12月#2机组停启机方案

1、 燃煤发电工场#2机组停机启机方案 编 制： 审 核： 批 准： 二一五年十二月九日#2机组C修后停、开机方案一、目的本次停机为12月15日16:00解列，停机7天，12月22日16:00并网，时间短，任务重为保证安全顺利启停机组，特根据检修项目及工期制定本次停、开机方案。二、组织机构：组长：李宗涛副组长：李业成、刘勇亮、杨兆军、窦学庆安全负责：闫旺、董海亮物资专责：闫杰成员：各专业专工、值长、技术员及全体运行人员3、 要求：a. 向省调提出#2机组停机申请，并得到许可。（15日8点）b. 停炉期间，脱销超标申请（14日）c. 进入12月14日以后，各值必须保证对讲机、手灯充电，保证随时可用，

2、物资专责根据现场的工作需要保证现场工器具充足。d. 由于本次停机、开机周期时间短，专业专工及值长控制开机期间的员工的请假人数，原则上不准请假；如有特殊需要，专业需安排人员替班，保证人员充足技术力量满足现场需要。e. 各专业提供最新版的各专业机组启动操作票。f. 值长协调好外围化学、燃料和灰硫各专业，根据汽机计划提前通知化学备足除盐水、燃料根据具体要求上煤，灰硫提前投入电除尘及浆液循环水泵保证启机时的环保要求；如果现场计划有变，值长调整操作时间。 第一部分：停机方案（12月15日）锅炉专业：（一）、停机前准备工作：1. 严格执行定期工作，对制粉系统煤仓进行降煤仓煤位清仓。2. 12月14日白班将

3、吹灰蒸汽管道进行暖管吹灰，并记录详细。当天吹灰器未全部吹完14日中班继续，直至所有吹灰器全部吹完为止。试验等离子好用，检查等离子的运行时间，有问题的及时联系更换。3. 12月15日夜班接班启动E制粉系统，煤仓烧空清仓后，联系燃料禁止给E原煤仓上煤。12月15日夜班第二次上煤时，控制给#2D煤仓上煤1/3左右，控制在12月15日白班10:00左右清仓。4. 12月15日白班值长联系燃料第一次上煤时C仓控制1/3仓以内；AB仓均控制在1/2仓以内（AB煤仓上高挥发份，低水分、灰分且流动性较高的原煤）。5. 12月15日白班根据ABC仓煤位情况,可适当进行补充6. 对设备进行全面检查，记录所有缺陷以

4、备检修时消除。（2） 、机组滑停操作安排：1)12月15日夜班,启动E磨,烧空,第二次上煤控制D仓煤位1/3左右,2)12月15日白班10:00 烧空D煤仓,第一次上煤,维持ABC磨运行(控制煤仓煤位,AB仓煤位在1/2;C仓煤位在1/3),负荷控制在230MW左右,3)12月15日11:00,视C仓煤仓煤位情况,负荷控制在200MW左右,4)12月15日12:00,C仓煤位烧空,负荷控制在180MW左右5)12月15日13:00视AB仓煤位,降负荷至150MW左右,(尽量维持AB煤仓煤位悬殊不大且A磨煤位稍高于B磨,如有必要可是要求燃料适当补充).5)12月15日14:00,根据AB磨煤位,

5、控制负荷100MW左右6)12月15日 15:00 B仓烧空,负荷至50MW7)12月15日16;00 A仓烧空,机组解列1、按汽机滑参数停机曲线降温、降压、减负荷应满足下列要求：（1）降负荷率1MW/min；（2）主、再热汽温下降速度：1/min；（3）主、再热蒸汽压降速度：0.098MPa/min；（4）主、再热蒸汽过热度：50；（5）在主蒸汽温度下降30左右时应稳定510分钟后再降温以控制主蒸汽与再热蒸汽的温差在规定范围内；2、滑停减负荷步骤：(1)根据负荷下降及燃烧情况，合理调整汽机各风、水、油温正常。(2)根据汽机要求，对主再热蒸汽温度控制。一般主汽温每下降30左右时汽温至少稳定10

6、min后在降温，以控制主蒸汽与再热蒸汽的温差在规定的范围内。(3)值长提前准备脱硝退出报告，当脱硝反应器出口烟温低于300时，值长申请环保后，退出脱硝系统运行。(4)当负荷降至150MW时，启动四角等离子，空预器吹灰器投入连续吹灰。(5)C原煤仓烧空后，停运C制粉系统运行。(6)通知燃料启动燃油泵打油循环，调整进回油压力以备用。(7)当负荷降至100MW时，空预器吹灰汽源由后屏切至辅汽。(8)当负荷降至80MW时，将给水主路切至旁路运行。(9)当主汽压力降到4.95.88MPa时，主汽温度降到330360，在定压下将负荷减到5%额定负荷。(10)B原煤煤仓烧空后，停运B制粉系统。(11)发电机

