机组冷态启动操作详细操作步骤

600MW机组冷态开机操作步骤，参数控制要求

冷态开机

公用系统检查试运

1. 化学

1.1. 除盐水箱满水

2*3000m³水箱200吨/米，高15米

1.2. 氢罐

容量3*30m³压力0.8MPa

发电机氢容积400Nm³

1.3. 化验：主机润滑油、小机润滑油、主机EH油、电泵润滑油

1.3.1. 微水：汽轮机油≤100（mg/L） EH油≤1000 （mg/L）

1.3.2. 润滑油酸值 :（标准小于0.20 mgKOH /g）EH油酸值 :（标准小于0.15 mgKOH /g）

1.3.3. 颗粒度：汽轮机油≤8级 EH油≤6级

2. 输煤

2.1. 确认A/D仓加大矿煤

3. 除灰

3.1. 点火前24小时，电除尘振打、加热及湿除各加热投运

3.2. 点火前12小时，确认完成电除尘、湿除高频变的空升试验正常

3.3. 点火前12小时投入电除尘的绝缘子和灰斗加热

3.4. 点火前12小时捞渣机注水

3.5. 点火前8小时捞渣机运行

4. 脱硫

4.1. 投运吸收塔、AFT塔搅拌器

4.2. 脱硫投运前18小时，吸收塔通过除雾器冲洗水补水

4.3. 脱硫投运前8小时，供浆系统试投正常

4.4. 脱硫启动前8小时，吸收塔循环浆泵及氧化风机检查

4.5. 脱硫投运前8小时，吸收塔、AFT塔PH计、密度计回装，试运正常

停机后需要拆除，防止取样管堵塞

主机系统检查试运

1. 汽机

1.1. 冷水塔水位正常

1.2. 主机联锁试验

2. 锅炉

2.1. 四管泄漏装置投入

2.2. 炉膛烟温探针、火焰电视投入

2.3. 炉侧阀门及热工联锁试验

2.4. 炉水循环管路冲洗，注水，阀门上锁

3. 电气

3.1. 6kV、380V辅机测绝缘

3.2. 发电机定子、转子绝缘值，励磁变低压侧，高厂变分支，脱硫变低压侧绝缘值

3.3. 双电源切换试验

辅助系统启动

1. 锅炉

1.1. 启动火检冷却风机，做风机联锁试验

1.2. 启动空预器，做联锁试验

主跳联启辅，停辅后启动主电机运行

1.3. 启动脱硝稀释风机，做风机联锁试验。

1.3.1. 检查脱硝区域压缩空气投运

1.3.1.1. 脱硝声波吹灰器自动

1.4. 启动等离子冷却水泵，做泵联锁试验

1.5. 投入磨煤机油站运行

1.6. 送风机油站做油泵联锁试验，动叶开关试验

1.7. 一次风机油站做油泵联锁试验，动叶开关试验

1.8. 引风机油站做油泵联锁试验，动叶开关试验

1.9. 引风机冷却风机运行，做风机联锁试验

1.10. A、D磨煤机等离子拉弧试验

1.10.1. 等离子冷却压缩空气压力为8kPa～12kPa，各等离子冷却水进水压力0.4MPa～0.7MPa

2. 汽机

2.1. 投入循环水系统

2.1.1. 循环水联络门开10%—15%

2.1.2. 循环水系统注水放气，冷却塔少量喷淋

2.1.3. 开式水系统旁路注水

2.1.3.1. 大机冷油器顶部水侧排气

2.1.3.2. 闭冷器开式水侧注水放气

2.2. 闭式水系统注水排气

2.2.1. 变频启动闭冷泵，系统无泄漏

2.2.2. 投入炉侧闭式水

2.3. 投入主机润滑油

2.3.1. 油泵、风机联锁试验

油位下降850mm油压0.13MPa

2.3.2. 启动两台顶轴油泵

油压11-15MPa

2.4. 投入发电机密封油系统

油氢差压84KPa

2.5. 启动大机盘车，转子偏心度不大于76μm，本体无摩擦

2.6. 投入小机油系统

2.6.1. 小机油泵联锁试验

母管油压0.3MPa

2.7. 发电机气体置换

需要50瓶CO2

投入氢气纯度仪、露点仪，投入氢气循环风机和氢气干燥器

发电机气体置换完毕，各处死角已排污

