机组的启动过程

1、锅炉启动一、检修后点火前工作安排：1. 汽机具备除氧器上水条件时单元长联系上水，并投入加热，要求水温大于汽包壁温40度。2. 锅炉上水前后机组长安排专人记录锅炉膨胀指示。3. 单元长安排在投加热前或锅炉起压前结束大联锁试验。4. 炉汽水系统工作票全部终结开始上水，上至可见水位、炉内脚手架拆除后立即投入炉底加热。锅炉上至正常水位后，除氧器继续投加热至较高水温，以利于启动节油和预防屏过超温。5. 司炉根据情况及时调整开大加热，联系邻炉保持高负荷，以保证汽包压力上升、分离器入口温度升高至150度。投加热过程关闭全部烟气档板，司炉监视汽包壁温上升趋势，上升较慢且加热门已经全开时及时联系增加邻炉负荷。点

2、火前已加热参数越高点炉节油效果越明显且可预防点火过程中分离器浇筑料脱落。6. 脚手架拆除后用手电检查风帽情况，确认风帽完整无堵塞后终结炉膛受热面检查工作票，确认炉内无人炉各辅机送电备用并开始加床料，检查各辅机冷却水正常。加床料前开启高压流化风机检查返料器软管是否堵塞，参照管路压力流量、软管温度判断是否正常，如个别管子不热联系检修清理。加料过程必须有一台高压流化风机保持运行。加料过程中机组长必须派人就地监护民工以防止大块加入并督促加料速度，料堆远离加料口时候单元长联系铲车堆整。加料至一定程度后可开启风机进行流化，一次风室压力在炉底流化风量达15万Nm3/h时达到13.5Kpa可停止加料。关闭播煤

3、风、二次风门后逐渐降低一次风至零，所有风机停运，检查床面应该平整，如发现不平整甚至有“凸起”现象，则需联系检修检查清除此区域的床料，查出原因及时处理。确认炉内无人封闭9米炉检查孔。7. 锅炉点火前班长必须联系检修根据点炉需要更换雾化片并试验油枪正常。开启油泵油循环正常，油系统吹扫蒸汽进行疏水。8. 点火前班长联系解除风量、水位保护、给煤机启停条件，强制油枪启动允许条件.9. 单元长安排煤仓适当上煤。注意：1、点火前必须先加一定量的床料，避免空床点火。2、点火投油前应将所有过热器疏水打开，防止联箱内有积水造成膨胀不均。二、机组开机前，解除机跳炉、电跳机连锁保护1、 接单元长点火命令。2、 通知汽

4、机、电气、燃灰值班人员。3、 投入暖风器：通知汽机，锅炉投暖风器。开启进汽母管疏水门，充分暖管疏水，开启母管进汽隔绝门，微开调节门，开启暖风器疏水，充分暖管疏水，关闭所有疏水门，开启一次暖风器组疏水门，微开一次暖风器组进汽门暖管疏水，注意防止水冲击，开启二次暖风器组疏水门，微开二次暖风器组进汽门暖管疏水，注意防止水冲击，开启一、二次暖风器疏水至疏水扩容器门，逐渐开大一次暖风器组进汽门。点火前投入暖风器利于节油。4、 启动火检风机：就地控制箱上打至“远方控制”后，点击“锅炉BMS操作面板”，点击“火检冷却风机”A（或者B）,火检冷却风压力正常后点击“联锁投入”并点击“确认”按钮5、 调整各二次风

5、门开度至20左右，全开烟气挡板，关闭一次风室放渣门，检查灰控阀已经关闭。检查所有风机进出口挡板的关闭情况及液偶或调节挡板至最小位，风机及挡板投入“自动”。A. 启动引风机：点击“引风机A顺控”按钮，关闭“引风机A子组顺停”画面，点击“引风机A子组顺启”复位按钮后按“开始”按钮，风机启动.B. 启动高压流化风机：检查油温正常，启动辅助油泵后投“自动”，按“系统复位”键，进行系统复位，检查“风机启动条件”满足，将入口导叶、防喘振阀、出口挡板控制设为“手动。将调节方式设为“压力”，启动主电机，观察机组参数正常，将入口导叶、防喘振阀、出口挡板控制设为“自动” 各挡板动作情况正常，油温40，投入冷却水。

