600MW仿真机组操作培训

600MW超临界火电机组仿真培训

操作训练备课手册

林文孚

2005年9月

目 录

第一单元:厂用电系统送电

第二单元:辅助系统启动与500KV系统送电 第三单元:锅炉点火到发电机并列 第四单元:初负荷至50%升负荷 第五单元:50%至100%升负荷 第六单元:正常停机 第七单元:热态启动 第八单元:故障分析一 第九单元:故障分析二 第十单元:故障分析三

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第一单元:厂用电系统送电

一、主要内容：

1、柴油发电机启动；

2、保安段送电； 3、备用变送电； 4、6KV母线送电； 5、380V母线送电； 6、保安段切换；

7、6KV、380V负荷送电； 8、机炉辅助系统熟悉。

二、目的要求

1、掌握厂用电系统接线与运行方式；

2、熟悉6KV、380V母线送电的操作方法与注意事项； 3、熟悉母线PT送电的注意事项； 4、了解厂用电系统保护；

5、熟悉机、炉辅助系统组成、了解操作条件、步骤、与注意事项。

三、操作前的准备：

1、熟悉厂用电系统接线（电气系统图2、图9）；

2、熟悉厂用电系统的运行方式（规程1.3节及辅机规程25-30节有关内容); 3、熟悉直流系统组成与运行（OIS图220V、110V直流系统）； 4、了解直流系统与厂用电系统的操作；

5、准备厂用电系统系统送电操作票（手册P1-15）； 6、厂用电系统保护，规程P40-42。

四、上机操作步骤

（一）110V直流系统送电

1、 2、 3、 4、

直流系统各部绝缘合格，直流系统蓄电池充电已满； 直流电源由蓄电池供电； 直流系统母线送电； 直流保安负荷送电。

（二）保安段及直流系统送电

1、检查柴油发电机组检修工作全部结束，发电机试验合格，各部绝缘合格；柴油发电

机组的冷却系统、空气系统、燃油系统、润滑油系统等投入正常；

2、柴油发电机启动；

3、保安PC、汽机保安PC、锅炉PC送电； 4、110V直流系统整流柜送电； 5、220V直流系统直流系统送电； 6、UPS系统送电。

（三）6KV系统母线送电--220KV系统经高备变向厂用6KV系统送电 1操作前的现场条件

（1）检查高备变检修工作全部结束，绝缘试验合格；高备变低压侧至6kV厂用1A、1B、

1C各段母线绝缘试验合格； 6kV厂用1A、1B、1C各段备用进线开关绝缘试验合格；各送电设备的断路器试验合格，绝缘试验完毕，经确认合格(6kV系统用2500V摇表,阻值大于6MW)。

（2）高备变220kV侧2201开关及其隔离刀闸、6kV厂用1A、1B、1C各段母线备用进线开关控制回路调试完毕，并经过DCS系统远方合跳正确，信号指示正确；高备变有载调压装臵、本体保护及冷却系统完好，测温装臵经验收合格。

2、220kV线路及高备变送电 （1）220kV变电站侧对线路充电；

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（2）#1高备变由检修转冷备用； （3）#1高备变由冷备用转热备用； （4）#1高备变由冷备用转运行；

（5）6kV厂用1A段母线由检修转运行； （6）6kV厂用1B段母线由检修转运行； （7）6kV厂用1C段母线由检修转运行

（四）380V系统母线送电

1、操作前的现场条件

（1）各段低压厂用变检修工作全部结束，绝缘试验合格；各段低压厂用母线绝缘试验合格(380V系统用1000V摇表测量,其阻值不小于0.5M)；

（2）6kV厂用1A、1B、1C各段备用进线保护按照定值要求校验完毕，经验收合格，保护传动试验动作正确，相应的跳闸及报警回路准确无误。

（3） 6kV 1A汽机变、1A锅炉变、1A除尘变、1B汽机变、1B锅炉变、1B除尘变、A水源地变、A公用变、1C除尘变、A化学变、A综合水泵房变、厂前区变、A照明变、A除尘变、A灰库变、启动锅炉变等各保护按照定值要求校验完毕，经验收合格，保护传动试验动作正确，相应的跳闸及报警回路准确无误，备自投装臵静态试验应完成。 2、锅炉变、汽机变送电

（1）1A汽机变及0.4kV汽机PC1A段由检修转运行； （2）1B汽机变及0.4kV汽机PC1B段由检修转运行； （3）1A锅炉变及0.4kV锅炉PC1A段由检修转运行； （4）1B锅炉变及0.4kV锅炉PC1B段由检修转运行； （5）保安段电源切换，停柴油发电机；

（5）1A电除尘变及0.4kV电除尘PC1A段由检修转运行； （6）1B电除尘变及0.4kV电除尘PC1B段由检修转运行； （7）1C电除尘变由检修转运行； 3、公用1C所接各厂用变压器送电 （1）A水源地变由检修转运行； （2）厂前区变由检修转运行；

（3）A综合水泵房变由检修转运行； （4）A化学变由检修转运行； （5）A除灰变由检修转运行； （6）A公用变由检修转运行； （7）A照明变由检修转运行；

（五）MCC段及负荷送电

1、操作前的现场条件

（1）各电机绝缘测量合格； （2）MＣＣ各段母线绝缘合格。 ２、MCC段送电

(1)锅炉MCC1A由检修转运行； (2)锅炉MCC1B由检修转运行； (3)汽机MCC1A由检修转运行； (4)汽机MCC1B由检修转运行； (5)汽机MCC1C由检修转运行； (6)汽机MCC1C由检修转运行； 3、6KV系统负荷送电; 4、380V系统送电

五、操作注意事项

（一）倒闸操作的几个环节： 1．发布和接受任务

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在需要进行操作前，值长应向电气值班负责人(班长)发布操作任务（通常称“预令”），并讲清操作目的，值班负责人(班长)在接到操作任务后，应重复一遍，将此任务记在操作记事本上，并确定操作人和监护人，发布操作任务，同时交代安全注意事项。

2．填写操作票

填写操作票的目的是拟定具体操作的内容和顺序，应参照典型操作票的原则步骤进行填写，防止在操作过程中发生顺序颠倒或漏项。操作人在接受任务后，根据操作任务查对模拟图和实际运行方式，认真填写操作票。填写操作票时，字迹应清楚，不得涂改，不得使用铅笔填写。

3．审核批准

操作人填写好操作票后，先自审一遍并签名，然后由监护人、班长、值长逐级审核，无误后分别在操作票上签字批准。 4．模拟操作

模拟操作是为了再次核对操作票的正确性，经班长批准后进模拟操作，此时，监护人应按照操作票的项目顺序唱票，由操作人在模拟图上进行模拟操作。如属于微机控制的模拟方式，应按微机所规定的方法进行模拟操作。

5．发布正式操作命令

电气值班员在准备好操作票，经审票、模拟无误，一切工作准备就绪后，由值长或值班负责人发布正式操作命令，监护人重复操作命令，值长或值班负责人认为正确无误时，发出命令“对，执行”，监护人在操作票上填写好开始时间，进行操作。

