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机组冷态启动操作票

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热机操作票

编号:

操作任务#1机组冷态启动操作

操作时间:日时分结束时间:日时分

执行人序号操作内容

一机组启动前准备工作

(一)发电机启动前准备工作

1确认所有工作已完毕,有关工作票收回并终结,并详细检查发变组一次系统各回路完整、良好、清洁,有关临时安全措施已拆除,安全遮栏已恢复。

2测量发电机定、转子的绝缘电阻合格。

3确认发变组一次回路所有的试验完成、合格,并有检修试验人员的书面交底。4确认机组直流系统运行正常,电压在规程规定范围内。

5确认机组保安电源、UPS电源系统运行正常。

6确认发变组有关保护装置及自动装置正常投运,保护联动试验合格。并投运必要的保护压板和自动装置。

7确认主变220kV开关、发电机灭磁开关、6kV工作进线开关联锁试验合格,遥控正常。

8检查#01启动变运行正常,无异常报警,6kV母线电压正常。

9检查各380VPC、MCC运行方式正常及各厂用低压变压器运行正常。

10确认发电机励磁系统各设备正常,冷却风机投运正常。

11检查发电机中性点柜完好,符合投运条件。

12检查发电机油、氢、水监视柜投入,运行正常。

13投入发电机封闭母线微正压充气装置运行,并调整气压至正常 1.5-2.5Kpa。

14检查发电机大轴接地碳刷已放上且接触良好。

15检查发电机滑环清洁,碳刷接触良好,在刷握内能上下自由移动而不左右晃动。

16检查发电机机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV均正常并符合投运条件。

17根据变压器投运前的检查,全面检查主变、高压厂变符合投运条件。

(二)汽机启动前准备工作

1接值长令,做好#1机汽轮机冷态滑参数启动准备。

2确认#1机组所有检修工作结束,工作票收回,现场清理干净。3检查汽机各系统,作好机组启动前的准备工作。

4将各系统阀门操作到启动前状态。

5检查DCS、TSI、ETS、DEH控制系统正常,CRT画面上各系统设备及阀门状态正常,开关状态及联锁,参数指示正常。DEH主、副路电源已送,状态正常。

6检查热工联锁及试验合格且投入运行,热工信号及声光报警正常。

7联系热控测量各辅机绝缘,电动门、电动调节门绝缘合格后送上电源。

8检查所有辅机轴承油质、油位正常;转子转动灵活,无卡涩且具备启动条件。

9检查主机润滑油箱油位在50mm左右,油温>21℃。否则应联系补油,投入油箱油净化装置,投入油箱加热自动。

10检查电泵油箱油位在油箱中心线以上,否则应联系补油。

11检查EH油箱油位在450 mm,油温在37-50℃。否则投入油箱加热。

12主油箱油温合格后投入排烟风机运行,调节出口档板,维持主油箱负压在500Pa并投入风机联锁。

13启动主机交流润滑油泵和高压备用密封油泵。

14进行各油泵的自启动试验,试验完毕后,主机交流润滑油泵,高压备用密封油泵运行,主机直流油泵投联锁。

15检查主机润滑油压0.096~0.124MPa,高压备用密封油泵出口油压在0.8~0.9MPa,检查各轴承回油正常。

16启动空侧密封油箱排油风机运行,投入风机联锁。

17启动空侧密封油泵运行,检查空侧密封油压在0.055 MPa。

18检查氢侧密封油箱自动补油到油箱中心线上50mm,启动氢侧密封油泵运行。

19向定子水冷箱进水到600 mm,启动定子冷却水泵运行,调节冷却水量在30t/h,压力在0.33 MPa,水位在450-600 mm,调节定子冷却水温在42℃,投入水泵联锁运行。

20启动顶轴油泵运行,检查#3、#4、#5、#6轴承顶轴油压大于5.25MPa,启动盘车运行。记录盘车电流: A、偏心:μm 。

21联系化学备足H2、CO2,用置换法投氢,当发电机内氢气纯度>96%,提升氢压至0.25 MPa。检查空侧密封油压上升到0.5 MPa,氢侧密封油压上升到0.6 MPa。

