东汽30万机组启动方案

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30MW机组汽轮机冷态启动操作票

备注：
说明:1．按顺序检查或操作后，应在“执行情况”格内划上“√”或其它说明，并填写操作时间。
2．在“操作人”栏填写具体操作人姓名。
3．执行完毕，在封面填写完成时间，盖“已执行”章。交运行主管存档。
8
联系电气确认各设备电机测绝缘合格并已送电备用。
9
启动#凝结水泵打循环，投#凝结水泵备用。
10
从已运行主蒸汽母管送汽至电动主汽门前进行暖管，暖管升压速度0.1-0.15Mpa/min，暖管时间约30分钟。
11
主蒸汽母管暖管的同时向轴封母管及均压箱暖管，疏水应充分。
12
暖管结束后，启动温维持在45℃以下，根据情况投冷油器冷却水运行，控制油温在允许范围内。
23
中速暖机结束，提高真空至-75KPa以上。
24
设定目标值：2500 r/min，升速率：300r/min，进行冲转，过临界转速时DEH将自动把升速率切为400r/min，应快速平稳地越过临界转速（1300～1800r/min），过临界时轴承振动不大于0.15mm，（如超过立即打闸停机），在2200～2400r/min，高速暖机20～30分钟，并记录临界转速下对应的瓦振。
#汽机年月日班次：
发令人：
发令时间：
值长：
司机：
副司机：
序号
操作内容
操作时间
操作人
1
接到值长开机命令，与主控、锅炉、及化水等岗位联系准备开机。
2
确认机组所有检修工作均已结束，检修工作票已办好终结手续，各项保护试验合格，各电动门、调节门试验正常。
3
启动#循环水泵向凝汽器通循环水，投#循环水泵备用。
4
投入冷油器运行，启动低压交流润滑油泵运行，启动排烟风机运行，启动独立油站运行。（检查润滑油压0.08～0.15Mpa，EH油母管压力14～14.5Mpa）

30万千瓦汽机运行及其维护措施

30万千瓦汽机运行及其维护措施hc360慧聪网电气行业频道 2004-05-11 08:30:32发电机一般主要由定子、转子、端盖及轴承、氢气冷却器、出线盒、油密封装置、刷架等组成，采用"水氢氢"冷却方式，整体为全密封结构。

某电厂选用的30万千瓦汽轮发10190安、定子电压20千伏。

30万千瓦汽机运行调峰运行。

当电网需要时，发电机允许调峰运行。

在整个发电机使用寿命期限内，启、停次数不允许超过10000次。

发电机负荷增减率，每分钟为额定负荷的3％～5％。

进相运行。

发电机这种运行方式的允许范围主要受发电机静态稳定和定子铁芯端部结构构件发热两个因素的限制。

发电机能在超前功率因数为0．95的情况下持续运行。

冷却器进水温度偏高，氢气压力变化时的氢温和负载调节。

为了防止结露和可能的振动增加，发电机冷却温度应尽量维持额定值45±1摄氏度，但允许不低于30摄氏度冷氢温度下运行，冷却器的进水温度和冷氢温度超过额定值的运行方式参见"发电机冷却器的进水温度，氢气压力变化时允许的负载能力曲线"，当冷氢温度超过48摄氏度时，不允许发电机运行。

氢气冷却器发生故障时的运行。

发电机正常运行时共有2组(每组2个，共4个)氢气冷却器，以维持机内冷氢温度恒定。

当停用1个氢气冷却器时，发电机的负荷应降至额定负荷的80％或以下运行。

在不同功率因数下运行。

当功率因数在0．85(滞后)～0．95(超前)之间变化时，发电机可以以额定功率连续运行，在更低的滞后功率因数下，转子励磁电流不允许大于额定值；在更低的超前功率因数下，发电机受静态稳定和定子端部发热的限制，因此，要限低功率运行。

发电机的短时断水运行。

在定子绕组水系统发生故障的情况下，额定负荷下断水运行允许持续时间为30s，而且此时绕组内应充满水。

如果在此时间内，水系统(包括备用)不能恢复正常，应将负荷在2min内以50％的速率下降至20％，发电机可以在20％的负荷下运行2h。

30MW发电电气运行操作规程(初稿)

