循环流化床锅炉冷态启动操作票

机组冷态启动的操作步骤及注意事项

机组冷态启动的操作步骤及注意事项 一、启机前准备及注意事项； 1）机组的循环水系统投入（包括给水泵工作冷油器、润滑油冷油器及电机冷却水、发电机冷却水、主油箱冷油器冷却水等）。2)所有电动阀、调门、气动门开、关动作正常。3）机组各个系统联锁保护试验合格。4)机组静态试验合格。5）仪用压缩气源已投入，所有电动阀门已送电且位置正确。6）现场所有检修工作已完毕且工作票已消。7）所有转机动力电源已送。8）所有保护已投入。9）排烟风机、交流油泵、顶轴油泵、盘车启动，（注意监视润滑油压力、顶轴油压力、盘车电流、偏心，控制润滑油温在38至42度，机组盘车时检查机组内部及轴封处无异音）。 二、启机的操作步骤： 1）排气装置补合格的除盐水，检查凝结泵及凝结水系统具备启动投运条件，排气装置水位合适后启动一台凝结泵向除氧器上水待除氧器水位至500mm投入辅联至除氧器加热，注意：排气装置液位控制在1700mm左右，除氧器液位控制在1900mm左右、温度加热至60左右。 2）启动锅炉疏水泵配合锅炉人员将锅炉上水至正常水位后停用锅炉疏水泵。

3)轴封暖管暖至各个分门前面，检查开启管道疏水，注意：均压箱的温升和压力的变化。 4）在锅炉点火后炉膛温度在200C°以上检查三台水环真空泵具备备用条件，启动一台水环真空泵抽真空，注意：检查真空破坏门已关闭，检查所有无压疏水门关闭，稍微开点高低旁。 5）控制抗燃油温在38至50C°之间，检查抗燃油泵及抗燃油系统、给水泵及给水系统、具备启动投运条件。 6）在锅炉点火的过程中配合锅炉根据主再热温度压力升幅调整高低旁的开度，温度高时适当投入减温水，注意：高旁阀后温度不超380 C°，低旁阀后温度不超160 C°、排气温度不超80 C°。7）在锅炉汽包水位降至50mm左右检查启动一台给水泵(启动给水泵严格按操作票执行)，另一台给水泵备用，给水泵运行正常后开出口门交给锅炉人员向锅炉上水。 8）在冲转前1小时送高、中、低压缸轴封供汽，开高、中、低压缸轴封供汽疏水，启动一台轴加风机运行，注意轴封供汽压力温度要合适（机组冷态启动汽轮机调节级后汽缸温度低于150C°，汽封蒸汽母管压力下的温度控制在150至260C°之间，检查轴封漏汽疏水打开）。再检查启动一台凝结泵，检查启动高压启动油泵，检查启动一台抗燃油泵另一台抗燃油泵备用，根据抗燃油温适当投入冷却水，打开门杆漏汽至除氧器手动门。

机组启动操作票

#6机组锅炉冷态滑参数启动操作票前夜班三值天气：晴 编号：集/炉-20100236018

启动期间应加强锅炉汽水品质监督。 9 燃料投入应缓慢进行，防止燃烧波动大引起省煤器前流量低。 10 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，防止因升速快而造成管壁超温，有关疏水阀应打开，使过热器、再热器管壁各点金属温度不得超过规定值。 三、点火前的检查、准备工作 1 1检查、确认机组检修工作已全部结束，热机、电气、热工各专业一、二种工作票注销、安全措施全部拆除。 2 2检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。 3 检查、确认厂房照明良好。 4 检查、确认通讯设施良好。 5 检查、确认消防水系统压力正常0.8MPa，联锁正常投入。 6 检查、确认气体消防系统正常投入，烟感报警系统调试完毕。 7 投入辅汽联箱，调整压力至正常值（10～13ata）。 8 记录锅炉各部膨胀原始值。 9 检查、确认机仪用、杂用空气压力均正常。 10 检查、确认机组各表计齐全完好，仪表及保护电源已送。 11 检查、确认机组OVATION控制系统工作正常。 12 检查、确认锅炉所有辅机联锁保护试验正常并投入。 13 检查、确认锅炉各保护试验全部合格并投入。 14 检查、确认MFT、OFT试验合格并投入。 15 检查、确认锅炉大联锁试验合格并投入。 16 检查、确认机炉电大联锁试验合格并投入。 17 检查、确认各辅机分部试运正常，并送动力电备用。

18 检查、确认各辅机油箱油位正常，油质合格。 19 检查锅炉安全门整定合格并投入。 20 声光报警系统试验良好。 21 检查、确认机、炉侧所有风门、挡板、气动门电源、气源已送并将选择开关置“远操”位置；电动门已送电,选择开关置“远控”位置。 22 所有独立小程控投入正常。 23 所有表计投入。 24 记录锅炉炉前油系统进、回油表码。 25 检查闭式水系统投入正常。 26 执行炉前油系统恢复操作票，各层油枪、点火枪可靠备用，油库供油正常。 27 检查等离子系统投备 28 原煤仓煤位合适。 29 检查确认锅炉水压试验合格。 30 执行锅炉冷态上水操作票。 31 联系化学化验水质，进行冷态开式冲洗。 32 投入除氧器加热，提高炉水水温。 33 执行除渣系统投运操作票。 34 执行空预器启动操作票，启动两台空预器运行。 35 启动一侧风烟系统，调节负压正常。 36 启动另一侧风烟系统，调节负压正常，总风量正常。 37 启动一台火检风机，另一台投备用。 38 当环境温度＜10℃时，投入暖风器。 39 投入炉膛烟温探针，投入工业电视。 40 做燃油泄漏试验（根据情况）。 41 吹扫炉膛。 42 开来、回油跳闸阀，复位MFT、OFT。

