发电分公司滑参数启动票

1、陕西有色榆林新材料有限责任公司发电分公司安全运行技术措施# 机组 态滑参数启动操作票编制：初审：审核：审定：批准：陕西有色榆林新材料有限责任公司发电分公司2012年10月28日 机组 态滑参数启动操作票 年 月 日序号操 作 检 查 内 容操作检查时间操作检查人一机组启动前的准备1系统检查与恢复1.1检查所有工作票结束，安全措施拆除。所有系统各阀门、档板、设备标志正确齐全。1.2检查辅机冷却水系统管路、阀门及设备连接完好，检查辅机冷却水泵，及机冷塔通风机处于备用状态，机冷塔水池水位及辅机冷却水泵入口水池水位正常，系统处于启动前状态。1.3投入开式水系统运行1）检查辅机冷却水系统具备投运条件，机

2、力冷却塔池补水正常，辅机冷却水泵检查良好备用。2）检查厂房内开式水系统放水门关闭，开启管路放空气门。3）检查关闭厂房内开式水进口滤网放水电动门、旁路电动门，开启滤网前后阀门，检查开式水系统供回水管路畅通，投入闭式水冷却器冷却水侧。4）将辅机冷却水回水倒至# 机力冷却塔。5）启动# 辅机冷却水泵运行，缓慢开启泵出口门进行系统冲水，待机力通风塔落水后调整辅机冷却水系统压力至 Mpa。根据水温启动#1机力通风塔冷却风机。6）检查辅机冷却水系统压力至 Mpa， # 辅机冷却水泵投入备用。7）开式水系统投运正常后，根据要求逐个投入用户。注意：1、应根据环境温度及水温联系化学改变机冷塔回水方式至主路或旁路

3、。2、启动时尽可能开启电泵润滑油冷却器、发电机氢冷器水侧放空气门，系统充水，待放空气管连续出水后及时关闭各放空气门。3、开式水系统各冷却器、冷油器、滤网等用户按照一运一备标准方式进行检查、投运，不得双侧投入运行。4、联系化学检查确认机冷塔入水水质合格，否则应及时冲洗换水至合格水质。1.4压缩空气系统的投运：1）检查仪用及杂用压缩空气系统管路阀门连接完好。检查至空压机冷却水供、回水门开启，压力正常。2）启动# 热机空压机，向仪用、杂用压缩管道及储气罐充压。3）视仪用、杂用压缩空气压力，继续启动热机空压机 ，投入压缩空气系统，保证仪用、杂用空气压力0.60MPa以上，检查热机空压机 良好备用。1.

4、5检查机组所有电动门，调整门，调节档板有关的操作电源、控制电源、仪表电源送上且正常，显示状态与实际相符合；1.6检查辅汽系统管路、阀门连接完好，联系启动锅炉房或邻机（# 机组）准备向# 机组辅汽箱供汽，开启供汽管道各疏水门。注意：1、投辅汽系统时，疏水暖管应充分，暖管期间阀门开关要缓慢，切忌操之过急。2、使用邻机汽源时，应通知邻机注意监视辅汽联箱压力。3、在主机未建立真空前，辅汽系统疏水均倒至定排。1.7化学消防水系统具备启动条件，投入消防水系统。1.8化学检查工业水系统管路阀门连接完好，投入工业水系统1.9联系化学实验室化验主机、EH油系统、磨煤机润滑油站及液压油站油质合格。1.10化学检查

5、制水设备及制氢站具备投运条件。1.11锅炉燃烧室内部检查：脚手架拆除，无工作人员，受热面完整清洁，喷燃器正常无焦，摆角水平。确认无工作，关闭各人孔门、看火孔。1.12锅炉燃烧室外部检查：四周照明良好，走道畅通，楼梯栏杆完整，炉墙及各部管道保温完整。1.13炉本体各管道的支吊架完整、牢固，保温齐全。1.14各膨胀指示器安装正确牢固，各膨胀件无受阻。1.15锅炉在冷态下记录各膨胀指示器的初始值。1.16风烟系统检查：风烟系统保温完整，烟道人孔、检查孔关闭，试验各风门档板开关灵活，位置指示正确，使系统处于投运前状态。检查烟温探针完好，试验进退灵活。1.17制粉系统检查：磨煤机各油站管路、阀门、设备连

6、接完好，油位正常。油泵起停及联锁试验合格，传动装置完好。各风门挡板开关灵活。磨煤机各检查孔、人孔严密关闭，加载装置起降加载试验正常。密封风管路、阀门、设备连接完好，密封风机联锁试验正常。各给煤机皮带、刮板完好，出入口煤阀完好，电机油位、油质良好，一次风管道阀门连接完好。石子煤排放系统完好。1.18汽水系统检查：检查汽水系统管道、阀门齐全，连接完好，阀门开关灵活，门杆无弯曲，卡涩现象，销钉牢固，法兰结合面螺丝拧紧，手轮配套齐全，试验各电动门开关灵活，开度指示及方向正确。检查系统处于投运前状态。就地仪表、远传仪表、投入正常，取样一次门开启。1.19锅炉排污系统检查：锅炉连排、定排管道、阀门连接完好

