仿真培训及评价标准 事故演练

PAGEPAGE435目录第一部分集控运行正常操作培训及评价标准 19一、机组正常启停 19（一）机组冷态启动 191.全冷态至送电完成 192.锅炉上水冲洗 203.锅炉点火 234.点火至汽轮机冲转前 255.汽轮机冲转至3000r/min 266.并网带初负荷 287.升至50%额定负荷 298.50%至100%额定负荷 31（二）机组热（温）态启动 32(三)机组停运 351.机组停运 35（四）分系统启动 381.压缩空气系统启动 382.闭式系统启动 403.发电机氢气置换 414.辅助蒸汽系统投运 435.汽轮机润滑油系统启动（包括顶轴油、盘车） 446.发电机密封油系统启动 457.发电机定子冷却水系统启动 488.EH油系统启动 499.凝结水系统投运（除氧器上水） 5010.给水系统启动 5211.循环水系统启动 5412.锅炉风机油站启动 5613.空气预热器系统启动 5714.火检冷却风系统启动 5815.锅炉风烟系统启动 5916.锅炉吹扫 6117.炉前燃油系统启动 6318.锅炉燃油方式点火 6419.锅炉微油方式点火 6620.汽轮机送轴封抽真空 6921.制粉系统启动 7022.汽轮机冲转 7223.发电机并网前准备 7424.发电机并网 7625.低压加热器投运 7826.高压加热器投运 8027.锅炉本体吹灰系统投运 8128.厂用电切换 8329.脱硝系统投运 8530.抽汽供热系统投运 86（五）单体设备启动 886kV高压电动机送电 882.380V电动机开关送电 903.单级离心式水泵启动 914.凝结水泵启动 925.电动给水泵启动 936.汽轮机盘车投运 95引风机启动 96送风机启动 97一次风机启动 99密封风机启动 10111.磨煤机启动 102二、机组试验及定期轮换 104（一）机组主要试验 104汽轮机主汽门、调门严密性试验 1042. 1053. 1074.汽轮机中压调门活动试验 1095. 1106.汽轮机交直流润滑油泵联动试验 1117.汽轮机直流密封油泵启停试验 1138.真空严密性试验 1149.锅炉水压试验 11510.燃油系统泄漏试验 11911.柴油发电机启动试验 12012.主变压器（启动备用变压器、高压厂用变压器）冷却装置电源切换试验 122（二）机组定期轮换试验 1231.真空泵切换 1232.定子冷却水泵切换 1243.闭式冷却水泵切换 1254.EH油泵切换 127凝结水泵切换 128主油箱（润滑油箱、密封油箱）排烟风机切换 129轴封加热器风机切换 130火检冷却风机切换 1319.密封风机切换 132锅炉风机油泵切换 133空气压缩机切换 135(三)运行转检修操作 1361.电动给水泵运行转检修 1362.高压加热器运行转检修 1373.单侧引风机运行转检修 1384.单侧送风机运行转检修 1405.单侧一次风机运行转检修 1426.锅炉运行一台制粉系统由运行转检修 1447.锅炉运行一台空气预热器由运行转检修 1458.炉前油系统运行转检修 1479.发电机变压器组热备用转检修 14810.6kV母线运行转检修 15011.380VPC段母线（带低压变压器）运行转检修 15112.6kV电动机运行转检修 15313.直流系统蓄电池运行转检修 154第二部分分专业事故处理培训及评价标准 155一、锅炉分专业事故处理 1551.单侧一次风机跳闸 1552.一次风机喘振 1573.单侧送风机跳闸 1594.送风机喘振 1625.送风机油站油泵跳闸 1636.送风机动叶卡涩 1657.单侧引风机跳闸 1678.引风机喘振 1699.引风机油站油泵（电动机）跳闸 17010.引风机动叶卡涩 17311.引风机（送风机、一次风机）轴承温度高 17512.空气预热器二次燃烧 17713.单侧空气预热器跳闸 17814.磨煤机跳闸 18115.磨煤机着火 18316.磨煤机堵塞 18517.磨煤机粉管堵塞 18718.给煤机上落煤管堵塞 18919.给煤机出口落煤管堵塞 19120.磨煤机润滑油泵跳闸 19321.磨煤机热风门卡涩 19522.给煤机跳闸 19623.给煤机皮带打滑 19824.密封风机跳闸 19925.火检冷却风机跳闸 20226.锅炉满水 20327. 锅炉缺水 20528. 过热器安全门误开 20729. 再热器入口安全门误开 20830. 再热器出口安全门误开 21031. 省煤器泄漏 21132. 水冷壁泄漏 21333. 过热器泄漏 21534. 再热器泄漏 21735. 锅炉结焦 21936. 分隔屏积灰 22137. 末级过热器积灰 22238. 再热器积灰 22439. 省煤器积灰 22640. 空气预热器积灰 22841. 主汽压力异常 22942. 主汽温度异常 23143. 过热器减温水调门卡涩 23344. 再热汽压力异常 23445. 再热汽温度异常 23646. 再热器减温水调门卡涩 238二、汽轮机分专业事故处理 2401.汽轮机超速 2402.汽轮机水冲击 2423.汽轮机动静部分摩擦 2444.汽轮机轴向位移大 2465.汽轮机胀差大 2486.汽轮机轴承振动大 2517.汽轮机低压缸断叶片 2528.汽轮机轴承金属温度高 2549.汽轮机支持轴承温度高 25610.汽轮机轴承磨损 25811.汽轮机推力轴承磨损 26012.汽轮机通流部分结垢 26213.单侧高压主汽门故障关闭 26314.单侧中压主汽门故障关闭 26515.单个高压调速汽门卡涩 26716.汽轮机打闸，中压主汽门卡涩 26817.中压调速汽门卡涩 27018.高压抽汽止回门故障关闭 27119.低压抽汽止回门故障关闭 27320.凝汽器真空下降 27521.真空系统泄漏 27822.主机润滑油母管泄漏 28023.汽轮机主油箱泄漏 28224.主机冷油器泄漏 28425.主机冷油器冷却水调阀卡涩 28526.EH油系统泄漏 28727.发电机氢气泄漏 28928.给水泵跳闸 29129.给水泵汽化 29230.给水泵再循环门误开 29431.电动给水泵勺管卡涩 296电动给水泵勺管卡涩 297凝结水泵跳闸 29934.循环水泵跳闸 30135.定子冷却水泵跳闸 30336.EH油泵跳闸 30537.真空泵跳闸 30638.闭冷水泵跳闸 30739.除氧器进水调门卡涩 30940.高压加热器正常疏水门卡涩 31141.低压加热器正常疏水门卡涩 31242.高压加热器泄漏 31443.低压加热器泄漏 31644.高压加热器保护误动 31745.凝结水系统泄漏 32046.凝汽器水侧泄漏 32247.闭冷水系统泄漏 32448.供热机组抽汽段压力异常升高（中压供热） 32549.供热机组抽汽段压力异常降低（中压供热） 328三、电气分专业事故处理 3301.发电机定子匝间短路 3302.发电机失磁 3313.发电机定子接地 3334.发电机振荡—失步 3345.发电机定子绕组相间故障 3366.发电机对称过负荷 3387.发电机不对称过负荷 3408.发电机出口开关非全相 3419.发电机转子一点接地 34310.发电机碳刷着火 34511.发电机TV一次熔断器A相熔断 34612.电网功率振荡 34813.主变压器差动保护动作 35014.主变压器轻瓦斯（10min后变成重瓦斯）保护动作 35215.主变压器重瓦斯保护动作 35416.主变压器冷却器故障 35617.主变压器油位高 35718.主变压器绕组温度高 35819.主变压器冷却器全停 36020.高压厂用变压器差动保护动作 36121.高压厂用变压器轻瓦斯（10min后变成重瓦斯）保护动作 36322.高压厂用变压器重瓦斯保护动作 36523.