机组启动操作票修改.doc

600MW机组启动操作票

＃ 机组

发令人： 编号：
发令时间： 年 月 日 时 分

操作票交接班

值长
机长
全能正值班员
接班时间

国电荆门热电厂发电部

操作票使用注意事项
1、本票必须打印后持票逐项操作。
2、本操作票由全能值班员边操作并填写，机长负责检查每一项操作完成准确性和票面填写的正确性。
3、各交接班值班人员应在交接班栏签名，必须先接票而后进行操作。
4、执行每项操作后，在执行栏填写操作时间，并视设备实际情况填写“已具备”“已执行”“免做”。
5、当机组启动操作完成后，由当班机长在本操作票封面“国电长源荆门发电有限公司”上方盖上“已执行”章。
6、若因实际情况中途停止启动，提前终结本操作票的值班员填写提前终结原因及终结时间，并在下面的对应位置签名。提前终结的操作票后面未操作部分不填写，封面盖“已终结”章。
7、电子票的填写执行上级的规定。为保证本票的可查性和运行记录的合法性，电子票流程中的节点签名必须进行。具体如下：本票的签发签名、接票签名、中止签名、作废签名、已执行签名。
8、电子票操作完成或中止本票时，应视情况选择“中止签名”“作废签名”“已执行签名”
9、电子票签名中，机长行使正值班员签名权、值长行使运行负责人签名权、发电部运行管理人员行使相应管理人员签名权。
10、操作提前中止记录：

本操作票提前终结原因：

本操作票提前终结时间： 年 月 日 时 分

值 全能正值班员： 机长：

启
动
要
求

发令人：

接票时间： 年 月 日 时 分 机长：
序号
操 作 项 目
操作时间
操作人
一、启动前检查与准备
1
机长接到值长下达的机组启动命令后，联系脱硫除灰、化学、燃料、晟源、检修部及相邻机组有关人员做好启动前的准备工作。

