00mw火电厂仿真运行操作流程

第四章 机 组 启 动 第一节 机组冷态启动

4.1.1.机组启动前的准备

4.1.1.1.确认如下安全条件已具备：

? 检查机组所有检修工作已结束，工作票已终结，安措已拆除，场地已清理。 ? 机组所有消防器材、设备、系统完好可用。

? 机组所有通道畅通、栏杆完好、正常照明已投入、事故照明良好备用。 4.1.1.2.准备好机组启动时所必需的各种仪器、仪表、工具和记录本等。

4.1.1.3.检查机组6KV各单元段、380V各段、UPS系统、直流系统、就地MCC柜已正常送电。

? (ELEC ?4B) 合6502、20201、20101、650、22081、2208、21031、2103 ? (ELEC ?4C) 6KV 1A SYS 中除2101全部投入 ? (ELEC ?4D) 6KV 1B SYS 中除2201全部投入

? (ELEC ?4F) 汽机1A变，汽机1B变投入，联络开关2B断开，2C刀闸投

入，联锁投入(画面下面)，汽机保安段由汽机工作1A段供电，3B不合，其它都合上。

? (ELEC ?4E) 锅炉1A变，锅炉1B变投入，联络开关2C断开，2A刀闸投

入，联锁投入（380 BLR SEQ CB LIANSUO），锅炉保安段由锅炉工作1A段供电(合4A、3C、4C、2B、5C )，柴油机备用。锅炉底层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电，联络开关断开，刀闸投入，联锁投入（MCC1投连锁）。锅炉运行层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电（合5A、8C、9C、1D、3B），联络开关断开，刀闸投入，联锁投入（MCC2投连锁）（注：此画面2C、6A、12、22、7A没开）。 ? (ELEC ?4H) 柴油机方式开关处于“远方”、本体选择开关处于“AUTO”

位。回路中刀闸投入，开关断开。（4B、6B、3B、2E不合，其它合上） ? (ELEC ?4G) COM_LTG中3B、2E、3D、7E不合，其它合上。

? (ELEC ?4I ) UPS中1A、2A、7A、8A、7B、3B、4B、8B、9B、1C、2C、

3C、9A、1B、5B、6B、4A、5A合上，3A 、6A、2B不合。 ? (ELEC ?4J)合上除DISCHARGE、1A、3A不合，其它都合上。 ? (ELEC ?4K)合上除DISCHARGE（5B、6B）、3A不合，其它都合上 ? 在ELEC? 6E、6F、6J、6K这些画面中给电动机送电 ? 在就地投入110V FBUS和220V FBUS合所有开关。

? 在电气就地中发变组保护A柜、发变组保护B柜、高备变保护柜投入相关

保护压板.（热工保护和发电机断水保护不投，发电机断水保护在冷却水系统正常后投入，热工保护在并网后15MW投入）

4.1.1.4.检查机组各泵部、风机电机联锁已退出，并已送电正常；各转动部分盘动灵活，无卡涩现象。(没有操作)

4.1.1.5.检查机组各电动执行机构已送电正常。(没有操作) 4.1.1.6.启动一台循环水泵运行，（TURB?2N（CIRCULATE WATER）?1A、3C全开）对凝汽器水侧进行充水排气。正常后，调整好凝汽器回水电动门的开度（3A全开）。

4.1.1.7. 联系燃运做好机组启动前的准备工作。(没有操作) 4.1.1.8. 锅炉点火前48小时，应进行如下工作： ? 投入主机润滑油净化装置运行。（TURB?2R(TURB LUBE OIL)?2A打开） ? 将EH油箱电加热装置投“自动”位。（TURB?2S (EH OIL)?1A打开） 4.1.1.9 锅炉点火前28小时，应进行如下工作：

? 投运主机润滑油系统：进入TURB?2R(TURB LUBE OIL) a、 检查主油箱润滑油温度>20℃。（TURB?2R(TURB LUBE OIL) ?1J打开） b、启动一台主油箱排烟风机运行（1H打开），投备用风机“自动”。（起后1H投连锁）

c、 启动主机交流润滑油泵运行，系统压力正常后，将油泵投“自动”。（1C打开，起后1C投连锁） ? 投运密封油系统：（进入TURB?2V(GEN LUBE OIL) a、 启动一台氢油分离箱防爆风机运行，投备用风机“自动”。（首先将汽机就地

?发电机油系统?jiudi12235和jiudi12236这两个门打开，然后将TURB?2V(GEN LUBE OIL?A打开，起后投连锁) 将汽机就地?发电机油系统?其它所有的就地门打开 b、启动空侧交流密封油泵运行。（TURB?2V(GEN LUBE OIL) ?1D） c、 启动氢侧交流密封油泵运行。（TURB?2V(GEN LUBE OIL) ?1B）两者启动时间间隔最好不超过10秒。 ? 发电机气体置换： a、 用CO2置换空气。（汽机就地?发电机氢冷系统?打开jiudi12109, jiudi12108，jiudi12114，jiudi12147）

b、当CO2浓度≥95%时，用H2置换CO2。（汽机就地?发电机氢冷系统?打开jiudi12101, jiudi12103，jiudi12115，jiudi12118，关上jiudi12109，jiudi12108，jiudi12147）

c、 当H2纯度≥95%时，发电机氢气升压直至0.29MPa。

d、当发电机内氢气压力达0.2MPa时，将空、氢侧密封油泵投“自动”。（TURB?2V(GEN LUBE OIL) ?1D投连锁，TURB?2V(GEN LUBE OIL) ?1B投连锁）

? 联系检修对发—变组各部件摇测绝缘，并将测量值换算至与前次测量相同条件下的计算值，不得低于前次测量值的1/3~1/5。在10~30℃温度范围内，吸收比R60″/ R15″不小于1.3。（无操作） ? 摇测励磁系统绝缘合格。（无操作）

? 投运A小汽轮机油系统：TURB?2J(BEPT1 LUBE OIL) a、 启动A小机油箱排烟风机运行。（TURB?2J(BEPT1 LUBE OIL) ?左侧A） b、启动一台工作油泵运行，正常后将备用泵投“自动”。（TURB?2J(BEPT1 LUBE OIL) ? 1A打开，起后投连锁；电加热1A投上） ? 投运B小汽轮机油系统：TURB?2K(BEPT2 LUBE OIL) a、 启动B小机油箱排烟风机运行。（TURB?2K(BEPT2 LUBE OIL) ?A） b、启动一台工作油泵运行，正常后将备用泵投“自动”。（TURB?2K(BEPT2 LUBE OIL) ?1A打开，起后投连锁；电加热1A投上） ? 启动电动给水泵辅助油泵运行，投“自动”。（TURB?2H(MOTOR FW PUMP) ?1D打开）

4.1.1.10. 联系化学启动除盐水泵运行，对补充水箱补水

（TURB?2L(CONDENSATE WATER) ?F投自动，水位定值在2200mm，等到水位到1500mm以上再对凝汽器补水，这个过程可以加速）、凝汽器补水（TURB?2L(CONDENSATE WATER) ?E，D投自动，凝汽器水位定值在800mm，凝汽器补水接近800mm时停止加速恢复正常）、定子内冷水箱补水（当凝汽器水位接近800mm时，将汽机就地?凝结水系统?jiudi1202,jiudi1201两个门打开，然后在TURB?2L(CONDENSATE WATER) ?2A启动，C 打开，2A会将出口门联开，到汽机就地?发电机氢冷系统?打开jiudi12119，jiudi12120、jiudi12123、jiudi12124、jiudi12125、jiudi12126、jiudi12121、jiudi12122，此时定子内冷水箱会进水）、膨胀水箱进行充水（到4.1.1.13时操作）。 4.1.1.11. 投运发电机定子内冷水系统： ? 启动一台定子内冷水泵。（汽机就地?发电机氢冷系统?打开jiudi12127- jiudi12133，jiudi12136- jiudi12141，jiudi12144，jiudi12145，jiudi12150；当定子内冷水箱水位到300mm时启动定子内冷水泵，到TURB?2U(GEN H2 OIL) ?打开3A）

? 发电机内冷水水质合格后，将内冷水泵投“自动”。（内冷水泵起后投连锁） ? 投入离子交换器运行。（不操作）

? 在电气就地中发变组保护A柜投入发电机断水保护。 4.1.1.12. 投运汽轮机盘车装置：TURB?2R(TURB LUBE OIL) ? 检查润滑油回油温度已达21℃。

? 启动A顶轴油泵运行，正常后将备用泵投自动。（将汽机就地?汽机润滑油系统?所有就地门打开，到TURB?2R(TURB LUBE OIL) ? 1D） ? 启动汽轮机盘车电机，（TURB?2R(TURB LUBE OIL) ?A打开）将控制置“自动”，（并投连锁）大轴偏心<0.076mm且与原始值的偏差不超过0.02mm。 新安装或大修后的机组在首次投运盘车装置时，应进行手动盘车，无异常后方可投入连续盘车。（无操作）

4.1.1.13. 启动一台闭式循环冷却水泵，对系统及其所供冷却器注水排气后，冷却器投运或投备用，备用泵作联动试验，正常后投“自动”。（汽机就地?开/闭式循环水系统?所有的就地门打开，然后到TURB?2O(O/C CIR WATER) ?A调节到25%（注：这步是给膨胀水箱补水），启动1A、1C并投连锁） 4.1.1.14. 锅炉点火前16小时，凝汽器、除氧器系统进行水冲洗。

A.向凝汽器补水至正常水位。启动一台凝结水泵运行，正常后投“自动”。（前面已操作）

B.水质合格后，向除氧器补水至正常水位。（汽机就地?凝结水系统?打开jiudi1204, jiudi1205, jiudi1209- jiudi1215，然后到TURB?2L(CONDENSATE WATERA) ?打开1G，A和B投入自动，注：当除氧器水位快到定值1600mm时，将1G关闭）

4.1.1.15. 启动除氧器上水泵，（TURB?2L(CONDENSATE WATERA) ?2C，注：当除氧器水位快到定值1600mm时，将2C关闭）维持除氧器水位运行，将凝结水系统运行方式设定为“排放”方式（TURB?2E(LP HEATER EXT) ?7A、7B打开，过半个小时后关闭）。 4.1.1.16. 给水泵组充水排气。（无操作）

4.1.1.17. 启动A汽动给水泵盘车运行，检查无异常。（TURB?2J (BEPT1 LUBE OIL) ?A打开，启后投连锁）

4.1.1.18. 启动B汽动给水泵盘车运行，检查无异常。（TURB?2K (BEPT2 LUBE

OIL) ?A打开，启后投连锁）

4.1.1.19. 锅炉点火前10小时，进行如下工作： ? 联系燃运启动一台供油泵运行。（默认有油，没有操作） ? 投运辅助蒸汽系统。（TURB?2C (AUXILARY STEAM) ?1B打开） ? 投入除氧器加热，（TURB?2C (AUXILARY STEAM) ?1H打开）设定除氧器压力为0.12Mpa，并维持。（汽机就地?高加抽汽系统?jiudi0408，jiudi0409，jiudi0401、jiudi0403 、jiudi0407、jiudi0404 、jiudi0402 ，TURB?2D (HEATOR EXT) ?E投入自动）

? 启动一台前置泵运行。（汽机就地?给水除氧系统?jiudi0601，jiudi0602，

jiudi0603打开，然后到汽机2F中打开G，启动后投入连锁将电泵出口门联开）

? 电泵投入运行。（调节TURB?2F (DEA FEED WATER) ?2A的开度，先开

到10%，D开到30%） ? 高压加热器水侧充水排气。（无操作） ? 水质合格后，停止冲洗，按规定向汽包上水至0mm。（汽机TURB?2F (DEA

FEED WATER) ?2A打开到30%）

? 注意上水水温>20℃，上水温度与汽包壁温差≯40℃。当汽包壁温≥40℃用电动给水泵上水。上水时间夏天>2h，冬天>4h，用给水旁路控制阀控制上水速度。（TURB?2F (DEA FEED WATER) ?D调节到50%） ? 投入炉底蒸汽加热，控制炉水温升率<60℃/h。（TURB?2C (AUXILARY STEAM) ?1F打开，锅炉就地?过热器热控系统?JIUDIB2203、JIUDIB2204、 JIUDIB2205打开，BLR?1V?B）

