启动作业指导书.docx
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启动作业指导书
马头热电分公司发布
六单元号机组启动
作业指导书
检修工序及质量标准检修工序及质量标准
1目次
1、范围
2、制定依据
3、安全措施
4、现场准备及工具
5、操作项目
6、附录
1、范围
本作业指导书根据发电部对机组启动过程中的控制要求，制定300MW机组启动作业指导书，目的是让所有参与机组启动的值班员掌握机组从检修后至并网的全过程操作及操作中的注意事项。
适用于本厂300MW机组从检修状态至启动并网后的全过程操作。
本作业指导书为参加本次启动的值班人员提供了理论依据和技术指导，是所有参加启动的值班人员所必须遵守的操作程序。
2、制定依据
现场运行规程、图纸
2.1六单元集控主机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0001—2010
2.2六单元锅炉辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0002—2010
2.3六单元汽轮机辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0003—2010
2.4六单元电气辅机运行规程Q/CDT-MTPC.105.201.0004—2010
2.5电业安全工作规程
3、安全措施
3.1人员保持思想稳定，操作时精力集中。
3.2认清设备名称及编号，严防走错间隔。
3.3检查操作票所列操作项目正确完备，符合现场实际操作要求。
3.4操作、监护人员掌握本次操作任务及本次操作危险点和控制措施。
单元长向本次操作人员进行安全技术及操作内容、注意事项交底。
3.5操作人员应戴好安全帽，操作人员着装符合现场要求。
3.6接地线拆除后所有间隔清洁并锁好。
3.7摇测设备绝缘时，应注意退出相关压板，并在摇测绝前对设备放电，防止损坏摇表。
3.8所使用电气安全工器具、相关仪表必须有合格证。
3.9设备上相关标示牌、红布帘在转备用前收回。
4、现场准备及工具
4.1使用安全工器具、仪表、钥匙准备清单
序号
名称
单位
规格
数量
质量要求
备注
1.
绝缘手套
付
1
合格
2.
绝缘靴
付
1
合格
3.
绝缘杆
个
1
合格
4.
摇表
个
500V、2500V
2
合格
5.
万用表
个
1
合格
电阻档
6.
数字式验电笔
个
380V
1
合格
7.
钥匙
串
1
齐全完好
8.
振动表
块
2
完好
9.
测温仪
台
2
完好
10.
听针
个
4
齐全
4.2准备工作
4.2.1操作前准备项目：
4.2.1.1所有操作人员学习本次操作内容及本次操作危险点和控制措施。
4.2.1.2准备好本次操作所需要的操作票。
5、操作项目：
序号
操作项目
操作顺序及注意事项
OK
执行人
备注
01.
压缩空气系统投运
1、压缩空气管道阀门开启，各气动阀门来气门开启。
2、机、炉侧压缩空气母管压力0.6-0.8MPa。
02.
循环水系统恢复
1、检查前池水位在7-8格之间，水塔水位正常
2、润滑冷却水泵投入备用，排水泵打自动位置
3、检查系统管道截门开启，放水门关闭，放空气门开启。
4、开启循环泵入口闸板门。
5、循环水泵液控蝶阀，油压>14MPa，油箱油位正常，油质良好。
6、检查循环水泵电机油位正常、油质合格。
7、开启循环水泵、电机轴承冷却水进出水门，开启循环水泵冷却水退水至入口水沟门。
03.
除盐水补水系统恢复
1、开启除盐水供凝补水箱门，将凝补水箱水位补至3000mm。
2、开启除盐水供凝汽器补水，将凝汽器水位补至700mm。
3、开启除盐水供差压水箱，将差压水箱水位补至1400mm。
4、开启除盐水供水冷箱，将水冷箱水位补至700mm。
5、水箱补水前联系化学化验水质，合格后进行补水，水质不合格进行换水。
04.
