热电厂启动方案初稿Word下载.docx
《热电厂启动方案初稿Word下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《热电厂启动方案初稿Word下载.docx（13页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。
9、说有电机部件完整，绝缘完整，振动正常。
10、各保安系统工作正常。
11、各系统的所有阀阀调整到开机试验状态。
（2）缺陷汇报与处理12月1日完成
在准备阶段车间常白运行应安排整体启动过程及试运行中,大修外包单位及保运部检修项目，以不影响开机目标为前提；
期间出现的缺陷，外包项目范围内由外包单位负责处理，其它的由保运部负责处理，必须按时保质完成。
（3）人员要求
1、人员配备到位，新员工经“三级”安全教育，并制定师傅带徒，签订师徒协议。
2、工艺操作规程、安全操作规程、工艺参数、岗位记录到岗。
3、所有岗位安全防护措施到位，岗位工具配备齐全。
取得安监局和环保局的开工许可。
（二）启动前的准备工作
1、锅炉专业负责人：
吕军
（1）、向锅炉上合格的除盐水至锅筒水位计-75处。
此后水位应不变，否则，查明原因予以消除。
12月4日前完
（2）、向床内添装经筛选的粒度为0~10的点火炉料，铺料厚度为430~550。
点火床料的可燃物含量在5%以下。
（3）、解列布袋除尘器，使除尘器处于备用状态。
（4）、冷态流化试验，测定布风均匀性。
测定临界流化风量，用以估算热态运行时的最小流化风量。
测定返料系统运行的可靠性。
12月4日前完
（5）、水压试验12月4日前完
（6）、油枪雾化试验。
（7）、煮炉，煮炉步骤：
根据煮炉方案操作。
2、电气专业负责人：
唐军
（1）、发电机转子绕组的交流阻抗和功率损耗试验；
（2）、发电机空载特性试验；
（3）、发电机短路试验；
（4）、发电机轴电压测量；
（5）、发电机通讯测试；
（6）、直流供电系统调试。
3、汽机专业负责人：
徐德东
（1）、汽轮机静态试验；
12月日完成
（2）、汽机惰走试验；
开机后
（3）、手打危急保安器试验；
（4）、手按紧急停机按钮试验；
（5）、排气管安全门定砣试验。
（6）、主汽门、调门严密性试验（锅炉升压后）；
开机中
（7）、超速试验；
开机后
（8）、低油压试验；
（9）、辅机试验：
汽动泵静态试验。
12月4日完成
4、热控专业负责人：
（1）、电源设施试验；
12月2日完成
（2）、网络测试；
（3）、掉电测试；
（4）、系统功能测试；
5、化水专业负责人：
张世斌
（1）、化学监督药品配制；
（2）、化学仪表调校；
（3）、工艺处理合格，各加药系统运作正常，加药泵计量准确，药品满足调试要求；
12月1日完成
（4）、原水系统、预处理系统调试，活性炭产水合格；
12月2日完成
（5）、反渗透系统运行正常，产水符合阳床进水要求；
（6）、阳床树脂复苏处理，产水合格；
12月4日完成
（7）、阴床复苏处理，产水合格；
（8）、混床树脂复苏处理，产水合格；
（9）、配合锅炉专业做好上水工作。
（10）、控制指标
序号
名称
取水点
分析项目
单位
指标
厂控指标
事故界限
1
预
处
理
机械过滤器出口
余氯
＜1
浊度
≤3
活性炭过滤器出口
＜0.1
6-9
＜1000
2
出水
电导率
＜40
3
阳床
阳床出口
＜100
脱碳
除碳器出水
二氧化碳
＜5
阴床
阴床出口
＜10
二氧化硅
＜50
混床
混床出口
＜0.2
手测＜1
＜20
4
再生
酸
质量分数
%
24%
碱
5
中和池
废水
（11）、保证制备化学水1200方，以满足锅炉开机要求。
12月6日完成
6、输煤专业负责人：
田昌明
（1）、监控、监视、报警装置完好并调试正常
（2）、皮带、碎煤机、滚筒筛保护均可靠投入，设备试运正常
（3）、入炉煤颗粒适中，发热量符合锅炉设计要求。
（4）、煤仓提前上煤300t
7、保运专业负责人：
付建东保证开机进度
在开机期间严密注意设备运转情况，及时处理设备缺陷，整体启动过程及试运行中,大修外包单位及保运部安排好值班人员；
期间出现的缺陷，外包项目范围内由外包单位负责处理，其它的由保运部负责处理。
