ntk应用软件3.3deh-ntk工具软件4deh控制系统主要功能4.1挂闸4.2整定伺服系统静态关系4.34.44.54.6启动前的控制升速控制负荷控制主汽压控制4.7主汽压维护4.8闯红灯维护4.9在线试验5deh系统操作方式表明5.1基本操作表明5.2deh启动掌控5.3启动巴韦县5.4自动同期5.5并网、拎负荷5.6一次调频5.7ccs掌控5.8负荷管制5.9阀位管制5.10主汽压力控制5.11主汽压力保护5.12快减负荷6调节保安系统6.1主汽门自动关闭器及启动挂闸装置6.2伺服执行机构6.3保安系统6.4机组的紧急停机7.供油系统7.1扰动供油系统8.汽轮机监测保护系统9.deh系统及保安部套的加装建议9.1机械闯红灯部套加装建议9.2汽轮机监测保护装置的加装9.3deh系统的加装10ets系统10.1维护投切掌控10.2Jhunjhunun掌控10.3ets运行1l调节保安系统的调整与试验11.1汽轮机静止状态下的试验11.2汽轮机运转状态下的试验11.3汽轮机静态下调试11.4汽轮机运行状态下调试12．deh-ntk系统运转注意事项1前言deh-ntk数字电液调节系统就是南汽独立自主研发的一种经过课堂教学运转考核的明朗的电调系统，其性能指标和功能充份满足用户市场需求。
其数字电子部分后由一个电子控制柜及操作员东站等共同组成，该系统设备将deh、ets一体化设计供货，运转层上汽机信号的监测掌控和维护全部步入deh系统从而同时实现掌控、监测和维护一体化，同时控制系统参数在线调节器，很大便利了运转人员。
25MW发电机调试方案范文
25MW发电机调试方案范文1机组概述动力厂#4机组于2022年9月底投入运行。
汽轮机和发电机均由汽轮电机（集团）有限责任公司提供，汽轮机型号为N25-3.43-10型冷凝式，发电机型号为QFW-30-2C型。
由省冶金规划设计院设计，省安装公司安装省火电建设公司调试。
1.1汽轮机主要技术规范汽轮机型式中温中压、单缸、冲动、冷凝式主汽门前压力3.43MPa主汽门前温度435°C额定进汽量99t/h额定功率25MW最大功率30MW排汽压力（额定）6KPa（a）锅炉给水温度104C冷却水温度25C汽轮机转子临界转速1690r/min轴承最大振动0.03mm临界转速最大振动0.10mm2编制依据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）》电力部电建[1996]159号2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号2.4《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》DL5011-922.5《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL5009.1-92能源部能源基[1992]129号2.6《汽轮机启动调试导则》DL/T863-20042.7N25-3.43T0型25MW冷凝式汽轮机产品说明书2.8汽轮机综合控制系统用户说明书3机组启动前应具备的条件及准备3.1试运现场应具备的条件和人员准备3.1.1汽机房内场地平整、清洁，沟道及死洞盖板齐全，道路畅通，施工脚手架全部拆除，危险区应有围栏和警告标志；3.1.2现场消防水、工业用水、生活水系统能投入正常使用，排放水管道、沟道应畅通，按消防要求配齐消防器材；3.1.3现场应有足够的普通照明和事故照明，表盘、水位计等重要地点的照明应能投入使用。
事故照明应能在普通照明失去电源时能自动投入工作；3.1.4所有将投入试运行的设备、系统，按要求安装完毕，安装记录齐全，质量经验收合格；3.1.5有关设备和管道的保温工作结束，支吊架符合设计要求；3.1.6各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置的标志，转动机械应灌好润滑油（脂）；3.1.7运行人员配备齐全，培训考试合格，运行规程、事故处理规程操作票、运行日志、听针、门钩、测振仪器等准备齐全；3.1.8试运现场应挂好各主机系统图，设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确。
