60MW汽轮发电机操作规程(修改版)

60MW汽轮机发电机组240吨燃气锅炉技术操作规程

（试行）

批准人 _________________

复审人 _________________

初审人 _________________ 编写人

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第一部分：60MW汽轮机技术规程

目 录

1 范围 .................................................... 5 2 汽轮机概述 .............................................. 5 2.1 汽轮机本体 ............................................ 5 2.2 汽轮机供油系统 ........................................ 6 2.3 保安系统 .............................................. 6 2.4 电液调节系统 .......................................... 8 3 汽轮发电机组设备技术规范 ................................ 9 3.1 N60－8.83/535汽轮机 .................................. 9 3.2 QF-60-2型汽轮发电机 .................................. 9 3.3 辅助设备 .............................................. 9 4 引用标准 ................................................ 13 4.1 《汽轮机使用说明书》 .................. 错误！未定义书签。 5 机组的启动 ............................................. 13 5.1 启动前的检查 ......................................... 14 5.2 启动前的准备 ......................................... 13 5.3 机组禁止启动的条件 ................................... 13 5.4 辅助设备及系统投运 ................................... 15 5.5 机组静态试验及暖管 ................................... 15 5.6 汽轮机冷态启动 ....................................... 16 5.7 汽轮机热态启动 ....................................... 22 5.8 汽轮机极热态启动 ..................................... 23 5.9 并网前的试验和准备 ................... 错误！未定义书签。 6 并列与带负荷 ........................................... 21 7 机组运行管理 ........................................... 27 7.1 运行中主蒸汽参数 ..................................... 27 7.2 监视段压力负荷限制规范 ............................... 28 7.3 机组正常运行时主要参数规范 ........................... 28 7.4 运行中的主要试验 ..................................... 28 7.5 机组运行的相关规定 ................... 错误！未定义书签。 8 机组停机 ............................................... 25 8.1 停机前的准备工作 ..................................... 25 8.2 机组减负荷 ........................................... 25 8.3 机组停机 ............................................. 26 8.4 快速冷却装置 ......................... 错误！未定义书签。 9 机组试验 ............................................... 29

9.1 静态手动停机试验 ..................................... 29 9.2 润滑油低油压保护试验 ................................. 29 9.3 控制油低油压保护试验 ................................. 29 9.4 发电机油开关试验 ..................................... 29 9.5 差动保护试验 ......................................... 30 9.6 危急遮断器喷油试验 ................................... 30 9.7 凝汽器真空严密性试验 ................................. 30 9.8 机械超速试验 ......................................... 31 9.9 调速汽门严密性试验 ................................... 32 9.10 自动主汽门严密性试验 ................................ 33 9.11 自动主汽门的活动试验 ................................ 33 10 联系信号的使用和管理 .................. 错误！未定义书签。 11 汽轮机的事故处理 ...................................... 60 11.1 事故处理原则 ........................................ 60 11.2 紧急停机 ............................................ 61 11.3 紧急停机操作步骤 .................................... 62 11.4 主蒸汽参数异常 ...................................... 62 11.5 凝汽器真空下降 ...................................... 63 11.6 水冲击 .............................................. 65 11.7 油系统工作失常 ...................................... 66 11.8 辅助油泵故障的处理 .................................. 67 11.9 汽机甩负荷 .......................................... 67 11.10 轴向位移增大 ....................................... 69 11.11 周波变化 ........................................... 70 11.12 机组振动 ........................................... 70 11.13 叶片损坏或断落 ..................................... 71 11.14 汽水管道故障 ....................................... 71 11.15 发电机着火 ......................................... 72 11.16 厂房内失火 ......................................... 72 11.17 厂用电中断 ......................................... 73 11.18 发电机孤网运行 ..................................... 74 11.19 工业水中断 ......................................... 75 12 辅助设备运行 .......................................... 34 12.1 除氧器的运行 ........................................ 42 12.2 给水系统的运行 ...................................... 43 12.3 给水泵的事故处理 .................................... 45 12.5 循环水系统的运行 .................................... 47

