东汽30万机组启动方案分解.docx

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东汽30万机组启动方案分解

动力厂300MW运行车间

2#开机方案

编制：

专工审核：

车间主任审核：

主管厂长审核：

二〇一四年一月十五日

锅炉专业

一、组织措施

现场指挥：

仲昭峰

安全负责：

闫旺

现场监护人：

卢景林

操作人：

何兆蛟

2#炉启动点火时间：

2014年1月15日12时00分

2#机冲转时间：

2014年1月15日19时00分

二、准备工作

1、点火前由值长联系调度。

2、由操作人何兆蛟填写点火操作票，主值祝晓霞审核无误后签字，值长仲昭峰审核无误后签字。

3、由1月14日中班主值组织，联系电气各辅机测绝缘合格并送电，将各辅机送电至试验位置，做锅炉静态试验；系统阀门送电、送气，做阀门活动试验；全面检查设备系统正常。

4、15日夜班，单元长联系汽机启动电动给水泵前置泵给锅炉上水。

上水完毕送锅炉底部加热装置。

启动操作

1、1月15日11时40分开1.02米插板阀，调整合格后打开煤气蝶阀引煤气到炉前。

2、1月15日11时50分爆发试验合格，投入备用状态。

3、1月15日11时30分启动风机，调整风压、风量并炉内吹扫5分钟。

4、1月15日12时00分锅炉点火，启动等离子点火，然后再投入煤气。

4、1月15日19时00分汽温320-360℃，汽压3.5-4MPa时，通知汽机冲转。

三、注意事项：

1、锅炉点火时，严格安装锅炉启动曲线进行。

冬季温度较低，必须加强巡检力度，发现缺陷立即联系检修处理。

2、锅炉点火后引煤气到炉前，加强联系，注意炉膛负压变化情况，发现异常及时停止送煤气。

#2炉投用转炉煤气时，注意#1炉转炉煤气压力，压力低时可退出#1炉转炉煤气。

汽机专业

一、组织措施：

1、现场指挥：

田杰

2、安全负责：

闫旺

3、现场监护：

杨光磊

4、现场操作：

乙值运行人员

1#机组启动：

14年1月15日19时0分额定转速：

1月15日22时0分

二、准备工作：

公用系统：

1.厂用电系统：

检查本机厂用电由#03高备变带且运行正常；

2.投运辅助蒸汽系统；

3.投运辅机冷却水系统；

4.投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常；

5.除盐水系统投运；

机侧设备系统：

1.汽轮机辅助设备及系统具备投运条件；

2.启动辅机循环泵，投运辅机冷却水系统及空冷水系统；

3.启动一台排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。

检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；

4.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车，如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小时，热态启动不少于4小时；

5.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油；

6.启动一台除盐泵，排汽装置补水至800mm，启动凝结泵打再循环，检查系统无泄漏（包括低加汽侧水位无上涨迹象）；

7.化验凝结水水质，不合格时要进行放水，合格后投入低加水侧，除氧器上水至1500mm左右。

8.稍开邻机至辅汽联箱供汽门，辅汽联箱疏水暖管，正常后开启辅汽联箱至除氧器加热门，除氧器投加热，除氧器水温加热到80℃，加热时要防止除氧器振动；

9.检查主、再热蒸汽系统、抽汽疏水系统、轴封系统满足启动要求：

1～6段抽汽逆止门、高排逆止门、1～6段抽汽电动门、四抽至辅汽电动门、高排至轴封电动门、四抽至除氧器电动门、主汽至轴封电动门、辅助蒸汽至轴封电动门、轴封溢汽电动门均关闭；1～6段抽汽管道疏水门、高压内缸疏水门、#1～2中联阀后疏水门、高排逆止阀前疏水门、汽缸夹层联箱及引入管疏水门、高压主汽门前疏水门、高压导管疏水门均开启；轴封供汽母管各疏水门开启；

10.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀应正常，并进行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性正常；

11.检查空冷系统及真空系统应满足启动要求；

12.高、中压主汽阀、高、中压调节阀、供热蝶阀及供热抽汽快关阀静态试验正常；

13.启动给水泵润滑油泵，检查给水除氧系统具备启动条件，启动一台电动给水泵，打再循环，锅炉上水时，投入高加水侧；

14.检查确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封母管压力0.123MPa，温度150～260℃；

