硕石电厂 #2 机组修后整套启动全流程工艺规程（电厂内控计划精编版）

本规程严格基于《硕石电厂#2机组修后整套启动计划安排表（内控计划）》的 64 个关键控制步序、时限指标与物理参数进行系统化重构与工程原理解析。整套冷态启动共划分为 七大阶段，累计基准工期约 31.5 小时（自启动准备至达到调度目标负荷）。

阶段时序全景与工期基准 (Timeline Matrix)

阶段一：机组启动前准备 (5.0h)
  └─ 调度报备 ➔ 油质化验 ➔ 热工/DCS受电 ➔ 大小机拉阀 ➔ 仿真试验 ➔ 现场全面检查
阶段二：启动前辅助系统全面投运 (8.0h)
  └─ 辅汽投运 ➔ 循环水/闭水投运 ➔ 除盐水/凝汽器/除氧器补水 ➔ 润滑油/顶轴油 ➔ 大机连续盘车 ➔ 电气绝缘
阶段三：锅炉上水与冷态冲洗 (9.0h)
  └─ 前置泵上水加药 (4.0h) ➔ 开式冷态冲洗至Fe<500 (3.0h) ➔ 闭式循环清洗至Fe<100 (2.0h)
阶段四：炉膛吹扫与点火 (4.0h)
  └─ 转机油站 ➔ 火检/电视/空预器 ➔ 抽真空(-85kPa)与投轴封 ➔ 风烟吹扫 ➔ 大油枪点火 ➔ 一次风/磨煤机微油
阶段五：升温升压与热态冲洗 (8.0h)
  └─ 严控升温率 ➔ 0.2MPa关空气门 ➔ 1.0MPa投高低旁 ➔ 150℃恒温热态冲洗(Fe≤50ppb) ➔ 汽机冲转参数就绪
阶段六：汽轮机冲转、暖机与并网 (5.0h)
  └─ 蒸汽品质核验 ➔ 冲转至550rpm听音暖机(4.0h, 中压内缸>245℃) ➔ 升速3000rpm ➔ 发电机并列并网
阶段七：并网带负荷与湿转干 (6.5h)
  └─ 初负荷暖机(8MW) ➔ 30MW ➔ 60MW厂用电切换 ➔ 90-105MW湿态转干态 ➔ 150MW小机汽源切换 ➔ 目标负荷

第一阶段：机组启动前的准备（内控基准：5 小时）

本阶段核心任务是完成管理审批、底层油质安全化验、控制神经系统（DCS/热工）受电以及执行机构（高低压主汽门/调门）的冷态静态物理动作校验。

步骤 1：调度申报与整套启动令生效

操作要点：向电网中调正式上报修后机组整套启动试验项目、保护投入清单及计划节点，取得调度开工令后，整套启动程序物理生效。

步骤 2：全厂油质化学取样深度化验

操作要点：化学专业对主机润滑油箱、电动/汽动给水泵油箱、抗燃油（EH油）箱、各辅机转机油箱进行全分析取样。
验收红线：EH油酸值、含水量、颗粒度（NAS 6级以下）、主机润滑油机械杂质及水分必须 100% 达到运行标准，严防带水带杂质损伤轴瓦及高精伺服阀。

步骤 3：热工电源恢复、信号复归与操作员站（CRT）投运

操作要点：给热工各盘柜合闸送电，系统自检；恢复全部传感器、变送器、电磁阀电源，复归闭锁及报警信号；启动 DCS 控制器与工程师站/操作员站，校对系统授时与网络通信。

步骤 4：工器具与现场应急测量仪表核验

操作要点：定置摆放听针（检查动静摩擦）、红外测温枪（轴瓦/阀体温度核验）、便携式测振仪（振动多点监测）及便携式测爆仪，并完成校准与就绪。

步骤 5：大机、小机液压阀门静态“拉阀试验”

操作要点：在 EH 油压稳定状态下，通过 DEH/MEH 系统对汽轮机高压主汽门（TV）、高压调节门（GV）、中压主汽门（RSV）、中压调节门（IV）以及给水泵小汽机主汽门、调节门进行全行程 0%~100% 开关活动及快关试验。
物理目的：检验油动机伺服阀动作线性度、机械连杆机构有无卡涩、弹簧复位机构动作时间（快关时间 $\leq 0.15 s$ ），彻底排除气阀卡涩导致的超速飞车隐患。

