广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
5.2.1.6 机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试
验。
5.2.1. 7 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。 5.2.1.8 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。 5.2.1.9 所有液位计明亮清洁，上下考克应在开启状态
各有关压力表、流量
表及保护仪表信号一次门全部开启，检查并通知热工开启各气动阀门空气门。
5.2.1.10 各保护装置、自动调节装置及热工信号装置良好，热工人员将主控所有
热工仪表、信号、保护装置送电。
5.2.1.11 各油箱油位正常，油质合格。检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。 5.2.1.12 所有电动门、调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合；各调节
门、电动门、安全门动作试验正常。
5.2.1.13 所有电气设备绝缘良好，送上所需启动热机设备电源和热工电源。 5.2.1.14 检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值 5.2.1.15 DCS及DEH控制系统工作正常，CRT显示正常。 5.2.1.16 阀门操作卡调整各系统阀门至正常启动前位置。 5.2.1.17 600m3凝补水箱水位正常，水质合格。 5.2.2禁止启动条件
5.2.2.1 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。
5.2.2.2 机组主要检测仪表或参数失灵。机组主要检测仪表（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、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、汽包水位计、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。
5.2.2.3 机组任一安全保护装置失灵或机组保护动作值不符合规定（如真空低、润滑油压低、轴向位移大等）。
5.2.2.4 机组主要联锁保护功能试验不合格。
5.2.2.5 汽轮机任一主要调节控制失灵（如轴向位移、差胀、转子应力、上下缸温差及凝汽器水位调节控制装置等）。
5.2.2.6 机组仪表及保护电源失去。 5.2.2.7 DEH控制系统故障。 5.2.2.8 CCS控制系统工作不正常。
5.2.2.9 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.7Mpa。 5.2.2.10 5.2.2.11 5.2.2.12 5.2.2.13 5.2.2.14 5.2.2.15
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任一高、中压主汽门，调速汽门，高压缸排汽逆止门，任一抽汽逆止门 高、低压旁路系统故障或工作不正常。
转子偏心度大于原始的基准值0.02mm（原始值0.076mm）。 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。 汽轮机高、中压缸外缸上/下缸温差大于41.7℃，高、中压缸内缸上/
急遮断器动作转速以下。 关闭不严、卡涩或动作失灵。
下缸温差大于35℃。
15
广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
5.2.2.16 5.2.2.17 5.2.2.18 5.2.2.19 5.2.2.20 5.2.2.21 5.2.2.22 5.2.2.23 5.2.2.24 5.2.2.25 5.2.2.26
胀差达极限值 。
润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。 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； 汽机旁路调节系统工作不正常。 汽水品质不符合要求。 柴油机不能正常备用。 发电机最低氢压低于0.2Mpa。 发电机氢气纯度＜98％。
发电机定子冷却水系统故障或水质不合格。 保温不完整。
发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。
润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。
