发电集控运维660mw超超临界机组培训定冷水系统的过程

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龙泉金亨2×660MW超临界机组MCS系统逻辑设计说明设计：校对：审核：批准：新华控制工程有限公司2012年3月18日660MW超超临界机组控制方案说明1．超超临界机组模拟量控制系统的控制要求超临界机组相对于亚临界汽包炉机组，有两点最重要的差别：一是参数提高，由亚临界提高至超临界；二是由汽包炉变为直流炉。

正是由于这种差别，使得超临界机组对其控制系统在功能上带来许多特殊要求。

也正是由于超临界机组与亚临界汽包炉机组这两个控制对象在本质上的差异，导致各自相对应的控制系统在控制策略上的考虑也存在差别。

这种差别在模拟量控制系统中表现较为突出。

此处谨将其重点部分做一概述。

1.1 超临界锅炉的控制特点(1)超临界锅炉的给水控制、燃烧控制和汽温控制不象汽包锅炉那样相对独立，而是密切关联。

(2)当负荷要求改变时，应使给水量和燃烧率（包括燃料、送风、引风）同时协调变化，以适应负荷的需要，而又应使汽温基本上维持不变；当负荷要求不变时，应保持给水量和燃烧率相对稳定，以稳定负荷和汽温。

（3）湿态工况下的给水控制——分离器水位控制，疏水。

（4）干态工况下的给水控制-用中间点焓对燃水比进行修正，同时对过热汽温进行粗调。

（5）汽温控制采用类似汽包锅炉结构，但应为燃水比+喷水的控制原理，给水对汽温的影响大；给水流量和燃烧率保持不变，汽温就基本上保持不变。

1.2 超临界锅炉的控制重点超临界机组由于水变成过热蒸汽是一次完成的，锅炉的蒸发量不仅决定于燃料量，同时也决定于给水流量。

因此，超临界机组的负荷控制是与给水控制和燃料量控制密切相关的；而维持燃水比又是保证过热汽温的基本手段；因此保持燃/水比是超临界机组的控制重点。

本公司采用以下措施来保持燃/水比：（1）微过热蒸汽焓值修正对于超临界直流炉，给水控制的主要目的是保证燃/水比，同时实现过热汽温的粗调，用分离器出口微过热蒸汽焓对燃/水比进行修正，控制给水流量可以有效对过热汽温进行粗调。

7 附录7.1 锅炉设备概况7.1.1 660MW超临界机组锅炉为国产超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊П型结构、露天布置的燃煤锅炉。

7.1.2 锅炉型号：SG2150/25.40-M9767.1.3 制造厂家：上海大电气7.1.4制造日期：＃3号炉 2007年；＃4号炉 2007年7.1.5投产日期：＃3号炉2009年9月；＃4号炉 2009年12月7.1.6炉膛宽18816mm、深18816mm，从炉膛冷灰斗进口（标高8600mm）到标高53120mm处，炉膛四周由φ38.1×6.36mm节距为54mm的螺旋管圈组成，从49670mm到炉顶棚管（标高77250mm）处的上部炉膛由φ34.93×6.04mm节距为56mm的光管焊接成的垂直水冷壁组成。

在炉膛上部布置有分隔屏过热器和后屏过热器，水平烟道内沿烟气的流动方向依次布置高温再热器和高温过热器，尾部烟道内沿烟气流动方向依次布置低温再热器和省煤器。

给水管路的来水由炉左侧进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱，水流经省煤器受热面吸热后，由省煤器出口集箱引出下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、中间混合集箱、垂直水冷壁管到垂直水冷壁出口集箱汇集后，经引出管引入汽水分离器进行汽水分离，从分离器分离出来的水进入贮水罐排往排汽装置，蒸汽则依次经顶棚管入口集箱、顶棚管到顶棚管出口集箱汇集后分两路引出，一路经后烟井顶棚管、后烟井后墙管下行进入后烟井下集箱。

