330MW集控冷态启动操作票.doc

库车发电有限公司 号机组冷态启动操作票编写： 审核： 批准： 年 月 日编号：_操作任务： 号机组冷态启动由 状态， 转变为 状态 页码:1/9开始时间年 月 日 时 分结束时间 年 月 日 时 分序号操作内容执行情况1值长令： 号机组冷态启动。2明确机组启动原因及对机组启动的相关要求。3检查所有检修工作结束，工作票已全部收回，确认安措已全部拆除，机组具备启动条件，同时准备好开机前的所有检查卡、操作票。4联系输煤运行人员向 号炉原煤仓上煤。5联系化学值班人员准备足够的水及二氧化碳，并做好化验工作。6联系电除尘值班员投入电磁转轴加热器，并开启灰斗加热装置。7联系热工投入FSSS、DCS装置，各项功能试验正常。8联系热工人员投入炉膛火焰监视、就地水位监视工业电视。9联系热工人员检查主机保护投入正常，DEH、TSI、ETS系统正常，各仪表投入完好，信号系统正常，操作员站完好已投入运行。10联系检修测量发电机、主变及高厂变绝缘：发电机定子_M、转子_M、主变_M、高厂变_M，确认绝缘合格。11联系整流室进行主变、高厂变的倒送电操作。 12检查主机的高压缸调节级金属温度_、中压持环温度_，确定机组的启动参数。13检查炉内：脚手架拆除，受热面完整清洁，火嘴正常无焦，确认无人工作后关闭各人孔门、看火孔。14检查炉外：照明良好，走道通畅，楼梯栏杆完整，炉墙及各部管道保温完整，吹灰器齐全完整并退出，测量及控制仪表的附件位置正确齐全，试验各风烟挡板、风门开关灵活，位置指示正确。15联系化学启动一台除盐水泵。16启动厂用空压机系统，维持仪用压缩空气压力在0.550.65MPa之间,并对仪用压缩空气储气罐疏水。17燃油系统检查：联系检修清理各油枪雾化片，试验各油枪进退良好，点火装置打火正常，油系统各阀门开关灵活，试验燃油跳闸阀、油循环阀、各油枪油角阀和吹扫阀动作灵活，关闭严密，位置状态指示正确，各油压表、汽压表投入。18检查各系统：做各阀门开关试验，要求各阀门开关灵活，门杆无弯曲、卡涩现象，销子牢固、法兰结合面镙丝拧紧，手轮配套齐全，试验各电动门开关灵活，方向正确，试验完后将各阀门置于机组启动前位置。19检查各管道的吊架及支架完整、牢固，各部保温良好。20检查各膨胀指示器，并记录一次。21试验炉膛出口烟温探针进退灵活。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动 页码:2/9序号操作内容执行情况22检查各层火检探头冷却风门开启。23检查空预器保温齐全，人孔门关闭，上、下主轴承和减速机箱油位在1/22/3之间、油质合格。24检查引、送风机油站和一次风机油杯润滑油油位在1/22/3之间，各轴瓦温度测量装置齐全，地脚镙丝无松动，事故按钮及盒盖齐全。25检查干式机械除渣系统已具备启动条件。26汽包就地水位计门开关灵活，水位计清晰，严密不漏，水位计标尺正确，正常及高、低极限水位处标志明显，水位监视电视良好可用，检查完后投入各水位计。27对发变组一、二次回路（包括封闭母线）、励磁系统回路及设备进行全面检查，应无异常情况，具备送电条件。28与启动有关的各继电保护、自动装置应按有关规定投入（定值应由检修人员按定值通知单整定完毕）。29确认阀门试验正常，各设备保护试验、联锁试验合格。30确认各专业光字牌、声光报警装置正常且投入。31检查主油箱油位正常，启动主油箱排烟风机运行正常，将排烟风机联锁投入。32确认润滑油质合格，启动主机交流润滑油泵运行，检查系统无泄漏，油压0.096-0.126MPa，热工、电气联锁投入，调整油温、油位正常。