600MW火电机组启停机操作.doc

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1、摘要随着电力工业高速发展，电网规模的不断扩大，带来了发电行业良好的发展机遇，节能、减排、环保是火力发电企业可持续发展的必由之路，600MW及以上机组已日趋成为火力发电行业主力发电机组，为了保证600MW火力发电机组的安全稳定、经济、环保运行，全面了解并正确进行机组的启停操作十分重要。本文以某火电厂600MW亚临界机组设备为基础，分别详细说明了600MW火力发电机组启动停机操作过程中对锅炉，汽轮机，发电机的各系统各设备操作要求和操作程序，分析了操作过程中的注意事项和可能出现的严重后果，并研究了启动停机前的准备工作和停机后的冷却和保养，以便从根本上解决在机组启停机过程中可能出现的问题，防止在机组启

2、动停机过程中发生事故，给电厂和工作人员带来经济和安全损失。我国在网运行的骨干机组大多是600MW机组，如何做好机组启动和停机时的准备工作，顺利完成机组的启动停机操作，如何预防机组事故的发生是广大电厂运行检修人员所关注的焦点。我们在消除人的不安全行为的同时，应认真积极消除机械设备的不安全状态，防止600MW单元机组事故的发生。关键词：600MW；冷态启动；热态启动；正常停机；紧急停机目录第1章 绪论1.1课题的意义和背景电厂工业作为整个国民经济发展的保障，其重要性日益突出。作为火力发电厂安全正常运行重要组成部分锅炉，汽轮机，电气系统由于运行条件、管件材质、人员操作不当，经常发生或大或小的事故，进

3、而造成电厂停机检修。检修迫使电力供应中断或中止，给工业部门带来损失，也给人们的日常生活造成诸多不便。同时这些事故的发生也给电厂本身带来极大的经济损失和意外的人员伤亡。因此，我们应对此给予高度关注，总结经验教训，加强预防管理，在生产实践中发挥较好的作用，以达到降低事故发生率的目的，从而提高安全性和经济性。随着电力工业的发展，高参数，大容量的火力发电机组在电网中所占的比例越来越大，机组容量增大后，对其可靠性和经济性提出了更高的要求，因此出现了单元机组。单元机组体积庞大，结构复杂，各设备及部件在启停过程中所处条件不同，使各部件本身沿金属壁厚方向和各部件之间产生温差，温差导致膨胀不均，从而产生热应力，

4、降低设备使用寿命。因此，为保证600MW 机组的安全、稳定、经济、环保运行，需熟悉机组的启动停机流程，理解机组启动停机需要满足的条件，做好启动停机前的准备工作和安全检查工作，根据实际情况和需要正确选择机组的启动停机方式，在启停过程中需满足机组和系统的具体操作要求。1.2 国内外研究现状我国和国外在网运行的骨干机组大多是600MW机组，且为滑参数启动，如何做好机组启动和停机时的准备工作，顺利完成机组的启动停机操作，如何预防机组事故的发生是广大电厂运行检修人员所关注的焦点。我们在消除人的不安全行为的同时，应认真积极消除机械设备的不安全状态，防止600MW单元机组事故的发生。本文以某火电厂600MW

5、 亚临界机组设备为基础，分别详细说明了600MW火力发电机组启动停机操作过程中对锅炉，汽轮机，发电机的各系统各设备操作要求和操作程序，分析了操作过程中的注意事项和可能出现的严重后果，并研究了启动停机前的准备工作和停机后的冷却和保养，以便从根本上解决在机组启停机过程中可能出现的问题，防止在机组启动停机过程中发生事故，给电厂和工作人员带来经济和安全损失。对于锅炉来说，锅炉的启停过程是复杂的变工况过程，是对机组设备状况和运行操作水平的综合考验。对锅炉启停的研究主要集中在经济性和安全性两方面。经济性方面是指缩短启停时间，减少燃料（特别是燃油消耗量），厂用电量，减少工质损耗。安全性是指控制温度变化速度，

6、降低热应力，防止受热面超温，防止灭火放炮、尾部二次燃烧、辅机故障。锅炉启停是锅炉机组运行的重要阶段，必须进行严密监视，优化运行工况，努力追求经济性和安全性二者的统一。对于汽轮发电机组来说，其转子是在高温、高压中高速运转的部件，受力情况最复杂、最危险。机组在启停过程中，转子除了受到热应力的作用之外，还要受到许多机械应力的作用, 它们主要包括蒸汽的压力、传递轴扭矩引起的剪切应力轴自重引起的交变拉力和压力、叶片和叶轮以及转子自重产生的离心切向应力等, 这些应力在机组的启停过程中，共同作用于轴系。同时，在轴系的某些部位由于结构的突变, 还会引起应力集中现象。这些都给机组运行的安全性带来一定的影响。而对