2
通知本机组各岗位进行相关系统全面检查，确认锅炉、汽机和电气所有工作票结束，现场清理完毕，人孔门等已关闭，各相关试验完成，机组具备启动条件。

3
确认各类消防系统正常，各类灭火器充足。

4
按规定检查并确认所有电机绝缘合格。检查并恢复6kV和380V厂用电系统，确认直流系统、UPS系统、保安电源运行正常。

5
检查DAS各参数显示正常，确认DCS、ECS、DEH、FSSS系统正常。

6
对所有未送电的电机、阀门送电，确认操作、控制及仪表电源等正常。

7
按相应启动检查卡对辅助系统进行启动前检查，确认凉水塔已充水正常。

8
进行发变组一、二次回路检查合格。

9
通知热工，投入各种监视仪表、自动装置、保护装置。

10
确认各岗位通讯畅通，对讲机、应急灯充电正常。

11
联系脱硫除灰人员投入电除尘灰斗和绝缘子加热，捞渣机水封槽注水。

12
在硬手操盘上对主机交直流润滑油泵、小机直流润滑油泵、柴油机和真空破坏门进行启动或开启试验正常。

二、辅助系统的启动
1
联系化学启动工业服务水泵，检查工业水系统运行正常。

2
启动压缩空气系统，确认仪用空气、杂用空气系统压力正常。

3
联系化学启动除盐水泵向凝补水箱补水至8米左右，水质合格。

4
启动凝补水泵向凝结器、闭冷水膨胀水箱、真空泵汽水分离器和定冷水箱补水，对凝结水泵出口母管充水排空气。

5
确认主机润滑油油质合格，投入主机润滑油系统。检查油压正常。

6
投入密封油系统系统。检查交流密封油泵、密封油再循环泵和真空泵运行正常。

7
对发电机充氢，将氢压升至0.25MPa，注意检查油氢差压正常。

8
投顶轴油系统，投入主机盘车。机组启动前必须盘车4小时以上。

9
确认电泵和小机润滑油油质化验合格。启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站。

10
投入开冷水系统，检查入口压力、出口压力正常。

11
投入闭冷水系统，通知化学投入自动加药系统。

12
联系化学化验定冷水合格。投入定冷水系统，注意控制水压低于氢压0.03～0.05MPa，无风压时定冷水压不得超过0.10 MPa。

13
按规定检查发电机定子和励磁系统绝缘电阻符合启动要求。

14
按照发变组恢复备用操作票，将发变组恢复备用状态。

15
启动循环水系统，联系化学投入循环水加药系统。根据情况开启循环水回水至综合用水母管供水门。

16
启动凝结水系统，开启＃5低加出口放水门进行凝结水系统冲洗，凝泵出口Fe＜200ppb，联系化学投入前置过滤器，向除氧器上水冲洗。化学根据情况投入精处理装置，直到水质满足锅炉上水要求，维持除氧器水位。

17
投入疏扩减温水系统，根据情况投入凝结水杂用其他用户。

18
联系相邻机组，投入辅助蒸汽系统。循环水系统未运行前疏水排大气。

19
投入除氧器再沸腾。当凝结水连续运行时可投入辅汽至除氧器加热系统。保证水温满足锅炉上水要求。

20
联系化学启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在2.5MPa左右。

21
通知脱硫值班员投入炉膛冷灰斗水封，启动捞渣机。

22
按汽轮机疏水系统启动前检查卡全面检查汽轮机疏水系统，开启所有疏水手动门，所有疏水气动门按检查卡开启或关闭。

三、锅炉上水至点火前操作
1
锅炉上水。

⑴
上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水：

①
361阀处于自动状态。

②
锅炉储水罐压力小于686kPa。

③
锅炉储水罐水位小于12m。

④
给水泵再循环门处于开启状态。

⑤
所有锅炉疏放水电动门送电，处于关闭位置。

⑥
所有锅炉排气电动门送电，处于开启位置。

⑦
361阀至凝汽器电动门关闭，361阀至锅炉排污扩容器电动门开启。

⑧
高加水侧进出口门处于开启状态，高加水侧旁路门处于关闭状态。大小修后给水冲洗合格方可投入高加水侧。

⑨
确认凝结水系统清洗合格。

⑵
给水管道注水及锅炉上水：

①
按给水系统启动检查卡及锅炉汽水系统检查卡进行系统检查。

②
确认给水管道注水前电泵辅助油泵、汽泵交流润滑油泵运行。

③
开启三台给水泵进出口电动门及锅炉给水电动门。

④
注水后关闭锅炉给水电动门及三台给水泵出口电动门。

〔3〕
锅炉上水（上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录）

①
除氧器出口铁小于500PPb。启动一台汽泵前置泵（或电泵），向锅炉上水，通过低负荷给水调节门控制上水量。联系化学投入AVT运行方式。

②
上水至储水罐水位达到12米。锅炉省煤器和水冷壁出口集箱排空气门见水流出后关闭。。

③
完成锅炉上水后，储水罐水位由 361阀进行控制，通过361阀和361阀出口至锅炉排污扩容器电动门进行排污。

2
锅炉冷态清洗。分为开式清洗和循环清洗。

⑴
开式清洗：开式清洗结束的水质达到合格标准：Fe＜500ppb或混浊度≤3ppm；油脂≤1ppm；PH≤9.5。

⑵
冷态循环清洗：开启高加进出口电动门，关闭其旁路电动门，将高加水侧投运。先开启361阀至B凝结器手动蝶阀，后开启361阀至凝汽器电动门，维持25%B-MCR清洗流量进行循环清洗。省煤器进口水质达到下列指标，冷态循环清洗结束：电导＜1μs/cm ，Fe＜100ppb ， PH值9.3～9.5。

