启动作业指导书

马头热电分公司发布2010-12-30实施2010-12-1发布六单元号机组启动Q/CDT-MTPC.105.201.000*—2010马头热电分公司企业标准马头热电分公司发布2010-12-30实施2010-12-1发布六单元号机组启动Q/CDT-MTPC.105.201.000*—2010马头热电分公司企业标准检修工序及质量标准检修工序及质量标准Q/Q/CDT目次目录1、范围2、制定依据3、安全措施4、现场准备及工具5、操作项目6、附录1、范围本作业指导书根据发电部对机组启动过程中的控制要求，制定300MW机组启动作业指导书，目的是让所有参与机组启动的值班员掌握机组从检修后至并网的全过程操作及操作中的注意事项。适用于本厂300MW机组从检修状态至启动并网后的全过程操作。本作业指导书为参加本次启动的值班人员提供了理论依据和技术指导，是所有参加启动的值班人员所必须遵守的操作程序。2、制定依据现场运行规程、图纸2.1六单元集控主机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0001—20102.2六单元锅炉辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0002—20102.3六单元汽轮机辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0003—20102.4六单元电气辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0004—20102.5电业安全工作规程3、安全措施3.1人员保持思想稳定，操作时精力集中。3.2认清设备名称及编号，严防走错间隔。3.3检查操作票所列操作项目正确完备，符合现场实际操作要求。3.4操作、监护人员掌握本次操作任务及本次操作危险点和控制措施。单元长向本次操作人员进行安全技术及操作内容、注意事项交底。3.5操作人员应戴好安全帽，操作人员着装符合现场要求。3.6接地线拆除后所有间隔清洁并锁好。3.7摇测设备绝缘时，应注意退出相关压板，并在摇测绝前对设备放电，防止损坏摇表。3.8所使用电气安全工器具、相关仪表必须有合格证。3.9设备上相关标示牌、红布帘在转备用前收回。4、现场准备及工具4.1使用安全工器具、仪表、钥匙准备清单序号名称单位规格数量质量要求备注绝缘手套付1合格绝缘靴付1合格绝缘杆个1合格摇表个500V、2500V2合格万用表个1合格电阻档数字式验电笔个380V1合格钥匙串1齐全完好振动表块2完好测温仪台2完好听针个4齐全4.2准备工作4.2.1操作前4.2.1.14.2.1.25、操作项目：PAGEPAGE27序号操作项目操作顺序及注意事项OK执行人备注压缩空气系统投运压缩空气管道阀门开启，各气动阀门来气门开启。机、炉侧压缩空气母管压力0.6-0.8MPa。循环水系统恢复检查前池水位在7-8格之间，水塔水位正常润滑冷却水泵投入备用，排水泵打自动位置检查系统管道截门开启，放水门关闭，放空气门开启。开启循环泵入口闸板门。循环水泵液控蝶阀，油压>14MPa，油箱油位正常，油质良好。检查循环水泵电机油位正常、油质合格。开启循环水泵、电机轴承冷却水进出水门，开启循环水泵冷却水退水至入口水沟门。除盐水补水系统恢复开启除盐水供凝补水箱门，将凝补水箱水位补至3000mm。开启除盐水供凝汽器补水，将凝汽器水位补至700mm开启除盐水供差压水箱，将差压水箱水位补至14开启除盐水供水冷箱，将水冷箱水位补至700mm。水箱补水前联系化学化验水质，合格后进行补水，水质不合格进行换水。润滑油系统投运联系化学化验油质，主油箱补油至1800mm。润滑油系统所有表计一次门开启，电动门调整门动力送电正常。投运润滑油系统，进行油循环。油质不合格联系检修滤油。润滑油母管油压0.08～0.12MPa。主油箱油温小于10℃时，启动电加热器。主油箱油温升至35提前开启主机冷油器冷却水系统放空气门，放尽空气后关闭，投运1号主机冷油器，开启1号主机冷油器退水管对空门，加强冷油器的水循环，关闭1号主机冷油器冷却水退水门。密封油系统投运主机润滑油油质合格后，密封油系统方可投运。真空油箱油位：500—730mm。密封油滤网压差：≤0.1MPa。检查浮子油箱氢气平衡一、二道门开启。油路倒成润滑油母管供真空油箱，投运密封油系统，按规定调整氢油压差正常。密封油供油温度：25-50℃浮子油箱油位：2/3～3/4EH油系统投运启动EH油泵前，检查高压蓄能器充氮压力10±0.2Mpa，低压蓄能器充氮压力0.2Mpa。