机组热态启动
机组热态启动
1 热态启动准备
1.1 启动前检查与准备
1.1.1 热态启动前的准备工作按冷态启动规定执行；
1.1.2 冲转前连续盘车的时间不得少于4h，大轴偏心＜0.076mm；
1.1.3 电泵提前做好注水排空气工作，具备随时启动的条件；
1.1.4 根据汽包壁温，将除氧器投加热，使给水温度符合锅炉上水要求；
1.1.5 送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统；
1.1.6 高中压轴封进汽温度应尽量接近高中压转子表面温度，其温差应小于111℃，低压轴封进汽温度应保持在121℃～177℃；
1.1.7 发电机备用不超过48h，且无使发电机绝缘降低的异常情况，开机前可不测发电机绝缘；
1.1.8 大机汽轮机润滑油温不低于43℃，在38～45℃之间，满足其它冷态冲转条件；
1.1.9 点火后环形集箱5%疏水旁路各门开启，用该疏水门配合控制锅炉升温、升压；
1.1.10热态启动时的点火、升温、升压应按照热态启动曲线进行，其操作步骤可参照冷态启动进行；
1.1.11热态启动使用高温压辅助汽联箱汽源，温度达到要求后，向轴封送汽，同时启动真空泵，凝汽器抽真空。
1.2 冲转参数的选择
1.2.1 在DEH上检查第一级金属温度和中压缸第一级静叶持环温度≥204℃，并根据第一级金属温度在附录“机组热态启动曲线”中确定冲转参数；
1.2.2 根据冲转参数在附录中确定升速率、初负荷及初负荷保持时间；
1.2.3 主蒸汽温度至少要高于调节级处内上缸内壁温度 56～111℃；
1.2.4 主汽压力9.8MPa，且过热度＞56℃；
1.2.5 第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差，及热再热汽温与中压进汽持环金属温度之差，控制在±37.8℃之内，应保持金属温度不下降，但任何时候不得高出111℃或低于56℃；
1.2.6 轴封供汽温度应与高压转子温度相匹配，可用主汽供给。
1.3 锅炉点火升压
1.3.1 锅炉点火启动步骤按冷态启动进行；
1.3.2 锅炉点火后，投入空预器连续吹灰，在各部膨胀及壁温允许的情况下，强化燃烧，尽快达到制粉条件；
1.3.3可在投油后投入制粉系统运行，但投运前经值长同意，联系热工解除汽机跳闸保护，并列后投入；
1.3.4 合理利用5%旁路控制升温、升压速率，控制炉膛出口烟温＜540℃；
1.3.5 注意监视各段汽温和管壁温度，必要时投入减温水运行，并密切监视减温器后汽温变化；
1.3.6 主、再热蒸汽管道必须进行充分的疏水；
1.3.7 达到冲转参数后，减少燃料量，关闭5%旁路系统，然后汽轮机冲转。
1.4 汽机冲转、升速、带负荷操作规定
1.4.1 DEH控制器运行准备操作步骤同冷态启动；
1.4.2 根据汽机冲转参数由热态启动曲线决定升速率；
1.4.3 在同步和带低负荷时采用单阀控制方式；
1.4.4 根据“热态启动曲线”所确定的初负荷暖机时间进行暖机，暖机中若主蒸汽参数发生变化，根据汽轮机第一级蒸汽温度变化查图确定初负荷暖机时间；
1.4.5 并网带初负荷期间的其它操作及检查同冷态步骤；
1.4.6 并网后以规定的负荷率或以5MW/min平稳地加负荷，直到与高压缸第一级处内上缸内壁温度相对应负荷值，汽缸温度无明显下降；
1.4.7 增加负荷时应注意汽缸温升、温差、胀差、轴向位移，密切注意机组振动及汽缸膨胀情况；
1.4.8 完成冷态启动带负荷的其它操作和要求。
2 热态启动（不带旁路）
2.1 本方式适用于机组检修后汽轮机处于热态时的启动和机组事故跳闸后的重新启动。2.2 热态启动条件
2.2.1 汽轮机高压第一级金属温度或中压持环金属温度204℃以上，为热态启动。
2.2.2 根据高压第一级金属温度在“热态启动曲线”上确定汽机冲转参数、初负荷（指高压第一级汽温与金属温度不匹配度低于精确匹配线以下所确立的最低负荷）或5％最低负荷保持时间、升速率。注意汽机第一级蒸汽温度与其金属温度的不匹配度须在一56℃~111℃之间。
2.3 启动前的准备参照冷态启动有关章节进行，但应注意以下几点：
2.3.1 热态启动应先向轴封送汽，后抽真空。
2.3.2 热态启动各辅机操作同冷态启动。
2.3.3 检查汽机其它冲转条件符合冷态启动要求。
2.3.4 热态启动汽机升负荷率按定压运行曲线所决定，以汽缸金属温度不冷却为原则，尽快过渡到相应工况点。
2.4 锅炉点火后，投入40％MCR旁路系统，并以4℃／min，0.09Mpa/min的升温、升压率提升汽温、汽压，满足汽机冲转要求。
2.5 汽机采用“OA”方式冲转，升速及发电机并列
2.5.1 冲转参数：主蒸汽压力≥4.62 MPa，主蒸汽温度具有56℃以上的过热度，主蒸汽温大于第一级处金属温度，再热汽温大于中压持环温度。
2.5.2 汽机达到冲转参数后，锅炉适当降低燃烧率，严格控制炉膛出口烟温＜538℃。
2.5.3 逐渐关闭高旁及其减温水阀,当汽机中压主汽门前蒸汽压力为零时，全关低旁及其减温水阀。
2.5.4 在DEH盘上切除旁路系统。
2.5.5 按汽机挂闸操作，将汽机挂闸，确认RV全开。
2.5.6 按“阀限显示”，输入100，检查 IV1~2全开。
2.5.7 按“主汽门控制”，检查 GV1~6；全开。
2.5.8 设定目标转速2950r／min，按所确定的升速率将汽机升速。
2.5.9 当汽机冲转至600r/min时如有异常，可保持进行摩擦检查，。
2.5.10 当转速达 2950r／min时，按“阀切换”，进行 TV／GV切换。
2.5.11 阀切换结束后，将汽机升速到 3000r／min。
2.5.12 在整个切除旁路到汽机冲转过程中，应尽可能缩短启动时间，以防再热器超温。2.5.13 当转速升至3000 r／min时，锅炉应重新调整燃烧率，为并网带初负荷做好准备。
2.5.14 机组冲转前应做好发电机并网前的准备工作。
2.5.15 发电机并网。
2.6 机组带初负荷
2.6.1 对于第一级蒸汽温度高于第一级金属温度的热态启动（正匹配启动），发电机并网带5％初负荷后，根据“热态启动曲线”规定的初负荷暖机时间进行暖机，如果主蒸汽温度发生变化，则根据曲线再次确定暖机时间。
2.6.2热态启动过程中，若第一级蒸汽温度低于“热态启动曲线”中精确的匹配线以下的阴影范围所指出的金属温度（负匹配启动），那么应在10分钟之内将机组升速到额定转速，尽快并网，并带上根据曲线所确定的最低负荷，不需要保持5％初始负荷暖机时间，以防止转子与汽缸的冷却。
2.7 机组升负荷
2.7.1 对于正匹配启动，初负荷暖机结束后，按冷态启动正常升负荷速率，进行升负荷。2.7.2 对于负匹配启动时，发电机并网后，应快速升负荷，直至第一级蒸汽温度超过第一级金属温度15～20℃，然后按冷态启动正常升负荷速率进行升负荷。