15.锅炉点火前，机侧盘车必须连续运行，机组具有一定的真空，排汽装置压力达到25KPa以下，检查投入空冷风机自动；

16.检查小机润滑油系统运行正常。

三、冷态中压缸启动操作票

1.确认机组检修工作已全部结束,工作票已全部终结。

2.检查DEH系统、CCS系统、TBS系统、旁路控制系统、I/O接口、TSI系统正常。

3.检查集控室及就地仪表工作正常。

4.检查润滑油箱和抗燃油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验；

5.检查各主、辅设备的电气及热控逻辑、联锁、保护、自动装置正常

6.检查润滑油及抗燃油油温、油压和油位正常。

7.检查顶轴油泵正常，各瓦顶起油压和高度正常。

8.启动排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。

检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；

9.检查调节、保安系统、抗燃油系统各部件工作正常。

10.启动顶轴油泵后，确信转子已顶起方可进行盘车投入，甩开试验，甩开时采用盘车电机反转的方式；投盘车后，检查并记录转子偏心度，与转子原始值相比较（其变化量不得超过0.03mm），确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分没有摩擦声。

11.检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站温度控制站和溢流站工作正常。

12.检查疏水系统各截止阀工作正常，并进行系统正常开关试验。

13.检查高排逆止门和所有抽汽逆止门工作正常，并进行联动试验。

14.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀工作正常，并进行系统正常开关试验。

检查通风阀的电磁阀工作正常。

15.在凝结水泵投入后，当负荷小于15%额定负荷时，喷水装置自动投入。

当负荷大于或等于15%额定负荷时，喷水受排汽温度控制；此时排汽温度≥80℃自动投入；排汽温度≤47℃自动切除。

在机组启动前，应打开喷水阀喷水，并确认喷水不能碰到末级叶片。

16.高、中压主汽阀和调节阀进行静态试验正常，轴向位移保护试验和其它电气试验正常。

17.检查并投入辅助蒸汽系统。

18.检查并投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常。

19.联系化学投入除盐水系统运行并向除盐水储水箱补水至正常水位。

20.检查并启动一台循环水泵运行，另一台投入备用（要打通循环管路、投入循环水进水旋转滤网，投入冲洗水泵运行，投入电机冷却水增压泵运行）。

21.检查并启动开式水泵运行，另一台投入备用。

22.检查并启动凝输泵向闭式膨胀水箱补水至正常水位，启动一台闭式水泵运行，并投入各辅机冷却水运行，另一台开式水泵投入备用。

23.启动一台排烟风机，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持在98～196Pa。

检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；

24.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车，如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小时，热态启动不少于4小时，另一台泵投入备用。

25.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油，另一台投入备用。

26.开凝汽器补水调门向凝汽器补水至正常水位。

27.按阀门检查卡对凝结水系统检查正常，启动一台凝结水泵运行，开再循环调整门。

另一台投入备用。

28.化验凝结水水质，不合格时要进行放水，合格后投入低加水侧，除氧器上水1500mm左右。

29.稍开辅汽联箱供汽门，辅汽联箱疏水暖管，正常后开启辅汽联箱至除氧器加热门，除氧器投加热，除氧器水温加热到80℃，加热时要防止除氧器振动；

30.根据锅炉要求启动电动给水泵上水。

31.检查1～6段抽汽逆止门、高排逆止门、1～6段抽汽电动门、四抽至辅汽电动门、高排至轴封电动门、四抽至除氧器电动门、主汽至轴封电动门、辅助蒸汽至轴封电动门、轴封溢汽电动门均关闭；

32.开启1～6段抽汽管道疏水门、高压内缸疏水门、#1～2中联阀后疏水门、高排逆止阀前疏水门、汽缸夹层联箱及引入管疏水门、高压主汽门前疏水门、高压导管疏水门轴封供汽母管各疏水门

33.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀应正常，并进行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性正常

34.检查发电机空冷系统及真空系统应满足启动要求

35.已经对高、中压主汽阀、高、中压调节阀、供热蝶阀及供热抽汽快关阀做静态试验；

36.检查高低旁启动系统正常，启动旁路油站系统一台高压油泵运行。

37.启动给水泵润滑油泵，检查给水除氧系统具备启动条件，启动一台电动给水泵，打再循环，锅炉上水时，投入高加水侧

38.检查确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封母管压力0.123MPa，温度150～260℃；

