1号机A级检修后启动三项措施1111.doc

1号机组A级检修后启动三项措施（机、炉、电、灰硫、化水专业） 批准： 审核： 初审： 编制：发电部2012.09.221号机组A级检修后启动三项措施为确保大唐甘谷发电厂1号机组A级检修后的启动工作安全、顺利、有序地一次性整体启动成功，杜绝启动过程中不发生设备损坏、人员误操作、火灾事故，使各项措施得以全面贯彻落实，确保安全，特制定本措施，务必严格执行。要求具体如下：一、组织措施：1、成立启动小组：组 长：组员： 2、 启动小组职责组长：全面负责1号A级检修后的启动的技术管理、安全管理、启动中的协调、指挥工作。副组长：具体负责化学、灰硫启动过程中的各项技术、安全管理落实；对机、炉、电启动过程的安全措施的落实负责。具体负责机、炉、电A级检修后启动技术措施的落实。安全监督：朱鸿娟负责1号级A级检修启动的安全监督工作，督促发电部各人员自觉遵守安全规程；全面分析各项工作的危险点，监督危险点预控措施执行情况。监督每项工作的三讲一落实开展，及时制止现场违章情况，杜绝人身及设备事故的发生。组员：各值长严格按照安规、运规进行各项操作，现场操作100%使用标准操作票，杜绝有人员误操作；各专工对本专业的技术操作的正确性负责，在本专业运行人员疑问时，应立即提出解决方案，报启动小组同意后执行。3、 启动中各人员到现场指导、监护安排时间工作内容责任人监督人备注9月23日汽包上水至正常水位后，联系化学化验水质，并换水至水质合格。确认过热器出口堵板及再热器出入口堵板加装完毕。开启电泵出口管及锅炉汽包各空气门，低压、低流量对给水管路及锅炉一次、二次汽水系统上水。按照下发的1号炉水压试验三项措施严格执行。组织相关人员参加。开始水压试验。1号炉水压试验工作结束，按1号炉水压试验三项措施要求的降压速度进行放水降压至可见水位。拆除过热器、再热器出口堵阀电除尘器静态升压试验。（二室四电场输出欠压处理）9月24日化验炉水品质合格，投入底部加热，将炉水温度加热至120以上（底部加热初期投小一点，炉水到60，再开大底部加热）。9月26日高、低压旁路系统、汽机疏水系统、轴封系统、抽汽系统检查并恢复至启动状态。捞渣机槽体补水至正常水位，渣井水封水投入，捞渣机关断门放下，启动捞渣机低速运行。发变组系统回路工作结束，安全措施全部拆除， 恢复至冷备用状态。全面检查机、炉、电系统均在启动前状态。9月27日锅炉A、B仓上煤至1/2煤位（大矿）。启动A、B空预器、风烟系统、制粉系统，进行制粉系统、风烟系统的找漏试验。进行A、B空预器漏风试验。汽机暖轴封、抽真空、送轴封。启动A、B空预器、引风机、送风机、火检冷却风机运行，完成炉膛吹扫，吹扫所有油枪, 启动A（B)电动给水泵运行。A磨煤机暖磨、等离子拉弧、锅炉点火。启动A磨煤机升参数至PCV阀排汽试验压力值。做PCV阀排汽试验。9月28日汽机冲转。汽机转速600 rpm，汽机打闸试验、摩擦检查。汽机升转速至1000 rpm中速暖机。汽机中速暖机结束，升转速至3000 rpm定速。做发电机开机电气试验9月29日做汽轮机主汽门、调速汽门严密性试验。发电机并网，带负荷30MW暖机。检查脱硫系统具备启动条件，启动脱硫系统运行。带负荷暖机结束，发电机解列。做汽轮机超速试验超速试验结束，申请发电机并网。2、 安全措施：1. 机组启动前设备检修工作结束，工作票终结。2. 做好启动前的检查与准备，符合条件方可点火启动。3. 锅炉、汽轮机本体及设备管道上架板、架杆拆除，保温全部恢复。4. 空予器、烟道、炉膛内无遗留杂物，人孔关好。5. 现场布置的安全设施以全部恢复，地面及电缆孔洞全部封堵。6. 主辅机保护传动正常并投入，各信号、光字、参数点、设备状态点正确。各转机分步试运、调试合格。7. 设备标志正确，手轮齐全，电机接线正确，风罩齐全。8. 主要楼梯平台、通道无杂物，照明充足。9. 严格执行机组整体启动试验方案（另附），严把启动操作关，认真执行危险点控制项目及重大操作监护制。10. 机组启动操作统一由“启动小组”指挥，涉及公用系统、调度系统的操作，必须经值长统一下令，有关专业操作、试验经组长同意后，由专业管理人员下达命令，其他人员不得干预。11. 转动设备在送电前必须测绝缘合格，否则不准送电。12. 所有设备、系统的投运，必须就地设专人负责，否则严禁启动设备。13. 启动过程中严格执行规程制度和设备紧停规定，防止设备损坏。14. 启动过程中发生任何异常、疑点必需分析清楚，并予以解决，否则不进行下一项操作。严格控制升压升温曲线，发现锅炉壁温异常升高时，应停止升压升温，待查明原因后再进行升压升温。15. 锅炉在启动中重点对各受热面温度的监视、调整，防止蒸汽短路造成严重后果。16. 加强防火检查，对漏油可能引起火灾的要重点检查，必要时设专人进行检查（如炉燃油系统，机润滑油系统各轴瓦等）。17. 