汽机整套启动措施-new.doc

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浙江某发电厂一期工程
汽机整套启动调试措施

编号：

二○○五年九月

报告名称： 浙江某发电厂一期工程整套启动调试措施
试验编号： 出报告日期： 2005年9月
保管年限： 长期 密 级： 一般
试验负责人： 试验地点: 浙江某发电厂
参加试验人员：
参加试验单位：
试验日期： 2005年9月 打印份数： 60
拟 稿： 校 阅：
审 核： 生产技术部：
批 准:

目 录

1 编制目的
2 编制依据
3 设备系统简介
4 调试内容及验评标准
5 组织与分工
6 整套启动前应具备的条件
7 整套启动试运程序
8 整套启动操作步骤
9 主要设备及系统投入要点
10机组运行主要控制指标
11停机操作
12附录

1 编制目的
为加强浙江某发电厂一期工程调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使调试工作有组织、有计划、有秩序的进行，全面提高调试质量，确保机组安全、可靠、经济、文明的投入生产，特制定本调试措施。
本措施是依据国家及行业颁发的有关技术规程、标准，以浙江某发电厂及参建各方提供的工程相关技术资料为基础，并结合现场系统实际情况编写，适用于浙江某发电厂一期工程。
应该说，措施的内容与电厂编写的有关规程原则上是一致的，但是试运阶段的机组与已经投产的成熟机组有一些差别，故该措施在执行过程中如有异议，应按本措施执行或与华北电力科学研究院乌沙山调试项目部协商解决。本措施未尽事宜按照电厂运行规程和事故处理规程执行。
2 编制依据
2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程〔1996〕》
2.2 《汽轮机及辅助设备》（电力工业标准汇编，火电卷3）
2.3 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）DL5011-92
2.4 《火电工程启动调试工作条例》
2.5 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》
2.6 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》
2.7 《火电工程调试技术手册》中国电力出版社
2.8 《汽轮机主机说明书》
2.9 《汽轮机运行及维护说明书》
2.10《汽轮机安装说明书》
2.11《辅机部分说明书》
2.12《主机运行规程》
2.13《汽轮机启动调试导则》
2.14 浙江省电力设计院相关设计图纸

3 设备系统简介
某电厂一期工程是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的4×600MW、超临界、一次中间再热、单轴三缸四排汽、凝汽式汽轮机组，具有较高的效率和安全可靠性。高中压积木块采用三菱公司成熟的设计；低压积木块以哈汽成熟的600MW机组积木块为母型，与三菱公司一起进行改进设计。
技术规范如下：
汽轮机形式
超临界、中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式
额定功率（MW）
600
主蒸汽参数：

主汽阀前额定压力（MPa）
24.1
主汽阀前额定温度（℃）
566
再热汽参数

中压主汽门前额定压力（MPa）
4.08
中压主汽阀前额定温度（℃）
566
额定工况下主蒸汽流量（t/h）
1662.63
额定背压（kPa）
4.9
给水回热加热器数目
8
最大保证工况热耗（KJ/KWh）
7530
主汽阀前蒸汽最大允许压力（MPa）
24.2
额定转速（r/min）
3000
旋转方向（从汽轮机向发电机看）
顺时针
调节控制系统型式
DEH
最大允许系统周波摆动（Hz）
48.5～51.5
空负荷时额定转速摆动（r/min）
±1
各轴颈双振幅值（mm）
＜0.076
通流级数
44
高压部分级数
1+9
中压部分级数
6
低压部分级数
2×2×7
第一共振转速范围（r/min）
700～900
第二共振转速范围（r/min）
1300～1700
第三共振转速范围（r/min）
2100～2300
第四共振转速范围（r/min）
2650～2850
发电机一阶临界转速（r/min）
733
发电机二阶临界转速（r/min）
2070
发电机三阶临界转速（r/min）
3865
末级动叶片高度（mm）
1000
盘车转速（r/min）
3.35
汽轮机总长（mm）
27200
汽轮机本体总重（t）
1108
汽轮机中心距运行层标高（mm）
1070
额定功况下各级压力和温度
抽汽级数
流量
kg/h
压力
MPa(a)
温度
℃
允许的最大抽汽量
kg/h
第一级（至1号高加）
94560
5.98
353.6
112845
第二级（至2号高加）
130324
4.23
308.1
152930
第三级（至3号高加）
68916
2.14
476.0
80110
第四级（至除氧器）
88129
1.06
369.8
102351
第四级（至给水泵汽轮机）
78959
1.06
369.8
101409
第四级（至厂用汽）
40000
1.10
369.5
170000
第五级（至5号低加）
84709
0.402
251.7
97228
第五级（至厂用汽）
50000
0.378
241.5
70000
第六级（至6号低加）
41056
0.117
130.6
47462
第七级（至7号低加）
46206
0.0568
84.5
53287
第八级（至8号低加）
48417
0.0218
61.9
59521

