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。

6.16检查发电机绝缘工况监测仪投运，无异常报警，无漏气现象。 6.17发电机滑环、碳刷投运前的检查：

（1）机构清洁干燥，无油污、碳粉及其它有机物或导电材料沉积；

（2）从励磁系统整流柜来的励磁馈线与刷架连接牢固，馈线周围清洁干燥，励磁馈线无过热变色现象；

（3）各碳刷完整，刷辫无过热烧坏痕迹，碳刷规格、型号一致； （4）碳刷在刷握滑动灵活，无卡涩现象；

（5）刷架无歪斜，刷握中心线正对滑环中心，碳刷与滑环接触良好，压力适当； （6）滑环表面光洁，无电腐蚀痕迹。 确认下列试验合格：

（1）发电机出口断路器分、合闸试验合格。

（2）发电机出口断路器、隔离开关两组冷却风机启停正常，风机转向正确。 （3）配合继电保护人员做发电机的保护传动试验正常。 （4）配合继电保护人员做励磁回路的保护联锁试验正常。

（5）励磁装置整流柜冷却风扇启停试验正常，冷却风扇两路电源切换试验正常。 （6）核对励磁系统的一次回路极性正确（新投运或大修后）。 （7）试验DCS报警软光字牌正常。

（8）柴油机启动试验及事故照明切换试验正常。 （9）机组保安PC段联锁切换试验正常。

（10）引风机、磨煤机油站电源切换试验和带油泵自启动试验正常。 （11）热工保护、联锁及机、电、炉大联锁试验正常。 （12）发电机新投运、大、小修后定子内冷水水压试验合格。 （13）发电机新投运、大、小修后发电机气密试验合格。 （14）发电机新投运、大修后或同期回路检修后假同期试验合格。

附属系统的检查：

（1）检查确认直流系统运行正常，直流110V系统电压在117～122V，直流220V系统电压在230～235V。

（2）检查确认UPS系统运行正常、可靠。 （3）检查确认柴油发电机热备用状态良好。

（4）检查确认主变、高厂变、高公变运行正常，无报警信号，6kV厂用段和公用段母线电压正常。

（5）检查确认停机变空载运行正常，无报警信号。

（6）检查确认各低压厂用变压器运行正常，各380V PC段、MCC段、保安MCC段、阀门配电屏运行正常。 发电机的绝缘规定：

1、水冷定子绕组通水作交流耐压试验时应具备下列条件： （1）水管必须接地；

（2）机内各只电阻测温元件及热电偶元件必须接地； （3）总进出水管之间有水流通，流量接近额定值； （4）水电导率不大于1.5μs/cm；

（5）发电机应在充氢后氢纯度为97%以上或排氢后含氢量在2%以下时进行，严禁在置换过程中进行试验；

（6）通水状态下绝缘电阻大于1 MΩ。 发电机绝缘电阻试验（交流耐压试验）：

（1）在环境温度40℃时，绕组通水前定子绕组绝缘值不低于100MΩ；

（2）10分钟对1分钟的绝缘电阻比值即极化指数期望不小于2倍，但60秒/15秒绝缘电阻吸收比不小于1.6；

（3）各相绝缘电阻差异倍数不大于2；

（4）将此电阻值与相近条件下（温度、湿度）的初次值和制造厂出厂试验或交接试验，或以大修时测的结果进行比较，若相差很大，则应查清原因，设法提高绝缘电阻值。 在绝缘水管中的水未能彻底吹干而总进水管接地有绝缘的情况下，推荐使用国产水内冷2500伏专用绝缘电阻测试仪，其适用范围为： 绝缘水管(电阻与总进出水管间的总电阻)RY≥100 kΩ； 总进出水管并联对地绝缘电阻RH≥30 kΩ；

在测量上述两项绝缘电阻时，必须先将总水管对地的连接线拆除。测试完成后，将连接恢复原接地状态。

发电机绝缘电阻的主要测试项目，见下表：

测试项目 电阻测温元件 转子绕组 定子绕组(10分钟) 端部铁芯及轴瓦集电环装置 穿心螺杆

发电机定、转子测绝缘规定：

（1）发电机首次投运，或经过大小修后，投运前由检修人员测量发电机定、转子绕组的绝缘电阻，并向运行人员提供书面交待；

（2）发电机停机备用时间超过一周，启动前应测量发电机各部绝缘； （3）发电机定、转子绕组绝缘电阻在测量和放电时要确保转子大轴可靠接地； （4）发电机定子绕组，包括连接在发电机定子回路上不能用刀闸断开的各种电气设备，用2500V兆欧表测量，定子绕组绝缘折算到同一温度下，应在20MΩ以上，且不低于上次测量结果的1/5~1/3，吸收比不低于1.3；

500V 500V 1000V 兆欧表等级 250V 500V 2500V 期望值 ≥5 MΩ ≥5MΩ ＞1000 MΩ（1分钟值） 10分钟对1分钟的绝缘电阻比值即极化指数不≥100 MΩ（安装转子前检查） ≥10 MΩ 100 MΩ

（5）发电机转子绕组用500V兆欧表测量，转子绕组绝缘折算到同一温度下，应在5MΩ以上，且不低于上次测量结果的1/5~1/3；

（6）测量定子绕组绝缘电阻时，必须核实定子绕组水路系统通入电导率合格的内冷水。

辅助系统的投运

1.1检查所有具备送电条件的设备均已送电。

1.2投入辅机冷却水系统，检查辅机冷却水系统运行正常。 1.3投入间冷循环水系统，检查循环水系统运行正常。 1.4投入闭式冷却水系统，检查闭式冷却水系统运行正常。 1.5检查投入厂用压缩空气系统，压缩空气压力正常。

