机组冷态与热态启动。
单元机组的热态启动
• 27. 启动排油烟风机，投入冷油器冷却水运行，控制油 温在35-45℃. • 28. 当主蒸汽压力4.2MPa以上，主蒸汽温度380℃以上， 真空-61KPa以上，润滑油压0.08-0.12MP ,投入轴向位移 保护、低油压保护、轴承回油温度高保护、推力轴承温度 高保护、电磁遮断超速(OPT)保护投入29. 冲转前参数： 胀差 轴向位移 主蒸汽压力 主蒸汽温度 调 速油压 润滑油压 润滑油温 • 30. 关闭电动主汽门旁路门。
• • • •
• 6. 凝汽器、除氧器水位正常，经化验水质合格。 • 7. 冷却塔、综合水泵房前池、射水箱水位正常；水质合 格 • 8. 主油箱油质合格；油位显示正常。 • 9. 启动交流润滑油泵，系统充油，检查油系统无泄露， 各轴承回油正常。 • 10. 检查润滑油压0.08-0.147MPa，投入盘车装置运行。 • 11. 给水泵、循环水泵、凝结水泵、射水泵、消防水泵、 工业水泵联锁试验合格。
• 12. 启动1# 凝结水泵，打开凝结水泵再循环门投入凝结 水再循环水系统运行。 • 13. 联系配合热工做手拍危急遮断器和手按停机按钮试验、 低油压保护试验、轴 向位移保护试验、电磁遮断超速 （OPT）保护试验、电超速（OPC）保护试验、轴承回油 温度高保护试验、推力瓦块温度高报警试验、发变组跳闸 联跳汽轮机保护试验、汽机遮断联动发变组跳闸保护试验、 低真空保护试验正常。
• 23. 冲转前启动循环水泵，开启凝汽器出入口放空气门， 待有水溢出后关闭空气门，开启凝汽器进出口门，投入凝 汽器运行。 • 24. 冲转前启动轴封风机，调整开启均压箱至轴封进汽门， 保持压力：投入轴封供汽。 • 25. 冲转前检查补充射水箱至正常水位。启动射水泵，开 启射水泵出口门、检查开启至凝汽器空气门；凝结器开始 抽真空。 • 26. 启动高压油泵，停交流润滑油泵。
电厂机组启停操作
王曲电厂机组启停操作1、机组启动通则2、机组冷态启动3、机组温态与热态启动4、机组停运第一机组启动通则1、新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。
2.、机组在下列情况下禁止启动或并网-机组主保护有任一项不正常。
-机组主要参数失去监视。
-机组主保护联锁试验不合格。
-主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。
-机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。
-高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。
-任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。
-汽轮机转子偏心度≥110%。
-汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。
-汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。
-汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。
-高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。
-锅炉水压试验不合格。
-汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。
-仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。
-电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。
-机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。
-锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。
3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动-执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。
-机电炉大联锁试验。
-MFT跳闸联锁试验。
-OFT跳闸联锁试验.-主、辅设备保护、联锁试验。
-吹灰系统程序试验。
-油枪投退程序试验。
-水压试验（受热面检修后或大修后）。
-凝汽器检漏试验。
-发电机气密性试验（大修后）。
-汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验-汽轮机低油压试验-调节系统的静态试验。
4、机组状态规定-汽轮机状态规定（根据中压内缸壁温划分）冷态：T＜305℃-温态：305℃≤T＜420℃热态：420℃≤T＜490℃极热态：T ≥490℃-锅炉状态规定（根据锅炉启动前主汽压划分）冷态：压力＜6.0MPa 温态：压力6.0～7.95MPa热态：压力7.95～10MPa 极热态：压力＞10MPa第二机组冷态启动机组的冷态启动是在机组长时间停运后，锅炉以及汽轮机本体压力、温度都很低的情况下的启动。
机组热态启动
6、在盘车状态下应先送轴封，后抽真空，注意轴封蒸汽温度与汽轮机缸
温相匹配。
华润电力（温州）有限公司 China Resources Power （Wenzhou） Co., Ltd
7、汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶 段但转速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在临界转速区域冲转升速。 8、汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属变化率、高低压 差胀、汽缸膨胀变化和机组振动情况。 9、注意控制好汽轮机进汽参数，尽快升速带负荷到与缸温对应的负荷点， 防止汽轮机冷却，防止负胀差的出现（密切监视胀差的变化，以调整机 组冲转速度、升负荷速度，同时调整真空、轴封蒸汽压力温度）。 10、对跳闸后的磨应尽快进行惰化处理（防爆）。
