330MW机组主机运行规程

330MW机组主机运行规程汽轮机保护ETS、DEH超速限制、机械超速保护条件ETS保护动作后同时完成以主要联锁保护功能ETS跳闸保护以下任一保护动作，ETS发出跳闸信号，汽机跳闸通过程跳逆功率联跳发电机，条件满足后联跳锅炉。集控室手动停机。汽轮机电气超速，n≥3300r/min动作（三选二）。汽轮机TSI超速，n≥3300r/min动作（三选二）。润滑油压低，P≤0.07MPa（三取二）。EH油压过低，P≤7.8MPa（三取二）。凝汽器真空低，凝汽器真空≥0.0197MPa.a（三取二）。轴向位移过大，（≥+1.2mm或≤-1.65mm）。DEH故障停机。轴振动过大。（任一轴承X或Y方向≥0.25mm、盖振≥0.08mm）。排汽缸温度超限（≥110℃）。锅炉MFT信号。发电机全停信号。主蒸汽、再热蒸汽温异常（≥566℃）。支持轴承金属温度高（≥115℃）。推力轴承金属温度高（≥110℃）。高中压缸差胀大（≤-4、≥+7mm）。低压缸差胀大（≥+15mm）。103%超速限制保护：以下任一保护动作使高、中压调速汽门关闭，延时2±0.5秒后，重新恢复，维持机组3000r/min。汽轮机转速≥103%。发电机解列。ETS跳闸条件动作（该项动作后机组不重新恢复）。机械超速保护汽轮机转速达110～111％（3300～3330r/min）额定转速时，危急遮断器飞环在离心力的作用下迅速击出，打击危急遮断器的撑钩，使撑钩脱扣。通过机械遮断机构使遮断隔离阀组的机械遮断阀动作，泄掉高压保安油，从而使高中压主汽门、调速汽门迅速关闭，遮断机组进汽。手动停机就地手动停机机组紧急状态下，在机头手拉“手动停机机构”，通过机械遮断机构的连杆使危急遮断器装置的撑钩脱扣。并导致遮断隔离阀组的机械遮断阀动作，泄掉高压保安油，从而使高中压主汽门、调速汽门迅速关闭，遮断机组进汽。集控室手动停机机组紧急状态下，在集控室按手动停机按钮，通过ETS使高压遮断电磁阀动作，泄掉高压保安油，从而使高中压主汽门、调速汽门迅速关闭，遮断机组进汽。汽轮机跳闸后联动设备联关高、中压主汽门及调速汽门。联关各段抽汽逆止门及电动门。联关中压、低压供汽逆止门及低压供汽供热液动蝶阀、电动门。联开低压供汽供热蝶阀。联关高排逆止门。联开汽机高中低压疏水门。联开紧急排汽门。联跳发电机。负荷≥30%，联锁锅炉MFT动作。负荷＜30%，联锁开启高、低旁路。锅炉联锁及保护锅炉总联锁逻辑说明两台空预器或一台运行的空预器（另一台停用）主、备用电机均跳闸，立即触发MFT，联跳运行的全部引风机、增压风机、送风机、一次风机、磨煤机（包括运行的等离子发生器）、给煤机，联关燃油的进油快关阀、回油快关阀，联停所有油枪；空预器入口烟气挡板和出口热一次风挡板、热二次风挡板不关闭，脱硫烟气旁路挡板打开。当两台空预器运行，其中一台空预器主、备用电机均跳闸，联关跳闸侧空预器的入口烟气挡板和出口热一次风挡板、热二次风挡板；若RB联锁保护投入时，RB保护动作（50%RB），锅炉侧若是三套及三套以上制粉系统运行，将切除最上一层运行的制粉系统，最终保留二套或二套以上制粉系统运行。两台引风机或一台运行的引风机（另一台停用）跳闸，立即触发MFT，联跳全部运行的增压风机、送风机、一次风机、磨煤机（包括运行的等离子发生器）、给煤机，联关燃油的进油快关阀、回油快关阀，联停所有油枪；引风机的进口挡板、出口挡板不关闭，脱硫烟气旁路挡板打开。当两台引风机运行，其中一台引风机跳闸，联关跳闸侧引风机的进口挡板、出口挡板，若RB未投入时，联跳跳闸侧送风机，联关跳闸送风机的出口挡板，若该侧空预器、除尘器正常运行，可开送风机出口联络挡板和引风机入口联络挡板；若RB联锁保护投入时，RB保护动作（50%RB），锅炉侧若是三套及三套以上制粉系统运行，将切除最上一层运行的制粉系统，最终保留二套或二套以上制粉系统运行。两台送风机或一台运行的送风机（另一台停用）跳闸，立即触发MFT，联跳全部运行的一次风机、磨煤机（包括运行的等离子发生器）、给煤机，联关燃油的进油快关阀、回油快关阀，联停所有油枪，联跳增压风机，送风机出口挡板不关闭，脱硫烟气旁路挡板打开。当两台送风机运行，其中一台送风机跳闸，联关跳闸侧送风机的出口挡板，若RB未投入时，联跳跳闸侧引风机，联关跳闸引风机的进口挡板、出口挡板，若该侧空预器、除尘器正常运行，可开送风机出口联络挡板和引风机入口联络挡板；若RB联锁保护投入时，RB保护动作（50%RB），锅炉侧若是三套及三套以上制粉系统运行，将切除最上一层运行的制粉系统，最终保留二套或二套以上制粉系统运行。两台一次风机或一台运行的一次风机（另一台停用）跳闸，立即触发MFT，联跳全部运行的磨煤机（包括运行的等离子发生器）、给煤机，联关燃油的进油快关阀、回油快关阀，联停所有油枪，联跳增压风机，一次风机的进口挡板、出口挡板不关闭，脱硫烟气旁路挡板打开。当两台一次风机运行，其中一台一次风机跳闸，联关跳闸侧一次风机的进口挡板、出口挡板；若RB联锁保护投入时，RB保护动作（50%RB），锅炉侧若是三套及三套以上制粉系统运行，将切除最上一层运行的制粉系统，最终保留二套或二套以上制粉系统运行。磨煤机跳闸，联跳相应给煤机，联关磨煤机进口热风快速关断门、冷风快速关断门和出口煤粉隔绝门，停止向炉膛送粉，打开磨煤机消防蒸汽门。给煤机跳闸，联锁关闭给煤机进出口门，并延时10分钟联跳相应的磨煤机，联关磨煤机进口热风快速关断门、冷风快速关断门和出口煤粉隔绝门，打开磨煤机消防蒸汽门。MFT保护MFT条件锅炉MFT动作跳闸任一条件满足，将触发锅炉MFT动作。锅炉MFT后联动情况MFT动作后响应（软回路）MFT动作后响应（硬回路）MFT自动复位条件OFT保护OFT条件锅炉OFT动作跳闸任一条件满足，将触发锅炉OFT动作。锅炉OFT后联动情况OFT自动复位条件发变组保护及自动装置继电保护与自动装置的有关规定各电气设备的继电保护与自动装置应随该设备的运行方式投退，不得随意进行投退操作。根据系统运行方式的要求和检修工作的需要，可依据工作票或值长的命令进行保护投退操作。有继电保护的电气设备均不允许无保护运行。由电网各级调度管辖的保护和厂内管辖的厂用系统保护，其投入或停运及改变运行方式等，均应按值长的命令执行。继电保护与自动装置运行中的检查维护、投退操作均由运行值班人员进行。继电保护与自动装置的消缺、维修、检修、调试、动作定值整定及必需通过改变保护装置内部接线才能改变运行方式的工作，均由检修维护人员进行。运行中的消缺维护需要退出继电保护或安全自动装置时，均应在值长同意的情况下并要办理工作票后进行。无工作票者不准在保护装置以及二次回路上进行工作（事故处理、紧急抢修除外）。有下列情况之一者，可以退出运行设备的某一保护或自动装置：发生下列情况之一者，可将继电保护或自动装置退出运行，并应及时汇报值长，联系检修维护人员进行处理：保护装置、自动装置的硬退压板、切换开关状态调整的操作由运行值班人员负责；涉及到操作装置软压板、控制字、定值区等操作时，应由检修维护人员负责。接有交流电压的保护装置、自动装置，在进行运行方式切换操作过程中，应防止造成失压引起保护装置或自动装置误动。若在交流电压回路上进行工作时，必须采取防止保护装置、自动装置误动的措施。继电保护装置与自动装置运行中的检查维护继电保护装置与自动装置投运前的检查项目：继电保护与自动装置运行中的注意事项：发-变组保护配置我厂两台机组，发─变组保护均采用南京南瑞继保电气有限公司制造的RCS-985微机型成套保护，各包括A、B、C三个柜。A、B两柜各配置一套RCS-985发变组全部电量保护，分别取自不同的TA、TV；C柜配置非电量保护及220KV操作箱。A、B柜保护配置：保护范围：发电机中性点CT至出口端CT之间,即TA1、TA7间(B柜为TA2、TA8之间)。光字牌信号：“发电机差动”。保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：发电机出口端CT至发变组主开关靠母线侧CT、厂高变高压侧CT间。即TA7、TA19、TA24之间（B柜为TA8、TA18、TA23之间）。光字牌名称：“主变差动”。