mw机组冷态启动操作票

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华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：操作开始时间：年月日时分操作结束时间：年月日时分操作任务2号机组冷态启动顺序操作内容执行情况操作时间一、危险点预控1严格执行“两票三制”制度，防止人为误操作；2严格执行机组冷态启动升温升压曲线；3操作前如有疑问，及时汇报上一级，疑问消除后，进行下一步；4严格执行盘台分工制度；5防止参数超限，机组启动过程中严格控制机组启动参数；6保证各系统设备联锁保护正常投入；二、操作步骤#_____机组设备状态（1）锅炉储水罐压力小于686kPa；（2）#___机组停炉时间超过72小时或汽轮机调节级处高压内缸内壁温度＜274℃；（3）汽轮机转子在盘车或静止状态。一、启动前的检查与准备1值长接到机组启动命令后，应通知各岗位及相关人员做好启动前的准备工作；2确认影响#机组启动所有工作票结束，安全措施已恢复，已具备启动条件；3恢复厂用电，按系统对所需0.4/10KV辅机送电；4通知环化、燃料等岗位，#机组准备启动；5确认无禁止机组启动条件；6检查确认已完成机组启动前各种试验：（1）辅机联锁保护试验（2）阀门、挡板传动试验（3）低油压联动试验（4）汽轮机调速静态试验（5）发变组绝缘试验操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：（1）发电机气密性试验（2）机组大联锁试验1通知热控、电气等专业,投入#机组各种监视仪表、自动装置、保护装置；2确认#炉原煤仓已上煤；3确认厂外工业水系统运行正常；4确认消防水系统运行正常；5确认工业废水处理系统运行正常；6检查#机组仪用压缩空气及杂用压缩空气系统已投运正常；二、辅机及系统的检查、启动7投入启动炉系统，操作票号：8投入辅汽系统，操作票编号：9启动闭冷水系统，操作票编号：10启动循环水系统，操作票编号：11确认油质化验合格，启动下列油系统：（1）启动润滑油系统，汽轮机润滑油压（0.18MPa）；（2）启动密封油系统并确认正常；（3）启动顶轴油系统，检查顶轴油母管油压（19MPa），投入主机盘车；（4）启动抗燃油系统，检查抗燃油母管油压（11MPa）；（5）启动旁路油站运行，正常后投入油站自动；12检查#炉各磨煤机、风机油站已投运，油压、油温正常，系统无泄漏现象；13检查#炉微油点火装置已送电备用，油压正常，14联系环化岗位确认电除尘加热装置、振打、输灰系统已投入运行；15检查确认#锅炉干排渣系统已投入运行正常；16检查确认BCP泵管道清洗及泵体注水排气工作已完成，BCP泵处于备用状态；17发电机投氢，检查油氢差压调节阀工作正常（差压0.036～0.076MPa）；18发电机氢压逐渐升至0.46MPa左右。操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：1投入定冷水系统运行，注意控制氢水差压在≥0.05MPa，水质合格，水温控制在40℃～45℃，且定冷水温>氢气温度5℃，操作票编号：2测发变组绝缘合格，发电机定子绝缘电阻（大于前次测量值的1/3～1/5），吸收比Ｒ60"/Ｒ15"（≥1.3），励磁回路绝缘电阻（≥0.5ＭΩ）发变组恢复冷备用，操作票编号：三、机组冷态清洗阶段3凝汽器冲洗：通过凝补水泵向凝汽器补水，至正常水位后，进行排放，反复操作，直至水质澄清。4凝结水系统冲洗：（通过＃5低加出口放水电动门排放）（1）冲洗流量控制在400t/h左右；（2）启动凝结水系统，操作票编号：（3）通知化学启动凝结水加氨泵，PH控制9.0～9.5；（4）开启＃5低加出口放水电动门，分别对除氧器上水主调、副调、旁路管道冲洗；（5）对低加旁路冲洗5~10分钟后，依次投入低加水侧进行冲洗，注意低加水位，确认低加无泄漏；（6）切换另外两台凝泵轮流冲洗5~10分钟；（7）当＃5低加出口凝结水水质达到以下标准：外状无色透明、Na≤80μg/L、Fe≤80μg/L、SiO2≤80μg/L、硬度≤10μmol/L、Cu≤30μg/L，可以停止排补。