严把操作关，在机组启动操作，严格执行操作票，专工监护。18. 所有联系、要求、交待，必须做好记录，不得口头传达。19. 所有运行与备用设备严禁投入“禁操”按钮。20. 启动前，并网后进行的各项试验，严格按试验要求进行，管理人员必须在场。21. 做好各种启动记录和工况记录。三、技术措施1. 上煤时先将前20分钟广汇煤上至2号炉A煤仓，再向1号炉A、B仓上广汇。2. 锅炉启动过程中，严格按照升温升压曲线控制温升压率。3. 在锅炉等离子运行和低负荷运行期间，应保持空预器连续吹灰。4. 等离子投运A磨运行时，保持煤风比在0.330.52之间，不允许低于0.30，尽可能提高热风温度以提高磨煤机出口风粉混合温度，在不堵磨的情况下可维持较低的一次风速，控制在1823m/s。旋转分离器转速提到较高。等离子模式运行时，AB层油枪必须处于良好备用状态，保证断弧时能及时投入。5. 加强等离子燃烧器管壁温度监视，不允许超过400，高时可开大冷一次风冷却。如果出现断弧要及时联系处理。6. 启动过程中，要注意监视空预器各参数的变化，防止发生二次燃烧，当发现出口烟温不正常升高时，进行必要的处理，加强氧量监视。锅炉升负荷期间，密切注意空预器电流，发现电流晃动，立即停止升温升压并就地察听声音，待空预器电流稳定后再继续升负荷。7. 炉膛温度超过540炉膛烟温探针自动退出，必须派人到就地确认。8. 锅炉点火后，应注意由于汽水系统受热膨胀和系统汽压变化而导致产生汽包水位发生突变现象，此时应密切注意汽包水位，及时调整给水流量，确保汽包水位正常，必要时可适当降低升温速率。9. 锅炉上水前，点火后以及过热蒸汽压力为0.5MPa检查记录各膨胀指标值，发现异常要停止升温升压，查明原因并消除后，方可继续升温升压。10. 升温升压时，注意监视水冷壁、过热器、再热器管壁不超温。11. 加强巡检，特别是炉顶（吊杆）、分离器、中间联箱、空预器等重点部位和各运行辅机的检查。12. 控制主汽温与再热汽温、轴封温度，防止低压差胀增大。密切注意汽轮机转子热应力、各金属温度变化率、汽缸上下壁温差、汽缸内外壁温差，变化趋势正常。13. 检查各油温、风温、氢温、水温及各轴承进油压力在正常范围内。联系化学加强对汽水品质的监视，不合格及时进行处理。附：1号锅炉风压试验措施1号炉汽包水位保护实际传动试验措施1号锅炉A级检修后一次工作压力下水压试验措施1号发电机打风压技术措施1号发电机打风压技术措施：1号机凝泵变频试运技术措施：1号机给水三通阀切换试验技术措施：1号机低缸差胀控制技术措施：1号机冲转低速碰摩技术措施：1号机轴承振动技术措施：1号汽轮机超速试验技术措施：1号发变组传动试验“三项措施”灰硫专业1号机启动技术措施化学专业1号机启动技术措施 锅炉专业1号机启动技术措施一、1号锅炉风压试验措施1号炉A级大修后，进行炉膛、烟道、风道及制粉系统风压试验，检查炉膛、烟道、风道及制粉系统的严密性，为了保证1号炉风压试验安全进行，制定以下措施。1、打风压措施1) 检查1号炉炉膛、烟道、空预器、制粉系统、脱硫灰控系统无检修工作，工作票收回并注销，无影响风压试验的工作。2) 检查1号炉逻辑保护恢复正常。3) 检查1号炉炉膛、烟道、空预器人孔门和检查孔关闭严密。4) 检查1号炉制粉系统人孔、检查孔关闭严密。5) 检查1号炉脱硫系统人孔门、检查孔关闭严密。6) 检查1号炉灰控系统人孔门、检查孔关闭严密。7) 检查1号炉捞渣机系统正常，并注水在正常水位，打开液压关断门。8) 检查1号炉引风机、送风机、一次风机、空预器主辅电机、密封风机、火检风机电机电源已送。9) 检查1号炉闭式时系统投运，引风机、送风机油站冷却水投运正常，一次风机轴承冷却水投运正常。10) 检查1号炉引风机、送风机各油箱油位正常，油质合格。11) 投运1号炉引风机、送风机各油站油泵，检查各油泵运行正常，控制柜无报警。12) 投运1号炉引风机冷却风机，检查运行正常。13) 检查1号炉空预器A、B减速箱油位正常。14) 检查1号炉一次风机A、B各轴承油位正常，油站合格。15) 值长联系脱硫灰控班长开启1号炉烟道旁路挡板，检查开启正常，检查烟道畅通。16) 值长通知脱硫灰控班长1号炉启动风烟系统。17) 启动1号炉A空预器，检查转向准确，无异音。18) 启动1号炉B空预器，检查转向准确，无异音。19) 启动1号炉A火检冷却风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。检查火检冷却风压正常。20) A火检冷却风机运行2小时后，投入火检冷却风机联锁，就地打A火检冷却风机事故按钮，B火检冷却风机联启，A火检冷却风机停运，检查B火检冷却风机电机转向准确，出口挡板切换正常，风压正常。21) 投入火检冷却风机联锁，就地打B火检冷却风机事故按钮，A火检冷却风机联启，B火检冷却风机停运，检查出口挡板切换正常，风压正常。