25MW机组锅炉、汽机DCS控制方案
25MW机组锅炉、汽机DCS控制方案25MW机组锅炉、汽机DCS控制方案目录一. 系统概述 (5)二. 锅炉、汽机DCS联锁保护及控制 (6)1、锅炉燃油控制 (6)1.1点火启动允许条件 (6)1.2程序启动步骤 (6)1.3程序停止步骤 (7)1.4保护动作 (7)1.5雾化阀联锁保护 (7)1.6吹扫阀联锁保护 (7)1.7油阀联锁保护 (8)1.8点火枪联锁保护 (8)1.9油枪联锁保护 (8)1.10打火装置联锁保护 (9)2、给煤机控制 (9)2.1给煤机启动允许条件 (9)2.2给煤机跳闸条件....................................................................... 错误！未定义书签。
3、锅炉安全保护（MFT） (10)3.1锅炉主燃料切除（MFT）保护逻辑 (11)3.2保护系统说明 (12)3.3 MFT后执行动作 (12)3.4炉膛的吹扫条件 (13)4、引风机联锁保护 (14)4.1引风机启动允许条件: (14)4.2引风机跳闸条件 (14)5、一次风机联锁保护 (15)5.1一次风机启动允许条件 (15)5.2一次风机跳闸条件 (15)5.3一次风机跳闸后联锁保护 (15)6、二次风机联锁保护条件 (16)6.1二次风机启动允许条件: (16)6.2二次风机跳闸条件 (16)7、点火增压风机联锁保护 (16)7.1点火增压风机启动允许条件: (16)7.2点火增压风机跳闸条件: (17)8、播煤增压风机联锁保护 (17)8.1两台播煤增压风机启动允许条件: (17)8.2播煤增压风机跳闸条件: (17)8.3播煤增压风机旁路门联锁 (17)8.4播煤增压风机出口电动门联锁条件 (17)9、高压流化风机联锁保护 (18)9.1三台高压流化风机启动允许条件 (18)9.2高压流化风机联锁启动条件 (18)10、锅炉胶带机联锁 (18)10.1 1#胶带机启动允许条件: (18)10.2 1#胶带机强制跳闸条件: (18)10.3 2#胶带机启动允许条件: (18)11、冷渣机联锁 (19)11.1 1#冷渣机联锁停条件: (19)11.2 2#冷渣机联锁停条件: ............................................................ 错误！未定义书签。
杭汽25MW汽轮机调试章程
HS6106高压汽轮机操作规程（仅供参考）汽轮机启动前的准备(1) 油系统的检查①启动辅助油泵，进行油循环，注意主油箱油位变化，是否有漏油点，油压、油温调整至正常，必要时投入冷却水。
②投入低压油保护。
③投入油泵④投入盘车装置，投入排油烟机。
⑤检查速关阀、调在全关闭位置，检查高压油管道、法兰是否有漏油点。
⑥做低油压报警试验、油压联锁试验。
(2) 循环水系统的检查①循环水系统已开启投入正常。
②稍开凝汽器两侧循环水出口门，注意凝汽器水侧压力不得超过0.25MPa。
③检查凝汽器人孔门是否漏水，凝汽器水侧放空气阀门见水后关闭。
④全开两侧凝汽器循环水出口阀门。
⑤根据需要投入冷油器，发电机空冷器。
(3) 凝结水系统的恢复①开启除盐水补水阀门，向凝汽器补水正常水位。
②凝结水系统电动阀门送电，凝结水泵送电试验。
③启一台凝结水泵，稍开出口阀门，凝结水系统充水放净空气，后全开泵出口阀门。
④开凝结水再循环阀门打循环（机组正常运行后再关闭循环阀门），可根据需要向除氧器上水。
⑤开另一凝结水泵出口阀门，泵不应倒转，做备用(4) 射水泵运行①射水泵AB泵可以相互切换。
②真空破坏阀门关。
③轴封风机送电。
(5) 轴封系统启动前的的检查和恢复①系统所有仪表投入。
汽轮机前汽封送汽阀门开启。
②汽轮机前汽封去冷凝器回汽阀门关闭。
③至凝汽器疏水开启。
④水封注水阀门开，水封注满水后略微开一点。
(6)均压箱系统检查与恢复①蒸汽至均压箱供汽截止阀开启。
③均压箱压力要到位。
