330MW机组整套启动调试措施

精选优质文档-----倾情为你奉上精选优质文档-----倾情为你奉上专心---专注---专业专心---专注---专业精选优质文档-----倾情为你奉上专心---专注---专业#1机组整套启动操作措施国电兰州热电有限责任公司生产准备部目录TOC\o"1-2"\h\z\u

#1机组整套启动操作措施调试目的机组整套启动是使初次安装后的锅炉、汽机、发电机本体及其辅助设备、系统能够正常运行，考验设备、系统及其各项保护、自动的运行情况，暴露并消除缺陷，使机组顺利启动，投入生产。调试对象及范围炉前燃油系统；锅炉风烟系统；锅炉汽水系统；锅炉减温水系统；制粉设备及系统；锅炉疏水系统；电除尘及其辅助设备；吹灰系统；锅炉汽、水取样系统；锅炉加药系统；火检冷却风系统；除灰、除渣系统；卸油、燃油泵及其系统；输煤设备及其系统；仪用及厂用压缩空气设备及其系统；循环水及开式循环水系统；闭式冷却水系统；定子冷却水系统；润滑油净化系统；控制油系统；凝结水及补给水系统；除氧给水系统；汽机真空系统；发电机密封油系统；汽轮机润滑油系统、顶轴油系统；辅助蒸汽系统；盘车装置；发电机气体系统；汽轮机DEH系统；小汽机的MEH系统、汽动和电动给水泵、及小汽机的超速试验（包括各典型负荷的振动测量）；ETS和METS系统；抽汽、加热器及疏水系统；轴封汽系统；调节保安系统；高低压旁路系统；蒸汽系统吹扫；胶球清洗系统；发电机；励磁变；励磁调节器；主变；厂高变A、B；发变组保护；与以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控、自动。调试前应具备的条件及准备工作整套启动的现场条件场地基本平整，消防、交通及人行道畅通，厂房各层地面应完成，试运现场应设有明显标志和分界（包括试运区和施工区分界），危险区应有围栏和警告标志；试运区的施工脚手架应拆除，现场清扫干净，保证安全操作；试运区的梯子、平台、栏杆、护板等应按设计安装完毕，正式投入使用；消防系统具备投用条件，已经当地政府消防部门验收通过并已投入正常使用。试运区域的消防水源可靠，消防设施齐全；厂内、外排水设施能正常投运，沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全；试运范围的工业、生活用水系统和卫生安全设施应能投入正常使用；试运现场具有充足的正式照明，事故照明应能在正式照明故障时及时自动投入；所有投运的设备、管道和阀门已命名，并挂好标志牌，有关电气设备及禁烟区已配齐标志牌；各运行岗位都应有正式的通讯装置，根据试运要求增设的临时岗位，应有可靠的通讯联络设施；保温、油漆及管道色标工作已按设计完工，并经验收合格；试运区等空调装置、采暖及通风设施应按设计正常投用；主厂房已封闭、完整，电梯已投运并经政府质检部门验收通过；燃料（煤、油）及输送系统已按设计要求具备投运条件；环保、职业安全卫生设施及监测系统应按设计要求投运；煤斗、灰斗、锅炉内部等容器内无杂物。启动前电厂应备好机组所有与现场设备相符的系统图，现场设备的命名、编号应清楚、醒目。设备标志正确、明显（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等）。与启动有关的热力管道保温完善，油管下方的热力管道已采取防火措施。应有足够的除盐水，以备机组启动中补充。机组排水槽排水泵备用正常，能及时把污水排出厂外。与启动有关的手动、气动、电动、液压阀门均试操正常。与启动无关的汽水系统应妥善隔绝，并挂牌，切断电源。热工DCS、DEH、MEH、ETS、BPS、TSI等静态试验完毕，具备投用条件。与启动有关的汽水管道冲管工作已按要求进行。电气所有一、二次设备已全部调试完毕，符合设计及启动规程要求，验收签证合格。所有开关操作电源、保护电源、PT一、二次熔丝应齐全完好，接触可靠，并准备必要的备品备件。保安电源应可靠，柴油机已作过联起实验，具备自动启动条件。厂用电快切装置与联锁回路传动应正确。运行操作指令应逐级下达。任何重大操作、事故处理及系统运行方式的变更，均要经过值长发令。整套启动前的准备工作机组启动前的准备工作影响机组启动的各专业所属设备检修工作全部结束，工作票已终结。楼梯、栏杆、平台完整，通道畅通无杂物，各种临时设施已拆除。管道及设备保温完好，各支吊架、标识标牌、支承弹簧等完好，膨胀间隙正常，保证各部件能自由膨胀。DCS、DEH受电后正常运行2小时以上。集控室和就地各控制盘完整，内部控制电源均应送上且正常，各指示记录仪表、报警信号装置、操作、控制开关完好，无异常报警。设备异动报告及相关技术命令通知已下达。