保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：厂高变20KV侧CT至6KV两分支开关电源侧CT之间，即TA24、TA28、TA32之间（B柜为TA23、TA27、TA31之间）光字牌名称：“厂高变差动”保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：发电机中性点CT至发变组主开关靠母线侧CT、厂高变低压侧两分支开关靠电源侧CT。即TA1、TA19、TA28、TA32之间（B柜为TA2、TA18、TA27、TA31之间）。光字牌名称：“发变组差动”保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：励磁变高压侧CT至励磁变低压侧CT。即TA5133、TA36之间（B柜为TA34、TA37之间）。光字牌名称：“励磁变差动”保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：发电机定子绕组。电流取自TA7（B柜为TA8），纵向零序电压取自TV3。光字牌名称：“发电机匝间”保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：防止发电机定子回路发生接地故障时损坏定子绕组。电压取自发电机出口TV1（B柜为TV2）和发电机中性点TV。光字牌名称：“发电机定子接地”。保护出口结果：（1）基波零序，瞬时动作于全停出口和起动失灵。（2）三次谐波电压动作于“信号”，可以切换到瞬时动作于全停出口。保护范围：做为发电机相间故障的后备保护，电流取自中性点侧TA1（B柜为TA2）。光字牌名称：“发电机相间后备保护”保护出口结果：瞬时动作于全停出口和起动失灵。保护范围：为了防止发电机在不同的系统故障情况下造成低励失磁从而影响本机或相临机组的安全运行。电压取自发电机出口TV1（B柜为TV2）、220KV母线PT，电流取自发电机中性点TA1（B柜为TA2）。光字牌名称：“发电机失磁”。保护出口结果：（1）时限T1：定子阻抗、转子低电压（或变励磁转子低电压）、减出力判据均满足，经T1时限动作于“信号”、“切换厂用电”及“减出力至给定值”。（2）时限T2：定子阻抗、转子低电压（或变励磁转子低电压）、母线低电压判据均满足，经T2时限动作于程序跳闸。（3）时限T=3：只满足定子阻抗判据，经延时T3动作于程序跳闸出口。保护范围：防止发电机定子绕组过电压，电压取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“发电机过电压”保护出口结果：经T时限动作于全停出口和起动失灵，可切换为程序跳闸出口。保护范围：防止发电机在热力系统发生事故的情况下因逆功率造成汽轮机末级叶片损坏。电流信号取自TA7（B柜为TA8），电压信号取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“发电机逆功率”。保护出口结果：时限T1，动作于“信号”；时限T2=60S，动作于全停出口和起动失灵。保护范围：防止系统发生大故障时引起发电机系统震荡从而影响机组安全运行。电流信号取自TA17（B柜为TA18），电压信号取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“发电机失步”。保护出口结果：当振荡中心在发变组外时，动作于信号；当振荡中心在发变组内时，动作于“程序跳闸”出口。保护范围：发电机定子绕组，电流取自中性点侧TA1（B柜为TA2）。光字牌名称：“对称过负荷定时限”、“对称过负荷反时限”保护出口结果：（1）定时限T1，动作于“信号”及“减出力至额定”；（2）反时限T2，动作于程序跳闸出口和起动失灵，可切换至全停出口。保护范围：防止发电机转子铁芯表面过热，电流取自中性点侧TA1（B柜为TA2）。光字牌名称：“过负荷定时限”、“过负荷反时限”保护出口结果：（1）定时限T1，发信号（2）反时限T2，动作于程序跳闸出口和起动失灵，可切换至全停出口。保护范围：防止发电机、变压器因过激磁，造成严重发热。电压信号取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“过磁”保护出口结果：（1）低定值：动作于“信号”和减励磁。（2）高定值：动作于全停出口和起动失灵，可切换为程序跳闸出口。保护范围：主变高压侧绕组和系统接地故障的后备保护。零序过流信号取自主变中性点1LTA（B柜为2LTA）；间隙零序信号取自主变中性点放电间隙下侧3LTA(B柜为4LTA)；零序电压信号取自220KV母线PT。光字牌名称：“主变接地零序”保护出口结果：（1）当主变中性点不接地运行时：a）零序电压经时限T动作于全停出口和起动失灵。b）间隙零序经时限T动作于全停出口和起动失灵。（2）当主变中性点接地运行时，设零序I、II段。a）零序I段：时限T1，动作于母线解列出口。时限T2，动作于全停出口。b）零序II段：时限T1，动作于母线解列出口。时限T2，动作于全停出口。保护范围：发电机励磁回路发生接地时的主保护，反应发电机转子对大轴绝缘电阻的下降。光字牌名称：“转子一点接地”，“转子两点接地”。保护出口结果：转子一点接地动作于“信号”，转子两点接地动作于“跳闸”。保护范围：防止发电机在内冷水系统发生事故的情况下因断水造成定子绕组过热损坏。光字牌名称：“发电机断水”保护出口结果：瞬时动作于发信号，时限T=30″：动作于程序跳闸出口。保护范围：保护励磁变绕组以免发热损坏。电流信号取自励磁变高压侧TA33（B柜为TA34）。光字牌名称：“励磁后备”保护出口结果：（1）定时限T1：动作于“信号”和减励磁。（2）反时限T2：动作于全停出口和起动失灵。保护范围：保护励磁变绕组以免发热损坏。电流信号取自励磁变低压侧TA36（B柜为TA37）。光字牌名称：“”保护出口结果：（1）定时限T1：动作于“信号”和减励磁。（2）反时限T2：动作于程序跳闸出口和起动失灵，可切换为全停出口。保护范围：防止发电机在系统发生事故的情况下因低频造成汽轮机叶片共振损坏。信号取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“发电机”保护出口结果：共设I、II、III、IV段定值，其中I、II段为累计运行低频保护，III、IV段为持续运行低频保护。I、II、III、IV段均动作于“信号”。保护范围：防止起停机过程中发生故障损坏发电机。信号取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“起停机”保护出口结果：动作于灭磁出口。保护范围：防止发电机在没有达到并列条件而突然合闸。信号取自TV1（B柜为TV2）。光字牌名称：“发电机误上电”保护出口结果：动作于全停出口和起动失灵。保护范围：厂高变一、二次绕组。电流取自厂高变高压侧TA20（B柜为TA21）。电压取自两分支母线TVA、TVB光字牌名称：“”保护出口结果：（1）时限T1：动作于“跳厂用A、B分支”和“启动快切A、B分支”。（2）时限T2：动作于全停出口和起动失灵。保护范围：A（B）分支6kv侧电气系统。电流取A分支开关电源侧TA28（B柜为TA27）、B分支开关电源侧TA32（B柜为TA31）。光字牌名称：“A分支后备”或“B分支后备”。保护出口结果：（1）经延时T1，动作于跳本分支开关和闭锁本分支开关。（2）经延时T2，动作于全停出口和起动失灵。C柜保护配置：保护范围：主变内部故障的主保护。光字牌名称：“主变轻瓦斯”、“主变重瓦斯”保护出口结果：（1）轻瓦斯：动作于“信号”。（2）重瓦斯：动作于全停出口。保护范围：防止主变内部故障造成主变爆炸、外壳变形。光字牌名称：“主变压力释放”保护出口结果：动作于信号。保护范围：防止主变过热光字牌名称：“主变冷却器故障”保护出口结果：瞬时动作于发信号。保护范围：厂高变内部故障的主保护。光字牌名称：“厂高变轻瓦斯”、“厂高变重瓦斯”保护出口结果：（1）轻瓦斯：动作于“信号”。（2）重瓦斯：动作于全停出口。保护范围：防止厂高变内部故障造成主变爆炸、外壳变形。光字牌名称：“厂高变压力释放”保护出口结果：动作于信号。