2.7.3 升负荷过程中的操作及注意事项见冷态启动。
3 热态启动（带旁路）
3.1 启动前的准备，参照冷态启动前的有关规定执行。
3.1.1热态启动是以冷态启动过程中的某一个阶段作为起点，和冷态启动程序大致相同，但热态启动升温、升压的速度较快，启动时间较短，应根据“热态启动曲线”严格控制。
3.1.2 热态启动时，必须先投轴封，后抽真空。
3.1.3热态启动时，锅炉点火后，应及时投入旁路系统，并按照“热态启动曲线”规定控制升温、升压速率，满足汽轮机冲转要求。如升压速率快而升温速率慢，可适当开大旁路门或增加燃料量，但必须保证再热器管壁不超温。
3.1.4汽轮机冲转前，开启中压主汽门前平衡门，主、再热蒸汽管道疏水充分，汽缸本体疏水在冲转前5min开启。
3.2 热态启动冲转条件
3.2.1主汽压力5.9～7.0MPa ，主汽门前蒸汽温度在420～450℃(根据调节级金属温度)；中压主汽门前蒸汽压力1.0MPa，中压主汽门前蒸汽温度400～435℃；主蒸汽过热度＞56℃。
3.2.2 大轴偏心绝对值小于0.076mm或小于原始值0.02mm。
3.2.3 机组连续盘车时间不少于4h。
3.2.4 背压≯20KPa。
3.2.5 汽缸温差、胀差在规定范围内。
3.3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；轴封蒸汽温度应与邻近汽缸内壁金属温度相适应，最大温差不宜超过100℃。
3.4冲转升速过程中，在非临界转速区域时，升速率应选择在300r/min/min。。定速后经检查正常应尽快并网。
3.5 转子被冲动后，当调节级金属温度在＜400℃时，在转速400rpm时，允许进行摩擦检查后，直接升速至3000rpm；而调节级金属温度在＞400℃时，应直接升速至3000rpm。
3.6 并列后当调节级金属温度在＜400℃以下时，在5%负荷暖机15min后，以3MW/min的负荷率加至180MW，全面检查无问题再以6MW/min的负荷率加至330MW；并列后当调节级金属温度＞400℃时，在5%负荷停留2～3min全面检查无问题后，以5MW/min的负荷率加至180MW，而后以6MW/min的负荷率加至330MW。
3.7 并网及带负荷
3.7.1并网后应尽快加负荷至启动曲线所对应的负荷点,确认第一级蒸汽温度超过第一级金属温度15～20℃,汽轮机下缸温度不再下降,以减少汽缸及转子的冷却,按照正常升负荷速率增加机组负荷。
3.7.2汽包炉压力升高到一定值后，必须进行洗硅操作。按照对应压力下的洗硅曲线，逐步升高锅炉压力，通过排污换水，直至炉水水质合格。
3.7.3热态启动，锅炉应根据锅炉压力、温度情况以及汽轮机所需启动参数、启动时间，调整锅炉燃烧，检查高、低压旁路自动调节及有关疏水阀门动作正常，使汽温满足汽轮机启动要求。
3.7.4 其它操作见冷态启动。
3.8 热态启动注意事项
3.8.1热态启动必须应先送轴封后抽真空。根据缸温决定轴封汽源，原则上控制轴封蒸汽和转子表面的温差小于±110℃，若此温差达到±165℃时，每年不应超过25次。
3.8.2锅炉点火后，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，防止漏汽冲转汽轮机或局部冷却。
3.8.3 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。
3.8.4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41.7℃。升速或加负荷过程中汽缸金属温度不应上升或下降过快，如果胀差负值增加过快，应提高汽温或增加负荷。按热态启动要求尽快加负荷至缸温相对应的负荷值。
3.8.5带上5%的初负荷后，参照“热态启动冲转和负荷建议曲线”决定5%负荷的保持时间及加负荷。继续升负荷过程中应控制调节级金属温升率不大于165℃/h，对照启动曲线确定暖机时间。
3.8.6 特别注意机组振动，发现明显增大，轴振超过0.254mm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。
4 ATC方式启动
4.1 汽机ATC自动控制的目的是保证汽轮机的安全及正确的启动和加负荷，若操作员没有选择ATC方式，ATC程序同样监视所有可应用的极限和防护措施，当操作员选择ATC方式时，其程序同时监视和控制汽轮机，ATC程序可自动完成：
4.1.1 变更转速
4.1.2 改变升速率
4.1.3 产生转速保持
4.1.4 改变负荷变化率
4.1.5 产生负荷保持。
4.1.6 ATC负荷控制时，任何时候操作员均可切至OA方式或手动方式，控制方式转换时将立即产生负荷保持。在手动方式时进入ATC方式应按下列顺序
4.1.6.1 选择OA方式。
4.1.6.2 选择目标负荷。
4.1.6.3 选择ATC方式。
4.2 ATC方式启动
4.2.1 冲转前2小时联系热工投入ATC程序运行。
4.2.2 冲转参数合格后，选择OA方式将汽机挂闸。
4.2.3 选择ATC，汽机进人ATC控制方式。
4.2.4 下列条件之一存在，则ATC控制不能投人：
4.2.4.1重要传感器故障（系指：轴向位移、胀差、轴振、中压静叶持环温度、调节级金属温度及蒸汽温度、中压进汽温度、定子电流、功率以及转速传感器）。
4.2.4.2 汽机已脱扣。
4.2.4.3 中压或高压转子温场计算不合格。
4.2.4.4 阀切换时间大于2分钟。
4.2.4.5 刚并网。
4.2.4.6 并网后目标负荷与设定负荷相等。
4.2.4.7 发生汽机脱扣请求（包括：振动、进水、轴承温度、胀差轴向位移、高缸排汽温度、叶片过热）。
4.2.5 满足下列全部条件，且GV开足，则目标值自动设为600转并自动升速。
4.2.
5.1 胀差正常：l.76－18.22mm 。
4.2.
5.2 汽室内外壁温差＜83．3℃。
4.2.
5.3 真空＞ KPa。（报警值）
4.2.
5.4 偏心度＜0.076mm。
4.2.
5.5 润滑油温21-38℃。
4.2.
5.6 轴承温度＜99℃。
4.2.
5.7 轴向位移正常:0.38－2.16mm。
4.2.
5.8 进水检测温差＜41.7℃。
4.2.
5.9 高中压缸疏水门未关。
4.2.
5.10 温度场计算两小时以上无应力不合格报警。
4.2.
5.11 EH油压正常、油温＞21℃。
4.2.
5.12 轴承油压正常。
4.2.
5.13 冷态启动时，主汽温应＜427℃。
4.2.
5.14 低压缸排汽温度＜79℃。
4.2.
5.15 高压轴封汽温＞121℃，与汽缸壁温差＜111℃。
4.2.
