机组冷态启动

机组冷态启动

机组辅助系统及设备的启动

1、启动工业水系统（启动规程）。

2、启动循环水系统（启动规程）。

3、启动压缩空气系统（启动规程）。

4、启动辅助蒸汽系统运行正常。

5、启动凝结水系统（启动规程）。

6、启动给水除氧系统，向除氧器上水加热。（启动规程）

7、锅炉上水

7．1锅炉上水前投入炉底水封。

7．2锅炉上水的规定

（1）锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具备启动条件得到值长上水命令后，可进行上水工作。

（2）锅炉上水前水质应符合标准，如锅炉有水应化验水质合格。联系热工人员将水位监视电视投入运行，进水前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温

一次，上水过程每30分钟抄录汽包壁温一次。

（3）控制锅炉上水水温与汽包壁温差大于40℃不得上水。控制汽包上、下壁温差≯40℃。冬季上水时间不小于4小时，其它季节2.5小时。当上

水温度接近汽包壁温时，可适当加快进水速度。

（4）锅炉上水时，省煤器再循环应处于关闭状态，停止上水时应开启。（5）锅炉汽包承压之前，汽包壁温一定>35℃以上。

7．3上水方式（上水时应关闭过热器减温水门）

（1）给水泵上水法：启动给水泵经旁路给水管道上水，通过旁路调节阀和给水泵转速控制进水速度。

（2）上水泵上水法：

①关闭上水泵至除氧器截止门。

②开启上水泵至主给水管道手动一、二次门，关闭二次门后疏水阀。

③检查上水箱放水门关闭，化学补水至上水箱旁路门关闭。开启化学

补水至上水箱调节门前、后截门，关闭疏水门，向上水箱补水至

正常水位。

④开启上水泵入口门，启动上水泵正常后，开启出口门，经旁路给

水管道上水，用旁路给水调节阀控制上水速度，注意上水泵不得

超电流。

⑤汽包水位上至-100mm处停止上水，停止上水泵或给水泵，开启省

煤器再循环门，关闭空气门、向空排汽门。

⑥锅炉水位上至点火水位，校对水位计，检查有关阀门关闭严密，两

侧汽包水位有无变化。

8、锅炉底部加热

（1）锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投底部加热。

（2）投停底部加热的步骤见第五篇第十四章。

（3）蒸汽加热投入后，应加强对汽压和汽包上、下壁温差的监视。当汽包下壁温度升至100～120℃时，停止底部加热。由化学进行炉水化验合格后，

锅炉方可点火。

（4）当汽包压力升至0.15～0.2MPa时,关闭汽包及过热器空气门。

（5）锅炉采用下部联箱放水时，应停止底部加热。

9、启动汽轮机交流润滑油泵进行油循环，直至化验油质合格，直流润滑油泵置

“备用”位，将油温升至35℃以上。

10、汽轮机启动前应投入盘车运行至少4h以上，盘车期间，发电机盘根冷却水

用化学除盐水。

11、启动发电机内冷水系统，向发电机通水，通知化学化验内冷水质合格。（参

照第五篇第六章）。关闭化学除盐水至发电机盘根冷却水。

12、投入发电机空冷系统。

13、点火前24h，电除尘器绝缘子投加热，灰斗提前4h投加热。

14、根据环境温度提前启动燃油泵运行，锅炉炉前燃油循环，调整油压3MPa。

15、启动风烟系统，视情况投入引风自动。

16启动输粉机向本炉输粉，粉仓粉位至可见粉位。

锅炉点火

1联系热工解除机跳炉保护。投入锅炉主保护。

2轴封管道疏水暖管正常后启动轴加风机，汽轮机投轴封。

3启动射水泵，凝汽器抽真空，低加随机抽真空。确认汽机本体疏水各阀门位置正确，真空至40Kpa时，锅炉点火。

4炉膛吹扫

4．1炉膛吹扫条件：

（1）A、B空预器同时运行；

（2）有送风机运行，且相应挡板打开；

（3）有引风机运行且相应挡板打开；

（4）所有油角阀关闭；

（5）主油阀关；

（6）无MFT指令；

（7）所有给粉机停；

（8）排粉机均停；

（9）除尘器跳闸；

（10）汽包水位正常；

（11）火检指示无火；

（12）二次风门挡板未关；

（13）风量>30%；

（14）火检冷却风压正常。

4．2确认FSSS盘锅炉吹扫条件具备“允许吹扫”指示灯亮，按“吹扫启动”按钮，自动计时5min，“吹扫完成”指示灯亮，MFT复位。

4．3恢复炉前燃油系统至正常运行方式，关闭进油速断阀和回油速断阀，启动油泄漏试验，合格后开启进油速断阀和回油速断阀，“允许点火指示”

