2023年12月22日发(作者：凌志ls460报价及图片)
目 录
第一篇 汽轮机的运行 .................................................................................................................... 5
第一章 汽轮机的主要技术特性及规范 ................................................................................ 5
第一节 汽轮机组的技术规范 .......................................................................................... 5
第二节 汽轮机的主要技术特性 .................................................................................... 10
第三节 汽轮机的主要保护 ............................................................................................ 14
第二章 汽轮机的启动 .......................................................................................................... 16
第一节 总则 .................................................................................................................... 16
第二节 启动前的准备与检查 ........................................................................................ 17
第三节 点火前的准备工作 ............................................................................................ 18
第四节 锅炉点火后的工作 ............................................................................................ 20
第五节 冷态滑参数启动 ................................................................................................ 21
第六节 热态启动 ............................................................................................................ 25
第七节 ATC启动 ............................................................................................................ 26
第三章 汽轮机正常运行 ...................................................................................................... 27
第一节 正常运中的检查与维护 .................................................................................... 27
第二节 正常运行中参数控制 ........................................................................................ 27
第四章 汽轮机的停止 .......................................................................................................... 31
第一节 停机前的准备工作 ............................................................................................ 31
第二节 滑参数停机 ........................................................................................................ 31
第三节 停机后的工作 .................................................................................................... 33
第四节 正常停机 ............................................................................................................ 35
第五章 SCS系统 .................................................................................................................. 37
第一节 SCS系统操作简介 ............................................................................................ 37
第二节 电动给水泵功能逻辑 ........................................................................................ 39
第三节 汽动给水泵A功能子组 ................................................................................... 41
第四节 汽动给水泵B功能子组 .................................................................................... 42
第五节 凝汽器抽真空系统 ............................................................................................ 44
第六节 凝结水系统 ........................................................................................................ 44
第七节 轴封蒸汽和喷水系统 ........................................................................................ 47
第八节 高压加热器/低压加热器系统 ........................................................................... 48
第九节 汽机防进水保护 ................................................................................................ 51
第十节 汽机油系统 ........................................................................................................ 53
第十一节 发电机密封油系统 ........................................................................................ 54
第十二节 冷却水系统 .................................................................................................... 54
第十三节 辅助汽源系统 ................................................................................................ 55
第十四节 除氧器及四段抽汽系统 ................................................................................ 56
第六章 汽轮机的试验 .......................................................................................................... 58
第一节 DEH--ⅢA型调节系统静态试验 ...................................................................... 58
第二节 ETS通道试验 .................................................................................................... 58
第三节 汽轮机各保护试验 ............................................................................................ 59
第四节 OPC超速保护试验 ............................................................................................ 60
第五节 电超速及机械超速保护试验 ............................................................................ 61
第六节 危急保安器充油试验 ........................................................................................ 63
第七节 汽门活动试验 .................................................................................................... 63
第八节 高、低压加热器保护试验 ................................................................................ 64
第九节 热井水位及凝结水泵联锁保护试验 ................................................................ 66
第十节 除氧器联锁保护试验 ........................................................................................ 67
第十一节 四段抽汽联锁保护试验 ................................................................................ 69
第十二节 辅汽联锁保护试验 ........................................................................................ 70
第十三节 汽机防进水保护联锁试验 ............................................................................ 71
第十四节 各疏水阀、调节阀联锁试验 ........................................................................ 71
第十五节 电动给水泵试验 ............................................................................................ 73
第十六节 汽动给水泵试验 ............................................................................................ 74
第十七节 循环水泵联锁试验 ........................................................................................ 78
第十八节 真空系统联锁试验 ........................................................................................ 78
第十九节 收集水箱水位联锁试验 ................................................................................ 79
第二十节 开式冷却水泵联锁试验 ................................................................................ 80
第二十一节 主机润滑油系统联锁试验 ........................................................................ 80
第二十二节 EH油系统联锁试验 .................................................................................. 82
第二十三节 发电机密封油泵联锁试验 ........................................................................ 82
第二十四节 发电机定子冷却水系统联锁试验 ............................................................ 83
第七章 事故预防及处理 ...................................................................................................... 85
第一节 事故处理的原则 ................................................................................................ 85
第二节 紧急停机条件及事故处理 ................................................................................ 85
第三节 汽轮机水冲击 .................................................................................................... 87
第四节 蒸汽参数异常的处理 ........................................................................................ 89
第五节 凝汽器真空下降 ................................................................................................ 90
第六节 机组甩负荷 ........................................................................................................ 93
第七节 油系统工作失常 ................................................................................................ 95
第八节 轴向位移增大 .................................................................................................... 96
第九节 机组异常振动 .................................................................................................... 97
第十节 汽轮发电机轴承温度升高 ................................................................................ 98
第十一节 机组断叶片 .................................................................................................... 99
第十二节 机组严重超速 ................................................................................................ 99
第十三节 部分厂用电中断 ............................................................................................ 99
第十四节 EH油压低 .................................................................................................... 100
第十五节 发电机励磁机着火及氢气爆炸 .................................................................. 101
第二篇 辅机运行及事故处理 .................................................................................................. 103
第一章 辅机设备规范 ........................................................................................................ 103
第一节 给水泵组 .......................................................................................................... 103
第二节 循环水泵 .......................................................................................................... 106
第三节 凝汽器 .............................................................................................................. 106
第二章 给水泵的启、停及正常维护 ................................................................................ 107
第一节 总则 .................................................................................................................. 107
第二节 电动给水泵的启动 .......................................................................................... 108
第三节 汽动给水泵的启动 .......................................................................................... 109
第四节 运行中各参数的监视 ...................................................................................... 110
第五节 电动给水泵的停止 .......................................................................................... 114
第六节 汽动给水泵的停止 .......................................................................................... 114
第三章 循环水泵的启、停、正常维护及事故处理 ........................................................ 116
第一节 启动前的检查与准备 ...................................................................................... 116
第二节 循环水系统充水 .............................................................................................. 116
第三节 循环水泵的启动 .............................................................................................. 116
第四节 运行中的维护 .................................................................................................. 116
第五节 循环水泵的停止 .............................................................................................. 117
第六节 循环水泵的事故处理 ...................................................................................... 117
第四章 各水泵的启动及停止 ............................................................................................ 119
第一节 开式循环水泵的启动及停止 .......................................................................... 119
第二节 凝结水系统的启动及停止 .............................................................................. 119
第三节 真空泵的启动及停止 ...................................................................................... 120
第五章 各系统及设备的投停、检查及维护 .................................................................... 121
第一节 高压加热器的运行 .......................................................................................... 121
第二节 低压加热器的运行 .......................................................................................... 122
第三节 运行中单台凝汽器的投入与解列 .................................................................. 123
第四节 主机润滑油系统的运行 .................................................................................. 124
第五节 主机顶轴油泵及盘车装置的运行 .................................................................. 125
第六节 EH系统的运行 ................................................................................................ 126
第七节 发电机氢气系统的运行 .................................................................................. 126
第八节 发电机密封油系统的运行 .............................................................................. 128
第九节 发电机定子冷却水系统的运行 ...................................................................... 129
第十节 除氧器的运行 .................................................................................................. 129
第三篇 空调机、柴油机运行规程 ........................................................................................ 131
第一章 中央空调系统的启动 .............................................................................................. 131
第一节 空调机的启动 .................................................................................................. 131
第二节 制冷机的启动 .................................................................................................. 132
第二章 中央空调系统的运行 ............................................................................................ 134
第一节 中央空调系统正常运行中的检查 .................................................................. 134
第二节 运行中的注意事项 .......................................................................................... 134
