JZ0171机组冷态启动操作卡讨论板.docx
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JZ0171机组冷态启动操作卡讨论板
操作任务:
#机组冷态启动操作卡
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操作结束时间
序号
操作内容
依据标准
操作时间
执行情况
1
对照机组启动前检查卡确认机组各项检查正常,具备启动条件。
机组启动检查卡
2
负荷电源送电操作(冷备转热备)
2.1
将#锅炉引风机、一次风机、二次风机、高压流化风机、密封风机由冷备用转热备用
电气操作卡
2.2
将(#和#)给水泵由冷备用转热备用
电气操作卡
2.3
将三台空压机和两台冷干机电源送电
电气操作卡
2.4
将(#和#)循环水泵电源送电
电气操作卡
2.5
将#机三台凝结水泵电源送电
电气操作卡
2.6
将#机高压油泵、低压润滑油泵、直流润滑油泵电源送电
电气操作卡
2.7
将两台工业水泵电源送电
电气操作卡
2.8
将两台消防水泵、两台消防系统稳压泵电源送电
电气操作卡
2.9
将#机两台射水泵电源送电
电气操作卡
2.10
将#机油箱排烟风机、轴加风机电源送电
电气操作卡
2.11
将#机盘车电源送电。
电气操作卡
2.12
将(#和#)机力冷却塔(#和#)冷却风机电源送电
电气操作卡
2.13
将两台疏水泵电源送电
电气操作卡
2.14
将胶球清洗泵电源送电
电气操作卡
2.15
将两台除盐水泵电源送电
电气操作卡
2.16
将点火油泵电源送电
电气操作卡
2.17
将#锅炉两台冷渣机和链斗输渣机电源送电
电气操作卡
2.18
将上料皮带、料仓活化电机和炉前给料机(一、二级)电源送电
电气操作卡
3
部分辅助系统启动和机组启动前的试验
3.1
进行各系统阀门传动试验。
各系统阀门传动卡
3.2
启动工业水系统运行。
工业水系统启动操作卡和联锁试验卡
3.3
启动消防水系统运行。
消防水系统启动操作卡和联锁试验卡
3.4
根据工业消防水池水位启动取水系统,联系化学值班员投入一体化净水器运行。
一体化净水器启动操作卡
3.5
启动压缩空气系统运行。
缩空气系统启动操作卡和联锁保护试验卡
3.6
投入#汽机润滑油系统、盘车装置运行。
润滑油系统启动操作卡和联锁保护(低油压联锁保护试验)试验卡(含排烟风机、盘车装置启动操作卡和联锁保护试验卡)
3.7
凝汽器进水冲洗,投用凝结水系统运行。
凝结水系统启动操作卡(含凝结水泵)和联锁保护试验卡
3.8
除氧器上水,进行给水系统冲洗,启动给水系统。
(确认给水质要求达到:
硬度≤10.0μmol/L、溶解氧≤50μg/L、二氧化硅≤80μg/L、铁≤150μg/L,进水温度为25~70℃)。
除氧器启动操作卡、给水泵启动操作卡、给水泵联锁保护试验卡
3.9
投入#锅炉燃油系统运行,调整油压至1.5Pa~2.0Mpa进行炉前点火油循环。
燃油系统启动操作卡
3.10
锅炉启动前各项试验。
3.10.1
进行#锅炉MFT保护试验。
MFT保护试验卡
3.10.2
进行#锅炉OFT保护试验。
OFT保护试验卡
3.10.3
进行#锅炉引风机联锁保护试验。
引风机联锁保护试验卡
3.10.4
进行#锅炉一次风机联锁保护试验
一次风机联锁保护试验卡
3.10.5
进行#锅炉二次风机联锁保护试验。
二次风机联锁保护试验卡
3.10.6
进行#锅炉高压流化风机联锁保护试验。
高压流化风机联锁保护试验卡
3.10.7
进行#锅炉汽包水位联锁保护试验。
汽包水位联锁保护试验卡
3.10.8
进行#锅炉集汽集箱排气阀动作保护试验。
集汽集箱排气阀动作保护试验卡
3.10.9
进行#炉螺旋给料机联锁保护试验。
螺旋给料机联锁保护试验卡
3.10.10
进行#锅炉螺旋给料机出口气动阀联锁保护试验。
