660MW机组点火至汽机冲转阶段的相关操作
660mw直流锅炉汽水流程
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660MW机组启动停运规程
第1章启动总则1.1 机组启动总则1.1.1 新安装及大、小修后的机组启动前应经过验收合格，设备变更后应有设备异动变更书面报告或通知。
1.1.2 新安装及大、小修后的机组启动由生产副厂长主持，生产运营部与检修配合进行。
1.1.3 机组临检、热备用后的启动由生产运营部主持。
1.1.4 机组在下列情况下禁止启动：1）机组主保护装置有任意一项不正常。
2）主要仪表失灵且无其它监视手段。
3）DCS系统、BMS系统、DEH系统、MEH系统不正常，影响机组的启、停和正常操作时。
4）锅炉联锁试验不合格。
5）汽机联锁试验不合格。
6）主汽机交流润滑油泵、直流润滑油泵、氢密封备用油泵以及盘车装置任何一项工作失常。
7）汽轮机监控仪表TSI不能投入。
8）转子偏心度超过0.075mm。
9）任一高、中压主汽门，高、中压调速汽门，抽汽逆止门动作不正常。
10）轴向位移超出±0.9mm。
（取报警值？？还是跳机值）11）高、低压差胀数值分别超出-3.8 ～+9.52mm、-0.26 ～ +15.24mm范围。
12）机组动、静部分有明显的金属摩擦声。
13）主机润滑油、EH油油质不合格或油位低于规定值。
14）高、中压缸内壁上下缸温差超过42℃。
15）主机轴封供汽不正常。
16）控制气源系统不正常。
17）电动给水泵不能正常投入运行。
18）发变组绝缘不合格。
19）发变组任一项主保护不能正常投入。
20）发电机内冷水系统故障或水质不合格。
21）发电机氢冷系统故障或氢气纯度低于90%、湿度不合格或氢气压力低于0.2MPa。
22）发电机气密性试验不合格。
23）发电机密封油系统故障。
24）发电机自动电压调节器D-AVR工作不正常。
25）柴油发电机组不能处于良好备用状态。
（与16条重复）1.1.5 机组启动状态规定1.1.5.1 启动状态1）冷态启动：高压调节级金属温度＜204℃。
2）温态启动：高压调节级金属温度204～350℃。
3）热态启动：高压调节级金属温度350～450℃。
660MW电厂整体启动
电厂系统启动学习总结
主要学习内容
电厂简介 热力系统及其优缺点 电厂整套试运应具备的条件及准备工作 锅炉点火前准备工作及锅炉点火、升温升压 锅炉清洗操作方法及合格标准 汽轮机冲转前准备工作及冲转操作 汽轮机冲转过程中的注意事项 电厂整套启动调试措施
③只能提高本级出口水温
外置式
①装设位置灵活,可提高本级出口水温， ①钢材及投资较大 也可给水温度水温。
②常可用来提高给水温度, 可获得更高
热力系统及其优缺点
2、蒸汽冷却器热经济性比较 （1）做功能力法分析表明： 1）装设内置式蒸汽冷却器，使该级加热器整个吸热过程 平均温度增高，削弱了抽汽过热度提高使放热过程平均温 度增加的不利影响，从而减小了该级加热器内换热温差和
可加大回热作功比Xr，使机组热经济性提高；
热力系统及其优缺点
3、外置式蒸汽冷却器的应用
织金电厂使用并联式外置式蒸汽冷却器，即并联时，总是给水量的 一小部分，以给水不致在蒸汽冷却器中沸腾为准的流量流经冷却器， 最后与主水流混合后送往锅炉。
串联连接方式的优点是外置式蒸汽冷却器的进水温度高，换热 平均温差小，效益较显著，缺点是给水系统的阻力增大。
微油系统DCS画面
微油系统就地图片
电厂整套试运应具备的条件及准备工作
一、机组整套启动应具备的条件 1、公用系统安装结束，系统分布调试完成，具备启动条件； 2、汽机、锅炉、电气统安装结束，系统分布调试完成，具备启动 条件； 3、汽机、锅炉、电气热工仪表检查正常，保护信号正常投入； 4、热控系统调试校对完成，保护装置工作正常； 5、锅炉水压试验、吹管、化学清洗完成且合格； 6、发电机严密性试验完成且合格； 7、机组辅助系统安装调试完成，具备启动条件； 8、机组主保护、联锁保护试验完成且合格。
660MW超超临界机组启动阶段水汽品质控制方法
660MW超超临界机组启动阶段水汽品质控制方法摘要：结合炉水碱化烘干法停备用与机组冷态启动后存在的问题，提出了水汽品质控制方法及要求。
跟踪启动后给水中铁离子含量，有效抑制给水的流动腐蚀（FAC）。
关键词：超超临界机组，机组启动，流动腐蚀江苏国信靖江发电有限公司为660MW超超临界变压运行直流锅炉。
锅炉型号为HG2038/26.15-YM（3）。
停备用采用炉水碱化烘干法。
运行采用给水氧化性全挥发工况（AVT（O）），氨水采用脱硝（SCR）供氨母管氨气与水混合制备。
一、锅炉冷态启动流程及水质控制标准1.建立凝汽器至除氧器循环，除氧器出口铁小于200μg/L后，进行除氧器加热，水温达到104℃后；进行锅炉上水，启动分离器液位达到7m，冲洗至储水箱Fe≤500μg/L，SiO2≤200μg/L，启动BCP泵，维持500m3/h流量进行循环，直至启动分离器出口Fe≤200μg/L、PH=9.2-9.6，锅炉冷态冲洗结束。
锅炉点火升温，保持水冷壁温度150～170℃，直至启动分离器出口水Fe≤100μg/L、PH=9.2-9.6，锅炉热态冲洗结束。
锅炉升温升压，当主蒸汽左右侧Fe≤50μg/L，SiO2≤30μg/L，Na≤20μg/L，氢电导率≤0.5μS/cm[1]，进行蒸汽冲转。
直至锅炉干态运行前，锅炉冲洗水由锅炉疏水阀排出，不进行回收。
机组停炉前，将给水pH提高至9.6，进行热炉带压放水余热烘干。
机组运行期采用氧化性全挥发工况，给水pH=9.2～9.6，给水氢电导率≤0.15μS/cm，溶解氧含量≤7μg/L。
2013年12月至2015年2月，国信靖江发电限公司共进行了11次启动保养工作。
机组由冷态进行启动，汽轮机冲转至3000rpm/min后，停炉采用热炉带压放水方式保养。
二、启动中存在问题1.汽机、锅炉系统水冲洗时间长启动中，汽机与锅炉的冷态冲洗时间长，受控率差，扣除除氧器与启动分离器上水时间，冲洗时间在均1.5小时以上。
白城2×660MW超临界燃煤空冷发电机组启停机操作总结及分析
白城2×660MW超临界燃煤空冷发电机组启停机操作总结及分析摘要：为了保证600MW火电机组的安全稳定、节能降耗、经济环保运行，全面掌握机组的启停机特点及优化启停过程操作至关重要。
关键词：660MW机组；机组启动；机组停运引言白城发电公司2×660MW机组是国电投集团公司在吉林省内投资建设的首座600MW级超临界直接空冷凝汽式发电机组。
一期2×660MW发电机组三大主机由哈电集团设计制造。
本文以白城2×660MW超临机组某次启停机操作为例，因炉水循环泵故障检修，采用无炉水循环泵启动方式，将启动过程及遇到问题进行总结分析，为优化今后的启停操作奠定基础，以便进一步优化改进。
