041号机极热态启动操作票.docx
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041号机极热态启动操作票
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1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
1
接值长令：
1号机组极热态启动操作。
2
检查检修工作全部结束，工作票终结，现场检查设备、系统完好。
3
检查电气设备运行方式正常。
4
检查输煤、化学、除灰、脱硫、脱硝专业没有影响机组启动的因素。
5
检查所有测点、表计一次门、二次门开启，所有表计、信号、控制、保护电源已送上。
6
确认联锁保护试验合格，信号指示灯完好，DCS系统正常，报警装置试验正常。
7
检查各电动门送电，气动门气源投入，阀门状态正确。
8
确认无禁止汽轮机启动条件。
9
检查DCS和DEH，MEH控制系统,主机TSI监测系统正常，状态正确，DCS显示良好，
无异常报警。
主机、小机ETS状态正确。
硬手操盘完整，指示正确。
10
检查主机润滑油油箱，小机油箱，EH油箱，油位正常，油质合格。
各转机滑动轴承
润滑油（脂）油位正常，油质合格。
11
检查电气设备绝缘合格，送上转机电源。
12
检查1号机辅机循环水系统运行正常。
13
检查1号机凝结水系统运行。
14
检查1号机间冷塔循环水系统运行正常。
15
检查1号机汽动给水泵小机油箱油位正常，油质合格，蓄能器，滤网，冷油器投入正
确，系统阀门在启动前位置。
16
启动1号机汽动给水泵小机润滑油排烟机，主油泵，进行系统油循环。
辅助油泵投入
备用。
检查系统压力正常（调节油压大于0.8Mpa，润滑油压力大于0.25Mpa）无报警，
无泄漏。
根据油质投入小机滤油机。
17
检查除盐水补水系统正常。
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1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
18
检查发电机定子、发电机转子冷却水系统正常。
19
将真空泵汽水分离器补水至正常水位。
20
检查辅汽系统运行正常（临机接带或启动锅炉带）。
21
检查主机润滑油系统正常。
22
做交流润滑油泵（BOP）、直流油泵（EOP）联动试验正常后，停运直流润滑油泵（执行
操作票）。
23
高压备用油泵注油排空完毕后，启动高压备用油泵运行，检查油泵出口油压在1.0Mpa
（执行操作票）。
视油质投入主机油净化装置。
24
检查确认顶轴油供油母管手动门已开启，顶轴油泵出、入口门开启，各瓦顶轴油调节
门适当开启，启动顶轴油泵运行，检查顶轴油母管油压为大于8-10MPa，各轴承顶轴
油压大于5.5MPa（执行操作票）。
投入备用顶轴油泵连锁，做顶轴油泵联动试验合格。
25
检查前箱一瓦处大轴晃度千分表已安装正确，将其投入测量位置。
就地手动啮合盘车，
开启盘车喷油电磁阀，投入连续盘车。
检查盘车电流正常，无明显摆动，倾听机声音
正常，记录盘车电流及偏心（执行操作票）。
26
检查EH油系统运行正常。
27
检查除氧器给水系统正常。
28
将1号机除氧器水位缓慢上至1850mm左右，开辅汽至除氧器供汽阀，投入除氧器加
热，控制水温在100℃左右。
除氧器水位投自动。
29
检查1号炉炉前油循环建立。
30
检查1号锅炉具备上水条件,给水系统放水门、排空门关闭，给水系统加药，取样门
开启。
31
小机汽前泵具备启动条件，前置泵主泵机械密封水冷却水投入、再循环门开启、过热
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1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
器、再热器减温水电动总门关闭、高旁减温水门关闭。
32
启动小机汽前泵，向锅炉上水。
调整上水调门开度，调整上水流量保证上水时间冬季
不小4小时，夏季不少于2小时，化验水质合格（执行操作票）。
33
锅炉上水完毕，关闭汽动给水泵出口门。
34
检查电泵具备启动条件后，启动电动给水泵，打开其出口电动门（执行操作票）。
建
立启动流量（＞366.3t/h）。
35
根据锅炉水质情况决定是否锅炉进行冷态冲洗。
36
检查锅炉风烟系统具备启动条件，启动锅炉风烟系统（执行操作票）。
37
进行锅炉燃油泄漏试验，试验合格。
38
启动1号炉火检冷却风机，另外一台风机投入备用（执行操作票）。
39
锅炉吹扫条件具备后，锅炉开始吹扫。
40
锅炉吹扫完毕后，检查投入炉膛火焰电视摄像装置，开启摄像装置冷却风门。
41
启动1号炉密封风机，另外一台投入备用（执行操作票）。
42
建立一次风通道（建立12磨煤机的通风通道），启动1号炉一次风机（执行操作票）。