5.16 低压轴封汽温在121-177℃之间。
a—l条为必须条件，m—p条为充分条件,其可以强制超越。
4.3.6 转速升至570转以上进行过热检查，要求主蒸汽过热度大于56℃，满足则设目标转速2040转升速暖机。
4.3.7 下列条件全部满足则暖机结束，然后目标转速置为2950转。
4.3.7.1 中压转子中心孔计算温度＞120＋0.1ll×中压进汽温度
4.3.7.2 中压持环实测温度＞
5.5＋0.383×中压进汽温度。
4.3.8 升速到2950转后，第一级金属温度＞主汽压力下的饱和温度且无振动报警，则进行阀切换同时监视切换时间小于2分钟。
4.3.9 阀切换结束升速至3000转，检查并网条件满足，投入自动同步，进行手动并网，同时ATC切至监视。
4.3.10 ATC负荷控制。并网后机组自动带上5％初负荷，操作员选择目标负荷，投入ATC 方式，负荷自动增加，当负荷设定值等于目标值时,ATC自动切除。
4.3.11 下列条件之一存在，汽机请求脱扣，同时ATC自动切至监视：
4.3.11.1 轴振＞0.254mm。
4.3.11.2 进水检测温差＞56℃。
4.3.11.3 汽轮机支持轴承金属温度＞112℃，汽轮机推力轴承、发电机支持轴承金属温度＞107℃。
4.3.11.4 胀差超限。
4.3.11.5 轴向位移超限。
4.3.11.6 叶片过热时间太长。
4.3.11.7 高排温度＞428℃。
4.3.12 下列条件之一存在，汽机要求保持转速或负荷。
4.3.12.1 进水检测温差＞41.7℃。
4.3.12.2 轴瓦温度＞99℃。
4.3.12.3 差胀＜1.76或＞18.22 mm 。
4.3.12.4 轴向位移＜O.25或＞2.16mm ±0.9mm
4.3.12.5 叶片过热。
4.3.12.6 汽室壁内外温差＞83.3℃。
4.3.12.7 转子应力超限
4.3.12.8 第一级汽温温升率＞167℃/h
4.3.12.9 偏心＞0.076mm 。
4.3.12.10 真空＜KPa。（报警值）排汽压力＞43KPa
4.3.12.11 转速传感器故障。
4.3.12.12高排温度＞406℃。
4.3.12.13 发电机冷却器进出口风温差＞52℃。
4.3.12.14 定转子进水温度＞50℃。
4.3.13 在加负荷过程中，若DEH投遥控，则ATC可以与遥控方式同时投入运行，汽机在REMOTE方式时MWLOOP自动解除。
4.3.14 ATC启动过程中的其它操作及注意事项均同OA方式启动。
4.4 ATC图象说明
4.4.1 TSI和轴承金属温度（TSI AND BEARING METAL TEMPS）——给出轴承振动值、轴向位移、胀差、偏心、轴承金属温度，也显示每个参数的报警值和遮断极限值。
4.4.2控制启动温度（CONTROL START TEMPS）——显示蒸汽室、主汽门、再热汽门、低压排汽、低压汽封蒸汽、高压汽封蒸汽、第一级蒸汽室和金属、中压叶片持环和高、中压排汽温度以及夹层冷却蒸汽温度。
4.4.3 暖机（HEATSOAK）——显示实际的中压进口、叶片持环温度以及计算的转子中心温度，还显示要求的叶片持环和转子中心温度，也显示实际的和要求的叶片持环和中心孔的温度趋势。
4.4.4预启动检查清单（PRESTART CHECKLST）——将拒绝脱离盘车的参数发亮，显示第一级金属温度、中压静叶持环温度，估计冲转时间，预侧第一级蒸汽温度，推荐主汽温度和中压进汽温度。
4.4.5 转子应力（ROTOR STRESS）——这页面提供高压和中压有效的温度趋势，以及为运行人员提供用ATC时，选择高负荷变化率还是正常负荷变化率，每次启动执行正常速率，此外还显示瞬时负荷余量。
4.4.6 主汽门/调门汽阀转换（TV/GV AND IV/TV VALVE TRANSFER）——显示TV和GV位置以及计算的有效蒸汽室温度，这一值与需要的蒸汽室金属温度进行比较并显示趋势。
4.4.7汽机冲转（TURBINE ROLL）——显示轴承振动、差胀、缸胀、轴位移以及叶片共振范围。当转速增加时，在此页面上将出现信息，建议避开每个共振区的安全转速，显示当时转速并用数字和棒状图显示。
4.4.8 进水检测温度（WATER DETECTIN TEMPS）——显示高、中压缸的水检测热电偶温度值。
4.4.9 定、转子冷却水系统（SYATOR/ROTER COIL WATER SYSTEM）——给出定转子水系统的代表图像，该图像提供泵的状态、水箱液位报警和冷却水进出口温度，还显示流量、压力及导电度和滤网差压报警。
4.4.10预同步检查清单（PRESYNCHRONIZATION CHECLIST）——将阻止机组同步的项目发亮以及显示当时的中压进口温度及其限止值。
4.4.11无功能力曲线（REACTIVE CAPABILITY）——显示当时的MW、MVAR、MVA、功率因素、定子电流、累计发电量、所需定子进水压力及实际进水压力，另外还给出关于发电机的其它有关设计参数。
4.4.12 发电机风温（GENERATOR TEMPS）——显示发电机空冷器进出口风温及其温升值
300MW机组冷态启动规程
300MW机组冷态启动规程 山西大学工程学院 2013年1月
机组冷态启动 5.1 机组辅助设备、系统启动及相关检查和试验 5.1.1 公共部分 5.1.1.1 机组启动前，各种控制、保护、信号的电源、气源已送上； 52.1.1.2机组冷态启动前，各电动门、气动门开关动作正常，全部电气、热控联锁试验合格，各种保护的传动试验正常； 5.1.1.3 检查所有转动设备油位正常； 5.1.1.4 各辅助设备静态保护传动试验正常； 5.1.1.5 做6kV开关保护传动试验、发变组及励磁系统开关保护传动试验正常； 5.1.1.6 厂用电快切装置正常； 5.1.1.7 UPS电源切换试验、柴油发电机(静或动)启动试验、空冷段备自投试验正常。 5.1.2 机组辅助设备、系统启动 5.1.2.1 投运辅机循环冷却水系统并检查正常； 5.1.2.2 检查厂用压缩空气压力正常； 5.1.2.3 启动汽轮机主油箱和发电机密封油箱的排烟装置； 5.1.2.4 投入汽机润滑油系统，投入加热系统； 5.1.2.5 投入密封油系统； 5.1.2.6 密封油系统运行正常且联锁试验合格； 5.1.2.7 发电机定子冷却水泵联锁试验合格； 5.1.2.8 发电机充氢； 5.1.2.9 启动顶轴油泵并做联锁试验合格； 5.1.2.10 启动盘车； 5.1.2.11 投入辅助蒸汽系统； 5.1.2.12 开启除盐水至排汽装置补水门，补水至正常水位； 5.1.2.13 凝结水泵电机开关送工作位； 5.1.2.14 启动凝结水泵，投入凝结水系统； 5.1.2.15开启5#低加至除氧器上水门，除氧器开始上水至正常水位； 5.1.2.16 做给水泵联锁试验合格； 5.1.2.17 给水泵电机开关送工作位，按照阀门卡进行锅炉上水系统检查； 5.1.2.18 除氧器水质合格后，投加热； 5.1.2.19 投入引风机轴承冷却风机正常,送风机油站油泵投运正常； 5.1.2.20 做引风机轴承冷却风机、送风机油泵联动试验合格； 5.1.2.21 做高、低旁路联锁试验合格； 5.1.2.22 启动高压抗燃油泵，做高压抗燃油泵联锁试验合格； 5.1.2.23 投入磨煤机润滑油站及高压油泵正常； 5.1.2.24 启动空预器，做空预器动态联锁试验，合格后保持主电机运行； 5.1.2.25 做引、送风机、一次风机、磨煤机等静态保护传动试验，正常后送电； 5.1.2.26 启动燃油泵房燃油泵，燃油系统在炉前循环正常； 5.1.2.27 投入蒸汽吹扫系统； 5.1.2.28 做燃油泵联动试验正常。 5.2 锅炉上水
机组冷态启动的操作步骤及注意事项
