启机操作票(定稿)

1、 号 机 组冷 态 启 动 操 作 票机组启动前状态：汽轮机 态 锅 炉 态 发变组 态调节级金属温度 冲转参数： 主蒸汽压力 5.9 MPa主蒸汽温度 340 再热汽压力 1.0 MPa再热汽温度 300 值 长：单 元 长：操 作 员：年 月 日 至 年 月 日序号操 作 步 骤执行人备注机组启动前的准备及检查1 日 时 分，接 值长机组启动命令后，通知化学、输煤、脱硫、输灰各岗位做好机组启动前的准备工作， D煤仓上优质煤。检查影响机组启动的所有检修工作已全部结束，工作票已终结，安全措施已恢复，各系统及设备均处于完好状态，无禁止机组启动或并网条件。 2检查机组各厂用变压器投运正常，10KV

2、、380V厂用、公用电系统已恢复正常运行方式，各电源联锁投运正确，DC110V、DC220V、UPS系统运行正常。3开启仪表一次门，联系热控，开启仪表二次门，送上热工电源，检查各信号状态及参数显示与实际相符，声光报警正常，各控制、操作开关良好。4送上各电动门电源并联系热控送上气动门气源、电源。5完成各系统启动前的检查，将各系统阀门置于“系统恢复卡”要求状态，投入就地各液位计且正常。(1)确认辅机循环水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(2)确认开式冷却水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(3)确认压缩空气系统已按“系统恢复卡”检查正常。(4)确认闭式冷却水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(5)确认

3、汽机润滑油净化储存系统已按“系统恢复卡”检查正常。(6)确认汽机润滑油系统已按“系统恢复卡”检查正常。(7)确认发电机密封油系统已按“系统恢复卡”检查正常。(8)确认发电机氢气系统已按“系统恢复卡”检查正常。(9)确认发电机定子冷却水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(10)确认EH油系统已按“系统恢复卡”检查正常。(11)确认辅助蒸汽系统已按“系统恢复卡”检查正常。(12)确认凝结水及凝补水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(13)确认给水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(14)确认电动给水泵本体及油系统已按“系统恢复卡”检查正常。(15)确认除氧器及高加抽汽疏水系统已按“系统恢复卡”检查正常。

4、(16)确认低加抽汽疏水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(17)确认汽机轴封蒸汽系统已按“系统恢复卡”检查正常。(18)确认抽真空系统已按“系统恢复卡”检查正常。(19)确认直接空冷系统已按“系统恢复卡”检查正常。(21)确认锅炉汽水系统已按“系统恢复卡”检查正常。(22)确认风烟系统已按“系统恢复卡”检查正常。(23)确认燃油系统已按“系统恢复卡”检查正常。(24)确认制粉系统已按“系统恢复卡”检查正常。(25)确认等离子系统已按“系统恢复卡”检查正常。(26)确认暖风器系统已按“系统恢复卡”检查正常。(27)确认除渣系统已按“系统恢复卡”检查正常。(28)确认除灰系统已按“系统恢复卡”检查

5、正常。(29)确认电除尘系统已按“系统恢复卡”检查正常。(30)确认吹灰系统已按“系统恢复卡”检查正常。(31)确认空调制冷系统已按“系统恢复卡”检查正常。(32)确认生加系统已按化学要求置于正确状态。6检查汽轮机在“跳闸”状态。7确认主、辅设备及各系统启动前的试验工作已完成且正常可靠。8联系化学，投入工业水系统运行正常。9联系值长, 要求化学制水， 投入除盐水系统运行正常。机组辅助设备及系统的投运10一台机组运行除灰侧：空压机2台运行、2台干燥机运行；仪用侧空压机2台运行，2台干燥机运行；二台机组运行除灰侧：空压机3台运行、3台干燥机运行；仪用侧空压机3台运行，2台干燥机运行；空压机出口母管

6、压力、储气罐压力、供气母管压力正常。11、 日 时 分，投入电除尘器绝缘子保温箱加热、灰斗加热。12、 日 时 分，投入电除尘器卸灰、振打装置。13、向机力通风冷却塔补水至正常水位 m。14、 日 时 分，启动一台辅机循环水泵 ，检查辅机循环水系统、开式冷却水系统运行正常。15、 日 时 分，闭式水箱补水至正常水位，启动一台闭式冷却水泵 ，检查闭式冷却水系统运行正常。16、 日 时 分，凝结水储水箱补水至正常水位，通知化学化验水质应合格。17、 日 时 分，启动凝结水输送泵，分别向排汽装置热井、除氧器补水至正常水位，并通知化学化验水质均应合格。18、 日 时 分，启动贮油箱 油侧油泵，向主油箱

