电厂运行值班员监盘心得
专业技术工作报告
时间过的真快，转眼间，已经参加工作近五年。值得一提的是，去年的这个时候，经历了#2机大修之后，因个人的表现得到领导、同事的认可，我荣幸的从巡检员升为副值班员。
升为副值，为了更好的担起被赋予的重担。我进一步努力的提升自己的业务水平。一方面从实际操作上下功夫：机组一有重大操作，即使休班，有空也会去跟班学习，然后自己做总结，把别人的操作经验变成自己的。另一方面从理论上出发，结合工作中的实际，把从学校和课本上学到的东西变成自己的生产力。此外，我还经常通过网络搜索、向老师傅请教学到了很多有限的课本所无法学到的知识和技能。
功夫不负有心人，经过自己的努力，我经受住了很多次机组异常带给我的考验。例如，去年11月份，#2机组D磨入口风温测点跳变,使一次风调节挡板误关，导致磨入口风量低，跳磨。处理过程，我们班组人员遇事冷静，判断准确，思路清晰，配合得当，成功地避免了事故的扩大，保证了机组的安全。
经历的多了，我对机组异常的应变能力大大增强，但同时我也悟出一个道理，就是，较之处理异常的能力，避免机组出现异常，是更高的境界。所谓，安全第一，预防为主。这就要求，首先，最基本的是严格执行各项安规制度。做到三不伤害。其次，结合自己的工作，平时巡检、监盘、定期工作、做工作票的措施等不能马虎大意，都要细心、专注、全面、到位。
说到，监盘，如何才是到位呢。经过，自己的琢磨，与老师傅的交流。总结了以下几个方面：
一、机组的运行方式。
首先，要看大的方面，包括锅炉用了多少风量、多少煤量、产生了多少压力、流量的蒸汽、发出了多少电流、功率的电；还有炉膛着火情况、大机轴振、温度、发电机无功。再就是，看主要设备哪些运行、哪些备用，备用的联锁投入良好。主要调节阀门工作自动良好，开度是否有余量。其次，次要设备哪些运行、哪些备用，备用的联锁投入良好。次要调节阀门工作自动良好，开度是否有余量。二、DCS画面的参数（包括曲线）。
参数，能间接的反应机组运行方式、状态，设备运行状况。首先，要看和机组缺陷、异常有关的一些参数。
再就是，要监视好重要的参数。包括上一点提到的了解运行方式需要知道的参数、重要设备的重要相关参数。（这些参数，一般都在专门的电脑用曲线标出来。监盘时，可以，通过曲线来更快、更直接、更轻松的发现参数的发展和异常。）
其次，就是其他次要的参数。三、报警画面。
报警说白了，也就是参数的一种超限情况。报警，能使我们更轻松的发现机组的异常。而且，相对于，我们监视的曲线，她的监视范围是全面的。
值得一说的是，每次接别人的盘的时候，做好，把自己没做盘之前的一段时间的报警也翻看一下。
以上是说的监视的内容，我把她归为三大类。每一类里，都有轻有重。另外，运行，针对的是机组无时无刻的变化。所以，运行的工作，是调整，是处理异常。一般来说，在没有人工作的情况下，机组都是稳定的，这种情况，只需要，做适当调整。大部分的机组异常，都是人为产生的，包括，检修维护不当、运行操作不当等所谓外部干扰。所以，当有人工作，有操作时，我们要加强相关监视，当设备检修完毕恢复运行或切换完毕，要加强监视。也就是说，对于，机组的变化，我们要时刻保持警惕。所谓，以变应变。
以上就是，成为副值以来，我成长的一些缩影。总而言之，这一年来，在单位的各方面培训和各领导的指导下，我经历了很多，进步了很多。最后，在此诚挚地谢谢各位曾经给予我帮助的领导和同事们。
201*年05月
扩展阅读：盘南电厂运行规程
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目录
第一部分主机运行...................................................................................................................................5第一章主机设备规范及特性................................................................................................................6第二章机组试验..................................................................................................................................16第一节汽机试验..............................................................................................................................16第二节锅炉试验..............................................................................................................................29第三章机组启动..................................................................................................................................34第一节机组启动规定及说明..........................................................................................................34第二节机组启动前的检查..............................................................................................................37第三节机组启动前辅机设备及系统的投运..................................................................................40第四节机组冷态启动......................................................................................................................43第四章机组正常运行及维护..............................................................................................................58第一节机组正常维护和季节性维护..............................................................................................58第二节机组运行参数......................................................................................................................60第三节机组正常运行参数的调整和维护......................................................................................64第四节发电机与励磁系统主要监视参数与调整..........................................................................67第五节发电机与励磁系统运行中的检查......................................................................................70第六节发电机碳刷运行的规定......................................................................................................73第七节励磁系统运行的规定..........................................................................................................75第八节发电机进相运行的规定......................................................................................................79第九节
PSS运行规定...................................................................................................................80
第五章机组正常停运..........................................................................................................................81第一节机组停运前的准备工作.........................................................................................................81第二节机组滑参数停机.....................................................................................................................82第三节发电机解列.............................................................................................................................84第四节发电机解列后的操作.............................................................................................................85第五节机组停运注意事项.................................................................................................................87第六章机组停运后的保养..................................................................................................................88第一节机组停运后的保养方法......................................................................................................88第二节锅炉停运后的保养..............................................................................................................89第三节汽机停运后的保养..............................................................................................................91第四节停机后的保养工作..............................................................................................................92第二部分辅机运行.................................................................................................................................93第一章辅助系统及设备启停通则.........................................................................................................94第二章汽机辅助设备及系统运行.........................................................................................................96第一节循环水系统投停及运行维护.................................................................................................96第二节式冷却水系统投、停及运行维护.........................................................................................99第三节开式冷却水系统投、停及运行维护...................................................................................101
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第四节凝结水系统投、停及运行维护...........................................................................................103第五节主机润滑油系统投、停及运行维护...................................................................................105第六节除氧器投、停及运行维护...................................................................................................107第七节电动给水泵组启、停及运行维护.......................................................................................108第八节汽动给水泵组启、停及运行维护........................................................................................110第九节辅助蒸汽系统投、停及运行维护........................................................................................113第十节轴封系统投、撤及运行维护................................................................................................115第十一节真空泵启、停及运行维护................................................................................................117第十二节发电机密封油系统的投停及运行维护............................................................................118第十三节发电机氢气系统投停及运行维护...................................................................................120第十四节发电机内冷水系统投停及运行维护...............................................................................123第十五节EH油系统..........................................................................................................................125第十六节高低压加热器的运行和维护...........................................................................................127第十七节高低压旁路的运行...........................................................................................................131第十八节快冷装置的投停及维护...................................................................................................133第十九节仪用气空压机运行...........................................................................................................135第三章锅炉辅助设备及系统运行.......................................................................................................139第一节空气预热器的运行...............................................................................................................139第二节引、送风机运行...................................................................................................................