第三节 运行中的常用操作 .......................................................................................... 135
第三章 中央空调机的停运及辅助设备 .............................................................................. 138
第一节 停机前的准备工作 .......................................................................................... 138
第二节 正常停机 .......................................................................................................... 138
第三节 停机后的维护 .................................................................................................. 138
第四节 溴化锂制冷机主要辅助设备 .......................................................................... 139
第四章 制冷机的事故处理 ................................................................................................ 141
第五章 柴油机的启停及运行 ............................................................................................ 142
第一节 启动前的准备工作 .......................................................................................... 142
第二节 正常启动 .......................................................................................................... 142
第三节 柴油机的运行 .................................................................................................. 143
第四节 停机 .................................................................................................................. 143
第五节 停机后的保养 .................................................................................................. 144
第六章 PLC控制系统 ........................................................................................................ 146
第一节 概述 .................................................................................................................. 146
第二节 机组的功能和原理 .......................................................................................... 146
第三节 自动启动和加载 .............................................................................................. 147
第四节 自动保持运行的可靠性 .................................................................................. 147
第五节 自动停机 .......................................................................................................... 148
第六节 手动控制 .......................................................................................................... 148
第七章 柴油机的事故处理 ................................................................................................ 149
第八章 空压机运行与维护 ................................................................................................ 155
第一节 系统概述 .......................................................................................................... 155
第二节 设备规范及主要参数 ...................................................................................... 155
第三节
第四节
第五节
附
机组控制与保护 .............................................................................................. 156
空压机的正常启停与运行维护 ...................................................................... 157
空压机事故处理 .............................................................................................. 158
录 .............................................................................................................. 161
第一篇 汽轮机的运行
第一章 汽轮机的主要技术特性及规范
第一节 汽轮机组的技术规范
本汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N300—16.7/538/538型亚临界一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动凝汽式汽轮机。与哈尔滨锅炉厂生产的HG—1025/18.2—YM11型亚临界自然循环锅炉，哈尔滨电机厂生产的QFSN—300—2型水氢氢型汽轮发电机配套使用。
1.1.1.1. 汽轮机的技术规范：
制造厂家： 哈尔滨汽轮机厂
型号： N300—16.7/538/538型
型式： 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动
凝汽式汽轮机。
额定功率： 300MW
最大功率： 330MW
主汽阀前额定压力： 16.67MPa
主汽阀前额定温度： 538℃
再热阀前额定压力： 3.288MPa
再热阀前额定温度： 538℃
高压缸排汽压力： 3.653MPa
高压缸排汽温度： 320.6℃
额定排汽压力： 0.0049MPa
额定排汽量： 543.8t/h
给水温度： 273.6℃
冷却水温度： 20℃
最高冷却水温度： 34℃
额定工况时热耗率： （计算）7936.2Kj/KW.h
（保证）7955Kj/KW.h
额定工况时汽耗率 3.043Kg/KW.h
主蒸汽最大进汽量： 1025t/h
工作转速： 3000r/min
旋转方向： 顺时针（从汽轮机向发电机看）
最大允许系统周波摆动：48.5—50.5Hz
空负荷时额定转速波动：±1r/min
噪音水平： 90db
通流级数： 36级
高压部分： 一个单列冲动调节级和十二个反动压力级
中压部分： 九个反动式压力级
低压部分： 两侧各七个反动式压力级
高中压转子临界转速： 1724r/min
低压转子临界转速： 一阶：1635r/min
二阶：3835r/min
末级叶片高度： 900mm
盘车转速： 3r/min
转子最大外缘直径： 3150mm
机组最大宽度： 10372mm
汽轮机本体重量： 750t
汽轮机中心距运行层标高: 1067mm
机组总长： 34m
汽轮机总长： 17m
回热级数：本机组设有八级不调整抽汽，前三级分别供三台高加，第四级供除氧器及两台小汽轮机用汽，后四级分别供四台低加，额定工况下各级的抽汽参数如下：
抽 汽 抽汽点 抽汽温加热器出口抽 汽压力抽汽流量抽汽用途
MPa t/h
级 数 （级后） 度 ℃ 给水温度℃
9 5.852 383.9 63.86 273.6
一 #1高加
13 3.653 320.6 73.83 243.3
二 #2高加及辅汽
18 1.695 437 30.47 201.7
三 #3高加
22 0.868 343.3 66.0 171.7
四 CY、小机、辅汽
31 0.336 240.1 37.46 135.3
五 #5低加及辅汽
26 0.134 141.9 23.15 103.7
六 #6低加
27/34 0.065 87.9 25.23 83.8
七 #7低加
28/35 0.025 65.3 30.80 61.4
八 #8低加
1.1.1.2. 锅炉技术规范：
型号： HG—1025/18.2—YM11型
型式 亚临界、自然循环、中间一次再热、燃煤汽包锅炉、 单炉膛紧身
封闭。
最大连续蒸发量： 1025t/h
过热蒸汽出口压力： 18.2MPa
过热蒸汽出口温度： 541℃
再热蒸汽进/出口压力： 3.92/3.72MPa
再热蒸汽进/出口温度： 320/541℃
给水温度： 281℃
燃烧方式： 四角切圆燃烧
再热蒸汽流量： 738.1t/h
制造厂家： 哈尔滨锅炉厂
1.1.1.3. 发电机技术规范：
型号： QFSN—300—2
额定容量/功率： 353MVA/300MW
定子额定电压： 20KV
定子额定电流： 10190A
功率因数： 0.85
额定励磁电压： 365V
额定励磁电流： 2642A
效率： 98.82%
转速： 3000r/min
定子绕组连接方式： YY
定子绕组引出线端子数： 6
相数： 3相
额定频率： 50HZ
转子临界转速： 一阶：1290r/min
二阶：3453r/min
额定工作氢压： 0.3MPa
发电机转子重量： 55t
发电机定子重量： 201t
励磁方式： 同轴交流励磁机，静止整流器，永磁式副励磁机
冷却方式： 定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷、定子铁心及其它结构件均为氢表面冷却。
充氢容积（插转子后）： 73m3
制造厂家： 哈尔滨电机厂
1.1.1.4. 主励磁机技术规范：
型号： JL—1434—4
额定容量： 1434KVA
额定功率： 1319KW
额定电压： 360V
额定电流： 2300A
额定频率： 100Hz
额定功率因数： 0.92
相数： 3
冷却方式： 封闭式空冷
转子绕组连接方式： Y
出线端子数目： 6
1.1.1.5. 副励磁机技术规范：
型号： TFY—80—400
额定容量： 80.5KVA
额定功率： 76.5KW
额定功率因数： 0.95
相数： 3
极数： 16极
额定转速： 3000r/min
额定频率： 400Hz
额定电压： 180/107V（A、C）
额定电流： 250/433A（A、C）
定子绕组连接方式： Y/△
绝缘等级： B
励磁方式： 稀土励磁
冷却方式： 防护式空气通风
1.1.1.6. 凝汽器技术规范：
制造厂家： 哈尔滨汽轮机厂
型号： N—17600—2
型式： 表面式、单壳体、单背压、对分双流程
冷却面积： 17600m2
冷却水温： 20℃
凝汽器额定背压： 0.0049MPa
凝汽量： 543.8t/h
1.1.1.7. 除氧器技术规范：
1.除氧塔：
制造厂： 哈尔滨锅炉厂
型号： YYW—1050型
额定出力： 950t/h
最大出力： 1050t/h
设计压力： 0.98MPa
设计温度： 340℃
滑压运行压力变化范围： 0.149—0.824MPa
滑压运行温度变化范围： 111—171MPa
运行压力： 0.824MPa
运行温度： 350℃
安全阀开启压力： 0.95MPa
安全阀总排汽量： 100t/h
2.氧器水箱：
制造厂： 哈尔滨锅炉厂
型号： YYX—160
有效容积： 160m3
最高出水温度： 176.1℃
工作压力： 0.74MPa
工作温度： 335℃
1.1.1.8. 高、低压加热器技术规范：
1.高压加热器：
名 称
设计压力
设计温度
工作压力
工作温度
流 程
传热面积
工作介质
2.低压加热器：
名 称
设计压力
设计温度
工作压力
单 位
MPa
℃
MPa
℃
M3
#1高加
管侧
24.52
290
18.83
266.3
双流程
1100
水
壳侧
7.16
400
5.67
272
单流程
1100
蒸汽
#2高加
管侧
24.5
260
18.83
237.8
双流程
1180
水
壳侧
4.41
350
3.543
243.3
单流程
1180
蒸汽
#3高加
管侧
24.5
210
18.83
196.3
双流程
820
水
壳侧
1.96
450
1.61
201.7
单流程
820
蒸汽
单位
MPa
℃
MPa
#5低加
管侧
3.45
150
2.65
壳侧
0.59
250
0.3
#6低加
管侧
3.45
150
2.65
壳侧
0.59
150
0.16
#7（8）低加
管侧
3.45
同#8
90
同#8
2.65
同#8
壳侧
0.59
同#8
95
同#8
0.069
0.024
流程
传热面积
工作介质
双流程
650
水
单流程
650
蒸汽
双流程
545
水
单流程
545
蒸汽
双流程
705
835
水
单流程
705
835
蒸汽
1.1.1.9. 油泵及风机技术规范：
名称
汽动给水泵
汽动给水泵前置泵
电动给水泵
电动给水泵前置泵
凝结水泵
循环水泵
真空泵
直流润滑油泵
高压备用密封油泵
空侧交流密封油泵
空侧直流密封油泵
氢侧交流密封油泵
氢侧直流密封油泵
发电机定冷泵
顶轴油泵
除氧循环泵
凝结水输送泵
冷却水升压泵
工业水回收水泵
胶球清洗泵
主油箱排烟风机
轴抽风机
润滑油输送泵
润滑油处理泵
凝结水收集水泵
凝结水坑排污泵
循环水坑排污泵
小机主油泵
小机事故油泵
小机排烟风机
型号
DG600-24Ⅱ
FA1D56
DG600-24Ⅱ
FA1D56A
NLT350-400*6
64LKXA-23
2BE1353-0
80YG-38
SNH280R6607W3
3G85X2W21
3G85X2W21
3GR42X4A
3GR42X4A
CZ50-250C
25CCYM4-1B
250R-62A
IS100-65-250
20SH-13A
IS125-100J-315
125SS-21
75·411Z
PQ-6
ZCY-3.3/3.3-1
SNH280R54K6-W3
3FA-9A
65WL-12-2.5
65WL-12-2.5
80YG-150A
80YG-38
AYF01-1
流量
t/h
601
647
601
647
894
18360
5267
42.72
25
25
10.5
10.5
56
25ML/REV
405
200
1870
100
100
1503
3.3
21.24
49.1
25
25
45.6
50.0
扬程
m
2404
100
2404
100
280
25
38
100
100
100
100
100
56
31.5MPa
50
72
31
32
21
0.9
33
50
30.5
12
12
130
38
转速
r/min
5855
1480
5855
1491
420
590
3000
2900
970
970
2900
2900
2960
1500
1480
2980
970
1450
1460
2825
2930
1420
1450
2900
1420
1420
2950
2950
420
台数
2
2
1
1
2
2
2
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
2
2
2
2
2
2
1
2
2
2
4
2
2
1.1.1.10. 油泵及配用风机电机技术规范：
名称
汽动给水泵前置泵
电动给水泵
凝结水泵
循环水泵
真空泵
电机型号
YKK355-4
YKS5500-4
YLKK500-4
YL1800-14/1730-1
YJS400L-10
功率
kw
250
5500
1000
1800
160
电压
v
6000
6000
6000
6000
380
转速
r/min
1480
1491
1492
428
590
电流
A
28.6
611
112.6
216
340
台数
2
1
2
2
2
交流润滑油泵
直流润滑油泵
高压备用密封油泵
空侧交流密封油泵
空侧直流密封油泵
氢侧交流密封油泵
氢侧直流密封油泵
发电机定冷泵
顶轴油泵
除氧循环泵
凝结水输送泵
冷却水升压泵
工业水回收水泵
胶球清洗泵
主油箱排烟风机
轴抽风机
润滑油输送泵
润滑油处理泵
凝结水收集水泵
凝结水坑排污泵
循环水坑排污泵
小机主油泵
小机事故油泵
小机排烟风机
YB225S-4
Z2-82
Y180M-Ⅰ
Y180L-6
Z2-72
Y132S1-2
Z2-41
Y180M-2
Y180M-4
Y280M-4
Y200L2-2
Y355L1-6
Y160L-4
Y160M-4
YB112-2
Y160M2-2
Y132S
Y132M-4
YU160M2A
Y90L-12-B5
Y90L-12-B5
YBGB225M-2W
Z2-51
YB70-1
37
40
22
15
13
5.5
5.5
22
18.5
90
110
220
15
11
4
15
5.5
7.5
11
2.2
2.2
45
10
2.8
380
220
380
380
220
380
220
380
380
380
380
380
380
380
380
380
380
380
380
380
380
380
220
380
1481
1500
2940
970
1000
2900
3000
2940
1500
1480
2980
2980
1450
1460
2825
2950
1450
1440
2920
2850
2850
2970
3000
420
70
207.5
4.42
31.4
70.7
11.1
30.3
42.2
35.9
411
203
411
30.3
22.6
8.2
29.4
11.6
15.4
21.78
21.78
21.78
84
54.5
3.7
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1
2
2
2
2
2
1
1
1
2
2
4
2
2
1.1.1.12. 水箱、油箱、扩容器容积及冷却器面积：
凝结水储水箱： 500m3
凝结水收集水箱： 5 m3
EH油箱： 0.76m3
主油箱： 20m3（有效），26.5m3（总容积）
给水泵汽轮机油箱： 7m3（有效）
储油箱： 60m3
高加事故疏水扩容器： 10m3
本体疏水扩容器： 15m3
管道疏水扩容器： 3.5m3
发电机定子水冷却器： 17.1m2
发电机密封油装置冷却器：10m2
汽轮发电机组冷油器： 2×206m2（一台运行，一台备用）
电泵工作油冷却器： 54m2
电泵润滑油冷却器： 16m2
给水泵汽轮机冷油器： 38m3
第二节 汽轮机的主要技术特性
1.1.2.1. 本体结构特点：
1.蒸汽流程：
新蒸汽从下部进入置于机两侧的两个固定支撑的高压主汽调节联合阀，由两侧各三个调节阀流出，经过六根高压导汽管进入高压缸喷嘴室，蒸汽经过六组喷嘴组进入正向布置的调节级，然后进入反向布置的十二级压力级后，由高压缸下部排出进入再热器，再热后的蒸汽从机组两侧的浮动支撑的中压再热主汽调节联合阀及两根中压导汽管从下部进入中压缸，经过正向布置的九级反动式压力级后，从中压缸下部排出，经连通管进入低压缸。低压缸为对称双分流结构，蒸汽从中部流入，经正反向各七级反动式压力级后，从两排汽口向下排出进入凝汽器。其中，蒸汽室--喷嘴组--阀门的布置如下图所示（从调速器向发电机方向看）：
上半喷嘴室
TV-1 TV TV-2
GV1-1 GV2 GV2-1
GV3-5 GV4 GV4-2
GV5-3 GV6 GV6-4
下半喷嘴室
GV1-1
调节阀
调节阀开启顺序
物理位置编号
注：每一个调节阀对应于相应的喷嘴组
2.高中压缸：
高中压缸采用双层缸结构，由高、中压外缸、高压内缸、中压内缸组成，每层缸壁所承受的压差和温差都有所降低，机组在运行过程中汽缸壁的热应力也较小，使得内外缸壁的厚度可以设计的比较薄.高压内缸，中压内缸结构相似，都由水平面分开，形成内缸上半和下半，内缸由外缸的水平中分面支承，并由外缸和底部的定位销导向，以保证内缸在外缸内横向定位。并可使内缸随温度的变化在外缸内自由地膨胀和收缩，内缸的横向定位靠内缸突台与外缸槽的配合来实现，高、中压外缸也以水平中分面分为上、下半，上缸搁在下缸上。下缸由四个向上弯曲的猫爪支承。
高、中压转子为耐热合金钢整锻转子，高压转子为鼓形结构，中压部分为半鼓形结构。在转子的前后和中部各设有一个动平衡面，可以实现制造厂内高速动平衡和电厂不揭缸动平衡。高压通流部分反向布置。中压通流部分正向布置，且转子上设计有高压进汽平衡环、高压排汽平衡环和中压进汽平衡环，使机组在各种运行条件下都保持适当的轴向推力。在额定负荷下此推力靠转子机头侧布置的推力盘来平衡，推力指向调节阀端。
高、中压缸内设计有蒸汽冷却系统。调节级后的蒸汽一股通过调节级根部平衡孔流动，冷却高压转子及蒸汽室；另一路经过高压平衡环的汽封漏向高压外缸和内缸的夹层，冷却高压内缸外壁及高温进汽部分，然后通过冷却蒸汽管流入中压缸与从汽封漏过来的蒸汽汇合，冷却中压转子，在中压外缸与中压内缸的夹层中有来自中压第五级后的冷却蒸汽冷却中压内缸外壁。
3.低压缸
低压缸为对称双分流结构，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，由外缸、1号内缸、2号内缸组成。在外缸四个边中部分别设有两轴向键槽及两横向键槽，四键槽中心一交点为机组绝对死点。
低压转子为合金钢整锻转子，由中部进汽，向前后两端流出。两侧对称各有七级，转子中部各2Χ5级呈鼓形结构，末级、次末级呈轮状结构。在低压转子的中部和前后有一个动平衡面，可实现制造厂高速动平衡及电厂不揭缸动平衡。
低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，其作用是当低压缸内的压力达0.034~0.048MPa时，自动进行危急排汽。
4.调节级压力级动叶片
调节级动叶片采用冲动式，以适应其在变工况下焓降大及经常处于部分进汽度的工作状态，其余动叶均为反动式，调节级动叶为双层铆接围带结构。高压12级反向动叶片为变截面叶片采用自带围带和倒梯型叶根，中压反向9级动叶片为自带围和枞树型叶根结构。
5.轴承
高中压转子、低压转子和发电机转子之间采用刚性连接。#1、#2轴承采用可倾瓦，对中性能好。#3采用二瓦块可倾瓦轴承，#4轴承采用球面三垫块支持圆轴承，可自动调整中心，#5、#6轴承为椭圆型轴承，#7轴承为圆型轴承。
推力轴承位于前轴承箱内，为京士伯力自位推力轴承，在推力轴承靠近推力盘两侧支承环内各安装6块可滑动的推力瓦块。
6.盘车装置：
采用链条、涡轮、蜗杆、齿轮复合减速、摆动齿轮啮合的低速盘车装置，本装置设在低压缸与发电机之间的#4轴承下半轴承箱内，小修时不影响操作，其投入时转速为3r/min左右。为降低盘车转速在#3、#4、#5、#6瓦设有顶轴油装置。
7.高压阀门和再热阀门：
本机组高压阀门为主汽调节联合阀，包括一个水平布置的主汽阀和三个垂直布置的调节阀。主汽阀具有\"双重阀碟\"，由两个单座不平衡阀组成，预启阀位于主阀内部，启动时预启阀先打开。调节阀为单阀座球头形。这些阀门的开度均由各自的油动机控制，油动机由数字电液调节系统来控制。
再热阀也是主汽联合调节阀，主汽阀是不平衡阀的摇板式阀门，调节阀为单阀座柱塞式平衡阀。
8.滑销系统：
机组膨胀的死点设在低压缸的中心，由埋在基础中的两块横向和两块纵向键限制低压缸的中心移动，形成机组绝对死点。
高、中压缸由四只猫爪支撑，猫爪搭在轴承箱上。高、中压缸与轴承箱之间，低压转子之间在水平中分面以下都用定中心梁联接，汽机膨胀时，低压缸中心不变，其后部沿机组轴向向发电机端膨胀，前部通过定中心梁推着高中压缸，前轴承箱沿轴向向调阀端膨胀。
1.1.2.2. 本体油、汽、水系统：
1.润滑油系统：
本系统除润滑油系统外，还有供危急遮断撞击子用油和发电机氢密封油系统油源。润滑油系统包括主油箱、主油泵、辅助油泵、冷油器、顶轴油系统、除油烟系统和储油箱、油净化装置等。
2.汽封系统：
包括高低压供汽调节站、辅助蒸汽供汽站、溢流调节站。每站的调节阀上均置一压力控制器，该控制器接受蒸汽母管的压力讯号后产生空气压力输出，所以在各种工况下均能使通往汽封的蒸汽保持在给定的压力范围内。
3.疏水及后汽缸喷水系统：
由疏水阀及管道组成，保证机组启动时高压门组疏水阀在10%额定负荷时关闭，而低压门组疏水阀在20%额定负荷时关闭。保证机组在停机时低压门组疏水阀在20%额定负荷时开启，而高压门组疏水阀在10%额定负荷时开启。
1.1.2.3. 汽轮机调节控制系统：
1. DEH系统：
本机的调节控制系统采用上海新华电站控制工程有限公司引进美国西屋公司技术生产的DEH--ⅢA
型数字电液调节系统，它具有自动调节、程序控制、监视、保护等功能，主要由以下几部分组成：
控制装置及外围设备：
DEH控制器是将转速或负荷的给定值和汽轮机各反馈信号进行基本运算，并给出控制各蒸汽阀门伺服执行机构的输出信号。.
DEH外围设备包括：DEH操作盘、信号指示盘、CRT及打印机等.操作盘和指示盘包括电指示器、按钮、开关。用于显示控制中机组主要信号的状态，机组的转速或负荷的目标值和参考值，阀门的位置和限制值，通过各种不同的按钮，人员可以改变控制器的输入值。按不同的速率来改变转速与负荷，可以在操作盘上通过控制器来给定参考值。控制器把转速、第一级蒸汽压力及发电机的功率信号与给定的参考值进行比较，控制进汽阀门的开度。
B.阀门执行机构：
汽轮机进汽阀的开度由各自的执行机构(油动机)来控制，油动机由油缸和弹簧组成，其开启由高压抗燃油的压力驱动，关闭靠弹簧力。油缸与控制块连接，其上装有隔离阀、卸载阀和逆止阀，加上相应的附件就可构成两种基本类型的控制机构：连续控制型和开关型。
供油系统：
EH供油系统的功能是提供高压抗燃油并由抗燃油来驱动伺服执行机构，伺服执行机构将DEH来的电指令信号转换成EH油压信号，调节汽机各进汽阀开度；同时，供油系统还向小机的高、低压调门提供高压抗燃油作为动力油。供油系统中的油是一种磷酸脂型抗燃油，它具有良好的抗燃性和流体的稳定性。润滑油和抗燃油都有各自的供油系统，二者互不相通。
控制系统：
ETS即危急遮断系统，主要监视汽机转速、推力瓦磨损、EH油压、凝汽器真空、润滑油压。当这些参数超过其运行限制值时，该系统就关闭汽轮机进汽阀，另外还提供一个可接受所有外部跳闸信号的遥控跳闸接口。该系统主要由ETS控制柜和危急遮断控制块两部分组成。
危急遮断控制块由六个电磁阀组成，其中四个是自动停机电磁阀(20/AST)，AST电磁阀处于正常运行状态时带电关闭。其在系统中以串、并联方式布置，既提高了自动停机的可靠性，同时，可在系统运行中进行在线试验，另外两个电磁阀是超速保护控制电磁阀(20/OPC)，它们受DEH控制器的OPC控制器控制，在系统中并联布置，OPC电磁阀处于正常运行状态时失电关闭。
此外，危急遮断系统还有一个机械超速飞锤和一个现场手动脱扣手柄，两者任意一个动作都将泄去隔膜阀上部机械超速及手动遮断油母管油压，从而在弹簧力作用下开启隔膜阀，泄去高压抗燃油而停机。
3.汽机监视仪表系统(TSI)：
TSI监视仪表系统监视的参数：
A.转子相对于轴承盖的相对振动峰-峰值及它的绝对振动；
B.轴承盖振动的峰-峰值；
C转子偏心度的瞬时值和峰-峰值；
D.转子的轴向位移；
E.转子的相对膨胀；
F.转子转速；
G.转子零转速；
H.汽缸绝对膨胀量。
以上项目中的轴振、轴向位移、差胀和转子转速超限则报警，达到脱扣值则向ETS系统控制遮断器发出跳闸信号，使机组跳闸以防事故扩大。.
