600MW火力发电机组典型运行规程

PAGE－PAGE1－附件：600MW级超临界火力发电机组集控运行典型规程中国大唐集团公司前言随着集团公司的快速发展，一批大容量、超临界参数火力发电机组近几年相继投产。为满足单元机组集控运行的需要，规范600MW超临界火力发电机组的运行管理，集团公司组织有关技术人员对国内已投产的600MW超临界火力发电机组集控运行情况进行了调研，吸取集控运行经验，结合集团公司系统600MW超临界机组实际，编写制订了本规程。本规程以中国大唐集团公司600MW超临界机组为主，兼容了其他集团公司部分机组的特性，有较强的通用性和实用性。集团公司系统各发电厂应依据本规程，结合本厂设备实际制订本厂的集控运行规程。对于各企业具体设备，当制造厂有明确规定时，运行单位应按照制造厂技术要求执行，当制造厂无明确规定时，应参照本规程执行。鉴于热控、电气、继电保护、化学、输煤等专业专业性较强，各企业应根据有关专业技术规程、制造厂技术文件与本厂实际，单独编写相应的运行规程。本规程提出了超临界600MW级火力发电机组集控运行的操作要求和基本原则，各单位编写的现场运行规程应以本规程为基础，根据现场实际进行内容扩充。本规程适用于中国大唐集团公司系统600MW超临界机组火力发电企业。本规程由中国大唐集团公司安全生产部归口。本规程起草单位：中国大唐集团公司本规程主要起草人：李伟项建伟高向阳石孝敏李子明宋铁军赵立奇本规程主要审定人：高智溥徐永胜王彤音潘定立王力光本规程批准人：刘顺达本规程由中国大唐集团公司安全生产部负责解释。

目录1总则 52引用标准 53主机设备系统概述 63.1锅炉设备概述 63.2汽机设备概述 63.3电气设备概述 64主机设备规范 64.1锅炉设备规范及燃料特性 64.2汽机设备规范 114.3发电机及励磁设备规范 144.4主变、高厂变、启备变设备规范 184.5相关曲线和图表 205机组主要控制系统 205.1炉膛安全监控系统（FSSS） 205.2顺序控制系统（SCS） 205.3模拟量控制系统（MCS） 205.4数字电液调节系统(DEH) 205.5数据采集系统（DAS） 205.6汽动给水泵调速控制系统（MEH） 205.7励磁控制系统 206机组主要保护 206.1汽机主要保护 206.2锅炉主要保护 216.3电气主要保护 226.4机电炉大联锁保护 247机组启动 247.1总则 247.2启动前检查及联锁、保护传动试验 267.3启动前检查准备 267.4机组冷态启动 287.5机组热态启动 368机组正常运行及维护 368.1机组正常运行参数限额 368.2机组负荷调整 398.3锅炉运行的监视和调整 408.4发电机系统主要参数的监视与调整 428.5定期工作 439机组停止运行 459.1机组停运前的准备 459.2机组正常停运 459.3滑参数停机 479.4锅炉抢修停机 489.5机组停运后的保养 4810事故处理 4910.1事故处理的原则 4910.2机组紧急停机的条件 5010.3机组申请停机的条件 5110.4机组综合性故障 5210.5锅炉异常处理 5810.6汽机异常运行及常规事故处理 6210.7发电机异常及事故处理 6511机组的试验 7311.1锅炉水压试验 7311.2锅炉安全门校验 7411.3汽轮机超速保护试验 7511.4汽机主汽门、调速汽门严密性试验 7611.5真空严密性试验 7711.6汽轮机阀门活动试验 7711.7危急保安器喷油试验 7811.8电动门、调门、气动门的传动试验 7811.9抽汽逆止门活动试验 78

总则为了满足超临界600MW级火力发电机组集控运行的需要，规范超临界机组的运行管理，确保机组安全、可靠、经济、环保运行，特制订本规程。本规程对机组的启动、运行维护、停运、保养、典型事故处理、典型试验等方面的操作要求和应遵循的原则作了明确规定。本规程适用于国产600MW等级超临界机组，也可供其他类型超临界火力发电机组参考。引用标准GB/T7596-2000电厂运行中汽轮机油质量标准GB8117-87电站汽轮机热力性能验收试验规程GB8349-87离相封闭母线GB/T74093-97大、中型同步发电机励磁系统技术要求GB10184-88电站锅炉性能试验规程GB10968-89汽轮机投运前油系统冲洗技术条件GB11120-89GB11347-89大型旋转机械振动烈度现场测量与评定GB12145-99火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准DL912-2005超临界火力发电机组水汽质量标准（增加行业标准）GB14285-93继电保护和安全自动装置技术规程DL428-91电气系统自动低频减负荷技术规定DL/T435-2004电站煤粉锅炉炉膛防爆规程DL558-1994电业生产事故调查规程DL/T561-95火力发电厂水汽化学监督导则DL/T572-95电力变压器运行规程DL/T596-96电力设备预防性试验规程DL/T607-96汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程DL/T856-2004电力用直流电源监控装置DL/T651-1998氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T655-1998火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统在线验收测试规程DL/T656-1998火力发电厂汽轮机控制系统在线验收测试规程DL/T657-1998火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T658-1998火力发电厂顺序控制系统在线验收测试规程DL/T659-1998火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T834-2003火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则DL/T705-1999运行中氢冷发电机用密封油质量标准DL/T863-2004汽轮机启动调试导则DL/T852-2004锅炉启动调试导则DL5011-92电力建设施工及验收技术规范（汽轮机篇）DL5027-93电力设备典型消防规程DL5047-95电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）电安生[1994]227号电业安全工作规程(热力和机械部分)DL408-91电业安全工作规程(发电厂和变电所电气部分)JB/T6227-2005氢冷发电机密封性检验方法及评定JB/T6228-92汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定DL/T246－2006化学监督导则国家电力公司标准（99）汽轮发电机运行规程国电发（2000）589号防止电力生产重大事故的25项重点要求主机设备系统概述锅炉设备概述汽机设备概述电气设备概述主机设备规范锅炉设备规范及燃料特性锅炉设备规范序号名称单位设计参数BMCR（660MW）ECR（600MW）锅炉型号制造厂家锅炉型式过热蒸汽流量t/h过热蒸汽压力MPa过热蒸汽温度℃再热蒸汽流量t/h再热蒸汽进口压力MPa再热蒸汽出口压力MPa再热蒸汽进口温度℃再热蒸汽出口温度℃11省煤器出口水温℃12给水温度℃13省煤器进口压力Pa14过热器减温水温度℃15过热器减温水压力Pa16一级减温水量t/h17二级减温水量t/h18％19燃煤量t/h20炉膛出口温度℃21排烟温度℃22炉膛过量空气系数23炉膛容积热负荷kW/m324炉膛截面积热负荷MW/m225煤粉细度（R90）％26空预器出口一次风流量t/h27空预器出口二次风流量t/h28一次风温℃29二次风温℃30一次风率％31二次风率％32空预器漏风率％33投运日期锅炉汽水要求项目单位给水过热蒸汽再热蒸汽PH值总固形物μg/l硬度μmol/l磷酸根