22冷却水系统投运后,调节主机润滑油温在42-45℃;空侧密封油温在40-45℃;氢侧密封油温在40-45℃。

23启动抗燃油泵,投入抗燃油系统运行正常,控制油温在40~50℃。(将备用油泵联锁开关投入,高低压蓄能器投运正常)

(三)锅炉启动前准备工作

1 接到点炉命令,值长通知化学、输煤等岗位,确认各系统试运合格。并联系技术部煤质报告。

2 按照锅炉启动前检查的要求,全面检查各系统阀门全开、全关试验正常,阀门状态、位置正确。

3 按照锅炉启动前检查的要求,全面检查炉本体系统的现场情况。

4 检查DCS系统投入运行正常,CRT显示与设备实际状态相符。

5 对机组全面检查,检查检修情况及工作票已全部办理结束,有关试验工作已完毕,机组已具备启动条件。

6 检查确认各辅机电动机绝缘合格,并达到备用状态。

7 投入厂区工业水系统,启动空压机,投入仪用气源及厂用气源,检查控制气压力在0.4-0.7 MPa。根据需要投入邻炉加热系统。

8 检查确认照明、道路、膨胀指示器、燃烧器、回料阀等处于正常要求状态,并记录膨胀指示器位置。

9 投入辅机冷却水系统,检查辅机冷却水正常;时分检查冷却水压力MPa,仪用空气母管压力 MPa。厂用空气母管压力 MPa。

10

时分启动各风机运行并在DCS上启动加床料斗提机,打开启动料仓下料电动插板,向炉膛添加床料。观察床压的变化,当床压到达4~6Kpa或水冷风室压力达9~11Kpa时,停止加料。

11 停止加料后,将一次风量增加到250000Nm3/h以上,流化床料5分钟,然后停运引风机,其它风机联跳。检修打开炉膛人孔门,观察床料的流化均匀性。在主值本上记录检查情况。

12 就地水位计及监控电视投入。(锅炉上水后应检查水位计清晰并指示准确。)

13 检查确认各电动门、调节门及热工仪表已送电,并试验良好。

14

时分DCS保护控制画面上解除汽机跳闸、汽包水位高、低,以及床温低引起MFT的联锁保护。

(四)锅炉上水

1联系化学启动除盐水泵,向凝补水箱进水到2800mm。

2启动凝补水泵运行,向凝结器补水到2100mm;向闭式高位膨胀水箱补水到1800 mm,向除氧器进水到2100mm,向A、B、c真空泵汽水分离器进水到200 mm。

3启动开式水泵运行,向闭式热交换器、真空泵冷却器通水正常。投入开式水泵联锁运行。

4启动闭式水泵运行,向其用户通水。投入闭式水泵联锁运行。5启动真空泵运行,对空冷凝汽器抽真空。

6变频启动凝结水泵运行打再循环,同时向凝结水用户供水。

7用启动汽源或邻机来汽对辅汽联箱暖管、暖箱,维持辅汽联箱压力在0.58-0.78 MPa,温度在250-280℃。

8用辅汽联箱对除氧器加热,控制压力0.147 MPa,温度在90-100℃。

9开启电动给水泵进口门,对给水系统充水排气后,启动电动给水泵运行,关闭锅炉给水再循环,由给水旁路向锅炉进水,水位上至-100mm时,停止上水,打开省煤器再循环。锅炉停止进水后,给泵打再循环。

二机组启动(一)锅炉点火

1建立空气通路:

①全开引风机出、入口门,动叶开度>5%;

②全开二次风机出口门,入口导叶开度>5%;

③全开一次风机出口门,入口导叶开度>5%;

④打开布袋除尘器各列旁路气动提升阀;

⑤全开环形风箱各二次风入口调节门,各密封风调节门,床上、床下油枪各风门,两侧主一次风门。

2

时分,启动高压流化风机;时分,启动高压流化风机;在CRT上将高压流化风机投备用。调整返料器各室风量、风压正常。投入火检冷却风。

3检查确认引风机出、入口挡板门在关闭位置,动叶开度在0位;

