600MW机组运行作业规程.doc

600MW机组运营规程

1. 机组重要控制系统
1.1 燃烧管理系统（BMS）
1.1.1 BMS重要功能
1.1.1.1 点火前炉膛吹扫。
1.1.1.2 油燃烧器自动管理。
1.1.1.3 煤燃烧器自动管理。
1.1.1.4 二次风挡板联锁控制。
1.1.1.5 火焰监视。
1.1.1.6 关于辅机启停和保护。
1.1.1.7 主燃料跳闸。
1.1.1.8 减负荷控制。
1.1.1.9 联锁和报警。
1.1.1.10 初次跳闸因素记忆。
1.1.1.11 与上位机通讯。
1.2 协调控制系统（CCS）
1.2.1 CCS重要功能
1.2.1.1 控制锅炉汽温、汽压及燃烧率。
1.2.1.2 改进机组调节特性增长机组对负荷变化适应能力。
1.2.1.3 重要辅机故障时进行RUNBACK解决。
1.2.1.4 机组运营参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷迅速增减以及跟踪等解决。
1.2.1.5 与BMS配合，保证燃烧设备安全运营。
1.2.2 机组协调控制系统基本运营方式
1.2.2.1 汽机跟随运营方式。在这种运营方式下锅炉通过变化燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过变化调门开度以调节主汽压力。
1.2.2.2 锅炉跟随运营方式。在这种运营方式下锅炉通过变化燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过变化调门开度以调节机组负荷。
1.2.2.3 协调方式。这种运营方式是锅炉跟随协调方式。机炉作为一种整体联合控制机组负荷及主汽压力。　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　
1.3 数字电液调节系统(DEH-ⅢA)
1.3.1 重要功能
1.3.1.1 汽机转速控制
1.3.1.2 自动同期控制
1.3.1.3 负荷控制
1.3.1.4 一次调频
1.3.1.5 协调控制
1.3.1.6 迅速减负荷（RUNBACK）
1.3.1.7 主汽压控制（TPC）
1.3.1.8 多阀（顺序阀）控制
1.3.1.9 阀门实验
1.3.1.10 OPC控制
1.3.1.11 汽轮机自动控制（ATC）
1.3.1.12 双机容错
1.3.1.13 与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享
1.3.1.14 手动控制
1.3.2 自动调节系统
1.3.2.1 转速控制
在不同转速范畴，阀门状态如下表所示：

a. 不带旁路主汽门启动时（BYPASS OFF）
阀门
冲转前
0~2900r/min
阀切换（2900r/min）
2900~3000r/min
TV
全关
控制
控制→全开
全开
GV
全关
全开
全开→控制
控制
IV
全关
全开
全开
全开

b. 带旁路启动时（BYPASS ON）
阀门
冲转前
0~2600r/min
阀切换至主汽门控制（2600r/min）
阀切换至调门控制（2900r/min）
2900~3000r/min
TV
全关
全关
全关→控制
控制→全开
全开
GV
全关
全开
全开
全开→控制
控制
IV
全关
控制
控制→全开
全开
全开

1.3.2.2 负荷控制
负荷调节是三个回路串级调节系统，通过对高压调门控制来调节机组负荷。其运营方式如下：
方式
调节级压力回路WS
功率调节回路MW
转速一次调频回路IMP
阐明
阀位控制
OUT
OUT
OUT
阀门位置给定控制
定协调
OUT
IN
OUT

