电厂机组启动总结.doc

电厂机组启动总结 根据公司安排，#2机组定于15日2000并网，实际于16日1020并网，滞后约14小时。 本次启动从点火到500MW负荷共计15小时，消耗燃油6.4吨，耗煤994吨，耗水约5000吨，试运及启动用外购电量约80万KWh。 一.主要操作过程xx年8月15日03:30#2机组启动#21汽前泵,锅炉开始上水；05:33#2锅炉储水箱见水后继续大流量锅炉进行冷态冲洗；08:37汽轮机投入连续盘车；17:35启动#21引风机、#22送风机进行炉膛吹扫；21:06启动密封风机、#21一次风机；21:20投入微油，#2炉点火；22:12启动#22制粉系统，锅炉开始升温升压；xx年8月16日03:25汽轮机冲转；03:46中速暖机60min；04:54升速至2900完成阀切换；04:57汽轮机定速，进入暖机状态；03:40#2发电机恢复至热备用状态；08:55锅炉总煤量112t/h，给水流量605t，锅炉转干态；10:34#2发电机并网；12:00机组负荷322MW，退出等离子、微油系统运行；13:45升负荷至500MW，机组冷态启动结束。 二.影响启动进程因素分析本次启动为C修后启动，为保证启动工作顺利进行，各部门通力合作，紧密配合，制定了启动节点控制表，对具备条件的系统、设备提前进行逻辑传动、试转。 但由于部分检修未能按时完成，影响整个启动进程。 1.汽机低压缸人孔门未及时封闭，影响机组投轴封抽真空，从而影响锅炉点火，影响启动时间约6小时；2.锅炉三个二次风挡板卡涩，检修进行处理，影响启动时间约3小时；3.锅炉具备点火条件后，冲转#22小机时速关阀前法兰漏汽，检修进行处理，而热工正在对#21小机温度测点进行安装，#21小机也无法启动，导致点火延迟约3小时；4.点火过程中，#3角微油点不着，检修对进油滤网进行清理，影响启动时间约0.5小时；5.机组并网时，合上灭磁开关后发电机机端无电压，电气进行检查处理，影响启动时间约1小时；6.由于汽机高压导汽管法兰螺栓热紧工作未及时完成，所搭脚手架挡住汽机高中压主汽门及调门，影响汽机主保护传动及机组大联锁传动；7.过热器水压堵阀部份螺栓重新紧固，影响锅炉点火。 三.启动安排总结1.为保证各项工作顺利开展，部门制定了详细的启动计划及节点安排，并根据计划反推，及时安排工作，做到了超前谋划；2.提前对具备条件的系统进行阀门、逻辑、保护传动，发现问题及时处理；3.对影响启动的因素、未按时完工的工作及时联系设备部，加强掌握，协商解决办法；4.对各项技改项目，提前编写技术措施，对进行人员进行技术交底；5.对升温升压的控制、锅炉氧化皮吹扫、汽轮机冲转过程的监控制定了详细的方案，有力保证了设备的安全；6.提前对外围系统启动进行了全面的安排，各外围专业紧密配合主机启动工作，未出现影响机组启动进程的异常。 四.启动中出现的问题及防范措施1.对试运过程中发现的异常处理后，个别未再进行重新试验，如微油#3角不着火，检修交待清理完滤网后未再进行试投，机组启动时再次不着火而进行清理；防范措施对设备存在的缺陷，要严格执行试运验收程序。 2.汽机冲转时，冲转参数与规程要求有一定偏差，主蒸汽温度较规程规定偏高30；防范措施通过调整燃烧、旁路开度，控制主再热蒸汽温度，尽量达到规程规定值。 3.#22引风机润滑油油质不合格，锅炉点火启动采用#21引风机与#22送风机启动方式；防范措施对主辅机油质加强监控，发现油质不合格，及时督促检修滤油，保证设备安全。 4.#22一次风机启动后风机不出力，停止#22一次风机，经设备部检修为液压缸拉杆脱落，处理后正常；防范措施对检修过的主要设备联系各生产部门执行严格的验收程序。 5.#21空预电流不正常，DCS电流18A，就地检查发现#21空预冷端一次风与烟气侧扇形板有摩擦声，通知空预密封改造厂家，经调整后空预电流恢复正常；防范措施对技改的设备可能出现的异常，提前进行分析与预控或试转。 6.启动#22一次风机时，4号角等离子跳闸#22一次风机动叶故障处理完毕后，启动#22一次风机。 风机启动前厂用6KV22段母线电压6.3KV，#22一次风机启动时厂用6KV22段母线电压降至5.66KV，锅炉PC22段母线电压降至359V，4号角等离子电源柜电压降至368V，4号角等离子跳闸，检查无异常后重新投入运行；防范措施启动6KV转机设备时，应适当提高厂用6KV母线电压，若等离子系统正在运行，应防止等离子因电压低跳闸，尤其在#21磨单台磨运行时要重点关注，防止锅炉MFT，锅炉点火时尽量采用微油。 