39.检查真空系统，将分离器补水至正常水位，启动真空泵拉真空。

40.检查小机润滑油系统运行正常。

41.高压缸预暖条件：

（1）确认高压调节阀关闭，预暖蒸汽压力0.4～0.8MPa、蒸汽温度200～250℃，保持50℃以上的过热度。

（2）机组盘车投入连续运行2小时以上。

（3）高中压轴端汽封投入。

（4）排汽装置压力不超过25KPa。

（5）高压内缸调节级处内壁金属温度在150℃以下。

（6）确认高压缸抽汽逆止门、高排逆止门及通风阀全关。

（7）确认高压主汽管疏水阀、高排逆止阀前疏水阀、高压内缸疏水阀全开

42.进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号灯亮。

43.缓慢开启辅汽至预暖系统电动门进行暖管疏水，充分疏水后关闭疏水门。

44.开启倒暖阀（RFV），逐渐开启倒暖阀前节流阀，使暖缸蒸汽流入高压缸，一部分蒸汽经各疏水口进入疏水系统，另一部分蒸汽经高中压间汽封漏入中压缸，再经连通管与低压缸排到排汽装置。

通过调整倒暖阀与疏水阀保证缸内压力在0.4～0.5MPa范围内。

45.在暖缸期间运行人员应注意暖缸温升率不得超过0.83℃/min，汽缸各壁温差及胀差应在允许范围内（通过调整倒暖阀与高压各段疏水阀达到）

46.当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到150℃以上时，此时倒暖阀前的节流阀开至10%开度，保持一小时后结束暖缸。

47.暖缸结束，应关闭倒暖阀、全关高压缸所有疏水阀。

48.当高压主汽阀壳内壁与外壁温度低于150℃时，在高压缸预暖期间，应对高压主汽调节阀进行预暖

49.确认高压主汽阀和调节阀全关；打开高压主汽阀壳上的疏水阀

50.开启电动主汽阀，将#2高压主汽阀开启至预暖位置，这时要防止因调速汽门不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣；

51.注意观察调节阀壳内壁温差，当温差超过80℃时，关闭#2高压主汽阀；当温差小于70℃时，重新将#2高压主汽阀开启至预暖位置。

重复该过程，直至阀壳内外壁金属温度都升至150℃以上，达到阀门预暖要求；

52.预暖结束，关闭高压主汽阀；关闭高压主汽阀壳的疏水阀。

53.确认汽缸夹层加热进汽箱的疏水阀开启，确认高压外缸下半内壁金属温度小于300℃；

54.联箱压力正常位0.98～4.9MPa，最高值6.5MPa。

55.开启汽缸夹层加热进汽箱前的电动截止阀

56.在新机投运时手动调整汽缸夹层加热进汽箱前的手动截止阀，使汽缸夹层加热进汽箱的压力低于系统投入时的主蒸汽压力，达到正常工作压力。

57.在升速或带负荷的过程中，根据高中压胀差及高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差情况，调整汽缸夹层加热进汽箱后的手动截止阀，控制进入夹层蒸汽量。

58.密切监视汽缸温升率不超过50℃/h，高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内壁上下温差不超过50℃。

59.高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差值在允许范围以内，可停用汽缸夹层加热系统。

60.关闭进汽箱前电动截止阀、手动截止阀及进汽箱后电动截止阀，关闭疏水阀

61.检查下列条件满足

（1）主蒸汽压力3.45MPa；主蒸汽温度320℃；再热蒸汽温度237℃主、再热蒸汽两侧温度偏差＜17℃；

（2）排汽装置压力不超过25KPa；

（3）高中压外缸外壁上、下温差＜50℃，高压内缸外壁上、下温差＜35℃；

（4）转子偏心度与原始值相比变化量不得超过0.03mm；

（5）盘车连续运行4小时以上，动静部分无异音；

（6）润滑油压0.0785～0.0981MPa，润滑油温40～45℃；

（7）EH油压力13.5～14.5MPa，EH油温度35～55℃；

（8）各疏水门已开启，且疏水已疏尽；

（9）机组各项保护投入正常。

62.进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号灯亮。

63.按“预暖”按钮进行高压缸和主汽管、阀壳预暖；

64.检查并开启高压段包括高压主汽阀阀体上部疏水、高压主汽阀阀体下部疏水、高压主汽管疏水、高压内缸疏水、汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水、高压调节阀盖混合疏水、一、二段抽汽止回阀及阀前疏水、高排止回阀前、阀后疏水。