4.旁路系统：
本机组设有一套西门子35%容量的电动旁路装置，采用二级减压、三级减温串联系统。
5.机组的主要热力工况：
机组在满足下列条件时，计算热耗为：7936.2kj/kwh，此时的工况即为本机的额定工况，也是本机的保证工况：
A.主、再热蒸汽参数为额定值；
B.排汽压力为额定背压；
C.回热系统正常投运；
D.小机的耗汽量为额定耗汽量，厂用抽汽量为零；
E.没有减温水和补给水；
F.发电机效率为98.6%；
G.发电机出线端发出的功率为额定功率。
机组在下列条件下，仍可发出额定功率：
A.夏季运行，冷却水温达33℃或真空值表压-75KPa，主再热蒸汽参数为额定值，补水率为3%，回热系统正常运行。
B.四段有50t/h厂用抽汽，五段有35t/h厂用抽汽，主再热蒸汽参数为额定值，排汽压力为额定值，补水率为0%，回热系统运行正常。
机组在下列条件下可长期连续运行：
A.机组在额定进汽参数，额定背压，回热系统运行正常，补水率为0%，厂用抽汽量为零，调速汽门全开时，最大进汽量为1025t/h，机组出力为330MW。
B.调速汽门全开，且主汽超压5%达17.5MPa，主汽流量达1025t/h，主再热汽温为额定值，排汽压力为额定值，补水率为0%，无厂用抽汽量，回热系统正常运行，此时机组的最大功率为333MW。
C.三台高加全部解列，主再热蒸汽参数、排汽压力均为额定值，补水率0%，无厂用抽汽量，此时，机组发出额定功率。
D.当机组真空值表压达-75KPa时，机组仍可抽最大厂用汽量，当进汽压力为105%额定压力时，机组可发出额定功率并可连续运行。
第三节 汽轮机的主要保护
1.1.3.1. 超速保护
1. OPC超速保护
机组负荷大于30%且发电机油开关跳闸或任意情况下转速达到103%额定转速，63-1/OPC、63-2/OPC电磁阀得电开启，使遮断油总管油压消失，高、中压调门关闭，同时机组的目标转速自动给定在3000r/min，延时4--5秒钟后，中压调速汽门首先开启，高压调速汽门则在转速小于3000r/min后重新开启，维持机组在额定转速运行。
电超速保护：
机组转速达到110%额定转速时，20-1/AST--20-4/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，使危急遮断油母管油压快速降低，高中压自动主汽门，调速汽门在关闭器的作用下快速关闭停机。
3.机械超速保护：
在汽机调速端，主轴的延伸轴上，装有与主轴同时旋转的一套危急遮断装置。当汽轮机转速达到额定转速的108-110%时，飞锤在离心力的作用下，克服弹簧的预紧力飞出，打开机械超速与手动遮断油母管的泄油口，使母管油压降低，从而使隔膜阀因上部油压降低而在弹簧力的作用下打开，导致自动停机遮断油母管中的油压降低，使高中压主汽门在关闭器的作用下快速关闭停机。
1.1.3.2. ETS系统保护：
1. 润滑油油压低(LBO)保护：
A.当润滑油压降低至0.06MPa时，63-1/LBO压力开关一个常闭接点打开，发出“润滑油压低”声光报警信号；
B.当润滑油压降低至0.041MPa时，63-1/LBO~63-4/LBO压力开关常开接点闭合，20-1/AST~20-4/AST自动停机遮断电磁阀失电打开，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机；
2. EH油压低(LP)保护：
A. EH油压降低至11.03MPa时，发出“EH油压低”声光报警信号。
油压降低至9.31MPa时，63/LP压力开关接点闭合，20-1/AST~20-4/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门，调速汽门关闭停机。
3.真空低(LV)保护：
A.凝汽器真空降低至-69.7KPa（表压）时，63-1/LV压力开关的一对常开接点闭合，发出\"真空低\"报警信号。
B.凝汽器真空降低至-66.3KPa（表压）时，63-1/LV~63-1/LV压力开关的常闭接点打开，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门，调速汽门关闭停机。
4.轴向位移保护：
A.轴向位移达到：±0.9 mm时，发出“轴向位移大”声光报警；
B.轴向位移达到：±1.0mm时，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
5.锅炉MFT动作，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
6.发电机保护动作，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
电源故障，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
8.高压缸排汽温度高至427℃，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
9.以下三个条件同时存在，并延时1分钟，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
A.当调节级压力与高压缸排汽压力之比低至1.7；
B.发电机油开关闭合；
C.高旁或低旁投入。
10.#1-8瓦任一轴振达0.254mm时，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
11.汽机胀差达-0.75mm、+15.7mm时报警，胀差达-1.5mm、+16.45mm时，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
12.汽机转速达3300rpm/min时，20-1/AST~20-1/AST自动停机遮断电磁阀失电开启，高中压自动主汽门、调速汽门关闭停机。
1.1.3.3. 就地及远方手动停机保护：
机组运行中需要远方停机时，可远方手动停机(“跳闸”“确认”两只按钮同时按下)，也可就地手打危急遮断与复位杠杆停机。
1.1.3.4. 发电机断水保护：
当发电机定子线圈冷却水压力损失超过正常压力损失0.035MPa时，压差开关sw31接点闭和，发出“进出水差压高”报警信号；进、出口压差低于正常压差0.056MPa时，压差开关sw29接点闭和，发出“定子线圈水流量低”信号，定子线圈进出口压差低于正常值0.084MPa时，压差开关sw30接点闭和，延时30s发电机全停保护动作，汽机跳闸，锅炉MFT动作。
1.1.3.6. 抽汽逆止门保护：
OPC遮断油总管上装有空气引导阀。在下列情况下，空气引导阀动作，其结果：一是切断各抽汽逆止门和高排逆止门供气；二是将贮存的空气排大气，使各抽汽逆止门和高排逆止门强制关闭。
1.机械超速保护动作；
2.就地手动停机；
3.20/AST自动停机遮断电磁阀动作；
电磁阀动作。
第二章 汽轮机的启动
第一节 总则
1.2.1.1. 机组启动状态的规定：
1.汽轮机调节级金属温度或中压缸第一静叶持环温度<121℃，为冷态启动。
2.汽轮机调节级金属温度或中压缸第一静叶持环温度≥121℃，为热态启动。
1.2.1.2. 下列工作必须在汽机专责或其指定的专人领导下进行：
1.汽轮机大、小修后的启动；
2.重大的联合试验或特殊试验；
3.设备经过重大的改进后或有关新技术的第一次试用；
4.凝汽器在运行中半边找漏。
1.2.1.3. 下列工作应根据值长的命令，在汽机专责的监护下进行：
1.机组的正常启动；
2.机组的计划停机。
1.2.1.4. 汽轮机的大、小修后的启动应做到：
1.启动前72小时检修工作全部结束，工作票注销、一切安全措施拆除，并有书面交待；
2.运行人员在启动前必须了解检修交待书及设备系统改进、更换、检修情况后，才能进行启动试验；
3.现场清理整洁，坑洞盖板齐全良好，保温完整，无防碍运行之杂物；
4.消防设施齐全、良好；
5.各表计齐全、完好，仪表及保护电源已送；
N、DEH控制系统能正常工作，且连续工作2小时以上；
7.主机启动前的静态试验已完成并合格；
8.所有辅机马达及电动门马达绝缘已测试并合格；
9.各辅机已分部试运正常，联锁保护合格；
10.各管道上装有的临时堵板已全部拆除；
盘、MCC控制屏及就地控制箱、控制屏上信号系统正常，各指示表、记录表投入完好；
12.发电机风压试验已做，并合格；
13.联系电气送上所有电动门、调整门马达电源；
14.联系化学准备好充足的、合格的氢气和除盐水、二氧化碳；
15.现场通讯正常，无其它影响机组启动的异常情况。
1.2.1.5. 在下列情况下，禁止汽轮机启动：
1.各主要参数指示表计不正常(如机组转速，轴向位移，差胀，热膨胀，轴振动，轴承振动， 主、再热蒸汽压力及温度，凝汽器真空，各支持轴承、推力轴承的金属温度和回油温度，汽缸各金属温度，高、低压缸排汽温度，大轴偏心度，发电机氢压、水压，密封油压、压差，凝汽器、除氧器、各高、低压加热器、轴封冷却器、发电机水冷箱、氢侧密封油箱、主油箱液位，润滑油压力，EH油压力，各监视段压力等的监视表计)；
2.各主要保护装置试验不合格(如真空低保护，EH油压低保护，润滑油压低，轴向位移保护，OPC超速保护，110%电超速保护，各抽汽逆止门保护，发电机断水保护，机、炉、电各大联锁保护，一、二
级旁路保护，除氧器、凝汽器水位保护，高、低压加热器水位保护，防进水保护，辅助汽源联锁保护；给水泵、循环水泵、凝结水泵、真空泵、EH油泵、交、直流润滑油泵、发电机空、氢侧密封油泵、发电机定子冷却水泵及其它各主要设备的联锁保护)；
3.转子偏心度超过0.0762mm，各轴承挡油环处测得的大轴晃动度>0.0254mm；
4.高压缸排汽区、中压缸排汽区、及中压缸抽汽区各上、下缸金属温差大于42℃；
5.盘车时汽轮发电机组内部有明显的金属摩擦声；
6.调速系统动作不正常，TV、GV、RSV、IV以及高排逆止门、各抽汽逆止门任一有卡涩或不能严密关闭；
7.主油箱、EH油箱油位低于规定值，油质不合格，油温低于极限值；
油泵，交、直流润滑油泵，空、氢侧密封油泵及盘车装置工作不正常；
9.保温不完善，油系统漏油影响安全；
10.发电机严密性试验不合格，即风压在0.30Mpa漏氢量超过11.0m3/d。
N工作不正常，影响机组操作，且短时间内不能恢复；
控制器工作不正常，影响机组启、停及正常运行或在手动位置；
13.汽机监视仪表TSI未投或动作失灵；
14.厂用及仪表用压缩气源不正常；
15.电动给水泵组无法投入运行。
1.2.1.6. 启动原则：
1.冷态启动时，进入汽轮机的主蒸汽至少有56 ℃的过热度，但其最高温度不能大于427℃。主蒸汽蒸汽的压力和温度应满足厂家提供的\"主汽门前主蒸汽参数\"曲线的要求，并根据\"冷态启动转子加热曲线\"决定中速暖机的时间，在任何情况下不得减少。
2.热态启动时，进入汽轮机主蒸汽至少应有56℃的过热度且高于调节级金属温度50℃ 以上，满足\"启动前主蒸汽参数\"曲线要求，并根据\"热态启动推荐值\"决定升速率和5%负荷暖机时间。
第二节 启动前的准备与检查
1.2.2.1. 接到机组启动命令，各岗位准备人员应在汽机主操作员带领下进行操作分工，检查启动工具(如振动表、听音棒、阀门扳手、手电筒、记录表纸、表格等)是否完好，齐备。
1.2.2.2. 检查系统各阀门位置正确，设备管道及支吊架完好，并确认机组具备启动条件，否则应向值长汇报。
1.2.2.3. 检查各辅机轴承油位正常，油质合格，冷却水门、密封水门开启，靠背轮防护罩完好，地角螺栓无松动。转动靠背轮(至少两圈以上)应轻快可动，无机械卡涩现象。
1.2.2.4. 确认各辅机马达绝缘良好，接地线正确牢固，所有油泵联锁开关在\"切除\"位置，其它辅机在“备用解除”位置，联系电气值班员送上各辅机马达电源（注意应先充水、充油，后送电）。
1.2.2.5. 各电动门、调整门开关试验正常。
1.2.2.6. 各保护装置、自动调节装置以及热工信号装置良好，表计及保护电源已送，所有压力表、流量表、液位表及其它仪表的一次门开启，并联系热工人员将所有表计投入。
1.2.2.7. 确认OVATION及DEH控制系统工作正常，CRT显示与实际相符，与表计显示相符。
1.2.2.8. 机组润滑油系统、抗燃油系统、发电机密封油系统各管道阀门、法兰、油箱、油泵、冷油器均处于完好状态，系统无漏油现象。
1.2.2.9. 各油箱油位正常，油质合格，油位计完好，工作正常无卡涩。
1.2.2.10. 通知综合水泵房值班员，做好启动工业水泵前的各项准备工作。
第三节 点火前的准备工作
1.2.3.1. 确认工业水系统投运正常。
1.2.3.2. 联系值长，启动厂用压缩空气系统运行。
1.2.3.3. 确认循环水系统、开式冷却水系统各阀门处于正常位置。塔池水位正常，循环水泵开式冷却水升压泵各联锁保护试验已做，且全部合格。
1.2.3.4 联系值长，通知循环水泵房值班员，将控制开关打至“合闸”位置，联锁开关至“电联”位置，按“启动”按钮，启动循环水泵，出口门联开至15°。保持10分钟，排空气，10分钟后出口门全开。待泵运行正常后，将运行泵控制开关打至“断开”位置。
1.2.3.5 启动一台开式冷却水升压泵运行，开启运行泵出口门，检查电流、出口压力、振动、轴承温度等一切正常后，开启备用泵出口门，投入联动备用.
1.2.3.6. 根据情况启动油净化装置运行.
