1.概述

神华国华宁东发电厂二期2×660MW扩建工程是超超临界空冷机组，同步建设石灰石-石膏湿法脱硫设施及SCR脱硝装置，并预留扩建条件。

本工程的生产用水，由宁夏宁东水处理有限责任公司提供经过处理后的煤矿疏干水，不足部分采用太阳山供水工程提供的经过处理后的黄河地表水。

本工程装设2×660MW超超临界间接空冷燃煤机组，配两台超超临界、一次中间再热、平衡通风、固态排渣直流锅炉，采用定—滑—定方式运行。每台锅炉配1台100%容量的动叶可调轴流式一次风机，配1台100%容量的动叶可调轴流式送风机，配1台100%容量的动叶可调轴流式引风机，引风机设计裕量同时必须满足烟气脱硫、脱硝系统的要求，烟气经过脱硫塔后至湿式除尘器然后排至间冷塔内。

本工程2×660MW汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、三缸二排汽间接空冷凝汽式汽轮机，机组能以定——滑——定方式运行，滑压运行的范围暂按40～90%额定负荷，汽轮机采用高中压联合启动方式，可带基本负荷并调峰运行，凝汽器为干式空冷凝汽器。

本工程发电机为2×660MW水氢氢冷却的汽轮发电机组，以发电机、变压器组单元接线接入厂内750kV配电装置，发电机出口不设断路器，750kV配电装置采用3/2断路器接线，2回750kV出线，启动/备用变高压电源直接由一期的330kV升压站引接。

本工程采用集成的自动控制系统实现热力生产系统及各辅助系统的生产集中监控自动化，并为全厂信息系统（IT）提供实时数据，实现全厂管理信息化，进一步实现数字化、网络化，全面提升全厂的自动控制水平和信息管理水平，达到国内火力发电厂的先进水平，并具有扩展和提升的空间。

DEH控制系统的主要目的是控制汽轮发电机组的转速和功率，从而满足电厂供电的要求。

机组在启动和正常运行过程中，DEH接收CCS指令或操作人员通过人机接口所发出的增、减指令，采集汽轮机发电机组的转速和功率以及调节阀的位置反馈等信号，进行分析处理，综合运算，输出控制信号到电液伺服阀，改变调节阀的开度，以控制机组的运行。

国华宁东660MW机组系哈尔滨汽轮机有限责任公司设计生产的（N660-28/600/620）型超超临界、一次中间再热、单轴四缸四排汽间接空冷式汽轮发电机组。

本机组采用高、中压缸联合启动方式冲转。每台机组配有两个高压主汽门（TV）、两个高压调门（GV）、两个中压主汽门（RSV）和两个中压调门（IV）。

机组启动运行方式： 定－滑－定运行，高中压缸联合启动

负荷性质： 带基本负荷，可调峰运行

周波变化范围： 48.5～50.5Hz

机组额定出力： 660MW

主汽阀前额定蒸汽压力： 28MPa

主汽阀前额定蒸汽温度： 600℃

机组工厂编号： CCHK01A

660MW汽轮机调节系统为高压抗燃油型数字电液调节系统（简称DEH），电子设备采用了杭州和利时自动化有限公司的T800K系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机厂有限责任公司成套的高压抗燃油EH装置。

汽机岛控制系统采用和利时公司成熟的HOLLiAS-K系列硬件加MACSV6系统软件平台，组成DEH-DCS一体化的控制系统。

汽机岛控制系统配置一台工程师站、一台操作员站作为人机接口主要设备，挂接在DCS系统的系统网上，实现数据、资源共享。系统网下挂5个现场控制站：ETS保护系统（47#站）、BTC基本控制系统（46#站）、ATC自启动控制系统（45#站）、AUX1辅机控制系统（48#站）、AUX2辅机控制系统（49#站）。

