山西国金电力有限公司启动票

1、山西国金电力有限公司 机 组 启 动 操 作 票 编号： 操作开始时间： 年 月 日 时 分， 终了时间： 日 时 分操作任务： 冷态滑参数启动（ ）号机组1危险点分析1.1启动过程中违反机组的运行规定，导致人身、设备损坏事故；1.2启动过程中水质控制不合格，导致受热面损坏；1.3锅炉静态加床料不平衡，启风机后流化不正常；1.4锅炉投油期间不吹灰造成烟道积灰；1.5锅炉点火初期升温过快引起耐火材料损坏；1.6汽水膨胀期给水控制不当造成锅炉跳闸；1.7锅炉投煤后不燃造成燃煤堆结，引起锅炉爆燃；1.8锅炉转态时燃烧、给水控制不当造成锅炉跳闸；1.9汽机送轴封时疏水不畅，造成汽封带水，冲转时引起机组

2、振动；1.10冲转参数选择不合理，冲转时引起热冲击或水冲击；1.11汽轮机高压缸排汽口超温；1.12冲转时机组振动过大；1.13带地刀升压；1.14切换厂用电时失电。2安全注意事项2.1为保护锅炉应控制燃料量投入，保证两侧床温差50，严格控制床温温升率120/h；2.2点火初期，特别是油煤混燃应对空预器连续吹灰；2.3升压期间严格控制储水罐水位、水冷壁温升率；2.4锅炉上水，升温升压期间，严格控制凝结水，给水品质，认真执行冲洗，开式清洗、闭式循环清洗、热态清洗，控制凝结水、给水的含氧量、PH值、含Fe量、电导率等指标合格；2.5升压期间，按规定记录锅炉膨胀指示器的指示值，若有异常，应查明原因，

3、消除后方可升压，一般规定在以下压力应检查和记录膨胀值：0.30.4Mpa，11.5Mpa，50%工作压力，100%工作压力；2.6加强对水位的控制，特别是在工质膨胀期，给水主旁路切换，水位调节方式改变，电泵与汽泵的切换、并泵，锅炉转态时保证水位稳定防止满水或缺水；2.7机组冲转时，主汽温度要高于高压调节级后内缸内壁温度80150以上，再热汽温高于中压内缸下半进汽腔室内外壁温50以上，蒸汽温度至少保证50的过热度；2.8冲转时现场应设专人监视机组声音、振动、回油温度等，盘上应派专人监视振动曲线，发现异常及时汇报处理；2.9升速暖机过程中应严格控制机组的振动符合要求：低速时应重点监视轴振变化情况；

4、一阶临界转速以下，轴承盖振应30m应立即打闸停机；一阶临界转速以上，轴承盖振应50m，否则应查明原因消除振动，使振动30m；不得在高振幅下长期停留，若轴承盖振达80m或轴振达250m，应立即打闸停机；过临界时轴承盖振应100m，超过时停机，严禁硬闯临界转速，待转子静止后投入连续盘车，检查大轴挠度和上下缸及内外壁温差，倾听声音，查明原因并消除后方可重新启动；2.10在升速过程中应快速通过各轴系临界转速并保证机组不在共振转速范围内停留，若机组振动出现发散现象应修改“目标值”以避开共振转速范围；2.11检查汽机本体及蒸汽管道疏水畅通，无水击、振动等现象否则应停止升速或停机；2.12及时调整凝汽器、除

5、氧器水位并保持正常；2.13整个升速过程应保持润滑油温：3842；2.14注意机组轴向位移、热膨胀、胀差正常，胀差上升过快时应适当延长暖机时间；2.15机组各部温升不应超过以下规定值：高、中压缸壁温升：1.5/min，主、再热蒸汽管道壁温升：6/min，主汽阀及调节阀壳温升：6/min；高、中压外缸外壁上下温差：50，高压内缸下缸内外温差：50，高压主汽阀阀壳内、外壁温差：50，床温温升120/h；2.16机组并网前检查220KV线路侧201-西0拉开，变压器侧201-变0拉开；2.17检查轴封系统正常，注意轴封供汽压力和温度；2.18整个启动过程中严格按冷态启动曲线进行升温、升压及升负荷操作