EH油箱温度控制在35～54℃各滤网压差无报警，EH油系统所有表计一次门开启，油箱放油门，采样门关闭。联系油化验化验EH油合格。检查EH油系统蓄能器进油门开启、放油门关闭。检查EH油温20℃开启EH油循环泵，投入EH油冷却系统。顶轴油系统投入启动顶轴油泵前检查，顶轴油泵入口压力＞0.03Mpa。检查润滑油系统运行正常，投运顶轴油系统。检查顶轴油母管油压12～14Mpa，各轴承的顶轴油压8～12Mpa，油压稳定无摆动。盘车投入检查交流润滑油泵、顶轴油泵及密封油系统运行正常。启动盘车装置投入盘车运行。盘车运行时监视盘车电流、挠度，倾听汽缸内部无异常声音。盘车运行期间润滑油温控制在30～45℃。风烟系统恢复检查各风烟挡板完整，查风门挡板送电，开关灵活且方向正确，传动装置良好，各挡板处于关闭位置。引、送、一次风机、空预器油站投入，油压、油位、油温正常，冷却水畅通。查送风、一次风联络门关闭。风粉系统恢复各给粉机送电。下粉插板送电打开。一次风门在关闭状态。给粉机转速输出在零。制粉系统恢复粉仓粉位就地不低于1.5m（电子不低于3.5m），输粉前确认给粉机下粉挡板关闭。磨煤机、排粉机冷却水投入，冷油器投运。磨煤机、排粉机轴承箱油位不低于二分之一。空预器系统恢复导向、支持轴承及减速箱油位不低于二分之一。导向、支持轴承温度投入自动。冷却油泵运行正常。密封间隙手动提升至最大限位。暖风器系统恢复辅汽系统已投入运行，查辅汽压力0.6～0.8MPa。查辅汽供炉侧总门已开启。炉本体系统恢复1、现场整齐、清洁，各管道畅通无阻，栏杆完整，现场照明良好。保温齐全，各支吊架完整牢固。2、管道、阀门连接良好，阀门开关灵活，手轮完整，铭牌齐全，标志清楚，编号正确，并符合规定。各看火孔、人孔门、检查门开关灵活，关闭严密。3、检查炉膛及烟道内无人工作，无工具遗留，受热面无焦块及可燃物质积存，脚手架已拆除。所有人员从相关设备中撤出。4、各楼梯通道畅通，灰沟覆盖齐全，消防器材完备，各部防爆门完整。5、膨胀指示器完整，刻度清晰，指针指在零位。6、各燃烧器外观良好，角度正确，无堵焦现象。7、投入汽包就地水位计，刻度清晰，事故照明备用良好。8、各风烟挡板完整，开关灵活且方向正确，传动装置良好。9、各吹灰器无损坏变形，传动灵活，方向正确，位置指示正确，且全部在退出位置。10、空预器完好备用，油位正常，各安全门、排汽阀完好，排汽管畅通。给水泵系统恢复备用将1号、2号汽动给水泵和电动给水泵系统恢复备用。联系化学化验油质合格，启动润换油泵进行油循环。空气系统恢复备用检查空气系统系统，各排气门、放水门关闭。空气系统各压力表一次门开启。真空泵组入口门后放空气关闭，各放水门关闭。开启真空泵汽水分离器补水门，向分离器注水至正常水位。真空泵冷却器恢复备用。1、2号凝汽器空气门开启。汽水系统恢复汽水系统及承压部件工作票结束。开启给水、主汽、汽包、减温水压力表一次门和给水、减温水流量表一次门。将电接点、云母及平衡容器水位计投入运行。已对锅炉进行全面检查，记录锅炉膨胀指示一次。汽水系统电动门、调整门已送电，微机画面显示正确。得到值长上水命令后，检查给水泵系统正常，做好锅炉上水准备。上水温度应大于20℃，进水温度与汽包壁温差不大于28对水冷壁、省煤器进行全面检查，上水后记录膨胀指示一次。凝补泵锅炉上水查汽水系统所有工作完毕，各压力表及水位计投运，给水流量变送器送电，指示无异常。上水前关闭主给水电动门，开启给水旁路调整门，通过给水旁路向锅炉上水，控制调整门开度控制进水速度。启动凝结水补水泵，向锅炉上水。上水温度应大于20℃，进水温度与汽包壁温差不大于28省煤器出口至汽包给水管空气门见水后关闭。进水应缓慢、均匀，进至汽包正常水位所需时间夏季不少于2小时，进水流量在12、80～120t/h；其它季节不少于4小时，进水流量控制在40～60t/h。若水温与汽包壁温接近，可适当加快进水速度，但应始终保持任意两点间汽包壁温差不大于56℃当上水至汽包水位计可见部分时，应减慢上水速度。进水至－100mm时，停止进水。关闭给水旁路门调整门，停泵。对水冷壁、省煤器进行全面检查，上水后记录膨胀指示一次。注意事项：汽水系统所有工作结束。上水温度大于20度，汽包壁温差小于28度。上水时间冬季不少于4小时，夏季不少于2小时。上水前后分别记录膨胀指示器一次，分析是否正常。控制除氧器水温加热到不低于汽包壁温50℃任何时候控制上下壁温差不大于56℃H2置换完毕氢压不低于0.15MPa，氢纯度大于97%（实际值：），氢气湿度-2.5～-14之间合格。氢气系统各阀门位置正确。氢油压差在正常范围：发电机轴系转动时0.056±0.02MPa，发电机轴系静止时0.036～0.056MPa。