等离子点火系统运行规程.doc

等离子点火系统运行规程1设备规范1.1等离子体点火发生器序号项 目型号备注1等离子体点火发生器DLZ-200-IV2阳极L2C43阴极头D型4电机ZD-II-3加刻度厂家:烟台龙源电力技术股份有限公司1.2等离子冷却水系统换热器板式换热器型号: BR037-30工作温度：150工作压力：1.0MP耐温温度:170水压试验：1.3MP换热面积:30设备空重:600kg厂家: 淄博泰勒换热设备有限公司1.3等离子冷却水泵卧式单级化工泵电动机型号:KQWH100-250型号: Y2-200L2-2流量：100m/h功率: 37KW扬程：80m电压: 380V转速：2960r/min电流：67.9A功率：37Kw转速: 2950r/min必须汽蚀余量：4m重量：345kg厂家: 浙江中龙电机股份有限公司厂家: 上海凯泉泵业有限公司1.4等离子冷却风系统离心通风机电动机型号:8-09No.8.5A型号: Y2-200L1-2流量：24142950功率: 30KW全压：1849618496电压: 380V转速：2900r/min电流：55.5A功率：30Kw转速: 2940r/min厂家: 青岛风机厂有限公司厂家: 威海众泰电机有限公司2联锁保护2.1等离子体点火模式下运行时，任意一个等离子体断弧时，联跳该给粉机2.2等离子体点火模式运行时，该给粉机跳闸，联锁相应等离子体跳闸。2.3锅炉MFT时，等离子体发生器应全部跳闸，并禁启。2.4 载体风压力低（4KPa），等离子体发生器断弧，且该角等离子体发生器禁启。2.5某一角等离子点火器冷却水压力低（0.3MPa），等离子体发生器断弧，且该角等离子体发生器禁启。2.6 载体风机联锁保护2.6.1运行载体风机跳闸，备用载体风机自启动；2.6.2载体风压力低，备用载体风机自启动。2.7 冷却水泵联锁保护2.7.1运行冷却水泵跳闸，备用冷却水泵自启动；2.7.2冷却水压力低，备用冷却水泵自启动。3等离子系统启动前的检查3.1检查等离子系统设备、管道、阀门、压力表等正常，确认连接正确，无缺陷。3.2启动一台风机，另一台投备用，调整离子发生器载体风压力调节阀，调整减压阀后压力为812KPa。3.3检查储水箱水位正常，开启储水箱至等离子冷却水泵手动门。3.4启动一台等离子冷却水泵，调整等离子发生器入口压力0.50.8Mpa，另一台投备用。3.5启动一台火检冷却风机，另一台投备用。3.6检查等离子系统电源正常，等离子系统送电。3.7检查等离子DCR画面投入、等离子控制触摸屏投入正常，集控室与电源柜的通讯状态正常，检查等离子控制权限在DCS。3.8检查等离子风速在线检测系统正常。3.9等离子系统联锁保护试验结束、正常。4等离子点火装置在锅炉启动过程中的运行4.1锅炉上水结束，锅炉吹扫结束，MFT已复位。4.2全面检查等离子燃烧器的各子系统，确认载体风压、冷却水压等各项参数正常，选择所需投入的燃烧器,检查“通讯正常”、“遥控”、“水压满足”、“风压正常”、“无MFT”,启动点火器条件满足。4.3调整点火画面中设定电流按键使起弧电流在290300A。4.4复位各角等离子装置，将等离子点火装置运行方式切换至“点火模式”。4.5调整引、送风机风量，使总风量处于额定风量的40%45%，保持炉膛负压 -20 -40Pa。调整排粉机出口风压为1.1KPa，等离子体燃烧器周界风门、相邻上下二次风门开度调整至25%左右，适当开大其它层二次风门。4.6按下“启动”按钮，再按下“操作确认”按钮，启动点火器拉弧。观察拉弧正常后，启动相应的给粉机，给粉机转速调整至50%以上。4.7待等离子体点火成功燃烧稳定后，将上下二次风门开至60%以上。4.8当锅炉燃烧稳定，锅炉负荷达到150T/H时，将等离子点火装置运行方式切换至“稳燃模式”。 逐个撤出等离子装置，按下“停运“按钮，再按下“操作确认”按钮，检查该点火器电流降为零，点火器退出运行。