μg/l全硅μg/l导电度μs/cm联胺μg/l氧μg/l钠μg/l铁μg/l铜μg/l含油μg/l燃煤成分及特性:项目单位设计煤种校核煤种收到基全水份Mar%(重量比)固有水份Minh%干燥无灰基挥发份Vdaf(可燃基)%收到基灰份Aar%收到基低位发热值Qnet.arkJ/kg收到基氢Har%收到基碳Car%收到基硫Sar%收到基氮Nar%收到基氧Oar%可磨系数HGI燃料灰渣特性项目单位设计煤种校核煤种灰熔点：变形温度DT℃软化温度ST℃流动温度FT℃SiO2%Al2O3%Fe2O3%CaO%MgO%K2O%Na2O%Ti2O%P2O5%SO3%点火及助燃油特性:项目单位平均值运动粘度mm2/s含硫量％机械杂质—低位发热值kJ/kg水分—闭口闪点℃凝固点℃锅炉受热面有关技术规范序号名称项目设计数据1水冷壁螺旋管圈水冷壁型式数量螺旋倾角旋转圈数旋转方向外径×壁厚节距材质垂直管屏水冷壁型式数量外径×壁厚节距材质2分离器外径×壁厚高度数量材质3贮水箱外径×壁厚高度数量材质4侧包墙管外径×壁厚材质5后包墙顶棚管外径×壁厚材质6顶棚管外径×壁厚材质7省煤器型式外径×壁厚材质8低温过热器型式外径×壁厚材质节距9屏式过热器型式外径×壁厚材质屏间节距10末级过热器型式外径×壁厚材质11高温再热器型式外径×壁厚材质12低温再热器型式外径×壁厚材质燃烧设备序号项目设计数据备注1炉膛炉膛容积宽度深度上排煤粉喷嘴中心至屏底高度冷灰斗角度2油枪型式数量布置方式单只枪出力燃油压力燃油温度油品油枪雾化方式3煤粉燃烧器型式型号数量布置方式4等离子型式型号布置方式安全门参数位置及编号型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）过热器出口安全阀总排量t/h过热器出口安全阀总排量占炉最大蒸发量%位置及编号型号整定压力（MPa）回座压力（MPa）排放量（t/h）再热器出口安全阀总排量t/h再热器出口安全阀总排量占炉最大蒸发量%汽机设备规范主机设备规范项目单位设计数据型号制造厂家型式额定功率MW最大计算功率MW额定转速r/min盘车转速r/min转向通流级数级未级动片长度mm轴系临界转速区域r/min控制方式高中压转子脆性转变温度（FATT）℃低压转子脆性转变温度(FATT)℃投运日期主要设计参数：工况项目TRL工况T-MCR工况VWO工况THA工况75%THA定/滑50%THA定/滑40%THA定/滑30%THA定/滑高加全停工况功率MW热耗率kJ/kWh主蒸汽压力MPa再热蒸汽压力MPa主蒸汽温度℃再热蒸汽温度℃主蒸汽流量t/h再热蒸汽流量t/h高压缸排汽压力MPa低压缸排汽压力kPa低压缸排汽流量t/h补给水率%高加出口给水温度℃注：铭牌工况（高背压或夏季工况）:（TRL）最大连续功率工况:（T—MCR）调节门全开工况（最大进汽量工况）:（VWO）热耗率验收工况:（THA）各级抽汽参数：汽缸抽汽序号抽汽点位置供给加热器抽汽压力抽汽温度抽气量MPa℃t/h热耗考核工况最大连续工况调门全开工况热耗考核工况最大连续工况调门全开工况热耗考核工况最大连续工况调门全开工况高中压缸1#1高加2#2高加中压缸3#3高加4除氧器低压缸5#5低加6#6低加7#7低加8#8低加发电机及励磁设备规范发电机规范序号项目单位设计数据1型式2型号3冷却方式4最大连续容量MVA5最大连续功率MW6额定容量MVA7额定功率MW8无功功率MVar9额定功率因数10额定定子电压kV11额定定子电流A12额定励磁电压（转子温度90℃时V13额定励磁电流（计算值）A14空载励磁电流A15空载励磁电压V16额定效率（保证值）%17额定频率Hz18额定转速r/min19相数20定子绕组连接方式21定子绕组出线端子数22绝缘等级23定子槽数24转子槽数25定子每相串联匝数26定子绕组对地绝缘厚度mm27定子绕组匝间最大电压V28定子绕组工频绝缘强度V29定子绕组冲击绝缘强度V30短路比31发电机负序承载能力%s32发电机波阻抗ZCΩ33定子绕组每相对地电容CphμF34转子绕组电感LFH35发电机飞轮力矩kg•m236定子绕组每相直流电阻（75℃Ω37转子绕组直流电阻（75℃Ω38发电机噪声水平dB（A）39发电机内容积（未穿转子时/穿完转子时）m340定子绕组出水温度℃41定子绕组上、下层线棒间温度℃42定子铁芯温度℃43定子端部结构件温度℃44制造厂家45投运日期励磁变压器规范序号项目单位设计数据1型式2型号3额定容量KVA4额定电压KV5电抗短路电压6接线组别7频率8冷却方式9安装环境10冲击耐压水平KV11工频耐压KV12制造厂家励磁整流柜参数序号项目单位设计数据1整流方式2整流柜数量个3并联支路数/整流桥数4冷却方式5额定电压V6顶值电压V7可控硅阻断电压V8噪音db灭磁开关及发电机出口开关规范灭磁开关规范序号项目单位设计数据1磁场开关2磁场开关型号3额定电压V4额定电流A5开断电压V6最大开断电流KA7制造厂家发电机出口开关规范 序号项目单位设计数据1主开关2主开关型号3额定电压V4额定电流A5开断电压V6最大开断电流KA7制造厂家励磁调节器规范序号项目单位设计数据1型式2型号3制造厂家4调节方式5调节精度%6AVR调节整定范围7手动电流调节器整定范围8运行方式和冗余氢系统规范序号项目单位设计数据1额定压力（表压）MPa2最大压力MPa3冷氢气温度℃4热氢气温度℃5最低允许纯度%6氧气含量%7额定压力露点温度℃8漏氢量m3/d9氢冷器冷却水入口压力（表压）MPa10氢冷器冷却水入口最大压力（表压）MPa11氢冷器冷却水入口处最高温度℃12氢冷器冷却水入口处最低温度℃13一个冷却器的流阻kPa14一组冷却器的流量m3/h15氢冷器的数量组16氢冷器布置方式——17发电机机壳容积(包括转子)m3定子冷却水系统规范序号项目单位设计数据1定子冷却水入口压力（表压）MPa2定子冷却水入口温度℃3定子冷却水出口温度℃4定子冷却水流量m3/h5铜化合物含量μg/l40620℃μS/cm2720℃时的PH7～9820℃μmol/l＜2920℃μg/l10溶氧量μg/l11氢水差压MPa12定子水箱容积m313定子水箱水位（正常）mm14定子线圈充水容积m315定子冷却器的数量台发电机密封油系统规范序号项目单位设计数据1一个密封瓦空侧流量L/min2一个密封瓦氢侧流量L/min3氢油压力差kPa864空侧密封瓦回油温度℃≥655氢侧密封瓦回油温度℃≥656密封瓦进油温度℃40℃～离相封闭母线的基本技术参数基本技术参数主回路分支回路额定电压(kV)最高电压(kV)额定电流(kA)额定频率(Hz)额定雷电冲击耐受电压(峰值kV)额定短时工频耐受电压(有效值kV)动稳定电流(kA)2S热稳定电流(kA)泄漏比距≥(mm/kV)按24kV计算主变、高厂变、启备变设备规范主变规范序号项目单位设计数据1型式2型号3容量MVA4额定电压kV5额定电流KA6额定频率HZ7相数8冷却方式：9联接组别10调压方式11绝缘水平12短路阻抗%13100%额定电压时空载电流%14110%额定电压时空载电流%15额定频率额定电压时空载损耗KW额定频率1.1倍额定电压时空载损耗KW16负载损耗KW17效率%18高压绕组每相对地电容：PF19低压绕组每相对地电容：PF20绕组间电容：PF21中性点接地方式22噪音水平dB(A)23环境介质温度℃24顶层油温升限值k25高压绕组温升限值k26低压绕组温升限值k27油箱、铁心和金属结构件温升限值k28制造厂家高压厂用变压器的技术规范项目数据项目数据型号调压方式额定容量额定电流额定电压接线方式相数频率冷却方式阻抗电压空载电流空载损耗负载损耗油温升总油重生产厂家备用变压器的技术规范项目数据项目数据型号调压方式额定容量额定电流额定电压接线方式相数频率冷却方式阻抗电压空载电流空载损耗负载损耗油温升总油重生产厂家相关曲线和图表冲转及初负荷暖机时间曲线变负荷推荐值主蒸汽温度、再热蒸汽偏离设计值，进汽温差限制轴封蒸汽温度限制值滑参数停机曲线冷态启动曲线温态-1启动曲线温态-2启动曲线热态启动曲线极热态启动曲线炉水循环泵流量控制和溢流阀开度控制曲线尾部烟道烟气挡板开度曲线发电机V型曲线发电机P-Q曲线机组停机曲线机组典型惰走曲线（破坏和不破坏真空）机组启动和运行其它有关曲线和图表。