启机注意事项

1、1.4.2机组冷态启动1.4.2.1冷态启动锅炉上水前准备工作:1）检查锅炉汽、水系统各阀门状态符合上水条件。2）投运汽包低读水位计，就地高读水位计根据需要投、停。（机组正常运行期间，就地高读水位计 汽、水侧隔离阀均应关严）3）汽包水位电视切换正常。4）检查汽包事故放水门水位高+ 150mm联开保护投入。1.4.2.2冷态启动锅炉上水1）锅炉进水必须使用水质合格的除盐水并尽量采用除氧水。如果上水前炉内有水，应联系化学取 样化验，若不合格，应全部放掉，重新进水直至合格。2）检查低加水侧导通且凝结水系统注水完毕。启动凝结水泵向除氧器补水到1200mm后，开启辅助 蒸汽到除氧器加热电动门，加热给水到

2、80 C120oC。3）启动一台给水泵，投入高加水侧，通过给水旁路向锅炉进水。上水温度30C70C，并尽可能 接近汽包下壁温，上水水温和汽包下壁温度之差40C ；进水过程中，汽包上、下壁温差应40CO4）锅炉进水应缓慢、均匀，进水速度应根据上述规定控制，若进水温度与汽包内外壁温差值较大， 则应放慢进水速度，温差较小，则可加快进水，一般进水时间：夏季一般23小时；冬季一般45小 时。5）上水时，省煤器再循环门关闭，上完水后开启。上水时有人就地监视，A、B侧主给水管路空气 门冒水后关闭。6）#1、#2炉汽包进水全点火水位一200mm，#3、#4炉汽包进水全点火水位一150mm，停止进水， 并校对各

3、水位计。7）上水前、后应抄录锅炉各膨胀指示值一次。8）上水过程中，应检查管道，阀门等处是否有漏泄现象，停止上水后继续观察水位的变化情况， 判断系统的严密性。1.4.2.3冷态启动锅炉水洗及过热器反冲洗规定与操作1）锅炉大小修后，启动前应进行锅炉及其炉前系统水洗，大修后应进行过热器反冲洗，其他情况 下由化学监督根据锅炉及炉前系统，以及过热器等停用期间的保养方式等决定是否进行有关冲洗。2）过热器反冲洗一般应安排在正冲洗合格后进行。3）冲洗水应采用经过处理的除盐水，主要水质要求为。（1）联氨：0.20.3mg/L（ppm）。（2）氨：0.30.5 mg/L（ppm）。（3）导电度：68s/cm。PH

4、值：10。4）采用电动给水泵进行有关冲洗，在进水符合规定，给水泵允许前提下，尽可能加大冲洗流量， 电泵运转期间应加强对其工况如入口压力等的监视，并尽可能使除氧器保持最高水位运行。5）锅炉及其炉前系统的正冲洗采用进放水的方法，即在大流量进水全汽包正常水位后停止进水， 然后经沉淀后进行放水，进放水次数由化学人员根据化验结果确定，正冲洗时，汽包、过热器空气阀、 过热器疏水门应保持开启。6）过热器反冲洗进水采用湿保养及水压时反进水的方法，进水前电动主汽阀前的主汽管等弹簧吊 架先用销钉固定，主汽管疏水阀开启，过热器空气阀、疏水阀关闭。7）过热器反冲洗采用连续的大流量的方法，其间下降管集中放水阀开启，汽包

5、空气阀开启并始终 保持低水位，反冲洗时间由化学人员根据化验结果确定。8）反冲洗结束后，开启过热器空气、疏水门，并确认主汽管电动主阀前后疏水门开启，然后逐渐 排放主汽管道存水。9）汽包正向或反向进水时，应严格遵守进水的有关规定。10）冲洗结束后，及时拆除所有临时措施。1.4.2.4汽机抽真空1）确认凝汽器的循环水投入，汽机各疏水门打开，凝结水减温水密封水投入，汽机处于盘车状态。 然后投入轴封系统。2）关闭真空破坏阀，然后启动两台真空泵，凝汽器抽真空。凝汽器真空达7.5KPa以上时，可停止 一台真空泵运行，并注意真空变化。1.4.2.5炉底加热投运1）检查厂用蒸汽系统正常，投入炉侧辅汽系统。2）确

