机组冷态启动及注意事项优质推荐课件.ppt

1、O返回机组冷态启动及注意事项机组冷态启动及注意事项O返回机组冷态启动步骤图机组冷态启动步骤图O返回主要阶段：1.启动前的准备 2.辅助系统的投运 3.分系统投运 4.锅炉上水 5.冷态清洗 6.启动风烟系统 机组冷态启动机组冷态启动 7.锅炉点火8.热态清洗9.升温升压10.汽轮机冲转与升速 11.机组并网带负荷O返回1.启动前的准备启动前的准备 确认影响锅炉启动的各项检修工作结束，验收合格，工作票已终结，安措拆除，临时安全设施全部拆除（如平台、楼梯、遮栏、盖板、接地线等）且已恢复正常，设备及通道周围无杂物，地面清洁；检修过的设备有详细完整的检修书面交底，设备更换有设备异动报告，并且经运行人员

2、验收、试验合格；机组大联锁、锅炉MFT、汽机ETS、发变组保护装置、各辅机联锁保护等试验合格O返回1.启动前的准备启动前的准备 各辅机电机绝缘合格，接地良好，动力电源和控制电源已送好，需试运辅机已试运结束并调试正常，各电动门、调门电源气源已送；蒸汽吹灰系统完好，吹灰器进、退灵活，位置显示正确，并全部在退出位置，提前联系克莱德开启辅汽至空预器吹灰电动门。联系热工检查各测量表计齐全完好，所有就地测量装置一、二次门开启，各热工仪表投入正常，保护及仪表等热工电源已送上，操作及切换开关齐全，指示灯完好，报警装置正常；O返回1.启动前的准备启动前的准备 锅炉点火前8h投入电除尘灰斗、磁轴、瓷套加热，投电除

3、尘振打装置自动，并投入灰斗气化系统，除灰系统具备投用条件；检查锅炉底部干排渣及渣仓系统具备投运条件；按锅炉启动检查卡对机组各设备系统及阀门状态进行检查，恢复到启动前状态，发现问题及时通知检修维护人员消除。O返回2.辅助系统的投运辅助系统的投运外围系统：海水取水、除盐水、工业水、输煤等。汽机系统：包括循环水、开、闭式水、主机、小机润滑油、密封油、EH油、盘车、氢气、定冷水，要注意启动顺序。锅炉系统：主要是压缩空气、燃油、6大风机油站，冷却风机，磨煤机油站、辅汽、火焰电视、四管泄漏等，达到启动条件尽早投入。O返回3.分系统投运分系统投运凝结水系统投运凝结水系统投运1.确认凝结水泵、凝补水泵电机绝缘

4、合格，轴承油位正常、密封水、电机及轴承冷却水供给正常。2.确认凝汽器液位正常，轴加或轴加旁路及凝结水精处理系统导通，母管注水完毕。3.变频启动凝泵，根据工况调节母管压力适当。4.凝泵投备用时需注意母管压力，防止压力低联启。5.凝结水泵进口滤网差压 50kPa 报警，应及时切至备用凝结水泵，停运、隔离原运行凝结水泵，联系检修清洗滤网，清洗完毕后投入备用；O返回3.分系统投运分系统投运轴封、真空系统投运轴封、真空系统投运1.轴封暖管时间较长，应提前1h暖管。2.先将轴封暖好后再抽真空，送轴封前，必须连续盘车。3.关闭真空破坏门并注水正常，启动3台真空泵，抽真空。4.轴封投入后应注意监视辅汽联箱压力

5、，避免辅汽压力下降导致轴封供汽不足，注意其他辅汽用户投退时不能操作太快，否则可能会影响轴封供汽压力。O返回3.分系统投运分系统投运给水系统投运给水系统投运1.确认除氧器加热投入，水温105。2.检查汽前泵冷却水、机密封水、轴承油位正常，小机油系统投运正常。3.给水系统各疏水放气门关闭，汽前泵及气泵注水结束。4.注水前投入汽泵密封水，防止给水外漏。5.确认汽泵再循环全开，启动汽前泵打循环。O返回4.锅炉上水锅炉上水1.确认锅炉汽水系统各阀门位置正确，储水箱高水位调门HWL-1和HWL-2投“自动”，锅炉疏水泵处于备用状态。2.通过汽泵前置泵给锅炉上水。3.开各受热面空气门、疏水门；开化学加药、热