螺旋给料机出口气动阀联锁保护试验卡
3.10.11
进行#锅炉冷渣机联锁保护试验。
冷渣机联锁保护试验卡
3.10.12
进行#锅炉油枪、点火枪推进试验。
油枪、点火枪推进试验卡
3.10.13
进行#锅炉点火枪打火、油枪雾化试验(最低雾化压力Mpa)。
点火枪打火、油枪雾化试验卡
3.10.14
进行#锅炉流化试验、布风板均匀性试验。
(最低流化风量Nm3/h,一次风机电流A,风机挡板开度%)
流化试验、布风板均匀性试验卡
3.10.15
进行#锅炉水压试验。
锅炉水压试验卡
3.10.16
进行锅炉反冲洗水质合格标准为:
炉水外观清澈、铁≤400μg/L),冲洗结束后放水至点火水位(—100mm)并恢复系统。
锅炉反冲洗操作卡
3.11
汽轮机启动前各项试验
3.11.1
进行#机力通风塔联锁保护试验。
机力通风塔联锁保护试验卡、机力通风塔双速风机联锁保护试验卡
3.11.2
进行#循环水泵联锁保护试验卡。
循环水泵联锁保护试验卡
3.11.3
进行#机低压加热器联锁保护试验。
低压加热器联锁保护试验卡
3.11.4
进行#机高压加热器联锁保护试验。
高压加热器联锁保护试验卡
3.11.5
进行#机轴加风机联锁保护试验。
轴加风机联锁保护试验卡
3.11.6
进行#机轴封系统联锁保护试验。
轴封系统联锁保护试验卡
3.11.7
进行#机射水泵联锁保护试验。
射水泵联锁保护试验卡
3.11.8
进行#机真空系统联锁保护试验。
真空系统联锁保护试验卡(低真空保护试验)
3.11.9
进行疏水泵联锁保护试验。
疏水泵联锁保护试验卡
3.11.10
进行#机汽机疏放水系统联锁保护试验。
汽机疏放水系统联锁保护试验卡
3.11.11
进行#机胶球泵联锁保护试验。
胶球泵联锁保护试验卡
3.11.12
进行#机保安系统静态试验。
(应包括:
汽轮机挂闸、就地打闸试验;DEH打闸试验;控制台停机试验;轴位移保护试验;轴瓦、推力瓦温度高保护试验;轴瓦、推力瓦回油温度高保护试验;胀差保护试验;轴瓦振动大保护试验;发电机故障保护试验。
)
保安系统静态试验卡
3.12
电气启动前各项试验。
3.12.1
进行#发电机出口断路器及灭磁开关的分、合闸试验
电气试验卡
3.12.2
进行#发电机出口断路器及灭磁开关的联锁试验
电气试验卡
4
锅炉点火启动操作
4.1
分别投入#锅炉各风机连锁开关、MFT风机保护、炉膛压力保护、汽包水位保护。
4.2
开启#炉布袋除尘两个旁路气动阀门,关闭#炉布袋除尘四个仓室出、入口气动阀门。
4.3
对讲机联系#锅炉引风机就地检查人员确认可以启动引风机,在DCS画面上点击引风机“帮助”按钮,检查引风机具备启动条件。
4.4
启动#锅炉引风机,时分
4.5
调整#锅炉引风机入口挡板,保持炉膛出口压力-50Pa,观察启动电流返回正常,在DCS画面上点击引风机“检查”按钮,检查引风机温度、振动正常,对讲机联系引风机就地检查人员确认各项检查正常。
4.6
对讲机联系#锅炉流化风机就地检查人员确认可以启动风机,在DCS画面上点击流化风机“帮助”按钮,检查引风机具备启动条件。
4.7
启动#锅炉#流化风机时分。
4.8
对讲机联系引风机就地检查人员确认各项检查正常。
4.9
调整#锅炉回料阀松动风室和流化风室手动挡板,使回料阀各个仓室的风量、风压在规定值。
4.10
适当开起#锅炉启动燃烧器火检冷却风门。
4.11
对讲机联系#锅炉一次风机就地检查人员确认可以启动风机,在DCS画面上点击一次风机“帮助”按钮,检查引风机具备启动条件。
4.12
启动#锅炉一次风机时分。
4.13
联合调整#锅炉引风机、一次风机调节装置,保持炉膛负压在-50Pa,观察启动电流返回正常,在DCS画面上点击一次风机“检查”按钮,检查引风机温度、振动正常,对讲机联系风机就地检查人员确认各项检查正常。
4.14
调整#锅炉油枪点火风挡板,保持适当点火风量
4.15
