#2机组启动方案1要点.docx
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#2机组启动方案1要点
#2机组启动方案
批准：
复审：
审核：
编写：
汤国琪申志丹石玉仑
郭京张龙
发电运行部
2016年4月
审签表
部门名称
审签栏
审签意见
生产技术部
安全环保部
设备维护部
燃化除灰部
发电运行部
#2机组启动方案
一、启动前试运及试验安排：
时间
试运、试验项目
备注
4月27日
白班
制粉系统风门挡板、下煤插板试验
中班
各油枪、点火枪进退试验
各油枪程控试验
汽机盘车试转
偏心、盘车电流正常
润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵、排烟风机、EH油泵联锁试验
汽机主汽门、调门静态、抽汽逆止门及电动门活动试验
联系热控进行
汽机主保护试验
联系热控进行
汽机阀门活动
前夜
定冷水反冲洗
四个小时，连续排污，反冲洗结束后，放水
后夜
检查恢复凝结水系统
关闭放水门，排汽装置补水至2000mm，凝结水管路注水排空。
4月28日
白班
检查恢复开式水系统，辅机循环水泵试转及连锁试验
检查系统无跑冒滴漏
锅炉汽水系统阀门活动试验
中班
二次风挡板活动试验
检查恢复闭式水系统，闭式水泵试转及连锁试验
检查系统无跑冒滴漏
启动真空泵，试抽真空；试转轴加风机
轴加风机试转10分钟
前夜
检查恢复给水系统
关闭放水门，除氧器补水至1800mm，给水系统注水排空。
4月29日
白班
两台引、送风机、一次风机试运
无异常控制时间在半小时以内
给水泵试转
启动前联系维护盘转子灵活，无异常控制时间在半小时以内。
中班
磨煤机试运、给煤机试运
磨煤机空试时间控制在5分钟以内，给煤机远方启动，转速可增加即可。
凝结水泵试转
启动前联系维护盘转子灵活，无异常控制时间在半小时以内。
注：
回转设备设备试运前检查恢复系统，具备启动条件后，进行试转；试转完毕后挂起。
二、#2机组启动安排：
日期
时间
工作内容
责任部门
5月
2日
06：
00
汽机油系统、盘车投入运行；投快冷装置，机本体预热。
发电运行部
08:
30-
18:
30
发电机氢气置换，进行发变组绝缘测定。
设备维护部
09:
00
机电炉大联锁试验，#2发变组开关及保护传动试验。
发电运行部
设备维护部
10：
00
启动一台变频燃油泵，建立炉前油循环，并进行小油枪试点火试验。
发电运行部
设备维护部
14:
30
启动前置泵。
锅炉开始上水，锅炉上至点火水位后，化验水质是否合格，否则开启定排放水门进行换水工作。
发电运行部
16:
00
值长联系生技部2辆喷涂灰车候令。
19:
00
输煤向原煤仓上煤。
燃化除灰部
19:
00
值长联系生技部2辆喷涂灰车到位。
生产技术部
19:
30
确认风烟系统具备启动条件，开始建立风烟系统。
发电运行部
20:
00
除尘布袋预喷涂开始。
燃化除灰部
23:
30
启动变频凝结水泵，凝结水管路冲洗。
发电运行部
5月
3日
00：
00
锅炉点火、升温升压。
02:
00
退出快冷装置，结束机本体预热。
03:
00
主汽压力达0.5MPa,送轴封，抽真空。
04:
00
锅炉达冲转蒸汽参数，汽轮机冲转。
合上#2主变中性点接地刀闸、合上202-北，#2发变组恢复热备用状态。
05:
30
汽轮机定速。
05:
30
进行喷油试验，电超速通道试验。
发电运行部
生产技术部
设备维护部
05:
50
具备并网条件，联系调度。
发电运行部
06:
00
发电机并网。
08:
00
负荷升至150MW；进行单顺阀切换；进行单台给水泵运行性能测试；6KVⅡAB段切换厂用电。
三、启动措施
（一）、采用快冷装置暖机专项措施：
为加快#2机启动速度，减少环保考核，本次机组启动前，利用快冷装置加热压缩空气，提前对机组进行暖机，为保证机组安全，特制订以下措施：
1、投运前具备的条件
1.1盘车运行正常；
1.2保持空压机运转正常；
1.3快冷装置测绝缘合格；
1.4汽轮机高中压缸上、下缸温差小于42℃；
1.5汽轮机连续盘车正常，转子偏心小于0.0762mm；
1.6汽轮机差胀在正值范围内0～15.7mm；
1.7确定汽轮机本体及抽汽管道疏水放尽，关闭疏水门；
1.8真空破坏，开启真空破坏门；
1.9高中压缸强冷排空管路连接完好.
