机组启动操作票

1、机组启动操作票二、辅助系统的启动1.按循环水系统启动操作票启动循环水系统正常，投运工业水系统。（若有邻机运行，工业水已投运，循环水系统可在开冷水系统启动前启动）。2.启动仪用压缩空气系统，确认仪用、杂用空气压力正常。3.通知化学投运除盐水系统，启动除盐水泵运行，确认除盐水压正常。4.按闭冷水系统启动操作票启动闭冷水系统。5.按主机润滑油系统启动操作票投运主机润滑油系统。6.按密封油系统启动操作票投运密封油系统。7.按发电机由空气置换为氢气操作票对发电机进行气体置换，置换完毕，充氢气至0.20MPa，注意检查油氢差压正常。8.启动顶轴油系统运行，开启盘车装置进油门，投运主机盘车装置，检查机组偏心

2、正常。9.联系化学化验定冷水质合格，投运发电机定子冷却水系统，测量发电机定子绕组绝缘。10.按开冷水系统启动操作票启动开式冷却水系统。11.确认电泵和小机润滑油油质化验合格，启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站。12.按凝结水系统操作票启动凝结水系统，开启5低加出口放水门进行凝结水系统冲洗，凝泵出口Fe200ppb，联系化学投入前置过滤器，向除氧器上水冲洗。化学根据水质情况投入精处理装置，直到水质满足锅炉上水要求，维持除氧器水位。13.投入疏扩减温水系统，根据情况投入凝结水其他用户。14.充分疏水后投入本机辅助蒸汽系统运行。若无邻机运行，则启动锅炉点火启动。15.投入辅汽至除

3、氧器加热系统，保证水温满足锅炉上水要求。16.联系除灰脱硫人员投入电除尘灰斗和绝缘子加热。17.按发变组恢复备用操作票，将发变组恢复备用状态。18.启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在3.0MPa左右（2.63.5Mpa）。19.按汽轮机疏水系统启动前检查卡全面检查汽轮机疏水系统，开启相应疏水手动门。三、锅炉上水至点火前操作1.锅炉上水。（注意上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录）上水前确认满足上水条件。确认高加走旁路，进行给水管道注水。按给水泵启动操作票启动电动给水泵（或启动一台汽动给水泵前置泵），向锅炉上水，通过给水旁路调节门控制上水速度。联系化学投入给水加药。上水过程中排空气门见水连

4、续流出关闭各排空气门。2.进行锅炉冷态开式清洗。Fe 500 ppb 或混浊度 3 ppm结束。将高加切至主路。3.启动BCP泵，炉水循环切至凝汽器，维持给水流量控制750-800t/h清洗流量进行循环清洗。冷态循环清洗结束水质指标：电导1s/cm ，Fe100ppb ， PH值9.39.5。4.按操作票投入主机轴封系统运行，凝结器抽真空。注意如下部分：轴加疏水U型水封注水。投入凝汽器真空破坏门水封，维持少许溢流。若小机不同时抽真空，关闭小机排汽蝶阀及其旁路电动门，汽泵U型水封注水。检查开启主机和小机各防进水保护的疏水阀开启。5.按EH油系统启动操作票启动EH油系统运行。四、锅炉点火1.启动两

5、台空预器，检查空预器电流正常。2.启动引风机，缓慢开启引风机静叶，将炉膛负压调整至-100Pa，投入引风自动。3.启动送风机，调节动叶开度将总风量调整至30%40之间。4.启动一台火检冷却风机，检查其出口风压正常，将另一台火检冷却风机投备用，检查开启各火检冷却风手动门。5.启动干除渣系统运行。6.确认锅炉FSSS保护按规定投入。7.进行燃油泄漏试验。8.启动炉膛吹扫，吹扫结束，检查MFT复位。9.将锅炉给水流量调整至750-800t/h，投入烟温探针，投入前后墙火焰电视冷却风。10.打开燃油进、回油快关阀，调节回油调节阀，维持炉前燃油压力为3.0MPa左右，微油压力1.42.0Mpa，做好锅炉

6、微油点火准备。11.联系除灰值班员投入电除尘除灰系统运行，投入电除尘器连续振打。12.投入C磨暖风器，启动一台（或两台）一次风机运行。 13.检查一台密封风机联启正常，风压正常。14.投入空预器连续吹灰。15.投入低旁三级减温水，高低压旁路系统及其减温水投自动。16.点火前汇报网调。点燃C层#1#8油枪。17.启动C磨运行，启动C给煤机布煤。放下磨辊，最小煤量在20t/h左右，尽量维持出口温度到70以上，检查各燃烧器着火良好，火检稳定，此时应注意炉膛负压。磨煤机投运顺序为：C磨、F磨、中层磨，最后启动上层磨。18.在点火的过程中，加强贮水罐水位监视，确认361阀、360阀及BCP泵能正常控制贮