灯亮。

5 锅炉点火升温升压

5．1投入空预器冷端连续吹灰，以防受热元件积灰。

5．2调整引、送风机风量，使总风量>35%的额定风量，保持炉膛负压-20~ -50Pa，投入引风机自动，对角点燃下层两只油枪，调整相应的二次

风门，检查油枪着火良好，15min后，按先投后停的原则切换另两只

下层油枪。

5．3下排四只油枪投入后，通过炉膛火焰监视器和就地观察孔，观察炉内燃烧情况并进行调整。

5．4 当I、II级旁路暖管后投入旁路系统。先投Ⅲ级，再投Ⅱ级，最后投Ⅰ级，先投减压，后投减温。根据实际情况调整旁路开度。应尽量保持Ⅱ级全

开，避免中压主汽门前起压力。投旁路时应注意其减温水压力是否允许，

必要时应联系热工解除条件。

5．5根据升压需要，投上排四只油枪，根据燃烧情况调整风量，保持油压3MPa。5．6保持汽包水位正常，若水位高应定排放水。根据水位情况启动给水泵，用给水旁路调节进水。上水时，关闭省煤器再循环门。

5．7升温、升压速度按锅炉冷态启动要求进行

（1）锅炉升温、升压应缓慢均匀，严格控制饱和温度上升速度不大于

1℃/分，瞬间不大于2℃/min，严格监视汽包上、下壁温差不超过40℃，

若有超限趋势，立即减慢升压速度或停止升压，适当开大Ⅰ级旁路，

加强定排放水（定排时应停止底部加热）

（2）锅炉点火至机组并列过程中，汽包壁温每30min应抄表一次。

（3）主汽压0.1MPa,检查确认主汽门前疏水门在开启位置,检查高中压主汽门、高排逆止门的严密性,防止冷水、冷汽进入汽轮机。

（4）压力升至0.1～0.3MPa时，冲洗汽包水位计，校对水位表，通知热工冲洗表管，关闭炉顶空气门。

（5）根据汽包壁温差情况，开启水冷壁下联箱定期排污门适当放水，使各部受热均匀，尽快建立水循环，排污前应关闭底部加热进汽门。

（6）压力升至0.3～0.5MPa时，通知检修热紧螺丝，进行定期排污；一般汽包压力0.5～1MPa左右时停止底部加热。

（7）低再进口压力升至0.3～0.5MPa。

（8）压力升至0．5~1．0MPa时，通知化学人员化验蒸汽品质，根

据化学要求投入连排。汽包上下壁温差逐渐减小时，应停止锅炉定期

排污。

5．8当空气预热器出口风温达到150℃，对流过热器后烟温350℃以上，启动A 排粉机及A 制粉系统，对角投入下层喷燃器，适当调整一、二次风量，

保持A排粉机出口风压2．6～3 KPa，根据汽温情况如需投入减温水

时应联系热工强制投减温水条件。

FSSS投粉允许条件：①一次风压正常；

②二次风温满足；

③下层油枪均运行。（4取3）(#2炉无此条件) 5．9锅炉投粉应尽量在并列后进行。如在热态或极热态启动中必须提前投粉时，一定要联系热工解除MFT条件中“汽轮机跳闸”。

5．10检查各部膨胀指示器，并做好记录，发现异常，应停止升压查明情况，进行调整，正常后方可继续升压，记录膨胀指示器可在下列情况下进行：

锅炉上水前、后；汽压0．5MPa时；汽压0．6MPa时；

汽压1．0MPa时；汽压10MPa时；达到额定参数和满负荷时。

5．11汽压升至2.．45MPa，主蒸汽温度300℃，再热汽温250℃，主、再汽温两侧之差不大于14℃,化验蒸汽品质合格，锅炉各部位正常，汽轮机可

冲转。

5．12 汽轮机冲转时锅炉的操作：

（1）保持蒸汽参数稳定；锅炉维持低水位（-50mm），防止冲转后锅炉水位上升过多。

（2）调节燃油量及粉量，稳定冲转要求的参数，根据情况决定是否停止煤粉喷燃器。

（3）炉膛出口烟温应<538℃。

（4）过热器向空排汽门打至“自动”位置。

汽轮机冲转

1、检查汽轮机保护ETS系统投入正常。

2 、DEH盘面检查。

（1）高、中压主汽门，高、中压调门均在关闭位置；

（2）盘车指示灯亮，转速指示3r/min，功率指示0；

（3）脱扣指示灯亮；

（4）自动/手动钥匙开关在“自动”位置；

（5）超速保护钥匙开关在“投入”位置；

（6）“单阀控制”按钮灯亮；

（7）“功率回路投入”、“压力回路投入”在退出位置，“转速回路”在投入位置；

（8） TPC方式均退出。

3机组冲转的条件及准备

3．1汽轮机冷态冲转蒸汽参数：主蒸汽压力2.45MPa,主蒸汽温度300℃,再热汽温 250℃，再热蒸汽压力0.37～0.4MPa,主、再热两侧蒸汽温差<14℃，

