拓展单元机组启动

发电集控值班员拓展：单元机组启动重庆电力高等专科学校动力工程教研室目录CONTENTS1单元机组启动概述2直流炉与汽包炉的区别3直流炉启动的特点4单元机组启动单元机组启动概述PART01（一）单元机组启动定义

是指将静止状态的机组转变为运行状态的过程，包括锅炉点火、升温升压，汽轮机冲转升速、并网，升负荷直到带至额定负荷的全过程。单元机组启动过程实质上是一个对设备部件的加热升温过程。（二）单元机组启动方式1.按新蒸汽参数分类2.按启动前汽轮机设备金属温度或停机时间分类3.按冲转时进汽方式分类4.按控制进汽流量阀门分类1.按新蒸汽参数分类（1）额定参数启动定义：是指从冲转到机组带额定负荷的整个启动过程中，汽轮机自动主汽门前的蒸汽参数始终为额定值的启动方式。存在问题：①额定参数启动时蒸汽的压力、温度相当高，它与汽缸和转子等金属部件的温差很大，为了设备的安全，在这种条件下只能将进汽量控制的很小，这样节流损失增加，同时汽轮机必须延长升速和暖机的时间，使经济性降低；②汽轮机调节级后温度变化剧烈，零部件受到很大的热冲击，热应力也大，各部件受热不均易产生热弯曲；③在锅炉升温升压过程中，由于没有很大的蒸汽负荷，锅炉水循环差，使汽包产生较大的温差和热应力；④由于阀门前主蒸汽参数达到额定值后，汽轮机才能冲转，因此在整个启动过程中将损失大量的燃料，降低发电厂的效益。应用：适用于母管制的机组。（2）滑参数启动定义：是指汽轮机主汽门前的蒸汽参数伴随着汽轮机转速和负荷的升高而升高，直至启动结束，蒸汽参数达到额定值的启动过程。（2）滑参数启动优点：①滑参数启动时，采用容积流量大的低参数蒸汽加热设备部件，金属温差小，对锅炉、汽轮机转子和汽缸等加热比较均匀，温升平稳，热应力小，机组启动的可靠性好；②滑参数启动的经济性好，在滑参数启动过程中，主蒸汽管道上的阀门全开，减少了节流损失；锅炉不必大量对空排汽，减少了工质和热量损失，从而减少燃料消耗；自锅炉点火至机组并网带负荷时间短，辅机用电量减少；③滑参数启动时间短，这样就提高了设备的利用率，增加了机组运行调度的灵活性；④在滑参数启动过程中，汽轮机可以采用全周进汽，调节阀处于全开位置，操作调节简化；⑤滑参数启动过程中减少了蒸汽排放所产生的噪声，改善了环境。应用：单元机组。滑参数启动又可分为真空法和压力法两种方式。目前大容量机组采用哪种启动方式？真空法滑参数启动是指锅炉点火前从锅炉到汽机调节喷嘴前的阀门全部开启，包括主汽门、调速汽门，通向大气的和其它热力系统的空气门疏水门全部关闭。汽轮机抽真空一直抽到锅炉汽包，锅炉点火后产生一定的蒸汽后，汽机转子即被冲动，此后汽轮机的升速和带负荷全部由锅炉进行控制。真空法滑参数启动汽轮机操作比较简单，主要操作在锅炉，因为调速汽门是全开的，汽机没有预留控制手段，其缺点是如果锅炉控制不当，有可能使锅炉过热器的积水和蒸汽管道的疏水进入汽轮机，同时需要抽真空系统太大故抽真空困难较大。另外真空法滑参数只适用于机组冷态启动，由于以上原因真空法滑参数启动很少使用。压力法滑参数启动是在启动前将汽轮机电动主汽门关闭，锅炉点火产生一定压力和温度的蒸汽时，对汽轮机送汽冲转。主蒸汽温度360℃，再热蒸汽温度320℃，主蒸汽压力8.92MPa，再热蒸汽压力1MPa冷态滑参数启动冲转后，进入汽缸的蒸汽流量能满足汽轮机顺利通过临界转速达到全速。为使金属各部件加热均匀，增大蒸汽的容积流量，进汽压力应适当选低些。温度应有足够的过热度，并与金属温度相匹配，以防止热冲击。2.按启动前汽轮机设备金属温度或停机时间分类哪个部位设备金属温度？高压缸调节级（第一级）处内缸或转子表面温度；中压缸启动时按中压缸第一压力级处金属温度划分。（1）冷态启动。停机时间超过72h，或金属温度在150~200℃以下时。（2）温态启动。停机时间在8~72h之间，或金属温度在200~350℃之间。（3）热态启动。停机时间在2~8h之间，或金属温度在350~400℃之间。（4）极热态启动。停机时间在2h之内，或金属温度在400℃以上。3.按冲转时进汽方式分类1）高压缸启动此种方式为不带旁路的高压缸启动，即在旁路系统关闭的情况下启动方式。优点：利用高压主汽阀的节流调节，使汽轮机按全周方式进汽以保证调节级转子能均匀地受热以减小调节级热应力。且由于只需配置一级大旁路系统，节省投资，系统简化，故障率降低，维护费用减少等。缺点：暖机时间较长，汽水损失较大。2）高中压缸启动此种方式为带旁路的高压缸启动，即在旁路系统不关闭的情况下启动，启动时高中压缸同时进汽冲转。这种启动方式使高中压缸进汽均匀，高中压分缸处均匀加热均匀，减少热应力并能缩短启动时间。但再热汽温低，造成中压缸升温缓慢，限制了机组启动速度。3）中压缸启动中压缸启动是指机组启动冲转过程中，汽轮机高压缸不进汽，只向中压缸进汽冲动转子，待机组达到一定转速或带一定负荷后，再切换为高、中压缸共同进汽的方式，直至机组带预定负荷运行。这种方式可克服中压缸温升大大滞后于高压缸温升的问题，加快启动速度。另外，它还对控制胀差有利，可以将高压缸胀差排除，专门监视中压缸胀差。缺点是操作比较复杂，达到一定转速或负荷后还要进行高中压缸切换。去凝汽器疏水扩容器去再热器倒灌预暖BDV阀：称为汽轮机事故排放阀。对高中压合缸的机组，当机组甩负荷时，为防止高压缸、高压导汽管内的余汽从高中压汽封间隙窜到中压缸、低压缸，对机组产生不利影响。若这些汽封齿磨损，汽封间隙变大后，造成机组超速的可能性增大，为此设置了事故排放阀。在机组跳闸时，BDV阀快速开启，将高中压汽封处余汽直接引到凝汽器，防止机组超速。RFV阀：高压缸倒暖阀冷态启动时将辅助蒸汽通过RFV阀引至高排逆止门前进入高压缸，通过高压内缸疏水门和高压导汽管疏水门排出，达到启动前暖缸的目的高排通风阀VV用中压缸启动时，高压缸内应抽真空，目的是使高压缸内尽量少有蒸汽或空气以减少鼓风，否则高压转子工况恶化、超温，高中压缸涨差不好控制。汽机跳闸后，打开通风阀，快速的将高压缸的剩余蒸汽排向凝汽器，在汽机高转速低蒸汽流量的时候，将高压尾部长叶片产生的鼓风摩擦热带走，防止高排超温的一个措施。同时还可以作为防止超速的措施。一般是A：汽机冲转前开启，并网带初始负荷后关闭；B：汽机跳闸后打开。4.按控制进汽流量阀门分类1）用自动主汽阀冲转采用这种方法启动时调节汽阀全开，冲转、升速由自动主汽阀控制，转速达到一定值或带少量负荷后进行阀切换，改为调节汽阀控制。优点：由于汽轮机采用全周进汽，使其圆周上受热均匀，故温差热应力小，而且由于调节级全开喷管的焓降小，调节级汽温较高；缺点：是有可能使主汽阀关闭不严。国产引进型机组采用主汽阀的预启阀来控制进汽，避免对主汽阀的直接冲刷。2）调节汽阀冲转采用这种方法启动时自动主汽阀全开，进入汽轮机的蒸汽流量由调节汽阀控制的方式。这种启动方式一般采用部分进汽的方式，因此会导致汽轮机全圆周受热不均匀，温差热应力较大，但由于没有主汽阀和调节汽阀之间的切换，故操作方便。但也有的厂家采用调节汽阀同时开启的方法来启动，使汽轮机为全圆周进汽，减小温差热应力。3）用电动主汽阀的旁路门启动启动前，自动主汽阀和调节阀全开，用电动主汽阀的旁路门控制蒸汽流量。由于该旁路门流量较小，便于控制。现代大容量单元机组，由于设备可靠性提高，为了简化系统，现在大都取消了该阀门。直流炉与汽包炉的区别（启动）PART021.受热面分布不同2.水循环建立不同3.直流炉设有启动系统4.没有排污系统直流炉启动特点PART031.直流炉配有专门的启动系统（1）为什么要配有专门的启动系统？对直流锅炉，点火启动负荷均须为25~40%（本厂30%）

