600MW火力发电机组的典型运行规程.doc

附件：600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前 言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。 本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李 伟 项建伟 高向阳 石孝敏 李子明 宋铁军 赵立奇 本规程主要审定人：高智溥 徐永胜 王彤音 潘定立 王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。目 录1 总则52 引用标准53 主机设备系统概述63.1 锅炉设备概述63.2 汽机设备概述63.3 电气设备概述64 主机设备规范64.1 锅炉设备规范及燃料特性64.2 汽机设备规范114.3 发电机及励磁设备规范144.4 主变、高厂变、启备变设备规范184.5 相关曲线和图表205 机组主要控制系统205.1 炉膛安全监控系统（FSSS）205.2 顺序控制系统（SCS）205.3 模拟量控制系统（MCS）205.4 数字电液调节系统(DEH)205.5 数据采集系统（DAS）205.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH）205.7 励磁控制系统206 机组主要保护206.1 汽机主要保护206.2 锅炉主要保护216.3 电气主要保护226.4 机电炉大联锁保护247 机组启动247.1 总则247.2 启动前检查及联锁、保护传动试验267.3 启动前检查准备267.4 机组冷态启动287.5 机组热态启动368 机组正常运行及维护368.1 机组正常运行参数限额368.2 机组负荷调整398.3 锅炉运行的监视和调整408.4 发电机系统主要参数的监视与调整428.5 定期工作439 机组停止运行459.1 机组停运前的准备459.2 机组正常停运459.3 滑参数停机479.4 锅炉抢修停机489.5 机组停运后的保养4810 事故处理4910.1 事故处理的原则4910.2 机组紧急停机的条件5010.3 机组申请停机的条件5110.4 机组综合性故障5210.5 锅炉异常处理5810.6 汽机异常运行及常规事故处理6210.7 发电机异常及事故处理6511 机组的试验7311.1 锅炉水压试验7311.2 锅炉安全门校验7411.3 汽轮机超速保护试验7511.4 汽机主汽门、调速汽门严密性试验7611.5 真空严密性试验7711.6 汽轮机阀门活动试验7711.7 危急保安器喷油试验7811.8 电动门、调门、气动门的传动试验7811.9 抽汽逆止门活动试验781 总则1.1 为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。1.2 本规程对机组的启动、运行维护、停运、保养、典型事故处理、典型试验等方面的操作要求和应遵循的原则作了明确规定。1.3 本规程适用于国产600MW等级超临界机组，也可供其他类型超临界火力发电机组参考。2 引用标准GB/T 7596-2000 电厂运行中汽轮机油质量标准GB 8117-87 电站汽轮机热力性能验收试验规程GB 8349-87 离相封闭母线GB/T 74093-97 大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB 10184-88 电站锅炉性能试验规程GB 10968-89 汽轮机投运前油系统冲洗技术条件GB 11120-89 L-TSA汽轮机GB 11347-89 大型旋转机械振动烈度现场测量与评定GB 12145-99 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准DL 912-2005 超临界火力发电机组水汽质量标准（增加行业标准）GB 14285-93 继电保护和安全自动装置技术规程DL 428-91 电气系统自动低频减负荷技术规定DL/T 435-2004 电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL 558-1994 电业生产事故调查规程 DL/T 561-95 火力发电厂水汽化学监督导则DL/T 572-95 电力变压器运行规程DL/T 596-96 电力设备预防性试验规程DL/T 607-96 汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T 856-2004 电力用直流电源监控装置DL/T 651-1998 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 655-1998 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T 656-1998 火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程DL/T 657-1998 火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T 658-1998 火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程DL/T 659-1998 火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T 834-2003 火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T 705-1999 运行中氢冷发电机用密封油质量标准DL/T 863-2004 汽轮机启动调试导则DL/T 852-2004 锅炉启动调试导则DL 5011-92 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机篇）DL 5027-93 电力设备典型消防规程 DL 5047-95 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）电安生1994227号 电业安全工作规程(热力和机械部分)DL408-91 电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)JB/T 6227-2005 氢冷发电机密封性检验方法及评定JB/T 6228-92 汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定DL/T2462006 化学监督导则国家电力公司标准（99） 汽轮发电机运行规程国电发（2000）589号 防止电力生产重大事故的25项重点要求3 主机设备系统概述3.1 锅炉设备概述3.2 汽机设备概述3.3 电气设备概述4 主机设备规范4.1 锅炉设备规范及燃料特性4.1.1 锅炉设备规范序号名称单位设计参数BMCR（660MW）ECR（600MW）1锅炉型号2制造厂家3锅炉型式4过热蒸汽流量t/h5过热蒸汽压力MPa6过热蒸汽温度7再热蒸汽流量t/h8再热蒸汽进口压力MPa9再热蒸汽出口压力MPa10再热蒸汽进口温度11再热蒸汽出口温度11省煤器出口水温12给水温度13省煤器进口压力Pa14过热器减温水温度15过热器减温水压力Pa16一级减温水量t/h17二级减温水量t/h18锅炉效率（按低位发热值）19燃煤量t/h20炉膛出口温度21排烟温度22炉膛过量空气系数23炉膛容积热负荷kW/m324炉膛截面积热负荷MW/m225煤粉细度（R90）26空预器出口一次风流量t/h27空预器出口二次风流量t/h28一次风温29二次风温30一次风率31二次风率32空预器漏风率33投运日期4.1.2 锅炉汽水要求项 目单 位给 水过热蒸汽再热蒸汽PH值总固形物 g/l硬度 mol/l磷酸根 g/l全硅 g/l导电度 s/cm联胺 g/l氧 g/l钠 g/l铁 g/l铜 g/l含油 g/l4.1.3 燃煤成分及特性:项 目单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mar%(重量比)固有水份Minh%干燥无灰基挥发份Vdaf (可燃基) %收到基灰份Aar%收到基低位发热值Qnet.arkJ/kg收到基氢Har%收到基碳Car%收到基硫Sar%收到基氮Nar%收到基氧Oar%可磨系数HGI4.1.4 燃料灰渣特性项 目单位设计煤种校核煤种灰熔点：变形温度 DT软化温度ST流动温度FTSiO2%Al2O3%Fe2O3%CaO%MgO%K2O%Na2O%Ti2O%P2O5%SO3%4.1.5 点火及助燃油特性:项 目单 位平均值备 注运动粘度mm2/s含硫量机械杂质低位发热值kJ/kg水分闭口闪点凝固点4.1.6 锅炉受热面有关技术规范序号名 称项 