7、解列后，汽机投入高低旁路运行稳定后（根据现场的情况而定）。(12)汽机跳闸后锅炉手动MFT，并及时由值长通知化学进行炉内加药（联氨），进行停炉后的养护。(13)停炉后将汽包上至最高可见水位，开启省煤器再循环门，对对锅炉进行全面检查，连排、加药、吹灰、取样等相关阀门全部关闭，无异常后，记录停机前的有关参数，汇报值长。汽包不需要连续补水时，停运给水泵后，值长及时联系化学停止给水加药系统。3、机组滑参数停运时注意事项：(1)严格控制降温、降压率在规定范围内。(2)滑停中严格监视汽包壁温，任意两点间的温差32，最大不允许超过56，若汽包壁温差超限时，应暂停降压。(3)减负荷过程中应加强主、再热汽温的监

8、视调整，严防因监视调整不当。(4) 滑停过程中，再热蒸汽温度的下降速度应尽量跟上主蒸汽温度的下降速度，主、再热蒸汽的温度偏差应满足主、再热蒸汽温度偏差曲线的要求。(5)密切注意主蒸汽压力、温度，保持主、再热蒸汽温度一致，温差28，主、再热汽温至少要有50的过热度。必须严格控制主、再热汽温不得有大的波动，特别在低负荷工况下，对汽温的调整要缓慢，重点防止主汽和再热汽温的大幅度波动。(6)降负荷过程中，随着蒸汽温度下降逐渐减少减温水量，当减温水调节门全关后，及时关闭减温水电动门。(7)给水主路切旁路运行时，注意给水压力及减温水量变化，防止汽温剧烈波动发生水冲击。（三）停炉后的冷却安排1 锅炉熄火后对

9、炉膛吹扫 5min，停运引、送风机，关闭出入口挡板检查锅炉各排汽门应严密关闭；检查各疏水、连排、取样、定排等已关闭。2 停炉后，应将转炉煤气退出，关闭转炉煤气盲板阀，并用氮气将炉前转炉煤气置换出来。3、 停炉4小时以后，开启送引风机挡板，进行自然冷却，锅炉及时对汽包补水，尽量做到勤补水，维持高水位避免上下壁温差过大。4、停炉8小时后，启动引风机（或送引风机）进行通风冷却（控制挡板开度要小）控制汽包壁温差在合格的范围内，如果汽包上下壁温差加大，要及时限制通风量直至停止风机。5、具备放水条件，锅炉采用带压放水余热烘干法进行防腐：1) 当汽包压力降至 0.8MPa，汽包上部壁温150，汽包壁温差在

10、50以内，开启锅炉本体各疏放水门、定排系统各放水门、事故放水门、就地水位计底部放水门。2) 当汽包压力达到 0.2Mpa 时，开启炉顶各放空气门、给水管道疏水门、减温水管道放水门、省煤器管道放水门，将锅炉余水放尽。3) 放水过程中，严格控制锅炉汽包壁温差在 56以内，汽包壁温差有增大的趋势时，暂缓放水操作。6、当空气预热器进口烟温低于 60时，可停止两台空气预热器运行（停运空预器主驱电机时，禁止做主辅驱电机联锁试验，有缺陷需停炉后处理）。7、当炉膛温度低于 50时，停止火检冷却风机与等离子点火冷却风机运行。8、12月17日白班对#2炉顶棚夹层泄露点区域温度进行测量，及时汇报测量结果汽机专业:（

11、一） 准备工作：12月14日白班：1) 进行汽轮机交流润滑油泵、汽轮机直流事故油泵、顶轴油泵，电泵，盘车电机，确认运转正常，并投联锁备用；2) 检查汽机高、低压旁路系统良好备用；3) 检查轴封辅助汽源、除氧器备用汽源暖管，管道处于热备用状态；4) 检查辅联备用状态，并切换辅联至#1机；老厂至辅汽母管暖管做热备用； 5) 检查开启三大疏水气动门前手动门，检查开启其它疏水电动门前手动门；6) 切换闭冷水至空压机冷却水至临机，并确认联络门关闭（具体操作以现场的实际情况及通知为准）；（二）、#2机组停机（12月15日白班）汽轮机打闸前操作接值长令#2机准备滑参数停机，监视以下参数在控制范围：（1）降负

