1000mw机组启动分类

1、机组启动分类1.4.1 基本规定1.4.1.1 启动方式的划分：1） 汽轮机状态规定，以高压缸调节级处内缸内壁温金属温度T来确定：采用高压缸启动方式（A） 冷态 150T274；（B） 温态 274T432；（C） 热态 432T520；（D） 极热态 T520。 2） 锅炉各种状态下启动时间规定：采用高压缸启动方式，锅炉的启动时间（从点火到机组带满负荷）与汽轮机相匹配（A） 冷态启动（停机时间72h）： 1011h（B） 温态启动（72h停机时间10h）： 45h（C） 热态启动（10h停机时间1h）： 33.5h（D） 极热态启动（停机时间1h）： 3h3） 发电机状态的规定（A） 运行状

2、态：在热备用基础上，励磁系统灭磁开关在合位，发电机带电运行。（B） 热备用状态：发电机、励磁系统保护已投入；发电机出口断路器在断位，出口隔离开关在合位，发电机出口断路器、隔离开关的控制和动力电源已送电；发电机中性点刀闸在合位；发电机出口PT在工作位，PT二次开关在合位；发电机灭磁开关在断位，可控硅整流装置交、直流侧刀闸在合位，各熔断器均已放上，AVR装置的交、直流电源已合上且装置正常。（C） 冷备用状态：发电机出口断路器在断位，发电机出口隔离开关在断位，发电机出口断路器、隔离开关的控制和动力电源在断位；发电机出口PT在工作位，PT二次开关在分位；励磁系统灭磁开关在断位，可控硅整流装置交、直流侧

3、刀闸均在断位。（D） 检修状态：在冷备用状态的基础上，退出发电机、励磁系统的相关保护；发电机接地刀闸在合位，拉出发电机出口三组PT小车，发电机中性点刀闸在断位。4） 锅炉各种启动方式下升负荷控制速率及时间表负荷状态2ECR （min） （%/min）5ECR （min） （%/min）30ECR（min） （%/min）50ECR（min） （%/min）总时间 min）冷态580.5 （8min）500.5 （50min）240.75 （25min）101.5 （40min）265温态00.5（6min）260.5（50min）250.75 （25min）82.0 （30min）170热态0

4、1.0（4min）61.0（23min）231.0 （20min）63.0* （23min）105极热态01.0（4min）61.0（23min）231.0 （20min）63.0* （23min）105说明：表中带*的负荷控制率3.0%/min实用于50%ECR90%ECR，在起后的90%ECR100%ECR范围内负荷控制率为1.0%/min。5） 各种启动状态下的冲转参数如下：汽轮机冲转的参数要求状态停机时间汽轮机金属温度冲转时的主汽压力冲转时的主汽温度冷态大修后2749.6MPa415温态32h2744329.6MPa440热态8h4325209.6MPa480极热态1h5209.6MP

5、a5106） 当炉侧启动状态与机侧不一致时，一般以机侧的状态确定冲转参数。1.4.2 冷态启动1.4.2 冷态启动1.4.2.1 机组启动前准备1.4.2.2 凝结水系统管道清洗1.4.2.3 锅炉冷态清洗1.4.2.4 高压缸投预暖1.4.2.5 锅炉风烟系统投入1.4.2.6 炉膛吹扫1.4.2.7 锅炉点火1.4.2.8 检查关闭锅炉所有疏水、排气阀。1.4.2.9 发变组转为热备用状态1.4.2.10 锅炉升温、升压1.4.2.11 汽轮机冲转应具备的条件1.4.2.12 冲转1.4.2.13 暖机升速1.4.2.14 定速1.4.2.15 发电机并网1.4.2.16 暖机1.4.2.

6、17 机组升负荷至15额定负荷1.4.2.18 投运第一套制粉系统（采用微油点火本部分跳过）1.4.2.19 机组负荷达到200MW时，投运第二套制粉系统，启动第二台一次风机并准备第三套制粉系统随时可投入运行，注意调整燃烧保持主再热汽温、汽压稳定。当四抽压力达到0.196MPa后，开启四抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，关闭辅汽至除氧器电动门，检查四抽带除氧器运行正常。1.4.2.20 锅炉由湿态转干态1.4.2.21 给水旁路门切至主给水荷，1.4.2.22 升温、升压、升至额定负荷1.4.2.23 超速试验1.4.2.1 机组启动前准备机组启动前，按机组辅助设备规程有关内容，依据检查卡逐步投入

7、下列各系统并检查其运行正常。投入系统时应综合考虑好各段负荷分配的均衡。1） 工业水、消防水系统。2） 厂用及仪用压缩空气系统。3） 循环水系统。4） 开式冷却水系统。5） 闭式冷却水系统。6） EH油系统。7） 主机润滑油、顶轴油系统、密封油系统。8） 主机连续盘车。9） 辅助蒸汽系统。10） 发电机氢气系统、定子冷却水系统。11） 化学补给水系统。12） 凝结水系统。13） 各辅机润滑油系统。14） 主机真空系统、轴封系统。15） 所有设备动力电源送电。16） 燃油系统。17） 微油点火辅助系统。18） 汽泵组处于备用状态。19） 脱硫系统具备投运条件。20） SCR系统具备投运条件（4号机