另一路经垂帘管、后烟井前墙管下行进入后烟井下集箱，在后烟井下集箱汇集后分三路引出，第一路经后烟井左侧墙管上行进入后烟井左侧墙上集箱。

第二路经后烟井右侧墙管上行进入后烟井右侧墙上集箱。

第三路经一引出管进入水平烟道中间集箱后分两侧依次经过水平烟道水平段、水平烟道垂直段后分别进入后烟井左、右侧墙上集箱混合，混合后的蒸汽分别由两根导汽管引入左、右两侧分隔屏入口集箱，左、右两侧分隔屏出口集箱的蒸汽由两根导汽管经一级喷水减温器调温后进入后屏过热器入口集箱，后屏出口集箱的蒸汽由两根导汽管经二级喷水减温器调温后再进行左右交叉进入末级过热器入口集箱，末级过热器出口集箱的过热蒸汽经两根导汽管送至汽机高压缸。

660MW超超临界机组无电泵冷态启动实践与风险控制摘要本文介绍了江苏国华陈家港发电有限公司660MW超超临界机组无电泵冷态启动过程，并对启动过程中的风险进行了分析，可为国内超超临界机组无电泵启动应用提供借鉴。

关键词超超临界机组；无电泵；启动；风险控制0 引言目前在确保机组安全的前提下，“节能降耗”已成为各发电企业生产运行的主题，在机组启动阶段控制成本的意义尤为重大，因此需要寻求更经济的启动方式。

传统的机组启动模式采用电动给水泵启动，启动阶段厂用电耗较高，机组带负荷后的并、退给水泵操作停留时间长，操作风险大。

而直接利用汽动给水泵组实现机组启动（也称“无电泵启动”）不仅能节省启动阶段的厂用电量，而且优化了机组启动进程，可以实现机组的快速、平稳、安全启动。

江苏国华陈家港发电有限公司（简称国华港电）两台机组在调试期因辅汽不足未能进行无电泵启动调试，对操作进程、参数的控制缺少相关数据支撑，2012年10月2号机组首次进行了无电泵启动。

1系统简介国华港电一期工程为两台660MW超超临界机组，锅炉为上海锅炉厂生产的超超临界参数变压运行直流炉，为带炉水循环泵的串联式启动系统，采用微油点火，型号：SG-2037/26.15 M626型。

汽轮机为上海汽轮机有限公司660MW超超临界凝汽式汽轮机，型号：N660-25/600/600。

每台机组的给水系统设置两台50%容量的汽动给水泵和1台30%容量的电动启动给水泵。

小汽轮机为杭州汽轮机股份有限公司生产，型号为NK63/71/0，调速范围3000rpm～6000rpm，动力汽源有冷再蒸汽、主机四抽蒸汽和辅助蒸汽。

每台汽动给水泵配置1台不同轴的电动给水前置泵。

电动给水泵采用定速给水泵。

2 无电泵冷态启动实践1号机组运行，全厂辅汽由1号机组四段抽汽供给，冷再做备用，四段抽汽还作为1号机除氧器及两台汽动给水泵的汽源。

在2号机组启动阶段，2号机组除氧器加热、轴封供汽、空预器吹灰、微油暖风器以及小汽轮机用汽均来自1号机组，辅汽用汽量较大。

660MW超超临界直接空冷机组整套启动中的问题及处理措施本文主要针对660MW超超临界直接空冷机组整套启动过程中存在的问题开展论述，结合问题存在的原因，提出相应的处理措施，保证整个机组试运行顺利推进。

标签：超超临界直接空冷机组整套启动存在问题处理措施内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司五期工程2×660MW汽轮机发电机组，该机组是由东汽生产的660MW超超临界一次中间再热，三缸两排汽，直接空冷凝汽式汽轮机。

本次研究主要针对该机组整套启动过程中存在的的问题进行了总结分析，并进一步分析了问题产生的原因，提出了相应的处理措施，现将具体研究内容介绍如下：一、盘车转子停止转动1.问题分析在对机组进行电气专业短路实验和空载实验完成之后，技术人员准备对整个机组的阀门进行严密性试验。

当时锅炉的运行参数为主汽压力11.9MPa，再热汽压力2.3119MPa。

当严密性试验完毕之后，汽机转速到0，人工手动啮合盘车，启动过程中的电流为0当时电流30.3A，启动约一分半后，盘车掉闸。

间隔20分钟后再次启动，启动失败，这时对盘车电机的电流进行检查，发现在33～35A 之间波动。

半个小时之后，挂闸困难，强行挂闸后，手动盘车不能正常运作，随后盘车电流突然激增到71A，汽轮机真空遭到破坏。

通过对整个机组进行全面检查之后，导致上述问题出现的原因，主要包括以下几个方面，一个是盘车机电出现了电气故障，另一个是汽轮机大轴内部存在残余的弯曲，机械设备在启动过程中，由于启动力矩太大，不能正常开启。