发变组恢复备用检查工作票、回路及标志检查与发-变组、工作馈变及回路相关的工作票全部结束，询问网楼相关工作票结束。并有电气设备预试合格证。检修设备清洁无杂物。常设遮栏及标志牌恢复。摘下发变组及馈变回路检修所挂的“禁止合闸、有人工作”、“从此上下”、“在此工作”标示牌，摘下“运行”红布帘，并整齐地摆放回原存放地点。拆除发变组回路的接地线，摇测发电机定子线圈、转子线圈绝缘拆除发电机出口避雷器处接地线(号)，检查间隔内清洁，并将发电机出口避雷器间隔门锁好。摇出691(6101)开关间隔1号接地车。摇出692(6102)开关间隔2号接地车。联系网楼拆除219(210)开关避雷器侧接地线。检查发-变组、工作馈变回路无接地短路线。在发电机中性点PT刀闸上口用万用表欧姆档测量发电机定子线圈绝缘，不低于30KΩ。在励磁小间检查转子一点接地保护装置+LP1压板、转子一点接地保护装置-LP2压板在退出位置，用500V摇表测量转子线圈对地绝缘值，不低于1MΩ。测量完毕后投入转子一点接地保护装置+LP1压板、转子一点接地保护装置-LP2压板。定子线圈若未通水应用2500伏摇表测定子绝缘，不得低于5ＭΩ。测绝缘前后必须放电，防止损坏摇表。将测量数据记录专用记录本上及运行日志上。9号(10号)发电机下部6.3米的操作检查项目检查发电机中性点PT清洁完好，合上中性点PT刀闸。将间隔门锁好。检查发电机出口三组PT及间隔清洁完好，测量PT一次保险约200Ω左右。将三组PT推入工作位置，摇上二次插头，锁好间隔门。在发电机出口端子箱内二次保险电源侧用万用表欧姆档测量相间通，用万用表欧姆档测量二次保险通，装上二次保险，锁好发电机出口端子箱门。检查励磁变清洁完好，锁好前后间隔门。检查微正压风机运行良好。检查氢纯度、湿度、漏氢检测仪投入完好。检查绝缘过热装置、发电机局放装置运行完好。检查出口封闭母线恢复正常备用方式。发电机底部排液处无液体。检查发电机中性点及出口联箱窥视孔处无水雾。发电机底部与发电机本体各连接管道无渗油、渗水痕迹。9号(10号)机组高压段的操作检查项目检查691(6101)开关在间隔外，用万用表欧姆档测量9号(10号)馈变A分支工作PT一、二次保险、综保装置电源保险完好。将9号(10号)馈变A分支工作PT推入间隔内，送上二次保险、综保装置电源保险。将691(6101)开关推入试验位置。检查692(6102)开关在间隔外，用万用表欧姆档测量9号(10号)馈变B分支工作PT一、二次保险、综保装置电源保险完好。将9号(10号)馈变B分支工作PT推入间隔内，送上二次保险、综保装置电源保险。将692(6102)开关推入试验位置。六单元直流配电室的操作检查项目1、检查9号(10号)机励磁装置直流电源送电正常。9号(10号)机组低压段的操作检查项目合上380VⅨ(Ⅹ)A段9号(10号)主变、9号(10号)馈变风扇电源1，并验电正常。合上380VⅨ(Ⅹ)B段9号(10号)主变、9号(10号)馈变风扇电源2，并验电正常。9号(10号)机组保护小间操作检查项目检查发电机保护A、B柜上：灭磁开关联跳A1C2LP8、B1C2LP8压板在退出位、201开关跳闸出口Ⅰ、ⅡA1C1LP3、A1C1LP4、B1C1LP3、B1C1LP4压板退出位、保护起动失灵A1Z1LP2、B1Z1LP2压板、解除失灵复压闭锁总出口A1Z1LP1、B1Z1LP1压板退出位，检修状态A1KLP1、B1KLP1压板退出位，转子两点接地A1K2LP9、B1K2LP9压板退出位。起停机保护A1K2LP18、B1K2LP18压板、误上电保护A1K2LP20、B1K2LP20压板、断口闪络A1K1LP11、B1K1LP11保护压板在投入位，核对发电机保护A、B、C柜上其它保护压板与运行规程相符合。投入主变零流1、2A1K1LP5、A1K1LP6、B1K1LP5、B1K1LP6压板，退出主变间隙A1K1LP7、B1K1LP7压板。合上发电机保护A、B柜背板上.：电压切换箱电源小开关7DK、发电机电气量保护装置电源小开关1DK、220KV侧切换后交流电压小开关1ZKK1、发电机机端1PT（B柜为2PT）交流电压小开关1ZKK2、发电机机端3PT交流电压小开关1ZKK3、工作馈变A分支交流电压小开关1ZKK4、工作馈变B分支交流电压小开关1ZKK5。检查保护盘面正常。合上发电机保护C柜后：数字式非电量保护装置电源小开关35DK。检查保护盘面正常。检查保护盘后直流断开点位置正常。9号(10号)机组公用段小间操作检查项目1、送上380V公用Ⅸ段、Ⅹ段上9号(10号)机起励电源1、2，验电正常。9号(10号)主变压器处操作检查项目合上9号(10号)主变219-9(210-9)刀闸。