600MW机组启动操作票(DOC)

1、600MW机组启动操作票 1 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 1. 接令后检查所有的检修工作已结束， 工作票已终结， 现场清理完 毕，锅炉人孔门、检修孔等已关闭。 2. 6KV及400V厂用电系统已送电并恢复为标准方式， 确认直流系 统、UPS 系统、保安电源运行正常，各设备操作、控制电源已送 电。 3. 现场的楼梯、走道通畅，照明正常。 4. 机组启动所需的氢气、 二氧化碳、 煤、 燃油储备充足， 通知零米、 化学、燃料等各辅助岗位做好启动前的准备工作。 5. 所有的主、辅机的保护及联锁试验已完成。 汽机、锅炉系统检查 卡已完成。 6. 通知热工：投入 DCS DEH ETS 炉管泄

2、漏检测等各种监视仪表、 自动装置、保护装置。 7. 点火前 12 小时联系零米值班员投入电除尘灰斗加热。 8. 联系化学值班员启动工业服务水泵，检查工业水系统运行正常， 系统压力在 0.4MPa 以上。通知零米检查复用水系统正常，并启 动复用水系统正常，向吸收塔等用户补水。 9. 联系化学值班员启动除盐水泵向凝补水箱补水， 并通知一期汽机 值班员检查一期除盐水箱补水门状态，防止溢流跑水。 10. 启动机组空压机，确认仪用空气、厂用空气系统压力正常。 11. 联系江边泵房值班员检查二期工业水压力正常， 并做好机组对应 循泵启动前检查，对循环水母管注水。 12. 启动水室真空泵，确认凝汽器注水良好

3、，通知值长，联系江边泵 房值班员启动一台循环水泵。 13. 凝汽器循环水通水正常，停水室真空泵，关循环水母管注水门。 14. 启动开式水泵，投入开式循环水系统。 15. 凝补水箱水位正常，启动凝补水泵向凝汽器、闭冷水水箱和内冷 水箱进行冲洗，水质合格，补水至正常液位。 600MW机组启动操作票 2 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 16. 启动一台闭式水泵，备用泵投联锁，检查闭式水系统正常。 17. 启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站， 冬季应要求巡检注意检查各油站油温正常。 18. 检查大机主油相油位正常，启动主油相排烟风机。 19. 启交流润滑油泵，投入主机润滑油

4、系统。 20. 检查 TOP EOP 联锁正常， 根据情况启大机交流启动油泵 （ MSP 运行，冲转前必须启动 MSP 21. 投入发电机密封油系统，氢压未建立之前应注意防止浮子油箱满 油。 22. 密封油正常后，尽早通知电作业班对发电机进行气体置换并充 氢，将发电机氢压升至 0.2- 0.25MPa，纯度 98%以上。 23. 投入发电机定子内冷水系统。 24. 定子内冷水合格后，通知电气检查发电机系统绝缘合格。 25. 将发变组系统恢复备用状态。 26. 启动顶轴油系统，检查母管压力及各轴承压力正常。 27. 投入大机盘车，检查盘车电流、大轴偏心正常，机组启动前必须 连续盘车 4 小时以上

5、。 28. 通知邻机辅汽供汽，开启辅汽系统疏水进行暖管。 29. 联系油库启动燃油泵，调整油压 2.7MP& 30. 变频启动凝结水泵，开启#5 低加出口放水，对凝结水系统进行 清洗，水质达 Fev 200 卩 g/L 合格后，通知零米投入精处理前置 过滤器。 600MW机组启动操作票 3 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 31. 向除氧器上水，开除氧器至锅炉排污扩容器电动门，对除氧器进 行冲洗。除氧器冲洗合格，关除氧器至锅炉排污扩容器电动门， 将除氧器水位补至正常。通知零米投入精处理。 32. 辅汽预暖结束后，投入辅汽系统运行。 33. 除氧器水位 1.5m 以上，投入除氧器加