机组主要控制系统炉膛安全监控系统（FSSS）吹扫条件：OFT跳闸条件MFT跳闸条件燃油系统程控制粉系统程控顺序控制系统（SCS）模拟量控制系统（MCS）模拟量控制系统主要功能:锅炉自动调节系统汽轮机自动调节系统机组协调控制系统数字电液调节系统(DEH)数据采集系统（DAS）汽动给水泵调速控制系统（MEH）励磁控制系统机组主要保护汽机主要保护汽轮机跳机保护序号项目单位数值备注1机械超速r/min2TSI电超速110%r/min3DEH电超速110%r/min4DEH失电5轴向位移大mm6轴振大mm7高压缸排汽温度高℃8高压透平比低（调节级压力/高排压力）9MFT10操作员站手动跳机按钮11润滑油压低MPa12EH油压低MPa13凝汽器真空低kPa14发电机主保护动作锅炉主要保护主要保护项目序号项目单位定值延时备注OFT燃油压力低MPaMFT跳闸触发MFT炉膛压力高KPaMFT跳闸炉膛压力低KPa省煤器入口流量小t/h炉膛总风量低t/h引风机全停送风机全停空预器全停一次风机全停无油助燃给水泵全停火检冷却风丧失炉膛全火焰丧失全燃料丧失机跳炉手动紧停按钮保护动作内容OFT动作内容：关闭燃油供油跳闸阀和回油跳闸阀，关闭各油枪角阀，退出点火枪。锅炉MFT动作内容：联锁关闭燃油供油跳闸阀和回油跳闸阀，关闭各油枪角阀。联锁跳闸给煤机联锁跳闸磨煤机，关闭磨煤机出口、入口气动关断挡板；联锁跳闸一次风机，关闭出口挡板及调节挡板。联锁二次风挡板置吹扫位置。联锁关闭过热器减温及再热器事故减温水控制阀。联跳吹灰器。联跳汽轮机（机电炉大联锁在投时）。电气主要保护发变组保护发电机保护序号保护名称投退压板动作结果备注1发电机差动保护2发电机TA断线3定子接地基波三次谐波4转子一点接地高定值低定值5对称过负荷定时限反时限6不对称过负荷定时限反时限7失磁一段二段三段8失步区外区内9过电压10逆功率t1t211程跳逆功率t12低频累加保护1段2段3段4段累加13复合过流t1t214过励磁15突加电压16发电机TV断线主变保护序号保护名称投退压板动作结果备注1主变差动2阻抗保护t1t23主变高压侧零序电流t1t2方向零序电流保护4主变TA断线5主变间隙零序过流6主变零序过压7主变通风启动8失灵启动t1t29非全相10高压侧TV断线高厂变保护序号保护名称投退压板动作结果备注1厂变差动保护2厂变高压侧复压过流t1t23A分支复压过流t1t24B分支复压过流t1t25A分支零序过流t1t26B分支零序过流t1t27通风启动9TV断线10TA断线发变组非电量保护序号保护名称投退压板动作结果备注1主变冷却器全停2A高厂变冷却器全停3B高厂变冷却器全停4发电机断水5发电机热工？6灭磁开关跳闸7机组全停按扭8主变温度建议报警9A高厂变温度建议报警10B高厂变温度建议报警11励磁变温度建议报警12主变重瓦斯13主变压力释放14A高厂变重瓦斯15A高厂变压力释放16B高厂变重瓦斯17B高厂变压力释放动作结果说明机电炉大联锁保护汽轮机跳闸，通过逆功率保护动作联跳发电机，联动锅炉MFT；锅炉MFT动作联跳汽轮机，通过逆功率保护动作联跳发电机。发电机主保护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。机组启动总则启动要求机组大、小修后启动，各单位应根据重大操作现场监护制度，明确各级管理人员到现场监督、指导。机组正常启动由值长统一指挥，并组织各参与人员按规程启动。机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，验收合格。热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。所有电动门、调整门、调节档板送电，显示状态与实际相符合。确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。当机组大小修后或受热面泄漏大面积更换完毕后需安排锅炉水压试验。检查锅炉本体膨胀指示器应投入，并记录原始值。机组禁止启动条件影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》的有关规定。机组主要热工测点未投入或故障。机组任一安全保护装置失灵。机组保护动作值不符合规定。机组主要调节装置失灵。机组仪表及保护电源失去。DEH控制系统故障。FSSS监控装置工作不正常。厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于本厂规定值。汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门动作不正常或卡涩。转子偏心度大于规定值。盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。汽轮机上、下缸温差超过规定标准。高压胀差、低压胀差超过规定标准。润滑油油箱油位低或EH油油箱油位低、油质不合格，温度不正常。密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、EH油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。汽机旁路调节系统工作不正常。汽水品质不符合要求。励磁系统工作不正常。发电机氢气纯度＜96％。发电机定子冷却水电导率不合格。直流、保安电源工作不正常。发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。5精处理装置异常不能正常投入。机组主要热工表计转速表。转子偏心度表。转子轴向位移指示。高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。高、低旁路阀位、温度指示。凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。润滑油、EH油系统的压力及温度表。轴承金属温度表。凝汽器真空表。监视段压力和温度表。主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。主要的汽缸金属温度表。机组振动记录表。汽缸膨胀及胀差表。主蒸汽、凝结水流量表。贮水箱水位计。锅炉金属温度。炉膛负压表。发电机氢气纯度、氢气压力表。发电机电压表、电流表、频率表和主变温度表。发电机有功功率表和无功功率表。发电机定子冷却水电导率表。机组启动状态划分（注：启动状态具体参照制造厂家技术要求来定，以汽轮机调节级金属温度为准）启动状态汽机金属温度℃停机时间冷态调节级金属温度＜℃长期停机温态温态-1:℃≤调节级金属温度＜℃停机超过72小时温态-2：℃≤调节级金属温度＜℃停机10到72小时热态℃≤调节级金属温度＜℃停机1到10小时极热态℃≤调节级金属温度停机不到1小时启动前检查及联锁、保护传动试验C级及以上检修启动前试验项目电动门、气动门、调整门传动试验主、辅机热工逻辑、联锁、保护试验辅机试运转。DEH静态传动试验。电气保护传动试验机、电、炉大联锁联动试验。各水位保护传动试验开关站开关、刀闸、地刀之间闭锁试验启动前试验方法（由各单位另行编写试验规程）启动前检查准备启动前检查机组检修工作完工，检修工作票注销，工作人员撤离现场。楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。所有的烟风道、系统应连接完好，各人孔门、检查孔关闭，管道支吊牢固。厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。厂房内通讯系统正常。消防水系统运行正常、消防设施齐全。输煤系统具备正常上煤投用条件，煤仓煤位上至正常。锅炉本体各处膨胀指示器正常。所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。锅炉炉膛吹灰器，均应经冷态校验，动作正常。