现场控制站由双冗余K系列主控单元及DP网下挂的若干K系列I/O模块和DEH专用测速模块、伺服模块组成。模块类型、数量根据I/O信号量配置。

汽机岛控制系统网络结构示意图、基本控制站硬件系统示意图

2.编制依据

2.1《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程（DL/T5295-2013）》。

2.2《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程（DL/T 657-2006）》。

2.3《火力发电建设工程启动及验收规程（2014年版）》。

2.4《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T 711-1999。

2.5《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL/T 824-2002。

2.6 热控设备厂家正式图纸、说明书、证明书及技术要求。

2.7 设备订货合同、技术协议要求。

2.8《电力建设施工质量验收及评价规程（热工仪表及控制装置）》DL/T 5210.4-2009。

在上述标准发生矛盾时处理原则为：首先应按设备订货合同、技术协议的要求及制造厂的正式图纸规定执行，如合同及制造厂无明确规定或规定不全时，按国家标准、部颁标准和规程条例执行。

3.DEH调试目的

对DEH控制系统进行冷、热态调试，保证DEH系统硬件安装正确，模件组态和通讯的正确性，软件正常装载与恢复。使运行人员能对汽轮机进行操控，确保DEH汽轮机数字电液调节系统正常投入。

4.DEH系统的功能

4.1 转速控制

在发电机油开关断开期间，按照ATC程控指令、热应力建议升速率以及轴系运行情况，自动将汽轮机转速从盘车状态提升到额定转速，并与同期装置配合实现同期并网。

给定转速与实际转速的差值经一次调频不等率修正后，转换为百分数分别叠加在功率给定回路及阀位给定回路上，再接到转速功率PID的设定、前馈及跟踪端。在升速阶段实现转速无差调节，在并网带负荷阶段实现一次调频功能。

在测速模块与伺服模块之间设置了转速反馈快速通道，可有效提高转速动态响应品质。

4.2 功率回路控制

发电机油开关刚合闸时，自动投入功率闭环控制，自动带3%-5%初负荷。操作员可设置初负荷值。可接受机炉协调系统来的目标功率给定或操作员设置，采用功频调节PID算法，调整机组有功功率及供电频率，以满足电网运行要求。并且与锅炉协调配合兼顾锅炉蒸发量与汽机耗汽量的平衡。

在汽机功控方式下，目标功率在遥控方式下由机炉协调系统设置，遥控功率给定信号故障时操作员可修改。在TSE应力计算投入时，实际负荷率为热应力建议值与操作员设置值的小选值。给定功率以实际负荷率逐渐逼近目标功率，在转速功率PID的作用下，机组功率随给定功率平稳地接近目标值。

利用给定转速与实际转速的差值，根据设置的不等率按比例修正功率给定值，使机组参与电网一次调频。

在退出汽机功控方式时，目标功率自动跟踪实际功率，功率偏置为2%，以实现无扰切换。

只有在旁路或锅炉投入主汽压力闭环调节期间，才能投入汽机功控方式，以防止主汽压力失稳。

可在并网前预设初负荷值。发电机油开关刚合闸时，自动投入功率闭环控制，在转速功率PID作用下自动带初负荷。

4.3 压力回路控制

整个系统有3个主汽压力闭环控制回路：旁路、汽机、锅炉。在机组运行期间任何时候只有1个且必须有1个投入闭环调节，以维持超超临界直流炉主汽压力稳定。压力控制优先级设置为：

旁路＞汽机＞锅炉

可接受机炉协调系统来的目标压力给定或操作员设置，采用压力PID调节算法，在初压方式下将主汽压力维持在给定值。在限压方式下将主汽压力限制在设定值以上。

在初压或限压方式下，目标压力由机炉协调系统设置，遥控压力给定信号故障时操作员可修改。

在初压方式下，给定功率以压变率逐渐逼近目标压力，在主汽压力PID的作用下，主汽压力随给定压力平稳地接近目标值。

在限压方式下，压力偏置设置为1MPa。正常情况下实际主汽压力与给定主汽压力相等，主汽压力PID输出上限值，不限制总阀位给定值。当实际压力下降到限制值以下时，主汽压力PID输出值下降，限制总阀位给定值，调节阀关小。