30MW补汽凝汽式汽轮发电机电气运行操作规程目录一发电机主要技术参数 (1)二发电机空冷系统 (5)三发电机特性 (5)四发电机设计 (7)五发电机的绝缘和温升 (7)六振动 (8)七定子外壳 (8)八定子铁芯 (8)九定子绕组 (8)十转子 (8)十一转子绕组 (9)十二接地检测电刷装置 (9)十三转子风扇 (9)十四轴承 (9)十五发电机励磁调节系统 (10)十六发电机空冷系统 (10)十七发电机并网、解列 (10)1.发电机的启动 (10)2.发电机的升压并列 (11)3.发电机并网后的运行管理 (11)4.发电机运行中的监督与维护 (12)5.发电机各部温度与温升的监护 (12)6.发电机运行中各部检查与维护 (12)7.发电机的解列停机 (13)十八发电机系统异常及事故处理 (13)一发电机主要技术参数额定功率30MW额定功率因数 0.8（滞后）额定电压 6.3KV极数 2相数 3相频率 50Hz频率变化范围±2%转速 3000转／分钟短路比0.48负序能力（I2）2·t 15长时间负序电流允许值≤10%励磁系统无刷励磁定子绕组接头Y绕组绝缘等级 F引线数量 6距外壳1米处噪声级 <92dB（A）冷却方式闭式循环空冷旋转方向从汽轮机向发电机端看为顺时针旋转发电机技术参数表- 3 -1. 发电机在额定功率因数、电压条件下，电压变化范围为±5%和频率的±2%变化范围内运行时，发电机能连续输出额定功率。

发电机绕组能承受由于短路、系统暂态和超速情况下引起的短时热和机械应力。

2. 发电机在出厂前转子要做动平衡试验，转子和定子要做绝缘试验和耐压试验，合格后方可出厂。

二发电机空冷系统发电机采用闭式空冷系统，并在发电机内部，定子绕组端部附近，装设有灭火水管，水路的端头引出机座外。

冷却器设计成当其中一个冷却器因清理而停止运行时，电机至少能带2/3的额定负荷连续运行，此时电机有效部分的温升不超过允许值。

30万机组高加随机启动的研究

30万机组高加随机启动的研究张雷;任叶君;周哲一【摘要】介绍了高加规程要求的启动方式及缺点和高加随机启动的方法及缺点,指出了高加随机启动的注意事项.【期刊名称】《内蒙古科技与经济》【年(卷),期】2016(000)005【总页数】2页(P101-102)【关键词】冷却空气;温升;端差【作者】张雷;任叶君;周哲一【作者单位】包头第二热电厂,内蒙古包头014030;包头第二热电厂,内蒙古包头014030;包头第二热电厂,内蒙古包头014030【正文语种】中文【中图分类】TK223.5+28高压加热器是火力发电厂热力系统中的一个重要组成设备，它是利用汽轮机高压抽汽来提高进入锅炉的给水温度，减少给水在锅炉中的吸热量，从而节约大量的燃料用煤，提高机组的经济性。

如果高压加热器因故障停运，将会使给水温度降低，锅炉燃料量增加，从而引起锅炉水冷壁的超温或过热蒸汽汽温升高；实验表明，进入锅炉的给水温度每降低10℃，锅炉煤耗约增加0.5%。

因此，高压加热器能否稳定投入对发电厂机组的安全生产和经济运行有十分重要的意义。

包头第二热电厂30万机组为亚临界中间再热凝汽式汽轮机。

回热系统有七级回热加热器，其中3个高压加热器、1个除氧器、3个低压加热器；除氧器采用滑压运行，低压加热器随机启动。

1.1 高加水侧投运①关闭各级高加的水室及进出口管道放水门，开启各级高加汽侧空气门及高加水侧出口空气门；②全开高加水侧注水一次门、稍开二次门向高加水侧缓慢注水，注水速度以高加温升率不大于2℃/min为准;③值班员注意检查高加汽侧有无水位，防止高加钢管泄露。

