冷态高中压缸联合启动操作票.doc

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1、机组冷态高中压缸联合启动操作票编号： 年 月 日操作任务：# 机冷态高中压缸联合启动操作开始时间： 年 月 日 时 分 终止时间 年 月 日 时 分冷态启动注意事项一、锅炉侧注意事项：1、 启动前，至少应有两个人对整个机组的设备进行过巡查，以核实所有设备具备了启动条件。炉膛和回料器应按规定填充床料。2、 在启动每一风机前，首先保证从送风机入口到烟囱的空气通路畅通无阻，以防止炉膛及烟风道由正压或负压引起损坏。3、 点火前，炉膛已经吹扫完毕。4、 通过调整燃烧将风道燃烧器出口烟气温度控制在900以下，且风室温度在870以下，在此期间，汽包温度温升率要求不超过56/h。5、 在任何情况下，下降管手动

2、放水阀不得用作放水。6、 启炉过程中控制两侧烟气温差50。 控制两侧蒸汽温差30 ；并网带负荷后控制两侧烟气温差40。 控制两侧蒸汽温差20。 7、 监视锅炉过热器、再热器各处的壁温不超过规定值：低过：450，屏过：545，高过：555，屏再：启动650,正常575，低再：500。8、 一旦一次风机启动，应随时保证一次风量高于临界流化风量17.5万Nm/h（#1炉），17万Nm/h（#2炉）9、 启动燃烧器油枪点火前必须投用火检冷却风，在点火后至停炉整个过程中严禁中断火检冷却风。 10、 在任何时候，必须保证汽包上、下壁温差40，最高不可超过50 ，否则应停止升压，加强换水，直至正常后方可升压

3、。 11、 炉膛床层压力及炉膛下部压力差压值不得小于3.8kPa。12、 锅炉启动过程中，重要参数变化率要求： （1） 饱和蒸汽温度变化率56 /h。（2） 床温变化率80100/h 。（3） 旋风分离器温度变化率112/h 。（4） 主汽温度变化率0.51.5/min，再热汽温度变化率2.5/min，（前期慢些，后期可快些）。（5） 汽包压力0.5MPa时，主汽压力上升率为0.020.05MPa/min 。（6） 汽包压力0.55MPa时，主汽压力上升率为0.10MPa/min。13、 整个启动过程中，定期监视锅炉各部件膨胀情况，如有异常，应降低甚至停止升压，采取加强排污、调整燃烧等措施消除

4、膨胀异常，待异常消除后继续升压。14、 启动投煤过程应保证煤从给煤口均匀进入炉膛，使炉内床温分布均匀。（点火前确认各煤斗有煤，投煤前从给煤机取煤化验）15、 汽机带负荷之前的蒸汽温度调整，应以燃烧调整为主，尽量少用减温水。投减温水时应保证减温后的蒸汽温度有11的过热度。16、 投煤过程中，应严格监视含氧量、床温、炉膛负压、对流区各温度的变化，加强现场监视，并及时反馈，若投煤未成功，应及时切断给煤，严防炉内积存大量燃料后，出现爆燃现象。17、 当汽包压力升至0.30.5MPa、1.52.0MPa、9.010.0MPa 、17.4MPa时记录膨胀指示值一次。尤其在升压初期应加强监视，如各系统在升压

5、中出现膨胀异常，应停止升压，切换燃烧器和加强定期排污，待查明原因异常消除后继续升压。18、 做好超温记录。19、 注意投煤、减油、停油时的操作，严密监视床温、氧量、床压、压差、回料温度、回料器料位等重要参数。二、汽机侧注意事项：1、冷态高中压缸联合启动操作及冷态中压缸启动操作基本相同，但冲转前应注意高排逆止门不应强关，检查确认机组处于“高中压缸启动”和“单阀”状态。2、冷态高中压缸联合启动前高加水侧投入后，汽侧也可随机启动，及时对汽缸夹层加热预暖并投入，以利于机组暖机，缩短启动时间。3 、冷态高中压缸联合启动机组冲转时暖机转速及冷态中压缸暖机转速相同，但在1950r/min转速下，监视中压排汽