12.5 低压加热器的运行 .................................... 49 12.7 高压加热器的运行 .................................... 50 12.7 盘车装置的使用 ...................................... 53 12.9 冷油器的运行 ........................................ 53 13 DEH控制系统 .......................................... 54 13.1 抗燃油 .............................................. 54 13.2 油箱加油 ............................................ 55 13.3 控制系统设备 ........................................ 55 13.4 控制油系统投用 ...................................... 57 13.5 DEH系统试验 ........................................ 57 13.6 DEH控制系统维护 .................................... 59 14 发电站汽机生产运行定期工作 ............................ 60 15 汽轮发电机组参数报警及联锁 ............ 错误！未定义书签。

1 范围

本规程适用于首钢水城钢铁（集团）有限公司动力厂N60-8.83/535型凝汽式汽轮发电机组。 2 汽轮机概述

2.1 汽轮机本体

2.1.1 N60-8.83/535型汽轮机为高压、单缸、单轴、冲动、凝汽式汽轮机，共20级，通过刚性联轴器直接带动发电机工作，从机头看为顺时针旋转。汽轮机采用喷嘴调节，蒸汽通过主汽门后由四根主汽管分别引入四个调节阀进入汽轮机，调节阀的动作由油动机通过齿条及凸轮配汽机构控制。

2.1.2 汽缸由前汽缸、中汽缸和后汽缸组成，并用垂直法兰联结；前汽缸采用耐热合金钢，中汽缸采用铸钢，后汽缸采用铸、焊结构，中分面用螺柱、螺母联结。汽缸水平法兰采用高窄法兰。前汽缸采用上猫爪支承于前轴承座上。汽缸的前、后汽封的汽封圈最外圈采用蜂窝式结构，其它采用梳齿形结构；隔板汽封的汽封圈采用梳齿型结构，弹簧片装配于汽封体或隔板体和汽封圈之间，汽封间隙合理，能满足经济性和安全性的要求，且检修方便。在动叶围带处设有径向汽封，叶片进汽边设有轴向汽封，以减少级间漏汽，提高内效率。 2.1.3 汽轮机转子为整锻加套装叶轮结构，整锻转子材料为铬钼钒合金，后五级为套装叶轮，叶轮通过端面键或径向键与转子连接，以减小轮孔部分的应力集中；转子进行高速动平衡试验，以满足安全运行的需要。汽轮机的前轴承为推力-支承联合轴承，置于前轴承箱内，支承部分具有球面结构，可自动调整中心，椭圆瓦，推力轴承工作瓦和定位瓦各10块，瓦块为扇形，可摆动；后轴承为支承轴承，置于后轴承箱内，为椭圆轴瓦，各轴承均用铂热电阻测量瓦温和回油温度；汽轮机热膨胀死点（后汽缸横向滑键中心线与机组中心线的交点）设在后汽缸处，以横向滑键定位于侧基架，在前轴承座底面和前汽缸前端下部，有纵向滑键和垂直键，使汽缸向前热膨胀时保持汽轮机中心不变；转子则以推力轴承定位向后膨胀，测量转子与汽缸的相对膨胀的相对膨胀测量支架安装在后汽缸上。

2.1.4 为防止末级叶片被水冲刷而损坏，在末三级叶片进行激光强化处理。 2.1.5 汽轮发电机组配备有顶轴系统，顶轴系统中的高压透平油顶轴装置在机组启动前及停机过程中可用高压油将转子轴顶离轴瓦，强制形成完整润滑油膜，消除各轴瓦的干磨损，防止轴瓦损坏，高压透平油顶轴装置配备有高压油泵两台，由电动机驱动工作，顶起油工作压力为8～14MPa，顶起高度0.02～0.08mm；高压透平油顶轴装置应在1000r/min～1200r/min左右进行切换。机组盘车装置安装在后汽缸轴承箱盖上，为低速盘车装置，盘车装置为自动啮合型，升速中当转子转速高于盘车转速时，盘车装置自动退出工作位置，且不再自行投入，停机时，转子转速为零时，盘车装置将自动投运。

2.1.6 汽轮机采用隔音罩壳，结构合理，造型美观，检修方便。汽轮机排汽缸装有喷水减温装置。在投入自动控制时，当排汽温度升高至80℃时，喷水装置

自动喷水降温，当温度降低至60℃时，喷水装置自动停止工作；在手动控制时，喷水装置是否投运由运行岗位人员根据机组排汽温度情况而定。

2.1.7 汽轮机共有6级回热抽汽，抽汽口分别位于压力级第4、8、10、14、16、18级后，分别称为一、二、三、四、五、六级抽汽，其中一级抽汽供2#高压加热器，二级抽汽供1#高压加热器，三级抽汽供除氧器用汽，四级至六级抽汽分别供3#～1#低压加热器用汽；汽轮机前汽封共有五挡，其中一挡漏汽排二级抽汽，二挡漏汽排四级抽汽，三挡漏汽排六级抽汽，四挡为前轴封进汽，五挡为前轴封抽汽；汽轮机后汽封两挡，一挡为后轴封进汽，二挡为后轴封抽汽。 2.2 汽轮机供油系统