1.6投入主机润滑油系统，检查润滑油系统运行正常，确认润滑油压符合要求。 1.7投入发电机密封油系统，检查密封油系统运行正常。

1.8检查EH油温度合格，投入EH油系统，检查系统无漏点，蓄能器检查投入正常。 1.9启动主机顶轴油泵，检查各轴承油压在正常范围内，投入备用顶轴油泵联锁。 1.10确认具备盘车投入条件，投主机连续盘车，检查盘车转速正常，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，并记录盘车电流、电流摆动值、大轴偏心度等有关参数。

1.11检查投入机、炉侧各辅机设备润滑油站、液压油站运行。

1.12发电机氢置换合格后，逐渐升氢压至0.2MPa，待定冷水系统投入后，再逐渐升氢压至0.48MPa。

1.13投入定子冷却水系统，检查定冷水流量、压力运行正常。

1.14检查凝结水系统各阀门位置正确，凝汽器进行注水，长期停运后需对凝汽器进行冲洗。

1.15启动凝结水泵，进行低加系统、除氧器冲洗，直至水质合格。

1.16投入汽前泵及汽泵密封冷却水系统，进行汽泵及给水管道的注水，进行高加水侧注水。

1,17除氧器水位保持在正常，启动汽泵前置泵进行循环，投入除氧器加热。 1.18检查锅炉汽水系统各阀门状态正确，锅炉具备上水条件。 1.19检查投入锅炉火检冷却风系统，火检冷却风母管压力正常。 1.20启动锅炉空气预热器，检查空气预热器运行正常。 1.21点火前12小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。

1.22点火前2小时，投入炉前燃油循环，注意检查燃油系统无漏油现象。 1.23氨区、脱硝系统备用正常，投入SCR稀释风机运行。 1.24锅炉点火前投入除灰、除渣系统运行。 1.25通知辅控投入脱硫制浆系统运行。

机组冷态启动

1、锅炉上水 给水品质要求：

序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 项 目 PH值 硬度 溶解氧（化水处理后） 铁 铜 二氧化硅 电导率（25℃） 钠 符 号 O2 Fe Cu SiO2 Na 单 位 μmol/L μg/L μg/L μg/L μg/L μs/cm μg/L 数 值 8.5～9.5 ~0 30～150 ≤5 ≤2 ≤10 ≤0.15 ≤3 锅炉上水条件及方法

(1) 确认给水系统水路畅通，放水门关闭。

(2) 确认除氧器水位正常、水温110℃左右，水质合格，水质不合格禁止向锅炉上水。 (3) 确认汽前泵出口压力正常，给水泵出口阀已开启，高加及给水管道已注水完毕。 (4) 检查锅炉上水主路阀关闭，调整锅炉上水旁路调阀开度，控制锅炉进水流量100～150t/h（即BMCR给水流量10 2t）。 (5) 分离器见水后，检查受热面无泄漏和其他异常现象。 锅炉进水要求及条件

(1) 锅炉进水前，检查省煤器和水冷壁空气阀开启； (2) 锅炉进水水质应符合要求； (3) 全铁≤200μg/L； (4) pH（25℃）9.0～9.5；

(5) 锅炉进水温度一般控制在110℃，应严格控制进水速度，夏季进水时间不小于1.5小时，冬季进水时间不小于2.5小时，当水温与启动分离器壁温的温差大于50℃时，应适当延长进水时间。冬季进水流量控制在100t/h，夏季控制在150t/h。 (6) 锅炉上水，用给水旁路调节门控制锅炉进水速度在100～150t/h左右。上水经省煤器、水冷壁、汽水分离器、贮水箱排入疏水扩容器，开启启动分离器排水电动截止门，投入溢流阀调节自动，锅炉水冷壁充满水后，要求贮水箱水位稳定2分钟。随着贮水箱水位上升，361B控制阀自动开启，当361B控制阀开度大于30% 约1分钟，逐渐加大给水量到630t/h左右（30%BMCR），运行约30秒，控制阀361A/B同时开启，确保空气完全排空。贮水箱水位稳定后由361B阀单独控制，361A阀处于备用状态。

(7) 调整给水流量至20%BMCR，进行开式清洗。清洗期间，尽量维持除氧器水温在100℃左右。

此时以下回路的疏水门处于开启状态：

1) 省煤器进口集箱 2) 水冷壁进口集箱 3) 水冷壁中间混合集箱 4) 折焰角汇集集箱 5) 贮水箱溢流阀

(8) 关闭疏放水至热井排放装置阀门，将疏水排往机组排水槽。

1.1.1.1

以下各放气阀在锅炉上水期间开，待见水后关闭：

(1) 水冷壁中间集箱平衡管放气一、二次门； (2) 下降管放气一、二次门； (3) 分离器入口放气一、二次门。

1.1.2

投入轴封系统

轴封供汽系统操作检查完毕，确认各阀门位置正确，有关联锁、保护校验正常，

1.1.2.1

汽源温度、压力符合要求。

1.1.2.2 1.1.2.3

辅助蒸汽至轴封供汽系统进行疏水暖管。

确认主机盘车运行正常、轴加水侧已投入，轴封系统参数满足投运条件，投入

辅助蒸汽向轴封供汽，启动一台轴加风机，检查轴加负压正常后投入另一台风机备用，确认冷再供汽阀在关闭位置。应保证轴封蒸汽过热度＞14℃，高中压轴封供汽温度与转子金属温度差＜110℃，温度应按照“轴封蒸汽温度限制值”曲线控制，使轴封温度与转子表面金属温度相匹配。