发—变组保护出口方式说明全停出口方式：跳220KV侧断路器，灭磁，跳厂用A、B分支，切换厂用电A、B分支，关闭主汽门，启动失灵，信号。程序跳闸出口方式：先关主汽门，待逆功率继电器动作后，再解列灭磁。解列灭磁出口方式：跳220KV侧断路器，逆变灭磁。减出力出口方式：“额定”指减出力至保护自动返回；“给定值”指减出力至锅炉稳定燃烧负荷。母线解列出口方式：跳220KV母联断路器。发电机出口PT所接保护及自动调节励磁装置（正常时）TV1：自动调节励磁AVR1、定子接地、过激磁、失磁、失步、低频、逆功率。TV2：自动调节励磁AVR2、定子接地、过激磁、失磁、失步、低频、逆功率。TV3：匝间保护。启备变保护配置启备变差动保护保护范围：启备变高、低压侧差动TA间多相短路主保护。光字牌名称：“启备变差动”。保护动作结果：跳启备变高压侧开关2208、低压侧两分支开关610A、610B、620A、620B并起动失灵。启备变高压侧相间后备保护保护范围：变压器差动及各分支过流后备保护。光字牌名称：“启备变相间后备”。保护动作结果：跳启备变高压侧开关2208、低压侧两分支开关610a、610b、620a、620b并起动失灵。启备变接地零序保护保护范围：启备变高压侧绕组和系统单相接地故障的后备保护。光字牌名称：“启备变接地零序”。保护动作结果：1）当主变中性点接地运行时：（1）时限T1，动作于母线解列出口（跳220KV母联开关2012）。（2）时限T2，跳启备变高压侧开关2208、低压侧两分支开关610a、610b、620a、620b并起动失灵。启备变瓦斯保护保护范围：变压器内部故障主保护。光字牌名称：“启备变轻瓦斯”、“启备变重瓦斯”保护动作结果：（1）轻瓦斯：动作于“信号”。（2）重瓦斯：跳启备变高压侧开关2208、低压侧两分支开关610a、610b、620a、620b。有载重瓦斯保护保护范围：分接开关内部故障主保护。光字牌名称：“有载重瓦斯”保护动作结果：跳启备变高压侧开关2208、低压侧两分支开关610a、610b、620a、620b。启备变压力释放保护范围：防止启备变内部故障造成启备变爆炸、外壳变形。光字牌名称：“启备变压力释放”保护动作结果：跳启备变高压侧开关2208、低压侧两分支开关610a、610b、620a、620b。启备变A（B）分支零序保护保护范围：A（B）分支6kv侧电气系统发生单相接地时的后备保护。光字牌名称：“A分支零序”、“B分支零序”保护动作结果：（1）时限T1：动作于跳本分支开关610a和620a（610b和620b）。（2）时限T2：动作于跳启备变高压侧开关2208和起动失灵。A（B）分支后备保护保护范围：A（B）分支6kv侧电气系统。光字牌名称：“A分支后备”或“B分支后备”。保护动作结果：动作于跳本分支开关610a或620a（610b或620b）。A（B）分支非电量保护保护范围：A（B）分支6kv侧电气系统。光字牌名称：“A分支非电量”或“B分支非电量”。保护动作结果：动作于跳本分支开关610a或620a（610b或620b）。机组的启动检修后的试验与验收试验与验收总则机组设备检修后，应有完整的技术文件及试验报告，按有关质量标准进行验收；技术改造项目应有竣工后的交底说明。验收过程中按要求对设备进行试验，合格后应签署竣工文件。机组A、B、C级检修后机组启动前必须完成主、辅设备的试运、试验和调试工作。机组A、B、C级检修后机组启动前应根据有关部门颁规定、标准及设备技术条件与要求，由生产技术部会同运行、检修技术负责人对主、辅设备进行全面验收，验收合格办理整套启动申请单后方可启动。机组A、B、C级检修后的整组试运，考验主要设备运行的稳定性，对各项性能进行验收；技术改造项目必要时进行专项性能试验。试运前的检查项目机组检修后试运前，运行人员应按岗位划分对设备进行详细检查，确认具备试运条件。检查中发现缺陷应及时联系检修消除并作好记录。主要检查项目辅机分部试运机组检修后正式启动前,所有辅机应经试运行合格。辅机试运前应进行详细检查,确认具备试运条件。能盘动的辅机应盘动联轴器若干圈，确认转动灵活；轴承油位正常，油质良好；冷却水、密封水畅通；各表计完整；仪表、信号及保护电源正常；待试设备系统与其他系统之间无相互影响。按启动检查卡要求，进行逐项检查。辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运前完成。辅机试运行连续运行时间必须执行有关规定，以验证其工作可靠性。试运要求转动设备轴承温度控制表名称最高允许温度允许温升滑动轴承70℃35℃滚动轴承80℃45℃额定转速(r/min)1500～30001000～1500750～1000＜750小牙轮及减速器振动值(双振幅)μm5085100120100电动门、气动门、风门挡板、风机动叶及燃烧器摆角的校验注意事项校验方法化学清洗清洗前准备：加药前，隔离所有易被腐蚀的玻璃仪表，同时这些连接件在化学清洗后必须用水清洗，控制汽包水位在规定值内。清洗时按化学清洗方案与措施，由有经验的工作人员操作。在清洗炉内水管和省煤器系统时，应向过热器反向注入除盐水或凝结水，且水中氯离子浓度小于相关标准的要求。锅炉点火使清洗水控制在一定温度，监视汽包壁温，以免温度过高引起溶剂中钝化剂损坏后溶剂对金属的腐蚀。在炉内管中含酸时，千万不能升温，以免破坏钝化剂。当确认化学清洗已除去沉积物后，用氮气将溶剂排出。对过热器中可能吸收了溶剂成份的水要重新用除盐水或凝结水置换和清除。清除过热器后，再在炉内进行注水和疏水多次，以彻底清除残余溶剂，再用漂洗剂漂洗，要防止漂洗剂中离子在清洁的表面发生沉淀，漂洗、疏水循环均在氮气层下进行。漂洗完成后，往炉内注入碱性溶液以中和残余的清洗剂，钝化表面，防止以后生锈。钝化完成，进行疏水检查（必要时充入氮气）。机组启动总则机组A、B、C级检修后机组启动前必须完成主、辅设备的试运、试验和调试工作。机组A、B、C级检修后机组启动前应根据有关部门颁规定、标准及设备技术条件与要求，由生产技术部会同运行、检修技术负责人对主、辅设备进行全面验收，验收合格办理整套启动申请单后方可启动。机组A、B、C级检修后的整组试运，考验主要设备运行的稳定性，对各项性能进行验收；技术改造项目必要时进行专项性能试验。机组启动应严格执行机组的寿命管理，根据机组的工况及启动曲线，确定机组的启动参数,启动方式、升压、升温率。机组启动时，各保护应按规定投入，因设备问题不能投入的应经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施。机组启动应严格按照操作票及运行规程执行。机组启动的基本规定机组启动状态的划分按冲转前汽轮机金属温度划分（高压缸启动时按调节级处金属温度划分；中压缸启动时按中压第一压力级处金属温度划分，DEH在每次挂闸时，自动根据汽轮机启动前高压内缸调节级处内上壁金属温度来划分机组的启动状态，若内上壁金属温度测点坏，自动由该处下壁金属温度信号来代替）：启动方式锅炉汽机锅炉从点火到带满负荷的时间冷态启动停炉大于72小时≤150℃5～6小时温态启动停炉10～72小时150℃～300℃3～4小时热态启动停炉小于10小时300℃～400℃1.5～2小时极热态启动停炉小于1小时≥400℃＜1.5小时按启动时汽缸的进汽方式划分为：（1）高、中压缸联合启动（2）中压缸启动启动参考时间及其金属与蒸汽(主蒸汽、再热蒸汽)温差选择启动状态冲转方式冲转至额定速时间（min）并网至额定荷时间（min）冲转至额定荷时间（min）冷态高、中压缸冲转125320445温态高、中压缸冲转25115140热态高、中压缸冲转177592极热态高、中压缸冲转155368冷态中压缸冲转130300430温态中压缸冲转20110130热态中压缸冲转276693极热态中压缸冲转154762机组在启动前应注意使高压调节级后或中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配，高压调节级后或中压第一级后汽缸内壁金属温度与蒸汽温度的温差应满足下面要求：t=蒸汽温度-金属温度：理想值为10℃，允许值为-20℃～90℃，极限值为-50℃～150℃。