2.2.1 供油装置包括主油箱、高位油箱、主油泵、交流高压辅助油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、两台注油器和二台冷油器；主油泵安装在前轴承箱内，通过齿形联轴器由汽轮机转子驱动，在汽轮机正常运行时，主油泵除对保安系统供油外，还对两台注油器供油，一台注油器供油至主油泵入口，另一台注油器供油至机组的润滑油系统。

2.2.2 本机组供油系统及保安系统采用46#防锈汽轮机油，另外为了提高油质，配备有一台滤油机。

2.2.3 高压油泵为机组在启动和停机过程中提供保安用油和润滑系统用油，机组运行中当主油泵出口压力低于1.4MPa时自启动高压油泵；交流润滑油泵在机组启动前和停机后盘车过程中运行提供润滑系统用油，或在机组运行中当润滑油压力低于0.055MPa时自启动运行；低压直流润滑油泵在机组运行中当润滑油压力低于0.04MPa时自启动运行，或作紧急备用在全厂大停电时使用，以保证机组能够安全停机；油箱排烟系统由排烟装置（其中包括风门、弯管、油烟分离器）以及阀门管道等组成，排烟装置安装在油箱上面，运行时可调节风门开度和油箱空气过滤器开度，使轴承箱和油箱内形成适当负压，即9.8Pa～19.6Pa的真空度，油箱内负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸粉尘。

2.2.4 发电机侧轴承座设有油雾风机系统，油系统在运行时投用，并保持油室压缩空气压力正常，油雾风机一用一备。 2.3 保安系统

2.3.1 保安系统在出现下述情况时，危急遮断器滑阀动作，泄掉一次安全油，并通过隔膜阀泄掉控制油的二次安全油，使自动主汽门和调速汽门迅速关闭，切断汽轮机的新蒸汽，此外，DEH系统中有103%、110%电超速保护功能。

a. 危急遮断器滑阀动作时； b. 转子轴向位移≥1.4mm时； c 润滑油压力≤0.02MPa时； d. 轴承回油温度≥75℃时； e. 转速≥3360r/min时；

f. DEH系统电源故障时，DEH、ETS、DCS系统出现其它联锁停机信号时。 2.3.2 保安系统主要部套结构。

2.3.2.1 危急遮断器。

该部套壳体与转子前端直接连接，在额定转速下，撞击子的离心力小于弹簧压力，撞击子不能飞出；当转子的转速超过额定转速11%～12%时，撞击子的离心力就超过弹簧的压力，使撞击子突然飞出，出击行程为6mm，迫使危急遮断器油门动作，并迅速关闭自动主汽门和调速汽门。当转子的转速下降到接近3000r/min时，弹簧的压力又开始大于离心力，在弹簧力的作用下，撞击子又缩回到壳体内，恢复原来的状态。

危急遮断器中的每个撞击子的动作转速都可以用该装置中的调整螺母分别进行整定，调整螺母顺时针旋转30°，相当于撞击子的动作转速增高约105r/min。

机组的保安系统设有喷油试验装置，可以在正常转速（3000r/min）下，分别活动两个撞击子，防止撞击子长时间不动而卡涩。从喷管出来的油经过油室进入撞击子底部，撞击子底部的油柱由于旋转所产生的离心力克服弹簧的压力，把撞击子压出；停止喷油后，油从壳体底部小孔溢出，撞击子恢复到原来位置。 2.3.2.2 危急遮断器滑阀。