6、注：当管路阻力增大到某值时，鼓风机流量会下降，甚至会出现喘振现象，为预防喘振发生，设有流量、压力双参数防喘振系统，由入口节流装置、差压变送器、出口压力变送器、调节器、调节阀组成。在风机入口装有叶片调节器，用于调节风量，其结构采用球状接头的连杆机构去驱动整个叶片，从而改变导叶开度及进汽量，为驱动叶片选用了角行程电动执行器。油系统作用是提供润滑油。开机时候采用电动辅助油泵供油，当正常工作时候，同时将电控柜上的转换开关打到自动侧，采用齿轮泵供油，当油压力降至0.07Mpa报警并联启辅助油泵，0.05Mpa跳闸。启动前要确认油箱油位正常，润滑油温低，由于粘度高会导致润滑不足，故启动时必须始终保证润滑油

7、温15度以上，大约5度只允许用于紧急启动。 C. 启动二次风机：点击“二次风机A顺控”按钮，关闭“二次风机A子组顺停”画面，点击“二次风机A子组顺启”复位按钮后按“开始”按钮，风机启动后，调整液偶芍管应不小于5.D. 启动一次风机：点击“一次风机A顺控”按钮，关闭“一次风机A子组顺停”画面，点击“一次风机A子组顺启”复位按钮后按“开始”按钮，风机启动.启动辅机时应注意观察：1.启动顺序2.设备执行情况3.启动电流4.启动时间。调整各风机出力，二次风压在4Kpa,一次风量先调整至11万Nm/h以上使床料充分流化3分钟后，.再将一次风量降低至4万Nm/h6、 切至“锅炉BMS操作面板”画面，查看“

8、锅炉吹扫允许”条件满足，点击“炉膛启动吹扫按钮”，“锅炉吹扫正在进行”灯亮，吹扫计时开始，“锅炉吹扫完成”灯亮，点击“吹扫完成置位按钮”，查看油枪启动允许条件满足，“油层油枪启动允许”灯亮，点击“床上油枪”按钮，进入“床上启动燃烧器控制”系统。启动一只燃烧器:就地操作：就地控制盘电源开关开启，电源指示灯亮，确认油枪角号，将远方就地控制按钮拧至就地，就地指示灯亮，依次按“油枪进”、“打火枪进”，确认到位后，按“打火器”“开油角阀”就地缓开油截止门，起压后观察油枪应燃烧，并控制油压在0.2以下，远方操作：将就地控制盘远方就地控制按钮拧至远方，开启对应角进油截门，在“床上启动燃烧器控制”系统点击“

9、角启/停” 按钮，点击“复位”按钮后点击“启动”，观察进行顺序及执行情况，油角阀开启后适当提高炉膛压力然后稳定炉膛负压，就地调整燃油压力和盘上调整燃烧器风量，中层床温变化率135/h，下层变化率控制在2/min以内，视情况启动对墙的另一只燃烧器，油枪的着火好坏不仅要通过观察窗观察局部的燃烧情况，还要通过烟囱掌握油在炉膛的全部燃烧情况，避免冒黑浓烟。7、 油枪着火后，炉底流化风增加至7万Nm/h以上,保证微流化，不准出现单点温度超过951度现象。当单点温度较高时候可考虑尽量多投入油枪个数减少单只油枪燃烧热负荷，及时调整风量以使温度场均匀。主值安排人员及时根据烟囱排烟颜色调整配风，严禁冒黑烟。8、

10、 投油枪初期每隔1020分钟加大炉底流化风量至107000Nm/h以上35分钟，以加强物料外循环，减少返料器与炉膛出口温度差值预防局部床料硬化。随着时间推移逐渐增加流化次数和时间。9、 点火后及时联系汽机开启一、二级旁路。10、 点火初期升温升压过程应缓慢均匀，升压速度0.05Mpa/min,饱和温度升温1/min,汽包上下温差50，汽包金属温度壁温变化率55/h,回料器温度与炉膛上部温度差应控制在38以内（若温差较大应适当加大一次风量，加强物料外循环，使分离器立管温度也能均匀上升）。11、 适当切换、增投油枪运行，避免单只油枪超出力或高出力长时间运行，使炉膛床层温度场尽量平均，严禁单个测点超

