4.1冷态启动
4.6.1系统投运
4.6.1.1厂用电系统检修工作结束，恢复备用，各辅机摇测
绝缘合格，电源送上。
4.6.1.2通知燃料、化学，准备充足的煤及品质合格的除盐
水、工业水、氢气，机组准备启动。
4.6.1.3联系化学确认消防水系统投运正常。
4.6.1.4循环水系统注水排气合格，投入一台循泵运行。
4.6.1.5向凝汽器通循环水。
4.6.1.6检查凝补水箱水位正常，分别对凝汽器、闭式水箱、
定子冷却水水箱、真空泵气水分离器补水至正常水位。
4.6.1.7检查开式循环冷却水系统投运正常。
4.6.1.8检查投入闭式水系统。
4.6.1.9检查压缩空气系统投运正常。
4.6.1.10检查投入辅机变频器冷却水系统。
4.6.1.11对凝结水系统注水（凝泵变频启动时不用注水），
投入凝结水系统，检查运行正常，并根据用户情况投入相关
减温水“自动”。将低压加热器水侧投入，如凝结水水质不
合格，可开启#5低加出口放水阀放水，对凝结水系统进行冲
洗，直到水质合格。同时可以用除盐水向除氧器上水，冲洗
合格后上水至加热水位（2000mm）。
4.6.1.12投入炉水泵冷却水，对炉水泵注水系统冲洗合格
后投入炉水泵进行注水排气。
4.6.1.13投入锅炉空预器、引风机、送风机、一次风机、
磨煤机各油系统，确认各油站运行正常。
4.6.1.14检查主油箱油位正常，投入主机润滑油净化装置，
确认润滑油系统投入运行正常，润滑油温度控制在37～49℃，
油压正常，各轴承回油正常。
4.6.1.15按发电机氢、油、水系统投入规定，依次投入发
电机密封油、气、定子冷却水系统。发电机额定压力下的气
密试验合格后，将发电机冷却介质置换为氢气运行。
4.6.1.16投入顶轴油系统，检查顶轴母管油压及各轴承顶
轴油压力正常，联系检修测量顶起高度做好记录，并与原始
记录比较应合格。
4.6.1.17根据情况，配合热工进行盘车装置及顶轴油泵联
锁试验应正常，投入汽机盘车装置。确认盘车啮合好后启动
盘车电机，检查盘车电流、机组转速、机内声音应正常，记
录大轴晃动值。注意：在汽轮机冲转前，盘车连续运行最少
2～4小时以上，转子偏心度＜0.076mm，以保证启动平稳。
4.6.1.18启动一台供油泵，打燃油循环，保持炉前燃油母
管压力4.0～4.3MPa。
4.6.1.19联系临机或其它运行机组对辅汽联箱进行充分
暖管，全厂无机组运行时投入启动锅炉运行，逐步升温、升
压至额定并暖管至辅汽联箱，暖管结束后投运辅汽系统。
4.6.1.20投入抗燃油系统，检查运行正常。
4.6.1.21确认主、再热蒸汽、旁路及抽汽系统各管道疏水
阀、本体疏水阀及其相关的手动疏水阀已打开。
4.6.1.22各辅机润滑油系统投入运行。
4.6.1.23给水泵组注水排气合格。
4.6.1.24投入炉底水封系统。
4.6.1.25除渣、输灰系统投入。
4.6.2除氧器投加热
4.6.2.1检查除氧器上水至正常水位并冲洗合格。
4.6.2.2确认汽轮机盘车已运行正常，投入辅汽供除氧器加
热。
4.6.2.3调节辅汽至除氧器压力调节阀，注意除氧器水温缓
慢升高，水箱无振动，并投除氧器压力自动控制在0.15MPa。
4.6.2.4除氧器达到饱和温度后，调整开启除氧器启动排气，
保证溶氧合格。
4.6.2.5为加热快速、均匀，提高除氧效果，可以启动电泵
或汽泵前置泵，进行水循环。
4.6.3锅炉上水
4.6.3.1锅炉上水方式：可用凝补泵、汽泵前置泵或电动给
水泵，由给水操作台点火旁路或低负荷旁路经省煤器向锅炉
进水。冷态正常原则上采用汽前泵上水（采用汽前泵上水时，
必须投入汽泵组润滑油系统，汽泵密封水，防止泵组转动），
有特殊要求经生产副厂长（或总工）批准，可采用凝补泵上
水。
4.6.3.2上水步骤
1)锅炉本体检查完毕后，确认无影响上水因素，汇报值
长，告知进水方式，待值长允许后方可向锅炉进水。
2)确认炉水泵已冲洗排气结束，并在连续注水。
3)锅炉上水前检查锅炉前下水包放水门、定排、省煤器
放水门关闭，省煤器再循环电动门开启。
4)锅炉上水水质、水温符合要求。
5)锅炉上水前抄录一次各膨胀指示器数值。
6)启动电动给水泵或其他进水方式向锅炉进水至正常水
位。进水时间：夏季不小于2小时，冬季不小于4小
时。进入汽包水温为80～100℃，用给水旁路向汽包进
水。
7)在上水过程中应注意汽包水温与汽包壁温差及锅炉本
体各部膨胀。
8)汽包见水后，控制给水流量，提高汽包水位至+100mm，
进行炉水品质分析化验，不合格时进行锅炉水冲洗，
合格后方可允许锅炉启动。
9)锅炉需冲洗时，视汽包壁温上升情况逐渐提升上水温
度至80～100℃。
10)上水过程中进行汽包实际水位传动试验。
11)提高汽包水位至+300mm，依次点动A、B、C炉水泵
三次后，启动三台炉水泵运行，做低水位联跳炉水泵
试验合格，重新启动两台炉水循环泵运行，投入第三
台炉水泵备用。启动炉水泵过程中注意及时调整汽包
水位。
12)确认炉水循环泵出入口差压≥90kPa，电流不大于
额定值。
13)核对汽包两端水位应一致，并与控制盘上的水位进
行校核。
14)在锅炉水冲洗时要注意汽包水位的调节，防止水位
波动过大，导致满水或缺水，注意炉水循环泵进出口