1.2.3.7. 启动润滑油系统：
1.分别启动一台主油箱上的排烟风机和空侧密封油箱排烟风机运行，将另一台投入\"联锁\"位置；
2.联系电气，启动直流润滑油泵对油系统赶空气10分钟，正常后停运直流润滑油泵。
3.启动交流润滑油泵运行正常后，启动高压密封油泵运行。正常后在CRT上投入直流油泵联锁开关。
1.2.3.8.投入发电机密封油系统：
1.启动空侧交流密封油泵运行，在CRT上将空侧直流密封油泵联锁开关投入。
2.启动氢侧交流密封油泵运行，在CRT上将氢侧直流密封油泵联锁开关投入。检查空、氢侧油压差正常应小于±490KPa，检查氢气和空侧密封油之间压差在0.085MPa左右，各油箱油位正常，严防发电机进油。
1.2.3.9.发电机充氢气：
1.通知各有关单位，做好充氢前的准备工作，同时，发电机周围严禁动火，行车应远离机组；主厂房顶部天窗开启，屋顶风机已投入且工作正常，并备有足够数量的灭火器。
2.准备好经化验合格的CO2至少40瓶(160m3)以上，通知制氢站准备好足够的合格氢气。
3.一切正常后，首先用CO2置换空气，当CO2纯度到达95%以上时，可停止充CO2。
4.用H2置换CO2，纯度到达96%以上时发电机气体置换工作结束，将机内氢压补至0.30MPa左右，注意差压阀和平衡阀的跟踪情况。
5.投入氢气干燥器，并定期排污。
1.2.3.10. 发电机定子冷却水系统的投入：
1.发电机充氢工作结束，即可投入发电机定子冷却水系统。
2.确认发电机定子冷却水箱水质合格，水位正常。
3.检查发电机定子冷却水系统各阀门位置正确。
4.一切正常后，启动一台定子冷却水泵运行，调整冷却水压力0.2--0.25MPa，流量30t/h。
5. 投入另一台定冷泵备用。
1.2.3.11. 联系化学，开储水箱补水门，储水箱补水冲洗，待水质合格，补水至正常水位。
1.2.3.12. 启动凝结水输送泵，检查一切正常后，开启凝结水输送泵出口门。
1.2.3.13 开启凝汽器热井水位主、副调节阀及前、后截门，开启凝汽器热井放水门，冲洗凝汽器，待凝汽器水质合格后，关闭热井放水门，补水至正常水位。
1.2.3.14 开启各低压加热器、轴封冷却器汽侧放水门，将汽侧存水放尽。
1.2.3.15 凝结水系统充水，开启凝结水系统充水门，开启#5、6、7、8低压加热器及轴封冷却器放水门，待空气放完后，关闭各放空气门。
1.2.3.16 开启凝输泵出口至除氧器冲洗水门，开启除氧器至定排扩容器放水门，冲洗除氧器，待水质合格后，关闭除氧器至定排扩容器放水门，补水至正常水位，联系热工投除氧器水位“自动”。
1.2.3.17 开启除盐水至凝结水泵的密封水供水总门及凝结水至凝结水泵的密封水供水总门，开启二台
凝结水泵的轴承冷却水门。启动一台凝结水泵运行，检查电流、出口压力、轴承温度、振动等一切正常后，开启该凝结水泵出口门。
1.2.3.18 关闭凝结水系统冲洗门，将另一台泵投入联动备用。
1.2.3.19 对各低压加热器、轴封冷却器进行检漏，正常后关闭各汽侧放水门。
1.2.3.20 投入主机盘车：
1.在汽轮机冲转前至少4小时应投入连续盘车。
2.安装后或大修后的第一次启动，应采用就地手动连续盘车。
3.确认盘车马达绝缘良好；联系电气空转盘车马达，方向正确。
4.确认润滑油系统工作正常，顶轴油装置满足启动条件，各泵的进、出口门均开启，启动顶轴油泵运行，检查振动、出口压力均正常。
5.确认发电机密封油系统工作正常，润滑油温度大于21℃，各轴承回油正常。启动盘车马达，检查盘车电流正常，偏心率不大于0.0762mm，各轴承挡油环处测得的大轴晃动度不大于0.0254mm，机组动静部分应无摩擦声。
1.2.3.21. 投小机盘车
1.在小机冲转前至少45分钟以上应投入连续盘车。
2.检查二台小机油箱油位正常，油质合格，启动二台小机油箱排烟风机运行。
3.确认二台小机的直流油泵进出口门在开启位置。联系电气启动小机直流润滑油泵，对系统赶空气10分钟以上，检查一切正常后停止投联动备用。
4.在CRT上确认二台小机的各交流润滑油泵的联锁开关在“切除”位置。启动一台交流润滑油泵运行，检查振动、出口压力一切正常后，开启运行泵及备用泵出口门。
5.将二台小机的各交流润滑油泵的联锁开关投入，使另一台交流润滑油泵投入联动备用。
6.确认各轴承回油正常，主给水泵筒体上下温差〈20℃，将就地控制箱将小机盘车的二个选择开关分别放在“手动”、“连续”位置，按下“启动”按钮并保持20秒以上，将A、B小机盘车投入运行，检查整个泵组应无金属摩擦声。
1.2.3.22 开启除氧器再循环泵的轴承冷却水门，启动除氧再循环泵运行，检查振动、出口压力等一切正常。
1.2.3.23 投辅助蒸汽系统
1.开启启动锅炉至高压辅助蒸汽集管总门GT--8201后放水门及高压辅助蒸汽联箱疏水门。
2.开启启动锅炉至中压辅助汽集管进汽手动门后疏水门及中压辅助汽联箱疏水门。
3.开启低压辅助汽联箱疏水门。
4.稍开GT--8201及启动锅炉至中压辅助汽联箱减压阀前后手动门进行暖管，暖管至高、中、低压辅助汽联箱进汽门前。
5.联系锅炉开启管道疏水扩容器至定排扩容器的疏水阀LCV--8318前后截止门，注意监视管道疏水扩容器水位。待化学化验水质合格后，联系锅炉先关闭管道疏水扩容器至定排扩容器前后截门，再开启管道疏水扩容器至凝汽器的疏水调节阀LCV--8318前后截门，疏水倒至凝汽器。
6.暖管结束，开启高、中、低压辅助汽联箱进汽门，关闭各放水门。注意检查辅汽至各用户供汽总门关闭严密。
1.2.3.24. 稍开除氧器加热一、二次手动门和进汽总门GT--8302和压力调节阀PCV--8303进行暖管；10分钟后联系热工除氧器压力投自动，压力维持在0.147MPa，及时调整除氧器排氧门开度。注意监视除氧器压力、水位以及辅汽联箱压力变化，防止因加热过于剧烈使除氧器产生振动。
1.2.3.25. 启动EH油泵：
1.确认EH油箱油位正常，油质合格，高、低压蓄能器氮气压力在规定范围内，EH油温在21℃以上。
2.启动一台EH油泵运行，检查马达电流、振动、轴承温度、母管油压均应正常，系统无漏油，油箱油位正常，将另一台EH油泵投入备用。
1.2.3.26. 抽真空：
1.关闭凝汽器真空破坏阀。
2.开启凝汽器真空破坏阀的密封水供水门，注水至溢流管出水后，调整供水门开度，保持有少量溢流。
3.开启二台真空泵分离水箱补水门，开启二台真空泵泵体放空气门，待有水冒出后，关闭真空泵泵体放空气门，将分离水箱补水至正常水位。
4.启动二台真空泵运行，开启两台泵的出口门GLD--1902、GLD--1904。
5.开启真空泵密封水冷却器的冷却水进水二次门，投入真空泵密封水冷却器。注意运行中及时调整，保证冷却器出口、真空泵入口密封水温度不大于25℃。
6.检查凝汽器真空应上升，当真空上升至-0.075MPa以上时，可停运一台真空泵运行。将该泵投入备用。
1.2.3.27 启动电动给水泵组：
1.开启#1、2、3高加汽侧一、二次放水门， 放尽各高加汽侧存水。
2.确认偶合器油箱油位正常，油质合格，偶合器勺管在“零位”。
3.启动电动给水泵辅助油泵运行，润滑油压在0.25MPa以上，系统无漏油，各轴承回油正常。
4.联系锅炉，步序启动电动给水泵运行。检查各轴承振动、轴承金属温度、回油温度、油箱油位、润滑油压、工作油压均正常后停止辅助油泵运行做联备，注意润滑油压的变化。
5.根据润滑油温度和工作油温度投入润滑油冷却器和工作油冷却器。
6.根据电动机风温，投入电动机空气冷却器。
7.开启加氨及加联氨门。
8.对#1、2、3高加进行检漏，正常后关闭#1、2、3高加汽侧各放水一、二次门。
9.开启二台汽动给水泵的暖泵门，对汽动给水泵进行暖泵。
1.2.3.28. 进行下列主机保护试验：
油压低保护试验；
2.润滑油压低保护试验；
3.低真空保护试验；
4.轴向位移保护试验；
5.发电机断水保护试验；
6.汽轮机其它各停机保护试验；
7.机、炉、电各大联锁保护试验；
通道试验；
9.就地及远方手动打闸试验。
1.2.3.29. 当真空达30kPa以上，通知炉点火。
1.2.3.30. 点火前，对机组金属温度、热胀、差胀等记录一次。炉点火后每30 min记录一次。
第四节 锅炉点火后的工作
1.2.4.1. 汽机盘面检查：
-ⅢA操作盘检查：
B.\"自动/手动\"转换开关置\"自动\"位置；
C.\"超速保护\"试验开关置\"投入\"位置。
盘面检查：
A.按下“试灯”按钮，试验盘上所有指示灯均亮，释放后，试验盘上所有指示灯均熄灭；
B.钥匙开关置“运行”位置。
3.检查TSI系统无报警指示。
1.2.4.2. 根据锅炉需要，稍开高、低压旁路，保持主汽门前压力不低于0.1 MPa，确认减温水母管中
有水流过且低旁三级减温水喷水阀开启，凝汽器后缸喷水阀开启，高排逆止门联锁关闭，高压缸通风阀联锁开启。注意监视凝汽器真空及排汽缸温度，注意汽缸各部金属温度应无上升。
1.2.4.3. 送轴封：
1.开启辅汽至轴封供汽总门，暖管至辅助蒸汽阀门站前。
2.开启辅汽至轴封供汽调节阀PCV--1811前截门GT--1815。
3.开启轴封冷却器单级水封筒注水门，向水封筒注水，待溢流管有水冒处后，关闭注水门。
4.开启辅助蒸汽阀门站后疏水门，高、中、低压轴封供汽管道疏水门。
5.开启轴封溢流站调节阀前后截门。
6.启动一台轴抽风机运行，检查振动、声音正常后，将另一台轴抽风机投入联备。
7.稍开辅汽供汽压力调节阀PCV~1816，轴封系统暖管疏水。
8.暖管10分钟以上，系统无水后，汽轮机冲转前30分钟，投入轴封。关闭各疏水门，调整轴封压力0.021MPa以上，轴封汽过热度大于14℃。确认高、中压缸轴封供汽温度与轴封区金属温度之差不大于111℃。低压缸轴封供汽温度在121~177℃间。
9.开启小机轴封供汽总门，开启小机轴封供汽母管疏水门暖管。
10.暖管结束后，开启二台小机前后轴封供汽门，小机送轴封。
11.一切结束正常，关闭轴封系统所有疏水门。
1.2.4.4. 根据锅炉要求，投入连排扩容器。
第五节 冷态滑参数启动
1.2.5.1. 检查确认满足以下冲转条件：
1.主蒸汽压力：4.2 MPa；
2.主蒸汽温度：320℃；
3.再热蒸汽温度：250℃以上；
4.凝汽器真空>-0.075MPa；
5.汽机在盘车状态，盘车电流正常；
6.转子的偏心率<0.076mm；
7.凝结水母管压力正常，减温水母管中有水流过，后缸喷水阀投自动；
8.高压缸排汽区、中压缸抽汽区和中压缸排汽区上、下缸温差<42℃；
9.汽缸本体所有疏水阀已开启；
10.润滑油系统工作正常，油温29~35℃，油压0.096~0.124 MPa；
11.ＥＨ油系统工作正常，油温：37~60℃，油压12.3~14.6 MPa；
12.发电机氢、油、水系统工作正常，机内氢压0.30MPa，氢纯度≥96%，机内氢压与密封油压差0.085MPa，空氢侧密封油压差<±490Pa，空、氢侧密封油温度27～49℃，发电机定子冷却水压力0.2～0.25MPa，定子冷却水流量30t/h；
盘各表计齐全，指示正常，声光报警系统试验正常，且无异常报警信号。
1.2.5.2. 汽机冲转升速：
1.检查冲转条件全部满足，记录以下参数：主、再热蒸汽温度、压力、高压缸第一级金属温度、中压缸第一静叶持环温度、偏心率、真空、轴向位移、差胀、盘车电流、润滑油压力、温度、EH油温度。
2.联系锅炉，停用旁路系统，检查一、二、三级减温水应关闭，高压缸排汽通风阀关闭。
3.在挂闸前，DEH应处于自动状态，DEH操作盘“自动”，“DPU01主控”，“双机运行”，“ＡTC监视”，“单阀”，“旁路切除”灯亮。
4.检查就地“手动脱扣”手柄在“复置”位置。
5.按下“挂闸”按钮，并保持两秒以上，检查TV1、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2均在关闭位置，RSV1、
RSV2自动开启并全开，单操开启高排逆止门。
6.在DEH的CRT画面上按“阀限显示”按钮，灯亮，设定阀限为100，IV1、IV2缓慢开启至全开。
7.按“主汽门控制”按钮，灯亮，GV1~GV6缓慢开启至全开。
8.按下“升速率”键，设定升速率为100r/min；按下“目标值”键，设定“目标值”为600r/min/min，“保持”灯亮。
9.通知锅炉、电气及汽机值班员准备冲转。按下“进行”健，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。
10.当转速>3r/min时，观察指示盘，“盘车”灯灭，就地检查盘车已脱扣，否则打闸停机，查明原因，待故障消除后重新冲转。
11.当转速达到600r/min时，“进行”灯灭，此时进行全面检查。
A.倾听汽机发电机组转动部分有无异音。
B.检查各汽轮机、发电机励磁机各支持轴承、推力轴承的金属温度应平缓上升，无剧烈变化。
C.检查各轴承振动正常，轴承回油温度<75℃。
D.检查主机润滑油冷油器出口油温在35~43℃之间，当温度高于43℃投冷油器冷却水，使之保持在35~43℃之间。
E.检查密封油系统正常。
F.当低压缸排汽温度>50℃时，投入低压缸喷水阀。
G.检查机组振动、轴向位移、差胀、绝对膨胀在正常范围内，高压缸排汽区、中压缸排汽区及中压缸抽汽区上、下缸金属温差<42℃。
H.确认BTG盘无当前报警信号，TSI无报警和跳闸指示。
I.必要时可脱扣进行听音检查。
1.2.5.3. 中速暖机
1.按下“目标值”键，设定目标值为2040r/min，按下“升速率”健，设定升速率为100r/min/min，“保持”灯亮。
2.按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。
3.转速900r/min时，手动停止顶轴油泵并投入联锁。
4.转速达到2040r/min时，\"进行\"灯灭，当中压主汽门前温度达260℃时，开始计算暖机时间，在暖机期间主汽门前温度不大于427℃，保持再热汽温大于260℃。
5.在中速暖机期间，注意以下事项：
A.由初始高压缸调节级金属温度和中压缸第一静叶持环温度，从“冷态启动转子加热曲线”中查出转子的暖机时间，作为中速暖机时间，在任何情况下不得缩短该暖机时间。
B.在暖机期间，注意监视DEH、CRT、BTG盘及TSI和声光报警系统，汽轮机各监视参数正常。
C.注意检查凝汽器、除氧器、各加热器水位正常，各系统运行正常。
D.在汽轮机升速过程中，若机组需保持转速时，可在DEH的CRT画面上按下“保持”键，但必须遵循下图所示“汽轮机转速保持曲线”中推荐的转速范围，若在临界转速范围时，应将转速降至临界转速范围以外时，再进行保持。
1150 2000 2630 2880
2030 2600 2930
0 600 转子加热区 3000
汽轮机转速保持曲线
E.进行小汽轮机启动前检查准备工作。
6.汽机中速暖机结束后，确认机组振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度均在正常范
围内。
1.2.5.4. 升速至2900r/min，进行阀切换：
1.按“目标值”键，设定目标转速2900r/min，“保持”灯亮，按“升速率”键，设定升速率100r/min/min。
2.按“进行”键灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。
3.机组转速至2900r/min，“进行”灯灭。确认蒸汽室内壁温度≥主蒸汽压力下的饱和温度，且主蒸汽保持有50℃的过热度，开始进行阀切换。
A.按“高压调门控制”键，灯亮后，“主汽门控制”键灯灭。
B.观察DEH阀切换过程：高压调门从全开位置很快关下，当转速下降30r/min左右时，高压主汽门逐渐开启至全开，高压调门将控制转速在2900r/min左右，至此阀切换工作结束。
1.2.5.5. 升速至3000r/min：
1.按下“目标值”键，设定目标转速3000r/min.“保持”灯亮，按下“升速率”键，设定升速率为100r/min/min。
2.按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升速。
3.当转速达到3000r/min时，“进行”灯灭。
4.全面检查一切正常后，通知锅炉进行就地或远方脱扣试验，确认超速跳闸机构和阀门动作正常。
A.集控室控制台上同时按下“跳闸”、“确认”按钮，或就地手动脱扣汽轮机，确认各阀门动作正常，此时“挂闸”灯灭，“脱扣”灯亮，指示盘上TV、GV、RSV、IV阀位显示为零，汽机转速开始下降。
B.转速低于2950r/min重新挂闸，立即按下“挂闸”按钮，并保持2秒钟以上，通过DEH画面观察RSV1、RSV2自动开启并全开，“挂闸”灯亮。
C.确认旁路关闭后，按下“阀位显示”按钮，灯亮，设定阀限为100，观察IV1、IV2缓慢开启至全开。