6．现场操作

操作人和监护人携带操作工具进入现场，操作前先核对操作设备的名称、编号保证其和操作票相同。当监护人认为操作人站立位臵正确、使用安全用工具符合要求时，由监护人按操作票的顺序及内容高声唱票，操作人应再次按对设备名称和编号，稍加思考(三秒思考制)无误后，复诵一遍。监护人确认无误后下达“对、执行”的命令，此时操作人方可按操作命今进行操作。操作人在操作过程中，监护人还应监视其操作方法是否正确。当操作人操作完一项时，监护人立即在操作项目左侧做一个记号“√”，然后再进行下一项操作。 7．操作复查

操作全部完毕后，还应复查一遍，着重检查操作过的设备是否正确、正常。

8．操作汇报

操作工作全部完毕后，监护人向发令人汇报已经操作完毕，并汇报开始和结束时间，然后由操作人在操作票的规定部位加盖“已执行”章。 9．记录

由值班负责人将操作起始时间记大操作记事本或交接班记事本中，并注明该设备的作业及安全措施情况。

（二）倒闸操作的注意事项

倒闸操作的基本原则是为了保证电气设备安全运行和操作任务的顺利完成而制定的。它是拟写操作票内容、顺序和执行倒闸操作任务的准则。因此每个单元机组运行值班人员在进行倒闸操作时，应遵守下列基本原则：

(1)在电气设备送电前，必须收回并检查有关工作票、拆除安全措施，测量绝缘电阻。在测量绝缘电阻时，必须隔离电源进行放电。此外，还应检查隔离开关和断路器应在断开位臵。

(2)应使用断路器拉、合闸。在装设断路器的电路中，拉、合闸均应使用断路器，绝对禁止使用隔离开关切断负荷电流。

(3)断路器两侧隔离开关的拉、合顺序。送电线路若需停电时，应先拉开断路器，然后

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拉开线路侧隔离开关，最后拉开母线侧隔离开关。送电时操作顺序与此相反。

(4)变压器各侧断路器拉开顺序，总的来说，变压器停电时，先拉开负荷侧断路器，后拉开电源侧断路器。送电时操作顺序与此相反。这样安排操作顺序的道理，主要是从继电保护装臵能够正确动作，不至于扩大事故来考虑的。但是由于变压器充电时，励磁涌流较大，可能造成继电保护误动作(如差动保护可能动作)，因此，当变压器各侧都有电源时，也可采用离电源较远的一侧充电。

(5)母线操作操作原则。在倒母线时，应首先给备用母线充电或检查两组母线电压相等，并取下母联断路器的操作熔断器，然后进行倒换母线隔离开关的操作。

(6)环网的并、解列操作。环网的并、解列操作亦称合环、解环操作。这些操作除应符合线路和变压器操作的一般技术原则外，还应具备下条件：

①合环操作时，首先要考虑的问题是相位一致，在初次合环或进行了可能引起相位变化的检修后的合环操作，均要进行定相，以免发生事故。其次，各电气设备不应过负荷，并且系统继电保护装臵应适应环网的方式。

②进行解环操作时，首先应满足的条件是解环后各电气设备不应过负荷，其次是继电保护不致误动作。

(7)仅有熔断器和隔离开关(或刀开关)电路的操作原则。对于只有熔断器和隔离开关(或刀开关)电路，送电操作时，应先给上熔断器，后合入隔离开关。停电操作顺序相反。

(8)备用电源自动投入装臵、重合闸装臵、自动励磁装臵必须在所属主设备停运前退出运行，在所属主设备送电后投入运行。 (9)厂用电操作的几个问题

①开关柜的操作要点:检修、试验、运行三个位臵；储能电源和控制电源开关和储能按钮；远方、就地两个位臵；工作电源进线开关柜具有备自投连锁。可先选就地，开关在试验位试合，再拉开控制电源，推到工作位，给上控制电源后关门，最后将选择开关切至远方。就地时只能在试验位合闸。

母线送电时，应先检查母线上的负荷开关是否全部断开，投入母线PT，待母线电压正常后，再投入低电压保护和连锁开关(若有)。母线停电时，应先退出联动LK和低电压保护。 送负荷前,必须先检查母线电压正常。

②母线PT柜：先高压侧RD；推到工作位；低压RD；关门；给信号电源及LP，用于发电压回路断线、系统接地信号和低电压保护。6KV工作/备用进线PT信号仅用于同期和备自投。对于有低电压保护的PT操作，送PT时应在母线电压正常后合低电压LP及RD。

③380VPC进线开关：有控制RD、远方、就地选择、就地分、合按钮；

④备用变保护：见备用变保护；锅炉、汽机变保护WDZ-440：高压侧过流、速断、接地、低压侧零序；WDZ-441：差动。电动机综合保护。规程P41-42

⑤MCC段可有PC1A或PC1B供电,但不得同时合上,避免环流。

六、复习思考题

1、画出厂用电系统接线图；

2、写出由启备变向厂用电系统送电的操作步骤； 3、写出启备变由检修—备用—运行的操作票； 4、写出1A母线检修转运行操作票； 5、写出汽机PC1A送电操作票；

6、启备变有那些保护？简述其作用和保护范围；

7、6KV小车开关有哪几个位臵？操作时应注意什么？ 8、PT操作步骤与注意事项。 9、何谓“BZT”，启动的条件是什么？母线低电压与马达低电压保护有何不同？ 10、电路的“工作”、“热备用”、“冷备用”、“检修”四个状态的区别。

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第二单元:辅助系统启动与500KV系统送电

一、主要内容：

1、压缩空气系统启动；

2、循环水、开式水、闭式水系统启动； 3、润滑油、密封油、盘车启动；

4、凝结水、给水、定子水系统启动； 5、辅汽、真空、轴封系统启动；

6、风机、空预器、磨煤机、小机辅助系统启动； 7、空预器、引、送风机启动； 8、锅炉吹扫；

9、500KV系统送电； 10、主变送电。

二、目的要求：

1、熟悉机炉辅助系统及其操作；

2、熟悉电气主接线系统及500KV系统及主变、厂变送电操作；

3、了解辅助系统热工保护整定值，了解500KV线路、母线及主变、厂变保护。

三、操作前的准备： 1、熟悉机炉辅助系统；

2、阅读“辅机设备运行通则”；

3、对照系统图、OIS图和辅机启动规程，熟悉辅助系统操作条件与步骤； 4、熟悉500KV系统及发变组一次接线及送电操作（手册36-54、65-70），写操作票； 5、了解500KV系统、主变、高厂变保护配臵（规程36-37、61-65）。 6、阅读规程P15-30，熟悉MCS子系统使用。