? 完成柴油发电机自启动试验，并投入“自动”。(ELEC?4H，本体选择打到ON，观察柴油机启动，本体选择打到OFF，观察柴油机停止，正常后打到AUTO) ? 完成送、引风机、磨煤机油站油泵联动试验，投入油站自动运行。

锅炉就地?1#送风机润滑油?打开所有就地门（三次风门不开），然后到BLR

?1D(FDF1 LUBE OIL) ?打开1A，1C，1F，1A投入连锁，联动实验就是如果将1A停掉，1B将会自动启动。

锅炉就地?2#送风机润滑油?打开所有就地门，然后到BLR ?1E(FDF2 LUBE OIL) ?1A，1C，1F，1A投入连锁。

锅炉就地?1#引风机润滑油?打开所有就地门，包括冷却风，然后到BLR ?1G(IDF1 LUBE OIL) ?打开1A，1F，1C，1A和1C投入连锁。

锅炉就地?2#引风机润滑油?打开所有就地门，包括冷却风，然后到BLR ?1H(IDF2 LUBE OIL) ?打开1A，1F，1C，1A和1C投入连锁。 锅炉就地?A磨煤机润滑油?所有就地门（除jiudib1313），到BLR ?1M(PULV A OIL STA) ?打开1A，1G，1A投入连锁。

锅炉就地?B磨煤机润滑油?所有就地门（除jiudib1513），到BLR ?1O(PULV A OIL STA) ?打开1A，1G，1A投入连锁。

锅炉就地?C磨煤机润滑油?所有就地门（除jiudib1713），到BLR ?1R(PULV A OIL STA) ?打开1A，1G，1A投入连锁。

锅炉就地?D磨煤机润滑油?所有就地门（除jiudib1913），到BLR ?1T(PULV A OIL STA) ?打开1A，1G，1A投入连锁。 4.1.1.20. 锅炉点火前4小时，进行如下工作： ? 投入炉前油循环。（FSSS?01?1A，1B打开，G投入自动）

? 投运燃油雾化蒸汽系统。（TURB?2C (AUXILARY STEAM) ?1G打开，到FSSS?01?H投入自动，建立压力）

? 启动一台EH油泵运行，正常后投“自动”。（汽机就地?汽机控制油?打开所有就地门，到TURB?2S (EH OIL)?1B打开，建立压力后投入连锁） ? 启动密备油泵运行。（TURB?2R(TURB LUBE OIL) ?1A打开） ? 试验完成后停运密备油泵。（不操作）

注意汽包水位到-50mm以上时，将TURB ?2A和D投入自动，水位将自动维持在0mm

4.1.1.21. 锅炉点火前1小时，进行如下工作： ? 确认机组所有信号应正常。（无操作） ? 确认机组所有热工试验已完成。（无操作） 4.1.2.启动前的检查

4.1.2.1.完成汽轮机、锅炉、发电机启动前的检查。（无操作） 4.1.3.锅炉点火

4.1.3.1. 操作员确认

? 顶棚过热器（锅炉就地?疏水排污系统?jiudib2408打开）、包墙管环形集箱

（BLR?1X(BOILEER BLOW DOWN)中4组1-7阀门打开，61-64打开）、低温过热器疏水手动门（锅炉就地?疏水排污系统?jiudib2409打开）、电动门（BLR?1X(BOILEER BLOW DOWN) ?23-26打开）在全开位置。 ? 汽包排气门（TURB?2F (DEA FEED WATER) ?1C，2C打开）、过热器排气门（锅炉就地?过热器热控系统?jiudib2207）再热器排气门（本系统没有）在全开位置。

? 汽包水位达0mm。

? 主、再热蒸汽管道疏水门在全关位置。（检查TURB?2B(MAIN STEAM)中

1K，1L，1M，1O，1N，1P，1C，1B，1I，1J在关闭位置） ? 旁路系统已退出。（检查TURB?2B(MAIN STEAM) ?2B，4B，2A，3A，4A已关闭）

? #1 ~ #6段抽汽管道疏水门在全关位置。检查TURB?2D(HP HEATOR EXT) 和2E(LP HEATOR EXT)中疏水门关闭 ? 开启省煤器再循环门。（TURB?2F (DEA FEED WATER) ?3C打开）

4.1.3.2.启动一台火检冷却风机运行，备用风机联动试验正常后，投自动备用。（FSSS?01?1C打开，启动后投连锁） 4.1.3.3.联系热工投入火焰检测器运行。 4.1.3.4.进行A、B两组空气预热器启动前的检查，启动空气预器润滑油系统运行。 （锅炉就地?1#空预器润滑油系统?所有门打开，锅炉就地?2#空预器润滑油系统?所有门打开。）

4.1.3.5.投入炉膛烟温探针运行。（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?8A投入） 4.1.3.6.启动A、B空预器，确认空预器烟气进口挡板，一、二次风出口档板应自动联开。投空预器辅助电机自动。（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?1K打开后，然后1J? AUTO，RESET，START，此时烟气进口挡板，一、二次风出口档板，空预器A启动后，依法启动空预器B，即2K，2J中AUTO，RESET，START） 4.1.3.7.开启锅炉所有二次风门。（BLR?1C(FORCED DRAFT FAN) ?SEC WIN 打开H1-H8，MCS MWNU?07?K打开到20%） 4.1.3.8. 设定炉膛负压为-50Pa。（已设好，BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?3C中

看）

4.1.3.9. 启动A、B引送风机运行。

? A引风机启动条件满足时(A引风机油站中油泵及冷却风机已启动)，然后打开就地门，（前面已经操作过）在DCS画面上，启动A引风机，（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?C先AUTO，RESET，START）确认其进、出口档板联开，（等一会进、出口档板联开）缓慢开启其入口动叶（将3C调到5%），待炉膛负压至-50Pa时，置A引风机入口动叶自动（将3C投自动）。 ? 查A送风机启动条件满足(A送风机油站中油泵已启动)，在DCS画面上，启动A送风机，（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?E先AUTO，RESET，START）确认其出口档板联开，缓慢开启该送风机入口动叶（将1A调到10%），并观察炉膛负压在-50Pa，风量达至30%（在BLR?1C(FORCED DRAFT FAN看风量，适当调节1A的开度）。

? 当B引风机启动条件满足时(B引风机油站中油泵及冷却风机已启动)，然后打开就地门，（前面已经操作过）启动B引风机，（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?D先AUTO，RESET，START）确认其进、出口挡板联开，（等一会进、出口档板联开）缓慢开启B引风机入口动叶，（将4C调到5%）观察A引风机入口动叶相应关小，负压在-50Pa附近波动，当两侧动叶开度相等，且炉膛负压稳定时，置B引风机入口动叶自动。（将4C投自动）

? 查B送风机启动条件满足时(B送风机油站中油泵已启动)，启动B送风机，（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?F先AUTO，RESET，START）确认其出口挡板联开，缓慢开启B送风机入口动叶（将2A调到10%），风量35%左右运行。（到BLR?1C(FORCED DRAFT FAN)中观察风量，如果不到30%，将锅炉1B中1A和2A适当调节，或将MCS MWNU?07?K适当调节，保证风量在30%-40%之间，引风机投自动BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?3C、4C，准备吹扫）

? 分别记录两组风机马达电流。 4.1.3.10. 当炉膛吹扫条件满足时，（如果OIL HEATER TRIP VALVE CLOSED这一条件不满足，到FSSS?01?关闭，然后FSSS?03?吹扫条件画面右上角H按钮，并在弹出画面中点击START，画面开始进行炉膛吹扫（5分钟）,300秒倒计时。

4.1.3.11. 炉膛吹扫完成后（300秒倒计时为0），检查MFT已复位。FSSS?02中没有跳闸信号。

4.1.3.12. 投入F层两支对角油枪。FSSS?01画面，开1A、1B电动门，调节G调门，保证供油母管压力1.2MPA, 稳定后G调门投自动；检查雾化蒸汽调节门H，保证雾化蒸汽出口压力维持0.8MPA，并投自动；检查TURB?2C(AUXILARY STEAM) 1G电动门全开。FSSS?11画面，点击1S，在弹出框中，点击START，#1角油枪推进，然后点火成功；对角油枪点击 3S，依次类推。

? 检查两支油枪投入时间间隔≥1分钟。

? 根据炉水温升率情况控制好燃油调节阀后油压。

4.1.3.13. 根据燃烧情况，MCS?07(W/F DP&SA DAMPERS) ?K调整二次风门，或BLR?1C(FORCED DRAFT FAN ) ?1A或2A调整送风机静叶。

4.1.3.14. 炉水温度≥90℃，或炉水升温率达1.1℃/min时，关TURB?2C(AUXILARY STEAM) 1F电动门，退出炉底加热蒸汽系统运行。

4.1.3.15. 升温期间，应注意： ? 炉水温升率≤1.1℃/min。（没有此点）

? 控制炉膛出口烟温≤538℃，当炉膛出口烟温达538℃时，检查BLR?1C(FORCED DRAFT FAN ) ?8A全关，确认炉膛烟温探针退出运行。 ? 现场检查燃烧情况，以便将油压和空气流量调节至最佳状态。（无操作） ? 控制好汽包水位，注意汽包上、下壁温差≤40℃。（无操作） ? 注意各级过热器及再热器的金属温度应均匀提升。（无操作）

4.1.3.16. 检查 汽机就地?开/闭式循环水系统?jiudi1529等就地门全开

4.1.3.17. TURB?2O( O/C CIR WATER) ?1E启动一台开式水泵，备用泵联动试验完成后，投自动。

4.1.3.18. 当汽包压力上升达0.15Mpa时，应进行如下工作：

? 关闭汽包(TURB?2F( DEA FEED WATER) ?1C和2C)、过热器（锅炉就地?过热器系统?jiudib2207）、再热器（本系统无）上所有排空气门。

? 投入锅炉连续排污。(开BLR?1X( BOILER BLOW DOWN) ?调门A、B、C、D，并检查连排通路中相应的电动门全开,锅炉就地?锅炉疏水排污系统?jiudib2401、jiudib2402、 jiudib2403、jiudib2404、jiudib2405) 4.1.3.19. 当汽包压力上升达0.2Mpa时，应进行如下工作：

? 根据厂用负荷及6KV母线电压情况，调节启/备变分接头位置，维持6KV母线电压在正常范围。（ELEC?4B）

? 关闭省煤器再循环门。(TURB?2F( DEA FEED WATER) ?3C)

? 根据炉膛出口烟气温度，适当关小再热器烟气挡板。(BLR?1W( RH SPRY ATTEMP) ?I、C、D, 调门C、D投自动后可由调门I集中控制适当关小) ? 每隔1小时对四根集中下降管定期排污一次。（BLR?1X( BOILER BLOW DOWN) ?1A，3A至9A）

4.1.3.20. 投入抽真空系统运行：

? 启动一台真空泵运行，备用泵运行并投联锁。(汽机就地?凝汽器真空系统?jiudi1301和jiudi1302，TURB?2M( COND AND VACCUM) ?1F、1D)

? 启动一台轴抽风机运行，正常后将备用风机投自动。(TURB?2P(TURB STEAM SEL) ?1G和2A) ? 开启主、再热蒸汽管道疏水门。(TURB?2B( MAIN STEAM) ?1K和1L、 1O和1M、1N和1P、1B和1C、1E和1F、1G和1H、1I和1J以及TURB?2T( TURBIN DRAIN)中所有疏水电动门)

? 开启旁路门 (TURB?2B( MAIN STEAM) ?旁路2A、3A、4A微开)

? 开启#1 ~ #6段抽汽管道疏水门及四段抽汽至小机、除氧器供汽管道疏水门。

（TURB?2D(HP HEATER EXT) ?1E和1F、2E和2F、3E和3F、4C、4D、4F、5C; 以及TURB?2E(LP HEATER EXT) ?1A和2A、5A和6A） ? 开末级过热器后的主汽门。(锅炉就地?过热器系统?JIUDIB2206)

