单元机组运行仿真实习(编辑)PPT课件

.,1,泰山风光(云海),下一页,您好，欢迎使用单元机组运行仿真培训课件,.,2,单元机组运行仿真培训课件,制作：刘玉文、时海刚孙奎明、彭德振山东省电力学校动力科、仿真培训中心2004.4,下一页,.,3,目录,一、135MW仿真机介绍二、负荷管理中心三、锅炉就地操作系统四、汽轮机就地操作系统五、运河电厂炉侧手操主菜单六、运河电厂锅炉主菜单七、运河电厂机侧手操主菜单八、运河电厂汽机主菜单九、运河电厂SCS主菜单十、运河电厂电气主菜单十一、DEH介绍十二、运行规程（设备规范、正常运行、保护、机组启停、辅机、事故处理）十三、单元机组的启动和停机十四、机组运行中各参数的监视和调节方法十五、常见事故及处理,下一页,结束放映,.,4,机组运行中各参数的监视及调整,一、锅炉正常运行的主要参数及限额二、锅炉运行调整的目的、任务和要求三、燃烧调整（方法）四、蒸汽压力的调整五、汽温的调整(系统)六、汽包水位的调整规程（调整方法）（系统）七、汽轮机正常运行中蒸汽参数的监视八、发变组运行中的监视、调整与运行维护九、机组及交流系统的运行方式十、机组负荷变化时的运行规律和控制方法十一、定期工作及要求十二、轴封系统、给水泵、各监视段压力等参数的监视,返回目录,下页,.,5,常见事故及处理（一）,一、事故处理的原则二、机组自动跳闸条件三、破坏真空紧急停机的步骤四、不破坏真空，故障停机的步骤五、紧急停炉操作步骤六、请示停炉条件七、真空下降的原因、现象和处理八、汽轮机水冲击的现象、原因和处理九、轴向位移增大的现象、原因和处理十、汽轮机油系统着火的原因、现象和处理十一、蒸汽参数异常的现象、原因和处理十二、DEH故障的现象、原因和处理十三、汽轮机润滑油系统异常十四、机组发生异常振动,返回目录,下页,.,6,常见事故及处理（二）,十五、机组甩负荷,发电机解列，危急遮断器未动作十六、发电机解列，危急遮断器动作（发电机主保护未动作）十七、汽机保护动作，发电机未解列十八、热控电源消失十九、汽轮发电机组轴承温度高二十、省煤器管、过热器、再热器、水冷壁管损坏的处理二十一、锅炉缺水二十二、锅炉满水二十三、锅炉灭火二十四、汽轮发电机轴瓦烧损二十五、汽轮机大轴弯曲二十六、汽轮机超速二十七、两台送风机引风机全停二十八、锅炉尾部烟道二次燃烧,返回目录,下页,.,7,常见事故及处理（三）,二十九、给水泵组出口逆止门不严倒转三十、系统故障、发电机甩负荷三十一、汽轮发电机异常频率运行三十二、发电机的异常及事故处理三十三、发电机故障的处理三十四、15.75KV系统接地三十五、变压器的异常及事故处理三十六、配电装置的异常及事故处理三十七、220V直流系统异常及事故处理三十八、交流系统的异常及事故处理三十九、电压异常的处理四十、电动机的异常及事故处理四十一、黑启动方案,返回目录,上页,下页,.,8,单元机组的启动和停机(一),一、单元机组启动和停机的方式二、机组启动简要步骤三、机组启动前的准备四、机组冷态启动机组冷态启动操作票五、机组温、热态启动机组温、热态启动操作票六、机组停运步骤机组正常停运操作票机组滑参数停运操作票七、辅机启动规程1.热力系统转动机械辅助设备运行通则2.工业水、生活水、消防水系统循环水系统.doc循环水系统4.发电机内冷水系统汽轮机润滑油系统.doc汽轮机润滑油系统压缩空气系统.doc压缩空气系统7.汽轮机油净化系统8.