检查吹灰蒸汽减压站汽源隔绝门开启，吹灰蒸汽系统疏水门开启。炉膛火焰电视摄像装置完好投入。电除尘振打、加热装置，排灰系统正常。检查出渣系统正常，炉底水封良好，溢水正常。化学水制水正常，储水量足够，氢气系统运行正常、精处理装置具备投用条件。检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。检查锅炉各化学取样一次门开启。机组各处保温完整。汽轮机各高中压主汽阀,调节阀及控制机构正常。低压缸排大气阀完好。主油箱、小机油箱事故放油门关闭严密，并挂“禁止操作”标志牌，检查铅封完好。确认电气设备各处所装设的接地线、短路线、标示牌等安全设施已拆除，常设栅栏警示牌已恢复。确认发电机主开关机侧接地刀闸处于分位。测量发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应降低到上次的1/3（以下情况需测定子绝缘：设备交接时、大修前后、小修时。测量时定子冷却水系统应运行正常）。常温下，定子绕组吸收比R60/R15应不小于1.6。测量发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值不小于0.5MΩ发电机冷却系统、密封油系统具备投用条件。封闭母线微正压装置投入正常。检查主变、高厂变冷却器运行正常。各操作、信号、合闸电源给上、表计、保护装置投入正常。检查发电机出口PT投入，二次开关合上。确认发电机主开关和励磁开关正常。检查发电机中性点接地变压器完好投入。检查发电机大轴接地碳刷装置完好。检查直流系统投入。检查厂用电系统投入。检查UPS系统投入。系统投入所有具备送电条件的设备均已送电。厂用补充水系统投入，循环泵入口前池水位正常；除盐水箱充水至正常水位。启动一台循环水泵，投入循环水系统，备用泵试转正常后投备用，检查循环水系统运行正常。投入开式水系统，根据需要开启各开式水用户冷却水门启动凝结水补水泵，向闭冷水箱补水正常后，启动一台闭冷水泵，检查闭冷水系统运行正常后，备用闭冷水泵试转正常后投备用。投入厂用压缩空气系统，压缩空气压力不低于0.6MPa。锅炉疏水扩容器系统导通，进入和排放各阀门位置正确。点火前12小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。投入润滑油系统，检查润滑油系统运行正常，确认润滑油压符合要求。投入密封油系统，检查密封油系统运行正常。启动主机顶轴油泵，检查各轴承油压在正常范围内，投入备用顶轴油泵联锁。确认具备盘车投入条件，投主机连续盘车，检查盘车转速r/min，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，并记录盘车电流、电流摆动值、大轴偏心度、高低点相位等有关参数。发电机氢置换合格后，逐渐升氢压至MPa。投入定子冷却水系统。检查定冷水流量、压力运行正常。凝结水系统各阀门位置正确，凝汽器注水,凝结水系统冲洗直至合格。启动凝结水泵泵，进行低加系统、除氧器冲洗，直到Fe＜200μg/l，冲洗合格。启动锅炉点火或使用邻机辅汽供汽，对辅助蒸汽系统进行暖管投入，维持辅助蒸汽母管压力。除氧器水位保持在正常，充分暖管后，除氧器投加热。投入电泵及汽泵密封水、冷却水系统，进行电泵、汽泵及给水管道的注水，高加组水侧走主路。点火前1小时，投入炉前油循环。注意检查燃油系统无漏油现象。锅炉点火前投入除灰、除渣系统运行。0脱硫制浆系统投入。机组冷态启动锅炉上水机组A、B级检修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。确认炉水循环泵注水合格，系统各阀门位置正确。锅炉上水前，检查并确认锅炉各级受热面排空气门全部开启。启动电动给水泵。投入给水加药。水质达到以下条件，方可以上水：硬度µmol/lPH值SiO2（µg/l）Fe（µg/l）溶解氧（µg/l）0开启锅炉汽水系统所有疏水阀，开启贮水箱溢流阀。开启电泵出口旁路阀，锅炉开始上水，流量＜180t/h。贮水箱到可见水位后，关闭分离器入口空气门。冷态冲洗维持贮水箱水位5～6m，确认炉水循环泵具备启动条件，进行炉水循环泵点动排气（如果启动前未进行过注水，则不必点动排气）。排气后，确认最小流量阀自动状态，保持贮水箱水位，利用溢流阀开启，进行开式清洗，贮水箱出口水质Fe＜500µg/l，开式清洗结束。投入炉水循环泵运行。贮水箱水位趋于稳定后，炉水循环泵出口调节阀投自动，贮水箱溢流阀调节门控制投自动。监视炉水循环泵最小流量阀自动正常，当循环流量增大到205t/h以上时，最小流量阀应自动关闭。调整给水流量至200～250t/h，进行冷态冲洗。清洗排放经贮水箱溢流阀排到疏水扩容器，然后排至锅炉排水槽。贮水箱出口水质Fe＜200µg/l，氢电导率＜1µs/cm时，打开锅炉疏水扩容器至凝汽器电动隔绝门，启动回收水泵，炉水回收至凝汽器，关闭疏水扩容器至排水槽放水门。当省煤器入口水质含铁量＜50µg/l，分离器出口含铁量＜100µg/l时，锅炉清洗完成后，调整给水至3%BMCR流量，可以点火。锅炉点火时省煤器入口给水的水质标准：氢电导（µs/cm）PH值SiO2（µg/l）Fe（µg/l）溶解氧（µg/l）投入轴封系统轴封供汽系统操作检查完毕，确认各阀门位置正确，有关联锁、保护校验正常。各汽源站、溢流站调整门压力定值符合规定要求。开启辅助汽源站轴封供汽系统进行疏水暖管。确认主机盘车运行正常、轴加水侧已投入，轴封系统参数满足投运条件，投入辅助蒸汽向轴封供汽，启动一台轴抽风机，检查轴加负压正常后投入另一台风机备用，确认冷再供汽阀在关闭位置。应保证轴封蒸汽过热度＞14℃，高中压轴封供汽温度与转子金属温度差＜110℃（冷态启动时，最大不超过165℃），温度应按照“投入轴封减温水自动控制，检查辅汽供轴封调整门、轴封溢流调整门、轴封减温水调整门自动调节正常，控制轴封母管压力在机组正常轴封压力要求值、低压轴封蒸汽温度在120～180℃轴封蒸汽投用后，应严密监视机组上下缸温差、胀差等参数，检查盘车运行情况。调整轴封进汽，维持各轴封处不冒汽、不吸气。投入真空系统检查确认轴封系统正常投入后，启动真空泵。检查真空泵进口阀开启，真空建立。凝汽器真空至-10kPa，关闭凝汽器A、B真空破坏门。如真空破坏门在机组启动前进行了开关操作，应注水检查真空破坏门无泄漏。轴封和真空系统投运的注意事项锅炉点火前投入真空系统。先送轴封后抽真空。禁止在转子静止状态下向轴封供汽。轴封蒸汽的过热度应大于14℃高、中压转子轴封蒸汽与转子表面金属温差应＜110℃（可参照“轴封蒸汽温度限制值”小机真空应与主机同时建立，但前提条件为尽快冲转小机或者小机盘车，如小机不具备抽真空条件，则必须对小机进行隔离。检查确认汽轮机本体疏水阀（包括高压导汽管疏水阀、中压导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止门前疏水阀、高排通风阀前疏水阀、抽汽逆止门前疏水阀）开启。启动高压密封油备用泵（高压启动油泵），检查油压合格。检查EH油温度合格，投入EH油系统，检查系统无漏点，蓄能器检查投入。凝汽器抽真空至-30kPa，锅炉可以点火。锅炉点火前吹扫准备启动一台火检冷却风机，确认另一台投入备用，检查冷却风母管压力kPa左右。启动空气预热器，检查并确认其运行正常，按顺序启动引风机、送风机，调节总风量在30%BMCR左右风量之间，并保持稳定，炉膛压力保持－50～－100Pa。炉前燃油系统投入，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。锅炉点火前吹扫确认吹扫条件满足，进行5min的吹扫。吹扫完成后，检查MFT跳闸信号自动复位。锅炉点火锅炉点火可用等离子点火和油枪点火两种方式。油枪进行点火执行如下操作（有等离子点火装置的，根据说明书编写）。开启各层油枪进油手动门，打开燃油进油速断阀、回油阀，将燃油压力调整阀投自动，保持炉前燃油压力～MPa。确认所有点火条件满足后，控制开关切至“远方”，优先投入下层油枪，投油枪间隔时间为10秒钟。投油枪过程中注意控制油压正常。