600MW火电厂冷态启动集控票
600MW直吹式锅炉微油点火冷态启动优化措施探讨
后墙上 ， 使沿炉膛宽度方 向热 负荷及烟气 温度 分布更均匀 。
关断 门在 开机过程 中易卡涩 问题 （ 在起动前 开关试验 正常） ， 点
２ ０ １ ０年上半年 ，潭 电 ≠ ｝ ３机组锅炉利用大 修机 会完成 了微 火后提前将 制粉系统粉管关断 门开启备用 。 （ ３ ） 给煤机不下煤 。措施 ： 提前 ４ ～８ ｈ对 原煤仓打煤 ， 并进 油 点火 技 改 项 目。改 造 的 Ｆ层 燃 烧 器 （ ４只） 维 持 原 设 计 和 设 备
０ 引 言 在“ 煤粉炉微 油／ 少 油点火 ” 的原理及 设备 改造方面 ， 业 界
理， 并将地 面积 油清理干 净 ； 开 炉 前 应 进 行 炉 前 油 系 统 泄 漏 试 验， 严 防漏油事件发生 。
已有相 当多的论 述， 本 文将 以潭 电 撑 ３机组 为例 ， 从集 控运行角 度探 讨优化 ６ ０ ０ Ｍｗ 直 吹式 锅炉微 油点火冷 态启 动过程 的组 织和技术措施 ， 以确保锅炉安全及节 油 目标 的实现 。 １ 设 备 及 技 改 情 况 概 述
热 控 检 查 火检 情 况 。
． １ ． １ ． ２ 制 粉 系 统 大 唐 湘 潭 发 电有 限责 任 公 司 二 期 （ ３ 、 ＃ ４机 组 ） ２ ×６ ０ ０ ＭＷ ２ （ １ ） 磨煤机油站 回油不畅 。 措施 ： 开炉前将 磨煤机 油站润滑 超 临 界 机 组 锅 炉 为 东 方 锅 炉 厂 引进 技 术 制 造 的 国 产 超 临 界 参 数、 变压、 直流 、 本生型锅炉 ， 锅 炉 型 号 ＤＧ１ ９ ０ ０ ／ ２ ５ ． ４ 一 Ｉ Ｉ １型 。
促检 修 进 度 。
２ ． １ ． ２ 进煤管理 （ 以≠ ｝ ３炉 为例）
600MW超临界汽轮机冷态启动暖机方式优化
600MW超临界汽轮机冷态启动暖机方式优化通常情况下燃煤机组启动用时越短，锅炉投油时间缩短，启动油耗随之减少，机组可以提前带至预期负荷，发电量增加，启动成本将降低。
由于机组启动过程变短，机组处于不稳定的工况时间变短，风险也将大幅减少。
根据高中压缸内缸内壁温度划分，机组启动状态分为冷态、温态、热态、极热态四种启动状态，期中冷态启动耗时最长，启动消耗和安全风险均为最高，因此对机组冷态启动操作进行优化，缩短启机时间，对节能降耗促进安全生产工作意义重大。
为实现机组冷态启动过程安全、经济，云南能投威信能源有限公司对汽机冷态启动暖机方式进行了优化，通过和传统启动方式进行对比分析，证明采用优化后暖机方式开机，安全、经济效益提高显著。
标签：超临界；汽轮机；暖机；600MW1 概述云南能投威信能源有限公司一期2×600MW超临界机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热汽轮机，型号为：N600-24.2/566/566，额定出力600MW，额定转速3000r/min。
机组采用定—滑—定方式，带基本负荷并调峰运行。
从汽机端向发电机端看转子为逆时针方向旋转。
汽轮机推荐采用中压缸启动方式，亦可采用高中压缸联合启动，现本项目汽轮机采用的是中压缸启动方式。
主再热蒸汽管道采用2-1-2布置方式。
由锅炉高温过热器出口来的两路主蒸汽汇成一路主蒸汽，至汽机侧再分为两路，经两个主汽阀、四个处于同一腔室高压调节阀后经过导汽管进入汽轮机高压缸，膨胀做功后由外下缸两侧排出后，汇合成一路经高排逆止门由冷再蒸汽管进入锅炉低温再热器；由锅炉高温再热器出口来的两路再热蒸汽汇成一路热再蒸汽，至汽机侧分成两路，经汽轮机两侧的中压联合汽阀，从四根导管进入汽轮机中压缸膨胀做功，中压缸作功后的蒸汽，经一根异径连通管分别进入两个低压缸，两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，作功后的乏汽分别流入安装在每一个低压缸下部的凝汽器。
(整理)600MW超临界火电机组
600MW超临界火电机组集控运行规程华北电力大学2005年目录1机组设备慨述1.1锅炉设备概述1.2汽机设备概述1.3发电机设备概述2机组设备规范2.1锅炉设备规范及燃料特性2.1.1锅炉设备规范2.1.2锅炉汽水要求2.1.3燃煤成分及特性2.1.4燃料灰渣特性2.1.5点火及助燃油特性(#0轻柴油)2.1.6安全门参数2.1.7炉受热面有关技术规范2.1.8燃烧设备2.2汽机设备规范2.2.1主机设备规范2.2.2汽机主要设计参数2.2.3汽机各级抽汽参数2.2.4蒸汽品质2.2.5旁路系统设备规范2.3发电机及励磁设备规范2.3.1 发电机规范2.3.2 发电机励磁参数2.3.3 发电机冷却介质及油系统规范2.3.4 发电机电流互感器规范2.3.5发电机电压互感器规范2.3.6发电机避雷器设备规范3机组主要控制系统3.1炉膛安全监察控制系统(FSSS)主要功能3.2顺序控制系统（SCS）3.3模拟量控制系统（MCS）3.3.1模拟量控制系统主要功能3.3.2机组协调控制系统运行方式3.3.3子控制回路自动条件3.3.4机组运行方式操作3.4数字电液调节系统(DEH)3.4.1主要功能3.4.2自动调节系统3.4.3其它调节3.4.4OPC保护系统3.4.5阀门管理3.4.6运行方式选择3.5数据采集系统（DAS）3.6ECS4机组主要保护4.1.汽机主要保护4.1.1汽轮机超速及自动跳机保护4.1.2汽轮机主要联锁保护4.1.3调节级叶片保护4.2锅炉主要保护4.2.1锅炉MFT动作条件4.3电气主要保护4.3.1发变组保护A柜配置（许继）4.3.2发变组保护B柜配置（许继）4.3.3发变组保护C柜配置(南自) 4.3.4发变组保护D柜配置（南自）4.3.5发变组保护E柜配置（南自）4.3.6动作结果说明5机组启动5.1启动规定及要求5.1.1启动要求5.1.2机组禁止启动条件5.1.3机组主要检测仪表5.1.4机组启动状态划分5.2启动前联锁、保护传动试验5.3启动前检查准备5.3.1启动前准备5.3.2系统投入5.4机组冷态启动5.4.1炉前给水管路清洗及锅炉上水清洗5.4.2锅炉点火前吹扫准备5.4.3锅炉点火前吹扫5.4.4锅炉点火5.4.5锅炉升温升压5.4.6汽轮机冲转前准备5.4.7汽机冲车、升速、暖机5.4.8并网前进行以下试验5.4.9升速注意事项5.4.10发电机升压注意事项5.4.11发电机并列规定及注意事项5.4.12发电机并列条件5.4.13发电机220KV侧断路器自动准同期并列步骤5.4.14发电机220KV断路器手动准同期并列步骤5.4.15发电机手动准同期并列注意事项5.5机组并列后的检查和操作5.5.1机组并列后的检查5.5.2机组30MW负荷升至180MW负荷5.5.