该部套主要由滑阀、套筒、心轴、壳体和弹簧等零件组成。危急遮断器滑阀的上部油室作用着压力油，下部油室作用着附加安全油，中间油室为安全油室和回油口，机组运行时，附加安全油和压力油保持平衡，使危急遮断器滑阀处于上支点位置，安全油与回油遮断；当撞击子动作后，打击危急遮断器杠杆，杠杆转动迫使滑阀下移，当附加保安油压跌落到0.96MPa以下时，滑阀也跌落至下支点，安全油与回油接通快速泄油，并通过隔膜阀泄掉高压抗燃油的安全油，自动主汽门和调速汽门迅速关闭；当操作停机按钮时，泄掉附加安全油，在上部压力油的作用下滑阀下移，安全油与回油接通快速泄油，并通过隔膜阀泄掉高压抗燃油的安全油，自动主汽门和调速汽门迅速关闭。 2.3.2.3 挂闸电磁阀。

系统设置的复位电磁阀供挂闸用，挂闸过程如下：在机组已跳闸状态下，按下挂闸按钮（设在DEH控制画面上），复位电磁阀带电动作，泄掉危急遮断器滑阀上腔室压力油，危急遮断器滑阀在其底部油压力作用下上升到上止点，将一次安全油的排油口封住，建立一次安全油；一次安全油的建立使隔膜阀关闭，使二次安全油建立，当压力开关检测到二次安全油压建立后，发出信号给DEH，使复位电磁阀失电，危急遮断器滑阀上腔室压力恢复到2.0MPa，当压力开关检测到该信号后发送给DEH，挂闸程序完成。 2.3.2.4 危急遮断保护系统。

2.3.2.4.1 电气停机：实现该功能由四只高压遮断电磁阀（AST）及超速限制（OPC）模块来完成。本系统设置的电气遮断本身就是冗余的，一旦接受电气停机信号，高压遮断电磁阀同时得电，同时泄掉二次安全油和快关油，快速关闭各主汽阀、调节汽阀。

2.3.2.4.2 机械超速保护：机械超速保护由双通道的危急遮断器、危急遮断器杠杆及危急遮断器滑阀组成，动作转速为额定转速的110%～112%。当转速达到

危急遮断器设定值时，危急遮断器的撞击子击出，打击危急遮断器杠杆，使危急遮断器滑阀掉闸，泄掉一次安全油，使隔膜阀打开，泄掉二次安全油及快关油，快速关闭自动主汽阀和调速汽门，切断机组进汽。 2.3.2.4.3 手动停机。

手打危急遮断器按钮，使危急遮断滑阀动作，将一次安全油泄掉，隔膜阀打开，泄掉二次安全油及快关油，自动主汽阀和调速汽门，切断机组进汽。

高压遮断（AST）模块由4个电磁阀、压力开关组件、节流孔、隔膜阀及集成块组成；超速限制（OPC）模块由2只电磁阀、节流孔、单向阀及集成块组成；当机组挂闸时，压力开关发出二次安全油建立与否的信号给DEH，作为DEH判断挂闸是否成功的一个条件。

机组在已挂闸状态运行下，4只AST电磁阀全部失电，隔膜阀关闭，二次安全油建立，使机组自动主汽阀油动机卸荷阀处于关闭状态，2只OPC电磁阀也全部失电，快关油建立，使机组各调速汽门油动机卸荷阀处于关闭状态。当出现停机状态时，4只AST电磁阀和2只OPC电磁阀全部带电，泄掉二次安全油和快关油，自动主汽阀和调速汽门；当103%指令出现时，2只OPC电磁阀带电，泄掉快关油，快关四个调速汽门。 2.4 电液调节系统

电液调节系统由DEH控制系统、高压抗燃油供油装置及再生装置、电磁阀组件、一只自动主汽门油动机和四只高压调速汽门油动机等组成，每只油动机都由一只相应的电液转换器控制；DEH控制系统通过接收汽轮机转速、发电机功率、主蒸汽压力等信号，经运算放大输出4mA～20mA的电流信号作用于电液转换器（DDV阀），控制电液转换器输出的脉冲油压，通过各油动机分别控制自动主汽门和相应的四只调速汽门开度。DEH系统技术指标如下：

a. 转速控制范围：20rpm/min～3600rpm/min，精度：±1rpm/min； b. 负荷控制范围：0%～115%额定负荷，精度：±0.5%； c. 转速不等率：4.5%，3%～6%可调； d. 系统迟缓率：≤0.06%；