8、组）。1.4.2.2 凝结水系统管道清洗1） 检查确认系统各阀门状态正确。2） 检查凝结水系统运行正常。3） 检查主机轴封系统、轴加风机、真空泵运行正常。4） 通过5号低压加热器出口排放至循环水管道出口，清洗凝汽器和除氧器之间的凝结水管道，持续清洗直至除氧器底部排污出口水质的混浊度低于3mg/l或除氧器出口铁200g/L。1.4.2.3 锅炉上水1） 上水前满足下列条件时才允许向锅炉上水（A） 361阀及其进口闸阀处于备用状态。（B） 储水罐压力小于686kPa。（C） 储水罐水位小于12m。（D） 给水旁路阀处于备用状态。（E） 所有锅炉疏放水阀处于开启状态。（F） 所有锅炉排气阀处于开启状

9、态，充氮阀关闭。（G） 大气式疏水扩容器、冷凝水箱和疏水泵及其管路系统均处于备用状态。（H） 360阀处于关闭状态。（I） BCP处于备用状态，同时需确认整个泵注水完毕（注意：只能通过泵底部的注水管向电机注水，直到水从泵进口管道的放气管道流出）。（J） 高加出入口三通阀处于备用状态。（K） 确认凝汽器至除氧器清洗结束。2） 锅炉上水操作（A） 启动凝结水泵或凝输送泵向除氧器上水至1300mm。（B） 打开汽泵再循环门，启动两台汽泵前置泵。（C） 确认主机盘车投运正常，投入除氧器加热，关闭除氧器进汽电动门前后疏水门，调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温以不大于2.5/min的速度升高到80左

10、右，溶解氧30g/L。（D） 关闭冷凝水箱疏水泵至凝汽器管路的电动闸阀。（E） 开启361阀进口总管的电动闸阀。（F） 检查除氧器水温80，开启汽动给水泵出口门，通过高压加热器旁路和给水旁路阀进行上水，上水流量不大于10B-MCR。（G） 锅炉上水后，依次关闭锅炉水冷壁进出口集箱疏水门、水冷壁混合集箱疏水门、储水罐下部连接管疏水门；省煤器出口集箱放气阀、螺旋水冷壁及垂直水冷壁出口混合集箱放气阀见水后依次关闭。（H） 储水罐水位正常后（12m），锅炉上水完成。1.4.2.4 锅炉冷态清洗锅炉清洗包括冷态清洗和热态清洗，锅炉上水完成后进入锅炉冷态清洗阶段，冷态清洗过程又分为开式清洗（清洗水全部通过

11、361阀后经疏水泵排出系统外）和循环清洗两个阶段。1）清洗锅炉前要满足以下条件（A）储水罐压力低于686kPa。（B）BCP处于备用状态。（C）锅炉上水完毕。（D）361阀处于自动状态。（E）360阀处于关闭状态。（F）疏水泵处于自动状态。（G）疏水泵后去冷凝器一路的电动闸阀关闭，去系统外（水处理站）一路的电动闸阀开启。2）冷态开式清洗阶段（A）启动一台汽泵主泵，调整凝汽器和除氧器水位，维持锅炉给水流量在600700t/h。（B）锅炉开始清洗后，注意监视361阀开度，维持储水罐水位稳定。（C）清洗过程中应保证除氧器水温在80左右。（D）锅炉冷态开式清洗过程中，疏水泵出口至冷凝器管路电动闸阀关闭

12、，疏水泵出口至系统外（水处理站）管路电动闸阀开启，361阀后清洗水流经疏水扩容器、冷凝水箱后由此管路排出，直至储水罐下部出口铁500g/L、SiO2200g/L时回收进凝汽器，冷态开式清洗结束。3） 凝结水精除盐装置投运：确认凝结水压力稳定，水温小于55，通知化学确认精除盐装置具备进水条件（前置过滤器进口铁Fe<1000g/l，运行床进口铁Fe<500g/l），投运精除盐装置，条件不具备时可走旁路。4）冷态循环清洗阶段（A）当储水罐下部出口铁100g/L、SiO250g/L时启动BCP，缓慢调整锅炉循环水流量为20B-MCR。（B）储水罐水位变化时，依靠361阀的调节维持储水罐水位

13、。（C）投入A、B列高压加热器水侧，就地检查高压加热器水位正常。（D）维持25%B-MCR清洗流量进行循环清洗，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束。水质指标：给水氢电导（25）0.5S/cm、PH： 9.29.6、SiO230g/L、Fe50g/L、溶解氧30g/L。1.4.2.5 高压缸投预暖1） 高压缸预暖的投入条件（A） 确认主机处于跳闸状态。（B） 汽轮机盘车运行。（C） 高压缸调节级后内缸内壁温低于150。（D） 凝汽器压力不高于13.3kPa（a）。（E） 辅助预暖蒸汽参数满足：温度260、压力不低于0.7MPa。（F） 确认一抽逆止门处于关闭状态，门前疏水门在全开位