5执行《给水系统启动前阀门检查卡》，操作卡编号：6除氧器冲洗：（1）凝结水系统冲洗合格后，关闭5号低加出口放水电动门，轮流开启5号低加出口电动门及其旁路门，除氧器上水流量控制在100～300t/h，向除氧器上水至正常水位2270mm；（2）开启除氧器至锅炉大气式疏水扩容器排水电动门，除氧器水位控制在2270mm左右，进行除氧器水箱清洗。（3）当除氧器取样水质达下列指标：外状无色透明、Na≤80μg/L、Fe≤200μg/L，将除氧器排水切至凝汽器，通知化学投入精处理装置。7执行《锅炉上水系统阀门检查卡》，操作卡编号：8投入A/B小机调试用汽管道暖管。9给水管道静态注水：操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：（1）投入给水泵组密封、冷却水系统；（2）开启一台或两台给水泵进出口电动门；（3）高加水侧切至旁路；1投轴封、抽真空：（1）检查主机盘车运行正常；（2）投入主机轴封系统，控制低压缸轴封供汽压力0.03~0.05MPa，温度121~177℃；（3）小机轴封系统随主机轴封系统同步投入；（4）关闭凝汽器真空破坏门并投其水封；（5）启动三台真空泵，凝汽器真空为-80kPa时，停运B真空泵；（6）抽真空前，确认所有冷再、热再联箱排空及疏水门关闭；2第一台小机冲转，投入小机排汽管道喷水自动，注意小机排汽温度不超过100℃；3第一台小机转速达3000rpm后，开启汽泵出口电动门时，应确认锅炉给水主电动门、旁路调整门及前后电动门关闭；四、锅炉上水至点火前阶段4投除氧器加热：（1）除氧器水质合格后，停止除氧器上水；（2）开启除氧器启动排气电动门；（3）进行辅汽至除氧器加热管道暖管；（4）开启辅汽至除氧器供汽门，以≯1.2℃/min的加热速度加热至80℃以上；（5）确认除氧器水质合格（Na≤80μg/L、Fe≤200μg/L），可以向锅炉上水。5确认以下条件满足，可以向锅炉上水：（1）锅炉BCP泵注水完毕，处于备用状态；（2）361阀进口闸阀开启，361阀处于自动状态，360阀处于备用状态；（3）锅炉储水罐水位小于12m；（4）储水罐压力小于686kPa；（5）锅炉给水旁路调节阀处于远控状态；（6）检查锅炉启动分离器前所有疏放水门关闭，锅炉一次汽系统疏水门开启；操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：（1）检查所有锅炉手动排空气门全开，所有充氮门关闭；开启水侧及一次汽系统排空气电动门；确认再热器系统疏水、排空气门关闭；（2）大气式疏水扩容器、冷凝水箱和冷凝水输送泵及其管路系统均处于备用状态；1确认高加走旁路；2关闭冷凝水输送泵至凝汽器疏扩电动门，开启冷凝水箱至机组排水槽疏水电动门；3检查锅炉给水主电动门及旁路调节阀关闭，开启给水旁路调节阀前后电动门；4检查除氧器水温80℃以上，缓慢开启锅炉给水旁路调节阀，保持给水流量约250t/h左右向锅炉上水；5通知化学启动给水加氨泵，开启给水泵进口管道加药门，控制PH值9.0～9.6；6锅炉启动分离器前所有排空气门见连续水流后关闭，上水至储水罐水位12米；7储水罐水位正常（≥12m）后，锅炉继续上水，储水罐水位由361阀进行控制，通过361阀出口至锅炉大气式疏水扩容器进行冷态冲洗排放；8通知环化岗位值班人员，注意监视机组排水槽水位正常；9投入辅汽供＃炉F磨煤机暖风器，对F磨煤机暖风器进行暖管疏水；10投入辅汽至空预器吹灰管道暖管疏水；11锅炉冷态清洗：12维持锅炉给水流量500t/h~750t/h进行冷态开式清洗；清洗过程中应保证除氧器（给水）水温在80℃左右；13锅炉冷态开式清洗过程中，冷凝水输送泵出口至凝汽器疏扩电动门关闭，冷凝水箱至机组排水槽疏水电动门开启；14当分离器储水罐排水水质合格（Na＜80μg/L，Fe＜500μg/L）后，开启冷凝水输送泵出口至凝汽器疏扩电动门，同时关闭冷凝水箱至机组排水槽疏水电动门，投入冷