差压和电流的监视，当炉水循环泵进出口差压下降或
电流剧烈晃动时停止炉水循环泵运行，待水位正常后
再启动。
4.6.4凝汽器抽真空
4.6.4.1凝汽器抽真空之前，应确认下列阀门关闭：
1)墙再出口排空气门。
2)屏再出口排空气门。
3)末再出口排空气门。
4.6.4.2检查主机盘车运行正常，关闭真空破坏门，按真空系
统启动检查操作票检查真空系统符合投运条件，启动两台真
空泵运行，真空升至-45Kpa左右，锅炉起压后可投入轴封汽
系统。
4.6.5投入主机轴封系统
4.6.5.1对轴封系统充分暖管，检查轴封汽母管压力正常，
轴封汽温与金属温度相匹配，过热度不低于14℃，其中，
高压轴封母管温度，冷态（150～260℃）、热态（208～375℃)，
低压轴封母管温度121～177℃，并投入低压轴封母管减温水
自动。
4.6.5.2分别开启高中压缸、低压缸、小机各轴封回气门，
进气门，检查轴加风机进、出口门开启，投入一台轴加风机
运行，轴加风机进口负压维持在-0.025Mpa；
4.6.5.3轴封汽系统投入后，检查凝汽器真空稳步上升，通
过调整各轴封分门开度，使各道轴封达到不吸汽、不冒汽，
真空达-78Kpa以上，真空系统运行正常，否则需查找原因。
4.6.6风烟系统启动
4.6.6.1启动A、B空气预热器，开启空气预热器风烟进出口挡
扳，将红外线热点探测装置投入自动运行。
4.6.6.2调节各层二次风挡板开度在80%以上。
4.6.6.3确认A（B）引风机启动条件满足，启动A（B）引风机。
调整引风机维持炉膛负压在-100Pa～-150Pa之间，将A（B）
引风机投自动。
4.6.6.4确认A（B）送机启动条件满足，启动A（B）送风机运
行。调节动叶角的开度在50%以上，调节送风机转速将总风
量调整至30～40％。
4.6.6.5启动B（A）侧引风机运行。
4.6.6.6启动B（A）侧送风机运行。
4.6.6.7调整A、B引风机维持炉膛负压在-100Pa～-150Pa之间，
使二台风机负荷相同，将A（B）引风机投自动。
4.6.6.8同时调节A、B送风机动叶角度开度在50%以上，调节
送风机转速将总风量调整至30～40％，并使二台风机负荷相
同，过程中注意引风机自动动作情况，必要时手动调整。
4.6.6.9启动一台火检冷却风机，保持母管风压≥6kPa，投入另
一台联锁备用。
4.6.6.10点火前一小时进行空气预热器（用辅汽）吹灰蒸汽
暖管疏水。
4.6.6.11点火前30分钟对A磨煤机风道加热器进行暖管。
4.6.6.12进行燃油系统泄漏试验合格（或旁路）。
4.6.6.13作好一次风机、A磨煤机启动前检查工作。
4.6.7锅炉吹扫
4.6.7.1确认DCS中FSSS画面上炉膛吹扫条件满足。
4.6.7.2按下锅炉吹扫按钮，锅炉进行5分钟炉膛吹扫。
4.6.7.3锅炉吹扫完成后，MFT自动复归。
4.6.7.4吹扫过程中，任一吹扫条件不满足，锅炉吹扫失败，此
时应查明原因，消除后重新进行5分钟炉膛吹扫。
4.6.7.5吹扫完毕，将二次风门置点火位（周界风关闭），细调
各二次风门至适合的点火位置。
4.6.7.6二次风箱与炉膛压差维持在0.60～1.20kPa。
4.6.8锅炉点火
4.6.8.1点火前的检查准备工作。
1）燃烧器倾角调至水平位置。
2）投入炉膛火焰监视电视，确认炉膛火检冷却风压在
≥1.5kPa。
3）检查炉膛烟气温度探针确已投入。当炉膛出口烟温
超过538℃时，发出报警，烟温探针自动退出。
4）投入空预器连续吹灰。
5）确认燃油循环已投入，油压油温正常。
4.6.8.2机组启动优先投用小油枪，按小油枪运行规程依次启动
一台一次风机、密封风机，建立A磨煤机一次风通道、
投用A磨煤机风道加热器或暖风器、投运A层小油枪、
启动A磨煤机进行升温升压。
4.6.8.3投入AB层油枪点火。
1）将油枪投入方式选择为“角启动”方式下。
2）按下油枪启动按钮，程序启动顺序如下：
a油枪伸进。
b进到位，高能点火器进入。
c高能点火器进到位，打火，开油角电磁阀。
d高能点火记时器运行10秒时间。
e高能点火器停止打火并退回。
f油枪火焰被检测到，进油阀维持打开位置。
g如果在10秒钟点火时间后，油枪火焰未被检测到，延
时2秒油枪自动退出，“油枪启动失败”报警信号发出。
h油枪点燃后就地观察燃烧情况，及时调整配风，使燃
烧良好。
3）投入第一只油枪成功后，每隔15秒依次投入AB层
其它三只油枪，并注意燃油流量的变化。
4）投入AB层第一只油枪时如点火不成功，60秒后可
以再试投一次，如不成功则查找原因，联系处理。
5）锅炉再次点火前必须进行炉膛吹扫。
6）如AB层油枪有故障不能投入时，可以投入上层的
CD层油枪。为保证炉膛火焰的均匀性，初始投入的油
枪应四角均匀分布。
4.6.8.4油枪点火的注意事项
1）油枪点火时，就地应有专人监视，发现异常及时通
知主操。
2）通过炉膛火焰监视电视和就地观察孔检查着火情况，
着火不佳时可通过对应的二次风档板位置、供回油压
力调整，调整无效时停止其运行。
3）锅炉初始燃烧率不超过5%（燃油流量8t/h）。
4）油枪点火时，用点火器点燃相应的油枪，决不允许
用已点燃的油枪去引燃另一只油枪。
