机组启动操作票

机组启动操作票1.2.3.4.5.6.7.8.机组启动操作票二、辅助系统的启动按循环水系统启动操作票启动循环水系统正常，投运工业水系统。（若有邻机运行，工业水已投运，循环水系统可在开冷水系统启动前启动）。启动仪用压缩空气系统，确认仪用、杂用空气压力正常。 通知 关于发布提成方案的通知关于xx通知关于成立公司筹建组的通知关于红头文件的使用公开通知关于计发全勤奖的通知 化学投运除盐水系统，启动除盐水泵运行，确认除盐水压正常。按闭冷水系统启动操作票启动闭冷水系统。按主机润滑油系统启动操作票投运主机润滑油系统。按密封油系统启动操作票投运密封油系统。按发电机由空气置换为氢气操作票对发电机进行气体置换，置换完毕，充氢气至0.20MPa，注意检查油氢差压正常。启动顶轴油系统运行，开启盘车装置进油门，投运主机盘车装置，检查机组偏心正常。联系化学化验定冷水质合格，投运发电机定9.子冷却水系统，测量发电机定子绕组绝缘。按开冷水系统启动操作票启动开式冷却水系10.统。确认电泵和小机润滑油油质化验合格，启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站。按凝结水系统操作票启动凝结水系统，开启5低加出口放水门进行凝结水系统冲洗，凝泵出口Fe＜200ppb，联系化学投入前置过12.滤器，向除氧器上水冲洗。化学根据水质情况投入精处理装置，直到水质满足锅炉上水 要求 对教师党员的评价套管和固井爆破片与爆破装置仓库管理基本要求三甲医院都需要复审吗 ，维持除氧器水位。投入疏扩减温水系统，根据情况投入凝结水13.其他用户。充分疏水后投入本机辅助蒸汽系统运行。若14.无邻机运行，则启动锅炉点火启动。投入辅汽至除氧器加热系统，保证水温满足15.锅炉上水要求。联系除灰脱硫人员投入电除尘灰斗和绝缘子16.加热。按发变组恢复备用操作票，将发变组恢复备18.19.用状态。启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在3.0MPa左右（2.6～3.5Mpa）。按汽轮机疏水系统启动前检查卡全面检查汽轮机疏水系统，开启相应疏水手动门。三、锅炉上水至点火前操作1.锅炉上水。（注意上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录）⑴上水前确认满足上水条件。⑵确认高加走旁路，进行给水管道注水。按给水泵启动操作票启动电动给水泵（或启⑶动一台汽动给水泵前置泵），向锅炉上水，通过给水旁路调节门控制上水速度。联系化学投入给水加药。⑷上水过程中排空气门见水连续流出关闭各排空气门。进行锅炉冷态开式清洗。Fe＜500ppb或2.混浊度≤3ppm结束。将高加切至主路。启动BCP泵，炉水循环切至凝汽器，维持给水流量控制750-800t/h清洗流量进行循环3.清洗。冷态循环清洗结束水质指标：电导＜1μs/cm，Fe＜100ppb，PH值9.3～9.5。按操作票投入主机轴封系统运行，凝结器抽4.真空。注意如下部分：⑴轴加疏水U型水封注水。⑵投入凝汽器真空破坏门水封，维持少许溢流。若小机不同时抽真空，关闭小机排汽蝶阀及⑶其旁路电动门，汽泵U型水封注水。检查开启主机和小机各防进水保护的疏水阀⑷开启。按EH油系统启动操作票启动EH油系统运5.行。1.2.3.4.5.6.7.四、锅炉点火启动两台空预器，检查空预器电流正常。启动引风机，缓慢开启引风机静叶，将炉膛负压调整至-100Pa，投入引风自动。启动送风机，调节动叶开度将总风量调整至30%～40％之间。启动一台火检冷却风机，检查其出口风压正常，将另一台火检冷却风机投备用，检查开启各火检冷却风手动门。启动干除渣系统运行。确认锅炉FSSS保护按规定投入。进行燃油泄漏试验。8.启动炉膛吹扫，吹扫结束，检查MFT复位。将锅炉给水流量调整至750-800t/h，投入烟9.温探针，投入前后墙火焰电视冷却风。打开燃油进、回油快关阀，调节回油调节阀，维持炉前燃油压力为3.0MPa左右，微油压力1.4—2.0Mpa，做好锅炉微油点火准备。联系除灰值班员投入电除尘除灰系统运行，11.投入电除尘器连续振打。投入C磨暖风器，启动一台（或两台）一次12.风机运行。检查一台密封风机联启正常，风压正常。投入空预器连续吹灰。投入低旁三级减温水，高低压旁路系统及其15.减温水投自动。点火前汇报网调。点燃C层#1～#8油枪。启动C磨运行，启动C给煤机布煤。放下磨辊，最小煤量在20t/h左右，尽量维持出口温度到70℃以上，检查各燃烧器着火良好，17.火检稳定，此时应注意炉膛负压。