1.1.2.4

投入低压轴封减温水自动控制，检查辅汽供轴封调整门、轴封溢流调整门、轴

封减温水调整门自动调节正常，控制轴封母管压力28～31kPa、低压轴封蒸汽温度在120～180℃范围内。

1.1.2.5

轴封蒸汽投用后，应严密监视机组上下缸温差、胀差等参数，检查盘车运行情

况。调整轴封进汽，维持各轴封处不冒汽、不吸气。

1.1.3

投入真空系统

检查确认轴封系统已正常投入，抽真空系统具备启动条件。 启动水环真空泵，检查水环真空泵进口阀开启，真空开始建立。 检查关闭凝汽器A、B真空破坏门。

真空破坏门关闭后，应对真空破坏门水封进行注水。

1.1.3.1 1.1.3.2 1.1.3.3 1.1.3.4 1.1.4

轴封和真空系统投运的注意事项 锅炉点火前投入真空系统。 先送轴封后抽真空。

禁止在转子静止状态下向轴封供汽。 轴封蒸汽的过热度应大于14℃。

高、中压转子轴封蒸汽与转子表面金属温差应＜110℃（可参照“轴封蒸汽温度

1.1.4.1 1.1.4.2 1.1.4.3 1.1.4.4 1.1.4.5

限制值”曲线控制）。

1.1.4.6

小机真空应与主机同时建立，但前提条件为尽快冲转小机或者小机盘车，如小

机不具备抽真空条件，则必须对小机进行隔离。

1.1.5

第一台小机冲转

确认小机系统具备冲转条件，冲转前检查关闭汽泵中间抽头手动门。 就地测量供汽管路疏水温度，确认小机低压汽源暖管合格，供汽温度至少有

1.1.5.1 1.1.5.2

50℃过热度。

1.1.5.3 1.1.5.4

向热工确认小机和汽泵保护投入正常。

小机挂闸后开启低压调门开始升速，检查小机油系统画面参数正常，若参数异

常，应果断采取措施，防止设备损坏。

1.1.5.5

小机转速开始升速，转速投自动，根据振动情况进行暖机，大于50um停止升速，

进行暖机，（升速率可设800/1000rpm）。

1.1.5.6 1.1.5.7

转速在800、1000、2000、3000rpm时核对小机、汽泵转速远方就地一致。 暖机合格后，将小机转速升至3100转，投入遥控，在升速过程中，严密监视小

机油系统画面，同时注意监视泵出口压力变化。

1.1.5.8

调整小机转速，对锅炉进行循环清洗，若分离器水样铁含量小于500μg/L，则

回收至凝汽器，当凝结水水样铁含量小于500μg/L，可投入混床运行。

1.1.6

锅炉水冲洗

给水系统及锅炉冷态冲洗：

1.1.6.1

(1) 停运时间超过150小时的锅炉启动前必须进行水清洗，以除去沉积在受热面上的杂质、盐分和铁锈，直至炉水品质达到允许锅炉点火启动的要求。

(2) 冲洗流程：化学除盐水→排汽装置热井→凝泵→凝结水精处理系统（旁路）→轴加→#7低加→#6低加→#5低加→除氧器→给水泵→#3、2、1高加→省煤器→水冷壁→启动分离器→贮水箱→排放至疏水扩容器→冷凝水箱→排汽装置热、除氧器或机组排水槽。

(3) 冲洗方法：除氧器冲洗水质合格后，给水先通过高加旁路，后投主路的方法，向锅炉进水至启动分离器正常水位，然后通过水冷壁进口集箱、启动分离器贮水箱排污阀排放，水放尽后再向锅炉进水冲洗，如此反复排放至出水含铁量小于500μg/L时，一般在200～300μg/l时将水返回排汽装置循环冲洗，通过凝结水精处理装置除去水中铁，当启动分离器出口水含铁量降至100μg/L后认为锅炉冷态清洗完成，转入热态冲洗。当排汽装置与启动分离器间建立循环后，应投入给水泵入口加氨处理设备，控制冲洗水pH值为9.0～9.5。 大流量冲洗法：

1) 锅炉充满水后，将给水流量加至800t/h并保持20分钟，此时361A\\B溢流调节门需同时开启，以确保受热面中的空气全部排空。

2) 关闭省煤器出口放空气门，锅炉维持最低给水流量630 t/h，根据辅助蒸汽压力尽量维持除氧器温度在100℃左右，锅炉进入冷态冲洗程序。 变流量冲洗法：

锅炉充满水后，将给水泵出力加至800t/h并保持5分钟，再将给水泵出力调整至300t/h保持5分钟，重复操作，锅炉进入冷态冲洗程序。

锅炉贮水箱排水Fe＜500μg/L，一般在200～300μg/L时，开式冲洗结束。依次关闭下列疏水阀门：

1) 省煤器入口管道疏水一、二次门； 2) 水冷壁入口集箱疏水一、二次门； 3) 螺旋管圈出口集箱疏水一、二次门； 4) 折焰角入口汇集集箱疏水一、二次门；

5) 闭式循环清洗：进行水冷壁系统的循环清洗。给水流量约为500～650t/h（30%BMCR）左右。

6) 投入疏水扩容器排水至排汽装置调节阀，清洗水排放至排汽装置。省煤器入口水质含铁量＜50ug/L，分离器出口含铁量Fe＜100μg/L，冷态冲洗结束。保持30%的最小给水流量，将省煤器入口流量调整至630t/h 。