（三）启动前的联系确认
负责人：
刘旭章12月3日完成
1、联系检修人员，确认所有检修工作均已结束，工作票已终结，检修现场已清理干净。
2、联系电气人员做好辅机的绝缘测试工作和送电工作。
3、联系燃料输煤人员上煤。
4、联系热工人员将各仪表及操作装置置于工作状态；
系统各调节阀切换为手动。
4、联系汽机人员做好有关上水工作。
6、联系化验人员做好汽水取样及锅炉加药工作。
7、通知除尘值班员。
8、锅炉启动应在值长的安排下进行。
新安装或大修后的锅炉启动应经有关领导批准。
（四）启动
1、锅炉启动负责人：
1.1、锅炉点火12月9日10:
00前完成
1.1.1启动引风机，一次风机，保持炉室出口负压为-50，逐渐打开一次风门，直至底料处于微沸腾状态。
1.1.2将高能点火器就位，进行点火操作，节油量、雾化风、燃烧风和混合风量，保证燃烧良好，将燃烧高温管温度控制在1200~1300℃，燃烧后的混合烟气温度不超过950℃。
控制锅筒升压，升温速度不超过40℃。
并且严格控制风室温度，确保不超过900℃，以免烧坏风帽。
1.1.3调节煤量和风量控制床温，待沸下调节升至900℃，并能稳定在900℃±
50℃时，点火阶段结束。
1.1.4点火过程中为了预热旋风分离及返料装置，应在点火开始后约半小时待返料装置充满灰后就应开启返料装置，进行物料循环。
1.1.5为保证锅炉均匀受热，避免过大的热应力，冷态启动时，点火时间应控制在6~8小时。
1.2、锅炉升压12月9日13:
1.2.1升压过程中，应使各受热面均匀受热，严格控制锅筒上、下壁温差不超过40℃。
1.2.2锅筒压力升至0.1~0.2时，冲洗水位计，校正水位计的指示正确性，保证其正常工作。
1.2.3锅筒压力升至0.1~0.2时，关闭锅筒及过热器各处的空气门、疏水门，但过热器出口汇集箱的疏水门不关闭仍应保持开启状态，并应根据过热器壁温及过热蒸汽温度进行调节，保证壁温和蒸汽温度不超过额定值。
1.2.4锅筒压力升至0.2~0.3时，热工冲洗仪表管。
1.2.5锅筒压力升至0.3~0.5时，对各承压部件的连接螺栓进行热紧螺栓工作。
1.2.6锅筒压力升至0.5～1.0时，进行一次定期排污。
1.2.7锅炉升压，升温的速度,应按运行规程的规定执行。
1.3带负荷12月9日15:
汽轮发电机冲转、并网后，锅炉应根据汽机的要求，调整给煤量和风量稳定燃烧，维持汽温、汽压的稳定。
1.3.1负荷的调整通过改变给煤量和风量来完成。
1.3.2用给煤量和一次风量控制床温在790℃～920℃的范围内。
1.3.3当一次风量开到相当于满负荷总风量的40%时，继续升负荷，则应启动二次风机，用二次风控制总风量。
1.3.4满负荷时一、二次风量比约为60：
40。
1.3.5维持炉室出口负压-20。
布风板压差不得大于5002O，或小于2002O。
1.3.6保持一次风室内的风压在8000~9000±
500范围内。
2、汽机启动负责人：
徐德东
2.1启动要求：
蒸汽温度：
＞250℃压力＞2.5
2.2检查机组各轴承回油是否正常，冷油器出口油温不高于35℃。
确认准备工作完成后，汽机挂闸；
调门全开。
12月9日15:
2.3投入有关汽机保护：
汽机转速超速停机、轴向位移大停机、回油温度超限停机、轴瓦温度超限、推力瓦温度超限、润滑油压低停机、紧急停机、伺服油压低停机。
12月9日15:
2.4缓慢开启主汽门，转子冲动后立即关回，保持一定转速，检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常响声。
当转速超过盘车齿轮脱开，电机停转，手柄锁住。
2.5一切正常后，将转速保持在300-500，暖机20-30分钟，注意各轴承及各部位的膨胀、振动情况。
随时监测
2.6当轴承进口油温高于40-45℃时，将冷油器投入运行，冷油器出口油温保持在35-45℃。
根据现场
2.7低速暖机后，确定机组正常，可逐渐开大主汽门，将转速升到1000-1200,保持60-90分钟。
再次检查：
a.油温、油压、油箱油位。
b.各轴承的温度及回油情况。
c.油泵的工作情况。
d.汽轮机各部位的膨胀情况。
e.上、下半汽缸的温差，应不超过50℃。
