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1、600MW机组启动评价分析报告一、 机组启动前策划：1、 机组启动情况项 目内 容机组编号一号机组并网时间2015年02月16日 时启动方式冷态 温态一 温态二 热态 极热态启动次数本年度第（1）次启动上次停机原因机组停机临检启动前状态启动前停运时间（168）小时；启动前主要参数：主再汽压力 MPa，主汽温度 ，再热汽温 ，调节级金属温度 。人员安排当班运行人员安排：值别：单元长：主值班员： 副值班员： 巡检员：机组正常启动相关人员到位：发电部： 生技部： 安监部： 维护部： 检修公司热工分公司： 2、 机组启动时间进度控制序号节点项目时间计划实际时间影响启动进度分析开始时间完成时间开始时间完
2、成时间1凝结水系统冲洗15日13时00分15日14时30分2除氧器上水及冲洗15日14时30分15日15时30分3除氧器加热15日15时30分15日16时30分4锅炉上水15日16时30分15日19时00分5机组冷态冲洗时间15日19时00分15日22时50分。6锅炉点火（含风机启动时间）15日22时50分15日23时50分7机抽真空15日23时50分16日01时00分8锅炉热态冲洗时间16日01时00分16日04时00分9锅炉升温升压时间16日04时00分16日05时30分10汽机冲转至汽机定速16日05时30分16日05时45分11汽轮机充油压出试验16日05时45分16日06时00分11
3、机组并网16日07时30分16日08时00分12并网至负荷240MW16日08时0016日10时00分13负荷280MW解油投入CCS16日10时00分16日11时00分3、 机组启动过程注意事项：A本次机组停运系统或设备变化情况提醒1. 将捞渣机水封水温度测点、捞渣机液压站压力测点恢复，启动后注意其正常范围内变化。2. 本次停炉对脱硫增压风机进行检修，启动引送风机、增加风量加强同脱硫值班人员的联系，同脱硫值班人员配合操作，调整好炉膛负压，保证锅炉燃烧稳定。3. 本次停炉对A、B一次风暖风器漏泄进行处理。投入A、B暖风器时，严格执行操作票。防止暖风器发生结冻及漏泄情况的发生，投入暖风器后，及时
4、调整暖风器供汽压力，保证暖风器疏水温度及一、二次风风温，同时保证各暖风器疏水温度差不大于20。4. 启动引风机润滑油站时，分别进行润滑油泵轮换，防止备用润滑油泵不能正常工作5. 本次停炉，对炉侧热工测点进行防冻放水。机组启动前，及时联系热工投入各热工测点。加强对热工测点的监视，发现异常时，及时联系热工人员进行调整。6. 燃烧器乏气风管喷口进行更换，停磨时或磨煤机故障跳闸后 及时对一次风管进行管道吹扫，防止乏气风管存粉。7. A汽泵再循环调门进行检修处理，启动汽泵组过程中，注意汽泵组流量变化。8. 本次对四抽供除氧器逆止门进行解体检修，机组启动过程中应加强监视四抽温度的变化情况。9. 本次对凝汽
5、器收球网的空洞进行了修补，投入胶球清洗装置后应检查胶球的收球率。10. 停机期间对2、3号高加管系漏点进行了补焊处理，投入高加前要对其打水压试验，高加通水过程中严格控制水侧温升不大于50，避免高加管系再次发生漏泄；投入抽汽加热时应严格控制给水的温升速度。11. 本次机组停运后偏心仍然较大，启动前应对主油泵端部小轴弯曲检测值比较，机组升速过程中应加强对机组振动变化趋势监视，根据变化趋势适当增加低速暖机时间。12. 本次停机对发电机氢冷器漏氢进行了处理、对水电接头漏氢进行了检查，注意对发电机氢压进行监视，检查漏氢监测装置漏氢情况，检查检漏计油水情况，发现漏氢按1号发电机漏氢风险控制措施执行。13.
