当前位置:首页 >> 能源/化工 >>

机组启动操作票


启 动 要 求
发令人:
√ 序号 操 作 项 目
时间(或备注) 时间(或备注)

一、启动前检查与准备
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 联系脱硫除灰、 化学、 燃料、 热工及相邻机组相关人员做好启动前的准备工作。 进行系统全面检查,确认锅炉、汽机和电气所有工作票结束,现场清理完毕, 人孔门等已关闭,各相关试验完成,机组具备启动条件。 确认各类消防系统正常,各类灭火器充足。 按系统对所有 6kV 电机摇测绝缘(大、中、小修后应所有电机测绝缘)。对 6kV 和 380V 厂用电系统送电恢复,确认直流系统、UPS 系统、保安电源运行正常。 检查 DAS 各参数显示正常,确认 DCS、ECS、DEH、FSSS 系统正常。 对所有未送电的电机、阀门送电,确认操作、控制及仪表电源等正常。 按相应启动检查卡对辅助系统进行启动前检查,确认凉水塔已充水正常。 进行发变组一、二次回路检查。 通知热工,投入各种监视仪表、自动装置、保护装置。 确认各岗位通讯畅通,对讲机、应急灯充电正常。 联系脱硫除灰人员投入电除尘灰斗和绝缘子加热,捞渣机水封槽注水。

二、辅助系统的启动
1 2 3 4 5 6 7 8 9 联系化学启动工业服务水泵,检查工业水系统运行正常。 启动压缩空气系统,确认仪用空气、杂用空气系统压力正常。 启动循环水系统,联系化学投入循环水加药系统。根据情况开启循环水回水至 综合用水母管供水门。 投入开冷水系统,检查入口压力、出口压力正常。 联系化学启动除盐水泵向凝补水箱补水至 8 米左右,水质合格。 启动凝补水泵向凝结器、 闭冷水膨胀水箱、 真空泵汽水分离器和定冷水箱补水, 对凝结水泵出口母管充水排空气。 投入闭冷水系统,通知化学投入自动加药系统。 确认电泵和小机润滑油油质化验合格。启动电泵、小汽机、送风机、引风机、 一次风机及磨煤机油站。 确认主机润滑油油质化验合格,投主机润滑油系统,根据情况投入交流启动油

泵运行,冲转前必须启动交流启动油泵。 10 11 12 13 14 投入密封油系统系统。 检查交流密封油泵、 密封油再循环泵和真空泵运行正常。 对发电机冲氢,将氢压升至 0.25MPa,注意检查油氢差压正常。 投入定冷水系统,注意控制水压低于氢压 0.03~0.05MPa,无风压时定冷水压 不得超过 0.10 MPa。 将发变组恢复备用状态。 投顶轴油系统,投入主机盘车。机组启动前必须盘车 4 小时以上。 启动凝结水系统,开启#5 低加出口放水门进行凝结水系统冲洗,凝泵出口 Fe <200ppb,联系化学投入前置过滤器,向除氧器上水冲洗。化学根据情况投入 精处理装置,直到水质满足锅炉上水要求,维持除氧器水位。 投入疏扩减温水系统,根据情况投入凝结水杂用其他用户。 联系相邻机组,投入辅助蒸汽系统。 投入除氧器再沸腾。当凝结水连续运行时可投入辅汽至除氧器加热系统。保证 水温满足锅炉上水要求。 联系化学启动燃油泵打循环,炉前燃油压力调整在 2.5MPa 左右。 通知脱硫值班员投入炉膛冷灰斗水封,启动捞渣机。 按汽轮机疏水系统启动前检查卡全面检查汽轮机疏水系统, 所有疏水手动门应 全部开启,所有疏水气动门按检查卡开启或关闭。

15

16 17 18 19 20 21

三、锅炉上水至点火前操作
1 锅炉上水。 上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水: 361 阀处于自动状态。 锅炉储水罐压力小于 686kPa。 锅炉储水罐水位小于 12m。 电动给水泵再循环门处于自动状态。 所有锅炉疏放水电动门送电,处于关闭位置。 所有锅炉排气电动门送电,处于开启位置。 361 阀至凝汽器电动门关闭,361 阀至锅炉排污扩容器电动门开启。 高加水侧进出口门处于关闭状态,高加水侧旁路门处于开启状态。 确认凝结水系统清洗合格。 给水管道注水及锅炉上水: 按给水系统启动检查卡及锅炉汽水系统检查卡进行系统检查。 确认给水管道注水前电泵辅助油泵、汽泵交流润滑油泵运行。 开启三台给水泵进出口电动门及锅炉给水电动门。 注水 20 分钟后关闭锅炉给水电动门及三台给水泵出口电动门。 启动电动给水泵,检查电动给水泵出口电动门联锁开启,进行给水系统冲洗。 水质合格,增加给水泵勺管开度,向锅炉上水,通过低负荷给水调节门控制上 水量。联系化学投入 AVT 运行方式。 上水至储水罐水位达到 12 米时,关闭锅炉所有排空气门。 完成锅炉上水后,储水罐水位由 361 阀进行控制,通过 361 阀和 361 阀出口