6kV及380V厂用电系统已恢复，确认直流系统、UPS系统、保安电源系统运行正常，事故柴油发电机正常备用。机组启动所需的人员已到位。机组启动专用工器具及各种记录表、操作票准备齐全。机组启动所需的除盐水、氢气、二氧化碳、煤、燃油等储备充足，通知化学、燃料、除灰脱硫等做好机组启动前准备工作。辅机完成试运转，机组和各辅机联锁保护试验完成并合格。确认下列公用系统及设施完好可运：厂用采暖系统及空调系统；工业水系统；大宗气体系统（H2、CO2）；主厂房内通风设施；主厂房污水系统、脏净油箱；雨水系统。下列MCS自动控制系统在首次整套启动前应完成：炉膛负压自动；油压自动；在进入整套启动试运前所有的MCS自动投用。锅炉启动准备锅炉本体无人工作，各人孔门、检查门、观火孔全部关闭。所有安全阀完好，疏水畅通，试验夹紧装置和水压试验堵头已拆除。送上各电动阀、调节阀电源、气源，检查开关灵活，方向正确，状态正确。开启所有仪表的一次阀。检查LCD各参数指示正确。检查各辅机轴承润滑油油位正常，油质良好，送上各辅机电源，检查状态正确。所有吹灰器及炉膛烟温探针完好且都在退出状态，炉膛火焰监视器及摄像头完好可用。所有油枪都已清理干净，并能顺利地伸进、退出，无卡涩。各燃烧器小风门已在相应位置，各火焰检测装置完好。联系检修仪控人员，确认MCS、FSSS、SCS等联锁保护正确，控制系统正常。检查确认A层燃烧器等离子点火装置完好可用。若锅炉处于充氮保养状态，则关闭所有充氮阀门，拆除氮气压力表。全面检查确认锅炉下列各系统和有关设备符合启动条件：汽水系统，过热器、再热器减温水系统；疏水、放气系统；风烟系统（包括一次风系统，二次风系统，烟气系统，密封风）；制粉系统；辅汽系统；吹灰蒸汽系统；锅炉闭式水系统；杂用气、仪用气系统；辅机油系统；燃油系统；空预器及其辅助系统。通知输灰脱硫、化学、煤控人员对其所属各系统进行全面检查，做好机组启动前的各项准备工作。提前8小时通知输灰脱硫投运电除尘灰斗加热系统，检查电除尘及灰渣系统具备投运条件。除盐水量、化学用药量及燃油储存量能满足机组启动需要。输煤系统具备投运条件，各煤仓煤位正常。汽机启动准备汽机TSI、ETS、DAS、DEH、MEH系统正常。汽机本体保温完好，各种测量元件指示正确。确认汽轮机及其辅助设备各联锁保护试验合格。电动阀电源送上，气动阀气源送上。汽机防进水保护投入正常，各疏水隔离阀开启，疏水控制阀动作正确。检查确认汽机所属辅助系统符合启动前条件：闭式冷却水系统；循环水系统；开式冷却水系统；凝结水系统；辅助蒸汽系统；给水系统；主机润滑油、顶轴油系统及油净化装置、主机盘车装置；主机EH油系统及油净化装置；小汽机油系统及油净化装置；主再热汽系统；抽汽及加热器疏放水系统；轴封与真空系统；发电机密封油、氢气冷却、定子冷却水系统。电气启动准备与一号机有关的一、二次设备安装工作已全部结束，并经质检部门验收符合要求，导电回路连接紧固，操作机构、断路器可靠动作，设备接地良好，充油设备油位正常，瓷件无破损，无渗油现象。发电机、励磁系统、主变及厂高变一次系统静态下的试验全部结束，并确认符合要求。一、二次回路绝缘良好，一、二次熔断器接触良好，熔丝规格符合要求，操作电源、直流电源及开关、刀闸设备完好。与启动有关的发电机、变压器、励磁系统的继电保护定值已按定值单整定完毕，静态调试工作已结束，电气回路传动试验完毕，符合设计要求。各回路静态通电试验已完成，各类表计指示正确，同期、励磁系统、保护回路的PT、CT极性组别正确，并确认无短路和开路现象。电气与热工的联锁、联动信号经试验正确无误。一号机系统的电气设备名称、编号齐全，与本次启动有关的配电室及配电装置要加锁，挂警告牌，钥匙专人保管。试运现场清洁，道路畅通，照明充足，消防设备完备，通风及通讯设备齐全。备齐各种操作票和值班记录本、试验记录表格。准备足够的标示牌、绝缘杆、绝缘手套、绝缘胶垫、测试用具及各种规格型号的熔断器等。发电机氢、油、水系统管道连接完毕，经试验合格，确认处于完好状态。检查6kV工作电源进线小车开关在拉出位置。调试步骤机组大修后整套启动调试的主要工作为锅炉启动配合汽机冲转，汽机、电气完成各项试验启动前准备工作做好机组启动前公用系统的检查与准备工作，执行热机典型操作票《机组启动前公用系统准备》。做好机组启动前锅炉侧的检查与准备工作，执行热机典型操作票《机组启动前锅炉准备》。做好机组启动前汽机侧的检查与准备工作，执行热机典型操作票《机组启动前汽机准备》，检查机组运行正常，遮断电磁阀在正常位。每个高/中压主汽门、调门各有两个跳闸电磁阀，强制各阀门其中一个电磁阀不动作，给出跳闸信号后，各阀门均应关闭；然后强制另一个电磁阀，作相同的试验。辅助系统的投运工业水系统投用通知化学执行。循环水系统投用执行操作票《循环水系统检查与投运》。