启停机技术措施

1、670MW机组启停机运行操作技术措施编号：【2012】 号编写： 审核： 复审： 批准： 发电部年 月 日670MW机组冷态启动操作技术措施新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。确认机组所属各辅助设备检修结束，相关工作票终结，检修交代齐全，运行人员对设备变更情况了解清楚。机组联锁保护试验均已完成并合格。各电动门、气动门、挡板试验合格。各系统恢复完毕，具备投运条件，无机组禁止启动的条件存在。按机组启动状态的划分，高压调节级金属温度204为冷态启动。整个机组冷态启动过程中机组点火、升压、冲转、并网、带负荷各阶段的操作，应按照机组冷态启动曲线（附录）

2、来控制进行。一：机组辅助系统的投运全面检查厂用电系统运行正常，逐步投入下列各系统并检查其运行正常。1、工业水系统投运 联系辅网，启动综合水泵房内工业水泵(3、4号泵共用一变频器，1、2号工频），确认运行正常，母管压力稳定在 0.40.5MPa 范围，开启工业水至各用户系统阀门（5、6号炉捞渣机补水、湿式电除尘、脱硫冲洗水箱、回用水池、二期凉水塔），全面检查工业水系统运行正常。2、主机润滑油系统投运确认主油箱油位18001900 mm，油温>22，油质合格（颗粒度8级、微水小于100）。启动一台主油箱排烟风机，维持主油箱负压10001500Pa，启动交流润滑油泵向系统充油，对主机润滑油冷油

3、器及润滑油滤网油侧排空气，检查润滑油系统管路无泄漏、轴承不漏油（若密封油系统暂不投运，应将备差隔离，防止消泡箱满油）。直流润滑油泵试开正常后投备用。根据需要启动氢密封备用油泵，检查出口油压1.01.3MPa。(放空气门开两圈)3、主机密封油系统投运。3.1密封油系统应在发电机风压试验、气体置换、汽轮机启动盘车前投运。检查主机润滑油系统运行正常，开启空、氢侧密封油微差压计旁路门（氢侧密封油运行正常后关闭），启动空侧交流密封油泵，检查油氢差压0.084MPa，氢侧密封油箱液位达1/3时启动一台氢侧交流密封油泵，检查密封瓦空、氢侧油压差在±490Pa范围内。备用泵试开正常后投备用，密封油高

4、、低压备用油源投入备用。密封油系统投运应注意油水检漏仪液位及消泡箱液位无异常报警，检查主机油箱油位在密封油投运前后有无变化，防止发电机进油。3.2 5号机氢侧密封油箱动力排油门在发电机氢压0.2MPa时应保持开启状态，机组正常运行后，且发电机内氢压为额定值时关闭，操作该阀门时应密切注意氢侧密封油箱油位变化。随发电机内气体压力的升高，注意差压阀、平衡阀跟踪正常，氢侧密封油箱油位正常。4、发电机氢气、内冷水系统投运4.1 气体置换应提前联系氢站储备足够氢气（发电机气体置换约需8001000标准立方米氢气），密封油系统运行正常，发电机严密性试验合格，当二氧化碳纯度超过96%方可充氢置换。整个置换过程

5、中，注意氢油差压、氢侧密封油箱油位的变化。当发电机内氢气纯度达到 96% 以上时置换结束，将氢压补至0.2MPa，投入内冷水系统运行。4.2 5格、炉本体膨胀指示仪指示位置正确，内冷水箱用化学除盐水补水至正常水位后应化验水质合格。关闭内冷水箱安全阀总门，开启内冷水箱安全阀管道放水门（内冷水系统运行正常后恢复），内冷水系统充分倒排空气后，启动一台内冷水泵，调整冷却水压低于氢压0.04MPa以上，投入内冷水加碱装置（离子交换器），备用泵试开正常后投备用。调整发电机定子冷却水温度在 45，并高于冷氢温度。正常运行时，内冷水流量应116m3/h。4.3 发电机氢压升压至0.47MPa，投入氢冷系统、氢

6、气干燥器及循环风机运行。5、主机盘车投运 5.1 确认机组润滑油、顶轴油系统运行正常，润滑油压低保护已投入，润滑油温>22，油质颗粒度需合格，防止密封瓦磨损。5.2 盘车具备投运条件后，投入盘车运行。检查盘车转速 2.38 r/min，盘车电流正常（5号机盘车就地电流正常值10A,6号机盘车DCS电流正常值20A）无摆动，偏心值不大于原始值±0.02mm（5号机偏心原始值0.081mm、6号机偏心原始值0.079mm），全面检查机组动静部分无金属摩擦声，记录盘车投运时间。5.3 盘车投入后，如果盘车保护脱扣或电动机过流，应立即停止盘车，查明原因，否则不允许再次启动。6、小机油系

7、统投运检查小机油系统具备投运条件,启动小机排烟风机、油系统运行。检查系统应无泄漏，运行主油泵出口油压1.5MPa，汽泵、小机润滑油压0.09MPa，备用主油泵、事故油泵试开正常后投入备用，调整润滑油温在38。7、电泵油系统的投运检查电泵油系统具备投运条件，启动电泵辅助油泵运行。检查系统无泄漏，电泵辅助油泵电流21A，电泵润滑油压0.1MPa，电泵润滑油滤网无“差压高”报警信号。8、EH油系统投运检查EH油箱油温21，启动一台 EH 油泵，检查运行正常、系统无泄漏，备用泵试开正常后投入备用。调整EH油温在3845之间。9、炉侧风机、磨煤机、空预器油系统的投运检查六大风机、磨煤机、空预器油站具备投