D.按下“主汽门控制”键，灯亮，观察GV1~GV6均缓慢开启至全开。
E.当机组转速小于2900r/min，在DEH画面上按下“目标值”键，设定目标转速为2900r/min，按下“升速率”键，设定升速率为200r/min/min，“保持”灯亮。
F.按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭，当转速达到2900r/min时，“进行”灯灭，进行阀切换。
G.阀切换结束后按下“目标”键，设定目标转速为3000r/min，“保持”灯亮。按下“升速率”键，设定升速率为200r/min/min，按下“进行”键，灯亮，“保持”灯灭。
H.当转速达到3000r/min时，“进行”灯灭，机组保持3000r/min运行。
I.检查主油泵出口油压为1.67~1.76MPa，停用交流润滑油泵和高压备用密封油泵，注意润滑油压的变化。
5.进行充油试验和OPC试验。
6.对大修后的第一次启动，做电气试验。
1.2.5.6. 并网带初负荷：
1.检查机组各部正常，汇报值长，接通知后并列发电机。
2.根据电气要求，适当调整汽轮机转速。
3.当发电机主油开关合闸后，发电机自动带上5%的初始负荷，此时汽机主操作员应注意及检查下列项目：
A.确认发电机已并网，DEH指示盘发电机功率为15ＭＷ；
B.在5%负荷下至少运行30min，在此期间应严格控制主、再热蒸汽温度保持不变；每增加1.5℃应增加1min暖机时间，再热汽温超限，应增加负荷使之大于5%；
C.检查汽轮机振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度正常，润滑油压、EH油压正常，蒸汽室温差和高、中压缸各上、下缸金属温差正常；
D.根据发电机出口风温、励磁机出口风温、定子冷却水出口水温分别投入氢冷器、励磁机空冷器、定冷器运行；
E.由低压到高压步序分别投入#7、8低加和#5、6低加汽侧，注意各加热器水位的变化；
F.根据机组运行情况投入“转速反馈”回路。
1.2.5.7. 升负荷至30MW：
1.初负荷暖机结束以后，设定目标负荷30MW，升负荷率1.5MW/min，按下“进行”键，“保持”灯灭，机组开始升负荷。
2.对新安装或检修后的机组负荷升至30MW应暖机4小时，然后解列发电机做超速试验。
1.2.5.8. 升负荷至60MW：
1.设定目标负荷60MW，升负荷率1.5MW/min，按下“进行”键。
2当负荷大于30MW时，根据机组运行情况投入“调节级压力反馈”回路、“功率反馈”回路。
3.负荷大于30MW时，确认以下高压门组各疏水阀自动关闭：
A.主蒸汽总管疏水阀GLD~0401;
B.左侧主蒸汽管道疏水阀GLD~0402;
C.右侧主蒸汽管道疏水阀GLD~0403;
D.高压缸#1、3、5导汽管疏水二次气动阀GLD~1803;
E.高压缸#2、4、6导汽管疏水二次气动阀GLD~1804;
F.高压缸调节级疏水二次气动阀GLD~1808;
G.高压外缸疏水阀GLD~1807;
H.高排逆止门前疏水阀GLD~0651;
I.高排逆止门后疏水阀GLD~0652;
J.冷段再热蒸汽管道疏水阀GLD~0653;
K.高压旁路阀前疏水阀GLD~0404;
L一段抽汽电动门前疏水阀GLD~1101;
M.一段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1104;
N.二段抽汽电动门前疏水阀GLD~1201；
O.二段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1204。
4.负荷大于30MW时，注意排汽温度<50℃。
5.打开四段抽汽电动门GT--1402和四段抽汽逆止门RC--1403、RC--1404，四段抽汽暖管；暖管结束后，开启二台小机低压进汽电动门GT--1451、GT--1452和高压进汽电动门GT--0405、GT--0406，关闭高、低压进汽电动门前、后疏水门。
6.负荷升至45MW时，主汽压力应达到5.9MPa，主汽温度应达到355℃.再热蒸汽温度应达到325℃。若高加未随机启动时，联系锅炉，由低压至高压依次投入高压加热器汽侧，注意给水温度及各高加水位的变化。
1.2.5.9. 升负荷至105MW：
1.设定目标负荷105MW ，升负荷率为1.5 MW/min. 按下“进行”键。
2.负荷大于60MW，检查以下低压门组各疏水阀应自动关闭：
A.再热热段总管疏水阀GLD~0501；
B.左侧再热蒸汽管道疏水阀GLD~0502；
C.右侧再热蒸汽管道疏水阀GLD~0503；
D.中压缸左侧导汽管疏水二次气动阀GLD～1805；
E.中压缸右侧导汽管疏水二次气动阀GLD～1806；
F.中压缸疏水阀GLD～1809;
H.三段抽汽电动门前疏水阀GLD～1301；
I.三段抽汽逆止门后疏水阀GLD～1304；
J.四段抽汽电动门前疏水阀GLD～1401；
K.四段抽汽逆止门后疏水阀GLD～1405；
L.四段抽汽至除氧器管道疏水阀GLD～1408；
M.五段抽汽电动门前疏水阀GLD～1501；
N.五段抽汽逆止门后疏水阀GLD～1504；
O.六段抽汽电动门前疏水阀GLD～1601；
P.六段抽汽逆止门后疏水阀GLD～1604；
Q.低旁前疏水阀GLD～0504；
R.低旁后疏水阀GLD～0505。
3.四段抽汽压力达到0.147MPa，确认四段抽汽至除氧器进汽门GT--1406开，辅汽至除氧器调节门自动关闭，停除氧循环泵运行，除氧器水位控制方式转为自动调节。
4.负荷达到90MW且主蒸汽参数满足小机冲转及带负荷要求时，启动一台汽泵运行。
5.进行电动给水泵与汽动给水泵负荷的切换，电泵低负荷运行，汽泵高负荷运行。
1.2.5.10. 升负荷至150MW ：
1.设定目标负荷150MW，升负荷率为1.5MW/min，按下“进行”键。
2.负荷大于120MW，根据情况投高、低旁自动。
3.负荷达到150MW，启动另一台汽泵运行，待运行稳定后，停电泵投入联动备用。
1.2.5.11． 升负荷至240MW：
1.设定目标负荷240MW，升负荷率为1.5MW/min.，按下“进行”键。
2.负荷大于180MW，冷段压力达2.45MPa时，冷段至辅助蒸汽母管电动门自动开启，启动锅炉至辅助蒸汽母管电动门自动关闭。
3.负荷大于225MW，四段抽汽压力达到0.588MPa时，四段抽汽至中压辅助蒸汽联箱电动门开启，高压辅助蒸汽母管至中压辅助蒸汽母管电动门关闭。
4.五段抽汽压力达到0.25MPa时，五段抽汽至低压辅助蒸汽联箱电动门自动开启，中压辅助蒸汽母管至低压辅助蒸汽联箱电动门自动关闭。
1.2.5.1.2． 升负荷至300MW：
设定目标值为300MW，升负荷率为1.5MW/min，按下“进行”键。
1.2.5.1.3． 升负荷中注意事项：
1.注意监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度在正常范围内。
2.升负荷过程中应满足各负荷段对主再热蒸汽参数的要求：
负荷 主蒸汽压力 主蒸汽温度 再热蒸汽温度
30 MW
5.0MPa 330℃ 300℃
60 MW
6.8MPa 380℃ 350℃
105 MW
9.5MPa 450℃ 420℃
150 MW
11.8MPa 530℃ 500℃
16.7MPa 538℃ 538℃
3.注意检查凝汽器、除氧器、高、低压加热器、轴封冷却器、凝结水收集水箱水位的变化，发电机氢、油、水系统运行正常，油温、水温、风温正常，其它各辅助设备系统运行正常。
240 MW
第六节 热态启动
1.2.6.1. 当汽轮机高压第一级金属温度或中压持环金属温度≥121℃时，为热态启动。
1.2.6.2. 热态启动中，除按冷态启动中的有关规定和操作进行外，需注意以下事项：
1.热态启动应先送轴封后抽真空。
2.冲转参数由附图“热态启动曲线”确定，注意主汽温度应高于高压第一级叶片温度56～111℃，再热汽温高于中压持环金属温度50℃以上，并有56℃以上过热度。
3.冲转后经听音检查无异常方可升速，升速率不小于200r/min。
4.转速达3000r/min后，经检查无异常应联系电气尽快并网。
5.并网后应尽快加负荷至启动曲线对应负荷点，确认汽机下缸温度不下降，以减少对转子的冷却。
6.在机组升负荷的过程中，需密切注意胀差、轴向位移、振动、缸胀等参数，加强疏水，严防冷汽、冷水进入汽轮机。
第七节 ATC启动
1.2.7.1. ATC启动前的检查及炉点火前后操作同冷态滑参数启动，在机组冲转前2小时，联系热工投入DEH及C机运行。
1.2.7.2. 冲转条件满足后，进行DEH、ETS、TSI盘面检查无异常。汽机挂闸，投入“主汽门控制”。
1.2.7.3. 确认以下ATC启动条件满足：
1.无重要传感器故障；
所有测点正确；
处于“操作员自动”方式；
4.汽机挂闸，无脱扣请求。
1.2.7.4. 在DEH的CRT画面上按下“ATC监视”按钮，灯亮，检查条件符合后，按下“ATC启动”按钮，灯亮。\"自动\"灯灭，表明DEH处于“ATC启动”方式。
1.2.7.5. ATC自动进入启动前检查，无报警后，目标值设为600r/min，自动冲转升速，升速率由应力条件自动控制。
1.2.7.6. 当达600r/min时，自动进行摩擦检查，若条件满足，自动设置目标转速为2040r/min，至2040r/min后，自动暖机.
1.2.7.7. 暖机结束，升速至2900 r/min，检查第一级内壁温度大于主蒸汽压力下的饱和温度且无振动报警，进行阀切换，时间不超过2min.结束后，自动设置目标值为3000 r/min。
1.2.7.8. 转速到3000 r/min后，进行就地或远方脱扣试验，观察IV、GV、TV、RSV均关闭严密，无卡涩现象(此时ATC方式切为\"ATC监视\")。
1.2.7.9. 汽机挂闸，恢复ATC方式，自动升速3000 r/min，进行充油试验。
1.2.7.10. 全面检查正常后，ATC请求同步，按“自动同步”按钮，灯亮，“ATC启动”灯灭，DEH退出ATC方式，进入自动同步。并网后机组自动切换至“DEH自动”方式，自带15MW初负荷，进行初负荷暖机，时间由冷、热态启动曲线决定。若需进行人工手动并网，ATC切至“ATC监视”。
1.2.7.11. 初负荷暖机结束，ATC退出。当输入新的目标值，按“ATC启动”，进入ATC控制。当负荷达到目标值时，ATC自动退出。可不断改变目标值，直至满负荷。
1.2.7.12. 当需手动退出“ATC方式”时，在DEH的CRT画面上按下“ATC监视”按钮即可，“ATC启动”灯灭，汽机自动进入“自动”方式，若情况紧急，可直接按下“自动”。
1.2.7.13. 当有下列要求时，ATC不能进入下一步工作：
1.转子转速要求保持；
2.叶片过热报警；
自检条件不满足.(当该条件为充分条件时，可按下\"ATC超越\"键，超越该条件；当按下该键仍无法超越时，必须查明原因，满足该条件)。
1.2.7.14. 启动过程中注意事项：
1.加强对胀差、缸胀、轴向位移和振动的监视，其余操作要求同冷态滑参数启动。
2.在ATC负荷控制期间，任何时候运行人员都可以将控制方式转换为“汽机手动”或“操作员自动”，在控制方式转换期间将立即产生保持负荷。
1. 如果DEH在手动控制方式，为了变成ATC控制，运行人员必须(A)选择“操作员自动”，(B)选择和当前值不同的目标负荷，(C)选择“ATC控制”.运行人员不能直接从“汽机手动”控制方式进入“ATC控制”。
第三章 汽轮机正常运行
第一节 正常运中的检查与维护
1.3.1.1. 各岗位值班人员应按值班日志要求，定时正确抄表，对参数的变化情况进行分析，偏离正常运行工况的要查找原因，及时调整。
1.3.1.2. 定期按设备巡回检查制度进行设备巡视。发现缺陷应记录在缺陷本上，并及时通知有关维修单位处理，对于重大缺陷，应加强对该设备巡视，并做好事故预想。
1.3.1.3. 经常检查辅机轴承油温、油压、油位，以及电流、出口压力、电动机温度、运行声音应正常，轴瓦振动不超过下列值：
3000r/min ≤0.05mm
1500r/min ≤0.08mm
1000r/min ≤0.1mm
750r/min ≤0.12mm
1.3.1.4. 在下列情况下，应进行听音检查，并密切注意机组运行情况：
1.工况变化时（负荷变化、蒸汽参数或真空变化)；
2.机组内有不正常的声音时；
3.交、接班前及定期巡回检查时。
1.3.1.5. 当机组运行工况变化时，应注意调节系统动作平稳无卡涩，注意轴向位移、差胀、瓦温的变化情况并及时调整各系统设备的运行方式，保证机组安全经济运行。
1.3.1.6. 注意检查主辅机各种联锁、保护、信号、装置投入正常。
1.3.1.7. 注意监视DEH控制盘、CRT显示盘、ETS试验盘各灯光指示状态正确，TSI无报警及跳闸信号，若发现问题及时处理。
1.3.1.8. 注意监视主油箱、EH油箱、小机油箱和液力偶合器油箱油位，当油位低时及时补油。油质恶化时，及时联系化学化验。
1.3.1.9. 应保持汽轮发电机组的整洁。注意检查各管道焊口、法兰、阀门、盘根，无泄漏、渗漏现象，对漏油处应檫拭干净，防止积油，保持各地坑清洁、不满水。
第二节 正常运行中参数控制
1.3.2.1. 机组运行中的主要控制指标：
1.周波：机组允许在电网周波48.5~50.5HZ范围内长期连续运行。在46~48.5HZ范围内，机组全寿命期间累计运行时间不超过10min。
2.机组的振动值：在正常运行时应小于0.0762mm(在任何方向上)，当振动值升至0.125mm时，发出报警信号；振动值大于0.254mm时停机。.
3.主汽压力：在任何十二个月的运行期间，主汽阀进口蒸汽压力应控制并保持其平均压力不超过其额定压力的105%；在保持这个平均压力的同时，在不长于控制所要求的时间内，平均压力还不得超过额定压力的106%；在非正常工况下，进汽压力瞬时波动的峰值不得超过额定压力的30%，并且在12个月的运行期内，不允许超过105%，额定压力的波动时间的在总和不得大于12个小时。
4.主汽温度：在任何12个月的运行期间，主汽阀进口蒸汽温度的平均值不允许超过主蒸汽的额定温度。在保持这个平均温度的同时，主蒸汽的温度不允许超过额定温度8℃。在12个月的运行期间，在非正常运行工况下，主汽阀的进口温度不允许超过额定温度14℃，累计时间不超过400小时。此外，在12个月的运行期间，主蒸汽温度在每15分钟之内的波动，不允许超过额定温度28℃，或累计时间超过80小时。在保持上述允许温度下，通过任何一个主汽阀的蒸汽与同时通过其它主汽阀蒸汽的温差不允许超过14℃；在非正常允许工况下，这个温差允许高至42℃，但最长时间为15分钟，且这种情况至少要相隔4个小时。
5.再热压力：高压缸的排汽压力，不允许超过当高压缸的进汽在正常参数下达到最大流量，而压力又为105%额定压力时的排汽最高压力的25%。
6.再热温度：在任何12个月的运行期间，中压缸进汽温度的平均值不允许超过再热汽的额定温度。在保持这个平均温度下，再热汽温度不允许超过额定温度8℃。在12个月的运行期间，在非正常运行工况下，再热汽温度不允许超过额定温度14℃，累计时间不超过400小时；此外，在12个月的运行期间，再热汽温度在每15分钟之内的波动，不允许超过额定温度28℃，或累计时间超过80小时。在保持上述平均再热汽温下，通过任何一个再热进汽区域的汽温与同时通过其它进口区域的温差不允许超过14℃。在非正常允许工况下，这个温差允许高至42℃，但最长时间为15分钟，且这种情况至少要相隔4个小时。
7.主、再热蒸汽温差：在额定工况下，主、再热蒸汽的温差不得超过28℃，在非正常工况下，此温差允许高至42℃，但仅限于再热温度低于主蒸汽温度；当负荷减小至接近于空负荷时，温差可达83℃，对于温度周期性的波动，应予以避免。
8.当排汽缸喷水切除时，如果机组继续运行，则低压排汽缸温度极限值为79℃(报警值)，或15分钟内的短时间运行不得超过121℃；如果达到121℃，则应立即紧急停机加以处理。
9.对于新投运的机组，在最初的6个月中，调节阀必须以单阀方式定压运行.在6个月后，方可采用顺序阀方式。
10.当汽轮机在运行中，如果DEH控制柜的柜门开着，则不得在其附近或同一机房内使用手提式无线通讯装置，以免引起负荷波动。
11.严防汽轮机进水事故的发生.在正常运行中，控制高压缸排汽区、中压缸抽汽区、中压缸排汽区上、下缸温差小于42℃，一旦大于42℃，应立即查明引起汽轮机进水的原因，予以消除，若温差大于56℃，须紧急故障停机。
1.3.2.2. 控制数据：
序号 名 称 单位 最低值 正常值 最大值 备注
1 MW 300 330
负 荷
2 MPa 16.7 17.5
主汽压力
3 465 538 565
主汽温度 ℃