冲转时再热蒸汽压力不允许>0.828MPa。

3．2在DCS-CRT、DEH-CRT上检查主蒸汽压力、温度符合汽机冲转要求。

3．3汽轮机在盘车状态，显示盘“盘车”灯亮，盘车电流正常，盘车连续运行不少于4小时。

3．4给水泵启动后高加注水，随机启动。

3．5确认汽轮机本体至危急疏水扩容器的所有疏水阀开启，高低压加热器通水正常，加热器疏水系统采用逐级自流方式，各加热器危急疏水电动门

在“自动”位。

3．6凝汽器真空尽可能高。凝汽器压力应在18.6KPa(绝对压力)以下。

3．7检查低压缸排汽喷水阀在“自动”，凝结水压力正常。

3．8检查给水泵最小流量再循环阀在“自动”。

3．9检查轴加出口凝结水最小流量再循环阀在“自动”。

3．10检查凝汽器热水井水位控制在“自动”，水位正常。

3．11汽轮机本体及主、再热蒸汽管道疏水控制在“自动”。

3．12检查汽轮机润滑油温38~42℃。

3．13汽轮机润滑油压力0.08~0.15MPa，调速油压1.8MPa以上。

3．14检查大轴偏心值≯0.076mm，且小于原始值的0.02mm。

3．15检查汽轮机差胀正常。

3．16检查汽轮机上、下缸温差正常。

3．17检查发电机冷却水系统运行正常。

4汽轮机“操作员自动方式”冲转操作

4．1把手动、自动钥匙开关打至“自动”。

4．2在“控制方式”项目中选“操作员自动”。

4．3在DEH操作盘按下“挂闸”按钮，并保持2s，检查中压主汽门自动全开。

开启一、二、四、五抽汽电动门，并投自动，检查开启一、二、四、五

抽汽逆止门，并投自动。

4．4在DEH盘上按下“TV控制”，按下“单阀控制”，检查高压调节汽门全开。

4．5在DEH操作盘按下“目标值”按钮，设定升速率为100r/min/min。

4．6在DEH操作盘上设定目标转速600r/min，按下“确认”按钮，“保持”

灯亮。

4．7在DEH操作盘按下“进行”按钮，“保持”灯灭。

4．8当转速>3．3r/min时,检查盘车自动脱扣退出运行，停止盘车电机运行。4．9汽轮机在600r/min上保持，进行摩擦检查：

（1）当DEH显示盘“转速”窗显示出600r/min时，“进行”灯灭，“保持”灯亮；

（2）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常。

（3）检查各径向轴承温度<90℃，推力轴承温度<85℃，检查各轴承回油温度<71℃，检查各轴承的振动、油流情况正常，并特别注意检查及调整

冷油器出口润滑油温在38～42℃，最高不超过49℃。

（4）检查低压缸喷水阀确已打开,控制开关在“自动”。

（5）检查低压缸排汽温度<80℃。

（6）DEH-CRT和就地检查确认：

转子偏心度<0.076mm；

转子振轴<0.076mm；

轴向位移<±0.9mm；

汽缸绝对膨胀指示正常；

高压缸上、下温差<41℃；

主蒸汽过热度≥56℃；

蒸汽室深、浅孔热电偶温差正常。

4．10以上各参数若超限或接近限制值并有上升趋势或不稳定，禁止汽轮机升速。4．11汽机阀切换:

