最新 余热发机组冷态启动操作规程
余热发机组冷态启动操作票
随着机组负荷的减少，注意调整除氧器、汽包、凝汽器水位以及均压箱压力；
5
当汽轮机荷小于3.5MW或后缸温度大于80℃后开启后缸喷水，打开全部本体疏水至疏水膨胀箱手动阀.
6
在汽轮机减负荷过程中，当主汽压力上升而温度下降引起过热度下降时应加快降负荷速度，维持主汽压力及过热度在允许范围内；
7
在汽轮机减负荷过程中，当主汽门前温度小于250℃或过热度小于50℃时应立即快速减负荷至发电机解列;
余热发机组冷态启动操作票
年月日编号：
操作开始时间：时分操作结束时间：时分
值班长:监护人：操作人：
序号
操作内容
执行情况
执行
时间
1
起动前,检查油系统:1、油箱油位在-50～50mm，液位计浮筒动作灵活，油系统无漏油现象。2、油箱及冷油器的放油门关闭严密。3、电动油泵进出口阀门开启
2
起动低压油泵，检查润滑油压及轴承油流量，油箱油位正常，投入盘车装置
23
当汽机负荷大于3.5MW，关闭本体上所有对本扩的疏水门，且排汽温度小于80℃时，关闭后缸喷水阀；
24
加满负荷后，对机、炉范围内的系统，设备进行全面检查，将启动情况作好记录
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执行结果有无异常
注：已执行打“√”，未执时间：时分操作结束时间：时分
7
锅炉在升温、升压过程中应注意维持除氧器、AQC、SP炉汽包水位
8
起动高压电动油泵，进行保安装置动作试验：将各保安装置挂闸，，分别开启主汽门，调节汽门，使各保安装置动作，检查主汽门，高邢汽阀是否迅速关闭。检查合格后，将保保安装置重新挂闸，启动阀手轮关到底。检查主汽门是否关严，电调复位。试验完成各设备停机。
2机组冷态启动全过程
在此处键入公式。
汽机部分 1 20:00 启动高压油泵
2. 20:15 做静态下主汽门活动和关闭试验及交、直流油泵低 油压启动试验 3. 21:10 启动 B 凝结水泵，C 给水泵机械密封水。 4．22:00 轴加多级水封筒注水至正常水位 5. 23:13 启动 C 给水泵向锅炉上水 6． 开#1、#2 高加气动逆止门及电动进汽门，开#1、#2 低 加气动逆止门及#1、#2、#3 电动进汽门，高加疏水至除氧器 手动门关闭，高加至低加手动门开启。 7. 23:40 开汽包至轴封供气电动门手动一、二门，暖管至轴 封供气启动调整门手动门后。 8. 3:03 主汽压力 2.1MPa， 主汽温度 221 度， 启动 A 真空泵， 投轴封供气 （压力维持 0.025 MPa、 就地均压箱温度 130 度） ， 维持真空在-40 KPa 至-50 KPa，开主汽母管 4.5 米层疏水至疏 扩疏水门 ，主汽温度以 1℃/min 左右的速度升温。 9. 5:06 挂闸，主汽压力 2.0MPa，主汽温度 289 度 10. 5:07 开主汽门 11. 5:08 汽机冲转（上汽缸 78 度，下汽缸 77 度，胀差 0.16mm，汽机膨胀左值 2.3mm,汽机膨胀右值 2.0mm.） 12. 5:14 转速至 500r/min， 对机组检查正常,机组继续升速。 (上汽缸 80 度，下汽缸 81 度，胀差 0.24mm) 13. 5：26 转速升至 1350 r/min，顶轴油泵于转速 1200r/min 时自动停。 （上汽缸 89 度，下汽缸 96 度，胀差 0.20mm，汽 机膨胀左值 2.3mm,汽机膨胀右值 2.0mm.主汽压力 2.2 MPa、 主汽温度 322 度。 ） 14. 