11、温，出现局部测点超温应加大相邻二次风和加强流化床料。12、 汽压0.150.2MPa，关各空气门，冲洗水位计，核对水位。13、 根据汽压情况停止底部加热。14、 根据汽包水位，联系汽机开给水泵；锅炉间断排污，加强水循环。调整旁路开度，并逐渐尽可能地全开。15、 在以下各压力点记录膨胀指示：（1）上水前后；（2）汽压0.5Mpa（3）汽压1.0Mpa（4）汽压6Mpa（5）汽压10Mpa（6）达到额定参数。16、 具备冲转参数汽机冲转。整个启动过程必须严格控制分离器出口温度低于538度直到已经冲转并列，以保护再热器。根据目前汽轮机冲转时7瓦振动超标情况，冲转前解除汽轮机轴振保护，定速后投入。冲转

12、过程中，16轴振超过25.4丝，7轴振超过40丝，应立即打闸17、 汽机冲转过程中尽量保持主参数稳定，根据汽机冲转速度变化的快慢判断虚假水位以控制水位的稳定。再热器压力0.10.3Mpa关闭再热器冷段疏水。就地检查给煤机挡板开启情况，就地控制盘“胶带电机控制方式”切为“集控”“清扫电机控制方式”切为“延时”。班长提前联系检修根据需要在汽机冲转期间更换大油枪。18、 汽轮机冲转过程快接近额定转速时候安排启动其他备用辅机，准备升温升压。19、 机组并入电网，负荷自动升至5额定负荷。根据化学要求开加药、取样、连排门。20、 并列后，锅炉加炉底流化风至150000Nm/h，加大油枪出力，在规定的床温变

13、化率内提高床层温度，不能靠减小一次风量来提高床温（发现床温变化率变小时必须及时增加油枪出力，以减小启动用油）。此时由于外循环加强返料增加，下部床温明显上升。21、 当中层床温达到 时下层床温 以上，可启动给煤机以最小给煤量“脉动”投煤，启动前开启减温水及事故喷水前后截门，启动后就地确认下煤情况，及播煤风正常，确保煤正常进入炉膛，此时应注意调整主、再热汽温，调整主汽温时一级为主，投煤后一级减温水投入10T/h左右，严格控制一级减温出口温升小于1.5度。调整再热汽温时烟气挡板调节为主，事故喷水为辅并尽量不用或少用，避免主、再热汽温温差过大。22、 确定入炉煤着火后，可连续少量投煤，根据床温变化率调

14、整一、二次风量保证床温缓慢上升速度135/h，并注意氧量变化速度不要太快。根据气压上升情况联系汽机增带负荷，投煤量不可大幅增加，否则床温变化剧烈，屏过冷段超温。调门全开后锅炉根据床温升速率，逐渐带负荷。三、预防点火过程屏过冷段超温点火投煤过程要合理进行风、煤、床温、负荷控制才能防止屏过超温(1)启动前开大过热器两侧疏水及屏过热段疏水(2)投煤时候尽量选择较高床温，各油枪出力加至最大，保证投煤后立即着火，避免出现瞬间爆燃现象。投煤后加大一次风量，避免床温上升过快.(3)严格监视屏过冷段温度，及时根据需要联系增负荷增加流过屏过冷段蒸汽量，初期尽量调门保持一定余度，以在屏过冷段即将超温时候快速增加负

15、荷(4)屏过温度较高时候暂时稳定燃烧率。负荷20MW稳定约半小时，使锅炉受热面和浇筑料充分吸热，蓄热增加。负荷70MW前及时增大一二次风量床温尽量控制在700度左右，40MW到70MW负荷之间接带负荷率尽量快些。(5)尽量让B侧油枪及煤量加大(6)点火前床料过少也容易造成屏过冷段超温(7)点火后炉内粗床料较多必须等加大排粗渣量，密相区差压上升到正常值才可带高负荷运行。(8)锅炉上水结束后除氧器继续加热至较高水温(9)汽轮机冲转后立即停止排污23、 当下层床温600，逐渐减小油枪出力，650时，可逐只停运燃烧器，汇报单元长，投入电除尘。此时四台给煤机应尽量保持均匀给煤，根据分离器出口温度防止烟温