调整#锅炉油枪混合风挡板,保持适当混合风量
4.16
调整#锅炉一次风量,为锅炉临界流化风量
Nm3/h
4.17
#锅炉吹扫,时分。
按锅炉吹扫条件,进行不少于5分钟的吹扫
4.18
调整回油母管电动调整阀,保持油压高于最低雾化压力0.2Mpa左右。
4.19
投入OFT保护。
4.20
在#锅炉点火系统DCS画面上时分启动侧床下燃烧器,检查点火正常,联系就地人员确认点火成功。
(点火不成功要点击吹扫按钮进行吹扫后在重新启动)
《点火油枪启动操作卡》
4.21
在#锅炉点火系统DCS画面上时分启动侧床下燃烧器,检查点火正常,联系就地人员确认点火成功。
《点火油枪启动操作卡》
4.22
投入循环水系统运行。
(随机投用凝汽器、空冷器循环水,冷油器排空气后投入热备用)
循环水系统启动操作卡(含循环水泵)、循环水泵联锁保护试验卡
4.23
打开#锅炉集汽联箱出口电动门和#机来汽电动门。
滑压暖管至#机自动主汽门前。
5
锅炉升温升压至汽轮机冲转(含轴封暖管和投入辅助系统)、投料、退油枪、投除尘器操作。
(锅炉汽包的升压应缓慢平稳,控制饱和温升≦50℃/小时。
锅筒上、下壁温差<50℃。
整个升压过程控制在3~4小时左右,升速要均匀,加强监视,做好记录,要求按以下要求进行控制(饱和蒸汽温升率控制在50℃/h以内):
饱和压力(Mpa)
时 间(分)
0-0.5
65-75
0.5-1.0
45-55
1.0-2.0
40-45
2.0-4.0
30-45
5.1
调整点火油压、混合风量,使油枪燃烧稳定,控制风室温度平稳上升,注意风室温度<800℃,炉内任意烟气侧温度测点的温度变化率均不要超过100℃/h。
5.2
调整#锅炉播料风总风量至Nm3/h
5.3
调整#锅炉密封风总风量至Nm3/h
5.4
在床温升到℃时(根据点火燃料情况适当调整投料温度,原则为高于着火点20℃以上),投料时,进行脉冲投料。
5.5
监视炉膛燃烧情况和氧量变化情况,注意升温速度,总风量不得少于最低流化风量,保证给入的燃料完全燃烧
5.6
注意#锅炉汽包水位,在锅炉进水时应关闭汽包至省煤器入口的再循环门,锅炉连续上水时通知化水值班员对炉内加药。
炉内加药后要求给水指标达到:
硬度≤10.0μmol/L、溶解氧≤50μg/L二氧化硅≤80μg/L、铁≤150μg/L,炉水指标达到:
二氧化硅≤2.0mg/L、PH值9.0-11.0、磷酸根≤5~15mg/L、铁≤400μg/L、电导率<150μs/cm。
不合格加强排污,化水人员要连续分析。
5.7
当汽压上升至0.05~0.1MPa时,冲洗#锅炉汽包水位计,并核对其它水位计指示应与之符合。
5.8
再次检查主蒸汽系统中各疏水阀,确认其处于开启位置
5.9
当汽压升至0.25~0.35MPa时,依次进行#锅炉水冷壁下联箱排污放水,注意汽包水位。
5.10
当汽压升至0.3MPa时,通知维护人员热紧#锅炉法兰,人孔及手孔等处的螺丝
5.11
当汽压升至0.3MPa--0.5MPa时,检查#锅炉本体膨胀情况(如发现有膨胀不正常时,必须查明原因并清除不正常情况后方可继续升压),并通知热控人员冲洗#锅炉各取样表管。
5.12
当锅炉汽包水位降至-100mm时,再次检查凝汽器热井水位指示在1/2和2/3之间,除氧器在正常水位。
5.13
关闭省煤器再循环电动阀门,启动#给水泵,上水至汽包水位+50mm。
停止上水,打开省煤器再循环阀门。
(给水水质标准:
硬度:
≤10.0umol/L;溶解氧:
≤50ug/L;铁:
≤150μg/L;二氧化硅:
≤80μg/L,8h内应达到正常标准)。
《给水泵启动操作卡》《给水泵停运操作卡》
5.14
当汽压升至1MPa时,通知热工投入#锅炉差压水位计;定期排污一次,并投入连续排污系统;通知化学进行蒸汽品质化验,若蒸汽品质满足要求,可继续升压,否则应加强排污。
5.15