发电机氢气压力升至380KPa，化验发电机氢气纯度≥96%

调整密封油压、油氢差压

定冷水系统投入离子交换器，调整定冷水流量至105T/H

2.8. 启动EH油系统

2.8.1. 油泵联锁试验

油压15MPa

2.9. 启动定冷水系统

根据氢压，调整再循环，流量105t/h

2.10. 投入凝结水系统

2.10.1. 精处理走旁路

2.10.2. 凝汽器补水1000mm，全开再循环

2.10.3. 关闭凝杂水总门，#5低加出口手动门

2.10.4. 变频启动B凝泵，启动凝水加氨泵加氨

2.10.5. 凝泵出口含铁量<1000μg/L投入前置过滤器，关闭#5低加出口放水门

2.11. 投入辅汽系统

除氧器上水冲洗、投加热

1. 凝水含铁量<500μg/L，投入凝混床系统

2. 含铁量<200μg/L,投入凝杂水

3. 除氧器上水冲洗

3.1. 除氧器出水含铁量<200μg/L后，汽泵组注水（密封水回地沟）

4. 启动一台前置泵，除氧器及管路冲洗

5. 辅汽至除氧器加热

5.1. 投加热前隔离除氧器至凝汽器溢放水阀门

5.2. 隔离#3高加正常疏水至除氧器手动门

5.3. 给水温升率<1.5℃/min，除氧器压力<0.147MPa

6. 给水品质：铁≤200μg/L；pH：9.2～9.6；

点火前准备

锅炉

锅炉第一次上水

上水前系统检查，关闭锅炉水冷壁下联箱放水手动门

开启储水箱大小溢流手动门

除氧器加热至104℃

高加注水，锅炉上水调门稍开

控制给水流量60-100t/h、给水温度20-70℃

冬季进水时间3-4小时左右，夏季2小时

锅炉水容积：省煤器68t,分离器25t,水冷壁79t,过热器255t,再热器300t,合计675t

储水箱见水，关闭上水调门，锅炉放水

关注机组排水槽水位

锅炉第二次上水

辅汽至等离子暖风器疏水暖管

辅汽至空预器吹灰疏水暖管

储水箱见水，开小溢流调门，储水箱水位6700-7450mm，分离器水位3000mm

锅炉冲洗至铁离子≤200µg/L，给水铁离子≤50µg/L，二氧化硅≤30µg/L，钠离子≤20µg/L，氢电导≤0.5µs/cm

准备点火

汽机

投轴封

辅汽至轴封暖管

提升轴封汽压力，启动轴加风机

低压轴封压力至30KPa

注意监视汽轮机本体各参数

抽真空

关闭真空破坏门

启动真空泵抽真空

注意联络门状态

恢复四抽至除氧器加热电动门后气动疏水门，#1#2#3高加连续排汽门

锅炉吹扫及点火

1. 引风机启动前,投入电除尘一、二、三电场运行

2. 引风机启动前投运二台吸收塔循环浆液泵运行

3. 启动B侧引、送风机

调整锅炉总风量在35%左右（800t/h），调整炉膛负压在－100～－150Pa

二次风挡板均在吹扫位（挡板指令为30%，阀位≥25%）

4. 炉膛吹扫条件满足

炉膛吹扫一次条件

1. FSSS控制器电源正常；

2. 无MFT条件；

3. 至少一台送风机运行且其出口挡板开；

4. 至少一台引风机运行且其入口、出口挡板开；

5. 至少一台空预器在运行；

6. 全部给煤机停运；

7. 所有火检探头均探测不到火焰；

8. 全部磨煤机停运且出口阀全部关闭；

9. 两台一次风机停运

10. 省煤器给水流量不低

省煤器进口流量645t/h

无炉水循环水泵时：0-100MW时省煤器进口流量>200t/h；100MW-150MW时省煤器进口流量>300t/h；150MW以上时省煤器进口流量>486t/h

炉膛吹扫二次条件

1. 炉膛风量＞25%，＜40%之间，（＞530t/h，＜850 t/h）

2. 二次风挡板均在吹扫位（挡板指令为30%，阀位≥25%）；

3. 炉膛压力正常(-0.3～0.1kPa)