22) 启动1号炉A引风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。23) 启动1号炉B引风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。24) 调整1号炉炉膛压力正常。25) 启动1号炉A送风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。26) 启动1号炉B送风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。27) 开启1号炉A磨煤机出口速断门、混合风门、冷风门调门及速断门，打开A磨煤机通风道。28) 启动1号炉A一次风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。29) 启动1号炉A密封风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。30) 启动1号炉B一次风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。31) 调整送风量500-600t/h，炉膛压力在300-400pa，一次风量50-60t/h，一次风压3-4kpa，保持稳定，运行、点检、检修就地检查炉膛、烟道、二次风道、空预器泄漏点。32) 运行、点检、检修就地检查一次风道、A制粉系统漏点。33) 检查后打开1号炉B磨煤机通风道，检查B制粉系统漏点。34) 用同样的方法检查1号炉C、D、E制粉系统漏点。35) A密封风机运行2小时后，就地打A密封风机事故按钮，B密封风机启动，A密封风机停运，检查B密封风机转向准确，风机、电机振动正常。36) B密封风机运行2小时，就地打B密封风机事故按钮，A密封风机启动，B密封风机停运。37) 将火检冷却风倒至密封风机带，检查气动阀动作正常，火检风压正常。停运火检冷却风机。38) 制粉系统、炉膛、烟道、风道检查后，调整炉膛压，做炉膛压力高低报警试验。风压在-996pa，低一值报警信号发，风压在+996pa，高一值报警信号发。（用压缩空气试验或气筒打压，做炉膛压力高低试验）39) 风压试验完成，各风机运行4在小时以上停运。密封风机停运后，检查火检风机联启正常。2、风压过程中注意事项1) 风压试验前，值长必须通知脱硫灰控班长，检查脱硫、灰控各系统正常，无影响风烟试验的工作。2) 启动风机前时，就地检查风机不倒转，若倒转，及时联系检修制动后再启动。3) 风机启动后若倒转，及时打事故按钮停运风机，联系检修处理。4) 风机运行过程中，随时监视各风机、电机各轴承温度、振动和各电机线圈温度变化趋势，若超过规定值，及时停运，联系检修处理。5) 在火检冷却风机、密封风机联锁试验时，启动的风机若倒转，立即大事故按钮停运。6) 启动风机时，必须派人检查，防止损坏设备。二、1号炉汽包水位保护实际传动试验措施1、试验目的1号炉检修后，通过对汽包水位保护实际传动试验，确认汽包水位保护功能正常。2、试验条件及要求（1） 锅炉相关检修工作结束，具备启动进水条件；（2） 锅炉FSSS回路检查完毕，试验正常；（3） 热工汽包水位表、变送器投用正常；（4） 汽包水位保护回路检查完毕，试验正常；（5） 试验时间：锅炉汽包上水后，启动前。3、试验方法及步骤（1） 控制上水流量及速度，缓慢对汽包进行上水。（2） 热控人员采取对变送器处平衡容器侧引压管路放水的方法，判断平衡容器是否满水。当从变送器处能连续的放出水来时，热控人员通知运行人员停止放水。（3） 由运行人员将汽包水位控制在零水位上，热控人员对各差压式水位测量装置显示值进行检查，并确认。（4） 投入汽包水位保护联锁及事故放水门联锁。（5） 热控人员通知运行人员缓慢上水，进行汽包水位实际传动试验。（6） 将汽包水位缓慢升至+50mm，“汽包水位高值”报警光字牌亮；锅炉继续上水，将水位缓慢升至+125mm，“汽包水位高值”报警光字牌亮，事故放水门联动打开；将事故放水门联锁开关退出，并手动关闭事故放水门；锅炉继续上水，水位缓慢上升至+250mm时，“汽包水位高值”报警光字牌亮，锅炉MFT；汽机挂闸，锅炉继续上水，水位缓慢上升至+300mm时，ETS动作,发“汽包水位高四值”信号，汽机跳闸。（7） 检查锅炉MFT动作、汽机跳闸正常。（8） 试验过程中，当汽包水位超过+250mm时，保护未动作，热控应及时检查处理。当水位超过+265mm时，保护仍未动作时，应立即中止试验并将水位调整至正常水位。（9） 用下降管疏水门放水，使汽包水位下降至+250mm时，“汽包水位高值”报警消失；事故放水门联锁开投入，事故放水门联开，将水位缓慢降至+125mm，“汽包水位高值” 报警消失；汽包水位缓慢降至+50mm，“汽包水位高值”报警消失，事故放水门联关。