7、补油至正常油位 mm。19、 日 时 分，启动汽机交流润滑油泵及氢密封油备用泵，检查汽机润滑油系统运行正常，润滑油母管压力 MPa，主油箱油位 mm。20、 日 时 分，投入汽机润滑油净化系统，检查汽机润滑油净化系统运行正常。21、 日 时 分，启动发电机空侧密封油泵， 日 时 分，启动发电机氢侧密封油泵，检查发电机密封油系统运行正常，油氢压差 MPa、汽端平衡阀压差 Pa、励端平衡阀压差 Pa。22、 日 时 分，启动一台交流顶轴油泵 ，检查顶轴油系统运行正常，顶轴油母管压力 MPa， 记录各轴承顶轴油压力： #3轴承 MPa， #4轴承 MPa，#5轴承 MPa，#6轴承 MPa，#7轴承

8、 MPa，#8轴承 MPa。23、 日 时 分，投入连续盘车，检查盘车运行正常，盘车电流 A，转速 r/min，转子偏心度 mm，轴向位移 mm，高中压缸胀差 mm，低压缸胀差 mm，汽缸绝对膨胀 mm，倾听机内声音应正常。24、汽机盘车装置投运后，全面抄录一次蒸汽、金属温度。25、冬季启机时，必须确认空冷岛各排的蒸汽隔离阀在关闭状态,各排抽空气阀开启,各排凝结水阀关闭。各排凝结水温度测点无异常偏差。各排凝结水阀旁路手动门开启26、 日 时 分，发电机气体置换操作开始，氢气干燥装置同时进行置换； 日 时 分，发电机气体置换操作结束，氢气纯度 ，油氢压差 MPa，置换时累计用二氧化碳共计 瓶；

9、日 时 分。27、 日 时 分，检查引风机电机润滑油箱油温、送风机液压润滑油箱油温、一次风机液压润滑油箱油温、一次风机电机润滑油箱、AG磨减速机油池油温正常，油温低时投入电加热器将油温加热至正常。28、 日 时 分，发电机内氢气压力升至0.2MPa，启动一台定子冷却水泵 ，检查定子冷却水系统运行正常，定子冷却水流量 t/h。29、 日 时 分，发电机内氢气压力升至 MPa。30、 日 时 分，汇报值长，投入辅助蒸汽系统，检查辅助蒸汽系统运行正常。31、 日 时 分，投入除氧器辅汽加热。32、记录上水前锅炉膨胀指示。33、 日 时 分，启动一台凝结水泵 ，低加水侧随凝结水系统投入，检查凝结水系统

10、运行正常。34、 日 时 分，启动第一台电动给水泵 ，检查给水系统运行正常。35、 日 时 分，通过给水旁路调节门，锅炉开始上水。上水速度冬季不少于4h夏季不少于2h,通知化学加药，调整PH值。36、 日 时 分，投入高加水侧运行。37、 日 时 分，启动引风机电机润滑油泵、送风机液压润滑油泵、一次风机液压润滑油泵、一次风机电机润滑油泵、磨煤机润滑油泵、磨煤机液压油泵，检查各风机、磨煤机润滑油、液压油系统运行正常。油泵联锁试验合格，投入备用油泵联锁。38、 日 时 分，启动一台锅炉燃油泵 ，检查燃油系统运行正常，炉前燃油母管压力 MPa，油温 。投入吹扫蒸汽系统。39、 日 时 分，进行燃油泄

11、漏试验并成功。投入燃油压力调节自动。40、 日 时 分，启动EH油泵， 检查EH油循环系统运行正常，EH油箱油位 mm，EH油箱油温 。41、 日 时 分，启动一台EH油泵 ，检查EH油系统运行正常，EH油母管压力_ MPa。42、 日_时_分，省煤器出口A、B导管空气门见连续水流后关闭。43、 日_时_分，汽包水位上至80mm，停止上水，开启省煤器再循环门，通知化学化验水质。44、记录上水后锅炉膨胀指示，检查给水管道、主蒸汽管道、再热蒸汽管道支吊架。45、 日 时 分，投入锅炉底部加热系统。缓慢进行加热过程，严格控制汽包壁温升率1.5/min，汽包上下壁温差和饱和温度增长率严格按曲线控制。4