6、工仪表一次门；启动分离器前疏水门关闭、空气门见水后关闭。4.高加组水侧注水正常后，走高加水侧。5.开启给水旁路阀向锅炉上水。6.通知化学加药，加药系统自动运行。O返回4.锅炉上水锅炉上水提前联系热工，将MFT跳小机逻辑进行强制，做好启动前置泵上水的准备工作。锅炉上水前，必须先对锅炉启动循环泵电机注水，保证电机冷却水水质合格；上水时省煤器出口集箱、螺旋水冷壁出口集箱、垂直水冷壁的出口混和联箱空气门必须见连续水流后才能关闭，保证将空气排净。锅炉给水温度与省煤器金属温度温差不许超过111，若锅炉金属温度38且给水温度较高时，锅炉上水速度要310t/h；上水时间大约为2小时。O返回4.锅炉上水锅炉上水

7、锅炉上水时应及时通知化学加药。锅炉上水时，严禁不注水投高加，以避免产生过大的冲击力。进入锅炉的给水必须是合格的除盐水，上水过程中应就地检查水冷壁振动情况。上水前后和启动过程中应分别抄录锅炉各膨胀指示值。冬季上水时联系热工恢复给水流量测点以及分离器水位测点，并投入相关测点的电加热，防止冻结。锅炉上水速度，可通过水冷壁壁温变化、给水再循环流量及凝汽器补水量等方式判断上水量。O返回5.冷态清洗冷态清洗 启动分离器见水后，检查锅炉启动循环泵启动条件满足，启动锅炉启动循环泵，保持给水流量310T/H以上，进行炉冷态清洗。（启动前进行点动，每次间隔10min）储水箱疏水Fe500g/kg、SiO2200g

8、/kg，疏水排入机组排水槽或循环水回水；储水箱疏水Fe500g/kg、SiO2200g/kg，疏水回收至凝汽器；省煤器入口Fe50g/kg时，储水箱疏水Fe100g/kg，锅炉清洗结束，可以点火；锅炉启动循环泵出口调门控制省煤器进口流量900t/h，给水泵控制储水箱水位。O返回6.启动风烟系统启动风烟系统检查炉底干排渣系统运行正常，炉底密封良好；检查确认风烟系统各辅机油站运行正常；联系脱硫，确认脱硫具备通风条件；开启风烟系统相关风门挡板，建立烟气通道；O返回6.启动风烟系统启动风烟系统启动一台引风机，调节动叶开度维持炉膛压力在-50Pa-100Pa，投负压自动。启动一台送风机，调节送风机动叶，

9、将风量保持在30%40%BMCR（925t/h1233t/h），注意炉膛负压调整。投入A、B炉膛烟温探针。确认火焰电视摄像头的冷却风满足要求，联系热工，投入炉膛火焰电视。吹扫条件满足后进行炉膛吹扫，复位MFT。O返回机组负荷150MW到250MW确认火焰电视摄像头的冷却风满足要求，联系热工，投入炉膛火焰电视。储水箱疏水Fe500g/kg、SiO2200g/kg，疏水排入机组排水槽或循环水回水；锅炉上水速度，可通过水冷壁壁温变化、给水再循环流量及凝汽器补水量等方式判断上水量。发电机自动升压、自动准同期并网：联系脱硫，确认脱硫具备通风条件；凝结水泵进口滤网差压 50kPa 报警，应及时切至备用凝结

