600MW的集控主机规程完整

1、 . . . 第1章 机组整体启动1.1 启动规定与要求1.1.1 启动要求1.1.1.1 下列操作需要总工程师主持或指定生产部门主任或专工参加进行：1.1.1.1.1 机组大、小修后的启动；1.1.1.1.2 机组超速试验；1.1.1.1.3 机组甩负荷试验或RB试验；1.1.1.1.4 机组动平衡试验；1.1.1.1.5 汽轮机主汽门、调门严密性试验；1.1.1.1.6 锅炉安全门校验，锅炉水压试验；1.1.1.1.7 发电机零起升压试验；1.1.1.1.8 发电机假同期试验；1.1.1.1.9 设备有重大改进后的启动或新技术产品的首次试用。1.1.2 机组禁止启动条件： 1.1.2.1

2、机组任一主保护（包括炉、机、电主保护与其联锁保护）不能正常投入或保护动作值不符合规定；1.1.2.2 热控主要仪表：汽轮机转速、轴向位移、汽轮机膨胀、胀差、汽缸温度、主汽温度、主汽压力、再热汽温度、再热汽压力、启动分离器储水罐水位、炉膛压力、给水流量、蒸汽流量、汽机振动、轴承温度等主要仪表不能正常投入；1.1.2.3 锅炉一次系统或设备有缺陷，危与安全运行时；1.1.2.4 仪用气源不正常；1.1.2.5 DCS、FECS系统异常，影响机组运行操作和监视；1.1.2.6 FSSS系统工作不正常；1.1.2.7 TSI系统不能正常投入；1.1.2.8 DEH、MEH系统不能正常投入；1.1.2.

3、9 汽轮机任一高、中压主汽门，高、中压调门，抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵；1.1.2.10 汽轮机转子的双幅偏心值超过0.076mm；1.1.2.11 汽轮机高压外缸上下壁温差超过50，或高压缸上下壁温差超过35；1.1.2.12 交、直流润滑油泵、氢密封油备用泵、抗燃油泵、盘车装置任一故障或备用泵联锁不正常；1.1.2.13 润滑油、抗燃油油质不合格，润滑油进、回油温度不正常；1.1.2.14 回热系统中，主要调节与控制系统（除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护与自动调节、汽泵或电泵控制系统等）失灵；1.1.2.15 汽轮机进水；1.1.2.16 机组保温不完善；1.1.2.17 调

4、速系统不能维持汽轮机空转，甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下以与其他原因导致的调速系统工作不正常；1.1.2.18 高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运行或无法满足机组启动与保护要求；1.1.2.19 盘车时有清楚的金属磨擦声、其他异音或盘车电流明显增大或大幅摆动；1.1.2.20 水、汽品质不符合要求；1.1.2.21 燃油进、回油电磁阀动作不正常；1.1.2.22 发电机氢气系统气密性试验不合格；1.1.2.23 发电机冷水水质不合格；1.1.2.24 发电机或励磁系统一、二次系统有异常；1.1.2.25 发电机与其系统包括轴承各部绝缘不合格；1.1.2.26 发变

5、组重要表计或参数测点失常或有重要异常报警。1.1.2.27 发电机AVR工作不正常；1.1.2.28 柴油发电机不能正常备用；1.1.2.29 直流、保安、UPS电源工作不正常。1.1.3 机组启动状态划分1.1.3.1 汽机启动状态划分1.1.3.1.1 冷态启动：高压缸下壁调节级处金属温度204；1.1.3.1.2 温态启动：204高压缸下壁调节级处金属温度350；1.1.3.1.3 热态启动：350高压缸下壁调节级处金属温度450；1.1.3.1.4 极热态启动：高压缸下壁调节级处金属温度450。1.1.3.2 锅炉启动状态划分1.1.3.2.1 冷态启动：停炉时间72小时；1.1.3.

6、2.2 温态启动：10小时停炉时间72小时；1.1.3.2.3 热态启动：1小时停炉时间10小时；1.1.3.2.4 极热态启动：停炉时间1小时。1.2 启动前检查、试验与相关系统的投入1.2.1 启动前检查1.2.1.1 机组安装或检修后，运行人员应了解设备安装、检修、异动情况；1.2.1.2 按600MW机组冷态启动系统检查卡进行系统检查；1.2.1.3 值长接到机组启动命令后，应合理安排各岗位与相关人员做好启动前的准备工作；1.2.1.4 检查影响机组启动的所有检修工作结束、工作票已终结、有关安全措施拆除，根据需要与时恢复系统；1.2.1.5 具备送电条件的各段厂用电母线恢复供电，恢复机

7、组已具备送电条件的各设备的信号电源、控制电源、动力电源；1.2.1.6 发电机本体无异常，各连接、绑扎、垫块紧固无松动，照明良好；1.2.1.7 各设备与系统的现场整洁无杂物，道路畅通，照明良好，各平台、扶梯、栏杆、孔盖完整牢固；1.2.1.8 备有充足的除盐水，化学加药系统与化验分析系统具备投运条件，开启有关的加药、取样门；1.2.1.9 工业水系统、消防水系统已正常投运，消防设施已可靠备用；1.2.1.10 输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位；1.2.1.11 准备好启动用工具、仪表与各种记录表纸；1.2.1.12 检查炉本体膨胀指示器齐全完好；1.2.1.13 测量各设备电机的绝缘