12、6、 日 时 分，当汽包压力升至0.180.34MPa时，关闭锅炉顶棚过热器进口集箱、包墙下集箱疏水门及汽包和过热器各空气门。检查记录膨胀指示。47、 日 时 分，当汽包压力升至0.180.34MPa时，冲洗汽包双色水位计一次，并校验各水位计、水位变送器指示正常。48、 日 时 分，当汽包压力升至0.350.49MPa时，通知检修热紧螺栓，通知热控人员冲洗仪表管路。49、 日 时 分，汽包压力升至0.49MPa，主蒸汽温度升至160，维持汽包压力0.49MPa。确认锅炉5%旁路至定排阀门开启，停止锅炉底部加热系统，检查记录膨胀指示。50、 日 时 分，投入除渣、除灰系统所属设备运行，做好制粉系

13、统投运准备。51、 日 时 分，启动一台等离子火检冷却风机，启动一台等离子冷却水泵，调节系统参数正常，检查各系统运行正常，整流柜电源送上。52、锅炉启动点火后严禁在真空未建立前开启进入排汽装置的疏水门、放水门。冬季启动过程中主汽管路疏水导定排至排汽装置电动门关闭，高旁关闭。且保证导入排汽装置的疏水门严密关闭，并派人对可能进入排汽装置疏放水门进行检查测温，如发现不严立即采取隔离措施。53、 日 时 分，投入汽机轴封蒸汽系统，检查轴封蒸汽系统运行正常，轴封供汽母管压力_ MPa，轴封供汽温度符合要求。轴封供汽投入后，每隔一小时抄录一次蒸汽、金属温度，直至机组启动结束。54、 日 时 分，启动三台真

14、空泵A、B、C，关闭真空破坏门，检查抽真空系统运行正常，机组抽真空。 日 时 分，排汽装置背压达12KPa，停两台真空泵 、 作备用。 55、检查主、再热蒸汽、旁路及抽汽系统各管道疏水电动门、气动门、汽缸本体疏水气动门及其相关的疏水手动门均已开启。（冬季启机执行52条）56、 日 时 分，启动一台火检冷却风机 ，检查火检冷却风系统运行正常，火检冷却风压力_KPa。 57、 日 时 分，联系热控投入炉膛火焰电视摄像系统、火检系统正常。58、 日 时 分，联系热控投入锅炉四管漏泄检测系统。59、 日 时 分，确认空预器启动条件满足，启动A、B空预器，检查空预器运行正常。联系热控投入火灾报警装置。6

15、0、 日 时 分，根据需要投入二次风侧暖风器运行。61、 日 时 分，确认引、送风机启动条件满足，启动引风机 、送风机 ，调节炉膛压力在100150Pa。62、 日 时 分，启动引风机 、送风机 ，调节炉膛压力在100，投入引风机自动。缓慢增加送风机出力，使总风量维持在3040%。63、 日 时 分，确认炉膛吹扫条件满足，对炉膛进行吹扫。 日 时 分，炉膛吹扫完成，复归MFT。64、 日 时 分，投入炉膛烟温探针A、B。在点火后、主蒸汽流量208t/h前控制炉膛出口烟温510。 65、检查旁路系统状态正确。66、 日 时 分，投入发变组（发电机失磁、失步、程序逆功率、逆功率、开关失灵保护除外）

16、、高厂变、高公变保护。67、 日 时 分，# 主变冷却器、# 高厂变冷却器、# 高公变冷却器电源切换试验正常。高厂变冷却器、高公变冷却器置自动位，主变冷却器在发电机并网前30min投入。68、 日 时 分，确认# 发变组出口开关 及两侧刀闸 、 、中间联络开关 及两侧刀闸 、 在断位。69、 日 时 分，确认# 发电机励磁调节器在备用状态。70、 日 时 分，根据需要投入一次风侧暖风器运行。71、 日 时 分，启动一台密封风机 ，检查密封风系统运行正常。72、 日 时 分，启动两台一次风机A、B，检查一次风系统运行正常，调节一次风母管压力 8 KPa，并投入自动。73、 日 时 分，启动等离子

