300MW机组启动操作票

一启动前准备

1 系统恢复

1.1 全面检查所有工作票结束，安全措施拆除。所有系统各阀门、档板、设备标志正确齐全。

1.2 检查仪用压缩空气系统管路阀门连接完好。通知灰控检查仪用空压机备用良好，投入仪用压缩空气系统，维持仪用空气压力0.65MPa以上。

1.3 检查工业水系统管路阀门连接完好。通知化学开启本机工业水总门，检查主机冷油器处工业水压力不低于0.2MPa。联系灰控检查Ⅰ、Ⅱ单元空压机工业水压力均正常。

1.4 若机组全停，首台机组启动时，通知启动锅炉点火，检查辅汽系统管路、阀连接完好，倒好辅汽供汽方式。

1.5 检查循环水系统旁路阀阀连接完好，具备冷水塔进水条件。通知化学向冷水塔补水至-0.1～-1.0m。

1.6 锅炉燃烧室内部检查：脚手架拆除，无工作人员，受热面完整清洁，喷燃器正常无焦，摆角水平。确认无工作，关闭各人孔门、看火孔。

1.7 锅炉燃烧室外部检查：四周照明良好，走道畅通，楼梯栏杆完整，炉墙及各部管道保温完整。

1.8 炉本体各管道的支吊架完整、牢固，保温齐全。

1.9 各膨胀指示器安装正确牢固，各膨胀件无受阻。-

1.10 锅炉在冷态下记录各膨胀指示器的初始值。

1.11 联系化学化验主机、小机、电泵、EH油系统、磨煤机稀油站油质合格。

1.12 风烟系统检查：风烟系统保温完整，试验各风门档板开关灵活，位置指示正确。使系统处于投运前状态。

1.13 炉前油系统检查：炉前油系统管道、阀门及设备连接完好。油枪进退良好，点火装置完整。雾化蒸汽系统、蒸汽吹扫系统及燃油伴热系统管路阀门连接完好。试验来回油跳闸阀、循环阀、油量调节阀及各油枪角阀动作灵活，关闭严密，位置状态指示正确。各油压表，汽压流量表投入。使系统处于投运前状态。

1.14 汽水系统检查：检查汽水系统管道、阀门齐全，连接完好，阀门开关灵活，门杆无弯曲，卡涩现象，销钉牢固，法兰结合面螺丝拧紧，手轮配套齐全，试验各电动门开关灵活，开度指示及方向正确。检查系统处于投运前状态。

1.15 检查烟温探针完好，试验进退灵活。

1.16 制粉系统检查：磨煤机各稀油站管路、阀门、设备连接完好，油位正常。油泵起停及联锁试验合格，传动装置完好。各风门挡板开关灵活。磨煤机各检查孔、人孔严密关闭，加载装置加载均匀。密封风管路、阀门、设备连接完好，密封风机油位正常。各给煤机皮带、刮板完好，出入口煤阀完好，电机油位、油质良好，一次风管道阀门连接完好。使系统处于投运前状态。

1.17 检查送风机及其油站管路、阀门、设备连接完好，各表计齐全处于投入位，就地事故按钮齐全。

1.18 检查一次风机及其油站管路、阀门、设备连接完好，各表计齐全处于投入位，就地事故按钮齐全。

1.19 检查引风机及其油站管路、阀门、设备连接完好，引风机冷却风机管路连接完好，档板灵活，各表计齐全处于投入位，就地事故按钮齐全。

1.20 检查空气预热器保温齐全，人孔门关闭，空气预热器减速机油位正常，轴承油站连接完好，油箱油位正常，控制柜齐全。热端自动密封装置完好，提升灵活。

1.21 通知灰控检查除渣、除灰装置正常可用。

1.22 检查#1炉火焰电视冷却水系统阀门、管路、设备连接完好并处于撤运前状态。 1.23 检查吹灰系统管路、阀门连接完好，吹灰枪齐全。

1.24 检查炉膛火焰电视冷却风系统正常。通知热工投入火焰电视冷却风系统。

1.25 火检冷却风系统检查：火检冷却风系统阀门、管路、设备连接完好。

1.26 通知热工投入锅炉侧各一、二次风门档板及各气控门仪用气源。

1.27 汽包就地水位计齐全阀门开关灵活，水位计清晰，严密不漏，水位监视电视镜头良好可用。检查完后投入水位计。

1.28 炉膛火焰监视装置及各层火检外观完好，冷却风门开启，冷却风软管连接正常。盘前各个仪表，测点完好，电源投入。

1.29 检查汽机本体及调节系统各主要仪表齐全，本体、导管及各抽汽管道保温完整。

30 检查汽机侧仪用压缩空气罐投用正常，通知热工投入仪用压缩空气站及各气控阀气源。

1.31 检查凝结水统管路、阀门及设备连接完好，凝结泵处于备用状态，系统恢复至启动前状态。

1.32 检查凝汽器汽、水侧具备充水条件。

1.33 检查凝汽器补水系统管路、阀门及设备连接良好，500T除盐水箱具备进水条件，系统处于投运前状态。

1.34 通知凝汽器胶球清扫专责，检查胶球清扫系统管路、阀门及设备连接完好，系统具备投运条件。

1.35 检查汽机侧低压减温水系统管路、阀门连接良好，且与邻机隔离，系统具备充水条件。

1.36 检查汽机侧真空系统管路、阀门、设备连接完好，处于启动前状态。系统内水封阀门密封水管路、阀门连接完好，密封水供水总门及各支门处于开启状态。

1.37 检查除氧器汽、水系统管路、阀门及设备完好，除氧器具备进水进汽条件，设备具备投运条件。

1.38 检查汽机侧给水系统管路、阀门及设备连接完好。系统内阀门（包括放水、放空气门）处于投运前状态。电动给水泵液力偶合器油箱油位正常，电动机空冷器、工作油冷油器及润滑油冷油器处于投运前状态，电泵及前置泵密封水系统、泄荷水系统处于投运前状态。小机油箱油位正常，油系统管路、阀门及设备连接完好，冷油器油、水侧各阀门处于投运前状态，油侧滤网处于投运前状态，汽泵及前置泵密封水系统、卸荷水系统处于投运前状态。