e. 一次调频死区转速：±2rpm/min；

f. 从额定工况甩负荷时转速最高飞升值：≤240rpm/min； g. DPU负荷率：≤50%；

h. DEH系统平均连续无故障运行时间：MTBF＞25000h； i. 工作油压：14.8MPa；工作油温：30℃～60℃； j. 超速保护OPC电磁阀，电压220VDC，电流0.2A； k. 工作介质：三芳基磷酸酯抗燃油，粒度为NAS6级； l. 油系统耐压：21MPa，试验耐压5min，油动机全行程关闭时间：＜0.15s； m. 隔膜阀正常工作透平油压力2.0MPa，动作油压1.4MPa，全开油压0.6Mpa,耐压3.0Mpa；

n. 供油装置出口滤芯过滤精度为10μm，吸油口油滤精度为140μm，回油

口油滤精度为30μm，执行机构进油口油滤精度为10μm。

3 汽轮发电机组设备技术规范

3.2 QFW-65-2型汽轮发电机

QF-60-2型汽轮发电机是由汽轮机直接驱动，采用密闭空气自通风循环冷却方式，其定子铁芯和绕组采用表面空气冷却，装置绕组由空气直接冷却，发电机转子为两极，隐极式结构，由转轴、绕组、护环、风扇、导电杆和集电环靠

3.3 汽轮发电机组保护和联锁定值表(落实)

温度 6 7 8 调节级后蒸汽压力 一级抽汽压力 三级抽汽压力 5.6MPa 2.5MPa 0.96MPa >6.172MPa >2.854MPa <0.50MPa 高报警 高报警 低报警

>-37Pa 9 六级抽汽压力 -48kPa <-51kPa ≥3090r/min 10 汽轮机转速 3000r/min ≥3300r/min ≥3360r/min 11 12 前汽缸壁法兰温度 前汽缸螺栓温度 后汽缸 13 排汽温度 14 调节级处汽缸温度 480℃ 45℃ >80℃ >485℃ >+0.8mm 395℃ 456℃ >485℃ >485℃ >65℃

高报警 低报警 高一报警，关调门 高二报警，AST 跳闸 高三报警，停机 高报警 高报警 高一报警 高二报警，自动开启喷水减温装置，小于 60℃关闭 高报警 高一报警

<-0.3mm 15 汽轮机轴向位移 0.6mm >+1.4 高二报警，联锁停机 <-1.0 >+3.0mm 高一报警 <-1.0mm 16 汽轮机胀差 0.96 >+4.0mm 高二报警，联锁停机 <-2.0mm >700mm 17 1#高加水位 260mm >750mm >850mm >700mm 18 2#高加水位 220mm >750mm >850mm >900mm 19 1#低加水位 700mm <600mm >950mm 20 2#低加水位 330mm >1050mm >950mm 21 3#低加水位 320mm >1050mm 高二报警，关五级抽汽逆止阀 高二报警，关六级抽汽逆止阀 高一报警 低报警 高一报警 高一报警 高二报警，危急泄水阀自动打开 高三报警，高加解列 高一报警 高二报警，危急泄水阀自动打开 高三报警，高加解列 高报警

>1000mm 22 凝汽器水位 600mm >1200mm <500mm ≥-65kPa 23 24 25 26 27 28 29 30 31 凝汽器压力 凝结水泵出口母管压力 射水箱水位 射水泵出口母管压力 汽封进汽温度 发电机定子线圈及铁芯温度 发电机冷风温度 主油箱油位 主油泵出口油压 -80kPa ≥-50kPa 1.0MPa 3.0m 0.3MPa 140℃ 86℃ 38℃ 1080mm <950mm 1.97MPa <1.4MPa <0.08MPa <0.055MPa <0.05MPa 32 润滑油压力 0.13MPa <0.04MPa <0.02MPa <0.015MPa 33 安全油压 1.98MPa <1.0MPa >16.2MPa 34 DEH 系统高压抗燃油压力 14.2MPa <11.2MPa <7.8MPa 35 36 危急遮断器复位油 汽轮机推力瓦温度 1.98MPa 90℃ ≥110℃ ≥100℃ 37 轴瓦钨金温度 67℃ ≥110℃ ≥65℃ 38 轴瓦回油温度 55℃ ≥75℃ ≥0.03mm 39 40 轴瓦振动 汽机本体减温减压器后蒸汽温度 0.02mm ≥0.07mm 45℃ >60.5℃ <1.0MPa ≥100℃ ≤0.8MPa <1.5m ≤0.22MPa ≥200℃ ≥118℃ ≥40℃ <1050mm

