300MW启动操作票.doc

330MW机组开机操作步骤1、 开机前的检查1、确认影响启动的工作票全部终结，安措已拆除，现场已清理，通道畅通，照明良好，主辅设备及管路系统处于完好状态，无禁止启动的条件存在。2、测辅机设备电机绝缘合格。3、辅机设备的联锁、保护试验合格。4、炉膛装料至床料静高约1000mm左右。5、检查各油箱油位正常，所有辅机设备轴承油位正常，油质合格。6、检查各阀门、风门处于启动前所需位置。所有疏水门全开。7、通知化学启动一台工业生活水泵。8、启动一台仪用空压机。9、向冷水塔补水至正常水位，启动循环水泵并检查该系统运行正常。10、启动开式水泵，检查开式水系统运行正常。11、联系化学向凝结水储水箱补水至正常水位后，启动一台凝结水输送泵运行，向膨胀水箱补水。12、膨胀水箱水位正常后，启动一台闭式水泵运行，并检查该系统运行正常13、启动交流润滑油泵及主油箱排烟风机运行，投入直流油泵和另一台排烟风机联锁，检查系统油压正常，系统无泄漏，并确认各轴承回油及主油箱油位正常。14、投入密封油系统运行，检查油氢压差、真空油箱真空以及发电机两端进油压力正常，系统无泄漏，启动后要注意及时化验真空油箱油质，严防密封油真空泵的工作水进入真空油箱。15、通知化学和检修准备对发电机进行充氢置换操作。置换过程中，要严密监视油氢压差，防止发电机进油。氢压0.15MPa，氢压升至0.25MPa时，停止升压，投入氢气干燥器、循环风机、纯度分析仪、湿度检测议和漏氢检测仪。16、启动内冷水泵运行，检查内冷水系统运行正常；17、DEH系统已连续通电2小时以上。启动EH循环泵运行8小时，启动EH主油泵运行，检查油压、电流正常，系统无泄露，投入EH油泵联锁，启动再生装置运行。18、启动1、3顶轴油泵运行，检查系统及个轴承的顶轴油压正常，系统无泄漏。启动盘车装置，检查盘车电流、偏心正常，机组内部无摩擦声音。19、联系8机为辅汽联箱送汽，注意系统要充分疏水20、启动一台锅炉循环水泵。注意检查各风机冷却水正常。21、通知#8机，投入燃油系统，调整油压不低于3.0MPa。22、通知燃运上煤并保证煤量正常，尽量上高挥发分的煤。23、启动两台输灰用空压机。24、投气化风机。投除尘灰斗加热。投振打装置。25、启动高、低压旁路油站运行，检查系统无泄漏。26、启动1、2、3给水泵辅助油泵运行，检查油压正常，各轴承回油正常，系统无泄漏。27、检查电气各操作、信号电源已送上，指示灯、表计正常，保护装置投入正常。28、投入发电机出口封闭母线加热器装置，并检查运行正常29、发电机定子、励磁回路绝缘合格。、定子绝缘用2500V兆欧表分相测试1min，每相对地阻值应25兆欧，吸收比1.3，若测试值小于20兆欧或各相测得绝缘电阻差值20%最大值，且吸收比1.3，则认为不合格，绝缘不合格时不得将机组投运。、发电机转子绝缘电阻测量：测量励磁回路绝缘电阻，采用5001000V兆欧表测量，励磁回路全部绝缘电阻值不应小于1M。、发电机及励磁系统绝缘测量完毕均应对地放电，并恢复正常接线。30、检查各厂用电系统运行正常（包括UPS系统、直流系统、热工电源），并满足机组启动条件。二、启动31、除氧器上水：开启凝汽器补水门，补水至正常位置。32、变频启动一台凝结水泵运行，开启4低加出口门向除氧器上水，需要时可开启辅汽联箱至除氧器加热门对除氧器进行加热。33、锅炉上水：用凝结水输送泵向锅炉上水。在上水过程中应严密监视汽包上、下壁温差（40），待汽包水位上至50mm时，停止上水，全面检查给水管路及阀门。34、开除尘器旁路阀。启动空气预热器。投空预器吹灰。35、启动一台引风机。36、启动一台分流高压风机，调整各风室风量，高温回料室1862Nm3/h，分配室733Nm3/h。37、启动一台二次风机。