高压厂用变压器油位异常 36724.6kV系统A母线分频谐振 36925.6kV母线TV熔断器熔断 37026.低压厂用变压器内部故障 37227.380V母线单相接地 37328.保安A段工作进线开关误跳 37529.110V直流系统母线接地 37630.220V直流系统I母正极接地 378第三部分综合事故处理培训及评价标准 3801.汽轮机跳闸 3802.破坏真空紧急停机 3823.不破坏真空紧急停机 3854.紧急停炉 3895.锅炉MFT误动作 3916.发电机跳闸后汽轮机汽门关闭不严 3937.送风机跳闸RB拒动 3958.引风机跳闸RB拒动 3979.一次风机跳闸RB拒动 40010.给水泵跳闸备用泵不自启RB拒动 40211.给水流量骤降 40412.6kV单段失电 40613.机组厂用电全停 40914.送出线路全停 41115.压缩空气压力低 41316.闭冷水中断 41517.DCS控制系统失灵 41718.UPS失电 419第一部分集控运行正常操作培训及评价标准一、机组正常启停（一）机组冷态启动1.全冷态至送电完成2.检查设备及系统完好，按启动前要求，调整各系统阀门在启动前状态。每项保护未投入减测量各辅机电机、电动门绝缘合格后送上电源传动各电动（气控）门、调整门，正常后恢复至开机前位置。检查CRT、DEH画面状态正常。2.锅炉上水冲洗2.如有特殊说明及有关提示，在“备注”栏进行补充说明；正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分少检查操作一项减正确执行不得分正确执行不得分正确执行不得分操作要点、注意事3.锅炉点火未投等离子模式不得控制参数异常每项控制参数异常每项控制参数异常每项操作要点、注意事4.点火至汽轮机冲转前开启1、2号凝汽器汽侧空气门及真空泵入口手动门。启动一台真空泵，真空泵进口蝶阀联开，振动、声音正常。关闭真空破坏门，真空破坏门注水。开启辅助蒸汽至轴封、高中压缸预暖进汽门，进行暖管。暖管速率过快扣减2分凝汽器真空达-60Kpa。投运高、中、低压轴封汽。控制压力0.123Mpa、温度150-260℃，轴封加热器多级水封注水，注满水后开启多级水封至凝汽器门，启动一台轴加风机，开启轴加风机入口电动门，轴封加热器维持负压-5kPa确认高中压缸预暖管道充分暖管后，对高中压缸进行暖缸操作。调整电动节流阀开度应平稳，根据高中压缸温升及时调整进汽调节阀及各疏水门。暖缸温升率不得超过50℃/h，汽缸各壁温差及胀差应在允许范围内。高压内缸调节级处下半内壁金属温度达到150℃，中压缸进汽处下半内壁温度达到U120℃时,锅炉起压后，缓慢开启Ⅱ、Ⅰ级旁路Ⅲ级减温水，视蒸汽温度和锅炉要求投入Ⅰ级旁路减温水。开启主汽门前、中压联合阀前、高排逆止门前、后、本体疏水门，进行疏水。当主汽压力达到0.5MPa时，对高压汽缸夹层加热装置进行暖管当高压主汽门阀壳内外壁温差大于55℃（或阀壳内壁温度小于150℃）或阀壳外壁温度与主蒸汽温度之差大于60℃时，应进行阀壳预暖。注意观察调节阀壳内外壁温差，当温差超过80℃时，关闭2号高压主汽阀；当温差小于70℃时，重新将2号高压主汽阀开启至预暖位置。重复该过程，直至阀壳内外U主蒸汽压力，主蒸汽温度，再热蒸汽温度达到冲转参数时，维持凝汽器真空正常，由值长通知主值组织各岗位人员做好汽轮机冲转准备，全面抄表一次。联系热控，投入汽轮机各保护。（电跳机、低真空保护并网正常后投入）。根据发电机氢、油、水温度，调整各冷却器进水调整门，保持各温度在允许值。5.汽轮机冲转至3000r/min检查确认汽轮发电机组各轴承回油正常，汇报值长、联系锅炉、电气运行操作人员，U做好人员分工，准备冲动汽轮机。冲转操作：（1）、DEH总图，选择“转速控制”，按“挂闸“按钮将机组挂闸。（2）、选择“高中压联合启动”。（3）、检查全开高、中压主汽门、工业抽汽调节阀和旋转隔板（4）、确认机组控制方式在“自动”位（5）、阀门方式选择“单阀控制”。（6）、设置“目标值”500rpm，“速率”100rpm。（7）、按“进行”按钮后，高、中压调节门逐渐开启，冲动汽轮机，按给定的速率升速。违反操作顺序扣减6分当机组转速大于盘车转速时，检查盘车装置自动脱开，停用盘车电机。否则应立即打闸停机。根据缸温投入汽缸夹层加热，调整汽缸夹层加热联箱压力在0.98～4.9MPa之间。转速升至500rpm时打闸一次，在转速下降过程中，对机组作全面检查，检查动静部分是否有摩擦，高排逆止门关闭，停留时间不超过5分钟。在转速小于50rpm之前重新挂闸。开启5、6、7、8低压加热器进汽门、抽汽逆止门。调整各低压加热器空气门正常。设置“目标值”1200rpm，“速率”100rpm。按“进行”。1200rpm，中速暖机30min。控制各参数及温差在正常范围设置“目标值”2000rpm，“速率”100rpm。按“进行”。2000rpm，高速暖机60min。监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130℃在此转速下,监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130℃,并保持暖机60分钟。在暖机结束时应满足以下值a、高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250℃b、中压缸膨胀大于7mm；c、高、中压胀差小于3.5mm并趋稳定；设置“目标值”3000rpm，“速率”100rpm。按“进行”。3000rpm，定速暖机30min机组定速，全面检查，根据油、水、氢、风温度调整各冷却器温度正常。根据主油泵的工作情况，停用润滑油泵。开启一、二、三段抽汽电动门、逆止门，投用高压加热器汽侧运行。6.并网带初负荷并网参数：主蒸汽压力必须达到5.88MPa；主蒸汽温度达到370℃，全面检查确认机组无异常后，报告值长接值长令：发变组由热备用状态转为运行状态。未得到值长许可不得分发电机转速维持3000r/min。合上发电机励磁开关FMK，检查发电机励磁开关FMK合闸良好，按下发电机励磁调节装置建压按钮，查发电机电压升至额定电压20kV。18按下发电机同期装置请求按钮，按下DEH画面“自动同步”按钮，按下DEH画面“自动同步”对画框确认按钮，查发电机同期装置界面“允许同期”红灯亮，投入发电机同期，查发电机同期装置“已投入”灯亮。18听令：按下发电机同期装置启动按钮，检查主变开关合闸良好，退出发电机同期装置。14按值长要求接带有,无功负荷，退出发电机突加电压保护压板。157.升至50%额定负荷联系锅炉停用旁路系统。（先停水再停汽）。负荷升至30MW后进行低负荷暖机60min。低负荷暖机：监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于176℃负荷升至75MW时，冷再汽源已能满足轴封用汽，可将轴封汽源切换至冷再，自动维持轴封压力0.123MPa，辅汽供轴封系统投入热备用。升负荷至90MW，高压外缸下半进汽口处金属温度＞350℃确认各辅机联锁在投入位，电气切换厂用电时，注意各辅机运行正常。负荷达105MW后，调节阀门控制方式由单阀转为顺序阀负荷达120MW时，启动另一台给水泵，检查运行正常。将备用给水泵投入联锁。。132MW负荷时，进入下滑点，此时高压调节阀接近90%额定阀位，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压开始提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节(指不参与负荷控制)，直至机组负荷接近90%ECR。