第一篇：機組啟動主要步驟和注意事項(2013.3.1)

機組啟動主要步驟和注意事項

啟動過程中人員安排

值

長：負責對外聯系、匯報。把握啟動節奏，對重大操作進行監護，控制危險點。機 組 長：全面協調機爐電操作，協助值長對外聯系。值班員A：汽機（主要監視操作給水系統和凝結水系統）值班員B：鍋爐（主要監視操作風煙系統和制粉系統）值班員C：DEH操作、小機沖轉、發變組恢復熱備用。巡檢員A：鍋爐4米以上。

巡檢員B：鍋爐4米以下及電氣側。巡檢員C：汽機側

巡檢員A、B、C在機長協調下相互補位，值班員C需要時就地監護指導巡檢員操作。值長根據工作需要隨時調配兩臺機組人員。

一、鍋爐上水

1、鍋爐上水時主要操作

(1)確認361閥出口至凝汽器管道電動閘閥關閉。(2)關閉鍋爐所有疏放水閥。(3)關閉所有充氮閥。

(4)確認361 閥出口至排污擴容器管路電動閘閥開啟。

(5)如果儲水罐壓力小于686kPa，開啟所有鍋爐排空氣門以保證上水路徑。

(6)上水至儲水罐水位達到12米或更高時，穩定361閥開度在10%至25%，關閉鍋爐給水系統所有排空氣門，鍋爐上水完成。

(7)完成鍋爐上水后，儲水罐水位由361 閥進行控制，通過361 閥和361 閥出口至排污擴容器電動閘閥的排污管道進行排污。

(8)進入鍋爐的給水必須是合格的除鹽水，且需化學加藥。注意事項：

(1)控制上水溫度、流量，盡量降低除氧器加熱量(2)啟動電泵時關閉中間抽頭，再熱汽減溫水隔離門、調閥關閉，再熱汽減溫水隔離門“掛起”，防止低再積水。

(3)啟動電泵時檢查高旁減溫水調門及隔離門均關閉，DCS上將高旁前疏水門、高排逆止門前后疏水氣動門開啟并“掛起”，就地檢查高旁前疏水門、高排逆止門前后疏水氣動門、手動門確實處在開位。

2、冷態開式清洗：

(1)開啟361 閥和361 閥出口至排污擴容器電動閘閥。

(2)用輔助蒸汽加熱除氧器，保證除氧器出口水溫在100℃左右。

(3)鍋爐冷態開式清洗過程中，361 閥出口至凝汽器電動閘閥關閉，361 閥出口至排污擴容器電動閘閥開啟，清冼水排到到排污擴容器，直至儲水罐下部出口水質Fe＜500ppb 或混濁度≤3 ppm，油脂≤1ppm； PH值≤9.5，冷態開式清洗結束。

3、冷態循環清洗

(1)開啟361 閥出口至凝汽器電動閘閥，同時關閉361 閥出口至排污擴容器電動閘閥，啟動系統清洗水由排往排污擴容器切換至凝汽器。(2)維持25%B-MCR清洗流量進行循環清洗，直至省煤器入口水質優于下列指標，冷態循環清洗結束： 水的電導率＜1μS/cm；Fe＜100 ppb ；PH值9.3～ 9.5。

注意事項：開式清洗要保持給水流量大流量、變流量，即流量在100～400T變化。開啟凝汽器啟動補水，通知化學啟大泵，維持凝汽器水位。循環清洗時通知化學投前置過濾器及高混。逐步加大除氧器加熱，注意軸封壓力的調整。

4、鍋爐上水過程中的危險點分析及控制措施

(1)鍋爐上水時，防管壁金屬腐蝕。措施：送進鍋爐的水應進行除氧，化驗合格后再上水。(2)鍋爐上水時，金屬應力過大。措施：

1、上水溫度在100℃。

2、上水速度要以不應太快，升溫速度2℃/min。

(3)鍋爐上水時，防管道振動。措施：

1、上水前應將給水管路放氣門及過熱器等放氣門開啟，待管路內空氣排凈后，再關閉。

2、上水過程中，應監視給水管路、省煤器、水冷壁聯箱等設備無泄漏和振動現象

(4)鍋爐上水時，防止過熱器進水。措施：

1、嚴密監視儲水罐水位正常。

2、注意361閥調節正常，至爐排或疏擴的任一路開啟。

3、注意上水速率不要過快。

(5)鍋爐上水前開放鍋爐頂部空氣門，上水結束后關閉，上水過程中監視省煤器出口管道放空氣門，見水后關閉。

二、鍋爐點火

1、鍋爐點火操作危險點分析：

?油槍或等離子投入運行前應確認鍋爐吹掃工作完成，防止鍋爐爆燃； ?防止制粉系統及燃燒器投運后燃燒不穩、積粉造成鍋爐爆；

?鍋爐啟動初期A（F）層煤粉燃燒不完全，此時應防止鍋爐二次燃燒； ?防止因配風及調整的不合理造成等離子燃燒器設備損壞。

2、鍋爐點火前的準備工作：

人員分工：值班員B負責盤面、巡檢員A負責就地 注意事項：

(1)檢查鍋爐吹掃完成。

(2)就地檢查鍋爐火焰攝像鏡頭冷卻系統投入正常。檢查鍋爐火焰TV投入正常。

(3)檢查空預器吹灰器進退靈活，火災報警裝置投入正常，空預器扇形板在自動位置。(4)檢查爐膛、噴燃器、受熱面和冷灰斗無結焦，撈渣機、灰溝內無灰渣堆積。投入鍋爐渣水系統。投入鍋爐渣水系統，爐膛冷灰斗水封建立，啟動撈渣機。

(5)檢查鍋爐煙溫探針進退靈活，投入鍋爐煙溫探針；鍋爐各吹灰器全部退出爐外，處于備用狀態。檢查鍋爐過熱器出口PCV閥具備投運條件。(6)F（或A）磨煤機暖風器管道暖管。(7)將鍋爐沖洗流量降至300噸左右。

(8)鍋爐點火前應檢查確認汽機油系統、盤車、汽機防進水、真空系統正常，汽機各主汽門、調門處于關閉狀態。

(9)值班員B檢查油循環建立，油系統油壓正常，供油壓力2.5Mpa，點火油壓2.0Mpa，霧化蒸汽壓力0.9Mpa，霧化蒸汽溫度250℃以上，應根據需要啟動兩臺燃油供油泵，以保障正常運行機組和所開機組的用油。(10)投入空預器連續吹灰。

(11)巡檢員A檢查就地油系統無泄漏，并恢復所以油槍至備用狀態。

3、投入等離子，啟動A（F）磨煤機

（1）打開A磨熱風插板門和調門，建立A（F）磨一次風量，投入A磨暖風器（2）當1A磨煤機出口溫度＞80℃時，準備啟動1A磨煤機“等離子點火模式”。

（3）調整A層燃燒器輔助風擋板開度為35%，調整A磨煤機入口一次風量為≥63t/h，風速18～23m/s。

（4）檢查各燃燒器等離子拉弧電流、電壓等參數顯示正確，檢查等離子拉弧條件均滿足，依次進行四個等離子點火裝置拉弧。

（5）啟動A磨煤機，啟動A給煤機，調整A磨煤機給煤量為16t/h。就地觀測著火情況，當著火正常后，調整A層燃燒器輔助風擋板開度為50～60%。根據需要增加A給煤機出力。

注意事項：

?巡檢員A檢查就地著火正常，值班員B監視A（F）磨出口溫度達到100℃以上

?當任一臺等離子發生器在180s內未點燃時，應立即手動停止相應磨煤機的運行,經充分通風、查明原因后再重新投入。

?在燃燒器顯示壁溫超過400℃且壁溫仍然上升較快時，應及時采取降低壁溫的措施，包括降低磨煤機出力、加大磨煤機的入口風量、降低等離子體發生器功率等，燃燒器顯示壁溫超過500℃時，應停止該燃燒器的送粉進行檢查 ?一次風管未通風的情況下，等離子體發生器運行時間不能超過10min，防止燒壞燃燒器。?機組冷態啟動時，在等離子投運初期，為保證鍋爐燃燒，與等離子相關聯的二次風門應盡可能的關小，因二次風溫較低，很難起到輔助燃燒的作用，待等離子燃燒器著火穩定，二次風溫較高時再加大相關二次風配風。

?在爐溫升高后，鍋爐燃燒變好時，應加強等離子燃燒器壁溫的監視，以防超溫結焦現象的發生。

?等離子投運初期，應保證空預器吹灰器連續吹灰，以防由于煤粉燃燒效率較低，飛灰可燃物含量較高，造成尾部煙道再燃燒事故。

啟A（F）磨時的注意事項：

①就地檢查潤滑油油系統、液壓油系統正常 ②啟動給煤機后在最小煤量16t/h，盡量提高磨煤機出口溫度，維持分離器轉速350r/min，注意磨煤機振動情況。

③監視煙溫升溫趨勢，監視火焰電視里燃燒情況 ④開大A（F）層二次風開度，注意爐膛負壓波動 ⑤機長注意協調汽機側值班員加強給水監視調整，確認361閥跟蹤情況，維持給水流量在411.6t/h ⑥鍋爐起壓后，巡檢員A檢查鍋爐放空氣門關閉嚴密。⑦鍋爐起壓后，投入旁路系統，控制升溫升壓率。注意事項：

①旁路投入前，確認旁路已充分疏水、暖管 ②投入高低旁和減溫水自動，注意旁路振動情況

③因高旁減溫水調閥內漏較大，投旁路初期，禁止投高旁減溫水

④加強給水流量控制，防止儲水罐滿水。如果儲水罐滿水造成主蒸汽管進水，要打開鍋爐疏水門、主汽門前所有疏水閥和高旁閥前疏水閥充分疏水，此時嚴禁開高旁閥，防止水進入冷再系統

⑤控制給水母管壓力與主蒸汽壓力偏差不大于4Mpa,防止高旁減溫水不嚴增大漏水量。⑥高旁閥開啟前或者汽輪機沖轉前，值班員和檢修人員共同確認冷再管路放水完畢并恢復冷再管路放水措施，同時DCS上再次確認高旁前疏水門、高排逆止門前后疏水氣動門在開啟狀態后，方可進行高旁閥開啟或者汽輪機沖轉操作

⑦手動開關高旁閥時操作要平緩，不準大幅度開關高旁閥，操作時就地有人監視冷再管路振動情況。如果開高旁閥后冷再管路振動較大，必須立即關閉。

⑧低旁閥關閉時要緩慢，防止低旁閥前壓力突增造成再熱器內蒸汽變成水，根據水蒸汽飽和溫度和飽和壓力對應表（見附表一）檢查再熱器內蒸汽有50℃過熱度。（DCS顯示的冷再壓力+0.1Mpa=絕對壓力）

⑨任何情況下，高旁減溫水氣動隔離門關閉“掛起”防止聯開，但出現需使用高旁減溫水情況時，手動“解掛”高旁減溫水氣動隔離門。

⑩開停機中經常檢查冷再管路振動情況，發現振動必須立即匯報。

注：根據啟動情況，在點火初期可選擇性投入兩三只啟動油槍，啟磨后逐步退出。

三、鍋爐升溫升壓

人員分工：值班員B負責盤面、巡檢員A、B負責就地

1、啟動F（A）磨煤機 注意事項：

?熱二次風溫高于180℃，聯系爐控強制磨煤機啟動條件。?檢查F12F34（A層）點火油運行正常 ?就地檢查潤滑油油系統、液壓油系統正常

?啟動給煤機后在最小煤量，盡量提高磨煤機出口溫度，維持分離器轉速350r/min ?監視煙溫升溫趨勢，監視火焰電視里燃燒情況 ?開大F（A）層二次風開度，注意爐膛負壓波動

?機長注意協調汽機側值班員加強給水監視調整，根據361閥開度情況，調整給水流量

2、升溫升壓注意事項

?升溫升壓過程中，控制汽水品質合格 ?監視屏過、高過金屬壁溫 ?控制鍋爐升溫率1.5—2℃/min ?控制鍋爐升壓率0.15Mpa/min，達到1.25Mpa，維持參數熱態清洗，合格后再升溫升壓。?空預器連續吹灰，值班員加強監視風煙及制粉系統，防止煙道再燃燒。?巡檢員就地觀察燃燒情況，根據燃燒情況逐步退出B、D層點火油槍。?檢查空預器電流正常，否則聯系檢修調整扇形板位置

?當主汽溫度高于380℃，投入二級減溫水，再熱氣溫高于330℃，打開給水泵中間抽頭，投入再熱減溫水

?注意高旁開度調整，監視高旁后汽溫變化，就地旁路振動情況

?機長協調給水與燃料量逐漸增加，直到汽溫汽壓達到汽機沖轉參數要求 ⑴如果煤質不好，投入大量啟動油時，要注意壁溫變化，盡量在額定范圍之內

⑵如果煤質變化時，應啟動2臺制粉系統運行，投退啟動油應注意爐膛負壓，嚴防鍋爐大面積超溫和鍋爐爆燃

⑶燒參數過程中，應逐漸開打汽機旁路控制壓力和溫度同時達到沖轉條件 ⑷起壓過程中，應注意蒸汽管道疏水及其疏水門的關閉 ⑸升溫升壓過程中應注意各個受熱面的溫差。⑹升溫升壓過程中應注意監視空預器連續吹灰 ⑺升溫升壓過程中應檢查煙溫探針自動退出情況 ⑻升溫升壓時應觀察和記錄鍋爐膨脹

⑼應加強控制燃燒，使其逐漸加強，并注意保持穩定 ⑽檢修后鍋爐，安全門在氣壓前應進行調整校驗，以確保安全門可靠動作，鍋爐起壓后應讓巡檢就地檢查是否有跑水漏氣地方。

四、高壓缸倒暖

人員分工：值班員A負責盤面、巡檢員C負責就地

1、高壓缸倒暖條件：

?、高壓內下缸內壁溫度低于150℃。?、汽機跳閘并處于連續盤車狀態。?、凝汽器真空-88kPa以下。

?、高壓缸倒暖所用冷再蒸汽壓力要求在0.5～0.7Mpa，溫度在200℃～250℃，且有28℃以上的過熱度。倒暖時以控制汽缸金屬溫升率溫升率不超過50℃/h，最高不得超過 70℃/h，即≯1.1℃/min。