38、启动一台一次风机。检查床压指示以确定床料高度，床压应达到16kPa以上，否则应添加床料；39、锅炉吹扫：在CRT上按“吹扫开始”按钮开始吹扫，延时120s，通风吹扫完成后，锅炉准备好点火的信号出现，按“MFT复位”40、锅炉点火进行暖炉：依次启动风道燃烧器，调整一次风机导叶开度，保证一次风量不低于临界流化风量。将主流化风门关至最小开度，全开启动燃烧器冷却风门，调整点火风门开度使燃油完全燃烧；注意控制升温、升压速度，按升温升压曲线，同时提高4只油枪的燃烧率，燃烧器及炉内任意温度测点的升温速率不要超过100/h。41、当床温达到500后，投入床上油枪继续提高床温，锅炉进行升压42、床温达到550后，即可进行投煤操作。手动开启第一台给煤机(只开启高温回料腿对应给煤口)，给煤以最小给煤量“脉动”给煤，即给煤30-90S后，停止给煤，观察床温的变化，如床温有所增加且氧量有所减小时，证明煤已开始燃烧,可再以脉冲形式给煤3次，通过炉膛出口氧量及床温等观察燃烧状况，判断给煤着火情况，根据燃烧结果确定最佳投煤温度。如床温持续增加、氧量持续减小，可以根据负荷和锅炉参数要求,以适当的给煤量连续给煤；低温回料腿对应的给煤口必须在其回料腿温度达到投煤温度后方可投煤。床温温升控制要求：1、锅炉点火至床温800控制床温温升80-100/H2、各风道燃烧器出口烟温偏差不大于50100，水冷风室温度应缓慢上升，温度变化不能过大3、风道燃烧器负荷调整应缓慢平稳，进油压力保持平稳4、为保证点火初期温升，可作以下调整：（1）控制点火初期进油压力3.03.2MPa，以后根据温升需要可适当提高（2）风道燃烧器烟温600以下可适当开启热一次风以降低水冷风室温度（3）点火初期可提高流化风量运行，以后可根据温升需要逐步减少。5、投运床上油枪时，每隔30分钟应进行切换，保证床温尽可能均匀6、锅炉总风量不得突增、突减7、一旦一次风机启动，应随时保证通过布风板的一次风量高于最小值，以利于床料的流化8、密切监视空气预热器的进、出口温度。其中一点或更多的点的温度不正常的升高应立即进行研究，温度不正常的升高表明可能着火。43、当汽包压力达到0.1MPa0.2MPa时，关闭汽包连接管排汽阀和过热器排汽阀；加强炉水取样分析，根据化学调试人员要求进行排污。44、汽包压力0.20.3MPa：关闭各空气门，冲洗汽包水位计，开启炉水、蒸汽、给水取样一次门；45、汽包压力0.30.4MPa：冲洗汽包水位计，并仔细校对水位（作记录）。水位计冲洗及校对工作结束后，进行一次锅炉定排放水。原则是对膨胀量小的水冷壁下集箱放水应加强；46、汽包压力0.5MPa：进行热紧螺丝和热工仪表管冲洗工作。47、主汽压力1.0MPa：关闭一次汽系统疏水门，投入连排系统。48、主汽压力1.5MPa；对一次汽减温器进行反冲洗，关闭二次汽疏水系统。49、再热汽压和温度通过旁路调整，当过、再热汽升温较慢时，可投入级过、再热器外置床50、凝汽器拉真空：（1）、关闭真空破坏门，启动两台真空泵开始对凝汽器拉真空，检查凝汽器真空应上升。（2）、投入轴封系统运行，轴封送汽前，一定要充分疏水，严防汽封带水。调整轴封压力0.1020.115MPa,低压汽封温度120200。正常后，要注意监视偏心及盘车电流等参数的变化。（3）、真空达到86KPa以上，投入高低压旁路系统，注意旁路系统的运行情况及凝汽器真空。（4）、真空达到90kpa以上时,可停止一台真空泵运行。51、根据锅炉参数，启动一台给水泵运行。52、汽机挂闸：（1）、当主汽压力达4.0MPa，主汽温度380,再热压力1.5Mpa，再热温度360，汽机准备冲转。（2）、检查确认各辅助设备及系统、DEH系统具备启动条件，各参数在正常范围内，各主要热工保护投入（发电机故障和低真空保护除外）。