推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品

2×350MW机组整套启动方案

1. 机组启动原则

1.1 汽轮机启动状态的规定

汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为：

a) 冷态启动：金属温度≤121℃；

b) 温态启动：金属温度在121～250℃；

c) 金属温度在250～450℃之间；

d) 极热态启动：金属温度≥450℃。

1.2 汽轮机启动规定

1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂；

1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。

1.3 机组首次冷态启动程序

整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。

机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。

机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，

机组甩50%负荷试验。

机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。

冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。

2. 整套启动前应具备的条件

2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控

制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完；

2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠；

2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除；

2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除，

恢复常设的警告牌和护栏；

2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确；

2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态；

2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用；

2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常；

2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实

际状态相符；

2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好；

2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕；

2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成；

2.13 编制试验程序，绘制系统图；

2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看；

2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；

2.16 保安电源切换试验完毕，经验收合格，可靠投入。

2.17 确认UPS电源切换正常；

2.18 直流系统带负荷试验完好，保证直流油泵、事故照明故障时可靠运行；

2.19 厂用电自投装置静态调试，动态模拟试验正确可靠.

2.20 发电机出口短路母线连接完毕。

2.21 启动前所有设备的分部试运工作应全部结束，设备安装调试验收确认合格且数据齐全。

2.22 全厂通讯、消防及照明设施完善齐全，现场各通道畅通；

2.23 发电机变压器组有关的一、二次设备安装工作全部结束，经验收合格；

2.24 发电机、主变压器、高厂变、启备变及励磁变等一次设备及其有关的二次设备各项常规试验已完成且数据齐全经验收确认；

2.25 所有电气设备名称、编号标志牌清晰准确外壳接地良好，室内外高压设备的门、窗、栅栏均应关闭好。挂上相应的标志警告牌并加锁；

2.26 发电机密封油系统冲洗合格，发电机冷却系统经检查合格，各项指标应符合启动要求；

2.27 发变组所有保护应按电厂定值通知单的要求整定完毕并经电厂验收合格；

2.28 发变组控制回路、信号回路、测量回路及指示仪表调试完毕且经验收合格；

2.29 发电机励磁调节器的静态调试完毕；

2.30发电机同期装置的静态调试及同期回路与汽机调速系统及励磁调节系统的相互动作试验正确；

2.31 厂用电系统定相经过确认，高厂变与高启备变6kV电源切换经模拟试验动作正确；

2.32 主变、高厂变及公用变冷却系统已具备投运条件，消防装置经过实际试验，事故排油坑通畅可用。

2.33 机、炉、电联锁经过实际试验，动作可靠，信号正确。

3. 整套启动前的分系统投入

3.1 分系统启动原则

3.1.1 启动前认真检查油(水)箱的油(水)位，补(排)油(水)阀位置；

3.1.2 蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，排尽管道积水；

3.1.3 带手动隔离阀的系统，投入程序控制前，开启手动隔离阀；

3.1.4 设有备用泵(风机)的系统，依次启动各泵(风机)，做联锁保护试验，然后投入运行泵(风机)，备用泵(风机)投自动。

3.2 依次检查和投入下列分系统

3.2.1 启动闭式冷却水泵，投入闭式冷却水系统。

3.2.2 启动厂用压缩机，投入厂用压缩空气系统。

3.2.3 厂用辅助蒸汽系统投入。

3.2.4 投入汽机润滑油系统，依次启动主油箱上排烟风机、交直流润滑油泵、高压备用密

封油泵，做低油压联动试验后，停止直流润滑油泵，投入备用。

3.2.5 启动空侧及氢侧密封油泵，投入发电机密封油系统。

3.2.6 向发电机内充氢。

3.2.7 确认润滑油压、油温正常，启动顶轴油泵。

3.2.8 启动盘车装置，检查盘车电流及转子偏心率，检查轴端密封及汽缸内有无异常.

