626MW燃煤电站（汽机运行规程）

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1.4.4.1.3 1.4.4.1.4 1.4.4.2 1.4.4.3 1.4.4.4

机组在3000r/min下进行的试验工作已结束。 主汽温、汽压稳定。

全面检查机组运行正常后，汇报值长,值长下令发电机并网。 并网后，确认发电机带5%额定负荷。 机组并列后汽轮机的检查

5%额定负荷下暖机30min,在此期间，保持汽温、汽压稳定，温升率最大不得超过83℃/h，调节级金属温升率最大不得超过110℃/h。 1.4.4.4.1

检查汽机振动、胀差、绝对膨胀、轴向位移及各轴承金属温度正常，润滑油压、各轴

承回油温度、EH油压正常，汽缸上、下壁温差在允许范围内。 1.4.4.4.2

确认下列控制装置投入自动：

1. 电动给水泵再循环控制。 2. 汽动给水泵再循环控制。 3. 除氧器压力、水位控制。 4. 主机润滑油温度控制。

2.4.4.4.3 汽机初负荷暖机结束后，检查汽机胀差应在允许范围，缸体绝对膨胀正常。 2.4.4.5 升负荷至60MW（10%额定负荷）

1、 检查小机润滑油系统、MEH系统正常，满足小机运行条件时冲转第一台小机备用。 2、 检查汽机主蒸汽管道所有疏水门自动关闭。

2.4.4.6 升负荷至90MW时，检查低压缸喷水门自动打开。 2.4.4.7 升负荷至100MW 1、 轴封供气切为冷再供气

2.4.4.8 升负荷至120MW（20%额定负荷）

1、检查汽机本体、再热蒸汽管道、旁路系统管道及各段抽汽管道等所有疏水门关闭。

2、机组新安装或大修后首次启动，应在120MW负荷、再热汽温不低于400℃的工况下稳定运行至少7小时进行暖机，然后机组按正常停机程序将负荷减至零，解列后尽快做汽机超速试验。超速试验结束后，恢复机组转速3000r/min，联系调度，发电机重新并网带负荷。

3、 负荷120MW时，汽包水位稳定后，根据汽动给水泵运行情况，将第一台汽泵与电泵并列并投

入自动。

4、 四抽压力大于0.165MPa时，除氧器汽源倒至本机四抽。 2.4.4.9 升负荷至240MW，对第二台汽动给水泵冲转、暖机。

2.4.4.10 升负荷至300MW，开启本机再热冷段至高压辅汽母管电动隔离门，汽机四抽向本机辅汽

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联箱供汽。全面检查关闭疏、放水门，将第二台汽动泵并入系统，停电动泵备用，切换时保持燃烧稳定。

2.4.4.11 升负荷至600MW

1、负荷升至420MW时，缓慢将本机辅汽联箱汽源由高辅切至四抽，检查本机辅汽联箱压力、温度正常。

2、检查汽轮机轴封汽源由冷再自动切至自密封，轴封供汽母管压力在0.028～0.031MPa范围内，稍开各备用汽源疏水门，使之处于热备用状态。

3、当汽泵辅助汽源参数和四段抽汽参数相匹配，且两路汽源温度偏差不大时，将汽泵汽源切至四段抽汽，防止发生水冲击。

4、保持单阀运行一天后，在负荷达到540MW时，进行汽轮机单阀／顺序阀控制方式切换，以减少固体粒子的腐蚀（在机组最初六个月的运行期间，汽轮机的阀门控制方式必须为单阀控制）。 5、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。 1.4.5 1.4.5.1

启动过程中注意事项

整个启动过程中，要注意凝汽器、除氧器、加热器、闭式水箱、定子冷却水箱水位正常，

各油箱油位正常，油温符合要求。 1.4.5.2 1.4.5.3

冲转后及时调整主机润滑油温维持在40±2℃；机组冲转升速时保证参数稳定。 在转速<600r/min时，应对汽机偏心率重点监视，在转速>600 r/min时，应加强对机组

振动的监视。当机组升速至共振区域时，应严密监视振动情况，在任何转速下，任一轴承振动达0.25mm时，立即打闸停机，按紧急停机处理。振动过大转速下降保持时，转速降至600r/min以下时，注意监视转子偏心率，当偏心度大于0.075mm时，应停机并进行盘车，直至偏心度小于0.075mm时方可再次启动。 1.4.5.4