常。常。33用合格的除盐水对发电机定子冷却水冲放合格后，检查定子冷却水电导合格，启动定子冷水泵，投入定子冷水泵联锁，调整内冷水压0.18-0.2MPa。34检查转子冷却水电导合格，启动转子冷水泵，投入转子冷水泵联锁，调整转子冷水压0.18-0.2MPa。35调整主机润滑油温在3538，启动两台顶轴油泵运行，联锁投入，检查母管油压在1316Mpa左右，各轴承顶轴油压正常。36检查盘车油压、气压均正常，启动主机盘车装置，检查盘车电流23A左右，主机偏心0.076mm，倾听汽缸、轴封处无磨擦声。37启动小机主油泵运行，投入联锁，投入小机盘车运行。38向100T水箱补水冲洗，水质合格后将水位补至正常，启动凝结水输送泵向凝汽器补水冲洗，水质合格后投入补水调门“自动”。39检查凝结水系统正常，采用凝结水输送泵进行凝结水系统冲洗及给除氧器上水。40检查150T水箱水位正常, 启动凝结水补充水泵运行，向排汽装置补水至正常，补水调门投“自动”设定正常水位。41检查凝结水、低加水系统正常，低加投入水侧运行，冲洗凝结水系统，待除氧器水质合格后，启动凝泵进行凝结水系统冲洗及给除氧器上水。42启动一台循环水泵运行，启动一台冷却水升压泵运行。43除氧器水位补至2250mm，将凝结水再循环调整门和除氧器上水调整门投入自动。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动页码:3/9序号操作内容执行情况 44投入给水泵密封水系统正常，将密封水差压控制在0.070.1MPa，确认密封水至凝汽器回水门关闭，至地沟回水门开启。45高、低压辅汽联箱暖箱。46投入高低压辅汽联箱，温度 ，压力 MPa。47投除氧器加热。48启动一台凝结水泵运行，投入凝结水再循环“自动”检查除氧器水位正常后，投除氧器水位“自动”。49开启汽包两侧空气门，检查电泵具备启动条件，启动电泵对锅炉上水，根据汽包下壁温情况对上水水温进行控制，上水水温应保持在3070或除氧器水温大于50，并尽可能接近汽包下壁温，上水水温和汽包下壁温差不允许超过40 。根据季节确定上水时间（夏季2小时，其它季节4小时）。50高加水侧注水，查高加钢管无泄漏，投入高加水侧。51汽包开始上水后联系化学投运给水加氨、加联氨装置，保证给水品质合格。52启动EH油泵，检查油压13MPa左右，系统无泄漏，EH油泵联锁投入。53联系电除尘启动一台燃油泵，开启炉前进回油母管各手动门及进油跳闸阀，用调整门调整炉前油压为3.0MPa，进行燃油泄漏试验正常，整个系统全面检查正常。54启动引、送风机油站，确认油压正常，备用油泵投入联锁，启动引风机轴承冷却风机，正常后，备用冷却风机投联锁。55启动A、B空预器，检查转向正确，无磨擦异音，投入空预器主、辅助电机联锁。56开启锅炉过热器、再热器各空气门。57开启锅炉过、再热器各疏水门，开启锅炉5%旁路。58锅炉上水至可见水位，根据需要对锅炉进行冲放，水质合格后保持汽包水位在双色水位计最高可见水位附近，视情况停运一台前置泵。59全开各二次风挡板，确认引、送风机启动条件满足后，启动引、送风机，调整炉膛负压-50Pa。60启动一台火焰监测探头冷却风机，就地检查运行正常，投入联锁，检查火焰监测探头冷却风压大于6.5KPa。61投入炉膛出口烟温探针。62开启空预器吹灰压缩空气进气门，调整压缩空气母管压力至0.65MPa。63检查炉膛吹扫条件满足，进行炉膛吹扫，吹扫完成确认MFT已复位。64检查各油层启动许可条件满足。