的额定负荷，以保证启动时锅炉辐射受热面的安全运行。这个蒸汽量大大超过汽包锅炉点火启动负荷。如果运用通常的汽轮机旁路系统进行机组的启动，将损失很多的热量。为了减少启动热损失，并能在各种不同热状态下实行启动，提高单元制机组运行的机动性，超临界压力参数机组以及所有的直流炉都装备有专用的启动旁路系统。（2）启动系统的作用1）建立启动压力和启动流量，保证给水连续地通过省煤器和水冷壁，尤其是保证水冷壁的足够冷却和水动力的稳定性。

2）回收锅炉启动初期排出的热水、汽水混合物、饱和蒸汽以及过热度不足的过热蒸汽，以实现工质和热量的回收。3）在机组启动过程中，实现锅炉各受热面之间和锅炉与汽轮机之间工质状态的配合。（3）启动系统分类（根据启动分离器正常运行时是否参与系统工作)1）内置式分离器启动系统（多数）2）外置式分离器启动系统（4）启动系统的组成启动分离器及与之相连的汽水管道、阀门、再循环泵等，高低压旁路系统。（5）具有内置式分离器启动系统特点该系统组成简单，运行操作方便，适合于机组调峰要求，但分离器要承受锅炉全压，对其强度和热应力要求较高。在锅炉启停及正常运行过程中，汽水分离器均投入运行，在锅炉启停及低负荷运行期间，汽水分离器湿态运行，起汽水分离作用；在锅炉正常运行期间，汽水分离器只作为蒸汽通道。图

带再循环泵和内置式分离器的锅炉启动系统不带BCP冲转参数低2.直流炉启动速度快直流锅炉没有汽包，其承压的厚壁部件一般是启动分离器、联箱和阀门，受热均匀，故可快速升温升压，使机组启动时间大大缩短。从冷炉点火至锅炉达到额定参数。（此时启动时间主要受到汽轮机的限制）汽机冲转到机组带满负荷需要的时间3.启动时应建立一定的启动压力（1)为什么启动时应建立一定的启动压力？自然循环汽包炉在点火前无压力，点火后工质被加热产生蒸汽压力逐渐提高；直流炉由于要保证水动力稳定性等要求，在点火前就要建立一定的压力。（2）启动压力的大小将影响哪些方面1）工质流动的稳定性启动压力越高，汽水状态越接近，能改善和避免水动力的不稳定，减轻或消除水冷壁垂直管屏内的脉动和停滞等水动力不稳定现象。2）工质膨胀量的大小由于压力高汽水比容差小，因而在启动过程中工质的膨胀量将随压力的增高而减小，提高启动压力将有利于锅炉膨胀过程的控制。控制汽化点3）启动的能量消耗。在启动过程中给水泵的电耗将随着启动压力的增高而增加。4）调节阀的振动和磨损。在一定的启动分离器压力条件下，启动压力越高，启动分离器进口各调节阀的压降越大，它的振动和磨损情况也越严重，尤其是工质温度较低时则更为严重。总结：为了水动力稳定，避免脉动，希望启动压力高，但从减少给水泵电耗考虑又不宜过高。目前，有的锅炉采用了低质量流速垂直管圈水冷壁，在高热负荷区采用了优化的内螺纹管，可防止变压运行至亚临界参数时该区域发生膜态沸腾，且启动系统采用了足够容量的排放阀，可满足汽水膨胀时水的排量控制。因此，目前很多启动系统采用零压力启动。4.启动时应建立一定的启动流量（1）为什么启动时应建立一定的启动流量？对受热面的冷却和改善水动力特性。（2）启动流量的大小将影响哪些方面1）启动时间燃料量一定时，启动流量大，在启动过程中达到各阶段参数所需的时间就长，整个启动时间也随之增加。2）启动损失启动流量越大，启动分离器排出的水量将越多，既增加了启动过程中的热损失又增加了凝汽器的负担。同时给水泵的能量消耗也将随着启动流量的增加而增加。此外，启动流量越大，达到各阶段参数要求的燃料量也越大，将增加启动燃料的消耗量。3）膨胀量启动流量越大，锅炉内工质的流速越快，相应膨胀量也越大。4）受热面超温启动流量越大，要求燃料量也相应增加，由于启动阶段炉膛断面热负荷的不均匀程度将随着燃料量的增加而增大，对水冷壁、屏式过热器等受热面的壁温控制不利。5）水冷壁中工质流动的稳定性启动流量越大，越能防止水冷壁管屏中脉动、停滞、倒流现象的发生。5）受热面的冷却性启动流量越大，受热面中工质的质量流量也越大，对受热面的冷却能力就越强。（3）启动流量值？（3）启动流量值锅炉点火前，调整锅炉给水流量在105t/h，调整炉水循环泵出口电动调节阀开度，保持省煤器入口流量不小于735t/h600t/h5.启动中的工质膨胀现象工质膨胀现象是指直流锅炉在启动过程中，直流锅炉水冷壁内工质温度逐渐升高而达到饱和温度，水变成蒸汽时比容急剧增大，使锅炉排出的汽水混合物在一段时间内大大超过给水量，并使局部压力升高的现象。直流锅炉的工质膨胀现象对启动过程的安全性将带来不利影响。如膨胀量过大，将使锅炉内的工质压力和启动分离器水位都一时难以控制。直流锅炉启动过程中出现工质膨胀现象的原因？在加热过程中，高热负荷区域内的工质首先汽化，体积突然增大，引起局部压力突然升高，猛烈地把后部工质推向出口，造成锅炉瞬时排出量大大增加。因此膨胀现象的基本原因是由于蒸汽与水的比容不同而造成的。影响工质膨胀的主要因素？1）启动分离器的位置汽水分离器越靠近锅炉水冷壁出口，即参与膨胀的受热面越少，也就是分离器前的蓄水量愈少，总的膨胀量就小，膨胀持续时间就愈短。汽水分离器距锅炉水冷壁出口越远，膨胀量越大。2）与启动压力有关汽水比容不同是引起直流锅炉工质膨胀现象的物理原因。启动压力高，汽水比容差小，膨胀量就小。相反，启动压力越低，则膨胀现象越严重。这是因为：一方面启动压力低，对应的饱和温度也低，因而膨胀开始的较早，沸腾点出现于受热面的较前部位，其后受热面中的水量大，因此膨胀量越大；另一方面压力越低，汽水的比容差越大，汽化时局部压力的升高也越大，膨胀也就越猛烈。3）与启动流量有关随着启动流量增加,膨胀流出量的绝对值增加。4）与给水温度有关给水温度降低，蒸发点后移，膨胀量减弱。5）与燃料投入速度有关燃料投入速度越快，燃烧强度增加越剧烈，工质温升越快，蒸发点前移，其后受热面的贮水量增多，膨胀量就越大。同时由于燃料量投入速度快，蒸发受热面内产汽量多，使局部压力升得高，因而锅炉出口瞬时的排出量也就大。6）与锅炉型式有关一次上升型与螺旋上升型相比膨胀量减弱。7）与启动工况有关热态启动时汽水膨胀现象更加明显。因此，在启动系统的启动分离器、储水罐、水位控制阀及大气式扩容器等设备的设计中应充分考虑工质膨胀量，使其容量能满足工质的膨胀要求。6.启动过程中的相变过程变压运行锅炉启动过程中，锅炉压力经历了从低压、高压、超高压到亚临界，再到超临界的过程，工质从水、汽水混合物、饱和蒸汽到过热蒸汽。从启动开始到临界点，工质经过加热、蒸发和过热三个阶段；机组进入超临界范围内运行，工质只经过加热和过热两个阶段，呈单相流体变化。工质在临界点附近，存在着相变点（最大比热区），汽水性质发生剧变，比容和热焓急剧增加，定压比热达到最大值。7.冷态和热态清洗为什么对直流炉需进行冷态和热态清洗？冷态清洗：点火前用80-100度左右除氧水进行循环清洗。为防止其他设备及管道内的污物进入炉内，清洗可分步进行。首先进行给水泵前低压系统循环清洗，水质合格后再进行高压系统的循环清洗。时间：0.5~2h，具体根据水质定。锅炉冷态清洗：