3180MW负荷升至300MW负荷5.5.4300MW负荷升至450MW负荷5.5.5450MW负荷升至600MW负荷5.5.6机组升负荷过程中注意事项5.5.7机组冷态启动的其他注意事项5.6机组热态启动5.6.1热态启动参数选择5.6.2机组冲车条件5.6.3机组热态(温态)启动步骤5.6.4机组热态(温态)启动注意事项6机组正常运行及维护6.1机组正常运行参数限额6.1.1锅炉运行的报警值和跳闸值6.1.2汽机报警及停机值6.1.3发电机系统运行限额6.2机组负荷调整6.2.1机组运行方式说明6.2.2机组正常运行的负荷调整6.2.3AGC方式下的负荷调整6.3运行参数的监视与调整6.3.1机组给水的监视与调整6.3.2主、再热蒸汽温度的监视与调整6.3.3锅炉燃烧调整6.3.4二次风的调整6.3.5炉膛压力的调整6.3.6汽压调整6.3.7发电机系统主要参数的监视与调整6.3.8发电机氢气系统监视与调整6.3.9电机冷却系统的监视与调整6.4定期工作及试验6.5非设计工况运行6.5.1机前压力6.5.2主再热蒸汽温度6.5.3符合下列条件，高加退出运行可带100%负荷运行6.5.4同时切除高加，一段抽汽压力超限最高带负荷570MW 6.5.5低加解列的规定7机组停止运行7.1机组停运前的准备7.1.1机组停运前的准备7.2机组正常停运7.2.1确认机组运行方式7.2.2机组减负荷至240MW7.2.3机组减负荷至30MW7.2.4停机7.2.5停炉7.2.6汽机惰走7.3滑参数停机7.3.1滑停过程中有关参数控制7.3.2机组负荷由600MW减至450MW7.3.3机组负荷由450MW减至300MW7.3.4机组负荷由300MW减至180MW7.3.5机组负荷由180MW减至60MW7.3.6机组负荷由60MW减至18MW7.3.7解列停列(同正常停机操作)7.3.8滑参数停机的注意事项7.4机组停运锅炉抢修7.4.1降温降压7.4.2解列停机7.4.3停炉后的自然冷却7.4.4停炉后的快速冷却8机组停运后的保养8.1锅炉停运后的保养8.1.1锅炉停运后的保养方法8.1.2热炉放水法8.1.3锅炉湿法保养8.1.4锅炉充氮气干式保养8.2汽机停运后的保养8.2.1汽机停机不超过一周的保养8.2.2汽机停机超过一周的保养8.3发电机停运后的保养8.3.1发电机停运后的保养方法9事故处理9.1事故处理的原则9.1.1事故处理的导则9.1.2机组紧急停机的条件及处理9.1.3机组申请停机的条件9.2机组综合性故障9.2.1机组甩负荷处理9.2.250%RB9.2.3厂用电中断9.2.4厂用电部分中断9.3锅炉异常处理9.3.1水冷壁、省煤器、过热器、再热器管损坏9.3.2空预器、尾部烟道着火9.3.3炉前油系统故障处理9.3.4主蒸汽温度异常9.3.5再热蒸汽温度异常9.3.6锅炉给水流量低9.3.7锅炉汽水分离器出口温度高9.4汽机异常运行及常规事故处理9.4.1汽轮机水冲击9.4.2汽轮发电机组振动异常9.4.3汽轮机轴向位移增大9.4.4凝汽器真空降低9.4.5周波不正常9.4.6润滑油系统异常9.4.7抗燃油系统故障9.4.8油系统着火9.4.9DEH异常9.5发电机异常及事故处理9.5.1发电机异常的处理原则9.5.2发电机运行参数异常9.5.3发电机异常运行9.5.4发电机漏氢9.5.5发电机非同期并列9.5.6发电机变为同步电动机运行9.5.7发变组保护动作跳闸9.5.8发电机非全相运行9.5.9发电机失磁9.5.10发电机振荡或失去同步9.5.11电压回路断线9.5.12定子水压力低9.5.13定子水箱水位异常9.5.14内冷水电导率高9.5.15发电机定子线棒或导水管漏水9.5.16发电机定子升不起电压9.5.17发电机氢系统爆炸、着火附表一：常用单位对照表附表二：常用水蒸气参数对照表1.机组设备概述1.1锅炉设备概述1.1.1 该仿真机组锅炉是由哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源公司（MitsuiBabcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
600MW超临界火力发电机组冷态启动成本与控制浅析(修改第6稿)
600MW超临界火力发电机组冷态启动成本与控制浅析田永昌任磊开封京源发电有限责任公司二〇一〇年五月二十三日摘要本文从火力发电厂的角度出发，以河南省某600MW超临界火力发电机组的冷态启动为例，通过对机组典型启动过程分析，研究在当前煤炭市场和电力市场环境下火力发电机组的冷态启动成本。
通过对机组启动过程中的各项成本分析，以及控制成本的几项有效措施的介绍，提醒发电企业的经营者做好机组启动过程中成本控制的重要性。
关键词：火力发电机组冷态启动成本分析控制ABSTRACTThis article, taking cold start-up of one 600mw ultra-supercritical coal-fired power plant from Henan Province as a sample, by meaning of analysing of typical starting-up process, studies the cold starting-up cost of coal-fired power units in the current electricity market.By analyzing all the cost in the starting up and introducing several effective ways of cost controlling, This artice reminds the operators of power plants to recognize the importance of cost controlling in units starting-up.Key words: Fire Power Units, cold starting-up, cost controlling在中国的电力行业处于垄断地位时期，发电厂只是电力系统的一个生产车间，大家只是关心机组的长期安全运行，不必考虑成本及效益，更不会关心机组的启动成本，这样使机组启动成本的研究成为了一项少人问津的课题。
发电机由冷备用转运行操作票
发电机由冷备用转运行操作票操作目的：将发电机从冷备用状态转为运行状态，以满足对电力的需求。
操作步骤：1.检查发电机设备及相关设施是否处于正常工作条件下，确保操作的安全性。
2.关闭发电机的切换开关，并将切换开关上的锁扣上锁。
3.打开发电机冷备用状态的操作开关，确保发电机处于停止状态。