华润电力（温州）有限公司
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7、汽轮机冲转前，必须确认汽轮机处于盘车状态或汽轮机还处于惰走阶段但转 速不在临界转速区域内，严禁汽轮机在临界转速区域冲转升速（避免临界转速长 期停留，减少共振出现）。 8、汽轮机冲转升速时，应严密监视高中压缸第一级金属变化率、高低压差胀、 汽缸膨胀变化和机组振动情况。 9、注意控制好汽轮机进汽参数，尽快升速带负荷到与缸温对应的负荷点，防止 汽轮机冷却，防止负胀差的出现（防止冲转参数低，进冷汽）。 10、对跳闸后的磨应尽快进行惰化处理（特别是烧挥发分较高煤种，如印尼煤）。 a、给水流量，当温降速度<2.0℃/min和水冷壁出口各金属温度的偏差不超过 50℃，可逐步增加给水流量至758t/h。 b、若邻机运行正常，启动汽泵后维持一小流量上水，投入邻机加热以提高上 水温度。邻机加热投入正常后，逐步增加给水流量至758t/h（匹配1号高加出口 水温与对应压力下的饱和值，避免临机加热过饱和，特别是在炉水循环泵运行情 况下，容易使炉循泵入口汽化，导致上水流量波动，MFT动作可能性）。 c、给水流量维持在758t/h以上，进行炉膛吹扫，吹扫完成即复置MFT继电器， 锅炉点火。 华润电力（温州）有限公司 China Resources Power （Wenzhou） Co., Ltd
300MW、600MW超(超)临界汽轮机启动方式
机组冷态、温态、热态及极热态启动时高压段开启疏水
1.高压主汽阀阀体上部疏水； 2.高压主汽阀阀体下部疏水； 3.高压主汽管疏水； 4.高压内缸疏水； 5. 汽缸夹层加热进汽联箱及引 入管疏水； 6.一、二段抽汽逆止门及阀前疏 水。
机组冷态、温态、热态及极热态启动时中压段开启疏水
1.中压进汽腔室疏水； 2.高排逆止门前疏水； 3.三、四段抽汽逆止门及门 前疏水； 4.中压联合主汽阀阀壳疏水。
机Hale Waihona Puke 冷态、温态、热态及极热态启动时低压段开启疏水
1.五、六段抽汽逆止门及门 前疏水； 2.轴封系统及轴封供汽管疏 水。
你学会了吗？
5.转子脆性转变温度为121℃。
300MW、600MW汽轮机典型启动方式
1.冷态启动：汽轮机调节级金属温度＜150℃时， 主蒸汽参数：3.45 MPa/300℃，再热蒸汽参数： 温度0.686MPa/237℃,作为冲转参数。 2.温态启动：汽轮机调节级金属温度（150～300） ℃时，主蒸汽参数：5.88MPa/370℃， 再热蒸汽 参数：0.686MPa/237℃,作为冲转参数。 3.热态启动：汽轮机调节级金属温度（300～400） ℃时，主蒸汽参数 7.85MPa/450℃； 再热蒸汽参 数0.883MPa /450℃,作为冲转参数。 4.极热态启动：汽轮机调节级金属温度＞400℃ 的极热态时，主蒸汽参数9.81 MPa/ 460℃；再热 蒸汽参数0.883 MPa/ 460℃,作为冲转参数。
300MW、600MW超（超）临界
汽轮机 典型启动方式
300MW、600MW汽轮机启动原则
1.无论冷、热态启动，主、再热蒸汽温度必须 大于汽缸最高金属温度50℃以上，但不能超过
额定主、再热蒸汽温度，主汽门入口处的主蒸 汽至少应有50℃以上的过热度。 2.冷态启动时，蒸汽参数应符合汽轮机冷态滑 参数启动要求，且主、再热蒸汽温度之差≯40℃， 主、再热蒸汽两侧的温差均≯17℃。 3.冷态启动时最大升负荷率1MW/min；温态启 动时升负荷率3MW/min热态启动时升负荷率 4MW/min；极热态启动时升负荷率6MW/min。 正常运行中，建议负荷变化率：定压时≯3%THA MW/min，滑压时≯5%THA MW/min。 4.热态启动时，蒸汽参数应符合汽轮机热态滑 参数启动的要求。
机组冷态与热态启动。
1.1机组冷态启动1.1.1辅助系统的投运1.1.1.1所有具备送电条件的设备均已送电。
1.1.1.2根据锅炉点火时间至少提前一天联系辅控投运电除尘器绝缘、灰斗加热器和各电场振打装置及除灰系统的辅助设备及系统运行。
通知燃运值班员检查运行燃运系统并向原煤仓上煤。
1.1.1.3厂用补充水系统、工业水系统投入，联系化学，向冷却塔补水至正常水位；除盐水系统投运，凝补水箱充水至正常水位。
1.1.1.4仪用空压机系统投入，维持仪用空气母管压力0.6～0.7MPa。
1.1.1.5启动一台循环水泵，正常后投入联锁。
1.1.1.6开式水泵投运前，开式水用户由工业水供水，当用水量较大时，及时启动一台开式水泵，系统各用户按规定投入运行。
1.1.1.7用除盐水或凝结水输送泵向闭冷水箱补水至正常后，启动一台闭式水泵运行正常，联锁试验正常，投入联锁，并通知化学化验水质合格。
1.1.1.8检查主油箱油质合格，油位正常。
润滑油温＞10℃时，启动主机轴承油泵运行，使轴承油压达到0.083～0.124MPa，检查润滑油管道、法兰和冷油器无泄漏。
主机润滑油系统油泵联锁试验正常，并进行油循环至化学化验油质合格。
1.1.1.9润滑油质合格后，投入发电机密封油系统，油泵联锁试验正常。
1.1.1.10发电机介质置换完毕，投入氢气干燥装置。
检查定冷水水质合格，启动一台定子冷却水泵运行正常，做联锁试验，投入联锁。
冬季水温低时可投入定子水蒸汽加热，维持定子冷却水温高于氢温。
1.1.1.11启动一台顶轴油泵正常后投入汽轮机盘车运行，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，盘车电流正常。
冲转前连续盘车时间保证不少于4h，投运盘车装置之前，润滑油的最低进油温度不得低于21℃。
1.1.1.12联系化学用pH为9.2～9.6的除盐水向凝汽器补水至正常水位，根据水质情况对凝汽器热井进行冲洗，直至热井水质合格（清澈透明）。
1.1.1.13低压管路清洗：凝结水管路充水排空后，启动凝结水泵对凝结水管路及低加系统冲洗，通过#5低加出口电动门前管道排放。
汽轮机冷热态启动
汽轮机冷热态启动相关知识
1、汽轮机热态启动的金属温度水平是如何划分的?