还有就是顶轴油压出现了突变，使得大轴顶起高度，达不到相应标准，启动力矩增加。

最后一个原因是盘车大齿与大轴齿轮啮合不到位，从而引起启动力矩增加。

2.处理措施针对上述故障可能发生的原因，技术人员立即采取措施进行检修。

首先将所在机组的所有疏水关闭，开始进行闷缸处理。

在故障现场调整机组各个瓦顶轴油压以及顶起的高度，检查之后发现一个发电机的7瓦顶起高度不符合要求。

660MW超临界空冷汽轮机及运行660MW超临界空冷汽轮机及运行概述结构660MW超临界空冷汽轮机由压气机、燃烧室、高压涡轮机、中压涡轮机、低压涡轮机和空冷设备等组成。

压气机负责将空气压缩，通过燃烧室与燃料混合燃烧产生高温高压燃气。

高压涡轮机、中压涡轮机和低压涡轮机将燃气的能量转化为转动机械能，最终带动发电机发电。

空冷设备用于将汽轮机排出的废热通过空气冷却，提高装置的热效率。

超临界空冷技术可以有效降低冷却塔和水泵等设备的使用数量，减少水资源的消耗。

原理超临界空冷汽轮机采用超临界循环技术，利用高温高压的态势增加了汽轮机的发电效率。

超临界循环是一种介于常规汽轮机循环与超临界循环之间的状态，具有较高的过热温度和较高的过热压力。

超临界循环的特点是在液相区域具有较高的比熵，使得过热器的温差减小，进而降低了对锅炉管材的性能要求。

由于工质在液相时有较高的比熵，故压缩度小，外排温度升高，进而降低了冷却水的使用量。

空冷技术则通过利用环境空气对汽轮机的散热进行冷却，减少了对水资源的依赖。

相比传统的湿冷循环，空冷技术具有热效率高、环境保护性好的优势。

运行情况660MW超临界空冷汽轮机的运行情况非常良好。

其高效率和环保性使得其在电力行业得到了广泛的应用。

超临界空冷汽轮机的高效率使得发电成本得到了降低，进一步促进了可持续发展。

空冷技术的应用也减少了对水资源的压力，提升了能源的可持续利用性。

除此之外，超临界空冷汽轮机还具有运行稳定、可靠性好等特点。

其高负荷运行和快速启停的能力满足了电力行业对供电的需求。

，660MW超临界空冷汽轮机以其高效率、环保性以及运行稳定性，将成为电力行业的重要发展方向。

发电厂2×660MW机组集控运行规程超超临界660MW机组集控运行规程1机组设备概述 (7)1.1锅炉设备概述 (7)1.2汽机设备概述 (8)1.3发电机设备概述 (10)2机组设备规范 (11)2.1锅炉设备规范 (11)2.1.1锅炉规范 (11)2.1.2燃料特性 (13)2.1.3锅炉汽水要求 (14)2.1.4燃料灰渣特性 (14)2.1.5燃油特性（轻柴油） (15)2.1.6锅炉设备技术数据 (15)2.1.7锅炉热力数据汇总表 (24)2.2汽机设备规范 (25)2.2.1主机设备规范 (25)2.2.2汽轮机发电机组临界转速 (26)2.2.3机组变工况热力参数 (26)2.3发电机及励磁机设备规范 (27)2.3.1发电机规范 (27)2.3.2励磁变压器规范 (29)2.3.3励磁整流柜参数 (30)2.3.4励磁调节器规范 (30)2.3.5氢系统规范 (30)2.3.6定子冷却水系统规范 (31)2.3.7发电机密封油系统规范 (31)3机组主要保护 (32)3.1汽机主要保护 (32)3.1.1汽轮机超速及跳机保护 (32)3.1.2汽轮机主要联锁保护 (32)3.1.3调节级叶片保护 (32)3.2锅炉主要保护 (33)3.2.1炉膛安全保护系统FSSS (33)3.2.2MFT条件 (33)3.2.3机电炉大联锁保护 (34)3.3电气主要保护 (34)3.3.1发变组保护 (34)3.3.2保护配置情况 (34)4机组启动 (36)4.1启动规定及要求 (36)4.1.1启动要求 (36)4.1.2机组禁止启动条件 (37)4.1.3启动状态的划分 (39)4.1.4机组主要检测仪表 (39)4.1.5主要控制及调节装置 (40)4.2启动前联锁、保护试验项目 (41)4.3启动前的检查和准备 (41)4.3.1启动前检查： (41)4.3.2辅助设备及系统的投入 (45)4.4.1凝结水系统冲洗 (47)4.4.2给水系统及锅炉冷态冲洗 (47)4.4.3锅炉上水 (47)4.4.4启动汽机轴封系统 (49)4.4.5启动汽机真空系统 (49)4.4.6启动汽机EH油系统 (49)4.4.7汽机高、低压旁路投用： (50)4.4.8启动锅炉风烟系统 (50)4.4.9启动锅炉炉前燃油系统 (50)4.4.10锅炉吹扫 (51)4.4.11锅炉点火 (52)4.4.12锅炉热态冲洗 (56)4.4.13锅炉升温升压 (56)4.4.14汽机冲转及升速至额定值 (57)4.4.15发电机并列 (65)4.4.16升负荷至60MW (72)4.4.17升负荷至120MW (74)4.4.18升负荷至260MW (75)4.4.19厂用电切换 (76)4.4.20升负荷至330MW (76)4.4.21升负荷至660MW (76)4.4.22锅炉启动过程注意事项 (76)4.4.23汽机启动过程注意事项 (77)4.5热（温）态启动 (78)4.5.1机组热（温）态启动原则 (78)4.5.2锅炉温态（热态、极热态）启动 (79)4.5.3汽机温态（热态、极热态）启动 (81)5机组正常运行及维护 (81)5.1机组正常运行参数限额 (81)5.1.1锅炉运行限额 (81)5.1.2汽机运行限额 (87)5.1.3发电机系统运行限额 (103)5.2机组运行方式 (104)5.2.1机组运行方式种类 (104)5.2.2机组运行方式投运条件 (104)5.2.3机组运行方式说明 (105)5.2.4机组正常运行的负荷调节 (106)5.3运行参数的监视与调整 (108)5.3.1机组运行调整的任务和目的 (108)5.3.2锅炉运行正常运行监视与调整 (109)5.3.3汽轮机系统的运行维护与调整 (114)5.3.4发电机系统主要参数的监视与调整 (116)6日常维护及定期试验 (125)6.1锅炉日常维护及定期试验 (125)6.2汽机日常维护及定期试验 (126)6.3电气日常维护及定期试验 (128)7机组停运 (129)7.1机组停运方式的规定 (129)7.2机组停用前的准备 (129)7.2.1锅炉停用前的准备 (129)7.3正常停机 (130)7.3.1机组减负荷 (130)7.3.2发电机解列 (132)7.3.3机组解列后的工作 (134)7.4滑参数停机 (136)7.4.1滑降范围及控制指标 (136)7.4.2机组的滑参数停机操作 (136)7.4.3滑参数停机控制参数 (139)7.4.4滑参数停机注意事项 (139)7.4.5滑参数停机和正常停机的异同点 (140)8机组停运后的冷却及保养 (140)8.1锅炉停炉后冷却 (140)8.2机组停运后的保养 (141)8.2.1机组停运后的保养注意事项 (141)8.2.2锅炉停运后的保养 (142)8.2.3汽机停运后的保养 (143)8.2.4发电机停运后的保养 (143)9事故处理 (144)9.1事故处理的原则 (144)9.2机组紧急停运 (145)9.2.1锅炉紧急停炉 (145)9.2.2汽机紧急停机 (145)9.3机组故障停运 (146)9.3.1锅炉故障停炉 (146)9.3.2汽机故障停机 (147)9.3.3电气故障停机 (148)9.4机组综合性故障及处理 (148)9.4.1锅炉MFT (148)9.4.2汽轮机运行中跳闸 (150)9.4.3发变组主开关跳闸（甩负荷） (151)9.4.4厂用电中断（全部中断） (152)9.4.5厂用电中断（部分中断） (154)9.4.6仪用压缩空气失去 (154)9.4.7机组控制系统异常 (157)9.4.8火灾 (159)9.5锅炉异常运行及事故处理 (161)9.5.1锅炉RB (161)9.5.2水冷壁泄漏、爆管 (166)9.5.3省煤器泄漏、爆管 (167)9.5.4过热器泄漏、爆管 (168)9.5.5再热器泄漏、爆管 (169)9.5.6尾部烟道二次燃烧 (169)9.5.7主再蒸汽温度异常 (170)9.5.8主蒸汽压力高 (171)9.5.9锅炉灭火 (171)9.5.10锅炉结焦 (172)9.6汽机异常运行及事故处理 (172)9.6.1汽轮机负荷摆动 (172)9.6.2主再蒸汽温度过高 (173)9.6.3主再蒸汽温度过低 (173)9.6.5汽轮机转子轴向位移增大 (177)9.6.6汽轮机水冲击 (178)9.6.7不正常的振动和异声 (179)9.6.8周率变化 (180)9.6.9汽轮机严重超速 (180)9.6.10汽轮机轴承金属温度高 (181)9.6.11运行中叶片损坏或断落 (181)9.6.12油箱油位、润滑油压同时下降 (182)9.6.13油位不变、油压下降 (183)9.6.14油压正常，油位下降 (183)9.6.15循环水中断 (184)9.7发电机异常运行及事故处理 (185)9.7.1发电机过负荷运行 (185)9.7.2发变组过激磁 (186)9.7.3发电机定子三相电流不平衡 (186)9.7.4发电机定子回路发生单相接地故障 (187)9.7.5发电机出口TV电压回路断线 (187)9.7.6发电机转子一点接地 (188)9.7.7发电机转子绕组匝间短路 (189)9.7.8发电机失磁 (189)9.7.9发电机升不起电压 (190)9.7.10励磁功率柜（整流柜）故障 (190)9.7.11电力系统振荡及发电机失步 (191)9.7.12发电机逆功率运行 (192)9.7.13发电机非全相运行 (193)9.7.14电机着火及氢气系统爆炸 (194)9.7.15发变组非同期并列 (195)9.7.16周波异常 (195)9.7.17发电机水冷系统故障 (196)9.7.18发电机氢冷系统故障 (199)9.7.19主系统事故处理 (200)10机组试验 (203)10.1机组试验原则 (203)10.2机炉电大联锁试验 (204)10.3锅炉试验 (206)10.3.1锅炉试验项目 (206)10.3.2锅炉水压试验 (206)10.3.3锅炉安全门整定试验 (210)10.3.4锅炉联锁保护试验 (213)10.3.5MFT、OFT保护试验 (214)10.4汽机试验 (215)10.4.1DEH调节系统静止试验 (215)10.4.2脱扣保护试验 (216)10.4.3ETS通道试验 (216)10.4.4超速保护试验 (217)10.4.5润滑油压低联锁保护试验 (217)10.4.6顶轴油泵、盘车低油压联锁试验 (218)10.4.7自动汽机阀门试验 (218)10.4.8高中压主汽门、调门严密性试验 (220)10.4.9抽汽逆止阀活动试验 (221)10.4.10真空严密性试验 (221)10.4.11发电机断水保护试验 (222)10.5发电机试验 (223)10.5.1试验前准备 (223)10.5.2主开关拉合试验 (223)10.5.3灭磁开关联跳试验 (223)10.5.4试验后恢复操作 (223)1机组设备概述1.1锅炉设备概述一期工程二台660MW超超临界机组锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造,引进日本三菱重工业株式会社（Mitsuibishi Heavy Industries Co. Ltd）技术,超超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NO X PM主燃烧器和MACT燃烧技术、四墙切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气出口调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。