17、小油枪增压风机，检查运行正常。74、 日 时 分，空气预热器吹灰汽源辅汽供汽母管暖管。锅炉点火75、 日 时 分，投入# 、# 等离子小油枪暖磨。76、 日 时 分，投入# 、# 等离子小油枪。77、 日 时 分，D磨煤机出口温度至50，投入D层6个等离子点火装置。78、 日 时 分，启动D磨煤机、 D给煤机。注意炉膛负压及汽包水位，观察炉膛燃烧情况，发现着火不良，及时处理。79、 日 时 分，D磨运行方式置“等离子模式”。80、 日 时 分，投入空预器辅汽源连续吹灰。81、开启锅炉汽包连续排污手动一次门、电动调节门、至定排扩容器前后截门及调节门。82、高、低压旁路投入前，用锅炉5%旁路控制汽

18、温、汽压，旁路投入后用旁路进行调节。83、冬季启机过程中在未满足空冷凝汽器最小防冻流量前，稍开高压旁路，开启再热器空气门、疏水门，保持高旁后汽压0.5MPa,控制再热蒸汽温度与主蒸汽同步上升。低旁禁止开启。84、调节D磨煤量控制主汽温升率1.5/min，升压率0.045MPa/min。主蒸汽流量208t/h以前，控制炉膛出口烟温510，防止金属受热面过热，保护再热器系统。85、 日 时 分，当汽包压力升至0.69 MPa时，关闭屏式过热器进口集箱疏水、二级过进、出口集箱疏水、屏式过出口集箱空气门、二级过出口集箱空气门至预留两圈。检查记录膨胀指示。86、 日 时 分，冬季启机满足空冷凝汽器最小防

19、冻流量后投入高、低压旁路，适当关小或关闭5旁路，注意排汽装置真空及排汽温度应正常。87、尽快匀速增加低旁流量达到空冷岛的最小防冻流量要求，并控制低旁减温后温度在100150范围，在保证空冷岛进汽温度80情况下，尽量提高空冷岛进汽温度。而且在整个启动过程中不能低于最小防冻流量。88、冬季启动过程中必须派专人对空冷岛散热管束进行实时测温，对关闭的进汽蝶阀要投入电加热，并检查关闭是否严密。如发现有冻结现象，立即汇报值长，并采取相应措施。89、 日 时 分，确认再热器中有蒸汽流动，主汽温度至少有42的过热度时，开启再热器侧的烟气挡板。调整再热器和过热器出口烟气挡板，控制主、再热汽温度（同时要特别注意防

20、止再热器超温），直到机组并列和带负荷为止。汽机冲转90、 日 时 分，当主蒸汽压力升至4.55.0 MPa、主蒸汽温度升至310时，适当减少D磨煤量，减慢主蒸汽升压、升温速度，同时进行减温器暖管；投入汽包水位保护。91、 日 时 分，关小旁路，汽机侧主蒸汽压力5.9MPa、温度340、再热蒸汽压力1MPa、温度300，蒸汽品质合格，通知各有关岗位，全面检查各系统运行均应正常，并记录以下参数：主蒸汽压力 MPa，主蒸汽温度 ，再热蒸汽压力 MPa，再热蒸汽温度 ，排汽装置背压 KPa， 排汽温度 / ，盘车电流 A，转子偏心度 mm（应0.075mm），轴向位移 mm，高中压缸胀差 mm，低压缸

21、胀差 mm，汽缸绝对膨胀 mm，EH油母管压力 MPa ，润滑油母管压力 MPa，润滑油母管温度 ，密封油温度 ，油氢压差 KPa，氢压 KPa，氢温 ，氢气纯度 %，定子冷却水流量 t/h。金属温度：第一级金属温度 ，左/右侧主汽阀金属内壁温度 / ，左侧高调门金属温度 / ，右侧高调门金属温度 / ，左侧再热调门金属内壁温度 / ，左侧再热调门金属内壁温度 / 。机组各轴承顶轴油压：#3轴承 MPa， #4轴承 MPa，#5轴承 MPa，#6轴承 MPa，#7轴承 MPa，#8轴承 MPa。92、 日 时 分，冲转条件满足后汇报值长，由值长下令，汽机冲转。通知各有关岗位准备冲转。93、检查

22、DEH操作主画面上“操作员自动控制”、“单阀”显示灯亮。94、检查DEH操作主画面上“主汽门调门切换”按钮右侧显示“TV”。95、 日 时 分，在DEH主操作画面上点“挂闸”按钮，弹出汽机挂闸对话框，点“挂闸”按钮，点“确认”按钮（或在机头将汽轮机挂闸手柄置于“挂闸”位置），检查薄膜阀顶部油压在0.7MPa以上。96、 日 时 分，在ETS操作画面上检查ETS无报警信号，点“ETS复位”按钮，复位汽机，DEH主操作画面上“汽机跳闸”变为“汽机挂闸”，RSV1、RSV2“关闭”变为“开启”，GV1GV4缓慢全开，就地检查中压主汽门、高压调节汽门全开，注意汽轮机转速不应有明显飞升现象。97、 日