? 当凝汽器真空达-5Kpa时，微开辅汽至轴封手动门（汽机就地?汽机汽封系统?jiudi1601，将其它就地门也打开，TURB?2P(TURB STEAM SEL) ?1B）对主机及A、B小机轴封系统疏水暖管。TURB?2T(TBRBINE DRAIN) ?所有疏水门打开，TURB?2I(BFPT STEAM) ?所有疏水门（绿色管道）打开 ? 主汽压力达1.5Mpa时，关闭主机和小机轴封暖管疏水门，（观察主汽压力达1.5Mpa时，TURB?2T(TBRBINE DRAIN) ?所有疏水门关闭，TURB?2I(BFPT STEAM) ?所有疏水门关闭）开启TURB?2C(AUXILARY STREAM)?下面

1G 。设定轴封母管压力0.04Mpa，（不操作）。 ? 关闭凝汽器真空破坏门。(确认TURB?2M( COND AND VACCUM) ?1C关闭)

? 当凝汽器真空达－86Kpa时，备用真空泵转为自动备用。TURB?2M( COND AND VACCUM) ?1F或1G停一台，另一台投备用, 投联锁）

4.1.3.21. 当锅炉各部分金属温度都随着主汽温度的上涨而升高时（3Mpa左右），关闭顶棚管过热器（锅炉就地?排污系统?jiudiB2408）、包墙管环形集箱、低温过热器疏水门（锅炉就地?排污系统?jiudiB2409），由主蒸汽管道疏水门对整个锅炉部分暖管疏水。(BLR?1X( BOILER BLOW DOWN) ?4X7+62+63+64+61) 4.1.3.22. 当炉水温度大于120℃时，控制蒸汽升压率≤0.03MPa/min。

4.1.3.23. 根据锅炉燃烧负荷的需要，增投一支油枪（检查风量是否满足30%-40%），（FSSS?11画面，点击2S，在弹出框中，点击START），相应提高二次风量。

4.1.3.24. 适当减小二次风量，以限制主汽温的较快增长。 4.1.4. 汽轮机冲转

4.1.4.1.操作员在CRT上检查确认： ? 主机润滑油温40℃、润滑油压0.2~0.4MPa。(TURB?2R(TURB LUBE OIL)) ? EH油温43~54℃，油压12.4~14.5MPa。(TURB?2S(EH OIL))

? 发电机定子冷却水工作正常。母管压力>0.25MPa，水质合格。(TURB?2U(GEN H2 COOL))

? 发电机H2压力0.29Mpa。(TURB?2U(GEN H2 COOL)) ? 励磁系统正常。

? 凝汽器真空高于－86Kpa。(TURB?2M( COND AND VACCUM))

? 大轴偏心≤0.076mm，盘车正常，转动部分无异音。(DEH? TSI监视) ? TSI信号正常。

? 轴向位移在±0.9mm内。(DEH? TSI监视) ? 汽缸上、下缸温差<42℃。(DEH?进水检测) ? 对照检查过热器出口及机前蒸汽温度差≤20℃。 ? 主蒸汽压力4.1MPa，温度310℃~350℃。

4.1.4.2.检查发变组出口断路器在断开位置。(ELEC?4L?3A)

4.1.4.3.确认发变组出口断路器至待并母线侧隔离开关在断开位置。(ELEC?4L?2A)

4.1.4.4.关闭过热器旁路门。(TURB?2B(MAIN STEAM) ?2A) 4.1.4.5.启动密闭油泵运行。(TURB?2R(TURB LUBE OIL) ?1A) 4.1.4.6.选择高排逆止门为自动方式。(TURB?2B(MAIN STEAM) ? 2A（ES-S08）为AUTO)

4.1.4.7.确认立屏及CRT上无跳闸保护的报警信号。

4.1.4.8.在DEH操作站CRT上，检查汽机挂闸条件满足，汽机挂闸（DEH?转速控制?挂闸）。

? 高调门为“单阀”方式。（DEH?阀门方式?单阀） ? 按“阀限”键，输入100，观察中调门全开。（DEH? 限制?阀限?输入100?回车?确定）

? 按“主汽门控制”键，观察高调门全开。DEH?阀门方式?TV控制

? 设定目标转速600rpm，设定汽机升速率100rpm/min。DEH?控制设定点?

目标转速、升速率，直到“保持”变红。

? 按“进行”键，观察汽轮发电机开始升速。

? 开启高排逆止门(TURB?2B(MAIN STEAM) ?下边的2A)

4.1.4.9. 检查汽轮机转子偏心、胀差、轴向位移、上、下缸温差等参数均应正常。（DEH?TSI监视）

4.1.4.10. 当汽机转速大于3rpm时，注意盘车装置应自动退出。(TURB?2R(TURB LUBE OIL))

4.1.4.11. 当转速达200rpm时，注意顶轴油泵应自动退出运行。(TURB?2R(TURB LUBE OIL))

4.1.4.12. 开启＃1、＃2、＃3、＃5、＃6段抽汽电动门、逆止门，开启四抽至小机、至除氧器各抽汽电动门、逆止门。（到后面操作）

4.1.4.13. 汽轮发电机转速至600rpm时，进行低速暖机。（30分钟） 4.1.4.14. 确认主汽轮机低缸喷水自动投入。（仿真由内部逻辑实现）

4.1.4.15. 派经验丰富的运行人员带听针到现场对汽机进行磨擦检查及运行检查，并将检查结果用现场通讯工具报告当班机长。

4.1.4.16. 当汽轮机高、中压缸进汽主、调阀阀体温差≤30℃时（暖机），在DEH的CRT上设定目标转速2030rpm，升速率为100rpm/min，并按“进行”键，继续升速。

? 在1150rpm~2000rpm转速区为转子共振区，特别在轴系第一临界转速1596rpm附近，不允许停留，若在此期间内出现振动报警之时，重点监视。当振动继续增大，达到跳闸值，应立即打闸。

? 当汽轮机转速通过轴系第一临界转速及在冲转过程中，凡出现振动、胀差、轴向位移，（DEH?TSI监视）应力等参数异常时，应详细记录，（特别是振动值达报警及以上值时，记下振动（双幅）值。 ? 转速达2030rpm时，开启再热烟气挡板，（BLR?1W(RH SPRY ATTEMP) ?C、D投自动，将I调节适当调节）确认再热蒸汽温度超过260℃时，进行中速暖机，暖机时注意维持蒸汽参数基本不变，观察各级过热器区，再热器区烟气温度与该段对流受热面金属温之度差正常，并控制管道金属温度正常。通过燃烧调整手段来控制烟气温度，从而达到控制蒸汽温度变化的目的。

? 根据机组需要，启动一台冷油器供水泵运行，对泵部、连接管道系统及所供冷却器注水、排气后，投冷却器运行或备用。正常后将备用泵投自动。（不操作） 4.1.4.17. 凝汽器两侧真空均高于－88Kpa，投入凝汽器低真空跳闸保护。

确认机组所有保护均已投入。(汽机就地?汽机主保护?全部投入，除丧失一次风外，锅炉就地?锅炉主保护?全部投入) 4.1.4.18. 完成发电机组并网前的检查与准备：

? 检查发变组出口断路压缩空气压力、SF6气压正常。

? 检查发变组保护已复位。(ELEC?4M、4N、4P、4Q、4R) ? 检查静态励磁系统继电器面板已复位。

? 合上待并主变中性点接地刀闸。(ELEC?4L?2B) ? 确认发电机中性点接地刀闸合上。(ELEC?4L?6A) ? 确认高厂变低压侧开关在检修位置。

? 合上发变组出口断路器待并侧隔离开关。(ELEC?4L?2A)

4.1.4.19. 当高、中压转子温度大于121℃时，检查汽缸膨胀、振动值、胀差等均正常，在DEH操作站CRT上，设定汽轮机目标转速2950rpm，升速率100rpm/min，

按“进行”键，继续升速。同时根据锅炉汽温、汽压及燃烧情况，增投一支油枪运行。（FSSS?17?4S?START）调整风油比，用油压控制燃烧率。

在2630rpm~2880rpm转速区为低压缸叶片振动区，不允许汽轮机在此区间停留，若在此区间内出现振动、胀差、轴向位移等之一超限，立即打闸停机。 4.1.4.20. 升速至2950 rpm时，按“高压调门控制”键，观察DEH在2分钟内完成TV／GV切换。（DEH?阀门方式?GV控制）

4.1.4.21. 在DEH操作站CRT上设定目标转速3000rpm，升速率50 rpm，继续升速。

4.1.4.22. 当汽轮机转速至3000rpm时，手动打闸，观察汽机转速应正常下降。（不操作，如果操作，请先保存共况后再进行）

4.1.4.23. 重新挂闸，将机组恢复至打闸前的状态，汽机3000rpm定速暖机，同时投机跳炉保护。（不操作，如果操作了，请恢复保存的工况后进行下面操作） 4.1.4.24. 停止密备油泵运行。（TURB?2R(TURB LUBE OIL) ?1A关闭） 4.1.4.25. 停止交流润滑油泵运行，投自动备用。（TURB?2R(TURB LUBE OIL) ?1C停）

4.1.4.26. 润滑油温40℃、油压正常，系统无报警。 4.1.4.27. 发电机密封油温38℃、油压正常，系统无报警。二次风温度超过100℃，投入送风机热风再循环门。（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?1D、2D）

4.1.4.28. 汽轮发电机各个轴承（包括推力轴承）金属温度及回油温度均在正常范围内。（DEH?TSI监视中看参数）

4.1.4.29. 当汽轮机高中压缸相对于死点的膨胀值超过满负荷膨胀值的40%，且其胀差、振动、轴向位移、高、中压转子应力等值均低于其报警值的90%，且有下降趋势时，（DEH?TSI监视中看参数）准备并网。 4.1.4.31. 投入A/B、C/D磨暖磨。（锅炉就地?1#送风机润滑油?三次风门打开） BLR ?1L(PULV A) ?1G、1C开到10%、D开到5%，C打开、1A开到10%，维持磨煤机入口负压为-400Pa左右

BLR ?1N(PULV B) ?1G、1C开到10%、D开到5%，C打开、1A开到10%。维持磨煤机入口负压为-400Pa左右

BLR ?1Q(PULV C) ?1G、1C开到10%、D开到5%，C打开、1A开到10%。维持磨煤机入口负压为-400Pa左右

BLR ?1S(PULV D) ?1G、1C开到10%、D开到5%，C打开、1A开到10%。维持磨煤机入口负压为-400Pa左右 4.1.5. 发电机并网

4.1.5.1. 在发变组程控画面上选择分步操作，即按照发变组启动程序控制步骤一步一步操作，直至并网。(ELEC?4L?CCR小屏)

? 励磁CCR小屏画面上，方式开关在“就地”位，点击“选择自动”按钮；（或

者方式开关在“远方”位，将AVR AUTO置为自动。） ? 投入“励磁”，发电机灭磁开关4A合上。发电机零起升压至19.4KV。通过

励磁CCR小屏升、降按钮调节机端电压至20 KV。 ? 进行发电机假同期试验参见4.1.5.2.，否则跳过。

? 投入ASS运行，ASS ON在“YES”位，ASS BLOCKOUT ON在“YES”位，

合上6102开关，监视同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合上，610合上。

? ASS退出，ASS ON在“NO”位，ASS BLOCKOUT ON在“NO”位。

4.1.5.2.在发电机零起升压后，按规定进行发电机假同期试验。（可不操作） ? 发电机升压完成

? 投入ASS运行，ASS试验在“YES”位，ASS BLOCKOUT ON在“YES”

位，合上6102开关，监视同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合脉冲发出，但610并没有合。

4.1.5.3.根据调度要求确认主变中性点接地刀闸运行方式。（合上2B开关）

4.1.6 机组升负荷 （注：机组升负荷要按升负荷曲线进行，注意温度压力与负荷

的对应关系，升负荷曲线从屏幕左上角 ？?右下角参考曲线中调出） 4.1.6.1 在DEH中设定目标负荷30MW，升负荷率2MW/min，进行，在反馈回路

中投上功率回路，移开窗口，确认功率回路处于“IN”方式，升负荷。 4.1.6.2.根据汽温、汽压情况，调整燃油压力，增投油枪，（FSSS?14?1S?START）适当增加二次风量，（微调BLR?1B(BOILER FLUE AIR?1A或2A开度，或MCS?07(W/F DP&SA DAMPERS) ?K开度)调整好燃烧。

