机组的停止步骤

第一篇：机组的停止步骤

机组的停止 1.1 机组停运前的准备

1.1.1 全面检查等离子点火装置完好，进行拉弧试验正常，具备投入条件。1.1.2 根据检修要求，决定是否烧空原煤仓。

1.1.3 通知各岗位人员对设备系统进行全面检查，统计机组缺陷，做好停机前的准备工作。1.1.4 分别启动主机MSP、TOP、EOP、顶轴油泵，检查其转动正常，盘车电机空试正常。1.1.5 活动高压主汽门和中联门。

1.1.6 做好辅汽、轴封及除氧器汽源切换的准备。锅炉全面吹灰一次。

1.1.7 检查主变死接地连接良好。

1.1.8 通知化学、燃料、灰水做好停机的准备工作。1.1.9 校对锅炉汽包水位一次。1.2 机组停运 1.2.1 滑参数停机运行

1.2.1.1 接值长滑停命令后，按15MW/min的速率机组减负荷至300MW，当机组负荷至540MW，锅炉按照汽轮机滑停曲线要求，开始降压，降压速率0.45MPa/min。1.2.1.2 负荷510MW，检查主机轴封压力正常并注意轴封汽源切换。1.2.1.3 负荷480MW，根据情况做真空严密性试验。

1.2.1.4 机组减负荷和降压过程中，在300MW、180MW、60MW各记录锅炉膨胀一次。1.2.2 机组减负荷至300MW 1.2.2.1 设定目标负荷300MW，主汽压力10.0MPa，设定主汽压变化率＜0.45MPa/min，主汽温度不变，负荷变化率15MW/min，减负荷到50%的额定负荷，并选定“进行”。1.2.2.2 在LCD上确认机组负荷和汽压逐渐降低。当运行中的给煤机转速降至50%左右时，可自上而下停运制粉系统。

1.2.2.3 在降负荷的过程中，注意控制主、再热汽温度。确认主汽压力为10.0MPa，负荷至300MW，稳定负荷5min，停运一台电给水泵。1.2.3 机组减负荷至180MW 1.2.3.1 设定目标负荷180MW，主汽压力8.62MPa，设定主汽压变化率＜0.1MPa/min，主汽温度变化率1.0℃/min，再热汽温变化率1.54℃/min，负荷变化率9MW/min，减负荷到180MW。1.2.3.2 机组负荷降至240MW时，投运A层等离子点火装置，将磨煤机置于正常模式。调整A磨煤机出口一次速在24m/s～28m/s，保持A磨煤机出力在45t/h以上并保持稳定。1.2.3.3 如A层等离子系统故障无法投运，则投入B层等离子。1.2.3.4 保留三套制粉系统运行，投入空气预热器连续吹灰，在排烟温度降至100℃后，停止电除尘。

1.2.3.5 有功负荷在180MW，用快切装置切换厂用电倒为启备变运行。

1.2.3.6 当机组负荷降至180MW时，调节A磨煤机出力，同时应适当降低A磨煤机的风量，保持风粉混合物浓度在最佳值范围内，并保持稳定，用其它制粉系统出力调节锅炉出力，并根据情况停运一套制粉系统。

1.2.3.7 机组负荷在180MW时，检查低压段气动疏水阀自动开启，将锅炉给水倒至给水旁路运行。

1.2.3.8 确认主汽压力8.62MPa，负荷180MW稳定运行20min。1.2.4 机组减负荷至60MW 1.2.4.1 机组继续降负荷，负荷变化率为6MW／min，主汽压力稳定在8.62MPa。1.2.4.2 负荷150MW，除氧器倒至备用汽源，停止高加运行。1.2.4.3 负荷120MW，检查主机下列疏水阀应自动开启： 1.2.4.3.1 #

1、2高压主汽门阀座疏水；

1.2.4.3.2 主汽母管疏水阀及#

1、2高压主汽门前疏水； 1.2.4.3.3 高调门导管疏水； 1.2.4.3.4 #

1、2中联门阀座疏水；

1.2.4.3.5 热段母管疏水及#

1、2中压主汽门前疏水； 1.2.4.3.6 高排逆止门前后疏水及冷段母管疏水。1.2.4.4 负荷90MW，检查汽轮机低压缸喷水自动投入。

1.2.4.5 其它制粉系统系统全部停止后，剩余A制粉系统运行，则逐渐降低A磨煤机的出力，同时调整磨煤机风量，保持在最佳风粉比，但最低风速不得低于18m/s。1.2.4.6 机组负荷降至60MW时，进行以下操作：

1.2.4.6.1 机组负荷60MW时，主汽温度400℃，再热汽温度325℃，主汽压力8.62MPa。1.2.4.6.2 启动TOP、MSP运行，检查其正常。把有功快速降至零，无功接近零，解除机电联锁保护，拉开发变组出口两台断路器，启动灭磁，检查发电机定子电压和三相电流到零。1.2.4.6.3 汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降，记录惰走时间。

1.2.4.6.4 根据氢气温度下降情况停止氢气冷却器；启动氢气循环风机，注意氢气干燥器运行情况。

1.2.4.6.5 注意空冷风机运行情况，随着背压的下降，顺流风机频率逐渐下降，并停止，逆流风机频率逐渐降低到15HZ。如果背压过低（控制背压在15kpa），可适当手动停止部分逆流风机，注意轴封压力变化及时调整。机组停止后确认无蒸汽、热水进入排汽装置后，再停止所有空冷风机。1.2.4.6.6 转速下降至2000rpm时，顶轴油泵自启动，否则手动开启，转速到零后及时投入盘车连续运行，开始记录汽轮机缸温及盘车电流和偏心等参数。

1.2.5 发变组解列

1.2.5.1 发变组系统解列停机

1.2.5.1.1 发变组系统解列正常情况下采用先停汽机后停发电机的顺序,在汽机主汽门关闭后由发电机程序逆功率保护将发电机与系统解列。1.2.5.1.2 发电机与系统解列停机（以#1机为例）

1)检查调节器运行在“自动”、“远方”方式。

2)检查#1机10kV 1AM段厂用电源已切至备用电源运行。3)检查#1机10kV 1BM段厂用电源已切至备用电源运行。4)检查10kV G1M段厂用电源已切至备用电源运行。5)将发电机无功负荷减至小于3Mvar。

6）待汽轮机打闸后，检查#1机5012、5013开关确已跳闸，灭磁开关跳闸，发电机定子三相电流电压显示到零。

7)将#1机5012、5013开关及灭磁开关复位。8)检查#1机保护动作为发电机程序逆功率保护。9)退出#1机“电跳机”保护。

10）投入发电机“启停机”和“误上电”保护。1.2.6 发变组系统停运行后破坏备用的操作

1.2.6.1 发电机停机后，将10kV各段快切装置闭锁，将各段工作电源进线开关停电。1.2.6.2 拉开发变组断路器两侧隔离开关。1.2.6.3 检查发电机灭磁开关Q02断开。1.2.6.4 拉开功率整流柜交、直流输入输出刀闸。

1.2.6.5 拉开励磁调节器控制电源小开关、功率柜风扇电源开关及加热照明小开关。1.2.6.6 停用发电机启励电源。

1.2.6.7 断开发电机出口1PT、2PT、3PT二次快速小开关,拉出1PT、2PT、3PT小车。1.2.6.8 拉开发电机中性点接地变压器刀闸。

1.2.6.9 将10kV母线工作进线分支PT和工作进线开关拉至试验位置，并取下二次插头。1.2.6.10 停用主变、高压工作变和高压公用变冷却器。1.2.7 锅炉停止运行

1.2.7.1 机组解列后，将A磨煤机出力降到最低，将炉膛烟温探针投入，控制好炉膛出口温度≤538℃。

1.2.7.2 发电机解列、汽轮机停止运行后，应立即全开过热器出口排汽阀和疏水阀，全开再热器所有排汽阀和疏水阀，停止A给煤机，进行抽粉，确认MFT光字牌亮，锅炉熄火，将A磨煤机清扫排空停止A磨煤机，停止一次风机、密封风机运行。30min后关闭排汽阀和疏水阀。

1.2.7.3 锅炉MFT动作后，确认等离子装置跳闸。

1.2.7.4 锅炉熄火后，保持送风量大于30％BMCR，对炉膛进行吹扫10min。

1.2.7.4.1 减少送风量至10％BMCR，停止一侧吸、送风机运行。停止电除尘器运行。1.2.7.5 用电动给水泵继续向汽包上水至+200mm。1.2.7.6 确认省煤器再循环阀开启，关闭减温器隔绝阀。1.2.7.7 汽包压力0.5MPa时，投入炉水泵连续注水。

1.2.7.8 当空气预热器进口烟温低于120℃时，停止最后一侧吸、送风机，炉内保持自然通风状态。停止两台空预器。

1.2.7.9 当炉膛温度低于50℃时，停止火检冷却风机和等离子点火检冷却风机。1.2.7.10 当炉水温度低于150℃时，可停止三台炉水泵运行。1.2.7.11 确认锅炉炉渣系统无灰渣时可停止除渣系统运行。1.2.7.12 除尘器振打及除灰系统保持运行直至确认灰斗无灰落出。1.3 定压方式正常停机

1.3.1 定压方式停机操作与滑参数停机相同。

1.3.2 设定目标负荷300MW，主汽压力不变，主汽温度不变，负荷变化率15MW/min，减负荷到300MW，并选定“进行”。

1.3.3 机组负荷达300 MW时，开始滑降主再热汽温。主汽温度变化率0.5MPa/min运行5分钟，设定目标负荷180 MW，开始降负荷，主汽压力不变，负荷变化率3MW/min，减负荷到180MW，并选定“进行”。

1.3.4 机组负荷180 MW，稳定负荷运行225min后,主汽温度到408℃，再热汽温度到370℃时，以3MW/min负荷变化率，0.215MPa/min压力变化率，减负荷到60 MW。