水位缓慢下降至50mm，“汽包水位低值”报警光字牌亮；水位缓慢下降至-200mm时，“汽包水位低值”报警光字牌亮；当水位缓慢下降至-350mm时，“汽包水位低值”报警光字牌亮，锅炉MFT。（10） 检查锅炉MFT动作正常。（11） 试验过程中，当水位低于-360mm时，保护仍未动作时，运行人员应立即中止试验并将水位调整至正常水位。（12） 试验过程中保护未动作，热控人员应及时检查处理，正常后重新做水位传动试验。 三、 1号锅炉A级检修后一次工作压力下水压试验措施1、水压试验的目的本次水压试验的目的是对1号锅炉受热面及承压部件(省煤器、水冷壁、过热器、管道阀门等)检修后，检查承压部件的严密性和承压强度。2、水压试验需具备的条件2.1 1号机汽机侧给水系统、闭式水系统、开式水系统、凝结水系统、厂用汽系统及锅炉侧汽水系统、本体检修工作完毕。锅炉炉膛内部和尾部受热面无人工作。2.2高加解列，给水走旁路。2.3过热系统试验压力以汽包处的就地压力表读数为准（两块校验合格的压力表，精度不低于1.5级。）。DCS及就地汽包压力表、过热蒸汽压力表校验合格并投入。2.4过热器出口堵阀已经安装完毕。2.5汽水系统一次门、二次电动门、气动门调试正常，电源、气源均已送上。3、水压试验前的准备工作3.1锅炉各疏放水管、空气门、排气管畅通。阀门开关灵活、密封良好。水压试验系统中所有的压力表、仪表管及阀门附件已检修完毕。3.2有关热工仪表、计算机及程控装置已投入运行。3.3所有安全阀在水压试验前暂时解列。3.4关闭101、102吹灰电动门前手动门，解列锅炉吹灰系统。3.5化学准备好足够的水压试验用水，锅炉上水温度与汽包壁温差不超过28，并保证上水后汽包壁温大于20，水压试验水温控制在3070之间。3.6水压试验时联系热控强制关闭高、低压旁路系统。3.7汽轮机主汽门前疏水、冷再疏水及低旁前疏水阀开启。3.8水压试验的组织工作已落实。明确工作人员职责，确定通信联系方式，通讯设施及照明已准备完毕。3.9参加水压试验的技术管理人员和操作人员对水压试验的操作要求和程序已明确，并已准备好水压试验操作卡。3.10锅炉本体系统的膨胀指示器清晰完整。3.11与水压有关的设备缺陷已处理完毕。3.12值长负责押回锅炉汽水系统工作票，确保承压部件管路及附近无人工作。3.13 水压试验前对系统进行水冲洗，锅炉水上满后，打开疏水门，进行换水冲洗，直至水质合格。4、水压试验压力及范围4.1一次汽系统工作压力试验：19.93Mpa。4.3一次汽系统水压试验范围：汽包、省煤器、水冷壁、过热器及有关管道阀门，即给水泵出口至过热器出口水压试验堵阀前所有管道、阀门、疏水系统、减温水系统、取样系统、温度测量、压力测量、仪表管件等部件。5、一次汽水系统水压试验步骤5.1确认过热器打压管堵阀加装工作完毕，用电动给水泵向锅炉上水，对过热器系统充水，直至各过热器空气门见水后逐个关闭。打开墙式再热器入口疏水门，严防二次汽超压。（注意：锅炉给水旁路调门前后压差不得超过2MPa，防止阀芯损坏）5.2所有过热器系统空气门关闭后，锅炉开始升压，升压过程用给水旁路调门控制升压速度，压力升至与电动给水泵转速对应的压力时，旁路调门全开，此后用给水泵调整升压速度。5.3当压力上升至2.5MPa时，暂停升压操作，稳定20min，检查系统、设备，无异常后，继续升压。5.4在升压过程中，注意升压速度小于0.3MPa。锅炉升压过程中，当汽包压力达到6 MPa时，暂停升压，打开事故放水门一、二次门，检查锅炉事故放水门动作可靠，锅炉汽包压力下降，无异常后方关闭，全面检查1号炉本体一次。5.5锅炉汽包压力达到12 MPa时，暂停升压，进行一次锅炉本体全面检查，并注意观察压力变化，无异常后方可继续升压。5.6在水压升至接近汽包工作压力19.93MPa时，应特别注意压力的上升速度，必须均匀缓慢，控制升压速度0.1MPa，防止超压。当压力升至汽包额定工作压力19.93MPa，停止升压，稳定压力，保持5min记录压力下降数据，进行全面检查，对查出的缺陷及泄漏情况作好记录。5.7升压过程中如发现阀门、管道泄漏，压力表不准确，压力不升等现象，应立即停止升压并降低压力，查明原因处理。5.8全面检查完毕后，即可逐步降压，微开炉水取样一、二次门缓慢降压控制降压速度0.3MPa/min，压力降至6 MPa时，冲洗取样管和压力表管，当压力降至0.10.2 MPa时开启过热器系统空气门及疏水门。5.9水压试验完毕后，应将解列的安全门恢复，拆除过热器出口堵板。6、水压试验合格的标准6.1停止上水后5min内，锅炉汽包压力下降值不大于0.5 MPa。6.2承压部件无漏水及湿润现象。6.3承压部件无残余变形。试验不合格时，对于有渗漏部件的缺陷，允许返修。