8、运条件，分别投运各风机、磨煤机、空预器油站运行。注意调整磨煤机油温，在锅炉点火前达到启磨条件。10、循环水系统投运10.1投入循环水泵房闭冷水系统。10.2启动水室真空泵，全开凝汽器循环水进水蝶阀，循环水系统注水后，排水蝶阀开15度，启动一台循环水泵，调整循环水进水压力0.07-0.09MPa。10.3 投入凝汽器循环水进水二次滤网程控，联系辅网班投入海水制氯系统，根据需要投入开式循环水系统，主机冷油器水侧注水排气，机组启动初期油温较低，可先关闭润滑油温调整门、运行冷油器冷却水出水手动门，汽机冲转后注意对油温的监视、调整。10.4 若循环水管道全空时启泵，应先关闭凝汽器进水蝶阀（联系热工解除进

9、水蝶阀关闭不允许启循泵保护），开启循环水母管排水电动门，彻底排空气后循环水倒至凝汽器。11、闭式冷却水系统投运。闭式冷却水系统注水排空气完毕，膨胀水箱补水至1400mm以上，启动一台闭冷水泵（优先启A泵（高流量低杨程泵），电流3235A），根据需要投入各闭式冷却水用户，检查闭式冷却水系统无泄漏，母管压力0.55MPa。备用泵试开正常后投备用。12、仪用空压机及干燥器的投运启动仪用空压机投入干燥器运行，确认仪用气压力0.60.65MPa。联系辅网启动输灰仪用空压机、输灰空压机。13、凝结水系统的投运启动凝补泵向凝结水系统注水排空气后,检查5号低加出水电动门关闭，保持凝结水再循环门在全开位置，启动

10、一台凝结水泵（变频方式）运行。投入凝结水加氨，控制凝结水PH值为9.29.6，开启5号低加出口电动门前放水门，对凝结水系统进行冲洗。冲洗流程：凝汽器 凝结水泵 精处理装置旁路 轴加 5号低加出水电动门前放水管道排放 凝泵出口Fe1000ppb走精处理旁路凝泵出口Fe1000ppb投前置过滤器凝泵出口Fe200ppb投混床，凝结水系统冲洗结束14、辅汽系统投运开启本机辅汽联箱疏水门，微开本机辅汽联箱联络电动门，辅汽联箱暖管。暖管结束，投入辅汽系统。15、除氧器上水投加热 15.1检查除氧器符合投运条件，检查电泵辅助油泵，A、B小机主油泵运行正常，开启三台给水泵进、出口电动门，高加进、出口电动门。

11、15.2启动凝补水泵向除氧器上水，给水系统全面注水排空气。禁用凝泵向除氧器上水。15.3除氧器水位>1500mm，辅汽至除氧器进汽管道充分疏水、暖管后，投入除氧器加热，控制除氧器水温100120。16、启动捞渣机，联系辅网班投入溢流水泵及回用水系统。二 ：锅炉上水检查锅炉符合上水条件（省煤器出口放气阀开、汽水分离器放气门开、分隔屏进口放气门开、过热器/再热器疏水阀开、过热器后烟井下集箱疏水门开、启动分离器电动隔离阀开，过热器、再热器减温水调节阀、电动阀关，其他炉本体放水放气门关），HWL阀调试完毕，动作正常。水温与锅炉金属温度的温差不超过111。如果锅炉金属温度小于38且给水温度较高时，

12、锅炉上水速率应尽可能小。1、启动电泵，投入电泵加氨，保持电泵出口电动门在关闭状态打循环（控制电泵出口压力7MPa，因为给水母管压力小于5MP时电泵出口压力大于7MPa联开出口），当给水PH值达9.29.6（需化学手工化验，无在线PH表），开启电泵出口电动门，用主给水旁路调整门维持给水流量210t/h（控制电泵出口压力9MPa，满足电泵流量曲线），锅炉开始上水。除氧器用凝补水泵上水维持正常水位。 2、关闭高加正常疏水、危急疏水调整门，检查高加水位不应升高，全开高加危急疏水调整门（根据情况做）。3、汽水分离器有水位出现时，加大电泵出力运行约30秒，HWL-1、HWL-2调节阀须同时开启，确保空气完

13、全排空后，关闭省煤器出口放气门。检查HWL-1、HWL-2调节阀动作正常，控制分离器有水位6.27.2m左右，锅炉上水结束。4、机组大小修、水冷壁受热面、给水管道检修后需维持210t/h流量进行冷态冲洗。三：送轴封、抽真空机组冷态启动应及早建立凝汽器真空（控制在点火前1.52h抽真空），锅炉点火时达到90KPa以上。1、轴封系统暖管1.1 确认主机盘车运行正常。1.2 检查真空破坏门开启，开启轴封系统管道疏水门（高中低压缸轴封进汽滤网排污门开启、辅汽至低压轴封进汽调节门后管道疏水门开、辅汽至汽机轴封调节门后管道疏水门开、辅汽联箱至轴封电动门后放水门）。1.3 开启辅汽至轴封电动门，辅汽至轴封供

14、汽调节站电动门。1.4 辅汽至汽封供汽调节站调整门开启5，辅汽至轴封调整门开启3左右，注意控制辅汽至汽机轴封调节门后压力不得大于0.8MPa，防止汽封安全阀起跳，轴封系统暖管。1.5 轴封暖管期间，调整轴封进汽调整门开度，轴封母管压力不得20KPa，凝汽器背压不应升高。1.6 启动一台轴封风机运行，维持轴加汽侧压力-6-7KPa（调整风机入口手动门）。1.7 辅汽至汽机轴封调节门后温度180-200，高中低压缸轴封进汽滤网排污门见汽无水，轴封系统暖管结束，关闭轴封系统相关疏水门。2、开启真空泵联络门，启动一台真空泵，关闭凝汽器真空破坏门，调整轴封压力至正常值，为提高低压差胀，尽量维持辅汽联箱压