④高加水侧空气放净后，关闭管道顶部放空气门。

保留高加出水门前放空气门暖加热器，待高加温度稳定且已达到给水温度时，关闭该空气门。

⑤水侧升至全压，缓慢打开加热器出水门。

⑥关闭高加注水门，开启高加入口三通阀，关闭旁路门，给水走高加，注意给水温度、压力的变化。

1.2 高加汽侧投运①机组启动带负荷100MW，三段抽气压力高于除氧器压力0.2MPa后，投入高加。

30MW凝汽式汽轮机组启动及调试措施

30MW凝汽式汽轮机组启动及调试措施批准：刘书策审核：张力编制：石增玲二00五年七月三日目录一、汽轮发电机组启动试运行的目的二、汽机及其辅机设备的技术参数三、启动前应达到和具备的条件四、启动前应注意的事项五、机组启动前的调整与试验六、安装后汽轮机试运行一、汽轮发电机组启动的目的1.1检查鉴定新装机组其主汽系统、凝结水（给水）系统、循环水系统、轴封真空系统、疏放水系统、油系统、调速系统、汽机保护系统、辅机系统及其设备的运行性能，对新装设备及热力系统进行运行考核，为连续运行、安全投入生产创造条件。

1.2检查测取汽轮机运转、升速过程中各项主要技术指标变化及经济性，检验安装质量及制造质量。

1.3调速系统性能参数整定及超速等保护试验，以及试运中的消缺。

1.4测取汽轮机运行参数，检验汽轮机运行性能及有关表计指示的正确性。

1.5完成电气试验1.6并网、带负荷运行。

二、汽机及其辅机设备的技术参数2.1汽轮机主要技术参数（1）型号：N30-3.43 K1830型汽轮机（青岛捷能汽轮机股份有限公司）（2）新蒸压力：3.43Mpa（3）新蒸汽温度：435℃（4）额定进汽量：135t/h（5）最大进汽量：147 t/h（6）额定功率：30MW最大功率：30MW（7）转速：3000r/min（8）临界转速：～1826r/min（9）排汽压力：0.0064 Mpa（10）冷却水温：20℃最高33℃（11）给水温度：150℃（12）补给水温度80℃（13）汽轮机总重（不连凝汽器）75T （14）汽轮机转子（总重）12T（15）汽轮机安装时最大件重量～26T 2.2冷凝器：型号：N-2200冷却面积：2200m2设计冷却水量：6000T设计冷却水温：20/33℃水道数：3循环水阻：0.055Mpa冷却水压力：0.35Mpa钢管材料：Ocr18Ni9（2）高压加热器型号：JG-80型式：卧式U型管式换热面积：80 m2蒸汽压力:1.5 Mpa水压力：6 Mpa管子规格：Φ19×2管子材料：20－1（3）低压加热器型号：TD－125型式：立工U型管6流量表面式加热面积：125m2水侧设计压力：1.2Mpa汽侧设计压力：0.2 Mpa管子材料规格:HSn－1AΦ20×1 (4) 主油泵：一台压增 1.9Mpa流量20001/min(5)高压电动油泵型号100AY120×2A台数1台压力（扬程）205Mpa流量93 m 3/h电机功率110 KW(6)交流辅助油泵型号KCB-633台数1台压力0.28Mpa流量38 m 3/h电机功率11 K(7) 直流辅助油泵型号KCB-633台数1台压力0.28Mpa流量38m 3/h电机功率11 K(8顶轴油泵型号YB1-E32台数 2压力16Mpa流量32ml/r电机功率11 K三、启动前应达到和具备条件3.1调整与试运行工作应达到下列条件：（1）检查各系统设备的安装质量，应符合设计图纸、制造厂技术文件及规范要求。

30MW发电机电气运行规程2013.5.14

30MW发电机电气运行规程编写：方明明审核：批准：山东华鲁恒升化工股份有限公司电仪分部2013年5月6日30MW发电机运行规程第一章设备规范及运行参数控制第一节发电机的运行方式本规程适用于动力岛30MW背压式汽轮发电机组，该机组经6.3/35KV升压变压器，并列于热动厂区35KV变电站I段母线。

此外，从动力岛35KV升压变35KV母线经由2*（YJV-1*185）高压电缆，对工业园东区301A变电所内35/6.3KV 40MW变压器供电，接带负荷范围包括己二酸等负荷。

第二节发电机的设备规范第三节发电机运行参数的规定2、空气冷却器进水温度不得超过33℃，冷却后发电机进风温度不应大于40℃（但进风温度一般不应低于20℃，其最低进风温度应以空气冷却器不结水珠为准）。

当进风温度大于40℃时，可将空气冷却器进水阀门全部开启，以增大进水量，如温度仍降不下来，可减低发电机无功或有功负荷，以保证发电机各部件温度或温升不超过上表中所规定的最大值。

3、进风温度最高不准超过55℃，进出口风温差不得超过30℃。

4、当进风温度低于额定值时，每降低1℃，允许定子电流升高0.5％，此时转子电流允许有相应升高，但只允许增加至进风温度为30℃时为止，若进风温度再降低，电流值也不得再增加。