1.3.5 汽轮机手动打闸，检查高、中压主汽门、调门关闭，转速开始下降，发电机解列。1.3.6 其它操作与滑参数停机操作相同。1.4 机组停运注意事项

1.4.1 滑停过程中汽轮机、锅炉要协调好，降温、降压不应有回升现象。注意汽温、汽缸壁温下降速度，汽温下降速度严格符合滑停曲线要求。汽温在10min内急剧下降50℃，应打闸停机。

1.4.2 在整个滑停过程中，锅炉总风量不得低于30%BMCR。

1.4.3 降负荷过程中注意各水位正常，及时退出高低压加热器运行。给水泵最小流量阀可根据负荷情况提前手动打开。

1.4.4 滑停过程中注意加强各轴承的轴振、瓦振和金属温度、回油温度的监视，发生异常振动或瓦温超标立即打闸。1.4.5 机组应尽量避免在60MW负荷下长时间运行，解列前迅速将发电机有功减至零，无功接近为零，手动脱扣汽机，检查高中压主汽门、高中压调门、各级抽汽逆止门、高排逆止门关闭，VV阀及BDV阀开启，发电机程序逆功率保护动作，机组解列。

1.4.6 注意汽轮机打闸后转速开始下降，无特殊情况严禁在2300rpm以上开启真空破坏门。1.4.7 转速2000rpm，检查顶轴油泵自启动，否则手动启动。

1.4.8 排汽装置破坏真空以前，应关闭所有至排汽装置的疏水。真空到零，停运轴封系统。1.4.9 注意记录转子惰走时间。转子静止后投入盘车自动，延时30s检查盘车电机自启动，10s后检查确认盘车装置自动啮合，否则手动投入盘车。主机盘车投入后，定时记录转子偏心度及高中压缸膨胀、胀差、高中压缸第一级温度、轴向位移等。（手动盘车操作：点动电机、盘车慢慢啮合，若不能啮合时应手动扳动，啮合到位发出信号，再启动盘车电机运行。）1.4.10 盘车运行期间，润滑油温应在30～42℃之间，保持发电机密封油系统运行正常。定时仔细倾听高低压轴封声音，严密监视汽缸金属温度变化趋势，杜绝冷汽冷水进入汽轮机。1.4.11 盘车应连续运行直至高压缸第一级金属内壁温小于180℃，当该处壁温小于150℃同时，可停运主机交流润滑油泵TOP。停机后盘车期间禁止检修与汽轮机本体有关的系统，以防冷空气倒入汽缸，特殊情况必须汇报总工批准，且需执行以下规定：

1.4.11.1 高压缸第一级内壁温在350℃以上时，停盘车不能超过3min，每停1min，应进行10min的连续盘车，直到转子偏心度恢复正常为止。

1.4.11.2 高压缸第一级内壁温在220℃以上时，如有紧急工作，每停30min，应盘车180度或连续盘车直至转子偏心度恢复正常为止。

1.4.12 锅炉完全不需要上水时，停止除氧器加热，停电动给水泵，保留部分空冷风机运行，冬季调整暖通用水后停凝结水泵。

1.4.13 当低压缸排汽温度降至50℃以下，可停运最后的空冷风机。

1.4.14 特殊情况下的闷缸操作：遇有下列情况时可进行闷缸：主机润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统、盘车装置故障等，必须较长时间停止盘车运行时。具体操作如下： 1.4.14.1 机组破坏真空，停止轴封供汽并隔离。1.4.14.2 空冷岛所有风机已停运。

1.4.14.3 主汽母管、主汽门前、高压导管疏水手动门全部关闭。1.4.14.4 再热蒸汽冷热段管道疏水、中联门前疏水手动门全部关闭。1.4.14.5 汽缸本体和各级抽汽管道疏水手动门全部关闭。1.4.14.6 强制关闭VV阀和BDV阀及门前疏水。1.4.14.7 确认至汽轮机的所有热源已全部隔离。

1.4.14.8 记录汽轮机缸温、盘车电流、偏心等参数，停止盘车运行，并在大轴上做出标记，开始闷缸，每半小时记录一次缸温和瓦温。

1.4.14.9 闷缸过程中如轴瓦金属温度超过95℃时，应回复润滑油系统运行，降低瓦温。1.4.14.10 如氢气系统运行，停止润滑油系统之前必须将密封油系统倒为独立运行方式。1.4.14.11 停止顶轴油和润滑油系统运行。

1.4.14.12 闷缸过程中，间隔2小时将转子翻转180°，连续闷缸时间应控制在4小时之内。

1.4.14.13 闷缸结束后，回复润滑油和顶轴油系统，先手动盘车确认动静无五摩擦，然后投入电动连续盘车，直至转子偏心回复正常。1.4.15 发电机停机后的状态可分为以下三种：

1)热备用状态：指主变高压侧开关、灭磁开关在断开位置，高厂变低压侧分支开关在断开位置，其余与运行状态相同；

2)冷备用状态：指主变高压侧开关、刀闸、灭磁开关在断开位置，高厂变低压侧分支开关在隔离位置，其余与运行状态相同；

3)检修状态：指主变高压侧开关、刀闸、灭磁开关在断开位置，厂用分支开关拉至隔离位置，取下出口及厂分支电压互感器一、二次熔断器，在发电机各电源侧挂接地线。1.4.16 停机备用的发电机密封油排烟机和轴承回油主油箱的排烟风机应维持运行，抽去可能逸入排油系统的氢气；氢气报警系统应投入运行；

1.4.17 停机期间发电机内氢气湿度取决于机座周围的温度；为改善相对湿度，可向外排出一些氢气，并从供氢系统补充新鲜氢气；

1.4.18 备用中的发电机及其全部附属设备应同运行中的发电机一样进行监视和维护，使其处于完好状态，随时能启动；

1.4.19 当发电机长期（几个月或更长时间）处于备用状态时，应该采取适当的措施防止绕组受潮，并保持绕组温度在5℃以上；可采用内冷水热水循环的方法保温，内冷水水温以20℃～40℃为宜；冬季停机后，应使发电机各部温度维持在5℃以上，防止冻坏发电机设备。停机期间，若厂房室温在10℃以下，则定子绕组内的冷却水和氢气冷却器内的冷却水应彻底排干以防止冻裂。

1.4.20 停机期间发电机内充满空气时，需留意结露；应将供氢管道切断，取下充氢管道联管并加堵板，防止氢气进入发电机。

1.4.21 发电机运行二个月以上如遇停机，应对发电机定子水回路进行反冲洗，以确保水回路畅通。

1.4.22 对停用时间较长的发电机，定子绕组和定子端部冷却元件中的水应放净吹干，吹干应用过滤的干燥的压缩空气。

1.4.23 发电机停机后，应由检修人员测量定子和励磁回路的绝缘电阻。1.5 锅炉熄火后的冷却

1.5.1 停炉热备用时，经通风10min后，停止吸风机、送风机运行，关闭烟风挡板，保持空气预热器运行。保持正常汽包水位及至少一台炉水循环泵运行，炉水温度降至150℃以下时，可以停止全部炉水循环泵，预热器入口烟气温度降至120℃时，可停止空气预热器。1.5.2 停炉后需快速冷却时，保持三台炉水循环泵运行，保持汽包高水位，炉水温降速率不大于1.5℃/min，保持吸风机、送风机运行，保持60％～70％的额定风量，进行炉膛通风。锅炉快冷要严格按照规定执行，禁止急剧冷却。

1.5.3 根据需要，炉水温度小于93℃时锅炉可以放水。锅炉放水前时，停止通风及全部炉水循环泵。锅炉放水结束后，根据需要放净炉水循环泵泵壳内的炉水。

1.5.4 锅炉停止后需要干式防腐，可在汽包压力0.5MPa时，打开锅炉所有空气门、疏水门、排污门，快速将炉水放掉，用余热烘干炉管。1.6 锅炉放水的操作

1.6.1 开启锅炉水冷壁下集箱放水门、定期排污门、给水逆止门前管道放水门、省煤器入口集箱放水门、一二级减温器调节门后放水门、省煤器出口导管放水门、顶棚过热器入口集箱疏水门、后烟道前后墙下集箱疏水门、低温过热器入口集箱疏水门、锅炉连续排污门。1.6.2 汽包就地压力表管放水；取样管放水后关闭。

1.6.3 根据需要开启启动排气门、分隔屏入口集箱空气门、汽包空气门、主蒸汽管道空气门、分隔屏出口集箱空气门、省煤器吊挂管出口集箱空气门、末级过热器入口连接管空气门。1.6.4 再热器系统喷水调节门后放水门开启、再热蒸汽取样门关闭；根据需要开启启动排汽门、壁式再热器出口集箱空气门。

1.6.5 炉水循环泵电机腔室不放水，应采取保温措施，使炉水循环泵的环境温度大于5℃，注意监视电机腔室温度不得小于5℃。1.6.6 机组冬季停运防冻措施：

1.6.6.1 每年九月，进行一次全面防冻检查。

1.6.6.2 暖通系统进行注水打压试验，投入采暖系统运行，根据环境温度的变化调整热网供水温度。

1.6.6.3 根据环境温度的变化及时投入机房、炉房管式换热器、暖风机运行，关闭厂房大门，投入大门热风幕运行，门窗应挂棉门帘。

1.6.6.4 冬季应停止机房顶通风排气系统的风机运行，停止锅炉房顶通风机运行。1.6.6.5 主厂房、辅机室的门窗应关闭严密，发现门窗的把手、插销、玻璃破损不齐及关闭不严的应及时联系处理。

1.6.6.6 冬季机组停运后锅炉应尽可能采用干式保养。采用湿保养时，应定期启动炉水泵。1.6.6.7 任何情况下环境温度不得低于5℃，否则应采取措施并汇报领导。

1.6.6.8 投入采暖及伴热系统，必要时增加临时采暖设备，并经常检查是否正常，发现缺陷及时处理。

1.6.6.9 冬季机组停运时应保证启动锅炉安全运行，向厂区提供充足的采暖供热蒸汽。1.6.6.10 冬季机组停运时压缩空气系统应选择开启最远端放气门，保证压缩空气系统内空气的循环；并且定期开启储气罐、供气管道的放水门；或投入储气罐、供气管道伴热系统。1.6.6.11 冬季机组停运时，供氢母管应加强定期放水。