5:53 中速暖机结束（上汽缸 110 度，下汽缸 108 度，胀 差 0.55mm， 汽机膨胀左值 2.4mm,汽机膨胀右值 2.1mm.主汽 压力 2.2 MPa、主汽温度 340 度。 ）设定转速 2300r/min，开 始升速。 15 6：00 升速至 2300 r/min（上汽缸 119 度，下汽缸 121 度， 胀差 0.32mm， 汽机膨胀左值 2.6mm,汽机膨胀右值 2.4mm. 主汽压力 2.2 MPa、主汽温度 349 度。 ）暖机 30 分钟。 16. 6： 30 设定转速 3000r/min， （上汽缸 191 度， 下汽缸 156 度， 胀差 0.73mm， 汽机膨胀左值 3.3mm,汽机膨胀右值 3.2mm. 主汽压力 2.2 MPa、主汽温度 362 度。 ） 17. 6： 35 转速 3000r/min， （上汽缸 200 度， 下汽缸 162 度， 胀差 0.58mm，汽机膨胀左值 3.7mm,汽机膨胀右值 3.9mm. 主汽压力 2.2 MPa、主汽温度 367 度。 ） 18． 6：45 机组并网（上汽缸 220 度，下汽缸 180 度，胀差 0.50mm，汽机膨胀左值 3.5mm,汽机膨胀右值 3.5mm.主汽压 力 2.2 MPa、 主汽温度 364 度。 ） 。 机组自动接带 1.7MW 负荷。 加负荷至 5WM，底负荷暖机。 19. 7：50 机组负荷 5.5WM，上汽缸 327 度，下汽缸 299 度， 胀差 1.7mm， 汽机膨胀左值 5.8mm,汽机膨胀右值 6.2mm.
机组冷态与热态启动。
机组冷态与热态启动。
1.1机组冷态启动1.1.1辅助系统的投运1.1.1.1所有具备送电条件的设备均已送电。
1.1.1.2根据锅炉点火时间至少提前一天联系辅控投运电除尘器绝缘、灰斗加热器和各电场振打装置及除灰系统的辅助设备及系统运行。
通知燃运值班员检查运行燃运系统并向原煤仓上煤。
1.1.1.3厂用补充水系统、工业水系统投入，联系化学，向冷却塔补水至正常水位；除盐水系统投运，凝补水箱充水至正常水位。
1.1.1.4仪用空压机系统投入，维持仪用空气母管压力0.6～0.7MPa。
1.1.1.5启动一台循环水泵，正常后投入联锁。
1.1.1.6开式水泵投运前，开式水用户由工业水供水，当用水量较大时，及时启动一台开式水泵，系统各用户按规定投入运行。
1.1.1.7用除盐水或凝结水输送泵向闭冷水箱补水至正常后，启动一台闭式水泵运行正常，联锁试验正常，投入联锁，并通知化学化验水质合格。
1.1.1.8检查主油箱油质合格，油位正常。
润滑油温＞10℃时，启动主机轴承油泵运行，使轴承油压达到0.083～0.124MPa，检查润滑油管道、法兰和冷油器无泄漏。
主机润滑油系统油泵联锁试验正常，并进行油循环至化学化验油质合格。
1.1.1.9润滑油质合格后，投入发电机密封油系统，油泵联锁试验正常。
1.1.1.10发电机介质置换完毕，投入氢气干燥装置。
检查定冷水水质合格，启动一台定子冷却水泵运行正常，做联锁试验，投入联锁。
冬季水温低时可投入定子水蒸汽加热，维持定子冷却水温高于氢温。
1.1.1.11启动一台顶轴油泵正常后投入汽轮机盘车运行，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，盘车电流正常。
冲转前连续盘车时间保证不少于4h，投运盘车装置之前，润滑油的最低进油温度不得低于21℃。
1.1.1.12联系化学用pH为9.2～9.6的除盐水向凝汽器补水至正常水位，根据水质情况对凝汽器热井进行冲洗，直至热井水质合格（清澈透明）。
1.1.1.13低压管路清洗：凝结水管路充水排空后，启动凝结水泵对凝结水管路及低加系统冲洗，通过#5低加出口电动门前管道排放。
