机组冷态启动操作票

1、湖北华电襄阳发电有限公司# 机组冷态启动操作票锅炉 态汽机 态 运行 值 发令人 接令人 年 月 日 时 分开始 日 时 分结束湖北华电襄阳发电有限责任公司机组启动操作票顺序操 作 内 容执行人操作时间1得令，通知各岗位做好机组启动准备；2确认循泵冷却水系统运行正常，检查循环水系统正常，投入循环水系统、工业水、煤场喷淋水运行。3联系除灰专业投入电除尘器加热装置（点火前824小时）。根据需要投入主机润滑油箱、EH油箱、小机润滑油箱电加热；4投入仪用压缩空气系统，检查气压正常。5按照系统检查卡检查开式水系统正常，启动 开始泵运行，检查运行泵电流 A，出口母管压力 Mpa，轴承温度、振动正常；备用开

2、式泵联动试验正常投入备用。6检查凝结水储水箱水位4500mm6300mm，检查凝结水系统正常，启动凝输泵向凝汽器、闭式水箱上水。7按照系统检查卡检查辅汽系统正常，辅汽系统进行暖管。8按照系统检查卡检查闭式水系统正常，启动 闭式泵运行，检查运行泵电流 A，出口母管压力 Mpa，轴承温度、振动正常；备用闭式泵联动试验正常投入备用。9启动 等离子载体风机运行，备用等离子载体风机联动试验正常投入备用。联系热工强制等离子投用条件，试投等离子正常。10检查润滑油系统运行正常，启动主机润滑油泵，检查主机润滑油泵电流 A，出口油压 mpa；泵振动、声音及各轴承回油正常。11检查密封油系统正常，启动高压备用密封

3、油泵；检查高备密电流 A，出口油压 mpa；泵振动、声音正常；12检查密封油系统正常，投入发电机密封油系统,维持油氢差压 Kpa、平衡阀差压 pa。13检查发电机氢气系统正常，进行发电机气体置换，将发电机氢压补至0.3MPa； 14检查发电机内冷水系统运行正常，启动 内冷水泵，检查运行泵电流 A，出口油压 mpa；泵振动、声音正常，调整内冷水与氢气差压 kpa；备用泵连锁试验正常后投入备用；15检查系统正常，启动 顶轴油泵，检查运行泵电流 A，出口油压 mpa；泵振动、声音正常；调整顶轴油母管压力 mpa；备用泵试转正常后停运备用；16汽机冲转前4小时投入主机连续盘车，检查盘车电流 A,盘车声

4、音、电机轴承温度、振动正常；就地测量偏心 um，倾听各瓦及轴封声音确认无碰摩现象。17检查辅助蒸汽系统正常，辅汽系统暖管结束后开启临机辅汽联络门，投入辅助蒸汽系统运行，检查辅汽联箱压力 mpa、温度 。18联系除灰投入电除尘器连续振打和渣斗水封（点火前2小时）。19检查凝结水系统正常，凝汽器水位 mm，启动补水泵检查密封水压力 MPa；启动变频凝泵，检查运行泵电流 A，出口压力 mpa；泵振动、声音正常；提高变频凝泵频率至50HZ备用泵联动试验正常后停运，待出口母管压力升至1.5MPa且稳定后投入备用；20凝结水系统冲洗合格，向除氧器上水。确认除氧器水位 mm投入除氧器加热，进行除氧器冲洗。2

5、1除氧器温度达到50投入汽、电动给水泵密封水系统运行；密封水回水经集水箱排地沟。22检查EH油系统正常，启动 EH油泵，系统，检查运行泵电流 A，出口压力 mpa；泵振动、声音正常；备用泵联动试验正常后停运投入备用，检查系统运行正常无泄漏。23轴封系统暖管和真空系统水封筒注水，处于备用状态。24检查高、低旁路系统正常，启动旁路油站运行，检查油泵振动、声音正常，出口母管压力 Mpa；系统压力 Mpa；25投入燃油雾化蒸汽系统。26启动烟风系统润滑油站，检查油压正常并做油泵切换试验正常，启动引风机轴冷风机并做联锁实验正常。27启动制粉系统油站，联系输煤值班员，原煤斗上煤至正常煤位，8M以上。28当