3
投入汽机轴封系统运行。

⑴
确认盘车运行正常，检查两台小机润滑油泵运行正常。

⑵
对辅汽至轴封系统充分疏水后，投入轴封系统。注意轴封温度、压力控制，启动轴封风机，维持轴加压力－3kPa左右。检查轴封母管压力在20kPa～30kPa，低压轴封温度自动维持在150℃。

4
凝结器抽真空。

⑴　
关闭锅炉启动分离器后所有空气门和疏水门，关闭再热器所有空气门、疏水门。

⑵
关闭凝汽器真空破坏门并投其水封，维持少许溢流。

⑶
确认小机排汽蝶阀关闭。

⑷
启动三台真空泵开始抽真空，主机凝汽器背压≤10kPa时，停运一台真空泵，投入备用。

⑸
检查开启主机和小机本体疏水阀、各主汽门调节汽门疏水阀、导汽管疏水阀、主再热汽管道疏水阀、旁路及抽汽系统各疏水阀。

5
凝结器真空小于13.5KPa，按照汽泵启动要求，汽泵 冲转 ，中速暖机。

6
满足EH油泵启动条件，投入一台EH油泵运行。启动一台EH循环油泵运行，并投入一套EH油净化和再生装置运行。控制EH油温正常。

四、锅炉点火
1
锅炉点火前准备和吹扫。

⑴
启动两台空预器，投入锅炉大联锁。检查开启两台空预器进口烟气挡板和出口热风挡板，开启送风机出口风道联络挡板。

⑵　
启动一台火检冷却风机，检查其出口风压正常，将另一台火检冷却风机投备用，检查开启各火检冷却风手动门。

⑶
等离子冷却水箱补满水后，启动一台等离子冷却水泵运行，检查压力正常后将另外一台投入备用。

⑷
启动一台等离子冷却风机运行，检查压力正常后将另外一台等离子载体、火检冷却风机投备用。

⑸　
启动第一台引风机，缓慢开启引风机动叶，将炉膛负压调整至-100Pa，投入该引风机自动。

⑹
启动第一台送风机，将送风机动叶开度调整至30%左右。

⑺
启动第二台引风机，调整引风机进口导向挡板，使两台引风机导向挡板开度一致，投入该引风机自动。

⑻
启动第二台送风机，将送风机动叶开度调整至30%左右，投入两台送风机自动，检查送风机自动将总风量调整至35%～40％之间。投入锅炉单侧联锁开关。

⑼
检查开启F、C层点火油枪燃油供油手动门、压缩空气供气手动门。

⑽
联系脱硫值班员投入电除尘除灰系统运行，投入电除尘器连续振打。

⑾
进行点火油燃油泄漏试验。

⑿　
“燃油泄漏试验成功”信号发出，启动炉膛吹扫。检查所有二次风箱入口挡板和三次风挡板至吹扫位（全部开启）。

⒀　
炉膛吹扫5分钟后炉膛吹扫成功信号发出，手动复位MFT跳闸继电器。

2
锅炉点火。

⑴
汽泵暖机结束，将转速提升至2850r/m以上。将锅炉给水流量控制在411.6t/h，投入烟温探针，投入前后墙火焰电视冷却风。

⑵
等离子模式：将F磨切换至等离子模式。

①
分别启动两台一次风机，将风压调整至8KPa并投入自动。启动一台密封风机，并将另一台投备用。（#6机组启动第三台磨前投入第二台一次风机）

②
投入F磨暖风器。对空预器辅助蒸汽吹灰管道暖管，暖管结束后视辅助蒸汽用汽情况投入空预器连续蒸汽吹灰。

③
开启F磨冷风门，冷风调门开至30％左右，维持一次风压4.1MPa，投入六台等离子装置拉弧，检查其功率、电流稳定，套管壁温正常。

④
启动F磨煤机，检查电流在28A左右稳定，开启暖风器热风调门进行暖磨。

⑤
磨煤机出口温度到70℃后，启动F给煤机，先将给煤机指令迅速增加，控制煤量在25t/h左右，检查各燃烧器着火良好，火检稳定，此时应注意炉膛负压，自动调整不过来时应切手动调整。联系脱硫值班员投电除尘器运行。