65启动一次风机正常后，复位各台磨煤机的跳闸条件，调节一次风母管风压至4KPa，退出密封风机联锁，启动 号密封风机，检查密封风机入口调门联锁开启。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动页码:4/9序号操作内容执行情况66密封风机出口母管压力达到17KPa以上，投入联锁。67 时 分等离子拉弧正常，A磨具备启动条件， A磨启动正常后，等离子转换 “等离子模式”。（A磨故障，其它磨煤机点火采用油枪，点火成功后，派人就地检查，有枪燃烧正常。）68磨煤机运行正常后，可以将A层煤量逐渐加大，,但必须保证磨出口温度在65以上，否则减小煤量。在加煤的同时，派巡检就地看火并及时调整一次风量、加载力及二次风挡板开度。等离子模式下磨煤机给煤量应 30t/h。69投入空预器连续吹灰。70按操作票进行发电机恢复备用操作。71当汽包压力达0.15MPa后，关闭炉侧放空气门，关闭真空破坏门。72汽包压力至0.2MPa，冲洗汽包水位计，并上下校对水位计偏差在30mm以内，定期排污一次。73当汽包压力升至0.17-0.34MPa时，空气门冒汽后关闭空气门。74关闭真空破坏门，启动一台真空泵运行，进行凝汽器抽真空。75缓慢开启轴封供汽手动门,进行疏水暖管。76启动一台轴加风机运行,轴封母管暖管结束后，进行轴封送汽，调整轴封压力为 Kpa，低压轴封供汽温度为 ，检查轴封压力及减温水调门自动调节正常。77主机真空稳定后，A、B小机依次抽真空，观察小机真空系统严密性。78主汽压力0.3MPa以上开启高低压旁路门，辅汽联箱进汽暖管，开大至除氧器加热门，设定除氧器压力0.2MPa，启动除氧再循环泵。79主机、小机轴封系统疏水暖管，约1小时或轴封温度达到110后，投入主机轴封系统运行，轴封母管压力设定0.04MPa。80调整以下各门，尽快提升其供汽参数，满足用户要求：主汽至轴封供汽站、吹灰汽源控制站进汽门；冷再至辅汽联箱进汽门，辅汽联箱至除氧器加热管道、锅炉杂用汽管道进汽门，注意疏水畅通、无水击现象。81升压过程中调整高、低旁路开度，维持冷再压力0.3MPa以上，严密监视主机盘车运行情况。82退出空预器吹灰器，关闭吹灰气源手动门，联系检修加装堵板，将其吹扫介质倒为主蒸汽供，充分疏水后，投入连续吹灰。83关闭炉侧疏水，开大除氧器加热门，稳步提升除氧器压力和给水温度，减少与炉内金属壁温差。84真空达-50kPa时将给水泵密封水回水回至凝汽器。85锅炉点火后机组逐渐进入热态清洗阶段，打开综合取样装置上所有取样二次门，联系化学保证炉水品质合格。86调整高、低旁开度，控制高旁后温度250320，控制低旁后温度80120。控制主汽升压率0.03MPa/min，主蒸汽温度1.7/min，稳步提升辅汽联箱及除氧器压力。87通知检修人员冲洗仪表管，热紧各部螺丝。定期排污一次。88启动一台循环水泵，投入开式循环冷却水系统运行，启动电动给水泵维持汽包上水。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动 页码:5/9序号操作内容执行情况89炉膛出口烟温在538以上时退出烟温探针。90升温升压过程中必须注意各部件的热膨胀情况，锅炉大修后启动，主汽压力至0.8MPa、3.0MPa、7.0MPa、12.0MPa、17.0MPa时分别记录各部膨胀指示器一次，若发现有膨胀件卡住，应停止升压，待故障消除后，再继续升压。91启动高压启动油泵，检查出口压力正常，隔膜阀油压为0.70.8MPa。92检查汽机所有试验已完毕，冲转参数具备。