4.9锅炉负荷升至70MW以上时，将全部等离子点火器退出运行。5等离子点火装置在停炉过程中的运行5.1锅炉负荷降至70MW以下或燃烧不稳时逐个投入A、B层等离子装置稳燃。5.2全面检查等离子燃烧器的各子系统，确认载体风压、冷却水压等各项参数正常。选择所需投入的燃烧器，检查“通讯正常”、“遥控”、“水压满足”、“风压满足”、“无MFT”,启动点火器条件满足。5.3调整点火画面中设定电流按键使起弧电流在290300A。5.4复位各角等离子装置。5.5按下“启动”按钮，再按下“操作确认”按钮，启动点火器拉弧。5.6检查等离子拉弧正常，并检查燃烧器壁温有明显上升趋势。5.7 A、B层给粉机转速保持在50%以上，B排出口风压保持在2KPa以下，逐个停运C、D层给粉机，待C、D层给粉机全部停运后，停运 A排。5.8 根据停机曲线及降温降压速度，逐个停运B、A层给粉机及等离子点火器，停运时，先停止给粉机，然后停运等离子体点火器。5.9停运过程中，逐渐降低B排出口风压，至两台给粉机运行时，一次风压降至1.3KPa。6等离子燃烧器运行过程中的注意事项：6.1拉弧成功后观察电流、电压的变化及功率曲线的波动，如果波动过大适当的调整一下风压及拉弧间隙。6.2等离子点火燃烧器投入运行的初期，要注意观察火焰的燃烧情况，为控制温升，上部二次风门要适当开大，注意观察、记录烟温探针的温度。6.3在锅炉启动的过程中，对锅炉的膨胀加强检查、记录。6.4在点火前，给粉量与一次风速风速等参数，做到心中有数，并在点火的过程中，根据煤粉着火情况，有根据的加以调整。6.5等离子点火装置在“点火方式”下运行发生断弧时，相对应的给粉机将停止运行，此时要检查断弧原因，如因阴极材料耗尽引起的断弧应尽快更换阴极头，恢复点火器的运行。6.6当锅炉燃烧稳定，锅炉负荷达到150T/H时，及时将等离子点火装置运行方式切换至稳燃模式，防止因等离子点火器断弧造成给粉机跳闸。6.7当运行中灭火应立即检查等离子点火器是否已联动停止，否则应立即手动将等离子点火器全部停运。6.8等离子点火器运行中电压达360V，通知检修检查阴极头。阳极头连续工作时间大于500小时、阴极头连续工作时间大于50小时，通知检修更换阳极头、阴极头。6.9等离子意外断弧，检查载体风系统、冷却水系统、增加电流设定值后重新启动电弧，两次启动不成功，通知检修检查。6.10锅炉等离子点火初期，燃尽率差，应解列炉前油系统，避免等离子点火器断弧时投入油枪发生炉膛爆燃事故。6.12等离子拉弧前必须对等离子进行复位，严禁不复位拉弧。若有等离子未复位，即使等离子拉弧成功，逻辑仍判断等离子在断弧位置。6.11在将下层等离子点火器由“稳燃模式”切至“点火模式”前必须确认至少三支等离子拉弧正常且所有等离子已复位。6.12机组正常运行中投等离子助燃，保持“稳燃模式”，严禁切至“点火模式”。机组停运初期投等离子助燃，保持“稳燃模式”，严禁切至“点火模式”。6.13锅炉点火初期，若等离子断弧，给粉机跳闸，应进行吹扫后重新点火，避免锅炉发生爆燃事故。7等离子点火装置运行维护7.1检查等离子系统设备、管道、阀门、压力表等正常，确认连接正确，无缺陷。7.2储水箱水位正常，等离子冷却水泵运行正常，无漏水现象，点火装置入口水压0.50.8Mpa。7.3等离子冷却风机运行正常，无漏风。7.4检查等离子发生器吹扫风门关闭，调整载体风压力调节阀，调整减压阀后空气压力810KPa。7.5等离子点火装置电源系统正常，电源柜的可控硅冷却风扇运行正常，不要看触摸屏上的信号，触摸屏的信号是取自风扇电源接触器上的触点，接触器吸合就认为风扇转，不准确，要是风扇的电源线掉了，或者风扇坏了检测不到，最好到电源柜前检查，用手放在风扇顶上看是否有风。7.6等离子画面投入、等离子控制触摸屏投入正常，集控室与电源柜的通讯状态正常。7.7等离子风速在线检测系统正常。7.8燃烧器壁温正常，前端壁温控制在400以内，后端壁温控制在350以内，如果发现燃烧器壁温升高过快，就要马上采取措施，如提高一次风速、降低给粉量等。