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300MW机组启动操作票

发布时间：2011/1/4 阅读次数：2775 字体大小: 【小】【中】【大】

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　　二锅炉点火
　　 1 投入炉膛出口烟温探针。
　　 2 将PCV阀投至“自动”位。
　　 3 联系热工强制有关点火保护
　　 3.1 全炉膛无火。
　　 3.2 失去所有燃料。
　　 3.3 首支油枪点火失败。
　　 3.4 首支油枪点火推迟。
　　 3.5 水位保护扩展至±350mm。
　　 4 调出风烟系统画面，启动风烟系统。
　　 4.1 启动空预器。 D?污O莴?
　　（1）顺控方式下启动A，B空气预热器。
　　（2）检查确认A、B空气预热器主马达运行正常，电流在12-13A，二次风出口档板及烟气入口档板自动打开。
　　 4.2 启动送、引风机：确认风机启动条件满足，根据需要分别启动A引A送，B引B送，调整送风机动叶，使总风量达30～40%，控制炉膛负压-100Pa左右。检查送、引风机电机声音及电流正常。
　　 4.3 启动火检风机运行，火检风机投“备用”。 `
　　 5 当环境温度低于20℃时，开大暖风器蒸汽总门，开启暖风器疏水箱疏水至定排电动门，调整暖风器供汽调门，控制空气预热器入口风温在40℃—50℃。
　　注意：检查管道应不振动！
　　 6 调出BMS操作盘，进行炉前油系统泄漏试验（做法详见规程），合格后才允许点火启动。
　　 7 调出BMS操作盘，检查炉膛吹扫的一二次条件均满足。启动炉膛吹扫。
　　 8 吹扫完成后开启来回油跳闸阀，复位MFT跳闸继电器。同时控制油压在 0.8～1.0MPa。
　　 9 调出油层控制系统，检查油枪启动条件满足，按需要投入油枪。稳定后，适当调整风量。
　　注意：保持高辅压力，以防雾化蒸汽压力波动造成OFT！
　　 10 点火后投入空气预热器吹灰系统。
　　 11 锅炉点火后，详细检查发-变组系统热备用状态良好。
　　三锅炉升温升压
　　 1 油枪投入数目及油压来控制升温升压速度。
　　在点火初期，升压率应小于0.03MPa/min，升温率应小于0.5℃/min。袀疼?]?[
　　注意：油枪切换及空预器吹灰！
　　 2 当汽包压力达到0.15MPa时。
　　 1）关闭空气门。
　　 2）开启过热器疏水门，投入高、低压旁路系统。 
　　 3 当汽包压力达到0.2～0.3MPa时。
　　 1）冲洗就地水面计，联系热工冲洗表管，投入给水蒸汽流量表。
　　 2）通知化学进行炉水监督。 
　　 4 当汽包压力达0.49MPa时。
　　关闭锅热器疏水门，减温器疏水门，可调整环行集箱疏水以调节升温速度。 
　　 5 当汽包压力达0.5MPa时。
　　 1）联系检修紧螺丝。
　　 2）锅炉定排一次。
　　注意：严禁同时两支排污，每支排污不得超过一分钟！
　　 6 锅炉连续上水时，关闭省煤器再循环门，投入给水单冲量自动调节。
　　 7 再热器系统有蒸汽流通后，检查烟温探针退出。
　　 8 汽机主气门前起压后应检查：
　　 1）主蒸汽管道疏水门开启；
　　 2）维持除氧器压力0.15Mpa。 
　　注意：检查除氧器不应振动！
　　 3）用旁路系统，控制机侧温升率，不大于1.2℃/min，升压速度不大于0.02MPa/min。