4 t/h 910 1021
主汽流量
5 MPa 3.288
再热汽压
6 538 565
再热汽温 ℃
7 t/h 738.1
再热汽流量
8 28 42
主再热汽温差 ℃
9 14
主、再热汽左右温差 ℃
10 MPa 11.63 13.40
调节级压力
11 MPa 3.543 3.848 4.82
高压缸排汽压力
12 320.6 427
高压缸排汽温度 ℃
13 KPa 70 81.7 66
凝汽器真空
14 24.2 79 121
低压缸排汽温度 ℃
15 MPa 5.852
一段抽汽压力
16 MPa 3.653
二段抽汽压力
17 MPa 1.695
三段抽汽压力
18 MPa 0.868
四段抽汽压力
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
MPa
MPa
MPa
MPa
mm
mm
mm
℃
℃
℃
高中压缸轴封区与轴
℃
五段抽汽压力
六段抽汽压力
七段抽汽压力
八段抽汽压力
轴向位移
胀差
轴颈振动
汽缸上下温差
轴封蒸汽过热度
低压轴封供汽温度
封供热温差
-1.02
-1.5
14
121
438.2
37
11.3
-152
-100
21
0.290
95
27
27
0.336
0.134
0.065
0.025
-0.9~0.9
-0.75~15.7
<0.0762
28
149
38--54
12.4~14.6
0
0
1/3--2/3
0.0686--0.3099
1.67--1.76
0.096--0.124
38--49
<71
<90
<85
<85
0.63--0.8
≥99
≤0.2
0.30
≥96
<4.0
38~49
0.035
≤11
0.2~0.25
30
45~50
1.01
16.45
0.125
42
176
-54~111
558.8
60
+152
+100
76.6
107
99
99
0.32
<1.0
±490
33
0.254
>56
氢压>水压
85
EH油箱油位
EH油温
EH油母管压力
主油箱油位
A、B小机油箱油位
电泵油箱油位
主油泵入口油压
主油泵出口油压
主机润滑油压
主机润滑油温
轴承回油温度
汽机支持轴承金属温度
汽机推力轴承金属温度
发电机、励磁机支持轴承金属温度
发电机供氢压力
发电机供氢纯度
发电机供氢湿度
发电机氢压
发电机内氢气纯度
发电机内氢气含氧量
发电机内气体湿度
发电机空氢侧密封油差压
发电机密封油进油温
发电机内氢水差压
发电机漏氢量
发电机定子进口冷却
水压
发电机定子进口冷却水量
发电机定子进口冷却水温
发电机定子冷却水出口水温
mm
℃
MPa
mm
mm
mm
MPa
MPa
MPa
℃
℃
℃
℃
℃
MPa
%
g/m3
MPa
%
%
g/m3
Pa
℃
MPa
M3/D
MPa
t/h
℃
℃
44 45
发电机入口风温 ℃
75
发电机出口风温 ℃
MPa 0.65
隔膜阀上部油压
MPa 8.27 8.96
高压蓄能器氮气压力
MPa 0.165 2.07
低压蓄能器氮气压力
1.3.2.3． 汽水品质标准：
1.给水：
硬度： ~0umol/l
溶氧量： ≤7ug/l
PH值（25℃）： 9.0~9.4
二氧化硅： ≤20 ug/l
59
60
63
64
65
46
铁：
铜：
油：
联氨：
2.凝结水：
硬度：
溶氧量：
导电度（25℃）：
3.精处理后凝结水：
硬度：
电导率（25℃）：
二氧化硅：
钠：
铁：
铜：
4.发电机定子冷却水：
PH值（20℃）：
导电度（20℃）：
铜：
硬度：
5.过热蒸汽：
铜：
钠：
二氧化硅：
电导率（25℃）：
铁：
6.再热蒸汽：
钠：
二氧化硅：
电导率（25℃）：
7.除盐水：
硬度：
电导率（25℃）：
二氧化硅：
≤20 ug/l
≤5 ug/l
≤0.3mg/l
10~30ug/l
~0 umol/l
≤30ug/l
≤0.2us/cm
~0 mol/l
≤0.2us/cm
≤15ug/l
≤5ug/l
≤8ug/l
≤3ug/l
7.0-8.0
0.5-1.5us/cm
≤0（加缓蚀剂时）ug/l
＜2 ug/kg
≤5（争取≤3）ug/l
≤10（争取≤5）ug/l
≤20ug/l
≤0.3（经H+交换）us/cm
≤20ug/l
<10ug/l
≤20ug/l
~0mol/l
≤0.2us/cm
≤20ug/l
第四章 汽轮机的停止
第一节 停机前的准备工作
1.4.1.1. 接到停机命令，联系各岗位做好停机前的准备工作，并填好操作票。
1.停机前2小时，检查辅汽系统处于良好备用状态，确认启动锅炉来汽压力正常。
2.联系电气，分别试转交、直流润滑油泵、顶轴油泵、高压备用密封油泵，空、氢侧直流密封油泵。盘车马达的联锁开关放在“手动”、“连续”位置。
3.检查电泵辅助油泵运行正常，泵组处于良好备用状态。
4.停机前，按启停记录表记录各金属温度、胀差、热胀一次，停机时每30分钟记录一次，盘车装置投运以后，每小时记录一次，直到盘车装置停止为止。
第二节 滑参数停机
1.4.2.1. 检查并确认以下个各控制装置
1.凝汽器热井水位调节在“自动”；
2.除氧器水位调节在“自动”；
4.各TPC均已切除；
、ETS装置监视正常；
控制系统在全“自动”方式；
油系统、润滑油系统、发电机密封油系统工作正常，其它各系统工作正常。
1.4.2.2. 减负荷
1.汇报值长，汽机已做好各项停机前的准备工作并联系电气、锅炉。
2.减负荷至80%；
A.设定负荷下限为15MW ；
B.设定目标负荷240MW，“保持”灯亮；
C.设定减负荷率为3MW/min；
D.按“进行”按钮，灯亮，“保持”灯灭，机组减负荷；
E.负荷减至240MW，“进行”灯灭，在该负荷下停留15分钟。
3.减负荷至60%：
A.设定目标负荷180MW，“保持”灯亮；
B.设定减负荷率为3MW/min；
C.按“进行”按钮，灯亮，“保持”灯灭，机组减负荷；
D.减负荷过程中，四段抽汽压力<0.588MPa，中压辅汽联箱进汽电动门GT~8301联开，四段抽汽至中压辅汽联箱进气电动门GT~1407联关。
E. 五段抽汽压力＜0.25MPa，且GT~8305全开后，关闭五段抽汽至低压辅汽联箱电动门GT~1508。
F.冷段抽汽压力<2.45MPa，启动锅炉至高压辅汽母管电动门GT-8201联开，冷段至辅汽系统电动门GT~8204联关。注意轴封压力的变化。
G.负荷减至180MW，“进行”灯灭。通知锅炉在该负荷下调整蒸汽参数至滑停的起始参数值：
主蒸汽压力：12.0 MPa
主再热蒸汽温度：500℃
应严格控制滑降速度，要求汽压≤0.1MPa/min，汽温≤1.5℃/min， 汽缸各金属温度≤1.5℃/min。
H.调整给水泵运行方式为一台汽动给水泵和一台电动给水泵运行，联系锅炉、电气，启动电动给水泵，检查一切正常，将其中一台汽动给水泵的负荷移至电动给水泵，停运该汽动给水泵。
I.确认目标负荷与实际负荷相一致，投“功率反馈”回路，随汽温汽压的降低，检查GV1~GV6应平稳地开大，直到调门开足为止。
J.按照附图“变压运行曲线”将负荷率逐渐减小，注意监视高压调节进汽门的开度，尽量保持GV1~GV6在全开位置。若锅炉的滑停速度滞后于汽机的降负荷速度，使GV部分开启，则按下“保持”按钮，使机组稳定运行一段时间待汽温汽压下降到滑停曲线所预定的参数值时，再按下“运行”按钮继续按已确定好的降负荷率降低负荷。
4.减负荷至30%
A.负荷减至90MW，主汽压力应降至5.5MPa，汽温为350℃
B.联系锅炉，停用一台汽动给水泵，开启小机疏水阀。
C.本体疏水扩容器、高加疏水扩容器温度大于60℃检查开启减温水阀TCV~2315，TCV~3218。
5.负荷减至60MW，检查以下低压门组各疏水阀应联锁打开。
A.再热蒸汽总管疏水阀GLD~0501；
B.左侧再热蒸汽管道疏水阀GLD~0502；
C.右侧再热蒸汽管道疏水阀GLD~0503；
D.左侧再热导汽管疏水阀GLD~1805；
E.右侧再热导汽管疏水阀GLD~1806；
F.低旁前管道疏水阀GLD~0504；
G.低旁后管道疏水阀GLD~0505；
H.中压外缸疏水阀GLD~1809；
I.三段抽汽逆止门前疏水阀GLD~1301；
J.三段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1304；
K.四段抽汽电动门前疏水阀GLD~1401；
L.四段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1405；
M.四段抽汽至除氧器管道疏水阀GLD~1408；
N.五段抽汽逆止门前疏水阀GLD~1501；
O.五段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1504；
P.六段抽汽电动门前疏水阀GLD~1601；
Q.六段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1604。
6.联系锅炉停高压加热器汽侧，注意给水温度的变化。
7.四段抽汽压力<0.147MPa，中压辅汽联箱至除氧器电动门GT~8302联开，联关四段至除氧器进汽电动门GT~1406，除氧器用汽由中压辅汽联箱供汽。
8.除氧器水位切为“手动”控制，启动除氧器循环泵。关闭四段抽汽电动门GT~1402 和四段抽汽逆止门RC~1403，RC~1404。
9.关闭二台小机高压进汽电动门GT~0405，GT~0406，低压进汽电动门GT~1451，GT~1452。开启二台小机进汽门前疏水门。
10.负荷减至45MW，主汽压力应降至3MPa，汽温300℃。
11.检查开启后缸喷雾门，注意低压缸排汽温度应〈79℃。
12.由高压到低压，停用#5、#6低加和#7、#8低加汽侧。
13.负荷减至10%，检查以下高压门组各疏水阀应联锁打开。
A.主蒸汽总管疏水阀GLD~0401；
B.左侧主蒸汽管道疏水阀GLD~0402；
C.右侧主蒸汽管道疏水阀GLD~0403；
D.#1、3、5主汽导管疏水阀GLD~1803；
E.#2、4、6主汽导管疏水阀GLD~1804；
F.高压旁路阀前疏水阀GLD~0404；
G.高排逆止门前疏水阀GLD~0651；
H.高排逆止门后疏水阀GLD~0652；
I.再热冷段疏水阀GLD~0653；
J.高压缸第一级疏水阀GLD~1808；
K.一段抽汽逆止门前疏水阀GLD~1101；
L.一段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1104；
M.二段抽汽逆止门前疏水阀GLD~1201；
N.二段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1220。
1.4.2.3. 解列停机
1.负荷减至15MW，联系值长解列发电机。
2.发电机解列后，密切注意汽机转速应无上升，否则应立即手动脱扣停机。
3.启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，检查各油压正常。
4.就地或远方手动脱扣停机，检查TV、GV、RSV、IV及各段抽汽逆止门，高排逆止门应全部关闭严密，转速应下降。
5.确认导汽管放气阀GLD~1801、GLD~1802联锁开启。
6.汽机转速降至900rpm/min，检查顶轴油泵应自启动，否则单操启动，确认顶轴油母管压力正常。
7.停运发电机定子水冷却器、氢气冷却器和励磁机空气冷却器，关闭各冷却水进口门。
1.4.2.4. 投盘车
1.转速至零，记录惰走时间。
2.投入连续盘车，注意检查转子转动方向正确，电流正常，倾听机组内部应无金属磨擦声。
3.注意监视转子偏心率的变化。
4.润滑油温度调至27~38℃。
1.4.2.5. 滑参数停机注意事项
1.滑停过程中，主、再热蒸汽温差不应超过５０℃。一般维持在３０℃以下，再热汽温度不应高于主蒸汽温度。
2.密切监视主、再热蒸汽的过热度应≥56℃，严防汽轮机水冲击事故发生。
3.严格控制降温、降压速度，若汽温、汽压下降过快，应立即要求锅炉保持。在２分钟内，主、再热蒸汽温度下降５０℃以上；主、再热蒸汽管道有清楚的水击声或振动；高、中压自动主汽门、调速汽门及汽缸法兰结合面大量冒白汽，应果断地按汽轮机水冲事故处理。
4.注意监视轴向位移、胀差、热胀、振动、支持轴承金属温度、推力轴承金属温度和回油温度的变化。
5.滑停中应严格按照启、停记录每3０分钟记录一次，发现问题应及时汇报并采取相应措施。
第三节 停机后的工作
1.4.3.1. 全面检查所有可能使汽缸进汽、进水的阀门管道全部关闭严密。严防汽轮机进入冷汽、冷水。
1.4.3.2. 注意监视上、下缸温差，低压缸排汽温度及凝汽器水位的变化，发现异常情况及时汇报并查找原因进行处理。
1.4.3.3. 确认高、低压旁路均已停用，且汽包压力已低于0.2MPa以下，方可开启凝汽器真空破坏门。停止真空泵运行，关闭真空泵分离水箱补水门及凝汽器的真空破坏门密封水供水门。
1.4.3.4. 真空到零停轴封，关闭辅汽至轴封供汽总门，开启轴封系统各启动疏水门。
1.4.3.5. 停止轴抽风机运行。
1.4.3.6. 停止一台循环水泵运行。
1.4.3.7. 锅炉停止上水后，经锅炉同意，停止电动给水泵运行。
1.4.3.8. 除氧器停止加热，关闭辅汽至除氧器电动门GT--8302以及进汽手动门，注意厂用辅汽联箱压力的变化，停止除氧器循环泵运行。
1.4.3.9. 除氧器停止上水，关闭除氧器水位主、副调节阀前截门及旁路门。注意监视凝汽器水位及凝结水母管压力的变化，凝结水再循环阀应联锁开启。
1.4.3.10. 低压缸排汽温度＜50℃，停止凝结水泵运行。
1.4.3.11. 凝汽器停止补水，关闭凝汽器热井水位主、副调节阀前截门及旁路门，停止凝结水输送泵运行，联系化学关闭储水箱补水门，开启凝汽器热井放水门放水。
1.4.3.12. 停止EH油泵运行。
1.4.3.13. 汽机润滑油温度和发电机空、氢侧密封油温度<27℃，停止开式冷却水升压泵运行。
1.4.3.14. 高压缸第一级金属温度，中压缸第一静叶持环温度均小于121℃，停止盘车，停止顶轴油泵运行。
1.4.3.15. 停止发电机定子冷却水泵，定子冷却水箱停止补水。
1.4.3.16. 根据需要发电机排氢，排氢结束后，在CRT上解除空侧交、直流密封油泵联锁，停止空侧交流油泵运行。
1.4.3.17. 在CRT上解除氢侧交、直流密封油泵联锁，停止氢侧交流油泵运行。
1.4.3.18. 在CRT上解除高压备用密封油泵，交、直流润滑油泵联锁，停止交流润滑油泵和高压备用密封油泵。
1.4.3.19. 解除主油箱排烟风机备用，停止其运行。
1.4.3.20. 停止另一台循环水泵运行。
1.4.3.21. 塔池停止补水。
1.4.3.22. 盘车装置运行规定：
1.高压缸调节级金属温度和中压缸第一静叶持环温度均低于121℃，且高压缸排汽区，中压缸抽汽区和中压缸排汽区上、下金属温差小于42℃后，方可停止盘车装置和顶轴油泵运行。
2.连续盘车至少3小时以后，如因特殊原因需要停止盘车装置时，须经总工程师批准后方可执行，连续停运时间最多不超过15分钟。
3.盘车过程中，发现转子偏心率增加或上、下缸金属温差超过允许值，并且汽缸内部有明显金属摩擦声，应改连续盘车为每隔30分钟翻转180度的手动盘车方式运行，并查找原因及时汇报。不允许强行投连续盘车。如转子卡住，使盘车装置无法投运，则严禁向机组送汽或使用行车等方法使转子转动。
4.连续盘车过程中，如盘车故障或特殊情况需中断盘车。再重新投入连续盘车前，应首先手动翻转180度停留相应时间。待手动间断盘车，检查偏心率指示正常后，方可投入连续盘车。
5.只要发电机在充氢状态，不论盘车装置停运与否，不论是连续盘车或手动盘车，包括因特殊原因需要停止盘车装置时，润滑油系统必须连续运行，以确保发电机空侧密封油系统运行。在连续盘车中，润滑油温度保持在27~38℃之间，不应低于21℃。
1.4.3.23. 氢气系统运行规定
1.发电机在充氢状态，应维持密封油系统运行，并保持油压、氢压之间的差压值在允许范围内。
2.不再保持正常的氢压，应随着氢压的降低及时调整发电机定子冷却水压，维持水压比氢压低0.035MPa左右，并注意监视差压阀、平衡阀的跟踪情况，不应使发电机进油或进水。
3.氢压降至0.1MPa以下，可停止发电机水冷系统运行。最低氢压保持在0.035MPa以上，否则应及时补氢。
4.注意监视浮子式液位检漏仪液位，严防发电机进油或进水。
5.发电机排氢结束，若盘车装置已停运，则可停运空、氢侧密封油泵、交流润滑油泵和高压备用密封
油泵。
第四节 正常停机
1.4.4.1. 停机前的各项准备工作与滑参数停机相同。
1.4.4.2. 检查并确认以下控制装置.