发生下列情况之一应禁止机组启动锅炉存在下列情况之一时，禁止锅炉点火启动汽轮机存在下列情况之一时，禁止冲转发电机—变压器组存在下列情况之一时，禁止升压或并网存在影响单元机组启动及安全运行的下列条件之一时，禁止启动机组下列操作必须有总工或其指定负责人参加方可进行机组启动前的检查与准备工作机组启动前的总体检查与准备工作机组各系统设备检修工作结束，工作票收回，安全措施拆除并验收合格。机组各系统、本体、附属设备及生产现场清扫干净，沟道畅通、盖板齐全，设备和管道保温完好，安全及消防设施已投入使用，照明及通信装置完整。厂用电、保安电源、直流系统应正常投入。机组DCS系统至少在锅炉点火前2小时投入连续运行。所有变送器及测量仪表投入，各信号显示灯安装完好，指示正常；各种控制、保护、信号的电源和气源已送上；各电动、气动执行机构分别送电及送气；控制盘台上仪表、音响送电；DEH系统、MEH系统、汽轮机安全监控（ETS）系统、TSI系统、锅炉炉膛安全监控（FSSS）系统投运正常。各辅机电气设备接地线良好，测电动机绝缘合格，各电机空转方向正确，靠背轮联接完好，具有联动备用的辅助设备，检查相应设备的联锁开关在“断开”位置，机组启动前将设备送电正常，配电柜上信号灯显示正常。转动设备加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备转子盘动灵活，安全罩齐全、牢固可靠。机炉各电动门，调整门操作灵活，开度指示与实际位置相符。锅炉燃烧器摆动灵活，摆角指示正确；炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确。机组冷态启动前，机组的电气、热控设备完整，声光报警正常。转机电气联锁、热工联锁试验合格，机组静态试验合格，各种保护试验正常。机组的电气设备各项试验已完成，结果正常。机组及热力系统设备所规定的各项验收工作及试验合格，机组及热力系统设备完整，具备启动条件。机组的汽、水、油系统及设备冲洗合格。点火燃油系统建立油循环，运行正常。按规程进行油枪投运前的检查。等离子体点火系统设备正常，点火装置完好。值长联系旺隆值长要求化学提前准备充足、合格的除盐水。化学提前准备充足、合格的氢气。各处工作照明、事故照明正常。各岗位值班员已准备好所用的工具、仪器、各系统启动操作卡、机组启动操作卡、运行日志和临时规定的需抄录数据表格。锅炉启动前的检查与准备工作检查各系统内部无人工作，无遗留工具、杂物。炉膛及烟道无焦渣和积灰，承压部件无磨损及变形，固定完整无缺。燃烧器喷口完整无变形，无焦渣堵塞。空预器、烟风道、除尘器畅通无积灰和杂物。冷灰斗无积渣，水封完好无漏风。各人孔、看火孔、检查孔开关灵活，检查合格后严密关闭。各处膨胀指示器齐全，刻度盘清晰，指针无卡涩且指示在零位。各部防爆门严密完整，无妨碍防爆门动作的积灰及障碍物。汽包水位计完整，刻度正确、清晰，汽水门开关灵活。蒸汽吹灰系统管道、阀门完整，吹灰器在退出位置。各管道、阀门完整，标志编号正确、齐全，阀门门杆无弯曲、锈蚀现象，法兰螺丝齐全、盘根完好，手杆完整灵活，开关方向正确，远方控制传动装置完整牢固。管道支吊架完整牢固，无拉脱现象。各安全门完整良好，无妨碍动作的积灰及杂物。点火装置完好。燃烧器摆动装置的传动装置良好，无积灰及杂物卡涩。各风门挡板完整、标志齐全、远方控制装置完整齐全。化学取样、加药一次手动门开启正常。汽轮机启动前的检查与准备工作油管、油箱、冷油器、油泵、密封油系统等处于完好状态，油系统没有漏油现象。各油箱油位正常，油位计指示灵活无卡涩现象，油质合格。控制油、润滑油温正常。高中压主汽门及调节汽门动作灵活无卡涩，并严密关闭。检查凝汽器正常，人孔门已关闭，循环水泵、凝结水泵及各相关水泵处于备用状态。检查除氧器和高低压加热器处于完好状态，给水泵处于备用状态。确认机力塔水池及循环水系统，均处于备用状态。检查仪用杂用空压机系统正常，各仪用杂用空压机处于运行或备用状态。汽机各系统启动前阀门状态正常。汽轮发电机启动前的检查与准备工作220kV系统运行正常。启/备变（08T）及厂用电系统运行正常。发变组及辅助设备的一、二次回路正常，具备投运条件。发电机本体和外罩各结合面严密，各部螺丝紧固，发电机轴承无脏污现象，发电机外壳两侧冷、热氢温度计完好。发电机滑环表面清洁、光滑、无伤痕，碳刷安装牢固，碳刷有效长度不小于60mm，碳刷接线无发热断线现象。封闭母线完整，微正压装置工作正常。发电机出口电压互感器、避雷器瓷瓶无破损、裂纹现象，一次保险完好，二次空开已合好。发电机中性点柜内设备完好，中性点高阻抗变压器和匝间PT中性点连接电缆完好。自动电压调整装置完好。高厂变低压侧小车开关在检修或试验位置。主变、高厂变、励磁变检查具备投运条件。发变组信号、继电保护、自动装置正常。机组启动步骤机组辅助系统投运值长联系水务公司向#2机组机力塔水池补水正常（如#1机组启动，值长应联系旺隆向#1机组循环水进水间进水正常）。值长联系旺隆：启动消防水泵，消防系统投运正常；化学值班员准备充足合格的除盐水。通知化学值班员储氢站准备充足的氢气。在DCS操作员画面上调出循环水系统控制画面，启动一台或两台循环水泵运行正常，同时投入备用泵联锁，检查运行正常。在公用系DCS操作员画面上调出工业水系统控制画面，启动一台工业水泵运行，做联动试验正常，并投联锁。检查泵进出口压力正常（0.350.5Mpa），系统各用户按规定投入冷却水系统运行。在公用系DCS操作员画面上调出空压机系统控制画面，检查启动两台空压机运行，另两台投备用。维持仪表用气母管压力为0.60.7MPa。投运润滑油系统发电机整体气密性试验汽轮机。充氢前发电机绝缘电阻的测量检查机组检修后在进行气体置换前，应对发电机绝缘进行检查性测量。在整体气密性试验中机内压力升至0.2Mpa时，可投运发电机定子冷却水系统，定冷水水质合格后测量发电机绝缘电阻。发电机氢系统气体置换：首先用CO2将空气赶走，再用氢气置换掉发电机内的CO2。在DCS上调出顶轴油系统控制画面，启动顶轴油泵A（B），正常后手动盘车无卡涩摩擦后，投入电动盘车运行，就地检查各瓦及动静部分无金属磨擦声，并确保盘车装置在机组冲转前连续运行的时间在4小时以上。检查凝结水系统及补水系统正常，开启凝汽器补水门，值长联系旺隆值长启动除盐水补水泵向凝汽器补水正常，将凝汽器的补水调节阀投自动。与此同时向凝结水管路充水排空。凝结水系统投运、除氧器上水通知化学化验定冷水水质，合格后在DCS上调出定冷水系统控制画面，做定冷水泵联锁试验合格，检查并投入定子冷却水系统。联系全面检查邻机备用汽源可靠备用。检查EH油系统正常，若油温低于24℃投入加热器运行，在DCS上调出EH油系统控制画面，启动循环泵和再生泵运行，启动EH油泵A（B）运行，做联动试验正常。根据控制油油温的情况，投冷油器运行并联系热工作DEH静态试验合格。值长根据锅炉点火时间至少提前12～24小时，通知环保值班员投运电除尘顶部磁轴加热、灰斗蒸汽加热进行预热，投入振打装置。值长联系旺隆值长，机组准备启动，通知燃运值班员检查燃运系统并向原煤仓上煤。通知巡检值班员将捞渣机的炉底密封水和冲洗水投入正常，捞渣机应试运正常并作备用。全面检查辅助蒸汽系统、轴封系统以及相应的疏水系统投运，用邻机来辅助蒸汽对以上系统充分暖管。根据上水温度与汽包壁温的差值决定是否投入除氧器加热蒸汽,使除氧器给水温度达到要求，并维持给水温度稳定。根据机组的启动时间及季节情况投运空预器、送风机、磨煤机、电动给水泵等重要设备的润滑油系统运行。按机组辅机设备规程规定，分别检查启动空预器齿轮油泵导向轴承和推力轴承润滑油站、送风机油站、磨煤机润滑油站和液压油站、电动给水泵辅助油泵运行，进行油循环，检查有无泄漏，调整好油温和油压，并完成相关联锁试验，正常后投入联锁开关。通知环保值班员，启动增压风机低压润滑油泵，投入备用低压润滑油泵联锁。启动增压风机高压润滑油泵，投入备用高压润滑油泵联锁。启动增压风机冷却风机，投入备用冷却风机联锁。检查燃油旁路循环条件满足。联系旺隆值长通知油泵房值班员，启动燃油泵，打开燃油母管手动门和调节门，调整燃油母管调节门前压力正常，充压完毕对炉前油系统全面检查一次。（该系统现未调试）通知巡检值班员全面检查电动给水泵系统，其油系统已运行正常，电动给水泵处于备用。