负荷升至150MW且稳定运行30分钟。升负荷率可设为2MW/min，机组投入协调控制8.50%至100%额定负荷负荷升至180MW时，轴封系统进入自密封运行，冷再供轴封投入热备用。18负荷升至180MW时，根据需要启动备用循环泵运行。12机组负荷升至245MW以上且稳定运行，做真空系统严密性试验。20机组进汽负荷75%，联系机控人员确认逻辑保护无异常，确认机组中压供热管道系统暖管疏水结束。供热系统正常，向热网供热。20负荷达330MW，全面检查机组各项参数及各自动装置工作正常。18完成启动操作，汇报值长。12（二）机组热（温）态启动接值长令：启动操作。5测量各辅机绝缘合格后送上电源。联系热控人员送上所有操作员站、仪表及各种保护电源，检查各系统阀门位置正确，检查确认循环系统运行正常，凝汽器循环水侧投入正常，循环水泵联锁投入，检查确认化学向凝补水箱补水已补至正常水位，凝补泵启动运行正常、联锁正常投入。6未正确执行此题不得分检查确认凝汽器热水井、除氧器给水箱、发电机冷却水箱、闭冷水箱、真空泵补水箱补水至正常水位，主油箱、抗燃油箱、发电机密封油箱补油至正常油位，联系化学对发电机油、水、氢品质进行化验，合格。5未正确执行此题不得分检查确认交流润滑油泵，排烟风机，油泵联锁投入，检查确认发电机氢压缓慢补至0.2Mpa以上，调整氢、油压差及温度至正常值，检查确认密封油系统，调整密封油压，密封油排烟风机，正常且联锁投入。检查确认定水冷泵，已向发电机送水，调整冷却水压力低于氢气压力0.05MPa。6未正确执行此题不得分检查确认闭式循环泵联锁投入，对系统及各冷却器进行充水排空。根据需要投用各冷却器正常。5未正确执行此题不得分检查汽轮发电发电机个轴承回油正常，两台顶轴油泵，盘车润滑油门在开启位，盘车连续运行在4小时以上投入盘车行正常，联锁投入，测量大轴挠度正常。5未正确执行此题不得分辅汽联箱充分暖管后投入，启动除氧器，使其压力缓慢升至0.245Mpa，水温0150℃，并投入连续排污扩容器5未正确执行此题不得分启动抗燃油泵运行，同时检查EH系统投入正常。轴封母管充分暖管，投入轴封系统运行投运轴封加热器、轴加风机运行，启动真空泵，抽真空，汽封母管压力为0.123Mpa，温度选择：温态：150℃260℃；热态、极热态：250℃5未正确执行此题不得分根据锅炉运行人员要求启动一台给水泵向锅炉进水，并通知化学运行人员。投入高加水侧，关闭高压加热器旁路。4未正确执行此题不得分凝结器真空达-60KPa、锅炉压力达1Mpa，联系锅炉开启Ⅱ、Ⅰ级旁路和Ⅲ级减温水，Ⅰ级旁路减温水应视蒸汽温度和锅炉要求投入，检查高排逆止门应关闭严密，否则联系检修处理；将主汽门前、中压联合阀前、高排逆止门后疏水转入扩容器；当主汽温达到高压自动主汽门阀壳温度时，可进行夹层加热装置进行暖管；冲转蒸汽温度与主汽门内壁金属温度差大于120℃，应进行阀门预暖；根据高压缸调节级上内缸温度确定冲转参数：主汽温度、再热器温度高于该处缸温80~100℃，且有80℃的过热度。（极热态启动应在主汽压力不超限下，汽温应维持较高），维持凝汽器真空—87KPa以上，由值长6未正确执行此题不得分复归并投入汽轮机各保护。（低真空保护可在真空正常后投入）。发电机氢、油、水差压正常，各温度在允许值。检查确认汽轮发电发电机各轴承回油正常，汇报值长、联系锅炉、电气运行操作人员，做好人员分工，冲动汽轮机。6未正确执行此题不得分冲转操作：（1）、在DEH选择挂闸，按“挂闸“按钮将发电机挂闸。（2）、选择“启动方式”为“高中压联合启动”状态。（或中压缸启动）（3）、选择“单/顺阀”为“单阀”状态。（4）、按“自动/手动”按钮，将DEH置于自动方式。（5）、按“运行”按钮，检查全开高、中压主汽门、工业抽汽调节阀和旋转隔板（6）、设置“目标转速”500rpm，“升速率”150rpm。（热态启动“升速率”200rpm）（7）、按“进行”按钮后，高中压调节门逐渐开启，冲动汽轮机，按给定的速率升速，当发电机转速大于盘车转速时检查盘车装置自动脱开，否则应立即打闸停机。根据缸温需要投入汽缸夹层加热，调整夹层加热联箱压力在0.98～4.9MPa之间。转速升至500rpm时打闸一次，对发电机作全面检查，检查动静部分是否有摩擦，。开启#5、6、7、8高压加热器进汽门、抽汽逆止门。调整各高压加热器空气门、疏水门正常。9未正确执行此题不得分设置“目标转速”3000rpm，“升速率”150rpm。（热态启动“升速率”200rpm）按“进行”。1200rpm，检查顶轴油泵跳闸。5未正确执行此题不得分严密监视发电机的振动、胀差、轴向位移、保持主、再热汽温高于缸温80～100℃高压胀差-2—3.5mm、中压胀差-2.5—3.5mm。各部金属温差严格控制在规程要求范围，任一参数超限延长暖机时间，合格后进行升速发电机定速，全面检查，根据油、水、氢、风温度调整各冷却器温度正常。6未正确执行此题不得分根据主油泵的工作情况，停用润滑油泵。联系锅炉运行人员停用旁路系统。（先停水再停汽）。投用高压加热器汽侧运行。全面检查确认发电机无异常后，报告值长、主值，联系电气运行人员并网。温态启动时，“升负荷率”选择3MW/min（热态启动“升负荷率”选择4MW/min）。5未正确执行此题不得分升负荷至30MW。在此低负荷下进行暖机，当中压排汽口处下半内壁缸温大于176℃并保持暖机。暖机结束后，即可继续升负荷至缸温所对应的曲线。负荷升至30MW后进行低负荷检查暖机30min。根据缸温及主、再热汽温及发电机的情况尽快带到缸温所对应的负荷曲线。负荷达120MW时，启动第二台给水泵，空载备用。将备用给水泵投入联锁。负荷升至75MW时，冷再汽源已能满足轴封用汽，可将轴封汽源切换至冷再，自动维持轴封压力0.123MPa，辅汽供轴封系统投入热备用。升负荷至90MW，高压外缸下半进汽口处金属温度＞350℃，且胀差值在允许范围内可以停用汽缸夹层加热系统。负荷120MW时，并用第二台给水泵，负荷至150MW且稳定30分钟。升负荷率可设为37未正确执行此题不得分负荷升至180MW时，轴封系统进入自密封运行，冷再供轴封投入热备用。负荷升至180MW时，根据需要开启另一台循环泵运行发电机负荷升至245MW以上且稳定运行，做真空系统严密性试验。5未正确执行此题不得分发电机进汽负荷75%，供热系统正常，向热网供热。5未正确执行此题不得分负荷达330MW，全面检查发电机各项参数及各自动装置工作正常。完成启动操作。5未正确执行此题不得分(三)机组停运1.机组停运接值长令：8执行试验操作票进行试验交、直流润滑油泵试验合格，启动盘车电机空负荷运行正常，转向正确，停盘车电机。7未正确执行此题不得分对轴封汽源、除氧器备用汽源的暖管工作。辅助蒸汽母管切至相邻发电机供汽运行。8未正确执行此题不得分接到滑停的命令后，逐渐减少工业抽汽供汽量，将发电机运行方式切为纯凝运行方式。按照滑压运行的方式减负荷至270MW，保持负荷不变，逐渐开高压调阀接近全开。切“顺序阀”为“单阀”方式，检查各参数、控制指标正常并稳定运行一段时间。7未正确执行此题不得分设定减负荷率为1MW/min。降压率0.1MPa/min;降温率1~1.5℃注意：1、减负荷过程中，应监视旁路系统自动动作情况高中压胀差的变化情况。保持过热汽压稳定，将主、再热汽温度降至450℃，稳定运行5～10min。每降308未正确执行此题不得分当负荷减至180MW时，切换轴封汽源。当负荷降至150MW时，根据运行情况停止一台循环水泵运行。关闭高压门杆漏汽至#3高加截止门，中压门杆漏汽至除氧器截止门。8未正确执行此题不得分当负荷减至120MW以下时，停止一台给水泵运行。减负荷过程中，应检查下列疏水自动开启，否则手动开启。7未正确执行此题不得分负荷降至90MW时，打开低压疏水。高加疏水压力低于除氧器压力时，高加疏水倒至凝结器。