在初压及限压方式均退出下，目标压力自动跟踪主汽压力。压力偏置设置为1MPa，主汽压力PID输出上限值。

高旁调压、锅炉调压投入或转速超出3000±30r/min范围时退出机调压方式。

旁路压控刚退出时，自动投入初压方式。利用主汽压力PID调节作用，协助锅炉控制滑压升负荷。

4.4 阀门试验

在汽机功控方式下，若功率信号全故障，自动切换为阀位控制方式。当功率信号故障恢复正常后，可按照机炉协调系统指令自动切换为功率控制方式。

在初压方式下，若主汽压力信号全故障，自动切换为阀位控制方式。当主汽压力信号故障恢复正常后，可按照机炉协调系统指令自动切换为初压、限压方式。

在阀控方式下，操作员可通过修改目标阀位，调整机组功率。

阀位控制方式下，机组具备电网一次调频功能。

4.5 协调控制控制

在机调功、机调压或机限压方式下，DEH通常在目标功率遥控方式、目标压力遥控方式，接受来自机炉协调主控器的功率给定和主汽压力给定信号，利用DEH的转速功率PID及主汽压力PID调节器控制汽轮机进汽调节阀开度，与锅炉配合实现机炉协调控制。

在机调功方式下，在退出目标功率遥控方式时，操作员可通过修改目标功率，来调整机组功率。

在机调压投入或机限压投入方式下，当退出目标压力遥控方式时，操作员可通过修改目标压力，在初压方式下调整主汽压力，在限压方式下调整主汽压力限制值。

4.6 启动装置

在机组刚跳闸时，启动装置TAB值清0并保持为0。

当收到汽机程控挂闸指令或操作员单击“挂闸”按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到15%。AST跳闸电磁阀带电，安全油压建立，机组进入已挂闸状态。

当收到汽机程控预暖指令或操作员单击“预暖”按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到25%。若满足预暖条件，自动进入预暖程控。

操作员单击蒸汽品质确认后，汽机程控发出全开主汽门指令或操作员单击“开主汽门”按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到55%。主汽门逐渐全开，快关电磁阀失电，OPC油压建立。

当收到汽机程控运行指令或操作员单击“运行”按钮时，启动装置TAB值逐渐增大到65%。自动设置目标转速及升速率，经中速暖机后升到额定转速进行高速暖机，等待并网。

机组并网后，启动装置TAB值逐渐增大到100%。

4.7 阀门管理

高中压缸流量指令满足1:3关系。在总阀位给定值大于33%后，中调门全开。

由于阀门升程-流量特性曲线具有较大非线性，为了改善调节系统性能，需要对阀门流量曲线进行修正，使总阀位给定值与实际流量尽量呈线性关系。

阀门流量修正曲线与阀门结构尺寸密切相关，必须按照汽轮机厂提供的相关资料计算，或经阀门流量特性试验得到。

4.8 限制管理

4.8.1 阀位限制

操作员可通过修改阀位限制值，限制总阀位给定值，从而限制进入汽缸的蒸汽流量。当PID输出值超过阀位限制时，阀位限制动作不允许功率给定值再增加，同时将产生报警。

机组刚跳闸时，阀位限制值清零。汽机程控冲转时，自动设置阀位限制值为120%。

4.8.2 高负荷限制

高负荷限制功能退出时，高负荷限制值自动修改为110%。高负荷限制功能投入后，操作员可在50%~110%范围内修改高负荷限制值。

经一次调频修正后的功率给定不会超过高负荷限制值，因此，只要功率信号无全故障，由于转速功率PID的调节作用，发电机功率被限制在高负荷限制值以下。

4.8.3 低负荷限制

低负荷限制功能退出时，低负荷限制值自动修改为3%。低负荷限制功能投入后，操作员可在3%~50%范围内修改高负荷限制值。若机组转速大于3015r/min，则自动退出低负荷限制功能。

经一次调频修正后的功率给定不会小于低负荷限制值，因此，只要功率信号无全故障，由于转速功率PID的调节作用，发电机功率被限制在低负荷限制值以上。

4.8.4 超速限制

当转速超过3090r/min时，OPC电磁阀动作关调门。当转速小于3060r/min时，OPC电磁阀动作复位。若油开关跳闸，在转速-功率PID控制下，将机组转速维持到3000r/min。

