600兆瓦汽轮机运行规程

1、600MW国产亚临界机组汽轮机运行规程（试行）广东国华台山发电有限责任公司2002年12月前 言本规程依据制造厂说明书、设计院资料及部颁规程和标准，结合上级有关反措和公司具体情况编写而成。本规程和电气运行规程、锅炉辅机规程、汽机辅机规程、试验规程配合使用。在编写此规程中，由于部分技术资料欠缺及机组未经生产调试，其中部分内容尚不完善，有待根据现场执行情况进行完善修改。本规程由总工程师批准后执行。下列人员应熟悉本规程：总经理、副总经理、总工程师、副总工程师，生产部室的部长、部长助理，专业专工。下列人员应掌握并执行本规程：发电部部长、部长助理，值长、运行专业专工，所有运行人员。批准： 审核：编写：目

2、 录1. 汽轮机设备概述12. 汽轮机设备规范及技术参数52.1主要技术规范（THA工况）62.2汽机组的主要热力工况62.3各种工况下抽汽参数值82.4轴系临界转速及叶片共振区域92.5汽轮机旁路系统93. 汽轮机主要控制和调节系统103.1 协调控制CCS113.1.1 CCS的主要功能113.1.2 CCS的运行方式113.2 数字电液调节系统DEH113.2.1 DEH的主要功能113.2.2 DEH的运行方式选择113.2.3 DEH的控制方式选择11 TSI监视仪表12 ETS危急跳闸装置134.汽轮机主要保护与联锁134.1 超速及跳机保护134.2 各项联锁保护134.3调节级

3、叶片保护135. 汽轮机启动135.1启动状态划分135.2启动规定及要求145.1.1 启动要求145.1.2 禁启条件5.1.3 主要控制及调节装置5.1.4启动方式选择5.3启动前的联锁、保护传动试验5.3.1 试验规定5.3.2启动前试验方法5.3.3启动前试验项目5.4 启动前检查准备5.4.1 启动前的检查5.4.2 系统投入5.5 冷态启动 (高压缸启动不带旁路)5.5.1 汽轮机冲转前准备5.5.2 汽机冲转条件5.5.3汽机冲车、升速、暖机5.6 并网后的检查与操作5.6.1 并网后的检查5.6.2 带初始负荷暖机5.6.3 升负荷操作5.7 热态启动5.7.1 启动参数选择

4、5.7.2机组冲车条件5.7.6 发电机并网及带负荷 6. 正常运行及维护6.1 正常运行限额6.2机组负荷调整6.3运行参数的监视及调整6.4 正常维护及试验6.4.1 日常检查项目6.4.2 定期试验6.4.3 主要转机定期切换试验6.5 非设计工况运行7. 汽机停运7.1 停运前的准备7.2正常停运7.2.1 确认运行方式7.2.2 减负荷方式及操作7.2.3 解列停机7.2.4 汽机惰走8. 9. 事故处理9.1事故处理原则9.1.1 事故处理导则9.1.2 破坏真空停机条件及处理9.1.3 紧急停机条件及处理9.1.4 申请停机条件9.2 汽机异常运行、常规事故处理9.2.1 水冲击

5、9.2.2 机组振动大9.2.3 轴向位移大9.2.4低真空9.2.5机组负荷聚变9.2.6周波不正常9.2.7 主汽、再热汽汽温异常9.2.8 润滑油系统异常9.2.9 EH油系统异常9.2.10 油系统着火9.2.11 DEH异常9.2.12 定子水箱水位异常9.2.13 定子水导电率异常9.2.14 发电机氢系统着火1. 汽轮机设备概述首期两台600MW汽轮机为上海汽轮机有限公司(按照美国西屋技术)生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，凝汽式汽轮机，型号是N600-16.7/537/537，最大功率634MW（VWO工况），具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式