1.6.6.12 所有冷却水系统停运时，应将冷却器内的冷却水放尽，以免冻裂冷却器。1.6.6.13 停运机组的所有压力表管及测量表计存水放尽。1.6.6.14 捞渣机水封用密封水适当开大，保持溢流，以免冻结。

1.6.6.15 对室外可能会造成冻结的设备与系统，应采用放水或定期启动的方法来防冻。1.6.6.16 各辅助设备油系统无检修工作时均应保持运行，设备的冷却水保持畅通，若冷却水停用应打开管道放水门，把水放净，无放水阀时应联系检修解开法兰放水。1.6.6.17 1.6.6.18 1.6.6.19 所有停运的汽、水系统均应放尽存水。

根据机力冷却塔运行状态，按规定做好防冻措施。

燃油罐内油温低于15℃时，应及时投入蒸汽加热系统运行。

第二篇：机组启动主要步骤和注意事项(2013.3.1)

机组启动主要步骤和注意事项

启动过程中人员安排

值

长：负责对外联系、汇报。把握启动节奏，对重大操作进行监护，控制危险点。机 组 长：全面协调机炉电操作，协助值长对外联系。值班员A：汽机（主要监视操作给水系统和凝结水系统）值班员B：锅炉（主要监视操作风烟系统和制粉系统）值班员C：DEH操作、小机冲转、发变组恢复热备用。巡检员A：锅炉4米以上。

巡检员B：锅炉4米以下及电气侧。巡检员C：汽机侧

巡检员A、B、C在机长协调下相互补位，值班员C需要时就地监护指导巡检员操作。值长根据工作需要随时调配两台机组人员。

一、锅炉上水

1、锅炉上水时主要操作

(1)确认361阀出口至凝汽器管道电动闸阀关闭。(2)关闭锅炉所有疏放水阀。(3)关闭所有充氮阀。

(4)确认361 阀出口至排污扩容器管路电动闸阀开启。

(5)如果储水罐压力小于686kPa，开启所有锅炉排空气门以保证上水路径。

(6)上水至储水罐水位达到12米或更高时，稳定361阀开度在10%至25%，关闭锅炉给水系统所有排空气门，锅炉上水完成。

(7)完成锅炉上水后，储水罐水位由361 阀进行控制，通过361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀的排污管道进行排污。

(8)进入锅炉的给水必须是合格的除盐水，且需化学加药。注意事项：

(1)控制上水温度、流量，尽量降低除氧器加热量(2)启动电泵时关闭中间抽头，再热汽减温水隔离门、调阀关闭，再热汽减温水隔离门“挂起”，防止低再积水。

(3)启动电泵时检查高旁减温水调门及隔离门均关闭，DCS上将高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门开启并“挂起”，就地检查高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门、手动门确实处在开位。

2、冷态开式清洗：

(1)开启361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀。

(2)用辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在100℃左右。

(3)锅炉冷态开式清洗过程中，361 阀出口至凝汽器电动闸阀关闭，361 阀出口至排污扩容器电动闸阀开启，清冼水排到到排污扩容器，直至储水罐下部出口水质Fe＜500ppb 或混浊度≤3 ppm，油脂≤1ppm； PH值≤9.5，冷态开式清洗结束。

3、冷态循环清洗

(1)开启361 阀出口至凝汽器电动闸阀，同时关闭361 阀出口至排污扩容器电动闸阀，启动系统清洗水由排往排污扩容器切换至凝汽器。(2)维持25%B-MCR清洗流量进行循环清洗，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束： 水的电导率＜1μS/cm；Fe＜100 ppb ；PH值9.3～ 9.5。

注意事项：开式清洗要保持给水流量大流量、变流量，即流量在100～400T变化。开启凝汽器启动补水，通知化学启大泵，维持凝汽器水位。循环清洗时通知化学投前置过滤器及高混。逐步加大除氧器加热，注意轴封压力的调整。

4、锅炉上水过程中的危险点分析及控制措施

(1)锅炉上水时，防管壁金属腐蚀。措施：送进锅炉的水应进行除氧，化验合格后再上水。(2)锅炉上水时，金属应力过大。措施：

1、上水温度在100℃。

2、上水速度要以不应太快，升温速度2℃/min。

(3)锅炉上水时，防管道振动。措施：

1、上水前应将给水管路放气门及过热器等放气门开启，待管路内空气排净后，再关闭。

2、上水过程中，应监视给水管路、省煤器、水冷壁联箱等设备无泄漏和振动现象

(4)锅炉上水时，防止过热器进水。措施：

1、严密监视储水罐水位正常。

2、注意361阀调节正常，至炉排或疏扩的任一路开启。

3、注意上水速率不要过快。

(5)锅炉上水前开放锅炉顶部空气门，上水结束后关闭，上水过程中监视省煤器出口管道放空气门，见水后关闭。

二、锅炉点火

1、锅炉点火操作危险点分析：

⑪油枪或等离子投入运行前应确认锅炉吹扫工作完成，防止锅炉爆燃； ⑫防止制粉系统及燃烧器投运后燃烧不稳、积粉造成锅炉爆；

⑬锅炉启动初期A（F）层煤粉燃烧不完全，此时应防止锅炉二次燃烧； ⑭防止因配风及调整的不合理造成等离子燃烧器设备损坏。

2、锅炉点火前的准备工作：

人员分工：值班员B负责盘面、巡检员A负责就地 注意事项：

(1)检查锅炉吹扫完成。

(2)就地检查锅炉火焰摄像镜头冷却系统投入正常。检查锅炉火焰TV投入正常。

(3)检查空预器吹灰器进退灵活，火灾报警装置投入正常，空预器扇形板在自动位置。(4)检查炉膛、喷燃器、受热面和冷灰斗无结焦，捞渣机、灰沟内无灰渣堆积。投入锅炉渣水系统。投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机。

(5)检查锅炉烟温探针进退灵活，投入锅炉烟温探针；锅炉各吹灰器全部退出炉外，处于备用状态。检查锅炉过热器出口PCV阀具备投运条件。(6)F（或A）磨煤机暖风器管道暖管。(7)将锅炉冲洗流量降至300吨左右。

(8)锅炉点火前应检查确认汽机油系统、盘车、汽机防进水、真空系统正常，汽机各主汽门、调门处于关闭状态。

(9)值班员B检查油循环建立，油系统油压正常，供油压力2.5Mpa，点火油压2.0Mpa，雾化蒸汽压力0.9Mpa，雾化蒸汽温度250℃以上，应根据需要启动两台燃油供油泵，以保障正常运行机组和所开机组的用油。(10)投入空预器连续吹灰。

(11)巡检员A检查就地油系统无泄漏，并恢复所以油枪至备用状态。

3、投入等离子，启动A（F）磨煤机

（1）打开A磨热风插板门和调门，建立A（F）磨一次风量，投入A磨暖风器（2）当1A磨煤机出口温度＞80℃时，准备启动1A磨煤机“等离子点火模式”。

（3）调整A层燃烧器辅助风挡板开度为35%，调整A磨煤机入口一次风量为≥63t/h，风速18～23m/s。

（4）检查各燃烧器等离子拉弧电流、电压等参数显示正确，检查等离子拉弧条件均满足，依次进行四个等离子点火装置拉弧。

（5）启动A磨煤机，启动A给煤机，调整A磨煤机给煤量为16t/h。就地观测着火情况，当着火正常后，调整A层燃烧器辅助风挡板开度为50～60%。根据需要增加A给煤机出力。

注意事项：

⑪巡检员A检查就地着火正常，值班员B监视A（F）磨出口温度达到100℃以上

⑫当任一台等离子发生器在180s内未点燃时，应立即手动停止相应磨煤机的运行,经充分通风、查明原因后再重新投入。

⑬在燃烧器显示壁温超过400℃且壁温仍然上升较快时，应及时采取降低壁温的措施，包括降低磨煤机出力、加大磨煤机的入口风量、降低等离子体发生器功率等，燃烧器显示壁温超过500℃时，应停止该燃烧器的送粉进行检查 ⑭一次风管未通风的情况下，等离子体发生器运行时间不能超过10min，防止烧坏燃烧器。⑮机组冷态启动时，在等离子投运初期，为保证锅炉燃烧，与等离子相关联的二次风门应尽可能的关小，因二次风温较低，很难起到辅助燃烧的作用，待等离子燃烧器着火稳定，二次风温较高时再加大相关二次风配风。

⑯在炉温升高后，锅炉燃烧变好时，应加强等离子燃烧器壁温的监视，以防超温结焦现象的发生。

⑰等离子投运初期，应保证空预器吹灰器连续吹灰，以防由于煤粉燃烧效率较低，飞灰可燃物含量较高，造成尾部烟道再燃烧事故。

启A（F）磨时的注意事项：

①就地检查润滑油油系统、液压油系统正常 ②启动给煤机后在最小煤量16t/h，尽量提高磨煤机出口温度，维持分离器转速350r/min，注意磨煤机振动情况。

③监视烟温升温趋势，监视火焰电视里燃烧情况 ④开大A（F）层二次风开度，注意炉膛负压波动 ⑤机长注意协调汽机侧值班员加强给水监视调整，确认361阀跟踪情况，维持给水流量在411.6t/h ⑥锅炉起压后，巡检员A检查锅炉放空气门关闭严密。⑦锅炉起压后，投入旁路系统，控制升温升压率。注意事项：

①旁路投入前，确认旁路已充分疏水、暖管 ②投入高低旁和减温水自动，注意旁路振动情况

③因高旁减温水调阀内漏较大，投旁路初期，禁止投高旁减温水

④加强给水流量控制，防止储水罐满水。如果储水罐满水造成主蒸汽管进水，要打开锅炉疏水门、主汽门前所有疏水阀和高旁阀前疏水阀充分疏水，此时严禁开高旁阀，防止水进入冷再系统