14、置。（G） 冷段再热汽管道疏水门全开。2） 高压缸预暖的操作程序操作程序分为准备阶段、预暖阶段和预暖后操作。（A） 准备阶段a 确认冷段再热疏水门已经全开。b 将高导管疏水门从100%关至20。c 高压缸疏水门从100%关至10%。d 将中联门前疏水从100%关至20%。e 关闭高压缸抽汽管道上的疏水门。注意：应控制冷段再热管道的疏水门，避免疏水倒灌至高压缸。（B） 预暖阶段（暖缸流程、曲线及闷缸曲线见附图）a 将高压缸倒暖阀开至10%的位置,以使预暖汽源从冷段再热管道进入高缸, 确认通风阀自动关闭。b 保持30min后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；c 保持20min后，再将高压缸倒

15、暖阀从30%打开至55%,待调节级后高压内缸内壁温度达到150后，进行闷缸。（C） 预暖后阶段a 全开高导管疏水门、高压缸疏水门、高压缸抽汽管道疏水门、中联门前疏水门、冷段再热管道疏水门。b 将高压缸预暖阀关至10%，保持5min后在5min内逐步全关，确认通风阀自动开启。c 高压缸内压力恢复正常。d 将冷段再热管上的疏水门控制模式切为自动模式。 3） 高压缸预暖期间注意事项（A） 维持高压缸内蒸汽压力0.390.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸。（B） 高压缸预暖完成后，至少需要30min的时间排出蒸汽以降低压力。（C） 在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依

16、据，通过调整倒暖阀、高导管疏水门、再热冷段疏水门的开度来调整高压内缸金属温升率。（D） 高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力。（E） 注意监视盘车运转情况。1.4.2.4 锅炉风烟系统投入1） 检查确认锅炉本体、各风、烟道人孔门、看火门均已关闭严密。2） 启动1、2号空预器主电机，检查空预器主电机转动正常，确认烟气挡板已开启，投入空预器联锁，扇型挡板提升至最大位置。3） 启动一侧引风机，检查其一切正常。稍开静叶调整炉膛负压至-100Pa左右，将静叶调节投入自动。4） 启动同一侧送风机，检查其一切正常。5） 启动另一侧引风机，检查其一切正常。调整炉膛压力至-100Pa左右，

17、将静叶投入自动。6） 启动另一侧送风机，检查其一切正常。7） 通过配合调整引风机静叶、送风机动叶开度调整炉膛压力在-100Pa左右，维持炉膛通风量在30%40%B-MCR风量范围内。8） 启动一台火检风机，将备用风机投入备用。9） 投入1、2号炉膛烟温探针。1.4.2.5 燃油泄漏试验（待组态结束后完善）1.4.2.6 炉膛吹扫1） 吹扫条件（A）一次吹扫条件a MFT条件不存在（不包括条件“全炉膛火焰丧失”和“临界火焰出现” ）。 b FSSS电源正常。 c 至少有一台送风机在运行。 d 至少有一台引风机在运行。 e 至少有一台空预器运行。 f 任意一台火检风机运行。 g 燃油跳闸阀和所有油

18、枪进油电磁阀关闭。 h 所有一次风机、给煤机、磨煤机跳闸。 i 所有磨煤机分离器出口挡板全关。 j 炉膛中无“火焰存在”信号。 k 燃油泄漏试验完成。l MFT未复位。 m 所有一次风机出口门全关。（B）二次吹扫条件a 炉膛风量大于30%B-MCR风量。b 所有二次风箱入口挡板在吹扫位置。c FGD烟道畅通。d 所有三次风门未全关。以上条件全部满足后发出“吹扫条件准备好”信号。2） 手动启动 “吹扫”指令。 当炉膛二次吹扫条件满足后（B）条中b、d除外），手动启动“吹扫”指令，“吹扫过程中应满足条件中的b、d”自动实现，开始炉膛吹扫，时间为5min，吹扫计时完成后发出“吹扫完成”信号，自动复归

19、MFT继电器。一次吹扫条件被破坏，则吹扫失败、逻辑退出吹扫模式，此时需要重新发指令来启动炉膛吹扫程序。二次吹扫条件被破坏，吹扫计时器停止计时、同时“锅炉吹扫中断”指示灯点亮。二次吹扫条件恢复后，5min的吹扫过程就会自动重新开始计时，无需干预。吹扫完成后应始终维持炉膛通风量在30%40%B-MCR风量范围内，直至锅炉负荷达到相应水平时止。1.4.2.7 锅炉点火1） 在锅炉进行冷态清洗过程中，当省煤器进口给水氢电导（25）0.5S/cm、PH： 9.29.6、SiO230g/L、Fe50g/L、溶解氧30g/L时，锅炉即可以点火。2） 锅炉启动点火前必须保证规定的“点火许可条件”被满足，否则不

