机组冷态启动计划及操作流程
#1机组冷态启动计划及操作流程
10月10日15:00 10月10日 10:00 10月11日16:00 10月11日06:00 10月11日 17:00
月12日01:20
月12日01:22
月12日01:30
注：向2500r/min升速前应保证锅炉压力＞4.3MPa
真空＞-93KPa，确保冲转动能。月12日01:40 Array注：
注：
注：
300MW机组冷态启动规程
300MW机组冷态启动规程 山西大学工程学院 2013年1月
机组冷态启动 5.1 机组辅助设备、系统启动及相关检查和试验 5.1.1 公共部分 5.1.1.1 机组启动前，各种控制、保护、信号的电源、气源已送上； 52.1.1.2机组冷态启动前，各电动门、气动门开关动作正常，全部电气、热控联锁试验合格，各种保护的传动试验正常； 5.1.1.3 检查所有转动设备油位正常； 5.1.1.4 各辅助设备静态保护传动试验正常； 5.1.1.5 做6kV开关保护传动试验、发变组及励磁系统开关保护传动试验正常； 5.1.1.6 厂用电快切装置正常； 5.1.1.7 UPS电源切换试验、柴油发电机(静或动)启动试验、空冷段备自投试验正常。 5.1.2 机组辅助设备、系统启动 5.1.2.1 投运辅机循环冷却水系统并检查正常； 5.1.2.2 检查厂用压缩空气压力正常； 5.1.2.3 启动汽轮机主油箱和发电机密封油箱的排烟装置； 5.1.2.4 投入汽机润滑油系统，投入加热系统； 5.1.2.5 投入密封油系统； 5.1.2.6 密封油系统运行正常且联锁试验合格； 5.1.2.7 发电机定子冷却水泵联锁试验合格； 5.1.2.8 发电机充氢； 5.1.2.9 启动顶轴油泵并做联锁试验合格； 5.1.2.10 启动盘车； 5.1.2.11 投入辅助蒸汽系统； 5.1.2.12 开启除盐水至排汽装置补水门，补水至正常水位； 5.1.2.13 凝结水泵电机开关送工作位； 5.1.2.14 启动凝结水泵，投入凝结水系统； 5.1.2.15开启5#低加至除氧器上水门，除氧器开始上水至正常水位； 5.1.2.16 做给水泵联锁试验合格； 5.1.2.17 给水泵电机开关送工作位，按照阀门卡进行锅炉上水系统检查； 5.1.2.18 除氧器水质合格后，投加热； 5.1.2.19 投入引风机轴承冷却风机正常,送风机油站油泵投运正常； 5.1.2.20 做引风机轴承冷却风机、送风机油泵联动试验合格； 5.1.2.21 做高、低旁路联锁试验合格； 5.1.2.22 启动高压抗燃油泵，做高压抗燃油泵联锁试验合格； 5.1.2.23 投入磨煤机润滑油站及高压油泵正常； 5.1.2.24 启动空预器，做空预器动态联锁试验，合格后保持主电机运行； 5.1.2.25 做引、送风机、一次风机、磨煤机等静态保护传动试验，正常后送电； 5.1.2.26 启动燃油泵房燃油泵，燃油系统在炉前循环正常； 5.1.2.27 投入蒸汽吹扫系统； 5.1.2.28 做燃油泵联动试验正常。 5.2 锅炉上水
2机组冷态启动全过程
#2机组冷态启动总结 1.19:10 接值长令，对#2炉汽水系统、烟风系统、制粉系统、 输灰系统、燃油系统进行全面检查，做好启动前的准备工作。 2.19:11 接值长令，对#2机闭冷水系统、除氧给水系统、凝 结水系统、真空系统、直流水系统、主蒸汽及抽气系统、润滑油系统、DEH控制系统、轴封供气系统进行全面检查，做好启动前的准备工作。 3.19:13 接值长令，对#2发变组、直流、UPS、励磁系统、 发变组保护、发电机空冷器，进行全面检查，做好启动前的准备工作。 4.21:26启动#2炉两台引风机、两台送风机，进行炉膛吹扫 5.21:57 开三台磨煤机，密封风电动门与调节门，启动A 密封风机，开A磨混合风门、冷风门、4个出口门，启动 A、B一次风机。 6.22:12 #2炉投2角大油枪两次失败后，投3角大油枪 7.22:34 因3角燃烧不稳定，火焰发暗，投入四支微油油枪 8.23:26 #2炉升温，前一小时升温速度控制为1/min，每 30 min左右切换一只大油枪，0.3MPa定排一次，使各联 箱受热均匀。 9.1:40 气温238上升速度开始变慢，投两支大油枪运行， 退四支微油油枪，每30 min左右切换两支大油枪（为了使水冷壁所有受热面受热均匀），向空排气一、二次门全开，气压缓慢稳定升至2.2MPa。 10.4:26主汽温度377，压力2.2MPa，#2机电动门前温 度271，因#2机冲转前锅炉主汽温度不超过340，#2炉投四支微油油枪，退一支大油枪，保持一支大油枪运行，主汽温度开始缓慢下降，利用向空排气二次门控制气压在 2.1MPa. 11.5:02 主汽温度降至344，压力2.2MPa，#2机挂闸冲 转，再投一支大油枪，保持两支大油枪运行，退四支微油油枪，利用向空排气二次门保持主汽压力在2.2MPa 12.6:53 主汽温度369度，机侧温度368度，向空排气一、 二次门全部关闭，主汽压力降至 2.0MPa，再投一支大油枪，保持三支大油枪运行，投四支微油油枪，投入微油模式做好启动A磨的准备。 在此处键入公式。 汽机部分 1 20:00启动高压油泵 2. 20:15做静态下主汽门活动和关闭试验及交、直流油泵低油压启动试验 3. 21:10 启动B凝结水泵，C给水泵机械密封水。 4．22:00轴加多级水封筒注水至正常水位
机组冷态启动的操作步骤及注意事项