⑷
在点火的过程中，要注意观察启动分离器储水罐水位，确认361阀能正常控制储水罐水位。

⑸
锅炉点火起压后，开启顶棚出口联箱及后包墙下联箱疏水阀进行疏水，确认疏水充分，保证该处无积水后关闭。

⑹
主、再热蒸汽压力0.2Mpa，开启主、再热蒸汽系统疏水门。

⑺
锅炉点火升压后投入旁路系统。调整凝泵变频频率45HZ以上，开启高低压旁路减温水手动门，投入高低压旁路自动和减温水自动，检查开启高低压旁路减温水气动截止门。

〔8〕
锅炉起压后，应注意检查高中压主汽阀、调节汽阀及高排逆止阀关闭的严密，VV阀和BDV阀开启。

3
热态冲洗：

⑴
控制分离器压力达到1.25 MPa，炉水温度到190℃，维持此温度和压力，锅炉开始进行热态清洗。将旁路最小压力修改为要求值，维持在最小压力定压运行。

⑵
当启动分离器进口温度达到190℃，锅炉开始热态冲洗，联系化学值班员取样化验启动分离器储水罐水质。注意监视汽机疏扩不得冒正压。

⑶
由于水中的沉积物在190℃时达到最大，因此升温至190℃（分离器入口）时应进行水质检查，检测水质时停止锅炉升温升压。热态清洗期间控制炉膛出口烟温＜580℃。

⑷
联系化学值班员取样化验启动分离器储水罐水质，分离器储水罐排水Fe≤50ppb，热态冲洗结束。

五、锅炉升温升压阶段
1
热态清洗完成后，应调节汽机旁路系统以使蒸汽温度满足汽机冲转条件。过热蒸汽经过高低压旁路，减压和减温后排入凝汽器。

2
旁路系统的运行方式与汽机冲转方式和启动方式等有关，选择旁路运行方式，投入旁路自动运行，注意旁路系统运行情况正常。

3
控制锅炉升温率为2℃/min，升压速率为0.079MPa/min。直至达到锅炉冲转参数达到汽机冲转要求。

4
锅炉升温升压过程中应根据具体情况及时投入过、再热器减温水，并注意煤水比的匹配，防止超温。

5
主蒸汽压力1.0Mpa,关闭锅炉主蒸汽系统疏水门,再热汽压力0.8MPa关闭锅炉再热蒸汽系统疏水门。

6
F磨煤量达到43T/H，炉膛烟温480度左右，一次风温150度，启动C磨运行。

7
锅炉压力达到8.0MPa， 进行PCV阀开关试验正常。

六、汽机高压缸倒暖（冷态启动时）
1
高压缸预暖操作准备。高压内下缸内壁温度 ℃。

⑴
确认高压缸预暖条件满足：高压内下缸内壁温度低于150℃；汽机跳闸并处于连续盘车状态；凝汽器背压13.5kPa以下；预暖所用辅助蒸汽参数满足要求。

⑵
确认各抽汽电动阀、高排逆止阀关闭。

⑶
确认高排逆止阀前后、一抽逆止门前、高压调阀后导汽管疏水畅通。开启高压主汽阀下阀座疏水阀、中压联合汽阀下阀座疏水阀，保证疏水10分钟以上。

2
高压缸预暖操作。

⑴
解列防进水疏水阀联锁“自动”，关闭高排逆止阀前疏水阀，关闭一抽逆止门前疏水阀，就地操作将高压导汽管疏水气动阀或手动阀调整至20%开度。

⑵
在DEH“自动控制”画面选择“倒暖”按下，在弹出式操作面板上选择“ONE”，按执行键，“倒暖”状态显示红色的“是”，检查倒暖截止阀自动开启。检查高压缸通风阀自动关闭（V V阀）。