检修后应重新进行水压试验。汽机专业1号机启动技术措施1、 1号发电机打风压技术措施：1) 检查1号发电机工作结束，工作票已注销。2) 检查1号机润滑油系统已投入，密封油系统打循环。3) 检查1号机补氢系统压缩空气软管连接良好。4) 检查1号机顶轴油泵运行，盘车投入。5) 开启1号机补充压缩空气50、52、20号门开启。6) 稍开1号机补氢8号门，控制补充压缩空气速率。7) 调整油氢压差在50KPa.8) 机内压缩空气在150KPa，启动1号机定冷水泵。9) 机内压力达320KPa停止打压。10) 保持机内压缩空气温度稳定。11) 打压24小时，机内压力降低不大于4KPa为合格。二、1号机凝泵变频试运技术措施：1) 检查1号机凝结水系统工作结束，工作票已注销。2) 检查凝结水系统放水门关闭。3) 开启1号机除盐水至凝结水母管注水排空，见水后关闭排空门。4) 检查1号机凝结水泵A或B在变频模式，对应B凝泵或A凝泵工频模式。5) 就地检查凝泵备用良好。6) 变频模式启动1号机A或B凝结水泵。7) 检查启动泵电流，振动正常。8) 增加运行凝泵变频至50HZ，检查运行正常。9) 停运运行凝结水泵。10) 变频启动另一台凝结水泵，加变频至50HZ。11) 检查各参数正常。12) 减小运行凝泵变频，做凝泵逻辑试验。13) 监视1号机各低加疏水水位，检查低加有无泄漏。三、1号机给水三通阀切换试验技术措施：1) 检查1号机给水系统工作结束，工作票已注销。2) 检查系统各放水门关闭，给水泵备用良好。3) 启动一台给水泵，检查运行正常。4) 开启髙加注水门，髙加注水。5) 稍开2号髙加排空门，见水后关闭。6) 稍开1号髙加排空门，见水后关闭。7) 稍开2号髙加外置式蒸汽冷却器排空门，见水后关闭。8) 监视1号机髙加疏水水位，检查有无泄漏。9) 做给水三通切换试验，增加运行给水泵转速，出口压力为6MPa。10) 检查1号机高加三通阀在主路位置11) 检查1号机高加三通阀供液阀在开启位置12) 检查1号机高加三通阀下腔排液阀在关闭位置。13) 检查1号机高加三通阀排液电动阀前手动阀在开启位置14) 检查1号机高加三通阀排液电动阀在关闭位置15) 检查1号机高加三通阀进出口阀手轮在提起位置16) 开启1号机高加三通阀排液电动阀。17) 检查就地1号机高加三通阀进出口阀芯组件向下移动，CRT画面显示高加三通阀已切至旁路位置。18) 检查确认1号机高加三通阀已切至旁路位置。19) 关闭1号机高加三通阀排液电动门20) 检查就地1号机高加三通阀进出口阀芯组件向上移动，CRT画面显示高加三通阀已切至主路位置。四、1号机低缸差胀控制技术措施：1) 1号机轴封投入充分疏水。2) 1号机辅汽至轴封供汽调门缓慢开至90%。3) 1号机低压轴封温度控制在100。4) 调整除氧器水位不高于2300mm，防止1号机除氧器溢流。5) 1号机充分暖机，保证高中压缸膨胀在27mm以上。6) 再热汽温温升率1/min，再热汽温小于主汽温20。7) 中压缸控制及时切至高压缸，自动切缸参数不满足，可加大煤量，增加蒸汽量，为切缸创造条件，手动切缸满足条件时，申请总工进行手动切换操作。8) 1号机真空保持在66KPa-69KPa之间，保持较低真空运行。9) 高缸切换结束及时增加负荷。五、1号机冲转低速碰摩技术措施：1) 冲车期间，运行人员应执行有关运行、安全规程；轴振达到180、或振动突增50立即打闸停机。2) 若机组因振动超标打闸停机后，连续盘车不得小于2小时。3) 汽机严格按冷态启动参数控制，升速过程中严密监视各瓦振动。4) 设定目标转速为600rpm ,升速率为100rpm/min.5) 汽机升速到600rpm后，集控人员和汽机点检立即用听针测听机组内部声音摩擦检查。6) 低速碰摩检查时间不宜保持过长，防止动静不平衡损坏汽封梳齿。7) 确认机组内部无异音，可以升速率为100rpm/min，目标转速1000rpm。8) 确认机组内部有明显异音时，立即打闸停机，检查确证高、中压各汽门关闭，转速下降。六、1号机轴承振动技术措施：1) 严格按照规程选择冲转参数。2) 冲转过程中监视过临界转速，冲转高低旁开启平稳，压力保持稳定。3) 润滑油温保持在41-45。4) 阀位控制选择为单阀，阀门开度保持在50%以上开度。5) 汽机振动大，转速2900r/min#18轴振180um，转速2900r/min，#16轴振130 m，#78轴振180 m 及时打闸停机，监视高中压主汽门，调门关闭，转速下降。6) 打闸后连续盘车不少于2小时。7) 机组单阀切为多阀必须经总工程师批准方可执行，切换过程中监视好汽轮发电机轴承振动和推力瓦温度。 七、1号汽轮机超速试验技术措施：1主汽门、调门严密性试验步骤1) 负荷减至10MW时，汽轮机打闸，发电机逆功率保护动作，发电机解列。