四、上机操作步骤

（一）机炉辅助系统启动

1、仪用压缩空气系统投入，压缩空气压力在0.8Mpa左右。 2、炉前燃油系统投入，炉前燃油压力2.5Mpa左右。

3、启动电泵、汽泵、引风机、送风机、一次风机及磨煤机油站。 4、投入循环水系统

检查冷却水塔水位正常，循环水系统注水完毕，启动一台循环水泵，检查循环水系统运行正常。根据需要启动第二台循环水泵。

5、投入开式水系统

检查循环水系统运行正常，投入开式冷却水入口滤网，开式水冷却水系统充水完毕，启动一台开式冷却水泵，将另一台开式冷却水泵投入备用。

6、投入闭式冷却水系统

检查闭冷水系统各阀门位臵正确，确认膨胀水箱补水至正常水位，启动一台闭冷水泵，检查闭冷水系统运行正常后，投入另一台闭冷水泵备用。

7、投入主机润滑油系统

检查润滑油系统各阀门位臵正确、油箱油位正常、油质合格，设备送电完毕。启动交流润滑油泵与氢密封油泵，检查润滑油系统运行正常后，投入润滑油冷油器，投入润滑油温度自动，投入直流油泵联锁。

8、启动密封油系统

检查密封油系统各阀门位臵正确、密封油箱补油至正常油位，设备送电完毕。启动一台空侧交流密封油泵，检查系统运行正常后，将另一台空侧交流密封油泵投入备用，投入空侧直流事故密封油泵联锁。检查氢侧密封油回油箱油位正常后，启动一台氢侧交流密封油泵，检查运行正常后，将另一台氢侧交流密封油泵投入备用，投入氢侧直流事故密封油泵联锁。

9、投主机盘车

启动一台主机交流顶轴油泵，检查顶轴油泵出口油压在11.76～14.7Mpa范围内，投入另一台交流顶轴油泵备用，投入直流顶轴油泵联锁。根据情况启动油净化装臵运行。

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10、发电机进行氢臵换

检查密封油系统运行正常后，发电机进行氢臵换。检查发电机氢臵换结束合格后，逐渐升氢压至0.36MPa以上，检查氢纯度大于98%，密封油和氢气差压0.084MPa、氢气和定子冷却水差压在30-50KPa，密封油系统运行正常。

11、投入发电机定子冷却水系统 检查定子水箱已补水至正常水位，当发电机风压达0.1MPa时，启动一台定子冷却水泵，检查风、水压差、定子冷却水系统运行正常，投入另一台定子冷却水泵备用。

12、炉底密封水投入 13、投入凝结水系统

检查凝补水箱水位正常，凝结水系统各阀门位臵正确，启动凝补水泵将凝汽器补水正常后，启动一台凝结水泵。凝结水系统运行正常后将另一台凝结水泵投入备用。

14、除氧器投加热

除氧器水位达2900 mm时，启动除氧循环泵，检查泵出口压力、声音、振动正常。开启辅助蒸汽至除氧器加热蒸汽电动门和手动门。

15、给水管道注水。

给水管道注水前电泵辅助油泵、汽泵交流润滑油泵必须运行。开启电动门、汽动给水泵入口电动门，开启电动、汽动给水泵出口电动门，开启高加水侧进、出口电动门和高加水侧旁路门，开启锅炉给水电动门、给水电动门旁路门，开启给水电动旁路门前、后隔绝门。

注水完成后关闭给水电动门、给水电动门旁路门，关闭电动、汽动给水泵出口电动门。 16、 锅炉上水

检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启。 检查开启启动分离器排水电动门，关闭启动分离器排水回收电动门，投入启动分离器储水箱水位自动。

启动电动给水泵，检查电动给水泵出口电动门联锁开启，投入电动给水泵自动和电动给水门旁路门自动，开启汽泵暖泵门。

检查电动给水泵再循环门达到关闭定值关闭，检查锅炉给水流量在475T/H。根据辅助蒸汽压力尽量维持除氧器温度在80-90℃。

当启动分离器储水箱水位达到12米，检查启动分离器储水箱水位调节阀自动进行调节。关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕。

17、系统抽真空

检查开启汽轮机本体、高压自动主汽阀、调节阀、中压自动主汽门、中压导汽管、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门，小机本体疏水阀组；关闭过热器和再热器系统疏水门。

检查关闭凝汽器真空破坏门。

投入小汽轮机顶轴油泵、小机盘车。

确认主机盘车运行，投入辅汽供主、小机轴封蒸汽系统，开启小机排汽蝶阀。 依次启动真空泵对系统进行抽真空。

关闭锅炉启动分离器后所有空气门和疏水门，关闭再热器系统所有空气门、疏水门。 18、关闭高加水侧旁路门。 19、投入汽机EH油系统 20、启动两台空气预热器。

21、检查开启两台空预器入口烟气挡板和空预器出口热风挡板，开启送风机出口风道联络挡板。启动第一台引风机，缓慢开启引风入口导向挡板，将炉膛负压调整至-100Pa，投入该引风机自动。

22、启动第一台送风机，将送风机动叶开度调整至30%。

23、启动第二台引风机，缓慢开启引风机入口导向挡板，使两台引风机导向挡板开度一致，投入该引风机自动。

24、启动第二台送风机，将送风机动叶开度调整至30%，投入两台送风机自动，检查送风机自动将总风量调整至35%。

25、启动点火油和启动油燃油泄漏试验。

26、300秒后“燃油泄漏试验成功”信号发出后，启动炉膛吹扫。检查所有二次风挡板

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和三次风挡板至吹扫位（全部打开）。300秒后炉膛吹扫成功信号发出，MFT自动复位。

（二）500KV系统送电 操作内容：

1、500kV出线一、二回线、50136刀闸、50216刀闸及线路PT。 2、500kVI、II母线及母线PT。

3、500kVI、II串所带开关、隔离刀闸。 4、#1主变、#1高厂变、#1高公变。 受电前现场具备的条件：

1、500kV开关设备安装和调试工作应全部结束，绝缘试验合格；

2、#1主变、#1高厂变、#1高公变安装工作全部结束，绝缘试验合格； 3、6kV厂用各段工作电源进线开关安装工作应全部结束，绝缘试验合格；

4、线路及变压器保护按照定值要求校验完毕，经验收合格，保护传动试验动作正确； 5、各开关、刀闸控制回路调试完毕，经网络监控系统远方合、跳正确，信号指示正确； 6、各变压器本体保护及冷却系统调试完毕，测温装臵经验收合格，高厂变有载调压装调试完毕。

7、送电设备的测量系统及录波系统调试完毕可投入运行。 送电步骤：

1、500kV开关送电前检查：500KV线路及开关保护电源完好；断路器、隔离开关、冷控、交流电源完好；线路PT投入；各接地刀在分位；各开关及液压机构正常；各隔离开关有操作电源、切在遥控位；断路器、线路、母线保护投入；

2、500kV母线送电；

3、500kV线路送电：5010检修转热备用；由热备用转运行（手册P50）。 4、#1主变、#1高厂变、#1高公变送电； 5、厂用电源切换

五、操作注意事项

1、润滑油、密封油、盘车的顺序； 2、发电机油、H2、水压的关系；

3、凝结水、给水系统运行，要注意补水与排水工质平衡； 4、盘车、轴封、真空的关系； 5、泵、风机启动前建立通道；

6、机组冷态启动前必须保证连续盘车4小时。温态、热态启动前在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需重新连续盘车4小时。盘车电流正常无摆动，大轴偏心率不大于0.075MM，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声。