功-频运营
IN
IN
IN
参加电网一次调频
纯转速调节
IN
OUT
OUT

1.3.2.3 其他调节
a. 自动同步调节（AS）
b. 协调控制CCS
c. 迅速减负荷RUNBACK
d. ATC控制
1.3.2.4 OPC保护系统
a. 中压排汽压力IEP$30%时，发电机出口断路器断开或主变出口断路器同步浮现断开时，OPC电磁阀动作关闭GV、IV，延时5秒后，转速n<103%，OPC电磁阀复位GV、IV打开。
b. 在任何状况下，只要转速n>103%，关GV、IV，n<103%时恢复。
1.3.2.5 阀门管理
a. 单阀控制：所有高压调门启动方式相似，各阀开度同样。特点：节流调节，全周进汽。普通冷态或带基本负荷运营用单阀控制。
b. 多阀控制：调门按预先给定顺序，依次启动。特点：喷嘴调节，某些进汽。机组带某些负荷运营采用多阀控制。
c. 单阀控制与多阀控制二种方式之间可无扰动切换。
1.3.3 运营方式选取
1.3.3.1 操作员自动操作（简称自动）
a. 在升速期间，可以拟定或修改机组升速率和转速目的值。
b. 在机组并网运营后，可随时修改机组负荷目的值及变负荷率。
c. 可进行从中压缸启动到主汽门控制阀切换。
d. 可进行从主汽门控制到高压调门控制阀切换。
e. 可进行单阀/多阀控制切换。
f. 当机组到达同步转速时，可投入自动同步。
g. 可投入功率反馈回路或调节级压力回路。
h. 机组并网后，可投入转速回路（一次调频）。
i. 可投入遥控操作。
j. 汽轮机自启动（ATC）
1.3.3.2 ATC程序能自动完毕下列功能：
a. 从冲转到达同步转速自动进行。
b. 依照汽机应力及临界转速等自动设定升速率、拟定暖机时间、自动进行阀切换。
c. 条件容许时可自动投入自动同步和并网。
d. 并网后由热应力及机组其他状况，拟定升负荷率或进行负荷保持、报警等。
e. 与ATC相联系三个按钮：
l ATC控制：按下此按钮可使ATC进入运营状态，如遇紧急状况，可直接按ATC监视或自动键退出ATC控制，进入操作员自动方式。
l ATC限制条件超越键：当某充分条件限制ATC进行时，可按此键，越过此条件继续进行。
l ATC监视：如要进入ATC启动，必要先进入ATC监视，当条件满足后，按下ATC控制键才会有效。
1.3.3.3 遥控自动操作
a. 普通状况下，都在操作员自动方式下投入遥控操作，DEH目的值由遥控源决定。涉及自动同步和协调方式。
b. 自动同步必要满足下列条件：
l DEH处在“自动”或“ATC控制”方式
l DEH处在“高压调门”控制方式。
l 发电机出口断路器断开。
l 自动同步容许触点闭合。
l 汽机转速在同步范畴内。
c. 协调方式必要满足下列条件：
l DEH必要运营在自动或ATC控制方式。
l 发电机出口断路器开关必要闭合。
l 遥控容许触点必要闭合。
1.3.3.4 手动操作
a. 当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC站控板发生故障后，则DEH会切到手动，硬操盘上手动灯点亮，此时运营人员应及时把自动/手动钥匙开关切向手动位置。
1.3.4 控制方式选取
1.3.4.1 主汽门 / 高压调门控制切换
1.3.4.2 调节级压力回路投入
1.3.4.3 功率回路投入
1.3.4.4 转速回路投入
1.3.4.5 单 / 多阀控制
1.3.4.6 主蒸汽压力控制（TPC）
1.3.4.7 定压投入
1.3.4.8 旁路投入、切除
1.3.4.9 实验
1.3.4.10 阀门实验

2. 机组重要保护
2.1 汽机重要保护
2.1.1 汽轮机超速及自动跳机保护
序号
项目
单位
数值
备注
1
机械超速110%
r/min
3300
薄膜接口阀动作
2
电超速110%
r/min
3300
4只电磁阀全动
3
DEH失电