6、热，将除氧器水温加热到 80 r以上。 34. 锅炉满足上水条件， 启动电动给水泵向锅炉上水， 控制上水速度 （夏季不少于 2 小时，冬季不少于 4 小时），通知巡检开启电泵 入口管道加药、取样门，并通知化学对给水进行加药。 35. 上水至储水罐水位达 12 米，关闭锅炉所有排空气门，通过 361 阀控制储水罐水位。 36. 进行冷态开式清洗，开启 361 阀至启动排污扩容器闸阀，清洗过 程中注意根据化学存水量尽可能调节冲洗流量在 300T/H 400T/H之间。若 600MW 邻机运行，可联系零米值班员 暂停邻机精处理反洗程序，防止除盐水箱水位下降过快；开式清 洗结束水质标准：Fev 500

7、ppb 或浑浊度w 3ppm，油脂w 1ppm PHC 9.5。 37. 维持 25%BMC 给水流量进行冷态循环清洗，开启 361 阀至启动排 污扩容器闸阀，启动锅炉疏水泵，进行循环清洗。循环清洗水质 标准：电导v 1 卩 s/cm ; Fev 100ppb; PH9.3-9.5。 38. 联系除灰值班员投入炉底密封水系统，启动捞渣机运行。 39. 点火前两小时，联系除灰值班员投入电除尘振打装置。 40. 确认小机润滑油系统运行运行正常， 除氧器水位正常， 泵体及机 械密封水排空气后，投入小机盘车。 41. 对辅汽至轴封供汽管道充分疏水后投入大、小机轴封系统，开启 小机排气蝶阀。 42. 启

8、动轴圭寸加热器风机。 43. 关闭锅炉启动分离器后所有放空气门和疏水门， 关闭再热器所有 放空气门、 疏水门。 启动三台真空泵抽真空。 主机凝汽器背压w 10KPa时，停运一台真空泵投入备用。 600MW机组启动操作票 4 44. 开启主机和小机本体疏水阀、各主汽门调节汽门疏水阀、导气管 疏水阀、主再热蒸汽管道疏水阀、旁路及抽汽系统疏水阀。 （冷 态启动、锅炉无余压时，可在真空泵启动前开启汽机各部疏水 ） 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 45. 启动一台EH油泵运行， 启动一台EH循环油泵运行， 并投入一套 EH油净化和再生装置。 46. 启动两台空预器运行，检查空预器漏风控制系统正常

9、。 47. 开启两台空预器进口烟气挡板和出口热风挡板， 开启送风机出口 风道联络挡板。 48. 启动锅炉火检冷却风机，风压正常，另一台投备用。 49. 启动双强少油点火火检冷却风机，另一台投备用。 50. 启动双强燃烧器#1、#2、#3、#4 配风风机及风道油枪配风风机。 51. 启动锅炉风组，调整炉膛负压-100Pa 左右。 52. 调整送风量 3040%左右。 53. 进行燃油泄漏试验。 54. 炉膛吹扫 5 分钟。检查锅炉 MFT 复位。 55. 退出锅炉再热器保护失效、锅炉总风量低、给水流量低、给水流 量极低保护。 56. 再热器烟道挡板开度 20%过热器烟道挡板开启 80% 57.

10、投入烟温探针，投入火焰监视器。 58. 检查炉膛点火许可，油枪点火许可，油跳闸阀开许可。 600MW机组启动操作票 5 59. 启动两台一次风机， 调整风压 11KPa 并投入自动。 启动一台密圭寸 风机并将另一台投备用，维持密封风机出口差压 5KPa 左右。 60. 检查双强油具备点火条件。 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 61. 切换到双强模式，任选一台少油油枪进行点火，观察火焰。确认 风速正常，点火成功，系统无漏油。（可先在正常模式下，将少 油油枪全部投入后，启 A 磨前再切换至少油方式，防止少油方式 下，少油油枪失去两个火检后，来 A 磨跳闸信号后，跳掉所有油 枪导致锅炉失去燃

11、料 MFT 动作。） 62. 点火正常后投入空预器辅汽连续吹灰。 63. 全部双强少油点火油枪投运后，切换到双强模式，投入暖磨风道 油枪，注意及时调整风机频率，保证风速正常，防止返火。 64. 点火期间注意双强燃烧器壁温上涨情况， 必要时可通过开启备用 磨煤机 BSO 挡板、 关闭 B 侧空预器一次风出口挡板等方法控制壁 温。 65. 开启 A 磨热风调门进仃暖磨，磨煤机出口温度到 70 C，启动 A 磨运行，待煤位建立后再逐步开启 A 磨容量风加负荷，检查燃烧 情况良好，火检稳定。 66. 汽机值班员根据锅炉工况适时投入旁路系统， 联系零米投入静电 除尘器一电场运行。 67. 控制升温升压曲