7、机组任何状态启动，低压轴封蒸汽温度正常维持在120～180℃，任何时候低压轴封温度不得低于120℃。机组冷态启动，高中压轴封蒸汽温度控制在150～200℃，任何时候高压轴封温度不得低于150℃。

8、循环水泵、开、闭式水泵、给水泵、高、低加热器、开、闭式水泵等注水排气应先完成，再启动；

9、注意转机的润滑油、冷却水（风）运行状态；

10、500KV母线充电后，应先断开断路器，再合上主变出口GL，再对主变充电。 11、500KV与220KV系统不同期，备用倒工作只能采用串联切换。为了防止切换不成功造成母线失压，要注意目标侧有电，切PT正常，两侧断路器完好，且已储能。

12、直流炉对水质要求高，辅助系统启动时要对设备进行清洗，包括凝结水和除氧器系统清洗、锅炉冷、热态清洗等。

13、根据连锁条件应动作的设备，要及时检查是否动作，没有动作的要及时手动操作。 14、不要在有“NP”时按启动按钮，特别是大型电机。

六、复习思考题

1、画出电气主接线图；

2、画出风烟系统、制粉系统、给水系统、主蒸汽系统、回热系统、凝结水系统简图； 3、复述分系统启动步骤与操作要点，简述各系统间启动的顺序；

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4、厂用母线送电操作步骤与注意事项； 5、主变、厂变保护内容及保护范围；

6、变压器操作步骤、启停与运行注意事项。

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第三单元:锅炉点火到发电机并列

一、主要内容： 1、燃油系统使用

2、升温升压与旁路系统使用，受热面避温监视； 3、汽机冲转条件检查、冲转与DEH的使用； 4、发电机并列准备与发电机并列。

二、目的要求：

1、熟悉锅炉点火、汽机冲转、发电机并列的条件与操作过程；

2、熟悉BMS、DEH、AVR及同期装臵的使用； 3、了解直流炉升温升压过程与汽包炉的差异。

三、操作前的准备：

1、熟悉机炉主蒸汽系统、发电机励磁系统；

2、阅读主机规程“机组启动和停止”有关内容，熟悉锅炉点火、汽机冲转、发电机并列的条件；

3、阅读规程P30-33，熟悉DEH的使用；

4、阅读电气手册P55-76，熟悉发电机并列操作、了解发电机保护，准备发电机并列及有关操作票。

四、上机操作步骤

1、检查锅炉吹扫，吹扫。

2、检查高、低旁路投入。

3、锅炉点火：将锅炉给水流量降至399t/H，投入烟温探针，联系值班员到就地，启动B123—B456、D123—D456、A123-A45点火油枪。起压后视燃烧和壁温情况投入B123—B456和D123—D456启动油枪。

4、观察启动分离器储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，汽水分离器储水罐水位恢复正常后再投入其他油枪。

5、主、再热蒸汽压力0.2Mpa，开启主、再热蒸汽系统疏水门，汽机疏水自动。 6、热态冲洗。当启动分离器入口温度达到190℃，锅炉开始热态冲洗。

7、视锅炉进行升温、升压情况加强燃烧，检查高旁、低旁自动工作正常，高旁、低旁减温水自动工作正常。

8、再热汽见压后、温度高于小机缸温后对两台小汽轮机进行暖管。

9、汽机挂闸。确认无停机指令，汽轮机复臵，检查汽机高压调节汽门、中压主汽门全开，检查高压缸启动排放阀开启。

10、当主汽温度高于360℃，开启二级减温水供水总门，投入二级减温水，温度定值设定在360℃。当再热蒸汽温度高于320℃，投入再热蒸气温度自动，温度定值设定在320℃。

11、检查发电机进行并列前的准备工作：

检查励磁系统中交流、直流电源回路开关状态正确；发电机中性点接地变闸刀合上。发电机PT 一次保险、二次开关已合上。

检查发电机氢冷、水冷系统运行正常，氢冷器出口温度自动投入。 检查发电机、主变、高厂变的保护投入正确。 检查发电机出口开关、刀闸在开位,SF6压力正常,机构完好,防误装臵、控制回路开关正确。

在DCS画面查发电机启动前有关设备的状态、位臵指示、光字牌信号、保护、自动装臵的开关均正常。

12、确认再热汽压力1.0 Mpa，将主、小机轴封供汽切至冷段供汽，同时将辅汽供汽联箱供汽切至冷段供给，并投入冷段至辅汽供汽联箱调节门自动，注意切换要缓慢，保证汽温、汽压稳定，启动炉降负荷运行。

13、选择汽机主汽门冲车(TV)控制方式，将汽机冲车转速设定2000rpm，转速升速率150 rpm/min，启动汽轮机冲车命令。

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14、检查汽轮机按控制系统设臵的冲车速度自动进行升速至400rpm，用硬手操按钮打跳汽轮机，检查高、中压自动主汽门和调门关闭，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。

15、重新复臵汽轮机，选择汽机主汽门冲车(TV)控制方式，设定2000rpm，转速升速率150 rpm/min，启动汽轮机冲车命令。

16、检查开启#5、6低加抽汽电动门，开启#3高加抽汽电动门，并投入其正常疏水、事故疏水自动。

17、检查在200rpm时盘车装臵供油电磁阀自动关闭，升速至600rpm，检查润滑油温40℃，低压缸自动喷水门开启，顶轴油泵自动停止。

18、汽轮机自动升速至2000rpm，进行150分钟暖机。主蒸汽温度缓慢滑升至

450℃，再热蒸汽温度缓慢滑升至420℃。汽轮机调节级金属温度达到280℃以上，2000rpm暖机结束。

19、 检查完毕无异常，将汽轮机冲车转速设定为3000rpm，转速升速率300rpm/min。 汽机转速至2850rpm,检查润滑油泵与氢密封油泵自停，检查汽轮机主油泵出口油压大于2 Mpa。

20、检查汽轮机转速自动升速至3000rpm并保持转速稳定，发电机准备并列。 21、确认500KV系统具备并网条件。

22、确认发电机出口开关、励磁开关在断开位臵，合上发电机出口刀闸。 23、投用AVR装臵，合上励磁开关。

24、检查DEH负荷上下限设定，发电机的并列。

25、发电机并列成功，检查发电机自动带30MW负荷。

26、关闭高压缸启动排放阀，注意高压缸排汽温度变化；关闭主、再热蒸汽疏水门。 27、检查高旁维持主蒸汽压力8.92Ma，低旁维持再热蒸汽压力1Mpa，随着调门开度的开启，高旁、低旁开度逐渐关小。

五、操作注意事项

1、点火后要维持给水流量稳定，保证水冷壁正常热交换。增加燃烧率前要检查受热面金属温度偏差和局部超温。旁路控制转速时，电泵转速4000-4500RPM，并根据汽压上升及时调整。