当第一支油枪投入后，确认省煤器电动排气阀关闭。锅炉点火后应查看着火情况，确认油枪雾化良好，配风合适，无漏油，如发现某只油枪无火，应立即停运该油枪。锅炉两次点火失败，必须重新进行炉膛吹扫后方可再次点火。锅炉点火后，投入空预器连续吹灰。主汽门前疏水、高旁前疏水门开启，将高压旁路控制投入自动或手动开启暖管，开启减温水隔离门，并投入高旁减温水自动。投入低旁自动，开启减温水隔离门并投入低旁减温水自动。投入三级减温水、低压排汽缸喷水、高低压疏水扩容器喷水。开启高排逆止门后、再热汽冷段、再热热段总管、低旁前到疏水扩容器等各个管道疏水门。锅炉升温升压锅炉点火后，首先控制燃油出力3～5t/h进行暖炉，30分钟后，再根据升温情况增加燃油出力。投入油枪的过程中注意监视贮水箱水位，汽水膨胀时应停止继续投入油枪，待汽水膨胀结束，贮水箱水位恢复正常后再投入其它油枪。点火后，投入炉膛烟温探针，并严格控制炉膛出口烟温低于540℃按厂家升温升压曲线要求，调整燃烧及高低压旁路系统。旁路投运后，加强凝结水水质监视。当汽水分离器压力达到0.2MPa时，关闭屏式过热器进口联箱空气门，关闭末级过热器进、出口联箱空气门。当主蒸汽压力大于1.5MPa时，关闭炉侧所有过热器疏水阀门，再热器出口压力大于0.5MPa时关闭再热器疏水阀门。维持贮水箱正常水位，根据炉水品质，当分离器温度达到180～210℃时，锅炉进行热态冲洗。贮水箱排水Fe＜50µg/l，热态冲洗结束。随着蒸发量增加，相应增加给水流量，始终保持省煤器入口流量大于或等于35%BMCR流量。汽机冲转前，二次风温度高于120℃调整一次风压到8kPa，暖1～2台磨煤机。确认二次风温大于140～150℃,一次风温度大于140～150投入第一台制粉系统后，当电除尘器入口烟气温度大于90℃逐步增加燃料量提高蒸汽流量和温度。同时调整高压旁路的开度，以达到汽轮机冲转的蒸汽参数。汽机冲转前，锅炉出口蒸汽品质必须满足下列要求：氢电导（µs/cm）Nａ（µg/l）SiO2（µg/l）Fe（µg/l）Cu（µg/l）汽机冷态启动参数选择冷态冲转参数为：主汽压力5.0～6.0MPa、温度360℃，再热汽压力0.4～0.5MPa,温度320～360℃，主汽温度、再热汽温度偏差不大于83℃；两侧主汽温偏差不超过14℃。汽轮机冲转前准备检查励磁碳刷完整，全部碳刷接触良好。发电机及励磁系统的准备合入励磁系统所有控制及辅助电源开关。确认励磁柜无异常报警。确认励磁开关处于“分”位。投入发电机保护压板。给上发电机出口断路器控制电源。给上发电机出口断路器动力电源。给上发电机出口隔离开关动力电源。汽轮机冲转前确认下列保护投入润滑油压低保护。EH油压低保护。轴向位移保护。轴振动保护。TSI超速保护。DEH超速保护。DEH失电保护。真空低保护。高排温度高保护。确认以下条件满足冲转参数已满足要求。确认汽轮机在盘车状态，连续盘车时间不少于4小时。转子偏心度不大于mm或原始值的±0.02mm。凝汽器真空高于-kPa。润滑油温～℃。高、中压缸上下缸温差小于℃。低压缸喷水控制阀在自动位，压力正常。主要参数在下表范围内：参数单位范围参数单位范围轴向位移mm顶轴油压（油膜压力）MPa高中压胀差mm各支持轴承温度℃低压胀差mm推力轴承温度℃润滑油压MPa轴承出口油温℃EH油压MPa低压缸排汽口温度℃EH油温：℃汽机冲转、升速、暖机检查高压缸通风电动阀、调整阀开启，开启高压门杆漏汽至凝汽器电动门。检查DEH主控画面的指示灯和显示窗为正常状态。检查在DEH主控画面的“控制方式”在自动方式下。点击DEH主控画面“挂闸”按钮,检查挂闸成功。确认高压调节阀、中压主汽阀开启。检查“阀门方式”在单阀控制方式。在“控制设定值”画面选择“目标值”为r/min,“升速率”为r/min确认后,高压主汽阀、中压调节阀开启，汽机开始升速。检查盘车装置脱开,停止盘车电机。监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况,回油温度、油流、真空、排汽缸温度、密封油系统正常。转速为400r/min时，检查推力轴承/支持轴承的金属温度及回油温度；就地倾听汽轮机转动部分声音正常。机组大小修后在400r/min时进行远方或就地打闸摩擦检查。检查完毕确认机组无问题，在DEH画面“控制设定值”画面选择“目标值”为r/min,“升速率”为r/min确认后,机组继续升速，监视汽轮机转速上升情况,过临界时升速率自动升为r/min。转速升至r/min时顶轴油泵联停，将顶轴油泵投备用。过临界转速时检查记录机组振动值。当汽轮机转速升至2000r/min后，开始进行暖机，暖机时间大约为分钟。在DEH画面上设定目标转速2900r/min。升速率为150r/min，机组继续升速，监视汽轮机转速上升情况。升速至2900r/min时，汽机进入“保持”状态，参照附图“汽机入口蒸汽状态”，确认蒸汽室的金属温度大于节流压力下的饱和蒸汽温度时可进行高压主汽阀与高压调阀控制切换,切换过程中监视主汽阀和调节阀行程，观察从主汽阀到调节阀控制的切换过程。设定目标转速3000r/min继续升速。确认主油泵出口压力升至MPa以上，主油泵工作正常，交流润滑油泵电流下降至A以下，停交流润滑油泵、高压密封油备用泵。开启高压门杆漏汽至冷再电动门，关闭高压门杆漏汽至凝汽器电动门。高、低加随机启动，挂闸或定速后，开启高、低加抽汽电动门。升速注意事项：汽轮机和发电机转动部分声音正常。在600r/min以下，注意转子的偏心度应小于0.05mm；当转速大于600r/min时，加强监视轴振,第一临界转速以下，当轴振动超过0.03mm应立即打闸停机。过临界转速时，当轴振动超过0.25mm应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机。当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm，应查明原因设法消除；当轴承振动突然增加检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规定值，喷水减温调整门动作正常。检查排汽缸喷水自动投入,动作正常。注意监视汽缸膨胀、轴向位移、胀差等正常。注意监视凝汽器、加热器、除氧器水位正常。升速时控制冷油器出口油温随转速上升，汽机转速达600r/min时润滑油温调整门设定值40℃投入自动，定速后保持油温43～49℃，轴承回油温度应小于70发电机并列规定及注意事项发电机并网前，值长必须先向电网调度申请，得到许可后方可并网。发电机并列应采用“自动准同期”方式。自动准同期装置故障,需采用手动准同期方式时,必须经总工程师批准.发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。发电机采用主断路器并列。当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由继电保护专业人员完成定相、假同期试验等工作。发电机并列的条件发电机频率与系统频率基本相同，最大偏差不超过0.2Hz。发电机电压与系统电压相等，最大偏差不超过5%。发电机相位与系统相位相同。发电机相序与系统相序相同。发电机自动准同期并列步骤：确认汽机3000r/min定速，机组具备并网条件。确认发电机主开关三相断开。确认发电机出口隔离开关三相断开。合上发电机出口隔离开关。确认发电机灭磁开关在分位。确认励磁电流为零。确认发电机出口无电压。选择励磁方式自动。投入励磁起励确认励磁开关合位。确认发电机出口电压平稳上升至额定电压。确认发电机定子电流为零。确认发电机空载励磁电压、电流正常。投入同期装置直流电源。按并网顺控程序执行。确认发电机主开关合入，记录并列时间。确认发电机带有功、无功负荷正常。确认发电机定子三相电流平衡。退出同期装置直流电源。机组并列后的检查与操作检查发变组及其冷却系统运行正常。凝汽器真空正常。确认下列控制系统及阀门控制投入自动。除氧器压力、除氧器水位控制。凝汽器水位控制。发电机氢温控制。润滑油温度、EH油温控制。发电机定子冷却水温度控制。