在负荷大于30%期间，当发生油开关跳闸时，控制系统切换到转速PID方式，目标给定等于3000r/min，OPC电磁阀动作调门立即关闭，2秒后控制恢复到转速PID方式，将机组转速维持到3000r/min。

在负荷大于30%期间，当外部电网线路开关跳闸，使机组加速度超过预定值且转速大于3015r/min时，OPC电磁阀动作调门立即关闭。当机组加速度小于零时，OPC电磁阀失电，恢复调节系统控制。

5.DEH调试的环境和特殊要求

DEH系统的操作员站、过程控制站、通讯网络安装完毕，且采取了相应的隔离措施（或满足DEH与系统外隔离要求）。

现场设备已经安装完毕，并已完成一次校验。

控制装置到现场设备的电缆已经连接完毕。

EH液压油系统能正常工作。

机柜接地工作完成并通过验收。

6.DEH调试项目及调试工艺

6.1 调试前的准备

收集设计图纸和设备资料。主要包括：DEH系统的接线图和设备布置图，DEH系统的逻辑图和组态图，DEH系统的硬件说明书，DEH系统的I/O清单，有关电液伺服机构的说明书。

参加DEH设备出厂调试。

编写需要测试的信号清单，并对其进行分类。

了解每个信号和控制装置在现场的位置，以及在信号处理模块上的位置。

准备必须的工具、仪器及通讯设备。

审阅所有执行机构、开关、变送器等调校报告。

6.2 控制系统冷态调试

冷态调试是在DEH投运前，模拟汽机运行时的工况，将变送器、执行机构等现场设备与控制系统连接起来调试，以尽早发现并解决系统设计、软、硬件设备存在的问题，为DEH系统的实际投运提供必要的准备。

6.2.1 装置复原调试

装置复原调试前必须具备的条件：

安装接线工作已完成，装置供电电缆已确认正确，装置就位，卡件已按要求插入。必要时，需与该系统有关的专业人员和运行人员配合。

检查操作员站、机柜及有关外设的安装情况。

检查系统通讯用的各类预制及连接电缆。

检查系统卡件的类型、安装就位、预置开关等。

检查电源，包括接入电源等级、类型、接线分配、节点等，测量绝缘电阻是否符合要求。

检查接地，检查机柜地、信号地的连接，保证单点接地。

在上述检查完毕合格后，方可配合厂家给DEH系统上电，并注意所提供的硬件外设是否齐备。

6.2.2 DEH系统软件调试

DEH系统软件的调试，在DEH系统送电进入正常工作状态后可逐步开展。

检查操作员站的基本功能，包括与系统通讯、应用软件等。

检查工程师站的基本功能，包括与统通讯、应用软件等。

检查过程控制站的状态，包括与系统通讯、I/O处理等。

检查DEH系统外设，如打印机、拷贝机等的设备状态。

检查用户画面，进行相应修改。

检查与DCS系统的通讯功能。

通过通讯接口向DCS系统发送和从DCS接收有关数字量及模拟量，再在DCS和DEH系统中检查数据是否正确。

6.3 DEH系统有关硬件、设备调校

有关变送器、执行机构、开关等的校验、报告审阅，必要时重新校验。

所有执行机构、变送器、测点、探头、开关等外围至DEH控制站等端子排的线路查对。

卡件校验，所有模拟量输入输出卡件、开关量输入输入卡件、测速板等的所有通道校验。

对DEH与其它控制系统的接口进行检查。

油系统调试完成后，配合厂家现场服务人员校验伺服阀，调整所有阀位开关和阀位反馈信号。

调整各个调门的限位开关，保证阀门全开、全关时信号正常。

6.4 DEH系统联调及仿真

模拟机组实现自动升速过程、并网升负荷过程及甩负荷过程，以检验DEH装置硬件有无故障，软件逻辑有无错误。主要仿真信号包括功率、转速、控制油压、主汽压力、中排压力、调节级压力等由仿真器提供。主要进行的功能试验有：