凝结水系统给水除氧系统.doc给水除氧系统,返回目录,下页,.,9,单元机组的启动和停机(二),8.凝结水系统9.汽轮机轴封及真空系统10.风烟系统11.锅炉燃油系统12.制粉系统13.锅炉炉疏水、排污、放空气及底部加热系统14.锅炉吹灰打焦系统15.30%旁路系统16.热网站水暖系统的运行17.汽轮机快速冷却装置18.变压器19.电动机20.配电装置21.发变线组、厂用系统及车间盘22.直流系统23.UPS系统24.火灾自动报警系统,返回目录,下页,.,10,135MW仿真机简介,该仿真机是以全国第一台135MW火力发电机组为仿真对象的1：1全仿真机。该仿真机技术先进，采用软硬件相结合的复合结构：软件是以华北电力大学WINDOWS2000系统下的STAR90仿真支撑软件图形建模技术和上海新华电站控制工程有限公司生产的XDPS400+DEHA为控制系统平台开发的，真正实现操作与现场一一对应的关系，使操作更方便、直观、明了，进一步加强了针对性；硬件在结构上采用高性能服务器+工作站+100M局域网+BTG盘方式，使操作更快捷，反应更灵敏，观察更清楚，从而大大提高了操作效率。,返回目录,下一页,.,11,该仿真机仿真功能齐全：配备五台DCS操作员站仿真现场DCS操作；配备两台就地站仿真现场就地设备和系统操作；配备既可软件操作又可硬件操作或互相结合的电气操作台；配备可进行远程监视和指导的教练员站；配备主服务器系统；配备BTG盘系统。该仿真机可实现从锅炉吹扫到并列带满负荷、多达七百个的故障、事故处理、停炉等全过程仿真，适用于200MW、135MW、125MW、100MW及其以下的各类煤粉炉和流化床炉机组运行人员的岗位培训、全能值班员岗前培训、运行专业的职业技能鉴定、热控人员培训等培训项目。,返回目录,下一页,.,12,135MW仿真机主控室全景,返回目录,下一页,.,13,山东电力学校仿真培训中心欢迎你,山东电力学校坐落在五岳独尊的泰山脚下，建校40多年来，为山东电力培养了大量的技术和管理人才，近几年随着地方电力的快速发展，学校加大了对地方电力的培训力度，先后为几十家地方热电培训技术人员上千人，得到了各培训单位的好评。山东电力学校仿真培训中心，拥有135MW火力发电机组仿真机2套，该仿真机为“一机双模”（即锅炉部分既可以按煤粉炉方式运行也可以按照循环流化床锅炉方式运行），本中心还拥有一套300MW和600MW机组的全仿真，我中心的仿真机全部可以实现从锅炉吹扫到并列带满负荷、多达七百个的故障、事故处理、停炉等全过程仿真，适用于600MW、300MW、200MW、135MW、125MW、100MW及其以下的各类煤粉炉和流化床炉机组运行人员的岗位培训、全能值班员岗前培训、运行专业的职业技能鉴定、热控人员培训等培训项目。我中心现有专职培训教师5人，其中研究生学历3人，本科学历2人，所有人员全部为电力专业院校毕业，并取得国家电力公司颁发的仿真机培训资格证书，本中心还和十里泉电厂、运河电厂以及石横电厂等单位签定了长期协议，培训学员在仿真实习操作过程中由以上单位具有多年运行经验的现场技术人员全程指导。山东电力培训中心欢迎你来培训，我们一定能让你得到满意的培训效果。,返回目录,下一页,.,14,机组负荷管理中心,返回目录,系统说明,.,15,机组负荷管理中心的功能,一、可以选择运行方式（共四种方式）1、基本方式特点是锅炉、汽轮机均处于手动控制状态，主要用于机组的启动和停运过程。