7、于转子的受力情况来说, 热应力是在机组启停过程中影响其安全运行的最主要因素；同时，也会影响到机组的疲劳寿命，由于在机组的启停过程中热应力相对其它应力来说要大得多， 因此，在机组的启停过程中轴系的热应力水平和疲劳寿命损耗是其安全、经济运行的最重要性能参数，是机组安全经济运行的指标。在机组的启停过程中，避免转子因热应力损害寿命，制定出合理的启停方案，对转子的热应力水平进行控制, 以保证机组的安全、经济运行是非常必要的。第2章 机组启动2.1机组启动状态说明随着机组停运时间的变化，锅炉和汽轮机的金属温度也不相同。锅炉状态主要按照停炉时间及锅炉汽包（或超临界直流炉启动分离器）压力来划分；汽轮机状态主要

8、按照高压内缸上内壁调节级处金属温度来划分。对于不同锅炉、汽轮机而言，各个制造厂家对其状态划分的标准不尽相同，因此各台机组状态划分应按照制造厂家的规定执行，在现场规程中详细规定。2.2机组启动状态划分（1）锅炉冷态启动：初始状态为常温和无压时的启动，通常停炉时间3 天。（2）锅炉热态启动：锅炉还保持有一定压力和温度。（3）汽轮机冷态启动：汽轮机高压内缸上内壁调节级处金属温度低于150。（4）汽轮机温态启动：汽轮机高压内缸上内壁调节级处金属温度处于150350。（5）汽轮机热态启动：汽轮机高压内缸上内壁调节级处金属温度处于350450。（6）汽轮机极热态启动：汽轮机高压内缸上内壁调节级处金属温度在

9、450以上。2.3机组启动方式选择（1）锅炉、汽轮机均处于冷态时，机组按冷态启动方式启动。（2）锅炉、汽轮机均处于热（温）态时，机组按热（温）态启动方式启动。（3）锅炉处于冷态，而汽轮机处于热（温）态时，升压率按照冷态启动方式选择，冲转时间、暖机时间、升负荷率等按照热（温）态启动方式选择。（4）汽轮机处于冷态，而锅炉处于热态时，升压率按照热态启动方式选择，冲转时间、暖机时间、升负荷率等按照冷态启动方式选择。2.4机组启动的条件（1）机组所有系统、设备的检修工作结束，各项检修工作票均已终结。（2）机组本体、各系统及附属设备及现场清扫干净；排水设施能正常投运，沟通道畅通、盖板齐全；安全及消防设施已

10、投入使用；照明及通信装置完整。（3）机组及各系统设备完整，具备启动条件。（4）机组电气、热控系统设备完整，仪表、声光报警正常。（5）机组各系统设备完成规定的各项验收及试验合格，具备启动条件。（6）所有电气设备按规程规定的试验已完成，结果正常。（7）机组的汽、水、油系统及设备冲洗合格，符合质量标准。（8）容器检修后内外部清洁无杂物。（9）燃料（燃油、燃煤）、除盐水储量充足，具备随时供应条件。（10）自动励磁调节器无故障。（11）电气设备送电时，其继电保护和自动装置应按规定投入，严禁无保护的电气设备投入运行。2.5机组启动前的准备（1）厂用电源、保安电源、UPS、直流电源系统应正常投入。（2）机组

11、分散控制系统（DCS）应至少在锅炉点火前5 小时投入连续运行，检查无异常。（3）汽轮机、小汽轮机的安全监控系统和危急遮断系统上电并投运正常。（4）所有变送器及测量仪表信号管路取样阀打开，排污阀关闭；所有仪表投入正常，显示正确1。（5）音响报警送电并投入正常。（6）投入辅助蒸汽、辅机工业冷却水及压缩空气系统，工质参数正常。（7）各辅机机械部分无卡涩，润滑油油质合格、油量充足，冷却水、密封水等均正常，电动机测绝缘良好后送电。（8）各电动、气动执行机构分别送电及接通气源，开关正常，开度指示与实际位置相符。（9）锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔门均已关闭。（10）除灰、除尘、吹灰装置备用，

12、锅炉点火前8 小时投入电除尘灰斗加热、振打装置。（11）锅炉各风门挡板操作灵活，开度指示与实际位置相符，燃烧器摆动灵活，摆角指示正确。（12）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。（13）检查机组蒸汽、给水、减温水、循环水、凝结水、凝结水精处理、补给水系统、抽汽回热系统、真空系统、疏水系统、化学加药系统等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态1,2。（14）检查制粉系统设备正常，原煤斗进一定的煤量，启动磨煤机油系统。（15）炉前燃油系统建立油循环，运行正常。进行油枪投运前的检查、试验，系统各阀门处于启动状态。（16）采用等离子点火的锅炉，首先检查等离子系统所有检修