机组冷态启动的操作步骤及注意事项 一、启机前准备及注意事项； 1）机组的循环水系统投入（包括给水泵工作冷油器、润滑油冷油器及电机冷却水、发电机冷却水、主油箱冷油器冷却水等）。2)所有电动阀、调门、气动门开、关动作正常。3）机组各个系统联锁保护试验合格。4)机组静态试验合格。5）仪用压缩气源已投入，所有电动阀门已送电且位置正确。6）现场所有检修工作已完毕且工作票已消。7）所有转机动力电源已送。8）所有保护已投入。9）排烟风机、交流油泵、顶轴油泵、盘车启动，（注意监视润滑油压力、顶轴油压力、盘车电流、偏心，控制润滑油温在38至42度，机组盘车时检查机组内部及轴封处无异音）。 二、启机的操作步骤： 1）排气装置补合格的除盐水，检查凝结泵及凝结水系统具备启动投运条件，排气装置水位合适后启动一台凝结泵向除氧器上水待除氧器水位至500mm投入辅联至除氧器加热，注意：排气装置液位控制在1700mm左右，除氧器液位控制在1900mm左右、温度加热至60左右。 2）启动锅炉疏水泵配合锅炉人员将锅炉上水至正常水位后停用锅炉疏水泵。
3)轴封暖管暖至各个分门前面，检查开启管道疏水，注意：均压箱的温升和压力的变化。 4）在锅炉点火后炉膛温度在200C°以上检查三台水环真空泵具备备用条件，启动一台水环真空泵抽真空，注意：检查真空破坏门已关闭，检查所有无压疏水门关闭，稍微开点高低旁。 5）控制抗燃油温在38至50C°之间，检查抗燃油泵及抗燃油系统、给水泵及给水系统、具备启动投运条件。 6）在锅炉点火的过程中配合锅炉根据主再热温度压力升幅调整高低旁的开度，温度高时适当投入减温水，注意：高旁阀后温度不超380 C°，低旁阀后温度不超160 C°、排气温度不超80 C°。7）在锅炉汽包水位降至50mm左右检查启动一台给水泵(启动给水泵严格按操作票执行)，另一台给水泵备用，给水泵运行正常后开出口门交给锅炉人员向锅炉上水。 8）在冲转前1小时送高、中、低压缸轴封供汽，开高、中、低压缸轴封供汽疏水，启动一台轴加风机运行，注意轴封供汽压力温度要合适（机组冷态启动汽轮机调节级后汽缸温度低于150C°，汽封蒸汽母管压力下的温度控制在150至260C°之间，检查轴封漏汽疏水打开）。再检查启动一台凝结泵，检查启动高压启动油泵，检查启动一台抗燃油泵另一台抗燃油泵备用，根据抗燃油温适当投入冷却水，打开门杆漏汽至除氧器手动门。
机组冷态启动技术措施
吕四港发电公司 发电部技术措施 【2017】（综）02号 执行技术措施单位：各运行值、外委项目部 主题：机组冷态启动技术措施 编写：李伟林、康强、刘勇、刘志海、郭兆耕、窦小春 审核：张义昌张利军 批准：黄俊峰 发布实施：2017年12月23日 一、冷态启动主要节点控制： I、启机前系统恢复 1、闭冷水系统投入，各辅机冷却水、冷却器导通，闭冷器正常投 运一台一台备用，控制闭冷水压力0.4～0.6Mpa。 2、炉水循环泵清洗、注水。 3、大小机润滑油系统、密封油系统投运，检查主机润滑油压在 0.09～0.15Mpa范围，直流油泵"联锁启动"投入。主机冷油器 出口滤网在有滤芯侧运行，维持油氢差压在84±10Kpa，化验大小机系统油质合格。 4、循环水系统投入，凝汽器注水，二次滤网、电动滤水器投运， 开式水系统设备：闭冷水冷却器，真空泵冷却器、渣水系统，充分注水放空气投运。 5、500m3凝补水箱水位4500mm～6300mm，保持高水位，以满足机
组启动冲洗时储水量。 6、凝结水管道注水结束，凝汽器补水至正常水位（700～850mm）， 启动凝结水系统，打循环进行冲洗。 7、投入轴封加热器水侧及各低加水侧，水位保护投入，投入汽泵 密封水。开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门，进行凝 结水系统冲洗。 8、投入EH油系统，母管压力14.5±0.5MPa，检查系统运行正常 无泄漏，联系热控人员进行大联锁保护传动。 9、联系临机投入辅助蒸汽系统，投用时确保疏水暖管充分，压力 维持0.8MPa、温度大于250℃。 10、投入定冷水系统，通知辅控投入在线加药装置连续运行。定冷 水水质控制PH值8-9，电导0.5-1.5us/cm。 11、密封油投入正常后，发电机通入压缩空气至0.5MPa，发电机气 密性试验24小时，气密性试验合格，发电机泄压至0，通入二 氧化碳置换空气。 12、发电机二氧化碳纯度合格，通入氢气置换二氧化碳，氢气纯度 ＞98%，发电机开始补氢至氢压大于0.3Mpa。 13、如锅炉加药保养，则先将除氧器和锅炉放水。除氧器放水后用 凝补水泵向除氧器补水、冲洗。除氧器冲洗结束，将除氧器水 位补水至正常水位。 14、润滑油、密封油系统油质合格，启动顶轴油泵，由设备部调整 各瓦顶轴高度至合适值，交替启动A、B顶轴油泵各2小时以上,
机组启动操作票
#6机组锅炉冷态滑参数启动操作票前夜班三值天气：晴 编号：集/炉-20100236018
启动期间应加强锅炉汽水品质监督。 9 燃料投入应缓慢进行，防止燃烧波动大引起省煤器前流量低。 10 锅炉升温、升压及机组升负荷过程中，要严密监视锅炉各受热面管壁温情况，防止因升速快而造成管壁超温，有关疏水阀应打开，使过热器、再热器管壁各点金属温度不得超过规定值。 三、点火前的检查、准备工作 1 1检查、确认机组检修工作已全部结束，热机、电气、热工各专业一、二种工作票注销、安全措施全部拆除。 2 2检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。 3 检查、确认厂房照明良好。 4 检查、确认通讯设施良好。 5 检查、确认消防水系统压力正常0.8MPa，联锁正常投入。 6 检查、确认气体消防系统正常投入，烟感报警系统调试完毕。 7 投入辅汽联箱，调整压力至正常值（10～13ata）。 8 记录锅炉各部膨胀原始值。 9 检查、确认机仪用、杂用空气压力均正常。 10 检查、确认机组各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。 11 检查、确认机组OVATION控制系统工作正常。 12 检查、确认锅炉所有辅机联锁保护试验正常并投入。 13 检查、确认锅炉各保护试验全部合格并投入。 14 检查、确认MFT、OFT试验合格并投入。 15 检查、确认锅炉大联锁试验合格并投入。 16 检查、确认机炉电大联锁试验合格并投入。 17 检查、确认各辅机分部试运正常，并送动力电备用。