2、锅炉跟随方式特点锅炉自动维持汽压，跟随汽轮机蒸汽量改变而改变的运行方式，具有机组一次调频快的优点，主要应用在调峰机组的正常运行状态。3、汽机跟随方式特点是一次调频慢，但是锅炉蒸汽参数变化小，易于控制调节。主要主要应用在带基本负荷机组的正常运行状态。4、ccs方式（协调控制方式）特点兼有2、3两种方式的优点，但是选用该控制方式的前提是机组设备和控制系统均处于十分完好的状态。二、可以监视机组功率、主汽压力等主要参数，同时给出机组的负荷曲线和主要蒸汽参数曲线。三、可以对目标负荷、汽轮机负荷、锅炉负荷进行设定。四、在此页面中还有锅炉引风机和送风机的手操器，可以调节送、引风机的出力。,返回,目录,锅炉,汽机,.,16,单元机组的启、停的定义,1、启动和停运的定义。2、启动和停机过程的实质。3、热应力、热膨胀和热变形理论。4、快速启动和快速停机的危害。5、锅炉启停时汽包的热应力：（1）锅炉上水时下部高于上部；（2）升温升压时，上高下低；减少温差的措施：）加强下联箱放水，加快建立循环；）下联箱设置临炉加热装置，带压启动。（3）停炉时，上高下低减小热应力的措施：控制降压速度，在最初的h内关闭炉门，以后如需要加快速度，可采用放水的措施，使冷却均匀。6、上水的规定。7、汽包上下温差的规定。启动停机时，不超50，基本控制在40。8、汽轮机的温差和热应力。9、热膨胀和胀差。10、汽轮机的热变形。11、上下缸温差控制在3550以内，法兰内外壁温差不超过100，有法兰螺栓加热装置时，不超30。转子热弯曲不超0.030.0mm。,返回目录,下一页,.,17,单元机组启动和停机的方式,（一）启动、按金属温度分：）冷态启动低于；或停机小时以上）温态启动之间；停机小时）热态启动以上，停机小时以内）极热态启动以上，停机小时以内、按新蒸汽参数分类）额定参数启动自动主汽门前主蒸汽参数始终保持额定值。）滑参数法启动汽轮机主汽门前蒸汽参数随机组转速或负荷的变化而滑升的方式。滑参数法启动分真空法和压力法两种，目前多用压力法启动。、按冲转时进汽方式分，中压缸启动，高、中压缸启动两种方式。、按控制进汽流量的阀门分类调节汽阀启动、自动主汽门预启阀启动、电动主闸门旁路阀启动（二）停机正常停机、事故停机事故停机包括紧急停机和故障停机额定参数停机的缺点：、节流损失大，、锅炉水循环差，、高温蒸汽进入汽轮机，热应力大；、进汽部分受热不均，热变形,返回目录,下一页,具体启动步骤,.,18,机组启动步骤（一）,下一页,目录,.,19,机组启动步骤（续一）,下一页,目录,.,20,机组启动步骤（续二）,下一页,目录,.,21,机组启动顺序（续三）,返回,目录,.,22,就地操作系统的作用,电厂阀门根据作用可分为3类，包括关断用阀、调节用阀和保护用阀。由于关断用阀在正常运行中阀门开度要不处于全开位置，要不处于全关位置，一般不参与调节，所以电厂中有些阀门没有设置自动控制装置，开关时需要运行人员到就地现场操作。本仿真系统设置该系统主要实现在该系统上对就地阀门进行操作，作为DCS的补充。电厂实际并不存在该系统，我们仿真机安排该系统，主要是帮助同学们对机组启动过程中阀门开关状态的熟悉。本教学课件中，对汽轮机和锅炉就地系统分别采集了全冷态和具备启动条件下的两种状态，分别说明各阀门在机组启动过程中开关状态的变化，能帮助同学们了解汽轮机和锅炉就地系统的操作。