试验主变各组风扇运转正常，无异常响声，两路电源开关自投正常。检查主变压器绕组温度、油温1、油温2指示正常，信号整定、自启动整定符合要求。油枕油位计指示正常。各散热器油门在开启位置。各处无漏油、渗油。各套管油位正常。检查主变压器各处符合规程规定。9号(10号)馈变变压器处操作检查项目手动试验9号(10号)馈变风扇运转正常。无异常响声。试验完毕将馈变风扇控制把手切至“自动”“就地”位置。2、检查主变压器绕组温度、油温1、油温2指示正常，信号整定、自启动整定符合要求。油枕油位计指示正常。各散热器油门在开启位置。各处无漏油、渗油。各套管油位正常。检查馈变各处符合规程规定。9号(10号)机零米操作检查项目送上汽机MCCA段上：9号(10号)励磁变温控器电源，9号(10号)机氢气除湿器电源、9号(10号)机氢循环风机电源，励磁小间空调电源并验电正常。检查9号(10号)机氢盘处各阀门位置正确，氢压0.15MPA左右。开启9号(10号)机氢循环风机、9号(10号)机氢除湿器运行。检查9号(10号)机机冷水PH值在8-9之间（实际PH值：）、导电度在≤0.5-1.5μS/㎝（实际导电度值：）。9号(10号)机组6.3米励磁小间操作检查项目检查FMK开关在分闸位置，合上3台整流柜交流、直流侧刀闸，合上61DK、71DK小开关，并验明带电正常。检查AVR柜内，“投均流”、“投保护”小开关在ON位，其它开关在“OFF”位。AVR面板上“运行正常、A套为主”指示灯亮，其它灯不亮，微机指示画面各画面指示正常。整流柜上脉冲电源小开关切至“合”位，独立运行小开关在“退出”位，检查“运行正常”“均流正常”“脉冲电源”指示灯亮。试验风扇开启正常，无异常响声，风向正确。输出电流表及液晶显示屏正常。检查FMK开关柜上，“操作电源”指示灯亮，“FMK分”指示灯亮，其它灯不亮，转子电流、电压表完好。检查灭磁电阻柜“起励电源”指示灯亮，其它灯不亮，转子一点接地保护装置上电正常。LP1至LP6压板中，除LP4在退出外，其它均在投入位。9号(10号)机组12.6米检查项目检查碳刷各部分清洁完好，压力均匀，依次手压碳刷各部检查螺丝紧固，滑环风温温度表完好。发电机本体各部分清洁完好，三块风温表完好并指示正确。发电机本体处冷却水进水水管处无渗漏现象，四组氢冷器端盖无渗漏现象。发电机本体西侧氢冷器放水门位置正确。9号(10号)机组DCS画面操作检查项目检查DCS画面内219(210)开关、FMK、691(6101)、692(6102)开关在分闸位，219-9(210-9)刀闸在合闸位置。并与实际状态相符合。检查DCS画面内发电机定子线圈及出水、铁芯温度冷态下指示正确。内冷水参数、氢系统参数与实际指示相符合。励磁系统的联锁闭锁试验1、汇报值长，联系网楼合上219(210)开关油泵电源开关。合上发电机保护C柜后219(210)开关操作电源小开关4DK1、4DK2小开关。2、投上灭磁联跳压板、投入同期解除按钮，FMK开关在断位时,主开关合不上。3、合上FMK开关,主开关能合上。退出同期解除按钮。断开FMK开关,主开关联掉。4、试验完毕，退出9号(10号)发电机保护A、B柜上灭磁联跳保护压板。断开发电机保护C柜后219(210)开关操作电源小开关4DK1、4DK2小开关，联系网楼断开219(210)开关油泵电源开关。5、汇报值长，试验完毕，做好记录。6、试验前，检查汽机无主汽门回路的相关试验。锅炉投入底部加热联系9号炉开启汽包抽汽电动门，稍开汽包抽汽手动门，注意检查系统无泄漏。开9、10号炉底部加热联络门及联络管道疏水门，疏水门连续排汽后关闭。开10号炉底部加热进汽手动门、电动门，开加热联箱疏水门疏水后关闭。全开10炉底加热联箱进汽手动分门。联系9号炉全开汽包抽汽手动门。控制锅炉底部加热进汽手动门，注意防止发生水冲击，水冷壁不得有较大振动。逐渐开大锅炉底部加热进汽手动门，控制加热压力不低于3.0Mpa。期间保持汽包水位正常，汽包上下壁温小于56度，汽包温升3-5℃注意事项：查辅汽供下部加热门断开打堵。水冷壁振动小时，应逐渐开展邻炉汽包抽汽电动门和本炉底部加热总门。循环水系统投运启动循环水冷却水泵，检查循环水泵、电机轴承冷却水水压0.1～0.3Mpa，冷却水退水正常。循环水系统放空气门有水均匀流出后关闭。循环水泵启动后主控室检查循环水泵电流正常，凝汽器进水、退水压力正常，循环水系统管路、凝汽器无泄漏。循环水泵启动后就地检查、出口压力、声音、振动、温度正常，循环水泵进口水池、凉水塔水位正常，凉水塔拦污栅前后水位差＜0.5米。投入备用泵联锁。开式冷却水系统投运循环水系统运行正常，将开冷水系统电动门、开式冷却水泵电机送电，开启开冷水系统压力表一次门。