机组为三缸四排汽型式。高中压缸采用双层结构，由内缸与外缸组成；低压缸为双流结构，全部由板件焊接而成，为减小温度梯度而设计成三层缸结构，汽缸的上半和下半被垂直的分成三部分。高压和中压调节汽阀与汽缸之间都是通用管道联接。高压主汽阀调节阀布置在汽机运行层高中压缸两侧，中压主汽阀调节汽阀置于高中压缸两侧。
高压通流部分采用冲动式和反动式组合设计、来自锅炉的新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。进入高压汽轮机的蒸汽通过一个冲动式调节级和9个反动式高压级后，由外缸下部两个排汽口进入再热器。再热后的蒸汽流入机组两侧的两个再热主汽调节联合阀，再由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机，中压进汽管位于上半两根、下半两根。进入中压汽轮机的蒸汽经过6级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入1号、2号低压缸中部。两个低压缸均为双分流结构，流入中部的蒸汽，经过正反向7级反动级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。汽缸下部留有抽汽口，抽汽用于给水加热。
该机组回热系统配备大连日立宝原机械设备有限公司生产的三台全容量、单列、卧式、双流程高压加热器和四台哈尔滨汽轮机厂有限责任公司配套的低压加热器，以及一台由哈尔滨锅炉厂生产的YYW-2100型压力式除氧器。
凝汽器为N-36000-1型采用双壳体、双背压、双进双出、单流程、横向布置结构，额定背压为0.0049MPa，凝汽器汽侧抽真空系统设置三套50％容量的水环式真空泵，两台真空泵运行，另外一台作为备用，在机组启动时，三台真空泵可一起投入运行，这样可以更快地建立起所需要的真空度，从而缩短机组启动时间。高、低压凝汽器水侧还设有水室真空泵，能连续抽出凝汽器水室中积存的空气，以保证循环水虹吸，提高热交换效率。每个凝汽器壳体上还设置1只带有滤网和水封的真空破坏阀。
每台机组配备两台100%的凝结水泵，一台运行，一台备用。凝结水泵为沈阳水泵股份有限公司生产的10LDTND-6PJ立式多级筒袋型凝结水泵，流量85～1940m3/h，扬程48～360m。凝结水热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封加热器和四台低压加热器后进入除氧器。
每台机组配备两台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动给水泵。每台汽动给水泵配置1台电动给水前置泵,电动给水泵采用调速给水泵，配有1台与主泵用同一电机拖动的前置泵和液力偶合器.在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和另一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90%铭牌负荷需要。电动给水泵采用上海电力修造总厂有限公司生产的HPT200-330-22/5Stage型给水泵和FA1D56A型前置泵，其配套偶合器采用奥地利VOITH公司的R16K450M型液力偶合器。汽动给水泵采用上海电力修造总厂有限公司生产的HPT300-340-6s/27型给水泵。汽泵前置泵为上海电力修造总厂有限公司生产的HZB253-640型前置泵。给水泵汽轮机采用杭州汽轮机股份有限公司生产的NK63/71型缸单流程凝汽式汽轮机。给水泵汽轮机汽源采用四段抽汽供给，二段抽汽作为备用。
每台机组配备两台50%的循环水泵,正常运行时使用两台泵,冬季运行时两台机使用三台泵。循环水系统采用长沙水泵厂有限公司生产的88LKXB-19型立式、单级单吸、转子可抽出式斜流泵。
调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），电子设备采用了上海FOXBORO有限公司I/A'S系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油EH装置。
辅机系统详细介绍参见各分系统调试措施。