144第三节一次风机及密封风机运行...................................................................................................148第四节制粉系统运行.......................................................................................................................150第五节火检冷却风机运行...............................................................................................................157第六节汽包就地水位计运行...........................................................................................................158第七节定排、连排扩容器运行.......................................................................................................160第八节烟温探针运行.......................................................................................................................162第九节暖风器的运行...............................................................................................................163第十节炉前燃油系统的运行...........................................................................................................164第十一节吹灰器运行.......................................................................................................................165第十二节炉底加热系统的运行.......................................................................................................169第十三节炉底除渣设备的运行.......................................................................................................170第三章电气系统和配电装置...............................................................................................................175第一节500KV、220KV系统...............................................................................................................175第二节厂用电系统...........................................................................................................................184第三节保安电源系统.......................................................................................................................194第四节直流系统.............................................................................................................................200第五节不停电电源系统（UPS）.....................................................................................................210第六节母线、变压器及电缆...........................................................................................................215第七节电流互感器与电压互感器...................................................................................................231第八节避雷器...................................................................................................................................236第九节断路器及开关.......................................................................................................................237第十节厂用电动机...........................................................................................................................243第三部分事故处理...............................................................................................................................249
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第一章事故处理的一般规定...............................................................................................................250第二章机组综合性事故处理.............................................................................................................251第一节机组紧急停运....................................................................................................................251第二节机组故障停机....................................................................................................................255第三节厂用电全部中断................................................................................................................257第四节第五节第六节
6KV母线厂用电部分中断.............................................................................................258380V母线厂用电部分中断...........................................................................................259380V保安段母线全部失电...........................................................................................260
第七节负荷骤变、晃动................................................................................................................261第八节机组甩全负荷....................................................................................................................262第九节机组甩部分负荷（RB）....................................................................................................263第十节第十二节第十四节
CRT全部黑屏或无法操作.............................................................................................265MEH系统的PCU故障（PCU76）...............................................................................269DEH故障....................................................................................................................271
第十一节过程控制单元（PCU）故障..........................................................................................266第十三节整个环网故障................................................................................................................270第十五节闭式冷却水系统故障....................................................................................................272第十六节蒸汽参数异常................................................................................................................273第十七节主、再热蒸汽温度异常................................................................................................274第十八节周波变化........................................................................................................................275第十九节火灾...............................................................................................................................276第二十节泵类、风机、电动机异常............................................................................................278第二十一节
蒸汽管道及其他管道故障........................................................................................281
第三章汽轮机异常运行及事故处理...................................................................................................282第一节凝汽器真空下降................................................................................................................282第二节汽轮机水冲击....................................................................................................................284第三节机组发生异常振动............................................................................................................286第四节轴向位移增大....................................................................................................................288第五节叶片损坏或断落................................................................................................................289第六节润滑油系统故障................................................................................................................290第七节
EH油系统故障...............................................................................................................292
第八节给水泵组故障....................................................................................................................293第九节除氧器故障........................................................................................................................296第十节加热器故障........................................................................................................................298第十一节发电机密封油系统故障................................................................................................299第十二节发电机氢冷系统故障....................................................................................................301第十三节发电机内冷水系统故障................................................................................................302第四章锅炉异常运行及事故处理.......................................................................................................304第一节锅炉缺水............................................................................................................................304第二节锅炉满水............................................................................................................................305第三节炉膛压力高高....................................................................................................................306第四节炉膛压力低低....................................................................................................................307