7.机组并网后，1瓦X、Y方向轴振及2瓦瓦振随负荷增大缓慢增加，负荷升至480MW时，1瓦X方向振动最大133um，2瓦瓦振最大54um，停止升负荷后1瓦、2瓦振动未继续增大。 防范措施机组升降负荷时，要对汽轮机各瓦振动、轴承温度、回油温度、轴向位移、胀差等参数密切监视，发现参数异常时应立即稳定负荷，稳定参数。 8.机组负荷波动大巡检就地发现#24磨排渣箱出有火星冒出，经检查发现#24磨排渣箱上闸板门关不严，导致#24磨排渣箱温度涨至140，联系检修处理，检修告之需停磨处理。 启动#26磨煤机准备切磨，#26原煤仓蓬煤，#26给煤机给煤量指令与反馈偏差大导致协调方式跳出自动，切至TF方式，负荷由480MW最低波动至438MW。 停运#26磨后重新投入协调方式，负荷稳定至450MW。 防范措施启动停运时间较长的制粉系统时，做好防止由于煤仓长期积压而断煤的措施，加强运行人员培训，提高异常处理能力。 9.启动过程中启动旁路减温水调门开后减温水关断阀并未联锁开启，造成启动旁路后温度大于408闭锁高旁开启，导致再热器压力降为0MPa，汽轮机转速有所下降；防范措施明确监盘人员职责，发现异常及时处理，不应因投入自动就疏于关注，防止自动情况下减温水设定值及减温水关断阀调阀不能正常动作。 10.发电机打风压过程中，气压增长过慢，导致风压时间过长；防范措施当发电机机内压力增长过慢应及时检查系统阀门状态是否正常并查找漏点。 11.#22磨煤机加载压力突然由8.7MPa突升至11MPa，且没有及时发现，造成磨煤机振动大；防范措施强化监盘质量，及时发现异常并处理。 在只有#22磨煤机的情况下，磨煤机振动大不应该盲目的提起磨棍，防止发生灭火甚至爆燃等，将事故扩大，启动磨煤机时应协调给水与旁路操作人员，防止各自为政，造成煤水比及压力的失调，导致事故发生。 12.冲转前主机油温偏低（37）；防范措施启动过程中应严密监视主机油温的变化，保证润滑油温在合适的范围内。 13.#21真空泵电机有异音、绕阻温度117，停运、停电联系检修处理。 经检查为电机轴承端盖偏斜，处理正常后投入运行。 防范措施对检修过的设备执行严格的试运验收手续。 14.停运#21真空泵后，单台真空泵运行，机组真空下降。 防范措施由于再热蒸汽管路排空门开启，而其疏水与凝汽器连通，抽真空时会有部分空气被吸入凝汽器，单台真空泵不足以维持真空。 此时应关闭末再入口及出口左右侧空气门（锅炉点火后开启）。 15.#21小机冲转过程中，调门开度异常增大，经检查为供汽手动门未全开。 防范措施小机冲转前，对小机各供汽管路充分暖管后及时全开供汽手动门，防止因节流导致小机调门开度过大。 16.空压机冷却水由#1机切为#2机供给时，未注意到两台机组闭式水出口压力不一致，至使#2机闭式水箱溢流。 防范措施空压机冷却水切换时，两台机闭式水出现暂时并联的过程，如果两机闭式水压力偏差大，将出现窜水现象。 因此并联前应先将两台机闭式水膨胀水箱暂时切除，切换完成后及时投入。 17.锅炉点火后，投入高、低旁路时，低旁管道振动。 防范措施因锅炉打水压过、再热器内部有残水，可能会引起管道冲击振动，故水压结束后应加强过再热器疏水，升温升压过程应尽量缓慢，防止系统水冲击。 18.间冷循环水系统启动过程中，由于进水阀及泄水阀不严，导致地下储水箱水位升高溢流。 防范措施加强设备治理，保证设备可靠；加强对监盘质量及现场巡检质量管理，对重要系统投运做好事故预想；对储水箱潜水泵穿线导管进行封堵。 19.小机冷油器回水调门在手动位，且失去监视，开度偏大，导致小机冲转前润滑油温低。 防范措施加强监盘质量管理，提高人员责任心。 现小机冷油器回水调门自动跟踪小机轴承温度，滞后性太大，目前已提出异动申请，要求改为跟踪冷油器出口油温。 20.机组启动前，为防止除氧器投加热后水汽返至#3高加，应将#3高加至除氧器的正常疏水门关闭，在高加投入且汽侧建压后逐渐开启。 21.升温升压过程中前期应该控制燃烧率变化不宜过大，防止温升过快，通过配合旁路，逐步增加燃料量控制升温升压率在规定范围内。 22.