时分启动引风机,待电流返回后,开启引风机出口挡板门,入口挡板门,根据炉膛负压,缓慢开启引风机动叶,调整炉膛出口压力-127~+245Pa范围内。

4检查确认二次风机出、入口挡板门在关闭位置,时分,变频启动二次风机,二次风机出口挡板自动全开,入口导叶自动全开。调节变频器,调整二次风量至吹扫值,注意炉膛压力的稳定。

5检查确认一次风机出、入口挡板门在关闭位置,时分变频启动一次风机,检查一次风机出口挡板门自动开启,入口导叶自动开启。

检查确认一次风机出、入口挡板门在关闭位置,时分变频启动一次风机,检查一次风机出口挡板门自动开启,入口导叶自动开启。

调整一次风量至 Nm3/h。调节两台一次风机出力平衡。调整设定炉膛负压为-127~+245Pa,投引风机动叶自动。

6根据需要,顺序启动另一侧风机:

时分,启动引风机,调节两台引风机出力平衡,投入自动;

时分,启动二次风机,调节两台二次风机出力平衡;

启动时注意维持炉膛压力的稳定。

7

时分,调整一次风量>40%,二次风量>50%,吹扫条件满足,开始进行吹扫(吹扫时间300 S)。

时分,吹扫完成,MFT信号复归。

调节两侧主一次风,建立最低流化风量.调整环形风箱二次风进口调节门、各密封风门,调节床上、床下各油枪风量。

8

时分,启动燃油泵,开启燃油进油快关阀及回油快关阀打油循环。

9调整床下来油调节门,保持床下油压 2.5~3.0MPa。开启床上、床下各油枪进油手动门、及油枪、点火枪、火检密封冷却风门。

10记录点火前汽包水位 mm,汽包壁温:上壁温℃。下壁温℃。

11联系热工人员投入锅炉主保护MFT电源,开启A、B侧过热器及再热器对空排汽门。

12

时分,投入床下风道燃烧器,检查油枪雾化着火良好。合理配置燃烧风,注意观察燃烧室温度的变化。保证油充分燃烧,防止冒黑烟;调整点火风、进油压力及回油油压,控制燃烧器出口烟气温度逐渐上升,但不大于980℃。

13

时分,根据燃烧情况投入对应侧的床下风道燃烧器。保持两侧均匀。

14启动A、B、c真空泵运行,当背压至25KPa时应停运一台真空泵运行,投入真空泵联锁。

15联系热工解除给煤线条件信号,确认称重皮带上无煤后试运行给煤机。

16当四台床下风道燃烧器达满出力且床温上升缓慢时,投入床上燃烧器。

时分,投入床上油燃烧器。

17注意监视调整汽包水位,给水旁路投自动时根据汽包压力及时调节给水泵勺管,保持给水母管压力高于汽包压力1~2 MPa,停止上水时开启省煤器再循环门。

18锅炉启动过程中,控制中部床温变化率平均100~120 ℃/h,主汽压力上升速度0.03~0.05 MPa/min,最大不得超过0.15 MPa/min。保证汽包上、下壁温差小于40℃。

19锅炉起压后,检查高、中压主汽门,调节汽门关闭严密,盘车运行正常。汽缸各金属温度无较大变化。

20锅炉汽包压力升至0.1~0.2 MPa,时分投入Ⅰ、Ⅱ级旁路,关闭A、B侧过热器及再热器对空排汽门,停邻炉加热系统(若投入)。注意凝汽器真空及排汽温度正常,投入锅炉冷渣器冷却水。

21汽包压力升至0.1~0.2MPa,关闭锅炉本体各空气门,关闭过、再热器系统入口各疏水门。冲洗双色水位计、电接点水位计,校对各水位计指示,记录各水位计指示偏差。

22当汽包压力升到1.0 MPa,定排一次,以便快速建立水循环。23当汽包压力升到1.0 MPa,关闭再热器疏水。

24根据需要投用过热器、再热器减温水,控制主汽温度与再热汽温度偏差不大于20℃。再热器内部有蒸汽流动后可以打开再热器烟气挡板进行调节。

(二)汽机冲转,升速至全速

1冲转参数符合启动条件,汇报值长,准备冲转,记录冲转参数:

主汽压力 MPa;主汽温度℃;再热汽温度℃;润滑油压:MPa ;润滑油温:℃;排汽装置真空: Mpa;抗燃油压: MPa;抗燃油温:℃;高、中压缸内壁上下温差;转子晃动值≤原始值+0.02mm,大轴偏心<0.076mm;密封油与氢气压差0.084Mpa。

2保持汽温、汽压、汽包水位稳定,及时调整燃烧,Ⅰ、Ⅱ级旁路,防止蒸汽参数大幅度波动。

3联系热控退出低真空、发变组、高压排汽比、断水保护。4汽机挂闸:就地挂闸,检查隔膜阀上部油压在0.7Mpa。

5在DEH画面上点击“挂闸”按钮,CRT画面显示“挂闸”灯亮,检查通风阀开启正常。

6设定阀位限制在“100%”,CRT画面显示#1、#2中压主汽门开全。

7点击“IV控制”,检查“IV控制”灯亮,#1、#2、#3、#4、#5、#6高压调门全开。

8汽机冲转:设目标转速为600r/min,升速率为100r/min/min,“保持”灯亮。点击“进行”,“保持”灯灭,汽机开始升速。

9当汽轮机转速大于3rpm时,检查盘车应自动退出,停止盘车电机运行,否则应打闸停机,查明原因,待故障消除后方可重新启动。

10转速达600r/min,打闸后对通流部份作摩擦检查,对各轴承检查回油量和回油温度及振动正常后重新挂闸升速。

11转速达600r/min,开启高排逆止门;开启各抽汽电动门、逆止门,高、低加随机滑投。

12全面检查机组运转正常,点击“TV控制”,检查“TV控制”灯亮,检查“IV 控制”灯灭,设定目标转速2450rpm,升速率100rpm/min。

13按“进行”键,机组开始升速,检查IV逐步全开,TV开始调节转速。

14转速达1100r/min,检查顶轴油泵自停,否则手动停止。

15临界转速下不得停留,应迅速通过;根据本扩温度,关闭主蒸汽管道疏水。16转速升至2450rpm,“进行”键灯灭,“保持”键灯亮。

17实测一阶临界转速为: r /min;#1轴振μm、#2轴振μm、#3轴振μm、#4轴振μm、#5轴振μm

#6轴振μm、#。

18转速达2450r/min,且中压主汽门前汽温达260℃,稳定转速开始计算暖机时间,冷态暖机60 min。

19中速暖机结束后,检查高缸差胀: mm、汽缸总胀: mm、高压内缸调节级金属温度:℃、中压静叶持环温度:℃。

20设定目标转速为2900r/min,升速率为100r/min/min,按“进行”键,灯亮,“保持”键灯灭,汽机开始升速。

21实测二阶临界转速为: r /min;#1轴振μm、#2轴振μm、#3轴振μm、#4轴振μm、#5轴振μm、#6轴振μm、。

22汽机转速2900 r/min,主汽阀内外壁温差小于83℃,阀门蒸汽室内表面温度大于主蒸汽压力下的饱和温度100℃时进行阀切换。

23按“GV控制”按钮,“GV控制”灯亮,“TV控制”灯灭,高压调节汽门从全开逐渐关小,当实际转速下降3Orpm以上,高压主汽门逐渐开启直至全开,切换到高压调节汽门控制。(注意:切换时间≤2min,阀切换结束后,转速应维持在2900rpm)。

24汽机转速由主汽门控制切为调速汽门控制后,设定目标转速为3000r/min,升速率为50r/min/min,按“进行”键灯亮,“保持”健灯灭,汽机开始升速,升速到3000r/min。

25蒸汽流量大于7%以上时,锅炉连续给水时,关闭省煤器再循环。

26蒸汽流量大于10%以上时,关闭高过高再出口集箱及以后各疏水。

三机组并列

(一)机组并列前准备

1汽轮机全速后做试验(手动脱扣试验和充油试验)