2、点火时要先确认点火允许，投粉前要先确认点火能量允许。

3、防止产汽量少而引起的超温，沁北这一点较突出，冲转前已投入喷水。因此要及时做好投入减温水的准备。

4、汽机挂闸条件：确认锅炉出口主蒸汽温度大于汽机调节级金属温度至少20℃，主蒸汽过热度大于50℃。检查TSI系统无报警指示； 确认汽机抽汽管道所有低点疏水调节门正常打开；确认高、中压门导汽管低点疏水调节门正常打开；确认高、低旁处于正常控制方式；确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在关闭位臵；汽机辅助系统均处于正常运行状态；确认汽机在盘车状态，转速为3.35 rpm；确认凝汽器真空正常；确认汽机薄膜阀上腔（自动停机油）油压为0.8～1.0 MPa；

5、确认发电机具备启动条件（冲转即视为发电机带电），按手册P70发电机启动前的检查卡，逐项检查。

6、汽轮机冲车要求：

机组冷态冲车参数 主蒸汽压力8.92Mpa，主蒸汽温度360℃，再热蒸汽压力1Mpa，再热蒸汽温度320℃。

检查高旁开度在60%左右，高旁开度大于65%和小于55%要适当降低和提升燃油压力。

检查凝汽器压力不高于5Kpa，氢纯度大于99%，氢压在0.36-0.4MPa

检查润滑油、EH油系统运行正常，润滑油压大于0.28Mpa，EH油压14Mpa，润滑油温30℃。

检查高、中压自动主汽门金属温度高于300℃，高、中压缸上、下缸温差小于42℃。 7、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700到900rpm；第二临界转速1300到1700rpm；第三临界转速2100到2300rpm。

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冲车过程中注意汽机轴振不超过0.075MM；汽轮机轴承供油压力0.095～0.105Mpa；轴承温度不超过80℃；轴向位移不超过±0.9MM；高中压缸差胀不超过+10.3、-10.5 MM；汽轮机热应力不超过要求值；调节级温升率不超过165℃/H；低缸排汽温度不超过80℃，当上述参数超过极限值应立即打闸停机。

8、发电机自动进行零起升压时注意：密切监视定子电流等于“零”，负序电流I2指示近似“零”，转子电压、转子电流、定子电压相应均匀上升；定子电压到全电压时检查三相电压平衡； 定子全电压时，核对空载转子电压、电流正常。

9、根据连锁条件应动作的设备，要及时检查是否动作，没有动作的要及时手动操作。

六、复习思考题

1、锅炉点火的条件是什么?

2、简述给水系统注水的方法与注意事项？

3、汽机挂闸冲转的条件是什么？冲转过程中的操作、检查项目与注意事项。 4、直流炉升温升压过程的特点？

5、启动过程中维持汽水系统工质平衡要注意哪些问题？ 6、发电机启动前的检查、测量、试验项目主要有哪些？ 7、发电机并列的条件、主要操作步骤与注意事项。 8、6KV厂用倒换的方法与注意事项。

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第四单元:初负荷到50%升负荷

1、用DEH升负荷与汽机基本的使用；

2、干/湿态转换； 3、制粉系统启动；

4、小汽机启动与电/汽泵切换； 5、冷态启动曲线的使用。

一、主要内容：

1、熟悉DEH升负荷与汽机基本的使用方法；

2、熟悉干/湿态转换过程中的操作与注意事项；

3、熟悉制粉系统的启动与升负荷的方法，熟悉低负荷下锅炉的负荷调节特性； 4、熟悉给水旁路倒主路、电泵倒汽机的操作； 5、熟悉燃、水比与汽温的控制方法；

6、掌握用手动方式和用汽机跟随按冷态启动曲线升负荷的方法。 三、操作前的准备：

1、制粉、燃烧系统的组成与工作原理、工作特性； 2、制粉、燃烧控制系统的基本工作原理与操作； 3、给水控制系统的基本工作原理与操作； 4、熟悉初负荷到50%升负荷的操作步骤；

5、熟悉冷态启动曲线。

二、目的要求：

四、上机操作步骤

1、检查发电机自动带30MW负荷。

2、关闭高压缸启动排放阀，注意高压缸排汽温度变化；关闭主、再热蒸汽疏水门。 3、检查高旁维持主蒸汽压力8.92Ma，低旁维持再热蒸汽压力1Mpa，随着调门开度的开启，高旁、低旁开度逐渐关小。

4、30MW负荷暖机30分钟后，用DEH升负荷。

5、检查机组负荷大于90MW和排汽温度低于50℃，低压缸喷水门自动关闭。 6、检查低加和#3高加水位在-38～+38MM之间，水位自动运行良好。

7、机组负荷在90MW左右检查高旁、低旁逐渐关闭，高旁、低旁关闭后检查高旁、低旁减温水门自动关闭。小机冲转至2800PRM，暖机。

8、高旁关闭后将汽机控制由DEH转为MCS控制，机组运行方式切换为汽机跟踪方式，机前压力设定值设定为8.92Mpa，机组负荷通过燃油压力进行调整，注意燃油压力不低于2Mpa，不高于3.5MPa。视情况投入A123-A456启动油。

9、机组负荷在120MW左右检查汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水无水后自动关闭。

10、机组负荷在160MW左右，检查启动分离器储水罐水位降至11.3米以下，检查启动分离器储水罐水位调整阀关闭。调整省煤器出口至启动分离器储水罐排水管道暖管流量调节手动门，保持少量的水通过动分离器储水罐水位调整阀后进入启动分离器储水箱但分离器储水箱水位不超过11.3米。

11、当给水电动门旁路门开度大于95%，开启电动给水门。

12、机组负荷180MW，并入第一台汽泵，投入汽动给水泵自动，退出电泵至再循环开启运行。

13、启动两台一次风机，开启一次风机出口联络挡板；启动两台磨煤机密封风机。 14 机组负荷180MW左右，检查二次风温度高于160℃，启动C123-C456点火油枪，启动C制粉系统。

15、以1.1T/min的速度增加给煤量，机组升负荷至210MW。

16、逐渐增加C制粉系统出力，当C制粉系统出力超过40T/H，检查煤粉燃烧器火检强度最大且稳定，依次停止C123-C456点火油枪运行。

17、机组负荷210MW（8.9MPa定压运行至210MW)，根据机组冷态启动压力曲线改变

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主汽压力定值，维持汽机调门开度在90%左右。

18、开启＃1高加、＃2高加抽汽门旁路门暖管。

19、投入E123-E456点火油枪对，启动E制粉系统，逐渐增加制粉系统出力至40T/H，停止E1-E2点火油枪运行。以2.2T/min的速度增加负荷。

21、调整C、E制粉系统出力一致，投入两台磨煤机煤自动。

22、燃料主控以2.2T/min的速度增加燃料量，将机组负荷升高到300MW。

五、操作注意事项

1、90MW左右切除旁路操作要平稳，并及时投入汽机跟随，以稳定汽压和给水流量。 2、在不引起受热面超温的前提下，加强燃烧，进入干态的时间越早越好，可在400T/H左右适当加燃料，进入干态。进入干态后加水时要注意维持中间点10度以上的过热度。以防回到湿态形成正反馈。转换为干态的标志：微过热度；水位11米以下；361阀关。 3、给水旁路倒主路、电、汽泵切换维持给水流量稳定、维持一定的燃、水比是保持升负荷过程稳定重要的一环。