　　 9 确认机组无异常报警信号，对DEH及ETS进行盘面检查正常。
　　 10 按值长令，330Kv系统本串解环。（详见典型操作票）郘s=m)
　　 11 高压主汽阀壳预暖及高压缸预暖
　　 11.1 高压主汽阀壳预暖
　　 1）汽机挂闸
　　 2）确认高压主汽阀壳内壁温度低于150℃。
　　 3）确认高压调节阀全关。
　　 4）开启高压主汽阀及调节阀壳疏水电动门。
　　 5）在DEH自动控制画面选“预暖”控制模块，选择主汽阀壳预暖，高压主汽阀自动开至10%阀位进行预暖。 �
　　注意：防止因调门不严密导致汽机冲动、盘车甩开！
　　 6）当主汽阀壳内外壁温差＜55℃，外壁金属温度与主蒸汽温度之差＜60℃，达到预暖要求。预暖程序自动结束，检查关闭高压主汽阀及调节阀壳疏水电动门。
　　 11.2 高压缸预暖
　　 1）汽机挂闸。
　　 2）确认高压内缸调节级内上壁温度低于150℃； 
　　 3）缓慢开启高缸预暖反流阀手动门，开启高压缸疏水电动门。
　　 4）当主蒸汽压力0.592Mpa，温度210℃且保持50℃以上过热度，在DEH自动控制画面选“高缸预暖”控制模块置“YES”位；
　　 5）高压内缸内上壁温度达到150℃，保持暖缸1小时后结束。关闭反流阀手动门，检查关闭高压缸疏水电动门。
　　 12 投入汽缸夹层加热联箱预暖。当机前压力达0.5MPa时开启夹层加热进汽电动门前及联箱疏水电动门，保持联箱压力0.1～0.2MPa暖箱。
　　 13 汽包压力达1-4 MPa，抄录各膨胀器指示一次，若发现有膨胀件卡位，应停止升压，待故障消除后再继续升压。
　　 14 投入连续排污，投入定排减温水系统。
　　 15 视升温情况增投层油枪。
　　四汽机冲动
　　 1 确认汽机下列保护投入
　　 1）润滑油压低保护。
　　 2）轴向位移大保护。
　　 3）汽机电超速保护。
　　 4）EH油压低保护
　　 5）DEH所有保护（低真空保护除外）。
　　 2 选择冲动参数
　　 1）主汽压力/温度 MPa/℃
　　 2）再汽压力/温度 MPa/℃
　　 3）润滑油压力/温度 MPa/℃ ?
　　 4）汽缸膨胀左/右 mm
　　 5）高压内缸内上壁温度 ℃
　　 6）实测汽机偏心 um
　　 7）高中压/低压缸胀差 mm
　　 8）真空
　　 3 汽机冲动
　　 1）在DEH“自动控制”画面，选“挂闸”按钮置“LATCH”。
　　注意：汽机挂闸前应确认330Kv系统本串已解环！ �
　　 2）选择“高中压缸联合启动”方式。
　　 3）置“RUN”命令后，选择DEH“自动/手动”方式在“自动”。
　　 4）确认高中压主汽门开启，调速汽门关闭，适当关小高压旁路。
　　 5）设置目标转速500rpm，升速率100rpm/min。
　　 6）置“GO”命令，高中压调阀逐渐开启，转速上升。
　　注意：盘车应脱开，未脱开时立即打闸，查明原因！ 
　　 4 投入高压缸夹层加热。
　　 5 升速
　　 5.1 500rpm应进行下列检查、操作
　　 1）检查动静部分有无摩擦；各轴承回油正常；
　　 2）进行就地打闸试验一次；
　　 3）注意500rpm下停留不超过５分钟。
　　 5.2 升速至1210rpm中速暖机
　　 1）检查顶轴油泵自动停止并确认，投入联动备用；
　　 2）检查高排及各抽汽逆止门开启，投入高低加汽侧；
　　 3）暖机30分钟，全面检查机组正常后升速。
　　 5.3 升速至2000rpm暖机
　　 1）记录过临界时最大振动