步骤 6：DCS/DEH 控制逻辑虚拟仿真试验

操作要点：投入机组仿真模拟软件，闭环演练大机跳闸（ETS/AST 动作）、锅炉 MFT、高低旁路快开连锁、超速保护（OPC）限制回路，验证逻辑正确性。

步骤 7：全厂多专业联合现场综合大检查

操作要点：汽机、锅炉、电气、热工、化学各专业对照“修后启动检查卡”进行地毯式巡检：脚手架全部拆除、临时盲板全部抽除（核对盲板台账）、保温完整、阀门状态（常开/常闭）确认到位。

第二阶段：启动前辅助系统全面投运（内控基准：8 小时）

本阶段是建立工质大循环、提供轴系支撑与转子热态防弯曲的前提，必须严格遵守“先水后汽、先冷后热、先润滑后盘车”的时序逻辑。

步骤 8：投入辅助蒸汽系统（辅汽联箱受汽）

操作要点：由邻机或启动锅炉向辅汽联箱供汽，充分暖管排凝，维持辅汽联箱压力 0.6~~1.0 MPa、温度 250~~300℃。该系统为后续除氧器加热、轴封供汽、空预器吹灰提供汽源。

步骤 9：投入循环水系统运行

操作要点：启动循环水泵向凝汽器水室充水，排尽水室积气；建立循环水畅通流动，确保后续旁路排汽及轴封抽汽具备冷凝冷却能力。

步骤 10：化学启动制水与除盐水储备（提前24h介入）

操作要点：启动一级反渗透、EDI 及混床制水装置，制备合格除盐水，将除盐水箱液位充注至高水位（ $\geq 10 m$ ），确保锅炉连续冲洗及启动阶段大量补水需求。

步骤 11：投入闭式冷却水系统

操作要点：启动闭式水泵，向闭式水膨胀箱补水，排净管网气体，开启开闭式热交换器；为全厂送引风机、给水泵、汽机冷油器提供源源不断的冷却水源。

步骤 12：发电机绝缘电阻遥测与确认

操作要点：电气专业在发电机注水/充氢（或空气态）工况下，用兆欧表遥测发电机定子绕组、转子绕组绝缘电阻及吸收比（ $R_{60} / R_{15} \geq 1.3$ ），确认绝缘合格、碳刷滑环无短路接地。

步骤 13：投入汽机交流润滑油系统

操作要点：启动主油箱交流润滑油泵，检查轴承进油压力（0.12~~0.15 MPa）、回油视镜流动充盈；油温控制在 35~~45℃ 之间（油温低时投用冷油器电加热）。

步骤 14：投入高压顶轴油系统（Jacking Oil）

操作要点：启动高压顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压（通常 10~15 MPa），实测轴颈在巴氏合金瓦/可倾瓦上的抬升高度（应在 $0.04 \sim 0.08 mm$ 之间），保证转子与瓦面建立微观间隙。

步骤 15：投入汽轮机连续盘车装置

操作要点：啮合盘车齿轮，启动盘车电机。记录初始盘车电机电流；投入偏心传感器，连续监测大轴晃度（偏心度值 $\leq 0.05 mm$ ）。
控制红线：若盘车电流突增或晃度超标，坚决严禁点火与冲转，必须查明内部机械碰磨原因。

步骤 16：联系输煤系统向原煤仓上煤

操作要点：启动皮带给煤，将 A、B 磨煤机对应的原煤仓充填上煤至 60% 以上煤位，点火后视燃烧消耗动态补煤。

步骤 17 & 18：凝汽器热井与除氧器大水箱补水

操作要点：启动化学凝输泵，向凝汽器热井充注除盐水至正常工作液位（基准 $800 mm$ ）；启动凝结水泵向除氧器补水至正常液位（基准 $1700 mm$ ）。

步骤 19：记录冷态自由膨胀指示零点

操作要点：对汽轮机汽缸（高、中、低压缸滑销系统）及锅炉四角立柱膨胀指示器进行冷态基准标定与读数记录，建立热膨胀基准原点。

第三阶段：锅炉上水与冷态开式/闭式冲洗（内控基准：9 小时）

直流/超临界锅炉修后管壁附着大量铁锈氧化物，必须通过“上水加药 ➔ 开式外排 ➔ 闭式净化”彻底净化循环水质，防止受热面高温结垢爆管及汽轮机通流叶片结垢。

步骤 20 & 21：启动前置泵上水与加药控制

操作要点：启动电动给水泵前置泵，经高加旁路向锅炉缓慢上水（上水时间控制在 2~3 小时，水温与水冷壁温差 $< 5 0^{\circ} C$ ）；通知化学加氨、加联氨调节 pH 值与除氧。上水完毕后再次记录锅炉整体膨胀量。