目设计数据1水冷壁螺旋管圈水冷壁型式数量螺旋倾角旋转圈数旋转方向外径壁厚节距材质垂直管屏水冷壁型式数量外径壁厚节距材质2分离器外径壁厚高度数量材质3贮水箱外径壁厚高度数量材质4侧包墙管外径壁厚材质5后包墙顶棚管外径壁厚材质6顶棚管外径壁厚材质7省煤器型式外径壁厚材质8低温过热器型式外径壁厚材质节距9屏式过热器型式外径壁厚材质屏间节距10末级过热器型式外径壁厚材质11高温再热器型式外径壁厚材质12低温再热器型式外径壁厚材质4.1.7 燃烧设备序号项 目设计数据备 注1炉膛炉膛容积宽度深度上排煤粉喷嘴中心至屏底高度冷灰斗角度2油枪型式数量布置方式单只枪出力燃油压力燃油温度油品油枪雾化方式3煤粉燃烧器型式型号数量布置方式4等离子型式型号布置方式4.1.8 安全门参数位置及编号型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）过热器出口安全阀总排量t/h过热器出口安全阀总排量占炉最大蒸发量%位置及编号型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）再热器出口安全阀总排量t/h再热器出口安全阀总排量占炉最大蒸发量%4.2 汽机设备规范4.2.1 主机设备规范项 目单位设 计 数 据型号制造厂家型式额定功率MW最大计算功率MW额定转速r/min盘车转速r/min转向通流级数级未级动片长度mm轴系临界转速区域r/min控制方式高中压转子脆性转变温度（FATT）低压转子脆性转变温度(FATT)投运日期4.2.2 主要设计参数：工况项目TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA定/滑50%THA定/滑40%THA定/滑30%THA定/滑高加全停工况功率MW热耗率kJ/kWh主蒸汽压力MPa再热蒸汽压力MPa主蒸汽温度再热蒸汽温度主蒸汽流量t/h再热蒸汽流量t/h高压缸排汽压力MPa低压缸排汽压力kPa低压缸排汽流量t/h补给水率%高加出口给水温度注：铭牌工况（高背压或夏季工况）:（TRL） 最大连续功率工况:（TMCR）调节门全开工况（最大进汽量工况）:（VWO） 热耗率验收工况: （THA）4.2.3 各级抽汽参数： 汽缸抽汽序号抽汽点位置供给加热器抽汽压力抽汽温度抽气量MPat/h热耗考核工况THA最大连续工况T-MCR调门全开工况VWO热耗考核工况THA最大连续工况T-MCR调门全开工况VWO热耗考核工况THA最大连续工况T-MCR调门全开工况VWO高中压缸1#1高加2#2高加中压缸3#3高加4除氧器低压缸5#5低加6#6低加7#7低加8#8低加4.3 发电机及励磁设备规范4.3.1 发电机规范序号项目单位设计数据1型式2型号3冷却方式4最大连续容量MVA5最大连续功率MW6额定容量MVA7额定功率MW8无功功率MVar9额定功率因数10额定定子电压kV11额定定子电流A12额定励磁电压（转子温度90时计算值）V13额定励磁电流（计算值）A14空载励磁电流A15空载励磁电压V16额定效率（保证值）%17额定频率Hz18额定转速r/min19相数20定子绕组连接方式21定子绕组出线端子数22绝缘等级23定子槽数24转子槽数25定子每相串联匝数26定子绕组对地绝缘厚度mm27定子绕组匝间最大电压V28定子绕组工频绝缘强度V29定子绕组冲击绝缘强度V30短路比31发电机负序承载能力%s32发电机波阻抗ZC33定子绕组每相对地电容CphF34转子绕组电感LFH35发电机飞轮力矩kgm236定子绕组每相直流电阻（75 ）37转子绕组直流电阻（ 75）38发电机噪声水平dB（A）39发电机内容积（未穿转子时/穿完转子时）m340定子绕组出水温度41定子绕组上、下层线棒间温度42定子铁芯温度43定子端部结构件温度44制造厂家45投运日期4.3.2 励磁变压器规范序号项目单位设计数据1型式2型号3额定容量KVA4额定电压KV5电抗短路电压6接线组别7频率8冷却方式9安装环境10冲击耐压水平KV11工频耐压KV12制造厂家4.3.3 励磁整流柜参数序号项目单位设计数据1整流方式2整流柜数量个3并联支路数/整流桥数4冷却方式5额定电压V6顶值电压V7可控硅阻断电压V8噪 音db4.3.4 灭磁开关及发电机出口开关规范4.3.4.1 灭磁开关规范序号项目单位设计数据1磁场开关2磁场开关型号3额定电压V4额定电流A5开断电压V6最大开断电流KA7制造厂家4.3.4.2 发电机出口开关规范序号项目单位设计数据1主开关2主开关型号3额定电压V4额定电流A5开断电压V6最大开断电流KA7制造厂家4.3.5 