仿真机规程

第一节 厂用电送电

1.1 直流系统送电

1.1.1 220V直流系统送电就地操作 序号 1 2 3

投入蓄电池电压表开关 合上蓄电池出口开关

合220VDC母线出口开关，检查220VDC电压正常

操作内容

地)

画面

220V直流电源(就

1.1.2 UPS系统送电就地操作 序号 1 2 3 4 操作内容 合上机组220V直流屏来开关 合上UPS输出开关，检查220VDC电压正常 合上主输入来开关 合上旁路输入来开关、旁路开关 画面 UPS（就地） 1.2交流系统送电

1.2.1 启动/备用变压器送电操作 序号 1 2 3 4 操作内容 合上330KV母线出口刀闸210—Ⅰ或210—Ⅱ 将210启备变断路器置于“控制开关投入”、“远方方式” 将210启备变断路器合闸 检查启动/备用变压器出口电压为6KV 6KV系统（DCS） 画面 主接线图(就地) 1.2.2 6KV系统送电 序号 1 2 3 操作内容 PT投入:61A01 61A05 61B01 61B05 6KV A段备用分支开关61A02置“推到工作位置”、“开关投入”、“二次插头插入”、“远方方式”； 合10BBA02 6KV A段备用分支开关，合10BBB02 6KV B段备用分支开关合闸 4 5 6 7 8 9

画面 厂用电系统图一（就地） 6KV系统（DCS） 检查6KV A、B段母线电压带电 将各工作变PT投入 将各工作变高压侧和低压侧开关置“推到工作位置”、“开关投入”、“二次插头插入”、“远方方式” 合各PC母联刀闸 母联开关置“推到工作位置”、“开关投入”、“二次插头插入”、“远方方式” 合各工作变高压侧和低压侧断路器 1

厂用电系统图一（就地） #1机炉PC-MCC系统、6KV空冷系统（DCS） 10 将各6KV设备的断路器置“推到工作位置”、“开关投入”、6KV厂用电1A、1B、“二次插头插入”、“远方方式” 1C段配置接线图（就地） 11 序号 1

合各工作变高压侧和低压侧断路器 6KV其余系统（DCS） 画面

1.2.3 380KV系统送电

操作内容

将各送往各MCC的开关置“推到工作位置”、“开关投入”、1号机汽机PC A段配“二次插头插入”、“远方方式” 置接线图，

1号机汽机PC B段配

置接线图

1号机锅炉PC A段配置接线图

1号机锅炉PC B段配置接线图 （就地） 合各MCC开关

将各开关置“推到工作位置”，并合闸

#1机炉PC-MCC系统、6KV空冷系统（DCS）

3

1号机汽机PC A段配

置接线图，

1号机汽机PC B段配置接线图（就地） 1号机1号MCC配置接线图

1号机2号MCC配置接线图（就地）

用同样步骤送其余电源

2

4 将各设备开关置“推到工作位置”、“控制开关投入”，并合闸

第二节

2.1 辅机冷却水系统的投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 至5米后关闭手动门 冷却及公用系统恢复

操作内容 打开从工业水泵来水就地手动门,给机械通风冷却塔补水打开开式冷却水系统水路前后手动门 打开冷却塔入口电动门 打开1辅机循环水泵或2、3辅机循环水泵的入口电动门 启动辅机循环水泵，出口电动门联开； 检查辅机循环水泵启动正常，电流正常，出口压力正常； 依据冷却塔的出水温度（高于20℃）启动机械通风冷却塔画面 辅机循环水（就地） 辅机循环水（DCS） 2

风机； 2.2 开式水系统投运 序号 1 2 3 4 操作内容 打开A、B、C机械真空泵冷却器前后手动门 开启循环水滤网前电动门 开启闭式水热交换器出、入口电动门； 启循环水滤网 画面 辅机循环水（就地） 开式冷却水系统（DCS） 2.3压缩空气系统的投运 序号 1 2 3 4 5 6 操作内容 打开压缩空气系统就地手动门； 检查就地系统恢复正常； 启动空压机； 顺控启动干燥机 检查空气压力正常＞0.7MPa 打开杂用压缩空气系统就地手动门 杂用压缩空气系统（就地） 7 打开控制压缩空气系统就地手动门 控制压缩空气系统（就地） 2.4 排汽装置热井上水操作 序号 1 2 3 4 5 6 备注 操作内容 检查排气装置放水手动门关闭； 打开凝结水系统就地手动门； 开启除盐水泵给排气装置上水 开启除盐水泵至排气装置补水调门，检查排气装置水位开始上升； 排气装置注水至750mm左右，投入补水调门自动； 凝补水箱水位正常——750 mm 水位高——1000mm，水位低——500mm； 排气装置上水过程可以要求教练员进行加速操作； #1：TBCOND1 凝结水系统（DCS） 画面 凝结水系统（就地） 画面 空压机房设备系统（就地） 空压机（DCS） 2.5 闭式水系统投运 序号 1 2 3

操作内容 打开闭式水系统就地手动门； 检查关闭膨胀水箱放水手动门； 检查膨胀水箱补水旁路门关闭； 3

画面 闭式冷却水系统（就地） 闭式水冷却水（DCS） 4 5 6 7 8 9 10 11 开启膨胀水箱水位调节阀，膨胀水箱水位开始上升； 膨胀水箱注水至1200mm——1400mm，关闭膨胀水箱补水调门，投入水箱补水自动； 膨胀水箱水位正常——1000mm-1400mm，水位高——1400mm，水位低——500mm,水位低低——200mm; 开循环水泵人口蝶阀电动门； 启1号或2号循环泵，出口门联开检查启动电流正常，出口压力正常； 投入循环泵的联锁； 投入润滑油温度调节阀自动 投入氢冷水调节阀自动 2.6 辅助蒸汽系统的投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 操作内容 检查开启辅汽联箱疏水器前、后手动门； 检查开启辅汽联箱至地沟疏水手动门； 打开启动锅炉房来汽至辅汽联箱供汽管路手动门； 打开启动锅炉房来汽至辅汽联箱供汽管路电动门； 打开启动锅炉房来汽至辅汽联箱供汽管路调节阀，并投入自动 检查辅汽联箱的压力0.7 Mpa -0.9 Mpa； 辅汽联箱压力正常——0.7 Mpa -0.9 Mpa，压力高——1.1 Mpa，压力低——0.7 Mpa；;辅汽联箱温度正常——250℃-330℃； 8 9 关闭辅汽联箱至地沟疏水手动门； 打开辅汽联箱其他用户的手动门；，投入辅汽系统运行

辅汽系统（就地） 辅助蒸汽（DCS） 画面 辅汽系统（就地） 第三节 汽机油系统投入

3.1 润滑油系统投运 序号 1 2 3 4 操作内容 检查主油箱底部放油门关闭； 打开公用油箱至主油箱出口手动门、主油箱入口手动门、润滑油输送泵前后手动门； 启动润滑油输送泵，检查启动电流正常； 检查主油箱油位开始上升至1000mm左右关闭公用油箱至主油箱出口手动门、主油箱入口手动门、润滑油输送泵前后手动门停止注油； 画面 油净化系统（就地） 4

5 主油箱油位正常400mm——1000mm，油位高——1000 mm，油位低——300 mm，油位低低——200 mm； #5:TBLUBT1 润滑油系统 （就地） 备注 主油箱注油过程可以要求教练员进行加速操作； 6 7 8 9 10 11 12 13 打开#1、#2排烟风机入口门； 打开一组冷却器出入口三通阀； 打开冷油器冷却水出入口手动门； 检查主油箱油温正常，否则投入油箱电加热； 润滑油系统 投入冷却水回水调整门油温调节自动（油温正常38℃-45℃）； （DCS） 启动油箱排烟风机； 投入备用排烟风机联锁； 启动交流润滑油泵，油箱油位略有下降，检查电流正常，约67A，母管压力正常（0.096 Mpa -0.16 Mpa）； 3.2 顶轴油系统及盘车投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 操作内容 打开顶轴油泵入口手动门； 打开顶轴油泵出口手动门； 打开盘车回油手动门； 检查润滑油压力大于0.12 Mpa，油温大于21℃； 启动顶轴油泵，检查出口压力在9 Mpa -12 Mpa； 投入备用顶轴油泵联锁； 检查汽机转速为0rpm； 投入盘车电机，检查电流正常，开始盘车； 检查汽机转速为2.3r/min转子偏心度<0.076mm； 润滑油系统（DCS） 画面 润滑油系统 （就地） 备注 盘车运行规定：  汽机冲转前四个小时，必须投入盘车；  盘车运行时，必须保证润滑油、顶轴油和密封油不得中断，且油压充足，转子偏心度不超过0.076mm；  汽机停止后，盘车及润滑油循环应连续运行至少48小时，直到转子被冷却到149℃以下，并监视主机各有关参数变化情况；  汽缸第一级金属温度低于149℃时，方可允许停止连续盘车；  盘车停止后，润滑油系统应连续运行； 3.3 EH油系统的投运 序号 1