93冲转前检查：记录冲转前参数：主汽压力： MPa，主汽温度： 再热汽压： MPa，再热汽温： 凝汽器真空： Kpa，偏心： mm轴向位移： mm， 缸胀： mm高压缸胀差： mm，中压缸胀差： mm低压缸胀差： mm，最大轴承振动值： um润滑油压： MPa， EH油压： MPa， EH油温： 高压外缸下法兰中间温度： 高压内缸第一级内壁温度上/下： 高压内缸第一级外壁温度上/下： 中压内缸第一级内壁温度上/下： 中压内缸1/2处下法兰温度： 中压外缸1/2处下法兰温度： 低压缸排汽温度： 高旁开度 ， 低旁开度 94稍微调低汽包水位，避免冲转瞬间造成汽包满水。退出炉底排污，提高除氧器水位、压力至高限，关小或关闭其上水门。95开启锅炉5%旁路后，进行汽机高低压旁路切除操作：先切高旁减温水，关就地减温水手动门，并确认。再关高旁减压阀，当中压主汽门前压力及再热系统内各压力测点均显示为负时，切除低压旁路，确认低旁减温水切除。96检查冲转条件全部满足，记录以下参数：隔膜阀上部油压；主、再热蒸汽温度；主蒸汽压力；高压缸金属温度；中压缸金属温度；偏心率；背压；轴向位移；差胀；汽缸原始膨胀值；各轴承回油温度、金属温度；各轴承振动；各轴振（X、Y向）；盘车电流；润滑油压力、温度；EH油压力、温度等。97再次检查确认旁路系统关闭，再热器压力到零，高压缸通风疏水阀关闭，导汽管疏水阀开启。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动 页码:6/9序号操作内容执行情况98点击手操面板，按下“复位”，确定，检查中压主汽门开启、中压调门开度100%。99点击“阀位限制”按钮，设置阀限110，检查高压调门GV1、GV2、GV3、GV4、GV5、GV6应缓慢平稳开至100%。100按“速率设置”按钮，输入目标转速600rpm，速率100rpm/min,按“GO”键，观察汽轮发电机开始升速，高排逆止门开启。101当转速大于3rpm时，检查盘车应自动退出。102盘车退出后应将盘车控制方式置“切除”位。103转速达600rpm时，“GO”灯灭，进行全面检查。104倾听机组声音正常，手打汽轮机，进行磨擦检查。105重新挂闸、冲转，转速设定2040rpm，速率100rpm/min,按“GO”键。106确认汽机各疏水门正常开启，疏水畅通，检查低压缸喷水减温阀已打开，低压缸排汽温度79.4107确认无影响机组升速的声光报警。108检查TSI盘上“报警”和“跳闸”灯不亮。109检查主机瓦温、轴振、轴向位移、差胀、缸胀正常。110检查各参数符合规程“启动和运行中控制数据”的要求，若参数接近限值并有上升趋势或者不稳定，禁止升速。111当转速达1200rpm时，检查顶轴油泵已自动停止运行。112转速至2040rpm，检查主机振动、胀差、轴向位移、瓦温、缸胀正常。113设定目标转速2940rpm，输入升速率100rpm/min2，按“GO”键灯亮。114投入高、低加汽侧，高、低加随机启动。115通过临界转速时，应注意机组振动及瓦温情况。116当汽机转速达2940rpm时，确认蒸汽室内壁温度主蒸汽压力下的饱和温度，进行阀切换：点击“阀门方式”键，按“GV控制”按钮，通过DEH画面观察阀门切换过程在2分钟内完成，转速基本稳定，切换结束后汽机转速应维持在2940rpm。117设定目标转速3000rpm，速率50rpm/min2，将汽机转速升至3000rpm。118检查机组振动、轴向位移、瓦温、胀差、缸胀正常，调整润滑油温正常。