励磁调节器规范序号项目单位设计数据1型式2型号3制造厂家4调节方式5调节精度%6AVR调节整定范围7手动电流调节器整定范围8运行方式和冗余4.3.6 氢系统规范序号项目单位设计数据1额定压力（表压）MPa2最大压力MPa3冷氢气温度4热氢气温度5最低允许纯度%6氧气含量%7额定压力露点温度8漏氢量m3/d9氢冷器冷却水入口压力（表压）MPa10氢冷器冷却水入口最大压力（表压）MPa11氢冷器冷却水入口处最高温度12氢冷器冷却水入口处最低温度13一个冷却器的流阻kPa14一组冷却器的流量m3/h15氢冷器的数量组16氢冷器布置方式17发电机机壳容积(包括转子)m34.3.7 定子冷却水系统规范序号项目单位设计数据1定子冷却水入口压力（表压）MPa2定子冷却水入口温度3定子冷却水出口温度4定子冷却水流量m3/h5铜化合物含量g/l40620时的导电率S/cm2720时的PH值79820时的硬度mol/l2920时溶氨量g/l10溶氧量g/l11氢水差压MPa12定子水箱容积m313定子水箱水位（正常）mm14定子线圈充水容积m315定子冷却器的数量台4.3.8 发电机密封油系统规范序号项目单位设计数据1一个密封瓦空侧流量L/min2一个密封瓦氢侧流量L/min3氢油压力差kPa864空侧密封瓦回油温度655氢侧密封瓦回油温度656密封瓦进油温度40454.3.9 离相封闭母线的基本技术参数基本技术参数主回路分支回路额定电压(kV)最高电压(kV)额定电流(kA)额定频率(Hz)额定雷电冲击耐受电压(峰值kV)额定短时工频耐受电压(有效值kV)动稳定电流(kA)2S热稳定电流(kA)泄漏比距(mm/kV) 按24kV计算4.4 主变、高厂变、启备变设备规范4.4.1 主变规范序号项目单位设计数据1型式2型号3容量MVA4额定电压kV5额定电流KA6额定频率HZ7相数8冷却方式：9联接组别10调压方式11绝缘水平12短路阻抗%13100%额定电压时空载电流%14110%额定电压时空载电流%15额定频率额定电压时空载损耗KW额定频率1.1倍额定电压时空载损耗KW16负载损耗KW17效率%18高压绕组每相对地电容：PF19低压绕组每相对地电容：PF20绕组间电容：PF21中性点接地方式22噪音水平dB(A)23环境介质温度24顶层油温升限值k25高压绕组温升限值k26低压绕组温升限值k27油箱、铁心和金属结构件温升限值k28制造厂家4.4.2 高压厂用变压器的技术规范项 目数 据项 目数 据型 号调压方式额定容量额定电流额定电压接线方式相 数频 率冷却方式阻抗电压空载电流空载损耗负载损耗油 温 升总 油 重生产厂家4.4.3 备用变压器的技术规范项目数 据项 目数 据型 号调压方式额定容量额定电流额定电压接线方式相 数频 率冷却方式阻抗电压空载电流空载损耗负载损耗油 温 升总油重生产厂家4.5 相关曲线和图表 4.5.1 冲转及初负荷暖机时间曲线4.5.2 变负荷推荐值4.5.3 主蒸汽温度、再热蒸汽偏离设计值，进汽温差限制4.5.4 轴封蒸汽温度限制值4.5.5 滑参数停机曲线4.5.6 冷态启动曲线4.5.7 温态-1启动曲线4.5.8 温态-2启动曲线4.5.9 热态启动曲线4.5.10 极热态启动曲线4.5.11 炉水循环泵流量控制和溢流阀开度控制曲线4.5.12 尾部烟道烟气挡板开度曲线4.5.13 发电机V型曲线4.5.14 发电机P-Q曲线4.5.15 机组停机曲线4.5.16 机组典型惰走曲线（破坏和不破坏真空）4.5.17 机组启动和运行其它有关曲线和图表。5 机组主要控制系统5.1 炉膛安全监控系统（FSSS）5.1.1 吹扫条件：5.1.2 OFT跳闸条件5.1.3 MFT跳闸条件5.1.4 燃油系统程控5.1.5 制粉系统程控5.2 顺序控制系统（SCS）5.3 模拟量控制系统（MCS） 5.3.1 模拟量控制系统主要功能:5.3.2 锅炉自动调节系统5.3.3 汽轮机自动调节系统5.3.4 机组协调控制系统5.4 数字电液调节系统(DEH)5.5 数据采集系统（DAS）5.6 汽动给水泵调速控制系统（MEH）5.7 励磁控制系统6 机组主要保护6.1 汽机主要保护6.1.1 汽轮机跳机保护序号项目单位数值备注1机械超速r/min2TSI电超速110%r/min3DEH电超速110%r/min4DEH失电5轴向位移大mm6轴振大mm7高压缸排汽温度高8高压透平比低（调节级压力/高排压力）9MFT 10操作员站手动跳机按钮11润滑油压低MPa12EH油压低MPa13凝汽器真空低kPa14发电机主保护动作6.2 锅炉主要保护6.2.1 主要保护项目序号项目单位定值延时备注1OFT燃油压力低MPa2MFT跳闸触发1MFT炉膛压力高KPaMFT跳闸2炉膛压力低KPa3省煤器入口流量小t/h4炉膛总风量低t/h5引风机全停6送风机全停7空预器全停8一次风机全停无油助燃9给水泵全停10火检冷却风丧失11炉膛全火焰丧失12全燃料丧失13机跳炉14手动紧停按钮6.2.2 保护动作内容6.2.2.1 OFT动作内容：关闭燃油供油跳闸阀和回油跳闸阀，关闭各油枪角阀，退出点火枪。