（1）在DEH操作盘上，按下“目标值”按钮，设定目标转速2900r/min，按下“确认”按钮；“保持”灯亮。

（2）在DEH操作盘上,按下“升速率”按钮，设定升速率100r/min/min，按下“确认”按钮。

（3）按下“进行”按钮，“保持”灯灭，“进行”灯亮。

（4）汽轮机在整个升速过程中应加强对汽轮机各部的检查与调整，转速在越临界及叶片共振区时，升速率会自动加快，若在升速过程中汽轮机控

制参数接近上限，需暖机时，可按下“保持”键，但不准在振动区进

行转速保持，运行人员应密切注意机组振动情况。

（5）当转速升至800r/min时，A、C顶轴油泵应自动停止，否则手动停止。

（6）当转速升至1500转/分时，应对发电机本体系统进行仔细检查，发现异常立即停止操作。检查项目如下：

①发电机滑环电刷是否接触良好，有无跳动、破碎现象；

②励磁机滑环电刷是否接触良好，有无跳动、破碎现象；

③发电机振动应符合要求；

④冷却风（水）温度应符合规定；

⑤发电机本体有无漏水、渗水现象；线圈进水压力、流量在规定范

围内；

⑥仔细检查各部件有无机械磨擦、局部发热、轴承振动等；

⑦启动后至额定转速，其转子进水压力一般在0.15～0.3MPa在启

动过程中转子进水压力随转速升高而降低，需及时调整进水压力，

不允许产生负压；

⑧检查系统正常后合上发变组出口刀闸。

（7）当DEH盘“转速”窗口显示2900r/min时，“进行”灯灭，“保持”灯亮，在阀切换前，根据蒸汽室内壁温度；查图“主汽门前启动蒸汽参

数要求”曲线，确认蒸汽室内壁温度要高于主蒸汽压力相应的饱和温

度。如2.45MPa的饱和温度225℃。

（8）检查“TV控制”灯亮，按下“GV控制”按钮。

（9）通过DEH-CRT显示盘上的主汽门、高调门阀位指示观察阀门切换情况；

当阀切换结束后，观察主汽门全开，高调门处于调节状态，控制转速

2900r/min。

4．12升速至3000r/min

（1）按下“目标值”按钮，设定目标转速为3000r/min，设定升速率50r/min，按“确认”按钮，“保持”灯亮；按下“进行”按钮，“保持”灯灭，

“进行”灯亮。

（2）当DEH-CRT显示“转速”3000r/min时“进行”灯灭。

（3）根据中压缸进汽温度，查图“空负荷和低负荷运行导则”确认低

压缸排汽压力。若当低压缸排汽压力大于“空负荷和低负荷运行导则”

图查出的中压缸进汽温度所对应的排汽压力，则要提高凝汽器真空或

降低中压缸进汽温度。

（4）对汽轮机各部进行全面检查一次。

4．13脱扣试验：

（1）当汽轮机转速至3000r/min，可在控制室同时按下汽轮机两个脱

扣按钮，或在就地手动脱扣汽轮机，确认跳闸机构和阀门动作功能

正常：显示高压主汽门、高调门、中压主汽门、中压调门关灯光亮，

且阀位指示到零，汽轮机转速下降，“脱扣”灯光亮。

（2）汽轮机脱扣后，若DEH控制系统在手动方式应切换到“操作员

自动”方式。

（3）在DEH操作盘按下“挂闸”按钮，并保持2s，显示盘上中压

主汽门自动开启且阀位指示100，“汽轮机脱扣”灯灭。

（4）按下“TV控制”，“单阀控制”，检查高压调节汽门全开。

（5）按下“升速率”按钮，设定升速率100～250r/min/min。

（6）按下“目标值”按钮，设定目标转速2900r/min，按“确认”按

钮，“保持”灯亮。

（7）按“进行”按钮，“保持”灯灭，“进行”灯亮。

（8）当DEH盘“转速”窗口显示2900r/min时，“进行”灯灭。

（9）按下“GV控制”按钮，确认“单阀控制”方式投入，进行切换。

（10）阀切换结束后，按下“目标值”按钮，设定目标转速为3000r/min，

按下“确认”按钮，“保持”灯亮。设定升速率50r/min

（11）按下“进行”按钮，“保持”灯灭，“进行”灯亮，当显示盘

“转速”窗口示出3000r/min时，“进行”灯灭。

4．14根据需要进行汽轮机注油试验。

4．15就地检查主油泵出口油压力2．21MPa，入口油压0．05～0．3MPa。4．16停止调速油泵，并将其投“自动”、“备用”，停止交流油泵运行，并将其投入“自动”、“备用”。