2、高壓缸倒暖操作準備

?、確認各抽汽電動閥、高排逆止閥關閉。

?、確認高排逆止閥前后、一抽逆止門前、高壓調閥后導汽管疏水暢通。注意就地確認疏水器前、后手動關門已開啟。開啟高壓主汽閥下閥座疏水閥、中壓聯合汽閥下閥座疏水閥，并就地檢查閥前疏水手動門已全開，疏水10分鐘以上。

3、高壓缸倒暖操作

?、關閉高排逆止閥前疏水閥，關閉一抽逆止門前疏水閥，將高壓導汽管疏水氣動閥打開。?、開啟倒暖電動截止閥，檢查高壓缸通風閥自動關閉（V V閥）。

?、緩慢開啟暖缸倒暖調節電動門達10%開度保持30分鐘，根據汽缸金屬溫升率調整暖缸調節閥的開度。

?、30分鐘后，將倒暖調節門開啟至30%。根據汽缸金屬溫升率調整倒暖調節門的開度。?、30%開度保持20分鐘后，將倒暖調節門開啟至55%，根據汽缸金屬溫升率調整倒暖調節門的開度，使調節級后壓力逐漸升高至0.39 MPa～0.49MPa，高壓內下缸內壁金屬溫度緩慢上升到150℃。?、高壓內下缸內壁溫度達到150℃后，關閉高壓導汽管疏水閥進行悶缸，悶缸時間根據“高壓缸暖缸悶缸時間曲線”來確定。悶缸時倒暖閥保持原有開度，缸內汽壓有所上升，維持在0.5～0.7 MPa，但不得超過0.7 MPa，否則會產生附加推力。

4、高壓缸倒暖結束后操作

?、將倒暖調節門關閉至10%，保持5分鐘，然后在5分鐘內逐步關閉倒暖調節門。

?、倒暖調節門全關后，緩慢開啟高壓調閥后導汽管疏水閥及一抽逆止門前疏水閥，注意高壓缸蒸汽壓力的下降速度。

?、在高壓缸排汽壓力達到-50KPa之后，開啟高壓調閥后導汽管疏水閥及一抽逆止門前疏水閥，注意高壓缸蒸汽壓力的下降速度。

?、關閉倒暖截止閥，檢查高壓缸通風V V閥自動開啟。

5、高壓缸倒暖的危險點防控

?、倒暖截止閥開啟后，在倒暖調節閥稍開時應疏水暖管，且疏水暖管要充分，避免倒暖管道積水進入高壓缸。

?、由于倒暖調節閥遠方無開度顯示，應在就地手動控制開度，以高壓調節級后壓力和高壓內缸內壁溫升速率為參照，就地操作時與盤前人員保持通訊暢通。

?、汽缸金屬溫升率必須符合規定且升溫平穩，如升溫不穩定應分析汽缸是否有積水，并進行相應處理，避免高壓缸進水、倒暖蒸汽壓力不合適或溫升過快。?、暖缸時調節級后壓力應在0.39MPa～0.49MPa，最高不得超過0.55MPa；悶缸時維持在0.5～0.7 MPa，最高不得超過0.7 Mpa。

?、經常檢查上下缸溫差、高壓缸內外壁溫差正常，注意溫差最大不超過50℃，避免缸體和轉子承受過大的熱沖擊。

?、注意監視盤車運轉情況及汽缸膨脹、差脹及轉子偏心度指示正常。注意監視主機潤滑油油溫變化，防止出現軸承振動大。

?、倒暖結束后應保證30分鐘以上的時間保證高壓缸內蒸汽排出才能沖轉。但為了防止倒暖結束后長時間不能沖轉導致高壓缸內金屬溫度下降過多，在暖缸過程中預測沖轉時間將推后較長時間，可適當延長悶缸時間。

?、爐側注意加強燃燒，控制和保證足夠的蒸汽壓力和流量。?倒暖過程中要通過控制倒暖調節閥、導汽管疏水閥和相關抽汽逆止閥前疏水閥來調整金屬溫升速率。

五、高壓調閥室預暖

人員分工：值班員A負責盤面、巡檢員C負責就地

1、高壓調閥室預暖條件

?、調閥室金屬溫度低于150℃時，必須對調閥室預暖。?、調閥室的預暖須在高壓缸預暖結束后進行。?、預暖蒸汽來自主蒸汽，溫度應大于271℃。

2、調閥室的預暖操作

?、確認汽機處于跳閘狀態。?、確認EH油系統已投運正常。

?、確認主再蒸汽管疏水、高中壓主汽閥座疏水和高壓調閥后導汽管疏水開啟。就地檢查疏水閥前后手動門全開。

?、檢查主蒸汽溫度高于271℃。

?、進行汽輪機ETS復位，在汽機DEH“自動控制”畫面點擊“汽機掛閘”按鈕，在操作面板上選擇“掛閘”，按執行鍵。檢查高中壓主汽閥關閉，高壓缸通風閥及事故排放閥開啟。?、選擇DEH“自動控制”畫面“閥殼預暖”按下，在操作面板上選擇“投入”，按執行鍵，狀態顯示“投入”，檢查右側高壓主汽閥（#1）開啟到預暖位置21%。

?、監視調閥室內外壁金屬溫差，當高于80℃時，選擇按下“閥殼預暖”按鈕，在操作面板上選擇“切除”，按執行鍵，狀態顯示“切除”，關閉右側高壓主汽閥。

?、待調閥室內外壁溫差低于70℃時，再次進行預暖操作，開啟右側高壓主汽閥至預暖位置。

?、重復以上操作，直到調閥室內外壁金屬溫度均上升到180℃以上，且內外壁溫差低于50℃，調閥室預暖操作結束，按汽機停機按鈕，檢查右側高壓主汽閥關閉。

3、高調閥預暖時的危險點分析：調閥室預暖時，要防止調節閥不嚴沖動轉子，盤車脫扣。當轉子被預暖蒸汽沖轉后，應適當降低預暖壓力，待轉子靜止后，重新投入盤車運行。

六、汽輪機沖轉

人員分工：值班員C負責盤面、巡檢員C負責就地，值長派另一臺機一值班員到13.7米。

1、汽機沖轉前檢查：

?機側巡檢員就地檢查潤滑油壓力0.176Mpa，潤滑油溫35—40℃，盤車運行正常，頂軸油系統運行正常，啟動啟動油泵。根據缸溫和高調閥金屬溫度決定高壓缸倒暖和暖閥。?值班員A檢查主再熱蒸汽壓力8.63/1.0Mpa（主汽壓6Mpa以上即可），主再熱溫度380/330℃。主再熱蒸汽至少有50℃過熱度。?抄錄中壓缸內壁溫及凝汽器真空等參數 ?確認汽水品質化驗合格

?高低旁處于自動且高旁開度在60%以上。?TSI無報警

?ETS主保護投入

?高中壓缸上下缸溫差在正常范圍

?檢查EH油壓11.2±0.2Mpa，油溫在30—40℃

2、沖轉至1500r/min過程的注意事項 ?汽機沖轉要在機長親自監護下進行

?值班員聯系巡檢員攜帶測振儀、聽針就位，保持通訊暢通

?掛閘前檢查盤車運行正常，頂軸油系統運行正常，啟動油泵運行正常 ?掛閘后巡檢員就地檢查各主再熱蒸汽閥門狀態正確，EH油系統無泄漏 ?掛閘后檢查BDV閥、VV閥開啟，高排逆止門關閉

?高中壓調閥開啟后汽機沖動，就地檢查盤車退出正常，否則立即打閘停機 ?200r/min摩擦檢查，巡檢員就地測量并記錄軸承振動，并與集控室核對正確 ?600r/min檢查低壓缸噴水自動開啟

?沖轉過程中嚴密監視潤滑油溫、軸承金屬溫度、汽缸壁溫、軸向位移、差脹 ?檢查監視調速系統無跳躍現象 ⑴就地與盤上核對轉速一致 ⑵嚴禁在臨界轉速范圍內停留

⑶機長協調燃料、給水匹配增加，維持主蒸汽溫度、壓力達到沖轉參數要求，及時調整高低壓旁路系統，按啟動曲線控制汽溫、汽壓。

⑷及時調整凝汽器、除氧器水位、凝結水儲水箱水位，注意軸封壓力的變化。沖轉至600r/min后及時調整主機潤滑油溫設定值在40℃

3、暖機過程中的操作

人員分工：值班員C負責盤面、巡檢員C負責就地 ?投入低壓加熱器運行

①檢查5678號低壓加熱器水側已投入運行

②巡檢員按低加系統疏水放氣檢查卡檢查系統閥門狀態正確 ③由低到高依次投入低壓加熱器汽側

④低壓加熱器投入時要密切監視各低加溫升 ⑤各低壓加熱器投入完畢，投入各疏水調閥自動 ⑥低壓加熱器投入后要密切監視各低加水位 ⑦投入前要注意抽汽管路充分疏水 ?沖B（A）小機 小機沖轉分工

a巡檢員C負責就地檢查小機具備沖轉條件，b值班員C負責B小機操作及監視

①檢查供汽管道暖管結束，汽前泵運行正常。②速關閥前蒸汽溫度高于150℃，真空大于73Kpa ③小機有關保護投入

④軸承潤滑油供油溫度大于35℃，油壓0.15—0.25Mpa ⑤EH油壓正常 小機沖轉的注意事項：

①先沖至800rpm暖機，嚴密監視小機各軸承的震動、軸承溫度、回油溫度及軸向位移正常；

②監視小機缸溫、排汽溫度正常；

③巡檢加強就地檢查確認小機內部聲音、各油壓正常及進汽閥門狀態正確； ④小機在沖轉至3000rpm后切至遙控待并。?發電組恢復熱備用

人員分工：值班員C負責發電組恢復熱備用監護，巡檢員B負責發電組恢復熱備用操作。

4、中速暖機的結束條件

?汽機高壓內缸內壁溫﹥320℃ ?汽機中壓內缸內壁溫﹥305℃ ?高中壓缸膨脹﹥8mm ?如高壓內缸內壁溫達不到320℃，暖機時間達4小時即可。

七、沖轉至3000r/min 人員分工：值班員C負責沖轉，巡檢員C負責就地檢查。

1、沖轉至3000rpm過程中的注意事項： ?汽機沖轉要在機長親自監護下進行。

?沖轉過程中嚴密監視潤滑油溫、軸承金屬溫度、汽缸壁溫、軸向位移、差脹，必須注意監視汽機各部分金屬內、外壁溫差及溫度變化率

?機長協調燃料、給水匹配增加，維持主蒸汽溫度、壓力達到沖轉參數要求 ?檢查沖轉至2000rpm時頂軸油泵自停，否則手停。?嚴禁在臨界轉速范圍內停留

?轉速到達3000rpm后確認主油泵出口油壓大于1.372Mpa，停運交流潤滑油泵及交流啟動油泵。

?檢查低壓缸噴水調節閥自動控制正常，低壓缸排汽溫度80℃以下

?根據風溫、油溫、水溫、EH油溫的要求，及時投入冷油器、氫冷器、定冷器、EH冷油器，并投入溫度自動控制

?3000r/min時，及時調整主機潤滑油溫設定值在43℃

2、沖轉過程中的危險點分析和控制

?汽輪機沖轉時水擊與大軸彎曲，控制措施：①.機組沖轉前投入熱機保護，脹差，上下缸溫差合格后方可沖轉。②.沖轉前，汽溫，汽壓合格方可沖轉。保證足夠的過熱度，疏水暢通。③.軸封供氣溫度合適，冷態啟動先抽真空，后送軸封供氣，熱態先送軸封后抽真空。④.啟動過程機組振動大時，應停止升速，不返回時應打閘停機查明原因。⑤.啟動過程中汽溫急劇下降應打閘停機。⑥.抽真空前應連續盤車。

?機組沖轉過程中的振動

控制措施：迅速平穩的通過臨界轉速 ?機組沖動后盤車脫不開，控制措施：就地設專人監護，當盤車脫不開時，立刻緊急打閘停機 ?機組定速后停止高，低壓油泵時，調速，潤滑油壓下降 控制措施：密切監視油壓變化，當油壓不能控制時，打閘停機 ?機組升速時燒瓦

控制措施：沖轉時設專人調整潤滑油油溫，保證油溫正常，防止油溫波動較大，到機組保護動作時，立刻打閘

?機組升速時，調速油壓偏高，控制措施：升速時調速油壓不應升高，超過規定值，應及時調整，?機組升速，暖機及定速后凝汽器滿水，真空下降

控制措施：加強對凝汽器水位監視，及時開啟放水門，保持凝汽器可見水位 ?發電機并列后，風溫高，控制措施：發電機并列后，及時投入冷卻器，排凈空氣。?機組暖機時，金屬溫差超過規定值

控制措施：嚴格按照運行規程的要求按啟動曲線進行暖機 ?低加滿水

控制措施：

1、密切監視低加水位，2、無效時開啟事故疏水 ⑴關閉導氣管及其他疏水門時，管路振動或傷人

控制的措施：等待疏水完畢后，溫度正常后，再關閉疏水門

八、發電機并網

人員分工：值班員C監護巡檢員B操作發電機并網；值班員A給水調整，值班員B燃燒調整；機長協調

1、發電機并網時鍋爐適當增加燃料量（每次不大于2t/h），值班員A根據燃料量關注361閥開度調整給水流量，機長監視主汽壓力在8Mpa左右

2、機組負荷穩定在50MW，全面檢查機組運行正常

3、切缸操作

人員分工：值班員C負責切缸操作，機長協調

4、切缸過程注意事項

?值班員B維持燃料量穩定，值班員A保持給水流量穩定 ?切缸時可設定調門開度在60%—70%，可適當增加升速率

?值班員C 切缸過程中監視中調閥緩慢開啟，低旁逐漸關閉，在此過程中，監視機組負荷穩定在50MW，防止機組負荷過低，發電機逆功率保護動作 ?監視高調閥逐漸開啟，高旁逐漸全關，否則手動關閉 ?監視高排逆止門打開，VV閥關閉

?切缸完畢，檢查負荷穩定在90MW左右

? 全面檢查機組負荷、壓力、溫度穩定后，進行下一步操作（8）保證高壓缸排氣溫度不超限，防止保護動作。（9）切缸時注意瓦溫，軸向位移，振動、熱膨脹及TSI內各項參數，發現異常時及時停止，不得強行切缸。（10）切缸時加強鍋爐燃燒以保證有足夠的蒸汽量，使切缸完成。和保證切缸后能帶120mw負荷的蒸汽量。

（11）通過鍋爐燃燒調整并逐一高旁開度，一般在60%左右。（12）高旁前主蒸汽參數合適。

（13）在DEH中設置閥位開度50%---70%，設置升負荷率為50mw/min左右。（14）檢查總閥位開度接近20%，中調門全開（90%以上），高調門開始開啟。Vv閥關閉，高排逆止閥得電被沖開，低旁關閉，高旁逐漸關閉，直至全關。