5）油枪点火前保证油的粘度在1.670E以下（保证油温），
以利于燃油雾化。
6）油枪点火不成功停止后应检查供油阀门严密关闭。
7）点火前燃油系统油泄漏试验不合格，禁止点火。
8）炉前燃油系统要定期巡检，严防漏油着火事故发生。
9）点火后通知除灰值班员，投入1、2电场运行。
4.6.8.5控制给水流量，待汽包水位稳定后，将给水旁路调节门
及电泵转速控制投入自动。
4.6.8.6锅炉连续给水流量≥10%最大出力流量后，关闭省煤器
再循环门。
4.6.8.7点火后通知化学值班员，并根据化学要求进行定期排污
和连续排污。
4.6.9升温升压
4.6.9.1锅炉升温升压过程中，作以下操作
1）锅炉根据实际的升压曲线及升压趋势，调整A磨煤
机给煤量或增减投入油枪数量调节燃油流量，控制升
温速度、升压速率（点火后30分钟内小于2℃/min；
30分钟至冲转参数间2.2～2.5℃/min；升压速率小于
0.06MPa/min）。在并网前必须注意下列情况：
2)通过膨胀指示器定时检查锅炉各部位的膨胀量，如有
异常，应查明原因；若有膨胀部位卡住，应停止升压。
3)控制炉膛出口烟温≯538℃，如超温，应减少A磨煤机
给煤量或减少燃油量，经常监视再热器管壁温度，以
防超温。
4)加强汽包水位调整，避免汽包水位因监视和调整不及
时，出现水位高或低故障，注意汽包水位变化，当给
水调节不能维持正常水位时，可辅以连排、定排门、
省煤器放水门一起控制，保持水位在-50～+50mm之间。
5)油枪的投入初期，加强就地看火，发现油枪着火不好
要及时调整配风，若雾化不好、有漏油现象应更换油
枪运行，同时联系检修处理。
6)加强空预器的吹灰，避免因燃烧不好导致空预器蓄热
板积油垢发生二次燃烧。
7)加强炉水和给水监督，发现水质较差，要及时采取措
施，并停止升温升压，直至水质合格为止，方可继续
升温升压。
8)用辅汽冲转第一台小机备用，防止锅炉起压后汽前泵
无法满足上水（尽量采用全程汽泵上水方式）。
4.6.9.2汽包的压力升至0.1MPa时，进行冲洗就地汽包水位计。
4.6.9.3汽包的压力升至0.2MPa时，关闭下列阀门：
1）汽包放气一、二次门。
2）汽包清扫及排放一、二次门。
3）分隔屏进口管道放气一、二次门。
4）分隔屏出口管道放气一、二次门。
5）末级过热器进口管道放气一、二次门。
6）主蒸汽出口管道放气一、二次门。
4.6.9.4汽包的压力升至0.5MPa，关闭炉顶棚管入口联箱疏水
门，并通知检修和热工人员分别进行热紧螺栓和仪表疏
水。通知汽机投入高低压旁路配合升温升压。
4.6.9.5当汽包的压力升至1.0MPa，关闭5%旁路阀，在汽包压
力升至4.0MPa前，每隔30分钟开启疏水5分钟，若主
汽温度低，可适当延长疏水开启时间。
4.6.9.6升压过程中，炉水泵注水由其它机组提供时，将该机组
凝结水母管压力提升至2.8MPa。
4.6.9.7当汽包的压力达到0.8MPa时，停止向炉水泵连续注水，
改为泵内水循环。
4.6.9.8冲转前投入动力泄放阀自动。
4.6.9.9主蒸汽压力升至4.0MPa，主汽温度320℃时，应适当减
少燃油量，调整燃烧，保持汽压汽温稳定。汽轮机
即可冲转，在汽轮机启动过程中应维持汽压、汽温稳定，
以满足汽轮机冲转的需要。
4.6.9.10汽轮机不带旁路冲转，在冲转前关闭高低压旁路，
用5%旁路控制冲转参数稳定，关闭高旁时注意汽包水
位的变化，及时增加给水量，防止汽包水位过低。
4.6.9.11
4.6.10汽机冲转
4.6.10.1高压缸启动（不带旁路的汽轮机启动）
1）冲转前检查与准备
a检查汽轮机组各项静态联锁、保护试验正常。
b润滑油系统运行正常，油温在37～49℃（特殊情况不
低于25℃），高压密封油备用油泵运行正常，检查低压
安全油压正常。
c检查汽轮机在盘车状态，运行正常。
d检查DEH、ETS、TSI供电正常。
e检查汽机本体TSI系统各项监测保护已正常投入。
f检查汽轮机所有疏水阀开启。
g检查低压缸喷水阀处于“自动”备用状态。
h检查高、低压加热器汽侧随机投入。
i检查抗燃油系统运行正常。
j确认汽机在跳闸状态，所有进汽阀全关、操作盘上“停
机”灯亮。
k检查ETS保护正常投入：除发变组故障、低真空保护退
出（机组并网运行正常后投入），其余保护投入。
2）挂闸前控制下列指标在规定范围之内：
a转子偏心：＜0.076mm或不大于原始值的0.02mm
b高压差胀：＜+9.5～-4.0mm
c低压差胀＜22.5～-1.4mm
d轴向位移：＜+0.9～-0.9mm
e高中压外缸上、下温差：＜42℃
f高中压内缸上、下温差：＜35℃
g盘车时间：＞2～4h
3）汽轮机冲转对主汽参数的要求：
a主汽压力：4.0～6.0MPa；主汽温度：320℃～360℃且
有56℃以上的过热度。
b再热汽温与主汽温之差：＜83℃。
c主、再热蒸汽过热度：＞56℃。
4）全部辅机与其系统运行正常。
5）机组启动前的试验全部结束并合格。
6）汽、水、油、氢、气各品质全部化验合格。
7）润滑油压、油温正常，各轴承回油正常。
8）抗燃油压、油温正常。
9）低缸喷水正常。
10）凝结器真空＞-72kPa
11）DEH控制系统运行2小时以上并正常。