不得超过迟相0.95运行，禁止发电机进相运行。

7、发电机在运行中，频率必须控制在50±0.2Hz的范围内,如超出此范围，须加强对机组的监控。

8、发电机在正常运行方式下，定子电流不得超过其额定值。

9、发电机在运行中三相电流应平衡，不平衡时连续运行的条件为：最大一相电流减最小一相电流，不得大于额定电流的10%，且最大一相电流不得超过额定值。

10、发电机定子电压允许在额定值±5%范围内波动，当定子电压在该范围内波动时，定子电流可按此比例相反变动，但当发电机电压低于额定值的95%时，定子电流长期允许的数值不得超过额定值的105%，并且容量应相应降低。

机组整套启动方案

机组整套启动方案
机组整套启动方案包括以下几个方面：
1. 准备工作
在启动机组之前，需要做好充分的准备工作。

首先，要对机组
的各个部位进行检查，确保所有设备和零部件的状态良好，并做好
相关的维护和保养工作。

其次，要对周围环境进行检查和清理，如
清除杂物、检查电缆和接线是否正确等，以确保机组能够正常运行。

2. 启动机组
在进行机组启动之前，需要进行一系列准备工作。

首先，需要
将机组的电源接通，并将电源控制器调至合适的位置。

其次，需要
开启机组的气源和水源，并调节相应的调节阀，以保证机组能够正
常运行。

在机组准备就绪后，可以开始启动机组。

首先要按照操作手册
的要求，将机组从静止状态下逐步加速。

然后，要等待机组达到运
转转速，并根据需要调整相应的参数，如气流量、水流量等，以保
持机组正常运行。

3. 监测和调整
启动机组后，需要对机组进行全面的监测和调整。

其中包括对
各个传感器和仪表的读数进行监测和记录，以确保机组正常运行。

同时，还需要根据机组的实际运行情况，对各个参数进行调整和优化，以提高机组的工作效率和节能效果。

4. 停机和维护
当机组完成任务后，需要按照操作手册的要求，逐步降低机组
的转速，并将机组彻底停机。

然后，要对机组进行维护和保养工作，如更换零部件、进行清洗和润滑等，以保证机组的长期稳定运行。

最后，对机组进行全面的巡视和检查，以确保机组的完好无损。

火电厂机组经济运行方案(30万机组典型)

火电厂机组经济运行方案目录1、电气系统经济运行方案2、辅汽系统经济运行方案3、制粉系统经济运行规定4、单侧一次风机运行规定5、脱硫系统经济运行方案6、脱硫氧化风机间断运行方案7、机组负荷优化调度方案电气系统经济运行方案为了通过电气系统电压控制和变压器方式控制达到降低电气系统内部损耗降低厂用电目的，特制定本方案。