⑴ ① ② ③ ④ ⑤ ⑥ ⑦ ⑧ ⑨ ⑵
① ② ③ ④



⑥ ⑦

至锅炉排污扩容器电动门进行排污。 ⑧ 2 上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录。 锅炉冷态清洗。分为开式清洗和循环清洗。 开式清洗:开式清洗结束的水质达到合格标准:Fe<500ppb 或混浊度≤3ppm; 油脂≤1ppm;PH≤9.5。 冷态循环清洗: 开启高加进出口电动门, 关闭其旁路电动门, 将高加水侧投运。 先开启 361 阀至 B 凝结器手动蝶阀,后开启 361 阀至凝汽器电动门,维持 25%B-MCR 清洗流量进行循环清洗。省煤器进口水质达到下列指标,冷态循环 清洗结束:电导<1μs/cm ,Fe<100ppb , PH 值 9.3~9.5。 投入轴封系统运行。 确认盘车运行正常,检查两台小机润滑油泵运行正常,并投入小机盘车。 对辅汽至轴封系统充分疏水后,投入轴封系统。注意轴封温度、压力控制,启 动轴封风机,维持轴加压力-3kPa 左右。检查轴封母管压力在 20kPa~30kPa, 低压轴封温度自动维持在 150℃,不得超出 121~177℃范围。 根据情况投入小机轴封,开启小机排汽蝶阀。 凝结器抽真空。 关闭锅炉启动分离器后所有空气门和疏水门, 关闭再热器所有空气门、 疏水门。 关闭凝汽器真空破坏门并投其水封,维持少许溢流。 启动三台真空泵开始抽真空,主机凝汽器背压≤10kPa 时,停运一台真空泵, 投入备用。 检查开启主机和小机本体疏水阀、各主汽门调节汽门疏水阀、导汽管疏水阀、 主再热汽管道疏水阀、旁路及抽汽系统各疏水阀。 满足 EH 油泵启动条件,投入一台 EH 油泵运行。启动一台 EH 循环油泵运行, 并投入一套 EH 油净化和再生装置运行。控制 EH 油温正常。





3





⑶ 4 ⑴ ⑵ ⑶



5

四、锅炉点火
1 锅炉点火前准备和吹扫。 启动两台空预器,投入锅炉大联锁。检查开启两台空预器进口烟气挡板和出口 热风挡板,开启送风机出口风道联络挡板。 启动一台火检冷却风机, 检查其出口风压正常, 将另一台火检冷却风机投备用, 检查开启各火检冷却风手动门。 等离子冷却水箱补满水后,启动一台等离子冷却水泵运行,检查压力正常后将 另外一台投入备用。 启动一台等离子冷却风机运行,检查压力正常后将另外一台等离子载体、火检 冷却风机投备用。 启动第一台引风机,缓慢开启引风机动叶,将炉膛负压调整至-100Pa,投入该 引风机自动。 启动第一台送风机,将送风机动叶开度调整至 30%左右。 启动第二台引风机,调整引风机进口导向挡板,使两台引风机导向挡板开度一 致,投入该引风机自动。 启动第二台送风机, 将送风机动叶开度调整至 30%左右, 投入两台送风机自动, 检查送风机自动将总风量调整至 35%~40%之间。投入锅炉单侧联锁开关。 检查开启所有点火油枪和启动油枪燃油供油手动门、压缩空气供气手动门、雾 化蒸汽供汽手动门,对所有启动油枪雾化蒸汽管路进行暖管。