2、快冷系统的投运
2.1投用前系统检查
2.1.1检查快冷装置以下阀门全部关闭：
#2机高压缸快冷进气一、二道门，#2机中压缸快冷进气一、二道门。
2.1.2确认高中压主汽门、调汽门全部关闭；
2.1.3确认高排逆止门关闭；
2.1.4检查各段抽汽电动及电动门前疏水阀关闭；
2.1.5检查机本体及各导汽管疏水阀关闭；
2.1.6检查真空破坏门开启；
2.1.7检查主汽、冷再和辅汽供轴封汽的电动门关闭；
2.1.8检查盘车、润滑油、顶轴油系统运行正常，空压机运行且压力正常。
2.2投运步骤
2.2.1开启快冷装置疏水门；
2.2.2打开快冷装置排空门；
2.2.3关闭快冷装置并联阀，关闭低温阀，打开串联阀；
2.2.4稍开厂用空气至快冷供气手动门，约1.5圈。
同时注意监视厂用和仪用气压力正常；
2.2.5检查可控硅电压调整器在自动位，自动调整键指示在“2”位（可通过按“+”或“-”按钮选择），启动快冷装置（直接按下启动按钮）；
2.2.6检查电压、电流显示正常；检查压缩空气流量、温度显示正常,检查快冷装置系统压力正常（0.25-0.5MPa）
2.2.7设定加热器出口空气温度为280℃，逐步增加自动调整键指示；
2.2.8检查#2机高、中压缸快冷进气二道门关闭严密，稍开高、中压缸快冷进气一道门及高压缸快冷管道疏水门，进行快冷进气管道暖管；
2.2.9当快冷装置温度达到设定值时，打开#2机高压缸快冷左右侧排气门及中压缸快冷排气门，而后关闭高压缸快冷管道疏水门疏水，稍开高中压缸快冷进气二次门，高中压缸开始进气加热，监视汽机各参数的变化，每小时缸温温升不超过6℃；
2.2.10逐渐关闭快冷装置出口集气箱排空门和所有疏水门；
2.2.11逐渐开大快冷手动门，调节进气量；
2.2.12汽缸开始强加热后压缩空气温度控制在260-300；
2.2.13当调节级金属温度和高中压缸金属温度加热至130℃时，加热结束。
先打开快冷装置所有疏水阀及出口集气箱排空门，再关闭高中压缸强冷进气门和排气门；
2.2.14当快冷装置出口压缩空气温度小于80℃时，停止强制冷却装置，并停电，快冷装置疏水阀保持开启状态；
2.2.15开启汽机本体、高中压导汽管、各段抽汽电动门疏水阀；
3、快冷系统运行注意事项
3.1压缩空气加热系统投运前、后均全面记录汽轮机参数一次，以后每30分钟记录一次；
3.2就地快冷装置处设专人监视和调整，每30分钟记录一次各参数，并与集控监盘人员保持对讲机联系畅通，以掌握加热过程中的参数变化；
3.2根据调节级金属温度和高中压缸金属温度的温升情况，调整高中压进气二道门进行调节，以保证高中压缸及转子均匀加热；
3.3系统投运后第一个小时内，控制各缸温测点温升速度不超过4℃/h。
稳定一小时后，逐渐开大各进气手动门，调整各进气量，注意控制各缸温测点温升速度不超过6℃/h；
3.4监视检查缸温下降速度，及时进行进气量调整，以保证缸温均匀加热；
3.5经常监听汽轮机转动部分无异音；
3.6高压缸及中压缸上下缸温差不超过42℃；
3.7机组正差胀不超过15.7mm，并且不应出现负差胀；
3.8启停快冷装置时，声音比较大，就地操作人员戴好耳塞；
4、汽轮机暖机过程中，发生下列任一情况，应立即停止快冷系统（关闭高中压缸快冷进气一、二道门，停止快冷装置）；
4.1汽轮机转动部分有异音且盘车电流上升；
4.2汽轮机偏心大于0.0762mm；
4.3汽轮机差胀大于15.7mm，或出现负差胀；
4.4汽轮机盘车故障停运；
4.5快冷装置电源失去或温度不能自动控制使进气温度突降50℃以上；
4.6高、中压缸上、下缸温差大于42℃；
4.7低压缸排汽温度大于121℃无法降低；
4.8高、中压缸任一点金属温度突降5℃；
4.9厂用气系统故障，无法维持稳定的气压时。
（二）、无启动汽源启动专项措施：