临机加热系统的投入及热态冲洗

机组冷、温态启动时，首先采用常规辅汽通过除氧器加热锅炉给水至初定温度值后，锅炉上水，并进行循环清洗，直至炉水品质合格，炉水回收至凝汽器。继续向锅炉上水，当作为给水的除氧器饱和水加热锅炉至水冷壁出口水温的温升速率明显减缓（＜1℃/min）时，打开临炉加热蒸汽管道阀门，将临炉加热蒸汽通入#2高压加热器继续加热给水，并通过除氧器回收高压加热器疏水。当分离器出口水温达190℃时，维持

当前给水温度进行热态冲洗，直至启动分离器、贮水箱取样分析铁含量小于100μg/L时，热态冲洗结束。继续通过调节进入#2高压加热器的蒸汽压力和流量控制水冷壁升温升压速率，直至给水温度接近临炉加热蒸汽对应压力下的饱和温度（257℃），且分离器出口温升速率明显减缓（＜1℃/min）时，启动风烟系统，锅炉点火。

1.1.7

锅炉点火前吹扫准备

检查锅炉火检冷却风机运行正常，确认另一台投入备用，检查冷却风母管压力

1.1.7.1

6.0kPa以上。

1.1.7.2 1.1.7.3

检查锅炉空预器运行正常，空预器辅电机备用正常。

启动一套锅炉送、引风机，调节总风量在30% BMCR风量左右，并保持稳定，炉

膛压力保持－50～－100 Pa。

1.1.7.4 1.1.8

检查炉前燃油系统已投入，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。

锅炉点火前吹扫

确认吹扫条件满足，进行5min的吹扫。 吹扫完成后，检查MFT跳闸信号自动复位。

1.1.8.1 1.1.8.2 1.1.9

锅炉点火（采用微油枪点火）

检查确认炉前燃油系统运行正常，在锅炉满足点火条件后，准备锅炉点火。 检查一次风系统通道已导通。

启动一台密封风机，将备用密封风机投备，启动#1一次风机。

开启微油燃烧器助燃风门，保证助燃风压力在2～3kPa，调节#2磨煤机入口风

1.1.9.1 1.1.9.2 1.1.9.3 1.1.9.4

量，维持磨出口一次风管风速在18～22m/s左右。

1.1.9.5

检查辅助蒸汽压力正常，投入等离子暖风器运行，尽量维持#2磨煤机入口风温

在150℃以上。

1.1.9.6 1.1.9.7

投入大风箱差压自动，调节微油燃烧器周界风门在10～15％开度。 调节总风量至30～40%，确认二次风门自动控制正常。

1.1.9.8

打开微油点火系统供油关断阀及回油调节阀，调整微油母管压力1.3～1.5Mpa，

各雾化油枪处供油压力1.0～1.2MPa。

1.1.9.9

投油条件满足，分别启动锅炉B1、B2、B3、B4油枪，确认油枪燃烧状况、火检

运行状况良好。观察火焰电视可正常监视到炉膛燃烧状况。确认燃油母管压力正常，当磨煤机出口温度达75℃时（或入口温度150℃以上），将#2磨煤机切至“微油点火”模式，启动#2磨，初始煤量18t/h。

1.1.9.10 1.1.9.11

若点火失败2次再次进行点火需重新进行吹扫。

锅炉点火后，检查确认过、再热器疏水阀已全开，同时加强监视炉膛出口烟温

及过、再热器壁温。

1.1.9.12 1.1.9.13

锅炉点火后要及时检查开启主再热蒸汽管道疏水阀及汽轮机本体疏水阀。 锅炉点火后，应投入空预器及脱硝催化剂连续吹灰，注意监视空预器冷端综合

温度。

1.1.9.14

锅炉点火后，确认高、低旁路控制压力、温度上升速率正常，高、低旁减温器

正常投入运行。

1.1.9.15

检修或长期停运后启动，要严格监视锅炉的受热膨胀情况，从点火直到带满负

荷，做好膨胀记录，发现问题及时汇报。

1.1.10

锅炉升温升压

按照冷态启动曲线进行升温升压，在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，

1.1.10.1

储水箱升温率不得超过1.0℃/min，升压速率不得超过0.1MPa/min。在汽轮机冲转前，饱和温度升高速率不得超过1.5℃/min，机组并网后升温速率控制≯2.0℃/min，任何时候温升速率≯2.0℃/min，任何时候受热面金属温升率≯3.0℃/min。汽水分离器和贮水箱金属内壁温升变化率不大于5℃/min，内外壁温差的变化率不大于25℃/min，各相邻屏间温差不大于50℃。