⑤控制给水母管压力与主蒸汽压力偏差不大于4Mpa,防止高旁减温水不严增大漏水量。⑥高旁阀开启前或者汽轮机冲转前，值班员和检修人员共同确认冷再管路放水完毕并恢复冷再管路放水措施，同时DCS上再次确认高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门在开启状态后，方可进行高旁阀开启或者汽轮机冲转操作

⑦手动开关高旁阀时操作要平缓，不准大幅度开关高旁阀，操作时就地有人监视冷再管路振动情况。如果开高旁阀后冷再管路振动较大，必须立即关闭。

⑧低旁阀关闭时要缓慢，防止低旁阀前压力突增造成再热器内蒸汽变成水，根据水蒸汽饱和温度和饱和压力对应表（见附表一）检查再热器内蒸汽有50℃过热度。（DCS显示的冷再压力+0.1Mpa=绝对压力）

⑨任何情况下，高旁减温水气动隔离门关闭“挂起”防止联开，但出现需使用高旁减温水情况时，手动“解挂”高旁减温水气动隔离门。

⑩开停机中经常检查冷再管路振动情况，发现振动必须立即汇报。

注：根据启动情况，在点火初期可选择性投入两三只启动油枪，启磨后逐步退出。

三、锅炉升温升压

人员分工：值班员B负责盘面、巡检员A、B负责就地

1、启动F（A）磨煤机 注意事项：

⑪热二次风温高于180℃，联系炉控强制磨煤机启动条件。⑫检查F12F34（A层）点火油运行正常 ⑬就地检查润滑油油系统、液压油系统正常

⑭启动给煤机后在最小煤量，尽量提高磨煤机出口温度，维持分离器转速350r/min ⑮监视烟温升温趋势，监视火焰电视里燃烧情况 ⑯开大F（A）层二次风开度，注意炉膛负压波动

⑰机长注意协调汽机侧值班员加强给水监视调整，根据361阀开度情况，调整给水流量

2、升温升压注意事项

⑪升温升压过程中，控制汽水品质合格 ⑫监视屏过、高过金属壁温 ⑬控制锅炉升温率1.5—2℃/min ⑭控制锅炉升压率0.15Mpa/min，达到1.25Mpa，维持参数热态清洗，合格后再升温升压。⑮空预器连续吹灰，值班员加强监视风烟及制粉系统，防止烟道再燃烧。⑯巡检员就地观察燃烧情况，根据燃烧情况逐步退出B、D层点火油枪。⑰检查空预器电流正常，否则联系检修调整扇形板位置

⑱当主汽温度高于380℃，投入二级减温水，再热气温高于330℃，打开给水泵中间抽头，投入再热减温水

⑲注意高旁开度调整，监视高旁后汽温变化，就地旁路振动情况

⑳机长协调给水与燃料量逐渐增加，直到汽温汽压达到汽机冲转参数要求 ⑴如果煤质不好，投入大量启动油时，要注意壁温变化，尽量在额定范围之内

⑵如果煤质变化时，应启动2台制粉系统运行，投退启动油应注意炉膛负压，严防锅炉大面积超温和锅炉爆燃

⑶烧参数过程中，应逐渐开打汽机旁路控制压力和温度同时达到冲转条件 ⑷起压过程中，应注意蒸汽管道疏水及其疏水门的关闭 ⑸升温升压过程中应注意各个受热面的温差。⑹升温升压过程中应注意监视空预器连续吹灰 ⑺升温升压过程中应检查烟温探针自动退出情况 ⑻升温升压时应观察和记录锅炉膨胀

⑼应加强控制燃烧，使其逐渐加强，并注意保持稳定 ⑽检修后锅炉，安全门在气压前应进行调整校验，以确保安全门可靠动作，锅炉起压后应让巡检就地检查是否有跑水漏气地方。

四、高压缸倒暖

人员分工：值班员A负责盘面、巡检员C负责就地

1、高压缸倒暖条件：

⑪、高压内下缸内壁温度低于150℃。⑫、汽机跳闸并处于连续盘车状态。⑬、凝汽器真空-88kPa以下。

⑭、高压缸倒暖所用冷再蒸汽压力要求在0.5～0.7Mpa，温度在200℃～250℃，且有28℃以上的过热度。倒暖时以控制汽缸金属温升率温升率不超过50℃/h，最高不得超过 70℃/h，即≯1.1℃/min。

2、高压缸倒暖操作准备

⑪、确认各抽汽电动阀、高排逆止阀关闭。

⑫、确认高排逆止阀前后、一抽逆止门前、高压调阀后导汽管疏水畅通。注意就地确认疏水器前、后手动关门已开启。开启高压主汽阀下阀座疏水阀、中压联合汽阀下阀座疏水阀，并就地检查阀前疏水手动门已全开，疏水10分钟以上。

3、高压缸倒暖操作

⑪、关闭高排逆止阀前疏水阀，关闭一抽逆止门前疏水阀，将高压导汽管疏水气动阀打开。⑫、开启倒暖电动截止阀，检查高压缸通风阀自动关闭（V V阀）。

⑬、缓慢开启暖缸倒暖调节电动门达10%开度保持30分钟，根据汽缸金属温升率调整暖缸调节阀的开度。

⑭、30分钟后，将倒暖调节门开启至30%。根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度。⑮、30%开度保持20分钟后，将倒暖调节门开启至55%，根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度，使调节级后压力逐渐升高至0.39 MPa～0.49MPa，高压内下缸内壁金属温度缓慢上升到150℃。⑯、高压内下缸内壁温度达到150℃后，关闭高压导汽管疏水阀进行闷缸，闷缸时间根据“高压缸暖缸闷缸时间曲线”来确定。闷缸时倒暖阀保持原有开度，缸内汽压有所上升，维持在0.5～0.7 MPa，但不得超过0.7 MPa，否则会产生附加推力。

4、高压缸倒暖结束后操作

⑪、将倒暖调节门关闭至10%，保持5分钟，然后在5分钟内逐步关闭倒暖调节门。

⑫、倒暖调节门全关后，缓慢开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑬、在高压缸排汽压力达到-50KPa之后，开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑭、关闭倒暖截止阀，检查高压缸通风V V阀自动开启。

5、高压缸倒暖的危险点防控

⑪、倒暖截止阀开启后，在倒暖调节阀稍开时应疏水暖管，且疏水暖管要充分，避免倒暖管道积水进入高压缸。

⑫、由于倒暖调节阀远方无开度显示，应在就地手动控制开度，以高压调节级后压力和高压内缸内壁温升速率为参照，就地操作时与盘前人员保持通讯畅通。

⑬、汽缸金属温升率必须符合规定且升温平稳，如升温不稳定应分析汽缸是否有积水，并进行相应处理，避免高压缸进水、倒暖蒸汽压力不合适或温升过快。⑭、暖缸时调节级后压力应在0.39MPa～0.49MPa，最高不得超过0.55MPa；闷缸时维持在0.5～0.7 MPa，最高不得超过0.7 Mpa。

⑮、经常检查上下缸温差、高压缸内外壁温差正常，注意温差最大不超过50℃，避免缸体和转子承受过大的热冲击。

⑯、注意监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心度指示正常。注意监视主机润滑油油温变化，防止出现轴承振动大。

⑰、倒暖结束后应保证30分钟以上的时间保证高压缸内蒸汽排出才能冲转。但为了防止倒暖结束后长时间不能冲转导致高压缸内金属温度下降过多，在暖缸过程中预测冲转时间将推后较长时间，可适当延长闷缸时间。

⑱、炉侧注意加强燃烧，控制和保证足够的蒸汽压力和流量。⑲倒暖过程中要通过控制倒暖调节阀、导汽管疏水阀和相关抽汽逆止阀前疏水阀来调整金属温升速率。

五、高压调阀室预暖

人员分工：值班员A负责盘面、巡检员C负责就地

1、高压调阀室预暖条件

⑪、调阀室金属温度低于150℃时，必须对调阀室预暖。⑫、调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。⑬、预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271℃。

2、调阀室的预暖操作

⑪、确认汽机处于跳闸状态。⑫、确认EH油系统已投运正常。

⑬、确认主再蒸汽管疏水、高中压主汽阀座疏水和高压调阀后导汽管疏水开启。就地检查疏水阀前后手动门全开。

⑭、检查主蒸汽温度高于271℃。

⑮、进行汽轮机ETS复位，在汽机DEH“自动控制”画面点击“汽机挂闸”按钮，在操作面板上选择“挂闸”，按执行键。检查高中压主汽阀关闭，高压缸通风阀及事故排放阀开启。⑯、选择DEH“自动控制”画面“阀壳预暖”按下，在操作面板上选择“投入”，按执行键，状态显示“投入”，检查右侧高压主汽阀（#1）开启到预暖位置21%。

⑰、监视调阀室内外壁金属温差，当高于80℃时，选择按下“阀壳预暖”按钮，在操作面板上选择“切除”，按执行键，状态显示“切除”，关闭右侧高压主汽阀。

⑱、待调阀室内外壁温差低于70℃时，再次进行预暖操作，开启右侧高压主汽阀至预暖位置。

⑲、重复以上操作，直到调阀室内外壁金属温度均上升到180℃以上，且内外壁温差低于50℃，调阀室预暖操作结束，按汽机停机按钮，检查右侧高压主汽阀关闭。

3、高调阀预暖时的危险点分析：调阀室预暖时，要防止调节阀不严冲动转子，盘车脱扣。当转子被预暖蒸汽冲转后，应适当降低预暖压力，待转子静止后，重新投入盘车运行。

六、汽轮机冲转

人员分工：值班员C负责盘面、巡检员C负责就地，值长派另一台机一值班员到13.7米。

1、汽机冲转前检查：

⑪机侧巡检员就地检查润滑油压力0.176Mpa，润滑油温35—40℃，盘车运行正常，顶轴油系统运行正常，启动启动油泵。根据缸温和高调阀金属温度决定高压缸倒暖和暖阀。⑫值班员A检查主再热蒸汽压力8.63/1.0Mpa（主汽压6Mpa以上即可），主再热温度380/330℃。主再热蒸汽至少有50℃过热度。⑬抄录中压缸内壁温及凝汽器真空等参数 ⑭确认汽水品质化验合格

