1机组整套启动措施（终版机炉电）

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1#机组大修

整套启动技术措施

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重庆松藻电力有限公司二Ｏ一一年六月

日日日

1#机组整套启动一览表

序号启动步骤1锅炉冷态点火升温、升压2汽机冲转机组转速300r/min时进行一次全面检查，检查完成后进行低速暖2.1机（汽封改造后试验）暖机终止后升速到500r/min手动打闸，进行摩擦检查，检查终止2.2后挂闸挂闸升速到1450r/min2.3中速暖机终止后升速到2430r/min2.4中速暖机终止后升速到3000r/min，转速稳定后做喷油试验34567891011喷油试验完成后，重新升速到3000r/min，机组定速后，作远方停机试验发电机开机试验首次并网带负荷运行（15～30MW）解列后，锅炉逐渐提升主汽参数到50%～100%额定压力，主汽参数达到要求后，进行主汽门、调门严密性试验进行机组OPC（103%）超速试验电超速（3300r/min）超速试验机组挂闸，进行机械超速(3270～3300r/min)超速试验（试验进行2次）超速试验完成后，机组再次并网接待负荷机组负荷120MW以上进行机组真空严密性试验合计3小时6小时65小时1小时1小时2小时2小时4～6小时7小时时长20小时12小时2小时1小时1小时1小时

附件1：

重庆松藻电力有限公司稳定发电厂

1#锅炉大修

锅炉整套启动技术措施

重庆松藻电力有限公司

二Ｏ一一年六月

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第1页共19页

目录

1.锅炉概况

2.整套启动前应具备的基本条件3.点火前的准备工作和试验4.冷炉启动5.带负荷试运6.满负荷试运7.正常运行的参数控制

8.锅炉整套试运期间的本卷须知9．措施编写依据

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第2页共19页

1.锅炉概况

重庆松藻电力有限公司稳定发电厂1#机组所配锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造DG490/13.8－II2型。该循环流化床锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司在消化吸收引进技术的基础上，结合自身在135MW、200MW、300MW、600MW大容量机组煤粉锅炉开发、设计、制造方面的丰富经验，自主开发，为重庆松藻电力有限公司稳定发电厂设计制造的具有自主知识产权的国产150MW等级的流化循环床锅炉。本锅炉为自然循环单汽包循环流化床锅炉，采用单炉膛，一次中间再热，露天布置。锅炉主要由一个膜式水冷壁炉膛，两台汽冷式旋风分开器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。

炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和一片水冷中隔墙。锅炉共布置有六个给煤口，给煤口全部置于炉前，在炉前水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室下部布置有点火风道，点火风道内布置有两台床下风道燃烧器，燃烧器配有高能点火装置。炉膛两侧分别设置两台灵式滚筒冷渣器。

炉膛与尾部竖井之间，布置有两台汽冷式旋风分开器，其下部各布置一台“J〞阀回料器。尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片式省煤器和卧式空预器，沿宽度方向双进双出。过热器系统设有两级微喷水减温器，减温水来自高压给水，再热器系统中布置有事故喷水减温柔微调喷水减温器，减温水来自给水泵中间抽头。

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第3页共19页

锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。

锅炉共设有六台给煤装置，给煤装置全部置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛两侧分别设置两台灵式滚筒冷渣器。

锅炉汽水流程：锅炉汽水系统回路包括尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分开器进出口烟道、汽冷式旋风分开器、HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接纳道、低温再热器、屏式再热器及连接纳道。锅炉给水首先被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上经过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从锅筒右封头进入锅筒。在启动阶段没有建立足够量的连续给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器的进口集箱，防止省煤器管内的水中止汽化。锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间，并通过集中下降管和下水连接纳进入水冷壁和水冷分隔墙进口集箱。炉水在向上流经炉膛水冷壁、水冷分隔墙的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分开。被分开出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分开出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接纳引出。进入汽冷式旋风离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由集箱，（尾部包墙过热器、低过、屏过、高过、汽机高压缸）从汽机高压缸排汽由尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱引进，流经两组低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，从锅炉两侧连接纳引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽机中压缸。