关闭开冷水系统放水门，开启放空气门有水均匀流出后关闭。投运开冷水滤网，启动一台开式冷却水泵，检查开式水系统无泄漏，投入备用泵联锁。开式冷却水泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振动、温度正常。根据需要投入供水设备。闭式冷却水系统投运差压水箱水位在1000—1400mm。闭冷水系统电动门、闭冷泵电机送电，开启闭冷水系统压力表一次门，关闭闭冷水系统、闭冷水-水换热器放水门。开启闭冷水系统放空气门，有水均匀流出后关闭。启动闭冷水泵，检查开式水系统无泄漏，投入备用泵联锁。闭式冷却水泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振动、温度正常。根据需要投入供水设备，根据温度投入闭冷水系统水水换热器。定子冷却水系统投运水冷箱水位在500～710mm，开启水冷系统各表计一次门。检查水冷反冲洗系统截门处于关闭方式。投入1台水冷器运行、水冷滤网运行。开启水冷泵运行。若停机后定子冷却水泵未停，倒为反向运行时，开机前倒为正向运行。调整水冷压力、流量、温度正常。开启真空泵，开启疏水门开启真空泵，注意主机真空升高。-0.06MPa以上，开启高、中、低压段疏水门。真空泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振动、温度、水位正常。辅汽系统投运辅汽联箱所有表计一次门开启，电动门送电。辅汽联箱各供汽分门关闭。开启临机供辅汽联箱门，辅汽联箱疏水后，投入自动疏水罐运行。辅汽联箱压力：0.6—0.9Mpa，温度：280-350℃辅汽联箱的升温升压总时间不少于20分钟，保证升温升压速度稳定。凝结水低加系统投运开启凝结水系统各表计一次门，检查凝结水系统各放水门关闭、放空气门开启见水关闭。联系化学化验凝汽器水质，根据化学要求凝结水走精处理系统。投入轴加及各低加水侧。关闭除氧器所有放水门、进汽门，开启所有除氧器正常排气门启动一台凝结水泵系统过水，查凝结水系统无泄漏、凝结水水质不合格时开启动放水，合格向后除氧器上水。或根据化学要求通过精处理系统进行处理。低加过水时检查轴加、各低加汽侧水位不应升高。除氧器上水初期，应缓慢开启除氧器进水调节门，以10—20t/h的进水速度向除氧器充水，尽量保持进水管充满水，防止汽水冲击除氧器除氧喷头。投入除氧器加热检查除氧器水位正常开启辅汽供除氧器门，以l—2℃控制除氧器水温加热到不低于汽包壁温50℃燃油系统投运联系油库，关闭57来油手动门、燃油吹扫门，开启回油手动门、调整门、76来油手动门，来油管各手动门、调整门、电动门，各油枪手动门开启，油压2.5MPa以上（微油油压大于1.5MPa），油温不低于25℃预热器吹灰系统投运注意就地检查是否过汽。（确认汽源是否倒通）启动空预器连续吹灰。3、冬季预热器做好防冻措施（停炉后预热器吹灰疏水门开启，各班注意检查）。高缸预暖系统暖管备用辅汽联箱压力0.4～0.8MPa，温度200～250℃，保持50℃开启辅汽供倒暖手动门、倒暖进汽一道门后疏水门、倒暖疏水总门。稍开倒暖进汽一道门，暖倒暖系统。倒暖系统暖管结束标准：倒暖进汽一道门前温度>200℃主机、小机汽封系统暖管备用关闭主机、小机汽封进行分门。开启主机汽封进汽滤网放水门，无水流出后关闭。开启辅汽供汽封进汽电动门，稍开调整门，暖汽封母管。开启主机汽封进汽门前自动疏水罐前、后手动门，旁路门关闭。开启小机进汽门前疏水门，疏水结束后关闭。开启低压汽封减温水手动门，调整门关闭。根据情况汽封母管温度暖至160～250℃。引送风机吹扫联系热工确认MFT动作逻辑正常。开启过热器侧与再热器侧烟气挡板，二次风门开至50%以上。查两台空预器运转正常。启动一台引风机（确认其进、出口挡板已开启）。启动一台送风机（确认其出口挡板已开启）。调整引、送风机动叶，维持炉膛压力在－150～－50Pa，风量控制在额定负荷时总风量的30～40%之间。确认汽包水位在正常范围内。在FSSS的画面上，按下“吹扫风量置位”键，并设置吹扫条件（AND）：至少有一台空预器运行至少有一台引风机运行至少有一台送风机运行两台一次风机全停所有排粉风机全停所有给粉机全停来油速关阀、回油速关阀关闭炉膛无火MFT触发条件不存在MFT已跳闸炉膛风量＞30%（来自MCS信号）吹扫条件均满足后，点击“吹扫确认”按钮，自动进行吹扫，发出“炉膛吹扫进行中”信号。炉膛吹扫完成后，发出吹扫完成信号。（若一个或几个条件失去则吹扫中断，此时应查明原因，待吹扫条件重新全部满足后，可再次启动吹扫）。吹扫结束后，减小送、引风机动叶，维持炉膛压力在－150～－50Pa。