（15）切缸完畢后確認高低旁全關，汽機各項參數正常。（16）檢查高旁減溫水關閉，耳機減溫水、三級減溫水關閉。（17）設置DEH時，閥門開度指令要足夠大，并根據氣壓選擇合適的開度。

（18）設置升負荷速率時要足夠大，一般不低于30mw/min，以免沖不開逆止閥。

5、投入高壓加熱器

人員分工：值班員C負責高加投運操作，巡檢員C負責就地檢查操作，機長協調 ?檢查123號高壓加熱器水側已投入運行

?巡檢員C就地檢查系統無振動，核對水位計與DCS一致 ?由低到高依次投入高壓加熱器汽側

?高壓加熱器投入時要密切監視各高加溫升 ?各高壓加熱器投入完畢，投入各疏水調閥自動 ?高壓加熱器投入后要密切監視各低加水位 ?投入前要注意抽汽管路充分疏水

6、除氧器汽源切至四抽

九、升負荷過程

1、啟動B磨煤機，升負荷

人員分工：值班員B負責鍋爐盤面、巡檢員B負責就地

2、逐漸加負荷至150MW，在此期間，機長全面協調燃料、給水匹配增加，注意主蒸汽壓力穩定在8Mpa左右，及時調整汽機調門開度，嚴防主蒸汽壓力過高，閉鎖361閥開。負荷至120MW，將DEH投遙控，即“自動控制”畫面 “CCS投入”狀態顯示為“投入”，DEH從本地控制轉為MCS控制，此時可投入汽機主控自動，將機組運行方式切換為汽機跟蹤方式，機前壓力設置為8.73MPa（熱態、極熱態啟動設置為10.0MPa）。此后，隨著鍋爐燃燒量的增加，汽機高壓調閥逐漸開大，維持機前壓力8.73MPa，當高壓調閥接近全開后（總閥位指令約90％，負荷約30％額定負荷。），機前壓力隨鍋爐燃燒量的增加而升高，進入滑壓運行階段。

3、并B（A）汽泵 注意事項：

?機長親自監護并全面協調

?緩慢增加B（A）汽泵轉速，使B汽泵出口壓力接近給水母管壓力

?開啟汽泵出口門前，嚴禁汽泵出口壓力高于母管壓力，造成給水流量大幅波動 ?汽泵并入系統后，給水流量保持與并泵前流量相等 ?并泵過程中，嚴禁其它重大操作

4、鍋爐轉直流運行

?緩慢加鍋爐負荷，給水流量保持穩定，儲水罐水位緩慢下降至11.3米，361閥逐漸關閉 ?保持主蒸汽壓力不變，逐漸開大汽機調門 ?鍋爐轉直流后，檢查給水流量自動跟蹤正常

5、給水倒至主路

人員分工：值班員A負責汽機盤面，機長負責協調 ?倒主路過程中嚴禁進行其它操作 ?鍋爐側保持燃料量穩定

?檢查機組負荷穩定在200MW ?檢查給水旁路開度在90%以上 ?逐漸開啟給水主路

?操作過程中注意保持給水流量穩定

6、并A（B）汽泵，退出電泵，投搶水備用。并汽泵注意事項：

(1)待第一臺汽泵逐漸出力，而第一臺汽泵逐漸關小再循環調門時要逐漸增加第二臺氣泵出力，防止給水流量波動大或第二臺氣泵處理被頂住。(2)整個并泵過程要保證給水流量波動小。

(3)并第二臺氣泵時將第一臺汽泵的再循環調門且手動控制，防止給水流量過低跳泵。(4)如果并泵時出現第一臺汽泵出力大，第二臺氣泵出力小，應先減少第一臺汽泵出力后再加第二臺氣泵出力。不能只盲目地加第二臺氣泵的出力。(5)要密切關注給水流量，氣泵出口出力及單臺氣泵的流量。

(6)盡量小幅度操作，盡量保持流量不變，保持穩定的煤水比，防止壁溫和氣溫異常和負荷大幅波動。

(7)提高第二臺氣泵出力略小于給水壓力時再開出口電動門，防止運行泵出力被頂住。(8)待給水出力均轉移至汽泵后方可退出電泵。(9)并泵時，視給水流量略有增加時視為并泵成功。

7、啟動D磨煤機，升負荷

人員分工：值班員A負責汽機盤面，值班員B負責鍋爐盤面，機長負責協調 ?注意事項：

同B磨煤機啟動注意事項

?逐漸加負荷至300MW，全面檢查燃燒穩定，依次逐漸退出所有油槍，在油槍退出過程中，注意燃燒穩定。

8、切廠用電，將廠用電切至高廠變和高公變

人員分工：值班員C監護巡檢員B操作廠用電切換；值班員A給水調整，值班員B燃燒調整；機長協調 注意事項：

?切廠用電過程中，杜絕其它操作 ?全面檢查機爐參數穩定

? 做好廠用電失去的事故預想

（4）切換廠用電必須持票操作，且必須有第二監護人，不得無票或者無第二監護人到場的情況下操作。

（5）正確使用保護及自動裝置，環并時注意環流，開關動作后檢查開關實際位置。（6）切換完成后必須檢查備用開關直流電源投入完好。

（7）切換之前必須確認備用側帶電正常，嚴禁出現備用側無電切廠用電。（8）切換之前檢查6KV1A段廠用電快切裝置無閉鎖信號。

（9）檢查6KV1A段廠用電快切裝置無異常信號，已自動復歸，否則手動復歸。檢查母線電壓正常。

（10）廠用電切換前確認切換方式為“同時方式”。

（11）滿足一定負荷后（從經濟性與安全性的平衡考慮），在機組轉干態后切廠用電至啟備變帶。

9、全面檢查機組參數正常、穩定

第二篇：電廠300MW機組啟動操作步驟

機組啟動操作步驟

1.鍋爐點火升壓后，主汽壓力0.5MPa時開啟高、低旁，并控制高、低旁開度調整主、再熱汽壓力、溫度，控制好主汽門前溫度、中主門前溫度。

2.鍋爐燒參數階段，控制給水流量700t/h左右，給煤量30～40t/h，控制主汽壓力2.5～4MPa，再熱汽壓力0.5～1.2MPa。3.按大機啟動程控進行檢查：

1)檢查機側相關疏水門是否全部開啟且開到位信號正常； 2)檢查機側各抽汽電動門、逆止門均關閉且關到位信號正常；

3)檢查主機潤滑油系統運行正常，排煙風機、油泵聯鎖投入正常； 4)檢查DEH上各閥限均設置正常，調門（105%）、補汽閥（20%）；

5)檢查投入#

1、#2主汽門閥門組，#

1、#2中主門閥門組，補汽閥ATT模塊； 4.鍋爐點火2小時左右，聯系熱控將大機啟動程控第12步：#

1、#2主汽門前溫度＞360℃條件強制，當大機DEH上Z3（主蒸汽過熱度—主汽門前蒸汽溫度與對應壓力下的飽和溫度之差＞10℃）、Z4（再熱蒸汽過熱度—中主汽門前蒸汽溫度與對應壓力下的飽和溫度之差＞10℃）、X2（主汽壓力下的飽和溫度-高調閥溫度，即主蒸汽過熱度滿足條件防止產生凝結換熱）滿足條件后，大機開始進行暖閥。5.暖閥期間注意監視大機轉速，步序第15步時，檢查TAB指令升至42.5%，主汽門開啟，如大機轉速升高至300rpm時應立即打閘。6.暖閥期間壓力控制3～4MPa，暖閥時間控制：

1)主汽壓力＞2MPa且高調門50%處溫度小于210℃暖閥30分鐘； 2)主汽壓力＞3MPa且高調門50%處溫度小于210℃暖閥15分鐘； 3)主汽壓力＞4MPa時SGC直接走步不進行暖閥；

7.暖閥時間到，步序至第20步，聯系熱控繼續進行暖閥操作，暖閥結束條件為高調門50%處溫度達到210℃。

8.暖閥結束后，鍋爐繼續升壓至沖轉參數：主汽/再熱汽壓力：8.5/1.2MPa，主汽/再熱汽溫度：390/390℃（盡量按DEH熱力監控畫面上推薦溫度）。9.大機沖轉前檢查，X2、X4、X5、X6準則均已滿足。

10.大機開始沖轉做超速通道試驗，聯系熱控將通道1由3300rpm改為300rpm，大機啟動程控SGC走步至第11步或第20步手動釋放蒸汽品質，大機轉速升至300rpm時大機跳閘，檢查汽機跳閘首出正常。

11.汽機復位后繼續做超速通道試驗，通道2由3300rpm改為360rpm，大機啟動程控SGC走步至第11步或第20步手動釋放蒸汽品質，大機轉速升至360rpm時大機跳閘，檢查汽機跳閘首出正常。12.檢查大機超速通道試驗完畢，大機沖轉至360rpm進行暖機，暖機期間注意主汽溫度控制，主汽控制400℃左右，為快速滿足X7A、X7B準則在后期可適當降低主汽溫度，當X7A、X7B且高壓缸裕度＞30K繼續升速至3000rpm。

13.大機升速至3000rpm過程中注意監視各軸瓦振動、回油溫度、軸承金屬溫度等相關參數，并注意監視主機潤滑油壓力變化，如潤滑油壓力低潤滑油泵聯啟，保持兩臺交流潤滑油泵運行，將直流油泵停運備用，待油溫穩定后再試停一臺潤滑油泵，如仍無法停運時，則采用關閉出口手動門方法進行試停。14.大機升速至3000rpm后主要控制X8及高壓轉子、中壓轉子裕度，暖機過程適當將主再熱汽溫升至430℃左右，當X8＜0℃且高壓轉子、中壓轉子裕度＞30K后則進行并網操作。X準則在汽機啟動的以下過程中起作用：

打開主蒸汽管道上的主汽門并對閥體預熱，順控第13步（X2）打開汽輪機調門，汽機沖轉。順控第20步（X4、X5、X6）汽輪機升速到額定轉速，順控第23步（X7A、X7B）發電機并網帶負荷，順控第29步（X8）X溫度準則的意義：

X1準則：防止高壓缸進汽閥冷卻：主蒸汽溫度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再熱蒸汽過熱度＞30℃ 或高壓主汽門殼體溫度（50%）＜150℃

X2準則：避免高壓控制閥有過大的溫度變化：主蒸汽飽和溫度＜TmCV＋X2或 汽機全部主汽門開啟

X4準則：防止濕蒸汽進入汽機：HP ESV前汽溫＞主汽壓對應飽和溫度+X4 X5準則：防止高缸冷卻：HP ESV前汽溫＞高壓軸平均溫度HPSTm+X5 X6準則：防止中缸冷卻：汽機側熱再母管溫度＞中壓軸平均溫度IPSTm+X6 X7A準則：暖高壓轉子：汽機側主汽溫度＜THPS Tm+X7A X7B準則：暖高壓缸：汽機側主汽溫度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 準則: 確保在啟動到額定轉速之前和并網帶負荷, 保證高壓缸充分暖機

X8 準則:確保在啟動到額定轉速之前和并網帶負荷, 保證中壓軸充分暖機。中旁前主蒸汽溫度與中壓主汽門前主蒸汽溫度的較大值小于經過修正的中壓轉子平均轉軸溫

控制參數調整：X2、X7A、X7B、X8均為負值

X2要求高調閥50%處溫度不能過低，調整時可通過降低壓力方法 X4、X5要求主汽溫度不能過低 X6要求再熱汽溫度不能過低 X7A要求高壓轉子溫度不能過低 X7B要求高壓缸溫度不能過低 X8要求中壓轉子溫度不能過低 根據功能劃分：

Z3、Z4、X2準則：開主汽門前用到，即暖閥前要滿足

X4、X5、X6準則：汽機沖轉前用到，即升速至360rpm前需滿足 X7A、X7B準則：汽機360rpm暖機結束后釋放正常轉速時用到 X8準則：機組并網前需滿足 機組啟動時間安排：

鍋爐點火至暖閥：2.5小時；暖閥1個小時；沖轉至360rpm暖機90分鐘；沖轉至3000rpm暖機至并網60分鐘；

第三篇：機組的停止步驟

機組的停止 1.1 機組停運前的準備

1.1.1 全面檢查等離子點火裝置完好，進行拉弧試驗正常，具備投入條件。1.1.2 根據檢修要求，決定是否燒空原煤倉。

1.1.3 通知各崗位人員對設備系統進行全面檢查，統計機組缺陷，做好停機前的準備工作。1.1.4 分別啟動主機MSP、TOP、EOP、頂軸油泵，檢查其轉動正常，盤車電機空試正常。1.1.5 活動高壓主汽門和中聯門。

1.1.6 做好輔汽、軸封及除氧器汽源切換的準備。鍋爐全面吹灰一次。

1.1.7 檢查主變死接地連接良好。

1.1.8 通知化學、燃料、灰水做好停機的準備工作。1.1.9 校對鍋爐汽包水位一次。1.2 機組停運 1.2.1 滑參數停機運行

1.2.1.1 接值長滑停命令后，按15MW/min的速率機組減負荷至300MW，當機組負荷至540MW，鍋爐按照汽輪機滑停曲線要求，開始降壓，降壓速率0.45MPa/min。1.2.1.2 負荷510MW，檢查主機軸封壓力正常并注意軸封汽源切換。1.2.1.3 負荷480MW，根據情況做真空嚴密性試驗。

1.2.1.4 機組減負荷和降壓過程中，在300MW、180MW、60MW各記錄鍋爐膨脹一次。1.2.2 機組減負荷至300MW 1.2.2.1 設定目標負荷300MW，主汽壓力10.0MPa，設定主汽壓變化率＜0.45MPa/min，主汽溫度不變，負荷變化率15MW/min，減負荷到50%的額定負荷，并選定“進行”。1.2.2.2 在LCD上確認機組負荷和汽壓逐漸降低。當運行中的給煤機轉速降至50%左右時，可自上而下停運制粉系統。