机组冷态启动技术措施

吕四港发电公司 发电部技术措施 【2017】（综）02号 执行技术措施单位：各运行值、外委项目部 主题：机组冷态启动技术措施 编写：李伟林、康强、刘勇、刘志海、郭兆耕、窦小春 审核：张义昌张利军 批准：黄俊峰 发布实施：2017年12月23日 一、冷态启动主要节点控制： I、启机前系统恢复 1、闭冷水系统投入，各辅机冷却水、冷却器导通，闭冷器正常投 运一台一台备用，控制闭冷水压力0.4～0.6Mpa。 2、炉水循环泵清洗、注水。 3、大小机润滑油系统、密封油系统投运，检查主机润滑油压在 0.09～0.15Mpa范围，直流油泵"联锁启动"投入。主机冷油器 出口滤网在有滤芯侧运行，维持油氢差压在84±10Kpa，化验大小机系统油质合格。 4、循环水系统投入，凝汽器注水，二次滤网、电动滤水器投运， 开式水系统设备：闭冷水冷却器，真空泵冷却器、渣水系统，充分注水放空气投运。 5、500m3凝补水箱水位4500mm～6300mm，保持高水位，以满足机

组启动冲洗时储水量。 6、凝结水管道注水结束，凝汽器补水至正常水位（700～850mm）， 启动凝结水系统，打循环进行冲洗。 7、投入轴封加热器水侧及各低加水侧，水位保护投入，投入汽泵 密封水。开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门，进行凝 结水系统冲洗。 8、投入EH油系统，母管压力14.5±0.5MPa，检查系统运行正常 无泄漏，联系热控人员进行大联锁保护传动。 9、联系临机投入辅助蒸汽系统，投用时确保疏水暖管充分，压力 维持0.8MPa、温度大于250℃。 10、投入定冷水系统，通知辅控投入在线加药装置连续运行。定冷 水水质控制PH值8-9，电导0.5-1.5us/cm。 11、密封油投入正常后，发电机通入压缩空气至0.5MPa，发电机气 密性试验24小时，气密性试验合格，发电机泄压至0，通入二 氧化碳置换空气。 12、发电机二氧化碳纯度合格，通入氢气置换二氧化碳，氢气纯度 ＞98%，发电机开始补氢至氢压大于0.3Mpa。 13、如锅炉加药保养，则先将除氧器和锅炉放水。除氧器放水后用 凝补水泵向除氧器补水、冲洗。除氧器冲洗结束，将除氧器水 位补水至正常水位。 14、润滑油、密封油系统油质合格，启动顶轴油泵，由设备部调整 各瓦顶轴高度至合适值，交替启动A、B顶轴油泵各2小时以上,

汽轮机开、停车操作票

汽轮机组正常停车操作步骤 接到停车操作指令后，方可进行如下操作： （）1.试验各辅助油泵运行是否正常，机电联系信号正常。 （）2.1.27MPa和0.49MPa减温减压器处于热备状态。 （）3.向主控室发出“注意”“减负荷”信号，逐渐降低机组负荷，同时逐渐关闭排汽阀。 （）4.抽汽和背压系统低于指标范围时，投入减温减压器。 （）5.抽汽调压器切除时，机组负荷不能低于25%，抽汽退出后关闭抽汽阀。（注意抽汽退出时，应缓慢进行，并且注意观察背压排汽压力。） （）6.机组负荷为零时向主控室发出“注意”“停机”信号，同时全关背压排汽阀，打开背压放空阀。 （）7.机组解列后，手拍危急遮断油门，关闭主汽门，退出保护电源，开启辅助油泵。 （）8.开启抽汽和背压管路，汽机本体各疏水。 （）9.停下轴封加热器，关闭蒸汽调节阀，打开排空阀，关闭汽封蒸汽调节阀。（）10.转子静止后投入盘车装置，连续盘车。 （）11.关闭前轴承滑销冷却水和空冷器冷却水。 （）12.冷油器出口油温低于35℃时停用冷却水，并且关闭空冷器冷却水。 （）13.关闭主汽轮机隔离阀打开主汽门前后疏水。 （）14.记录转子惰走时间并完成其他各项操作。 时间：负责人：操作工： 汽机突然断电停机操作步骤 一.停机操作步骤： （）1.手拍危急遮断器，迅速关闭主汽门。 （）2.启动汽动油泵，并且注意汽动油泵压力。 （）3、迅速开启1#、2#减温减压装置，调整1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并维持正常。 （）4、手动关闭背压排汽阀，开启背压放空阀。 （）5、手动关闭抽汽排汽阀，手动打开对空排汽阀。 （）6、迅速开启汽动给水泵保证锅炉及后工段供水。先开1#、2#汽动给水泵，在与调度联系开3#、4#汽动给水泵。 （）7、退出保护电源开关。 （）8、转子静止后，利用8#、9#造气系统发电机发电，进行连续盘车。 二.注意事项： 1、启动汽动油泵时注意进汽压力，防止超速或润滑冷却油量不足。 2、汽轮机转速应明显下降。 3、在机组转速下降到临界转速时检查机组振动，推力轴承温度，倾听内部 声音。 4、转子静止后要连续盘车，并记录惰走时间。 5、注意监视1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并且注意监视汽动油泵进 汽压力。 6、注意汽动给水泵主汽门的复位，电子调速电源送上后，迅速开启汽动给 水泵保证锅炉及后工段供水。 时间：负责人：操作工：

大锅炉冷态启动、升温、升压至并汽

锅炉冷态启动操作票 ___号锅炉启动操作票 单位：编号： 操作开始时间：年月日时分 操作终结时间：年月日时分 操作任务： 序号操作项目执行时间 1 接到值长命令，确认各项工作票结束； 2 按《锅炉运行规程》要求对系统全面检查完毕，并确认达到点火要求； 根据要求：上水温度在30℃-70℃之间、上水时间冬季不少于4小时夏季不少于2 3 小时、汽包上水至点火水位-100mm； 4 全面检查锅炉各系统，做好点炉前膨胀指示位移记录； 如投入锅炉底部加热，可在点炉前8小时投入，汽源压力在0.5MPa以上，当汽包5 壁温达到（100℃～120℃时）停止底部加热； 6 炉内铺好合格床料，厚度在600mm ； 启动燃油泵，投入炉前循环，并对燃油系统全面检查一次。如油温不符合要求，应7 提前油系统的投入蒸汽伴热系统； 8 启动空压机，投入火检冷却风和观察孔冷却风； 9 检查布袋除尘器旁路开启，各仓室处于离线状态； 10 对各个风机进行检查，确认机械、电机各部分具备点火条件； 11 检查合格后，按照锅炉风机的启动顺序依次启动各风机； 12 引风机启动，控制炉膛负压为（-50～-100pa）； 13 满足启动条件后，启动一台返料风机，调整适当的返料风量； 14满足启动条件后，启动二次风机，9组二次风分门各开7％，防止烟气反窜； 15 满足启动条件后，启动一次风机； 16 做启动前的料平实验和临界流花风量实验； 17 MFT复位，验证锅炉吹扫连锁条件满足； 18 启动吹扫程序，验证吹扫完成； 19 同时做油系统的漏油试验、油枪雾化试验合格。投入火险电信号，并确认油平台二

