冷态启动操作纲要（试行）
编号 操 作 项 目
1 接令启动本机组运行，通知各有关岗位做好准备。各种辅机联锁试验、机炉电主保护试验已进行完毕，均正常。
2
电气人员检查系统，准备恢复厂用电。送上直流电；投入相关保护压板， 从电网取电，110KV、220KV母线送电，主变倒挂运行，高备变投入运行，各辅机电源均送上。
3 机炉人员检查恢复就地系统。检查各设备状态，各阀门状态是否正确。
4 厂用电恢复完毕，机炉人员启动循环水、工业水系统。
5 凝汽器补水至800mm；用锅炉疏水泵给除氧器上水至2000mm；给水升温至70℃~90℃；水冷箱补水至700 mm。
6 汽机启动凝结水系统,凝结水打循环。检查给水泵润滑油系统投入，给水泵已符合启动条件，暖泵后启动给水泵。（给水泵由锅炉调整出力，启动和开再循环由汽机控制）
7 将给水充至主给水调节门前，锅炉准备给汽包上水。
8 汽包上水至-100mm，严格控制汽包上下壁温，汽包饱和温度上升速度≯1℃/min，瞬间≯2℃/min，汽包上下壁温差≯50℃/min;上完水后关闭过热器、再热器放空气门。
9 汽机投入发电机冷却水系统，维持定、转子进水压力0.3MPa左右,锅炉将汽包连续排污倒至定排扩容器进行排污。
10 汽机启动润滑油系统。启动交流油泵，开启润滑油至调速系统赶空气门，启动一台顶轴油泵，投入盘车，盘车运行正常后，投入盘车联锁，停运顶轴油泵。
11 汽机抽真空；微开二级、一级旁路；锅炉启动引、送风机，进行炉膛吹扫，做好点火前的准备工作。
12 真空抽至-26KPa，通知锅炉点火，投入“炉膛压力高、炉膛压力低”、“手动MFT允许”、“燃油阀快关”、“汽包水位”保护，其余保护并网后投入。点燃四只轻油枪，控制好二次风门开度（上层45%，中上40%，中下35%，下层15%~30%，氧量7%~9%之内。）汽包饱和温度上升速度≯1℃/min，瞬间≯2℃/min，汽包上下壁温差≯50℃/min;控制主蒸汽温升率≯2.5℃/min,再热蒸汽温升率≯3.5℃/min,主蒸汽管、再热蒸汽管升率≯8℃/min。
13 锅炉起压后，联系汽机投入二、**减温水，开启二级旁路30%，一级旁路70%，关闭过热器、再热器对空排汽电动门。主蒸汽温度、压力若有超过趋势，应减慢升压速度或调整一、二级旁路开度，增大排汽量。
14 投入轴封备用汽源，调整真空在-53~-60KPa。主汽压0.3MPa，汽机二段暖管至主汽门前。
15 根据升温升压要求，当对流过热器烟温≥120℃,可投入一只下层重油枪（重油层2）；对流过热器烟温≥300℃,热风温度120℃以上,可对角投入部分下层粉。
16 主汽压力1.2MPa~1.5MPa,主汽温度250℃、再热汽温200℃以上,主蒸汽在对应压力下至少有50℃的过热度，主蒸汽温主蒸汽与再热蒸汽温差≯50℃, 主蒸汽和再热蒸汽甲、乙两侧温差≯20℃。检查一切正常，汽机准备冲转。
17 汽机就地启动阀“挂闸”到位建立安全油，“运行”到位建立启动油，主汽门应开启，检查抽汽逆止门电磁阀处于关闭位置，保护复归后，投入“轴向位移、润滑油压低、汽机超速、支持轴承回油温度高、推力轴承回油温度高”保护，各系统检查正常，已符合汽机冲转条件，设定目标转速500r，升速率100r/min开始冲转。
18 严格控制汽机本体各参数，严密监视高压缸各部分温升率及各部分温差在允许范围内，真空维持在-53~-60KPa。
1、汽缸夹层加热联箱、法兰螺栓加热联箱暖体，视差胀大小、汽缸各部分温差大小投入；
2、密切注意轴承振动，通过临界转速轴承盖振动应小于0.15mm,1500r/min以下时,轴承振动应小于0.04mm,振动超过上述值时,应立即打闸停机,不允许采取降速运行;
3、检查汽缸膨胀、差胀（+6.0/-1.0 mm）在允许范围内；
4、汽机及其蒸汽管道、阀门各点金属温度的温升、温差不超过下列规定值：
温升率：主蒸汽温升率＜2.5℃/min;
再热蒸汽温升率＜3.5℃/min;
主蒸汽管、再热蒸汽管温升率＜8℃/min;
高、中压主汽门、调速汽门壁温升率6℃/min；
汽缸及法兰温升率＜2.5℃/min;
温差控制:内缸外壁与外缸外壁＜50℃;
高压内缸上、下壁＜35℃；
法兰左、右＜15℃；
法兰上、下＜20℃；
汽缸及法兰内、外壁＜80℃；
外缸法兰中壁与螺栓＜50℃；
高压缸差胀小于+6/-1 mm；
轴向位移（+1.0/-1.2 mm）,推力瓦温度(＜95℃)正常;
低压缸排汽温度应＜120℃。
19 汽机冲转至定速过程中，锅炉维持主汽压力1.5MPa~1.8MPa,主汽温度250℃~300℃,主蒸汽与再热蒸汽温差≯50℃, 主蒸汽和再热蒸汽甲、乙两侧温差≯20℃。
20 汽机根据本体参数要求进行各阶段暖机,定速后联系值长并网。
21 电气接到机组并网命令，进行机组并网前检查工作。
22 严格按照发电机并网操作票执行并网操作。
23 发电机并网后，汽机投入阀控方式，接带初始负荷，以0.5MW/min缓升至10 MW，投入功控方式，定负荷在10 MW暖机。
24 锅炉根据汽机升负荷速度，调整燃烧，（根据需要再投入一只下层重油枪），按照锅炉冷态启动升负荷曲线，调整主蒸汽压力、温度、负荷，保持三者相对应。
25 电气注意调整无功负荷。（Q/P=1/3）
26 10 MW暖机结束，汽机本体参数正常，以1MW/min缓升至40MW暖机。锅炉根据需要投入下层粉和中层粉，注意调整主蒸汽压力、温度、负荷，保持三者相对应。、电气注意调整无功（Q/P=1/3）。
27 40MW暖机结束，机、炉、电配合，以1MW/min缓升至80 MW。
28 锅炉注意调整燃烧，投入中层粉和上层粉，注意留中层一台给粉机做备用。调整给粉量，控制好主汽升温升压率，保持汽温汽压与负荷相对应，缓慢撤出重油枪，控制好负压、氧量在4%~6%之内。高加注水，缓开高加注水门
29 负荷80 MW以上，调整燃烧,缓慢撤出轻油枪,燃烧稳定后,可投入CCS协调控制（设定机前压力，它不能大于汽机进汽压力0.5MPa，投入中层和上层给粉自动，在CCS界面上“请求电调遥控”，在DEH界面上点击“CCS投入”，检查“CCS投入”阀控方式”红灯亮，在CCS界面上点击“投入协调控制”后,表示“CCS控制”已投入。）
30 由司炉根据汽温汽压及燃烧情况控制负荷，设定“目标负荷”“机前压力”，逐步增加负荷，注意调整负压，氧量，汽包水位。
31 缓慢升负荷至135MW额定负荷，投入引、送风机自动，氧量自动，减温水自动等各种设备自动控制。
注 完成该项工作打“√”