1.1.10.2

汽水分离器压力至0.2MPa，手动关闭炉顶排空气门。

1.1.10.3

当机前主蒸汽压力至0.7MPa时，逐渐开启100%高旁进行暖管，严禁将减温水

隔离门挂禁操，并指定专人负责该系统，重点监视减温水调门开度情况及高旁阀后温度情况。

1.1.10.4

高旁投入后，及时开启低压旁路，低压旁路的调整除应满足再热蒸汽温升以及

再热蒸汽与主蒸汽的偏差要求以外，还应注意使主、再热蒸汽压力比不低于6:1。

1.1.10.5

汽水分离器压力升至0.8MPa前，联系热工冲洗仪表管路；分离器压力达到

0.8MPa后，定期对锅炉泄漏报警装置进行检查，并记录一次锅炉各膨胀指示数据。

1.1.10.6

当分离器出口压力达1.5MPa，关闭过热器、再热器疏水阀；在蒸汽流量达到

10%以前，通过燃烧率控制炉膛出口烟温不大于538℃。

1.1.10.7

当空预出口热一次风温度＞170℃，开启等离子暖风器旁路风门，停运等离子

暖风器。启动#2一次风机，进行两台一次风机并列。

1.1.10.8

随着蒸发量增加，相应增加给水流量，始终保持省煤器入口流量大于30%BMCR

流量。

1.1.10.9

随着锅炉热负荷增强，一般先尽量开大旁路提升主再热蒸汽温度，然后逐渐关

小旁路提升压力的方式，使主再热蒸汽参数满足冲车要求。

1.1.10.10

随着锅炉燃烧增强，主再热蒸汽参数达到冲车要求后，一定要维持燃烧稳定，

切不可进行大幅度煤量调整及制粉系统启停操作，维持主蒸汽参数稳定，低压旁路投入定压方式。

1.1.10.11

在整个升温升压过程中，检查高旁阀后温度不超过300℃，低旁阀后温度不超

过120℃，排汽缸温度不超过80℃。

1.1.10.12

汽机冲转前，锅炉出口蒸汽品质必须满足下列要求，且在8h内应达到正常运行的标准值。

炉型 锅炉过热蒸汽压力氢电导率（25℃） 二氧化硅 铁 铜 钠

μg/L ≤直流炉 8.92 ≤0.50 ≤30 ≤15 ≤20 50 注：超临界机组启动时氢电导率（25℃）应控制在不大于0.50μS/cm 发电机恢复冷备用操作

1.1.10.13

（MPa） μS/cm 检查发电机检修安全措施拆除，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。

1.1.10.14

检查发电机出口断路器冷却风扇备用良好，电源切换试验正常，风机转向正

确。

1.1.10.15 1.1.10.16 1.1.10.17 1.1.10.18 1.1.10.19 1.1.10.20 1.1.10.21 1.1.10.22 1.1.10.23

检查发电机启励电源在分位。

检查发电机出口扩径母线轴流风机在一台运行，一台备用的方式。 检查发电机封母母线微正压装置投运正常。 检查发电机绝缘过热装置、射频监测仪运行正常。 检查发电机定、转子绕组绝缘合格。 检查主变运行正常，主变冷却装置运行正常。 检查高厂变运行正常，高厂变冷却装置运行正常。 检查高公变运行正常，高公变冷却装置运行正常。

检查发电机出口PT一次保险阻值合格并给好， PT小车在工作位置， PT二

次插头给好，触头接触良好，PT二次小开关合好。

1.1.10.24 1.1.10.25 1.1.10.26 1.1.10.27 1.1.10.28 1.1.10.29

检查发电机出口避雷器在工作位置，触头接触良好，记录避雷器动作次数。 检查发电机中性点接地变压器接地刀闸合好。 检查励磁变备用良好。

检查励磁装置备用良好，各小开关合好，各功能电路板带电正常。 检查发电机灭磁开关在分闸状态，柜内各小开关合好。 检查励磁整流桥交、直流侧刀闸在分位。

1.1.10.30 1.1.10.31 1.1.10.32 1.1.10.33 1.1.10.34 1.1.10.35 1.1.10.36 1.1.11

检查励磁整流桥冷却风扇运行正常，风扇电源切换试验正常。 将励磁调节器控制方式切至“远方”。 检查发电机碳刷全部给好。 检查发电机大轴碳刷安装良好。 检查发电机同期装置备用良好。

检查厂用电快切装置带电正常，方式正确。

检查DCS发电机温度监视画面，各温度测点显示正常。

汽轮机冲转前准备

检查汽轮机冷态冲转参数已满足：主蒸汽压力8.92MPa，温度360℃，再热蒸

1.1.11.1

汽压力1MPa，温度320℃，蒸汽的过热度大于56℃。

1.1.11.2 1.1.11.3 1.1.11.4

检查发电机及励磁系统已恢复至冷备用。 冲转前联系热控人员确认汽轮机所有保护投入。 确认以下条件满足

(1) 冲转蒸汽参数已满足要求。

(2) 汽机附属设备及系统运行正常，不存在禁止汽机冲转的条件。 (3) 盘车装置运行正常，并已连续盘车4h以上。

(4) 转子偏心度不大于0.076mm或原始值的±0.02mm，就地偏心表已拆除。 (5) 检查轴封蒸汽母管压力在0.028～0.031MPa之间，轴封蒸汽温度与汽缸金属温度相匹配，温差不应超过110℃，过热度不应低于14℃，低压轴封蒸汽温度控制在120℃～180℃。

(6) 主油箱油位-200～466.7mm，润滑油温28～38℃，润滑油压0.1～0.18MPa，顶轴油压5～15MPa。

(7) EH油箱油位正常，EH油压14±0.5MPa，油温37～60℃。 (8) 发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气冷却系统运行正常。

(9) 就地检查各轴承回油畅通，回油温度正常。 (10) (11) (12) (13) (14)

高、中压缸上下缸温差内缸小于35℃，外缸小于50℃。 低压缸喷水控制阀在自动位，排汽温度正常。 就地检查汽轮机疏水畅通。 汽机TSI指示正常。 凝汽器背压小于25kPa。

汽机冲转、升速、暖机

1.1.11.5 1.1.11.6 1.1.11.7 1.1.11.8 1.1.11.9 1.1.11.10

检查DEH画面的状态信号显示正常，汽轮机各阀门状态正确。 检查在DEH画面的 “控制方式”在“操作员自动”方式下。 点击DEH画面“挂闸”按钮，检查挂闸成功。 检查确认高压调节阀、中压主汽阀开启。 检查“阀门方式”在单阀控制方式。

在DEH画面设定“转速目标值”为500rpm， “升速率”为150rpm/min确认

后，点击“运行”，高压主汽阀、中压调节阀开启，汽机开始升速。

1.1.11.11 1.1.11.12

当汽机转速大于盘车转速时，检查盘车自动脱开，盘车装置停运并停电。 监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况，回油温度、油