一、锅炉、汽轮机、发电机型号：1)锅炉是三井巴布科克公司的标准化典型设计锅炉。
锅炉型号HG-2070/25.4-HM9，型式是一次中间再热、超临界变压运行带内置式炉水循环泵启动系统的直流锅炉；2)CLNZK660-24.2/566/566（N：凝汽式汽轮机，ZK：直接空冷）型超临界660MW 汽轮机的机型为一次中间再热、单轴、三缸四排汽凝汽式汽轮机。
3)发电机采用哈尔滨电机厂有限责任公司生产的QFSN-660-2型三相同步汽轮发电机。
二、机组启动过程分析升温升压阶段：1、接班时锅炉点火完成，F层少油点火全部投入，F层制粉系统投入运行，G4油枪投入，风道加热2、3号油枪投入，背压22Kp，初期维持总给水量在540T/H，后期在600T/H左右，本班控制温升速率在0.7℃左右，同时尽量开大高旁，主要是因为锅炉过热器、再热器内水压试验后残留积水，如果升温过快，会使管壁内外，上下温差较大，从而产生较大的热应力。
2、启动初期为满足磨煤机干燥出力，投运2只风道加热油枪运行，控制一次风道壁温不超过500℃，为满足磨通风出力建议磨出力在20t/h，控制磨入口一次风量在110t/h左右,磨出力在25-40t/h,控制磨入口一次风量在120t/h左右。
660MW超临界空冷汽轮机及运行
660MW超临界空冷汽轮机及运行660MW超临界空冷汽轮机及运行概述结构660MW超临界空冷汽轮机由压气机、燃烧室、高压涡轮机、中压涡轮机、低压涡轮机和空冷设备等组成。
压气机负责将空气压缩，通过燃烧室与燃料混合燃烧产生高温高压燃气。
高压涡轮机、中压涡轮机和低压涡轮机将燃气的能量转化为转动机械能，最终带动发电机发电。
空冷设备用于将汽轮机排出的废热通过空气冷却，提高装置的热效率。
超临界空冷技术可以有效降低冷却塔和水泵等设备的使用数量，减少水资源的消耗。
原理超临界空冷汽轮机采用超临界循环技术，利用高温高压的态势增加了汽轮机的发电效率。
超临界循环是一种介于常规汽轮机循环与超临界循环之间的状态，具有较高的过热温度和较高的过热压力。
超临界循环的特点是在液相区域具有较高的比熵，使得过热器的温差减小，进而降低了对锅炉管材的性能要求。
由于工质在液相时有较高的比熵，故压缩度小，外排温度升高，进而降低了冷却水的使用量。
空冷技术则通过利用环境空气对汽轮机的散热进行冷却，减少了对水资源的依赖。
相比传统的湿冷循环，空冷技术具有热效率高、环境保护性好的优势。
运行情况660MW超临界空冷汽轮机的运行情况非常良好。
其高效率和环保性使得其在电力行业得到了广泛的应用。
超临界空冷汽轮机的高效率使得发电成本得到了降低，进一步促进了可持续发展。
空冷技术的应用也减少了对水资源的压力，提升了能源的可持续利用性。
除此之外，超临界空冷汽轮机还具有运行稳定、可靠性好等特点。
其高负荷运行和快速启停的能力满足了电力行业对供电的需求。
，660MW超临界空冷汽轮机以其高效率、环保性以及运行稳定性，将成为电力行业的重要发展方向。
660mw燃煤发电 工艺流程
660mw燃煤发电工艺流程English Answer:660MW Coal-Fired Power Plant Process Flow:The process flow of a 660MW coal-fired power plant typically involves the following steps:1. Coal Handling and Preparation: Coal is received at the plant and transported to the coal storage area. It is then crushed and screened to the desired size and consistency for combustion.2. Coal Combustion: The prepared coal is fed into a boiler furnace, where it is burned with air supplied by forced draft fans. The combustion process generates heat, which is transferred to water circulating in the boiler tubes.3. Steam Generation: The heated water in the boilertubes turns into steam, which is then separated from the water and superheated to a high temperature and pressure. Superheating increases the steam's energy content and efficiency.4. Steam Turbine: The superheated steam is expanded through a steam turbine, which converts the thermal energy of the steam into mechanical energy. The turbine shaft drives an electrical generator, which produces electricity.5. Condensation and Feedwater Heating: After passing through the turbine, the steam is condensed back into water in a condenser cooled by circulating water or air. The condensed water is then pumped back to the boiler as feedwater, passing through a series of feedwater heaters to raise its temperature and improve efficiency.6. Air Pollution Control: The flue gases from theboiler pass through a series of air pollution control devices to remove particulates, sulfur dioxide, and nitrogen oxides. These devices may include electrostatic precipitators, scrubbers, and selective catalytic