1.39 检查给水泵组密封水供水系统管路、阀门连接完好，各阀门处于投运前状态。

1.40 检查高、低压加热器疏水系统气控阀前、后手动隔离阀开启，汽、水侧及管路放水、放空气门关闭，连续排汽调整门关闭，一、二次隔离门开启，启动排汽、充氮保养及湿汽保养一、二次门关闭。

1.41 检查汽机侧主、再仍霍汽系统管路、阀门连接完好，主、再仍霍汽各主汽阀、调阀及高排逆止阀处关闭状态，阀门杠杆机构及阀位指示机构连接完好。管道疏水阀、防进水液位保护罐动作正常，各疏水阀处于关闭位置。

1.42 检查汽机高、低旁路系统管路、阀门连接完好。旁路控制面板各状态指示正常。暖管及疏水系统投运正常。通知热工投入旁路联锁及保护。

1.43 检查汽机快冷系统总门、高中压缸支门及各排空门均处于可靠关闭状态。

1.44 检查高压缸预暖反流阀手动门、电动门关闭。通风阀及手动门处于关闭状态。系统管路疏水阀稍开。? 1.45 检查汽缸夹层联箱进汽总门、夹层进汽支门关闭，疏水手动门开启，电动门及节流件旁路门关闭。

1.46 检查汽机本体各疏水电动门前手动门开启，电动门、节流件旁路门关闭。

1.47 检查抽汽系统、各段抽汽电动门、逆止门均关闭。四段抽汽至除氧器、小机及中辅供汽逆止、电动门关闭。再冷段至高辅母管、小机供汽手动门、电动门关闭。#1、3机五段抽汽至低辅联箱供汽电动门关闭。各段抽汽管道疏水阀动作灵活，处于关闭状态。

1.48 检查小机疏水系统管路、阀门连接完好，各疏、放水门处于关闭状态。

1.49 检查轴封系统管路、阀门及设备连接完好。高、中、低压轴封供汽门关闭，轴封辅助汽源控制站、溢流站电动门、调阀及旁路门关闭，各疏水节流件前、后手动门稍开，旁路门关闭。辅助汽源及低压轴封减温水调门动作正常，减温水调阀关闭，前、后手动门开启，旁路门关闭。

1.50 检查主机润滑油、调速油、顶轴油系统管路、设备阀门连接完好。各油泵及盘车备用良好，油箱油位正常，排烟风机正常备用。冷油器油、水侧具备投运条件。

1.51 检查主机EH油系统管路、阀门、滤网及设备连接完好。油箱油位正常。EＨ油再生装置、EH 油

泵及EH油再循环泵处于良好备用状态。冷油器油、水侧系统处于投运前状态。各主汽阀、调阀油动机单侧滤网前、后手动门开启。高、低压蓄能器压力正常，处于启动前状态。

1.52 检查发电机氢、油水系统管路、阀门及设备连接完好。系统内各阀门处于投运前状态。油泵备用完好。

1.53 检查小机油箱、主机EH油箱、发电机氢侧密封油泵出口冷油器及定冷水系统加热器绝缘合格，处于备用状态。

1.54 通知热工投入机、炉侧各辅机设备及系统各监视、调整仪表及电源系统。

1.55 测机、炉侧各380v辅机电动机绝缘合格，送电正常。

1.56 测机、炉侧各6Kv辅机电动机绝缘合格，送电至试验位置，准备做机、炉各联锁试验及辅机联锁试验。 1.57 锅炉排污系统检查，连排、定排管路、阀门设备连接完好，各表计投入，仪用气源投入正常，调门开关灵活。