⑮高低旁处于自动且高旁开度在60%以上。⑯TSI无报警

⑰ETS主保护投入

⑱高中压缸上下缸温差在正常范围

⑲检查EH油压11.2±0.2Mpa，油温在30—40℃

2、冲转至1500r/min过程的注意事项 ⑪汽机冲转要在机长亲自监护下进行

⑫值班员联系巡检员携带测振仪、听针就位，保持通讯畅通

⑬挂闸前检查盘车运行正常，顶轴油系统运行正常，启动油泵运行正常 ⑭挂闸后巡检员就地检查各主再热蒸汽阀门状态正确，EH油系统无泄漏 ⑮挂闸后检查BDV阀、VV阀开启，高排逆止门关闭

⑯高中压调阀开启后汽机冲动，就地检查盘车退出正常，否则立即打闸停机 ⑰200r/min摩擦检查，巡检员就地测量并记录轴承振动，并与集控室核对正确 ⑱600r/min检查低压缸喷水自动开启

⑲冲转过程中严密监视润滑油温、轴承金属温度、汽缸壁温、轴向位移、差胀 ⑳检查监视调速系统无跳跃现象 ⑴就地与盘上核对转速一致 ⑵严禁在临界转速范围内停留

⑶机长协调燃料、给水匹配增加，维持主蒸汽温度、压力达到冲转参数要求，及时调整高低压旁路系统，按启动曲线控制汽温、汽压。

⑷及时调整凝汽器、除氧器水位、凝结水储水箱水位，注意轴封压力的变化。冲转至600r/min后及时调整主机润滑油温设定值在40℃

3、暖机过程中的操作

人员分工：值班员C负责盘面、巡检员C负责就地 ⑪投入低压加热器运行

①检查5678号低压加热器水侧已投入运行

②巡检员按低加系统疏水放气检查卡检查系统阀门状态正确 ③由低到高依次投入低压加热器汽侧

④低压加热器投入时要密切监视各低加温升 ⑤各低压加热器投入完毕，投入各疏水调阀自动 ⑥低压加热器投入后要密切监视各低加水位 ⑦投入前要注意抽汽管路充分疏水 ⑫冲B（A）小机 小机冲转分工

a巡检员C负责就地检查小机具备冲转条件，b值班员C负责B小机操作及监视

①检查供汽管道暖管结束，汽前泵运行正常。②速关阀前蒸汽温度高于150℃，真空大于73Kpa ③小机有关保护投入

④轴承润滑油供油温度大于35℃，油压0.15—0.25Mpa ⑤EH油压正常 小机冲转的注意事项：

①先冲至800rpm暖机，严密监视小机各轴承的震动、轴承温度、回油温度及轴向位移正常；

②监视小机缸温、排汽温度正常；

③巡检加强就地检查确认小机内部声音、各油压正常及进汽阀门状态正确； ④小机在冲转至3000rpm后切至遥控待并。⑬发电组恢复热备用

人员分工：值班员C负责发电组恢复热备用监护，巡检员B负责发电组恢复热备用操作。

4、中速暖机的结束条件

⑪汽机高压内缸内壁温﹥320℃ ⑫汽机中压内缸内壁温﹥305℃ ⑬高中压缸膨胀﹥8mm ⑭如高压内缸内壁温达不到320℃，暖机时间达4小时即可。

七、冲转至3000r/min 人员分工：值班员C负责冲转，巡检员C负责就地检查。

1、冲转至3000rpm过程中的注意事项： ⑪汽机冲转要在机长亲自监护下进行。

⑫冲转过程中严密监视润滑油温、轴承金属温度、汽缸壁温、轴向位移、差胀，必须注意监视汽机各部分金属内、外壁温差及温度变化率

⑬机长协调燃料、给水匹配增加，维持主蒸汽温度、压力达到冲转参数要求 ⑭检查冲转至2000rpm时顶轴油泵自停，否则手停。⑮严禁在临界转速范围内停留

⑯转速到达3000rpm后确认主油泵出口油压大于1.372Mpa，停运交流润滑油泵及交流启动油泵。

⑰检查低压缸喷水调节阀自动控制正常，低压缸排汽温度80℃以下

⑱根据风温、油温、水温、EH油温的要求，及时投入冷油器、氢冷器、定冷器、EH冷油器，并投入温度自动控制

⑲3000r/min时，及时调整主机润滑油温设定值在43℃

2、冲转过程中的危险点分析和控制

⑪汽轮机冲转时水击与大轴弯曲，控制措施：①.机组冲转前投入热机保护，胀差，上下缸温差合格后方可冲转。②.冲转前，汽温，汽压合格方可冲转。保证足够的过热度，疏水畅通。③.轴封供气温度合适，冷态启动先抽真空，后送轴封供气，热态先送轴封后抽真空。④.启动过程机组振动大时，应停止升速，不返回时应打闸停机查明原因。⑤.启动过程中汽温急剧下降应打闸停机。⑥.抽真空前应连续盘车。

⑫机组冲转过程中的振动

控制措施：迅速平稳的通过临界转速 ⑬机组冲动后盘车脱不开，控制措施：就地设专人监护，当盘车脱不开时，立刻紧急打闸停机 ⑭机组定速后停止高，低压油泵时，调速，润滑油压下降 控制措施：密切监视油压变化，当油压不能控制时，打闸停机 ⑮机组升速时烧瓦

控制措施：冲转时设专人调整润滑油油温，保证油温正常，防止油温波动较大，到机组保护动作时，立刻打闸

⑯机组升速时，调速油压偏高，控制措施：升速时调速油压不应升高，超过规定值，应及时调整，⑰机组升速，暖机及定速后凝汽器满水，真空下降

控制措施：加强对凝汽器水位监视，及时开启放水门，保持凝汽器可见水位 ⑱发电机并列后，风温高，控制措施：发电机并列后，及时投入冷却器，排净空气。⑲机组暖机时，金属温差超过规定值

控制措施：严格按照运行规程的要求按启动曲线进行暖机 ⑳低加满水

控制措施：

1、密切监视低加水位，2、无效时开启事故疏水 ⑴关闭导气管及其他疏水门时，管路振动或伤人

控制的措施：等待疏水完毕后，温度正常后，再关闭疏水门

八、发电机并网

人员分工：值班员C监护巡检员B操作发电机并网；值班员A给水调整，值班员B燃烧调整；机长协调

1、发电机并网时锅炉适当增加燃料量（每次不大于2t/h），值班员A根据燃料量关注361阀开度调整给水流量，机长监视主汽压力在8Mpa左右

2、机组负荷稳定在50MW，全面检查机组运行正常

3、切缸操作

人员分工：值班员C负责切缸操作，机长协调

4、切缸过程注意事项

⑪值班员B维持燃料量稳定，值班员A保持给水流量稳定 ⑫切缸时可设定调门开度在60%—70%，可适当增加升速率

⑬值班员C 切缸过程中监视中调阀缓慢开启，低旁逐渐关闭，在此过程中，监视机组负荷稳定在50MW，防止机组负荷过低，发电机逆功率保护动作 ⑭监视高调阀逐渐开启，高旁逐渐全关，否则手动关闭 ⑮监视高排逆止门打开，VV阀关闭

⑯切缸完毕，检查负荷稳定在90MW左右

⑰ 全面检查机组负荷、压力、温度稳定后，进行下一步操作（8）保证高压缸排气温度不超限，防止保护动作。（9）切缸时注意瓦温，轴向位移，振动、热膨胀及TSI内各项参数，发现异常时及时停止，不得强行切缸。（10）切缸时加强锅炉燃烧以保证有足够的蒸汽量，使切缸完成。和保证切缸后能带120mw负荷的蒸汽量。

（11）通过锅炉燃烧调整并逐一高旁开度，一般在60%左右。（12）高旁前主蒸汽参数合适。

（13）在DEH中设置阀位开度50%---70%，设置升负荷率为50mw/min左右。（14）检查总阀位开度接近20%，中调门全开（90%以上），高调门开始开启。Vv阀关闭，高排逆止阀得电被冲开，低旁关闭，高旁逐渐关闭，直至全关。

（15）切缸完毕后确认高低旁全关，汽机各项参数正常。（16）检查高旁减温水关闭，耳机减温水、三级减温水关闭。（17）设置DEH时，阀门开度指令要足够大，并根据气压选择合适的开度。

（18）设置升负荷速率时要足够大，一般不低于30mw/min，以免冲不开逆止阀。

5、投入高压加热器

人员分工：值班员C负责高加投运操作，巡检员C负责就地检查操作，机长协调 ⑪检查123号高压加热器水侧已投入运行

⑫巡检员C就地检查系统无振动，核对水位计与DCS一致 ⑬由低到高依次投入高压加热器汽侧

⑭高压加热器投入时要密切监视各高加温升 ⑮各高压加热器投入完毕，投入各疏水调阀自动 ⑯高压加热器投入后要密切监视各低加水位 ⑰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、升负荷过程

1、启动B磨煤机，升负荷

人员分工：值班员B负责锅炉盘面、巡检员B负责就地

2、逐渐加负荷至150MW，在此期间，机长全面协调燃料、给水匹配增加，注意主蒸汽压力稳定在8Mpa左右，及时调整汽机调门开度，严防主蒸汽压力过高，闭锁361阀开。负荷至120MW，将DEH投遥控，即“自动控制”画面 “CCS投入”状态显示为“投入”，DEH从本地控制转为MCS控制，此时可投入汽机主控自动，将机组运行方式切换为汽机跟踪方式，机前压力设置为8.73MPa（热态、极热态启动设置为10.0MPa）。此后，随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力8.73MPa，当高压调阀接近全开后（总阀位指令约90％，负荷约30％额定负荷。），机前压力随锅炉燃烧量的增加而升高，进入滑压运行阶段。