保持给水流量不小于420t/h，保证水冷壁循环流量不小于1050t/h，在此状态下贮水箱水位≥9700mm，贮水箱水位由小溢流管电动调门控制。位置：a)省煤器入口集箱放水门；b)前后水冷壁下集箱放水门；c)水冷壁中间混合集箱放水门；d)炉水循环泵出口管道放水门热态清洗：

当混合器出口水温达到190～210℃，将贮水箱压力调整到1.35～1.95MPa，锅炉进行热态清洗。热态冲洗时要严密监视省煤器出口压力和温度，避免水温超过该压力下的饱和温度发生汽化导致省煤器剧烈振动，尤其是锅炉炉水循环泵不能使用时，要控制好给水流量，防止给水流量过低导致省煤器出口水温过高导致汽化振动，也要防止给水流量过高导致锅炉蒸发量下降致使主汽压力下降及排放量过大，启动排水泵排不过来。若发生省煤器振动，可以通过关小高旁、小溢流调节门开度提高汽压、适当增加给水、降低燃烧率等措施尽快消除省煤器内汽化导致的振动注意关小高旁时，因主汽压力升高，电泵出口调门开度不变时给水流量可能会减少，要加强监视调整。炉水循环泵不备用时，热态冲洗给水量控制在350～400t/h左右为宜。热态清洗过程中，应根据炉水品质，增加锅炉给水流量至420t/h，控制省煤器入口流量不低于735t/h

进行热态冲洗，给水流量增加后检查贮水箱小溢流阀自动跟踪良好，贮水箱水位无大范围波动并且稳定。热态冲洗过程中如混合器温度、贮水箱压力在热态冲洗期间升高较快，可适当降低给煤量或开大低压旁路、高压旁路控制升温、升压速度。贮水箱溢流管水质阳电导DD＜1µs/cm、Fe≤100µg/l，热态冲洗结束热态冲洗注意事项：a)由于水中的Fe离子在190~210℃时溶解度达到最大，混合器出口水温达到190~210℃时应加强水质化验，锅炉热态冲洗过程中控制主汽压力在1.35~1.95MPa，若贮水箱水质偏离规定值较大时应增加热态冲洗时间；b)热态冲洗时，冲洗水全部经疏水泵回收至凝汽器。三、锅炉再循环泵

1.可缩短启动时间配置了循环泵的启动系统，可以提高省煤器入口的给水温度，因此可以缩短启动时间，对于经常启动的两班制机组来说，缩短启动时间可带来良好的经济效益。2.可在启动过程中回收热量由于在启动过程中水冷壁最低流量为35%BMCR，对于不带启动循环泵的系统，在机组启动初期，由汽水分离器分离出的饱和水的流量很大，只能进入凝汽器，造成大量的热量损失。3.可在启动过程中回收工质采用启动循环泵后，分离器分离的饱和水通过再循环泵与给水混合后重新进入省煤器，可以避免这部分工质损失。4.在机组冷态清洗时，可以减少补给水为了保证冷态清洗的效果，通常要求冷态清洗时水冷壁的流量为35%BMCR，对于不带启动循环泵的系统，这部分清洗水必须全部为补给水，造成制水设备的容量加大；而采用启动循环泵以后，在清洗水质合格的前提下，锅炉清洗后期可以开启启动循环泵，使用较少的清洗补给水量就可以在水冷壁系统中获得清洗所需的流量。四、单元机组的启动（一）单元机组启动准则1.确认检修工作全部结束，工作票已终结，安全设施拆除，现场清理干净，设备保温完好。2.确认厂用电系统正常。3.确认热工控制电源及仪用气系统正常，气控调节装置送上气源，所有仪表投用正常。4.确认各参数指示正常、报警显示正常。5.确认各辅机电动机绝缘良好，联系送各辅助设备的动力、控制电源。6.确认各电动门、气动门校验已完毕，阀门动作正常，限位开关动作正确。

7.确认所有转动设备润滑良好，盘动灵活无卡涩，各辅机冷却水正常投入。8.确认各储水容器已冲洗干净，并已上水至正常水位。9.确认各油箱油位正常，油质良好。10.按机组启动检查卡完成各系统检查。11.按规定完成机组大联琐及所有辅机的联锁保护试验。12.确认外围系统正常（1）通知化学、煤控人员对其所属系统进行全面检查，做好机组启动前准备工作。（2）除盐水量、燃油储存量能满足机组启动需要。（3）输煤系统具备投运条件，各煤仓煤位正常。（4）启动锅炉已具备投运条件。13.确认厂区内公用设施完好。（1）厂区内、汽机房、锅炉房照明充足、事故照明系统正常。（2）厂区内通讯系统正常。（3）杂项水、生活水和消防水系统投运。（4）锅炉房、汽机房污水排放系统正常。（二）锅炉禁止启动项目1.锅炉主要保护不能正常投运。2.锅炉设备存在有严重缺陷时。3.炉水品质不合格。4.主要监视仪表不能投入或指示不正确。（三）汽机禁止启动项目1.汽机主要保护不能正常投运。2.DEH、DCS等系统工作不正常，影响机组启停或只能在手动的方式下运行。3.主要监视仪表不能投入或指示不正确，仪用气源不正常。4.盘车设备故障，盘车时汽轮发电机组动静部分有明显摩擦声。5.机组发生“汽机跳闸”，原因未查明或缺陷未消除。6.高、低压旁路系统不能正常投入。7.汽机高、中压主汽门、调门、抽汽逆止门卡涩，关不严。8.转子偏心度偏离原始值0.05mm以上。转子偏心值大于0.076mm9.轴向位移超过跳闸值±1.0。10.电超速保护不能正常投用。11.汽缸上下温差＞±55℃。高中压缸任一对点上下温差大于56℃12.交、直流油泵及控制油系统之一工作不正常。13.主油箱油温低于35℃或油位低，油质不合格。14.发电机氢气纯度不合格＜98%，发电机最低氢压低于0.2MPa。15.发电机定子水系统异常或水质不合格。（四）发变组禁止启动项目1.发变组主保护不能投入。2.发变组设备有严重缺陷。3.发变组主要参数不能显示。4.发变组一次设备回路绝缘不符合标准。5.主变压器、高压厂用变压器油质不合格。6.发电机氢气纯度不合格＜98%，发电机最低氢压低于0.2MPa。7.发电机定冷水系统异常或水质不合格。（五）启动模式一览表

