主机规程.doc

600MW机组运行规程目 录1范围 32 引用标准 33 主设备概述 33.1 锅炉 33.2 汽轮机 43.3 发电机及励磁系统 64 技术规范 74.1 锅炉 74.2 汽轮机 114.3 发电机参数 135 机组启动 155.1 相关规定 155.2 启动方式的划分 155.3 机组禁止启动条件 155.4 机组启动前的相关工作 165.5 机组冷态启动 185.6 热（温）态启动 305.7 极热态启动 315.8 机组启动过程注意事项 336 正常运行监视和调整 336.1 机组运行调整的任务和目的 336.2 机组运行控制方式 336.3 机组运行中控制的主要参数及限额 346.4 汽水品质监督 386.5 机组运行监视和调整 407 机组定期工作 457.1 锅炉设备定期工作 457.2 汽机设备定期工作 467.3 电气设备定期工作 478 正常停机 488.1 正常停运前的准备 488.2 机组减负荷停机 488.3 停炉后的操作 508.4 汽机停机后的操作 518.5 发电机解列后的操作 528.6 正常停运的注意事项 529 机组停运后保养 539.1 锅炉停运后的保养 539.2 汽机停运后的保养 549.3 发电机停运后的保养 5410 机组联锁保护 5410.1 锅炉主要联锁保护 5410.2 汽机联锁保护 5711 机组试验 5911.1 试验原则 5911.2 锅炉试验 5911.3 汽机试验 6412 机组事故处理 7412.1 事故处理原则 7412.2 事故停炉、停机 7512.3 机组跳闸后处理 7812.4 火灾 8012.5 机组厂用电中断 8112.6 锅炉事故处理 8212.7 汽轮机事故处理 8812.8 电气事故处理 98附表附录1压力单位换算表附录2饱和压力对照表附录3发电机V形曲线附录4 发电机出力曲线附录5 冷态启动曲线附录6 温态启动曲线附录7 热态启动曲线附录8 极热态启动曲线1范围本标准规定了SG1913/25.40-M965型锅炉、N600-24.2/566/566型汽轮机、QFSN-600-2型发电机及其附属设备的主要技术特性、设备规范、运行、维护及事故处理的规定。本标准适用于上海锅炉厂引进技术制造的SG1913/25.40-M965型锅炉、上海汽轮机有限公司引进美国西屋技术制造的N600-24.2/566/566型汽轮机、上海汽轮发电机有限公司引进技术生产的QFSN-600-2型发电机启动、运行、维护和事故处理，适用于我公司#1、2机组。2 引用标准下列文件中的条款通过本规程的引用而成为本规程的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规程，但鼓励根据本规程达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规程。 部颁电力工业技术管理法规（82年） 部颁电业安全工作规程（94年）中国华电集团公司安全生产工作规定中国华电集团公司重大事故预防措施中国华电集团公司事故调查规程火力发电厂运行规程编制导则防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 制造厂家提供的有关技术资料及设计院的设计图纸、资料等。3 主设备概述3.1 锅炉3.1.1 锅炉为上海锅炉厂引进技术制造的超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉，其型式为单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊型结构、露天布置的燃煤锅炉，锅炉型号：SG1913/25.40-M965。3.1.2 锅炉全炉墙和烟道均采用焊接膜式结构，炉膛宽18816mm、深16576mm，从炉膛冷灰斗进口（标高5200mm）到标高45770mm处，炉膛四周由螺旋管圈组成，从标高45770mm到炉顶棚管（标高67700mm）处的上部炉膛由光管焊接成的垂直水冷壁组成。在炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道内沿烟气的流动方向依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道内沿烟气流动方向依次布置低温再热器和省煤器。