机组冷态启动程序
二十六
锅炉点火及起压后的操作：
1．锅炉使用等离子点火。（若等离子故障短时无法恢复时，可使用燃油点火）
注：锅炉点火后要及时对空预器进行连续吹灰。
2．锅炉起压前升温率＜1℃/min，锅炉起压后升温率＜1.5℃/min。
# 3机组冷态启动程序
操作
步骤
操作内容
操作结果
完成时间
操作值
一
确认机组相关系统检修工作已结束，有关工作票已总结。
二
确认机组各辅助系统已按系统操作卡恢复，功能再鉴定合格。
三
联系仪控解除机跳炉保护。
四
确认辅机及公用系统恢复备用：
1．确认生活水、服务水系统已恢复且运行正常。
2．除灰、除渣系统恢复备用。
3．脱硫系统恢复备用。
2.除氧器出口水铁含量＜200μg/L时，再循环冲洗30分钟左右，冲洗结束。
十五
确认辅汽系统已投入运行。
十六
确认给水系统及电泵、汽泵及其前置泵恢复备用。
十七
确认除氧器水位正常，投入蒸汽加热，加热温度50～80℃，投除氧器加热“自动”，除氧器出水溶氧＜30μg/L后，即对高压给水及锅炉进行冷态冲洗。
十八
十三
凝结水系统水冲洗：
1.投运凝结水系统加氨，控制pH＞9.0。
2.在水冲洗时先进行低加给水旁路的水冲洗，待冲洗水澄清，铁含量＜200μg/L时转为各低压加热器水冲洗，铁含量＜200μg/L时，凝结水系统冲洗结束。
十四
除氧器水冲洗：
1.除氧器出口水铁含量＞500μg/L时,将清洗水排放；当除氧器出口水铁含量＜500μg/L时,冲洗水返回凝汽器,进行循环冲洗。
机组冷态启动操作指导书
机组冷态启动操作指导书1、接值长令，通知本机各岗位人员做好启动前的检查准备工作2、查线路已拆除安措恢复备用，布袋除尘器预涂灰正常3、查转机试转正常，联锁、保护试验正常，无影响启动的检修工作。
4、查机组润滑油、密封油、内冷水系统运行正常（#3、5机投ETS柜上交直流油泵联锁，#4机投泵自动），8—13ata联箱恢复投运，5、发电机气体置换合格后机内氢压提至0.1MPa（12h左右）6、启动EH油泵打循环（油温35—45℃），投入EH油泵联锁，循环水系统开始充水（3h）7、凝汽器补水800mm，启动凝结水泵，向除氧器上水投加热，射水池水位保持1/28、投盘车，发变组、励磁系统测绝缘合格后恢复备用（3h），做电气启动前试验（2h）9、全关汽轮机本体疏水10、捞渣机悬浮池注水正常，水封及渣斗溢水正常，省煤器卸灰器冲灰水正常，下灰管畅通。
启动刮板捞渣机。
安排临炉送粉（2.5米左右），进行炉启动前检查（1h）11、启动循环水泵、给水泵锅炉上水至点火水位（2—4h），停运给水泵，投底部加热12、投炉前燃油循环，按一段暖管倒疏水13、开启布袋除尘器进出口烟气挡板，通知脱硫检查增压风机旁烟道档板在开启，启动引、送风机各一台，投入引、送风机保护，一次风箱压力1200Pa，炉膛负压50~100Pa，对炉膛和一次风管通风吹扫5min，锅炉点火，退底部加热，投炉压、水位保护14、启动射水泵抽真空，汽封暖管，启动高压油泵15、点火后投一级旁路、关闭主汽系统对空排汽。
再热器起压投入二级旁路，关闭再热器对空排汽。