调整无效可降低离子发生器电流，降电流时拉弧间隙、载体风量也要相应减小，保证等离子发生器的稳定性。7.9阴极的使用应根据阴极寿命周期和实际使用小时数，及时更换阴极，尽量避免在启机、并网过程中更换阴极，以利机组安全。7.10冬季停炉时，冷却水泵不可停运，如果水泵必须要停一定要把等离子发生器的水用空气吹扫干净，防止把线圈冻裂。7.11等离子累计运行时间大于200小时的，要检查是否烧漏。8等离子点火装置停运时的注意事项8.1等离子点火装置全部停运4小时后方可关闭等离子点火器冷却水系统。8.2载体风机在锅炉运行时严禁停运，锅炉熄火后，炉膛出口温度低于45时方可停运。8.3在等离子点火装置未断电时，严禁将等离子小车拉出；在锅炉启动过程中，当燃烧稳定将等离子点火器切至“稳燃模式”后方可逐个断弧；在锅炉停运和稳燃过程中，确认至少三支等离子拉弧正常，方可切至“点火模式”。9等离子发生器常见故障及排除和维护9.1不能正常引弧、经常断弧原因：（1）阳极污染不导电。 （2）阳极漏水。 （3）电子发射枪枪头污染或坏。 （4）电子发射枪枪头漏水。 （5）风压及拉弧间隙调整不当。（6）引弧电机拒动。（7）功率组件故障。（8）控制电源失去。处理：（1）清理阳极。 （2）更换阳极，更换密封垫。 （3）清理或更换枪头。 （4）更换枪头、更换密封垫。 （5）调整风压及拉弧间隙至最佳值。（6）检查电机接线，检查电机是否损坏。（7）检查可能损失的元件并进行更换。（8）更换保险丝。9.2功率波动大、易断弧原因：（1）阳极轻度污染。 （2）电子发射枪头烧损，形状不规则；电子发射枪头污染。 （3）风压波动大。 （4）阳极渗水。 （5）电子枪头渗水。（6）瓷环松动。处理：（1）清理阳极。 （2）更换枪头，清理枪头。 （3）检查风压系统。 （4）更换密封垫。 （5）检查枪头是否松动，如松动用专用工具拧紧，必要时更换枪头。（6）检查瓷环位置、检查卡簧及套筒是否损坏。9.3启弧时阴、阳极接触没有反馈信号原因：（1）启弧电机损坏。 （2）瓷环脱落或损坏。 （3）阴极、阳极污染严重。 （4）阴极导管变形。 （5）电源柜整流元件V11损坏。（6）继电器K11损坏。处理：（1）检查电机。 （2）检查瓷环、更换瓷环。 （3）清理阴极、阳极。 （4）修理或更换阴极导管。 （5）更换元件V11。（6）更换继电器K11。9.4阴极不旋转原因：（1）旋转电机损坏。 （2）齿轮损坏。 （3）阴极上的顶丝太紧。处理：（1）更换电机。 （2）更换齿轮。 （3）松顶丝半圈。第二章 机组冷态启动2.1机组辅助系统及设备的启动2.1.1启动工业水系统（参照第五篇第二章）。2.1.2启动压缩空气系统（参照第五篇第三章）。2.1.3启动辅助蒸汽系统运行正常。2.1.4启动凝结水系统（参照第五篇第八章）。2.1.5启动给水除氧系统，向除氧器上水加热（参照第五篇第九章）。根据汽包水位情况和值长命令，适时启动给水泵，关闭省煤器再循环阀，用给水旁路调节阀控制上水。2.1.6锅炉上水2.1.6.1锅炉上水的规定（1）锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具备启动条件得到值长上水命令后，可进行上水工作。（2）锅炉上水前水质应符合标准，如锅炉有水应化验水质合格。联系热工人员将水位监视电视投入运行，进水前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温一次，上水过程每30分钟抄录汽包壁温一次。（3）锅炉上水水温与汽包壁温差大于50不得上水。控制汽包上、下壁温差不大于50。冬季上水时间不小于4小时，夏季不少于2小时。当上水温度接近汽包壁温时，可适当加快进水速度。（4）锅炉上水时，省煤器再循环阀应处于关闭状态，停止上水时应开启。（5）锅炉汽包承压之前，汽包壁温一定大于35以上。 