流、真空、排汽缸温度、密封油系统正常。

1.1.11.13

汽机转速500rpm时进行远方或就地打闸，进行摩擦检查。检查高、中压主汽

门和调门关闭，汽轮机转速下降，就地检查汽轮机内部和轴封处无金属摩擦声，监听发电机声音正常，检查轴承油流及机组振动情况良好。

1.1.11.14

检查完毕确认机组无问题重新挂闸，在DEH画面选择“目标值”为2000rpm，

“升速率”为150rpm/min，确认后选择“运行”，机组继续升速，在DCS画面监视汽轮机转速上升情况，过临界转速时升速率自动升为500rpm/min。

1.1.11.15

升速至600rpm，偏心记录仪会自动脱开，振动记录仪开始工作。在400～600rpm

之间应进行最终检查偏心值。

1.1.11.16 1.1.11.17 1.1.11.18

转速升至1200rpm时检查顶轴油泵联停，将顶轴油泵投备用。 过临界转速时检查记录机组振动值。

当汽轮机转速升至2000rpm后，开始暖机，暖机时间大约为150分钟。为避

免汽机发生共振，禁止在临界转速范围内定速。汽轮机临界转速：第一临界转速600到1000rpm；第二临界转速1400到1800rpm；第三临界转速2100到2300rpm；第四临界转速：2650到2850rpm。

1.1.11.19 1.1.11.20

逐渐开启高、低加抽汽电动门， 高、低加随机滑启。

暖机期间，注意汽缸膨胀、高中压胀差、低压胀差、轴向位移、上下缸温差

及转子热应力的变化应稳定，润滑油温度调整正常，各轴承金属温度、回油温度正常。

1.1.11.21

检查高压缸缸胀大于15mm，调节级金属温度＞280℃，机组胀差在正常范围内，

机组振动正常，则暖机结束。

1.1.11.22

在DEH画面上设定目标转速2900r/min。升速率为150rpm/min，机组继续升

速，监视汽轮机转速上升情况。

1.1.11.23

升速至2900 r/min时，汽机进入“保持”状态，参照附图“汽机入口蒸汽状

态”，确认蒸汽室的金属温度大于节流压力下的饱和蒸汽温度时可进行高压主汽阀与高压调阀控制切换，切换过程中监视主汽阀和调节阀行程，观察从主汽阀到调节阀控制的切换过程。

1.1.11.24

在DEH画面上设定目标转速3000 r/min，升速率50rpm/min，汽轮机继续升

速。

1.1.11.25

转速升至3000rpm稳定后，确认主油泵出口压力大于2.0MPa，检查主油泵工

作正常，交流润滑油泵电流下降，停运交流润滑油泵、高压备用密封油泵。

1.1.11.26

开启高压门杆漏汽至冷再电动门。

1.1.11.27 1.1.11.28

汽机冲转过程中执行发电机及励磁系统恢复热备用的操作。

汽轮机定速后全面检查机组运行正常，锅炉启动第二套送、引风机，并准备

机组并网。 升速注意事项：

(1) 检查汽轮发电机组各动静部分无异常声音，在600rpm以下注意转子的偏心度应小于0.05mm，最大不超过0.076mm。

(2) 检查低压缸喷水控制投自动，当转子的转速达到600rpm时开始喷水，直到机组带上15％负荷。当低压缸排汽温度达到80℃，投入喷水系统。当低压缸喷水未投自动，低压排汽缸温度报警值为90℃，15分钟内的短时间运行不得超过120℃。如果达到120℃，则应立即紧急停机加以处理。

(3) 中速暖机前，汽轮机瓦振不超过0.03mm，否则立即打闸停机。过临界转速时瓦振不大于0.1mm，轴振不大于0.25mm，否则立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

(4) 机组启动过程中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4h才能再次启动，严禁盲目启动。

(5) 检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规定值，喷水减温调整门动作正常。

(6) 注意监视汽缸膨胀、轴向位移、胀差等正常。 (7) 注意监视凝汽器、加热器、除氧器水位正常。

(8) 升速时控制冷油器出口油温随转速上升，定速后保持油温38～45℃，轴承回油温度应小于70℃，油压、油箱油位、各轴承油流正常。 发电机恢复热备用操作

1.1.11.29

根据机组启动状态及暖机、并网时间，将发变组恢复热备用。

1.1.11.30 1.1.11.31

检查发电机冷备用良好。

投入发电机保护（包括启停机和误上电保护），检查保护屏上无异常报警、

动作信息。

1.1.11.32 1.1.11.33 1.1.11.34 1.1.11.35 1.1.11.36 1.1.11.37 1.1.11.38 1.1.11.39 1.1.11.40 1.1.11.41 1.1.11.42 1.1.11.43 1.1.11.44 1.1.11.45 1.1.11.46 1.1.11.47

检查发电机出口断路器在分闸状态。 合上发电机出口断路器控制电源小开关。 合上发电机出口断路器动力电源小开关。

检查发电机出口断路器储能良好，SF6气体压力正常。 检查发电机出口隔离开关在分闸状态。

合上发电机出口隔离开关、接地刀闸动力电源小开关。 合上发电机出口断路器照明加热电源小开关。 检查主变低压侧PT电源小开关在合位。 检查发电机出口断路器冷却风扇备用良好。 检查发电机灭磁开关在分闸位。

合上励磁系统各整流桥五极刀闸，并检查刀闸接触良好。 检查励磁系统热备用良好。 合上发电机启励电源开关。 检查励磁装置控制方式在远方位。 将自动电压调节器投自动。 投入电力系统稳定器PSS。