3.2.9 启动一台循环水泵，投入开式循环冷却水系统。

3.2.10 启动凝结水泵，投入凝结水系统，向各水封装置注水。

3.2.11 投入低加水侧。

3.2.12 依次启动主机EH油站的EH再生油泵、EH冷却油泵、EH油泵，投入EH油站，

油温达40℃时，投入冷却器冷却水。

3.2.13 启动真空泵，机组抽真空。

3.2.14 向轴封系统供汽，投入汽封系统。

3.2.15 锅炉点火后，检查汽机侧疏水门应全开。

3.2.16 投入除氧器加热。

3.2.17 启动电动给水泵。

3.2.18 投入高加水侧。

3.2.19 随汽温、汽压的升高，可投入高、低压旁路系统。

3.3 检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入。

3.4 锅炉上水和点火

(1) 锅炉启动运行可参照电厂颁布的锅炉运行规程，由运行人员操作执行；

(2) 锅炉上水水温应符合制造厂规定的温度标准要求，上水水质应符合部颁启动水质标准要求。并给锅炉上水至汽包点火水位。

(3) 按规程检查辅机和炉本体，所有保护联锁在投入位置；烟温探针投入，炉底水封投入。

(4) 启动空气预热器；

(5) 按逻辑启动引风机，送风机；

(6) 调整通风量在25％～35%额定通风量之间，调整炉膛负压在–70Pa左右，启动炉膛吹扫逻辑进行吹扫；

(7) 进行油循环，然后调整油压在点火值；

(8) 进行油系统泄漏试验；

(9) 上述工作结束后通知值长，汽机条件满足时点火：

(10) 点火时应对每支油枪均做一次点火试验，并设专人监视燃烧情况；燃烧不好及时调整，找出最佳的配风和最佳油压调节范围；

(11) 开启启动旁路疏水。机侧投入轴封和真空系统。

(12) 压力升至0.2MPa时冲洗并校对水面计；

(13) 压力升至0.3MPa时关闭汽水系统空气门；

(14) 压力升至0.3～0.5MPa，冲洗热工仪表管；通知有关人员热紧螺栓及检查膨胀。

3.5 锅炉升温升压

(1) 升压过程中按炉水饱和温度升温率给出升速率，控制升温升压速度。

(2) 严格控制汽包壁温差不大于50℃。

(3) 在冲转前对汽水品质要进行化验，若不合格要加强排污换水，若严重

不合格时应采取整炉带压放水方式。

(4) 汽温、汽压达到冲转参数之后，冲动汽轮机，主汽温度要保持50℃以上过热度。

(5) 汽机定速并网后视汽机带负荷情况投入制粉系统。

4. 机组首次启动

4.1 冲转参数：

主蒸汽压力： 3.5~5.0 MPa；

主汽温度：316~360 ℃；

再热汽温度：260~300 ℃；

凝汽器真空：＞87 kPa；

转子偏心率：＜0.076 mm；

高、中压汽缸上、下缸温度差：＜42 ℃；

连续盘车时间：≥4h.

4.2 冲转升速

4.2.1 检查DEH控制画面显示为正常状态.

4.2.2 机组挂闸

检查中压主汽门，高压调节汽门开启，高压主汽门关闭和中压调节汽门应关闭。

4.3 摩擦检查、低速检查及中速暖机

4.3.1 设置升速率100r/min，目标转速400r/min，汽机开始升速；

4.3.2 当转速高于盘车转速时，检查盘车装置退出运行情况；

4.3.3 汽机首次冲转到400r/min后，手动打闸，摩擦听音检查；

4.3.4 在转速降至200r/min前重新挂闸升速；

4.3.5 升速至400r/min停留检查10分钟，然后升速至1000r/min中速暖机：

(1) 盘车电机自动停止运行；

(2) 倾听汽轮发电机组内部声音有无异常；

(3) 监测机组轴承盖振动及轴振动；

(4) 检查记录润滑油冷油器出入口及EH油温度应正常；

(5) 检查记录推力轴承、支持轴承的金属温度及回油温度；

(6) 检查记录汽机胀差、总膨胀、轴向位移等参数指示正常；

(7) 检查记录缸体金属温度、上下缸温差及蒸汽参数值；

(8) 检查汽机本体及管道疏水是否正常；

(9) 低压缸喷水阀自动开启；

(10) 检查凝汽器真空正常、低压缸排汽温度低于79℃；

(11) 检查凝汽器、除氧器、加热器水位正常；

(12) 检查各辅机单体和分系统运行正常。

4.4 高速暖机

4.4.1 设定升速率100r/min，目标转速2040r/min；

4.4.2 按下“进行”按钮，汽机升速至2040r/min，停留暖机；

4.4.3 升速过程不可在共振区停留，注意测试轴系临界转速和各轴承处最大振动值；转子过临界转速时，任何一点轴振超过254μm和任何一点轴承盖振动超过100μm时自动停机；