20、得进行点火，点火许可条件如下： （A） OFT复位。（B） 燃油母管压力正常。（C） MFT复位。（D） 燃油跳闸阀打开。（E） 火检冷却风压正常。（F） 燃油吹扫空气压力正常。（G） 锅炉风量大于37%BMCR范围。（H） 高能点火器电源正常。（I） 所有油枪控制置于“远方”位置。（J） 给水流量高于最低允许流量。3）锅炉启动点火可采用油枪点火或采用微油点火方式直接投运磨煤机，也可采用两者结合的方式。4）油枪点火。（A） 先将要投运的油枪所对应的中心风门置于燃油位置，关闭燃尽风挡板，中心风压要XXkPa，必要时可以关闭未投运的燃烧器二次挡板来提高中心风压。（B） 在MFT 复置、OFT复位后

21、，将锅炉给水流量调整至760t/h780t/h。（C） 检查油枪允许启动的条件已满足，逐步投运中间层油枪。投入下一支油枪之前一定要确认燃油母管压力正常。（D） 投运油枪时尽量使同一层油枪全部投运，保证锅炉热负荷分布均匀。无论第一支油枪点火成功与否，60s内都将禁止另一油枪点火。5） 微油点火（待资料到位后编写）6） 锅炉点火锅炉点火后逐渐将除氧器压力定值提高到0.15 MPa，但应注意维持省煤器出口水温低于对应压力下的饱和温度10以上。7） 旁路系统投入（A） 检查汽机旁路符合投运条件，开启汽机旁路减温隔离门，将汽机旁路减温水和汽机旁路减压门均投入自动。（B） 锅炉点火后汽机旁路控制主汽压力在

22、1.0 MPa 。在锅炉尚未起压时，汽机旁路减压门因有“最小开度”的条件而自动开启到5 %。当锅炉汽压逐步升高后，汽机旁路减压门为控制主汽压力在 1.0 MPa将会逐步开大。（C） 在汽机旁路减压门继续控制主汽压力在1.0 MPa的过程中，由于锅炉燃料量的增加，汽机旁路减压门的开度将逐步开大，当开度大于“最大开度” 40 % 时，汽机旁路将自动转为“自动升压”方式。（D） 汽机旁路在“自动升压”方式时，将按 0.10 MPa / min速率将主汽压力从 1.0 MPa 升至汽机冲转所需9.6MPa 。（E） 在汽机旁路自动升压过程中，仍应按冷态启动曲线控制燃料量，使各受热面工质温度升温速率 2

23、/ min。（F） 在主汽压力达9.6 MPa 后，汽机旁路的“自动升压”方式结束而进入“冲转压力”方式。在“冲转压力”方式时，主汽压力仍由汽机旁路控制在9.6 MPa 。在汽机进行冲转、升速、暖机和并网时，都由汽机旁路减压门控制主汽压力。1.4.2.8 检查关闭锅炉所有疏水、排气阀。（A） 当省煤器入口给水压力1MPa，联锁关闭过热器减温水管路疏水门。（B） 当再热器减温水压力1MPa，联锁关闭再热器减温水管路疏水门。（C） 当省煤器出口给水压力1MPa，联锁关闭锅炉下降管分配集箱、螺旋水冷壁出口混合集箱、垂直水冷壁出口混合集箱、水平烟道底部出口集箱疏水门。（D） 当储水罐出口压力1MPa，

24、联锁关闭包墙出口混合集箱和顶棚出口集箱疏水门。（E） 当主汽压1MPa，联锁关闭锅炉屏过、高过出口集箱疏水门。（F） 当低再入口压力0.5MPa，联锁关闭低再出口集箱疏水门。（G） 当再热汽压0.5MPa，联锁关闭锅炉高再入口、出口集箱疏水门。（H） 当储水罐出口压力0.5MPa，联锁关闭汽水分离器出口排气阀。（I） 当炉膛有火焰，联锁关闭省煤器、螺旋水冷壁出口集箱排气阀。（J） 当高过出口压力0.3MPa，联锁关闭高再、低再、低过出口集箱排气阀。（K） 当高过出口压力0.4MPa，联锁关闭屏过出口集箱排气门。（L） 当高过出口压力0.5MPa，联锁关闭高过出口集箱排气门。1.4.2.9 发变

25、组转为热备用状态（A） 投入发变组保护及工艺保护交、直流电源，待装置运行正常后依次投入保护功能压板、保护出口压板 ，检查保护装置无异常。（B） 确认自动准同期装置直流电源开关合入，装置面板上工作方式选择开关在工作位；同期闭锁开关在投入闭锁位，同期装置无报警信号。（C） 检查灭磁开关在断开位。（D） 合上可控硅整流装置交、直流侧刀闸。（E） 投入励磁系统下列交、直流开关 a 可控硅整流装置风机I电源开关XX，II路电源开关XX。 b 起励交流电源开关XX。 c 调节器A套直流110V电源开关XX。 d 调节器B套直流110V电源开关XX。 e 110V直流操作电源开关XX。 f 调节器A、B套交

26、流电源、工控机交流电源开关XX。 g 励磁柜照明、加热器交流电源开关XX。（F） 6个功率柜脉冲均处于“投入”状态。（G） 6个功率柜风机控制均处于“自动”状态。（H） PSS控制按调度命令投退。（I） 励磁调节器状态正常，励磁方式投自动方式，无故障信号。辅助柜显示A套为主运行。如不是，切换至A套为主运行。（J） 转子绝缘监测装置无报警，接地电阻显示值大于20k。（K） 开机建压把手置于未建压位置。（L） 检查发电机出口开关三相在开位，发电机出口及主变低压侧接地刀闸均在开位。（M） 合上发电机出口隔离开关、接地刀闸及排风机的交流F10开关。（N） 合上封闭母线冷却风机控制电源F9、F5开关及各