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第4页共19页

过热器系统采取调理灵活的喷水减温作为汽温调理和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器（左右各一台）布置在低温过热器出口至屏过入口管道上，作为粗调：二及减温器（左右各一台）位于屏过与高过之间的连接纳道上，作为细调。再热器采用尾部双烟道档板调温作为主要调理手段，通过调理尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调理档板，利用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调理档板开度，从而控制流经再热器和过热器侧的烟气量，达到调理再热汽温的目的。流经再热器侧的烟气份额随锅炉负荷的降低而增加，在一定的负荷范围内维持再热汽温为额定值。该调温方式以不牺牲电厂循环效率为基础，是最为经济的调温方式，但为增加调理灵敏度，再热系统也布置两级减温器，第一级布置在汽机回汽管至低温再热器的管道上（左右各一台），作为事故减温器，其次级布置在低温再热器至屏式再热器的连接纳道上（左右各一台），作为微喷减温器。以上两级喷水减温器均可通过调理左右侧的喷水量，以达到消除左右两侧汽温偏差的目的。

烟风系统:循环流化床锅炉内物料的循环是依靠送风机和引风机提供的动能来启动和维持的。从一次风机出来的空气分成两路送入炉膛：第一路，经一次空气预热器加热后的热风进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；其次路，热风经播煤风机管道后，用于炉前给煤机气力播煤。二次风机提供风也分为两路：第一路经空气预热器加热后的二次风直接经炉膛下部前后墙的二次风箱分两层送入炉膛。其次路，一部分未、经预热的冷二次风作为给煤机皮带的密封用风。

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第5页共19页

烟气及其携带的固体粒子离开炉膛，通过布置在水冷壁后墙上的分开器进口烟道进入旋风分开器，在分开器里绝大部分物料颗粒从烟气流中分开出来，另一部分烟气流则通过旋风分开器中心筒引出，由分开器出口烟道引至尾部竖井烟道，从前包墙及中间包墙上部的烟窗进入前后烟道并向下滚动，冲刷布置其中的水平对流受热面管组，将热量传递给受热面，而后烟气流经管式空气预热器再进入除尘器，最终，由引风机抽进烟囱，排入大气。

“J〞阀回料器共配备有三台高压头的罗茨风机，每台风机的出力为100%，正常运行时，两用一备。风机为定容式，因此回料风量的调理是通过旁路将多余的空气送入一次风第一路风道内而完成的。

锅炉采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口；在整个烟风系统中均要求设有调理档板，运行时便于控制、调理。

锅炉设计参数：（额定参数）

锅炉设计参数：（额定参数）

过热蒸汽流量490.8t/h过热蒸汽压力13.8MPa过热蒸汽温度540℃再热蒸汽流量440t/h再热蒸汽进/出口压力3.69/3.51MPa再热蒸汽进/出口温度358/540℃给水温度244.5℃高加切除后的给水温度156℃排烟温度136℃

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第6页共19页

锅炉热效率88.7％锅炉飞灰底灰比46:54冷渣器出口渣温≯150?C启动床料尺寸0—10mm

二氧化硫排放值松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第8页共19页

壁温差不大于50℃；上水时间夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，当上水温度接近汽包壁温时，可适当加快上水速度。并校对各水位计投运是否正常。上水前后各抄录膨胀指示一次。

4.4检查并投入燃油系统，调理燃油压力正常（3.2-3.5MPa）。4.5按顺序依次启动J阀高压风机、引风机、二次风机、一次风机做冷态流化试验，记录临界流化风量。

4.5启动点火风机，调整吹扫风量到30%以上，进行炉膛吹扫，根据冷态试验的结果，调理一次风机挡板，使炉内床料大于临界流化状态，炉膛压力维持在-127Pa245Pa左右。

4.6调理好一次风机挡板和每只燃烧器燃烧风、冷却风挡板。

4.7第一支床下燃烧器着火稳定后，根据床温的变化状况，投入另一支床下燃烧器运行，但应注意控制一次风箱入口温度不超过870℃，初期风室温升控制在0.5--1.5℃/min,最大不超过3.0℃/min,（为了防止点火燃烧器烧坏，应密切监视点火燃烧器出口的烟温）。按升温升压曲线可调整两只油枪的油量和风量。