步骤 22：转机润滑油站与液压站全面投运

操作要点：提前投运引风机、送风机、一次风机、磨煤机的润滑油站及动叶液压调节站，连锁试验正常，油温、油压达到备用启动标准。

步骤 23：电气继电保护与自动装置二次复核

操作要点：电气人员对厂用 6kV 开关合闸回路、发变组保护出口压板、备自投（BZT）装置进行投运前最后一次物理压板锁定与信号核对。

步骤 24 & 25：冷态开式水冲洗（前段排污）

操作要点：给水经省煤器、水冷壁、启动分离器，分离器排出的冲洗水通过溢流阀/事故放水门直接排入工业废水池（开式排放）；储水罐水位建立至 $5 m$ 后关闭各疏水排空门，投入储水箱水位自动调节阀。

步骤 26：加大流量冲洗至合格（Fe < 500 μg/L）

操作要点：逐步将给水流量提升至 25%~30% 额定流量（冲洗流速冲刷管道内壁泥砂），化学每 15 分钟取样化验：当铁含量 $Fe < 1000 μ g/L$ 时投入凝结水前置过滤器；继续冲洗至 $Fe < 500 μ g/L$ 。

步骤 27 & 28：冷态闭式循环冲洗（回收至凝汽器）

操作要点：当分离器出口水质 $Fe < 500 μ g/L$ 时，开启储水箱至凝汽器的疏水回收阀，切断外排；启动凝结水泵将水打回除氧器建立闭式大循环。
冲洗合格终点：连续运行至省煤器入口水样 $Fe < 100 μ g/L$ ，冷态冲洗阶段圆满结束。

第四阶段：系统吹扫、辅助系统投入与锅炉点火（内控基准：4 小时）

本阶段是锅炉由“水力系统”向“热力系统”跃迁的核心节点，严格遵守防爆防燃规程。

步骤 29~35：炉前燃油与安全监控系统就位

操作要点：启动火检冷却风机（维持足够风压）；投运炉膛火焰监视工业电视与微油火检系统；启动两台回转式空气预热器（严禁停滞在热风烟道中）；投运空预器火灾红外报警及炉管泄漏声学监测系统；投用炉前轻柴油循环系统，油压稳定在 2.5~3.0 MPa。
物理安全红线（步骤 32）：必须无条件执行炉前燃油系统快速切断阀泄漏试验（Leakage Test），确认进油快关阀与回油阀严密无泄漏，杜绝燃油暗漏积聚引发炉膛瓦斯爆炸。

步骤 36 & 37：建立冷凝器真空与投用轴封系统

操作要点：
1. 开启汽轮机低压缸排汽缸喷水减温；
2. 启动真空泵抽出内部空气，逐步建立凝汽器真空至 $- 85 kPa$ 左右；
3. 待真空建立后，开启辅汽向轴封联箱供汽，投入大机高低压轴封（严禁无真空或停盘车状态下送轴封，防止转子局部热变形）；
4. 启动轴封加热器风机，抽吸轴封微负压，防止蒸汽外泄进入轴承润滑油箱。

步骤 38：启动引送风机，执行炉膛全通流安全吹扫

操作要点：按顺序启动引风机 ➔ 送风机，建立炉膛负压（ $- 50 \sim - 100 Pa$ ）；调节总风量达到额定风量的 $25% \sim 30%$ ，启动 FSSS 吹扫计时器，严格吹扫 5 分钟（300秒）以上，彻底驱散炉膛和烟道内残留的可燃气体。

步骤 39：申请点火指令，投用 AB 层大油枪点火

操作要点：吹扫完成（吹扫就绪信号建立）后，5 分钟内申请调度点火命令；投入 A、B 层各 1 支对角大油枪点火，火检监视建立，调整燃油压力与雾化蒸汽配比，火焰呈金黄色不拉烟。

步骤 40~43：启动制粉系统，无缝切入煤粉微油助燃

操作要点：点火稳定后启动一次风机、密封风机；投运 A 磨煤机暖风器烘干磨辊；建立一次风微油点火系统，启动 A 磨煤机及给煤机，投入 A 层 4 个微油煤粉火嘴，实现以煤代油平稳升温。

