机组冷态滑参数启动操作票

1、机组冷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启动前准备1系统恢复1.1全面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检查工业水系统管路阀门连接完好。通知化学开启工业水，检查循环水泵处工业水压力不低于0.2MPa。1.3检查仪用压缩空气系统管路阀门连接完好。检查仪用空压机备用良好。1.4若机组全停，首台机组启动时，通知启动锅炉点火，检查辅汽系统管路、阀连接完好，倒好辅汽供汽方式。1.5检查循环水系统取水渠水位正常。1.6联系化学化验主机、电泵、EH油系统油质合格。1.7汽水系统检查：检查汽水系统管道、阀门齐全，连接完

2、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。1.8汽包就地水位计齐全阀门开关灵活，水位计清晰，严密不漏，水位监视电视镜头良好可用。检查完后投入水位计。1.9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。1.10通知热工投入汽机侧各气控阀气源控制阀。1.11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。1.12检查凝汽器汽、水侧具备充水条件。1.13检查凝汽器补水系统管路、阀门及设备连接良好，100T除盐水箱具备进水条件，系统处于投

3、运前状态。1.14检查胶球清扫系统管路、阀门及设备连接完好，系统具备投运条件。1.15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。1.16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，各密封水供水门处于开启状态。1.17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。1.18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。电动给水泵液力偶合器油箱油位正常，电动机空冷器、工作油冷油器及润滑油冷油器处于投运前状态，电泵及前置泵密封水系统、冷却水系统

4、处于投运前状态。1.19检查高、低压加热器疏水系统气控阀前、后手动隔离阀开启，汽、水侧及管路放水、放空气门关闭，连续排汽门关闭，启动排汽、充氮保养一、二次门关闭。1.20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。1.21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。1.22检查高压缸预暖反流阀关闭。通风阀处于关闭状态。1.23检查汽机本体各疏水气控门前手动门开启，气控门、

5、节流件旁路门关闭。1.24检查抽汽系统、各段抽汽电动门、逆止门均关闭。五段抽汽至除氧器、辅助蒸汽联箱逆止、电动门关闭。再冷段至辅助蒸汽联箱手动门、电动门关闭。各段抽汽管道疏水阀动作灵活，处于关闭状态。1.25检查轴封系统管路、阀门及设备连接完好。轴封辅助汽源控制站、溢流站气控截止门、调阀关闭，各疏水器前、后手动门稍开，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，前、后手动门关闭。1.26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。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。1.27检查主机EH油系统管路、阀门、滤网及设备

6、连接完好。油箱油位正常。EH油再生装置、EH 油泵及EH油再循环泵、EH 油再生泵处于良好备用状态。冷油器油、水侧系统处于投运前状态。各主汽阀、调阀油动机供油门开启。高、低压蓄能器压力正常，处于启动前状态。1.28检查发电机氢、油水系统管路、阀门及设备连接完好。系统内各阀门处于投运前状态。油泵备用完好。1.29通知热工投入机侧各辅机设备及系统各监视、调整仪表及电源系统。1.30测机侧各380v辅机电动机绝缘合格，送电正常。1.31测机侧各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。2机组试验2.1辅机试验2.1.1联系热工做，BMS、SCS及CCS各项功能试

7、验。2.1.2电泵油系统联锁试验，结果：2.1.3凝结水泵A、B联锁试验，结果：2.1.4循环泵A、B联锁试验，结果：2.1.5定冷水泵A、B及定冷水系统联锁试验，结果：2.1.6闭式冷却水泵A、B联锁试验，结果：2.1.7发电机检漏试验，结果：2.2主机试验主机润滑油系统静、动态连锁试验，盘车连锁试验，结果：ETS通道试验，（热控进行）结果：阀门校验，（热控进行）结果：高压遮断电磁阀试验，结果：超速限制电磁阀试验，结果：2.2.6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）3系统投入3.1检查反冲洗水泵给循环水管道已充水完毕，确认凝汽器甲、乙侧进出