4.打开发电机运行状态的操作开关，并向后拨动控制柜上的操作柄至运行状态。
5.监测发电机设备的运行状况，包括发电机转子的电流、电压以及转速等参数。
6.启动并加速发电机，当转速达到运行标准时，关闭相关仪表上的警戒灯。
7.观察发电机运行情况，确保其稳定运行。
8.监测发电机设备的油温、冷却水温度等其他参数，确保其在正常范围内运行。
9.监测发电机设备周围的环境温度，确保设备的工作环境符合要求。
10.检查发电机设备上的故障指示灯和报警器，确保设备运行期间无故障。
11.在发电机运行过程中，定期检查设备上的绝缘状况，确保电气安全。
12.当需要停机检修或停机维护时，按照相应的操作规程进行操作，确保设备的安全。
13.当需要转为冷备用状态时，按照相关规程进行操作，并将操作开关和切换开关锁扣上锁。
14.清理发电机设备周围的杂物，保持设备周围的工作环境清洁整齐。
15.在发电机运行过程中，定期检查和维护设备的润滑系统，确保其正常运行。
16.定期对发电机设备进行巡视和检修，以确保设备的长期稳定运行。
注意事项：1.操作前要确保发电机设备停止运行，并断开发电机与电网之间的连接。
2.在操作过程中要注意人身安全，避免触碰高压设备和旋转部件。
3.使用工具时要注意安全操作，避免造成设备和人员的伤害。
4.操作结束后要及时清理工作现场，确保设备周围的安全和整洁。
5.在设备运行过程中，要及时处理设备的故障和异常情况，确保设备的正常运行。
6.操作人员要熟悉发电机设备的结构和工作原理，能够独立进行设备的操作和维护。
7.在操作过程中要严格按照操作规程进行操作，确保设备的安全和可靠运行。
机组冷态启动操作票
启动A一次风机，调整一次风压9.0KPa后投入一次风机自动；启动一台磨煤机密封风
备注：
操作人：监护人：运行值班负责人：
执行情况
顺序
操作项目
机，调整风压13KPa后投入密封风机自动，另一台密封风机投联锁备用；开启高压助燃风总门调整炉前风压在3000Pa；查燃油压力满足、压缩空气条件满足及高压风压力条件满足
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投入辅助蒸汽系统
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启动凝补水泵向闭冷水、凝汽器热井、凝结水系统注水
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待闭冷水箱水位正常后，投入闭冷水系统运行
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投入EH油系统，确认EH油温、油压正常
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投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机
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投入除灰系统运行，投入电除尘器振打
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检查凝补水箱水位正常，凝结水系统各阀门位置正确，通知化学确认凝结水精处理装置在隔离状态
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确认过热器出口PCV阀具备投运条件
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确认机组真空已建立
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炉膛吹扫结束，复位MFT,开启燃油供、回油快关阀
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启动炉前燃油泄漏试验
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燃油泄漏试验成功后打开供油母管快关阀,查锅炉油点火条件满足。
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开启少油点火油雾化压缩空气总门，调整炉前压缩气压力大于0.3MPa；
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开启少油点火燃油快关阀及注油阀，查少油点火燃油罐注油完毕后注油阀自动关闭
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摩擦检查完成后，确认机组冲转后无异常，重新选择“升速率”设定100rpm/min
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锅炉受热面空气门分别有水连续流出后关闭见水的空气门，当启动分离器储水箱见水后（储水箱水位大于11.5M）关闭启动分离器前的所有空气门
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停止汽动给水泵前置泵，启动电动给水泵，投入给水AVT（加氨、联氨）运行方式
600MW超临界机组仿真机冷态启动及正常停运操作步骤
600MW超临界仿真机冷态启动过程及正常停运操作步骤华北电力大学杰德控制系统工程研究中心2008年9月冷态启动过程一、投入辅助系统二、锅炉上水注意：①电泵启动条件：启动前电泵转速调节控制器开度为0%；启动电泵辅助油泵(电动给水泵本体)。
②在以后的过程中调节电泵转速调节控制器开度，始终保持锅炉启动给水泵出水压力大于省煤器出口总管压力，且随着压力增大，压差增大。
三、点火前准备工作四、升温升压过程注意：1、在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升温率不得超过1.1℃/min,升压率低于1.0MPa/min。
2、在蒸发量增加的同时，必须确保省煤器入口流量为30%BMCR （600t/h左右，即给水流量和循环流之和)。
3、大约点到14支枪时，可满足冲转条件。
冷态冲转参数选择：360℃≤主蒸汽温度≤430℃，再热蒸汽温度320℃，主蒸汽压力为8.92MPa，再热蒸汽压力1.0MPa。
4、满足冲转条件前，高压旁路蒸汽减压阀和低压旁路蒸汽减压阀开度最好不低于50%。
5．一般过再热减温水要到并网带负荷后再投入，主蒸汽温度控制主要靠过热器减温水调节；再热蒸汽温度主要靠烟气挡板开度调节。
五、冲转过程说明：1、汽轮机冲车采用高中压联合启动的方式。
