1.1.   机组在下列情况下禁止启动（特殊情况应经专门研究按总工批准的措施执行）：

1.1.1.    机组的任一主保护装置工作不正常或不能投用；

1.1.2.    DCS 系统工作不正常或任一主要功能不能正常实现；

1.1.3.    机组主要联锁保护试验不合格；

1.1.4.    机组主要仪表失灵且无其它监视手段；

1.1.5.    汽轮机交、直流润滑油泵、调速油泵以及盘车装置任何一项工作失常；

1.1.6.    发电机密封油系统工作不正常；

1.1.7.    汽轮机大轴挠度超过原始值（原始值0.03mm）0.02mm；

1.1.8.    汽轮机任一高、中压主汽门、调门，抽汽逆止门动作不正常；

1.1.9.    汽轮机动、静部分有明显的金属摩擦声；

1.1.10.  汽轮机组润滑油、EH 油油质不合格或油位低于规定值；

1.1.11.  汽轮机高压内缸上、下缸温差超过35℃，高压外缸、中压缸上下壁温差超过50℃；

1.1.12.  发变组和励磁系统异常，轴承各部绝缘不合格，主变冷却器不能投运；

机组主要辅机工作不正常。

禁止机组并网的条件

2.1.1.1.          高中压自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门卡涩不能关闭严密。

2.2.1.2.          DEH电调系统不能维持空转运行。

2.3.1.3.          转速3300rpm，危急保安器不动作。

2.4.1.4.          内冷水系统故障，不能正常运行。

2.5.1.5.          机组胀差、振动超过规定值不能xx。

机组启动要求

3.1.2.1.          下列操作需要生产副总经理或总工程师主持，安监处长、生技处处长、发电处处长、相关专业主任工程师、专工参加：

3.1.1.2.1.1.        机组大、小修后的启动；

3.1.2.2.1.2.        机组有特殊启动要求时；

3.1.3.2.1.3.        机组超速试验；

3.1.4.2.1.4.        锅炉安全门校验，锅炉水压试验；

3.1.5.2.1.5.        设备有重大改进后的启动或重要新技术产品的首次试用；

3.1.6.2.1.6.        发变组的短路试验和空载试验；

1.1.   机组检修后，运行人员应了解设备检修、变更情况。

1.2.   值长接到机组启动命令后，应合理安排各岗位及相关人员做好启动前的准备工作。

1.3.   检查影响机组启动的所有检修工作结束，工作票已终结，有关安全措施拆除。

1.4.   检查厂用电系统正常且有关动力、电动门送电正常。

1.5.   生水系统投入，向化学供生水。

1.6.   厂用蒸汽系统暖管备用。

1.7.   恢复机组各系统设备及信号电源、控制电源、动力电源。

1.8.   检查机组相关控制电源、信号电源正常，确认DCS、TSI、MFT、DEH、ETS、EAS系统正常。

1.9.   检查各操作员站工作正常，检查DCS画面各设备状态与实际状态相符。

1.10.        按照机组冷态启动系统检查卡进行系统检查。

1.11.        检查就地仪表完好。

1.12.        机组大、小修后的各项保护、联锁试验合格，相关信号、表计指示正确，保护压板按规定投、退，试验项目及数据应有书面技术交待和检修交代，具备启动条件。

1.13.        循环水沟、射水池补水，启动补充水泵运行，投入各辅机冷却水。

1.14.        主油箱补油至正常油位,启动润滑油泵，进行油系统循环。各轴承回油正常；

1.14.1.  检查油系统无漏油，主油箱油位在规定范围内；

1.14.2.  油循环运行期间应加强检查，及时联系检修对各滤网进行清理（大修后的机组油循环，各瓦应安装进油滤网，油质合格后机组启动前应拆除该滤网，严禁轴瓦进油滤网未拆除的情况下冲动转子）；

1.14.3.  油循环合格后，方可向危急遮断系统（由检修加堵板才能隔断，仅在大修后根据需要）、密封油系统进油，检查空、氢侧油箱、消泡箱油位正常；

1.14.4.  做润滑油压低分别联动交、直流润滑油泵试验，正常后交流润滑油泵投入运行，检查润滑油压正常，投入低油压联锁开关。

1.15.        主油箱油质合格，启动#1、2、3排烟风机运行，密封油箱补油后启动密封油泵密封油建立，启动顶轴油泵，盘车装置投入运行，进行发电机风压试验。