4.4.4 暖机时间可根据高压转子初始金属温度，在“冷态启动转子加热曲线”上查得；中压主汽门前蒸汽温度达到260℃时开始计算暖机时间；在任何情况下暖机时间不允许减少。

4.4.5转速2040r/min暖机期间，检查记录项目同600r/min；

4.4.6 检查高排逆止阀应开启，投入逆止阀联锁。

4.5 阀切换

4.5.1 高速暖机结束，确认蒸汽阀金属温度满足阀切换条件，即汽室内表面计算温度(ts)大于主汽压力下的饱和温度：

Ts=T1+1.36(T2-T1)

式中：T1－汽室外壁温度T2－汽室内壁温度；

4.5.2 设定升速率100r/min，目标转速2950r/min；

4.5.3 按下DEH主控画面“进行”按钮，汽机升速；

4.5.4 当汽机转速升至2950r/min时，汽机自动停止升速并进入保持状态，

点击DEH主控画面“阀切换”按钮，高压调节阀(GV)由全开逐渐关小，同时高压主汽门(TV)逐渐打开，机组进汽量由调节阀控制后，高压主汽阀全开，阀切换完成；高压主汽阀与调节阀切换时间≤2分钟。

4.6 定速3000r/min

4.6.1 阀切换完成后，以每分钟50r/min的升速率升速至3000r/min；

4.6.2 机组定速后的试验：

a) 对机组所有监视数据进行全面检查；

b) 远方及就地打闸试验，检查高中压主汽门、调节汽门及逆止门关闭正常；

c) 重新挂闸，升速至3000r/min；

d) 进行安全装置在线定期试验；

e) 危急保安器注油试验：把手柄放在试验位置，逐渐开大喷油门，检查飞锤动作情况，试验结束系统恢复。

f) 确认主油泵工作正常，依次停止高压密封油泵、交流润滑油泵，投入备用联锁，调整冷油器冷却水量，使冷油器出口油温控制在38～40℃。

5. 电气试验

5.1 机组整套启动前检查项目

5.1.1 测量发电机系统、主变330kV系统、厂用6kV系统的绝缘电阻；测量发电机转子的绝缘电阻。电阻值应符合要求。

5.1.2启动前用主变瓦斯、高厂变瓦斯、发电机差动、主变差动、高厂变差动、定子接地等保护做跳闸试验，应正确无误。

5.1.3 确认发电机出口短路母线连接正确可靠。

5.1.4主变、高厂变冷却系统投入。

5.1.4 投入发电机电压互感器一刀闸、二次保险；高厂变低压侧厂用分支电压互感器在工作位置，二次保险在投入运行状态。

5.2 发电机升速过程中的试验

5.2.1 测量发电机转子绕组的绝缘电阻。

5.2.2 在不同转数下测量发电机的转子交流阻抗。

5.2.3 利用发电机残压核对发电机相序。

5.3 短路试验

5.3.1 发电机短路试验。

5.3.2 发变组短路试验（检查CT二次电流值及电流间相位）。

5.4 发变组空载试验

5.4.1 检查发电机有无异常并在保护屏、变送器屏、励磁调节器屏、同期屏测量电压值、相序及开口三角电压。

5.4.2 上述检查完成后，录制发电机空载特性曲线，上升、下降各做一次，最高电压加至1.05倍Un(V) ，与厂家出厂试验曲线对照结果应无较大差异。试验结束后恢复系统的正常接线。

5.4.3 空载额定电压下测量发电机轴电压。

5.4.4确认灭磁开关在断位后，测量发电机残压及相序。

5.5 励磁自动调节器的试验

5.5.1 励磁调节器的零起升压试验；初励电源与励磁变电源的切换。

5.5.2 励磁调节器的手动、自动切换试验。

5.5.3 微机励磁调节器的切换试验。

5.5.4 ±5%、±10%阶跃试验；逆变灭磁试验；发电机灭磁时间常数的测量。

5.6 同期定相及自动假同期并列试验

5.7 机组与系统正式并网

5.7.1 向调度汇报机组保护定值并核对正确，请调度确认主变中性点地刀是否投入及系统保护运行方式。

5.7.2 请运行人员确认机组保护投入情况，通知机务、热工准备并网；得到调度允许并网后合灭磁开关，启励，升发电机电压至额定后，投自动准同期并网，机组并列后带初始负荷由DEH系统控制。