4只电磁阀全动
4
轴向位移大
mm
±1
4只电磁阀全动
5
轴振大
mm
0.254
4只电磁阀全动
6
发变组保护动作

4只电磁阀全动
7
MFT

4只电磁阀全动
8
手动跳机

4只电磁阀全动
9
润滑油压低
MPa
0.06
同步起直流油泵
10
抗燃油压低
MPa
9.5
4只电磁阀全动
11
凝汽器真空低
kPa
79.8

13
汽机超速103%

两只OPC动作

2.1.2 汽轮机重要联锁保护
项 目
单位
整定值
联 动 内 容
润滑油压
低Ⅰ值
MPa
0.082
启动交流润滑油泵、密封油备用泵
低Ⅱ值
MPa
0.06
启动直流润滑油泵、停机
低Ⅲ值
MPa
0.032
切断盘车电机电源
抗燃油压
低Ⅰ值
MPa
11.2
联起备用泵
低Ⅱ值
MPa
9.5
停机
2.1.3 调节级叶片保护
2.1.3.1 装有下面所列转子和调节级叶片汽轮机，至少要通过半年全周进汽方式初始运营：
a. 所有新装转子涉及原配转子，备用转子和替代转子。
b. 所有新装调节级叶片旧转子。
2.2 锅炉重要保护
2.2.1 锅炉MFT动作条件
2.2.1.1 操作台手动停炉按钮两个同步按下。
2.2.1.2 CRT画面软手操停炉按钮两个同步按下。
2.2.1.3 两台引风机跳闸。
2.2.1.4 两台送风机跳闸。
2.2.1.5 炉膛压力高至+1700Pa延时2s。
2.2.1.6 炉膛压力低至-1750Pa延时2s。
2.2.1.7 总风量＜30%。
2.2.1.8 油层均未投入，有磨煤机运营时两台一次风机跳闸。
2.2.1.9 所有火检信号消失。
2.2.1.10 纯燃油工况下，所有燃油阀关闭。
2.2.1.11 初次点火失败后第二次点火也失败。
2.2.1.12 失去所有燃料。
2.2.1.13 火检冷却风母管压力＜5.8kPa（延时2分钟）。
2.2.1.14 汽包水位高+254mm，（延时3s，不跳机）。
2.2.1.15 汽包水位低-381mm，（延时3s，不跳机）。
2.2.1.16 三台炉水循环泵跳闸。
2.2.1.17 汽机跳闸（两个主汽门已关闭）。
2.2.1.18 炉膛吹扫后，1小时内未点着火。
2.3 电气重要保护
2.3.1 发电机保护
2.3.1.1 发电机定子差动保护。
2.3.1.2 发电机定子接地保护。
2.3.1.3 发电机失磁保护。
2.3.1.4 发电机失步保护。
2.3.1.5 发电机逆功率保护。
2.3.1.6 发电机匝间保护。
2.3.1.7 发电机断水保护。
2.3.1.8 发电机突加电压保护。
2.3.1.9 发电机过电压保护。
2.3.1.10 发电机零序过电压保护。
2.3.1.11 发电机断路器失灵保护。
2.3.1.12 发电机高频、低频保护。
2.3.1.13 发电机过激磁保护 。
2.3.1.14 发电机电压制动过电流保护。
2.3.1.15 发电机负序过电流保护。