6、认汽机主汽门关闭、高旁关闭，汽机本体及轴封系统疏水开启。3）确认凝汽器真空正常。4）检查左、右侧炉底加热联箱疏水阀和炉底加热一、二次总阀间疏水阀开启。5）缓慢微开炉底加热一、二次总阀，开启加热联箱进汽电动阀，暖管20min，关闭加热联箱和一、 二次总阀间疏水阀。6）全开炉底加热一、二次总阀。7）缓慢逐个开启炉底加热进汽小阀，防止水冲击，各小阀开度尽量一致。8）投入炉底加热后全面抄录锅炉各膨胀指示一次。9）投入炉底加热后，注意锅炉水膨胀，用开大连排或开启锅炉定排控制汽包水位正常。10）汽包起压0.170.34MPa后，关主汽门前启动疏水门及汽包、过热器各疏水门排空气门及PCV 阀，PCV阀前手动

7、门应打开。11）冷态启动过程中的升温率（1）点火至汽机冲车前，主蒸汽升温率2C/min。（2）汽机冲车全切缸整体过程中，主蒸汽升温率0C/min。（3）切缸后至480C，升温率2C/min。（4）480C以上，升温率1C/min。（5）启动过程中必须严格控制汽包上、下壁温差在限额范围内，否则应停止升温、升压。12）加热过程应缓慢进行，汽包壁温差不得大于40 （加热到0.5MPa约需2小时）。汽压升至0.39MPa 时，冲洗水位计一次，通知热工机务人员冲洗压力表及热紧螺栓。13）当汽包压力达0.5MPa时，暂停炉底加热。14）根据汽包压力情况，重复投入炉底加热，以维持汽包压力40.2MPa。15

8、）炉底加热投用期间尽量保证汽机盘车运行，以减少汽缸上下温差。1.4.2.6炉底加热的停运1）锅炉点火前必须停用炉底加热。2）关闭各炉底加热进汽小阀，炉底加热一二次总阀，并确证关严。3）全开左、右侧炉底加热联箱疏水阀及一、二次总阀间疏水阀。4）加热结束，将汽包水位调全点火水位，准备点火。1.4.2.7锅炉点火前准备工作1）对锅炉各系统做一次全面检查，做好锅炉点火准备。2）启动一台火焰检测冷却风机，检查出口风压大于4.5KPa，投入火检及炉膛火焰摄像探头吹扫及 冷却风。3）检查炉膛测温探针和火焰工业电视投入。4）检查炉底加热停运。检查锅炉本体疏水和空气门符合点火条件。检查过热器PCV阀前手动门打

9、开，通知热工送上PCV阀控制操作电源，控制开关至“手动”位置并开启。5）检查确认下列各放水阀关严，严禁在点火后开启（1）水冷壁底部联箱进汽门。（2）下降管放水集箱一、二次手动门。（3）炉底加热一、二次总门。6）点火前2小时将辅汽全空预器吹灰系统预热。7）点火前2小时根据微油点火前系统阀门操作卡对系统进行全面检查；打开D磨小暖风器管 道疏水，手动微开辅汽至D磨暖风器电动门，预热系统。8）点火前2小时投运燃油伴热、雾化蒸汽系统，系统疏水良好，雾化蒸汽压力1.31.35MPa,温度 250350oC。雾化蒸汽压力正常且大于燃油压力。对大油枪进行吹扫。9）通知化学专业，做好启动前的检查及准备工作。10

10、）检查燃油再循环电动门、手动门打开，联系燃油泵房启动一台燃油泵，投入炉前燃油系统，保 持油温642C。11）各转动机械全面检查，做好启动引、送、一次风机、空预器、密封风机、磨煤机的准备工作。12）通知除灰、脱硫专业，做好启动前的检查及准备工作。13）通知输煤专业，做好启动前的检查及准备工作。1.4.2.8锅炉点火前吹扫1）确认空预器启动条件满足，启动A、B侧空预器。2）将再热器侧烟气调节挡板关，过热器侧全开。3）全开空预器出口一、二次风门及进口烟气挡板。4）满足引、送风机启动条件，启动引、送风机，调整炉膛负压到-30Pa，检查所有二次风量控制档 板在吹扫位置（平均开度1590%）。5）投入引、

