机冷态滑参数开机操作票Word文档格式.docx
《机冷态滑参数开机操作票Word文档格式.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《机冷态滑参数开机操作票Word文档格式.docx（195页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
16
主机油温10℃以上，检查密封油备用差压前截门及旁路门关闭，启动直流润滑油泵赶空气10分钟，检查正常后停运；
油位、电流、压力
17
启动交流润滑油泵和高压备用密封泵，检查正常后，投入交、直流及高密泵“联锁”；
18
启动空侧密封油箱（）排烟风机，投入（）排烟风机联动备用；
19
启动空侧直流密封油泵，检查正常后停运；
电流、压力
20
启动空侧交流密封油泵，检查油、氢差压在0.084MPa左右；
空侧直流密封油泵联锁置“远控”位；
电流、压力、油、氢差压
21
启动氢侧直流密封油泵，检查正常后停运；
22
启动氢侧交流密封油泵，检查空、氢侧油压差±
490Pa（±
5mmH2O）；
电流、压力、空、氢侧油压差
23
检查差压阀、平衡阀投入正常，跟踪良好；
油、氢差压
24
检查备用密封油源正常，投入备用密封油差压阀；
25
检查密封油箱及消泡箱油位正常，浮子检漏仪无油，严防发电机进油；
油位
26
启动（）EH油泵，正常后（）EH油泵投入联动备用；
电流、压力、油位
27
检查发电机已充H2，氢气纯度达96%以上；
联系检修确认充压缩空气门后已加堵板；
28
内冷水水质合格，氢压0.1MPa时，启动（）内冷水泵正常，（）泵投联动备用，调整内冷水水压比氢压低0.035MPa；
29
将氢压补至0.2MPa；
投入A、B氢气干燥器；
充压时操作应缓慢
30
启动（）顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压符合要求，其值：
泵出口母管（）MPa，#3（）MPa,#4：
（）MPa,#5：
（）MPa,#6：
（）MPa。
31
投入连续盘车，倾听机组动静部分无摩擦声音；
电流：
（）A转子偏心率不大于0.076mm，其值：
（）mm；
电流
32
启动（）凝结水补水泵，热水井补水冲洗，水质合格后，补水至正常水位；
33
启动凝输泵，除氧器上水冲洗，水质合格后，关闭放水门，补水至正常位置，投除氧器加热；
电流、除氧器振动
34
开启凝结水系统充水门，开启低加水室放空门，放完空气后关闭；
35
启动（）凝结泵正常后，（）泵投联动备用，关闭凝结水系统充水门；
36
开启各低加及轴封冷却器汽侧放水门，检查各低加及轴封冷却器无泄漏；
37
轴封冷却器多级水封筒注水、排完空气后稍开，A、B、C真空泵泵体及汽水分离器补水至正常；
38
投给水泵密封水，开启A、B、C给水泵入口门；
39
启动（）给水泵辅助油泵检查油压为（）MPa，系统无漏油；
40
联系炉侧，启动（）电动给水泵，电流（）A,排尽给水管路空气；
41
投入高加水侧，开启高加水室放空门，放完空气后关闭；
联系炉侧
42
开空冷岛凝结水回水门、空冷岛空气门、空冷岛进汽蝶阀；
43
轴封系统暖管至阀门站前；
系统无泄漏
44
启动（）真空泵抽真空；
电流、入口门联开
45
启动（）轴抽风机，（）轴抽风机投入联动备用；
46
投入机组轴封，调整低压轴封减温水，控制低压轴封温度在121-177℃，其过热度＞14℃；
47
轴封系统投入正常后，关闭各启动疏水门；
48
检查高、低压旁路动力电源控制电源已送好；
49
锅炉点火后，主汽压力0.2-0.5Mpa，真空在55KPa以上，投旁路系统；
暖管、系统管路无振动
50
根据空冷岛凝结水温度启动空冷风机
51
记录各金属温度，热胀，胀差等一次；
炉点火及冲转后，每30分钟记录一次；
缸胀：
（ ）mm；
52
检查凝汽器水幕喷水，本体扩容器减温水，高加事故疏水扩容器减温水，后缸喷水手动门开启；
53
检查DEH操作盘各指示位置正确；
在操作员自动方式
54
检查ETS盘面各状态显示正确；
55
联系热控检查机侧所有保护已投入；
56
查各参数符合冲转规定，并记录：
主蒸汽压力（）MPa，主汽温度（）℃，再热汽温度（）℃，主机润滑油温（）℃，主机润滑油压力（）MPa，空氢侧密封油温（）℃，EH油温（）℃，EH油压（）Mpa，机组真空（）KPa，缸胀（）mm，偏心（）mm；
57
缓慢停止高、低压旁路系统；
注意炉汽包水位变化
58
挂闸，中压主汽门应全开；
59
汽机冲转，检查盘车应脱扣，否则手动脱扣；
保持各参数稳定
60
投入高、低加汽侧；
61
以速率100r/min，转速600，顶轴油泵自动停止；
62
大修后首次启动，转速升至600rpm，应打闸进行“摩擦”，高、中调门全关，对机组进行全面检查，确认通流部分无摩擦、各回油正常；
停留时间不超过5min
63
检查机组一切正常后，以速率100r/min升速至2050rpm停留35分钟，对机组进行全面检查；
检查机组各部正常
64
转速到达临界区，DEH自动修改升速率为400r/min，冲过机组临界区；
振动
65
以速率100r/min升速至2950rpm进行阀门切换；
主汽压力、温度应正常稳定
66
阀门切换结束，以速率100，升速至3000rpm；
联系锅炉稳定参数
67
就地或远方打闸，各主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门迅速关闭。
68
机组重新挂闸，升速至2950rpm，升速至3000rpm；
69
检查主油泵工作正常，主油泵进口油压（ ）MPa，出口油压（ ）MPa，停交流润滑油泵及高压备用密封油泵，联锁开关投入；
润滑油压
70
根据发电机风温投入氢冷器。
71
发电机并网；
机组并网后DEH自动使机组带上初负荷，初负荷16.5MW；
72
初负荷暖机45分钟，期间保持主蒸汽参数稳定。
汽温、汽压、各部正常
73
初负荷暖机结束，联系炉侧，负荷加至30MW；
74
当#3高加与除氧器压差达0.2Mpa以上时，高加疏水倒为除氧器，注意各加热器水位及温度变化；
除氧器压力、温度
75
四段抽汽压力大于0.147MPa，开启四段至除氧器供汽门，停运辅汽至除氧器供汽门；
76
凝结水水质合格，回收除氧器；
77
负荷大于10%，检查高压门组各疏水阀应联锁关闭；
就地检查
78
负荷大于15%，关闭后缸喷水，检查低加投入正常，注意各加热器水位变化；
79
负荷大于20%，检查低压门组各疏水阀联关；
80
根据轴封母管压力，逐渐关闭辅汽至轴封供汽；
真空变化
81
负荷增加至200MW，启动（）给水泵；
82
根据真空，调节空冷风机转速；
83
随负荷增加，逐步投入各设备自动；
84
负荷增加至230MW，将DEH投入遥控位置
机组负荷、高调门变化稳定
85
负荷增加至240MW机组调节阀方式应由单阀方式切换为顺序阀方式运行；
负荷波动范围
86
负荷接带至调令值，启动结束，汇报值长。
记录时间
#炉冷态滑参数启动
操作人
一点火前的准备及点火操作
得值长令，通知燃运、化学、除灰、脱硫各有关专责
检查所有检修工作票已结束，无影响机组启动的缺陷
检查启动前各阀门检查卡执行完毕，系统恢复正常
各电动门、调整门、气动门调试完毕，开关灵活无卡涩，显示状态与实际相符
检查各转机油箱、轴承油位正常，油质合格
检查辅汽系统正常，辅汽联箱压力、温度正常
检查各转机已送电正常；
各转机冷却水正常
开启汽包加药一次门，通知化学准备加药，联系化学，开启取样一次门（给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、饱和蒸汽）
检查DCS各部送电正常,热工所有表计应投入，各种控制、保护、信号的电源、气源已送上，控制系统检查正常已投运
检查各联锁保护试验卡执行完毕，试验合格
检查厂用压缩空气系统压力0.6MPa以上，各仪用气源投入正常
检查锅炉上水系统已恢复，具备上水条件，记录锅炉膨胀指示器一次
启动电动给水泵或凝结水输送泵用给水旁路通过省煤器进水，控制上水速度、流量
1）
锅炉上水水质合格
2）
锅炉上水水温与汽包壁温差≯35℃
3）
汽包各水位计投入正常，水位TV投入
锅炉上水至汽包-100mm,联系化验水质合格、停止上水；
若水质不合格进行换水，直至合格
记录锅炉膨胀指示器一次
启动火检冷却风机，检查风压KPa，侧投备用
投入锅炉底部加热，控制加热速度,开启省煤器再循环门
联系热工投入各联锁开关及保护
汽包下壁温度100℃以上或锅炉点火前，解列底部加热
投火焰TV
检查启动条件满足，启动A、B空预器，检查空预器监控装置投入正常
通知脱硫专业检查除渣、除灰装置正常可用
启动引风机油站，启动一台引风机轴承和液压缸冷却风机，另一台冷却风机投备用；
检查启动条件满足，启动A、B引风机
检查二次风系统正常，启动送风机油站，启动A、B送风机（环境温度≤5℃时应投入暖风器）
调整引风机动叶、送风机动叶，使炉膛负压维持在-100Pa～-150Pa，投入引风机自动
调整送风量在30％～40％MCR
进行燃油泄漏试验
检查炉膛一、二吹扫条件满足，启动炉膛吹扫
开来、回油速断阀，复位MFT，复位OFT
投入炉膛烟温探针，并网前控制炉膛出口烟温不大于538℃
通知邻炉操作员及油库值班员并及时调节炉前回油调节阀，保持供油压力稳定，调整满足允许点油条件
对角投入AA层油枪，调整辅助风挡板，使投运的油枪雾化良好，燃烧稳定。
根据升温升压的需要，及时切换或增投油枪
投入空预器辅助汽源连续吹灰
当压力升到0.15～0.2MPa时，关闭炉顶各放空气阀，联系汽机投入高低旁路。
及时调节燃油压力及风量正常，观察油枪燃烧情况，保持燃烧稳定
等离子燃烧器的点火启动
检查满足启动条件后启动任意侧一次风机,一次风压维持在4Kpa以上
检查投入等离子暖风器，视环境温度情况投入一、二次风暖风器
投入等离子火检TV正常
4）
投入A磨煤机充惰装置，充惰完毕（2分钟），停止充惰装置
5）
将A磨煤机的运行模式切换到“等离子运行方式”，启动#1～4等离子发生器，调节电弧功率在110KW左右，电流350A左右，拉弧正常
6）
启动密封风机，密封风机投备用,调整密封风风压高于一次风压2KPa
7）
打开磨煤机A1层分离器出口关断门
8）
打开A磨煤机一次风混合风门，开启热风门，维持辅汽高压母管压力在较高压力（应大于1.2MPa），暖A磨
9）
启动一台低压油泵，油压在0.3～0.5MPa之间，润滑油流量＞25L/min，另一台油泵投备用
10）
启动磨煤机两台高压油泵，油压≥3MPa
11）
当A磨煤机出口温度在50-90℃之间时，汇报值长，准备启A磨煤机
12）
A磨煤机启动条件满足,复位A磨跳闸继电器
13）
启动A磨煤机，检查大齿喷射装置联锁自动投入
14）
检查压差测量装置，确认料位显示正常
15）
启动A1、A2给煤机，以每小时60T给煤量快速建立料位，料位出现后迅速减小给煤率维持A磨煤机料位500～700Pa运行；
停止A2给煤机
16）
调整A磨旁路风挡板，容量风稍开，调节A磨煤机入口风量，维持磨煤机出口一次风风速在18～20m/s左右
17）
就地观察燃烧情况，调整一次风量、周界风门开度，保持合理的一次风速及二次小风门开度
18）
随空预器一次风出口温度升高，当一次风温能满足磨煤机运行要求时，逐渐关小等离子暖风器蒸汽进汽门，直至全关，调整中注意不应使磨入口一次风温降低
根据水质情况及时进行定期排污
二升压
升压初始阶段，控制升温速度0.33～1.1℃/min
冷态启动饱和蒸汽温升极限速率＜1.46℃/min
按照汽机启动参数要求和炉启动特性曲线，调整高低压旁路开度，调整燃烧及炉5％疏水控制升温、升压速度
检查各部膨胀情况，如有异常则停止升压，查明原因消除后方可继续升压，对膨胀不良的联箱加强定排放水
注意汽包水位调节，并保持-50～+50mm
汽包压力升至0.05～0.1MPa，冲洗就地水位计，冲洗后，仔细核对水位，以确保水位的准确性
汽包压力升至0.15～0.2MPa，关闭汽包及过热器各空气门，联系热工冲洗表管。
汽包压力升至0.2～0.3MPa，进行水冷壁下联箱放水一次，以加速蒸发受热面各部分受热均匀，并提高水质
汽包压力升至0.4MPa，关闭顶棚入口集箱疏水阀，关闭减温器疏水阀，并稳定一段时间联系检修热紧螺丝
汽包压力升至0.5MPa时，定排放水一次，根据升温升压情况，按照升温升压曲线，逐步增加风粉量
根据需要联系汽机启动给水泵，锅炉连续进水时关闭省煤器再循环阀并投入单冲量给水自动调节
主汽压力0.7MPa时，关闭过热器出口疏水门
汽包压力1.0MPa时,对PCV阀进行开、关放汽试验一次
主蒸汽压力升至1.0MPa，进行减温器反冲洗
主汽压力升至1.5MPa，联系汽机投入连排系统
汽包压力2.0MPa时，通知化学人员加强对蒸汽品质的化验，并根据情况调整排污流量
再热蒸汽压力升至0.2MPa，关闭再热器各空气门、疏水门
根据主、再热汽温偏差缓慢调整喷燃器摆角到适合位置
监视锅炉过热器、再热器各点壁温，其管壁金属温度不超过限制值。
汽包上下壁温差≯40℃，否则应降低升温升压速度或停止升压；
严格控制燃料量，限制燃烧率
在锅炉升压过程中，应加强与化学联系。
各升压阶段经水质化验合格后方可继续升压、升温、升负荷，当炉水品质超标时，停止升压，并按照规定及化学要求进行排污洗硅，必要时降低汽压，水质合格后方可重新升压
三冲转与并网
当机侧主蒸汽压力升至MPa、主蒸汽温度℃，再热蒸汽温度℃，保持燃烧及各参数稳定，汇报值长汽轮机冲转
汽机冲转约需7％额定工况蒸汽量，关闭高低压旁路时，要注意水位的调整；
同时由于再热汽源中断，注意控制炉膛出口烟温，防止超温
汽机冲转后主蒸汽压力下降，应及时关闭5％启动疏水
根据汽温、汽压上升情况调整A磨煤机出力
汽机暖机过程中对炉本体全面检查一次
锅炉保持较低水位，并网带初负荷
并网后及时增加磨煤机出力，保证压力稳定
负荷5％以下控制炉膛出口烟温≯538℃
四升负荷
负荷由5%升至35%（定压阶段）
主汽温度以0.545℃/min、再热汽温以0.75℃/min的速率逐渐升温，主汽温最大升温率不得超过1.5℃/min,再热汽温最大升温率不得超过2℃/min的限制值
升负荷速度：
1.5MW/min
并网后带10％负荷暖机30分钟
炉膛出口烟温>
538℃时自动退出炉膛烟温探针
大修后的机组及准备做汽轮发电机组超速试验时，10%负荷暖机需4h，此时炉侧应稳定汽温、汽压
根据负荷情况增加磨煤机通风量，适当提高燃烧率，注意磨煤机出口温度
负荷10％时投高压加热器,注意水位调节,保持水位正常
随着机组负荷的逐渐升高，根据磨煤机负荷的情况，投入A2层喷燃器
启动备用侧一次风机运行，调整两侧风压正常
负荷升至25%时，根据汽温情况开启过热器减温水总阀投入减温水
机组负荷大于25～30％B-MCR时，开启主给水电动闸阀，确认全开后，关闭30%B-MCR给水旁路调节阀一，二电动截止门，切换为主给水管运行
根据A磨煤机负荷情况，检查启动B磨煤机，增投B1层燃烧器运行
负荷由35%升至90%（滑压阶段）
升压速度：
0.065MPa/min
升温速度：
主汽温度以0.545℃/min、再热汽温以0.75℃/min的速率逐渐升温，主汽温最大升温率不得超过1.5℃/min,再热汽温最大升温率不得超过2℃/min的限制值
升负荷率：
1MW/min
负荷120MW～150MW时视给水压力投入另一台给水泵运行
根据负荷情况，增投B2层燃烧器运行
主汽压力升至9.8MPa开始洗硅,洗硅方法：
开大连排门，加强锅炉补水，加强定排
根据化学化验分析含硅量达到下一级允许含硅量时，才允许升压
主汽压力升至11.8MPa，从11.8MPa～14.7MPa继续洗硅，化验合格后，再升压至17.53MPa
观察燃烧情况，当燃烧稳定，切A磨运行方式为“正常运行方式”，退出等离子点火装置
启动C磨煤机及相应给煤机运行
负荷200MW时，视情况投入减温水自动
负荷升至90%BMCR时，主蒸汽压力应达到额定值17.5MPa，滑压升负荷结束
负荷由90%升至100%（定压阶段）
升负荷至额定，对机组进行全面检查，并冲洗水位计，校对水位计准确可靠。
锅炉机组满负荷后，应对各受热面进行全面吹灰一次。
全面检查一切正常，确认各种保护均投入，自动装置正常，汇报值长
#炉联锁、保护试验
一试验前的准备与要求
参加试验辅机及辅属设备的热机、电气、热工检修工作结束，工作票注销，并收回
相关电动阀、调节阀、风门、挡板、电磁阀正常并送电、送气
控制气源压力正常
热机保护、信号、仪表电源正常
试验由值长主持，热工、电气及机械检修负责人员参加
锅炉设备试验分实际运行的动态试验和静态控制回路试验两种
实际运行的动态试验时有关辅机及附属设备送动力电源及控制电源，将辅机按正常启动要求启动后进行试验
试验时6KV辅机送试验电源，380V辅机送动力电源
对不允许空载运行设备只校验控制回路情况
注意如给煤机有煤时，其转速应设置为零
启动A侧引风机的一台冷却风机，另一台投备用
启动A侧引风机的一台液压润滑油泵，调节油压＞2.5MPa，润滑油压0.4～0.8MPa之间，另一台投备用
启动B侧引风机的一台冷却风机，另一台投备用
启动B侧引风机的一台液压润滑油泵，调节油压＞2.5MPa，润滑油压0.4～0.8MPa之间，另一台投备用
启动A侧送风机液压润滑油泵，调节油压＞2.5MPa，润滑油压0.4～0.8MPa之间
启动B侧送风机液压润滑油泵，调节油压＞2.5MPa，润滑油压0.4～0.8MPa之间
启动A磨煤机润滑油泵，润滑油压0.3～0.5MPa，顶轴油压≥3.0MPa，润滑油流量＞25L/min
启动B磨煤机润滑油泵，润滑油压0.3～0.5MPa，顶轴油压≥3.0MPa，润滑油流量＞25L/min
启动C磨煤机润滑油泵，润滑油压0.3～0.5MPa，顶轴油压≥3.0MPa，润滑油流量＞25L/min
二事故按钮试验
解除锅炉大联锁、MFT保护开关,顺控启动各转机，同时检查启动条件做拒动和顺控试验
合上A侧空预器主电机开关，LCD画面A侧空预器颜色变红
合上B侧空预器主电机开关，LCD画面A侧空预器颜色变红
合上A侧引风机电机开关，LCD画面A侧引风机颜色变红
合上B侧引风机电机开关，LCD画面A侧引风机颜色变红
合上A侧送风机电机开关，LCD画面A侧送风机颜色变红
合上B侧送风机电机开关，LCD画面A侧送风机颜色变红
合上A侧一次风机电机开关，LCD画面A侧一次风机颜色变红
合上B侧一次风机电机开关，LCD画面A侧一次风机颜色变红
合上A侧（B侧）密封风机电机开关，LCD画面A侧（B侧）密封风机颜
升级会员 