1.58 锅炉暖风器系统检查：暖风器系统管道、阀门及设备连接完好，各表计及仪用气源投入正常，调门开关灵活。

2 机组试验

2.1 辅机试验

2.1.1 联系热工做，BMS、SCS及CCS各项功能试验。

2.1.2 启动引风机A、B油站，并做联锁试验，结果：

2.1.3 启动送风机A、B油站，并做联锁试验，结果：

2.1.4 启动一次风机A、B油站，并做联锁试验，结果：

2.1.5 空预器A、B主、副电机联锁试验，结果：

2.1.6 引风机冷却风机连锁试验，结果：

2.1.7 火检冷却风机就地做启、停及联锁试验合格后将“远控/就地”开关切至“远控”，将状态开关切至“备用”位。

2.1.8 火焰电视冷却水泵连锁试验，结果：

2.1.9 油枪推进试验，结果：

2.1.11 PCV阀开关试验，结果：

2.1.12 电泵油系统联锁试验，结果：

2.1.13 小机A、B油系统联锁试验，结果：

2.1.14 凝结水泵A、B联锁试验，结果：

2.1.15 循环泵A、B、C联锁试验，结果：

2.1.16 定冷水泵A、B及定冷水系统联锁试验，结果：

2.1.17 开式冷却水泵A、B联锁试验，结果：

2.1.18 发电机检漏试验，结果：

2.2 主机试验

2.2.1 主机润滑油系统静、动态连锁试验，盘车连锁试验，结果：

2.2.2 ETS通道试验，（热控进行）结果：

2.2.3 阀门校验，（热控进行）结果：

2.2.4 高压遮断电磁阀试验，结果：

2.2.5 超速限制电磁阀试验，结果：

2.2.6 低压遮断电磁阀试验，结果：

2.2.7 锅炉大连锁试验，（热控进行）结果：

2.2.8 锅炉汽包水位联锁、保护及传动试验，结果：

2.2.9 BMS有关项目的试验，（热控进行）结果：`

2.2.10 水压试验，结果：

2.2.11 风烟系统的严密性试验，（大修后进行）结果：

2.2.12 发电机转子回路、PT回路绝缘电阻测定，结果：:

2.2.13 发电机主励磁机、辅励磁机回路绝缘电阻测定，结果：

2.2.14 发变组光字牌及中央音响试验，结果：

2.2.15 发变组出口开关拉合闸试验，结果：

2.2.16 发电机主开关及励磁开关联跳试验，结果：

2.2.17 发变组保护传动试验，（检修后启动）结果：

2.2.18 机、炉、电大联锁试验，（热工进行）结果：

2.3 发-变组系统加入热备用：（根据典型操作票）

2.3.1 整流柜风机联锁试验，结果：

2.3.2 主变冷却装置自启动试验及电源切换试验，结果：

2.3.3 励磁调节器调节方向及动作灵活性试验，结果：

2.3.4 厂高变冷却装置试验，结果：

3 系统投入

3.1 通知燃运给各原煤仓上煤。

3.2 通知化学给500吨水箱补水至5～6m。

3.3 启动润滑油系统

1）检查、启动主油箱排烟风机一台，另一台投备用。

2）启动主机交流润滑油泵，油循环提升油温。

注意：检查润滑油压及各轴承油流正常，油系统无泄漏！

3）启动高压启动油泵，检查工作油压正常。

4）启动顶轴油泵运行。

注意：检查顶轴母管压力大于8.0MPa，顶轴油系统无泄漏！

3.4 按《发电机气体置换操作卡》及《发电机密封油操作卡》要求进行气体置换。3.5 检查发电机氢压Mpa, 密封油系统运行正常。

3.6 投入汽机盘车

1）检查盘车油路、电路正常，开启盘车进油管上手动门。

2）确认顶轴油母管压力大于9Mpa

3）按住“投入”按钮，检查连杆手柄开始投入动作。

4）连杆手柄不到位时，再手盘电机手轮直至“投入到位”灯亮

5）启动盘车电机，延时20s左右，盘车启动。

注意：监视并记录盘车电流正常，电流表不摆动！

6）确认操纵滑阀处油压到0，关闭盘车进油管上手动门。

7）盘车开始运行2分钟内不允许冲转或甩开。汽机冲转后应及时关闭油管路上手动阀门，并切断电动阀电源。

3.7 按《锅炉上水操作卡》检查锅炉上水系统置上水状态

3.8 投入辅汽系统

1）稍开高、中、低压辅汽联箱疏水至无压放水门。

2）稍开高、中、低压辅汽联箱进汽电动门暖管30min 。

注意：辅汽联箱及管道不振动！

3）待辅汽联箱温度上升到150℃左右，开启进汽电动门，投入疏水节流件，关闭至无压母管疏水门。

3.9 汽机轴封暖管：

1）检查主机、小机轴封供汽手动门关闭。

2）检查轴封辅助汽源控制站电动门全开，调门开启30%开度。

3）检查轴封溢流站调门及旁路门关闭。

4）稍开轴封供汽站投高中压及低压轴封母管疏水门。

5）稍开小机轴封供汽门前疏水门。

6）单操启动一台轴封风机运行，检查风机运行正常，另一台风机投备用。

7）稍开中辅联箱至轴封供汽手动门暖管。

注意：检查管道不振动！

8）待轴封母管温度大于125℃，充分疏水，暖管30分钟后结束

9）逐渐开启中辅联箱至轴封供汽手动门，用辅助汽源控制站调整轴封压力至0.03Mpa左右。

3.10 按《循环水系统投运操作卡》要求投入循环水系统

3.11 除氧器上水

1）启动凝输泵，检查轴承油位、声音及振动正常，电流不大于69.8A。

2）缓慢开启CS 54门给除氧器上水至2.0米。

3）开启CS 62门放水至凝汽器进行冲洗；凝汽器放水至循环泵坑。]

注意：检查凝汽器及循环泵坑水位正常！

4）除氧器冲洗合格后，重新上水至2.0米；。

5 ）启动除氧器循环泵，稍开中辅联箱至除氧器供汽电动门暖管，30min后投入除氧器加热。

注意：检查中辅联箱至除氧器供汽管道不振动！

3.12 启动凝结水系统

1）用凝结水输送泵给凝汽器补水冲洗，凝汽器冲洗合格后补水至正常，补水调阀根据需要投自动。

2）缓慢开启CS 57门给凝结水系统及减温水系统充压，检查凝结泵密封水压力，轴承油位正常，待低压减温水放空气门流水后关闭。

3）调出凝结水系统画面，选择凝结泵顺控启动模块启动凝结泵，用#5低加出口门前排地沟门进行凝结水系统冲洗，化学化验水质合格后，向除氧器进水。

注意：检查低压减温水管道放空气充分，不发生水锤振动！

4）待凝结水压力正常后，投备用泵联锁。

3.13 启动给水系统

1）启动电泵辅助油泵，检查油压正常。

2）投入电泵润滑油、工作油冷油器；检查投入密封水基调工作正常。

3）调出给水系统画面，选择电泵顺控启动模块，启动电泵进行打循环。

3.14 锅炉开始上水。?