机组冷态启动的操作步骤及注意事项 一、启机前准备及注意事项； 1）机组的循环水系统投入（包括给水泵工作冷油器、润滑油冷油器及电机冷却水、发电机冷却水、主油箱冷油器冷却水等）。2)所有电动阀、调门、气动门开、关动作正常。3）机组各个系统联锁保护试验合格。4)机组静态试验合格。5）仪用压缩气源已投入，所有电动阀门已送电且位置正确。6）现场所有检修工作已完毕且工作票已消。7）所有转机动力电源已送。8）所有保护已投入。9）排烟风机、交流油泵、顶轴油泵、盘车启动，（注意监视润滑油压力、顶轴油压力、盘车电流、偏心，控制润滑油温在38至42度，机组盘车时检查机组内部及轴封处无异音）。 二、启机的操作步骤： 1）排气装置补合格的除盐水，检查凝结泵及凝结水系统具备启动投运条件，排气装置水位合适后启动一台凝结泵向除氧器上水待除氧器水位至500mm投入辅联至除氧器加热，注意：排气装置液位控制在1700mm左右，除氧器液位控制在1900mm左右、温度加热至60左右。 2）启动锅炉疏水泵配合锅炉人员将锅炉上水至正常水位后停用锅炉疏水泵。
3)轴封暖管暖至各个分门前面，检查开启管道疏水，注意：均压箱的温升和压力的变化。 4）在锅炉点火后炉膛温度在200C°以上检查三台水环真空泵具备备用条件，启动一台水环真空泵抽真空，注意：检查真空破坏门已关闭，检查所有无压疏水门关闭，稍微开点高低旁。 5）控制抗燃油温在38至50C°之间，检查抗燃油泵及抗燃油系统、给水泵及给水系统、具备启动投运条件。 6）在锅炉点火的过程中配合锅炉根据主再热温度压力升幅调整高低旁的开度，温度高时适当投入减温水，注意：高旁阀后温度不超380 C°，低旁阀后温度不超160 C°、排气温度不超80 C°。7）在锅炉汽包水位降至50mm左右检查启动一台给水泵(启动给水泵严格按操作票执行)，另一台给水泵备用，给水泵运行正常后开出口门交给锅炉人员向锅炉上水。 8）在冲转前1小时送高、中、低压缸轴封供汽，开高、中、低压缸轴封供汽疏水，启动一台轴加风机运行，注意轴封供汽压力温度要合适（机组冷态启动汽轮机调节级后汽缸温度低于150C°，汽封蒸汽母管压力下的温度控制在150至260C°之间，检查轴封漏汽疏水打开）。再检查启动一台凝结泵，检查启动高压启动油泵，检查启动一台抗燃油泵另一台抗燃油泵备用，根据抗燃油温适当投入冷却水，打开门杆漏汽至除氧器手动门。
2机组冷态启动全过程
#2机组冷态启动总结 1.19:10 接值长令，对#2炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、 输灰系统、燃油系统进行全面检查，做好启动前的准备工作。 2.19:11 接值长令，对#2机闭冷水系统、除氧给水系统、凝 结水系统、真空系统、直流水系统、主蒸汽及抽气系统、润滑油系统、DEH控制系统、轴封供气系统进行全面检查，做好启动前的准备工作。 3.19:13 接值长令，对#2发变组、直流、UPS、励磁系统、 发变组保护、发电机空冷器，进行全面检查，做好启动前的准备工作。 4.21:26启动#2炉两台引风机、两台送风机，进行炉膛吹扫 5.21:57 开三台磨煤机，密封风电动门与调节门，启动A 密封风机，开A磨混合风门、冷风门、4个出口门，启动 A、B一次风机。 6.22:12 #2炉投2角大油枪两次失败后，投3角大油枪 7.22:34 因3角燃烧不稳定，火焰发暗，投入四支微油油枪 8.23:26 #2炉升温，前一小时升温速度控制为1/min，每 30 min左右切换一只大油枪，0.3MPa定排一次，使各联 箱受热均匀。 9.1:40 气温238上升速度开始变慢，投两支大油枪运行， 退四支微油油枪，每30 min左右切换两支大油枪（为了使水冷壁所有受热面受热均匀），向空排气一、二次门全开，气压缓慢稳定升至2.2MPa。 10.4:26主汽温度377，压力2.2MPa，#2机电动门前温 度271，因#2机冲转前锅炉主汽温度不超过340，#2炉投四支微油油枪，退一支大油枪，保持一支大油枪运行，主汽温度开始缓慢下降，利用向空排气二次门控制气压在 2.1MPa. 11.5:02 主汽温度降至344，压力2.2MPa，#2机挂闸冲 转，再投一支大油枪，保持两支大油枪运行，退四支微油油枪，利用向空排气二次门保持主汽压力在2.2MPa 12.6:53 主汽温度369度，机侧温度368度，向空排气一、 二次门全部关闭，主汽压力降至 2.0MPa，再投一支大油枪，保持三支大油枪运行，投四支微油油枪，投入微油模式做好启动A磨的准备。 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
机组极热态启动的问题及对策
机组极热态启动操作步骤及要领 机组极热态启动过程是机组跳闸后的快速启动过程，该过程的快慢直接关系到机组寿命和电厂、电网的效益，而在该过程中操作人员操作量特别大，所要监视的参数也特别多，也特别容易由于人为原因影响机组极热态启动时间。为了提高机组启动速度，使机组安全、稳定、快速地达到所需负荷，现将机组极热态启动过程分阶段罗列如下： 一、机组跳闸后到锅炉点火前： 锅炉方面应注意如下几点： 1.立即稳定炉膛负压，防止送引风机跳闸； 2.确认减温水被切断； 3.确认所有油枪、磨组、一次风机停止运行； 4.通知灰控停电除尘，通知启动炉保持辅汽压力； 5.确认风烟系统、锅炉本体无异常； 6.调整锅炉风量到点火位置； 7.等汽包水位正常后立即吹扫，复归MFT； 8.启动一次风机、密封风机； 主值应作如下操作 汽机方面注意： 1.确认汽机跳闸、发电机跳闸、励磁开关断开、厂用电切换正常； 2.确认主机交流启动油泵、润滑油泵自启成功，主机转速至2500rpm确认顶轴油 泵启动，否则手动启动。确认润滑油压正常，汽机惰走正常； 3.小机A、B打闸，开再循环； 4.投除氧器水箱加热； 5.启动电泵尽快为锅炉建立正常水位； 6.确认轴封汽已切至辅汽供，压力正常、真空系统正常； 7.确认所有加热器切除，所有疏放水门开启； 电气方面注意：
1、就地检查电气保护柜，如非电气量报警，应复归发变组保护屏。检查发电机出 口开关分闸良好。 二、锅炉点火到汽机冲转阶段： 锅炉方面主要操作： 1.接值长点火通知，开燃油电磁阀，首先点燃中层或上层油枪以维持汽温，直到 锅炉输出热量达到15%BMCR，通知巡检到炉子上看火； 2.暖磨：由于磨煤机事故跳闸，磨内有部分存煤，处理不好，极易造成事故，所 以操作应有足够的预见性。 暖磨应注意以下几点： a)MFT信号复归后，一方面建立炉前油循环，点油枪，同时尽快将一次风机 投入运行，为磨组的启动做好准备。 b)暖磨时磨出口混合风带粉，注意汽温、汽压的控制，掌握提前量，可适当 放低主汽温度； c)开始暖磨时，先开足冷风门，关闭热风门，开流量控制门时应缓慢，以防 一次风量剧烈扰动； d)确认磨入口温低于磨出口温度，且低于60℃，开启热风挡板，把磨出口温 度提高到60-70℃之间； e)通知巡检到就地检查磨组，做启动前检查； f)暖磨10Min左右，确认该磨煤火检为0，启动磨机。 g)由于磨中仍积存有一定煤，磨启动初期振动相对较大，可视情况投入给煤 机运行，以减小振动。 汽机方面操作： 1.确认汽机TSI仪表、汽机工况、发电机工况等系统无任何异常，符合启动条件； 2.确认汽机相关辅机系统是否正常，真空系统是否正常 3.检查旁路系统是否正常，准备开启旁路系统； 4.投入旁路自动运行并注意低旁减温是否及时投入，检查高旁设定值为12.9Mpa， 低旁设定值为1.1Mpa；
机组冷态启动技术措施
吕四港发电公司 发电部技术措施 【2017】（综）02号 执行技术措施单位：各运行值、外委项目部 主题：机组冷态启动技术措施 编写：李伟林、康强、刘勇、刘志海、郭兆耕、窦小春 审核：张义昌张利军 批准：黄俊峰 发布实施：2017年12月23日 一、冷态启动主要节点控制： I、启机前系统恢复 1、闭冷水系统投入，各辅机冷却水、冷却器导通，闭冷器正常投 运一台一台备用，控制闭冷水压力0.4～0.6Mpa。 2、炉水循环泵清洗、注水。 3、大小机润滑油系统、密封油系统投运，检查主机润滑油压在 0.09～0.15Mpa范围，直流油泵"联锁启动"投入。主机冷油器 出口滤网在有滤芯侧运行，维持油氢差压在84±10Kpa，化验大小机系统油质合格。 4、循环水系统投入，凝汽器注水，二次滤网、电动滤水器投运， 开式水系统设备：闭冷水冷却器，真空泵冷却器、渣水系统，充分注水放空气投运。 5、500m3凝补水箱水位4500mm～6300mm，保持高水位，以满足机
