2012313#机组滑参数启动操作票

1、 河南神火电力公司发电厂 3#机组滑参数启动操作票 编号: 操作任务：机组滑参数启动 开始时间： 年月日时分 结束时间：年月日时分 发令时间：发令人： 受令人： 接：续： 序 号 执 行 操作项目 时间 一、启动前检查与准备 注意事项 1 单元长接到值长下达的机组启动命令后，应联系脱硫除灰、化学、燃料、热工 及相关人员做好启动前的准备工作。 启动前二天，通知供应部门准备（二氧化碳70瓶1X10 公斤、氢气保证10组、）到位。通知检修恢复因防冻措 施解开的设备法兰。 2 通知本机组各岗位进行相关系统全面检查，确认锅炉、汽机和电气所有工作票 结束，现场清理完毕，人孔门等已关闭，各相关试验完成（MF

2、T、ETS大联锁试 验、发电机整组试验等），机组具备启动条件。 启动前两天，进行启动前系统的全面检查，查工作票注 销情况，清查缺陷处理情况。 3 炉本体全面检杳。 检查炉膛、喷燃器、受热面和冷灰斗无结焦，各人孔门 关闭。中心风开启大于 50%各燃烧器（包括燃尽风）处 看火孔、火检手动门开启。就地检杳锅炉火焰摄像镜头 冷却系统投入正常、检查锅炉火焰TV投入正常，火灾 报警装置投入正常，空预器间隙调整装置在自动位置。 （根据实际情况进行） 4 确认各类消防系统正常，各类灭火器充足。 5 按系统对所有6kV电机摇测绝缘（大、中、小修后所有电机应测绝缘）。对6kV 和380V厂用电系统送电恢复，确认直

3、流系统、UPS系统、保安电源运行正常。 6 确认 DCS ECS DEH MEH FSSS系统正常。 启动前两天运行确定各参数正常，确认DCS中所有保护 逻辑正确，无屏敝条件。 7 所有电机、阀门送电，确认操作、控制及仪表电源等正常。 启动前二天进行各电动门、气动门开关试验，确认各阀 门、挡板开关正常，烟温探针进退正常。 8 按相应启动检杳卡对辅助系统进行启动前检杳。 启动前两天，应确认系统无工作， 各辅机的缺陷处理完 毕，影响启动的工作票全部注销。各辅机冷却水管道正 常（冬季针对防冻措施中解开的法兰、冷油器、温度表 等确认恢复）。 9 进行发变组一、二次回路检查。 10 通知热工，投入各种监

4、视仪表、自动装置、保护装置。 启动前两天，确认DCS各点参数是否正常， 若存在不显 示的问题，就地核对变送器一次门，联系热控处理。 11 确认各岗位通讯畅通，对讲机、应急灯充电正常。 启动前一天对各对讲机电池充电，保证电量充足，备好 板钩、听针、测振表、氢气检测仪等工具。 12 联系脱硫除灰人员投入电除尘灰斗和绝缘子加热，捞渣机水封槽注水。 13 检查启动炉所有设备能够可靠投运 当班值长安排合适人员负责此项工作 14 点火前对#3发电机测绝缘合格，发电机变压器组恢复备用，变压器风扇按要求 送电投入自动。 复备结束后核对发变组保护投入正确， 励磁柜风机投入 正常，DCS上各信号、位置指示正确。发

5、电机封母微正 压装置投入正常。 二、辅助系统的启动 1 联系化学启动深井泵，对凉水塔及循环水系统进行注水。 循环水系统工作结束后，应组织运行人员进行系统恢 复，关闭系统上的所有放水门，循环水系统注水时应检 查开启内、外环放空气门，放尽空气后关闭，注水过程 中，注意检查系统有无泄漏，注意水塔水位不要保持过 高，防止外溢，凝结器注水前，应关闭循环水回水旁路 门，循环水泵启动正常后， 根据规程规定若无热负荷切 至旁路运行，注意凝汽器截门井内水侧、 汽侧放水门在 开启位置。 同时注意监视消防水池、生活水池水位，防止溢流。 2 投入循环水系统。启动一台循环水泵，联系化学投入循环水加药系统。根据情 况开启

6、循环水至厂内工业水母管供水门。 循环水泵启动前，退出电加热，先切换冷却水源至工业 水，检查冷却水回水管是否通水，待泵启动运行正常后， 切换冷却水源，注意盘根冷却水应正常，排空气门有水 流出。注意切换工业水为循环水供时，应确认补充水至 工业水门在关闭位置。 泵启动前，应检查确认电机上部 轴承油位1/31/2，盘根冷却水门、上轴承冷却水门、 电机冷却水门在开启位置。 3 投入循环冷却水系统和开冷水系统。投入A、B路滤水器运行并确认滤网排污器 投自动，启动一台开式泵，检查入口、出口压力正常。 循泵启动后，及时投入循环冷却水系统和开冷水系统运 行，恢复时应注意检查开式水系统排污门在关闭位置。 定冷水冷