2.8一切正常后，即可迅速而平稳地越过临界转速（2081），然后以300的速度升速，当调节器开始动作后，全开主汽门（开足后将手轮关回半转），操作同步器手轮调整转速至额定转速。
2.9达到额定转速后检查及调整：
a主油泵进/出口油压
b安全油压；
c轴承油温及润滑油压；
d轴承振动;
e控制升速、降速是否平稳；
f使各保安装置分别动作，主汽门、调节汽阀、是否迅速关闭；
g可按下表进行升速及暖机
内容
时间（）
冲转到500,听声并检查
20-30
升速至1200
10
1200暖机并检查
60-90
升速至2400
2400暖机并检查
40
6
升速至3000
7
3000检查
2.10达到额定转速后,完成下列各项试验：
a手动及远方停机试验。
b主油泵切换高压启动油泵试验
c主汽门严密性试验。
d高压调节汽门严密性试验。
e超速试验危急保安器试验
f电气完成发电机空载特性试验。
g并网试验。
h机组惰走试验。
i.危急遮断器动作试验。
j汽机带负荷试验。
2.11机组带热负荷:
1）运转正常后，按规定作各部套试验并作全面检查，一切正常后，即准备并网和接带负荷。
2）并入电网后立即带0.6电负荷，停留10，再以0.24的速度增负荷至3，停留10，以0.3的速度增负荷至6，停留8，仍以0.3的速度增负荷至12。
3）机组的汽轮机按电负荷运行（不并电网），投入热网，背压为不可调的。
与电气分场作好联系，准备带负荷。
带负荷时严格监视汽轮机转速，调节系统调整汽轮机转速为额定值。
4）汽轮机按热负荷运行（并电网）
5）将汽轮发电机组并入电网。
带上25%的负荷，严密注意汽轮机背压，对于采用向空排汽阀放空来启动的程序，此时可逐渐打开排汽管道闸门而将向空排汽阀逐渐关闭。
并适当关小减温减压器的阀门（注意电负荷不能降为零）
6）调节系统控制根据热负荷控制调节汽阀开度，电负荷随热负荷变化。
7）在高负荷运行过程中应严密监视汽轮发电机组运行情况，防止超负荷运行。
8）注意调整前后汽封的漏汽量使漏出的蒸汽仅为微量。
9）负荷的变化速度为每分钟5%设计负荷为宜，且变化应均匀。
10）在负荷增加过程中，注意轴承油温，回油温度不应超过65℃
11）电负荷和热负荷不允许同时增加。
12）减负荷和加负荷的速度一样。
6、工艺指标负责人：
当班值长
项目
极限值
外供汽
温度
℃
300±
汽轮机排气330
压力
0.9±
0.08
减温减压310
锅炉
主蒸汽温度
485±
510
1020
主蒸汽压力
5.29±
0.0490.098
0.0980.294
汽机
470±
1015
1820
4.9±
0.200.29
4.9＋0.49
除氧
104±
溶解氧
20
（备）用机组启动时的水、汽质量标准
电导率（25C）
≤1.00
≤20
≤60
≤50
≤15
锅炉启动时给水质量
≤5
≤100
≤40
二、安全措施及注意事项负责人：
熊海荣
1调试全过程各有关人员均应在场，统一指挥，以确保设备运行的安全。
2各类人员在调试现场必须严格执行《安规》、《运规》及现场有关规定，确保现场工作安全，可靠地进行。
3运行人员必须严格按《运行规程》进行操作，精心监盘、调整，应定期对锅炉设备及系统进行检查，如发现有异常情况应及时正确处理和汇报。
4现场进行设备消缺，必须得到运行人员的同意、许可，并做好必要的安全措施。
（一）凡属运行系统及设备，除运行人员操作外不得擅自操作。
现场除试运有关人员外其他人员应远离运行操作区，任何情况不得影响运行人员的操作与监视。
（二）设备及系统的检修要执行工作票制度。
工作人员采取断电、系统隔离及放水、放汽泄压等安全措施后，方可进行相关的操作。
（三）试运行中，运行人员应正确操作、调整。
其他人员应按各自职责进行巡视、检查，以便能及时发现运行异常情况，及时汇报，迅速采取处理措施。
（四）整个启动过程应严格管理，统一指挥，明确分工，各负其责，杜绝一切人身、设备、工艺事故。
三、要求
（一）各专业严格按照以上规定做好开车准备工作，若有异常情况，及时向指挥部、领导小组汇报。
（二）各专业应按计划逐步开机，避免误操作，值长负责具体开机调度。
（三）设备启动中严格按照《安全操作规程》操作，水质化验严格按照要求取样分析。
（四）其他未尽事宜以值长通知为准。
升级会员 