15、力1.1-1.15MPa运行。若低排温度80，低负荷喷水不投。投入真空破坏门密封水，小机轴封、真空应随大机同时建立。检查各轴封处不冒汽、不吸气。3、轴封蒸汽投用后，应严密监视机组上下缸温差、胀差等参数，检查盘车运行情况。4、凝汽器真空35KPa以上，启动第二台真空泵运行。5、凝汽器真空50KPa，汽泵水封带、轴加水封带注水。6、凝汽器抽真空开始后，小机进汽管道用辅汽暖管。四：发变组恢复冷备用 1、检查发变组有关工作票均已终结。2、检查发变组保护（A、B、C柜）已全部投入（关主汽门4个压板待发电机零起升压正常后投入），压板位置正确，所有保护出口动作信号已全部复归。检查岛琅（I）线保护（A、B柜）

16、保护已根据调度命令投入，压板位置正确，所有保护出口动作信号已全部复归。事故信号总投退压板在退出位（机组并列后投入）3、检查发电机1PT、2PT、3PT电压互感器的手车在工作位置，PT高压侧保险阻值合格且已装好，二次侧小开关已合好。4、合上5（6）号发电机中性点接地刀闸F5-D0(F6-D0)。5、合上岛琅线（岛琅I线）215（216）开关就地控制柜内所有交、直流电源小开关。6、检查岛琅线（岛琅I线）215-D1（216D1）、215-D2（216D2）、215-D3（216D3）接地刀闸分闸到位 。7、检查岛琅线（岛琅I线）215-3(216-3) 刀闸分闸到位。8、检查线路确已受电且三相电压

17、平衡，DCS画面中220KV线路侧有压指示灯亮。9、按值长令：合上5 (6) 号主变中性点接地刀闸5-D20(6-D20)。10、合上5（6）号发电机就地励磁控制柜内所有交、直流电源小开关并验电。11、合上5（6）号励磁变温控器电源开关。12、合上5（6）号发电机发电机绝缘过热装置电源开关（停机时该装置不停电）。13、合上5（6）号发电机发电机射频监测装置电源开关。14、合上5（6）号发电机出线红外测温装置。15、检查5（6）号主变、厂高变、高公变冷却装置电源正常，开启风冷器，并检查运行正常。16、检查6KV工作段、公用段工作电源进线接地手车开关在仓外位，将6KV工作段、公用段工作电源进线开关

18、送至试验位，工作进线PT送至工作位。合上励磁变温控器电源。17、合上5（6）号机控制直流段母线上初励电源开关。18、操作后全面检查。四：锅炉点火1、锅炉点火的准备1.1 确认凝汽器真空90KPa以上，加大电泵出力至给水流量维持500t/h。1.2确认所有吹灰器均在“退出”位，空预器吹灰器具备投运条件（锅炉吹扫完毕后），投入空预器辅汽吹灰汽源。1.3 A、B层磨煤机二次风挡板开启。A、B、C层磨煤机分离器挡板调至40°。（煤粉变细变于着火）1.4联系辅网班，投入电除尘及输灰系统运行。投入湿式电除尘绝缘子室电加热及热风吹扫系统，确保绝缘子室温度大于60以上。1.5 投入炉膛火焰监视电视、

19、烟温探针（暂不投），确认炉膛火焰监视电视摄像头的冷却风参数满足要求。1.6 启动一台火检冷却风机运行，投入火检冷却风。1.7 启动一台脱硝稀释风机，调节入口调节门，风量维持2000m3/h，另一台投备用。联系辅网班开启输灰至脱硝吹灰手动门，脱硝声波吹灰母管压力0.40.6MPa,投入声波吹灰顺控。1.8启动风烟系统，并检查运行正常。调节两台送风机动叶在30%，调节总风量在700800t/h，炉膛压力维持-100-150Pa。1.10 根据情况投入二次风暖风器。1.11 燃烧器倾角调至水平位置。1.12 解除以下保护：给水流量低MFT、机跳炉、总风量低MFT、燃料丧失MFT、强制汽机未挂闸二抽电

20、动门不允许开条件、强制A、B磨火检。1.13、启动一台海水增压泵及曝气风机，另一台海水增压泵投备用。2、炉膛吹扫2.1吹扫条件满足后开始10分钟的吹扫计时， 吹扫完成, MFT自动复位。2.2 炉膛吹扫完成后，开启A、B、F磨出口插板门、冷风插板门，冷风调节门开启20。开启A、B、C磨密封风电动门，二次风门总操由吹扫位27调整到18。2.3 投入空气预热器吹灰系统。机组启动初期采用“辅汽”方式，吹灰次数设定为“9”，当主汽压升至4MPa时切为“主汽”方式。3、恢复炉前燃油系统，投入燃油雾化蒸汽系统备用，调整炉前燃油母管压力在1.01.8Mpa之间，燃油雾化蒸汽母管压力0.8Mpa。4、在锅炉满