13、工作已结束，工作已终结，所有措施恢复，电源已送正常。系统各阀门处于启动状态，等离子装置的冷却水、载体风等辅助系统已恢复，暖风器暖管投入。做等离子拉弧试验正常，电压、电流符合制造厂的规定，等离子具备点火条件。（17）脱硫系统的检修工作已全部结束，工作已终结，所有措施恢复，脱硫增压风机系统、浆液循环泵系统、氧化风系统、GGH、压缩空气系统、工艺水系统、石灰石制粉系统或石灰石制浆系统、石膏脱水系统、烟气在线监视测量系统等辅助设备系统已恢复正常。吸收塔浆液密度、液位、PH 值合格，脱硫系统具备启动条件。（18）汽轮发电机组油系统正常，不应有漏油现象，各设备完好，油箱油位正常，检查冷油器出油温度正常。冬

14、季可适当提前启动油泵、投入油箱加热装置进行油循环。（19）检查确认润滑油、顶轴油、盘车装置投入正常。汽轮机冲转前应连续盘车4 小时以上，特殊情况下不少于2 小时。（20）检查汽轮机调节系统各部件正常，处于完好备用状态，高中压自动主汽门及调节汽阀关闭。（21）检查确认凝汽器水位正常，汽、水侧人孔门关闭。检查确认除氧器、低压及高压加热器完好。（22）给水泵处于备用状态。检查发电机密封油系统正常。（23）按照机组启动前的设备系统检查卡进行检查，确认设备、系统状态正确，满足机组启动要求。现场应根据本厂实际情况制定机组启动前的设备系统检查卡2。第3章 冷态启动3.1锅炉冷态启动3.1.1锅炉启动前的准备

15、（1）根据机组状况，确定机组启动方式，并根据所确定的方式准备好所需的所有启动曲线、资料及操作卡。备好机组启动用工器具、仪表、各种记录图表。（2）确认锅炉及所属各辅助设备检修结束，有关的工作票终结完毕。各处脚手架、临时措施已结束，楼梯通道畅通。照明充足。各设备、管道保温完好。现场无杂物。（3）通知脱硫、化学、输煤、除灰人员对其所属设备进行启动前全面检查，做好机组启动前各项准备工作。（4）检查锅炉本体膨胀指示仪指示位置正确，符合相关规定。锅炉区各人孔门、观察门、防爆门等均完好，确认无人后关闭各门孔。检查锅炉的吊杆和支架是否符合要求，弹簧吊架的固定销是否拆除。（5）所有油枪已清理干净，油雾化器、高能

16、点火器完好，各油枪、高能点火器能自动伸进/退出，无卡涩。（6）确认汽水、风烟、燃烧系统的阀门、挡板试验完毕，动作正常，指示正确。参照系统启动前检查卡的要求将阀门、挡板置于正确的状态。（7）吹灰器及炉膛烟温探针完好且都在退出状态。电除尘、除灰除渣、脱硫系统正常。（提早投入电除尘加热、振打装置和炉底水封）（8）炉膛火焰电视监测系统，火检及其冷却系统2。（9）确认工业水、消防水系统、仪用气、杂用气系统、辅汽系统正常投运。（10）检查锅炉各转机具备启动条件，必要时进行拉合闸试验、事故按钮试验、联锁保护试验、测绝缘等工作。（11）确认输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位。（12）确认已经备有足够、合

17、格的除盐水，燃油系统、化学水处理系统、化学加药系统、废水处理系统、化验分析系统均已具备投运条件。（13）确认各基地式调节装置动作正常，设定值正确无误2。3.1.2锅炉启动的过程3.1.2.1系统投运锅炉点火前, 应保证各系统投入正常运行，例如给水系统，循环水系统，凝结水系统，汽轮机润滑油系统，燃油系统，发电机氢气系统，真空系统，辅助蒸汽系统等。3.1.2.2热力设备及系统的清洗（1）凝汽器水冲洗:启动凝结水输送泵向凝汽器补水，同时打开凝汽器热井放水阀排水至排水澄清后停止排放，关闭放水阀。当凝汽器热井水位升高至600800mm 后，启动凝结水泵进行再循环冲洗。循环冲洗30 分钟左右，停凝结水泵，

18、开热井放水阀排尽凝汽器内部存水。凝汽器热井存水排尽后，再向凝汽器进水至热井水位600800mm，启动凝结水泵进行凝汽器循环清洗直至冲洗排水澄清3。（2）凝结水系统水冲洗:启动凝结水输送泵向凝汽器补水并保持高水位，启动凝结水泵对凝结水系统进水冲洗,由5号低加排放管排放。在水冲洗时先进行低加给水旁路的水冲洗，冲洗至排水水质合格时转为各加热器水冲洗，各加热器排水水质合格时转入下阶段冲洗。（3）除氧器水冲洗:在凝结水系统冲洗结束后，关闭5号低加出口凝结水系统冲洗排放阀，向除氧器进水至除氧器水箱水位2/3 左右时，开启除氧器放水管排放冲洗。此时要注意向凝汽器大量补水，维持凝汽器水位。当除氧器出水含铁量降