6、口处下半内壁金属温度应大于130，并保持暖机60min。4、在高速暖机结束时，高压内缸上半内壁调节级后金属温度应大于250；高、中压缸绝对膨胀应大于7mm；高、中压胀差应小于3.5mm并趋稳定方可升速。5、在并网前，主蒸汽压力必须达到5.88MPa；主蒸汽温度达到370；主蒸汽温度高于再热蒸汽温度之差应小于60。6、机组并网加3%最小负荷后，以1MW/min升负荷率稳定升负荷至30MW，监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于176，并保持暖机30min。7、以1MW/min升负荷率稳定升负荷至机组能够稳定运行的负荷值，直至满负荷，注意调整汽缸夹层加热，切换轴封漏汽。8 、随负荷升高对机组全面检

7、查，及时切换除氧器加热汽源、高加疏水、增开电泵、根据要求投入供热或进行相关试验等。9、升速疏过程中，要快速通过临界转速，检查DEH升速率自动变为400r/min。10、在转速达到2900r/min时，要降低转速，检查DEH自动将升速率降为50r/min。11、在冲车前确认投入机侧相关保护。12、确认盘车投入4小时以上。三、发电机侧注意事项：1、启动机组保护已全部正确投入；2、6kV工作电源开关在试验位，10kV工作电源开关在试验位；保安系统工作电源、备用电源切换良好，柴发热备用良好；直流系统运行正常，无接地现象。3、励磁系统无异常报警光字，各电源开关已正常合入，验电良好，发电机励磁滑环、碳刷接

8、触良好。4、励磁调节器在“远方”、“就地”位。5、在锅炉连续投煤、稳定燃烧正常后，且机组负荷达到80MW时进行厂用电切换。6、机组在3000r/min定速后，确认（ ）发变组出口并网（ ）开关在断开位，本串中的联络（ ）开关在断开位后，进行发电机并列前合刀闸操作。7、发电机在升压时，严密监视发电机定子电流为零；转子电流、电压不超空载定值。8、发电机带负荷后加强对发电机励磁系统、发变组回路进行温度、声音、放电等检查。四、机组冷态高中压缸联合启动操作票：序号操 作 项 目操作情况时间1接到值长启动机组命令后，按阀门检查卡对系统进行全面检查，并通知燃料、化学、辅控等有关专业，准备好开机前各类记录表单

9、及振动表、听针等工器具。2确认影响机组启动的所有工作票已注销，安措恢复，各设备系统完好，现场整洁，所有楼梯、通道、栏杆及平台完整畅通，照明充足。3确认厂房内通讯系统正常，厂用保安电源、直流电源系统正常投入，事故照明系统正常，盘车4h以上，电除尘加热和振打投入达12h以上，所有表计符合运行规定。4测量发电机及各电气设备绝缘合格、检查各电机外壳接地线完好后送电至工作位置。5检查500kV出线对侧断路器已合上，500kV母线电压在正常范围，启备变、厂用6kV、380V、220V直流、UPS、保安电源等系统已投入运行，发电机变压器组、高压厂用工作变压器及凝石变压器、发电机、主变、高厂变及柴油发电机处于

10、良好备用状态。6检查DCS系统工作正常，联系热工人员将所有热工仪表、信号、保护装置送电，各有关设备、系统阀门传动、联锁及各保护静态试验正常（包括各类辅机、MFT、BT、ETS、燃油、抗燃油等试验（详见试验操作卡），根据实际情况和检修要求做动态试验。7投入开式水系统，闭式冷却水系统，投入压缩空气系统运行，确认仪用压缩空气系统运行正常。8对辅助蒸汽联箱进行暖管疏水后，投入辅助蒸汽系统运行。9投入高流风机、一、二次风机开式和闭式冷却水，正常后投入其润滑油系统，投入引风机冷却风机，检查其水压、水温、油温、油压、油位正常，无跑、冒、漏油现象。10检查主油箱事故放油一次门全开，二次门关闭并加铅封，挂“禁止