凝水输送泵自动，将冷凝水箱排水切至凝汽器疏扩，进入冷态循环清洗；15启动BCP泵运行，360阀全开后，BCP泵出口流量为20％BMCR（约600t/h），维持省煤器入口25%BMCR（780t/h）清洗流量进行冷态循环清洗；16当分离器储水罐水质达到下列指标，锅炉冷态清洗结束：外观清澈透明，Fe≤100μg/L，SiO2≤30μg/L，硬度≈0；17省煤器入口水质Fe≤200μg/L，高加水侧注水排空气，进行高压加热器查漏，确认无泄漏后，投入高加水侧运行；18邻机加热系统投入运行；操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：五、锅炉点火阶段1控制省煤器入口锅炉给水温度不超过对应压力下的饱和温度，不低于饱和温度10℃；2通知环化岗位确认#炉电除尘系统及脱硫系统已投运正常；3确认#锅炉省煤器入口给水水质符合下列指标：氢电导≤0.5μs/cm，溶解氧≤30μg/L，Fe≤50μg/L，SiO2≤30μg/L，硬度≈0，PH值9.2～9.6；4通知环化岗位#锅炉风烟系统准备投运，确认#炉两台空预器已启动运行，检查两台空预器进口烟气挡板和出口一、二次热风挡板已开启；启动第一台引风机，调整引风机入口导叶，将炉膛负压调整至－100Pa；5启动#炉第一台送风机，将送风机动叶开度调整至30%左右；6启动#炉第二台引风机，调整引风机进口导叶，使两台引风机出力一致；7启动#炉第二台送风机，将送风机动叶开度调整至30%左右，开启送风机出口风道联络挡板，控制锅炉总风量大于40％；将炉膛负压设定－100Pa并投入引风机自动；8检查空预器蒸汽吹灰管道暖管结束，投入空预器连续吹灰；9检查#炉火检冷却风系统已投运，冷却风压＞5KPa。检查各燃烧器火检冷却风手动门已开启；10开启#炉火焰电视冷却风，投入前后墙炉膛火焰电视探头；11投入#炉烟温探针；投入F层微油燃烧器火焰电视；12将#锅炉给水流量调整至750t/h～850t/h；13检查#锅炉炉膛吹扫条件满足,启动炉膛吹扫；145分钟后#锅炉炉膛吹扫完成信号发出，MFT自动复位；15检查确认尾部烟气挡板再热器侧全关；16检查锅炉PCV阀关闭且在“自动”位；17依次启动两台一次风机，调整热一次风母管压力＞8KPa，并投入一次风机自动；18启动一台密封风机运行，检查密封风与冷一次风差压＞3KPa，投入另一台密封风机备用；19检查#炉F磨煤机微油燃烧器雾化良好，着火稳定20启动#炉F磨煤机，检查电流在40A左右稳定，开启冷热风调门进行暖磨，磨煤机出口温度达60～80℃，启动F给煤机，控制煤量在30t/h左右，检查各燃烧器着火良好，并及时调整炉膛负压正常；操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：1在投入磨煤机运行过程中，要注意观察#炉启动分离器储水罐水位，同时监视各受热面金属壁温不超温；六、锅炉升温升压阶段2升温升压过程中，控制#锅炉升温率≯2℃/min；3当主蒸汽压力升至0.2MPa时，关闭储水罐后所有排空气门；4将汽机旁路投入自动控制，检查旁路置于“最小压力”方式的最小开度状态下运行，减温水自动跟踪正常。5当主蒸汽压力升至0.5MPa时，关闭锅炉一次汽系统所有疏水电动门；6当启动分离器进口温度达到190℃，压力达1.25～1.5MPa，维持此时的温度和压力稳定,锅炉开始热态冲洗，清洗水全部排至凝汽器,注意监视凝结水温度不超过50℃，防止精处理入口温度过高引起精处理装置跳闸；7锅炉主汽压力达1.5MPa时，进行锅炉PCV阀开、关活动试验，并记录试验结果；8联系化学值班员取样化验启动分离器储水罐水质,当分离器储水罐排水水质符合以下指标时：Fe＜100μg/L，Na＜20μg/L，SiO2＜100μg/L，热态冲洗结束；9热态清洗结束后，锅炉继续升温升压，控制锅炉升温率≯2℃/min、升压速度≯0.1MPa/min；锅炉升温升压过程中应根据具体情况及时投入过热器减温水，并注意煤水比的匹配，防止超温；10高压缸预暖（1）暖缸条件：①确认汽轮机在跳闸状态；②检查主机盘车运转正常；③调节级后高压内缸内壁温度低于150℃；④凝汽器压力≤-88kPa；⑤辅助预暖蒸汽参数满足：温度260℃、压力0.7～1.4MPa；⑥确认一段抽汽逆止门处于关闭状态，一段抽汽逆止门前疏水阀在全开位置；⑦冷段再热汽管道疏水阀全开。