4. 火检冷却风压≥6.5kPa

5. 仪用气压力≥0.60MPa

5. 投入空预器连续吹灰

6. 启动一次风机

开启ADB制粉系统出口门

建立一次风通道

启动A侧一次风机，维持一次风压≥7.0kPa

7. 启动一台密封风机，建立密封风通道

8. 暖第一台磨煤机

9. 切为“等离子模式”，等离子拉弧

10. 就地手动启动给煤机，向对应磨煤机铺煤

11. 调整炉膛负压-200kpa，启动制粉系统，给煤量20t/h，锅炉点火

12. 点火后操作

关闭炉顶所有放空气门

高压旁路要求：主蒸汽见压（0.03MPa）之后高旁开度50%左右，低旁开度100%，注意真空变化

注意等离子燃烧器壁温，稳燃后适当降低等离子电流

辅汽暖1B小机，准备1B小机冲转

解除“MFT”联跳小机保护

小机冲转至3100rpm，投入CCS

升温升压

控制给煤量

分离器出口温度100℃以下，升温速率≯1.1℃/min

汽轮机冲转前，分离器出口升温速率≯1.5℃/min

控制高低旁的开度：主蒸汽见压之后高旁开度50-60%左右，低旁开度100%。

低旁减温水全部开至100%

高旁后温度<385℃

旁路开度稍大，为冲转留足余量

再热器见压之后，关闭低再进口疏水手动一、二次阀

磨煤机热一次风温>150℃时，缓慢将暖风器切至热一次风，退出暖风器

发变组转热备用

大机冲转前1h，检查发变组保护在跳闸状态，突加电压保护和启停机保护投入

冲转过程中将发变组从“冷备用”改为“热备用”。

汽轮机冲转

大机冲转前确认

测量以下阀门阀后温度

主蒸汽管道

左侧主蒸汽门前

右侧主蒸汽门前

高排逆止门后

高排逆止门前

蒸汽品质

氢电导率<0.5μs/cm，SiO2<30μg/L，Fe<50μg/L，Na<20μg/L

确认大机参数

汽机上下缸温差小于42℃

转子偏心度小于76μm

润滑油压（0.08~0.15MPa）、温度正常

EH油压力、温度正常

发电机氢压正常，纯度大于96%，密封油/氢差压正常

开启中压主汽门平衡门

若主汽门、调门内漏严重，开大平衡门

再热器压力0.07Mpa，大机挂闸冲转，目标转速600

汽机转速上升，盘车装置自动脱扣，停止盘车马达

高压缸排汽通风阀自动开启

大机冲转过程中高旁开度50%，低旁全开

控制高旁温度在230~300℃，减温水微开微关，以免储水箱水位、再热器压力和给水量大幅波动

汽机转速600 r/min，DEH状态记忆（转速590—610 r/min ）120S

完成后，转速控制由IV控制转换为TV/IV共同控制

目标转速1200rpm，中速暖机

缸胀>10mm，冷态3小时

第二台小机冲转

辅汽提前暖管

目标转速2800r/min

过临界时，控制高低旁开度，维持主汽压力和再热汽压力稳定

2700rpm时，降低升速率，或者进行保持，稳定转速2800rpm

升速到2800 r/min后，DEH记忆（记忆转速范围2790—2810 r/min ）240S

升速到2870 r/min后进行TV-GV方式切换

此过程注意注意TVI、TV2在14%以内，否则保持或者降低转速目标小于实际转速

通过增加煤量，提高主汽压力＞3.8MPa

目标转速3000r/min

机组并网升负荷

并网前准备

汽机

停运交流润滑油泵（BOP）、高压密封油备用泵（SOB）及顶轴油泵

投入主机各油泵电气、热控联锁

关闭中压主汽门平衡门

启动循环水泵

锅炉

启动第二台制粉系统

控制总煤量增加5t/h

并列引风机，送风机和一次风机

并网前给水流量在260t/h（无炉水循环泵）

电气

500kV系统解环，合上主变出口刀闸

发变组并网前检查，同期装置送电

在机组停机后，退出“励磁系统故障”、“灭磁开关联跳”保护压板

并网前投入“励磁系统故障”、“灭磁开关联跳”保护压板。

励磁系统送电后，复位发变组保护C屏非电量保护告警后，方可投入“励磁系统故障”保护压板

除灰投运湿除各电场

投入CEMS

并网后4小时之内上传环保数据，确保环保数据准确

发电机并网

DEH由转速切至功率模式，及时加负荷60MW以上，防止逆功率

主汽调门开度15%左右

继保班退出启停机保护和突加电压保护

并网后操作

参数控制要求

负荷60MW，给水流量=30t/万KW.h*负荷+80t（余量）

通过小溢流控制水位，尽量减少外排（避免炉内热量外排，使给煤量偏大），避免大幅度操作，稳定主汽压力

屏过壁温高，并网后投入一级减温水，减温水调门开度40-50%左右，因减温水压力小，流量并不大，在10t左右。控制屏过出口后温度520℃，减温后的温度在360℃。

脱硝烟气旁路全开，脱硝烟温尽早达到280℃

负荷80MW，稳定负荷和压力等参数20分钟

参数稳定后，持续加煤加水加负荷

暖投高低加

尽量早

四抽至除氧器加热暖管

负荷100MW，厂用电、脱硫电源切换

启动第3台磨煤机前，给水流量390t/h。将给水加到400t/h后启动磨煤机

给水旁路40%左右，根据压力变化，增加给水泵转速，减少压力高调阀节流对给水流量产生扰动影响

机组升负荷

给水压力高于主汽压力3MPa，主给水调门60%左右，给水缓慢由辅路切至主路，注意给水量变化

给水旁路前后压差3MPa左右

除氧器加热由辅汽缓慢切至四抽

四抽至第一台小机暖管

第二台小机转速定速3100rpm

投入高低加连续疏水

负荷150MW前控制给水流量＞550t/h以上

机组负荷由DEH切至负荷控制中心

负荷150MW，脱硝烟温达到280℃以上，少量投入喷氨量，降低净烟气NOx

按环保要求，2小时内脱硝达到排放标准

负荷180MW，锅炉干湿态转换

负荷260MW

脱硝烟温继续升高，正常投入脱硝控制，净烟气排放达标

第一台小机汽源切至四抽接带

恢复“MFT跳该小机保护

减少小溢流放水

机组负荷300MW

第二台汽泵并入给水系统

执行部门汽泵防倒转措施

等离子切为正常模式，退出等离子运行

投入CCS

投AGC、AVC、PSS