3、并B（A）汽泵 注意事项：

⑪机长亲自监护并全面协调

⑫缓慢增加B（A）汽泵转速，使B汽泵出口压力接近给水母管压力

⑬开启汽泵出口门前，严禁汽泵出口压力高于母管压力，造成给水流量大幅波动 ⑭汽泵并入系统后，给水流量保持与并泵前流量相等 ⑮并泵过程中，严禁其它重大操作

4、锅炉转直流运行

⑪缓慢加锅炉负荷，给水流量保持稳定，储水罐水位缓慢下降至11.3米，361阀逐渐关闭 ⑫保持主蒸汽压力不变，逐渐开大汽机调门 ⑬锅炉转直流后，检查给水流量自动跟踪正常

5、给水倒至主路

人员分工：值班员A负责汽机盘面，机长负责协调 ⑪倒主路过程中严禁进行其它操作 ⑫锅炉侧保持燃料量稳定

⑬检查机组负荷稳定在200MW ⑭检查给水旁路开度在90%以上 ⑮逐渐开启给水主路

⑯操作过程中注意保持给水流量稳定

6、并A（B）汽泵，退出电泵，投抢水备用。并汽泵注意事项：

(1)待第一台汽泵逐渐出力，而第一台汽泵逐渐关小再循环调门时要逐渐增加第二台气泵出力，防止给水流量波动大或第二台气泵处理被顶住。(2)整个并泵过程要保证给水流量波动小。

(3)并第二台气泵时将第一台汽泵的再循环调门且手动控制，防止给水流量过低跳泵。(4)如果并泵时出现第一台汽泵出力大，第二台气泵出力小，应先减少第一台汽泵出力后再加第二台气泵出力。不能只盲目地加第二台气泵的出力。(5)要密切关注给水流量，气泵出口出力及单台气泵的流量。

(6)尽量小幅度操作，尽量保持流量不变，保持稳定的煤水比，防止壁温和气温异常和负荷大幅波动。

(7)提高第二台气泵出力略小于给水压力时再开出口电动门，防止运行泵出力被顶住。(8)待给水出力均转移至汽泵后方可退出电泵。(9)并泵时，视给水流量略有增加时视为并泵成功。

7、启动D磨煤机，升负荷

人员分工：值班员A负责汽机盘面，值班员B负责锅炉盘面，机长负责协调 ⑪注意事项：

同B磨煤机启动注意事项

⑫逐渐加负荷至300MW，全面检查燃烧稳定，依次逐渐退出所有油枪，在油枪退出过程中，注意燃烧稳定。

8、切厂用电，将厂用电切至高厂变和高公变

人员分工：值班员C监护巡检员B操作厂用电切换；值班员A给水调整，值班员B燃烧调整；机长协调 注意事项：

⑪切厂用电过程中，杜绝其它操作 ⑫全面检查机炉参数稳定

⑬ 做好厂用电失去的事故预想

（4）切换厂用电必须持票操作，且必须有第二监护人，不得无票或者无第二监护人到场的情况下操作。

（5）正确使用保护及自动装置，环并时注意环流，开关动作后检查开关实际位置。（6）切换完成后必须检查备用开关直流电源投入完好。

（7）切换之前必须确认备用侧带电正常，严禁出现备用侧无电切厂用电。（8）切换之前检查6KV1A段厂用电快切装置无闭锁信号。

（9）检查6KV1A段厂用电快切装置无异常信号，已自动复归，否则手动复归。检查母线电压正常。

（10）厂用电切换前确认切换方式为“同时方式”。

（11）满足一定负荷后（从经济性与安全性的平衡考虑），在机组转干态后切厂用电至启备变带。

9、全面检查机组参数正常、稳定

第三篇：电厂300MW机组启动操作步骤

机组启动操作步骤

1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：

1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；

3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；

5)检查投入#

1、#2主汽门阀门组，#

1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#

1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：

1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；

7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。

10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。

11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。

13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：

打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：

X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃

X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启

X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机

X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温

控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值

X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：

Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足

X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：

锅炉点火至暖阀：2.5小时；暖阀1个小时；冲转至360rpm暖机90分钟；冲转至3000rpm暖机至并网60分钟；

第四篇：作文——停止

停

止

停止在路上，也许那是在看沿途的风景，也许是因为困难而却步。在路上，无论是成功抑或失败，无论是困难还是荆棘，我都一直在前进，从来不曾停止。

从未停止，我一直用于前进。

多少人因为困难而停止，多少人因为看见困难而却步。成功之路永远不可能一帆风顺。因为心中有梦，我不曾停止。

如果停止，停下自己的脚步，成功的大门又将在哪里。停止也许会是舒适，但永远不可能走向成功，也许那是永远的安逸，却永远逃脱失败者的称号。

路上有花香，路上有鸟语，在乎路上的风景，更在乎不停止的美丽。

永不停止的青春，永不停止的脚步。我一直在追梦的路上追梦，追随着我们的梦想，追逐着别样的青春。

多少不停止的事例在我脑海中一一浮现。

刘伟说过：“我的人生只有两条路，要么赶紧死，要么精彩的活”如果他选择了停止，那么他便选择了死亡。也许停止与不停止只是一念之间的事情，但一念之间也会陷入困顿，甚至会走向死亡。

同样是钢琴，刘伟用脚弹，贝多芬用眼睛去聆听。如果因耳聋而放弃钢琴，又怎么会有《命运交响曲》响彻在音乐的教堂。

不曾停止过，一直都在追寻着自己的梦。自己也曾想过，在路上看看风景，闻闻花香，但那样有怎能有自己的梦想。记得2010年南非世界杯上郑大世流泪的画面，他从来没放弃过对世界杯的追求，也从来没放弃过对足球的追求。

想起08年刘翔在110m栏决赛中撕下号码牌走向更衣室。他接受采访的时候泪流满面。08年至今，他也许从未放弃过。即使不再辉煌，但心中至少有梦。

想想澳网的李娜，想想NBA的药名，再想想梅西……他们有何曾不累呢？但他们从来没有停止过。

在路上勇敢前进，在路上奋勇拼搏。我不曾停止，因为有梦。我不曾放弃，因为有梦。放弃等于停止，停止就是失败。我要做一个成功者，永远不会停止。

第五篇：机组试运行

机组启动试运行技术方案 机组调试试运行

一、调试依据和条件

本节内容主要为发电单元设备的充水和电站接入电力系统的启动试运行试验，试验合格及交接验收后投入系统并网运行。进行此项试验时，应具备下列条件：

1、设备条件

水电站土建工程经验收合格，金属结构工程已具备发电条件。机组的引水系统和尾水系统已符合机组发电的要求。

水轮发电机组及其附属设备、电气设备等机电工程已全部竣工，并经检查验收符合设计要求。

2、试运行程序编制依据

《水轮发电机组启动试验规程》(DL507-2002)《水轮发电机组安装技术规范》(GB 8564-88)有关设备合同、厂家资料、设计资料、监理和业主的有关要求等8.9.1.3组织条件

启动验收委员会正式建立，试运行指挥部及其下设机构（调试组、运行组、检修维护组）已经工程主管单位批准成立，职责分工清楚明确。

机组启动试运行大纲、程序、试验项目和步骤、安全措施已经批准。

试运行指挥部已将试运行大纲、程序试验项目和步骤以及安全注意事项向参与调试运行的有关人员交底。

运行单位应具有经过审批的机组试运行程序。试验仪器、仪表、记录表等已备齐。

为保证机组试运行有条不紊并安全地进行，应严格按照国家和部颁有关标准进行，成立启动委员会作为调试试运行的领导机构，启动委员会下设调试运行组、验收交接组，各小组分别由业主、监理、设计、施工、厂家和生产单位组成，在启委会的领导下负责具体的试运行、调试、验收、移交工作，按照机组起动试运行程序要求及电网调度指令等既定程序严格实施。

二、机组充水试验



机组充水前的试验和检查，应在启动委员会的指挥协调下，由各承包商负责完成各自的检查、试验项目。

1、引水及尾水系统的检查

进水口拦污栅已安装调试完工并清理干净,测量装置已安装完毕并检验调试合格。进水口闸门手动、自动操作均调试合格，启闭情况良好。工作闸门、检修闸门在关闭状态。通讯、联络信号畅通。

压力钢管、蜗壳、尾水管等水通流系统均已检验合格清理干净。流道上各测压、测流管路畅通完好,灌浆孔已封堵,测压头已安装完毕。蜗壳排水阀与尾水检修排水阀操作灵活可靠,启闭情况良好。

2、水轮机部分的检查

水轮机转轮及所有部件已安装完毕检验合格，施工记录完整,导水叶立面与端面间隙等各部间隙值测量合格。

导水叶处于全关位置,锁锭投入。

水导轴承润滑、冷却系统已检查合格。油位、温度传感器整定值符合设计要求。各测量表计、示流计、流量计、摆度、振动等传感器及各种变送器均以安装验收合格，管路、线路连接良好。各整定值符合设计要求。

主轴工作密封与检修密封已安装完工，经检验合格，检修密封投入，主轴密封经试验密封良好。

3、调速系统及其设备的检查

调速系统及其设备已安装完毕，并调试合格。液压站压力、油位正常，透平油化验合格。各部位表计、阀门均已整定并符合要求。

油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热。集油槽油位浮子继电器动作正常。漏油装置手动、自动调试合格。

由手动操作将油压装置的压力油通向调速系统，检查各油压管路、阀门、接头及部件等均无渗油现象。

调速器电调柜已安装完工并调试合格，各电磁阀常。紧急停机电磁阀调试合格，指示正确，充水前处于锁锭状态。

调速系统联动调试的手动操作，调速器、接力器及导水机构联动动作的灵活可靠和全行程内动作的平稳性，导叶开度、接力器行程和调速器柜的导叶开度指示器的一致性等检查已经完成并合格。