三个给水流量值偏差较大时，运行人员应及时联系热工检查处理，并加强水冷壁温度偏差的监视，防止因给水流量判断不准造成受热面超温。 23.启动过程中应就地用点温枪测量各疏水门前后的温度，判断疏水是否畅通，特别是疏水管路有过焊接工作后应全面检查，防止焊渣堵塞疏水门，造成汽轮机进水的恶性事故。 24.各岗位应了解并掌握直流锅炉干湿态不同情况下的气温与气压的控制，防止因不熟悉直流炉特性造成蒸发量的大幅度变化影响机组升温升压。 五.管理措施1.发电部将加强运行值的管理，提高运行值抢发电量，节能意识，进一步完善机组启动工作安排，根据启动时间安排，谁延误启动时间谁负责，进行奖惩管理。 2.按照工作安排，严格规范运行值操作，逐级落实岗位责任制，值长必须增强紧迫意识，严格要求本值人员按时高质量完成当值工作。 3.不断加强值建制管理，加强值长的培训，提高值长的组织、管理能力，充分发挥以值长为核心的生产管理，不断理顺生产关系，完善运行值管理。 4.加强值长与专业主管之间的协调配合，充分发挥值长在全局把握上的优势、主管在专业技术上的优势，紧密协作，高质量完成各项工作。 5.组织值长、专业主管，针对各次机组启停过程进行认真分析与总结，对其中暴露的问题查找原因，制定对策，严禁此类事件的发生。 对过程中成功的经验加以总结提炼，形成相应的技术措施推广应用。 6.加强两票三制执行的管理，在电气操作过程中，严格地执行唱票复诵与录音制定。 六.重大操作总结 (一).锅炉水压试验1.本次水压试验是检查#2锅炉C级检修后主蒸汽系统、再热蒸汽系统及炉外管道、阀门等承压部件在工作压力下的严密性。 过热器系统水压试验压力为25.4Mpa，再热器系统水压试验压力4.364Mpa。 一次汽系统利用汽泵前置泵上水、二次汽系统通过汽泵前置泵汽泵中间抽头再热器减温水调门上水， 一、二次汽升压均采用临时升压泵；2.8月12日1047分#2锅炉开始升压，1129分压力达到4.11Mpa，维持压力稳定，检修人员进行初步检查，1238分检查结束锅炉继续升压，1348分压力升至21.98Mpa，临时升压泵泄漏，停止升压进行二次检查，1525分检查结束，锅炉开始降压。 3.8月12日1737分#2锅炉再热器系统上水结束，启动临时升压泵再热器系统开始升压，xx分再热器出口压力升至4.4Mpa，维持压力稳定，开始检查，2107分检查结束，再热器降压至零后放水。 4.本次水压试验一次汽系统压力变化率为0.02Mpa/min，二次汽系统压力变化率为0.04Mpa/min，按照水压试验标准规定过热器系统5分钟内的压力下降值不得超过0.5MPa，再热器系统5分钟内压力不得超过0.25MPa，本次水压试验均合格；5.存在问题?一次汽系统升压至22.1Mpa后，因临时升压泵密封垫呲水，导致压力最终保持在22.1Mpa；?#2机组无电动给水泵，再热器上水时因为前置泵出口压力低，流量仅32t/h，而再热器容积有350m?，上水时间较长，建议下次水压时采取利用在低再入口疏水管道增加三通，接至过热器中间集箱输水管路，利用一次汽系统给二次汽系统上水升压；?再热器上水后发现右侧低再入口水压试验堵板漏水，但是没有影响二次汽系统升压；?由于一次汽系统上满水后，发现水平烟道包墙管道泄漏，在处理过程中，泄漏水淋至#22空预主辅电机上，巡检发现后及时采取措施，空预启动前测量主辅电机绝缘正常。 (二).循环水系统启动8月12日循环水系统注水，17:30地下储水箱水位由2700mm开始上升，18:40上升至3100mm，就地值班员汇报地下储水箱溢水，立即停止注水，排地下储水箱水位至3000mm。 就地检查发现#8扇区出水阀以及出水阀前泄水阀内漏严重。 8月13日7:40内漏阀门处理好，循环水系统恢复正常。 由于地下储水箱水溢出，当地下储水箱水位排低后，溢出的水通过补充水泵电缆线套管返流回地下储水箱，导致大量泥沙进入地下储水箱，被迫进行储水箱换水，并对地下储水箱进行清理，清理工作历时8小时。 事件原因事件直接原因为#8扇区出水阀以及出水阀前泄水阀内漏。 暴露问题1.循环水系统注水过程中，监盘人员没有及时注意到地下储水箱水位的变化，存在系统投入没有预想事故预想的问题。 2.阀门传动调整不到位。 经运行、热控、检修人员共同确认，#8扇区出水阀、出水阀前泄水阀内漏原因为阀门调整时过调，导致蝶阀关过。 