序号123工作内容控制分开器入口升温速率＜112℃/h控制汽包壁温变化速率＜56℃/h控制汽包压力变化速率＜1.5MPa/h时间（H）3344.8由于此次大修对炉内各受热面浇筑料进行了更换和局部维修，在点火初期严格依照升温升压曲线进行调整，控制温升率不超过3.0℃/min。（升温升压曲线见附表所示）

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4.9通知汽机投入主汽管道上的疏水阀（包括新增疏水阀）和一级旁路运行，保证锅炉高温再热器的冷却。同时监视高再管壁温度（启动阶段管子壁温?600℃，正常运行阶段管子壁温?575℃）和炉膛中、上部床温。4.10汽包压力达到0.17Mpa时，排污一次，冲洗并对照就地水位计；并通知热工人员冲洗表管；关闭过热器的空气门。4.11根据汽机要求逐步开启高低旁路阀暖管。

4.12当汽包压力达到0.5Mpa时，通知大修人员稳压热紧汽包人孔门螺丝。4.13当汽包压力达到1.0Mpa，通知化学蒸汽取样分析，蒸汽合格后方可继续升压，否则增加一次下联箱排污，关闭高过出口疏水阀，投入连排装置。

注意：在升压过程中，应加强对水位和燃烧状况的监视及时调整，锅炉进水时应关闭省煤器再循环门，对膨胀小的联箱要加强排污。4.14当主蒸汽温度、压力达到汽机冲转参数时，联系汽机逐渐关闭旁路后，汽机挂闸，让蒸汽进入汽轮机。

4.15锅炉稳定参数，汽机冲转；汽机和电气做各项试验。

4.14待机组试验完成后，机组并网发电，带低负荷运行。机组低负荷运行完成后，继续带高负荷运行。

4.15锅炉按规程要求进行升温、升压，增加机组负荷。

4.16当锅炉床温?550℃时，锅炉试投煤。（投煤着火后，逐步减少油枪油量）。

4.17锅炉逐渐投入给煤机运行，当负荷超过30%时，给水切至主管路运行，根据实际状况投入给水自动。

4.18当锅炉床温在790--910℃运行时，增加给煤机及给煤量，各给煤机

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第10页共19页

的给煤量应均衡。减少油枪油量直至停燃烧器，燃烧器热备用。4.19中止点火风机运行，保持一次风稳定。一次风和二次风量随负荷增加而增加直至达到额定值。

4.20当锅炉负荷达到70%以上时，投入减温水及自动。4.21大修后锅炉首次启动排污要求：

4.21.1锅炉在启动初期上水至可见水位时，运行人员就地开启各定期排污门进行排污放水，加强锅炉换水（放水时监视汽包水位在±100mm内）。4.21.2当汽包压力达到1.0Mpa时，运行人员关闭各定排手动门；4.21.3当汽包压力达到2.0Mpa、3.0Mpa、4.0Mpa、5.0Mpa、6.0Mpa时，开启定排排污一次，排污时间不超过30秒。

4.21.4当汽包压力达到8.0Mpa时，开启定排排污一次，排污时间不超过30秒。

4.21.5当汽包压力达到13.0Mpa时，开启定排排污一次，排污时间不超过10秒。

4.21.6具体排污操作依照《锅炉运行操作规程》执行。5.带负荷试运5.1投煤

5.1.1投煤前准备：

5.1.1.1锅炉投煤前8小时投入电除尘器的灰斗加热器；5.1.1.2投入电除尘器振打装置，除灰、除渣系统具备启动条件。5.1.1.3开启减温水手动截止阀；

5.1.1.4开启给煤机的密封风门，调理各播煤风挡板在50%左右。5.2投煤采用“脉冲投煤法〞。其具体操作方法按《锅炉运行操作规程》

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第11页共19页

进行操作。

5.3回料系统投入及调整

投煤后，回料量和回料温度将大幅度上升，此时应注意检查和适当调理回料风，控制回料量，维持床温稳定。一般在回料风阀调理好后，不再进行调整，但要经常进行检查，发现流化不良或回料灰温偏低时，可适当开大该处回料风。5.4一、二次风分派比例调整