（2）暖缸操作①准备阶段：a确认冷段再热疏水阀已经全开；操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：b高压导汽管疏水阀开启；c高压缸疏水阀开启；d中压联合汽阀阀前疏水开启；e关闭高压缸一段抽汽逆止门前的疏水阀；f关闭通风VV阀；②预暖阶段：a将高压缸倒暖阀开至10%的位置，以使预暖汽源从冷段再热管道进入高压缸；b保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；c保持20分钟后，再将高压缸倒暖阀从30%打开至55%，待调节级后高压内缸内壁温度达到150℃后，根据高压缸预暖前调节级后高压内缸内壁温度按闷缸时间曲线确定需要继续闷缸的时间。d在暖缸时，可关闭冷再管道疏水，保留热再管道疏水开启，对再热管道进行预暖到120℃；③预暖后阶段：a全开高压导汽管疏水阀、高压缸疏水阀、高压缸一段抽汽逆止门前的疏水阀、中压联合汽阀阀前疏水阀、冷段再热管道疏水阀；b将高压缸预暖阀关至10%，保持一段时间后全关；c高压缸内压力恢复真空状态。（1）⑦暖缸期间的注意事项：①维持高压缸内蒸汽压力0.39～0.49MPa，必须按照规定的时间进行闷缸；②高压缸预暖完成后，至少需要30分钟的时间排出蒸汽以降低压力；③在预暖过程中，应以高压内缸的金属温升率限制和高压缸内压力为主要依据，通过调整倒暖阀、高压导汽管疏水阀、再热热段疏水阀的开度来调整高压内缸金属温升率；④高压缸内的压力不允许超过0.7MPa，否则会产生附加的推力；⑤注意监视汽轮机盘车运转情况。1旁路压力控制（自动状态下）：（1）高旁“最小压力（1.0MPa）”运行方式：阀位5％～40％；（2）汽机旁路在“自动升压”方式时，将按≤0.10MPa/min速率将主汽压力从1.0MPa升至汽机冲转所需8.8MPa；操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：（1）高旁“冲转压力”运行方式：主蒸汽压力升高到8.8MPa时，旁路系统处于定压运行阶段；（2）高旁“压力跟踪”运行方式：汽机冲转后，旁路阀开度逐渐减小以控制蒸汽压力为8.8MPa；（3）通过低旁将再热器压力按照启动曲线升至1.1MPa；1控制炉膛出口烟温小于580℃，若炉膛烟温高于580℃，检查烟温探针自动退出，并减少燃料量，控制炉膛烟温小于580℃；2高压调节阀室预暖（1）检查确认高压调节阀（CV）蒸汽室内壁或外壁温度低于150℃；（2）①检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在关闭位置；（3）②检查确认EH油泵已启动，EH油压正常；（4）③确认主蒸汽母管疏水阀、主汽阀座疏水阀和高压导汽管疏水阀均开启；（5）④检查主蒸汽温度高于271℃；（6）⑤在DEH自动控制画面点击“汽机挂闸”块下的“执行”按钮，检查控制画面上显示“挂闸”，“挂闸失败”信号消失，检查汽机挂闸成功；（7）⑥在DEH自动控制画面点击“阀壳预暖”块下的“投入”按钮，此时#2、3高压主汽门预启阀缓慢开启10%，开始对高压调节阀室进行预暖；（8）⑦当高压调节阀内外壁温差大于90℃时，在DEH自动控制画面上，点击“阀壳预暖”块下的“退出”按钮，检查#2、3高压主汽门关闭；（9）③当高调阀内外壁温差小于80℃时，重复上述（7）及（8）的操作，直至高压调节阀内外壁金属温度均上升至180℃以上，且内外壁温差小于50℃或高压调节阀室进行预暖已进行了至少1小时后，高压调节阀室预暖结束；（10）④高压调节阀室预暖结束后，在DEH自动控制画面上，点击“阀壳预暖”块下的“退出”按钮，检查#2、3高压主汽门关闭，并将汽轮机打闸。（11）⑤当主蒸汽参数达到冲转参数时，应适当减少燃料量，保持参数稳定，等待汽轮机冲转。