11、操作”牌，油箱油净化装置运行正常，联系化学化验润滑油质合格。11检查除灰、除渣、石灰石等系统具备运行条件。12投入燃油系统循环，控制炉前油进油母管压力2.02.5MPa,检查无跑、冒、漏油现象。13润滑油系统投运：l 检查油箱油位。l 落实进入冷油器的冷却水已被关闭。l 启动主油箱排油烟风机。l 油温10时，启动交流润滑油泵，否则应先投加热。l 投联锁并使直流事故油泵处备用状态。l 润滑油压：0.080.12MPa , 润滑油温：35(4046)。14发电机密封油系统投运：l 启动密封油泵。l 密封油系统投运。检查发电机密封油系统运行正常无漏油。15进行发电机气体置换后充氢正常，氢气压力0.2

12、MPa，检查密封油压及发电机内气体压差正常。发电机充氢：l 氢压：0.21MPa。l 氢气纯度：96。l 油/氢差压：0.056MPa。l 发电机充氢前，启动密封油箱排油烟风机。16确认发电机定冷水箱水质合格，投入发电机定冷水系统，检查运行正常且水压低于氢压0.04 MPa。17顶轴油系统及盘车装置投运：l 启动顶轴油泵，顶轴油母管压力应不大于14MPa。l 确认大轴已被顶起,记录各瓦顶轴油压及大轴顶起高度。l 投电动盘车，确认各转动部分声音正常，记录盘车电流。l 测量转子偏心度，及转子原始值相比较，变化量应0.03mm。l 测量各轴承油环处的转子晃度，应0.02mm。18投入主机EH油系统，

13、检查运行正常，系统油压应在140.5MPa。19联系化学启动除盐水泵，对热水井补水，启动凝结水泵对系统注水排气并冲洗，水质合格后补水至正常水位，对各低压加热器、轴封冷却器进行检漏，对轴封冷却器水封排气注水。20凝结水系统投运：l 启动一台凝泵，另一台备用。l 向除氧器上水至正常水位。l 根据锅炉要求向锅炉上水。21检查开式冷却系统，闭式水系统运行正常。22对除氧器上水冲洗，水质合格后补水至正常水位，联系热工投除氧器水位“自动”，投入除氧器加热，缓慢升温升压至0.147MPa，控制水温温升率在23/min。23检查高、低加汽、水侧均处于随机启动状态，开启除盐水至锅炉上水门，对高压给水系统进行注水

14、排气后关闭，开启加药、取样、连排手动门、各仪表信号一次门，开启汽水系统各空气门、疏水门。24锅炉上水方式有两种：给水泵上水和机组启动上水泵上水，根据实际情况确定锅炉上水方式。25投入给水泵密封水后启动给水泵，锅炉开始上水，水温应尽可能接近汽包壁温，夏季上水时间不小于2h，冬季不小于4h，控制汽包上、下壁温差不超过50，否则应适当延长上水时间。26省煤器空气门见水后关闭，汽包水位-100mm时停止上水，开启省煤器再循环门，观测水位变化情况，做实际汽包水位保护试验，上水前、后，各记录锅炉膨胀指示一次。27根据实际情况和检修要求做水压试验。28投入电除尘加热、振打装置及输灰系统，以及做好电袋除尘器启

15、动前的各项准备工作。29启动一台引风机系统运行，使负压控制50Pa,启动两台高压流化风机系统，调整控制回料阀两室风量，投入高压流化风机入口挡板自动。30启动一台二次风机系统，控制总二次风量在最小流量，调整各分二次风挡板，确保各喷口的最低风量。31启动两台一次风机系统，调整风量控制挡板使一次风流量为最小流化值（最小流化风量：#1炉18万Nm3/h，#2炉17万Nm3/h），控制总风量在2540。32启动给料机，上床料，要求料层高度850900mm，含碳量在3以下，粒径：03mm。33各风机启动正常后，做临界流化试验和回料阀流化试验，根据实际情况和检修要求做料平和风压试验,同时做炉膛压力高低的实际

16、保护。34投入锅炉吹扫系统，对炉膛、旋风分离器及尾部受热面区域吹扫5分钟。35各风机启动正常后，投入有关风机的保护及联锁。投入下列BT保护：l 高压流化风机全部跳闸。l 引风机全部跳闸。l 一次风机全部跳闸。l 二次风机全部跳闸。l 炉膛压力高高（+2489Pa）。l 炉膛压力低低（-2489Pa）。36汽机真空系统投运：l 关闭真空破坏门。l 启动两台真空泵。l 当背压达25kPa时，停一台真空泵，并投联锁备用。l 当背压达25kPa时，应确认汽机主汽、再热冷段、再热热段和抽汽管道上的疏水阀已打开。37当排汽装置背压低于（25kPa）时，关闭排汽装置抽真空旁路门、凝结水回水管道抽真空电动门，