reduction(SCR) systems.7. Flue Gas Desulfurization: Sulfur dioxide (SO2) emissions are further reduced by passing the flue gases through a flue gas desulfurization (FGD) system. FGD systems typically use scrubbers to remove SO2 by reactingit with a reagent such as limestone or sodium hydroxide.8. Ash Handling: The ash generated during combustion is collected and disposed of safely. Ash handling systems may include dry ash handling systems, wet ash handling systems, or both.Chinese Answer:660MW燃煤发电厂工艺流程：660MW燃煤发电厂的工艺流程通常包括以下步骤：1. 煤炭处理和制备，煤炭被运送到电厂并运送到煤炭储存区。
冲转准备及操作步骤
冲转的准备工作：冲转前整个汽轮发电机组都必须具备冲转的条件：1、发电机转子轴承润滑水必须投入，回水正常。
定转子冷却器投入正确，冷却水投入正确2、发电机空气冷却器的冷却水具备投入条件。
冷却水供回水截止门必须开启。
调整门关闭。
各冷却器分门开启。
3、汽轮机油冷却器的冷却水具备投入条件。
冷却水供回水截止门必须开启。
调整门关闭。
各冷却器分门开启4、汽轮机本体疏水气动门、手动门冲转前10分钟必须全部开启。
5、高排通风阀联锁投入，高压缸导管排气阀联锁投入。
排气缸喷水连锁投入。
6、主机油系统油泵连锁投入正确7、中联门的疏水关闭，平衡门开启。
（为中压主汽门挂闸）冲转：1、机组无禁止启动条件：2、冲转条件满足：省略X条。
见规程。
3、检查机组保护投入正确。
应该解除的保护已经解除。
4、安排一人调整转子冷却水压力流量。
5、机头安排一人在机头。
6、检查汽轮机本体无影响启动的杂物7、检查交、直流润滑油泵、高压油泵联锁投入！顶轴油泵联锁投入正确！（5个联锁）8、检查润滑油压正常，主油泵入口压力正常，高压油泵运行正常，EH油压正常。
9、检查低压旁路压力0.5~0.7MP，低压旁路压力自动投入。
10、挂闸！检查就地隔膜阀及OPC、AST、ASP油压正常。
中主门开启顺滑、到位。
11、画面检查高排通风阀及高排逆止阀开启。
12、冲转！汽轮机起速，就地检查盘车脱开，就地转速表与画面转速相同。
13、盘车退出后将盘车拉杆拉出，盘车电机停止，画面检查信号(2个)正确。
14、汽轮机起速后加强润滑油压力、轴承振动、温度及回油温度的变化。
轴位移等TSI参数15、通知零米人员汽轮机已经启动，注意调整转子冷却水压力。
16、600记忆。
转摩擦检查，用听针听汽轮机轴承及内部声音正常，测量各轴承振动正常。
17、摩擦检查完毕，重新挂闸。
18、600转DEH记忆计时为0时，可以继续升速！19、冲转后应该将顶轴油泵连锁切换至运行泵，否则1200不能连锁停止。
20、升速。
660MW仿真机组操作说明
660MW仿真机组操作说明博努力（北京）仿真技术有限公司目录1.1.厂用电送电 (1)1.1.1.启备变高压侧送电 (1)1.1.2.启备变有载调压操作 (2)1.1.3.6kV母线送电 (2)1.1.4.400V母线送电 (4)1.1.5.#6机110V直流送电 (9)1.1.6.#6机220V直流送电 (10)1.1.7.#6机UPS送电 (11)1.1.8.启备变风冷装置投运 (12)1.1.9.#6机保安电源反切操作(400V锅炉PC段失电后，经过检修恢复电源后保安段操作) (12)1.1.10.投运保护压板 (13)1.2.辅机系统投运 (13)1.2.1.投运凝补水系统 (13)1.2.2.循环水系统投运 (15)1.2.3.投运闭冷水系统 (18)1.2.4.投运凝结水系统 (21)1.2.5.汽机润滑油系统投运 (24)1.2.6.顶轴油系统的投入 (27)1.2.7.小机润滑油系统投运 (28)1.2.8.小机盘车投运 (29)1.2.9.投运辅汽系统 (30)1.2.10.投运密封油系统 (32)1.2.11.发电机充氢 (33)1.2.12.投运定子冷却水系统 (34)1.2.13.盘车装置投运 (35)1.2.14.投汽机轴封 (36)1.2.15.抽真空系统投运 (38)1.2.16.EH油系统投运 (39)1.2.17.小机轴封的投运 (39)1.2.18.除氧器加热 (40)1.2.19.给水系统投运 (41)1.2.20.锅炉上水 (44)1.2.21.锅炉启动循环泵投运 (45)1.2.22.火焰检测和烟温探针的投运 (47)1.2.23.投运空预器 (47)1.2.24.引风机投运 (49)1.2.25.送风机投运 (52)1.2.26.投运燃油系统 (54)1.2.27.启动高、低压旁路的油系统 (55)1.2.28.开启汽机本体疏水门 (55)2.机组启动 (56)2.1.机组启动前准备 (56)2.1.1.燃油泄漏试验 (56)2.1.2.炉膛吹扫 (57)2.1.3.点火前准备 (58)2.2.锅炉点火 (58)2.2.1.使用油枪点火（也可以选择用微油点火） (58)2.2.2.使用微油点火 (59)2.3.升温升压 (64)2.3.1.机组检查 (64)2.3.2.锅炉升温、升压 (64)2.4.机组冲转 (65)2.4.1.汽轮机冲转的检查 (65)2.4.2.汽机冲转 (65)2.4.3.机组转速升至600rpm (65)2.4.4.机组转速升至2050rpm (66)2.4.5.机组转速升至3000rpm (67)2.4.6.机组转速稳定后的操作 (67)3.发电机并网带负荷 (67)3.1.发电机励磁并网 (67)3.2.主变冷却装置投运 (71)3.3.并网后操作 (71)4.机组升负荷 (72)4.1.机组升负荷至300MW (72)4.1.1.设置目标负荷 (72)4.1.4.汽动给水泵组冲转 (75)4.1.5.当负荷升至180MW左右时并入A汽泵 (77)4.1.6.并入B汽泵运行 (78)4.2.投运高加： (78)4.3.厂用电快切 (80)4.3.1.厂用电快切操作 (80)4.3.2.高厂变冷却装置投运 (81)4.4.机组负荷升至660MW (81)HYPERLINK2 / 87博努力（北京）仿真技术有限公司Add：北京市海淀区上地六街28号202室Tel:010-*******1.机组启动前准备1.1.厂用电送电1.1.1.启备变高压侧送电1.1.1.1.进入电气就地画面“启备变接线”点击#1启备变正母闸刀弹出操作窗口，合上控制电源开关，将“远方/就地”旋钮打到远方位置，同理将#1启备变副母闸刀合上控制电源开关，将“远方/就地”旋钮打到远方位置；点击#1启备变220KV开关弹出操作窗口，将“远方/就地”旋钮打到远方位置。