用紧急关闭办法检查导叶全开到全关所需时间，并录制导叶开度与接力器行程的关系曲线的试验已完成并合格。

已完成调速器自动操作系统模拟试验，及自动开机、停机和事故停机试验，各部件、元件动作的准确性和可靠性满足设计要求。

4、发电机部分的检查

发电机整体已全部安装完毕，记录完整，检验合格。发电机内部已进行彻底清扫，定、转子气隙内无任何杂物，定转子空气间隙值符合要求。

发导、推力轴承油槽注油完毕,冷却水具备投入条件。推力轴承油位、温度传感器已调试，整定值符合设计要求。

发电机所有阀门、管路、电磁阀、变送器等均已检验合格，处于正常工作状态。发电机内水喷雾灭火系统已检验合格。管路及喷嘴经手动动作准确。通压缩空气试验畅通无阻。

发电机转子集电环、碳刷、碳刷架已检验并调试合格。

发电机风罩内所有电缆、导线、辅助线、端子板均已检查正确无误。

发电机机械制动系统的手动、自动操作已检验调试合格，动作正常，充水前风闸处于投入制动状态。

监测发电机工作状态的各种表计、传感器、测量装置等均已安装完工，调试、整定合格。

5、油气水系统的检查

机组技术供水系统管路阀门安装完毕并验收合格，减压阀和滤水器均已调试合格，动作正常。各示流信号器、压力、流量、温度、差压变送器已按设计整定，指示正常。

排水系统管路、阀门、渗漏排水泵等均安装调试完毕，动作正常，满足设计要求。全厂透平油系统已部分或全部投入运行，能满足该台机组供油、用油和排油的需要。油质经化验合格。

空气压缩机均已调试合格，储气罐及管路无漏气，管路畅通。各类表计、变送器等工作正常。整定值符合设计要求。

所有空气系统管路已分别分段通入压缩空气进行密闭性漏气检查合格，无漏气现象。

各管路、附属设备已刷漆，标明流向，各阀门已标明开关方向，挂牌编号。主厂房、发电机母线、中控室、主变压器、电缆、母线道、开关室、油库等部位

的消防系统或管路设施已安装完工检验合格，符合消防设计要求。

通风需要部分已安装调试完毕。

6、电气一次设备的检查

主回路母线、发电机断路器、励磁变压器、电压互感器柜、电流互感器、中性点引出线、中性点接地变压器等设备已安装调试完毕，导体连接紧固，外壳接地完善，具备带电试验条件。

主变压器已安装完工调试合格，分接开关置于系统要求的给定位置，绝缘油化验合格，冷却系统调试合格，消防系统以及周围安全保护措施符合设计要求，具备带电试验条件。

厂用电设备已全部安装完毕，检验并试验合格，已接通电源投入正常工作。备用电源已检验合格，工作正常。

高压开关设备与本机组发电有关回路设备及母线、连接线等均已完工。厂房内各设备接地已检验，接地良好。各接地网接地电阻阻值已测试，符合设计的要求。

厂房照明已安装，主要工作场所、交通道和楼梯间照明已检查合格。事故交通安全疏散指示牌已检查合格。

7、励磁系统设备与回路的检查

励磁变压器、励磁盘柜已安装完工检查合格，回路已做耐压试验。励磁系统各部分的耐压试验结束。

微机励磁调节器各基本单元及辅助单元的静态特性试验及总体静态特性试验结束。

8、电气控制和保护系统及回路的检查

电气设备及保护设备及现地控制系统安装完工验收合格。保护各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备。计算机监控系统设备均已安装验收合格。

全厂公用设备及机组现地监控系统、计算机监控系统的程序录入、调试，信号采集及回路模拟试验已进行完毕。

中央音响信号系统工作正常。

机组同期操作回路已进行模拟试验，能满足调试并网的要求。通风空调系统满足机组调试试运行的需要。



发电机、变压器等重要机电设备的消防设施具备投入条件。通讯系统运行正常，厂内通讯与系统通讯畅通无阻。

9、保护回路的检查

下列保护各装置动作值已按系统保护定值进行整定，并模拟动作至各出口设备 发电机继电保护回路的整定与模拟。主变压器继电保护回路的整定与模拟。35kV母线、线路继电保护回路的整定与模拟。厂用继电保护回路的整定与模拟。

辅助设备及其它PLC操作保护回路的模拟整定。

三、水轮发电机组充水试验

当前述检查试验已全部完成，在启委会的指挥下，各部分承包商互相配合，开始水轮发电机组充水试验。

此前坝前水位已蓄至最低发电水位，再次确认进水口闸门、调速器、导水机构处于关闭状态，尾水闸门处于关闭状态。

确认电站厂房检修排水系统、渗漏排水系统运行正常。尾水管充水

利用技术供水排水管供水方式向尾水管充水，在充水过程中检查尾水管、顶盖、主轴密封、测流测压管路等处有无渗漏，密切监视压力表变化并做好详细记录，若发现漏水等异常情况，立即停止充水进行处理。

压力管道和蜗壳充水

待尾水充水平压后，开工作闸门2cm，向压力管道充水，监视压力管道水压表读数，检查压力管道充水情况。

充水过程中随时检查蜗壳、水轮机顶盖、导水叶、主轴密封、测流测压管路的密封情况。密切监视蜗壳压力变化做好详细记录。记录蜗壳与钢管充水时间。

检查压力钢管充水情况，充水平压后以手动或自动方式使进水口闸门在静水中启闭试验三次。在机盘旁作远方启闭操作试验，闸门应启闭可靠。

四、水轮发电机组空载试运行

1、起动前准备

①主机周围场地已清理干净，孔洞盖板已盖好，通道畅通，通讯指挥系统正常工作。各部位运行人员已进入岗位。各测量仪器、仪表已调整就位。



②确认充水试验中出现的问题已处理合格。

③各部位冷却水、润滑水投入，水压正常，润滑油系统、操作系统工作正常。④上、下游水位已记录，各部位原始温度已记录。⑤调速器处于准备工作状态，相应下列机构应为：

油压装置至调速器的主油阀门已开启，调速器液压操作柜已接通压力油，油压指示正常。

调速器的滤油器位于工作位置。调速器处于“手动”位置。

调速器的导叶开度限制位于全关位置。调速器的速度调整机构位于额定转速位置。永态转差系数可调整到2%～4%之间。⑥与机组有关的设备应符合下列状态： 发电机出口断路器断开。发电机转子集电环碳刷拔出。水力机械保护和测温装置已投入。拆除所有试验用的短接线和接地线。外接标准频率表监视发电机转速。

2、首次手动起动试验

拔出接力器锁定，手动启动机组，待机组起动后，立即停机，监听机组运行情况，无异常声响，再次手动起动机组。

待机组转速达到10—15%额定转速时，监听机组运行情况，经检查无异常情况后，继续升速。当转速升至50%额定转速时机组停止升速，在此转速下运行5分钟，全面检查各转动部分与静止部件有无碰撞和摩擦。无异常后，手动将机组逐步升速达到额定转速的75%和100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。

在升速过程中如果机组摆度超过轴承间隙或各部分振动超过标准时，停机进行动平衡试验，直至在额定转速下机组的摆度和振动符合国家标准为止。

机组达到额定转速的80%（或规定值）后，校验电气转速继电器相应的接点。记录机组的起动开度和空载开度。当达到额定转速时，校验电气转速表应位于100%的位置。

在机组升速过程中加强对各部位轴承温度的监视，不应有急剧升高和下降现象。

机组起动达到额定转速后，在半小时内，应每隔1～2min测量一次推力瓦和导轴瓦的温度，以后可适当延长记录时间间隔，并绘制推力瓦的温升曲线，观察轴承油面的变化，油位应处于正常位置。待温度稳定后标好各部油槽的运行油位线，记录稳定的温度值，此值不超过设计规定值。

机组起动过程中，监视各部位应无异常现象，如发现金属碰撞声，水轮机室窜水，推力瓦温度突然升高，推力油槽甩油，机组摆度过大等不正常现象则应立即停机。

监视水轮机各部位水温、水压和排水工作周期。

记录全部水力量测系统表计读数和机组附加检测装置的表计读数。测量、记录机组运行摆度和各部位的振动，其值应符合设计或厂家标准。测量发电机一次残压及相序。相序应正确，波形完好。

3、机组空载运行下调速系统的调整试验.①频率给定的调整范围应符合设计要求。

②进行手动和自动切换试验时，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值，不应超过额定转速的±0.25%。

③调速器空载扰动试验应符合下列要求：

人工加入±8%转速扰动量，观察调节器最大超调量、超调次数、调节时间，应符合要求，否则调节参数，直至合格；

转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；

记录油压装置油泵向油槽送油的时间及工作周期。在调速器自动运行时记录导叶接力器活塞摆动值及摆动周期。

4、停机过程及停机后的检查

①操作开度限制机构进行手动停机，当机组转速降至额定转速的20%～30%时，手动加闸使机械制动停机装置作用直至停止转动，解除制动闸。

②停机过程中应检查下列各项： 监视各部位轴承温度变化情况。录制停机转速和时间关系曲线。检查各部位油槽油面的变化情况。③停机后投入接力器锁锭。④停机后的检查和调整：

各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。



检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

检查发电机挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

在相应水头之下，调整开度限制机构、主令控制器的空载开度接点。

5、过速试验及检查

机组振动符合规程要求，即可进行机组过速试验。

根据设计规定的过速保护装置整定值，进行机组过速试验。

将测速装置各过速保护触点从水机保护回路中断，用临时方法监视其通断情况。将机端残压信号接至机旁临时频率计，以监视机组转速。

以手动开机方式使机组达到额定转速。待机组转速正常后，将导叶开度限制机构的开度继续加大，使机组转速上升到额定转速的115%，调整转速继电器相应的转速接点后，继续将转速升至设计规定的过速保护整定值，并调整过速保护装置相应的转速接点。