19、至100g/L 后，凝结水系统、低压给水系统冲洗结束。当凝汽器与除氧器间建立循环后，应投入凝结水泵出口加氨处理设备，控制冲洗水pH 值为9.09.5，以形成钝化体系，减少冲洗腐蚀。除氧器冲洗水质合格后，启动汽动给水泵前置泵，防止除氧器发生汽蚀，损坏金属，确认高加系统水路畅通，投入给水系统,。确认除氧器水位、水温正常，防止水温过高，金属管壁超温烧坏。确认给水泵工作正常，出口阀开， 确认汽轮机盘车已投入。（4）给水系统及锅炉冷态冲洗: 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，直至炉水品质达到锅炉点火要求2。3.1.2.3 锅炉上水（1）锅炉进水前，

20、启动循环泵应冲洗排气完成且保持连续注水，保证锅炉蒸发需求量。（2）锅炉进水温度一般在4090，应严格控制进水速度，夏季进水时间不小于1.5 小时（汽包炉2 小时），冬季进水时间不小于2.5 小时（汽包炉4 小时），当水温与启动分离（或汽包）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50t/h，夏季控制在90t/h。否则，进水速度过大会因为汽包壁太厚，温差过大，会产生过大的热应力，严重的会引起汽包变形，影响锅炉的寿命和安全。3.1.2.4风烟系统启动依次启动二台空气预热器, 第一台引风机, 第一台送风机, 第二台引风机, 第二台送风机. 启动过程中,调节两台引风机静叶至相同负荷

21、，保持炉膛负压在-100-150Pa，将炉膛压力控制投入自动，防止因炉膛压力不稳定，造成火焰温度不稳定，煤粉燃烧不完全，或造成火焰残余旋转，尾部烟道发生结渣堵塞，腐蚀受热面，损坏金属壁面。调节两台送风机动叶角度，使两台风机负荷相同，保持总风量在3040，若送风量过大，则煤粉燃烧不完全，增大空气预热器和排粉风机的负荷，增大散热损失，若风量过小，则不能支持燃烧，烟气量小，烟气速度小，散热损失增大。3.1.2.5锅炉吹扫（1）锅炉在点炉时，炉膛或烟道内可能积存有上次停炉时积存的可燃物。尽管所有规程都要求在锅炉熄火后吹扫风管炉膛35分钟，但为安全起见，在点火前也要求再进行吹扫。把炉膛、烟道、空预器等处

22、的可能积存的不完全燃烧的煤粉、可燃性气体排出去（或一次风管内积存的煤粉吹扫干净），防止点火时发生爆燃。若是在事故情况下，锅炉突然灭火，尤其是厂用电中断、一次风机跳闸等事故下，一次风管和炉膛、烟道、预热器处肯定会大量积存可燃物，重新点火必须吹扫，否则十有八九爆燃3。（2）锅炉吹扫时，满足任一台引风机运行，任一台送风机运行，任一台空气预热器运行，所有给煤机全停，所有磨煤机全停，出口挡板关闭，所有一次风机全停，出口挡板关闭， 火检冷却风压力正常，所有油枪油角阀关闭，全部油枪退出，燃油进油快关阀关闭，锅炉总风量大于30，所有二次风挡板置吹扫位，所有燃烧器火检电源正常。（3）当吹扫条件全部满足后，在操作

23、画面上指示“吹扫准备就绪”信号，运行人员在操作画面上发出“启动炉膛吹扫”指令，炉膛吹扫开始，操作画面上指示“炉膛吹扫进行中”，吹扫计时器开始倒计时，时间为300 秒。（4）当所有吹扫条件全部满足并且持续吹扫300 秒完成，吹扫结束后，调整炉膛风量在3040之间，开启燃油系统进油快关阀，锅炉准备点火。3.1.2.6锅炉点火（1）采用油枪点火：调节总风量至3040，确认二次风门自动控制正常，保持二次风与炉膛差压大于0.5kPa。确认油枪雾化良好，配风合适，无漏油，如发现某支油枪无火，应立即停运该油枪，对其进行吹扫后，重新点火。锅炉点火后，全开过热器进、出口疏水阀、主蒸汽管道疏水阀。调整风量使燃烧稳

24、定，严格控制炉膛出口烟温不超过540。当炉膛出口温度达560时，检查炉膛烟温探针自动退出。空气预热器出口烟温达到80时，启动一次风机，调节空气预热器出口一次风压力在8kPa。开启磨煤机密封风通道，启动一台密封风机，另一台风机投备用。当空气预热器出口一次风温200时，启动磨煤机。锅炉点火后，应投入空气预热器连续吹灰。（2）采用等离子点火：确认磨煤机、等离子装置具备点火条件，将磨煤机切换至“等离子模式”。 开启等离子暖风器疏水门和进汽门，等离子暖风器满足点火温度，逐个启动等离子发生器，并调节各等离子发生器电流为300A 左右。等离子拉弧正常后，启动一次风机和密封风机，开启磨煤机出口档板门，开启磨煤