5.2.2.27 基地式调节装置失灵，影响机组启动或正常运行。 5.3 机组启动前的联锁保护传动试验 5.3.1试验规定
a. 设备试验、试转必须由检修人员提出书面申请，经值长同意并下达试验命令后方可执行。
b. 设备试验由检修负责人协调，运行人员配合操作，有关人员在场。
c. 各油泵等应满足程控要求条件，保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验。
d. 动态试验必须在静态试验合格后方可进行。
e. 已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可试验。
f.有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验，并专人记录开、关时间及试验情况。
5.3.2 启动前试验方法
5.3.2.1 按照试验卡对所有电动门进行远近控全开、全关试验，开度指示与就地指示应一致，有中间停止的电动门要试验中间停止正常。
5.3.2.2 气动调节装置应动作灵活，无漏气及异常现象。
5.3.2.3 各联锁、保护的检查试验按规定的试验项目进行，逐条试验良好。 5.3.2.4 具体试验步骤及方法见试验规程。 5.3.3 机组启动前的试验项目（机组大、小修后）
5.3.3.1 机组大联锁试验。
5.3.3.2 汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵、汽轮机直流润滑油泵联锁试验。 5.3.3.3 小机主油泵、润滑油泵联锁试验。 5.3.3.4 EH油泵联锁试验。 5.3.3.5 顶轴油泵联锁试验。
5.3.3.6 密封油排烟风机、汽轮机润滑油排烟风机联锁试验。 5.3.3.7 真空泵联锁试验。 5.3.3.8 循环泵联锁试验。
5.3.3.9 闭式循环冷却水泵联锁试验。 5.3.3.10 凝结水泵联锁试验。
16
广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
5.3.3.11 发电机定子内冷水泵联锁试验。 5.3.3.12 电泵、汽泵联锁试验。
5.3.3.13 高低压加热器及除氧器的水位保护试验。 5.3.3.14 ETS通道试验。 5.3.3.15 OPC电磁阀试验。 5.3.3.16 主机保护联锁试验。
5.3.3.17 各电动门、气动门、调节门开关试验。
上述试验在机组大、小修后进行。 某些试验根据需要也可在检修后单独进行。 5.4 启动前的检查准备 5.4.1启动前的检查
5.4.1.1 机组检修工作完工， 所有工作票注销。
5.4.1.2 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。 5.4.1.3 汽轮机本体各处保温完整;所有的系统应连接完好，管道支吊牢固，保温完整。 5.4.1.4 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。 5.4.1.5 厂房内通讯系统正常。
5.4.1.6 消防水系统正常、消防设施齐全。
5.4.1.7 汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。 5.4.1.8 确认汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀。
5.4.1.9 汽轮机低压缸安全门完好。
5.4.1.10 主油箱事故放油门关闭，应加铅封。机组在启动前，应记录主机及各主要辅机原始参数。
5.4.2 汽机启动前辅助设备及系统投运
5.4.2.1 辅助设备及系统的投运，按照规程辅机部分进行启动前的准备、检查及操作。
5.4.2.2 锅炉点火前，逐步投入下列各系统并检查其运行正常： 5.4.2.2.1 投入消防水系统。
5.4.2.2.2 投入循环水系统，循环泵一台运行，一台备用，凝汽器通水正常。
5.4.2.2.3 投入闭式水系统。闭式冷却水泵一台运行，一台备用，闭式水事故泵
备用，各冷却器注水、排气完毕，阀门状态正确。
5.4.2.2.4 投入厂用空压机系统，气压正常。
5.4.2.2.5 投入EH油系统。
5.4.2.2.6 主机润滑油系统投入运行，交流润滑油泵一台运行，一台备用，直流润滑油泵备用，各轴承回油正常，油温调节自动，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧注水后隔离。
5.4.2.2.7 发电机密封油空、氢侧交流密封油泵运行，直流密封油泵备用，密封
油备用油源处于备用状态，空、氢侧冷油器水侧投入，各部油压、油温、油箱油位等正常。
5.4.2.2.8 发电机置换氢气 。投入发电机氢气系统。
5.4.2.2.9 发电机内充氢气压力达0.2MPa时，确认补水箱水质合格且定子排空气
已尽,投入发电机内冷水系统。定子水泵一台运行，一台备用，压力、温度、水位及导电度等正常。