操作内容 检查EH油箱底部放油手动门关闭； 5

画面 调节保安系统（就地） 2 3 4 5 6 7 8 9 打开EH油箱补油门； 检查EH油箱油位开始上升至800mm左右关闭补油门，停止注油； EH油箱油位正常400mm——900mm，油位高——900 mm，油位低——200 mm； 检查EH油箱油位正常，补放油门关闭； 打开#1、#2EH油泵入口手动门、蓄能器手动隔离门； 打开EH油循环泵入口手动门； 启动一台EH油泵，检查油泵电机电流在80A左右，出口油压15MPa左右； 将备用泵投入联锁； EH油系统（DCS） 3.4 密封油系统投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 操作内容 打开密封油系统就地手动门； 打开密封油滤网出、入口手动门，备用滤网入口门关闭，出口门开启； 检查冷却器水侧投入正常，氢冷却水调门投自动，温度定值为40℃； 启动密封油箱排烟风机； 投入备用风机联锁， 启动密封油泵，检查供油压力正常（约0.56 Mpa），电机电流正常（约22A）， 投入备用泵联锁； 检查密封油箱油位正常（100mm-300mm）； 闭式冷却水系统（DCS） 密封油系统（DCS） 画面 密封油系统（就地） 3.5 发电机氢气系统的投运 序号 1 CO2置换空气 打开CO2汇流排出口手动门； 打开发电机底部CO2进口门； CO2纯度到85%，置换完毕，关闭发电机底部CO2进口门、CO2汇流排出口手动门； 2 H2置换CO2和提高氢压 检查关闭压缩空气母管手动门、接临时压缩空气手动门，打开制氢站来氢气母管手动门、旁路手动门、发电机顶部H2进口门； 打开发电机底部CO2排放门；

6

操作内容 画面 发电机氢气系统 （就地） 发电机氢气系统 （就地） 适当开启补氢调节手动门，控制机内气体压力不超过0.021Mpa，最大不超过 0.035Mpa； 氢气纯度>96%，停止气体置换，关闭CO2排放门、发电机排气总门，开始提高氢气压力； 氢气压力到约0.4 Mpa，关闭制氢站来氢气母管手动门、旁路手动门、发电机顶部H2进口门，补氢调节手动门； 3 4 5 打开一组氢气干燥器出入口手动门，投入氢气干燥器运行； 检查氢气压力约0.4 Mpa，纯度>96%； 检查发电机氢气系统运行正常； 发电机氢气系统（DCS） 3.6 定冷水系统的投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 操作内容 打开定冷水箱排空门，检查关闭定冷水系统所有放水门； 打开除盐水至定冷水箱补水手动门； 打开补水电磁阀前手动门，关闭补水电磁阀旁路门； 打开离子交换器出、入口门，关闭放水门； 打开补水调节阀，检查定冷水箱水位开始上升； 定冷水箱上水至610mm，关闭定冷水箱排空门、补水调节阀投入自动； 定冷水箱水位正常——500 mm -650 mm，水位高750 mm； 检查准备投运的定子冷却器闭式冷却水入、出口门开启，备用的定子冷却水冷却器入口门开启，出口门关闭，定冷水温度调整门前、后手动门开启； 9 10 11 13 14 15

将准备投运的定子冷却水冷却器定子冷却水侧入、出口门开启，备用的定子冷却水冷却器入口门开启，出口门关闭； 开启定冷泵出、入口手动门 准备投入运行的定子冷却水滤网入、出口门开启，备用滤网入口门关闭，出口门开启； 发电机氢压在0.2MPa以上时，启动一台定冷水泵，检查运行正常； 发电机并网前检查调整定子冷却水流量为105t/h； 待定子冷却水流量、压力正常后，将备用泵投入联锁； 定子冷却水系统 （DCS） 定冷水系统 （就地） 闭式冷却水系统（就地） 定子冷却水系统 （DCS） 画面 定冷水系统 （就地） 第四节 锅炉上水

4.1 凝结水系统的投运 4.1.1凝结水系统就地操作 序号 操作内容 画面 7

1 2 3 4 5 检查打开凝结水至低压缸喷水手动门； 凝结水系统（就地） 检查打开至1、2、3电动给水泵前置泵机械密封水的手动门； 检查打开凝结水至辅汽供燃油吹扫及雾化减温器、至暖通供汽母管减温器的手动门； 检查打开凝结水其他用户手动门； 检查打开凝结水至扩容器手动门； 4.1.2 凝结水泵启动与停止 序号 1 2 3 4 操作内容 凝泵启动允许条件：（见凝泵操作小窗口） 满足凝泵启动允许条件，启动凝结水泵，检查出口电动门联开，出口压力正常（>2.4Mpa），流量正常（>380t/h）； 工作凝泵运行正常，投入备用泵联锁； 凝泵保护跳闸条件：（见凝泵操作小窗口） 画面 凝结水系统（DCS） 备注 凝结水流量≤400t/h，凝结水最小流量再循环阀开启； 5 凝泵变频正常启动（以启动A凝泵为例）： 1） 系统就地检查结束，按规程规定检查完毕； 2） 凝泵各有关开关送电，具备启动条件； 3）检查A凝泵工频开关、变频器供#2凝泵开关、变频器进 线开关、变频器供A凝泵开关处于工作位分闸状态； 4）合变频器供A凝泵开关； 5）检查变频器供A凝泵开关合上后，再合变频器 进线开关；变频器自动进行充电操作； 6）手动全开凝泵最小流量阀,手动关闭凝结水上除氧器调阀及其旁路阀; 7）点击画面上变频器符号，将变频器合闸,检查变频器由绿 色变为红色，变频器自动升频，凝泵以最小转速（950rpm） 运行，其出口电动阀联开； 8) 全面检查无异常后，可逐步打开凝结水至除氧器上水调 阀和旁路门，同时调节凝泵转速，保证上水调阀的前后差压，保证正常上水。 6 变频泵事故跳闸 1) 正常运行当中，应检查变频泵运行正常，及时发现异常通知维护处理； 2) 正常运行当中，应检查备用泵工频备用正常，其出口电 动阀处于打开状态，各个开关在工作位； 3) 当出现凝泵本身热工保护或者开关本身故障时，变频器 供A凝泵开关跳闸，工频开关供B凝泵开关合闸；（当 8

出现变频器重故障报警时，则变频器供线开关跳闸）； 4) 检查上水旁路门关闭、上水调节阀快速关闭至当时给水 流量所需要开度附近控制除氧器水位； 5) 全面检查A凝泵跳闸原因，尽快投入正常。 7 变频泵故障跳闸后恢复正常运行 1) 变频泵故障跳闸后，及时通知维护检查处理，查明原因恢复正常； 2) 按上述变频器正常启动程序启动变频器，凝泵以最小转速运行； 3) 在30S内升高变频泵至100%转速(防止因变频泵转速低 而闷泵发生汽化)，检查除氧器水位正常； 4) 停运工频泵运行，列入备用； 5) 逐渐降低变频泵转速，观察凝结水上水调阀逐渐开大； 6) 当凝结水上水调阀开至﹥90%时，将变频泵水位控制设 定值设定为当前正常水位值； 7) 投入变频泵自动控制，检查凝结水上水调阀逐渐开至 95%，除氧器水位控制由凝泵转速控制，开上水旁路门，热井水位及除氧器水位正常。 8 变频泵正常切换（以A变频泵切换为B变频泵运行为例） 1 ) 由于凝泵为一用一备方式，为保证凝泵的正常运行，应定期进行切换； 2) 检查凝泵运行正常，A凝泵无任何报警，B凝泵正常备用； 3) 关闭凝结水上水旁路门； 4) 切除凝泵变频自动，投入凝结水上水调阀自动控制，逐 渐升高A凝泵转速至额定转速； 5） 启动B凝泵工频运行； 6） 在30S内降低A凝泵转速至最低转速后(防止因变频泵 转速低而闷泵发生汽化)，停止A凝泵运行； 7） 启动A凝泵工频运行,查运行正常； 8） 停止B凝泵运行； 9） 启动B凝泵变频运行； 10）在30S内提高B变频泵的转速至100%转速(防止因变频 泵转速低而闷泵发生汽化)，停止A凝泵工频运行； 11） 逐渐降低B凝泵的转速； 12） 当凝结水上水调阀开至﹥90%时，将变频泵水位控制设 定值设定为当前正常水位值； 13）投入变频泵自动控制，检查凝结水上水调阀逐渐开至 95%，除氧器水位控制由凝泵转速控制，开启凝结水上水 9