17、根据背压调整空冷风机，保持背压小于13.6kPa且大于阻塞背压，检查系统运行正常。38轴封系统投入：l 暖管至截止阀前，充分疏水。l 开启轴封冷却器风机。l 在轴封供汽有14以上过热度的条件下投用轴封供汽系统。注意在向轴封供汽母管送汽前应保证汽缸疏水阀开启。l 高压轴封汽温应121。l 低压轴封汽温应在121177之间。l 轴封供汽温度及转子表面温度差111。39汽机EH油系统投运：l 检查EH油箱油位。l 油温20时，启动一台EH油泵，另一台投联锁备用。l 当油温达54时，冷油器的冷却水电磁阀应开启，冷油器通水，维持油温在3054范围内。40检查和清洗风道燃烧器油枪，做燃油泄漏、雾化试验和油

18、枪实际打火试验。41确认所有点火条件满足后，控制风道燃烧器调节门后压力0.7MPa以上，关闭燃烧器四个手动门，对称投用风道燃烧器，确认油枪雾化、着火情况良好，配风合适，调整点火枪及油枪相对位置。42控制燃油总出力46t/h暖炉，根据实际根据升温情况，再投入另外两只油枪，按升温升压曲线同时提高油枪的燃烧率（控制调节阀后压力0.61.6MPa），风道燃烧器出口烟温900。43旁路系统投入：l 锅炉点火后，根据锅炉的需要，可投入旁路系统。l 按高、中压缸联合启动要求投入旁路系统。l 低旁投入后空冷岛热态冲洗开始。44DEH系统投入：l DEH应提前2小时通电。l DEH面盘检查。l DEH静态操作试

19、验。包括阀位试验，DEH盘面和车头紧急停机按钮跳闸试验，OPC电磁阀试验等。l 汽机启动前作润滑油泵联锁试验，油压低联动试验。45ETS模拟试验检查-汽机内、外部跳闸试验。46TSI通电投用真空满足25kPa后ETS保护投入。47机组挂闸后，进行高压缸和主汽管、阀壳的预暖a、暖缸前的状态检查：l 确认预暖蒸气参数：压力：0.40.8MPa；温度：200250。l 盘车投入连续运行4小时以上。l 排汽装置压力在25kPa以下。l 高压内缸调节级上半壁金属温度150。b、暖缸的操作：l 高压缸预暖 强关高排逆止门；全关通风阀（VV阀）； 确认高段抽汽逆止门关状态；BDV阀开； 将高压部分疏水（高压

20、主汽管的疏水，高压内缸疏水、高排逆止门前疏水、BDV阀前疏水、VV阀疏水）开启； 逐渐开启倒暖阀，调整倒暖阀及疏水阀保证缸内压力在0.40.5MPa范围内； 应加热至高压内缸调节级上半壁金属温度150； 暖缸温升率50/h，汽缸各壁温差及胀差应在允许范围内(通过调整倒暖阀及高压各段疏水阀达到)； 暖缸结束，应关闭倒暖阀； l 开机前开启汽缸夹层加热进汽箱后手动门，关闭进汽箱前电动门，要求加热进汽箱压力低于系统投入时的主蒸汽压力，达到正常工作压力。（正常工作压力：0.984.9MPa）。48按升温升压曲线，同时提高4只油枪的燃烧率。控制汽包升压，温度变化率不超过56h，床温变化率不超过150h，

21、点火后每小时进行空预器吹灰一次。49当汽包压力达到0.10.2MPa时，关闭所有空气门，根据炉水品质进行排污，汽包压力达到0.10.15MPa时，投入三级旁路减温水及高、低压旁路系统，注意真空应高于-60kPa。50汽包压力上升至0.20.3 MPa时，冲洗水位计，汽包压力上升至0.5MPa时，通知检修热紧螺栓，记录膨胀指示一次，通知化学开启炉水、蒸汽、给水取样门，通知热工冲洗表管。51主汽压力升至0.81.0MPa时全关旋风分离器下部环形集箱入口连接管、前、中、后、左、右侧包墙下集箱、屏式过热器、高温过热器、屏式再热器、低温再热器进口集箱疏水阀。52主汽压力升至1.0MPa时投入连排，主汽压