4、注意配风、保持磨煤机适当的风温、风量、出口风压、防止磨煤机堵塞是燃烧调节的重要内容。

5、升负荷过程中主蒸汽温度的温升速率尽量稳定，并不得超过83℃/小时。

6、升负荷过程中要注意凝汽器、除氧器、闭式水箱、加热器等水位正常，防止加热器水位高切除高加和水位低跳泵。

7、注意辅机和辅助系统运行，防止转机超温跳闸。

8、升负荷过程中注意发电机电压与无功功率调节，注意发电机氢、油、水系统运行正常。

9、机组负荷在120MW左右检查汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、抽汽管道自动疏水无水后自动关闭否则需手动关闭。

10、冷态启动过程中，如高、中压正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷速度，直至停止升温、升压、升负荷。

六、复习思考题

1、高、低压旁路系统的作用与工作过程?

2、汽机基本方式的基本原理、特点与运行条件？

3、给水控制系统的基本原理、给水系统操作与切换操作与注意事项？ 4、湿/干转换的特征与注意事项。 5、直吹式制粉系统燃烧调节特点。 6、浅谈直流炉操作的基本特点。

7、简述初负荷至50%升负荷的操作步骤。 8、汽泵启/停操作步骤与注意事项。 9、启动油启/停操作步骤。

磨出力：28.8T/H 31T/H 46T/H 二次风: 55% 78% 90% 三次风: 68% 75% 80%

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第五单元:50%到100%升负荷

1、切油操作； 一、主要内容：

2、并泵操作；

3、燃烧、汽温、给水调节、经济、安全运行；

4、协调控制系统使用； 5、冷态启动曲线的使用； 6、辅汽倒换。

1、掌握切油过程中保持汽压稳定的方法；

2、掌握给水切换过程中给水中给水稳定的方法；

3、协调燃烧调节、氧量调节、给水调节、汽温调节，保持升负荷过程的平稳； 4、熟悉协调控制系统的使用；

5、掌握手动和协调方式按启动曲线滑压运行升负荷的方法。视情况可先手动后自动各一次。

三、操作前的准备：

1、制粉、燃烧系统的组成与工作原理、工作特性； 2、制粉、燃烧控制系统的基本工作原理与操作； 3、给水控制系统的基本工作原理与操作； 5、熟悉协调控制系统的基本原理；

4、熟悉50%负荷到50%升负荷的操作步骤，熟悉冷态启动曲线。

二、目的要求：

四、上机操作步骤

1、调整C、E制粉系统出力一致，投入两台磨煤机煤自动。

2、在燃料主控以2.2T/min的速度增加燃料量，将机组负荷升高到300MW。 3、停止B123启动油枪。

4、 F123-F456点火油枪，启动F制粉系统，逐渐增加F制粉系统出力到40T/H后停止。

5、将运行3台制粉系统出力调平后投入F制粉系统煤自动。

6、投入锅炉主控自动，投入机组滑压运行方式，机组负荷控制进入协调状态。 7、保持机组负荷300MW不变，依次停止B层、D层、A层启动油枪运行。 8、所有启动油枪停止完毕，联系投入电除尘。 10、启动第二台一次风机；启动B制粉系统，制粉系统出力40T/H，B制粉系统煤自动。 11、检查第二台汽泵2800rpm暖机结束，并入第二台汽动给水泵，投入第二台汽动给水泵自动，退电泵勺管至零，停止电泵，开电泵暖泵门备用。

12、当屏式过热器出口蒸汽温度达到额定或二级减温水调门开度大于80%，开启一级减温水供水总门，投入一级减温水。

13、进行辅助蒸汽系统倒冷再。 检查冷段至辅汽联箱调节正常，注意主、小机真空、轴封供汽正常。

14、当四抽压力大于1 MPa，切换辅汽联箱供汽由四抽供汽，逐渐开启四抽供汽电动门，逐渐关闭冷段至辅汽联箱供汽电动门，解除冷段至辅汽联箱供汽调节门自动。注意切换中联箱压力、温度稳定，系统无振动。

15、将机组负荷设定为360MW，负荷变化率6MW/min。

16、启动D制粉系统，制粉系统出力40T/H，投入D制粉系统煤自动。

17、投入#1、2高压加热器汽侧，调整高加疏水水位正常后投入高加疏水自动。 18、将机组负荷设定为450MW，负荷速率设定为6MW/min。 19、启动A制粉系统，制粉系统出力40T/H，A制粉系统煤自动。

20、检查机组轴封系统达到自密封，由溢流阀控制轴封联箱压力不大于32Kpa。

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21、设定机组负荷600MW，负荷速率设定为6MW/min，升负荷600MW。 22、停止E制粉系统运行。

五、操作注意事项

1、切油操作要平稳，尽量保持燃料不变或略有上升，以稳定汽压和汽温，必要时可先适当降低油压，再切油枪，并注意燃烧工况，防止灭火。

2、升负荷过程要注意检查锅炉受热面金属温度不超温，偏差在允许范围内。

3、冷态启动过程中，如高、中压正胀差增加较快时，应减慢升温、升压、升负荷速度，直至停止升温、升压、升负荷。

4、给水旁路倒主路、电、汽泵切换维持给水流量稳定、维持一定的燃、水比是保持升负荷过程稳定重要的一环。

5、注意配风、保持磨煤机适当的风温、风量、出口风压、防止磨煤机堵塞是燃烧调节的重要内容。

6、升负荷过程中主蒸汽温度的温升速率尽量稳定，并不得超过83℃/小时。

7、升负荷过程中要注意凝汽器、除氧器、闭式水箱、加热器等水位正常，防止加热器水位高切除高加和水位低跳泵。

8、注意辅机和辅助系统运行，防止转机超温跳闸。

9、升负荷过程中注意发电机电压与无功功率调节，注意发电机氢、油、水系统运行正常。

10、汽机真空，必要时启动两台循环泵。

六、复习思考题

1、切油操作要领?

