机组启动过程中的危险点及其控制.docx
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机组启动过程中的危险点及其控制
机组启动过程中的危险点及其控制
（热机部分）
启动阶段
系统准备
投运消防水系统
投运厂用气系统
投运辅助蒸汽系统
投运闭式水系统
投运循环水系统
投运开式水系统
投运EHG油系统
危险点
控制要点
备注
不存在禁止启动条件，各试验正常。
喷淋装置误动
根据厂临时安排，关闭喷淋阀前手动门。
检查无漏气点，检查机组间联络门、去制氢站手动
门状态正确。
1.
充分疏、放水，暖管期间阀门开关要缓慢，切忌
管道振动、冲击
操之过急。
2.#5、6机组间及与老厂汽源保持联络，定期进行
管道疏水，防止水冲击。
1.
系统放水后启动，应检查闭式水箱在高水位。
开
泵时严密监视水箱水位，
发现水位降至报警值后，
应立即停泵，待补至高水位后再启动泵。
2.
启动前保证最小通路，水冷器闭式水侧应节流，
电机过流、系统
防止电机超电流。
跑水
3.启动过程中加强监视，随时调整。
检查温度设定
调节正常，水箱水位正常。
4.
备用水冷器、备用泵备用良好。
5.
闭式水箱补水调节阀失电后全开，造成水箱满水
溢流、
循泵控制系统、
1.
检查凉水塔水位正常、蝶阀联锁方式正确，风扇
控制方式正确。
循泵倒转
2.CRT、就地均可对蝶阀暂停，然后根据需要操作。
1.
投运前检查凝坑内排污泵工作正常，循环水、开
式水侧放水门、放气门关闭（应特别注意凝坑内
振动、跑水
循环水系统），防止系统跑水。
2.
先启动辅助水泵，对凝汽器注水放气，注水期间，
蝶阀切忌大幅度开关。
1.
启动前保证最小通路，检查各系统开式水侧放水
跑水
门、放气门关闭，防止系统跑水。
2.
启动泵前注水放气应彻底，防止电流、压力晃动。
3.
备用泵备用良好
油温低、阀门位
1.油温低时提前启动加热泵，尽快提高油温。
启动阶段
危险点
控制要点
备注
置不对应
2.油箱油位正常、系统阀门位置正确，
007、切换阀
TF030/31
位置正确。
3.检查系统各压力指示正常，无漏油、渗油现象。
4.备用泵备用良好。
5.部分系统阀门有开关限位，操作要防止损坏。
1.
油箱补油时应联系化学化验油质合格后方可补
油，否则使用滤油机或油净化装置补油。
2.
启动前保持油箱高油位（大于350mm），油温正
常（及时投停电加热器）。
注意虚假油位（负压）
的影响。
3.
系统阀门检查正确，备用冷油器备用良好。
4.
启动油泵，系统充油时认真检查系统油流正常，
有无漏油、渗油现象，根据油位变化及时分析查
投运主机润滑油系
油位、油温、油
找原因。
统
质、联锁保护5.
试启、停直流油泵正常。
6.
投运顶轴油系统时，检查备用泵有无倒转现象，
有无渗漏现象，顶轴油压力是否正常。
7.
投运盘车，检查电流、偏心度、运转声音等情况。
8.
系统热量少，润滑油温调整要缓慢，要全过程监
视、调整。
9.
油净化装置投入运行前，应试验高低报警及联锁
是否正常，否则严禁投入运行。
投运后应加强巡
回检查，防止跑油。
1.发电机充入压缩空气，先投运主机润滑油进行密封，调节差压正常。
尽可能提高机内压力，气体
压力过低时（小于40kPa），6.9米浮子箱油位会逐渐上升。
油位异常时应使用旁路门调整。
注意：
油位高于可视窗时严禁开启浮子油箱回气门。
以
防系统跑油。
投运密封油系统、
2.气体置换期间，保持机内压力不低于
70kPa，可
发电机充入气体
发电机进油
CO2投
有效地防止发电机进油。
排死角要全面。
运时要保证加热投运正常，防止管道结冰，温度
太低而影响发电机安全。
及时联系化学化验气体
纯度，控制置换速度。
#6机氢气纯度仪为微流量
直接排空，投运时要防止憋压。
3.真空箱注油时观察主油箱油位、真空箱油位调整情况。
抽真空时切忌调节过快，以防油位迅速上
启动阶段
凝结水系统
发电机定子水系统
各辅机润滑油系统
主机送轴封、抽真空
危险点
控制要点
备注
升造成真空泵向外抽油。
4.