（六）机组启动汽水品质要求

（七）锅炉点火前的给水标准启动前检查投循环水系统投凝补水系统，开式冷却水系统，闭式冷却水系统，工业水系统压缩空气系统辅助蒸汽系统凝结水系统，除氧器加热系统补油，主机润滑油系统，顶轴油系统，控制油系统发电机密封油系统，发电机内冷水系统，氢气系统主机盘车，小机润滑油系统，小机盘车轴封系统，真空系统空预器油站，空预器启动引、送风机油站，引送风机启动锅炉上水冷态开式清洗，冷态循环清洗炉膛吹扫炉膛点火升温升压，高低旁路，热态清洗汽轮机冲转与升速机组并网并带初负荷机组升负荷到满负荷，启动汽泵启动顺序单元机组冷态启动PART04一、启动前的检查与准备主要包括对设备、仪表和系统的检查、启动及试验。它是关系到机组启动工作能否安全顺利进行的重要条件。通过启动前的准备工作使机组的设备和系统处于最佳启动状态，以达到可投运的条件。二、辅助系统的投入1.投入凝补水系统检查凝补水系统各阀门状态正确，开启除盐水至凝补水箱补水阀向凝补水箱补水至5米以上，启动凝补水泵，向工业水系统注水排空。2.投入工业水系统

检查工业水系统各阀门位置正确，工业水水箱补水至正常水位，启动一台工业水泵，投入工业水系统，检查工业水系统运行正常(压力大于0.35MPa)，另一台工业水泵投入联锁备用。3.投入仪用和杂用压缩空气系统

检查确认仪用空压机和压缩空气干燥器冷却水已正常投运，仪用空压机和压缩空气干燥器无异常报警，启动三台仪用空压机和三套压缩空气干燥器，检查仪用气源压力在0.65MPa～0.75MPa，投入备用仪用空压机和压缩空气干燥器备用联锁。4.投入循环水系统

检查前池水位正常，循环水泵电机轴承冷却水投入，旋转滤网运行正常，启动一台冲洗水泵，冲洗水泵运行正常，启动一台循环水泵，投入循环水系统，检查循环水系统运行正常。轴承润滑冷却电机冷却5.投入主机润滑油系统

（1）检查润滑油系统各阀门位置正确、油箱油位正常、油质合格，设备送电完毕。（2）就地检查主油箱油位、油温正常，若油温低于20℃启动油箱电加热器，检查各信号与DCS显示一致。（3）启动一台主油箱排烟风机，确认油箱压力＜-500Pa，投入另一台排烟风机备用联锁。（4）启动主机直流润滑油泵，对润滑油系统进行充油排气，检查各轴承进回油正常。（5）启动一台主机交流润滑油泵，确认润滑油母管压力＞0.32MPa，停止主机直流润滑油泵运行。（6）投入另一台主机交流润滑油泵和主机直流润滑油泵备用联锁。（7）投入主机润滑油冷却水，检查温度控制阀（温度设定50℃）工作正常。（8）启动两台顶轴油泵，确认母管压力＞13.5MPa，各轴承顶轴油压正常，投入另一台顶轴油泵备用联锁。（9）根据情况启动油净化装置运行。6.启动密封油系统

（1）检查密封油系统各阀门位置正确、密封油箱油位正常，设备送电完毕。（2）检查主机润滑油系统运行正常、密封油贮油箱油位正常。（3）启动一台密封油排烟风机，确认排烟风机进口母管压力＜-300Pa，投入另一台排烟风机备用联锁。（4）启动密封油真空泵，调节密封油箱真空至-30kPa。（5）启动直流密封油泵，检查油泵运行正常，对系统进行充油排气，检查油氢差压在0.1MPa～0.14MPa，密封油母管压力＞0.8MPa。（6）检查真空油箱油位正常。（7）启动一台交流密封油泵后，停止直流密封油泵。（8）投入另一台交流密封油泵和直流密封油泵备用联锁。（9）投入密封油冷却器冷却水。发电机密封瓦浮子油箱回油扩大槽空气抽出槽去润滑油系统交流密封油泵直流密封油泵再循环油泵滤油器差压阀溢流阀油位计真空泵真空油箱润滑油系统来发电机密封瓦浮子油箱回油扩大槽空气抽出槽去润滑油系统交流密封油泵直流密封油泵再循环油泵滤油器差压阀溢流阀油位计真空泵正常运行真空油箱润滑油系统来发电机密封瓦浮子油箱回油扩大槽空气抽出槽去润滑油系统交流密封油泵直流密封油泵再循环油泵滤油器差压阀溢流阀油位计真空泵正常运行真空油箱润滑油系统来7.汽轮机投盘车（1）冷态时首次投入盘车，先手动盘动转子360°，检查转子能够正常盘动，无摩擦，无异常，再开启盘车电磁阀，投入盘车，检查盘车转速在40rpm~60rpm。（2）检查转子无摩擦、汽缸内无异音，检查各轴瓦金属温度和回油温度正常，检查汽轮机轴向位移、汽缸膨胀指示、转子偏心正常。（3）盘车时间的规定：机组冷态启动前必须保证连续盘车24小时。机组热态启动不少于4小时，若盘车因故停止需重新计时。（4）机组启动过程中振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4小时才能再次启动，严禁盲目启动。（5）检查系统运行正常，开启盘车供油电磁阀，投入主机盘车（6）检查盘车转速40r/min~60r/min，大轴偏心度≯原始值0.03mm，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声。（7）若盘车电磁阀开后，转子未盘动，检查润滑油、顶轴油、密封油运行正常，各油压正常，可手动盘动转子，再投入盘车。若手动无法盘动严禁采用盘车。8.投入汽机EH油系统

（1）检查EH油系统各阀门位置正确、油箱油位正常、油质合格，蓄能器氮气压力正常，设备送电完毕。（2）启动一台EH油泵，检查系统无渗漏，母管压力＞15MPa，投入另一台EH油泵备用联锁。（3）启动一台EH油循环冷却泵，检查系统无渗漏，投入另一台EH油循环冷却泵备用联锁。（4）投入EH油风扇冷却系统自动。9.发电机进行氢置换（1）检查密封油系统运行正常，如汽轮机高中压转子温度在100℃以下，关闭主机盘车供油电磁阀，停止主机盘车运行，进行气体置换。（2）如汽轮机高中压转子温度在100℃以上，则保持盘车连续运行。投入二氧化碳蒸发器，进行二氧化碳置换空气操作，二氧化碳纯度达95%以上时进行氢气置换二氧化碳操作。（3）氢气纯度达98%以上时，气体置换结束，提高氢气压力至0.45MPa。（4）气体置换过程中，维持发电机内压力0.02MPa～0.08MPa，严禁氢气流速＞3m/s（即补氢流量＞35Nm³/h），严禁二氧化碳在发电机内停留大于24小时。10.投入发电机定子冷却水系统（1）检查定子冷却水系统各阀门位置正确，检查定子冷却水补水正常，检查定子水箱已补水至正常水位、水质合格。（2）启动一台定冷水泵，检查出口压力＞0.5MPa，定冷水流量稳定在120t/h，氢水压差＞0.05MPa，投入另一台定冷水泵备用联锁。（3）对定冷水箱进行充氮操作，排出水箱中的空气。投入定冷水冷却器，将定冷水温度投自动，控制在43℃~48℃。11.测量发电机定、转子绕组绝缘合格（1）一般发电机在连续停运72小时以上或受潮后重新启动前应测量绝缘电阻。（2）在通水状态下，用发电机专用摇表测量发电机定子绕组绝缘≥27MΩ，吸收比≥1.3。（3）用1000V摇表测量励磁变低压侧绕组绝缘≥1MΩ。（4）用500V摇表测量发电机转子绕组绝缘≥0.5MΩ。12.投入辅助蒸汽（1）在没有运行机组提供辅助蒸汽的情况下，需先投入启动锅炉运行，启动锅炉点火后对辅助蒸汽系统进行暖管并逐渐投入，具体操作按辅助蒸汽系统投入运行(由启动炉供汽)操作票执行。（2）在有运行机组提供辅助蒸汽的情况下，按运行机组汽源投入辅助蒸汽系统。（3）辅助蒸汽投运以后，对空预器吹灰及等离子暖风器进行暖管。13.机械干式除渣系统