3.1.3 给水由炉右侧进入省煤器入口集箱，水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱引出下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、中间混合集箱、垂直水冷壁管到垂直水冷壁出口集箱汇集后，经引出管引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入大气式扩容器后,凝结水由扩容器集水箱排往凝汽器；分离器出来的蒸汽则依次经顶棚管入口集箱、顶棚管到顶棚管出口集箱汇集后分两路引出，一路经后烟井顶棚管、后烟井后墙管下行进入后烟井下集箱。另一路经垂帘管、后烟井前墙管下行进入后烟井下集箱，在后烟井下集箱汇集后分三路引出，第一路经后烟井左侧墙管上行进入后烟井左侧墙上集箱。第二路经后烟井右侧墙管上行进入后烟井右侧墙上集箱。第三路经一引出管进入水平烟道中间集箱后分两侧依次经过水平烟道水平段、水平烟道垂直段后分别进入后烟井左、右侧墙上集箱混合，混合后的蒸汽分别由两根导汽管引入左、右两侧分隔屏入口集箱，左、右两侧分隔屏出口集箱的蒸汽由两根导汽管经一级喷水减温器调温后进入后屏过热器入口集箱,后屏出口集箱的蒸汽由两根导汽管经二级喷水减温器调温后再进行左右交叉进入末级过热器入口集箱，末级过热器出口集箱的过热蒸汽经两根导汽管送至汽机高压缸。3.1.4 汽机高压缸排汽进入位于对流烟井上部的低温再热器入口集箱，低温再热器出口集箱的蒸汽由两根导汽管引出左右交叉后进入位于水平烟道内的末级再热器吸热，末级再热器出口集箱的再热蒸汽经两根导汽管送至汽机中压缸。再热蒸汽温度的调节通过调整燃烧器的摆动角度和改变喷然器的投运层别进行控制,在低温再热器入口管道上布置再热器微调喷水减温器作为辅助调节手段。3.1.5 锅炉启动旁路系统采用内置式启动分离器，在炉前沿宽度方向垂直布置汽水分离器，每个分离器分别由两根导管将水冷壁出口的工质引入，经两根导汽管将工质引至炉顶棚进口集箱。在机组启动或锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，启动旁路在分离工况下运行，工质在分离器中进行汽水分离后，蒸汽进入顶棚过热器继续加热，水经疏水管引至一个储水箱，储水箱下方设有两根管道分别通至除氧器和大气式扩容器，每根管道上分别设有调节阀，可根据不同状况控制分离器水位并回收工质和热量，在大气式扩容器中，扩容出的蒸汽通过管道在炉顶上方排入大气，水进入集水箱后经两台疏水泵排至凝汽器。3.1.6 锅炉设计煤种为贵州烟煤。采用中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹式制粉系统，燃烧方式采用四角切圆摆动式燃烧技术。煤粉燃烧器为四角布置、切向燃烧、摆动式直流燃烧器。燃烧系统采用分级燃烧技术，可有效降低NOX排放量。3.1.7 烟风系统采用两台动叶可调轴流送风机和两台入口导叶可调轴流引风机平衡通风，空气预热器为三分仓容克式，采用径向密封自适应调整来降低空气预热器漏风。两台送风机和两台轴流一次风机将冷空气送往空气预热器，冷风在空气预热器中与锅炉尾部烟气换热被加热成热风，热二次风一部分送往喷燃器助燃实现一级燃烧，一部分送往燃尽风喷口保证燃料充分燃尽。热一次风送往磨煤机和冷一次风混合,实现煤粉的输送、分离和干燥。燃料在炉膛内燃烧产生的热量,在炉膛内主要以辐射传热的方式传递给炉膛水冷壁和屏式过热器，炉膛排出的热烟气依次通过高温再热器、高温过热器后进入对流竖井。在对流竖井内依次布置低温再热器和省煤器。在上述受热面中高温烟气主要以对流传热的方式将热量传递给工质，烟气的温度逐渐降低。由对流竖井引出的烟气分两路进入空气预热器进行最后冷却，再经两台双室四电场电除尘器净化后通过两台引风机送入脱硫系统进行脱硫处理，净化后的烟气经烟囱排入大气。3.1.8 炉排渣系统采用刮板式捞渣机。3.1.9 锅炉还配有炉膛火焰监视电视系统、炉膛出口烟温探针、炉管泄漏自动报警装置等安全保护装置。3.2 汽轮机3.2.1 汽轮机为上海汽轮机有限公司设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，具有较高的效率和安全可靠性。汽轮机型号：N600-24.2/566/566。3.2.2 本机采用节流/喷嘴调节，高压部分共有四个调节汽门，对应四组喷嘴。机组启动时，一般采用单阀控制即节流调节；机组正常运行时，一般采用多阀控制即喷嘴调节。自动主汽门（TV）和调节汽门（GV）的排列如图： #1主汽门 2主汽门3.2.3 汽轮机本体特点 汽缸高中压内、外缸均为合金钢铸造而成， 沿水平中分面分开，形成上缸和下缸。内缸在水平中分面处支承在外缸上，顶部和底部用定位销导向，以保持对汽轮机轴线的正确位置，同时允许随温度变化能自由膨胀和收缩。