2) 检查高压主汽门全关，高调门逐渐全开；当中压主汽门全关之后中调门逐渐全开，汽轮机转速开始下降。3) 启动交流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机运行。4) 转速降至约1900-2000rpm时，在DEH画面上重新挂闸，冲转至3000rpm。在DEH画面右下角按下“超速试验”按钮，在弹出的手操作器上按下“主汽门严密性试验”键，该灯亮进入严密性试验状态。5) 转速降至(1000 rpm试验时主汽压力/17.75)以下的转速为试验合格，否则应停机消除缺陷后进行严密性试验。6) 在试验过程中高压缸真空阀应保持开启，调门及汽轮机本体疏水阀应关闭.7) 在试验过程中若转速降至临界转速且下降速度较慢，机组振动大超限时应打闸停机，停止试验。8) 试验结束后可再按下“主汽门严密性试验”键，该灯灭退出试验状态，按下汽轮机停机按钮。9) 汽机重新挂闸，冲转至3000rpm6) 在DEH盘上按下“调门严密性试验”键，该灯亮进入严密性试验状态。7) 检查调门全关，主汽门逐渐全开，汽轮机转速开始下降。8) 其它与自动主汽门试验相同。9） 试验结束后可再按下“调门严密性试验”键，该灯灭退出试验状态，按下汽轮机停机按钮2、OPC超速试验步骤1) 在DEH画面上重新挂闸，冲转至3000rpm。2) 在DEH上按下“超速或严密性试验按钮”，按确认后该灯亮。3) 按下“103 按钮，按确认后灯亮。4) 按下“目标值”设定目标转速为3091rpm。5) 设定“升速率”为50rpm，按进行键转速开始上升。6) 当转速升至3090rpm时OPC电磁阀动作，联关高、中压调门及各抽汽逆止门，中调门则在转速低于3000rpm后开启，维持3000rpm运行，目标转速自动置3000rpm。7) 试验结束后按下“103按钮，灯灭，结束103超速保护.3、TSI超速试验步骤1) 联系热控解除DEH110超速保护，以试验TSI超速保护通道动作的正确性。2) 在DEH上按下“超速或严密性试验按钮”，按确认后该灯亮。3) 按下“110 按钮，按确认后灯亮。4) 按下“目标值”设定目标转速为3310rpm。5) 设定“升速率”为50rpm，按进行键转速开始上升，检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。6) 当转速至3300rpm时110超速保护动作，检查高、中压主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，机组转速明显下降，“主汽门关闭”信号发，记录动作转速并检查ETS首出正常。7) 试验中若机组转速超过3310rpm110超速保护未动，应立即就地或远方手动脱扣停机，原因未查清严禁启动机组。8) 试验结束后按“110”按钮，灯灭结束“110”试验。9) 待机组转速降至3000rpm时机组挂闸，恢复机组3000rpm运行。4、DEH超速试验步骤1) 联系热控投入DEH110超速保护，解除TSI110超速保护，以试验DEH超速保护通道动作的正确性。2) 在DEH上按下“超速或严密性试验按钮”，按确认后该灯亮。3) 按下“110 按钮，按确认后灯亮。4) 按下“目标值”设定目标转速为3310rpm。5) 设定“升速率”为50rpm，按进行键转速开始上升，检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。6) 当转速至3300rpm时110超速保护动作，检查高、中压主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，机组转速明显下降，“主汽门关闭”信号发，记录动作转速并检查ETS首出正常。7) 试验中若机组转速超过3310rpm110超速保护未动，应立即就地或远方手动脱扣停机，原因未查清严禁启动机组。8) 试验结束后按“110”按钮，灯灭结束“110”试验。9) 待机组转速降至3000rpm时机组挂闸，恢复机组3000rpm运行，投入TSI110超速保护。5、 “机械超速”保护试验步骤：1) 在DEH按下“超速或严密性试验按钮”，按确认后该灯亮。2) 按下“机械超速”按钮，按确认后灯亮，进入机械超速试验。3) 设定目标值3331rpm，检查升速率为50rpm。4) 按“进行”键汽轮机开始升速，检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。5) 当转速至32703330rpm时机械飞锤动作， 检查高、中压主汽门、调速汽门，各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭，机组转速明显下降，“主汽门关闭”信号发，记录动作转速。