次风执行器、打火、油枪具备点火条件，油枪吹扫完成； 20 接锅炉点火命令后，调整油压3.5Mpa、启动燃烧器点火，确认点火成功后，检查打火枪是否退出，检查确认燃烧器的燃烧情况，正常后调整油压、二次风配风量； 21 按同样的方法启动另一台燃烧器，启动成功后。调整油压、风量配比； 22 检查两台启动燃烧器的燃烧情况，调整油枪的进油阀开度或油压，保持均衡加热。 根据《锅炉规程》要求的升温曲线，锅炉开始升温、升压； 根据升温情况，渐渐开大各风机调节风门，保证内、外循环流化受热均匀流畅； 23 控制升压速率为0.05~0.1Mpa/min,控制汽包上下壁温差<50℃； 24 以控制炉膛烟温为主、温升速率<100℃/h；床温温升速率<3℃/min、汽包温升速率<56℃/h； 25 汽包压力达到0.1—0.2MPa，依次关闭各空气门； 26 0.3—0.4MPa冲洗并对照就地水位计，通知仪表人员冲洗各表计； 27 汽包压力达到0.5MPa时，通知检修人员热紧螺栓，通知分析人员对炉水进行化验，如炉水不合格应安排专人进行排污直至炉水合格； 28 汽包压力达到0.6MPa时，进行暖管疏水至母管隔离阀前； 29 汽包压力达到1.0～1.5MPa时，投入连排，关闭过热器疏水（注意汽温变化掌握阀门关闭）。投入取样、加药系统，控制锅炉汽、水品质，通知化验人员分析汽水各项指标； 30 当汽包压力升到2.0Mpa时，冲洗并对照就地水位计，验证电接点水位计和压力平衡容器水位计和就地水位计水位一致，并记录膨胀指示一次； 31 当床温达600℃启动给煤机，启动2＃给煤机进行三次脉冲给煤（根据床温变化率和氧量下降情况，可判断给煤燃烧情况； 32 确认给煤成功后，投入3＃给煤机在最低转速下连续运行；然后根据燃烧情况、温升速率投入另两台给煤机连续运行； 33 汽包压力达到5.0~5.5MPa时，运行、检修人员对锅炉进行全面检查，校对水位计指示，记录膨胀指示器指示一次； 34 床温大于800℃时，可逐渐降低油压直至解除油枪，同时为了维持燃烧稳定，应适当增加给煤量，巡检人员保证给煤机正常下煤，主操调整炉膛风量、使床温控制在820~850℃之间；

汽轮机操作规程

汽轮机操作规程 第一章技术参数一、汽轮机技术参数 二、发电机技术规范

三、调节系统技术参数

第二章 NZ4.5－1.15/0.13-1型机组的启动 第一节启动前的准备工作 一、汽轮机组检修完毕，全部工作票已回收，现场设备以达到可投入运行条件。 二、接到汽轮机启动的命令后，应做好一切准备工作，对本岗位设备及系统进行详细检查，并与有关部门联系。 (一)电气人员：测量发电机及各电动机绝缘，并送好电源； (二)热工：投入所有仪表、信号电源并检查声响灯光信号应正常；全开各压力表一次门、二次门，各轴承放好温度计； (三)化学人员：准备好除盐水，并注意闪蒸器水位变化； (四)锅炉人员：做好启炉准备； (五)备齐汽轮机启动工具、记录本、测振表、灭火用具； (六)填好汽轮机启动操作票 三、主油系统的检查 (一)润滑油加好，油箱油位正常,油循环结束，油质符合要求，油箱各加油门、放油门及放水门、滤油门关闭严密，油箱排油烟机工作正常。 (二)高低压交流油泵、直流油泵试验正常，处于备用状态。（即出入口开启，逆止门严密）。

(三)冷油器工作正常，一台油侧投入,一台处于备用状态。 四、主蒸汽系统的检查（见暖管） 五、轴封及真空系统的检查 (一)开启均压箱疏水门，均压箱至凝汽器泄汽门；关闭均压箱至高低压轴封供汽门，均压箱减温水门，主蒸汽供汽门。 (二)开启前后轴封至轴加泄气门，各水封门注水，开启轴加水侧进、出入口门；关闭轴加旁路门；轴加水封充水并开启轴加疏水至凝汽器阀门；开启轴封抽风机入口阀门。 (三)开启凝汽器两侧至射水抽气器空气门；关闭凝汽器真空破坏门。 (四)射水泵出入口门应开启，逆止门应严密，联动试验正常。 六、补汽及疏水系统的检查 (一)检查闪蒸器至汽轮机补汽门应在关闭位置，关闭省煤器出口至闪蒸器进水门； (二)关闭补汽管路上的疏水门； (三)检查闪蒸器内水位在正常水位，关闭闪蒸器放水门； 七、循环水系统的检查 (一)开启冷却塔上水门，关闭水塔排污门，水塔水位应正常。 (二)凝汽器进水门前、后放水均应关闭。 (三)开启循环水至空冷器进、出口门，开启循环水至射