高压喷嘴室进口支承在内缸上，靠凸缘和键槽配合定位在上、下内缸上。进汽套管用滑动接头连接到各个喷嘴室，使由于温度变化引起的变形的可能性减至最小。高中压外缸是由四个与下缸端部铸成一体的猫爪所支承，这样使支承点尽可能靠近水平中心线。调阀端汽缸猫爪支撑在前轴承座的键上，可自由滑动。电机端汽缸猫爪支撑在低压缸下半轴承座的键上，并同样可以自由滑动。低压内、外缸是焊接式结构，由下部和上部组成。外缸上半部和下半部均垂直分为三部分，并在水平面上分开形成下缸和上缸。低压外缸与相邻的轴承座焊成一体，可安装本身的轴承，#1低压外缸与高中压缸之间轴承座还安装有推力轴承和高中压缸#2 轴承。低压静叶安装固定于低压内缸，其中前4级分别安装于四个低压静叶持环中。持环通过定位销和垫片支承在内缸。内缸通过水平中心线下的猫爪支承在外缸上。 转子 高中压转子是由整体合金钢锻件加工制成。另有一短轴用螺栓连接在调门端，其上装有主油泵叶轮和危急遮断器。低压转子同样也由整体合金钢锻件加工制成。高中压转子和低压转子之间用一个带法兰的刚性联轴器连接，低压转子和低压转子之间通过中间轴也采用刚性联轴器相互连接，低压转子用一刚性联轴器连接发电机。这样形成的旋转单元是由高中压转子推力轴承轴向定位。整个轴系支承在九个轴承上。高中压转子和低压转子均为整锻无中心孔的转子，整体降低了离心切应力。 叶片本机高压缸共有一个冲动式调节级和11个反动式压力级，中压缸共有8个反动式压力级，低压缸共有227个反动式级。叶片通道中旋转和静止零部件的间隙漏汽，由薄汽封齿来控制。 滑销系统本机组配置完善的滑销系统，能保证机组安全可靠的运行。机组膨胀的绝对死点在1号低压缸的中心。高中压缸与轴承箱之间、1号与2号低压缸之间在水平中分面以下都用定位中心梁连接，定中心梁用螺栓和定位销连接到汽缸和邻近的轴承座上。转子之间都是采用法兰式刚性联轴器联接，形成了轴系。轴系轴向位置是靠机组中压转子后端的推力盘来定位的。推力盘包围在推力轴承中，由此构成了机组动静之间的死点 (即机组“相对死点”)。 轴瓦本机的支持轴承全部为LEG可倾瓦（四瓦可倾），具有良好的稳定性。推力轴承采用自位式LEG推力轴承，它能自动调整推力瓦块负荷。#6轴承箱带有盘车装置，盘车转速2.38r/min。整个汽轮发电机组共有9个支持轴承，#3#8轴承下瓦上设有顶轴油孔。 汽封高中低压汽封为迷宫式汽封，高压缸的各汽封约在10负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25负荷时变成自密封，此时，蒸汽排到汽封系统的联箱，再从联箱流向低压汽封。大约在75%负荷下系统达到自密封。如有任何多余的蒸汽，会通过溢流阀流往凝汽器。3.2.4 控制系统 汽轮机控制系统采用上海汽轮机有限公司配套的DEH控制系统，主要完成汽轮机的挂闸、冲转、并网、负荷控制、在线试验和危急遮断等功能。3.2.5 启动方式汽轮机的默认启动方式是采用带旁路的高中压缸联合启动方式。3.2.6 本机组共设八级非调整抽汽，分别供高、低压加热器、除氧器、汽动给水泵及厂用汽。3.2.7 本机配置30%B-MCR容量高、低压两级串联旁路系统。 3.3 发电机及励磁系统3.3.1 发电机采用由上海汽轮发电机有限公司引进美国西屋技术生产的汽轮发电机组，排列方式为室内纵向顺列布置。发电机的冷却方式为水、氢、氢。发电机的励磁型式为发电机出口接带励磁变的全静态励磁系统。发电机型号:QFSN-600-2。3.3.2 该发电机转子采用气隙取气冷却方式，穿心螺杆、磁屏蔽、分块压板固定的定子铁芯，上下层不同截面的定子线圈，刚-柔结构的定子端部固定、端盖式轴承，双流双环式密封瓦等。3.3.3 励磁系统为机端供电的励磁系统，正常运行期间，励磁系统由发电机机端电压经过励磁变供电。起励装置由外部系统供电，当残压不足以建立发电机电压时，经过一定时间的迟延，起励装置就会投入，起励开关自动闭合，定子电压建立，当电压达到规定值时，起励开关自动断开，可控硅桥正常工作。3.3.4 励磁调节器为双自动通道（自动/手动）加独立的备用控制器(EGC)，每个通道均能提供励磁电压调节（AVR自动方式）和励磁电流调节（FCR手动方式）。备用控制器（EGC）是紧急的备用控制器，仅提供励磁电流调节（手动方式），向EGC的切换是由设备内部各种保护和监控功能自动控制的，不受人为控制。3.3.5 励磁调节器包含的功能有：给定值调整有功补偿无功补偿U/Hz限制器软启励自动跟踪过励限制欠励限制电力系统稳定器PSS3.3.6 整流桥采用标准型，即具有5个并联的整流桥，其中有一个冗余的（n-1）配置，当一个整流桥故障时，系统仍能满足最大励磁功率。冷却方式采用带双冗余风机的强迫冷却。