8、合格，根据需要与时送电恢复；1.2.1.14 通知热工专业确认DCS、TSI、FSSS、DEH、MEH、ETS系统正常；1.2.1.15 通知继电保护专业确认DCS、FECS系统正常；1.2.1.16 投入所有热工监视仪表并确认其完好可用；1.2.1.17 通知热控检查热控系统控制电源、信号电源正常，仪控气源正常；1.2.1.18 检查各操作员站与值长台工作正常，检查OIS站各设备状态与实际设备状态相符；1.2.1.19 电动、气动阀门、开关、刀闸经校验传动正常；1.2.1.20 机组大、小修后的各项联锁保护试验合格，试验项目与数据应有书面报告并且符合启动要求；1.2.1.21 油罐油位正常，

9、油量充足；1.2.1.22 根据要求，投入汽机油净化系统；1.2.1.23 电气一、二次系统检查良好，系统围清洁、无异物，连接部位紧固、无松动现象，绝缘支持紧固、无破损；1.2.1.24 保护、自动装置信号、表计指示正确，无报警故障信号，压板按规定投用，电源良好，冷却装置投用正常，所有盘柜、电缆封堵良好；1.2.1.25 集流器装置各连接、紧固良好，电刷在刷握上下滑动无卡涩，刷握底部与集电环表面无任何接触、摩擦，集流器滑环上碳刷与大轴接地碳刷安装、接触良好，长度合适，滑环无污渍和锈迹；1.2.1.26 确认电气设备各处所挂地线、短路线、标示牌、脚手架等安全设施已拆除，常设遮栏、警告牌已恢复；1

10、.2.1.27 检查发电机冷水汇流环接地良好；1.2.1.28 确认发电机、励磁变以与各种辅助设备的绝缘合格，测量时应注意以下事项：1.2.1.28.1 测量各种辅助设备绝缘时，应使用相应电压等级的摇表。发电机定子回路的测量绝缘使用2500V的摇表；发电机励磁回路测量绝缘使用500V的摇表；励磁变低压侧测量绝缘使用1000V的摇表；1.2.1.28.2 测量发电机定子绝缘时，发电机中性点接地刀闸、发电机出口PT必须断开；1.2.1.28.3 测量发电机转子绝缘时，发电机转子一点接地保护压板必须断开；1.2.1.28.4 干燥情况下发电机定子回路的绝缘电阻值在100M以上。发电机定子绕组无积水，

11、干燥后，发电机定子绕组连同励磁变、离相封闭母线回路用水冷发电机专用兆欧表测量其对地绝缘电阻不低于5M；1.2.1.28.5 发电机定子线圈有积水或通水后应应使用水冷发电机专用兆欧表测量，测量前应确认冷水水质合格，测量值不低于前次测量的1/31/5；1.2.1.28.6 发电机定子线圈用水冷测量仪测绝缘电阻时，应将汇水管接地线拆开，测量完毕后恢复汇水管接地线； 1.2.1.28.7 定子汇水管与定子出线进出水管绝缘电阻，用数字万用表测量，绝缘水管对地电阻100K，进、出水管并联对地电阻30K；1.2.1.28.8 发电机转子回路绝缘电阻值1M以上；1.2.1.28.9 励磁变低压侧回路绝缘电阻值

12、1M以上；1.2.1.28.10 如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，而无法恢复时汇报总工程师1.2.1.29 确认发电机出口GCB开关和励磁开关正常；1.2.1.30 确认发电机励磁回路接地监测装置动作正常；1.2.1.31 检查发电机中性点接地变完好投入；1.2.1.32 检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上；1.2.1.33 发电机系统接地刀闸拉开与接地线全部拆除。1.2.2 启动前试验1.2.2.1 电动门、气动门传动试验；1.2.2.2 转动设备静态试验；1.2.2.3 各转动设备的低水压、低油压试验；1.2.2.4 DEH传动试验；1.2.2.5 热工保护试验；1.2.2.6 电

13、气试验：1.2.2.6.1 试验发电机系统的所有信号正确；1.2.2.6.2 发电机出口主开关、灭磁开关联动试验；1.2.2.6.3 发变组保护整组模拟试验；1.2.2.6.4 主变冷却器自启动与电源切换试验，励磁调节柜风机电源切换试验；1.2.2.6.5 保安段失压、备用电源自投与柴油发电机自启动试验；1.2.2.6.6 UPS电源切换试验；1.2.2.6.7 低压厂用电源BZT试验；1.2.2.7 机炉电大联锁试验。1.2.3 相关系统的投入1.2.3.1 厂用电系统（包括UPS与直流系统）运行正常；1.2.3.2 所有具备送电条件的设备均已送电；1.2.3.3 投入循环水系统；1.2.3

14、.4 投入开式水系统；1.2.3.5 投入工业水系统；1.2.3.6 投入仪用气、厂用气系统；1.2.3.7 凝结水补水箱补水；1.2.3.8 闭式水系统投入；1.2.3.9 投入汽机润滑油系统；1.2.3.10 投入发电封油系统；1.2.3.11 投入发电机氢气系统；1.2.3.12 投入冷水系统；1.2.3.13 投入顶轴油系统；1.2.3.14 投入主机盘车；1.2.3.15 凝结水系统投入并冲洗:1.2.3.15.1 检查凝汽器热井水质合格，启动凝泵对凝结水系统和除氧器进行冲洗；1.2.3.15.2 开启除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，投入除氧器水位调整门自动；1.2.3.15.3 除氧