微开主蒸汽至均压箱减温器进汽门,对均压箱暖管,注意压力保持在0.003-0.03Mpa,温度在150℃-200℃。
5.16
检查#锅炉本体膨胀情况(如发现有膨胀不正常时,必须查明原因并清除不正常情况后方可继续升压)
5.17
汽压升至1.5MPa时,稳定压力,对#锅炉机组进行全面检查,如发现不正常现象,应停止升压,等故障消除后继续升压
5.18
根据燃烧情况,当#锅炉床温在650度左右,
时分,停侧油枪运行,时分,停侧油枪运行。
5.19
切换一次风至主路运行。
5.20
根据料层厚度(料层差压控制在8.5KPa-9.5KPa之间)、时分投入输渣系统运行。
《链斗输渣机启动操作卡》、《冷渣机启动操作卡》
5.21
#锅炉油枪停运后,当空气预热器出口烟气温度大于120℃,打开布袋除尘器出、入口气动阀门,关闭两侧旁路气动阀门时分投入布袋除尘器运行,时分投入输灰系统。
《布袋除尘器及仓泵启动操作卡》
5.22
在DCS控制界面上启动#机#射水泵。
《射水泵启动操作卡》
5.23
向#机轴封送汽,启动轴加风机运行。
检查前、后轴封压力、温度正常。
《真空系统启动操作卡》
5.24
投用#机轴封加热器。
《轴封系统启动操作卡》
5.25
微开#机真空破坏门,控制真空在-61Kpa至-80Kpa之间。
5.26
在DCS控制界面上启动#机高压油泵,停止#机交流润滑油泵。
《高压启动油泵启动操作卡》、《交流润滑油泵停运操作卡》
5.27
再次检查确认下列保护投入:
1、轴向位移保护;2、轴承温度高保护;3、胀差大保护;4、电超速保护;5、润滑油压低保护;6、轴承振动保护。
5.28
压力升至2.0MPa,260℃以上(或60℃以上的过热度)进行一次#锅炉全面检查,化水人员确定蒸汽品质达到二氧化硅≤80μg/L;纳≤50μg/L;电导率≤3μs/cm。
5.29
检查#发电机在冷备用状态后,将#发电机由冷备用转热备用。
《发电机由冷备用转热备用操作卡》
6
汽轮机冲转操作(汽轮机启动过程中、锅炉升温升压应严格按照升温升压曲线进行控制)
6.1
检查汽轮机冲转前应具备下列条件:
主蒸汽温度:
320℃以上;主蒸汽压力:
2.5MPa以上;真空值:
-0.061MPa以上;润滑油压:
0.08MPa以上;上下缸温差小于50℃;各轴承回油正常,润滑油温不低于25℃。
蒸汽品质标准:
二氧化硅:
≤80μg/L;钠:
≤50μg/L;电导率(氢离子交换后,25℃):
≤3.0μS/cm。
6.2
开启#机低压加热器水侧进出口门,关闭旁路门,随机投用#机低压加热器。
《低压加热器启动操作卡》
6.3
在DEH控制画面中点击“转速控制”按钮,点击“挂闸”进行启动挂闸(也可以在就地用复位按钮挂闸),检查自动主汽门开启,调速汽门关闭严密。
6.4
在DEH控制画面中点击“摩检”确定进入“摩检”“摩检投入”灯亮,机组开始以100r/min的升速率升速。
(需核实)
6.5
当转速高于盘车工作转速时,电动盘车装置应手动停机。
6.6
到达500r/min时自动关闭高压调门,“摩检进行中”指示灯亮,稳定5分钟,全面检查机组正常,将“摩检”选择“NO”退出摩检,高压调门重新开启。
6.7
在DEH控制画面中点击“转速控制”按钮,将转速目标设定为400r/min,设定升速率为100r/min,点击“进行”键升速。
转速维持400r/min暖机10分钟,对机组进行全面检查。
6.8
汽压升至3.0MPa时,#锅炉定期排污一次。
6.9
检查#锅炉本体膨胀情况(如发现有膨胀不正常时,必须查明原因并清除不正常情况后方可继续升压)
6.10
用凝结水排地沟门与凝结水再循环调整凝结水压力、凝结器水位。
6.11
全面检查正常后,在DEH控制画面中点击“转速控制”按钮,将转速目标设定为1200r/min,设定升速率为100r/min,点击“进行”键升速。
转速维持1200r/min暖机15分钟,对机组进行全面检查。