（严格按技术要求执行）④均压箱至轴封供汽手动阀门稍开。
⑤均压箱疏水阀门开启。
(7)主蒸汽系统的检查与恢复①系统所有仪表投入。
②手动阀门关闭，旁路阀门关闭。
③电动阀门前疏水全开，电动关闭，旁路阀门关闭。
④速关阀、汽缸本体至疏水膨胀箱均开启。
⑤速关阀关闭。
⑥开旁路阀门暖管⑦暖管时温升不要过快，2.5～3.5MPa，温度在350℃维持30分钟左右可以启动汽轮机。
(8) 在下列情况下禁止启动汽轮机①危急遮断油门动作不正常，速关阀动作不灵活，有卡涩现象②调节系统不能维持空负荷运行或甩50％负荷后不能维持转速在危急遮断油门动作转速之内。
25MW汽轮机操作规程【范本模板】
汽轮机运行规程C25-3.43/0.981 汽轮机运行规程C25—3。
43/0。
981型（试行版）河北昌泰纸业有限公司汽轮机运行规程C25-3.43/0.981型目录1 汽轮发电机组的主要规范及特性1。
1 汽轮机1。
1。
1 汽轮机技术规范1。
1.2 汽轮机慨述1。
1.3 调节、保安、润滑油系统1。
1。
4 调节保安系统概述1。
2 发电机与空冷器1。
2。
1 发电机1。
2.2 空冷器1.3 辅助设备1。
3。
1 凝汽器1。
3。
2 轴封加热器1。
3。
3 润滑油箱1.3。
4 射水抽气器1.3。
5润滑油过滤器1.3。
6 高压启动油泵1。
3.7交流电动油泵1。
3.8直流电动油泵1.3.9 冷凝泵1。
3。
10盘车电机1。
3.11低压加热器1.3.12 射水泵1.3。
13 顶轴油泵1。
3.14注油器2 汽轮机组的保护和设备试验2。
1 汽轮机组的保护试验2.1.1 超速试验2。
1。
2 喷油试验2.1。
3 低真空保护试验2。
1.4 低油压试验2.1.5 汽轮机联动发电机跳闸保护试验2。
1。
6 发电机联动汽轮机跳闸保护试验2。
1。
7 轴振大保护试验—2.1。
8 二次脉动油压低停机保护试验2。
1.9 抽汽压力高停机保护试验2.1.10 电调停机保护试验2。
1。
11 手动停机试验2.1.12 轴承回油温度保护试验2。
1。
13 轴向位移保护试验2.1.14 相对膨胀保护试验2。
2 汽轮机组的设备试验2.2。
1 机电联系信号试验2.2.2 自动主汽门活动试验2。
2。
3 交、直流电动油泵试转2。
2.4 试投盘车装置2。
2.5 真空严密性试验2.2.6 轴承及平台测振试验2.2.7 凝结水泵、射水泵低水压自启动试验2。
2.8 惰走试验3 汽轮机冷态启动3。
1 总则3。
2 汽轮机启动前的准备和检查3。
2。
1 启动前的准备3.2.2 启动前的检查3。
3 冲转及升速3.3.1 冲转前的准备3.3.2 冲转3.4 并列与带负荷4 汽轮机的热态启动汽轮机的正常维护及设备的定期试验与切换5。
25MW汽轮机组调试方案
焦化有限公司干熄焦余热发电项目电站安装工程汽轮机组调试方案编制：审核：批准：二〇一二年十月十日本汽机调试方案依据电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）及汽轮机生产厂家杭州中能汽轮动力有限公司提供的《使用说明书》，为了配合现场需要，高速、优质、安全经济地运转，特编写“汽机试运方案”，供现场施工及试运人员参考。
一、汽轮发电机组试运要求1、汽轮发电机组安装完毕，主机启动前，对系统及辅机设备应进行单机及分部试运工作，未经调整试运行的设备，不得投入生产。
2、汽轮发电机组的设备调整、启动试运操作程序及要求应按制造厂规定及本机组的《汽轮机组运行规程》执行。
3、调整试运工作应达到下列要求：（1）检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂文件及《电建规程》之规定的要求，方可进入设备调试工作。
(2）检查各系统、设备的通风、照明、防火、卫生等，应满足运行安全和操作、检修方便。
(3）经检查调整后各设备的技术性能，应符合制造厂及设计的有关的规定。
（4）吹扫和冲洗各系统，使之达到充分的洁净，以保证机组安全经济的投入运行。
（5）提供完整的设备、系统安装记录及技术文件，验收记录作为试运行和生产的原始资料和依据。