16、主汽压0.3MPa，通知热工冲洗表管；主汽压0.5MPa，定排一次，通知锅炉队热紧螺丝；17、汽包水位有下降趋势时，启动给水泵运行18、高过后烟温250℃以上时，视燃烧情况，少量投粉19、主汽压1.0 MPa关闭主再热器系统疏水电动门，投入连排系统；关闭减温水疏水，打开减温水手动门，根据气温上升情况投入减温水20、主汽温250℃开启电动主汽门，二段暖管，注意缸温变化情况，法兰、夹层暖箱，21、检查发变组保护装置无异常，保护压板投入正确，励磁系统在备用状态22、冲转前15分钟送汽封（维持真空60—70KPa），启轴封风机23、全开本体疏水，冲转前查汽机保护除真空低、发电机内部故障、DEH故障、主汽门关闭保护外其余保护在投入，启顶轴油泵，测挠度一次去掉挠度表24、按值长令主汽压＿＿＿MPa，主汽温＿＿＿℃，再热汽压＿＿＿MPa，再热汽温＿＿＿℃，汽机冲转，25、转速500rpm打闸听音正常，继续升速，投DEH故障保护，投法兰夹层加热，低加随机启动26、转速1400rpm中速暖机，查顶轴油泵已停运27、转速1500rpm、3000 rpm检查发电机碳刷是否跳动、卡涩或接触不良28、转速3000rpm，做喷油压出试验后，停高压油泵，开出口门备用29、推上待并机组甲刀闸，主开关恢复备用30、发电机升压并列，机组并列后全面检查发变组设备，投入锅炉油开关、主汽门保护。
水泥余热发电机组启停机操作规程
水泥余热发电机组启停机操作规程一、启动前准备1.1检查设备：在启动前，操作人员需要检查机组的各个设备和部件是否正常运行，如润滑系统、冷却系统、电控系统等。
1.2检查用电：检查供电设备是否正常工作，确保发电机组能正常供电。
1.3检查燃料：检查燃料储存容器是否有足够的燃料，燃料的质量是否符合要求。
1.4检查环境：检查机组周围的环境是否符合运行要求，如温度、湿度等。
1.5交接班：在启动前，需要进行交接班，将前一班的运行情况进行交接。
二、启动操作2.1启动辅助设备：先启动冷却系统和润滑系统，确保机组的冷却和润滑系统正常运行。
2.2燃烧系统启动：按照设备操作手册的要求，启动燃烧系统，并逐步增加燃料供给，确保燃烧的稳定和可靠。
2.3发电机组启动：按照设备操作手册的要求，启动发电机组，通过调节转速和负荷，使发电机组进入正常发电状态。
2.4检查运行参数：在机组启动后，操作人员需要检查各项运行参数是否正常，如温度、压力、电流等。
2.5试运行：在机组启动后，需要进行试运行，持续一段时间，检查机组运行的稳定性和可靠性。
三、运行状态监控3.1巡视检查：操作人员需要定期巡视机组，观察设备的运行情况，如温度、压力、振动等。
3.2设备监控：操作人员需要通过仪表和监控系统监测发电机组的运行状态，如电流、功率等。
3.3启动报警系统：在机组运行中，如果发现异常情况，及时启动报警系统，采取相应的应急措施。
四、停机操作4.1停机准备：在停机前，需要进行相应的准备工作，如减少负荷、排空压力、关闭燃料供给等。
4.2停机指令：操作人员需要向监控中心发出停机指令，并确保指令的执行。
4.3停机过程：在接到停机指令后，按照要求逐步减少负荷，将机组逐渐停止运行。
4.4检查停机情况：在机组停机后，操作人员需要检查各个设备和系统的运行情况，如温度、压力等。
4.5交接班：在停机后，需要进行交接班，将机组的停机情况和运行问题进行交接，并记录相关信息。
五、安全措施5.1操作人员安全教育：操作人员需要接受相关的安全教育培训，了解机组的运行原理和操作要求。
冷态启动
（16）投入主机暖缸
1 按照暖缸操作票将相关阀门操作至对应位置 2 利用辅助蒸汽至暖缸管路暖管 3 暖管完成后开启暖缸一、二次阀按照要求暖缸 4 暖缸完成后闷缸
（17）投入电除尘一、二电场或者一、三电场
1 确认电除尘相关检修工作结束、工作票终结、安措已恢复。绝缘正常，已送电完成。 2 投入相应电场，电场采用自动跟踪（二次电压、电流调节小一点）方式运行 3 投入相应相应电场的连续振打，投入输灰装置。
冷态启动操作步骤
√ 序号 操 作 内 容
（1）启机前准备