4.1.5.8.在DCS操作站CRT上启动已暖的A/B制粉系统，给#1煤粉仓制粉。（BLR?1M(PULV A OIL STA )?1G、1A、1C，BLR?1L(PULV A) ?1H、E、F开到20%，开大1A、1B开度；

BLR?1O(PULV B OIL STA )?1G、1A、1C，BLR?1N(PULV B) ?1H、E、F开到20%，开大1A、B开度10%左右）

4.1.6.1.当汽轮机缸胀达满负荷膨胀值的50%，轴向位移、振动、胀差、应力值均低于其报警值的90%且呈下降趋势时。

4.1.6.2.根据水质情况，确定高压加热器疏水排地沟或排高加事故疏水扩容器。（可不操作）

4.1.6.3.确认凝结水系统运行方式为“排放”方式，并注意燃烧、汽温、汽压、汽包水位的调整。（无操作）

电气就地中发变组保护A柜投入热工保护。

4.1.6.4.负荷至30MW时检查中压主汽门前所有（除热再管道疏水门外）疏水门已关闭。（TURB?2B(MAIN STEAM) ?1K、1L、1I、1J、1C、1B）

4.1.6.5.将凝结水系统运行方式置正常运行方式，确认停止除氧器上水泵运行。（TURB?2L(CONDSATE WATER) ?2C） 4.1.6.7.按规定进行机组的超速试验。（可不做）

4.1.6.8.根据化学要求调整汽包连续排污流量，必要时进行定期排污。（BLR?1X(BOILER BLOW DOWN) ?1A、3A-9A，排污半个小时后关上，过一个小时打开）

4.1.6.10. 设定目标负荷45MW或调度给定的目标负荷，升负荷率2MW/min，升负荷。根据汽温、汽压，增投油枪。

? 在DCS操作站CRT上启动已暖的C/D制粉系统运行，给#2煤粉仓制粉。（BLR?1R(PULV C OIL STA )?1G、1A、1C，BLR?1Q(PULV C) ?1H、E、F开到20%，适当开大1A、B开度；

BLR?1T(PULV D OIL STA )?1G、1A、1C，BLR?1S(PULV D) ?1H、E、F开到20%，适当开大1A、B开度）

? 主机低压缸排汽温度<79℃时，检查低压缸喷水已自动退出。TURB?2L(CONDSATE WATER) ?1N

4.1.6.12. 设定目标负荷60MW或调度给定的目标负荷，升负荷率2MW/min，升负荷。根据汽温、汽压，增投油枪。

机组升负荷达60MW时，应进行如下工作：

? 检查中压主汽门后疏水门及热再蒸汽管道疏水门已自动关闭。TURB?2B(MAIN STEAM) ?1Q、1M、1N、1P，TURB?2T ?所有疏水） ? 当四段抽汽压力至0.147MPa时，除氧器汽源切至四抽供给，除氧器随机组负荷滑压运行，辅助蒸汽转为备用。TURB?2D(HP HEATOR EXT) ?4A、4B打开，E关上。

? 将过热器各级喷水减温投“自动”。（BLR?1V(SH SPRY ATTEMP) ?1B、3A、4A、6A、7A、9A打开，1A是联开门，不用打开，2A、5A、8A暂时不投自动，如果温度与升负荷曲线相比很高，可手动开启） ? 将高压加热器疏水切换至正常疏水方式运行。（TURB?2F(DEA FEED

WATER) ?8H，汽机就地?高加抽汽系统?所有就地门除jiudi0406，TURB?2D(HP HEATOR EXT) ? A、B、C、D投自动，1A、1B、2A、2B、3A、3B打开）

4.1.6.13.确认给水由单冲量切至三冲量控制方式运行，电动给水泵置自动。（自动切换，不用操作，TURB?2F(DEA FEED WATER) ?4C、5C打开，2A为自动） 4.1.6.14. 设定目标负荷80MW或调度给定的目标负荷，升负荷率2MW/min，升负荷。（在DEH中操作）

（投油枪一只或两只）增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度。

机组升负荷达80MW时，冲转一台小汽轮机至3000rpm暖机。（TURB?2J(BFPT1 LUBE OIL) ?A、2A、B，TURB?2I(BFPT STEAM) ?疏水门关闭，1A、1B、1H、2D打开，DEH?小机监视?A小机挂闸?HPSV开?目标值输入3000?升速率200?进行?转速自动） 4.1.6.14. 当煤粉仓粉位达2m时，启动A、B一次风机，（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?5B和6B AUTO、RESET、START）并分别缓慢开启入口调节挡板，（调节A的开度）待一次风母管压力>3Kpa时，分别开启C、D层燃烧器一次风门，（BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?所有3E和4E）相应调节一次风压，始终保持一次风母管风压大于3KPa。投入一次风机热风再循环。（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?5E、6E、6E、6F打开、A和B投自动） 4.1.6.15. 注意某一层煤燃烧器投运前，应保证该层附近层油枪至少有三支运行。且该层煤粉燃烧器全部着火2分钟后，方可分支退出邻近层油枪。(无操作) 4.1.6.16. 逐只投入C层煤粉燃烧器运行，调节好一次风压、二次风量，使省煤器

出口氧量在6.5%运行，同时控制好蒸汽温度。（BLR?1C中看风量维持在30%－40%之间，BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?J、A 、I、E打开，3A、3B、3C、3D投自动，3S调节到10%，适当增加风量）

增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度

? 在给粉机投运时，应在最低转速稳定5分钟，根据燃烧需要适当提高一次风压，增加给粉机转速，并适当调节二次风量。 4.1.6.17. 逐只投入D层煤粉燃烧器运行。（BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?R、T 、K、M打开，4A、4B、4C、4D投自动，4S调节到10%，适当增加风量）

4.1.6.18. 设定目标负荷100MW，升负荷率2MW/min，

升负荷机组升负荷达90MW时，应进行如下工作：

? 检查厂用电切换条件，当条件满足时，厂用电切换至高厂变运行，投入高厂

变A分支、B分支的备自投装置联锁开关。(ELEC?4B?合2101,分2103,合2201,分2208, 6KV BUS A ATS BLK OUT 达到“NO”位，6KV BUS B ATS BLK OUT 达到“NO”位。

? 当冷再汽压达1.12MPa时，确认辅汽联箱汽源切换至冷再运行，停止启动锅炉运行，备用。TURB?2C(AUXSTM) ?1K打开，1B关闭

4.1.6.19. 继续升负荷，调节一次风压力，开启B层煤粉燃烧器二次风门和燃料风

门，（BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?4个2E、P、S 、N、O打开，2A、2B、2C、2D投自动，2S调节到10%，适当增加风量）。增大二次风量，逐步增投B层煤粉燃烧器，降低燃油压力，调节好燃烧。

增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度

4.1.6.20. 机组负荷达100MW时，冲转第二台小汽轮机至3000rpm暖机。（TURB?2K(BFPT2 LUBE OIL) ?2A、2B、B，TURB?2I(BFPT STEAM) ?疏水门关闭，1C、1I、1H打开，DEH?小机监视?B小机挂闸?HPSV开?目标值输入3000?升速率200?进行?转速自动）

4.1.6.21. 设定目标负荷120MW，升负荷率2MW/min，增加给粉机转速 机组负荷达120MW时，保持。并进行如下工作：

? 投入第一台汽动给水泵正常运行，并置该汽泵自动。（TURB?2F(DEA FEED WATER) ?3A，E开到5%，等到汽泵的出口压力大于母管压力时，打开6B，并调整E的开度与2A相近时，投入自动）

4.1.6.22. 调整一次风压，开启A层煤粉燃烧器的二次风门和燃料风门，增加二次风量后，逐只投入A层煤粉燃烧器。（BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?4个1E、D、G 、B、C打开，1A、1B、1C、1D投自动，1S调节到10%），适当增加风量逐步退出油枪，同时调节两台一次风机入口挡板，调节B、C、D三层给粉机转速（BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?2S、3S、4S适当增加），控制锅炉燃烧率，使主蒸汽压力上升不超过0.08MPa/min，温度不超过1.7℃/min。 4.1.6.23. 设定目标负荷160MW，升负荷率2MW/min

当机组负荷达160MW时，保持。增加给粉机转速，退出一只油枪，并进行如下工作：

? 调节第二台汽动给水泵转速，当汽泵出口压力略高于给水母管压力时，开启出口电动门，调平两台汽动给水泵转速，置自动。TURB?2F(DEA FEED WATER) ?1A，F开到5%，等到汽泵的出口压力大于母管压力时，打开4B ? 将电动给水泵置“手动”。TURB?2F(DEA FEED WATER) ?2A手动 ? 缓慢降低电动给水泵转速，观察两台汽泵转速同步增加。（TURB?2F(DEA FEED WATER) ?2A降低）当电动给水泵最小流量阀开启时，关闭电动给水泵出口电动门（5B），将液力耦合器勺管位置调至最小位（2A到0），停运电动给水泵（G停止），将电动给水泵投自动。（G投入连锁）

设定目标负荷200MW，升负荷率2MW/min，增加燃料。?

? 当机组负荷达180MW时，根据燃烧情况逐步退出部分油枪运行。

? 随着负荷的增加，随时调整燃烧，关闭送风机、一次风机入口热风再循环门（BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?1D、2D、5F、6F）

? 随时注意励磁控制系统运行情况，使发电机出口端电压维持在20KV，无功负荷符合调度系统的需要。(ELEC?4L)

4.1.6.24. 设定目标负荷240MW，升负荷率2MW/min?

根据汽温、汽压上涨情况及炉内燃烧情况，逐只投入E层给粉机运行。（BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ?4个5E、Q、H 、L、F打开，5A、5B、5C、5D投自动，5S调节到10%）

? 根据燃烧情况，逐支、对角退出油枪运行。

? 根据机组运行情况，启动第二台循环水泵运行。TURB?2N（CIRCULATE

WATER）?2A、3B、3D全开 ? 过热汽喷水减温自动控制正常，（BLR?1V(SH SPRY ATTEMP)2A、5A、8A

投入自动）再热汽温调节挡板自动控制正常，（BLR?1W(RH SPRY ATTEMP) ?I投入自动）再热汽喷水减温在自动。（TURB?2F(DEA FEED WATER) ?1B、2B打开，BLR?1W(RH SPRY ATTEMP) ?1A、2A、3A打开，1B定值设为550度，投入自动。） 4.1.6.25. 当机组负荷达240MW时，检查轴封系统已自密封，辅助蒸汽转为备用。TURB?2P(TURB STEAM SEL)?1B关闭 4.1.6.26. 当四抽压力大于0.75MPa时，确认辅助蒸汽汽源切至四抽供给，冷再供汽转为备用。TURB?2C(AUXILARY STEAM)?1I打开，1K关闭 4.1.6.27. 逐渐增加送风量，提高一次风压，增加各层给粉机转速，控制负荷增加，控制汽压提升率小于0.1M Pa /min。

4.1.6.28. 设定目标负荷300MW，升负荷率2MW/min

增加给粉机转速，BLR?1Y(FEEDER&PA CONTROL) ，使各层开度相近，逐支退出全部油枪，油压设定0.8MW，炉前大循环。同时注意汽温和汽包水位的控制。

? 确认风烟系统在自动运行方式，控制省煤器出口氧量在4.5%，排烟温度正常。BLR?1B(BOILER FLUE AIR) ?2C调节开度，使指令相等，将1A、2A、2C投入自动，

? 燃烧系统正常且处于自动运行方式，燃烬风挡板调至适当的位置。 ? 确认给水系统自动运行正常，汽包水位正常。（已经投入）

? 确认主、再热蒸汽温度正常，过热汽喷水减温自动控制正常，再热汽温调节挡板自动控制正常，再热汽喷水减温在自动。（已经投入） ? 机组负荷控正常，凝汽器真空正常，机组效率良好。 ? 汽轮发电机及励磁控制系统运行正常。 ? 机组各辅助系统自动控制正常。 ? 确认机组处协调控制方式运行。（当主汽压力为16.2Mpa,主汽温度为500度