11、送风机“自动，改变二次风压力设定值，使锅炉总风量在30%40% （360480Km3/h） 之间。6）如空预器入口二次风温低于10C，投入二次风暖风器系统。7）进行燃油泄漏试验（1）原则上每次点火前都必须经燃油泄漏试验。根据实际情况，经值长同意可以手动旁路燃油泄 漏试验。（2）确认燃油泄漏试验条件均满足，“LEAK TEST RELEASE灯亮：所有油阀关闭。至少各一台引、送风机运行。回油电动隔离阀关闭。炉前燃油供油压力0.8MPa。（3）在CRT上启动燃油泄漏试验，确认按下列程序执行关闭回油调节阀，全开进油调节阀，开启燃油快关阀，“LESK TEST IN PROGR. ”灯亮， 对炉前燃油

12、系统充油15s，关燃油快关阀，进行10s钟检测。 若燃油快关阀前后差压0.3MPa， LEAK TEST IN PROGR.” 灯灭，“ LEAK TEST COMPLETET灯亮，开启回油电动隔离阀，待炉膛吹扫完成后，开启燃油快关阀。进行炉膛吹扫锅炉在下列情况下必须进行炉膛吹扫：锅炉点火前。燃料最初进入炉膛而点火不成功时。锅炉灭火或保护动作使锅炉跳闸后。正常停炉灭火后。#1、#2机吹扫条件：吹扫一次条件(锅炉吹扫过程中，如果一次条件不满足，则自动终止吹扫程序，重新满足吹扫 条件后，吹扫计时重新开始)无MFT信号。所有油阀关闭且所有微油角阀关闭，来回油快关阀关。所有给煤机、磨煤机停运，各磨煤机

13、出口快关阀关。两台一次风机停运。两台空预器运行。至少一侧引、送风机运行。炉膛压力正常。燃油泄漏试验完成。所有电除尘已停。没有MFT后吹扫或自然通风在进行。吹扫二次条件(锅炉吹扫过程中，如果二次条件不满足，则自动暂停吹扫程序，重新满足吹扫条 件后，吹扫计时继续进行)过热器、再热器烟道调节挡板开度在吹扫位置。所有二次风调节挡板在吹扫位置。火检冷却风压力正常。炉膛风量30%且V40%。火检监测无火焰。汽包水位正常。#3、#4机吹扫条件：至少一侧引、送风机运行。 燃油泄漏试验完成。来回油快关阀关。所有油阀关闭且所有微油角阀关闭。无MFT信号。任一空预器运行。所有磨煤机停运。所有给煤机停运。所有一次风机

14、停运。炉膛压力正常。二次风调节挡板平均开度大于15%且小于90%。火检监测无火焰。火冷风机出口压力大于4.5KPa。总风量30%且V40%。汽包水位正常(-150mm且V + 150mm)。检查炉膛吹扫条件均满足，“PURGE RELEASE功能块亮，点击吹扫按钮。炉膛吹扫5min。1.4.2.9锅炉点火升压过程炉膛吹扫5min结束，检查MFT复位，来、回油快关阀打开。关闭来回油再循环电动门、手动门。调整燃油压力，#1、#2机燃油压力1.251.35MPa，#3、 #4机燃油压力1.51.6MPa。确认凝汽器真空达7.5KPa以上。满足油点火允许条件。采用大油枪时的点火操作程序点火前2小时开启