1.16.        内冷水箱补水、化验水质合格，恢复内冷水系统。

1.17.        发电机风压试验合格后进xx体置换。

1.18.        向稳压水箱、炉疏水箱、凝汽器补水。

1.19.        化验炉疏水箱水质合格，启动锅炉疏水泵除氧器上水，投除氧器加热。

1.20.        检查启动循环水系统，凝汽器通水。

1.21.        进行锅炉本体检查具备启动条件。

1.22.        检查锅炉汽水系统正常，启动炉疏水泵锅炉上水，上水结束后投入蒸汽推动。

1.23.        捞渣机注水，炉底水封建立。

1.24.        燃油系统恢复，建立炉前油循环。

1.25.        励磁系统检查正常。

1.26.        发电机及其系统启动前检查：

1.26.1.  发电机系统及有关设备现场清洁、照明充足，各设备具备启动条件；

1.26.2.  滑环、碳刷及大轴接地碳刷各连接、紧固良好，碳刷在刷框内上下滑动无卡涩、长度合适，刷框底部与滑环表面无接触、摩擦；

1.26.3.  发变组保护、自动等装置具备运行条件，压板按规定投、退；

1.26.4.  发电机冷却系统投运正常，各表计、参数指示正确；

1.27.    投运锅炉探头冷却风机；

1.28.    化学加药系统及化验分析系统具备投运条件。

1.29.    消防水系统正常投运，消防设施已可靠备用。

1.30.    输煤系统具备上煤条件，原煤仓上煤至正常煤位。

1.31.    准备好启动用操作票、工具、仪表，各种记录表纸。

1.32.        发变组由检修转冷备用操作原则

1.32.1.              检查发电机出口临时接地线拆除；

1.32.2.              检查6kVI（II）A、6KVI（II）B 段工作进线临时接地线拆除；

1.32.3.              检查鹤221（222）开关接地闸刀和鹤221（222）母地刀闸拉开；

1.32.4.              检查主变高、低压侧临时接地线拆除；

点火前的操作

2.1.1.1.          检查稳压水箱、疏水箱、凝汽器、内冷水箱、射水池水位正常，水质合格。

2.2.1.2.          检查主油箱、密封油箱、高位油箱、EH油箱、给水泵耦合器油位正常，油质合格。

2.3.1.3.          检查循环水压力、工业水压力正常。

2.4.1.4.          检查确认主、辅机试验正常。

2.5.1.5.          检查炉底水封建立正常。

2.6.1.6.          凝结水系统投运：

2.6.1.1.6.1.        检查凝汽器水位在800—1200mm之间，凝结水泵进、出口门、空气门开启，凝结水系统阀门位置正确。

2.6.2.1.6.2.        启动凝泵，调整凝结水再循环调门维持凝结水压力在1.8MPa左右。

2.6.3.1.6.3.        检查凝泵运行正常，另一台凝泵投联锁备用；

2.7.1.7.          检查盘车运行正常且连续运行不小于4h，测大轴挠度在合格范围，各轴承回油正常无渗漏，各瓦顶轴油压、瓦温正常，倾听各转动部分声音正常，发电机碳刷接触良好，无卡涩现象；

2.8.1.8.          汽轮机EH油系统投运：

2.8.1.1.8.1.        检查EH油箱油位正常、油质合格；油箱油温大于20℃；

2.8.2.1.8.2.        启动EH油泵，检查EH油泵运行正常，系统无泄漏，另一台EH油泵投联锁；

2.9.1.9.          汽封暖管。

2.10.1.10.  汽机管道疏水倒疏扩，检查本体疏水关闭。

2.11.1.11.  汽轮机抽真空：

2.11.1.1.11.1.              检查真空系统相关阀门位置正确，凝汽器真空破坏门关闭；

2.11.2.1.11.2.              检查各凝汽器空气门开启；

启动射水泵，检查射水泵运行正常，射水泵出口门、空气门联开，检查射水抽气器不振动，另一台射水泵投联锁，  真空达-0.027MPa以上时，锅炉可以点火。