机组冷态启动操作票 2

新疆农六师煤电有限公司热机操作票单位：运行部值编号：操作开始时间：年月日时分，终了时间：月日时分页码:操作任务：#机组冷态启动操作票顺序操作项目√时间一安全措施1操作人员精神状态良好、健康状况正常，符合操作任务需要；2检查工器具准备良好；3操作时严肃认真，防止误操作；4核对所操作设备的名称、编号、位置及实际运行状态与操作票要求一致；5上水给水温度在80℃以上，上水流量为10％BMCR，上水速度：夏季不小于2小时，冬季不小于4小时；6启动过程应严格按照升温升压曲线进行，防止升温升压速度过快；7点火时就地观火，灭火后进行彻底吹扫，防止燃料堆积爆燃；8点火后投入空预器连续吹灰，保证吹灰蒸汽压力温度在规定范围内，加强对各处烟温的监视，防止空预器积灰、二次燃烧；9加强汽水品质化验，启动过程应严格控制水质，冷态和热态清洗只有水质合格后才能进入下一步；10操作人员精力集中，操作过程要缓慢，同时加强对各参数的监视和调整；11锅炉点火前，提前将机侧系统疏水门开启排净系统存水；按规程规定开关系统疏水门，严密监视汽缸各处金属温度的变化，及时调整，防止上下缸温差大；12汽机冲转时，监视润滑油温的变化，及时调整，防止瓦温高、回油温度高；13监视汽轮机振动是否超限，若超限应打闸停机处理；14严格按规程规定进行汽缸预暖和低速暖机，控制主机轴封温度与汽缸匹配，防止胀差超限；15锅炉上水前、上水后、主汽压力0.50MPa、1.50MPa、9.6MPa、13MPa、20MPa、26.25MPa记录膨胀指示；16锅炉点火后就地加强对等离子点火装置及煤粉燃烧情况观察，就地确认等离子点火装置运行正常，否则应立即退出，联系维护处理；17当炉膛出口烟温达540℃炉膛烟温探针报警，当炉膛出口温度达到580℃时自动退出，否则手动退出。二操作措施（一）启动前的检查与准备1检查相关系统安装检修工作已结束，无影响机组启动的相关工作；2检查锅炉本体所有人孔、检查孔已经可靠关闭；3各系统按照检查卡检查完毕，系统各阀门状态正确；4生产现场清洁无杂物，道路、楼梯必须畅通，照明良好；5检查主要系统管道的支、吊架应完整、牢固，弹簧吊架的固定拉筋应拆除；6启动用工具、仪表、记录表纸、消防器材已准备好；7主机及辅助系统的所有联锁、保护及报警信号已确认完，并且动作准确；8确认机组及辅助系统控制电源、信号电源、动力电源已送电且无异常；9确认DCS、TSI、DEH、FSSS系统正常，各指示表计、记录仪器投入完好；10按公司《1100MW机组集控运行规程》有关内容，逐步投入下列各系统并检查其运行正常。投入系统时应综合考虑好各段负荷分配的均衡；1）工业水、消防水系统。2）开式循环冷却水系统。3）厂用及仪用压缩空气系统。4）闭式冷却水系统。5）EH油系统。6）主机润滑油、顶轴油系统、密封油系统。7）主机连续盘车。8）辅助蒸汽系统。9）发电机氢气系统、定子水系统。10）化学补给水系统。11）凝结水系统。12）各辅机润滑油系统。13）主机真空系统、轴封系统。14）所有设备动力电源测绝缘合格送电。15）除渣、除灰、除尘系统。16）等离子点火辅助系统。17）电泵组处于备用状态。18）脱硫、脱硝系统具备投运条件。19）四管泄漏报警检测装置投入。（二）凝结水系统清洗1检查确认系统各阀门状态正确；2检查凝结水系统运行正常；3检查主机轴封系统、轴加风机、真空泵运行正常；4通过#5低压加热器出口排放有压放水管道#3、#4凉水塔，清洗排气装置和除氧器之间的凝结水管道，持续清洗直至除氧器底部排污出口水质浊度低于3mg/l或除氧器出口铁＜200μg/L；5确认凝结水压力稳定，水温小于55℃，凝结水Fe<1000μg/l时投入前置过滤器，凝结水Fe<500μg/l，投运高速混床，条件不具备时旁路运行；（三）锅炉上水1检查下列条件满足后锅炉上水：1）WDC阀及其出口闸阀处于备用状态。