根据季节、负荷投用1台或2台循泵，注意对凝汽器水室的放空气。根据旋转滤网前后水位，投用循环水旋转滤网。开式水系统投用执行操作票《开式水系统检查与投运》，开式水泵一台运行、一台备用，闭式水冷却器两台均投运。首次启动该系统，应注意逐级放空气，确保设备的启动安全。凝结水输送泵投运执行操作票《凝结水输送泵检查与投运》，凝输泵运行。闭式水系统投用执行操作票《闭式水系统检查与投运》，闭式水泵一台运行，一台备用，注意启泵前后对闭式水系统应充分放空气，另外膨胀水箱要及时补水，保持水位正常。仪用空气系统投用正常执行操作票《压缩空气系统检查与投运》，投运二台空压机和二台仪用气干燥器，另二台空压机和另一台仪用气干燥器投备用。主机润滑油系统投运执行操作票《主机润滑油系统检查与投运》，启动前润滑油冷却水关闭，油温<10℃投用电加热器，保持油温在27℃～35℃。启动一台排烟风机（另一台备用）、交流润滑油泵，事故直流油泵备用。根据情况执行发电机密封油系统投运执行操作票《发电机密封油系统检查与投运》，启动空侧密封油箱排烟风机、空侧、氢侧交流密封油泵，事故直流密封油泵备用。根据发电机内部气压，检查油氢差压调节阀跟踪情况正常。发电机充氢至0.3MPa发电机充氢操作前应投入密封油系统，发电机氢气系统的置换及充氢操作在汽机盘车投运前进行，确认发电机气体置换操作结束，氢压已充至0.3MPa。确认发电机内氢气纯度98%以上，湿度正常，投入氢气干燥器和风扇差压计。启动顶轴油系统、投入主机盘车执行操作票《汽机顶轴油系统检查与投运》，启动一台顶轴油泵，将另一台顶轴油泵投入备用，检查顶轴油母管压力正常、各瓦分压力正常。执行操作票《主机盘车系统检查与手动投运》。检查盘车电流、主机转速、偏心度正常。偏心度不应超过冷态原始值的110%。以上初次投盘车后的数据均应记录备案。主机EH油系统投运执行操作票《主机EH油系统检查与投运》，确认油压在12.3~14.6MPa之间。发电机定子冷却水系统投运执行操作票《发电机定子冷却水系统检查与投运》。定子冷却水泵一台运行，一台备用。确认定子水压力、流量（51t/h）、水质(导电度<0.5~1.5us/cm)合格。发电机定子测绝缘合格。凝结水系统投运执行操作票《凝结水系统检查与投运》。保持凝结水泵一台变频运行，另两台台工频备用，凝水打再循环。轴加、低加水侧投用，联系化学化验凝水水质，水质不合格则进行冲洗，从5号低加出口排放。执行操作票《除氧器检查与投运》，对除氧器进行检查。水质合格方可向除氧器上水，进行排放冲洗，直到给除氧器水质合格（含铁量＜200μg/L）方可启动电泵打循环进行冲洗排放，再次化验水质合格，才能给锅炉上水，通知化学投运精处理装置。对轴加U型管水封进行注水排气。投入两台小机油系统、并将小机盘车投入执行操作票《1A汽泵启动前准备》，将1A小机和汽泵组操作至盘车状态。用同样的方法将1启动一台供油泵，确认炉前燃油压力正常，并投自动。辅助蒸汽系统投入。执行操作票《#1机辅汽系统检查与投运》，注意暖管，防止水击，确认系统运行正常，辅汽母管压力、温度符合要求。启动电动给水泵进行再循环（锅炉上水时投用高加水侧，对高加进行查漏）确认除氧器冲洗排放，水质已合格，执行操作票《电泵组投运前检查》，检查完成后，启动电泵，打再循环。检查电泵就地运行状况正常，DCS电泵本体画面各运行参数均正常。除氧器加热投运执行操作票《除氧器加热投运》，投运辅助汽源，进行除氧器加热，提高水温至120℃锅炉上水根据锅炉典型热机操作票《锅炉上水前汽水阀门检查卡》，对锅炉的汽水系统阀门进行检查和操作。确认除氧器水质合格，电动给水泵运行正常，通知化学加药。根据锅炉典型热机操作票《锅炉上水操作》，打开电泵出口调节阀及其前后电动隔离阀向锅炉上水。检查锅炉省煤器和水冷壁系统各放气阀有连续水排出，逐步关闭各放气阀。当汽包水位上至-200mm，锅炉上水结束。锅炉上水注意事项上水过程中，进行高加注水试验，合格后投入高加水侧。上水时，给水温度应满足省煤器进出口温差小于105℃控制锅炉上水速度，控制汽包上下壁温差＜40℃进入锅炉的给水必须是合格的除盐水，通知化学加药。上水前、后和启动过程中应分别抄录锅炉各膨胀指示器。上水过程应密切监视水位变化，并检查各部件是否发生泄漏，受热面的膨胀情况是否正常，若发现异常，应即查明原因，并予以消除。风烟系统启动前检查根据锅炉典型热机操作票《空预器检查与启动》，对空预器进行检查并投运，投运其辅助设备，投入自启动联锁。根据锅炉典型热机操作票《引风机启动前检查》，对引风机及其附属设备进行检查，投入引风机轴冷却风机运行，确认其运行正常。根据锅炉典型热机操作票《送风机启动前检查》，对送风机及其附属设备进行检查，投入送风机液压润滑油系统运行，确认油压和油温正常。