15、器排水水质达到Fe300ppb，关闭除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，开启除氧器至凝汽器放水门，凝结水系统与除氧器清洗完成，投入凝结水精处理。1.2.3.16 投入小机润滑油系统；1.2.3.17 投入小机盘车；1.2.3.18 辅汽联箱送汽；1.2.3.19 除氧器清洗完成后，启动除氧器再循环泵，投入除氧器加热，准备向锅炉上水；1.2.3.20 锅炉点火前8小时，通知投入电除尘灰斗、绝缘子加热和电除尘振打装置；1.2.3.21 燃油雾化蒸汽系统进行暖管、疏水。1.3 机组冷态启动1.3.1 锅炉上水1.3.1.1 在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次；1.3

16、.1.2 上水前通知化学人员制水，加药系统应投运正常；1.3.1.3 水质应为化验合格的除盐水，进水温度2070，进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水， 经化验合格，可进水或放水至储水罐水位12米处，否则须放尽炉水重新进水；1.3.1.4 进水应缓慢、均匀，上水时间夏季不少于2小时，进水流量8090t/h，其他季节不少于4小时，进水流量4045t/h，若水温与储水罐壁温接近，可适当加快进水速度；1.3.1.5 检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启；1.3.1.6 开启启动分离器储水罐排水至锅炉疏水扩容器电动门，关闭排凝汽器电动门，投入36

17、1阀自动；1.3.1.7 开启给水旁路调节门前、后电动门，适当开启给水旁路调节门；1.3.1.8 上水方式：采用凝泵、补水泵或电泵、汽泵前置泵上水。若锅炉为冷态，上水温度与启动分离器壁温差40，采用凝泵或补水泵上水方式；1.3.1.9 上水操作：1.3.1.9.1 采用凝泵或补水泵上水1） 启动一台凝泵或补水泵运行；2） 开启凝结水至锅炉上水手动门、电动门，高加水侧走旁路运行，向给水管道与高加水侧注水，调节锅炉给水流量至85t/h左右；1.3.1.9.2 采用电泵、汽泵前置泵上水1） 当给水泵入口水质达到Fe100ppb，高加水侧走旁路；2） 启动电泵或汽泵前置泵上水，调节锅炉给水流量至夏天8

18、090t/h左右、其他季节4045t/h；3） 根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在80901.3.1.9.3 当储水罐见水后，放慢上水速度，加强监视；1.3.1.9.4 当储水罐水位达到12米，检查361阀开启，自动调节正常；1.3.1.9.5 关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕；1.3.1.9.6 锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。1.3.2 锅炉冷态清洗1.3.2.1 冷态开式清洗1.3.2.1.1 调整锅炉给水流量475t/h左右，锅炉进行冷态清洗，清洗水排锅炉疏水扩容器，检查361阀自动正常；1.3.2.1.2 当启动分离器排水水质达到Fe500ppb或混浊度3ppm、油脂

19、1ppm、PH值9.5时，冷态开式清洗完毕；1.3.2.2 冷态循环清洗1.3.2.2.1 开启储水罐疏水排凝汽器电动门，关闭排锅炉疏水扩容器电动门，清洗水切换至排凝汽器，进行冷态循环清洗；1.3.2.2.2 开大辅汽至除氧器加热门，逐步提高给水温度至8090；1.3.2.2.3 当省煤器入口水质达到电导率1s/cm、Fe100ppb、PH值9.39.5时，冷态循环清洗完毕；1.3.2.2.4 报告值长锅炉冷态清洗完毕，具备点火水质条件。1.3.2.3 锅炉厂家推荐的清洗时间与耗水量表启动类型排放方式新机组首次启动机组长期运行后和停运时间超过150小时冷态清洗热态清洗排锅炉疏扩约8.5小时/4

20、600t0约5小时/2600t排凝汽器约25小时约49小时约25小时1.3.3 汽机抽真空、送轴封1.3.3.1 汽机抽真空1.3.3.1.1 检查开启汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门；1.3.3.1.2 关闭凝汽器真空破坏门并注水；1.3.3.1.3 关闭小机排汽蝶阀；1.3.3.1.4 启动真空泵对系统进行抽真空。1.3.3.2 汽机送轴封1.3.3.2.1 确认主机、小机盘车运行（小机盘车非必要条件，但是为防止小机轴封系统阀门漏，建议送主机轴封前小机应在盘车状态）；1.3.3.2.2 确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量；1.3.3.2.3 检查开启各路轴封供

21、汽调整门前、后疏水门与各轴封进口滤网放水门，投入辅汽至轴封供汽调节站；1.3.3.2.4 稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管；1.3.3.2.5 暖管结束关闭轴封滤网放水门与轴封系统所有疏水门，全开辅汽至轴封供汽电动总门；1.3.3.2.6 启动一台轴封风机运行，一台投入备用；1.3.3.2.7 低压轴封汽温150以上，并有14以上的过热度后，开启高、中压缸轴封进汽门与低压缸轴封进汽门；1.3.3.2.8 设定温度150，投入低压轴封减温水自动控制，维持低压轴封供汽温度150176。1.3.4 锅炉吹扫前的准备1.3.4.1 投入炉前燃油系统循环，炉前燃油压力2.5MPa左右；1.3.4.