2作充油试验,记录飞锤动作时的油压为: MPa。

3试验全部做完,检查主油泵工作正常,停止高压密封油泵运行,投入联锁。

4检查主油泵工作正常,停止交流润滑油泵运行。

5试验全部做完,检查主油泵工作正常,停止高压密封油泵运行,投入联锁。

6检查主油泵工作正常,停止交流润滑油泵运行。

7合上发电机TV端子箱内同期、测量电压小开关。

(二)机组并列操作

1合上发电机、主变中性点刀闸。

2将励磁系统改至热备用状态。

1)各控制柜及整流柜符合投运条件

2)送上发电机励磁柜交流电源

3)送上发电机灭磁开关控制电源

4)送上发电机起励电源开关

5)送上发电机励磁AVR控制电源

6)检查发电机励磁柜内各辅助电源送好

7)检查发电机励磁控制在“远方”位置

8)检查发电机励磁控制方式在“自动”位置

3根据值长的命令,按“自动同期”键灯亮,汽轮机的转速即被切换到由自动同期装置控制。

4转速稳定至3000r/min时,得到值长命令后方可进行发电机的升压操作。5在CRT的控制菜单中将励磁自动投入。

6投入发电机励磁,并检查以下项目:

1)检查发电机灭磁开关自动合闸,定子电压自动上升

2)检查发电机转子一点接地未动作

3)检查发电机定子电压19kV以上

4)检查同期闭锁解除在退出位置

7向DEH请求ASS调速。

8检查CRT上ASS菜单栏中同期装置在退出位置。9将#1发电机ASS菜单栏中ASS 电源投入。

10检查发电机自动准同期投入条件已具备:

1)汽机转速在2950r/min以上

2)发电机定子电压19kV以上

3)发电机转子一点接地未动作

4)发电机励磁调节在自动位

5)DEH允许ASS调速

11在定子电压为额定值的50%及全电压情况下,检查发电机绝缘良好。12投入发电机自动准同期装置。

13检查发电机同期并列的条件满足:

1)发电机电压与系统电压一致(ΔU< 5%UN)

2)发电机频率与系统频率相同(Δf< 0.1Hz)

3)发电机相位、相序与系统一致

14投入发电机自动准同期合闸开放。

15检查主变220kV2201开关合闸,位置指示对应。

16机组并网后,“自动同期”灯灭,检查通风阀1min后应自动关闭,否则手动关闭,DEH的CRT画面显示默认为阀门控制方式。

四机组升负荷

1并列后机组自动带5%负荷,__ _时分关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路;根据主汽参数、金属应力,逐步开度调门开度,尽快将机组带到30MW。

2对发变组系统进行一次全面检查。

3根据值长命令调整主变中性点运行方式。

4机组负荷30MW,“保持”键灯亮,检查主汽压力5.0MPa左右,主汽温330℃,再热汽温280℃以上,投入“功率回路”。

5中部床温升至℃,检查各台给煤机密封风压力正常,各给煤机落煤管播煤风开启,播煤风风量DCS上显示正常;

_____时分,在CRT上启动_____给煤线,开始脉动给煤,注意氧量及床温变化。三次脉动给煤,确认氧量有下降趋势,床温有上升趋势,给煤能正常着火。

___ __时分,启动_____ 给煤线连续投煤运行,煤量: T/h。根据床温上升幅度,增加给煤线,以少“量”多“点”的原则投入,注意床温分布,均匀上升。

6升速和加负荷过程中应控制下列上限值:

①主蒸汽温升率2.5℃/min。

②再热蒸汽温升率3.5℃/min。

③主蒸汽管、再热蒸汽管壁温升率5℃/min。

7在30MW负荷下稳定运行至少30分钟,在此期间,主汽门进口蒸汽温度每变化2℃另外再增加1分钟的稳定时间。

8检查汽轮机振动、差胀、缸胀、轴向位移、各轴承金属温度及回油温度正常,润滑油压、抗燃油压正常,各冷却器工作正常,进汽阀温差和汽缸上、下温差正常。

9汽轮机初负荷暖机结束后,检查汽缸膨胀应正常: 膨胀值 mm。10通知化学,化验凝结水合格,回收至除氧器,化学投入精处理装置。

11检查中压主汽门前汽机所有疏水均已自动关闭。(机组若要做超速遮断试验应在≥30MW负荷至少连续运行4小时)。

1230MW负荷暖机结束,准备升负荷至60MW,设定目标负荷60MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮,“保持”键灯灭,机组开始升负荷,要求主汽温≤2℃/min,主汽压≤0.12 MPa /min,调节级金属温升率≤1.5℃/min。