4 调试内容及验评标准
整套启动试运阶段是指设备和系统分部试运合格后，从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试运移交试生产为止的启动试运过程，该过程可分为空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。
4.1 空负荷调试是指从机组启动冲转开始至机组并入电网前，该阶段内进行的调整试验工作，主要包括下列内容：按启动曲线开机，机组轴系振动监测，调节保安系统有关参数的调试和整定，注油试验，电气试验，井网带初负荷，主汽门调门严密性试验，OPC试验，电超速试验，机械超速试验。
4.2 带负荷调试指从机组并入电网开始至机组带满负荷为止，该阶段主要完成的调试项目有：制粉系统和燃烧系统初调整，汽水品质调试，相应的投入和试验各种保护及自动装置，厂用电切换试验，启停试验，真空严密性试验，阀门活动试验，协调控制系统负荷变动试验，RB试验，甩负荷试验(参照原电力工业部部颁布的《汽轮机甩负荷试验导则》)，以及汽动给水泵汽源切换试验等。
4.3 满负荷试运指机组连续带满负荷完成168小时试运行。满负荷试运阶段需满足下列要求：发电机保持铭牌额定功率值、燃煤锅炉断油、投高加、投电除尘、汽水品质合格、按《验标》要求投热控自动装置、调节品质基本达到设计要求。其间，不再进行试验项目，机组须连续运行不得中断，但允许进行必要的运行调整。
4.4 验评标准依据《火电工程调整试运质量检验及评定标准》中相应部分规定，参见附录。