7、，各表计及仪用电源、气源投入正常，调门开关灵活。1.20检查汽包水位计齐全阀门开关灵活，水位计清，严密不漏，水位监视电视镜头良好可用，检查完后投入汽包水位位。1.21检查送风机及其油站管路、阀门、设备连接完好，油质合格。各表计齐全处于投入位，就地事故按钮齐全。1.22检查一次风机管道、阀门、设备连接完好，各表计齐全处于投入位，就地事故按钮齐全。1.23检查引风机管道、阀门、设备连接完好，引风机冷却风机管路连接完好，档板灵活，各表计齐全处于投入位，就地事故按钮齐全。1.24检查脱硝稀释风机及其管路阀门完好，供氨系统管路连接完好。1.25检查空气预热器保温齐全，人孔门关闭，空气预热器减速机油位正常

8、，轴承油站连接完好，油箱油位正常，控制柜齐全。热端自动密封装置电源正常。1.26检查烟温探针完好，试验进退灵活。1.27锅炉等离子暖风器系统检查：暖风器系统管道、阀门及设备连接完好，电动门开关灵活。1.28检查锅炉吹灰系统及SCR吹灰系统管路、阀门连接完好，吹灰枪完整齐全。1.29检查除渣钢带机、斗提机、碎渣机及其系统连接完好。检查试转除渣系统正常，关断门开关正常，无卡涩。1.30试转各磨煤机石子排放系统正常，对各磨煤机石子煤斗出入口门开关一次，确保石子煤斗内无积煤及杂物。1.31检查电除尘器各电场灰斗料位显示正常。1.32测电除尘器各电场绝缘合格（大于1000 M）。1.33对各电场进行空载

9、升压试验，详细记录试验结果。试验结果：1.34检查A磨煤机等离子点火器系统管道，阀门连接良好，等离子冷却水泵、火检风机处于运行或良好备用状态，保证等离子冷却水压力0.4Mpa。等离子点火器良好备用，系统处于点火前状态。注意：1、应检查等离子阴阳极工作时间，若接近寿命应及时联系检修更换，更换后在DCS上将计时器复位。2、检查等离子四个角载体风压力保持8-10Kpa且各角风压一致。1.35检查炉前油系统各阀门状态正确，来油跳闸阀及回油调节阀前后手动门开启，炉前油滤网投入一组，各表计齐全处于投入位，系统处于点火前状态。1.36火检冷却风系统检查：火检冷却风系统阀门、管路、设备连接完好。1.37通知热

10、工投入锅炉侧各一、二次风门档板及各气控门仪用气源。1.38炉膛火焰监视装置及各层火检外观完好，冷却风门开启，冷却风软管连接正常。盘前各个仪表，测点完好，电源投入。1.39检查汽机本体及调节系统各主要仪表齐全，本体、导管及各抽汽管道保温完整。1.40检查闭式冷却水系统管道，阀门及设备连接完好，检查闭式冷却水泵处于备用状态，闭式水箱具备充水条件，闭式水箱补水调阀前后手动门开启，旁路门、补水调阀及闭式水箱放水门关闭。1.41检查凝结水系统管路、阀门及设备连接完好，凝结泵处于备用状态，系统恢复至启动前状态。1.42检查排汽装置及空冷系统管道阀门连接完好，排汽装置及空冷系统具备充水条件，本体扩容器以及事

11、故扩容器、水箱系统连接完好，阀门试验正常。1.43检查凝汽器补水系统管路、阀门及设备连接良好，300T除盐水箱具备进水条件，系统处于投运前状态。1.44检查汽机侧低压减温水系统管路、阀门连接良好，系统具备充水条件。1.45检查汽机侧真空系统管路、阀门、设备连接完好，处于启动前状态。系统内水封阀门密封水管路、阀门连接完好，密封水供水总门及各支门处于开启状态。1.46检查除氧器汽、水系统管路、阀门及设备完好，除氧器具备进水进汽条件，设备具备投运条件。1.47检查汽机侧给水系统管路、阀门及设备连接完好。系统内阀门（包括放水、放空气门）处于投运前状态。1.48检查高、低压加热器疏水系统气控阀前、后手动

12、隔离阀开启，汽、水侧及管路放水、放空气门关闭，连续排汽门开启，启动排汽、充氮保养及湿汽保养一、二次门关闭。1.49检查汽机侧主、再热蒸汽系统管路、阀门连接完好，主、再热蒸汽各主汽阀、调阀及高排逆止阀和通风阀处关闭状态，阀门杠杆机构及阀位指示机构连接完好。管道疏水阀、防进水液位保护罐动作正常，各疏水阀处于关闭位置。1.50检查汽机高、低旁路系统管路、阀门连接完好。旁路控制面板各状态指示正常。暖管及疏水系统投运正常。通知热工投入旁路联锁及保护。1.51检查汽机本体各疏水气动门前手动门开启，气动门关闭。1.52检查抽汽系统、各段抽汽电动门、逆止门均关闭。四段抽汽至除氧器、辅汽供汽逆止、电动门关闭。再

13、冷段至辅汽联箱供汽电动门关闭。各段抽汽管道疏水阀动作灵活，处于关闭状态。汽轮机本体疏水阀门状态确认班组长： 专工：1.53检查主机轴封系统管路、阀门及设备连接完好。轴封辅助汽源控制站、溢流站电动门、调阀及旁路门关闭，辅助汽源及低压轴封减温水调门动作正常，减温水调阀关闭，调阀前、后阀门开启，旁路门关闭。注意：1、检查各疏水手动门开启，高低压轴封供气管滤网排污门开启。2、检查轴封风机具备启动条件后，开启轴封至轴加漏汽手动门。1.54高低压轴封供汽电动门关闭，轴封减温水调门动作正常，低压轴封减温水调阀关闭，调阀前、后门开启，旁路门关闭。1.55检查主机润滑油、调速油、顶轴油系统管路、设备阀门连接完好