1、关闭主蒸汽管道气动疏水门及手动门，开启主蒸汽管道疏水直排门（新增），开启机本体疏水门。
2、锅炉点火后，应加强对主蒸汽管道检查，无振动、水击；加强对机本体参数的监视，注意排汽压力，发现异常升高，应立即查明原因。
3、主蒸汽压力达0.5MPa时，启动变频凝结水泵，关闭主蒸汽疏水至排汽装置手动门，开启主蒸汽至轴封疏水直排门，开启主蒸汽供轴封电动门及手动门，稍开主蒸汽供轴封调整门暖管30分钟。
4、送轴封，启动轴加风机，调整轴封参数正常，注意监视机组偏心、盘车电流、机本体参数。
5、启动三台真空泵抽真空，排汽压力达到80KPa,关闭抽真空电动门。
6、排汽压力小于40KPa,保持一台真空泵运行，关闭抽真空旁路门，检查低压缸及疏水扩容减温水调整门自动投入正常，将主蒸汽管道疏水倒至排汽装置，开启主蒸汽管道疏水至排汽装置手动门及气动门，关闭主蒸汽管道疏水直排门。
7、检查开启再热蒸汽管道疏水门，稍开高旁，对再热蒸汽管道暖管，暖管结束后，逐步开启高旁，开启低旁，再热蒸汽压力维持0.5MPa。
8、开启冷段至辅汽联箱手动门，稍开冷段至辅汽联箱电动调整门，进行预暖，预暖结束后，逐步开启冷段至辅汽联箱电动调整门，调整辅汽联箱压力至0.5MPa，将冷段至辅汽联箱电动调整门投自动。
9、稍开辅汽联箱供轴封控制站电动门，进行暖管，暖管结束后，投入辅汽供轴封，逐步关闭主汽供轴封调整门，退出主汽供轴封，轴封倒为辅汽解带。
10、稍开辅汽联箱四段抽汽电动门，暖管30分钟，逐步开启辅汽联箱四段抽汽电动门，投入除氧器加热。
11、辅汽联箱投入后，保证吹灰压力在0.3Mpa以上，温度250度以上，可投入空预器连续吹灰。
（三）、氮氧化物控制专项措施：
1、启动初期先用2-4支大油枪点火，一小时后，用小油枪点火，并开始暖#1磨，磨出口温度达60度以上，启动磨煤机。
2、就地检查各小枪着火情况，确认着火稳定后，再逐步撤出大油枪运行，大油枪全撤出后，要确认升温升压速度正常。
3、由于空预器无辅汽进行吹灰，投油期间，要重点关注空预器出口烟温上升情况。
吹灰器投运前，发现烟温上升过快，超过170℃时，要停运锅炉运行。
4、根据环保考核最新规定，锅炉点火后，就及时开启脱硝烟气旁路，关小主烟气挡板，并调整燃烧工况，适当延长大油枪投运时间，确保燃烧稳定，提高升温升压速度，尽快提高空预器入口烟温，保证脱硝系统的正常投入，减少环保指标超标时间；为减小脱硝Nox超标时间，炉点火后，在保证锅炉吹扫最低风量前提前，要尽可能减小送风量，为防止低风量MFT保护动作，可联系热控暂时退出风量低MFT保护，全撤油枪后，再投入。
（四）、烟尘排放控制专项措施：
根据火电厂排放达标要求和公司生产工作部署安排，在机组启动过程中为合理控制和调整除尘器运行工况，保证除尘器出口烟尘排放达标（＜30mg/m3），特制定以下运行技术措施，请各值遵照执行。
1、根据值长调度命令，在锅炉点火后投油助燃升温阶段同步投运除尘器（低电压、低电流）运行，强制投入除尘器电区阴、阳极振打，以强化油、灰清除效果。
2、锅炉煤油混烧阶段密切监控除尘器差压变化情况，当差压达1200Pa以上，间隔投入除尘器袋区脉冲（待差压下降后，立即停止脉冲喷吹，超1200Pa以上则再次投入）。
3、根据机组负荷变化情况，按5%电流极限逐步调整电区出力，控制电场火花率在60以下，二次电流在200mA及以上。
4、辅控与集控、脱硫控制室须密切联系，对除尘器出口（脱硫装置入口）烟尘含量变化过程每半小时记录一次。
5、监控袋区脉冲压力在0.35～0.55Mpa，调整保持甲、乙列脉冲压力、差压值基本平衡。
当气包压力报警（压力不在0.2～0.55Mpa范围）时须就地巡检，严密排查脉冲系统漏气点，进行阀门开度调节。