119检查主油泵出口压力正常，停止交流油泵，注意检查润滑油压0.12MPa，各油泵联锁投入。120检查机组各参数在正常范围内，汇报值长，执行发电机并网操作。121并网后，检查“自动同期”灯灭，DEH负荷目标值为15MW，实际值趋于15MW。锅炉关闭5%旁路。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动 页码:7/9序号操作内容执行情况122按值长令拉开或保留主变中性点刀闸运行（注意保护压板的相应切换）。123在15MW负荷下，锅炉尽量稳定汽温、汽压，根据要求进行初负荷暖机。124投入主机低真空、机跳炉保护。125当锅炉连续进水后，关闭省煤器再循环门。126联系化学投运化学在线监测仪表，维持各加药设备正常运行。127初负荷暖机结束后，采用“单阀”方式逐渐增加负荷，设定目标负荷30MW，升负荷率2MW/min，在整个升负荷过程中应保持负荷与蒸汽参数匹配关系。128根据负荷情况，启动第二台、第三台制粉系统，逐渐退出等离子或油枪。129当机组负荷达30MW时，检查确认除热再管道疏水外的所有中压调门前疏水门自动关闭，否则手动关闭，并就地确认。130根据化学要求，调整连续排污流量，必要时进行定期排污。131设定目标负荷60MW，升负荷率2MW/min。132开启四抽至小机电动门。133A、B小机作冲转前检查，具备冲转条件。提升冲转蒸汽参数至0.2MPa/200以上。134当机组负荷达45MW时：检查低压缸排汽温度80，低压缸喷水自动退出。135当#3高加疏水与除氧器差压大于0.2MPa时，高加疏水切换至除氧器，四抽汽压力至0.147MPa时，除氧器汽源切至四抽供给，注意控制辅汽联箱压力正常。136当负荷达60MW时，检查中压调（主汽）门后的所有疏水门及热再蒸汽管道疏水门应自动关闭。137冲转一台汽动给水泵，至3100rpm暖机。138根据调温要求，可投入减温水系统，注意备减后蒸汽温度至少有10以上过热度。139负荷升至150MW时，冲转另一台汽动给水泵，至3100rpm暖机。140负荷升至90MW时，给水旁路切主路运行，确认给水由单冲量切至三冲量控制方式运行。141设定目标负荷100MW，升负荷率2MW/min。142检查冷再压力的上升情况，调整辅汽联箱压力正常，防止超压。143设定目标负荷150MW，升负荷率2MW/min。144负荷达120MW时，根据化学要求，调整连排门进行洗硅，待炉水含硅量降到3mg/L以下时，再升压升负荷。145并汽泵，停电泵投备。146根据负荷启动第四台制粉系统，控制主汽压上升率在0.1MPa/min内，主、再热汽温上升率在1.5/min内。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。操作任务： 号机组冷态启动 页码:8/9序号操作内容执行情况147当负荷达150MW时，主汽压力应达14.0MPa，主汽温应达525，再热汽温应达500。148倒换A、B小机汽源。注意维持汽包水位及辅汽母管压力正常。149开启四抽至辅汽联箱供汽门，冷再供汽作为热备用，调整主机轴封，维持母管压力正常。150 联系化学化验炉水含硅量应1.5mg/L，否则应停止升压进行洗硅。151设定目标负荷240MW，升负荷率3MW/min。152当电除尘器入口烟温110且负荷150MW时，通知灰控值班员，投入电除尘器电场运行，投入脱硫系统设备运行。153负荷达180MW时，根据燃烧情况检查等离子或油枪全部退出，空气预热器连续吹灰改为定期吹灰。