启动主密封油泵时（#5
机应稍开出口门），切忌
长时间瞥压。
主油泵启动后开启出口门时油氢差
压会迅速上升，应及时调整。
5.
试启停直流密封油泵，备用泵备用良好。
6.
控制发电机气体升压速度。
7.
部分系统阀门有开关限位，操作要防止损坏。
1.
检查关闭凝汽器底部汽侧放水门，启动凝输泵向
凝汽器注水（应协调好向除氧器的上水），凝结
水系统应注水至#5低加，注水放气要彻底。
2.
启动凝结水泵，要确保密封水，保证最小流量通
路，系统正常后可切换至
6.9米大循环。
凝升泵
启动后应开启入口链条门。
3.
开启凝结水至制氢站、弱酸手动门。
真空泵分离
器注水。
4.
备用凝泵、凝升泵试启停正常，投入备用。
1.联系化验水质合格。
2.启动泵注水、放气，检查各系统正常。
压力、温
压力、温度、流度、流量等参数调节正常。
注水结束后，水箱水
量、水质
位应稳定。
（#5机水泵轴承使用开式水冷却）
3.
投运水冷器开式水投运，备用水冷器、水泵备用
良好。
油温、油压、油
1.
检查油温、油压、油位正常，及时投停电加热器。
2.
备用设备启停试验正常，联锁控制方式正确，冷
位、联锁
油器投运正常。
1.
冷态启动先抽真空、再送轴封。
管道要充分疏水，
防止轴加风机进水。
轴封压力在以不内漏气、不
外泄汽为准。
一般控制在
40-45kPa间，注意压
力调阀、泄载阀、分流阀动作正常。
2.
主机轴封投入后，应定期检查主机各轴承回油观
管道振动、轴加
察窗是否有水珠，否则，降低轴封压力。
风机进水
3.启动真空泵时调整运行真空泵及备用真空泵的分
离器水位正常。
#5机注意管道泵的启动顺序。
#5
机注意开启抽真空联络门。
4.
调节凝汽器真空破坏门水封至稍微溢流位。
5.
抽真空前投运多级水封。
6.
真空系统投入后检查各负压侧疏水、放气、放水
启动阶段
燃油系统投运
除氧器加热制水
锅炉上水
炉底加热投停
风烟系统投运
风烟系统投运
危险点控制要点
门关闭，应用手试探负压敞口门看是否吸气。
一般已运行正常。
1.启动凝输泵上水时，应协调好其它各用户，严禁
凝输泵超流。
除氧器初始上水控制在2.2米即可，
太高加热后会迅速上升而溢流。
联系化学除氧器
水位、加热加药。
2.除氧器加热应充分疏水暖管，手动控制调门开度，
一般使用单侧汽源即可。
3.水位合适后应及时向锅炉上水、给水泵注水放气。
1、按阀门检查卡对系统全面检查。
上水温度、进水2、按规程规定控制上水温度、进水速度、上水时间、
速度、上水时省煤器再循环开关。
间、保护省煤3、上水过程中，加强就地检查。
省煤器满水后，关
器、汽包水位省煤器空气门，汽包见水后，适当放慢上水速度。
（跑水、太长时4、长时间不见水，应对系统全面检查，除氧器水位
间不见水）。
情况、除氧循环泵工作情况、给水系统疏放水门
状态等等。
管道水冲击、振充分疏水暖管。
投运时，进汽阀门应从前向后缓慢
动、炉水倒灌开启，停运时相反。
对辅汽联箱加强监视。
1、启动空预器前，确认密封间隙自动调节装置在最
大位置。
2、风机启动前，必须提前将油系统投入运行。
3、吸风机启动前，必须提前打开其出口挡板，且在
就地位置，以免延误启动时间。
4、吸送风机启动前，对风机油泵进行切换，并注意
风机油泵运行方式，两台风机油泵尽量运行在两
段母线上。
5、风机并列时，尽量在手动控制方式，以防风机进
入不稳定工况。
备注
不是炉
前油系
统。
1、炉前油系统必须在吸风机运行正常、炉膛负压正