1 机组执行启动操作命令，汇报相关领导及部门，通知各岗位做好准备。 2 全面核查机组检修工作票终结复役情况,检查无机组禁止启动缺陷或工作存在。 3 检查相关试验、主保护连锁投运正常，机组具备启动条件。 4 检查氢气、二氧化碳、煤、燃油、氨气、除盐水、石灰石浆液储备充足 5 相关异动、技术方案、文档、图纸、工器具、操作票准备充分。 确认厂用电系统运行正常，运行方式正确。确认电气直流系统、UPS系统运行、保安电 源运行正常、运行方式正确。 确认主机、小机油系统运行正常，联系化学化验油质合格。确认主机、小机盘车运行正 7 常，已连续投入时间大于4小时。 确认脱硫工艺水投运，脱硫、各区域浆池、浆液箱注水，搅拌器投运。吸收塔注水完成 8 。 6 9 灰斗贴片电加热投运，瓷轴电加热投运，灰斗、灰库气化风投运正常。 10 湿法电除尘电源送上，水箱注水完成。
1 2 3 4 确认冲转前相关试验已完成。 确认汽轮机冲转条件已满足，机组具备冲转条件。 投入汽轮机胀差保护 按“汽轮机复位”按钮，复位汽轮机，检查中压主汽阀开启
升速率100r/min，选择转速设定200r/min，转速到200r/min“关全阀”按钮，摩擦检查 。 6 转速到100r/min以下时投入正暖，目标转速1500r/min，中速暖机。 5 7 中速暖机完成后目标3000r/min后高速暖机 8 冲转过程中关注TSI参数，油温，排气温度，真空等正常。
2024年余热发电系统安全操作规程
2024年余热发电系统安全操作规程第一章总则第一条为了保障余热发电系统的安全运行，确保人身、财产安全，规范操作行为，提高工作效率，根据国家相关法律法规和标准，制定本规程。
第二条本规程适用于2024年余热发电系统的安全操作，包括余热发电设备的操作、检修、维护和紧急处理等工作。
第三条安全操作是余热发电系统正常运行的基础，是防止事故发生的关键。
所有操作人员必须严格遵守本规程的要求，执行安全操作，确保人员安全和设备正常运行。
第四条余热发电系统的操作人员必须具备相关的技术知识和操作技能，持证上岗。
操作人员应熟悉本规程的内容，严格遵守操作规范，提高自身素质，不断提升操作水平。
第二章余热发电设备的操作第五条余热发电设备的操作人员必须戴好安全帽、安全鞋，并穿着符合安全要求的工作服。
操作时，应正确使用个人防护装备，严禁穿拖鞋、高跟鞋等不符合安全要求的服装。
第六条在进行余热发电设备操作前，操作人员必须仔细阅读操作手册、设备说明书等相关资料，了解设备的工作原理、工作流程，掌握设备的操作要领。
第七条操作人员在进行余热发电设备操作前，应检查设备的运行状态和安全防护措施是否完整，并且采取必要的措施，确保设备正常运行和安全操作。
第八条操作人员在进行余热发电设备操作时，应确保设备周围干净整洁，不得有杂物和障碍物。
同时，要确保设备周围的通风良好，防止有害气体积聚和人员中毒。
第九条操作人员在进行余热发电设备操作时，必须按照操作规程的要求，逐步操作，不能急躁或跳过操作步骤。
操作时，要轻操作、慢走，严禁踏踩、摔打等行为，防止设备损坏和人员伤害。
第十条在操作余热发电设备时，操作人员应严格控制设备的温度、压力等各项指标，确保设备在正常工作范围内运行。
一旦发现异常情况，应立即停机，进行紧急处理，并及时上报相关人员。
第三章余热发电设备的检修与维护第十一条余热发电设备的检修和维护工作必须由具备相应资质的人员进行，不得擅自进行操作。
在进行检修和维护前，必须切断设备的电源和燃气供应，确保操作安全。
余热发电系统安全操作规程（3篇）
余热发电系统安全操作规程第一章总则第一条为确保余热发电系统的安全运行，保障人员的人身安全和财产安全，根据国家有关法律法规，结合本企业实际情况，制定本安全操作规程。