3. 机组启动
3.1 启动规定及规定
3.1.1 启动规定
3.1.1.1 机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等关于人员参加。
3.1.1.2 机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等关于人员参加。
3.1.1.3 机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指引。
3.1.1.4 机组大小修后启动前应检查关于设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。
3.1.1.5 确认机组检修工作所有结束，工作票所有注销，现场卫生符合原则，关于检修暂时工作平台拆除，冷态验收合格。
3.1.1.6 机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动实验。
3.1.1.7 热工人员做好关于设备、系统联锁及保护实验工作，并做好记录。
3.1.1.8 准备好开机前各类登记表单及振动表、听针等工器具。
3.1.1.9 所有液位计明亮清洁，各关于压力表、流量表及保护仪表信号一次门所有启动。
3.1.1.10 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。
3.1.1.11 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。
3.1.1.12 所有电动门，调节门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。
3.1.1.13 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。
3.1.1.14 当机组大小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压实验，实验规定及办法见实验规程。
3.1.1.15 检查管道膨胀批示器应投入，并记录原始值。
3.1.2 机组禁止启动条件
3.1.2.1 影响启动安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合《电业安全工作规程》关于规定。
3.1.2.2 机组重要检测仪表或参数失灵。
3.1.2.3 机组任一安全保护装置失灵。
3.1.2.4 机组保护动作值不符合规定。
3.1.2.5 机组重要调节装置失灵。
3.1.2.6 机组仪表及保护电源失去
3.1.2.7 DEH控制系统故障。
3.1.2.8 BMS监控装置工作不正常。
3.1.2.9 CCS控制系统工作不正常。
3.1.2.10 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa。
3.1.2.11 汽轮机调速系统不能维持空负荷运营，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速如下。
3.1.2.12 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。
3.1.2.13 转子偏心度不不大于0.076mm。
3.1.2.14 盘车时有清晰金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动。
3.1.2.15 汽轮机上、下缸温差内缸>35℃，外缸>42℃；
3.1.2.16 胀差达极限值
3.1.2.17 汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。
3.1.2.18 润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常。
3.1.2.19 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。
3.1.2.20 汽机旁路调节系统工作不正常。
3.1.2.21 汽水品质不符合规定。
3.1.2.22 发电机AVR工作不正常。
3.1.2.23 柴油机不能正常备用。
3.1.2.24 发电机最低氢压低于0.2MPa.
3.1.2.25 发电机氢气纯度＜98％
3.1.2.26 发电机定子冷却水水质不合格
3.1.2.27 直流、保安电源工作不正常
3.1.2.28 保温不完整
3.1.2.29 发既有其他威胁机组安全启动或安全运营严重缺陷时。
3.1.3 机组重要检测仪表
3.1.3.1 转速表。
3.1.3.2 转子偏心度表。
3.1.3.3 转子轴向位移批示。
3.1.3.4 高、中压主汽阀、调节阀阀位批示。
3.1.3.5 高、低旁路阀位、温度批示。