常以后投运。
炉前油系统投运漏油
2、投运后必须全面检查系统，发现异常及时联系处
理。
燃油母管泄漏试磨煤机电机全部送电，如果有正在检修的磨煤机，
启动阶段
验、锅炉吹扫
危险点
控制要点
应将工作票押回，将该磨煤机开关送至试验位置。
在至少一套制粉系统运行正常前，严禁磨煤机停电
操作。
1、锅炉复位后，必须在10分钟内投入一对油枪，
备注
以防延时点火保护动作。
2、锅炉点火前必须投入锅炉主保护。
汽包水位保护
退出运行必须由总工批准。
锅炉点火前必须进行
实际汽包水位传动试验。
3、锅炉点火前，必须确认火焰电视冷却风机运行正
常。
4、第一只油枪投运，必须就地观察着火情况，且
60秒后才能投运第二只油枪。
爆燃、MFT、二
5、油枪投运时，必须控制好燃油压力。
以免因油压
低引起IFT保护动作。
同时注意监视调整炉膛负
次燃烧、燃烧不
压。
充分、汽包壁温
6、油枪投运，尽可能均匀，且轮流切换。
锅炉点火、升温升
差、水循环建
7、点火后及时投入炉膛烟温探针，将PCV投自动，
压
立、升温升压率
确认省煤器再循环开启，投入空预器连续吹灰，
控制、汽包水位
并就地确认吹灰器工作正常。
控制
8、加强监视空预器烟温。
9、通知空压机值班员及时启动一台备用空压机，
保
证雾化空气压力大于油压
150kPa以上。
10、保持锅炉送风量维持在
35～40％。
11、按规程规定控制升温升压率。
12、按规程规定及时关闭有关疏水放气门。
13、用大流量放水、连排协调控制水位。
14、连排二次汽排大气，直至锅炉汽水品质合格。
15、强制打开减温水闭锁阀，解除一次风压低
MFT
条件。
开启疏水气动
按规程规定检查主、再热蒸汽管道、抽汽管道、蒸
锅炉点火后
门
汽阀门疏水开启。
1、汽包压力1.5MPa以上时，启动一次风机运行
2、热一次风温达到160℃以上时，可以启动第一套
制粉系统投运
制粉系统。
3、制粉系统启动前，应提前将油系统投入运行，
视
油温情况投入电加热运行。
特别是冬季，应避免
跑油。
启动阶段
危险点
控制要点
4、第一套制粉系统启动前，应检查开启惰性置换总
门。
5、磨煤机启动前，应手动试喷大牙轮喷油装置，确
保其正常。
6、磨煤机启动后及时打开煤仓至给煤机闸板门，并
就地振打落煤管。
7、磨煤机启动后，及时停掉惰性置换，还应吹扫煤
位及其它测量管线。
8、制粉系统启动尽可能先下层、后上层。
9、磨煤机启动过程中，注意监视调整炉膛负压、一
次风压，以防大幅度波动。
增减燃料量要缓慢、
均匀，以防水位、主再热汽温、壁温大幅度波动。
10、磨煤机启动后要进行充分通风暖磨。
磨煤
机出口温度达50℃以上时方可启动给煤机加
煤。
磨内有粉时启动风量调节应特别小心。
11、磨煤机初始启动后，出力较低且变化较大，
应保持其对应的油枪运行。
备注
1.
高压缸第一级缸温低于
150℃时，进行预暖。
冷
态启动时，预暖时间长（
4-6小时），应尽早提
前安排进行。
2.
确保满足暖缸条件，辅汽压力不低于700kPa，预
高压缸预暖
缸温、暖机速度
暖管道应彻底疏水。
仔细调整进汽门和疏水门，
确保高压排汽处压力在
390-490kPa。
3.
注意温升率和缸温差在规定范围内，缸胀、差胀、
偏心度正常。
1.
旁路系统原则上在插入盘进行操作，立盘作为后
备。
2.
投入旁路最好手动进行，充分暖管，以防水冲击。
暖管结束后再及时投入高压减温水。
3.