金属温度低于150℃～180℃者称为冷态启动;金属温度在180℃～350℃之间者称为温态启动;金属温度在350℃以上者称为热态启动。
有时热态又分为热态(350～450℃)和极热态(450℃以上)。
2、热态启动应具备的条件是什么?
上、下缸温差在允许范围内;大轴晃度不允许超过规定值;启动参数的匹配要符合规程要求;润滑油温不低于35～40℃;胀差应在允许范围内。
3、汽轮机热态启动应注意那些问题?
汽轮机的热态启动是在盘车连续运行前提下先送轴封汽，后抽真空，且轴封供汽温度应根据转子表面和汽缸温度水平及胀差确定;热态启动时应加强疏水，防止冷水冷汽进入汽缸，真空应适当保持高一些;热态启动时，法兰螺栓加热装置的投入，要根据汽缸的温度水平而定;根据高压缸调节级金属温度在热态启动曲线上确定汽轮机冲转参数、初负荷(系指高压缸调节级汽温与金属温度不匹配度低于精确匹配线以下所确定的最低负荷)、5%额定负荷保持时间及其升速率，注意汽轮机高压缸调节级蒸汽温度与其金属不匹配度须在-56～111℃之间;主蒸汽温度要在最低过热度为50℃的情况下向汽轮机送汽，主汽阀前蒸汽参数应处于主汽阀启动蒸汽参数曲线所示的标有在切换转速下、主汽阀进口的最低汽温的曲线上;热态启动的冲转及带负荷方式与冷态启动相同，但要求顺利迅速地进行;机组升负荷过程中，要密切注意主蒸汽温度、胀差、缸胀和机组的振动情况，主蒸汽温度的剧烈变化对汽轮机的一切运行状态都可能造成严重后果。
单元机组启动资料讲解
开大 减温水：汽温降低； 开大旁路阀：汽温升高。 4.再热蒸汽压力的调节方法
开大低压旁路调节阀开度：再热蒸汽压力降低。 5.再热蒸汽温度的调节方法：
开大高压旁路减温水阀门开度，再热蒸汽温度降低。 6.汽包压力至0.15～0.2MPa时，关闭锅炉所有放空气门 7.汽包压力升至(0.35～0.5)MPa时，关闭初级过热器进口疏水门.
（回油就地手动阀开度小，油压升高，油抢进油量增加）
2.尽量用油量的增或减来控制升温升压速度。
*汽包水位的控制：
初期：液力偶合器手动，由旁路阀手动控制上水。
汽包水位高，可停止上水和通过事故放水或连排等降低水位。
逐步过渡：旁路阀控制上水；电动给水泵手动上水；
主路上水；电动给水泵自动上水。
*其它工作：
1）自然循环锅炉：
（1）均匀炉内燃烧。
（2）尽快建立正常水循环：
a）加强水冷壁下联箱放水， b）采用邻炉蒸汽加热，
c）在不加快升压速度情况下，增大产汽量。（开大排汽，提高燃烧）
（ 3）加强监视水冷壁膨胀指示器。
2）控制循环锅炉：点火前启动循环泵。
3）直流锅炉：正确使用启动旁路系统。
锅炉启动
*对过热器的保护方法： (1)在蒸发量小于10%额定值时，通过控制燃烧率及火 焰中心，限制过
引风机→送风机→给粉机→一次风机→排粉机→给煤机→磨煤机 2）单台辅机连锁试验 3）制粉系统连锁试验 4.安全门实验：
目的检查锅炉过热器、再热器安全门的可靠性。 先冷态试验合格，再热态试验。 5.锅炉MFT保护试验。 6. 机、炉、电大连锁保护。
1
锅炉启动
机组甩负荷（FCB) 在汽轮机或电气方面故障时，锅炉保持低负荷。 5%FCB：发电机与电网解列，机组带5%的厂用电。 0%FCB: 汽轮发电机组故障，锅炉维持燃烧。 机组快速减负荷（RB) 主要辅机突然停运，单元机组快速降低负荷到某状态。 50%RB：主要辅机突然停运，机组负荷降到50%额定值。 75%RB：主要辅机突然停运，机组负荷降到75%额定值。
汽机部分
1 、汽机冷、温、热、极热态的划分冷态启动：金属温度≤150℃温态启动：金属温度在150 -300℃热态启动：金属温度在300-400℃极热态启动：金属温度≥400℃2 、汽机冲转时的主蒸汽参数（1）冷态启动时：主蒸汽温度为280±10℃，主汽压力为1.0Mpa。
（2）温态启动时：主蒸汽温度为400±10℃，主汽压力为1.6 Mpa。
（3）热态启动时：主蒸汽温度为440±10℃，主汽压力为3.6 Mpa。
（4）极热态启动时：主蒸汽温度为510±10℃，主汽压力为4.5Mpa。
3 、高加投停原则先投水侧再投汽侧，先投低压抽汽再投高压抽气先停汽侧在停水侧，先停低压抽气再停高压抽气4 、高加水位高现象高Ⅰ值报警，高Ⅱ值时开放水门放水，高Ⅲ值时高加解列，走旁路。
5 、高加水位高有和危害1，影响高加传热效果，使机组效率降低。
2，高加内疏水可能进入汽轮机，使汽缸和转子急剧冷却，热应力过大，损坏汽轮机，同时水冲击对汽轮机的影响也很大。
6、高加解列后对主、再热蒸汽温度有何影响燃烧工况不变的情况下，主再热蒸汽温度均升高。
7 、冷油器投停原则先投油后投水，先停水后停油。
8、旁路投停及注意事项。
先投三级减温减压装置，再投二级旁路，投一级旁路;先停一级旁路，再停二级旁路，再停三级减温减压装置;注意事项：投停前应对系统进行充分暖管疏水；减压装置投停时，应根据蒸汽参数的需要进行调整，尽量避免快关快开减压阀，以防止蒸汽参数突升突降，高低压旁路减温水投入时，应缓慢均匀的调整，防止管道发生水冲击。
9、先投减压后投减温，先停减温后停减压。
10、什么叫胀差？轴向位移？正负如何分？其各自死点位置？胀差：汽轮机在启停或变工况时，转子和汽缸分别以各自的死点膨胀（或收缩），二者热膨胀之差。
区分：转子的膨胀大于汽轮机的膨胀为正胀差，转子收缩大于汽缸收缩为负胀差。
转子死点：推力轴承、低压缸死点：低压缸纵销与横销的交点轴向位移：汽轮机转子沿汽轮机大轴的移动距离。