汽机升速过程中，应在就地仔细倾听机组磨擦声音，若发现异常，须停机查找原因。升

速期间，下列条件之一发生时，DEH应转速保持，若转速在临界转速范围内，应将升速至超过临界转速时保持：

1.轴承振动大于0.125mm； 2.高中压差胀大； 3.轴承回油温度高75℃； 4.推力轴承金属温度高85℃； 5.低压缸排汽温度高80℃； 1.4.5.5

主机交流润滑油泵停运后，要及时将其投入备用。

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1.4.5.6 发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过80℃。

2.4.5.7 机组负荷大于30%以上应尽早投入协调控制。 2.5机组温态、热态、极热态启动 2.5.1机组温态、热态、极热态启动总则

机组温态、热态、极热态启动前系统检查、辅机启动的操作步骤同冷态启动，其他操作、规定如在温态启动无特殊说明按冷态启动要求执行、操作。温态、热态、极热态启动时应尽快带负荷，以避免转子金属温度下降而产生过大的热应力。机组升速率、升负荷率及暖机时间参考相应启动曲线确定。

2.5.2机组温态、热态、极热态启动的规定

2.5.2.1排汽装置抽真空前，先投轴封供汽，后抽真空，真空破坏门在抽真空前关闭。轴封供汽温度应与汽缸金属温度相匹配。

2.5.2.2锅炉点火后，排汽装置真空合格后，方可投入旁路系统。严格按升温升压率控制主再热蒸汽温度。

2.5.2.3汽机冲转前连续盘车时间不少于4小时（极热态除外），且转子偏心度应正常。

2.5.2.4汽机冲转前，必须确认汽机处于盘车状态或汽机还处于惰走阶段但转速不在临界转速区域内，严禁汽机在临界转速区域惰走时冲转升速。

2.5.2.5汽机冲转前，必须保证汽机本体及各蒸汽管道的疏水门全开且已连续疏水不少于15min。汽轮机冲转过程中注意监视高中压缸上下温差＜42℃，如温差超限且伴有轴向位移大报警，应立即打闸停机并对汽缸和蒸汽管道进行充分疏水。

2.5.2.6汽机冲转时，保证主蒸汽过热度在56℃以上，且第一级蒸汽温度与第一级金属温度要有良好的匹配，在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高110℃或低于56℃。

2.5.2.7当主、再热蒸汽参数接近冲转参数，进行汽机复置时，应注意汽轮机转速的变化，并严密注意缸温。

2.5.2.8汽轮机冲转过程中不需要进行2000r/min暖机（温态-1除外）。

2.5.2.9极热态、热态、温态启动应严格控制胀差、汽缸绝对膨胀、振动、轴向位移、各轴承温度、油温在规定范围内，汽轮机冲转后应尽快升速、并列、接带负荷，不应使金属冷却而出现负温差。 2.5.2.10对于极热态启动，并网后应尽快以18MW/min的升负荷速率升负荷到300MW的目标负荷，以免造成高压缸排汽温度高，致使汽轮机跳闸，而影响机组的启动。 2.5.2.11机组升速过程中要注意低压缸排汽温度不超过80℃。

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2.5.2.12机组启动时凝结水系统冲洗、给水系统冲洗要正常进行。 2.5.2.13热态启动中，因升负荷速率较高，要密切注意凝汽器水位的变化。 2.5.2.14机组在温态启动时要保持单阀控制方式一天，以减少固体粒子腐蚀。 2.5.3机组温态、热态、极热态启动的冲转参考参数

冲转参数 主汽压力 5.9MPa 5.9MPa 5.9MPa 7MPa 8MPa 主汽温度 340℃ 340℃ 420℃ 450℃ 485℃ 再热汽压力 1MPa 1MPa 1MPa 1MPa 1MPa 再热汽温度 300℃ 300℃ 400℃ 435℃ 470℃ 启动状态 冷态 温态-1 温态-2 热态 极热态

调节级金属温度 T＜120℃ 260℃＞T≥120℃ 415℃＞T≥260℃ 450℃＞T≥415℃ T≥450℃ 2.6 DEH操作方式说明

共有四种基本控制方式： 自动控制； CCS遥控控制； 手动控制； 同期控制。 2.6.1自动控制

2.6.1.1升速期间，可以确定或修改升速率和目标转速。 2.6.1.2可进行从主汽门到高压调节门控制的切换。 2.6.1.3在机组达额定转速时，可投入自动同步。

2.6.1.4在机组并网后，可适时修改或确认机组的目标负荷及升负荷率。 2.6.1.5可投入远方控制操作。

2.6.1.6具有阀门管理功能——即单阀和顺序阀控制。 2.6.2 CCS遥控控制 2.6.2.1投入条件

2.6.2.1.1 DEH装置在自动方式 2.6.2.1.2 发电机出口开关闭合； 2.6.2.1.3 DEH未投入主蒸汽压力回路；

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