2）储水罐压力小于686kPa。3）储水罐水位小于8m。4）给水旁路阀处于备用状态。5）所有锅炉疏放水阀处于开启状态。6）所有锅炉排气阀处于开启状态，充氮阀关闭。7）大气式疏水扩容器、冷凝水箱和疏水泵及其管路系统均处于备用状态。8）高加入口三通阀和髙加出口电动门处于备用状态。9）确认凝结水系统清洗结束。2启动凝结水泵或凝输送泵向除氧器上水至1950mm。凝泵启动后，启动凝结水加氨、联氨计量泵控制加药量，调整凝结水PH：9.2～9.6；3开启电泵最小流量阀100%，启动一台电泵。电泵启动后，启动给水加氨、联氨计量泵控制加药量，调整给水PH：9.2～9.6，联氨10～50ppb；4确认主机盘车投运正常，投入除氧器加热，关闭除氧器进汽电动门前后疏水门，调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温以不大于2.5℃/min的速度升高到80℃左右，调节除氧器排气门，控制溶解氧﹤30μg/L；5关闭冷凝水箱疏水泵至凝汽器管路的电动闸阀，开启冷凝水箱疏水泵至水工电动闸阀；6开启WDC阀出口管的电动闸阀；7检查除氧器水温80℃，开启电动给水泵出口门，通过高压加热器旁路和给水旁路阀进行上水，上水流量不大于10%B-MCR；8锅炉上水后，依次关闭锅炉水冷壁进出口集箱放水门、水冷壁混合集箱放水门、储水罐下部连接管放水门；省煤器出口集箱排空气手动门及电动门、水冷壁中间混合集箱排空气手动门及电动门、水冷壁出口混合集箱排空气手动门及电动门见水后依次关闭；9储水罐水位正常后（8m），锅炉上水完成；（四）锅炉冷态清洗1确认下列条件满足进行锅炉冷态清洗：1）储水罐压力低于686kPa。2）锅炉上水完毕。3）WDC阀处于自动状态。4）冷凝水启动疏水泵处于自动状态。5）冷凝水启动疏水泵去凝汽器电动闸阀关闭。6）检查冷凝水至机组排水槽手动碟阀关闭，冷凝水至水工电动碟阀开启正常。7）凝结水和给水的加药系统投运。2确认给水旁路调节门开度﹥20%，提高运行电泵勺管开度，调整凝汽器和除氧器水位，对锅炉进行400-1200t/h变流量冲洗；3注意监视WDC阀开度，维持储水罐水位稳定；4清洗过程中应保证除氧器水温在80℃左右。5储水罐下部出口Fe＜200μg/L、SiO2＜200μg/L时回收进凝汽器；6投入A、B列高压加热器水侧，就地检查高压加热器水位正常；7储水罐下部出口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束。水质指标：给水氢电导（25℃）＜0.5μS/cm、PH：9.2～9.6、SiO2＜30μg/L、Fe＜100μg/L、溶解氧＜30μg/L；8冷态冲洗时，通知全开各取样点就地取样一次门，投入取样装置，全开各取样排污门，对取样管进行冲洗。（五）高压缸投预暖1确认下列条件满足进行高压缸预暖：1）确认主机处于跳闸状态。2）汽轮机盘车运行。3）高压缸调节级后内缸内壁温低于150℃。4）凝汽器压力不高于25kPa（a）。5）预暖辅助蒸汽参数满足：温度260℃、压力不低于0.7~1.4MPa。6）确认一抽逆止门处于关闭状态，门前疏水门在全开位置。7）冷段再热汽管道疏水门全开。