机组热态启动
机组热态启动1 热态启动准备1.1 启动前检查与准备1.1.1 热态启动前的准备工作按冷态启动规定执行；1.1.2 冲转前连续盘车的时间不得少于4h，大轴偏心＜0.076mm；1.1.3 电泵提前做好注水排空气工作，具备随时启动的条件；1.1.4 根据汽包壁温，将除氧器投加热，使给水温度符合锅炉上水要求；1.1.5 送轴封前应充分暖管疏水，严禁冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统；1.1.6 高中压轴封进汽温度应尽量接近高中压转子表面温度，其温差应小于111℃，低压轴封进汽温度应保持在121℃～177℃；1.1.7 发电机备用不超过48h，且无使发电机绝缘降低的异常情况，开机前可不测发电机绝缘；1.1.8 大机汽轮机润滑油温不低于43℃，在38～45℃之间，满足其它冷态冲转条件；1.1.9 点火后环形集箱5%疏水旁路各门开启，用该疏水门配合控制锅炉升温、升压；1.1.10热态启动时的点火、升温、升压应按照热态启动曲线进行，其操作步骤可参照冷态启动进行；1.1.11热态启动使用高温压辅助汽联箱汽源，温度达到要求后，向轴封送汽，同时启动真空泵，凝汽器抽真空。
1.2 冲转参数的选择1.2.1 在DEH上检查第一级金属温度和中压缸第一级静叶持环温度≥204℃，并根据第一级金属温度在附录“机组热态启动曲线”中确定冲转参数；1.2.2 根据冲转参数在附录中确定升速率、初负荷及初负荷保持时间；1.2.3 主蒸汽温度至少要高于调节级处内上缸内壁温度 56～111℃；1.2.4 主汽压力9.8MPa，且过热度＞56℃；1.2.5 第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差，及热再热汽温与中压进汽持环金属温度之差，控制在±37.8℃之内，应保持金属温度不下降，但任何时候不得高出111℃或低于56℃；1.2.6 轴封供汽温度应与高压转子温度相匹配，可用主汽供给。
1.3 锅炉点火升压1.3.1 锅炉点火启动步骤按冷态启动进行；1.3.2 锅炉点火后，投入空预器连续吹灰，在各部膨胀及壁温允许的情况下，强化燃烧，尽快达到制粉条件；1.3.3可在投油后投入制粉系统运行，但投运前经值长同意，联系热工解除汽机跳闸保护，并列后投入；1.3.4 合理利用5%旁路控制升温、升压速率，控制炉膛出口烟温＜540℃；1.3.5 注意监视各段汽温和管壁温度，必要时投入减温水运行，并密切监视减温器后汽温变化；1.3.6 主、再热蒸汽管道必须进行充分的疏水；1.3.7 达到冲转参数后，减少燃料量，关闭5%旁路系统，然后汽轮机冲转。
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？
汽轮机开机步骤
汽轮机开机步骤汽轮机的启动一般可分为：极热态启动、热态启动、温态启动和冷态启动。
一、极热态启动由于汽轮机上下气缸温度接近额定值，所以冲转时的参数应达到汽轮机的额定值（即额定参数启动）为好，而且冲转时间越短越好（一般小于6分钟），以保证汽轮机启动时的负胀差在规定范围内。
二、热态启动由于汽轮机上下气缸温度较高（一般为250度以上），所以冲转时的参数中汽温应高于对应监视段温度的50度以上，并且主蒸汽的过热度也应达到50度以上，主汽压力可以低点，主要以温度达到要求为标准，启动时间尽可能缩短（一般为10分钟左右）并保证负胀差在规定范围内。
三、温态启动一般汽轮机上下缸（监视段）温度在220度以上，所以冲转时的参数中汽温应高于对应监视段温度的50度以上，并且主蒸汽的过热度也应达到50度以上，主汽压力可以低点，主要以温度达到要求为标准，启动时间应比规程规定的冷态启动时间缩短一半，加负荷时要尽量监视好正胀差不超过规定值，否则要降低加负荷的速度。
四、冷态启动（汽轮机上下汽缸监视段温度小于220度）一般采用滑参数启动，进汽参数根据锅炉的速度来进行，但在启动过程中要时刻注意正胀差的变化情况。
（此种启动方法最简单）。
开机前应该做全面检查，排除一切不安全因素。
启动步骤：1、慢慢开启主汽门，当转子转动后立即关小主汽门，保持一定转速，仔细测听内部声音，是否有不正常声音。
2、当一切正常时，开主汽门维持转速400-800间固定转速进行暖机（我在新机调试时都用500r/min的转速暖机，大约用30分钟以下)，历时15-20分钟，此时注意轴承温升和各部分膨胀和震动情况。
3、肯定机组一切正常后逐渐开启主汽门，升速一般选择500r/min。
4、当转速接近额定转速时，投入电调控制。
5、调节阀门开始动作后，逐渐全开主汽门，然后将手轮倒转半圈，电调控制空负荷运行正常后再进行各项试验。
《汽轮机运行》是中国电力出版社2004年1月1日出版的图书，该书以我国早期定型制造的大型再热式200MW汽轮机为基础，介绍了国产200MW汽轮机过去通常的起停运行方式程序及其多年来存在的若干技术问题，重点介绍了能有效防止汽轮机且异常振动的新模式。
350MW机组整套启动方案解析
2 X 350MW机组整套启动方案1. 机组启动原则1.1汽轮机启动状态的规定汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为：a)冷态启动：金属温度W121℃；b)温态启动：金属温度在121〜250℃；c)金属温度在250〜450℃之间；d)极热态启动：金属温度三450℃。