旁路减压阀的操作应协调好与锅炉燃烧、水位调
旁路系统投入
水冲击、系统方
节的关系，防止参数大幅度波动。
再热汽减压后
式
压力不得大于1.1Mpa
。
4.
旁路投自动或REMOTE前应检查各设定值、曲
线设定值正确。
5.
旁路运行期间严禁切换
HITASS启动方式、控制
方式，以免旁路关闭。
启动阶段危险点控制要点备注
1、退出炉膛烟温探针，关省煤器再循环，关炉侧疏
水，热紧定排放水和省煤器放水门。
2、加强机炉协调，控制汽温、汽压以及升温升压率。
3、若汽泵运行，严禁操作汽泵出口电动门。
4、因汽泵上水时汽泵转速对过热器减温水压力影
响较大，为防止过热蒸汽温度大幅度波动，调整
汽包水位时应避免大幅度增减汽泵转速。
如需大
旁路投运后
幅度调整时，应提前通知调整汽温人员做好超前
准备。
5、紧急情况下需要启动电泵运行时，应提前关小过
热器减温水调节阀，防止电泵启动后减温水压力
突升、主蒸汽温度突降。
6、旁路系统投运后，严禁将HITASS盘上控制方式
切至“OFF”、
1.
高压调门室温度低于
150℃时，进行预暖，温度
高压调门室预暖
温差
较低时应尽早安排。
0位，各CV
2.
汽轮机复位后，确认负荷限制器在
关闭。
开启#2MSV
时，应注意观察内外壁温差。
1.
按规程规定检查冲转前各系统、参数正常，尽量
采用中压缸启动方式并确定启动状态及合适的冲
转参数。
旁路流量应与启动状态对应，以免流量
过小时提前关闭或过大时超出旁路设计容量。
2.
冲转期间尽量保持锅炉侧各运行参数正常，旁路
系统调门动作正常。
3.
按规程进行冲转操作，检查各阶段参数正常、灯
光指示正确。
4.
转速低于140r/min
时投入HEATSOAK，检查调
汽轮机冲转、升速
冲转参数、暖机
门开启情况。
加热结束后可手动复位或由
HITASS自动复位。
5.
1500r/min进行中速暖机，低加随机滑启，根据
需要进行注油升速试验。
3000r/min
定速时应检
查TOP、MSP运行情况，停运后及时投入备用。
6.
冲转升速期间监视振动、温度、压力等参数正常，
按规定记好缸温、振动等参数。
检查后缸喷水投
运正常，以免排汽温度异常升高。
7.
及时调整主机油温。
8.
就地检查发现低压缸轴承处有振动声音时，应对
启动阶段
危险点
控制要点
备注
低压轴封管道充分疏水。
汽机冲转升速后
准备启动第二套制粉系统。
1.
手动并网前，要确保旁路系统在“
REMOTE”方
式，根据启动方式确定带初负荷暖机时间。
2.
并网、阀切换期间应注意旁路系统阀门与主机蒸
汽阀门的动作情况，旁路系统阀门异常动作时，
应进行手动操作，注意与蒸汽阀门（调门）的配
并网带初负荷暖
合，操作时间控制在
2-3分钟，注意检查高排逆
机、阀切换
止门的摆动情况。
3.
特别注意BDV、VV阀的动作情况，卡涩时应及
时振打。
4.
检查氢气冷却器、定子水系统的投入运行情况，
温度、压力、流量正常。
5.全面热紧各放水门。
转换区结束后启动第二套制粉系统。
全面检查热紧疏放水门。
1.20%负荷时有关疏水气动门应关闭。
机组正常运行后将轴封分流阀切至#8低加。
发电机内氢气应根据负荷情况及时补充。
2.根据情况及时启动第二台小机。
3.150MW除氧器切换汽源，投运高加，充分疏水。
操作应仔细，监视参数要全面。
要协调好高加投运顺序，注意各疏水门动作情况，可暂时利用高
升负荷水冲击、缸温
加至凝汽器疏水门以尽快稳定水位。
注意开启高
加水位显示、保护等管道的手动门，以防误动、
拒动。
4.
300MW负荷冷段向高压辅汽联箱供汽，
四抽向
本机低压辅汽联箱供汽。
投运时应充分疏水暖
管。
5.
