#2机组启动报告Word格式文档下载.docx
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铁：
39.2μg/L
开启21电泵出口门及汽包上水启调阀，锅炉开始上水
35
两台排汽装置疏水泵、两台轴加风机测绝缘合格，启动22排汽装置疏水泵
40
高加水侧注水排空，三通阀切至高加侧运行
1:
空冷风机测绝缘（5列3号风机三相对地绝缘为零、3列4号风机绝缘低约120MΩ,通知大庄电气值班）
2:
10
关闭轴封减温水调门前手动门及轴封减温水旁路手动门，启22凝泵
15
省煤器排空门仍未见水，通知大庄值班人员，怀疑管道冻结，关闭省煤器排空门
3:
05
给水流量在100t时，省煤器再循环不允许关。
汽包高位电接点见水-600mm。
04：
00汽包上水至+600mm，通知热控李长春进行平衡容器注水。
开炉前燃油再循环
4:
21、22火检冷却风机测绝缘合格，送电。
启21火检冷却风机。
启21空预主电机、22空预辅电机运行。
22空预辅电机仍有异音，通知大庄锅炉。
大庄锅炉回话：
不影响运行。
锅炉放水，21定排泵不出力，通知大庄锅炉。
4：
45正常。
定排坑溢水严重，减慢放水速度。
5:
00
一次风机、磨煤机、排粉机测绝缘合格，送电。
辅汽至空预吹灰管道预暖。
辅汽至暖风器管道预暖
密封油滤网转动；
引风机轴承冷却水回水管放水。
6:
锅炉放水结束。
锅炉第二次上水。
07：
30上水至高水位+600mm，通知热控李长春重新给平衡容器上水。
记录膨胀指示。
#2机测温：
6KV配电室10℃；
继电器小间20℃；
励磁小间19℃；
空冷变频器间15℃；
汽机380V配电间7℃；
直流220V配电室21℃；
220V蓄电池室14℃；
空冷配电室9℃，380V公用配电室7℃；
直流110V配电室8℃；
引风机变频器室15℃；
排粉机变频器室14℃；
汽包小间2℃。
炉前燃油系统恢复。
18
给粉机测绝缘合格，送电。
开启给粉机上插板。
低加旁路进行冲洗。
10低加水侧冲洗。
55
02碎煤机停电。
58
热控李长春联系做21、22引风机变频保护传动，传动如下：
1、引风机轴承温度二取一修改为二取二。
2、引风机变频器重故障（电气综合信号）跳高压侧开关。
7：
20结束。
7:
开启省煤器排空门。
47
启动锅炉风烟系统。
热控李长春回话：
汽包平衡容器注水结束。
8:
开始轴封预暖。
36
电气二种票：
“#2机空冷岛，根据（一期照明优化方案}）更换部分照明灯具”结票。
更换25套灯具。
42
炉膛开始吹扫。
（联系热控退出汽包水位保护）
52
锅炉点火成功。
（汽包远传水位都不正常，总值长令：
以就地水位计为准，可以点火）
53
手动MFT，动作正常。
炉膛重新吹扫。
9:
03
锅炉点火。
（期间燃油再循环门电源跳闸一次，点火延误）
14
02碎煤机送电。
23
启水环真空泵，开始抽真空。
10:
26
炉侧排空全部关闭。
发电机转子测绝缘合格（500兆欧）。
50
PCV阀活动正常。
发变组恢复热备用。
11:
合上#2主变中性点接地刀闸。
15：
00断开。
启21一次风机。
投入B1、B3给粉机运行。
（总值长联系，将投粉条件的汽包压力由3.5MPa改至1.5MPa）
12:
蒸汽参数具备冲转条件，等待化学化验蒸汽品质。
13:
化学通知蒸汽品质合格。
29
启高压启动油泵。
汽轮机挂闸，开始冲转。
转速大于3rpm，盘车自动脱开。
（就地挠度表显示10μm）
38
转速600rpm，手动打闸，进行汽轮机碰磨检查。
41
检查结束，重新挂闸冲转600rpm。
45
目标转速2450。
转速大于800rpm，顶轴油泵自动停运。
59
转速2450，开始中速暖机。
14:
19
氢气系统补排氢至0.285MPa，
中速暖机结束，目标转速3000rpm。
32
转速2900rpm，阀切换正常。
51
发电机并网成功。
（并网后，汽机高、中压调门大幅摆动，通知李岗、刘刚）
15:
本班交班供油走字：
6334.05，回油走字：
6073.39.本班启机共用燃油38.64t。
补充21、22引风机变频保护传动，传动如下：
1、引风机轴承温度二取一修改为二取二，只跳变频器。
本次启机过程中的一些问题：
1，汽包远传水位测点长时间不能正常；