1.2汽轮机启动规定1.2.1汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂；1.2.2汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。
1.3机组首次冷态启动程序整套启动前的条件确认一辅机分系统投入一机组冲动一盘车脱扣检查一摩擦及低速检查(400r/min) -中速暖机(1000r/min)-高速暖机(2040r/min) 一阀切换一定速(3000r/min)一打闸试验一安全装置在线试验一机械飞锤压出试验一油泵切换试验一DEH参数点调整一电气试验。
机组并网一带18〜35MW运行3〜4小时一机组解列一做汽门严密性试验一做超速试验。
机组并网一负荷70MW、投高加一负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，机组甩50%负荷试验。
机组并网一负荷210MW,做进汽阀门试验一负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统一负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。
冷态、温态、热态和极热态启动试验一机组带负荷350MW连续168 小时运行一进入试生产阶段。
2. 整套启动前应具备的条件2.1汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完；2.2厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠；2.3主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除；2.4调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除，恢复常设的警告牌和护栏；2.5设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确；2.6消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态；2.7不停电电源切换试验做完，投入备用；2.8机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常；2.9确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实际状态相符；2.10启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好；2.11整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕；2.12建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成；2.13编制试验程序，绘制系统图；2.14准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看；2.15按照组织机构，通知有关人员到岗；2.16保安电源切换试验完毕，经验收合格，可靠投入。
单元机组启动概述
（三）锅炉点火 1、锅炉点火前的吹扫 目的：清除锅炉可能残存的可燃物，防止点火时发生炉内 爆炸。 吹扫程序：将燃烧器各风门置于吹扫位置，启动空气预热 器，启动引风机、送风机，建立吹扫通风量，调整炉膛 负压在40-50pa，对炉膛、烟、风道进行吹扫。 吹扫风量：锅炉吹扫风量根据其结构和制粉系统的型式而 略有不同，吹扫风量通常保持在25%-30%额定风量，时 间不少于5~10分钟；对于煤粉炉的一次风管亦应吹扫， 吹扫时应逐根进行，每根风管吹扫时间约为2~3min。 2、锅炉点火 点火系统，前后墙最下层采用等离子点火方式（暂定两层， 保留油枪及其点火装置）、其余层采用卖方成熟的点火 方式点燃轻柴油，然后点着煤粉。
若振动突然增加0.05mm，应故障停机。 3）在加负荷及暖机过程中，注意轴向位移、胀差、汽缸 膨胀情况，保持正常值范围。 4）严格监视轴承温度、油压、回油温度应保持在正常值 范围内。 5）注意检查除氧器，凝汽器，高低压加热器水位在正常 值范围。 6）润滑油温保持在38~45°之间，EH油温在20~60°之间。 7）机组冷态启动时，应记录各暖机转速，负荷下的高压 内下缸调节级处金属温度，以作为机组停机后再次启动时 的依据。
优点：大大减小了蒸汽与金属温差；使汽缸与转子热应力 减小；节省了启动时间。注意疏水问题。
（六）汽轮机冲转、升速与暖机 1、冲转条件 1）主要技术参数指标符合机组冲转要求：胀差、轴向位 移、转子偏心度、油温、油压、真空等。 2）锅炉点火前投入连续盘车2h以上（热态4h），主轴晃 度不大于原始值0.02mm。 3）冲转前，试验工作全部完成且试验结果均应正常，必 要时保护全部投入。（一般低真空保护、发电机主保护、 低汽温保护可以先不投入） 4）真空值一般为70kPa左右。？ 5）机组各疏水门已开启并且疏水畅通，机组各部疏水已 充分疏尽。 6）蒸汽已到达冲转参数，蒸汽过热度大于50°，且与汽 轮机各部件温度相匹配。