投入CCS控制，自动切除功率回路，负荷增减由CCS设定。

TPC：当主汽压低于下限值后，DEH自动将负荷降低，实行低汽压保护。

空负荷控制：DEH接受油开关跳闸信号后，立即清除功率维持机组给定转速，由负荷控制变为转速控制。

阀门活动试验。

自动同期投入、增减：机组升速到3000 r/min后，自动同期ASS投入工作，DEH接受ASS控制，进行增减转速、目标值和升负荷率。IV和GV控制负荷大约35%额定负荷，IV全开由GV控制负荷。

电调自动、手动切换。

功率回路投入、切除。

超速试验：当转速达到103%、110%时，分别引发OPC动作，电气超速。

6.5 DEH热态投运

热态调试是在机组运行过程中，DEH系统正式投入，并根据实行情况对DEH系统进行参数调整或修改，使DEH系统能按设计要求正常投入。

每次开机前，都必须进行联锁保护试验以及DEH的静态试验。

启动抗燃油泵和润滑油泵，建立油压。

在操作画面上手动增、减，调整高调门上行、下行各一次，记录小滑阀位及调门开度，保持良好线性。

高-中压缸联合启动方式投运

投入旁路，在DEH中选择高-中压缸联合启动方式，汽机挂闸后，汽轮机按预设的阀门切换步骤、目标转速和升速率升速和暖机、定速，投入自动同期后,机组接收电气自动同期装置控制,机组并网后,设定负荷目标值与升荷率，IV和GV控制负荷大约35%额定负荷，IV全开由GV控制负荷。

条件具备时投入ATC功能，由ATC启动汽轮机。

APS启动汽机

超速保护试验

将超速保护放到试验位置，将转速升至超速保护目标值3090r/min，系统OPC电磁阀将动作，关闭GV、IV，当转速低于超速保护值时，GV、IV将重新开启。

在180MW负荷以下进行TV、GV、RSV阀门松动试验。

配合ETS做电超速保护试验与机械超速保护试验。

7.DEH调试质量控制点

7.1 熟悉有关图纸和资料

7.2 编写调试措施或方案，并按有关规定进行审核

7.3 操作画面

7.4 通讯接口

7.5 控制品质

7.6 甩负荷试验

8.DEH调试安全措施

8.1 所有在现场的工作人员必须经《电业安全工作规程》考试合格。

8.2 所有在现场的工作人员必须遵守《电业安全工作规程》的有关规定。

8.3 热控设备的送、停电必须符合设备厂家的要求，并按规定作详细的检查，确认接线正确及电压等级相同,确认无问题后方可进行设备的送、停电，避免设备损坏；控制装置的初次送电及软件装载和功能恢复由DEH厂家完成。

8.4 校验时，输入的信号一定要与被校的设备输入相一致。

8.5 机柜的通讯电缆连接、卡件安装等必须由厂家确认。

8.6 要熟悉就地设备的接线原理和控制系统与就地设备连接的I/O卡件的信号类型,严格检查接线的正确性,避免由于强电压或强电流烧坏设备的情况出现。

8.7 调试中的每个过程必须严格执行部颁有关的安全规程及电厂的有关安全制度。

8.8 试验人员必需熟悉相关设备、系统的结构、性能以及试验方法步骤。

8.9 重要保护和功能的投入和解除需经调试指挥组同意，并作书面记录。

9.DEH调试的仪器仪表

9.1 四位半数字式万用表两只。

9.2 毫伏(mV)、毫安(mA)、热电阻及转速信号发生器。

9.3 通讯联络用的无线对讲机两对。

9.4 通灯、验电笔、十字螺丝刀、一字螺丝刀、钳子、钹线钳、板手等常用工具若干套。

10.DEH调试的危险点分析和预控

10.1 控制系统恢复过程中的风险控制

配合厂家进行机柜内卡件的安装，电缆的连接，确保不能错装和漏装；

对电源系统进行测试，保证绝缘、电压等满足设备和规程要求。进行各级电源的切换试验防止因电源故障引起的设备停止和误动作；

检查和测试机柜的接地系统，确保安装符合厂家和相关规程的要求；

10.2 逻辑检查、信号检查和线路查对过程中风险控制

核查外围压力、温度、转速、功率、行程等一次元件安装正确，接线牢固、正确，确认电缆敷设符合设计和技术要求，不会受外界电磁和机械干扰，消除因外围因素引起的故障和事故。