旁路门； 14）检查热井水位及除氧器水位正常。 4.2除氧器上水、投加热 4.2.1 除氧器上水 序号 1 2 3 4 5 6 7 旁路门； 打开除氧器至排气装置、至连排扩容器疏水管手动门 启动凝泵，检查启动电流正常； 打开低加至除氧器电动门 打开凝泵至除氧器调门，除氧水箱水位开始上升； 除氧器水箱上水至2300mm，停止除氧器上水； 1）除氧器水箱水位正常2300 mm； 2）除氧器水箱水位高高2700 mm除氧器溢流阀开启（正 常后关闭）； 3）水位高三值3000 mm，报警； 4）水位低500 mm，报警；运行给水泵跳闸； 备注 除氧器上水过程可以要求教练员进行加速操作； 4.2.2除氧器投加热 序号 1 2 3 汽调门进行疏水暖管； 逐渐开大辅汽至除氧器供汽调门； 待除氧器压力0.147Mpa，保持除氧器温度70℃-100℃； 操作内容 打开辅汽至除氧器供汽调门前电动门，稍开辅汽至除氧器供画面 除氧器系统（DCS） #2：TBCYQ 操作内容 打开凝泵至除氧器调门前、后手动门，关闭至除氧器调门的画面 凝结水系统 （就地） 高加除氧器疏水排气系统（就地） 除氧器凝结水系统 （DCS） 4.3 给水系统的投运 4.3.1电动给水泵启动前检查 序号 1 2 操作内容 打开电泵最小流量调门前、后手动门； 机械密封水投入； 画面 给水系统（就地） 闭式冷却水系统 电动给水泵组油水系统（就地） 3 4 5

检查电动给水泵油水系统投运正常，工作油、润滑油冷却器、凝结水系统 检查除氧器高水位运行，水温在70℃-100℃； 检查电泵最小流量调门全开； 检查电泵出口电动门关闭； 10

除氧器系统（DCS） 给水系统（DCS） 6 启动电泵辅助油泵； 1、2、3 给水泵(DCS) 4.3.2电动给水泵启动 序号 1 2 3 4 5 6 操作内容 电动给水泵启动允许条件：（见给水泵操作小窗口） 调整勺管开度小于5%； 启动电动给水泵，检查电机电流返回，泵入出口压力、正常，流量正常； 当润滑油压大于等于0.25MPa时，辅助油泵自停； 电动给水泵勺管自动控制； 电动给水泵保护停止；（见给水泵操作小窗口） 1、2、3 给水泵（DCS） 给水系统（DCS） 画面 开启电泵出口门，逐渐提升电泵转速，根据锅炉要求，投入 给水系统（DCS） 4.4 汽包上水 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 操作内容 检查高加出口管道疏水门关闭； 关闭汽包排污一、二次门 打开汽包水位计两侧的电动门； 打开锅炉上水旁路调门前、后电动门，稍开旁路上水调门，检查关闭锅炉上水主路电动门； 检查电动给水泵出口压力到5Mpa，否则开大电泵勺管，调节压力大于5Mpa，开启电泵出口电动门，开始锅炉上水； 调节锅炉上水旁路调门，维持锅炉上水流量约30～60t/h ； 汽包见水后，控制给水流量提高汽包水位至0mm处； 汽包水位正常-50mm-+50mm，汽包水位低-170mm，汽包水位低低-270mm，汽包水位高+100mm,汽包水位高高+250mm， 备注 汽包上水过程可以要求教练员进行加速操作

#3：BLHTER2 画面 锅炉给水系统（就地） 本体疏放水系统 (就地) 汽包系统（就地） 给水系统（DCS） 第五节 风烟系统

5.1 风机油站投运 5.1.1空预器油站的投运 序号 1 2 3 4 5 操作内容 打开A、B空预器导向轴承润滑油泵的入口手动门； 检查A、B空预器导向轴承润滑油滤网出入口三通阀打开； 打开A、B空预器导向轴承润滑油冷却器的出入口手动门； 打开A、B空预器支持轴承润滑油泵的入口手动门； 检查A、B空预器支持轴承润滑油滤网出入口三通阀打开； (就地) 画面 A、 B空预器油系统 11

6 7 8 9 10 打开A、B空预器支持轴承润滑油冷却器的出入口手动门； 启动A、B空预器导向轴承润滑油泵，检查泵的启动电流正常； 空预器（DCS） 投上A、B空预器导向轴承润滑油泵的联锁； 启动A、B空预器支持轴承润滑油泵，检查泵的启动电流正常； 投上A、B空预器支持轴承润滑油泵的联锁； 5.1.2 送风机油站的投运 序号 1 2 3 4 操作内容 检查A、B送风机润滑油油箱放油门关闭； 打开A、B送风机润滑油油箱手动补油门，检查A、B送风机润滑油油箱油位上升； 检查A、B送风机润滑油油箱油位上升至油位计的2/3时，关闭A、B油箱手动补油门； 检查打开锅炉辅机冷却水供A、B送风机润滑油冷却水供、回水手动门，打开A、B送风机润滑油冷却器进、出就地油门，打开A、B送风机润滑油滤网进、出三通阀 5 6 7 检查A、B送风机润滑油油温正常，投入电加热（当油温小于30℃，电加热自动投入，大于40℃，电加热自动退出）； 启动A、B送风机#1（#2）润滑油泵； 投入备用泵联锁； 送风机系统（DCS） 地） 画面 A、B送风机油系统（就5.2风烟系统

5.2.1空预器的投运与停止 序号 1 空预器的启动： 1）启动A（B）空预器主油泵； 2）启动A（B）空预器主马达； 3）联开A（B）空预器出口二次风挡板，打开A（B）空预器入口烟气挡板，打开A（B）空预器出口一次风挡板； 2 3 空预器的停止：（见空预器操作小窗口） 联锁与保护： 1） 导向轴承油系统的运行温度升高到60℃启油泵，当油温 降低到50℃时，停止油泵，油温升高到80℃，系统报警； 2） 支持轴承油系统当油温升高到50℃启油泵，当油温降低 到45℃时，停油泵，油温升高到70℃时，系统报警； 3） 当空预器主驱动电机跳闸，延时2s，辅助驱动电机自动 投入，并发声光报警，当辅助驱动电机未能投入，空预器 跳闸，发声光报警投并投入气动盘车马达； 操作内容 画面 空预器（DCS） 12

5.2.2引风机的投运与停止 序号 1 2 操作内容 引风机启动条件（见引风机操作小窗口）： 引风机的启动 1）引风机启动条件满足 2）启动引风机； 3）引风机转速达额定值，电流返回至最小电流后，自动开 启引风机入口门； 4）根据需要调节引风机动叶开度，维持炉膛负压-40Pa。 3 引风机的停止 1） 确认锅炉负荷≯50%，炉膛负压正常； 2） 逐渐关闭要停用的风机动叶，另一台风机的动叶自动调节炉膛压力； 3） 待要停用的风机动叶关至零后，检查炉膛压力调节正常； 4） 停止该引风机； 5） 手动关闭风机入口门； 6） 根据需要关闭风机出口门； 7） 根据需要停止冷却风机。 4 引风机联锁与保护：（见引风机操作小窗口）： 画面 引风系统(DCS) 5.2.3送风机的投运与停止 序号 1 2 操作内容 送风机启动条件（见送风机操作小窗口）； 送风机的启动： 1）满足送风机启动条件 2）启动送风机马达，电流返回正常； 3）查送风机出口挡板自动开启； 4）手动操作送风机动叶，根据炉膛压力和系统情况调整送风 机出力或投入自动。 3 送风机的停止： 画面 送风机（DCS） 13

1） 逐渐关小送风机动叶，注意炉膛压力调整，直至送风机动

叶关至0%；

2） 停止送风机电机； 3） 关闭送风机出口档板；

4） 送风机停止后，转子已静止，液压油温＜40℃时，可停

止液压油泵运行。 5） 油泵的停止：

5.1. 确认风机停止10分钟以上，风机油温≯35℃； 5.2. 退备用油泵联锁； 5.3. 停止风机油泵运行；

5.4. 根据需要停止油冷却器冷却水。

4

送风机的跳闸条件（见送风机操作小窗口）；

第六节 锅炉点火前准备

6.1汽轮机密封系统系统投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 打开各疏水门； 打开就地手动门； 启动一台轴加风机； 备用风机投入联锁； 打开辅汽至轴封供汽电动门，稍开供汽调门，对轴封母管进行疏水暖管； 轴封母管温度到接近辅汽温度时，暖管结束，投入辅汽至轴封供汽调门自动，维持母管压力21～31Kpa； 低压轴封汽温在121～177℃，投入低压轴封减温水自动； 投入轴封蒸汽溢流调节阀自动，设定溢流压力35Kpa； 操作内容 画面 辅汽系统 轴封系统（就地） 汽轮机密封系统系统（DCS） 6.2 抽真空系统投运 序号 1 2 3 4 5 6 7

操作内容 检查各真空泵汽水分离器放水门、真空泵本体放水门关闭； 打开除盐水母管至各泵汽水分离器补水电磁阀前手动门； 检查真空泵汽水分离器补水电磁阀自动补水，当水位升至汽水分离器液位计2/3高度时，真空泵汽水分离器水位正常； 打开各真空泵入口蝶阀前手动门； 检查排气装置真空破坏门关闭； 依次启动#1、#2、#3真空泵，检查入口蝶阀联开正常，排气装置真空上升； 排气装置压力到15Kpa，保持一台真空泵运行； 14