2、并泵操作注意事项？

3、协调控制与滑压运行的基本原理，投运操作与注意问题？

4、谈谈升负荷过程保持汽温、汽压稳定，燃烧安全、经济操作要领与体会。 5、浅谈直吹式制粉系统超临界机组负荷调节特点与体会。 6、简述50%至100%升负荷的操作步骤。

7、制粉系统启/停操作步骤与中速棍式磨操作中注意的问题。

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第六单元:正常停机

1、停机前的准备工作；

2、用CCS降负荷,停制粉系统； 3、辅汽切换、停给水泵；

4、停风机、停油系统； 5、发电机解列。

一、主要内容：

1、了解停机方式与特点；

2、熟悉停机前的准备工作与停机程序；

3、掌握减负荷过程保持汽温平稳下降的方法，协调好负荷； 4、掌握停机操作步骤与注意事项。 三、操作前的准备：

1、阅读机组规程P54-57，熟悉正常停机步骤与注意事项；

2、阅读辅机规程有关章节，熟悉辅机停运、特别是制粉系统、给水泵停运操作步骤与注意事项；

二、目的要求：

四、上机操作步骤

（一） 停机前的准备

1． 进行汽轮机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、氢密封油泵的启动试验和高、中压主汽门、抽汽逆止门的活动试验。

2. 进行停机的系统切换准备工作，根据情况进行辅助蒸汽的切换和厂用电的切换准备。 3. 机组停用前在机组负荷大于300MW时，对炉膛、受热面和空预器进行一次全面的吹灰。

4．检查燃油系统、 进行启动油雾化蒸汽系统进行暖管。 （二） 机组的停机操作

1．在协调模式下按正常降负荷将机组的负荷降至300MW，降负荷速率6MW/min，保留E、C、B制粉系统运行（根据本炉特性，防止降温过快保留上层运行）。停机过程中保证调节级温降不大于165℃/h.

2．保持机组300MW负荷不变，进行下列操作： a.停止电除尘器运行；

b.将锅炉主控切换至手动，汽机主控在自动，将机组控制方式臵汽机跟随模式,压力变化率0.2MPa/min;

c.启动D12、D34点火油枪，启动D12、D34启动油枪; d.启动B12、B34点火油抢，停止B制粉系统运行; e.启动B12、B34启动油抢;

f.当两台一次风机导向挡板开度小于25%，停止一台一次风机运行; g.将燃料主控自动切换到手动，在燃料主控手动调整锅炉燃料量; h.检查机组轴封冷段供汽正常，停止一台启动给水泵运行;

i. 主、再热蒸汽温度尽量维持额定值，当一、二级减温水调节门全关后，解除一、二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水和烟气挡板全关后解除再热蒸汽温度自动;

j.将辅汽四抽供汽切换至机组冷段供汽，检查辅汽备用汽源正常。检查投入辅汽供除氧器调节门自动;

k. 减负荷过程中，应注意高、低加水位的稳定，并应逐渐停用#1、2高加汽侧，进汽电动门及逆止门关闭，逆止门前、后疏水门自动打开，注意除氧器压力、水位稳定。

3. 在汽机跟随模式下将机组负荷降至180MW，降负荷速率4.4T/H。在降负荷过程中进行下列操作：

a.解除E、C制粉系统煤自动;

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b.启动E123、E456点火油枪，停止E制粉系统运行;

c. 机组降压过程中根据汽轮机调门的开度手动调整主汽压力定值，维持汽机调门开度在90%左右(若主汽压力不能维持在8.9MPa以上,可适当关小调门)。

4. 机组负荷180MW进行下列操作：

a.停C制粉系统，停止一次风机运行，停止磨煤机密封风机运行； b.启动A层动油枪，锅炉进入全燃油运行； c.启动电动给水泵、停止汽动给水泵;

5.降负荷至30MW，在机组降负荷期间进行下列操作：

a. 当机组负荷低于120MW，检查汽轮机本体，抽汽管道等低点疏水门自动打开； b. 负荷90MW,投入高旁自动维持主汽压力8.92Mpa、低旁自动维持再热蒸汽压力1 Mpa，高旁和低旁减温水自动跟踪良好。

c.当机组负荷小于90MW或排汽温度高于80℃，检查低压缸喷水门开启。 6．发电机的解列、停机

a．正常运行时，发电机的解列应通过关闭机组主汽门，使程序逆功率保护动作跳发电机出口开关来实现;

b.如有必要时，也可以手动拉开发电机出口开关与系统解列。其操作步骤如下：确认发电机有功负荷已降低到“0”;降低发电机无功负荷接近于“0”;拉开发电机出口开关;拉开发电机灭磁开关;

c.逆功率保护动作发电机与系统解列后，应检查发电机出口开关、灭磁开关均在开位; d.发电机停机后，其氢、水冷却系统按汽机规程要求执行。 7．停机后的操作

a. 依次停止A、B、D启动油枪运行，停止E、C、B、D点火油枪运行。

b. 启动分离器水位高于12M，检查启动分离器储水罐水位调节阀自动开启，维持水位12M。关闭启动分离器储水罐自二级减温水门，关闭省煤器出口供启动分离器储水罐排水管道暖管阀。

c.当再热蒸汽压力＜1 Mpa，将轴封供汽自动或手动切至主汽供给，注意轴封汽压力、温度正常。

d. 检查汽轮机高、中压自动主汽门、调门关闭，抽汽电动门、逆止门关闭严密。 e. 停止电动给水泵运行。

f. 检查除氧器水位正常，凝结水再循环门开启。

g 炉膛通风10分钟后，依次停止送风机和引风机运行。 h.当汽轮机转速2850rpm，检查氢密封备用油泵和交流润滑油泵自动启动否则因手动启动。

i. 检查汽轮机顶轴油泵600 rpm自动启动,偏心记录仪投入,汽机转速＜600rpm，确认低压缸喷水阀自动关闭。

j. 汽机转速＜400rpm，确认高、低压旁路阀自动或手动关闭，无大量热汽热水排至凝汽器，可停止真空泵，手动打开真空破坏门，破坏真空到零。

k. 检查汽轮机转速到零后盘车自动投入，否则手动投入。 l. 记录汽机惰走时间和打印惰走曲线，记录汽机缸温等参数。

m.真空到零后，可关闭轴封汽进汽门，停轴加风机，轴封汽系统停用。 五、操作注意事项

1．停机后，盘车应保持连续运行； 如停机大修，确认轴封供汽停止、高压缸调节级金属温度低于170℃，且高、中压缸上下缸金属温差均小于42℃时，方可停止盘车装臵的运行；

2．EH油系统在停机后，即可停止运行。

3．确认主机盘车装臵、顶轴油泵及发电机密封油系统均已停止运行。高压缸调节级金属温度低于150℃，并且各轴承金属温度均在正常范围内，方可停止交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行。

4．如盘车故障停止，润滑油系统(包括顶轴油泵)应维持运行。 5．在无润滑油，无顶轴油的情况下，严禁盘动转子。

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6．停机过程中应注意监视汽机热应力，差胀、缸胀，轴向位移，振动的变化。如超过极限值，应立即打闸停机组。

7．降负荷过程中，应控制转子负热应力增大，或高中压负胀差增加较快时，应减慢降温、降压、降负荷速度，直至停止降温、降压、降负荷。

8．降负荷过程中，应维持主再热汽温稳定，否则汽温下降速率应不大于0.5℃/min，汽温最终稳定在500℃以上。

9．高低加随机滑停，注意水位正常，疏水动作良好。 10．监视轴封、辅汽和除氧器汽源切换正常，压力稳定。

11．注意凝汽器真空的变化，后缸排汽温度升至57℃时，检查喷水自动投入正常。 12．注意防止锅炉低温蒸汽、主再热减温水、旁路减温水、轴封减温水、除氧器冷气、冷水倒流入汽机。