投入锅炉冷灰斗水封系统，建立炉膛冷灰斗水封,按《机械干式除渣启动操作票》投入机械干式除渣系统。14.投入凝结水系统

（1）检查凝补水箱水位正常，凝结水系统各阀门位置正确，启动凝补水泵向凝汽器补水至正常水位，启动一台凝结水泵运行。（2）检查凝结水系统运行正常后，将另外凝结水泵投入联锁备用。15.凝结水系统清洗检查凝结水质合格，开始对凝结水和除氧器系统进行冲洗。开启除氧器至锅炉疏水扩容器放水阀，投入除氧器水位控制阀自动。凝结水质冲洗标准：凝泵出口Fe＞500μg/kg，走精处理系统旁路，开启5号低加出口管放水门进行冲放。凝泵出口Fe＜500μg/kg，投入精处理系统。除氧器进水Fe＜500μg/kg，关闭5号低加出口管放水门，除氧器进水。除氧器出水Fe＜200μg/kg，进行高压给水系统冲洗。16.除氧器投加热

（1）除氧器水位达-200mm时，开启辅助蒸汽供除氧器电动阀，缓慢开启辅助蒸汽供除氧器调整门充分暖管后以≯1.7℃/min的速度对除氧器内水进行加热。（2）在除氧器投加热过程中，应根据加热要求的温度、以及辅汽压力进行手动调节。17.投入高低旁液压油站（1）检查高压旁路油站油箱油位正常，油质合格，油泵、电加热器、冷却风扇联锁试验合格。（2）启动高压旁路油站一台油泵，投入另一台油泵备用联锁。（3）检查低压旁路油站油箱油位正常，油质合格，油泵、电加热器、冷却风扇联锁试验合格。启动低压旁路油站一台油泵，投入另一台油泵备用联锁。18.投运给水系统（1）检查电泵电机冷却水、工作油冷却器冷却水、润滑油冷却器冷却水，电泵及前置泵机械密封冷却器冷却水投入正常。（2）检查电泵辅助润滑油泵运行正常，油压＞0.2MPa，各轴承回油畅通，油质合格，油箱油位正常。（3）稍开电泵前置泵入口电动门，注水排气后全开电泵前置泵入口电动门，控制除氧器水温和电泵泵壳上下温差＜75℃。（4）确认电泵再循环门全开，电泵勺管开度＜10%，启动电泵打循环，迅速将电泵转速提高至2000rpm以上，检查电泵运行正常。三、锅炉上水1.

锅炉上水条件

（1）锅炉上水前确认水质合格、锅炉给水温度与省煤器金属温度温差不许超过111℃。（2）确认锅炉BCP泵电机腔室注水结束、水质合格、绝缘合格，外置式高压换热器冷却水流量正常。（3）确认锅炉启动疏水泵处于备用状态。（4）确认锅炉汽水系统各阀门位置正确，储水箱高水位调节阀投“自动”。（5）分离器、过、再热器排气手动阀、电动阀开启。（6）关闭水冷壁各放水阀，打开过、再热器各疏水阀。（7）检查所有充氮手动阀关闭。（8）确认凝结水和高、低加给水系统清洗水质合格。2.上水前记录锅炉膨胀指示3.给水管道注水当给水泵入口给水水质Fe3+＜200μg/L，联系化学，准备锅炉上水，开启主给水旁路调节阀前、后电动阀，关闭主给水电动阀，通过主给水旁路调节阀控制锅炉上水流量＜310t/h，通知化学人员投入电泵给水AVT(加氨、联氨)运行方式。4.当汽水分离器储水箱水位见水后(注水约30min后)，用勺管慢慢调升电泵转速，电泵保持最大出力运行5min，检查高水位调节阀投自动开打，确保启动系统空气完全排出。5.根据辅助蒸汽压力尽量维持除氧器温度105℃左右。

6.对锅炉本体和管道膨胀指示进行一次记录。7.锅炉上水注意事项（1）锅炉上水前，必须先对锅炉BCP泵电机注水，保证电机冷却水水质合格。（2）当省煤器、水冷壁及储水箱在无水状态时，控制锅炉上水流量小于310t/h。（3）锅炉给水温度与省煤器金属温度温差不许超过111℃，若锅炉金属温度＜38℃且给水温度较高时，锅炉上水速率尽可能小。（4）进入锅炉的给水必须是合格的除盐水。（5）上水过程中应就地检查水冷壁振动情况。（6）上水前、后和启动过程中应分别抄录锅炉各膨胀指示值。四、冷态清洗1.当储水箱出口水质不满足点火要求时，必须对锅炉汽水系统进行清洗。清洗包括冷态清洗和热态清洗，冷态清洗过程又分为开式清洗和循环清洗两个阶段。2.清洗期间，维持给水流量＞310t/h。3.锅炉冷态清洗水质标准：（1）储水箱疏水Fe＞500μg/kg、SiO2＞200μg/kg，炉水排入机组排水槽。（2）储水箱疏水Fe＜500μg/kg、SiO2＜200μg/kg，炉水回收至凝汽器，开始循环清洗，并投入精处理。（3）省煤器入口Fe＜50μg/kg，储水箱Fe＜100μg/kg，锅炉冷态清洗结束，可以点火。4.冷态清洗采用大流量清洗方式，机组补水或除氧器加热不能满足要求时，可以采用变流量清洗。5.冷态清洗结束，锅炉BCP泵启动条件满足后，投入锅炉BCP泵运行。6.通过锅炉BCP泵出口调门控制省煤器进口流量＞850/h，通过控制给水流量控制储水箱水位3m～8m。五、投轴封、抽真空1.按照系统检查卡检查轴封及真空系统阀门状态正常。2.检查开启汽轮机本体、高压主汽阀、调阀、中压主汽阀、中压调阀、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水阀，小机本体疏水阀组。3.检查关闭高、低背压凝汽器真空破坏阀并注水4.投入小汽轮机润滑油泵运行，投入盘车运行。5.确认主机盘车已运行，投入辅汽供主机、小机轴封系统，开启小机排汽蝶阀。6.投入主机、小机轴封系统。温度、压力的规定如下：（1）高压转子温度≤200℃，240℃≤轴封供汽温度≤300℃。（2）200℃≤高压转子温度≤300℃，0.4×高压转子温度＋160℃≤轴封供汽温度≤0.2×高压转子温度＋260℃。（3）高压转子温度＞300℃，280℃≤轴封供汽温度≤320℃。7.启动一台轴加风机运行，正常后投备用。8.依次启动三台真空泵对系统进行抽真空。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内漏，建议送主机轴封前小机应在盘车状态）；2.确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量，轴封加热器再循环门开启。3.开启轴封供汽管路上疏水就地门；开启各轴封进口滤网放水门；开启轴封供汽管路上就地门注意：1.先投轴封，后抽真空。（冷态、热态）2.轴封供汽的时间必须恰当，过早地向轴封供汽，在连续盘车的情况下转子虽然不致弯曲，但供汽时间过长会使上下汽缸温差增大，这样会使机组动静部分的径向间隙减小；同时供汽时间长，转子受热膨胀较多，因而在冲转前，转子和汽缸的相对膨胀正值便要增大，这对机组安全都不利。六、锅炉点火1.联系巡检值班员对热力系统进行全面检查，点火前2小时投入干除渣系统。2.启动一台火检冷却风机，投入另一台火检冷却风机备用。3.启动一台等离子火检冷却风机，投入另一台等离子火检冷却风机备用。4.投入火焰电视。5.投入等离子火焰电视。6.投入烟温探针。7.启动两台空气预热器。8.检查开启两台空预器烟气进口挡板和空预器一、二次风出口挡板，开启送风机出口联络挡板（等离子模式下启动关闭A空预器出口一次风挡板）。9.检查所有风烟道挡板、动叶、静叶位置正确，送电正常，联系化环确认具备启动风烟系统的条件:投运电除尘四电场；至少一台浆液循环泵运行；至少一台工艺水泵、石灰石浆液输送泵在运行。10.启动A增压风机（详见首台增压风机启动操作票）,投入A增压风机自动(设定值为-50Pa)。11.启动A引风机，缓慢开启A引风机入口静叶到10%开度。12.启动A送风机，配合引风机将炉膛负压调整至-50Pa~-100Pa，投入A引风机自动(设定值为50Pa)。13.启动B增压风机,投入B增压风机自动。14.启动B引风机，缓慢开启引风机入口静叶，使两台引风机电流平衡，投入B引风机自动。15.启动B送风机，缓慢开启送风机入口动叶，使两台送风机电流平衡，投入两台送风机自动(A送风机设定总风量为30%~40%)，检查送风机自动将总风量调整至30%～40%且炉膛负压正常。16.启动或旁路燃油泄漏试验。1.启动引风机泵冷却风机，另一台投备用2.启动引风机电机润滑油泵，检查供油压力和温度正常17.炉膛吹扫为什么在锅炉点火前要进行吹扫？锅炉吹扫目的：清除可能残存在炉膛内的可燃物，防止点火时发生炉内爆燃。锅炉吹扫地点：炉膛、烟道、煤粉炉的一次风管（吹扫时逐根进行）。对于燃油管及油喷嘴也应该用蒸汽进行吹扫，保证点火时燃油管路畅通，防止爆燃。锅炉吹扫风量：吹扫时炉内通风的容积流量应大于25～30%额定风量。锅炉吹扫时间：不少于5～10分钟。注意：吹扫前，应先启动空气预热器，然后顺序启动引风机和送风机一台。？1.防止点火后回转式空气预热器由于受热不均而发生严重变形；2.先启动引风机，后启动送风机，以保证炉内有一定负压，防止正压出现。18.300秒后炉膛吹扫成功信号发出，MFT自动复位。19.调整二次风总风量至30%~40%，调整二次风挡板，维持炉膛与风箱差压0.2kPa~0.3kPa左右。20.打开燃油进油快关阀、回油快关阀，炉前燃油进油调节阀调整炉前燃油压力至2.5Mpa~3.0MPa，燃油压力控制投自动（为防止OFT后供油泵憋泵运行，炉前燃油再循环手动门需留有一定开度）。21.开启高、低旁减温水手动门，确认高、低压旁路油站启动，高、低旁处于备用状态。22.投入空预器连续蒸汽吹灰。23.等离子点火方式