画面 抽真空系统 （就地） 凝汽器抽真空系统 （DCS） 8 9 投入备用泵联锁； 汽轮机最高排汽背压和符合的对应关系； 负荷(%) 报警背压(Kpa) 5 10 20 30 50 75 100 20 20 20 28 37 48 48 25 25 25 33 45 65 65 延时15分钟跳闸 延时15分钟跳闸 延时15分钟跳闸 延时15分钟跳闸 延时15分钟跳闸 无延时跳闸 无延时跳闸 停机背压(Kpa) 备注 6.3机侧疏水门打开 序号 1

缸本体疏水门。

6.4旁路系统 6.4.1旁路系统的概述 序号 1 2 操作内容 为21.8MPa，最高水温为173℃； 低旁喷水减温取自凝结水，水压： 1.5MPa～3.20MPa，水温： 36～49℃ 6.4.2旁路系统的设备规范

高 旁 项 目 高旁入口压力 高旁入口温度 高旁出口压力 高旁出口温度 高旁减温水压力 高旁减温水温度 低 旁 项 目 低旁入口压力 强度设计 0.828 MPa 冷态启动 5 MPa 350℃ 0.911 MPa ～260℃ ～11 MPa ～111℃ 画面 操作内容

凝汽器真空建立后，打开主蒸汽、冷再、热再、抽气管道及汽

画面

汽机疏水（DCS）

高压旁路喷水减温取自高压给水，最大水压为22MPa，正常 旁路系统（DCS） 15

低旁入口温度 低旁出口压力 低旁出口温度 低旁减温水压力 低旁减温水温度 6.4.3旁路系统的联锁与保护 序号 1 2 操作内容 320℃ 0.6 MPa 171 3.5 MPa 33℃ 画面 当机组在运行中有下列情况之一发生时，高压旁路自动快开： 旁路系统（DCS） 1. 主汽压力与设定值相差大于0.8Mpa，且不在开启状态； 2. 汽轮机跳闸。 当机组在运行中有下列情况之一发生时，高压旁路自动快关： 1. 阀后温度高高380℃，延时20秒； 2. 高旁喷水压力低≤4.5MPa； 3. 110%超速； 4. 低压旁路系统快关。 3 当机组在运行中有下列情况之一发生时，低压旁路自动快开： 1. 汽轮机跳闸； 2. 高旁快开； 3. 热再压力与设定值差值大于0.6Mpa，且热再压力大规定值； 4. 110%超速。 4 当机组在启动或运行中有下列情况之一发生时，低旁自动快速关闭： 1. 凝汽器背压≥43kPa； 2. 热井温度高≥80℃； 3. 喷水压力低≤1.5 MPa； 4. 热井液位高≥1800mm； 5. 低旁出口压力或温度高于设定值。 6.5检查炉侧疏水门、排空门处于正确状态 序号 1 操作内容 二级过热器出口排空手动门、一级过热器左、右侧排空手动门； 打开锅炉过热蒸汽系统所有疏水手动门； 画面 锅炉本体疏放水系统 过热蒸汽系统 再热蒸汽系统 打开汽包左、右侧排空手动门、屏式过热器进、出口集箱、主、再热蒸汽系统 检查关闭锅炉过热蒸汽系统所有取样、加药、充氮手动门； （就地） 检查锅炉过热蒸汽系统所有减温水电动门、调门关闭； 16

2 打开再热器进、出口集箱疏水手动门； 打开再热器入口排空手动门； 检查关闭锅炉再热蒸汽系统取样、加药、充氮手动门； 检查再热器入口减温水电动门、调门关闭； 3 打开再热器出口排空电动门、再热器出、入口集箱疏水电动门； 检查再热器减温水电动门、调整门关闭； 锅炉过、再热疏水系统（DCS） 4 打开一级过热器出口、屏过出口联箱、屏过出口、二级过出口联箱、二级过出口排空电动门； 检查关闭过热器减温水电动门、调整门、二级过出口PCV阀； 6.6火检冷却风机投运与停止 序号 1 火检冷却风机的启动 启动火检冷却风机，检查风机出口压力正常（约7.55Kpa）， 投入备用风机联锁； 2 火检冷却风机母管压力应大于6.5kPa，小于8.2kPa；冷却风母管压力≤5.6Kpa Kpa,备用风机联启；压力低低——3.23 Kpa，延时120s，锅炉MFT; 3 火检冷却风机的停止 1. 火检冷却风机的停止条件： 1.1. 锅炉已停运； 1.2. 炉膛出口烟温小于80℃。 2. 火检冷却风机的停止： 2.1. 将备用风机解除备用； 2.2. 将运行风机停运，运行指示灯熄灭； 6.7炉膛吹扫 序号 1 2 炉膛吹扫条件：（见图） 进行炉膛吹扫： 1. 确认FSSS画面上吹扫条件满足时，吹扫自动进行 2. 锅炉进行5分钟炉膛吹扫； 3. 吹扫过程中，任一吹扫条件不满足，锅炉吹扫失败；消除后重新进行五分钟炉膛吹扫； 4. 锅炉吹扫结束后，自动复归MFT。 3 炉膛吹扫结束，汇报值长锅炉准备点火； 操作内容 画面 炉膛吹扫及油泄漏实验(DCS) 操作内容 画面 火焰监视系统（DCS） 6.8 炉前油系统投运

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序号 1 2 3 4 5 6 操作内容 打开卸油鹤管至油罐手动门，向油罐补油 打开油罐至油枪供油回路上手动门 检查燃油系统所有放油门关闭； 打开所有燃油供、回油手动门，关闭旁路手动门； 打开前后墙回油总门及各层回油手动门； 打开所有吹扫蒸汽供汽手动门； 画面 锅炉燃油泵房系统 燃油及吹扫系统 （就地） 6.9炉膛烟温探针投入 序号 1 2 3 操作内容 投入炉膛左侧烟温探针； 投入炉膛右侧烟温探针； 当炉膛出口烟温超过538℃时，发出报警，烟温探针自动退出； 画面 烟气系统（DCS） 6.10暖风器投运 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 操作内容 锅炉点火前，环境温度＜20℃需投入送、一次风机暖风器运行以提高空预器冷端温度； 打开一次风、二次风暖风器供汽调整门前手动门，打开暖风器进口手动门，打开暖风器疏水手动门； 打开供汽管路疏水器前后手动门及旁路门； 供汽管路暖管结束后关闭疏水器旁路门，投入疏水器运行； 稍开暖风器供汽电动门，供汽管路暖管； 全开供汽电动门； 稍开一次风、二次风暖风器供汽调整门； 根据风温调整一次风、二次风暖风器供汽调整门开度，维持空预器入口一次风或二次风温度与出口烟气温度之和不小于140℃（锅炉点火后）。

暖风器疏水系统（DCS） 画面 辅汽系统 暖风器疏水排气系统（就地) 第七节 锅炉点火

7.1油枪点火条件（见炉膛吹扫及油泄漏实验DCS图） 序号 1 2 3 操作内容 火检冷却风母管压力正常(大于6.5KPa) 总风量大于30%小于40%； 炉前油母管压力正常（大于2.2MPa） 画面 炉膛吹扫及油泄漏实验(DCS) 7.2 油枪点火操作 序号

操作内容

画面

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1 2 3 4 5 6 手动开启高旁10％； 投入BC层油枪，有三种方式可供选择：角程控、对角程控、层程控；用“角启动”方式投入第一只油枪启动子组； 当第一只油枪角阀开启后，点火时二次风与炉膛压差维持在0.36～0.38kPa； 投入BC层第一只油枪时如点火不成功，60秒后可以再试投一次，如不成功则查找原因，联系处理； 锅炉再次点火前必须进行炉膛吹扫； 如BC层油枪有故障不能投入时，可以投入上层的DE层油枪，为保证炉膛火焰的均匀性，初始投入的油枪应四角均匀分布并加强切换； BC层油燃烧器 7 8 投入第一只油枪成功后，每隔15秒依次投入BC层其它三只油枪； 投油枪的顺序应该是先下层后上层，先对角后全层；点火初期如果某层油枪不能全部投入，时间超过1小时，应经常切换油枪，监视炉膛各部受热、膨胀均匀；切换油枪时，必须先投备用油枪并确证着火正常后方可停止运行油枪 9 投退油枪必须用程控方式，执行吹扫步骤； 7.3等离子点火 序号 1 等离子点火允许条件 1、整流柜遥控位：就地电气画面“等离子电源”送电 2、发生器风压满足：压缩空气来电动门开 3、发生器水压满足：闭式冷却水来水母管冷却水泵启一台 4、没有MFT：吹扫完成后MFT复位 5、A磨没有跳闸条件：A磨“停止条件”确认后，无跳闸信号发 2 3 等离子点火启动 当负荷至165MW时,在等离子点火模式下，可停止等离子