7、却器、油系统冷却器、闭式水冷却器、给水泵 油系统冷却器的排污门在开启位置，见水后关闭。各冷 却水进回水门在开启位置，注意操作时控制温度。投入 锅炉各辅机冷却水， 检查冷却水入口压力正常。根据环 境温度，辅机启动前可适当节流冷却水，但不得断流； 4 启动压缩空气系统，确认仪用空气、检修用压缩空气系统压力正常。 压缩空气系统投入运行后，检查各气控门供气门在开启 位置，检查气控门气控装置有无漏气，发现漏气及时通 知检修人员处理。 5 联系化学启动除盐水泵向凝汽器、定冷水箱、闭冷水箱、水位正常、水质合格 后，投入水位自动控制。 随着系统恢复各水箱即补水投入运行。 6 开启凝结水母官补水门，凝结水母官、

8、低压加热器注水赶空气。 凝结水泵启动后，即投入加热器水侧运行。注意各低压 加热器水侧放水门在关闭位置，赶完空气关闭放空气 门。 7 投入闭冷水系统。启动一台闭式水泵，通知化学投入自动加药系统，闭冷水母 管压力MPa 。 闭冷水系统水位有下降趋势，必要时开启凝结水至闭冷 水临时补水门，避免闭冷水箱缺水、满水。 8 确认送风机、引风机、一次风机、磨煤机、电泵和小汽机润滑油油质合格，油 箱油位正常。启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站， 根据油温情况投入油箱电加热。 机组整启前一天，联系化学化验油质。注意电泵工作结 束后，启动辅助油泵。汽泵油系统应提前一天投入，注 意滤网压差。 9

9、 启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在3MPa左右； 10 确认主机润滑油油质化验合格，投主机润滑油系统，根据情况投入交流启动油 泵运行，冲转前必须启动交流启动油泵：润滑油压力MPa。投顶轴油 系统，投入主机盘车，机组启动前必须连续盘车 4小时以上。盘车电流A , 转子偏心卩m记录油膜压力。 油系统投运后注意检查系统有无泄漏 转子原始偏心度20卩m 11 投入密封油系统。检查交流密封油泵、密封油再循环泵和密封油真空泵运行正 常，密封油压力MPa 。差压油箱真空Kpa 气体置换前投入密封油泵运行，差压阀退出运行时，依 靠旁路调整油压。注意启动真空油箱真空泵前应投入冷 却水，维持真空油箱咼真空。氢

10、压达到O.IMPa时，切 换为差压阀运行，注意调整油压时以就地发电机处油压 表为准。 12 气密性试验合格，对发电机进行气体置换。将氢压升至0.414MPa,注意检查油 氢差压正常（0.054MPa）。 启动前两天应进行氢气置换，氢气置换二氧化碳时， 待 氢气浓度达到98鳩上时，投入湿度计运行。赶死角时， 应控制排放时间不低于 5分钟，排放时，保证手机、对 讲机关闭，并随时监测漏氢情况。低氢压（0.1MPa以 下）运行状态下，浮子油箱中的浮球阀动作较慢，将会 引起排油不畅，故应在此时适度开其旁路门排油，氢压 超过0.1MPa后，注意浮子油箱油位，及时切至主路运 行。注意投入二氧化碳电加热器。C

11、02置换空气时，当 C02浓度达到85%以上时，发电机氢气干燥装置、氢气 冷却器（四合一的排放管）、浮子油箱、循环风机、湿 度计旁路注意赶死角，并联系化学，供氢管路进行置换。 现氢气汇流排以及 CO2汇流排各压力调节阀的开度已 经达到最大，注意不要再操作此门。 压力调整门为反向 门。（供氢一二次门有内漏现象） 13 投入定冷水系统，注意控制水压低于氢压 0.030.05MPa。发电机定冷水进水压 力 MPa 。发电机摇测绝缘。 系统恢复后即投入，注意导电率，可投入离子交换器， 注意调整定冷水母管压力、流量。根据定冷水温，必要 时可投入电加热，保证进发电机线圈水温合格，注意供 水装置上放水门在关

12、闭位置。 14 将发变组恢复备用状态，发变组出口刀闸不合，投入发电机误上电保护，启停 机保护。 15 启动凝结水系统，开启#5低加出口放水门进行凝结水系统冲洗，凝泵出口Fe v 1000卩g/l，联系化学投入凝结水精处理。冲洗合格后，向除氧器上水，维持 水位2000mm 凝泵启动前管道应充分注水，退岀电机电加热，检查系统所有放 水门关闭，注水后放空气门关闭，注意调整凝结水再循环门开度， 除氧器上水时，应注意凝结水管路（除氧层）排放空气。泵启动 前，应检查轴承油位、油质，密封水、冷却水门开启，调整密封 水压力0.40.6MPa。泵启动后，注意运行中闭冷水至凝结水泵 密封水及凝泵出口至密封水门均开

13、启。除氧器水位上至1500mm 时，停止上水，开启除氧器放水至炉疏扩门，冲洗一次。 16 投入汽机疏扩减温水系统，根据情况投入凝结水其他用户。 该系统上有放水门，注意启动前检查确认。 17 联系老厂向辅联供汽，供汽前应开启老厂至辅联管道疏水管进行充分疏水；辅 汽联箱压力MPa ，温度C。 除氧器上水后需投加热，此时要提前投入辅联， 注意开 启老厂来汽母管上疏水门，冋时辅汽联箱也应充分暖箱 疏水，避免管道振动。初期辅汽联箱各疏水全部排至无 压放水母管，排疏扩的各疏水门在关闭位置，注意真空 建立后疏水系统进行切换。 18 微开辅汽至除氧器进汽电动门，对除氧器进行加热(1.5 C /min )，保证