/油枪点火24.锅炉点火后至汽压1.0MPa、6.0MPa、10.0MPa、15.0MPa、22.0MPa要分别巡检并记录锅炉本体及管道的膨胀值，如有异常则停止升温升压，通知检修人员查明原因，直至消除阻碍锅炉膨胀的地方再继续。25.汽水分离器压力0.2MPa，关闭汽水分离器顶部及进、出口排气阀。关闭前屏过热器、后屏过热器、高温过热器各排气电动阀。分离器压力0.5MPa，关闭后烟井前墙、后墙、分隔墙下集箱疏水手动一、二次阀，关闭顶棚过热器疏水电动一、二次门。26.检查高旁、低旁自动开启，高旁减温水调节阀自动开启。27.为了确保水循环稳定，汽水分离器压力1.3MPa前，燃烧率不能增加，注意工质膨胀对汽水分离器储水箱水位的影响，如果水位过高时，检查汽水分离器储水箱水位调阀自动调整储水箱水位正常。28.注意过热器金属温度没有超温现象，当炉膛出口温度超过540℃，检查烟温探针自动退出，否则手动退出。29.检查锅炉膨胀指示，并做好记录。煤粉燃烧器投入油枪点燃且运行一段时间后，待过热器后的烟温和热风温度提升到一定数值之后，可启动制粉系统、投煤粉燃烧器。一般要求锅炉带20%以上的额定蒸汽负荷，并要求热空气温度在150℃以上，才允许投粉。若投油时间过短，炉温尚未达到足够高即急于投粉，有可能导致炉膛爆炸。不同锅炉要求的投粉时间也不同，确定投粉时机主要考虑以下几个因素：1.煤粉气流的着火稳定性如果燃煤的挥发分较高，可以早些投粉，否则应晚些；如果热风温度与炉膛出口温度相比上升较快，且已超出规定值较多，此时即使炉膛出口温度未达到规定值，亦可投粉。2.对汽温、汽压的影响煤粉燃烧器的投入，大大提高了炉膛燃烧率，而且煤粉的燃尽时间也大于油，故使火焰中心位置提高，锅炉升压、升温速度有较显著的加快。所以，投粉一般选择在机组带上部分负荷，锅炉所产生蒸汽已可经汽轮机排放之后进行。这样可使汽压、汽温的上升速度更便于控制。3.经济性考虑早投粉可以节省燃油，降低启动费用。但若投粉过早，炉温尚未升高，煤粉燃烧很慢，炉膛出口飞灰可燃物较大造成很大燃烧损失，还可能带到尾部受热面形成二次燃烧，所以需要权衡燃烧损失与燃油量增加的得失。总结：对一台具体的锅炉，要综合考虑以上因素，并结合运行经验，选择合理的投粉时间。锅炉点火过程中注意事项：①无论是点火油枪或主燃烧器，最初投入时最好不少于两只，其目的是使炉膛温度场尽量均匀。每层初投的对角油枪运行一段时间后，应切换至另一对角运行，切换原则为“先投后切”。②投油枪的顺序是先下排后上排，目的是使燃烧稳定，水冷壁管子受热均匀，同时有利于降低炉膛上部烟温，保护过热器。③投煤粉时，应先投油枪上面或紧靠油枪的煤粉燃烧器，有利于煤粉的引燃。④为了防止未燃油滴和油气在烟道内积聚，此时通风量应比需要量大，一般保持在吹扫风量或略低于吹扫风量，以减少爆燃的可能性。⑤主燃料投入后，一旦发生熄火，或投入燃料5s后在炉膛内还未点燃，应立即切断燃料供应。按点火前的要求对炉膛和烟道进行通风吹扫，再重新点火。七、热态清洗1.当汽水分离器压力达到1.25MPa、入口温度达到190℃，维持此压力和温度，锅炉开始热态清洗2.通过提高电动给水泵的转速或给水调门的开度增大省煤器入口给水流量，注意电动给水泵工作正常。3.监视储水箱的水位正常，HWL-1、HWL-2动作正常。4.通知化验人员化验储水箱出口水质。5.储水箱出口水质Fe3+＞500μg/kg时，增加给水泵出力，锅炉BCP泵保持出力不变。检查确认储水箱高水位调节阀HWL-1、HWL-2动作正常，疏水排入机组排水槽。6.储水箱出口水质Fe3+＜500μg/kg时，启动锅炉启动疏水泵，疏水排入凝汽器，进行热态循环清洗。7.如汽水分离器入口温度在热态清洗期间升高过快，可适当降低燃料量。8.储水箱出口水质Fe3+≤50μg/L，热态清洗结束。9.热态清洗完毕后，恢复给水泵正常流量，逐步投入油枪或增加制粉系统出力，注意监视水冷壁、过热器、再热器各部金属温度不超过报警值。八、锅炉升温升压1.按照锅炉启动升温升压曲线逐步增燃料量，检查燃烧良好。锅炉进行升温、升压，控制锅炉升温率为2℃/min。2.投入过热器、再热器减温水自动调节，检查自动调节正常，减温后蒸汽过热度＞20℃，防止蒸汽带水及管道内积水形成水塞。3.锅炉起压，压力达到0.5MPa，高、低旁暖管，当高、低旁路开启以后，再热器压力大于0.2MPa时关闭再热器空气门，当再热器压力0.5MPa时关闭锅炉再热器系统各疏水阀。4.当过热器出口压力达到6MPa-8MPa，确认高低旁在冷态启动方式或压力控制方式，高低旁及减温水动作正常，锅炉压力调整稳定，调整燃烧和烟气挡板，维持蒸汽参数满足汽轮机冲转要求5.当磨煤机入口一次风温超过170℃，停运等离子暖风器。开大除氧器加热调节阀开度，除氧器水温维持在100℃左右。6.投入电除尘三电场运行。7.当A磨煤机出力大于56t/h时，启动B磨煤机运行，检查B层煤燃烧良好。8.并入A一次风机运行，设定一次风母管压不低于7.5kPa，将一次风机电流调平，投入B一次风机自动。（自动设定值为A、B一次风机动叶偏差）9.利用辅汽作为汽源，选择一台小机冲转、升速、暖机。10.增加给煤量的过程中要注意观察汽水分离器储水箱水位，在汽水分离器出口温度接近相对应压力下的饱和温度时、要注意锅炉汽水膨胀，此时要停止增加煤量，待汽水膨胀结束，汽水分离器储水箱水位恢复正常后再增加煤量。11.检查高旁、低旁自动工作正常，高旁、低旁减温水自动工作正常。九、汽轮机冲转1.汽机DEH走步前检查确认（1）检查TSI、DEH系统无报警指示。（2）确认汽机抽汽管道所有疏水阀正常打开。（3）确认高压、中压、低压疏水气动阀正常打开，阀后温度正常。（4）确认高、低旁路系统处于自动控制方式。（5）确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在全关位置（6）汽机高压EH油系统处于正常运行状态。（7）确认汽机盘车正常，转速为40r/min～60r/min。（8）确认凝汽器真空正常，真空＞－88kPa。（9）确认汽轮机具备冲转条件。2.汽轮机冲转参数主蒸汽压力：8.5MPa，再热蒸汽压力：1.6MPa，主蒸汽温度：380℃，再热蒸汽温度：360℃。凝汽器压力：≤11.8kPa，氢压：0.45MPa，润滑母管油压：＞0.32MPa，油温：45℃~55℃。EH油油压：15MPa~16MPa。冲转参数仿真机（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℃），蒸汽过热度大于50℃，且与汽轮机各部件温度相匹配。3.在DEH画面选择投入汽轮机SGC程控启动，DEH将按照一定步序及条件自动判断启动汽轮机。4.汽轮机SGC程控启动操作步序分为35步，所有步序由DEH自动执行，执行过程中每一步序的子项条件全部满足后方可进入下一步序。汽轮机冲转过程中注意事项1.汽轮机冲转前，应维持锅炉燃料量及蒸汽参数稳定。2.汽轮机冲转、升速时应注意监视高压旁路的动作情况，维持主汽压力稳定，防止储水箱水位大幅波动。汽轮机升速过程中为避免汽轮机产生过大的热应力，主、再热汽温控制在推荐温度，并在整个启动过程中保持蒸汽参数稳定，主再热汽温左右侧温差不超过10℃。3.汽轮机低速暖机时不增加锅炉燃料量，暖机结束前增加燃料量。4.汽轮机暖机结束前应保证高压旁路25%以上的开度，为发电机并网带负荷做好准备。5.汽轮机冲转升速过程中，维持储水箱水位正常。6.检查发电机碳刷运行正常，不冒火花、不跳动。7.汽轮机冲转过程中，应严密监视汽轮机组的振动、各轴承温度、缸体膨胀、高中压缸上下缸温差及轴向位移等参数，一旦越限应手动打闸。8.汽轮机冲转过程中根据主机冷油器出口油温及发电机氢温，及时投入各冷油器、氢冷器的冷却水，并保持油温、氢温在正常范围内。