汽机挂闸成功后，确认GV(高调门）全开，TV（高压主汽门）、IV（中压调节门）全关，检查高排逆止门关闭（在旁路系统操作画面）。
2、并网前输入的目标值为转速，并网后根据控制回路投/切分为：负荷（MW）、阀位（%）或者主蒸汽压力（MPa）。
3、在实际操作中，2000RPM时暖机时间应为150分钟。
我们所说的1分钟暖机只是示意。
在汽轮机暖机过程中按照冷态启动曲线将将主蒸汽温度升为420℃，再热蒸汽温度350℃，同时维持主再热蒸汽压力稳定。
4、为避免汽机发生共振。
禁止在临界转速范围内定速。
汽轮机临界转速：第一临界转速760 到860rpm；第二临界转速1450到1700rpm。
第三临界转速：2150到2250rpm。
600MW超临界火电机组冷态启动PPT课件
1930mm
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五、投入汽轮机润滑油系统
在就地“润滑油处理与储存系统”，开启相关手动门向润 滑油主油箱补油，待油箱油位在1180-1485mm范围内时，停 止补油，如图：
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在就地汽轮机“润滑油系统”，开启顶轴油系统各就地 们，为启动顶轴油系统做好准备，如图：
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DCS“主机润滑油系统”，启动一台排烟风机，另一台投备 用；启动交流润滑油泵，检查润滑油系统运行正常后，投人 润滑油冷油：器，投入直流油泵连锁。启动密封油泵，提供 高压密封油和低压保安油。如图：
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点击输入简要文字内容，文字内容需概括精炼，不用多余 的文字修饰，言简意赅的说明分项内容……
2
一、辅助系统的投入
一、投入循环水系统
在汽轮机就地“循环水泵房系统”，按图开启5、6 号循环水泵房系统的 相关就地门。依次开启。
3
在DCS“循环水泵房-1”系统，如图红色圈检查冷却水塔水 位正常。
水位正常
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在DCS“开式水系统”，开启一套反冲洗滤网出、入口电 动门，开启开式冷却水泵入口电动门，待开式冷却水系统充 水完毕，启动一台开式冷却水泵，开泵出口门，另一台开式 冷却水泵投备用。开启闭式水冷却器进、出口电动门、将其 电动门全开。如图红圈所示：
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三、除盐水箱与凝汽器上水
在汽轮机就地“凝汽器补充水系统”中，开启除盐水箱补 水就地们，开启除盐水箱至凝汽器的补水就地们，开启除盐 水箱至膨胀水箱的补水就地门，开启凝结水母管至除盐水箱 回水就地门。如图红圈所以：
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在DCS“凝结水系统”，开启化学水至除盐水箱的进水门， 向除盐水箱补水，水箱水位正常后（4000mm以上）投入该补 水调节阀自动；启动凝结水补水泵，开启凝汽器补水调节门 向凝汽器上水，待凝汽器水位正常后（1080mm左右），投入 该补水调节门自动，如图红圈所示：
600MW机组冷态启动节油技术
机电信息2012年第33期总第351期A 相线套管TA ，经测试的变比为600／5，极性靠母线侧。
编号为LL421、LL424回路为中性点零序TA ，经测试变比为600／5，极性靠变压器侧。
主变保护装置型号为RCS －978E ，厂家说明书中规定了变压器中性点零序TA 的正极性端在变压器侧，而且验证了零序套管TA 极性的正确性。
#2主变投入运行后，进行了带负荷的极性校验，其中压侧A 相套管TA 的测试结果如表2所示。
测试所用设备为ML360相位表；测试时负载为有功功率为49.3MW ，无功功率为0Mvar ；基准电压取自220kV 母线A 相二次电压（A630）。
由表2可知，中压侧套管TA 的电流由变压器流入母线，验证了带回路测试套管TA 极性、变比方法的正确性。
3结语本文提出了一种不解体变压器套管TA 且带回路极性、变比测试的新方法。
现场测试表明，该方法正确，具有无需解体测试、对变压器套管TA 整个电流回路能彻底检查的优点，消除了用解体测试和理论分析方法可能存在的隐患，杜绝了由于试验方法而导致的误检验和漏检验，保证了保护装置的正常运行。
［参考文献］［１］邓小华，姚斌．不解体测试主变套管ＴＡ极性方法初探［Ｊ］．湖北电力，２００６（２）收稿日期：2012－08－03作者简介：皮志军（1971—），男，湖北荆门人，工程师，主要从事变电运行管理工作。
皮志勇（1975—），男，湖北荆门人，工程师，高级技师，主要从事继电保护工作。
表2胡集#2主变中压侧套管TA 带负荷测试表回路编号二次电流／A 滞后基准电压角度／°A4161 2.103187.3B4161 2.095303.6C4161 2.03360.4A4171 2.169187.7B4171 2.145302.8C4171 2.12660.6A4181 2.095187.6B4181 2.113302.6C41812.16260.70引言某电厂2×600MW 机组锅炉为亚临界压力控制循环汽包炉，采用四角切圆燃烧，单炉膛п型布置，一次中间再热。
600MW火电厂冷态启动油耗如何控制
600MW火电厂冷态启动油耗如何控制发表时间：2019-06-13T10:13:56.333Z 来源：《电力设备》2019年第1期作者：龙韬[导读] 摘要：600WM火电机组冷态启动过程中，燃油消耗一直关系着公司的经济利益，如何降油耗，如何降本增效，一直是我公司研究的课题，大型火电机组燃油主要用于冷态启动帮助煤粉燃烧过程和正常运行时机组事故处理时投油稳定燃烧过程。
（云南省昭通市威信县林凤镇云南能投威信能源有限公司 657903）摘要：600WM火电机组冷态启动过程中，燃油消耗一直关系着公司的经济利益，如何降油耗，如何降本增效，一直是我公司研究的课题，大型火电机组燃油主要用于冷态启动帮助煤粉燃烧过程和正常运行时机组事故处理时投油稳定燃烧过程。
从大型火电机组的运行情况来看，为了机组安全运行，事故处理时，投油稳定燃烧油耗不好把控，所以，我厂主要研究方向放在机组冷态启动过程中油耗的控制。
我公司节能管理制度规定，冷态启动大炉大炉油耗标准110吨/次，启动炉油耗标准18吨/次。
经过几年的努力，我厂开机过程的启动油耗，一直控制在我公司制定的节能管理制度规定的油耗目标以内。
通过开机经验和数据分析，我厂把冷态开机油耗偏高的阶段进行优化，从而保证燃油耗量的经济性。