以上时，负荷达到260以上时，油枪已退出，给粉机开度相近，调节MCS?BOIL MASTER开度与给粉机开度一致，BLR?1P(PULV COALFEED A,B) ?2A、2B、2C、2D、2E投入自动，1A投入自动，MCS?BOIL MASTER 投入自动，TURB MASTER投入自动，L投入YES，DEH?控制回路?功率回路推出，控制方式中?CCS遥控， 此时显示为COORD MODE ， 4.1.6.30. 汇报值长，机组启动完成。 机组冷态启动曲线见附图1。

第二节 机组温态启动

4.2.1.机组启动前准备

4.2.1.1.机组启动前准备除给锅炉上水规定如下外，其他项目参照本规程4.1.1中各项启动前的准备工作。 4.2.1.2.锅炉上水

? 锅炉无压方式上水

a、 投入除氧器加热。除氧器水温应尽量与汽包壁温相近，使给水温度与汽包壁温差<30℃，最大不超过40℃。

b、启动电动给水泵，向锅炉上水至-100mm，控制上水时间夏天>2h，冬天>4h。 c、 启动除氧器上水泵向除氧器上水。 d、凝结水运行方式置“排放”方式。 e、 投入炉底加热蒸汽系统。 ? 锅炉有压方式上水

a、 投入除氧器加热。除氧器水温应尽量与汽包壁温相近，使给水温度与汽包壁温差<30℃，最大不超过40℃。

b、启动除氧器上水泵维持除氧器水位正常。

c、 启动电动给水泵，向锅炉补水至正常水位，补水时应注意汽包上下壁温差的变化。

d、凝结水运行方式置“排放”方式。 4.2.2.机组启动前的检查

4.2.2.1.进行汽轮机、锅炉、发电机启动前的各项检查。 4.2.3.锅炉点火 4.2.3.1.操作员确认 ? 顶棚过热器、包墙管环形集箱、低温过热器疏水手动门、电动门在全开位置。 ? 汽包、过热器、再热器气门在全开位置，汽包压力>0.15MPa时，不允许开启排气门。

? 汽包水位正常。

? 主、再热蒸汽管道疏水门在全关位置。 ? 二级旁路疏水门已关闭。 ? 汽机本体疏水门在自动状态。

? #1 ~ #6段抽汽管道疏水门在关闭位置。 ? 开启省煤器再循环门（无压启动时）。

? 确认机组所有保护（除低真空保护及机跳炉保护外）均已投入。

? 确认一台火检冷却风机运行，备用风机联动试验正常后，投自动备用。 ? 确认火焰检测器运行正常。 4.2.3.2.进行A、B两组空气预热器启动前的检查，启动空气预器润滑油系统运行。 4.2.3.5.投入炉膛烟温探针运行。

4.2.3.6.启动A、B空预器，检查空预器烟气进口挡板，一、二次风出口档板应自动联开。

4.2.3.7.开启所有二次风门。 4.2.3.8.设定炉膛负压为-50Pa。 4.2.3.9.启动A、B引送风机运行。

4.2.3.10. 进行燃油系统泄漏试验。

4.2.3.11. 当燃油系统泄漏试验完成后，恢复燃油系统炉前大循环运行方式。 4.2.3.12. 确认油角阀前压力1.20Mpa，油温 ≥20℃，雾化蒸汽压力0.8Mpa，当炉膛吹扫条件满足时，进行炉膛吹扫（5分钟）。 4.2.3.13. 炉膛吹扫完成后，检查MFT已复位。 4.2.3.14. 投入F层两支对角油枪。 ? 两支油枪投入时间间隔1分钟。 ? 油枪每30min应轮换运行。

? 根据炉水温升率情况控制好燃油调节阀后油压。

4.2.3.15. 关闭二次风档板及燃烬风档板。关小F层油枪二次风门，使总二次风量降至20%。

4.2.3.16. 将再热器烟气档板关至最小位。 4.2.3.17. 通知煤控上煤。

4.2.3.18. 炉水温度≥90℃或炉水温升率至1.1℃/min时，退出炉底加热蒸汽系统运行。

4.2.3.20. 升温期间，应注意： ? 炉水温升率≤1.1℃/min。

? 控制炉膛出口烟温≤538℃，当炉膛出口烟温达538℃时，炉膛烟温探针应退出运行。

? 现场检查燃烧情况，以便将油压和空气量调节至最佳状态。 ? 控制好汽包水位，注意汽包上、下壁温差≤40℃。 ? 注意各级过热器及再热器的金属温度应均匀提升。 4.2.3.21. 当汽包压力上升达0.15Mpa时，应进行如下工作： ? 关闭汽包、过热器、再热器上所有排气门。 ? 关闭省煤器再循环门。

4.2.3.22. 当汽包压力上升达0.2Mpa时，应进行如下工作：

? 根据厂用负荷及6KV母线电压情况，调节启/备变分接头位置，维持6KV母线电压在正常范围。

? 投入抽真空系统运行：

? 启动一台真空泵运行，备用泵投手动。

a、 启动一台轴抽风机运行，正常后将备用风机投自动。 b、 开启主、再热蒸汽管道疏水门。 c、 开启二级旁路疏水门。

d、 开启#1 ~ #6段抽汽管道疏水门及四段抽汽至小机、除氧器供汽管道疏水门。 e、 当凝汽器真空达-5Kpa时，微开辅汽至轴封手动门对主机及A、B小机轴封系统疏水暖管。

f、 当轴封疏水温度达110℃或疏水30分钟后，且主汽压力达1.5Mpa时，关闭主机和小机轴封暖管疏水门，设定轴封母管压力0.04MPa，低压轴封蒸汽温度150℃。开启轴封供汽手动门。 g、 关闭凝汽器真空破坏门。

h、 当凝汽器真空达－86Kpa时，备用真空泵转为自动备用。 ? 每隔1小时对四根集中下降管定期排污一次。

4.2.3.23. 当锅炉各部分金属温度都随着主汽温度的上涨而升高时（3Mpa左右），关闭顶棚管过热器、包墙管环形集箱、低温过热器疏水阀。由主蒸汽管道疏水阀

对整个锅炉部分暖管疏水。

4.2.3.24. 当炉水温度大于120℃时，控制蒸升压率≤0.05Mpa/min。

4.2.3.25. 根据锅炉燃烧负荷的需要，增投一支油枪，相应提高二次风量。 4.2.3.26. 将燃烬风挡板开启30%~40%，以限制炉膛出口烟温温升过快。 4.2.3.27. 按规定进行高压主汽门、高压调门严密性试验。 4.2.4. 汽轮机冲转

4.2.4.1.操作员在CRT上检查确认：

? 主机润滑油温38℃~49℃、润滑油压0.1~0.12MPa。 ? EH油温43~54℃，油压12.4~14.5MPa。

? 发电机密封油温度38℃，油压正常氢油差压0.085MPa，油水差压0.05MPa。 ? 发电机定子冷却水工作正常，压力正常0.25MPa，水质合格。 ? 发电机H2压力0.3MPa，纯度≥96%。 ? 励磁系统设定正常。

? 盘车运行正常，大轴偏心≤0.076mm，转动部分无异音。 ? 凝汽器真空高于－86KPa。 ? TSI信号正常。

? 轴向位移在±0.9mm内。 ? 胀差在-0.75~15.75mm内。 ? 汽缸上、下缸温差<42℃。

? 对照检查过热器出口及机前蒸汽温度差≤20℃。

? 主蒸汽压力5.0~7.0MPa，主汽温根据调节级后汽温查附图6确定，调节级后汽温T=高压内缸第一级金属温度+20℃。 4.2.4.2.检查发变组出口断路器在断开位置。

4.2.4.3.确认发变组出口断路器至待并母线侧隔离开关在断开位置。 4.2.4.4.关闭5%串级启动疏水门。 4.2.4.5.启动密闭油泵运行。

4.2.4.6.选择高排逆止门为自动方式。

4.2.4.7.确认立屏及CRT上无跳闸保护的报警信号（除低真空跳闸保护及机跳炉保护外）。

4.2.4.8.在DEH操作站CRT上，检查汽机挂闸条件满足，汽机挂闸。 ? 确认中压主汽门全开。

? 确认高调门为“单阀”方式。

? 按“阀限”键，输入100，观察中调门全开。 ? 按“主汽门控制”键，观察高调门全开。

? 设定目标转速600rpm，设定汽机升速率100rpm/min。 ? 按“进行”键，观察汽轮发电机开始升速。

4.2.4.9.DEH中汽机自动控制（ATC）部分自动检测，并计算高压调节阀、高压转子及中压转子应力。当这些应力值之一超限时，应立即保持这一转速暖机，直至应力值下降至一个较低水平，即报警值的80%时，方可继续升速。 4.2.4.10. 检查汽轮机转子偏心、胀差、轴向位移、上、下缸温差等参数均应正常。 4.2.4.11. 当汽机转速达3rpm时，注意盘车装置应自动退出。 4.2.4.12. 当转速达200rpm时，注意顶轴油泵应自动退出运行。

4.2.4.13. 开启＃1、＃2、＃3、＃5、＃6段抽汽电动门、逆止门，开启四抽至除氧器、至小机抽汽电动阀、逆止阀。

4.2.4.14. 汽轮发电机转速至600rpm时，进行低速暖机。 4.2.4.15. 确认主汽轮机低缸喷水自动投入。

4.2.4.16. 派经验丰富的运行人员带听针到现场对汽机进行磨擦检查及运行检查，并将检查结果用现场通讯工具报告当班机长。

4.2.4.17. 当汽轮机高、中压缸进汽主、调阀阀体温差≤30℃时：

4.2.4.18. 在DEH的CRT上设定目标转速2030rpm，升速率为100rpm/min，并按“进行”键，继续升速。

? 在1150rpm~2000rpm转速区为转子共振区，特别在轴系第一临界转速1596rpm附近，不允许停留，若在此期间内出现振动报警之时，重点监视。当振动继续增大，达到跳闸值，立即打闸。

? 当汽轮机转速通过轴系第一临界转速及在冲转过程中，凡出现振动、胀差、偏心、轴向位移，应力等应详细记录，特别是振动值达报警及以上值时，记下振动（双幅）值。

? 转速达2030rpm时，开启再热烟气挡板，确认再热蒸汽温度超过260℃时，进行中速暖机，暖机时注意维持蒸汽参数基本不变，观察各级过热器区，再热器区烟气温度与该段对流受热面金属温之度差，控制管壁金属温度，通过燃烧调整手段来控制烟气温度，从而达到控制蒸汽温度变化的目的。 ? 投入冷油器供水系统运行。

? 当二次风温度超过100℃时，开启送风机入口热风再循环。

4.2.4.19. 凝汽器两侧真空均高于－88Kpa，投入凝汽器低真空跳闸保护。 4.2.4.20. 完成发电机组并网前的检查与准备，恢复发变组正常。

4.2.4.21. 当高、中压转子温度大于121℃时，检查汽缸膨胀、振动值、胀差等均正常，在DEH操作站CRT上，设定汽轮机目标转速2950rpm，升速率100rpm/min，按“进行”键，继续升速。

在2630rpm~2880rpm转速区为低压缸叶片振动区，不允许汽轮机在此区间停留，若在此区间内出现振动、胀差、轴向位移等之一超限，立即打闸停机。

根据燃烧情况及汽温、汽压情况，增投一支油枪，调整好燃烧。

4.2.4.22. 升速至2950 rpm时，按“高压调门控制”键，观察DEH在2分钟内完成TV／GV切换。

4.2.4.23. 在DEH操作站CRT上设定目标转速3000rpm，升速率50 rpm，继续升速。

4.2.4.24. 当汽轮机转速至3000rpm时，手动打闸，观察汽机转速应正常下降。 4.2.4.25. 重新挂闸，将机组恢复机组打闸前的状态，汽机3000rpm定速暖机。 4.2.4.26. 投入机跳炉保护。 4.2.4.27. 停止密备油泵运行。

4.2.4.28. 停止交流润滑油泵运行，转入自动备用。 4.2.4.29. 润滑油温38~49℃、油压正常，系统无报警。

4.2.4.30. 发电机密封油温38~49℃、油压正常，系统无报警。

4.2.4.31. 汽轮发电机各个轴承（包括推力轴承）金属温度及回油温度均在正常范围内。

4.2.4.32. 当汽轮机高中压缸相对于死点的膨胀超过满负荷膨胀值的45%，且其胀差、振动、轴向位移、高、中压转子应力等值均低于其报警值的90%，且有下降趋势时，准备并网。