第二条本规程适用于本企业余热发电系统的操作人员。
任何人员在操作余热发电系统时必须严格遵守本规程。
第三条余热发电系统操作人员必须经过专门的培训和考试合格后，方可参与操作，并持证上岗。
第四条余热发电系统操作人员在操作时必须佩戴符合国家标准的个人防护用品，并进行定期检查和更换。
第五条操作人员必须严格按照安全操作规程执行操作，并定期进行安全知识培训。
第二章安全管理第六条余热发电系统的安全管理必须根据国家相关法律法规进行，同时应制定本企业的相关安全管理制度。
第七条余热发电系统的操作人员必须定期进行安全培训，提高安全意识，并了解国家相关法律法规。
第八条余热发电系统的操作人员必须按照操作规程进行操作，并进行必要的交接班手续。
第九条余热发电系统的操作人员必须了解并熟悉本企业的应急预案，并在紧急情况下能够迅速有效的采取应对措施。
第十条余热发电系统的操作人员必须按照规定的程序进行巡检和维护工作，并填写相关记录。
第三章操作规程第十一条余热发电系统的操作人员在操作前必须进行设备检查，确保设备正常运行状态。
第十二条余热发电系统的操作人员必须按照规定的操作程序，正确启动和停止设备。
第十三条余热发电系统的操作人员在操作过程中必须始终保持警觉，严防事故的发生。
第十四条余热发电系统的操作人员在发现异常情况时，应立即停止操作，并向上级报告。
第十五条余热发电系统的操作人员在操作过程中必须按照规定的操作参数进行调整，严禁超限运行。
第十六条余热发电系统的操作人员在操作过程中必须按照规定的设备维护计划进行维护工作，并填写相关记录。
第四章紧急处理第十七条余热发电系统的操作人员在发生紧急情况时，必须迅速有效的采取应对措施，并及时向上级报告。
第十八条余热发电系统的操作人员在发生火灾时，必须按照应急预案进行紧急疏散，并及时报警。
余热锅炉冷态起动操票
余热锅炉冷态启动操作票1、锅炉启动准备1.2检查并开关下述阀门：1.2.1检查确认备用给水泵进、出口阀“关”。
1.2.2待用给水泵出口阀“关”，进口阀“全开”，旁通阀“开”。
1.2.3AQC锅炉蒸发器及省煤器出口集箱、空气阀“关”。
1.2.4SP锅炉汽包、蒸发器及过热器出口集箱、空气阀“关”。
1.2.5汽、水管道疏水排净后，全部疏水阀“关”。
1.2.6汽包连续，定期排污阀、集箱排污阀“关”。
1.2.7SP锅炉过热器进口阀“开”。
1.2.8SP锅炉主蒸汽管道的主蒸汽电动隔离阀及其旁通阀“关”。
1.2.9SP锅炉主蒸汽紧急排汽阀“微开”。
1.3检查仪表控制系统。
1.4检查烟道、灰斗无积灰，确认炉壁、烟道检查门、人孔门已关闭。
1.5检查烟道门位置。
1.6锅炉上水：1.6.1检查锅炉汽包水位和蒸发器内是否有水，若汽包水位低于正常水位或无水时，应对汽包进行上水，上水时应有人监视，若发现水击现象，及时和水泵操作联系，并采取有效措施。
1.6.2开给水泵，泵运行稳定后，逐步开大出口阀和给水调节阀。
从窑头省煤器向汽包加水速度应尽量慢，防止管道或汽包有水击产生。
1.6.3检查汽包、集箱上各孔、门的阀门、法兰、堵头是否有漏水现象，当发现漏水时，应停止给水，及时处理。
1.6.4给水泵上水前应该给水进行取样化验。
2、锅炉启动2.1确认锅炉启动准备工作已完成。
2.2启动给水泵，手动设置AQC锅炉省煤器出水压力至1.97Mpa，再设定为自动。
2.3水回路稳定后，打开烟道进、出口风门，汽包开始升温升压。
2.4SP锅炉自动投入振打装置。
2.5汽包内水质工况缓慢升温，升温速度将根据汽包压力要求控制在1℃/min。