负荷降至60MW时，打开中压疏水。负荷降至50MW时，开凝结水再循环门，保证凝结水泵的正常运行和凝结器水位，负荷降至30MW时，打开高压疏水。除氧器压力<0.245Mpa时，倒为辅助汽源供汽，关闭四段抽汽至除氧器电动门。检查各加热器水位正常，维持凝结器正常水位。排汽缸温度达80℃时自动投入喷水，否则手动投入8未正确执行此题不得分过热蒸汽压力降至4.9MPa～5.88MPa,汽温降至330～360℃，定压下降负荷至15MW全面检查发电机无异常，记录停机前有关参数。8未正确执行此题不得分负荷至零。启动交流润滑油泵，汽机打闸，确认转速下降。打闸后检查下列联动应正常（1）高中压主汽阀、调速汽阀迅速关闭。（2）高排逆止门、各抽汽逆止门、四个工业抽汽调整阀及旋转隔板迅速关闭。（3）确认高、高加汽侧已随机解列，各段抽汽电动门关闭。8未正确执行此题不得分发电机惰走时的操作：（1）发电机惰走时，倾听发电机内部声音，缸温及各抽汽管上下壁温差应无突降现象。（2）关闭氢冷器进水门，注意及时调整密封油压。关闭发电机定子冷却器冷却水进水总门。（3）转速降至1200r/min时，顶轴油泵应自启，否则手动启动。（4）转速下降到300r/min，可以开启真空破坏门，停止真空泵。（5）发电机转速到零真空到零，停运轴封供汽。关闭轴封供汽总门，各轴封进汽分门，低压轴封减温水隔绝门，停止轴加风机。（6）停抗燃油系统。7未正确执行此题不得分转速到零，投入连续盘车，记录以下参数：大轴弯曲值um、盘车电流A、高压内缸内上/内下缸温：/℃；惰走时间：min。根据锅炉情况，停止电动给水泵。8未正确执行此题不得分停机后应严密监视高中压缸上、下壁温差，严防冷汽冷水进汽缸。根据停机状态的要求完成停机后的隔离工作。7未正确执行此题不得分（四）分系统启动1.压缩空气系统启动1.2.闭式系统启动1.检查闭式冷却水系统工作票终结，循环水、凝补水系统运行正常，水、水交换器冷却水投入运行。检查闭冷水系统各放水门关闭、排空气门开启、电动门电源送上，热工表计、保护电源送上，一次门开启。未正确执行此题不得分开启两台闭式循环冷却水泵进、出口门、水、水交换器闭式水侧进、出口门，稍开凝补水至闭冷水系统启动注水门向闭冷水系统注水排空后关闭注水门。开启凝结水至闭冷水箱补水隔离门及补水调节门前后手动门，将水箱水位补至1800mm，系统冲洗合格后投入水位自动。未正确执行此题不得分检查两台闭式循环冷却水泵轴承油质良好，油位在1/2处，转子盘动灵活、无卡涩现象。测两台闭式循环冷却水泵绝缘合格后送电。未正确执行此题不得分确认闭式循环冷却水系统中各冷却水用户进、出口门已根据要求开启。启动一台闭式循环冷却水泵，检查泵出口门联开。检查闭式循环冷却水泵电流、振动、声音、出口压力正常。未正确执行此题不得分检查闭式循环冷却水泵出口母管压力稳定。检查备用泵满足启动条件，投入联锁。根据需要投入闭式循环冷却水用户。闭式循环冷却水系统运行初期，水箱水位下降较多，应加强监视，控制缓冲水箱水位正常。未正确执行此题不得分3.发电机氢气置换1.接值长令：发电机C02置换空气，检查发电机氢气减压阀进出口门及旁路门关闭位，检查发电机氢气补氢电磁阀进出口门关闭位，检查发电机供氢一、二次门关闭位，检查发电机供氢旁路一、二次门关闭位。开启CO2至发电机总门，开启发电机CO2出口一次门，开启发电机CO2出口二次门，开启发电机CO2电加热器进出口门，投CO2时投入电加热器，开启发电机CO2瓶出口门，控制CO2瓶出口压力0.2～0.5Mpa，调节发电机氢气排放门，保持机内压力0.01～0.03Mpa。未正确执行此题不得分当发电机内的CO2纯度达85％时，打开氢系统取样、排污门进行排污3min后关闭，关闭发电机氢气排放门，关闭发电机CO2瓶出口门，稳定15分钟当发电机内的CO2纯度仍达85％以上时置换结束，保持发电机机内压力0.03Mpa，关闭发电机CO2出口一、二次门关闭发电机CO2电加热器进出口门，停止电加热器。未正确执行此题不得分发电机氢气置换C02，确认CO2置换空气结束，机内CO2纯度达85％以上，检查发电机密封油系统运行正常，油氢差压自动跟踪正常，检查发电机附近无动火作业，操作前按氢气系统阀门卡查各阀门状态位置正确。未正确执行此题不得分稍开发电机C02排放门，开启发电机供氢一次门，开启发电机供氢二次门，就地检查除补氢旁路门外补氢管路畅通，就地接化学人员通知开启发电机补氢旁路门开始充氢。未正确执行此题不得分调节发电机C02排放门，使机内压力为0.01-0.03Mpa，当发电机氢气纯度≥96％时，打开氢系统取样、排污门排污3分钟后关闭，关闭发电机C02排放门，关闭发电机补氢旁路门。未正确执行此题不得分稳定30分钟如氢气纯度仍在96％以上则氢气置换完毕，允许机内氢气升压，开启发电机补氢旁路门，使机内氢压逐步升到0.2MPa后联系化学关闭来氢门后，关闭补氢旁路门，关闭发电机供氢一次门，关闭发电机供氢二次门。未正确执行此题不得分发电机补氢工作结束，检查密封油系统运行正常，油氢差压自动跟踪正常。未正确执行此题不得分开启发电机氢气分析仪校准进气门，开启发电机氢气至分析仪进口门，开启发电机氢气循环管至分析仪进口门，开启发电机氢气分析仪进气总门，投入发电机氢气分析仪。未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长，做好记录。未正确执行此题不得分4.辅助蒸汽系统投运1.接值长令：检查确认辅汽系统工作票已终结，现场无人工作，检查已按现场检查卡检查完毕，各条件满足，检查联系燃料值班启动炉运行正常，已暖管至机房前，检查确认辅汽联箱无辅汽用户，检查启动炉供汽电动总门开启，如未开启则点动开启进行暖管。未正确执行此题不得分逐渐开启启动炉至发电机辅汽联箱手动门，一发电机辅汽联络管暖管，就地点动开启启动炉至辅汽联箱电动门，辅汽联箱疏水暖箱，根据辅汽联箱压力及温度变化，调整电动门开度，控制升温升压速率。未正确执行此题不得分逐渐开大启动炉至辅汽联箱手动门，直至全开，将辅助蒸汽联箱内压力逐渐升高到0.6～1.2Mpa，温度升至280～350℃，辅汽联箱投运后，关闭各自动疏水器旁路门。未正确执行此题不得分全面检查辅汽系统正常，各处管道无漏汽，汇报值长，操作完毕。未正确执行此题不得分5.汽轮机润滑油系统启动（包括顶轴油、盘车）1.接值长令：发电机润滑油系统启动。检查发电机检修工作已结束，工作票已终结，已按启动前润滑油系统启动检查卡检查完毕，检查发电机机主油箱油位mm，联系化学化验主油箱油质合格，检查发电机润滑油冷油器进出口三通阀切换在冷油器侧，检查发电机润滑油至盘车润滑油门在开启状态。未正确执行此题不得分启动主油箱排烟风机，检查主油箱排烟风机声音、振动、电流正常，检查调整备用主油箱排烟风机出口手动门开启且风机不倒转，检查发电机主油箱负压正常。未正确执行此题不得分启动发电机直流润滑油泵，检查发电机直流润滑油泵运行正常，泵出口压力MPa，电流A，检查发电机润滑油系统各处无泄漏，各轴承回油通畅，发电机直流润滑油泵试转正常后停止运行。未正确执行此题不得分启动发电机交流润滑油泵，检查发电机交流润滑油泵运行正常，泵出口压力MPa，电流A，检查发电机主油箱油位降至稳定值mm。未正确执行此题不得分投入发电机直流油泵联锁，打开发电机润滑油冷油器进口三通阀旁路至冷油器注油门检查号备用润滑油冷却器油侧排空结束后关闭冷油器注油门。未正确执行此题不得分准备顶轴油泵启动。未正确执行此题不得分检查发电机润滑油系统运行正常，检查发电机主机顶轴油泵符合启动条件。未正确执行此题不得分解除联锁，启动发电机顶轴油泵，检查发电机顶轴油泵电流、振动、声音、出口压力正常。未正确执行此题不得分准备盘车启动，检查发电机润滑油系统运行正常，检查盘车控制方式在就地位置，符合启动条件，检查确认盘车在脱扣位。