热力机械操作票

热力机械操作票 RJ：操作开始时间：年月日时分结束时间：日时分操作任务：＃机组锅炉冷态启动 序号危险点分析预控措施√ 1 锅炉上水速度 严格控制上水速度，冬季不少于4小时夏季不少于2小时，严格 控制上水温度在额定值内，且避免出现锅炉给水管道振动。 2 风机启动 注意检查闭式循环水系统，各辅机冷却水进出口全开，油位正常， 表计齐全。严格启动顺序，安排值班员就地检查正常后方可启动， 启动时关闭挡板，防止带负荷启动。注意控制炉膛负压。 3 锅炉点火 风烟系统检查，避免烟气走旁路。检查油枪着火情况，并注意监 视油管漏油跑油及堵塞。 在再热器建立正常蒸气流量前，控制炉膛出口温度小于538℃ 严格控制床温变化率在每分钟—2℃。 4 调整风量，流化 床料 控制床温变化率注意一次流化风量稳定，防止流化不良。 5 投煤 严格按照操作票要求，点动投煤3次，确认煤着火后再连续投煤。 注意监视氧量和床温及汽温变化，防止出现爆燃或高温结焦。 6 升温升压速度严格控制升温升压速度，防止升温升压速度过快。 7 切换给水管路缓慢操作，保持汽包水位稳定，防止缺水满水。 8 冲洗水位计 冲洗时严格按照规程规定步骤进行，注意人身安全并防止损坏水 位计。汽水两侧门不能同时关闭。 9 汽机冲转防止 灭火、爆燃 冲转时严格控制保持压力、温度稳定，满足汽机需要，避免温升 过快。 加强锅炉燃烧调整，防止锅炉灭火。当锅炉灭火时及时切断所有 燃料，加强通风5分钟后方可重新点火。 10 防止汽包满水、 缺水 严密监视汽包水位，维持汽包水位正常，根据要求及时切除汽包 水位自动，安排专人监视、调整汽包水位。 11 省煤器保护锅炉停止上水及时打开省煤器再循环门。 12 汽包壁温差大 保持汽包适当高水位，适当开启过热器疏水防止主汽压力回升过 快 13 烟气挡板切换逐一切换，缓慢进行操作，保持炉膛负压稳定。 14 石灰石系统的 投运 60MW负荷之前投运，正确操作石灰石手动门，防止管道堵塞 操作内容

机组冷态启动操作票

机组冷态启动操作票一、锅炉点火前的准备：

二、锅炉点火

三、汽机冲转

四、机组并列、带负荷

注意事项： 1、冲转期间，从主汽阀控制切换到调节阀控制之前，核实蒸汽室内壁温度至少 要等于或高于主蒸汽压力相应的饱和温度，以防蒸汽室内壁结露。 2、II级旁路后汽温≥160℃时，检查II级旁路减温水自动投入，I级旁路后汽温 ≥340℃时，检查I级旁路减温水自动投入。 2、转速升至2300r/min时，按“保持”健，2300r/min处暖机30min（只限安装 后第一次启动） 3、锅炉以0.08MPa/min的升压率，主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸汽以 2.19℃/min的升温率,负荷以0.7MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按 照冷态启动曲线进行。 4、负荷在10～100%之间，允许最大背压为18.63Kpa(绝对压力)。主、再热蒸汽 温度升降率最大不超过3℃/min。 5、蒸汽室内深、浅孔热电偶最大温差不应超过83.3℃ 6、冷态启动时，第一级室金属温度，与预测并网（5%负荷）时第一级后蒸汽温 度之差≯139℃，最大不超过222℃。 7、冷态启动时，主蒸汽至少有55.5℃过热度，而总的温度不大于427℃，冲转 时主蒸汽温度与再热蒸汽温差不允许大于83.3℃，主蒸汽温度、再热温度的两侧之差均≯13.9℃。 8、机组要做超速试验，应在10%负荷至少稳定运行4小时后，方可减负荷至0， 解列发电机做超速试验。①OPC超速试验，转速升至103%（3090r/min）时，OPC动作，高、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，当转速下降，延时开调节门，维持转速3000r/min。②机械超速试验应进行两次，且两次动作转速不超过18r/min。超速试验后，机组重新“挂闸”升速至3000r/min，尽快升至13．5MW（10%）负荷。③转速在3000r/min以上的时间不超过15分钟。 9、若在汽机挂闸前锅炉需要投粉时，事先要联系热工解除机、炉联锁保护，且 在汽机挂闸后及时恢复。 10、#1机冲转前务必关闭主油泵出口至主油箱的泻压门，待机组3000r/min检 查正常后，视安全油压、润滑油压调整该泄压门，将主油泵出口油压调整到 2.5~2.21MP a左右。 11、锅炉点火后，联系热工解除I、II旁路及III级减温水的闭锁条件。 12、视主蒸汽温度、或在投粉前，联系热工解除过热器减温水的闭锁条件，但负 荷<30%内，减温水量不能增加过快，以防蒸汽带水进入汽轮机。

锅炉热态启动操作票

锅炉热态启动操作票绥中发电有限责任公司 运行部

1 启动前检查（锅炉点火前4小时完成） 1.1 锅炉本体、管道外观良好，支吊完整，各检查孔、人孔、观察孔可靠关闭，有关阀门、挡板、插板位置符合启动要求。 1.2 各6KV、380V转动机械电动机处于良好备用，汽水、烟风、燃油、制粉和除灰除渣等系统阀门具备操作条件。 1.3 所有辅机润滑油站运行正常，检查润滑油油质、油压和油位正常，各润滑点润滑油量充足，润滑油管路及各轴承无渗漏现象，冷却水系统完好。 1.4 检查已投入且运行正常。 1.5 检查冷灰斗、捞渣机水封建立，捞、碎渣机轴承冷却水已投入。 1.6 启动捞碎渣机，投入冲灰水系统。 1.7 检查燃油系统各供、回油手动门、电动门、调节阀和速断阀开关位置正确。 1.8 投入炉前燃油循环，炉前燃油压力保持在 3.5MPa，对燃油系统进行详细检查，发现渗漏立即停止油循环，并联系有关单位进行处理。 1.9 联系投入灰斗及绝缘子加热器运行，电动给料机及振打电机良好备用。 1.10 DCS系统运行正常，热工控制、调节、联锁保护及仪表装置正常。 1.11 检查锅炉各项保护状态与实际相符，保护状态需要变更时应履行保护投停手续。 2 锅炉上水 2.1 ВЗ前疏放水门严密关闭，ВЗ阀、Д 3 阀关闭， Д 1 阀、Д 2 阀及其后电动阀关闭，P-20排放电动门NC488和调节门NC489开启，排水至凝汽器电动门NC749开启。