13负荷升到45 MW,检查低缸喷水自动关闭。

14开启四段抽汽电动门,四抽至除氧器进汽管暖管。

15负荷升到60 MW,检查中压调门后疏水关闭,中压缸本体疏水关闭。

16负荷升到60 MW,检查四抽压力在0.15 MPa,关闭辅汽至除氧器调整门、电动门。开启除氧器进汽电动门,除氧器滑压运行。

17若高加不随机滑启,应依次投入#3、#2、#1高加。18负荷60MW,暖机3小时。

19机组准备升负荷至120MW,设定目标值120MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮,机组开始升负荷。

20负荷75MW,检查机组轴封切换为自密封。

21当负荷升至90MW时,配合电气,进行厂用电倒换操作。

22机组负荷达100MW以上时,投入吹灰器主汽源,启动吹灰程控组,全面吹灰一次。

23负荷升至120MW时,“保持”键灯亮,暖机3小时;主汽压10MPa,主汽温485℃,再热汽温430℃。

24将辅汽联箱供汽切至本机冷再供汽。

25负荷150MW以上投入另一台给水泵运行。

26机组负荷120MW,将给水切换至主给水管路,逐渐提高给水泵出力,水位稳定后将汽动给水泵投自动。注意汽包水位、给水压力、减温水流量、主汽温度变化情况。

27床温升至700 ℃以上时,逐渐增加给煤量,同时减少燃油量,调整一、二次风量,保持床温稳步上升,燃油量减至最小负荷时,先逐支停运床下油枪,床下油枪停运后,再逐支停运床上油枪,待中部床温达760~830℃以上可全部停运油枪,调整每支床上燃烧器冷却风量至合适。

28全部油枪停运,汇报值长,十分钟后,烟气切至主路运行,联系投运布袋除尘器及输灰系统。

29升负荷至180MW,设定目标负荷180MW,负荷变化率3MW/min。按“进行”键,机组开始升负荷

30负荷180MW时“保持”键灯亮,暖机3小时

31负荷升至180MW,检查主蒸汽压力应达13.7MPa,主、再热蒸汽温度应达额定值538℃;根据真空情况,汇报值长,

32负荷升至240MW,设定目标负荷至240MW,负荷变化率5MW/min,按“进行”键,机组开始升负荷。

33负荷达180MW,轴封汽为自密封,将轴封压力调节站:主蒸汽至轴封调节门、再热冷段至轴封调节门、辅汽至轴封调节门投自动、轴封溢流调节投自动。

34负荷升至240MW,主蒸汽压力达15.6MPa。

35全面检查,在此负荷暖机3小时。

36接值长令,投入CCS或继续升负荷到300MW。

37全面检查各疏放水系统,将各疏放水门关闭,关不严的气控门应输入缺陷,作好记录,根据需要关闭相应手动门。

38全面检查一切正常,确认各种保护均已投入,各种自动均已投入。

39机组稳定后接值长令,投入AGC。

40全面检查正确无误,操作完毕,汇报值长。

操作人:监护人:值长:

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。

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

汽轮机开、停车操作票

汽轮机组正常停车操作步骤 接到停车操作指令后,方可进行如下操作: ()1.试验各辅助油泵运行是否正常,机电联系信号正常。 ()2.1.27MPa和0.49MPa减温减压器处于热备状态。 ()3.向主控室发出“注意”“减负荷”信号,逐渐降低机组负荷,同时逐渐关闭排汽阀。 ()4.抽汽和背压系统低于指标范围时,投入减温减压器。 ()5.抽汽调压器切除时,机组负荷不能低于25%,抽汽退出后关闭抽汽阀。(注意抽汽退出时,应缓慢进行,并且注意观察背压排汽压力。) ()6.机组负荷为零时向主控室发出“注意”“停机”信号,同时全关背压排汽阀,打开背压放空阀。 ()7.机组解列后,手拍危急遮断油门,关闭主汽门,退出保护电源,开启辅助油泵。 ()8.开启抽汽和背压管路,汽机本体各疏水。 ()9.停下轴封加热器,关闭蒸汽调节阀,打开排空阀,关闭汽封蒸汽调节阀。()10.转子静止后投入盘车装置,连续盘车。 ()11.关闭前轴承滑销冷却水和空冷器冷却水。 ()12.冷油器出口油温低于35℃时停用冷却水,并且关闭空冷器冷却水。 ()13.关闭主汽轮机隔离阀打开主汽门前后疏水。 ()14.记录转子惰走时间并完成其他各项操作。 时间:负责人:操作工: 汽机突然断电停机操作步骤 一.停机操作步骤: ()1.手拍危急遮断器,迅速关闭主汽门。 ()2.启动汽动油泵,并且注意汽动油泵压力。 ()3、迅速开启1#、2#减温减压装置,调整1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力,并维持正常。 ()4、手动关闭背压排汽阀,开启背压放空阀。 ()5、手动关闭抽汽排汽阀,手动打开对空排汽阀。 ()6、迅速开启汽动给水泵保证锅炉及后工段供水。先开1#、2#汽动给水泵,在与调度联系开3#、4#汽动给水泵。 ()7、退出保护电源开关。 ()8、转子静止后,利用8#、9#造气系统发电机发电,进行连续盘车。 二.注意事项: 1、启动汽动油泵时注意进汽压力,防止超速或润滑冷却油量不足。 2、汽轮机转速应明显下降。 3、在机组转速下降到临界转速时检查机组振动,推力轴承温度,倾听内部 声音。 4、转子静止后要连续盘车,并记录惰走时间。 5、注意监视1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力,并且注意监视汽动油泵进 汽压力。 6、注意汽动给水泵主汽门的复位,电子调速电源送上后,迅速开启汽动给 水泵保证锅炉及后工段供水。 时间:负责人:操作工:

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,

汽轮机操作规程

汽轮机操作规程 第一章技术参数一、汽轮机技术参数 二、发电机技术规范

三、调节系统技术参数

第二章 NZ4.5-1.15/0.13-1型机组的启动 第一节启动前的准备工作 一、汽轮机组检修完毕,全部工作票已回收,现场设备以达到可投入运行条件。 二、接到汽轮机启动的命令后,应做好一切准备工作,对本岗位设备及系统进行详细检查,并与有关部门联系。 (一)电气人员:测量发电机及各电动机绝缘,并送好电源; (二)热工:投入所有仪表、信号电源并检查声响灯光信号应正常;全开各压力表一次门、二次门,各轴承放好温度计; (三)化学人员:准备好除盐水,并注意闪蒸器水位变化; (四)锅炉人员:做好启炉准备; (五)备齐汽轮机启动工具、记录本、测振表、灭火用具; (六)填好汽轮机启动操作票 三、主油系统的检查 (一)润滑油加好,油箱油位正常,油循环结束,油质符合要求,油箱各加油门、放油门及放水门、滤油门关闭严密,油箱排油烟机工作正常。 (二)高低压交流油泵、直流油泵试验正常,处于备用状态。(即出入口开启,逆止门严密)。

(三)冷油器工作正常,一台油侧投入,一台处于备用状态。 四、主蒸汽系统的检查(见暖管) 五、轴封及真空系统的检查 (一)开启均压箱疏水门,均压箱至凝汽器泄汽门;关闭均压箱至高低压轴封供汽门,均压箱减温水门,主蒸汽供汽门。 (二)开启前后轴封至轴加泄气门,各水封门注水,开启轴加水侧进、出入口门;关闭轴加旁路门;轴加水封充水并开启轴加疏水至凝汽器阀门;开启轴封抽风机入口阀门。 (三)开启凝汽器两侧至射水抽气器空气门;关闭凝汽器真空破坏门。 (四)射水泵出入口门应开启,逆止门应严密,联动试验正常。 六、补汽及疏水系统的检查 (一)检查闪蒸器至汽轮机补汽门应在关闭位置,关闭省煤器出口至闪蒸器进水门; (二)关闭补汽管路上的疏水门; (三)检查闪蒸器内水位在正常水位,关闭闪蒸器放水门; 七、循环水系统的检查 (一)开启冷却塔上水门,关闭水塔排污门,水塔水位应正常。 (二)凝汽器进水门前、后放水均应关闭。 (三)开启循环水至空冷器进、出口门,开启循环水至射