22、力上升至1.5 MPa时，关闭锅炉侧所有过热器疏水门，记录膨胀指示一次，同时用蒸汽反冲洗过热器、再热器减温水过滤器。53冷段再热蒸汽压力0.40.8MPa，温度 200250时，机组挂闸，按“预暖”按钮，进行高压缸和高压调节阀阀壳预暖，直至阀壳内、外壁金属温度都升至150以上。54投煤之前，保持各参数稳定上升应投入下列MFT保护：l 总风量25。l 燃料失去。l 床温600且未投油。l 一次风量小于临界流化风量。l 锅炉跳闸（BT）。l 床温高高（左、右侧三取二） (990)。55密相区平均床温达400以上，保证上部床温6点以上达到420以上。启动两台给煤机并将其出力调至最小6t/h,运行10

23、分钟后停止给煤。56脉冲给煤三次，并获得以上效果，现场检查炉内燃烧情况，若炉内燃烧良好，再启动两台给煤机(最小煤量)，床温上升较快（梯度约35/min），氧量减小34个百分点，当80以上床温测点达到480以上，可以连续投运给煤机。57冲转前保持各参数稳定，投入MFT条件中的汽机跳闸保护；投入下列BT保护：l 汽包水位高高（+250mm）（根据实际情况后再定）。l 汽包水位低低（-250mm）（根据实际情况后再定）。l 蒸汽阻塞（根据实际情况后再定）。l DCS电源失去（根据实际情况后再定）。l 给水泵全停且床温高。58升压过程中维持汽包水位在+50 mm之间，当主汽压力上升至3.45 MPa，

24、温度上升至320、再热器温度上升至280时，投入过热器出口PCV阀控制自动，机侧准备冲转。59投入汽机润滑油压低保护、抗燃油压低保护、轴向位移大保护、DEH保护、轴振大保护、锅炉跳汽机保护、手动打闸保护。60进行500kV升压站解环操作，检查500kV升压站各设备运行正常，保护、自动装置运行正常。61检查DEH置于“操作员自动”方式，选择“高中压缸联合启动”方式、“单阀控制”模式，按下“挂闸”按钮，开启高、中压主汽阀。62冲转并升速至500r/min需确认：l 确认危急遮断器滑阀已挂闸。l 投入汽缸夹层加热。l 确认按钮HP & IP START/IP START是处于 HP & IP STA

25、RT状态。l 按RUN按钮，开启高、中压主汽阀。l 设定TARGET(目标转速)：500r/min，ACCELERATE(升速率)：100r/min。l 按“GO”（进行）按钮，高、中压调节阀逐渐开启，汽机冲转。l 检查当转速4r/min时，盘车小齿轮自动脱扣。l 当转速升至500r/min时，就地或远方使汽机跳闸，进行摩擦听音检查；检查通风阀应处于关闭位置，高排逆止门处于关闭位置。l 若无异常情况，当转速大于50r/min时，可恢复重新挂闸，使转速再次上升至500r/min，并进行以下检查： 汽机所有监控仪表指示正常，无错误报警信号； 各轴承振动、转轴振动、轴瓦金属温度、轴承回油温度正常；

26、检查低压缸喷水阀动作情况； 检查汽缸膨胀均匀无卡涩，差胀及轴向位移正常； 确认主蒸汽、再热蒸汽参数正常； 确认上下缸温差、蒸汽室内外壁温差均在要求范围之内。l 500r/min下停留时间不得超过5分钟。l 全面记录各项参数。63对机组作全面检查，检查高排逆止门联开，转子偏心度、轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况及回油温度、油流正常，在500r/min转速下停留时间不得超过5分钟。64升速至1100r/min暖机（中速暖机）需确认：l 设定目标转速：1100r/min，升速率：100r/min。l 当转速500r/min后，偏心率被作为振动信号。l 如果升速中需要保持某转速，应满足