磨煤机投运顺序为：C磨、F磨、中层磨，最后启动上层磨。在点火的过程中，加强贮水罐水位监视，确19.20.1.2.3.4.5.6.7.认361阀、360阀及BCP泵能正常控制贮水罐水位。锅炉点火后，应检查顶棚出口联箱及后包墙下联箱疏水正常。主、再热蒸汽压力0.2MPa，关闭锅炉各放空气门。五、汽机高中压缸预暖（冷态启动时）确认预暖条件：汽机高、中压缸第一级内上缸内壁金属温度低于130℃确认暖缸截止阀、压力调节阀处于关闭状态，高压缸通风阀开启。确认暖缸压力调节阀后疏水开启。开启高压缸预暖截止阀，关闭高压缸通风阀，根据缸温开高压缸暖缸压力调节阀，开启并调节中压缸预暖调节阀，控制温升满足要求，暖缸开始。当汽机高、中压缸第一级内上缸内壁金属温度达150℃，保持该温度至汽轮机冲转前；逐渐关小压力调节阀，确认高排逆止门应关严，高压缸内压力控制在500kPa以下，但不得超过600kPa。汽机冲转前，结束暖缸，关闭暖缸截止阀和调节阀，开启高压缸通风阀。六、锅炉热态冲洗及升温升压阶段1.热态冲洗：控制分离器压力达到1.25Mpa左右，水冷⑴壁出口温度到190℃，通过燃烧和旁路保持此温度和压力，锅炉开始进行热态清洗。热态冲洗开始后，联系化学化验员定期取样⑵化验启动分离器贮水罐水质。⑶热态清洗期间控制炉膛出口烟温＜580℃。分离器贮水罐排水Fe≤50ppb，热态冲洗结⑷束。2.热态清洗结束，锅炉升温升压。控制锅炉升温率为2℃/min，直至达到锅炉3.冲转参数达到汽机冲转要求。锅炉升温升压过程中应根据具体情况及时投4.入过、再热器减温水，防止超温。主蒸汽压力、再热汽压力0.8MPa,关闭锅炉5.主、再热蒸汽系统疏水门。烟温达580℃时，确认烟温探针退出，否则6.手动退出，防止烧损。主蒸汽压力达2.5MPa时，开启过热器电磁7.泄压阀60s，进行PCV阀排汽试验。冷态启动控制主汽温度380℃，主汽压6‐8.9MPa，再热汽压0.6―0.65Mpa,再热蒸汽温度360℃，。八、汽机冲转1.确认汽轮机冲转条件。盘车运行正常且连续盘车时间在4小时以上，⑴大轴偏心度符合要求。盘车转速rpm，盘车电流A,大轴偏心度mm。主蒸汽参数符合要求：主、再热蒸汽压力依据启动曲线，主、再热蒸汽温度至少有50℃以上的过热度，温热态启动蒸汽参数应与缸温匹配。⑵冲转前汽机高压内缸内壁温度℃，中压进汽室内壁温度℃；主汽压力MPa，机侧主汽温度/℃，机侧再热汽温/℃。⑶凝汽器背压12kPa以下，不高于16.6kPa。凝结器背压/kPa。⑷化学通知汽水品质化验合格。⑸轴承润滑油压0.18MPa，润滑油温在27℃～38℃。EH油压16.5±0.5MPa，油温正常（40～55℃）。⑺高低压旁路处于自动控制方式。高压旁路阀开度%。⑻防进水保护疏水阀处于全开状态。⑼主吸油泵运行，主油泵进口油压正常。⑽ETS保护投入，汽机TSI各指示记录仪 表 关于同志近三年现实表现材料材料类招标技术评分表图表与交易pdf视力表打印pdf用图表说话 pdf 投运，显示正常。⑾发电机氢气、密封油、定冷水系统运行正常。⑿汽机高中压缸上下缸金属温差小于80℃。2.低速暖机结束，升速至3000rpm。⑴800rpm暖机结束后，升速至3000rpm，升速率100rpm/min。⑵2200rpm时，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止，投入备用。确认润滑油温以及各轴承回油温度正常，轴⑶承润滑油压力为0.18MPa，润滑油温度控制在40～45℃。开启中压转子冷却蒸汽气动门及相关手动门，保证一抽与夹层蒸汽混合后蒸汽温度⑷485℃以下（机组在额定参数下运行时为485℃）。2850rpm时，确认主油泵出口压力升至1.4～⑸1.65MPa。投入发电机氢气冷却器冷却水，投入氢温自动控制，设定值45℃，检查定冷水温自动控⑹制正常，设定值46℃。检查发电机氢气系统、定冷水系统、密封油系统运行正常。⑺检查低缸喷水及排汽缸温度正常，不超过80℃。⑻汽轮机转速升到3000rpm后，根据启动曲线进行高速暖机（冷态启动暖机60分钟。）根据需要进行有关试验：手动脱扣试验；注⑼油试验；ETS保护动作试验；汽门严密性试验。确认主油泵工作正常，主油泵出口油压正常⑽MPa，主机润滑油压MPa、主油泵入口油压正常，停运交流润滑油泵，停运主MPa吸油泵，投入联锁备用。九、并网带初始负荷1.2.汽轮机3000rpm暖机结束后，全面检查汽轮发电机组运行正常，值长汇报调度，调度同意后由值长下令发电机并网。按发电机并网操作票进行发电机并列。