7、水罐水位。19.锅炉点火后，应检查顶棚出口联箱及后包墙下联箱疏水正常。20.主、再热蒸汽压力0.2MPa，关闭锅炉各放空气门。五、汽机高中压缸预暖（冷态启动时）1.确认预暖条件：汽机高、中压缸第一级内上缸内壁金属温度低于1302.确认暖缸截止阀、压力调节阀处于关闭状态，高压缸通风阀开启。3.确认暖缸压力调节阀后疏水开启。4.开启高压缸预暖截止阀，关闭高压缸通风阀，5.根据缸温开高压缸暖缸压力调节阀，开启并调节中压缸预暖调节阀，控制温升满足要求，暖缸开始。6.当汽机高、中压缸第一级内上缸内壁金属温度达150，保持该温度至汽轮机冲转前；逐渐关小压力调节阀，确认高排逆止门应关严，高压缸内压力控制在5

8、00kPa以下，但不得超过600 kPa。7.汽机冲转前，结束暖缸，关闭暖缸截止阀和调节阀，开启高压缸通风阀。六、锅炉热态冲洗及升温升压阶段1.热态冲洗：1 控制分离器压力达到1.25 Mpa左右，水冷壁出口温度到190，通过燃烧和旁路保持此温度和压力，锅炉开始进行热态清洗。热态冲洗开始后，联系化学化验员定期取样化验启动分离器贮水罐水质。热态清洗期间控制炉膛出口烟温580。分离器贮水罐排水Fe50ppb，热态冲洗结束。2.热态清洗结束，锅炉升温升压。3.控制锅炉升温率为2/min，直至达到锅炉冲转参数达到汽机冲转要求。4.锅炉升温升压过程中应根据具体情况及时投入过、再热器减温水，防止超温。5.

9、主蒸汽压力、再热汽压力0.8MPa,关闭锅炉主、再热蒸汽系统疏水门。6.烟温达580时，确认烟温探针退出，否则手动退出，防止烧损。7.主蒸汽压力达2.5MPa时，开启过热器电磁泄压阀60s，进行PCV阀排汽试验。8.冷态启动控制主汽温度380，主汽压69MPa，再热汽压0.60.65Mpa,再热蒸汽温度360，。八、汽机冲转1. 确认汽轮机冲转条件。盘车运行正常且连续盘车时间在4小时以上，大轴偏心度符合要求。盘车转速 rpm，盘车电流 A,大轴偏心度 mm。主蒸汽参数符合要求：主、再热蒸汽压力依据启动曲线，主、再热蒸汽温度至少有50以上的过热度，温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。冲转前汽机高压内

10、缸内壁温度 ，中压进汽室内壁温度 ；主汽压力 MPa，机侧主汽温度 / ，机侧再热汽温 / 。凝汽器背压12kPa以下，不高于16.6 kPa。凝结器背压 / kPa。化学通知汽水品质化验合格。轴承润滑油压0.18MPa，润滑油温在2738。 EH油压16.50.5MPa，油温正常（4055）。高低压旁路处于自动控制方式。高压旁路阀开度 %。防进水保护疏水阀处于全开状态。主吸油泵运行，主油泵进口油压正常。ETS保护投入，汽机TSI各指示记录仪表投运，显示正常。发电机氢气、密封油、定冷水系统运行正常。汽机高中压缸上下缸金属温差小于80。2. 低速暖机结束，升速至3000rpm。1 800rpm暖

11、机结束后，升速至3000rpm，升速率100rpm/min。22200 rpm时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止，投入备用。3确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，轴承润滑油压力为0.18MPa，润滑油温度控制在4045。4开启中压转子冷却蒸汽气动门及相关手动门，保证一抽与夹层蒸汽混合后蒸汽温度485以下（机组在额定参数下运行时为485）。52850rpm时，确认主油泵出口压力升至1.41.65MPa。6投入发电机氢气冷却器冷却水，投入氢温自动控制，设定值45，检查定冷水温自动控制正常，设定值46。检查发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。7检查低缸喷水及排汽缸温度正常，不超过80