3.3.7 励磁系统的灭磁功能由灭磁开关、跨接器（CROWBAR）和灭磁电阻实现，当灭磁开关断开时，通过触发跨接器的可控硅将励磁电流瞬时倒入灭磁回路，灭磁过程开始，灭磁开关触头可以无负荷断开。4 技术规范4.1 锅炉4.1.1 BRL工况及BMCR工况主要参数名 称单 位BMCRBRL主蒸汽流量t/h19131785主蒸汽温度oC571571主蒸汽压力MPa(g)25.425.24再热器进口压力MPa(g)4.394.11再热器进口温度oC312306再热器出口压力MPa(g)4.23.94再热器出口温度oC569569再热蒸汽流量t/h15841484给水温度oC2822784.1.2 燃料特性名 称 及 符 号单位设计煤种校核煤种工业分析收到基全水分 Mar%9.99.5收到基灰分 Aar%23.7228.72无灰干燥挥发分 Vdaf%24.7521.0收到基低位发热量 Qnet，arkJ/kg2198120581哈氏可磨系数 HGI7878元素分析收到基碳 Car%57.551.82收到基氢 Har%3.113.59收到基氧 Oar%2.782.50收到基氮 Nar%0.991.01收到基硫 St.ar%2.02.86灰熔融性变形温度 DT12901270软化温度 ST13701360流动温度 FT14801430灰份分析二氧化硅 SiO2%51.1148.62三氧化二铝 Al2O3%25.2926.34三氧化二铁 Fe2O3%9.168.52氧化钙 CaO%7.578.45氧化镁 MgO%1.581.69三氧化硫 SO3%1.041.13氧化钠和 Na2O%0.410.47氧化钾 K2O%1.030.9TiO2%1.101.02其它(MnO2、SiO2等)%3.450.19全水分Mt%9.99.5空干基水分Mad%2.051.90干燥无灰基挥发分Vdaf%24.7521.0收到基低位发热量Q.net. arkJ/kg21981(5256kcal/kg)20581(4922kcal/kg)可磨系数HGI7878冲刷磨损指数Ke2.2(较强)2.26(较强)粒度mm3003004.1.3锅炉运行相关参数负 荷项 目单位BMCRBRL高加切除75%BMCR50%BMCR30%BMCR蒸汽流量及减温水流量过热器出口t/h1913178514541435957574再热器出口t/h1586.01514.21426.61210.1824.6505.0省煤器进口t/h1836.51747.91395.71377.4918.2550.9过热器一级喷水量t/h49.2047.439.937.127.318.2过热器二级喷水量t/h27.225.418.320.311.04.8蒸汽压力过热器出口压力MPa25.4025.2424.8724.8518.9011.59再热器进口压力MPa4.394.113.973.322.241.31再热器出口压力MPa4.203.943.804蒸汽和水温度过热器出口571571571571571571过热汽温左右偏差555555再热器进口312306306286283289再热器出口569569569569569531再热汽温左右偏差555555省煤器进口282279183264242215省煤器出口328326278322306281过热器减温水282279183264242215再热器减温水185183183264242215启动分离器435431404409377370各部烟气温度炉膛出口(屏底)138113951366136113191062分隔屏过热器出口11601161118211611058871后屏出口(炉膛出口)1068106610731050951788末级再热器出口968964963941852708水冷壁后墙垂帘管出口963957946923834693末级过热器热段出口869872860839764654末级过热器冷段出口811806802784717627低再垂直部分进口805806797778712623低再垂直部分出口782775762744682597低再水平部分进口762756741724661578低再水平部分出口562555546526486430省煤器进口541534546526486430省煤器出口385379311349316272空预器出口（修正）131.7130.610411610397燃料消耗量燃料消耗量t/h250.96241.07227.32197.08138.4386.28锅炉热效率热效率(低位发热量)%93.1293.1594.6993.8894.1394.58过剩空气系数炉膛出口1.251.341.40省煤器出口1.251.341.404.2 