10、水泵，停运、隔离原运行凝结水泵，联系检修清洗滤网，清洗完毕后投入备用；调节主再热器减温水，控制主气温在400 420，同时确保减温后蒸汽过热度20，避免蒸汽带水或管道水塞；将小机汽源切为四抽供；注水前投入汽泵密封水，防止给水外漏。根据A给煤机出力情况，及时投入B制粉系统，燃料量90t/h，注意保持主汽压稳定，锅炉加强燃烧。确认锅炉汽水系统各阀门位置正确，储水箱高水位调门HWL-1和HWL-2投“自动”，锅炉疏水泵处于备用状态。检查记录锅炉膨胀指示；锅炉给水温度与省煤器金属温度温差不许超过111，若锅炉金属温度38且给水温度较高时，锅炉上水速度要310t/h；投入送风机风量自动，检查风量自动调节

11、跟踪正常，检查氧量与负荷相匹配，确认辅助风挡板自动调节正常，二次风箱与炉膛差压正常；脱硝反应器前温度300后，逐步投入脱硝系统运行，投“浓度”控制方式；发电机同期并列的注意事项：机组负荷350MW到500MW机组冷态启动及注意事项检查确认DEH中汽轮机由转速控制自动切为负荷控制模式；6.启动风烟系统启动风烟系统 启动风机点火时，保持联络挡板关闭，减少两侧风机的相互干扰，正常运行中风机联络挡板在关位，出现异常跳闸时，切记要打开，否则异常风机跳闸侧排烟温度会升高。O返回送风机送风机引风机引风机烟囱烟囱除尘器除尘器空气预热器空气预热器锅炉锅炉吹扫吹扫空气预热器启动空气预热器启动引风机启动引风机启动送

12、风机启动送风机启动吹扫流程示意图吹扫流程示意图30%风量风量5min 6.启动风烟系统启动风烟系统O返回7.锅炉点火锅炉点火建立炉前燃油系统，控制燃油母管压力2.9Mpa以上。确认燃油吹扫蒸汽暖管正常，具备使用条件。调节辅助风挡板，控制风箱与炉膛差压0.36kpa0.38kpa。检查辅汽压力正常，投入空预器及分级省煤器连续吹灰，启动过程中注意监视空预器进、出口温度，防止二次燃烧；O返回7.锅炉点火锅炉点火 打开两台磨煤机进出口风门，建立一次风通道；检查确认一次风机的启动条件满足，启动一台密封风机，启动一台一次风机，调整热一次风母管压力至7.2kpa左右；调整密封风出口风压14kPa，另一台密封

13、风机投联锁备用；检查确认微油点火装置具备投用条件，进行磨煤机启动 前的检查；投入A磨煤机入口一次风暖风器，对A磨煤机进行暖磨；制粉系统启动后，注意炉膛压力变化和煤粉进入炉膛后的燃烧情况，确认炉膛与二次风箱差压正常；检查除渣、除灰系统运行正常。O返回7.锅炉点火锅炉点火注意事项：注意事项：送风、一次风及微油暖风器管路应提前暖管，以备能及时投入运行。暖磨调整一次风门时应注意及时调整一次风压。启动一次风机前应用两台磨通风，防止憋压。再热器干烧期间调整给煤量，控制炉膛出口烟温540，各受热面金属壁温不超限。监视火检运行情况，燃烧不稳时及时投入大油枪助燃。投入空预器连续吹灰。O返回8.热态清洗热态清洗按

14、冷态启动曲线控制升温升压率。分离器压力0.2Mpa，关闭分离器及进出口管放气门；过热器压力0.2Mpa，关闭分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器各放气电动门；分离器压力0.5Mpa，关闭包覆过热器疏水电动门。锅炉点火后升温升压过程中，控制受热面介质温升速度2.0；分离器压力1.3MPa前，不增加燃料量，减少工质膨胀对分离器储水箱水位的影响；O返回8.热态清洗热态清洗启动分离器入口温度达到190时，保持此温度，进行热态清洗。保持储水箱高水位调节门HWL-1、HWL-2 一定开度；通知化学定时进行水质化验；储水箱出口水质Fe500g/kg时，启动疏水泵，疏水排入循环水系统，进行循环清洗；储水箱出口