6、 本次停机对主汽门关闭线至发变组逆功率保护线进行了处理，注意检查直流运行情况，发现接地，及时联系设备管理检查逆功率保护线，执行保护投退单，退出程序逆功率保护和逆功率保护压板。14. 逻辑变更情况：14.1、重新修改的内容14.1.1、进氨快关门开启条件：a、取消脱硝反应器进出口压差0.6MPa，保留氨气混合器入口压力0.15MPa；14.1.2.3取消反应器进口烟温420（3取2），改为报警；14.1.2.4暂修改反应器出口烟温311（3取2） 定值为300，待停机系统导流改造后重新确定；14.1.2.5取消反应器进出口差压0.8kPa kPa（延时5秒），改为报警；14.1.2.6取消反应器
7、出口NH3逃逸5ppm（延时5秒），改为报警；14.2、修改后脱硝系统联锁保护逻辑14.2.1、脱硝系统启动条件：a. 任一稀释风机启动，且每侧稀释风量3500Nm3/h； b. 反应器进口烟温420（3取2）；c. 反应器出口烟温320（3取2）；d. 氨气混合器入口压力0.15MPa；e. 氨泄漏监测仪50ppm；f. 无锅炉MFT；g. 任一引风机运行。14.2.2、脱硝进氨快关阀、脱硝进氨调节阀保护“关”条件：a. 锅炉MFT动作；b. 稀释风机均停止延时5秒；c. 稀释风流量3000Nm3/h，延时3秒（本侧）；d. 喷氨量与稀释风量之比7%；（本侧A侧喷氨流量（10HSJ10 CF
8、101）（标态）比A侧稀释风流量（10HSG10 CF101）（标态）之比大于7%） 延时3秒；e. 反应器出口烟温300（3取2）； f. 气氨入口压力0.15Mpa ，延时3秒 ；g. 氨气监测氨泄漏（50ppm）（延时3秒）；h. 本侧空预热入口挡板均关闭（开位取非）。15. 本次停机检查屏式过热器存在结焦情况，运行中适当控制一次风速，按要求定期吹灰。B上次启机过程中发现的问题及预控措施。锅炉侧：1. 环境温度低，各油站温度低。预控措施：提前将油箱加热器投入运行，将油温加热至正常。A、 B引风机启动时轴承振动大。预控措施：A、B引风机启动后应快速开启静叶，振动有所下降。2. 辅汽系统管路
9、长，疏水量较大，各系统暖管时间较长。预控措施：提前将辅汽系统进行疏水并将各系统进行暖管。3. 锅炉点火初期炉膛温度低。油枪点火火后，燃烧着火不好。预控措施：投油前，对油枪进行充分的吹扫；投入油枪前，将准备投入的燃烧器内、外二次风挡板拉杆调整至最大开度，减少二次风旋流扰动，保证油枪投入初期着火稳定。启动一次风机磨煤机通风时，投入的油层对应磨煤机不进行通风，此时一次风温低，风速高，会影响该层油枪着火的稳定性，需与启动磨煤机投粉时逐渐将二次风挡板调整至正常运行位置。4. 等离子插板门缺陷多。预控措施：投入等离子前，联系制粉及热工人员到现场待命。5. B磨煤机等离子分叉管漏粉严重，喷口结焦，本次停机对
10、等离子分叉管挡板进行检查，发现分叉管板挡板位置错误，本次利用检修期间进行改正。汽机侧：1、机组冲动过程中，记录顶轴油、主机测振工作执行的不认真，记录不全，冲转时应关注机组振动及轴承温度情况。预控措施：机组冲动前单元长安排好人员，分工明确，由专人负责。2、汽轮机大轴的偏心值超标，#1瓦轴振较大。预控措施：冲动前应注意监视偏心值，冲动后加强对各轴瓦振动的监视，并对各瓦进行听音检查（重点对#1、2、3瓦轴振监视及前箱听音检查）。汽轮机冲转过程中，当转子转速在13002000 rpm之间时，冲转升速率采用500rpm/min。3、高压旁路阀头冲刷损坏，启动投旁路时直接开启至15%，100MW负荷，先将
