3.13#机组滑参数启动操作票要点

1、河南神火电力公司发电厂i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思事项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、汽机和电气所用工作票结束，现场清理完毕，人孔门等已关闭，各相关试验完成（MFT、ETS大联锁试验、发电机整组试验等），机

2、组具备启动条件。启动前两大，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。7 / 243炉本体全面检查。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。就地检查锅炉火焰摄像镜头 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，确认直流系统、UPS系统、保安电源运行正常。6确认DCS ECS

3、 DEH MEH FSSS系统正常。启动前两大运行确定各参数正常，确认DC汕所有保护逻辑正确，无屏蔽条件。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按相应启动检查卡对辅助系统进行启动前检查。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，投入各种监视仪表、自动装置、保护装置。启动前两大，确认DC哈点参数是否止常， 若存在不显 示的问题，就

4、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

5、，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

6、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

7、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开启凝结水母管补水门，凝结水母管、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 力口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

8、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启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在3MPa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

9、，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_ ,油系统投运后注意检查系统有无泄漏 转亍原始偏心度 20 dmi转亍偏心m记录油膜压力。11投入密封油系统。检查交流密封油泵、密封油再循环泉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，维持真空油箱局真空。氢压达到0.1MPa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

10、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限上时，投入湿度计运行。赶死角时， 应控制排放时间不彳氐于 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）运行状态卜，浮子油箱中的浮球阀动作较慢，将会 引起排油不畅，故应在此时适度开具旁路门排油，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。CO2置换空气时，当CO2浓度达到85%A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

11、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<1000 wg/l ,联系化学投入凝结水精处理。

12、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，退出电机电加热，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。该系统上后放水门，注思启动曲检查确认。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

13、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，同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微升辅汽至除氧器进汽电动门，对除氧器进行加热(1.5 C /min )，保证水温满足锅炉上水要求。除氧器温度 C,除氧器压力MPa 0 100c 0.15Mpa水位正常后投入，维持水温不低于70Co19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

14、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，应冉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：河南神火电力公司发电厂锅炉储水罐水位小于 12mo电动、汽动给水泵再循环门操作正常。(4)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 A'B)(6)关闭锅炉给水电动门，开启给水旁路调节门前、后截止

15、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。(4)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。(6)局加水侧注水查漏后，开启局加出、进口电动门，局加水侧投运。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在投运局加水侧时,应

16、先通过注水阀恒局加水侧注水排 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；8 / 24河南神火电力公司发电厂四锅炉冷态清洗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：开式清洗水质合格标准， 储水罐出水Fe< 500g/l或浑浊度w 3ppn 油脂w 1 科 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-MCRf洗流量进行循环

17、 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v1s/cm ,Fev 100dg/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，启动真空宗抽真空。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

18、注水。 汽封母管压力维持在 0.04-0.05Mpa ,温度为150260C,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。启动二台真空泉开始抽真空，主机凝汽器真空大于 90kPa时，停运真空泉，投入备用。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启动两日空预器。检查开启两台空预器入口

19、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%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

20、。“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（最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/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

21、；锅炉各吹灰器全部退出炉外，处于备用状态。(4)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 C2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 。开启烟道挡板，过热侧开 70%再热侧开60%(4)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右。(6)开启少油点火油枪油配风手动隔离门和电动倜节阀， 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

22、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。)(9)B磨煤机入口风温加热至 100c、磨煤机出口温度达 60 C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

23、(10)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给煤量。磨煤机投运后定期检查 B层油枪是否着火良好，12 / 24河南神火电力公司发电厂防止油枪灭火后联跳磨煤机。（火焰保护可暂时不投）(11)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（同一断面上的测点温度）差小于50 C,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。锅炉点火后，适当开启顶棚过热器集箱、后包瘠下集箱、低温过热器、

24、屏式过 热器、高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，检查高中压主汽阀、调节汽阀及高排 逆止阀关闭严密，VV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“

25、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300 C,低旁前再热汽压力设定为：1.0MPa，低旁后温度设定为 100 Co为防止低旁后温度高至 150c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,高旁后温度/、得局于 350C o3热态冲洗（分离器压力0.2mpa117c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

26、时停止锅炉升温升压，排水中含Few 50科g/l ,热态冲洗结束。升压开始，饱和温度升高率小大于2 /min热态清洗期间控制炉膛出口烟温V580 C,全面记录锅炉膨次， 注意监视汽机疏扩不得冒正压。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180C,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