8、水门已开启，启动一台循环水泵。3.2联系化学投运除盐水系统，向凝结水贮水箱、真空泵气水分离器、水冷箱等补水至正常水位，并检查水质合格。3.3循环水系统投运正常以后，投运开式，闭式冷却水系统，启动闭式冷却水泵，泵投备用，检查空压机处冷却水压力正常。3.4投入仪用压缩空气系统，维持仪用空气压力0.65MPa以上。3.5投入油净化装置。3.6启动润滑油系统1）检查、启动主油箱排烟风机一台，另一台投备用 。2）启动主机交流润滑油泵，油循环提升油温。注意：检查润滑油压及各轴承油流正常，油系统无泄漏，交流润滑油泵运行以后，润滑油箱油位应不低于500mm！3）启动顶轴油泵 运行。注意：检查顶轴母管压力大于1

9、7.0MPa，顶轴油系统无泄漏！3.7投入密封油系统。3.8进行气体置换，给发电机充氢，检查发电机氢压 Mpa, 密封油系统运行正常。3.9定冷水箱换水合格，投入发电机定子冷却水系统，保持定子冷却水压力低于氢气压力0.03MPa以上，待定冷水质合格，联系测定发电机定子绝缘合格，测发电机励磁回路绝缘合格。3.10投入汽机盘车1）检查盘车电机正常，已送电。2）确认顶轴油母管压力大于17Mpa，润滑油系统、密封油系统运行正常。3）检查盘车装置啮合到位。4）启动盘车电机，盘车启动，检查机组转速54rpm, 通流部分无磨擦声，记录盘车电流A。注意：监视并记录盘车电流正常，电流表不摆动！3.11此时炉侧按

10、锅炉上水操作卡检查锅炉上水系统置上水状态3.12检查汽轮机全部疏水阀应打开，全部进汽阀应关闭3.13除氧器上水1）启动凝输泵，检查轴承油位、声音及振动正常，电流不大于137A。2）缓慢开启CM 05门给除氧器上水至2.0米。3）开启HD 51门放水至凝汽器进行冲洗；凝汽器放水至循环水管坑排水坑。注意：检查凝汽器及循环水管坑排水坑水位正常！4）除氧器冲洗合格后，重新上水至2.0米；。3.14启动凝结水系统1）用凝结水输送泵给凝汽器补水冲洗，凝汽器冲洗合格后补水至正常，补水调阀根据需要投自动。2）缓慢开启CM 13门给凝结水系统及减温水系统充压，检查凝结泵密封水、轴承油位、轴承冷却水正常，待低压减

11、温水放空气门流水后关闭。3）调出凝结水系统画面，选择凝结泵 启动，用#4低加出口门前排水门进行凝结水系统冲洗，化学化验水质合格后，向除氧器进水。注意：给凝结水系统充水时，检查低压减温水管道放空气充分，不发生水锤振动，凝输泵电机不要过电流！4）待凝结水压力正常后，投备用泵联锁。3.15投入辅汽系统1）检查辅汽母管已投运正常。2）稍开辅汽联箱疏水。3）稍开辅汽联箱进汽电动门暖管30min 。注意：辅汽联箱及管道不振动！4）待辅汽联箱温度上升到150左右，开启进汽电动门，检查疏水器投入，关闭旁路疏水门。3.16辅汽系统投运正常后，开启辅汽联箱至轴封和除氧器供汽总门，稍开辅汽联箱至除氧器供汽电动门暖管

12、，30min后投入除氧器加热。注意：检查辅汽联箱至除氧器供汽管道不振动！3.17启动给水系统1）启动电泵辅助油泵，检查油压正常。2）投入电泵润滑油、工作油冷油器；检查投入电泵相关冷却水、密封水。3）调出给水系统画面，选择电泵启动，进行打循环。3.18锅炉开始上水。1）用电泵给锅炉上水。2）用凝输泵给锅炉上水。3.18.2开启给水旁路BF 11、BF 13电动门，用BF 12调门控制上水速度，向锅炉上水，保持水温与锅筒壁温差小于28，控制上水时间2小时。主给水管路放空气门冒水后关闭。注意事项：如果用凝输泵给锅炉上水时，待上水结束后，严密关闭CM 06、CM 07门，使高、低压水系统可靠隔离！3.