3.1.3.6 凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。
3.1.3.7 润滑油、EH油系统压力表.
3.1.3.8 轴承温度表。
3.1.3.9 凝汽器真空表。
3.1.3.10 主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。
3.1.3.11 重要汽缸金属温度表。
3.1.3.12 机组振动登记表。
3.1.3.13 汽机总胀及胀差表。
3.1.3.14 主蒸汽、凝结水流量表。
3.1.3.15 汽包水位计。
3.1.3.16 炉膛负压表。
3.1.3.17 发电机氢气纯度、氢气压力表。
3.1.3.18 发电机电压表、电流表、频率表、同步表和主变温度表。
3.1.3.19 发电机有功功率表和无功功率表。
3.1.3.20 发电机定子冷却水导电度表。
3.1.4 重要控制及调节装置
3.1.4.1 模仿量控制系统（MCS）涉及如下内容：
a. 单元机组协调控制
b. 炉膛压力控制
c. 二次风量控制
d. 一次风压力控制
e. 燃尽风门挡板控制
f. 油风门挡板控制
g. 燃油压力控制
h. 磨煤机A（B，C，D，E，F）控制（涉及磨煤机负荷、风量、温度控制）
i. 空预器冷端平均温度控制
j. 暖风器疏水箱水位控制
k. 主蒸汽温度控制
l. 再热蒸汽温度控制
m. 给水流量控制
n. 凝汽器水位控制
o. 除氧器水位、压力控制
p. 1、2、3高加水位控制
q. 5、6、7、8低加水位控制
3.1.4.2 基地式调节系统涉及如下内容：
a. 高压轴封供汽温度调节
b. 低压轴封供汽温度调节
c. 主蒸汽轴封供汽压力调节
d. 辅助蒸汽轴封供汽压力调节
e. 冷再至轴封联箱蒸汽压力调节
f. 辅助蒸汽轴封供汽压力调节
g. 汽封联箱溢流压力调节
h. 高排至凝汽器温度调节
i. 后汽缸喷水压力调节
j. 汽轮机润滑油温度调节
r. 发电机氢温度控制
k. 发电机密封油温度调节
l. 发电机定子水温度调节
m. 励磁机风温调节
3.1.4.3 机组启动状态划分
3.1.4.4 机组热态：汽轮机第一级金属温度和中压持环金属温度都不不大于或等于121℃。
3.1.4.5 机组冷态：汽轮机第一级金属温度或中压持环金属温度不大于121℃。
3.2 启动前检查及联锁、保护传动实验
3.2.1 启动前实验项目
3.2.1.1 电动门、气动门传动实验
3.2.1.2 转动设备静态实验
3.2.1.3 各转动设备低水压、低油压实验。
3.2.1.4 DEH传动实验。
3.2.1.5 热工保护实验。
3.2.1.6 电气保护实验
3.2.1.7 机、电、炉大联锁联动实验。
3.2.2 启动前实验办法
3.2.2.1 见实验规程。
3.3 启动前检查准备
3.3.1 启动前检查
3.3.1.1 机组检修工作竣工，所有工作票注销。
3.3.1.2 楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周边无妨碍工作和通行杂物。
3.3.1.3 所有烟风道、系统应连接完好，各人空门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。
3.3.1.4 厂房内各处照明良好，事故照明系统正常。
3.3.1.5 厂房内通讯系统正常。
3.3.1.6 消防水系统正常、消防设施齐全。
3.3.1.7 锅炉本体各处膨胀批示器正常。
3.3.1.8 所有吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。
3.3.1.9 炉膛火焰电视摄像装置完好。
3.3.1.10 电除尘振打装置，排灰系统正常。
3.3.1.11 炉底水封良好，无积灰，溢水正常。
3.3.1.12 检查省煤器排灰斗内无杂物，投入水封水。
3.3.1.13 磨煤机石子煤排放系统正常，具备投运条件。
3.3.1.14 出灰，出渣系统正常，可随时投入运营。
3.3.1.15 按照《锅炉启动上水检查操作原则》检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。
3.3.1.16 汽轮机本体各处保温完整。
3.3.1.17 汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。
3.3.1.18 汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。
3.3.1.19 排汽缸安全门完好。
3.3.1.20 主油箱事故放油门关闭，应加铅封。
3.3.1.21 确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏警告牌已恢复。
3.3.1.22 摇测发电机定子绝缘，确认绝缘电阻值不应减少到前次1/3。