12）联系锅炉，逐步关闭高压旁路，开启低压旁路，将
中压主汽门前压力泄压到0，关闭低压旁路；解除旁路
联锁自动（机组并网运行正常后投入）。
13）在DCS画面上点击DEH控制模块，进入DEH控制画面。
14）在DEH控制画面检查确认：
阀门名称符号阀门状态
高压主汽门TV关（0％）
高压调门GV关（0％）
中压主汽门RSV关闭
中压调门IV关（0％）
汽轮机脱扣灯亮（绿色）
调节级压力回OUT
功路率回路OUT
一次调频OUT
旁路投入灯灭
旁路允许灯亮
旁路切除切除
低负荷限制切除
主蒸汽压力限切除
阀制限0%
操作员自动自动
15）汽轮机挂闸：
a1、2号机：
（1）在DEH帮助菜单中选择“自动控制”画面，在“自
动控制”画面上点击“1.跳闸复位”键，在弹出的对话框
中点击“投入”键、然后再点击“OK”键，将其复位。
（2）点击“2.汽机挂闸”键，在弹出对话框中点击“复
位”键、然后再点击“OK”键，检查“挂闸“灯亮，盘
上和就地检查RSV1、RSV2全开，TV1、TV2、GV1～GV4，
IV1～IV4关闭。
（3）点击“自动/手动”键，在弹出对话框中控制方式
选择为“自动”，检查“自动/手动”灯亮。
b3、4号机：
（1）在DEH控制画面上点击“转速控制”键，进入升速
控制画面；在升速控制画面上点击“挂闸”键，检查“挂
闸”灯亮，“脱扣”灯灭，双机（指控制微机）运行。盘
上和就地检查RSV1、RSV2全开，TV1、TV2、GV1～GV4、
IV1～IV4开度指示为“０％”。
（2）在升速控制画面上点击“自动”键，检查“自动”
灯亮。
16）汽轮机冲转：
a冲转前所有检查结束，记录下列参数：主、再热蒸
汽压力及温度、调节级后金属温度、高压内缸上下半金属温
度、中压内缸上下半金属温度温度、转子偏心度、轴向位移、
相对膨胀、高中压缸和低压缸胀、凝汽器真空、润滑油压力
温度，并注意调整下列项目：
（1）汽轮机冲转前适当维持汽包低水位，防止冲转时汽
包水位上升过多。
（2）调整燃油量，使主汽温稳定，满足汽轮机冲转暖机
的要求。
（3）调节5%旁路，使汽压稳定。
（4）检查炉膛温度探针≯538℃。
（5）将过热器出口PCV置自动。
b1、2号机，在“自动控制”画面上：
（1）点击“运行”键，在弹出的对话框中点击“投入”
键，然后再点击“OK”键，检查“运行”灯亮，GV1～
GV4、IV1～IV4全开。
（2）点击“目标”键，设定目标转速600r/min，点“升
速率“键，设定速率为100r/min/min。
（3）点击“进行/保持”键，在弹出的对话框中点击“GO”
键，然后再点击“OK”键，检查TV1～TV2缓慢开启，
汽机转速缓慢向600r/min靠近。
c3、4号机，在升速控制画面上：
（1）点击“阀限”键，设阀限值100%，然后“确认”，
检查IV1～IV4开足。
（2）点击“TV控制”键，然后“确认”，检查GV1～GV4
开足。
（3）点击“目标值”键，设定目标转速为600r/min，然
后“确认”，检查“保持”灯亮。
（4）点击“速率”键，设定升速率为100r/min/min，然
后“确认”。
（5）点击“进行”键，检查“保持”灯灭，“进行”灯亮，
TV1～TV2缓慢开启，汽机转速向600r/min靠近。
d汽机冲转后，当转速大于3r/min时，检查盘车自动
脱开，停运盘车电机；如盘车未脱开，立即打闸停机。
e汽轮机升速至600r/min时，给定值与目标值相同，
“保持”灯亮，“进行”灯灭，暖机10分钟，检查机组
无机械碰磨、无异常声响、无异味以及各轴承油流、振动
正常。手按“停机”按钮打闸进行摩擦检查，确认高、中
压主汽门，高、中压调门关闭，所有抽汽逆止门、抽汽电
动门及高排逆止门关闭。汽轮机转速下降，对汽机进行全
面检查，机组内无摩擦声，汽轮机转速至100r/min，摩
擦检查结束。
f汽轮机重新挂闸，检查各阀门状态正确，重新设定
目标转速600r/min，以100r/min的升速率，提升汽机转
速至600r/min。
g1、2号机：点击“目标”键，设定目标转速2040r/min，
点“升速率“键，设定速率为100r/min/min，点击“进
行”键，在弹出的对话框中点击“GO”键，然后再点击“OK”
键（3、4号机：点击“目标值”键，设定目标转速2040r/min，
然后“确认”，检查“保持”灯亮，点击“速率”键，设
定升速率为100r/min/min，然后“确认”，点击“进行”
键），机组开始升速，在CRT上监视汽轮机转速上升及汽
机本体参数变化趋势正常。
h汽机转速至1200r/min时，停运顶轴油泵，投入一台
顶轴油泵备用。
i转速至2040r/min时，“保持”灯亮，“进行”灯灭，
暖机30分钟，对机组进行全面检查：
（1）主机冷油器出口油温在37～49℃。
（2）密封冷油器出口油温在37～49℃。
（3）根据氢气温度投入氢气冷却器运行，调整氢温在
35～45℃。
（4）调整定子冷却水温度在35～40℃。
（5）高、低压加热器未启用时，从低至高进行投运。
（6）检查汽轮机振动、差胀、缸胀、轴向位移、轴承金
属温度、回油温度等参数在正常范围内。
（7）就地倾听汽轮机本体及轴承声响正常。
j暖机结束后，1、2号机：点击“目标”键，设定目