15、水质Fe100g/kg，SiO240g/kg时，热态清洗合格。O返回9.升温升压升温升压1、水冷壁保护：受热均匀性、热膨胀2、过热器保护：限制过热器入口烟温 4、空气预热器的保护：防止二次燃烧和热变形3、再热器保护：投入旁路系统O返回9.升温升压升温升压O返回9.升温升压升温升压按照锅炉启动升温升压曲线，逐渐增加燃料量；升温升压要严格按照锅炉厂家提供的参数曲线进行：饱和温度100以下时升温速1.1/min；压力在08.73MPa阶段温升率2/min；03MPa阶段升压速度0.033 MPa/min；38.5 MPa阶段升压速度0.11MPa/min。O返回监视火检运行情况，燃烧不稳时及时投入大

16、油枪助燃。调节主再热器减温水，控制主气温在400 420，同时确保减温后蒸汽过热度20，避免蒸汽带水或管道水塞；机组负荷250MW到350MW机组负荷变化率手动设定时，需同时兼顾锅炉燃烧控制、蒸汽参数稳定，同时保证主、再热蒸汽出口左右侧温差不超过10；发电机同期并列的注意事项：外围系统：海水取水、除盐水、工业水、输煤等。确认火焰电视摄像头的冷却风满足要求，联系热工，投入炉膛火焰电视。随着锅炉负荷的增加，分离器疏水逐渐减少，给水泵出力增加，注意监视给水泵运行参数在正常范围内；按锅炉启动检查卡对机组各设备系统及阀门状态进行检查，恢复到启动前状态，发现问题及时通知检修维护人员消除。按冷态启动曲线控制

17、升温升压率。上水时省煤器出口集箱、螺旋水冷壁出口集箱、垂直水冷壁的出口混和联箱空气门必须见连续水流后才能关闭，保证将空气排净。7）按保护投退卡投入发变组保护A、B、C、D、E屏保护。开各受热面空气门、疏水门；按锅炉启动检查卡对机组各设备系统及阀门状态进行检查，恢复到启动前状态，发现问题及时通知检修维护人员消除。炉膛出口烟温达到540时，确认炉膛烟温探针正常退出。提前联系热工，将MFT跳小机逻辑进行强制，做好启动前置泵上水的准备工作。4）并网后，DCS和DEH画面上应有功率显示，否则立即解列；保持储水箱高水位调节门HWL-1、HWL-2 一定开度；投入送风机风量自动，检查风量自动调节跟踪正常，检

18、查氧量与负荷相匹配，确认辅助风挡板自动调节正常，二次风箱与炉膛差压正常；按锅炉启动检查卡对机组各设备系统及阀门状态进行检查，恢复到启动前状态，发现问题及时通知检修维护人员消除。9.升温升压升温升压汽轮机3000r/min或主蒸汽流量310t/h以前，必须维持炉膛烟温探针显示温度540，当过热蒸汽温度过热度超过50且蒸汽流量310t/h，可以继续增加燃烧率；调节主再热器减温水，控制主气温在400 420，同时确保减温后蒸汽过热度20，避免蒸汽带水或管道水塞；汽轮机走步暖阀后，逐渐增加锅炉总燃料量至65t/h，控制高压旁路开度逐渐增加到25%；当过热器出口压力达到8.8MPa，确认高低旁在压力控制

19、方式，高低旁及其减温水动作正常，锅炉压力稳定，调整蒸汽参数至汽轮机冲转参数；检查记录锅炉膨胀指示；O返回10.汽轮机冲转与升速汽轮机冲转与升速 主汽温汽压合适时，即可进行DEH走步序。汽机走步序前，应提前将DEH系统各SLC投自动。将各参数如阀限、升负荷率、初负荷、最大负荷等设置好。检查步序中无影响冲转的缺陷，有问题及时联系热工。在步序中，有2个断点，也就是需要手动操作的地方：一是第11步，需释放蒸汽品质，如不释放，步序继续下行至20步。二是第23步，需手动释放额定转速，使机组冲转至3000转.第20步：主要是调门开启前要求蒸汽品质达到要求。第29步：需检查TSE最小裕度30K；如不达标影响并