关键词：600MW火电厂；冷态启动；油耗控制冷态启动过程中燃油耗量一直火电厂所关注的重要经济指标，特别是大型火电机组，油耗偏高问题一直影响着公司利益，同时对环保也是不容忽视的问题。
本厂采用大小油枪混合使用，大小油枪主要是更换雾化片实现节油，A、B、E层使用小油枪，流量0.8T/h，C、D、F层使用大油枪，流量1.8T/h。
目前，据分析冷态启动油耗偏高主要存在几个阶段，热态冲洗阶段，冲洗时间较长油耗偏高；热态冲洗结束至汽机冲转锅炉烧参数阶段，耗时较长耗油偏高；机组并网至锅炉全部油枪退出时间段，主再热参数控制困难投油较多，油耗偏高；启动锅炉运行时间较长，油耗偏高。
600MW机组的无电泵冷态启动方案探讨
Ｄｉ ｓ ｃ ｕ ｓ ｓ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ ６ ０ ０ ＭＷ Ｃｏ ａ １ ． ｉ ｆ ｒ ｅ ｄ Ｕｎ ｉ ｔ Ｃｏ ｌ ｄ Ｓ ｔ ａ ｒ ｔ
Ｓ ｃ ｈｅ ｍｅ ｗｉ ｔ ｈｏ ｕｔ Ｍｏ ｔ ｏ ｒ Ｐｕ ｍｐ
Ｙ Ａ ＮＧ Ｌ ｕ ． Ｌ Ｖ Ｈａ ｏ － ｊ ｕ ｎ
有 限公司设计并供货 。汽轮机型式为亚临界 、一次 中间再热、单轴 、四缸 四排汽、冲动 、凝汽式汽轮 机 ，额定功率 ６ ０ ０ ＭＷ。２ ０ １ ０ — １ ２ ，机组整套启动前 遇 到 了 电动给 水 泵 （ 简 称 电泵） 电机故 障且 需 较 长
时 间进 行修 复 的突发 事 件 。根据 系 统 的设 计 运 行方 案 ，没有 电动给水泵 ，就无法 给锅炉上水 、补水 ， 机 组无 法正 常启 动 。
动力 工程 。
・
５ ６・
能 源研 究 与管 理 ２ ０ １ ３ （ １ ）
研究与探讨
器特性确定。给水总管上不装设调节阀，机组正常
运 行 时 ，给 水 流量 由控 制 给水 泵 汽 轮机 或 电动 泵 液 力偶 合器 的转 速进行 调节 。 给水 泵 汽 轮机 为 单 缸 、单 流 、凝 汽式 ，汽 源采 用 具有 高 、低压 双路 进 汽 的切 换 进汽 方 式 ，正 常 运 行 时 ， 由主汽 轮 机 的 四段 抽 汽 （ 至 除 氧 器 的抽 汽 ） 供 给 ，启 动 和 低 负荷 时 （ ＜３ Ｏ ％额定 负 荷 ） 由主 机
电动给水泵是燃煤机组 中耗 电量最大的重要辅 机 ，其耗 电量 占电厂发 电量 比重最大 ，直接影响供 电煤耗与能源消耗。
印尼某 厂 ≠ ｝ ８机组 的三 大 主机分 别 由上 海锅 炉 厂 有 限公 司 、上 海 汽轮 机 有 限公 司与 上海 汽 轮 发 电机
600MW机组冷温热态启动的区别
二、机组启动中的热力特性
汽轮机缸的热应力最大的部位在 高压缸调节级、中压缸进汽级、高 压内外缸壁面、法兰中分面及其内 外壁面、法兰螺栓等处。热态启动 时，可能会先冷却后加热，交变应 力，影响寿命。 控制方法：一般通过控制温差和 温升温速度；合适的参数；暖机。
四、启动中的注意事项和案例分析 5、案例分析 热态启动中高旁后 温度高造成再热器保护动作MFT 分 析：
“冷态”思维：未顾及机侧进汽温 度；“无保护”思维；高旁减温水 投入的过慢，人员的协调。
四、启动中的注意事项和案例分析
6、几种特殊异常情况分析及处理 空预器启停和连锁试验后，应检查联轴器的棒销。 发电机在汽机冲转后氢温偏差大：提高开冷水压力至0.350.4MPa;充分的注水排气；氢气冷却器进水手动门在氢温上 升时尽早开启，开大约1/3左右，然后根据两侧氢温进行 调节使偏差最小。 汽机在2000rpm到3000rpm升速时，润滑油温飞升：冷却 器排空气；提前预控，开启工业掺混水4扣。 #1机#4瓦金属温度2在冲转是上升至最高89℃：启动顶轴 油泵。 #2机给水上水调节门有5%的死区，调节时应注意突开突关。
二、机组启动中的热力特性
汽轮机转子的热应力：由于转子高 速旋转，换热系数大，外表面升温 快，中心孔靠热传导，滞后，外表 面——压缩热应力，中心孔——拉 伸热应力。经过暖机，趋同。热态 启动，同汽缸。 注：转子的热应力大于汽缸，为什 么？
二、机组启动中的热力特性
汽缸的热膨胀
汽轮机从冷态到带额定负荷，金属温度 显著增大，在以死点为中心，汽缸和转 子在各个方向的尺寸都明显增大现象。 如果汽缸的膨胀有跳变，说明滑销系统 或轴承座台柜的滑动面可能有卡涩现象， 应停机查找。 我厂汽缸和转子的死点分别在哪里？
600MW超临界火力发电机组冷态启动成本与控制浅析(修改第6稿)
600MW超临界火力发电机组冷态启动成本与控制浅析田永昌任磊开封京源发电有限责任公司二〇一〇年五月二十三日摘要本文从火力发电厂的角度出发，以河南省某600MW超临界火力发电机组的冷态启动为例，通过对机组典型启动过程分析，研究在当前煤炭市场和电力市场环境下火力发电机组的冷态启动成本。
通过对机组启动过程中的各项成本分析，以及控制成本的几项有效措施的介绍，提醒发电企业的经营者做好机组启动过程中成本控制的重要性。
关键词：火力发电机组冷态启动成本分析控制ABSTRACTThis article, taking cold start-up of one 600mw ultra-supercritical coal-fired power plant from Henan Province as a sample, by meaning of analysing of typical starting-up process, studies the cold starting-up cost of coal-fired power units in the current electricity market.By analyzing all the cost in the starting up and introducing several effective ways of cost controlling, This artice reminds the operators of power plants to recognize the importance of cost controlling in units starting-up.Key words: Fire Power Units, cold starting-up, cost controlling在中国的电力行业处于垄断地位时期，发电厂只是电力系统的一个生产车间，大家只是关心机组的长期安全运行，不必考虑成本及效益，更不会关心机组的启动成本，这样使机组启动成本的研究成为了一项少人问津的课题。
600MW直吹式锅炉微油点火冷态启动优化对策分析