23、时 分，在DEH主操作画面上设定目标转速600r/min，升速率150r/min2，点“进行”按钮，汽机开始升速。检查高压主汽门、中压调节汽门逐渐开启，机组按给定的升速率控制转速。98、当汽机转速大于盘车转速时，就地检查盘车啮合齿轮自动脱开正常，盘车电机自动停止，否则立即手动停止盘车电机。99、当汽机转速达200r/min时，检查盘车装置喷油电磁阀自动关闭。100、 日 时 分，当汽机转速达600r/min时，DEH主操作画面上 “进行”消失，汽机转速保持在600r/min，按汽轮机“紧急停机”按钮，检查高、中压主汽门、调节汽门关闭，转速下降，进行汽轮机摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部声音，检查动

24、静部分无摩擦或异音、转子偏心度正常。101、 日 时 分，摩擦检查结束，汽机重新复置、冲转。 日 时 分，升速至600r/min并保持，对机组进行全面检查。102、 日 时 分，投入低加汽侧运行。103、 日 时 分，投入高加汽侧运行。104、 日 时 分，检查低压缸喷水门自动开启，低压缸排汽温度小于70，真空正常。105、 日 时 分，在DEH主操作画面上设定目标转速2000r/min，升速率150r/min2，点“进行”按钮，汽机开始升速。106、监视机组在升速过程中各轴振动。禁止在临界转速区内保持，汽轮发电机组通过临界转速区时，升速率自动改为500r/min2，严密监视轴承振动情况，如振

25、动超限立即打闸停机，严禁硬闯临界转速。107、检查轴向位移、胀差、上下缸温差、汽缸金属温度、各轴承金属及回油温度、各蒸汽参数、高压缸排汽温度、真空、各系统运行情况均正常。高、低压旁路阀动作正常。108、 日 时 分，当汽机转速达2000r/min时，DEH主操作画面上 “进行”消失，汽机转速保持在2000r/min，进行中速暖机。109、维持主、再热蒸汽参数稳定，注意汽缸绝对膨胀、胀差、轴向位移及各金属温度变化稳定。110、 日 时 分，暖机时间已到，汽缸绝对膨胀 mm，高中压缸胀差 mm，低压缸胀差 mm，中速暖机结束。111、 日 时 分，在DEH主操作画面上设定目标转速2900r/min

26、，升速率150r/min2，点“进行”按钮，汽机开始升速。112、 日 时 分，合上# 发变组出口开关 两侧刀闸 、 、中间联络开关 两侧刀闸 、 。113、 日 时 分，当汽机转速达2850r/min时，检查交流顶轴油泵自动停止，否则手动停止，投入备用。114、 日 时 分，当汽机转速达2900r/min时，DEH主操作画面上 “进行”消失，汽机转速保持在2900r/min，稳定3分钟。 日 时 分，进行高压主汽门与高压调节汽门的控制切换。115、 日 时 分，在DEH主操作画面上设定目标转速3000r/min，升速率150r/min2，点“进行”按钮，汽机开始升速。116、 日 时 分，当

27、汽机转速达3000r/min时，DEH主操作画面上 “进行”消失，汽机转速保持在3000r/min，汽机定速。117、全面检查机组及各系统运行正常。检查记录锅炉膨胀指示。118、根据需要进行下列试验：119、 日 时 分，进行ETS通道在线试验并正常。120、 日 时 分，进行危急保安器喷油试验并正常。121、 日 时 分，进行主汽门、调节汽门严密性试验并正常。122、 日 时 分，检查主油泵入口油压 MPa，出口油压 MPa，润滑油母管油压 MPa，薄膜阀油压 MPa，停止交流润滑油泵、氢密封油备用泵，投入备用。检查润滑油压、薄膜阀油压正常，主油泵工作正常。123、 日 时 分，启动开式水升

28、压泵，确认发电机氢冷器、定子冷却水系统自动控制正常。124、 日 时 分，确认汽机在3000r/min运行时转速稳定，并网条件满足后汇报调度，由值长下令，发电机升压、并网。125、 日 时 分，发电机并网操作开始。126、 日 时 分，发电机并网，检查# 发变组出口开关 合闸良好。127、发电机并列后，检查机组自动带初负荷至30MW。DEH自动把高压调节汽门置于当时主蒸汽压力下相应于3%5%负荷的位置上，汽轮机控制方式处于阀位控制方式。128、检查发电机定子三相电流指示正确。129、适当调整发电机无功使其迟相运行。130、检查励磁调节器工作正常。131、 日 时 分，合上中间联络开关 ，检查中