未正确执行此题不得分启动盘车电机，检查盘车电流A、振动、声音、转动方向正常。未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长。未正确执行此题不得分6.发电机密封油系统启动1.接值长令：发电机密封油系统启动。5检查发电机密封油系统检修工作结束，工作票已收回，检查发电机润滑油系统运行正常，转子在静止状态，检查发电机密封油系统密封油泵保护联锁试验合格并投入检查发电机密封油系统密封油泵保护联锁试验合格并投入，检查发电机密封油系统直流密封油泵保护联锁试验合格并投入，检查发电机密封油系统再循环泵联锁试验合格并投入，检查发电机密封油系统空气抽出槽排烟风机联锁试验合格并投入，检查发电机密封油系统水环真空泵联锁试验正常，检查发电机密封油系统一号罗茨风机联锁试验正常检查发电机密封油系统二号罗茨风机联锁试验正常，检查发电机密封油系统热工保护，逻辑联锁传动完毕，检查发电机密封油系统有关动力热工电源已送上，确认就地无异常报警，检查发电机密封油系统系统各测点投入正常，检查发电机密封油系统各仪表投入且运行正常，检查发电机密封油系统密封油母管就地压力表一次门开启，检查发电机密封油系统各取样手动门关闭。15每漏一项检查扣减2分检查发电机密封油系统就地油氢差压阀调整校定完毕，检查发电机密封油系统母管放油手动门关闭，检查发电机密封油系统各放油门关闭，检查发电机密封油系统空气抽出槽放油门关闭，检查发电机密封油系统密封油回油扩大槽放油门关闭，检查发电机密封油系统浮子油箱放油手动门关闭，检查发电机密封油系统真空油箱放油门关闭，检查发电机号密封油泵进口手动门开启，检查发电机号密封油泵出口手动门开启，检查发电机12号密封油泵进口手动门开启，检查发电机12号密封油泵出口手动门开启，检查发电机密封油系统再循环泵进出口手动门，检查发电机密封油系统母管过压阀前、后手动门开启，检查发电机密封油系统母管逆止门后手动门开启，检查发电机密封油系统运行滤网前、后手动门开启。10每漏一项检查扣减2分检查发电机密封油系统备用滤网前手动门开启，滤网后手动门关闭，检查发电机密封油系统油氢差压阀前、后手动门开启，检查发电机密封油系统油氢差压阀旁路门关闭检查发电机密封油系统油氢差压阀氢侧、空侧引压管手动门开启，检查发电机密封油系统浮子油箱进油手动门关闭（机内有气压开启），检查发电机密封油系统浮子油箱出油手动门关闭（机内有气压开启），检查发电机密封油系统浮子油箱旁路手动门开启（机内有气压关闭）。15每漏一项检查扣减2分检查发电机密封油系统油水报警器进口手动门开启，放油门关闭，放空气门关闭，检查发电机密封油系统回油扩大槽排空气手动门开启，检查发电机密封油系统浮子油箱排空气手动门开启，检查发电机密封油系统空气抽出槽回油至真空油箱手动门开启，检查发电机密封油系统空气抽出槽排烟风机入口手动门开启，检查发电机密封油系统空气抽出槽12排烟风机入口手动门开启，检查发电机密封油系统真空泵轴承冷却水压力正常。10每漏一项检查扣减2分测量发电机密封油系统密封油泵绝缘良好，并送电测量发电机密封油系统12密封油泵绝缘良好，并送电，测量发电机密封油系统再循环泵绝缘良好，并送电，测量发电机密封油系统直流事故油泵绝缘良好，并送电。10未正确执行此题不得分启动发电机密封油系统空气抽出槽排烟风机，保持负压250～500Pa，检查风机运行正常，并将排烟风机投入备用，检查发电机密封油水环式真空泵冷却水投入正常，启动发电机密封油真空泵，开启真空油箱抽空气阀，使真空达93Kpa以上，开启发电机密封油系统润滑油至密封油系统补油一、二次门向密封油系统充油。10未正确执行此题不得分将发电机密封油系统真空油箱补油至正常油位，检查系统无渗油漏油现象，发电机密封油系统充油结束后，启动密封油泵，检查运行正常，调整再循环门，调整泵出口压力0.66-0.70Mpa及油氢差压正常,查滤网差压正常，各处无泄漏现象；将密封油泵及直流事故密封油泵投入备用。10未正确执行此题不得分检查密封油泵运行正常，查真空油箱油位正常，启动发电机密封油再循环泵，查密封油再循环泵运行正常，全面检查发电机密封油系统无异常，发电机充压时，注意及时对浮子油箱进行充油，并用旁路门调整浮子油箱油位正常，注意油氢差压阀跟踪正常。10未正确执行此题不得分操作完毕汇报值长。5未正确执行此题不得分7.发电机定子冷却水系统启动1.接值长令：检查绝缘登记本及定期工作本1号定冷水泵绝缘值合格，检查发电机1号定冷水泵事故按钮完好，检查发电机定冷水箱水位正常，DCS无水位低报警，检查发电机1号定冷水泵轴承油位在1/2～2/3处，油质合格，检查发电机1号定冷水泵进口门开启，检查发电机1号定冷水泵出口门关闭，检查发电机定冷水箱水位正常。每漏一项检查扣减3分定冷水系统确认卡检查完毕，汇报值长发电机1号定冷水泵就地满足启动条件未正确执行此题不得分启动发电机1号定冷水泵，检查1号定冷泵出口压力在0.4MPa,启动电流返回正常。未正确执行此题不得分就地检查发电机1号定冷水泵声音、振动正常，联系化学检查确认发电机定冷水水质合格，否则进行换水。未正确执行此题不得分缓慢全开定冷水流量计一、二次门，发电机线圈注水，注意定冷水泵电流，调整发电机定冷水母管压力使定子水供水压力比氢气压力低0.03MPa以上，检查发电机定冷水流量正常，正常运行时定冷水流量应为52t/h，母管压力0.29Mpa，全面检查发电机定冷水系统各处无泄漏。未正确执行此题不得分汇报值长，操作完毕。未正确执行此题不得分8.EH油系统启动1.接值长令：检查机组EH油系统相关工作已结束，工作票已终结，检查机组EH油箱油位mm。每漏一项检查扣减3分检查EH油再循环泵满足启动条件，启动EH油再循环泵，检查EH油箱油温℃,，如小于32℃，检查EH油箱电加热运行未正确执行此题不得分检查机组EH油泵出口再循环门在关闭位，检查EH油泵满足启动条件。未正确执行此题不得分启动EH油泵，检查EH油泵声音、振动正常，出口母管压力MPa正常。未正确执行此题不得分检查机组EH油系统各管道无泄漏现像，检查机组EH油泵具备备用条件后投入联锁，根据EH油温开启抗燃油冷却水进水总门。未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长。未正确执行此题不得分9.凝结水系统投运（除氧器上水）1.接值长令：水）。9检查机组凝结水系统热工保护、逻辑传动完毕，各侧点投入正常，检查机组凝补水至凝汽器补水电动门、调门传动合格并送电，检查机组2号凝结水泵进出、口电动门及再循环调整门传动合格，检查机组凝结水上水调门、旁路门及前后电动门传动合格，并关闭，检查机组5、6、7、8高加进出口电动门、旁路门传动合格并关闭。8每漏一项检查扣减2分检查机组化学精处理进、出口电动门及旁路门传动合格，检查机组凝结水至化学补充水箱调节门传动合格，检查机组凝汽器热井放水门、凝结水泵入口滤网放水门关闭，检查机组2号凝结水泵出口管道放水门、凝结水母管放水门、凝结水上水调门前放水门、再循环调门前放水门关闭。8每漏一项检查扣减2分检查机组轴封加热器进出口及旁路门开启，检查机组至高压缸预暖及轴封减温器减温水门关闭，检查机组凝结水至炉燃油吹扫手动门、低旁减温水手动门、低压供热减温器手动门、低压缸喷水手动门关闭，检查机组至低旁减温水手动门关闭，检查机组至真空泵补水手动门、轴加水封注水手动门、真空破坏门密封水注水手动门、闭冷水系统补水手动门、本体疏水扩容器减温水手动门关闭。10每漏一项检查扣减2分检查机组凝结水母管排空门开启，注水排空后关闭，检查凝补水系统运行正常向凝汽器热井补水至正常水位。7每漏一项检查扣减2分开启机组凝补水至凝结水泵密封水门，开启机组凝补水至凝结水系统注水手动门向凝结水系统注水，检查凝结水系统各空气门有水连续流出后关闭。