一、330KV电压控制原则1.330KV母线电压正常运行中按调度下达的电压曲线下限调整。

2.省、网调值班调度员下达电压调令时按调令要求执行。

二、6KV电压控制原则1.运行机组6KV母线电压通过发电机无功进行调节，在满足330KV电压要求前提下尽量向下调，以不低于5.8KV为准。

2.停运机组6KV母线电压通过#01、02启备变有载调压装臵进行调整，一般控制在6.0KV，并控制与运行机组6KV母线电压偏差不超过0.2KV。

三、电气系统变压器的运行方式一）6KV厂用系统：1.四机炉各种运行方式下，均采用一台启备变运行作为所有机组的厂用备用电源，另一台启备变冷备用。

备用启备变每90天充电运行24H后停运备用，每半年在四台机组均运行时两台启备变切换一次。

二）380V厂用系统：1.由输煤备用变带污水段，停运污水变。

2.照明I段、照明II段倒由一台照明变接带（一般安排停运机组）。

2.照明Ⅲ段、照明Ⅳ段倒由一台照明变接带（一般安排停运机组）。

4.检修I段、检修II段倒由一台检修变接带（一般安排停运机组）。

5.检修III段、检修IV段倒由一台检修变接带（一般安排停运机组）。

6.化水I段、化水II段倒由一台化水变接带（一般安排运行机组）。

7.净化I段、净化II段倒由一台净化变接带（一般安排运行机组）。

8.灰库I段、灰库II段倒由一台灰库变接带（一般安排运行机组）。

9．除灰I段、除灰II段倒由一台除灰变接带（一般安排运行机组）。

10．除灰Ⅲ段、除灰Ⅳ段倒由一台除灰变接带（一般安排运行机组）。

11. 公用I段、公用II段倒由一台公用变接带（一般安排运行机组）。

30 MW汽机运行规程

目录第一部分汽轮机本体附属规程及辅机技术规范 (1)第一章汽轮机技术规范与特性 (1)第二章汽轮机调节及保安系统 (5)第一节DEH系统 (5)第二节 ETS 、DCS 系统 (13)第三章辅助设备 (15)第二部分汽轮机部分 (25)第一章汽轮机启动前的检查与试验 (25)第一节汽轮机启动前的检查和准备 (25)第二节汽轮机的联锁和保护 (30)第三节汽轮机组的试验 (32)第二章汽轮机组的启动 (42)第一节禁止汽轮机启动的条件 (42)第二节辅助设备的启动 (43)第三节机组滑参数冷态启动 (46)第四节机组热态启动 (49)第五节机组极热态启动 (50)第六节额定参数启动 (51)第三章汽轮机组正常运行与调整 (56)第一节正常运行中机组参数的控制及调整 (56)第二节停止半面凝汽器清扫或检漏 (58)第三节运行中凝结水泵检修后的恢复 (58)第四节机组运行中,冷油器的切换 (59)第五节危急保安器活动试验 (59)第六节凝结器胶球冲洗 (60)第七节给水泵的维护与调整 (60)第八节除氧器运行中的调整 (61)第四章汽轮机组停止运行 (62)第一节额定参数停机 (62)第二节滑参数停机 (63)第三节故障停机的操作步骤 (65)第五章汽轮机组事故处理 (65)第一节故障停机的条件 (65)第二节主蒸汽参数变化 (66)第三节发电机跳闸的处理 (67)第四节机组不正常的振动及异音 (67)第五节轴向位移增大 (68)第六节运行中叶片损坏与脱落 (69)第七节真空下降 (69)第八节油系统工作失常 (71)第九节汽轮机水击 (72)第十节发电机着火 (72)第十一节调速系统工作失常 (73)第十二节管道破裂 (74)第十三节保护误动作 (74)第十四节汽轮发电机甩负荷 (75)第十五节泵组各种故障情况及处理 (76)第十六节除氧器常见故障及处理 (82)第十七节厂用电中断 (84)第十八节各种管道压力下降的原因及处理 (85)第一部分汽轮机本体附属规程及辅机技术规范第一章汽轮机技术规范与特性1、基本参数注:本规程压力单位如没特殊说明均为绝对压力。

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动力厂300MW运行车间2#开机方案编制：专工审核：车间主任审核：主管厂长审核：二〇一四年一月十五日锅炉专业一、组织措施现场指挥：仲昭峰安全负责：闫旺现场监护人：卢景林操作人：何兆蛟2#炉启动点火时间：2014年1月15日12时00分2#机冲转时间：2014年1月15日19时00分二、准备工作1、点火前由值长联系调度。

2、由操作人何兆蛟填写点火操作票，主值祝晓霞审核无误后签字，值长仲昭峰审核无误后签字。

3、由1月14日中班主值组织，联系电气各辅机测绝缘合格并送电，将各辅机送电至试验位置，做锅炉静态试验；系统阀门送电、送气，做阀门活动试验；全面检查设备系统正常。

4、15日夜班，单元长联系汽机启动电动给水泵前置泵给锅炉上水。

上水完毕送锅炉底部加热装置。

启动操作1、1月15日11时40分开1.02米插板阀，调整合格后打开煤气蝶阀引煤气到炉前。

2、1月15日11时50分爆发试验合格，投入备用状态。

3、1月15日11时30分启动风机，调整风压、风量并炉内吹扫5分钟。

4、1月15日12时00分锅炉点火，启动等离子点火，然后再投入煤气。

4、1月15日19时00分汽温320-360℃，汽压3.5-4MPa时，通知汽机冲转。

三、注意事项：1、锅炉点火时，严格安装锅炉启动曲线进行。

冬季温度较低，必须加强巡检力度，发现缺陷立即联系检修处理。

2、锅炉点火后引煤气到炉前，加强联系，注意炉膛负压变化情况，发现异常及时停止送煤气。

#2炉投用转炉煤气时，注意#1炉转炉煤气压力，压力低时可退出#1炉转炉煤气。

汽机专业一、组织措施：1、现场指挥：田杰2、安全负责：闫旺3、现场监护：杨光磊4、现场操作：乙值运行人员1#机组启动：14年1月15日19时0分额定转速：1月15日22时0分二、准备工作：公用系统：1.厂用电系统：检查本机厂用电由#03高备变带且运行正常；2.投运辅助蒸汽系统；3.投运辅机冷却水系统；4.投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常；5.除盐水系统投运；机侧设备系统：1.汽轮机辅助设备及系统具备投运条件；2.启动辅机循环泵，投运辅机冷却水系统及空冷水系统；3.启动一台排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。