汽轮机4.2.1 主机规范名 称单位数值型式/超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式型号N600-24.2/566/566制造厂商/上海汽轮机有限公司转速r/min3000转向（从汽轮机向发电机看）/顺时针汽轮机允许最低真空值kpa（a）70（背压31.3KPa）抽汽级数级3高、4低、1除氧冷态启动从空负荷到满负荷所需时间min240汽机叶片级数及末级叶片有关数据高压级数级1+11中压级数级8低压转子级27低压转子级27低压缸末级叶片长度mm950低压缸次末级叶片长度mm479高中压转子脆性转变温度（FATT）121低压转子脆性转变温度（FATT）13运行参数最大连续功率MW632.9额定功率MW600不破坏真空惰走时间min65破坏真空惰走时间min40主开关断开不超速跳闸的最高负荷kW671209超速脱扣转速r/min3300汽机报警真空Kpa 76.6 （背压24.7 Kpa）最大运行真空Kpa 73.3 （背压28 Kpa）汽机脱扣真空Kpa 70 （背压31.3 Kpa）汽机喷水流量t/h12.96最大持续允许负荷:真空82.7KPa(背压18.6KPa)时MW600盘车转速r/min2.38允许盘车停止时汽缸最高温度1504.2.2 汽轮机特性数据热耗验收工况THA铭牌工况TRLTMCR工况VWO工况高加切除工况出力MW600600.397632.919671209600.27热耗值KJ/kW.h75877892.6757275597820主蒸汽压力 MPa24.224.2再热蒸汽压力MPa3.6423.8263.8564.113.801主蒸汽温度566566566566566再热汽温度566566566566566主蒸汽流量 kg/h16775391784580178458019130001468639再热蒸汽流量kg/h14002991475336148398915839101440411排汽压力 KPa.a5.8811.85.885.880.00588排汽流量kg/h9738301019701102312610808601054732补水率03000末级高加出口给水温度275.0278.6279.02834184.4备注：1. 热耗率验收工况（THA工况）：汽轮机在额定进汽参数、额定真空、回热系统正常投运，补给水率为0%，能连续运行发出额定功率。2. 铭牌工况（TRL工况）：汽轮机在额定进汽参数、回热系统正常投运、真空89.5KPa（背压11.8kPa），补给水率为3%时，机组能连续运行发出铭牌功率。3. 最大连续工况（TMCR工况）：汽轮机在额定进汽参数、额定真空、回热系统正常投运，补给水率为0%，进汽量等于铭牌工况进汽量时能连续运行。4. 阀门全开工况（VWO工况）：汽机在调节阀全开，额定进汽参数、额定真空、回热系统正常投运，机组能连续运行。5. 高加全部切除工况（高加全部停用工况）：汽轮机在额定进汽参数、额定真空，三台高加全部切除，汽轮机能发出铭牌功率。4.2.3 汽轮机额定负荷（THA工况）时各级抽汽参数抽汽参数流量kg/h压力MPa(a)温度第一级(至1号高加)1042335.977353.0第二级(至2号高加)1457864.047303.4第三级(至3号高加)608751.829457.4第四级(至除氧器)788580.9513364.0第四级(给水泵汽轮机)871770.9513364.0第五级(至5号低加)825030.3915254.9第六级(至6号低加)406360.1189129.5第七级(至7号低加)546090.0587185.4第八级(至8号低加)355380.0187458.684.2.4 汽轮机发电机组临界转速轴段名称一阶临界转速r/min二阶临界转速r/min设计值（轴系）设计值（轴段）设计值（轴系）设计值（轴段）高中转子1640161040004000低压转子1680160040004000低压转子1690160040004000发电机转子820763230022004.2.5 转子轴颈双振幅振动值（m）轴承第一临界转速振幅值额定转速时振幅值正 常报 警跳 闸19150601252544.3 