27、冷却风机动力电源开关，合上发电机出口隔离开关、接地刀闸及信号控制直流F4开关。（O） 将发电机出口隔离开关远方/就地切换开关切至远方位，合上发电机出口隔离开关。（P） 将发电机出口断路器远方/就地切换开关切至远方位，合上发电机出口断路器储能电机直流开关F3，合上发电机出口开关控制直流F1、F2开关，检查发电机出口断路器油压、SF6压力正常。1.4.2.10 锅炉升温、升压1） 热态清洗（A） 当水冷壁出口温度达到190时，锅炉需进行热态清洗。热态清洗阶段应控制锅炉的燃料量，维持水冷壁出口温度在190。（B） 热态清洗过程中BCP出口流量维持在20B-MCR。热态清洗时，汽机旁路阀应处于自动状态

28、，清洗水全部排至凝汽器。（C） 水冷壁出口温度至190时应进行水质检查，检测水质时停止锅炉升温升压。（D） 当储水罐出口水质： Fe50g/L，热态清洗结束。2） 高压主汽门、调门室预暖（A） 检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在零位。（B） 检查确认EH油泵已启动，EH油压正常。（C） 确认主蒸汽母管疏水、主汽阀座疏水和高导管疏水均开启。（D） 检查主蒸汽温度高于271。（E） 汽轮机复位。（F） 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“CV CHEST WARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“START”，并按“执行”。（G） 检查2、3号高压主汽门预启阀开启，

29、进行高压调门室预暖。当高压调门室内外壁温差大于90, 用鼠标点击“CV CHEST WARMING”按钮，在弹出的操作端中，点击“WARM RESET”,关闭2、3号高压主汽门预启阀,当高压调门室内外壁温差小于80时，用鼠标点击“CV CHEST WARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“START”，并按“执行”继续进行阀门预暖。（H） 当高压调门室内、外壁温度达180以上且内外壁温差低于50时预暖结束，如果直接进行冲转，用鼠标点击“CV CHEST WARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“COMPLETE”，并按“执行”,主汽门自动开启。如果不直接进行冲转则汽轮机打闸。3） 热态

30、清洗结束后锅炉可继续按冷态启动曲线增加燃料，注意控制升温、升压速度，各受热面工质温升速率2/min，汽机旁路按0.10MPa/min的速率将主汽压力升至汽机冲转所需压力。4） 在主汽压力达9.6MPa后，汽机旁路升压方式结束，进入冲转压力方式。5） 当主汽压力在9.6MPa时，主汽温度达415，应适当减少燃料量，保持参数稳定，等待汽机冲转。在汽机进行冲转、升速、暖机、并网和低负荷暖机时，均由汽机旁路控制主汽压力。1.4.2.11 汽轮机冲转应具备的条件1） 机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或冲转并网的条件。2） 汽轮发电机组在盘车状态，盘车电流正常，连续盘车时间不少于4h。3）

31、盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示正常，汽缸内无动、静摩擦等异常声音。4） 转子偏心度与原始值的差值不大于0.02mm且不大于原始值的110。5） 高、中压缸进汽区上下部金属温差<35。6） DEH、TSI系统正常。7） 高、中压主汽门、调速汽门处于关闭位置。8） 确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作自如。9） 主机润滑油、EH油系统运行正常，主机润滑油母管压力0.140.18MPa左右，油温2740；EH油压力在11.2MPa左右,油温3554。10） 发电机定子水系统运行正常。11） 润滑油冷却器水侧控制投入自动。13） 低压缸喷水门在自动位。14） 机组冲转前

32、，确认主机各项主保护应已正常投入，并已做好详细记录。15） 冲转参数：主汽压力： 9.6MPa 主汽温度： 415 16） 冲转前检查下列参数正常，并做好记录（A） 高压主汽门前蒸汽温度；（B） 调节级金属温度；（C） 高压外缸内壁金属温度；（D） 高压进汽室外壁金属温度；（E） 中压进汽室内壁金属温度；（F） 中压进汽室外壁金属温度；（G） 高压调速汽门壳体内外壁金属温度；（H） 汽机各部胀差值；（I） 汽缸膨胀值；（J） 转子轴向位移值；（K） 转子偏心度。1.4.2.12 冲转1） 当主汽压力为9.6MPa,主汽温度为415，主蒸汽品质达到：Fe50g/L、SiO230g/L、Na20g

33、/L，润滑油温度2740，凝汽器压力16.6kpa时进行冲转。 2） 汽轮机复位。在DEH操作员站中，在“FIRST HIT”画面中，点击“FIRST HIT RESET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“RESET”，按“执行”，对汽轮机跳闸首出进行复位。在“EHG CONTROL PANEL”画面中，点击“MASTER RESET”按钮，在弹出的操作窗中，点击“RESET”，按“执行”,“RESET”指示灯亮，安全油压建立，挂闸成功。挂闸后确认汽轮机相关疏水门自动打开。3） 负荷限制器“LLM SET”设置在“EHG CONTROL PANEL”画面中，点击“LLM SET”按钮，在弹出的操作