18 检查、确认各辅机油箱油位正常，油质合格。 19 检查锅炉安全门整定合格并投入。 20 声光报警系统试验良好。 21 检查、确认机、炉侧所有风门、挡板、气动门电源、气源已送并将选择开关置“远操”位置；电动门已送电,选择开关置“远控”位置。 22 所有独立小程控投入正常。 23 所有表计投入。 24 记录锅炉炉前油系统进、回油表码。 25 检查闭式水系统投入正常。 26 执行炉前油系统恢复操作票，各层油枪、点火枪可靠备用，油库供油正常。 27 检查等离子系统投备 28 原煤仓煤位合适。 29 检查确认锅炉水压试验合格。 30 执行锅炉冷态上水操作票。 31 联系化学化验水质，进行冷态开式冲洗。 32 投入除氧器加热，提高炉水水温。 33 执行除渣系统投运操作票。 34 执行空预器启动操作票，启动两台空预器运行。 35 启动一侧风烟系统，调节负压正常。 36 启动另一侧风烟系统，调节负压正常，总风量正常。 37 启动一台火检风机，另一台投备用。 38 当环境温度＜10℃时，投入暖风器。 39 投入炉膛烟温探针，投入工业电视。 40 做燃油泄漏试验（根据情况）。 41 吹扫炉膛。 42 开来、回油跳闸阀，复位MFT、OFT。
汽轮机冷态启动及操作
汽轮机冷态启动及操作 一、冲转条件 1、自动主汽门前主蒸汽压力1.0Mpa以上，主蒸汽汽温有50℃以上过热度（主蒸汽温度达到270℃以上）； 2、真空―0.061Mpa~―0.065 Mpa； 3、各轴承回油正常，润滑油压0.08Mpa以上。冷油器出口油温不低于25℃，建立正常的油膜，否则应利用真空滤油机进行加热（加热时冷油器水侧出口门必须开启，防止冷油器水侧压力过高，铜管破裂或胀口松动，导致油侧进水）；冷油器出口油温不高于40℃，否则应投入冷油器。 4、调节级上、下缸温温差小于50℃； 5、盘车装置和其它辅助设备运行正常，机组内部无异常声音。 6、DEH柜轴向位移保护、DCS画面润滑油压低保护、DCS画面推力瓦温超高保护、轴承回油温度超高保护、轴承温度超高保护等已投入。 7、发电机保护测控柜上“热工保护、励磁系统故障保护、主汽门限位、跳发电机出口、跳灭磁开关、关主汽门”硬压板全部退出。 二、冲转步骤 1、联系锅炉及有关人员准备冲转。升速与暖机过程中，应尽量稳定进汽参数，有利于胀差值的减小。 2、冲转前15分钟开启汽轮机本体疏水、汽封导管、三通疏水。 3、磁力断路油门复位（汽轮机机头处电磁铁的销子向外拉一拉即可），DEH柜及汽机复位，合上危机遮断器。 4、缓慢开启自动主汽门至40%，此时调节汽门关闭，转子不得有冲动或升速现象。按505电调节器“Reset”键复位，按505电调节器面板上的“Run”键，505电调节器转速设定值自动设为暖机最低转速700r/min（可按“Speed”进行查看），此时调节汽门逐渐打开直至全开；当实际转速达到700 r/min时，调节汽门回缩到某一稳定位置，505电调节器控制汽轮机的转速（此时应注意调节汽门及油动机的实际行程）。或者按505电调节器“Reset”键复位，按505电调节器面板上的“Run”键，而后按“Speed”键找到“Speed Setpt”项，按“Enter”键，输入设定转速值“700”（如果输入错误，可按“Clear”键进行清除），而后再次按“Enter”键，最低暖机速度点设定完毕，汽轮机将逐渐升速直至设定转速。按“Speed”
电厂机组启停操作
王曲电厂机组启停操作 1、机组启动通则 2、机组冷态启动 3、机组温态与热态启动 4、机组停运 第一机组启动通则 1、新安装以及大、小修后的机组在首次启动前应经过验收，设备变更后应有设备变更报告及书面通知。 2.、机组在下列情况下禁止启动或并网 -机组主保护有任一项不正常。 -机组主要参数失去监视。 -机组主保护联锁试验不合格。 -主机的EH油及润滑油油质不合格、油温低于27℃或油位低。 -机组MCS系统、FSSS系统、DEH系统工作不正常，影响机组正常运行。 -高、低压旁路系统控制装置工作不正常，自动不好用，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求。 -任一汽轮机高中压主汽门、高中压调门以及抽汽逆止门卡涩或动作不正常。 -汽轮机转子偏心度≥110%。 -汽轮机转子轴向位移超出0.6mm（汽），－1.06mm(励)。 -汽轮机高中压缸胀差≥12.9mm或≤－5.8mm。 -汽轮机低压缸胀差≥24.5mm或≤－4.8mm。 -高、中压缸内壁上下温差≥35℃，高、中压外缸上下缸温差≥35℃。 -锅炉水压试验不合格。 -汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声。 -仪用空气系统工作不正常，不能提供机组正常用气。 -电除尘或排烟脱硫系统不正常，不能短时修复而影响机组正常运行。 -机组发生跳闸后，原因未查明、缺陷未消除。 -锅炉储水箱水位控制阀门自动不好用不能并网。 3、机组启动前，应进行如下试验，并动作正常，方可启动 -执行机构的校验，检查阀门能在规定的时间内开关，动作灵活，调门进行就地与画面开度的核对。 -机电炉大联锁试验。 -MFT跳闸联锁试验。 -OFT跳闸联锁试验. -主、辅设备保护、联锁试验。 -吹灰系统程序试验。 -油枪投退程序试验。 -水压试验（受热面检修后或大修后）。 -凝汽器检漏试验。 -发电机气密性试验（大修后）。 -汽轮机主汽门、调门、抽汽逆止门严密性试验 -汽轮机低油压试验 -调节系统的静态试验。