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

汽机冷态启动操作规程(试行)

汽机冷态启动操作规程(试行) 接令启动本机组运行,通知各有关岗位做好准备。各种辅机联锁试验、机炉电主保护试验已进行完毕,均正常。 电气人员检查系统,准备恢复厂用电。送上直流电;投入相关 保护压板,从电网取电,110KV、220KV母线送电,主变倒挂运行,高备变投入运行,各辅机电源均送上。机炉人员检查恢复就地系统。检查各设备状态,各阀门状态是否正确。厂用电恢复完毕,机炉人 员启动循环水、工业水系统凝汽器补水至800mm;用锅炉疏水泵给除氧器上水至2000mm;给水升温至70℃~90℃;水冷箱补水至700 mm。汽机启动凝结水系统,凝结水打循环。检查给水泵润滑油系统投入,给水泵已符合启动条件,暖泵后启动给水泵。(给水泵由锅炉调 整出力,启动和开再循环由汽机控制)将给水充至主给水调节门前,锅炉准备给汽包上水。汽包上水至-100mm,严格控制汽包上下壁温,汽包饱和温度上升速度≯1℃/min,瞬间≯2℃/min,汽包上下壁温差≯50℃/min;上完水后关闭过热器、再热器放空气门。 汽机投入发电机冷却水系统,维持定、转子进水压力0.3MPa左右, 锅炉将汽包连续排污倒至定排扩容器进行排污。汽机启动润滑油系统。启动交流油泵,开启润滑油至调速系统赶空气门,启动一台顶轴油泵,投入盘车,盘车运行正常后,投入盘车联锁,停运顶轴油泵。 11 汽机抽真空;微开二级、一级旁路;锅炉启动引、送风机, 进行炉膛吹扫,做好点火前的准备工作。

12 真空抽至-26KPa,通知锅炉点火,投入“炉膛压力高、炉膛压力低”、“手动MFT允许”、“燃油阀快关”、“汽包水位”保护,其余保护并网后投入。点燃四只轻油枪,控制好二次风门开度(上层45%,中上40%,中下35%,下层15%~30%,氧量7%~9%之内。)汽包饱和温度上升速度≯1℃/min,瞬间≯2℃/min,汽包上下壁温差≯50℃ /min;控制主蒸汽温升率≯2.5℃/min,再热蒸汽温升率≯3.5℃/min,主蒸汽管、再热蒸汽管升率≯8℃/min。 13 锅炉起压后,联系汽机投入二、**减温水,开启二级旁路30%,一级旁路70%,关闭过热器、再热器对空排汽电动门。主蒸汽温度、压力若有超过趋势,应减慢升压速度或调整一、二级旁路开度,增大排汽量。 14 投入轴封备用汽源,调整真空在-53~-60KPa。主汽压0.3MPa,汽机二段暖管至主汽门前。 15 根据升温升压要求,当对流过热器烟温≥120℃,可投入一只下层重油枪(重油层2);对流过热器烟温≥300℃,热风温度120℃以上,可对角投入部分下层粉。 16 主汽压力1.2MPa~1.5MPa,主汽温度250℃、再热汽温200℃以上,主蒸汽在对应压力下至少有50℃的过热度,主蒸汽温主蒸汽与再热蒸汽温差≯50℃, 主蒸汽和再热蒸汽甲、乙两侧温差≯20℃。检查一切正常,汽机准备冲转。 17 汽机就地启动阀“挂闸”到位建立安全油,“运行”到位建立启动油,主汽门应开启,检查抽汽逆止门电磁阀处于关闭位置,保护复归

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

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