标转速2900r/min，点“升速率“键，设定速率为
100r/min/min，点击“进行”键，在弹出的对话框中点击
“GO”键，然后再点击“OK”键（3、4号机：点击“目
标值”键，设定目标转速2900r/min，然后“确认”，检
查“保持”灯亮，点击“速率”键，设定升速率为
100r/min/min，然后“确认”，点击“进行”键），机组开
始升速，注意机组过临界时应平稳、迅速，机组振动、声
响正常，发电机电刷应无跳动、卡住和接触不良的现象，
发现不正常情况应立即设法消除。
k转速至2900r/min时，“保持”灯亮，“进行”灯灭，
稳定运行3分钟。1、2号机，点击“TV/GV切换”键，在
弹出的对话框中点击“投入”键，然后再点击“OK”键（3、
4号机，点击“GV控制”键），检查GV1～GV4逐渐关小，
TV1、TV2逐渐全开，由GV1～GV4控制汽机转速，此时TV
→GV控制切换完成。
（1）TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温
度，确认Ts大于主汽压力下的饱和温度才可切换。
Ts=T1+1.36（T2-T1）
Ts--蒸汽室金属温度；T1--蒸汽室外壁金属温度；
T2--蒸汽室内壁金属温度
（2）确认汽轮机为单阀控制，点击“TV/GV切换”键，
在弹出的对话框中点击“投入”键，然后再点击“OK”
键（3、4号机，点击“GV控制”键）。
（3）在CRT上确认高压调门从全开位置关下，当实际转
速下降到2900r/min以下后，高压主汽门逐渐全开，高
压调门控制汽轮机转速在2900r/min，“TV控制”键灯
灭,阀切换完成。切换过程中转速一般下降30r/min，
最多下降不允许超过70r/min。
（4）切换时间应少于2分钟，否则再进行一次，若仍不
成功，应查明原因，处理后再进行切换。
l1、2号机：点击“目标”键，设定目标转速3000r/min，
点“升速率“键，设定速率为50r/min/min，点击“进行”
键，在弹出的对话框中点击“GO”键，然后再点击“OK”
键（3、4号机：点击“目标值”键，设定目标转速3000r/min，
然后“确认”，检查“保持”灯亮，点击“速率”键，设
定升速率为50r/min/min，然后“确认”，点击“进行”
键），机组开始升速，汽轮机转速升至3000r/min后“保
持”灯亮，对汽轮发电机组进行全面检查。
4.6.11发变组恢复热备用
4.6.11.1发变组所属系统所有检修工作结束，工作票收回并终
结，系统符合运行条件。
4.6.11.2发变组由检修转冷备用的操作
1）拆除发变组系统所有安全措施。
2）测量发变组系统各部绝缘，且合格。
4.6.11.3发变组计划并网前30min完成下列操作：
1）投入发变组保护装置，按规定投入发变组保护压板。
2）合上发电机中性点4PT接地刀闸。
3）将发电机1～3PT推至“工作”位置，合上各PT二
次空开。
4）投入主变500kV开关各保护装置，按规定投入其保
护压板。
5）检查主变500kV开关符合运行条件，合上主变500kV
PT二次空开，将主变500kV开关恢复热备用。
6）将6kVA、B段工作电源分支PT推至“工作”位置。
7）将6kVA、B段工作电源开关推至“工作”位置。
8）将励磁调节系统恢复热备用，检查调节柜、灭磁柜、
功率柜内各设备完好、保险完好且送上、各电源开关、
控制空开合闸良好。
9）将起励电源送至“工作”位置并合闸良好。
10）启动主变、高厂变、脱硫变冷却器。
11）投运发电机封闭母线微正压装置。
12）投入发电机氢气循环干燥装置。
13）检查6kV工作段快切装置运行正常，出口压板投入。
4.6.12机组并网前的检查及试验
4.6.12.1机组并网前进行以下试验并合格：
1）就地或远方手动跳闸试验。
2）危急保安器注油试验。
3）汽轮机OPC动态试验。
4）新投运或大修后的机组进行发电机空载特性、短路特
性试验及假同期试验。
4.6.12.2汽机定速且相关试验结束，确认主油泵工作正常，各
油压正常，停运高压密封油备用泵、主机交流润滑油泵，正
常后投入高压密封油备用泵、主机交流润滑油泵、主机直流
事故油泵联锁备用。
4.6.13发电机并网及带初始负荷
4.6.13.1发电机升压并网有关规定和注意事项
1）发电机并网必须采用顺序控制并网方式，顺序控制并
网分步序自动确认方式与步序手动确认方式两种方式。
步序自动确认方式是当条件达到时不经人为确认自动
走到下一步；步序手动确认方式是当条件达到时还需经
人为确认后才走到下一步。
2）汽轮机未定速禁止加励磁，即禁止进行发电机升压并
网操作。
3）网络控制室内并网开关在“DCS”方式。
4）发电机升压并网操作前应认真检查发电机自动调节器、
发电机自动同期装置、汽轮机自动调速装置等工作正常
且无异常报警信号，同时检查各自动装置的切换开关、
按钮位置正确。
5）机组A、B级检修或发电机自动调节器、发电机自动同
期装置、汽轮机自动调速装置检修后应由相关专业人员
对装置定值、参数核对，确保正确无误。如果需要做假
同期试验，需通知热工提前做好屏蔽并网信号措施后方
可试验，并在试验后及时通知解除屏蔽。