12、荷率1MW/min；（2）主、再热汽温下降速度：1/min；（3）主、再热蒸汽压降速度：0.098MPa/min；（4）主、再热蒸汽过热度：50；（5）在主蒸汽温度下降30左右时应稳定510分钟后再降温以控制主蒸汽与再热蒸汽的温差在规定范围内（6）高中压负胀差控制大于-3mm。1、 负荷降至200MW将顺序阀切位单阀运行；随着汽温、汽压的下降调速汽门逐渐全开，当汽压11.5MPa、汽温500时，机组负荷在180MW左右，稳定运行1520分钟。测量机组振动，待高、中压缸金属温度均下降后之后继续按滑参数停机曲线降温降压。2、 负荷减至180MW时，启动电泵做备用；3、 减负荷过程中应注意轴封汽源的

13、切换应正常；4、 负荷低于120MW停运一台小机，负荷低于50MW停运第二台小机；5、 检查低压缸排汽温度是否正常，及时投入低压缸喷水；6、 减负荷过程中，注意监视机组振动、胀差、轴向位移、轴承金属温度等本体参数在正常范围之内，当高中压缸负胀差达到-1mm时应停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应尽快减负荷到最低,打闸停机；7、 注意维持除氧器、凝汽器、高低压加热器水位正常；（三）汽轮机打闸1、 打闸前手动启动汽轮机交流润滑油泵，检查该油泵出口压力正常； 2、 接值长令汽轮机打闸停机；3、 检查高中压主汽阀、调节阀和抽汽逆止阀、高排逆止门全部关闭并就地确认。 4、 检查

14、DEH画面显示“汽机跳闸”，“汽轮机跳闸”声光报警；5、 应急排放阀连锁开启6、 检查“转速” 显示下降；（四）停运后操作1、 根据锅炉的要求投入汽机旁路系统；2、 检查本体疏水联开正常；3、 根据锅炉要求关闭过热器减温水手动门；4、 根据锅炉要求关闭给水泵中间抽头手动门，汽泵中间抽头电动门；5、 关闭高加连续排气手动门；6、 汽轮机转速降至1200r/min，检查顶轴油泵自起动，确认油压正常；7、 转速降至200r/min时解除真空泵联锁，停运真空泵8、 真空降至零时停止轴封供汽，关闭轴封供汽手动总门，关闭轴封至高、中、低压缸供汽手动门，并开启滤网疏水至无压手动门；9、 转速降至0r/min

15、时，汽轮机投入盘车，记录盘车电流和偏心度并记录好惰走时间；10、 根据现场实际关小#2凝汽器的循环水进水门（停机1小时以后逐渐关小循环水进回水门），保证两台循环水泵运行，同时向#1机组、135MW机组供水和#2机组提供少量的冷却水。11、 关闭各化学来加药门；12、 确认凝结水系统无用户时，停运凝结水泵，检查关闭凝汽器补水调门前后手动门；热井水位维持在正常水位，高于可见水位及时放水至可见，根据检修情况决定凝汽器是否放水；7) 确认闭冷水无用户时，解除联锁，停运#2机组的闭冷泵；停运闭式水系统前值长需向调度申请空压机逐台停运并将冷却水切换至#1机组的闭式水系统后重新启动空压机；并将脱硫辅机冷却水

16、导至#1机组的闭式水系。根据闭式水的温升情况调整开式水系统的运行方式，在不能保证5台空压机的冷却水量时，值长应向调度申请逐台停运空压机，确保主机的冷却水量（具体操作以现场的实际情况及通知为准）。13、 待机组缸温降至150以下时；解除联锁，停运EH油泵，保持EH油循环泵运行；14、 5月10日8时后，先将135MW机组的冷却水由#1、2循环水泵接带并关闭两台机组循环水系统的联络门；确认#2机组循环水无用户停运#3循环水泵。15、 做好停机过程中的各项操作记录，停机过程中出现的缺陷进行汇总，以便在停机期间进行处理。（五）停机缸温控制：1、滑参数停机温度控制法按锅炉滑参数停机曲线降温、降压、减负荷

17、限制要求（1）主、再热蒸汽温度下降速度: 小于1/min；（2）主、再热蒸汽压降速度: 小于0.098MPa/min；（3）主、再热蒸汽过热度: 大于50；（4）汽缸金属温度下降速度不超过1/min；（5）在主蒸汽温度连续下降30左右时应稳定510min后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的热膨胀和胀差；（6）当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度30时应暂停降温；（7）减负荷过程中应注意高中压缸胀差的变化，当负胀差达到-1mm时停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零；电气专业： （一）、#2机组解列前注意事项：（1）