5.8 并网后的试验

5.8.1 在机组稳定运行时做厂用电切换试验。

5.8.2 带一定负荷后励磁调节器试验。

5.8.3 在50%和100%负荷下观察差动保护的差流值。测量CT相位。

5.8.4 在50%和100%负荷下测量发电机轴电压。

5.8.5 在一定负荷下检查测量回路（变送器、电度表）及在CRT画面上的指示应正确。

6. 并网带负荷

6.1 并网带初负荷

6.1.1 电气试验结束后，进行机组首次并网试验，发电机并网后立即带3～5％的额定负荷即10.5～1

7.5MW；在此负荷下至少要停留30min，注意观察主汽、再热汽温的变化，如主汽温升高时，则每增加3℃，应增加1min暖机时间；如再热汽温超限应增加负荷；

6.1.2 以3MW/min的负荷变化率升至目标负荷35MW，暖机4小时；

6.1.3 暖机期间的主要检查项目：

a) 机组振动、胀差、缸胀、轴向位移，各轴承金属温度/回油温度；

b) 汽缸上下壁温差，润滑油压和油温/EH油压和油温；

c) 凝汽器真空、排汽温度、水位；

d) 发电机密封油及氢气系统压力和温度；

e) 汽机疏水系统运行正常；

f) 汽机所有辅助设备在正常状态。

6.1.4 按“汽动给水泵程序控制控制程序”做汽泵启动前的准备工作。6.2 汽门严密性试验和真实超速试验

6.2.1 暖机结束后以5MW/min 的负荷变化率减负荷至0MW，机组解列，准备进行主汽门及调节汽门严密性试验；

6.2.2 做自动主汽门和调节汽门严密性试验。

6.2.3 做真实超速试验。

6.3 再次并网带负荷

6.3.1 加负荷速率的确定

根据哈尔滨汽轮机厂汽机启动运行规定，从启动曲线上查得冷态、温态、

热态、极热态的升负荷速率。

6.3.2 当负荷＞10%额定负荷时，检查高压段的各疏水阀应自动关闭。

6.3.3 当负荷＞20%额定负荷时，检查中压段的各疏水阀应自动关闭。

6.3.4 当负荷达70MW时，锅炉洗硅运行，并进行下列操作：

a) 检查低压缸喷水阀应关闭；

b) 逐渐开启高加进汽门，冲洗高加本体和高加疏水管道，冲洗合格后投入高压加热器；

6.3.5 当负荷达100MW时，厂用蒸汽切换为本机供给；检查除氧器汽源由辅助蒸汽切至本机四段抽汽。

6.3.6 当负荷达175MW时，锅炉洗硅运行，进行全面检查：

a) 机组解列，作主汽门及调节汽门严密性试验；

b) 做机组甩50%负荷试验(小岛运行或空载)；

c) 启动汽动给水泵，停止电动给水泵，进入热备用状态；

d) 检查给水系统稳定后，停止电动给水泵，投入备用联锁。

6.3.7 加负荷至263MW，锅炉洗硅运行，并进行下列试验：

a) 做真空系统严密性试验；

b) 试投CCS协调控制系统，在第一级压力、功率反馈回路投入下进行负荷控制时，“参考值”窗口中将显示实际功率。

6.3.8 加负荷至350MW，进行全面检查，确认机组运行稳定，做机组甩100%负荷试验。

6.3.9 机组进入168小时连续运行。

7.4 调整抽汽供热系统的投入及调节

本机组设计为抽汽凝汽/凝汽式机组，与纯凝汽式机组不同的是，在中压缸排汽导入低压缸进汽口处的水平管段上布置了一个抽汽蝶阀(LV)，通过DEH系统控制蝶阀的开度来调节抽汽供热的热负荷。