6）机组转速到3000r/min，并网前相关试验合格，可进行
升压操作。
7）发电机升压有AVR自动升压和手动升压两种方式，正
常时一般采用AVR自动升压方式。
8）发电机并网升压过程中必须加强对发电机励磁电流、
励磁电压、发电机定子电压、零序电压、定子三相电流
变化情况的监视，其各参数应正常，如有异常应立即停
止操作。当发电机并网后，应检查三相定子电流是否平
衡及正常；同时，除检查开关位置状态显示外，还应就
地检查开关三相位置指示是否正确以及对开关进行全
面检查。
9）发变组并网一般选择边开关并采用程控方式并列。
10）发电机并网完成后当班值长应立即下令将并网机组
保护室内测控屏上“检修状态”或“备用状态”压板
退出，将该屏上“运行状态”压板投入，同时检查网络
监控机上机组状态画面上软光字牌显示的机组状态与
该机组测控屏上压板投入的状态相一致。
11）发电机并网后加负荷过程中，应加强监视检查三相
电流指示是否正常且平衡，若存在较大偏差，应立即停
止加负荷，待查明原因并消除后继续升负荷；同时对发
电机水、氢冷却系统及发电机各部温度加强监视。
12）发电机并网后，应对DCS画面上电气系统报警全面
进行检查，如有异常报警，立即停止电气所有操作，待
查明原因，故障消除后方可进行操作。
13）发电机并网后，对一次设备系统进行一次全面检查。
14）发电机并网后，将本机6kV脱硫电源由邻机6kV脱
硫段带倒由本机脱硫变接带。
4.6.13.2允许发电机升压的条件
1）发电机充氢合格。
2）定子绕组及引出线通水。
3）氢气冷却器通水。
4）主变、高厂变、脱硫变冷却器投入正常。
5）封闭母线微正压装置投运，压力正常。
6）发变组A、B、C柜均无保护动作及报警信号。
7）主变、高厂变、脱硫变、励磁系统无故障报
警。
8）汽机转速大于2970r/min。
9）主变500kV引出线侧接地刀闸在分闸位置。
10）主变500kV升压站侧接地刀闸在分闸位置。
11）主变500kV开关均在断开位置。
12）主变500kV开关控制方式在“远方”。
13）主变500kV开关两台开关两侧刀闸在合闸位
置。
14）主变500kV开关无保护动作及报警信号。
4.6.13.3发电机并列时必须满足下列四个条件
1）待并发电机电压与系统电压相等。
2）待并发电机频率与系统频率相等。
3）待并发电机相位与系统相位相同。
4）待并发电机相序与系统相序一致。
4.6.13.4发电机同期程控并网步序
1）确认X号发变组在热备用状态。
2）检查程控启动允许条件满足。
3）在“X号发电机励磁系统”画面上投入“叠加退出”
按钮。
4）在“X号发电机励磁系统”画面上投入“AVR自动”
按钮。
5）检查“X号发电机励磁系统”画面上PSS在退出状
态。
6）在“X号发变组并网控制”画面上按下“并网方式”
按钮，并在弹出对话框内按下“程控”按钮。
7）在“X号发变组并网控制”画面上按下“停止”按
钮，并在弹出对话框内按下“启动”按钮。
8）检查并网程序自动执行“投入X号发电机励磁系统”
操作。
9）检查“X号发电机励磁系统确已投入”反馈正常。
10）检查并网程序自动执行“合灭磁开关FMK”操作。
11）检查“X号发电机灭磁开关确已合闸”反馈正常。
12）检查并网程序自动执行“升发电机定子电压”操作，
并检查定子电压自动升到20kV。
13）检查X号发电机空载励磁电压在139V左右。
14）检查X号发电机空载励磁电流为空载1480A左右。
15）检查X号发电机定子电流接近为零。
16）检查X号发电机定子零序电压为零。
17）检查X号发电机负序电流为零。
18）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“选择XX
开关并网”按钮。
19）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“投入同期”
按钮。
20）检查同期装置确已投入。
21）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“DEH接受同
期”按钮，在弹出对话框中按下“投入”并按“OK”
确认键。
22）检查XX开关同期并网成功。
23）检查X号发变组带初始负荷（5MW）运行正常。
24）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“同期退出”
按钮。
25）检查同期装置确已退出。
26）在“X号发变组”画面上复位500kV第X串边开关。
27）在“X号发电机励磁系统”画面上将灭磁开关FMK
复位。
28）操作完毕，汇报值长。
（备注：对于3、4号机组其程控并网步骤没有以上步
骤中的第6步、第7步操作）
4.6.13.5发电机手动升压并列操作步序
1）确认X号发变组在热备用状态。
2）检查并网允许条件满足。
3）在“X号发电机励磁系统”画面上投入“叠加退出”
按钮。
4）在“X号发电机励磁系统”画面上投入“AVR自动”
按钮。
5）检查“X号发电机励磁系统”画面上PSS在退出状态。
6）在“X号发变组并网控制”画面上按下“并网方式”
按钮，并在弹出对话框内按下“单步”按钮。
7）在“X号发变组并网控制”画面上按下“停止”按钮，