操作内容 画面 等离子点火 (电气就地) 等离子点火（DCS） 第八节 锅炉升温升压

8.1 升温升压； 序号 1

操作内容

画面

锅炉点火后的升温升压速率按照机组启动曲线进行；点火开始至30分钟升温速度＜2℃/min；30分钟至达到汽轮机冲转参数升温速度2～3℃/min；升压速率＜0.1MPa/min；

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2 3 根据实际的升压曲线及升压趋势，调节燃油流量或增减投入油枪数量； 锅炉升温升压过程中注意下列情况： 1） 在并网前通过燃烧调整控制炉膛出口烟温≯540℃； 2） 经常检查再热器管壁温度不超过限值； 3） 注意汽包水位变化，当给水调节不能维持正常水位时，可辅以连排、定排门一 起控制，保持水位在-50～+50mm之间； 4）注意监视炉内燃烧及各段烟温，两侧空预器入口烟气温度差不超过50℃。 4 汽轮机高、低旁根据情况投入自动运行； 8.2 锅炉升压过程中进行以下操作： 序号 1 2 3 操作内容 画面 按照汽轮机启动参数要求及炉冷态滑参数启动曲线要求，调整高低压旁路开度，调 整燃烧(调整油压或增减油枪数量)和调整炉5％疏水旁路控制升温、升压速度； 当汽包压力升至0.1MPa时进行就地水位计冲洗； 当汽包压力升至0.172MPa时关闭下列阀门： 1. 汽包空气门 2. 分隔屏出口空气门 3. 末级过热器出口空气门 4 5 开低旁前关闭再热器出口空气门； 汽包压力升至0.5MPa时关闭炉顶棚管入口联箱疏水门，并通知检修和热工人员分别； 8.3 空冷系统的投运与停止 8.3.1 空冷系统的投运的原则 序号 1 2 3 4 操作内容 每列散热器先投逆流风机，再投顺流风机； 根据汽轮机背压曲线和当时环境温度控制风机转速，直至全部投入； 环境温度低于+3℃时空冷系统进入防冻运行，可关闭蒸汽分配管上的隔离阀和其对应的抽真空阀、凝结水疏水阀； 环境温度高于+5℃时，应打开蒸汽分配管上的隔离阀和其对应的抽真空阀、凝结水疏水阀 8.3.2 投运空冷凝汽器： 序号 1 2 操作内容 启动三台真空泵抽真空，当汽轮机的背压达到25Kpa时，完成真空系统的预排汽工作； 开启高、低压旁路向ACC中通入一定量的蒸汽，冬季启动时，应维持低旁流量不低于250t/h，空冷进汽温度尽量高，但不得超过120℃；

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画面 空冷系统（DCS） 画面 抽真空系统 空冷系统（DCS） 3 4 当汽轮机的背压达到15Kpa后，保留一台真空泵运行，使另外两台泵处于备用状态，投入备用真空泵联锁； 当各单元散热器下联箱凝结水温度升高达到35℃且凝结水温度与环境温度差大于5℃时启动各单元逆流风机，并根据需要调整风机转速； 5 根据各单元散热器下联箱凝结水温度，投入对应的顺流风机； 8.3.3 空冷凝汽器的停止： 序号 1 2 3 操作内容 随着机组停运，ACC进汽量逐渐减少，应根据各单元凝结水温度和抽气口温度逐渐降低空冷风机转速； 需要停止风机时，应先停运顺流风机，再停运逆流风机，停运风机时应密切监视机组背压的变化情况； 打闸停机后，转速较高时禁止开启破坏真空阀，当转速降至400rpm以下时，可打开真空破坏阀，停止维持真空的真空泵。 8.4 一次风机系统投运与停止 序号 1 2 操作内容 一次风机启动条件：（见一次风机操作小窗口） 一次风机的启动： 1）一次风机满足启动条件 2）启动风机马达； 3）查风机启动后检查其转向是否正确，电流返回正常； 4）查风机启动后其出口挡板自动开启； 5）手动操作风机动叶，根据炉膛压力和系统情况调整一次 风机出力或投入自动。 也可用顺启启动一次风机 3 一次风机的停止 台一次风机应确认磨煤机运行不超过三台，机组负荷≯ 40%MCR，停用最后一台一次风机时，应确认所有磨 煤机均已停运； 2）逐渐将要停用的一次风机动叶关至零，并注意总风量及 炉膛负压，防止发生MFT，若另一台一次风机需正常运 行时，必须维持一次风压不低于8.3Kpa； 3） 停止一次风机运行，查一次风机出口档板自动关闭； 4） 确认一次风机停止10分钟以后，风机轴承温度≯40℃、油温≯35℃； 4

画面 空冷系统（DCS） 画面 一次风系统（DCS） 1） 核对磨煤机运行台数及机组负荷，正常运行时停用第一 一次风机报警与保护（见一次风机操作小窗口） 21

8.5密封风机投运 序号 1 密封风机的启动 1）打开一次风供密封风挡板，打开密封风机入口挡板，关闭入口调节挡板； 2）启动一台密封风机，启动电流、启动时间和空载电流正常； 3）投入风机挡板自动，设定出口压力约15Kpa（运行风机掉闸或密封风母管风压与一次风压差压低于2KPa时备用风机联启）； 4）投入备用风机自动、联锁； 2 密封风机的停止： 1. 停止密封风机前确认所有磨煤机已停止, 且通风完毕； 2. 解除备用密封风机的备用联锁； 3. 停止密封风机运行； 4. 关闭两台密封风机入口风门； 5. 当一台密封风机运行，另一台密封风机检修时，检修密 封风机必须将密封风机入口挡板关闭并停电，出口导向挡板 固定，将检修密封风机电源停止。 8.6 制粉系统的投入

8.6.1磨煤机油系统投入 序号 1 投入正常； 2 检查磨煤机润滑油站油位正常，无低信号； 检查磨煤机润滑油站油温正常，无报警信号（磨润滑油、液压油油温电加热在温度≤30℃时自动启，油温＞40℃时自动停）； 启动磨煤机润滑油泵，检查供油压力、流量正常，滤网无差压高报警； 3 检查磨煤机液压油站油位正常，无低信号； 检查磨煤机液压油站油温正常，无报警信号； 启动磨煤机液压油泵，检查供油压力正常，滤网无差压高报警； 选择变加载运行方式，投入比例溢流阀自动，打开冷却水电磁阀； 4 磨煤机油池注油，油位至2/3处 A、B、C、D、E磨煤机风系统（就地）

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操作内容 画面 一次风系统（DCS） 操作内容 检查所有磨煤机润滑油、液压油系统阀门状态正确、冷却器画面 A、B、C、D、E磨煤机油系统（就地） A、B、C、D、E磨煤机油站（DCS） 8.6.2 A制粉系统启动 序号 操作内容 画面 1 磨煤机启动允许条件 A制粉系统 1）配风符合要求：冷热风调节门开度 2）点火能量正常：对应层油燃烧器投运 3）一次风温>120 4）磨辊轴承润滑油温度正常 5）润滑油系统正常 6）磨煤机挡板正常：给煤机、磨煤机、密封风挡板开 7）炉膛点火允许 8）MFT已复位 2 制粉系统的启动 1）确认一次风机已启动，母管风压＞8.3KPa. 2）确认密封风机已启动，母管风压正常； 3）开启磨煤机出口至各角燃烧器气动关断门； 4）开启热一次风挡板； 5）开启冷一次风挡板； 6）开启给煤机密封风门， 7）开启磨煤机本体密封风电动门； 8）手动调整磨煤机冷、热风调节挡板，以3℃/min的升温 速率将出口温度逐渐上升至65～82℃，暖磨10分钟； 9）手动调整磨煤机冷、热风调节挡板，使密封差压大于2Mpa，冷热风总风量大于40t/h； 10）启动磨煤机电机，注意电流返回； 11）开启给煤机下闸门； 12）启动给煤机； 13）给煤机清扫电机联开，给煤机上闸门联开； 14）给煤机启动后，应适当增加热风档板开度已保证磨煤机出口温度； 15）磨煤机出口温度升至正常（65～82℃）且稳定后，投入 冷、热风调节挡板自动，出口温度定值70-75℃； 16）根据需要增加给煤机转速与其它给煤机平衡后投入自动。 3 制粉系统的停止； 1）逐渐降低给煤机转速至30%； 2）逐渐调整磨煤机出口温度定值到55℃； 3）当磨煤机出口温度至55℃时，关闭给煤机入口门； 4）待给煤机皮带上无煤后，停止给煤机运行.关闭给煤机下 23