6、电液调节（DEH-A）系统。机组能在冷态、热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是30-90%BMCR。新蒸汽从置于该机两侧的两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由两侧各二个调节阀流出，经过四根高压导汽管进入高压缸喷嘴室，高压缸各级反向布置，蒸汽通过四组喷嘴组进入调节级及10级高压压力级后由高压缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽从机组两侧的两个固定支承的中压再热主汽调节联合阀及四根中压导汽管从中部进入双分流的中压缸，经过正反各9级反动式压力级后，从中压缸上部4个排汽口排出，合并成两根连通管，分别进入1号2号低压缸。低压缸为双

7、分流结构，蒸汽从中部流入，经过正反向各7级反动式压力级后，从4个排汽口向下排入2个凝汽器。排入凝汽器的乏汽凝结成凝结水,由凝结水泵升压后经化学精处理装置、汽封冷却器、四台低加进入除氧器，除氧水由给水泵升压后经三台高加进入锅炉省煤器，构成热力循环。机组整个通流部分共58级叶片，其中高压缸1+11级，中压缸2×9级，低压缸2×（2×7）级。高压缸为双层缸结构，中压缸为双层缸双流对称结构，两个低压缸结构相同，均为双层内缸加一外缸的三层缸结构，双流反向布置。 机组共有8级不调整抽汽，其中高压加热器3台，除氧器1台、4台低压加热器，高低压加热器均为表面式，各加热器为串联排列

8、，疏水采用逐级自流方式，不设疏水泵。给水系统配置两台容量为50%的汽动给水泵和一台容量为30% 的电动给水泵，正常运行中两台汽泵运行，电泵备用。小汽轮机汽源来自主机的第四段抽汽，低负荷时切换为再热冷段蒸汽。汽轮机高中压转子为铬钼钒钢整锻转子，低压转子为铬镍钼钒钢整锻转子，高中低压均为无中心空转子。四根转子的临界转速均低于工作转速，为饶性转子。#1、#2、#3、#4（高、中压转子前后轴承）为四瓦块可倾瓦型径向轴承，高压转子调阀端连接一接长轴，轴上装有主油泵及危急遮断器。#5轴承（1号低压缸前轴承）上半为圆柱形，下半为两块可倾瓦。#6、#7、#8轴承（#1低压转子后轴承和#2低压转子前后轴承）为径

9、向圆柱形轴承。推力轴承位于高中压缸之间，工作面和非工作面各有六个块，分别承受轴向载荷。在#1低压外缸的进汽中心线两侧，各有一块轴向定位板，作为汽缸的绝对死点，#1低压缸的前端向调阀端膨胀，藉助于定中心梁推动中压缸、中轴承座、高压缸、前轴承座共同向调阀侧膨胀；#1低压缸的后端、#2低压缸向发电机侧膨胀，本机组采用侧装式盘车装置，其位置在#2低压缸的电机侧。盘车装置是自动啮合型的，能使汽轮发电机组转子从静止状态转动起来，盘车转速为2.4r/min。盘车装置的设计能做到自动投入和退出而不发生撞击，退出后不再自行投入。一套压力开关和压力联锁保护装置，能防止在油压建立之前投入盘车，盘车装置运行中供油中断

10、或油压降低到不安全值时，能发出报警，并能自动停止运行。盘车装置，包括手动操纵机构、盘车电流表、控制箱等现场设备。盘车控制可在DCS系统实现。汽轮机组分别在控制室操作盘上及汽轮机就地设置手动紧急停机操作装置。2.汽轮机设备规范及技术参数2.1汽轮机主要技术规范及性能（THA工况）型号： N600-16.7/537/537型式： 亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机 额定功率： 600MW主汽门前蒸汽额定压力 16.7MPa主汽门前蒸汽额定温度： 537主汽额定流量 1792.462t/h高缸排汽压力 3.581Mpa高缸排汽温度 314.4再热汽汽压力 3.223Mpa再热汽额定温

11、度 537再热汽流量 1496.14t/h 工作转速： 3000r/min 额定冷却水温： 24凝汽器额定背压： 5.88kPa夏季工况凝汽器背压 11.8kPa给水温度 273.7补水率 0% 给水泵驱动方式： 小汽轮机小汽机耗汽量 66.049t/h小汽机额定背压 7.2kPa 回热级数： 8级（三高、四低、一除氧）额定工况蒸汽流量： 1792.462t/h额定工况汽耗 2.99kg/kWh 额定工况热耗 7850.9kJ/kWh（1875.2kcal/kWh） 旋转方向： 从汽轮机端向发电机方向看顺时针 低压缸末级叶片高度 905mm调节系统型式： 数字式电液控制（DEH-A型）汽轮机总