2.2 上水前ВЗ阀前金属(工质)温度＞300℃时，上水前应开启Д 1 及Д 2 后电动截止门，稍开Д 2对P-20进行预热并开启Д 3 前、后疏水。P-20水位调节阀投入自动，排水及排汽均排至凝汽器。若ВЗ前有压力，则在暖管时压力下降速度≯1MPa/min，暖管结束方可进行上水，上水速度根据下述规定进行： a. ВЗ前工质(金属温度)＞340℃时，降温速度≤4℃/min。 b. ВЗ前工质(金属温度)在300～340℃时，降温速度≤5℃/min。 2.3 P-20预热结束，将给水调节门开至10～15%。 2.4 当给水温度＞104℃、含氧量≯50μg/L时，调整汽泵(电泵)转数，当泵出口压力达10MPa时开启泵出口门。待给水调节门前后压差<5MPa 时用增加泵转数及给水调节门开度的方法以每流道50～80t/h的流量进行上水。上水过程中将启动旁路ПСБУ开启。 2.5 当ВЗ前压力上升至P-20预热前压力时，关小Д 1 阀。 2.6 将ВЗ前压力逐渐提至24.5MPa，将Д 1 投入自动。定值为24.5MPa。 2.7 操作Д 2 门以1MPa/min的速度将内置分离器中 的压力降至常压，再将Д 2 全开。 2.8 调整给水流量以4℃/min的速度将内置分离器金属温度降至300℃。 2.9 调节给水泵转速，将每流道给水流量升至400t/h，将给水调节门投入自动。 2.10 对汽水系统各阀门、管道和联箱进行检查，无滴水、渗水现象。 3 炉膛吹扫及点火 3.1 锅炉上水过程中，完成下列操作：关闭空预器蒸汽吹灰冷段、热段供汽门，开启空预吹扫蒸汽疏水门。 3.2 联系汽机缓慢投入空预器蒸汽吹灰。

汽机冷态启动操作规程(试行)

汽机冷态启动操作规程（试行） 接令启动本机组运行，通知各有关岗位做好准备。各种辅机联锁试验、机炉电主保护试验已进行完毕，均正常。 电气人员检查系统，准备恢复厂用电。送上直流电；投入相关 保护压板，从电网取电，110KV、220KV母线送电，主变倒挂运行，高备变投入运行，各辅机电源均送上。机炉人员检查恢复就地系统。检查各设备状态，各阀门状态是否正确。厂用电恢复完毕，机炉人 员启动循环水、工业水系统凝汽器补水至800mm；用锅炉疏水泵给除氧器上水至2000mm；给水升温至70℃~90℃；水冷箱补水至700 mm。汽机启动凝结水系统,凝结水打循环。检查给水泵润滑油系统投入，给水泵已符合启动条件，暖泵后启动给水泵。（给水泵由锅炉调 整出力，启动和开再循环由汽机控制）将给水充至主给水调节门前，锅炉准备给汽包上水。汽包上水至-100mm，严格控制汽包上下壁温，汽包饱和温度上升速度≯1℃/min，瞬间≯2℃/min，汽包上下壁温差≯50℃/min;上完水后关闭过热器、再热器放空气门。 汽机投入发电机冷却水系统，维持定、转子进水压力0.3MPa左右, 锅炉将汽包连续排污倒至定排扩容器进行排污。汽机启动润滑油系统。启动交流油泵，开启润滑油至调速系统赶空气门，启动一台顶轴油泵，投入盘车，盘车运行正常后，投入盘车联锁，停运顶轴油泵。 11 汽机抽真空；微开二级、一级旁路；锅炉启动引、送风机， 进行炉膛吹扫，做好点火前的准备工作。

12 真空抽至-26KPa，通知锅炉点火，投入“炉膛压力高、炉膛压力低”、“手动MFT允许”、“燃油阀快关”、“汽包水位”保护，其余保护并网后投入。点燃四只轻油枪，控制好二次风门开度（上层45%，中上40%，中下35%，下层15%~30%，氧量7%~9%之内。）汽包饱和温度上升速度≯1℃/min，瞬间≯2℃/min，汽包上下壁温差≯50℃ /min;控制主蒸汽温升率≯2.5℃/min,再热蒸汽温升率≯3.5℃/min,主蒸汽管、再热蒸汽管升率≯8℃/min。 13 锅炉起压后，联系汽机投入二、**减温水，开启二级旁路30%，一级旁路70%，关闭过热器、再热器对空排汽电动门。主蒸汽温度、压力若有超过趋势，应减慢升压速度或调整一、二级旁路开度，增大排汽量。 14 投入轴封备用汽源，调整真空在-53~-60KPa。主汽压0.3MPa，汽机二段暖管至主汽门前。 15 根据升温升压要求，当对流过热器烟温≥120℃,可投入一只下层重油枪（重油层2）；对流过热器烟温≥300℃,热风温度120℃以上,可对角投入部分下层粉。 16 主汽压力1.2MPa~1.5MPa,主汽温度250℃、再热汽温200℃以上,主蒸汽在对应压力下至少有50℃的过热度，主蒸汽温主蒸汽与再热蒸汽温差≯50℃, 主蒸汽和再热蒸汽甲、乙两侧温差≯20℃。检查一切正常，汽机准备冲转。 17 汽机就地启动阀“挂闸”到位建立安全油，“运行”到位建立启动油，主汽门应开启，检查抽汽逆止门电磁阀处于关闭位置，保护复归