1.凝汽器热井水位调节在“自动”；
2.除氧器水位调节在“自动”；
3.各TPC均已切除；
4.“功率反馈”及“调节级压力反馈”切除；
、TSI装置监视正常；
控制系统在“全自动”方式；
油系统、润滑油系统、发电机密封油系统工作正常，其它各系统工作正常；
1.4.4.3. 减负荷
1.接值长停机命令后，检查停机前的各项准备工作已做，联系锅炉、电气减负荷。
2.设定目标负荷为15MW，减负荷率为3MW/min，按“进行”键，机组开始减负荷。
3.减负荷过程中，五段抽汽压力＜0.25MPa，低压辅汽联箱进汽电动门GT~8305联开，五段抽汽至低压辅汽联箱进汽电动门GT~8304联关
4.四段抽汽压力＜0.588MPa，中压辅汽联箱进汽电动门GT~8301联开，四段抽汽至中压辅汽联箱进汽电动门GT~1407联关。
5.冷段抽汽压力＜2.45MPa，辅汽系统由启动锅炉供，关闭冷段至辅汽系统电动门GT~8204。
6.负荷减至60%，联系值长、锅炉、电气启动电动给水泵，检查一切正常，将其中一台汽动给水泵负荷转移至电动给水泵后，停运该汽动给水泵。
7.负荷减至40%，联系锅炉停运另一台汽动给水泵，注意给水流量及汽包水位的变化。
8.注意轴封母管压力及汽封蒸汽温度的变化。
9.负荷减至20%，检查以下低压门组各疏水阀应联锁打开：
A.再热蒸汽母管疏水阀GLD~0501；
B.左侧再热蒸汽管道疏水阀GLD~0502；
C.右侧再热蒸汽管道疏水阀GLD~0503；
D.中压缸左侧导汽管疏水二次气动阀GLD~1805；
E.中压缸右侧导汽管疏水二次气动阀GLD~1806；
F.低旁前管道疏水阀GLD~0504；
G.低旁后管道疏水阀GLD~0505；
H.中压缸疏水阀GLD~1809；
I.三段抽汽电动门前疏水阀GLD~1301；
J.三段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1304；
K.四段抽汽电动门前疏水阀GLD~1401；
L.四段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1405；
M.四段抽汽至除氧器管道疏水阀GLD~1408；
N.五段抽汽电动门前疏水阀GLD~1501；
O.五段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1504；
P.六段抽汽电动门前疏水阀GLD~1601；
R.六段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1604。
10.检查投入高加事故疏水扩容器及本体疏水扩容器减温水。
11.联系锅炉停运高压加热器汽侧，注意给水温度的变化。
12.检查打开后缸喷雾门，注意低压缸排汽温度应<79℃。
13.四段抽汽压力<0.147MPa，中压辅汽联箱至除氧器电动门GT~8302开，联关四段至除氧器进汽电动门GT~1406，除氧器用汽由中压辅汽联箱供给，压力调节阀投自动。
14.启动除氧器循环泵。
15.关闭四段抽汽电动门GT~1402和四段抽汽逆止门RC~1403、RC~1404。关闭二台小机高压进汽电动门GT~0405、GT~0406以及小机低压进汽电动门GT~1451、GT~1452。开启二台小机进汽门前疏水门。
16.由高压到低压，停运#5、#6低加汽侧和#7、#8低加汽侧。
17.负荷减至10%，检查以下高压门组各疏水阀应联锁打开：
A.主蒸汽总管疏水阀GLD~0401；
B.左侧主蒸汽管道疏水阀GLD~0402；
C.右侧主蒸汽管道疏水阀GLD~0403；
D.#1、3、5主蒸汽导管疏水阀GLD~1803；
E.#2、4、6主蒸汽导管疏水阀GLD~1804；
F.高压缸调节级疏水二次气动阀GLD~1808；
G.高压外缸疏水阀GLD~1807；
H.高压旁路阀前疏水阀GLD~0404；
I.高排逆止门前疏水阀GLD~0651；
J.高排逆止门后疏水阀GLD~0652；
K.再热冷段疏水阀GLD~0653；
L.一段抽汽电动门前疏水阀GLD~1101；
M.一段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1104；
N.二段抽汽电动门前疏水阀GLD~1201；
O.二段抽汽逆止门后疏水阀GLD~1204。
1.4.4.3. 解列停机
1.负荷减至15MW，联系值长解列发电机。
2.发电机解列后，密切注意机组转速应无明显上升，否则应立即手动脱扣停机。
3.启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，检查各油压正常。
4.就地或远方脱扣停机，检查TV、GV、RSV、IV及各段抽汽逆止门，高排逆止门应全部关闭严密，转速应明显下降。
5.检查高压排汽通风阀PCV~0655打开。
6.根据锅炉需要，投入一、二级旁路，注意低压缸排汽温度，检查低旁三级减温器喷水阀开启。
7.确认左、右侧导汽管放气阀GLD~1801、GLD~1802联锁开启。
8.转速降至900rpm/min，检查顶轴油泵已自启动，否则手动启动。
9.停运发电机定子水冷却器，发电机氢冷器和励磁机空冷器，关闭各冷却水进水门。
10.转速至零，记录惰走时间。
11.投入连续盘车，注意转子转动方向正确，电流正常，倾听机组内部有无金属摩擦声。
12.注意监视转子偏心率的变化。
1.4.4.4. 停机后工作与滑参数停机相同。
第五章 SCS系统
第一节 SCS系统操作简介
1.5.1.1. 概述
平凉电厂一期工程2X300MW分散控制系统采用美国西屋公司OVATION计算机系统。包括协调控制系统（CCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视系统（FSSS）、数据采集系统（DAS）、以及小机的电液调节系统（MEH）。
顺序控制系统主要包括以下功能子组：
1.空预器功能子组； 2.引风机功能子组；
3.送风机功能子组； 4.一次风机功能子组；
5.锅炉疏水和放气系统； 6.锅炉给水及减温水系统；
7.电动给水泵功能子组； 8.汽动给水泵A功能子组；
9.汽动给水泵B功能子组； 10.凝汽器真空系统；
11.凝结水功能子组； 12.轴封蒸汽和疏水系统；
13.高、低压加热器功能子组； 14.汽机防进水系统；
15.汽机油系统； 16.发电机密封油系统；
17.冷却水系统； 18.辅助汽源系统；
19.暖风器系统； 20.除氧器及四段抽汽系统；
1.5.1.2. SCS操作画面
1.简介
SCS操作画面是操作人员通过计算机干预生产过程的人机界面。对各被控对象的单操是在流程图上实现的。在流程图上触摸要操作的设备，设备旁出现天蓝色三角形，指示当前操作对象，同时出现与该设备对应的操作窗口图。窗口图上有各可编程键的功能定义，运行人员可按照提示进行操作。例如：一般的电动机的操作子屏，P1是启动，P2是停止，P8是故障确认。按P1电动机启动，颜色变为红色。按P2电动机停止，变为绿色。当出现故障时，变为黄色。故障排除后按P8确认，变为当前状态对应的颜色。
通常要进入一个步序操作画面时，可用光标在流程图选中步序操作的标题区，调出操作窗口图，窗口图上列有可用功能键的用途。在操作指导的右下脚分别显示了当前的状态（AUTO或MANUAL）以及允许条件的状态。当“PERMIT”为绿色时，表示允许，可以进行启动或停止步序。如果为红色，触摸“PERMIT”可调出允许条件窗口。窗口中列有该子组启动或停止的所有允许条件，绿色为允许，红色为不允许，由此可查出原因。当“PERMIT”为绿色时按下P3键，步序开始执行，标题左侧出现红色闪光，同时正在执行的步序的文字说明变为红色。如果处于自动状态，各步序将自动依次执行。在手动状态下，每按P4键一次，向下执行一步。执行过程中，自动、手动可以任意切换。整个步序执行完毕后，操作指导的最后一步下面出现红色“END”，其左侧变为红色平光。
顺控执行过程中，如果某步未完成，则该步左侧变为黄色闪光，自动转为手动。故障排除后，单操完成该步后，按P8键确认，按P1键转回自动，该步继续执行。如果决定跳过某步，可以按P5请求跳步，指导下面出现红色闪光要求确认，按P6确认后，不论当前步完成与否，都执行下一步。注意：跳步只是忽略当前步的执行结果，并不能使当前步不执行。
2.操作窗口图:
A..不可调整电动门窗口图操作提示：
P1 OPEN（打开）
P2 CLOSE（关闭）
B..可调整电动门窗口图操作提示：
P1 OPEN（打开）
P2 CLOSE（关闭）
P3 STOP（停止）
C.电磁阀窗口图操作提示：
P1 OPEN（打开）
P2 CLOSE（关闭）
D.电动机窗口图操作提示：
P1 START（启动）
P2 STOP（停止）
P8 ACK（事故确认）
E.电动机（带备用选择）画面操作提示
P1 START（启动）
P2 STOP（停止）
P5 STANDBY（投备用）
P6 CUTSTB（切备用）
P8 ACK（事故确认）
F.电动机（带停允许条件）子画面操作提示
P1 START（启动）
P2 STOP（停止）
P3 STPACK（停确认）
P8 ACK（事故确认）
G.顺控功能子组启动操作窗口图提示
P1 AUTO（自动）
P2 MANU（手动）
P3 START（启动）
P4 STEP（单步）
P5 OVERRIDE REQUIRE（跳步请求）
P6 OVERRIDE COVFIRM（跳步确认）
P7 RESET（复位）
P8 ACK（事故确认）
3.颜色定义：
A.电动门：
a.不可调整电动门：
不可调整电动门打开用红色，打开过程红色闪光。
不可调整电动门关闭用绿色，关闭过程绿色闪光。
不可调整电动门故障用黄色，故障排除后变为相应状态平光。
b.可调整电动门：
可调整电动门打开用红色，具体开度可看开度值。
可调整电动门关闭用绿色。
可调整电动门故障用黄色，故障排除后变为相应状态的平光。
B.电磁阀
电磁阀打开用红色平光。
电磁阀关闭用绿色平光。
电磁阀故障排除后变为相应状态的平光。
C.电动机
a电动机
电动机运行用红色，电动机停止用绿色。
电动机事故跳闸或电动机线路故障为黄色。确认后变为相应状态的平光。
b具有备用功能的电动机
电动机运行用红色，电动机停止用绿色。
电动机事故跳闸或电动机线路故障为黄色，确认后变为相应状态的平光。
在电动机图符的旁边将有STDON或STDBY等字符显示，STDBY字符是备用泵标识符，其背景色的变化反应了备用泵是否具备自启动的条件。字符背景为绿色，表示备用泵可以联锁启动，字符背景为黄色，表示备用泵不具备联锁启动条件。当备用泵投入运行时，画面上出现STDON标识符提醒操作员注意。
4.步序操作画面：
A允许条件；
允许： 绿色
不允许： 红色
B执行状态；
红色闪光： 正在执行
红色平光： 执行完毕
黄色闪光： 故障
第二节 电动给水泵功能逻辑
1.5.2.1. 电动给水泵功能子组
A.电动给水泵功能子组启程控步序
1.启动电动给水泵辅助油泵；
2.关电动给水泵出口电动门GT-2103；
3.开给水前置泵入口电动门GT-2203；
4.开最小流量再循环门FCV-2106；
5.启动电动给水泵；
6.开给水泵出口门GT-2103。
B.电动给水泵功能子组停程控步序
1.启动电动给水泵辅助油泵；
2.关给水泵出口门GT-2103。
3.停电动给水泵；
1.5.2.2. 电动给水泵在满足允许条件下，
1.可手动启/停电动给水泵。
2.在满足允许条件下，可程控启/停给水泵。
3.任一台汽泵跳闸，联锁启备用电动给水泵。
4.电动给水泵任一保护跳闸条件出现时，保护联锁跳电动给水泵。
A.电动给水泵启动允许条件
1.润滑油压大于0.15MPa；
2.除氧器水位正常；
3.给水泵再循环阀FCV-2106已开；
4.前置泵入口门GT-2203已开。
B.电动给水泵保护联锁跳闸条件
本电动给水泵在运行状态下，若出现下列条件之一，则保护联锁跳闸；
1.除氧器水位低低值（1000mm）；
2.润滑油压小于0.08MPa；
3.工作冷油器入口油温大于130℃；
4.润滑油冷油器入口油温大于75℃；
5.前置泵入口门GT-2203关；
6.再循环门FCV-2106关，且泵出口流量小于148T/H，延时10秒；
7.泵入口压力小于1.25MPa，延时30秒。
8.工作冷油器出口油温大于85℃；
9.润滑油冷油器出口油温大于60℃；
10.液力偶合器#1、2、5、6、10瓦温度大于95℃；
11. 液力偶合器#3、4瓦温度大于95℃；
12. 液力偶合器#8、9瓦温度大于95℃；
13. 液力偶合器#7瓦温度大于100℃；
1.5.2.3. 电动给水泵备用选择
A.电泵备用有效的条件
1.电泵入口门GT-2203已开；
2.电泵出口门GT-2103已开；
3.电泵再循环门FCV-2106已开；
4.电泵启动允许条件满足；
5.电动投备用方式条件存在。
B.电泵备用自启动方式
汽泵运行发生事故跳闸，且电泵备用有效。
C.电泵退出备用的充分条件
1.手动切除备用；
2.电泵已运行。
1.5.2.4. 电动给水泵辅助油泵
1.可手动启/停本辅助油泵；
2.可程控启/停本辅助油泵。
A.下列条件之一可联锁启本辅助油泵；
1.电动给水泵投入备用状态；
2.润滑油压小于0.1MPa；
3.电泵停运5分钟内，若润滑油压小于0.1Mpa。
B.下列条件之一可联锁停本辅助油泵：
1.润滑油压大于0.3MPa；
2.电泵在停运状态且未在备用方式。
1.5.2.5. 电动给水泵前置泵入口门GT-2203
1.可手动/程控开，关本阀门；
2.电动给水泵在运行状态下，禁关本阀门。
1.5.2.6. 电动给水泵出口门GT-2103
1.可手动/程控开、关本阀门；
2.电动给水泵投备用，联开本阀门。
1.5.2.7. 锅炉上水门GT-2383
1.可手动开/关本阀门。
第三节 汽动给水泵A功能子组
1.5.3.1. 汽动给水泵A
汽动给水泵功能子组A启程控序
1.启动汽动给水泵的主油泵A（B），启动小机主油箱排烟风机；
2.关汽泵A的出口门GT-2101，开前置泵入口门GT--2201，再循环门FCV-2104；
3.启动汽泵A的前置泵。
1.5.3.2. 汽泵A的前置泵
1.在满足启动允许条件下，可手动/程控启动本前置泵
2.汽泵在停运状态时，可手动/程控停本前置泵；
3.当任一保护联锁跳闸条件出现时，保护联锁停本前置泵。
A.汽泵A的前置泵启动允许条件
·除氧器水位不低；
·前置泵入口阀门GT-2201已开；
·汽泵A的再循环门FCV-2104已开；
B.汽动给水泵前置泵保护联锁跳闸条件为下列条件之一
·除氧器水位低低值（1000mm）；
·前置泵在运行，入口门关。
C.汽动给水泵A保护联锁跳闸条件为下列条件之一：
·再循环门FCV-2104已关，且泵出口流量小于148T/H，达10秒；
·汽泵入口压力小于1.25MPa，达30秒；
·汽泵A的前置泵跳闸。
1.5.3.3. 汽泵A No1主油泵
1.可手动启/停本油泵；
2.可程控启本油泵；
3.主/备方式；
4.汽泵A No2主油泵出口压力低联启（0.8MPa）。
1.5.3.4. 汽泵A No2主油泵
1.可手动启/停本油泵；
2.可程控启本油泵；
3.主/备方式；
4.汽泵A No1主油泵出口压力低联启（0.8MPa）。
1.5.3.5. 汽泵A直流事故油泵
1.可手动启/停本油泵；
2.润滑油压低低，联启本泵（0.9MPa）；
3.两台交流主油泵跳闸，联启。
1.5.3.6. 汽泵A的前置泵入口门GT-2201
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.前置泵在运行，禁关本阀门。
1.5.3.7. 汽泵A出口门GT-2101
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.汽泵跳闸，联关本阀门。
1.5.3.8. 主蒸汽至小机A进汽电动门GT-0405
1.手动开/关本阀门。
1.5.3.9. 主蒸汽至小机A进汽总管疏水门GLD-0407
1.手动开/关本阀门;
2.主机负荷<10% 或小机跳闸联开；
3.小机负荷>20%，联关；
4.设置联锁投/切软开关。
1.5.3.10. 四段抽汽至小机A进汽管疏水门GLD-1455
1.手动开/关本阀门;
2.主机负荷<10% 或小机跳闸联开；
3.小机负荷>20%，联关。
1.5.3.11. 小机A排汽阀BL-1453
1.手动开/关本阀门；
2.主汽阀开，禁关本阀门。
1.5.3.12. 小机A低压进汽电动门后疏水门GLD-1460
1.手动开/关本阀门。
1.5.3.13. 小机A低压排汽电动门后疏水门GLD-1462
1.手动开/关本阀门。
1.5.3.14. 小机轴封冷却器出口电动门GT-2328
1 手动开/关本阀门。
1.5.3.15. 小机轴封冷却器旁路电动门GT-2329
1手动开/关本阀门。
1.5.3.15. 小机轴封冷却器入口电动门GT-2327
1 手动开/关本阀门。
1.5.3.16. 四段抽汽进小机电动门GT-1451
1.手动开/关本阀门；
2 除氧器水位高高高，联关（2850mm）；
3 “汽机跳闸”或“发电机跳闸”联关。
第四节 汽动给水泵B功能子组
1.5.4.1. 汽动给水泵B
汽动给水泵功能子组B启动程序：
1启动汽动给水泵的主油泵（A/B），启动小机主油箱排烟风机；
2关汽泵B的出口门GT-2102，开前置泵入口门GT-2202，再循环门FCV-2105；
3启动汽泵B的前置泵。
1.5.4.2. 汽泵B的前置泵