2.1.6.2上水方式（上水时应关闭过热器减温水阀）（1）给水泵上水法：启动给水泵经旁路给水管道上水，通过旁路调节阀和给水泵转速控制进水速度。（2）上水泵上水法：检查补水箱放水阀关闭，化学补水至补水箱旁路阀关闭。开启化学补水至补水箱调节阀前、后截阀，通过调节阀向补水箱补水至正常水位。开启补水箱出口DN300手动阀，关闭补水箱至1#、2#凝汽器补水阀。开启上水泵至主给水管道的手动阀和电动阀，关闭主给水管道逆止阀前后疏水阀。开启上水泵入口手动阀，启动上水泵正常后，开启出口电动阀，经旁路给水管道上水，用旁路给水调节阀控制上水速度，注意上水泵不得超电流。上水至可见水位后停止上水，并严密监视汽包水位变化，如水位下降，应查明原因，予以清除后再上水，上水停止后开启省煤器再循环阀。2.1.7锅炉底部加热（1）锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投底部加热。（2）投停底部加热的步骤见第五篇第十四章。（3）蒸汽加热投入后，应加强对汽包汽压和上、下壁温差的监视，控制汽包壁温的升温率不大于1/min。当锅炉平均壁温升至100120时，停止底部加热。由化学进行炉水化验合格后，锅炉方可点火。（4）为节约启动期间的燃油耗量，也可根据实际情况和经验适当延长蒸汽加热时间。（5）当汽包压力升至0.10.2MPa时,关闭一、二次系统所有放空气阀。（6）锅炉采用下部联箱放水时，应停止底部加热。2.1.8启动润滑油系统，投运盘车2.1.8.1启动一台排烟风机，启动交流润滑油泵进行油循环，直至化验油质合格，直流润滑油泵投入联锁，将油温升至38-42之间。2.1.8.2启动一台顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压正常，投入盘车装置，记录大轴偏心值，倾听机组内部声音。2.1.8.3汽轮机启动前应投入盘车运行至少4h以上。2.1.9点火前24h，电除尘器绝缘子投加热，灰斗提前4h投加热。2.1.10若粉仓粉位低，启动螺旋输粉机，从邻炉输粉至粉仓粉位3米以上。2.1.11启动锅炉燃油系统或等离子点火系统的冷却水及载体风系统（参照第五篇第十二章）。2.1.12启动锅炉除渣系统2.1.12.1启动一台轴封水泵，另一台轴封水泵备用。2.1.12.2投入炉底密封水。2.1.12.3启动A、B侧碎渣机、捞渣机运行。2.1.13启动风烟系统（参照第五篇第十章）。2.1.14投入空预器冷端连续吹灰，以防受热元件积灰。2.1.15轴封系统暖管至均压箱后手动阀前。2.1.16启动循环水系统（参照第五篇第七章）冷油器水侧排空气，根据油温调整冷却水，发电机空冷器排尽空气后投入。2.1.17启动轴封及真空系统（参照第五篇第十一章），先投轴封系统，再投入真空系统，低加随机抽真空。2.1.18启动EH油循环泵运行。2.1.19凝汽器真空升至10KPa时，锅炉点火2.2锅炉点火2.2.1退出汽机跳闸保护、MFT跳机保护，投入锅炉大联锁保护。2.2.4炉膛吹扫2.2.4.1炉膛吹扫条件：（1）燃油速断阀关闭；（2）无MFT发生条件；（3）给粉机全停；（4）火检冷却风压正常；所有油角阀关闭；（5）两台空预器运行；（6）炉膛压力正常；（7）全炉膛无火；（8）任意一对送、引风机运行；（9）风量大于30%（150km3/h）；（10）油角阀全关；（11）排粉机全停；2.2.4.2确认FSSS盘锅炉吹扫条件具备“允许吹扫”指示灯亮，锅炉自动进行吹扫，计时5min，“吹扫完成”指示灯亮，MFT复位。2.2.4.3恢复炉前燃油系统至正常运行方式，关闭进油速断阀和回油速断阀，启动油泄漏试验，合格后开启进油速断阀和回油调节阀，投油允许条件满足。2.2.5 锅炉点火升温升压2.2.5.1等离子燃烧器的点火启动：2.2.5 锅炉点火升温升压2.2.5.1等离子燃烧器的点火启动：（1）启动B排粉机，调整一次风压力为1.1KPa。