锅炉上水锅炉上水原则锅炉上水操作锅炉无压前完成汽轮机高压遮断电磁阀及机组大联锁试验。投锅炉炉底加热当汽包水位上至-200mm且化验炉水水质合格后，可投入炉底加热装置。调整维持辅汽联箱压力为0.8Mpa，温度320～350℃左右。微开辅联至锅炉供汽手动门及供汽管道疏水门进行疏水暖管后全开供汽手动门，关闭供汽管道疏水门。开启炉底加热联箱疏水一、二次门，开启炉底加热联箱总电动门。微开炉底加热联箱总手动门，疏水暖管。暖管结束后，关闭炉底加热联箱疏水一、二次门。联系邻机，本机投炉底加热。全开炉底加热联箱总手动门。缓慢开启炉底加热各分门进行底部加热，注意调整维持辅汽联箱压力稳定，注意控制因温差引起的管道振动。暖管充足后再全开加热各分门。开启锅炉汽侧空气门，待汽侧压力达0.15～0.2Mpa时关闭各空气门，打开过热器系统疏水门，进行暖管疏水。炉底加热应缓慢进行，控制炉水饱和温度温升率≤28℃∕h，严格控制汽包上下壁温差＜40℃。邻炉加热过程中，可用汽包事故放水门放水维持汽包+150～+200mm的高水位。否则停止加热，用定排放水维持水位。加热期间炉内严禁通风。加热过程中应注意各部膨胀变化是否均匀。若膨胀异常，应降低升温速度或暂停加热，待原因查明并消除后再继续加热。加热前后巡检值班员应记录锅炉各部膨胀指示值。汽包压力达0.1Mpa～0.2Mpa，汽包平均壁温达100～120℃时，可停止炉底加热，锅炉准备点火。关闭炉底加热各分门，关闭炉底加热联箱总电动、手动门。排尽加热系统疏水。注意辅汽联箱压力不得低于0.65Mpa，防止汽包水倒流。将汽包水位放至点火水位（-50mm）。投运电袋除尘器建立锅炉风烟系统30分钟之前，关闭电袋除尘器各旁路阀，启动各旁路阀密封风机，开启布袋各提升阀，投入布袋除尘器运行。投入电除尘一电场，检查电袋除尘器各参数正常。燃油泄漏试验及炉前油循环每次点火前应做燃油泄漏试验，检查燃油泵运行正常，燃油压力正常。燃油泄漏试验条件试验条件满足时，进入FSSS画面，按下泄漏试验“启动”按钮，进入泄漏试验程序，整个试验持续约5min。燃油泄漏试验过程如下:若燃油泄漏试验成功，打开供油电磁快关阀，调整油压正常后可投入燃油压力自动，炉膛吹扫条件满足可进行炉膛吹扫；否则应查明原因并予以消除后，重新进行燃油泄漏试验。在确认并能保证炉前燃油系统无泄漏时，可按下“切除”直接进入炉膛吹扫操作，而不再进行燃油泄漏试验。锅炉点火前操作及准备工作锅炉点火前的准备工作投运锅炉风烟系统检查凝汽器抽真空系统正常，关闭真空破坏阀后并向真空破坏阀注满水，启动真空泵运行正常。锅炉吹扫及点火检查轴封系统，冷态启动先抽真空后送汽封。冲转前送轴封汽的时间应尽量短。用辅汽联箱汽源向轴封送汽，当轴封母管压力达到45kpa时，投入轴封母管压力自动调节，汽温150～260℃。注意汽封管路应充分暖管后方可向轴封供汽。低压轴封供汽温度自动调节给定值设置为150℃后投入自动调节。轴封送汽后启动一台轴封风机，检查运行正常，做联动试验合格后投入一台作联动备用。检查调整轴封加热器疏水水位正常，水位不大于350mm。检查确认汽机侧的所有管道、本体疏水电动门、调整门、手动门均在开启状态。通知环保值班员投入电除尘振打装置、除灰系统。炉膛吹扫，炉膛吹扫允许条件(以下条件为与)：MFT动作未复位在DCS上调出检查锅炉炉膛吹扫条件满足后，进行炉膛吹扫，用鼠标点击“启动吹扫”按钮，“吹扫进行”灯亮，吹扫倒计时300秒（5分钟）,相当于炉膛（包括烟道）换气5次的时间，吹扫计时完成后发出“吹扫完成”信号。“吹扫完成”信号发出后可使主燃料跳闸（MFT）自动复归，并发出复归信号，自动复归MFT继电器。吹扫完成后，开启供油快关阀进行油预点，调整燃油压力正常。（该系统未调试），，～汽若用等离子体点火系统点火，其操作按辅机规程等离子点火规定进行。检查两台一次风机具备启动条件，一次风机出口冷风通道畅通，A、B磨煤机进口冷、热风关断门全开和冷、热风调整门开，A、B磨煤机出口粉管隔绝门全开，启动A、B一次风机正常；启动A(B)密封风机，调整密封风压大于12kPa，投入备用密封风机联锁。开大A或B磨煤机冷热风调整门进行通风，并逐步提高A、B一次风机转速及一次风压，调整一次风母管压力＞5KPa。维持辅助蒸汽压力0.7MPa左右，逐步开大辅汽供等离子A、B侧暖风器加热蒸汽电动截止阀门，开启疏水器前后手动阀门，关闭疏水器旁路门。开启A、B侧暖风器进、出口电动插板门，开启A、B侧暖风器进风电动调节门。检查A、B侧暖风器系统投入运行正常，检查热一次风母管风温正常。手动调整A或B磨煤机冷热风调整门进行暖磨，注意调整磨煤机出口温度在70～80℃之间，维持磨煤机出口一次风速在18～26m/s左右。检查A或B磨煤机等离子点火参数设置正常，按顺序逐个启动A或B磨煤机A1～A4或B1～B4角等离子发生器,启弧成功后，投入A或B磨煤机“等离子点火模式”。通知环保值班员，锅炉准备点火，投入电除尘2电场，检查电袋除尘器各参数正常。检查燃煤点火许可条件(以下条件为与)满足检查A或B磨煤机启动条件满足后，启动A或B磨煤机，磨煤机运行稳定后，启动A或B给煤机，开始给煤量维持10～12t/h，维持磨煤机出口粉温在70～75℃,锅炉点火成功，并汇报值长。锅炉点火成功后，通知环保值班员脱硝氨区制氨。着火稳定后，磨煤机出力降至10t/h，维持等离子点火电流180～450A不变。当超过180s未点燃，应立即停止启动，进行炉膛吹扫，并分析未能点燃的原因后，再次点火启动。调节等离子燃烧器二次风门在20％开度。检查空预器吹灰辅汽汽源压力正常，进行充分疏水，投入空预器连续吹灰。当负荷低于15%时，空预器利用辅汽汽源连续吹灰，当负荷超过15%额定负荷时，则切换为主汽源吹灰。锅炉起压前，适当开启高、低压旁路配合锅炉升温升压，减小汽包壁温差。根据给煤量观察燃烧情况合理调节等离子燃烧器二次风，保持燃烧良好；维持30分钟后按机组启动曲线增加给煤量进行升温升压。锅炉升温升压前巡检值班员记录膨胀指示。锅炉升温升压锅炉升温升压过程中的注意事项主蒸汽压力（MPa）＜0.980.98～3.923.92～9.89.8～18.2温升率（℃／h）＜28＜56≤30≤36温升率（℃/min）＜0.5＜1≤0.5≤0.5升压率（MPa／min）≤0.01≤0.03≤0.05≤0.06受热及各部膨胀均匀，尽快建立正常水循环并使水质尽快合格，并加强锅炉底部升温升压过程的有关操作与投运项目机组冷态启动（高、中压缸联合启动）（HIP）汽机冲转前，发变组转热备用汽轮机高压缸、主汽阀预暖（高、中压缸联合）a)机组处于连续盘车状态两小时以上且正常。b)轴封汽投入正常。c)凝结器压力真空高于81KPa。d)高压内缸调节级处内壁金属温度＜150℃。e)确认高压主汽管疏水、主汽阀体疏水、高排逆止门前疏水、高压内、外缸疏水门全开。f)确认高排逆止门、高压抽汽逆止门及通风阀（VV阀）全关.g)蒸汽压力0.4～0.8MPa；蒸汽温度200～250℃且至少有50℃以上的过热度。一般采用辅联蒸汽作预暖汽源，视情况也可用高旁后蒸汽进行预暖。a)确认高、低压旁路开度大于5%，检查DEH画面ETS如有报警信号，在DEH上按ETS复位，确认ETS报警信号消失，汽机满足复位条件，进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，检查“挂闸”按钮显示红色，机组挂闸正常。b)开启高压缸预暖RFV节流阀，缓慢开启高旁后至预暖系统电动门进行暖管疏水。c)点击“阀门方式选择”，按“高缸预暖”按钮，选择“暖缸开始”，则RFV截止阀自动开启，控制RFV节流阀开度以控制进入高压缸的蒸汽量。a)通过调整RFV节流阀开度、调整控制预暖蒸汽温度及高压各段疏水阀，控制暖缸温升率不超过50℃/h，高压缸排汽口压力不超过0.5MPa，控制汽缸各壁温差及胀差在允许范围内。b)若转子被预暖蒸汽冲转后，应适当降低预暖汽压，待转子静止后，再重新投入盘车。当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升至150℃以上时，调整RFV节流阀开度至10%，保持预暖1小时后结束暖缸。c)低压缸喷水应自动投入，否则应手动投入喷水。