并在弹出对话框内按下“启动”按钮。
8）在“X号发变组并网控制”画面上按下“励磁投入”
按钮
9）检查并网程序执行“投入X号发电机励磁系统”操作。
10）检查“X号发电机励磁系统确已投入”反馈正常。
11）在“X号发变组并网控制”画面上按下“灭磁开关”
按钮，并按下灭磁开关合闸。
12）检查“X号发电机灭磁开关确已合闸”反馈正常。
13）手动按“增减励磁”按钮进行发电机定子电压升压
操作，将定子电压手动升到20kV。
14）检查X号发电机空载励磁电压在139V左右。
15）检查X号发电机空载励磁电流为空载1480A左右。
16）检查X号发电机定子电流接近为零。
17）检查X号发电机定子零序电压为零。
18）检查X号发电机负序电流为零。
19）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“选择XX
开关并网”按钮。
20）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“投入同期”
按钮。
21）检查同期装置确已投入。
22）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“DEH接受同
期”按钮，在弹出对话框中按下“投入”并按“OK”
确认键。
23）检查XX开关同期并网成功。
24）检查X号发变组带初始负荷（5MW）运行正常。
25）在“X号发电机励磁系统”画面上按下“同期退出”
按钮。
26）检查同期装置确已退出。
27）在“X号发变组”画面上复位500kV第X串边开关。
28）在“X号发电机励磁系统”画面上将灭磁开关FMK
复位。
29）操作完毕，汇报值长。
（备注：对于3、4号机组其程控并网步骤没有以上步
骤中的第6步、第7步操作）
4.6.13.6并网串联络开关合环操作步序
1）检查网络监控机上并网串联络开关同期软压板投入。
2）检查网络监控机上并网串联络开关总同期软压板投入。
3）确认并网串联络开关在“NCS”方式。
4）在网络五防机上开出合并网串联络开关的票，并传入
电脑钥匙。
5）按下电脑钥匙上“远方”按钮，网络监控机弹出相应
对话框
6）在网络监控机上合上并网串联络开关（或发-变组中开
关）
7）操作完毕，汇报值长。
4.6.14机组升负荷
4.6.14.1升负荷至60MW（10%额定负荷）
1）负荷大于8MW以上稳定后，投入功率回路加负荷。
2）检查高低压加热器随机滑投运行正常，如未投运，
应及时投入。
3）小油枪投入正常，A磨煤机运行时继续增加A磨煤
机煤量增加负荷，各参数变化率：负荷率≯9MW/min、
主汽压＜0.1MPa/min、汽温变化率＜2.5℃/min。
4）机组并网后增投B层小油枪，启动B磨煤机运行，
调整给煤量控制气温、汽压，机组继续升负荷。
5）小油枪未投入时继续投入油枪增加负荷，当空预器
入口烟温达200℃时，启动A、B一次风机，启动一台
密封风机，逐渐增大一次风压至母管压力8.3kPa以上，
检查密封风母管与冷一次风母管差压≥2kPa，投入一
次风压、密封风压自动，准备投入第一套制粉系统。
6）制粉系统投入前应满足：
a一次风温度≥150℃。
b油燃烧器运行正常。
c炉膛负压正常。
7）负荷60MW时，检查汽轮机下列高压段疏水门自动关
闭：
a汽机主蒸汽母管疏水阀。
b＃1高压主汽门前疏水阀。
c＃2高压主汽门前疏水阀。
d主蒸汽左侧管道疏水阀。
e主蒸汽右侧管道疏水阀。
f高压排汽逆止阀前疏水阀。
g高压排汽逆止阀后疏水阀。
h汽机高中压外缸疏水阀。
i汽机高中压内缸疏水阀。
j汽机主蒸汽进汽管放汽管疏水阀1。
k汽机主蒸汽进汽管放汽管疏水阀2。
l一段抽汽电动门前疏水阀。
m二段抽汽电动门前疏水阀。
n一段抽汽逆止阀后疏水阀。
o二段抽汽逆止阀后疏水阀。
8）A、B磨煤机启动后注意控制升温升压速度及汽包水
位在正常范围，根据机组升负荷情况作好启动C磨煤
机的准备。
9）给煤机启动后置最低转速，并注意观察炉内燃烧工况、
注意调节汽包水位正常及过、再热汽温满足机组启动
曲线。
10）锅炉连续给水后关闭省煤器再循环门。
11）机组大修后首次启动，应在60MW负荷下稳定运行
3～4小时，然后发电机解列做主机超速试验。
4.6.14.2升负荷至120MW
1）将AA层辅助风挡板开至50％。
2）确认层二次风档板自动投入自动控制。
3）投入过热器一、二级减温水自动。
4）负荷升至90MW，检查低缸喷水自动关闭。
5）负荷达到120MW时，逐渐增加燃煤量，当A、B给煤
机煤量大于30t/h，确认该层周界风挡板在自动位且开
度随A、B给煤机转速升高而增大。当A、B给煤机煤
量大于40t/h时，启动C制粉系统运行，调整各给煤
机煤量，控制气温汽压。
6）负荷120MW时，检查机组运行稳定后，将厂用电切
换至高厂变运行（以6kV工作IA段为例）。
a检查1号机负荷在120MW稳定运行。
b检查6kVIA段工作电源开关611A在热备状态。
c检查6kV工作IA段快切装置运行正常。
d检查6kV工作IA段快切装置“全自动/半自动”切换
开关在“全自动”位置。
e检查6kV工作IA段快切装置“闭锁出口/开放出口”