炉膛压力、总风量控制辅助风挡板控制空预器冷端温度控制贮水箱水位控制并网后,机组带5％初负荷。按机组启动曲线进行暖机,暖机时间约为35分钟。用高旁维持主蒸汽压力7MPa，低旁维持再热蒸汽压力0.6～0.8MPa，随着高中压调节阀的开启，高旁、低旁开度逐渐关小,确认高排逆止门打开,关闭高压缸通风阀，注意高压缸排汽温度变化，若发现关闭高压缸通风阀后高排温度升高应重新开启，检查原因。按机组冷态启动曲线控制主、再热蒸汽温度。初负荷暖机过程中主蒸汽温度应尽量稳定，温升速率不得超过83℃/h，调节级腔室温升速率不超过110℃凝结水精处理投入，凝结水水质合格后，开启#5低加出口电动门，关闭#5低加出口排水门凝结水回收机组负荷由30MW负荷升至120MW在DEH主控画面上，通过阀位控制增加负荷。目标负荷设置为120MW，负荷升速率3MW/min。进一步加负荷时要确保调节级腔室蒸汽温升速率不超过165℃/h；高中压外缸水平法兰和螺栓的温差不超过140选择“汽机跟随”的运行方式。确认“定压方式”投入。小机送轴封、抽真空，稍开汽动给水泵的高低压供汽电动阀，对小机高、低压进汽管进行暖管，做好小机的冲转准备工作。根据负荷需求，启动并投入第二套制粉系统运行。注意调整燃煤量，防止受热面温度大幅度波动。当负荷达120MW时，检查关闭高中压疏水阀。当四段抽汽压力≥0.26MPa时四段抽汽供除氧器暖管完成，除氧器切至四段抽汽供汽，确认辅汽至除氧器压力调节阀自动关闭，辅汽至除氧器压力调节阀投自动。关闭除氧器再沸腾门、四段抽汽逆止门前疏水门、电动门后疏水门、除氧器四抽进汽电动门后疏水门。根据汽温上升情况，投入锅炉减温水，注意保持主、再热蒸汽过热度。如果汽机需做超速试验，则应在机组带20%负荷,再热汽温大于400℃根据汽温上升情况，投入锅炉减温水，注意保持主、再热蒸汽过热度。小机转速升至2800r/min暖机。机组负荷由120MW升至180MW设定目标负荷180MW，升负荷率3～6MW/min，最高负荷限制为180MW，最低负荷限制为30MW。高加疏水倒至除氧器，检查开启高加运行排气门。如高加未随机启动应按照压力由低到高的顺序逐台投入。检查第一台汽泵2800r/min暖机结束，投入小机遥控，开启汽泵出口门，并列第一台汽泵。关闭第一台小机低压进汽门前、后疏水门，小机本体疏水门，四段抽汽供小机总管疏水门。开启汽泵入口加药门。负荷升至180MW时,倒换厂用电为本机带机组负荷由180MW升至300MW。投入第三套制粉系统运行，在转干态前，给水由旁路转主路。在协调主画面上设定目标负荷300MW，负荷变化率6MW/min，主汽温度由510℃升至520℃,再热汽温460℃至增加燃烧率，控制煤水比，提高分离器出口温度，使系统尽快转入干态运行。注意贮水箱水位，炉水循环泵停止条件具备，停止（或自动停止）炉水循环泵，投入暖泵系统。当机组负荷升至300MW时，进行以下操作。调整一、二次风压、风量，就地观察煤粉着火情况应良好，锅炉燃烧稳定后，可停运全部助燃油枪，锅炉断油运行。投入全部电除尘电场运行。空预器吹灰由连续吹灰改为定期吹灰。启动脱硫增压风机运行，逐渐关闭烟气旁路挡板，投入脱硫系统。检查第二台汽泵冲转、暖机结束，并入第二台汽动给水泵，投入第二台汽动给水泵自动，关闭第二台小机低压进汽门前、后疏水门，小机本体疏水门。检查两台汽动给水泵运行正常后，停止电泵运行，关闭电泵入口加药门，电泵投备用。炉膛受热面蒸汽吹灰系统暖管，空预器蒸汽吹灰倒至主汽汽源。确认过、再热减温水控制在自动状态，过、再热汽温调节正常。进行辅助蒸汽系统汽源切换，由冷再供辅汽联箱。停止启动炉运行。注意主机、小机轴封压力正常，再热冷段供主机轴封、主汽供主机轴封暖管备用正常。300MW升至600MW设定负荷上限600MW，负荷下限300MW，负荷变化率MW/min,根据调度要求投入AGC。根据真空情况开启第二台循泵运行。机组负荷高于360MW时，启动并投入第四套制粉系统运行。当机组负荷高于300MW，燃烧稳定后，投入炉膛吹灰。在负荷达450MW时机组轴封达到自密封，轴封溢流调整门投自动,检查动作正常。当四抽压力大于0.8MPa，辅汽联箱汽源由四抽供，切换中注意联箱压力、温度稳定，系统无振动。当机组负荷升至480MW时，可启动并投入第五套制粉系统运行。锅炉进行一次全面吹灰。机组负荷为600MW，确认机组各运行参数正常，对机组进行全面检查。汽机升负荷过程中注意事项冷态启动过程中，如高中压缸正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷速度，待参数稳定后继续升负荷。在加负荷过程中轴振动增大时应停止涨负荷，稳定参数。机组冷态启动初期，高中压轴封蒸汽温度控制在150～200℃，保持各部轴封蒸汽温度与金属温度匹配。低压轴封蒸汽温度维持150℃机组升负荷过程中，密切加强对发电机氢气压力、温度、发电机定子线圈温度、定冷水压力、温度的监视调整。锅炉启动过程中注意事项锅炉启动过程中，汽压剧烈变化时，应严密监视贮水箱水位，防止水位低炉水循环泵跳闸。锅炉启动过程中，应监视炉膛压力，汽水分离器出口温度，锅炉各段受热面出口管壁温度等参数正常。控制螺旋管圈水冷壁管出口管壁温度不超过410℃，垂直管圈水冷壁管出口管壁温度不超过430℃。锅炉金属温差不超限，屏相邻单管间的管壁温差不超过贮水箱内外壁温差限制在25℃以内，内壁金属温度变化率限制在5锅炉启动过程中，密切注意空预器出口烟温及其吹灰器投入情况。等离子燃烧器投运后，确认煤粉着火情况良好，应特别注意炉膛负压，图象火检，等离子断弧，燃烧器壁温。机组热态启动热态启动参数汽机冲转时，主、再热汽温必须与汽缸金属温度相匹配,任何情况下调节级蒸汽温度与调节级金属温度差必须在+110℃～-56℃范围内,且保证56℃以上的过热度；参数选择参照“热态启动推荐值”曲线来控制主汽阀进口的蒸汽参数，使调节级蒸汽温度和金属温度有良好的匹配。在通常（最大不允许达到-83～14热态启动推荐值（具体参考制造厂技术说明）温态-1启动参数为：主汽压力8.92MPa，主汽温度360℃，再热汽压力1MPa，再热汽温度320温态-2启动参数为：主汽压力8.92MPa，主汽温度400℃，再热汽压力1MPa，再热汽温度380热态启动参数为：主汽压力8.92MPa，主汽温度450℃，再热汽压力1MPa，再热汽温度435极热态启动参数为：主汽压力8.92MPa，主汽温度495℃，再热汽压力1MPa，再热汽温度450热态启动注意事项热态启动应先送轴封后抽真空。根据缸温决定轴封汽源，注意轴封蒸汽和转子表面的温差不应超过110℃点火后，注意缸温变化，注意高中压主汽阀、调速汽门、高排逆止门、抽汽门关闭严密，防止漏汽使汽机转动或局部冷却。机组冲转、并网、带负荷各阶段主蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体应暖管充分，疏水畅通。确认启动和空负荷时再热蒸汽温度不允许低于主汽温度83℃，带负荷后主蒸汽、再热蒸汽温差参照相关曲线热态启动过程中严密监视胀差、调节级蒸汽和调节级金属温差在+110～-56℃、高中压缸上下缸温差小于42带上5%的初负荷后，保持30min，检查胀差、膨胀、振动等正常后，进一步加负荷。此过程中控制主蒸汽温度的温升速率不超过83℃/h。继续升负荷过程中应控制调节级金属温升率不大于165℃主汽阀内外壁温差不允许超出83℃，法兰温度不允许高于螺栓140特别注意机组振动，发现明显增大，轴振超过0.25mm保护动作跳机，否则应立即打闸停机。因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。锅炉做好快速升负荷的准备。机组热态启动操作机组热态启动不进行冷态冲洗和热态冲洗，但要通过化验来确认汽水品质合格。锅炉尽量投入上层油枪，以保持较高的汽温。具备投入条件可投入制粉系统，以满足快速升温、升压的需要。其余操作步骤按冷态启动进行。机组正常运行及维护机组正常运行参数限额汽轮机正常运行参数限额