5 组织与分工
参与机组启动试运的单位主要有建设单位、施工单位、调试单位、生产单位、设计单位、设备制造单位、质量监理部门、电网调度部门等，机组整套启动试运期间，各有关单位的主要职责应遵照《启规(1996年版)》确定的主要职责范围和所订合同规定执行。
5.1 建设单位的主要职责：
5.1.1 建设单位是代表建设项目法人和投资方，对工程负有全面协调管理责任，全面协助试运指挥部做好机组整套启动试运全过程的组织管理工作，并与电网主管单位事先签定机组并网协议。
5.1.2 协助试运指挥部建立，健全机组启动试运期间的各项工作制度，协调试运各有关单位之间的工作关系。
5.1.3 参加试运各阶段的工作检查和交接验收、签证等日常工作。
5.1.4 组织协调设备及系统代保管有关问题。
5.1.5 协助试运指挥部做好对整套启动试运应具备的建筑、设备及系统安装等现场条件的巡视核查工作。
5.1.6 协助试运指挥部组织研究处理启动试运过程中发生的重大问题。
5.1.7 按原电力工业部机组达标考评要求，组织协调落实机组达标投产有关事宜。
5.2 施工单位的主要职责：
5.2.1 完成启动试运需要的建筑、安装工程及试运中临时设施的施工。
5.2.2 做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施。
5.2.3 在试运指挥部领导下，参与并配合机组整套启动试运工作。负责整套启动试运范围内设备和系统的维护、检修、消缺工作。
5.2.4 接受建设单位委托，负责消除影响启动试运的设备缺陷，做好机组性能试验所需测点和测试装置的安装工作。
5.3 调试单位的主要职责：
5.3.1 启动试运阶段调试负责于机组整套启动前编制完成机组整套启动试运的调试技术措施。
5.3.2 完成所承担的分系统调整试运工作，确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入整套启动试运条件。
5.3.3 全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性。
5.3.4 组织协调并完成整套启动试运全过程中的调试工作和试验项目。
5.3.5 负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案和建议。
5.3.6 组织填写调整试运质量验评表格，整理整套记录。
5.4 生产单位的主要职责：
5.4.1 在机组整套启动试运前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。
5.4.2 做好试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施。
5.4.3 在启动试运中，负责设备代保管和启停操作、运行调整、事故处理和运行监视，并及时提出机组运行中发现的各种问题和设备异常。
5.4.4 组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作。
5.4.5 负责签收整套试运期间相关设备的启、停操作票，并负责相关设备的送、断电工作。
5.5 设计单位的主要职责：
5.5.1 负责必要的设计修改和必要的设计交底工作。
5.5.2 配合处理机组启动试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。
5.6 制造单位的主要职责：
5.6.1 完成由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告。
5.6.2 对机组启动试运进行技术服务和技术指导。
5.6.3 及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题。
5.6.4 协助试运现场及有关单位完成有关没备的调整试验项目。
5.7 监理部门的主要职责：
5.7.1 按合同要求代表建设单位对机组整套启动试运阶段的全过程进行监理工作。
5.7.2 参与机组的整套启动试运工作，协调试运进度，参与试运验收。
5.7.3 对机组在整套试运阶段出现的设计问题、设备质量问题，施工问题等，提出监理意见。
5.8 电网调度部门的职责：
积极配合机组启动试运，在电网安全许可的前提下，提供条件满足试运机组的消缺、调试、试验需要。
6 整套启动前应具备的条件
6.1 组织机构及人员配备落实到位：
6.1.1 启动验收委员会、试运指挥部及各组人员已全部到位，职责分工明确。
6.1.2 调试单位参与调试、试验的人员已落实到位，符合调试要求，且有明确的岗位、职责。
6.1.3 生产单位已按机组整套启动需要配备了各岗位的运行操作人员和维护人员，并经培训考试合格，有明确的岗位职责，能胜任所在岗位的运行操作和故障处理。
6.1.4 施工单位已按机组整套启动需要配备了足够的检修维护人员，且有明确的岗位、职责分工，消防、保卫人员全部落实到位。
6.2 机组整套启动计划方案、措施已报审批准，并按调试进度组织学习，向参与试运有关人员介绍交底。
6.3 生产单位已将机组整套启动试运所需的规程、制度、设备系统图、控制及保护逻辑图册、设备保护定值清册、现场日志、记录表格、运行操作工具、测试用仪表、安全用具等准备好。
6.4 设备系统检查与核查：
6.4.1 整套启动试运中投入运行的设备及系统（汽机岛部分参见表5），均经分部试运合格，并已取得验收签证。热控设备系统，经静态整定、开环试验、模拟试验、仿真试验、传动试验等测试检查，证明符合设计要求及《验标》规定标准，已取得验收签证，符合投运要求。设备和系统内的监测仪表、远方操纵装置、灯光音响报警信号，事故按钮、顺序控制、保护联锁等，经调试、传动试验及系统检查完备合格，符合设计要求。
6.4.2 整套启动试运中投入运行的电气设备及系统，经分部试运合格，已取得验收签证，符合投运要求。与机组发送电量配套的输变电工程应满足机组满发送出的要求，且机组能满足电网调度提出的并网要求。
6.4.3 参加整套启动试运的所有设备和系统，均应与运行中或尚在施工中的汽水管道、电气系统及其他系统做好必要的隔离或隔绝，设备所用电源均应为正式电源。
6.5 试运现场环境的检查与核查：
6.5.1 试运范围内的土建施工应按设计完成并通过验收，现场地面平整，道路（包括消防通道）通畅。
6.5.2 试运设备范围内的施工脚手架已全部拆除，环境已清理干净，现场的沟道及孔洞的盖板齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，平台有正规的楼梯、栏杆及底部护板。
6.5.3 火灾报警系统经调试合格，现场有足够的消防器材，消防水系统调试完毕，有足够的水源和压力，并处于备用状态，厂区的消防通道应畅通，事故排油系统处于备用状态。
6.5.4 现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。
6.5.5 厂区和厂房的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外，生活用水和卫生设施可以投入使用。
6.5.6 试运现场通信设备完好齐全，可投入使用
6.5.7 带电设备安全遮栏完整，不便检查和操作的部位均采取相应措施解决，便于运行、安装与调试人员接近，能够确保安全有效地对设备实施监督、操作和维护。
6.5.8 设计规定的空调装置投入运行，厂房应做好封闭，现场应做好必备的防雨、防冻措施，能够满足机组起动试运的要求。
6.5.9 保温、油漆及管道色标完整，设备、管道、阀门、开关等已有正式命名和标识。
6.7.10 环保设施及监测系统已按设计要求施工完毕，具备投运条件，启动试运所需的水、燃料(煤、油)、化学药品、备品备件及其他必需品均已备齐。

整套启动试运中投入的具体设备及系统（汽机岛部分）
序号
设备及系统
备 注
1
辅汽供汽系统（启动锅炉来）
公用系统
2
仪用和厂用压缩空气系统
公用系统
3
循环水系统