九、冲转至并网阶段3执行《发变组恢复热备用操作票》，操作票编号：4汽轮机冲转前检查：操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：（1）主蒸汽参数：主汽压_______，主汽温________（冷态启动规定：主汽压8.8MPa，主汽温400℃）；（2）再热汽参数：再热汽压_______，再热汽温________（冷态启动规定：再热汽压力为1.1MPa，温度380℃。）（3）主蒸汽品质：氢电导≤0.5μs/cm，SiO2≤30μg/L、Fe≤50μg/L、Na≤20μg/L、Cu≤15μg/L；（4）省煤器入口给水品质：氢电导≤0.5μs/cm，SiO2≤20μg/L、Fe≤10μg/L、Na≤5μg/L、Cu＜2μg/L。（5）汽机旁路开度在____(60%左右)；（6）凝汽器压力______（≤-85kPa）；（7）①再热器压力为0；（8）②氢气纯度＞98%，氢压0.36～0.48MPa；（9）③主机润滑油母管压力0.18MPa左右，轴承供油温度27～40℃，润滑油冷油器投入正常，温度调节阀投入自动控制；（10）④抗燃油母管压力11.2MPa左右，油箱温度32～60℃；（11）⑤高、中压外缸上下缸温差＜50℃，高、中压内缸上下缸温差＜35℃；（12）⑥主机盘车运行正常，连续盘车时间大于4小时，汽缸内无动静摩擦等异常声音，转子偏心率＜0.075mm，且不大于原始值的1.1倍；（13）⑦交流启动油泵、交流辅助油泵运行正常，直流事故油泵联锁备用投入；（14）③检查低压缸喷水调节阀投入自动控制；（15）④检查汽机高、中压主汽门及调门阀体疏水阀，高压缸疏水阀，高压导汽管疏水阀，各段抽汽逆止门前疏水阀开启；（16）⑤检查汽轮机TSI监视仪表指示正常；（17）检查汽轮机所有ETS主保护已投入。1汽轮机复位：（1）在DEH操作员站“汽机控制”画面中，点击“启动方式”，在操作端上点击“中压缸”，按“执行”，点击“汽机复位”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”，确认“复位”指示灯亮，安全油压建立，挂闸成功；确认中压主汽门已正常开启，高排通风阀已开启，高排逆止门呈自由状态；（2）在“汽机控制”画面中，点击“阀位限制”按钮，在操作端上将阀位限制设定为100%。操作记事：操作人：监护人：值班负责人： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：（1）在DEH自动控制画面点击“自动/手动”块下的“自动”按钮，检查控制画面上显示“自动”方式；1升速率设置：（1）①在“汽机控制”画面中，点击“升速率”按钮，在弹出的操作端上，选择升速率100rpm/min，按“执行”。（2）②汽轮机冲转过程中，应保持升速率设定为100rpm/min；2摩擦检查：（1）④在“汽机控制”画面中，用鼠标点击“转速设定”，在操作端上，选择目标转速200rpm（目标转速有200、700、1500、3000），按“执行”。此时高、中压主汽门应全开，中压调门逐渐开启，机组转速以100rpm/min速率升速至200rpm。（2）⑤检查中压调门逐渐全开，汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱扣，将盘车自动联锁投入；（3）⑥检查VV阀打开状态；（4）确认实际转速达到200rpm时，在“目标转速”中，选择“阀全关”，按“执行”，确认所有高、中压调门全部关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。（5）⑦摩擦检查期间，汽轮机转速不允许到零。3升速至1500rpm中速暖机（1）摩擦检查结束后确认机组无异常，点击“正暖”，在操作端上选择“投入”，按“执行”。（2）选择“升速率”设定100rpm/min，选择“目标转速”设定1500rpm，按“执行”；（3）确认高压主汽门全开，高调门逐渐开启，机组重新升速。