6) 试验中若机组转速超过3332rpm飞锤不动作，应就地或远方手动紧急停机，原因未查清严禁启动机组。7) 试验应进行两次，转速差不应超过18rpm，动作转速在32703330rpm范围内为合格。试验结束后按下“机械超速”按钮，灯灭结束“机械超速”试验。电气专业1号机启动技术措施1号发变组传动试验“三项措施”根据#1机组大修后启动工作安排，我厂于2012年09月26日进行#1发变组传动试验，在有关标准、规程的基础上，认真执行“两票三制”、“危险点分析”、“控制措施”、“三讲一落实”、“二十五项反措”等相关规定，使安全生产管理、电气试验、电气操作系统化、程序化、标准化和规范化，确保1号机大修后的工作安全、按期完成。现制定1号发变组传动试验“三项措施”：一、组织措施：1、成立传动试验小组：组 长：李彪成 员：张志雄 孙亚男 武建荣 杨旭东2、工作总协调人：李伟全面负责此项目工作安排、进度控制和人员调配；负责对外协调、联络工作；全面审核各项工作的安全措施和危险点预控分析；3、安全监督：武建荣负责工作期间的安全监督工作，组织开展必要的安全活动，加强安全思想教育，督促全班人员自觉遵守安全规程；全面分析各项工作的危险点，监督危险点预控措施执行情况。对检修现场进行安全检查，及时制止现场违章情况，杜绝人身及设备事故的发生。4、工作负责人：李彪工作班成员：李伟 孙亚男 工作前组织工作成员认真学习继电保护检验规程、电业安全工作规程、作业指导书等各项规程及相关规定，提前学习熟悉保护装置资料、图纸等，并且认真学习“三项措施”所列条款。合理安排工期，力争忙而不乱、有条不紊，做到工完、料尽、场地清。5、工作票、操作票必须符合安规及两票要求，且100使用标票。6、发电部、设备部安全员加强现场工作检查，进行必要的安全督导。二、技术措施；（一）、集控运行值班人员操作步骤：1、合上1号发变组保护A、B、C柜二次电源开关，合上3301开关操作箱电源，送上保护装置、自动装置电源。2、投入1号发变组保护A、B柜差动保护压板，投入跳3301开关、投入跳A分支开关61A、B分支开关61B的出口压板，打开1号发变组保护A、B、C柜主汽门关闭保护压板。3、检查1号发变组保护A、B柜突加电压保护压板已投入。4、投入1号发变组保护A、B柜跳灭磁开关保护压板，投入1号发变组保护C柜主变重瓦斯、厂高变重瓦斯保护压板，投入1号发变组保护C柜发电机断水保护压板，投入1号发变组保护C柜发电机紧急跳闸保护压板。5、退出1号发变组保护A柜LP23失灵启动保护压板，退出1号发变组保护A柜LP43启动A分支快切保护压板，退出1号发变组保护A柜LP44启动B分支快切保护压板，退出1号发变组保护A柜LP42关主汽门保护压板。6、退出1号发变组保护B柜LP43启动A分支快切保护压板，退出1号发变组保护B柜LP44启动B分支快切保护压板，退出1号发变组保护B柜LP47保护动作启动失灵。7、退出1号电子间3301开关保护柜3CLP8失灵启动甘天线远眺保护压板，退出3301开关保护柜3CLP9失灵跳3305保护压板，退出3301开关保护柜3CLP10失灵跳3305保护压板，退出3301开关保护柜4ZLP1三跳启动失灵保护压板。8、退出1号机厂用快切屏快切一跳启备变低压侧保护压板3XB；退出1号机厂用快切屏快切二跳启备变低压侧保护压板11XB。9、退出330KV升压站甘天线（3023）断路器三相不一致保护箱LP31保护压板。（位置在3301开关B相旁）10、检查1号机汽机零米MCC C段1号发电机启励电源开关在检修位置；检查1号机汽机零米MCC C段升压站1DL断路器端子箱三相电源开关在合闸位；检查1号机汽机零米MCC C段升压站1DL断路器端子箱单相电源开关在合闸位。11、检查升压站3301断路器端子箱交、直流电源正常，小空开在合位。12、检查3301断路器储能正常、SF6气体压力正常，开关三相机械状态指示在分闸位置，3301开关具备合闸条件。13、检查33011、33012刀闸操作电源小空开已在分闸位置，检查确认33011、33012刀闸在断开位置。14、送上灭磁开关操作电源。15、合上3301开关、6KVA分支开关61A（合闸前确认开关在试验位置）、6KVB分支开关61B（合闸前确认开关在试验位置）、灭磁开关。（二）、集控运行值班人员操作注意事项：1、防止走错间隔，操作前必须核对盘柜名称、设备名称；投退保护压板时，注意核对压板名称，避免人为误动、误碰相邻压板。2、电气专工做好运行操作的后备监护。3、做试验前运行值班员必须检查确认1号机6KV工作电源开关61A、61B在试验位置。4、进行电气操作时防止人身触电，与带电设备保持安全距离。5、投退保护压板的顺序：投压板时先投功能压板，再投跳闸出口压板；退保护压板时先退跳闸压板，再退功能压板。6、需要停保护装置的直流电源时，应先退出跳闸出口压板，再停装置直流电源。