14、水温满 足锅炉上水要求。除氧器温度C,除氧器压力 MPa 。100C 0.15Mpa 水位正常后投入，维持水温不低于70C。 19 投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机。 20 通知除灰值班员投入除灰系统运行，投入电除尘器连续振打。 21 全面检查汽轮机疏水系统，所有疏水手动门应全部开启，所有疏水气动门按检 查卡开启或关闭。 三 、锅炉上水 冷态启动时，循环水、凝结水投入运行后，在汽轮机冲 转前，应再次确认汽轮机本体疏水、抽汽管道疏水在开 启位置。热态时，检查各疏水门内漏情况。 1 上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水： 锅炉储水罐水位小于 12m。 电动、汽动给水泵再循环

15、门操作正常。 检查高压给水系统、启动分离器前系统所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气 门开启。 开启启动分离器至锅炉疏水扩容器排水电动门，投入启动分离器储水罐水位自 动。(361 阀 AB) 关闭锅炉给水电动门，开启给水旁路调节门前、后截止门。 2 给水管道注水及锅炉上水： 按给水系统启动检查卡及锅炉汽水系统检查卡进行系统检查。 确认给水管道注水前电泵辅助油泵、汽泵交流主油泵运行。 开启三台给水泵进出口电动门及锅炉给水旁路调整门。 注水20分钟后关闭锅炉给水旁路电动门及三台给水泵出口电动门。 启动汽动给水泵前置泵，开启汽泵出口电动门，向锅炉上水。联系化学投入 AVT（除氧）运行方式。 咼加水侧注

16、水查漏后，开启咼加出、进口电动门，咼加水侧投运。 注意控制上水速度及前置泵电流不得超限。额定电流 67.2 A。 根据锅炉受热面空气门见水情况关闭放空气门，上水至储水罐水位达到 12米时， 锅炉上水完成。 A10.3/B10.8M 在投运咼加水侧时，应先通过注水阀向咼加水侧注水排 空气，各最高点排空气管出水后，关闭排空气阀。 上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录。 上水时省煤器出口集箱、 螺旋水冷壁出口集箱、 垂直水 冷壁的出口混和联箱空气门必须见水后才能关闭， 保证 将空气排净； 四 锅炉冷态清洗 1 完成锅炉上水后，储水罐水位由361阀进行控制，通过疏水泵进行开式清洗。 3 开式清洗：

17、开式清洗水质合格标准， 储水罐出水Fev 500卩g/l或浑浊度w 3ppm 油脂w 1 卩 g/l ； PHC 9.5。 启动电泵前注意退出电机电加热。 4 冷态循环清洗：开启疏水泵至凝汽器电动门，维持25%B-MC清洗流量进行循环 清洗。省煤器进口水质达到下列指标，冷态循环清洗结束：电导v1卩s/cm , Fev 100 卩 g/l , PH 值 9.3 9.5。 根据排水实际情况，决定疏扩水排水至凝汽器或排水 槽，就地加强检查。 五 汽轮机真空建立 循环清洗前，启动真空泵抽真空。 1 投入轴封系统运行。 对辅汽至轴封系统充分疏水后，投入轴封系统。注意轴封温度、压力控制，启 动轴加风机，维

18、持轴加压力 2.5kPa左右。检查轴封母管压力在 30-55kPa，低 压轴封温度自动维持在 150C,不得超出121177C范围。高压轴封温度200C, 不得超出150260 C范围。 小机准备启动时投入轴封，开启本体疏水阀、排汽蝶阀。 注意轴加疏水管的水封应先注水。汽封母管压力维持在 0.04-0.05Mpa，温度为150260 C，低压汽封经喷水减 温后,汽封温度控制在121177 C。 2 凝汽器抽真空。 小机无法投盘车，注意轴封投入不可过早，投入前管道 要充分疏水。 关闭凝汽器真空破坏门并投其水封。 启动二台真空泵开始抽真空，主机凝汽器真空大于 90kPa时，停运真空泵， 投入备用。

19、 3 检查确认满足 EH油泵启动条件，投入EH 油泵运行，控制 EH油温32-54 C 正常。EH油母管压力MPa 。 六 锅炉燃油泄漏试验和锅炉吹扫 系统恢复后，即投入运行，油温低时应启动EH油循环 泵，投入电加热，注意油温正常后及时退出。 1 启动两台空预器。检查开启两台空预器入口烟气挡板和出口一、二次风挡板。 3 启动第一台引风机，缓慢开启引风机静叶，将炉膛负压调整至-100Pa，投入该 引风机自动，检查自动投入正常。 4 启动第一台送风机，将送风机动叶开度调整至10溉右。 5 启动第二台引风机，调整引风机静叶，使两台引风机出力一致，投入该引风机 自动。启动第二台送风机， 将送风机动叶开