润滑油系统投运
1、联系化学化验油质，主油箱补油至1800mm。
2、润滑油系统所有表计一次门开启，电动门调整门动力送电正常。
3、投运润滑油系统，进行油循环。
4、油质不合格联系检修滤油。
5、润滑油母管油压0.08～0.12MPa。
6、主油箱油温小于10℃时，启动电加热器。
主油箱油温升至35℃时，停止主油箱电加热器。
7、提前开启主机冷油器冷却水系统放空气门，放尽空气后关闭，投运1号主机冷油器，开启1号主机冷油器退水管对空门，加强冷油器的水循环，关闭1号主机冷油器冷却水退水门。
05.
密封油系统投运
1、主机润滑油油质合格后，密封油系统方可投运。
2、真空油箱油位：
500—730mm。
3、密封油滤网压差：
≤0.1MPa。
4、检查浮子油箱氢气平衡一、二道门开启。
5、油路倒成润滑油母管供真空油箱，投运密封油系统，按规定调整氢油压差正常。
6、密封油供油温度：
25-50℃。
7、浮子油箱油位：
2/3～3/4
06.
EH油系统投运
1、启动EH油泵前，检查高压蓄能器充氮压力10±0.2Mpa，低压蓄能器充氮压力0.2Mpa。
2、EH油箱温度控制在35～54℃。
冬季EH油温度低时，可投入电加热装置提升EH油温度。
3、各滤网压差无报警，EH油系统所有表计一次门开启，油箱放油门，采样门关闭。
联系油化验化验EH油合格。
4、检查EH油系统蓄能器进油门开启、放油门关闭。
5、检查EH油温20℃以上，EH油箱油位在最高位，启动EH油泵，调整EH油母管压力13.5MPa～14.5MPa，开启各油动机进、出油门，检查系统无漏油。
6、开启EH油循环泵，投入EH油冷却系统。
07.
顶轴油系统投入
1、启动顶轴油泵前检查，顶轴油泵入口压力＞0.03Mpa。
2、检查润滑油系统运行正常，投运顶轴油系统。
3、检查顶轴油母管油压12～14Mpa，各轴承的顶轴油压8～12Mpa，油压稳定无摆动。
08.
盘车投入
1、检查交流润滑油泵、顶轴油泵及密封油系统运行正常。
2、启动盘车装置投入盘车运行。
3、盘车运行时监视盘车电流、挠度，倾听汽缸内部无异常声音。
4、盘车运行期间润滑油温控制在30～45℃。
09.
风烟系统恢复
1、检查各风烟挡板完整，查风门挡板送电，开关灵活且方向正确，传动装置良好，各挡板处于关闭位置。
2、引、送、一次风机、空预器油站投入，油压、油位、油温正常，冷却水畅通。
3、查送风、一次风联络门关闭。
10.
风粉系统恢复
1、各给粉机送电。
下粉插板送电打开。
一次风门在关闭状态。
给粉机转速输出在零。
11.
制粉系统恢复
1、粉仓粉位就地不低于1.5m（电子不低于3.5m），输粉前确认给粉机下粉挡板关闭。
2、磨煤机、排粉机冷却水投入，冷油器投运。
3、磨煤机、排粉机轴承箱油位不低于二分之一。
12.
空预器系统恢复
1、导向、支持轴承及减速箱油位不低于二分之一。
2、导向、支持轴承温度投入自动。
3、冷却油泵运行正常。
4、密封间隙手动提升至最大限位。
13.
暖风器系统恢复
1、辅汽系统已投入运行，查辅汽压力0.6～0.8MPa。
2、查辅汽供炉侧总门已开启。
14.
炉本体系统恢复
1、现场整齐、清洁，各管道畅通无阻，栏杆完整，现场照明良好。
保温齐全，各支吊架完整牢固。
2、管道、阀门连接良好，阀门开关灵活，手轮完整，铭牌齐全，标志清楚，编号正确，并符合规定。
各看火孔、人孔门、检查门开关灵活，关闭严密。
3、检查炉膛及烟道内无人工作，无工具遗留，受热面无焦块及可燃物质积存，脚手架已拆除。
所有人员从相关设备中撤出。
4、各楼梯通道畅通，灰沟覆盖齐全，消防器材完备，各部防爆门完整。
5、膨胀指示器完整，刻度清晰，指针指在零位。
6、各燃烧器外观良好，角度正确，无堵焦现象。
7、投入汽包就地水位计，刻度清晰，事故照明备用良好。
8、各风烟挡板完整，开关灵活且方向正确，传动装置良好。
9、各吹灰器无损坏变形，传动灵活，方向正确，位置指示正确，且全部在退出位置。
10、空预器完好备用，油位正常，各安全门、排汽阀完好，排汽管畅通。
15.