3.3.1.23 摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。
3.3.1.24 摇测励磁机回路绝缘，确认绝缘电阻值1MΩ以上。
3.3.1.25 确认发电机出口开关和励磁开关正常。
3.3.1.26 确认发电机转子励磁回路接地监测装置动作正常。
3.3.1.27 检查交流励磁机、副励磁机接地线完好。
3.3.1.28 检查发电机中性点接地变完好投入。
3.3.1.29 检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上。
3.3.1.30 检查发电机大轴接地碳刷装置完好。
3.3.1.31 发电机系统接地刀闸拉开及接地线所有拆除。
3.3.1.32 检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好。
3.3.2 系统投入
3.3.2.1 直流系统投入。
3.3.2.2 厂用电系统投入，所有具备送电条件设备均已送电。
3.3.2.3 UPS系统投入。
3.3.2.4 投入循环水系统、工业水系统、闭式水系统。
3.3.2.5 点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。
3.3.2.6 投入厂用压缩空气系统。
3.3.2.7 点火前4小时启动空气预热器。
3.3.2.8 点火前4小时投入各引风机、送风机及密封风机润滑油站。
3.3.2.9 点火前1小时，联系燃油泵站启动供油泵，并将炉前燃油系统打循环。注意检查燃油系统无漏油现象。
3.3.2.10 投入润滑油系统,检查密封油备用泵、交流润滑油泵运营正常，确认润滑油压 0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投“自动”。投入密封油系统运营，调节空侧密封油压比发电机内气体压力大0.084MPa，密封油空、氢侧压差不大于0.49kPa。
3.3.2.11 发电机置换氢气 。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。启动顶轴油泵，投入持续盘车。记录关于参数。
3.3.2.12 投入抗燃油系统。
3.3.2.13 投入辅助蒸汽系统。
3.3.2.14 启动补充水泵，向凝汽器注水。
3.3.2.15 投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。启动炉上水泵向除氧器上水。除氧器冲洗水质合格。启动除氧器循环泵，投入加热系统 。投入电动给水泵暖泵系统。
3.4 机组冷态启动
3.4.1 锅炉上水
3.4.1.1 启动电动给水泵，当除氧器水质合格后，锅炉开始上水。
3.4.1.2 机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀批示器一次。
3.4.1.3 锅炉上水水质规定，达到如下条件，锅炉方可以上水： 电导率（us/cm）：≤1 ； SIO2( us/kg )： ≤60； Fe( us/kg)： ≤50； Cu ( us/kg )： ≤15 ； Na (us/kg)： ≤20。
3.4.1.4 锅炉上水时规定炉水循环泵已注水或保持持续注水状态。
3.4.1.5 调节电泵勺管，维持电泵出口压力5.0—8.0MPa，打开电泵出口旁路调节阀，关闭省煤器再循环门。
3.4.1.6 调节电泵出口旁路调节阀及电泵勺管，控制上水量向锅炉上水，夏季上水时间不不大于2小时，冬季不不大于4小时，当水温与汽包壁温差不不大于50℃时，应恰当延长上水时间。
3.4.1.7 当上水至省煤器空气门见水后，关闭省煤器空气门。
3.4.1.8 当锅炉上水至汽包水位计+300mm 处，停止上水，启动省煤器再循环门，观测水位变化状况，当汽包水位稳定后，进行炉水泵点动排气。详细见《锅炉辅机运营规程》。
3.4.1.9 炉水泵点动排气合格后，启动炉水循环泵。
3.4.1.10 做汽包水位保护实际传动实验。
3.4.2 锅炉点火前吹扫准备
3.4.2.1 启动一台火焰监视冷却风机 ，检查冷却风母管压力不不大于7kPa。
3.4.2.2 投入炉膛烟气温度探针。
3.4.2.3 顺控启动引、送风机，调节送风量，使总风量为700-800km3/h，炉膛压力保持-0.05kPa。
3.4.2.4 投入二次风暖风器。
3.4.2.5 投入炉前燃油系统，进行燃油泄漏实验，并确认泄漏实验合格。
3.4.3 锅炉点火前吹扫
3.4.3.1 确认BMS系统吹扫条件满足。
3.4.3.2 在CRT画面上按下“吹扫祈求”键 ，开始5min计时吹扫。在5min计时吹扫过程中，若任一吹扫条件不满足，则中断吹扫。待所有吹扫条件再次满足后来，方可以重新开始吹扫。
3.4.3.3 5min计时吹扫完毕后，CRT画面上“吹扫完毕” 信号发出。MFT跳闸信号自动复位。