20、度调整至 30%左右，投入两台送风机 自动，开启风道联络门，各层燃烧器二次风挡板、燃尽风挡板至吹扫位，调整 锅炉总风量在880t/h左右。 6 检查开启所有少油油枪、点火油枪、风道燃烧器燃油供油手动门、少油油枪压 缩空气雾化手动门、开启点火油吹扫蒸汽手动门、对油枪蒸汽吹扫管路进行暖 管。 7 进行燃油泄漏试验。“燃油泄漏试验成功”信号发出，启动炉膛吹扫。5分钟后 炉膛吹扫成功信号发出，复位MFT跳闸继电器。 8 检查锅炉吹扫完成。 9 检查打通一套磨煤机风道（取好是空磨或开启清扫风），启动两台一次风机，正 常后并列，调整一次风压9.0KPa后投入一次风机自动，调整锅炉总风量在 660/880t

21、/h 左右。 10 检查磨煤机各密封风门开启，启动一台磨煤机密封风机，投入另一台密封风机 备用，检查密封风机正常，检查磨煤机密封风与一次风差压3kPa。 七 锅炉点火 1 锅炉点火前的检查准备 检查空预器吹灰装置工作正常，火灾报警装置投入正常，空预器间隙调整装置 在自动位置。确认各点火器电源正常 检查锅炉烟温探针进退灵活，投入锅炉烟温探针；锅炉各吹灰器全部退出炉外， 处于备用状态。 检查锅炉过热器出口 PCV阀具备投运条件。 检查机炉各主要辅机运行正常。检查汽机疏水开启。旁路投入自动，旁路后温 度 300/100 C 2 锅炉点火 投入风道燃烧器，磨煤机暖磨。 将锅炉给水流量降至 409t/h

22、。 开启烟道挡板，过热侧开 70%再热侧开60% 锅炉点火前应检查确认汽机油系统、盘车、汽机防进水、真空系统正常，汽机 各主汽门、调门处于关闭状态。 投入炉前燃油系统，调整炉前供油压力在3MPa左右。 开启少油点火油枪油配风手动隔离门和电动调节阀， 检查B层油配风系统良好， 控制少油点火油压为1.0MPa左右。投入B层少油点火油枪，投入点火油压力自 动。 投入空预器连续吹灰系统。 就地检查少油储能稳压罐压力正常（0.8 1.2MPa）,油 枪着火正常。（在少油运行期间，应经常监视燃烧器壁 温600 C,发现壁温上涨较快趋势， 要及时退出该少油 油枪，联系维护检查是否出现结焦情况。） B磨煤机入

23、口风温加热至 100C、磨煤机出口温度达 60C时且当B1、2、3、4 少油油枪投入正常时，适当调整锅炉B层二次风挡板开度，启动B磨煤机，调整 一次风压力正常大于 6kpa,维持给煤量在最小煤量 15t/h,投入磨煤机出口温度、 风量自动，适当调整锅炉总风量及一次风速。 风道燃烧器运行期间应就地检查是否漏油、漏风，用点 温计测量燃烧器根部裸露部分壁温 在点火的过程中，要注意观察启动分离器储水罐水位，确认361阀能正常控制 储水罐水位。 B磨煤机正常后，根据燃烧及升温升压情况逐步增加給 煤量。磨煤机投运后定期检查B层油枪是否着火良好， 防止油枪灭火后联跳磨煤机。（火焰保护可暂时不投） (11)

24、观察炉膛出口烟气温度、水冷壁壁温、炉水温度、主汽温度和压力的变化。同 时监视锅炉各壁温温度（冋一截面上的测点温度）差小于50C，当温度、压力 上升趋缓或变化不大时，应适当增加煤量。 锅炉点火升压后投入旁路系统自动。主、再热蒸汽压力 0.2MPa,关闭剩余各空气门。 (12) 锅炉点火后，适当开启顶棚过热器集箱、后包墙下集箱、低温过热器、屏式过 热器、咼温过热器疏水门进行疏水，确保过热器内无积水，直至主蒸汽压力达 0.2-0.5MPa，关闭过热器系统疏水门。适当开启低温再热器集箱、高温再热器 集箱疏水门进行疏水，确保再热器内无积水，直至再蒸汽压力达0.3MPa,关闭 11 / 23 河南神火电力

25、公司发电厂 再热器系统疏水门。 (13) 锅炉点火升压后投入旁路系统。投入高低压旁路自动和减温水自动，检查开启 高低压旁路减温水气动截止门。主、再热蒸汽压力0.2MPa,开启主、再热蒸汽 系统疏水门。 (14) 锅炉起压后，应注意监视汽缸温度变化，检查咼中压主汽阀、调节汽阀及咼排 逆止阀关闭严密，W阀和BDV阀开启。 “锅炉已点火”信号发出后，旁路系统投“自动”状态。 CRT上分别将“高旁阀”、“高旁减温水阀”、“低旁 阀1”、“低旁阀2”、“低旁减温水阀1 ”、“低旁 减温水阀2”投“自动”。查高旁后温度设定为300C, 低旁前再热汽压力设定为：1.0MPa，低旁后温度设定为 100 C。为