2，部分油枪吹扫程序完成后，吹扫不能停止；
3；
燃油再循环门无故跳闸；
4，并网后，高、中压调门大幅摆动；
5，点火前，炉水取不到水样（通知化学开高温间取样门后，取样正常）；
6，PCV阀排汽试验开启时失电。
09
断开＃2主变中性点地刀，退出主变零序过流保护，投入主变间隙零序电流电压保护
12
投DE1/DE3油枪，启动21制粉系统
启22一次风机
16:
热控票：
“#2机6.3米氢气纯度仪浮子流量计漏氢处理”开工
一段、三抽抽汽逆止门无开反馈，通知设备部蔡宗霖17：
20一抽抽汽逆止门处理正常
高低加投入，除氧器汽源切换至四抽带
“#2机6.3米#2机3列5空冷风机（20MAG03AN005）变频器顶部散热风扇更换”结票（未更换，可以继续使用），3列5空冷风机启动恢复
5列2号空冷风机变频器送电后故障，通知设备部刘英达17：
10处理正常
精处理后铁50μg/L，凝结水质合格回收，值长令加负荷至180MW
17:
启22电泵
07
#2机大小阀切换完毕
A1、A4、C4、D4给粉机火检无开关量，B3、C4火检模拟量小，通知设备部王晋杰18：
00A1、A4、C4、D4给粉机火检处理正常
启22制粉系统
负荷175MW，全撤油枪，本次启动共燃油62.61t
21/22电泵并泵，23电泵列备用
#2机投入协调，值长令投入#2机AGC，指令180MW
18:
投入飞灰含碳装置
厂用电切至#2高厂变带
二.概述
1.本次#2机组2010年1月29日9：
00因锅炉尾部烟道右侧墙包墙管泄漏申请停机临修，在深度滑停的基础上，较为成功得投运了汽轮机快冷装置，争取了检修时间，消除了主机交流润滑油泵逆止门卡涩现象。
2月8日14：
51机组并网。
2.本次启动是#2机组投产以来的第11次启动。
锅炉和汽轮机均为冷态。
从2010年2月7日21：
30辅汽联箱预暖开始，到2月8日14：
51并网，2月8日17：
57，机组负荷180MW，投协调，AGC。
整个启动过程用时20小时40分钟。
整个启动过程比较顺利，各项参数控制合格，达到了预期的目的。
3.本次启动结合机力通风塔补水调整，全部回收了启动疏放水，没有出现溢流浪费现象。
4.探索了在上水过程中，利用临机蒸汽加热，缩短冷态烘炉时间，并提前投粉的技术问题，取得重大突破，节约了大量燃油。
5.启动前后，各专业及相关人员对启动准备及启动总结都做了很好的书面报告，这对人员培训有着非常积极的现实意义，下一步需加强这方面的工作。
三.启动消耗
1.本次启动共用燃油62.61吨，较上次启动节省燃油约17吨。
其中各阶段燃油消耗情况：
（1）点火至达冲转参数，燃油约20.7吨。
（2）达冲转参数等蒸汽品质化验，燃油约8吨。
（3）冲转至并网，燃油约10吨（包括约半小时的中速暖机过程）。
（4）并网后至投运精处理凝结水回收，燃油约16.4吨。
（5）升负荷至全撤油枪，燃油约7.5吨。
2.本次启动共耗电约9.768万度。
3.本次启动消耗除盐水约739吨。
四.影响启动的因素
1.整个启动过程中汽水品质化验较滞后。
上水后炉水无样，经检查为高温间阀门未开，延误了点火；
蒸汽达冲转参数后等待品质化验约1小时，时间较长，延误了并网时间，无谓消耗燃油；
化验间设备有待改善和加强，尽量能具备同时做两个样的化验。
2.汽包起压后关闭各排空门时间较长，延误升温升压。
主要原因是排汽量较大且距离操作平台太近，而且排空门操作平台狭小，给操作带来不小的困难。
建议参考二期的设置改造。
3.汽包远传水位计长时间不能正常，给启动过程造成较大的安全隐患。
4.汽压1MP时试验PCV阀开启时失电，未全开，遗留隐患。
5.锅炉投粉带至较高负荷后，多个煤火检无反馈，经热控处理后正常。
6.除氧器加热后升压较高，导致除盐水所带电泵密封水差压低。
7.盘车投运期间，汽机偏心达0.081mm，高于《反措》要求冲转前，偏心低于0.076mm的要求，设备管理部和维护单位人员在机头前箱加装千分表测量实际值约为0.01mm，需热控、机务人员共同检查，分析原因并消除。
8.冲转前低旁由于凝结水压力低快关一次，导致再热汽压力升至1.12MP，加上中压主汽门、中压调门不严，汽机转速升高，盘车脱开。
后经调整，开启低旁，重新投入盘车运行。
9.投高加时一段抽汽逆止门无开反馈，经热控人员处理后正常。