（三）、试验步骤1、直流电源80%试验将直流电源电压幅值调整到额定的80%，在此情况下模拟各种故障，保护均能够正确动作。 2、二次回路检查3、根据设计原理图及端子排图检查回路接线，结果正确。4、电流、电压回路通流、加压试验对回路进行通流、加压试验，无开路和短路现象，回路完整正确。5、对各保护柜的压板、按钮、把手开关（包括内部接线）通过试验进行确认，结果与运行要求相符，满足现场实际。6、整组试验1）保护班工作人员做带开关传动试验，打开失灵保护接线及相关压板，防止失灵远跳保护动作出口；防止保护启动备用A、B分支快切。2）用保护测试仪模拟故障，做A、B柜发电机差动、A、B柜主变差动、C柜主变瓦斯、断水保护试验。7保护动作出口检查根据出口逻辑对各个保护出口进行检查，结果与保护定值单要求一致。按照规定的整定值对保护装置的动作信号、光字牌、CRT显示及就地开关进行检查。8试验结果如下表：检查项目保护出口动作现象结论A柜发电机差动全停3301、61A、61B开关及灭磁开关跳闸,关闭主汽门,启动备用A、B分支快切A柜主变差动全停3301、61A、61B开关及灭磁开关跳闸,关闭主汽门,启动备用A、B分支快切B柜发电机差动全停3301、61A、61B开关及灭磁开关跳闸,关闭主汽门,启动备用A、B分支快切B柜主变差动解列灭磁3301、61A、61B开关及灭磁开关跳闸,启动备用A、B分支快切C柜主变重瓦斯全停3301、61A、61B开关及灭磁开关跳闸,关闭主汽门,启动备用A、B分支快切C柜发电机断水程序跳闸关闭主汽门（四）、工作人员恢复全部的临时接线及相关措施。 三、安全措施：1、所有工作人员必须遵守安规、继电保护规程、集控运行规程及两票的规定。2、现场工作至少有两人参加。工作人员必须是经安规考试合格人员。工作负责人对现场工作的安全、质量、进度和工作结束后的交接负全部责任。3、在现场工作过程中，凡遇异常情况时，不论与本身工作是否有关，应立即停止工作，保持现状，待找出原因或确认与本工作无关后，方可继续工作。上述异常若为继电保护人员造成的，应立即通知运行人员。4、进行所有工作时，都要认真核对设备编号，防止走错间隔。5、加强主变瓦斯上工作时的高空作业监护，严防坠落。6、加强安全措施落实力度，深入开展危险点预控分析工作。7、现场警示牌、隔离点悬挂的标示牌、安全围栏不得随意移动、翻跃。8、所有进入工作现场人员必须严格遵守安全工作规程，发现违章及时制止，对不听劝告者将给予严厉的处罚。9、工作现场如遇交叉作业，工作负责人应做好协调工作并向工作班成员交待，做好安全保护措施。做到不伤害别人，不伤害自己，也不被别人伤害。10、每项工作前负责人应详细交待当日工作重点及安全注意事项。认真落实“二十五项反措”、“继电保护反事故措施”条例和“三项措施”，作好隔离措施，保护试验接线时，认真核对图纸，防止保护误碰、误接线、误整定的“三误”事故的发生，加强工作监护工作，确保小修工作的顺利开展。灰硫专业1号机启动技术措施1、 除渣系统的试运及启动（1） 除渣系统目前一号炉刮板捞渣机、液压关断门及除渣水泵均已试转结束，从试转的情况来看，试转正常。（2） 机组启动前三天，检查一号炉除渣系统系统各设备及阀门各项工作已结束，工作票已完工，设备已具备运行条件。（3） 机组启动前8小时，启动1号除渣水泵，向一号炉刮板捞渣机内注水。（4） 溢流水池内水位符合启动条件后，启动二炉溢流水泵。2、 一号炉输灰系统及电除尘器的试运及启动（1） 一号炉电除尘器及输灰系统目前已试运结束，存在的主要问题：二室四电场一、二次电压及电流均不合格，需进一步处理。一号炉电除尘器低压控制系统（瓷轴、大梁加热系统、阴、阳极振打系统、各灰斗加热系统）目前CRT画面程控显示故障无法操作，需热控处理并试运。（2） 一号炉输灰系统及输灰空压机目前已试运合格。（3） 在一号炉点火前8小时投入电除尘器瓷轴大梁加热，投入电除尘器灰斗加热。（4） 在一号炉点火前4小时投入电除尘器阴阳极振打，启动备用输灰空压机，投运输灰系统。3、 脱硫系统的试运及启动（1） 一号吸收塔除雾器冲洗系统及A、B氧化风机已试运结束正常。（2） 19日一号吸收塔内脚手架拆除后安排试运一号脱硫系统增压风机油站，20日检修封堵吸收塔人孔门后安排试运一号吸收塔循环泵、石膏排出泵及供浆泵。21日安排试运一号吸收塔地坑泵。（3） 一号炉启动前将一号吸收塔浆液补至5.05.5米，根据启动操作票进行启动。化学专业1号机启动技术措施机组启动前8小时,值长通知化学运行班长，做好机组启动前的化学准备工作。化学运行班长接到机组启动命令后通知热控化学仪表人员、化学试验室人员、精处理分析人员。机组启动过程中：锅炉上水、点火、汽机冲转、并网重要节点值长必须及时通知化学运行班长、精处理分析人员，精处理分析人员做好加药处理和水质监督、调整工作，并必须及时与集控人员加