送汽封启动轴封风机，开启主机汽封进汽分门，送汽封后调整各汽封分门，轴端不冒汽、不吸汽。送汽封后检查真空应缓慢上升，若送汽封后真空未变化或真空稳定后低于-0.090MPa时，检查五段抽汽供热网逆止门后疏水及热网系统危急疏水门是否关闭。高缸倒暖系统投入确认盘车投入且连续运行2小时以上，确认汽轮机已送轴封，凝汽器真空－0.080Mpa以上；确认高压内缸调节级处内壁金属温度在150℃当高压内缸调节级处上半内壁金属温度达到145℃投入高缸预暖后，注意排汽温度、大轴绕度，盘车电流，缸温及温差不超限。高缸预暖控制高压内缸上半内壁温度不超150℃若转子被预暖蒸汽冲转，立即降低预暖汽压（通过调整高、低旁路开度或关小倒暖阀），待转子静止后，重新投入盘车。暖缸时各壁温差及胀差在允许范围内，当下壁温度明显高于上壁温度时，关小缸体疏水门。注意低缸排汽温度80℃随着锅炉升温升压，及时调整高、低压旁路，维持给定预暖汽压。夹层系统恢复备用主汽至夹层加热进汽电动门、手动门关闭。夹层加热分门关闭，夹层联箱疏水手动门、电动门开启。稍开夹层进汽手动门，将夹层联系温度暖至主汽温度。汽动给水泵投入运行主机挂闸建立EH油压，检查主机EH油压14MPa以上。小机应送汽封后，开启排气蝶阀，注意主机真空变化，小机排汽真空低于主机真空排汽蝶阀无法打开时，检查排汽蝶阀旁路门开启，小机排汽真空变送器排污一次小机冲车前注意联系供辅汽机组注意调整辅汽联箱压力。冲小机至3000r/min，暖机10分钟后交给锅炉遥控。锅炉点火前准备检查引风机油站、送风机油站、一次风机油站正常，预热器油站油位不低于二分之一，油泵投入自动。检查制粉系统正常。联系9号炉向10号炉输粉，输粉前应关闭给粉机下粉电动挡板。点火前粉仓粉位不低于4m。查给粉机送电、风粉系统及风烟系统各档板送电。检查本炉燃油系统已投入正常。燃油压力≥2.5MPa，油温20～40℃。检查两台空预器油位正常，冷却水正常，就地PLC柜正常，检查空预器火灾报警装置已投入，空预器间隙调整已升至最大间隙，启动两台空预器，投入空预器联锁。启动一台火检冷却风机，保证风压＞5000Pa，另一台投备用并投入联锁。投入烟温探针和炉膛火焰工业电视及冷却系统。启动一台微油助燃风机，保证风压＞4000Pa，另一台投备用并投入联锁。点火前2小时投入暖风器：开启辅汽供锅炉侧手动门、开启各暖风器水门，充分疏水后关闭，投入暖风器。检查投入炉底水封与除渣系统运行。检查炉侧各闭冷水用户已开启：引风机油站、送风机油站、一次风机油站、预热器热点监测装置、预热器冷油器冷却水、排粉机冷却水、磨煤机冷却水、磨煤机油站冷却水。注意事项：1、投入暖风器后，调整空预器入口风温＞25℃2、粉仓粉位不低于3.5米。3、汽包压力0.1至0.2MPa，关闭空气门（空气门较沉）。锅炉点火得到值长点火命令后，通知热工、化学，燃料锅炉点火。低温过热器与低温再热器通道烟气挡板各开50%，全开所有二次风门。检查查风机启动条件满足，启动一台引风机，启动一台送风机。调整引、送风机动叶，维持炉膛压力在—100～—50Pa，风量控制在额定负荷时总风量的20～40%之间。设置吹扫条件并进行吹扫。吹扫结束后，将下三层二次风门关至10%、30%、30%（还可据需要手动关闭各上层二次风门），调节送、引风机动叶，维持炉膛压力在—50～—10Pa。确认再热器通道烟气挡板已全关，过热器通道烟气挡板全开。联系电除尘器值班员，将振打装置投入“连续振打”方式。开启空预器吹扫辅助汽源，投入空气预热器连续吹灰。投入BC层1号至4号油枪，投入后就地看火。在启动调整时，特别注意炉膛燃烧状况，对炉膛负压、汽包水位、火检强度等参数严密监视，当燃烧发生波动时，应及时采取降低投粉量、增加燃油量的方法稳定燃烧，然后再逐渐增加粉量。避免锅炉水位大幅度波动、炉膛负压摆动过大。根据燃烧调整风量，维持送风机出口风压1.5MPa左右，适当开大对应投油层二次风。查对空排汽已开启。注意事项：吹扫完毕后，查MFT已经复位。注意空预器吹灰方式，当不能连续吹灰时，应手动吹灰，吹灰前必须去就地确认汽源已倒通（当辅汽不能使用时，视汽压可倒至后屏汽源）。投油后，将对应油枪的二次风开展，着火充分，观察油枪着火应不冒黑烟，烟囱冒白烟。严禁出现再热器干烧事件。点火后，联系汽机开旁路，关闭排大汽。投微油前开启一次风机，风速不低于15m/s。锅炉投入微油启动微油助燃风机，助燃风压力5.0KPa以上。调整微油油压达0.8MPa至1.2MPa。注意压缩空气压力不低于0.5MPa。微油点不着应考虑以下因素：联系控制中心擦拭火检探头。派人去就地调整微油母管压力。3）降低A层给粉机转速和一次风速。