9.汽轮机自启动顺控子组中有两个需要运行人员手动干预的断点：一是开汽机调门前的蒸汽品质确认，二是投入发电机励磁前的额定转速释放。10.冷态启动时，汽轮机需在360rpm下暖机60min。暖机结束后，进行一次手动脱扣试验。脱扣试验合格后，联系热工将汽机超速保护定值设置在2950rpm，重新启动汽轮机，进行超速试验。当转速到2950rpm，超速保护动作，汽机跳闸。由热工将汽机超速保护定值重新设置到3300rpm，再次启动汽轮机。转速＞2850rpm后，检查关闭高中压调门、补汽阀前疏水门，随机投入低加。11.任何情况下，高旁减温水的设定值应保证高旁后的蒸汽过热度＞30℃。12.汽轮机冲转过程中，汽轮机不应在下列转速范围内停留：402rp~840rpm。900rpm~2850rpm。机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过超过0.25mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机禁止在临界转速范围内定速。汽轮机临界转速：第一临界转速780~880rpm；第二临界转速1450~1700rpm；第三临界转速215~2250rpm摩擦检查汽轮机打闸，检查确认高、中压主汽门和调速汽门关闭，汽轮机转速下降后，到就地汽缸法兰盘和轴瓦盖处用听音棒听音，判断是否发生金属摩擦，也可配合观察转速惰走曲线，判断摩擦情况；摩擦检查正常后，机组重新挂闸冲转13.汽轮机定速到并网带初负荷过程中，应注意高排压力、温度的变化：（1）高排温度达到470℃，DEH系统自动关小中压调门，开大高压调门增加高压缸进汽量。（2）高排温度达到495℃，关闭高压调门、高排逆止门，打开高排通风阀。汽轮机变为中压缸进汽方式。（3）高排温度达到510℃，机组报警。（4）高排温度达到530℃，汽轮机跳闸。14.凝汽器真空的选择在冲转的瞬间，大量的蒸汽进入汽轮机内，因蒸汽的凝结需要一个过程，所以真空要有所下降。如真空过低，在冲转的瞬间，就会使排汽安全门动作。另外真空过低，排汽室温度较高，会造成凝汽器冷却水管胀口松弛，引起凝汽器泄漏。若真空过高，则启动时间延长，同时进汽量减少对暖机也不利，所以真空不宜过高或过低，一般冲转前真空保持在88kPa左右。汽轮机真空下降会产生以下危害：（1）排汽压力升高，可用焓降减小，不经济，同时使机组出力降低，这样必须就要增加进汽量来维持要求负荷，容易使调节级过负荷，机组轴向推力增加；

（2）排汽缸及轴承座受热膨胀，可能引起中心变化，产生振动；

（3）排汽温度过高可能引起凝汽器冷却水管松弛，破坏严密性；

（4）真空下降使排气的容积流量减小，对末几级叶片工作不利。末级要产生脱流及旋流，同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损坏叶片，造成事故转速r/min检查与操作备注0-600检查盘车脱开、投低压缸喷水自动100r/min600暖机，检查振动、串轴、真空、胀差；摩擦试验