22、2 开启所有点火油枪和启动油枪进油手动门、压缩空气供气手动门、雾化蒸汽供汽手动门；1.3.4.3 投入锅炉捞渣机系统；1.3.4.4 投入锅炉火焰电视冷却风，投运火检风机和火焰电视，检查锅炉炉管检漏系统正常投入；1.3.4.5 启动两台空预器运行；1.3.4.6 开启两台空预器入口烟气挡板和空预器出口一、二次风门，开启送风机出口联络门；1.3.4.7 启动一台引风机，缓慢开启引风机入口导向挡板，将炉膛负压调整至50100Pa；1.3.4.8 启动一台送风机，缓慢将送风机动叶开度调整至30%，调整引风机入口导向挡板，维持炉膛负压50100Pa，调整炉膛风量30%40%BMCR。1.3.5 油泄漏

23、试验1.3.5.1 开进油快关阀,管路充油；1.3.5.2 若在 60 秒, 油母管压力没有达到设定值（2.5MPa）,则充油失败，试验中断；1.3.5.3 否则，油压满足后, 关进油快关阀，开始3 分钟的油压监视过程。若在这期间，油母管压力小于设定值(2.1MPa)，说明管路有泄漏，试验中断；1.3.5.4 否则，3分钟后开回油阀，管路泄油，在10秒后关回油阀，开始5分钟的油压监视过程。若在这期间，进油快关阀前后差压低（小于0.05MPa），说明进油快关阀有泄漏，试验中断；1.3.5.4.1 否则，5分钟后整个试验成功。1.3.6 检查下列条件满足，启动炉膛吹扫1.3.6.1 点火油、启动油

24、泄漏试验成功（或旁路）；1.3.6.2 无MFT条件存在；1.3.6.3 全炉膛无火；1.3.6.4 任一空预器运行；1.3.6.5 有任一引风机和送风机运行；1.3.6.6 两台一次风机全停；1.3.6.7 炉膛压力正常；1.3.6.8 燃油总跳闸阀、点火油跳闸阀、启动油跳闸阀均关闭；1.3.6.9 点火油、启动油回油电动门均关闭；1.3.6.10 所有油角阀均关闭；1.3.6.11 所有磨煤机、给煤机停运；1.3.6.12 所有磨煤机进口一次风电动隔离门、出口粉管关断门均关闭；1.3.6.13 所有燃烧器三次风门在开启位置；1.3.6.14 炉风量在30%40%围。1.3.7 锅炉点火1.

25、3.7.1 吹扫结束，全面检查点火条件具备，开启燃油进油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常，燃油雾化蒸汽压力、温度自动控制正常；1.3.7.2 投入炉膛烟温探针；1.3.7.3 调整给水流量至402t/h、炉膛负压至600Pa、总风量调整至35%；1.3.7.4 水质要求：省煤器进口水质含铁量Fe50PPb，分离器出口含铁量Fe100PPb；1.3.7.5 联系值班员到就地检查配合，依次启动B12-B34-D12-D34点火油枪；1.3.7.6 检查点火油枪燃烧良好，依次投入B、D层启动油枪运行；1.3.7.7 点火后投入空预器连续吹灰；1.3.7.8 投入高、低压旁路自动，检查高低旁蒸汽转

26、换阀自动开启至预设的点火开度；1.3.7.9 调整燃烧，以不超过2.0/min、0.056MPa/min的速率升温升压；1.3.7.10 过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭启动分离器后过热器空气门和过、再热器疏水门；1.3.7.11 再热蒸汽压力达到0.2MPa时，关闭再热器系统空气门；1.3.7.12 投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，储水罐水位恢复正常后再投入其它油枪；1.3.7.13 随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路阀逐渐开大； 1.3.7.14 主汽压力到8.4MPa，检查高、低压旁路控制转入定压运行，全面抄录锅炉膨胀指示一

27、次。1.3.8 热态清洗1.3.8.1 顶棚过热器出口温度达到190，锅炉开始热态清洗，联系化学取样化验启动分离器储水罐水质；1.3.8.2 热态清洗期间应停止升温升压，可适当降低启动油压力，维持启动分离器水温在190±10围；1.3.8.3 启动分离器储水罐排水Fe50ppb,热态清洗结束，按原速率继续升温升压。1.3.9 机组启动升温、升压注意事项1.3.9.1 检查凝汽器疏水扩容器减温水自动动作正常，压力、温度不超限；1.3.9.2 监视水冷壁、启动分离器、过热器、再热器的金属壁温，注意其上升速率不超过2.0/min；1.3.9.3 检查高、低压旁路系统运行正常，旁路投入前确认

28、高排逆止门关闭；1.3.9.4 注意监视辅汽联箱压力，调整除氧器进汽，维持给水温度80左右；1.3.9.5 注意给水自动动作正常，调节凝汽器、除氧器与分离器储水罐水位正常；1.3.9.6 启动过程中与时联系化学化验汽水品质；1.3.9.7 启动分离器升压至8.4MPa与额定负荷后全面检查锅炉的膨胀情况，并做好记录；1.3.9.8 在全部油枪退出前，空预器应保持连续吹灰，加强对空预器出口烟温的监视，发现报警应与时到现场检查，防止空气预热器再燃烧事故的发生；1.3.9.9 控制炉膛出口烟温540，当炉膛烟温大于580，炉膛烟温探针应自动退出；1.3.9.10 锅炉升温、升压按冷态启动升温、升压曲线