12、。8汽轮机转速升到3000rpm后，根据启动曲线进行高速暖机（冷态启动暖机60分钟。）9 根据需要进行有关试验：手动脱扣试验；注油试验； ETS保护动作试验；汽门严密性试验。10确认主油泵工作正常，主油泵出口油压正常 MPa，主机润滑油压 MPa、主油泵入口油压正常 MPa，停运交流润滑油泵，停运主吸油泵，投入联锁备用。九、并网带初始负荷1.汽轮机3000rpm暖机结束后，全面检查汽轮发电机组运行正常，值长汇报调度，调度同意后由值长下令发电机并网。2.按发电机并网操作票进行发电机并列。3.发电机并网成功，检查发电机自动带初负荷3050MW，保持母线电压在合格范围内，汇报网调。4.检查高压排汽逆

13、止门开启（强制关闭信号消失，进入自由状态，由前后压差打开），高缸通风阀关闭。5.维持主汽压力稳定，锅炉加强燃烧。关闭主、再热蒸汽管道疏水门。6.全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、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。7.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52以下，最高不得超过80。8.调节旁路维持主蒸汽压力8.5MPa。9.根据汽缸温度，进行初负荷暖机，暖机时间参考启动曲线（冷态启动暖机约65分钟）。10.按机组启动曲线和汽机缸温情况进行主、再热蒸汽温度控制。十、

14、升负荷过程1.将氢压升至正常值0.5MPa，注意检查油氢差压正常。2.设定负荷目标值，设定升负荷率5MW/min的速率升负荷。随着负荷增加，高中调门逐渐开大，高压旁路逐渐关小。3.启动F磨运行，按汽动给水泵启动操作票冲转第一台汽泵。4.当机组负荷达到100MW时，由低到高投运高、低压加热器汽侧。高加疏水逐级自流至#3高加，通过危急疏水至疏扩。5.随负荷增加，高、低旁逐渐关闭，负荷升至约150MW，高旁全部关闭，退出旁路系统运行。6.高低压旁路关闭后，将DEH投遥控，即DEH控制方式 “REMOTE”。7.投入汽机主控自动，将机组运行方式切换为汽机跟随方式，投入“滑压运行”方式，机前压力设置自动

15、为8.5Mpa定压运行，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8.5MPa。负荷300MW后，机前压力随负荷的增加而升高，进入压力爬升阶段。8.四抽压力大于0.147MPa时，将除氧器加热汽源切换至四抽供汽，除氧器进入滑压运行阶段。辅汽至除氧器压力调节阀关闭，可保持自动，自动给定值仍设置为0.147MPa。9.当机组负荷至200MW时，确认低压疏水阀组自动关闭，否则手动关闭。10.当机组负荷达200MW时，并入第一台汽泵运行。11.启动第二台循环水泵，投入第三台循泵联锁。12.机组负荷达到270MW290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量，贮水罐水位逐渐降低，360阀全关。

16、当贮水罐水位到0.5米，停止炉水循环泵运行，锅炉由湿态转入干态运行。开启相关暖阀暖管阀门。13.机组负荷达320MW（或旁路给水调节门开度达90%），倒主给水电动门运行，关闭旁路给水调节门及其进出口电动门，维持给水流量稳定。14.机组350MW负荷时，维持运行约15分钟，投入第三套制粉系统运行。15.用快切装置将本机10kV电源A、B段由备用电源倒至工作电源运行。16.350MW负荷暖机结束，设置升负荷速率10MW/min，目标负荷500MW，按下执行键“GO”，机组负荷逐渐上升至500MW。17.负荷350MW以上，根据情况将空预器吹灰汽源切为主汽供给。18.负荷350MW左右，将#3高加疏

17、水切至除氧器，投入疏水自动，关闭其危急疏水调节门。19.空预器吹灰方式改为每8小时一次。通知除灰脱硫值班员，投入FGD系统。20.启动第二台凝结水泵运行，投入第三台凝结水泵联锁。21.450MW左右并入第二台汽泵运行，投入给水自动，停电泵。22.确认轴封压力为27.5kPa左右，将轴封溢流调节门给定值设置为3032kPa，开启溢流至8A低加电动门。23.负荷500MW，根据燃烧情况，退出所有油枪，联系脱除灰硫值班员投入电除尘器运行。24.投入锅炉主控自动，投入机组“滑压运行”方式，进入CCS协调控制方式运行。25.将小机供汽切为四抽供给。26.设置升负荷速率10MW/min，目标负荷1000MW，按下执行键“GO”，机组负荷逐渐上升至1000MW，若需中间停留，则按下保持键“HOLD”。27.根据升负荷速度，增加燃料量，启动第四台制