⑸ ⑹ ⑺





⑽ ⑾ ⑿ ⒀
2

联系脱硫值班员投入电除尘除灰系统运行,投入电除尘器连续振打。 进行点火油和启动油燃油泄漏试验。 “燃油泄漏试验成功”信号发出,启动炉膛吹扫。检查所有二次风箱入口挡板 和三次风挡板至吹扫位(全部开启) 。 炉膛吹扫 5 分钟后炉膛吹扫成功信号发出,手动复位 MFT 跳闸继电器。 锅炉点火。 将锅炉给水流量降至 411.6t/h,投入烟温探针,投入前后墙火焰电视冷却风。 油点火模式:依次启动 E3—E4—E1—E2—E6—E5 点火油枪。检查点火油枪燃 烧良好,依次启动 E3—E4—E1—E2—E6—E5 启动油枪,控制油枪的枪前压力 和雾化蒸汽压力匹配。 等离子模式:将 F 磨切换至等离子模式。 分别启动两台一次风机, 将风压调整至 12KPa 并投入自动。 启动一台密封风机, 并将另一台投备用。 投入 F 磨暖风器。对空预器辅助蒸汽吹灰管道暖管,暖管结束后视辅助蒸汽用 汽情况投入空预器连续蒸汽吹灰。 开启 F 磨冷风门,冷风调门开至 30%左右,维持一次风压 4.1MPa,投入六台 等离子装置拉弧,检查其功率、电流稳定,套管壁温正常。 启动 F 磨煤机,检查电流在 28A 左右稳定,开启暖风器热风调门进行暖磨。 磨煤机出口温度到 70℃后,启动 F 给煤机,先将给煤机指令迅速增加,控制 煤量在 25t/h 左右, 检查各燃烧器着火良好, 火检稳定, 此时应注意炉膛负压, 自动调整不过来时应切手动调整。联系脱硫值班员投电除尘器运行。 在点火的过程中,要注意观察启动分离器储水罐水位,确认 361 阀能正常控制 储水罐水位。 主、再热蒸汽压力 0.2Mpa,开启主、再热蒸汽系统疏水门。 锅炉点火升压后投入旁路系统。开启高低压旁路减温水手动门,投入高低压旁 路自动和减温水自动,检查开启高低压旁路减温水气动截止门。 锅炉起压后,应注意检查高中压主汽阀、调节汽阀及高排逆止阀关闭的严密, VV 阀和 BDV 阀开启。 热态冲洗: 控制分离器压力达到 1.25 MPa,炉水温度到 190℃,维持此温度和压力,锅炉 开始进行热态清洗。 将旁路最小压力修改为要求值, 维持在最小压力定压运行。 当启动分离器进口温度达到 190℃,锅炉开始热态冲洗,联系化学值班员取样 化验启动分离器储水罐水质。注意监视汽机疏扩不得冒正压。 由于水中的沉积物在 190℃时达到最大,因此升温至 190℃(分离器入口)时 应进行水质检查,检测水质时停止锅炉升温升压。热态清洗期间控制炉膛出口 烟温<580℃。 联系化学值班员取样化验启动分离器储水罐水质,分离器储水罐排水 Fe≤50ppb,热态冲洗结束。





⑶ ①



③ ④



⑷ ⑸ ⑹


3









五、锅炉升温升压阶段
1 热态清洗完成后,应调节汽机旁路系统以使蒸汽温度满足汽机冲转条件。过热 蒸汽经过高低压旁路,减压和减温后排入凝汽器。 旁路系统的运行方式与汽机冲转方式和启动方式等有关,选择旁路运行方式, 投入旁路自动运行,注意旁路系统运行情况正常。

2

3 4

控制锅炉升温率为 2℃/min,直至达到锅炉冲转参数达到汽机冲转要求。 锅炉升温升压过程中应根据具体情况及时投入过、再热器减温水,并注意煤水 比的匹配,防止超温。 主蒸汽压力 1.0Mpa,关闭锅炉主蒸汽系统疏水门,再热汽压力 0.8MPa 关闭锅炉 再热蒸汽系统疏水门。

5

六、汽机高压缸倒暖(冷态启动时) 汽机高压缸倒暖(冷态启动时)
1 高压缸预暖操作准备。高压内下缸内壁温度 ℃。



确认高压缸预暖条件满足:高压内下缸内壁温度低于 150℃;汽机跳闸并处于 连续盘车状态;凝汽器背压 13.5kPa 以下;预暖所用辅助蒸汽参数满足要求。

⑵ 确认各抽汽电动阀、高排逆止阀关闭。 ⑶
2 确认高排逆止阀前后、一抽逆止门前、高压调阀后导汽管疏水畅通。开启高压 主汽阀下阀座疏水阀、中压联合汽阀下阀座疏水阀,保证疏水 10 分钟以上。 高压缸预暖操作。 解列防进水疏水阀联锁“自动” ,关闭高排逆止阀前疏水阀,关闭一抽逆止门 前疏水阀,就地操作将高压导汽管疏水气动阀或手动阀调整至 20%开度。



在 DEH“自动控制”画面选择“倒暖”按下,在弹出式操作面板上选择“ONE” , “倒暖”状态显示红色的“是” ,检查倒暖截止阀自动开启。检查高 ⑵ 按执行键, 压缸通风阀自动关闭(V V 阀) 。



缓慢开启暖缸倒暖调节电动门达 10%左右开度保持 30 分钟,根据汽缸金属温 升率调整暖缸调节阀的开度。 30 分钟后,将倒暖调节门开启至 30%左右。根据汽缸金属温升率调整倒暖调节 门的开度。