最后将#8扇区出水阀手动开启20%，泄水阀手动开启17%后阀门内漏现象消失，并将此时阀位定为零位。 3.专业监护提醒不到位。 循环水系统注水过程由于系统阀门数量大，内漏或未关闭的情况发生几率较大，如果检查不到位很容易发生系统跑水异常。 4.地下储水箱内补充水泵电缆线套管未封闭，一旦发生地下储水箱溢水事件很容易发生溢出的水返流将外界泥沙带入地下储水箱污染循环水的事件。 预防措施1.系统投入严格执行操作票，操作危险点预控中将防止发生地下储水箱溢流的措施列出。 2.机组系统投入专业人员应及时将能预见的危险情况及时告知操作人员，并全过程给予关注。 3.对地下储水箱内补充水泵电缆套管进行封堵，防止循环水被外界泥沙污染。 (三).发电机气体置换发电机气体置换使用二氧化碳作为中间介质，由于受到经验的制约，一直以来置换使用二氧化碳量大，用时长，甚至影响到检修工期以及机组启动。 发电机气体置换使用二氧化碳统计如下表二氧化碳气体使用台账日期用途使用量备注xx年6月25日#2发电机置换氢气80瓶停机后置换，纯度95%。 xx年7月5日#2发电机置换空气93瓶机组启动置换，纯度95%。 xx年7月22日#2发电机置换氢气115瓶停机置换，纯度95%。 xx年7月29日#1发电机置换氢气120瓶停机置换，纯度96.7%。 xx年8月2日#1发电机置换空气71瓶机组启动置换，纯度98%。 xx年8月14日#2发电机置换空气44瓶机组启动，用时5小时xx年8月17日#1发电机置换氢气59瓶发电机检修，用时6小时40分表中显示7月29日#1发电机气体置换使用二氧化碳120瓶，8月2日#1发电机气体置换使用71瓶，通过总结发现置换过程中全开二氧化碳充气手动门，利用排氢手动门控制维持发电机内风压在0.010MPa至0.015MPa之间，即采用大流量、低压力的方法能减少二氧化碳的使用，并且气体合格时间明显缩短。 分析原因为如果采用高压力、小流量的方法置换，尤其在盘车状态下，充入的二氧化碳很快与发电机内空气或氢气混合，导致置换时间加长、气体用量增加。 而采用低压力、大流量的方式能有效避免二氧化碳气体与发电机内空气或氢气的快速混合。 但气体置换过程一定要控制气体充、排放速度尤其是氢气的充、排放速度防止引起氢爆。 通过总结认为二氧化碳置换空气用时至少应在5小时，二氧化碳置换氢气至少应在7小时，氢气置换二氧化碳严格控制时间至少应在7小时。 发电机厂家对气体置换的用量及用时如下表所需气体置换运行状态需要气体容积估计所需时间运行状态停止状态二氧化碳用二氧化碳（纯度达到95%）驱除空气V=180m3V=120m34氢气用氢气（纯度达到95%）驱除二氧化碳V=320m3V=240m33氢气氢气压力提高到0.5MPa V=350m3V=440m33二氧化碳用二氧化碳（纯度达到95%）驱除氢气V=240m3V=180m32 (四).发电机定冷水系统投入xx年8月14日，#2机组定冷水系统电导率居高，离子交换器出口导电度达到30s/cm，立即对定冷水进行连续换水。 但无法将定冷水电导降至合格。 经过盘查判断定冷水电导超标的原因为除盐水供凝泵机械密封水逆止门不严，凝结水倒流至除盐水管路进入除盐水系统，造成除盐水水质变差。 而定冷水系统补水为除盐水（凝结水至除盐水补水手动门已关闭且加锁），故造成了定冷水系统经连续换水而电导率仍居高不下。 将凝泵自密封切除后，定冷水电导率很快下降至正常水平，证实了逆止门不严凝结水倒流至除盐水是导致定冷水补水水质不合格的原因。 针对此次事件专业及时下发防止定冷水导电度超标的措施，措施规定1.发电机进行气体置换时必须关闭定冷水箱排氢总门（10MKF50AA502），同时开启定冷水箱排气安全门后放水门（10MKF50AA402）.防止二氧化碳进入定冷水箱造成定冷水导电度超标。 2.凝结水泵启动后及时将密封水倒为自密封，同时关闭除盐水至凝结水泵供水手动门，防止逆止门不严，凝结水串入除盐水中。 (五).锅炉上水本次启动，锅炉采用汽前泵上水，通过给水旁路调节阀开度进行控制，流量控制在100-150t/h，上水时间2小时，上水温度控制在50-70左右，给水旁路调节阀开度约35%，给水母管压力约0.9MPa，完全符合规程要求。 （锅炉上水曲线见附件一）分离器见水后，通过361阀对锅炉进行约5个小时的冷态冲洗，锅炉点火后，进行约2小时的热态冲洗，水质合格后回收至凝汽器。 (六).升温升压为防止氧化皮产生，本次启动前制定了严格的升温升压控制措施，主要包括严格控制燃料量，特别是启动初期，在保证着火稳定及磨不振动的情况下，尽量减少给煤量；同时严格匹配燃料量与给水量，保证受热面的冷却。 点火至汽转冲转前主汽升温率为1.17/min；主汽升压率为0.013MPa/min；冲转至并网前主汽升温率为0.31/min；主汽升压率为0.019MPa/min。 机组启动整个过程，主再热蒸汽升温升压曲线均匀平滑，没有大的波动，各阶段参数在规程要求范围内。 （机组启动过程主参数曲线见附件三） (七).旁路控制锅炉点火，机前见压后投入旁路系统，发生低旁管路振动现象。 锅炉点火后考虑到炉侧 一、二系汽系统打压存在放水不完全情况，锅炉点火起压后会有大量水被挤到机侧，因此机侧蒸汽管道疏水都提前打开，并且全开不节流。 为了尽快疏水采用开启低旁使热再管道内形成负压的方式加快疏水的完成。 在低旁开至10%时发生低旁管路振动。 为了防止投入旁路时发生管路振动应严格执行以下措施1.投入低旁时每开5%，停止20分钟，就地观察管路无振动方可继续开启。 2.投入高旁时应检查冷再管路疏水罐无水位高报警，并就地打开疏水罐排污门检查是否能放出水，如无水放出可投入高旁。 3.投入高旁时应每开5%观察20分钟，检查冷再管道上下壁温缓慢上升且温差不超过10，方可继续开启。 4.投入旁路前必须保证凝汽器水位可见。 5.投入旁路系统前应全开主再热蒸汽管道疏水不得节流，疏水时间不得低于3小时。 6.炉侧打过水压后机组启动，应在机前未见压前稍开旁路，即锅炉点火与投旁路同时进行或点火前即投入旁路，保证主再热蒸汽系统疏水畅通，防止大量水突然涌到机侧。 （旁路控制趋势图见附件二）机组启动过程中旁路调整见下表:时间机组负荷（MW）转速（rpm)主蒸汽压力（MPa）主蒸汽温度（）再热蒸汽压力（MPa）再热蒸汽温度（）启动旁路开度（%）#1高旁开度（%）#2高旁开度（%）#1低旁开度（%）#2低旁开度（%）22:31030.046.50.036.00.50.00.00.50.322:48030.197.30.082.20.40.00.05.50.322:50030.1100.90.084.90.40.00.09.59.522:52030.1103.70.087.60.40.00.04.17.323:09030.1119.10.1108.52.80.00.03.12.723:31030.4146.40.1122.124.66.35.823.823.423:50030.5153.70.1130.425.410.39.935.034.60:12030.5158.20.1144.939.810.39.825.725.30:33030.5168.20.1160.339.510.39.825.825.30:55030.6177.20.1173.039.210.39.825.725.31:16030.6189.90.1187.450.410.39.825.825.41:36030.7208.80.1210.057.415.315.831.930.51:55030.8229.50.1236.057.515.315.832.030.52:16031.1261.70.2270.065.514.314.842.242.82:36031.3295.50.2304.768.717.316.845.444.82:57031.8335.30.2343.585.710.39.850.651.03:16032.7366.80.5362.862.0-0.4-0.330.130.43:3603513.5396.50.4384.660.2-0.4-0.333.533.93:570xx3.5420.00.5399.456.4-0.4-0.319.920.24:000xx3.5422.60.5401.156.3-0.4-0.420.620.84:16020184.9434.70.0403.80.48.48.99.69.94:36020905.9438.20.4415.022.42.4-0.313.213.44:55029036.0452.00.3426.333.4-0.4-0.411.912.25:16030006.0458.00.5432.433.6-0.4-0.412