6.2.2.2 锅炉MFT动作内容：1) 联锁关闭燃油供油跳闸阀和回油跳闸阀，关闭各油枪角阀。2) 联锁跳闸给煤机3) 联锁跳闸磨煤机，关闭磨煤机出口、入口气动关断挡板；4) 联锁跳闸一次风机，关闭出口挡板及调节挡板。5) 联锁二次风挡板置吹扫位置。6) 联锁关闭过热器减温及再热器事故减温水控制阀。7) 联跳吹灰器。8) 联跳汽轮机（机电炉大联锁在投时）。6.3 电气主要保护 6.3.1 发变组保护6.3.1.1 发电机保护序号保护名称投退压板动作结果备注1发电机差动保护2发电机TA断线3定子接地基波三次谐波4转子一点接地高定值低定值5对称过负荷定时限反时限6不对称过负荷定时限反时限7失磁一段二段三段8失步区外区内9过电压10 逆功率t1t211程跳逆功率 t12低频累加保护1段2段3段4段累加13复合过流t1t214过励磁15突加电压16发电机TV断线6.3.1.2 主变保护序号保护名称投退压板动作结果备注1主变差动2阻抗保护t1t23主变高压侧零序电流t1t2方向零序电流保护4主变TA断线5主变间隙零序过流6主变零序过压7主变通风启动8失灵启动t1t29非全相10高压侧TV断线6.3.1.3 高厂变保护序号保护名称投退压板动作结果备注1厂变差动保护2厂变高压侧复压过流t1t23A分支复压过流t1t24B分支复压过流t1t25A分支零序过流t1t26B分支零序过流t1t27通风启动9TV断线10TA断线6.3.2 发变组非电量保护序号保护名称投退压板动作结果备注1主变冷却器全停2A高厂变冷却器全停3B高厂变冷却器全停4发电机断水5发电机热工？6灭磁开关跳闸7机组全停按扭8主变温度建议报警9A高厂变温度建议报警10B高厂变温度建议报警11励磁变温度建议报警12主变重瓦斯13主变压力释放14A高厂变重瓦斯15A高厂变压力释放16B高厂变重瓦斯17B高厂变压力释放6.3.3 动作结果说明6.4 机电炉大联锁保护6.4.1 汽轮机跳闸，通过逆功率保护动作联跳发电机，联动锅炉MFT； 6.4.2 锅炉MFT动作联跳汽轮机，通过逆功率保护动作联跳发电机。6.4.3 发电机主保护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。7 机组启动7.1 总则7.1.1 启动要求7.1.1.1 机组大、小修后启动，各单位应根据重大操作现场监护制度，明确各级管理人员到现场监督、指导。7.1.1.2 机组正常启动由值长统一指挥，并组织各参与人员按规程启动。7.1.1.3 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。7.1.1.4 确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，验收合格。7.1.1.5 热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。7.1.1.6 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。7.1.1.7 所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。7.1.1.8 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。7.1.1.9 所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。7.1.1.10 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。7.1.1.11 当机组大小修后或受热面泄漏大面积更换完毕后需安排锅炉水压试验。7.1.1.12 检查锅炉本体膨胀指示器应投入，并记录原始值。