4．17确认润滑油压、调速油压、油温正常。

机组并网、带初负荷

1、发变组升压

1．1升压方式

（1）自动励磁调节柜升压(WKKL-2)。

（2）手动50Hz升压。

1．2升压操作的一般规定

（1）发电机转速必须达到3000转/分稳定后，且接到值长命令，方可升。

（2）升压时，应均匀缓慢进行，在升压过程中，如发电机电压失控，定子有电流，发电机变压器有异常现象，应立即拉开FMK开关。

（3）当励磁电流、电压达到空载额定值时，发电机电压仍未达到额定值，应立即停止升压，经查明原因后方可继续操作。

（4）发变组大小修后的零起升压试验，原则上应在手动50Hz方式下进行。1．3手动50Hz升压操作步骤：

（1）检查手动柜低限指示灯亮。

（2）合上发电机FMK开关。

（3）合上手动50Hz柜出口2QF开关。

（4）用手动“2ZA”升压按钮，升发电机电压至额定值。

(5)发电机升压至10KV时应检查发电机三相电压平衡。

（6）核对、记录空载参数。

（7）检查发电机定、转子回路绝缘良好。

1．4自动励磁调节柜升压（单柜或双柜）操作步骤：

（1）检查调节柜面板小开关在相应位置。

（2）检查手动50Hz柜保护投入小开关1QK在“断开”位。

（3）装上调节柜直流保险。

（4）投入自动励磁装置电压，电流投切开关“ZK”

（5）合上调节器装置电源供电开关1QSA、2QSA、1QSB、2QSB。

（6）合上调节器交流开关1QFA、1QFB。

（7）检查付励电压指示正常（100V）。

（8）合上FMK开关。

（9）合上调节器直流开关2QFA、2QFB。

（10）将调节柜方式切换开关AQK（BQK）切至“双柜”位置，发电机各表计指示正常。

（11）用增励按钮“1ZA”将发电机电压升至额定值（励磁电流785A、励磁电压109V）。

（12）核对记录空载参数。

（13）检查发电机定、转子回路绝缘良好，检查发电机三相电压平衡。

（14）合上手动50Hz1QF开关，调整手动50Hz输出电压高于调节器输出电压3～5V

（15）投入手动50Hz保护投入小开关1QK

2、发变组同期并列

2．1同期并列必须满足的条件

（1）待并机的频率与系统频率相等。

（2）待并机的电压与系统电压相等。

（3）待并机的相位与系统相位相同。

（4）待并机的相序与系统相序一致。

2．2准同期并列的注意事项

（1）发变组并列应采用自动准同期方式，只有在自动准同期装置不能使用或系统发生故障时，才可采用手动准同期方式并列，禁止自同期并列。

（2）大、小修后或同期回路有工作时，必须经核对相序无误后，方可进行发电机的同期并列操作。

（3）出现同步表转动太快、跳动、停滞等现象时，禁止合闸。

（4）发电机在同期操作过程中，禁止其它同期回路的操作。

（5）同步表运行时间不得超过15min。

（6）投入自动准同期前，应试验装置良好。

2．3准同期并列的方式

（1）手动准同期并列（适用于手动50Hz、WKKL—2）。

（2）自动准同期并列（仅适用于WKKL—2）。

4．2．4手动准同期并列步骤

（1）合上同期开关“TK”。

（2）检查同期闭锁开关“STK”在“闭锁”位置。

（3）将手动准同期开关“1STK”切至“粗同期”位置。

（4）手动调整发电机电压、周波与系统一致。

（5）将手动准同期开关“1STK”切至“精同期”位置。

（6）同期时合上“KK”开关或按下集中同期按钮,同期合闸。

（7）并列后复归开关操作把手至“合闸”位置。

（8）将手动准同期开关1STK切至“断开”位。

（9）将同期开关“TK”切至“断开”位置。

2．5自动准同期并列步骤

（1）合上同期开关“TK”。

（2）检查同期闭锁开关“STK”在“闭锁”位置。

（3）将手动准同期开关“1STK”切至“粗同期”位置。

（4）手动调整发电机电压、周波与系统一致。

（5）将手动准同期开关“1STK”切至“精同期”位置。

（6）将调压方式切换开关“LK”切至“自动”位置。

（7）将自动准同期“DTK”开关切至“投入”位.装置动作正常。

（8）按下自动准同期启动按钮“QA”指示灯亮。

（9）并列后复位开关把手至“合闸后”位置。

（10）将手动准同期开关“1STK”切至“断开”位置。

（11）将自动准同期开关“DTK”切至“断开”位置。

（12）将调压方式切换开关“LK”切至“手调”位置。

2．6发电机并列后的检查及接带负荷时的注意事项

（1）发电机并列后，即带上5%的有功负荷和一定数量的无功负荷，进行暖机。维持发电机电压；暖机后的升负荷速度按汽轮机升负荷要求

进行。

（2）发电机增负荷过程中，应特别注意冷却水压力，流量和水温的变化，并加强监视发电机，励磁机线圈温度变化和定子端部有无渗漏的现

象。

（3）确认主变工作冷却器运行正常。

（4）冷态发电机自并列到带满负荷时间应不少于60分钟。

（5）带满负荷后应对发变组进行全面检查

3机组并网时锅炉的操作

3．1锅炉调整燃烧及Ⅰ、Ⅱ级旁路，维持主蒸汽参数稳定。

3．2并网前维持汽包水位-100mm左右，防止并网后汽包水位上升过多。

3．3并网后，根据汽压汽温情况逐渐关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路，将Ⅰ级旁路切至“手动”，Ⅱ级旁路和Ⅲ减温切至“自动”位置。