.512.85:36030006.0464.10.5438.435.1-0.4-0.414.214.55:57030005.9471.00.5444.542.2-0.3-0.312.012.16:16030006.2477.80.5449.741.2-0.4-0.311.311.76:36030006.6486.50.5456.647.0-0.4-0.319.219.36:57030005.8494.20.5465.250.2-0.3-0.330.330.57:16030008.8515.70.6485.987.65.77.999.799.37:36030008.6507.50.5487.964.8-0.4-0.357.958.17:57030009.0504.90.5487.080.03.43.464.064.08:16030009.4510.10.6492.180.47.36.899.599.58:360300010.7506.60.7492.180.59.38.999.699.38:570300010.7506.70.9488.780.713.012.199.799.49:160300011.3511.80.9486.980.712.711.699.799.49:360300011.3517.81.0492.980.513.412.599.799.49:380300011.3517.80.9492.980.612.911.999.899.39:570300011.3521.30.9497.280.612.711.799.999.510:160300011.4520.40.9497.280.612.016.099.699.510:3647.5300011.3523.00.9498.980.614.013.099.699.510:57195300012.0517.81.2500.60.0-0.3-0.30.70.611:00194300111.4517.01.2499.80.1-0.3-0.40.70.617:16449300219.4534.62.8536.60.1-0.3-0.30.80.6 (八).汽轮机冲转本次机组启动于8月16日3:25达到冲转参数，参数如下高压缸调节级金属温度54；主蒸汽温度390；主蒸汽压力3.3MPa；再热蒸汽温度379；再热蒸汽压力0.337MPa；汽缸膨胀（左/右）3.71mm/3.51mm；高压胀差3.11mm；低压胀差7.8mm；润滑油温38；润滑油压0.10MPa;机组背压13KPa；盘车电流36A；偏心96m（就地实测25m）。 3:33冲转升速至400rpm，打闸进行汽轮机听音摩检，汽机内部无异音。 3:46汽轮机中速2000rpm，机组振动最大为2瓦X向115m，Y向135m。 4:54中速暖机结束，继续升速，1瓦、2瓦轴振逐渐减小。 4:57机组定速，振动最大为1瓦X向80m。 （汽机冲转过程参数见附件五） (九).蒸汽管路吹扫为防止氧化皮脱落堵管，本次启动制定了详细的蒸汽管路吹扫计划，通过调整高低压旁路及启动旁路，控制蒸汽流量，达到带走脱落氧化皮的目的，同时为#1机组启动吹扫总结经验。 为避免因吹扫后系统参数较高而汽机参数较低需重新降参数，本次启动采用先冲转暖机，后进行管路吹扫，然后并网的操作顺序，有效地避免了启动过程汽温汽压的交替波动。 (十).机组并网8月16日09:09，#2发电机首次启励，启励后DCS画面上显示发电机转子空载电压147V，转子空载电流1413A，发电机定子电压显示为0V。 就地检查发电机出口PT确在工作位，动静触头接触良好，检查发电机出口PT二次小开关均在合闸位，在发电机出口PT根部测量发电机出口PT二次回路却无电压。 检查发电机出口PT 一、二次回路均未发现其他异常。 09:24，灭磁，就地检查发电机出口PT 一、二次回路均未发现其他异常。 09:48，#2发电机进行第二次启励，启励后DCS画面上显示发电机转子空载电压123V，转子空载电流1398A，发电机定子电压显示为20V，进行发电机出口PT 一、二次回路检查，均未发现异常。 10:09，灭磁。 10:27，#2发电机进行第三次启励，启励后DCS画面上显示发电机转子空载电压123V，转子空载电流1391A，发电机定子电压显示为20V。 