3.4.4 锅炉点火
3.4.4.1 启动真空泵抽真空 。
3.4.4.2 投入汽轮机轴封系统。
3.4.4.3 投入小汽机轴封系统。
3.4.4.4 确认过热器、再热器所有疏水门启动。
3.4.4.5 确认各角油枪进油手动门启动，打开燃油进油速断阀、回油阀，将燃油压力调节阀投自动，保持燃油压力3.5—4.0MPa。
3.4.4.6 确认所有点火条件满足后，开始AB层油枪点火。选取点火方式，可“远控” 或“就地”。
a. 确认就地控制箱油枪控制开关切至“远控”位置，选取油层并发出油层点火指令后，油枪启动顺序是“#1-#3-#2-#4”对角启动，投油枪间隔时间为15秒钟。
b. 就地点火控制，将油枪控制开关切至“就地”位置，在就地操作盘上进行油枪投运。操作环节是：进油枪、进点火枪并打火、开油阀，着火后，退出点火枪。
3.4.4.7 当第一支油枪投入后，应进行手动停炉按钮实验，实验合格后，重新点火。
3.4.4.8 锅炉点火后应就地查看着火状况，确认油枪雾化良好，配风适当，如发现某只油枪无火，应及时关闭快关阀，对其进行吹扫后，重新点火。
3.4.4.9 锅炉点火失败，必要重新吹扫炉膛方可再次点火。
3.4.4.10 确认点火成功后，保持炉膛出口烟温低于538℃。
3.4.4.11 给水流量低于25%，确认省煤器再循环门启动。
3.4.4.12 维持汽包正常水位，依照炉水品质，按规定进行锅炉排污。
3.4.4.13 锅炉点火后，投入空预器持续吹灰。
3.4.5 锅炉升温升压
3.4.5.1 锅炉点火后，投入高低压旁路站。
3.4.5.2 锅炉点火后，一方面控制燃油出力4—6t/h，进行暖炉，30分钟后，再依照升温状况增长燃油出力。
3.4.5.3 点火后，检查烟温探针投入，并严格控制炉膛出口烟温低于538℃。
3.4.5.4 通过控制燃油压力和投入油枪数量来控制升温升压速度，保证以不不不大于2.5℃/min、0.03MPa/min升温、升压率进行升温升压。
3.4.5.5 冷态启动初期，应每隔20-30分钟切换油枪一次，以保证锅炉均匀升温。
3.4.5.6 升压过程中应随时注意汽包水位变化，维持水位在+50mm之间。
3.4.5.7 当汽包压力上升至0.2MPa时，关闭所有过热器、再热器空气门。
3.4.5.8 当汽包压力上升至0.5MPa时，关闭顶棚管入口联箱疏水电动门。
3.4.5.9 当汽包压力上升至1.5MPa时，关闭锅炉侧所有过热器疏水门。
3.4.5.10 当汽包压力上升至2.1MPa时，停止炉水循环泵持续注水，并检查所有注水阀门严密关闭。
3.4.5.11 当主汽压力上升至4.0Mpa，温度上升至320℃、再热器温度上升至280℃时，过热器出口ERV阀控制投入自动。锅炉按汽机规定控制参数，汽机准备冲转。
3.4.6 汽轮机冲转前准备
3.4.6.1 发电机、励磁机系统准备
a. 合AVR盘、整流器盘上所有控制及辅助电源开关。
b. 合29A，29B开关。
c. 确认29A，29B合入批示灯亮（A VEOD 、B VEOD灯灭，否则，复位）。
d. 确认励磁柜无异常报警。
e. 确认励磁柜后继电器95TR，83X，56X，TR1处在返回状态。
f. 确认励磁开关处在“分”位。
g. 合发电机出口断路器控制电源。
h. 合发电机出口断路器动力电源。
i. 合发电机出口隔离开关控制电源。
j. 投入发电机保护压板。
3.4.6.2 关闭高、低压旁路，并确认再热器压力为0。
3.4.6.3 冲车前确认下列汽机保护投入。
a. 润滑油压低保护
b. 抗燃油压低保护
c. 轴向位移大保护
d. 轴振动保护
e. 电气超速保护
f. 电气故障停机保护
g. ETS热工控制盘上实验容许钥匙开关置于“投入”位。
3.4.6.4 确认如下条件满足
a. 确认汽轮机不存在禁止启动条件。
b. DEH系统正常。
c. 确认汽轮机在盘车状态，转速3r/min。
d. 持续盘车时间不少于4小时。
e. 转子偏心度不不不大于0.076mm或原始值±0.02mm.。
f. 冲车参数已满足规定：主汽压力4.11 MPa，主蒸汽温度320℃（过热度不不大于56℃）；再热汽温280℃；凝汽器真空在86.5—95Kpa之间；润滑油温在38～49℃之间；高压缸内缸上下缸温差不大于35℃、外缸上下缸温差不大于42℃。
g. 确认各疏水门疏水已尽。
h. 重要参数在下表范畴内：
参数
单位
范畴
参数
单位
范畴
再热器压力
MPa
¢0
顶轴油压
MPa
＞11.5
轴向位移
mm
-0.9～0.9
各支持轴承温度
℃
<107
调速端胀差
mm
-3.7～5.7
推力轴承温度
℃
<99
发电机端胀差
mm
-3.7～22
轴承出口油温
℃
<77
润滑油压
MPa
0.10～0.12
低压缸排汽口温度
℃
<79
抗燃油压
MPa
14.5±0.5
蒸汽室内外壁温差
℃
<83
抗燃油温：
℃
37～57