14、。各油泵及盘车备用良好，油箱油位正常，排烟风机正常备用。冷油器油、水侧具备投运条件。1.56检查主机EH油系统管路、阀门、滤网及设备连接完好。油箱油位正常。EH 油泵及EH油再循环泵处于良好备用状态。冷油器一侧投入，另一侧处于备用状态。1.57检查各主汽阀、调阀油动机滤网前、后手动门开启。高、低压蓄能器压力正常，处于启动前状态。1.58检查发电机氢、油、水系统管路、阀门、滤网及设备连接完好。滤网一侧投入，另一侧备用，系统内各阀门处于投运前状态。油泵备用完好。1.59通知热工投入机、炉侧各辅机设备及系统各监视、调整仪表及电源系统。1.60检查发变组启动前应具备的条件：1）发电机及其励磁系统，主变

15、，厂高变，励磁变，发电机出口封闭母线、PT、厂用封闭母线及其进线PT在冷备用状态，发电机出口刀闸在分闸状态，发变组保护、测量、同期、操作控制及信号系统等二次设备系统完好，功能正常。2）发变组经检修后，应在启动前将发变组所属系统的全部工作票收回，接地线或短路线拆除，临时遮栏、标示牌拆除，常设遮栏恢复。经解体后的发电机必须进行气密性试验，且合格后方可投入运行。3）检查发电机电刷及大轴接地电刷正常无异常情况。4）厂用系统无影响机组启动的因素。1.61测机、炉侧各380v辅机电动机绝缘合格，送电正常。1.62测机、炉侧各6Kv辅机电动机绝缘合格，送电至试验位置，准备做机、炉各联锁试验及辅机联锁试验。1

16、.63柴油发电机、保安备用电源备用正常，直流系统、UPS系统运行正常；1.64确认无禁止机组启动项目；2机组试验2.1辅机试验2.1.1联系热工做FSSS、MCS及CCS各项功能试验。2.1.2空预器A、B主、副电机联锁试验，结果：2.1.3启动引风机轴承冷却风机，并做联锁试验，结果：2.1.4火检冷却风机就地做启、停及联锁试验合格后将“远控/就地”开关切至“远控”，将状态开关切至“备用”位。2.1.5A磨煤机等离子点火系统相关实验，结果：2.1.6油枪推进试验，结果：2.1.7PCV阀开关试验，结果：2.1.8凝结水泵A、B联锁试验，结果：2.1.9凝汽器补给水泵A、B联锁试验，结果：2.1

17、.10定冷水泵A、B及定冷水系统联锁试验，结果：2.1.11闭式冷却水泵A、B联锁试验，结果：2.1.12电泵油系统联锁试验，结果：2.1.13辅机冷却水泵联锁试验，结果：2.1.14EH油系统联锁试验，结果：2.1.15空冷系统风机联锁试验,结果：2.1.16密封油泵及直流油泵联锁试验结果：2.1.17发电机检漏试验，结果：2.2主机试验2.2.1主机润滑油系统静、动态联锁试验，盘车联锁试验，结果：2.2.2ETS通道试验，（热控进行）结果：2.2.3阀门校验，（热控进行）结果：2.2.4高压遮断电磁阀（HPT停机）试验，结果：2.2.5超速限制电磁阀（OSP）试验，结果：2.2.8锅炉大联

18、锁试验，（热控进行）结果：2.2.9锅炉汽包水位计联锁、保护及传动试验，结果：2.2.10FSSS有关项目的试验，（热控进行）结果：2.2.11水压试验，结果：2.2.12风烟系统的严密性试验，（大修后进行）结果：2.2.13发电机PT回路绝缘电阻测定，结果：2.2.14发变组保护传动试验，（检修后启动）结果：2.2.15机、炉、电大联锁试验，（热工进行）结果：2.3发-变组系统加入热备用：（根据典型操作票）2.3.1主变冷却装置自启动试验及电源切换试验，结果： 2.3.2整流柜风机联锁试验，结果：2.3.3厂高变冷却装置试验，结果：3系统投运3.1通知燃运给各原煤仓上煤、确保A原煤仓上优质煤

19、。3.2联系灰控、脱硫、化学值班人员机组准备启动。3.3化学启动制水设备开始制水，#1、2除盐水箱水位9.0米以上。同时根据机组用水情况及时启动制水设备。3.4联系化学值班人员启动除盐泵，将300吨水箱补水至2.22.5m。3.5投入闭式冷却水系统1）启动凝结水输送泵向闭冷水膨胀水箱上水至正常水位（1000mm），将补水阀投自动。2）开启闭式水至各辅机轴承供回水门或具备投入条件的热交换器运行，开启 闭式水热交换器闭冷水侧进、出口阀，另一台热交换器备用。3）确认闭冷水泵入口手动阀开启，出口电动门关闭。4）开启闭式冷却水系统放空气门，待闭式冷却水泵运行，放空气门见水后关闭。5）启动闭式水泵# 运行