27、“转速保持建议曲线”的要求。l 当转速达1100r/min时，暖机时间30min。l 暖机期间对机组进行下面各项检查： 摩擦听音； 缸胀、差胀及轴向位移； 上下缸温差及蒸汽阀柜内外壁温差； MSV、CV、RSV、ICV开度； 机组振动情况； 各瓦金属温度及回油温度； 空凝器、除氧器及加热器水位； 高、低压缸排汽温度； 辅助系统的所有运行参数应正常。l 全面记录各项参数。65转速1100r/min时，暖机30min，检查所有监控仪表，确认机组振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度正常，缸体左、右侧均匀胀出，高、低压胀差逐步减小，及时调整油温，加强疏水。转速升高至1200r/min时，手动

28、停止顶轴油泵，投入联动备用。66输入转速目标值“1950”r/min、升速率“100”r/min，点击“进行”按钮，检查机组转速增加，机组通过临界转速时轴承盖振动不大于0.1mm，轴振不大于0.25mm。67升速至1950 r/min（高速暖机）需确认：l 在此转速下；监视中压排汽口下半内壁金属温度应大于130，并保持暖机60min。l 高速暖机结束时。应满足:高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于250；高、中压缸膨胀大于7mm；高、中压胀差小于3.5mm并趋稳定。l 升速过程中应注意机组迅速（以400r/min的升速率 ）平稳通过轴系的各阶临界转速，通过临界转速时轴振0.25mm，瓦振0.1

29、0mm(峰峰值)。68升速至3000r/min需确认：l 设定目标转速：3000r/min ，升速率：100r/min。l 检查润滑油系统：主油泵及交流润滑油泵准备切换，润滑油压油温正常。l 根据机组振动情况决定是否进行高速动平衡工作。69定速后的检查及操作：l 此转速下进行空负荷暖机30min；对机组进行全面检查。 l 排汽装置压力小于25kPa，投低真空保护。l 排汽温度80时，低压缸喷水系统应自动投入，否则手动开启。l TSI监视系统项目应在允许范围内。l 检查主油泵进口压力应为：0.090.12MPa，出口压力应为：1.751.85MPa；确认主油泵工作正常后，停交流润滑油泵；注意停辅

30、助油泵时的油压变化，稳定后将联锁开关置投入位置。l 检查抗燃油系统；抗燃油压在正常值。 l 确认主蒸汽、再热蒸汽温度和低压缸排汽温度满足空载运行要求和参数要求： 主蒸汽压力必须达到5.88MPa；主蒸汽温度达到370。 主蒸汽温度变化率及再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前选择值。l 全面记录各项数据。70在3000r/min转速下进行空负荷暖机30分钟，检查主油泵出口油压、润滑油压、抗燃油压、润滑油进油温度、排汽装置背压正常，确认直流事故油泵“联锁”投入，停止交流润滑油泵，检查油泵无倒转，及时投入主机润滑油冷却器。检查机组稳定后做汽轮机试验。71配合电科院做发电机电气试验：l 根据需要投入电超速

31、保护及汽机各项跳闸保护。l 短路特性、空载特性、励磁系统调节特性、发变组零启升压及合项。l 交电气进行试验，此项工作大约需要40小时。注意：电气空合主开关试验前，必需将主开关的辅助接点断开，以防机组超速。72机组定速后，进行机组并列前倒闸操作。73检查排汽装置背压正常稳定时，投入低真空保护，确认低压缸喷水系统处于投入状态，排汽温度低于75时低压缸喷水阀自动关闭，TSI监视系统各项目均在允许范围内。74检查各辅机的运行工况正常，排汽装置背压、高、低加、除氧器水位、润滑油、EH油油压、油温、油位、各轴承油流、回油温度、发电机氢压、氢温、纯度、密封油压、氢/油压差、定冷水压力、流量、温度正常。75机

32、组转速3000r/min，得值长“发电机并列”命令，检查发-变组保护压板均全部投入，CRT画面、仪表、信号、继电保护、自动和远动装置无异常光字、报警，发电机及励磁系统具备启励条件。76经检查机组无异常后，发电机进行启励及升压正常后汇报值长，点击DCS画面同期按钮后，点击“同期投入”、合（ ）开关、点击“启动同期”，监视电压、频率和同步表的指示，检查发电机在同期点及系统并列良好，退出同期装置，断开同期装置电源开关。77将发电机无功功率升至大于30Mvar，检查发电机已带上3%左右负荷，定子三相电流平衡，调整发电机有、无功至适当值。78机组并网后进行500kV合环操作，由控制系统加3最小负荷，然后

