机组启动操作票冷态.docx
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机组启动操作票冷态
机组启动操作票（冷态）
#机组
年月日
机组启停操作票使用说明
1.每次机组启动、停机，要求值长、主值操作员要认真填写本操作票，并签名备查；
2.每个阶段的工作由机组值班员执行，执行一项打“√”，机组点火前的状态必须确认执行完毕，否则注明原因，接班值具备条件后确认执行；
3.启停过程中，有些操作的先后次序可能会有变化，对于这些操作，本操作票不作严格的次序规定，值班员应根据当时机组的运行情况进行操作；但要求整个启停操作的完整性，所有操作项目都要打“√”；
4.汽轮机启动状态规定：
1）冷态启动：
高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度小于204℃。
2）温态启动：
高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在204℃～350
℃之间。
3）热态启动：
高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在350℃～450
℃之间。
4）极热态启动：
高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度高于450℃。
机组启动操作票执行签名
值别
值长
主值
主要参数记录：
表1.汽轮机冲转前主要参数（值班员）：
主蒸汽压力
MPa
调节级金属温度
℃
主汽温度A/B
℃
高压缸上/下缸温度
℃
再热汽压力
MPa
中压压缸上/下缸温度
℃
再热汽温A/B
℃
大轴偏心值
mm
凝汽器真空
kPa
汽缸膨胀
mm
表2.启动过程水汽品质见附表
机组启动操作票（主值）
开始操作时间：
年月日时分完成时间月日时分
操作任务#机组冷态启动操作票
√
序号
操作项目
执行人
备注
1.
检查机组具备启动条件，无影响机组启动的检修工作。
2.
检查#1高备变、主变、厂高变运行正常。
3.
检查高压厂用6KV系统、低压厂用380VPC及MCC系统运行正常。
4.
UPS系统及DC110V、DC220V系统运行正常。
5.
检查关闭锅炉侧放水门、疏水门、空气门。
6.
相关辅机电源已送电。
7.
检查柴油机组处于自动备用状态。
8.
检查定冷水系统投运，入口水温不低于40℃（否则投入蒸汽加热）。
9.
测量号发电机定子（通水）绝缘。
10.
测量号发电机转子绝缘。
11.
检查号发电机大轴接地碳刷接触良好。
12.
检查消防系统、工业水系统正常。
13.
检查压缩空气系统正常。
14.
检查厂用计算机系统正常，FSSS、DEH、ETS、MEH、CCS系统正常。
15.
检查机各转机油位正常，油质良好。
16.
检查炉各转机油位正常，油质良好。
17.
检查炉侧、机侧有关阀门、挡板传动正常。
18.
检查锅炉冷态启动前联锁保护试验已完成且试验合格。
19.
检查锅炉主保护（MFT）试验结束并合格。
20.
检查循环水系统具备投入条件，启动循环水泵（或开启#1、2机循环水母管联络门），循环水压力不低于0.07Mpa。
21.
检查闭式水系统具备投入条件，启动闭式水泵，检查投入闭式水各负荷。
22.
检查EH油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环。
23.
检查汽机润滑油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环。
24.
检查小汽机润滑油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环。
25.
检查发电机密封油系统具备投入条件，油质合格，建立油循环。
26.
检查汽轮机DEH、ETS各项保护试验正常且投入。
27.
检查小汽轮机MEH各项保护试验正常且投入。
28.
做机炉电大联锁试验正常（联系热工、相关专工协助）。
29.
检查高、低加及除氧器各项保护正常投入。
30.
检查发电机氢系统气体具备置换条件，置换后保持氢压0.38MPa以上。
31.
汽机盘车装置投入,检查电流正常。
32.
投入A引风机润滑油站且正常。
33.
投入B引风机润滑油站且正常。
34.
投入A引风机冷却风机。
35.
投入B引风机冷却风机。
36.
投入A送风机液压油站且正常。
37.
投入B送风机液压油站且正常。
38.
投入A一次风机液压油站且正常。
39.
投入A一次风机润滑油站且正常。
40.
投入B一次风液压油站且正常。
41.
投入B一次风润滑油站且正常。
42.
投入A磨煤机润滑油系统且正常。
43.
投入B磨煤机润滑油系统且正常。
44.
投入C磨煤机润滑油系统且正常。
45.
投入D磨煤机润滑油系统且正常。
46.