第五阶段：升温升压至冷态冲转参数（内控基准：8 小时）

本阶段是控制承压部件热应力、完成相变汽化与热态深度水质净化的核心控制期。

步骤 44 & 45：前段严格温升率控制与空气门截断

温升率红线：
- 水温/饱和温度 $< 10 0^{\circ} C$ 时，升温速率必须 $\leq 1. 1^{\circ} C/min$ ；
- 饱和温度 $> 10 0^{\circ} C$ 至冲转前，升温速率必须 $\leq 1. 5^{\circ} C/min$ 。
操作要点：当启动分离器出口压力上升至 $0.2 MPa$ 时，说明蒸汽已将管内空气完全挤出，必须严密关闭锅炉过热器、再热器管路上的全部放空气门（提前关小二次门防冲刷密封面）。

步骤 46 & 47：投入高低压旁路（进入热力自循环）

操作要点：
- 当过热器压力达到 $1.0 MPa$ 时，开启高压旁路阀（HPB）与低压旁路阀（LPB）；
- 主蒸汽经高旁减温减压进入再热器，再经低旁减温减压排入凝汽器；
- 物理价值：保护再热器干烧，同时建立蒸汽大循环冲洗通流管系，快速提升主蒸汽、再热蒸汽过热度。
膨胀与仪表校核（步骤 47）：主汽压达 $0.2 MPa$ 时，热工人员冲洗各压力变送器取样管路，再次记录汽缸及管道冷态膨胀。

步骤 48~50：恒温热态冲洗与凝结水精处理投运

热态冲洗规程：
- 当水冷壁出口温度升至 $15 0^{\circ} C$ 左右时，人为暂停增加燃料、暂停升温；
- 维持启动分离器出口温度 $\leq 20 0^{\circ} C$ 维持热力循环冲洗 4 小时；
- 当化学检测凝结水 $Fe < 500 μ g/L$ 时，**立即投入高速混床（凝结水精处理装置）**进行深度离子交换除铁除硅；
- 冲洗终点判定：直至省煤器入口给水 $Fe \leq 50 μ g/L (50 ppb)$ 时，热态冲洗宣告成功结束。

步骤 51~53：恢复升温升压，达到冷态冲转参数

操作要点：恢复微增燃料量，升温率按 $\leq 2^{\circ} C/min$ 控制，启动 B 磨煤机配合双制粉系统出力调节；
冷态冲转蒸汽参数红线（步骤 51）：
- 主蒸汽压力： $8.73 MPa$ 稳定；
- 主蒸汽温度： $38 0^{\circ} C$ （过热度必须 $\geq 5 0^{\circ} C$ ，严禁带水）；
- 再热蒸汽压力： $0.8 MPa$ ；
- 再热蒸汽温度： $35 0^{\circ} C$ 。

第六阶段：汽轮机冲转、暖机与定速并网（内控基准：5 小时）

本阶段是机械轴系跨越临界转速、释放热应力、进入电网工频同步的最高风险阶段。

步骤 54：冲转前蒸汽化学品质“一票否决”确认

进汽理化红线：汽轮机进汽前，化学取样分析必须全部优于以下标准： $SiO_{2} \leq 30 μ g/L, Fe \leq 50 μ g/L, Cu \leq 15 μ g/L, Na \leq 20 μ g/L$
严防二氧化硅及铁锈微粒在喷嘴叶栅高速冲刷结垢，造成转子动平衡劣化。

步骤 55 & 56：汽轮机进汽冲转，低速 550 rpm 摩擦检查与长暖机

操作要点：
1. DEH 下发冲转指令，高压中压调门平稳开启，大轴脱离盘车齿轮（盘车联锁自动脱扣退出）；
2. 升速率设定 $100 rpm/min$ ，转速升至 $550 r/min$ 时保持恒速；
3. 动静摩擦听音检查：运行人员手持听针在高中低压缸、轴承箱、轴封处进行听音，确认内部无金属刮碰杂音；轴承振动 $\leq 0.03 mm$ ；
4. 低速暖机（4 小时）：在 550 rpm 下充分进汽暖机，直至中压内缸内壁金属温度 $> 24 5^{\circ} C$ ，确保厚壁缸体彻底软化膨胀，消除脆性断裂风险后方允许再次升速。

步骤 57：跨越临界转速，升至 3000 rpm 高速定速暖机

操作要点：
- DEH 设定升速率为 $150 \sim 200 rpm/min$ ；
- 快速平稳越过转子各阶临界转速（通常在一阶 1200~1600 rpm 之间，过临界严禁停留，瓦震报警值通常控制在 $0.10 mm$ 以下）；
- 达到 $3000 rpm$ 额定工频，停用高压顶轴油泵；
- 在 3000 rpm 保持恒速空载暖机 30 分钟，核验发电机机械平衡与各瓦温、油温指标。