660MW汽机部分辅机运行操作
开式冷却水系统的启动.1 确认开式水系统检修工作完毕，工作票已收回，安措已恢复。
设备完整良好、现场整洁，系统已经具备投运条件。
2 开式水系统阀门状态已按《开式水系统投运阀门检查卡》确认无误。
3 各进口电动滤网及相关阀门测绝缘合格，送电正常。
4 系统中所有热工仪表齐全、完好，指示正确。
5 检查系统所有放水门关闭，放空气门开启。
6 将开式水系统一台电动滤水器投入自动控制，另一台入口门关，出口门开作备用。
7 检查循环水系统运行正常。
8 将一台闭式水冷却器开式水侧出入口门开启，另一台备用。
9 微开循环水至开式水入口门，开式水系统注水排空，空气门见连续水流后关闭，注水结束，开启入口门，注意调整循环水压力。
开式冷却水系统运行维护1 正常运行时，保持开式冷却水母管压力大于0.07MPa，如压力降低应查明原因。
2 定期检查电动滤水器自动排污良好，前后压差小于5kPa。
3 开式冷却水滤网冲洗检查开式水电动滤网进、出口阀开启，进口压力＞50kPa，开式水滤网底部放水阀关闭。
进口滤网可采用自动或手动方式进行冲洗。
（1）自动冲洗（A）将就地控制方式选择按钮切至“DCS”位置。
（B）自动冲洗采用差压控制和时间控制联控模式：当差压超过5kPa时，滤网开始自动冲洗，当差压不高时，滤网每隔8小时自动冲洗一次。
（C）整个冲洗过程中，排污电动阀开启，滤网中的每个滤元冲洗2min，冲洗过程总共约30min。
（2）手动冲洗（A）将就地控制方式选择按钮切至“就地”位置。
（B）按下“开阀”按钮打开排污阀。
（C）“滤网转动”按钮每按一下，滤网便旋转分格的其中一格，按动12次以上，使滤网旋转一周以上后可停按。
（D）冲洗过程结束按下“关阀”按钮关闭排污电动阀。
开式冷却水系统停运机组停运后，确认开式水无用户，将开式水进口电动滤水器自动清洗装置退出运行，关闭循环水至开式水的入口门。
闭式冷却水系统投运投运前的准备和检查（1）确认闭式冷却水系统检修工作完毕，工作票已收回，安措已恢复。
660MW汽轮机操作票
1、主机润滑油冷油器A切至B答案：1检查#机主机冷油器注油门在全开位2确认#机主机润滑油冷油器B油侧注油排气结束3关闭#机主机润滑油冷油器B水侧放水门4开启#机主机润滑油冷油器B冷却水入口门5开启#机主机润滑油冷油器B水侧放空气门，见水后关闭6开启#机主机润滑油冷油器B冷却水出口门至1/3开度7逆时针转动#机主机润滑油冷油器锁紧手轮（大手轮）360度至限位位置，松开锁紧手轮8按照#机主机冷油器切换阀上所标的“至A冷油器”箭头方向（顺时针方向），转动切换阀手轮（小手轮）90度，密切监视#机主机润滑油压9切换正常后，顺时针转动锁紧手轮（大手轮）至限位位置（全关位置）10关闭#机主机润滑油冷油器A冷却水出口门，润滑油冷油器A转入备用状态11逐渐全开#机主机润滑油冷油器B冷却水出口门12监视#机主机冷却水调节阀动作正常13确认润滑油供油温度在39℃～46℃之间14确认润滑油压力正常2、密封油浮子油箱恢复答案：1关闭密封油浮子油箱放油门2缓慢稍开浮子油箱进油门，检查油位上升3浮子油箱油位接近最高时，关闭浮子油箱、密封油回油扩大槽励端排气总阀4开启密封油回油扩大槽励端排气阀5确认浮子油箱排气阀开启6开启浮子油箱出口门7缓慢关闭浮子油箱旁路门3、密封油真空油箱隔离答案：1启动密封油直流油泵，检查运行正常2解除密封油泵间联锁，停运密封油交流油泵3停运密封油再循环泵4关闭密封油真空油箱进油门5关闭交流密封油泵出口母管手动门6＃1、＃2交流密封油泵、密封油循环泵电机停电7停运密封油真空泵，电机停电8开启真空油箱真空破坏手动门9检修接好放油临时油桶，开启真空油箱放油门10检修在真空油箱工作，开工前须测氢合格。
4、密封油真空油箱恢复答案：1关闭密封油真空油箱放油门2关闭真空油箱真空破坏门3真空油箱真空泵电机送电后启动，检查油箱真空上升4真空正常后，开启真空油箱进油手动门，检查浮子阀控制油位正常5开启交流密封油泵母管手动门6两台交流密封油泵、密封油循环泵电机送电7启动密封油循环油泵8启动一台交流密封油泵，检查油压正常，投入备用泵联锁9停运直流密封油泵，检查氢油差压正常5、闭式冷却水系统的投运答案：1闭式水系统检修工作结束，工作票终结，现场清理干净2各温度、压力表，水位计齐全，一次门开启3检查泵与电机连接完好，对轮防护罩完好，电机接地线连接完好4闭冷水系统各电动门送电、气动门送气5检查关闭闭式水膨胀水箱放水门6检查关闭闭式水泵入口母管放水门7检查关闭机侧闭式水供水总门后放水门8检查关闭机侧闭式水回水总门前放水门9检查关闭炉侧闭式水供水总门后放水门10检查关闭炉侧闭式水回水总门前放水门11检查关闭闭冷水各用户放水门12检查开启机、炉侧各个闭式水用户管道放空气门13检查凝结水补充水系统运行正常14开启闭式水水箱水位调节门及其前后截止门，向闭式水水箱补水至正常水位，闭式水水箱水位调节门投自动15开启#1、2凝结水泵机械密封冷却器冷却水供回水门16开启给水泵机械密封水供回水门17开启给水前置泵机械密封冷却器供回水门18开启#1、2凝结水泵电机轴承及泵推力轴承冷却水供回水门19开启化学取样冷却器供回水门20开启EH油冷却器供回水门21开启凝输泵轴承冷却器供回水门22开启凝补泵轴承冷却器供回水门23开启顶轴油泵轴承冷却器供回水门24根据需要开启炉侧各用户供回水门25闭式冷却水泵电机送电26启动一台闭式冷却水泵，缓慢开启出口门，闭冷水系统充水排空，各排空门见水后关闭27另一台闭冷水泵投入备用28根据闭冷水温，投入闭冷水热交换器29全面检查闭式水系统运行正常6、密封油浮子油箱隔离答案：1缓慢开启浮子油箱旁路门2用旁路门调整浮子油箱旁路管道上的观察窗油位正常3缓慢关闭浮子油箱出口门4关闭浮子油箱入口门5关闭密封油回油扩大槽励端排气阀6开启浮子油箱、密封油回油扩大槽励端排气总阀7检查浮子油箱排气门在开启位8开启浮子油箱放油门7、凝结水泵恢复操作答案：1关闭#1机组___凝结水泵入口滤网放水门2关闭#1机组___凝结水泵本体放水门3开启#1机组___凝结水泵密封水门4开启#1机组___凝结水泵密封水冷却器冷却水门5缓慢稍开#1机组___凝结水泵本体空气门和抽空气管总门，待泵内压力和排汽装置压力一致时全开空气门6 #1机组___凝结水泵入口门电机送电，开启入口门7注意监视#1机组排汽装置背压及排汽装置水位稳定8开启#1机组___凝结水泵轴承、电机轴承冷却水供、回水门9开启#1机组___凝结水泵电机冷却水供、回水门10 #1机组___凝结水泵出口门电机送电11 #1机组___凝结水泵电机送电8、电动给水泵投运操作票答案：1检查电动给水泵组各压力表计齐全并投入，各联锁保护试验合格；2检查电动给水泵前置泵机械密封冷却水来水门开启；3检查电动给水泵前置泵机械密封冷却水回水流量正常；4检查电动给水泵主泵传动端机械密封冷却水来水一二次门开启；5检查电动给水泵主泵自由端机械密封冷却水来水一二次门开启；6检查电动给水泵主泵机械密封水投入；7检查电动给水泵主泵机械密封水冷却水投入；8检查电动给水泵工作冷油器冷却水投入；9检查投入电动给水泵润滑冷油器冷却水投入；10检查电动给水泵液力偶合器油位在1/1-1/3之间，且无漏油现象；11检查液力偶合器油箱中油温≥5℃；12检查电动给水泵辅助油泵运行正常，检查其电流、振动、声音正常；13检查电动给水泵润滑油压、润滑油滤网压差、各轴承油流正常；14检查电动给水泵电机冷却水来水门开启；15检查电动给水泵电机冷却水回水门开启；16检查电动给水泵勺管置4％；17检查电动给水泵再循环气动门开启；18检查电动给水泵再循环气动门前截止门开启；19检查电动给水泵再循环气动门后截止门开启；20检查电动给水泵再循环气动门自动投入；21检查电动给水泵中间抽头门开启；22检查电动给水泵出口电动门开启；23检查电动给水泵前置泵泵体放水门关闭；24检查电动给水泵主泵泵体放水门关闭；25检查电动给水系统管道放水门关闭；26检查电动给水泵及其前置泵入口滤网放水门关闭；27检查电动给水泵前置泵泵体放空气门关闭；28检查电动给水系统管道放空气门关闭；29检查电动给水泵组入口门开启；30启动电动给水泵，检查其电流、压力、振动、声音正常；31检查电动给水泵润滑油压达0.15MPa辅助油泵应自停，否则手动停止32检查电动给水泵工作、润滑冷油器油温正常；33检查电动给水泵组各轴承振动、温度、回油流量以及偶合器各瓦温度正常；34检查电动给水泵前置泵入口滤网差压小于0.06MPa；35根据锅炉需要缓慢调整电动给水泵勺管开度，提高主泵转速；36当电动给水泵出口流量≥340t/h时，检查其再循环门自动关闭；37汇报值长：#1机电动给水泵组已启动。
660MW汽轮机DEH走步
（包括燃料量）和蒸汽参数稳定。
DEH画面检查
画面 汽轮机跳闸复位 阀位限制设定
进气压力控制方式
启动装置定值 STARTUP DEVICE
0% ＞12.5% ＞22.5% 定值 上升 过程 ＞32.5% ＞42.5% ＞62% ＞99% ＜37.5% 定值 下降 过程 ＜27.5% ＜17.5%
汽机 EH 油系统投运，检查油箱油位正常，
DEH 系统投入
1) DEH 应提前 2 小时通电。
2) DEH 控制系统检查。
3) DEH 静态操作试验，包括阀位试验，
DEH远方和就地停机按钮跳闸试验等。
4) DEH 置自动方式。
发电机充氢，氢压：额定压力为 0. 5 MPa；
第一次充氢可以充到 0.35～0.4 Mpa，确 保氢气纯度大于 98 %，氢气置换过程中 注意油氢差压应能够维持在 80KPa～ 110KMPa ，且检查差压阀跟踪状况良好， 发电机充氢前，必须启动密封油储油箱排 烟风机，另一台备用 水至正常水位，启动一台定冷水泵，另一 台投备用，加强定冷水水质监视，当导电 度＞1.0us/cm时换水
轴封系统投入，轴封冷却器水侧投入，轴封
供汽暖管至各汽封用户截止阀前，开启轴封 系统疏水阀进行充分疏水，开启轴加风机 （热态启动先送轴封，再抽真空）轴封供汽 应有 14℃以上过热度，开启轴封压力调节阀 向轴封供汽系统（可部分开启轴封溢流阀加 速暖管） 。注意在向轴封供汽母管送汽前应 保证汽缸疏水阀开启， 辅助汽源站调节阀前 辅助蒸汽参数应为210～260℃，低压轴封汽 温应为 121～177℃，轴封供汽母管压力维 持在30KPa（压力待定）
高、低压旁路后汽温、汽压正常
连续盘车 4 小时以上，盘车时，转子
660MW机组汽轮机冲转操作票
660MW机组汽轮机冲转操作票大同煤矿集团同华发电有限公司DATONG COAL MINE GROUP TONGHUA POWER GENEATION CO热力机械操作票操作票编号:______________________ 共页操作任务:# 汽轮机冲转操作票操作时间:自20____年____月____日____时____分开始至20____年____月____日____时____分结束盖章处标记时间顺序操作项目内容执行情况1 # 汽轮机冲转前系统状态检查：⑴汽水品质化验合格：①主蒸汽：SiO2＜30μg/kg、Fe＜50μg/kg、Na＜20μg/kg、Cu＜3μg/kg；②炉水：SiO2＜30μg/L、Fe＜50μg/kg、Na＜20μg/kg、Cu＜5μg/kg。
⑵# 机氢气纯度＞98%，氢压＞0.45MPa；⑶# 主机润滑油压正常，油温38～40℃；④# 机抗燃油压正常，油温32～60℃；EH 油泵工作正常，EH 油泵备用联动方式正确⑸转子偏心率不大于原始值0.03mm ，转子偏心不大于76 um；实际偏心 um.⑹盘车必须连续盘车>4小时，⑺高中压缸上下缸温差<42℃，实际上下缸温差℃⑻# 机高中压缸差胀与膨胀正常，汽缸内无动静摩擦等异常声音；⑼氢密封备用泵注油正常后启动；油压MPa⑽检查交流辅助润滑油泵运行正常，事故直流油泵联锁备用；⑾# 发电机密封油系统运行正常，密封油泵备用方式正确⑿# 机定子冷却水箱水位正常，定子冷却水压力、流量正常，导电率小于?0.5μs/cm；⒀确认# 汽轮机高排通风阀开启，所有高、中压主汽门及调节汽门关闭，高排逆止阀关闭；⒁# 机定子冷却水箱水位正常，定子冷却水压力、流量正常，导电率小于?0.5μs/cm；⒂确认# 汽轮机本体及管道所有疏水手动门、疏水阀开启，并已充分疏水；⒃确认# 机TSI DEH ETS DCS系统无报警信号；⒄检查# 汽轮机所有保护投入正确：1）EH油压低保护（8.5MPa);2）主机轴向位移大（+1.0mm和-1.0mm）。
上汽汽轮机发电机运行说明660 MW
ATC 流程图
整定点
(P11)
输入电流 mA
(记录仪及 DEH)
名称
遮断
遮断点 1
14．56
转子伸长
报警
报警点 1
14．304
冷态*
7．200
转子缩短
遮断
遮断点 2
6．016
报警 高压差胀-刻度0-20mm
整定点
． 报警点 2
ATC 流程图 (P11) 名称
5．76
输入电流 mA (记录仪及 DEH)
压力增加
压力减少
闭合
闭合 闭合
打开
闭合 闭合
闭合 闭合 闭合 闭合 闭合 闭合
闭合 闭合
打开 打开 打开 打开
打开 打开
闭合 闭合 闭合
打开 打开
设计值 MPa 厶
0．207 最大 15．85 15．85 ll；03 最大 11．03 11．03 0．69 土 0．07 差压
65℃ 21℃ 50．8mmH2O 真空