切换开关在“开放出口”位置。
f检查6kV工作IA段快切装置出口压板投入正确。
gDCS上检查6kV工作IA段快切装置各信号正确。
hDCS上手动将6kV工作IA段快切装置置“并联”。
iDCS上手动启动快切装置。
j检查6kVIA段工作电源开关611A自动合闸，6kVIA段
备用电源开关610A自动分闸。
k检查6kVIA段母线电压正常。
l检查6kVIA段快切装置自动切至“串联”。
mDCS上复置6kV工作IA段工作电源开关611A。
nDCS上复置6kV工作IA段备用电源开关610A。
oDCS上复归6kV工作IA段快切装置。
p操作完毕，汇报值长。
7）负荷120MW时，检查汽轮机下列中压段疏水阀应自
动关闭：
a再热热段母管疏水阀。
b＃1、#2中压主汽门前疏水阀。
c再热蒸汽左侧管道疏水阀。
d再热蒸汽右侧管道疏水阀。
eA低压旁路阀前疏水阀。
fB低压旁路阀前疏水阀。
gA低压旁路阀后疏水阀。
hB低压旁路阀后疏水阀。
i三段抽汽电动门前疏水阀。
j三段抽汽逆止阀后疏水阀。
k四段抽汽#1抽汽逆止阀前疏水阀。
l四段抽汽电动门后疏水阀。
m五段抽汽电动门前疏水阀。
n六段抽汽电动门前疏水阀。
o五段抽汽逆止阀后疏水阀。
p六段抽汽逆止阀后疏水阀。
8）负荷120MW时，汽包水位稳定后，根据汽动给水泵
运行情况，将其并列并投入自动。
9）四抽压力大于0.15MPa，除氧器汽源倒至本机四抽。
4.6.14.3升负荷至240MW
1）辅汽联箱为启动锅炉供汽时，将其汽源切换为再热
冷段供，压力稳定后，停止启动锅炉运行。
2）逐渐增加各给煤机转速，使各台给煤机煤量平衡。
3）负荷达180MW～240MW，全开主给水电动门，给水旁
路调节门关闭后，将给水旁路调节门前后电动门关闭。
锅炉给水控制从单冲量控制切换为三冲量控制。给水
由旁路切为主路运行时给水压力与汽包压力差控制在
0.5MPa左右。
4）当给煤机给煤机煤量均大于40t/h时，启动D制粉系
统运行。
5）汽包压力升至9MPa左右，锅炉进行洗硅，化学检测
炉水含硅量，如果炉水含硅量超过规定，应停止升压、
升负荷，开大连续排污门和下水包后侧定期排污门进
行洗硅，只有炉水含硅量符合规定后方可继续增加负
荷。炉水含硅量与汽包压力对应关系如下：
汽包压力（MPa）8.969.811.814.716.717.5
保证蒸汽带硅量不大于
0.02mg/L的最大炉水6.33.31.280.50.30.2
含硅量（mg/L）
6）锅炉洗硅期间加强汽包水位、除氧器、凝汽器监视和
调整，水位不稳定时停止洗硅，待水位稳定后继续。
7）当负荷达到180MW时，将空预器吹灰汽源切至本体吹
灰汽源。
8）四抽压力大于0.3Mpa，及时进行第二台汽动给水泵冲
转、暖机。
9）逐渐增加各给煤机煤量，使各给煤机煤量平衡。
10）当给煤机A、B、C、D给煤机煤量大于40t/h时，作
好启动E制粉系统运行的准备。
11）小油枪投运正常，当A、B、C给煤机煤量大于45t/h、
D给煤机煤量大于20t/h时，就地检查燃烧良好，逐步
撤出部分油枪。
12）仅大油枪运行，就地检查燃烧良好，检查D层煤火
检稳定后停止CD层油枪。
13）机组负荷达200MW，检查本机组PSS功能自动投入，
若未投入当班值长必须立即汇报调度并征得调度许可
后立即安排运行人员到励磁调节柜上按下“PSS投入”
按钮，并确认DCS系统中“发电机励磁系统”画面上
以及网络监控机上PSS处于投运状态。
14）随着锅炉负荷的增加，应调节送风量与负荷相适应，
负荷升至40%时送风投自动，氧量控制在3.5％左右。
4.6.14.4机组升负荷至300MW。
1）升负荷率≯9MW/min。
2）当负荷升至300MW时，第二台汽动泵并入系统，停
电动泵备用，切换时保持燃烧率稳定。
3）根据凝汽器真空及循环水温升，视情况投入第二台
循泵运行。
4）逐渐增加各给煤机煤量，使其煤量平衡，并投自动。
5）根据燃烧情况逐步撤出油枪，投入电除尘器运行。
4.6.14.5机组升负荷至100%
1）锅炉继续增加负荷，升负荷率≯15MW/min。
2）负荷达60%（360MW）时，再热汽温达538℃，视情
况将燃烧器摆角投入自动，再热器喷水投入自动，并
投入协调控制。
3）A、B、C、D给煤量大于40t/h时，启动E制粉系统
运行。
4）燃烧稳定后撤出全部油枪，炉前燃油系统打循环备
用。
5）油枪全部停用后，停止预热器连续吹灰，吹灰改为
每班一次。
6）检查脱硝投入条件满足后投入脱硝运行。
7）根据升负荷要求，启动F制粉系统运行，汽包压力
至15.5MPa，冲洗就地水位计，并校对各水位计指示一
致。
8）机组负荷逐渐升至85%，炉侧主汽压达17.28MPa、
主蒸汽和再热汽温在额定值541℃，全面检查应无泄漏
情况。
9）当负荷＞85%，燃烧稳定时，锅炉应进行一次全面吹
灰。
10）四抽压力大于0.7MPa时，辅汽倒为四抽供汽。
11）负荷600MW，全面检查、调整各设备、系统处于正
常运行状态，确认各参数正常，作好记录，汇报值长，
启动结束。
12）调整煤粉细度，R90≤10%。 |
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