600-2000检查顶轴油泵停止，投低加100r/min2000高速暖机，检查

2000-2900投凝汽器喉部减温水100r/min2900阀切换，从TV/IV切至GV（高压调节控制）

2900-3000投高加50r/min3000交流润滑油泵、密封油泵投连锁，检查

十、并网及带初负荷暖机1.并网前的准备工作检查确认设备正常，完成规定试验项目，相应的电气保护装置投入后，即可进行发电机的并网操作。2.并网条件（1）待并发电机的电压与系统电压近似或相等(相差不应大于2%)。（2）待并发电机的频率与系统频率相等(相差不应大于0.1Hz)。（3）待并发电机的相位与系统相位相同。（4）待并发电机的相序与系统相序一致.如果电压不等，其后果是并网后发电机与系统间有无功性质的冲击电流出现；如果电压相位不一致，则可能产生很大的冲击电流，使发电机烧毁或使发电机端部受到巨大电动力作用而损坏；如果频率不等，则会产生拍振电压和拍振电流，将在发电机轴上产生力矩，从而发生机械振动，甚至使发电机并入电网时不能同步。3.并网方式自动准同期法并网：调频率、调电压及合主开关全由自动装置完成。半自动准同期法并网：1-2手动准同期法并网：全部手动现代大容量机组一般采用自动准同期法并网。为什么要初负荷暖机？汽轮发电机组并列后，为了使机组不致产生逆功率，强迫带上一初始负荷（5～10%额定负荷）。此时，蒸汽流量增大，转子与汽缸之间温差增大，容易出现较大的金属温差和胀差。所以机组并列后，还需带上一段时间的初负荷，进一步进行暖机，主要目的是为了防止转子、汽缸热应力过大。初负荷暖机负荷值是多大？初负荷暖机的负荷值根据蒸汽和金属温度的匹配情况来决定，两者相差越大，暖机负荷值越小。负荷越低，蒸汽流量越小，暖机效果越差；并且负荷太低容易造成汽轮机排汽温度升高。但负荷也不能过高，负荷越大，汽轮机进汽量增加越多，金属又要进行一个剧烈加热过程，会产生过大的热应力，甚至胀差超限，造成严重后果。通常情况下，暖机负荷为额定负荷的5%左右。暖机时间？暖机时间根据蒸汽和金属温差情况确定，温差越大，暖机时间越长。初负荷暖机，一般要求稳定运行至少30~60min，在稳定运行期间，主汽阀前蒸汽温升控制在1~2℃/min。除严格控制蒸汽温度变化率和金属温差外，还需监视胀差变化，如发现胀差过大时，应延长暖机时间，同时可以采用调整真空和增大法兰加热装置进汽量等方法进行调整。如果发现振动值过大时，也应延长暖机时间。十一、机组加负荷1.发电机并网带初负荷后，确认下列疏水门关闭（1）主蒸汽管道疏水门。（2）热再热器管道疏水门。2.机组加负荷率3.机组负荷5%到15%

（1）根据机组压力和燃烧情况，从DEH上分阶段逐步设定机组目标负荷15%，设定负荷变化率为5MW/min，检查机组调门逐渐开大，旁路逐渐关小。旁路全关后，投入初压模式。由DCS控制。（2）机组负荷10%，检查高排逆止门正常开启（3）根据机组压力和旁路开度，逐步增加燃料量，监视并调整炉内燃烧稳定，锅炉温度、压力按照冷态启动曲线进行控制。（4）机组负荷稳定后，切辅汽联箱供汽汽源为冷再供，关闭启动锅炉来汽，停止启动锅炉运行，切换时防止辅汽联箱压力大幅度波动。5.锅炉升负荷的过程中，及时增加给水泵出力，保证储水箱水位正常。6.四抽压力＞0.147MPa时，除氧器加热汽源切为四抽供，除氧器进入滑压运行方式。4.机组负荷15%到25%（1）机组负荷15%到25%，DCS上确认汽轮机疏水阀全部关闭：1）冷再管道疏水阀关闭。2）高压缸本体疏水阀关闭。3）中压调阀后疏水阀关闭。4）一抽逆止阀前疏水阀关闭。5）高排逆止阀前疏水阀关闭。6）三抽逆止阀前疏水阀关闭。7）四抽逆止阀前疏水阀关闭。8）五抽逆止阀前疏水阀关闭。9）六抽逆止阀前疏水阀关闭。（2）启动C磨运行。（3）增加燃料量，从DCS上分阶段逐步加负荷至25%，控制负荷变化率为5MW/min。（4）保持汽轮机在初压控制方式，逐步增加锅炉燃料量，提高机组负荷。（5）随着锅炉负荷的增加，汽水分离器疏水逐渐减少，给水泵出力增加，注意监视给水泵运行参数在正常范围内。（6）机组负荷保持25%，检查一台汽动给水泵满足并泵条件，缓慢将汽动给水泵并入运行，电动给水泵逐步减出力，退出系统，备用。（7）将锅炉主给水由旁路切为主路，保持汽水分离器储水箱水位稳定。（8）新机组或机组A修后的首次启动，在25%负荷稳定运行3h~4h后解列发电机做主机超速试验。（9）省煤器出口烟温达到320℃时投入脱硝装置。5.机组负荷25%到35%

（1）机组目标负荷35%，控制负荷变化率5MW/min。（2）合理分配各磨煤机负荷，维持锅炉燃烧稳定。（3）此负荷阶段，锅炉将由湿态转入干态运行，操作原则如下：1）锅炉转干态运行以前，保持省煤器入口流量900t/h。2）汽水分离器出口出现稳定的过热度，省煤器入口流量与给水泵总流量相等时，锅炉BCP泵流量完全由给水泵提供，锅炉转入干态运行方式。3）湿态到干态的转换过程中，维持省煤器入口流量不变，逐步增加燃料量，使锅炉稳步转入干态运行。调整好燃料、给水、风量的互相配合，防止汽水分离器出口温度增长过快、水冷壁超温，避免在干湿态间来回切换。4）锅炉转入干态后，按比例增加燃料和给水，尽快升负荷至35%以上，避开干湿态不稳定区域。锅炉从湿态转入干态直流运行，转换的方法如下：1）第一阶段Ⅰ，保持最小给水流量30%MCR，燃料量逐渐增加，使分离器出口饱和蒸汽产量也随着增加，疏水量逐渐减少，过热器入口蒸汽的焓值增加。2）第一点“1”，水冷壁出口蒸汽焓值升至饱和蒸汽焓，即蒸汽干度为1，此时纯饱和蒸汽进入汽水分离器，没有疏水被分离而使分离器的疏水门关闭，汽水分离器仅起到通道作用。3）第二阶段Ⅱ，给水流量仍保持最小流量30%MCR，随着燃料量的进一步增加，汽水分离器中的蒸汽逐渐过热，过热器入口蒸汽焓继续上升，但还没有达到设定值。此时大部分燃料的增加已不是用以增加产汽量，而是用来使蒸汽达到直流运行所需的较高能量水平（蒸汽焓的上升）。4）第二点“2”，过热器入口蒸汽焓上升至设定值。5）第三阶段Ⅲ，连续的燃料量增加，使蒸汽温度超过设定值，温度控制器参与调节，使给水量增加，即温度控制器投入。锅炉从湿态转入干态直流运行锅炉将从湿态转入干态直流运行，此时锅炉的控制从分离器水位及最小流量控制转换为蒸汽温度控制及给水流量控制。要平稳地实现这个转换，必须首先增加燃料量，而给水流量保持不变，这样过热器入口焓值随之上升，当过热器入口焓值上升到定值时，温度控制器参与调节使给水流量增加，从而使蒸汽温度达到与给水流量的平衡（煤水比控制蒸汽温度）。5.机组负荷25%到35%

（4）投入送风机风量自动，检查风量自动调节跟踪正常，确认辅助风挡板自动调节正常，二次风箱与炉膛差压正常。（5）锅炉转入干态运行后，确认水质满足要求。（6）机组负荷稳定35%时，根据锅炉燃烧情况，逐步停运AB层油枪或A层等离子装置（停运A层等离子装置前，A磨煤机退出等离子模式），检查各层煤粉火焰燃烧稳定、火检强度充足。（7）空预器吹灰汽源由辅汽切至主汽。（8）用四抽冲转第二台汽动给水泵。（9）根据调度要求，机组负荷30%~35%时，投入PSS和AVC。（10）空气预热器漏风控制装置投入自动跟踪。5.机组负荷35%到100%（1）按照机组冷态启动曲线，负荷增至40%，控制负荷变化率5MW/min。（2）机组负荷40%,停止锅炉BCP泵运行：1）逐步关小锅炉BCP泵出口调门至15%，停运锅炉BCP泵，操作过程中维持省煤器入口流量不变。2）锅炉BCP泵停运后，关闭储水箱下降管至混合器电动阀。3）投入锅炉启动系统暖管。（3）将小机汽源切为四抽供。（4）停止空气预热器连续吹灰。（5）在协调方式下，继续增加机组负荷，确认机组自动控制良好，汽水分离器出口过热度在20℃～40℃，主、再蒸汽温度控制在锅炉冷态启动曲线规定值。（6）机组负荷在50%时，并入第二台汽动给水泵，调整两台给水泵出力一致，投入自动。（7）检查HWL-1、