20、，检查出口门联启正常，做闭式水泵联动试验正常后，检查闭式水系统压力 Mpa，检查# 闭式水泵进、出口门开启，注水排空后投入联锁备用。6）闭式水系统投运正常后，根据要求逐个投入用户。7）联系化学取样分析闭式冷却水水质。3.6脱硫投入工艺水系统。工艺水压力保持0.6MPa，检查制浆系统具备投运条件。 3.7检查烟道事故减温水箱减温水阀由就地切至远方位，待主机风烟系统启动后，关闭烟道疏水门，保证水箱水位不低于2.0m。3.8投入主机润滑油系统1）检查、启动主油箱# 排烟风机运行，做主油箱排烟风机联动试验正常后，主油箱# 排烟风机投入备用。2）启动主机交流润滑油泵运行，做主机交流、直流油泵联动试验正常

21、后，投入油箱加热器进行油循环提升油温。3）启动顶轴油泵# 运行，做顶轴油泵联动试验正常后，检查顶轴油压力 Mpa，顶轴油泵# 投入备用。注意：1、检查润滑油压及各轴承油流正常，油系统无泄漏。2、检查顶轴母管压力大于7Mpa，顶轴油系统无泄漏。3、油系统启动后，如油箱油位低时需补油时应联系化学化验油质合格后方可补油，否则使用滤油机或油净化装置补油。4、系统热量少，润滑油温调整要缓慢，要全过程监视、调整油系统检查确认人（机检）: 汽机专工：3.9按照标准操作卡投入发电机密封油系统注意：1、启动过程中，当密封油温升至43时，投入密封油冷油器，保持油温在3849之间。2、投入密封油系统时，应检查差压阀

22、自动跟踪正常，否则手动调整旁路门，以防发电机进油。3.10按发电机气体置换操作卡要求进行气体置换。注意：1、CO2投运时要保证加热装置投运正常，防止管道结冰，温度太低而影响发电机安全。2、CO2置换空气，H2置换CO2结束应注意排死角。3、气体置换过程中要控制发电机气体升压速度，监视密封油跟踪情况。3.11检查发电机氢压 Mpa, 密封油系统运行正常。3.12投入汽机盘车1）检查盘车回路正常。2）确认顶轴油母管压力大于7Mpa。3）投入盘车。注意：1、启动后监视并记录盘车电流正常，电流表不摆动2、测量并记录大轴偏心值及各油膜压力，倾听各轴瓦及机内声音正常。3、盘车应在润滑油系统、顶轴油泵及发电

23、机密封油系统启动正常后方可投入，若润滑油温小于21，禁止投入盘车。4、在汽机冲转前4小时，必须投入连续盘车3.13按锅炉上水操作卡检查锅炉上水系统置上水状态。3.14投入辅汽系统1）检查 汽源暖管充分，具备投运条件。2）检查# 机辅汽联箱至疏水器及旁路开启，稍开至# 机辅汽联箱供汽电动门 ，辅汽联箱暖管。3）待辅汽联箱温度上升到150左右，检查辅汽疏水系统正常，全开进汽电动门，关闭疏水器旁路门。4）通过辅汽联箱供汽调节阀调节辅汽联箱压力至 Mpa。注意：暖管时注意监视辅汽联箱及管道不振动。3.15检查空冷系统按具备投运条件。3.16投入凝结水系统1）开启凝结水输送泵向排汽装置补水，水位正常后，

24、联系化学化验凝结水质，水质不合格时，热井放水进行冲洗，直至水质合格，2）确认凝结水系统各项联锁保护试验合格。3）检查闭式水至凝结泵推力轴承冷却水投运正常。4）检查凝输泵至凝结泵密封水系统投运正常。5）检查凝结泵出口母管至凝结泵密封水系统阀门状态正确。6）开启凝结泵A、B入口电动门。7）联系化学凝结水精处理系统符合投运条件，将凝结水精处理旁路门开启，建立通路，确认凝结水泵再循环门开启95%以上。8）启动凝结泵 ，检查出口电动门联开，注意电流、振动、声音指示等正常。9）检查系统压力正常，投入凝结水泵 备用，检查出口电动门联开。注意：1、凝汽器水质不合格时，通过热井放水进行冲洗。2、凝结水水质不合格

25、时，通过#5低加出口放水门排放，循环冲洗凝结水系统。3.17脱硫确认吸收塔液位在8M以上,PH值大于5.0，吸收塔搅拌器运行，各循环泵入口门开关试验正常。3.18除氧器上水1）检查凝输泵出口压力正常，缓慢开启凝输泵至除氧器上水门向除氧器上水至600700mm。联系化学化验水质，水质不合格，放水冲洗。2）除氧器冲洗合格后，重新上水至300mm500mm。3）稍开辅汽联箱至除氧器供汽电动门暖管，30min后投入除氧器加热。4）凝结水系统冲洗合格，凝结水泵运行时可直接通过凝结泵给除氧器上水。注意：1、凝输泵向凝汽器及除氧器上水时，注意控制凝输泵电流不超限。2、稍开辅汽联箱至除氧器供汽电动门暖管时，提

26、前开启电动门后疏水，确保竖管内积水排净，否则将造成辅联箱至除氧器供汽管道强烈振动。3、辅汽至除氧器加热疏水直接至汽机本体疏水扩容器，在凝汽器未抽真空前，投暖管时应及时开启本体扩容器减温水。4、在机组未抽真空以前，除氧器不得溢流，否则低压缸防爆膜会破坏。抽真空正常以后，除氧器水位高，方可溢流至凝汽器。3.19锅炉开始上水。1）按照锅炉上水标准操作卡对上水前系统及阀门进行全面检查，确认锅炉上水条件满足。2）检查三台电泵具备启动条件，闭式水至电泵密封水冷却投入正常，各润滑油、工作油冷油器投入正常，可以随时启动。3）开启电泵前置泵入口电动门，向管道及泵壳充水，全开各电泵最小流量再循环门。4）逐渐开大辅