660MW超临界机组发电机定子冷却水系统堵塞分析曹侬【期刊名称】《《发电设备》》【年(卷),期】2019(033)005【总页数】6页(P348-353)【关键词】定子冷却水; 空芯铜线棒; 堵塞; 铜腐蚀速率; 低pH; 低电导率; 富氧【作者】曹侬【作者单位】上海电气电站集团工程公司上海201199【正文语种】中文【中图分类】TM621.3目前国内大型发电机组发电机定子冷却水(简称定冷水)系统对铜腐蚀的处理是对该系统进行改造，以提高水的pH和改善水质为首选，以达到GB/T 12145—2016 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》标准：pH(25 ℃，下同)达到7.0～8.9, 溶氧值(质量浓度，下同)小于30 μg/L(贫氧)，电导率(25 ℃，下同)为0.4～2.0 μS/cm，水中铜离子质量浓度小于20 μg/L。

国内某发电机厂已在1 000 MW机组中采用空芯不锈钢材质的定冷水线棒。

国外近年来有在空芯铜管内敷设纳米涂层的技术可以提高防腐能力，保证在pH大于6.0、贫氧或富氧条件下，可大幅降低铜腐蚀速率[1-2]。

目前，在预防定冷水线棒铜腐蚀的研究中，有学者利用热力学和铜-水体系电位-pH平衡图的理论进行了研究[3]，也有学者开发了电化学腐蚀电位监视器，并通过建立数学模型来进行综合评判[4]。

可是，定冷水线棒的铜腐蚀仍有发生。

某发电机厂1号机组在并网投产3个多月后就发生了发电机定冷水运行异常，定冷水低流量报警，机组处于跳机边缘。

经初步分析是因水质控制不当在空芯铜线棒内发生了铜腐蚀，产生的杂质堵塞了发电机定冷水的内部细管道。

1 定冷水系统的设计工况该厂的发电机采用水-氢-氢冷却方式，定冷水系统采用全封闭充氮(定冷水箱上部)除氧(贫氧)运行，系统内无加药装置，仅有一台离子交换器进行旁路处理，补水为一路化学除盐，水源来自于凝结水补水箱(见图1)。

1—发电机；2—定冷水泵；3—冷却器；4—过滤器；5—反冲洗过滤器；6—线圈进水过滤器；7—补充水过滤器；8—补充水电磁阀；9—离子交换器；10—定冷水箱；11—定冷水箱蒸汽加热器；12—定冷水箱排气管道；PT—压力变送器；P—压力表；TE—温度热电偶；PDS—压差开关；F—流量表；PS—压力开关；LS—液位开关；LT—液位变送器；T—温度表；PDT—压差变送器；M—电动阀图1 定冷水系统简图在发电机进口(励端)有就地压力表的压力信号，发电机进、出口压差信号，离子交换器的进、出口电导率信号，冷却器出口温度和循环流量信号等，均传至集控室的CRT(Cathode Ray Tube)画面上作为监视或保护信号显示。

600MW超临界仿真机冷态启动过程及正常停运操作步骤华北电力大学杰德控制系统工程研究中心2008年9月冷态启动过程一、投入辅助系统二、锅炉上水注意：①电泵启动条件：启动前电泵转速调节控制器开度为0%；启动电泵辅助油泵(电动给水泵本体)。

②在以后的过程中调节电泵转速调节控制器开度，始终保持锅炉启动给水泵出水压力大于省煤器出口总管压力，且随着压力增大，压差增大。

三、点火前准备工作四、升温升压过程注意：1、在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升温率不得超过1.1℃/min,升压率低于1.0MPa/min。

2、在蒸发量增加的同时，必须确保省煤器入口流量为30%BMCR （600t/h左右，即给水流量和循环流之和)。

3、大约点到14支枪时，可满足冲转条件。

冷态冲转参数选择：360℃≤主蒸汽温度≤430℃，再热蒸汽温度320℃，主蒸汽压力为8.92MPa，再热蒸汽压力1.0MPa。

4、满足冲转条件前，高压旁路蒸汽减压阀和低压旁路蒸汽减压阀开度最好不低于50%。

5．一般过再热减温水要到并网带负荷后再投入，主蒸汽温度控制主要靠过热器减温水调节；再热蒸汽温度主要靠烟气挡板开度调节。

五、冲转过程说明：1、汽轮机冲车采用高中压联合启动的方式。

汽机挂闸成功后，确认GV(高调门）全开，TV（高压主汽门）、IV（中压调节门）全关，检查高排逆止门关闭（在旁路系统操作画面）。

2、并网前输入的目标值为转速，并网后根据控制回路投/切分为：负荷（MW）、阀位（%）或者主蒸汽压力（MPa）。

3、在实际操作中，2000RPM时暖机时间应为150分钟。

我们所说的1分钟暖机只是示意。

在汽轮机暖机过程中按照冷态启动曲线将将主蒸汽温度升为420℃，再热蒸汽温度350℃，同时维持主再热蒸汽压力稳定。

4、为避免汽机发生共振。

禁止在临界转速范围内定速。

汽轮机临界转速：第一临界转速760 到860rpm；第二临界转速1450到1700rpm。

第三临界转速：2150到2250rpm。