1.2.2.3 在降負荷的過程中，注意控制主、再熱汽溫度。確認主汽壓力為10.0MPa，負荷至300MW，穩定負荷5min，停運一臺電給水泵。1.2.3 機組減負荷至180MW 1.2.3.1 設定目標負荷180MW，主汽壓力8.62MPa，設定主汽壓變化率＜0.1MPa/min，主汽溫度變化率1.0℃/min，再熱汽溫變化率1.54℃/min，負荷變化率9MW/min，減負荷到180MW。1.2.3.2 機組負荷降至240MW時，投運A層等離子點火裝置，將磨煤機置于正常模式。調整A磨煤機出口一次速在24m/s～28m/s，保持A磨煤機出力在45t/h以上并保持穩定。1.2.3.3 如A層等離子系統故障無法投運，則投入B層等離子。1.2.3.4 保留三套制粉系統運行，投入空氣預熱器連續吹灰，在排煙溫度降至100℃后，停止電除塵。

1.2.3.5 有功負荷在180MW，用快切裝置切換廠用電倒為啟備變運行。

1.2.3.6 當機組負荷降至180MW時，調節A磨煤機出力，同時應適當降低A磨煤機的風量，保持風粉混合物濃度在最佳值范圍內，并保持穩定，用其它制粉系統出力調節鍋爐出力，并根據情況停運一套制粉系統。

1.2.3.7 機組負荷在180MW時，檢查低壓段氣動疏水閥自動開啟，將鍋爐給水倒至給水旁路運行。

1.2.3.8 確認主汽壓力8.62MPa，負荷180MW穩定運行20min。1.2.4 機組減負荷至60MW 1.2.4.1 機組繼續降負荷，負荷變化率為6MW／min，主汽壓力穩定在8.62MPa。1.2.4.2 負荷150MW，除氧器倒至備用汽源，停止高加運行。1.2.4.3 負荷120MW，檢查主機下列疏水閥應自動開啟： 1.2.4.3.1 #

1、2高壓主汽門閥座疏水；

1.2.4.3.2 主汽母管疏水閥及#

1、2高壓主汽門前疏水； 1.2.4.3.3 高調門導管疏水； 1.2.4.3.4 #

1、2中聯門閥座疏水；

1.2.4.3.5 熱段母管疏水及#

1、2中壓主汽門前疏水； 1.2.4.3.6 高排逆止門前后疏水及冷段母管疏水。1.2.4.4 負荷90MW，檢查汽輪機低壓缸噴水自動投入。

1.2.4.5 其它制粉系統系統全部停止后，剩余A制粉系統運行，則逐漸降低A磨煤機的出力，同時調整磨煤機風量，保持在最佳風粉比，但最低風速不得低于18m/s。1.2.4.6 機組負荷降至60MW時，進行以下操作：

1.2.4.6.1 機組負荷60MW時，主汽溫度400℃，再熱汽溫度325℃，主汽壓力8.62MPa。1.2.4.6.2 啟動TOP、MSP運行，檢查其正常。把有功快速降至零，無功接近零，解除機電聯鎖保護，拉開發變組出口兩臺斷路器，啟動滅磁，檢查發電機定子電壓和三相電流到零。1.2.4.6.3 汽輪機手動打閘，檢查高、中壓主汽門、調門關閉，轉速開始下降，記錄惰走時間。

1.2.4.6.4 根據氫氣溫度下降情況停止氫氣冷卻器；啟動氫氣循環風機，注意氫氣干燥器運行情況。

1.2.4.6.5 注意空冷風機運行情況，隨著背壓的下降，順流風機頻率逐漸下降，并停止，逆流風機頻率逐漸降低到15HZ。如果背壓過低（控制背壓在15kpa），可適當手動停止部分逆流風機，注意軸封壓力變化及時調整。機組停止后確認無蒸汽、熱水進入排汽裝置后，再停止所有空冷風機。1.2.4.6.6 轉速下降至2000rpm時，頂軸油泵自啟動，否則手動開啟，轉速到零后及時投入盤車連續運行，開始記錄汽輪機缸溫及盤車電流和偏心等參數。

1.2.5 發變組解列

1.2.5.1 發變組系統解列停機

1.2.5.1.1 發變組系統解列正常情況下采用先停汽機后停發電機的順序,在汽機主汽門關閉后由發電機程序逆功率保護將發電機與系統解列。1.2.5.1.2 發電機與系統解列停機（以#1機為例）

1)檢查調節器運行在“自動”、“遠方”方式。

2)檢查#1機10kV 1AM段廠用電源已切至備用電源運行。3)檢查#1機10kV 1BM段廠用電源已切至備用電源運行。4)檢查10kV G1M段廠用電源已切至備用電源運行。5)將發電機無功負荷減至小于3Mvar。

6）待汽輪機打閘后，檢查#1機5012、5013開關確已跳閘，滅磁開關跳閘，發電機定子三相電流電壓顯示到零。

7)將#1機5012、5013開關及滅磁開關復位。8)檢查#1機保護動作為發電機程序逆功率保護。9)退出#1機“電跳機”保護。

10）投入發電機“啟停機”和“誤上電”保護。1.2.6 發變組系統停運行后破壞備用的操作

1.2.6.1 發電機停機后，將10kV各段快切裝置閉鎖，將各段工作電源進線開關停電。1.2.6.2 拉開發變組斷路器兩側隔離開關。1.2.6.3 檢查發電機滅磁開關Q02斷開。1.2.6.4 拉開功率整流柜交、直流輸入輸出刀閘。

1.2.6.5 拉開勵磁調節器控制電源小開關、功率柜風扇電源開關及加熱照明小開關。1.2.6.6 停用發電機啟勵電源。

1.2.6.7 斷開發電機出口1PT、2PT、3PT二次快速小開關,拉出1PT、2PT、3PT小車。1.2.6.8 拉開發電機中性點接地變壓器刀閘。

1.2.6.9 將10kV母線工作進線分支PT和工作進線開關拉至試驗位置，并取下二次插頭。1.2.6.10 停用主變、高壓工作變和高壓公用變冷卻器。1.2.7 鍋爐停止運行

1.2.7.1 機組解列后，將A磨煤機出力降到最低，將爐膛煙溫探針投入，控制好爐膛出口溫度≤538℃。

1.2.7.2 發電機解列、汽輪機停止運行后，應立即全開過熱器出口排汽閥和疏水閥，全開再熱器所有排汽閥和疏水閥，停止A給煤機，進行抽粉，確認MFT光字牌亮，鍋爐熄火，將A磨煤機清掃排空停止A磨煤機，停止一次風機、密封風機運行。30min后關閉排汽閥和疏水閥。

1.2.7.3 鍋爐MFT動作后，確認等離子裝置跳閘。

1.2.7.4 鍋爐熄火后，保持送風量大于30％BMCR，對爐膛進行吹掃10min。

1.2.7.4.1 減少送風量至10％BMCR，停止一側吸、送風機運行。停止電除塵器運行。1.2.7.5 用電動給水泵繼續向汽包上水至+200mm。1.2.7.6 確認省煤器再循環閥開啟，關閉減溫器隔絕閥。1.2.7.7 汽包壓力0.5MPa時，投入爐水泵連續注水。

1.2.7.8 當空氣預熱器進口煙溫低于120℃時，停止最后一側吸、送風機，爐內保持自然通風狀態。停止兩臺空預器。

1.2.7.9 當爐膛溫度低于50℃時，停止火檢冷卻風機和等離子點火檢冷卻風機。1.2.7.10 當爐水溫度低于150℃時，可停止三臺爐水泵運行。1.2.7.11 確認鍋爐爐渣系統無灰渣時可停止除渣系統運行。1.2.7.12 除塵器振打及除灰系統保持運行直至確認灰斗無灰落出。1.3 定壓方式正常停機

1.3.1 定壓方式停機操作與滑參數停機相同。

1.3.2 設定目標負荷300MW，主汽壓力不變，主汽溫度不變，負荷變化率15MW/min，減負荷到300MW，并選定“進行”。

1.3.3 機組負荷達300 MW時，開始滑降主再熱汽溫。主汽溫度變化率0.5MPa/min運行5分鐘，設定目標負荷180 MW，開始降負荷，主汽壓力不變，負荷變化率3MW/min，減負荷到180MW，并選定“進行”。

1.3.4 機組負荷180 MW，穩定負荷運行225min后,主汽溫度到408℃，再熱汽溫度到370℃時，以3MW/min負荷變化率，0.215MPa/min壓力變化率，減負荷到60 MW。

1.3.5 汽輪機手動打閘，檢查高、中壓主汽門、調門關閉，轉速開始下降，發電機解列。1.3.6 其它操作與滑參數停機操作相同。1.4 機組停運注意事項

1.4.1 滑停過程中汽輪機、鍋爐要協調好，降溫、降壓不應有回升現象。注意汽溫、汽缸壁溫下降速度，汽溫下降速度嚴格符合滑停曲線要求。汽溫在10min內急劇下降50℃，應打閘停機。

1.4.2 在整個滑停過程中，鍋爐總風量不得低于30%BMCR。

1.4.3 降負荷過程中注意各水位正常，及時退出高低壓加熱器運行。給水泵最小流量閥可根據負荷情況提前手動打開。

1.4.4 滑停過程中注意加強各軸承的軸振、瓦振和金屬溫度、回油溫度的監視，發生異常振動或瓦溫超標立即打閘。1.4.5 機組應盡量避免在60MW負荷下長時間運行，解列前迅速將發電機有功減至零，無功接近為零，手動脫扣汽機，檢查高中壓主汽門、高中壓調門、各級抽汽逆止門、高排逆止門關閉，VV閥及BDV閥開啟，發電機程序逆功率保護動作，機組解列。

1.4.6 注意汽輪機打閘后轉速開始下降，無特殊情況嚴禁在2300rpm以上開啟真空破壞門。1.4.7 轉速2000rpm，檢查頂軸油泵自啟動，否則手動啟動。

1.4.8 排汽裝置破壞真空以前，應關閉所有至排汽裝置的疏水。真空到零，停運軸封系統。1.4.9 注意記錄轉子惰走時間。轉子靜止后投入盤車自動，延時30s檢查盤車電機自啟動，10s后檢查確認盤車裝置自動嚙合，否則手動投入盤車。主機盤車投入后，定時記錄轉子偏心度及高中壓缸膨脹、脹差、高中壓缸第一級溫度、軸向位移等。（手動盤車操作：點動電機、盤車慢慢嚙合，若不能嚙合時應手動扳動，嚙合到位發出信號，再啟動盤車電機運行。）1.4.10 盤車運行期間，潤滑油溫應在30～42℃之間，保持發電機密封油系統運行正常。定時仔細傾聽高低壓軸封聲音，嚴密監視汽缸金屬溫度變化趨勢，杜絕冷汽冷水進入汽輪機。1.4.11 盤車應連續運行直至高壓缸第一級金屬內壁溫小于180℃，當該處壁溫小于150℃同時，可停運主機交流潤滑油泵TOP。停機后盤車期間禁止檢修與汽輪機本體有關的系統，以防冷空氣倒入汽缸，特殊情況必須匯報總工批準，且需執行以下規定：

1.4.11.1 高壓缸第一級內壁溫在350℃以上時，停盤車不能超過3min，每停1min，應進行10min的連續盤車，直到轉子偏心度恢復正常為止。

1.4.11.2 高壓缸第一級內壁溫在220℃以上時，如有緊急工作，每停30min，應盤車180度或連續盤車直至轉子偏心度恢復正常為止。

1.4.12 鍋爐完全不需要上水時，停止除氧器加熱，停電動給水泵，保留部分空冷風機運行，冬季調整暖通用水后停凝結水泵。

1.4.13 當低壓缸排汽溫度降至50℃以下，可停運最后的空冷風機。

1.4.14 特殊情況下的悶缸操作：遇有下列情況時可進行悶缸：主機潤滑油系統、頂軸油系統、密封油系統、盤車裝置故障等，必須較長時間停止盤車運行時。具體操作如下： 1.4.14.1 機組破壞真空，停止軸封供汽并隔離。1.4.14.2 空冷島所有風機已停運。

1.4.14.3 主汽母管、主汽門前、高壓導管疏水手動門全部關閉。1.4.14.4 再熱蒸汽冷熱段管道疏水、中聯門前疏水手動門全部關閉。1.4.14.5 汽缸本體和各級抽汽管道疏水手動門全部關閉。1.4.14.6 強制關閉VV閥和BDV閥及門前疏水。1.4.14.7 確認至汽輪機的所有熱源已全部隔離。

1.4.14.8 記錄汽輪機缸溫、盤車電流、偏心等參數，停止盤車運行，并在大軸上做出標記，開始悶缸，每半小時記錄一次缸溫和瓦溫。

1.4.14.9 悶缸過程中如軸瓦金屬溫度超過95℃時，應回復潤滑油系統運行，降低瓦溫。1.4.14.10 如氫氣系統運行，停止潤滑油系統之前必須將密封油系統倒為獨立運行方式。1.4.14.11 停止頂軸油和潤滑油系統運行。

1.4.14.12 悶缸過程中，間隔2小時將轉子翻轉180°，連續悶缸時間應控制在4小時之內。

1.4.14.13 悶缸結束后，回復潤滑油和頂軸油系統，先手動盤車確認動靜無五摩擦，然后投入電動連續盤車，直至轉子偏心回復正常。1.4.15 發電機停機后的狀態可分為以下三種：

1)熱備用狀態：指主變高壓側開關、滅磁開關在斷開位置，高廠變低壓側分支開關在斷開位置，其余與運行狀態相同；

2)冷備用狀態：指主變高壓側開關、刀閘、滅磁開關在斷開位置，高廠變低壓側分支開關在隔離位置，其余與運行狀態相同；

3)檢修狀態：指主變高壓側開關、刀閘、滅磁開關在斷開位置，廠用分支開關拉至隔離位置，取下出口及廠分支電壓互感器一、二次熔斷器，在發電機各電源側掛接地線。1.4.16 停機備用的發電機密封油排煙機和軸承回油主油箱的排煙風機應維持運行，抽去可能逸入排油系統的氫氣；氫氣報警系統應投入運行；

1.4.17 停機期間發電機內氫氣濕度取決于機座周圍的溫度；為改善相對濕度，可向外排出一些氫氣，并從供氫系統補充新鮮氫氣；

1.4.18 備用中的發電機及其全部附屬設備應同運行中的發電機一樣進行監視和維護，使其處于完好狀態，隨時能啟動；

1.4.19 當發電機長期（幾個月或更長時間）處于備用狀態時，應該采取適當的措施防止繞組受潮，并保持繞組溫度在5℃以上；可采用內冷水熱水循環的方法保溫，內冷水水溫以20℃～40℃為宜；冬季停機后，應使發電機各部溫度維持在5℃以上，防止凍壞發電機設備。停機期間，若廠房室溫在10℃以下，則定子繞組內的冷卻水和氫氣冷卻器內的冷卻水應徹底排干以防止凍裂。