4.2.4.33. 查当炉膛出口烟温超过400℃时，投A/B磨暖磨。当出口温度达50℃，

继续暖磨至少30分钟。 4.2.4.34. 投入C/D磨暖磨。 4.2.5. 发电机并网

4.2.5.1.确认在立屏及CRT上无任何跳闸报警信号。

4.2.5.2.在DEH操作站CRT上，若有“自动同期允许”信号，按下“自动同步”键。

4.2.5.3. 在发变组程控画面上选择分步操作，即按照发变组启动程序控制步骤一步一步操作，直至并网。

? 励磁CCR小屏画面上，方式开关在“就地”位，该画面内相关操作有效；

方式开关在“远方”位，DCS发变组画面内AVR相关操作有效。 ? 选择AVR（自动电压调节器）自动，AVR自动运行。 ? 投入起励，发电机灭磁开关合上。 ? AVR升电压，发电机零起升压19KV。

? 通过励磁CCR小屏增磁、减磁按钮调节机端电压至20 KV。 ? 选择自动同期装置ASS调转速，ASS转速调节。

? 投入ASS运行，ASS试验在“NO”位，ASS闭锁开关在“YES”位，监视

同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合上。 ? 设定ASS退出（同时DEH调转速），ASS退出，DEH转速调节。 ? 在就地投入发变组的相关电气保护压板。

4.2.5.4.在发电机零起升压后，按规定进行发电机假同期试验。 ? 发电机升压完成

? 投入ASS运行，ASS试验在“YES”位，ASS闭锁开关在“YES”位，监视

同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合脉冲发出，但610并没有合。

4.2.5.5. 根据调度要求确认主变中性点接地刀闸运行方式。 4.2.5.6. 投入发电机氢冷器冷却水。注意根据冷H2温度及时调整氢冷却器冷却水出口门。

4.2.5.7. 根据汽温、汽压情况，调整燃油压力，增投油枪，适当增加二次风量，调整好燃烧。

4.2.5.8. 在DCS操作站CRT上启动已暖的A/B制粉系统，给#1煤粉仓制粉。 4.2.6.机组升负荷

4.2.6.1.当汽轮机缸胀达50%，轴向位移、振动、胀差均低于其报警值的90%且呈下降趋势时，设定目标负荷30MW，升负荷率2MW/min，升负荷。

4.2.6.2.根据水质情况，确定高压加热器疏水排地沟或排高加事故疏水扩容器。 4.2.6.3.确认凝结水系统运行方式为“排放”方式，并注意汽温、汽压、燃烧及汽包水位的调整。

4.2.6.4.检查中压主汽门前所有疏水门（除热再管道疏水门外）已关闭。 4.2.6.5.将凝结水系统运行方式置正常运行方式，停止除氧器上水泵运行。

4.2.6.7.设定目标负荷300MW或调度给定的目标负荷，升负荷率2MW/min，升负荷。

4.2.6.8.根据化学要求调整汽包连续排污流量，必要时进行定期排污。 4.2.6.9.给水由单冲量切至三冲量控制方式运行，电动给水泵置自动。 4.2.6.10. 机组升负荷达45MW时，应进行如下工作：

? 在DCS操作站CRT上启动已暖的C/D制粉系统运行，给#2煤粉仓制粉。

? 投入第三套制粉系统暖磨。

? 检查低压缸喷水已正常自动退出。

4.2.6.11. 机组升负荷达60MW时，应进行如下工作：

? 检查中压主汽门后疏水门及热再蒸汽管道疏水门已自动关闭。

? 当四段抽汽压力达0.25MPa时，除氧器汽源切至四抽供给，除氧器随机组负荷滑压运行，辅助蒸汽转为备用。 ? 将过热器各级喷水减温投“自动”。

? 将高压加热器疏水切换至正常疏水方式运行。

4.2.6.12. 机组升负荷达80MW时，冲转一台小汽轮机至3000rpm，暖机。

4.2.6.13. 当煤粉仓粉位达2m时，启动A、B一次风机，分别缓慢开启其入口调节挡板，待一次风母管压力>3Kpa时，分别开启C、D层燃烧器一次风门吹扫5分钟。同时，相应调节一次风压，始终维持一次风母管风压大于3KPa，调节二次风大风箱与炉膛差压为380 Pa，开启一次风机入口热风再循环门。

4.2.6.14. 注意在第一层煤粉燃烧投运前，应保证在该层油枪至少有三支运行，且该层全部煤粉燃烧器着火2分钟后，方可退出邻近层油枪。

4.2.6.15. 逐只投入C层煤粉燃烧器运行，调节好一次风压、二次风量，使省煤器出口氧量在6.7%运行，同时控制好蒸汽温度。

4.2.6.16. 逐只投入D层煤粉燃烧器运行，注意在给粉机投运时，应在最低转速稳定10分钟，根据燃烧需要增加给粉机转速，相应增加二次风量。

4.2.6.17. 当电除尘器入口烟温≥110℃时，通知灰处理值班员，投入电除尘器运行。

4.2.6.18. 机组升负荷达90MW时，应进行如下工作：

? 检查厂用电切换条件，当条件满足时，厂用电切换至高厂变运行，投入高厂

变A分支、B分支的备自投装置联锁开关。 ? 将辅汽联箱汽源切换至冷再运行。 4.2.6.19. 继续升负荷，调节一次风压力，开启B层煤粉燃烧器二次风门和燃料风门，吹扫5分钟。增大二次风量，逐步增投B层煤粉燃烧器，降低燃油压力，调节好燃烧。

4.2.6.20. 机组负荷达100MW时，冲转第二台小汽轮机至3000rpm，暖机。 4.2.6.21. 机组负荷达120MW时保持并进行如下工作：

? 调节第一台汽动给水泵转速，当其出口压力略高于给水母管压力时，开启出口电动门，调节小汽机转速，当汽泵转速跟电泵转速一致时，置该汽泵自动。 4.2.6.22. 调整一次风压，开启A层煤粉燃烧器的一次风门，吹扫5分钟，增加二次风量后，逐只投入A层煤粉燃烧器。逐步降低燃油压力至0.6MPa运行，同时调节两台一次风机入口挡板，调节B、C、D三层给粉机转速，控制锅炉燃烧率，使主蒸汽压力上升不超过0.08MPa/min，温度不超过1.7 ℃/min。省煤器出口氧量参考附图6。

4.2.6.23. 当机组负荷达160MW时保持并进行如下工作： ? 将电动给水泵置“手动”。

? 调节第二台汽动给水泵转速，当汽泵出口压力略高于给水母管压力时，开启出口电动门，调平两台汽动给水泵转速，置自动。

? 缓慢降低电动给水泵转速，观察两台汽泵转速同步增加。当电动给水泵最小流量再循环门开启时，关闭电动给水泵出口电动门，将液力耦合器勺管位置调至最小位，停运电动给水泵，将电动给水泵投“自动”。

? 进行第二次锅炉洗硅。

? 将各H2冷器出口水阀全开。

? 当炉水中SiO2含量<40PPb时，继续升负荷。

4.2.6.24. 当机组负荷达180MW时，根据燃烧情况逐步退出部分油枪运行，并保持H层有三支油枪运行。

4.2.6.25. 随着负荷的增加，随时调整燃烧，控制过剩氧量4.5%。关闭送风机、一次风机入口热风再循环门。

4.2.6.26. 随时注意励磁控制系统运行情况，使发电机出口端电压维持在20KV，无功负荷符合调度系统的需要。

4.2.6.27. 二次风大风箱与炉膛压力差设定为600Pa。

4.2.6.28. 当机组负荷达200MW时保持并进行如下工作： ? 继续升负荷，升负荷率5MW/min。

? 根据燃烧情况，适当逐支、对角退出油枪运行。 ? 根据机组运行情况，启动第二台循环水泵运行。 4.2.6.29. 当机组负荷达240MW时，检查轴封系统已自密封，辅助蒸汽转为备用。 4.2.6.30. 逐渐增加送风量，提高一次风压，增加各层给粉机转速，控制负荷增加，控制汽压提升率小于0.1Pa/min。

4.2.6.31. 根据汽温、汽压上涨情况及炉内燃烧情况，按加负荷原则操作，逐只投入E层给粉机运行。稳定后，逐支退出全部油枪，油压设定0.8MW，炉前打循环。同时，注意汽温和汽包水位的控制。

4.2.6.32. 机组负荷到达目标负荷时，复位全部报警。

? 确认风烟系统自动运行正常，控制省煤器出口氧量在4~6%运行，排烟温度正常。

? 燃烧系统正常且自动控制正常，三次风挡板调至适当的位置。 ? 确认给水系统正常自动运行，汽包水位正常。

? 确认主、再热蒸汽温度正常，过热蒸汽喷水减温自动控制正常，再热汽温调节挡板在自动，再热汽喷水减温自动控制正常。

? 确认凝汽器真空正常，负荷控制正常，机组效率良好。 ? 汽轮发电机及励磁控制系统运行正常。 ? 机组各辅助系统自动控制正常。

? 确认低压加药系统投运正常，汽水品质均合格。

4.2.6.33. 分别投锅炉主控于、汽机主控于自动，投入CCS，确认机组处于自动控制方式运行。

4.2.6.34. 汇报值长，机组启动完成。 机组温态启动曲线见附图2。

第三节 机组热态启动

4.3.1.机组启动前的准备

4.3.1.1.当机长接到机组启动命令后，立即进行如下工作：

? 确认启/备变运行正常，机组6KV单元段、380V各段母线、就地MCC柜已送电正常、各确认UPS、直流系统运行正常。

? 确认机组所有仪表、自动装置、保护装置及计算机的电源已送上，机组所有

现场数据在CRT上显示正常。 ? 确认燃煤、燃油储备充足。 ? 确认循环水系统运行正常。

? 确认制H2系统运行正常，储氢罐压力正常，氢气纯度合格。 ? 确认机组补给水系统运行正常。

? 确认启动锅炉运行或邻机供汽正常，辅汽联箱压力正常。 ? 确认开式循环冷却水系统运行正常。

? 确认主机润滑油系统运行正常，油温在40℃，主机油净化装置运行正常。 ? 确认密封油系统运行正常。 ? 确认主机顶轴油系统运行正常。

? 确认主机盘车装置运行正常，大轴偏心合格。 ? 确认发电机内冷水系统运行正常。

? 确认发电机氢气压力正常，氢气纯度合格。 ? 确认两台空气预热器运行正常。

? 确认EH油系统运行正常，油温在43~54℃，油净化装置运行正常。 ? 确认A、B小汽轮机润滑油系统运行正常，小机油净化装置运行正常。 ? 确认机组所有化学取样分析仪表已投运正常。 ? 确认闭式循环冷却水系统运行正常。 ? 确认凝汽器水位正常、水质合格。

? 启动一台凝结水泵正常方式运行，正常后投“自动”。 ? 确认除氧器水位正常，水质合格。

? 启动一台汽动给水泵的前置泵运行，投入除氧器加热，设定除氧器压力为0.12MPa。

? 确认给水泵组正常备用，A、B小汽轮机盘车正常。 ? 当除氧器水温达设定值后，启动电动给水泵运行。 ? 向锅炉补水至正常水位。

? 确认燃油系统运行正常，炉前大循环。 ? 确认燃油雾化蒸汽系统运行正常。

? 开启顶棚过热器、包墙管环形集箱、低温过热器各疏水门，将锅炉压力降至7.0~8.0MPa。

? 确认主机、小机轴封系统运行正常。 ? 确认抽真空系统运行正常。 ? 确认再热蒸汽管道疏水门开启。 ? 确认#1~#6段抽汽管道疏水门全开。 ? 投入连续排污系统。 ? 锅炉定期排污一次。 ? 确认发—变组、励磁系统启动前的检查与准备工作已完成，发—变组已恢复备用，且具备启动条件。

