电厂全面启动方案及操作指南

电厂全面启动方案及操作指南一、启动前期准备工作电厂启动是一项系统性工程，需在启动前完成人员、设备、资料的全方位准备，为后续操作筑牢基础。（一）人员组织与职责划分组建启动专项工作组，明确各岗位权责：运行人员负责系统操作与参数监控，检修人员待命处理突发缺陷，技术人员提供方案支持与异常分析，管理人员统筹资源调度。各岗位需提前完成安全培训与技术交底，确保对启动流程、风险点及应急措施形成共识。（二）工器具与技术资料准备整理必备工器具，包括绝缘电阻表、红外测温仪、对讲机、防烫手套等，确保其性能完好且校验合格。技术资料需齐全，涵盖《电厂运行规程》《设备说明书》《系统原理图》《启动曲线》等，重点标记设备临界参数、联锁逻辑及历史缺陷记录，为操作提供精准依据。（三）环境与设备状态核查1.环境检查：清理启动区域杂物，检查照明、通风系统正常，确认消防设施（灭火器、消防水系统）完好可用，现场警示标识清晰。2.设备状态确认：对停运设备执行断电、挂牌操作，检查外观无变形、渗漏，绝缘部件无破损。重点设备（如汽轮机、发电机）需完成盘车试验，记录转子偏心度；锅炉受热面需进行风压试验，排查漏风点。二、系统检查与功能确认启动前需对电气、热力、辅机系统进行逐项核查，确保各子系统具备投运条件。（一）电气系统检查1.高低压配电装置：检查断路器、隔离开关分合状态正确，触头接触良好，绝缘套管无放电痕迹；测量母线绝缘电阻，35kV及以上系统需≥300MΩ（2500V摇表），低压系统≥0.5MΩ（500V摇表）。2.继电保护与自动装置：核对保护定值与启动方案一致，模拟故障触发保护动作，验证跳闸逻辑及信号传输正常；励磁系统、同期装置完成空载调试，确认电压调节范围、同期捕捉精度满足要求。3.直流系统：检查蓄电池组电压、内阻达标，充电机输出稳定，直流母线绝缘监测装置无报警，事故照明切换功能正常。（二）热力系统检查1.汽水管道与阀门：确认主蒸汽、给水、凝结水管道支吊架无移位，阀门开关灵活且与标识一致（启动时需关闭的疏水阀、排空阀应处于关闭状态，需开启的冷却水阀、放气阀已打开）。2.压力容器与热交换器：锅炉汽包、除氧器、加热器等设备完成内部检查，人孔门、法兰密封良好；安全阀校验合格，起跳压力、回座压力符合设计值，电磁泄压阀远程控制功能正常。3.燃料与制粉系统：燃煤电厂需检查给煤机、磨煤机内部无积煤，润滑油位达标；燃油系统确认油枪雾化试验合格，燃油泵联锁启动逻辑正确。（三）辅机系统检查1.泵类设备：循环水泵、给水泵、凝结水泵等盘车无卡涩，轴承润滑脂加注至标准刻度，电机绝缘电阻≥1MΩ/kV；进出口阀门开关状态满足启动要求（如给水泵启动前需开启入口阀、关闭出口阀）。2.风机与压缩机：引风机、送风机、空气压缩机叶轮无积灰，联轴器对中偏差≤0.1mm，电机转向正确；风机入口挡板处于关闭位，启动后逐步开至工作开度。3.控制系统：DCS、PLC模块无故障报警，控制画面参数显示正常，远方/就地操作切换功能可靠，历史曲线存储与调用正常。三、分步启动操作流程遵循“辅机先行、系统联动、主机受控”原则，按以下步骤实施启动：（一）辅助系统启动1.循环水系统：启动循环水泵（单泵或双泵，依负荷需求），检查泵出口压力、电流稳定，冷却塔布水均匀；确认凝汽器、冷油器冷却水流量达标，温差在正常范围（≤10℃）。2.润滑油系统：启动汽轮机主油泵（或交流润滑油泵），建立润滑油压（≥0.15MPa），检查轴承回油畅通，油温升至35℃以上（若油温低，投入电加热器或汽加热装置）。3.密封油系统：发电机密封油泵启动，调整空侧、氢侧油压差≤5kPa，密封瓦温度≤80℃；氢系统置换需提前完成（如从空气置换为氢气，需控制置换速度，确保氢气纯度≥98%）。（二）电气系统投运1.厂用电系统：依次合上高压厂用变压器低压侧断路器，检查母线电压（偏差≤±5%额定值）；投入低压厂用变压器，确认照明、检修电源正常；重要辅机（如给水泵、引风机）电机电源开关置于“远方”位，具备启动条件。2.励磁系统投运：发电机转子绕组通入励磁电流，逐步提升机端电压至额定值的50%，检查定子电流为零（无励磁变流器故障），电压互感器、电流互感器二次回路无开路/短路。（三）锅炉启动1.