2全开冷段再热疏水门；3将高导管疏水门从100%关至20%；4将高压缸疏水门从100%关至10%；5将中联门前疏水从100%关至20%；6关闭高压缸抽汽管道上的疏水门；7将高压缸倒暖阀开至10%的位置；8确认VV阀自动关闭；9保持30min后，再将高压缸倒暖阀从10%打开至30%；10保持20min后，再将高压缸倒暖阀从30%打开至55%,待调节级后高压内缸内壁温度达到150℃后，进行闷缸；11预暖结束全开高导管疏水门、高压缸疏水门、高压缸抽汽管道疏水门、中联门前疏水门、冷段再热管道疏水门；12将高压缸预暖阀关至10%，保持5min后在5min内逐步全关，确认VV阀自动开启；13检查高压缸内压力恢复正常后将冷段再热管上的疏水门控制模式切为自动模式。（六）锅炉风烟系统投入1启动A、B空预器主电机，检查空预器主电机转动正常，确认烟气挡板已开启，投入空预器辅电机、气动马达联锁；2启动一侧引风机，检查其一切正常。调整炉膛压力至-100Pa左右，将静叶调节投入自动后启动同一侧送风机，检查其一切正常；3启动另一侧引风机，检查其一切正常，调整炉膛压力至-100Pa左右，将静叶投入自动后启动另一侧送风机，检查其一切正常；4调整引风机静叶、送风机动叶开度调整炉膛压力在-100Pa左右，调整炉膛通风量在30%～40%B-MCR范围内；5建立一次风通道，启动两台一次风机，启动一台密封风机，E、F磨煤机通风，其他磨煤机根据实际要求决定是否通风备用；6开启F磨煤机暖风器进行暖磨，维持F磨煤机出口温度在50-85℃范围内；7启动一台火检风机，将备用风机投入备用，投入炉膛炉膛烟温探针，烟温探针投入后及时退出防止烟温探针烧坏。（七）燃油泄漏试验（燃油系统未投入则不做）1检查燃油泄漏试验条件满足；2启动燃油泄漏试验；3监视燃油泄漏试验进行正常。（八）炉膛吹扫1检查吹扫条件满足；2启动“炉膛吹扫”；3监视炉膛吹扫计时正常，吹扫完毕，检查锅炉MFT自动复位；4MFT复位后关闭再热器烟气调节挡板。（九）锅炉点火1检查锅炉投入下列保护：1）给水流量低543t/h，（省煤器入口流量测点，3选2）延时30秒MFT。2）所有给水泵停止运行（A、B、C电泵全停或A、B、C电泵各自的出口电动门全关后延时2s，然后再延时5s发“给水泵全停”信号。）3）汽轮机跳闸。即①汽机跳闸且锅炉负荷>300MW；②汽机跳闸且高低旁全关且负荷在（5～300MW之间），延时13s。4）锅炉总风量风量低低<815.5t/h，延时3s。5）锅炉主蒸汽压力高高>28.7mpa（3选2），延时3s。6）锅炉后烟道后墙入口联箱入口温度高高。即>600℃（4选2），延时2s。7）一过出口联箱温度高高。即>536℃（3选2），延时3s。8）所有送风机停止运行，延时1s。9）所有引风机停止运行，延时1s。10）有煤层投运，所有一次风机全停。11）炉膛压力低低-3000Pa（3选2），延时2s。12）炉膛压力高高+3000Pa（3选2），延时2s。13）锅炉全炉膛灭火。即所有煤层无火；或在等离子点火模式下，E、F层同时发生任意2角断弧。14）全部燃料丧失。即磨煤机全停。15）锅炉再热器保护动作。即所有主汽门、主调门、中主门中调门全关且高低旁开度小于1%且当前燃料量btu修正>117t/h，延时10s。16）火检冷却风丧失。即火检冷却风机出口母管压力低低报警（3选2），延时60s；或火检冷却风机A、B全停，延时60s。17）负荷小于30%且贮水箱水位<3m，延时3s18）锅炉延迟点火。19）初次点火失败。20）脱硫跳闸且旁路烟气挡板未开。21）手动MFT。