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1、1机组启动三项措施编制：初审：审核：批准：2009年5月07日为了确保1机组安全、顺利的进行启动，根据设备的状况，结合现场实际条件，特制定如下措施。1. 组织措施：1.1. 机组检修后的启动在值长统一指挥下进行，机组启动时发电部主任、副主任必须到现场，各专工及时到现场监护操作。1.2. 机组启动前值长提前通知技术支持部主任，做好值班安排，热控及检修维护人员必须在现场值班，保证及时消缺，避免延误开机时间。1.3. 根据现场情况，若有必要时，发电部安排好加班人员；准备好启动工具和安全用具，保证机组启动顺利进行。1.4. 值长在开机前应加强与省、地调的联系，并安排好机组启动操作人员，做好开机前的各项
2、试验和准备工作。2. 安全措施：2.1. 锅炉本体及烟气系统所有检修工作结束送电正常后，进行锅炉流化质量及临界流化风量试验，确定最小临界流化风量，以此做为点火风量的依据。2.2. 锅炉点火前应检查油枪雾化良好，打火正常，油系统无漏油现象；锅炉点火前启动前先启动供油泵燃油系统打循环，调整炉前油压在2.02.5MPa，油温保持在2040。2.3. 机组启动初期，应尽可能保持较小的一次风量和锅炉总用风量，以减少热量损失，缩短启动时间，但去布风板的一次风量不得低于最低流化风量，锅炉开始投煤时可适当增加一次风量。2.4. 机组低负荷运行时应根据床温变化情况切换给煤机，保持两侧床温偏差和炉膛出口两侧烟温差
3、小于30，应尽可能保证床温稳定上升。严格控制各点床温不高于930，否则应加强调整，锅炉加负荷过程中允许部分床温点在930950之间变化，但床温在930950之间运行超过1小时，或炉膛任一处床温上升较快超过950时，应适当加大下二次风量或减少给煤量，使床温尽快恢复到正常范围。2.5. 在投煤过程中出现下列情况时，应对炉膛结焦的可能性高度重视，并积极采取措施：给煤机故障或其它原因，造成大量的煤进入炉膛未完全燃烧，引起床温的持续下降和床压的快速升高；炉膛发生剧烈爆燃时，应根据情况果断停止风机，待床温下降到较低时，检查炉内情况，必要时重新置换床料；发现个别床温高于950且持续上升时；床压持续上升或下降
4、，床压与风室压力差不断增加或可能一致时；增减给煤量，床温、床温变化率、氧量、汽压、蒸发量等参数反映不明显时均是结焦的征兆。2.6. 点火过程中应严格控制好汽包水位，严防锅炉发生满、缺水事故，锅炉进水时关闭省煤器再循环门，不进水时打开再循环，防止省煤器烧坏，严格控制汽包上、下壁温差小于50。2.7. 锅炉投油期间要加强对点火燃烧器的检查、调整，保持油枪雾化良好，严格控制点火风道出口混合烟温不高于900，防止风道烧红变形。当发现炉内流化、着火不好时，应及时调整一、二次风量或停止给煤机，必要时降低机组负荷。2.8. 汽轮机冲转时锅炉应保持汽温、汽压稳定。冲转时，主蒸汽压力控制在1.0MPa，主汽温度
5、250（有50以上的过热度），再热蒸汽250，主、再热蒸汽温差控制在20以下。2.9. 汽轮机启动过程中，投入旁路系统时，应注意高压缸排汽压力与级旁路后压力的保持等于或大于2：1的比例，过低时会发生高压缸排汽受阻，高压缸由于鼓风摩擦而过热。2.10. 机组启动过程中应严格按照升温升压曲线进行：主蒸汽温度升温速度控制在11.5/min，再热蒸汽温度升温速度不大于2.0/min，主、再热蒸汽压力升压速度控制在0.020.05MPa/min，任一管壁温度、上下缸温差、法兰内外壁温差及温升率不得超过规程规定值。2.11. 点火后期，要加强对炉膛上部出口温度、返料器灰温、烟道各处烟气温度等的监视，辅助判
6、别炉膛内燃烧、流化工况好坏，严防锅炉发生烟道二次燃烧。2.12. 启动过程中发现汽缸膨胀缓慢应延长暖机时间，严禁强带负荷，防止汽轮机胀差大跳机。在任何状态下，高压胀差不得超过6、3mm，低压胀差不得超过7、4mm。启动过程中严密监视胀差，若上升速度较快时应停止升温，在稳定的参数、负荷下暖机，直到胀差稳定并回复。机组定速后主汽温度应小于350，升温、升速速率应视胀差变化决定，但速率不得超过规程规定值。2.13. 严格监视各轴承振动正常，在中速之前振动不得超过0.03mm，通过临界转速时，轴承振动不得超过100um，轴振不大于254um，否则立即打闸停机，严禁强行通过临界区或降速暖机。轴振值在80