10:34，#2发电机并网成功。 #2发电机首次启励后发电机定子无电压的原因正在分析中。 (十一).机组升负荷过程中机组振动情况并网后 1、2瓦轴振逐渐增大，以1瓦X向轴振、2瓦瓦振最为明显，其余各瓦振动均在80m以下。 当负荷升至430MW时机组振动1瓦X向轴振达到100m，负荷升至480MW时1瓦X向轴振达到120m，立即停止升负荷。 （并网带负荷过程中振动变化见附件 六、机组带负荷后胀差变化趋势见附件七）并网带负荷过程中机组振动趋势表时间转速（rpm）主蒸汽温度（）再热蒸汽温度（）调节级蒸汽温度（）调节级金属温度（）主蒸汽压力（MPa)1瓦X向轴振（m)1瓦Y向轴振（m)2瓦X向轴振（m)2瓦Y向轴振（m)机组负荷（MW）10:303000522.6499.5293.8298.111.370.767.546.355.91.410:323000523.4499.0295.0298.911.472.866.046.357.91.510:343000523.4498.2296.5299.811.473.265.948.353.919.710:363000522.6496.5305.1300.711.378.767.048.354.447.510:573000517.4498.8450.1414.711.579.771.044.341.4194.111:163001525.2498.4468.5449.312.177.268.949.346.9217.211:352998541.5510.1491.4470.011.883.270.548.349.9257.311:563002548.4515.4507.8489.812.987.373.449.348.9321.112:153002550.9523.5509.5501.813.594.277.051.553.9347.112:353002549.2533.1511.5506.115.894.778.954.853.9369.612:563002541.5528.8494.0491.518.397.377.456.855.9402.313:153002541.5533.0492.3487.219.497.379.557.859.9431.513:363001546.6538.5503.8489.820.7115.386.050.872.9501.113:553002548.4540.1498.9489.820.2115.884.459.372.9481.414:163001552.7546.4504.9492.420.3121.385.551.872.3478.214:343002552.7553.7504.9495.120.5126.387.051.475.0480.314:353002552.7553.4504.9495.120.6125.284.051.369.9480.914:373002550.9553.0504.0495.120.5120.685.454.875.0480.314:513002552.7554.3505.2496.020.5112.383.552.372.0479.014:532998553.5554.8505.5496.020.4118.382.455.872.0480.115:073002552.7554.3503.8496.920.8122.288.153.370.9479.615:093002553.5554.4504.3495.820.8116.383.554.373.9480.315:103002554.4554.3505.2495.820.8114.885.551.876.0477.415:123002553.5554.0505.7495.820.8117.385.551.874.5483.515:143002553.5554.4505.2495.820.7129.883.551.374.5484.415:163002551.8554.1504.9495.820.6123.390.056.875.5479.915:173002550.1553.4503.5495.820.5115.384.050.475.4480.615:193002550.9554.3503.5495.820.2121.385