轴封系统暖管后投运轴封系统。执行操作票《汽机投轴封抽真空前检查》，确认小机已在盘车状态，具备随主机一起投轴封、抽真空条件。执行操作票《汽机投轴封、抽真空》。轴加水位计见水后投入轴加U型管，如真空低时回水不畅，可适当开启轴加U型管旁路阀。调整减温器后低压轴封温度在150℃左右（121℃～风烟系统检查与投运根据锅炉典型热机操作票《第一组引、送风机启动》和《第二组引、送风机启动》，启动引、送风机，确认风机运行正常，维持锅炉总风量在30%BMCR左右，炉膛压力在-100Pa左右。根据锅炉典型热机操作票《火检冷却风系统检查与投运》，启动一台火检冷却风机，确认火检冷却风压力正常，备用火检冷却风机投自动。检查等离子火检冷却风系统正常，启动一台等离子火检冷却风机，冷却风压力正常。执行操作票《一次风机及密封风机启动前检查》，进行一次风机和密封风机启动前的检查和准备工作。根据锅炉典型热机操作票《炉膛烟温探针与工业电视检查与投运》，确认炉膛火焰电视摄像头和炉膛烟温探针冷却风隔离阀开启，冷却风正常。注意事项：烟道挡板打开或第一台引风机启动后，可能会引起其他风机转动，为防止停止状态的风机轴承损坏，规定在第一台引风机启动前，必须确认两台送风机及其马达、两台引风机及其马达各轴承的润滑和冷却系统投运正常，送风机的液压油系统投运正常，或者采取可靠的防止风机转动的措施。（规定两台风机启动后再起压）炉前燃油系统检查与投运根据锅炉典型热机操作票《炉前燃油系统检查与投运》，对炉前燃油系统进行检查。制粉系统投运前检查执行操作票《A磨煤机等离子系统启动前检查》，做好等离子系统启动前的检查与准备工作。执行操作票《制粉系统投运前检查》，做好A磨煤机启动前的检查与准备工作。机组冷态启动锅炉点火前准备确认下列阀门开启汽包左、右空气一、二次电动阀。顶棚左、右旁通管空气一、二次阀。低过至分隔屏空气一、二次阀。分隔屏至后屏空气一、二次阀。后屏至高过空气一、二次阀。前包墙上集箱左、右空气一、二次阀。高温过热器空气一、二次阀。饱和蒸汽左、右引出管空气一、二次阀。壁再至屏再空气一、二次门。高温再热器出口空气门。各主汽门前管道疏水阀。确认省煤器出口放气阀关闭。检查汽机防进水保护有关疏水阀开启。确认所有燃烧器小风门及过燃风门、辅助风门在吹扫位置；确认炉膛压力及锅炉总风量在30％BMCR左右。确认火检冷却风压力正常，等离子火检冷却风压力正常。确认炉膛烟温探针已投运。确认过热器出口电磁泄压阀具备投运条件，泄压阀前手动隔离阀开启。启动任一台等离子冷却水泵，另一台投入备用。燃油泄漏试验和炉膛吹扫根据锅炉典型热机操作票《燃油泄漏试验及炉膛吹扫》，进行锅炉炉前燃油泄露试验和炉膛吹扫。吹扫5分钟后，“炉膛吹扫完成”灯亮，检查锅炉MFT自动复归。锅炉MFT复归后，开启燃油系统进、回油快关阀，进行炉前油循环，调节进油调节阀，维持炉前燃油压力为3.0MPa左右，做好锅炉点火准备。根据锅炉典型热机操作票《空预器辅汽吹灰投运》，投入空预器连续吹灰，注意监视空预器进、出口温度，防止点火过程中空预器受热元件积粉、积油燃烧。热工专业检查保护投入情况。锅炉点火风投入各联锁开关及保护。正常情况各转机开关置远控位置。解列底部加热。检查各辅机油系统、冷却水系统投入正常。启动一台火检风机，检查正常后将另一台投入备用。启动A、B空预器（点火前2小时启动空气预热器）。启动A、B引风机。启动A、B送风机。(环境温度低于10℃引风机静叶投入自动，送风量30%～50%。炉膛压力-19.6Pa～-98Pa。辅助风挡板开至40%。投油层开至100%。推进一侧烟温探针。投入火焰TV及水位TV。投入炉前油系统，进行燃油泄漏试验。（合格）吹扫炉膛并复位MFT。检查除渣系统并启动干渣机。投入A磨煤机热风道暖风器。启动A、B一次风机(环境温度低于10℃启动一台密封风机，另一台投备。投入空预器连续吹灰。投入等离子点火系统，调整等离子装置输出功率正常（70～110KW,各角电流300A）将A1分离器调节挡板调至较小位置，A磨煤机控制方式切为”等离子运行模式”，复位A磨煤机跳闸继电器，按步序启动A磨煤机，并暖磨。A1分离器出口温度达到50℃A磨煤机的启动：开启磨煤机A热风旁路隔绝门调整磨煤机A热风旁路调整门，维持风量＞75t/h，各出口管风速在18m/s；开启磨煤机A暖风器蒸汽疏水旁路门，20分钟后开疏水门；开启磨煤机A暖风器蒸汽进口门，调整蒸汽压力1.0MPa；确认LCD显示起弧条件满足；在LCD画面上对等离子点火装置A层1~4逐个进行拉弧。