25、机冷热风隔离门和调节门，对磨煤机进行通风暖磨。当磨煤机出口温度达到规定值时，启动磨煤机运行，启动给煤机运行。检查各等离子燃烧器燃烧正常，磨煤机火检正常，如磨煤机火检未检测到煤层有火，磨煤机应跳闸，否则立即手动停止磨煤机运行，锅炉吹扫后重新点火。根据升温升压曲线，逐渐增加给煤量3。3.1.2.7锅炉升温升压（1）投入空气预热器吹灰自动，对空气预热器进行连续吹灰，若空气预热器吹灰自动不能正常投入，应每小时手动吹灰一次。（2）汽水分离器压力0.1MPa，开高压旁路，再热汽压力0.2MPa，开低压旁路。（3）分离器压力升至1.2MPa 时，确认锅炉尾部环形集箱疏水电动一、二次阀关闭，确认低温过热器入口

26、集箱疏水电动一、二次阀关闭，确认屏式过热器疏水电动一、二次阀关闭，确认未级过热器疏水电动一、二次阀关闭。（4）在汽水分离器压力达5MPa 前，根据过热器沿程蒸汽过热度，原则上过热度5，适当开关疏水阀进行疏水。（5）包墙/分隔墙疏水阀应保持开，直到机组带初始负荷后关闭。（6）当主汽压力接近7.0MPa，主汽温度接近400时，汽轮机准备冲转。（7）汽轮机冲转前，发电机恢复热备用状态1。3.1.3锅炉启动的注意事项（1）锅炉点火初期，应严密监视油枪雾化情况和燃烧情况，必须在炉膛温度和热风温度达到足够高以后再投粉，防止未燃烬油滴和煤粉积存在尾部烟道和空预器发生二次燃烧。（2）启动过程中，应严格控制增加

27、燃料和升温升压速度，防止出现汽包炉壁温差过大、蒸汽和受热面管壁超温、空预器卡涩等问题。（3）锅炉点火后，如汽机旁路系统未投入，应注意控制烟温探针温度不超过540、低温再热器前烟温不超过450，以保护再热器安全。（4）严防蒸汽带水：汽机启动后，要防止汽温度急剧波动；投用过热器、再热器减温水时应保证减温器后的温度大于对应压力下的饱和温度20。（5）对汽包炉应注意监视和调整锅炉汽包水位，防止锅炉满水和缺水。必须保持在050mm范围内，尽早投入水位自动，运行中应经常监视检查给水自动调节情况，发现自动失灵立即切为手动调节，发现水位变化异常时，应及时查清原因并进行处理。下列情况可引起水位较大变化：负荷增减

28、幅度过快；安全门动作；燃料增减过快；给水泵投退；给水自动失灵；受热面管子爆破或阀门泄漏；锅炉排污；汽机调门、高压旁路阀、过热器及管道疏水门开、关引起汽压较大波动。（6）防止灭火、放炮：密切监视炉膛负压变化和炉内燃烧情况，尤其在投、停油枪及启停制粉系统、系统负荷增减和煤种变化时，更要加强监视和调整；燃烧不稳时，应投油助燃，以防锅炉灭火；全断油前应进行必要的燃烧调整，确认燃烧稳定后再退出油枪；全断油期间，燃油系统应处于随时备用状态；当锅炉发生灭火应切断一切燃料，进行通风吹扫，严禁投油爆燃。（7）注意监视和调整汽温：启动过程中应逐步提高过热蒸汽、再热蒸汽温度，当负荷大于50ECR后应控制在额定值5范

29、围内。应及时将过热器一、二级减温水，再热器喷水、尾部烟气挡板投入自动。加强对汽温自动控制系统的监视，若发现汽温偏离设计值较大或汽温控制失灵时，要迅速进行手动调整。汽包锅炉在3560负荷区间减温水量较大，汽温较难控制，启动过程中尽量缩短在此负荷区间运行的时间；并网后，汽机锅炉加强协调，适当增大调门开度，加大蒸汽流量；高加投退对汽温有较大影响，正常情况下尽量采用高加随机投运的方式，应掌握高加推出退出后汽温的变化规律，及时增加减温水量。（8）防止积灰、结焦：按要求及时投入蒸汽吹灰器，防止受热面积灰、结焦，运行人员经常检查炉膛结焦情况，发现大块结焦要及时清除，防止上部大块焦渣落下砸坏炉底以及炉底部结焦

30、将炉底封死。在锅炉启动初期，应对空气预热器进行连续吹灰，60BMCR负荷后空气预热器吹灰每班1次，锅炉带到80以上负荷并稳定一段时间后应及早投入炉膛和烟道的吹灰。在减负荷至停炉期间，应全炉膛全面吹灰一次，同时空气预热器必须加强吹扫2。（积灰对汽温、烟温、风烟系统阻力等有较大影响。不同炉型尾部受热面积灰程度不一样，W型锅炉由于尾部烟气流速低一些，较易积灰；其次是对冲锅炉。燃煤灰分越高越易积灰）（9）防止转动设备损坏：运行中（尤其在设备启动时）应经常检查转动机械的轴喘振、轴承温度超标、电流剧增等异常情况时，应及时处理。3.2 汽轮机冷态启动3.2.1汽轮机启动前的准备3.2.1.1超速试验新机组首