6、除氧器水质Fe200ppb后，开启A/B前置泵进出口门、锅炉给水电动门、给水调节门开至10%左右，开启给水管道水侧沿程空气门，向给水管道及高加水侧注水。29检查给水系统正常，给水温度达120，启动 前置泵，检查前置泵电流 A，出口压力 mpa；泵振动、声音正常；根据出口压力就地逐渐开启 给水泵出口电动门，锅炉以10%BMCR（190t/h）左右的流量上水，投入给水AVT（除氧）运行方式（锅炉给水与锅炉金属温度的温差控制不超过111，若上水时汽水分离器金属温度小于38且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小）。分离器见水后关闭省煤器出口排空气阀。30待启动分离器有水位且HV1202A调节门开度在8

7、0%时，稳定2分钟后，调整给水泵再循环门逐渐加大给水量至30%BMCR（574 t/h左右），控制启动分离器水位在24m左右，将启动分离器水位控制投自动。31根据需要启动另一台前置泵锅炉进行冷态冲洗，当启动分离器出口水质Fe500ppb时将水排至机组排水槽，Fe500ppb时将分离器出口的清洗水通过锅炉疏水泵导入凝汽器，投入凝结水精处理装置运行，机组进行循环冲洗。当省煤器入口水质Fe50ppb、启动分离器出口水质Fe100ppb时，锅炉清洗合格，可以进行点火程序。32检查小机润滑油系统正常，启动A/B小机润滑油系统运行；启动A/B小机顶轴油泵、投入小机盘车运行。33开启辅汽至 小机调试用汽管道

8、排大气疏水门，稍开调试用汽手动门进行暖管疏水；34检查大、小机轴封系统正常后进行暖管后投入大、小机轴封系统运行；检查轴封母管压力 Mpa；轴封温度 ；投入低压缸喷水减温。35检查真空系统正常启动 真空泵，检查真空泵电流 A，振动、声音、汽水分离器水位正常；大、小机真空系统抽真空；36确认机组真空达60kpa，开启汽机主、再热、冷再蒸汽管道疏水阀。37开启辅汽至 小机调试用汽手动总门，利用辅汽冲转 小机；密切监视小机振动、轴瓦温度、轴向位移等参数正常；待小机正常后利用小机向锅炉上水；38启动导向、支承轴承油站，正常后启动二台预热器（冬季油温低，可以直接启动空预器）,检查空预器自密封装置冷却风已开

9、启。39开启A侧、B侧风烟系统的所有挡板，将辅助风挡板投自动开启至25。40启动引、送风机，投入四管泄漏监测装置冷却风。41启动 火检冷却风机，备用火检冷却风机联动试验正常投入备用。42点火前进行炉膛吹扫和油系统泄漏试验。43锅炉吹扫完成，MFT复位后，开启油循环阀及油跳闸阀，调整炉前油油压在1.01.8Mpa，燃油雾化蒸汽压力在0.91.1Mpa。44锅炉点火条件满足，投入两支烟温探针，开启分离器出口放空气阀。45冷态启动时燃料的启动顺序如下：a) 用燃油点火：AB层油-CD层油B层/A层煤C层/A层煤D层煤E层煤F层煤。b) 用燃油和等离子点火：AB层油A层煤B层煤C层/D层煤E层煤F层煤

10、。46投入AB层油枪，依次启动AB层#1角#3角#2角#4角油枪，油枪投运后观察油枪有无漏油和着火情况正常。47检查确认主、再热汽管道、冷再管道疏水阀为开启状态，疏水扩容器喷水减温自动投入；高排逆止门后疏水阀疏水筒液位低信号来，开启高旁5、低旁20配合锅炉升温升压。48投入空预器连续吹灰（辅汽）和红外火警探测装置。49逐只投入CD层油枪，维持燃油量在16t/h以上，待热二次风温度达100时启动两台一次风机和一台密封风机进行暖磨（A、B磨煤机），将一次风机投自动，风压设定810kpa。二次风温度达150时启动A/B制粉系统，正常后将运行制粉系统投自动。联系除灰投入电除尘器一电场运行。烟温540，