调整引、送风机风量，使总风量处于额定风量的40%45%，保持炉膛负压 -20 -40Pa。等离子体燃烧器周界风门、相邻上下二次风门开度调整至25%左右，开大其它层二次风门。（2）全面检查等离子燃烧器的各子系统，确认载体风、冷却水等各项参数正常，点火器启动条件满足，调整点火画面中设定电流按键使起弧电流在290300A。（3）将等离子点火器运行模式切换至“点火模式”， 启动点火器拉弧。观察拉弧正常后，启动相应的给粉机，给粉机转速调整至50%以上。（4）观察等离子燃烧器的燃烧情况，等离子体点火成功燃烧稳定后，将相邻上下二次风门开至60%以上。（5）调整一次风量，确定合理的一次风速及二次风门开度，同时就地测量火焰燃烧温度。投粉后，若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风510min，如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。（6）根据升温升压情况增投等离子点火器及给粉机，注意一次风压不可过高，在A、B层给粉机全部投运时，一次风压不可超过2KPa。（7）当空气预热器出口风温达到150以上时，启动B侧制粉系统制粉。（8）根据升温升压速度的要求，进行燃料量的增减，同时加强燃烧调整。（9）投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超温。2.2.5.2若两台炉全停且粉仓无粉时，可投油枪点火：（1）调整引、送风机风量，使总风量处于额定风量的30%40%，保持炉膛负压 -20 -40Pa，投入下排一支油枪，调整相应的二次风门，就地观察油枪着火情况，15min后，按先投后停的原则切换另一支下层油枪。若点火不着或发生灭火，应立即关闭油阀，增大炉膛负压吹扫5分钟经充分通风后方可重新点火，以防爆燃。（2）根据锅炉升温升压情况，逐渐增投油枪，及时调整风量，尽量保持对角燃烧，保持油压2.94MPa。（3）通过炉膛火焰监视器和就地观察孔，观察炉内燃烧情况并进行调整。火焰应均匀，不触及水冷壁，冷灰斗不流油，燃烧完全，没有混合烟层，烟囱不冒黑烟为正常。（4）当空气预热器出口风温达到150以上时，启动B侧制粉系统制粉。（5）空气预热器出口风温达到250，对流过热器后烟温350以上， FSSS投粉条件满足，对角投粉，适当调整一、二次风量，保持B排粉机出口风压2.6 KPa左右。2.2.5.3 当I、II级旁路暖管后投入旁路系统。先投三级减温，再投级，最后投级，先投减压，后投减温。根据实际情况调整旁路开度。应尽量保持级全开，避免中压主汽门前起压力。投旁路时应注意其减温水压力是否允许。2.2.5.4保持汽包水位正常，根据水位情况用给水旁路调节进水。上水时，关闭省煤器再循环阀。2.2.5.5锅炉进水时，汇报值长，联系化验加药。2.2.5.6升温、升压速度按锅炉冷态启动要求进行（1）锅炉升温、升压应缓慢均匀，严格控制饱和温度上升速度，压力在01.0 MPa阶段温升率不大于1/ min，在以后阶段不大于2/min，严格监视汽包上、下壁温差不超过50，若有超限趋势，立即减慢升压速度或停止升压，适当开大级旁路，加强定排放水（定排时应停止底部加热）。（2）锅炉点火至机组并列过程中，汽包壁温每30min应抄表一次。（3）主汽压0.1MPa,检查确认主汽门前疏水阀在开启位置,检查高中压主汽门、高排逆止阀的严密性,防止冷水、冷汽进入汽轮机。（4）汽包压力升至0.20.3MPa时，冲洗汽包水位计，并验证其指示的准确性，通知热工冲洗表管，关闭炉顶空气阀。（5）根据汽包壁温差情况，开启水冷壁下联箱定期排污阀适当放水，使各部受热均匀，尽快建立水循环，排污前应关闭底部加热进汽阀。（6）压力升至0.30.5MPa时，通知检修热紧螺丝，进行定期排污。（7）压力升至0.51.0MPa时，通知化学人员化验蒸汽品质，根据化学要求投入连排。汽包上下壁温差逐渐减小时，应停止锅炉定期排污。