600MW直吹式锅炉微油点火冷态启动优化对策分析随着经济的不断发展，我国的工农业用电量不断增大，电力行业也获得了更多的发展机会，基础设备和技术不断更新。
在火力发电厂的锅炉冷态启动过程中，微油点火技术的应用使得锅炉的冷态启动用油大幅下降。
但是，微油点火需要满足的条件较多，也容易受到不同因素的影响，一个微小的差异就可能造成点火失败或油耗超标。
文章对600MW直吹式锅炉微油点火冷态启动过程进行分析和探讨，并提出了优化对策和发展建议。
标签：600MW直吹式锅炉；微油点火；冷态启动；优化对策前言经济的快速发展带动了人们生活水平的提高，也带动了能源的大量消耗。
我国的煤炭资源储量在世界上处于前列，但是由于人口众多，人均煤炭资源占有量极少，而石油资源的储量极少，难以满足我国经济的发展需求。
面对这种情况，各行各业都提出了节约资源，保障经济可持续发展的绿色发展理念。
火力发电厂也提出了煤粉炉微油点火技术，并在其原理和设备改造方面取得了一定的进展。
这里以漳山公司二期锅炉为例，从集控角度探讨600MW直吹式锅炉微油点火冷态启动的优化对策和措施，以确保锅炉的使用安全和节油目标的实现。
1 设备概况漳山公司二期锅炉机组使用的锅炉是亚临界一次中间再热强制循环汽包炉，采用单炉膛、倒U型布置、四角切圆燃烧、正压直吹式制粉系统，摆动式燃烧器调温。
设计用煤：机组锅炉设计使用晋东南贫煤，但是随着近几年国内燃料市场的价格上升，逐渐开始掺配蒙煤、陕煤和低热值的泥煤，用以降低单位煤耗成本，同时为微油点火的实现创造了条件。
设备改造：2009年6月和9月，分别利用检修机会对#3、#4炉的微油系统进行了改造，该机组锅炉实现了微油点火技术，对辅油枪位置、安装角度进行了改造，中心管前移，使其更加接近燃烧器喷口，微油火焰由燃烧器内扩展至炉内，延长了煤粉点火需要的高温距离，同时将每个燃烧器由一主一辅改为一主二辅，并增加了油枪出力，将火检装置由可见光改为红外线装置，增加了燃油滤网。
600MW超临界机组仿真机冷态启动操作规程
11）氢气纯度达98%后，关闭二氧化碳排气门及总排泄门
12）缓慢将发电机内氢压提升至0.4MPa并确认油氢差压在0.084MPa
仿真机冷态启动操作规程
编号：FZ001
操作开始ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ间：年月日时分
操作终结时间：年月日时分
操作任务
机组冷态启动操作（带旁路的高中压缸联合启动）
执行（√）
序号
操作内容
操作现象及差异纪录
验收人签字
1
确认工业水、生活水供循环水泵冷却水系统运行正常，投入循环水系统。
2
投入开式冷却水系统，投用开式水电动滤水器自动控制。
7）将A油泵至备用位，停止B油泵运行。
8）确认液压油压＜0.8MPa时，A油泵联动。
9）将B油泵至备用位。
33
启动送风机：
1）检查关闭送风机出口挡板及送风机动叶。
2）检查关闭对应侧预热器出口二次风挡板。
3）检查下列风机启动条件满足：各轴承温度＜90℃，所有电机线圈温度＜130℃，风机动叶及出口门关闭，风机液压油压力＞2.5Mpa，润滑油流量＞3 L/min，空气预热器出口二次风档板开，对应侧引风机运行，另一侧送风机已运行或另一侧送风机动叶、出口档板开且送风机出口联络档板开。
4）确认顶轴油系统运行正常，顶轴油母管油压正常 14～15MPa。
5）确认密封油系统（或低压密封油）运行正常。
6）确认主机转速为零。
7）确认DCS上各个参数和系统状态显示正确。
8）将盘车齿轮啮合手柄板至啮合位置。
东芝600MW机组的无电泵冷态启动
第 一 阶段 ：由凝泵 向锅炉 上 水 、锅 炉点 火 、投
运 旁 路 系统 、 待 主 蒸 压 力 达 １８～２０Ｍ ａ 主 蒸 ． ． Ｐ 、
２ 启 动 的 步 骤 及 注 意 事 项
启 动方 案 中制 定 了如 下原 则 步骤 及 注意 事 项 ： （ ） 用 辅 汽 对 除 氧 器 加 热 。凝 给水 经 除 氧 器 １利 加热 后通 过 凝 汽器 启动 除 氧循 环 系 统 返 回到 热井 ，
然 后 再 由 凝 泵 向 锅 炉 补 水 。 凝 给 水 温 度 控 制 在 ５ ℃ ０ 为高 限 。 适 当对 除 氧器进 行 加 热并 与 凝 汽器 进 行循 环 、
地手 动操 作 阀门来 调整 ，其难 度 确 实 较 大 。当 然 ， 方 案 明 确 规 定 ：锅 炉 连 排 、定 排 配 合 控 制 汽 包 水
位。
台汽动 给水 泵 组 上 。 根 据 设计 ，一号 机 汽动 给水 泵 汽 源为 ：较 低 负
荷 阶段 （ ０ ＜３ ％额定 负 荷 ） 用 主 蒸汽 ；低 负 荷 阶 段 使
系 统布 置 的机组 在 类似 的情 况下 的启 动 提供 借鉴 。
关 键 词 ： 电 泵 ；故 障 ； 机 组 ；启 动 中 图 分 类 号 ： Ｔ ６ Ｋ２ ７ 文 献 标识 码 ：Ｂ 文章 编 号 ：１０ ０ ７一 ｌ８ （ ０ ２ ０ ８ ｌ ２ ０ ） ５—０ ４ ０ ９—０ ２
胡 志 平
（ 仑 第 一 发 电 有 限 责 任 公 司 ， 浙 江 宁 波 ３５ ０ ） 北 １８０ 摘 要 ：通 过 对 ６ ０Ｍ 强 制 循 环 炉 燃 煤 机 组 无 电 泵 启 动 方 法 、 控 制 要 点 及 注 意 事 项 等 的 阐 述 、 分 析 ， 为 同 类 ０ Ｗ
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。
600MW超临界机组冷态启动方式的选择
２１年１月 ０ ０ ２
能 泺 技 东 ；
济
Ｖ ｏ１ ｏ ２Ｎ ２ ｌ ２
Ｄｃ ００ ｅ ２１ 技 术 经 济
Ｅｅ ｙ ｅ ｎ】 ｙｎ Ｅｏｏ ｉ ｎＩ ｃ ｏ ｇ ｄ ｃｎｍｃ ． Ｔ ｈ 。 ａ ｇ ｓ
文章 编 号 ：６ ４ ８ ４１２ ０ １ －０ ９０ １ ７ —４ （０１ ）２０ ２ —４
ＬＩ Ｗ ｅ — ｅ 。ＬＩ Ｙ ａ ｇ ｂ Ｎ ｎ ｗ ｉ ． Ｕ ｎ — ｏ ’
（ ． ｕ ｎ ｄ ｎ ｈ ｈ ｉ ｉｗａ ｏ ｒ ｌ ｔ ｍｐ ｎ ｉ ｔｄ Ｚ ｕ ａ ５ ０ ０ Ｃｈｎ ； ｕ ａ ｎ ｖ ｒｉ ， ｈ ｎ４ ０ ７ ， ｈｎ ） １ ａ ｇ ｏ ｇＺ ｕ ａ Ｊｎ ｎＰ ｗｅ ａ Ｇ Ｐ ｎ Ｃｏ ａ ｙＬ ｍｉ ， ｈ ｈ ｉ ０ ， ｉａ ２Ｗ ｈ ｎＵ ｉｅ ｓ ｙ Ｗｕ ａ ３ ０ ２ Ｃ ｉａ ｅ １ ９ ｔ
方 式耗 油 多 、污 染大 。采 用 等 离 子煤 粉 点 火 的燃 煤
启 动方 式 ，虽 然 是一 种 经 济 的启 动模 式 ，它 可 以 利
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
用 直 流 空 气 等离 子 体 作 为 点火 源 ，实 现 锅 炉 的冷 态