30%开度保持 20 分钟后,将倒暖调节门开启至 55%左右,根据汽缸金属温升率 ⑸ 调整倒暖调节门的开度,使调节级后压力逐渐升高至 0.39 MPa~0.49MPa,高 压内下缸内壁金属温度缓慢上升到 150℃。 高压内下缸内壁温度达到 150℃后,关闭高压导汽管疏水阀进行闷缸,闷缸时 间根据“高压缸暖缸闷缸时间曲线”来确定。闷缸时倒暖阀保持原有开度,缸 ⑹ 内汽压有所上升,维持在 0.5~0.7 MPa,但不得超过 0.7 MPa,否则应适当调 整倒暖调节阀。 3 高压缸预暖结束后操作。

⑴ 关闭倒暖调节门至 10%,保持 5 分钟,然后在 5 分钟内逐步关闭倒暖调节门。 ⑵
倒暖调节门全关后,缓慢开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水 阀,注意高压缸蒸汽压力的下降速度。 在高压缸排汽压力达到-50KPa 之后,全开高压导汽管疏水门。投入汽机防进 水疏水门联锁自动。 按“倒暖”按钮, 在弹出式操作面板上选择 “ZERO”按下, 检查状态显示 “否” , 检查倒暖截止阀自动关闭,高压缸通风 V V 阀自动开启。





七、汽机高压调阀室预暖
1 高压调阀室预暖条件。调阀室金属温度 ℃。

⑴ 调阀室金属温度低于 150℃时,必须对调阀室预暖。 ⑵ 调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。 ⑶ 预暖蒸汽来自主蒸汽,温度应大于 271℃。

2

调阀室的预暖操作。

⑴ 确认汽机处于跳闸状态,EH 油系统已投运正常。检查主蒸汽温度高于 271℃。 ⑵ 确认主再蒸汽管疏水、高中压主汽阀座疏水和高压调阀后导汽管疏水开启。
进行汽轮机 ETS 复位,在汽机 DEH“自动控制”画面点击“远方挂闸”按钮, ⑶ 在操作面板上选择“ONE”按下。检查高中压主汽阀关闭,高压缸通风阀及事 故排放阀开启。



选择 DEH“自动控制”画面“阀壳预暖”按下,在操作面板上选择“ONE” ,按 执行键,状态显示“是” ,检查右侧高压主汽阀开启到预暖位置 21%。 监视调阀室内外壁金属温差,当高于 80℃时,选择按下“阀壳预暖”按钮, 在操作面板上选择“ZERO”按下,状态显示“否” ,关闭右侧高压主汽阀。 待调阀室内外壁温差低于 70℃时,再次进行预暖操作,开启右侧高压主汽阀 至预暖位置。





重复以上操作,直到调阀室内外壁金属温度均上升到 180℃以上,且内外壁温 ⑺ 差低于 50℃,调阀室预暖操作结束,按汽机停机按钮,检查右侧高压主汽阀 关闭。

八、汽机冲转
1 汽轮机冲转条件。 盘车运行正常且连续盘车时间在 4 小时以上,大轴偏心度符合要求。 rpm,盘车电流 A,大轴偏心度 盘车转速



mm。

主蒸汽参数符合要求:主、再热蒸汽压力依据启动曲线,主、再热蒸汽温度至 少有 50℃以上的过热度,温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。 ⑵ 冲转前汽机中压内缸内壁温度 ℃;主汽压力 MPa, 机侧主汽温度 ℃,机侧再热汽温 ℃。 不高于 16.6 kPa。 凝结器背压 ⑶ 凝汽器背压 13.5kPa 以下, / kPa。

⑷ 化学通知汽水品质化验合格。 ⑸ 润滑油压 0.176MPa,润滑油温控制在 35℃~40℃,不低于 30℃;
。 ⑹ EH 油压 11.2±0.2MPa,油温正常(32~60℃)

⑺ TSI 系统无报警,所有 ETS 主保护投入。 ⑻ 高低压旁路处于自动控制方式。 2
冲转操作。

⑴ 汽轮机采用中压缸启动方式,切除 ATC 自启动方式。 ⑵
在 DEH“自动控制”画面挂闸,挂闸成功后检查高中压主汽门、调速汽门处于 关闭位置。检查高压缸通风阀(V V 阀) 、事故排放阀(BDV 阀)开启。

若在 DEH“自动控制”画面“启动方式”状态显示“高中压” ,点击“启动方 式” ,在操作面板上中选择“ONE”按下,状态显示“中压” ,表示冲转方式为 ⑶ 中压缸启动方式。