4
开式水系统

5
闭式水系统

6
真空泵设备和真空系统

7
凝汽器及补水系统

8
凝汽器胶球清洗系统

9
汽机轴封供汽系统

10
轴加及疏水系统

11
凝结水设备系统

12
低压加热器及其疏水设备系统

13
高压加热器及其疏水设备系统

14
除氧器设备系统

15
电动给水泵设备及给水系统

16
汽动给水泵设备及给水系统

17
汽轮机本体及蒸汽管道疏水系统

18
高、低压旁路系统

19
低压缸喷水冷却系统

20
润滑油设备系统及油净化装置

21
事故放油设施及系统

22
顶轴油设备系统和盘车装置

23
EH抗燃油系统及危急跳闸ETS系统

24
汽轮机调节保安系统

25
发电机密封油设备系统

26
发电机定子冷却水设备系统

27
发电机氢冷设备系统

28
机房排氢、排油烟设备

29
辅助蒸汽系统

30
汽轮机主、辅机各保护联锁装置

31
控制盘运行监测信号系统

7 整套启动试运程序
依据《启规（1996年版）》规定，整套启动试运按照空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。
7.1 空负荷调试阶段工作程序
7.1.1 主、辅机进行各项电气、热工保护连锁试验，机、炉、电大连锁试验及高、低压旁路试验合格，柴油发电机带负荷试验正常。
7.1.2 所有热工仪表投入，电动门、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂规程要求分别送电。
7.1.3 投入汽轮机辅助设备及系统．发电机进行氢气置换。
7.1.4 调整润滑油压，盘车装置投入运行。确认一切正常后，投入汽封供汽系统，汽轮机抽真空。真空合格后，开启有关管道疏水阀，通知锅炉点火，投入旁路系统，汽轮机暖管及暖缸。
7.1.5 机组首次整套启动按首次冷态启动曲线冲转暖机，冲转前所有主机热工保护全部投入，升速至500r/min进行摩擦检查，升速到2000r/min暖机150min，满足暖机条件后升速至3000r/min，高压油泵切换试验正常，全面检查、测量、记录，作好振动监测，机组稳定运行10～30min。
7.1.6 手打危急保安器一次，而后立即恢复3000r/min，做注油试验。
7.1.7 注油试验结束后交电气进行电气空载试验。
7.1.8 电气试验结束后，发电机并网，带25％负荷暖机，7h后解列发电机。
7.1.9 进行自动主汽门和调门严密性试验。
7.1.10 进行OPC动作试验、电超速保护试验。
7.1.11 进行危急保安器超速试验，动作转速稍低于110％额定转速，动作值不合格时，停机调整。
7.1.12 汽轮机停机消缺，记录惰走时间（若汽轮机组无重大缺陷，可根据试运指挥部要求，汽轮机维持3000r/min，准备再次并网）。
7.1.13 再启动时机组采用温态或热态启动方式（根据实际情况），经升速、暖机、并网、带负荷运行。
7.2 带负荷调试阶段工作程序
7.2.1 机组升负荷过程的振动监测。
7.2.2 机组不同负荷下的冲洗运行。
7.2.3 高、低压加热器投入试验（高压加热器可随机启动或在一定负荷时投入）。
7.2.4 高、低压旁路系统试验。
7.2.5 机组25％负荷后，启动一台汽动给水泵，进行汽泵、电泵并列切换试验。
7.2.6 机组80％负荷后，进行汽轮机真空严密性试验。
7.2.7 汽轮机带负荷过程中，自动、协调控制逐步投入。机组带满600MW负荷，稳定10～30min后，进行机组负荷变动试验。
7.2.8 配合电气专业进行厂用电切换试验。
7.2.9 汽轮机甩50％、100％额定负荷试验。
7.2.10 停机处理设备缺陷。
7.3 满负荷试运阶段工作程序
机组消缺完毕，重新启动，进行168h满负荷试运。
7.4 机组启动模式
7.4.1 冷态启动模式
第一级金属温度小于120℃,长期停机以后
7.4.2 温态1启动模式
第一级金属温度小于280℃大于等于120℃,停机超过72小时
7.4.3 温态2启动模式
第一级金属温度小于415℃大于等于280℃,停机10到72小时
7.4.4 热态启动模式
第一级金属温度小于450℃大于等于415℃,停机1到10小时
7.4.5 极热态启动模式
第一级金属温度大于等于450℃,停机不到1小时。
8 整套启动操作步骤
【空负荷调试阶段】
机组首次整套启动采用操作员自动启动方式控制，高中压联合（高主门与中调门IV1、IV2联合）启动，旁路投入，按照冷态启动曲线升速暖机，采用滑参数运行方式。启动过程中根据机组振动情况，决定是否做动平衡。以后整套启动视实际情况选择冷态、温态、热态或极热态升速方式。