,返回,.,23,锅炉就地操作系统,返回目录,.,24,燃油泵房系统,该系统的作用是当机组启动、停运或负荷变动需要投油点火或助燃时，向锅炉提供燃油,全冷状态时的燃油泵房系统,.,25,启动时燃油泵房系统,具备启动条件时燃油泵房系统各阀门的状态,汽机,.,26,全冷态时的火焰检测系统,全冷态时的火焰检测系统,火焰检测系统的作用是运行时保护炉膛火焰检测装置不被烧坏,.,27,具备启动条件时火焰检测系统各阀门的状态,具备启动条件时火焰检测系统各阀门的状态,.,28,全冷态时的炉底加热装置,炉底加热系统的作用是锅炉点火前预热带压，有利于锅炉水循环的建立和缩短启动时间，该系统的汽源为邻炉蒸汽,全冷态时的炉底加热装置,.,29,具备启动条件时的炉底加热装置各阀门状态,具备启动条件时的炉底加热装置各阀门状态,.,30,全冷态时的锅炉本体排污疏水系统,全冷态时的锅炉本体排污疏水系统作用锅炉启动和停机过程中把锅炉积水疏放出去，以及锅炉排污,.,31,具备启动条件时的锅炉本体排污疏水系统,具备启动条件时的锅炉本体排污疏水系统,.,32,全冷态时的炉前燃油系统,全冷态时的炉前燃油系统,作用：锅炉点火或需要投油助燃时，调节进入锅炉的燃油量,.,33,具备启动条件时的锅炉炉前燃油系统,具备启动条件时的锅炉炉前燃油系统,图中黄线代表燃油管道，红线代表雾化燃油所需的蒸汽管道,.,34,全冷态时的锅炉主蒸汽系统,作用：向汽轮机提供符合要求的过热蒸汽,全冷态时的锅炉主蒸汽系统,.,35,具备启动条件的锅炉主蒸汽系统,具备启动条件的锅炉主蒸汽系统,图中红线代表蒸汽管道，绿线代表水管道,.,36,全冷状态时的再热蒸汽系统,全冷状态时的再热蒸汽系统,作用：加热汽轮机高压缸排汽，实现再热循环,.,37,具备启动条件时的再热蒸汽系统,具备启动条件时的再热蒸汽系统,.,38,给水减温系统,全冷状态时的锅炉给水减温系统,.,39,具备启动条件时的锅炉给水减温系统,具备启动条件时的锅炉给水减温系统,.,40,锅炉给粉系统,锅炉给粉系统,.,41,暖风器,全冷态时的暖风器系统,作用：当冬季空气温度较低时，提高进入空气预热器的空气温度，减少锅炉尾部烟道的低温腐蚀,.,42,具备启动条件的暖风器系统,具备启动条件的暖风器系统,.,43,磨煤机油站,冷态时的磨煤机油站系统,作用：向磨煤机轴承提供润滑油,.,44,具备启动条件时的磨煤机油站系统,具备启动条件时的磨煤机油站系统,.,45,锅炉燃烧器摆角,锅炉燃烧器摆角,.,46,锅炉的其他操作,.,47,汽轮机就地系统,返回目录,.,48,汽轮机本体疏水系统,冷态时的汽轮机本体疏水系统,（冷态时）,返回,.,49,汽轮机本体疏水系统介绍,作用：及时把汽缸和管道内的积水疏放出去，同时回收凝结水，减少汽水损失，保证机组的安全运行。组成：主蒸汽管道的疏水，再热蒸汽冷热段管道的疏水，高、低压旁路管道疏水，高中压缸主汽门和调节汽门的疏水，高、中压缸缸体疏水，汽轮机轴封疏水等。流程：疏水经疏水联箱扩容后，再到扩容器继续扩容减温，扩容后的蒸汽从扩容器顶部出汽管进入凝汽器颈部，而凝结水通过底部U形水封进入凝汽器热井，从而回收工质。