一、二次风分派比例，对燃料在炉膛内不同高度区域的燃烧率，以及固体粒子沿炉高的分布状况有影响。选择较合理的过剩空气系数，同时变换一、二次风比，对锅炉主要运行参数进行测试，确定最正确的一、二次风比，实现燃料的分级燃烧。当负荷在120MW以上时，运行人员逐渐开启A、B侧一次风至二次风手动门（A、B侧侧墙新装阀门），加强炉内燃烧，记录阀门开关前后烟气挡板门后氧量值、床温、床压状况，由观测孔观测炉内燃烧状况。

5.5投入电除尘器及除灰系统运行。

5.6在负荷＞70%以上、且炉膛燃烧稳定时，投入尾部烟道蒸汽吹灰，验证吹灰系统正常工作。

5.7加强炉水和汽水品质监视，通过加药、定期排污炉水和蒸汽品质尽快合格。

5.8根据床压变化状况，适时投入冷渣器运行，维持床压在7～9KPa之间，冷渣机启动初期联系大修单位派专人就地监护冷渣机下渣状况，确保下渣通畅。

5.9记录一、二次风空预器进出口温度、压力。

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第12页共19页

5.10投入各保护系统，投入自动调理装置。6.满负荷试运

6.1不断投入锅炉所有辅助设备，并逐渐将锅炉负荷加至满负荷。当满足以下条件后，进入大修后的试运行：6.1.1投入电除尘器运行。6.1.2汽水品质合格。6.1.3锅炉保护装置全部投入。

6.2若因电网等非设备自身原因不能带至满负荷时，由大修办确定最大负荷。

6.3大修后的锅炉满负荷运行七十二小时（由大修办决定试运时间），检验锅炉本体、辅助机械和附属系统工作是否正常，其膨胀、严密性、轴承温度及振动等是否符合要求，锅炉蒸汽参数、燃烧状况等是否基本达到设计要求。

7.正常运行的参数控制序号参数名称1234567主蒸汽压力主蒸汽温度主蒸汽流量再热器温床温给水温度油压力单位MPa℃t/h℃℃℃MPa控制范围13.43±0.3533～543440533～543790～9102433.2～3.5备注

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第13页共19页

8910111213141516171819炉膛压力汽包水位氧量床差压分开器差压风室压力总风量去布风板的风量旋风分开器入口温度排烟温度高压流化风压力排渣温度Pamm%KPaKPaKPaNm3/hNm3/h℃℃KPa℃-127～-245-50～+500～3.57～90.4～1.713.5365700217160873136?35?150下限1107908．锅炉整套试运期间的本卷须知

8.1整套试运必需在大修办的统一指挥下，各单位相互协同，各行其责。8.2运行人员必需做到精心监盘、精心操作、精心调整，定期对整个设备、系统进行检查，若发现问题，应及时汇报和果断处理问题，防止事故扩大，保证人身和设备安全。

8.3加强汽水品质的监视，加强对过热器、再热器、汽冷式旋风分开器壁温的监视，保证壁温不超温运行。

8.4在试运期间，大修单位应派专人对设备进行监护，若有问题应及时通知控制室的操作人员、大修单位和大修办，不得擅自操作。8.5在试运期间，大修单位对设备进行缺陷处理前，必需得到运行的同

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第14页共19页

意，对于重要设备的检修应得到大修办的同意，否则不得擅自进行，以防造成人身和设备危害，正在检修的设备应告知运行值班人员和挂“有人工作、阻止操作〞标识牌。

8.6运行人员应定期对锅炉整个设备和系统进行全面的检查，如有问题应及时汇报，以保证锅炉正常运行。8.7严禁运行人员发生误操作。8.8严禁汽包水位满缺水事故发生。8.9严禁锅炉长时间超温超压和超负荷运行。