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第五节锅炉熄火............................................................................................................................308第六节主燃料失去........................................................................................................................309第七节水冷壁管损坏....................................................................................................................310第八节省煤器管损坏.....................................................................................................................311第九节过热器管损坏....................................................................................................................312第十节再热器管损坏....................................................................................................................313第十一节烟道二次燃烧................................................................................................................314第十二节炉膛严重结焦................................................................................................................315第十三节汽水共腾........................................................................................................................316第十四节辅机轴承温度高............................................................................................................317第十五节风机振动........................................................................................................................318第五章电气异常运行及事故处理.....................................................................................................319
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第一部分
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主机运行
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第一章主机设备规范及特性
1汽轮机技术规范及特性1.1汽轮机技术规范及热力参数1.1.1技术规范
型号N60016.67/538/5381
形式亚临界、中间再热、冲动式、单轴、三缸、四排汽
凝汽式汽轮机
铭牌功率600MW额定功率600MW最大连续功率(TWCR)642.4MW阀门全开功率（VWO）669.8MW热耗验收工况功率（THA）600MW高加停用工况功率600MW额定高压缸排汽压力3.683MPa额定再热蒸汽进口压力3.314MPa额定转速3000r/min
转向从机头向发电机看为逆时针方向旋转主蒸汽压力/温度（主汽门前）16.67MPa/538℃再热蒸汽压力/温度（中联门前）3.314MPa/538℃排汽级数：
HP：9IP：5
LP：2×2×7主蒸汽流量1779.2t/h最大蒸汽流量2028t/h再热蒸汽保证进汽量1519.197t/h
额定排汽平均背压0.0058MPa（a）额定给水温度273.8℃末级动叶高度1016mm设计冷却水温24.4℃最高冷却水温36℃
配汽方式复合调节（全周进汽/部分进汽）回热系统三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器，性能保证工况热耗7803kJ/kW.h汽轮机总内效率92.20％高压缸效率88.47％中压缸效率94.04％低压缸效率93.22％
1.1.2轴系临界转速一阶临界转速(r/min)二阶临界转速(r/min)轴段名称设计值（轴系）设计值（单轴）设计值轴系）设计值（单轴）高中压转子16921650>4000>4000低压转子A172416703835>4000低压转子B17431697>4000>4000发电机转子98493326762695励磁机转子
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1.2主要热力参数单位THA工况TRL工况VWO工况MWMPa℃t/h℃600.816.675383.314538600.716.675383.545538TMCR工高加切除75％THA50％THA30％THA况671.992642.394600.7450.01300.012180.0029.267.4116.6716.6716.6713.9353853853851553853820283.7375381929.21570.2501299.65876.525558.5203.5705383.455382.485381.7035381.074484运行工况功率主蒸汽压力主蒸汽温度主蒸汽流量再热蒸汽温度1779.21929.2再热蒸汽压力MPa再热蒸汽流量t/h1515.19711631.2351717.3341639.0061543.851129.575770.547499.6625.85.85.85.8排汽压力kPa(a)5.811.85.85.8冷却水温度排汽流量(含小机)补给水率给水温度热耗值1.3汽缸高缸中缸低缸1.4℃24.43324.424.424.424.424.424.41158.079838.199600.708405.3800187.080320255.379730233.883870209.79088t/h1084.5241163.4171208.9311159.972％℃kJ/kW.h0273.878033278.682380282.177720278.97784额定工况下各级抽汽参数抽汽序号12345678绝对压力MPa6.3133.9392.2871.120.3890.2290.120.052温度℃流量t/h抽汽点位置第6级后第9级后(高缸排汽)第11级后第14级后(中缸排汽)A&B正反流第16级后A&B反流第17级后A&B正流第18级后A&B正反流第19级后加热器#1#2#3除氧器#5#6#7#8392.3143.998327.5124.1714710688.161366.4114.384236.947.609179.450.929117.356.25182.364.534旁路系统规范高压旁路阀序号高旁蒸汽调节阀高旁喷水调节阀高旁喷水隔离阀低压旁路阀低旁蒸汽调节阀低旁喷水调节阀型式蒸汽调节阀执行机构型阀门号旁路系统额定容量35％BMCR高低压两级串联系统，高压旁路为单路，低压旁路为双路，旁路装置由CCI公司设计及供货全程动作时间：启闭贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
执行机构行程(mm)失信号失电失气阀门入口阀门出口STISC/V390-150105保位STISC/V390-10045关闭32(21.4)250(189.1)32(3.44)250(191)STISC/V250-8022关闭32(21.4)250(189)32(21.4)250(191)STISC/V650-250252保位4.59(2.21)546(538)1.47(0.588)450(160)STISC/V150-4025关闭4(3.2)100(35.7)4(1.52)100(36)压MPa(a)17.5(16.67)力温度℃546(538)4.56(2.41)450(333)压MPa(a)力温度额定℃t/h71095.3995.392×402.72×61流量最t/h8682×488大2锅炉技术规范及特性2.1锅炉主要规范（＃1、2炉）
锅炉型式亚临界中间一次再热自然循环汽包炉锅炉型号DG2028/17.35--Ⅱ2制造厂家东方锅炉厂
燃烧方式中速磨正压直吹，前后墙对冲燃烧通风方式平衡通风运行方式定－滑－定循环方式自然循环
点火方式高能电火花点火器－油枪－煤粉燃烧器主汽调温方式二级喷水减温
再热器调温方式尾部烟气挡板调节和喷水减温
2.2主要设计参数（校核煤种）
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33.1
电气主要设备规范及特性发电机规范和特性
3.1.1概述
发电机为汽轮机直接拖动的隐极式、二极三相同步发电机
发电机采用水氢氢冷却方式，即定子线圈（包括定子引线）水冷，定子出线氢冷，转子线圈氢冷（气隙取气方式），定子铁芯氢冷。发电机采用密闭循环通风冷却，发电机内部的氢气由装于转子两端的轴流式风扇驱动。集电环和电刷空气冷却，两集电
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环间设有离心式风扇。
轴承为强迫油润滑（由汽机润滑油系统供油）。
发电机配有氢油水系统，以提供发电机冷却用氢气、密封用油和定子线圈冷却用水。
发电机采用静止可控硅，机端变自励方式励磁。
发电机定子接线为双Y型，其中性点经高阻接地，发电机出口装有三组电压互感器，供机组测量、保护及AVR等使用，发电机出口引线经离相封闭母线与主变低压侧相连。
3.1.2发电机技术数据表名称发电机型号额定容量最大容量额定功率定子电压定子电流功率因数额定转速旋转方向（汽轮机向发电机端看）相数接法频率短路比稳态I2暂态I2t定、转子绝缘等级效率（保证值）发电机空载励磁电流发电机空载励磁电压发电机额定励磁电流发电机额定励磁电压（100℃）发电机转子冷氢温度发电机转子热氢温度氢冷器进水温度关闭1/4台氢冷器时发电机容量额定氢压最高氢压氢气纯度漏氢量发电机转子临界转速（单跨）发电机轴振（Ｐ－Ｐ）发电机轴承座振动（Ｐ－Ｐ）第10页共340页
2单位MVAMWMWkVAcosφr/minHz%s%AVAV℃℃℃MVAMPaMPa%m/dr/minr/minmmmm3技术规范备注QFSN-600-2-22B667655.2(728MVA)60022174950.90(滞后)3000逆时针3Y－Y50≥0.58810F（温升按Ｂ级考核）≥98.954387.34（计算值）400.1（计算值）35～46≤6520～33533(480MW)0.4140.459812～199822671≤0.075≤0.025标么值90℃额定氢压下表压常压下体积一阶二阶双幅值双幅值贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
轴承润滑油进油温度轴承润滑油出油温度轴承润滑油压力轴承润滑油跳闸压力轴瓦钨金温度轴瓦钨金报警温度轴瓦钨金跳闸温度空、氢侧密封油进油温度空、氢侧密封油出油温度油氢压差油氢压差报警值水氢压差报警值定子冷却水流量定子冷却水流量低报警定子冷却水流量低动作值定子冷却水进水压力定子冷却水进水压力低报警定子冷却水进水压力低保护动作值定子冷却水进水温度定子冷却水进水温度报警定子冷却水出水温度高报警定子冷却水出水温度高保护动作值定子冷却水短时断水运行的持续时间定子冷却水电导率最大连续出力时线圈出水温度（计算值）定子绕组层间温度定子线圈层间温度定子线圈层间温度差转子绕组温度定子铁心温度定子端部结构件温度℃℃MPa℃℃℃℃℃℃MPaMPaMPaＬ/minＬ/minＬ/minKPaKPaKPa℃℃℃℃sμS/cm℃℃℃℃℃℃℃35～45≤700.137～0.17625～50≤700.056+0.02≤0.035≤0.03515301201*050196(计算值)1108945+34973+1≥78＜30≤0.573≤120≤120≤12≤115≤120≤120油压>氢压油压>氢压氢压>水压埋设检温计埋设检温计电阻法埋设检温计埋设检温计3.2励磁系统特性和设备规范3.2.1
励磁系统概述
采用ABB自并励静止可控硅整流系统。本系统主要由励磁变压器、三相全控桥式整流装置、灭磁及转子过压保护装置、启励装置、微机励磁调节器及独立的手动控制装置组成。励磁调节器型号为Q5S-0/U251-S6000。
自动电压调节器的调压范围，当发电机空载时能在20％～110％额定电压范围内稳定平滑调节，手动调节范围为不大于20％空载励磁电流到110％额定励磁电流值。
静止励磁系统通过可控硅整流桥控制励磁电流来调节同步发电机端电压和无功功率。
3.2.2
励磁系统主要装置
启用交流380V启励电源经整流后供给转子直流电,在机端电压达到发电机额定电压
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3.2.2.1启励装置：在转子转速达到80%额定转速以上，允许投入启励装置开始励磁。首先贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
的10%时，自动切除启励装置，此后，转子可以通过机端变的输出直接获得所需的励磁电源。
3.2.2.2灭磁装置：采用逆变灭磁和直流侧励磁开关灭磁两种方式，灭磁装置在发电机正常
或故障的情况下都能够可靠动作灭磁。灭磁电路由励磁断路器Q02，灭磁电阻器R02和CROWBAR(消弧电路)可控硅F02，加上关联的触发电子线路组成。收到跳闸命令，可控硅换流器逆变运行、Q02切断、触发可控硅消弧电路并上灭磁电阻器，同时进行灭磁。
3.2.2.3励磁调节系统：发电机的励磁调节器控制，可以选择集控室远方控制，也可以选择
励磁调节器就地控制。励磁调节器是双通道全冗余系统，每个通道功能齐全，配置有“自动”、“手动”、“紧急备用”调节模块。正常时，一个通道进行调节控制，另一个通道自动跟踪，当工作通道出现故障，备用通道能无扰动的自动切换。每一个通道中包含有MUB测量模块，COB控制模块，EGC紧急备用通道模块。通道产生的调节信号通过CIN可控硅界面卡和GDI可控硅最终放大卡驱动可控硅桥动作，产生所需要的励磁电流。
3.2.2.3.1
调节器的主要功能如下
3.2.2.3.1.1自动电压调节功能
3.2.2.3.1.2励磁电流调节功能(FCR方式)3.2.2.3.1.3具有时间可调的软启动功能
3.2.2.3.1.4运行通道和备用通道之间的自动跟踪功能3.2.2.3.1.5自动和手动的双向自动跟踪功能
3.2.2.3.1.6恒无功或恒功率因素的控制功能（不采用）3.2.2.3.1.7PSS电力系统稳定器功能3.2.2.3.1.8可调的有功、无功补偿功能3.2.2.3.2
励磁系统限制及保护功能
3.2.2.3.2.1励磁电流限制：带瞬时和反时限延时动作特性；3.2.2.3.2.2低励限制：基于P/Q图，瞬时反应；
3.2.2.3.2.3定子电流限制：过励时为反时限延时动作，欠励时为瞬时动作；3.2.2.3.2.4磁通饱和限制(V/HZ限制)；
3.2.2.3.2.5保护/监控：过励电流保护、V/HZ保护、失磁保护监控、PT故障监控、可控硅
快熔监控、单个可控硅通道监控、励磁变压器温度、起励时间监测等。
3.2.3励磁系统技术数据表（静止励磁）名称（1）型式型号励磁容量变额定电压：初级/次级压器相数接线组别终端引出及接地方式第12页共340页
3D/Y-11HV：与分相封闭母线连接频率Hz50kV22/0.77kVA6000生产厂家单位技术规范干式ABB备注贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
励名称单位技术规范LV：与共箱母线连接不接地备注绝缘等级冷却方式铜损，铁损，附加损耗，总损耗效率电压调整阻抗电压正序阻抗，零序阻抗高压绕组电阻励磁电流过负荷能力变压器最大允许温升型式励生产厂家磁额定电流功冷却方式率柜每柜每桥臂串联/并联元件数均流系数型号生产厂家磁场额定电流断开断电流路器控制电压合闸电压/电流分闸电压/电流型号生产厂家自动电压调整范围手动调整范围AVR静差率上升时间控制周期相频裕度第13页共340页
额定电压kW％％％％ΩAkVAK只%VAkAVV/AV/A％％％smsF空气自冷40，6，2.5，5099877，70.18贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
励名称幅频裕度控制规律起励电压单位dBVAkVAMJV技术规范10PID+PSSAC380V300A12.240.32100备注起励起励电流回路起励功耗过电压非线性电阻容量（2）过压保护动转子过压保护作电压值（3）灭磁电阻型式（4）灭磁电阻容量碳化硅4MJ3.33.3.1
主变压器技术规范及特性概述
600MW汽轮发电机组采用发变组单元接线，以500kV电压接入系统。主变压器由保变股份
有限公司制造。
名称设备命名编号制造厂型号冷却方式额定容量额定电压额定电流相数周波接线组别短路阻抗空载电流空载损耗负载损耗单位MVAkVAHz%%kWkW技术规范１、２号机组主变压器保变电气股份有限公司DFP-2400000/500强迫油循环风冷（ODAF）240550/3-22.522kV（高压/低压）755.8/10909.1150Ii(三相组为：YN，d11)设计值(高－低)：14.09规定值(高－低)：14±5％设计值(高－低）：0.11规定值(高－低)：0.15±30％设计值(高－低)：98.4规定值(高－低)：≤100设计值(高－低)：406.1规定值(高－低)：≤410h.v.线路端子SI/LI/AC1175/1550/680kV绝缘水平h.v.中性点端子LI/AC325/140kVl.v.线路端子LI/AC200/85kV调压方式温升限值冷却装置第14页共340页
冷却器潜油泵风扇℃无载调压绕组平均温升：63顶部油温升：503组每组1台每组2台贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
名称变压器重量总重变压器油重单位kgkg技术规范18850032700#25变压油户外变压器绝缘油使用条件3.4
套管型电流互感器技术规范