喷嘴数 34 34 34 34
阀门流量(FL·、％) 0．0000 0．1000 18．0227 25．5321 28．2356 29．1367 29．7626 ．
基本阀门特性曲线的坐标值(PZo) 0．0000 0．1250 0．5518 · 0．7527 1．0052 1．2714 2．9200
1
闭合 闭合
打开
设计值 MPa 厶
0．075 0．082 0．069～0．075 0．069～0．075 0．069～0．075 0．069～0．075 0．069～0．075 0．069～0．075 0．034—0．048 0．048—0．062 0．034～0．048 0．034～0‘048 152．4mmHg(绝对) 152．4mmHg(绝对) 152．4mmHg(绝对) 139．7mmHg(绝对) 152．4mmHg(绝对) 152．4mmHg(绝对) 9．30
[全]电厂660MW机组一键启动(APS)设计说明
![[全]电厂660MW机组一键启动(APS)设计说明](https://img.taocdn.com/s3/m/af796ef65901020206409c8b.png)
电厂660MW机组一键启动（APS）设计说明机组自启停顺序控制系统是机组顺序控制系统中最高一级的顺序控制系统。
它根据机组工艺流程在启停过程中不同阶段的需要和对机组工况全面、准确、迅速的监测情况，通过大量条件与时间等方面逻辑判断，向各功能组、子功能组或驱动级、发出控制指令，使机组能在冷态、温态、热态、极热态方式下进行启动，停机时将机组在最低稳燃负荷下逐步降到零。
机组自启停系统在DCS中作为一项独立的功能，其控制对象为SCS、BMS、MCS、DEH、BPS等子系统。
机组自启停控制系统安装并在指定过程控制站运行，提供数据高速公路向上述子系统内的功能组或功能子组发出操作命令，并从这些子系统获得运行参数、状态信息的反馈信号。
机组自启停系统不直接控制现场设备，它是建立在各功能组或功能子组之上的步序块，具有AUTO/MAN、启动/退出、本步条件满足或人为设定条件满足跳至下一步的功能。
“AUTO＋启动”为正常执行状态；“MAN＋启动”为在当前步暂停状态，切到AUTO后从当前步继续执行；“AUTO/MAN＋退出”为停止执行并退出自启停系统。
APS将机组启动过程和停止过程分别分为8个断点和3个断点，在这些断点可进行人工干预。
一．机组自启停的工作范围1. 启动（1）锅炉：从锅炉上水到带初负荷结束，包括给水、锅炉吹扫、MFT复位、投等离子点火、投入燃料（2）汽机：控制汽机的辅助系统，从凝结水、抽真空、高/低压抽汽、润滑油系统启动到带初负荷暖机结束2. 停机从目标负荷减负荷至零，机组解列、锅炉熄火及停止相关的辅助系统二．机组自启停的辅助工作启动前准备、检修操作、与定期巡检相关的操作等不在机组自启停的工作范围内1. 启动前准备（1）充油、上水、加药等（2）冷却水运行（3）仪用和杂用空压机运行（4）EH油启动2. 检修操作（1）仪表隔绝阀和手动阀的确认（2）控制系统电源投入3. 定期巡检操作（1）空预器吹灰（2）为检修和介质封存进行的操作（3）充氮密封操作4. 其他（1）锅炉紧急停炉（2）停机后的汽机盘车停止三．启动阶段（各步按顺序排列）1. 机组启动准备一（1）凝补水泵“启动”指令（2）热井水位投“AUTO”指令（3）第一台循环水泵“启动”指令（4）开式冷却泵“启动”指令（5）闭式冷却泵“启动”指令（6）投入低压加热器水侧功能组（7）第一台凝结水泵“启动”指令（8）主油箱排烟风机“启动”指令（9）汽机供油组“AUTO”指令，启动汽机交流润滑油泵和氢密封油泵和密封油功能组；（10）发电机定子冷却水泵“启动”指令（11）汽机盘车功能组“投入”指令（12）辅助蒸汽组“AUTO”指令（13）投入高压加热器水侧功能组2. 机组启动准备二允许条件：除氧器水质合格（1）锅炉疏水和放气“AUTO”指令（需确定各具体阀门）（2）电泵功能组“启动”指令，锅炉上水（3）根据分离器水位联锁启动“锅炉启动系统功能组”3. 机组启动准备三允许条件：冷态冲洗，水质合格（1）轴封组“启动”指令（2）汽机疏水组“AUTO”指令（含汽机防进水组）（3）真空泵组“启动”指令（4）辅助蒸汽压力≥定值，二次风暖风器“启动”指令（5）风烟功能组“启动”指令（空预器、引风机、送风机）（6）烟温探针“投入”指令（7）油泄漏试验指令（8）炉膛吹扫指令（9）MFT复位指令4. 锅炉点火（1）投一次风暖风器（2）一次风机“启动”指令（3）投入密封风机（4）启动等离子点火功能组（5）升温升压到热态冲洗参数5. 升温升压允许条件：热态冲洗，水质合格（热态冲洗温度待定）（1）分离器压力大于0.2MPa时关对空排汽指令（2）锅炉疏水阀控制（需确定各阀门根据相应点汽水压力、温度的控制要求）（3）汽机旁路投入指令（4）锅炉升温、升压设定（按汽机冷热状态确定）和燃料量控制，至主蒸汽达到冲转参数6. 汽机冲转允许条件：ETS复位（1）汽机挂闸指令（2）投入ATC控制,至转速升到3000rpm（按DEH说明书）7. 并网（1）励磁磁场开关合闸指令（2）AVR“启动”指令（3）发电机出口电压到95％～105％，提示运行人员选择合1DL或2DL；（4）被选择的断路器相应刀闸在合位，接地刀在断位，启动自动准同期指令（主油开关）；并网带初负荷8. 准备升负荷（1）关冷再、热再疏水阀指令（2）另一台一次风机“启动”指令（3）运行人员控制暖磨提示四．停机阶段（各步按顺序排列）允许条件：机组负荷≤300 MW且有一台汽泵停运且协调已切除1. 减负荷（1）设定机组目标负荷240 MW，设定主汽压为xxxx Mpa，按滑压曲线降负荷。
660MW超临界机组冲转参数调整分析
660MW超临界机组冲转参数调整分析随着能源需求的不断增长，超临界火电机组在电力行业中扮演着越来越重要的角色。
而其中660MW超临界机组则是目前最为常见的一种型号。
在机组运行过程中，为了实现最佳的性能和效率，需要对其冲转参数进行调整。
本文将针对660MW超临界机组的冲转参数进行分析，并探讨调整的影响和优化方法。
首先，我们需要了解什么是冲转参数。
冲转参数是指在机组启动或停车时，控制机组运行速度和负荷的参数。
通过合理调整冲转参数，可以达到减少启动或停车过程中的机械应力、降低燃料消耗、提高机组效率等效果。
对660MW超临界机组而言，冲转参数的调整至关重要。
对660MW超临界机组的冲转参数进行调整，首先要考虑的是机组的启动过程。
在启动时，应该逐步增加蒸汽流量和燃料供应，同时适当提高机组转速，以确保机组平稳启动。
在这个过程中，冲转参数的调整要注意控制好启动速度的增长率，避免速度变化过大而导致机械应力过大。
另外，对于660MW超临界机组的停车过程也需要注意冲转参数的调整。
在停车时，要逐步减小燃料供给和蒸汽流量，并适当降低机组转速，以确保机组平稳停车。