16、偏差过大，根据汽温上升情况逐渐开大减温水量，达到额定参数前二级后温度不应超过480，一级后温度不超过500。24、 负荷 90MW切换给水旁路,根据情况停暖风器。25、 按滑参数启动曲线升温升压，严密监视各参数，及时调整燃烧，加强与汽机联系及设备的巡回检查。注意撤油后分离器入口温度变化不得过快，升负荷要缓慢，接带负荷必须保证分离器入口温度变化率不得大于100度/h。26、 班长联系投入机组风量、水位保护、给煤机启停条件。全面检查各疏水已经严密关闭。27、 一次风室压力14.0Kpa，通知汽机开启冷渣泵，投入排渣系统运行。28、 全面检查各保护投入正常。29、 锅炉根据化学要求加大排污，确保炉水

17、和蒸汽品质合格。自我感想通过上述的学习总结，我认为锅炉的启动过程中，锅炉各部件的温度逐渐升高，由于受热的不一致，部件不同的位置温度可能不同，因为产生热应力甚至是部件损坏，启动初期受热面的内部工质的流动尚不正常，工质流动缓慢，因为工质对受热面金属的冷却作用较弱，若果这是受热国强，金属温度可能会超过与克制，各个部件均有可能超温，炉膛爆燃也是启动过程中容易发生的危险事故，锅炉开始点火时，投入的燃料较少，炉内温度低，控制不当很容易熄火，操作不当是会发生爆燃并造成设备损坏，总之，在锅炉汽东莞中既有安全问题也有经济性问题，原则上应在确保安全的条件下，尽可能的节约燃料和工质，缩短启动时间，使锅炉尽早承担符合

18、汽轮机启动概述一：机组启动前的检查准备1. 确认机组现场检修工作结束，所有工作票终结。核对全厂接地线数量。要求：检修措施拆除，现场清洁无杂物。2. 检修后的辅机必须经试运合格且正常，各项指标满足投运要求。电机外壳接线良好，事故按钮动作正常。1) 试运过程中，泵的出口压力稳定并达到额定数值，电动机在空载及满载工况下，电流均不超过额定值。2) 轴承油温不高于制造厂家规定值，一般使用润滑油的为6570，用润滑脂的不超过80；油泵油压、供油及轴承回油正常，轴承无渗油现象。3) 各转动齿轮啮合良好，无不正常音响、振动和发热现象，各转动部分音响正常，泵内无冲击现象。3. 进行各主、辅机设备有关电气、热工联

19、锁、保护试验，各连锁保护实验完成并合格。1) 严格按照机组逻辑传动单进行DCS逻辑保护的传动工作，并有相关人员签字确认。4. 进行各电动、气动、液动阀门已传动，开关传动正常。5. 确认所有就地、远方测量装置一、二门开启，表计指示正确。1） 温度表计安装正确，表计安装在温度测量套管内；2） 压力取样管有隔离门，便于表计隔离更换，并设置由排污门；3） 玻璃管液位计干净透明能清析观察到液位；4） 磁翻板双色液位计颜色分明。 注意：对于差压式变送器、压力开关、平衡容器等需要进行灌水操作，以便能正确测量。（位移传感器）6. 确认DCS、DEH、TSI等控制、监视系统投入正常，DCS画面上各参数指示正确。

20、 注意：联系热工人员双路或多路电源均已送上。7. 确认各油箱油位正常，油质合格，各转动设备轴承油位正常，油质合格。1） 主机油箱油位：466.7mm；（以正常油位为零油位。）油质：外观透明、无机械杂质、水分100 mg/L。2） EH油箱油位：650750mm，油质：NAS5级；3） 小机油箱油位：11201270mm，从油箱底部算起。4） 机组启动前要求计量化验室出具各油质报告，各油质应合格。油质取样应要求计量化验人员在油系统投入运行后取样。8. 汽轮机重点检查项目：1） 汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常；2） 汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀；3） 主油箱事故放油门关闭；4