21、足点火条件后，锅炉采用“等离子模式”点火。将A磨煤机恢复至通风状态，依次启动两台一次风机和一台密封风机，调节两台一次风机动叶开度至55%，控制一次风母管压力8.5Kpa。投入一次风暖风器，在“等离子模式”下启动A制粉系统。4.1保证A磨入口热风温度至少150。4.2各等离子发生器拉弧正常，电流维持在300320A。4.3启磨前，布煤应小于2分钟(否则触发燃料丧失MFT，可间断布煤，每次不超2分钟)。4.4开启A磨热风插板，全关冷风调门，热风调整门开启45-50暖磨。维持磨煤机一次风量75t/h。磨煤机出口温度调整到80-90，加载力投入自动，调整炉膛负压至-400Pa,启动A磨煤机。4.5 快

22、速增加A磨给煤量至35th ，保证磨出口风粉混合物浓度，A磨最大出力不超过36th。锅炉燃烧稳定后根据升压率适当降低A制粉系统给煤量。4.6 维持辅助风门在15开度，将A磨火下风门投入自动。4.7 A磨运行稳定后将"等离子模式"切至“正常模式”(防止断弧联关磨出口门）。4.8当热一次风温120，机组总给煤量40-45 t/h，启动分离器压力至4-5MPa时，启B制粉系统。4.9当热一次风温度200，可以退出一次风暖风器。5、旁路系统投运5.1锅炉点火后旁路系统应投入“启动方式”，高旁自动开启10，减温水切手动后关闭，高旁后温度升至280时投自动，设定值为280，减温水投入后

23、监视高压缸排汽逆止门后管道上下壁温差，防止积水。5.2全开低旁后减温水、三级减温水，低旁开启10，随锅炉升温升压调整低旁开度，维持再热气压0.40.7Mpa。5.3主汽压由0升至1MPa过程中，高旁自动维持10开度，主汽压达1MPa时随锅炉升温升压，高旁开度由10自动缓慢开至60，维持主汽压1MPa，此后高旁维持60开度（可根据需要手动将高旁切至定压模式，通过设定高旁压力定值改变高旁开度），主汽压缓慢升至冲转参数。5.4汽机旁路系统投入后注意控制高旁后温度450（切高旁），低旁后温度150，监视凝汽器水位“三高”不报警，除氧器水位“二高”不报警。5.5、锅炉点火后投入2号高加汽侧运行，以提高给

24、水温度。2号高加进汽电动门就地微开2cm，检查高加出水温度缓慢上升，且温升1.8/min。控制2号高加进出水温升40。5.6、有疏水及蒸汽进入凝汽器疏水扩容器时，及时投入扩容器减温水。五:锅炉升温升压、热态清洗 1、机组整个启动过程，控制升压率0.05 MPa，主汽温在0200时，升温速率小于5/min，主汽温200300时，升温速率小于3/min，主汽温300450时，升温速率小于2.5/min。2、汽水分离器温度达100时应注意分离器的汽水膨胀现象。3、当分离器压力达0.2MPa，关闭分离器放气门，监视汽缸上下温差及盘车运行情况，上下缸温差不超限。4、当分离器压力升至0.5MPa，高旁流量

25、建立后，关闭过热器后烟井下集箱疏水门、过、再热器疏水门、分隔屏进口放气门。5、当汽水分离器内水温度达到190-290,调整给水流量至630t/h,冲洗30分钟，根据水质情况调整清洗水量。整个热态冲洗过程是冲洗水一边往除氧器回收，一边通过集水箱溢流排放的过程。汽水分离器出口Fe100ppb、二氧化硅含量100mg/l时热态冲洗合格结束。系统热态冲洗过程中，应及时调整给水加氨量，保证冲洗水pH9.29.6。6、当炉膛出口烟温超过538，就地确认炉膛烟温探针自动退出后，转为冷备用（目前不投）。7、当主汽温度380、再热温度330时，投入过、再热器减温水，主汽温度控制在380，再热器控制在330。开启

26、减温水时注意给水流量变化。六：汽轮机冲转1、汽轮机冲转前的准备1.1若汽机采取闷缸措施，冲转前20分钟应结束闷缸，并开启相关疏水门及中压主汽门EH油进油门。 1.2检查汽机本体及蒸汽管道各疏水门均已开启，确认疏水畅通。汽机上下缸温差、差胀在正常范围内。1.3 联系设备部热控投入汽轮机轴振保护（9号瓦不投），并检查机组相关保护投入正常。1.4 机组冷态冲转参数 主蒸汽压力68.4MPa， 主蒸汽温度370400。 再热蒸汽压力0.40.7MPa，再热蒸汽温度330370。1.5 汽机冲转时的蒸汽品质Na20ppbFe50ppb氢电导0.5s/cmSiO220ppb1.6 检查凝汽器真空90kPa

27、，低压差胀6mm。1.7 密封油系统运行正常，氢纯度96%，氢压0.47MPa，发电机定子冷却进水压力0.4MPa，流量116m3/h。1.8 检查润滑油、EH油系统运行正常，润滑油压0.10.124MPa，EH油压13.814.2MPa，润滑油温控制在4041。1.9 检查盘车运行正常，大轴弯曲值不大于原始值±0.02mm。（5号机偏心原始值0.081mm，6号机偏心原始值0.079mm）。连续盘车时间满足以下要求：转子静止时间连续盘车时间1天2h17天6h730天12h30天24h1.10 检查汽轮机前箱手动遮断和复位杠杆、超速遮断机构试验手柄在“正常”位置，喷油试验阀在关闭位置