300MW、600MW汽机、锅炉启动状态划分的依据
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灭火
启动状态 冷态 暖态 温态 次热态 热态 冷态 暖态 温态 次热态 热态
定义 汽包壁温≤100℃，汽包压力≤0.1MPa 100 ℃＜汽包壁温≤150 ℃，0.1MPa＜汽包压力≤0.5MPa 150℃＜汽包壁温≤20 0 ℃，0.5MPa＜汽包压力≤1.5MPa 200 ℃＜汽包壁温≤250 ℃，1.5MPa＜汽包压力≤4.0 MPa 汽包壁温＞250℃，汽包压力＞4.0 MPa 汽包壁温≤100 ℃，汽包压力≤0 .1MPa 100 ℃＜汽包壁温≤160 ℃，0.1MPa＜汽包压力≤0.6MPa 160℃＜汽包壁温≤220℃，0 .6MPa＜汽包压力≤2.3MPa 220℃＜汽包壁温≤28 0 ℃，2.3MPa＜汽包压力≤6.5MPa 汽包壁温＞280 ℃，汽包压力＞6.5MPa
300MW、600MW
汽机、锅炉
典型启动
划分依据
300MW汽轮机四种典型启动方式
DEH在每次挂闸时，自动根据汽轮机调节级处 高压内缸上壁温T的高低，将机组划分为冷、 温、热、极热四种热状态。若上壁温度坏， 自动由下壁温度信号代替。在刚运行时，设 置相应的初始升速率。
温 度（T）
热状态
升速率
T＜150℃
启动状态
汽轮机高压进汽室下内壁金属温度T（℃）
启动方式
冷态 温态 热态
T ≤240℃ 240℃≤T＜360℃ 360℃≤T＜480℃
冷态 温态 热态
极热态
T ≥480℃
汽轮机启停注意事项
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8.冲转前条件确认
(A)机组辅助设备及系统运行正常，确认汽轮机不存在禁启条件; (B)DEH系统正常; (C)确认汽轮机在盘车状态，转速2.4r/min; (D)汽机冲转前，连续盘车时间不少于4小时，若盘车中断应重新计时。 (E)确认汽水品质合格; (F)低压缸低负荷喷水和凝汽器喉部喷水控制阀的水在备用位置,其控制开关 在自动位; (G)切除高、低压旁路，确认减温水关闭。确认再热汽压力为零，维持主蒸 汽参数稳定; (H)发电机密封油系统、定子冷却水系统及氢气系统运行正常，氢压大于水 压，氢-水压差不低于35KPa; 12
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Ts--蒸汽室金属温度 T2--蒸汽室内壁金属温度
10.并网前应进行的试验项目
(A)进行跳闸试验 a.在就地或远方手动跳闸; b.就地确认高中压主汽门、调门及抽汽逆止门迅速关闭，无卡涩现象; c.控制室CRT报警，机组转速下降; d.当转速降至2900 r/min以下，汽机重新挂闸; e.机组升速至3000 r/min。 (B) 危急保安器充油试验 a）机组大修或调速系统部件检修后的初次启动和机组运行满2000小时， 均应做危急保安器充油试验。 b）汽机危急保安器充油试验须经遥控或就地脱扣试验正常后方可进 行。 (C)做汽轮机OPC动态试验 (D)根据需要做主汽门、调速汽门严密性试验。 汽机试验结束，可根据需要做发电机有关试验。
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10.机组启动、冲转中注意事项及主要控制指标
1) 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； 2) 升速、暖机应按启动曲线进行，按规定转速进行中速暖机； 3) 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常； 4) 在600r/min以下，注意转子的偏心度应不大于原始值的0.076mm； 5) 升速暖机过程中，应注意监视机组振动情况。在中速暖机之前，轴承 振动超过0.03mm应立即打闸停机;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0.200mm应立即停机，严禁强行通过临界转 速或降速暖机； 6) 正常升速率为200r/min左右，过临界转速时迅速平稳通过； 7) 在中速暖机时，应监测振动，并与历史记录对照、分析； 8)监视汽缸壁温、温差变化；注意缸胀、轴向位移、胀差等正常；9) 凝 汽器真空正常，排汽温度<79℃；
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1.1机组冷态启动1.1.1辅助系统的投运1.1.1.1所有具备送电条件的设备均已送电。
1.1.1.2根据锅炉点火时间至少提前一天联系辅控投运电除尘器绝缘、灰斗加热器和各电场振打装置及除灰系统的辅助设备及系统运行。
通知燃运值班员检查运行燃运系统并向原煤仓上煤。
1.1.1.3厂用补充水系统、工业水系统投入，联系化学，向冷却塔补水至正常水位；除盐水系统投运，凝补水箱充水至正常水位。
1.1.1.4仪用空压机系统投入，维持仪用空气母管压力0.6～0.7MPa。
1.1.1.5启动一台循环水泵，正常后投入联锁。
1.1.1.6开式水泵投运前，开式水用户由工业水供水，当用水量较大时，及时启动一台开式水泵，系统各用户按规定投入运行。