2锅炉点火前12小时投入灰斗加热、电除绝缘子加热，点火前2小时将电除阴阳极振打置连续运行；3检查储水罐下部出口给水氢电导（25℃）＜0.5μs/cm、PH：9.2～9.6、SiO2＜30μg/L、Fe＜100μg/L、溶解氧＜30μg/L；4开启电泵运行，总给水流量维持在800t/h左右；5检查“点火许可条件”满足；6检查F磨煤机对应层二次风挡板开度正常，二次风压力0.8-1.0KPa左右；7投入等离子暖风器和一次风暖风器，关闭暖风器旁路挡板，辅助风挡板投自动；8检查等离子冷却水母管压力正常，载体风压正常9检查F磨煤机启动条件满足，将F磨煤机控制方式切至“等离子模式”，启动F磨煤机和给煤机，增加给煤量至25t/h或以上，检查煤粉燃烧正常，根据需要逐渐增加给煤量；10锅炉点火后将旁路系统投入自动。监视旁路调节门自动开启到最小开度5%；11当储水罐压力达0.7MPa时，监视锅炉所有疏水、排气阀自动关闭，否则手动执行；（十）锅炉热态冲洗1当水冷壁出口温度达到190℃时，控制锅炉的燃料量，维持水冷壁出口温度在190±5℃，锅炉进行热态清洗。热态冲洗开始30min后，逐渐关闭旁路电动门，然后将旁路电动门开启至原来开度，反复进行三次，在旁路电动门开关期间，注意维持给水流量稳定。2热态清洗过程中排水全部排至凝汽器。3当储水罐出口水质：Fe＜50μg/L，热态清洗结束。（十一）锅炉升温升压1执行《发电机由检修转为热备用》操作票将发电机转为热备用状态。2监视主汽压力达1.0MPa时，旁路调节门逐渐开启，直至开度达到“最大开度”40%。3继续缓慢增加燃料量，按机组冷态启动曲线进行升温升压，任何时候严格控制炉膛出口烟气温度不大于560℃。4控制燃烧率，按升压速度≤0.10MPa/min，升温速度≤1℃/min的速率将主蒸汽升至9.6MPa，415℃。（十二）高压主汽门、调门室预暖1确认下列条件满足，进行高压主汽门、调门室预暖：1）检查确认汽机处于跳闸状态，负荷限制器在零位。2）检查确认EH油泵已启动，EH油压正常。3）确认主蒸汽母管疏水、主汽阀座疏水和高导管疏水均开启。4）检查主蒸汽温度高于271℃。5）汽轮机复位。2在“自动控制”画面中，点击“CV阀壳预暖”按钮，在弹出的操作窗中，选择“投入”。3检查#2、3高压主汽门预启阀开启，进行高压调门室预暖。当高压调门室内外壁温差大于90℃,点击“CV阀壳预暖”按钮，在弹出的操作窗中，点击“切除”,关闭2、3号高压主汽门预启阀,当高压调门室内外壁温差小于80℃时，点击“CV阀壳预暖”按钮，在弹出的操作窗中，选择“投入”，继续进行阀门预暖。4当高压调门室内、外壁温度达180℃以上且内外壁温差低于50℃时预暖结束，如果直接进行冲转，点击“运行”按钮，在弹出的操作窗中，选择“投入”，,主汽门自动开启。如果不直接进行冲转则汽轮机打闸。（十三）汽轮机冲转1检查下列保护正常投入汽机专业：1）润滑油压力低（3取2）2）EH油压力低（3取2）3）安全油压低（DEH，3取2）4）高压凝汽器压力高（4取2）5）低压凝汽器压力高（4取2）6）TSI电超速（3取2）7）DEH后备超速（BUG）（3取2）8）1号低压缸排汽温度高（3取2）9）2号低压缸排汽温度高（3取2）10）发电机功率>100MW，主汽温度小于给定曲线中调节级压力对应的主汽温度时，延时2S保护动作。（3取2）11）定子绕组入口水流量低（3取2）12）定子绕组出口水温度高（3取2）13）定子绕组入口水压力低（3取2）14）轴向位移大15）推力轴承金属温度高（前）（3取2）16）推力轴承金属温度高（后）（3取2）17）1～10号轴承X/Y轴振大18）9～11号轴承X/Y盖振大19）DEH主控器故障20）发电机跳闸21）锅炉MFT动作22）通风阀故障开启（3取2）23）加热器旁路RB故障24）DI卡件电源失去（3取2）2检查满足下列条件，汽轮机可以进行冲转：1）机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或冲转并网的条件。