34、窗中，点击“”，将阀位限制值设定为100%。也可以点击“”，在弹出的对话栏里，直接输入100，按“确定”。4） 升速率设置在“EHG CONTROL PANEL”画面中，点击“ACC RATE SET”按钮，在弹出的操作窗中，选择升速率100r/min/min，按 “执行”。升速率设定选择：冷态启动100 r/min/min，温态150 r/min/min，热态和极热态300 r/min/min。5） 目标转速设置目标转速有200 r/min、700 r/min、1500 r/min、3000 r/min四档供操作员选择。 6） 保持/复位在升速过程中，如需要保持当前阀位（即转速），在“EHG

35、 CONTROL PANEL”画面中，点击“HOLD SELECT”按钮，选择“SET”，按“执行”；如不需要保持，选择“RESET”，按“执行”，汽机按原速率继续升速。如需要降转速，可选择“SPEED SET”中的“ALL VALVE CLOSE”按钮。7） 摩擦检查（A） 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“CV CHEST WARMING”按钮，在弹出的操作端中，选择“COMPLETE”，并按“执行”，确认“WARM COMPLETE”灯亮，高、中压主汽门自动开启。（B） 在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“SPEED SET”按钮，在弹出

36、的操作窗中，选择目标转速200 r/min，按“执行”。（C） 就地检查汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱开，将盘车自动联锁投入。（D） 当转速达到200r/min时，在“EHG CONTROL PANEL”画面中，用鼠标点击“ALL VALVE CLOSE”按钮，检查所有高、中压调门关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。8） 摩擦检查结束后设定目标转速700r/min，升速率100r/min/min，机组重新升速，转速升至700r/min，暖机30min。9） 汽轮机冲转后，开启再热器烟气调节挡板调节再热汽温。1.4.2.13 暖机升速在“EHG CONTROL PANEL”画面中，点击“S

37、PEED SET”按钮，选择目标转速1500 r/min，按“执行”。汽机按设置速率升速到1500r/min。升速至1500r/min进行中速暖机，在此转速下暖机120min。中速暖机时，应进行下列检查和操作。（A） 开启低加抽汽逆止门和电动门，低加随机滑启。（B） 不允许在临界转速区停留。（C） 监视汽缸内外壁金属温度差低于35。（D） 监视机组汽缸膨胀和差胀正常。（E） 加强机组振动检查、测量，如振动超限应立即停机。（F） 倾听机组声音，如发生明显的摩擦，应立即破坏真空停机并查明原因。（G） 检查凝汽器压力。在机组转速达1500r/min时，机组的压力应低于12kPa且排汽温度不应超过79

38、。（H） 监视高排温度不超限。1.4.2.14 定速1） 机组1500r/min中速暖机结束，在“EHG CONTROL PANEL”画面中，点击“SPEED SET”按钮，选择目标转速3000r/min，按 “执行”。汽机按设置速率升速到目标转速3000r/min。2） 当机组转速达到2500r/min时，检查顶轴油泵自动停运，投入顶轴油泵自动联锁。3） 主机转速稳定在3000r/min后，根据需要进行以下试验项目。（A） 汽轮机手动打闸试验 （B） 汽轮机远方打闸试验 （C） 危急保安器注油试验 （D） 主汽门及调门严密性试验 4） 检查主油泵进、出口油压正常，润滑油母管压力正常，停运MS

39、P、TOP，并投入联锁。5） 检查发电机密封油、定子冷却水系统运行正常。6） 控制1、2号低压缸排汽温度不大于79，当任一低压缸排汽温度升至80时发出报警，当达到107时机组跳闸。7） 检查TSI各参数指示正常。8） 3000r/min暖机30min结束后，汇报值长（调度），发电机准备并列。9） 机组初次或大修后启动电气试验结束后，按照机组带负荷的要求接带负荷，机组带250MW暖机4h，解列做超速试验。1.4.2.15 发电机并网1） 电气试验： （A） 大修或更换绕组后，发变组应做空载特性试验；必要时，做发变组三相稳定短路试验。 （B） 当发电机进行空载试验时，应检查过电压保护的整定值正确（

40、由1.2倍额定电压修改为1.05倍额定电压）；当发电机进行三相短路试验时，应检查过流保护、差动保护的整定值的正确。 （C） 大修后和新投入的变压器，必须用工作电流和电压监测保护向量，确认正确后，投入保护。但变压器在投入过程时保护必须投入。2） 发电机并列的条件（A） 发电机的电压与系统电压相差不超过额定电压的5%。（B） 发电机的频率与系统频率相差不超过1Hz。（C） 发电机的相位角与系统相位角一致。3） 发电机并网带负荷（A） 汽轮机转速维持在2988 r/min3012r/min间，升速率100r/min/min，接到“同期请求”信号后，DEH操作员站 “EHG CONTROL PANEL