a)关闭RFV节流阀。b)按“预暖”按钮并选择“暖缸停止”关闭RFV截止阀。c)关闭辅汽至预暖系统电动门。d)全关高压缸所有的疏水阀。e)高压缸处于闷缸状态，应密切注意汽缸各部温度及其它参数的变化。当高压主汽调节阀壳内壁或外壁金属温度＜150℃时，在高压缸预暖期间，应对高压主汽调节阀壳进行预暖。a)主汽暖阀操作①确认高压主汽阀和调节阀全关，开启高压主汽阀壳上的疏水阀。②进入DEH“自动控制”画面，按“暖阀”按钮并选择“暖阀开始”，MSV-2主汽阀开启至预暖位置进行阀壳预暖，此时要防止调速汽门不严密，导致转子冲转，盘车脱扣。③注意观察调节阀壳内外壁金属温差，当温差超过80℃时，关闭MSV-2主汽阀；当温差小于70℃，重新将MSV-2主汽阀开启至预暖位置，重复该过程，直至阀壳内外壁金属温度均升至150℃以上，达到阀壳预暖要求。④预暖结束，按“预暖”按钮并选择“暖阀停止”，关闭MSV-2主汽阀。⑤关闭高压主汽阀壳的疏水阀，并注意阀壳温度的变化。⑥根据预暖前高压内缸调节级上半内壁金属温度按以下保温时间曲线（见附图十一）确定保温时间。汽缸夹层加热装置投退操作及注意事项汽轮机冲转、暖机、升速联系化学化验蒸汽品质应符合冲转要求联系热控人员检查机组保护均在投入位冲转前具备的条件a)轴向位移在-1.05～+0.6mm之间。b)高中压缸胀差在-3～+6mm之间。c)低压缸胀差应≤+14mm。d)各支持轴承温度＜65℃。推力轴承温度＜65℃。e)低压缸排汽温度＜65℃。f）凝汽器真空＞84kPa。g)润滑油系油压0.12～0.18Mpa，润滑油温40～45℃。h)抗燃油压(EH油压)13.5～14.5Mpa，抗燃油温(EH油温)35～45℃。i）顶轴油压9.8～14MPa。j）密封油泵出口油压＞0.54MPa，密封油系统油一氢差压0.05～0.07Mpa。k)机内氢压0.23～0.25Mpa，氢气纯度≥96%。l）发电机定冷水系统正常，进水流量≥45t/h，进水压力低于氢压0.04MPa。m)蒸汽品质达冲转标准：电导率≤1.0us./cm、二氧化硅≤60ug/kg、铁≤50ug/kg、铜≤15g/kg、钠≤20g/kg。确定冲转参数：当主汽压力升至4.0MPa时，适当减少燃料量（投等离子系统时，适当调整给煤量），保持汽压稳定3.0～4.0MPa；当炉侧主汽温达330～360℃、再热蒸汽压力：0.1～0.2MPa，再热汽温达300～330℃时保持汽温稳定；调整高、低压旁路，检查蒸汽管道疏水已开启，充分暖管，稳定参数，直至汽机冲转。汽轮机冲转、暖机、升速汽缸绝对膨胀(缸胀)、高中压缸及低压缸胀差、轴向位移、大轴偏心度（测取后退出偏心度表）、盘车电流；调节级金属温度、高中压缸各点金属温度、温差；各轴承瓦温及回油温度、高压主汽调节阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度、真空、润滑油压、油温、EH油压主、再热汽温度及压力。500r/min检查转速达500r/min后，“暖机”灯闪烁，转速升至500rpm时应打闸一次，在转速下降过程中，对机组作全面检查，主要检查动静部分是否有摩擦，检查通风阀应处于开启位置，高排逆止门关闭，停留时间不得超过5分钟，在转速小于50rpm之前重新挂闸升速至1100rpm。升速及1100r/min中速暖机：a)在此转速下至少暖机30min。b)检查所有监控仪表及参数正常，检查发电机碳刷无跳动、卡涩或接触不良等异常现象。c)当高压内缸上、下半内壁温度≥150℃时，中速暖机结束。升速及2100r/min暖机：在此转速下，监视中压排汽口处下半内壁金属温度＞130℃，并保持暖机60分钟，在暖机结束时应满足以下条件：a)高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250℃。b)高、中压缸膨胀大于7mm。c)高、中压胀差小于3.5mm并趋稳定。升速及3000r/min暖机：在此转速下，进行空负荷暖机30min，检查并控制下列参数在规定范围内：a)凝汽器真空＞88kPa，投入低真空保护。b)排汽温度>47℃时，低压缸喷水系统应能自动投入，否则应手动开启。c)TSI监视参数应在允许范围内。d)检查润滑油系统：主油泵与交流润滑油泵的相互切换已经完成；主油泵出口油压在正常值：1.75～1.85Mpa；润滑油压在正常值：0.12～0.18Mpa；润滑油进油温度在正常值：40～45℃；油系统无泄漏。停止交流润滑油泵，投入备用。e)检查抗燃油系统：抗燃油压在正常值：12.4～14.4Mpa；抗燃油温在正常值：35～55℃；系统无泄漏。f)检查发电机定子冷却水压力、温度、流量正常。g)检查密封油系统投入运行正常，油氢差压正常。h)发电机冷氢温度≥40℃时，投入氢冷器运行，调整氢冷器出水门开度，维持发电机进水压力0.1～0.2MPa，维持冷氢温度35～40℃，及时调整定子冷却水温高于冷氢温度2～5℃。i)检查缸体膨胀已均匀胀出,且左右侧膨胀量基本一致。a)主蒸汽压力必须达到5.88Mpa；主蒸汽温度达到370℃。b)在并网前，主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差应不大于60℃。c)主蒸汽温度变化率<0.95℃/min，再热蒸汽温度变化率<1.35℃/min。冲转升速过程中注意事项：a)汽轮机冲转后在轴系一阶临界转速前，盖振应＜0.04mm,轴振应＜0.12mm，否则立即打闸停机查找原因，严禁降速暖机。b)机组过临界转速时盖振应＜0.08mm，轴振应＜0.25mm，否则立即打闸停机，严禁在临界转速区域停留或硬闯临界转速或降速暖机。c)一阶临界转速以上盖振应＜0.05mm，否则应查明原因，使振动＜0.03mm。不得在高振幅下停留，若盖振达0.08mm或轴振达0.25mm时，应立即打闸停机。a)主蒸汽温升率：<1.5℃/minb)再热蒸汽温升率：<2℃/minc)达额定转速后并网前，主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差应不大于60℃d)每根主蒸汽管道蒸汽温度之差及再热蒸汽管道蒸汽温度之差不应超过17℃a)高中压外缸内外壁温差、高中压内缸内外壁温差<50℃。b)高压主汽阀阀壳内、外壁温差<55℃。c)高中压外缸内壁与内缸外壁温差<50℃。d)高中压外缸外壁上下半温差<50℃。e)高压内缸外壁上下半温差<35℃。f)高中压外缸法兰内外壁温差<80℃。g)高中压外缸上半法兰左右温差<10℃。h)高中压外缸上下法兰温差<10℃。i)高中压汽缸壁金属温升率<1.5℃/min。j)高压调速级和中压第一级后蒸汽温度与对应的金属温度允许温差：理想值10℃，允许值-2090℃，极限值-50℃～150℃。并网前应进行如下系统试验（对新安装机组及机组A、B、C级检修后）：机组并网、升负荷发电机并列条件发电机起励升压发电机自动准同期并列发电机升压、并网注意事项并网后带初负荷发电机并网后由控制系统自动控制调门自动增开直至机组带上9MW初负荷，低负荷暖机采用操作员自动方式：进入DEH“自动控制”画面，点击“控制设定点”按钮，弹出“控制设定点”小窗口，点击“目标值”，输入目标功率30MW并确认，点击“升负荷率”，输入负荷率1MW/min并确认，按“进行”按钮，汽机开始升负荷。采用远方控制方式：初负荷稳定后检查CCS系统负荷控制中心画面“汽机主控处于“手动”方式，进入DEH“自动控制”画面点击“反馈回路选择”按钮，弹出“反馈回路选择”小窗口，点击“CCS遥控”按钮，检查负荷控制中心画面“DEH遥控”灯亮，则汽机负荷交由DCS系统负荷控制中心画面“汽机主控”进行控制加减负荷。升负荷至20%额定负荷（66MW）冷态启动负荷与参数的匹配关系表（注：表中参数均为主汽门前参数）负荷主汽压力主汽温度再热汽温(升至)30MW5.88MPa400℃370℃（暖30分钟后)30MW5.88MPa420℃390℃60MW5.88MPa430℃410℃120MW7.0MPa470℃450℃180MW10.5MPa505℃495℃240MW15MPa538℃538℃330MW16.7MPa538℃538℃升负荷至30%额定负荷（99MW）升负荷至额定负荷330MW（1）通知巡检值班人员检查确认稀释风管道上的手动蝶阀已全部打开、SCR反应器氨气进气快关阀前手动隔离阀已打开。