高一报警 高二报警，联锁启动备用凝结水泵 低报警 高报警 高高报警，三选二联锁停机 低报警，备用凝结水泵自启动 低报警 低报警，备用射水泵自启动 高报警 高报警 高报警 低一报警 低二报警 低报警，高压油泵自启动 低报警 低报警，交流润滑油泵自启动 顶轴油泵自停，联锁盘车自停 低报警，直流润滑油泵自启动 低报警，联锁停机 低报警，联锁盘车 低报警 高报警 低报警，备用泵自启动 低报警，联锁停机 低报警 高报警 高高报警，十选六联锁停机

高报警 高高报警，联锁停机 高报警 高高报警，联锁停机 高报警 高高报警，联锁停机 高报警

<20℃ >55℃ 41 DEH 高压抗燃油供油温度 45℃ <40℃ >60℃ <200mm 42 DEH 控制油箱油位 650mm >680mm ≤2.5m 43 循环水配水井水位 4.9m ≤4.2m ≥5.0m ≤2.4m ≤2.5m 44 消防水吸水井水位 4.9m ≤4.2m ≥5.0m 45 循环水供水总管压力 0.34MPa ≤0.28MPa ≤0.55MPa 46 消防水供水总管压力 0.64MPa ≤0.6MPa ≥0.65 MPa ≥85℃ 47 循环水泵电机轴承温度 45℃ ≥90℃ ≥140℃ 48 49 循环水泵电机定子温度 循环水供水总管水温 95℃ ≥155℃ 31℃ ≥35℃ ≥1950mm ≥2050mm 50 除氧器水箱水位 1750mm ≥2250mm ≤1650mm ≤1500mm ≥0.58MPa 51 52 53 54 除氧器压力 除氧器水温度 给水泵进口压力 给水泵进口滤网前后压差 0.49MPa ≥0.60MPa 151℃ 0.6MPa 0.02MPa ≥158℃ ≤0.588MPa ≥0.06MPa

低报警，禁止启动油泵 自动投用冷却水 自动切断冷却水 油温高报警 油位低报警 油位高报警 低低报警 低报警，自动补水 高报警，停止补水 联锁停消防水泵 低低报警 低报警，自动补水 高报警，停止补水 低报警，备用循环水泵自启动 低报警，备用消防水泵自启动 稳压泵自启动 稳压泵自停 高报警 高高报警，自停 高报警 高高报警，自停 高报警 高报警 高二报警，自动排水 高三报警，关三级抽汽逆止门和电动门 低报警 低低报警 高报警 高高报警，联锁加热蒸汽调节阀关闭 高报警 低报警 高报警

55 56

高压给水冷母管压力 给水泵定子温度

14.5MPa 80℃

≤14.0MPa ≥120℃ ≥130℃

低报警，自动开启备用给水泵 高报警 高高报

4 引用标准

《汽轮机使用说明书》 5 机组的启动

5.1启动状态的划分

在调节级后汽缸内壁金属温度150℃为界限，高于150℃为热态，低于150℃为冷态。热态起动又根据停机时间长短或汽缸内壁金属温度高低分为热态起动和半热态起动。停机24小时以内或汽缸内壁金属温度在300℃以上，机组重新起动定为热态起动，停机48小时以内或汽缸内壁金属温度在150℃以上，机组重新起动定为半热态起动。 5.2 启动前的准备