套管式电流互感器技术性能参数绕组编号5#4#互感器型号LR-500LR-500LRB-500LRBT-500LRB-66LRBT-35电流比(A)1200/52500/52500/52500/11250/515000/1准确级1.00.25P20TPY5P20TPY负荷(VA)155050151515出线端子1E1-1E21S1-1S32S1-2S33S1-3S34S1-4S35S1-5S26S1-6S27S1-7S2备注高压3#、2#1#中性点低压6#、7#8#
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第二章机组试验
第一节汽机试验
1调节系统静态试验1.1遇下列情况应做此项试验1.1.1汽轮机大、小修后；1.1.2调节系统检修后。1.2试验目的：检查调节系统执行机构的灵活性及控制信号与阀门行程特性的对应关系，
检查阀门特性曲线符合要求。
1.3试验要求：
1.3.1应在锅炉无压且将主、再热蒸汽管道中的疏水放尽后进行。
1.3.2调节系统静态试验高低压主汽门、调门应动作灵活，控制信号与阀门行程的对应关系
符合要求。
1.4试验步骤
1.4.1检查DEH控制系统已投运正常。1.4.2检查旁路系统在停运状态，高、低压旁路减压阀关闭。投运润滑油系统及EH油系统，
检查运行正常。
1.4.3由热工人员解除已闭合的跳机保护信号，检查DEH“超速保护”在“投入”位置，DEH
无报警信号。
1.4.4点击DEH菜单，调出“自动控制”画面，点击“汽机挂闸”按钮，检查主机安全油压
建立，RSV1、RSV2中压主汽门全开，点击“运行”后检查MSV1、MSV2全开。
1.4.5在DEH菜单中调出“手动控制”操作画面上进行手动阀位设定，高、中压调门开度分
别设定10％、30％、50％、80％、100％，检查CRT显示开度与阀门实际开度一致。试验完毕，手动打闸。各阀门开、关应灵活且无卡涩现象。
1.4.6联系热工恢复解除的热工信号。2手动脱扣试验2.1遇下列情况应做此试验2.1.1机组启动前。
2.1.2调节、保安油系统检修后。2.2试验目的：检查危急遮断装置及危急遮断杠杆是否灵活，检查危急遮断装置动作可靠
性。
2.3注意事项：
2.3.1启动前的试验，应在锅炉无压且将主、再热蒸汽管道中的疏水放尽后进行。2.3.2试验应分别进行就地和远方脱扣试验，动作应正常，否则禁止开机。2.4试验步骤
2.4.1检查确认DEH控制系统应投运正常。
2.4.2检查旁路系统在停运状态，高、低压旁路减压阀关闭。2.4.3投运润滑油系统及EH油系统，检查运行正常。
2.4.4由热工人员解除已闭合的跳机保护信号，检查各跳机信号消失。
2.4.5在“自动控制”画面中挂闸,打开高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门。
2.4.6分别在集控室按紧急停机按钮和就地手动脱扣手柄至遮断位置各一次，检查高、中压
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主汽门、调门、抽汽逆止门关闭到位。（机组安装首次启动或调节系统检修后的启动应检查主汽门、调门关闭时间符合规定）
2.4.7试验完毕，联系热工恢复解除的信号。3汽轮机ETS跳闸保护试验3.1遇下列情况应做此试验：3.1.1机组冷态启动。
3.1.2保护系统检修或保护定值修改后，必须经试验合格后才能进行。3.1.3机组大、小修停机后开机前。3.2试验目的：检查汽轮机ETS跳闸回路正常、保护动作正确，提高机组运行安全性。3.3试验应在锅炉无压且将主、再热蒸汽管道中的疏水放尽后进行。3.4试验步骤：
3.4.1检查确认DEH控制系统应投运正常。
3.4.2检查旁路系统在停运状态，高、低压旁路减压阀关闭。3.4.3投运润滑油系统及EH油系统，检查运行正常。
3.4.4由热工人员解除已闭合的跳机保护信号，检查各跳机信号消失。
3.4.5在“自动控制”画面中挂闸,打开高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门。
3.4.6联系热工人员，对下列跳闸信号逐个进行试验，确认汽机跳闸,高、中压主汽门、调
门、抽汽逆止门关闭：
3.4.6.1主机润滑油压低＜0.07MPa；3.4.6.2EH油压力低＜7.8MPa；
3.4.6.3低压缸A或B排汽温度高＞107℃；
3.4.6.4汽轮机负荷＞50%，主汽温度降至474℃，延时2S；3.4.6.5汽轮机负荷＞20%，主汽温度降至460℃，延时2S；3.4.6.6凝汽器A/B真空低＜0.061MPa；3.4.6.7高压排汽缸金属温度高＞432℃；
3.4.6.8支持轴承任一轴振高达0.25mm,且其余任一轴振达0.125mm，延时3S；3.4.6.9汽轮发电机组#1~#6轴承金属温度高（110℃），#7~#9轴承金属温度高（＞90℃）
延时2S。
3.4.6.10推力瓦温度高（＞90℃）。
3.4.6.11高中压缸胀差超限（≥11.6mm）或（≤-6.6mm）；3.4.6.12低压缸胀差超限（≥30mm）或（≤-8.0mm）；3.4.6.13主机轴相位移大（≥1.2mm）或（≤-1.65mm）；3.4.6.14电超速（TSI）动作（＞3300r/min）；3.4.6.15高旁故障；3.4.6.16低旁故障；
3.4.6.17发电机定子冷却水中断（定子冷却水压力低至0.089MPa或定子冷却水出水温度高
至78℃，延时2S，或定子冷却水流量低于63m3/h延时30S）；
3.4.6.18发电机跳闸；3.4.6.19锅炉MFT；3.4.6.20手动停机。
3.4.7试验完毕，恢复所有解除的信号。4汽机遮断电磁阀动作试验遇下列情况应做此项试验：4.1.1机组首次启动或大、小修后。
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4.1.2保安系统检修后。
4.1.3正常运行中每周进行一次。试验目的：检查汽轮机遮断电磁阀控制回路是否正常、遮断电磁阀动作是否灵活，保
证机组在ETS保护动作时迅速遮断汽轮机。
试验方法
4.3.15YV、7YV遮断电磁阀试验
4.3.1.1在OIS“电磁阀试验”画面，确认试验允许条件满足。
4.3.1.2在“电磁阀试验”画面，确认“高压遮断电磁阀试验允许”指示亮。
4.3.1.3在“电磁阀试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的“试
验/正常”选择为“试验”。
4.3.1.4在“电磁阀试验”画面中，点击“5YV”，检查“压力开关5PS闭合”显示为“是”，
几秒钟后，压力开关5PS闭合”显示为“否”，“成功”指示亮，表示“5YV”试验合格；若“压力开关5PS闭合”显示仍为“否”或“压力开关5PS闭合”显示仍为“是”，则“失败”指示亮，表示“5YV”试验不合格，不允许继续下面的试验。
4.3.1.5按上述方法和步骤做“6YV”试验。4.3.26YV、8YV遮断电磁阀试验
4.3.2.1在操作员站上的DEH菜单中调出“电磁阀试验”画面，确认试验允许条件满足。4.3.2.2在“电磁阀试验”画面，确认“高压遮断电磁阀试验允许”指示亮。
4.3.2.3在“电磁阀试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的“试
验/正常”选择为“试验”。
4.3.2.4在“电磁阀试验”画面中，点击“6YV”，检查“压力开关4PS断开”显示为“否”，
几秒钟后，压力开关4PS断开”显示为“是”，“成功”指示亮，表示“6YV”试验合格；若“压力开关4PS断开”显示仍为“是”或“压力开关4PS断开”显示仍为“否”，则“失败”指示亮，表示“6YV”试验不合格，不允许继续下面的试验。
4.3.2.5按上述方法和步骤做“8YV”试验。
4.3.2.6试验结束后，在“电磁阀试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对
话框内的“试验/正常”选择为“正常”。注意：
1、先做5YV、7YV遮断电磁阀，后做6YV、8YV遮断电磁阀。
2、严禁5YV、7YV遮断电磁阀与6YV、8YV遮断电磁阀交错进行。
3、必须确认5YV、7YV遮断电磁阀试验合格后，才能做6YV、8YV遮断电磁阀。4、试验时必须联系热工人员和发电部有关人员到场。5、必须有专人操作和监护。
6、试验条件必须满足，否则不允许进行。
4.3.3试验结束，确认跳闸电磁阀试验框内所有灯灭。4.3.4机组启动前做此试验完毕后，应恢复所有解除信号。
4.3.5按上述方法和步骤做“5YVE、7YVE、6YVE、8YVE”和“5YVT、7YVT、6YVT、8YVT”试
验。
5汽机功率不平衡继电器（PLU）回路试验5.1遇下列情况应做此项试验5.1.1机组冷态启动前。
5.1.2冷态试验在无压、无汽排除积水的情况下进行。5.1.3回路检修后。5.2试验目的：检查汽轮机功率不平衡控制回路动作是否可靠、准确，保证机组甩负荷时，
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汽轮机不超速，提高机组运行安全性及稳定性。
5.3实验方法
5.3.1联系热工人员到场。
5.3.2模拟负荷大于270MW工况。5.3.3检查DEH无报警信号。
5.3.4在OIS的“自动控制”画面中投入“功率平衡”保护。
5.3.5热工人员输入发电机功率模拟信号200MW，检查中压调门超前关闭，待调节系统动作
恢复到新的工作状态后，中压调门又达到去全开状态。
5.3.6机组启动前做此试验完毕后，应恢复所有解除的信号。6危急保安器注油升速试验（飞环试验）6.1遇下列情况应做此项试验6.1.1机组首次启动或大、小修后。6.1.2危急保安器检修过。6.2试验目的：检查危急保安器飞环在注油升速时的动作转速是否合格，确保机组运行安
全性。
6.3试验方法
6.3.1在冷态启动方式下，将汽轮机转速升速到2600r/min时保持。6.3.2在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“超速喷油试验”画面。6.3.3确认“超速喷油试验”画面上所有与试验有关的指示灯指示正确。6.3.4在“超速喷油试验”画面上点击“飞环试验”按钮弹出操作对话框，，在“飞环试验”
操作对话框内将“投入/切除”选择为“投入”，检查“投入”指示点亮，就地检查危急遮断试验隔离阀确在关闭位置。
6.3.5机组目标转速修改为3000r/min，取消升速保持，继续增加汽轮机转速，当“自动控
制”画面中的“汽机挂闸”对话框内的“挂闸”变为“停机”时，危急遮断器飞环动作，记录此时的动作转速值。
6.3.6在“超速喷油试验”画面上点击“飞环试验”按钮弹出操作对话框，，在“飞环试验”
操作对话框内将“投入/切除”选择为“切除”，检查“切除”指示点亮，“自动控制”画面中的“汽机挂闸”对话框内的“停机”变为“挂闸”时，危急遮断装置复位，就地检查危急遮断试验隔离阀确在复位位置。
6.3.7以上各步完成后，汽机机械跳闸系统复位，机组进入正常运行状态。6.3.8试验时一定要注意，必须确认危急遮断试验隔离阀确在关闭位置，相关信号指示正确，
否则会造成机组掉闸。
6.3.9若汽轮机在≤2700r/min或≥2800r/min时跳闸，应停机通知检修重新调整危急保安
器后重新做此试验直至合格。
7危急保安器喷油试验7.1遇下列情况应做此项试验7.1.1做机组超速试验前。7.1.2危急保安系统检修后。
7.1.3机组连续运行201*小时后。7.1.4机组大、小修停机前。7.1.5机组每次正常停机前。
7.2试验目的：检查危急遮断装置、危急遮断杠杆动作的正确性。确保危急遮断器
飞环在机组超速达110～112%额定转速时能迅速飞出遮断汽轮机，保证机组安全。
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7.37.3.17.3.27.3.37.3.47.3.57.3.67.3.77.3.87.3.9
危急保安器喷油试验的方法
本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场。检查汽机在3000r/min稳定运行。本项试验必须有专人负责操作与监护。就地关闭危急遮断试验隔离阀。
在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“超速喷油试验”画面。在“超速喷油试验”画面上检查危急保安器喷油试验允许条件满足。确认“超速喷油试验”画面上所有与试验有关的指示灯指示正确。将危急保安器喷油试验钥匙开关打到“试验”位置。
点击“喷油试验”按钮弹出操作对话框，在“喷油试验”操作对话框内将“投入/切除”选择为“投入”，检查“投入”指示及过程指示相继点亮。
7.3.10确认危急保安器“喷油试验成功”指示亮，试验结束；若喷油试验不成功，则“喷油
试验失败”指示亮，做好相关记录并汇报，联系检修人员检查。
7.3.11喷油试验结束，将危急保安器喷油试验钥匙开关打到“正常”位置。7.3.12以上各步完成后，汽机机械跳闸系统复位，机组进入正常运行状态。8汽机机械超速试验
8.1遇下列情况应做此试验8.1.1汽机安装后的首次启动。
8.1.2机组大、小修后，必须进行超速试验，以确证危急保安器动作正确。8.1.3停机一个月以上再次启动。8.1.4危急遮断器解体装复后。
8.1.5在前箱内作任何影响危急遮断器动作转速整定值的检修以后。8.1.6全甩负荷试验前。8.2试验目的：检查危急遮断器飞环灵活性，危急遮断器动作转速的正确性，保证运行安
全性。
8.3试验条件
8.3.1试验必须由总工程师主持，在汽机专业人员的指导下进行。8.3.2本项试验必须有专人负责操作与监护。
8.3.3试验必须在高、中压主汽门、调门关闭试验、集控手动打闸停机试验、就地手动脱扣
试验和危急保安器注油升速试验、汽门严密性试验进行完毕且试验合格后进行。
8.3.4机组转速3000r/min时，机组各轴承振动正常且无其他异常情况。
8.3.5机组冷态启动过程中的超速试验应在机组带150MW负荷下至少运行3～4小时后方可
进行。
8.3.6试验前机组就地和运方打闸试验合格、机组喷油试验合格。
8.3.7试验必须在机组喷油试验后运行2小时以上运行，否则将影响危急遮断装置的动作转
速。
8.3.8试验过程中，硬操盘停机按钮、就地手动跳闸手柄必须有专人负责，前箱处应装设转
速表，就地与集控的通信应保持良好。
8.3.9试验时，应严密监视机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。
8.3.10试验前应投入有关记录仪及打印机，连续打印机组的转速、振动、轴向位移、低压排
汽温度等参数。
8.3.11主汽压力：不得高于5～6MPa，主汽温度：350～400℃以上。
8.3.12凝汽器真空不低于0.075MPa，排汽温度在30℃以下，否则应检查排汽缸的冷却喷水
装置应自动投入，以保持以上温度。
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8.4机械超速试验步骤
8.4.1按照正常的停机程序汽轮机减负荷。8.4.2启动TOP、MSP油泵，检查运转正常。8.4.3高旁在自动跟随方式。
8.4.4发电机解列，转速稳定在3000r/min。
8.4.5进行远方和就地手动打闸停机试验合格后，重新挂闸维持3000r/min。8.4.6确认DEH上所有与试验有关的指示灯指示正确。
8.4.7在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“超速喷油试验”画面。
8.4.8在DEH画面中调出“超速喷油试验”画面，检查超速试验允许条件满足。8.4.9联系热工人员解除主机电超速保护。8.4.10将超速试验钥匙开关打到“机械”位置。
8.4.11在“超速喷油试验”画面上点击“机械超速试验”按钮，弹出操作对话框，在“机械
超速试验”对话框内将“投入/切除”选择为“投入”，检查机械超速试验“投入”指示亮。
8.4.12在“超速喷油试验”画面上检查机械超速试验“是”指示亮。8.4.13检查确认目标转速为3360r/min。
8.4.14检查确认升速率为150r/min，,按“进行/保持”按钮，在“进行/保持”对话框内按
下“进行”按钮，检查汽轮机转速开始上升，直至危急保安器动作，汽轮机跳闸，检查高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，紧急排放阀（BDV阀）打开，记录当时的动作转速值。
8.4.15将超速试验钥匙开关打到“正常”位置，试验结束。
8.4.16如果汽轮机转速上升到危急保安器动作值而危急保安器位动作，立即手动打闸停机。8.4.17危急保安器超速试验应在同一情况下连续试验三次，两次动作转速转速差不应超过
18r/min。
8.4.18试验过程应在30min内进行。9电气超速试验
9.1遇下列情况应做此项试验9.1.1汽机安装后的首次启动。
9.1.2机组大、小修后，必须进行超速试验，以确证超速试验动作正确。9.1.3停机一个月以上再次启动。9.1.4全甩负荷试验前。9.2试验目的：检查汽轮机电气超速保护回路是否正常及动作转速是否合格，保证机组运
行安全性。
9.3试验条件
9.3.1试验必须由总工程师主持，在专业技术人员的指导下运行。
9.3.2试验必须在高、中压主汽门、调门关闭试验、集控手动打闸停机试验、就地手动脱扣
试验、危急保安器注油升速试验、汽门严密性试验进行完毕且试验合格后进行。
9.3.3机组冷态启动过程中的超速试验应在机组带150MW负荷下至少运行3～4小时后方可
进行。
9.3.4试验过程中，远方、就地手动跳闸手柄必须有专人负责，前箱处应装设转速表，集控
与就地通信设施良好。
9.3.5试验时，应严密监视机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。
9.3.6试验前应投入有关记录仪及打印机，连续打印机组的转速、振动、轴向位移、低压排
汽温度等参数。
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9.3.7主汽压力：不得高于5～6MPa，主汽温度：350～400℃以上。
9.3.8凝汽器背真空高于0.075MPa，排汽温度在50℃以下，否则应检查排汽缸的冷却喷水
装置应自动投入，以保持以上温度。
9.4试验步骤
9.4.1按照正常的停机程序汽轮机减负荷。9.4.2启动TOP、MSP油泵，检查运转正常。9.4.3高旁在自动跟随方式。
9.4.4发电机解列，转速稳定在3000r/min。
9.4.5进行远方和就地手动打闸停机试验合格，重新挂闸维持3000r/min。9.4.6确认DEH上所有与试验有关的指示灯指示正确，
9.4.7在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“超速喷油试验”画面。9.4.8在“超速喷油试验”画面，检查超速试验允许条件满足9.4.9将超速试验钥匙开关打到“电气”位置。
9.4.10在“超速喷油试验”画面上点击“103%试验”按钮，弹出操作对话框，在“103%试验”