在这个过程中，冲转参数的调整同样要注意控制好停车速度的减小率，避免速度下降过快而导致损坏。
除了启动和停车过程中的冲转参数调整外，还需要考虑机组在负荷调整过程中的冲转参数。
对于660MW超临界机组而言，负荷调整是非常频繁的操作，因此冲转参数的调整对于提高机组的响应速度和稳定性至关重要。
在负荷调整时，要根据实际情况适当调整冲转参数，确保机组能够快速而稳定地响应负荷的变化。
综上所述，660MW超临界机组的冲转参数调整是确保机组安全、高效运行的关键之一、通过合理调整冲转参数，可以降低机组的机械应力、提高机组的效率，从而实现最佳的性能指标。
在实际操作中，运行人员需要根据机组的具体情况和运行要求，灵活调整冲转参数，并随时监测机组的运行状态，以确保机组的稳定性和可靠性。
同时，还可以通过优化控制策略和提高自动化水平，进一步提高660MW超临界机组的运行效率和可靠性。
660MW机组整套启动操作票
660MW机组整套启动操作票点此链接学习机组冷态启动详细过程，学习一下号机组整套启动操作票序号危险危害因素风险控制措施1机组整套启动危及人身安全1、影响机组启动工作的工作票全部结束，所有工作人员撤离现场。
2、启动前检查全部检查孔、人孔门关闭，启动过程中加强燃烧调整，防止炉膛正压，烟气烫伤。
3、转动部分防护罩及安全装置完好。
4、检查人员着装应符合安规要求，防止被转动设备绞缠。
5、上下楼梯台座时，防止摔伤。
6、机组启动过程中发现有阀门漏泄、管道振动禁止靠近。
2误操作1、运行人员应分工明确，严格执行监护制度。
2、相关技术人员到场监护，严格执行启动操作票。
3、保持通讯畅通。
3自燃和爆炸1、启动前是否有积粉，若有应予清除。
2、燃烧率增加过程中应加强对炉膛内燃烧状态观察，燃烧状态不好不得随意退出伴燃油枪。
3、若有少油油枪退出，应及时关闭对应煤粉管气动插板。
4、锅炉点火前必须进行炉膛吹扫，禁止解除防爆燃的热工保护。
4辅机运行状态不稳定，延误机组启动时间1、机组启动前严格按照启动前恢复卡恢复系统。
2、机组启动前对各辅机热工逻辑进行试验，对各阀门进行传动，确保试验结果无误。
3、对于具有双电源的辅机设备（如风机油泵）要核实双路电源全部送上，并进行双电源切换试验。
4、机组并网前启动第二套制粉系统和双侧风机运行。
5设备损坏1、严格控制启动过程升温升压速率。
2、手动操作放空气门时，禁止用力过猛。
6汽轮机水击1、严格按照规程要求控制汽轮机冲动参数。
2、汽轮机冲动前确认相关保护投入。
3、旁路投入必须按先低旁后高旁,低旁先减温后减压,高旁先减压后减温的顺序进行.这样能避免再热器冷段或排气装置超温。
7阀门漏泄1、机组启动前严格按照恢复卡恢复辅助系统。
2、需要在启动过程中关闭的阀门，操作完毕须进行复紧和认真检查。
3、机组启动完毕全面检查，并通过运行参数判断有无漏泄。
操作任务号机组整套启动操作票操作顺序操作项目1 接值长令：号机组整套启动。
660MW超临界空冷汽轮机及运行
660MW超临界空冷汽轮机及运行引言660MW超临界空冷汽轮机是一种先进的发电设备，具有高效、节能、环保等优点。
本文将介绍660MW超临界空冷汽轮机的基本原理、主要组成部分以及其运行过程。
660MW超临界空冷汽轮机的基本原理660MW超临界空冷汽轮机是基于超临界技术的一种发电设备。
其基本原理是将燃烧后的高温烟气通过短暂冷却后进入超临界汽轮机进行发电。
超临界技术能够将燃烧产生的高温高压蒸汽有效地利用起来，提高热能利用率。
660MW超临界空冷汽轮机的主要组成部分660MW超临界空冷汽轮机由燃气轮、蒸汽轮和发电机等主要组成部分构成。
其中，燃气轮用于驱动发电机，蒸汽轮用于产生动力，发电机则将机械能转化为电能。
还有冷却装置、控制系统等辅助设备。
660MW超临界空冷汽轮机的运行过程660MW超临界空冷汽轮机的运行过程分为燃烧、蒸汽发生、蒸汽扩张和冷却等几个阶段。
燃料在燃气轮燃烧室内燃烧，产生高温高压燃气。
然后，燃气通过烟气锅炉冷却器进行冷却，降低温度。
接下来，冷却后的燃气进入蒸汽轮机中，通过蒸汽扩张产生动力。
蒸汽冷凝后经过冷却器冷却，变为液态水进入锅炉进行循环。
660MW超临界空冷汽轮机的优点660MW超临界空冷汽轮机具有以下几个优点：1. 高效节能：超临界技术能够有效地提高热能利用率，降低能源消耗。
2. 环保低排放：通过超临界技术，可减少燃烧产生的废气排放，对环境友好。
3. 运行稳定：660MW超临界空冷汽轮机采用先进的控制系统，具有良好的运行稳定性。
660MW超临界空冷汽轮机是当今先进的发电设备之一，具有高效、节能、环保等优点。
其基本原理是通过超临界技术将燃烧产生的高温高压蒸汽有效地利用起来。
希望本文对于理解660MW超临界空冷汽轮机及其运行过程有所帮助。
[Word count: 176]。
发电厂汽轮机冲车阶段（冷态启动）
4号汽轮机冷态启动（汽轮机冲转阶段）操作1 投入汽机保护：投入电调故障、轴瓦振动大、轴向位移大、胀差大、凝结器真空低、EH 油压低、润滑油低、汽轮机超速停机、高压缸排汽温度高保护的各分项保护开关，并投入锅炉汽包水位高三值停机保护开关。
2 查各备用给水泵、凝结水泵、水冷泵、交流和直流润滑油泵、空侧和氢侧密封油泵联锁开关在投入状态。
3 冷态启动冲转条件3.1汽机前主蒸汽压力1.5～1.96MPa，主蒸汽温度250～280℃，再热汽温与主蒸汽温度最大偏差不超过50℃，并保持50℃以上过热度即可，再热汽压力维持在0.05～0.12MPa（表压）之间。
3.2 蒸汽品质合格。
润滑油、抗燃油油质合格。
3.3 凝汽器真空在-85kPa以上。
3.4 调速油压1.96MPa，润滑油压0.08～0.12MPa，润滑油冷油器出口油温在38～43℃。
3.5 抗燃油压力13.5～14.5MPa之间，抗燃油温度在32～45℃之间。
3.6 大轴晃动值偏离原始值不大于0.02mm。
（原始值：2瓦0.04mm）3.7 连续盘车不少于2小时。
3.8高压内缸上下缸温差小于35℃，高压外缸，中压缸上下缸温差小于50℃，汽缸法兰内外壁温差小于100℃。
4 启动4.1 全面检查，做好汽缸金属温度，启动参数等记录，通知炉、电专业及汽机就地人员，汽轮机开始冲车。
4.2 在OIS“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，弹出挂闸操作端，选中“挂闸”执行后，汽轮机挂闸。
查高压缸排汽通风阀在机组挂闸10秒后联开，注意控制高压缸排汽通风阀后温度, 当减温减压装置后温度大于80℃时，打开减温水调节阀和减温减压装置。
4.3 选择汽轮机启动方式为：高中压缸联合顺序阀。
4.4 在OIS“自动控制”画面上按“运行”按钮，弹出操作端，选中“运行”执行后，“运行”按钮状态变为红色，查高中压自动主汽门全开，低压蝶阀全开，高中压调门在关闭状态。