65.检查并开启中压段包括高中压外缸中压进汽腔室疏水、三、四段抽汽止回阀及阀前疏水、中压联合汽阀疏水、中压缸排汽口疏水。

66.检查并开启低压段包括五、六段抽汽止回阀及阀前疏水、自密封系统及轴封供汽管疏水。

67.对汽缸绝对膨胀，高中压缸及低压缸胀差、轴向位移、大轴偏心度、盘车电流、高中压缸各点金属温度、温差，各轴承瓦温及回油温度、高压主汽阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度、主、再热蒸汽参数严密监视并记录。

68.冲转前投入相关保护，

69.检查确认已挂闸。

70.投入汽缸夹层加热。

71.确认按钮“启动方式”是处于“高中压缸启动”状态。

72.确认按钮“单阀/顺序阀”是处于“单阀”状态。

73.按“运行”按钮，检查高、中压主汽阀全开；此时注意各调门的严密性，观察转子不冲动。

74.设置目标转速500r/min，升速率100r/min/min并确认。

75.按“进行”按钮后，注意检查高中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率增加转速。

76.检查当转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机；盘车脱扣后，停止盘车装置。

77.检查两侧高排逆止门开启正常，高低加随机滑启。

78.当转子冲转后，机炉配合逐渐调整高低压旁路，注意联系锅炉调整燃烧控制注汽压力、温度稳定。

注意检查主、再热温差不大于28℃，主汽及再热汽两侧温差不大于17℃。

79.500r/min时，对机组进行全面检查，检查通风阀应处于关闭位置，停留时间不能超过5min。

80.设置目标转速2000r/min，升速率100r/min/min，按“进行”按钮。

81.转速升至2000r/min检查顶轴油泵联停，进行高速暖机，在此转速下，监视中压排气口处下半内壁金属温度应大于130℃，并保持暖机30分钟。

暖机过程中应注意检查机组声音、振动、缸胀、胀差及汽缸温差等正常。

82.暖机结束时应满足以下值：

高压内缸上半内壁调节级后温度大于250℃；高、中压缸膨胀大于7mm；高中压胀差小于3.5mm并趋稳定。

83.设置目标转速3000r/min，升速率100r/min/min，按“进行”按钮。

84.转速升至3000r/min后，应确认主油泵工作正常，进行油泵切换，注意油压应正常，检查抗燃油系统正常。

85.在3000r/min额定转速下进行空负荷暖机30分钟。

86.真空大于-81.5KPa，投入低真空保护。

87.排汽温度≥80℃时，低压缸喷水系统应能自动投入，否则应手动开启。

88.检查TSI、TDM监视值在允许范围内检查润滑油、抗热油系统运行正常。

89.检查发电空、油、水系统运行正常，油温、油压、油位正常。

90.机组定速后主蒸汽压力达到5.88MPa，主蒸汽温度385℃。

91.各专业相关试验结束，全面检查机组各系统正常，做好并机准备。

92.在DEH画面上点击“自动同期”按钮，并“确认”。

93.发电机并网后机组自动带上3%最小负荷运行，根据情况投入负荷反馈或压力反馈。

94.检查发电机空气冷却器冷却水投入正常；

95.检查排汽装置、除氧器、水位正常，各油箱油位正常。

96.投运#6、5低加汽侧，注意疏水调整；

97.投运#3、2、1高加汽侧，注意疏水调整。

98.负荷至10%额定负荷，检查高压疏水自动关闭。

99.设置目标值33MW，升负荷率为1MW/min，并确认，自动升负荷至33MW；

100.在33MW负荷暖机30min，并监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于176℃；

101.当发电机进风温度大于40℃时投入并调整发电机空气冷却器运行，维持发电机进风温度35～40℃。

102.当凝结水温度小于50℃时，联系化学投入凝结水精处理装置运行；

103.对各系统进行全面检查运行应正常，高压部分疏水应关闭。

104.设置目标值70MW，升负荷率为1MW/min，并确认自动升负荷至70MW。

105.当四段抽汽压力升至0.15～0.2MPa时，除氧器汽源切为四抽供，除氧器进入滑压运行。

106.对汽动给水泵进行启动前的检查准备工作。

107.当三段抽汽压力高于除氧器压力0.2MPa时应检查高加及给水系统运行正常，将#3高加疏水倒至除氧器；视情况开启高压主汽调节阀门杆一档漏汽至#3高加进汽管手动门。