? 确认机、炉、电大联锁试验及热控有关试验已完成。 ? 确认所有跳闸保护（除低真空跳闸保护外）均已投入。 4.3.2.机组启动前的检查

4.3.2.1.机组启动前的检查完成，且机组停机前的故障部位（若有时）已重点检查、核对，确已消除。 4.3.3.锅炉点火

4.3.3.1.确认火检冷却风系统运行正常，火焰检测器运行正常。

4.3.3.2.开启所有二次风门。开启顶棚管过热器、包墙管环形集箱、低温过热器疏水阀。

4.3.3.3.设定炉膛负压-50Pa。 4.3.3.4.启动A引／送风机，风量调至30~40％额定风量，控制二次风箱与炉膛压力差在380 Pa。

4.3.3.7.当炉膛吹扫完成时，确认MFT已复位。 4.3.3.8.启动B引／送风机运行，自动维持风量至30~40％额定风量，炉膛负压-50 Pa。

4.3.3.9.投入炉膛烟温探针运行，当炉膛出口烟温达538℃时，探针应自动退出。 4.3.3.10. 关小G层二次风门挡板，关闭其他层二次风门挡板，风量调至20%额定风量。

4.3.3.11. 将再热器烟气挡板关至最小位。

4.3.3.13. 投入G层两支油枪，开启主蒸汽到再热器5%疏水阀。

4.3.3.14. 升温升压其间，控制汽压上升率小于0.15MPa/min，汽温上升率≤1.7℃/min。

4.3.3.15. 根据燃烧情况增投G层另一对油枪。 4.3.3.16. 通知煤控注意原煤仓煤位，低仓加煤。

4.3.3.17. 当主蒸汽温度比主蒸汽管道金属温度高10℃以上时，打开主蒸汽管道疏水阀，5分钟后，关闭顶棚管过热器、包墙管环形集箱、低温过热器疏水门。 4.3.3.18. 根据燃烧情况，开启H层或F层燃油二次风门挡板，适当增加二次风量，投H层或F层燃烧器（根据后屏过热器烟气侧温度而定，若此温度小于560℃，则可投入上层油燃烧器，若此温度高于或等于580℃，则只能投入F层油燃烧器运行）。

4.3.3.19. 根据炉膛出口烟气温度、粉仓粉位，启动一套制粉系统运行。

4.3.3.20. 根据机组6KV单元A、B两段电压情况，调节启/备变分接头位置，维持6KV各段母线电压在正常范围运行。 4.3.4.汽轮机冲转

4.3.4.1. 检查机组已具备下列条件：

? 主蒸汽压力7~8MPa、主汽温根据调节级后汽温查附图6确定，调节级后汽温T=高压内缸第一级金属温度+20℃。 ? 凝汽器真空－88KPa。

? 主机润滑油压正常、油温40℃。

? 发电机密封系统压力正常，油水差压及油氢差压正常，温度38℃。 ? 发电机内冷水系统运行正常，水质合格。

? 汽轮机盘车状态，汽轮发电机组转动部分无异音。

? 发电机壳体氢气压力0.29MPa，纯度＞96%，湿度合格。 ? 检查主机大轴偏心、轴向位移、胀差等均正常。 ? 高压缸排汽逆止门在“自动”位。 4.3.4.2. 关闭串级启动疏水阀。 4.3.4.3. 启动密备油泵运行。 4.3.4.4. 汽轮机挂闸。

4.3.4.5. 设定汽机目标转速2950rpm，升速率200rpm/min，汽轮机开始冲转。 4.3.4.6. 汽轮机转速大于3rpm时，检查主机盘车装置应自动退出。

4.3.4.7. 汽轮机转速达200rpm时，检查顶轴油泵应自动退出运行。 4.3.4.8. 汽轮机转速达600rpm时，检查低压缸喷水已自动投入。

4.3.4.9. 通过燃油控制阀控制锅炉燃烧率，以适应汽压、汽温的变化。

4.3.4.10. 启动一台冷油器供水泵运行，正常后，备用泵投自动，控制主机润滑油温在正常范围内。

4.3.4.11. 启动第二套制粉系统运行。

4.3.4.12. 汽轮机转速达2950rpm时，进行阀门切换。

4.3.4.13. 阀切换完成后，升速至3000rpm，升速率为50rpm/min。 4.3.4.14. 调节发电机氢气冷却水调节门，控制发电机氢温正常。 4.3.4.15. 开启再热器烟气挡板。 4.3.4.16. 停运密备油泵。

4.3.4.17. 停运主机交流润滑油泵。 4.3.5.发电机并网

4.3.5.1.确认在立屏及CRT上无任何跳闸报警信号。

4.3.5.2.在DEH画面上收到“自动同期允许”信号后，在DEH操作站CRT上，调出有关画面，给出“自动同期”信号。

4.3.5.3. 在发变组程控画面上选择分步操作，即按照发变组启动程序控制步骤一步一步操作，直至并网。

? 励磁CCR小屏画面上，方式开关在“就地”位，该画面内相关操作有效；

方式开关在“远方”位，DCS发变组画面内AVR相关操作有效。 ? 选择AVR（自动电压调节器）自动，AVR自动运行。 ? 投入起励，发电机灭磁开关合上。 ? AVR升电压，发电机零起升压19KV。

? 通过励磁CCR小屏增磁、减磁按钮调节机端电压至20 KV。 ? 选择自动同期装置ASS调转速，ASS转速调节。

? 投入ASS运行，ASS试验在“NO”位，ASS闭锁开关在“YES”位，监视

同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合上。 ? 设定ASS退出（同时DEH调转速），ASS退出，DEH转速调节。 ? 在就地投入发变组的相关电气保护压板。

4.3.5.4.在发电机零起升压后，按规定进行发电机假同期试验。 ? 发电机升压完成

? 投入ASS运行，ASS试验在“YES”位，ASS闭锁开关在“YES”位，监视

同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合脉冲发出，但610并没有合。

4.3.5.5.根据调度要求确认主变中性点接地刀闸运行方式。

4.3.5.6.检查凝汽器真空高于－88KPa，联系热工投入凝汽器低真空保护。

4.3.5.7.开启所有一次风门，启动A、B一次风机，风量至40%，风管压力>3KPa对一次风管进行吹扫。

4.3.5.8.开启C层和D层二次风门挡板，提高二次风量，依次投入C层煤粉燃烧器运行，相应调节燃油控制阀，维持汽温、汽压基本稳定。

4.3.5.9.根据燃烧情况适当增加二次风量，提高一次风压，逐只投入D层煤粉燃烧器，降低燃油压力。

4.3.5.10. 机组并网后，应尽快带上与高压缸内缸第一级处金属温度相匹配的负荷。

4.3.1.4.3.6.机组升负荷

4.3.6.1.设定机组目标负荷为200MW，升负荷率3MW/min，升负荷。 ? 机组负荷达30MW时，应进行如下工作：

a、 检查中压主汽门前除热再管道外的所有疏水门已关闭。 b、确认给水由单冲量切换至三冲量运行，电动给水泵自动。 ? 机组负荷达45MW时，应进行如下工作： a、 检查低压缸喷水已自动退出。

b、根据机组负荷和粉仓粉位，相继启动制粉系统运行。 ? 机组负荷达60MW时，应进行如下工作：

a、 确认中压主汽门后所有疏水门及热再管道疏水门已关闭。

b、四抽压力达0.147MPa时，除氧器汽源切至四抽供给，辅助蒸汽作为备用。除氧器随机负荷滑压运行。

c、 将高压加热器疏水切换至正常疏水。 d、将主蒸汽喷水减温置“自动”。

? 机组负荷达80MW时，冲转一台汽动给水泵至3000rpm暖机。 ? 机组负荷达90MW时，应进行如下工作：

a、 将厂用电由启备变倒换至高厂变运行。投入高厂变A分支、B分支的备自投装置联锁开关。

b、确认辅汽联箱汽源切换至冷再运行。 ? 开启A、B层二次风门。

? 机组负荷达100MW时，冲转第二台汽动给水泵至3000rpm暖机。

? 根据机组运行情况，适当增加二次风量，提高一次风压和速度，逐只投入B层煤粉燃烧器运行。注意给粉机启动前，设定在最低转速，运行3分钟后，可根据燃烧情况增加二次风量，提高一次风速，提高给粉机转速。增加给粉机或提高给粉机转速运行时，注意相应降低燃油压力运行，并维持二次风大风箱压力与炉膛压力差在380Pa运行。

? 机组负荷达120MW时，将第一台汽动给水泵与电动给水泵并泵运行。 ? 适当增加二次风量，提高一次风速，逐只投入A层煤粉燃烧器运行。相应调整燃油压力。

? 控制主蒸汽升压率＜0.15MPa/min，再热蒸汽升压小于0.2MPa/min。

? 机组负荷达160MW时，将第二台汽动给水泵并泵。待第二台汽泵运行正常后，将电动给水泵控制置手动，逐渐将负荷转移至汽动给水泵，当两台汽泵转速、流量、出口压力基本相等且稳定时，将两台给水泵切入自动运行，停运电动给水泵，将电动给水泵投自动备用。

? 机组负荷达180MW时，根据燃烧情况逐支退出G层油燃烧器运行，通过增加二次风量，提高一次风压，增加给粉机转速、逐支退出部分油枪。 4.3.6.2.升负荷至目标负荷或调度负荷

4.3.6.3.设定目标负荷300MW或调度给定的目标负荷，升负荷速率5MW/min，升负荷。

? 必要时，开启E层二次风门，增大二次风量、提高一次风压，逐步投入E层煤粉燃烧器运行，正常后，逐支退出全部油枪。

? 根据实际燃烧情况，可逐支退出部分油枪运行，油压调至1.2MPa，恢复炉前大循环运行方式。

4.3.6.4.机组负荷到达目标负荷时，复位全部报警。

? 确认风烟系统在自动运行方式，控制省煤器出口氧量在4%，排烟温度正常。 ? 燃烧系统正常且处于自动运行方式，燃烬风门调到适当的位置。 ? 确认给水系统自动运行正常，汽包水位正常。

? 确认主、再热蒸汽温度正常，过热汽喷水减温自动控制正常，再热汽温调节挡板自动控制正常，再热汽喷水减温在自动。

? 机组负荷控正常，凝汽器真空正常，机组效率良好。 ? 汽轮发电机及励磁控制系统运行正常。 ? 机组各辅助系统自动控制正常。 ? 确认机组处协调控制方式运行。 4.3.6.5.汇报值长，机组启动完成。 机组热态启动曲线见附图3。

第四节 极热态启动

4.4.1. 机组启动前的准备

4.4.1.1.当机长接到机组启动命令后，立即进行如下工作：

? 确认启/备变运行正常，机组6KV单元段、380V各段母线、就地MCC已正常送电、 UPS、直流系统运行正常。

? 确认机组所有仪表、自动装置、保护装置及计算机的电源已送上，机组所有现场数据在CRT上显示正常。 ? 确认燃煤、燃油储备充足。 ? 确认循环水系统运行正常。

? 确认制H2系统运行正常，储氢罐压力正常，氢气纯度合格。 ? 确认机组补给水系统运行正常。

? 确认启动锅炉运行或邻机供汽正常，辅汽联箱压力正常。 ? 确认开式循环冷却水系统运行正常。

? 确认主机润滑油系统运行正常，油温在40℃，主机油净化装置运行正常。 ? 确认密封油系统运行正常。 ? 确认主机顶轴油系统运行正常。

? 确认主机盘车装置运行正常，大轴偏心合格。 ? 确认发电机内冷水系统运行正常。

? 确认发电机氢气压力正常，氢气纯度合格。 ? 确认两台空气预热器运行正常。

? 确认EH油系统运行正常，油温在43~54℃，油净化装置运行正常。 ? 确认A、B小汽轮机润滑油系统运行正常，小机油净化装置运行正常。 ? 确认闭式循环冷却水系统运行正常。 ? 确认凝汽器水位正常、水质合格。

? 启动一台凝结水泵正常方式运行，正常后投“自动”。 ? 确认除氧器水位正常，水质合格。

? 启动一台汽泵前置泵运行，投入除氧器加热，设定除氧器压力为0.12MPa。 ? 确认给水泵组正常备用，A、B小汽轮机盘车正常。 ? 当除氧器水温达设定值后，启动电动给水泵运行。 ? 向锅炉补水至正常水位。