18、机组降低有功负荷的同时，应相应降低无功负荷，尽量维持功率因数在允许值；（2）发电机有功负荷减至100MW时将本机厂用电倒至备用电源供电；（3）正常停机应该将有功、无功降至0，进行解列操作；（4）发电机解列前应将#2主变中性点接地刀闸合上。（二）、#2机组解列： （1）机组有功负荷降至100MW时，检查10KV快切装置正常；（2）将#1机组10kV厂用母线切至#01启备变供电；（3）投入启停机及突加电压保护；（4）减少有功、无功；（5）检查发电机有功、无功负荷已降至0；（6）联系汽机打闸；（7）检查励磁系统停机、发电机出口开关及灭磁开关跳闸；（三）、#2机组解列后的主要操作：（1）机组解列后2个

19、小时以后停止主变和高厂变冷却器运行；（2）维持发电机封闭母线微正压装置的正常运行，并投入封闭母线的电加热装置；电加热装置投入后退出微正压装置；（3）将10KV IA、IB段工作电源进线开关拉至试验位置；（4）发电机转速将至0时关闭空冷器进回水门；脱硫除尘专业：（一）停运前准备工作：1. 停运前试运事故喷淋系统，确认事故喷淋可靠备用。2. 12月15夜班大流量冲洗除雾器后减少吸收塔补水量，保持吸收塔低液位运行，液位保持10.5m左右。3. 12月14日白班开始保持脱水系统长时运行，保证塔内密度维持在低密度。4. 12月15日夜班开始降吸收塔液位至9.5m，并保证#2塔液位不高于10.5m。5.

20、对脱硫除尘设备进行全面检查，记录所有缺陷以备检修时消除。（二）停运工作安排： 1、值长通知机组准备停运。 2、接到锅炉停炉的通知，将一、二次电流电压逐渐下调至火化率为零，四小时后停止电场运行， 3、机组降负荷至170MW以下时停运#1浆液循环泵，至100MW以时停运#2浆液循环泵。循环泵停运过程中注意供浆保持塔内PH及出口指标在合格范围。 4、值长通知锅炉熄火，进行炉膛吹扫通风。 5、电除尘停运一二三电场维持四电场低参数运行，停运高压整流变，必须先手动降压到低电流，再操作停止按钮。电场振打投入连续运行；停吸收塔给浆调节系统，停运#3浆液循环泵。 5、待吸收塔入口烟温低于60时，停#4浆液循环泵

21、。 7、接值长通知送引风系统已停运，停除雾器冲洗系统，同时停静电除尘器 。（三）、停运后工作安排：1、 机组停运后电除尘振打保持连续运行8小时，输灰连续运行至灰斗无积灰后停止运行，绝缘子室、灰斗加热装置等要继续运行。2、 脱硫系统停运后将停运浆液泵管道浆液疏放并冲洗。3、 若塔内密度高于1190kg/m3继续保持脱水系统运行，浆液返回至#1塔。4、 将脱硫塔内浆液外排至事故浆液箱，当液位低于7m时，停运氧化风机。5、 事故浆液箱内浆液通过浆液返回泵倒至#1脱硫塔内，注意#1塔内液位及密度。6、 脱硫塔内浆液液位在3.5m时，停止外排。继续将事故浆液箱倒至#1脱硫塔，为#1塔内浆液留出足够容量。

22、7、 当液位低于3m时停运吸收塔搅拌器。当液位低于1m时停运排浆泵，同时开启吸收塔疏放阀，通过集水坑泵外排浆液至制浆池。 第二部分：检修项目序号位置说明长约单项编号工作类型单项细项编号单项细项名称产线单体设备130万发电2#汽轮机1工序1凝汽器补偿器更换（4台）工序2A/B电动滤水器内部衬胶修复（2台）工序3闭式水换热器水侧衬胶脱落修复（2台）工序42#机B汽动给水泵密封损坏（1台）更换工序52#机A汽动给水泵前置泵机械密封损坏（1台）更换工序6安全阀维修（3台）工序7A真空泵维修（1台）工序8C、D循环泵检查维修（需潜水、搭架子、清淤泥等）2#锅炉2工序1事故排放阀研磨器修复（2台）工序22