给水泵系统恢复备用
1、将1号、2号汽动给水泵和电动给水泵系统恢复备用。
2、联系化学化验油质合格，启动润换油泵进行油循环。
16.
空气系统恢复备用
1、检查空气系统系统，各排气门、放水门关闭。
2、空气系统各压力表一次门开启。
3、真空泵组入口门后放空气关闭，各放水门关闭。
4、开启真空泵汽水分离器补水门，向分离器注水至正常水位。
5、真空泵冷却器恢复备用。
6、1、2号凝汽器空气门开启。
17.
汽水系统恢复
1、汽水系统及承压部件工作票结束。
2、开启给水、主汽、汽包、减温水压力表一次门和给水、减温水流量表一次门。
3、将电接点、云母及平衡容器水位计投入运行。
4、已对锅炉进行全面检查，记录锅炉膨胀指示一次。
5、汽水系统电动门、调整门已送电，微机画面显示正确。
6、得到值长上水命令后，检查给水泵系统正常，做好锅炉上水准备。
7、上水温度应大于20℃，进水温度与汽包壁温差不大于28℃。
8、对水冷壁、省煤器进行全面检查，上水后记录膨胀指示一次。
18.
凝补泵锅炉上水
1、查汽水系统所有工作完毕，各压力表及水位计投运，给水流量变送器送电，指示无异常。
2、上水前关闭主给水电动门，开启给水旁路调整门，通过给水旁路向锅炉上水，控制调整门开度控制进水速度。
3、启动凝结水补水泵，向锅炉上水。
4、上水温度应大于20℃，进水温度与汽包壁温差不大于28℃。
5、省煤器出口至汽包给水管空气门见水后关闭。
6、进水应缓慢、均匀，进至汽包正常水位所需时间夏季不少于2小时，进水流量在12、80～120t/h；其它季节不少于4小时，进水流量控制在40～60t/h。
7、若水温与汽包壁温接近，可适当加快进水速度，但应始终保持任意两点间汽包壁温差不大于56℃。
8、当上水至汽包水位计可见部分时，应减慢上水速度。
进水至－100mm时，停止进水。
关闭给水旁路门调整门，停泵。
9、对水冷壁、省煤器进行全面检查，上水后记录膨胀指示一次。
注意事项：
1、汽水系统所有工作结束。
2、上水温度大于20度，汽包壁温差小于28度。
3、上水时间冬季不少于4小时，夏季不少于2小时。
4、上水前后分别记录膨胀指示器一次，分析是否正常。
5、控制除氧器水温加热到不低于汽包壁温50℃。
6、任何时候控制上下壁温差不大于56℃。
19.
H2置换完毕
1、氢压不低于0.15MPa，氢纯度大于97%（实际值：
），氢气湿度-2.5～-14之间合格。
2、氢气系统各阀门位置正确。
3、氢油压差在正常范围：
发电机轴系转动时0.056±0.02MPa，发电机轴系静止时0.036～0.056MPa。
发变组恢复备用
20.
检查工作票、回路及标志
1、检查与发-变组、工作馈变及回路相关的工作票全部结束，询问网楼相关工作票结束。
并有电气设备预试合格证。
2、检修设备清洁无杂物。
3、常设遮栏及标志牌恢复。
4、摘下发变组及馈变回路检修所挂的“禁止合闸、有人工作”、“从此上下”、“在此工作”标示牌，摘下“运行”红布帘，并整齐地摆放回原存放地点。
21.