12、长 m2.2汽机组的主要热力工况2.2.1机组热耗率验收（THA）工况轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补水率为0%的连续运行工况为机组热耗率验收（THA）工况，在此工况下发电机有功功率为600.447MW，汽轮机保证热耗值为7850.9kJ/kWh。2.2.2机组的铭牌工况（TRL），即夏季工况汽轮机在额定进汽参数、回热系统正常投运、背压为11.8kPa，补水率为3%时的连续运行工况为机组的铭牌工况，此工况下发电机有功功率为600.409MW，此工况下的进汽量为铭牌进汽量。发电机端功率： 600.4MW汽机总进汽量： 1908.9 t/h主蒸汽压力： 16.7MPa主蒸汽温度：

13、 537高压缸排汽压力 3.766MPa高压缸排汽温度：319.6再热蒸汽流量： 1567.967 t/h中压缸进汽压力：3.39MPa中压缸进汽温度：537主机背压： 11.8kPa排汽焓： 2426.9kJ/kg给水温度： 277.4小汽机耗汽量： 81.747 t/h补水量： 57.268 t/h进入凝汽器流量:1205.378t/h热耗: 8165.5 kJ/kwh2.2.3机组的最大连续出力（T-MCR）工况汽轮机在额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，补水率为0%，进汽量为铭牌进汽量的称为最大连续工况，此工况下发电机输出功率称为机组的最大连续出力（T-MCR）工况，此工况下发电

14、机有功功率为632.14MW。发电机端功率： 632.14MW汽机总进汽量： 1908.9t/h主蒸汽压力： 16.7MPa主蒸汽温度： 537高压缸排汽压力3.794MPa高压缸排汽温度：320.5再热蒸汽流量： 1586.49t/h中压缸进汽压力：3.1414MPa中压缸进汽温度：537主机背压： 5.88kPa排汽焓： 2360.3kJ/kg给水温度： 277.7小汽机耗汽量： 70.876t/h补水量： 0t/h进入凝汽器流量:1194.901t/h热耗: 7846.1kJ/kwh2.2.4调门全开工况（VWO）汽轮机在调门全开，额定进汽参数、额定背压、回热系统正常投运，进汽量不小于1

15、05%的铭牌工况进汽量，机组连续运行的工况称机组的调门全开工况（VWO），此工况下发电机有功功率为662.916MW。发电机端功率： 662.916MW汽机总进汽量：2026t/h主蒸汽压力： 16.7MPa主蒸汽温度： 537高压缸排汽压力 4.006MPa高压缸排汽温度：326.6再热蒸汽流量： 1676.628t/h中压缸进汽压力：3.605MPa中压缸进汽温度：537主机背压： 5.88kPa排汽焓： 2355.9kJ/kg给水温度： 281.6小汽机耗汽量： 76.31t/h补水量： 0t/h进入凝汽器流量:1255.636t/h热耗: 7846.5kJ/kwh2.2.5高加切除工况

16、汽轮机在主、再热汽及背压在额定状态下，三台高加全部退出运行，汽轮机组能够连续运行的工况，称高加切除工况。此工况下发电机能够发出的有功功率为600.255MW。发电机端功率： 600.255MW汽机总进汽量： 1546.53t/h主蒸汽压力： 16.7MPa主蒸汽温度： 537高压缸排汽压力 3.723MPa高压缸排汽温度：322.8再热蒸汽流量： 1530.548t/h中压缸进汽压力：3.35MPa中压缸进汽温度：537主机背压： 5.88kPa排汽焓： 2362.8kJ/kg给水温度： 172.0小汽机耗汽量： 54.888t/h补水量： 0t/h进入凝汽器流量:1208.624t/h热耗:

17、 8124.4kJ/kwh2.3各种工况下抽汽参数值抽 汽段 数抽 汽 点参 数工 况THAVWOTMCR高加切除TRL一 段高压缸第 7 级后压力（MPa）5.85896.61346.23525.70596.026温度（）378.4393.5386.0378.5385.4流量（t/h）131.157157.469144.0530148.664二 段高压缸排汽压力（MPa）3.58134.00593.79393.72273.7664温度（）314.4326.6320.5322.8319.6流量（t/h）149.66174.628162.0110167.025三 段中压缸第5级后压力（MPa）1

18、.60691.79311.70031.74281.6822温度（）432.5431.9432.2438.4431.8流量（t/h）68.64580.32074.653077.751四 段中压排汽压力（MPa）0.74130.82490.78360.80750.76886温度（）326.7325.7326.2332.9324.8流量（t/h）73.854+66.04985.051+76.31079.349+70.87687.403+54.88881.940+81.747五 段低压缸A第2级后压力（MPa）0.30430.33760.32110.33110.3133温度（）225.6224.422

19、5.0230.7223.2流量（t/h）62.25371.20366.73567.96668.284六 段低压缸B第4级后压力（MPa）0.12960.14420.13690.14090.1337温度（）139.5138.7139.1143.6137.6流量（t/h）39.1444.69241.89542.62143.064七 段低压缸A、B第5级后压力（MPa）0.06960.07760.07360.07560.0718温度（）流量（t/h）60.95569.84465.37266.36465.363八 段低压缸A、B第6级后压力（MPa）0.02170.02400.02290.02350.

20、0231温度（）流量（t/h）45.69856.19450.91652.751高压调节门排列及开启顺序 GV3-1GV1-2GV4-1GV2-34321TV2TV 1从调速器端向发电机方向看2.4转子临界转速及叶片共振区域 2.4.1 机组各转子临界转速有关参数转子名称单位高压中压低压#1低压#2发电机励磁机第一阶临界转速 设计值r/min实测值 第二阶临界转速 设计值r/min实测值 叶片共振区域： 2.4.3最大振动许可值：（1）汽轮机在工作转速下。各轴承振动最大许可值为0.05mm。汽轮机在越过临界转速时，轴承振动最大许可值为0.15mm。（2）汽轮发电机组在启动或运行中，任一道轴承的轴

21、振值达0.254mm,应立即脱扣停机。2.5汽轮机旁路系统本机设有高、低压两级串联旁路系统。即由锅炉来的新蒸汽经高压旁路减温减压后进入锅炉再热器，由再热器返回的再热蒸汽经低压旁路减温减压后进入凝汽器。高旁的容量，低旁的容量为高旁的蒸汽流量与喷水流量的和即为锅炉最大额定出力（BMCR）的40%。由 CCI-SULZER公司制造。高压旁路喷水减温取自高压给水，最大水压为22MPa，正常为21.8MPa，最高水温为172.9。低压旁路喷水减温取自凝结水，水压：（2.62 3.20 ）MPa，水温：35.8249。技术参数名称单 位设计参数正常运行工况高压蒸汽转换阀阀前蒸汽压力MPa17.616.7阀

22、前蒸汽温度546537阀前额定蒸汽流量t/h607.8阀前最大蒸汽流量t/h631.0阀后蒸汽压力MPa4.5863.5756阀后蒸汽温度346.9315.8阀后蒸汽流量t/h708.023高压喷水隔离阀前计算压力MPa27.521.9计算温度200168.2计算流量t/h101.9最大流量t/h101.9低压蒸汽转换阀阀前蒸汽压力MPa4.5863.218阀前蒸汽温度546537阀前蒸汽流量t/h708.023/2阀前最大蒸汽流量1120阀后蒸汽压力MPa0.7阀后蒸汽温度164阀后蒸汽流量t/h921.286低压喷水隔离阀前计算压力MPa3.72.62计算温度5035.82计算流量t/h2