28、，隔膜阀顶部油压0.75MPa。1.11低加随机启动，开启5、6低加正常疏水调整门10开度，低加正常疏水管道暖管，低加危急疏水调整门失气全开。1.12 按启停机要求记录冲转前各参数。 1.13 检查DEH画面中启动方式为高中压缸联合启动方式，阀门方式为“单阀”， DEH控制系统、TSI系统无异常报警，各参数显示正常（各阀门指令与反馈偏差5%）。1.14 将高加进出口电动门切就地位（防止高旁减压阀开关幅度过大时高加水位三高报警）2、发变组恢复热备用（汽机冲转过程中操作）2.1 检查5号（6号）发变组保护A屏、B屏、C屏保护压板投入正确，无报警。2.2 检查岛琅线（岛琅I线）保护A屏、B屏保护压板

29、投入正确，无报警。2.3 检查岛琅线（岛琅I线）215-D1（216D1）接地刀闸三相确在“拉开“位置。 2.4 检查岛琅线（岛琅I线）215-D2（216D2）接地刀闸三相确在“拉开“位置。2.5 检查岛琅线（岛琅I线）215-D3（216D3）接地刀闸三相确在“拉开“位置。2.6 检查岛琅线（岛琅I线）215（216）开关三相确在“拉开“位置。2.7 按值长令：合上岛琅线（岛琅I线）2153（2163）刀闸。2.8 检查岛琅线（岛琅I线）2153（2163）刀闸三相确已合好。2.9 将6KV工作段、公用段工作电源进线开关由试验转热备用。2、汽轮机挂闸2.1 开启汽轮机中压主汽门旁路手动门，

30、关闭中压主汽门端部遮断阀EH油进油手动门。通过全开低旁、关小高旁将机前再热蒸汽压力降至0.20.3MPa。2.2 在DEH“自动控制”画面上，按下“汽轮机挂闸”按扭，检查汽轮机状态显示挂闸成功，中压主汽门全开。恢复高低旁减压阀原开度，关闭中压主汽门旁路手动门，开启中压主汽门端部遮断阀EH油进油手动门。汽机挂闸后如汽机转速急剧上升超过100rpm，盘车脱开，必须立即手动脱扣汽轮机，不允许再次挂闸。3、升速至600r/min3.1 在DEH“自动控制”画面，点击“运行”按钮，确认高压调门逐渐全开至100%，DEH控制在“自动”模式。3.2 设定升速率100rpm/min，设定目标转速600r/mi

31、n，点击“进行”按钮，汽机开始升速。检查盘车脱扣，盘车电机停止。否则手动脱扣盘车并停止盘车电机，盘车装置脱不开时应立即打闸停机。3.3 汽机转速应缓慢、平稳上升，发现IV开启速度与转速上升速度不对应，调门开度超过50%或转速超过600r/min调门不回关，应立即打闸停机，查明原因。3.4 当转速达到600r/min后对机组进行全面检查，无异常后打闸（打闸前应确认“机跳炉”保护解除），进行摩擦检查，检查无异常后汽机重新挂闸，升速至600r/min。（正常开机不进行摩擦检查）3.5 汽机转速升至600r/min，控制方式自动由IV切换为TV-IV方式，TV开始开启，与IV按一定比例开，同时控制转速

32、。4、升速至2900r/min设定目标转速2900r/min，升速率100rpm/min。4.1 机组转速1300r/min时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止。转速1300r/min以上注意对润滑油温的监视、调整。4.2 转速至2600r/min，检查低压缸喷水自动投入，低压缸排汽温度小于79；控制方式由TV-IV自动切换为TV方式。4.3 转速2900r/min时，按下“TV/GV 切换”按钮，进行TV/GV 切换。阀切换结束后，汽机转速由GV控制。5、设定目标转速3000r/min，升速率50rpm/min，点击“进行”按钮，升速至3000r/min。根据需要，进行汽轮机及电气相关试验

33、。5.1 试验结束后，将汽轮机转速升至2995r/min。稳定后，检查主油泵出口压力大于2Mpa，润滑油压0.11MPa，确认主油泵出力后（5号机交流润滑油泵电流由93A降至80A，6号机交流润滑油泵电流由91A降至86A），投联锁停运氢密封备用油泵、交流润滑油泵。5.2 停止氢气干燥器循环风机，开启循环风机旁路门。5.3 全面检查机组具备并列条件后，请示值长同意，发电机并列。6、冲转过程注意事项6.1启动过程中，注意保持凝汽器水位低于高值，凝汽器真空不低于-83.3KPa，低压缸排汽温度79，凝结水压力1.5MPa，防止切低旁。6.2 机组在升速过程中应注意倾听机组有无异常声音，如果需暂停升

34、速时，按下“保持”按钮，汽机保持在当前转速，但严禁在汽机临界转速范围内停留。6.3 在过临界转速时，升速率自动变为300rpm/min。加强对各轴承的振动监视，当轴振超过0.254mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。6.4 检查润滑油温、各轴承金属温度、回油温度均正常，汽轮机的差胀、轴向位移、上下缸温差等参数都在正常范围内。6.5 机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应认真分析，查明原因。当机组符合启动条件时，连续盘车不少于4h，大轴偏心不大于原始值±0.02mm，才能再次启动，严禁盲目启动。6.6 蒸汽室内的深孔热电偶与浅孔热电偶的最大温差不应超过83。

35、6.7 冲转过程中加强对润滑油温的调整，使其稳定在4041。6.8 在机组并网前，冷再热压力应控制在0.828MPa(a)以下，以防止并网后，因高排温度高（427）而达到手动停机条件。七：机组并网及带初负荷1、 并列操作检查6号机DCS电气报警画面无异常报警检查岛琅线（岛琅I线）确已受电且电压表计指示正常检查5号(6号)机汽机已达同步转速退出5号(6号)发变组保护柜A屏1TLP5保护压板退出5号(6号)发变组保护柜B屏2TLP5保护压板退出5号(6号)发变组保护柜C屏7TLP3保护压板退出5号(6号)发变组保护柜C屏8TLP3保护压板检查5号(6号)机励磁系统在“远方”位置进入5号机(6号)励