机组冷态启动轴封带水事故
机组冷态启动轴封带水事故 概况介绍 某电厂600MW机组在春节停运后的冷态启动中，启动初期由于轴封电加热器不能够投运，轴封供汽由辅助蒸汽汽源直接供给，由于辅助蒸汽投运时疏水不畅，导致轴封供汽温度低至103℃，一直持续到机组负荷450MW。 9.2 事故经过 1999年2月26日，#2机组进行冷态启动前的准备工作，辅助设备及系统逐步投入运行。27日白班投运辅助蒸汽系统，中班在执行投入主机轴封供汽操作卡过程中，发现轴封电加热器不能投运（17组电加热丝已经全部坏掉），检修处理无效。当时锅炉已点火，考虑的设备和系统运行的安全性，必须投入主机抽真空系统，因此被迫在辅助蒸汽不经过轴封电加热器加热的情况下直接供向轴封，加上低压轴封供汽减温水调节阀工作不正常，致使主机低压轴封供汽温度跌至103℃，后来虽然隔离了减温水，但是仍然不能够使轴封供汽温度回升。2月28日8点10分，轴封供汽切换至#1机组冷段再热汽供给，但情况却无明显好转，甚至负荷达到450MW后，轴封供汽温度低还在一直报警，高、低压段轴封供汽温度分别为180℃和104℃。经过隔离减温水，提高轴封供汽压力，强开卸荷阀至50%等措施后，轴封供汽温度虽然有上升迹象，但是减温水一投入轴封供汽温度就会立即下跌，而且在104℃附近持续4个多小时才开始回升。在此情况之下，运行人员将冷段供轴封供汽调节阀的手动旁路开启适当的开度，进行认为调压至105mbar(原90mbar)，各温度开始回升，高压段轴封供汽温度升高到298℃，低压轴封供汽温度升至150℃（全开减温水隔离阀），但稳定一段时间之后，轴封供汽温度又出现快速下跌现象，实际上轴封供汽仍处于非正常的运行方式下。直至3月2日14时，机组负荷达到458MW，轴封供汽母管中积水完全蒸发、疏尽后，开启低压缸轴封减温水手动隔离阀，关闭冷再至轴封调节阀的旁路阀，轴封卸荷阀投入自动，轴封母管温度303℃，低压轴封蒸汽温度160℃，轴封供汽系统恢复正常运行方式。 9.3 原因分析 9.3.1 辅助蒸汽系统投入时疏水不畅，导致辅助蒸汽系统的大量积水进入轴封供汽系统。9.3.2 轴封供汽系统17组电加热丝全部烧坏，不能够正常投运。在正常情况下，辅助蒸汽过热度比较低，由于辅助蒸汽没有经过加热直接供到轴封在流动过程中，经过散热又会产生大量的凝结水。 9.3.3 辅助蒸汽系统疏水设计不合理。冷段至辅助蒸汽母管供汽管段、冷段至辅助蒸汽旁路供汽管段、冷段至轴封供汽系统供汽管段、辅助蒸汽母管管段等不同压力等级的疏水全都接在同一根疏水母管上，引起相对压力较低的辅助蒸汽母管疏水不畅。 9.3.4 锅炉点火升温几小时后才投主机轴封供汽抽真空，导致蒸汽管道暖管疏水不及时。9.3.5 低压轴封减温水调节阀工作不正常，甚至在低压轴封供汽温度低到105℃时还没有完全关闭。 9.4 教训及措施 9.4.1 在机组冷态启动过程中，应该先投入轴封供汽、抽真空，然后锅炉在点火，以充分疏尽管道中的积水。 9.4.2 加强对系统设备的检查维护，确保轴封电加热器能够经常保持良好的备用状态，轴封供汽减温水调整门能够正常动作，精确调节。 9.4.3 对疏水系统进行改造，将不同压力等级的疏水分开后再分别连接到凝汽器进行回收，确保个管道内疏水畅通。 9.4.4 汽轮机启动过程中，轴封供汽参数必须符合规程规定要求，不得超出允许变化范围。 9.4.5发现减温水自动调节失灵时，要及时联系检修人员进行处理。如果轴封供汽温度超出 许可变化范围，要解除自动进行手动调节到正常值
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：
二、锅炉点火
三、汽机冲转
四、机组并列、带负荷
注意事项： 1、冲转期间，从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，核实蒸汽室内壁温度至少 要等于或高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。 2、II级旁路后汽温≥160℃时，检查II级旁路减温水自动投入，I级旁路后汽温 ≥340℃时，检查I级旁路减温水自动投入。 2、转速升至2300r/min时，按“保持”健，2300r/min处暖机30min（只限安装 后第一次启动） 3、锅炉以0.08MPa/min的升压率，主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸汽以 2.19℃/min的升温率,负荷以0.7MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按 照冷态启动曲线进行。 4、负荷在10～100%之间，允许最大背压为18.63Kpa(绝对压力)。主、再热蒸汽 温度升降率最大不超过3℃/min。 5、蒸汽室内深、浅孔热电偶最大温差不应超过83.3℃ 6、冷态启动时，第一级室金属温度，与预测并网（5%负荷）时第一级后蒸汽温 度之差≯139℃，最大不超过222℃。 7、冷态启动时，主蒸汽至少有55.5℃过热度，而总的温度不大于427℃，冲转 时主蒸汽温度与再热蒸汽温差不允许大于83.3℃，主蒸汽温度、再热温度的两侧之差均≯13.9℃。 8、机组要做超速试验，应在10%负荷至少稳定运行4小时后，方可减负荷至0， 解列发电机做超速试验。①OPC超速试验，转速升至103%（3090r/min）时，OPC动作，高、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，当转速下降，延时开调节门，维持转速3000r/min。②机械超速试验应进行两次，且两次动作转速不超过18r/min。超速试验后，机组重新“挂闸”升速至3000r/min，尽快升至13．5MW（10%）负荷。③转速在3000r/min以上的时间不超过15分钟。 9、若在汽机挂闸前锅炉需要投粉时，事先要联系热工解除机、炉联锁保护，且 在汽机挂闸后及时恢复。 10、#1机冲转前务必关闭主油泵出口至主油箱的泻压门，待机组3000r/min检 查正常后，视安全油压、润滑油压调整该泄压门，将主油泵出口油压调整到 2.5~2.21MP a左右。 11、锅炉点火后，联系热工解除I、II旁路及III级减温水的闭锁条件。 12、视主蒸汽温度、或在投粉前，联系热工解除过热器减温水的闭锁条件，但负 荷<30%内，减温水量不能增加过快，以防蒸汽带水进入汽轮机。