154机组负荷200MW，根据当时的真空情况启动另外一台循环水泵，升负荷率5MW/min。155负荷达240MW，主蒸汽压力达17.5MPa，主蒸汽、再热蒸汽温度都稳定在541，检查轴封系统已自密封，辅汽来汽转为备用。156负荷达330MW全面检查各系统运行正常，确认各种保护均已正确投入，各种自动装置投入正常运行，保持机组正常连续运行。157检查关闭机、炉侧所有疏放水门。根据汽、水品质情况调整连排流量。158根据需要投入顺序阀和协调方式运行。159确认主机各保护均已投入，各辅助设备按规定投“自动”位，机组运行正常。160机组负荷逐步加至调度给定负荷。161操作完毕，汇报值长。备注：如该项已执行，请在“执行情况”栏打“”，如未执行则说明原因。编号： 危险点分析及控制措施票操作任务： 机组冷态启动 危险点分析及控制措施：序号危险点预控措施异常消除措施1汽、水品质超标1、 加强与化学的联系，确保水源为水质合格的除盐水，启动过程中加强汽水品质监督；2、 上水时系统冲放合格。化学及时加药，严格、准确地控制加药量；3、 启动初期，所有疏水排地沟，水质合格后方可回收；4、 按规定及时投入精处理装置；5、 冲转、升负荷阶段注意控制汽包水位，防止水位高、蒸汽带水。1、 加强底部排污；2、 起压后开大连排量；3、汽水品质超标，暂缓升温升压，加强洗硅；4、 冲转前、升负荷过程中稍降汽包水位。2汽包壁温差超限1、 上水均匀、缓慢，按规定执行；2、 确保进水温度与汽包壁温相差不大，严禁温差超过40；3、 时刻监视汽包壁温差，确保不超过50；4、 点火、升压阶段注意保持高的汽包水位；5、 尽快提高辅汽压力，提高给水温度；锅炉避免大量进水。1、 调整汽包水位接近高限（应防止满水）；2、 切换油枪、火嘴，避免缺角运行；3、 在保持汽包水位近高限的前提下，加强底部排污；4、 减小制粉系统出力，开大再循环及消旋风。5、 提升给水温度，少量上水。3机、炉侧汽水管道受热不均，应力超限。1、 锅炉点火前确认各空气门已开启、炉侧疏水门开启，禁止憋压干烧； 2、 严格控制升温升压速度；3、 起压后合理调整机炉侧疏水方式；4、 锅炉底部排污严格按规定执行。1、 调整燃烧方式，适时切换等离子或油枪；2、 充分疏水，先炉侧、后机侧，合理调整高低压旁路开度，严格控制升温升压速度。4燃油泄露1、 投油系统前，检查确认各疏油门、角阀关闭严密；2、 投油系统前严格完成油泄漏试验；3、 油系统投运后，加强现场油系统管道、阀门的检查，及时发现问题。1、 油枪泄露，关闭进油门，迅速联系检修处理；2、 油管路泄露，隔离处理。5并泵操作不当，汽包水位超限，或小汽机跳闸。1、 并泵操作应在汽包水位稳定的情况下进行；2、 加强燃烧调整，保持汽压稳定；3、 注意给水泵再循环开度调整。1、 主控指导，根据实际情况处理，严禁锅炉缺水、满水；2、 小机跳闸，迅速投入盘车装置，稳定汽包水位和辅汽联箱压力。申明：我已确认操作任务，并已认真进行了危险点分析，明了各项预控措施及异常控制措施，保证能正确按照操作票执行此项操作任务。编号： 危险点分析及控制措施票操作任务： 机组冷态启动危险点分析及控制措施：序号危险点预控措施异常消除措施6尾部烟道、空预器积油、积粉引起二次燃烧。1、 点火前清理油枪，保证雾化良好；2、 投油后现场确认着火稳定、燃烧充分，否则调整配风；油枪停运后及时吹扫；3、 投油期间空预器投连续吹灰，保证吹灰压力足够；4、 点火燃油初期维持氧量9%11%，投粉时应保证有足够的着火能量；5、 合理选择制粉系统启动时机，控制出力，减少三次风