发电机并列规定及注意事项

1.1.11.48 1.1.11.49

发电机并网前，值长必须先向电网调度申请，得到许可后方可并网。 发电机并列应采用“准同期”方式。准同期装置故障，需采用手动准同期方

式时，必须经总工程师批准。

1.1.11.50

发电机加励磁必须在汽轮机定速3000rpm后方可进行。

1.1.11.51 1.1.11.52 1.1.11.53

发电机出口隔离开关合闸必须在汽轮机定速3000rpm后方可进行。 正常情况下，发电机采用出口断路器与系统并列。

当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由继电保

护专业人员完成定相、假同期试验等工作。

1.1.12

发电机准同期并列条件

发电机频率与系统频率相近，频率差在±0.1Hz以内。 发电机电压与系统电压相近，电压差在±1%额定电压以内。 发电机相位与系统相位相近，相位差不超过3°电角度。 发电机相序与系统相序一致。

1.1.12.1 1.1.12.2 1.1.12.3 1.1.12.4

发电机准同期并列步骤

1.1.12.5 1.1.12.6 1.1.12.7 1.1.12.8 1.1.12.9 1.1.12.10 1.1.12.11 1.1.12.12 1.1.12.13 1.1.12.14 1.1.12.15 1.1.12.16 1.1.12.17 1.1.12.18

确认汽机3000r/min定速，机组具备并网条件。 检查发电机氢、水、油系统运行正常。 确认发电机出口断路器在分位。 检查励磁系统热备用良好，无异常报警。

检查发电机保护投入正确，保护装置无异常报警，运行正常。 确认发电机出口隔离开关在分位。 合上发电机出口隔离开关。 确认发电机灭磁开关在分闸位。 确认励磁电流为零。 确认发电机出口无电压。 选择励磁方式自动。

检查励磁系统在M1通道运行方式。 检查电力系统稳定器PSS投入。 启动发电机励磁。

1.1.12.19 1.1.12.20 1.1.12.21 1.1.12.22 1.1.12.23

确认发电机灭磁开关自动合闸，检查合闸良好。

确认发电机出口电压平稳上升至额定电压20 kV，且三相电压平衡。 确认发电机定子三相电流为零。

确认发电机空载励磁电压、电流正常（电压：142V左右，电流：1437A左右）。 投入同期装置直流电源，检查同期装置带电正常，运行方式为自动准同期方式。

1.1.12.24 1.1.12.25 1.1.12.26 1.1.12.27 1.1.12.28 1.1.12.29 1.1.12.30 1.1.12.31 1.1.12.32 1.1.12.33 1.1.12.34