⑶
缓慢开启暖缸倒暖调节电动门达10%左右开度保持30分钟，根据汽缸金属温升率调整暖缸调节阀的开度。

⑷
30分钟后，将倒暖调节门开启至30%左右。根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度。

⑸
30%开度保持20分钟后，将倒暖调节门开启至55%左右，根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度，使调节级后压力逐渐升高至0.39 MPa～0.49MPa，高压内下缸内壁金属温度缓慢上升到150℃。

⑹
高压内下缸内壁温度达到150℃后，关闭高压导汽管疏水阀进行闷缸，闷缸时间根据“高压缸暖缸闷缸时间曲线”来确定。闷缸时倒暖阀保持原有开度，缸内汽压有所上升，维持在0.5～0.7 MPa，但不得超过0.7 MPa，否则应适当调整倒暖调节阀。

3
高压缸预暖结束后操作。

⑴
关闭倒暖调节门至10％，保持5分钟，然后在5分钟内逐步关闭倒暖调节门。

⑵
倒暖调节门全关后，缓慢开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑶
在高压缸排汽压力达到-50KPa之后，全开高压导汽管疏水门。投入汽机防进水疏水门联锁自动。

⑷
按“倒暖”按钮，在弹出式操作面板上选择“ZERO”按下，检查状态显示“否”，检查倒暖截止阀自动关闭，高压缸通风V V阀自动开启。

七、汽机高压调阀室预暖
1
高压调阀室预暖条件。调阀室金属温度 ℃。

⑴
调阀室金属温度低于150℃时，必须对调阀室预暖。

⑵
调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。

⑶
预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271℃。

2
调阀室的预暖操作。

⑴
确认汽机处于跳闸状态，EH油系统已投运正常。检查主蒸汽温度高于271℃。

⑵
确认主再蒸汽管疏水、高中压主汽阀座疏水和高压调阀后导汽管疏水开启。

⑶
进行汽轮机ETS复位，在汽机DEH“自动控制”画面点击“远方挂闸”按钮，在操作面板上选择“ONE”按下。检查高中压主汽阀关闭，高压缸通风阀及事故排放阀开启。

⑷
选择DEH“自动控制”画面“阀壳预暖”按下，在操作面板上选择“ONE”，按执行键，状态显示“是”，检查右侧高压主汽阀开启到预暖位置21%。

⑸
监视调阀室内外壁金属温差，当高于80℃时，选择按下“阀壳预暖”按钮，在操作面板上选择“ZERO”按下，状态显示“否”，关闭右侧高压主汽阀。

⑹
待调阀室内外壁温差低于70℃时，再次进行预暖操作，开启右侧高压主汽阀至预暖位置。

八、汽机冲转
1
汽轮机冲转条件和启动前参数。

⑴
盘车运行正常且连续盘车时间在4小时以上，大轴偏心度符合要求。
盘车转速： rpm，盘车电流: A,大轴偏心度: mm。
高中压胀差： mm，低压缸胀差： mm，轴向位移： mm

⑵
主蒸汽参数符合要求：主、再热蒸汽压力依据启动曲线，主、再热蒸汽温度至少有50℃以上的过热度，温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。
冲转前汽机高压内下内壁温度 ℃；中压内缸内壁温度 ℃；主汽压力 MPa，机侧主汽温度 ℃，机侧再热汽温 ℃。高缸排汽口上下壁温差： ℃