23、#炉高温过热器集箱反冲洗管道管接焊口母材裂纹（1处）工序3风冷式钢带、清扫链更换工序4碎渣机解体齿板、衬板、轴承更换工序52#炉燃烧器内管拆卸维护（20套）工序64台磨煤机机壳、静环做耐磨陶瓷，工序75台磨煤机出口粉管拆卸，回装。工序82#炉引风机、送风机中间轴护管更换（3台）脱硫系统3工序1#2脱水机裙边更换工序2#1脱水机皮带更换工序3#1脱水机摩擦带更换工序4#2吸收塔壳体腐蚀漏点处理，玻璃鳞片防腐工序5排浆泵出口三通、弯头更换（2台）工序62#吸收塔阴极线更换，焊接格栅工序7浆液循环泵进出口弯头加厚（4个）工序8浆液循环泵拆检（4台）工序9废水箱、出水水箱、澄清池底部防腐处理（包含搭架

24、子、清理）（3台）工序10A脱水真空泵解体维修工序11#2电除尘输灰管道、弯头、三通、阀门磨损更换工序12拆除、恢复保温、搭架子（3000m3）DCS控制系统4工序1燃煤发电机组DCS控制系统检查，故障处理工序214#64#DPU故障检查处理电气系统5工序1电除尘电场内部检查清理，故障处理工序2高压电机（7台)拆检更换轴承工序3发电机空冷器化学清洗单体系统序号2#主要检修项目2#汽轮机1凝汽器补偿器更换（4台）2A/B电动滤水器内部衬胶修复（2台）3闭式水换热器水侧衬胶脱落修复（2台）42#机B汽动给水泵密封损坏（1台）更换52#机A汽动给水泵前置泵机械密封损坏（1台）更换6安全阀维修（3台）

25、7A真空泵维修（1台）8C、D循环泵检查维修（需潜水、搭架子、清淤泥等）2#锅炉1事故排放阀研磨器修复（2台）22#炉高温过热器集箱反冲洗管道管接焊口母材裂纹（1处）3风冷式钢带、清扫链更换4碎渣机解体齿板、衬板、轴承更换52#炉燃烧器内管拆卸维护（20套）64台磨煤机机壳、静环做耐磨陶瓷，75台磨煤机出口粉管拆卸，回装。82#炉引风机、送风机中间轴护管更换（3台）脱硫系统1#2脱水机裙边更换2#1脱水机皮带更换3#1脱水机摩擦带更换4#2吸收塔壳体腐蚀漏点处理，玻璃鳞片防腐5排浆泵出口三通、弯头更换（2台）62#吸收塔阴极线更换，焊接格栅7浆液循环泵进出口弯头加厚（4个）8浆液循环泵拆检（4

26、台）9废水箱、出水水箱、澄清池底部防腐处理（包含搭架子、清理）（3台）10A脱水真空泵解体维修12#2电除尘输灰管道、弯头、三通、阀门磨损更换13拆除、恢复保温、搭架子（3000m3）DCS控制系统1燃煤发电机组DCS控制系统检查，故障处理214#64#DPU故障检查处理电气系统1电除尘电场内部检查清理，故障处理2高压电机（7台)拆检更换轴承3发电机空冷器化学清洗 第三部分：启机部分（12月22日）启动前的准备阶段（21日）1、试验：做机炉电大联锁试验，联系热控配合.视情况决定，2、值长通知联系化学、燃料、脱硫、化水、热控专业，做好启动前的准备工作 ，检查所有的工作票都已经终结，现场措施已经恢

27、复，对现场进行全面检查一次，辅机测绝缘合格，所有阀门、辅机送电正常。3、联系热控检查DEHDCSTSI等控制、保护、报警装置电源正常4、各专业提供最新版的机组启动操作票，5、确认#2机辅助蒸汽由#1机带。投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常；6、检查发电机定子、转子绝缘是否合格，若不合格应及时投入发电机空冷器室电加热器。汽机冲转前12小室再次检查发电机定子转子绝缘。注意测量转子绝缘时需要摘掉全部碳刷分别测量转子线圈绝缘和二次回路绝缘7、提前8小时联系电除尘投入电除尘瓷瓶、大梁、灰斗加热和振打装置，8、值长提前8小时通知脱硫准备启动，检查脱硫净烟气挡板门开启并停电9、21日16：00，要求全部检