108.检查中、低压部分疏水应联锁关闭（四段抽汽供小机管道疏水门在小机冲转后关闭）。

109.当高、中压外缸下半内壁金属温度超过350℃时，且高中压胀差值在允许范围内，可停止汽缸夹层加热系统运行。

110.若需做危急遮断器提升转速试验，试验之前应使机组带20%负荷进行暖机3小时以上

111.减负荷解列，停止夹层加热装置运行后做超速试验；试验结束后尽快并网带负荷，并恢复至试验前运行工况。

112.升负荷率选择1MW/min，按设定的目标值提升负荷

113.机组负荷升至100MW时，用本机四段抽汽冲动小机，投入汽动给水泵运行。

114.轴封高温汽源供汽控制站、辅助汽源控制站和溢流站后疏水门保持正常疏水。

115.当机组负荷大于115.5MW时，进入下滑点，此时高压调节阀接近90%额定阀位；由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压开始提升负荷，直至机组负荷接近90%ECR.此时阀门控制方式可切换至顺序阀控制。

116.机组负荷升至150MW时，汽动给水泵运行正常，可停止电动给水泵作备用。

117.机组升负荷过程中，应及时调整轴封，若轴封系统已进入自密封运行壮态，检查轴封母管压力正常，并将冷段至轴封供汽投入备用。

118.当负荷升至247.5MW（75%ECR）以上稳定运行且真空泵工作正常时，可做真空系统严密性试验

119.升负荷过程中，机组振动异常时，应及时查明原因并消除，或减负荷直至振动恢复原来水平为止，并在此负荷下稳定运行一段时间，方可继续升负荷；若机组突然振动超限，应立即打闸停机。

120.机组继续升负荷至310MW。

121.负荷达310MW时，全面检查个系统运行正常，确认各保护均已正确投入，各种自动装置投入正常运行。

122.整个升负荷过程中应注意各加热器、排汽装置水位自动调节正常，除氧器水位、压力自动调节正常，各油、水、空气温度调节正常，真空、TSI各参数、轴承金属温度、回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下温差均正常，控制主、再热汽温及温升在规定范围内。

123.对机组全面检查正常，各保护投入正常，维持机组连续运行。

电气专业

一、、组织措施：

1、现场指挥：

田杰

2、安全负责：

闫旺

3、现场监护：

杨光磊

4、现场操作：

乙值运行人员

2#机组并网时间：

1月15日22时0分

2、准备工作：

1、检查电气试验人员全部撤离工作现场，工作票全部终结。

2、检查电气区域安全措施已全部解除。

3、检查电气工器具齐全。

三、#2机组并网。

1、冲转前认真检查空冷器内不得有影响运行的任何杂物

2、发电机开始冲转启动，即认为发电机及其全部设备均已带电，任何人不得在发变组设备上工作。

3、对新安装和检修后第一次启动的机组，应缓慢升速并监听发电机声音和检查轴承振动情况。

4、当发电机转速达2450r/min时,应对发电机系统进行全面检查：

5、发电机声音正常，机组振动不得超过规定值。

6、检查各部温度、温升不超过规定值。

7、当发电机转速升至3000r/min定速后,查轴承振动、轴承回油温度、轴瓦温度、冷却系统等正常。

8、发电机升压过程中，应注意定子三相电流等于或接近于零。

若出现转子电压、电流较空载额定值显著变化或出现较大定子电流时，降发电机定、转子电压至零，并拉开灭磁开关，联系检修进行处理，待原因查明、缺陷消除后，方可再次升压。

9、发电机定子电压升至额定值时，检查发电机空载参数应正常。

10、升压过程中应缓慢、谨慎。

300MW运行车间

二〇一四年一月十五日