在DEH画面，选择自动准同期方式。

在同期画面，选择发电机出口断路器（并列点1）为同期并列点。 启动同期装置。

检查发电机出口断路器在同期点自动合闸，记录并列时间。 检查发电机有功功率、无功功率显示正常。 检查发电机定子电流三相平衡。 调整发电机无功负荷在50MVar。

检查发电机出口断路器合闸正常，冷却风扇运行正常。 退出同期装置直流电源，检查同期装置已失电。 退出发电机保护A、B屏启停机、误上电保护。

复位发电机保护E屏报警信息，投入发电机出口断路器跳闸、灭磁开关跳闸保护。

机组并列后的检查与操作

1.1.12.35 1.1.12.36 1.1.12.37

检查发变组及其冷却系统运行正常。 检查机组凝汽器真空正常。

确认下列控制系统及阀门控制投入自动

(1) 凝汽器、除氧器水位控制。 (2) 发电机氢温控制。

(3) 润滑油温度、EH油温控制。 (4) 发电机定子冷却水温度控制。 (5) 炉膛压力控制。 (6) 贮水箱水位控制。

1.1.12.38

机组并网后，及时调整旁路开度，机组升负荷至50MW，进行初负荷暖机，并

适当加强燃烧，维持主、再热汽温、汽压稳定。

1.1.12.39

随着高中压调节阀的开启，高旁、低旁开度逐渐关小，确认高排逆止门打开，

关闭高压缸通风阀，注意高压缸排汽温度变化，若发现关闭高压缸通风阀后高排温度升高应重新开启。

1.1.12.40

发电机并网后，对发变组、励磁系统、厂用电系统及继电保护自动装置进行

一次全面检查。全面记录发电机定子铁芯、定子绕组温度、氢气温度。

1.1.12.41 1.1.12.42 1.1.12.43 1.1.13

机组初负荷暖机期间，进行锅炉膨胀指示记录。 机组并网后及时启动第二套制粉系统。

机组并网后将另一台小机冲转至3100rpm，投入遥控备用。

由初负荷升至200MW

初负荷暖机结束后，逐渐关小旁路，机组继续升负荷，升负荷率3～6MW/min。 机组负荷升至66MW时，检查高、中压疏水阀全部关闭。

机组负荷升至90MW检查排汽缸喷水阀关闭，排汽缸温度不超过80℃。 机组负荷升至130MW时，检查低压疏水阀全部关闭。

当四段抽汽压力大于0.2MPa时，将除氧器加热汽源切换至四段抽汽供给。 在机组负荷逐渐上升过程中启动旁路逐渐全关，检查减温水调整门、隔离门联

1.1.13.1 1.1.13.2 1.1.13.3 1.1.13.4 1.1.13.5 1.1.13.6

锁关闭。

1.1.13.7

根据升负荷情况及时启动第三套制粉系统，注意制粉系统启动后维持总燃料量

不变。

1.1.13.8 1.1.13.9

机组负荷升至180MW左右时，进行锅炉给水主、旁路阀切换。 机组负荷升至200MW左右时，进行锅炉转直流操作。

锅炉转直流注意事项：

(1) 当锅炉转直流以前，给水品质必须确认合格。

(2) 当锅炉转直流运行时，检查湿态信号消失，给水由“分离器水位控制”方式进入“煤水比”控制方式。

(3) 转干态过程中密切监视贮水箱的水位，控制过热度。 (4) 转直流过程中，严密监视锅炉各受热面温度在正常范围内。

(5) 转为直流运行后，检查贮水箱溢流调节阀及时关闭，保证分离器压力的稳定。 (6) 转为直流运行后，应快速升负荷至240MW以上，防止重新转为湿态运行。

1.1.14 1.1.15 1.1.16

根据汽温上升情况，投入锅炉减温水，注意保持主、再热蒸汽过热度。 随着机组负荷上升及给水温度的提高，逐步退出临机加热系统。

当抽汽压力满足疏水逐级自流后，将高加疏水倒至除氧器，检查开启高加运行

排气门。

1.1.17

升负荷至330MW

锅炉转直流结束后，尽快将机组负荷升至240MW，视情况投入机组协调控制CCS

1.1.17.1

方式。

1.1.17.2 1.1.17.3

在机组协调（CCS）画面，设定目标负荷330MW，负荷率设定3～6MW/min。 机组负荷升至300MW，并入第二台汽泵运行，并泵时一定注意维持给水流量稳

定。

1.1.17.4 1.1.17.5

根据机组负荷情况及时启动第四套制粉系统。

锅炉负荷满足稳燃要求后退出微油点火系统，退出微油点火系统前要注意将

“微油模式”退出。

1.1.17.6

空气预热器吹灰方式由连续改为定期吹灰，将吹灰汽源由辅汽切为主蒸汽。

1.1.17.7 1.1.17.8 1.1.17.9

当四段抽汽压力大于0.4MPa，将小机汽源由辅汽切至四抽供给。 进行辅助蒸汽系统汽源切换，由临机或启动炉切至本机冷再供给。

机组负荷升至330MW，记录锅炉本体和管道膨胀指示，对系统进行全面检查，

对炉膛及烟道受热面进行全面吹灰。

1.1.18

330MW升负荷至660MW

在机组协调（CCS）画面上设定负荷上限660MW，负荷下限300MW，负荷变化率

1.1.18.1

3～6MW/min，根据调度要求投入机组AGC控制及一次调频。

1.1.18.2 1.1.18.3 1.1.18.4

检查确认机组目标负荷跟踪AGC指令正常，检查确认CCS各子系统工作正常。 当机组负荷升至420MW时，投入锅炉风烟系统氧量控制“自动”。

负荷升至450MW时机组轴封达到自密封，检查轴封溢流调整门自动调整正常，

轴封母管压力正常。

1.1.18.5 1.1.18.6 1.1.18.7

机组负荷升至480MW，根据需要做主机真空严密性试验。 根据机组负荷情况及时启动第五套制粉系统。

当四抽压力大于0.8 MPa，辅汽联箱汽源切换至四抽供给，切换中注意辅汽联

箱压力、温度稳定，系统无振动。

1.1.18.8 1.1.19

机组负荷升至660MW，确认机组各运行参数正常，对机组进行全面检查。

汽机升负荷过程中注意事项

冷态启动过程中，如高中压缸正胀差增长较快时，应减缓升温、升压、升负荷

1.1.19.1

速度，待参数稳定后继续升负荷。

1.1.19.2 1.1.19.3

在加负荷过程中轴振动增大时应停止涨负荷，稳定参数。

机组冷态启动初期，高中压轴封蒸汽温度控制在150～200℃，保持各部轴封

蒸汽温度与金属温度匹配。低压轴封蒸汽温度维持150℃左右。

1.1.19.4

机组升负荷过程中，密切加强对发电机氢气压力、温度、发电机定子线圈温度、

定冷水压力、温度的监视调整。

锅炉启动过程中注意事项

1.1.19.5 1.1.19.6

锅炉启动过程中，汽压剧烈变化时，应严密监视贮水箱水位。

锅炉启动过程中，应监视炉膛压力，汽水分离器出口温度，锅炉各段受热面出

口管壁温度等参数正常。

1.1.19.7

控制螺旋管圈水冷壁管出口管壁温度不超过410℃，垂直管圈水冷壁管出口管

壁温度不超过430℃。锅炉金属温差不超限，屏相邻单管间的管壁温差不超过50℃。

1.1.19.8 1.1.19.9 1.1.20

贮水箱内外壁温差限制在25℃以内，内壁金属温度变化率限制在5℃/min。 锅炉启动过程中，密切注意空预器出口烟温及其吹灰器投入情况。

启动过程中防止锅炉受热面氧化皮脱落的注意事项 机组启动过程中严格按规程规定控制好升温升压速率。

保证着火稳定和磨煤机正常运行的前提下，尽量将初始给煤量放在18t/h，防

1.1.20.1 1.1.20.2

止锅炉点火后温升过快导致氧化皮脱落。

1.1.20.3

启动过程中控制好锅炉燃烧和给水调节，增加燃料和给水的速度要缓慢，禁止

出现汽温汽压大幅度波动的情况。

1.1.20.4 1.1.20.5 1.1.20.6

负荷150MW之前，无特殊情况禁止投入过、再热器减温水。

启动过程中，旁路操作要缓慢，禁止大幅度快速开关旁路，导致汽温气压突变。 机组并网前不建议利用大旁路进行氧化皮吹扫操作，因吹扫操作伴随汽温气压

的大幅度扰动，容易造成氧化皮的二次脱落。

机组并网后，汽机低负荷暖机结束后，应继续升负荷至500MW，维持主、再热汽温在540℃至少运行36小时，期间严密监视各级受热面金属壁温的变化情况。

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