20、网。第34步：高旁关闭后，机组自动切换进入初压控制。第35步：启动程序结束O返回10.汽轮机冲转与升速汽轮机冲转与升速 汽机冲转注意事项：汽机冲转注意事项：并网前，并入1A引风机、1A送风机以及1B一次风机。启动系统储水箱维持低水位，防止冲转后水位上升过多。调节给煤量或燃油量，维持主再热汽压、汽温稳定，根据汽轮机金属变化率情况适当调整主再热汽温。根据A给煤机出力情况，及时投入B制粉系统，燃料量90t/h，注意保持主汽压稳定，锅炉加强燃烧。启动B磨后，适当降低A磨出力，防止燃烧波动，监视所有再热器和过热器金属温度，保证温度在限值内。炉膛出口烟温达到540时，确认炉膛烟温探针正常退出。防止探针烧坏

21、；O返回10.汽轮机冲转与升速汽轮机冲转与升速 汽机冲转注意事项：汽机冲转注意事项：尽量按照DEH的理想蒸汽推荐值来选择冲转参数，加强对主再热蒸汽参数的控制及TSE限值的监视，若裕度不足，及时调整参数，并进行暖机。冲转中，严格监视汽轮机组的振动、各轴承温度、高/中压缸上下温差、位移的变化，高/中压缸上下温差不超过45，否则应手动停机。机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机氢冷温度的变化，并保持在正常范围内，并注意观察各轴承回油温度不超过70，低压缸排汽温度不超过90。机组全速后，投入低加汽侧。O返回11.并网带负荷并网带负荷并网准备：并网准备：1）确认发电机氢气纯度98%，检查投入发电

22、机氢气冷却器冷却水；2）检查发电机内氢气压力（0.45MPa）、温度（44）正常；3）发电机定子冷却水系统运行正常；4）申请网调同意并网后，通知相关人员发电机准备并网；5）合上#3发电机出口2703-1刀闸；6）合上发变组保护屏各电源小空开；7）按保护投退卡投入发变组保护A、B、C、D、E屏保护。O返回11.并网带负荷并网带负荷发电机自动升压、自动准同期并网：发电机自动升压、自动准同期并网：1）检查汽轮机转速维持在3009rpm，DEH启机步序在第30步；2）合上同期装置电源开关，检查同期装置显示正常；3）选择#3机出口2703开关为同期并网点；4）检查#3机出口2703开关具备同期合闸条件；

23、5）DEH上设机组目标负荷50MW；6）检查励磁调节器在“远方”“自动”位置；7）按下励磁系统“投入”按钮；8）检查励磁系统投入正常，灭磁开关合上；9）检查发电机电压自动升至27kV；10）核对发电机三相电压平衡，空载励磁电流、电压正常；11）检查发变组无异常信号发出；12）按同期装置“投入”按钮；O返回11.并网带负荷并网带负荷发电机自动升压、自动准同期并网：发电机自动升压、自动准同期并网：13）检查发电机同期装置投入正常；14）检查发变组#3机2703开关自动合闸良好；15）复位DEH上闭锁信号，检查发电机自动带50MW负荷，发电机三相电流平衡，调整无功正常，将汽轮机转速调至3000rpm

24、；16）检查同期装置复位正常；17）检查线路潮流分布正常；18）按保护投退卡退出发变组保护A、B柜内突加电压保护；19）检查同期装置复位正常，断开同期装置电源开关。O返回11.并网带负荷并网带负荷发电机同期并列的注意事项：1）当发电机转速维持在3000rpm并稳定后，方可投入同期装置；2）禁止在同期回路上进行其它操作，并禁止其它500kV同期装置操作；3）同期装置运行不允许超过15min；4）并网后，DCS和DEH画面上应有功率显示，否则立即解列；5）发电机并网后，检查励磁系统控制为“恒电压”方式。O返回11.并网带负荷并网带负荷并网后注意事项：发电机并网后，检查DEH中高排温度控制回路运行正