（2）在集控室DCS上调出“锅炉脱硝系统”画面，检查SCR反应器稀释空气流量正常（＞4200Nm3/h）。（3）检查SCR反应器进口温度各点≥295℃，且平均温度≥300℃。（4）检查CR反应器出口温度各点≥295℃，且平均温度≥300℃。（5）确认SCR反应器出口烟气挡板1和烟气挡板1完全打开。（6）检查主蒸汽流量≥30%BMCR(324t/h)。（7）联系环保值班人员尿素水解制氨系统已做好供氨准备，确认炉前NH3压力正常（0.8～1.2MPa）。（8）用鼠标点击炉前SCR反应器氨气进气“快关阀”图标，激活其开、关操作站。用鼠标点击“打开”按钮，打开炉前SCR反应器氨气进气快关阀。（9）用鼠标点击炉前SCR反应器喷氨流量调整门图标，激活其开、关操作站。用鼠标点击“+”按钮，缓慢开启炉前SCR反应器喷氨流量调整门开始进行喷氨脱硝，随着氨气的投入，脱硝效率将逐渐提高。根据SCR入口NOx含量及负荷情况，手动缓慢调节喷氨流量调节门进行喷氨脱硝。（10）喷氨时应缓慢操作,以SCR出口NOx浓度≤60～100mg/Nm3为标准进行调节。（11）当SCR出口NOx浓度调节稳定、脱硝效率达到70～80%时，投入喷氨流量调节门自动控制，DCS将自动调节供氨量，设定合适的SCR出口NOx浓度进行自动调节,使SCR出口NOx浓度或脱硝效率维持在设定值运行。主蒸汽压力Mpa10.013.015.017.018.0SiO2含量（μg/L）≤3000≤950≤500≤300≤250升负荷注意事项：机组温态、热态、极热态启动（高、中压缸联合启动）锅炉点火有关辅助系统的投运锅炉点火、升温、升压冲转、并网、带负荷冲转应具备的条件冲转蒸汽参数的确定高压调节级后蒸汽温度=Δt+调节级后内缸内上壁金属温度中压第一级后蒸汽温度=Δt+中压第一级汽缸内壁金属温度Δt理想值：10℃，Δt允许值：90℃，Δt极限值：150℃。a)由冲转前高压缸调节级后金属温度，加上温差Δt，计算出调节级后蒸汽温度。b)再根据冲转初期主汽压，查图得对应的冲转主蒸汽温度。c)一般情况下，温态Δt取130℃，热态Δt取30℃，极热态Δt取10℃。d)极热态启动主汽压力≯11.7MPa，主汽温度尽量不超过510℃，同时150℃>Δt>-50℃。a)由冲转前中压第一级后金属温度，加上温差Δt，计算出中压第一级后蒸汽温度。b)再根据中压第一级温降（37℃），加上中压第一级后蒸汽温度，得出再热蒸汽温度。a)主蒸汽压力：温态：7.84Mpa；热态：9.81Mpa；极热态：11.76Mpa；b)主蒸汽温度：温态：410℃；热态：450℃；极热态：510℃c)再热蒸汽温度：温态：323℃；热态：413℃；极热态：483℃冲转在此转速下，对机组作全面检查，检查机组各参数正常，就地倾听汽轮机动静部分是否有摩擦，检查通风阀、事故排放阀应处于关闭位置，确认高排逆止门处于开启状态，停留时间不得超过5分钟。a)设置目标转速为3000r/min。按“进行”按钮，机组继续以原升速率增加转速，定速后检查转速波动应在3000±2r/min。b)在机组升速过程中，应对机组TSI各监视参数进行严密监视。c)转速达1100r/min时注意顶轴油泵应联锁停止，否则手动停止。d)逐步投入高、低压加热器汽侧运行。e)对机组进行全面检查，确认所有监控仪表指示正常，发电机碳刷无跳动、卡涩或接触不良现象。f)机组各动、静部分无碰摩、异音。机组应迅速平稳通过各阶临界转速，且轴振不超限。g)视高、中压缸胀差情况投夹层加热；若在启动过程中遇停机情况应立即停止夹层加热装置运行。3000r/min定速后的检查操作并网、升负荷a)温态时：主汽温升率：0.951℃/min、再热汽温升率1.41.8℃/min；b)热态时：主汽温升率：11.2℃/min、再热汽温升率1.51.7℃/min；c)极热态时：主汽温升率：0.6℃/min左右、再热汽温升率1℃/min左右。启动过程中注意事项冷态启动（中压缸启动）冲转前的准备工作中压缸启动各辅机操作与高中压联合启动相同。系统的检查同高中压缸启动。进行高压缸和阀壳预暖。锅炉点火后，再热气压升至0.686MPa时，低压旁路应投入旁路前压力自动。当主蒸汽压力升到3.45MPa时高压旁路应投压力反馈自动控制。冲转条件主蒸汽压力3.45MPa，主蒸汽温度300℃。再热蒸汽压力0.686MPa，再热蒸汽温度237℃。确定启动过程中蒸汽温度变化率：主蒸汽温升率≤1.5℃/min；再热蒸汽温升率≤2℃/min；高中压外缸金属温升率≤1.5℃/min。其它参数同高中压缸联合冷态启动。记录冲转参数主、再热汽温度及压力、调节级金属温度、高、中压缸金属温度、真空、润滑油压、油温，EH油压、偏心、轴向位移、胀差、缸胀、氢压、内冷水压、流量、盘车电流。冲转投入个相关的保护。在DEH画面中按“挂闸”键。检查旁路在“自动”位。确认按钮“启动方式”是处于“中压缸启动”状态。检查汽轮机处于“单阀”控制方式。按“运行”按钮，，检查全开高、中压主汽门。确认通风阀（VV阀）处于开启状态，VV阀后的手动阀处于关闭状态，高压调节阀处于关闭状态。按“自动/手动”按钮，将DEH置于自动方式。“目标”选择500rpm，＂升速率＂选择100rpmm。按“进行”按钮后，微微开启中压调节阀，直到转速升至500rpm，当转速大于盘车转速时盘车装置自动脱开，否则应立即打闸停机。转速升至500rpm时的操作。检查高排逆止门关闭，通风阀开启。其它检查项目同高中压缸联合启动。打闸一次，转速下降，转速降至50rpm之前重新挂闸升速至1100rpm。500rpm惰走检查时间不得超过5min。重新升速至500rpm时，高压调节门的开度被锁定，中压调节门逐渐开启，使汽轮机按原定速率升至1100rpm。中速暖机(1100rpm)检查顶轴油泵自动停止。检查所有仪表参数指示正常。在此转速暖机30min，暖机期间汽轮机的转速由中压调门控制，在此期间，应监视高压缸排汽处下半内壁金属温度，当温度达到200℃时，通过调整VV阀后手动门开度，控制该处温度在200℃左右。若高压缸排汽处下半内壁金属温度已达200℃，中压排汽处下半内壁金属温度已达130℃，则“目标”可直接选择3000rpm。金属温度未达到上述要求时，升速至2100rpm，过临界转速时各轴承盖振动应小于0.1mm，否则打闸停机。暖机结束后，应检查并确认：高压调节门全关，通风阀全开。高速暖机（2100rpm）升速率为100rpm升至2100rpm。调整通风阀后的手动门开度，控制高压缸排汽处下半内壁金属温度达到200℃，如仍达不到要求，可适当开启预暖阀前的电动阀。当高压缸排汽处下半内壁金属温度达200℃，中压排汽处下半内壁金属温度已达130℃，继续暖机30min，高速暖机结束。升至额定转速3000rpm进行的工作升速率为100rpm升至3000rpm。在此转速进行空负荷暖机30min凝汽器压力应大于87kPa，投低真空保护。排汽缸温度≥47℃，低压缸喷水应自动投入，否则手动投入，温度＜47℃自动关闭低压缸减温水阀。检查润滑油系统正常，主油泵出口油压在1.75～1.85MPa，润滑油压在0.14MPa～0.18MPa，油温40～45℃，停止交流润滑油泵，投入备用。检查抗燃油压在14MPa，抗燃油温35～55℃主蒸汽压力达到5.88MPa后,投高压旁路前压力自动。主、再热蒸汽温度变化率不应超限。新投运机组或大修后机组还应进行的试验危急遮断器喷油试验。高压遮断块电磁阀在线试验。手动停机按钮试验。危急遮断器提升转速试验(在作提升转速试验之前，应使机组带20%负荷进行暖机运行不少于4h)。电气超速保护试验。并网根据需要投入DEH“自动同期”方式。在整个升速带负荷过程中由旁路维持中压主汽门门前压力不变。并网后，由控制系统自动加3%的最小负荷。升负荷“负荷率”选择1.2MW/min。在此过程中锅炉维持稳定燃烧。按“进行”按钮，提升负荷，此后，低压旁路阀门逐渐关闭。