确认LCD显示A层1~4起弧正常;充分暖磨,当磨煤机出口温度达65℃待磨出口温度75℃调整给煤机煤量9~20t/h，磨进口风量75~80t/h，各出口管风速在24m/s；若各燃烧器着火正常调整各一次风管风速至25~30m/s；开大磨煤机A热风旁路门，根据磨出口温度增加煤量；煤层运行稳定后投入电除尘器。及时调节给煤量及磨煤机风量控制好升温升压速度。开启各取样一次门、连排一次门。开启汽包加药一次门，通知加药。炉膛出口烟温探针投入，当炉膛温度＞538℃时就地确认烟温探针自动退出。锅炉点火后，应注意由于汽水系统受热膨胀和系统汽压变化而导致产生汽包水位发生突变现象，此时应密切注意汽包水位，及时调整给水流量，确保汽包水位正常，必要时可适当降低升温速率。主蒸汽压力＞0.4MPa时，通知热工投用过热器侧各压力表计。各放水门动作如下：锅炉升温升压注意及时调节汽包水位，并保持在-50～0mm之间。汽包压力至0.2MPa时，冲洗汽包双色水位计，关闭汽包、过热器、各空气阀。汽包压力至0.4MPa时，通知热工冲洗表管，并投入给水、蒸汽流量表。汽包压力至0.5MPa时，水温不超过150℃汽包压力至0.5MPa时，定排放水。省煤器连续进水时关闭省煤器再循环阀。汽包压力至1.0MPa时，投入连排系统。主蒸汽压力升至1.0Mpa进行减温器反冲洗。再热蒸汽压力达1.0MPa时，关闭再热器各减温器疏水阀。锅炉升温升压的注意事项锅炉前几次启动应特别注意监视各部膨胀情况，安装及运行指定专人记录膨胀。发现有妨碍膨胀或膨胀异常，应及时汇报，停止升压。分析原因并采取有效措施后方可继续升压。根据升温、升压要求增加燃料量，升温、升压速度根据锅炉冷态启动升温升压曲线控制。升温升压时，有关疏水阀应打开，并注意监视过热器、再热器管壁不超温。点火后特别注意防止过热器和再热器的水塞。在锅炉点火的任何阶段都必须将汽包水位控制在正常范围，防止汽包水位过高，蒸汽带水对汽轮机造成危害。在锅炉等离子期间和低负荷运行期间，应保持空预器连续吹灰。燃料量调整应均匀，以防汽包水位、主、再热汽温度、炉膛负压波动过大。锅炉启动过程中，要注意监视空预器各参数的变化，防止发生二次燃烧，当发现出口烟温不正常升高时，进行必要的处理。注意监视炉膛负压、送风量、给煤量、给水等自动控制的工作情况，发现异常及时处理。汽机冲转冲转条件检查所有辅助设备及系统运行正常，满足冲转需要。汽轮机冷态冲转，蒸汽参数为：主蒸汽压力3.5MPa、主蒸汽温度320℃；在DCS画面、DEH画面上检查主蒸汽压力、主蒸汽温度符合上述汽轮机冲转要求；检查汽轮机高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度＜121℃汽轮机在盘车状态，显示盘“盘车”灯亮，盘车啮合灯亮，盘车电流正常；蒸汽品质必须合格，同时保证有56℃的过热度,冷态启动主、再汽温＜400汽轮机所有疏水阀开启；检查凝汽器真空≥68kPa；低压缸排汽喷水阀在“自动”，凝结水压力正常；检查汽轮机润滑油温38℃～43℃汽轮机润滑油压力≥0.082MPa；检查转子偏心度＜0.076mm；检查汽轮机差胀正常；检查汽轮机上、下缸温差正常；检查发电机定冷水系统运行正常；确认发电机具备启动条件；所有辅助设备及系统运行正常，无禁止启动条件存在；汽轮发电机组已连续盘车12小时以上且盘车电流、转子晃动度符合要求，高、中、低压缸胀差、轴向位移和瓦温正常；主汽门、调门严密性试验（详见方案）冲转首次启动一般采用手动方式冲转，具体方式如下：挂闸后进行手动、就地打闸试验，ETS试验，然后重新挂闸选择目标转速600rpm，速率为100rpm/min，升速至600rpm。对主机进行摩擦听音检查。摩擦检查正常后，根据缸温确定中速暖机时间，选择目标转速2040r/min，速率为100rpm/min，检查确认转速、阀门开度、缸温、振动等指示正常。检查TSI监视系统、进行各轴振动/温度监测，确认正常后方可升速。暖机结束后确认汽缸已胀出，升速率为100rpm/min，目标转速2900r/min，当转速达到2900转时，进行阀切换。设置目标转速3000rpm、速率100rpm/min。转速升至3000rpm。根据油温、氢温调整各冷却水量。汽机冲转过程中的注意事项机组升速期间，严格执行规程相关规定，对机组振动情况进行监视。汽轮机冲转约需65～70t/h的蒸汽量，适当增加给煤量。冲转前汽温低时，应全开5%启动疏水，并适当开启点火排气，并增加炉膛燃烧率提高汽温。同时适当增加通风量必要时投入上层燃烧器。主蒸汽压力4.2MPa、主蒸汽温度320℃，汽轮机冲转。保持汽包水位-50～-调整给煤量，保持压力稳定。汽轮机暖机过程中，全面检查锅炉本体一次。汽轮机定速后关闭5%启动疏水（汽包压力＜5.0MPa）。控制炉膛出口烟温在538℃定速3000rpm运行状态检查保持足够长检查的时间，确认机组运行参数正常，特别是高排温度。