5.2.1 班长接到调度的开机指令后，通知司机、副司机岗位人员对系统、设备进行检查确认。

5.2.2 检查电动设备的状态及操作牌。

5.2.3 准备好启动用的各种工具、记录纸、听音棒、振动表等。 5.2.4 通知锅炉，准备送汽。

5.2.5 联系电气，做好启动前的各项准备工作。 5.3 有下列情况之一时，机组禁止启动 5.3.1 危急遮断器工作失常。

5.3.2 自动主汽门或调速汽门有卡涩现象开关不灵活或关闭不严。 5.3.3 各加热器抽汽逆止阀系统失灵。

5.3.4 DEH控制系统工作失常，TSI参数显示不正常。 5.3.5 盘车装置失灵。

5.3.6 机组任何一个故障停机保护动作失灵，或静态试验项目不合格。 5.3.7 机组油箱油位不正常或油质不合格。

5.3.8 主要的检测元件或仪表失灵（如转速表，轴向位移，胀差，油箱油位计，

主蒸汽压力表和温度表，润滑油压表，真空表，汽量表等）。

5.3.9 机组三台油泵或两台控制油泵中的任何一台工作失常，或自启动装置失灵。

5.3.10 盘车过程中，盘车电流超限，机组动静部件之间有明显摩擦声。 5.3.11 调节级后上、下缸温差超过50℃。 5.4 启动前的检查

5.1.2 设备状态检查及试验

5.1.4 热控系统检查。

5.1.4.1 联系热工值班员对各台监控仪表和二次仪表进行上电、校对，确保其工作可靠，并启动操作员站计算机。

5.1.4.2 检查确认计算机画面上各检测参数值无坏点，显示正常。 5.1.4.3 检查确认计算机画面上各阀门、设备状态与实际状态相符。 5.1.4.4 检查确认计算机鼠标、键盘操作灵活。

5.1.4.5 检查确认计算机参数报警、TSI仪表盘参数报警铃声、语音报警正确。 5.1.4.6 检查确认就地压力表、温度表指示与计算机参数显示相符。 5.4 辅助设备及系统投运

5.4.1 启动主油箱和发电机轴承座油雾风机，检查其工作应正常。

5.4.2 启动交流油泵, 检查确认交流油泵电流、轴承温度和油泵出口油压正常 5.4.3油系统油压正常后，启动顶轴油泵。 5.4.3 开启盘车装置的润滑油门，启动盘车。

5.4.4 给水除氧器系统投运（按锅炉上水需求调整） 5.4.4.1 按标准12.1除氧器运行规定启动除氧器。

5.4.4.2 关闭加热蒸汽去轴加、电控汽封调节装置总门。 5.4.4.3 根据锅炉上水需要，调整除氧进汽保持给水温度。 5.4.4.4 按标准12.2的要求，启动一台给水泵为锅炉供水。

5.4.4.5 当温度达到100℃后，联系化学值班员对除氧器水质化验。 5.5 汽轮机静态试验 5.5.1 机组静态试验步骤

5.5.1.1 启动高压油泵，油压2.0MPa～2.5MPa，停交流油泵；启动一台控制油泵，油压14MPa。

5.5.1.2 在DEH控制画面进行机组挂闸（如何挂闸），建立一、二次安全油压。 5.5.1.3 开启自动主汽门和调速汽门，（如何开启）并投入ETS控制柜的“ETS总联锁”开关。

5.5.1.4 开启各抽汽逆止阀及高加控制水电磁阀，并投入逆止阀联锁。 5.5.1.5 当试验条件具备，进行手动停机试验两次。（如何手动停机）

5.5.1.6 手动停机，自动主汽门、调速汽门、各抽汽逆止阀关闭等各保护动作应正确。

5.5.1.7 手动停机试验合格，保持油系统的运行状态,在ETS中投入机组试验

的保护项目联锁。

5.5.1.8 试验合格一项解除其联锁，投入下一项试验项目的对应联锁。

5.5.4 启动循环水泵向凝汽器供水，并投入循环水泵联锁。 5.5.5 暖管

5.5.5.1 接到锅炉点火通知后，检查凝汽器侧减温减压器系统是否具备通汽条件。

5.5.5.2 启动凝结水泵，调整再循环水门和补水门，保持热水井水位稳定在500mm～800mm（1/2~3/4）之间，将高、低压加热器，汽水侧闸门全关。

5.5.5.3 射水箱补水保持水温和水池的一定溢流水量，启动射水泵，观察凝汽器静态抽真空值＞-30kPa，并做射水泵联锁试验。

5.5.5.4 锅炉蒸汽压力≥0.5MPa时，联系锅炉开09#汽门向主蒸汽管道供汽进行一段暖管。

5.5.5.5 然后投用轴加、电控汽封调节装置，开启大旁路一、二次门，控制好本体减温减压器减温水量，保持减温减压器后蒸汽温度稳定，排汽温度＜60℃。 5.5.5.6 一段暖管充分后，锅炉逐渐升温升压，开电动主汽门的旁路门进行二段暖管，根据蒸汽温度，调整好疏水门开度。 5.6 汽轮机冷态启动

5.6.1 汽轮机冷态滑参数启动。

5.6.1.1 汽轮机冷态滑参数启动冲转的条件