? 确认燃油系统运行正常，炉前大循环。 ? 确认燃油雾化蒸汽系统运行正常。

? 开启顶棚过热器、包墙管环形集箱、低温过热器各疏水门，将锅炉压力降至7.0~8.0MPa。

? 检查凝汽器真空系统运行正常，真空≥-87K Pa，否则： a、 投入主机、小机轴封系统运行。 b、投入抽真空系统运行。

? 开启再热蒸汽管道疏水门。 ? 开启#1~#6段抽汽管道疏水门。 ? 投入连续排污系统。 ? 锅炉定期排污一次。 ? 确认发—变组、励磁系统启动前的检查与准备工作已完成，发—变组已恢复备用，且具备启动条件。

? 确认所有跳闸保护除低真空跳闸保护外均已投入。 4.4.2.机组启动前的检查

4.4.2.1.机组启动前的检查完成，且机组停机前的故障部位已重点检查、核对，确已消除。

4.4.3.锅炉点火

4.4.3.1.确认火检冷却风系统运行正常，火焰检测器运行正常。 4.4.3.2.开启所有二次风门。 4.4.3.3.设定炉膛负压-50Pa。 4.4.3.4.启动A引／送风机，风量调至30~40％额定风量，控制二次风箱与炉膛压力差在380 Pa。

4.4.3.7.当炉膛吹扫完成时，确认MFT已复位。 4.4.3.8.启动B引／送风机运行，自动控制风量至30~40％额定风量，炉膛负压-50 Pa。

4.4.3.9.投入炉膛烟温探针运行，当炉膛出口烟温达538℃时，探针应自动退出。 4.4.3.10. 投入G层两支油枪。再热器烟气挡板关至最小位。 4.4.3.11. 关小G层二次风门挡板，关闭其他层二次风门挡板，风量调至20%额定风量。

4.4.3.12. 升温升压其间，控制汽压上升率小于0.15MPa/min，汽温上升率≤1.7℃/min。

4.4.3.13. 根据燃烧情况，投入G层另一对油枪运行。 4.4.3.14. 通知煤控注意原煤仓煤位，低仓加煤。

4.4.3.15. 当主蒸汽温度比主蒸汽管道金属温度高10℃以上时，打开主蒸汽管道疏水阀，开启主蒸汽到再热器5%疏水阀，5分钟后，关闭顶棚管过热器、包墙管环形集箱联箱、低温过热器疏水阀。

4.4.3.16. 根据燃烧情况，开启H层或F层燃油二次风门，适当增加二次风量，投H层或F层油燃烧器（根据后屏过热器烟气侧温度而定，若此温度小于580℃，则可投入H层油燃烧器，若此温度高于或等于580℃，则只能投入F层油燃烧器运行）。

4.4.3.17. 根据炉膛出口烟气温度、粉仓粉位，启动一套制粉系统运行。

4.4.3.18. 根据机组6KV单元A、B两段电压情况，调节启/备变分头位置，维持6KV各段母线电压在正常范围运行。

4.4.4.汽机冲转

4.4.4.1. 检查机组已具备下列条件：

? 主蒸汽压力10MPa、主蒸汽温度主汽温根据调节级后汽温查附图6确定，调节级后汽温T=高压内缸第一级金属温度+20℃。 ? 凝汽器真空－88KPa。

? 主机润滑油压正常、油温40℃。

? 发电机密封系统压力正常，油水差压及油氢差压正常，温度38℃。 ? 发电机内冷水系统运行正常，水质合格。

? 汽轮机盘车正常，汽轮发电机组转动部分无异音。

? 发电机壳体氢气压力0.29MPa，纯度＞96%，湿度合格。 ? 检查主机大轴偏心、轴向位移、胀差等均正常。 ? 高压缸排汽逆止门在“自动”位。 4.4.4.2. 关闭二级旁路疏水阀。 4.4.4.3. 启动密备油泵运行。 4.4.4.4. 汽轮机挂闸。

4.4.4.5. 设定汽机目标转速2950rpm，升速率300rpm/min，汽轮机开始冲转。 4.4.4.6. 汽轮机转速大于3rpm时，检查主机盘车装置应自动退出运行。 4.4.4.7. 汽轮机转速达200rpm时，检查顶轴油泵应自动退出运行。 4.4.4.8. 汽轮机转速达600rpm时，检查低压缸喷水已自动投入。

4.4.4.9. 通过燃油控制阀控制锅炉燃烧率，以适应汽压、汽温的变化。

4.4.4.10. 启动一台冷油器供水泵运行，正常后投备用泵自动，控制主机润滑油温在正常范围内。

4.4.4.11. 汽轮机转速达2950rpm时，进行阀门切换。

4.4.4.12. 阀切换完成后，升速至3000rpm，升速率为50rpm/min。 4.4.4.13. 投入发电机氢气冷却水系统，控制发电机氢温正常。 4.4.4.14. 停运密备油泵。

4.4.4.15. 停运行主机交流润滑油泵。 4.4.5.发电机并网

4.4.5.1. 机组并网操作热态启动的操作相同。 4.4.6.机组升负荷

4.4.6.1. 机组升负荷操作与热态启动的操作相同。

这次我自己总结的实习目的是理论联系实际，增强我们对电厂的了解;使我们扩宽视野，巩固和运用所学过的理论知识，培养分析问题、解决问题的实际工作能力和创新精神;本次实习在我们完成专业基础课后进行，通过本次实习，使我们所学的理论知识得以巩固和扩大，增加学生的专业实际知识;为将来从事专业技术工作打下一定的基础;进一步培养学生运用所学理论知识分析产生实际问题的能力。 热力发电厂是由愈多热力设备和电气设备所组成的整体，从某种意义上讲，热力的设备更多也更容易故障和事故，热力和环境保护彼此间的关系式密切的。实习对电厂安全运行的认识，严肃的工作作风都有一定的培养。作为一种先进的生产力和基础产业，电力行业与社会经济和社会发展有着密切的关系，他不仅是关系国际经济安全的战略大问题，而且与人们的日常生活、社会稳定密切相关。 通过这次认识实习，我对动力工程在电力生产方面有了很深刻的认识，也对自己的就业前景充满了希望。为人人类的生存需要能源的供给，而生产高品质，低污染的能源的责任就落在我们肩上。因此我们必须认真学习专业知识并掌握好所学的专业知识，在实践中磨练自己，是的所学到的知识可以融会贯通，学以致用，让自己成为一名合格的电力工作者，一名合格的动力工程师，为人类的能源事业做出贡献! 目 录

一、仿真机组冷态启动过程各阶段主要操作 1、初始工况检查 （1）检查厂 投运冷却系统

包括循环水系统冲压，投用开式冷却水系统，投用闭式冷却水系统三个部分。 锅炉上水

锅炉上水的主要操作有向凝汽器上水，炉水泵充水，启动电动给水泵和启动炉水泵等等。 汽机和电机辅助系统启动

这部分操作主要包括投用主机润滑油系统和顶轴油系统，投用EH油系统，投用发电机密封油系统，发电机充氢，投用发电机静冷系统和凝汽器抽真空，送轴封。

投运风烟系统

投运风烟系统主要包括冷却风机、空气预热器A和B、引风机A和B、送风机A和B的启动，风量和负压的调节以及投入烟温探针。

锅炉吹扫、点火、升温升压

主要操作有炉膛吹扫条件检查，炉膛吹扫，炉膛点火和锅炉起压。 汽机冲转

汽机冲转包括冲转前的检查和冲转期间锅炉对汽温汽压的控制，汽机挂闸以及依次冲转到600、2040、2950和3000rpm。

电机并网

这部分操作主要在就地站的电气系统中完成。 机组升负荷

机组升负荷的主要操作有初负荷运行，投用一次风机，投用制粉系统B，并依次升负荷至30、60和120MW，升至120MW后投用CCS及ADS系统，将汽机的操作权交给主控，并在CCS或ADS下以滑压方式升负荷至300MW，在此期间依次投用制粉系统C、D、E。

（1~5详细步骤见附） 启动曲线及说明

仿真机运行曲线图1 锅炉点火后的升温升压曲线 在升温升压过程中主汽压力主汽温度平稳上升。在第一次油枪启动后，油压会发生一个阶跃的变化。给水量在初期都为0，在20s左右开始急剧上升，后来又迅速降低。

仿真机运行曲线图2 汽机冲转升速曲线

TV为主气门，一开始打开，保持100%的开度，在转速升至2950rpm是进行TV-GV切换，减小主汽汽门，开大调节汽门GV，TV开度急剧下降，GV开度急剧上升。

调节油压定值，增减油枪数目，是主汽压力在4.5MPa左右波动，从图中可以看出主汽压力略微偏高。主汽温度大于320℃，在过程中缓慢变化。

由最大振动曲线可得，汽机处于共振区的转速为1000，1500，2500rpm。 在主汽温度上升过程中，由于热胀冷缩，差胀与缸胀均增加，课件汽机主轴膨胀更剧烈。 仿真机运行曲线图3 机组升负荷曲线

在油量煤量曲线中，升负荷一开始，启动给煤机，给煤量随负荷上升不断增加，风量曲线也相应呈上升趋势。主汽压力上升，随着制粉系统的投入，给煤量增大，从温度流量曲线中，排烟温度和主汽流量都呈上升趋势，过热汽温和再热汽温先上升，后由于减温水的投入，保持稳定。

三、启动过程中注意事项

在锅炉点火过程中，需要维持一定的油量和风量。在点第一支油枪之前，油压阀门调节在5%-10%左右，风量调节在30%-40%左右，所以一开始风量，油量都先保持不变。

在汽机冲转中，应使汽压在4.5MPa左右波动，在冲转前应检查主蒸汽压力4.2MPa，主蒸汽温度大于等于320℃，过热度大于38℃，主蒸汽温度大于再热蒸汽温度大于260℃，主蒸汽A、B侧温差小于14℃。

在机组升负荷过程中，为了保证锅炉出口的汽温和汽压，油量大概调节在11t/h，制粉系统B投运后，一支油枪被停止，油压降低，后来维持不变，直到制粉系统全部投入，按时间间隔停止所有的油枪，最后油量为零。

四、暂态过程曲线及分析

1、第一台炉水泵启动水位曲线

汽包水位大于200mm后，开启炉水泵，汽包中的水被大量吸入下降管至水冷壁，水位迅速下降，之后水位开始缓缓上升。

2、点第一支油枪时的炉膛负压

点燃第一支油枪时，炉膛压力急剧上升，之后负压会波动，最后稳定在-80Pa左右，这是因为引风机投在自动位置，风量自动调节，炉膛压力会恢复至正常值

五、学习心得

作为热能与动力工程专业的学生，在大学三年的学习中，我们学习了锅炉、汽轮机、泵与风机，但是我们对于电厂工作流程任然很陌生，而这次仿真实验给了我们了解电厂控制的机会。

在短短的六次上机实验中，我由一开始的按部就班逐渐的能熟练的与同学配合进行冲转、升负荷等操作，对于电厂中各个部件的控制组件也有所了解，可以说这次仿真启蒙了我，使我更清晰的认识到我们将来要面对的工作。当然，这几次上机我们只是学习了一些皮毛，只有在老师的帮助下，我们才能面对各种状况而不至于束手无措，这说明我们要做的还有很多，这次不过是站在老师的肩膀上我们才能成功。

总的来说，这次试验开阔了我们的眼界，锻炼了动手能力，也让我们看到了差距，为我们以后的学习提供了方向。

五、学习心得

作为热能与动力工程专业的学生，在大学三年的学习中，我们学习了锅炉、汽轮机、泵与风机，但是我们对于电厂工作流程任然很陌生，而这次仿真实验给了我们了解电厂控制的机会。

在短短的六次上机实验中，我由一开始的按部就班逐渐的能熟练的与同学配合进行冲转、升负荷等操作，对于电厂中各个部件的控制组件也有所了解，可以说这次仿真启蒙了我，使我更清晰的认识到我们将来要面对的工作。当然，这几次上机我们只是学习了一些皮毛，只有在老师的帮助下，我们才能面对各种状况而不至于束手无措，这说明我们要做的还有很多，这次不过是站在老师的肩膀上我们才能成功。

总的来说，这次试验开阔了我们的眼界，锻炼了动手能力，也让我们看到了差距，为我们以后的学习提供了方向。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/j6hx.html