6.12
检查正常后,在DEH控制画面中点击“转速控制”按钮,将转速目标设定为2500r/min,设定升速率为100r/min,过临界升速率自动为500r/min。
转速维持2500r/min暖机10分钟,机组过临界最大振动为_______瓦_______mm,升速过程中严密监视机组振动及声音变化对机组进行全面检查。
6.13
检查正常后,在DEH控制画面中点击“转速控制”按钮,将转速目标设定为3000r/min,设定升速率为100r/min,点击“进行”键升速到额定转速。
6.14
凝结水水质达到:
外状无色透明;硬度≤10.0μmol/L;二氧化硅≤80μg/L;铁≤80μg/L;铜≤30μg/L,回收凝结水到除氧器。
(水质不合格严禁回收)
6.15
定速在3000r/min经全面检查正常后,汇报值长。
6.16
进行汽轮机定速后的动态试验(定速手动打闸试验;自动主汽门严密性试验;调节汽门严密性试验;注油试验(喷油试验);OPC超速、电超速、机械超速试验。
)
《汽轮机动态试验卡》
6.17
升速过程中当冷油器出口油温达到40℃时,投入#_______冷油器运行,稍开#_______冷油器进水门,调整进水门水量,保持其出口油温在35℃-45℃之间。
6.18
检查主油泵出力正常,缓慢关闭高压油泵出口门,检查各油压正常,停高压油泵,开启高压油泵出口门,投入油泵联锁开关。
6.19
根据汽温情况,投入#锅炉过热器减温器运行
6.20
#锅炉蒸汽流量t/h时,切换至主给水管路运行
6.21
根据情况,投入#锅炉汽包水位自动运行
7
发电机并网操作
《发电机并网操作卡》
8
机组带负荷操作
8.1
发电机与系统并列,机组带额定负荷的5%暖机10分钟,检查真空系统正常,投入低真空保护。
8.2
根据氧量情况调整#锅炉主路一次风总风量,至流化风量Nm3/h。
8.3
根据锅炉燃烧情况,开启#锅炉一、二次联络门时分(或启动二次风机),调整一、二次风量,使氧量在3—5%范围内。
8.4
锅炉燃烧稳定后投入#锅炉MFT剩余的各项保护。
8.5
初始负荷暖机结束,稳定主汽压力,以0.3MW/min逐渐平稳增加负荷。
8.6
主汽温度400℃,关闭主汽疏水。
8.7
下缸温度290℃,关闭调速汽门、汽缸各部疏水。
8.8
负荷3MW,倒换汽封供汽。
(根据均压箱压力)
8.9
#机二段抽汽压力高于除氧器蒸汽母管压力0.029MPa时,可以投入#机二段抽汽,开启#机二段抽汽逆止门前后疏水门及#机二段抽汽至除氧器调节门前疏水门,暖管10min。
8.10
开启#机二段抽汽逆止门的控制水
8.11
开启#机二段抽汽逆止门。
8.12
开启#机二段抽汽至除氧器调节门后疏水门。
8.13
根据温升情况开启二段抽汽至除氧器调节门,控制除氧器给水箱水温不超105℃。
8.14
根据实际情况关闭#机二段抽汽有关疏水门。
8.15
负荷在6MW时开启#机高加水侧进出口门,关闭高加水侧旁路门。
8.16
开启凝结水至液压逆止门的控制水总门及电磁阀前后手动门,将控制水路接通,使控制水压力达到0.35MPa,检查抽汽逆止门应开启。
8.17
投入#机高加保护。
8.18
开#机高加进汽电动门,对加热器进行预热15分钟。
8.19
缓慢开大#机高加进汽电动门,当高加汽侧压力达到0.2MPa时,开启#机高加疏水至除氧器门,关闭底部放水门,高加水位调节器投入运行,保持水位在正常水位。
8.20
适当#机开启高加汽侧空气门。
8.21
根据情况关闭#机高加进汽管路上各疏水阀。
8.22
当主汽压力不低于4.6MPa(以主汽门前压力为准),汽温不低于430℃时,负荷带至12MW。
8.23
检查#锅炉本体膨胀情况
9
全面检查#机组运行正常,汇报值长,并作好记录。
操作人:
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