步骤 58 & 59：发电机励磁建压、同期捕捉与并网打闸合闸

操作要点：投入发电机自动励磁调节器（AVR），升压至额定电压；核对发电机与电网三要素（压差、频差、相角差）；投入自动准同期装置（ASS），捕捉相角重合点，发电机出口主断路器合闸，机组瞬间并网成功。

第七阶段：并网初期带负荷与湿态转干态（内控基准：6.5 小时）

本阶段完成机组从启动旁路工况向纯商业发电工况过渡，重点监控低负荷排汽缸温度及直流锅炉转态水动力稳定性。

步骤 60：初负荷暖机（8 MW / 2% 负荷）

操作要点：合闸瞬间发电机自动带上 $8 MW$ 初负荷（防止逆功率继电器跳闸）；维持 8 MW 暖机 1 小时，监视胀差、轴向位移与汽缸温升。

步骤 61：升负荷至 30 MW

操作要点：按 $1 MW/min$ 速率稳步提升负荷至 $30 MW$ ，逐步微关高低压旁路，增加汽轮机通流进汽量。

步骤 62：升负荷至 60 MW，执行厂用电无扰动切换

操作要点：负荷升至 $60 MW$ 时，发电机发电量已具备支撑自身全厂辅机动力能力；将全厂 6kV 高压厂用电由“备用启动变压器（启备变）”**平滑快切至“高压厂用工作变压器（高厂变）”**供电，脱离外网启动负荷。

步骤 63：负荷升至 90~105 MW，执行锅炉“湿态转干态”核心战役

物理转态机制：
- 在超临界直流炉中，负荷达到 25%~~30% BMCR（约 90~~105 MW）时，水冷壁吸热量充沛，工质进入完全超临界连续相变态；
- 启动分离器内的汽水界面消失，液位归零，储水箱排污疏水阀全关，锅炉正式进入“纯直流运行模式（干态）”；
化学达标铁律：转态时水汽品质必须达到纯净级：
- 蒸汽指标： $SiO_{2} \leq 15 μ g/L, Fe \leq 15 μ g/L, Cu \leq 3 μ g/L, Na \leq 5 μ g/L$ ；
- 给水指标： $SiO_{2} \leq 10 μ g/L, Fe \leq 5 μ g/L, pH = 9.2 \sim 9.6$ ；
- 维持 30% 负荷阶段稳定暖机 1 小时。

步骤 64：升负荷至 150 MW，执行给水泵小机汽源切换

操作要点：负荷升至 $150 MW$ ，汽轮机四段抽汽压力升高且稳定，将驱动给水泵汽轮机（小机 MEH）的动力汽源由“辅助蒸汽”平滑切换为“主机四抽蒸汽”；退出电动给水泵，进入全汽泵高效运行模式。

步骤 65：带负荷至调度目标（进入额定商运）

操作要点：全面退出炉前助燃油枪；投入锅炉协调控制系统（CCS）及自动发电控制（AGC）；按电网调度指令，平稳爬坡带至目标商业运行负荷。

启动全程“逆向致命缺陷”与硬红线防线 (Inversion Thinking)

潜在恶性故障	物理触发诱因	硬性防爆/防损操作红线
转子永久性热弯曲	汽缸进汽时未投盘车、或停盘车后送轴封，局部受热不均热变形。	必须先启动连续盘车，核实偏心度 $\leq 0.05 mm$ ，建立真空后方可送轴封；冲转前中压内缸温度必须达标。
炉膛爆燃（大爆炸）	油枪熄火后未吹扫即点火，或高压进油阀内漏积存油雾。	严禁强行重复打火！点火前必须无条件执行炉前油阀泄漏试验 + 炉膛 30% 风量全通流吹扫 $\geq 300 s$ 。
汽轮机水冲击断叶片	管道积水未排净，或升温率过快蒸汽带水轰入通流部分。	主再热蒸汽过热度必须 $\geq 5 0^{\circ} C$ ；启动分离器出口压力达 0.2MPa 时彻底关严排空；疏水阀冲转后逐级确认关闭。
超速飞车毁机	阀门卡涩或抽汽逆止门拒动，跳闸后高能蒸汽回流。	启动准备阶段必须逐只执行大、小机主汽门及调节门 100% 静态拉阀与快关动作时间测试。
直流锅炉水动力破坏	湿态转干态（90-105MW）过程燃料与给水比例失调，分离器过热。	严格监视中间点温度，储水箱水位平稳过渡，严防给水扰动导致受热面局部瞬时干烧超温爆管。

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