机组升至全速后进行就地和远方停机试验以及危急遮断器喷油试验，一切正常后恢复3000r/min交电气试验。电气试验结束后，机组并网并带25%额定负荷稳定运行7小时后解列。进行汽门严密性试验，试验合格后进行超速保护试验，超速试验合格后根据实际情况决定是否带负荷。(利用正常停机的机会测取转子惰走曲线)。机组首次冷态启动曲线参见附图。
8.1 机组启动前的检查与操作
8.1.1 循环水系统：确认循环水系统正常，循环水泵出口液控蝶阀控制油站油质合格，油位正常，启动一台或两台循环水泵向凝汽器通水，并向开式水系统管道注水。
8.1.2 闭式水系统：检查膨胀水箱水位正常，补水管道畅通，能随时补水；启动一台闭式水泵向各用户供水，另一台泵投入备用状态。对设计有温度自动调节功能的冷却水用户，投入温度自动。
8.1.3 压缩空气系统：确认空压机工作正常，压缩空气系统供气压力正常，所有气动阀及执行机构的气源连续可靠。
8.1.4 化学补水系统：联系化学向除盐水箱上水，投用水箱水位报警，水箱水位正常后，启动凝结水输送泵向凝汽器上水。
8.1.5 凝结水系统：凝汽器水位略高于正常水位且凝结水系统注水完成后，按照凝结水系统投运措施启动凝结水泵，凝结水走精处理装置的旁路，凝结水再循环阀门投入自动，凝汽器水位调整门投入自动。检查确认凝结水泵出口压力/流量/再循环自动投入均正常，检查确认凝泵的冷却水及密封水工作正常。低压加热器水侧投入，当凝结水水质不合格时，通过5号低加出口的排放管排出，排放过程中应通过补水维持凝汽器水位。
8.1.6 润滑油系统：检查确认润滑油箱油位正常，启动润滑油泵向润滑油系统供油。检查确认润滑油泵出口压力、润滑油母管压力和各轴承回油正常，系统管路无漏油。启动排烟风机，调整风机入口门开度，维持油箱微负压。正常情况下润滑油系统投入运行时，油净化系统要求连续投入。
8.1.7 密封油系统：启动空侧交流密封油泵，空侧直流油泵投入备用；投入油氢差压阀，调整油氢差压为0.084MPa。启动氢侧交流密封油泵，氢侧直流密封油泵投入备用。
8.1.8氢气置换时应注意差压阀的工作情况，始终保持密封油压大于氢压0.084MPa。发电机充氢可以在转子静止方式，也可以在转子盘车方式。
8.1.9 顶轴油及盘车系统：启动顶轴油泵，确认各轴颈顶轴油压正常。检查确认盘车启动允许，启动盘车马达，检查盘车自动啮合情况。盘车投入后检查确认盘车马达正常，测量盘车电流、大轴晃度，检查机内是否有摩擦声音，记录盘车投入和停止时间，首次启动要求连续盘车至少4小时。
8.1.10 给水系统：启动电动给水泵，给水先走再循环，再循环调节阀投自动。然后开启高加水侧空气阀，使用注水阀进行注水充压，充压后关闭空气阀及注水阀，确认无泄漏后给水走高加主路，关闭高加旁路，投入高加水位自动保护。
8.1.11 旁路系统：投入旁路系统，对高、低压旁路汽侧及减温水系统的隔离阀和调整阀进行开启、关闭活动试验，确认动作灵活可靠，对旁路系统的测点、联锁及保护进行检查，确认旁路系统随时可以投入允许。进行热态旁路功能试验，确认各项功能正确可靠。
8.1.12 定子水系统：启动定子冷却水泵，调整发电机进水压力和流量，维持氢压至少大于水压50kPa，并经常换水，保证水质合格。
8.1.13 轴封系统：进行辅汽至轴封系统管道暖管，保持轴封汽源温度150℃～260℃，汽封供汽必须具有不小于11℃的过热度，当暖管充分后进行轴封母管暖管，同时向轴封系统供汽，并调整低压轴封减温器后温度150℃左右，根据轴封良好且不冒汽的原则，调整汽封母管压力为7.0～21.0KPa左右，并投入轴封冷却器风机。严禁转子静止时向轴封送汽。轴封投入后，应注意监视汽缸上、下温差，汽缸总胀和汽轮机胀差，以及转子偏心度等参数的变化情况。
8.1.14 辅助蒸汽及除氧给水系统：机组启动前通过辅助蒸汽加热给水，由启动锅炉向辅助蒸汽母管供汽。除氧器水质合格后，投入辅助蒸汽至除氧器预暖蒸汽及加热蒸汽，加热投入时应注意控制水温上升速度及除氧器振动、噪音、有无水击变形等情况。
8.1.15 锅炉上水：启动电动给水泵给锅炉上水。
8.1.16 真空系统：首次启动前应先送轴封，后抽真空。关闭真空破坏门，启动三台真空泵，当凝汽器压力达到16.7kPa(a)时，可以通知锅炉点火，停一台真空泵作为备用。
8.1.17 机侧疏水系统：按汽机疏水系统控制程序开启机侧各疏水门，并投入疏水扩容器减温水。