15、燃油雾化蒸汽疏水手动门及旁路门进行疏水。检查燃油系统各参数正常：#1、#2机燃油压力1.251.35MPa，#3、#4机燃油压力1.5 1.6MPa。雾化蒸汽压力1.31.35MPa，雾化蒸汽温度250350oC。在锅炉吹扫前2小时进行所有油枪吹扫，并到就地检查油枪是否畅通，否则在点该油枪前必 须联系检修人员处理。过热器烟气挡板开度全开，再热器烟气挡板关闭。锅炉吹扫完毕后，控制二次风量在400500KNm3/h，空预器出口二次风压在0.5KPa左右， A、B两侧送风机出力调平，准备点火的燃烧器层/E)二次风挡板开度在50%，A、B层控制在40%， C层控制在30%。炉膛负压维持在一30Pa。在

16、投前六只油枪时，每投下一只油枪时可提前将油压提高0.10.2MPa，稳定后再将油压调 回。首次点火，原则上先投下层油枪。在开始点火前，将D、E层油枪雾化蒸汽手动阀关闭，逐 一进行投油点火，就地看火油枪点燃后应立即将对应油枪的雾化蒸汽手动阀开启。点火初期，首先应至少连续投入同一层的两只油枪，并确保这两只油枪运行稳定后方可投其 他油枪。投油枪时，巡检员必须到就地看着火情况，如油雾化角度、雾化情况、点火器是否打火，点 火器与油枪距离是否合适等等，并及时与操作员汇报。在投入六只油枪以后，可根据锅炉负荷的增长适当调整送风量、燃烧器二次风挡板开度，将 油压投入“自动”方式稳定半小时后再继续投油枪操作。二次

17、风温150C后，导通一次风、密封风管路，启动A、B 一次风机，启动一台密封风机， 启动一台磨煤机。采用微油油枪时的点火操作程序导通一台上层磨煤机：打开一次风冷、热风隔绝门，一次风冷、热风调门，各密封风门。(# 1、#2炉需开启总风调门)打开D磨煤机出口煤阀，各密封风门，D磨暖风器一次风道出口电动调节门部分打开。启动一台一次风机，逐步增加出力。启动一台密封风机。其出口风压不足16KPa时，不得投入联锁。开大D磨煤机暖风器一次风道出口电动调节门，调节入口一次风量42Km3/h，通风3min。检查确认气化微油点火系统参数如下压缩空气母管压力0.50.7MPa。微油雾化压缩空气压力为0.25MPa。一

18、次风机启动后，微油助燃风压力为0.91.1KPa。燃油压力1.51.8MPa。磨煤机入口一次风量N42KNm3/h。磨二次风挡板开度20%。满足微油点火允许条件。汇报值长,锅炉开始点火，投入“微油点火模式”，派专人就地看火。投入#1#4微油枪，检查确认就地着火正常，火检充满度良好。控制进汽手阀开度，逐步调整磨煤机出口风温至7080C。就地检查D磨煤机正常，手动设定给煤量810t/h，启动D磨煤机。严密监视炉膛着火情况，及时调整一次风量、二次风量，保持较高的磨煤机出口温度。视升温升压速度及汽包壁温差情况及燃烧情况，将D层煤量逐渐加大。投入炉膛测温探针监视，控制再热器进口烟温小于510C。操作员严

19、密监视汽包上、下壁温差不超40C。如壁温差升速太快，可减少D磨煤量，否则应停止升温、升压。在保证磨出口温度不低于65C的情况下，可以缓慢增加煤量，否则不允许加大煤量。加强磨煤机排渣。当空预器出口热一次风温度150C时，开启D磨热风隔绝门，缓慢开启热风调门，在保证 一次风量45Km3/h的情况下，缓慢关闭D磨暖风器出口一次风电动调门，直至D磨暖风器出口一次风 电动调门全关。将一次风量加大至60Km3/h以上，关闭D磨暖风器入口一次风插板门。逐步开大磨煤机二次风挡板开度至60%。点火后，负荷低于25%或煤油混烧时，投入空预器连续吹灰，并加强对空预器进出口烟温、风温 的监视，防止空预器传热元件积油燃