拆除发变组回路的接地线，摇测发电机定子线圈、转子线圈绝缘
1、拆除发电机出口避雷器处接地线（号），检查间隔内清洁，并将发电机出口避雷器间隔门锁好。
2、摇出691（6101）开关间隔1号接地车。
3、摇出692（6102）开关间隔2号接地车。
4、联系网楼拆除219（210）开关避雷器侧接地线。
5、检查发-变组、工作馈变回路无接地短路线。
6、在发电机中性点PT刀闸上口用万用表欧姆档测量发电机定子线圈绝缘，不低于30KΩ。
7、在励磁小间检查转子一点接地保护装置+LP1压板、转子一点接地保护装置-LP2压板在退出位置，用500V摇表测量转子线圈对地绝缘值，不低于1MΩ。
测量完毕后投入转子一点接地保护装置+LP1压板、转子一点接地保护装置-LP2压板。
8、定子线圈若未通水应用2500伏摇表测定子绝缘，不得低于5ＭΩ。
9、测绝缘前后必须放电，防止损坏摇表。
10、将测量数据记录专用记录本上及运行日志上。
22.
9号（10号）发电机下部6.3米的操作检查项目
1、检查发电机中性点PT清洁完好，合上中性点PT刀闸。
将间隔门锁好。
2、检查发电机出口三组PT及间隔清洁完好，测量PT一次保险约200Ω左右。
将三组PT推入工作位置，摇上二次插头，锁好间隔门。
3、在发电机出口端子箱内二次保险电源侧用万用表欧姆档测量相间通，用万用表欧姆档测量二次保险通，装上二次保险，锁好发电机出口端子箱门。
4、检查励磁变清洁完好，锁好前后间隔门。
5、检查微正压风机运行良好。
6、检查氢纯度、湿度、漏氢检测仪投入完好。
7、检查绝缘过热装置、发电机局放装置运行完好。
8、检查出口封闭母线恢复正常备用方式。
发电机底部排液处无液体。
9、检查发电机中性点及出口联箱窥视孔处无水雾。
发电机底部与发电机本体各连接管道无渗油、渗水痕迹。
23.
9号（10号）机组高压段的操作检查项目
1、检查691（6101）开关在间隔外，用万用表欧姆档测量9号（10号）馈变A分支工作PT一、二次保险、综保装置电源保险完好。
将9号（10号）馈变A分支工作PT推入间隔内，送上二次保险、综保装置电源保险。
将691（6101）开关推入试验位置。
2、检查692（6102）开关在间隔外，用万用表欧姆档测量9号（10号）馈变B分支工作PT一、二次保险、综保装置电源保险完好。
将9号（10号）馈变B分支工作PT推入间隔内，送上二次保险、综保装置电源保险。
将692（6102）开关推入试验位置。
24.
六单元直流配电室的操作检查项目
1、检查9号（10号）机励磁装置直流电源送电正常。
25.
9号（10号）机组低压段的操作检查项目
1、合上380VⅨ（Ⅹ）A段9号（10号）主变、9号（10号）馈变风扇电源1，并验电正常。
2、合上380VⅨ（Ⅹ）B段9号（10号）主变、9号（10号）馈变风扇电源2，并验电正常。
26.
9号（10号）机组保护小间操作检查项目
1、检查发电机保护A、B柜上：
灭磁开关联跳A1C2LP8、B1C2LP8压板在退出位、201开关跳闸出口Ⅰ、ⅡA1C1LP3、A1C1LP4、B1C1LP3、B1C1LP4压板退出位、保护起动失灵A1Z1LP2、B1Z1LP2压板、解除失灵复压闭锁总出口A1Z1LP1、B1Z1LP1压板退出位，检修状态A1KLP1、B1KLP1压板退出位，转子两点接地A1K2LP9、B1K2LP9压板退出位。
起停机保护A1K2LP18、B1K2LP18压板、误上电保护A1K2LP20、B1K2LP20压板、断口闪络A1K1LP11、B1K1LP11保护压板在投入位，核对发电机保护A、B、C柜上其它保护压板与运行规程相符合。
2、投入主变零流1、2A1K1LP5、A1K1LP6、B1K1LP5、B1K1LP6压板，退出主变间隙A1K1LP7、B1K1LP7压板。
3、合上发电机保护A、B柜背板上.：
电压切换箱电源小开关7DK、发电机电气量保护装置电源小开关1DK、220KV侧切换后交流电压小开关1ZKK1、发电机机端1PT（B柜为2PT）交流电压小开关1ZKK2、发电机机端3PT交流电压小开关1ZKK3、工作馈变A分支交流电压小开关1ZKK4、工作馈变B分支交流电压小开关1ZKK5。
检查保护盘面正常。
4、合上发电机保护C柜后：
数字式非电量保护装置电源小开关35DK。
检查保护盘面正常。
5、检查保护盘后直流断开点位置正常。
27.