3.4.5.6.7.8.9.10.发电机并网成功，检查发电机自动带初负荷30～50MW，保持母线电压在合格范围内，汇报网调。检查高压排汽逆止门开启（强制关闭信号消失，进入自由状态，由前后压差打开），高缸通风阀关闭。维持主汽压力稳定，锅炉加强燃烧。关闭主、再热蒸汽管道疏水门。全面检查汽机振动、胀差、汽缸膨胀、轴向位移、轴承金属温度、润滑油回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下壁温差等各项参数在正常范围之内。机组带初负荷阶段，加强主再热蒸汽参数、汽缸金属温度的监视，注意低压缸喷水自动控制情况，控制低压排汽温度在52℃以下，最高不得超过80℃。调节旁路维持主蒸汽压力8.5MPa。根据汽缸温度，进行初负荷暖机，暖机时间参考启动曲线（冷态启动暖机约65分钟）。按机组启动曲线和汽机缸温情况进行主、再热蒸汽温度控制。十、升负荷过程1.2.3.4.5.6.7.8.将氢压升至正常值0.5MPa，注意检查油氢差压正常。设定负荷目标值，设定升负荷率5MW/min的速率升负荷。随着负荷增加，高中调门逐渐开大，高压旁路逐渐关小。启动F磨运行，按汽动给水泵启动操作票冲转第一台汽泵。当机组负荷达到100MW时，由低到高投运高、低压加热器汽侧。高加疏水逐级自流至#3高加，通过危急疏水至疏扩。随负荷增加，高、低旁逐渐关闭，负荷升至约150MW，高旁全部关闭，退出旁路系统运行。高低压旁路关闭后，将DEH投遥控，即DEH控制方式“REMOTE”。投入汽机主控自动，将机组运行方式切换为汽机跟随方式，投入“滑压运行”方式，机前压力设置自动为8.5Mpa定压运行，随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力8.5MPa。负荷300MW后，机前压力随负荷的增加而升高，进入压力爬升阶段。四抽压力大于0.147MPa时，将除氧器加热汽源切换至四抽供汽，除氧器进入滑压运行阶段。辅汽至除氧器压力调节阀关闭，可保持自动，自动给定值仍设置为0.147MPa。当机组负荷至200MW时，确认低压疏水阀组9.自动关闭，否则手动关闭。当机组负荷达200MW时，并入第一台汽泵运10.行。启动第二台循环水泵，投入第三台循泵联11.锁。机组负荷达到270MW～290MW时，稳定给水流量，缓慢增加燃料量，贮水罐水位逐渐降低，360阀全关。当贮水罐水位到0.5米，停止炉水循环泵运行，锅炉由湿态转入干态运行。开启相关暖阀暖管阀门。机组负荷达320MW（或旁路给水调节门开度达90%），倒主给水电动门运行，关闭13.旁路给水调节门及其进出口电动门，维持给水流量稳定。机组350MW负荷时，维持运行约15分钟，14.投入第三套制粉系统运行。用快切装置将本机10kV电源A、B段由备15.用电源倒至工作电源运行。350MW负荷暖机结束，设置升负荷速率10MW/min，目标负荷500MW，按下执行键“GO”，机组负荷逐渐上升至500MW。负荷350MW以上，根据情况将空预器吹灰17.汽源切为主汽供给。负荷350MW左右，将#3高加疏水切至除氧器，投入疏水自动，关闭其危急疏水调节门。空预器吹灰方式改为每8小时一次。通知19.除灰脱硫值班员，投入FGD系统。启动第二台凝结水泵运行，投入第三台凝20.结水泵联锁。450MW左右并入第二台汽泵运行，投入给21.水自动，停电泵。确认轴封压力为27.5kPa左右，将轴封溢流调节门给定值设置为30～32kPa，开启溢流至8A低加电动门。负荷500MW，根据燃烧情况，退出所有油枪，联系脱除灰硫值班员投入电除尘器运行。投入锅炉主控自动，投入机组“滑压运行”24.方式，进入CCS协调控制方式运行。将小机供汽切为四抽供给。设置升负荷速率10MW/min，目标负荷1000MW，按下执行键“GO”，机组负荷逐26.渐上升至1000MW，若需中间停留，则按下保持键“HOLD”。根据升负荷速度，增加燃料量，启动第四27.台制粉系统运行。启动第三台循环水泵运行，若为冬季则维28.持两运一备的运行方式。当机组负荷＞750MW时，根据情况可以启动第五套制粉系统运行。将辅汽汽源切换为四抽供给。负荷800MW，进行汽机真空严密性试验。负荷900MW，机组进入定压运行，确认机31.侧主汽压自动维持25.0MPa。当机组出力达到满负荷后，对锅炉进行一次全面吹灰。若调峰运行时，负荷600MW32.以上可进行炉膛吹灰，500MW以下禁止炉膛吹灰。检查锅炉受热面金属温度不超温，偏差在允许范围内。对锅炉本体和管道膨胀指示进行一次记录。启动操作结束，汇报值长。