,汽机就地,.,50,具备启动条件时的汽轮机本体疏水系统,（具备启动条件）,.,51,回热抽汽系统（冷态时）,.,52,具备启动条件的抽汽回热系统,.,53,冷态给水除氧系统,.,54,给水和除氧系统（具备启动条件）,.,55,凝结水系统（冷态）,.,56,凝结水系统（具备启动条件）,.,57,轴封及门杆漏汽系统（冷态）,.,58,轴封及门杆漏汽系统（具备启动条件）,.,59,循环水系统（冷态）,.,60,循环水系统（具备启动条件）,.,61,射水抽气系统（冷态）,.,62,射水抽气系统（具备启动条件）,.,63,汽轮机润滑油系统（冷态）,.,64,汽轮机润滑油系统（具备启动条件）,.,65,润滑油补油,润滑油补油,.,66,A给水泵密封水系统（冷态）,.,67,A给水泵密封水系统（启动时）,.,68,发电机定子冷却水系统（冷态）,.,69,发电机定子冷却水系统（启动）,.,70,冷却水系统（1）冷态,.,71,冷却水系统（1）启动,.,72,冷却水系统（2）冷态,.,73,冷却水系统（2）启动,.,74,冷却水系统（3）冷态,.,75,冷却水系统（3）启动,.,76,汽轮机主保护投切（切）,.,77,汽轮机主保护投切（投）,.,78,运河电厂炉侧手操组主菜单,返回目录,.,79,制粉系统A,.,80,制粉系统B,.,81,风烟系统A,.,82,风烟系统B,.,83,二次风控制,.,84,给粉控制,.,85,空压机控制,.,86,排污门控制,.,87,下联箱排污电动门手操2,.,88,烟气调温挡板手操,.,89,过热器向空排气门等手操,.,90,给水系统调节门,.,91,风烟系统调节门（磨煤机）,.,92,风烟系统风机手操,.,93,减温水调节门,.,94,运河电厂锅炉主菜单,返回目录,.,95,锅炉风烟系统（停运）,风烟系统的运行,运行规程,.,96,锅炉风烟系统的运行,1、锅炉运行中保持炉膛负压-20-40Pa范围内，严禁正压运行。2、锅炉烟气中氧量值应保持在46%，排烟温度在规定范围内，保持排粉机出口风压稳定，经常检查炉内燃烧工况，不应有煤粉层分层燃烧现象呈闪光星点，合理调整各层二次风，使燃烧稳定、安全。3、机组启动时，应先启动引风机，后启动送风机；停机时先停送风机，再停引风机。4、送风量的调节主要以烟气中的氧含量为标准，含氧量高应减少送风，含氧量低应增加送风。5、当锅炉运行的给粉机台数一定时，调整锅炉负荷一般采用增加或减少给粉量来完成，其调整原则：（1）高负荷下增加负荷时，一般先增加风量，再增加给粉量。（2）在低负荷下运行，增负荷时，先应先增加粉量，再增加风量。（3）降低负荷时应先减少粉量，再减少风量。6、运行中经常注意一次风压的变化，合适的一次风应保证着火迅速，发现异常，要查明原因及时处理，当一次风管堵塞时，应立即停止给粉机，并关闭下粉闸板进行吹扫疏通，无效时应联系检修外接压缩空气进行吹扫。,风烟系统,锅炉菜单,下一页,返回目录,.,97,锅炉风烟系统（运行状态）,.,98,风烟系统（开关控制）,运行规程,.,99,风烟系统（引风机主电机启动）,.,100,锅炉风烟系统（引风机出口电动门）,.,101,引风机手操,.,102,锅炉制粉系统,运行规程,.,103,锅炉制粉系统（给煤机启停）,.,104,制粉系统（冷风门调节）,.,105,制粉系统（电动换向开关控制）,.,106,燃烧器管理系统,调整喷燃器的摆角可以调节过热蒸汽的温度,.,107,给粉机控制系统,调节给粉机的转速可以改变进入锅炉的燃料量，进而调整燃烧强度,.,108,锅炉燃油系统,燃油系统的运行,.,109,锅炉给水系统,给水调门，调节开度可以调节锅炉给水流量,省煤器再循环门,.,110,锅炉蒸汽温度、压力的控制,一、主蒸汽温度的控制1、喷水减温本机组分2级喷水，第一级为粗调，第二级为微调；2、燃烧调节主要有摆动喷嘴、改变上、下层喷燃器运行等方式。