11、机组投入机跟随（TP）控制方式，然后逐渐关闭高旁，注意分离器水位变化（关闭高旁前应将分离器水位适当提高）。注意：不允许高旁在15%开度以下长时间停留，防止冲刷损坏。4、在汽轮机中速暖机过程中，由于阀门开度较小，汽轮进汽量小，缸温上升速度较慢。控制措施：通过调整低压旁路降低再热器压力至0.5MPa，并降低真空，以增加汽轮机暖机时的进汽量，尽力缩短中速暖机时间。5、小机启动操作准备工作不到位，暖管、暖机时间滞后，暖机不充分造成冲动时振动大跳闸。控制措施：严格按照启动操作票要求进行操作，并做好操作前准备，小机冷态暖机时间不少于40分钟，温态不少于20分钟，升速率100rpm。6、启动过程中辅汽压力低
12、，无法满足轴封供汽、小机供汽。控制措施：在冷再压力高于辅汽压力时，应提前对冷再至辅汽管路进行暖管、尽早投入冷再至辅汽联箱供汽，保证辅汽压力不低于0.60Mpa。8、高低压加热器投入缓慢。控制措施：机组启动前做好高、低压加热器投入前的准备工作，机组2000r/min暖机期间或并网后投入加热器的操作应紧凑。同时注意高加疏水管路振动情况。C启动过程的关键点、操作注意事项及启动过程中风险点预控分析、提示。1、锅炉启动一次风机、送风机时，提前2小时暖风器进行缓慢预热。防止暖风器冻结，锅炉点火前，立即投入空气预热器连续吹灰，直至断油为止。2、油系统恢复后检查油系统无泄漏，锅炉点火投入油枪时，就地要有人检查
13、油角阀动作、燃油雾化、油枪着火等情况。防止燃油雾化、着火不良造成可燃物在炉内聚集。同时检查油层是否有外漏点，防止造成火情。3、投入锅炉等离子装置点火前，对B磨煤机进行充分暖磨，时间不少于10分钟，投粉后各粉管一次风速（保持1618m/s）, B磨煤机出口温度保持60以上。等离子装置点火启动，若在10分钟之内各喷燃器未见火，应停止给煤机运行，进行磨煤机及炉膛吹扫10分钟后，再重新投入给煤机运行重新点火。4、投入制粉系统前，必须确认该层油枪（或等离子点火器）全部着火并稳定，同时确认投粉后着火正常。5、启动磨煤机前，调整锅炉炉膛负压在200Pa。6、严格按照启动曲线控制升温速率，炉水温度100，一般
14、温升率1.0/min，炉水温度100，一般温升率1.5/min，并监视炉本体各处膨胀均匀。7、锅炉升温、升压及机组升负荷过程中，要严密监视锅炉各受热面管壁温情况，防止因升速过快而造成管壁超温。8、注意对汽水分离器水位控制在3米以下，中间隔墙温度高于汽水分离器出口温度10以上。严格执行防止600MW机组启停过程中主再热蒸汽温度急剧下降的技术措施。9、锅炉启动过程中主汽一、二级减温器及再热器减温水投入后，派专人监视调整，按要求值控制。10、锅炉点火启动后及时关小未投入运行喷燃器各层风箱二次风门，保证投入运行喷燃器二次风量充足，并监视二次封箱压力正常及火检情况。11、机组冲动前，应进行低油压联启油泵试验，如不合格禁止启动。12、在投入旁路过程中，高压旁路投减温水时一定要注意高旁出口温度变化及再热汽温变化，防止大量减温水投入，造成再热汽温急剧下降；旁路系统投入后，监盘人员加强对旁路出口温度等各参数在允许范围内，避免出现旁路退出关闭情况发生。13、机组