8.10严禁锅炉主汽温度短时间猛烈波动，投减温水应平稳，以保证主汽温度正常。

8.11锅炉发生熄火等事故时，应注意关闭减温水，以防止主汽温度下降过快。

8.12锅炉运行期间，每班应进行锅炉吹灰。

8.13试运的锅炉机组应与正常运行的机组、系统进行隔绝。8.14试运期间，应严格执行工作票制度。

8.15机组的启、停及重大事项的处理应由大修办决定。

8.16该措施适用于锅炉整套试运期间，如本措施未提到的应按稳定发电厂的《锅炉运行操作规程》（以及《锅炉事故处理规程》、《锅炉灰渣运行规程》、《锅炉输煤运行规程》、《锅炉电除尘器运行规程》等）进行操作。9.措施编写依据

11.1《火力发电厂基本建设工程启动验收规程(锅炉篇)》；11.2《火电工程启动调试工作规定》；

11.3《火电施工质量检验及评定标准(第十一篇)》；

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第15页共19页

11.4《电业安全工作规程》（热机部分）电力部电安生227号；11.5电力部颁发的有关专业规程与导则；

11.6重庆松藻电力有限公司编制的《锅炉运行操作规程》；11.7设计院、制造厂提供的图纸及说明书等技术资料。

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第1页共19页

锅炉冷态启动升温升压曲线表

温度（℃）80070060050040030020010001234567891011121314时间（h）以旋风分开A、B侧回料直腿温度为准15

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第2页共19页

锅炉大修后首次启动排污记录表

排污时间汽包压力（MPa）2.03.04.05.06.08.010.013.0实际汽包压力（MPa）操作人员排污时长（秒）

松藻电力有限公司1#机组整套启动调试技术措施第3页共3页

③用软铜刷连接大轴和励端轴承座，测量并联后对地电压U2。（2）在发电机负载状态下测量轴电压。（同上）（二）发电机空载特性试验

1、检查主变高低压侧开关、刀闸应断开位置；检查高厂变各侧开关、刀闸应断开；接地刀闸在断开位置。

2、发电机出口PT应在工作位置，一、二次保险应给上。3、投入发电机各种保护，发电机过电压保护暂时改为躲过1.1Un电压值。

5、合上整流柜交直流侧刀闸、开关，逐步升高发电机定子电压，每500-1000V停留一下，同时记录发电机定子电压、转子电流。在0.5Un时，检查PT二次电压是否正常。升至1.1Un（17325V）时，稳一分钟再作下降。在发电机额定电压时测量发电机轴电压。五、危险点分析：

1、误操作、误加压：合手动柜开关前，必需就地检查励磁调压器零位；试验终止时，励磁调压器必需调到零位。

2、误接线：试验中拆接线较多，拆接线时必需做好标记、必需有专人监护，确保无误。

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第3页共19页

一二次风技改前后各参数统计表

氧量值(O2%)记录时间操作前操作后床温（℃）操作前操作后床压（KPa）操作前操作后一次风量（KNm3/h）操作前操作后一次风机电流（A）操作前操作后负荷（MW）记录人员

松藻电力公司1#机组整套启动调试技术措施第4页共19页

锅炉大修后空预器参数记录表

记录时间进口压力（KPa）出口压力（KPa）进口温度（℃）出口温度（℃）风量（KNm3/h）负荷（MW）记录人员

附件2：

重庆松藻电力有限公司稳定发电厂

1#机组大修

汽机整套启动技术措施

重庆松藻电力有限公司

二Ｏ一一年六月

松藻电力有限公司1#机组整套启动调试技术措施第1页共14页

目录

1.2.3.4.5.6.7.