7、um内为良好，在125um内可以运行，超过254um时立刻打闸停机。2.14. 严密监视汽轮机内部声音，各轴承温度、回油温度应正常。2.15. 升速及暖机过程中，注意排汽装置水位应正常，启动过程中联系化学化验凝结水水质，若硬度不合格则不予回收，待水质合格后开启凝结水至除氧器门，关闭凝结水放水门，回收凝结水。2.16. 升速及暖机过程中，严格监视轴向位移的变化，使其保持在正常范围内。给水泵运行后，及时投入高加汽、水侧，高加随机启动。注意推力轴承各瓦钨金温度小于95，支持轴承钨金温度小于95，各轴承回油温度小于65，各轴承进油温度在3842。2.17. 此次开机定速后按规程规定做喷油试验。2.18
8、. 升压操作的一般规定：发电机转速必须达到3000转/分稳定后，方可升压；发电机升压时,定子三相电流应接近于零；在升压、并列和加负荷过程中,发电机各部件温度应正常；升压过程中，如发电机电压失控，定子有电流，应立即断开MK开关；发电机升压过程中，检查励磁电流、电压是否正常，如不正常，应立即停止升压，查明原因后方可继续操作。2.19. 发变组的同期并列应符合下列条件：发电机周波与系统周波一致；发电机电压与系统电压一致；相位、相序相同（检修后必须核对相序）。2.20. 发变组并列应采用自动准同期方式，自动准同期装置异常时，才可用手动准同期方式并列。2.21. 并列及带负荷过程中，要严格按照机组升温、
9、升压曲线控制汽温、汽压。在增负荷及暖机过程中，注意轴向位移、胀差、汽缸膨胀情况，并严格监视各轴承温度，应保持油温、油压、回油温度在正常范围内。2.22. 注意检查除氧器、排汽装置、高、低加水位在正常范围内；润滑油温保持在3845之间，EH油温3254之间；机组真空稳定后投入机组低真空保护。3. 技术措施：3.1. 启动前的检查3.1.1. 盘车连续运行时间不低于4小时。3.1.2. 机组启动前10小时必须投入发电机加热装置。3.1.3. 确认DCS及DEH工作正常，CRT显示与实际状态、表计显示相符。检查各动力联锁未投入，测绝缘合格并送电；各电动门送电并试验良好，开关正常，DCS系统必须保证各
10、辅机能正常切换。3.1.4. 各电动、气动执行机构分别送电及接通电源、气源；控制盘台上仪表、音响显示盘及操作器送电，各电动机测绝缘合格，送上电源。3.1.5. 对机组的所有设备进行全面检查，设备系统完好，仪表齐全，现场清洁，照明充足，保温良好，检查各阀门位置正确。3.1.6. 检查各人孔门、看火孔完整良好，并关闭严密；各烟、风挡板及传动机构开关灵活，方向及开度指示正确，检查后处于正确位置；各膨胀指示器完好，刻度清晰，并记录初始值；各部位保温和支吊架完好；各操作平台、楼梯、设备周围无杂物，通道畅通，照明充足。3.1.7. 除灰、除渣系统达到投运条件。3.1.8. 就地水位计清晰，正常水位线与高低
11、水位线的标志正确。3.1.9. 检查低压缸喷水冷却装置能否正常工作，并作投入试验。3.1.10. 机组启动前，所有抽汽止回阀和高排逆止门必须进行联动试验，检查各阀门操纵装置和抽汽止回阀的动作是否灵活、可靠，不允许有任何卡涩现象。3.1.11. 检查调节、保安系统各部套动作平稳、灵活、无卡涩，突跳或摆动现象。3.1.12. 开机前试验完成。3.1.13. 联系化学准备充足除盐水及工业水，并保持疏水箱高水位。3.1.14. EH油油温不低于20。3.1.15. 仪用压缩空气压力正常。3.1.16. 发电机、励磁变、主变、高厂变、封闭母线及有关一、二次设备完整良好，符合运行条件。3.1.17. 机变
12、主开关及出口刀闸均在断开位置。3.1.18. 发电机滑环清洁，电刷及引线（包括轴电刷）完整良好,无接地、短路现象。3.1.19. 主开关气压、液压正常，仪表保护及信号装置良好，具备投运条件。3.1.20. 发电机的冷却风路系统必须密封良好，空冷室无杂物，地面清洁；冷却器无漏水及结露现象。3.1.21. 启动前发电机、变压器绝缘电阻的测量3.1.22. 发变组绝缘电阻用2500V摇表测量，其阻值每千伏不低于13.8M，但测量值不得低于前次测量的1/31/5,吸收比60/151.3，否则，应查明原因，予以消除。3.1.23. 发电机转子绕组，对地绝缘电阻用500V摇表测量，其值不得低于10M。3.