26、防止低旁后温度高至150 C而动作关闭，开 机应注意凝结水压力，低旁后温度动作值200/160 C, 咼旁后温度不得咼于 350 Co 3 热态冲洗（分离器压力0.2mpa117 C易汽水膨胀） 控制分离器压力达到 1.25 MPa，炉水温度到190C,维持此温度和压力，锅炉 开始进行热态清洗。将旁路最小压力修改为要求值， 维持在最小压力定压运行。 联系化学值班员取样化验启动分离器储水罐水质，检测水质时停止锅炉升温升 压，排水中含Few 50卩g/l，热态冲洗结束。升压开始，饱和温度升咼率不大于 2C /min 热态清洗期间控制炉膛出口烟温V580 C,全面记录锅炉膨胀一次， 注意监视汽 机疏

27、扩不得冒正压。注意空预器冷端温度，必要时投入再循环运行。 八 锅炉升温升压阶段 1 根据升温升压要求，检查热一次风温度高于180 C，进行 A磨煤机暖磨，当 A 磨煤机出口温度达 60C且F1、2、3、4油枪投入正常时，启动A磨煤机，调整一 次风压力正常，维持给煤量在最小煤量，投入磨煤机出口温度、风量自动，然后 根据锅炉燃烧稳定情况逐渐增加给煤量，注意观察启动分离器储水罐水位调节 阀自动跟踪良好。 2 当空预器热一次风温度达180C,满足磨煤机干燥出力时，退出风道燃烧器运行， 关闭供油角阀 3 4 锅炉升温升压阶段，控制锅炉升温率为 2C/min ,检查锅炉膨胀指示正常并记录。 过热器启动用减

28、温水电动总门开启（省煤器前），关闭 正常运行用减温水电动总门（省煤器后）。 5 热态清洗完成后，应调节汽机旁路系统以使蒸汽温度满足汽机冲转条件，注意 旁路系统运行正常。 九 汽机高压缸倒暖（冷态启动时） 1 高压缸预暖操作准备。高压内下缸内壁温度C。 确认高压缸预暖条件满足：高压内下缸内壁温度低于150 C；汽机处于连续盘车 状态；凝汽器真空87Kpa以上；再热冷段蒸汽压力不低于0.7MPa,温度 200-250 C。至少28C过热度。主汽门、调门、高排、一抽逆止门关闭严密 2 高压缸倒暖操作。 当预暖参数到达后，关闭高排逆止阀前后疏水阀。开启倒暖电动截止门（二次 门），检查咼压缸通风阀自动关

29、闭（W阀）。 缓慢开启暖缸倒暖调节电动门（一次门）达10%左右开度保持30分钟，根据汽 缸金属温升率调整暖缸调节阀的开度。使暖缸温升率小于50C /h。 根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门及疏水阀的开度，使调节级后压力逐渐升 高至0.4 MPa0.5MPa，高压内下缸内壁金属温度缓慢上升到 150C。 一次门开启要缓慢， 冋时应就地查看阀门位置，防止对 汽缸造成冲击。 高压内下缸内壁温度达到 150C后，进行闷缸。闷缸时倒暖阀保持原有开度，缸 内汽压维持在0.40.5 MPa，不得超过0.7 MPa，否则应适当调整倒暖调节阀。 3 咼压缸倒暖结束后操作。 关闭倒暖调节门至10%，保持5分钟，然后

30、在5分钟内逐步关闭倒暖调节门。 倒暖调节门全关后，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。 退出倒暖，关闭倒暖电动截止阀，高压缸通风W阀自动开启。 十 汽机高压调阀室预暖 注意VV阀开度要就地确认。 1 高压调阀室预暖条件。调阀室内外壁金属温度/C。 调阀室内或外壁金属温度低于150 C时，必须对调阀室预暖。 2 调阀室的预暖操作。 确认汽机处于跳闸状态，EH油系统已投运正常。检查主蒸汽温度高于271 Co 确认主再蒸汽管疏水、咼中压主汽阀座疏水和咼压调阀后导汽管疏水开启。 在汽机DEH“自动控制”画面点击“汽机挂闸”按钮，进行挂闸操作。检查咼中 压主汽阀关闭，高压缸通风阀及事故排放阀开启。 选择DEH

31、 “自动控制”画面“阀壳预暖”按下，在操作面板上选择“投入”，检 查右侧高压主汽阀开启到预暖位置21%。 监视调阀室内外壁金属温差，当咼于80 C时，按下“阀壳预暖”按钮，在操作 面板上按下“切除”，关闭右侧高压主汽阀。 待调阀室内外壁温差低于 70 C时，再次进行预暖操作，开启右侧高压主汽阀至 预暖位置。 注意控制好温升速率及内外壁温差。预暖时，应注意监 视汽轮机转速和盘车有无变化， 防止因调门不严而冲动 转子。 重复以上操作，直到调阀室内外壁金属温度均上升到180C以上，且内外壁温差 低于50C,调阀室预暖操作结束，按汽机停机按钮，检查右侧高压主汽阀关闭。 十 汽机冲转 1 汽轮机冲转条件

32、。 盘车运行正常且连续盘车时间在4小时以上，转子偏心度符合要求。 盘车转速r/min，盘车电流A,转子偏心度卩m。 主蒸汽参数符合要求：主、再热蒸汽压力依据启动曲线，主、再热蒸汽温度至 少有50C以上的过热度，温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。 冲转前汽机中压内缸内壁温度C； 主汽压力MPa，机侧主汽温度C, 再热压力MPa，机侧再热汽温C。 值长安排好各岗位巡检人员，准备好测振表及听棒。 化学通知汽水品质化验合格。 主汽压力8.63MPa，主汽温度 380 C；再热汽压力 1.1MPa，再热汽温度 330 C；润滑油压 0.176MPa，润 滑油温控制在 35C40C, EH油压11MPa、油