2）汽轮发电机组在盘车状态，盘车电流正常，连续盘车时间不少于4小时。3）盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示正常，汽缸内无动、静摩擦等异常声音。4）大轴晃度值与原始值的差值不大于0.02mm且主机转子偏心度不大于原始值的110％。5）高、中压缸进汽区上下部金属温差<35℃。6）DEH、TSI系统正常。7）高、中压主汽门、调速汽门处于关闭位置。8）确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作自如。9）主机润滑油、EH油系统运行正常，主机润滑油母管压力0.18MPa左右，油温35～45℃；EH油压力在11.2MPa左右,油温35～45℃。10）发电机定子水系统运行正常。11）定冷水冷却器、润滑油冷却器水侧控制投入自动。12）低压缸喷水控制开关在自动位。13）三台真空泵已经运行。14）机组冲转前，确认主机各项主保护应已正常投入，并已做好详细记录。3冲转前检查下列参数正常，并做好记录1）高压主汽门前蒸汽温度；2）调节级金属温度；3）高压外缸内壁金属温度；4）高压进汽室外壁金属温度；5）中压进汽室内壁金属温度；6）中压进汽室外壁金属温度；7）高压调门壳体内外壁金属温度；8）汽机各部胀差值；9）汽缸膨胀值；10）转子轴向位移值；11）转子偏心度。4当主汽压力为9.6MPa,主汽温度为415℃，主蒸汽品质达到：主汽氢电导（25℃）＜0.5μS/cm、Fe≤50μg/L、SiO2≤30μg/L、Na≤20μg/L，润滑油温度27～40℃时进行冲转。5汽机进行冲转、再热器系统进汽以后，开启再热器烟气调节挡板。6实际冲转参数主蒸汽压力（）MPa；再热蒸汽压力（）Mpa主蒸汽温度（）℃；再热蒸汽温度（）℃7汽轮机复位：进入“自动控制”画面，按下“汽机挂闸”按钮，选择“挂闸”，DEH输出挂闸指令。当“汽机挂闸”状态显示为“挂闸”，表示汽轮机在已挂闸状态。若挂闸不成功，则显示“跳闸”，表示机组仍在跳闸状态。机组挂闸后，按“运行”按钮，确认汽轮机高、中压主汽门自动全开。8在“自动控制”画面中，点击“手动操作”按钮，选择”自动”，确认,DEH进入自动控制状态；点击“阀位限制”按钮，在弹出的范围设置里输入100%；点击“升速率”按钮，在弹出的操作窗中，选择升速率100r/min，按“执行”。9摩擦检查：1）升速率选择100r/min。2）在“自动控制”画面中，点击“目标值”按钮，在弹出的操作窗中，选择目标转速200r/min，按“执行”，点击“运行/保持”，选择“进行”。3）就地检查汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱开，将盘车自动联锁投入。4）当转速达到200r/min时，在“自动控制”画面中，点击“所有阀全关”按钮，检查所有高、中压调门关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。10低速暖机：摩擦检查结束后设定目标转速700r/min，升速率100r/min，机组重新升速。转速升至700r/min，暖机30min。