对话框内将“投入/切除”选择为“投入”，检查103%试验“投入”指示亮。
9.4.10.1在“超速喷油试验”画面上检查103%超速试验“是”指示亮
9.4.10.2将目标转速设定为3100r/min，确认DEH目标转速目标值设为3100r/min。9.4.10.3设定升速率为150r/min，,按“进行/保持”按钮，在“进行/保持”对话框内按
下“进行”按钮，检查汽轮机转速开始上升，到动作值时，检查高中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，记录当时的动作转速值。
9.4.10.4在“超速喷油试验”画面上点击“电气超速试验”按钮，弹出操作对话框，在“电
气超速试验”对话框内将“投入/切除”选择为“投入”。
9.4.11检查“电气超速试验”“投入”指示亮，检查机组高、中压调门关闭，延时2±50
秒后调门开启。
9.4.11.1将目标转速设定为3310r/min，确认DEH目标转速目标值设为3310r/min。9.4.11.2设定升速率为150r/min，,按“进行/保持”按钮，在“进行/保持”对话框内按
下“进行”按钮，检查汽轮机转速开始上升，直至电气超速保护动作，汽轮机跳闸，检查高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，紧急排放阀（BDV阀）打开，记录当时的动作转速值。
9.4.11.3将超速试验钥匙开关打到“正常”位置，试验结束。
9.4.11.4如果汽轮机转速上升到电气超速保护动作值而电气超速保护未动作，立即手动打
闸停机。
10阀门活动试验
10.1试验目的：检查高、中压主汽门及调门是的灵活性，保证机组在遮断时迅速关闭，防
止机组超速，保证机组运行安全性。
10.2试验要求
10.2.1正常运行时，主汽门和中联门每周进行一次，高调门每月进行一次。10.2.2本项试验必须有专人负责操作与监护
10.2.3本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场
10.2.4主汽门与高调门分别进行，中联门的活动试验是单侧调门和中压主汽门试验同时进
行。
10.2.5试验时，运行人员应站在阀门附近观察阀门动作情况，检查阀门无卡涩。10.2.6试验时机组控制方式应在基础方式，投入“负荷控制”。10.2.7阀门控制方式为单阀方式。
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10.3高压汽门全行程活动试验的要求10.3.1所有主汽阀全开。
10.3.2本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场。10.3.3负荷在300～450MW。
10.3.4阀门控制方式为单阀方式。
10.3.5机组协调控制在基本方式，投入“负荷控制”。10.3.6调节级压力信号正常。10.4高压主汽门全行程活动试验10.4.1检查主机负荷在450MW以下。
10.4.2检查MSV1（MSV2）高压主汽门处于全开位置。
10.4.3在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“阀门活动试验”画面。
10.4.4在“阀门活动试验”画面中，在“手动/自动”对话框内确认为“自动”。
10.4.5在“阀门活动试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的“试
验/正常”选择为“试验”。
10.4.6在“阀门活动试验”画面中，按下MSV1（MSV2）高压主汽门活动试验按钮，检查“阀
门试验进行”指示亮，“阀门活动试验”画面中该阀门逐渐关闭。
10.4.7就地实际观察MSV1（MSV2）高压主汽门开始缓慢关闭直至10%开度时，快速关闭至关。10.4.8关到位后该高压主汽门逐渐打开。
10.4.9就地观察MSV1（MSV2）高压主汽门应平稳开启直至全开。
10.4.10试验结束后，在“阀门活动试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将
对话框内的“试验/正常”选择为“正常”。
10.4.11高压主汽门活动试验时，其关闭状态能从DEH画面开度指示上看出。10.4.12注意：MSV1（MSV2）高压主汽门活动试验不能同时进行。10.5高压调门全行程活动试验
10.5.1检查主机负荷在400MW以下运行稳定。
10.5.2在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“阀门活动试验”画面。10.5.3在“阀门活动试验”画面中，，在“手动/自动”对话框内确认为“自动”。
10.5.4在“阀门活动试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的“试
验/正常”选择为“试验”。
10.5.5在“阀门活动试验”画面中，按下CV1高压调门活动试验按钮，检查“阀门试验进行”
指示亮，“阀门活动试验”画面中该阀门逐渐关闭。
10.5.6实际观察CV1高压调门开始缓慢关闭至10％开度时迅速关闭至全关。此过程中应检查
其余各高压调门开启正常。
10.5.7关到位后，观察CV1高压调门平稳开启至原位置，此过程中注意CV4高压调门的关闭
情况。
10.5.8试验结束后，在“阀门活动试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对
话框内的“试验/正常”选择为“正常”。
10.5.9注：当有一个CV阀试验时，其它CV阀不能同时试验。
10.5.10以同样的方法试验CV2、CV3高压调门，CV4高压调门不必做此试验。10.6中联门全行程活动试验
10.6.1检查主机运行稳定，机组负荷低于450MW。10.6.2检查RSV1中压主汽门、调门处于全开状态。
10.6.3在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“阀门活动试验”画面。10.6.4在“阀门活动试验”画面中，，在“手动/自动”对话框内确认为“自动”。
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10.6.5在“阀门活动试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的“试
验/正常”选择为“试验”。
10.6.6在“阀门活动试验”画面中，按下RSV1中联门活动试验“试验”按钮，检查“试验”
指示亮，
10.6.7在“阀门活动试验”画面中，检查RSV1中压调门开始关下，调门全关后，RSV1中压
主汽门开始下关。
10.6.8就地检查RSV1中联门缓慢关闭，直至10％开度时快速关闭至全关。10.6.9RSV1中联门全关到位，RSV1中压主汽门迅速开出，RSV1中压调门开出。
10.6.10试验结束后，在“阀门活动试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将
对话框内的“试验/正常”选择为“正常”。
10.6.11注意中联门全开后，就地检查确证RSV1中联门已全开。10.6.12以同样的方法试验RSV2中联门。
10.6.13注意：RSV1、RSV2中联门活动试验不能同时进行。11主汽门、调门严密性试验11.1遇到下列情况应进行该项试验11.1.1汽轮机首次启动或经大、小修后。11.1.2超速试验前。11.1.3汽门检修后。试验目的：检查主汽门、调门是否关闭严密及卡涩，保证机组遮断时不发生超速事故，
提高机组运行安全性
11.3试验要求
11.3.1真空系统正常。
11.3.2按照冷态启动要求，完成高压缸和高压调门室的预暖。11.3.3试验在盘车状态下，将蒸汽压力提高到额定值。11.3.4试验由热工人员在DEH工作站操作阀门的开关。11.4试验方法（一）
11.4.1检查主机盘车运行正常.调整锅炉燃烧及主机旁路的压力设定值,逐步提高主蒸汽压
力.
11.4.2在升压、升温过程中，检查主汽温度至少有50℃的过热度。
11.4.3由热工人员在DEH站将高、中压调门打开，保持高、中压主汽门关闭。11.4.4检查主机盘车不应脱开，维持盘车转速，表明高、中压主汽门严密性合格。11.4.5将高、中压调门关闭。
11.4.6由热工人员在DEH站将高、中压主汽门打开，保持高、中压调门关闭。11.4.7就地检查机组转速在600r/min以下，表明调门严密性试验合格。11.4.8汽机打闸，检查高、中压主汽门关闭，恢复所有信号。11.4.9检查DEH控制系统运行正常，主机恢复盘车状态。11.5试验方法（二）
11.5.1在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“阀门严密性试验”画面。11.5.2在“阀门严密性试验”画面中，检查试验“允许”条件满足
11.5.3在“阀门严密性试验”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的
“试验正常”选择为“试验”。
11.5.4在“阀门严密性试验”画面中，按下“主汽门试验”按钮，检查“试验”灯亮。11.5.5在“阀门严密性试验”画面中，当汽机转速等于可接受转速后，则试验结束。11.5.6在“阀门严密性试验”画面中，若汽机转速不等于可接受转速，则试验终至。
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11.5.7按上述方法进行调门试验。12机润滑油低油压联锁保护试验12.1遇下列情况应做该项试验
12.1.1机组安装或大、小修后的首次启动。12.1.2主机润滑油或润滑油控制系统检修过。12.1.3正常运行中每周进行一次。
12.2试验目的：定期检查汽轮机交、直流润滑油泵的备用状态，保证交、直流润滑油泵处
于良好备用状态，提高机组运行和事故情况时的安全性。
12.2试验条件
12.3.1主机启动前的试验可由热工人员配合来实现油泵的启动。12.3.2正常运行中，应在机组运行稳定的情况下进行。12.4试验步骤
12.4.1检查主机润滑油系统运行正常。
12.4.2顺时针缓慢打开主机交流辅助油泵试验阀。
12.4.3检查主机交流辅助油泵自启动运行正常,电流正常，油压正常。12.4.4将主机润滑辅助油泵试验阀逆时针旋到底。12.4.5远方停运主机交流辅助油泵。
12.4.6检查主机润滑油系统压力正常，若润滑油系统压力下降，立即启动主机交流油泵，汇
报有关领导。
12.4.7按上述方法做主机直流油泵、主机启动油泵的自启动试验。12.4.8试验完成后，确认各试验阀在逆时针方向到底的位置。12.4.9检查主机润滑油系统运行正常。13真空严密性试验
13.1遇下列情况应做此项试验
13.1.1新安装或检修后重新启动的机组应进行真空严密性试验。13.1.2正常运行中应每月进行一次。
12.3试验目的：检查机组真空系统严密性是否符合要求，以便及时处理，提高机组运行经
济性。
12.4试验应具备的条件
13.3.1凝汽器压力正常，并处于稳定状态。
13.3.2机组正常运行中进行真空严密性试验，负荷应稳定80％额定负荷。13.3.3试验时，机组负荷及运行参数稳定。13.3.4试验机组保持两台循环水泵全出力运行。
13.3.5试验前，主机真空应大于75kPa，否则应查明真空下降的原因，并设法消除后方可进
行。
13.4试验方法
13.4.1记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及低缸排汽温度。
13.4.2关闭运行真空泵的进口门（或全停运行真空泵，注意停运真空泵进口气动门应联关）。13.4.3阀门关闭完后每分钟记录一次真空值，连续记录5分钟，求取其平均值。
13.4.4试验期间凝汽器真空下降至67.2kPa(报警值)，或排汽温度上升至50℃，应立即停止
试验，恢复真空系统运行。
13.4.5真空严密性试验标准：优：0.13kPa/min，良：0.27kPa/min，合格：0.4kPa/min。14抽汽逆止门活动试验14.1试验要求
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14.1.1机组检修后启动前，均应做抽汽系统的联动试验及抽汽逆止门活动试验。14.1.2机组正常运行时，每月进行一次抽汽逆止门的活动试验。14.1.3试验必须逐个进行。
14.1.4该项试验应由热工人员的配合下进行。
14.2试验目的：检查各抽汽逆止门是否灵活动作和卡涩，保证在机组事故时可靠动作，防
止机组超速和进水事故发生。
14.3试验方法
14.3.1通知热工人员到场，试验开始。
14.3.2确认压缩空气压力正常，试验的抽汽逆止门在全开位置。
14.3.3就地搬动抽汽逆止门试验阀手柄，高排逆止门活动试验时应搬动其三通电磁阀手柄至
试验位置。
14.3.4检查抽汽逆止低门向关方向发生位移。
14.3.5当位移接近一半的行程的时候，放开试验手柄，检查确认试验的抽汽逆止门返回到全
开位置。
14.3.6试验过程中，逆止门有卡涩现象，则可反复试验几次，直至卡涩现象消失，若卡涩现
象不能消除，应按照加热器停运规程要求停运该级抽汽及相应的加热器，联系检修处理。
14.3.7试验时，注意记录试验前后逆止门开度、给水温度和凝结水温度有无变化。14.3.8试验时，加强就地与集控室联系。15小机超速试验
15.1遇下列情况应做超速保护试验
15.1.1小机调节保安系统解体检修或调整后。15.1.2小机新安装或经大、小修后。
15.2试验目的：电超速保护动作转速是否合格，电超速保护回路是否正常，提高小机运行
全性。
15.3试验条件
15.3.1确认小机与给泵靠背轮已脱开。
15.3.2做超速试验前，应经手动脱扣试验合格。15.3.3试验前小机按启动要求完成小机暖机。15.3.4超速试验前应联系维修部相关人员到场。15.4试验方法
15.4.1小机电气超速保护
15.4.2联系热工断开前置泵跳闸联跳小机及给水泵的跳闸保护,投入小机低油压、低真空保
护、电超速保护。
15.4.3按正常启动将小机冲转至5800r/min，在远方和就地控制柜上手动脱扣一次，检查高
低压主汽阀、调节阀迅速关闭，重新将小机冲转至5800r/min。
15.4.4在操作员站上的MEH菜单中调出“小机控制”画面，在小机控制”画面上按下“电超
速试验”键，确认“电超速试验进行”指示亮。
15.4.5设定小机目标转速6400r/min，升速率100r/min/min，观察小机转速开始上升，同
时注意调节油压的变化。
15.4.6当小机转速达到6370r/min，电超速保护动作小机脱扣，转速连续下降。
15.4.7当小机转速下降到5800r/min以下后，可以重新挂闸冲转，恢复至正常转速。15.4.8退出小机电超速保护试验按钮。16小汽机遮断电磁阀动作试验
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16.1遇下列情况应做此项试验：16.1.1机组首次启动或大、小修后。16.1.2保安系统检修后。
16.1.3正常运行中每周进行一次。
16.2试验目的：检查小汽轮机遮断电磁阀动作是否灵活、有无卡涩及遮断电磁阀控制回路
是否正常，保证机组在ETS保护动作时迅速遮断汽轮机，确保机组运行可靠性和安全性。
16.3试验方法
16.3.15YV、7YV遮断电磁阀试验
16.3.1.1在操作员站上的MEH菜单中调出“小机控制”画面，确认试验允许条件满足。16.3.1.2在“小机控制”画面，确认“高压遮断电磁阀试验允许”指示亮。16.3.1.3在“小机控制”画面中，点击“5YV”，检查“压力开关5PS闭合”显示为“是”，几
秒钟后，“压力开关5PS闭合”显示为“否”，“成功”指示亮，表示“5YV”试验合格；若“压力开关5PS闭合”显示仍为“否”或“压力开关5PS闭合”显示仍为“是”，则“失败”指示亮，则表示“5YV”试验不合格，不允许继续下面的试验。
16.3.1.4按上述方法和步骤做“6YV”试验。16.3.26YV、8YV遮断电磁阀试验
16.3.2.1在操作员站上的DEH菜单中调出“小机控制”画面，确认试验允许条件满足。16.3.2.2在“小机控制”画面，确认“高压遮断电磁阀试验允许”指示亮。
16.3.2.3在“小机控制”画面中，点击“试验开关”按钮弹出对话框，将对话框内的“试验/
正常”选择为“试验”。
16.3.2.4在“小机控制”画面中，点击“6YV”，检查“压力开关4PS断开”显示为“否”，几
秒钟后，“压力开关4PS断开”显示为“是”，“成功”指示亮，表示“5YV”试验合格；若“压力开关4PS断开”显示仍为“是”或“压力开关4PS断开”显示仍为“否”，则“失败”指示亮，表示“6YV”试验不合格，不允许继续下面的试验。
16.3.2.5按上述方法和步骤做“8YV”试验。
注意：1、先做5YV、7YV跳闸电磁阀，后做6YV、8YV遮断电磁阀。
2、严禁5YV、7YV跳闸电磁阀与6YV、8YV遮断电磁阀交错进行。
3、必须确认5YV、7YV跳闸电磁阀试验合格后，才能做6YV、8YV遮断电磁阀。4、试验时必须联系热工人员和发电部有关人员到场。5、必须有专人操作和监护。
16.3.2.6试验结束，确认主跳闸电磁阀试验框内所有灯灭。17小汽机高、低压主汽阀活动试验
17.1试验目的：检查高、低压主汽阀是否卡涩及灵活性，保证机组在遮断时迅速关闭，防
止机组超速，提高机组运行安全性。
17.2试验要求
17.2.1正常运行时，高、低主汽门每月进行一次。17.2.2本项试验必须有专人负责操作与监护
17.2.3本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场17.2.4高、低主汽阀应分别进行。
17.2.5试验时，运行人员应站在阀门附近观察阀门动作情况，检查阀门无卡涩。17.3高压主汽阀活动试验的要求（以A小机为例）17.3.1A小机高压主汽阀全开。
17.3.2本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场。
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17.3.3小机转速信号正常。
17.3.4机组运行正常，小机控制方式在CCS方式下。17.4A小机高压主汽阀活动试验
17.4.1检查A小机高压主汽阀处于全开位置。
17.4.2在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“A小机控制”画面。
17.4.3在“A小机控制”画面中，在“手动/自动”对话框内确认为“自动”。
17.4.4在“A小机控制”画面中，点击“高压主汽阀活动试验”按钮，确认“高压主汽阀试
验进行”指示亮。
17.4.5就地观察A小机高压主汽阀开始缓慢关闭直至75%开度时，油动机慢慢开启。17.4.6就地观察A小机高压主汽阀逐渐打开直至全开。17.4.7就地观察A小机高压主汽阀应平稳开启直至全开。
17.4.8试验结束后，在A小机控制”画面中，退出“高压主汽阀活动试验”按钮。17.4.9注意：A小机高、低压主汽阀活动试验不能同时进行。17.5低压主汽阀活动试验17.5.1试验要求