4机组带初始负荷暖机15~30min

4．1机组并网后，立即带初负荷6.8MW(5%额定负荷)，维持蒸汽参数不变。4．2根据情况，可在DEH操作盘上按下“一次调频”按钮，灯亮，一次调频控制回路投入。

4．3根据情况，在DEH操作盘上按下“调节级压力”按钮，灯亮，调节级压力回路投入。

4．4机组负荷大于20MW后可根据情况，在DEH操作盘上按下“功率回路”按钮，灯亮，功率控制回路投入。

5联系热工投入机跳炉保护

6初负荷暖机期间的检查与操作

6．1 在初负荷下，稳定运行15min，主汽门进口蒸汽温度每变化1.7℃，应增加1min稳定时间。

6．2．检查低压缸排汽压力符合“空负荷和低负荷运行导则”曲线所确定的最小真空，若中压缸进汽温度超限适当增加负荷。

6．3检查发电机定子铁芯，线圈温度正常。

6．4检查汽轮机振动、差胀、缸胀，轴向位移及各轴承金属温度和回油温度正常，润滑油压正常，汽缸上、下壁温差正常。

6．5凝结水质合格后倒除氧器，除氧器水位控制投“自动”。

6．6 对三抽、四抽管道进行暖管，参数合格后，根据情况向母管供汽。

升负荷

1 初负荷暖机结束，检查汽轮机缸胀正常无卡涩现象。

2 锅炉以0.082MPa/min的升压率，主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸以2.19

℃/min的升温率,负荷以0.69MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按

照冷态启动曲线进行。

3设目标负荷13.5MW(10%)，设升负荷率0.69MW/min，按“确定”“进行”。

4为适应负荷要求，应增加燃料量。

5 Ⅰ、Ⅱ级减温水调节正常。

6当负荷升至13.5MW（10%），汽压3.5 MPa,主汽温320℃,再热汽温280时。（1）机组若要做超速试验，应在10%负荷至少稳定运行4小时后，方可减负荷至0，解列发电机做超速试验。

（2）汽轮机做超速试验的方法参照第三篇第二章2.2.2项。

（3）超速试验后，用同样的方法将负荷升至13.5MW,进行全面检查一次。

7设定负荷目标值27MW(20%),设定升负荷率0.69MW/min,按“确定”、“进行”

键。

8当负荷达20MW（15%）时，检查低压缸喷水阀自动关闭，否则手动关闭。

9当#2高加汽侧压力高于除氧器压力0.3 MPa时，将高加疏水倒至除氧器。

10三抽压力>0.15 MPa时，检查三抽至除氧器电动门自动打开，三抽母管至除氧器电动门自动关闭，三抽至三抽母管电动门自动打开。

11升荷升至27MW（20%）。

（1）蒸汽参数应符合主蒸汽压力5.6 MPa,主汽温度355℃,再热汽温322。（2）确认主蒸汽管道疏水、导管疏水、中联门疏水、汽轮机本体疏水、抽汽管道疏水全部关闭。

（3）当给水流量>120t/h,省煤器入口给水旁路调节阀开度达到90%，汽包水位控制信号从旁路调节切换到转速调节。考虑减温水压力需要可保持

旁路给水调节门一定开度。切换时要注意汽包水位、给水流量和减温

水流量流量的变化。

12设负荷目标值54MW（40%），升负荷率0.69MW/min，按“确定”、“进行”

键。

13当给水泵流量>264t/h时,确认给水泵再循环电动门自动关闭,否则,手动关闭。

14当负荷达40.5MW(30%),蒸汽参数应符合主汽压6.75MPa,主汽温382℃,再热蒸汽354℃。

15根据化学要求开大连排门。

16负荷54MW（40%），蒸汽参数应符合主汽压8.25MPa,主汽温420℃,再热汽温392℃。

（1）根据升压要求启动B排粉机，逐渐投入C、D层给粉机，根据粉仓粉位可启动第二套制粉系统。

（2）45～67MW时,启动一台低加疏水泵运行，关闭#5低加疏水至凝汽器疏水门，调整水位正常后，投入疏水自动。

17根据锅炉燃烧情况，将送风机A、B置“自动”。

18设定负荷目标值94.5MW(70%),升负荷率0.69MW/min,按“确定”、“进行”