1）用电泵给锅炉上水。

2）用凝输泵给锅炉上水。

3.1

4.2 开启给水旁路BF 11、BF 13电动门，用BF 12调门控制上水速度，向锅炉上水，保持水温与锅筒壁温差小于28℃，控制上水时间：冬季≮4小时，夏季≮2小时。主给水管路放空气门冒水后关闭。

注意事项：如果用凝输泵给锅炉上水时，待上水结束后，严密关闭CS 55、CS 56门，使高、低压水系统可靠隔离！

3.15 投入炉底加热系统暖管，待炉上水至可见水位后（-150MM）停止上水，抄录各膨胀指示。

3.16 按《炉底加热投运操作卡》要求投入炉底加热系统。

注意：检查管道应不振。

3.17 通知灰控投入炉底密封。

3.18 锅炉点火前1小时停炉底加热系统。

3.19 启动EH油系统

1）油温低于18℃时投入加热器，EH油循环泵应联启；

2）就地启动抗燃油泵，检查油压正常，系统无泄漏；

3）将抗燃油泵操作开关置“备用”位；

4）检查DEH油泵画面各泵状态对应，油压正常。

3.20 确认热工已投入TSI、ETS系统，DEH已进入工作状态。

3.21 投入ETS中“手动打闸”、“润滑油压低”、“轴向位移”、“电超速”、“EH油压低”保护，联系热工确认DEH保护投入（低真空保护除外）。

3.22 按《发电机定冷水系统投运操作卡》要求投入定冷水系统。

3.23 待发电机定冷水质合格，联系电气检修测量发电机定子绝缘，

注意：测量完毕后，应及时恢复所做措施！

3.24 投入汽泵水系统-

1）投入汽泵A/B密封水，打开卸荷水门；

2）开启汽泵A/B前置泵入口门，泵壳充水；

3.25 投入小汽机A/B油系统

1）就地启动小机油箱排烟风机。

2）启动小汽机直流油泵5分钟向系统充油排气。,

注意：检查系统无泄漏后停运！

3）启动小机交流油泵，将泵投入备用。

4）就地启动小机顶轴油泵，检查顶轴油压力大于4MPa，投入小机盘车运行。

注意：检查小机顶轴油系统无泄漏！

3.26 汽机抽真空：

1）向给水泵“单级”、“多级”U型水封及轴加U型水封注水。

2）关闭真空破坏门，并注水正常。

3）稍开主机高、中、低压轴封供汽手动门。

注意：调整轴封冒汽正常，高、中、低压轴封处不喷汽水！

4）锅炉点火前20分钟，汽机开始抽真空。

5）启动真空泵，注意汽、水分离器水位正常，真空泵电流，声音及振动正常。

6）当主机真空抽至13KPa以上时，投入真空泵联锁。

3.27 投入雾化蒸汽系统。

3.28 投入炉前油系统。

1）检查关闭来回油四角蒸汽吹扫阀及吹扫蒸汽总门。

2）检查关闭来油管路吹扫阀FO 05。

3）检查开启来回油管路伴热手动门及疏水门。

4）检查关闭来回油跳闸阀、调阀及流量计旁路门，开启其前后手动门。

5）开启一组滤网前后手动门。

6）检查关闭各油角阀手动门。

3.29 投入空预器吹灰系统暖管，检查关闭自用吹灰蒸汽手动门及电动门，开启空预器吹灰疏水门，稍开高辅至空预器吹灰手动门暖管。检查吹灰程控盘电源投入正常。

3.30 投入暖风器系统暖管。

3.31 检查投入各风机油站油压、油位及油温正常。

3.32 检查投入磨煤机油站油压、油位及油温正常。

3.33 检查投入空预器油站油压、油位及油温正常。

3.34 检查启动引风机A/B冷却风机/ 运行正常。冷却风机/ 投“备用”。

3.35 检查下列保护投入：

1）锅炉水位联锁保护投入。

2）FSSS所有保护投入。

3）锅炉辅机及联锁所有保护投入。

4）炉膛火焰电视系统投入

二锅炉点火

1 投入炉膛出口烟温探针。

2 将PCV阀投至“自动”位。

3 联系热工强制有关点火保护

3.1 全炉膛无火。

3.2 失去所有燃料。

3.3 首支油枪点火失败。

3.4 首支油枪点火推迟。

3.5 水位保护扩展至±350mm。

4 调出风烟系统画面，启动风烟系统。

4.1 启动空预器。D?污

O莴?