2.6汽包压力升到0.2Mpa后冲洗和校对就地电接点水位计。
2.7汽包压力升到0.3~0.4Mpa后进行下列操作：2.7.1进行一次汽包排污，排污阀不可开得太大，排污时应注意水位变化。
2.7.2进行炉水取样化验。
2.7.3检查锅炉本体、管道热膨胀情况及膨胀节是否变形。
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并网后，适当提高发电量1000-2000KW，控制好气包水位（并网前增关或全关SP305阀），逐步增加负荷并调节无功功率，使功率因数运行在0.92~0.94之间，励磁柜置于恒功率因数运行。
21
当AQC压力、温度与中压集汽缸压力接近时，AQC开A103YM并汽。
22
逐步关室外管线、集气缸至速关阀疏水，同时开低压补汽疏水至低压补汽门前，并低压补气。
自动并网
自动并网：QK转换开关置就地位置，DTK(自动同期)置投入位置，STK同期闭锁置TJJ投入位置，选线置于1TK1#机组，观察同步表表针缓慢转动，按下QA自动同期启动按钮，观察增减速、升降压情况，达到频差，压差条件发电机断路器合闸，合闸后恢复DTK为退出位置，解除1TK恢复原状态，（并网后励磁机迅速调到主控，由中控员调整发电量和功率因数）。
1、锅炉工检查人孔、冷风阀、FU、减速机等设备是否正常，并无漏风、缺油。
2、开启拉链机、卸灰给料器、振打并检查运行状态。
3、汽包压力表、水位计指示正确，汽包水位在-200mm—-50mm之间变化。
4、除盐水箱、除氧器水量充足（提前联系井房），水质达标，给水系统正常。
5、过热器出口集箱疏水至中压主蒸汽电动阀前（T101YM）的蒸汽管道疏水全部打开，紧急对空排气一次手动门全开(正常全开位置)。
余热发机组冷态启动操作规
文件编号：
第A版
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审核：
批准：———————
颁布日期：2015年02月日实施日期：2015年02月日
XX水泥有限责任公司
余热发机组冷态启动操作规程
年月日编号：
操作开始时间：时分 操作结束时间：时分
值班长:监护人：操作人：
序号
操作内容
执行情况
执行
时间
1
起动前准备工作：
2
检查油系统：
1、油箱油位（高压油泵运行时）-100—50mm，无漏油现象。
2、油箱及冷油器放油门关闭，油系统阀门状态正确（核对现场与中控油泵联锁）。
3、起动低压油泵，检查润滑油压及轴承油流量，油箱油位正常，投入盘车装置
3
锅炉启动：
1、联系窑中控，渐开SP炉进、出口阀门至全开。SCV305斜阀要慢开（防止增湿塔下FU冒料）、汽包升温率<5℃/min、升压率<0.03MPa/min 。
2、汽包压力升至0.2-0.5Mpa时，对各集箱底部排污一次（开一次门，控制二次门），清洗水位计并与中控核对汽包水位，并进行一次炉水化验。
4
SP中压汽包压力上升缓慢时，关205斜阀至50%（适当开紧急对空排加快暖管速度），压力升至1.0Mpa、温度达270-280℃时启动高压油泵——投盘车——开循环水泵（凝汽器放气、阻垢器放气），水温超25-27℃启动冷却塔风机——启凝结水泵——打开凝汽器降温旁路阀（再循环），关去除氧器进水阀(控制好油温35-45℃)，开除氧器。
5பைடு நூலகம்
联系窑中控、化水做好启动前准备；
6
开射水泵、当主汽管路温度高于饱和蒸汽温度后，投均压箱（轴封暖机30分钟，开启均压箱至凝汽器疏水阀），建立真空大于-55——-60KPa，速关阀前疏水门全开，调整旁路烟风和紧急对控排气电动阀使汽包压力维持在1.4-1.6MPa，适时（进汽轮机主蒸汽压力到1Mpa时）开T101YM主蒸气电动阀，使进汽轮机与集气缸的压力、温度基本相同。