组启动冲洗时储水量。 6、凝结水管道注水结束，凝汽器补水至正常水位（700～850mm）， 启动凝结水系统，打循环进行冲洗。 7、投入轴封加热器水侧及各低加水侧，水位保护投入，投入汽泵 密封水。开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门，进行凝 结水系统冲洗。 8、投入EH油系统，母管压力14.5±0.5MPa，检查系统运行正常 无泄漏，联系热控人员进行大联锁保护传动。 9、联系临机投入辅助蒸汽系统，投用时确保疏水暖管充分，压力 维持0.8MPa、温度大于250℃。 10、投入定冷水系统，通知辅控投入在线加药装置连续运行。定冷 水水质控制PH值8-9，电导0.5-1.5us/cm。 11、密封油投入正常后，发电机通入压缩空气至0.5MPa，发电机气 密性试验24小时，气密性试验合格，发电机泄压至0，通入二 氧化碳置换空气。 12、发电机二氧化碳纯度合格，通入氢气置换二氧化碳，氢气纯度 ＞98%，发电机开始补氢至氢压大于0.3Mpa。 13、如锅炉加药保养，则先将除氧器和锅炉放水。除氧器放水后用 凝补水泵向除氧器补水、冲洗。除氧器冲洗结束，将除氧器水 位补水至正常水位。 14、润滑油、密封油系统油质合格，启动顶轴油泵，由设备部调整 各瓦顶轴高度至合适值，交替启动A、B顶轴油泵各2小时以上,
机组启动操作票
#6机组锅炉冷态滑参数启动操作票前夜班三值天气：晴 编号：集/炉-20100236018
启动期间应加强锅炉汽水品质监督。 9 燃料投入应缓慢进行，防止燃烧波动大引起省煤器前流量低。 10 锅炉升温、升压及机组升负荷过程中，要严密监视锅炉各受热面管壁温情况，防止因升速快而造成管壁超温，有关疏水阀应打开，使过热器、再热器管壁各点金属温度不得超过规定值。 三、点火前的检查、准备工作 1 1检查、确认机组检修工作已全部结束，热机、电气、热工各专业一、二种工作票注销、安全措施全部拆除。 2 2检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。 3 检查、确认厂房照明良好。 4 检查、确认通讯设施良好。 5 检查、确认消防水系统压力正常0.8MPa，联锁正常投入。 6 检查、确认气体消防系统正常投入，烟感报警系统调试完毕。 7 投入辅汽联箱，调整压力至正常值（10～13ata）。 8 记录锅炉各部膨胀原始值。 9 检查、确认机仪用、杂用空气压力均正常。 10 检查、确认机组各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。 11 检查、确认机组OVATION控制系统工作正常。 12 检查、确认锅炉所有辅机联锁保护试验正常并投入。 13 检查、确认锅炉各保护试验全部合格并投入。 14 检查、确认MFT、OFT试验合格并投入。 15 检查、确认锅炉大联锁试验合格并投入。 16 检查、确认机炉电大联锁试验合格并投入。 17 检查、确认各辅机分部试运正常，并送动力电备用。
18 检查、确认各辅机油箱油位正常，油质合格。 19 检查锅炉安全门整定合格并投入。 20 声光报警系统试验良好。 21 检查、确认机、炉侧所有风门、挡板、气动门电源、气源已送并将选择开关置“远操”位置；电动门已送电,选择开关置“远控”位置。 22 所有独立小程控投入正常。 23 所有表计投入。 24 记录锅炉炉前油系统进、回油表码。 25 检查闭式水系统投入正常。 26 执行炉前油系统恢复操作票，各层油枪、点火枪可靠备用，油库供油正常。 27 检查等离子系统投备 28 原煤仓煤位合适。 29 检查确认锅炉水压试验合格。 30 执行锅炉冷态上水操作票。 31 联系化学化验水质，进行冷态开式冲洗。 32 投入除氧器加热，提高炉水水温。 33 执行除渣系统投运操作票。 34 执行空预器启动操作票，启动两台空预器运行。 35 启动一侧风烟系统，调节负压正常。 36 启动另一侧风烟系统，调节负压正常，总风量正常。 37 启动一台火检风机，另一台投备用。 38 当环境温度＜10℃时，投入暖风器。 39 投入炉膛烟温探针，投入工业电视。 40 做燃油泄漏试验（根据情况）。 41 吹扫炉膛。 42 开来、回油跳闸阀，复位MFT、OFT。
汽轮机冷态启动及操作
汽轮机冷态启动及操作 一、冲转条件 1、自动主汽门前主蒸汽压力1.0Mpa以上，主蒸汽汽温有50℃以上过热度（主蒸汽温度达到270℃以上）； 2、真空―0.061Mpa~―0.065 Mpa； 3、各轴承回油正常，润滑油压0.08Mpa以上。冷油器出口油温不低于25℃，建立正常的油膜，否则应利用真空滤油机进行加热（加热时冷油器水侧出口门必须开启，防止冷油器水侧压力过高，铜管破裂或胀口松动，导致油侧进水）；冷油器出口油温不高于40℃，否则应投入冷油器。 4、调节级上、下缸温温差小于50℃； 5、盘车装置和其它辅助设备运行正常，机组内部无异常声音。 6、DEH柜轴向位移保护、DCS画面润滑油压低保护、DCS画面推力瓦温超高保护、轴承回油温度超高保护、轴承温度超高保护等已投入。 7、发电机保护测控柜上“热工保护、励磁系统故障保护、主汽门限位、跳发电机出口、跳灭磁开关、关主汽门”硬压板全部退出。 二、冲转步骤 1、联系锅炉及有关人员准备冲转。升速与暖机过程中，应尽量稳定进汽参数，有利于胀差值的减小。 2、冲转前15分钟开启汽轮机本体疏水、汽封导管、三通疏水。 3、磁力断路油门复位（汽轮机机头处电磁铁的销子向外拉一拉即可），DEH柜及汽机复位，合上危机遮断器。 4、缓慢开启自动主汽门至40%，此时调节汽门关闭，转子不得有冲动或升速现象。按505电调节器“Reset”键复位，按505电调节器面板上的“Run”键，505电调节器转速设定值自动设为暖机最低转速700r/min（可按“Speed”进行查看），此时调节汽门逐渐打开直至全开；当实际转速达到700 r/min时，调节汽门回缩到某一稳定位置，505电调节器控制汽轮机的转速（此时应注意调节汽门及油动机的实际行程）。或者按505电调节器“Reset”键复位，按505电调节器面板上的“Run”键，而后按“Speed”键找到“Speed Setpt”项，按“Enter”键，输入设定转速值“700”（如果输入错误，可按“Clear”键进行清除），而后再次按“Enter”键，最低暖机速度点设定完毕，汽轮机将逐渐升速直至设定转速。按“Speed”
电厂机组启停操作
王曲电厂机组启停操作 1、机组启动通则 2、机组冷态启动 3、机组温态与热态启动 4、机组停运 第一机组启动通则 1、新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。 2.、机组在下列情况下禁止启动或并网 -机组主保护有任一项不正常。 -机组主要参数失去监视。 -机组主保护联锁试验不合格。 -主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。 -机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。 -高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。 -任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。 -汽轮机转子偏心度≥110%。 -汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。 -汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。 -汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。 -高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。 -锅炉水压试验不合格。 -汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。 -仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。 -电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。 -机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。 -锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。 3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动 -执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。 -机电炉大联锁试验。 -MFT跳闸联锁试验。 -OFT跳闸联锁试验. -主、辅设备保护、联锁试验。 -吹灰系统程序试验。 -油枪投退程序试验。 -水压试验（受热面检修后或大修后）。 -凝汽器检漏试验。 -发电机气密性试验（大修后）。 -汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验 -汽轮机低油压试验 -调节系统的静态试验。
机组热态启动时汽机胀差的变化与控制
机组热态启动时汽机胀差的变化与控制 现在一期#1、2机组频繁的启动对运行人员是一个极大的挑战，对运行人员实际操作技能与理论水平也是一种严峻的考验。220MW机组热态启动时决定机组顺利启动的主要因素是汽机的胀差问题。热态启动操作繁多，影响汽机胀差的因素也多，控制不好将延长机组的启动时间，增加机组的启动用油，影响机组的安全与经济性。 机组热态启动有它一定的特殊性，机组热态启动之所以要求先送轴封汽源，后抽真空，主要是防止冷空气进入汽缸冷却转子和汽缸，从而造成汽缸上下温差增大，严重时径向间隙消失造成动静摩擦；胀差向负值方向变化。我们知道机组启动过程中影响汽机胀差的因素主要是汽温的变化，一般要求汽温至少有50℃以上的过热度，在热态时要求汽温高于汽机汽缸最高金属温度60—100℃（汽缸内上壁缸温），在实际操作中我们一般控制至少有80--100℃以上的过热度。因此我们要求锅炉点火后锅炉尽快的升温升压，汽机尽量开大旁路保证再热汽温和主汽温匹配。 由于热态启动时主汽压力一般都较冷态启动时压力高，在相同工况下，调节汽门的开度相对比冷态启动时的开度小，虽然是节流等焓过程，但节流后汽温必然会降低，这很容易造成汽机启动初期，汽缸和转子可能受到不同程度的冷却，由于转子的冷却速度较快，因此有可能出现胀差向负值方向变化，因此在热态启动过程中一定要避免主再热汽温下降现象的出现，因为如果这时候汽温持续下降或下降过快，很有可能导致转子冷却速度加剧，胀差很难控制的局面。 热态启动不同于冷态启动，由于汽机缸温较高，因此热态启动冲转、定速后尽快地安排进行电气并网，并接带负荷，使汽温和缸温相匹配，否则将可能会导致转子进一步冷却收缩，致使高、中胀差负值过大，延长启动时间。 下面谈谈2007-05-22-0--8点#2机组热态启动控制高压胀差采取的所采取的具体措施： 1、锅炉严格按照冷态滑参数启动曲线进行升温、升压，严格控制升温、升压速度。确保汽温、汽压变化平稳均匀，无大幅度的波动，有力的保障了机组安全启动。见图1：汽温汽压趋势图 图1：
机组冷态启动轴封带水事故
机组冷态启动轴封带水事故 概况介绍 某电厂600MW机组在春节停运后的冷态启动中，启动初期由于轴封电加热器不能够投运，轴封供汽由辅助蒸汽汽源直接供给，由于辅助蒸汽投运时疏水不畅，导致轴封供汽温度低至103℃，一直持续到机组负荷450MW。 9.2 事故经过 1999年2月26日，#2机组进行冷态启动前的准备工作，辅助设备及系统逐步投入运行。27日白班投运辅助蒸汽系统，中班在执行投入主机轴封供汽操作卡过程中，发现轴封电加热器不能投运（17组电加热丝已经全部坏掉），检修处理无效。当时锅炉已点火，考虑的设备和系统运行的安全性，必须投入主机抽真空系统，因此被迫在辅助蒸汽不经过轴封电加热器加热的情况下直接供向轴封，加上低压轴封供汽减温水调节阀工作不正常，致使主机低压轴封供汽温度跌至103℃，后来虽然隔离了减温水，但是仍然不能够使轴封供汽温度回升。2月28日8点10分，轴封供汽切换至#1机组冷段再热汽供给，但情况却无明显好转，甚至负荷达到450MW后，轴封供汽温度低还在一直报警，高、低压段轴封供汽温度分别为180℃和104℃。经过隔离减温水，提高轴封供汽压力，强开卸荷阀至50%等措施后，轴封供汽温度虽然有上升迹象，但是减温水一投入轴封供汽温度就会立即下跌，而且在104℃附近持续4个多小时才开始回升。在此情况之下，运行人员将冷段供轴封供汽调节阀的手动旁路开启适当的开度，进行认为调压至105mbar(原90mbar)，各温度开始回升，高压段轴封供汽温度升高到298℃，低压轴封供汽温度升至150℃（全开减温水隔离阀），但稳定一段时间之后，轴封供汽温度又出现快速下跌现象，实际上轴封供汽仍处于非正常的运行方式下。直至3月2日14时，机组负荷达到458MW，轴封供汽母管中积水完全蒸发、疏尽后，开启低压缸轴封减温水手动隔离阀，关闭冷再至轴封调节阀的旁路阀，轴封卸荷阀投入自动，轴封母管温度303℃，低压轴封蒸汽温度160℃，轴封供汽系统恢复正常运行方式。 9.3 原因分析 9.3.1 辅助蒸汽系统投入时疏水不畅，导致辅助蒸汽系统的大量积水进入轴封供汽系统。9.3.2 轴封供汽系统17组电加热丝全部烧坏，不能够正常投运。在正常情况下，辅助蒸汽过热度比较低，由于辅助蒸汽没有经过加热直接供到轴封在流动过程中，经过散热又会产生大量的凝结水。 9.3.3 辅助蒸汽系统疏水设计不合理。冷段至辅助蒸汽母管供汽管段、冷段至辅助蒸汽旁路供汽管段、冷段至轴封供汽系统供汽管段、辅助蒸汽母管管段等不同压力等级的疏水全都接在同一根疏水母管上，引起相对压力较低的辅助蒸汽母管疏水不畅。 9.3.4 锅炉点火升温几小时后才投主机轴封供汽抽真空，导致蒸汽管道暖管疏水不及时。9.3.5 低压轴封减温水调节阀工作不正常，甚至在低压轴封供汽温度低到105℃时还没有完全关闭。 9.4 教训及措施 9.4.1 在机组冷态启动过程中，应该先投入轴封供汽、抽真空，然后锅炉在点火，以充分疏尽管道中的积水。 9.4.2 加强对系统设备的检查维护，确保轴封电加热器能够经常保持良好的备用状态，轴封供汽减温水调整门能够正常动作，精确调节。 9.4.3 对疏水系统进行改造，将不同压力等级的疏水分开后再分别连接到凝汽器进行回收，确保个管道内疏水畅通。 9.4.4 汽轮机启动过程中，轴封供汽参数必须符合规程规定要求，不得超出允许变化范围。 9.4.5发现减温水自动调节失灵时，要及时联系检修人员进行处理。如果轴封供汽温度超出 许可变化范围，要解除自动进行手动调节到正常值
机组冷态启动操作票
机组冷态启动操作票一、锅炉点火前的准备：
二、锅炉点火
三、汽机冲转
四、机组并列、带负荷
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。 2、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） 3、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。