机组DEH系统通过控制连通管上得抽汽蝶阀的开度控制抽汽压力；抽汽蝶阀采用伺服控制，LVDT反馈是直流4～20mA信号，DEH提供LVDT 的工作电源（24VDC），抽汽压力调节阀的LVDT也是直流4～20mA信号，

DEH提供LVDT的工作电源（24VDC）。

根据东方汽轮机厂控制工程有限公司提供的的逻辑，DEH系统抽汽调节为简单的抽汽压力闭环调节，具有自动控制方式及手动控制方式，没有设计热负荷及电负荷控制解耦调节回路。

调整抽汽的投入条件：发电机并网、且机组电负荷高于175MW时，抽汽允许投入；

调整抽汽的切除条件：当下列任一条件满足，调整抽汽自动切除：

(1) 发电机解列；

(2) 汽机跳闸；

(3) 抽汽压力变送器故障；

(4) 存在甩热负荷指令。

抽汽蝶阀(LV)在线试验逻辑：发电机并网后、DEH系统在单阀控制方式下、机组负荷低于245MW、机组协调控制系统(CCS)投入，可以进行LV 在线试验。

10. 机组温态、热态、极热态启动要点

10.1 停机期间，连续盘车不得中断。

10.2 启动前，转子偏心率小于“原始值＋10μm”。

10.3 轴封选用与汽缸温度相匹配的汽源。

10.4 启动蒸汽参数的确定应遵循“温态启动曲线”、“热态启动曲线”以及“极热态启动

曲线”。

10.5 主蒸汽温度选择：根据冲转前当时高压调节级上半内壁金属温度，考虑蒸汽温度高

于金属温度100℃为理想值、90℃为允许值的要求，确定高压调节级后蒸汽温度，

主蒸汽温度按经过主汽调节阀和喷嘴后作功温降为50℃考虑，由调节级后蒸汽温

度确定主蒸汽温度，由主蒸汽温度至少考虑有50℃的过热度来确定主蒸汽压力。

10.6 再热蒸汽温度选择：根据冲转前当时中压缸进汽处金属温度，考虑蒸汽温度高于金

属温度100℃为理想值、90℃为允许值的要求，来确定再热蒸汽温度。10.7 机组温态启动选择升速率为150r/mim/min；热态启动选择升速率为200r/mim/min；

极热态启动选择升速率为300r/mim/min。

10.8 机组冲转过程中在500r/min进行听音检查后应尽快升速至3000r/min 定速。

10.9 在汽机冲转至带初负荷期间，锅炉应控制汽温、汽压不变。

10.10 并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值，避免汽缸冷却。

10.11 启动过程中的其它检查及操作于机组冷态启动相同。

11. 停机要点

11.1 正常停机

a) 机组正常停机的降负荷速度遵循启动曲线中的规定。

b) 降负荷时，注意检查汽机疏水阀和低压缸喷水阀动作情况。

c) 空负荷试验交直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机应正常。

d) 机组打闸时，检查进汽阀和逆止阀应迅速关闭。

e) 记录转子惰走数据，绘制汽机停机惰走曲线。

f) 降速期间，检查顶轴盘车自动投入情况。

g) 真空应保持到机组惰走300r/min以下，在真空到零之前，不允许中断轴封供汽。

h) 停机期间，注意监视汽缸温差情况并做好记录，严防汽缸进水。

11.2 故障停机

下列情况出现应立即破坏真空停机：

a)轴承断油。

b) 汽机超速而保护未动。

c) 轴向位移、胀差大。

d) 高中压汽缸上、下缸金属温差超过56℃。

e) 机组发生剧烈振动或机内有金属摩擦声。

f) 汽机发生水击或主再热汽温在10分钟内急剧降至50℃。

g) 氢系统爆炸或油系统着火不能及时扑灭。

h) 主再热汽或给水管道破裂，威胁机组安全时。

12. 机组整套启动调试安全注意事项

12.1 凝汽器的最低允许真空是负荷的函数，在变负荷期间应满足“排汽压力限制值”图表的规定。

12.2 定期化验EH油、润滑油，油质不合格禁止启动或运行。

12.3 严格控制主汽、再热汽温及汽压的上升速度。

12.4 转子转动期间，注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音。

12.5 注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。

12.6 检查主汽、再热蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。12.7 机组的轴振任何时侯不应大于254μm。

12.8 主蒸汽压力超过限制值，应手动停机.