项目单位正常范围报警停机值备注高限低限轴振动mm轴向位移mm高压胀差mm低压胀差mm主油泵进口油压MPa主油泵出口油压MPa润滑油压力MPa润滑油温度℃润滑油主油箱油位mmEH油压力MPaEH油温度℃EH油箱油位mm密封油与氢压差kPa密封油温℃高压主汽阀前蒸汽压力MPa高压主汽阀前蒸汽温度℃高压缸排汽压力MPa高压缸排汽温度℃主、再热汽温差℃主、再热器左右两侧汽温差℃汽缸上下缸温差℃调节级蒸汽和金属温度差℃调节级蒸汽温度变化率℃/h法兰和螺栓温差℃轴封蒸汽和转子温差℃凝汽器真空kPa低压缸排汽温度℃轴封蒸汽压力MPa低压轴封汽温度℃汽机轴承金属温度℃推力轴承金属温度℃发电机轴承温度℃轴承回油温度℃辅助蒸汽联箱压力MPa汽轮机油质量标准项目单位质量标准备注外观透明粘度E与新油原始值偏离≤20%机械杂质≤NAS9级酸值mgKOH/g≤0.3破乳化时间min≤60润滑油水份mg/l≤100密封油水份mg/l≤50抗燃油质量标准项目单位质量标准高限备注酸值mgKOH/g＜0.02最大0.25超过0.5应换油粘度与新油比较＜10%机械杂质NAS5级水份mg/l＜1000汽轮机蒸汽品质标准项目单位质量标准高限备注阳离子导电度µs/cm＜0.20.5～1024小时钠µg/l＜510～2024小时氯化物µg/l＜510～2024小时铁µg/l＜10二氧化硅µg/l＜1020～50锅炉运行参数限额项目单位正常范围报警/跳闸停机值备注高限低限末级过热器出口蒸汽温度低℃报警＞35%BMCR末级过热器出口蒸汽温度高℃报警再热器出口温度低℃报警＞50%BMCR再热器出口温度高℃报警贮水箱水位高mm报警＜35%BMCR贮水箱水位高高mm报警贮水箱水位低mm报警贮水箱水位低低mm报警/跳循环泵炉膛压力低报警kPa报警炉膛压力高报警kPa报警MFT前炉膛压力低报警kPa报警MFT前炉膛压力高报警kPa报警炉膛压力低kPa报警/MFT炉膛压力高kPa报警/MFT省煤器给水流量低kg/s报警省煤器给水流量低低kg/s报警/MFT空气流量＜20%BMCRt/h报警/MFT燃油联箱压力低低MPa报警吹扫空气压力低kPa报警联箱处燃油温低℃报警螺旋水冷壁出口管壁温度高℃报警垂直水冷壁出口管壁温度高℃报警贮水箱内外壁温差高℃报警炉水循环泵电机腔体温度高℃跳泵炉水循环泵电机腔体温度高℃报警炉水循环泵高压冷却水流量低%报警发电机系统运行限额名称单位正常值高限低限跳闸值额定容量MVA额定功率MW发电机电流A发电机电压kV周波Hz定子铁心温度℃定子线圈温度℃定子进水温度℃定子出水温度℃定冷水流量m3/h氢气纯度%氢冷器冷却水压MPa冷氢温度℃热氢温度℃氢冷器进口水温℃氢冷器冷却水流量（一组冷却器）m3/h定冷水20℃μs/cm≤2≥9.5定冷水20℃时的PH8～997.5定冷水20℃μmol/l定冷水铜化合物含量μg/l≤20同层定子线圈出水温差K≤812机组负荷调整机组运行方式说明机组在协调方式正常采用“炉跟机协调方式”，若遇机组工况的不正常或有关设备装置故障，也可灵活地采用“汽机跟随”或“锅炉跟随”的运行方式。机组在启动过程中，负荷在40％以下应采用“汽机跟随”的运行方式。当机组负荷达。当机组负荷达300MW以上时，根据调度指令可以投入“AGC”。机组停止过程中，应尽可能选择“炉跟机协调”方式，当机组负荷降到40％时，选择以“汽机跟随”方式，当负荷降到5％时，解除DEH的“遥控REMOTE”控制方式，使机炉各自独立控制。正常运行中当给水泵、吸风机、送风机、一次风机单侧故障时，在RB投入且机组协调控制方式下，MCS系统将立即以设定的降负荷率，降低机组负荷至预先设定值，同时将机组的运行方式自动切至“汽机跟随”。当系统切至“锅炉跟随”的运行方式时，此时加减负荷需通过手动改变锅炉主控设定值来维持主汽压力，在此阶段应避免大幅度增减机组负荷，若调度要求大幅度改变机组负荷时，需缓慢进行。在发生运行方式的自动切换时，应确认发生自动切换的原因，对机组的设备及装置应作全面的检查，发现问题须汇报值长，并进行相应的处理。当出现以下情况时，可以先解除AGC，但必须由值长向调度汇报，然后再根据调度命令重新投入AGC。MCS方式切除时。DEH出现异常时。发现主蒸汽压力超限时,短时不能恢复。主辅设备出现异常,不能满足AGC负荷指令时。当加、减负荷幅度大于规定值。机组正常运行的负荷调整确认DEH处于“自动”状态。确认;锅炉主调、汽机主调均在“自动”。确认机组负荷变化率为9～12MW/min、主汽压力变化率为0.1～0.4MPa/min负荷调节过程中，检查机组的主要控制指标均正常，若在负荷调节过程中，DEH出现保持工况时，应立即解除机组协调，进行手动调整，同时通知热控人员处理,解除机组协调自动时要注意防止机组负荷的大幅度波动。在变负荷过程中要严密监视机组各主要参数的变化情况。锅炉运行的监视和调整锅炉运行调整的任务保持锅炉的蒸发量能满足机组负荷的需要。调节好各项参数在允许范围内。保持炉内燃烧工况稳定。确保机组安全运行。及时调整锅炉运行工况，尽量维持各参数在最佳工况下运行，提高锅炉效率。炉水循环泵流量和贮水箱水位控制在保持一定煤水比的情况下，贮水箱水位由贮水箱溢流调节阀、炉水循环泵出口调节阀调节贮水箱溢流调节阀设计满足温态和热态启动需要，适用于整个亚临界范围；锅炉压力升至20MPa，贮水箱溢流调节阀闭锁开启。贮水箱水位控制及炉水循环泵流量控制曲线见附图。锅炉主、再热蒸汽温度监视调整锅炉在50%～100%BMCR时，主蒸汽温度应控制在额定值±5℃以内，再热蒸汽温度应控制在额定值±5℃，两侧偏差小于锅炉运行中进行燃烧调整，增、减负荷，投、停燃烧器，投、停高加，启停给水泵、风机、吹灰等操作，都将使主蒸汽温度和再热汽温发生变化，此时应特别加强监视并及时进行汽温调整工作。主蒸汽温度的调整是通过调节燃料与给水的比例，控制中间点温度为基本调节，并以减温水作为辅助调节来完成的，当中间点温度变化较大时，应适当调整煤水比例，以减小温度的偏差，控制主蒸汽温度正常。再热蒸汽温度主要通过调节尾部烟道烟气挡板开度控制，再热汽喷水减温进行辅助调节。再热汽温降低时，再热器烟道烟气挡板开启；再热汽温升高时，再热器烟道烟气挡板关闭。尾部烟道烟气挡板动作曲线见附图。减温水使用及注意事项一级减温水用以控制屏式过热器的出口汽温，二级减温水是对末级过热汽出口汽温。正常运行时，一级、二级减温水应保持有一定的调节余量。调整时减温水不可猛增、猛减，应根据减温器后温度的变化情况来确定减温水量的大小。为了防止减温水过量，减温后温度应保持至少20℃当机组停用后，应及时关闭减温水隔绝门。再热喷水减温作为辅助调节手段，应尽量避免使用。锅炉燃烧调整原则锅炉燃烧调整目的是确保燃烧稳定，保证燃烧的经济性，保证机组运行安全，使燃烧室热负荷分配均匀，减少热偏差，防止锅炉结焦、堵灰等，保证锅炉运行各参数正常。锅炉正常运行中，应保证负荷及燃烧的稳定，解除“自动”时要慎重。燃油压力须保持在正常范围内，并使各层点火器都具备投入条件。掌握入炉煤煤质变化，根据入炉煤质特性及机组负荷情况及时对一、二次风量、风压、二次风门开度、过燃风开度及一、二次风配比进行调整，组织炉内良好的燃烧工况，使火焰中心位置合适，火焰无偏斜、贴墙现象，有良好的火焰充满度，火焰呈金黄色。低负荷工况运行，应合理强化燃烧，由于各种原因造成锅炉燃烧不稳时，应及时投入油枪、稳定燃烧，并查明原因，及时消除燃烧不稳的因素。锅炉进行燃烧调整或增加负荷时，应注意控制主蒸汽温度、再热蒸汽温度及各段受热面金属壁温在正常范围内。锅炉风量调整（对冲旋流燃烧）锅炉通过调整各燃烧器辅助风挡板的开度，控制燃烧所需的二次风量，通过调整送风机出力控制二次风母管压力。通过氧量修正回路来矫正调整总风量，但最大调整幅度不能超过±10%的总风量。锅炉正常运行中，应保证排烟温度和省煤器前的氧量在规定的范围之内。机组负荷MWBMCR～70%MCRTRL～70%MCR70%MCR～40%MCR排烟温度℃氧量%燃烧器的旋流强度及燃烧器的内外辅助风的比例通过调整燃烧器面板上的拉杆来确定，正常运行中不允许随意调整。通过调整一次风机出力来控制一次风母管压力，一次风系统压力和风量匹配应符合风机特性，以防止发生风机喘振问题。锅炉增加负荷时，先增加风量，随之增加给煤量。反之，锅炉减负荷时应先减给煤量，后减少风量，并注意风量与燃料量的协调配合。