（1）顺控方式下启动A，B空气预热器。

（2）检查确认A、B空气预热器主马达运行正常，电流在12-13A，二次风出口档板及烟气入口档板自动打开。

4.2 启动送、引风机：确认风机启动条件满足，根据需要分别启动A引A送，B引B送，调整送风机动叶，使总风量达30～40%，控制炉膛负压-100Pa左右。检查送、引风机电机声音及电流正常。

4.3 启动火检风机运行，火检风机投“备用”。`

5 当环境温度低于20℃时，开大暖风器蒸汽总门，开启暖风器疏水箱疏水至定排电动门，调整暖风器供汽调门，控制空气预热器入口风温在40℃—50℃。

注意：检查管道应不振动！

6 调出BMS操作盘，进行炉前油系统泄漏试验（做法详见规程），合格后才允许点火启动。

7 调出BMS操作盘，检查炉膛吹扫的一二次条件均满足。启动炉膛吹扫。

8 吹扫完成后开启来回油跳闸阀，复位MFT跳闸继电器。同时控制油压在0.8～1.0MPa。

9 调出油层控制系统，检查油枪启动条件满足，按需要投入油枪。稳定后，适当调整风量。

注意：保持高辅压力，以防雾化蒸汽压力波动造成OFT！

10 点火后投入空气预热器吹灰系统。

11 锅炉点火后，详细检查发-变组系统热备用状态良好。

三锅炉升温升压

1 油枪投入数目及油压来控制升温升压速度。

在点火初期，升压率应小于0.03MPa/min，升温率应小于0.5℃/min。袀疼?]?[

注意：油枪切换及空预器吹灰！

2 当汽包压力达到0.15MPa时。

1）关闭空气门。

2）开启过热器疏水门，投入高、低压旁路系统。

3 当汽包压力达到0.2～0.3MPa时。

1）冲洗就地水面计，联系热工冲洗表管，投入给水蒸汽流量表。

2）通知化学进行炉水监督。

4 当汽包压力达0.49MPa时。

关闭锅热器疏水门，减温器疏水门，可调整环行集箱疏水以调节升温速度。

5 当汽包压力达0.5MPa时。

1）联系检修紧螺丝。

2）锅炉定排一次。

注意：严禁同时两支排污，每支排污不得超过一分钟！

6 锅炉连续上水时，关闭省煤器再循环门，投入给水单冲量自动调节。

7 再热器系统有蒸汽流通后，检查烟温探针退出。

8 汽机主气门前起压后应检查：

1）主蒸汽管道疏水门开启；

2）维持除氧器压力0.15Mpa。

注意：检查除氧器不应振动！

3）用旁路系统，控制机侧温升率，不大于1.2℃/min，升压速度不大于0.02MPa/min。

9 确认机组无异常报警信号，对DEH及ETS进行盘面检查正常。

10 按值长令，330Kv系统本串解环。（详见典型操作票）郘s=m )

11 高压主汽阀壳预暖及高压缸预暖

11.1 高压主汽阀壳预暖

1）汽机挂闸

2）确认高压主汽阀壳内壁温度低于150℃。

3）确认高压调节阀全关。

4）开启高压主汽阀及调节阀壳疏水电动门。

5）在DEH自动控制画面选“预暖”控制模块，选择主汽阀壳预暖，高压主汽阀自动开至10%阀位进行预暖。

注意：防止因调门不严密导致汽机冲动、盘车甩开！

6）当主汽阀壳内外壁温差＜55℃，外壁金属温度与主蒸汽温度之差＜60℃，达到预暖要求。预暖程序自动结束，检查关闭高压主汽阀及调节阀壳疏水电动门。

11.2 高压缸预暖

1）汽机挂闸。

2）确认高压内缸调节级内上壁温度低于150℃；

3）缓慢开启高缸预暖反流阀手动门，开启高压缸疏水电动门。

4）当主蒸汽压力0.592Mpa，温度210℃且保持50℃以上过热度，在DEH自动控制画面选“高缸预暖”控制模块置“YES”位；

5）高压内缸内上壁温度达到150℃，保持暖缸1小时后结束。关闭反流阀手动门，检查关闭高压缸疏水电动门。

12 投入汽缸夹层加热联箱预暖。当机前压力达0.5MPa时开启夹层加热进汽电动门前及联箱疏水电动门，保持联箱压力0.1～0.2MPa暖箱。

13 汽包压力达1-4 MPa，抄录各膨胀器指示一次，若发现有膨胀件卡位，应停止升压，待故障消除后再继续升压。

14 投入连续排污，投入定排减温水系统。

15 视升温情况增投层油枪。

四汽机冲动

1 确认汽机下列保护投入

1）润滑油压低保护。

2）轴向位移大保护。

3）汽机电超速保护。

4）EH油压低保护

5）DEH所有保护（低真空保护除外）。

2 选择冲动参数

1）主汽压力/温度MPa/℃

2）再汽压力/温度MPa/℃

3）润滑油压力/温度MPa/℃?