启 动 而 不用 燃 油 ；但 是 ，该 启 动 方 式 存 在 锅 炉金 属 温 升 过 快 的 问题 ，对 锅 炉 受 热 面 的寿 命 影 响较 大 。 另 外 ，在实 际启 动 过 程发 现 ，汽 轮 机 冲 转 阶段 ，单
Ａｂ ｔ ｃ ： ｈ ｈ ｒ ｃｅ ｉｔ ｓ ｆ ｈ ｅ ｏ ｓ ａ ｔ Ｔ ｅｃ ａ ａ ｔ ｒｓ ｃ ｒ ｅｃ ｍｍ ｏ ｒ ｔ ｏ ｓａ ｅｉ ｔｏ ｕ ｅ ， ｎ ｌ ｄ ｎ ｅ ｅ ａ ｅ ｎ ｔ ｎ ｐ ａ ｍａ ｃ ａ ｒ ｉ ｏ ｔ ｎ ｆ ｅｍｅｈ ｄ ｒ ｒ ｄ ｃ ｄ ｉ ｃ ｕ ｉ ｇ ｇ ｎ ｒ ｌ ｕ ｌ ｇ ｉ ｏ ， ｌ ｓ ｏ ｌ ｉ ｎ ｆ ｉ ｉ
600MW超临界机组锅炉启动操作指南
600MW超临界仿真机锅炉操作指南北京同方电子科技有限公司600MW 超临界仿真机锅炉操作指南2600MW 超临界仿真机 (1)锅炉操作指南 (1)600MW 仿真机操作简介（锅炉部分） (1)锅炉专业冷态启动操作： (1)1．启动工业水系统 (1)2．启动空压机房系统 (2)3．启动空预器油站 (4)4．风机油系统就地操作 (5)5．锅炉上水 (7)6．启动空预器 (7)7．启动引送风机 (8)8．炉膛吹扫 (9)9．锅炉点火升压 (11)10．升负荷并转直流 (15)11．启动磨煤机 (16)600MW仿真机操作简介（锅炉部分）关于仿真机的操作，主要要注意两方面内容：其一是仿真环境的建立和正常运行以及日常维护，其二就是利用仿真模拟培训系统进行对学员的实际操作指导。
相关内容可以参考《DCOSE使用手册》、《操作员使用手册》和机炉电各专业的运行规程，本文仅就最常用的必要操作做简单介绍。
锅炉专业冷态启动操作：在电气送电完毕后，锅炉汽机专业操作员即可进行相应的一系列操作。
整个启动过程基本依照规程，经锅炉上水、吹扫、点火、升温升压、汽机冲转、发电机并网、转直流、升负荷、锅炉投煤、汽机投入高低压加热器、继续调整运行直到机组升到600MW负荷工况的过程进行。
1．启动工业水系统在锅炉就地菜单中找到工业水系统，如图1，2图1打开所有冷却水用户的手动门，检查所有管路通畅。
2．启动空压机房系统先在锅炉就地菜单中找到空压机系统如图2。
打开相应的就地门，再去DCS 上启动空压机如图3，注意启动面板上要手动启动时要确认处于手动状态，点击启动后再点击OK 即可。
观察储气罐压力上升。
2图2图323．启动空预器油站到就地图里将就地的一些设备打开，恢复就地系统找到：空预器A 轴承润滑油系统和空预器B 轴承润滑油系统（图4）图4将A 、B 空预器轴承润滑油系统中润滑油系统手动门和冷却水手动门都打开，点击就地控制盘，在弹出窗口中选择一台导向油泵启动并启动支撑油泵，视情况入连锁。
600MW超临界火力发电机组集控运行
3.2机组协调控制系统运行方式
单元机组有五种控制方式：基本模式（BM）、炉跟 机方式（BF）、机跟炉方式（TF）、机炉协调方式 （CCS）、自动发电控制（AGC）。
1 基本模式（BM） a) 基本模式是一种比较低级的控制模式，其适用范围：机组启动 及低负荷阶段；机组给水控制手动或异常状态。 b) 控制策略：汽机主控和锅炉主控都在手动运行方式。在该方式 下，单元机组的运行由操作员手动操作，机组的目标负荷指 令跟踪机组的实发功率，为投入更高级的控制模式做准备。 机组功率变化通过手动调整汽机调阀控制；主汽压力设定值 接受机组滑压曲线设定，实际主汽压力和设定值的偏差做为 被调量，由燃料、给水以及旁路系统共同调节。在任何控制 模式下，只要给水主控从自动切换为手动，则机组的控制模 式都将强制切换为基本模式控制。
4 机炉协调方式（CCS） a) 控制策略：机炉协调方式实际是机跟炉协调方式和炉跟 机协调方式的合成，要求汽机主控和锅炉主控都为自动。按 照所依赖的控制方式不同，可分为两种控制策略。 b) 以炉跟机为基础的机炉协调方式(BF_CCS)：在该方式下， 锅炉主控调节主汽压力，主汽压力设定值接受机组滑压曲线 设定；汽机主控即调节机组功率又调节主汽压力，但其调功 系数大于调压系数，即调功为主、调压为辅。目标负荷为操 作员手动给定，锅炉主控和汽机主控同时接受目标负荷的前 馈信号，可以参与电网一次调频。优点是能够快速响应负荷 变化要求，缺点是锅炉调节波动较大，对锅炉的动态特性要 求较高。 c) 以机跟炉为基础的机炉协调方式(TF_CCS)：在该方式下， 锅炉主控调节机组功率，目标负荷为操作员手动给定；汽机 主控即调节主汽压力又调节机组功率，但其调压系数大于调 功系统，即调压为主、调功为辅。锅炉主控和汽机主控同时 接受目标负荷的前馈信号，可以参与一次调频。优点是机组 运行稳定，压力波动小，缺点是调峰能力稍弱。 d) 机组正常运行时应尽可能采用机炉协调控制方式。
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凝结水系统（包括低加水侧）注水排空，完毕后启动（ ）号凝结水泵，停止锅炉上水泵，通过5号低加出口门前放水进行管道冲洗，水质合格后关闭。投入除氧器、排汽装置水位自动，凝结水再循环门自动。
31
投入锅炉燃油系统循环。
32
检查确认锅炉上水泵运行正常，投入炉水泵注水系统，对炉水泵进行注水。
33
投入除氧器加热，控制给水温度在80℃。
79
对A磨煤机进行暖磨。
80
投入锅炉连排、加药、取样，通知化学进行炉水监督。
81
检查锅炉下列保护投入：
82
送风机全停
吸风机全停
手动停炉
汽包水位高高
汽包水位低低
炉膛压力低低
炉膛压力高高
三台炉水循环泵工作不良
汽机跳闸
扫描风机出口母管压力低低
丧失所有燃料
全炉膛灭火
总风量极低空预器全停83A磨煤机具备等离子方式投入条件，将A磨煤机切换至“等离子”方式。
3
检查厂房内各处的照明及事故照明系统均正常。
4
检查消防水系统、消防设施齐全完整。
5
检查5号机组压力表、流量表、温度表、水位表及保护仪表信号一、二次门开启，表计放水门关闭。
6
检查控制电源、操作电源、仪表电源等均应送电且正常，联系热工检查DEH控制系统正常，TSI系统正常投入。
7
确认5号机组有关设备、系统联锁及保护试验正常，气动门、电动门试验正常。
119
当汽轮机转速大于3rpm，检查盘车装置自动脱开，停止盘车电机运行。
120
汽机升速到600rpm后，进行远方打闸试验和“摩擦检查”。
121
低速检查结束后，机组重新挂闸，设定目标转速为2000rpm，升速率为150 rpm/min，按“GO”键，汽轮机转速开始上升直至2000rpm中速暖机转速。
122
111
检查汽轮机以下保护投入：
TSI超速停机
EH油压低停机
润滑油压低停机
轴向位移大停机
手动停机
MFT停机
高排温度高停机
轴振大停机
DEH超速停机
DEH DPU 电源故障停机