41、”画面上 “ASS START”按钮下方“ASS IN USE”点亮，在DEH操作员站 “EHG CONTROL PANEL”画面上点击“ASS START”，在弹出的菜单中点击“ON”,此后汽机转速由电气控制，注意转速变化。（B） 发电机正常情况下应采用自动励磁方式升压自动准同期方式并网。发电机升压速度不限。（C） 检查自动励磁调节器控制方式为“远方”控制。（D） 检查自动励磁调节器方式选择开关为“自动”方式。（E） 点击自动励磁调节器“励磁投入”按钮。（F） 检查励磁系统投入正常。（G） 检查发电机电压自动升至27kV。（H） 核对发电机三相电压平衡，定子电流接近“0”，空载参数符合空载特

42、性曲线。（I） 检查发变组无异常信号。（J） 点击发电机“开机并网”按钮。（K） 点击发电机“同期投入”按钮。（L） 检查发电机同期装置投入正常。（M） 检查发电机出口断路器自动合闸良好。（N） 检查发电机定子三相电流指示正确。（O） 检查同期复位正常。（P） 根据有功负荷调整无功。（Q） 退出“启停机”、“误上电”保护压板。4） 发电机同期并网时的注意事项（A） 当发电机转速维持在2988 3012r/min并稳定后，方可投入同期装置。（B） 派专人就地监视同步表状态，若同步表指示在零位晃动，停止或旋转太快，则不得进行并网操作。（C） 同期装置运行不能超过15min。1.4.2.16 暖机发

43、电机并网后，机组负荷自动升至20MW，进行初负荷暖机。1） 检查DEH由转速控制变为功率控制，在DEH操作员站 “EHG CONTROL PANEL”画面上将“GOV AUTO MODE ”投入自动位，确认DEH在“远控”状态。 2） 机组并网后应退出炉膛1、2号烟温探针,若炉膛出口温度达580，烟温探针自动退出。3） 机组并网后再热汽和一抽至高、中压缸进气口冷却电动门自动开启，疏水门 联关。4） 投氢冷器时，打开排气门，打开氢气冷却器的入口阀并调节出口阀，让少量的水流动。把空气全部排出冷却器。然后关闭排气门并用出口阀调节冷却水流量，以防止冷却器中的压力降到大气压以下。当发电机氢气温度增加到4

44、3以后，可缓慢调整氢气冷却器的冷却水量，使各冷却器出口氢气温度基本相等或者调整为43±2，但必须低于定子冷却水入口温度5。5） 在初负荷暖机过程中，按冷态启动曲线要求调整燃料量控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度，并且温升2/min。6） 20MW暖机约58min后，以5MW/min速率升负荷至50MW暖机50min。7） 启动第二台循环水泵运行，检查第三台循环水泵备用良好，根据真空情况适时投入运行。1.4.2.17 机组升负荷至15额定负荷1） 初负荷暖机结束后，逐步增加燃料量，以5MW/min速率增带负荷。2） 机组负荷增至7额定负荷时，确认相关疏水门正常关闭。3） 负荷150MW，检查

45、旁路减压阀自动全关，关闭旁路电动隔离阀、减温水阀，隔离旁路减温水系统，将旁路减压阀、电动隔离阀停电。4） 投入汽机主控器自动。1.4.2.18 投运第一套制粉系统（采用微油点火本部分跳过）1） 若采用燃油点火，当空预器出口二次风温达160以上时，确认一次风机启动条件满足，启动一台密封风机和一次风机，检查密封风压正常，投入另一台密封风机备用，调整冷一次风母管风压正常后，投入一次风压“自动”。2） 当热一次风温达到180以上时，确认制粉系统满足投运条件，投运第一套制粉系统。3） 制粉系统投入后，调整煤粉与燃油的燃烧比例，监视并调整炉内燃烧状况，注意汽水分离器出口蒸汽过热度在正常范围。4） 制粉系统

46、投入后，将除渣系统投运，如有异常及时汇报值长。1.4.2.19 机组负荷达到200MW时，投运第二套制粉系统，启动第二台一次风机并准备第三套制粉系统随时可投入运行，注意调整燃烧保持主再热汽温、汽压稳定。当四抽压力达到0.196MPa后，开启四抽至除氧器抽汽逆止门、电动门，关闭辅汽至除氧器电动门，检查四抽带除氧器运行正常。1.4.2.20 锅炉由湿态转干态1） 湿态转干态时负荷应控制在260MW289MW之间完成。在机组负荷达到260MW时，稳定锅炉给水流量，以820t/h左右为宜,上下有调节余量，给水旁路调节阀投自动，360阀投自动，361阀自动。2） 转干态前提前增加燃料,但是要控制燃料总量