机组冷态与热态启动。
1.1机组冷态启动 1.1.1辅助系统的投运 1.1.1.1所有具备送电条件的设备均已送电。 1.1.1.2根据锅炉点火时间至少提前一天联系辅控投运电除尘器绝缘、灰斗加热器和各电场振打装置及除灰系统的辅助设备及系统运行。通知燃运值班员检查运行燃运系统并向原煤仓上煤。 1.1.1.3厂用补充水系统、工业水系统投入，联系化学，向冷却塔补水至正常水位；除盐水系统投运，凝补水箱充水至正常水位。 1.1.1.4仪用空压机系统投入，维持仪用空气母管压力0.6～0.7MPa。 1.1.1.5启动一台循环水泵，正常后投入联锁。 1.1.1.6开式水泵投运前，开式水用户由工业水供水，当用水量较大时，及时启动一台开式水泵，系统各用户按规定投入运行。 1.1.1.7用除盐水或凝结水输送泵向闭冷水箱补水至正常后，启动一台闭式水泵运行正常，联锁试验正常，投入联锁，并通知化学化验水质合格。 1.1.1.8检查主油箱油质合格，油位正常。润滑油温＞10℃时，启动主机轴承油泵运行，使轴承油压达到0.083～0.124MPa，检查润滑油管道、法兰和冷油器无泄漏。主机润滑油系统油泵联锁试验正常，并进行油循环至化学化验油质合格。 1.1.1.9润滑油质合格后，投入发电机密封油系统，油泵联锁试验正常。 1.1.1.10发电机介质置换完毕，投入氢气干燥装置。检查定冷水水质合格，启动一台定子冷却水泵运行正常，做联锁试验，投入联锁。冬季水温低时可投入定子水蒸汽加热，维持定子冷却水温高于氢温。 1.1.1.11启动一台顶轴油泵正常后投入汽轮机盘车运行，全面检查汽轮机和发电机本体内无金属摩擦声，盘车电流正常。冲转前连续盘车时间保证不少于4h，投运盘车装置之前，润滑油的最低进油温度不得低于21℃。 1.1.1.12联系化学用pH为9.2～9.6的除盐水向凝汽器补水至正常水位，根据水质情况对凝汽器热井进行冲洗，直至热井水质合格（清澈透明）。 1.1.1.13低压管路清洗：凝结水管路充水排空后，启动凝结水泵对凝结水管路及低加系统冲洗，通过#5低加出口电动门前管道排放。启动凝结水泵后及时通知化学投入凝结水加药、取样系统。 1.1.1.14凝泵出口Fe＞1000μg/L走精处理系统旁路，Fe≤1000μg/L时投入凝结水精处理前置过滤器，当凝结水Fe≤500μg/L时投入精处理装置，向除氧器上水冲洗，除氧器上水至1500mm，并远方就地校对水位计。除氧器出水Fe＜500μg/L，回收进凝汽器。 1.1.1.15投入辅助蒸汽系统（第一台机组启动应提前投入启动锅炉，向辅助蒸汽联箱供汽），投除氧器加热，手动调节进汽门以≯1.5℃/min的速度加热至锅炉要求的上水温度（20～70℃），防止除氧器振动。之后维持除氧器正常水位和锅炉要求的上水温度。 1.1.1.16根据机组的启动时间及季节情况，投运各辅机润滑油系统运行。 1.1.1.17向锅炉炉水循环泵电机注水。开启锅炉炉水循环泵注水一次门，对注水管路进行大流量冲洗，联系化学人员取样分析，直至水质合格。然后向锅炉再循环泵电机腔室和高压冷却器注水，直至锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门后有水连续流出，保持10分钟以上，出水清澈并且水质化验合格，关闭锅炉炉水循环泵进口管道放气一、二次门。 1.1.1.18全面检查汽动给水泵系统，其油系统已运行正常，对汽泵及给水管路注水排空（锅炉为冷态时可用凝结水输送泵向给水系统注水及向锅炉上水），给水水质不合格时，应先冲洗合格再切至高加水侧。 1.1.1.19检查汽泵轴封系统、抽汽系统、疏水系统、汽泵本体、给水管路的相关阀门符合启动前要求。 1.1.1.20启动一台EH油泵和一台EH循环泵运行，维持EH油油温35～45℃，并做联动试验，投入备用泵联锁 1.1.1.21除氧器出水Fe＜200μg/L，低压系统冷态冲洗结束，进入高压系统冷态冲洗。 1.1.2锅炉上水 1.1. 2.1在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次。
汽轮机冷态启动操作
汽轮机冷态启动操作 1.暖管 （1）稍开电动主汽门旁路门，使管道内压力维持在0.25Mpa左右，加热管道升温速度5-10℃/min. （2）管内壁温度达130℃-140℃，以0.25Mpa/min速度提升管内压力至额定压力，全开电动主气门。暖管20-30分钟。开始暖管时，疏水门尽量开大，随着管壁温度和管内压力的升高,并检查管路膨胀及支架状况。 （3）同时打开补汽旁路及补汽疏水阀门进行补汽管道暖管。 （4）打开均压箱新蒸汽进口阀门与疏水阀进行暖管。 2.启动辅助油泵，启动盘车装置 （1）启动低压油泵检查润滑油压力及轴承回油量，油路严密性，油箱油位。 （2）启动盘车顶轴油泵，检查油压及回油状况。【顶轴油压10.0Mpa】（3）各联锁指示灯亮后可启动盘车装置 （4）启动高压油泵，停止低压油泵 3.保安装置动作试验（静态试验） （1）将自动主汽门关到底 （2）挂上危急保安器，投入轴向位移遮断器及磁力断路油门。（3）在电调装置开启启动阀 （4）开启主汽门到1/3行程后，分别使各保安装置动作，检查主汽