17.5.1.1正常运行时，高、低主汽阀每月进行一次。17.5.1.2本项试验必须有专人负责操作与监护
17.5.1.3本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场17.5.1.4高、低主汽阀应分别进行。
17.5.1.5试验时，运行人员应站在阀阀附近观察阀门动作情况，检查阀门无卡涩。17.5.2低压汽阀活动试验的要求（以A小机为例）17.5.2.1A小机低压主汽阀全开。
17.5.2.2本项试验必须在发电部专工及热工相关人员到场。17.5.2.3小机转速信号正常。
17.5.2.4机组运行正常，小机控制方式在CCS方式下17.5.3A小机低压主汽阀活动试验
17.5.3.1检查A小机低压主汽阀处于全开位置。
17.5.3.2在操作员站上点击DEH帮助菜单，调出“A小机控制”画面。
17.5.3.3在“A小机控制”画面中，在“手动/自动”对话框内确认为“自动”。
17.5.3.4在“A小机控制”画面中，点击“低压主汽阀活动试验”按钮，确认“低压主汽阀
试验进行”指示亮。
17.5.3.5就地观察A小机低压主汽阀开始缓慢关闭直至75%开度时，油动机慢慢开启。17.5.3.6就地观察A小机低压主汽阀逐渐打开直至全开。17.5.3.7就地观察A小机低压主汽阀应平稳开启直至全开。
17.5.3.8试验结束后，在A小机控制”画面中，退出“低压主汽阀活动试验”按钮。17.5.3.9注意：A小机高、低压主汽阀活动试验不能同时进行。
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第二节锅炉试验
11.11.1.11.1.2
锅炉水压试验
锅炉水压试验的规定
锅炉安装完毕后，承压部件要进行水压试验。
锅炉大、小修后或局部受热面检修后，必须进行常规水压试验，其试验压力等于锅炉最高允许工作压力。水压试验应由检修人员主持，运行和检修人员共同参加。
1.1.3锅炉水压试验一般二次大、小修一次，根据设备具体技术状况经集团公司锅炉监察部
门同意后，可适当延长或缩短间隔时间，超压试验应结合大、小修进行。
1.1.4有下列情况之一应进行锅炉超压试验。1.1.4.1新安装的锅炉投运时。
1.1.4.2停运一年以上的锅炉恢复运行时。1.1.4.3锅炉改造、承压元件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50％以上，过热器、
再热器、省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时。
1.1.4.4锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时。1.1.4.5锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。
1.1.4.6根据运行情况，对设备运行安全可靠性有怀疑时。
1.1.5锅炉常规水压试验和超压试验的压力如下：过热器、水冷壁、省煤器作为一个整体以
汽包工作压力18.72MPa做常规水压试验，超压试验以汽包工作压力的1.25倍（23.4MPa）做超压试验；再热器系统以再热器进口工作压力3.95MPa的1.5倍（5.93MPa）单独进行水压试验。名称过热蒸汽系统再热蒸汽系统常规水压试验(MPa)18.723.95超压试验(MPa)1.25倍23.4/1.5倍/5.931.1.6锅炉水压试验的范围
1.1.6.1过热蒸汽系统：自给水操作台到主汽水压试验电动堵阀前。
1.1.6.2再热蒸汽系统：自冷再进口水压试验电动堵阀到热再出口水压试验电动堵阀。1.1.6.3锅炉本体部分的管道部件。
1.1.6.4汽包水位计只参加常规水压试验，不参加超压试验。
1.1.6.5如果高加具备运行条件，高加参与常规水压试验，不参与超压试验。1.2水压试验前的检查与准备
1.2.1检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，其检修工作已结束，工作票收回，炉膛和烟道
内均无工作。
1.2.2汽包和再热器进口已安装经检验合格精度为0.5级的就地压力表，且控制室内汽包和
再热器进口的压力表指示校验正确，就地与集控室之间配备良好的通讯设备。
1.2.3检查锅炉汽水系统已与汽机可靠隔绝（按照具体的操作票进行隔绝）。
1.2.4水压试验时，环境温度应在5℃以上，否则应有可靠的防冻措施。水压试验的水温一
般在30～70℃，上水温度与汽包壁温差不超28℃，受热面金属温度不低于21℃。
1.2.5水压试验用除盐水或凝结水，PH值为10.0左右。再热器系统水压试验用水，水中氯
离子含量小于0.2mg/L，以免引起氯离子对高再的穿晶腐蚀。
1.2.6水压试验范围内管道的弹簧吊架在试验前应用插销或定位片固定好，暂当刚性吊架
用，水压试验后应拆除。
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1.2.7过热器、再热器减温水电动门解除联锁。
1.2.8联系检修将所有安全门加装临时压紧装置，电磁泄放阀控制开关处于“OFF”位置，
以防水压试验时动作。
1.2.9事故放水门必须保持良好备用，作为试验过程中紧急泄压用。1.2.10进水前由检修确认锅炉承压部件内的杂物清理干净。1.2.11按给泵运行规程，做好电动给水泵的检查和准备工作。1.2.12按照水压试验检查卡检查锅炉各阀门状态正确。1.3水压试验操作方法
1.3.1水压试验应由检修负责人主持，运行人员负责操作，检修人员负责检查。1.3.2水压试验的顺序：先做再热蒸汽系统，后做锅炉主蒸汽系统；锅炉各阀门的水压试验，
先做二次门，后做一次门。
1.3.3过热蒸汽系统水压试验时，联系热工人员解除汽包水位保护。先用电泵正上水，上水
至汽包可见水位后，改由过热器二级减温水管道反上水。上水速度夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，当水温与汽包壁温接近时，可适当加快上水速度。
1.3.4当锅炉各空气门有水连续溢出时，按水流方向关闭各放空气门后升压。
1.3.5上水过程中密切监视水位变化，并检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否
正常。若发现异常，应立即查明原因，并予以消除。
1.3.6再热器系统水压试验：通过再热器事故喷水向再热系统注水升压。升压时应缓慢，在
0.98MPa以下压力升压速度≤0.098MPa/min，达到0.98MPa时停下检查，稳压15分钟继续升压，升压速度≤0.3MPa/min，升至工作压力3.95MPa后停止升压并保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查，无异常后再升压至水压试验压力5.93MPa，并在该压力下保持20分钟，水压试验合格后，放水泄压，降压速度为0.3MPa/min。
1.3.7锅炉主蒸汽系统水压试验：用过热器减温水调节门进行升压，升压时应缓慢，在9.8MPa
以下压力升压速度≤0.244MPa/min，压力升至0.98MPa时暂停升压进行检查，无异常，稳压15分钟后继续升压，升压至5.88MPa时暂停升压，观察压力变化，若无异常继续升压至9.8MPa，然后以≤0.196MPa/min的升压速度，升压至11.77MPa时暂停升压，检查有无异常。无异常后继续升压至汽包工作压力18.72MPa，稳压5分钟后关闭进水阀，记录进水阀关闭后5分钟内压力下降值，通知检修进行全面检查。
1.3.8如进行超压试验，应出系汽包水位计，待检查正常后，以同样的速度继续升压至超压
试验压力23.4MPa，保持30分钟，用疏水阀以0.3MPa/min的速度泄压，至汽包工作压力时，关闭疏水阀，维持常规试验压力，进行全面检查。
1.3.9水压试验结束后，用连排或疏水阀泄压，降压速度0.3MPa/min。
1.3.10当压力降到0.2MPa时，开启各空气门和疏水阀进行放水，如锅炉准备投运且水质合
格，可放至点火水位，否则应将水全部放掉，重新进水。过热器、主汽管道、再热器应将集水放尽。通知检修解除安全门压紧装置。
1.3.11如锅炉短期内不投入运行，关闭泄压门，按照停炉保养规定进行保养。
31.3.12锅炉水容积（m）
状态水压试验时正常运行时
省煤器4141
汽包66.535.5
水冷壁过热器202202
434/
合计743.5278.5
再热器384/
1.4水压试验合格标准
1.4.1工作压力水压试验合格的标准：水压试验升压至规定压力时，关闭进水阀5分钟，记
录压力下降值，过热蒸汽系统压力下降值不大于0.5MPa；再热蒸汽系统压力下降值不
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1.4.21.51.5.11.5.21.5.31.5.41.5.51.5.61.5.71.5.822.12.1.12.1.22.1.32.1.42.2序号1234567891011121314大于0.25MPa，且承压部件外壁和焊缝处应无水珠和水雾的泄漏痕迹。受压元件没有明显的残余变形。
超压试验的合格标准：受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。受压元件没有明显的残余变形。水压试验的注意事项
水压试验时，环境温度不低于5℃，若环境温度低于5℃时，必须有防冻措施。水压试验进水前，各承压部件上的空气门必须全部开启，待空气放尽有水连续冒出后逐只关闭空气门。
水压试验过程中，调节进水量或泄压时应缓慢，以防压力突变。
升压过程必须有专人监视调整，压力接近试验压力时，应放缓升压速度，以防超压。做超压试验时，压力未降至工作压力前不得进行检查工作，待压力降至工作压力时，方可进行检查。
锅炉水压试验前汽机盘车必须投入连续运行。
水压试验前锅炉试验系统与汽机应可靠隔绝，并且应做好防止隔离阀门误开的安全措施。试验过程中应严密监视缸温是否变化。
超压试验时，汽包水位计应出系，所有安全阀必须装上堵头隔离。水压试验完毕，拆掉安全门堵头和弹簧吊架的销子。锅炉安全门校验安全门校验的原则
锅炉安装和经过大、小修或安全门经过检修后应对安全门的动作值进行校验。为保证安全门动作可靠，应每半年进行一次放汽试验。电磁泄放阀电气回路试验每月进行一次。安全门校验应制订相应的安全措施，由锅炉检修人员指挥、检查，运行人员负责操作，检修、运行负责人及锅炉监察工程师应到现场。
安全门校验顺序：先高压系统，后低压系统；先主蒸汽侧，后再热蒸汽侧，依次对汽包安全门、过热器安全门、再热器安全门进行校验。安全门动作值名称汽包安全门A汽包安全门B汽包安全门C汽包安全门D汽包安全门E汽包安全门F过热器安全门A过热器安全门B过热器电磁泄放阀A过热器电磁泄放阀B再热器进口安全门A再热器进口安全门B再热器进口安全门C再热器进口安全门D阀门型号1749WB1749WB1749WB1749WB1749WB1749WB1740WD1740WD3537W3537W1705RRWB1705RRWB1705RRWB1705RRWB起座压力(MPa)19.6619.8620.0520.2520.2520.2518.1518.1517.9717.974.544.544.594.59回座压力(MPa)18.8719.0719.2519.4419.4419.4417.4217.4217.6117.614.364.364.414.41排气量（t/h）274278282286286286177177117117239239242242汽包＋过热器安全门（不含电磁泄放阀）总排汽量为2046t/h≈100.9%BMCR第31页共340页贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
151617182.32.3.12.3.22.3.3
再热器进口安全门E再热器进口安全门F再热器出口安全门A再热器出口安全门B1705RRWB1705RRWB1705RWD1705RWD4.684.684.154.154.494.493.983.98247247157157再热器系统安全门总排汽量为1770t/h≈103.1%BMCR安全门校验的准备工作
锅炉检修工作结束，所有工作票终结，锅炉本体和辅机确已符合启动条件。锅炉除制粉系统外，各系统均投入运行，冷灰斗水封供水正常。
锅炉启动前的各项准备工作进行完毕，热控仪表校验工作结束，安全门及排汽管、消声器装置完整，过热器向空排汽阀可用。
2.3.4校验安全门用的标准压力表已安装完毕，校验现场与集控室之间通讯工具完好可用，
照明充足。
2.3.5锅炉有关联锁动作正常，FSSS系统能正常投运，锅炉符合点火条件，炉膛出口烟温探
针投用。
2.3.6汽机主汽门和高排逆止门关闭严密，汽机盘车投运，旁路系统和真空系统都能正常投
运。
2.4安全门校验
2.4.1锅炉点火后按升温升压曲线进行，控制炉膛出口烟温低于540℃，若超温则减弱燃烧，
放慢升温升压速度。
2.4.2缓慢将汽包压力升至汽包安全门最低整定压力的80％（15.7MPa）。2.4.3除待校验的安全门之外，其余安全门均应安装轧具。
2.4.4调整燃烧以每分钟0.1~0.15MPa升压率缓慢升至安全门额定启座压力，如安全门未动
作，则应减弱燃烧，将压力降至回座值以下，由检修进行调整。
2.4.5安全门启座后，应适当降低燃烧率，并密切注意监视汽包水位，根据安全门排汽量，
适当调整给水量，以防水位大幅度波动。
2.4.6安全门的动作值超出规定值的误差范围时，由检修进行适当调整，然后再次进行校验
直到合格为止。
2.4.7安全门回座后待压力稳定取下待试安全门轧具，重新升压，以同样的方法对第二只安
全门进行校验。
2.4.8汽包安全门校验完毕后，将锅炉压力降至过热器安全门回座压力以下稳定，取下待试
安全门轧具，用上述相同方法对过热器出口安全门进行校验。
2.4.9待过热器出口安全门校验结束后，开启电磁泄放阀隔绝阀，由热工人员对电磁泄放阀
进行校验。
2.4.10若采用液压液压加载装置校验安全门，只须将汽包压力升至15.7MPa并稳定，由检修
人员逐一进行校验。在安全门校验过程中，安全门未动作时，应尽量保持压力稳定。
2.4.11当安全门动作时，记录蒸汽压力值和附加压力值，并降低附加压力使安全门回座，记
录回座时的蒸汽压力和附加压力值。
2.4.12再热器安全门的校验，通过汽机旁路系统进行。
2.4.13降低汽包压力至7.5MPa，降压过程中投入汽机旁路系统暖管。
2.4.14旁路系统暖管结束，利用高压、低压旁路调整再热器压力至3.2MPa左右，并保持一
定的过热度，由检修人员逐只对再热器安全门进行校验。
2.4.15安全门一经校验结束，就应加锁或加铅封，并将安全门起座压力、回座压力等记录入
册存档。
2.4.16安全门校验结束，根据值长通知，按曲线停炉或维持锅炉运行。
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2.52.5.12.5.22.5.3
安全门校验注意事项
冷态启动校验安全门时，应监视炉膛出口烟温低于540℃。升温升压过程中，监视再热系统不超压。
安全门校验过程中，必须加强对水位的监视，安全门动作时，汽包水位波动较大，应及时调整，防止发生水位事故。
2.5.4为减少对安全门阀芯的磨损，安全门动作后，迅速降低燃烧率或降低附加压力；如遇
安全门启座后不回座，应立即减少燃料，必要时投入旁路，帮助泄压，检修人员尽快使其回座。
2.5.535％旁路系统必须处于良好的手动备用状态。
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第三章机组启动
第一节机组启动规定及说明
11.1
总则
下列操作必须在生产副总经理(总工程师)或其指定的发电部主任、发电部专职工程师、维修部主任、维修部专职工程师以及其他有关专业人员到场方可进行。
1.1.1机组大修、小修后首次启动。
1.1.2机组设备及系统经过重大改造后的启动或有关新技术的第一次试验。1.1.3汽轮机静态特性试验。1.1.4机组超速试验。1.1.5机组甩负荷试验。1.1.6锅炉安全门校验。1.1.7锅炉水压试验。
1.1.8发电机短路试验、空载试验、进相特性试验、假同期试验。1.2下列情况禁止启动或并网
1.2.1机组主要保护不能正常投运或联锁试验不合格。1.2.2热工电源失去，各软操及程控失常。
1.2.3影响机组启动的系统和设备的检修工作未结束、工作票未终结，或经检查及试运不合
格。
1.2.4DEH、FSSS控制装置工作不正常，影响机组正常运行或启动。1.2.5仪用气工作不正常。
1.2.6机组主要监视参数之一失去监视，影响机组启动或正常运行。1.2.7机组保护动作停机后，原因未查明或缺陷未消除。
1.2.8机炉主要热工联锁保护任一动作不正常；发－变组保护任一动作不正常。1.2.9盘车电流严重超限或盘车装置故障。1.2.10转子偏心度大于原始值的110％。
1.2.11机组冲转后任一轴承振动大于100m。
1.2.12高、中压汽缸内缸金属上下温差>35℃，高、中压汽缸外缸金属上下温差>50℃。1.2.13汽机高压主汽门、调门、中压联合汽门、抽汽逆止门卡涩，关闭不严。1.2.14轴向位移超过报警值＞0.8mm或＜-1.2mm。
1.2.15汽轮机高中压缸胀差＞10.3mm或＜-5.3mm，低压缸胀差＞19.8mm或＜-4.6mm。1.2.16调速系统不能维持空负荷运行，或机组甩负荷时不能维持转速在危急保安器动作转速
之内。
1.2.17主机危急保安器喷油试验不合格。
1.2.18TOP、MSP、EOP、EH油泵之一工作不正常或联锁试验不合格。
1.2.19主油箱油温低于21℃或油位低，油质不合格；EH油箱油温低于21℃或油位低，油质
不合格。
1.2.20轴封汽系统投入后，真空低于报警值。1.2.21汽水品质不符合启动指标。1.3发生下列情况之一，应汇报总工程师，并由总工程师决定机组是否启动
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1.3.1发变组一次系统有异常。1.3.2发变组主要保护未能投入。1.3.3发电机励磁系统有异常。1.3.4发变组绝缘不合格。1.3.5发电机轴承绝缘不合格。
1.3.6发电机密封油/氢气差压不正常。1.3.7发电机氢气纯度不合格。
1.3.8发电机定子冷却水导电度不合格或定子冷却水系统运行不正常。1.3.9发电机氢气冷却器有异常。
1.3.10发变组重要表计失常或重要报警信号有异常。1.3.11主变冷却器未能正常投运或其控制回路有故障。1.3.12发变组主要二次系统控制回路有异常。1.3.13机组主要辅机及装置控制不正常。2机组主要监视参数2.1汽轮机转速、偏心、振动、轴向位移、缸胀、胀差。2.2调节级及抽汽压力、温度。2.3主、再热蒸汽及高、中、低压缸排汽温度、压力。2.4主蒸汽、给水、凝结水流量、压力。2.5润滑油、主机安全油、EH油、顶轴油压力和温度。2.6高、中压主汽阀、调门开度指示。2.7发电机氢气压力、温度、湿度，发电机密封油－氢差压。2.8高低压旁路开度、温度。2.9凝汽器、高低压加热器、除氧器、主油箱液位指示。2.10汽轮机本体金属温度、进汽温度、轴承金属温度。