4）汽缸膨胀左/右mm

5）高压内缸内上壁温度℃

6）实测汽机偏心um

7）高中压/低压缸胀差mm

8）真空

3 汽机冲动

1）在DEH“自动控制”画面，选“挂闸”按钮置“LATCH”。

注意：汽机挂闸前应确认330Kv系统本串已解环！

2）选择“高中压缸联合启动”方式。

3）置“RUN”命令后，选择DEH“自动/手动”方式在“自动”。

4）确认高中压主汽门开启，调速汽门关闭，适当关小高压旁路。

5）设置目标转速500rpm，升速率100rpm/min。

6）置“GO”命令，高中压调阀逐渐开启，转速上升。

注意：盘车应脱开，未脱开时立即打闸，查明原因！

4 投入高压缸夹层加热。

5 升速

5.1 500rpm应进行下列检查、操作

1）检查动静部分有无摩擦；各轴承回油正常；

2）进行就地打闸试验一次；

3）注意500rpm下停留不超过５分钟。

5.2 升速至1210rpm中速暖机

1）检查顶轴油泵自动停止并确认，投入联动备用；

2）检查高排及各抽汽逆止门开启，投入高低加汽侧；

3）暖机30分钟，全面检查机组正常后升速。

5.3 升速至2000rpm暖机

1）记录过临界时最大振动

2）当中压排汽口处下半内壁金属温度达130℃时，保持暖机60分钟。

3）暖机结束记录下列参数：高压内缸上半内壁金属温度（大于250℃）汽缸膨胀左/右（大于7mm）高中压胀差（小于3.5mm）并趋稳定。

5.4 升速至3000rpm进行下列操作：

1）转速2850rpm主油泵出口油压＞1.8Mpa,高启油泵自动停止,投其”AUTO”，检查油压稳定。

2）3000rpm定速。

注意：润滑油压,停交流润滑油泵！

3）暖机30分钟后结束。

4）凝汽器压力低于13Kpa,投入低真空保护。

5）当排汽温度≥80℃时,检查低压缸喷水打开。

5.5 启动冷却水升压泵运行，投泵备用，投入发电机氢冷器及励磁机空冷器，调整发电机氢温正常。

注意：检查调整系统放空气充分，管道无水锤振动现象！

5.6 小机供汽系统暖管：

1）检查开启四段抽汽至小机供汽量孔板前后疏水门及四段抽汽至小机进汽管疏水门。

2）开启冷再至小机供汽总门RS 10及管道调节阀前后疏水门。

五发电机并网及升负

1 发电机并网前汽机侧应做下列试验

1）危急遮断器喷油试验，

2）HPT试验，

3）LPT试验，

4）OSP在线试验，

5）手打停机按钮试验，

6）汽机超速试验，

2 汽机定速，全面检查确认汽机油系统、发电机氢油水系统无异常，主汽压力达到5.78MPa并稳定，主汽温度370℃后，允许电气并列。

3 投入ETS电气故障、锅炉故障保护，确认凝汽器真空达到13Kpa以上，投入低真空保护。检查发电

机定冷水系统投运正常，投入发电机断水保护。

4 依值长命令，按照典型操作票进行发电机并列。

5 升负荷

5.1 发电机并网后，DEH自动加3%最小负荷，锅炉以0.1MPa/min，升压率升压，视汽压情况增投# 层油枪；逐渐关闭高、低旁。

注意：汽包水位调整！

5.2 当负荷＞8MW时，可投入功率反馈。

5.3 投入功率反馈后，在“目标功率”内输入30MW并确认，输入负荷率为1MW/min并

5.4 DEH自动开大调门升至30MW后，稳定运行并进行下列操作：

1）联系锅炉稳定燃烧；

2）检查高压导汽管、高压缸疏水和高压缸抽汽管的疏水阀联关；

3）监视中压排汽口处下半壁金属温度＞176℃，并保持暖机30分钟；

4）低负荷暖机结束后，锅炉加强燃烧，负荷随参数缓慢上升。

5.5 根据真空启动第二台循环泵。

5.6 启动一台汽泵

1）确认小机具备冲动条件；

2）开启小机排汽蝶阀前疏水门，小机抽真空，检查小机排汽压力＞80Kpa；

3）小机转速大于300rpm时，注意停止顶轴油泵运行，关闭油涡轮盘车电动门；

4）小机冲至1500rpm暖机30min。关闭小机排汽蝶阀前疏水门；

5）小机升速至2990rpm，汽泵打循环，待用。

注意：检查小机排汽蝶阀密封水投运正常，检查关闭排汽蝶阀注水门及回水门！

5.7 顺控启动一次风机A、B，调整一次风压KPa，投入一次风暖风器。

5.8 投入磨煤机灭火蒸汽系统。

5.9 视汽温情况投入各级减温水。

5.10 化学化验凝结水质，合格后凝结水回收至除氧器。通知化学投入凝结水精处理。

5.11 机组负荷大于30MW时，检查高压导汽管、高压缸疏水和高压缸抽汽管道疏水阀联锁关闭。

5.12 机组负荷大于45MW时，进行给水主副阀切换，此时副阀开度应大于70%，且电泵出口压力与汽包压力压差大于2 MPa。

注意：主、再汽温度及减温水流量变化！

5.13 二次风温160℃后可逐步启动制粉系统，启动第一台磨时，应将水位维持再-80mm。

5.14 再热冷段压力达到0.2Mpa，进行以下操作：

1）开启高压缸后轴封内档漏汽至除氧器电动门；