31、次启动时，机组大修后，首次启动时，甩负荷试验前，停机一个月以上再开机，做过任何可能影响超速保护动作值的检修后必须进行超速试验，超速试验前必须进行注油试验。超速试验应在同一情况下进行两次，两次动作转速差不应超过18rpm，新机组首次启动及机组大修后首次启动应进行三次，前两次动作转速差不应超过18rpm，第三次和前两次平均数之差不应超过30rpm，各次动作转速均应在32703330rpm范围内。试验条件：注油试验合格，手动打闸试验合格，主汽门、调门严密性试验合格，注油试验合格后，机组带25%额定负荷运行.34小时后立即进行超速试验。3.2.1.2注油试验机组定速后，25%额定负荷之前进行，合格后方

32、可进行超速试验，注油试验后不得马上做超速试验。3.2.1.3主汽门、调门严密性试验试验条件：机组与电网解列，高、低旁路退出，投入交流润滑油泵、氢密封油备用泵，顶轴油泵试运正常。3.2.1.3甩负荷试验试验条件：超速试验合格，手动打闸试验合格，机组在满负荷或较高负荷。3.2.1.4其他准备（1）确认发电机内氢压0.32MPa，氢纯度98，油氢差压为0.05MPa。（2）确认汽轮机本体及系统疏水阀均在“自动”位置且疏水全开。（3）投入冷却器，包括发电机氢冷却器，汽轮机润滑油冷却器。发电机空、氢侧密封油冷却器，发电机定子水冷却器。3.2.2汽轮机冲转过程3.2.2.1升速至900r/min锅炉注意保

33、持主、再热蒸汽参数稳定，稳定主、再热蒸汽压力、温度在启动曲线规定的数值。对机组所有辅助设备及系统全面检查一次，注意倾听各转动部分声音正常。机组各轴承振动、回油温度正常，各轴承金属温度85。检查润滑油冷油器出口油温在432。由低到高逐级投入高、低压加热器。做好汽动给水泵制和粉系统启动前的准备工作。在机组转速600r/min 时，应对汽轮机振动进行监视，当机组升速经过临界转速区域时，应严密监视各轴承、大轴振动情况。同时注意监视汽轮机温度、差胀、轴向位移等重要参数变化。汽轮机900r/min 暖机结束，根据情况启动汽动给水泵运行。3.2.2.2升速至3000r/min。确认汽轮机已继续升速，转速上升

34、。在机组升速过程中应注意各控制指标的变化趋势，当机组转速升到1500r/min，确认顶轴油泵自动停运。当汽轮机速1500r/min 时，确认低压缸喷水已自动开启。当汽轮机转速升到2700r/min 时，确认交流润滑油泵自动停止，就地检查主油泵出口油压、润滑油压力及各轴承润滑油压力正常。最后检查机组自动升速至3000r/min 稳定。3.3发电机冷态启动3.3.1发电机并网前准备（1）确认励磁系统中交流、直流电源回路开关状态正确。（2）确认发电机中性点接地变刀闸合上。（3）确认发电机出口一次熔断器、二次开关已合上。（4）确认发电机氢冷、水冷系统运行正常，氢冷器出口温度自动投入。（5）确认发电机、

35、主变、高厂变、脱硫变、清东线保护投入正确。3.3.2发电机并网的过程3.3.2.1机组升负荷至60MW（1）发电机并网后，检查炉膛烟温探针自动退出，否则手动退出炉膛烟温探针。（2）根据负荷要求，增加燃料量，当给煤机转速50时，投入给煤机控制“自动”。（3）确认汽轮机高中压调阀逐步自动开大升负荷，注意旁路自动调节正常，主、再热蒸汽压力温度稳定。（4）根据锅炉汽温，及时投入过热器减温水自动6。3.3.2.2负荷由60MW 升至150MW （1）确认汽轮机高中压调阀逐步自动开大升负荷，注意旁路逐渐自动关闭。（2）当负荷升至90MW 时，确认低压缸喷水阀和汽轮机本体疏水阀自动关闭。（3）当负荷升至10

36、0MW 时，将辅助蒸汽切至冷段再热汽供汽，确认高低旁关闭，旁路退出运行，确认DEH 转入“初压控制”。（4）当机组负荷升至120MW 时，将除氧器水位投入三冲量控制，确认汽轮机系统疏水阀自动关闭。3.3.2.3负荷由150MW升至240MW （1）根据汽温、汽压情况，逐渐增加给煤机出力，确认磨煤机风量、温度控制“自动”。第二组给煤机转速和第一组转速一致时，投入其转速控制“自动”。（2）当机组负荷大于180MW 时，汇报调度投入PSS。（3）进行给水主旁路切换。（4）机组负荷180MW，若为电动给水泵启动上水方式，第一台汽泵升速至3000r/min 暖机结束，逐渐提升汽动给水泵转速，当汽动给水泵