闸门； 5） 给煤机停止后，延时2分钟，关闭磨煤机热风调节挡板及热风挡板； 6）磨煤机继续运行，并以额定风量吹扫10分钟； 7）吹扫结束且磨煤机电流降至空载时，停止磨煤机运行； 8） 将磨煤机冷风调节挡板关至5%； 9）磨煤机轴承温度降至常温后停止润滑油泵运行。 4 联锁与保护 给煤机自动跳闸条件： 1） 炉MFT； 2） 磨跳闸； 3） 给煤机出口堵煤，延时5s； 4） 给煤机出口煤阀全关； 5） 给煤机断煤，延时180s，磨跳闸指令。 磨煤机自动跳闸条件：（见磨煤机操作小窗口） 磨煤机手动打闸条件： 1） 应自动切除而未切除； 2） 磨煤机启动时最大电流持续时间超过规定值或正常运行 电流达到最大而不返回； 3） 电动机冒烟或着火时； 4） 系统漏粉严重； 5） 磨煤机剧烈振动危及设备安全时。 制粉系统故障跳闸后的联锁： 1） 给煤机联锁跳闸； 2） 磨煤机冷、热风关断档板、调节档板自动关闭； 3） 磨煤机出口门自动关闭； 紧急停磨后再启动注意事项： 1） 紧急停磨后，磨煤机出口至各角燃烧器气动关断门关闭， 防止炉内烟气倒灌入煤粉管而进入磨煤机； 2） 观察出口温度下降，必要时通入消防蒸汽； 3） 停运时间较长，清理石子煤箱； 4） 重新启动磨煤机，吹扫10分钟以上，磨煤机出口至各角燃烧器气动关断门必须打开。

第九节 汽机冲转

9.1 汽轮机冲转前确认下列汽轮机保护投入 序号 1

操作内容 润滑油压低保护； 24

画面 ETS保护（就地） 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 抗燃油油压低保护； 轴向位移大保护； 轴振保护 汽机超速保护； 轴瓦温度高保护； 高缸排汽温度高保护； 汽机低真空保护 汽机胀差大保护； 锅炉燃料跳闸保护。 发电机故障保护 DEH故障保护 9.2 汽机挂闸应具备的条件 序号 1 2 不存在机组禁止启动条件； 确认高、低压胀差、轴向位移、高中压缸上下温差、偏心度、蒸汽室内外壁温差等均在限额范围内，同时要考虑到汽机启动后的变化趋势不超过限额； 3 汽轮机挂闸条件满足： 1） 汽轮机冷态启动，主蒸汽压力4～5MPa； 2） 主蒸汽温度320～380℃，至少有56℃的过热度； 3） 左右两侧主汽门进口温差小于28℃；主蒸汽温度与再热蒸汽温差≤83℃，左 右两侧温差小于28℃； 4） 排气压力为15KPa； 5） 确认主汽门前疏水温度＞310℃； 6） 润滑油温不低于35℃，各轴承回油正常； 7） 润滑油压0.096～0.124MPa； 8） EH油压大于13MPa，油温大于37℃； 9） 主机盘车装置工作正常； 10）检查发电机氢、水、油系统正常； 4 低压缸喷水投入“自动”； 操作内容 9.3 汽轮机冲转应具备的条件 序号

操作内容

25

1 1）确认汽机第一级金属温度小于204℃；

2）确保进入汽轮机的主再热蒸汽至少有56℃以上的过热度； 3）机组所有辅助系统设备运行正常，无异常报警信号； 4）确认汽机本体、高压、中压系统疏水门开启； 5）低压缸喷水控制开关在自动位；

6）氢冷器回水调门投入自动，设定温度40℃；

7）主机润滑油冷却器回水温度投入自动，设定温度40℃； 8）密封油冷却器投入，出口油温40℃-49℃； 9）调整发电机定子水冷却器冷却水温度45℃-50℃；

2 汽轮机冲转条件满足

1） 汽轮机冷态启动，主蒸汽压力4～5MPa； 2） 主蒸汽温度320～380℃，至少有56℃的过热度；

3） 左右两侧主汽门进口温差小于28℃；主蒸汽温度与再热蒸汽温差≤83℃，左 右两侧温差小于28℃；

9.4汽轮机挂闸 序号 1 2 3 4 5 6 7 操作内容 作员自动”方式自动投入； 在“阀门方式”选“高缸预暖”，进行高压缸预暖； 在“阀门方式”选“TV预暖”，进行阀壳预暖； 在“阀门方式”选“高缸启动”； 检查DEH自动选择“单阀”模式 点击“运行”按钮，； 检查带旁路启动方式机组挂闸后阀门状态： 1. 高压主汽阀TV：全开； 2. 高压调节阀GV：全关； 3. 再热主汽阀RSV：全开； 4. 再热调节汽阀IV：全关； 5. 进汽回路通风阀VV：开（600r/min至3050r/min关）； 6. 高排通风阀HEV：开(并网后延时1min关)； 7. 高排逆止阀NRV：关（OPC油压建立，靠高排气流顶开）； 8. 高中压缸疏水阀：开（分别在负荷大于10％、20％关）； 9. 低压缸喷水阀：根据排气缸温度手动调整； 10.高旁阀HBP：控制主蒸汽压力在设定值，控制再热温度在设定值； 11.低旁阀LBP：控制再热蒸汽压力在设定值。 8

画面 点击“脱扣”按钮，变为“挂闸”， 绿色变为红色， “操DEH 总貌 手动设置阀限，设为为大于100%； 26

9.5冲转到500rpm摩擦检查 序号 1 2 3 操作内容 汽轮机冲转，点击“目标值”按钮； 设定升速率100rpm，设定目标转速500rpm，然后按“进行”； 当转速大于6rpm时，检查盘车装置脱开，停止盘车电机，如盘车不能及时脱开，应立即打闸停机； 9.6 升速到3000rpm定速 序号 1 2 3 按钮； 汽轮机转速上升到2000rpm时检查顶轴油泵自停； 转速2100rpm中速暖机： 1. 检查汽轮机监视仪表TSI中各项显示正常； 2. 发电机内声音是否正常，有无强烈振动； 3. 汽轮发电机组的冷却系统运行正常，无漏油、氢、水的现象； 4. 检查定冷水系统、密封油系统、氢气系统各参数正常； 5. 润滑油系统运行正常，油压正常、油温38℃～45℃； 6. 机组背压正常； 7. 中速暖机持续时间，由“冷态启动暖机曲线”查得，应使高、中压转子金属温 度升到121℃以上。 4 5 设定目标转速3000rpm，升速率为100rpm，按“进行”机组继续升速； 升速过程中监视汽轮机振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度等参数在正常范围，各个轴承及轴的振动情况； 6 7 8 当转速达3000rpm时，转速保持在3000rpm定速； 检查并确认主油泵工作正常，其出入口压力正常，润滑油母管油压正常 停止直流事故油泵、交流润滑油泵，投入联锁； 润滑油系统（DCS） DEH 总貌 操作内容 设定目标转速2100rpm；升速率为100rpmm，点击“进行”画面 DEH 总貌 画面 DEH 总貌 9.7 汽机启动、冲车过程中主要控制指标 序号 1 2 3 4 操作内容 汽轮机冲转前，应控制蒸汽参数在规定范围内，蒸汽品质合格； 升速、暖机应按启动曲线进行； 在500rpm以下，注意转子的偏心度应不大于原始值的0.03mm； 升速暖机过程中，应注意监视机组振动情况，过临界转速时应迅速通过，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.254mm应立即停机，严禁强行通过临界转速或 27

降速暖机； 5 6 7 8 9 监视汽缸壁温、温差变化，注意热膨胀、轴向位移、胀差等正常； 检查汽轮机本体及管道疏水应畅通，无水击、振动现象，否则应停止升速，如危及 机组安全应停机； 机组背压正常，排汽温度<80℃； 定速后并网前停止高压启动油泵、交流润滑油泵，并注意油压变化和将其投自动； 汽轮机在最初运行的半年内、大修后一个月以及汽轮机的启动过程中，汽轮机的阀 门管理要在“单阀”方式； 9.9 低加系统 9.9.1 低加系统的投运 序号 1 低加水侧的投入： 1. 启动凝结水泵或凝补水泵。 2. 关闭水侧放水门，打开水侧放空气门。 3. 打开水侧入口门，向水侧注水。 4. 水室注满水空气门见水后，关闭空气门。 5. 逐渐全开低加入口门、出口门。 6. 逐渐关闭低加旁路门，注意凝结水流量无变化。 2 低加随机滑启： 当汽机复置后，打开加热器供汽电动门，低加随主机启动 检查开启低加启动排空门； 开启低加管道疏水、排空门； 检查关闭低加放水门； 检查开启低加正常疏水与事故疏水调门前后手动门； 检查各低加抽汽电动门逆止门前后疏水阀开启； 开启低加抽汽逆止门，开启抽汽电动门； 注意调节事故疏水门，维持低加水位不低； 关闭低加管道疏水、排空门； 投入低加连续排空，关闭启动排空手动门； 低加满足逐级自流后，关闭事故疏水调门，投入自动； 3 低加单独启动 1.开启6号低加本体水侧放空门，稍开6号低加进水门，待 水侧放尽空气后，关闭本体水侧放空气门，检查6号低加水 位无升高； 2. 6号低加内部水压达全压后，全开6号低加进水门、出水门； 3. 关闭6号低加凝结水旁路门；