23
投补气：（补气灌加水）当负荷达到5000kw稳定后，开低压补气电动阀，缓开补汽手动阀。注意补汽压力，真空变化情况
24
汽机并网后，关闭本体上所有疏水阀，关减温水阀门。 升负荷过程中及时调整无功出力，同时及时联系窑中控人员开烟气进口阀，及时调整AQC、SP汽包、除氧水箱、凝汽器水位；
25
加满负荷后，对机、炉范围内的系统，设备进行全面检查，将启动情况作好记录
主汽温度℃，主汽压力Mpa, 真空值Kpa，
轴向位移㎜，胀差㎜，盘车电流A，油箱油位mm
10
在DCS中将：将“发电机主保护动作仃机”联锁断开，轴瓦振动保护退出。
11
暖管至速关阀30分钟后，开速关阀、505允许启动、复位、运行、按7回车、输转数600冲30分钟，（转速>15rpm后盘车应自动退出；暖机过程中应注意倾听汽机内部及各轴瓦有无异音，如有应停止启动，注意调整润滑油温度和真空有无变化，勤调轴封和巡检）；
14
（投AQC锅炉开始提温，开2台冷却水塔风机，真空度控制在82-88Kpa）
15
将凝汽器热井补水至400～500㎜投联锁，（切换试开两台凝结水泵）投入备用泵联锁。
检查并网
汽机定速3000r/min，全面检查汽机组运行状态和高、低压柜。(励磁系统启励操作，查励磁电流、电压、发电机机端电压等正常，通过增减励磁调整发电机机端电压与电网电压一至.投入同期装置，当同期表指接近同期指示线的时候合上同期开关)，具体如下栏：
具体步骤
SP炉并网操作：（合盘下所有开关/选“A\B通道”位置，选就地/主控选“就地”，运行/退出开关置“运行”， 选置位投，观察升压至额定电压90%，置位开关退出，(“信号复归”各保护屏按钮，DCS中将“发电机主保护动作停机，振动保护”联锁投入)，按“升磁”按钮将电压升至系统电压一致10500（同期闭锁TJJ投入可查看电压差值）。
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执行结果及有无异常
注：已执行打“√”，未执行打“×”。
手动并网
手动并网：QK转换开关置就地位置，DTK置(自动同期)退出位置，1STK手动同期转换置“精”位置，STK同期闭锁置（手动同期）TJJ投入位置，选线置于1TK1#机组，调整VZK升压/降压至系统电压发电机电压在正负2伏间，一般略高于系统电压，便于并网后发电机功率正向运行，调整ZZK转换开关至频率相同（观察同步表频率一致），表针缓慢转动，观察同步表表针缓慢转动，第二圈快到位置时，提前按下HA手动同期合闸按钮，确认发电机断路器1KK在合闸位置后，解除恢复1#线装置，（并网后励磁机迅速调到主控，由中控员调整发电量和功率因数）。
12
中速暧机后,1000rpm/min.暧机60min，1100—2500 rpm时记录过临界
转速及振动最大值。2500rpm/min.暧机20min，2500—3000转10分钟，渐关轴封送汽，全面检查机组，正常后并网。
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机组转速升至2950rpm以上，查主油泵出口压力正常后，停高压油泵并投入油泵联锁。
7
主蒸汽压力1.4-1.6MPa时、温度260-300℃、油温35-45，油压正常、油位±100mm、汽包水位50～-150、循环水池水位2.5m以上、凝结水压力等全面检查后，通知汽机工做冲转准备。
8
冲转：检查前1小时开的辅助油泵，盘车、真空度。
9
当真空<-55Kpa，具备冲转条件后，记录以下数据：