高中压缸切换在高中压缸切换前，应注意主蒸汽在经过高压调节级做功后的蒸汽温度与金属温度相匹配，一般情况下应控制：主蒸汽：5.88MPa，400℃～430℃；再热蒸汽：0.686MPa，350℃～380℃。在中压缸单独进汽切换为高、中压缸联合进汽的过程中应维持主蒸汽、再热蒸汽参数及流量的基本稳定。在低压旁路阀门全关后（此时的负荷约40MW），由TBS旁路控制系统向DEH系统发信号，维持负荷不变。在低压旁路全关时，进行低负荷暖机，监视中压排汽处下半内壁金属温度，应达到170℃；调整通风阀后的手动阀开度，控制高压排汽口处下半内壁金属温度达到220℃～250℃，并保持30min。暖机完成后，按＂阀切换＂按钮，开始阀门切换，高压调节阀以单阀方式逐渐开启，约1分钟后高压调门与中压调门开始进入比例关系，此时阀切换结束。切换结束时（以3MW/min）提升负荷至42MW,暖机30min。切换期间应检查以下项目通风阀关闭高排逆止门自动开启高低压旁路自动调节正常切换完成后，根据高压缸温度和胀差的具体情况，可投入夹层加热装置。在低压旁路阀门全关后，（此时负荷约40MW)由TBS旁路控制系统向DEH发信号，维持负荷不变10)暧机结束时由DEH系统向TBS旁路控制系统发信号机组开始升负荷，随着负荷的增加，高旁逐渐关闭。当负荷达下滑点时，高压旁路阀门解除压力反馈自动控制。11)升负荷至目标值机组在大约132MW负荷时，高压调节阀接近90%额定阀位，进入下滑点，由DEH系统向CCS系统发信号，机组随锅炉开始滑参数升负荷,此时DEH控制系统不参与负荷调节，直至机组负荷接近90%ECR。检查本体各疏水阀关闭根据胀差情况，高压缸夹层加热系统要求，随时调整夹层加热进汽量或停用汽缸夹层加热系统在机组达到目标负荷且本体各缸温测点趋于稳定后，可以切为顺序阀控制，以利更好的经济性。其它操作：其它操作同高中压缸联合启动温态启动（中压缸启动）温态中压缸启动，锅炉点火后按温态中压缸启动曲线进行升温升压，操作同冷态中压缸启动。冲转前的准备按冷态中压缸启动项目进行冲转前的准备。机组冲转前必须先投入轴封系统辅助汽源，要求轴封母管压力为0.023MPa，温度为150℃～260℃。轴封系统正常投运后，建立凝汽器真空，要求凝汽器真空高于84Kpa以上。打开汽缸本体和蒸汽管道的疏水门。TSI测量数据显示应处于允许范围，实际测量偏心率不超过原始值0.03mm，否则应继续盘车，直到满足要求后方可启动。确认高排逆止门关闭严密。确定冲转蒸汽参数：主蒸汽压力：5.78MPa。再热蒸汽压力：0.586MPa。主蒸汽温度：370℃。再热蒸汽温度：300～327℃。主蒸汽温度变化率≯1℃/min。再热蒸汽温度变化率≯1.2℃/min。冲转前，随着锅炉启动，高、低压旁路阀门开度逐渐增加，当主蒸汽压力升到5.58MPa时，高压旁路应投压力反馈自动控制，当再热蒸汽压力升到0.686MPa时，低压旁路应投压力反馈自动控制。冲转确认机组已挂闸。确认按钮“启动方式”是处于“中压缸启动”状态。检查汽轮机处于“单阀”控制方式。按“运行”命令，开启高、中压主汽门。目标转速设定为500r/min，升速率设定为200r/min/min。按“进行”命令，中压调速汽门逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速，通风阀开启，转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。500r/min检查在此转速下运行，对机组作全面检查，主要检查动静部件摩擦，停留时间不应超过5分钟。3000r/min额定转速目标转速设定为3000r/min。按“进行”命令，增加转速。根据高压排汽口下半内壁金属温度，通过调整通风阀后手动分门开度，控制该温度达到200℃左右。3000r/min额定转速，此转速下检查项目同冷态中压缸启动。蒸汽参数要求并网前主蒸汽与再热蒸汽温差应小于60℃。蒸汽温度变化率同冲转前选择值。并网在汽轮发电机组作完全面检查后进行并网，并网操作同冷态中压缸启动。并网后，由控制系统自动加3%最小负荷，进入升负荷控制。升负荷目标负荷设定为最终稳定运行负荷。升负荷率设定为3MW/min。按“进行”命令，提升负荷。低压旁路阀门逐渐关闭。高、中压缸切换在高、中压缸切换前，应注意主蒸汽在经过高压调节级作功后的蒸汽温度与金属温度相匹配，防止热冲击。在中压缸单独进汽切换为高中压缸联合进汽的过程中应维持主蒸汽、再热蒸汽参数及流量基本稳定。在低压旁路阀门全关后，（此时负荷约40MW）由旁路控制系统向DEH发信号，维持负荷不变。监视中压排汽口处下半内壁金属温度应达到170℃；调整通风阀后的手动门开度，控制高压排汽口处下半金属温度达到220～250℃，暖机15分钟。暖机完成后，按“阀切换”按钮，开始阀门切换，高压调速汽门以单阀方式逐渐开启，约1分钟后高压调速汽门与中压调速汽门开始进入1:3比例关系，此时切换结束。切换期间应检查通风阀关闭，高排逆止门自动开启。切换结束时由DEH系统向旁路控制系统发信号，机组开始升负荷。随着负荷的增加，高压旁路阀门逐渐关闭。当负荷达到下滑点（负荷135MW左右），高压旁路阀门解除压力反馈自动控制。升负荷至目标值机组负荷约135MW左右，进入下滑点，此时高压调速汽门接近90%额定阀位，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节负荷直至机组负荷接近90%ECR。其它操作：升负荷过程中其它操作同冷态启动。热态、极热态启动（中压缸启动）：锅炉点火后按热态、极热态中压缸启动曲线升温升压，操作同冷态中压缸启动。冲转前的准备按冷态中压缸启动项目进行冲转前的准备。机组冲转前必须先送轴封用汽，要求轴封母管压力0.03MPa，温度250℃～350℃。轴封系统正常投运后，启动真空泵，建立凝汽器真空，要求凝汽器真空达到84Kpa以上。确认冲转蒸汽温度与蒸汽管道和阀门金属外壁温度之差，若大于120℃，应进行管道、阀门预暖。冲转蒸汽参数确定：应注意再热蒸汽在经过中压第一级作功后蒸汽与金属温度相匹配。主蒸汽压力：热态7.75MPa，极热态9.71MPa。再热蒸汽压力：0.783MPa。主蒸汽温度：热态450℃，极热态460℃。再热蒸汽：410～420℃。主蒸汽温度变化率：热态1℃/min，极热态1.3℃/min。再热蒸汽温度变化率：热态1.5℃/min，极热态5℃/min。冲转前，随着锅炉启动，高、低压旁路阀门开度逐渐增加，当主蒸汽压力升到7.75MPa（热态）或9.71MPa（极热态）时，高压旁路应投压力反馈自动控制，当再热蒸汽压力升到0.783MPa时，低压旁路应投压力反馈自动控制。冲转冲转步骤与温态中压缸启动相同。升速率设定：热态200r/min/min，极热态300r/min/min。500r/min检查检查同温态中压缸启动。3000r/min额定转速目标转速设定为3000r/min并升速。检查同冷态中压缸启动。蒸汽参数要求在并网前，主蒸汽与再热蒸汽温差应＜60℃。主、再热蒸汽温度变化率不超过冲转前选择值。并网并网操作同冷态启动。并网后，由控制系统自动加3%最小负荷，然后进入升负荷控制。升负荷目标负荷定为最终稳定运行负荷。升负荷率设定：热态4.8MW/min，极热态7MW/min。按“进行”命令，提升负荷，此后低压旁路阀门逐渐关闭。高、中压缸切换操作同温态中压缸启动。升负荷至目标值机组负荷约165MW左右，进入下滑点，此时高压调速汽门接近90%额定阀位，由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压提升负荷，此时DEH控制系统不参与调节负荷直至机组负荷接近90%ECR。其它操作升负荷过程中其它操作同冷态启动。机组运行监控及维护机组运行中的基本规定机组运行调整的主要任务及目的机组运行调整的主要任务及目的是：满足负荷需要、安全稳定运行、保证运行参数正常汽水品质合格、提高效率及经济性、减少污染物排放。机组运行监视和调整，应保持各参数在允许范围内变动，并应充分利用计算机、程序控制及自动调节装置，以有利于运行工况稳定和调节质量的提高。机组负荷调整机组运行中的检查原则机组运行中控制的主要参数及限额机组运行监视和调整，应保持各参数在允许范围内变动，并应充分利用计算机、