10.机组并网后，汽机各调门出现大幅度摆动，经分析为调节级温度测点故障，引起高压缸压比动作频繁关闭调门。
后将调门开大后正常。
11.制粉系统启动时间较晚，造成机组后续带高负荷困难。
12.启动后的各系统相关检查和操作无主动意识。
辅机循环水的再循环门没有及时关闭，凝结水排水门、除氧上水泵至#2除氧器手动门等未及时关闭。
五.启动过程分析：
1.本次#2机组启动，总体过程比较顺利。
汽机冲转、发电机并网一次成功。
机组启动各主要参数控制正常，符合规程要求。
2.发电部按照启动过程节点安排参与启动的各值工作衔接良好，各专业主管对细节关注也较好。
各值能够在总体计划的调度下良好的完成启动过程，逐步摆脱了机组启动操作对于专业管理人员的依赖，初步奠定了自身对机组启动操作步序的良好掌控。
3.本次启动采用锅炉上水分层次，逐步提高上水温度，有效缩短了锅炉起压时间，起到了利用临机蒸汽烘炉的作用。
第一次上水控制上水温度在70℃左右，在第一次放水后将第二次上水温度提高至100℃左右，使得锅炉金属温度逐步提高至70℃左右，并且将汽包壁温差控制在了10℃以内，较上次启动汽包起压时间缩短了约半小时。
4.汽水取样、化验工作还应加强提前准备，做到辅助设备能够为主机提供及时的服务。
特别是取样系统能够及时有样、及时取样，对一些主要指标要连续化验报送。
对凝结水质的化验以及精处理的投入提前进行，保证尽快回收工质，缩短投油时间。
这些方面本次启动做的不是很好，还应加强对外围运行人员的相关培训，以便能够使外围相关设备的投运及时跟上主机启动的步序，避免由于外围设备投运的不及时造成主机启动过程的延误。
本次启动值得借鉴的主要在再热汽取样方面，点火升压后，开大高旁，将再热汽压力提至0.5MP左右，尽早的使再热汽取样成功，相比前几次启动再热汽取样较大的缩短了时间。
5.锅炉提前投入暖风器，有效提高一、二次风温，为投粉的提前奠定了基础。
在升温升压阶段在空预入口烟温达200℃时启动一次风机，在汽包压力达1.5MP，一次风温达200℃时投入煤粉，就地观察着火良好，节省了燃油。
6.升温升压阶段蒸汽温度在局部区域提高较快，应及时投运减温水，但在操作上要小心谨慎，避免在疏水门关闭后大量使用减温水导致受热面积水。
操作时要综合考虑给水压力、蒸汽流量、给水温度等方面的影响，避免大幅度使用减温水，再热汽温优先使用烟气挡板调整。
7.冲转前，针对中压主汽门、中压调门不严的缺陷，汽机专业采取了在汽机挂闸中压主汽门开启后尽快进行冲转操作，避免了还没有冲转汽机转速就上升将盘车脱开的现象。
8.针对汽轮机冲车参数的控制、并网后凝结水质控制和升负荷操作，加强技术培训。
特别是燃料控制和旁路操作的协调，机长必须明确汽温是由主汽压力和炉内燃烧工况决定的。
启动初期（汽压5MPa以下），旁路开度越小，汽压越高，蒸发量越小，过热汽温度越高；
主汽压力偏高、再热汽压力偏低时可能造成汽轮机冲车升速过程出现转速不稳升至飞升现象；
同时再热汽压力由于高低旁路开度不协调时，压力对比热的影响，可能引起过、再热汽温差增大现象；
当需要升高汽温时，可保持较高的升压率，需要降低汽温或升温率时可开大旁路降低汽压或撤除部分油枪。
在炉顶空气门未关闭前，必须控制初投燃料量，防止升压过快。
9.需进一步分析冲车暖机过程中各项参数的控制。
建议在SIS画面中建立启动曲线与实际参数曲线的对照画面，以指导启动操作：
汽压、汽温变化率偏低时适当增加油枪数目，以减少不必要的热量损失，缩短启动时间；
汽压、汽温变化率偏高时也可随时减少油枪数目。
对优化启动操作给予必要的帮助。
10.厂用电的切换可以考虑提前至带低负荷阶段。
每次启动等待凝结水回收的时间段操作较少，可以利用此时间段进行厂用电的切换操作，尽早的自带厂用电。
11.注意轴封和真空系统的投入时间，最好在炉侧空气门全部关闭后再进行深度抽真空，把握好空冷大量进汽时机，尤其是冬季寒冷天气时，既要防冻，又要防止出现空冷系统排汽不净影响升负荷。
12.本次启动中高低压加热器的投入较顺利，经验值得推广。
六.遗留重大问题：
1、氢气系统漏氢量大，需加强监视分析，查找漏点，及时予以处理。
2、PCV阀可靠性差，需利用机会进行试验检修。
3、火检问题需进一步分析处理。
附#2机启动曲线图：
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