尽早投入各自动调节，投入
CBF方式。
锅炉主汽压10MPa
洗硅。
汽水品质合格后，连排二次汽回收。
1、全停油枪。
2、全面关闭热紧机炉侧疏水。
负荷300MW
3、联系灰水投电除尘。
4、空预器密封间隙投自动。
5、空预器吹灰改8小时一次。
6、检查所有保护、自动投运正常。
负荷大于360MW
1、全面吹灰。
启动阶段危险点控制要点备注
2、统计缺陷。
1.严禁在临界转速区域内惰走时冲转升速。
2.极热态中压缸启动时，应通过疏水把主汽压力降
至9.6Mpa，再热汽压力降至1.5Mpa时，再投
非冷态启动方式汽缸冷却
入旁路系统。
3.热态启动时应尽快冲转、升速、并网，按曲线快速带负荷，以免汽缸冷却。
1.给水侧充分注水放气，机械密封注水放气，最小流量阀全开。
2.小机利用辅汽进行冲转，机组正常运行后再开启高压汽链条门。
3.严格按顺序进行小机复位，冲转升速初始设定值
位600r/min，10S内应冲至300r/min，监视各参数正常，无汽化现象，出口压力接近给水母管
压力时再开启出口门。
注意排汽温度上升情况。
水冲击、超速、4.小机运行时应确保辅汽压力稳定，当辅汽压力过
给水泵组启动
倒转、并泵低造成调门逐渐开大时，应注意设定转速与实际转速的差别，及时调整压力正常，防止超速。
5.给水泵并、解泵时（特别是与电泵相并、解）操作要仔细，注意流量、压力等参数，防止抢水、压水。
开关电泵减温水门时要仔细调整，防止汽温波动过大。
6.备用泵发生倒转时，按规程规定处理。
7.电泵、汽动给水泵启动后注意监视最小流量阀、风扇的运行情况及运行参数。
机组启动过程中危险点及其控制
（电气专业）
启动阶段
危险点
控制要点
备注
所有接地刀、
拉开接地刀闸、拆除接地线时应严格执行确认点制度。
接地线及临
对发变组系统全面检查，确保临时安全措施确已拆除。
时安全措施。
测量定、转子
测量定子回路绝缘时要化验定子冷却水水质合格。
发变组恢
回路绝缘。
测量转子回路绝缘时应取下F03
及转子保护回路保险。
启动阶段
复冷备用
发变组恢
复热备用
发变组与
系统并列
厂用电倒
换
危险点
控制要点
备注
励磁调节器
F01（2A）、F02（2A）、F05（10A）保险容量应与要求的容
回路保险。
量相符.
发电机碳刷、
检查发电机碳刷活动正常，无跳动。
滑环
合发变组出口隔离开关前，应检查发变组保护投入正常。
发变组出口
合发变组出口隔离开关前，应检查发变组出口断路器确已拉
隔离开关
开。
合发变组出口隔离开关后，应检查三相确已合好。
发变组保护
发变组并列前应检查发变组保护无异常动作信号，出口继电
器均未动作。
氢气冷却器
发变组与系统并列前，应对氢气冷却器放气正常。
发变组与系统并列后，应立即投入氢气冷却器。
发电机并列前，应在
CRT中作出相关参数（有功、无功、定
子电压、定子三相电流、励磁电压、励磁电流）实时曲线，
并派专人连续监视。
发电机周围、主变周围应有专人监视并
保持通讯联系畅通。
发电机升压后应检查发电机空载参数正常，定子电流接近零
值且三相平衡。
发变组与系
发变组与系统并列后，应立即检查发电机定子三相电流指示
统并列
一致。
为防止发电机与系统并列瞬间抢无功过快，发电机升压后并
列前应维持发变组出口电压稍低于系统电压值。
若发变组与
系统并列后，发电机无功进相超过
5Mvar，应适当增加发电
机励磁电流。
同期表转动太快、跳动、停滞等现象时，禁止与系统并列。
同期表运行时间不能超过
15分钟。
开关推至工
将厂用工作分支开关推至工作位置后，应测量其合闸回路良
作位置
好。
同期回路检
倒换厂用电前，应到电子间发变组保护屏检查确认
6kV各段
母线同期指示正常，若某段母线工作（或备用）同期指示灯
查
不亮，可能为该分支
PT未推到位或辅
升级会员 