9号（10号）机组公用段小间操作检查项目
1、送上380V公用Ⅸ段、Ⅹ段上9号（10号）机起励电源1、2，验电正常。
28.
9号（10号）主变压器处操作检查项目
1、合上9号（10号）主变219-9（210-9）刀闸。
2、试验主变各组风扇运转正常，无异常响声，两路电源开关自投正常。
3、检查主变压器绕组温度、油温1、油温2指示正常，信号整定、自启动整定符合要求。
油枕油位计指示正常。
4、各散热器油门在开启位置。
各处无漏油、渗油。
各套管油位正常。
5、检查主变压器各处符合规程规定。
29.
9号（10号）馈变变压器处操作检查项目
1、手动试验9号（10号）馈变风扇运转正常。
无异常响声。
试验完毕将馈变风扇控制把手切至“自动”“就地”位置。
2、检查主变压器绕组温度、油温1、油温2指示正常，信号整定、自启动整定符合要求。
油枕油位计指示正常。
3、各散热器油门在开启位置。
各处无漏油、渗油。
各套管油位正常。
4、检查馈变各处符合规程规定。
30.
9号（10号）机零米操作检查项目
1、送上汽机MCCA段上：
9号（10号）励磁变温控器电源，9号（10号）机氢气除湿器电源、9号（10号）机氢循环风机电源，励磁小间空调电源并验电正常。
2、检查9号（10号）机氢盘处各阀门位置正确，氢压0.15MPA左右。
3、开启9号（10号）机氢循环风机、9号（10号）机氢除湿器运行。
4、检查9号（10号）机机冷水PH值在8-9之间（实际PH值：
）、导电度在≤0.5-1.5μS/㎝（实际导电度值：
）。
31.
9号（10号）机组6.3米励磁小间操作检查项目
1、检查FMK开关在分闸位置，合上3台整流柜交流、直流侧刀闸，合上61DK、71DK小开关，并验明带电正常。
2、检查AVR柜内，“投均流”、“投保护”小开关在ON位，其它开关在“OFF”位。
AVR面板上“运行正常、A套为主”指示灯亮，其它灯不亮，微机指示画面各画面指示正常。
3、整流柜上脉冲电源小开关切至“合”位，独立运行小开关在“退出”位，检查“运行正常”“均流正常”“脉冲电源”指示灯亮。
试验风扇开启正常，无异常响声，风向正确。
输出电流表及液晶显示屏正常。
4、检查FMK开关柜上，“操作电源”指示灯亮，“FMK分”指示灯亮，其它灯不亮，转子电流、电压表完好。
5、检查灭磁电阻柜“起励电源”指示灯亮，其它灯不亮，转子一点接地保护装置上电正常。
LP1至LP6压板中，除LP4在退出外，其它均在投入位。
32.
9号（10号）机组12.6米检查项目
1、检查碳刷各部分清洁完好，压力均匀，依次手压碳刷各部检查螺丝紧固，滑环风温温度表完好。
2、发电机本体各部分清洁完好，三块风温表完好并指示正确。
3、发电机本体处冷却水进水水管处无渗漏现象，四组氢冷器端盖无渗漏现象。
发电机本体西侧氢冷器放水门位置正确。
33.