20、烧。点火至汽机冲车前，主蒸汽升温率2C/min。启动过程中必须严格控制汽包上、下壁温差在限额 范围内，否则应停止升温、升压。注意汽包水膨胀现象，通常采用开大连排放水或打开定排放水电动门控制汽包水位。当汽机未 达到额定转速，且汽包压力V 5.2MPa，并满足再热器进口烟温V 510C的前提下，允许短时开启定排放 水电动门放水，以控制汽包的水膨胀。当超过上述条件，应关闭定排放水电动门，并严禁开启，以免破 坏水循环汽包压力达0.1MPa时，检查PCV阀手动门打开，试验PCV电磁阀开关正常并确认PCV电磁阀通 汽正常主汽压力达0.170.34MPa时，关闭所有空气门。确认PCV阀通汽正常后关闭，将切换

21、旋钮打全自动。汽包压力达0.340.69MPa时，关闭过热器、再热器系统所有疏水门。锅炉排空门和疏水门全部关闭后，联系汽机开启高旁，控制锅炉升压速度。高旁开启后，严禁 将高旁开度关至2%以下。汽包压力至0.39MPa时，冲洗汽包就地水位计，并校对各水位计。并通知热工人员冲洗仪表管 路。汽包压力升至0.5MPa时，通知检修人员热紧螺丝。根据汽水品质情况，调节连排开度进行洗硅，尽快使汽水品质合格。汽机投入旁路系统后，注意旁路系统动作情况，并注意凝汽器真空的变化。逐渐设定再热蒸汽 压力由0.2MPa升至1.5MPa，开启主汽管道疏水、再热蒸汽管道疏水手动门，阀门金属温升率5oC/min, 扩容器冷却

22、水投入，到厂房外的排放门打开，到一4m排污坑的放水门关小。19）锅炉过热汽流量V100T/H以前，控制高旁开度对再热器进行保护。应严格控制高温再热器进口 烟温V510C，具体方法有（1）关闭再热器烟气挡板。（2）开大停用磨的二次风挡板开度，送入过量冷空气。（3）投入下层燃烧器的运行以降低火焰中心。20）当主汽流量达100T/H或高温再热器进口烟温达510C时，应及时退出烟温探针。21）视汽温上升情况及时投入主、再热器减温水系统，过热器减温水优先投入一级减温器。22）当冷再压力达1.1MPa时，可以将辅汽联箱汽源切至冷再供，检查辅汽联箱压力正常。23）汽机冲车前，锅炉启动另一台一次风机，调整密封

23、风机母管压力至15KPa以上（#3、#4机为 16KPa），投入密封风机联锁。24）主汽压力达到4.0MPa，温度380C ；再热汽压1.5MPa，温度360C，通知汽机准备冲车。25）汽机冲车全切缸整体过程中，主蒸汽升温率为0C/min。1.4.2.10汽轮机冲车条件1）控制油泵投运正常，油压P12MPa （#3、#4机P15.0MPa）、油温T35C。2）主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50Co3）再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50Co4）主蒸汽和再热蒸汽均有50C以上过热度。5）检查汽机所有的疏水门已经打开。6）进行主机跳闸通道模拟试验及各跳闸按钮试验并合格。7）辅助设备及系统运行正常，

24、无禁止启动条件存在。8）汽轮发电机组已连续盘车12小时以上，且盘车电流在30A（摆动在2A内）、转子晃动度在0.044mm 以内。9）有关参数应稳定在下列值(1)主汽压力4.0MPa(2)主汽温度380 C(3)再热汽压力1.5MPa(4)再热汽温度360 C(5)控制油温35C(6)控制油压#1、#2 机：12.0MPa；#3、#4 机：15.0MPa（7）润滑油温35 C（8）凝汽器真空V7.5KPa10）联系化学化验蒸汽品质符合冲车条件，汽机已经置位。1.4.2.12 #3、#4机汽机挂闸操作步骤1）检查汽机允许挂闸条件都已经满足，且主、再热蒸汽压力、温度都已满足暖缸、冲车条件。2）检查