1.4.20 停機期間發電機內充滿空氣時，需留意結露；應將供氫管道切斷，取下充氫管道聯管并加堵板，防止氫氣進入發電機。

1.4.21 發電機運行二個月以上如遇停機，應對發電機定子水回路進行反沖洗，以確保水回路暢通。

1.4.22 對停用時間較長的發電機，定子繞組和定子端部冷卻元件中的水應放凈吹干，吹干應用過濾的干燥的壓縮空氣。

1.4.23 發電機停機后，應由檢修人員測量定子和勵磁回路的絕緣電阻。1.5 鍋爐熄火后的冷卻

1.5.1 停爐熱備用時，經通風10min后，停止吸風機、送風機運行，關閉煙風擋板，保持空氣預熱器運行。保持正常汽包水位及至少一臺爐水循環泵運行，爐水溫度降至150℃以下時，可以停止全部爐水循環泵，預熱器入口煙氣溫度降至120℃時，可停止空氣預熱器。1.5.2 停爐后需快速冷卻時，保持三臺爐水循環泵運行，保持汽包高水位，爐水溫降速率不大于1.5℃/min，保持吸風機、送風機運行，保持60％～70％的額定風量，進行爐膛通風。鍋爐快冷要嚴格按照規定執行，禁止急劇冷卻。

1.5.3 根據需要，爐水溫度小于93℃時鍋爐可以放水。鍋爐放水前時，停止通風及全部爐水循環泵。鍋爐放水結束后，根據需要放凈爐水循環泵泵殼內的爐水。

1.5.4 鍋爐停止后需要干式防腐，可在汽包壓力0.5MPa時，打開鍋爐所有空氣門、疏水門、排污門，快速將爐水放掉，用余熱烘干爐管。1.6 鍋爐放水的操作

1.6.1 開啟鍋爐水冷壁下集箱放水門、定期排污門、給水逆止門前管道放水門、省煤器入口集箱放水門、一二級減溫器調節門后放水門、省煤器出口導管放水門、頂棚過熱器入口集箱疏水門、后煙道前后墻下集箱疏水門、低溫過熱器入口集箱疏水門、鍋爐連續排污門。1.6.2 汽包就地壓力表管放水；取樣管放水后關閉。

1.6.3 根據需要開啟啟動排氣門、分隔屏入口集箱空氣門、汽包空氣門、主蒸汽管道空氣門、分隔屏出口集箱空氣門、省煤器吊掛管出口集箱空氣門、末級過熱器入口連接管空氣門。1.6.4 再熱器系統噴水調節門后放水門開啟、再熱蒸汽取樣門關閉；根據需要開啟啟動排汽門、壁式再熱器出口集箱空氣門。

1.6.5 爐水循環泵電機腔室不放水，應采取保溫措施，使爐水循環泵的環境溫度大于5℃，注意監視電機腔室溫度不得小于5℃。1.6.6 機組冬季停運防凍措施：

1.6.6.1 每年九月，進行一次全面防凍檢查。

1.6.6.2 暖通系統進行注水打壓試驗，投入采暖系統運行，根據環境溫度的變化調整熱網供水溫度。

1.6.6.3 根據環境溫度的變化及時投入機房、爐房管式換熱器、暖風機運行，關閉廠房大門，投入大門熱風幕運行，門窗應掛棉門簾。

1.6.6.4 冬季應停止機房頂通風排氣系統的風機運行，停止鍋爐房頂通風機運行。1.6.6.5 主廠房、輔機室的門窗應關閉嚴密，發現門窗的把手、插銷、玻璃破損不齊及關閉不嚴的應及時聯系處理。

1.6.6.6 冬季機組停運后鍋爐應盡可能采用干式保養。采用濕保養時，應定期啟動爐水泵。1.6.6.7 任何情況下環境溫度不得低于5℃，否則應采取措施并匯報領導。

1.6.6.8 投入采暖及伴熱系統，必要時增加臨時采暖設備，并經常檢查是否正常，發現缺陷及時處理。

1.6.6.9 冬季機組停運時應保證啟動鍋爐安全運行，向廠區提供充足的采暖供熱蒸汽。1.6.6.10 冬季機組停運時壓縮空氣系統應選擇開啟最遠端放氣門，保證壓縮空氣系統內空氣的循環；并且定期開啟儲氣罐、供氣管道的放水門；或投入儲氣罐、供氣管道伴熱系統。1.6.6.11 冬季機組停運時，供氫母管應加強定期放水。

1.6.6.12 所有冷卻水系統停運時，應將冷卻器內的冷卻水放盡，以免凍裂冷卻器。1.6.6.13 停運機組的所有壓力表管及測量表計存水放盡。1.6.6.14 撈渣機水封用密封水適當開大，保持溢流，以免凍結。

1.6.6.15 對室外可能會造成凍結的設備與系統，應采用放水或定期啟動的方法來防凍。1.6.6.16 各輔助設備油系統無檢修工作時均應保持運行，設備的冷卻水保持暢通，若冷卻水停用應打開管道放水門，把水放凈，無放水閥時應聯系檢修解開法蘭放水。1.6.6.17 1.6.6.18 1.6.6.19 所有停運的汽、水系統均應放盡存水。

根據機力冷卻塔運行狀態，按規定做好防凍措施。

燃油罐內油溫低于15℃時，應及時投入蒸汽加熱系統運行。

第四篇：機組啟動試運行方案

機組啟動試運行方案

批準：

審核：

編寫：

2009年6月9日

機組啟動試運行方案

1充水試驗 1.1充水條件

1.1.1確認壩前水位已蓄至最低發電水位。

1.1.2確認進水口閘門、尾水閘門處于關閉狀態。確認機組各進人門已關閉牢靠，各臺機組檢修排水閥門已處于關閉狀態，檢修排水廊道進人門處于關閉狀態。確認調速器、導水機構處于關閉狀態，接力器鎖定已投入。確認空氣圍帶、制動器處于投入狀態。1.1.3確認全廠檢修、滲漏排水系統運行正常。

1.2尾水流道充水

1.2.1利用尾水倒灌入檢修排水廊道，然后打開機組尾水檢修排水閥向尾水流道充水，在充水過程中隨時檢查水輪機導水機構、轉輪室、各進人門、伸縮節、主軸密封及空氣圍帶、測壓系統管路、發電機定子、燈泡頭、流道蓋板等的漏水情況，記錄測壓表計的讀數。1.2.2充水過程中必須密切監視各部位的滲漏水情況，確保廠房及機組的安全，一旦發現漏水等異?，F象時，應立即停止充水并進行處理。充水過程中應檢查排氣情況。1.2.3待充水至與尾水位平壓后，將尾水閘門提起。

1.3進水流道充水

1.3.1提起進水閘門，以閘門節間充水方式緩緩向進水流道充水，監視進水流道壓力表讀數，檢查燈泡體、管形座、框架蓋板、導水機構及各排水閥等各部位在充水過程中的工作狀態及密封情況。

1.3.2觀察各測壓表計及儀表管接頭漏水情況，并監視水力量測系統各壓力表計的讀數。1.3.3充水過程中檢查流道排氣是否暢通。

1.3.4待充水至與上游水位平壓后，將進水口閘門提起。

1.3.5觀察廠房內滲漏水情況及滲漏水排水泵排水能力和運轉可靠性。

1.3.6將機組技術供水管路系統的閥門打開，啟動供水泵，使壓力水通過各冷卻水管路，檢查管路閥門、各接頭法蘭通水后的工作情況。機組啟動和空轉試驗

2.1啟動前的準備

2.1.1 主機周圍各層場地已清掃干凈，施工人員撤離工作現場，吊物孔蓋板已蓋好，通道暢通，照明充足，指揮通信系統布置就緒，各部位運行人員已到位，各測量儀器、儀表已調整就位。

2.1.2確認充水試驗中出現的問題已處理合格。

2.1.3機組潤滑油、冷卻水、潤滑水系統均已投入，各油泵、水泵按自動控制方式運行正常，壓力、流量符合設計要求。油壓裝置和漏油裝置油泵處于自動控制位置運行正常。2.1.4高壓油頂起系統、機組制動系統處于手動控制狀態。

2.1.5檢修排水系統、滲漏排水系統和高、低壓壓縮空氣系統按自動控制方式運行正常。2.1.6上下游水位、各部原始溫度等已做記錄。

2.1.7水輪機主軸密封水投入，空氣圍帶排除氣壓、制動器復歸（確認風閘已全部復位），轉動部件鎖定已拔出。

2.1.8啟動高壓油頂起裝置油泵，檢查確認機組大軸能正常頂起。2.1.9調速器處于準備工作狀態，并符合下列要求：

油壓裝置至調速器的主閥已開啟，調速器柜壓力油已接通，油壓指示正常。調速器的濾油器位于工作位置。調速器處于“手動”位置。

油壓裝置處于自動運行狀態，導葉開度限制機構處于全關位置。2.1.10與機組有關的設備應符合下列要求：

發電機出口斷路器QF905、發電機勵磁系統滅磁開關在斷開位置。轉子集電環碳刷已磨好并安裝完畢，碳刷拔出。發電機出口PT處于工作位置，一次、二次保險投入。

水力機械保護、電氣過速保護和測溫保護投入；機組的振動、擺度監測裝置等投入監測狀態，但不作用于停機。

現地控制單元LCU5已處于監視狀態，具備檢測、報警的功能，可對機組各部位主要的運行參數進行監視和記錄。

拆除所有試驗用的短接線及接地線。

外接頻率表接于發電機出口PT柜一次側，監視發電機轉速。大軸接地碳刷已投入。

2.1.11手動投入機組各部冷卻水（空冷器暫不投，轉機時對發電機定子、轉子進行干燥）。2.2首次啟動試驗

2.2.1拔出接力器鎖定，啟動高壓油頂起裝置。2.2.2手動打開調速器的導葉開度限制機構，待機組開始轉動后將導葉關回，由各部觀察人員檢查和確認機組轉動與靜止部件之間有無摩擦、碰撞及其它異常情況。記錄機組啟動開度。2.2.3確認各部正常后再次打開導葉啟動機組。當機組轉速升至接近50%額定轉速時可暫停升速，觀察各部無異常后繼續升速，使機組在額定轉速下運行。

2.2.4當機組轉速升至95%額定轉速時可手動切除高壓油頂起裝置，并校驗電氣轉速繼電器相應的觸點。當機組轉速達到額定值時校驗機組各部轉速表指示應正確。記錄當時水頭下機組額定轉速下的導葉開度。

2.2.5在機組升速過程中派專人嚴密監視推力瓦和各導軸瓦的溫度，不應有急劇升高或下降現象。機組達到額定轉速后，在半小時內每隔5分鐘記錄瓦溫，之后可適當延長時間間隔，并繪制推力瓦和各導軸瓦的溫升曲線。機組空轉4-6小時以使瓦溫穩定，記錄穩定的軸瓦溫度，此值不應超過設計值。記錄各軸承的油流量、油壓和油溫。

2.2.6機組啟動過程中，應密切監視各部運轉情況，如發現金屬摩擦或碰撞、推力瓦和導軸瓦溫度突然升高、機組擺度過大等不正常現象應立即停機。

2.2.7監視水輪機主軸密封及各部水溫、水壓，有條件時可觀察、記錄水封漏水情況。2.2.8記錄全部水力量測系統表計讀數和機組監測裝置的表計讀數。

2.2.9有條件時，應測量并記錄機組水輪機導軸承、發電機軸承等部位的運行擺度（雙振幅），不應超過導軸承的總間隙。

2.2.10測量發電機一次殘壓及相序，相序應正確。2.3停機過程及停機后檢查

2.3.1手動啟動高壓油頂起裝置，操作開度限制機構進行手動停機，當機組轉速降至額定轉速的20%時手動投入制動器，機組停機后手動切除高壓油頂起裝置，制動器則處于投入狀態。2.3.2停機過程中應檢查下列各項： 監視各軸承溫度的變化情況。檢查轉速繼電器的動作情況。錄制轉速和時間關系曲線。

2.3.3 停機后投入接力器鎖定和檢修密封，關閉主軸密封潤滑水。2.3.4 停機后的檢查和調整：

1）各部位螺栓、螺母、銷釘、鎖片及鍵是否松動或脫落。2）檢查轉動部分的焊縫是否有開裂現象。3）檢查擋風板、擋風圈是否有松動或斷裂。4）檢查風閘的摩擦情況及動作的靈活性。

5）在相應水頭下，調整開度限制機構及相應的空載開度觸點。2.4調速器空載試驗

2.4.1根據機組殘壓測頻信號是否滿足調速器自動運行的情況，確定調速器空載擾動試驗時間，若不能滿足要求，則調速器空載試驗安排在機組空載試驗完成之后進行。

2.4.2手動開機，機組在額定轉速下穩定運行后。調整電氣柜的相關參數。將手/自動切換電磁閥切換為自動位置，并在調速器電氣柜上也作同樣的切換，此時調速器處于自動運行工況，檢查調速器工作情況。調整PID參數，使其能在額定轉速下自動調節，穩定運行。2.4.3分別進行調速器各通道的空載擾動試驗，擾動試驗滿足下列要求：

調速器自動運行穩定后，加入擾動量分別為±1%、±2%、±4%、±8%的階躍信號，調速器電氣裝置應能可靠的進行自動調節，調節過程正常，最終能夠穩定在額定轉速下正常運轉。否則調整PID參數，通過擾動試驗來選取一組最優運行的參數。2.4.4轉速最大超調量不應超過擾動量的30%。2.4.5超調次數不超過2次。

2.4.6從擾動開始到不超過機組轉速擺動規定值為止的調節時間應符合設計規定。2.4.7進行機組空載下的通道切換試驗，各通道切換應平穩。2.4.8進行調速器自動模式下的開度調節試驗，檢查調節穩定性。2.4.9進行調速器自動模式下的頻率調節，檢查調節穩定性。

2.4.10進行調速器故障模擬試驗，應能按設計要求動作,在大故障模擬試驗時,切除停機出口,以免不必要的停機。

2.4.11記錄油壓裝置油泵向壓力油罐送油的時間及工作周期。在調速器自動運行時記錄導葉接力器擺動值及擺動周期。

2.4.12進行油泵電源切換試驗，切換應靈活可靠。2.5 機組過速試驗及檢查

2.5.1過速試驗前機組擺度和振動值應滿足規程和設計要求。2.5.2臨時拆除電氣過速保護停機回路，監視其動作時的轉速。

2.5.3手動開機，待機組運轉正常后，手動逐漸打開導葉，機組升速至115%，記錄115%時轉速繼電器實際動作值，機組轉速繼續升速到155%額定轉速以上時，記錄電氣過速155%轉速繼電器實際動作值，機械過速保護裝置在電氣過速保護動作之后且應在機組轉速達到160%之前立即動作關機。如果升速至160%額定轉速時，機械過速裝置仍未動作，亦應立即停機。需校正機械過速裝置，重新進行該試驗。

