冷态开机操作票汇总Word文档格式.docx
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颗粒度应≤Nash6，实际。
7
启动大机润滑油系统，检查运行正常。
油温应>
21℃，实际℃；
润滑油压应>
0.09Mpa，实际Mpa；
交流润滑油泵电流应≤56.9A，实际A；
顶轴油母管压力应>
14Mpa，实际Mpa。
8
投入发电机密封油系统。
9
检查发电机密封油系统运行正常。
油氢差压调整为84Kpa，实际Kpa；
空氢侧密封油差压调整为490Pa之内，实际Pa。
10
进行发电机气体置换，充氢。
氢气压力应>
0.21Mpa，实际Mpa。
11
启动号定冷水泵，投入定冷水系统。
定冷水泵电流应≤56.9A,实际A；
定冷水压力应≥0.27MPa,实际MPa。
12
投入汽机盘车运行。
盘车运行电流应≤30A，实际为A。
13
启动号EH油泵运行。
EH油泵电流应≤33A，实际A；
EH油泵出口油压应≥12.03MPa，实际MPa；
系统油压应在12.2MPa～14.8MPa，实际MPa。
14
启动号循环水泵，投入循环水系统运行。
循泵电流应≤160A，实际A；
循泵各部温度应≤80℃，实际℃。
15
检查号机开式水系统运行正常。
16
启动号工业水泵，投入工业水系统运行。
工业水泵电流应≤237A,实际A；
工业水压力应≥0.27MPa,实际MPa。
17
工业水泵启动正常后，开启号炉工业水至灰控及循泵轴承冷却水手动门。
18
启动号闭式水泵，投入闭式水系统运行。
闭冷泵电流应≤102.5A,实际A；
母管压力应≥0.4MPa,实际MPa。
19
投入号机危冷泵联锁。
20
投入号机厂用辅汽系统运行。
21
启动号机凝结水输送泵，向凝汽器上水。
22
凝汽器上水后，通知化学人员对凝结水进行监督。
23
启动号凝结水泵运行。
检查凝结水泵电流≤118.8A，实际A；
凝结水泵出水压力≥0.85MPa，实际MPa。
24
锅炉进水前按炉水泵注水排气操作票，对炉水泵逐台进行注水排气。
25
除氧器上水时，通知化学人员。
26
除氧器上水至正常水位，投除氧器水位自动。
正常水位2500mm，实际mm。
27
启动号机除循泵运行。
检查除循泵电流应≤70.4A，实际A。
28
投入号机除氧器辅汽加热。
29
切除号炉MFT跳小机投切按钮。
30
切除号炉油火焰信号投切按钮。
31
炉水泵注水完成后，启动泵，开始向锅炉上水。
上水流量t/h，上水旁路门开度％（冬季锅炉上水流量≤50t/h，夏季锅炉上水流量≤100t/h）。
32
炉水泵启动后或锅炉点火后，通知化学人员及时投运磷酸盐加药系统。
33
锅炉上水时，通知化学人员及时投给水加氨、联氨系统。
34
检查确认省煤器再循环电动门在开启状态。
35
上水至汽包可见水位后，检查记录锅炉膨胀指示器指示位置及读数，并检查应无膨胀受阻现象（见锅炉膨胀指示纪录表）。
36
联系化学化验炉水品质，如水质不合格应通过定排放水门进行放水，待水质合格后关闭。
37
汽包水位至+200mm以上，按炉水泵启动操作票启动号炉水泵。
电流A,差压KPa，（电流应小于28A,差压应大于151KPa）。
38
按炉水泵启动操作票启动号炉水泵。
39
开炉前油进油门、回油门投入燃油循环。
40
开辅汽至雾化蒸汽总门，投入雾化蒸汽，开启雾化蒸汽疏水门，充分暖管后关闭雾化蒸汽疏水门。
41
关闭号机凝汽器真空破坏门。
42
开启号机凝汽器真空破坏门水封注水门。
43
待号机真空破坏门水封溢流后关闭真空破坏门水封注水门。
44
关闭再热器空气门。
45
投入号汽机轴封供汽。
检查轴封压力应≥10KPa,实际KPa，低压轴封温度应在121～177℃，实际℃。
46
启动号真空泵运行。
检查真空泵≤235A，实际A；
凝汽器真空应上升。
47
启动号火检冷却风机，投入备用火检冷却风机联锁。
48
检查火检冷风压力不低于5.5KPa。
49
启动号机组风烟系统。
50
调节二次风挡板开度。
51
调节引风机和送风机，维持炉膛压力－40～－100Pa，风量在35％与40％之间。
52
投入暖风器运行（冬季）。
53
投入炉膛烟温探针。
54
解除汽机跳闸跳小机保护。
55
解除机跳炉保护。
56
进行油泄漏试验。
57
油泄漏试验合格后，检查吹扫条件满足。
58
启动炉膛吹扫。
59
吹扫进行300S后，炉膛吹扫完成。
60
开启燃油快关阀，调整油压至0.7MPa左右。
61
调整雾化蒸汽压力，保证雾化蒸汽压力大于油压0.1MPa。
62
打开所有油枪雾化蒸汽、吹扫蒸汽隔离门。
63
打开所有油枪角阀。
64
检查点火条件满足，雾化蒸汽压力应大于0.5MPa，燃油压力应大于0.5MPa，雾化蒸汽压力实际为MPa，燃油压力实际为MPa。
65
投入空预器连续吹灰。
66
检查空预器连续吹灰正常，应无吹灰器过载、启动失败报警。
67
开启燃油角阀，对角逐根投入AB层油枪。
68
点火后通知化学人员。
69
根据需要投汽机高、低压旁路。
70
联系热控人员投入空预器间隙调整装置。
71
锅炉点火正常后，根据燃烧情况和启动需要，可投运BC层、DE层轻油枪，同时按“冷态启动曲线”调整燃油量，控制升温、升压速度。
72
若锅炉上水时使用前置泵上水，点火后应启动号给水泵，并根据需要停止号前置泵运行。
73
点火后加强对汽包水位的监视，维持汽包水位正常，保持低水位。
74
当给水流量＞250t/h，应关闭省煤器再循环电动门。
75
点火后应加强监视汇合集箱壁温，当温度达90℃左右时应注意汽包起压，此时汽包水位有较大幅度的升高，应及时打开定排放水门，以维持正常水位。
76
汽包压力升至0.10MPa，冲洗汽包云母双色水位计。
77
汽包压力升至0.2MPa以上时，关闭汽包空气门、过热蒸汽出口空气门（并手动紧死）。
78
汽包压力升至0.2MPa时，按炉水泵启动操作票启动号炉水泵。
79
汽包压力升至0.2MPa时，停止向炉水泵注水，关闭双联隔截门和高压注水门。
80
汽包压力0.5MPa时，关闭炉顶过热器进口集箱疏水。
通知检修人员热紧汽包螺丝。
81
主汽压力应≥4.2MPa，实际MPa，主汽温度应≥320℃，实际℃，应适当减少燃油量，保持参数稳定，汽机可以冲转。
82
检查记录锅炉膨胀指示器指示位置及读数，并检查应无膨胀受阻现象（见锅炉膨胀指示纪录表）。
83
启动号机高压备用密封油泵,运行正常。
检查隔膜阀顶部油压应≥0.7MPa，实际MPa。
84
冲转前对主机冷油器水侧再次进行连续放空气，至机组全速后结束。
85
记录开机前状态：
汽机调节级金属温度℃，
中压缸第一级静叶持环温度℃，
高压上缸壁温℃，
高压下缸壁温℃，
中压上缸壁温（抽汽）℃，
中压下缸壁温（抽汽）℃，
中压上缸壁温（电机侧）℃，
中压下缸壁温（电机侧）℃，
轴向位移应<
±
0.9mm，实际为mm，
差胀应<
18.22mm、>
1.76mm，实际为mm，
绝对膨胀mm，
凝汽器真空应>
89KPa，实际为Kpa，
润滑油压应在0.1～0.14MPa，实际为MPa，
润滑油温应>
21℃，实际为℃，
转子偏心应<
0.076mm，实际mm。
86
检查关闭高压旁路，待再热器进口压力为“0”时，关闭低压旁路。
87
记录炉膛出口烟温为：
左侧：
℃，右侧：
℃，烟温差为℃，尾部烟温左侧：
℃，右侧℃，烟温差为℃。
88
汽机挂闸，检查1、2号中压主汽门自动开启至100％开度。
89
按“阀限显示”键，灯亮，键入数字“100”，按“输入”键，1、2号中压调门全开。
90
按“主汽门控制”键，灯亮，检查1～6号高压调门自动开启至100％。
91
汽机冲转，检查盘车退出。
92
汽轮机开始冲转时，通知化学人员监督蒸汽品质。
93
汽机开始冲转和升速过程中，调整油量和包覆疏水，维持汽温、汽压稳定。
94
依次投入低加运行。
95
依次投入1、2、3号高加。
96
汽机升速至600rpm，进行全面检查。
97
汽机升速至1200rpm，停顶轴油泵。
检查顶轴油泵无倒转。
98
转速达2040rpm，保持转速。
99
停号机高备泵，投入联锁。
检查高备泵无倒转。
100
中压主汽门前蒸汽温度达260℃时，开始计算暖机时间。
101
暖机小时，暖机结束，汇报值长。
102
启动一次风机。
103
检查一次风压正常（应大于10KPa），将两台一次风机投入自动。
104
启动密封风机,检查密封风压力正常（应大于14KPa）。
105
投入密封风机联锁。
106
暖机过程中根据需要进行暖磨。
107
汽机升速至2900rpm。
108
进行阀切换，切换时间不大于2分钟。
109
汽机升速至3000rpm，全面检查机组正常，主油泵出口油压应大于1.92MPa，实际MPa,进口油压应大于0.192MPa，实际MPa,汇报值长。
110
根据情况做全速后的有关试验。
111
停大机交流润滑油泵，并投入油泵联锁。
检查交流润滑油泵无倒转。
112
发电机并列，带MW负荷暖机分钟。
113
发电机并网时，通知化学人员。
114
机组并网后应关闭5％旁路电动门（并手动紧死）。
115
机组并网后应退出炉膛烟温探针。
116
按磨煤机启动操作票启动号磨组，进行升负荷。
117
负荷至30MW，检查中压主汽门上游疏水自动关闭。
118
开启再热器减温水手动门。
119
负荷至45MW，检查低压缸喷水阀自动关闭。
120
负荷至60W，检查中压主汽门下游疏水自动关闭。
121
负荷至60W，将给水旁路切为主路。
122
将电泵转速投入自动。
123
负荷60MW时，通知化学测定炉水含硅量。
当含硅量超过规定值（3.0μg/kg）时，应增加连排量，进行洗硅。
待含硅量合格后才可升负荷。
124
60MW负荷暖机后，负荷可升至120MW，机组升负荷速率控制在4.50MW／min。
125
当第一台磨煤机煤量升至70%后，启动第二台磨煤机，缓慢增加煤量与第一台磨煤机煤量相近。
126
开启四抽电动门。
127
开启四抽至除氧器供汽管道疏水门。
128
开启低压汽源至小汽机供汽截门。
129
当四抽压力达0.15MPa时，开启除氧器四抽电动门。
130
关闭辅汽至除氧器电动门。
131
停止除氧器循环泵运行。
132
负荷至75MW，将辅汽切至冷再供，机组轴封为自密封。
133
投入汽机跳闸跳小机保护。
134
投入机跳炉保护。
135
负荷至105MW，启动号汽泵运行，并入系统。
136
当负荷达120MW时，应停止升荷，继续进行洗硅，待化学测定炉水含硅量合格后（小于0.5μg/kg）才可继续升荷。
137
当两台给煤机给煤量均达70%，启动第三台磨煤机。
138
根据燃烧情况可逐步退出部分油枪，保持两根油枪，投入Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ电场运行。
139
三台磨煤机运行后，负荷140MW，保留两根油枪运行，联系灰控投入脱硫运行（一定要在负荷150MW以下投运脱硫）。
140
负荷至180MW，启动号汽泵运行，并入系统。
141
两台汽泵运行正常，停止电泵备用。
并将勺管位置置于70%。
142
所有油枪停用后，燃油快关阀跳闸，循环门自动开启，此时应调整油量调节门，开启燃油快关阀，保持燃油循环。
143
停止空预器连续吹灰。
144
145
全面检查机组正常。
146
投入号炉MFT跳小机投切按钮。
147
检查磨煤机火检正常后，投入号炉油火焰信号投切按钮。
148
根据省调命令接带负荷。
以下空白
备注：
开始操作值
操作人
监护人
值长
终了操作值
徐塘发电有限责任公司危险点控制措施
号机组冷态启动操作票编号：
危险点
控制措施
锅炉进水时，管壁金属腐蚀。
进锅炉的水，应是化学除盐，并经除氧后的水。
锅炉上水时，金属应力过大。
进水温度不得大于104℃，进水应均匀连续。
锅炉启动期间、炉水泵电机腔体受污染。
锅炉进水前，应用经化学化验合格后的水，对炉水泵进行连续冲洗，冲洗水量应不大于2.24L/min，当汽包压力达0.5Mpa时,应及时停止注水。
炉水泵点动，汽包水位低，炉水泵跳闸。
锅炉上水应上至汽包高水位，炉水泵点动时水位会急剧下降，要及时加大进水水量。
启动炉水泵时，汽包水位过低，保护动作，炉水泵跳闸。
启动首台炉水泵，保证汽包水位在+200mm以上,并要及时加大进水水量。
启动引、送风机时，带负荷启动及发生喘振。
启动前应经电气值班人员同意，就地有人监视，烟、风道挡板开启，动叶在关闭位置，并且不要大幅调整动（静）叶开度。
点火时发生爆燃。
保证炉膛负压在－100pa左右，总风量在35%左右，对炉膛吹扫5分钟，投第一根油枪后炉膛压力大幅波动，待炉膛负压正常后方可投用第二根油枪。
点火初期，锅炉启压后，汽包水位膨胀过快，超限，MFT动作。
此时应减少油枪的数量，必要时可稍开停炉放水门进行锅炉放水。
炉水倒入炉水泵电机腔体，造成电机损坏。
待炉水泵进出口旁路疏水门有连续水流后，方可进行锅炉上水，汽包压力达0.5Mpa时，及时停止炉水泵注水，加强现场巡视，防止高压水系统泄漏。
尾部烟道及预热器二次燃烧。
空预器应连续吹灰，观察油枪雾化良好，故障油枪及时检修，监视各段烟温度变化情况，投粉后，要保证煤粉着火良好。
电动门内漏。
汽包压力0.2Mpa时应检查汽包放空气门、过热器启动排气门应关闭，并手紧。
同时手紧再热器排空气电动门。
并网后应关闭5％旁路电动门，并手紧。
升温、升后过程中，炉膛正压，冒黑烟。
根据燃煤量，相应调整引、送风量，防止缺氧燃烧。
点火初期，风量过大，吹灭油枪。
合理控制总风量大小及二次风档板开度。
制粉系统投运时，燃烧不稳。
空预器出口风温要求大于177℃，一次风机出口风压及一次风速要求平稳。
升温升压过程中，炉本体各部位膨胀不均。
控制升温率不大于2.24℃/min，发现膨胀不均，降低升温，升压速度。
再热器超温过热损坏。
高、低旁投入前，严格控制炉膛出口烟温不起过538℃。
启动过程中，省煤器管过热损坏。
给水应连续均匀，避免猛增猛减。
当给水流量＜220t/h时，检查省煤器再循环门应开启。
汽轮机冲转，蒸汽带水汽包水位高MFT动作。
要满足冲转参数：
主汽压力4.2Mpa，主汽温度320℃,冲转前，汽包保持较低水位。
相关操作，造成汽包水位波动。
要有预想，提前操作，特别在投停油枪、磨组，汽轮机冲转前后，换泵并泵，再循环门超驰动作，炉水泵启、停，安全阀动作，高、低旁路投、停时。
接带负荷时，汽温升高过快。
控制主蒸汽温度上升速度，及时恰当的投入减温水，风煤配比要合适，使燃烧正常。
冲转时间延迟，造成汽压过高。
要有提前预想，及时降低燃料，又要保证蒸汽过热度。
热态启动时主汽温度低于汽机调节级金属温度。
冲转前，利用高、低压旁路保证主汽温度具有56℃以上的过热度，并要大于调节级金属温度，再热汽温大于中压持环温度。
给水旁路向主路切换时汽包水位高MFT，蒸汽温度突变。
负荷60～90MW时给水旁路向主路切换时注意给水调节门前后差压不宜过大，防止切换过程中水位高MFT。
及时调整减温水流量，防止汽温突变。
任一汽门不能开启
按规程规定进行开机前试验。
确认控制方式在自动位。
更换伺服阀或热工变更接线后的汽门，在开机前必须进行实际开关试验，并检查各汽门EH油控制阀确已开启。
禁止单侧进汽冲转。
冲转后盘车不能脱扣
冲转时盘车应处于“自动”控制方式。
热控运行人员必须保证盘车控制回路完好，以免啮合手柄不能自动退出。
冲转后盘车不能脱扣时，必须立即打闸停机。
冲转时运行人员应远离啮合手柄，防止啮合手柄动作伤人。
主机润滑油压降低
开机前试验并确认润滑油压低联锁动作正常。
油泵联锁必须可靠投入。
建立本台机组最低润滑油压及其对应转速台帐，每次启动时加以对照、分析。
轴瓦金属温度或回油温度超限
开机前确认轴瓦金属温度及回油温度测点准确。
整个冲转过程中，防止振动、轴向位移等参数超限。
保证润滑油温正常。
加强轴瓦金属温度及回油温度监视，发现问题按规程进行处理。
汽缸左、右膨胀不均
建立各汽门原始反馈值台帐，与DCS中各汽门反馈值进行比较。
开机前进行调节系统仿真试验，检查各汽门开度正常。
开机时发现汽门开度不一致、左右汽室金属壁温差异常时，应及时联系处理，在未处理好之前禁止升速确保汽缸膨胀测点准确，并检查汽缸左、右两侧膨胀值应接近或一致。
控制主蒸汽、再热蒸汽左、右支管蒸汽温度在规程规定范围以内滑销系统定期加脂，确保滑销系统膨胀、收缩畅通、无卡涩。
汽缸上、下缸温差增大
开机前检查汽缸保温完整，无脱落或脱空现象。
确保汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道及各段抽汽管道疏水畅通。
加强各段抽汽蒸汽温度、抽汽管上下金属管壁温及汽缸上下缸温差的监视，防止汽轮机进水，参考1.1.3条“控制措施”中相关条款进行控制。
发现汽缸上、下缸温差异常应及时处理，一旦汽缸上、下缸温差达到规程规定极限值，必须立即打闸停机。
机组定速不稳
启动前进行调节系统仿真试验正常。
尽量稳定真空和进汽参数，避免主蒸汽压力过高。
联系热控人员处理。
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