29、间联络开关 合闸良好。132、 日 时 分，汇报调度，发电机并列操作完成。133、对发电机、主变、高厂变、高公变、励磁系统进行全面检查，确认各设备运行正常。134、5%额定负荷下暖机30分钟，在此期间，保持汽温、汽压稳定，温升率最大不得超过83/h，调节级金属温升率最大不得超过110/h。135、 日 时 分，全关屏式过热器进口集箱疏水、二级过热器进、出口集箱疏水、屏式过出口集箱空气门、二级过出口集箱放空气门。136、 日 时 分，初负荷暖机结束。137、 日 时 分，投入C层油枪， 时 分，启动C磨煤机、给煤机。138、 日 时 分，在阀位控制方式下开启高压调节汽门，当离开初负荷区域时，投入

30、功率反馈回路。139、 日 时 分，在DEH主操作画面上设定目标负荷180MW，负荷变化率3MW/min，点“进行”按钮，机组开始升负荷。140、 日 时 分，当负荷升至60MW时（10额定负荷），检查汽机主蒸汽管道疏水电动门自动关闭。141、 日 时 分，炉膛出口烟温510，检查炉膛烟温探针自动退出、否则手动退出。142、 日 时 分，当负荷升至90MW时，检查低压缸喷水门自动关闭，低压缸排汽温度70。将空预器吹灰汽源由辅汽切至本炉供，注意做好防止高压吹灰汽源漏入辅汽的安全措施。143、 日 时 分，当四抽压力大于0.165MPa时，除氧器加热汽源由辅汽切至四次抽汽。144、 日 时 分，当

31、负荷升至100MW且负荷稳定时，10KV A、 B段厂用段母线由备用电源供电切至工作电源供电。145、 日 时 分，10KV 段公用段母线由备用电源供电切至工作电源供电。146、 日 时 分，当负荷升至120MW（20额定负荷）时，检查汽机本体、再热蒸汽管道及各段抽汽管道等所有疏水门自动关闭。147、机组新安装或大修后首次启动，在120MW负荷、再热汽温不低于400的工况下稳定运行至少7小时进行暖机，然后联系调度机组按正常停机程序将负荷减至零，解列后尽快做汽机超速试验。 日 时 分，超速试验开始， 日 时 分，超速试验结束。 日 时 分，机组转速升至3000r/min， 日 时 分，联系调度，

32、发电机重新并网。148、 日 时 分，投入第三台磨煤机 对应油枪， 时 分，启动第三台磨煤机 给煤机 。149、 日 时 分，机组负荷至180MW，投入连排扩容器，关闭汽包至定排扩容器。进行洗硅。150、 日 时 分，高、低压旁路切至跟随模式。151、 日 时 分，当负荷升至180MW时，主汽压力 MPa，主汽温 ，再热蒸汽压力 MPa，再热汽温 。检查记录锅炉膨胀指示。152、 日 时 分，机组负荷至180MW保持给水流量、汽包水位稳定，将给水控制由给水旁路调节门切至主给水管路。给水调节自动切至三冲量调节，投入给水泵转速自动。153、全面检查机组及各系统运行正常。154、 日 时 分，将运行

33、给煤机、 “锅炉主控”、“汽机主控”投入自动，主汽压力切为“滑压方式”运行，机组升负荷由协调系统控制。155、 日 时 分，在协调控制画面上设定目标负荷300MW，负荷变化率6MW/min，点“进行”按钮，机组开始升负荷。156、 日 时 分，投入第四台磨煤机 对应油枪，启动第四台 磨煤机、给煤机。D磨运行方式置“正常运行模式”。157、 日 时 分，当冷再压力高于1.27MPa（负荷190MW）后，将高压辅汽联箱汽源由启动锅炉或邻机切至冷再，检查高压辅汽联箱压力、温度正常。158、 日 时 分，当负荷升至240MW时，保持燃烧率稳定，启动第二台电动给水泵 ，检查运行正常后，缓慢增加第二台给水