在 DEH“自动控制”画面点击“自/手动” ,在在操作面板上中选择“ONE” ,按 执行键,状态显示“自动” ,即操作员自动运行方式(OA) 。

在 DEH“自动控制”画面点击“运行” ,在操作面板上选择“RUN” ,按下,状 ,检查所有高、中压主汽门全开。检查高排逆止阀的控制气源电 ⑸ 态显示“是” 磁阀失电,就地检查高排逆止阀气缸关闭,高排逆止阀关闭。



在 DEH“自动限制”画面,将各阀门“阀位限制”设置 100%。为防止冲转期间 调门抖动,可将高旁自动解列,并列后带初始负荷再投入高旁自动控制。

⑺ 摩擦检查。 ①
输入目标转速 200rpm,点击升速率值,输入 100rpm/min,点击“进行/保持” , 在操作面板上选择“GO”按下,状态显示“进行” 。 中压调阀逐渐开启,汽轮机冲动,转速超过盘车转速时,就地检查盘车装置自 动脱扣正常,停止盘车电机,否则应立即打闸停机。



汽轮机转速至 200r/min 时,选择“摩擦检查”按钮,在操作面板上选择“ONE” ,检查中压调阀关闭,就地进行汽轮机检查,仔细倾 ③ 按下,状态显示“投入” 听汽轮机内部声音正常,检查轴向位移正常。

⑻ 冷态启动升速至中速暖机。温、热态启动直接冲转至 3000rpm。 ①
在“自动控制”画面选择“正暖”点击,在操作面板上选择“ONE”按下,状 态显示“投入” ,表示高压缸正暖均热方式投入。温、热态启动应切除“正暖” 。 输入目标转速 1500rpm,输入升速率 100rpm/min,点击“进行/保持” ,在操作 面板上选择“GO”按下,状态显示“进行” 。



检查中压调门逐渐开启,高压调阀微微开启,冲转到 400 r/min 时,高压调节 ③ 汽阀的开度被锁定,确认高压通风阀处于全开位置。中压调阀预启阀开启,检 查 BDV 阀自动关闭。 中压调阀逐渐开启冲转到 500rpm, “进行/保持”在操作面板上选择 点击 , “HOLD” 按下,状态显示“保持” 。检查转速稳定在 500rpm,检查汽轮发电机组运行情 况。 检查机组运转正常,点击“进行/保持” ,在操作面板上选择“GO”按下,状态 显示“进行” 。中压调阀逐渐开启冲转到 1500r/min,进行中速暖机。 600 r/min 时,检查低压缸喷雾水自动开启,否则应手动开启。 在机组转速 1500rpm 时,应检查确认发电机碳刷活动正常,无跳动。 暖机过程中加强汽轮发电机组振动、各部金属温度温差、轴向位移、胀差、汽 缸膨胀、润滑油温油压等监视。 中速暖机结束条件如下:汽机高压内缸内壁温>320℃;汽机中压内缸内壁温 度>305℃;高中压缸膨胀>8mm。实际高中压缸膨胀 mm。



⑤ ⑥ ⑦ ⑧



⑼ 中速暖机结束,升速至定速。 ①
中速暖机结束后,输入目标值 3000rpm,输入升速率 100rpm/min ,点击“进 行/保持” ,在操作面板上选择“GO”按下,状态显示“进行” 。 2000 r/min 时,检查顶轴油泵自动停止,否则手动停止,投入备用,注意监 视润滑油系统压力正常,机组各轴承振动、回油温度正常。



③ 汽机转速 2600r/min 左右,根据需要进行危急保安器校对转速试验。
④ ⑤ 汽轮机转速升到 3000r/min 后,参考启动曲线暖机时间进行暖机。 确认润滑油温以及各轴承回油温度正常,润滑油温度控制自动设定至 43℃。 确认主油泵入口压力达 0.098~1.147MPa。轴承润滑油压力为 0.176Mpa。 投入发电机氢气冷却器冷却水,投入氢温自动控制,设定值 43℃,检查定冷 水温自动控制正常,设定值 45℃。检查发电机氢气系统、定冷水系统、密封 油系统运行正常。检查低缸喷水及排汽缸温度正常,不超过 80℃。 定速后,根据需要进行有关试验:手动脱扣试验(远方、就地) ;危急遮断器 注油试验;汽机 ETS 保护动作试验;汽门严密性试验。 试验合格后,检查主油泵工作正常,确认主油泵出口油压≥1.372MPa 时,确 认交、 直流润滑油泵及交流启动油泵联锁投入, 出口压力正常, 主机润滑油压、 主油泵入口油压正常,停运交流润滑油泵、交流启动油泵。