6、当发现除尘器甲、乙列差压不平衡时，需按15s间隔时间调整袋区脉冲吹扫，其次按5%电流极限间隔调整电除尘器出力；当脉冲间隔时间调整至最低，除尘器出力提高至80%以上仍不能平衡除尘器两侧差压时，需汇报值长，联系主机查找原因。
7、机组启动过程中严格监视锅炉空预器出口温度、除尘器进出口温度（<160℃），每小时记录一次。
8、待锅炉燃烧稳定，油枪撤出后，逐步升参数调整电区出力、袋区脉冲压力、脉冲间隔、脉冲宽度，控制滤袋差压范围在800～1200Pa之间，控制除尘器出口/脱硫装置入口粉尘含量不超标（＜30mg/m3）。
9、根据除尘器甲、乙列各电场收尘工况，合理调整对应输灰单元进料、等待时间，保持灰斗低料位运行，防止发生高料位报警故障。
10、若遇滤袋差压瞬间骤然升高或急剧下降等特殊故障时，有可能是滤袋破损或糊袋，须第一时间汇报专业主管和运行主任，联系维护专业，采取特殊处理办法和措施。
（五）、二氧化硫控制专项措施：
为了保证脱硫系统在机组启动期间机组出口参数符合国家标准，特制定此预控措施:
1、启动前检查：
1）运行人员检查吸收塔除雾器，喷淋层，吸收塔原烟道有无遗留的工器具，废弃物等，发现遗留物品及时联系机务进行处理并封闭脱硫系统所有人孔门，封闭完后对人孔门进行检查，有无螺丝松动等问题。
2）联系电控部门对脱硫系统所有未带电设备测绝缘并送电，传动电动门、气动门反馈是否正常，有异常的及时联系处理。
3）6KV设备测绝缘并送电，检查吸收塔设备逻辑保护是否正常，有无强制信号。
4）对吸收塔各管路进行打压试漏，发现漏点及时联系机务进行处理。
（包括石灰石供浆管，滤液水至吸收塔管路，排出泵至石膏旋流站管路，氧化风机加湿水管路等）。
5）吸收塔循环泵减速机油泵启动并运行，防止油固化，影响循环泵运行。
6）循环泵减速机冷却水，氧化风机冷却水投运并检查，发现堵管的及时联系处理。
7）往吸收塔注新鲜浆液2米，保证浆液品质合格。
8）原烟道疏水门保持常开状态，防止吸收塔浆液倒灌至引风机。
9）对湿电进行全方位，细致检查，保证高频电源及绝缘箱加热器及密封风机在备用状态，湿电冲洗管路畅通。
2、启动时注意事项：
1）检查净烟气挡板打开状态，并用倒链固定可靠。
2）机组点火时，汇报运行专工、运行经理、项目经理。
3）启动湿电系统，观察高频电源电压及频率是否正常，绝缘箱加热器温度控制在正常范围内，热密封出口压力是否满足要求。
4）机组投油时，启动A浆液循环泵，并对吸收塔除雾器进行冲洗，控制吸收塔液位在12米--13米。
（1小时1次，防止油污粘附在除雾器叶片上）
5）根据机组负荷变化合理启动备用循环泵，保证环保数据指标正常。
6）机组并网后，汇报运行专工、运行经理、项目经理现象设备运行情况，各项指标情况；重点监视CEMS各项数据，出现异常的及时联系电控人员进行处理，并进行详细的记录。
7）运行台账记录清晰、准确，方便查阅。
3、启动后注意事项：
1）对脱硫系统所有设备、管道进行仔细的检查，确保运行正常，无泄漏。
2）根据吸收塔浆液密度，合理安排进行脱水，并及时的投运废水系统。
3）根据机组运行状况，合理添加消泡剂。
4）联系化验人员对吸收塔浆液进行化验，查看数据是否正常并及时进行调整。
5）原烟道冲洗水保证与除雾器冲洗频率一致，2小时一次，并保证冲洗压力正常。
（根据原烟道入口压力合理调整冲洗频率）
6）石灰石供浆泵保持运行状态，调整回流阀门在合理位置，既保证供浆量正常也保证回流管不堵塞。
7）观察各项烟气出入口数据是否正常，确保满足国家环保要求。
4、针对此次启动调整，做出以下措施：
1）机组启动期间吸收塔液位控制10米~11米之间。
2）浆液循环泵投运顺序B、C、D、A、E依次启动。
3）机组启动期间在保证冲洗效果同时增加对除雾器冲洗次数。
4）根据吸收塔内部浆液品质，及时投运脱水系统运行。
5）机组运行正常后，吸收塔塔多补水，根据实际情况置换部分浆液。