2.5.4試驗過程中記錄機組各部的擺度、振動最大值。若機組過速保護未動作停機，則按手動停機方式，在95%額定轉速時投入高壓油頂起裝置，降至20%轉速后投機械制動。2.5.5過速試驗過程中專人監視并記錄各部位推力瓦和導軸瓦溫度；監視轉輪室的振動情況；測量、記錄機組運行中的振動、擺度值，此值不應超過設計規定值； 監視水輪機主軸密封的工作情況以及漏水量；監聽轉動部分與固定部分是否有磨擦現象。

2.5.6過速試驗停機后，投入接力器鎖定，落進水口閘門，頂起制動器，全面檢查轉子轉動部分，如轉子磁軛鍵、引線支撐、磁極鍵及磁極引線、阻尼環、磁軛壓緊螺桿、轉動部分的焊縫等。并按首次停機后的檢查項目逐項檢查。3機組自動開停機試驗 3.1 自動開機需具備的條件

3.1.1各單元系統的現地調試工作已完成，驗收合格。3.1.2計算機與各單元系統對點完成，通訊正常。3.1.3在無水階段由計算機操作的全廠模擬已完成。3.1.4LCU5交直流電源正常，處于自動工作狀態。3.1.5水力機械保護回路均已投入。

3.1.6接力器鎖錠及制動器實際位置與自動回路信號相符。3.1.7技術供水回路各閥門、設備已切換至自動運行狀態。3.1.8高壓油頂起裝置已切換至自動運行狀態。3.1.9制動系統已切換至自動運行狀態。3.1.10 潤滑油系統已切換至自動運行狀態。3.1.11 勵磁系統滅磁開關斷開。

3.1.12 齒盤測速裝置及殘壓測頻裝置工作正常。

3.1.13調速器處于自動位置，功率給定處于“空載”位置，頻率給定置于額定頻率，調速器參數在空載最佳位置。

修密封、主用密封切換至自動運行狀態。3.2機組LCU5自動開機 啟動機組LCU5空轉開機。

按照機組自動開機流程，檢查各自動化元件動作情況和信號反饋。檢查調速器工作情況。記錄自發出開機脈沖至機組開始轉動所需的時間。記錄自發出開機脈沖至機組達到額定轉速的時間。檢查測速裝置的轉速觸點動作是否正確。3.3機組LCU5自動停機

3.3.1由機組LCU5發停機指令，機組自動停機。

3.3.2監視高壓油頂起系統在機組轉速降至95%額定轉速時應能正常投入，否則應立即采用手動控制方式啟動。

3.3.3檢查測速裝置及轉速接點的動作情況，記錄自發出停機令到機械制動投入的時間，記錄機械制動投入到機組全停的時間。

3.3.4檢查機組停機過程中各停機流程與設計順序應一致，各自動化元件動作應可靠。3.3.5分別在現地、機旁、中控室等部位，檢查緊急事故停機按鈕動作的可靠性。3.3.6模擬機組各種機械事故及故障信號，進行事故停機流程試驗。檢查事故和故障信號響應正確，檢查事故停機信號的動作流程正確可靠。

3.3.7其它各種開停機及電氣保護停機試驗將結合后續的各項電氣試驗進行。4 橋鞏水電站

發電機及

發電機帶3#主變升流試驗； 4.1、試驗準備

4.1.1根據

機組發電投運的一次設備情況，本次升流試驗范圍為3#主變、發電機，短路點的設置部位如下：

短路點1（D1）：設置在3#離相封閉母線副廠房84.50m層與電抗器連接處，利用軟連接作為短路裝置。

短路點2（D2）：設置在開關站3#主變進線間隔接地開關200317處，利用接地開關200317作為短路裝置。

4.1.2發電機出口斷路器905斷開、滅磁開關斷開。

4.1.3勵磁系統用它勵電源從10KV系統備用開關柜取，用3X70mm2的高壓電纜引入。4.1.4發電機保護出口壓板在斷開位置，保護僅作用于信號，投入所有水力機械保護。4.1.5技術供水系統、潤滑油系統已投入運行，檢修密封退出，主軸密封水壓、流量滿足要求。發電機定子空氣冷卻器根據絕緣情況確定是否投入。4.1.6恢復發電機集電環碳刷并投用。

4.1.7復查各接線端子應無松動，檢查升流范圍內所有CT二次側無開路。4.1.8測量發電機轉子絕緣電阻，符合要求。4.1.9測量發電機定子絕緣電阻，確定是否進行干燥。如需干燥，則在發電機升流試驗完成后進行短路干燥。4.2發電機升流試驗

4.2.1短路點1（D1）升流試驗：

（1）手動開機至額定轉速，機組各部運行正常。（2）勵磁變自然通風良好，勵磁功率柜風冷回路正常。

（3）將勵磁調節器電流給定降至最小，投入它勵電源。由于勵磁變低壓側電壓約為780V，所以監測時需注意測量方法及安全距離。

（4）檢查短路范圍內的CT二次殘余電流，不能有開路現象。

（5）合滅磁開關，緩慢升流至（3～4）%發電機額定電流，檢查升流范圍內各CT二次無開路，繼續升流至10%額定電流，檢查各CT二次三相電流平衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查發電機保護、勵磁變壓器保護、主變保護、發變組故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。

（6）解開保護停機回路，投入保護跳滅磁開關回路，模擬檢查發電機差動的動作情況。（7）逐級升流檢測并錄制發電機50%額定電流下跳滅磁開關的滅磁曲線。（8）手動啟動錄波裝置，錄制發電機短路特性曲線，測量發電機軸電壓。

（9）在發電機額定電流下，跳滅磁開關檢驗滅磁情況是否正常，錄制發電機在額定電流時滅磁過程的示波圖

（10）測量額定電流下的機組振動與擺度，檢查碳刷與集電環工作情況。（11）試驗過程中檢查發電機主回路、勵磁變、共箱母線等各部位運行情況。（12）記錄升流過程中定子繞組及空冷各部溫度。

（13）根據定子繞組絕緣情況，若需進行定子短路干燥時，確認空氣冷卻器冷卻水切除，升流至50%定子額定電流對定子進行短路干燥。

（14）試驗完畢后模擬發動機差動保護停機，跳滅磁開關。斷開它勵電源。（15）拆除短路試驗銅母線。4.2.2短路點2（D2）升流試驗：

（1）本次試驗短路點設置在開關站3#主變進線接地開關200317處。

（2）根據本次短路試驗范圍，依次合上相關斷路器905、隔離開關20036、斷路器2003，切除相關斷路器的操作電源，防其誤分閘。（3）合滅磁開關。（4）緩慢升流至（2～3）%發電機額定電流，檢查升流范圍內各CT二次無開路，繼續升流至10%額定電流，檢查各CT二次三相電流平衡情況及其相位；檢查測量表計接線及指示的正確性；檢查3#主變保護、母線保護、斷路器保護、故障錄波及測量回路的電流幅值和相位。

（5）升流結束，分滅磁開關，分發電機出口斷路器905。（6）分開關站斷路器2003，分本次短路試驗的接地開關200317。5發電機單相接地試驗及升壓試驗 5.1升壓前準備工作

5.1.1 測量發電機轉子絕緣電阻，測量發電機定子絕緣電阻，均符合要求。5.1.2 投發電機差動保護、電流后備保護和勵磁變保護。5.1.3 投入所有水機保護及自動控制回路。5.1.4 發電機出口斷路器905斷開。5.2發電機定子單相接地試驗

5.2.1 拉開中性點隔離開關，將接地變壓器與發電機中性點斷開，在出口電壓互感器處做單相臨時接地點，退出發電機定子接地保護跳閘出口。自動開機到空轉，監視定子接地保護動作情況。

投入它勵電源，合滅磁開關，升壓至50%定子額定電壓，記錄電容電流值。

5.2.4試驗完畢降壓至零，跳開滅磁開關，拆除臨時接地線，將發電機中性點隔離開關合上，投入發電機定子接地保護。5.3 發電機過壓保護試驗

臨時設定發電機過壓保護定值為10V，監視發電機過壓保護動作情況。合滅磁開關，逐步升壓直至發電機過壓保護動作，記錄保護動作值。試驗完成后恢復原定值，投入過壓保護。5.4 發電機零起升壓

5.4.1機組在空轉下運行，調速器自動。

5.4.2測量發電機升流試驗后的殘壓值，并檢查三相電壓的對稱性。5.4.3手動升壓至25%額定電壓，檢查下列各項： 發電機及引出母線、分支回路等設備帶電是否正常。機組各部振動及擺度是否正常。

測量發電機PT二次側三相電壓相序、幅值是否正常，測量PT二次開口三角電壓值。5.4.4逐級升壓至發電機額定電壓，檢查帶電范圍內一次設備的運行情況。5.4.5檢查發電機PT回路相序、電壓應正確，測量PT開口三角電壓值。5.4.6測量額定電壓下機組的振動與擺度，測量額定電壓下發電機軸電壓。5.4.7記錄定子鐵芯各部溫度。

5.4.8分別在50%、100%發電機額定電壓下跳滅磁開關，檢查滅弧情況，錄制空載滅磁特性曲線。

5.5發電機空載特性試驗

5.5.1零起升壓，每隔10%額定電壓記錄定子電壓、轉子電流、勵磁電壓，錄制發電機空載特性的上升曲線。

5.5.2繼續升壓，當發電機勵磁電流達到額定值980A時，測量發電機定子最高電壓，并在最高電壓下持續運行5min。最高定子電壓以不超過1.3倍額定電壓值13.65kV為限。5.5.3由最高電壓開始降壓，每隔10%額定電壓記錄定子電壓、勵磁電流、勵磁電壓，錄制發電機空載特性的下降曲線。

5.5.4試驗完畢后將勵磁電流降為零，跳滅磁開關，斷開它勵電源，停機。將轉子回路經過電阻接地，進行轉子一點接地保護試驗。6 發電機空載下的勵磁調整和試驗 6.1試驗前的準備

6.1.1 3#主變的升流、升壓已完成。

6.1.2 機組勵磁變已恢復正常接線，機組采用自勵方式。6.1.3 發電機保護已按定值整定并投入，水機保護已投入。6.1.4 自動開機到空轉，穩定運行。6.2 勵磁的調整和試驗

6.2.1在發電機額定轉速下，檢查勵磁調節器A套、B套的調節范圍，在調整范圍內平滑穩定的調節。

6.2.2在額定空載勵磁電流情況下，檢查功率整流橋的均流系數，均流系數不應低于0.85。6.2.3在發電機空載狀態下，分別錄波檢查起勵、逆變、手動和自動切換、通道切換等情況下的穩定性和超調量。在發電機空轉且轉速在95%～100%額定值范圍內，自動起勵，機端電壓從零上升到額定值時，電壓超調量不大于額定值的10%，超調次數不超過2次，調節時間不大于5S。

6.2.4在發電機空載狀態下，人工加入±10%階躍量干擾，檢查各通道的調節情況，超調量、超調次數、調節時間應滿足設計要求。

6.2.5發電機轉速在90%～110%內變化，測定發電機端電壓，錄制發電機電壓/頻率特性曲線。頻率每變化1%，AVR應保證發電機電壓的變化值不大于±0.25%。

6.2.6進行額定電壓的起勵、逆變滅磁試驗并錄波，分別在A、B套“正常”位置，手動和自動分別進行額定電壓下的起勵、逆變滅磁試驗。6.2.7進行機組LCU5和中控室對勵磁系統的調節試驗。6.3 計算機監控系統自動開機到空載試驗

6.3.1相關水力機械保護、繼電保護回路均已投入，機組附屬設備處于自動運行狀態，具備自動開機條件。

6.3.2發電機出口斷路器905斷開，滅磁開關斷開。

6.3.3調速器設置為自動，機組LCU5設置為現地控制，在LCU5上發“開機到空載”令，觀察機組自動開機至95%額定轉速、自動合滅磁開關、自動起勵升壓到90％額定電壓等過程中的設備運行情況。

6.3.4在LCU5發“停機”令，機組自動停機。觀察機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關等過程中的設備運行情況。

7220kV系統對3#主變沖擊受電試驗（可提前進行）7.1 試驗前的準備

7.1.1 計劃接受沖擊受電的一次設備為：3#主變。

7.1.2投運范圍內相關設備保護按調度要求整定完畢并投入，各個保護出口已進行了傳動試驗，各個保護都已投入運行。7.1.3主變散熱器系統投入。

7.1.4開關站LCU9、機組LCU5均已調試完成，本次投運的斷路器、隔離開關均已完成LCU遠動試驗。

7.1.5發電機出口斷路器905、接地開關斷開。

7.1.6開關站3#主變間隔斷路器、隔離開關、接地開關處于斷開位置。7.2 主變沖擊受電試驗

7.2.1向中調申請對3#主變進行沖擊受電試驗。

7.2.2按調度令進行開關站倒閘操作，220kV電壓通過斷路器2003對3#主變進行全電壓沖擊試驗，沖擊試驗應為5次，每次間隔約10分鐘。

7.2.3每次沖擊合閘后，均需檢查主變壓器沖擊運行情況，檢查差動保護及瓦斯保護的工作情況，檢查主變高、低壓側避雷器動作情況，檢查保護裝置有無誤動，記錄主變壓器高壓側合閘沖擊電流。

7.2.4主變壓器在沖擊試驗前、后對變壓器油作色譜分析，試驗結束后恢復設備的正常接線。8機組同期并網試驗 8.1并網前準備

8.1.1 已對自動同期裝置的電壓、頻率、導前角進行了測試，已完成自動同期裝置的模擬并列試驗。

8.1.2 發電機、變壓器等相關保護已按調度要求整定完成并正確投入。

8.1.3 在主變零起升壓時同期電壓回路已檢測無誤，系統倒送電后，機組與系統的相位已核對。

系統已同意進行同期試驗并允許帶最低限額負荷。8.2發電機出口斷路器905準同期試驗（1）905自動假準同期試驗。

（2）系統電源已送到發電機主變低壓側。（3）出口斷路器905處于試驗位置。

（3）機組自動開機至空載運行。勵磁調節器、調速器切至遠方自動操作模式。（4）啟動同期裝置，對斷路器905的合閘過程進行錄波。

（5）合閘后立即斷開斷路器905，分析錄波圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間是否合適。