33、进入升负荷控制，维持主蒸汽、再热蒸汽参数及流量基本稳定。79检查机组运行正常，投入机炉电大联锁。80获得平均床温和氧量间良好的对应关系后，可逐渐降低风道燃烧器出力，增加煤量并保持床温持续上升，平均床温达650后，视床温变化率在510/min时，停运对称两支风道燃烧器同时增加相应给煤量，控制好床温变化率，防止碳燃烧爆燃。81根据床压情况，投入炉膛底部排渣系统并将冷渣器投入自动，通过冷渣器的运行调整或添加床料的方式，维持床压在68kPa。82在最低流量下启动一条石灰石线，投入SO2控制，石灰石-给料机投“自动”。83氧量继续减小，床温升高至800时，逐渐开始增加燃烧风量和煤量，待床温稳定上升时，停

34、运剩余两支风道燃烧器，将风道燃烧器手动风门打开，同时，要保持一定的风煤比，视燃烧工况。增加二次风的出力，保证一定的风煤配比。84完成锅炉断油稳燃试验，确定断油床温、断油负荷。85当锅炉完全脱油或油（风道燃烧器）煤混烧时排烟温度达到90以上，联系电除尘值班员投入相应电场运行。86机组按启动曲线增加投煤、升温、升压、升负荷，在10%额定负荷关闭高压段疏水，在20%额定负荷关闭中压段疏水，在30%额定负荷关闭低压段疏水，开启锅炉减温水总门，根据汽温调整减温水量，逐步减油、增煤，当燃油全部停止后，排烟温度达到90以上投入电袋除尘器运行。87四段抽汽压力高于除氧器压力时，暖管结束后，将除氧器汽源切至四抽

35、，当#3高加压力高于除氧器压力时，将#3高加疏水倒至除氧器。88主蒸汽温升率1.5/min；再热蒸汽温升率2/min；高中压外缸金属温升率1.5/min。89负荷升至30MW（10%）时，汽压5.88MPa,主汽温400,再热汽温350，关闭高压段疏水。90负荷升至50MW时切换厂用电。负荷升至60MW（20%）时，蒸汽参数应符合主蒸汽压力5.8MPa,主汽温度430,再热汽温380，关闭中压段疏水。机组带20%负荷进行暖机运行不少于3h，后降低负荷进行机组机械超速试验。91负荷升至90MW（30%）时，蒸汽参数符合主汽压力5.88MPa，主汽温度450，再热汽温410。根据实际情况给水由旁路

36、切换主路，监视汽包水位，关闭低压段疏水。92负荷升至105MW时，主汽压力约5.88MPa，主汽温475，再热汽温440，此时暂停升负荷，开大连排门进行洗硅，炉水含硅量及汽包压力关系见下表所示：汽包压力MPa910.5121314.5161718.5蒸汽带硅量0.02mg/l的最大炉水含硅量，（炉水PH10）mg/l3.62.31.510.70.50.30.2炉水挥放性处理 PH=9.0mg/l0.80.80.80.50.30.250.20.2表格重画93机组负荷达40MCR（130MW）时，启动另一台引风机、二次风机运行，将引风机、二次风机并列正常后投入自动控制。94检查各轴封供汽调节阀应逐

37、渐关闭，汽封转为自密封，当机组负荷达200MW左右时启动第二台电泵运行，在并泵时要注意给水母管压力稳定。95机组负荷升至90MCR时，检查确认主汽温度，再热汽温度已滑升至538，过热蒸汽、再热蒸汽温度控制投自动，根据需要做真空系统严密性试验。96在机组本体各测点温度趋于稳定后，按“单/顺阀控制”按钮，转到顺序阀控制状态，以利于机组有更好的经济性。97升至额定负荷时，全面检查正常后，根据情况决定是否做变负荷和100%甩负荷试验（详见甩负荷试验方案）。98燃烧稳定后，可将CCS投入。继续升负荷至90100，此时把负荷上限设定为100（330MW），下限设定为90（297MW），负荷目标指令设定在1