设备概况2编制依据2

汽轮发电机组技术规范3

整套启动应具备的条件及准备工作4整套启动方案及系统运行方式6机组启动运行8运行安全本卷须知

松藻电力有限公司1#机组整套启动调试技术措施第2页共14页

1.设备概况

松藻稳定发电厂2×150MW循环流化床工程汽机选用上海汽轮机有限公司制造的N150-13.24/535/535型超高压、中间再热、单缸、单转子、单排汽、冲动式、凝汽式汽轮机，配套山东济南发电设备厂的WX21Z-085LLT型空冷150MW发电机和东方锅炉厂制造的DG490/13.8-Ⅱ2型循环流化床锅炉。机组采用FOXBORO公司的DCS分散控制系统。

为了使机组安全、可靠、顺利地进行启动运行，并使参与试运的人员对该机试运期间的整套启动方案、主机启动运行方式以及启、停安全本卷须知等方面有一个全面了解，特编写本《措施》作为汽轮机组试运过程中的指导原则。

试运行期间，机组启动目的与投产后的常规运行有所不同。试运过程，在确保机组安全运行的前提下，要完成一系列调整、试验工作，因而，《措施》中所选取的启动参数、启动方式以及系统运行方式与操作步骤可能与电厂《运行规程》的要求有所区别。另外，本《措施》未对运行的具体操作步骤及方法进行详尽的表达，因此，凡《措施》未提及的部分则应按电厂《运行规程》和《事故处理规程》执行。《措施》与《运行规程》冲突之处，在试运期间按批准的《措施》执行。2.编制依据

《措施》根据以下规程、规范及技术资料编写而成：

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收技术规程》(1996年版);《火电工程启动调试工作规定》(1996年5月);

《电力建设施工及验收技术规范》(汽机篇-95年);

《上海汽轮机有限公司N150-13.24/535/535型汽轮机产品使用说明书》;

《上海汽轮机有限公司N150-13.24/535/535型汽轮机运行维护说明书》;

《上海汽轮机有限公司N150-13.24/535/535型汽轮机调理系统说明

松藻电力有限公司1#机组整套启动调试技术措施第13页共14页

--主机通过临界转速时应平稳，升速率适当加快。--热态启动时必需注意高温部分的过冷却和负胀差。

--轴承进油温度不应低于35℃。当进油温度达45℃以上时，投入冷油器。--随时注意调整各冷油器、冷风器、水冷器水量，保持好润滑油温、油压和风温等，及时调整轴封压力。

--注意对本体及管道疏水进行调整，检查疏水是否畅通，防止发生水击现象。

--密切监视机组轴承振动状况，升速过程中通过临界转速时振动不得超过0.25mm，一旦振动超过0.25mm则应马上打闸停机，在原因未找到之前严禁再次启动。

--热态启动时，根据汽缸金属温度，迅速提升转速及并网带负荷至冷态滑参数启动曲线上相应的工况点。

--主、再热蒸汽汽门前蒸汽参数发生急剧变化时，应密切注意汽机胀差及轴承振动。

7.试运行安全本卷须知

机组试运期间，除严格执行措施及电厂运行有关规定外，还应注意以下事项：

7.1.凡属运行系统及设备，除当班运行人员外，其他人员不得擅自操作。现场除试运有关人员外其他人员应远离运行操作区，任何状况不得影响运行人员的操作与监视。

7.2.设备及系统的检修要执行工作票制度，待工作人员采取断电、系统隔离及放水、放气泄压等安全措施后，方可进行相关的操作。

7.3.试运行中，运行人员应精心操作、调整。其他人员应按各自职责进行巡查、检查，以便能及时发现运行异常状况，迅速研究处理。

7.4.严格防止大轴弯曲事故，除严格执行启动过程中本卷须知及控制指标外，应正确使用好各加热装置、调理好各部疏水。特别要防止锅炉汽包、除氧器满水事故发生。

7.5.整个启动试运过程应严格管理，统一指挥，明确分工，各负其责杜绝一切

松藻电力有限公司1#机组整套启动调试技术措施第14页共14页

人身、设备事故。

附件3：

重庆松藻电力有限公司稳定发电厂

1#机组大修

发电机整套启动技术措施

重庆松藻电力有限公司

二Ｏ一一年六月

松藻电力有限公司1#机组整套启动调试技术措施第1页共3页

组织措施

发电机检修完成后，填写三级验收，由大修单位内江华电工程有限公司（以下简称乙方）向业主单位重庆松藻电力有限公司（以下简称甲方）提出试验申请，经甲方审核具备试验条件后进行试验。

试验负责人：田斌