34、泵出力，调整两台泵出口流量一致后，投入第二台给水泵转速自动。检查汽包水位稳定。159、 日 时 分，当汽包压力升至10MPa（负荷260MW）时，保持机组负荷稳定，联系化学，开大连排进行洗硅，并注意汽包水位和给水调节。根据化学分析，当炉水含硅量达到上一级压力允许含硅量时，继续升负荷。检查记录锅炉膨胀指示。160、 日 时 分，当负荷升至300MW时，主汽压力 MPa，主汽温 ，再热蒸汽压力 MPa，再热汽温 。161、 日 时 分，在协调控制画面上设定目标负荷600MW，负荷变化率12MW/min，点“进行”按钮，机组开始升负荷。162、 日 时 分，当负荷270MW、各台磨煤机煤量55t/h

35、、锅炉燃烧稳定，汇报值长，逐渐退出所有油枪运行。163、 日 时 分，停止D磨6个等离子点火装置运行 。164、 日 时 分，投入电除尘器及脱硫系统运行。脱硫旁路烟气挡板关闭时注意炉膛负压。165、 日 时 分，启动第五台磨煤机 ， 时 分，启动给煤机 。166、 日 时 分，检查汽轮机轴封汽源由冷再切至自密封，轴封供汽母管压力_ MPa，各备用汽源处于热备用状态。167、 日 时 分，当负荷升至420MW时，将中压辅汽联箱汽源由高辅或邻机切至四抽，检查中压辅汽联箱压力、温度正常。168、 日 时 分，当负荷420MW 时，对锅炉所有受热面进行一次全面吹灰，对各受热面和有关汽水管道进行全面检查

36、无漏泄情况。检查各支吊架正常。169、 日 时 分，当负荷升至480MW时，进行汽轮机真空严密性试验。170、 日 时 分，启动第六台磨煤机 、给煤机 。171、 日 时 分，当负荷升至540MW时，主汽压力、主汽温度达到额定值。检查主汽压力 MPa，主汽温 ，再热蒸汽压力 MPa，再热汽温 。检查记录锅炉膨胀指示。172、 日 时 分，当负荷升至600MW时，全面检查、调整使机组各设备、系统处于正常运行状态。检查记录锅炉膨胀指示。173、 日 时 分，机组具备投入AGC条件，根据调度指令投入AGC方式。174、 日 时 分，保持单阀运行一天后，在负荷540MW时，进行汽轮机单阀顺序阀控制方式

37、切换（在机组最初六个月的运行期间，汽轮机的阀门控制方式必须为单阀控制）。175、启动过程结束，汇报值长。附件：测量不同转速下转子交流阻抗试验步骤1、发电机升速，测不同转速下转子交流阻抗。2、转子交流阻抗试验时将灭磁回路断开。3、利用发电机残压核对发电机相序，试验在1200转进行，在发电机一次侧测量电压及相序，发电机三相电压应对称，相序应符合要求。如电压低继续升转速。转速(rm)盘车500100025003000超速交流电压(V)交流电流(A)计算阻抗(欧)发电机空载试验：步骤：1、拆除发电机软连接母排。2、发电机、励磁变所有保护均投入，发变组非电量保护投入，保护出口跳灭磁开关。发电机定子过电压

38、保护定值整定为1.32倍额定电压,同时励磁系统过电压保护定值也作修改，保证空载试验电压升至1.3倍发电机额定电压时保护不动。3、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发电机空载试验（上升曲线、下降曲线分别做）。期间测量发电机轴电压。试验完毕后逆变灭磁。4、连接发电机软连接母排。发电机短路试验：步骤1、确认1发变组5012、5013开关及各侧刀闸及间隔接地刀闸在断开位。2、现场作措施安装发电机出口短路母排、高厂变、高公变低压侧3个分支短路线（低压侧两个进线开关与CT之间）、发变组出口短路线（5012、5013开关与CT之间）。3、停用1发变组5

39、012、5013开关失灵保护。4、投入发电机差动保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机低压保持过流保护、发电机转子过负荷保护、发电机转子接地保护、发电机过激磁保护、发电机周波保护、励磁变速断保护、励磁变过流保护、过电压保护（临时整定为0.4Un、0秒，试验结束后恢复原定值）、发电机断水保护等电量及非电量保护，以上保护出口只跳灭磁开关。5、退出主变差动保护、定子接地保护、发电机失磁保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、发电机失步保护、发电机突加电压保护。6、解除励磁调节器强励回路7、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流