旁路系统投入运行凝汽器真空达-0.083MPa以上，根据锅炉要求，投入高、低压旁路系统。高压旁路联锁退出条件：高压旁路后蒸汽温度＞420℃低压旁路联锁退出条件：凝汽器真空＜-0.083MPa，凝汽器水位＞1200mm，低压旁路后蒸汽温度＞180℃高压旁路减温水电动门联锁退出条件：高压旁路阀位＜5%。旁路的投入顺序：先投入三级减温，再投入低旁，最后投入高旁。旁路的退出顺序：先退出高旁，再退出低旁，最后退出三级减温。旁路投入要求：低旁先投减温水后开低旁调整门，高旁先开高旁调整门后根据温度投入减温水。炉升参数至冲车一次风机检查完毕后，启动两台一次风机，开启A层喷燃器一次风门，调整一次风母管压力，满足一次风速≥15m/s。投入微油油枪后，开启给粉机电动下粉档板，及时投入A层1号—4号给粉机，开适当开大二次风，观察烟温变化。观察煤着火情况，保证其充分燃烧，同时注意炉膛负压的变化。根据烟温达到540度前，退出烟温探针。将A层、B层一次风周界风开至20%。投粉后注意预热器前后烟温及预热器电流，防止预热器处沉积燃料自燃。当汽压达0.2MPa时，关汽包及过热器空气门。当汽压达0.5MPa时，并通知检修人员热紧螺栓，热工人员冲洗压力表管。联系汽机根据锅炉需要投入低压、高压旁路系统，关闭对空排汽。注意事项：投微油不着时联系热工擦试微油火检探头或就地查微油油压是否偏低。提前要求汽机将小机交给锅炉以满足上水需求。投粉量超过四台以上给粉机时注意监视过热器壁温。冲车过程中汽包水位操持正常。汽温严禁大幅度波动，严防蒸汽带水。并网前增投粉量和油量，保持煤粉燃烧稳定（此时一定要注意提前开各减温水门必要时使用，切忌使用再热器减温水）。夹层系统投入运行调整夹层加热来汽手动门，开启夹层加热进汽分门，关闭夹层联箱疏水电动门，夹层联箱压力维持<3.0MPa。冲车参数主蒸汽压力3.45MPa；主汽温度320℃；再热蒸汽温300℃；蒸汽过热度在真空-0.085MPa以上；润滑油压0.08—0.11Mpa；冷油器出口油温35—45℃氢气压力0.1MPa以上，氢油压差0.05—0.076Mpa；EH油压14—15Mpa；EH油温30—50℃转子偏心度不大于原始值0.03mm，各瓦回油正常。检查主机保护投入。冲车开启各低加进汽电动门、逆止门，低加随机启动。升速应平稳，冲车后，注意汽温、汽压的变化，保持蒸汽过热度在50℃机组转速在1000r/min以下，汽轮发电机组轴承振动达0.03mm或轴振达0.13mm时，立即打闸停机。通过临界转速区时，汽轮发电机组轴承振动达0.1mm或轴振达0.25mm，立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。若做空负荷试验，机组转速3000r/min，空负荷试验结束后，并网前投低加。冲车500r/min转速达450-500r/min时，对机组作全面检查。摩擦检查时间不得超过5分钟，转速不得低于50r/min。冲车1200r/min，低速暖机转速达1200r/min时，中速暖机30分钟，进行全面检查。根据高中压内缸外壁与外缸内壁温差及胀差变化趋势，控制夹层加热。冲车2000r/min，中速暖机监视中压排汽口处下半内壁金属温度大于130℃满足以下条件时暖机结束：高中压膨胀大于7mm，高中压缸胀差小于3.5mm并趋于稳定。在临界转速区内，升速率自动设定为400r/min（10号机500r/min）。当机组转速升至1550r/min,检查顶轴油泵联停。高速暖机60分钟。假同期试验前准备工作确认219(210)-1-2刀闸位置联系网楼确认219(210)-1-2刀闸分闸到位单元合上219(210)开关操作电源小开关4DK1、4DK2。联系保护班做的工作联系继电保护班在保护小间短接219-1(210-2)刀闸辅助接点。联系继电保护班在工程师站将DCS内219－1(210-2)刀闸置合闸位置。检查DCS内219-1(210-2)刀闸显示在合闸位置。联系控制中心将9号(10号)机热工升负荷逻辑线拆除。联系继电保护班在保护小间接好电压表。开启主、馈变风扇1.开启9号(10号)主变第1、3组风扇，将第2组风扇切辅助位，第4组切“备用”位置。2.检查9号(10号)馈变风扇控制把手已切至“自动”“就地”位置。开启三台整流柜风扇合上三台整流柜风扇电源开关（三台整流柜风扇运行在不同电源上）。检查整流柜风扇运行良好。假同期试验：2500转/分左右工作转速2500转/分时，检查AVR电压给定值回零。发电机定速3000转/分，发电机假同期试验前升压步骤及注意事项汽轮机定速3000转/分。合上FMK开关。点击励磁控制回路的“起励建压”按钮。检查发电机线电压自动升至19KV。相电压自动升至10.97KV且三相电压平衡。