33、温正常 32 54C。 润滑油压0.176MPa,润滑油温控制在 35C40C，不低于30C。 EH油压 11.2 0.2MPa,油温正常（3254C）。 TSI系统无报警，联系热控确认ETS主保护在投入。 高低压旁路处于自动控制方式。 主、再热蒸汽压力依据启动曲线，主、再热蒸汽温度至少有 50C以上的过热度， 温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。 2 冲转操作 汽轮机冲转前控制咼旁开度在60-80 %左右。 汽轮机默认为中压缸启动方式。在DEH“自启动控制”画面确认ATC自启动方式 切除。在自动控制画面点击启动方式，在操作面板上中选择中压缸启 动，状态显示 中压启动，表示冲转方式为中压缸启动方式

34、。 汽机冲转期间，锅炉要稳定参数，通过增减给煤量和油 枪的投退维持汽温、汽压。 在DEH “自动控制”画面点击“汽机挂闸”，“挂闸”指示灯亮，挂闸成功后检查高中压主汽 门、调速汽门处于关闭位置。检查高压缸通风阀（ VV阀）、事故排放阀（BDV阀）开启。 在DEH自动控制”画面点击运行”，在操作面板上选择运行”，检查所有咼、 中压主汽门全开。 在DEH“自动控制”画面点击“自动 /手动”，在操作面板上中选择“自动”，状 态显示“自动”，即操作员自动运行方式（0A） 注意就地检查 VV阀、BDV阀位置。 在DEH “自动限制”画面，将各阀门“阀位限制”设置120% 摩擦检查。 输入目标转速 200

35、r/min，点击升速率值，输入100r/min/min，点击 进行/保 持”，在操作面板上选择“进行”，状态显示“进行”。 中压调阀逐渐开启，汽轮机冲动，就地检查盘车装置自动脱扣正常，停止盘车 电机，否则应立即打闸停机。 汽轮机转速至200r/min时，选择“摩擦检查”按钮，在操作面板上选择“投入”， 状态显示“投入”，检查中压调阀关闭，就地进行汽轮机检查，仔细倾听汽轮机 内部声音正常，检查轴向位移正常。 摩擦检查合格后，在“自动控制”画面，点击“摩擦检查”，选择“切除”，确 认切除，汽机200r/min停留时间不超过5分钟。转速不得到 0! 冷态启动升速至1500r中速暖机。温、热态启动直接

36、冲转至3000r/min。 在“自动控制”画面选择“暖机运行”，在操作面板上选择“投入”，状态显示 投入，表示咼压缸正暖均热方式投入。温、热态启动不必投 暖机运行， 直接冲转至3000r/min。 输入目标转速400r/min，输入升速率100r/min/min，点击“进行/保持”，在操 作面板上选择“进行”，状态显示“进行”。 检查高压调阀微微开启，冲转到 400 r/mi n 时，高压调节汽阀的开度被锁定， 确认高压通风阀处于全开位置。中压调阀开度6%检查BDV阀自动关闭。 输入目标转速1500r/min，输入升速率100r/min/min，点击进行/保持”，在 操作面板上选择“进行”，状

37、态显示“进行”。中压调阀逐渐开启冲转到 1500r/min，进行中速暖机 250min。 检查低压缸喷水减温投入自动，否则应手动开启。 注意400rpm需停留约5分钟，系统记忆阀门开度。 2010r/min时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止，投入备用，注意监视润 滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常。 汽机升速要通过 910r/min1113r/min的第一临界转速 区域及1541-1946r/min的第二阶临界转速区域。过临界 时，注意升速率自动升至300r/min/min，注意对过临界 时振动监视运。 暖机过程中加强汽轮发电机组振动、各部金属温度温差、轴向位移、胀差、汽 缸膨

38、胀、润滑油温油压等监视。 系统进行全面检查；要求汽机真空值大于88KPa;低 压缸排汽温度低于 52 C 中速暖机结束条件：汽机高压调节级温度320 C；汽机中压进汽处内壁温度 320C，中压缸排汽处内壁温度240C ；高中压缸膨胀8mm实际高中压缸膨 胀mm。 在机组转速1500r/m in时，应检查确认发电机碳刷活动正常，无跳动。高排温 度不超250 C 中速暖机结束，升速至定速。 中速暖机期注意监视汽缸热膨胀、高中压差胀、低压缸 差胀及各轴承振动。 中速暖机结束后，联系合上1神光1甲刀闸 中速暖机结束后，切除“暖机”，高调门关闭，中调门控制转速 1500r/min。输 入目标值3000r

39、/min，输入升速率100r/min/min ，点击“进行/保持”，在操作 面板上选择“进行”，状态显示“进行”。 顶轴油泵停运后，注意监视各轴承振动及回油温度是否 正常。 2010r/min时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止，投入备用，注意监视润 滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常。 汽轮机转速升到3000r/min后，对汽轮发电机组进行全面检查，记录测振一次。 检查发电机误上电、 启停机保护压板在投， 送上1神光 1开关操作电源，检查励磁柜风机投入正常。 确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，润滑油温度控制自动设定至43 C。确 认主油泵入口压力达 0.0980.147MPa