各辅助风门关闭后，应保持至少5%的开度以防止火嘴烧损。当锅炉主燃料切断（MFT）时，各层辅助风挡板必须全开。当油枪投入时，该层中心风挡板必须开启。合理配风，保持合适的燃烬风量，防止严重结渣，同时，合理控制氮氧化物排放，满足环保要求。制粉系统调整机组负荷240MW～360MW，保持三台磨煤机运行。360MW～480MW负荷之间保持四台磨煤机运行，480MW以上负荷五台磨煤机运行。应严格执行磨煤机定期轮换制度，根据煤质情况指定制粉系统无故障停运时间。磨煤机正常运行，根据煤质情况制定合理的磨煤机出口温度。磨煤机启停注意事项磨煤机停运前要首先逐步将其出力降至最小，检查其它运行磨煤机煤量增加至正常值后，再停止该磨煤机运行。一台磨煤机跳闸后，要首先检查其它运行磨煤机出力增加情况，然后再启动备用磨煤机。备用磨煤机启动后要先保持最小出力运行。磨煤机切换时，先将准备停运磨的給煤机控制解手动，并逐步降其出力至最小，然后再启动备用磨煤机。备用磨煤机启动后保持最小出力运行，调整稳定后将其出力控制投自动，然后将准备停运的磨煤机停运。要尽量避免在机组加负荷过程中启动磨煤机。启磨煤机时要把握好时机，尽量在加负荷指令改变前启动，以减小系统扰动幅度；磨煤机启动后须保持最小出力运行，调整稳定后方可将其出力控制投自动。调整磨煤机一次风量时，要注意调整风量变化速度每分钟不大于20t/h，防止磨煤机通风量突变和对正常燃烧产生过大扰动。锅炉汽压调整在汽机跟随的运行方式下，主汽压力通过改变汽轮机调节阀开度控制。在锅炉跟随的运行方式下通过改变“煤水比”来控制汽压和汽温。在炉跟机的协调方式下，机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。正常运行中，主蒸汽压力给定值根据机组滑压运行曲线自动给定。定滑压切换时，要尽量使实际压力与自动设定值一致，若主汽压力设定值与实际值相差较大时，压力速率设定值不应超过0.2MPa。当出现高加解列、调节阀摆动及机组甩负荷时，运行人员应注意主汽压力及再热蒸汽压力的变化，当压力高于PCV阀设定值时，末级过热器出口PCV阀应自动打开泄压，否则应手动打开，防止超压。当安全门拒动且压力继续上升时，应手动MFT。发电机系统主要参数的监视与调整发电机正常运行期间，电压变化的范围应在±5%以内，发电机可以在额定容量、额定频率及功率因数下运行。当定子电压＜kV时，其定子电流不得超过A。在额定功率因数和额定氢气压力时，发电机最大连续输出有功功率为654MW。发电机在额定参数下连续运行，不平衡电流应小于8%额定电流，负序电流标幺值的平方与事故时间的乘积不允许大于8s，即（I2/IN）2t≤8s。发电机运行期间周波的变化范围为50±0.5Hz，能保证发电机在额定出力下运行。发电机励磁调节器正常运行在“自动”位置，当励磁调节器在“手动”方式运行期间，在调节有功负荷时必须先适当调节发电机无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。发电机额定功率因数为0.9（迟相）。当系统需要发电机进相运行时，应严格执行以下规定：发电机在不同有功负荷状态下，从系统吸收无功不得低于表中所列限额。有功功率（MW）600500400300无功功率（Mvar）发电机失磁、失步保护完好投入。励磁调节器必须投入自动方式运行.500kV（220KV）母线电压不得低于电网电压曲线要求下限。定子铁心、端部结构件，定子线圈及线圈出水温度不超规定值。在发电机进相运行期间，6kV厂用母线电压不能低于5.7kV，否则停止继续降低无功负荷。当机组运行不稳定时，应立即将发电机拉回至迟相运行状态，并汇报调度。发电机的额定氢压为MPa，在额定氢压下运行时的漏氢量应不大于11m当氢压变化时，不同氢压、不同功率因数时发电机的出力应按下表带。氢压（MPa）有功功率（MW）定子电压（V）定子电流（A）功率因数0.30.2发电机运行期间的氢气纯度应≥98％。氢气纯度＜96％时，应排、补氢使氢气纯度≥98％；若氢气纯度继续下降至＜90％并且不可能很快上升,在纯度降至85%以前,应停机并将氢气置换。发电机氢压高于定子冷却水的压力必须在0.035MPa以上。在压差低至0.035MPa时发报警。机组正常运行时每小时应检查有功、无功、定子电流、定子电压、氢压、氢纯度、氢冷却器冷氢温度、全部定子绕组温度、铁心温度、定子进出水温度、线圈线棒温差等正常。氢气冷却器在运行中停止一台运行时，发电机可在额定氢压、额定功率因数下带的额定负荷。发电机定子冷却水系统的监视与调整正常运行期间，定子冷却水的导电率应＜2μs／cm。正常运行时,定冷水泵一台运行，一台备用，备用泵的出入口门应在开启状态。发电机定子冷却水流量正常时为t／h，当冷却水量降至t／h时发出“定冷水流量低”报警。发电机定子冷却水流量低低（三取二）与发电机定子冷却水流量变送器<t/h，延时s作为发电机断水保护的信号源。定冷水离子交换器出口电导率应在µs/cm～µs/cm。当电导率达到µs/cm时，将发“离子交换器电导率高”报警信号，及时通知化验人员处理。定冷水换水应根据化学的要求使用凝结水或除盐水。正常运行，发电机定冷水进水温度应控制在45℃～50℃；定冷水压控制在MPa～MPa定期工作机组定期试验项目时间专责人要求危急遮断器喷油试验运行2000小时主、调速汽门严密性试验机组大修后主机提升转速试验机组大修后ETS保护在线试验机组启动前小机润滑油压低保护试验小机启动前锅炉工作压力水压试验大、小修启动前检修领导小组安排锅炉安全阀校验大修启动前检修领导小组安排UPS装置备用电源切换试验机组停机后第一个白班一个月一次6KV快切切换试验机组停机后第二个白班一个月一次保安MCC段备用电源切换试验机组停机后第三个白班一个月一次机组正常运行期间的定期试验工作项目日期时间专责人要求光字牌声光信号试验每班接班后确认各报警信号正常校对凝汽器、除氧器水位每班接班后确认就地与DCS显示对应校对油箱油位计每日确认就地与DCS显示对应锅炉受热面吹灰每日炉膛吹灰负荷大于300MW胶球清洗系统换球每周一补、换球至1000个全行程活动电泵勺管每周一无卡涩、DCS与就地开度位置对应主机阀门成组活动试验每周六单阀方式70％负荷左右小机速关阀活动试验每周六80％负荷以下锅炉主油枪试验每周六维持负荷稳定发电机定子线圈放气第一个排尽水中空气真空严密性试验1日80%负荷以上抽汽逆止门活动试验1日主机交流油泵启、停试验2日注意启、停时的油压变化主机直流油泵启、停试验2日主机顶轴油泵启、停试验2日盘车电机空试启、停试验2日密封油备用泵启、停试验4日发电机空侧密封油直流油泵4日注意油压变化发电机氢侧密封油直流油泵4日小机直流油泵启、停试验5日小机顶轴油泵启、停试验5日主机AST电磁阀试验5日动作正常交流事故照明电源切换试验10日通知热工雨水泵定期启停试验15日电动消防水泵启停试验20日柴油消防水泵启停试验20日柴油机启停试验28日过热PCV阀电气回路试验1日试验前关闭手动隔绝门主变冷却器电源切换试验10日高厂变冷却器电源切换试验10日启备变冷却器电源切换试验10日设备定期倒换项目日期时间专责人要求凝结泵2日真空泵4日小机交流润滑油泵4日循环泵6日开式冷却水泵8日闭式冷却水泵8日定冷水泵10日EH油泵12日主油箱排烟风机14日氢油分离箱防爆风机14日轴抽风机16日火检冷却风机18日密封风机20日送风机控制油站22日一次风机电机油站24日一次风机控制油站24日吸风机控制油站26日吸风机电机油站26日等离子磨煤机冷却风机28日等离子磨煤机冷却水泵28日机组停止运行机组停运前的准备机组停止运行应根据值长的调度命令，在明确停机的原因、时间和方式后方可进行各项准备工作。停机前，值长应通知各岗位值班人员对机组设备进行一次全面检查，记录有关情况。应根据检修要求将原煤仓或落煤管存煤烧空。试投锅炉各油枪正常，等离子点火拉弧试验正常。机组负荷降低至300MW之前，应对锅炉各受热面进行一次全面吹灰。辅助蒸汽至除氧器、轴封、小机管道暖管。高低旁暖管。试启交流润滑油泵、直流润滑油泵、密封油备用泵、顶轴油泵、盘车电机正常。确认高、中压缸疏水阀及管道疏