　　 2）当中压排汽口处下半内壁金属温度达130℃时，保持暖机60分钟。
　　 3）暖机结束记录下列参数：高压内缸上半内壁金属温度（大于250℃）汽缸膨胀左/右（大于7mm）高中压胀差（小于3.5mm）并趋稳定。
　　 5.4 升速至3000rpm进行下列操作：
　　 1）转速2850rpm主油泵出口油压＞1.8Mpa,高启油泵自动停止,投其”AUTO”，检查油压稳定。
　　 2）3000rpm定速。
　　注意：润滑油压,停交流润滑油泵！
　　 3）暖机30分钟后结束。
　　 4）凝汽器压力低于13Kpa,投入低真空保护。
　　 5）当排汽温度≥80℃时,检查低压缸喷水打开。
　　 5.5 启动冷却水升压泵运行，投泵备用，投入发电机氢冷器及励磁机空冷器，调整发电机氢温正常。
　　注意：检查调整系统放空气充分，管道无水锤振动现象！
　　 5.6 小机供汽系统暖管：
　　 1）检查开启四段抽汽至小机供汽量孔板前后疏水门及四段抽汽至小机进汽管疏水门。
　　 2）开启冷再至小机供汽总门RS 10及管道调节阀前后疏水门。
　　五发电机并网及升负
　　 1 发电机并网前汽机侧应做下列试验
　　 1）危急遮断器喷油试验，
　　 2）HPT试验，
　　 3）LPT试验，
　　 4）OSP在线试验，
　　 5）手打停机按钮试验，
　　 6）汽机超速试验，
　　 2 汽机定速，全面检查确认汽机油系统、发电机氢油水系统无异常，主汽压力达到5.78MPa并稳定，主汽温度370℃后，允许电气并列。
　　 3 投入ETS电气故障、锅炉故障保护，确认凝汽器真空达到13Kpa以上，投入低真空保护。检查发电机定冷水系统投运正常，投入发电机断水保护。
　　 4 依值长命令，按照典型操作票进行发电机并列。
　　 5 升负荷
　　 5.1 发电机并网后，DEH自动加3%最小负荷，锅炉以0.1MPa/min，升压率升压，视汽压情况增投# 层油枪；逐渐关闭高、低旁。
　　注意：汽包水位调整！
　　 5.2 当负荷＞8MW时，可投入功率反馈。
　　 5.3 投入功率反馈后，在“目标功率”内输入30MW并确认，输入负荷率为1MW/min并
　　 5.4 DEH自动开大调门升至30MW后，稳定运行并进行下列操作：
　　 1）联系锅炉稳定燃烧；
　　 2）检查高压导汽管、高压缸疏水和高压缸抽汽管的疏水阀联关；
　　 3）监视中压排汽口处下半壁金属温度＞176℃，并保持暖机30分钟；
　　 4）低负荷暖机结束后，锅炉加强燃烧，负荷随参数缓慢上升。 
　　 5.5 根据真空启动第二台循环泵。
　　 5.6 启动一台汽泵
　　 1）确认小机具备冲动条件；
　　 2）开启小机排汽蝶阀前疏水门，小机抽真空，检查小机排汽压力＞80Kpa；
　　 3）小机转速大于300rpm时，注意停止顶轴油泵运行，关闭油涡轮盘车电动门；
　　 4）小机冲至1500rpm暖机30min。关闭小机排汽蝶阀前疏水门；
　　 5）小机升速至2990rpm，汽泵打循环，待用。
　　注意：检查小机排汽蝶阀密封水投运正常，检查关闭排汽蝶阀注水门及回水门！
　　 5.7 顺控启动一次风机A、B，调整一次风压 KPa，投入一次风暖风器。
　　 5.8 投入磨煤机灭火蒸汽系统。
　　 5.9 视汽温情况投入各级减温水。
　　 5.10 化学化验凝结水质，合格后凝结水回收至除氧器。通知化学投入凝结水精处理。
　　 5.11 机组负荷大于30MW时，检查高压导汽管、高压缸疏水和高压缸抽汽管道疏水阀联锁关闭。