12.9 主汽压力小于限制值，应快速减负荷以维持主汽压不再下降.

12.10 主汽、再热汽温超过限制值时，应手动停机。

13. 机组启动调试过程中防止事故要点

13.1 启动试运过程中应严格遵照制造厂运行维护说明书，电厂运行及维护标准以及启动调试措施等有关规定执行。

13.2 启动试运前，必须将机组各项联锁保护、声光报警以及正常监视系统和记录表计调试完好，并投入使用。

13.3 试运人员应熟悉本机组的结构特点，系统布置及设备的操作方法；明确每次启动的目的及要求，做好事故预想。

13.4 各部门值班人员做好设备巡检工作，对设备隐患和存在的问题及时发现，及时处理；严禁机组带病运行。

13.5 运行维护要严格执行“工作票制度”。

13.6 机组启动运行要统一指挥，分工明确，各负其责；出现事故时，值班人员应反应迅速，判断准确，抓住重点，处理得当，避免事故扩大。14. 机组整套启动调试危险源辨识及防止预案

14.1 防止机组严重超速

(1) 汽机的危急保安器在出厂前必须经过真实超速试验，其动作值应在3270r/min～3300r/min之间；若出厂时间超过一年，应在机组启动前进行复查。

(2) 机组启动前用模拟方式进行机组各通道电超速保护试验，超速保护不能正常动作时禁止将机组启动。

(3) 测试汽门关闭时间应符合设计要求，确认高、中压主汽门、调节汽门及各段抽汽逆止门均能迅速关闭。

(4) 机组超速前应先进行“汽门严密性试验”，试验不合格禁止进行超速试验。

(5) 机组做真实超速前，必须先做手动打闸停机试验，确认就地和远方试验合格后，允许做超速试验；试验是设专人负责就地和远方停机安钮。超速试验前机组带20%负荷暖机7小时。