40、。轴承润滑油压力为 0.176Mpa。 升速后要注意监视高压排汽口温度，防止超温。 460/420 C 投入发电机氢气冷却器冷却水，投入氢温自动控制，设定值40 C，检查定冷水 温自动控制正常，设定值 45 C。检查发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系 统运行正常。检查低缸喷水及排汽缸温度正常，不超过80C。 3000rpm后，应全面检查系统，注意检查主油泵进/出口 油压；润滑油压；润滑油进、回油温度；抗燃油压；油 氢压差0.056MPa ;氢气温度；发电机定子冷却水温度 和电导率；定子铁芯温度v 120 C,汽机轴向位移、高 中压胀差、绝对膨胀、各瓦温度（金属温度、回油温度）、 汽缸壁温差。

41、 3000r/min后，根据需要进行有关试验：危急遮断器注油试验； 汽机ETS保护动 作试验。主、调阀严密性试验。手动脱扣试验。 试验合格后，检查主油泵工作正常，确认主油泵出口油压1.372MPa时，主机 润滑油压、主油泵入口油压正常，停运交流润滑油泵、交流启动油泵。 注意保持汽侧、励侧冷氢温度一致，调整氢温时注意检 查发电机铁芯温度是否正常。此时应注意检查氢气纯 度、用漏氢仪对系统全面检查，氢温升高后加强对氢压 的监视。 在冲转过程中振动超限，立即手按“紧急停机”按钮或就地手动脱扣器停机， 投入连续盘车，检查转子偏心值，待转子偏心值回到原始值并检查机内无异常、 连续盘车时间足够（应不少于 4

42、小时）后方可重新启动。严禁降低转速暖机或 强迫升速。所有轴瓦振动值1500r/min以下30卩m,临界转速区间100卩m 所有相对轴振动值250卩 发电机3000r/min合上出口刀闸，合上同期装置操作空开。 切泵时注意密切监视主机润滑油压、主油泵入口压力正 常。 十 并网带初始负荷 发现振动大至停机时，应果断打闸停机。 1 汽轮机3000r/min，全面检查汽轮发电机组运行正常，由值长下令发电机并网。 发电机并网应采用顺控方式，当顺控异常且暂无法消除时，采用手动准冋期方 式并网。 可投入高60-660MW低0-60MW负荷限制 2 与系统并列时，应符合下列条件： 待并发电机的电压与系统电压接

43、近或相等。 待并发电机的相位与系统相位接近或相等。频率一致。 发电机大修或同期回路变动后，须经核对相序正确，方可进行并列操作。 3 发电机并网操作。 确认发电机、主变、高厂变及线路已恢复备用，满足投运条件；微正压装置已 投运。确认发变组保护正常投入，故障录波器投入，发电机励磁系统处于备用 状态，启励电源投入。 确认220KV神光1回线线路带电，电压正常。 确认发电机励磁调节器已切为“远方”且无报警。 投入#3发变组励磁调节器 AVR至自动通道运行。 在DCS上合#3发电机 MK开关。 点击AVR投励磁界面，投入励磁。 确认发电机励磁开关已合上，发电机出口电压自动升压至22 KV。 核定#3发电

44、机励磁空载运行值正确(UfO=152.5V，If0=1792.7A) 发电机升压过程加强发电机定子电流为0和绝缘检测 电压的监视，有零序电流时应果断打闸停机。 投入#3机同期装置，在 DEH“自动控制”画面点击“自动同期”，在弹出式操作 面板上选择“投入”，状态显示“投入”。 (11) 确认发变组出口开关已合上，发电机三相电流平衡，机组自动带5%额定负荷。 发电机升压过程加强发电机转子电流的监视，防止PT 断线误加大励磁造成发电机过励磁，额定电压时必须核 对发电机的空载参数正常。 (12) 确认冋期装置自动复位。断开冋期装置操作空开，退出发电机误上电保护，启 停机保护。 出现发电机PT断线、同

45、期装置异常、DEH转速不稳时 禁止并列。 (13) 调整#3发电机无功出力至正常值，保证不进相运行。 发电机发生非同期并列时，果断解列发电机；并网后带 初始负荷后，注意监视发电机各部温度，定冷水压、流 量、氢温、氢压正常。 (14) 汇报调度，发电机并网完成。 4 检查烟温探针处温度 580 C退出烟温探针运行。 同时注意保持主汽压力稳定，锅 炉加强燃烧。负荷 6万关闭主、再热蒸汽管道咼压疏水门。 5 全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油 温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差、氢油压差等各项参数在正常范围 之内。 30MW暖机过程中，温升不超过83C /h