13．停机过程中严格控制各加热器、除氧器、凝汽器及疏水扩容器水位正常。

14．密封油系统运行正常，氢油压差大于55Kpa，发电机液位计信号正常，氢气纯度合格。

15．确认凝结水、开、闭式系统无用户后可停止凝结水及凝补水系统及开、闭式水系统。汽机低压排汽缸温度<50℃，确认凝汽器无进汽进水可能，循环水无用户后，停止循环水系统运行。

六、复习思考题

1．停机有哪几种方式？滑参数停机和额定参数停机有何不同？ 2．停机前的准备工作有哪些？

3．停机操作的基本程序与注意事项？ 4．停机后有那些操作？

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第七单元:热态启动

1、热态启动特点；

2、热态启动操作与注意事项。

一、主要内容：

二、目的要求： 1、熟悉热态启动的特点；

2、熟悉热态启动操作要领；

三、启动操作特点

机组温态启动和机组热态启动与冷态启动具有不同的特点,操作前应阅读机组规程P51-54，熟悉热态启动操作步骤与注意事项。

（一） 机组温态启动（415℃＞调节级金属温度＞280℃）和冷态启动的区别

1．机组温态启动时部分辅助系统在运行状态，在机组启动前要全面检查系统运行正常。 2．如锅炉停止期间没有放水，锅炉上水时不须开启启动分离器前的空气门。

3．机组温态启动时凝结水系统、给水系统冲洗，锅炉冷态冲洗可不进行，但在系统运行后任何情况下都要进行水质监督，发现水质不正常要采取措施进行处理。锅炉的热态冲洗要正常进行。（后石无须清洗，但点火前确认水质合格）

4．凝汽器建立真空后将高旁和低旁开启，将主、再热蒸汽系统压力降低到零。便于积水蒸发，防止水塞？

5．锅炉上水时要根据水冷壁和启动分离器内介质温度和金属温度控制上水流量，上水流量控制在200 T/H，当启动分离器前受热面金属温度和水温降温速度不高于2/min。

6．汽轮机的冲车参数主蒸汽温度高于调节级金属温度30-100℃，再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20℃，蒸汽过热度大于50℃。

7．蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷启动控制参数参考机组温态启动曲线。

8．机组温态启动前，主机在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需重新连续盘车4小时。

9．汽轮机冲车过程中不需要进行2000rpm暖机，低负荷暖机时间缩短，机组的升负荷和升温速度加快。

（二） 机组热态启动（调节级金属温度＞415℃）温态启动的区别

1. 锅炉上水根据水冷壁和启动分离器内介质温度和金属温度控制上水流量，上水流量控制在150 T/H，当启动分离器前受热面金属温度和水温降温速度不高于2/min，水冷壁范围内受热面金属温度偏差不超过50℃可适当加快上水速度，但不得高于300 T/H，上水期间冷却速度过快或金属温度偏差超限要降低上水速度。

2. 汽轮机的冲转参数主蒸汽温度高于调节级金属温度20-30℃以上，再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20℃，蒸汽过热度大于50℃。主蒸汽压力和再热蒸汽压力由高旁和低旁自动控制，主蒸汽压力8.92Mpa，再热蒸汽压力1Mpa。

3．蒸汽温度、蒸汽压力、机组负荷启动控制参数参考机组热态启动曲线。

4．机组热态启动前，主机在连续盘车状态，如中间因故停止盘车超过2小时，需重新连续盘车4小时。

5．汽轮机冲车过程中不需要进行打闸试验，并列后可不进行低负荷暖机。 6．建立点火条件后尽快点火，防止锅炉冷却。

7．转速达3000r/min后，经检查无异常应联系电气尽快并网。 （三） 机组热（温）态启动注意事项

1．启动过程中可以不进行锅炉清洗，但点火前要确认水值合格。 2．热态启动无须中速暖机，发电机组应在冲转前恢复热备用。

3．启动过程中要注意防止负胀差，如出现负胀差，应在规定的升温率下尽可能提升主、再热汽温。

4．先投轴封，再抽真空，高、中压轴封供汽温度与高、中压缸金属温度差不大于110度。

5．启动过程中应密切监视汽缸温升、温差、差胀、轴向位移、瓦温、油温及油压等参

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数不超限，各油箱油位正常。

6．冲转时，主、再热蒸汽参数应符合与缸温的匹配要求，蒸汽温度至少高于高压内缸调节级处上壁温30－100℃，且保证蒸汽过热度在50℃以上。

7．注意EH油压、油温、密封油压、油温、氢压、氢温及氢油压差在规定范围内。 8．确保主、再热汽管道和汽轮机疏水畅通，严格监视上、下缸壁温差小于42度。机组热

五、上机操作步骤

1． MFT复臵后。启动B12—B34—D12—D34—A12—A34点火油枪和每隔10分钟依次投入启动B12—B34—D12—D34启动油枪启动油枪。

2．汽水膨胀结束，投入A12—A34启动油枪 3．启动A12—A34点火油枪。 4．当主汽温度高于调节级金属温度30℃，开启二级减温水供水总门，投入二级减温水。当再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20℃，投入再热蒸气温度自动。

5．机组热态冲车参数：主蒸汽压力8.92Mpa，主蒸汽温度高于调节级金属温度20-30℃，再热蒸汽压力1Mpa，再热蒸汽温度高于进汽区金属温度20℃。

6．将汽机控制方式选择为自动（AUTO）方式，复臵后选择汽轮机冲车方式臵TV方式，冲车转速设定3000rpm，转速升速率300 rpm/min，启动汽轮机冲车命令冲车至3000rpm。

7．#5、6号低加疏水门开启，开启#3高加抽汽电动门，并投入其正常疏水、事故疏水自动。

8．汽轮机定速后发电机自动准同期并列，带30MW初始负荷。 9．将DEH负荷控制方式臵功率控制方式，目标负荷设臵为120MW，负荷升速率9MW/ min。确认汽泵汽源具有>20℃过热度，A\\B汽泵冲转至2800rpm ,汽泵暖机。

10．检查高、低压旁路逐渐关闭，高旁关闭后将汽机控制由DEH转为MCS控制，机组运行方式切换为汽机跟踪方式，机前压力设定值设定为8.92Mpa，

11．机组负荷120 MW并第一台汽泵，启动C制粉系统。

12．以3.3T/min的速度增加给煤量，机组升负荷至210MW。第二台汽泵并泵，退出电泵，根据机组冷态启动压力曲线改变主汽压力定值，维持汽机调门开度在90%左右。投入#1、2高压加热器汽侧及疏水自动。

13．以4.4T/min的速度增加负荷至300MW。启动E、F制粉系统，投入给煤自动和锅炉主控自动，投入机组滑压运行方式，机组进入协调控制后依次停止所有启动油枪运行。

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