（4）确认汽轮机转速以100rpm/min速率上升，转速达到400rpm时，高调门阀位保持中调门逐渐开启；（5）确认汽轮机转速由中调门控制升速至1500rpm，汽轮机转速保持在1500rpm进行中速暖机150min；（6）轴承振动规定：①在中速暖机之前，瓦振超过0.03mm，应立即打闸停机；②通过临界转速时，瓦振超过0.10mm或轴振超过0.25mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；（7）在机组转速达1500r/min前，保证凝汽器压力≤-89kPa，排汽温度不应超过80℃；操作记事： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：操作人：监护人：值班负责人：（1）①汽轮机升速至1500rpm，检查确认发电机碳刷活动正常，无跳动；（2）②适当调整润滑油温在40～46℃之间；1升速至2700rpm高速暖机（1）1500rpm中速暖机结束，点击“暖机方式”，在操作端上选择“切除”，按“执行”，确认高调门逐渐关小至全关，选择“升速率”设定100rpm/min,选择“目标转速”设定3000rpm，按“执行”，确认汽轮机转速以100rpm/min速率上升；（2）当汽轮机转速达到2000rpm时，检查顶轴油泵自动停运，投入顶轴油泵自动联锁；（3）当汽轮机转速达到2700rpm时，在“汽机控制”画面中，点击“保持选择”按钮，选择“投入”，按“执行”；进行50min高速暖机；2升速至3000rpm（1）④2700rpm高速暖机结束，点击“保持选择”按钮，选择“切除”，按“执行”，汽机按原速率继续升速，确认汽机按设置速率升速到3000rpm。（2）⑤检查汽轮机中压调门逐渐开大，转速继续上升；（3）⑥当汽轮机转速2000rpm时，检查顶轴油泵自动停止（否则手动停止顶轴油泵），并将其投入“工作”位；（4）在汽轮机达到2850rpm后，检查主油泵入口油压（>0.13MPa），主油泵出口油压（>1.372MPa），润滑油母管压力（>0.18MPa）；（5）⑦在机组定速3000rpm后根据需要进行以下试验：①汽轮机就地手动脱扣试验②汽轮机远方脱扣试验③危急保安器注油试验④高压遮断电磁阀试验⑤主汽门及调门严密性试验（6）各项试验合格后，确认主油泵入口油压≥0.13MPa时，停运交流启动油泵，并投入联锁备用；检查主油泵出口油压≥1.372MPa，且润滑油母管压力较冲转前油压有所升高（>0.18MPa），停运交流辅助油泵，并投入联锁备用；（7）检查发电机密封油、氢气系统、定子冷却水系统运行正常；（8）投入发电机氢气冷却器冷却水，并投入氢温自动控制；（9）①根据要求进行电气试验。操作记事： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：操作人：监护人：值班负责人：1冲转过程中重点监视参数：（1）汽轮机达600rpm前，注意转子偏心率＜0.075mm，且不大于原始值的1.1倍；（2）汽轮机轴振不超过0.15mm，停机值为0.25mm，如振动超限应立即停机；（3）轴向位移不超过-1.08～+0.6mm，停机值为≤-1.28或≥+0.8mm；（4）高压缸差胀：-7.3～+13.5mm，中压缸差胀：-7.2～+10.1mm，低压缸差胀：-6.5～+32.6mm；（5）④＃1～4瓦金属温度不超过115℃，＃5～8瓦金属温度不超过107℃，推力瓦金属温度不超过85℃，轴承回油温度不超过75℃；（6）⑤倾听机组声音，如发生明显的摩擦，应立即破坏真空停机并查明原因；（7）⑥高压缸排汽金属温度不超过440℃；（8）低压缸喷水自动投入正常，低压缸排汽温度不超过80℃；（9）汽轮机转速达到3000rpm时，轴承进油温度不低于40℃。2执行《发变组并网操作票》，进行发电机并网操作，操作票编号：3发电机并网成功后，机组带初负荷20MW，进行初负荷暖机；4炉膛出口烟温达580℃时，检查炉膛烟温探针退出，否则手动退出；5维持主汽压力9.7MPa，随着汽轮机调门逐渐开大，旁路阀逐渐关小；6按机组冷态启动曲线进行升温，并且温升≤2℃/min；7机组负荷20MW暖机约60分钟。