2.2.5.7根据汽温情况如需投入减温水时应联系热工强制投减温水条件。2.2.5.8检查各部膨胀指示器，并做好记录，发现异常，应停止升压查明情况，进行调整，正常后方可继续升压，记录膨胀指示器可在下列情况下进行：锅炉上水前、后； 汽压0.5MPa时； 汽压0.6MPa时； 汽压1.0MPa时；汽压10MPa时；达到额定参数和满负荷时。2.2.5.9汽轮机冲转时锅炉的操作：（1）保持蒸汽参数稳定；锅炉维持低水位-50mm，防止冲转后锅炉水位上升过多。（2）调节燃油量及粉量，稳定冲转要求的参数，根据情况决定是否停止喷燃器。（3）炉膛出口烟温应538。2.3汽轮机冲转2.3.1检查汽轮机保护ETS系统投入正常。2.3.2 DEH盘面检查（1）高、中压主汽门，高、中压调节汽门均在关闭位置。（2）盘车指示灯亮，转速指示4.3r/min，功率指示0。（3）脱扣指示灯亮。（4）DEH手操盘自动/手动钥匙开关在“自动”位置。（5）“单阀控制”按钮灯亮。（6）“功率回路”、“工业抽汽压力回路”在退出位置。2.3.3机组冲转的条件及准备2.3.3.1汽轮机冷态冲转蒸汽参数主蒸汽压力0.98MPa，主蒸汽温度250，主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50。并有50以上的过热度。2.3.3.2在DCS-CRT、DEH-CRT上检查主蒸汽压力、温度符合汽机冲转要求。2.3.3.3汽轮机在盘车状态，显示“盘车”灯亮，盘车电流正常。2.3.3.4给水泵启动后，高加注水，投入水侧运行，并投入高加保护。2.3.3.5确认汽轮机本体至疏水扩容器的所有疏水阀开启并投自动，稍开疏水扩容器减温水阀，高、低压加热器通水正常，加热器疏水系统采用逐级自流方式。2.3.3.6检查凝结水压力正常，可满足除氧器进水及各项减温水要求。2.3.3.7检查汽轮机润滑油温在3842间2.3.3.9检查汽轮机润滑油压力在0.080.12MPa间，抗燃油压力140.5MPa，透平油压力为1.960.1 MPa。2.3.3.10检查主轴晃动值不大于0.07mm，且小于原始晃动值的0.02mm。2.3.3.11检查汽轮机差胀显示值正常。2.3.3.12检查汽轮机上、下缸温度显示正常。2.3.3.13启动高压启动油泵。2.3.3.14启动一台EH油泵，另一台投入联锁。2.3.4汽轮机冲转操作2.3.4.1在DEHCRT上“控制方式”中选择“自动”。2.3.4.2在“汽机主控画面一”中投入“ETS跳闸复位”。2.3.4.3在DEHCRT上“控制方式”中按下“挂闸”按钮，检查高、中压主汽门、旋转隔板自动全开，开启，开启一、二、三、四、五、六段抽汽电动阀、逆止阀和A、B侧高排逆止阀。2.3.4.4在DEH“转速控制”中按下“升速率”按钮，设定升速率为100r/min/min；按下“目标值”按钮，设定目标转速500r/min，按下“进行”按钮，机组开始升速。2.3.4.5按下 “GV控制”， 检查“功率回路”在退出位置2.3.4.6当转速大于4.3r/min时,检查盘车自动脱扣退出运行，停止盘车电机运行。2.3.4.7逐渐关小I、II级旁路调节阀开度，直至关闭。2.3.4.8及时调整轴封供汽压力，保持轴封供汽正常。2.3.4.9当DEH显示盘“转速”窗显示出500r/min时，“进行”灯灭，“保持”灯亮；在DEH“转速控制”中按下“摩擦检查”， 进行机组检查：（1）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常。（2）检查各径向轴承温度小于90，推力轴承温度小于90，检查各轴承回油温度小于65，检查各轴承的振动、油流情况正常，并特别注意检查及调整冷油器出口润滑油温在3845。（3）检查低压缸排汽温度小于60。（4）低速暖机5min。（5）投入夹层加热装置。开启联箱疏水阀。开启联箱进汽阀。逐渐开启联箱进汽电动阀。