7.1.2 机组禁止启动条件7.1.2.1 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定。7.1.2.2 机组主要热工测点未投入或故障。7.1.2.3 机组任一安全保护装置失灵。7.1.2.4 机组保护动作值不符合规定。7.1.2.5 机组主要调节装置失灵。7.1.2.6 机组仪表及保护电源失去。7.1.2.7 DEH控制系统故障。7.1.2.8 FSSS监控装置工作不正常。7.1.2.9 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于本厂规定值。7.1.2.10 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。7.1.2.11 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门动作不正常或卡涩。7.1.2.12 转子偏心度大于规定值。7.1.2.13 盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。7.1.2.14 汽轮机上、下缸温差超过规定标准。7.1.2.15 高压胀差、低压胀差超过规定标准。 7.1.2.16 润滑油油箱油位低或EH油油箱油位低、油质不合格，温度不正常。7.1.2.17 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、EH油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。7.1.2.18 汽机旁路调节系统工作不正常。7.1.2.19 汽水品质不符合要求。7.1.2.20 励磁系统工作不正常。7.1.2.21 发电机氢气纯度96。7.1.2.22 发电机定子冷却水电导率不合格。7.1.2.23 直流、保安电源工作不正常。7.1.2.24 发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。7.1.2.25 精处理装置异常不能正常投入。7.1.3 机组主要热工表计7.1.3.1 转速表。7.1.3.2 转子偏心度表。7.1.3.3 转子轴向位移指示。7.1.3.4 高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。7.1.3.5 高、低旁路阀位、温度指示。7.1.3.6 凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。7.1.3.7 润滑油、EH油系统的压力及温度表。7.1.3.8 轴承金属温度表。7.1.3.9 凝汽器真空表。7.1.3.10 监视段压力和温度表。7.1.3.11 主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。7.1.3.12 主要的汽缸金属温度表。7.1.3.13 机组振动记录表。7.1.3.14 汽缸膨胀及胀差表。7.1.3.15 主蒸汽、凝结水流量表。7.1.3.16 贮水箱水位计。7.1.3.17 锅炉金属温度。7.1.3.18 炉膛负压表。7.1.3.19 发电机氢气纯度、氢气压力表。7.1.3.20 发电机电压表、电流表、频率表和主变温度表。7.1.3.21 发电机有功功率表和无功功率表。7.1.3.22 发电机定子冷却水电导率表。7.1.4 机组启动状态划分（注：启动状态具体参照制造厂家技术要求来定，以汽轮机调节级金属温度为准）启动状态汽机金属温度 停机时间冷态调节级金属温度 长期停机温态温态-1: 调节级金属温度 停机超过72小时温态-2： 调节级金属温度 停机10到72小时热态调节级金属温度 停机1到10小时极热态调节级金属温度停机不到1小时7.2 启动前检查及联锁、保护传动试验7.2.1 C级及以上检修启动前试验项目7.2.1.1 电动门、气动门、调整门传动试验7.2.1.2 主、辅机热工逻辑、联锁、保护试验7.2.1.3 辅机试运转。7.2.1.4 DEH静态传动试验。7.2.1.5 电气保护传动试验7.2.1.6 机、电、炉大联锁联动试验。7.2.1.7 各水位保护传动试验7.2.1.8 开关站开关、刀闸、地刀之间闭锁试验7.2.2 启动前试验方法（由各单位另行编写试验规程）7.3 启动前检查准备7.3.1 启动前检查7.3.1.1 机组检修工作完工，检修工作票注销，工作人员撤离现场。