28、修工作结束（一）锅炉专业：1、启动操作安排：（根据现场的情况确定）。1) 12月21日中班接班做启动前的检查.锅炉上水，投底部蒸汽推动。2) 12月22日白班8:00，启动引送风机，投等离子点火,启动A磨煤机进行试转。投入空预器连续吹灰,若A磨试转不合格,熄火继续处理,(若合格则继续进行升温升压),3) 12月22日 11:00 (再次点火试转A磨煤机试转合格),根据起压情况,联系汽机投旁路,4) 12月22日14:00具备冲转条件，汽温320-360，汽压3.5-4MPa时具备冲转条件，通知汽机冲转。5) 12月22日15:00冲转至3000,视情况启B磨.6) 12月22日15:30。电气

29、并网后,增加燃料量，按照要求增加负荷7) 12月22日16:00,负荷5万8) 12月22日17:00 负荷90MW,给水切主路,视情况投C磨9) 12月22日18:00 150MW,10) 12月22日18:30 200MW11) 12月22日19:00负荷240MW左右,12) 12月22日20:00,启动D磨.300mw 3、注意事项：a. 送煤气时，注意做好安全措施，防止煤气中毒。b. 启机过程中，要求全天控制烟囱NOx的排放量，使启机当天烟囱NOx的排放量平均尽可能不要超过62mg/m3。c. 点火期间加强上下联系，操作到位。d. 值长加强协调，尽量保持给煤连续稳定，操作人员合理配风

30、，避免在燃烧不稳定状态下发生锅炉灭火现象。燃烧不稳定时，可投油枪助燃。e. 锅炉发生灭火时，保护应动作，若不动作，手动紧急停炉，禁止继续向炉膛内送粉。重新点火之前必须对炉膛进行吹扫。f. 锅炉点火时，做到少量多调，严格安装锅炉启动曲线进行。g. 采用等离子点火时，要启动燃油泵打油循环，作为备用。h. 机炉人员要经常沟通，汽温汽压满足汽机要求，出现大幅度波动时，尽可能采用控制高低旁开度来控制，避免出现大幅度调整燃烧。i. 启炉过程中，加强定期排污。j. 给水旁路切主路运行时，并泵期间，注意给水压力及减温水量变化，及时调整减温水量，防止汽温剧烈波动，发生水冲击。二)汽机专业1、启动操作安排：a.

31、12月21日白班，启动闭式水,除氧器上水,投辅汽,投除氧器加热，全面检查系统b. 12月22日夜班7:00左右,启动循泵.轴封暖管.c. 12月22日白班锅炉点火后，投轴封,抽真空.d. 12月22日白班11:00,根据汽温汽压,投旁路.e. 12月22日14:00汽机冲转,开启预暖阀，f. 12月22日15:00 至3000转g. 12月22日15:30并网，逐步增加负荷,暖小机,关旁路h. 12月22日16:00负荷5万左右,冲小机,i. 12月22日17:00 负荷9万左右j. 12月22日18:00,15万，完成两台小机并列运行.k. 12月22日19:00,负荷24万,做真空严密性试

32、验.l. 按调度指令接带负荷.2、高中压缸启动过程中的注意事项和细节1) 根据锅炉要求投入旁路系统2) 炉侧关闭主再热蒸汽管道放空气门后，开启机组所有至凝汽器疏水3) 高压缸预暖，进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号灯亮。4) 缓慢开启辅汽至预暖系统电动门进行暖管疏水，充分疏水后关闭疏水门。5) 开启倒暖阀（RFV），逐渐开启倒暖阀前节流阀，使暖缸蒸汽流入高压缸，一部分蒸汽经各疏水口进入疏水系统，另一部分蒸汽经高中压间汽封漏入中压缸，再经连通管与低压缸排到排汽装置。通过调整倒暖阀与疏水阀保证缸内压力在0.40.5MPa范围内。6) 在暖缸期间运行人员应注意暖缸温

33、升率不得超过0.83/min，汽缸各壁温差及胀差应在允许范围内（通过调整倒暖阀与高压各段疏水阀达到）7) 当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到150以上时，此时倒暖阀前的节流阀开至10%开度，保持一小时后结束暖缸。8) 暖缸结束，关闭倒暖阀、全关高压缸所有疏水阀。9) 当高压主汽阀壳内壁与外壁温度低于150时，在高压缸预暖期间，应对高压主汽调节阀进行预暖10) 确认高压主汽阀和调节阀全关；打开高压主汽阀壳上的疏水阀11) 开启电动主汽阀，将#2高压主汽阀开启至预暖位置，这时要防止因调速汽门不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣；12) 注意观察调节阀壳内壁温差，当温差超过80时，关闭#2高压主汽阀