25、DEH运行在操作员自动方式，检查DEH其它控制功能块内中缸限制值设定为100%，检查 DEH总图功能块限制内高缸限制设定为120%3）点击DEH “转速控制功能块”内的“挂闸按钮”，挂闸按钮显示为红色，汽机挂闸。4）检查AST油压建立正常，ASL1、ASL2、ASL3报警消失，DEH和就地高、中压主汽门正常开启， 汽机挂闸成功。5）检查高缸倒暖，DEH阀位功能块内阀门状态显示正常。6）联系电气500KV升压站解环。1.4.2.14 #3、#4号机冲车操作步骤及注意事项1）检查汽机具备冲车条件，点击中缸控制，中缸控制功能块变红。2）检查该机组500KV开关均断开。3）设定目标值为1000r/mi

26、n，点击进行。DEH默认升速率为100r/min。应密切监视进汽阀门及汽机 转速，如发生异常情况：如超速或阀门已开而CRT上无转速显示，应立即打闸，停机检查。4）检查汽机转速达到1000r/min时，汽机停止升速，继续暖缸。需要暖机时，在暖机转速下按“保 持”即可，也可将目标转速设置到暖机转速，按“进行”键，当转速达到设定转速时，会自动保持、暖 机。5）暖机结束，设定目标转速3000r/min，点击执行。当机组转速达到临界转速时，机组默认转速会 自动改为500r/min；当机组转速达到2900r/min，机组默认转速会自动改为50r/min。1.4.2.15转子定速3000r/min后的检查内

27、容1）全面检查机组无异常，主油泵工作正常，汇报值长停交流润滑油泵，检查油压正常。2）检查盘车电机及顶轴油泵应自停。并进行20min暖机。3）进行主机基本保护跳闸通道模拟试验。4）应检查发电机和密闭冷却系统有无漏风现象，对漏风处标记，以便安排处理。5）应检查定子冷却水系统的水压、流量、检漏计等均正常。6）应检查发电机氢压，密封油压、轴承油流温度和轴瓦温度等均应正常。7）发变组电气回路均无异常。8）机组并网前将高压旁路设手动。#1、#2汽机主汽门严密性试验试验条件机组维持3000r/min空转，且交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车运行，调节系统投入。高压主汽门关闭且高压缸处于真空状态。主汽压力在额定压力

28、的50%以上。机组运行正常。试验时无其它试验。与试验有关的仪控人员已到场。试验步骤设定中压调门开度120%。设定高压调门开度120%。按控制键进入保安系统画面。按严密性试验键进入试验画面。按请求键检查严密性试验允许光标亮。按START键检查：严密性试验在进行光标亮。中压主汽门关闭光标亮。高压主汽门保持关闭光标亮。两只中压调门开启光标亮。四只高压调门开启光标亮。确认机组转速应下降若转速超出3000r/min或转速在临界转速区附近停留应立即停机。若转速稳定在1000r/min以上为不合格要求停机消缺。若转速稳定在(1000X试验时压力/额定汽压)1000r/min之间也为不合格要求在下次大修 中消

29、缺。转速降至(1000X试验时压力/额定汽压)以下的转速为试验合格，否则应停机消除缺陷后再 进行严密性试验。试验结束手动停机。#1、#2机汽轮机超速试验1) 试验条件模拟超速试验合格，主汽门严密性试验合格。控制盘及现场手动跳闸动作正确。机组维持3000r/min，空转运行34小时，且DEH处于较高级控制。试验时无其它试验。现场指挥、操作、抄表人员已明确。汽轮机机头打闸按钮有运行人员到位。有关检修、仪控人员已到场。2)试验步骤在DEH画面中，设定目标转速3120r/min。按解锁键确认：转速设定值逐渐增至3120r/min。转速实际值逐渐增至3120r/min。转速闭锁灯亮、解锁灯灭。按下实际超

30、速试验投入键确认实际超速试验允许光标亮。实际超速试验程序投入键光标亮。在DEH转速控制功能块中设定目标转速为3333r/min。按解锁键确认：转速设定值逐渐增大。转速实际值逐渐增大。确认1通道实际跳闸转速，2通道实际跳闸转速。若机组转速N3300r/min而机组未跳闸时应紧急停机。检查交流油泵、顶轴油泵和盘车电机应自动启动。当机组转速降至3000r/min时重新复归汽机并维持转速为3000r/min。停交流油泵，检查顶轴油泵和盘车电机自停。计算两跳闸通道的动作转速误差小于18rpm。1.4.2.18发电机并网操作发变组恢复热备用的操作原则(以#1机为例)查有关#1发变组检修试验工作全部结束，工