4、汽轮发电机组整套启动前，由安装单位与参加启动试运生产人员配合完成下列工作项目：1）汽水管道的吹扫和冲洗；2）冷却水系统通水试验和冲洗；3）真空系统灌水严密性试验；4）油系统试运、调整和油循环，直至达到油质化验合格。
5、调节保安系统静态定值的整定和试验；6、盘车装置的试验；7、抽汽逆止阀与传动装置的调整试验；8、配合热工、电气进行下列保护及联锁装置、远方操作装置的试验；1）各电动阀门行程试验；2）循环水泵出口电动门联动试验；3）循环水泵相互联动试验；4）凝结水泵相互联动试验；5）射水泵相互联动试验；6）低压缸喷水试验；7）调节、保安系统试验；8）冷却、调速、润滑等附属系统安装完毕，验收合格，分部试运情况良好；9）与电气部分有关试验工作。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
一、汽轮发电机组启动试运前现场必须具备的条件：1、汽机厂房内场地平整，道路及消防通道畅通无阻。
2、试运范围内的悬空脚手架已全部拆除，卫生环境已清理干净，现场的沟道及孔洞齐全，有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。
3、现场有足够的消防器材，消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。
4、现场应有完善的正式照明，事故照明系统安全可靠，并处于备用状态。
5、凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善，积水能迅速排至厂外。
6、电话等通讯设备安装完毕，满足试运时使用。
二、汽轮发电机组启动试运前应具备的条件：1、所有设备及系统按设计要求安装完毕，安装记录齐全，经有关人员验收合格。
2、各系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验，试验结果必须合格。
3、完成所有的应保温设备及保温工作。
4、各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠，能满足运行要求。
5、基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。
6、电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。
7、具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。
8、各液位计算好最高、最低各正常工作位置。
9、所有传动机械按要求加好润滑油，并且油质、油位正常。
10、各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全、并经调整校验正确。
11、各阀门持牌编号，注明名称各开关方向。
12、有符合本机组特点及系统的并经有关领导批准的运行规程，运行人员经考试合格，并能迅速的进行实际操作。
三、汽轮机冲转应具备的条件：1、化学水系统正常运行，能够提供足够的合格的除盐水。
2、化学水补水管路、凝水管路、高加疏水管路冲洗完毕，并验收合格。
3、主蒸汽、汽封送汽、抽汽管路冲洗完毕，并验收合格。
4、真空系统灌水严密试验合格。
5、各附属机械的分部试运完毕合格。
6、油系统的分部试运完毕合格。
7、抽真空试验合格。
8、调节系统及保安系统的静止状态试验合格。
9、盘车装置的调整试验完毕。
10、配合DCS控制、电器进行的有关保护、联锁、信号音响装置、运行操作装置传动试验完毕。
11、准备好转速表、听针、钩扳手、记录表格、震动表等。
12、现场应具有符合实际的汽水、油系统等系统图。
13、运行人员和安装人员应有明确的分工和岗位责任制，处理缺陷要及时迅速。
14、联系电气人员对各电机绝缘进行测试，经测试合格；及其各电动门电机的绝缘均测量合格。
15、联系热工仪表，送上所有显示、保护、连锁装置的电源。
四、汽轮发电机组的整套启动：1、冲车前的检查：（1）按本机组运行规程的要求，对设备及系统各部套进行全面详细检查，确认已经具备试运行条件。