(6) 在正常停机时，打闸后应先检查有功功率表、电度表停转或逆转后再将发电机解列，或采用发电机逆功率保护解列。

(7) 必须严格按规程规定做好“汽门的定期活动试验”。

(8) 定期化验EH油，油质不合格禁止机组启动或运行。

14.2 防止机组断油烧瓦

(1) 机组各油泵电源可靠，必要时交流辅助油泵接一路临时施工电源。

(2) 安装和检修后要彻底清理油系统，油质化验合格。

(3) 调整好轴封供汽压力、温度，防止油中进水。

(4) 机组启动前必须做各油泵低油压联动试验及直流油泵带负荷启动试验，试验不合格时禁止启动机组。

(5) 运行中严密监视油箱油位、轴瓦金属温度及回油温度。温度异常时，应按规程规定及时处理。

(6) 油系统切换操作时，按工作票顺序谨慎进行操作，严密监视油压变化情况。

(7) 正常停机时，应先试转直流润滑油泵，再启动交流润滑油泵，然后打闸停机，并设专人监视润滑油压和轴瓦温度。

14.3 防止汽机转子严重弯曲

(1) 启动前按规定连续盘车。

(2) 首次盘车必须测试转子挠度，并在轴上做好最大值标记；每次启动前应核对转子挠度和相位。

(3) 启动前转子挠度、汽缸上下缸温差、轴向位移指示正常；严禁不具备启动条件强行启动。

(4)机组轴系监视及保护装置(TSI)调试完毕，并投入运行。

(5) 启动升速过程中，机组转速过临界时若轴振超过250um应自动停机，若自动停机失灵或非临界转速轴振超过125um时应手动停机，查明原因。

(6) 严禁机组在临界转速下重新启动。

(7) 启动过程中，如汽缸或发电机内有异音或轴端冒火，应立刻手动停机，停机后认真分析原因，采取针对措施处理后方可慎重再次启动。

(8) 严格控制轴封供汽温度，防止轴封供汽带水或轴封供汽管积水。

(9) 若停机后，汽缸温度在120度以上，电动盘车故障时，应严格按规程规定进行手动盘车。

(10) 若转子出现热弯曲，电动和手动盘车均失败时，严禁强行盘车。

14.4 防止汽缸进水

(1) 启动运行中汽温急剧下降56℃时，或额定参数下主、再热汽温在5分钟内降至

规定值以下，应立即打闸停机。

(2) 启动运行中，若主、再热汽管道阀门门杆冒白汽时，应打闸停机。

(3) 检查汽缸上、下缸温差应小于42℃，若大于42℃，应禁止启动或运行。

(4) 注意启动、停机及运行中各加热器的水位调整和排放，防止抽汽系统向汽缸内返水。

(5) 机组启停过程中，做好疏水系统的调整和检查，注意疏水扩容器水位，防止疏水系统向汽缸返水。

(6) 停机后，注意监视凝汽器水位，防止补水门不严或未关使汽缸泡水。

(7) 投入四段抽汽和门杆漏汽时，应先做好疏水，防止积水倒入汽缸。

(8) 下列防止汽缸进水保护必须投入：

a) 高、中压缸上下缸温差大报警和跳机；

b) 抽汽管道壁温差大报警装置；

c) 高排逆止门和各段抽汽逆止门联锁装置；

d) 高加保护装置。

14.5 防止汽机油系统着火

(1) 油区的各项施工及检修措施应符合防火、防爆要求，消防措施完善，防火标志鲜明，防火制度健全。

(2) 严禁火种带进油区，油区内严禁吸烟，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火；必须明火作业时要采取有效措施，严格执行动火制度。

(3) 油区附近的热管道或其它热体的保温应坚固完整，并包好铁皮。

(4) 做好油系统与其它易燃易爆气体的隔离。

(5) 油区附近配备足够的消防装置，并定期进行检查维护。

(6) 消防水系统要同工业水系统分开，确保消防水量、水压不受其它影响，消防泵的

备用电源应由保安电源供给。

(7)加强防火观念，经常巡视检查，出现火情及时发现及时扑灭。

14.6 防止汽机通流部分严重磨损

(1) 启动运行中，注意监视轴向位移和推力轴承温度变化趋势，并与类似启动相比较，

变化较大时，应查明原因。

(2) 启动过程中，高、低压旁路投入时，注意必须重点监视高缸排汽温度，若此温度

高于规定值，必须打闸停机。

(3) 汽缸或发电机内有明显的金属磨擦声或异常噪音，应立即打闸停机。

(4) 自动、手动盘车均失败时，严禁强行盘车。

(5) 机组发生剧烈振动，轴振超过250um时而保护未动时，立即打闸停机。

(6) 禁止负荷大幅度摆动。

14.7 防止氢气泄漏爆炸

(1) 发电机气系统打压试验应严格执行制造厂规定。

(2) 充氢前，发电机密封油系统必须运行稳定，平衡阀、压差阀工作正常。

(3) 密封油备用油泵联动试验合格，直流电源可靠。

(4) 保证氢气纯度＞98%，最低不低于95%。

(5) 防爆电接点压力表及氢气减压阀动作准确，充氢、排氢系统工作正常。

(6) 发电机充氢后，严禁在发电机附近有明火作业或吸烟。

(7) 启动过程中，重点检查发电机轴端应无磨擦打火现象，一经发现立即停机处理。

14.8 防止计算机死机后造成事故

(1) 当发现热控DCS系统计算机死机时，要沉着冷静，首先判断是操作员站死机还是系统个别控制器死机或者系统全部控制器瘫痪；

(2) 假如操作员站计算机死机后，系统控制器还在正常工作，这时只是运行人员不能操作及监视，系统控制及联锁保护仍在正常工作，处理办法是分别启动各操作员站，恢复运行操作及监视；

(3) 假如系统个别控制器死机或者系统全部控制器瘫痪，控制系统一般大部分保护及联锁失去作用，处理办法则是在控制盘上通过硬启动按钮启动汽机各直流油泵，手动打闸停机。若在控制室无法启动各直流油泵，则运行人员应立即到就地准备将主机直流油泵、发电机密封油空侧及氢侧直流油泵、小汽机直流油泵就地手动启动，然后打闸停机。

(4)运行人员立即到主机前箱就地转速表前监视，一但发电机油开关跳闸

转速升高，应立即打闸停机。

(5) 若锅炉灭火，应立即打闸停机。