25、常；检查确认DEH中汽轮机由转速控制自动切为负荷控制模式；发电机并网带50MW初负荷后，确认主蒸汽、再热蒸汽管道疏水门关闭，检查氢冷器、氢气干燥装置工作正常；全面检查汽轮机振动、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、汽缸各处金属温度等参数在正常范围内；检查发电机氢气温度、定冷水温度、主机润滑油温度自动调节正常；初负荷暖机过程中，按冷态启动曲线要求调整燃料量，控制主再热蒸汽温升率2/min；检查高、低压旁路系统动作正常。O返回11.并网带负荷并网带负荷机组负荷机组负荷50MW50MW到到150MW150MW 机组负荷稳定后，切辅汽联箱供汽汽源为冷再供，切换时防止辅

26、汽联箱压力大幅度波动；锅炉升负荷的过程中，及时增加给水泵出力，保证储水箱水位正常；四抽压力0.147MPa时，除氧器加热汽源切为四抽供，除氧器进入滑压运行方式；维持机组稳定，逐步投入高加系统。O返回机组负荷150MW到250MW发电机同期并列的注意事项：机组冷态启动及注意事项调整密封风出口风压14kPa，另一台密封风机投联锁备用；1）当发电机转速维持在3000rpm并稳定后，方可投入同期装置；监视火检运行情况，燃烧不稳时及时投入大油枪助燃。送风、一次风及微油暖风器管路应提前暖管，以备能及时投入运行。开启风烟系统相关风门挡板，建立烟气通道；发电机同期并列的注意事项：检查汽前泵冷却水、机密封水、轴

27、承油位正常，小机油系统投运正常。储水箱疏水Fe500g/kg、SiO2200g/kg，疏水排入机组排水槽或循环水回水；确认汽泵再循环全开，启动汽前泵打循环。启动系统储水箱维持低水位，防止冲转后水位上升过多。调节主再热器减温水，控制主气温在400 420，同时确保减温后蒸汽过热度20，避免蒸汽带水或管道水塞；发电机自动升压、自动准同期并网：确认汽泵再循环全开，启动汽前泵打循环。监视发电机定子线圈、铁芯温度在正常范围内，励磁系统工作正常；省煤器入口Fe50g/kg时，储水箱疏水Fe100g/kg，锅炉清洗结束，可以点火；炉膛出口烟温达到540时，确认炉膛烟温探针正常退出。冲转中，严格监视汽轮机组的

28、振动、各轴承温度、高/中压缸上下温差、位移的变化，高/中压缸上下温差不超过45，否则应手动停机。11.并网带负荷并网带负荷机组负荷机组负荷150MW150MW到到250MW250MW 炉膛出口烟温达540时，检查烟温探针自动退出，否则手动退出；随着锅炉负荷的增加，分离器疏水逐渐减少，给水泵出力增加，注意监视给水泵运行参数在正常范围内；热一次风温200时，退出微油暖风器，开启暖风器旁路挡板，注意保持磨煤机进口风量和出口温度稳定；机组负荷150MW200MW，DEH上确认汽轮机本体疏水门全部关闭 机组负荷200MW，将厂用电切至本机带；将锅炉主给水由旁路切为主路，保持分离器储水箱水位稳定；O返回1

29、1.并网带负荷并网带负荷干湿态转换干湿态转换此负荷阶段，锅炉将由湿态转入干态运行，操作原则如下：1）锅炉转干态运行以前，保持省煤器入口流量900t/h；2）分离器出口出现稳定的过热度，省煤器入口流量与给水泵总流量相等时，锅炉启动循环泵流量完全由给水泵提供，锅炉转入干态运行方式；3）湿态到干态的转换过程中，维持省煤器入口流量不变，逐步增加燃料量，使锅炉稳步转入干态运行；调整好燃料、给水、风量的互相配合，防止分离器出口温度增长过快、水冷壁超温，避免在干湿态间来回切换；4）锅炉转入干态后，按比例增加燃料和给水，尽快升负荷至350MW，避开干湿态不稳定区域。O返回11.并网带负荷并网带负荷机组负荷机组