36、磁系统画面，点击“励磁自动”按钮并确认进入5号(6号)机励磁系统画面，点击“励磁投入”按钮并确认检查5号（6号）发电机自动起励成功，电压升至20kV检查5号（6号）发电机三相电压平衡，记录空载参数（空载参数：定子线电压20KV，定子电流2080，转子电压139V，转子电流1480A）投入5号(6号)发变组保护柜A屏1TLP5保护压板投入5号(6号)发变组保护柜B屏2TLP5保护压板投入5号(6号)发变组保护柜C屏7TLP3保护压板投入5号(6号)发变组保护柜C屏8TLP3保护压板进入5号（6号）发变组画面，点击“同期开关”按钮并确认检查岛琅线（岛琅I线）215（216）开关同期装置自动投入进入

37、5号（6号）机DEH画面，投入自动同期请求检查岛琅线（岛琅I线）215（216）开关三相确已合好点击岛琅线（岛琅I线）215（216）开关“ASS退出”按钮并确认检查5号（6号）机带初负荷无异常检查DCS自动维持6号发电机无功负荷在正常范围进入5号（6号）机励磁系统画面，点击“PSS”按钮并确认投入5号（6号）机发变组事故总信号投入压板LP2检查5号（6号）发电机绝缘过热装置指示正常检查5号（6号）发电机射频检测装置指示正常检查5号（6号）发电机出口处红外线测温装置指示正常检查5号（6号）发变组封闭母线微正压干燥装置运行正常2、发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中，检查三相电压平衡，定子电流无

38、指示。升至额定电压后，记录发电机空载参数。机组并网后，立即带5初负荷（33MW），延时1分钟高排逆止门自动带电、高排通风阀自动关闭，应注意高压缸排汽温度不高于427。3、第三台磨在冲转时暖磨备用，并列后立即启动第三台磨运行。4、投入高加汽侧运行，开启各高加正常疏水调整门10开度，高加正常疏水管道暖管，高加危急疏水门失气全开。5、调整除氧器水位正常，开启四抽电动门（防止四抽压力升高后打不开）。6、退出高低旁，检查高低压旁路减温水全部关闭，高旁后温度应小于高排温度，低旁后温度79。八：机组升负荷至额定负荷1、机组并列带初负荷后，设定目标阀位80%，升负荷率100%/min，点击“进行”按钮，尽快带

39、负荷至6070MW，以便高排逆止门尽快开启。3、在机组负荷达到67MW时，检查高压疏水及中压主汽门前疏水门自动关闭。4、及时调整轴封压力，防止超压，压力稳定后投入自动，根据低压轴封进汽温度、低压差胀情况投入低压轴封减温水，控制低压轴封进汽温度149。5、在机组负荷达100MW时，检查低压缸喷水自动关闭，检查低排温度正常。6、主汽压9MPa，投入DEH压控回路7、四抽压力达0.1MPa，开启四抽至除氧器进汽电动门，除氧器加热汽源切至四抽。联系临机注意辅汽联箱压力，缓慢关闭辅汽至除氧器调整门，关闭辅汽至除氧器电动门。8、四抽压力0.15MPa，冲两台小机。9、机组负荷达130MW，确认机组中压疏水

40、阀门组正常关闭。10、三抽压力达0.35MPa，高加正常疏水门开启70%，关闭高加危急疏水调整门，将高加正常疏水倒至除氧器，调整高加水位正常后，高加正常疏水调整门投自动。12、将一台汽泵并入系统运行。在锅炉转干前将给水旁路切至主给水。13、平稳增加燃料量，检查锅炉运行方式从湿态转入干态运行。锅炉转干后注意调整煤水比，控制中间点温度有足够过热度，避免干、湿态再次转换。14、机组负荷达到180MW时，增加汽泵出力时应保证汽泵入口压力1.7 MPa，入口压力“低”信号消失，防止汽泵跳闸。15、发电机负荷200MW，锅炉燃烧稳定，进行厂用电切换（6KVA、B段及公用段均采用并列切换），切换完毕后复归快

41、切装置，检查高厂变冷却装置运行正常，将公用6KVA(B)段母线倒至本机高公变供电时，应通知燃料运行及辅网班。 16、机组负荷250MW后，将第二台汽泵并入系统，退出电泵，投入给水自动。17、调整各低加正常疏水门开度，关闭危急疏水调整门，控制各低加水位正常。18、机组负荷300MW，停止A磨等离子。19、机组负荷330MW时，投入机组AVC。联系辅网投入湿式电除尘。20、机组负荷360MW，DEH在“压控”方式，汽机由“单阀”切至“顺序阀”。21、当四抽压力0.6MPa时，投入本机引射汇流装置，将辅汽汽源切至本机。22、根据真空情况，启动第二台循环水泵。23、联系设备部热控专业，解除汽轮机振动保

42、护。24、根据需要，增加机组负荷，投CCS运行方式。 25、恢复以下保护：给水流量低MFT、机跳炉、燃料丧失MFT、强制汽机未挂闸二抽电动门不允许开条件、强制A、B磨火检。附录：冷态启动曲线670MW机组（温态）热态启动操作技术措施按机组启动状态的划分，高压调节级金属温度204350为温态启动，高压调节级金属温度350450为热态启动，高压调节级金属温度450为极热态启动。（温态）热态启动前的检查与准备及锅炉点火以及锅炉升温升压操作均参照机组冷态启动操作技术措施中的内容执行。锅炉升温升压速率根据机组状态分别参照机组温态启动曲线（附录A）、机组热态启动曲线（附录B）及机组极热态启动曲线（附录C）

43、严格执行。一：机组（温态）热态启动冲转参数的选择1、主汽、再热汽温的选择主蒸汽和热再热蒸汽温度必须保证至少有56的过热度，并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高50100，主、再热蒸汽温差28。2、主汽、再热汽压力的选择主蒸汽压力68.4MPa，再热蒸汽压力0.40.7MPa。 3、热态启动的升速率为300rpm/min。二：机组（温态）热态启动注意事项1、机组热态（温态）启动，通过炉水循环把锅炉主汽压降至小于13.7 MPa 时方可投入旁路系统。 2、机组（温态）热态启动时，汽机冲转前20min应解除闷缸措施，打开所有疏水门，保证疏水畅通。3、（温态）热态启动，轴封投入前应

44、充分暖管，轴封蒸汽与转子表面的温差不应超过110。机组抽真空时尽量维持较高的轴封压力（5号机45KPa，6号机70KPa），防止冷空气对轴封及汽缸部件的冷却。4、注意因锅炉汽水膨涨引起的汽水分离器水位变化。5、启动过程中，转子偏心度、振动值、汽缸上、下缸温差应正常；发现振动超限时应立即打闸停机回到盘车状态，查明原因，符合启动条件时，需连续盘车不小于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。6、锅炉处于（温态）热态，应按启动曲线提高升温升压速率。7、（温态）热态启动，全面检查正常后，应尽快增加燃料量、并网带负荷至缸温所对应的曲线负荷，以汽缸金属温度不冷却为原则。尽快过渡到相应工况点，避免转子温度下降产生

45、过大的热应力。8、（温态）热态启动时，润滑油温控制在4041。附录A：温态启动曲线附录B：热态启动曲线附录C：极热态启动曲线670MW机组正常停机操作技术措施一：停机前的准备值班人员接到值长停机命令后，准备好停机记录表、操作票以及停机用的各种工器具。机组停运前，应通知各岗位人员对设备进行次全面检查，全面统计缺陷。1、做停机前试验：试开主机交流润滑油泵、主机直流事故油泵、氢密封备用油泵、顶轴油泵，空试主机盘车电机，做主机高压主汽门、中压调门、小机主汽门活动试验。AB层油枪进退试验、等离子拉弧试验，若试验不合格，应暂缓停机，待缺陷消除后再停机。2、对外供汽全部倒至临机，冬季供暖期间退出本机热网加热

46、器，4号机热网加热器疏水倒至临机凝汽器。3、检查油枪雾化蒸汽系统及燃油系统运行正常。4、机组负荷400MW前，对各受热面进行次全面吹灰，空预器吹灰辅助汽源暖管备用。5、联系设备部汽机专业解除低旁机械闭锁装置，低旁电磁阀送电。（滑参数停机需投入高低旁，正常停机不需要）。6、大小修时原煤仓烧空，给煤皮带走净。停机时间较短时只需给煤皮带走净。7、接到正常停机命令后，将主、再热蒸汽温度滑至500。（降低缸温，利于开机时尽快达到冲转参数）。8、接除以下保护：给水流量低MFT、机跳炉、总风量低MFT、燃料丧失MFT、强制A、B磨火检。二：机组减负荷停机机组正常停运应参照机组正常停运曲线（附录A）控制整个进

47、程。停机过程中，应保证主、再蒸汽过热度56，若过热度56或主、再热汽温10分钟内突降50，应立即打闸停机。主、再热汽温度下降速度应尽量一致，偏差28。高低加随机停运。停炉过程中空预器应连续吹灰。1、机组负荷由670MW减至360MW。1.1 机组负荷530MW，根据需要做真空严密性试验1.2 由上到下逐台停运制粉系统，磨煤机停运时给煤机走净煤，磨煤机及煤粉管吹净煤粉（若原煤仓需烧空，则需联系设备部敲打、确认）。1.3 若低压差胀11mm，在减负荷过程中适当降低主汽、再热汽温度，使低压差胀在汽轮机打闸前降至10mm，以防打闸后低压差胀超限（17mm）。1.4 机组负荷400MW，汽机由“顺序阀”

48、切“单阀”运行。（可不切）2、机组负荷360MW。2.2 汽机控制方式切为阀位方式运行，控制汽机总阀位在80%位置。2.3 凝泵变频切手动，除氧器水位改由除氧器上水调整门控制，调整凝结水压力2MPa左右。3、机组负荷减至300MW。3.1 投入A磨等离子，保留四台磨运行。3.2 稳定负荷进行厂用电切换，切换完毕后复归快切装置，公用6KVA(B)段母线切换前（先拉后合），应通知燃料运行及辅网班。3.3 解除机组RB,启动电泵运行，退一台汽泵。3.4 加大给水加药量，机组解列前将给水PH值调整到9.810。3.5 SCR入口温度降至290前退出脱硝系统。4、组负荷减至250MW，保留三台磨运行。4

49、.1 检查高、低加水位正常，危急疏水调整门自动投入。4.2 开启高、低背压凝汽器疏扩减温水调整门。5、负荷由250MW减至60MW。5.1机组负荷200MW以下，维持给水流量700t/h，缓慢降低燃料量，当中间点温度低于饱和温度，锅炉转为湿态运行。5.2 将主给水由主路倒至旁路运行，关小旁路调节门，控制电泵流量曲线满足要求。5.2 退出第二台汽泵运行（给水母管压力降至13MPa前），维持给水流量631t/h。5.3 机组负荷130MW，确认机组中压疏水阀组正常开启。5.4 检查高、低加危急疏水调整门动作正常，加热器水位正常。5.5 机组负荷100MW，检查低压缸喷水自动开启，低排温度正常。5.