12、线符合冷态启动要求，锅炉受热面温度未超限， 锅炉温升率不超过 2C,防止空预器电流波动乃至卡涩； 68. 保证给水量 400T/h 左右， 升温升压过程中密切关注储水罐水位， 防止炉水膨胀过快造成储水罐满水。 69. 主、再热蒸汽 0.2MPa,开启主、再热蒸汽系统疏水门。 若机组 温态及热态时，主汽压1MPa 以上时，可按照蒸汽流动方向， 依次开启各过热器疏水门，5 分钟后关闭。若主汽压5MPa 以上 时， 70. 控制分离器压力达 1.25MPa,炉水温度达 190C， 进行热态清洗。 通知化学定期化验储水罐水质。 71. 分离器储水罐排水水质：Fev 50ppb,热态冲洗结束。 72.

13、主蒸汽压力 1.0Mpa、再热蒸汽压力 0.8Mpa，关闭主、 再热蒸汽 系统疏水门。通知巡检就地检查电动门严密情况，必要时手紧。 600MW机组启动操作票 6 73. 根据锅炉升温升压要求， 适当增加 A 磨容量风开度， 调整一次风 速，维持不堵粉的一二次风量。 74. 当再热汽压力 0.7Mpa,辅汽压力 0.5-0.7MPa， 温度 200250C, 进行咼压缸预暖。 75. 高压缸第一级金属温度达 150C，开始闷缸，根据曲线和启动前 缸温确定闷缸时间。 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 76. 高压缸预暖结束后， 逐步关闭倒暖 （关闭辅汽至高缸预暖手动门， 开启导汽管疏水，待压

14、力下降后，再退出高缸预暖 ），防止汽机 盘车冲脱，检查 RFV 截止阀、调节阀关闭、VV 阀自动开启。 77. 主蒸汽温度271 T、调阀室金属温度v 150C、高压缸预暖结束， 进行阀壳预暖。 78. v 79. 主蒸汽压力 8.73MPa,主蒸汽温度 380E，再热汽压力 I.IMPa, 再热汽温度 330C，高、低压旁路开度合适，汽机准备冲转。 80. 检查凝结水、给水、开式水、闭式水、工业水等系统运行稳定， 通知锅炉巡检再次检查锅炉侧疏水、放空气门严密情况，手紧或 关闭手动门。 81. 检查轴封系统运行正常，凝汽器真空系统运行正常，凝汽器真空 在 88-90kpa 之间。 82. 检查

15、 EH 油、润滑油、密封油、顶轴油系统运行正常，EH 油压 11.2 0.2MPa 油温正常，3254C。（冲转前，检查 MSP 必须启动， 运行正常） 83. 原则上高、低加随机启动，高加汽侧可在冲转期间预暖，待转换 区后逐步投入。 84. 进行冲转前的检查：转子偏心正常，咼、低缸胀差，轴向位移， 咼、中压缸进口金属温度等符合要求并作好记录。 85. 在 DEH“自动控制”画面挂闸，挂闸成功后检查咼中压主汽门、 调速汽门处于关闭位置。检查高压缸通风阀（VV 阀）、事故排放 阀（BDV 阀）开启。 86. 若在 DEH“自动控制”画面“启动方式”状态显示“高中压”， 点击“启动方式”，在操作面

16、板上中选择“ ZERO 按下，状态显 示“中压”，表示冲转方式为中压缸启动方式。 600MW机组启动操作票 7 87. 在 DEH“自动控制”画面点击“运行”，在操作面板上选择“运 行”，按下，状态显示“是”，检查所有高、中压主汽门全开。 600MW机组启动操作票 8 88. 在 DEH“自动控制”画面点击“自动/手动”， 在在操作面板上中 选择 ONE,按下，状态显示 自动 ，即操作员自动运行方式 (0A。 89. 检查咼排逆止阀的控制气源电磁阀失电， 就地检查咼排逆止阀气 缸关闭，咼排逆止阀关闭。 90. 在 DEH“自动限制”画面，检查高负荷限制 630MW、低负荷限制 0MW、主汽压低