过速试验过程中应监视并记录各部位摆度和振动值，记录各部轴承的温升情况及发电机空气间隙的变化。过速试验停机后应进行如下检查：

全面检查发电机转动部分。检查发电机基础的状况。

各部位螺丝、销钉、锁片及键是否松动或脱落。检查转动部分的焊缝是否有开裂现象。

检查发电机上下挡风板、挡风圈、导风叶是否有松动或断裂。检查风闸的摩擦情况及动作的灵活性。

6、自动起动和自动停机试验

①自动起动和自动停机试验是为了检查计算机监控系统自动开停机控制回路动作的正确性。

②自动起动前应确认：

调速器处于“自动”位置，功率给定置于“空载”位置，频率给定置于额定频率，调速器参数在空载最佳位置。

确认所有水力机械保护回路均已投入，且自动开机条件具备。

③自动开停机在中控室和机组自动盘上通过硬件按钮或软件命令进行。并应检查下列项目：



检查自动化元件能否正确动作；

记录自发出开机脉冲至机组达到额定转速的时间； 检查调速器动作情况。

④机组自动停机过程中及停机后的检查项目：

记录自发出停机脉冲至机组转速降至制动转速所需时间。记录自制动闸加闸至机组全停的时间。

检查转速继电器工作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。

⑤自动开机，模拟各种机械与电气事故，检查事故停机回路与流程的正确性与可靠性。

⑥分别在现地、机旁、中控室等部位，检查紧急事故停机按钮动作的可靠性。

7、发电机短路试验

①发电机短路试验应具备的条件： 在发电机出口端设置三相短路线。

投入厂用电源代替并联励磁变压器，提供主励磁装置电源。投入机组水机保护；机端各PT投入；相关保护投入，跳灭磁开关。②发电机短路试验：

手动开机，发电机各部位温度应稳定，运转应正常。

手动合灭磁开关，通过励磁装置手动升流，检查发电机各电流回路的准确性和对称性。

升流检查各继电保护和测量表计动作的正确性。

录制发电机三相短路特性曲线（定子电流和转子电流关系曲线），在额定电流下测量发电机轴电压，检查碳刷及集电环工作情况。

在发电机额定电流下，跳灭磁开关检验灭磁情况是否正常，录制发电机在额定电流时灭磁过程示波图，并求取灭磁时间常数。

③试验合格后一般做模拟紧急事故停机，并拆除发电机短路点的短路线。

8、发电机升压试验

①发电机升压试验应具备的条件：

发电机保护系统投入，励磁及调节器回路电源投入，辅助设备及信号回路电源投入。

发电机振动、摆度及空气间隙检测装置投入。



 ②自动开机后机组各部分运行正常。测量发电机电压互感器二次侧残压，并检查其对称性，如无异常，可手动升压至50%额定电压，并检查下列各项：

发电机及引出母线，与母线相连的断路器，分支回路设备等带电设备是否正常。机组运行中各部振动及摆度是否正常。

电压回路二次侧相序、相位和电压值是否正确。继续升压至发电机额定电压值，并重复上述检查。

在发电机额定转速下的升压过程中，检查低压继电器和过电压继电器工作情况，在额定电压下测量发电机轴电压。

将发电机电压降至最低值，录制发电机空载特性曲线，当发电机励磁电流升至额定值时，测量发电机定子最高电压。

分别在50%、100%额定电压下，跳开灭磁开关检查消弧情况，录制示波图，并求取灭磁时间常数。

9、水轮发电机空载下励磁调节器的调整和试验

检查励磁调节系统的电压调整范围，符合设计要求。自动励磁调节器应能在发电机空载额定电压70%～110%范围内进行稳定平稳地调节。

在发电机空载额定转速下，手动控制单元调节范围：下限不得高于发电机空载励磁电压的20%，上限不得低于发电机额定励磁电压的110%。

测量励磁调节器的开环放大倍数。

检查在发电机空载状态下，励磁调节器投入，上、下限调节，手动和自动切换、通道切换、带励磁调节器开、停机等情况下的稳定性和超调量。即在发电机空载且转速在0.95～1.0额定值范围内，突然投入励磁调节器，使发电机电压从零升至额定值时，电压超调量不大于额定值的10%，振荡次数不超过2次。调节时间不大于5秒。

发电机电压——频率特性试验，应在发电机空载状态下，使发电机转速在90%～100%额定值范围内改变，测定发电机端电压变化值，录制发电机电压——频率特性曲线。频率值每变化1%，自动励磁调节系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值的±0.25%。

可控硅励磁调节器应进行低励磁、断线、过电压、均流等保护的调整及模拟动作试验，其动作应正确。

五、主变压器及110KV、35kV系统试验、主变冲击合闸试验

1、试验前的检查

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发电机断路器、隔离开关、发电机电压设备及有关高压设备均已试验合格，具备投入运行条件。

主变压器经试验验收合格，油位正常，分接开关位置正确。厂用电系统、110KV、35kV系统经试验验收合格。

发变保护、厂用电保护、母线保护、线路保护和各控制信号回路经试验工作可靠。

2、主变短路升流试验

分别在主变压器的高、中压侧适当位置设置可靠的三相短路点。

投入发电机继电保护、水力机械保护装置和主变压器冷却器以及控制信号回路、动作跳灭磁开关，切除其它开关的操作电源，以确保在升流期间不致开路。

开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示，并绘制主变压器的电流矢量图。

观察主变升流情况有无异常，手动降流至零，跳灭磁开关。

投入主变压器、高压电缆、母线的保护装置，投入开关操作电源，模拟主变压器保护动作，检查跳闸回路是否正确，相关断路器是否可靠动作。

3、主变升压试验

拆除主变压器高中压侧短路点的短路线。投入所有保护装置。

断开主变压器高压侧的断路器，进行升压试验。

手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查一次设备的工作情况。

检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。4、110kV和35KV开关站升流试验

①分别在开关站内部110KV和35KV侧或出线点适当位置设置可靠的三相短路点。

②投入发变组继电保护、自动装置和主变压器冷却器以及控制信号回路，动作跳灭磁开关，切除其它开关的操作电源，以确保在在升流期间不致开路。

开机后递升加电流，检查各电流回路的通流情况和表计指示和并联电抗器有关CT二次回路的完好性和对称性。

检查110KV母线保护和线路保护的所有电流回路和工作情况，绘制电流矢量图。观察110KV和35kV系统升流情况有无异常，手动降流至零，跳灭磁开关。投入母线保护装置，投入开关操作电源，模拟母线差动保护，检查跳闸回路是否

正确，相关断路器是否可靠动作。5、110KV和35kV开关站升压试验

拆除开关站内部或出线点的短路点的三相短路线。断开线路断路器，进行升压试验。

手动递升加压，分别在发电机额定电压值的25%、50%、75%、100%等情况下检查10KV和35kV系统设备的工作情况。

检查电压回路和同期回路的电压相序和相位应正确。

6、主变冲击试验

向系统提出进行主变冲击试验的申请，申请批准后可进行主变合闸试验。断开发电机侧的断路器及隔离开关，拆除主变压器低压侧母线连接端子的接头。投入主变压器的继电保护装置及冷却系统的控制、保护及信号。主变压器的中性点可靠接地。

合主变压器高压侧断路器，使电力系统对主变压器冲击合闸共5次，每次间隔约10分钟，检查主变有无异常。

检查主变压器差动保护和重瓦斯保护的动作情况。检查主变在冲击合闸情况下的机械强度和绝缘性能。

检查主变差动保护对激磁涌流的闭锁情况，录制主变激磁涌流波形。

六、水轮发电机组并列及负荷试验

1、水轮发电机组空载并列试验 检查同期回路的正确性。

以手动和自动准同期的方式进行并列试验。在正式并列试验前，先断开相应的隔离开关进行模拟并列试验，以确定自动同期装置工作的准确性。

正式进行手动和自动准同期并列试验。录制电压、频率和同期波形图。

2、水轮发电机组带负荷试验

水轮发电机组带负荷试验，逐步增加有功负荷，观察各仪表指示及各部位运行情况。观察并检查机组在加负荷时有无振动区，测量振动范围及其量值。

机组带负荷下调速系统试验。

水轮发电机组带负荷下励磁调节器试验：

发电机有功功率分别为0%、50%、100%额定值下，按设计要求调整发电机无功功率从零到额定值。调节应平稳、无跳动。

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测定并计算水轮发电机组端电压调差率，调差特性应有较好的线性并符合设计要求。

分别进行各种限制及保护功能试验和整定

3、水轮机甩负荷试验

①甩负荷试验前应具备下列条件：

将调速器的稳定参数选择在空载扰动所确定的最佳值。

调整好测量机组振动、摆度、蜗壳压力、机组转速、接力器行程、发电机气隙等电量和非电量的检测仪表。

所有保护装置及自动装置均已投入。自动励磁调节器的参数已选择在最佳值。

②机组甩负荷试验应在额定有功功率的25%、50%、75%和100%下分别进行，记录有关数值，同时应录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。若电站运行水头和电力系统条件限制，机组不可能带额定负荷和甩额定负荷时，则按当时条件在尽可能大负荷下进行甩负荷试验。

③水轮发电机突然甩负荷时，检查自动励磁调节器的稳定性和超调量。当发电机突然甩额定有功功率负荷时，发电机电压超调量不应大于额定电压的15%～20%，振荡次数不超过3～5次，调节时间不大于5秒。

水轮发电机突然甩负荷时，检查水轮机调速系统动态调节性能，机组转速上升等均应符合设计规定。

七、水轮发电机72小时带负荷连续试运行

完成上述各项试验后，经检验合格，机组进入72小时连续试运行。

根据正式运行值班制度，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。

72小时带负荷试运行后，进行停机检查和消缺处理。竣工移交，机组进入试生产阶段。

八、确保调试试运行一次成功的保障措施

依据GB/T19002—ISO9002标准，建立完善质量管理和质量保证体系。

加强纪律，严格服从启动验收委员会同意后正式组成的试运行指挥部及有关办事机构的领导。

调试试运行期间严格遵守电力系统调度管理规定，服从电力系统调度指挥。

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加强与制造厂、监理单位及设计单位的友好协作、配合。

建立相应的运行指挥部，对机组调试、试运行实现具体的领导和指挥。建立健全各项规章制度，制定反事故预防措施，编制运行操作、设备检修、保养规程，编制运行所需要的各类记录表格。

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