31、作票已收回。查5011-67接地刀闸三相确在断位。在5011-617接地刀闸端子箱给上5011-617接地刀闸控制电源开关(解除机械闭锁)。断开5011-617接地刀闸查5011-617接地刀闸三相确在断位。断开5011-617接地刀闸控制电源开关(投入电磁锁)。汽机冲车前升压站解环断开5011和5012开关。查5011和5012开关三相确断。断开5011和5012开关控制电源开关。合上#1主变出线PT端子箱内PT二次开关。在5011-6刀闸端子箱给上5011-6刀闸控制电源开关。查带电显示仪指示无电并用验电器复核，合上5011-6刀闸并查三相合好。合上5011和5012开关控制电源小开关。投

32、入发变组保护。投入发电机同期装置电源。送上发电机启励电源(220 DC)根据需要将6KV工作段工作电源开关恢复到热备用状态。检查并汇报。发电机并网操作确证机组定速3000转。确认机组运行正常无禁止并网条件存在，汇报值长机组准备并网。发电机并网条件发电机频率与系统频率相同( V0.1)。发电机电压与系统电压一致(AUVS%)。发电机相位、相序与系统一致。发电机并网操作有关规定：在500KV系统为标准运行方式下，发电机并网正常由母线侧开关完成，用联络开关合环，如 果母线侧开关故障或检修时，可以用联络开关进行并网。 一号机并网用5011开关经同期与系统并列，用5012开关合环；如果5011开关故障检

33、修或 I母停电检修时，可以用5012开关进行同期并网二号机并网用5021开关经同期与系统并列，用5022开关合环；如果5021开关故障检修或 I母停电检修时，可以用5022开关进行同期并网三号机并网用5033开关经同期与系统并列，用5032开关合环；如果5033开关故障检修或 II母停电检修时，可以用5032开关进行同期并网四号机并网用5031开关经同期与系统并列，用5032开关合环；如果5031开关故障检修或 I母停电检修时，可以用5032开关进行同期并网并网方式采用自动准同期方式。同期并网选用自动通道调节励磁。DEH投入负荷控制方式。检查低旁有足够开度，防止并网后出现中压缸限制。设定目标负

34、荷30MW，升负荷率20MW/min。(7 )自动准同期并网操作：接值长可以并网令。将励磁调节器选择“工作”方式，对应的指示灯亮。将励磁通道方式选择为“自动”。选择励磁调节方式为“电压”方式，对应的指示灯亮。查机组转速稳定在3000r/min，合上发电机磁场开关。查发电机电压自动升至23.8KV左右。若励磁通道选择为“手动”，则发电机电压自动升至23.8KV 左右。在励磁升压过程中，应加强励磁电压、电流及定子电流的监视。将发电机电压升至24KV。记录并核对空载励磁电压17V,电流48A左右。检测发电机零序电压为0。检查发电机转子回路无接地。在DCS上合5011开关。投入5011开关同期装置。检

35、查5011开关三相合好。确证发电机并网成功.退出同期开关。复归5011开关控制画面。增加发电机无功功率至10MVAR。根据值长要求用5012开关合环系统。发电机并网后，确认机组负荷自动以60MW/min升至7MW。立即解锁DEH负荷指令。机组负荷以20MW/min升至10MW。发电机并网后的调整检查对发变组一、二次系统进行全面而详细的检查。对发电机各测点数据进行检查核对，如各温度、氢压等。发电机升负荷过程中主应注意无功调整及对发电机、变压器的温度监视。确证500KV系统合环良好。1.4.2.19机组高压缸切换机组负荷达到20MW之前，将高压旁路切手动，按照启动曲线重新设定目标负荷为70MW,升