29、进行，符合汽机冲转条件。1.3.10 发电机恢复备用1.3.10.1 检查发变组所有工作票全部终结，安全措施均已拆除，现场相关技术交底与修试纪录齐全，设备具备投运条件；1.3.10.2 合上发变组控制、信号电源小开关，并检查主开关、励磁回路各开关均在断开位置；1.3.10.3 确认冷水系统运行正常，投入断水保护、启停机保护；1.3.10.4 确认保护A1、B1、A2、B2、C柜各保护按规定投入，各保护运行指示灯正常，各保护出口压板在投入位置；1.3.10.5 送上变送器、AVR加热与照明的UPS电源；1.3.10.6 送上AVR微机110V直流电源；1.3.10.7 送上起励电源、励磁调节装置

30、交、直流电源送上良好；1.3.10.8 检查励磁手操盘各参数在正确状态，无报警与故障信息；1.3.10.9 检查励磁系统各柜保险完好无熔断；1.3.10.10 合上AVR柜以下空气开关：Q03、Q05、Q15、Q21、Q25、Q51、Q90、Q96；1.3.10.11 合上各功率柜以下空气开关：Q11、Q12； 1.3.10.12 检查励磁手操盘无报警和故障信息；1.3.10.13 发电机中性点接地变恢复备用；1.3.10.14 发电机出口1PT、2PT、3PT恢复备用；1.3.10.15 确认发电机转速3000rpm并稳定后，合上发电机出口刀闸，并断开发电机出口刀闸和接地刀闸操作电源。1.3

31、.10.16 送上发电机出口开关操作电源，发电机出口开关选择远控方式。1.3.11 汽轮机冲转的条件1.3.11.1 DEH、ETS冲转准备：1.3.11.1.1 联系热控检查ETS控制柜中钥匙开关在正常位置；1.3.11.1.2 就地检查高、中压主汽门、调门在关闭状态，并与OIS站所显示的状态一致；1.3.11.1.3 在DEH控制总貌画面上检查确认以下显示：控制方式 显示“自动IN”、旁路状态显示“BYPASS ON”（旁路投入）、阀门方式显示“单阀IN”、OPC方式显示“OPC IN SERVICE”（OPC投入）、“阀位限制极限（VALVE POSITION LIMIT LIMITIN

32、G）”读数为0；1.3.11.1.4 检查就地遮断手柄和注油试验手柄位置正确；1.3.11.1.5 汽机复置前，在DEH的手操面板上显示下列状态：1） 汽机“遮断”按钮指示灯亮；2） 汽机“复置”按钮指示灯灭。1.3.11.1.6 冲转前全面检查汽机有关操作面板，阀门位置与有关参数正常。1.3.11.2 主蒸汽压力8.4MPa，再热汽压力0.728MPa，主蒸汽温度374，再热汽温335，两侧汽温偏差小于14，主汽温高于再热汽温且偏差最大不超过83；1.3.11.3 蒸汽品质合格；1.3.11.4 凝汽器真空大于85KPa；1.3.11.5 高压外缸上下壁温差小于50，高压缸上下壁温差小于35

33、；1.3.11.6 确认汽机已连续盘车4小时以上且运行正常，检查汽缸部与各轴封处无异常金属摩擦声；1.3.11.7 测量转子双幅偏心值不大于0.076mm；1.3.11.8 确认热控投入ETS系统正常，ETS无首出报警信号；1.3.11.9 确认所有抽汽管道与汽机本体所有疏水门开启；1.3.11.10 确认低压缸喷水控制阀前、后手动门打开，低压缸喷水控制阀投“自动”；1.3.11.11 确认交、直流润滑油泵、氢密封油备用泵低油压联动正常、联锁投入，润滑油系统运行正常，润滑油压与各瓦回油正常，润滑油温控制在3745，各轴承回油正常，主油箱油位正常；1.3.11.12 投入EH油系统运行；1.3.

34、11.13 确认密封油系统运行正常且发电机氢压在0.3MPa以上；1.3.11.14 确认汽机除低真空保护外所有保护均投入正常，无异常报警信号。1.3.12 汽机冲转、升速、暖机1.3.12.1 启动氢密封油备用泵，检查低压保安油压正常，系统无漏油；1.3.12.2 复置汽轮机，检查OIS站DEH系统画面“遮断”信号消失、汽轮机已复置；1.3.12.3 检查低压保安油压、AST油压、OPC油压正常；1.3.12.4 就地检查中压主汽门（RSV）开启，开启高排通风阀；1.3.12.5 设定阀位高限120%，按“GO”键，检查高压调门（GV）全开；1.3.12.6 设置目标转速600rpm、升速率

35、100rpm/min，按“GO”键，汽机冲转；1.3.12.7 确认中压调门（IV）缓慢开启，就地检查汽机转速上升，盘车装置自动脱开，否则应立即打闸；1.3.12.8 汽机转速升至600rpm时，汽机打闸。打闸后检查确认高、中压主汽门和调速汽门关闭，汽机转速应下降，进行就地摩擦听音检查； 1.3.12.9 摩擦检查正常后，机组重新复置、升速；1.3.12.10 汽机转速回升至600rpm，保持4分钟，进行仪表检查。检查完毕后将控制方式由中压调门控制（IV）切换为高压主汽门-中压调门联合控制方式（TV-IV）；1.3.12.11 全面检查机组正常，继续升速，设置目标转速2950rpm、升速率10