高中压缸联合启动--冷态启动
8.2 锅炉点火后的工作
8.2.1 锅炉点火，根据锅炉升温升压情况，调整高、低压旁路开度（或旁路系统视情况投入自动，根据设定的程序进行暖管、升温升压），控制汽压和汽温，进行暖管。
8.2.2 注意检查疏水系统，监视低压缸排汽温度，若低压缸排汽温度大于70℃，应手动或自动投入低压缸喷水装置。
8.3 机组冲车
8.3.1 汽轮机冲转参数的选择
主蒸汽压力：5.0~8.0MPa（g），温度350℃
主蒸汽过热度〉56℃
再热汽温度尽量和主蒸汽温度接近
冲转蒸汽参数的选择原则是主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级和中压第一级作功后的蒸汽温度应与金属温度相匹配。
8.3.2 机组冲转前再次确认项目
8.3.2.1 盘车电流、顶轴油压、大轴偏心度；
8.3.2.2 高中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移及汽缸绝对膨胀；
8.3.2.3 高压缸调节级处金属温度、汽缸壁温度、中压缸进汽处壁温和主蒸汽、再热蒸汽温度；
8.3.2.4 各轴承金属温度和回油温度；
8.3.2.5 高压主汽阀、高压调节汽阀、中压主汽阀、中压调节汽阀的阀壳内外壁温度。
8.3.4 在DEH画面上点击挂闸按钮，确认机组已经挂闸，机组低油压、轴向位移、轴瓦温度、轴振动、电超速等保护已经投入。
8.3.5 在DEH画面上选择操作员自动方式
8.3.6 确认“启动方式”处于高中压联合启动状态，检查并确认高压调节汽阀和中压主汽门全开。
8.3.7 确认“单阀/顺序阀”按钮处于单阀状态。
8.3.8 在DEH上选择“运行”按钮，选择升速目标值500r/min，升速率150r/min2,按“进行”按钮后，高压主汽门和中压调节汽门IV1和IV2逐渐开启，此时应注意盘车应自动脱开，否则应立刻打闸停机。
8.3.9 500r/min摩擦检查：升速至500r/min时就地手打闸一次，汽轮机降速过程中进行摩擦检查，倾听机内有无异常声音，如发现缸内有异音或汽封、轴封处冒火花，应立即打闸停机。
8.3.10 确认无异常后机组挂闸，目标转速选择2000r/min，升速率选择150r/min2,按“进行”按钮升速至2000r/min暖机。其间检查并确认顶轴油泵联停，机组通过各阶临界转速时升速率自动提高至300r/min2。定速后暖机时间不少于150min，其间检查确认各处轴承振动均小于0.03mm。
8.3.11 暖机结束后，目标转速选择3000r/min，升速率选择150r/min2,升速至2900r/min时，汽机停止升速进入保持状态。此时达到进汽阀切换转速。在主汽阀切换到调节汽阀控制之前，要确认蒸汽室内壁温度至少等于主蒸汽压力下的饱和温度。
8.3.12 在DEH画面上点击“主汽阀/调节汽阀切换”按钮，开始阀切换。调节汽阀逐渐关闭，当关闭到一定值时，主汽门逐渐打开。当主汽门全开后，阀切换完成，机组自动向3000r/min升速。
8.3.13 机组定速后进行空负荷暖机30min，此时全面检查确认：
8.3.13.1 注意检查主油泵出口油压，确认正常后手动停交流油泵。油泵切换时应注意润滑油压力的下降情况，如润滑油压下降较大，应立即启动交流润滑油泵，并检查高压油泵出口逆止门是否卡涩。
8.3.13.2 主油泵出口油压（2.2~2.6MPa）、润滑油压（0.1~0.18MPa）、润滑油进油温度（40~45℃）及回油温度（<65℃）均正常。