13、19待炉上水至可见水位后（-150MM）停止上水。3.20通知除灰除渣专业投入炉底密封。3.21启动EH油系统1）启动 抗燃油泵、抗燃油循环泵、抗燃油再生泵，检查油压正常，系统无泄漏；2）将 抗燃油泵置“备用”位；3）检查DEH油泵画面各泵状态对应，油压正常。3.22确认热工已投入TSI、ETS系统，DEH已进入工作状态。3.23投入ETS保护（锅炉故障、发电机故障、发电机断水保护、低真空保护暂不投），联系热工确认DEH保护投入。3.24汽机抽真空，送轴封蒸汽：1）向轴加U型水封注水完毕，投入低压缸喷水。2）关闭真空破坏门。3）锅炉点火前20分钟，启动两台真空泵，汽机开始抽真空，检查真空逐渐形

14、成。注意：检查真空泵汽、水分离器水位正常，真空泵电流，声音及振动正常。！4）单操启动一台轴封风机运行，检查风机运行正常，另一台风机投备用。5）开启轴封供汽隔离门和各疏水阀。6）稍开轴封供汽调整门。7）待轴封供汽母管充分暖管后，关其疏水阀。8）调整轴封供汽母管压力0.105 MPa、温度正常。注意：调整轴封冒汽正常，高、中、低压轴封处不喷汽水！9）凝汽器真空达88kPa以上时，可停止真空泵 运行，并注意真空变化10）当凝汽器排汽压力稳至13KPa以上时，投入真空泵 联锁。二锅炉点火锅炉点火后，详细检查发-变组系统热备用状态良好。三锅炉升温升压1油枪投入数目及油压来控制升温升压速度。在点火初期，升

15、压率应小于0.03MPa/min，升温率应小于0.5/min。注意：油枪切换及空预器吹灰！2在CRT上，将高压旁路阀投入自动方式，检查其开度为零, 将高压旁路减温调节阀投入自动方式，检查其开度为零, 随着锅炉点火，当过热汽压力达到设定值 MPa时，检查高旁阀开启至最小开度（约10%开度），缓慢提高高旁压力设定至冲转压力。3在CRT上，将低压旁路阀投入自动方式，检查其开度为零，将低压旁路减温调节阀投入自动方式，检查其开度为零，随着锅炉点火升压，当再热器压力达到设定值 MPa时，检查低旁阀开启至最小开度（约10%开度），根据蒸汽升温、升压的要求开大旁路，并逐渐提高低旁压力设定值至冲转压力1.5MP

16、a。4汽机高、中压主气门前起压后应检查：1）主、再热蒸汽管道疏水门开启；2）维持除氧器压力0.15Mpa。注意：检查除氧器不应振动！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。5确认机组无异常报警信号，对DEH及ETS进行盘面检查正常。6汽机挂闸1）检查抗燃油系统投运正常：a）抗燃油箱油位、抗燃油压正常b）抗燃油温度>352）确认挂闸条件满足：a）DEH汽机允许挂闸光标亮b）主蒸汽温度大于主汽门阀壳温度50c）再热蒸汽温度大于中压主汽门阀壳温度50d）主蒸汽和再热蒸汽均有50以上过热度e）汽轮机的有关冲转参数满足3）打开DEH操作画面上的“

17、TURBINE LATCH”窗口，复位ETS，按“LATCH TO TURBINE”下方的“YES”键，投入汽机保安系统，检查系统自动选为“中调门控制”注意：机械打闸手柄退出！4）确认安全油压建立，高、中压主汽门缓慢开启，“汽机跳闸”光字牌灭、CRT“安全油压低”光标灭。5）确认高压缸倒暖门开启，抽真空阀关闭。6）做主机跳闸通道模拟试验及各跳闸按钮试验合格。7）主油箱放水检查无异常。7投入连续排污，投入定排减温水系统。8视升温情况增投 层 油枪。四汽机冲动1试转主机直流润滑油泵运行正常。2确认汽机下列保护投入1）润滑油压低保护。2）轴向位移大保护。3）汽机电超速保护。4）EH油压低保护。5）D