1.1.1.7用除盐水或凝结水输送泵向闭冷水箱补水至正常后，启动一台闭式水泵运行正常，联锁试验正常，投入联锁，并通知化学化验水质合格。
1.1.1.8检查主油箱油质合格，油位正常。
润滑油温＞10℃时，启动主机轴承油泵运行，使轴承油压达到0.083～0.124MPa，检查润滑油管道、法兰和冷油器无泄漏。
主机润滑油系统油泵联锁试验正常，并进行油循环至化学化验油质合格。
1.1.1.9润滑油质合格后，投入发电机密封油系统，油泵联锁试验正常。
1.1.1.10发电机介质置换完毕，投入氢气干燥装置。
检查定冷水水质合格，启动一台定子冷却水泵运行正常，做联锁试验，投入联锁。
冬季水温低时可投入定子水蒸汽加热，维持定子冷却水温高于氢温。
1.1.1.11启动一台顶轴油泵正常后投入汽轮机盘车运行，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，盘车电流正常。
冲转前连续盘车时间保证不少于4h，投运盘车装置之前，润滑油的最低进油温度不得低于21℃。
1.1.1.12联系化学用pH为9.2～9.6的除盐水向凝汽器补水至正常水位，根据水质情况对凝汽器热井进行冲洗，直至热井水质合格（清澈透明）。
1.1.1.13低压管路清洗：凝结水管路充水排空后，启动凝结水泵对凝结水管路及低加系统冲洗，通过#5低加出口电动门前管道排放。
启动凝结水泵后及时通知化学投入凝结水加药、取样系统。
1.1.1.14凝泵出口Fe＞1000μg/L走精处理系统旁路，Fe≤1000μg/L时投入凝结水精处理前置过滤器，当凝结水Fe≤500μg/L时投入精处理装置，向除氧器上水冲洗，除氧器上水至1500mm，并远方就地校对水位计。
除氧器出水Fe＜500μg/L，回收进凝汽器。
1.1.1.15投入辅助蒸汽系统（第一台机组启动应提前投入启动锅炉，向辅助蒸汽联箱供汽），投除氧器加热，手动调节进汽门以≯1.5℃/min的速度加热至锅炉要求的上水温度（20～70℃），防止除氧器振动。
之后维持除氧器正常水位和锅炉要求的上水温度。
1.1.1.16根据机组的启动时间及季节情况，投运各辅机润滑油系统运行。
1.1.1.17向锅炉炉水循环泵电机注水。
开启锅炉炉水循环泵注水一次门，对注水管路进行大流量冲洗，联系化学人员取样分析，直至水质合格。
然后向锅炉再循环泵电机腔室和高压冷却器注水，直至锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门后有水连续流出，保持10分钟以上，出水清澈并且水质化验合格，关闭锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门。
1.1.1.18全面检查汽动给水泵系统，其油系统已运行正常，对汽泵及给水管路注水排空（锅炉为冷态时可用凝结水输送泵向给水系统注水及向锅炉上水），给水水质不合格时，应先冲洗合格再切至高加水侧。
1.1.1.19检查汽泵轴封系统、抽汽系统、疏水系统、汽泵本体、给水管路的相关阀门符合启动前要求。
1.1.1.20启动一台EH油泵和一台EH循环泵运行，维持EH油油温35～45℃，并做联动试验，投入备用泵联锁1.1.1.21除氧器出水Fe＜200μg/L，低压系统冷态冲洗结束，进入高压系统冷态冲洗。
1.1.2锅炉上水1.1.2.1在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次。
1.1.2.2上水前通知化学人员制水，加药系统应投运正常。
1.1.2.3水质应为化验合格的除盐水，进水温度20～70℃，进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水，经化验合格，可进水或放水至贮水罐水位10米处，如水质不合格，须将炉水放尽重新上水。
1.1.2.4进水应缓慢、均匀，上水时间夏季不少于2小时，进水流量70～80t/h，其他季节不少于4小时，进水流量40～45t/h，若水温与贮水罐壁温接近，可适当加快进水速度。
1.1.2.5检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启。
1.1.2.6开启锅炉疏水扩容器至化学水处理电动门，关闭排凝汽器电动门，投入361阀自动。
1.1.2.7上水方式：可以采用凝输泵、汽动给水泵上水。
若锅炉为冷态，上水温度与启动分离器壁温差≯40℃。
1.1.2.8采用凝输泵上水操作：1）启动一台凝输泵运行。
2）开启凝结水至锅炉上水手动门、电动门，高加水侧走旁路运行，向给水管道及高加水侧注水，调节锅炉给水流量至80t/h左右。
1.1.2.9采用汽泵上水：1)大小机凝结器通循环水，小机凝结水泵运行。
大小机轴封供汽，抽真空。
2)送轴封前确认主机盘车运行（小机盘车为非必要条件，但为防止小机轴封系统阀门内漏，送主机轴封前小机最好在盘车状态）,轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量，凝汽器已通循环水。
3)投入辅汽至轴封供汽调节站，充分暖管后向轴封供汽，供汽温度应与轴颈温度相匹配。
启动一台轴加风机运行，另一台投入备用。
4)正常情况下，要待轴封送上之后才能开始抽真空。
5)检查开启汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门。