8初负荷暖机结束后，在DEH自动控制画面点击“升负荷率”块，设定升负荷率5MW/min，升负荷至50MW。9机组进行切缸10机组负荷50MW暖机约50分钟。11对第二台磨煤机_____进行通风暖磨。12开启高、低加进汽逆止门、电动门，检查抽汽逆止门前疏水门、抽汽电动门后疏水门自动关闭，高、低加随机滑启。十、加负荷至300MW阶段操作记事： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：操作人：监护人：值班负责人：1确认低压缸排汽温度不超过52℃，低压缸喷水阀自动关闭。2机组负荷50MW暖机约50分钟。3低负荷暖机结束后，按冷态启动曲线规定的速率（5MW/min），逐步增加煤量升负荷。4启动____制粉系统（第二台），在增投第二台磨煤机时，应适当减少第一台磨煤机煤量以保证总燃料量平稳上升，严禁短时大幅增加燃料量。5机组负荷升至70MW，检查汽机高、中压段疏水门自动关闭：（1）④主、再蒸汽管道疏水门；（2）⑤#1～4高压主汽阀上阀座疏水；（3）⑥#1～4高压调节阀上阀座疏水；（4）一段抽汽、二段抽汽逆止门前疏水；（5）高压导汽管疏水；（6）左、右中压联合汽阀阀前（气动）、后疏水；（7）三段抽汽、四段抽汽逆止门前疏水；（8）高压缸疏水；（9）中压缸转子冷却阀前、后疏水。6随着锅炉负荷增加，蒸发量也随之增大，储水罐水位逐渐下降，361阀将逐渐关小，储水罐水位11.2m时，361阀全关。7机组负荷150MW，检查旁路减压阀全关，关闭旁路喷水电动隔离阀、喷水调节阀。8汽机旁路全关后，在DEH自动控制画面点击“CCS投入”块下的“投入”按钮，将汽轮机控制由DEH转为DCS汽机主控。9高加投入运行后，检查各级高加疏水门动作正常。10负荷在200MW至250MW时，检查除氧器水位控制自动由副调切至主调，主调逐渐开启，副调逐渐关闭到零。11机组负荷达250MW且稳定后，将锅炉给水旁路切到主路运行，维持给水流量稳定；12检查发电机运行稳定，根据值长命令投入发电机PSS。13当汽机四抽压力达到0.196MPa后，除氧器汽源由辅汽切至四段抽汽供。操作记事： 华润电力（温州）有限公司热机操作票编号：操作人：监护人：值班负责人：1冷段再热蒸汽压力＞1.0MPa时，将辅汽汽源切至冷再，并将冷再至辅汽调整门投自动，注意切换要缓慢，保证辅汽压力、温度稳定，轴封供汽正常。2冲转第二台小机进行暖机运行。3机组负荷250MW～290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量。4BCP泵出口调节阀360逐渐关小，当储水罐水位低至5.7m时，360阀全关，当储水罐水位低至5.0m时，停运锅炉BCP泵，锅炉转入干态运行；5检查BCP泵过冷水电动门和最小流量阀联关，投入BCP泵、361阀暖管管路。6十一、机组负荷由300MW升至1000MW阶段7机组负荷达300MW时，稳定运行25分钟，并进行下面检查和操作：（1）启动____制粉系统（第三台），在增投第三台磨煤机时，应适当减少前两台磨煤机煤量以保证总燃料量平稳上升，严禁短时大幅增加燃料量；（2）检查高低加水位正常，疏水自动调节正常；（3）检查汽轮机低压段疏水门关闭。8根据机组冷态启动曲线进行升温、升压、升负荷（升负荷率<7.5MW/min）9机组负荷400MW，进行厂用电切换操作，操作票编号：10将第二台小机并入运行。11机组负荷450MW，小机汽源由辅汽切至四抽供，注意小机机前供汽压力稳定。12机组负荷450MW，视炉膛燃烧稳定情况退出F层微油装置运行；13#机组负荷大于500MW，将汽机主控、锅炉主控投入自动。机组进入CCS方式，选择投入机组“滑压运行方式”，按规定投入一次调频和自动调频；14将空预器吹灰汽源由辅汽切至锅炉屏过出口过热蒸汽。15按网调要求投入AGC控制负荷。16汇报，操作完毕。17以下空白操作记事：操作人：监护人：值班负责人：