发电机参数项目单位设计数据型式三相交流隐极式同步发电机型号QFSN-600-2冷却方式水氢氢额定容量MVA667额定功率MW600额定定子电压kV20额定定子电流A19245额定励磁电压V407额定励磁电流A4145空载励磁电压V139空载励磁电流A1480额定功率因数09额定转速r/mIn3000最大连续输出功率MW633.7VWO工况下输出功率MW663.2VWO工况下功率因数0.9VWO工况下氢压MPa0.4额定效率（计算值）%98.85额定频率Hz50相数相3定子绕组连接方式YY定子绕组出线端子数个6绝缘等级F级稳态负序电流I2%10暂态负序电流I22ts10允许频率偏差%2允许定子电压偏差%5进相运行能力MW600进相运行时间h0.95PF长期连续运行发电机临界转速（一阶/二阶）r/mIn740 / 2044轴承绝缘最小M1定子绕组额定工况下出水温度70定子绕组额定工况下层间温度80定子铁芯额定工况下热点温度91定子端部结构件温度120转子绕组额定工况下温度86定子线棒冷却水流量t/h105冷却水进口水温4550定子冷却水电导率S/cm0.51.5定子冷却水压降MPa0.150.2冷却器个数两组4个每个冷却器百分比容量25%退出一个冷却器发电机出力MW480氢冷器进水温度35氢冷器出水温度46氢冷器水流量t/h900冷氢温度4048热氢温度（额定）4580额定氢压MPa0.4最高允许氢压MPa0.5发电机内气体体积m3110漏氢量m3/d11.35 机组启动5.1 相关规定：下列操作需要总工程师或指定发电部主任、专工主持下进行。5.1.1 大、小修后机组启动。5.1.2 机组超速试验。5.1.3 机组甩负荷试验。5.1.4 调节系统的各项试验。5.1.5 设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用。5.1.6 大修后小汽机的启动。5.2 启动方式的划分5.2.1 汽轮机冷态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度小于204。5.2.2 汽轮机温态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度204350之间。 5.2.3 汽轮机热态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度350450之间。 5.2.4 汽轮机极热态启动：高压内缸调节级金属温度和中压缸第一级叶片持环温度高于450。5.3 机组存在下列情况之一时,禁止启动5.3.1 机组主保护有任一项不正常。5.3.2 机组主要检测仪表（如转速表、转子偏心度表、真空表、主再热蒸汽压力和温度表、振动表、汽缸膨胀和差胀表、汽机轴承温度、轴向位移、润滑油压力和温度、发电机有功和无功表、电压表、电流表、同期表、励磁电压和电流表、给水流量、分离器水位计、氢气纯度表和压力表等）监视功能失去，影响机组启动或正常运行；或机组主要监测参数超过极限值。5.3.3 机组DCS、DAS、SCS、MCS、FSSS、DEH、TSI、ETS等系统工作不正常，影响机组正常运行。5.3.4 仪用气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。5.3.5 主机危急保安器动作不正常或任一超速保护不能可靠动作。5.3.6 调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危急保安器动作值。5.3.7 主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于10或油箱油位低。5.3.8 高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。5.3.9 汽机任一高中压主汽门及调门、高排通风阀、高排逆止门卡涩，不能关闭严密。5.3.10 盘车装置故障、盘车盘不动或盘车电流超限。5.3.11 交流润滑油泵、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、EH油泵、顶轴油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格。5.3.12 汽轮机转子偏心度0.076mm（或大轴弯曲值大于原始值0.02mm） 。5.3.13 汽轮机胀差超出规定值。5.3.14 高、中压上下缸温差42 。5.3.15 汽轮发电机组转动部分有明显金属摩擦声。5.3.16 机组一次系统存在严重缺陷，危及机组安全运行 。5.3.17 汽水品质不合格。 5.3.18 电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。5.3.19 机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。