（2）电气、热工人员检查电气部分、DCS控制是否正常。
（3）检查主蒸汽、疏水系统，开启主截汽阀前后疏水总门，电动主气阀前后疏水总阀，高、中压调节气阀后疏水。
（4）检查抽汽及其疏水系统，开启各低加进气门、进水门，开启各低加疏水门。
（5）检查凝结水、水控及补水系统，将凝汽器热水井用除盐水补充到水位计的2/3左右。
（6）检查轴封、空气及射水系统，投入轴封加热器及汽封压力调整器。
（7）检查循环水系统及工业水系统，开启凝汽器循环进出水门。
（8）检查调节油系统，油箱油油质良好。
、油位正常，主油箱油位不低于+150mm。
2、辅机设备投入：（1）调节油系统投运，投入润滑油泵，检查油循环正常运行，排除调节油系统内积存的空气，检查油压不低于0.055Mpa，各轴承回油正常，油冷却器油温在50℃左右。
检查自动主汽门、油动机、旋转隔板、抽汽阀联动装置是否快速关闭。
（2）启动盘车装置，投入连续盘车，检查机组内部无异音及摩擦，并启动排烟机。
（3）启动调速油泵运行，停止润滑油泵，检查调速油压不低于1.3Mpa，投入油泵连锁。
（4）向凝汽器水测通水。
（5）启动凝结水泵运行，适当开启再循环门，进行轴加、低加通水，检查凝汽器水位正常，投入凝结水泵连锁。
（6）启动射水抽汽器，检查凝汽器真空逐渐上升，投入射水泵连锁。
3、暖管关闭高调节门、微开主气门，暖导汽管，按运行规程要求暖至自动主气门前。
（1）暖管升压速度：压力范围（MPa）0.3～0.60.6～1.5 1.5～3.5 4.0～8.83升压速度（MPa/min）0.050.10.20.5时间min6151015（2）暖管升压注意事项：①检查主蒸汽管膨胀和支吊架状况应正常，管道应无震动和冲击声，否则加强疏水，必要时关闭电动主气门，待管内积水放尽后重新启动。
②升温过程中，应根据压力升高情况适当关小排地沟疏水门，从而控制升温速度。
③升温速度严格控制在不超过3℃/min。
④投入汽封供汽时，注意汽轮机本体疏水是否畅通。
4、汽轮机冷态压力法滑参数冲动：（1）冲动前应具备的条件：①锅炉准备好，时刻根据值长要求进行升压、升温，将主气参数维持到气压3.5Mpa，气温350～400℃。
②凝汽器真空在-63Kpa以上，真空不宜过高。
③调速油压控制在1.13Mpa左右，润滑油压在0.08--0.147Mpa，冷油器出油温度在35—45℃，各轴承油流正常。
④机组复置，在操作面板上按“挂闸”按扭进行机组复位，这时操作面板上的复位指示灯应亮而遮断指示灯应熄灭，此时主气门、高调门应全关；中调门、低调门应全开，投入阀位限制后，高压调门全开。
⑥投入汽机各项保护，解除低真空停机保护。
⑦启动前在汽缸前端加装千分表，检测汽缸左右侧绝对膨胀。
（2）暖机、升速：先均匀升至250r/min，打闸倾听检查转子的摩擦情况。
操作步骤：分配时间冲转后升速至500r/min 5min检查并维持500r/min 15min均匀升速至1200r/min 10min检查并维持1200r/min 30min均匀升速至2350r/min 5min检查并维持2350r/min 30min均匀升速至2750r/min 5min继续升速到3000r/min 15min5、热态启动时间及分配：（1）热态启动应满足以下条件：①凡停机时间在12h以内，调节级下汽缸壁温不低于200℃则视为热态启动，其他情况下汽轮机启动视为冷态启动。
②进入汽轮机的蒸汽温度应高于调节级温度30～50℃，汽缸上下温差应在50℃以内。
③在冲动转子前应连续盘车，一防止转子弯曲，测量转子弯曲值大于原始值0.03mm时，禁止冲转。
④应向前轴封送汽，一增加转子膨胀，然后再抽真空。
⑤维持真空-40——-50Kpa（2）力求一较快的速度，升速至额定转速必须按照本措施逐渐升高真空，以减少负差胀。
6、升速过程中应注意的事项：1）锅炉严格控制主蒸汽各项参数的升速，必须按照本措施逐渐升高。
2）汽轮机在启动和升速过程中，应先使用“手动控制”，在手操面板上点击“手动”按扭，控制模式转为手动状态，再试验自动控制。