23、13.263凝汽器运行压力kPa5.885.88 指低压旁路的总流量，本工程采用两台低旁，每台低旁的流量即为表中数据的50。3.汽轮机主要控制和调节系统机组的控制（DCS）选用德国西门子公司分散控制系统，设计包含CCS（协调控制）、DAS（数据采集系统）、SCS（顺序控制系统）、MCS（模拟量控制）等系统，并具有DEH、MEH操作员站及对其它控制系统（有数据通信接口）的监控功能，以满足各种运行工况的要求。汽轮机的调节系统则采用新华控制工程有限公司的数字式电液控制系统（DEHA型），它主要完成两个重要功能：汽轮机转速控制和汽轮机负荷控制，该系统具有数字系统的灵活性，模拟系统的快速性和液压系统的可

24、靠性，能集自动控制、过程监控和保护于一体。 3.1协调控制CCS CCS的主要功能 控制锅炉汽温、汽压及燃烧率，改善机组的调节特性，增加机组对负荷变化的适应能力，在主要辅机故障时进行RUNBACK处理，并能在机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁、负荷快速增减及跟踪处理等。 3.1.2 CCS基本运行方式 a. 以锅炉为基础的运行方式。在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度控制主汽压力。 b. 以汽机为基础的运行方式。在这种方式下，锅炉通过改变燃烧率以调节主汽压力，而汽机则通过改变调门开度控制机组负荷。 c. 功率控制方式。这种方式是以汽机为基础的协调方

25、式，机炉联合控制机组负荷及主汽压力。 3.2 数字电液控制系统DEH3.2.1 DEH系统的主要功能DEH系统包括控制柜、工程师站、操作员站、手操盘、CRT数字显示屏幕、阀门伺服机构和高压抗燃油系统。其主要功能是按值班员或自动启动装置给出的指令控制高、中主汽门和调节门的开度，使机组按一定要求升、降转速和负荷，实现机组运行的各种要求。 3.2.2 DEH的基本运行方式 操作员自动方式：在这种方式下，设定值及其变化率由运行人员在DEH操作盘上设定。a. 在升速期间，可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。b. 在机组并网运行后，可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。c. 可进行从中压缸启动到主汽门

26、控制的阀切换。d. 可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。e. 可进行单阀/多阀控制的切换。f. 当机组到达同步转速时，可投入自动同步。g. 可投入功率反馈回路或调节级压力回路。h. 机组并网后，可投入转速回路（一次调频）。i. 可投入遥控操作。 汽轮机自启动（ATC）：在这种方式下，ATC能自动完成汽机升速、暖机、阀切换、并网及带初始负荷，然后转入操作员自动控制方式。在机组负荷变化过程中也可投入此方式，此时设定值变化率将由控制软件决定。在正常运行期间，ATC程序自动监视机组各种参数，显示信息等。 ATC程序能自动完成下列功能：从冲转到达同步转速自动进行。根据汽机应力及临界转速等自动设定升

27、速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。条件允许时可自动投入自动同步和并网。并网后由热应力及机组的其它状况，确定升负荷率或进行负荷保持、报警等与ATC相联系的三个按钮：lATC控制：按下此按钮可使ATC进入运行状态，如遇紧急情况，可直接按ATC监视或自动按钮退出ATC控制，进入操作员自动方式。ATC限制条件超越按钮：当某充分条件限制ATC进行时，可按此按钮，越过此条件继续进行。lATC监视：如要进入ATC启动，必须先进入ATC监视，当条件满足后，按下ATC控制按钮才会有效。3.2.2.3遥控方式：在这种方式下，设定值由CCS等外部系统供给，其它操作仍由DEH系统完成。遥控自动操作一般情况下，都在操

28、作员自动方式下投入遥控操作， DEH的目标值由遥控源决定。包括自动同步和协调方式。自动同步必须满足下列条件：lDEH处于自动或ATC控制方式lDEH处于高压调门控制方式。l发电机出口断路器断开。l自动同步允许触点闭合。l汽机转速在同步范围内。协调方式必须满足下列条件：lDEH必须运行在自动或ATC控制方式。l发电机出口断路器开关必须闭合。l 遥控允许触点必须闭合。3.2.2.4汽轮机手动方式：在这种方式下，通过直接手动操作各主汽门和调节门开度按钮来控制汽轮机。当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC站控板发生故障后,则DEH会切到手动，硬操盘上手动灯点亮，此时运行人员应立即把“自动/手动”切向