1在满足启动允许条件下，可手动/程控启动本前置泵；
2汽泵在停运状态时，可手动/程控停本前置泵；
3当任一保护联锁跳闸条件出现时，保护联锁停本前置泵。
A.汽泵B的前置泵启动允许条件
·除氧器水位不低；
·前置泵入口阀门GT-2202已开；
·汽泵B的再循环门FCV-2105已开。
B.汽动给水泵前置泵保护联锁跳闸条件为下列条件之一
·除氧器水位低低值（1000mm）；
·前置泵在运行，入口门关。
C.汽动给水泵B保护联锁跳闸条件为下列条件之一
·再循环门FCV-2105已关，且泵出口流量小于148T/H达10秒；
·汽泵入口压力小于1.25MPa，达30秒；
·汽泵B的前置泵跳闸。
1.5.4.3. 汽泵B No1主油泵
1.可手动启/停本油泵；
2.可程控启本油泵；
3.主/备方式；
4.汽泵B No2主油泵出口压力低联启（0.8MPa）。
1.5.4.4. 汽泵B No2主油泵
1.可手动启/停本油泵；
2.可程控启本油泵；
3.主/备方式；
4.汽泵B No1主油泵出口压力低联启（0.8MPa）。
1.5.4.5. 汽泵B直流事故油泵
1.可手动启/停本油泵；
2.润滑油压低低，联启本泵（0.09MPa）；
3.两台交流主油泵跳闸，联启本泵。
1.5.4.6. 汽泵B的前置泵入口门GT-2202
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.前置泵在运行，禁关本阀门。
1.5.4.7. 汽泵B出口门GT-2102
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.汽泵跳闸，联关本阀门。
1.5.4.8. 主蒸汽至小机B进汽电动门GT-0406
1.手动开/关本阀门。
1.5.4.9. 主蒸汽至小机B进汽总管疏水门GLD-0408
1.手动开/关本阀门；
2.主机负荷<10% 或小机跳闸联开；
3.小机负荷>20%，联关；
4.设置联锁投/切软开关。
1.5.4.10. 四段抽汽至小机B进汽管疏水门GLD-1454
1.手动开/关本阀门；
2.主机负荷<10% 或小机跳闸联开；
3.小机负荷>20%，联关。
1.5.4.11. 小机B排汽阀BL-1454
1.手动开/关本阀门；
2.主汽阀开，禁关本阀门。
1.5.4.12. 小机B主油箱排烟风机
1.手动启/停本风机；
2.主油箱油烟压力高联启。
1.5.4.13. 小机B低压进汽电门后疏水门GLD-1461
1.手动开/关本阀门。
1.5.4.14. 小机B低压排汽电门后疏水门GLD-1463
1.手动开/关本阀门。
1.5.4.15. 四段抽汽进小机电动门GT-1451
1.手动开/关本阀门；
2.除氧器水位“高高高”时，联关（2850mm）；
3.“汽机跳闸”或“发电机跳闸”联关。
第五节 凝汽器抽真空系统
1.5.5.1. 真空泵
1.手动启/停本真空泵；
2.主/备用方式；
3.凝汽器真空低（-70KPa）或运行泵跳闸，联启。
1.5.5.2. 凝汽器真空破坏门GT-1901
1.可手动开/关本阀门；
2.汽轮机或发电机运行，禁开本阀门。
第六节 凝结水系统
1.5.6.1. 凝结水系统
A.凝结水泵A（B）功能子组启动步序
1.开入口门GT-2301（GT-2302），关泵出口门GT-2303（GT-2304）；
2.启动凝结水泵。
B.凝结水泵A（B）功能子组停步序
1.关出口门GT-2303（GT-2304）；
2.停凝泵A（B）。
1.5.6.2. 凝结水泵
1.满足启动允许条件下，可手动/程控启动本凝泵；
2.可手动/程控停本凝泵；
3.主/备用方式；
4.若本泵在备用方式，当运行泵事故跳闸或泵在运行中但出口压力低（2.1MPa），则保护联锁启本泵；
5.本泵在运行，出现保护跳闸条件时，联锁停本泵。
A.凝结水泵A（B）启动允许条件
*本泵入口阀门GT-2301（GT-2302）已开；
*凝汽器热井水位非低（350mm）。
B.凝结水泵A（B）保护跳闸条件
*凝汽器热井水位低低（143mm）；
*凝结水泵推力轴承温度≥85℃（70℃报警）；
*凝结水泵电动机上、下轴承温度≥80℃（75℃报警）；
*凝结水泵电动机线圈温度≥130℃。
1.5.6.3. 凝结水泵A/B备用选择
A.凝结水泵投备用有效的条件：
1.B（A）泵在运行；
2.A（B）泵在停运状态且满足启动允许条件。
B.凝结水泵退出备用的充分条件：
1.手动切除备用。
C.凝结水泵备用自启动方式：
1. 运行泵发生故障跳闸；
2. 泵出口母管压力低（2.1MPa）。
1.5.6.4. 凝结水泵A（B）入口门GT-2301（GT-2302）
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.本泵在备用，联锁开本阀门；
4.泵运行，禁关。
1.5.6.5. 凝结水泵A（B）出口门GT-2303（GT-2304）
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.本泵投联动备用，联锁开本阀门；
4.本泵停运，联锁关本阀门。
1.5.6.6. 凝结水最小流量再循环阀LCV-2335
1.可手动开/关本阀门；
2.凝结水流量低（310T/h）或除氧器水位高高（2720mm），保护联锁开本阀门；
3.保护联锁开信号不存在时，自动释放本阀门。
1.5.6.7. 凝结水输送泵
1.可手动启/停本泵；
2.凝结水贮水箱水位低低（800mm），联停。
1.5.6.8. 凝结水贮水箱补水阀LCV-2337
1. 可手动开/关本阀门；
2. 凝结水贮水箱水位低，联开本阀门（1500mm）；
3.凝结水贮水箱水位高，联锁关本阀门（6670mm）。
1.5.6.9. 凝汽器热井水位调节放水阀LCV-2336
1.可手动开/关本阀门；
2.热井水位低，保护联锁关本阀门（350mm）；
3.热井水位高高，保护联锁开本阀门（1100mm）。
1.5.6.10. 凝汽器热井水位主调节阀LCV-2305
1.可手动开/关本阀门；
2.热井水位高，关主调节阀（1072mm）；
3.热井水位低，开主调节阀（350mm）；
4.保护联锁开信号不存在时，自动释放本阀门。
1.5.6.11. 凝汽器热井水位副调节阀LCV-2306
1.可手动开/关本阀门；
2.热井水位低，保护联锁开本阀门；
3.热井水位高，保护联锁关本阀门；
4.保护联锁开信号不存在时，自动释放本阀门。
1.5.6.12. 除氧器水位主调节阀入口电动门GT-2332
1.可手动释放/关本阀门。
1.5.6.13. 除氧器水位主调节阀出口电动门GT-2333
1.可手动释放/关本阀门。
1.5.6.14.除氧器水位主调节阀LCV-2331
1.可手动释放/关本阀门；
2.除氧器水位高高，保护联锁关本阀门（2720mm）；
3.除氧器水位非高，联锁自动释放本阀门。
1.5.6.15. 除氧器水位副调节阀入口电动门GT-2340
1.可手动释放/关本阀门。
1.5.6.16. 除氧器水位副调节阀LCV-2330
1.可手动释放/关本阀门；
2.除氧器水位高高，保护联锁关本阀门；
3.除氧器水位非高，联锁自动释放本阀门。
1.5.6.17. 除氧器水位调节旁路阀GT-2330
1.可手动开/关本阀门；
2.凝泵在运行且除氧器水位低（2040mm）延时10秒，保护联锁开本阀门；
3.除氧器水位高，保护联锁关本阀门（2650mm）。
1.5.6.18. 汽机低压缸减温喷水阀TCV-2381
1.可手动开/关本阀门；
2.低压缸排汽温度大于55℃，联开；
3.低压缸排汽温度小于50℃，联关；
1.5.6.19. 凝结水至低旁三级减温器减温水电动门BL-2310
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.20. 凝结水至低旁三级减温器减温水汽动门TCV-2310
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.21. 凝结水至低旁三级减温器减温水电动门BL-2320
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.20. 凝结水至低旁三级减温器减温水气动门TCV-2310
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.22. 凝结水A/B侧入口电动门BU-8810
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.23. 凝结水A/B侧出口电动门BU-88100，
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.24. 凝结水至汽机本体疏水扩容器减温水阀TCV-2315
1.可手动开/关本阀门；
2.扩容器温度≥60℃，联开；
3.扩容器温度≥55℃，联关。
1.5.6.25. 凝结水至汽机本体疏水扩容器减温水阀（TCV-2318
1.可手动开/关本发阀门；
2.扩容器温度≥60℃，联开；
3.扩容器温度≤55℃，联关。
1.5.6.26. 凝结水至给水泵汽机轴封蒸汽减温器阀
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.27. 凝结水至汽机轴封蒸汽减温器减温水门GT-2321
1.可手动开/关本阀门；
2.汽封蒸汽减温器出口蒸汽温度大于177℃，联开；小于177℃，联关。
1.5.6.28. 凝结水至采暖蒸汽减温器减温水电动门GT-2323
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.29. 凝结水至辅助蒸汽减温器减温水电动门GT-2325
1.可手动开/关本阀门；
2.辅汽轴封供汽减温器出口蒸汽温度大于250℃，联开；小于250℃，联关。
1.5.6.30. 轴封冷却器入口电动门GT-2327
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.31. 轴封冷却器出口电动门GT-2328
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.32. 轴封冷却器旁路电动门GT-2329
1.可手动开/关本阀门。
1.5.6.33. 凝结水收集水泵：
1.收集水箱水位高，启泵（960mm）；
2.收集水箱水位低，停泵（550mm）；
3.收集水箱水位高高，报警（980mm）；
4.收集水箱水位低低，报警（520mm）；
第七节 轴封蒸汽和喷水系统
1.5.7.1. 汽机轴封风机
1.手动启/停本风机；
2.主/备用方式；
3.若本风机在备用方式，当运行风机事故跳闸或轴封冷却器压力高，则保护联锁启本风机。
1.5.7.2. 汽机轴封高压供汽站进汽电动门GT-1820
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.3. 汽机轴封高压供汽旁路电动门GT-1812
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.4. 汽机轴封溢流站旁路电动门GT-1821
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.5. 汽机轴封高压供汽站调节阀前电动门GT-1810
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.6. 汽机轴封高压供汽站调节阀前电动门GT-1815
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.7 汽机轴封低压供汽站调节阀前电动门GT-1813
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.8. 轴封溢流调节站调节阀后电动门GT-1819
1.手动开/关本阀门。
1.5.7.9. 管道疏水扩容器
1.水位高，联开至凝汽器水位调节阀LCV-8318；非高关LCV-8318；
2.水位高高，联开至定排扩容器水位调节阀LCV-8317；非高高，联关LCV-8317；
3.水位低时，联关至凝汽器水位调节阀LCV-8318；非低，联开LCV-8318。
第八节 高压加热器/低压加热器系统
1.5.8.1. 高加功能子组
A.高压加热器功能子组启动程控步序
1.释放#1、#2、#3高加的事故疏水阀LCV-1106、LCV-1206、LCV-1309；释放#1、#2、#3高加的逐级疏水阀LCV-1105、LCV-12050、LCV-1308；
2.开#1、#2、#3高加抽汽电动门前、抽汽逆止门后疏水门GLD-1101、GLD-1104、GLD-1201、GLD-1220、GLD-1301、GLD-1304；
3.开高加给水出口阀GT-2108；
4.开高加给水入口阀GT-2107；
5.开#1、#2、#3高加抽汽逆止门RC-1103、RC-1203、RC-1303；
6.顺序开#3、#2、#1抽汽电动门GT-1302、GT-1202、GT-1102；
7.五分钟后，关#1、#2、#3抽汽电动门前、抽汽逆止门后疏水阀GLD-1101、GLD-1104、GLD-1201、GLD-1301、GLD-1304；
B.高加功能子组停止程控步序
1.关#1抽汽电动门GT-1102；
2.关#2抽汽电动门GT-1202；
3.关#3抽汽电动门GT-1302；
4.关#1、#2、#3高加抽汽逆止门RC-1103、RC-1203、RC-1303、；
5.开#1、#2、#3高加抽汽电动门前、逆止门后疏水门GLD-1101、GLD-1104、GLD-1201、GLD-1220、GLD-1301、GLD-1304；
6.开#1、#2、#3高加的事故疏水阀LCV-1106、LCV-1206、LCV-1309；
7.关高加给水入口阀GT-2107；
8.关高加给水出口阀GT-2108。
1.5.8.2. 高加#1、#2、#3抽汽电动门GT-1302、GT-1202、GT-1102；
1.可手操点动开/关本阀门；（本抽汽逆止门已开）
2.可程控关本阀门；
3.下一级抽汽逆止门已开时可程控开（本抽汽逆止门已开）；
4.当水位高高时，保护联锁关本阀门；
5.当高加事故解列时，联锁关本阀门。
1.5.8.3. 高加给水进口门GT-2107
1.给水出口门已开条件下，可手动/程控开本阀门；
2.可手动/程控关本阀门；
3.任一高加水高高，则保护联锁关本阀门；
4.高加在运行中且任意高加水位非高，则禁关本阀门。
1.5.8.4.高加给水出口门GT-2108
1.可手动/程控开本阀门；
2.给水进口门已关条件下，可手动/程控关本阀门；
3.任意高加水位高高且入口门已关，则保护联锁关本阀门；
4.高加在运行，或入口门开状态，此两种情况下且任意高加水位非高，则禁关本
阀门。
1.5.8.5. 高加#1、#2、#3、抽汽逆止门RC-1103、RC-1203、RC-1303
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门
3.高加事故解列，联锁关本阀门；
4.任意高加水位高高时，联关；
5.汽机跳闸或发电机跳闸时，联关；
6.本级抽汽电动门关后，联关。
1.5.8.6. #1、#2、#3抽汽电动门前，逆止门后疏水阀GLD-1101、GLD-1104、GLD-1201、GLD-1220、GLD-1301、GLD-1304。
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.本级抽汽电动门关，保护联锁开相应级疏水阀；
4.高加事故解列，保护联锁开高加各抽汽电动门前，逆止门后疏水阀；
5.见防进水要求；
6.汽机跳闸或发电机跳闸时，联开。
高加保护：
1.当高加水位高时，开本级高加事故疏水门；
2.当任意高加水位高高时，解列高加。
高加事故解列（汽侧，水侧同时解列）：
1.汽机跳闸时；
2.发电机跳闸时；
3.高加任一水位高高时；
4.手动高加解列。
高加解列动作为：
1.关#1、#2、#3高加抽汽逆止门；
2.开#1、#2、#3高加抽汽电动门前，逆止门后疏水门；
3.关#1、#2、#3高加抽汽电动门；
4.关给水进口门，进口门关后，关出口门；
5.开高加事故疏水门。
1.5.8.7. 高加事故疏水阀（LCV-1106，LCV-1206，LCV-1309）
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门；
3.本级高加水位高或高加解列，联锁开本级事故疏水门。
1.5.8.8. #1、#2高加逐级疏水阀LCV-1105，LCV-1205
1.可手动开/关本阀门；
2.可程控开/关本阀门。
1.5.8.9. #3高加至除氧器疏水阀门LCV-1306，电动门GT-1305
1.可手动开/关本阀门； ；
2.除氧器水位高高时联关；非高时释放。
1.5.8.10. #3高加至#5低加逐级疏水门LCV-1308，电动门GT-1307
1.可手动开/关本阀门；
2.#5低加水位高时联关，非高时释放。
1.5.8.11. #5、#6低加功能子组
A.#5、#6低加功能子组启动程控步序
1.释放#5、#6低加逐级疏水调节阀和事故疏水阀；
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