27、汽至除氧器加热供汽门，提高除氧器水温。5）正常情况高加水侧投正常，通过给水副阀向锅炉进水，给水主路电动门关闭。启动电泵 ，勺管开启5以上，调整给水压力大于汽包压力12MPa。5）用副阀控制上水速度，控制上水时间，夏季2小时、冬季4小时。锅炉上水温度为7090，上水流量约3060T/h，保持水温与汽包壁温差小于28。 6）投炉底加热系统暖管。7）主给水管道放空气门冒水后及时关闭。8）水冷壁空气门冒水后及时关闭空气门，汽包水位至可见水位后，逐渐关小上水调门，水位至-100mm时，停止上水。8）联系化学化验水质，当炉水含铁量超过200，水质不合格时要进行排污清洗。注意：1、上水前、后分别抄录锅炉各膨

28、胀指示器数值2、上水过程中锅炉金属温度变化率应1.5/min，汽包上下壁温差控制在哪里40以内。3、上水过程中注意保持水温在7090，水温低时应控制上水速度并开大除氧器加热。4、锅炉上水过程中应检查关闭炉本体检查孔及排渣通风孔，防止热量散失。5、锅炉大量排水时应通知化学注意监视和机组排水槽水位6、环境温度低于5，应有防冻措施。7、锅炉上水时应派专人监视各放空气门，待省煤器及水冷壁各放空气门见水后关闭，防止锅炉跑水。3.20按照标准操作卡投炉底加热，检查炉底渣系统液压关断门均关闭。注意：1、加热过程应缓慢进行,按炉水饱和温度升温率28/h 控制,严格控制汽包壁温差40。2、投加热期间炉水膨胀使汽

29、包水位不断上升，此间可维持水位在150200mm,采用间断开启事故放水门放水(不得使用水冷壁下联箱定排门进行放水,在加热停止后可使用该门放水),控制汽包水位正常。3、炉底加热期间，锅炉密闭，禁止通风。4、点火前一小时停炉底加热。5、加热前和加热后要记录各部膨胀指示。3.21按EH油系统启动要求进行系统检查，抗燃油箱油位： mm，启动EH油循环泵，投入油箱加热器。油温20时，启动# EH油泵运行，检查EH油压力 Mpa（11.5Mpa），做EH油泵联动试验正常后投入# EH油泵备用。注意：1、抗燃油温低时启动抗燃油循环泵，并投入加热器，尽快提高抗燃油温，防止油温低于20禁启抗燃油泵。2、抗燃油系

30、统启动后全面检查系统各压力表指示正常，无漏油、渗油现象。3.22联系热工确认投入ETS、DEH系统保护。3.23按发电机定冷水系统投运操作卡要求投入定冷水系统。1）打开定冷水系统放空气门，用 水源向定冷水系统注水，当空气门有水连续冒出时关闭。2）检查定冷水箱水位 mm，启动定冷水泵 ，检查定冷水泵运行正常，检查定冷水压力正常。3）做联锁试验合格，将定冷水泵 投入备用。4）联系化学就地内冷水箱排水门处取冲洗水样，观察外观清澈透明无沉渣，分析各项指标符合规定，内冷水箱冲洗合格。定冷水系统进行反冲洗30min，倒至正常运行方式，发电机定子线圈进水。5）联系电气检修测量发电机定子绝缘，结果：注意：发电

31、机定子测量完毕后，应及时恢复所做措施：合上发动机中性点接地刀闸，将发电机出口PT及避雷器送至运行状态。3.24投空冷系统：1）投入空冷系统风机减速箱及电加热器“自动”（环境温度低于10时执行）2）散热器进汽电动门，空冷风机控制方式投“自动”3）空冷风机润滑油流量开关投入正常4）投入排汽压力调节器“自动”注意：1、空冷系统风向、风速仪完好，风向指示与实际一致。2、空冷散热器进行清洗时，应加强对下部区域内电气设备的检查和监视。3.25投入轴封供汽3.29汽机轴封系统暖管投运：1）检查汽轮机高、中、低压缸轴封供汽支门关闭。2）检查轴封辅助汽源控制站电动门关闭。3）检查轴封溢流站调门及旁路门关闭。4）

32、稍开辅汽联箱至轴封供汽站辅助汽源控制站电动门前管路疏水门。5）稍开辅汽联箱至轴封供汽站辅助汽源控制站电动门前供汽电动门进行暖管。暖管30min后，逐渐全开供汽电动门，通过辅汽联箱至轴封系统供汽调节阀调节供汽压力至 Kpa。（25-30Kpa左右）6）启动# 轴封风机运行，检查运行正常，风机入口压力 Kpa，# 轴封风机投备用，检查轴封加热器至U型水封手动门开启，检查U型水封至凝汽器门开启。7）稍开辅助汽源控制站供汽调节阀对主机高、中、低压轴封供汽管道暖管。8）逐渐开启辅汽联箱至轴封供汽调节阀，调整轴封压力至30Kpa左右，同时监视轴封供汽温度缓慢上升，控制低压轴封供汽温度应在150260范围内