34、；当温差小于70时，重新将#2高压主汽阀开启至预暖位置。重复该过程，直至阀壳内外壁金属温度都升至150以上，达到阀门预暖要求；13) 预暖结束，关闭高压主汽阀；关闭高压主汽阀壳的疏水阀。14) 确认汽缸夹层加热进汽箱的疏水阀开启，确认高压外缸下半内壁金属温度小于300；15) 联箱压力正常0.984.9MPa，最高值6.5MPa，50以上的过热度。16) 投运时手动调整汽缸夹层加热进汽箱前的手动截止阀，使汽缸夹层加热进汽箱的压力低于系统投入时的主蒸汽压力，达到正常工作压力。17) 在升速或带负荷的过程中，根据高中压胀差及高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差情况，调整汽缸夹层加热进汽箱后

35、的手动截止阀，控制进入夹层蒸汽量。18) 密切监视汽缸温升率不超过50/h，高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50。19) 高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350，高中压胀差值在允许范围以内，可停用汽缸夹层加热系统。20) 检查下列条件满足a. 主蒸汽压力3.45MPa；主蒸汽温度320；再热蒸汽温度237主、再热蒸汽两侧温度偏差17；b. 排汽装置压力不超过25KPa；c. 高中压外缸外壁上、下温差50，高压内缸外壁上、下温差35；d. 转子偏心度与原始值相比变化量不得超过0.03mm；e. 盘车连续运行4小时以上，动静部分无异音；f. 润滑油压0.07850.09

36、81MPa，润滑油温4045；g. EH油压力13.514.5MPa，EH油温度3555；h. 各疏水门已开启，且疏水已疏尽；i. 机组各项保护投入正常。21) 进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号灯亮。22) 按“预暖”按钮进行高压缸和主汽管、阀壳预暖；23) 检查并开启高压段包括高压主汽阀阀体上部疏水、高压主汽阀阀体下部疏水、高压主汽管疏水、高压内缸疏水、汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水、高压调节阀盖混合疏水、一、二段抽汽止回阀及阀前疏水、高排止回阀前、阀后疏水。24) 检查并开启中压段包括高中压外缸中压进汽腔室疏水、三、四段抽汽止回阀及阀前疏水、中压联合

37、汽阀疏水、中压缸排汽口疏水。25) 检查并开启低压段包括五、六段抽汽止回阀及阀前疏水及轴封供汽管疏水。26) 对汽缸绝对膨胀，高中压缸及低压缸胀差、轴向位移、大轴偏心度、盘车电流、高中压缸各点金属温度、温差，各轴承瓦温及回油温度、高压主汽阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度、主、再热蒸汽参数严密监视并记录。27) 冲转前投入相关保护。28) 检查确认已挂闸。29) 确认按钮“启动方式”是处于“高中压缸启动”状态。30) 确认按钮“单阀/顺序阀”是处于“单阀”状态。31) 按“运行”按钮，检查高、中压主汽阀全开；此时注意各调门的严密性，观察转子不冲动。32) 设置目标转速500r/min

38、，升速率100r/min/min并确认。33) 按“进行”按钮后，注意检查高中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速。34) 检查当转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机；盘车脱扣后，停止盘车装置。35) 检查两侧高排逆止门开启正常，低加随机滑启。36) 当转子冲转后，机炉配合逐渐调整高低压旁路，注意联系锅炉调整燃烧控制注汽压力、温度稳定。注意检查主、再热温差不大于28，主汽及再热汽两侧温差不大于17。37) 500r/min时，对机组进行全面检查，检查通风阀应处于关闭位置，停留时间不能超过5min。38) 设置目标转速1100r/min，升速率100r/min/min

39、，按“进行”按钮，对系统进行全面检查。39) 设置目标转速2100r/min，升速率100r/min/min，按“进行”按钮，对系统进行全面检查。40) 转速升至2000r/min检查顶轴油泵联停，进行高速暖机，在此转速下，监视中压排气口处下半内壁金属温度应大于130，并保持暖机30分钟。暖机过程中应注意检查机组声音、振动、缸胀、胀差及汽缸温差等正常。41) 暖机结束时应满足以下值：高压内缸上半内壁调节级后温度大于250；高、中压缸膨胀大于7mm；高中压胀差小于3.5mm并趋稳定。42) 设置目标转速3000r/min，升速率100r/min/min，按“进行”按钮。43) 转速升至3000r