40、进行发电机短路试验（上升曲线、下降曲线分别做）。试验期间进行部分保护定值试验。试验完毕后逆变灭磁。8、现场做措施拆除发电机出口短路母排。高厂变低压侧短路试验：步骤1、检查高厂变、高公变3个分支短路线（短路点在3个分支进线开关与进线CT之间）已安装好。2、投入发电机差动保护、主变差动保护、高厂变差动保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机过激磁保护、发电机周波保护、励磁变速断保护、励磁变过流保护、主变复压过流保护、高厂变、高公变高压侧复压过流保护、高厂变、高公变低压侧分支过流保护、发电机过电压保护（临时整定为0.4Un、0秒，试验结束后恢复原定值）、发电机断水保护、主变重瓦斯、

41、高厂变、高公变重瓦斯、主变冷却器全停等电量及非电量保护，以上保护出口只跳灭磁开关。将主变、高厂变、高公变轻瓦斯保护临时改为跳闸。3、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行高厂变低压侧短路试验（上升曲线、下降曲线分别做）。试验完毕后逆变灭磁。试验期间进行部分保护定值检查。4、现场作措施拆除高厂变、高公变3个分支短路线。发变组500KV侧短路试验：步骤1、检查发变组出口短路线（5013及5012开关与CT之间）已安装好。2、退出500KV母线差动保护，1发变组5012及5013开关失灵保护已退出。3、投入发变组保护，过电压保护（临时整定为0.4U

42、n、0秒，试验结束后恢复原定值），保护出口只跳灭磁开关。将主变、高厂变、高公变轻瓦斯保护临时改为跳闸。4、合上发变组出口50131、50122刀闸。5、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发变组高压侧短路试验（上升曲线、下降曲线分别做）。试验完毕后逆变灭磁。期间进行部分保护相位测试。6、拉开发变组出口50131、50122刀闸。7、投入500KV母线差动保护，1发变组5012及5013开关失灵保护。 8、现场作措施拆除发变组出口短路线（5013及5012开关与CT之间）。发变组空载特性试验：步骤1、投入发变组保护，动作后跳灭磁开关。将主变、

43、高厂变、高公变轻瓦斯保护临时改为跳闸2、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发变组空载特性试验（上升曲线、下降曲线分别做）。试验完毕后逆变灭磁。期间进行部分保护测试。定子接地保护检查：机组达3000转分时做试验步骤1、现场作措施在发电机出线侧A相挂接地线。2、发电机定速后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发电机定子接地保护检查试验。试验完毕后逆变灭磁。3、现场作措施拆除发电机出线侧A相接地线。励磁系统试验：步骤1、现场作措施恢复发电机出口与励磁变正式连接。2、发电机定速3000rpm后，合上整流柜交直流隔离刀闸

44、，进行励磁系统试验，项目如下： 自动励磁调节器（AVR）零起升压试验 励磁系统强励倍数测试 自动及手动电压调节范围测量 自动、手动切换及主调节器、备用调节器切换 发电机电压/频率特性测试 操作试验 发电机空载跃响应试验 灭磁试验及转子过电压保护试验 保护、限制试验 发电机灭磁时间常数的测量3、励磁系统所有试验结束后，逆变灭磁，断开灭磁开关。核相及同期系统效验：步骤1、500KV母线停电。2、退出励磁调节器及DEH中发电机出口开关合闸辅助接点。3、合上50131、50132刀闸，合上 5013 开关。4、发电机定速3000rpm后，合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，用 AVR 方式升发电机电压至额定

45、。5、进行500kV母线 PT 二次电压与 #1主变 PT 二次电压定相。6、进行同期系统检验。7、同期系统检验正确后，逆变灭磁，拉开整流柜交直流隔离刀闸；拉开5013 开关，拉开 50131、50132刀闸； 8、恢复500KV母线运行。9、白巴#1线停电。10、合上50121、50122刀闸，合上5012开关。11、发电机定速3000rpm后，合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，用FCR方式零起升发电机电压至额定。12、进行同期系统检验。13、同期系统检验正确后，逆变灭磁，拉开整流柜交直流隔离刀闸；拉开5012 开关，拉开 50121、50122刀闸；14、恢复白巴#1线运行。假同期并网试验：步骤：1、检查发电机变组、高厂变、高公变、励磁变所有保护均投入。2、退出励磁调节器及DEH中发电机出口开关合闸辅助接点。3、检查50131、50132、50121、50122刀闸确在断开位。4、发电机定速3000rpm后，用 AVR 方式升发电机电压至额定。5、做条件进行5013 开关假同期试验（合5013开关三次），用示波器测量电压波形及开关合闸时间。6、做条件进行5012 开关假同期试验（