50、6 机组给煤量降至45t/h，保留最后一台磨运行。5.7 机组负荷67MW时，检查高压疏水及中压主汽门前疏水门自动开启。5.8 解列前10分钟，解除5号（6号）机发变组事故总信号投入压板LP2，解列前5分钟，安排人员抄电量表。6、机组解列停机6.1 在得到值长可以解列命令后，机组运行2000h后需进行汽机注油试验。6.2 启动5号机交流润滑油泵，检查5号机交流润滑油泵运行正常。6.3 关闭过热器、再热汽减温水电动门、调节门。6.3 关闭最后一台磨给煤机入口插板，给煤机走煤。6.5 给煤机走净煤，在阀位方式下关小调门，将机组负荷减至5MW，主汽压降至4 MPa，汽轮机打闸，发电机联跳。注意立即将

51、电泵勺管关至5%，停运电泵。6.6 停运给煤机、磨煤机，最后一台磨煤粉管煤粉吹净后，手动MFT。6.6 任一保护不动作，都应立即手动打闸，停机后查明原因。三： 机组解列后的检查、操作1、检查交流润滑油泵运行正常，润滑油压正常，氢密封备用油泵联动正常。2、检查汽机转速下降，高中压主汽门、调门、各级抽汽逆止门及电动门、高排逆止门关闭。3、检查进汽回路通风阀、高排通风阀及所有疏水阀开启。 4、检查过热器、再热汽减温水电动门、调节门、省煤器入口电动门及旁路电动门关闭。 5、如果停机过程中投入旁路系统，应检查高、低压旁路减温、减压隔绝门关闭。6、停止真空泵运行。7、检查油枪、吹灰器全部退出, 燃油进、回

52、油快关阀、各油角阀关闭，各角等离子停运，隔离炉前燃油系统。8、检查六台磨煤机及给煤机各插板、挡板关闭。两台一次风机及密封风机停运，送、引风机维持运行，保持600800t/h通风量吹扫10分钟，检查炉内无余火后停止送、引风机运行。9、检查发电机三相电流全部为零，发变组出口开关确已断开，三相位置显示正确。10、检查发电机励磁开关确已断开，发电机出口电压下降到零，励磁电压、励磁电流指示为零。11、调整凝汽器、除氧器的水位正常，调整主机润滑油、密封油、内冷水温度正常。12、 转速2600r/min，检查汽机低压缸喷水阀动作正常，低压缸排汽温度79。13、转速1300r/min，检查顶轴油泵自启，否则手

53、动启动一台运行，另一台投备用，检查顶轴油母管及各轴承顶轴油压力正常。14、转速400r/min，确认旁路系统退出，开启高、低压凝汽器真空破坏门。若打闸后，低压差胀超限，应快速破坏真空。15、汽机转速到零，投入盘车，记录盘车电流及偏心值，确认主机惰走时间正常，否则应查找原因。16、凝汽器真空到零，停运轴封系统，关闭低压轴封减温水隔离门，检查关闭轴加水封带注水门。17、停机后，注意上、下缸温差的变化。无特殊要求应采取闷缸措施。18、停炉后立即隔离炉前燃油系统。19、关闭给水泵中间抽头手动门，退出凝结水精处理装置运行。20、检查关闭锅炉各人孔、看火孔及各烟、风挡板，锅炉闷炉。21、将六台磨煤机甩煤。

54、22、停运湿式电除尘高压柜及水系统。23、发变组转冷备用。24、停运主变压器、高厂变、高公变冷却装置。25、6kV厂用母线工作进线电源开关并拉至试验位置。26、6KV电机转冷备用（保留一台引风机、一台海水增压泵拉灰用）。27、停运曝气风机。27、停炉8小时捞渣机放水漏出水封护板，开启风烟系统挡板门，锅炉自然通风。停炉18小时后启动一台引风机拉灰（投电除尘、脱硫塔投海水或事故喷水），拉灰结束后停止引风机、脱硝稀释风机、脱硝声波吹灰，通知辅网班退出电除尘。28、公用系统倒至临机：将机务空压机冷却水切至临机供，通知辅网班将输灰空压机冷却水、海水泵房闭冷器冷却水、制氯系统取海水口、海水淡化取水口切至临

55、机供。29、根据停炉保养需要，启动分离器压力达到0.8MPa时可放水。30、脱硫塔原烟气温度降至50，锅炉拉灰结束，停止海水增压泵。31、空预器入口烟温低于205，允许停运空预器，若空预器无工作，应连续运转。32、炉膛出口烟气温度小于50，允许停火检冷却风机和等离子火检冷却风机。33、机组停运8小时，停最后一台循环水泵，若循环水系统有用户，倒至临机供水。34、低负荷喷水关闭的情况下，低压缸排汽温度降至50以下，凝结水无用户时，停止凝结水系统运行。35、停机48小时停止EH油泵。36、确认闭式水系统无用户时，停止闭式水系统。冬季室温低于5时，应保证闭冷水系统连续运行并按防冻检查卡做好停运系统的防冻措施。37、根据机组保养规定对凝结水、给水除氧、高低加系统进行保养（放水）。38、根据工作需要，停用氢气干燥器，进行发电机氢气置换（5号发电机在氢压降至0.2MPa前应开启氢侧密封油箱动力排油门）