3）严禁机组在临界转速附近停留时间过长，必须迅速平稳的超越临界转速，并检查测量过临界转速时轴承振动应≤0.10mm .4) 仔细倾听检查汽轮机内部有无不正常的金属摩擦声音，检查各轴承回油温度情况，盘车装置脱口情况，各轴承振动值，均在0.03mm以内，一旦超过数值，应降低转速至振动消除，再升速；如振动未消除，需再次降低转速运行，再升速；如振动仍未消除，应必须停机检查。
5）检查观察汽缸两侧膨胀值应基本一致，胀差在规定值以内，否则应延长升速暖机时间。
在自动和ATC升速过程以内，如发现差胀超过规定或振动增大等异常现象，可通过“保持”后机组仍可按曲线升速暖机。
6）排汽缸温度高于80℃时，喷水电磁阀通电动作，向排汽缸喉部喷水降温，必要时用真空破坏门调节所需真空值。
7）检查汽机本体及抽汽管道疏水应畅通，无水击及振动现象。
8）转速升高到2950r/min时进行阀切换，调速气门应平稳的关小，自动主气门全开，切换完成，转速由主气门控制切换为调速气门控制。
9）转速升到3000r/min，主油泵起作用后，逐渐关闭调速油泵出口门,检查主油泵确已作用，停调速油泵，然后再开启调速油泵出口，投入联锁开关。
五、空负荷试验及调整1、手击危急遮断手柄，试验主汽门、调节汽门的灵活性。
2、自动主汽门和调节汽门的严密性试验。
3、危急遮断器超速试验。
4、危急遮断器注油试验。
六、发电机并网，带负荷运行1、汽轮机空负荷试运20min一切正常，维持机组一定转速。
2、电气人员做发电机各项试验，注意发电机风温，如果太高按本机运行规程投入空冷器。
3、各种试验全部结束，达到并网条件，准备并网和接带负荷，确认汽轮机高压缸下部温度在220℃以上。
4、检查汽轮机与发电机间联系信号是否正常。
5、并列后接带负荷工作：（1）以0.1MW/min的速度接带3MW负荷（共计30min），停留40min，投入中、低压调整抽汽，向除氧器及高加送气。
投入抽气过程中注意电负荷变化，不允许电、热负荷同时增加。
（2）再以0.2MW/min的速度，均匀增负荷至7MW（共计20min），停留30min。
（3）再以0.1MW/min的速度，均匀增至负荷12.5MW（共计75min），停留60min。
（4）再以0.5MW/min的速度，均匀增负荷至25MW（共计25min），停留60min。
（5）在接带负荷工程中，应密切检查调节系统应工作正常，无晃动，增加负荷时各油动机调节汽门动作灵活，无卡涩。
对汽轮机组进行听音检查，并检查机组振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、金属各部温度等正常，并做好油温、风温及凝汽器水位的调节工作。
（6）带负荷过程中的气温气压升高速度：压力（MPa）温度（℃）时间（min）均匀升至3.532560均匀升至5.547560维持5.5475120均匀升至8.8353540维持8.83535120七、运行中的主要参数控制1、新蒸汽参数变化范围：主蒸汽压力： 8.83±0.49Mpa主蒸汽温度： 525～540℃当新蒸汽压力高于9.8Mpa或温度高于545℃时，运行时间每次不超过0.5h。
如果温度、压力超过规定值而不能使之降低，应做事故停机处理。
2、负荷限制：当新蒸汽参数降低，排汽压力降低时，或有其他原因需降低负荷时，可以控制监视段压力至规定值。
3、电网频率： 50±0.5 Hz4、润滑油压： 0.078～0.147Mpa主油泵进口油压： 0.05～0.1 Mpa主油泵出口油压： 1.57 Mpa5、轴向位移：+1.0mm或-0.6mm相对胀差： +3mm或-2mm轴承座振动： 0.03mm定期观察各个监视仪表，并定时做好记录，在负荷变动或发生异常情况下，做好详细记录。
八、解列停机1、通知热网、电网调度，锅炉专业、电气专业准备停机。
2、按升负荷的速度降负荷，注意减负荷过程中胀差不应超过规定值，否则应停止减负荷。
3、负荷降至15MW以下时，停止抽汽，负荷继续降低开启1#低加至凝汽器疏水门，停用低加疏水泵。
4、减负荷过程中应注意的事项：（1）减负荷过程中应严格控制相对膨胀不超过-2mm，否则暂停减负荷，待胀差控制不降时再减负荷。