（3）、点“挂闸”按钮，汽机挂闸，检查“暖缸控制”按钮在投入位置，倒暖阀开启，抽真空阀关闭。注意转子转速不能上升。低加处于随机启动状态。53、汽机冲转：（1）、检查冲转条件满足，点“中缸控制”，设目标转速1000rpm，设定升速率100rpm/min，按进行键，检查汽机开始升速，当转速大于140rpm时检查盘车装置应脱扣，否则立即打闸停机。炉在冲转后应监视过热器、再热器出口汽温及壁温，及时投入减温水；关闭炉本体各疏水门（2）、转速500rpm时，可按“保持”键，机组停止升速，对机组进行全面检查，若需进行摩擦检查，可在此转速下打闸，检查正常后重新挂闸升速。（3）、升速期间注意监视汽机各主要参数在正常范围内，并及时加以调整。（4）、转速到1000rpm时，机组自动停止升速，保持在该转速下暖机，此时注意监视高压外缸下法兰金属温度，当该点温度达到190以上时，检查倒暖阀自动关闭，抽真空阀开启，高压缸开始抽真空。（5）、设定目标转速3000rpm，升速率100rpm/min，汽机继续升速，转速1020rpm，高压自动主汽门自动关闭。汽机过临界时，要密切监视各轴振的情况，严禁在临界转速区停留。（6）、汽机达到3000rpm时，检查主油泵工作正常，油压正常，停止交流润滑油泵运行，注意润滑油压正常，检查盘车电机和顶轴油泵联停。（7）、汽机在3000rpm时，停留20min暖机，对机组进行全面检查，确认机组运行正常后，准备并网。并投入低真空保护54、检查发变组确为热备用状态。（1）、检查主变高压侧中性点刀闸在合上位置。（2）、检查发电机油密封系统、氢系统、冷却水系统运行正常。（3）、检查发变组、高厂变保护投入正确。（4）、将发变组出口刀闸2091合上。55、并网操作：（1）、投入同期屏的直流电源。（2）、将同期屏ZK放至自动位置。（3）、STK放至同期闭锁位置。（4）、1STK放至细调位置。（5）、在DCS上点投入自动准同期装置。（6）、确认直流回路已投入，相关直流继电器正确动作，自动准同期装置交流电压回路已投入。（7）、调整发电机电压及频率接近于系统电压和频率。（8）、待同期条件满足后,在DCS上向DEH发请求同期指令。（9）、接到DEH允许同期指令后，在DCS上启动同期，自动准同期装置将发出导前时间的合闸脉冲,合上#9主变209开关，自动同期并网完成。56、并网后，机组带初始负荷7MW运行。并网后投入发电机故障保护。57、设目标负荷30MW，升负荷率3MW/min，机组开始升负荷，机组负荷达到30MW时，继续根据启动曲线设定目标负荷70mw，继续升负荷。58、当机组负荷达到10额定负荷，切缸条件满足时，机组自动切换到高压缸运行，此时要密切监视汽包水位，注意保持主再热蒸汽参数的温定。注意高排逆止门开启，抽真空阀关闭。切缸后，机组负荷4550MW之间，低负荷暖机30min，以稳定高压缸金属温度。（1）、切缸过程要注意监视高压缸排汽温度的变化，如果温度升高，要立即采取措施，防止高排金属温度过高而跳机。（2）、高压缸投运后，注意检查旁路系统的运行状况，当高旁完全关闭后，检查高旁转入跟随方式，将高旁温度设为330.59、高压缸金属温度大于220时，设定目标负荷100MW，升负荷率3MW/min，机组开始升负荷。60、机组负荷大于50MW，五抽压力达到0.147MPa，除氧器汽源自动由辅汽切至五抽供给。61、机组负荷达到60MW，检查汽机各疏水阀门自动关闭；投入高加汽侧运行。根据主汽参数投入功率回路。62、当负荷25额定负荷，厂用电切换至高厂变供电。63、当机组负荷升至30ECR左右时，开启主给水电动门，控制电泵转速，调节给水流量；64、机组负荷120MW，冷再压力1.3MPa，温度大于320，辅汽汽源倒至冷段供给。65、负荷130150MW，启动第二台给