.054.774.3479.815:213002556.1556.6506.0495.820.2119.883.052.372.4480.015:233002556.1557.4508.5495.820.3120.386.151.373.4480.515:243002552.7556.3506.9495.820.2121.386.453.875.5479.515:263002550.1555.3504.9496.720.2121.885.050.377.4480.515:282998550.1556.1504.3496.720.2120.383.052.873.4480.015:303002552.7557.1505.5496.720.1119.783.951.373.4480.3并网升负荷期间胀差、热膨胀、调节级金属温度列表时间汽轮机转速（rpm）机组负荷（MW）主蒸汽温度（）主蒸汽压力（MPa)再热蒸汽温度（）再热蒸汽压力(MPa）高压缸胀差（mm）低压缸胀差（mm）汽缸膨胀左（mm）汽缸膨胀右（mm）调节级金属温度（）10:3330001.3523.411.4499.40.95.312.716.316.2298.110:36300047.5522.611.3498.80.95.312.716.316.3298.910:38300066.3520.011.3496.50.65.412.816.416.5300.710:403000149.1520.011.0496.20.55.513.016.516.6304.310:433000164.0520.012.3499.20.85.813.316.716.8316.610:453000184.2520.912.6500.90.95.913.516.816.9335.210:483000208.0520.913.1502.01.06.113.716.917.0354.510:503000196.1519.212.5502.51.26.213.817.117.3372.010:523000202.6517.411.8501.01.26.314.017.217.4386.810:553000194.3516.612.0500.21.26.414.117.417.5399.010:573000194.5517.411.5499.41.26.514.217.517.7408.611:093001210.4525.211.8499.11.26.814.817.918.2437.211:123001211.8525.212.2499.51.26.915.018.118.3441.511:332998253.8542.412.0509.11.47.416.018.919.2464.812:003002324.9546.612.9515.31.97.817.020.020.3490.712:022998324.1546.613.1515.71.97.817.220.120.5493.212:363002359.9546.615.6532.22.08.218.121.021.5506.112:383002375.0544.115.9533.62.18.218.221.021.5505.312:402998385.7544.116.5535.12.18.218.221.021.5504.413:402998481.6542.420.5539.63.08.619.721.221.6489.813:432998490.6549.220.2537.52.98.619.821.121.6489.814:123001480.0550.120.4542.32.98.620.321.421.7491.514:243002479.2552.720.3547.72.98.620.521.421.8493.214:573001481.0554.420.6555.42.98.621.121.722.2496.015:002997481.8552.720.7555.12.98.621.121.722.2496.0七.逻辑变更1.低压缸喷水电动门联锁开启逻辑条件（或）1）对应喷水调整门开度大于3%；2）对应排汽缸温度大于80（四取大）；3）FCB发生；4）机组负荷低于20%