38、00（330MW），投燃料主控器自动，投锅炉主控器自动，在DCS画面上选择汽机跟随方式。99当负荷升至额定负荷时，冲校就地水位计一次，对机组作全面检查，记录各膨胀指示值一次，所有工作完毕，作好记录，汇报值长。因交接班，自 项起交由 值操作，本次机组启动为第 次冷态启动，共第 次启动。备注：操作人监护人单元长值长（注：表示已执行。若有未执行项目，在备注栏说明原因）危险点控制措施操作任务：# 机冷态高中压缸联合启动 编号：序号危险点控制措施1蒸汽带水，汽包水位高MFT动作要满足冲转参数：主汽压力3.45MPa，机前主汽温度320，冲转前，汽包保持较低水位。2在13001500rpm、1600185

39、0rpm临界转速区停留，机组振动突增在此区间停留，控制措施：机组跳闸后重新挂闸时，避免转速在该区段内长时间停留，升速率300r/min。3高排逆止门打不开，出现高压缸闷缸升速过程中或机组定速后，发现高压缸闷缸现象，经处理无效（开大低压旁路门，降低再热蒸汽压力），冷态启动高压缸排温度仍高达400时，手动打闸停机。4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。5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。6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。7任一汽门不

40、能开启按规程规定进行开机全试验。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。8冲转后盘车不能脱扣冲转时盘车应处于“手动”控制方式。热控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。冲转时运行人员应防止手柄动作伤人。9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，油泵联锁可靠投入，建立机组最低润滑油压及对应转速台帐，每次启动时加以对照、分析。10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

41、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。11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。12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。13发电机冷却器冷却水未及时投入及时投运发电机氢冷器、定冷水冷却器冷却水，并确认自动调节装置动作在正常，加强发电机氢冷器、定冷水冷却器水侧放空汽。及时调整冷却水门，防止两侧温差过大。14暖机

42、时间过短根据规程规定选择暖机时间，根据蒸汽参数变化，适当延长暖机时间。15升负荷速率过大，或负荷及蒸汽参数严重失配加强蒸汽参数的监视，控制升温、升压及升负荷速率。加强汽轮机各部分金属温度的监视，严格控制温升率。按规程规定负荷点和时间带负荷充分暖机。避免因升负荷速率过大，导致汽温、汽压下降，使金属产生交变热应力。16阀切换负荷波动大机组大修后应经阀门特性试验合格，开机前进行调节系统仿真实验合格。如阀切换时负荷波动大应联系热工处理。17动、静部分碰磨整个冲转过程中，汽轮机平台应有人不间断巡视。仔细监听汽缸内、轴封处声音应无异常。一旦听到明显异常声音，必须立即紧急停机。18主机润滑油温升高检查主油箱

43、电加热已退出，加强冷油器水侧放空气，根据油温的变化及时调整冷油器冷却水量来保证润滑油温在规程规定范围。19停运交流润滑油泵时润滑油母管失压检查主油泵入、出口压力正常后，方可停运主机交流润滑油泵。停运交流润滑油泵时，油泵联锁开关不允许退出，防止因交流润滑油泵出口逆止门不能关闭或关闭不严而造成主机润滑油系统失压。20烫伤操作高温、高压管道阀，要做好保护工作，及高温物体要保持一定距离，防止烫伤。进行蒸汽严密性检查时，应特别注意防止承压部件泄漏伤人。21坠落操作高空阀门时，应做好防坠落安全措施，系好安全带，登高操作时，要专人监护。22滑跌操作时要及时清理地面积油、积水、防止滑跌。23点火时发生爆燃防止油枪漏油，加强风油合理配比。24锅炉满水、缺水事故安全门动作时注意防止满水、缺水。25尾部烟道发生二次燃烧尽量避免油煤混烧过长，加强监视飞灰含碳量，定期吹灰。26防止锅炉超压如安全阀拒动，手动打开PCV或对空排汽，必要时手动停炉。27清理给煤机卡、堵时,发生人身伤害做好安全措施。28锅炉严重结焦控制床温不超过990。29保证蒸汽品质合格控制给水品质，加强排污。30过热器、再热器管壁温度，不得超过规定值加强燃烧调整，防止启动中，大量碳爆燃。作业成员声明：我已经学习了上述危险点分析