汽轮机冷态启动

鄂尔多斯市国泰化工有限公司热动力车间事故演练预案 （3#炉冷态起炉实操演练预案） 编制人： 审核人： 批准人： 日期：年月日

CCZK-35/2.0/0.6抽汽凝汽式汽轮机 一、活动目的 (1)检验锅炉启动方案。通过开展本次演练，查找本方案中存在的问题，进而完善方案，提高方案的实用性和可操作性。 (2)完善准备。通过开展演练，检查3#锅炉启动操作队伍、物资、装备、技术等方面的准备情况，发现不足及时予以调整补充，做好启动准备工作。 (3)锻炼队伍。通过开展本次演练，增强演练组织单位、参与单位和人员等对应操作的熟悉程度，提高员工运行操作能力。 (4)磨合机制。通过开展本次演练，进一步明确相关单位和人员的职责任务，理顺工作关系，完善应急机制。 二、活动时间：2014年12月20日 三、活动地点：热动力车间装置区 四、参与对象：热动力车间工艺二班运行人员 五、主办单位：热动力车间 承办单位：热动力车间工艺二班 六、活动前期准备

七、活动内容 1、人员安排 个人职责分工： 演练总指挥罗文辉，汽机主操毛钰铖，公用系统主操李建兴，现场巡检贾、朱想勇。 机动人员：苏乐德、陈龙、秦张辉、，分析化验:袁婷 2、强调安全演练注意事项。 参演人员严肃对待，严禁戏耍打闹现象发生； 因本次是实操演练，相关操作人员必须认真对待，严格按照 安全章程、操作规程、技术规范执行； 现场开关阀门，必须规范操作，做好危险隐患预想； 各操作监护人员认真做好监护，确保操作人员安全； 参演人员必须正确佩戴劳动保护用品参加演练。 3、宣读发生事故及事故造成人员伤害后的上报程序。

(1)事故发现人中控室（班长）车间主任 (2) 事故发现人中控室（班长）（安排人 员同时汇报）车间主任、调度室、应急救援小组。 具体执行由总指挥根据事态严重性、紧急性进行汇报。 （二）演练工作程序安排 接调度通知启动汽轮机，联系车间办理汽轮机启动操作票。 八、启动前的准备与检查检查负责人秦张辉朱想勇 a)启动前应对全部设备进行详细的检查(如果在以前运行中发现的问题未得到解决则系统不应启动)，确认安装（或维修）工作已全部结束，汽轮发电机及各辅助设备，附近的地面都已经清扫于净。 b)对所有的热工仪表及其附件检查站其完整性，校查零点，并对各项指示、报警、保护等信号进行测试，最后对控制，测量、信号和保护各回路加电检查和联动试验（包括机械部分）。 c) 汽轮机辅机中的旋转设备应进行投入前检查，在长期停机时应检查电动机的绝缘电阻值。 d) 发电机投运前的检查（根据发电机说明书电仪车间进行检查）。 e) 汽水系统疏水。 f) 作好与锅炉岗位和电仪车间变电所岗位的联系。 g) 对油系统的检查： ·打开油箱和冷油器的排污阀放掉其内部的赃物和水。 ·油箱中的油位应正常，油位计试验灵活，油质应合格。 ·为清洁管路而设置的临时性滤网或堵板应拆除。

垃圾焚烧炉 冷态启动手册

# 机冷态启动操作票NO. 发令人下令时间开始操作时间 受令人受令时间结束操作时间 序号操作步骤执行时间 1 接值长令,做好# 机开机前检查准备工作；确认机组检修工作已全部结束，工作票已终结，安全措施全部恢复。 2 通知热工送各保护电源及各仪表电源,各电动门、调节门送电，并做开关试验正常 3 检查工业水冷却系统运行正常，记录工业水压力 MPa 4 检查除氧器水位 mm。 5 按照启动前阀门检查卡要求确认各系统阀门状态正确. 6 检查循环水池、真空泵汽水分离器水位、工业水池水位正常，除盐水储量充足。 7 检查确认主油箱油位正常，油质合格。 8 按保护联锁试验卡做各辅机联动试验正常 9 启动交流润滑油泵，检查油压、油温、回油等正常。 10 启动排油烟机，运行正常，主油箱内微负压 11 投运盘车装置运行正常，记录盘车电流 A，投入润滑油压低和盘车保护联锁；检查机组动静部分无摩擦,各轴承回油正常。 12 开启高压油泵，记录高压油泵电流 A，出口油压 MPa,停止交流润滑油泵，投联锁备用 13 按保护试验卡做机组静态试验正常 14 投入# 循环水泵运行。 15 低压暖管：（暖管至电动主汽门前）检查主蒸汽管道疏水确已开启，全开主蒸汽进汽隔离总门旁路一次门、缓慢开启二次门、缓慢提升汽压至0.2～0.3MPa、管壁温升速度1～1.5℃/min、检查现场蒸汽管道不振动、暖管20min、缓慢开大旁路二次门升压至1 MPa、管壁温升速度为2～3℃/min、暖管15min、检查主蒸汽管道无漏气现象、逐渐开大旁路二次门升压至2.0Mpa管壁温升速度为3～5℃/min、暖管10min、逐渐开大旁路二次门升压至额定压力、待旁路门全开后开启电动隔离门、关闭旁路一二次门。检查现场主蒸汽管道支吊架膨胀情况。 16 检查热井水位正常，投# 凝结水系统运行。 17 启动# 真空泵，投抽气系统。 18 均压箱暖体，调整均压箱温度120-140℃、压力2.94～29.4KPa, 投入前后轴封供汽。 19 投入轴封加热器，启动# 轴加风机。 20 检查确认开启调节级疏水、导管疏水、汽缸疏水、抽汽管路疏水、电动主汽门前、后疏水。 21 高压暖管；全开电动主汽门旁路一次门，稍开旁路二次门；电动主汽门前后，压力、温度相等时，全开电动主汽门,关闭电动主汽门旁路门。 22 主汽压1.2～1.8MPa, 主蒸汽温度250～300℃,真空达-60～-70kPa,润滑油温℃，润滑油压 MPa汇报值长，准备冲转 23 在ETS控制柜投入超速、轴向位移、汽机差胀、轴瓦温度高、轴承回油温度高、轴振大