21、） 低压缸安全膜完好。5） 汽机保护TSI系统正常9. 确认无禁止机组启动的条件：1） 影响汽轮机启动的系统和设备检修工作未结束、工作票未注销时；2） 汽轮机主要联锁保护试验不合格，保护动作值不符合规定；3） DCS、DEH、TSI或其它控制装置工作不正常，影响汽轮机启动或正常运行；4） 汽轮机主要监测仪表监视功能不能正常投入；5） 任一高、中压主汽门、调门、高排逆止门、抽汽逆止门、高排通风阀关闭不严、卡涩或动作失灵；6） 交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵、EH油泵、顶轴油泵任一故障或其相应的联锁保护试验不合格；7） 盘车装置故障、盘车盘不动或盘车电流超限；8） 转子偏心度大于原始值的0.0

22、2mm；9） 盘车时汽轮发电机组动静部分有明显的金属摩擦声或其他异音10） 汽机润滑油、EH油箱油位低于规定值或油质不合格；11） 高、中压缸外缸上/下缸温差大于50，高、中压缸内缸上/下缸温差大于35；12） 主机危急保安器动作不正常或任一超速保护不能可靠动作；13） 调速系统不能维持空负荷运行或甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作值以下；14） 高中压胀差大于10.3mm或小于4mm，低压胀差大于27mm或小于3.5mm；15） 汽水品质不符合要求；16） 发电机定子冷却水系统有故障或水质不合格；17） 发电机密封油、氢冷系统故障或氢气纯度、湿度不合格；18） 厂用、仪用压缩空气系统不正常

23、；19） 汽轮机主要保温不完善；20） 高、低压旁路阀门关闭不严或自动不正常；21） 有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。二：机组启动前的试验1. 机组大联锁试验：1） 汽机跳闸：通过电气逆功率保护延时跳发电机出口断路器。2） 锅炉MFT：通过汽机ETS跳闸汽机，汽机跳闸后联跳发电机出口断路器。3） 发变组主保护跳闸：通过出口跳闸继电器跳闸汽机。4） 当发电机运行正常，由于电网原因造成主变出口断路器跳闸时，相应地汽轮机和发电机保持运行，机组发FCB保护动作信号2. 高加水位保护试验（静态传动）:3. 主机交直流油泵联动试验：试验过程中防止系统漏油4. 油泵联动试验：5. 小机交流油泵

24、联动试验：6. DEH静态试验1） 启动汽轮机交流油泵、高压密封油备用油泵运行；2） 启动汽轮机EH油泵运行；3） 复位汽轮机跳闸信号；4） 汽轮机挂闸，就地检查薄膜阀上腔油压0.8-0.9MPa，AST中间油压建立7-9MPa。高压调速汽门、中压主汽门开启；5） 由热控人员分别给出高中压主汽门、调速汽门开度指令，检查高中压主汽门、调速汽门开启至指令开度，并且远方与就地开度一致；6） 由运行人员进行远方与就地打闸，检查高中压主汽门、调速汽门迅速关闭。7. 高、低压旁路系统试验；8. ETS 通道试验；检验AST电磁阀动作的可靠性。9. 电气方面的实验：1） 柴油发电机组启动试验2） 事故照明电

25、源切换试验3） 保安系统联锁切换试验4） 引风机油站电源切换试验。5） 发电机转子、定子测绝缘6） 空冷变带负荷备自投试验7） 主变压器冷却器工作、备用电源联动试验的操作8） 高厂变及启备变冷却器工作、备用电源联动试验的操作。10. 锅炉启动需要做的实验：1） 锅炉主保护实验2） 燃油泄露实验3） 辅机保护连锁实验4） 水压试验5） 阀门挡板实验三：机组启动前辅助系统的投入1. 辅机冷却水系统投运：1） 机力通风塔补水至1.6m以上，辅机冷却水前池水位补至4.8m以上；2） 投入#1、#2机一组闭式水冷却器，投入#1、#2辅机冷却水电动滤网，开启#1、#3塔旁路门，检查辅机冷却水系统导通；3）