27、 ,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34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局压缸预暖操作准备。局压内卜缸内壁温度Co确认高压缸预暖条件满足：高压内卜缸内壁温度低于150C;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

28、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），检查局压缸通风阀自动关闭（ VV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， 问时应就地查看阀门位置，防止对汽缸造成冲击。(4)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 MP

29、a ,不得超过0.7 MPa ,否则应适当调整倒暖调节阀。3高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VV阀自动开启。十汽机高压调阀室预暖注意VV阀升度要就地确认。1高压调阀室切暖条件。调阀室内外壁金属温度_/C。调阀室内或外壁金属温度低于150c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 o确认主再蒸汽管疏水、高中压主汽阀座疏水和高压调阀后导汽管疏水开启。在汽机DEH“自动控制”画面点击“

30、汽机挂闸”按钮，进行挂闸操作。检查高中 压主汽阀关闭，高压缸通风阀及事故排放阀开启。(4)选才i DEH “自动控制”画面“阀壳预暖”按下，在操作面板上选择“投入”，检26 / 24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，当高于 80c时，按下“阀壳预暖”按钮，在操作 面板上按卜“切除”，关闭右侧高压主汽阀。(6)待调阀室内外壁温差低于 70c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符。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5

31、0 C,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。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 科mt王烝汽参数符合要求：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。(4)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I.IMPa,再热汽温度 330

32、C；润滑油压 0.176MPa,润 滑油温控制在 35c40C, EH油压11MPa、油温正常32 54 C。润滑油压0.176MP&润滑油温控制在 35c40C,不低于 30 Co(6)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。(9)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局分开度在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

33、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。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”，检查所有高'、 中压主汽门全开。(4)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（ OA。注意就地

34、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%(6)摩擦检查。输入目标转速 200r/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”回面，点击“摩擦检查”，选择“切除”，确认切

35、除，汽机200r/min停留时间/、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”，表示高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/min 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

36、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。注思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的爱-临界转速区域及1541-1946r/min的第二阶临界转速区域。过临界时，注思升速率自动升至 300r/min/min ,注思

37、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320C；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/min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I神光1甲刀闸中速暖机结束后，切除“

38、暖机”，高调门关闭，中调门控制转速 1500r/min 。输 入目标值3000r/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4次。检查发电机误上电、 启停机保护压板在投， 送上I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

39、动设定至43C。确认主油泵入口压力达 0.0980.147MPa。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 Co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80 Co3000rpm后，应全面检查系统，注思核查主油泵进/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；发电机定于冷却水温度 和电导率；定于铁芯温度v120 C,汽机轴向位移、高中压胀差、绝对膨胀

40、、各瓦温度（金属温度、回油温度卜 汽缸壁温差。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

41、车时间足够（应不少于4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（im,临界转速区间6100科所有相对轴振动值6250科m=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。 发电机并网应米用顺控方式，当顺控异常且暂无法消除时，米用手动准向期方 式并网。可投入高60-660MW,低0-60MW负荷限制2与系统并列时，应符合卜列条件：待并发电机的电压与系统

42、电压接近或相等。待并发电机的相位与系统相位接近或相等。频率一致。(4)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I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。(4)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。(6)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

43、机励磁空载运行值正确(Uf0=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。(10)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。确认同期装置自动复位。断开同期装置操作空开，退出发电机误上电保护，启 停机保护。出现发电机PT断线、同期装置异常、DEH

44、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、再热蒸汽管道高压疏水门。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/h6机组带初负荷阶段，加强主再热蒸汽参数、汽缸

45、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47c以下，最高不得超过 80 Co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。检查旁路维持王烝汽压力8.63MPa（热态、极热态为10.0 MP9 ,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

46、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，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

47、水阀组自动关闭。切缸时注意局、低压旁路自动控制是否止常，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 C56切缸过程中，应注意监视机组高排金属温度、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。注意主汽温度需高于 470c且过热度大于 50 C,疏水才 能关闭。78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

48、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"CCSg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2C/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8.63MPa,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

49、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£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

50、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 440 C）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300c过热度50c以上，热态 0.55Mpa汽温大于 300c过热度50c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应详细检查各部件工