⑶
凝汽器背压13.5kPa以下，不高于16.6 kPa。凝结器背压 / kPa。

⑷
化学通知汽水品质化验合格。

⑸
润滑油压0.176MPa，润滑油温控制在35℃～40℃，不低于30℃；

⑹
EH油压11.2±0.2MPa，油温正常（32～60℃）。

⑺
TSI系统无报警，所有ETS主保护投入。

⑻
高低压旁路处于自动控制方式。

⑼
主再热蒸汽管道、汽机本体、抽汽管道疏水畅通。

2
冲转操作。

⑴
投入启动油泵，检查油压正常，汽轮机处于中压缸启动方式。

⑵
在DEH“自动控制”画面挂闸，挂闸成功后检查高中压主汽门、调速汽门处于关闭位置。检查高压缸通风阀（V V阀）、事故排放阀（BDV阀）开启。

⑶
在DEH“自动控制”画面点击“运行”，在操作面板上选择“RUN”，按下，状态显示“是”，检查所有高、中压主汽门全开。高排逆止阀关闭。

⑷
在DEH“自动控制”画面点击“自/手动”，在在操作面板上中选择“ONE”，按执行键，状态显示“自动”，即操作员自动运行方式（OA）。

⑸
在DEH“自动限制”画面，将各阀门“阀位限制”设置100%。为防止冲转期间调门抖动，可将高旁自动解列，并列后带初始负荷再投入高旁自动控制。

⑹
摩擦检查。

①
输入目标转速200rpm，点击升速率值，输入100rpm/min，点击“进行/保持”，在操作面板上选择“GO”按下，状态显示“进行”。

②
中压调阀逐渐开启，汽轮机冲动，转速超过盘车转速时，就地检查盘车装置自动脱扣正常，停止盘车电机，否则应立即打闸停机。

③
汽轮机转速至200r/min时，选择“摩擦检查”按钮，在操作面板上选择“ONE”按下，状态显示“投入”，检查中压调阀关闭，就地进行汽轮机检查，仔细倾听汽轮机内部声音正常，检查轴向位移正常。

〔7〕
冷态启动升速至中速暖机。（温、热态启动直接冲转至3000rpm。）

①
在“自动控制”画面选择“正暖”点击，在操作面板上选择“ONE”按下，状态显示“投入”，表示高压缸正暖均热方式投入。温、热态启动应切除“正暖”。

②
输入目标转速1500rpm，输入升速率100rpm/min，点击“进行/保持”，在操作面板上选择“GO”按下，状态显示“进行”。

③
检查中压调门逐渐开启，高压调阀微微开启，冲转到400 r/min时，高压调节汽阀的开度被锁定，确认高压通风阀处于全开位置。中压调阀预启阀开启，检查BDV阀自动关闭。

④
中压调阀逐渐开启冲转到500rpm，点击“进行/保持”，在操作面板上选择“HOLD”按下，状态显示“保持”。检查转速稳定在500rpm，检查汽轮发电机组运行情况。

⑤
检查机组运转正常，点击“进行/保持”，在操作面板上选择“GO”按下，状态显示“进行”。中压调阀逐渐开启冲转到1500r/min，进行中速暖机。

⑥
600 r/min时，检查低压缸喷雾水自动开启，否则应手动开启。

⑦
在机组转速1500rpm时，应检查确认发电机碳刷活动正常，无跳动。

⑧
暖机过程中加强汽轮发电机组振动、各部金属温度温差、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、润滑油温油压等监视。中速暖机结束条件如下：汽机高压内缸内壁温＞320℃；汽机中压内缸内壁温度＞305℃；高中压缸膨胀＞8mm。实际高中压缸膨胀 mm。

〔8〕
中速暖机结束，升速至定速。

①
中速暖机结束后，输入目标值3000rpm，输入升速率100rpm/min ，点击“进行/保持”，在操作面板上选择“GO”按下，状态显示“进行”。

②
2000 r/min时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止，投入备用，注意监视润滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常。

③
确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，润滑油温度控制自动设定至43℃。确认主油泵入口压力达0.098～0.147MPa。轴承润滑油压力为0.176Mpa。

④
投入发电机氢气冷却器冷却水，投入氢温自动控制，设定值43℃，检查定冷水温自动控制正常，设定值45℃。检查发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。检查低缸喷水及排汽缸温度正常，不超过80℃。