如需较长时间不能并网，应手动开启高排通风阀（电动隔离阀可保持开启状态），提高高压缸流量，防止高排金属温度超温。定速3000rpm后，汽机的各项试验手动遮断试验启动辅助油泵、交流润滑油泵，在集控室或就地手动遮断汽机，检查遮断后高/中压主汽门/调门应全关，转速应下降，高排逆止阀、通风阀、各抽汽逆止门动作正常。重新挂闸，将机组转速以300rpm/min的速率升至3000rpm。喷油试验汽轮机正常运行中或开机冲转至3000rpm稳定运行时做此试验.DEH处于自动位置，无其它试验。按下“喷油试验”按钮，按确认键，“喷油试验”灯亮。按下“＃1注油隔离阀”按钮，即将通往危急遮断油门的安全油路常开电磁阀关闭。按下“＃2注油试验阀”按钮，检查注油用电磁阀打开，飞锤飞出，危急遮断指示器送出信号。再按下“＃2注油试验阀”按钮，检查注油电磁阀关闭，按下“＃3复位电磁阀”按钮，使危急遮断油门复位。再按下“＃1注油隔离阀”按钮，即将通往危急遮断油门的安全油路常开电磁阀关闭，危急遮断系统恢复正常。再按下“喷油试验”按钮，按确认键，“喷油试验”灯灭，试验结束。电超速在线试验将主机电超速值降为103％，提升主机转速。注意主机转速至3090rpm时，主机跳闸并报警。复位电磁阀带电，机械跳闸装置挂闸成功，危急遮断器恢复到正常工作位。电气进行相关试验：发电机短路试验试验条件：操作发电机磁场接地检测炭刷，检测发电机磁场绝缘情况。确认各保护跳闸压板在断开位。发电机PT在工作位置，送上一、二次保险。确认3301甲、乙刀闸在拉开位置。确认1（2）号发电机中性点接地刀闸、1（2）号主变压器中性点刀闸在合位置。确认发电机氢压合格、定子内冷水循环正常、水导电率合格。投入1（2）号主变，1（2）号厂高变冷却器。接入发电机过电压保护压板。短路试验送上信号、控制、操作、动力电源保险。确认励磁控制给定在最小位。用手动给定励磁方式，升发电机电流一次为3000A，二次为1A。检查与试验有关的电流量保护，并检查极性。各CT回路应无开路现象，电流表指示正常。检查无异常现象后，将发电机电流降至零。用手动给定励磁方式，做发变组上升及下降短路特性，发电机电流最高电流升到11207A，二次电流值位3.74检查与试验有关的电流量保护：发电机差动保护的差流；发变组差动保护的差流；主变差动保护的差流；发电机低励、失磁、过负荷保护；主变零序保护汽机冲转和冲转过程中锅炉的运行注意事项按汽机冲转参数要求，在汽水品质符合要求的情况下，按升温升压曲线控制升温速度，逐步增加燃料量，满足冲转要求，维持燃烧稳定，交汽机冲转，机组并网及电气试验。烟温探针应退出，防止过热损坏。汽机冲转前，应维持锅炉燃烧率及蒸汽参数稳定，保证高、低压旁路有一定的开度。在汽轮机低、中速暖机时锅炉燃料量不必增加，在暖机即将结束时应提前增加燃料量。在汽轮机暖缸、升速、定速3000rpm、阀切换过程及汽机做超速试验期间，密切注意主蒸汽压力，防止主蒸汽压力晃动太大造成汽包水位波动，锅炉MFT。5锅炉整套启动过程中的注意事项煤仓尽可能上接近设计煤种的煤。锅炉启动过程中，严格按照升温升压曲线控制温升压率。在锅炉燃油期间、等离子运行和低负荷运行期间，应保持空预器连续吹灰。锅炉启动过程中，要注意监视空预器各参数的变化，防止发生二次燃烧，当发现出口烟温不正常升高时，进行必要的处理，加强氧量监视。锅炉升负荷期间，密切注意空预器电流，发现电流晃动，立即停止升负荷并就地察听声音，若扇形板处有摩擦，应立即提升扇形板，待空预器电流稳定后再继续升负荷。注意监视炉膛负压、送风量、给煤量、给水等自动控制的工作情况，发现异常及时处理。炉膛温度超过538℃锅炉点火后，应注意由于汽水系统受热膨胀和系统汽压变化而导致产生汽包水位发生突变现象，此时应密切注意汽包水位，及时调整给水流量，确保汽包水位正常，必要时可适当降低升温速率。锅炉上水前，点火后以及过热蒸汽压力为0.5MPa检查记录各膨胀指标值，发现异常要停止升温升压，查明原因并消除后，方可继续升温升压。升温升压时，注意监视水冷壁、过热器、再热器管壁不超温。过热器、再热器管壁超温处理方法：解决过热器、再热器管壁超温有效方法是保证一定的水煤比，保持合适的中间点温度。如果水冷壁温度不高时，可以考虑优先投用一、二级过热器减温水，但这不是解决问题的根本办法；也可以降低火焰中心等办法。用等离子启动A磨时，炉膛维持较大负压并加强监视。A磨启动后快速增大给煤机出力至磨最小稳定出力，防止磨剧烈震动。煤粉着火后加强配风，保证着火稳定，火检强度不大幅度波动。等离子投运A磨运行时，保持煤风比在0.33~0.52之间，不允许低于0.30，尽可能提高热风温度以提高磨煤机出口风粉混合温度，在不堵磨的情况下可维持较低的一次风速，控制在18—23m/s。