机组冷态启动节点控制

机组冷态启动节点控制 4、锅炉重点检查项目： 4.1、锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭，保温完整。 4.2、锅炉本体各处膨胀指示器已投入，且指示正常。 4.3、除灰、除尘、吹灰装置备用良好，具备投入条件。 4.4、炉膛火焰监视及电视探头设备完整、位置正确，密封及冷却空气系统正常投入。 4.5、检查机组蒸汽、给水、减温水、疏水等汽水系统正常，系统阀门调整到启动状态。 4.6、检查制粉系统设备正常，原煤斗上一定的煤量，根据油温投入磨煤机液压油系统电加热，待油温合格后，投入油泵。根据油温启动润滑油泵，并投入电加热升温至油温合格。 4.7、点火前燃油系统建立油循环，进行微油点火枪投运前的检查、试验，各阀门状态正确。 4.8、检查微油/等离子点火系统正常，微油及等离子点火系统具备点火条件。 4,9、检查脱硫、脱硝系统具备启动条件。 5、汽机重点检查项目： 5.1、各油箱油位正常，油质合格，各转动设备轴承油位正常，油质合格。 5.2、汽轮机启动前必须核对汽轮机保护投入情况。 5.3、汽轮机高中压主汽门、调门及其控制执行机构正常。 5.4、汽轮机滑销系统正常，缸体应能自由膨胀。 5.5、主油箱事故放油门关闭。 5.6、低压缸安全膜完好。 6、发电机重点检查项目： 6.1、检查发电机、励磁系统的检修工作已全部结束，工作票收回，遮栏及标示牌均已恢复，并有检修人员附有设备可以投运的书面交待。

6.2 检查发电机、电流互感器、电压互感器、封闭母线、励磁系统及避雷器各部清洁，无杂物，无积水，无漏油、漏气现象。 6.3 检查发电机一、二次回路接线正确牢固，无松动、脱落现象，电流互感器二次端子箱已可靠封闭。 6.4 检查发电机外壳、封闭母线外壳、发电机出口电压互感器柜、励磁变压器柜、主变外壳、高厂变外壳、中性点接地变压器柜都已可靠接地，接地线完整、无破损、紧固，清洁干燥。 6.5检查发电机大轴接地碳刷接触良好，无破损、松动、卡涩现象。 6.6检查发变组系统无报警信号，发电机各部温度与所处状态相对应。 6.7检查发电机液位开关已投入，液位开关视窗内无油水，液位开关无报警信号。 6.8检查发电机出线罩通风机投运，风机运行正常。 6.9检查封闭母线微正压装置投入运行，维持封闭母线内压力0.3~1.5kPa。 6.10检查发变组保护装置、同期装置、厂用电切换装置、电能计量装置、故障录波器、发电机接口柜接线牢固，柜内外清洁无杂物，各装置无报警、跳闸信号，各保护按规定投入。 6.11检查发电机出口断路器、发电机出口隔离开关在分闸状态，发电机出口隔离开关发电机侧接地刀闸在分闸状态，发电机出口断路器操作机构储能正常，SF6气压合格，压力不小于0.85MPa。 6.12检查发电机出口避雷器柜三相短路接地线已全部拆除。 6.13检查发电机出口电压互感器高压熔断器完好并给好，发电机出口电压互感器一、二次回路连接牢固，二次插头给好，二次小开关合好，柜门关闭严密。 6.14检查发电机中性点接地变压器引线接线牢固，柜内外清洁无杂物，中性点刀闸确已合好并用销钉锁定。 6.15检查发电机局部放电监测仪投运，无异常报警。

MW机组冷态启动流程图.doc

（ 1）机炉辅机送电正常300MW 机组冷态启动流程 （2）联系热工仪表投入正常(34) 主机各油泵联动试验(43) 投 APH吹灰(57) 查主机盘车脱开 （3）工业水投入正常(35) 定冷水泵联动试验(44) 准备发电机并列票(58) 500rpm 听音，做远方、就地打闸试验（4）仪用空气压力 Pa (36) 抽汽逆止门活动试验(45) 关汽包过再热器空气门 , (59) 1200rpm 中速暖机 30min （5） 500T 水箱 ?7M (37) 准备解环操作票开过再热器疏水 , 投入高低旁路(60) 1200rpm 查顶轴油泵自停 （6）机、炉各辅机联锁试验(38) 投 APH吹灰疏水，投暖风 器(46) 冲洗汽包水位计（ 61）1200rpm 查碳刷是否跳跃 （7）联系热工投入机炉各保护（ 39）投连排（47）汽包热紧螺丝（62）2000rpm 高速暖机：中压缸下半内壁 （8）机炉各风门挡板阀门试验（40）记录油、煤量底数（ 48）高压缸、金属温度＞ 130 ℃后，再暖 60min。 （9）辅汽系统投入正常（ 41）投轴封系统主汽管、阀壳预暖（63）停高压启动油泵及交流润滑油泵（10）炉前油打循环（42）燃油泄漏试验，炉膛吹扫（ 49） 1-4Mpa 抄炉膨胀指示（ 64）做好发电机并列准备 （11）停运炉底加热投开式冷却水系统（50）（ 51）投 DEH、 ETS全部保护（65）汽动泵暖泵 （12）投入循环水系统高、低加随机启动（ 52）（除电气故障、低真空）、发电机断水保护 （13）凝结水给水投入正常适时投低压缸喷水，（ 53）（54）挂闸后做高、低压遮断电磁阀试验 （14）投水位电视投高压缸夹层加热（ 55）记录冲转参数℃ 237 ℃℃ 340℃ （15）投除氧器加热 启风烟系统（56）该串解环 （16）记录炉膨胀指示 锅炉点火汽机冲转汽机定速①（17）轴封暖管200Min 150Min （18）燃油雾化管道暖管 （19）发电机 H2压力正常30Min 130Min 120Min 100Min （20）主机盘车，听音测偏心℃350 ℃ （21）凝汽器抽真空 105Mw\\455℃ （22）开主机本体疏水① 发电机并列300Mw\ \537 ℃ （23）投发电机定子冷却水系统\437 ℃\515 ℃ \515 ℃\537 ℃ （24）内冷水合格后，测发电机（ 66）喷油试验（根据需要）（ 68）准备厂用切换票 定子、转子绝缘合格（67）凝汽器压力 13KPa （ 69）启两台一次风机（ 87） 9-12MPa 抄炉膨胀指示（96）16MPa 抄炉膨 （25）检查碳刷滑环良好投低真空保护（ 70）烟温 540℃检查烟温探针退出（88）150MW 启另一台汽泵，汽泵（97）210MW以上燃烧稳定， （26）检查封闭母线微正压正常（ 71）暖 1-3 台磨煤机并联运行，停电泵，投备用锅炉吹灰。 （27）投入烟温探针二次风温160℃安排启磨（ 83）（ 72 ）投入发电机H2冷却器、励磁机风冷器、定冷水冷却器（89）150MW轴封进入自密封状态（ 98）225MW 运行稳定，做真空 （28）投入火焰电视各级减温水投入（ 84）（ 73）投冷冻式 H2干燥器（90）汽包压力 10MPa洗硅严密性试验。 （29）投入炉底密封（74）冷再压力，开轴封漏汽到除氧器门（91）210MW 燃烧稳定，逐步撤油（ 99）高中压缸外下外金属温度大于 （30）暖风器系统疏水暖管105MW进入下滑点（ 86）（ 75）负荷 30MW，高压疏水门联关（92）排烟温度 110℃，投电除尘350 ℃，胀差正常，停夹层加热。（31）投入各风机油站（76）全面检查主机各保护投入正常（ 93）冷再压力，冷再带辅汽（ 100）负荷稳定后，单阀切顺序阀 （32）投入火检冷却风机（ 77）40MW 给水管路切换（ 94）四抽压力，四抽带中辅（101）全面检查一次 （33）发电机加入热备用（78）60MW 中压疏水门联关（ 95）根据真空情况可投第三台循环泵 （79） 80-100MW 厂用切换 （80） 90MW 低压疏水门联关 （81）100MW投精除盐装置 （ 82）100-150MW启一台汽泵二0一三年三月