36、0rpm/min，经确认后，按“GO”键，机组开始升速；1.3.12.12 依次投入#8、7、6、5低加水侧，开启#6、#5低加进汽逆止门、电动门，低加随机滑启，投入低加水位自动；1.3.12.13 高加水侧注水，正常后高加水侧投入运行；1.3.12.14 当汽机转速升至700rpm时，检查顶轴油泵自停，注意机组振动，检查各瓦油膜压力、温度正常；1.3.12.15 转速2600rpm，检查低压缸喷水、凝汽器水幕保护自动投入；1.3.12.16 当汽机转速达到2700rpm时，检查主油泵工作正常；1.3.12.17 当汽机转速达到2950rpm时，进行阀切换, 汽轮机转速控制从TV/IV（高压主

37、汽门/中压调门联合控制）切换至GV（高压调门控制）方式；1.3.12.18 阀切换结束后，设置目标转速3000rpm、升速率50rpm/min继续升速；1.3.12.19 汽机升至3000rpm后，全面检查机组各参数正常；1.3.12.20 根据需要进行汽机脱扣试验：1.3.12.20.1 检查汽机转速在3000rpm并稳定，按“遮断”按钮或就地“遮断”；1.3.12.20.2 检查高、中压主汽门，高、中压调门关闭，高排逆止门与各抽汽逆止门关闭，有关信号指示正确，转速下降；1.3.12.20.3 重新复置机组，检查安全油压正常，设定阀位高限120%；1.3.12.20.4 重新设置目标转速29

38、50rpm、升速率250rpm/min，按“GO”键进行升速；1.3.12.20.5 汽机转速至2950rpm后进行阀切换，阀切换过程中应注意汽机转速变化；1.3.12.20.6 阀切换结束后，再设置目标转速3000rpm、升速率50rpm/min继续升速；1.3.12.21 高加随机滑启。依次开启三、二、一抽抽汽逆止门，开启#3高加危急疏水，逐台开启#3、2、1高加的进汽电动门，调节各高加水位正常；1.3.12.22 根据需要完成下列有关试验工作：1.3.12.22.1 ETS通道试验；1.3.12.22.2 危急保安器充油试验；1.3.12.22.3 OPC超速保护试验；1.3.12.22

39、.4 电气试验。1.3.12.23 检查氢密封油备用泵、交流润滑油泵电流已下降，停止其运行；1.3.12.24 凝汽器真空正常后，联系热控投入低真空保护、热工保护，汇报值长机组可以并网。1.3.13 汽机冲转、升速过程的注意事项：1.3.13.1 汽机冲转后，应检查中压调门动作正常，就地检查确认盘车装置脱开，盘车电机自停，否则应手动停用；1.3.13.2 在冲转、升速过程中，注意各部声音、润滑油温、轴承金属温度与回油温度、振动、胀差、真空、汽温、汽压、缸温、缸温差、轴向位移等参数的变化；1.3.13.3 3000rpm后可关闭高压主汽门前疏水门；1.3.13.4 冲转升速过程中，应检查高、中压

40、主汽门、调门平滑开启，无卡涩和阶跃现象；1.3.13.5 在升速过程中如发生异常情况，应停止升速，待查明并消除异常后再继续升速。严禁在共振区停留，否则应降速至共振区以下保持；1.3.13.6 检查高排逆止门开启，注意高排温度427，调节级与高排压比正常（1.7），否则打闸停机；1.3.13.7 汽轮机启动升速过程中，振动达到以下条件，应立即打闸停机，严禁降速暖机：一阶临界转速以下时，轴承振动超过30µm；过临界转速时，轴振超过254µm；1.3.13.8 检查高、低压旁路动作正常。与时调整燃烧，控制主、再蒸汽参数稳定以满足机组冲转要求；1.3.13.9 本机组升速过程中一般

41、不需要暖机，但是在满足下列任一情况时，应在2340rpm进行适当时间的中速暖机：1.3.13.9.1 高压正胀差达到7.2mm；1.3.13.9.2 低压正胀差达到11mm1.3.13.10 维持真空正常，排汽温度不超过80，冷再压力不超过0.728MPa，高排温度不超过427；1.3.13.11 检查主机润滑油、轴封、密封油、氢气、冷水系统各参数调节正常；1.3.13.12 检查除氧器、加热器、凝汽器、启动分离器、锅炉疏水扩容器等水位正常；1.3.13.13 冲转过程中注意发电机集流器电刷接触良好、无跳动、破碎现象，温度正常； 1.3.13.14 严密监测发电机本体无漏水、漏油、漏氢现象。1

42、.3.14 发电机升压1.3.14.1 发电机自动升压方式1.3.14.1.1 确认汽机转速在3000rpm并稳定；1.3.14.1.2 在OIS站上检查发电机并网启动允许条件满足；1.3.14.1.3 检查AVR在自动方式位置；1.3.14.1.4 启动励磁系统程序励磁；1.3.14.1.5 检查发电机电压自动升至18KV以上，否则立即拉开磁场开关；1.3.14.1.6 将AVR投切开关切至空位置；1.3.14.1.7 检查发电机定子与转子回路绝缘情况应无接地现象；1.3.14.1.8 检查发电机定子三相电流为50A左右；1.3.14.1.9 发电机升压至20KV；1.3.14.1.10 检