投入D磨煤机润滑油系统且正常。
47.
投入E磨煤机润滑油系统且正常。
48.
投入F磨煤机润滑油系统且正常。
49.
检查各台磨煤机消防系统处于备用状态。
50.
通知化学值班员，准备机组上水。
51.
通知电除尘加热、振打投入。
52.
检查凝结水系统、除氧器具备投入条件。
53.
查凝补水箱水位正常,补水调节门自动投入。
54.
启动凝补水泵，向凝汽器进水,检查凝汽器水位上升至正常水位,水位投自动。
55.
启动凝结水泵,将备用凝结水泵联锁投入。
56.
凝结水系统投入后，检查辅汽系统具备投入条件，暖管结束后将辅汽压力提至0.7Mpa。
57.
低加及其旁路、除氧器的冲洗,控制凝结水流量不超过400t/h。
58.
当除氧器出口水质Fe<200μg/l，关闭除氧器放水门，停止除氧器排放，将除氧器水位上至2000--2500mm,投入除氧器加热。
59.
记录一次锅炉主要膨胀点的膨胀值。
60.
检查高低加汽侧具备投入条件。
61.
开启给水泵、高加组、给水旁路，通过静压向系统注水。
62.
给水系统注水结束后，启动前置泵向锅炉上水，保持给水温度120℃左右，与锅炉金属温度差不大于100℃。
63.
调整给水泵再循环，给水流量控制在190t/h左右，HWL1、HWL2调节阀须同时开启，确保空气完全排空。
64.
同时进行以下工作（如锅炉点火时间紧迫则启电泵向锅炉上水）：
①
关闭真空破坏门A/B。
②
启动真空泵，抽机组真空。
③
检查大、小机轴封系统具备投入条件，启动轴封风机，轴封系统暖管完毕投入轴封供汽。
④
检查小机A／B轴封、真空系统正常。
⑤
检查检查锅炉侧放水门、疏水门、空气门均关闭，控制开启高低旁对锅炉抽排空气。
⑥
检查开启汽机侧疏水。
⑦
检查汽泵满足运行条件，小机冲转向锅炉上水。
⑧
锅炉给水流量控制在574t/h。
⑨
锅炉进入循环清洗，当分离器出口水质含铁量Fe＞500PPb，应进行排放；含铁量Fe＜500PPb时，启动疏水泵，进行回收，建立循环清洗。
⑩
锅炉省煤器入口水质含铁量Fe＜50PPb，分离器出口含铁量Fe＜100PPb时，锅炉清洗完成可以进入点火操作。
65.
启动交流火检冷却风机，检查系统压力正常。
66.
检查A空预器扇形板在上限位，启动A空预器。
67.
检查B空预器扇形板在上限位，启动B空预器。
68.
检查引风机无倒转，并采取防倒转的措施。
69.
启动引风机,检查运行正常，调节炉膛压力正常。
70.
检查启动送风机，检查运行正常，调节炉膛压力正常。
71.
启动另一台引风机，检查运行正常，调节炉膛压力正常。
72.
检查启动另一台送风机，开启两台送风机联络挡板。
73.
调节炉膛总风量在30~40%额定风量，调节辅助风挡板，使风箱与炉膛差压380Pa左右。
74.
检查燃油系统正常，燃油泄漏试验正常。
75.
炉膛吹扫条件满足进行炉膛吹扫。
76.
吹扫结束后检查炉MFT自动复位，调整辅助风挡板正常。
77.
投入两台空预器蒸汽连续吹灰。
78.
投入炉膛烟温探针。
79.
联系化学检查分离器排水水质合格。
80.
控制锅炉给水温度在110℃左右。
81.
投入AB油层（）号油枪，及时调整配风、油压，就地检查着火正常，燃烧充分。
82.
投入AB层（）油枪，第三支油枪点火成功后，即关闭燃油再循环阀，燃油压力控制切换为流量控制（流量设定6T/h油左右）。
83.
调节燃油压力在1.0---1.8MPa，根据冷态启动曲线进行升温升压。
84.
检查开启2—3台磨煤机冷、热风门及出口插板，建立一次风通道。
85.
启动A一次风机，检查运行正常，然后启动B一次风机并列。
86.
投入等离子暖风器，启停磨时注意调节一次风母管压力8-10Kpa。
87.
启动一台密封风机，检查运行正常，投入联锁。
88.
开启A磨煤机出口插板门、入口热风关断门、调节门暖磨。
89.
检查汽机高旁和低旁动作正常，开度保持10%开度。
当主汽压力大于1.5MPa时，应根据现场实际逐步开启高低压旁路，控制机组升温升压速度。
90.
检查投入给水走高加组，开启高加组事故疏水不小于50%，正常疏水不小于5%，确认高加无泄漏情况下将高加水侧及#2抽电动门由常态切手动。
91.
锅炉起压后开启#2抽电动门及其逆止门，投入#2高加运行，注意检查#2--#3正常疏水管道防止振动。
92.
检查锅炉汽水膨胀时分离器水位调节正常。
93.
启动分离器出口水质Fe＜500ppb时，将水导入凝汽器进行循环冲洗。
94.
启动分离器出口温度190℃，稳压进行热态冲洗。
95.
省煤器入口水质Fe＜50ppb、启动分离器出口水质Fe＜100ppb时，锅炉热态冲洗合格,疏水倒至除氧器，关闭HWL2阀，然后关闭HWL1阀。
96.
热态冲洗完毕后，逐步投入CD层（）油枪或根据燃烧、煤质情况投入等离子，A磨投“等离子模式”，启动A磨煤机运行，继续升温升压,控制炉膛出口烟气温度不大于538℃。
97.
检查汽机低压旁路动作正常，再热器压力控制在0.3Mpa左右。
98.
检查高旁动作正常,维持机组主汽压力在6.0Mpa左右。
99.
记录一次锅炉主要膨胀点的膨胀值。
100.
视情况根据汽温投用过热器一、二级减温水自动。
101.
过热器出口压力达到8.0MPa，主汽温度380℃,再热蒸汽温度340℃,调整蒸汽参数稳定，满足冲转要求。
102.
检查汽机已连续盘车至少4小时，大轴偏心值（）mm正常，无异音，盘车电流（）A正常。
103.
检查发电机内氢压0.38MPa以上，纯度大于96%，氢油压差正常。
104.
检查发电机氢冷器注水完毕。
105.
机组润滑油冷却器、密封油冷却器、发电机定子水冷却器均在投入状态。
106.
机组相关主保护均已投入正常。
107.
主蒸汽品质合格：
电导率＜0.35～0.5μS/cm、Fe＜30～40μg/l、SiO2＜20～40μg/l、Na＜10～15μg/l、Cu＜5～8μg/l。
108.
检查汽机隔膜阀上腔油压为0.65～0.8Mpa。
109.
检查凝汽器真空在85KPa以上。
110.
汽机胀差、汽缸温差正常。
111.
检查机组润滑油温在37℃∽43℃。
112.
检查汽机低压缸喷水控制在“自动”位置。
113.
检查DEH“单阀”控制方式投入，机组带旁路启动。
114.
在DEH控制盘面上,选择高中压缸联合启动方式。
115.
汽机挂闸，点“运行”按钮，检查GV、RV全开，TV、IV全关，注意汽轮机不能冲动，检查高排逆止门、高压导汽管排汽阀关闭，高压缸排汽通风阀开启。
116.
设定目标转速600rpm，升速率100r/min，由IV控制汽机升速，当汽机转速大于盘车转速时，检查盘车应自动退出，否则应打闸停机，检查原因，待故障消除后，方可重新冲转。
117.
当转速达600rpm，进行摩擦检查,检查DEH及LCD各参数正常。
118.
摩擦检查正常后，机组重新挂闸，设定目标转速600rpm，速率100r/min。
119.
汽机转速升至600rpm，进行仪表及转子偏心度检查，控制方式由IV切换为TV-IV方式，TV与IV按比例开启一起控制转速。
120.
检查一切正常后，设定目标转速2350rpm，速率100r/min，升速至2350rpm。
121.
当汽机转速达1050rpm时，应检查顶轴油泵联停，否则手动停止。
122.
当汽机转速达2350rpm定速暖机，开始计算暖机时间，冷态暖机时间执行“冷态启动暖机曲线”。
123.
暖机过程中，注意检查各转动机械声音，振动正常，并保持主、再热汽参数符合要求。
124.
检查发电机氢压正常，纯度96%以上。
125.
根据号发电机并网要求进行并网前准备工作。
126.
检查主变、A/B高厂变运行正常。
127.
检查定子冷却水系统及氢冷系统运行正常，投入氢干燥器运行。
128.
检查DEH画面，TSI系统及其他各参数指示正常。
129.
检查开启高、低加事故疏水不低于50%，逐级疏水在5%---10%，低加随机投运，高加水侧及#2抽电动门由手动切常态。
130.
检查各转动机械声音，振动正常，并保持主、再热汽参数符合曲线要求。
131.
暖机结束后，设定目标转2900rpm，升速率100r/min进行升速。
132.
升速至2600rpm，检查低压缸喷水阀自动投入，控制方式由TV-IV自动切换为TV方式。
133.
升速至2900rpm进行阀切换，按下“TV/GV切换”按钮，进行TV/GV切换。
134.
检查高压主汽门逐渐全开，高压调速汽门控制汽机转速在2900r/min
135.
汽机升速至3000rpm定速。
136.
检查汽机主油泵出口油压在2.2∽2.56MPa，入口油压在0.20∽0.30Mpa。
137.
检查主机润滑油压在0.08∽0.15Mpa。
138.
停止高压密封备用油泵运行，油压正常后投入备用。
139.
高压密封备用油泵停运后，检查汽机主油泵出口油压在2.2∽2.56Mpa。
140.
停运主机交流润滑油泵备用（汽机非静止状态禁止解除联锁）。
141.
检查主机油温及各部分参数正常，投入各主、辅机油水冷却器控制自动。
142.
按并网操作票要求投入号发变组保护。
143.
检查号发电机具备并网条件。
144.
按号发电机并网操作票将号发电机与系统并列。
145.
检查发电机自动带上30MW负荷低负荷暖机15分钟，逐步关小高低旁。
146.
当高排压力大于高旁后压力，开启高排逆止门，检查高排逆止门开启正常后，关闭高压缸排汽通风阀，逐步收闭高低旁，注意高压缸排汽温度变化。
147.
检查高加事故疏水开度不低于50%，逐级疏水开度在5%---10%，投入#1、#3高加运行，逐步将高加组投入正常。
148.
检查发电机氢温控制投“自动”。
149.
检查主机润滑油油温控制投“自动”
150.
检查发电机定子冷却水温控制投“自动”。
151.
检查启动B磨煤机运行并调整其出力。
152.
暖机时间结束，检查各项控制指标不超限，并相对稳定。
153.
设定目标负荷100MW，负荷变化率3MW/min。
154.
检查AB层油枪运行正常，火检正常。
155.
逐渐增加投运给煤机转速，增加燃烧率。
156.
负荷至60MW检查汽机高压疏水阀自动关闭。
157.
负荷至90MW,检查低压缸喷水自动关闭。
158.
检查高、低加水位正常。
159.
当汽机四抽压力0.25Mpa时，将除氧器加热切至＃4抽供汽，注意主、小机真空、轴封供汽正常。
160.
调整高加疏水水位正常后，投入高加疏水自动。
161.
增加投运给煤机转速，增加燃烧率，以3MW/min的速率，逐渐将机组负荷至180MW。
162.
负荷120MW，检查中压主汽门前所有疏水门自动关闭。
163.
负荷150MW时，检查旁路关闭，DEH遥控投入条件满足，DEH投遥控。
投入“机跟随”的协调控制方式。
164.
机组负荷150MW左右给水主、旁路切换，A磨切为“正常模式”。
165.
机组负荷160MW负荷时，投运C层磨煤机，逐只停运CD层油枪，使锅炉热负荷保持在该煤层投运以前的水平。
166.
机组负荷至180MW以上，汽水分离器水位调节阀渐渐关小，汽水分离器入口温度有30℃过热度，关闭汽水分离器排水回收阀，锅炉由湿态转为干态方式运行，给水投自动。
167.
烟温538℃，检查烟温探针退出运行。
168.
检查汽前泵具备启动条件,启动汽前泵，并检查正常。
169.
检查启动小机，转速至1800rpm,汽泵暖机30分钟。
170.
增加锅炉燃煤量，以3MW/min速率将负荷升至210MW，投运D层制粉系统。
171.
锅炉负荷达到180MW以前，必须确保锅炉给水品质合格。
172.
机组负荷升至210MW时，视情况逐只停运AB层油枪，检查各层煤粉火焰燃烧稳定、火检强度充足。
173.
当负荷升至220MW时，请示值长同意投入一次调频。
174.
检查总风量调节器自动跟踪正常，检查各燃烧器二次风和辅助风挡板位置正确。
175.
机组以6MW/min的速率逐渐将负荷升至600MW。
176.
根据负荷的需要增加制粉系统运行台数。
177.
机组负荷280MW时，并入汽动给水泵，检查两台汽动给水泵运行正常。
178.
锅炉所有油枪停止运行后，排烟温度达100以上℃，通知电除尘投入运行。
179.
机组负荷300MW时，退出等离子运行。
180.
机组负荷达到310MW，检查协调投入许可条件，投入机组协调负荷控制方式。
181.
请示值长同意投入AGC、PSS。
182.
负荷到450MW时，检查轴封系统达到自密封，由溢流阀控制轴封联箱压力在28～32Kpa。
183.
记录一次锅炉主要膨胀点的膨胀值。
184.
四抽压力大于0.8PMpa时，辅助蒸汽切为四抽供，小机切为四抽供汽。
185.
当后屏过热器出口蒸汽温度达到额定或二级减温水调门开度大于80%时，开启一级减温水供水总门，投入一级减温水。
186.
调整燃烧，将主、再热汽温提至额定参数。
187.
根据调度要求决定号发电机PSS装置是否投入运行。
188.
对机组全面检查无异常，机组进入正常运行阶段。
189.
机组并网24小时候后经发电部同意切为顺阀控制方式。
启机过程参数控制及注意事项：
1蒸汽在整个升温过程中各受热面介质升温速度应满足以下条件：
温度在0～200℃时，升温速度＜4.5℃/min。
温度在200～300℃时，升温速度＜1.2℃/min。
温度在300～400℃时，升温速度＜1.8℃/min。
温度在400～500℃时，升温速度＜2℃/min。
温度在500℃以上时，升温速度＜2.2℃/min。
2汽机启动过程中主要控制指标
项目
报警值
跳闸或打闸值
偏心度（mm）
0.076
轴振动（mm）
0.125
0.250
高压胀差（mm）
9.52/-3.8
10.28/-4.56
低压胀差（mm）
15.24/-0.26
16/-1.02
汽缸内外壁温差℃
42
83
轴向位移mm
±0.9
±1.0
汽缸上、下温差℃
42
56
低压缸排汽温度℃
79
121（延时5秒）
凝汽器绝对压力kPa
16.9
20.3
汽轮机轴承金属温度℃
107
113
推力轴承金属温度℃
99
107
轴承回油温度℃
77
82
3机组启动过程注意事项
1）锅炉在升温升压过程中，要严格控制升温升压速率。
2）在启动期间严密监视过热器和再热器管壁温度应小于报警值。
3）监视空气预热器进、出口烟温，防止二次燃烧。
4）制粉系统要求相邻层运行，三层以上投运时，不允许均为隔层运行（不允许A、C、E运行方式），若因制粉系统故障无法保证以上条件时，应投入相邻层启动油枪，以稳定燃烧。
5）投油时应就地检查油枪燃烧情况并及时进行调整，就地检查油管路有无泄漏。
6）油枪连续3次点火不成功，再次投用前，应重新吹扫。
7）油枪投用且燃烧稳定后，应及时调整风量，避免因投油枪较多，配风不合理造成锅炉尾部空预器蓄热板积油垢引起二次燃烧，油枪投入期间空预器蒸汽吹灰应连续进行。
8）启动磨煤机后注意监视燃烧情况，如磨煤机启动后煤粉进入炉内后未着火，引起炉膛负压不稳，应立即停止磨煤机运行，待查明原因，方可重新启动磨煤机。
9）当燃烧不良时，应及时进行调整。
10）负荷变化率手动设定时，需兼顾到锅炉燃料控制和蒸汽参数稳定性与汽机不出现较大热应力为标准。
11）注意监视机组各项参数，尤其对胀差、绝对膨胀、振动、轴向位移等应严格监视，出现异常时，应及时分析原因，停止升负荷，采取措施，按照相关事故处理规程采取措施，并汇报有关领导。
12）升负荷期间，每一阶段的辅机启动，应按辅机规程规定执行，每一阶段的停留时间，除应保证该阶段的主、再
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