47、, 一般情况下4.5 t/h煤对应10MW负荷，从转换前至转换结束，共约需增加煤量为20t/h左右，确保燃料的均匀增加。3） 开始转换时主汽压力在9.6MPa左右，缓慢增加燃料量，主汽压力不可升高过快（不可超过10MPa），分离器出口过热度逐渐上升，储水罐水位逐渐降低。4） 随着储水罐水位的逐渐下降，监视360阀、361阀逐渐关小，BCP出口流量182 t/h时，BCP最小流量阀应自动开启，否则应手动开启，并注意储水罐水位的变化；当水位下降至5m以下且360阀开度较小（5%）时，可提前停止BCP运行，防止BCP发生汽化。5） 360阀、361阀全关，BCP停止运行后，检查其过冷水管路、最小流量

48、管路关闭，检查BCP、361阀暖管管路投用良好。同时注意监视分离器出口过热度的变化，转换结束时过热度应为1015度,且不宜反复，此时，锅炉由湿态转入干态运行。6） 机组进入直流运行工况后，应严密监视中间点温度的变化，保持合适的水煤比，控制过热汽温度稳定，所有锅炉自动投入运行，各联锁保护投入，机组运行稳定。7） 转干态过程中的注意事项：（A）在转干态过程中，应严防给水流量和燃料量的大幅波动，造成干、湿态的交替转换。（B）转干态过程中要严密监视分离器出口过热度和顶棚过热器温度,不可大幅下降。若出现这种情况，应适当增加燃量，适当降低给水量。（C）在转换过程中，如果压力升高，不宜采用开大汽机调门带负荷

49、的方法来降压，因为负荷对水位的修正作用大大超过压力对水位的修正。（D）转换过程中，注意360阀开度应保证BCP出口流量大于240t/h，否则360阀不能进行自动调节。（E）转换过程中应监视BCP电流、流量等参数变化，就地监视BCP运行情况；当水位降低时应及时停运BCP，确保BCP不汽化。（F）锅炉转为干态运行后，应严密监视大气式扩容器凝结水箱的水位并及时关闭水箱至凝汽器的疏水门，防止破坏凝汽器真空。（G）BCP、361阀暖管管路必须在锅炉干态运行、361阀完全关闭后才允许启用，锅炉正常运行中应确保此暖管管路正常投入使用。（H）BCP停止后应确保其过冷水管路关闭，防止给水通过此管路短路至储水罐。

50、（I）转换过程中应注意防止受热面超温。8） 机组负荷在300MW以下时定压运行，主汽压力为9.6MPa；300MW负荷以上时开始滑压运行，90%及以上负荷额定压力下定压运行，主汽压力为25MPa。9） 从低到高依次开启各级抽汽逆止门及电动门，投入高加运行，检查各级高加疏水门动作正常，加强对锅炉各沿呈受热面金属和工质温度的监视。10） 机组负荷300MW时，注意小汽机汽源切换为主机供汽，确认相关疏水门正常关闭。11） 机组负荷300MW稳定运行24min后，按照机组冷态启动曲线继续进行升温、升压、升负荷。12） 投入锅炉主控器自动，确认机组在协调控制方式。1.4.2.21 给水旁路门切至主给水电

51、动门1） 当负荷在350MW左右时，应进行主给水旁路调门与主给水电动门切换。2） 切换时应维持机组负荷、燃烧稳定。3） 将给水旁路调门自动解除，检查给水泵在自动位。4） 缓慢开启主给水电动门，逐渐关小给水旁路调门，维持给水流量稳定。5） 当主给水电动门开启70以上，给水旁路调门可以全关，主给水电动门在缓慢开启的过程中，应注意给水泵在可调范围内。1.4.2.22 升温、升压、升至额定负荷1） 机组负荷350400MW， 确认小机工作汽源、备用汽源正常，并入第二台汽泵运行，并泵操作期间要注意锅炉给水量保持稳定，根据值长命令投入发电机PSS和HAVC装置。2） 机组负荷400MW，投运第三套制粉系统

52、，逐步停运油枪和微油装置，此时应密切注意炉膛火焰状况，如果出现燃烧不稳定情况，应及时投油或微油装置稳燃，全切油后通知脱硫值班员投入FGD运行。3） 机组负荷450MW启动第二台凝结水泵运行，检查第三台凝结水泵备用良好。4） 机组负荷500MW后锅炉全停油，投入电除尘，将空预器连续吹灰改投定时吹灰，在500MW稳定运行10min后以10MW/min的速率开始升负荷。5） 当四抽压力达0.6MPa时开启四抽至辅汽联箱汽源门，缓慢关闭冷段或A厂供汽至辅汽电动调节门，并投入联锁，注意辅汽联箱压力正常；将空预器吹灰汽源倒至冷再出口。6） 机组负荷600MW且机组运行稳定，可进行锅炉吹灰。省煤器出口烟温大于XX，可投入烟气脱硝系统。7） 根据负荷情况投入第四、五套制粉系统运行。8） 机组负荷800MW，根据需要可做主机真空严密性试验。9） 机组负荷1000MW，主汽参数达到额定值，全面检查机组运行情况，将机组存在的缺陷登录在BFS+系统中。1.4.2.23 超速试验1） 试验说明机组超速试验分为三种，电超速（110%）、机械超速（110111%）和后备超速（112%），动作顺序一般为：电超速首先动作，然后机械超速动作，最后后备超速动作。2） 试验条件（A） 机组带25%以上额定负荷稳定运行34h