29、“手动”位置。3.2.2.5DEH的控制方式选择主汽门 / 高压调门控制切换调节级压力回路投入功率回路投入转速回路投入单 / 多阀控制主蒸汽压力控制（TPC）中压缸启动定压投入旁路投入、切除试验阀门试验 TSI监视仪表 本装置对汽轮机转子的串轴、胀差、绝对膨胀、轴振动、转速、偏心度等进行监测，并对测量值进行比较判断，超限时发出报警信号和停机信号。 3.2.4 ETS危急跳闸装置当汽机运行参数超过安全极限时(如：真空低、润滑油压低、EH油压低、串轴超限、超速及其它汽机跳闸参数)，ETS装置将使各汽门油动机中的压力油泄掉，迅速关闭全部阀门以保证机组安全。该系统采用了双路并串联逻辑回路，可避免误动作

30、及拒动作，提高了系统的可靠性。4. 汽机主要保护与联锁4.1汽轮机超速及跳机保护序号项目单位数值备注1 机械超速110% r/min3300主、调门全关2 ETS电超速110%（ r/min3300主、调门全关3 DEH失电汽轮机跳闸4 轴向位移大 mm±1.0汽轮机跳闸5 推力轴承金属温度高 支持轴承金属温度高 113汽轮机跳闸6 轴振大mm0.254汽轮机跳闸7低压胀差冷态10 mm转子伸长mm33.0紧急停机转子缩短mm6.3紧急停机8高压胀差冷态10 mm转子伸长mm16.5紧急停机转子缩短mm6.3紧急停机9 高压缸排汽温度高424汽轮机跳闸10 高压缸压比低11 发变组保

31、护动作 汽轮机跳闸12 MFT 汽轮机跳闸13 手动跳机 汽轮机跳闸14 润滑油压低MPa0.048汽轮机跳闸15 抗燃油压低MPa9.3汽轮机跳闸16 凝汽器压力高kPa203汽轮机跳闸17 汽机超速103% r/min3090全关调门（GV、IV）4.2汽轮机各项联锁保护项 目单位整定值联 动 内 容润滑油压低值MPa0.082启动交流润滑油泵、密封油备用泵低值MPa0.075启动直流润滑油泵低值MPa0.029联跳盘车抗燃油压低值MPa联启备用泵低值MPa9.3停机顶轴油压低MPa闭锁盘车启动4.3调节级叶片保护装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运

32、行：a. 所有新装转子包括原配转子;b. 备用转子和替换转子。c. 所有新装调节级叶片的旧转子。5.汽轮机启动5.1汽轮机启动状态划分： 5.1.1 冷态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度小于204；5.1.2 热态启动；高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度在大于204。 5.2启动规定及要求启动要求5.2.1.1机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。5.2.1.2机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。5.2.1.3机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电

33、部专业专工负责现场技术监督和技术指导。5.2.1.4 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。5.2.1.5确认机组检修工作全部结束，工作票已终结，现场卫生符合标准，临时安装的脚手架已拆除，机组本体及附属设备周围地面清扫整洁，设备保温完整，冷态验收合格。 5.2.1.6 机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。5.2.1. 7 热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。5.2.1.8 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。5.2.1.9所有液位计明亮清洁，上下考克应在开启状态各有关压力表、流量表及保护仪表信号

34、一次门全部开启，检查并通知热工开启各气动阀门空气门。5.2.1.10 各保护装置、自动调节装置及热工信号装置良好，热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。5.2.1.11 各油箱油位正常，油质合格。检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。5.2.1.12 所有电动门、调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合；各调节门、电动门、安全门动作试验正常。5.2.1.13 所有电气设备绝缘良好，送上所需启动热机设备电源和热工电源。5.2.1.14 检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值5.2.1.15 DCS及DEH控制系统工作正常，CRT显示正常。5.2.1.16 阀门操作卡调整各系统阀门至正