26、 开启#1辅机冷却水泵出口电动蝶阀、出口液动蝶阀，向#1机辅机冷却水系统静压注水；4） 静压注水后启动#1辅机冷却水泵，检查#1塔回水正常；5） 开启辅机冷却水泵出口联络门，向#2机辅机冷却水系统充水；6） 检查#3塔回水正常，启动#2辅机冷却水泵；7） 投入#3辅机冷却水泵备用开关；8） 开启机力通风塔回水联络门，#2机力通风塔列备用；9） 当机力通风塔出水温度达32以上时，将辅机冷却水倒上机闭式冷却水系统投运：1） 开启除盐水至闭式水箱补水调整门，闭式水系统注水至闭式水箱水位1500mm以上，投入闭式水箱补水自动；2） 闭式水系统各处排空气见水后关闭；3） 适当投入闭式水系统一些用户保持闭

27、式水系统处于导通状态；启动一台闭式冷却水泵，另一台闭式冷却水泵备用投入。2. 仪用和厂用压缩空气系统投运：1） 启动空压机，检查机炉侧压缩空气供应正常压缩空气压力在0.60.8MPa之间，空压机两运两备，冷干机两运一备。3. 润滑油系统投运：1） 启动交流润滑油泵运行，润滑油母管压力0.10MPa；2） #1主油箱排烟风机联锁启动，#2主油箱排烟风机投入备用；3） 检查主油箱油位正常，各瓦回油正常；4） 做交直流油泵互联试验；投入冷油器冷却水自动调节，检查冷油器后油温3843。4. 密封油系统投运：1） 启动一台空侧密封油排氢风机，另一台排氢风机联锁投入；2） 开启空侧密封油泵手动再循环门，启

28、动空侧交流密封油泵，逐步关回手动再循环门观察主差压阀动作正常，自动调整空侧密封油泵出口压力在0.30.8 MPa，当发电机充氢后主差压阀自动维持氢油差压0.0840.01MPa，投入空侧直流油泵联锁；3） 检查氢侧密封油回油箱油位自动补至正常；4） 开启氢侧密封油泵手动旁路，启动氢侧交流密封油泵，逐步关回氢侧密封油泵手动旁路门，调整氢侧密封油泵出口压力在0.6 MPa，检查平衡阀动作正常，自动维持密封瓦空、氢侧油压差在5 cmH2O（0.49KPa）范围内，投入氢侧直流密封油泵联锁；5） 开启高压备用密封油来油手动门，开启备用差压阀前后手动门，关闭备用差压阀旁路手动门；6） 检查高压备用油减压

29、阀工作正常，维持高压备用油压为0.88MPa；7） 开启密封油低压备用油来油手动门；8） 检查发电机各油水检测器工作正常；9） 空、氢侧密封油温度升高至43时，投入空、氢侧密封油冷油器，调节密封油温为4349；10） 完成直流密封油泵联动试验。5. 顶轴油系统投运：1） 启动一台顶轴油泵，检查顶轴油供油母管油压10.5MPa；2） 记录各瓦顶轴油压：6. 投入汽机连续盘车记录盘车电流及偏心值：1） 机组启动前连续盘车不得少于4小时，就地实测大轴晃度不得高于2.5丝，记录各瓦顶轴油压与规程中原始值比较无明显变化，盘车过程中各瓦顶轴油压如下表：转子偏心度0.075mm，不大于原始值的0.02 mm，冲转前连续盘车不少于4小时；2） 盘车投入后倾听汽轮机内部声音以及轴封处声音，应无清晰摩擦声；盘车过程中，当盘车电流发生明显变化时，应就地检查各瓦顶轴油压有无变化，就地实测大轴晃度有无变化，并使用听针对各瓦以及各轴封进行听音检查，将检查结果汇报专业，做好记录。3） 盘车转速：3.35rpm。7. 发电机气体置换（空气置换为氢气）： 投入氢气干燥器、纯度仪、湿