8.3.13.3 抗燃油压力（14MPa）、温度正常。
8.3.13.4 凝汽器压力应小于13kPa，此时低真空保护应投入。
8.3.13.5 低压缸排汽温度若大于70℃,低压缸喷水系统应自动投入，否则应手动开启。
8.3.13.6 TSI监测项目均在允许范围内。
8.3.13.7 主蒸汽压力、温度满足要求。
8.3.14 检查结束后，主控打闸一次，注意交流润滑油泵应自动联起。机组立即重新挂闸恢复3000r/min，机组稳定后，确认机组各项保护已投入，进行危急遮断器注油试验。
将试验手柄放在试验位置并在试验中保持此位置，慢慢打开试验阀，在部分油压时，跳闸重锤伸出并冲击超速跳闸触发器，危急跳闸油泄出，记录动作油压。关闭试验阀并确认试验油压变为零，并将试验手柄归位。
8.3.15 注油试验完成后交电气完成有关试验。
8.3.16 电气试验结束后，允许机组并网，根据电气专业要求并网。
采用自动并网，在DEH画面上选择“自动同期”按钮，投入自同期控制方式，此时汽轮机由转速回路控制切换至自动同期装置控制。自动同期装置发送转速升/降信号至DEH系统，使机组达到同步转速，并进行并网。采用手动并网，应保持机组转速3000r/min，调整发电机电压、电流、频率与电网相匹配。发电机并网后带3%~5%额定负荷，暖机运行30min，在此期间锅炉应注意调整燃烧量，满足条件后可以投入负荷控制回路。此时应注意监视主、再热蒸汽温度变化情况，检查、记录机组各轴振、瓦振、胀差、绝对膨胀、轴位移、各轴承金属温度、润滑油压、油温、各轴承回油温度、EH油压、油温、汽缸上下壁温等参数均应在允许范围内，发电机主保护投入，机电炉大联锁投入。
暖机结束后，确认机组各项指标正常，视凝汽器水质情况，决定凝结水是否回收。检查除氧汽压力自动、除氧器水位自动、凝汽器水位自动、润滑油温自动、氢温自动、定子水温自动等控制情况是否良好。确定汽机胀差和缸胀正常后，联系锅炉专业，汽机准备升负荷，随负荷增加，高、低压旁路逐渐关闭。机组带25%额定负荷，稳定运行不少于7小时，发电机解列，做高、中压主汽门、调速汽门严密性试验，电气超速和机械超速保护试验。
8.3.17 主汽门和调速汽门严密性试验
机组带25%额定负荷，稳定运行7小时后，发电机解列，在高于50%额定参数以上进行主汽门、调速汽门严密性试验。当汽机转速下降至以下转速时认为严密性试验合格：
n = P1 / P0 ×1000 r/min
上式中，P0为额定工况下主蒸汽压力，P1为试验时主蒸汽压力。
试验时尽量保持主蒸汽压力和再热蒸汽压力稳定，且不低于额定压力的50%，试验中应注意一下几点：
a. 试验时应试启动交流润滑油泵、顶轴油泵应能启动；
b. 试验时注意汽轮机胀差、轴向位移、真空、机组振动及缸胀变化。同时注意锅炉汽压、汽温变化。
c. 为防止高排温度超标，可在转速降低后再提升再热汽压力。
8.3.18 汽轮机阀门活动试验
汽机阀门试验的目的是防止汽机高压主汽门、高压调速汽门、中压主汽门、中压调速汽门因长期运行可能发生的卡涩现象，保证这些阀门的正常工作。在试验期间应在就地注意观察阀门的动作是否平滑和自由。
8.3.19 汽轮机超速试验
汽轮机汽门严密性试验、活动性试验合格后，进行超速试验。
a. 电气超速试验前首先进行OPC试验，确认OPC功能正常。
b. 进行电气超速试验前，应将电气超速保护定值由3300r/min降低至3100r/min，确认电气回路动作无误后，将保护定值恢复为3300r/min。
c. 将电气超速保护定值提高至3360r/min，提升转速进行机械超速试验。机械超速试验飞环动作转速33