13、2. 锅炉点火前操作3.2.1. 检查辅机冷却水系统，保持压力正常。3.2.2. 检查空压机系统运行正常。3.2.3. 锅炉上水：上水至点火水位（-50mm），化验水质是否合格，炉水不合格应放掉重新上水。3.2.4. 投入炉前油系统：启动供油泵，调整供油压力，保持炉前油压2.02.5MPa，开启炉前来回油联络门，燃油打循环，打开各油枪及炉前来回母管各手动门。3.2.5. 检查主油箱油位正常，启动交流润滑油泵，维持润滑油压0.10.02MPa，对润滑油系统进行油循环，排出系统中的空气，同时观察各轴承回油管中回油的流动和温升情况。回油管中油位应处于半充满状态。全面检查油系统无泄漏。冷油器出口油温油
14、压是否正常。3.2.6. 顶轴油泵入口油压0.05MPa时，启动一台顶轴油泵，检查汽轮机各轴承顶轴油压正常。3.2.7. 开启盘车装置进油门，启动盘车装置，检查盘车电流正常，检查并记录转子偏心度，同时应监听通流部分有无摩擦声；机组冷态启动时连续盘车不小于4小时。3.2.8. 开启除盐水补凝结水热井门补水至800mm，联系化学化验凝结水水质是否合格，若不合格应予以换水。3.2.9. 进行低加及轴加多级水封注水。3.2.10. 投入辅助蒸汽系统，开启轴封管道疏水阀进行暖管，准备向轴封供汽，注意检查排汽缸温度不应超过规定值。可适当投入低缸减温水。3.2.11. 依次启动两台高压流化风机。3.2.12
15、. 顺控启动引风机，调整风机液偶开度，保持炉膛出口负压为0-50Pa。3.2.13. 顺控启动一次风机，全开A、B侧一次流化风总门、点火风道矩形风门及油枪点火风门，开启播煤风机旁路门，调整一次风机入口调整门，保持一次流化风量略大于最低流化风量，保持炉膛负压5050Pa。3.2.14. 保持一次流化风量13万Nm3/h(开启播煤风时)，调整炉膛负压在5050Pa。3.2.15. 检查主、再热蒸汽管道、高排及汽缸所有疏水开启。3.2.16. 锅炉投粉后及时投运二次风机。3.3. 锅炉点火后的操作3.3.1. 根据锅炉水位情况启动给水泵，关闭省煤器再循环门，用给水旁路控制上水，保持汽包水位正常，不上水时开启省煤器再循环门。3.3.2. 当锅炉床温450可向炉膛试投煤，达到连续投煤条件后，可依据升温升压曲线，以较小的给煤量用同样方法依次对称投入其余给煤机，根据汽温情况投入减温水。3.3.3. 启动真空泵抽真空：检查汽水分离器水位应正常，根据情况可启动12台。3.3.4. 进行发电机并列前倒闸操作。3.3.5. 向轴封供汽。3.3.5.1. 用启动炉向辅汽母管向轴封供汽，调整调节阀，要求汽封母管压力0.1MPa，温度120140。3.3.5.2. 高、低压汽封