33、。注意：1、启动轴封风机前应检查风机底部型管处无水。2、轴封暖管前开启各供汽管各滤网排污门，暖管供汽过程中检查各减温水关闭，检查管道不振动。3、汽轮机温态、热态、极热态启动，抽真空前必须先向轴封供汽。4、盘车连续运行，且偏心度0.076mm；禁止在转子静止状态下向轴封供汽。5、高、中压转子轴封蒸汽与转子表面金属温差应111，低压转子供汽温度在150180之间。轴封供汽管道疏水阀门状态确认班组长： 专工：3.22凝汽器抽真空1）确认真空泵各项联锁保护试验合格。2）关闭凝汽器真空破坏阀并注水正常。3）检查凝汽器水位正常。4）开启凝汽器抽真空手动门。4）启动真空泵 运行，检查泵进口气动阀应联动开启正

34、常。5）开启高、中、低压缸轴封供汽手动门，向轴封供汽。6）根据情况启动真空泵 运行，检查真空泵电流均衡不超限。7）记录凝汽器抽真空时间，如果真空建立缓慢，应及时检查真空系统严密性。8）排汽压力建立至25KPa以下时，真空泵 投入备用。9）检查真空泵分离器补水电磁阀动作正常。注意：1、调整轴封冒汽正常，高、中、低压轴封处不喷汽水。2、凝汽器抽真空后，及时将辅汽系统疏水倒换至凝汽器。3、真空泵启动前，应检查分离器水位正常。3.30投入空预器吹灰系统与等离子暖风器供汽管路暖管，检查关闭自用吹灰蒸汽电动门，开启空预器吹灰疏水门，开启空预器吹灰枪手动门。稍开辅汽联箱至空预器吹灰电动门暖管。检查吹灰程控系

35、统正常。3.31投入等离子点火装置载体风和冷却水系统，启动# 等离子冷却水泵，做联锁试验正常，# 冷却水泵投备用。3.32炉侧辅机辅助系统投运1）检查引风机A冷却风机具备启动条件，启动冷却风机 ，做联锁试验正常，冷却风机 投备用。2）检查引风机B冷却风机具备启动条件，启动冷却风机 ，做联锁试验正常，冷却风机 投备用。3）检查投入送风机A油站 油泵运行，做油泵联锁试验正常，检查油压、油位及油温正常后， 油泵投入备用，油箱电加热器投入联锁。4）检查投入送风机B油站 油泵运行，做油泵联锁试验正常，检查油压、油位及油温正常后， 油泵投入备用，油箱电加热器投入联锁。5）检查投入A-E磨煤机稀油站和液压油

36、站油泵运行，检查油压、油位及油温正常，油箱电加热器投入联锁。6）检查投入A、B空预器导向油站和推力油站油泵运行，做联锁试验正常，检查油压、油位及油温正常，可停止油泵运行，投入一台油泵备用。3.33通知灰控进行下列检查与操作1）锅炉点火前2小时，将电除尘器加热系统（如果测电场绝缘低或者雨雪天气时可以提前投入加热）。2）锅炉点火前1小时，将电除尘器阴、阳极振打装置投入“自动”运行，并检查运行正常。3.34锅炉点火前启动炉底渣系统。1）检查渣库在低料位，启动渣库除尘风机运行。2）启动# 斗提机，检查运行正常，启动对应侧碎渣机运行，入口档板切至对应侧。3）启动钢带输渣机运行4）启动清扫链电机运行5）检

37、查炉底液压关断门油泵及冷却风机具备启动条件，启动冷却风机及一台液压油泵，开启炉底所有液压关断门。6）液压关断门开启后，可停止液压油泵及冷却风机运行。3.35联系脱硝氨区值班员，配合投入辅汽至氨站蒸发器暖管。3.36风烟系统启动前脱硫启动# 循环泵运行，启动# 测量泵运行，并检查PH计，密度计显示正常。3.37检查下列保护投入：1）联系热工确认FSSS所有保护投入 2）锅炉辅机及联锁所有保护投入3）锅炉水位联锁保护投入，水位保护扩展到300mm4）强制点火前以下保护：a.首支油枪点火失败b.首支油枪点火推迟二锅炉点火1投入炉膛出口烟温探针及炉膛火焰电视系统投入。2检查PCV阀前手动门开启，将PC

38、V阀投至“自动”位。3投入等离子点火暖风器。检查等离子冷却水系统和载体风压力正常。4空预器入口二次风温20，投入二次风暖风器运行。5确认锅炉烟气挡板、二次风挡板、燃烬风挡板均处于“自动”位且各挡板开度正常，燃烧器倾角调至水平位。6脱硝系统启动1）启动SCR反应器稀释风机 ，做联动试验正常后，投入稀释风机 备用。2）检查SCR蒸汽吹灰具备投运条件。7风烟系统启动1）启动# 火检冷却风机运行正常，做联动试验正常，投入# 火检冷却风机备用，检查冷却风母管压力7kPa左右。实际压力： 。2）启动空气预热器A、B主电机，做主辅电机试验正常，投入辅电机备用。主电机电流A/B： / ；辅电机电流A/B： /

39、 3）联系脱硫检查增压风机具备启动条件，启动增压风机。4）将所有二次风档板开启55%以上，建立烟风通道。5）顺控启动A、B侧引风机、送风机，调节总风量在3040BMCR（397529t/h）风量之间，调整锅炉辅助风挡板，使风箱/炉膛压差稳定在380Pa并保持稳定，炉膛压力保持50100Pa，投入炉膛压力控制“自动”。引风机电流A/B： / 送风机电流A/B： / 注意：1、引、送风机启动以后，迅速开启静叶或动叶至10%以上，防止喘振发生。2、风机启动后，联系脱硫值班员，调整增压风机静叶开度，保持增加风机入口风压在0-100Pa，引风机A、B出口风压在0Pa左右。8启动输灰空压机，投入输灰系统运