主蒸汽温度主要采用喷水减温调节，改变锅炉燃烧方式起辅助调节作用。二、再热蒸汽温度的调节（详细说明）1、烟气挡板调节开大挡板开度，通过再热器的烟气流量增大，会使再热蒸汽温度升高；这是主要的调节方式。2、喷水减温事故状态下喷水减温，也起到辅助调节作用。锅炉负荷超过70%BMCR，过热器出口汽温应控制在5405,再热器口汽温应控制在额定值（540+5）（54010）三、蒸汽压力的控制影响蒸汽压力的因素分内扰和外扰两种，内扰主要是锅炉燃烧的改变，影响了蒸汽量；外扰主要是汽轮机负荷的变化，引起蒸汽流量的变化。调节时不论内扰还是外扰，蒸汽压力下降就应该加强燃烧，蒸汽压力上升就应该削弱燃烧。本机组锅炉正常运行应采用定压运行，保持主蒸汽压力在13.7MPa13.24MPa。,锅炉,目录,下一页,.,111,再热汽温的调节,在锅炉运行中，再热汽温随负荷变化较大。当机组和降低30%时，再热汽温如不加以控制，锅炉再热汽出口气温将降低2835（相当于负荷每降低1%时再热汽温降低1）。受热面积灰、给水温度变化、燃料改变和过量空气系数的变化都会影响再热汽温。此外，由于再热器是纯对流布置，再热器入口工质状况取决于汽轮机高压缸排汽工况，因而再热汽温的变化幅度较过热气温大的多。但是在各种扰动下，再热汽温的动态响应特性与过热汽温相类似，共有的特点为有延迟、有惯性、有自平衡能力。再热汽温控制系统的任务是保持再热器出口汽温为给定值。对于再热汽温的控制，以改变烟气流量作为主要控制手段，例如改变再循环烟气流量；变化烟气挡板位置（即开度），从而改变尾部烟道通过再热器的烟气分流量；改变燃烧器的倾斜角度；采用多层布置圆型燃烧器等方法。改变烟气流量的控制方式比喷水控制方式有较高的经济性，因为再热器采取喷水减温时，将减少效率较高的高压汽缸内的蒸汽流量，降低电厂热效率。所以在正常情况下，不采用喷水减温方式简单、可靠，所以可以把它作为再热汽温超过极限值得事故情况下的保护控制手段。另外，对再热汽温的控制还有采用汽-汽交换器和蒸汽旁通等从蒸汽侧进行控制的方法。,下一页,系统图,锅炉,返回,.,112,烟气挡板调节再热蒸汽温度系统示意图,下一页,锅炉,返回,调整挡板开度，可以改变经过再热器的烟气流量，进而改变再热蒸汽温度。,.,113,锅炉主蒸汽系统,汽温和汽压的调节方法,喷水减温调节阀，改变其开度，可以调节主蒸汽的温度,.,114,锅炉再热蒸汽系统,调节烟气挡板可以调节再热蒸汽的汽温,微量喷水减温，用于再热汽温的微调,事故喷水减温，保护再热器,再热汽温的调节方法,.,115,锅炉排污系统,运行规程,.,116,锅炉暖风器疏水系统,暖风器的运行,.,117,磨煤机润滑油系统,.,118,A磨润滑油系统,.,119,锅炉纵剖图,空气预热器,.,120,风机偶合器油管路系统,.,121,FSSS系统,.,122,机组参数（一）,.,123,机组参数（二）,.,124,机组参数（三）,.,125,机组参数（四）,.,126,机组参数（五）,.,127,机组参数（六）,.,128,机组参数（七）,.,129,运河电厂机侧手操主菜单,返回目录,.,130,给水除氧系统,.,131,凝结水系统,.,132,高加系统,.,133,低加系统,.,134,真空系统、辅助蒸汽系统,.,135,油系统,.,136,工业水、循环水系统,.,137,汽轮机疏水系统,.,138,汽轮机旁路系统,.,139,发电机定子冷却水系统,.,140,运河电厂汽轮机主菜单,返回目录,.,141,主、再蒸汽及旁路系统,旁路系统运行规程,.,142,凝汽器真空系统,返回目录,系统说明及运行规程,.,143,轴封及门杆漏汽系统,返回目录,系统说明及规程,喷水调节轴封供汽温度,轴封加热器,.,144,汽轮机循环水系统,循环水系统的运行,系统运行规程,运行,备用,.,145,循环水系统的运行,一、循环水系统运行方式每台机组设两台循环水泵，一台大泵，一台小泵，均有485r/min、420r/min两个转速。