2）开启高压调速汽门门杆漏汽到三段抽汽逆止门前手动门。

5.15 负荷20%，检查再热冷段、热段管道，中压联合汽门、中压缸和中压缸各抽汽管道疏水门顺序自动关闭。

5.16 二次风温160℃后可逐步启动制粉系统，启动第一台磨时，应将水位维持在-80mm。

5.17 负荷升至30%MCR时，检查低压缸各抽汽管的疏水阀顺序自动关闭。主汽压力应达到5.78 MPa，主汽温度达455℃，再汽温度437℃。

5.18 负荷升至80～100MW，按照典型操作票进行厂用切换操作。

注意：厂用系统电源开关的分、合闸状态应严格按照开关的电流数据、母线的电压数据和开关的实际位置来判断！

5.19 负荷35%，高加疏水切换至除氧器，解除功率反馈，此时调门开度应在90%左右进入滑压运行。

5.20 机组负荷35%左右时，启动第二台磨煤机。汽泵与电泵并列。

5.21 启动另一台汽泵

1）确认小机具备冲动条件；

2）开启小机排汽蝶阀前疏水门，小机抽真空，检查小机排汽压力＞80Kpa；

3）小机转速大于300rpm时，注意停止顶轴油泵运行，关闭油涡轮盘车电动门；

4）小机冲至1500rpm暖机30min。关闭小机排汽蝶阀前疏水门；

5）小机升速至2990rpm，汽泵打循环，待用。

注意：检查小机排汽蝶阀密封水投运正常，检查关闭排汽蝶阀注水门及回水门！

5.22 机组负荷50%左右时，两台汽泵并泵运行，检查汽包水位稳定，投入汽包水位自动调整，停电泵，投备用。。

5.23 负荷55%以上，轴封进入自密封状态，检查溢流站工作正常。

5.24 锅炉负荷在60%以上时，投入空预器热端自动。逐步撤除油枪。

注意：投入时注意空预器电流，如发现电流摆动，应立即提升！

5.25 排烟温度105℃，联系灰控投电除尘。

5.26 负荷70%左右，再热冷段蒸汽压力达2.35Mpa时，检查冷段至高压辅汽联箱门开启，检查主汽压力13.0 MPa，主汽温度515℃，燃烧稳定，撤除全部油枪。

5.27 通知热工投入强制的点火保护，汽包水位保护恢复至±250mm。

5.28 四段抽汽压力达0.40Mpa时，检查四段抽汽至中辅电动门联开，中辅母管至中压辅汽联箱进汽电动门联关。

5.29 210MW以上燃烧稳定，锅炉吹灰。 -

5.30 负荷达目标负荷，工况稳定，将单阀切换为顺序阀。

5.31 16MPa抄录膨胀指示一次。

5.32 化学化验连排汽侧蒸汽品质合格后，将连排汽侧到入除氧器。

5.33 化学化验暖风器疏水箱水质合格后，按《暖风器疏水泵投运操作卡》将暖风器疏水回收至#5低加。

5.34 检查回收电泵密封水回水。

5.35 机组启动正常后进行全面检查一次。

6 汇报班长、值长机组启动正常。

7 结束

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。

ZGM123磨煤机的启停控制(标准版)

ZGM123磨煤机的启停控制(标准版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0822

ZGM123磨煤机的启停控制(标准版) 天津大唐盘山发电有限责任公司两台600MW发电机组的锅炉配备的是6台由北京电力设备总厂制造的ZGM123型中速辊式磨煤机，每台磨由功率为800KW的电动机驱动，标准制粉出力为96.2T/H。由于这种磨煤机保证磨辊碾磨煤粉的碾磨力来自外部的液压加载装置并且属于定加载，故这种磨煤机不允许空载启动，并且有一个最低煤量的限制，也就是磨煤机启动时和运行过程中必须保证磨辊与磨盘之间煤层的厚度，否则会引起磨煤机的强烈振动。正是由于设备的这种特性，所以给运行操作带来两个问题。一是启停磨煤机对锅炉燃烧的冲击非常大，引起汽压和水位的大幅波动，二是石子煤排渣箱在这个过程中容易堵塞。众所周知，磨煤机的启停是运行工作中经常进行的一项操作，如果经常因为它就给我们带来很多麻烦，那保证机组的安全运行就

成为一句空话。为了解决这个问题，寻求一种最合理的磨煤机启停方法，摆在了我们的面前。为了解决这个问题，我和班组成员集思广意，经过查资料、向兄弟厂请教、多次的实际摸索，总结出了一套有效的方法，在实际工作中取得了很好效果，简要总结如下。 1.要把握好磨煤机的启停时机，尽量与机组协调相一致。 2.停磨煤机后必须吹扫，以防止磨煤机内积粉自燃，并可避免启磨时由于煤粉管道内积粉对系统产生的附加热冲击。 3.停磨煤机时没必要将磨煤机拉空，将给煤量降至30t/h时停磨即可。 4.磨煤机启动前不必要布煤，因为正常停磨煤机后磨煤机内已有足够的煤量，布煤后会增大磨煤机启动时初出力，增加对主汽压力的扰动，除非磨煤机进行过检修。 5.磨煤机启动前必须达到足够大的通风量，由于磨煤机入口热风温度对通风量有较大的影响，可统一调整入口热风温度为140℃左右，最小通风量为62.6km3/h。 6.磨煤机电机与给煤机电机启动间隔时间应小于5秒钟。