调节联箱进汽电动阀，控制高压缸胀差在0.5 mm 3mm，当高压缸胀差小于0.5mm时，可适当关小电动进汽阀，当高压胀差超过3mm时，可适当打开电动进汽阀，高压缸允许胀差为+5 mm-2.5mm。在加热过程中，调节上下夹层分路进汽阀，来调整高压缸内缸及外缸金属温度，上下缸温差。关闭联箱疏水阀。在投入汽缸夹层加热过程中，保持联箱压力不超过4.4 MPa。当高压内缸内壁金属温度达400时，切除汽缸夹层加热装置，关闭汽缸夹层加热进汽阀和联箱进汽电动阀，注意夹层联箱进汽电动阀应关闭严密，防止联箱超压。（6）DEH-CRT和就地检查确认：转子晃动值0.07mm；转子轴振0.075mm；轴向位移不大于0.8mm，不小于-1.0 mm；汽缸绝对膨胀指示正常；内缸外壁与外缸内壁温差3540；高压内缸上下壁温差35；法兰左右温差15；法兰上下温差20；汽缸及法兰内外壁80；汽缸与法兰80；外缸法兰中壁与螺栓50；高压胀差不得超过+6 mm-3.3 mm；低压差胀不得超过+7 mm-4mm；2.3.4.10经检查无异常后，设定目标转速1000r/min，升速率100r/min/min，按“确认”“进行”键。2.3.4.11当转速达到800r/min以上时，检查顶轴装置自动停止，否则手动停止。2.3.4.12当转速升至1000r/min时，暖机20min，应对汽轮机再次确认各参数正常，发电机本体系统进行仔细检查，发现异常立即停止操作。检查项目如下： 发电机滑环电刷是否接触良好，有无跳动、破碎现象、卡涩现象；发电机振动应符合要求；冷却风温度应符合规定；仔细检查各部件有无机械摩擦、局部发热、轴承振动等；2.3.4.13以上各参数若超限或接近限制值并有上升趋势或不稳定，禁止汽轮机升速。2.3.4.14设定目标转速2200r/min，设定升速率100r/min/min，按“确认”、“进行”键。转速升至2200r/min，暖机30min。2.3.4.15设定目标转速3000r/min，设定升速率100r/min/min，按“确认”、“进行”键，将转速升至3000r/min。2.3.4.16当汽轮机转速至3000r/min，全面检查机组正常，做脱扣试验：(1)可在控制室同时按下汽轮机两个脱扣按钮，或在就地手动脱扣汽轮机，确认跳闸机构和阀门动作功能正常：显示高、中压主汽门、 高、中压调节汽门、回转隔板阀位指示到零，汽轮机转速下降，“脱扣”灯光亮。同时检查A、B两侧高排逆止阀、一、二、三、四、五、六段抽汽逆止阀及电动阀关闭。（2）试验完毕，重新挂闸，开启一、二、四、五、六段抽汽逆止阀、电动阀及高排逆止阀，设定升速率100r/min/min，目标转速3000r/min，将转速升至3000r/min。2.3.4.17根据需要进行汽轮机注油试验。2.3.4.18就地检查主油泵出口油压为1.96MPa，入口油压0.098MPa。2.3.4.19停止高压启动油泵、交流油泵运行，并将其投入联锁。2.3.4.20检查润滑油、EH油油压、油温正常。2.4 机组并网、带初负荷2.4.1升压方式:励磁系统升压2.4.2升压操作的一般规定（1）将发电机加热器停运、停电，投入发电机空冷器。（2）发电机转速必须达到3000r/min稳定，且接到值长命令，投入热工保护压板后，方可投励磁升压。（3）在升压过程中，如发电机电压失控，定子有电流，发电机变压器有异常现象，应立即拉开FMK开关。（4）当励磁电流、电压达到空载额定值时，发电机电压仍未达到额定值，应立即切除励磁，拉开FMK开关，查明原因后方可重新操作。2.4.3升压操作步骤：（1）检查DCS画面励磁方式控制在“远方”位置、无异常及跳闸信号。（2）合上发电机FMK开关。（3）检查励磁调节器为AVR方式。（4）按下励磁投入按钮。（5）检查发电机电压至额定值（15.75KV）。（6）检查发电机三相电压平衡。（7）核对、记录空载参数，励磁电流687.1A、励磁电压99.2V（75时）。（8）检查发电机定、转子回路绝缘良好。