30、负荷250MW250MW到到350MW350MW 投入送风机风量自动，检查风量自动调节跟踪正常，检查氧量与负荷相匹配，确认辅助风挡板自动调节正常，二次风箱与炉膛差压正常；微油模式时启动C磨煤机，合理分配各磨煤机负荷，维持锅炉燃烧稳定；机组负荷稳定350MW时，根据锅炉燃烧情况，停运A层微油点火装置，检查各层煤粉火焰燃烧稳定、火检强度充足；停止空气预热器连续吹灰，空预器吹灰汽源由辅汽切至冷再汽源；用四抽冲转第二台汽动给水泵；根据调度要求，机组负荷300MW350MW时，投入PSS和AVC。O返回11.并网带负荷并网带负荷机组负荷机组负荷3 350MW50MW到到5 50 00MW0MW 机组负荷

31、400MW,停止锅炉启动循环泵运行；将小机汽源切为四抽供；机组负荷500MW时，转入CCS控制方式运行：引风机引风机送风机送风机给水主控给水主控燃料主控燃料主控锅炉主控锅炉主控汽机主控请求汽机主控请求DEHDEH协调方式协调方式投入投入CCSCCS 申请调度同意后，投入AGC；空气预热器漏风控制装置投入自动跟踪。脱硝反应器前温度300后，逐步投入脱硝系统运行，投“浓度”控制方式；O返回1）当发电机转速维持在3000rpm并稳定后，方可投入同期装置；将小机汽源切为四抽供；19）检查同期装置复位正常，断开同期装置电源开关。1、水冷壁保护：受热均匀性、热膨胀联系脱硫，确认脱硫具备通风条件；15）复位

32、DEH上闭锁信号，检查发电机自动带50MW负荷，发电机三相电流平衡，调整无功正常，将汽轮机转速调至3000rpm；储水箱疏水Fe500g/kg、SiO2200g/kg，疏水回收至凝汽器；18）按保护投退卡退出发变组保护A、B柜内突加电压保护；投入A磨煤机入口一次风暖风器，对A磨煤机进行暖磨；调节给煤量或燃油量，维持主再热汽压、汽温稳定，根据汽轮机金属变化率情况适当调整主再热汽温。9）检查发电机电压自动升至27kV；投入A磨煤机入口一次风暖风器，对A磨煤机进行暖磨；11）检查发变组无异常信号发出；14）检查发变组#3机2703开关自动合闸良好；锅炉上水时，严禁不注水投高加，以避免产生过大的冲击力

33、。锅炉启动循环泵出口调门控制省煤器进口流量900t/h，给水泵控制储水箱水位。开化学加药、热工仪表一次门；汽轮机3000r/min或主蒸汽流量310t/h以前，必须维持炉膛烟温探针显示温度540，当过热蒸汽温度过热度超过50且蒸汽流量310t/h，可以继续增加燃烧率；033 MPa/min；19）检查同期装置复位正常，断开同期装置电源开关。开启风烟系统相关风门挡板，建立烟气通道；储水箱疏水Fe500g/kg、SiO2200g/kg，疏水回收至凝汽器；机组升速过程中要注意主机冷油器出口油温及发电机氢冷温度的变化，并保持在正常范围内，并注意观察各轴承回油温度不超过70，低压缸排汽温度不超过90。第