46、6 机组带初负荷阶段，加强主再热蒸汽参数、汽缸金属温度的监视，注意低压缸 喷水自动控制情况，控制低压排汽温度在47 C以下，最高不得超过 80 C。 机组并网后根据负荷及时增加燃料量加强燃烧， 注意保 持主汽压力稳定。随燃料量的增加，但要保证361阀始 终有10%左右的开度。 按机组启动曲线和汽机缸温情况进行主、 再热蒸汽温度 控制。 7 投入低加、#3高加汽侧运行，疏水逐级自流，逐步投入低加水位自动。 8 根据汽缸温度，进行初负荷暖机30-60min。检查旁路维持主蒸汽压力8.63MPa （热态、极热态为10.0 MPa，随着汽轮机调门逐渐开大，高低压旁路逐渐关小。 与锅炉加强联系，维持各项

47、参数在正常范围之内。 9 按机组启动曲线和汽机缸温情况进行主、再热蒸汽温度控制。 注意监视各加热器水位变化，四抽起压后，开启四抽逆 止门前后电动门、四抽逆止门，暖管到四抽至小机进汽 逆止门。 十 升负荷过程 1 检查氢温、密封油温、主机润滑油温、定冷水温、EH油温自动调整正常，否则 手动调整正常后投入自动控制。 2 设定阀位指令40%设定升负荷率约 30MW/min （根据参数及旁路动作情况确定 速率）的速率升负荷。随着负荷增加，中调门逐渐开大，当调节器总设定指令 约20%寸，检查中压调阀接近全开（约60-90 %）,随后高压调阀逐渐开启。 3 蒸汽流量指令约20%，确认高压缸通风阀自动关闭，

48、高排逆止阀得电处于自由 状态，随后被高压缸排汽冲开。 4 负荷60MW寸，检查防进水高压疏水阀组自动关闭。 切缸时注意咼、低压旁路自动控制是否正常，与锅炉协 调好，调整好燃烧，以保证切缸时高压缸的进汽量，防 止高压缸排汽超温。460/420 C 5 6 切缸过程中，应注意监视机组咼排金属温度、轴向位移、推力轴承金属温度、 差胀、缸温的变化，监视主再参数变化，加强机炉联系，稳定燃烧。 注意主汽温度需咼于 470C且过热度大于 50C,疏水才 能关闭。 7 8 切缸完成后，从低到高依次投入高加汽侧运行，#1、2高加疏水通过正常疏水 阀控制，逐级自流到#3高加，#3高加通过事故疏水调节阀控制，疏至凝

49、汽器。 9 冷再压力1.0MPa时，将辅汽供汽切至冷再，并投入冷再供汽至辅汽联箱调门 自动。注意切换要缓慢，保证汽温、汽压稳定，主、小机真空、轴封供汽正常。 根据实际情况将冷再投入辅备用，压力设定0.6MPa。 10 高低压旁路关闭后，将 DEH投遥控，即DEH “自动控制”画面“ CCS控制”投 入。在“负荷协调控制系统”画面，投入“汽机主控自动”，将机组运行方式切 换为汽机跟踪方式TF,机前压力设置为8.63MPa （热态、极热态启动设置为 10.0MPa）。 注意控制高加温升速度，每分钟2 C /min控制好高加 水位。 11 随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力8.

50、63MPa,当高 压调阀接近全开后（总阀位指令约 90 %，负荷约30%额定负荷），机前压力随 锅炉燃烧量的增加而升高，进入滑压运行阶段。 12 负荷120MW寸，检查防进水中压疏水阀组自动关闭。 14 负荷120MW寸，投入A层点火油枪，启动A层制粉系统，投入磨煤机出口温度、 风量自动。150MW各厂用电由启备变供电倒换为由高厂变供电。 根据燃烧和机组负荷情况，暖第三台磨煤机，投入准备 投运磨煤机的层点火油枪。 15 机组负荷在160MW左右，检查启动分离器储水罐水位降至12米以下，检查启动 分离器储水罐水位调节阀（361阀）关闭；361阀全关后，关闭361阀后至疏扩管 道上的电动闸阀。暖管

51、水管路手动门开启，开启省煤器出口至启动分离器储水 罐排水管道暖管电动门，开启启动分离器储水罐至二级减温水门。此时锅炉转 为水煤比控制。 维持给水流量基本不变， 逐渐增加燃料量，观察启动分 离器储水罐水位，361阀开度逐渐减小，水位逐渐下降。 干湿态转换保持水量不变，加强燃烧平稳过渡至干态， 注意中间点温度及水冷壁出口混合集箱温度正常.（小 于 440C） 16 锅炉转直流运行后检查给水流量自动调节器跟踪正常，给水流量随锅炉热负荷 升高逐渐升高。 17 当主给水旁路调节门开度大于90%开启主给水电动门，将锅炉给水由旁路给水 调节门控制方式切换为主给水管路运行。 18 根据情况，启动一台汽泵，与电泵并列运行，检查汽泵运行正常后，逐步增加 汽泵转速、降低电泵转速，电泵勺管至零位，维持电泵再循环流量运行。 汽泵冲转参数：冷态 0.55Mpa过热度50C，温态 0.55Mpa汽温小于300 C过热 度50 C以上，热态 0.55Mpa汽温大于300 C过热度50 C以上， 目标500r ,速率：冷200、温300、热400r/min/min。500r检查停留不超过 5min 升速至1000r暖机40min升至1800r暖机10min。升速至2840r且锅炉满足自控 条件投入CCS速率被限制在 1000r/min/min。 1800r应详细检查