37、出口压力略低于电动给水泵出口压力0.5MPa 时，投入汽动给水泵转速控制自动，并入第一台汽泵，投入汽动给水泵自动及给水泵流量平衡，保持一电一汽给水泵并列运行或切除电动给水泵控制自动，保持再循环运行；给水泵并泵过程中，应注意给水泵再循环最小流量阀动作对锅炉给水压力、流量变化的影响。（5）启动第三组制粉系统：投对应油层正常后，启动磨煤机运行，暖磨正常后，启动给煤机，确认着火正常，逐渐增加锅炉燃烧率。投入磨煤机风量、温度控制“自动”。手动增加给煤机转速。当给煤机转速与投自动的给煤机转速一致时，将其转速控制投“自动”。（6）提升锅炉分离器出口过热度使机组由湿态转为干态直流运行。观察贮水箱水位下降，过热

38、度缓慢上升，最终稳定在20左右，水煤比6.06.5，锅炉由湿态转干态直流运行。转干态过程中密切监视贮水箱的水位，控制过热度。（7）启动循环泵出口调节阀应缓慢关小，使流量保证大于最小流量，给水扰动小。启动循环泵跳闸时，维持给水量，防止水量波动1,3。3.3.2.4负荷由240MW升至480MW（1）240MW 负荷以上进行汽动给水泵汽源切换,确认机组负荷按给定的变化率增加，确认CCS 各子系统工作正常。（2）当负荷达300MW 时，停用所有油层点火器运行，开启燃油再循环阀，保持油系统循环，将燃烬风挡板控制投入“自动”， 投入电除尘器、脱硫系统。（3）第二台汽动给水泵3000r/min 暖机结束，

39、投入DCS 汽动给水泵自动及流量平衡，自动并入第二台汽动给水泵；检查两台汽动给水泵运行正常后，退电动给水泵运行，关闭出水门，降速，停止电动给水泵，开启出口门，将电动给水泵投联动备用（异常情况下，采用手动并泵时，将电动给水泵切为手动控制，增加待并汽泵转速，当待并汽泵出口压力与给水母管压力接近时，开启待并汽泵出口门，然后增加待并汽泵转速，减少电动给水泵转速，调节过程中保证给水流量稳定、水煤比稳定。并泵过程中应保持机组负荷、压力、燃烧稳定。（4）当负荷达420MW 时，投入氧量控制“自动”,逐步增加负荷至480MW，确认主汽压力符合启动曲线要求，主汽及再热汽温度设定值应逐步升至571，确认主汽及再热

40、汽温均达569。（5）锅炉进行一次全面吹灰。3.3.2.5负荷由480MW 升至600MW 确认所有自动调节系统工作正常，升负荷至600MW，确认机组各项运行参数正常，对机组全面进行一次检查，确认机组无异常报警。3.3.3发电机并网的注意事项（1）发电机并网必须采用自动准同期方式。（2）汽轮机未定速禁止加励磁，即禁止进行发电机升压并网操作。（3）发电机升压并网操作前应认真检查发电机自动调节器、发电机自动同期装置、汽轮机自动调速装置等工作正常且无异常报警信号，同时检查各自动装置的切换开关、按钮位置正确。（4）机组A、B 级检修或发电机自动调节器、发电机自动同期装置、汽轮机自动调速装置检修后应由相

41、关专业人员对装置定值、参数核对，确保正确无误。如果需要做假同期试验，需通知热工提前做好屏蔽并网信号措施后方可试验，并在试验后及时通知解除屏蔽。（5）发电机并网升压过程中必须加强对发电机励磁电流、励磁电压以及发电机出口电压、定子三相电流变化情况的监视，其各参数应正常，如有异常应立即停止操作,防止TV 断线误加大励磁造成发电机过励磁，达到额定电压时必须核对发电机的空载参数正常。当发电机并网后，应检查三相定子电流是否平衡及正常；同时，除检查开关位置状态显示外，还应就地检查开关三相位置指示是否正确以及对开关进行全面检查。（6）出现发电机断线、同期装置异常、DEH 转速不稳时禁止并列，发电机发生非同期并

42、列时，果断打闸停机。（7）发电机并网后加负荷过程中，应加强监视检查三相电流指示是否正常且平衡，若存在较大偏差，应立即停止加负荷，待查明原因并消除后继续升负荷；同时对发电机水、氢冷却系统及发电机各部温度加强监视。（8）发电机并网后，应对一次设备系统进行一次全面检查，对于主变冷却器投自动方式下应检查自动投入是否正常。第4章 热态启动本方式适用于机组停运后汽轮机处于热态时的启动。热态启动是以冷态启动过程中的某一个阶段作为起点，和冷态启动程序大致相同，但热态启动升温、升压的速度较快，启动时间较短，应根据“热态启动曲线”严格控制，降低汽轮机的寿命损耗。4.1锅炉的热态启动锅炉的热态启动程序和冷态启动程序