（六）、启动措施：
1、机组启动注意事项：
1.1机组主机设备及脱硫、输煤、除灰和化学所有检修工作结束，工作票已注销，方可进行机组启动；
1.2机组启动前要求各专业主管对各值恢复和投运的各系统进行检查和严格把关；
1.3要求各值对机组启动的各项操作进行学习，并做好各种预防性的事故预想；
1.4机组启动过程中各系统的恢复和投运顺序严格按照集控规程规定启动方式要求进行；
1.5对已进行过变更的设备和系统应作为重点进行检查；
1.6升温升压速率应严格按机组启动曲线进行。
1.7应加强燃烧及炉膛烟温的监视，严禁油燃烧器雾化不良或漏油运行，当油枪退出时，油系统应随时处于热备用状态。
在锅炉点火用油阶段，电袋除尘投入运行，并且按规定对空气预热器进行吹灰。
1.8监视并控制炉膛出口烟温及温差。
在再热器未进汽前，炉膛出口烟温应小于538℃，两侧烟温差应低于50℃。
两侧主蒸汽温差及两侧再热蒸汽温差不应超过30℃。
1.9锅炉启动过程中汽包任意两点间壁温差≯40℃。
1.10锅炉启动过程中应经常检查和记录各受热面元件的膨胀情况，以确保支吊架受力均匀。
1.11锅炉启动过程中应加强对各级过热器、再热器管壁温度的监视和控制，严防超温。
1.12锅炉点火后根据情况进行下联箱放水以提高炉水品质。
1.13严格监视和控制汽包水位并及时调整。
压力在0.2MPa以下时，汽包水位应控制在较低水位，防止炉水膨胀造成汽包水位过高。
1.14在系统进行补气、汽、水、油、液氨或氢气过程中，应严格做好监视工作，防止满、冒、跑及严重超压现象发生；
1.15在机组启动前，厂用汽、轴封系统、主蒸汽系统排大气疏水阀应检查开启；
1.16空冷风机投运和转速控制应视汽轮机背压和各点空气、蒸汽及凝结水温度而定；
1.17汽轮机冲转前必须保证盘车连续运行4小时以上且冲转蒸汽品质合格，大轴晃动值不超标；
1.18汽轮机冲转前后以及并网接带负荷过程中必须严密监视各轴瓦温度、振动、转子偏心、胀差、轴向位移及汽缸膨胀变化情况，并做好记录；发现异常及时汇报，达到紧停条件立即执行紧停。
1.19启动中有关参数记录，尤其是调节级压力、各段抽汽压力、温度，必须客观、认真、及时，发现异常变化及时分析并汇报。
1.20在启动过程中进行任何试验必须满足规程规定条件方可进行；
1.21机组并网过程中，要明确工作监护人和操作人的职责，自动准同期装置处必须有专人监视。
1.22机组并网后，适当接带无功负荷运行，运行人员应密切监视发电机电压电流及有关运行参数的变化情况。
1.23机组负荷稳定后，进行厂用电切换操作。
2锅炉上水注意事项：
2.1锅炉上水前，应对各系统全面检查，联系热控投入水位工业电视，详细记录锅炉各部膨胀指示值；
2.2确认除氧器水位、水质正常；锅炉上水时，上水温度应与汽包比温差接近，当壁温差大于55℃时，要缓慢上水；
2.3启动给水泵向锅炉上水。
2.4调整给水泵转速以及省煤器入口30％给水调节门，控制给水流量在50－100t/h。
2.5当给水管道空气门、省煤器空气门见水后关闭。
2.6锅炉上至点火水位后，停止给水泵，化验水质是否合格，否则开启定排放水门进行换水工作。
水质合格后，停止给水泵。
3锅炉点火、升温升压注意事项：
3.1升温升压速率应严格按机组启动曲线进行。
3.2应加强燃烧及炉膛烟温的监视，严禁油燃烧器雾化不良或漏油运行，当油枪退出时，油系统应随时处于热备用状态。
在锅炉点火用油阶段。
3.3监视并控制炉膛出口烟温及温差。
在再热器未进汽前，炉膛出口烟温应小于538℃，两侧烟温差应低于50℃。
3.4两侧主蒸汽温差及两侧再热蒸汽温差不应超过30℃。
3.5锅炉启动过程中汽包任意两点间壁温差≯40℃。
超过时应及时分析原因，调整燃烧，严格控制升温升压速度，并适当加强下部联箱放水。