检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；4.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车，如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小时，热态启动不少于4小时；5.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油；6.启动一台除盐泵，排汽装置补水至800mm，启动凝结泵打再循环，检查系统无泄漏（包括低加汽侧水位无上涨迹象）；7.化验凝结水水质，不合格时要进行放水，合格后投入低加水侧，除氧器上水至1500mm左右。

8.稍开邻机至辅汽联箱供汽门，辅汽联箱疏水暖管，正常后开启辅汽联箱至除氧器加热门，除氧器投加热，除氧器水温加热到80℃，加热时要防止除氧器振动；9.检查主、再热蒸汽系统、抽汽疏水系统、轴封系统满足启动要求：1～6段抽汽逆止门、高排逆止门、1～6段抽汽电动门、四抽至辅汽电动门、高排至轴封电动门、四抽至除氧器电动门、主汽至轴封电动门、辅助蒸汽至轴封电动门、轴封溢汽电动门均关闭；1～6段抽汽管道疏水门、高压内缸疏水门、#1～2中联阀后疏水门、高排逆止阀前疏水门、汽缸夹层联箱及引入管疏水门、高压主汽门前疏水门、高压导管疏水门均开启；轴封供汽母管各疏水门开启；10.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀应正常，并进行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性正常；11.检查空冷系统及真空系统应满足启动要求；12.高、中压主汽阀、高、中压调节阀、供热蝶阀及供热抽汽快关阀静态试验正常；13.启动给水泵润滑油泵，检查给水除氧系统具备启动条件，启动一台电动给水泵，打再循环，锅炉上水时，投入高加水侧；14.检查确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封母管压力0.123MPa，温度150～260℃；15.锅炉点火前，机侧盘车必须连续运行，机组具有一定的真空，排汽装置压力达到25KPa以下，检查投入空冷风机自动；16.检查小机润滑油系统运行正常。

三、冷态中压缸启动操作票1.确认机组检修工作已全部结束,工作票已全部终结。

2.检查DEH系统、CCS系统、TBS系统、旁路控制系统、I/O接口、TSI系统正常。

3.检查集控室及就地仪表工作正常。

4.检查润滑油箱和抗燃油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验；5.检查各主、辅设备的电气及热控逻辑、联锁、保护、自动装置正常6.检查润滑油及抗燃油油温、油压和油位正常。

7.检查顶轴油泵正常，各瓦顶起油压和高度正常。

8.启动排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。

检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；9.检查调节、保安系统、抗燃油系统各部件工作正常。

10.启动顶轴油泵后，确信转子已顶起方可进行盘车投入，甩开试验，甩开时采用盘车电机反转的方式；投盘车后，检查并记录转子偏心度，与转子原始值相比较（其变化量不得超过0.03mm），确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分没有摩擦声。

11.检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站温度控制站和溢流站工作正常。

12.检查疏水系统各截止阀工作正常，并进行系统正常开关试验。

13.检查高排逆止门和所有抽汽逆止门工作正常，并进行联动试验。

14.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀工作正常，并进行系统正常开关试验。

检查通风阀的电磁阀工作正常。

15.在凝结水泵投入后，当负荷小于15%额定负荷时，喷水装置自动投入。

当负荷大于或等于15%额定负荷时，喷水受排汽温度控制；此时排汽温度≥80℃自动投入；排汽温度≤47℃自动切除。

在机组启动前，应打开喷水阀喷水，并确认喷水不能碰到末级叶片。

16.高、中压主汽阀和调节阀进行静态试验正常，轴向位移保护试验和其它电气试验正常。

17.检查并投入辅助蒸汽系统。

18.检查并投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常。

19.联系化学投入除盐水系统运行并向除盐水储水箱补水至正常水位。

20.检查并启动一台循环水泵运行，另一台投入备用（要打通循环管路、投入循环水进水旋转滤网，投入冲洗水泵运行，投入电机冷却水增压泵运行）。

21.检查并启动开式水泵运行，另一台投入备用。

22.检查并启动凝输泵向闭式膨胀水箱补水至正常水位，启动一台闭式水泵运行，并投入各辅机冷却水运行，另一台开式水泵投入备用。

23.启动一台排烟风机，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。

检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；24.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车，如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小时，热态启动不少于4小时，另一台泵投入备用。