胀差大停机
112
检查汽轮机以下保护解除：
真空低停机
发电机故障停机
DEH背压高停机
高压缸透平压比低停机
汽机跳闸锅炉MFT保护
113
全面检查机组各系统正常，机组具备启动条件。
当汽轮机转速达1200rpm，检查顶轴油泵自动停止。
123
当转速到达2000rpm，暖机150min。
124
调节级金属温度达到180℃以上时，中速暖机结束，记录主汽温度（ ）℃、再热汽温度（ ）℃。
125
暖机结束后，点击DEH控制画面的“控制设定”按钮，打开操作面板，设定目标转速为2900rpm。
126
热力机械操作票
班组：编号：
操作开始时间： 年 月 日 时 分
操作结束时间： 年 月 日 时 分
操作任务：5号机组冷态启动
√
顺
序
操 作 项 目
操作时间
时
分
1
得（ ）值长令，准备启动5号机组。
机组启动前检查与准备
2
检查所有系统检修工作结束，设备及管道连接完整、保温完好，现场整洁，工作票已收回，安全措施已拆除，检修交待事项及设备变更情况已记入台帐并验收合格。
39
待确认炉水冲洗合格，停止冲洗放水，锅炉继续上水。
40
锅炉汽包至正常水位，进行炉水泵点动排汽，同时检查确认热工较验差压表计准确无误。
41
锅炉炉水循环泵点动排气完毕，投入（ ）炉水循环泵。
42
将汽包上至+254mm ,做汽包水位高MFT动作试验合格。
43
汽包水位高MFT试验合格后，开启放水将汽包水位降至-381mm，做汽包水位低MFT动作试验合格，运行炉水泵全部跳闸。
点击DEH控制画面的“升速率”按钮，打开操作面板，设定升速率为150rpm/min。按“GO”键，汽机开始升速。
127
当转速达2900rpm后，点击DEH控制画面的“阀门管理”按钮，点击“TV-GV Xfbr”，并按“CONFIM”，阀切换开始。
128
阀切换完毕，检查一切正常，开始升速。
129
点击DEH控制画面的的“控制设定”按钮，打开操作面板，设定目标转速为3000rpm，升速率50rpm/min，按“GO”键，汽机开始升速。
22
启动（ ）号闭式水泵，闭式冷却水系统投入正常。投入各辅机冷却水系统，并投入冷却水各调门自动。
23
启动（ ）号空压机投入压缩空气系统投入正常。
24
投入辅助蒸汽系统，辅汽母管压力（ ）温度（ ），投入辅汽压力自动。
25
发电机充氢至0.2MPa，启动（ ）号定子冷却水泵，投入定冷水系统，并联系化学化验水质合格，否则及时换水。
8
检查主油箱油位在（ ）mm。化验主油箱油质合格。
9
检查EH油箱油位在（ ）mm。化验EH油油质合格。
10
检查A 、B 、C 给水泵耦合器油位正常，联系化学化验油质合格。
11
检查水塔补至正常水位。
12
检查除盐水准备充足，500m3水箱补至( )mm，投入补水自动。
13
检查确认各辅助设备送至动力电源位置。
114
点击DEH控制画面的“控制模式”按钮，选择“OPERATOR AUTO”，按“IN SERIVCE”
115
点击DEH控制画面“LATCH”按钮，在对话框中选择“LATCH TURBINE”，点“CONFIM”就地检查确认危急跳闸系统已挂闸，跳闸杆处于正常位，薄膜阀已经关闭，上部润滑油压力为0.7MPa。
138
检查发电机同期装置无压合闸切换开关在“退出”位置
139
合上发电机同期装置电源开关
140
在DCS点击5号发变组500kV5012开关
141
在5号发变组500kV 5012开关操作对话框中点击“待并母线投入”
142
在5号发变组500kV 5012开关操作对话框中点击“出口母线投入”
143
在5号发变组500kV 5012开关操作对话框中点击“合闸允许”
104
检查主变冷却器电源已经送电
105
启动5A，5B高厂变冷却器运行
106
将发电机出口TV1 TV2 TV3送电
107
检查发电机中性点接地变压器及电阻良好，合上5号发电机中性点接地变压器刀闸
108
将发电机励磁系统送电
109
检查发变组保护A屏B屏C屏保护装置显示正确
汽轮机冲转、定速
110
盘车连续运行4小时以上，汽缸内和轴封处无动静摩擦等异常声音。
90
锅炉按冷态启动升温、升压曲线进行升温、升压。
91
汽包压力达到0.2MPA，开启高、低压旁路。
92
汽轮机真空达75Kpa时，全开低压旁路减压阀。
93
低旁投运后，可根据再热器压力打开高旁减压阀。
94
高旁开启后，应控制高旁减压后压力＜3.2MPa，减温后温度＜320℃。
95
低旁投入后，保证低旁减温后温度＜160℃，低压缸排汽温度＜120℃。
130
汽机定速后，全面检查机组各部运转情况。
131
确认主油泵进出口油压正常后，停止润滑油泵和氢密封备用油泵运行。
132
发电机补氢至0.4±0.02MPa。调整发电机氢气入口温度45±1℃。
133
调整定子冷却水量90±3t/h，水温40～45℃；定子冷却水压力0.25～0.35MPa。
发电机并网、加负荷
69
启动（ ）密封风机。
70
调整密封风压正常后，开启各磨煤机、给煤机密封风门。
71
至少保持二台磨煤机（ ）通风，启动5号锅炉( )一次风机，调整一次风压≥8.0kPa。
72
投入A磨煤机等离子油燃烧室（ ）火检冷却风机，另一台投入联锁备用。
73
投入A磨煤机等离子（ ）号冷却水泵，另一台投入联锁备用。
74
116
点击ETS控制画面的“ETS 复位”按钮，检查ETS无报警信号， RSV、GV全开。
117
点击DEH控制画面的“控制设定”按钮，打开操作面板，设定目标“TARGET”转速为600rpm，点“确认CONFIM”。
118
点击DEH控制画面的“RATE升速率”按钮，打开操作面板，设定升速率为150rpm/min，点“CONFIM”，按“GO”键，汽机开始升速。
锅炉点火、升压
63
检查锅炉具备点火条件。
64
投入锅炉炉膛烟温探针。
65
开启燃油系统辅汽各疏水门。
66
开启（ ）层油枪供油手动门，检查确认各油枪压缩空气手动门在开启状态。
67
调节总风量大于900kNm3/h，调节二次风门挡板到点火位置，调整要投入油枪层二次风门在35%位置。
68
调整燃油母管压力3.0MPa。
144
在5号发变组500kV 5012开关操作对话框中点击“装置启动”
49
投入各辅机油站运行，检查油压正常
50
启动并投入5号锅炉（ ）空气预热器运行
51
将空气预热器油泵联锁投入自动位置
52
检查空气预热器运行正常，着火报警温度测点显示正常
53
启动（ ）火检冷却风机，投入联锁开关。
54
启动（ ）引风机。
55
投入（ ）送风机，调整炉膛负压-30Pa左右。
56
投入启动（ ）引风机。
134
待机组定速后，检查5号发电机CRT中励磁调节器控制方式在“自动”，“远方”控制
135
得值长令在发电机CRT中点击励磁启动按钮