8未正确执行此题不得分检查机组闭冷水系统运行，冷却水压力正常，检查机组凝结水系统所有表计已投入，检查确认机组2号凝结水泵电机绝缘合格并送电，检查机组2号凝结水泵轴承油位、电机轴承油位正常、油质合格。8未正确执行此题不得分开启机组2号凝结水泵密封冷却水、轴承冷却水，开启机组2号凝结水泵电机轴承冷却水进、出口手动门，开启机组2号凝结水泵空气门，开启机组2号凝结水泵入口电动门1检查机组2号凝结水泵出口电动门关闭，开启机组凝结水再循环门调节门及前后手动门。9未正确执行此题不得分听令：启动检查确认机组2号凝结水泵。8未正确执行此题不得分检查机组2号凝结水泵出口电动门联开，电流、出口压力、振动、声音正常检查机组凝结水母管、排空门有空气排出，见水后关闭，全面检查检查确认机组凝结水系统投入正常。10未正确执行此题不得分调整除氧器水位主副调门，缓慢向除氧器上水。8未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长。7未正确执行此题不得分10.给水系统启动1.接值长令：检查确认给水泵注水排空完毕，给水泵处于热备用状态，按给水泵启动阀门确认卡检查确认正常，检查除氧器水位1870-2号70mm，检查6KV厂用电正常，检查给水泵事故按钮完好。每漏一项检查扣减2分汇报值长启动前确认完毕，具备启动条件，启动给水泵辅助油泵，电流A，润滑油压MPa。未正确执行此题不得分检查给水泵辅助油泵就地声音、振动正常，油位在低限以上，开启给水泵给水泵再循环100%，关闭给水泵给水泵出口电动门，检查给水泵给水泵勺管＜5%，检查给水泵给水泵辅助油泵运行，油压正常，检查给水泵DCS画面无异常，具备启动条件。每漏一项检查扣减2分启动给水泵，检查给水泵启动电流返回正常检查给水泵给水泵润滑油压升高至0.23MPa,辅助油泵联跳。未正确执行此题不得分就地检查给水泵给水泵各部运行正常，检查确认给水泵给水泵转速、出口压力、流量变化在正常范围。未正确执行此题不得分逐渐增加给水泵给水泵勺管开度，将出口流量提高至130T/H左右，检查确认给水泵给水泵就地电机、泵组正常。未正确执行此题不得分汇报值长操作完毕。未正确执行此题不得分11.循环水系统启动1.接值长令：9检查循环水泵进水前池闸板全开，进水前池水位在-5.2m以上检查循环水泵入口拦污栅、旋转滤网干净、无杂物，滤网前后水位差正常。8每漏一项检查扣减2分循环水泵入口拦污栅清污机试运正常，操作状态在远方自动位，2号旋转滤网试运正常，控制方式在远方自动位，2号冲洗水泵试运正常，控制方式在远方自动位。8每漏一项检查扣减2分检查循环水至1号侧凝汽器进、出口电动碟阀传动正常，控制方式在远方全开位，检查循环水至2号侧凝汽器进、出口电动碟阀传动正常，控制方式在远方全开位。8每漏一项检查扣减2分检查机组1号侧凝汽器循环水进、出口水室排空门开启，检查机组2号侧凝汽器循环水进、出口水室排空门开启，查机组1号侧凝汽器循环水联络腔室排空门开启，查机组2号侧凝汽器循环水联络腔室排空门开启，检查机组1号侧凝汽器循环水进、出口管道放水门关闭，检查机组2号侧凝汽器循环水进、出口管道放水门关闭。10每漏一项检查扣减2分检查1号循环水泵出口液控蝶阀动力及控制电源已投入，控制方式在远方位置，蝶阀油位正常、油质合格，控制油压≥14MPa，点动开启一机组循环水1、2号联络电动蝶阀，对机组循环水系统注水，检查循环水管道排空门及凝汽器循环水进、出口水室排空门有空气排出。10未正确执行此题不得分机组1号侧凝汽器循环水进、出口水室排空门见水后逐步关闭，机组2号侧凝汽器循环水进、出口水室排空门见水后逐步关闭，机组1号、2号侧凝汽器循环水联络腔室排空门见水后逐步关闭，机组循环水系统注水完毕后关闭一机组循环水1、2号联络电动蝶阀。10未正确执行此题不得分检查所有热工表计已投入,参数正常，检查1号循环水泵电机绝缘合格并送电，检查1号循环水泵轴承油位、电机轴承油位正常、油质合格，检查1号循环水泵轴承冷却水压力＞0.2Mpa，检查机组1号循环水泵启动逻辑传动正常。10未正确执行此题不得分在DCS画面程控启动1号循环水泵，当液控蝶阀开至15°循环水泵自启动。9未正确执行此题不得分检查1号循环水泵出口控蝶阀逐步全开，检查循环水泵出口液控蝶阀全开后循泵电流、振动、声音、出口压力正常，全面检查机组循环水系统运行正常,操作完毕，汇报值长。10未正确执行此题不得分12.锅炉风机油站启动操作要点、注意事13.空气预热器系统启动就地检查空气预热器及附属设备检修工作结束，设备完14.火检冷却风系统启动操作要点、注意事15.锅炉风烟系统启动引风机不具备启动条缓慢调节引风机动叶开度，控制炉膛负压在−100～负压调节不当减5操作要点、注意事16.锅炉吹扫检查“吹扫完成”信号发出，吹扫结束。操作要点、注意事17.炉前燃油系统启动操作要点、注意事18.锅炉燃油方式点火投入炉膛火焰监视电视操作要点、注意事19.锅炉微油方式点火投入炉膛火焰监视电视开启气化小油枪进油、进气总门、气源调压阀维持压力升温升压速率超限操作要点、注意事20.汽轮机送轴封抽真空1.接值长令：10确认机组循环水、凝结水、辅助蒸汽系统运行正常，确认机组盘车运行正常，已按轴封系统启动前检查卡检查完毕，检查各段轴封回汽手动门开启15每漏一项检查扣减2分开启机组辅汽至轴封及汽缸预暖电动门，稍开机组辅汽至轴封及汽缸预暖减温减压阀，注意门后压力小于0.77Mpa，轴封系统疏水暖管至各分门前，各段管道无振动，无水击，开启机组低压汽源至轴封供汽母管电动门15未正确执行此题不得分调整机组低压汽源至轴封供汽母管调节门，控制轴封母管压力和温度，冷态时轴封投入前可启动真空泵，进行机组抽真空工作，热态时在轴封送入正常后方可启动真空泵，进行机组抽真空工作15未正确执行此题不得分启动轴加风机，轴加系统负压运行，备用轴加风机投连锁，检查轴封加热器水位正常，否则手动调整，稍开机组高压缸后轴封供汽隔离门进行疏水，稍开机组高压缸前轴封供汽隔离门进行疏水，稍开机组中压缸前轴封供汽隔离门进行疏水，稍开机组中压缸后轴封供汽隔离门进行疏水，稍开机组低压缸前轴封供汽隔离门进行疏水，稍开机组低压缸后轴封供汽隔离门进行疏水，逐渐开大各段轴封供汽手动门15未正确执行此题不得分低压轴封温度达180℃时开启机组低压轴封减温水电动门及调门后手动门，调整机组低压轴封减温水调整门，控制低压轴封温度180-200℃10未正确执行此题不得分全面检查轴封系统，各轴承处无漏汽，否则进行调整，检查轴封系统各疏水门，确认疏水完毕后关闭。低压轴封进汽疏水门疏水完毕后维持1-2圈开度进行节流，经常检查低压轴封疏水正常。10未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长。10未正确执行此题不得分21.制粉系统启动少检查操作一项减少检查操作一项减少确认操作一项减 未正确执行不得分 *3少检查操作一项减少检查操作一项减少检查操作一项减操作要点、注意事22.汽轮机冲转1.检查确认汽轮发电机组各轴承回油正常，汇报值长、联系锅炉、电气运行操作人员，U做好人员分工，准备冲动汽轮机。冲转操作：（1）、DEH总图，选择“转速控制”，按“挂闸“按钮将机组挂闸。（2）、选择“高中压联合启动”。（3）、检查全开高、中压主汽门、工业抽汽调节阀和旋转隔板（4）、确认机组控制方式在“自动”位（5）、阀门方式选择“单阀控制”。（6）、设置“目标值”500rpm，“速率”100rpm。（7）、按“进行”按钮后，高、中压调节门逐渐开启，冲动汽轮机，按给定的速率UU升速。违反操作顺序扣减6分当机组转速大于盘车转速时，检查盘车装置自动脱开，停用盘车电机。否则应立即UU打闸停机。