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操作内容 画面 低加疏水排气系统（就地） 低加系统（DCS） 4. 开启六段抽汽电动门、逆止门前后疏水门； 5. 开启六段抽汽逆止门； 6. 微开6号低加进汽门暖管，注意控制加热器温升速度； 7. 开启6号低加事故疏水至疏扩手动门、疏水调整门； 8. 逐渐开大六抽低加进汽门直至全开； 9. 关闭六段抽汽电动门、逆止门前后疏水门； 10.开启6号低加连续排汽门，注意背压无变化； 11.检查6号低加水位正常，将事故疏水切换至逐级疏水； 12.依据以上步骤投入5号低加。 4 低加水位定值： 1. 水位260mm，水位低报警； 2. 水位+400mm，水位高－高报警，危急疏水阀开；； 3. 水位+560mm/860mm/660mm(5/6/7号低加)，水位高－高－高报警，关闭加热器抽汽电动门、逆止门，关闭加热器进水电动门、出水电动门，打开加热器水侧旁路门。 9.9.2 低加系统的停运（5号、6号低压加热器） 序号 1 2 低加随主机滑停： 1.当主机负荷减少到20％后，抽汽疏水门打开。 2.主机跳闸后，＃5、＃6低加抽汽逆止门关闭，电动门关闭。 低加单独停运及解列 1.检查机组运行正常，注意除氧器运行工况； 2. 缓慢关闭5号低加进汽门，注意5号低加出口凝结水温降速率控制在2 ℃ /min～ 3℃/min，并且检查五段抽汽疏水阀应开启； 3. 关闭5号低加抽汽逆止门、电动门； 4. 开启5号低加凝结水旁路门； 5. 关闭5号低加进水门、出水门，注意凝结水流量无变化； 6. 关闭5号低加正常疏水调整门前隔离门和危急疏水调整门前隔离门； 7. 关闭5号低加连续排汽门； 8. 关闭五段抽汽电动门、逆止门前后疏水门； 9. 打开汽侧排空门及放水门，注意背压无变化； 10.打开水侧排空门及放水门，系统消压； 11.按相同操作步骤停运5号低加； 12.若单独停用6号低加，而5号低加维持运行，则应特别注意5号低加水位情况和危急疏水调整门动作情况。 9.9.3 低加投、停注意事项 序号

操作内容 画面 操作内容 29

1 2 3 4 5 6 低压加热器原则上采用随机滑启、滑停方式； 当不具备随机滑启、滑停条件时，低加投入应按压力由低到高逐台投入加热器，每台加热器投入时，投入间隔不少于10分钟； 由高到低逐台停运加热器，每台加热器停运时，停运间隔不少于10分钟； 低加投入时先投入水侧，后投入汽侧，停运时先停汽侧，后停水侧； 机组运行中，7号低加必须随机投运； 低压加热器投停时温升率应控制在2℃/min～ 3℃/min。 9.10 高加系统 9.10.1 高加的投运 序号 1 2 3 4 5 6 操作内容 高压加热器一般为随机启动； 则投运相应的高压加热器； 先投水侧，后投汽侧； 投运汽侧按工作压力由低到高逐个投运； 投运单台高加运行时的出水温升不得大于控制温度变化率≤55℃/h； 高加在机组并网后投运操作： 1. 检查高加水位不高； 2. 开启3号高加汽侧启动放气门； 3. 开启三抽逆止门； 4. 微开3号高加抽汽电动门暖管，待3号高加汽侧起压后， 关闭汽侧启动放气门，全开3号高加至除氧器连续排汽门； 5. 开启3号高加事故疏水至疏扩手动门、疏水调整门； 6. 逐渐开大3号高加进汽门，直至全开，检查3号高加进 汽门前、后疏水门及逆止门前疏水门关闭； 7. 检查3号高加水位，疏水调整门动作良好； 8. 按上述方法，分别投入2号高加和1号高加； 9. 疏水合格和三抽压力高于除氧器压力后，将高加疏水切换到除氧器； 10.投运初期，各高加疏水由事故疏水排至疏水扩容器； 11.按压力从高到低投入高加疏水自动和保护； 12.主机负荷大于10％时，1、2号高加热器的抽汽管道疏 水门关闭，3号加热器的抽汽管道疏水门主机负荷大于20 ％时关闭。 7

画面 高加除氧器疏放水高压加热器（DCS） 若机组启动时，高压加热器因故未能投运，则按高加投运原 排气系统（就地） 高加水位定值： 30

1. 水位260mm，水位低报警； 2. 水位+550mm，水位高报警； 3. 水位+750mm，水位高－高报警，危急疏水阀开； 4. 水位大于+750mm，水位高－高－高报警，关闭加热器抽汽电动门、逆止门，关闭高加出口电动门，关闭高加入口三通阀，给水走大旁路 9.10.2 高加的停运 序号 1 高加的随机滑停 随机滑停的高加，当高加抽汽压力下降到一定值后，关闭至除氧器疏水电动门，打开至凝汽器的疏水调整门，机组停机后，打开汽、水侧放水门、放空气门，排尽给水。 2 高加的正常停运： 汇报值长适当调整负荷，注意给水温度变化； 检查高压加热器疏水自动投入； 依据压力由高到低逐个逐渐关闭高加进汽电动门，控制给水温度变化不大于55℃/h； 当3号高加压力降低后，将正常疏水由除氧器切换至排汽装置； 当高加进汽门全部关闭后，关闭抽汽逆止门，关闭连续排气至除氧器手动门； 关闭高加正常疏水调整门前隔离门； 关闭高加危急疏水调整门前隔离门； 开启高加汽侧放水门及排空门，注意主机真空变化； 高加三通阀切至旁路运行，注意给水流量变化，关闭高加出水电动门； 3 打开水侧放水门、排空门 高加的紧急停运 紧急停运条件： 1）汽水管道破裂，直接威胁设备及人身安全； 2）高加水位高处理无效，且保护未动； 3）高加水位显示失灵，无法监视水位。 紧急停运操作： 1. 立即关闭进汽门及抽汽逆止门； 2. 解列高加水侧，给水走旁路； 3. 关闭疏水至除氧器门；

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操作内容 画面 4. 打开高加事故疏水门，使高加水位保持在可监视范围内； 5. 当高加因水位高保护正常动作后，应查明原因，严禁在高加发生泄漏时，强行投入高加； 6. 当高加汽、水侧同时解列时，应密切监视给水压力和流量，避免给水中断事故的发生； 7. 机组在高加解列退出运行时，应保证各监视段压力不超限，必要时应限负荷。

第十节 发电机并网

10.1并网前准备工作： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 操作内容 合上ZZ-3、ZZ-2线开关 合上QS1开关 合上QS2 投入励磁变PT 合上1号主变中性点刀闸 合上1G、2G、6G、5G、4G、3G、8G 合上312断路器 将310、311断路器置“远方方式 主接线图（就地） 画面 发电机励磁系统图（就地） 10.2 发电机并网操作： 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 注 满足； 点击“励磁系统”操作小窗口，选择“励磁远方开机指令” 查灭磁开关合好，起励正常，查定子三相电流接近于零； 查发电机定子电压约5～20s升至20KV； 点击“同期点选择”操作小窗口，选择310DL 点击“同期”操作小窗口，点选“同期投入指令” 在“同期”操作小窗口，点选“同期请求” 在DEH画面“控制方式”操作小窗口，选择“自动同步”， “同期”操作小窗口，“同期请求”变红色 “同期”操作小窗口，点选“同期启动” 310DL合闸，机组带初负荷 同期并网时，可将转速调高2~3转，以加快并网速度 操作内容 点击“同期”操作小窗口，检查同期装置投推指令允许条件画面 主变励磁系统（DCS） 10.3 发电机升压和并网的注意事项 序号 操作内容 32

1 2 3 发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁升压； 发电机内的氢气各参数应在规定的范围内，转速在额定转速下； 发电机升压操作应缓慢进行，升压过程中，定子三相电压平衡，三相电流指示为零 或接近于零；达到额定电压时，检查转子电压和电流是否在空载额定值，应监视定 子三相电流为零，无异常或事故信号； 4 在机组转速低于2950转/分时禁止投入励磁系统，对于额定转速下已经升压等待并网、已经解列准备停机或进行其他试验等情况下；如出现转速下降的情况，应立即断开灭磁开关； 5 6 7 8 在升压过程中，发现定子电流升起或出现定子电压失控应立即断开发电机励磁回路，进行灭磁； 在发电机升压过程中，当转子电流、电压已达空载额定值，而定子电压未达到额定 值时，或出现报警信号，应停止操作，退出励磁，查明原因； 发电机定子电压升起后，应检查定、转子回路的绝缘良好； 并网瞬间要密切监视三相电流、负序电流、有功、无功等主要参数，防止并网时主 开关非全相动作。