2.11发电机定子冷却水流量、温度、压力、电导率、发电机定子铁芯温度、线圈温度。2.12仪用压缩空气压力。
2.13发电机电压、电流、频率、有功功率、无功功率。2.14励磁电流、电压。
2.15主变、高厂变绕组温度、油温。2.16汽包水位、汽包壁温。
2.17炉膛压力、一次母管压力、火检冷却风压力。2.18总燃料量、总风量、烟气含氧量。3机组状态划分原则3.1汽轮机状态划分
3.1.1中缸启动（按启动时中缸进汽室内壁金属温度划分）
冷态：缸温305℃以下
温态：缸温305℃及以上，420℃以下热态：缸温420℃及以上，490℃以下极热态：缸温490℃以上（停机1小时）
3.1.2高缸启动（按启动时汽机第一级处高压内缸金属温度划分）
冷态：缸温320℃以下
温态：缸温320℃及以上，420℃以下热态：缸温420℃及以上，445℃以下极热态：缸温445℃及以上
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3.2
3.3
锅炉状态的划分
极冷态：停机时间大于72小时，汽包压力小于0.5MPa
冷态：停机时间大于48小时，小于72小时，汽包压力小于0.5MPa
温态：停机时间大于8小时，小于48小时，汽包压力大于0.5MPa，小于9.0MPa热态：停机时间大于2小时，小于8小时，汽包压力大于9.0MPa，小于14.0MPa极热态：停机时间小于2小时，汽包压力大于14.0MPa发变组状态划分
发电机励磁开关Q02合上，机组与500kV系统并列运行,发电机中性点接地刀闸合上。
3.3.1运行状态：主变出口刀闸在合闸位置，主变出口500kV开关（二台）任一在合闸位置，3.3.2空载状态：汽机转速大于盘车转速，发变组与系统解列。
3.3.3热备用状态：指主变出口刀闸合闸位置、主变出口500kV开关（二台）在断开位置，
发电机励磁开关Q02在断开位置，6kV工作进线开关在冷备用状态，其余与运行状态相同。
3.3.4冷备用状态：指主变出口刀闸在断开位置，6kV工作进线开关在冷备用状态，励磁系
统在冷备用状态，主变出口压变二次小开关断开，发电机出口PT在冷备用状态，6kV工作进线PT在冷备用状态，发电机中性点接地刀闸断开。
3.3.5检修状态：在冷备用状态的基础上,合上主变500kV侧接地刀闸，拉出发电机出口22kV
PT，并在发电机出口22kVPT高压引线处挂接地线；将6kV工作进线开关拉至检修位置，将6kV工作进线PT拉至检修位置，分别在其进线PT处挂接地线；断开发电机励磁系统的操作电源，断开发电机启励电源，在励磁变低压侧挂接地线（根据检修需要排氢，停密封油、盘车、定子冷却水系统等发电机辅助系统）。
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第二节机组启动前的检查
11.11.21.31.41.51.61.71.81.91.101.111.121.131.141.151.161.171.181.191.201.211.221.231.2422.12.22.32.42.52.62.7
机组总体检查及要求
机组各专业的检修工作全部完成，影响机组启动的所有工作票已严格按有关规定终结完毕。
楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍操作和通行的杂物。所有系统连接完好，各种设备、管道支吊牢固，保温完好。设备命名、转动机械的转向及各管道介质流向标志齐全正确。机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表格已准备齐全。
厂房内外各处照明良好，事故照明系统正常，随时可以投运，并备有一定数量的手电筒。
厂内外通讯系统设备正常，现场备有性能良好的对讲机。
全厂供水系统运行正常，冷却塔已补水至正常水位，循环水系统具备投运条件。集控室和就地各控制盘完整，各种指示记录仪表、报警装置，操作、控制开关完好。各种有关的操作电源、保护电源、控制电源、信号电源、仪用气源等均已送上且正常。机组控制系统运行正常。
各种油、水系统符合启动要求。
检查CRT画面显示正常，各检测信号及声光信号正确。
按“阀门检查卡”将各系统的阀门置于要求状态，开启各液位计隔离阀。检查所有热工信号的一次阀、二次阀开启。
检查各电动执行机构及辅机电源已送上，试转合格。
机组大、小修后，各系统及辅机分步试运及联锁保护试验合格。
确认各阀门及转动机械的状态远方与就地相对应，远操、就地控制均良好，切换开关打至“远方”位置。
机组启动前，检查确认所有设备、系统的联锁、保护信号均已投入运行。
各系统的安全阀、向空排汽门、电磁泄压阀外部完整，排汽管完好，装设牢固，动作压力整定完成，动作正确。
通知灰控、化学、煤控人员对其所属各系统进行全面检查，做好机组启动前的各项准备工作。
投运炉底水封系统，确认捞渣机水位正常；检查电除尘及灰渣系统具备投运条件。除盐水量、燃油储存量、氢量、二氧化碳等储量能满足机组启动需要。消防设施齐全完好，厂区暖通投运正常。
检查所有泵房、污坑排水系统处于良好备用状态。热机启动前的系统检查和确认
各有关岗位接到机组启动命令后，执行并完成“机组总体检查及要求”的相关内容。检查各油箱及各辅机轴承油位正常、油质合格。
联系化学，500立方米凝补水箱进水至高水位且水质合格。TSI、SCS、DAS、MCS、FSSS、DEH、MEH系统投运正常。
汽机防进水保护投入正常，各疏水手动隔离阀开启，疏水控制阀动作正确。
汽包各水位计完整，汽水联通管保温良好，阀门开关灵活，水位计指示清晰，电视水位监视完好可用，各水位计照明充足。汽包水位计投入。各容器水位测量装置投入。
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2.82.92.102.112.122.132.142.152.162.172.182.192.202.2233.13.23.33.4
各设备、管道保温完整、各种测量元件无损坏。汽轮机各高中压主汽门、调门及控制机构正常。汽轮机滑销系统正常、缸体能自由膨胀。排汽缸安全门完好。
各油箱事故放油门关闭，挂“禁止操作”牌。
检查脚手架已拆除；各人孔门、看火孔、打焦孔、防爆门、检查孔完整，确认内部无人工作后，关闭各门、孔。
各燃烧器外形完整，各点火装置完整可用。各管道无膨胀受阻情况。
锅炉各部件能自由膨胀，膨胀指示完好。
吹灰器及烟温探针完好，投退正常，且都在退出状态。
炉膛火焰电视摄像装置良好，控制电源送上，控制、冷却风投用，压力正常。所有油枪已清理干净，高能点火器完好，油枪进/退正常，油枪在退出位置。汽水取样、连排、加药，疏水阀、放空气阀均应符合启动前条件。通知燃料向原煤仓加煤。电气系统检查和要求
确认UPS、直流系统及厂用电系统正常。确认各种辅助设备的电机绝缘良好。确认发变组一次系统回路绝缘电阻良好。测量发电机绝缘电阻的有关说明：
温元件、轴承及汇水管绝缘是否合格，并向运行人员进行书面交底。要求如下：
2.21灰渣沟无杂物，盖板齐全，水封槽水封投入，溢水正常。
3.4.1在发电机大、小修后或一次回路检修过后，应由检修负责测量发电机定子、转子、测3.4.1.1发电机定子线圈的绝缘电阻用2500V的摇表测量，测量1分钟大于500MΩ。3.4.1.2在不同的条件下测得的绝缘电阻值应换算至前一次相同条件下的测量值。其值不得
低于前一次的1/3～1/5倍。并且各相绝缘电阻值的差异倍数不大于2，60秒与15秒的吸收比不小于1.6，极化指数R10’/R1’不小于2。定子绕组在通水状态下绝缘电阻大于1MΩ。
不同温度下的绝缘电阻可以用下列公式进行换算：Rt=R75℃×2
(75-t)/10
式中:Rt为t℃时的绝缘电阻值
R75℃为75℃时的绝缘电阻值，本机组为2.6MΩ
3.4.1.3发电机转子绕组用500V的摇表测量绝缘电阻，1分钟的绝缘电阻大于10MΩ。3.4.1.4发电机内电阻测温元件用250V摇表测量，应大于5MΩ。端部铁心及热电偶用500V
的摇表测量，应大于100MΩ（压指处热电偶本身接地除外）。
3.4.1.5发电机两端轴承、密封支座及中间环绝缘电阻用500V的摇表测量，通油后应不小于
1MΩ。
3.4.1.6定子穿芯螺杆用500V摇表测量，应大于100MΩ。
3.4.2发电机停役超过三天或一次系统有检修工作、做过安措时，在机组启动点火前，必须
测量发电机定子绝缘电阻（包括发电机封闭母线、主变低压侧、高压厂变高压侧及励磁变高压侧），以保证在发变组一次系统中无短路接地现象。
3.4.3当测出的数据比前几次明显偏小（考虑温度和湿度的变化，如降低到前次的1/3～
1/5），必须查明原因设法消除，方可升压并网。同时应注意发电机定子冷却水水质应满足要求。
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3.4.4若某一测量对象的绝缘电阻值不满足规定值时，应采取措施加以恢复。若一时不能恢
复，发变组能否启动运行，应由生产副总经理（总工程师）批准后执行。
3.53.63.73.83.9
确认主变出口刀闸、主变出口500kV开关（二台）、励磁开关MFK及6kV工作进线开关遥控操作正常，联锁试验合格。
确认主变500kV接地刀闸断开，发电机出口短路接地线已拆除。确认主变出口500kV压变、发电机出口22kV压变符合运行条件。UNITROL-5000型调节器及同期装置所有设备完好，符合运行条件。检查发电机滑环、电刷正常
3.9.1刷握与滑环表面距离正常。3.9.2电刷连接线牢固无接地、短路现象。3.9.3均压弹簧无损坏，电刷在刷握内活动自如。3.9.4盘车时电刷在刷握内不跳动。3.103.113.123.133.143.15
检查发电机大轴接地碳刷已放上，且接触良好。检查发电机中性点接地完好，符合运行条件。
发电机封闭母线微正压装置和厂用6kV封闭母线微正压装置投入正常运行。检查发变组保护符合运行条件。
根据各变压器投运前的检查规定，全面检查主变、高压厂变、励磁变符合运行条件。每次机组调停大、小修后必须对主变及高压厂变的冷却器（1）、（2）电源进行切换试验及冷却器试投试验。试验时间原则上安排在发变组有关工作票已竣工或终结后，机组启动前进行。
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第三节机组启动前辅机设备及系统的投运
11.11.21.3
机组启动前汽机辅助设备及系统的投运检查投运循环水系统正常。
检查投运开式循环冷却水系统正常。
检查凝补水箱水位正常，启动凝结水输送泵，确认输送水系统工作正常，分别对凝汽器、闭冷水、内冷水水箱、除氧器进行注水。
1.4检查投运闭式循环水系统正常。1.5检查投运仪用空压机正常。1.6投入主机润滑油、油净化装置，确认润滑油系统运行正常，润滑油温度控制在27～
40℃，油压＞0.137MPa。。
1.7按发电机氢、油、水系统投入规定，依次投入发电机油、氢、水系统。1.8投入顶轴油，检查顶轴油压大于16MPa及各轴承顶轴油压力正常，并与顶轴油压力试
验记录进行比较应相符。
1.9投入汽机盘车装置。
1.9.1盘车装置启动后，检查盘车电流、机组转速、机内声音应正常。1.9.2投入盘车“自动”，记录大轴晃动值。
1.9.3根据情况，配合热工，进行盘车装置及顶轴油泵联锁试验应正常。
注意：在汽轮机冲转前，盘车连续运行最少4小时以上，转子偏心度＜原始值的110％，以保证启动平稳。
1.10投入凝结水系统，检查运行正常，并根据用户情况投入减温水“自动”。将低压加热
器水测投入，如凝结水水质补合格，可使用凝结水系统放水阀，对凝结水系统进行冲洗。除氧器上水至加热水位。
1.11辅助蒸汽系统暖管，暖管结束后投运。1.12视机组状态投入高缸预暖。
1.13投入除氧器辅汽加热（根据锅炉的进水要求，对除氧器水温要求冷态：30～70℃，热
态：＞104℃），严格控制温升率小于1.85℃/min。给水泵注水排空气。
1.14投入EH油系统，检查运行正常。1.15根据需要进行下列试验：
1.12.1汽轮机调速系统静态试验（静态特性曲线及阀门关闭时间的测定）。1.12.2汽轮机就地、远方脱扣试验。1.12.3主遮断电磁阀动作试验。1.12.4ETS跳闸保护试验。
1.12.5主机润滑油系统、EH油泵低油压联锁试验。
1.16确认主、再热蒸汽、旁路及抽汽系统各管道疏水阀、各汽门本体疏水阀及其相关的手
动疏水阀已打开。
1.17启动电动给水泵，在条件满足的情况下，及时投入高加水测运行，并检查系统运行正
常。
1.18投入轴封汽系统，检查轴封汽母管压力在0.021～0.027MPa，轴封汽温与金属温度相
匹配：冷态（150～260℃），热态（208～375℃），轴加风机进口负压维持在0.0025MPa。
1.19启动2台凝汽器真空泵，检查运行正常。
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1.201.2122.12.22.32.42.4.12.4.22.4.32.4.42.52.62.72.82.8.12.8.22.8.32.8.42.8.52.8.62.8.72.8.82.92.9.12.9.22.9.32.9.42.9.52.9.62.102.112.122.1333.13.23.3
当凝汽器真空达－0.053MPa以上，锅炉准备点火。
根据凝汽器真空情况，当凝汽器真空达－0.075MPa，维持一台真空泵运行。另两台投入热备。
机组启动前锅炉辅助设备及系统的检查检查投入锅炉侧设备的闭式水系统。
辅机各润滑油泵联锁试验合格，投入辅机润滑油系统正常，启动引风机冷却风机检查运行正常。
通知油泵房启动锅炉燃油泵，控制正常供油压力锅炉上水
锅炉上水的方式：凝结水输送泵上水；电动给水泵上水；汽前泵上水。
确认各系统按系统检查卡检查完毕。
选择上水方式，利用给水旁路调节阀或电泵转速控制上水速度。
锅炉上水至汽包内有可见水位时，通知化学向汽包加药，上水结束后，停止加药。锅炉上水的注意事项：
上水时，给水温度控制在20~70℃为宜，给水温度与汽包下壁金属温差应小于28℃。汽包金属温度变化率小于1.85℃/min，汽包上下壁平均温差应小于56℃。
控制锅炉上水速度，冬季进水时间控制在不小于3～4小时左右，夏季不小于2小时。进入锅炉的给水必须是合格的除盐水，且需化学加药。
锅炉进水结束后，通知化学化验炉水水质，若水质不合格，锅炉放水后应重新上水，直至水质合格。
锅炉上水至－300mm后停止上水。
上水前、后分别抄录锅炉各膨胀指示器。
若采用凝结水输送泵上水结束后确认凝结水输送泵与给水系统可靠隔离。炉底加热的投入及注意事项：
控制辅助蒸汽联箱压力不小于0.9MPa,温度不小于250℃。炉底加热的投入前，应对联箱及管道进行充分暖管。
炉底加热的投入期间，汽包下壁金属平均温差应小于56℃。炉底加热的投入后，控制汽包金属温升率小于28℃/h。炉底加热投入期间应检查锅炉膨胀情况，膨胀正常。
当汽包压力达0.125MPa或下降管壁温达到95℃时及时停止炉底加热。
检查炉膛火焰电视摄像系统、火检系统正常，投入火检冷却风系统，确认火检冷却风压力正常。
检查炉前燃油系统运行正常，燃油压力正常。
确认空预器具备投运条件，启动空预器A、B，检查运行正常，投入空预器间隙控制自动。
确认引、送风机启动条件满足，启动一组引、送风机，调整炉膛压力正常，投入引风机自动，缓慢增加送风机出力，建立吹扫风量。机组启动前电气辅助设备及系统的检查
确认直流系统运行正常，DC110V系统电压在114-118V，DC220V系统电压在228-235V。确认UPS系统运行正常。厂用电系统
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3.3.1确认各启备变运行正常，无报警信号，6kV母线电压正常。
3.3.2确认各厂用变压器运行正常，各380VPC段、MCC段、公用PC段电源按正常运行方式
运行，母线电压正常。
3.4
进行发变组保护整组投入、检查：
3.4.1检查各保护装置工作已结束，整组具备投运条件；3.4.2合上各保护装置屏上交、直流电源开关；3.4.3检查各保护装置自检正常；
3.4.4检查各保护装置指示运行正常的灯亮，无异常报警信息；3.4.5根据运行方式通知继保人员投入各保护并进行交底确认；
3.4.6用高阻万用表分别测量保护装置保护出口压板两端对地无异极性电压；3.4.7根据运行方式投上保护出口压板；3.4.8汇报并作好台帐记录。3.5
确认发变组保护整组投入运行，进行发变组一次系统冷备用改热备用操作或检查发变组一次系统在热备用状态：
3.5.1查发变组在“冷备用”状态；
3.5.2查发电机中性点接地柜内二次保险完好并放上；
3.5.3合上发电机中性点接地刀闸，查发电机中性点接地刀闸确已合好；3.5.4将发电机出口22kVPTA、B、C按送电原则送至工作位置；3.5.5将6kVA、B段工作进线PT按送电原则送至工作位置；3.5.6查6kVA、B段工作进线开关在冷备状态；3.5.7确认主变出口500kV开关在热备用状态
3.5.8合上待并机组500kV开关两侧刀闸，查确已合好；3.6
确认发变组一次系统已在热备用状态，进行励磁系统由冷备用改热备用操作或检查励磁系统在热备用状态：
3.6.1查励磁系统在冷备用状态；
3.6.2查励磁系统励磁开关MFK在断开位置；3.6.3送上励磁柜风机电源；3.6.4送上励磁直流控制电源；3.6.5送上启励电源开关；
3.6.6合上UNITROL-5000励磁调节器交流辅助电源小开关；3.6.7合上励磁柜各交、直流电源小开关；
3.6.8查UNITROL-5000励磁调节器各个功率柜风机运行正常；
3.6.9查UNITROL-5000励磁调节器“LOCAL/REMOTE”控制方式在“LOCAL”；3.6.10查UNITROL-5000励磁调节器信号灯正常；
3.6.11查UNITROL-5000励磁调节器控制盘上“FCBOFF”灯亮；“EXCOFF”灯亮；“CHⅠ”
或“CHⅡ”灯亮；“PFREGOFF”灯亮；
3.6.12查UNITROL-5000励磁调节器无报警信号；
3.6.13将UNITROL-5000励磁调节器“LOCAL/REMOTE”控制方式切为“REMOTE”；3.6.14查CRT画面上励磁调节器状态和反馈与控制盘相一致；3.6.15置PSS控制器退出位。3.7
试启主变、高厂变、碳刷冷却风机正常。
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第四节机组冷态启动
11.11.21.2.1
机组启动参数、方式选择
无论何种启动方式，必须确保进入汽轮机的主、再热蒸汽至少有56℃以上的过热度。暖机时间的确定，应根据“启动－升负荷曲线”进行。
中压缸启动应由启动前中压缸进汽室金属温度，再热汽压力及温度确定汽轮机中速、全速及并网后的暖机时间、汽机倒缸后的暖机时间由并网前高压缸第一级金属温度，主蒸汽压力及温度确定。
1.2.2在自启动运行的情况下，DEH画面有中速、全速及初负荷的暖机计算时间，可参照执
行，但必须确认主机胀差、内外壁金属温差及温度的变化率在相应要求的范围内。
1.3冷态启动时，主、再热蒸汽温度和压力应满足“冷态启动曲线”的要求，并根据上款
要求确定暖机时间。
1.4非冷态启动时，在满足满足各状态启动曲线要求的同时，主蒸汽温度与第一级金属温