40、行。9锅炉吹扫1）按照炉前油系统投运操作卡投入炉前油系统。2）进行炉前油系统泄漏试验，合格后才允许点火启动。3）检查调整炉膛吹扫一、二次条件均满足，启动炉膛吹扫。吹扫完成后确认MFT跳闸继电器复位。4）开启炉前油系统来回油跳闸阀，复位OFT跳闸继电器，调整炉前油压力在3.0MPa以上。注意：1、炉前油系统必须在吸风机运行正常、炉膛负压正常以后投运。2、炉前油投运后，应检查各油角阀手动门关闭，防止漏油爆燃，燃油泄漏试验前再打开手动门。3、油枪投运后，注意监视燃油压力。以免因油压低引起OFT保护动作。同时注意监视调整炉膛负压。4、采用等离子点火时，炉前油系统若不满足，燃油泄漏试验可不进行，炉膛吹扫

41、前将该项旁路。10锅炉点火1）确认炉侧各疏水阀放气门开启。2）启动A、B一次风机，调整一次风压到7.5kPa，投入一次风压控制“自动”。一次风机电流A/B： / 3）检查等离子暖风器投入正常，暖风器出口风温达140以上。4）启动密封风机 运行，调整密封风压与一次风差压35KPa，投入密封风入口档板自动，确认密封风机运行正常后将 密封风机投备用。同时备用密封风机入口调阀投自动，就地检查备用密封风机不回风倒转，以保证良好备用。5）将A磨煤机运行模式投入“等离子运行模式”。6）检查等离子点火条件满足，阴阳极时间满足启动时间要求，设定等离子电压、电流，依次进行A1、A2、A3、A4等离子点火器拉弧，检

42、查各点火器拉弧正常。7）暖风器出口温度140170，开启A磨煤机等离子暖风器热风门、冷风门进行暖磨，控制磨煤机出口温升在5/min,将磨煤机出口温度暖至6575。8）投入空预器连续吹灰，按规定投入SCR反应器催化剂层吹灰运行。9）启动A磨煤机、A给煤机，调整给煤出力810t/h，降磨辊点火，就地观察燃烧情况，若发现煤粉着火不好，及时调整风粉比，若灭火保护动作，应进行炉膛吹扫后方可点火。10）检查燃烧器壁温正常，炉膛燃烧稳定，按照机组冷启曲线升温、升压要求逐渐增加A给煤机煤量。及时排放A石子煤斗石子煤，若石子煤量大或者异常时及时进行调整。11）A磨煤机稳定燃烧运行10min后，按值长命令将电除尘

43、器一电场全部投入运行，并通知脱硫。12）通知化学，化验凝结水水质合格，投运凝结水精处理粉末过滤器。注意:1、A磨在等离子模式下单独运行时, 磨煤机A出口风速应控制在18-22m/s。煤量最大尽量不超过25吨。2、锅炉点火前确认主、再热汽管道疏水开启，锅炉点火后观察各疏水点疏水畅通。3、锅炉点火后为了防止省煤器汽化，锅炉间断上水期间，及时开启省煤器再循环门，连续上水后及时关闭。 4、制粉系统启动后，对原煤仓疏松器进行试验，以便发生断煤后及时投入。5、锅炉点火后，注意燃烧器壁温不超限。6、锅炉点火后，应保持空预器连续吹灰，SCR区域投吹灰按规定8小时进行一次，投SCR区域吹灰器前，应充分进行疏水，

44、对CSR吹灰器疏水时间不得小于10min。7、投SCR区域吹灰时，应单枪逐个进行，并应检查辅汽母管压力，压力低时联系启动锅炉或邻机提高供汽压力。11锅炉点火后，通知电气值班员检查，发变组加热备用状态。三锅炉升温升压1锅炉点火后，首先控制磨煤出力进行暖炉，30分钟后，再根据升温情况增加磨煤出力。点火初期，升温率小于0.5/min，升压率小于0.03MPa/min。2投入高、低压旁路系统，开高旁10%，低旁开20%。3汽包压力达到0.15MPa时，关闭汽包及过热器空气门。4当锅炉过热汽压力达到0.2 MPa时，按升温升压曲线要求，调整高低压旁路系统。旁路投运后，注意汽包水位变化，加强凝结水水质监视

45、，联系化学值班人员进行水质检验。使用水汽启动期间报表，每2小时全面分析水质一次，投运水汽取样架，冲各取样管一次。注意：1、旁路投入顺序为先低旁，后高旁。2、控制高旁后温度不大于220。5当汽包压力达到0.20.3Mpa时，冲洗就地水位计，联系热工冲洗仪表管路。投入给水及蒸汽流量表正常。7当汽包压力达到0.3MPa时，锅炉定排一次，投入定排减温水。8当汽包压力升至0.5MPa时，关闭顶棚入口集箱疏水门，并通知检修人员热紧螺丝。9当再热器出口压力0.1MPa, 检查再热器疏水阀联锁关闭。10当汽包压力升至1.0MPa时，开启连排至连排扩容器电动门，投入连排炉水质不合格时排污至定排扩容器。11再热器

