汽轮机冷态启动操作票

操作票单位：XXXX环保能源有限公司编号：发令人：受令人：发令时间：年月日时分操作开始时间：年月日时分；结束时间：年月日时分（）监护操作（）单人操作操作任务：汽机冷态启动顺序操作内容已执行操作时间一、操作危险点、安全措施和注意事项（按工作顺序填写与执行）12345二、操作项目（按操作顺序填写与执行）1接值长令，准备冷态启动汽轮机2检查工作全部结束，系统各阀门状态正确，工作票终结并全部收回，各油泵试运正常。3启动排油烟风机。4启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常（>0.078MPa）,向油系统充油。投入盘车。5启动高压启动油泵,停下交流润滑油泵（交、直流油泵投连锁）,进行机组启动前试验。6检查循环水池水位正常，启动循环水泵建立循环水循环（凝汽器放空气阀出水后关闭，检查循环水压力0.1MPa）。7检查凝结水至除氧器手动门关闭，低加与轴加水侧进水与出水门开启旁路门关闭，向凝汽器补除盐水至100位，启动凝结水泵建立凝结水循环，然后维持热井液位0位。8检查随炉低压暖管到自动主汽门前的阀门状态，并检查管道、支吊架膨胀情况应正常。9检查抽真空系统正常，启动水环真空泵开始抽真空；控制真空破坏门维持真空-61kp左右；10U型水封补水，全开轴封加热器进汽门，启动轴抽风机，微开轴加疏水维持液位。11主汽压力达0.6Mp时投入旁减运行；11当主汽压力2.5-3.0MPa，主汽温度275-300℃左右，检查均压箱疏水门开启，就地全开均压箱进汽一次门，缓慢开一点进汽二次门暖均压箱，均压箱暖后投入均压箱，控制进汽二次门开度维持压力2.94～29.4KPa，投入汽封。13再次检查导气管疏水、一抽逆止门本体疏水、阀前、后疏水，二抽逆止门本体疏水、阀前、后疏水均在开启状态。14投入除低真空和发电机跳闸保护之外的全部保护。15当自动主汽门前压力1.69、温度至300度以上,真空达到-65至-70KPa时,检查冲转前所有条件具备；汇报值长，准备冲转。16复位各种保护信号后，就地按入危机遮断器，就地全关启动阀开启主汽门，DEH画面点击“挂闸”，确认已挂闸；然后点击“运行”。17调用DEH画面,按照设定程序进行冲转、暖机（加入升速曲线）。18注意监视冲转情况：冲转后确认盘车应能自动脱扣。19根据机组状态和对应升温升压启动曲线，确定升速率。20半小时一次检查轴承温度、振动、机组声音、膨胀情况、润滑油正常。21及时调节油温（38-42℃）、热井水位（0位）、均压箱压力（2.94-29.4KPa）。22低加应随机启动，注意汽侧水位的调整。23注意调整各疏水门开度，检查管道、支吊架膨胀情况。24当接近临界转速1836rpm时，应快速、平稳地越过，注意机组振动不应超过0.1mm，否则应改为手动降低转速暖机。25当汽轮发电机组达3000r/min时，稳定转速。根据实验要求，进行相关动态试验26检查真空正常，投入低真空保护。27检查主油泵出口压力正常。28停高压启动油泵。29注意后汽缸温度维持在“65-85”℃，否则投入喉部喷水减温装置。30投入空冷器运行。31全面检查正常后汇报值长准备发电机并网。（根据情况决定是否进行动态实验）。32经值长向调度申请同意，经自动准同期将发电机并网。33待并网后，立即带600KW电负荷暖机，暖机10分钟。逐渐减小旁减流量，以0.3mw/min升负荷；直至旁减完全退出；34投入ETS发电机跳闸保护。35值长向调度汇报已并网。36关闭本体管道所有疏水门。37通知化学化验凝结水水质，合格后方可送入除氧器。38检查一切正常后，按照机组升负荷曲线加至额定负荷：39以300KW/min升负荷至6000KW，暖机10min；投入二段抽汽，投入除氧器汽侧。40再以300KW/min升负荷至9000KW，暖机8min，投入一段抽汽。41再以300KW/min升负荷至12000KW。42对机组进行全面检查，发现异常情况应立即汇报43操作完毕汇报值长。备注：操作人：监护人：值长（运行值班负责人）：