旋转分离器转速提到较高。等离子模式运行时，AB层油枪必须处于良好备用状态，保证断弧时能及时投入。加强等离子燃烧器管壁温度监视，不允许超过400℃再热蒸汽温度控制正常用烟气挡板控制，特殊情况下用喷水减温；过热蒸汽用喷水减温。减温器后的蒸汽应保证至少有10℃燃料量调整应均匀，以防汽包水位、主、再热汽温度、炉膛负压波动过大。加强火检强度监视，及时调整燃烧，使燃烧稳定，特别是在投停油枪及启停磨煤机时。应加强监视锅炉循环泵进口温度，防止循环泵汽蚀，过冷水手动开足，但应注意给水温度，若给水温度高于循环泵进口温度，应关闭过冷水调节阀。加强锅炉循环泵电机腔室温度监视，发现问题及时汇报并处理。要加强空预器的巡检，空预器投入连续吹灰，并且热点检测系统要能正常投入使用。若一台汽泵与电泵并列运行，请合理分配给水流量，在补水时应注意电泵与汽泵之间的出口压力与二者的出口流量，及时调整电泵勺管开度，避免出现抢水现象。过热器的减温水来自省煤器出口，会由于给水压力低导致减温水量不足。必须加强燃烧调整来控制过热汽温。控制中间点温度，火焰中心来控制过热汽温。加强锅炉巡检，特别是炉顶（吊杆）、分离器、中间联箱、空预器等重点部位和各运行辅机的检查。

附录一：#1锅炉整套启动时防止炉膛爆炸措施防止锅炉灭火放炮措施锅炉灭火预防FSSS保护不得随意强制，若确需强制，必须制定完善的安全技术措施，并经总工批准。加强燃煤的监督管理，完善混煤设施。加强配煤管理和煤质分析，严格控制入炉煤的质量，控制燃煤热值和挥发份；当燃煤品质发生较大变化时，应及时调整配风，必要时应进行煤种适应性试验。当煤种发生改变时，值长应及时通知各机组人员，做好调整燃烧的应变措施，防止发生锅炉灭火。。新炉投产应进行燃烧调整实验，以确定一、二次风量、风速、合理的过剩空气量、风煤比、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。根据燃用煤种及时调整磨煤机出口风温和风量。燃煤挥发份Var＜25％时，磨煤机出口温度应大于75℃，燃煤挥发份Var＞30％时，磨出口温度不宜高于70当制粉系统故障或跳闸等原因引起燃烧不稳或进行对锅炉燃烧工况扰动较大的操作时，应投入对应层的点火油枪进行助燃。低负荷燃烧不稳定，必须投油稳燃。应做好防止锅炉严重结焦的工作。锅炉总风量必须按规定的风量和氧量曲线控制。执行油枪定期试点火制度，确保雾化良好，以便能在低负荷稳燃、燃烧不稳或磨煤机启停时发挥助燃作用。热工仪表、保护、制粉控制电源应可靠，防止因瞬间失电造成锅炉灭火杜绝灭火后放炮的措施在MFT复归前，按照系统安全逻辑设计对炉膛和烟气通道进行充分吹扫，在点火前不允许旁路炉膛吹扫。在锅炉跳闸停运后，确保所有燃烧器不再有燃料进入炉膛：确保一次风机立即跳闸停运，磨煤机出口挡板、进口冷、热风隔离挡板快速关闭。确保进、回油快关阀、各油枪油控制阀立即关闭。在锅炉停运时，供油泵运行且炉前处于油循环状态时，必须确保每支油枪的油控制阀关闭严密，不漏油。当炉膛已经灭火或已局部灭火并濒临全部灭火时，严禁投助燃油枪；当锅炉灭火后要立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。不要旁路火焰检测器。定期对火焰检测器进行检查。启停磨煤机时一定要满足磨煤机点火能源要求，严禁采用强制点火能源启动磨煤机。当发现锅炉熄火，而锅炉熄火保护拒动时，应立即手动MFT。启动和停止磨煤机时，应具有足够的风量和时间以保证充分的暖磨和吹扫，防止煤粉积存在磨煤机内或管道内而引起锅炉爆燃。防止严重结焦。采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施，若因故燃用有结焦倾向的煤种时，应进行合理掺烧。。运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况，一但发现结焦，应及时处理。锅炉吹灰器系统应正常投入运行，防止炉膛沾污结渣造成超温。受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。根据煤种的变化情况，及时合理地进行燃烧调整。如改变炉膛与风箱差压、煤粉细度、配风等。适当增加二次风量，控制锅炉氧量正常，避免锅炉局部缺氧燃烧。