在冲转过程中振动超限,立即手揿“紧急停机”按钮或就地手动脱扣器停机, 投入连续盘车, 检查大轴偏心值, 待大轴偏心值回到原始值并检查机内无异常、 ⑽ 连续盘车时间足够(应不少于 4 小时)后方可重新启动。严禁降低转速暖机或 强迫升速。所有轴承振动值 1500r/min 以下≯30μm,临界转速区间≯100μm; 所有相对轴振动值≯250μm。

九、并网带初始负荷
汽轮机 3000r/min 暖机结束后,全面检查汽轮发电机组运行正常,由值长下令 发电机并网。发电机并网应采用自动准同期方式,当自动准同期装置故障且暂 无法消除时,采用手动准同期方式并网。 与系统并列时,应符合下列条件: 待并发电机的电压与系统电压接近或相等。 待并发电机的频率与系统频率接近或相等,允许相差±0.1Hz。 待并发电机的相位与系统相位接近或相等。 发电机大修或同期回路变动后,须经核对相序正确,方可进行并列操作。 发电机并网操作。 确认发电机、主变、高厂变、高公变及线路已恢复备用,满足投运条件;微正 压装置已投运。确认发变组保护正常投入,故障录波器投入,发电机励磁系统 处于备用状态,启励电源投入。 确认发变线组对侧已合闸。 确认发电机励磁调节器控制方式为“远方/自动控制”方式。 在 DEH“自动控制”画面点击“自动同期” ,在弹出式操作面板上选择“ONE” , 按下,状态显示“投入” 。 确认发电机励磁开关已合上,发电机出口电压自动升压至 20.3KV。发电机升 压期间,当发电机出口电压达到 9KV 时,确认励磁系统起励电源自动断开。 确认机组转速稳定在 3000rpm 左右,确认同期装置自动投入,进行发变组出口 开关合闸并网。 确认发变组出口开关已合上, 发电机三相电流平衡, 机组自动带 5%额定负荷。 确认同期装置自动复位。 汇报调度,发电机并网完成。 发电机并列成功,检查发电机自动带初负荷 30MW 左右。 检查烟温探针处温度 580℃退出烟温探针运行。同时注意保持主汽压力稳定, 锅炉加强燃烧。关闭主、再热蒸汽管道疏水门。 全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油 温度、润滑油压、EH 油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围之内。 机组带初负荷阶段,加强主再热蒸汽参数、汽缸金属温度的监视,注意低压缸 喷水自动控制情况,控制低压排汽温度在 47℃以下,最高不得超过 80℃。 投入低加汽侧运行,疏水逐级自流,逐步投入低加水位自动。 根据汽缸温度,进行初负荷暖机,暖机时间参考启动曲线。检查旁路维持主蒸 汽压力 8.73MPa(热态、极热态为 10.0 MPa) ,随着汽轮机调门逐渐开大,高 低压旁路逐渐关小。 按机组启动曲线和汽机缸温情况进行主、再热蒸汽温度控制。