2.4.4发变组同期并列2.4.4.1同期并列必须满足的条件（1）待并机的频率与系统频率相等。（最大偏差不超过0.2HZ）。（2）待并机的电压与系统电压相等。（最大偏差不超过10%）。（3）待并机的相位与系统相位相同。（4）待并机的相序与系统相序一致。2.4.4.2准同期并列的注意事项（1）发变组并列应采用自动准同期方式。（2）大、小修后或同期回路有工作时，必须经核对相序无误后，在假同期试验正常后，方可进行发电机的同期并列操作。（3）发电机在同期操作过程中，禁止其它同期回路的操作。（4）投入自动准同期前，应试验装置良好。（5）发电机并网时，同期装置投入不得超过15分钟，。当并网条件基本满足而同期装置无法捕捉到同期点时应退出同期装置，重新投入一次，如仍然不行时应终止并网，通知保护人员检查处理。2.4.4.3准同期并列的方式：采用自动准同期并列。2.4.4.4自动准同期并列步骤（后备盘操作手动）（1）选择同期对象（即合上要进行同期并列操作对应的同期开关TK）。（2）合上同期装置投电开关TDK，同期操作装置上的“同期投电”指示灯亮。（3）合上同期起动开关QK，同期装置起动，并发出调速、调压脉冲，使发电机的频率、电压快速进入设定的频差、压差范围内，当满足同期条件时，装置发出合闸脉冲（并列断路器不会合闸），此时表示WX-98F工作正常。（4）合上同期出口开关CK，并按“确认”键，当满足同期条件时，完成同期并列合闸。更改为：（1） 选择同期对象（2） 按下“同期选中”按钮，查两边显红色；（3） 按下“同期投电”按钮，查两边显红色；（4） 按下“同期启动”按钮，查两边显红色；（5） 按下“合闸”按钮，查“已合上”指示灯亮；（6） 按下“确认”按钮。2.4.4.5发电机并列后的检查及接带负荷时的注意事项（1）发电机并列后，即带上5MW的有功负荷和一定数量的无功负荷，进行暖机。（2）维持发电机电压；暖机后的升负荷速度按汽轮机升负荷要求进行。（3）发电机增负荷过程中，应加强监视发电机，励磁变线圈、铁芯、整流桥温度变化。（4）确认主变工作冷却器运行正常。（5）冷态发电机自并列到带满负荷时间随热机参数要求应不少于80分钟。（6）带满负荷后应对发变线组系统进行全面检查。2.4.5机组并网时锅炉的操作2.4.5.1锅炉调整燃烧及、级旁路，维持主蒸汽参数稳定。2.4.5.2并网前维持汽包水位-100mm左右，防止并网后汽包水位上升过多。2.4.5.3并网后，根据汽压汽温情况逐渐关闭、级旁路。2.4.6发电机并列后，立即带初负荷7.5MW(5%)负荷，投入“功率回路”，暖机20 min，维持蒸汽参数不变。2.4.7锅炉按照滑参数冷态启动曲线升温升压，负荷随之增加，具体如下：0MW10MW：20 min10MW暖机：40 min10MW40MW：80 min40MW暖机：60 min40MW150MW：150 min2.4.7初负荷暖机期间的检查与操作2.4.7.1 在初负荷下，稳定运行20min，主汽门进口蒸汽温度每变化1.7，应增加1min稳定时间。2.4.7.2检查发电机定子铁芯，线圈温度正常。2.4.7.3检查汽轮机振动、差胀、缸胀，轴向位移及各轴承金属温度和回油温度正常，润滑油压正常，汽缸上、下壁温差正常。2.5 升负荷2.5.1 初负荷暖机结束，检查汽轮机缸胀正常，无卡涩现象。2.5.2设目标负荷10MW，设升负荷率0.69MW/min，按“确定”“进行”键。锅炉以不超过0.08MPa/min的升压率，主蒸汽以不超过1.5/min的升温率，再热蒸汽以不超过2/min的升温率进行升温升压。2.5.3投入“MFT跳机保护”。2.5.4为适应负荷要求，应增加燃料量。2.5.5 、级减温水调节正常。2.5.6按滑参数冷态启动曲线升压升温，负荷随之增加，具体过程参照下表：负荷（MW）时间（min）汽温（）汽压（MPa）010203403750.981.9610403754051.96104080