5.4.2.2.10启动顶轴油泵，检查顶轴油供油母管压力、各轴承顶轴油压正常。确认盘车装置的有关联锁，保护试验良好，润滑油温大于21℃。投入连续盘车，查盘车电
17
广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
流正常，无幌动。机组转动部分无金属摩擦声，测量转子偏心度应不大于原始值0.02mm。记录有关参数。汽机冲转前连续盘车时间保证不少于4小时。
5.4.2.2.11 投入厂用蒸汽系统，母管压力、温度正常。 5.4.2.2.12 投入凝结水系统
5.4.2.2.12.1 600m3水箱水位正常，启动补充水泵，向凝汽器注水。 5.4.2.2.12.2 确认凝结水有关联锁，保护试验良好，投入凝结水系统。凝结
泵一台运行，一台备用。低加水侧排气、注水完毕，水位保护投入。
5.4.2.2.12.3 确认凝汽器及系统冲洗水质合格，向除氧器上水。确认除氧器
冲洗水质合格。
5.4.2.2.13 两台汽动给水泵油系统投入，运行冷油器水侧通水，备用冷油器水侧
排气后隔离，油温调节投自动。锅炉点火前，小汽机盘车运行大于3小时。 5.4.2.2.14 投入除氧器水箱加热。
5.4.2.2.14.1 将除氧器水箱上水至正常水位，联系化学向除氧器加药。 5.4.2.2.14.2电泵前置泵及电泵注水，具备启动条件，将勺管置最小位置，启
动电水泵打循环。
5.4.2.2.14.3确认主机盘车投运正常，开启厂用蒸汽至除氧器调节阀，投入除氧
器加热。调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温缓慢升高。
5.4.2.2.15给水温度达到锅炉进水温度要求，当除氧器水质合格后，给锅炉上水。
5.4.2.2.16 轴加水侧投入后，投入汽轮机轴封系统。
1）启动一台轴加风机运行，开启辅汽至轴封汽母管总门及轴封汽调节阀前后隔绝
门暖管。
2）疏水放尽后，开启轴封汽调节阀，维持轴封汽压力至0.03MPa，低压轴封汽温
121～177℃，正常控制在149℃，并投入低压轴封汽减温水温度控制自动。
3） 组启动或停运时，高中压转子轴封蒸汽温度与转子表面金属温差应<166.7℃（轴封蒸汽至少要有14℃过热度）。
注： a.严禁转子在静子状态下向轴封送汽。在送轴封汽的过程中应密切注意盘车运行情况。
b.在转子已送入轴封蒸汽后方可启动真空泵，建立凝汽器真空。
5.4.2.2.17 投入小汽机轴封系统。
5.4.2.2.18 空气系统所属设备处在投运前准备状态，启动真空泵，关闭真空破坏
门，主机与小汽机真空建立。
a.凝汽器破坏真空门及机、炉影响凝汽器真空系统的所有空气门、排放门均已关闭。 b.认真空泵有关联锁保护试验良好，启动真空泵A、B、C三台运行，检查凝汽器真
空逐渐上升。
5.4.2.2.19凝汽器真空建立后，应打开主蒸汽、冷再、热再、抽气管道及汽缸本
体疏水门。
5.4.2.2.20投入高加给水系统。
5.4.2.2.21确认汽机启动前的准备工作全部完成，已投入的设备与系统运行正常，
备用设备与系统具备随时投运条件。
5.4.3锅炉点火后汽机的有关操作
18
广东国华台山发电有限责任公司 汽轮机主机运行规程
5.4.3.1
DEH控制器运行准备：
1）点击“自检”所有操作按钮，指示灯正常。 2）DEH控制器画面检查：
a.DEH“自动/手动”按钮在“自动”位置，“手动”指示灯灭。
b. TV1、TV2、GV1、GV2、GV3、GV4、IV1、IV2、IV3、IV4开度在0，RSV1、RSV2全关灯亮。
实际转速： 3r/min ，实际功率：0MW。 汽机状态： 脱扣、盘车运行 阀门方式： 单阀控制 控制方式： 操作员自动 控制设定点：
实际值 3r/min 给定值 0r/min 目标值 0r/min 升速率 r/min 转速回路 OUT 功率回路 OUT 调节级压力回路 OUT 阀门试验： 切除 限制器阀位 0.0% 高负荷 0.0MW 低负荷 0.0MW 遥控TPL： OUT
进水检测： 各测点指示正常。 超速试验： 试验退出
EH油画面显示： EH油系统无异常。
蒸汽温度、轴承振动、各轴承及回油温度、汽室温度、TSI监视及其他各参数测点显示正确，测点工作正常。
c.ETS盘显示各状态正常。 d.OPC在“投入”位。 3）点击“ATC监视”灯亮。 5.4.3.2旁路系统投入
5.4.3.2.1 在旁路控制屏上检查确认旁路油系统运行正常，油泵在远控“AUTO”状态，无油压低报警，且就地油压正常。
5.4.3.2.2 汽包压力起压后投入旁路系统。
5.4.3.2.2．1 检查电泵、凝泵运行正常，高、低旁减温水压力足够。开启高低旁喷水手动截门。确认高旁减温水调节阀在全关位无泄漏。
5.4.3.2.2．2高旁减温水控制在“AUTO”。 5.4.3.2.2．3 开启高旁路系统电动隔离门。
5.4.3.2.2．4手动稍开高低旁减压阀，对旁路管道进行暖管。
19
可调TPL： OUT