1

2

⑴ ⑵ ⑶ ⑷
3



⑵ ⑶ ⑷



⑹ ⑺ ⑻ ⑼
5 6

7

8 9

10

11

十、升负荷过程
1 将氢压升至正常值 0.414MPa,注意检查油氢差压正常。调整定冷水压至正常 值,投入定冷水压力自动调整。 检查氢温、密封油温、主机润滑油温、定冷水温、EH 油温自动调整正常,否 则手动调整正常后投入自动控制。 设定负荷目标值,设定升负荷率约 30MW/min 的速率升负荷。随着负荷增加, 中调门逐渐开大,当调节器总设定指令约 20%时,检查中压调阀接近全开(约 90%) ,随后高压调阀逐渐开启,中压调门逐渐全开。 蒸汽流量约 20%,检查“正暖”自动切除,确认高压缸通风阀自动关闭,高 排逆止阀得电处于自由状态,随后被高压缸排汽冲开。 负荷 60MW 时,检查防进水高压疏水阀组自动关闭,否则手动关闭。 随负荷增加,高、低旁逐渐关闭,负荷升至约 90MW,高旁全部关闭,切缸升 负荷结束,退出旁路系统运行。 切缸过程中,应注意监视机组高排金属温度、轴向位移、推力轴承金属温度、 差胀、缸温的变化,监视主再参数变化,加强机炉协调,稳定燃烧。 切缸完成后,从低到高依次投入高加汽侧运行,#1、2 通过正常疏水阀控制, 逐级自流到#3 高加,#3 高加通过事故疏水调节阀控制,疏至凝结器。 高低压旁路关闭后,将 DEH 投遥控,即 DEH“自动控制” “CCS 投入” 。 投入汽机主控自动,将机组运行方式切换为汽机跟踪方式,机前压力设置为 8.73MPa(热态、极热态启动设置为 10.0MPa) 。 随着锅炉燃烧量的增加,汽机高压调阀逐渐开大,维持机前压力 8.73MPa,当 高压调阀接近全开后(总阀位指令约 90%,负荷约 30%额定负荷。,机前压 ) 力随锅炉燃烧量的增加而升高,进入滑压运行阶段。 负荷 120MW 时,检查防进水中压疏水阀组自动关闭,否则手动关闭。 根据机组升温升压曲线,检查一次风温度高于 160℃,启动 C 制粉系统。若为 油模式点火方式运行,应先启动一次风机和密封风机运行。 机组负荷在 160MW 左右,检查启动分离器储水罐水位降至 11.3 米,检查启动 分离器储水罐水位调节阀(361 阀)关闭;361 阀全关后,关闭 361 阀后至凝结 器的电动闸阀。 确认暖管水管路手动门开启, 开启省煤器出口至启动分离器储水罐排水管道暖 管电动门,开启启动分离器储水罐至二级减温水喷水门。 当给水电动门旁路门开度大于 90%,开启电动给水门,将锅炉给水由旁路给水 调节门控制方式切换为主给水管路运行。 根据情况,启动一台汽泵,与电泵并列运行,检查汽泵运行正常后,逐步增加 汽泵转速、降低电泵转速,电泵勺管至零位,维持电泵再循环流量运行。 汽泵转速达 3100rpm,投入汽泵 MEH 遥控,汽泵转速由 MCS 控制,投入自动控 制,注意监视燃水比,检查锅炉给水流量、启动分离器储水罐水位稳定。 负荷大于 20%额定负荷,四抽压力达到 0.2MPa 以上,除氧器加热由辅汽切至 四抽供汽,注意除氧器水位自动控制情况。 当负荷升至 180MW,主汽压进入滑压运行阶段,主汽温约 465℃,再热汽温约 430℃。 维持负荷、 汽压不变, 暖机 15 分钟。 暖机结束后, 将主汽温升至 500℃, 再热汽温升至 460℃。检查防进水低压阀组自动关闭,否则手动关闭。 联系化学将给水 AVT 方式切至 CWT(加氨、加氧)方式运行。 负荷 180MW 以上,将空预器蒸汽吹灰转正式汽源。

2

3

4 5 6

7

8 9 10

11

12 13

14

15

16

17

18

19

20

21 22

23

210MW 时,将#3 高加疏水切换为正常疏水至除氧器,关闭事故疏水门。投入高 加疏水自动控制。 根据升负荷速度,增加燃料量,启动 磨运行。三台磨煤机投入自动,检查 锅炉燃烧稳定,可退出等离子或油枪运行。所有启动油枪退出运行时,应及时 联系脱硫值班员投入电除尘器运行。 停止空预器蒸汽连续吹灰,炉膛和受热面蒸汽吹灰系统开始暖管投入。 根据负荷情况,启动第二台汽泵运行,运行正常后,关闭电泵出口门,停止电 泵运行,检查电泵辅助油泵自动启动,投入电泵联动备用,检查电泵出口门自 动开启,开启电泵暖泵门。 当负荷升至 300MW,主汽压约为 13.8MPa,主汽温 550℃,再热汽温 530℃。维 持负荷、汽压不变,暖机 15 分钟。投入锅炉主控自动,投入机组滑压运行方 式,进入 CCS 协调控制方式运行。暖机后,主、再蒸汽温度均升至额定值。 将厂用电由 03 高备供电倒换为由高厂变和高公变供电。 负荷 360MW,检查机组轴封系统达到自密封,由溢流阀控制轴封联箱压力 32kPa,溢流蒸汽流至凝结器。将辅汽作为第一备用汽源,供汽管道电动门和 辅汽至轴封调节阀前电动门处于开启位置。 根据升负荷速度,增加燃料量,启动 磨运行。

24

25

26

27

28

29

30 31 32 33 34 35

负荷 480MW 以上,根据需要完成汽轮机真空严密性试验。 根据负荷情况,增加燃料量,启动 磨运行。

机组负荷 540MW 时,主汽压达到额定值,机组进入定压运行阶段。 当机组出力达到满负荷后,对锅炉进行一次全面吹灰。 当机组运行稳定后,缓慢将辅汽联箱汽源由冷再切至将四抽供,检查辅汽联箱 压力、温度正常。将轴封溢流切至 8A 低加。 检查锅炉受热面金属温度不超温,偏差在允许范围内。对锅炉本体和管道膨胀 指示进行一次记录。 按调度要求投入 AGC 控制。 启动操作完毕,汇报值长。