11、检查烟温探针自动退出运行。若用燃油和等离子点火，锅炉点火后立即启动两台一次风机和一台密封风机进行A磨煤机暖磨，磨煤机出口温度正常维持15分钟后且AB层至少有两支油枪，方可启动A制粉系统（给煤量8t/h） ，逐步增加A制粉系统出力至20t/h左右，在等离子着火稳定的基础上，锅炉断油运行。50控制受热面升温速度不大于2/min，使启动分离器入口温度上升到190，停止升温，并保持启动分离器入口温度在190进行热态冲洗。51热态冲洗1)启动分离器出口水质Fe500ppb时将水排至机组排水槽。2)启动分离器出口水质Fe500ppb时启动锅炉疏水泵，将水导入凝汽器，进行循环冲洗，注意凝汽器真空变化。3)当

12、省煤器入口水质Fe50ppb、启动分离器出口水质Fe100ppb时，锅炉热态冲洗合格。52升温升压1) 分离器压力达到0.2MPa时，关闭分离器出口放气阀。2) 过热蒸汽压力达0.2 MPa时，开启过热器放气阀，5分钟后关闭。投入旁路自动启动控制方式，低压旁路投自动，压力设定根据再热汽压力逐渐升高到冲转参数，待再热器压力达0.2 MPa时，开启再热器放气阀，5分钟后关闭。3) 蒸汽在整个升温过程中各受热面介质升温速度应满足以下条件：A） 并网前，升温速度小于2/min。B） 并网后，升温速度小于1.5/min。C） 汽机同步或蒸汽流量达到10BMCR以前，应保证炉膛烟温探针显示的温度必须小于5

13、38当主汽温度380，开启二级减温水供水总门，投入二级减温水，注意保证给水流量，温度定值设定在360。当再热蒸汽温度340，投入再热蒸汽温度自动，温度定值设定在320。当过热器出口压力达到8.48.9MPa，高旁在压力控制方式，调整燃烧率，使蒸汽温度与汽机相匹配。53过热器压力1.0MPa，关闭过热器后烟井下集箱疏水阀。54完成高低加随机投入的检查准备工作，并做好氢干燥器投运的检查准备工作55确认无下列禁止启动条件：1) 机组设备存在严重缺陷，或其联锁保护试验不合格。2) 机组主要检测、监视、调整仪表失灵，如：汽机转速、振动、轴向位移、胀差、油压、润滑油温、轴承回油温度、凝汽器真空、主、再热汽

14、温度和压力以及汽缸金属温度；锅炉启动分离器水位、各保护点金属温度、炉膛压力、给水流量、蒸汽流量等主要仪表变送器不能正常投入时。3) 锅炉炉膛安全监控系统不能正常投入时。4) 汽轮机安全监控系统不能正常投入时。5) DEH系统不能正常投运时。6) DCS系统异常，影响机组运行操作、监视时。7) 机组任一项主要安全保护经试验不能正常投入或机组保护动作值不符合规定时。8) 热控信号系统故障，不能正确投入时。9) 机组及主要辅助系统设备安全保护性阀门或装置（如：锅炉安全门、排大气门、ERV阀、燃油快关阀等）动作不正常时。10) 仪用压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.4Mpa。11) 汽轮发电

15、机组润滑油、EH油油位低、油质不合格时。12) 密封油系统不能正常投运或发电机风压试验不合格时。13) 汽机旁路及控制系统工作不正常。14) 机组除盐水水质不合格时。15) 机组特殊消防系统不能投入使用时。16) 电除尘不能投入时。17) 全厂污水处理系统不能投入时。18) 烟气脱硫设备不能投入时。19) 机组盘车时动、静部分有明显金属摩擦声、盘车电流明显大幅度波动或盘车不能投入。20) 自动励磁调节器全部故障不能使用时。21) 发电机氢气纯度不合格。22) 发电机定子内冷水系统异常或水质不合格。 23) 主变、高厂变、高公变、启备变油质不合格。24) 发电机和封闭母线绝缘不合格。25) 柴油