度及再热蒸汽温度与中压进汽室金属温度不匹配值应尽可能控制在±50℃范围内。理想的不匹配值在28～55℃范围内。
1.5在选择蒸汽参数的时候必须使金属温度变化率满足“高、中压转子在各种循环寿命想
好条件下的温度变化率和温度变化量关系曲线”的要求，通常选择高、中压缸金属温度突变的寿命损耗值小于0.001%。
1.6机组启动采用中压缸启动。2机组冷态启动2.1锅炉启动2.1.1燃油泄漏试验条件2.1.1.1无MFT跳闸信号。2.1.1.2所有油角阀关闭。2.1.1.3进油气动调节阀全开。2.1.1.4全炉无火焰。2.1.1.5进油快关阀关。2.1.1.6供油压力正常。2.1.2燃油泄漏试验。
2.1.2.1检查燃油泄漏试验条件满足，点击“开始检漏试验”按钮，开始燃油泄漏试验。2.1.2.2燃油泄漏试验过程。
2.1.2.2.1开进油快关阀旁路阀，关回油阀，管路充油，若在60秒没有达到规定油压，则试
验失败，查找泄漏点并消除后重新做试验。
2.1.2.2.2油压满足后关进油快关阀旁路阀，开始3分钟的油压监视过程，若这期间内油压
低于设定值，则试验中断，查找泄漏点并消除后重新做试验。
2.1.2.2.3维持3分钟后，开回油阀，管路泄油。
2.1.2.2.410秒后关回油阀，开始5分钟的油压监视过程，若这期间进油快关阀前后差压低
于设定值，则说明进油快关阀有泄漏，试验中断，查找泄漏点并消除后重新做试验。
2.1.2.2.5若在此期间进油快关阀前后差压正常，则整个试验成功。
2.1.2.2.6点击“旁路检漏试验”按钮,可强制产生检漏试验正常的状态。2.1.3炉膛吹扫允许条件
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2.1.3.1炉膛吹扫允许条件1（正常点火前吹扫）2.1.3.1.1无MFT跳闸条件。2.1.3.1.2全炉膛无火焰。
2.1.3.1.3至少有一组送、引风机运行且对应的挡板开启。2.1.3.1.4所有油角阀关闭。2.1.3.1.5进油快关阀关闭。2.1.3.1.6回油阀关闭。
2.1.3.1.7总风量大于25%且小于40%。2.1.3.1.8所有给煤机停运。2.1.3.1.9所有磨煤机停运。
2.1.3.1.10所有磨煤机出口门关闭。2.1.3.1.11所有磨煤机入口快关门关闭。2.1.3.1.12两台一次风机均停运。2.1.3.1.13仪用气压力正常。2.1.3.1.14炉膛压力正常。2.1.3.1.15汽包水位正常。2.1.3.2炉膛吹扫允许条件2（MFT后吹扫）2.1.3.2.1吹扫条件1满足。
2.1.3.2.2二次风挡板、燃尽风挡板在吹扫位。2.1.4炉膛吹扫步骤：
2.1.4.1确认炉膛吹扫条件满足后，点击“开始吹扫”按钮，开始5分钟的吹扫。
2.1.4.2此期间如果任一吹扫条件不满足，则吹扫中断，查明原因并消除后重新进行5分
钟的吹扫。
2.1.4.35分钟吹扫完成，MFT复归。
2.1.4.4吹扫完成后，开启燃油快关阀，建立炉前燃油循环，维持炉前燃油压力3.5MPa。2.1.5锅炉点火
2.1.5.1炉膛吹扫完成以后，保持总风量30％左右，做好锅炉点火准备。2.1.5.2确认汽机在跳闸状态，盘车投运正常。
2.1.5.3确认凝汽器真空建立，达－0.054MPa以上。
2.1.5.4确认锅炉有关疏水门、空气门、向空排汽门开启。2.1.5.5确认汽机防进水保护的所有疏水阀门开启。2.1.5.6确认锅炉的有关辅助系统符合点火要求：2.1.5.7.1二支炉膛烟温探针推进。
2.1.5.7.2空预器吹灰系统具备投运条件。2.1.5.7.3火检冷却风系统投入，风压正常。2.1.5.7.4减温水具备投运条件。
2.1.5.7.5确认炉膛火焰监视系统投运正常。2.1.5.7检查炉膛点火许可条件满足：2.1.5.8.1吹扫完成。
2.1.5.8.2火检冷却风正常。
2.1.5.8.3锅炉总风量大于25％。2.1.5.8.4无MFT。
2.1.5.8.5检查油系统点火许可条件满足：2.1.5.8.6炉膛点火条件许可。
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2.1.5.8.72.1.5.8.82.1.5.8.92.1.5.8.102.1.5.8.112.1.5.8.122.1.5.82.1.5.10.12.1.5.10.2
进油快关阀开。
进油快关阀旁路阀关。供油母管压力正常。供油温度不低。无OFT。
吹扫蒸汽母管压力正常。锅炉点火
锅炉冷态启动点火应先投下层油枪，按3、2、4、1、5的顺序投用。
油枪点火后，就地检查是否漏油，首只油枪连续三次点火不着，炉MFT，需重新进行炉膛吹扫。
2.1.5.10.3油枪投运后，注意稳定燃油压力和炉膛压力，检查油枪雾化及燃烧情况良好，
否则应通知检修处理或进行必要的燃烧调整。
2.1.5.10.4点火后投入空预器连续吹灰，注意监视空预器进、出口烟温，防止点火过程中
空预器受热元件积油燃烧。
2.1.5.10.5根据锅炉启动曲线及各控制参数不超限的前提下，逐渐增投油枪，同一层油枪
均着火稳定后，再投运其它油层油枪。
2.1.5.10.6锅炉点火后，根据情况投入送风量自动。2.2锅炉升温升压2.3.1锅炉升温升压过程中，应注意监视和控制下列各参数：
2.3.1.1汽包上下壁温差不大于56℃，对于锅炉冷态启动，锅炉起压前炉水升温率不大于
1.85℃/min。锅炉起压后的升温、升压率限额如下：过热蒸汽压力（MPa）0～0.30.3～3.333.33～6.06.0MPa以上稳压结束至额定参数过热蒸汽温度（℃）120～350350～400400℃以上至额定参数升压速率（MPa/min）0.0060.040.090.13升温速率（℃/min）2.00.331.152.3.1.2主蒸汽流量小于10％MCR以前严格控制炉膛出口烟温低于540℃。
2.3.1.3当汽包水位达+100mm时，紧急放水门自动开启，当汽包压力大于3.0MPa时，紧急
放水门闭锁，防止破坏锅炉水循环，此时可用定排代替放水。
2.3.1.4当省煤器出口水温与运行压力下的饱和水温差值小于10℃时，应立即增大省煤器进
口水流量，密切监视汽包水位和省煤器出口水温，同时还应进行必要的燃烧调整。
2.2.1调节燃油流量，根据冷态启动曲线升温升压。
2.2.2锅炉点火后，应加强对各主要膨胀点的监视，当汽包压力达到1.0MPa、6.0MPa、
10.0MPa、13.0MPa、16.0MPa时记录各膨胀指示器一次，若发现膨胀件卡住应停止升压，待故障消除后再继续升温升压。
2.2.3若采用汽前泵或凝输泵上水，则启动电泵运行，投入给水自动调节。2.2.4汽包压力升至0.2～0.3MPa，检查关闭下列阀门：2.2.4.1汽包放空气门。
2.2.4.2饱和蒸汽引出管空气门。2.2.4.3包覆旁路放空气门。
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2.2.4.42.2.4.52.2.4.62.2.52.2.62.2.72.2.8
侧包墙过热器出口管空气门。屏过进、出口母管放空气门。高过出口母管放空气门。
汽包压力至0.3～0.5MPa冲洗汽包水位计。
汽包压力至0.5MPa，根据化学要求投入连续排污扩容器。
汽包压力至0.6MPa，通知检修人员热紧螺栓，通知仪控人员冲洗有关仪表管路。当汽包压力升至1.0MPa时关闭包墙环形联箱疏水门，在汽包压力升至5.0MPa前每隔30分钟开启此疏水阀30秒。
2.2.9当汽包压力升至1.2MPa时，关闭低过进口集箱疏水，在汽包压力升至5.0MPa前此
疏水阀每20分钟开启30秒。
2.2.10当汽包压力升至1.4MPa时关闭屏式过热器出口对空排汽门。2.2.11当汽包压力升至1.6MPa时，关闭高温过热器出口对空排汽门。2.2.12以上阀门在负荷达到5％MCR时，关闭上述过热器各疏水门、放空气门以及电动门前
手动隔离门。
2.2.13升温升压过程中应控制汽包水位在±50mm范围内。2.2.14当汽包压力升高到1.0MPa时，根据需要投入旁路系统。当再热汽压力达0.1～0.2MPa
时,关闭高再出口母管放空气门。
3机组冲转3.1冲转前的准备
3.1.1检查DEH、ETS供电正常；
3.1.2对润滑油系统、抗燃油系统、DEH和TSI系统及盘车装置进行试验或检查；3.1.3凝结器真空高于-0.069MPa。
3.1.4检查轴封汽母管压力在0.026~0.028MPa，轴封汽温在150～260℃，轴加风机进口负
压维持在0.0025MPa（轴封汽的投运原则：冷态启动先抽真空，待机组高缸预暖前投入轴封汽，若机组不进行高缸预暖，则在机组冲转前30分钟投运轴封汽；机组热态启动则应先投轴封后抽真空，投运轴封汽后及时启动轴封风机运行，停运轴封汽则在轴封汽压力倒零后及时停运轴封风机。）
3.1.5确认汽机在跳闸状态、所有进汽阀全关、操作盘上“停机”灯亮；
3.1.6机组挂闸：进入“自动控制”画面，用鼠标点击“汽机挂闸”或按BTG盘上“挂闸”
按钮，OIS画面“挂闸”字体为绿色。而BTG盘上“挂闸”灯亮，“停机”灯灭。
3.1.7确认盘车投入，机组无“运行”指令，进行高压缸和主汽管、阀壳预暖，在“自动
控制”画面上，选择“预暖”并发进行指令，OIS画面上预暖显示“是”，机组根据高压缸和调门室金属温度自动进行高缸或调门室预暖，若预暖尚未结束，按OIS画面上发“退出”指令中止预暖。
3.1.8高缸预暖可以利用辅助蒸汽进行手动预暖，其操作如下：
3.1.8.1冷态启动，只要高缸第一级内壁金属温度低于150℃，均应对高压缸进行预暖。预
暖操作可在锅炉点火前进行。
3.1.8.2高压缸预暖蒸汽从辅汽来，暖缸汽压要求0.4~0.5MPa，温度在200～250℃且保持
28℃的过热度。
3.1.8.3暖缸条件
3.1.8.3.1主机脱扣并在盘车状态。
3.1.8.3.2高压缸第一级内壁金属温度低于150℃。3.1.8.3.3凝汽器真空在－0.053MPa以上。
3.1.8.3.4冷再管道及一抽电动门前疏水阀门开启。
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3.1.8.3.5辅助蒸汽压力不低于0.7MPa，并且投运正常。3.1.8.4暖缸操作3.1.8.4.1操作准备
3.1.8.4.1.1打开高压缸预暖隔离阀，高压缸预暖管道暖管至暖缸调节阀前，充分疏水暖管
后保持疏水器连续运行。
3.1.8.4.1.2将高压导汽管疏水阀调到20％开度。3.1.8.4.1.3关闭高排逆止阀前管道疏水阀。3.1.8.4.2暖缸操作
3.1.8.4.2.1关闭主机VV阀。
3.1.8.4.2.2打开暖缸调节阀在10％开度，30分钟后关闭一抽电动阀前疏水阀。3.1.8.4.2.3调整暖缸调节阀的开度，控制高压缸第一级金属温升率小于1℃/min，使汽缸内
压力逐渐升高到0.4~0.5MPa，高压缸第一级内壁金属温度逐渐上升到150℃。
3.1.8.4.2.4高压缸第一级内壁金属温度逐渐上升到150℃后，维持当前各阀门的开度进行闷
缸，闷缸时间根据下表来确定。
温度（℃）2040201*0190801801001501201*01500时间（分钟）220
3.1.8.4.3暖缸结束后的操作
3.1.8.4.3.1全开高压导汽管疏水阀及一抽电动门前疏水阀。3.1.8.4.3.2投入高排逆止门前疏水阀自动，使其全开。
3.1.8.4.3.3将高压缸预暖调节阀逐渐关闭，当高压缸预暖调节阀全关后，检查高排通风阀
全开。
3.1.8.4.3.4投入冷再管道疏水自动。3.1.8.5暖缸的注意事项
3.1.8.5.1汽缸金属温度要符合温升率要求，高压缸第一级内外壁金属温升率不得超过1℃
/min。
3.1.8.5.2暖缸时高压缸内的压力应在0.4~0.5MPa之间。3.1.8.5.3汽缸上下缸金属温差小于35℃。
3.1.8.5.4汽缸膨胀、高低压缸胀差、轴向位移及转子的偏心度在允许范围内。3.1.8.5.5注意监视盘车的运行情况。3.1.9高压调门室预暖
3.1.9.1当调门室金属温度低于150℃，在汽机启动前，必须对调门室进行预暖，预暖蒸汽
从＃2高压主汽门的预启阀进入调门室。
3.1.9.2预暖蒸汽从主蒸汽来，当主蒸汽温度大于271℃时高压缸预暖结束，开始调门室预
暖。
3.1.9.3确认主蒸汽母管疏水、MSV阀座疏水和CV导管疏水均开启。3.1.9.4汽轮机复位，检查中压主汽门开启，VV阀及BDV阀开启。
3.1.9.5在OIS“自动控制”画面中，点击“预暖”键，弹出对话框中选择“GO”，机组自动
执行调门室预暖，检查＃2MSV预启阀开启。
3.1.9.6记录调门室内外壁金属温差，当此温差大于80℃时，点击“预暖”键，弹出对话框
中选择“OUT”，检查＃2MSV预启阀关闭。
3.1.9.7当调门室内外壁温差低于70℃时，再按以上操作，把＃2MSV预启阀开启。
3.1.9.8重复以上操作，直到调门室内外壁金属温度均上升到180℃以上，且内外壁温差小
于50℃，调门室预暖操作结束，按汽机停机按钮，检查各汽门关闭。
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3.1.9.9调门室预暖结束，锅炉继续升温升压，根据需要完成主机汽门严密性试验。3.2检查确认下列各段疏水阀在开启位置：3.2.1高压段
3.2.1.1高压主汽阀阀体疏水；3.2.1.2高压调节阀阀体疏水；3.2.1.3高压主汽管疏水；3.2.1.4高压内缸疏水；
3.2.1.5高中压内外缸夹层疏水；3.2.1.6一段抽汽逆止阀及阀前疏水。3.2.2中压段
3.2.2.1中压进汽腔室疏水；3.2.2.2高排逆止阀前、后疏水；
3.2.2.3三、四段抽汽逆止阀及阀前疏水；
3.2.2.4中压联合汽阀阀座疏水及中压主汽管疏水；3.2.2.5中压缸排汽口疏水。3.2.3低压段
3.2.3.1五、六段抽汽逆止阀及阀前疏水；3.3点击高排逆止门开，就地检查高排逆止门气缸打开，高排逆止门呈自由状态。3.4检查抬起就地大轴偏心度表。3.5TSI测量数据显示处于允许范围，并在冲转前作好下列主要记录,联系热工投入有关保
护.
3.6检查下列参数符合要求，汇报值长，机组准备冲转。
润滑油压力≥0.137MPa润滑油温度27～40℃EH油压力10.7~11.7MPa顶轴油母管压力＞15MPa
偏心＜110％原始值低压胀差－4.6~19.8mm高中压缸胀差－5.3~10.3mm汽缸内/外壁金属上下温差＜35/50℃
4高中压缸联合冷态启动（HIP）4.1确定冲转蒸汽参数：
主蒸汽压力为：6.0MPa主蒸汽温度：325℃再热蒸汽温度：300℃
凝结器真空高于-0.069MPa。
4.2确认危急遮断器已挂闸；4.3投入高、低加汽侧运行，高加疏水至凝汽器；4.4进入OIS自动控制画面，启动方式选择“联合”。4.5确认所有主汽阀、调节阀在全关状态；4.6按“运行”按钮，状态显示为“是”，检查高、中压主汽阀全开；此时注意调门的严
密性，观察转子转速是否变化。
4.7按“自动/手动”键选择“自动”方式（也可选“手动”方式）；按”单/顺阀”键选
择”单阀”或”顺序阀”.
4.8目标选择200r/min，升速率选择100r/min/min升速率；4.9按自动控制画面上“进行/保持”键，将其置“进行”状态，画面显示“进行”，高、
中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，当转速大于盘车转速时检查盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。
第48页共340页wenku_49({"font":{"55a056c108a1284ac85043780010031":"宋体","55a056c108a1284ac850437800201*1":"TimesNewRoman","55a056c108a1284ac85043780060031":"宋体","55a056c108a1284ac85043780070031":"ArialBold","55a056c108a1284ac85043780080031":"Arial","55a056c108a1284ac85043780090031":"Arial"},"style":[{"t":"style","c":[3,4,0],"s":{"font-size":"13.5"}},{"t":"style","c":[0,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,31,32,33,34,35,36,37,38,39,40,41,42,1],"s":{"color":"#000000"}},{"t":"style","c":[3,10,11,14,16,17,19,20,24,26,29,32,35,36,40,41,2],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac85043780010031"}},{"t":"style","c":[3],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac85043780010031"}},{"t":"style","c":[4],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac850437800201*1"}},{"t":"style","c":[6,9,11,5],"s":{"bold":"true"}},{"t":"style","c":[6],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac85043780060031"}},{"t":"style","c":[6,22,27,30,31,33,37,38,39,7],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac85043780060031"}},{"t":"style","c":[5,6,7,9,10,11,12,13,14,15,16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,31,32,33,35,36,37,38,39,40,41,42,8],"s":{"font-size":"15.84"}},{"t":"style","c":[9],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac85043780070031"}},{"t":"style","c":[11,14,16,17,19,20,24,26,29,32,35,36,40,41,10],"s":{"font-size":"15.84"}},{"t":"style","c":[11],"s":{"font-family":"55a056c108a1284ac85043780010031"}},{"t":"style","c":[1贵州粤黔电力有限责任公司运行规程
振动，使振动
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