6、内容：一检查与准备顺序操作项目时间1、检查检修工作已结束，工作票收回，安全措施已拆除，机组保护试验合格，具备机组启动条件；2、检查热工所有表计已投入，各信号显示灯完好，指示正常，各控制、保护、信号的电源正常；DEH、MEH、DCS、FSSS、ETS、METS、TSI、MTSI等系统试验正常且投运正常；3、检查220KV金文一线路、01#启备变、厂用6KV、380V、直流220V、直流110V、UPS、保安段等系统已投入运行，柴油发电机处于热备用状态；4、检查现场所有备用转机测绝缘合格具备启动条件；5、通知化学准备足够的除盐水，通知燃运准备合格的燃料、床料、石灰石、启动用油、液氨等6、通知化学检

7、查工业水系统、污水处理系统、消防水系统正常投入运行；7、投入压缩空气系统，确保仪用、杂用空气系统正常；（0.7Mpa）8、检查确认各电动门、气动门、风烟挡板开关动作正常；9、现场照明充足、事故照明正常，手电、对讲机配备充足；10、各岗位值班员已准备好所有的工具、仪器、操作票、操作记录本和运行日志；11、检查确认炉膛及烟道无杂物、积灰，承压部件完好；12、确认空预器、烟风道、除尘器畅通无积灰和杂物，各系统内部无人工作，无遗留工具、杂物，各人孔、检查孔严密关闭；13、检查各处膨胀指示器齐全，刻度盘清晰，指针无卡涩且指示正常，通知热机检修记录始点；14、检查锅炉具备铺床料条件并对锅炉铺床料；15、检

8、查储水罐水位计完整、正确；16、蒸汽吹灰系统管道、阀门完整，吹灰器在退出位置；17、各管道、阀门完整，标志编号正确齐全，阀门开关方向正确灵活，远方控制传动装置完整牢固；18、各管道支吊架完整牢固，无变形和损坏；19、各油枪、点火器、推进器、电磁阀等完整齐全，位置正确，各油枪已清洗；20、检查布袋除尘各系统正常，灰斗加热以及输灰系统；21、检查大机润滑油、顶轴油系统以及小机润滑油系统完好无漏油，各冷油器、油泵完好，各油箱油位正常，油质合格，油位计清晰可见；22、检查发电机本体完好；23、启动主油箱排烟风机，正常后，启动交流润滑油泵，调整润滑油压0.14-0.18Mpa，启动交流启动油泵，主油箱负

9、压196-254Pa，根据油温及时投入油净化及加热装置；24、检查汽封系统各汽源供汽调节站、温度控制站和溢流站完好；25、检查凝汽器人孔门关闭，循环水泵、冷却水升压泵处于备用状态，向循环水系统充水排空；26、除氧器和高低加热器处于完好状态，缓冲水箱水位正常，凝结水泵、电动汽动及紧急事故给水泵处于备用状态；27、检查凝汽器真空系统完好处于备用状态，真空滤网已清洗，汽水分离器水位正常；28、发电机和励磁转动滑环表面清洁、光滑，无划痕，碳刷安装牢固，其下缘至滑环表面的距离为2-3mm，滑环碳刷表面与滑环接触良好，碳刷有效长度不小于5cm，弹簧压力正常；29、发电机、主变、高厂变封闭母线完整，微正压装

10、置运行正常；30、发变组电流、电压互感器，避雷器设备外观完好，瓷瓶无破损、裂纹现象，引线、接地线连接牢固，一二次保险完好；31、发电机中性点柜内设备完好，中性点高阻抗变压器和匝间PT中性点连接电缆完好；32、发电机励磁开关、灭磁开关、自动电压调整装置及其盘柜等设备完好，操作机构均无损坏、脱落现象，可控硅整流柜及其风机，起励装置设备完好；33检查确认发变组仪表、信号继电保护。自动和运动装置正常，保护定值正确，各位置指示器指示正常，信号试验良好，发变组整组试验正常；34测量发变组各部分绝缘合格后送电；35通知燃运检查输煤、输石系统正常；36检查阀门检查卡已完成。二、投运辅助系统1机组具备启动条件后