40、/min后，应确认主油泵工作正常，进行油泵切换，注意油压应正常，检查抗燃油系统正常。 44）在3000r/min额定转速下进行空负荷暖机30分钟。45）检查TSI、TDM监视值在允许范围内检查润滑油、抗热油系统运行正常。46）机组定速后主蒸汽压力达到5.88MPa，主蒸汽温度385。47）各专业相关试验结束，全面检查机组各系统正常，做好并机准备。48）根据电气要求在DEH画面上点击“自动同期”按钮，并“确认”。49）发电机并网后机组自动带上3%最小负荷运行，根据情况投入负荷反馈或压力反馈。50）检查发电机空气冷却器冷却水投入正常；51）检查排汽装置、除氧器、水位正常，各油箱油位正常。52）投运

41、#3、2、1高加汽侧，注意疏水调整。53）根据锅炉要求逐步关闭高、低压旁路54）负荷至10%额定负荷，检查高压疏水自动关闭。55）设置目标值33MW，升负荷率为1MW/min，并确认，自动升负荷至33MW；56）在33MW负荷暖机30min，并监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于176；57）当发电机进风温度大于25时投入并调整发电机空气冷却器运行，维持发电机进风温度3540。58）当凝结水温度小于50时，联系化学投入凝结水精处理装置运行；59）对各系统进行全面检查运行应正常，高压部分疏水应关闭。60）设置目标值70MW，升负荷率为1MW/min，并确认自动升负荷至70MW。67）当四段抽汽

42、压力升至0.150.2MPa时，除氧器汽源切为四抽供，除氧器进入滑压运行。68）对汽动给水泵进行启动前的暖管检查准备工作。70）检查中、低压部分疏水应联锁关闭（四段抽汽供小机管道疏水门在小机冲转后关闭）。71）当高、中压外缸下半内壁金属温度超过350时，且高中压胀差值在允许范围内，可停止汽缸夹层加热系统运行。72）机组负荷升至70MW时，用本机四段抽汽冲动一台小机，投入汽动给水泵运行。73）机组负荷升至120MW时，启动另一台汽动给水泵，并泵后可停止电动给水泵作备用。74）机组升负荷过程中，应及时调整轴封，若轴封系统已进入自密封运行状态，75）检查轴封母管压力正常，并将冷段至轴封供汽投入备用。

43、注：本次启动为温热态启动（视具体缸温确定），升速率、负荷率可适当增加三）电气专业1、启动过程操作安排：12月22日13:00之前完成发变组转热备用，12月22日15:30点，并网12月22日17点，负荷100MW左右，厂用电切换3、启动过程注意事项：a. 检查电气检修人员全部撤离工作现场，工作票已全部终结并收回，现场清洁 无 杂物，临时遮拦已拆除，常设遮拦已恢复。b. 检查电气操作票书写正确，内容无误。c. 检查各种电气工具无异常。d. 并网时间前一周，检查发电机定子、转子绝缘是否合格，若不合格应及时投入发电机空冷器室电加热器。汽机冲转前12小室再次检查发电机定子转子绝缘。注意测量转子绝缘时需

44、要摘掉全部碳刷分别测量转子线圈绝缘和二次回路绝缘。e. 检查新更换主变压器分接头位置正确，油枕及冷却器各阀门开闭位置正确，油枕上部排气阀在关闭位置。f. 机组并列前的注意事项：g. 按调度指令，检查#1主变中性点接地刀闸确在正确位置。h. 机组冲转前认真检查空冷器内不得有影响运行的任何杂物，空冷器无漏水现象，检查完毕后应将空冷器室门锁好。i. 发电机冲转前投入发电机A、B套的启停机和突加电压保护，检查发电机各跳闸出口压板投入正确，检查发电机转子一点接地保护只投一套。j. 投入#1主变及#1高厂变冷却器运行，检查各冷却风扇运行正常，冷却器控制箱无异常报警。k. 检查发电机封闭母线测温装置电源已投

45、入。l. 检查发电机PT端子箱各二次开关均在合位，检查发电机保护屏各PT二次开关均在合位。m. 冲转后应检查发电机碳刷是否运行正常，若有打火现象，应立即处理。n. 将#1发电机中性点PT刀闸合上。o. 投入#1发电机封闭母线微正压装置运行，检查微正压装置至封闭母线阀门在开启位置，检查微正压装置充气时间间隔在15-20分钟以上，将微正压装置空压机及储气罐排水。p. 发电机开始冲转启动，即认为发电机及其全部设备均已带电，任何人不得在发变组设备上工作。q. 发电机冲转后，根据发电机空冷器进出口风温情况，联系汽机适当开大空冷器冷却水进回水门。r. 当发电机转速达2450r/min时,应对发电机系统进行全面检查。s. 检