46、压力升至0.15MPa时，关闭再热器系统空气门。再热器压力升至0.5MPa，关闭壁再入口疏水门12检查除灰、除渣系统、电除尘系统、脱硫各系统运行正常。13汽机主汽门前起压后应检查1）主蒸汽管道疏水门开启；2）维持除氧器压力维持在0.147MPa。3）用旁路系统，控制机侧温升率，不大于1.2/min，升压速度不大于0.02MPa/min。14确认机组无异常报警信号，对DEH及ETS进行盘面检查正常。15高压缸预暖及高压调节阀壳预暖15.1高压阀缸预暖条件1）确认盘车投入连续运行两小时以上。2）确认高中压轴端汽封投入。3）确认排汽装置压力不超过25kPa。4）确认高压内缸调节级处内壁金属温度在15

47、0以下。5）确认通风VV阀在关闭状态。投入预暖1）在DEH“自动控制”画面中，进行挂闸。2）蒸汽压力0.40.8MPa；蒸汽温度200250，保持50以上过热度，开启高压缸后疏水电动门，缓慢开启高压缸预暖返流阀电动一次门，稍开预暖阀电动二次门。3）通过调整预暖阀电动二次门与导汽管疏水阀保证缸内压力在0.40.5MPa范围内，压力不得超过0.55MPa。4）高压内缸内上壁金属温度达到150，在上下半内、外壁温差50，高压内缸上下半左右法兰内、外壁温差50，在中压缸进汽处和排汽口处内壁温度50，保持暖缸1小时后结束。5）关闭返流阀手动门，检查关闭高压缸疏水电动门。6）开启高排通风VV阀注意：1、当

48、汽包压力汽缸金属温升率必须符合规定且升温平稳，如升温不稳定应分析汽缸是否有积水，并进行相应处理，高压缸第一级内外壁金属升温率不得超过50/h；2、暖缸过程中，通过调整预暖阀、导汽管疏水阀来调整金属温升率；3、暖缸过程中检查上下缸温差、高压缸内外壁温差正常；4、注意监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心度指示正常。15.2高压调节阀壳预暖条件1）确认高压主汽调节阀壳内壁外或外壁温度150。2）确认高压主汽阀及调节阀全关3）开启高压主汽阀及调节阀壳疏水电动门4）调门室的预暖须在高压缸预暖结束后进行；5）预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271。投入高压调阀预暖1）检查预暖条件满足，在DEH自动控制

49、画面中选择“阀壳预暖”，将#2高压主汽阀开启至预暖位置，蒸汽由主汽阀的预启阀进入调节阀壳。2）调节阀壳内外壁温差大于50，时，这止阀壳预暖，关闭MSV2 主汽门，待内外壁温度基本一致时，可重新投入预暖。5）当调节阀壳内外壁温度都大于150，且内外壁温差小于50时，达到预暖要求，预暖结束，关闭高压主汽阀及调节阀壳疏水电动门。注意：1、防止因调速汽门不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣后高压缸预暖将自动终止。2、检查调门室内外壁金属温差，当高于80时， MSV2阀关闭。待温差基本消除后重新投入。16投入汽缸夹加热联箱预暖1）确认高压外缸下半内壁金属温度小于3002）当机前压力达0.5MPa时，检查夹层

50、加热进汽两手动支门关闭，开启夹层进汽电动门后手动门及联箱疏水电动门，控制夹层进汽电门前手动门开度，保持联箱压力0.1 0.2MPa。3）主汽温度超过210时，再开启手动支门，投入夹层加热17当汽包压力达到14MPa时，锅炉抄录膨胀指示一次。18当空预器出口一次风温度大于177，磨煤机A冷、热风投正常方式，停止A等离子暖风器运行。19炉膛出口烟温大于540，烟温探针自动退出，应确保再热器系统蒸汽流通。20根据排温装置温度以及机组真空情况，检查空冷系统部分风机自动投入。 四汽轮机冲转1汽轮机冲转前联系热工，确认DEH及ETS保护均投入。电气保护误上电及启停机保护投入。2汽轮机冲转前确认以下条件满足

51、1）确认汽轮机不存在禁止启动的条件。2）确认DEH系统正常。3）确认汽轮机在盘车状态，转速4r/min，盘车电流 A正常。4）确认汽轮机连续盘车时间大于4小时，汽缸内和轴封处无异音。5）确认转子偏心度不大于0.076mm（或原始值的0.03mm），实测值： mm。6）根据高压内缸金属温度进行冲转参数选择。7）凝汽器背压小于25Kpa；润滑油温在43-48之间；汽轮机高、中压内缸上、下温差35和外缸上、下温差508）确认各疏水门状态正常，疏水已疏尽。9）确认低压缸喷水控制开关在自动位置。10）汽机旁路在开启位。11) 发变组出口开关在分闸位。12）汽机润滑油压和抗燃油压正常。13）汽机高中压进汽阀门状态正确。3汽机冲转前，进行下列复查：1）检查主油箱油位、EH油箱油位、密封油箱油位正常，内冷水箱、闭式水箱、稳压箱水位正常。2）TSI、DCS系统无报警显示，DEH、ETS盘面显示正确。3）所有辅助转机运行正常。4）热力系统管道无晃动振动现象。4接值长汽轮机冲转命令，记录冲转参数：主汽：压力 Mpa、温度 ；再汽：压力 Mpa、温度 ；偏心度 mm、