机组冷态启动操作票

热机操作票 编号： 操作任务#1机组冷态启动操作 操作时间：日时分结束时间：日时分 执行人序号操作内容 一机组启动前准备工作 （一）发电机启动前准备工作 1确认所有工作已完毕，有关工作票收回并终结，并详细检查发变组一次系统各回路完整、良好、清洁，有关临时安全措施已拆除，安全遮栏已恢复。 2测量发电机定、转子的绝缘电阻合格。 3确认发变组一次回路所有的试验完成、合格，并有检修试验人员的书面交底。4确认机组直流系统运行正常，电压在规程规定范围内。 5确认机组保安电源、UPS电源系统运行正常。 6确认发变组有关保护装置及自动装置正常投运，保护联动试验合格。并投运必要的保护压板和自动装置。 7确认主变220kV开关、发电机灭磁开关、6kV工作进线开关联锁试验合格，遥控正常。 8检查#01启动变运行正常，无异常报警，6kV母线电压正常。 9检查各380VPC、MCC运行方式正常及各厂用低压变压器运行正常。 10确认发电机励磁系统各设备正常，冷却风机投运正常。 11检查发电机中性点柜完好，符合投运条件。 12检查发电机油、氢、水监视柜投入，运行正常。 13投入发电机封闭母线微正压充气装置运行，并调整气压至正常 1.5-2.5Kpa。 14检查发电机大轴接地碳刷已放上且接触良好。 15检查发电机滑环清洁，碳刷接触良好，在刷握内能上下自由移动而不左右晃动。 16检查发电机机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV均正常并符合投运条件。 17根据变压器投运前的检查，全面检查主变、高压厂变符合投运条件。 （二）汽机启动前准备工作 1接值长令，做好#1机汽轮机冷态滑参数启动准备。

2确认#1机组所有检修工作结束，工作票收回，现场清理干净。3检查汽机各系统，作好机组启动前的准备工作。 4将各系统阀门操作到启动前状态。 5检查DCS、TSI、ETS、DEH控制系统正常，CRT画面上各系统设备及阀门状态正常，开关状态及联锁，参数指示正常。DEH主、副路电源已送，状态正常。 6检查热工联锁及试验合格且投入运行，热工信号及声光报警正常。 7联系热控测量各辅机绝缘，电动门、电动调节门绝缘合格后送上电源。 8检查所有辅机轴承油质、油位正常；转子转动灵活，无卡涩且具备启动条件。 9检查主机润滑油箱油位在50mm左右，油温>21℃。否则应联系补油，投入油箱油净化装置，投入油箱加热自动。 10检查电泵油箱油位在油箱中心线以上，否则应联系补油。 11检查EH油箱油位在450 mm，油温在37-50℃。否则投入油箱加热。 12主油箱油温合格后投入排烟风机运行，调节出口档板，维持主油箱负压在500Pa并投入风机联锁。 13启动主机交流润滑油泵和高压备用密封油泵。 14进行各油泵的自启动试验，试验完毕后，主机交流润滑油泵，高压备用密封油泵运行，主机直流油泵投联锁。 15检查主机润滑油压0.096～0.124MPa,高压备用密封油泵出口油压在0.8～0.9MPa，检查各轴承回油正常。 16启动空侧密封油箱排油风机运行，投入风机联锁。 17启动空侧密封油泵运行，检查空侧密封油压在0.055 MPa。 18检查氢侧密封油箱自动补油到油箱中心线上50mm，启动氢侧密封油泵运行。 19向定子水冷箱进水到600 mm，启动定子冷却水泵运行,调节冷却水量在30t/h,压力在0.33 MPa，水位在450-600 mm,调节定子冷却水温在42℃,投入水泵联锁运行。 20启动顶轴油泵运行，检查#3、#4、#5、#6轴承顶轴油压大于5.25MPa，启动盘车运行。记录盘车电流： A、偏心：μm 。 21联系化学备足H2、CO2，用置换法投氢，当发电机内氢气纯度＞96％，提升氢压至0.25 MPa。检查空侧密封油压上升到0.5 MPa，氢侧密封油压上升到0.6 MPa。 22冷却水系统投运后，调节主机润滑油温在42-45℃；空侧密封油温在40-45℃；氢侧密封油温在40-45℃。 23启动抗燃油泵，投入抗燃油系统运行正常，控制油温在40～50℃。（将备用油泵联锁开关投入，高低压蓄能器投运正常）