测试通道，确认硬件上没有故障，同时检查I/O通道组态内容正确，消除信号的错误连接导致的系统误动和拒动作。

核查各一次元件的定值、量程等，检查软件组态中的各保护定值、报警值等，确保符合设计要求，如果需要修改，需报请有关领导和部门批准和备案，然后由相关人员实施，保证设备和系统安全动作。

认真审查DEH的逻辑组态，详细了解各项功能的具体实现方法。

10.3 系统调整和试验过程中的风险控制

按照要求调整各阀门的LVDT反馈，保证行程指示正确，并要求机组挂闸后调门指令为零时调门关闭严密；

转速测量回路的检查测试，进行详细的逻辑检查和模拟试验，保证在3路转速中1路或2路故障时，机组仍能正常运行，并同时有明显报警提示。甚至3路转速故障时不会引起机组超速。

做好机组超速保护的模拟试验和实际动作试验，并做好试验后的签证工作。

认真完成控制系统的手自动切换功能试验，确认机组在手动状态能够进行正常操作。

机组功率信号、并网信号等认真核查，做好模拟试验，确保信号连接牢固可靠，不会因信号误动作引起机组大幅波动。

检查主汽压力保护回路和定值，进行模拟试验，确认当主汽压力过低时汽机能够作出相应反应。

认真检查电磁阀的在线试验功能，确保不会因为运行中进行在线试验导致停机和非正常的动作。

仿真试验阀门活动试验功能，确认每个阀门能够在线进行活动试验，并且试验时的关闭开度不影响机组的负荷。

仿真试验阀门管理功能，确保单/多阀切换时的阀门动作顺序正确，负荷波动小。

进行主汽门和调门的严密性试验，保证功能正确，并保证汽门关闭严密。

整定转速调节器的动态参数，保证实际转速超调量满足要求，并在3000rpm时控制精度在1rpm内；

试验同期并网功能，确认操作方向正确，并保证1个升降脉冲机组的转速变化在1rpm。检查机组带初始负荷能力，确保满足安全需要。

配合协调系统调试，确保接口正确，遥控方式切换正确，接受升降负荷指令正确，可控性好。

根据协调系统的整体设计思路，检查DEH配合RB功能所进行的动作是否合理，参数设置是否正确，消除RB试验和实际动作时DEH的滞后或超调。

审查ATC逻辑，根据运行规程和机组实际调试的需要，确定相关温度设定值，并确定机组的目标负荷以及升负荷率等，确保机组的负荷曲线满足机组安全运行的要求。

另附ATC的逻辑说明如下：

点击汽机自动启动程控按钮---投入“自动”---点击“启动”按钮

汽轮机组整套自启动（步骤）：

（1）汽机启动程控

自动启动指令：

APS自动启动汽机启动程序

自动复位指令：

APS自动复位汽机启动程序

启动运行（与）：

TSE投入

已跳闸

BTC无阀门维修，试验

BTC电源无故障

（2）第1步：检查辅助系统

指令：无

完成条件（与）：

润滑油母管压力正常

润滑油冷油器出口油温正常

抗燃油系统无故障

顶轴油压力正常

顶轴油系统无故障

轴封系统启动完成

轴封系统无故障

抗燃油箱温度正常

抗燃油母管压力正常

抗燃油系统无故障

旁通条件1（与）

汽机已运行

旁通条件2（与）

转速大于120转

转速系统无故障

（3）第2步：辅助系统试验

指令：启动辅助系统试验功能子组

完成条件（与）：

辅机系统试验OK

润滑油系统无故障

顶轴油系统无故障

抗燃油系统无故障

旁通条件1（与）

汽机已运行

旁通条件2（与）

转速大于120转

转速系统无故障

（4）第3步：ATC自启动开始

指令：投入ATC启动方式

旁通条件1（与）

汽机已运行

（5）第4步：关闭抽汽逆止门

指令：关闭高排逆止门

关闭高排通风阀

关闭1-8级抽汽气动逆止门

完成条件（与）

控制汽压力大于4MPa

抽汽逆止门全关

冷再热逆止阀全关

所有阀门全关

旁通条件1（与）

汽机已运行

主汽门全开

旁通条件2（与）