43、查发电机空载励磁电流、电压正常；1.3.14.1.11 检查发电机三相电压平衡；1.3.14.2 发电机手动升压方式：此方式只在发电机进行相关试验时且由技术部门制定相关措施后方能使用。1.3.15 发电机升压注意事项1.3.15.1 发电机未充氢、定子线圈未通水禁止升压；1.3.15.2 发电机升压前，应投入氢冷器运行；1.3.15.3 发电机升压前应投入热工保护、启停机保护；1.3.15.4 发电机转速达到额定并稳定后方可升压；1.3.15.5 检查发电机升压过程与并网前定子电流为50A左右，否则应立即灭磁；1.3.15.6 发电机升压过程中，励磁电流、励磁电压不正常的偏高或有定子电流，应立

44、即灭磁。1.3.16 发电机与系统并列1.3.16.1 SID自动准同期1.3.16.1.1 启动ass调速；1.3.16.1.2 投入准同期装置；1.3.16.1.3 检查发电机出口开关已合上并复位。1.3.16.2 DEH自动准同期1.3.16.3 同期并列应满足下列条件1.3.16.3.1 发电机电压与系统电压差不大于5；1.3.16.3.2 发电机频率与系统频率差小于0.15Hz；1.3.16.3.3 发电机与系统相序一致；1.3.16.3.4 相位差小于25°。1.3.17 机组并列后的检查和操作1.3.17.1 并列后机组自动接带30MW的初始负荷；1.3.17.2 应适

45、当调整机组无功，保证机组不进相运行；1.3.17.3 退出发电机启停机保护。1.3.17.4 将给水流量调整至475t/h；1.3.17.5 检查高排通风阀延时1min自动关闭；1.3.17.6 投入氢气干燥器运行。1.3.18 升负荷1.3.18.1 投入汽轮机功率控制，在DEH主画面设定暖机目标负荷30MW。冷态启动低负荷需暖机15分钟以上，热(温)态可以查照热(温)态启动低负荷暖机时间曲线（见附录）；1.3.18.2 在低负荷暖机期间应全面检查机组各项参数在正常围之，出现异常现象应与时分析汇报并加以消除；1.3.18.2.1 再热汽温与低压缸排汽压力应符合空负荷和低负荷再热汽温与背压的要

46、求曲线；1.3.18.2.2 检查低压缸喷水减温投入，控制低压缸排汽温度80。1.3.18.3 低负荷暖机结束后，在DEH主画面设定目标负荷90MW，设定升负荷率4MW/min，逐渐增加机组负荷，控制主、再蒸汽升温率不超过2/min，检查高低压旁路控制主汽压力8.4MPa运行；1.3.18.4 启动第二台引、送风机，调节引风机入口导向挡板、送风机动叶，维持炉膛负压在-600Pa左右；1.3.18.5 负荷至60MW后，检查汽机高压段疏水全部关闭；1.3.18.6 视情况投入过热器一级减温水，检查过热器一、二级减温水、再热器减温水调节阀均在自动位；1.3.18.7 负荷至90MW左右，检查高旁逐

47、渐关小直至全关（通过控制燃烧率与机组功率的配合实现），高压旁路从定压运行模式转入跟随模式；1.3.18.8 高旁退出后检查其蒸汽转换阀和减温水门关闭严密,注意燃烧与机组负荷配合，确保在湿/干态转换完毕前，主汽压力不超过8.4Mpa；1.3.18.9 检查低压缸喷水自动停用，低压缸排汽温度正常；1.3.18.10 确认一次风机启动条件满足，启动两台一次风机，启动一台密封风机运行、调整一次风压、密封风压正常，投入一次风机、密封风机自动，投入密封风机联锁。注意调节引风，维持炉膛负压稳定在600Pa左右；1.3.18.11 设定目标负荷180MW，设定升负荷率4MW/min，以不超过2/min的主再热

48、汽升温率，逐渐增加机组负荷；1.3.18.12 检查空预器出口二次风温度高于180，启动C12-C34点火油枪，启动C制粉系统，调节炉膛负压至-50-100Pa围；1.3.18.13 按1.1t/h/min的速率增加C制粉系统出力，当C层煤火检正常稳定后，停运C层点火油枪；1.3.18.14 检查层二次风调节挡板自动动作正常，各燃烧器二次风和三次风挡板位置正确，检查各油枪和煤粉火检强度充足、稳定；1.3.18.15 机组负荷至120MW，检查汽机中、低压段疏水全部关闭；1.3.18.16 四抽压力达0.147MPa，除氧器汽源切换至四抽，注意除氧器压力、温度、水位的变化；1.3.18.17 #

49、3高加汽侧压力与除氧器压力之差大于0.25MPa，高加疏水切至除氧器；1.3.18.18 机组负荷在150MW左右，检查启动分离器储水罐水位降至11.3m，检查361阀自动关闭，锅炉汽水从循环态转为直流态（湿/干态），投入361阀暖管系统运行；1.3.18.19 检查给水流量自动调节正常，当给水旁路调节门开度大于95%且给水泵转速达5500rpm，将给水管道切换至主给水运行；1.3.18.20 投入E12-E34点火油枪，启动E制粉系统，以1.1t/h的速率逐渐增加E制粉系统出力，E层煤火检正常稳定后，停止E层点火油枪运行；1.3.18.21 调整C、E制粉系统出力一致后投入自动；1.3.18

50、.22 启动第一台汽泵，并泵操作完成后，投入给水自动调节；1.3.18.23 将给水AVT（加氨、联氨）方式切至CWT（加氨、氧）方式运行，切换条件：1.3.18.23.1 锅炉负荷大于30%BMCR；1.3.18.23.2 省煤器入口给水电导率0.15S/cm；1.3.18.23.3 凝结水精处理100%投入。1.3.18.24 负荷180MW左右，轴封系统进入自密封状态，轴封辅汽供汽调节门应已自动全关，退出辅汽汽源，调整轴封进汽门开度，检查投入低压轴封减温水自动控制正常；1.3.18.25 负荷至180MW检查低旁逐渐关闭，高压调门开度增大至90%左右，机组转入滑压运行阶段；1.3.18.