门，补汽门，调速汽门是否迅速关闭。． （5）检查合格后，将各保安装置重新挂阀，接通高压油泵 （6）检查主汽门及补汽门是否关严。 4.启动循环水泵，向凝汽器通冷却水 （1）全开凝汽器循环水出口门，排气门，稍开进口门。 （2）启动循环水泵，待水侧排气门冒水时关闭排气门，全开进水门5.启动凝结水泵，开启出口门，用在循环门保持热井水位。轮流开两台凝结水泵，联动装置试验后，使一台投入运行。 （1）向凝汽器侧补充软化水到热井水位3/4处。 （2）开启凝结水泵进口阀门 （3）开启水泵外壳到凝汽器汽侧空气管道上的阀门。 （4）检查水泵是否充满水，开启水泵盘根水旋塞，启动凝结水泵，缓慢开启水泵出口阀门。 6.启动射水泵，先开启射水抽气器进口水门，再开启空气门。 7.开启轴封进气门，使前后轴封冒气管有少量蒸汽冒出,开启轴封风机。 8.冲转。 一．机组冲转应具备的条件 （1）机组各轴承回油正常，冷油器出口油温35-40℃之间，调节油压≧0.85Mpa，润滑油压0.08-0.12Mpa （2）主蒸汽温度达320℃以上，蒸汽压力在1.8Mpa以上真空度负0.05MPa-负0.08MPa之间
机组冷态启动节点控制
机组冷态启动节点控制 4、锅炉重点检查项目： 4.1、锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭，保温完整。 4.2、锅炉本体各处膨胀指示器已投入，且指示正常。 4.3、除灰、除尘、吹灰装置备用良好，具备投入条件。 4.4、炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确，密封及冷却空气系统正常投入。 4.5、检查机组蒸汽、给水、减温水、疏水等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态。 4.6、检查制粉系统设备正常，原煤斗上一定的煤量，根据油温投入磨煤机液压油系统电加热，待油温合格后，投入油泵。根据油温启动润滑油泵，并投入电加热升温至油温合格。 4.7、点火前燃油系统建立油循环，进行微油点火枪投运前的检查、试验，各阀门状态正确。 4.8、检查微油/等离子点火系统正常，微油及等离子点火系统具备点火条件。 4,9、检查脱硫、脱硝系统具备启动条件。 5、汽机重点检查项目： 5.1、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。 5.2、汽轮机启动前必须核对汽轮机保护投入情况。 5.3、汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。 5.4、汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。 5.5、主油箱事故放油门关闭。 5.6、低压缸安全膜完好。 6、发电机重点检查项目： 6.1、检查发电机、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，遮栏及标示牌均已恢复，并有检修人员附有设备可以投运的书面交待。
6.2 检查发电机、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物，无积水，无漏油、漏气现象。 6.3 检查发电机一、二次回路接线正确牢固，无松动、脱落现象，电流互感器二次端子箱已可靠封闭。 6.4 检查发电机外壳、封闭母线外壳、发电机出口电压互感器柜、励磁变压器柜、主变外壳、高厂变外壳、中性点接地变压器柜都已可靠接地，接地线完整、无破损、紧固，清洁干燥。 6.5检查发电机大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。 6.6检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。 6.7检查发电机液位开关已投入，液位开关视窗内无油水，液位开关无报警信号。 6.8检查发电机出线罩通风机投运，风机运行正常。 6.9检查封闭母线微正压装置投入运行，维持封闭母线内压力0.3~1.5kPa。 6.10检查发变组保护装置、同期装置、厂用电切换装置、电能计量装置、故障录波器、发电机接口柜接线牢固，柜内外清洁无杂物，各装置无报警、跳闸信号，各保护按规定投入。 6.11检查发电机出口断路器、发电机出口隔离开关在分闸状态，发电机出口隔离开关发电机侧接地刀闸在分闸状态，发电机出口断路器操作机构储能正常，SF6气压合格，压力不小于0.85MPa。 6.12检查发电机出口避雷器柜三相短路接地线已全部拆除。 6.13检查发电机出口电压互感器高压熔断器完好并给好，发电机出口电压互感器一、二次回路连接牢固，二次插头给好，二次小开关合好，柜门关闭严密。 6.14检查发电机中性点接地变压器引线接线牢固，柜内外清洁无杂物，中性点刀闸确已合好并用销钉锁定。 6.15检查发电机局部放电监测仪投运，无异常报警。
MW机组冷态启动流程图.doc