25.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油，另一台投入备用。

26.开凝汽器补水调门向凝汽器补水至正常水位。

27.按阀门检查卡对凝结水系统检查正常，启动一台凝结水泵运行，开再循环调整门。

另一台投入备用。

28.化验凝结水水质，不合格时要进行放水，合格后投入低加水侧，除氧器上水1500mm左右。

29.稍开辅汽联箱供汽门，辅汽联箱疏水暖管，正常后开启辅汽联箱至除氧器加热门，除氧器投加热，除氧器水温加热到80℃，加热时要防止除氧器振动；30.根据锅炉要求启动电动给水泵上水。

31.检查1～6段抽汽逆止门、高排逆止门、1～6段抽汽电动门、四抽至辅汽电动门、高排至轴封电动门、四抽至除氧器电动门、主汽至轴封电动门、辅助蒸汽至轴封电动门、轴封溢汽电动门均关闭；32.开启1～6段抽汽管道疏水门、高压内缸疏水门、#1～2中联阀后疏水门、高排逆止阀前疏水门、汽缸夹层联箱及引入管疏水门、高压主汽门前疏水门、高压导管疏水门轴封供汽母管各疏水门33.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀应正常，并进行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性正常34.检查发电机空冷系统及真空系统应满足启动要求35.已经对高、中压主汽阀、高、中压调节阀、供热蝶阀及供热抽汽快关阀做静态试验；36.检查高低旁启动系统正常，启动旁路油站系统一台高压油泵运行。

37.启动给水泵润滑油泵，检查给水除氧系统具备启动条件，启动一台电动给水泵，打再循环，锅炉上水时，投入高加水侧38.检查确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封母管压力0.123MPa，温度150～260℃；39.检查真空系统，将分离器补水至正常水位，启动真空泵拉真空。

40.检查小机润滑油系统运行正常。

41.高压缸预暖条件：（1）确认高压调节阀关闭，预暖蒸汽压力0.4～0.8MPa、蒸汽温度200～ 250℃，保持50℃以上的过热度。

（2）机组盘车投入连续运行2小时以上。

（3）高中压轴端汽封投入。

（4）排汽装置压力不超过25KPa。

（5）高压内缸调节级处内壁金属温度在150℃以下。

（6）确认高压缸抽汽逆止门、高排逆止门及通风阀全关。

（7）确认高压主汽管疏水阀、高排逆止阀前疏水阀、高压内缸疏水阀全开42.进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号灯亮。

43.缓慢开启辅汽至预暖系统电动门进行暖管疏水，充分疏水后关闭疏水门。

44.开启倒暖阀（RFV），逐渐开启倒暖阀前节流阀，使暖缸蒸汽流入高压缸，一部分蒸汽经各疏水口进入疏水系统，另一部分蒸汽经高中压间汽封漏入中压缸，再经连通管与低压缸排到排汽装置。

通过调整倒暖阀与疏水阀保证缸内压力在0.4～0.5MPa范围内。

45.在暖缸期间运行人员应注意暖缸温升率不得超过0.83℃/min，汽缸各壁温差及胀差应在允许范围内（通过调整倒暖阀与高压各段疏水阀达到）46.当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到150℃以上时，此时倒暖阀前的节流阀开至10%开度，保持一小时后结束暖缸。

47.暖缸结束，应关闭倒暖阀、全关高压缸所有疏水阀。

48.当高压主汽阀壳内壁与外壁温度低于150℃时，在高压缸预暖期间，应对高压主汽调节阀进行预暖49.确认高压主汽阀和调节阀全关；打开高压主汽阀壳上的疏水阀50.开启电动主汽阀，将#2高压主汽阀开启至预暖位置，这时要防止因调速汽门不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣；51.注意观察调节阀壳内壁温差，当温差超过80℃时，关闭#2高压主汽阀；当温差小于70℃时，重新将#2高压主汽阀开启至预暖位置。