键。

（1）根据升温、升压及升负荷要求，及时增加给粉机出力，调整锅炉燃烧。

（2）当发电机负荷带50～60MW且运行稳定，可将切换厂用电至高厂变供电。

（3）根据燃烧情况停油枪、油枪经3分钟吹扫后，全部退出，投入电除尘运行，停止预热器连续吹扫。

（4）#2炉检查炉膛内着火良好，火检信号正常后，及时投入火检保护。

19负荷升至94.5MW（70%）时，蒸汽参数应符合主汽压13.24MPa,主、再汽温535℃达到额定参数。

（1）从初负荷暖机后至70%MCR，蒸汽参数达到额定值的时间控制在132min。（2）主汽温、再热汽温控制投“自动”。

（3）进行全面检查，如有泄漏、异常情况应立即汇报。

（4）待燃烧稳定后，应进行一次全面吹灰。

（5）主蒸汽压力达额定值后，根据情况在DEH操作盘投入汽轮机“主蒸汽压力控制”。

（6）汽轮机“主蒸汽压力控制”（TPC）投入条件：

①汽轮发电机组并网；

②高压汽门累计升程大于20%；

③主蒸汽压力实际值>设定值；

④主蒸汽压力故障灯不亮。

（7）根据远传水位计和火检信号的具体情况，及时联系热工投入“水位保护”

和“火检保护”（#2炉）。

20设负荷目标值135MW，升负荷率0.7MW/min，按“确定”、“进行”。

21机组负荷100MW以上，可将阀门控制方式由“单阀控制”切换为“顺序阀控制”，切换时应注意汽轮机第一级金属温度和第一级蒸汽温度的变化。22继续升负荷至135MW，全面检查，并将检查结果汇报值长。

机组启动过程中的注意事项：

1、监视汽包水位，使水位波动范围控制在正常水位的±100mm范围内。

2、启动期间，饱和温度温升率应控制在以下范围内：

（1）饱和温度上升速度不大于1℃/min；瞬间不大于2℃/min；

（2）汽包上、下壁温差不超过40℃。

3、在升压过程中要随时观察炉水品质，及时调整连排门的开度和升压速度。

4、升压期间，要经常检查锅炉各受热元件的膨胀情况及杆支吊状况。

5、机组并网前，或再热汽流量（用I、II级旁路实现）小于10%额定流量之前，

严格控制炉膛出口烟温<538℃。

6、在启动期间，严格监视过热器和再热器壁温小于报警值。

7、省煤器再循环在锅炉连续上水时一定要关闭，不上水时应开启。

8、监视空预器出口的烟气温度变化，以防二次燃烧。

9、观察燃烧情况，防止燃烧不稳引起的汽温和烟温急剧变化。越是低负荷，燃

烧对汽温的影响越大。

10、注意各自动调节装置的运行情况，当发生故障或调节不良时，应手动调节控

制，并联系热工人员处理。

11、冲转期间及时调整发电机内冷水进水压力，保持0.2～0.3MPa。及时投入水

冷器，调节内冷水温度正常。检查励磁机空冷器运行正常。

12、注意倾听机组声音正常。

13、注意检查凝汽器、除氧器、高低加热器的水位在正常范围内。

14、升负荷时，应监视发电机冷却水温度、铁芯温度、线圈温度、风温正。

15、及时切换除氧器加热汽源。

16、通过临界转速应快速、平稳，越临界转速振动超过0.254mm,保护拒动时应

立即打闸停机，投连续盘车，测大轴挠度，查明原因，消除故障，再次

启动，盘车连续运行应>4小时，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

17、启动中如若主汽温在10min内上升或下降超过50℃，应立即打闸停机。

18、在汽轮机升速期间，汽轮机转速需要保持时，可在DEH操作盘上按下“保

持”按钮。若汽轮机停留在共振转速范围内，应将转速快速降至共

振范围以下再保持。

19、转子偏心度：汽轮机转速在600r/min以下时，应对转子偏心度进行监视，

其数值应,<0. 076mm，当转子偏心达到此数值时，不允许汽轮机冲转。20、振动：转速在600r/min以上时，应对转子振动进行监视。轴振≯0.076mm 可

认为合格。1300r/min以下，瓦振应≯0.03mm为合格，超过0.03mm应

立即打闸停机。过临界时瓦振超过0.1mm（或振动突然增加虽未达到

0.05mm，但有异音）应立即打闸停机。

21、差胀(以冷态差胀是2.52mm为基准):