上水与冲洗：采用除盐水或凝结水向锅炉上水，水温≤90℃，上水速度≤100t/h（汽包壁温差≤50℃）；上水至最低可见水位后，启动给水泵进行锅炉冷态冲洗，至省煤器出口水质浊度≤5mg/L。2.点火与升温：投入点火装置（燃油或燃气），按“对角点火、分层升温”原则启动燃烧器，控制炉膛升温速率≤1℃/min；汽包压力升至0.1MPa时，开启空气门、疏水阀，排出汽水混合物；压力升至1MPa后，关闭空气门，调整燃烧使汽包压力以0.5MPa/h速率上升。3.蒸汽品质控制：当汽包压力≥3MPa时，开启连续排污阀，控制炉水含盐量≤500mg/L；过热蒸汽温度升至350℃时，投入减温水系统，调整主蒸汽温度偏差≤10℃，过热度≥50℃。（四）汽轮机启动1.冲转与暖机：确认主蒸汽参数（压力≥3.5MPa，温度≥300℃，过热度≥50℃），开启汽轮机主汽门，按启动曲线冲转（如冷态启动：500r/min暖机30min，1500r/min暖机60min）；检查轴承振动≤0.03mm，轴瓦温度≤85℃。2.升速与并网：转速升至2800r/min时，切换为同步器控制，平稳升至3000r/min（额定转速）；投入发电机同期装置，当频率、电压与系统一致时，合上并网断路器，完成并网操作。3.带负荷调整：并网后按“滑参数”方式带负荷，控制负荷率≤5%额定负荷/分钟，主蒸汽温度随负荷上升速率≤2℃/min；当负荷达30%额定值时，投入高压加热器，检查给水温度上升正常。（五）发电机并网及带负荷并网后密切监控发电机定子电流、无功功率，调整励磁使功率因数维持在0.8~0.95（滞后）；随着汽轮机负荷增加，逐步提升发电机有功功率，每10分钟增加10%额定负荷，直至达到目标负荷；期间检查发电机铁芯、绕组温度≤120℃，氢压稳定（偏差≤0.02MPa）。四、启动过程安全注意事项启动全程需严格执行安全规程，防范人身、设备事故：（一）操作规范性要求1.严格执行“两票三制”（工作票、操作票；巡回检查制、交接班制、设备定期试验轮换制），操作前核对设备名称、编号，操作中执行“唱票-复诵-操作-核对”流程，禁止跳项、漏项。2.重要操作（如锅炉点火、汽轮机冲转、发电机并网）需经值长许可，操作后记录时间、参数、操作人，确保可追溯。（二）参数监控与调整1.实时监控关键参数：汽包水位（偏差≤±50mm）、主蒸汽压力/温度（波动范围≤±0.5MPa、±10℃）、汽轮机振动（≤0.05mm）、轴承温度（≤90℃）、发电机定子电流（≤额定值）。2.发现参数异常（如汽包水位快速下降、汽轮机振动突增），立即执行“减负荷-查原因-做调整”流程，必要时触发保护停机（如汽轮机轴振动≥0.25mm时紧急停机）。（三）现场安全防护1.启动区域设置警戒线，无关人员禁止入内；操作高温、高压设备时，佩戴防烫手套、护目镜，使用长柄工具，避免正对阀门、法兰。2.电气设备操作前验电、接地，禁止在带电区域使用金属工具；发电机氢系统附近严禁动火，动火作业需办理一级动火票，且氢浓度≤0.4%。（四）应急准备与响应1.启动前组织应急演练，明确“辅机跳闸、汽水泄漏、电气短路”等故障的处置分工；现场配备应急物资（如堵漏胶、灭火器、急救箱）。2.发生故障时，优先确保人身安全，再隔离故障设备（如给水泵跳闸后，关闭出口阀、启动备用泵），同时汇报值长，启动应急预案。五、启动后运维与验收启动成功后，需做好设备运维与启动总结，为长期稳定运行奠定基础。（一）设备巡检与参数记录1.启动后24小时内，每小时巡检一次，重点检查转动设备轴承温度、振动，管道法兰泄漏，电气设备接头温升（≤70℃）；每2小时记录一次主蒸汽参数、汽轮机真空、发电机负荷等，形成趋势曲线。2.投运后72小时内，禁止进行影响机组稳定的操作，如非必要不切换辅机、不调整保护定值。（二）设备状态评估与消缺1.启动结束后，组织技术人员对设备进行全面评估：锅炉受热面是否有过热、变形，汽轮机轴系振动趋势是否平稳，发电机绝缘是否下降。2.对启动过程中发现的缺陷（如阀门内漏、仪表偏差），列入消缺计划，在机组停运或低负荷时处理，确保下次启动无遗留问题。（三）资料归档与经验总结1.整理启动过程资料：操作票、参数曲线、缺陷记录、应急处置过程，归档至设备台账，作为后续检修、启动