第十一节 升负荷到330MW

11.1 初负荷暖机 序号 1 操作内容 按暖机曲线或ATC显示数值进行初负荷暖机，冷态启动在5%负荷下，保持运行30分钟暖机，初负荷暖机期间维持主再热汽参数稳定，如主汽温每变化1.7℃，应增加1分钟暖机时间； 2 3 4 发电机并网后适当提高主汽压力，保持初负荷暖机，避免高压缸压力与调节级压力比<1.7，使保护动作； 注意检查、监视机组的膨胀、胀差、温差等机组控制指标正常，就地缸体绝对膨胀正常； 检查汽轮机振动、轴向位移及各轴承金属温度正常，润滑油压、各轴承回油温度、EH油压正常，汽缸上、下壁温差在允许范围内及暖机时间均满足要求时，确认暖机结束。 11.2 负荷由5%升至10% 序号 1 2 3 4

操作内容 采用DEH操作员自动控制方式升负荷； 设定目标负荷33MW，升负荷率＜2MW/min，点击“进行”按钮，将负荷逐渐增加至30MW，最高负荷限制为340MW，最低负荷限制为0； 适当的投入油枪增加燃油量或增加给煤机转速，保证主再热蒸汽温度均匀变化，调节级蒸汽温度变化率不大于2.5℃/分钟； 如需要做超速试验时机组维持30MW负荷稳定运行至少4小时，超速试验结束后，33

发电机重新并网； 5 6 负荷升至10%时，暖机4小时，确认DEH工作正常，负荷及其他各参数无扰动； 负荷至10%时，确认所有高压疏水自动关闭，否则手动关闭； 主蒸汽母管疏水； 高压主汽门前疏水； 再热蒸汽母管疏水； 中压主汽门前疏水； 低旁前疏水； 高排逆止门前疏水； 高排逆止门后疏水； 一段抽汽电动门前疏水； 一段抽汽逆止门后疏水； 二抽汽逆止门后疏水；高压内缸疏水； 高压外缸疏水； 6 7 当负荷升至33MW时，确认主汽压力约5.88MPa，主蒸汽温度约375~420 ℃，再热汽温约350~380℃，空预器二次风出口温度＞177℃； 凝结水水质合格后，回收至除氧器； 11.3 负荷由10%升至20% 序号 1 2 3 4 5 6 7 操作内容 在DEH画面上设定目标负荷66MW，负荷变化率2MW/min，进行升负荷，温度变化 率≤2.5℃/min，升压速率≤0.1MPa/min； 负荷升至15%时，注意排气温度＜70℃，检查低压缸喷水阀自动关闭； 启动第二台磨煤机B； 将AA层辅助风挡板开至50％，确认B层二次风档板投入自动控制； 负荷升至20%左右，四抽压力≥0.147MPa，除氧器切至四抽供汽； 查第二台电泵具备启动条件； 负荷升至66MW时，进行下列操作： 1. 确认中压疏水阀自动关闭； 2. 根据汽温情况，投入过热器一、二级减温水自动； 11.4 负荷由20%升至40% 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 操作内容 设定目标负荷132MW，升负荷率2WM/min，进行升负荷； 随着锅炉燃烧率的增加，给水流量增加到20%B－MCR时，进行给水管路切换，开启 主给水电动门，关闭旁路调节阀及电动门； 将10kV厂用电工作电源恢复热备用； 负荷升至25%时，检查辅汽至轴封调节门逐渐关闭，轴封汽母管压力正常； 负荷35％时，中压调门IV全开，低旁全关； 逐渐增加燃煤量，当给煤机B转速升至70%时，启动C磨煤机； 逐渐增加给煤机C转速，使其与给煤机B平衡，并投入自动； 逐渐增加煤燃烧率，降低油燃烧率，停止BC层油枪运行； 负荷至100MW时进行厂用电切换： 1） 确认机组运行稳定，可以进行厂用电切换； 2） 在就地“厂用电系统图一”中，投入工作变PT:61A03 61B03；

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将6KV A、B段工作分支开关61A04、61B04置“推到工作位置”、“开关投入”、“二次插头插入”、“远方方式”；

3） 在DCS的6KV画面，点击“快切”；调出操作小窗口 4） 闭锁在退出状态； 5） 快切I复归； 6） 快切I选手动方式； 7） 快切I手动切换 8） 查工作电源开关自动合上 9） 手动断开备用电源开关； 10）复归快切装置； 11）快切I闭锁投入；

12）全面检查启备变及厂用电系统运行正常

11.5 负荷由40%升至50% 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 氧量控制在3.5%左右； 再热冷段压力达1.6MPa时，可将高压辅汽联箱供汽切至冷再供； 负荷达到40％(132MW)时，主汽压力应达6.0MPa，主汽温度达440℃，再热汽温达425℃左右，保持蒸汽参数，汽轮机带40％负荷暖机1小时； 设定目标负荷165MW，升负荷率2WM/min，继续升负荷； 当给煤机A、B、C转速升至70%时，启动D制粉系统； 逐渐增加给煤机D转速，使其与给煤机A、B、C同速，并投自动； 随着负荷的增加，应及时调节送风风量与之相匹配，确认辅助风挡板自动调节正常、 辅助风与炉膛差压正常； 联系除灰投入电除尘器运行； 负荷至165MW时，进行并泵： 1） 确认机组运行稳定，尤其是给水系统运行稳定，汽包水位正常，可以并泵； 2） 查第二台电泵B泵具备启动条件，启动B泵； 3） 待电流返回后，逐渐增加勺管开度，提升电泵出口压力； 4） 当B泵出口压力与给水母管压力接近时，开B泵出口电动门，继续增加B泵出力，同时减少A泵出力，保持给水流量基本稳定，保持汽包水位基本稳定； 5） 当A、B泵出力基本一致时，将两泵勺管投自动，由两泵自动调节； 6） 检查给水系统运行正常。 11 12 确认3段抽汽压力大于除氧器压力，可关闭高加危急疏水阀，疏水逐级自流至除氧器； 当负荷至165MW时，可停等离子点火器。 操作内容 随着锅炉负荷的增加，应调节送风量与负荷相适应，负荷升至40%时送风投自动， 35

11.6 负荷由50%升至100% 序号 1 2 3 4 操作内容 设定目标负荷330MW，升负荷率2WM/min，继续升负荷； 负荷大于80%，四抽供厂用高压辅汽电动隔离门前压力大于0.8MPa时，厂用高压辅汽由四抽供汽； 负荷升至330MW时，过热蒸汽压力达16.67MPa，主蒸汽和再热汽温在规定值538℃，锅炉进行全面检查； 对机组全面进行检查，确认各参数正常，特别要注意调节级压力及各抽汽段压力正常，各抽汽段温度达到设计值，确认无异常后转为正常运行阶段； 11.7 升负荷规定与注意事项： 序号 1 2 操作内容 炉膛出口烟温>540℃时，及时退出烟温探针，防止烧坏； 启动磨煤机应重点考虑以下因素：煤粉着火及燃烧的稳定性、汽温升高速率、炉内 火焰充满度和均匀性等，一般情况下第一台应选择两层油枪之间的磨煤机，以保证 煤粉的点燃及稳定燃烧，其次在负荷较低时启动磨煤机应尽量选择相邻层，以保持 锅炉火焰中心温度，利于煤粉着火、燃烧； 3 4 5 6 7 8 9 10 启动磨煤机后注意监视燃烧情况，如磨煤机启动后煤粉进入炉内后未着火，引起炉 膛负压波动较大，应立即停止磨煤机运行，待查明原因，方可重新启动磨煤机； 启停制粉系统和投退油枪时要防止汽温、水位波动过大； 制粉系统要求相邻层运行，三层以上投运时，不允许均为隔层运行，若因制粉系统 故障无法保证以上条件时，应投入相邻层点火油枪，以稳定燃烧； 当燃烧不良时，应及时进行调整，并增加空预器吹灰的次数； 机组负荷增至70％可以投入协调控制； 辅汽、轴封、除氧器等进行汽源切换时，要确保汽源参数合格，充分疏水暖管； 并泵时要缓慢操作，防止水位波动过大； 负荷变化率手动设定时，需兼顾锅炉燃烧稳定、蒸汽参数稳定性、汽轮机不出现较大热应力，调节级金属温度升高过快，需采用较小的负荷变化率，负荷变化率的选 取要严格按给定的曲线确定，启动过程中不超过3MW/min； 11 升负荷期间，每一阶段的辅机启动，应按辅机规程规定执行，每一阶段的停留时间， 除应保证该阶段的主、再热汽参数满足外，还应检查机组各部正常后方可继续升负 荷； 12 负荷升至60%，机组参数稳定，瓦温、振动、轴向位移(切换前后变化在0.1左 右)正常且稳定，缸温达到要求，运行平稳，机组运行方式满足阀门管理要求时可 以进行单/顺阀的切换工作： 13 14

发电机并网后，应首先增加部分有功，防止逆功率动作； 机组并网后，有功负荷的增加速度应根据机炉情况，按值长令执行，值班员应及时 36

调整发电机无功负荷，并对各部温度进行检查和分析； 15 正常情况下，发电机并网后定子电流即可增加至额定值的50％，由50％升至100 ％额定电流，时间不应少于一小时，事故情况下，定子电流的增加速度不受限制， 但应对发电机各部温度进行监视和分析；

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