43
投入1号炉干渣机系统运行。
44
投入1号炉烟温探针运行。
45
投入1号炉空预器吹灰。
46
投入1号炉12层微油油枪。
47
启动旁路风道燃烧器，调节一次风量，将12磨入口一次风温度提高至180℃。
48
12磨煤机进行暖磨正常后，微油枪着火正常时，启动12磨煤机，控制煤量10T/H左
右。
49
执行发变组转冷备操作票。
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1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
50
对辅汽供1号机小机供汽管路进行暖管。
51
检查汽机本体疏水门在开启状态，对1号机轴封系统进行疏水暖管。
52
1号机轴封系统暖管结束，启动一台轴加风机，另一台轴加风机投入备用。
53
辅汽供轴封送汽，检查轴封供汽管，回汽管路疏水阀开启充分疏水暖管。
检查开启1
号机小机轴封供回汽手动门，主机，小机轴封供汽充分暖管后关闭疏水旁路门。
54
辅汽供轴封调整门投自动，保持轴封供汽压力维持在0.027Mpa，低压轴封减温水手
动门开启，低压轴封减温水调整门投自动，保持低压轴封供汽温度在121℃-177℃，
自动设定150℃。
55
关闭1号机凝汽器真空破坏门，真空破坏门进行注水。
56
检查开启汽机本体、高排逆止门前后、1-6段抽汽管道、主再热蒸汽管道疏水阀。
57
启动1号机2台真空泵，对凝汽器系统进行抽真空（执行操作票）；检查凝汽器真空
上升至正常值。
58
辅汽至小机用汽管道充分暖管后，检查1号机汽动给水泵小机具备冲车条件。
59
分离器出口水温达到190℃，进行锅炉热态冲洗（根据水质情况决定）。
60
升温升压中：
分离器壁温差≤40℃，炉水170℃前升温速率＜1.5℃/min，＞170℃后
升温速率＜1.0℃/min。
蒸汽流量＜10%前，炉膛出口烟温＜510℃。
61
锅炉侧的分离器压力在0.2-0.3MPa，关闭过热系统的排空门，再热压力在0.2MPa关
闭再热系统的排空门。
分离器压力在0.3-0.5MPa，冲洗分离器水位计，核对各就地、
远方水位计正确。
62
分离器压力0.6MPa，通知设备部热紧螺栓，通知热控专业冲洗有关仪表管路。
63
分离器压力0.69MPa，关闭过热系统疏水；再热器压力在0.5MPa，关闭再热系统疏水。
64
升温升压过程中，控制好高低旁的开度，高旁控制的三个阶段，0-1MPa的升压阶段，
备注：
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1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
1MPa的稳压阶段，1-6MPa的升压阶段及6MPa的稳压阶段。
65
分离器压力在1、10、15、20、25.4MPa，记录锅炉膨胀指示（锅炉上水前与上水后
也得需要记录）。
66
复位小机ETS。
67
在1号机汽动给水泵小机MEH上选择转速自动，点击小机挂闸。
检查小机挂闸正常，
速关阀开启，速关油压正常低调阀二次脉冲油压正常。
HV、LV阀位指示正确。
68
设定1号机汽动给水泵小机目标转速800rpm，升速率100-150rpm，升速至800rpm
进行暖机40min。
检查小机及汽泵各部正常。
69
设定1号机汽动给水泵小机目标转速3000rpm，升速率300rpm，将小机冲至3000rpm，
投入遥控。
70
蒸汽参数满足汽机冲车要求：
主汽压力在10MPa，温度在490℃；再热汽压力在
0.6-0.7MPa，温度在480℃，保持参数稳定。
71
准备并网操作票、厂用电切换操作票、AVC投入操作票。
72
监视12磨煤机混合风温度，当混合风温度＞180℃时，退出风道燃烧器运行。
73
冲转前操作与检查：
TSI系统正常；冷态首级金属温度＜204℃，主再热蒸汽56℃以
上过热度；低压缸喷水在自动位；主机油、定冷水冷却器正常。
在冲转至额定转速前，
主汽温、再热汽温与高、中压第一级金属温度差不超过-38～111℃。
74
投入汽轮机下列主保护：
1）润滑油压低保护。
2）EH油压低保护。
3）低压差胀保护。
4）轴向位移保护。
5）汽机超速保护。
6）振动保护。
7）轴承温度保护。
8）低真空
保护。
9）MFT跳机保护。
10）高排压比低保护。
11）高排温度高保护。
12）低压缸
排气温度高保护。
13）DEH柜控制失电保护。
14）功率负荷不平衡保护。
75
启动第二台循环泵，3号循环泵联锁投入，空冷塔扇区逐步注水投运（执行操作票）。
备注：
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1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
76