（ 1）机炉辅机送电正常300MW 机组冷态启动流程 （2）联系热工仪表投入正常(34) 主机各油泵联动试验(43) 投 APH吹灰(57) 查主机盘车脱开 （3）工业水投入正常(35) 定冷水泵联动试验(44) 准备发电机并列票(58) 500rpm 听音，做远方、就地打闸试验（4）仪用空气压力 Pa (36) 抽汽逆止门活动试验(45) 关汽包过再热器空气门 , (59) 1200rpm 中速暖机 30min （5） 500T 水箱 ?7M (37) 准备解环操作票开过再热器疏水 , 投入高低旁路(60) 1200rpm 查顶轴油泵自停 （6）机、炉各辅机联锁试验(38) 投 APH吹灰疏水，投暖风 器(46) 冲洗汽包水位计（ 61）1200rpm 查碳刷是否跳跃 （7）联系热工投入机炉各保护（ 39）投连排（47）汽包热紧螺丝（62）2000rpm 高速暖机：中压缸下半内壁 （8）机炉各风门挡板阀门试验（40）记录油、煤量底数（ 48）高压缸、金属温度＞ 130 ℃后，再暖 60min。 （9）辅汽系统投入正常（ 41）投轴封系统主汽管、阀壳预暖（63）停高压启动油泵及交流润滑油泵（10）炉前油打循环（42）燃油泄漏试验，炉膛吹扫（ 49） 1-4Mpa 抄炉膨胀指示（ 64）做好发电机并列准备 （11）停运炉底加热投开式冷却水系统（50）（ 51）投 DEH、 ETS全部保护（65）汽动泵暖泵 （12）投入循环水系统高、低加随机启动（ 52）（除电气故障、低真空）、发电机断水保护 （13）凝结水给水投入正常适时投低压缸喷水，（ 53）（54）挂闸后做高、低压遮断电磁阀试验 （14）投水位电视投高压缸夹层加热（ 55）记录冲转参数℃ 237 ℃℃ 340℃ （15）投除氧器加热 启风烟系统（56）该串解环 （16）记录炉膨胀指示 锅炉点火汽机冲转汽机定速①（17）轴封暖管200Min 150Min （18）燃油雾化管道暖管 （19）发电机 H2压力正常30Min 130Min 120Min 100Min （20）主机盘车，听音测偏心℃350 ℃ （21）凝汽器抽真空 105Mw\\455℃ （22）开主机本体疏水① 发电机并列300Mw\ \537 ℃ （23）投发电机定子冷却水系统\437 ℃\515 ℃ \515 ℃\537 ℃ （24）内冷水合格后，测发电机（ 66）喷油试验（根据需要）（ 68）准备厂用切换票 定子、转子绝缘合格（67）凝汽器压力 13KPa （ 69）启两台一次风机（ 87） 9-12MPa 抄炉膨胀指示（96）16MPa 抄炉膨 （25）检查碳刷滑环良好投低真空保护（ 70）烟温 540℃检查烟温探针退出（88）150MW 启另一台汽泵，汽泵（97）210MW以上燃烧稳定， （26）检查封闭母线微正压正常（ 71）暖 1-3 台磨煤机并联运行，停电泵，投备用锅炉吹灰。 （27）投入烟温探针二次风温160℃安排启磨（ 83）（ 72 ）投入发电机H2冷却器、励磁机风冷器、定冷水冷却器（89）150MW轴封进入自密封状态（ 98）225MW 运行稳定，做真空 （28）投入火焰电视各级减温水投入（ 84）（ 73）投冷冻式 H2干燥器（90）汽包压力 10MPa洗硅严密性试验。 （29）投入炉底密封（74）冷再压力，开轴封漏汽到除氧器门（91）210MW 燃烧稳定，逐步撤油（ 99）高中压缸外下外金属温度大于 （30）暖风器系统疏水暖管105MW进入下滑点（ 86）（ 75）负荷 30MW，高压疏水门联关（92）排烟温度 110℃，投电除尘350 ℃，胀差正常，停夹层加热。（31）投入各风机油站（76）全面检查主机各保护投入正常（ 93）冷再压力，冷再带辅汽（ 100）负荷稳定后，单阀切顺序阀 （32）投入火检冷却风机（ 77）40MW 给水管路切换（ 94）四抽压力，四抽带中辅（101）全面检查一次 （33）发电机加入热备用（78）60MW 中压疏水门联关（ 95）根据真空情况可投第三台循环泵 （79） 80-100MW 厂用切换 （80） 90MW 低压疏水门联关 （81）100MW投精除盐装置 （ 82）100-150MW启一台汽泵二0一三年三月
汽轮机冷态启动
鄂尔多斯市国泰化工有限公司热动力车间事故演练预案 （3#炉冷态起炉实操演练预案） 编制人： 审核人： 批准人： 日期：年月日
CCZK-35/2.0/0.6抽汽凝汽式汽轮机 一、活动目的 (1)检验锅炉启动方案。通过开展本次演练，查找本方案中存在的问题，进而完善方案，提高方案的实用性和可操作性。 (2)完善准备。通过开展演练，检查3#锅炉启动操作队伍、物资、装备、技术等方面的准备情况，发现不足及时予以调整补充，做好启动准备工作。 (3)锻炼队伍。通过开展本次演练，增强演练组织单位、参与单位和人员等对应操作的熟悉程度，提高员工运行操作能力。 (4)磨合机制。通过开展本次演练，进一步明确相关单位和人员的职责任务，理顺工作关系，完善应急机制。 二、活动时间：2014年12月20日 三、活动地点：热动力车间装置区 四、参与对象：热动力车间工艺二班运行人员 五、主办单位：热动力车间 承办单位：热动力车间工艺二班 六、活动前期准备
七、活动内容 1、人员安排 个人职责分工： 演练总指挥罗文辉，汽机主操毛钰铖，公用系统主操李建兴，现场巡检贾、朱想勇。 机动人员：苏乐德、陈龙、秦张辉、，分析化验:袁婷 2、强调安全演练注意事项。 参演人员严肃对待，严禁戏耍打闹现象发生； 因本次是实操演练，相关操作人员必须认真对待，严格按照 安全章程、操作规程、技术规范执行； 现场开关阀门，必须规范操作，做好危险隐患预想； 各操作监护人员认真做好监护，确保操作人员安全； 参演人员必须正确佩戴劳动保护用品参加演练。 3、宣读发生事故及事故造成人员伤害后的上报程序。