　　 5.12 机组负荷大于45MW时，进行给水主副阀切换，此时副阀开度应大于70%，且电泵出口压力与汽包压力压差大于2 MPa。
　　注意：主、再汽温度及减温水流量变化！
　　 5.13 二次风温160℃后可逐步启动制粉系统，启动第一台磨时，应将水位维持再-80mm。
　　 5.14 再热冷段压力达到0.2Mpa，进行以下操作：
　　 1）开启高压缸后轴封内档漏汽至除氧器电动门；
　　 2）开启高压调速汽门门杆漏汽到三段抽汽逆止门前手动门。
　　 5.15 负荷20%，检查再热冷段、热段管道，中压联合汽门、中压缸和中压缸各抽汽管道疏水门顺序自动关闭。
　　 5.16 二次风温160℃后可逐步启动制粉系统，启动第一台磨时，应将水位维持在-80mm。
　　 5.17 负荷升至30%MCR时，检查低压缸各抽汽管的疏水阀顺序自动关闭。主汽压力应达到5.78 MPa，主汽温度达455℃，再汽温度437℃。 
　　 5.18 负荷升至80～100MW，按照典型操作票进行厂用切换操作。
　　注意：厂用系统电源开关的分、合闸状态应严格按照开关的电流数据、母线的电压数据和开关的实际位置来判断！
　　 5.19 负荷35%，高加疏水切换至除氧器，解除功率反馈，此时调门开度应在90%左右进入滑压运行。
　　 5.20 机组负荷35%左右时，启动第二台磨煤机。汽泵与电泵并列。
　　 5.21 启动另一台汽泵
　　 1）确认小机具备冲动条件；
　　 2）开启小机排汽蝶阀前疏水门，小机抽真空，检查小机排汽压力＞80Kpa；
　　 3）小机转速大于300rpm时，注意停止顶轴油泵运行，关闭油涡轮盘车电动门；
　　 4）小机冲至1500rpm暖机30min。关闭小机排汽蝶阀前疏水门；
　　 5）小机升速至2990rpm，汽泵打循环，待用。
　　注意：检查小机排汽蝶阀密封水投运正常，检查关闭排汽蝶阀注水门及回水门！
　　 5.22 机组负荷50%左右时，两台汽泵并泵运行，检查汽包水位稳定，投入汽包水位自动调整，停电泵，投备用。。
　　 5.23 负荷55%以上，轴封进入自密封状态，检查溢流站工作正常。
　　 5.24 锅炉负荷在60%以上时，投入空预器热端自动。逐步撤除油枪。
　　注意：投入时注意空预器电流，如发现电流摆动，应立即提升！
　　 5.25 排烟温度105℃，联系灰控投电除尘。 
　　 5.26 负荷70%左右，再热冷段蒸汽压力达2.35Mpa时，检查冷段至高压辅汽联箱门开启，检查主汽压力13.0 MPa，主汽温度515℃，燃烧稳定，撤除全部油枪。
　　 5.27 通知热工投入强制的点火保护，汽包水位保护恢复至±250mm。
　　 5.28 四段抽汽压力达0.40Mpa时，检查四段抽汽至中辅电动门联开，中辅母管至中压辅汽联箱进汽电动门联关。
　　 5.29 210MW以上燃烧稳定，锅炉吹灰。 
　　 5.30 负荷达目标负荷，工况稳定，将单阀切换为顺序阀。
　　 5.31 16MPa抄录膨胀指示一次。
　　 5.32 化学化验连排汽侧蒸汽品质合格后，将连排汽侧到入除氧器。
　　 5.33 化学化验暖风器疏水箱水质合格后，按《暖风器疏水泵投运操作卡》将暖风器疏水回收至#5低加。
　　 5.34 检查回收电泵密封水回水。
　　 5.35 机组启动正常后进行全面检查一次。
　　 6 汇报班长、值长机组启动正常。
　　 7 结束。

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