（6）試驗完成后，解除模擬斷路器905合閘信號。2）905自動準同期試驗

（1）執行空載至發電令，由機組LCU5投入自動同期裝置，斷路器905自動準同期合閘，同時錄制同期合閘波形。

（2）機組并網后，帶最低負荷，檢查各功率、電度計量裝置工作狀況，檢查各個保護的采樣、差流。

8.3開關站3#主變進線斷路器2003QF同期試驗 1）2003自動假準同期試驗

（1）機組通過斷路器905并網發電后，手動降負荷，分斷路器2003，機組與系統解列。分隔離開關20036。

（2）模擬隔離開關20036合閘信號至開關站LCU9，啟動同期裝置，對斷路器20036的合閘過程進行錄波。

（3）合閘后分斷路器2003。分析波型圖，檢查合閘的壓差、頻差、導前時間是否合適。（4）試驗完成后，解除模擬隔離開關20036合閘信號。2）2003自動準同期試驗（1）合隔離開關20036。

（2）執行斷路器2003自動準同期合閘令，由開關站LCU9投入自動同期裝置，自動進行準同期合閘。

（3）試驗完成后，分發電機出口斷路器905，機組與系統解列。（4）跳滅磁開關，停機，準備自動開機并網試驗。8.4 計算機監控系統自動開機并網試驗

8.4.1發電機出口斷路器905斷開，系統電源已送到出口斷路器905上端。

8.4.2調速器設置為自動，機組LCU5設置為現地控制。在LCU5上發“開機到發電”令，觀察機組自動開機至95%額定轉速、自動合滅磁開關、自動起勵升壓到90％額定電壓、自動同期裝置調節機組電壓和轉速、自動合出口斷路器905，機組帶設定負荷進入發電狀態等過程中設備運行情況。

8.4.3在LCU5上發“停機”令，機組自動解列停機。觀察LCU5自動減負荷至3MW、分發電機出口斷路器905、機組自動逆變滅磁、調速器自動關閉至全關的過程，記錄自發出停機令到機械制動投入的時間。

8.4.4在中控室進行自動開機和停機操作，并進行相應的檢查和記錄。9機組負荷試驗

9.1機組帶負荷試驗前的準備。9.1.1 機組帶負荷前的試驗已全部完成。

9.1.2 申請機組進行負荷試驗已獲得調度批準，允許甩負荷的容量和時間段已確認。9.2 機組帶負荷試驗

9.2.1機組逐級增加負荷運行，不在振動區過長的停留，記錄機組狀況：各部的振動、擺度；定子繞組溫度；推力瓦和導軸瓦、定子鐵心、空氣冷卻器等部位溫度值；主變油溫等變化情況。

9.2.2在小負荷時，測量發電機、主變壓器、開關站斷路器等保護裝置的CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。測量安穩裝置、計量系統和故障錄波等裝置的CT二次電流相量圖，全面核查電壓電流相位關系。9.2.3記錄在當時水頭下，機組產生振動的負荷區。9.2.4測量并記錄在不同負荷下機組各部位的噪聲。9.2.5在各負荷下，測量發電機軸電壓。9.3 機組帶負荷下調速系統試驗

在不同負荷下進行調節參數的選擇及功率調節速率的選擇。

9.3.2在50%負荷以下檢查調速器頻率和功率控制方式下機組調節的穩定性及相互切換過程的穩定性。

9.3.3遠方、現地有功調節響應檢查。

9.3.4模擬故障試驗（模擬功率給定、功率反饋信號故障）。9.3.5調速器通道切換試驗。9.3.6模擬機械事故停機試驗。9.4 機組帶負荷下勵磁系統試驗

9.4.1過勵試驗、欠勵試驗、無功調差率按系統要求進行。9.4.2現地/遠方無功功率控制調節檢查。9.4.3自動和手動切換、通道切換試驗。9.4.4可控硅橋路電流平衡檢查。9.5 機組甩負荷試驗

9.5.1機組甩負荷按額定出力的15%、50%、75%、100%、100%無功進行，并記錄甩負荷過程中的各種參數或變化曲線，記錄各部瓦溫的變化情況。甩負荷通過發電機出口斷路器905進行。

機組甩25%額定負荷時，記錄接力器不動時間，應不大于0.2秒，該時間按轉速開始上升起計算。觀察大軸補氣情況。

甩負荷時，檢查水輪機調速器系統的動態調節性能，校核導葉接力器兩段關閉規律、轉速上升率等，均應符合設計要求。

在額定功率因數條件下，水輪發電機突甩負荷時，檢查自動勵磁調節器的穩定性和超調量。當發電機突甩100%額定負荷時，發電機電壓的超調量不應大于額定電壓的15%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于5秒。9.6 機組事故停機試驗

9.6.1模擬機組電氣事故停機試驗：模擬電氣事故動作，機組解列、滅磁，記錄負荷下滅磁特性。9.6.2事故低油壓關機試驗 機組帶100%額定負荷運行。

現地與緊急事故停機按鈕旁設專人守護。

斷開壓油罐補氣回路；切除壓油泵，通過卸油閥門排油與排氣閥排氣結合方式，降低壓力油罐壓力直至事故低油壓整定值，應注意壓油罐內油位不低于油位信號計可見位置。事故低油壓接點動作后，調速器事故低油壓緊急停機流程啟動。若低油壓接點在整定值以下仍未動作，立即按緊急事故停機按鈕進行停機，重新整定壓力開關接點后重做此試驗。9.6.3重錘動作關機試驗

機組并網帶額定負荷穩定運行后，進行機組的重錘關機試驗。檢查重錘關機是否正常，關閉時間是否符合設計要求。

試驗前對監測人員進行周密的安排，在調速器機調柜操作重錘關機命令，如果重錘關機失敗，應按下緊急事故停機按鈕。9.7 特殊試驗 9.7.1 PSS試驗。9.7.2 一次調頻試驗。9.7.3 無功進相試驗。9.7.4 其它試驗。9.8 機組檢查消缺

機組在停機并做好安全措施的情況下，對運行中出現的問題全面檢查消缺，達到穩定試運行的要求。

10機組帶負荷72h連續試運行

10.1完成上述試驗內容經驗證合格后，具備帶負荷連續運行的條件，開始進入72h試運行。10.2根據運行值班制度，全面記錄運行有關參數。

10.3 72h連續運行后，停機全面檢查機組、輔助設備、電氣設備、流道部分、水工建筑物和排水系統工作后情況，消除并處理72h試運行中發現的所有缺陷。

10.4完成上述工作后，即可簽署機電設備驗收移交證書，移交電廠，投入商業運行。

項目經理部

2007年10月8日

第五篇：機組啟動試運行方案

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

馬邊煙峰電力有限公司煙峰電站

機組啟動試運行方案

批準：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

核準：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

審核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

編寫：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

馬邊煙峰電力有限公司 二OO九年十一月十六日

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

（六）機組自動開、停機試驗.........................................14

（七）發電機定、轉子絕緣檢查.......................................15

（八）發電機短路升流試驗..........................................15

（九）發電機零起升壓試驗...........................................16

（十）發電機組空載下勵磁調節系統的調整和試驗.......................17

七、主變及高壓配電裝置試驗.........................................18

（一）主變及高壓配電裝置短路升流試驗...............................18

（二）發電機帶主變零起升壓試驗.....................................18

八、110kV煙馬線線路沖擊試驗、#1主變沖擊試驗.......................19

（一）組織領導............................................19

（二）試驗前應具備的條件..................................19

（三）110kV煙馬線線路全電壓沖擊試驗程序...................20

（四）1號主變全壓沖擊試驗..........................................21

九、10.5kV母線、#1廠變沖擊試驗............................21

十、發電機同期并列及帶負荷試驗......................................22

（一）發電機同期并列試驗............................................22

（二）線路準同期并列試驗............................................22

（三）測保護極性..........................................23

（四）帶負荷試驗....................................................23

十一、甩負荷試驗....................................................24

（一）機組甩負荷應具備的條件........................................24

（二）機組甩負荷試驗內容............................................24

十二、調速器低油壓停機試驗..........................................25

十三、動水關蝶閥試驗................................................26

十四、機組七十二小時試運行..........................................27

馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

充水條件。

4、水庫蓄水正常，水位滿足試運行要求。

5、機組啟動委員會已成立，組織機構健全。

6、通信系統施工完成，通信系統暢通，滿足試運行要求。

四、機組啟動試運行前的檢查

（一）引水系統檢查

（1）進水口攔污柵、事故閘門、起閉裝置安裝完工，手動、自動操作均已調試合格，起閉情況良好。

（2）引水隧洞、壓力管道已施工完畢，灌漿孔封堵完畢，鋼筋頭割除，除銹防腐工程結束，各支洞進人孔已封閉，洞內施工垃圾已全面清理干凈，無雜物。

（3）兩臺機蝶閥已安裝調試完畢，經無水調試符合要求；兩臺機蝶閥均處于全關位置，操作油路關閉，并采取防誤動安全措施。

（4）蝸殼內過流通道雜物及施工垃圾清除干凈，蝸殼內清掃干凈，尾水管內臨時支撐平臺己拆除。

（5）尾水閘門及啟閉設備安裝完工，調試合格，起閉情況良好，尾水閘門已打開。

（6）尾水出水暢通，出水口及河道臨時防護墻已拆除。

上述工作結束后經有關各方會同檢查完畢，方可封堵支洞進人門，蝸殼進人門，尾水管進人門，進人門密封應處理嚴密。

（二）水輪機部分檢查

（1）水輪機轉輪、水導軸承、主軸密封等設備安裝完畢，并經驗收合格，水輪機內無遺留物，導葉處于全關閉狀態。

（2）水輪機導水機構已安裝完工，檢驗合格，并處于關閉狀態，接力器鎖錠投入，導葉最大開度、立面間隙、端面間隙及壓緊行程檢驗合格，符合設計要求。

（3）測壓表計、流量計、傳感器，各種變送器安裝驗收合格，管路、線路連接良好，各整定值符合設計要求。

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風閘投入。

6、機坑內所有輔助接線完成，檢查正確無誤，螺絲緊固。

7、所有螺栓已按設計要求擰緊或點焊和鎖定緊固。

8、轉動部件與固定部分間的縫隙，包括風扇與擋風圈，軸承蓋與主軸、密封環與主軸間隙應均勻一致，確保運行時不會碰撞。

9、磁極接頭對風扇、拉桿及磁極等處的絕緣及安全距離滿足要求。

10、發電機空氣間隙內用白布穿過兩端，沿圓周拉一遍，確保無遺留雜物。

11、轉動部件及定子鐵芯、線圈附近無遺物、無塵土、金屬微粒。

12、測量軸承總體絕緣電阻不小于1MΩ。

13、滑環碳刷應拔出，并綁扎牢固。

14、機組油、氣、水系統閥門安裝完畢，閥門開、關位置正確，手柄己標明開、關方向。

（五）輔助設備檢查

1、全廠透平油系統輔助設備安裝完畢，管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

2、低壓空壓機自動啟、停正常；儲氣罐安全閥調試合格，整定正確；壓力傳感器接線完成、調試合格；管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

3、技術供水系統電動閥啟、停正常，濾水器自動、手動工作正常，管路、法蘭、閥門、接頭均已試驗合格，工作正常，滿足機組啟動要求。

4、油處理室備有足夠的、合格的透平油。

5、高壓頂轉子油泵已調試合格，控制系統正常。

6、滲漏排水泵安裝完成，手自動控制系統、液位傳感器調試合格，投入使用。

7、檢修排水泵安裝完成，調試合格，可以投運。

8、主軸密封系統管路安裝完成，充氣試驗合格，回路電磁閥工作正常。

9、各管路、輔助設備已按規定涂漆，標明流向，各閥門已表明開關方向。生產

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3.3.7全廠公用設備操作回路（包括供、排水系統，低壓氣系統，廠用電設備自投等）。

3.3.8 機組同期操作回路。3.3.9 火災報警信號及操作回路。

3.3.10 主變操作回路，110KV線路操作回路，廠變操作回路。

4、檢查下列微機保護裝置

4.1發電機及勵磁變微機保護裝置整定與回路模擬。4.2主變及廠變微機保護裝置整定與回路模擬。4.3 110KV線路微機保護裝置整定與回路模擬。4.4輔助設備其它PLC操作保護回路模擬整定。4.5電壓、電流回路檢查其接線正確可靠。

（七）消防系統的檢查：

1、主、副廠房、升壓站各部位的消防系統管路及消火栓已安裝完工并檢驗合格，符合設計要求。

2、全廠消防供水水源可靠，管道暢通，水量、水壓滿足設計要求。

3、全廠火災自動報警與聯動控制系統已安裝完工并調試合格。

4、滅火器已按設計要求配置。

5、消防系統通過公安消防部門驗收合格。五

充水試驗

（一）水庫蓄水

1、檢查進水口工作閘門、閘門啟閉機起落操作正確可靠，進水閘門系統供電可靠。

2、檢查弧形閘門、閘門啟閉機起落操作正確可靠，弧形閘門系統供電可靠。

3、確認進水口閘門已關閉嚴密。

4、全關1＃、2＃、3?；⌒伍l門，用4#弧形閘門進行調節，使水位以1-1.5m/h速度上漲進行水庫蓄水。

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2、開啟旁通閥向蝸殼充水，通過蝸殼壓力表監視蝸殼壓力。充水過程中監視蝸殼補氣閥工作情況，排氣正常。

3、蝶閥前后壓力一致，證明蝸殼已充滿水，可開啟蝶閥至全開。

4、檢查蝸殼進人孔、蝶閥伸縮節、蝸殼排水閥無滲漏。

（四）技術供水系統充水試驗

開啟技術供水總閥，依次向濾水器、發電機空冷器、上導冷卻器、下導冷卻器、水導冷卻器充水，檢查各閥門、管路無滲漏，管路暢通。

（五）蝶閥靜水動作檢查

1、在靜水下進行蝶閥開啟、關閉動作試驗，檢查蝶閥靜水動作特性。

2、按設計要求調整蝶閥開關時間，作好記錄。

六、機組空載試運行

（一）啟動前的準備

1、確認充水試驗中出現的問題已處理合格。

2、主機周圍各層場地已清理干凈，孔洞蓋板封好，道路暢通。

3、各部運行人員，試驗監視人員已就位，觀測記錄的儀器、儀表已裝好，運行記錄表格已準備好。

4、機組啟動交直流電源投入。

5、油、氣、水輔助設備工作正常，技術供水系統投入，冷卻水投入運行，調整好水壓（空冷器可暫不投入冷卻水，以便空運轉對發電機升溫干燥）；低壓氣系統投入，制動柜氣壓正常。