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。启动凝结水泵后及时通知化学投入凝结水加药、取样系统。 1.1.1.14凝泵出口Fe＞1000μg/L走精处理系统旁路，Fe≤1000μg/L时投入凝结水精处理前置过滤器，当凝结水Fe≤500μg/L时投入精处理装置，向除氧器上水冲洗，除氧器上水至1500mm，并远方就地校对水位计。除氧器出水Fe＜500μg/L，回收进凝汽器。 1.1.1.15投入辅助蒸汽系统（第一台机组启动应提前投入启动锅炉，向辅助蒸汽联箱供汽），投除氧器加热，手动调节进汽门以≯1.5℃/min的速度加热至锅炉要求的上水温度（20～70℃），防止除氧器振动。之后维持除氧器正常水位和锅炉要求的上水温度。 1.1.1.16根据机组的启动时间及季节情况，投运各辅机润滑油系统运行。 1.1.1.17向锅炉炉水循环泵电机注水。开启锅炉炉水循环泵注水一次门，对注水管路进行大流量冲洗，联系化学人员取样分析，直至水质合格。然后向锅炉再循环泵电机腔室和高压冷却器注水，直至锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门后有水连续流出，保持10分钟以上，出水清澈并且水质化验合格，关闭锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门。 1.1.1.18全面检查汽动给水泵系统，其油系统已运行正常，对汽泵及给水管路注水排空（锅炉为冷态时可用凝结水输送泵向给水系统注水及向锅炉上水），给水水质不合格时，应先冲洗合格再切至高加水侧。 1.1.1.19检查汽泵轴封系统、抽汽系统、疏水系统、汽泵本体、给水管路的相关阀门符合启动前要求。 1.1.1.20启动一台EH油泵和一台EH循环泵运行，维持EH油油温35～45℃，并做联动试验，投入备用泵联锁 1.1.1.21除氧器出水Fe＜200μg/L，低压系统冷态冲洗结束，进入高压系统冷态冲洗。 1.1.2锅炉上水 1.1. 2.1在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次。
汽轮机冷态启动操作
汽轮机冷态启动操作 1.暖管 （1）稍开电动主汽门旁路门，使管道内压力维持在0.25Mpa左右，加热管道升温速度5-10℃/min. （2）管内壁温度达130℃-140℃，以0.25Mpa/min速度提升管内压力至额定压力，全开电动主气门。暖管20-30分钟。开始暖管时，疏水门尽量开大，随着管壁温度和管内压力的升高,并检查管路膨胀及支架状况。 （3）同时打开补汽旁路及补汽疏水阀门进行补汽管道暖管。 （4）打开均压箱新蒸汽进口阀门与疏水阀进行暖管。 2.启动辅助油泵，启动盘车装置 （1）启动低压油泵检查润滑油压力及轴承回油量，油路严密性，油箱油位。 （2）启动盘车顶轴油泵，检查油压及回油状况。【顶轴油压10.0Mpa】（3）各联锁指示灯亮后可启动盘车装置 （4）启动高压油泵，停止低压油泵 3.保安装置动作试验（静态试验） （1）将自动主汽门关到底 （2）挂上危急保安器，投入轴向位移遮断器及磁力断路油门。（3）在电调装置开启启动阀 （4）开启主汽门到1/3行程后，分别使各保安装置动作，检查主汽
门，补汽门，调速汽门是否迅速关闭。． （5）检查合格后，将各保安装置重新挂阀，接通高压油泵 （6）检查主汽门及补汽门是否关严。 4.启动循环水泵，向凝汽器通冷却水 （1）全开凝汽器循环水出口门，排气门，稍开进口门。 （2）启动循环水泵，待水侧排气门冒水时关闭排气门，全开进水门5.启动凝结水泵，开启出口门，用在循环门保持热井水位。轮流开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行。 （1）向凝汽器侧补充软化水到热井水位3/4处。 （2）开启凝结水泵进口阀门 （3）开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门。 （4）检查水泵是否充满水，开启水泵盘根水旋塞，启动凝结水泵，缓慢开启水泵出口阀门。 6.启动射水泵，先开启射水抽气器进口水门，再开启空气门。 7.开启轴封进气门，使前后轴封冒气管有少量蒸汽冒出,开启轴封风机。 8.冲转。 一．机组冲转应具备的条件 （1）机组各轴承回油正常，冷油器出口油温35-40℃之间，调节油压≧0.85Mpa，润滑油压0.08-0.12Mpa （2）主蒸汽温度达320℃以上，蒸汽压力在1.8Mpa以上真空度负0.05MPa-负0.08MPa之间
机组温、热态启动
机组温、热态启动 启动前准备 3．1．1确认工业水系统在运行。 3．1．2确认压缩空气系统在运行。 3．1．3启动循环水系统。 3．1．4确认汽轮机润滑油系统运行正常。 3．1．5确认辅汽系统运行，除氧器投加热及给水泵暖泵正常。 3．1．6确认机组控制系统正常。 3．1．7确认各冷却水正常。 3．1．8启动凝结水系统。 3．1．9确认发电机定、转子冷却水系统运行，发电机、励磁机空冷系统运行正常。 3．1．10锅炉上水，若锅炉此时也为热态，则锅炉上水至点火水位可在点火前半小时进行。 3．1．11投汽轮机盘车。 3．1．12启动燃油系统。 3．1．13启动空气预热器。 3．1．14启动引、送风机。 3．1．15启动火检冷却风机。 3．1．16启动调速油泵。 3．1．17汽轮机投轴封。 3．1．18汽轮机抽真空。 3．1．19根据粉仓粉位，联系临炉借粉。 3．2锅炉点火升压。 3．2．1投汽轮机旁路。 3．2．1．1全开低压旁路阀； 3．2．1．2根据要求开启高压旁路阀。 3．2．2锅炉的启动步骤按冷态启动进行，升温升压按锅炉热态启动要求进行。
3．2．3热态启动，点火后应提高汽温，为满足冲转要求，应适当增加油量和尽快启动制粉系统投粉，但必须解除锅炉MFT中“汽机跳闸”条件，同时注意炉膛出口烟温<538℃，达到冲转参数后，要根据需要，可停粉层然后冲转汽轮机。 3．2．4在冲转期间，应维持汽温、汽压尽量平衡，发电机并网后，投入煤粉燃烧器。 3．2．5在升负荷期间，要控制好增煤、增风和升负荷的速率，防止主汽温过高而再热汽温过低，并要按规定控制好不同负荷时的主汽压。 3．2．6升负荷期间的重大操作，应在汽温、汽压、负荷、汽包水位、除氧器水位稳定后进行，操作时的参数应符合规定。 2．3汽轮机冲转升速 3．3．1汽轮机冲转前的准备 3．3．1．1冲转前连续盘车时间4小时以上，大轴偏心小于0.076mm。3．3．1．2给水泵做好充水暖泵工作，将除氧器水温加热到所需温度。3．3．1．3送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统，调整轴封蒸汽温度正常。 3．3．1．4根据情况切除汽轮机旁路。 3．3．1．5 DEH盘面检查（步骤见冷态启动）。 3．3．2冲转参数 （1）在DEH—CRT或DCS—CRT上检查汽轮机第一级（高压静持环）温度，并根据第一级金属温度在附图“启动冲转曲线”或“金属温度对应的主 蒸汽温度建议（热态启动）”中确定汽轮机冲转参数。注意汽轮机第一 级处蒸汽温度与金属温度的不匹配温度在-55～111℃范围内。根据冲转 参数，由附图确定初负荷及初负荷保持时间、升速率。 （2）满足冷态启动的其它条件。 3．3．3汽轮机冲转升速 3．3．3．1“操作员自动”方式 （1）DEH操作盘检查及挂闸操作同冷态启动； （2）设定目标转速600r/min，根据热态启动曲线确定升速率；
11汽轮机热态启动及注意事项
汽轮机热态启动及注意事项 一、机组启动概述 机组在启动或是停止过程中，锅炉和汽轮机设备的温度都要经历大幅度变化，因此，机组的启动过程实质上一个对设备部件的加热升温过程。由于传热条件不同，汽轮机的各部件本身沿金属壁厚方向会产生明显的温差，温差导致膨胀不均，从而产生热应力，当热应力超过允许的极限时，还会使部件产生裂纹乃至损坏。 汽轮机的启动速度就是金属部件加热膨胀的速度，合理的启动过程应该是要使汽轮机各部分金属温差，转子和汽缸的相对膨胀差都在允许范围内。减少金属的热应力和热变形，以保证机组安全可靠运行，而且还要求启动时间最短，以提高经济性。 通常限制汽轮机启动速度的主要因素有： 1、汽轮机零部件的热应力和热疲劳。 2、转子及汽缸的膨胀及胀差。 3、汽轮机主要部件的热变形，机组的振动值。 机组启动过程是一个加热过程，不允许汽缸在启动时受到冷却，避免转子产生相对收缩。热态启动的特点： 1、启动前机组金属温度较高。 2、进汽冲转参数要求高。 3、启动时间短。 二、机组启动状态分类 汽轮机启动以高压缸调节级（第一级金属热电偶温度）和中压叶