⑤
汽轮机升速至3000r/m后，参考启动曲线暖机。根据需要进行有关试验：手动脱扣试验（远方、就地）；危急遮断器注油试验；汽机ETS保护动作试验；汽门严密性试验。

⑥
检查主油泵工作正常，确认主油泵出口油压≥1.372MPa时，主机润滑油压、主油泵入口油压正常，停运交流润滑油泵、交流启动油泵。投入联锁备用。

〔9〕
在冲转过程中振动超限，立即手揿“紧急停机”按钮或就地手动脱扣器停机，投入连续盘车，检查大轴偏心值，待大轴偏心值回到原始值并检查机内无异常、连续盘车时间足够（应不少于4小时）后方可重新启动。严禁降低转速暖机或强迫升速。所有轴承振动值1500r/min以下≯30μm，临界转速区间≯100μm；所有相对轴振动值≯250μm。

九、并网带初始负荷
1
汽轮机3000r/min暖机结束后，全面检查汽轮发电机组各主辅设备运行正常，各油温、风温、瓦温、振动正常，由值长下令发电机并网。发电机并网应采用自动准同期方式，当自动准同期装置故障且暂无法消除时，采用手动准同期方式并网。

2
按发电机并列操作票进行发电机并列操作。

3
发电机并列成功，检查发电机自动带初负荷30MW左右。

4
检查烟温探针处温度580℃退出烟温探针运行。同时注意保持主汽压力稳定，锅炉加强燃烧。关闭主、再热蒸汽管道疏水门。

5
全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围之内。

6
机组带初负荷阶段，加强主再热蒸汽参数、汽缸金属温度的监视，注意低压缸喷水自动控制情况，控制低压排汽温度在47℃以下，最高不得超过80℃。

7
投入低加汽侧运行，疏水逐级自流，逐步投入低加水位自动。

8
根据汽缸温度，进行初负荷暖机，暖机时间参考启动曲线。检查旁路维持主蒸汽压力8.73MPa（热态、极热态为10.0 MPa），随着汽轮机调门逐渐开大，高低压旁路逐渐关小。

9
按机组启动曲线和汽机缸温情况逐渐增加负荷。加负荷阶段控制主、再热蒸汽温升速率不大于70℃/H，300MW以下升压速率控制在0.11MPa/Min，300MW负荷以上升压速率不得超过在0.275MPa/Min。

十、升负荷过程
1
将氢压升至正常值0.414MPa，注意检查油氢差压正常。调整定冷水压至正常值，投入定冷水压力自动调整。

2
检查氢温、密封油温、主机润滑油温、定冷水温、EH油温自动调整正常，否则手动调整正常后投入自动控制。

3
设定负荷目标值，设定升负荷率约30MW/min的速率升负荷。随着负荷增加，中调门逐渐开大，当调节器总设定指令约20%时，检查中压调阀接近全开（约90％），随后高压调阀逐渐开启，中压调门逐渐全开。

4
蒸汽流量约20％，检查“正暖”自动切除，确认高压缸通风阀自动关闭，高排逆止阀得电处于自由状态，随后被高压缸排汽冲开。

5
负荷60MW时，检查防进水高压疏水阀组自动关闭，否则手动关闭。

6
随负荷增加，高、低旁逐渐关闭，负荷升至约90MW，切缸完成，退出旁路系统运行。

7
切缸过程中，应注意监视机组高排金属温度、轴向位移、推力轴承金属温度、差胀、缸温的变化，监视主再参数变化，加强机炉协调，稳定燃烧。

8
切缸完成后，从低到高依次投入高加汽侧运行，＃1、2通过正常疏水阀控制，逐级自流到#3高加，#3高加通过事故疏水调节阀控制，疏至凝结器。

9
高低压旁路关闭后，将DEH投遥控，即DEH“自动控制” “CCS投入”。

10
投入汽机主控自动，将机组运行方式切换为汽机跟踪方式，机前压力设置为8.73MPa（热态、极热态启动设置为10.0MPa）。

　11
随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力8.73MPa，当高压调阀接近全开后（总阀位指令约90％，负荷约30％额定负荷。），机前压力随锅炉燃烧量的增加而升高，进入滑压运行阶段。