36、负荷 率3MW/min，高压缸限制为100%，解锁负荷指令。根据低加疏水箱水位及时启动低加疏水泵，检查其运行正常。带负荷期间要检查轴承温度、凝汽器真空、低压缸排汽温度、高缸切换温度、轴向位移、绝对 膨胀、胀差、振动、汽温梯度、高缸一级后上、下缸温差等参数。冷再热蒸汽管道热力状态良好。过热蒸汽温度稳定以防止高压调门打开时产生热应力。切缸前高低旁投入自动，切缸过程中都 要处于自动状态。如果以下高压缸切换条件满足，高压缸允许切换。而且自动进行切缸，此时负荷指令自动闭锁：转换流量大于要求的最佳流量。转换流量小于允许最大流量。高压缸入口金属温度和主汽温度在DEH控制区内。#3、#4号机切缸条件及注意事项

37、高缸自动正切的条件：温度满足：实际主汽温介于高压缸温度TE008 (高压内缸上法兰中壁温度)产生的上下限温 度。流量满足：高旁流量大于DEH当前流量大于高压缸最小流量。旁路流量OK。最小冷却流量OK。变送器正常：参与流量及温度计量的变送器正常，包括(功率、主汽压力、热再压力、高旁 流量、主汽温度、高缸温度)。功率在：10%30%以上6项在“切缸参数”弹出式画面中显示，满足条件的相应字样变红。高缸手动正切的条件：以上任意一项条件不满足均可以手动切缸，但必须保证流量满足上述条件。机高缸正切的注意事项：切缸时锅炉负荷稳定，高旁投自动。注意观察高压缸排汽温度和高压缸胀差的变化，如高压缸排汽温度上升趋势

38、很大可通过升负 荷来缓减。为避免再热汽压低，可在“其他实验”操作盘上投入“中压缸限制”。切缸时DEH自动触发负荷“保持”状态，以避免切缸时负荷的增长，但切缸结束后如高压缸 排汽温度上升趋势很大还需要增加给定值升负荷。当流量满足其它任意条件不满足时，可手动切缸，先点击“高缸允许”变红后再点击“高缸 控制”完成手动切缸。切缸后高压缸温度TE008 (高压内缸上法兰中壁温度)大于220度才可以升负荷。如果由于测点故障的原因，高压缸不能够自动切换，高缸开度基准大于12%，基本级上切换允许 灯亮，操作人员持续按键10s以上可以进行切换。检查高压主汽门重新开启，抽真空阀自动关闭，高排逆止门自由释放，高压缸

39、自动投入运行。 切缸后负荷基准自动闭锁。随着负荷的增加，注意高、低压旁路阀应逐渐关小至全关。切缸后进行30min的暖机，以稳定高缸温度。如果下列条件满足可以解锁负荷基准继续升负荷：高缸金属温度(GMA TE 008)大于220C。切缸后已经20min，如果高缸金属温度(GMA TE 008)没有达到220C。高压缸投运后，如果高压缸排汽口金属温度高报警，应适当增加机组负荷或者降低再热汽压力 以增加蒸汽流量。维持锅炉燃烧率稳定，防止由于压力下跌发生高缸压力限制，导致由于缺乏蒸汽流量使高排温 度上升。主、再热汽温从切缸后至480C，升温率2C/min； 480C以上时，升温率1C/min。密切注意

40、汽 机高、中、低压缸胀差的变化，如果增大，停止升温。设定升负荷率为3MW/min，增加汽机负荷指令。当高压旁路完全关闭后，查高旁转入跟随方式， 同时将高旁温度设定至330C。将DEH负荷控制切换至“负荷调节”方式。当机组负荷20%时：检查汽机主汽管道疏水、再热蒸汽管道疏水、汽机本体疏水、抽汽管道疏水气动阀及低缸喷 水阀关闭。关闭主汽管道疏水、再热蒸汽管道疏水手动门。确认五级抽汽压力达0.26MPa时，五抽电动门开启，除氧器加热汽源由辅汽切至五抽提供。查高加水侧投入，投入高加汽侧，注意给水温度及给水流量的变化。增加锅炉燃烧率，继续以3MW/min增加汽机负荷指令。1.4.2.20厂用电切换操作当机组负荷达20%以上，且锅炉、汽机运行工况稳定时，可进行