11、，通知化学送除盐水向缓冲箱补水；2冷却塔水位正常后停止补水并维持水位正常；3启动顶轴油泵正常，投联锁，投入盘车装置，测量大轴挠度、盘车电流；4缓冲水箱水位正常后向凝汽器补水，并启动凝结水输送泵向凝结水管道充水排空；5检查凝汽器水位正常，启动凝结水泵对凝汽器，除氧器及凝结水系统进行冲洗，合格后关闭5#低加出水放水门；6联系值长对辅汽系统送气，维持汽压0.6MP左右，除氧器水位1800mm后，投入除氧器加热；7联系了1#机值长对辅汽系统送气，维持汽压0.6MPa左右。除氧器水位1800mm后，投入除氧器加热；8循环水系统排空充水结束，根据情况启动循环水泵运行，启动冷却水升压泵；9启动给水泵及各风机

12、油系统，进行油循环，必要时投入加热器；10锅炉上水之前，应先对炉前系统进行冲洗，当除氧器出口水中含铁量小于100ppm（ug/l），启动电动给水泵向锅炉上水。通过调节锅炉给水启调阀调节锅炉上水流量。夏天100-160t/h左右，2h左右。上水水温与储水罐壁温差小于40；11检查EH系统正常，根据油温投入加热装置。启动高压抗燃油泵进行油循环；12化验内冷水水质，启动内冷水泵对发电机定子冷却水系统进行冲洗；13联系燃化运行燃油系统；14锅炉冷态开式清洗合格后，联系化学投入凝结水精处理。启动炉水循环泵进行闭式循环水冲洗；15闭式循环清洗合格后，调整给水，炉水循环泵流量。保证省煤器入口流量和储水罐水位

13、正常；16启动回转式空预器运行正常，确认辅助气动马达正常备用；17锅炉铺床料正常，床料料位高度、外置床料床高度；18启动真空泵运行正常，A泵263A，B泵269A，C泵265A；19将高旁开至15%以上，开启中压排汽阀，并检查锅炉点火条件满足；20联系化学注意工业水压，投入外置床隔墙冷却水；21投入灰控阀冷却水。三、启动点火1、启动A、B引风机运行正常，投自动；2、启动B、C流化风机运行正常，检查各回料器密封槽风室风量正常；3、启动B二次风机运行正常；4、启动一台一次风机运行，调整每次裤衩腿的一次流化风正常（最低流化风量以上），床料流化正常：根据炉膛内床料情况，调整流化风量，同时检查确证床压是

14、否正常，否则进行动态补料；5、总风量超过538128Nm/h，锅炉吹扫，将燃油压力调至2.5-3.2Mpa；6、锅炉吹扫，燃油泄漏试验完成；7、投入两组风道燃烧器，点火成功，控制床温温升120/h，同时投运空预器吹灰装置；8、全面检查给煤系统具备投运条件；9、开启过热器、再热器疏水、汽机管道疏水；10、当主汽压力升压0.2Mpa时，关闭锅炉汽水系统空气门；11、当主汽压力升压0.7Mpa，再热器压力上升至0.3Mpa时，根据受热面壁温情况，关闭相应的疏水门；12、汽水分离器出口温度达190，锅炉开始热态冲洗，联系化学化验储水罐水质，热态清洗期间应停止升温升压，可适当减弱燃烧，维持汽水分离器出口