j. 低压缸喷水控制开关在自动位。
k. 切除高、低压旁路，确认减温水关闭。确认再热汽压力为零，维持主蒸汽参数稳定。
3.4.7 汽机冲车、升速、暖机
3.4.7.1 接值长开机令后，将就地大轴晃度表抬起，记录冲车前各参数。
3.4.7.2 进行汽机复置,按汽机“复置”键,保持2秒以上,“汽机跳闸”灯灭。在DEH盘上确认左右侧中压主汽门开度100%，按下“阀限”按钮输入100，确认中压调门开度100%。
3.4.7.3 按“主汽门控制”键，确认高压调门开度升至100%。
3.4.7.4 DEH盘上，设定目的转速600r/min，升速率100r/min，确认输入对的后，按“进行”主汽门予启阀打开，汽机开始升速，当CRT窗口显示转速不不大于3r/min时，确认盘车装置脱开、电机停止。在转速达到600r/min之前转子偏心度应稳定并不大于0.076mm。，
3.4.7.5 在CRT上监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化状况。回油温度、油流正常。
3.4.7.6 CRT窗口显示值为600r/min时，“进行”键灯灭，就地倾听汽轮机转动某些声音正常。检查冷油器出口油温在38～49℃。确认低压缸喷水阀已打开，检查高排逆止门处在自由状态.
3.4.7.7 机组大小修后在600r/min时进行打闸摩擦检查，确认机组无问题，将机组转速升至600r/min.
3.4.7.8 在DEH盘上设定目的转速2400r/min。升速率为100r/min，“保持”灯亮。按“进行”键机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升状况。
3.4.7.9 汽轮机转速上升到800r/min时检查顶轴油泵自停。
3.4.7.10 过临界转速时检查记录机组振动值。
3.4.7.11 当汽轮机转速升至2400r/min后，开始进行暖机。
3.4.7.12 当再热主汽门前温度达到260℃时，按汽轮机冷态启动暖机时间拟定曲线开始暖机计时。
3.4.7.13 暖机时间内主汽温度不能超过426℃。
3.4.7.14 投入高、低加。
3.4.7.15 拟定暖机结束，检查：
3.4.7.16 缸体膨胀已均匀胀出。
3.4.7.17 高压、低压胀差逐渐稳定减小。各项控制指标不超限，并相对稳定。
3.4.7.18 在DEH盘上设定目的转速2930r/min。升速率为100r/min，“保持”灯亮。按“进行”键机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升状况。
3.4.7.19 升速至2930 r/min时，进行高压主汽门与高压调门控制切换。
a. TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度，确认Ts不不大于主汽压力下饱和温度才可切换。
Ts=T1+1.36（T2-T1）
Ts——蒸汽室金属温度
T1——蒸汽室外壁金属温度
T2——蒸汽室内壁金属温度
b. 确认汽轮机为单阀控制。
c. 按下“高压调门控制”键，在CRT上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2930r/min如下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速在2930r/min，阀切换完毕。
3.4.7.20 在DEH操作盘上设定目的转速为3000r/min，升速率100 r/min，确认对的后按“进行”键，监视汽轮机转速上升状况。
3.4.7.21 汽轮机转速升至3000r/min后，稳定保持在3000r/min。
3.4.7.22 并网迈进行如下实验（大修后或机组运营6个月）：
a. 危急遮断器喷油实验
b. AST 跳闸电磁阀实验
c. OPC跳闸电磁阀实验
d. 手打停机按钮实验
e. 电气超速保护实验
f. 危急遮断器提高转速实验（在提高转速实验之前，应使机组带10%负荷并且暖机时间不少于4小时）
3.4.7.23 升速注意事项：
a. 倾听汽轮机和发电机转动某些声音正常
b. 在600r/min如下，注意转子偏心度应不大于0.076mm；当转速不不大于600r/min时，轴振应不大于0.076mm。过临界转速时，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.254mm（11瓦相对轴振动超过0.385mm）应及时打闸停机，禁止强行通过或降速暖机。当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm，应查明因素设法消除；当轴振动突然增长0.05mm，应及时打闸停机。
c. 正常升速率为100～150r/min左右。
d. 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。
e. 注意缸胀、轴向