附录二：#1锅炉整套启动时防止锅炉尾部再次燃烧事故调整锅炉制粉系统和燃烧系统运行工况，防止未完全燃烧的油和煤粉存积在尾部受热面或烟道上。投运油枪时应严格监视油枪的雾化情况，调整好油压，一旦发现油枪雾化不良应立即停运，并进行清理检修。若发现空预器停转，立即将其隔离，并组织人员进行手动盘动，必要时投入消防水或投运空预器吹灰，当挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。锅炉负荷小于25％时，应对空预器进行连续吹灰，锅炉负荷大于25％时，空预器吹灰至少8小时一次，当空预器烟、风侧的差压增加或低负荷煤、油混烧时应增加吹灰次数。锅炉正常运行时应保证空预器前烟气含氧量在规程规定的范围内。定期检测磨煤机出口的煤粉细度，做好燃烧调整工作，防止未完全燃烧的煤粉带入烟道并沉积。若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，可根据具体情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查，重点是检查中层和下层传热元件；若发现有垢时要碱洗。锅炉停炉1周以上时必须对回转式空气预热器受热面进行检查，若有存挂油垢或积灰堵塞的现象，应及时清理并进行通风干燥。

附录三：#1锅炉整套启动时防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故防止制粉系统爆炸。要坚持执行停炉前煤粉仓空仓制度：停炉五天之内，根据检修措施安排煤仓是否烧空；停炉十五天以上，全部煤仓烧空，否则在磨煤机停运阶段应加强对煤仓的监视。根据煤种控制磨煤机的出口温度，制粉系统停止运行后，对系统充分进行抽粉。加强燃用煤种的煤质分析和配煤管理，燃用易自燃的煤种应及早通知运行人员，以便加强监视和巡查，发现异常及时处理。加强停运特别是跳闸后磨煤机各风门是否关闭严密的检查，经常翻画面检查各处温度是否正常，防止漏风引起磨内积煤、积粉自燃。加强CO浓度监视，发现异常及时处理。当发现制粉系统内温度异常升高或确认磨内有自燃现象时，应及时投入灭火系统，防止因自然引系统爆炸。防止煤尘爆炸。消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应杜绝明火，防止煤尘爆炸。煤仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行（试验时灭火剂不进入粉仓）。输煤系统除尘装置调试完毕，并能正常投入运行。

附录四：#1汽机整套启动时防止重大事故事故措施1、防止火灾试运现场应备有足够数量的灭火器材，消防设备处于随时可用状态；试运前进行防火安全检查，组织参加试运人员熟悉各种消防器具的使用方法及一般消防常识；清除现场的易燃物，特别是高温管道及油系统附近；润滑油系统严禁漏油，如遇漏油应该尽快设法消除；润滑油管路下部及附近的热力管道(包括疏水系统)保温抹面应完整；事故放油门一定要接在远离油箱的地方，并保证管路、道路畅通；事故放油一次门应保持全开状态；由汽机间通向集控室的电缆通道应有妥善的防火隔离设备；现场应有专职消防人员值班，加强巡回检查，消除隐患；当发生火灾后，无论什么原因引起，危及人身和设备安全而又无法扑灭时必须立即停机。2、防止大轴弯曲与汽缸进水汽机冲转前应保证转子偏心率≯110％原始值；主蒸汽、再热蒸汽过热度应>56℃。热态启动时，主蒸汽节流后压力对应的饱和温度应冲转前，转子应进行连续盘车，热态启动应保证连续盘车四小时以上；热态启动时必须先投轴封，后抽真空。任何情况下，不得在转子静止状态下送轴封；合理选择开机方式和冲转参数；在启动过程中，应严格检查各疏水畅通，防止管道积水；避免蒸汽参数的大幅度变化。当汽温在不到10分钟时间内下降50℃运行中应严格监视差胀及轴向位移值在正常范围内；启动及变负荷时应有专人监视汽机振动，如有异常情况应立即查明原因或停机。升速暖机中，不许在临界转速下停留，暖机转速下若振动过大应稍降低转速运行行；停机后仍应监视并记录有关参数在正常范围内；该汽轮机在多个区域设有测量上下缸温的测点，运行中应严格监视上下缸温差，高中压缸内、外缸的上缸内表面和下缸内表面的温差≯80℃，50℃为报警值，超过防止冷水或冷汽倒流入汽缸而引起汽缸变形或大轴弯曲变形。为此应注意以下几个方面：1）疏水系统在机组启动运行前和供轴封前，汽轮机疏水系统应该是打开的；机组防进水保护处于正常投用状态，各手动隔离阀开启，气动阀开关正常，逻辑保护正常。升负荷及降负荷时都须如此；正常停机时，在所有疏水阀开启以前，要避免破坏真空；当机组停止运行时，应将汽轮机疏水系统打开，直至汽轮机冷却为止。2）主蒸汽系统如果有信号表明水正在从锅炉进入汽轮机或即将进入汽轮机的时候，应立即紧急停机；主蒸汽管道上的疏水阀，应在机组启动时保持开启，直至金属温度和锅炉情况都表明水没有存在的可能；运行中防止新蒸汽及再热蒸汽温度瞬间跌落太