6、啟動高壓油泵頂起發電機轉子6—8mm，以確保鏡板和推力瓦之間形成有效油膜，復歸后檢查制動閘下落情況，確認制動閘已全部落下。

7、調速器處于“手動”位置，油壓、油位正常。

8、發電機出口斷路器及滅磁開關處于斷開位置。

9、水力機械保護和機組測溫裝置投入運行，原始溫度已記錄。

10、集電環碳刷拔出，機械過速開關取下。

1馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

3、檢查轉速繼電器動作情況。

4、檢查各部螺絲、銷釘、鎖片、磁極鍵是否有松動，轉動部件焊縫情況，風扇、擋風板、擋風圈及阻尼環有無松動或斷裂。

5、檢查風閘磨損和自動下落情況。

6、調整各油槽油位信號及油槽油位，調整反饋位移傳感器空載位置。

7、檢查油、水、氣管路接頭及閥門、法蘭應無滲漏。

（四）調速器空載試驗

1、手動開啟調速器開機，待機組空轉穩定后，檢查可編程調速器柜內回路、CPU、A/D模塊等電氣元件。在調速器電氣柜各環節檢查正確后進行手動、自動調節試驗。

2、進行調速器手、自動運行切換試驗，接力器應無明顯擺動。在自動調節狀態下，機組轉速相對擺動值不應超過額定轉速的±0.25%。

3、調速器頻率給定的調整范圍應符合設計要求。

4、調速器空載擾動試驗應符合下列要求：（1）擾動量不超過±8%；

（2）轉速最大超調量，不應超過轉速擾動量的30%；（3）超調次數不超過兩次。

（4）調節時間應符合規程或設計規定。通過擾動試驗，找出空載運行的最佳參數并記錄。

5、在調速器自動運行時，記錄接力器活塞擺動值和擺動周期。

6、通過調整調速閥上的調節螺桿來整定機組開、關時間。

（五）機組過速試驗及檢查

1、過速試驗前機組平衡已達到要求，機組在額定轉速下的各部振動值達標。

2、根據設計規定的過速保護定值進行機組過速試驗。

3、將轉速繼電器115%和140%的接點從水機保護回路中斷開。

4、調速器以手動開機方式使機組轉速升至額定轉速。待機組運轉正常后，將導葉開度限制繼續加大，使機組轉速上升到115%額定轉速，檢查轉速繼電器相應接點

3馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

3.4檢查轉速繼電器動作是否正確，調速器及自動化元件動作是否正確。3.5檢查制動閘復歸情況。

4、模擬機械或電氣事故，檢查事故停機回路及監控事故停機流程的正確性和可 靠性。

（八）發電機定、轉子絕緣檢查

1、關閉空冷器冷卻水，讓發電機的機械部分在空轉中升溫，并注意記錄熱風的溫度（測溫制動屏上不大于65℃）。

2、在短路試驗前的停機狀態測量發電機定、轉子絕緣電阻和吸收比合格。

（九）發電機短路升流試驗

1、外接380V廠用交流電源利用勵磁裝置對發電機進行短路升流試驗。

2、在10.5KV發電機斷路器下端設置可靠的三相短路點（自制短路線）。

3、拉開勵磁變高壓側隔離開關，斷開勵磁變低壓側電纜，從勵磁變低壓側電纜接入380V廠用交流電源。

4、投入水機各保護裝置。

5、手動開機使機組運行在空載狀態，發電機各部位溫度穩定，運轉正常轉速穩定。

6、拆除斷路器合閘位置信號接點，短接開機令接點，手動合滅磁開關，手動增勵升流至0.2—0.5Ie，檢查發電機各電流回路的準確性和對稱性，電流回路應無開路。檢查保護裝置電流極性正確。

7、錄制發電機三相短路特性曲線，在額定電流下測量發電機的振動和擺度和軸電流，檢查碳刷及集電環工作情況。

8、在發電機額定電流下，跳開滅磁開關檢查滅磁情況應正常，測量發電機滅磁時間常數，錄制滅磁過程示波圖。

9、檢查發電機出口、中性點電流互感器二次回路電流值應符合設計要求。

10、試驗合格后自動或手動停機，恢復拆除和短接的接點，并拆除發電機短路點的短路線。

5馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

10、分別在50%和100%Ue下跳開滅磁開關，檢查滅磁裝置滅磁情況，錄制示波圖。

（十一）發電機組空載下勵磁調節系統的調整和試驗

1、檢驗勵磁裝置起勵功能正常，對勵磁調節系統手動和自動狀態下的起勵進行檢查，對手動起勵時當電壓升到10%Ue時，起勵磁裝置應能正常工作，自動起勵時定子電壓升至70%Ue時，勵磁裝置應能正常工作。

2、檢查勵磁調節系統的調節范圍應符合設計要求：

（1）自動勵磁調節器，應能在發電機空載額定電壓Ue的70%—110%范圍內可連續平滑地調節。

（2）發電機空載額定轉速下勵磁調節裝置手動控制單元的調節范圍應在發電機額定電壓Ue下的10%—110%內可連續平滑地調節。

3、用示波器檢查功率柜內整流橋可控硅輸出波形；檢查控制脈沖在時間軸上分布應均勻，大小變化一致，可控硅開通角一致，移相脈沖工作可靠、不掉相，調節過程中不突變。

5、在發電機空載狀態下，改變發電機轉速，測定發電機機端電壓變化值，錄制 發電機電壓一頻率特性曲線，步驟如下：

5.1手動開機至空載額定轉速。

5.2勵磁在自動狀態下起勵、母線建壓至Ue，調速器轉為手動運行。5.3手動調節導葉開度調節發電機轉速。

5.4記錄頻率在45HZ—55HZ內的機端電壓變化值繪制Ue—HZ特性曲線。頻率值每變化1%，勵磁系統應保證發電機電壓的變化值不大于額定值±0.25%Ue。

6、進行逆變滅磁試驗，檢查逆變滅磁工作情況。

7、進行勵磁調節器低勵、過勵、PT斷線、過電壓等保護的調整和模擬動作試驗，模擬快熔熔斷，檢驗勵磁裝置應能可靠工作。

7馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

3、監視發電機振動及擺度正常，測量發電機TV二次側殘壓及其相間電壓的對稱性應正常，相序正確。

4、手動零起升壓，至25%Ue時檢查下列內容：

4.1主變10kV出線、主變10.5KV斷路器、主變10.5KV共箱母線、主變、線路隔離開關等設備的帶電情況。

4.2校核10KV母線TV二次電壓回路相序、相位和電壓幅值正確、一致。

5、繼續升壓至50%、75%、100%Ue時，重復檢查以上內容。

6、降低發電機電壓至零，斷開發電機出口斷路器，斷開001斷路器。

八、110kV煙馬線線路沖擊試驗、#1主變沖擊試驗

（一）組織領導

110kV煙馬線線路沖擊試驗和#1主變沖擊試驗由樂山供電局、樂山供電局調度所（以下簡稱地調）、110kV馬邊變電站、馬邊煙峰電力有限責任公司四家單位配合完成。配合關系為：

1、本次啟動試驗由樂山供電局組織領導，由樂山地調負責統一指揮調度，各有關單位配合。

2、煙峰電站的工作由馬邊煙峰電力有限公司負責。3、110kV馬邊變電站的工作由110kV馬邊變電站負責。

（二）試驗前應具備的條件：

1、煙峰水電站主變、線路及其高壓配電裝置均已安裝完畢，并符合各項驗收標準的要求，新設備的試驗符合《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》的規定，并驗收合格。

2、所有繼電保護、安全自動裝置均已按部頒《繼電保護及電網安全自動裝置檢驗條列》調試完畢，并驗收合格。繼電保護定值核對正確，各互感器二次均已接線，TA二次側不得開路，TV二次側不得短路。

3、煙峰水電站微機監控系統安裝調試完畢，并驗收合格。

4、安裝單位已將設備安裝記錄、各種圖紙、技術資料、試驗記錄、9馬邊煙峰電力有限責任公司煙峰電站機組啟動試運行方案

檢查線路TV工作正常，核對二次電壓相序、相位正確，監控系統電壓指示正確，三相平衡。

（四）1號主變全壓沖擊試驗

1號主變全壓沖擊試驗是在完成線路全電壓沖擊試驗后進行的，試驗的操作程序如下：

1、斷開#

1、#2發電機091、092斷路器，拉開#

1、#2發電機091、092斷路器手車至試驗位置。

2、拉開#1主變低壓側9011隔離手車，斷開#1廠變高壓側961斷路器。

3、合上110kV煙馬線101斷路器對#1主變進行5次全電壓沖擊試驗，第一次10分鐘，以后每次5分鐘，每次間隔3分鐘，檢查主變運行正常。

九、10kV母線、#1廠變沖擊試驗

主變沖擊試驗完成后，進行10kV母線、#1廠變沖擊試驗。

（一）10kV母線沖擊試驗

斷開101斷路器，合上10kV母線TV手車至工作位置，合上主變低壓側9011隔離手車，合上101斷路器，對10kV母線全電壓沖擊試驗一次。核對10kV母線二次電壓相序、相位正確，監控系統電壓指示正確，三相平衡。

（二）#1廠變沖擊試驗

（1）拉開#1廠變低壓側斷路器。

（2）合上#1廠變高壓側961斷路器對#1廠變進行全電壓沖擊試驗，檢查廠變運行正常，測量廠變低壓側電壓、相序正確。

（3）#1廠變沖擊試驗完成后投入廠用電自動切換裝置，將廠用電切換到#1廠變供電，檢查廠用電運行正常。

沖擊試驗完成后，1號主變、10kV母線、#1廠變運行。

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4、利用線路準同期裝置進行模擬并列，檢查自動準同期裝置工作正常，合閘時相角差符合規定，斷路器合閘正常。

5、斷開線路101斷路器，合上1012隔離開關。

6、利用線路準同期裝置并網，監視并網成功，斷路器合閘正常，機組無沖擊。

7、試驗完成后斷開機組斷路器，使發電機與系統解列。

（三）測保護極性

1、確認煙峰電站發電機組（1號、2號）與系統側核相正確；

2、根據調度指令，退出110kV煙馬線兩側距離保護；

3、退出煙峰電站1號主變差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

4、退出煙峰電站1號主變高壓側復壓過流保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

5、根據調度指令，煙峰電站2號發電機組帶25％以上的額定負荷（如果情況不允許，最少安排2MW的出力，配合保護極性測試）；

6、根據調度指令，進行110kV煙馬線兩側距離保護保護極性測試、線路保護方向測試并確認正確；

7、投入110kV煙馬線兩側距離保護保護。

8、退出煙峰電站2號發電機差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入；

9、向調度申請開1號機進行保護極性測試，退出煙峰電站1號發電機差動保護，進行保護極性測試并確認正確后投入。

（四）帶負荷試驗

在完成發電機、線路同期并列試驗正常后，可進行機組帶負荷試驗。

1、操作機組自動準同期裝置使發電機與系統并網，逐漸增加有功、無功負荷，按25%、50%、75%、100%額定負荷逐級增加，各負荷值穩定5～10分鐘，檢查下列各項：

（1）檢查機組各部位運轉情況，測量機組振動、擺度值，記錄機組軸承溫度、導葉開度；

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（二）機組甩負荷試驗內容

1、甩負荷試驗按機組額定有功負荷的25%、50%、75%、100％（或當前水頭下可能的最大負荷）進行；錄制過渡過程的各種參數變化曲線及過程曲線。

2、并網及甩負荷用發電機出口斷路器091、092進行。

3、各級帶、甩負荷應在機組運行穩定、調壓井壓力穩定后進行。

4、甩負荷應進行以下記錄及檢查，在各項數據符合設計要求后方可進行下一步的試驗：

（1）記錄甩負荷時：機組負荷、機組轉速、接力器位置（導葉位置）、蝸殼壓力、尾水管壓力，發電機電壓、勵磁電壓、勵磁電流等參數。

（2）記錄甩負荷前、后以及甩負荷時機組各部振動和擺度值。

（3）在額定功率因數下，機組甩負荷時，應檢查勵磁調節器的穩定性和超調量，當發電機甩額定有功負荷時，其電壓超調量不大于額定電壓的15%，振蕩次數不超過3次，調節時間不大于5秒。

（4）機組甩負荷時，應檢查水輪機調速系統的調節性能，校核導葉接力器緊急關閉時間，機組轉速上升率和蝸殼壓力上升率應符合設計要求。

（5）機組甩負荷后，調速器的動態品質應達到下列要求：

A、機組甩100%額定負荷后，在轉速變化過程中超過穩態轉速3%以上的波峰不應超過兩次。

B、機組甩100%額定負荷后，從接力器第一次向開啟方向移動起到機組轉速相對擺動值不超過±5%為止，所經歷的總時間不應大于40S。

C、轉速或指令信號按規定形式變化，接力器不動時間不大于0.2S。（6）機組甩負荷過程中、監視并記錄調壓井涌浪及水位波動情況。

5、機組甩負荷試驗完成后，應對機組內部進行全面檢查，重新擰緊推力支架與軸承座連接螺栓，并進行與過速試驗后相同項目的各項檢查。

十二、調速器低油壓停機試驗

調速器低油壓停機試驗的目的是檢查機組事故低油壓停機回路動作的正確性和

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移。

十四、水輪發電機組72h帶負荷試運行

1、在上述所有試驗結束后，機組具備進入72小時滿負荷（或當前水頭下的最大負荷）連續試運行條件。

2、根據正式運行值班制度，安裝單位安排人員值班，全面記錄試運行所有有關參數。記錄運行中設備出現的問題和缺陷。

3、在72h連續試運行中，若由于機組及相關機電設備的制造或安裝質量等原因引起機組運行中斷，經檢查處理合格后應重新開始在72h連續試運行，中斷前后的運行時間不得累加計算。

4、在72h連續試運行結束后，應停機對機電設備做全面檢查，必要時可將引水隧洞放空，檢查機組蝸殼和引水隧洞工作情況。5、72h連續試運行結束后，應對發現的設備或安裝缺陷進行消缺。

4、機組通過72h連續試運行，并經過消缺處理后，由業主組織啟動驗收，設備 移交，即可投入試生產。

馬邊煙峰電力有限責任公司 二OO九年十一月十六日