17、限制 8.73MPa、阀位限制 120%,已设定正常。 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 91. 输入目标转速 200rpm,点击升速率值， 输入 100rpm/min， 点击 “进行/保持”，在操作面板上选择“进行”按下，状态显示“进 行”。 92. 中压调阀逐渐开启，汽轮机冲动，转速超过盘车转速时，就地检 查盘车装置自动脱扣正常，停止盘车电机，否则应立即打闸停机。 93. 汽轮机转速至 200rpm 时，选择 摩擦检查 按钮，在操作面板 上选择“投入”按下，状态显示“投入”，检查中压调阀关闭， 就地进行汽轮机检查，仔细倾听汽轮机内部声音正常， 检查轴向 位移正常。 94. 汽轮机转速

18、降至 100rpm 以下，“摩擦检查”按钮自动复位，状态 显示“切除”。在“自动控制”画面选择“正暖”点击，在操作 面板上选择“ ONE 按下，状态显示“投入”，表示高压缸正暖均 热方式投入。 95. 输入目标转速 1500rpm,输入升速率 100rpm/min，点击“进行/ 保持”，在操作面板上选择“进行”按下，状态显示“进行”。 96. 检查高压调阀微微开启，冲转到 400 rpm 时，高压调节汽阀的开 度被锁定，确认高压缸通风阀处于全开位置。 97. 中压调阀逐渐开启，汽机冲转到 1500rpm,进行中速暖机。检查 润滑油温逐步上涨至 36C，自动调节正常。根据汽轮机缸温和 暖机曲线确

19、定 1500rpm 暖机时间。 98.( 500 rpm 时，检查低压缸喷淋自动开启，否则应手动开启。 99. 在机组转速 1500rpm 时，通知电气人员检查确认发电机碳刷正 常，无跳动。 100. 暖机过程中加强汽轮发电机组振动、 各部金属温度温差、 轴向位 移、胀差、汽缸膨胀、润滑油温油压等监视，发现问题及时调整。 101. 中速暖机结束后，输入目标值 3000rpm,升速率 100rpm/min , 点击“进行/保持”，在操作面板上选择“进行”按下，状态显示 “进行”。 600MW机组启动操作票 9 102. 转速 2200rpm 时， 检查顶轴油泵自动停止， 否则手动停止。 注意 监

20、视润滑油系统压力正常，机组各轴承振动、回油温度正常。 103. 汽机转速 2600rpm 左右，根据需要进仃危急保安器校对转速试 验。 104. 汽轮机转速升到 3000rpm 后，参考启动曲线暖机时间进行暖机。 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 105. 确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，润滑油温度自动维持 40r。确认主油泵入口压力达 0.0980.147Mpa,轴承润滑油压 力 0.137 0.176Mpa。 106. 投入发电机氢气冷却器冷却水，投入氢温自动控制，设定值 43C,检查定冷水温自动控制正常，设定值 45 C。检查发电机 氢气系统、定冷水系统、密圭寸油系统运行正常。

21、检查低缸喷水及 排汽缸温度正常，不超过 80C。 107. 3000rpm 定速后，停止 TOP MSP 运行，并投自动备用，通知电 气人员做好发电机并网前各项准备工作。 108. 进行并网前的有关保护联锁试验。 109. 按要求进行汽机超速试验，并记录动作值。 110. 汽轮机 3000rpm 暖机结束后， 全面检查汽轮发电机组运行正常， 由值长下令电气人员进行发电机并网操作。（根据电气值班员要 求，将“自动同期”按下，选择“投入”，状态显示“投入”。 111. 发电机并网成功，检查机组自动带初负荷 30MV 左右，汇报调度。 112. 全面检查汽机振动、 胀差、 汽缸膨胀、 轴向位移、 轴