9号（10号）机组DCS画面操作检查项目
1、检查DCS画面内219（210）开关、FMK、691（6101）、692（6102）开关在分闸位，219-9（210-9）刀闸在合闸位置。
并与实际状态相符合。
2、检查DCS画面内发电机定子线圈及出水、铁芯温度冷态下指示正确。
内冷水参数、氢系统参数与实际指示相符合。
34.
励磁系统的联锁闭锁试验
1、汇报值长，联系网楼合上219（210）开关油泵电源开关。
合上发电机保护C柜后219（210）开关操作电源小开关4DK1、4DK2小开关。
2、投上灭磁联跳压板、投入同期解除按钮，FMK开关在断位时,主开关合不上。
3、合上FMK开关,主开关能合上。
退出同期解除按钮。
断开FMK开关,主开关联掉。
4、试验完毕，退出9号（10号）发电机保护A、B柜上灭磁联跳保护压板。
断开发电机保护C柜后219（210）开关操作电源小开关4DK1、4DK2小开关，联系网楼断开219（210）开关油泵电源开关。
5、汇报值长，试验完毕，做好记录。
6、试验前，检查汽机无主汽门回路的相关试验。
35.
锅炉投入底部加热
1、联系9号炉开启汽包抽汽电动门，稍开汽包抽汽手动门，注意检查系统无泄漏。
2、开9、10号炉底部加热联络门及联络管道疏水门，疏水门连续排汽后关闭。
3、开10号炉底部加热进汽手动门、电动门，开加热联箱疏水门疏水后关闭。
4、全开10炉底加热联箱进汽手动分门。
5、联系9号炉全开汽包抽汽手动门。
6、控制锅炉底部加热进汽手动门，注意防止发生水冲击，水冷壁不得有较大振动。
7、逐渐开大锅炉底部加热进汽手动门，控制加热压力不低于3.0Mpa。
8、期间保持汽包水位正常，汽包上下壁温小于56度，汽包温升3-5℃/10min。
（汽包壁温差大时，可保持汽包高水位，但应专人监视）。
注意事项：
1、查辅汽供下部加热门断开打堵。
2、水冷壁振动小时，应逐渐开展邻炉汽包抽汽电动门和本炉底部加热总门。
36.
循环水系统投运
1、启动循环水冷却水泵，检查循环水泵、电机轴承冷却水水压0.1～0.3Mpa，冷却水退水正常。
2、循环水系统放空气门有水均匀流出后关闭。
3、循环水泵启动后主控室检查循环水泵电流正常，凝汽器进水、退水压力正常，循环水系统管路、凝汽器无泄漏。
4、循环水泵启动后就地检查、出口压力、声音、振动、温度正常，循环水泵进口水池、凉水塔水位正常，凉水塔拦污栅前后水位差＜0.5米。
5、投入备用泵联锁。
37.
开式冷却水系统投运
1、循环水系统运行正常，将开冷水系统电动门、开式冷却水泵电机送电，开启开冷水系统压力表一次门。
2、关闭开冷水系统放水门，开启放空气门有水均匀流出后关闭。
3、投运开冷水滤网，启动一台开式冷却水泵，检查开式水系统无泄漏，投入备用泵联锁。
4、开式冷却水泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振动、温度正常。
5、根据需要投入供水设备。
38.
闭式冷却水系统投运
1、差压水箱水位在1000—1400mm。
闭冷水系统电动门、闭冷泵电机送电，开启闭冷水系统压力表一次门，关闭闭冷水系统、闭冷水-水换热器放水门。
2、开启闭冷水系统放空气门，有水均匀流出后关闭。
3、启动闭冷水泵，检查开式水系统无泄漏，投入备用泵联锁。
4、闭式冷却水泵启动后检查开式冷却水泵电流正常，就地检查、出口压力、声音、振动、温度正常。
5、根据需要投入供水设备，根据温度投入闭冷水系统水水换热器。
39.
定子冷却水系统投运
1、水冷箱水位在500～710mm，开启水冷系统各表计一次门。
2、检查水冷反冲洗系统截门处于关闭方式。
3、投入1台水冷器运行、水冷滤网运行。
4、开启水冷泵
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