根据缸温投入汽缸夹层加热，调整汽缸夹层加热联箱压力在0.98～4.9MPa之间。转速升至500rpm时打闸一次，在转速下降过程中，对机组作全面检查，检查动静部分是否有摩擦，高排逆止门关闭，停留时间不超过5分钟。在转速小于50rpm之前重新挂闸。开启5、6、7、8高压加热器进汽门、抽汽逆止门。调整各高压加热器空气门正常。设置“目标值”1200rpm，“速率”100rpm。按“进行”。1200rpm，中速暖机30min。控制各参数及温差在正常范围设置“目标值”2000rpm，“速率”100rpm。按“进行”。2000rpm，高速暖机60min。监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130℃在此转速下,监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于130℃a、高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250℃b、中压缸膨胀大于7mm；c、高、中压胀差小于3.5mm并趋稳定。设置“目标值”3000rpm，“速率”100rpm。按“进行”。3000rpm，定速暖机30min机组定速，全面检查，根据油、水、氢、风温度调整各冷却器温度正常。根据主油泵的工作情况，停用润滑油泵。开启一、二、三段抽汽电动门、逆止门，投用高压加热器汽侧运行。23.发电机并网前准备24.发电机并网25.低压加热器投运65少投入一个水位计。9667.5检查5、6、7、8号低压加热器汽侧放水门、排空门关闭。开启5、6、7、8号低压加热器汽侧至凝汽器空气门，注意机8.58999125操作要点、注意事26.高压加热器投运接值长令：8检查高压加热器工作已结束，工作票已收回，检查高压加热器保护传动试验正常，确认对应段抽汽逆止门传动试验良好，确认高压加热器进汽电动门传动试验良好无卡涩，确认高压加热器正常、危急疏水门传动试验良好无卡涩，按高加投运确认卡检查确认。8每漏一项检查扣减2分汇报值长投运前确认完毕，具备投运条件，检查给水系统运行正常。8未正确执行此题不得分开启高加出水管排气一次门，开启高加出水管排气二次门，开启高加水侧排气一次门，开启高加水侧排气二次门，稍开高加进口电动门。10未正确执行此题不得分各空气门见水连续流出后关闭，全开高加进口电动门，检查高加水位不上升。9未正确执行此题不得分开启高加出口电动门，关闭高加水侧旁路电动门，注意给水流量变化，检查确认高压加热器各保护正常投入，检查机组各部运行正常请示值长：投入高加汽侧。12未正确执行此题不得分稍开高压加热器启动排气门，注意真空变化，开启对应段抽汽到高压加热器抽汽逆止门，确认疏水完毕后关闭对应段抽汽逆止门后疏水门手动门，点动开启对应段抽汽到高压加热器抽汽电动门，控制高压加热器出口温度上升率1.8℃/min12未正确执行此题不得分高压加热器启动排气门有气连续排出后，关闭高压加热器启动排气门，调整高压加热器危急疏水门，维持高压加热器水位在正常水位。10未正确执行此题不得分检查确认对应段抽汽逆止门前气控疏水门已关闭，检查确认对应段抽汽到高压加热器进汽电动门后气控疏水门已关闭，开启高加运行排汽隔离门，根据高压加热器水位，逐步关闭高加危急疏水门，调整水位正常，操作完毕，汇报值长。9未正确执行此题不得分27.锅炉本体吹灰系统投运操作要点、注意事28.厂用电切换29.脱硝系统投运参数异常每项减1操作要点、注意事30.抽汽供热系统投运（五）单体设备启动6kV高压电动机送电2.380V电动机开关送电380V电动机开关送电未检查不得分未检查不得分未检查不得分3.单级离心式水泵启动操作要点、注意事4.凝结水泵启动接值长令：检查机组凝结水系统运行正常。未正确执行此题不得分已按机组凝结水泵启动检查卡检查完毕，凝结水泵具备启动条件。未正确执行此题不得分解除凝结水泵联锁，关闭凝结水泵出口门，启动凝结水泵，检查出口门联开。未正确执行此题不得分检查凝结水泵电流、出口压力、振动、声音，电机电流、轴承温度、推力瓦温度及线圈温度正常。未正确执行此题不得分确认机组凝结水流量、热井水位、除氧器水位均正常，凝结水泵运行正常。未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长，做好记录。未正确执行此题不得分5.电动给水泵启动接值长令：9联系化学确认给水泵油箱油质合格，检查确认机组给水泵注水排空完毕，给水泵处于热备用状态。11未正确执行此题不得分按给水泵启动阀门确认卡检查确认正常，检查机组除氧器水位1870-2270mm。10未正确执行此题不得分检查机组6KV厂用电正常，检查机组给水泵事故按钮完好。10未正确执行此题不得分汇报值长启动前确认完毕，具备启动条件。8未正确执行此题不得分启动机组给水泵辅助油泵，电流A，润滑油压MPa，检查机组给水泵辅助油泵就地声音、振动正常，油位在低限以上。12未正确执行此题不得分开启机组给水泵给水泵再循环100%，关闭机组给水泵给水泵出口电动门，检查机组给水泵给水泵勺管＜5%，检查机组给水泵给水泵辅助油泵运行，油压正常，检查机组给水泵DCS画面无异常，具备启动条件。13未正确执行此题不得分启动给水泵，检查给水泵启动电流返回正常，检查机组给水泵给水泵润滑油压升高至0.23MPa,辅助油泵联跳。7未正确执行此题不得分就地检查机组给水泵给水泵各部运行正常，检查确认机组给水泵给水泵转速、出口压力、流量变化在正常范围逐渐增加机组给水泵给水泵勺管开度，将出口流量提高至130T/H左右，检查确认机组给水泵给水泵就地电机、泵组正常。10未正确执行此题不得分汇报值长操作完毕。10未正确执行此题不得分6.汽轮机盘车投运接值长令：检查机组润滑油系统运行正常。未正确执行此题不得分检查机组盘车控制方式在就地位置，符合启动条件。未正确执行此题不得分检查确认机组盘车在脱扣位。未正确执行此题不得分启动机组盘车电机。未正确执行此题不得分检查机组盘车电流A、振动、声音、转动方向正常。未正确执行此题不得分停止机组盘车电机。未正确执行此题不得分操作完毕，汇报值长。未正确执行此题不得分引风机启动1.各单位按本说明及有关提示，对“备注”列标识“*”的条款，在右侧“备注”列按本单位规程进行对照完善；检查锅炉内部及本体所有检修结束，锅炉具备通风条未送电每项减2分，启动操作错误减2分，未检查减2分，未投连锁减2分操作要点、注意事送风机启动操作要点、注意事一次风机启动1.各单位按本说明及有关提示，对“备注”列标识“*”的条款，在右侧“备注”列按本单位规程进行对照完善；启动操作错误减3操作要点、注意事密封风机启动11.磨煤机启动二、机组试验及定期轮换（一）机组主要试验汽轮机主汽门、调门严密性试验试验完毕后手动打闸。2.检查试验允许条件存在。DEH无其他试验在进行中。点击试验钥匙并确认，试验钥匙由试验退出切至试验允许位；点击清除按钮，清除最高转速数值为当前转速数值。未切至试验允许位不得分做103%超速：点击103%功能块按钮，103%功能块按钮变为红色；自动闭锁110%和机械超速功能。做110%电气超速：点击110%功能块按钮，110%功能块按钮变为红色。自动闭锁103%和机械超速功能。做110%机械超速试验：点击机械超速功能块按钮，机械超速功能块按钮变为红色。自动闭锁103%和110%功能。做103%超速：点击“目标值”功能块按钮，设置3100并确认。点击“升速率”功能块按钮，设置100并确认。点击“进行”功能块按钮。“进行”功能块变为红色，转速以100r/min速率升至3090r/min做110%电气超速：点击“目标值”功能块按钮，设置3310并确认。点击“升速率”功能块按钮，设置100并确认。点击“进行”功能块按钮。“进行”功能块变为红色，转速以100r/min速率升至跳闸。