如壁温差仍继续加大，应立即停止升温升压，待正常后才可继续升压。
3.6锅炉启动过程中应经常检查各受热面元件的膨胀情况，以确保支吊架受力均匀。
应在上水前后、0.5MPa、2.0MPa、6.0MPa、10.0MPa及15MPa时记录其膨胀指示值。
若膨胀异常时，应停止升温升压，进行下联箱放水，待查明原因，膨胀正常后，方可继续升压。
3.7锅炉启动过程中应加强对各级过热器、再热器管壁温度的监视和控制，严防超温。
如发现管壁温度异常时，应及时采取措施进行调整。
3.8锅炉点火后根据情况进行下联箱放水以提高炉水品质。
此时要严格控制汽包水位。
3.9在升温升压的初始阶段，严格控制升温升压速度：
0.33～1.1℃/min、0.015～0.03MPa/min。
3.10在升温升压的中后阶段，严格控制升温升压速度：
升压率0.1～0.15MPa/min、炉水升温率≯1.83℃/min、主蒸汽升温率不超过1.0～1.5℃/min、再热蒸汽升温率不超过1.0～2.0℃/min。
3.11严格监视和控制汽包水位并及时调整。
压力在0.2MPa以下时，汽包水位应控制在较低水位，防止炉水膨胀造成汽包水位过高。
4锅炉冲转蒸汽参数：
4.1主蒸汽压力：
4.2MPa；
4.2主蒸汽温度：
340℃；
4.3再热蒸汽压力：
0.5MPa；
4.4再热蒸汽温度：
260℃。
5汽轮机冲转、暖机、升速
5.1冲转条件检查
5.1.1在冲转前已连续盘车时间在4小时以上；
5.1.2启动前，检查转子偏心度不得超过0.0762mm（全幅）上次数值。
盘车电流正常，缸内及轴封处无摩擦异声；
5.1.3TSI监测系统试验以及各种指示正确；
5.1.4汽机本体疏水，主、再热蒸汽管道及各抽汽管道等疏水畅通，开启正常，画面状态和就地实际状态一致；
5.1.5各轴承温度及回油温度测点指示正常，各轴承油流畅通；
5.1.6调节级后汽温、压力测点指示正常，高中压上、下缸各温度指示正常；
5.1.7高中压缸上下壁温差≤42℃；
5.1.8机组有关参数符合规程规定；
5.1.9热工保护投入正常；
5.1.10机组各系统全面检查正常后，按照《主机启动参数记录》，及时、客观作好汽缸绝对膨胀、高中压缸及低压缸胀差、轴向位移、大轴偏心度（测取后退出百分表）、盘车电流，高中压缸各点金属温度、温差，各轴承瓦温及回油温度、高压主汽阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度、主、再热蒸汽参数的记录；
5.1.11合上发变组出口202-北刀闸。
5.2冲转时注意事项
5.2.1检查主机油系统工作正常；
5.2.2检查发电机密封油系统和氢气系统工作正常；
5.2.3检查定子冷却水系统运行正常；
5.2.4检查排汽缸喷水系统投入自动；
5.2.5检查汽机主保护投入；
5.2.6汽轮机转速大于3rpm，若盘车装置未自动脱扣，应打闸停机，查明故障原因，排除故障后方可重新冲转；在转速达到600rpm之前转子偏心度应稳定并且小于0.076mm；
5.2.7在整个升速期间包括通过临界转速时，当任一轴振超过0.254mm或轴承振动突然增加0.05mm时，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；
5.2.8汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，任一轴承出现0.04mm振动或任一轴承处轴振超过0.12mm不应降速暖机，应立即打闸停机查找原因；
5.2.9检查润滑油温在38—45℃范围内，冷却水调整门投自动；
5.2.10检查汽轮机排汽背压小于
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