正常时：+7.12 mm;

正差胀不得大于+15.17mm，达到+15.92mm时,应立即停机；

负差胀不得小于+1.88mm，达到+1.12mm时应立即停机；

在升速过程中，应严密监视差胀，若发现差胀报警时，应进行转速保

持（或功率保持），当达到脱扣值时，脱扣汽轮机。

22、汽缸绝对膨胀：

在启动过程中，应注意监视汽缸的绝对膨胀，并和首次启动时同样情况进行比较防止汽缸膨胀受阻，汽缸膨胀应连续胀出，没有卡住现象，若膨

胀异常需暖机，查明原因并消除。

23、汽缸上、下温差：

当汽缸上、下壁温差不得大于41℃（报警值）；当汽缸上、下壁温差达55℃应立即脱扣停机；检查各有关系统是否正常。

24、轴向位移：

不得大于±0.9mm（报警值），达到±1mm（脱扣值）应立即停机。25、低压缸排汽温度：

不得大于80℃（报警值）,121℃时应立即脱扣汽轮机。

26、轴承金属温度及各轴承回油温度：

（1）各轴承回油温度正常在71℃以下,达到82℃应立即脱扣汽轮机;

（2）冷油器出口油温在38℃～45℃，最高49℃；

（3）各支承轴承金属温度应在90℃以下,当达到113℃时应立即停机；

（4）推力轴承金属温度不应大于99℃（报警值），当达到107℃时应立即机；（5）润滑油压力在0.08～0.15MPa。

27、新机组投产至少保持6个月的全周进汽方式运行。

28、机组冲转前用高、低压旁路调整主、再热蒸汽参数符合启动要求，在机组升

速过程中一般不再进行调整，以防影响转速。机组并列后，交替关小高、

低压旁路，注意减温水跟踪正常。

29、启动过程中严格监视高、低压加热器，除氧器、凝汽器水位。

30、启动过程中，当转子转速低于1200r/min时，轴承振动超过0.03mm应立即

打闸停机。

注意事项：

1、冲转期间，从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，核实蒸汽室内壁温度至少

要等于或高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。

2、II级旁路后汽温≥160℃时，检查II级旁路减温水自动投入，I级旁路后汽温

≥340℃时，检查I级旁路减温水自动投入。

3、转速升至2300r/min时，按“保持”健，2300r/min处暖机30min（只限安装

后第一次启动）

4、锅炉以0.08MPa/min的升压率，主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸汽以

2.19℃/min的升温率,负荷以0.7MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按

照冷态启动曲线进行。

4、负荷在10～100%之间，允许最大背压为18.63Kpa(绝对压力)。主、再热蒸汽

温度升降率最大不超过3℃/min。

5、蒸汽室内深、浅孔热电偶最大温差不应超过83.3℃

6、冷态启动时，第一级室金属温度，与预测并网（5%负荷）时第一级后蒸汽温

度之差≯139℃，最大不超过222℃。

7、冷态启动时，主蒸汽至少有55.5℃过热度，而总的温度不大于427℃，冲转

时主蒸汽温度与再热蒸汽温差不允许大于83.3℃，主蒸汽温度、再热温度的两侧之差均≯13.9℃。

8、机组要做超速试验，应在10%负荷至少稳定运行4小时后，方可减负荷至0，

解列发电机做超速试验。①OPC超速试验，转速升至103%（3090r/min）时，OPC动作，高、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，当转速下降，延时开调节门，维持转速3000r/min。②机械超速试验应进行两次，且两次动作转速不超过18r/min。超速试验后，机组重新“挂闸”升速至3000r/min，尽快升至13．5MW（10%）负荷。③转速在3000r/min以上的时间不超过15分钟。

9、若在汽机挂闸前锅炉需要投粉时，事先要联系热工解除机、炉联锁保护，且

在汽机挂闸后及时恢复。

10、#1机冲转前务必关闭主油泵出口至主油箱的泻压门，待机组3000r/min检

查正常后，视安全油压、润滑油压调整该泄压门，将主油泵出口油压调整到

2.5~2.21MP a左右。

11、锅炉点火后，联系热工解除I、II旁路及III级减温水的闭锁条件。

12、视主蒸汽温度、或在投粉前，联系热工解除过热器减温水的闭锁条件，但负

荷<30%内，减温水量不能增加过快，以防蒸汽带水进入汽轮机。

13、正常运行中，A、B主蒸汽管道疏水电动门和A、B高排逆止门后疏水电动置“手动”，防止厂用电故障中断循环水事故发生时，鼓凝汽器后缸安全阀。