51、26 设定目标负荷350MW，设定升负荷率4MW/min，维持升温、升压率分别不超过2/min和0.2MPa/min；1.3.18.27 根据氧量情况与时增加炉风量；1.3.18.28 视情况逐步停运D层启动油枪；1.3.18.29 负荷至240MW左右，启动F层点火油枪，启动F制粉系统，逐渐增加F制粉系统出力，当F层煤火检正常稳定后停止F层点火油枪运行；1.3.18.30 将运行的3台制粉系统出力调平后投入F制粉系统自动；1.3.18.31 负荷至350MW稳定后，检查第二台小机低速暖机已经结束，升速至3000rpm，并入第二台汽泵，停电泵备用；1.3.18.32 投入锅炉主控自动，确认机组

52、在滑压运行方式，投入机炉协调控制；1.3.18.33 如送风自动控制经调试确认正常，投入送风自动控制；1.3.18.34 保持机组负荷350MW不变，停止B层启动油枪运行；1.3.18.35 所有启动油枪停止完毕，停止空预器连续吹灰，联系投入所有电除尘；1.3.18.36 启动A层点火油枪运行，启动A制粉系统，运行稳定后，停运A点火油枪，投入A制粉系统自动；1.3.18.37 全面检查机组稳定运行后，对锅炉受热面全面吹灰一次，抄录锅炉膨胀指示，确认锅炉各部膨胀正常；1.3.18.38 在CCS主画面设定目标负荷600MW，以协调方式下默认速率继续增负荷；1.3.18.39 启动D制粉系统，投入

53、D制粉系统煤自动；1.3.18.40 启动B制粉系统，投入B制粉系统煤自动；1.3.18.41 负荷至540MW，检查机组转入定压运行方式；1.3.18.42 负荷至600MW，全面检查机组各参数正常；1.3.18.43 负荷至600MW，视情况可停止E制粉系统运行。1.3.19 冷态启动注意事项1.3.19.1 在整个启动过程中应加强对锅炉各受热面（尤其是水冷壁）金属温度的监视，防止超温；1.3.19.2 启动过程中应严格控制汽、水品质；1.3.19.3 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来控制参数；1.3.19.4 升压过程中，应注意调整燃烧，确保燃烧稳

54、定，保持炉温度均匀上升，承压部件受热均匀，膨胀正常；1.3.19.5 注意控制启动分离器储水罐水位正常，361阀动作正常；1.3.19.6 电泵运行时，在锅炉点火后升压过程中应注意与时调整电泵转速，保证给水流量正常；1.3.19.7 机组启动初期与低负荷阶段，燃烧率的增加应平稳缓慢，尽量避免使用过、再热器减温水，防止喷水过早、过多造成水塞甚至汽轮机水冲击；1.3.19.8 启动过程中、后期，根据沿程汽水、管壁温度上升情况与时投用减温水；1.3.19.9 加强对空预器出口烟温的监视，发现报警应与时到现场检查；1.3.19.10 机组升负荷过程中，应严密监视机组轴封压力变化情况，检查其自密封切换正

55、常，自密封切换过程中，与时调整轴封进汽分门；1.3.19.11 投运制粉系统时，应先投入点火油枪，在确认相应层煤火检正常稳定后，方可停运点火油枪；1.3.19.12 油枪全部退出后，方可停止空预器连续吹灰；1.3.19.13 负荷至350MW以上，对炉本体全面吹灰一次；1.3.19.14 机组正常运行后应检查关闭机组有关疏水；1.3.19.15 严密监视机组胀差、轴向位移与各轴瓦、推力瓦、轴承回油温度在规定围；1.3.19.16 在汽轮机升速过程中，应特别注意机组振动情况，当振动增加应降速或延长暖机时间，发现振动超限应立即打闸停机，严禁降速或强行升速；1.3.19.17 升负荷过程中，应根据汽机汽缸膨胀情况决定升荷率，当出现振动等异常情况，可根据需要与时稳定负荷，并延长暖机时间；1.3.19.18 注意监视凝汽器、除氧器、加热器的水位变化，与时调整，维持水位在正常围之；1.3.19.19 检查汽机调速系统动作正常；1.3.19.20 检查高、低压旁路系统动作正常；1.3.19.21 发电机加负荷的规定：1.3.19.21.1 有功负荷增加速度取决于汽轮机，发电机定、转子电流的增加速度应均匀；1.3.19.21.2 加负荷时应监视发电封油、冷水、氢气的压力、温度自动控制正常，冷却介质温度与温升、铁芯温度、绕组温度与出水温度在正常围，无漏水、漏氢现象；1.3.19.21.3 加负荷时