22、承金属温度、 润滑油回油温度、润滑油压、EH 油压、汽缸上下壁温差等各项 参数在正常范围之内。 113. 机组带初负荷阶段， 加强主再热蒸汽参数、 汽缸金属温度的监视， 注意低压缸喷水自动控制情况，控制低压排汽温度在 47C以下， 最高不得超过 80C。 114. 初负何暖机，暖机时间参考启动曲线。检查旁路自动维持主汽压 力8.73MPa,随着汽轮机调门逐渐开大，高低压旁路逐渐关小， 锅炉值班员可根据高、低压旁路开度适当调整锅炉负荷， 增加锅 炉给水量。 600MW机组启动操作票 10 115. 将氢压升至正常值 0.414MPQ 注意检查油氢差压正常；调整定 冷水压至正常值，投入定冷水压力自

23、动调整。 116. 设定负荷目标值， 设定升负荷率约 30MW/min 的速率升负荷， 随 着负荷增加，中调门逐渐开大，当调节器总设定指令约 20%寸， 检查中压调阀接近全开（约 80%）,随后高压调阀逐渐开启，中 压调门逐渐全开。 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 117. 蒸汽流量约 20%，检查“正暖”自动切除，确认高压缸通风阀 自动关闭，咼排逆止阀得电处于自由状态，随后被咼压缸排汽冲 开。 118. 负荷 60MV 时， 检查防进水高压疏水阀组自动关闭， 否则手动关 闭。 119. 随负荷增加，高、低旁逐渐关闭，负荷升至 60-90MV，高旁全部 关闭，切缸升负荷结束，退出旁路系

24、统运行。 120. 切缸过程中，应注意监视机组高排金属温度、轴向位移、推力轴 承金属温度、差胀、缸温的变化，监视主再参数变化，加强机炉 协调，稳定燃烧。 121. 注意咼、低加汽侧的正常投入，疏水逐级自流，加热器端差正常。 122. 高低压旁路关闭后， 将 DEH 投遥控， 即 DEH“自动控制”中“CC 投入”。 S 123. 投入汽机主控自动， 将机组运行方式切换为汽机跟踪方式， 机前 压力设置为 8.73Mpa。 124. 随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力 8.73MPa 当高压调阀接近全开后（总阀位指令约 90%，负荷约 30%额定负荷。），机前压力随锅炉燃烧量

25、的增加而升高， 进入滑 压运行阶段。 125. 负荷 120MV 时，检查防进水中压疏水阀组自动关闭，否则手动关 闭。 126. 根据机组升温升压曲线加负荷，检查一次风温度高于 180C，启 动C 磨煤机。根据情况可退出风道暖磨油枪，停风道暖磨油枪配 风风机，关出口挡板。通知零米投入电除尘二电场。 127. 确认暖管水管路手动门开启， 开启省煤器出口至启动分离器储水 罐排水管道暖管电动门，开启启动分离器储水罐至二级减温水喷 水门。 600MW机组启动操作票 11 128. 当给水电动门旁路门开度大于 90%开启电动给水门，将锅炉给 水由旁路给水调节门控制方式切换为主给水管路运行。 129. 负

26、荷大于 20%额定负荷，四抽压力达到 0.2MPa 以上，除氧器加 热由辅汽切至四抽供汽，注意除氧器水位自动控制情况。 130. 机组负荷在 160MV 左右， 锅炉启动分离器过热度变正， 储水罐水 位逐渐蒸干，检查启动 361 阀自动全关，给水自动跟踪过热度运 行。根据情况停锅炉疏水泵，注意不要影响汽机真空。 序号 操 作 内 容 操作时间 操作人 131. 启动汽泵前置泵，检查汽泵系统正常、四抽压力正常，冲汽泵， 进行暖机。注意通知巡检开启第一台汽泵给水加药、取样门。 132. 根据情况， 启动一台汽泵与电泵并列运行， 检查汽泵运行正常后， 逐步增加汽泵转速、降低电泵转速，电泵勺管至零位，维持电泵 再循环流量运行。 133. 当负荷升至 180MW 主汽压进入滑压运行阶段，主汽温约 465C, 再热汽温约 430C。维持负荷、汽压不变，暖机 15 分钟。暖机 结束后，将主汽温升至 500E、再热汽温 460 C。检查防进水低 压阀组自动关闭