6)关闭凝汽器真空破坏门，启动真空泵进行抽真空。
随真空上升，注意调整轴封母管压力正常。
1.1.2.10轴封汽和真空系统投运的注意事项：1)锅炉点火前投入真空系统。
2)先送轴封汽后抽真空。
3)禁止在转子静止状态下向轴封供汽。
4)轴封蒸汽的过热度应大于14℃。
5)高、中压转子轴封蒸汽与转子表面金属温差应＜110℃。
6)检查确认汽轮机本体疏水阀（包括高压导汽管疏水阀、中压导汽管疏水阀、高压内外缸疏水阀、高排逆止门前疏水阀、高排通风阀前疏水阀、抽汽逆止门前疏水阀）开启。
7)汽动给水泵冲转，保持一定的转速运行，控制合适的出口压力，维持给水旁路调节阀前后压差在正常范围。
8)当给水泵入口水质达到Fe＜100μg/L，高加水侧切至主路。
9)根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在80～90℃。
10)当贮水罐见水后，放慢上水速度，加强监视。
11)当贮水罐水位达到10米，检查361阀开启，自动调节正常。
12)关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕。
当贮水罐压力≥981kPa联锁关闭所有锅炉疏水、排气阀，以防止漏关现象。
1.1.2.11锅炉上水期间以下各放空气阀开启，待见水后关闭。
1)水冷壁中间混合集箱放气一、二次阀。
2)水冷壁出口混合集箱放气一、二次阀。
3)省煤器出口放空气门(贮水箱现水位后关闭）。
4)锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。
1.1.3锅炉冷态清洗1.1.3.1冷态开式清洗1)开始清洗前，确认已完成高压管路清洗；BCP泵及疏水泵备用状态。
2)接受开始清洗指令后，贮水罐水位调节阀开启。
3)开大辅汽至除氧器加热门，保证除氧器出口水温在80℃左右。
4)启动汽泵通过高加旁路向锅炉供水，调整锅炉给水流量30%B-MCR(555t/h)左右，锅炉进行冷态清洗，清洗水经疏水扩容器排至循环水回水管。
5)当贮水罐下部出口水质达到Fe≤500μg/L或者混浊度≤3mg/L；油脂≤1mg/L；pH值≤9.5时，冷态开式清洗完毕。
1.1.3.2冷态循环清洗1)启动炉水循环泵，使锅炉循环水流量为463T/H（25%B-MCR），此时锅炉循环流量调节阀全开。
将给水流量减小至129T/H其中过冷水流量约37T/H（2%B-MCR），省煤器流量约92T/H（5%B-MCR）。
2)启疏水泵开出口至凝汽器电动门（7%B-MCR）左右，关闭疏水泵出口至循环水回水管电动门，清洗水切换至排凝汽器，进行冷态循环清洗。
3)分离器水位变化时，依靠贮水罐水位调节阀调节。
4)维持省煤器入口555T/H清洗流量进行循环清洗，当省煤器入口水质达到电导率≤1μS/cm；Fe≤100μg/L；pH值9.3～9.5时，冷态循环清洗完毕。
5)报告值长锅炉冷态清洗完毕，具备点火水质条件。
1.1.4.1投入炉前燃油系统，炉前燃油压力3.0MPa。
1.1.4.2开启所有油枪进油手动门、压缩空气供气手动门、吹扫蒸汽供汽手动门。
1.1.4.3投入锅炉捞渣机系统。
1.1.4.4投入锅炉火焰电视冷却风，投运火检风机和火焰电视，检查锅炉炉管检漏系统正常投入。
1.1.4.5启动两台空预器运行，开启其风、烟侧挡板。
1.1.4.6通知灰硫投入电除尘一电场。
1.1.4.7开启所有未运行引、送风机的进、出口挡板及动叶，建立自然通风道；关闭待启引风机的进口挡板及动叶，全开其出口挡板。
1.1.4.8启动选定的引风机，联开其入口挡板，调整炉膛负压至-20～-50Pa。
1.1.4.9关闭将启动的同侧送风机出口挡板，全关动叶。
将其它未启动送、引风机进、出口的挡板打开，并将其动叶置于全开位置。
1.1.4.10启动选定的送风机，检查送风机的出口挡板联开。
1.1.4.11关闭未投运的送、引风机的进、出口挡板，调节其动叶至零位。
1.1.4.12调节运行送风机动叶，逐渐增加炉膛风量至25%B-MCR。
1.1.4.13以相同方式启动另一侧引、送风机，打开出口挡板，调整其动叶，将两侧引、送风机负荷调平衡后，开启送风机出口联络门，然后将风机动叶调至需要的工况点。
1.1.4.14通过送、引风机的配合调整，维持炉膛负压在-100Pa，总风量30%～40%B-MCR。
1.1.4.15充分疏水暖管后投入二次风暖风器系统。
1.1.4.16做燃油泄漏试验（试验方法见8.7.5），并确认试验合格。
1.1.4.17确认吹扫条件满足，启动炉膛吹扫，吹扫时间不小于5min。
吹扫完成后，检查MFT 信号复位。
1.1.5锅炉点火1.1.5.1全面检查点火条件具备，开启燃油进油、回油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常。
吹扫蒸汽压力、温度正常。
1.1.5.2水质达到点火要求：省煤器入口水质达到电导率≤1μS/cm；Fe≤100μg/L；pH值9.3～9.5。
1.1.5.3打开B（E）磨出口煤粉管道辅助风风门，启动一次风机控制一次风压母管压力6Kpa,充分疏水暖管后投入一次风暖风器系统。
1.1.5.4一次风机启动正常后，启动一台密封风机，确认密封风机运行正常后投入另一台密封风机自动备用。
1.1.5.5通知灰硫退出电除尘一电场。