5.3.20 发电机内部氢气纯度、湿度不合格或氢气冷却器有异常。5.3.21 发电机空侧交流密封油泵未能投运或密封油系统油氢差压、空氢侧密封油压差不正常。5.3.23 发电机定子冷却水导电率不合格或定子冷却水系统有其他异常。5.3.23 发变组绝缘不合格。5.3.24 机组主要辅机故障及调节装置失灵。5.4 机组启动前的相关工作5.4.1 机组启动前准备工作 确认锅炉、汽机、发电机及所属各辅助设备检修结束，有关的工作票终结完毕，临时措施已拆除，楼梯通道畅通；照明充足；各设备、管道保温完好，现场无杂物。 机组所有保护、联锁试验合格，DCS控制系统投入。 投运各种测量、指示仪表，确认各参数显示正确。 各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确；检修后的辅机已分部试转正常，具备投运条件。 检查相关辅助系统投入正常。 各种有关的操作电源、控制电源、仪表电源等均应送上且正常。 所有就地测量装置一、二次门开启，表计指示正确。 各岗位通讯联系畅通。 厂区消防系统投入正常，消防设施齐全。0 机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全。1 各汽水管道的阀门、法兰应完好，标牌清楚，介质流向标示正确。2 锅炉本体、烟风道各人孔门关闭严密，本体及汽水管道弹簧支吊架完好，无膨胀障碍。3 吹灰器完好且都在退出状态。4 烟温探针完好且投入（当炉膛出口烟温超过538时报警，烟温应探针自动退出）。5 启动分离器水位指示正确。6 空气预热器的传动装置、密封间隙调节装置、润滑油及冷却系统，各指示器均处于正常位置。7 炉膛火焰电视监测系统，火检及其冷却系统完好，冷却风投入正常。8 所有油枪吹扫干净，试验良好。9 汽机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。0 汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。1 电气工作结束后，拆除有关短接线、接地线及其它安全措施。2 检查有关一、二次设备回路符合启动要求，场地清洁。3 检查发电机集电环、碳刷正常。4 发变组保护及同期装置投用符合运行要求，且均处于复归状态。5 检查发变组出口刀闸确在“分闸”位置。6开启封闭母线微正压装置。7发电机测量绝缘合格，测量绝缘应按以下规定执行： a） 定子线圈未通水时：使用2500伏的绝缘表，加压1分钟。绝缘值不小于500M。b) 定子线圈通水时：采用发电机水内冷绝缘测试仪测量定子回路绝缘电阻，应将汇水管到外接水管法兰处的跨接线拆开，用万用表测量绕组对定子冷却水进出汇水管之间的电阻Ry100k,用万用表测量汇水管（进、出水管并联）对地绝缘电阻Rh30k,然后，将两端汇水管连接起来接到专用仪的汇水管端子上，测完后应恢复法兰两端跨接线。吸收比R60/ R151.6，若测量结果较前次有显著降低时，考虑温度和气体湿度的变化，如降低到前次的1/31/5，应查明原因。c) 转子绕组冷态（20）绝缘电阻不得低于1M（用500V兆欧表测量）测量发电机励磁回路绝缘电阻时，断开保护柜上转子接地保护压板，测量完毕恢复压板至原运行方式。5.4.2 启动前的试验 程控装置试验 自动调节装置试验 阀门开关试验 转机拉、合闸试验 设备联锁试验 机组主保护试验 燃油系统严密性试验 点火装置试验 汽轮机主机、小机静态试验0 电动给水泵、汽动给水泵保护试验1 旁路系统静态试验2 高、低加保护试验3 发变组出口开关拉、合闸试验4 整流柜风机联锁试验5 UPS电源切换试验6 主变、高厂变冷却器电源切换试验5.4.3 启动前检查机组下列保护投入 MFT 轴向位移大 润滑油压低 轴振大 差胀大 高排压力高 高排温度高 EH油压低 超速保护0 DEH失电1 凝汽器真空低5.5 机组冷态启动5.5.1 锅炉上水前，附属设备与系统按下列程序进行启动。 确认循环水泵油系统、冷却水系统运行正常，投入循环水系统。 投入开式冷却水系统，投入开式水电动滤水器自动。 通知化学向凝结水储水箱补水,水箱水位正常，启动凝输泵向凝汽器注水。 投入闭式冷却水系统。 投入仪用压缩空气系统，检查气压正常。 投入主机润滑油系统及高压备用密封油泵，检查油压及各轴承回油正常。 投入发电机密封油系统。 发电机气体置换完毕，氢纯度大于96%，压力补至0.2MPa，投入定子水系统。 投入顶轴油系统，顶轴油泵一台运行，一台备用。0 汽机至少冲转前4小时投入主机连续盘车。1 投入辅助蒸汽系统，检查压力、温度正常。2 检查凝汽器水位正常，投入凝结水系统，低加水侧通水，轴封冷却