正常运行中一台运行，另一台备用投联锁。冬季时可运行一台小泵，夏季凝汽器真空低时，运行一台大泵或两台泵可同时运行。二、循环水系统启动前的检查及投入1、确认循环水系统联锁保护试验合格并投入。2、确认循环水泵绝缘合格已送电，凝汽器A、B两侧循环水进、出口电动碟阀及循环水泵出口碟阀已送电。循环水泵出口碟阀置“自动”位置，油压正常。3、按循环水系统阀门检查卡检查完毕。4、循环水泵轴承冷却水投入，密封水投入。5、循环水系统所有放水门均关闭。6、确认冷却水塔水位正常，循环泵入口吸水池水位正常。7、使泵完全冲满水。8、开启A、B侧凝汽器水侧放空气阀。9、按下凝汽器循环水电动碟阀启动按钮，检查凝汽器A侧循环进、出口门，B侧进、出口门应全开。10、关闭循环水至发电机空冷器及给水泵冷却水的两个滤网的手截门及旁路门。即供给发电机空冷器、励磁机空冷器、给水泵的冷却水的循环冷却水全部停止。防止循环水泵启动时，上述管路排气不足而发生水击，损坏设备。11、用工业水或邻机循环水将凝汽器及入口循环水管路注水。注满水后，关闭凝汽器水侧放空气门。此项操作时，注意工业水至循环水的联络门不能开度太大，以防工业水压降低太多。,汽机,下一页,返回,.,146,循环水系统的运行,12、通知循环水泵值班员，启动循环水泵，出口蝶阀应联动开启，注意电机电流，出口压力表指示正常，监测泵组振动和内部噪音，密封水连续滴漏是否正常及轴承温度0.5KPa，将另一台排烟风机置“备用”位。3、启动交流润滑油泵，检查出口油压在0.080.15MPa。4、将直流润滑油泵置“备用”位。5、全面检查系统无泄漏。6、开启三台顶轴油泵入口门，确认顶轴油泵入口油压0.05MPa，符合顶轴油泵开启条件，启动顶轴油泵A、C，（B泵投备用）。7、检查顶轴油压4.3MPa,正常#3、4瓦应为57Mpa，#5、6瓦应为1012MPa,轴径应顶起0.050.08mm。8、检查各轴承回油正常。9、开启盘车装置喷油门，检查喷油压力0.03MPa，启动盘车装置，转子以3.3r/min旋转。10、检查盘车电流正常,内部声音正常.倾听汽轮机内部无金属摩擦声。11、测大轴偏心值0.076mm，且小于原始值的0.02mm。二、润滑油系统的停止1停止汽轮机盘车装置,转子停转。,汽机,下一页,返回,.,156,润滑油系统的运行,2、解除自动，停止顶轴油泵运行。3、解除直流润滑油泵的“备用”。4、停止交流润滑油泵。5、解除主油箱备用排烟风机的“备用”状态，停止运行排烟风机。6、主油箱电加热器开关置“停止”位置。三、冷油器的投运1、开启油侧放空气门，稍开进口油门，将空气放尽后关闭，全开进油门（检修后投运，应放尽存水后，再进行上述操作。）2、开启水侧放水门，检查有无漏油。检漏完毕后关闭水侧放水门。3、慢开进口水门，将空气放尽后关闭水侧放空气门。4、缓慢开启出口油门。5、开启出口水门，调整油温在规定范围内，且两并联冷油器出口温差不大于2。运行中调油温时，进水门全开，用回水