43、相同。（1）启动前的准备，按冷态启动的有关章节进行，确认系统运行正常。热态启动，必须先投轴封，后抽真空。（2）热态启动时，为保温、保压加快启动速度，要尽快满足吹扫条件。锅炉点火后，应及时投入旁路系统，并按照热态启动曲线规定的升温、升压率提升汽温汽压，满足汽机冲转要求。如汽压升得快而汽温慢，可适当开大旁路门或适当增加燃油量，或投用上层油枪，但必须保证再热器管壁不超温。（3）热态启动，锅炉应根据锅炉压力、温度情况以及汽轮机所需启动参数、启动时间，调整锅炉燃烧，检查高、低压旁路自动调节及有关疏水阀门动作正常，使汽温满足汽轮机启动要求（4）汽包炉压力升高到一定值后，炉水硅超标会影响蒸汽品质，必须进行洗

44、硅操作。按照炉型和压力的洗硅曲线，逐步升高锅炉压力，通过排污换水，直至炉水水质合格。（5）在现场许可情况下，尽可能提前启动二台给水泵。主、再热蒸汽管道疏水充分，汽缸本体疏水在极热态开机冲转前开启5 分钟后关闭。4.2汽轮机的热态启动汽轮机的热态启动程序和冷态启动程序相同。（1）热态启动冲转参数选择原则：根据汽缸温度按制造厂提供的汽轮机启动曲线确定冲转参数。在“热态启动冲转和负荷建议曲线”中确认冲转所必须的蒸汽参数、升速率，以及初负荷和初负荷保持时间。汽机冲转时，主、再热汽温必须与汽缸金属温度相匹配,任何情况下调节级蒸汽温度与调节级金属温度差必须在+110-56范围内,且保证56以上的过热度；轴

45、封蒸汽温度应与邻近汽缸内壁金属温度相适应，最大温差不宜超过100。（2）热态启动时，汽轮机连续盘车应不小于4 小时，汽轮机转子偏心度比原始值大0.02mm，或超过制造厂家规定值时更应增加盘车时间。（3）热态启动应先送轴封后抽真空。根据缸温决定轴封汽源，注意轴封蒸汽和转子表面的温差不应超过110。（4）点火后，注意缸温变化，注意高中压主汽阀、调速汽门、高排逆止门、抽汽门关闭严密，防止漏汽冲转汽轮机或局部冷却。（5）机组冲转、并网、带负荷各阶段主蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体应暖管充分，疏水畅通。（6）热态启动过程中严密监视胀差、调节级蒸汽和调节级金属温差在+110-56、高中压缸上下缸温差小于42

46、。升速或加负荷过程中汽缸金属温度不应上升或下降过快，如果胀差负值增加过快，应提高汽温或增加负荷。按热态启动要求尽快加负荷至缸温相对应的负荷值。（7）带上5%的初负荷后，继续升负荷过程中应控制调节级金属温升率不大于165/h。（8）冲转后应经摩擦检查无异常方可升速，升速率一般不小于200r/min。定速后经检查正常应尽快并网。（9）温态以上停机期间，连续盘车不得中断，若盘车中断必须重新计时，连续运行4小时后才允许冲转。（10）热态启动，应先送轴封后抽真空。轴封蒸汽温度应与邻近汽缸内壁金属温度相适应，最大温差不超过110，并保证在冷态启动时轴封蒸汽参数以上。应尽量缩短抽真空与冲转的时间间隔，并严格

47、监视胀差。（11）冲转蒸汽参数的要求按照第一级缸温在温（热）态启动曲线上找到相应的缸温所对应的蒸汽参数要求且至少有56以上过热度。（12）机组冲转前应注意主、再热蒸汽管道、汽缸本体疏水充分疏水，冲转后主、再热汽温度不应下降。（13）热态启动主、再汽温平均温升率不超过2/min，瞬时温升率不超过10/min。（14）热态启动升负荷率应较大，35负荷以前升负荷率1/min，35%负荷以后升负荷率2/min，并网至满负荷需时68分钟。4.3发电机的热态启动发电机的热态启动程序和冷态启动程序相同6。（1）并网后应尽快加负荷至启动曲线所对应的负荷点，确认第一级蒸汽温度超过第一级金属温度1520，汽轮机下缸温度不再下降，以减少汽缸及转子的冷却，按照正常升负荷速率增加机组负荷。（2）特别注意机组振动，发现明显增大，轴振超过0.254mm 保护动作跳机，否则应立即打闸停机。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，严禁盲目启动。第5章机组正常停机机组正常停运过程实质上是机组高温部件的冷却过程，在停机过程中，参数控制不当，将产生较大的应力及机件损坏，影响机组使用寿命。因此，要求在各种运行方式下，严格控制降温、降压速率及锅炉良好的水动力工况，从而保证机组的长期安全运行8。5.1停机前的准备（1）机组停运时间较长（视煤质情况，一般超过三天）停机时应将煤仓及粉仓烧空。（2