片持环（中压隔板套金属热电偶温度）金属温度来划分机组的冷热态。 1、冷态启动：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度低于150℃时的启动。 2、热态启动：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度高于150℃时的启动。 其中按照高压缸调节级和中压叶片持环金属温度的不同，热态启动又可分为温态、热态、极热态三种启动方式。 (1) 温态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度150—300℃时的启动。 (2) 热态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度300—400℃时的启动。 (3) 极热态：高压调节级或中压叶片持环金属温度的初始温度高于400℃时的启动。 正常情况下，热态启动从冲转到带满负荷的时间如下（注：此启动时间为厂家给出的理想启动时间。因本机组为两炉一机的配置，机组带至满负荷的实际时间应参照锅炉的启动曲线） (1) 温态：120分钟；(2) 热态：70分钟；(3) 极热态：40分钟。 三、机组禁止启动的条件 1、机组跳闸保护试验有任一项不正常。 2、机组任一主要监控参数失去监视，如机组负荷、转速、轴向位移、差胀、转子偏心度、振动、膨胀、主再热蒸汽压力及温度、真空、各轴承金属温度、氢气纯度、油/氢差压、汽缸的主要金属温度、
机组冷态启动节点控制
机组冷态启动节点控制 4、锅炉重点检查项目： 4.1、锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭，保温完整。 4.2、锅炉本体各处膨胀指示器已投入，且指示正常。 4.3、除灰、除尘、吹灰装置备用良好，具备投入条件。 4.4、炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确，密封及冷却空气系统正常投入。 4.5、检查机组蒸汽、给水、减温水、疏水等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态。 4.6、检查制粉系统设备正常，原煤斗上一定的煤量，根据油温投入磨煤机液压油系统电加热，待油温合格后，投入油泵。根据油温启动润滑油泵，并投入电加热升温至油温合格。 4.7、点火前燃油系统建立油循环，进行微油点火枪投运前的检查、试验，各阀门状态正确。 4.8、检查微油/等离子点火系统正常，微油及等离子点火系统具备点火条件。 4,9、检查脱硫、脱硝系统具备启动条件。 5、汽机重点检查项目： 5.1、各油箱油位正常，油质合格，各转动设备轴承油位正常，油质合格。 5.2、汽轮机启动前必须核对汽轮机保护投入情况。 5.3、汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。 5.4、汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。 5.5、主油箱事故放油门关闭。 5.6、低压缸安全膜完好。 6、发电机重点检查项目： 6.1、检查发电机、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，遮栏及标示牌均已恢复，并有检修人员附有设备可以投运的书面交待。
6.2 检查发电机、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物，无积水，无漏油、漏气现象。 6.3 检查发电机一、二次回路接线正确牢固，无松动、脱落现象，电流互感器二次端子箱已可靠封闭。 6.4 检查发电机外壳、封闭母线外壳、发电机出口电压互感器柜、励磁变压器柜、主变外壳、高厂变外壳、中性点接地变压器柜都已可靠接地，接地线完整、无破损、紧固，清洁干燥。 6.5检查发电机大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。 6.6检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。 6.7检查发电机液位开关已投入，液位开关视窗内无油水，液位开关无报警信号。 6.8检查发电机出线罩通风机投运，风机运行正常。 6.9检查封闭母线微正压装置投入运行，维持封闭母线内压力0.3~1.5kPa。 6.10检查发变组保护装置、同期装置、厂用电切换装置、电能计量装置、故障录波器、发电机接口柜接线牢固，柜内外清洁无杂物，各装置无报警、跳闸信号，各保护按规定投入。 6.11检查发电机出口断路器、发电机出口隔离开关在分闸状态，发电机出口隔离开关发电机侧接地刀闸在分闸状态，发电机出口断路器操作机构储能正常，SF6气压合格，压力不小于0.85MPa。 6.12检查发电机出口避雷器柜三相短路接地线已全部拆除。 6.13检查发电机出口电压互感器高压熔断器完好并给好，发电机出口电压互感器一、二次回路连接牢固，二次插头给好，二次小开关合好，柜门关闭严密。 6.14检查发电机中性点接地变压器引线接线牢固，柜内外清洁无杂物，中性点刀闸确已合好并用销钉锁定。 6.15检查发电机局部放电监测仪投运，无异常报警。
机组热态启动
机组热态启动 1 热态启动准备 1.1 启动前检查与准备 1.1.1 热态启动前的准备工作按冷态启动规定执行； 1.1.2 冲转前连续盘车的时间不得少于4h，大轴偏心＜0.076mm； 1.1.3 电泵提前做好注水排空气工作，具备随时启动的条件； 1.1.4 根据汽包壁温，将除氧器投加热，使给水温度符合锅炉上水要求； 1.1.5 送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统； 1.1.6 高中压轴封进汽温度应尽量接近高中压转子表面温度，其温差应小于111℃，低压轴封进汽温度应保持在121℃～177℃； 1.1.7 发电机备用不超过48h，且无使发电机绝缘降低的异常情况，开机前可不测发电机绝缘； 1.1.8 大机汽轮机润滑油温不低于43℃，在38～45℃之间，满足其它冷态冲转条件； 1.1.9 点火后环形集箱5%疏水旁路各门开启，用该疏水门配合控制锅炉升温、升压； 1.1.10热态启动时的点火、升温、升压应按照热态启动曲线进行，其操作步骤可参照冷态启动进行； 1.1.11热态启动使用高温压辅助汽联箱汽源，温度达到要求后，向轴封送汽，同时启动真空泵，凝汽器抽真空。 1.2 冲转参数的选择 1.2.1 在DEH上检查第一级金属温度和中压缸第一级静叶持环温度≥204℃，并根据第一级金属温度在附录“机组热态启动曲线”中确定冲转参数； 1.2.2 根据冲转参数在附录中确定升速率、初负荷及初负荷保持时间； 1.2.3 主蒸汽温度至少要高于调节级处内上缸内壁温度 56～111℃； 1.2.4 主汽压力9.8MPa，且过热度＞56℃； 1.2.5 第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差，及热再热汽温与中压进汽持环金属温度之差，控制在±37.8℃之内，应保持金属温度不下降，但任何时候不得高出111℃或低于56℃； 1.2.6 轴封供汽温度应与高压转子温度相匹配，可用主汽供给。 1.3 锅炉点火升压 1.3.1 锅炉点火启动步骤按冷态启动进行； 1.3.2 锅炉点火后，投入空预器连续吹灰，在各部膨胀及壁温允许的情况下，强化燃烧，尽快达到制粉条件； 1.3.3可在投油后投入制粉系统运行，但投运前经值长同意，联系热工解除汽机跳闸保护，并列后投入； 1.3.4 合理利用5%旁路控制升温、升压速率，控制炉膛出口烟温＜540℃； 1.3.5 注意监视各段汽温和管壁温度，必要时投入减温水运行，并密切监视减温器后汽温变化； 1.3.6 主、再热蒸汽管道必须进行充分的疏水； 1.3.7 达到冲转参数后，减少燃料量，关闭5%旁路系统，然后汽轮机冲转。 1.4 汽机冲转、升速、带负荷操作规定 1.4.1 DEH控制器运行准备操作步骤同冷态启动； 1.4.2 根据汽机冲转参数由热态启动曲线决定升速率； 1.4.3 在同步和带低负荷时采用单阀控制方式；