就地盘前检查TV、GV、RSV、IV全部关闭，DEH状态正确，高排通风阀开启，管道疏
水阀开启。
77
冲转前1小时化验蒸汽品质合格，冲转前半小时确认润滑油、EH油油质合格。
78
准备好冲车工器具：
测振仪，听针，做好冲转人员安排，汇报値长：
机组具备冲车条
件。
79
得冲车令：
检查DEH盘面正常，各高中压主汽门、调门，抽汽逆止门关闭；功率、调
节级压力、一次调频回路切除。
检查DEH系统在操作员自动控制方式，阀门模式在单
阀方式。
80
在DEH画面点击“挂闸”按钮2s，检查隔膜阀上部压力大于0.7Mpa，AST中间油压
建立7-9MPa。
检查高调门（GV）、再热主汽门（RSV）全部开启。
81
在DEH画面点击“运行”按钮。
82
设定目标转速为600rpm，升速率为100rpm，在DEH画面点击“进行”。
83
检查TV、IV阀逐渐开启，汽机转速稳定上升，检查TSI画面机组参数均正常。
84
转速大于3rpm检查盘车脱扣，盘车电机停转，就地将盘车置脱扣位置。
85
转速达到600rp手动打闸，进行“摩检”。
全面检查机组正常。
重新挂闸冲车至600rpm
保持2min，记录TV、IV阀开度。
86
汽轮机升速过程中，过临界时轴振不得超过0.25mm；轴承振动不得超过0.10mm,否则
立即打闸停机；非过临界时，轴振不得超过0.125mm,轴承振动不得超过0.03mm。
87
设定目标转速为2100rpm，升速率为100rpm，在DEH画面点击“进行”，检查TV、IV
阀逐渐开启，机组转速继续平稳上升。
88
转速大于2050rpm，检查顶轴油泵连锁停止。
89
目标转速达到2100rpm，维持转速，进行“中速暖机”。
全面检查机组正常，机组绝
备注：
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热机操作票
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年月日时分，操作结束时间：
年月日时分
操作任务：
1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
对膨胀正常胀出。
90
发变组由冷备用转为热备用（执行操作票）。
（主变出口开关后刀闸在汽机定速
3000rpm后再合闸）。
91
检查润滑油压正常，冷却水调整门自动跟踪正常，油温38-45℃。
92
逐渐开启高、低加抽汽电动门，疏水走事故疏水。
高、低加随机滑启。
93
调节级金属温度＞121℃时，暖机结束。
94
设定目标转速为2900rpm，升速率为100rpm，在DEH画面点击“进行”
95
注意检查机组机组过临界转速振动值及TSI参数正常。
检查排汽温度及背压正常，及
时调整轴封压力。
96
转速大于2600rpm，检查机组低压缸减温水正常投入，排汽温度正常。
97
转速2900rpm，保持4min，记录TV阀开度.在DEH画面中检查蒸汽室内壁温度≥主蒸
汽压力下的饱和温度，且主蒸汽保持有56℃的过热度。
98
在DEH画面中点击“GV控制”进行阀切换。
检查GV阀缓慢关小，汽机转速下降30rpm，
TV阀开启。
阀切换时间不超过2min，转速下降不超过70rpm.。
99
设定目标转速为3000rpm，升速率为50rpm，在DEH画面点击“进行”。
100
转速升至3000rpm稳定后，确认主油泵出口压力大于1.6MPa，主油泵工作正常，交
流润滑油泵电流下降，停交流润滑油泵、高压备用油泵。
全面检查机组正常。
101
做汽轮机危急保安器注油试验正常。
102
做汽机“OPC”动态试验，试验结束后，重新定速至3000rpm。
103
全面检查机组运行正常，汇报值长，准备并网。
并网前准备两台磨煤机。
104
执行发电机并网操作票。
105
发电机并网成功带初负荷5%，暖机15min。
备注：
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值别：
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操作开始时间：
年月日时分，操作结束时间：
年月日时分
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√
序号
操作项目
时间
106
投入第二套制粉系统运行。
107
检查1号机定子冷却水、转子冷却水压力、流量，调整正常。
108
检查调整凝汽器背压正常。
109
初负荷暖机结束，手动设定阀位升负荷至100MW，升负荷率3MW/min。
点击“运行”
按钮，负荷逐渐增加至100MW。
110
负荷52.5MW检查高压疏水门自动关闭，关闭平衡管疏水手动门。
111
负荷52.5MW,退出高低压旁路，检查低压缸喷水阀自动关闭
112
负荷87.5MW，检查低压疏水门自动关闭.