16、发电机、UPS、直流系统工作不正常.26) 存在其他在运行中不能处理的故障。56检查汽轮机就地偏心表正常脱离转子，确认冲转参数：主汽压力 MPa、温度 ；再热汽压力 MPa、温度 ；真空 kPa，润滑油压 MPa，润滑油温 ，空氢侧密封油温 ，EH油压 MPa，EH油温 ；隔膜阀上腔室压力 mpa；汽机本体上下缸温差最大 ；蒸汽品质合格，其余各项参数均合格，对机组进行全面检查和听音，确认符合冲转参数。57检查高排逆止门关闭，开启汽机缸体疏水门、导汽管疏水门、高排通风阀、各段抽汽系统疏水门, 检查疏水扩容器减温水自动投入；58检查阀门控制方式在“单阀”、OPC保护在“投入”位、盘车运行正常；汽机

17、各阀门关闭到位。在DEH控制盘面上,选择“OA”方式，汽机挂闸，确认GV、RV全开，TV、IV全关。59设定目标转速500 rpm，升速率100r/min，由IV控制汽机升速，当汽机转速大于盘车转速时，检查盘车应自动退出。60当转速达500rpm机组打闸，进行摩擦检查。61检查一切正常后，机组重新挂闸，设定目标转速600 rpm，速率100r/min，转速升至600 rpm记时120s后,控制方式由IV切换为TV-IV方式,，低压缸喷水减温投入自动。62设定目标转速2000 rpm，速率100150r/min，转速1200 rpm时，检查顶轴油泵自动停止；转速升至2000r/min时，稳定转速

18、暖机3060分钟，确认各部温差，胀差等参数正常后继续升速63检查高、低加系统正常后，将高、低加随机投入运行；64再热器压力0.2MPa，开启锅炉低温再热器出口排空气阀，5分钟后关闭。65确认机组正常，设定目标转速2800 rpm，速率150200r/min，转速升至2800 rpm记时120s；控制方式由TV-IV自动转换为TV控制方式，升速至2900rpm，确认高压进汽室温度不低于进汽压力下的饱和温度，在DEH控制画面上， “阀门控制方式”下点击“TV-GV阀切换”。TV/GV切换时间2分钟，切换结束，就地检查TV全开，GV在调节状态。设定目标转速3000 rpm，升速率50r/min，升速

19、到3000 rpm。66进行汽机手动脱扣试验，一切正常后，转速降至2900rpm，重新挂闸升速，若复位后转速降至600 rpm以下则重新按（55条）进行操作；。67汽机转速达到3000rpm/min，检查润滑油压正常、主油泵进出口油压正常，停止交流润滑油泵、高压备用密封油泵运行；投入连锁备用；68机组定速3000 rpm时，视需要进行充油试验；主机氢气冷却器排空气后投入氢气冷却器运行；准备机组并网。69并网：采用自动并网，按DEH控制方式中“自动同步”键，DEH受自动同期（ASS）的控制，并网后发电机初负荷为30MW，暖机30min。70机组并网后，关闭锅炉低温再热器入口疏水阀。71在发变组主

20、开关合上以后，机组控制自动回复到“运行人员自动”(OPER AUTO)控制方式，视情况投入“功率回路”。72机组并网后，检查确认高排逆止门打开，延时1分钟检查关闭高压缸排汽通风阀。73投入发电机氢气干燥器运行，检查另一台汽动给水泵准备冲转。74启动B制粉系统正常后投入自动。按机组冷态启动曲线升负荷至100MW，负荷变化率3MW/min。机组负荷90MW，按小机启动操作票进行另一台小机冲转。负荷升到100MW，负荷稳定，进行厂用电切换。75空预器出口一次风温达到160时，退出A磨煤机入口暖风器运行。76以3MW/min的速率，逐渐将机组负荷升至180MW。负荷156MW时，确认旁路关闭，DEH投遥控，机转为“TF”控制方式下的“定压”控制方式，并根据“CCS画面”“滑压设定”值，逐渐提升定压设定值，已保持“定压设定”与“滑压设定”值一致。投入机跳炉保护。负荷180MW时，投运C层磨煤机，燃烧稳定后逐渐减少油的燃烧率。按并泵操作票并入汽泵，减少 泵出力。确认机前压力测量值与“滑压设定”值一致，投入“TF”控制方式下的“滑压”控制方式,将锅炉给水的处理方式由AVT（除氧）切换到CWT（加氧）方式运行。