7.3.1.2 楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。7.3.1.3 所有的烟风道、系统应连接完好，各人孔门、检查孔关闭，管道支吊牢固。7.3.1.4 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。7.3.1.5 厂房内通讯系统正常。7.3.1.6 消防水系统运行正常、消防设施齐全。7.3.1.7 输煤系统具备正常上煤投用条件，煤仓煤位上至正常。7.3.1.8 锅炉本体各处膨胀指示器正常。7.3.1.9 所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。7.3.1.10 锅炉炉膛吹灰器，均应经冷态校验，动作正常。7.3.1.11 检查吹灰蒸汽减压站汽源隔绝门开启，吹灰蒸汽系统疏水门开启。7.3.1.12 炉膛火焰电视摄像装置完好投入。7.3.1.13 电除尘振打、加热装置，排灰系统正常。7.3.1.14 检查出渣系统正常，炉底水封良好，溢水正常。7.3.1.15 化学水制水正常，储水量足够，氢气系统运行正常、精处理装置具备投用条件。7.3.1.16 检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。7.3.1.17 检查锅炉各化学取样一次门开启。7.3.1.18 机组各处保温完整。7.3.1.19 汽轮机各高中压主汽阀,调节阀及控制机构正常。7.3.1.20 低压缸排大气阀完好。7.3.1.21 主油箱、小机油箱事故放油门关闭严密，并挂 “禁止操作”标志牌，检查铅封完好。7.3.1.22 确认电气设备各处所装设的接地线、短路线、标示牌等安全设施已拆除，常设栅栏警示牌已恢复。7.3.1.23 确认发电机主开关机侧接地刀闸处于分位。7.3.1.24 测量发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到上次的1/3（以下情况需测定子绝缘：设备交接时、大修前后、小修时。测量时定子冷却水系统应运行正常）。7.3.1.25 常温下，定子绕组吸收比R60/R15应不小于1.6。7.3.1.26 测量发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值不小于0.5M。7.3.1.27 发电机冷却系统、密封油系统具备投用条件。7.3.1.28 封闭母线微正压装置投入正常。7.3.1.29 检查主变、高厂变冷却器运行正常。7.3.1.30 各操作、信号、合闸电源给上、表计、保护装置投入正常。7.3.1.31 检查发电机出口PT投入，二次开关合上。7.3.1.32 确认发电机主开关和励磁开关正常。7.3.1.33 检查发电机中性点接地变压器完好投入。7.3.1.34 检查发电机大轴接地碳刷装置完好。7.3.1.35 检查直流系统投入。7.3.1.36 检查厂用电系统投入。7.3.1.37 检查UPS系统投入。7.3.2 系统投入7.3.2.1 所有具备送电条件的设备均已送电。7.3.2.2 厂用补充水系统投入，循环泵入口前池水位正常；除盐水箱充水至正常水位。7.3.2.3 启动一台循环水泵，投入循环水系统，备用泵试转正常后投备用，检查循环水系统运行正常。投入开式水系统，根据需要开启各开式水用户冷却水门7.3.2.4 启动凝结水补水泵，向闭冷水箱补水正常后，启动一台闭冷水泵，检查闭冷水系统运行正常后，备用闭冷水泵试转正常后投备用。7.3.2.5 投入厂用压缩空气系统，压缩空气压力不低于0.6MPa。7.3.2.6 锅炉疏水扩容器系统导通，进入和排放各阀门位置正确。7.3.2.7 点火前12小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。7.3.2.8 投入润滑油系统，检查润滑油系统运行正常，确认润滑油压符合要求。7.3.2.9 投入密封油系统，检查密封油系统运行正常。7.3.2.10 启动主机顶轴油泵，检查各轴承油压在正常范围内，投入备用顶轴油泵联锁。确认具备盘车投入条件，投主机连续盘车，检查盘车转速 r/min，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，并记录盘车电流、电流摆动值、大轴偏心度、高低点相位等有关参数。7.3.2.11 发电机氢置换合格后，逐渐升氢压至 MPa。7.3.2.12 投入定子冷却水系统。检查定冷水流量、压