11中速暖机：在“自动控制”画面中，点击“目标值”按钮，选择目标转速1500r/min，按“执行”。汽机按设置速率升速到1500r/min。升速至1500r/min进行中速暖机，在此转速下暖机85min，应进行下列检查和操作：1）开启低加抽汽逆止门和电动门，低加随机滑启。2）不允许在临界转速区停留。3）监视汽缸内外壁金属温度差低于35℃。4）监视机组汽缸膨胀和差胀正常。5）加强机组振动检查、测量，如振动超限应立即停机。6）倾听机组声音，如发生明显的摩擦，应立即破坏真空停机并查明原因。7）检查凝汽器压力。在机组转速达1500r/min时，凝汽器的压力应低于25kPa且排汽温度不应超过79℃。8）监视高排温度不超高限值。12汽轮机定速：机组1500r/min中速暖机结束，在“自动控制”画面中，点击“目标值”按钮，选择目标转速3000r/min，按“执行”，汽机按设置速率升速到转速3000r/min。13当机组转速达到2500r/min时，检查顶轴油泵自动停运，投入顶轴油泵自动联锁。14主机转速稳定在3000r/min后，根据需要进行以下试验项目。1）汽轮机手动打闸试验。2）汽轮机远方打闸试验。3）危急保安器注油试验。4）主汽门及调门严密性试验。15检查主油泵进、出口油压正常，润滑油母管压力正常，TSI各参数指示正常，停运MSP、TOP，并投入联锁。16机组3000r/min暖机30min结束后，汇报值长，发电机准备并网。17汽轮机并网前转速应维持在2988r/min～3012r/min间，升速率100r/min，接到“同期请求”信号后，检查操作员站“自动控制”画面上“自动同期”按钮下方“同期请求”灯亮（十四）发电机并网1在“自动控制”画面中，点击“自动同期”，在弹出的菜单中点击“投入”,此后汽机转速由电气控制。注意转速变化，同期装置运行不能超过15min。2执行《发电机并网操作票》进行发电机并网操作。3发电机同期并网时注意以下问题：1）当发电机转速维持在2988～3012r/min并稳定后，方可投入同期装置。2）安排专人就地监视同步表状态，若同步表指示在零位晃动，停止或旋转太快，则不得进行并网操作。3）同期装置运行不能超过15min。（十五）低负荷暖机1发电机并网后，机组负荷自动升至20MW，在DEH“自动控制”画面中点击“CCS控制”,在弹出窗口中点击“投入”按钮按下“执行”，检查“投入”灯亮。2当一次风母管温度与F暖风器出口温度接近时，将F磨煤机供风切至主路运行，退出F暖风器，切换过程中注意监视F磨煤机入口一次风量变化。3机组并网后退出炉膛烟温探针，检查再热汽和一抽至高、中压缸进气口冷却电动门自动开启，疏水门联关。4机组并网后，开启氢气冷却器入口阀以及排气门，控制出口阀开度，待排气门有密实水流后关闭排气门，用出口阀调节冷却水流量。当发电机氢气温度增加到43℃以后，可缓慢调整氢气冷却器的冷却水量，使各冷却器出口氢气温度基本相等或者调整为43±2℃，但必须低于定子绕组入口水温度5℃。5在初负荷暖机过程中，按《冷态启动曲线》控制主蒸汽温度和再热蒸汽温度且温升率≤2℃/min。6在初负荷暖机过程中，由汽机旁路控制主汽压力。随着汽轮机调门逐渐开大，高旁、低旁逐渐关小直至全关。720MW暖机约58min后，以5MW/min速率升负荷至50MW暖机50min。8根据背压、蒸汽流量逐渐增开空冷风机。（十六）机组升负荷，转入干态运行1初负荷暖机结束后，逐步增加燃料量，以5MW/min速率增带负荷。2当机组负荷增至7%额定负荷时，确认汽机相关疏水门正常关闭。3当负荷至150MW时，检查旁路减压阀自动全关，手动关闭旁路电动隔离阀、减温水