15、水温在190±10范围内，热态清洗过程中，炉水循环泵出口流量维持470t/h左右，储水罐排水Fe100ug/L，热态清洗结束，按原速率升温升压；13、检查轴封系统正常，对轴封系统进行暖管；14、轴封系统暖管正常后，送轴封供汽；15、当冷再压力0.4-0.8Mpa，蒸汽温度200-250，根据真空情况，对高压缸暖缸，控制温升率不超过50/h，当高压缸调节级下半壁金属温度升至150以上，按暖缸曲线进行闷缸，合格后停止预暖；16、具备床枪启动条件后，投入床枪运行；17、炉膛中部床温达516，达到投煤条件，投运B给煤线，投煤后，根据床温逐步减少燃油；18、投运底灰冷却器冷却水，将底冷器投入备

16、用；19、当蒸汽：主汽压力8.2Mpa，主汽温度436，再热蒸汽压力1.4Mpa，再热蒸汽温度381，真空-87Kpa，润滑油温38，且其它参数合格时，准备冲转；20、具备冲转条件后，通知热工检查所有主机保护投入，停机电磁阀已送电，开汽机高中压段本体疏水；21、选择启动方式为中压缸启动，操作员自动，设定目标转速500rpm，升速率100rpm，汽机冲转，主机盘车脱扣正常；22、转速200rpm，进行摩擦检查，摩擦检查结束，打闸重新挂闸，以100rpm，升速到1500rpm，转速100rpm时，及时投入高压缸正暖，当转速达400rpm左右时，注意高压调门锁定开度正常，检查VV阀开启；23、随机投

17、运低加汽侧；24、当转速达1500rpm，中速暖机240min，高压调节级内壁温度和中压缸进汽室膨胀7mm，中速暖机结束，切除“正暖投入”，检查高压调节阀逐渐全关，VV阀保持开启，机组转速由中压调节级阀控制在1500rpm，若高压调节级内壁温度低于320，可以对高压缸继续正暖；25、发电机并列，高压缸正暖自动退出；26、汽轮机升速至3000rpm，定速：设定目标转速3000rpm，以100rpm/min升至3000rpm，当转速大于2000rpm时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止顶轴油泵投备用；27、启动A汽动泵前置泵，正常后挂闸冲转暖机；28、当转速达到3000rpm定速，确认主油泵入口

18、压力0.098-0.147Mpa，出口油压1.372Mpa时，停止交流润滑油泵、启动油泵运行，记录润滑油温40，润滑油压0.14Mpa，全面检查机组运行情况；29、逐渐增加煤量，减小燃油，根据床压投运相应底冷器；30、燃烧稳定全停油枪，全面吹灰一次后，停运吹灰器，以后改为定期吹灰；31、投油30min后，投运电除尘；32、蒸汽流量190t/h以上，根据主再热蒸汽温度情况，逐步投入外置床运行，增投高压流化风机，必要时投入喷水减温；33、转速达3000rpm，联系省调云内线5011开关转热备用；34、检查低压缸喷水自动投入正常，检查发电机的氢冷却器投入正常、水压、水温正常；35、停运微正压装置；3

19、6、机组并网带15MW最下负荷暖机55min，低压缸排汽温度低于52，暖机完成，确认机组旁路控制在自动运行正常，高旁后流量240T/h，37、进行中压缸启动的切缸；38、当负荷54MW左右，高旁关闭，确认高排逆止门自动开启，VV阀自动全关，切缸完成；39、切缸完成后，冲转另一次小汽轮机备用，投入高加汽侧；40、汽机切缸完成后，应加强炉内燃烧，按照汽机升温升压曲线，以3MW/min升负荷率升负荷；41、当机组负荷至120MW，检查高中压段疏水门自动关闭；42、当机组负荷至150MW，运行启动给水泵具备带负荷条件，将负荷逐步转移到汽动给水泵，电泵旋转备用；43、机组负荷至180MW暖机20min，检查厂用6KV系统及机组各部正常后，按操作票切换厂用电至工作电源；44、当负荷达180MW给水旁路启调阀开到75%，主给水由旁路切至主路，操作期间要严密注意锅炉给水量要保持稳定，