(1)事故发现人中控室（班长）车间主任 (2) 事故发现人中控室（班长）（安排人 员同时汇报）车间主任、调度室、应急救援小组。 具体执行由总指挥根据事态严重性、紧急性进行汇报。 （二）演练工作程序安排 接调度通知启动汽轮机，联系车间办理汽轮机启动操作票。 八、启动前的准备与检查检查负责人秦张辉朱想勇 a)启动前应对全部设备进行详细的检查(如果在以前运行中发现的问题未得到解决则系统不应启动)，确认安装（或维修）工作已全部结束，汽轮发电机及各辅助设备，附近的地面都已经清扫于净。 b)对所有的热工仪表及其附件检查站其完整性，校查零点，并对各项指示、报警、保护等信号进行测试，最后对控制，测量、信号和保护各回路加电检查和联动试验（包括机械部分）。 c) 汽轮机辅机中的旋转设备应进行投入前检查，在长期停机时应检查电动机的绝缘电阻值。 d) 发电机投运前的检查（根据发电机说明书电仪车间进行检查）。 e) 汽水系统疏水。 f) 作好与锅炉岗位和电仪车间变电所岗位的联系。 g) 对油系统的检查： ·打开油箱和冷油器的排污阀放掉其内部的赃物和水。 ·油箱中的油位应正常，油位计试验灵活，油质应合格。 ·为清洁管路而设置的临时性滤网或堵板应拆除。
垃圾焚烧炉 冷态启动手册
# 机冷态启动操作票NO. 发令人下令时间开始操作时间 受令人受令时间结束操作时间 序号操作步骤执行时间 1 接值长令,做好# 机开机前检查准备工作；确认机组检修工作已全部结束，工作票已终结，安全措施全部恢复。 2 通知热工送各保护电源及各仪表电源,各电动门、调节门送电，并做开关试验正常 3 检查工业水冷却系统运行正常，记录工业水压力 MPa 4 检查除氧器水位 mm。 5 按照启动前阀门检查卡要求确认各系统阀门状态正确. 6 检查循环水池、真空泵汽水分离器水位、工业水池水位正常，除盐水储量充足。 7 检查确认主油箱油位正常，油质合格。 8 按保护联锁试验卡做各辅机联动试验正常 9 启动交流润滑油泵，检查油压、油温、回油等正常。 10 启动排油烟机，运行正常，主油箱内微负压 11 投运盘车装置运行正常，记录盘车电流 A，投入润滑油压低和盘车保护联锁；检查机组动静部分无摩擦,各轴承回油正常。 12 开启高压油泵，记录高压油泵电流 A，出口油压 MPa,停止交流润滑油泵，投联锁备用 13 按保护试验卡做机组静态试验正常 14 投入# 循环水泵运行。 15 低压暖管：（暖管至电动主汽门前）检查主蒸汽管道疏水确已开启，全开主蒸汽进汽隔离总门旁路一次门、缓慢开启二次门、缓慢提升汽压至0.2～0.3MPa、管壁温升速度1～1.5℃/min、检查现场蒸汽管道不振动、暖管20min、缓慢开大旁路二次门升压至1 MPa、管壁温升速度为2～3℃/min、暖管15min、检查主蒸汽管道无漏气现象、逐渐开大旁路二次门升压至2.0Mpa管壁温升速度为3～5℃/min、暖管10min、逐渐开大旁路二次门升压至额定压力、待旁路门全开后开启电动隔离门、关闭旁路一二次门。检查现场主蒸汽管道支吊架膨胀情况。 16 检查热井水位正常，投# 凝结水系统运行。 17 启动# 真空泵，投抽气系统。 18 均压箱暖体，调整均压箱温度120-140℃、压力2.94～29.4KPa, 投入前后轴封供汽。 19 投入轴封加热器，启动# 轴加风机。 20 检查确认开启调节级疏水、导管疏水、汽缸疏水、抽汽管路疏水、电动主汽门前、后疏水。 21 高压暖管；全开电动主汽门旁路一次门，稍开旁路二次门；电动主汽门前后，压力、温度相等时，全开电动主汽门,关闭电动主汽门旁路门。 22 主汽压1.2～1.8MPa, 主蒸汽温度250～300℃,真空达-60～-70kPa,润滑油温℃，润滑油压 MPa汇报值长，准备冲转 23 在ETS控制柜投入超速、轴向位移、汽机差胀、轴瓦温度高、轴承回油温度高、轴振大
火电厂机组的启动
发电机组启动注意事项 一、启机前准备； 1）机组的循环水系统投入（包括给水泵工作冷油器、润滑油冷油器及电机冷却水、发电机冷却水、主油箱冷油器冷却水等）。2)所有电动阀、调门、气动门开、关动作正常。3）机组各个系统联锁保护试验合格。4)机组静态试验合格。5）仪用压缩气源已投入，所有电动阀门已送电且位置正确。6）现场所有检修工作已完毕且工作票已消。7）所有转机动力电源已送。8）所有保护已投入。9）排烟风机、交流油泵、顶轴油泵、盘车启动，（注意监视润滑油压力、顶轴油压力、盘车电流、偏心，控制润滑油温在38至42度，机组盘车时检查机组内部及轴封处无异音）。 二、操作步骤： 1）排气装置补合格的除盐水，检查凝结泵及凝结水系统具备启动投运条件，排气装置水位合适后启动一台凝结泵向除氧器上水待除氧器水位至500mm投入辅联至除氧器加热，注意：排气装置液位控制在1700mm左右，除氧器液位控制在1900mm左右、温度加热至60左右。 2）启动锅炉疏水泵配合锅炉人员将锅炉上水至正常水位后停用锅炉疏水泵。
3)轴封暖管暖至各个分门前面，检查开启管道疏水，注意：均压箱的温升和压力的变化。 4）在锅炉点火后炉膛温度在200C°以上检查三台水环真空泵具备备用条件，启动一台水环真空泵抽真空，注意：检查真空破坏门已关闭，检查所有无压疏水门关闭，稍微开点高低旁。 5）控制抗燃油温在38至50C°之间，检查抗燃油泵及抗燃油系统、给水泵及给水系统、具备启动投运条件。 6）在锅炉点火的过程中配合锅炉根据主再热温度压力升幅调整高低旁的开度，温度高时适当投入减温水，注意：高旁阀后温度不超380 C°，低旁阀后温度不超160 C°、排气温度不超80 C°。7）在锅炉汽包水位降至50mm左右检查启动一台给水泵(启动给水泵严格按操作票执行)，另一台给水泵备用，给水泵运行正常后开出口门交给锅炉人员向锅炉上水。 8）在冲转前1小时送高、中、低压缸轴封供汽，开高、中、低压缸轴封供汽疏水，启动一台轴加风机运行，注意轴封供汽压力温度要合适（机组冷态启动汽轮机调节级后汽缸温度低于150C°，汽封蒸汽母管压力下的温度控制在150至260C°之间，检查轴封漏汽疏水打开）。再检查启动一台凝结泵，检查启动高压启动油泵，检查启动一台抗燃油泵另一台抗燃油泵备用，根据抗燃油温适当投入冷却水，打开门杆漏汽至除氧器手动门。