点击励磁控制回路“无功升”将发电机电压升至额定(经验值线电压升至19.6KV即可)。检查转子电压值为148V、转子电流值为845A(若定子线电压值升不到额定20KV，对应的转子电压、转子电流值偏小)。汇报单元长，升压完毕。发电机升压过程中，应监视发电机定子电流无指示，发电机转子电压、电流与定子电压值相对应。当转子电压、转子电流值已达到试验的空载值，而定子电压未到额定值，禁止继续升压。应断开灭磁开关，查找原因。升压过程中，出现电压失控或三相电压不平衡、定子电流有指示时应立即断开灭磁开关，查找原因。原因不明不得再次升压。10、发电机未通水或氢纯度不合格时不得励磁升压。假同期试验步骤及注意事项汽轮机转速高于系统转速2-3转/分。投入“发变组同期投入”按钮。观察立盘上同步表盘运行情况良好。联系继电保护班核对所接电压表指示电压差与同期装置转动方向相对应。得到保护班验证同期点正确的通知后，联系汽机投入DEH上的“自动同步”功能。联系汽机将发电机转速设定在3003转/分同步表指针均匀、缓慢顺时针转动观察同步表指针到1点时，投入“发变组同期启动”功能当同步表指针到同步点时，检查主开关合上变黄闪，复位主开关。断开219(210)主开关。联系网楼检查219(210)开关在分闸位。点击“同期退出”按钮。观察立盘上同步表盘退出运行。联系汽机检查DEH上的“自动同步”按钮自动退出。按“励磁逆变”按钮，将发电机降至最低。汇报单元长，假同期试验合格。假同期试验后恢复措施1、联系继电保护班拆除保护小间219-1(210-2)刀闸辅助接点短接线。2、联系继电保护班在工程师站将DCS内219－1(210-2)刀闸置合闸位置拆除。检查DCS内219-1(210-2)刀闸显示在分闸位置。3、联系控制中心将拆除的9号(10号)机热工升负荷逻辑线恢复原接线。4、断开219(210)开关操作电源4DK1小开关。5、联系继电保护班拆除所接电压表。联系网楼合219-1(210-2)刀闸检查219(210)开关操作电源2：4DK2小开关在合闸位置，投入发电机保护A、B柜保护启动失灵、解除失灵复压闭锁总压板，单元人员监盘。联系网楼合上219-1(210-2)刀闸。联系网楼合上219(210)开关油泵电源刀闸。投保护启动失灵、解除失灵复压闭锁总压板前用万用表直流电压档测量压板两端对地电位及压板两端电位差正常后方可投入。表明压板可投入时用万用表直流电压档测量压板一端无电，一端带负电，测量压板两端电位差为0。合4DK1小开关若汽机需要暖机，合主开关操作电源4DK1小开关时间要推迟至并网前5分钟。冲车过程中的检查转速升至1500转/分、3000转/分时对发电机碳刷、水、氢系统进行检查。冲车3000r/min，高速暖机当凝汽器真空大于－0.094Mpa以上时，停一台真空泵备用，停泵后注意真空变化情况。低缸排汽温度≥80℃停润滑油泵检查主油泵工作正常，主油泵出口油压1.9—2.05Mpa,润滑油压0.9—1.2Mpa，停运交流润滑油泵，润滑油泵投入联锁。高加随机启动开启各高加空气门，逐渐疏水调整门前、后手动门，危急疏水门前、后手动门，低负荷疏水前、后手动门，高加疏水至除氧器调整门前、后手动门。发电机升压汽轮机定速3000转/分。合上FMK开关。点击励磁控制回路的“起励建压”按钮。检查发电机线电压自动升至19KV。相电压自动升至10.97KV且三相电压平衡。点击励磁控制回路“无功升”将发电机电压升至额定(经验值线电压升至19.6KV即可)。检查转子电压值为148V、转子电流值为845A(若定子线电压值升不到额定20KV，对应的转子电压、转子电流值偏小)。汇报单元长，升压完毕。发电机升压过程中，应监视发电机定子电流无指示，发电机转子电压、电流与定子电压值相对应。当转子电压、转子电流值已达到试验的空载值，而定子电压未到额定值，禁止继续升压。应断开灭磁开关，查找原因。升压过程中，出现电压失控或三相电压不平衡、定子电流有指示时应立即断开灭磁开关，查找原因。原因不明不得再次升压。发电机未通水或氢纯度不合格时不得励磁升压。并网主汽压：5.88MPa，主汽温度370℃，再热汽压力0.6MPa，再热汽温度350锅炉增投油、投粉，升高汽压，提前投入过热器减温水，防止汽温升速过快及受热面壁温超。汽轮机转速稳定高于系统转速2-3转/分。投入“发变组同期投入”按钮。观察立盘上同步表盘运行情况良好。联系汽机投入DEH上的“自动同步”功能联系汽机将发电机转速设定在3003转/分同步表指针均匀、缓慢顺时针转动观察同步表指针过8点后，投入“发变组同期启动”功能检查主开关合上变黄闪，复位主开关。调整无功负荷至30MVAR。点击“同期退出”按钮。