转速大于2850转

转速系统无故障

（6）第5步：保护系统试验

指令：启动保护系统试验功能子组

完成条件（与）：

ETS在线试验OK

旁通条件1（与）

汽机已运行

主汽门全开

旁通条件2（与）

转速大于120转

转速系统无故障

（7）第6步：管路暖管

指令：无

完成条件（与）：

X1准则OK

X1准则无故障

X2准则OK

X2准则无故障

Z1准则OK

Z1准则无故障

Z2准则OK

Z2准则无故障

热再热、冷再热暖管完成

高压蒸汽管暖管完成

盘车已投入

上下缸温差绝对值小于30K

旁通条件1（与）

汽机已运行

主汽门全开

旁通条件2（与）

转速大于330转

转速系统无故障

（8）第7步：预暖

指令：启动预暖功能子组

完成条件（与）：

盘车已投入

上下缸温差绝对值大于

阀壳预暖无故障

阀壳预暖完成

旁通条件1

启动装置TAB大于26

旁通条件2（与）

转速大于100转

系统转速无故障

（9）第8步：空步

（10）第9步：蒸汽品质确认

指令：无

完成条件（与）：

X4准则OK

X4准则无故障

X5准则OK

X5准则无故障

X6准则OK

X6准则无故障

蒸汽温度无报警

Z3准则OK(主汽过热度大于56K)

Z3准则无故障

Z4准则OK(再热蒸汽过热度大于56K)

Z4准则无故障

阀位限制值大于110%

（11）第10步：自动挂闸

指令：复位ETS系统

复位独立电超速系统

挂闸汽机

完成条件（与）

已挂闸

（12）第11步：开主汽门

指令：开高压主汽门

开中压主汽门

开高旁通风阀

完成条件（与）

主汽门全开

高排通风阀全开

高旁调压投入

蒸汽参数OK

主汽压力大于8.0MPA

热再热蒸汽压力大于0.5MPA

启动装置TAB大于54%

旁通条件（与）

汽机已并网

（13）第12步：空步

（14）第13步：中速暖机

指令：设定转速目标值2000

设定TAB值为65%

完成条件（与）：

X7A准则OK

X7A准则无故障

X7B准则OK

X7B准则无故障

高中压温度预度大于 30%

无重要参数报警

高中压第一级中心温度大于50度

转速为1980~2020rpm

系统转速无故障

启动装置TAB大于64%

旁通条件：（与）

转速大于2050

系统转速无故障

（15）第14步：升额定转速

指令：设定目标转速3000转

完成条件（与）：

转速为2950~3050rpm

系统转速无故障

旁通条件

机组已并网

（16）第15步：并网前检查

指令：无

完成条件（与）：

X8A准则OK

X8A准则无故障

X8B准则OK

X8B准则无故障

励磁机允许

励磁机无故障

同步系统允许

汽机已运行

系统转速无故障

高旁调压投入

无重要参数报警

高中压温度预度大于30%

已选定并网开关

AVR调压器已进入自动

旁通条件

机组已并网

（17）第16步：同期并网

指令：投入自动同期方式

完成条件（与）：

机组已并网

（18）第17步：带初始负荷

指令：无

完成条件（与）：

机调功投入

机组功率大于3%

启动装置TAB值大于99%

旁通条件

机组功率大于20%

（19）第18步：升负荷

指令：无

完成条件（与）：

高旁控制阀关闭

旁路系统切除

所有疏水阀已关

高排通风阀全关

冷再热逆止阀已开

机组功率大于20%

旁通条件

机组功率大于50%

（20）第19步：汽机压控

指令：无

完成条件（与）：

机调压投入

机组功率大于20%

旁通条件

机组功率大于50%

（21）第20步：汽机遥控

指令：无

完成条件（与）：

目标功率遥控

目标压力遥控