34、20步：主要是调门开启前要求蒸汽品质达到要求。检修过的设备有详细完整的检修书面交底，设备更换有设备异动报告，并且经运行人员验收、试验合格；5 MPa阶段升压速度0.检查确认微油点火装置具备投用条件，进行磨煤机启动 前的检查；上水时间大约为2小时。确认汽泵再循环全开，启动汽前泵打循环。检查高、低压旁路系统动作正常。14）检查发变组#3机2703开关自动合闸良好；检查发电机氢气温度、定冷水温度、主机润滑油温度自动调节正常；汽机走步序前，应提前将DEH系统各SLC投自动。检查确认DEH中汽轮机由转速控制自动切为负荷控制模式；炉膛出口烟温达到540时，确认炉膛烟温探针正常退出。按锅炉启动检查卡对机组各

35、设备系统及阀门状态进行检查，恢复到启动前状态，发现问题及时通知检修维护人员消除。调节主再热器减温水，控制主气温在400 420，同时确保减温后蒸汽过热度20，避免蒸汽带水或管道水塞；检查汽前泵冷却水、机密封水、轴承油位正常，小机油系统投运正常。再热器干烧期间调整给煤量，控制炉膛出口烟温540，各受热面金属壁温不超限。2Mpa，关闭分离器及进出口管放气门；锅炉点火后升温升压过程中，控制受热面介质温升速度2.启动分离器入口温度达到190时，保持此温度，进行热态清洗。机组冷态启动及注意事项确认锅炉汽水系统各阀门位置正确，储水箱高水位调门HWL-1和HWL-2投“自动”，锅炉疏水泵处于备用状态。监视火

36、检运行情况，燃烧不稳时及时投入大油枪助燃。调节主再热器减温水，控制主气温在400 420，同时确保减温后蒸汽过热度20，避免蒸汽带水或管道水塞；确认锅炉汽水系统各阀门位置正确，储水箱高水位调门HWL-1和HWL-2投“自动”，锅炉疏水泵处于备用状态。调节给煤量或燃油量，维持主再热汽压、汽温稳定，根据汽轮机金属变化率情况适当调整主再热汽温。锅炉启动循环泵出口调门控制省煤器进口流量900t/h，给水泵控制储水箱水位。冲转中，严格监视汽轮机组的振动、各轴承温度、高/中压缸上下温差、位移的变化，高/中压缸上下温差不超过45，否则应手动停机。调节辅助风挡板，控制风箱与炉膛差压0.1）当发电机转速维持在3

37、000rpm并稳定后，方可投入同期装置；2）分离器出口出现稳定的过热度，省煤器入口流量与给水泵总流量相等时，锅炉启动循环泵流量完全由给水泵提供，锅炉转入干态运行方式；确认汽泵再循环全开，启动汽前泵打循环。送风、一次风及微油暖风器管路应提前暖管，以备能及时投入运行。监视火检运行情况，燃烧不稳时及时投入大油枪助燃。汽轮机冲转与升速19）检查同期装置复位正常，断开同期装置电源开关。将各参数如阀限、升负荷率、初负荷、最大负荷等设置好。发电机自动升压、自动准同期并网：11.并网带负荷并网带负荷升负荷注意事项：升负荷注意事项：250MW350MW之间是锅炉干湿态转换不稳定区域，避免锅炉在此负荷区间长时间停

38、留；机组负荷变化率手动设定时，需同时兼顾锅炉燃烧控制、蒸汽参数稳定，同时保证主、再热蒸汽出口左右侧温差不超过10；启动过程中应保证相邻层制粉系统运行，否则应投入相邻层油枪；锅炉退油后，燃油系统应处于循环备用状态，就地检查所有油枪均已退出炉膛，无漏油发生；机组启动过程中应定期检测给水、蒸汽品质，品质不合格时及时处理；机组启动过程中，要加强空气预热器电流的监视，防止空气预热器膨胀不均造成转子与扇形板摩擦；监视凝汽器真空及排汽温度正常，检查低压缸喷水工作正常，发现异常及时分析、处理；升负荷过程中，注意检查主变压器和厂用变压器上层油温和线圈温度正常，冷却装置运行正常；监视发电机定子线圈、铁芯温度在正常范围内，励磁系统工作正常；升负荷过程中，注意凝汽器、除氧器、高低加水位自动调节正常。