做110%机械超速试验：点击“目标值”功能块按钮，设置3360并确认。点击“升速率”功能块按钮，设置180并确认。点击“进行”功能块按钮。“进行”功能块变为红色，转速以180r/min速率升至跳闸。做103%超速：103%保护动作关闭GV1、GV2、GV3、GV4、RV1、RV2、IECV1,IECV2,IECV3,IECV4,LV1；3080r/min103%超速保护释放IECV1,IECV2,IECV3,IECV4,LV1逐步开启；3000r/minGV1、GV2、GV3、GV4、RV1、RV2开启维持额定转速。做110%电气超速：110%保护动作关闭TV1,TV2、RV1、RV2GV1、GV2、GV3、GV4、RV1、RV2、IECV1,IECV2,IECV3,IECV4,LV1及各段抽汽逆止门。根据最高转速记录动作值。机械超速保护动作关闭TV1,TV2、RV1、RV2GV1、GV2、GV3、GV4、RV1、RV2、IECV1,IECV2,IECV3,IECV4,LV1及各段抽汽逆止门。做110%机械超速试验：根据最高转速记录动作值。若转速至3360r/min,机械超速保护未动作，DEH自动遮断停机。点击试验钥匙并确认，试验钥匙由试验允许位切至试验退出位。3.就地设置一名运行人员观察高中压主汽门实际动作情况，操作人员与就地人员在试验过程中及时联系，同时汇报就地各高中压主汽门的动作过程。检查试验允许条件存在，确认DEH无其他试验在进行中。将机组“顺序阀”切换为“单阀”运行。点击“阀门试验进入”功能块按钮并确认，“阀门试验进入”功能块变为红色。确认松动功能块为红色﹙灰色为全行程校验模式﹚。点击TV1功能块按钮，TV1功能块变为红色；点击“关闭”功能块按钮，“关闭”功能块变为红色。“正在进行阀门试验”信号闪烁。TV1棒柱关闭，“试验到位”显示后，自动复位TV1棒柱至全开位。“正在进行阀门试验”信号消失。TV1活动试验结束。点击TV2功能块按钮，TV2功能块变为红色。点击“关闭”功能块按钮，“关闭”功能块变为红色。“正在进行阀门试验”信号闪烁。TV2棒柱85%，“试验到位”显示后，自动复位TV2棒柱至全开位。“正在进行阀门试验”信号消失。TV2活动试验结束。将机组“单阀”切换为“顺阀”运行。点击“阀门试验进入”功能块按钮并确认，“阀门试验进入”功能块变为灰色。汇报值长，完毕。4.汽轮机中压调门活动试验就地设置一名运行人员观察汽轮机中压调门实际动作情况，操作人员与就地人员在试验过程中及时联系，同时汇报就地各高中压主汽门、调门的动作过程。检查试验允许条件存在，确认DEH无其他试验在进行中。试验允许条件点击“阀门试验进入”功能块按钮并确认，“阀门试验进入”功能块变为红色。确认松动功能块为红色﹙灰色为全行程校验模式﹚。点击RV1功能块按钮，RV1功能块变为红色。点击“关闭”功能块按钮，“关闭”功能块变为红色。“正在进行阀门试验”信号闪烁。RV1缓慢关闭，棒柱在原开度的基础上关下15%后维持开度，RV2开始补偿。点击复位功能块按钮，恢复RV1至原开度，RV2恢复至补偿前的开度，“复位”功能块变为灰色。“正在进行阀门试验”信号消失。RV1活动试验结束。未“复位”扣减5分点击RV2功能块按钮，RV2功能块变为红色。点击“关闭”功能块按钮，“关闭”功能块变为红色。“正在进行阀门试验”信号闪烁。RV2缓慢关闭，棒柱在原开度的基础上关下15%后维持开度，RV1开始补偿。点击复位功能块按钮，恢复RV2至原开度，RV1恢复至补偿前的开度，“复位”功能块变为灰色。“正在进行阀门试验”信号消失。RV2活动试验结束。未“复位”扣减5分点击“阀门试验进入”功能块按钮并确认，“阀门试验进入”功能块变为灰色。汇报值长，完毕。5.6.汽轮机交直流润滑油泵联动试验7.汽轮机直流密封油泵启停试验试运时间控制不超过5Min，防止长时间闷泵运行。试转过程中监视油氢差压正常，防止发电机进油。试运时间控制不超过5Min，此项不得分8.真空严密性试验9.锅炉水压试验10.燃油系统泄漏试验11.柴油发电机启动试验模块名称柴油发电机启动试验说明操作原则启动前检查柴油发电机良好备用；做好相关的安全措施，防止保安段失电；试验完毕柴油发电机投入热备用。指导手册序号培训标准分值评价标准检查柴油发电机组已处于热备用状态。10未正确检查不得分检查柴油发电机组PLC控制在自动位置，信号正常。5未检查不得分检查柴油发电机组油箱油位正常。5未检查不得分检查柴油发电机组本体各部位正常。5未检查不得分启动柴油发电机组。10未正确执行不得分检查柴油发电机组启动正常。5未检查不得分检查柴油发电机组出口电压正常。5未检查不得分记录柴油发电机组建压时间。10未正确记录不得分检查柴油发电机组运行正常。5未检查不得分停运柴油发电机组。10未正确执行不得分检查柴油发电机组确已停运。5未检查不得分检查柴油发电机组处于热备用状态正常。10未检查不得分检查上述操作无异常。5未检查不得分汇报操作完毕。5未汇报不得分按照操作原则总结操作要点、注意事项、风险评估，记录完整。5操作要点1分，注意事项1分，风险评估分，记录2分。12.主变压器（启动备用变压器、高压厂用变压器）冷却装置电源切换试验模块名称主变压器（启动备用变压器、高压厂用变压器）冷却装置电源切换试验说明操作原则电源切换试验前、后检查两路电源正常，变压器运行参数正常，冷却装置工作正常；试验完成后检查变压器冷却器全停信号自动复归。指导手册序号培训标准分值评价标准备注检查主变压器（启动备用变压器、高压厂用变压器）绕组温度、油温、油位、冷却器运行状态、冷却器两路电源正常电源转换开关在“电源Ⅰ”位置。15少检查一项减3分断开冷却装置“电源Ⅰ”开关。15未正确执行不得分检查冷却装置“电源Ⅱ”自投成功，各冷却装置工作正常，DCS报警信号发出。15少检查一项减5分将电源转换开关置于冷却装置“电源Ⅱ”。15未正确执行不得分合入冷却装置“电源Ⅰ”开关，检查DCS报警信号复归。20未正确操作减15分，未检查减5分检查主变压器（启动备用变压器、高压厂用变压器）绕组温度、油温、油位、冷却器运行状态、冷却器电源模式正确。15少检查一项减3分按照操作原则总结操作要点、注意事项、风险评估，记录完整。5操作要点1分，注意事项1分，风险评估1分，记录2分（二）机组定期轮换试验1.真空泵切换接值长令：真空泵切换试验。检查备用真空泵绝缘值合格并已送电，检查备用真空泵汽水分离器液位正常、磁浮翻版水位计在200-270mm，检查备用真空泵补水电磁阀电源已送电、状态正确，检查备用真空泵冷却水投入正常，检查备用真空泵DCS状态指示正确。每漏一项检查扣减5分已按备用真空泵切换检查卡检查完毕，确证备用真空泵满足启动条件。启动备用真空泵，检查真空泵进口蝶阀联开正常。检查备用真空泵启动电流返回正常，检查备用真空泵泵体振动，声音正常，检查二号机真空正常，真空稍有上升。停止原运行真空泵，检查其进口蝶阀联关正常。检查二号机真空正常。检查原运行真空泵满足备用条件，联锁投入正常。操作完毕，汇报值长。2.定子冷却水泵切换接值长令：定冷水泵切换试验。就地已按检查卡检查完毕，具备启动条件。未执行检查扣减5分关闭备用定冷水水泵出口手动门，启动原备用定冷水泵，电流＿＿A，逐渐开启原备用定冷水泵出口门，直至全开。就地检查定冷水泵声音、振动正常。关闭原运行泵出口门，期间要密切监控定冷水流量、系统压力变化、两台定冷水泵。电流，发现异常及时倒回原运行方式。查清原因，再进行切换。检查系统稳定后，停止原运行定冷水泵，电流到零，转子静止后不倒转。缓慢开启原运行泵出口门，列入备用。检查定冷水泵联锁投入正常。系统切换完毕后，检查系统运行正常。操作完毕，汇报值长。3.闭式冷却水泵切换接值长令：闭冷水泵切换试验。10检查闭冷水泵绝