18、EH所有保护。3选择冲动参数1）主汽压力/温度 MPa/ 2）再汽压力/温度 MPa/3）润滑油压力/温度 MPa/4）汽缸膨胀左/右 mm5）高压外缸下法兰温度 6）汽机偏心 um7）高压/中压/低压缸胀差 mm 8）真空 KPa4确证以下冲转条件满足1）所有辅助设备及系统运行正常，无禁止启动条件存在。2）汽轮发电机组已连续盘车12小时以上，且盘车电流、转子晃动度符合要求。3）冲转参数正常稳定，抗燃油压、抗燃油温正常。4）蒸汽品质合格。5汽机冲动1）设定中压调门开度限制值为100%，高压调门开度限制值120%。2）确认DEH调门控制方式为“中调门控制”。3）设定目标转速为1000rpm，升速

19、率为100rpm。4）按“GO”键“GO”灯亮，“HOLD”灯灭，注意中压调门慢慢开启，确证机组开始升速。5）确认盘车装置自动脱扣，脱扣报警发出，并记录脱扣转速 rpm。注意：盘车应脱开，未脱开时立即打闸，查明原因6）发电机开始转动后,即认为发电机及其全部设备均已带电,在定子回路及转子回路上除电业安全工作规程允许的工作外,其余工作一律禁止。6升速6.1投入发电机氢气冷却器。6.2600rpm应进行下列操作、检查：1）进行就地打闸试验一次；2）检查动静部分有无摩擦；各轴承回油正常；3）注意600rpm下停留不超过分钟。6.3升速至1000rpm暖机30分钟当高压外缸下法兰金属温度 190，设定目

20、标转速为3000rpm；6.4升速至3000rpm1）当转速升至1020rpm时，检查高压缸倒暖门自动关闭，检查高排逆止门关闭，高压缸抽真空阀开启；2）当转速升至1050rpm时，检查高压主汽门自动关闭。2）记录过临界时最大振动 m。3）转速2900rpm顶轴油泵 、盘车电机自动停止,投其”TO WORK”，顶轴油泵 ”STANDBY”。4）3000rpm定速, 全面检查机组无异常，主油泵工作正常，停交流润滑油泵。注意：停交流润滑油泵时，注意润滑油压！5）检查发电机定子冷却水系统的水压、流量、检漏计等均正常，检查发电机氢系统,密封油系统等均应正常。6）进行润滑油压力开关试验，真空压力开关试验，

21、模拟超速试验。7）投入各低压加压器运行。8）联系化学投用精处理装置。9）凝汽器压力低于13Kpa,投入低真空保护。五发电机并网及升负荷1发电机并网前汽机侧应做下列试验1）危急遮断器喷油试验，结果：2）AST试验， 结果：3）就地、远方打闸试验， 结果：4）润滑油泵、顶轴油泵联起试验， 结果：5）主汽门、调门严密性试验， 结果：6）OPC在线试验， 结果：7）DEH超速保护试验， 结果：8）ETS超速保护试验，结果：9）机械超速保护试验， 结果：2确认机组运行正常，无禁止并网条件存在，汇报值长机组并网。3投入ETS发电机故障、锅炉故障保护，检查发电机定冷水系统投运正常，投入发电机断水保护。4依值

22、长命令，按照典型操作票进行发电机并列，当DEH控制画面允许同期指示灯亮时，投入同期控制方式。5升负荷5.1发电机并网后，确认机组负荷自动以升负荷率60MW/min升至最低负荷7MW。一旦机组已经同步且负荷达到7MW，自动同步装置立即关闭,检查DEH同期控制方式自动退出。注意：汽包水位调整！5.2此时，可投入功率反馈。5.3设定升负荷率3MW/min，升负荷至20 MW。5.4根据真空启动第二台循环泵。5.5投入磨煤机灭火蒸汽系统5.6视汽温情况投入各级减温水。5.7设定升负荷率3MW/min，升负荷至40 MW。5.8随着负荷的增加，注意低压旁路阀应逐渐关小至全关，此时再热汽压力仍维持在1.5MPa。5.9根据低加疏水箱水位及时启动低加疏水泵，检查其运行正常。5.10检查高压缸切换条件满足，高压缸允许切换光标亮，进行高、中压缸切换，检查高压