35、常启动前位置。5.2.1.17 600m3凝补水箱水位正常，水质合格。禁止启动条件5.2.2.1 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定。5.2.2.2 机组主要检测仪表或参数失灵。机组主要检测仪表（转速表、转子偏心度表、真空表、主再热蒸汽压力和温度表、振动表、汽缸膨胀和差胀表、发电机有功和无功表、电压表、电流表、同期表、励磁电压和电流表、汽包水位计、氢气纯度表和压力表等）监视功能失去，影响机组启动或正常运行；或机组主要监测参数超过极限值。5.2.2.3 机组任一安全保护装置失灵或机组保护动作值不符合规定（如真空低、润滑油压低、轴向位

36、移大等）。5.2.2.4 机组主要联锁保护功能试验不合格。5.2.2.5 汽轮机任一主要调节控制失灵（如轴向位移、差胀、转子应力、上下缸温差及凝汽器水位调节控制装置等）。5.2.2.6 机组仪表及保护电源失去。5.2.2.7 DEH控制系统故障。5.2.2.8 CCS控制系统工作不正常。5.2.2.9 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.7Mpa。5.2.2.10 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。5.2.2.11 任一高、中压主汽门，调速汽门，高压缸排汽逆止门，任一抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵。5.2.2.12 高、低压

37、旁路系统故障或工作不正常。5.2.2.13 转子偏心度大于原始的基准值0.02mm（原始值0.076mm）。5.2.2.14 盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。5.2.2.15 汽轮机高、中压缸外缸上/下缸温差大于41.7，高、中压缸内缸上/下缸温差大于35。5.2.2.16 胀差达极限值 。 5.2.2.17 润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。5.2.2.18 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。5.2.2.19 汽机旁路调节系统工作不正常。5.2.2.20 汽

38、水品质不符合要求。5.2.2.21 柴油机不能正常备用。5.2.2.22 发电机最低氢压低于0.2Mpa。5.2.2.23 发电机氢气纯度98。5.2.2.24 发电机定子冷却水系统故障或水质不合格。5.2.2.25 保温不完整。5.2.2.26 发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。5.2.2.27 基地式调节装置失灵，影响机组启动或正常运行。5.3 机组启动前的联锁保护传动试验5.3.1试验规定a. 设备试验、试转必须由检修人员提出书面申请，经值长同意并下达试验命令后方可执行。b. 设备试验由检修负责人协调，运行人员配合操作，有关人员在场。c. 各油泵等应满足程控要求条件，保护

39、、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。d. 动态试验必须在静态试验合格后方可进行。e. 已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。f.有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。5.3.2 启动前试验方法5.3.2.1 按照试验卡对所有电动门进行远近控全开、全关试验，开度指示与就地指示应一致，有中间停止的电动门要试验中间停止正常。5.3.2.2 气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。 各联锁、保护的检查试验按规定的试验项目进行，逐条试验良好。 具体试验步骤及方法见试验规程。 5.3.3 机组启动前的试验项目（机组大、小修后）5.3

40、.3.1 机组大联锁试验。5.3.3.2 汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵、汽轮机直流润滑油泵联锁试验。5.3.3.3 小机主油泵、润滑油泵联锁试验。5.3.3.4 EH油泵联锁试验。5.3.3.5 顶轴油泵联锁试验。5.3.3.6 密封油排烟风机、汽轮机润滑油排烟风机联锁试验。5.3.3.7 真空泵联锁试验。5.3.3.8 循环泵联锁试验。5.3.3.9 闭式循环冷却水泵联锁试验。5.3.3.10 凝结水泵联锁试验。5.3.3.11 发电机定子内冷水泵联锁试验。5.3.3.12 电泵、汽泵联锁试验。5.3.3.13 高低压加热器及除氧器的水位保护试验。5.3.3.14 ETS通道试验。

41、5.3.3.15 OPC电磁阀试验。5.3.3.16 主机保护联锁试验。5.3.3.17 各电动门、气动门、调节门开关试验。上述试验在机组大、小修后进行。 某些试验根据需要也可在检修后单独进行。 5.4 启动前的检查准备 5.4.1启动前的检查5.4.1.1 机组检修工作完工， 所有工作票注销。5.4.1.2 楼梯、栏杆、平台应完整， 通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。5.4.1.3 汽轮机本体各处保温完整;所有的系统应连接完好，管道支吊牢固，保温完整。5.4.1.4 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。5.4.1.5 厂房内通讯系统正常。5.4.1.6 消防水系统正常、消防设施齐全。