4.5在OIS“自动控制”画面上按“自动/手动”按钮切至自动方式，在“自动/手动”按钮上显示为“自动”。
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660MW机组点火至汽机冲转阶段的相关操作
随着我厂二期#5机组调试时间的临近，根据江苏太电汽机启停操作指导，结合其他600MW电厂的一些操作，本人就机组点火至汽机冲转阶段的操作步骤进行简要汇总，供大家参考学习，不对之对请与本人联系，进行讨论与补充，完善操作，为今年的顺利发电做好前期准备工作。
1、锅炉进行冷态、温态水质冲洗，在此本人建议增加温态冲洗，有利水质快速变好，温态冲洗水温控制在70-80度左右，汽水分离器出口水质含铁量≤100μm/L冲洗完毕。
2、锅炉点火后，高旁开度置10%，低旁关闭。
3、锅炉升压后，当再热蒸汽压力（低旁前）达到0.3MPa时，低旁逐步开启，并控制再热汽压力在0.3MPa。
低旁喷水隔离阀打开，喷水调节阀控制低旁后蒸汽温度在180℃以下。
4、检查升温过程中汽缸金属温度无明显上升。
供轴封拉真空与锅炉点火可以交*进行，但需保证在炉起压前机已供轴封拉真空，以便凝汽器接受锅炉过来的高温疏水。
5、锅炉分离器压力＞0.5MPa，主汽压力＜0.5MPa时，高压旁路置最小开度20%，并保持该开度。
同时，压力设定值置0.5MPa。
高旁自动维持定压0.5MPa。
期间进行锅炉热态冲洗，汽水分离器出口水质含铁量≤100μm/L冲洗完毕。
6、高旁减温减压后温度＞295℃，高旁喷水隔离阀打开。
高旁喷水调节阀控制高旁后温度。
高旁后温度设定为300℃。
7、汽压力＞0.5MPa后，高旁逐步开大。
当高旁开度＞60%后，高旁压力设定值转自动。
随着锅炉升负荷，主汽压力升高，高旁压力设定值随动，保持高旁开度基本不变。
8、由锅炉控制机组升压速度，按启动曲线提升主汽压力。
9、当主汽压力达到冲转压力（8.6MPa）后，高旁退出设定值自动方式，转到定压方式，设定值为冲转压力。
高旁自动维持机前压力为8.6MPa，直至机组冲转、并网及带30%负荷，高旁全关后退出。
10、低旁开度＞50%后,可逐步提高压力设定值，保持再热压力不超过0.7MPa。
按启动曲线提升再热汽压力，当再热汽压力达到0.7MPa时，低旁转成定压控制。
维持再热压力为0.7MPa，直至机组冲转、并网及带30%负荷，低旁全关后退出。
11、升压过程中，锅炉应控制适当的燃烧率，使主汽温度、再热汽温度按启动曲线升至满足冲转要求的数值。
汽温、汽压满足要求后，锅炉维持燃料量不变，准备汽机冲转。
12、冲转条件检查：
高中压缸上下缸温差＜41.7℃
主蒸汽和再热蒸汽有56℃以上的过热度
冷再热蒸汽压力不超过0.828MPa（a）
转子的偏心率不大于0.076mm
油温38～45℃
凝汽器压力＜24.7kP a（a）
连续盘车4小时以上
低压缸喷水处于随时投用状态
汽轮机所有疏水阀开启
冲转方式为带旁路方式（即高、中压缸联合启动）
机侧所有相关保护投入
冲转参数：
主蒸汽：压力 8.6MPa 温度 375℃
再热蒸汽：压力 0.7MPa 温度 335℃
13、冲转：
在DEH窗口选择“SINGLEVALVE”（单阀）方式和“BYPASS ON”（高、中压联合启动）方式。
选择操作员自动“OperatorAuto”方式，汽机挂闸。
用阀位限制器将GV升至全开120%。
此时各阀门状态为：
主汽阀(TV) 关
高压调阀（GV）开
再热主汽门(RSV) 开
再热调节阀(IV) 关
高排通风阀（HEV）开（发电机并网后，延迟1分钟关）
高排逆止阀（NRV）关（OPC油压建立，*高排汽流顶开）
高中压疏水阀开（负荷大于10%、20%分别关高中压疏水阀）
低排喷水阀关（2600r/min～15%负荷间，开）
高旁阀（HBP）控制主汽压力在设定值
低旁阀（LBP）控制再热汽压力在设定值
冲转：选择目标转速500r/min，速率为每分钟100r/min，升速。
此时IV打开，控制转速至500r /min。
手动打闸，进行摩擦听音检查。
摩擦检查正常后，重新挂闸，用IV升速至600r/min。
机组保持转速600r/min至少4min，DEH记忆中压缸的稳定流量F1。
进行仪表检查，此时转子偏心应小于0.076mm。
汽轮机转速升至600r/min后，延时4min，控制方式由IV切换为TV－IV联合控制。
TV开始打开，与IV 一起控制转速。
到TV和IV的指令是一样的，但是到IV的流量指令有一个偏差，以保证中压缸的流量比高压缸流量多F1。
选择目标转速为IV/TV至TV切换转速2900r/min，以每分钟100r/min的升速率升速至目标转速。
机组在2900r/min保持3min，DEH记忆此时的IV开度，然后IV开度被冻结，仅对热再热压力进行补偿(当再热压力变化时，IV进行修正以保持中压缸流量恒定)，控制方式从IV/TV转换至TV控制。
检查机组各阀门及旁路系统的状态。
选择TV至GV阀切换转速2950r/min为目标转速。
由TV控制转速至目标转速，蒸汽温度应高于规定的阀切换温度。
当高压进汽室(调门汽室)内表面金属温度达到并超过主汽压力对应的饱和温度后，运行人员在阀切换窗口选择TV至GV阀切换。
GV开始关闭，至转速下降30r/mi n后TV全开，转速交给由GV控制并保持在阀切换转速。
选同步转速3000r/min为目标转速。
GV控制转速至同步转速。
机组并网前，低旁应控制冷再热压力不超过0.828MPa（a），以防止并网后的高排温度过高而引起机组遮断。
发电机一并网，IV和GV将迅速打开至计算的5%的初负荷阀位。
油开关合闸1min后，高排通风阀关，*汽流顶开高排逆止门。
如果高排温度大于427℃，或发电机并网1min后，高压缸调节级后压力与高排压力的比值小于1.7,则停机。
14、升速至3000r/min过程中：
当转速大于600 r/min，顶轴油泵自停；根据油温、氢温调整各冷却水量；机组升速期间，由专业振动工程师监视机组的振动情况，并通过数据分析，对机组的升降速及时作出建议。
运行人员根据振动工程师的意见，控制机组的升速。
低压缸喷水投自动，转速>2600r/min,后缸喷水投用，负荷大于15%后停止。
低压缸喷水手动时，可在各种转速下打开喷水，以降低排汽缸温度（＞79.4℃报警，＞121.1℃停机）。
如在汽轮机加速期间需停留暖机，则按下“保持”（HOLD），汽轮机就停止加速，维持按下保持时的转速暖机。
如需继续升速，则按“进行”（GO）。
15、定速3000r/min：
运行状态检查：保持足够长检查的时间，确认机组运行参数正常，特别是高排温度；油泵停运；确认油泵
正常，油泵置联锁位，停油泵；检查整个系统油压应稳定；调整主机冷油器冷却水量，保证油温40℃～4 5℃，轴承回油温度＜71℃。