36 37 38

操作票填写说明
1、本操作票由机长或全能正值班员负责边操作边填写,值长负责检查每一项操作完成情况及票 面填写情况。 2、在已操作完毕的项目前“√” ,并在“时间(或备注) ”填上操作时间。 3、未执行的项目不打“√” ,也不打“×” ,在“时间(或备注) ”备注原因,如: “热态启动” 。 4、当机组启动操作完成后,由当班机长在本操作票封面“国电长源荆门发电有限公司”上方盖 上“已执行”章。 5、各接班参与启动操作的值班员应在封面表格内签名,并填上接班时间。 6、若因实际情况中途停止启动,提前终结本操作票的值班员填写提前终结原因及终结时间,并 在下面的对应位置签名。提前终结的操作票后面未操作部分不填写,封面盖“已终结”章。

本操作票提前终结原因:

本操作票提前终结时间:













全能正值班员:

机长:


相关文章:
机组启动操作票_图文.doc
10. 11. 按循环水系统启动操作票启动循环水系统正常,投运工业水系统。 (若有邻运行, 工业水已投运,循环水系统可在开冷水系统启动前启动) 。 启动仪用压缩...
机组启动操作票.doc
机组启动操作票 - 10 得值长令; 20 查所有检修工作票已结束,无影响机组启
启动操作票.doc
热力机械操作票 编号:___ 操作开始时间: 年月日时分,终结时间: 年月 备注 日时分 执行 情况 操作任务:机组冷(热)态启动操作 序号 1. 2. 3. 4. 5 热...
机组冷态启动操作票_图文.doc
机组冷态启动操作票 - 热机操作票 编号: 操作任务 操作时间: 日 #1 机组冷态启动操作 时分 结束时间: 日时分 执行人 序号 一 (一) 1 2 3 4 5 6 7...
600MW机组启动操作票(DOC)_图文.doc
600MW机组启动操作票(DOC) - 600MW 机组启动操作票 序号 1.
机组冷态启动操作票._图文.doc
机组冷态启动操作票. - 湖北华电襄阳发电有限公司 # 机组冷态启动操作票 锅炉
机组启动操作票修改.doc
600MW 机组启动操作票#发令人: 发令时间: 年月 机组编号: 日时分 操作
机组冷态启动操作票_图文.doc
机组冷态启动操作票 - 机组冷态启动操作票 一、锅炉点火前的准备: 顺序 1 2
机组启动操作票_图文.doc
机组启动操作票 - 启动要求 发令人: √ 序号 操作项目 时间(或备注) 时间
600MW机组启动操作票_图文.doc
600MW机组启动操作票_电力/水利_工程科技_专业资料。600MW机组启动操作票适用于任何600mw机组冷态启动! 600MW 机组启动操作票 序号 1. 操 作 内 容 操作时间 ...
某厂300MW机组启动操作票_图文.doc
某厂300MW机组启动操作票_电力/水利_工程科技_专业资料。300MW的机组启动操作票 操作任务 操作开始时间: 年√序号月 # ___机 组冷态启动操作卡日操时分作 ...
汽轮机滑参数启动操作票.doc
汽轮滑参数启动操作票 - 热机专业操作票 操作开始时间: 操作任务: # √ 顺序 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 年月日时分...
机组启动操作票_图文.doc
机组启动操作票 - 1 号机组冷态启动操作指导书 序号 1. 2. 3. 4.
B引风机启动操作票.doc
B引风机启动操作票 - 华能平凉电厂 操作规范 #6 机组 B 引风机启动操作票 三值序号 班年月日时分操作内 结束时间: 容明 编号: 年月日时分 执行...
汽机操作票目录(分系统).doc
汽机操作票目录(分系统) - 汽操作票目录(分系统) 1、凝补水泵 1A 启动操作票(卡号:1Tcz-001) (张峰) 2、凝补水泵 A 停运操作票(卡号:1Tcz-002) (...
机组启动操作票值长.doc
机组启动操作票值长 - 机组启动操作票 操作项目:纳雍发电总厂二厂 开始时间:
火电机组锅炉事故情况启动操作票.doc
火电机组锅炉事故情况启动操作票 - 事故情况下锅炉启动危险点控制单 .. 4 号机组锅炉事故情况下启动 一、4 号机组发生故障跳闸后,检查锅炉设备状态: 1、 1、...
300MW机组启动操作票_图文.doc
300MW机组启动操作票 - 操作任务 操作开始时间: 年√序号月 ___机 #
机组冷态启动操作票 2_图文.doc
1 2 3 4 5 安全措施 值 操作开始时间: 年月日 机 操 作 票编号: 页码: 时分, 终了时间: 月 日时分 机组冷态启动操作票 操作项目√ 时间 操作人员精...
1#汽轮机开机操作票.doc
合肥东方热电有限公司 1#汽轮机开机操作票盖值别: 操作开始时间: 序号 1 2
更多相关文章: