冷态开机操作票汇总Word文档格式.docx

1、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 56.9 A,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

2、，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12.2 MPa14.8MPa，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

3、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MF

4、T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，

5、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121177，实际 。46 启动 号真空泵运行。检查真空泵235A，实际 A

6、；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5.5 KPa。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40100Pa，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

7、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0.5 MPa，燃油压力应大于0.5 MPa，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

8、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。8

9、0 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） ，

10、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0.10.14MPa，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。

11、90 按“主汽门控制”键，灯亮，检查16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2040 rpm，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

12、 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

13、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（3.0g/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，

14、机组升负荷速率控制在4.50MWmin。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

15、硅量合格后（小于0.5g/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、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M

16、FT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

17、。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

18、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

19、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

20、，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6090MW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

21、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

22、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。