42、5.4.1.7 汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。5.4.1.8 确认汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀。 5.4.1.9 汽轮机低压缸安全门完好。5.4.1.10 主油箱事故放油门关闭，应加铅封。机组在启动前，应记录主机及各主要辅机原始参数。5.4.2 汽机启动前辅助设备及系统投运 5.4.2.1 辅助设备及系统的投运，按照规程辅机部分进行启动前的准备、检查及操作。 5.4.2.2 锅炉点火前，逐步投入下列各系统并检查其运行正常：5.4.2.2.1 投入消防水系统。 5.4.2.2.2 投入循环水系统，循环泵一台运行，一台备用，凝汽器通水正常。5.4.2.2.3 投入闭式水系统。闭式

43、冷却水泵一台运行，一台备用，闭式水事故泵备用，各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。5.4.2.2.4 投入厂用空压机系统，气压正常。 5.4.2.2.5 投入EH油系统。 5.4.2.2.6 主机润滑油系统投入运行，交流润滑油泵一台运行，一台备用，直流润滑油泵备用，各轴承回油正常，油温调节自动，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧注水后隔离。5.4.2.2.7 发电机密封油空、氢侧交流密封油泵运行，直流密封油泵备用，密封油备用油源处于备用状态，空、氢侧冷油器水侧投入，各部油压、油温、油箱油位等正常。5.4.2.2.8 发电机置换氢气 。投入发电机氢气系统。5.4.2.2.9 发电机内充氢气压力

44、达0.2MPa时，确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。定子水泵一台运行，一台备用，压力、温度、水位及导电度等正常。5.4.2.2.10启动顶轴油泵，检查顶轴油供油母管压力、各轴承顶轴油压正常。确认盘车装置的有关联锁，保护试验良好，润滑油温大于21。投入连续盘车，查盘车电流正常，无幌动。机组转动部分无金属摩擦声，测量转子偏心度应不大于原始值0.02mm。记录有关参数。汽机冲转前连续盘车时间保证不少于4小时。5.4.2.2.11 投入厂用蒸汽系统，母管压力、温度正常。5.4.2.2.12 投入凝结水系统 5.4.2.2.12.1 600m3水箱水位正常，启动补充水泵，向凝汽器

45、注水。 5.4.2.2.12.2 确认凝结水有关联锁，保护试验良好，投入凝结水系统。凝结泵一台运行，一台备用。低加水侧排气、注水完毕，水位保护投入。5.4.2.2.12.3 确认凝汽器及系统冲洗水质合格，向除氧器上水。确认除氧器冲洗水质合格。5.4.2.2.13 两台汽动给水泵油系统投入，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧排气后隔离，油温调节投自动。锅炉点火前，小汽机盘车运行大于3小时。 5.4.2.2.14 投入除氧器水箱加热。5.4.2.2.14.1 将除氧器水箱上水至正常水位，联系化学向除氧器加药。5.4.2.2.14.2电泵前置泵及电泵注水，具备启动条件，将勺管置最小位置，启动电水泵打

46、循环。5.4.2.2.14.3确认主机盘车投运正常，开启厂用蒸汽至除氧器调节阀，投入除氧器加热。调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温缓慢升高。5.4.2.2.15给水温度达到锅炉进水温度要求，当除氧器水质合格后，给锅炉上水。5.4.2.2.16 轴加水侧投入后，投入汽轮机轴封系统。 1）启动一台轴加风机运行，开启辅汽至轴封汽母管总门及轴封汽调节阀前后隔绝门暖管。 2）疏水放尽后，开启轴封汽调节阀，维持轴封汽压力至0.03MPa，低压轴封汽温121177，正常控制在149，并投入低压轴封汽减温水温度控制自动。3） 组启动或停运时，高中压转子轴封蒸汽温度与转子表面金属温差应<166.7（轴封蒸汽至少要有14过热度）。 注： a.严禁转