12
负荷120MW时，检查防进水中压疏水阀组自动关闭，否则手动关闭。

13
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，检查启动分离器储水罐水位调节阀(361阀)关闭；361阀全关后，关闭361阀后至凝结器的电动闸阀。

14
确认暖管水管路手动门开启，开启省煤器出口至启动分离器储水罐排水管道暖管电动门，开启启动分离器储水罐至二级减温水喷水门。

15
当给水电动门旁路门开度大于90%，开启电动给水门，将锅炉给水由旁路给水调节门控制方式切换为主给水管路运行。注意减温水倒换，防止屏过超温。

16
汽泵转速达到3100r/m，投入运行汽泵自动。检查给水流量、水煤比、分离器出口温度正常。

17
第二台汽泵冲转，暖机合格后做旋转备用。

18
负荷大于20％额定负荷，四抽压力达到0.2MPa以上，除氧器加热由辅汽切至四抽供汽，注意除氧器水位自动控制情况。四抽压力0.4MPa以上，将小机汽源切换为四抽供给。

19
当负荷升至180MW，主汽压进入滑压运行阶段，主汽温约465℃，再热汽温约430℃。维持负荷、汽压不变，暖机15分钟。暖机结束后，将主汽温升至500℃，再热汽温升至460℃。检查防进水低压阀组自动关闭，否则手动关闭。

20
负荷180MW以上，将空预器蒸汽吹灰转正式汽源。联系化学将给水AVT方式切至CWT（加氨、加氧）方式运行。

22
投入汽泵自动，注意监视燃水比，锅炉中间点温度正常，锅炉给水流量稳定。

23
210MW时，将#3高加疏水切换为正常疏水至除氧器，关闭事故疏水门。投入高加疏水自动控制。

24
根据机组升温升压曲线，投入第二台一次风机运行，启动 磨运行。三台磨煤机投入自动，检查锅炉燃烧稳定，退出等离子运行。

25
停止空预器蒸汽连续吹灰，炉膛和受热面蒸汽吹灰系统开始暖管投入。

26
根据负荷情况，并入第二台汽泵，投入两台汽泵自动。检查电泵备用正常。

27
当负荷升至300MW，主汽压约为13.8MPa，主汽温550℃，再热汽温530℃。维持负荷、汽压不变，暖机15分钟。投入锅炉主控自动，投入机组滑压运行方式，进入CCS协调控制方式运行。暖机后，主、再蒸汽温度均升至额定值。

28
将厂用电由03高备供电倒换为由高厂变和高公变供电。

29
投入锅炉主控自动，投入机组“滑压运行”方式，进入CCS协调方式运行。

30
负荷360MW，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32kPa，溢流蒸汽流至凝结器。将辅汽作为第一备用汽源，供汽管道电动门和辅汽至轴封调节阀前电动门处于开启位置。

31
根据升负荷速度，增加燃料量，启动 磨运行。

32
负荷480MW以上，根据需要完成汽轮机真空严密性试验。

33
根据负荷情况，增加燃料量，启动 磨运行。

34
机组负荷540MW时，主汽压达到额定值，机组进入定压运行阶段。

35
当机组出力达到满负荷后，对锅炉进行一次全面吹灰。

36
当机组运行稳定后，缓慢将辅汽联箱汽源由冷再切至将四抽供，检查辅汽联箱压力、温度正常。将轴封溢流切至8A低加。

37
检查锅炉受热面金属温度不超温，偏差在允许范围内。对锅炉本体和管道膨胀指示进行一次记录。

38
按调度要求投入AGC控制。

39
启动操作完毕，汇报值长。

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