113
1号机汽泵并入系统，停运电动给水泵，投备用。
114
检查高排通风阀关闭，高排温度正常。
115
检查四抽压力大于0.147Mpa，除氧器转滑压运行，关小辅汽供除氧器调节门，逐渐
投入四抽汽源。
冷再供辅汽联箱汽源投入，辅汽联箱转为定压运行
116
负荷100MW检查冷再压力大于1.0Mpa，小机冷再供汽暖管投入备用。
117
SCR反应器进口烟气温度大于320℃时，联系氨区启动氨供应系统，投入脱硝系统运
行。
脱硝系统启动后，进行蒸汽定期吹灰。
118
烟温达到538℃时，检查烟温探针自动退出，否则手动退出。
119
负荷至105MW，执行厂用电切换操作票。
120
检查DEH遥控投入条件满足，投入DEH遥控，逐渐调整机前压力至8.92MPa。
121
设定目标负荷120MW，升负荷率3MW/MIN，继续升负荷。
稳定运行30分钟。
122
高、低加疏水切至逐级自流，检查三抽压力大于除氧器压力0.3MPa联系化学化验3
号高加疏水水质合格后将高加疏水导至除氧器。
（原则上高低加随机启动）
123
继续增加负荷，调节送风量与之相匹配，确认辅助风挡板自动调节正常、二次风箱与
备注：
操作人：
监护人：
审核人：
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年月日时分
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√
序号
操作项目
时间
炉膛差压正常，记录锅炉本体和管道膨胀指示。
124
检查给水旁路调节阀开度大于80％，稳定给水流量，将给水由旁路调节切至主路。
切换过程中注意维持给水流量不变，同时监视减温水量，防止切换过程中减温水波动，
造成汽温波动，必要时将减温水切为手动调节。
125
机组升负荷至120MW左右，锅炉进行干湿态转换操作。
126
投入第三套制粉系统运行。
127
投入分离器暖管系统。
128
负荷到140MW时，将2号磨由微油模式切至正常模式，退出所有微油枪运行。
将空预
器连续吹灰改成定期吹灰。
129
投入机组协调控制，检查机组一次调频自动投入运行。
130
当后屏过热器出口蒸汽温度达到额定或二级减温水调门开度大于80%时，开启一级减
温水供水总门，投入一级减温水。
131
机组负荷175MW,锅炉燃烧稳定，各调节器均投入自动.投入机组协调控制，设定机组
滑压运行。
按调度要求设定机组负荷，投入AGC、AVC（AVC可以在140MW时投入）。
132
机组负荷175MW将汽动给水泵小机汽源切换为四抽供汽，注意转速波动。
133
负荷175MW，关闭辅汽至空预器吹灰电动门，将炉本体及空预器吹灰汽源切至后屏过
热器供汽。
134
开启再热器减温水电动门，投入再热器减温水自动控制。
135
负荷到210MW时，再启动一台磨煤机，运行稳定后投入给煤机自动控制。
136
负荷到240MW时，锅炉进行全面吹灰一次。
137
负荷到260MW时，检查轴封系统达到自密封，由溢流阀控制轴封联箱压力在20～
30KPa。
备注：
操作人：
监护人：
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值别：
编号：
操作开始时间：
年月日时分，操作结束时间：
年月日时分
操作任务：
1号机组极热态启动操作
√
序号
操作项目
时间
138
负荷260MW,检查四段抽汽压力大于0.8MPa,将四抽供辅汽联箱汽源投入。
139
机组进行全面检查，做好启动操作记录。
140
根据供热需求决定是否投入热网系统。
141
操作完毕，全面检查无异常，汇报值长。
备注：
操作人：
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操作票危险点分析控制单
操作票票号：
危险点、危险源分析要点：
1.操作程序和工艺流程的颠倒、操作方法失误造成设备危险运行或不安全行为可能给作业人员带来的伤害
2.操作作业人员当时身体状况、思想情绪和技术水平潜藏的因素
3.操作工作中设备异常或使用的机械设备、工具及伴随的危害
4.操作工作中使用的设施（脚手架、踏板、梯子、安全带）
5.操作工作环境的特点（高温、高压、易燃、易爆、辐射、缺氧、有毒气体）
6.操作工作场地的特点（高空、井下、容器内、带电作业、交叉作业）
7.操作室外设备作业时伴随天气变化状况
8.操作中违章冒险作业直接产生的危害及其他可能对作业人员造成的伤害
工作内容：
1号机组极热态启动操作
作业项目
危险点
危害后果
控制措施
1号机组极热态启动操作
各轴承润滑油（脂）。
损坏设备。
检查各轴承油位正常，油质良好。
1号机组极热态启动操作
除氧器上水投加热时防止振动。
损坏设备。
投入加热后要密切监视水温变化及压力变化。
1号机组极热态启动操作
轴封带水。
水冲击。
充分暖管输水。
1号机组
升级会员 