汽机专业主机及辅机系统调试手册

汽机专业主机及辅机系统调试手册为了规范各项目部汽机专业调试工作，提高专业负责人的技术水平和管理水平。根据目前汽机室情况，特制订《汽机专业组长（负责人）工作手册》。本手册主要由两大部分组成，第一部分主要涉及技术管理工作，第二部分涉及调试内容、流程、方法等技术内容。手册经汽机专业室和分公司讨论批准后执行。第一篇汽机专业组长（负责人）技术管理标准 1.调试负责人的工作范围 1.1参加本工程初步设计审查，对系统设计、布置、设备选型、启动调试时间安排是否合理等提出意见和建议。 1.2参加图纸会审，提出修改意见。 1.3组织编写本工程调试措施。 1.4编写分系统及整套试运操作卡。 1.5参与主要辅机设备与系统的分部试运行，组织整套启动试运工作。 1.6组织编写调试小结、调试报告及填写质量验评表。 1.7对现场调试人员进行安全、理论和技术培训。 1.8配合质检中心站进行质检工作。 2.调试工作的基本准则和规范 2.1.基建调试工作的指导思想应贯彻以下三个原则: 2.1.1.安全第一，预防为主，变事故后分析诊断为事故前技术指导，力争将机组存在的问题，消灭在施工调试阶段。

2.1.2.基建调试工作按照国家标准和部颁法规，规范，反事故措施及设备文件的要求，根据设计，设备的特点，科学合理地编制调试技术措施，确保调试质量，使机组有条不紊的安全启动和完成整个试运任务。 2.1. 3.基建调试工作的出发点是为基建和生产服务，因此应始终贯彻执行安全第一、质量为主、缩短工期、提高效益的原则。 2.2.调试工作的依据是以部颁规程为主，其他有关规程作为参考并执行本规程机组调试合同。负责人应熟悉并掌握这些规程。 2.2.1.《火力发电厂电力基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》 2.2.2.《火电工程启动调试工作规定》 2.2. 3.《电力建设安全工作规程》 2.2.4.《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.2.5.《火力建设施工及验收技术规范》 2.2.6.《汽轮机甩负荷试验导则》 2.2.7.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2.2.8.《火电机组启动验收性能试验导则》 2.2.9.《电力基本建设过程质量监督规定》 2.2.10.《火电机组达标投产考核标准（1998年版）及其相关规定》 3.汽机专业组长在进驻现场前完成的工作 3.1.熟悉调试合同所规定的专业工作范围、工作进度。初步计划汽机各分系统调试进度。对重要的分系统及整套调试方案的技术原则和要点进行讨论、优化，初

汽轮机安全操作规程

汽轮机安全操作规程 1 目的为了保证安全生产，使岗位操作制度化、标准化，规范化。 2 适用范围余热发电汽轮机岗位 3 引用标准全国地方小型火力发电厂汽轮机组运行规程(试行)标准 SD 251-1988 水利电力部《发电厂厂用电动机运行规程》水利电力部《电业安全工作规程》（热力和机械部分）《电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇》 DL5011—92 杭州中能汽轮动力有限公司《N4.5－1.25型凝汽式汽轮机安装使用说明书》 4 所在岗位存在的职业健康安全风险触电、噪声伤害、机械伤害、高处坠落、摔伤、碰伤、撞伤、刺伤、割伤、烫伤、爆炸、淹溺（冷却塔作业） 5 安全技术要求： 5.1.上岗人员必须正确穿戴好劳动保护用品，禁止带病或酒后上岗； 5.2.上岗人员应熟悉设备的工作原理及工艺流程、操作规程及运行参数； 5.3.汽轮机油系统起动后在确认各位置油压建立的情况下，且通过各观察孔确认各润滑部位润滑油的流量后，投入盘车装置运行带动汽轮机进入盘车状态； 5.4.在锅炉起动各参数达到要求后，进行蒸汽管道的暖管，同时需将各蒸汽管道上的疏水阀打开排水，以上工作与中控需保持密切联系，汽轮机辅机均启动正常运转后，汽轮机即可开始冲转，冲转后要保证足够的暖机时间，同时并应严格按照汽轮机升速要求进行升速，升速时需密切注意汽轮机和发电机的振动，严禁在振动超标的情况下强行升速； 5.5.汽轮机升速完成并保持稳定后，即可与中控和各专业人员联系准备发电机并网，发电机并网过程中应严密监视汽轮机及各辅机的运行状况，并网后的升负荷操作需缓慢进行，避免急剧的负荷升降造成整个系统工况的失调； 5.6.汽轮机正常运行过程中，应定时、定位、定量对汽轮机及其辅机进行巡检，检查各部位的温度、压力、振幅、热膨胀量差、各润滑部位润滑油流量以及是否有异常声响，异常振动和异常气味等，发现异常情况时应立即与中控联系确认并及时向上级领导汇报，汇报时需详细描述出现异常情况时伴随的现象，以便为查找问题根源提供依据； 5.7.保证汽轮机油系统正常运行，杜绝“跑、冒、滴、漏”，停机检修时需对各油过滤器进行清洗，运行时应对油管路进行检查，运行时油路出现微量渗漏时，要及时向技术人员报告并确认无危害情况发生，并采取相应措施予以解决后方可保持汽轮机正常运行。润滑油过滤器、调速器油用过滤器、油冷却器在运行过程中切换时，应先打开两单元之间的平衡阀进行油压平衡后方可进行切换操作； 5.8.汽轮机出现紧急异常情况时操作手动停机，其后确认辅助油泵或紧急油泵启动，并严密监视转子惰走情况，及时投入盘车装置，中控要严格保证凝汽器的真空度和水位，防止汽轮机进水等严重事故； 5.9.运行过程中应防止负荷的急剧升降，正常停机时应缓慢地将负荷下调，发电机解列后重复第9项操作，若停机时间较长，根据盘车规定进行盘车，盘车装置一定要在油系统正常运行状态下投入；

汽轮机设备仿真运行实训指导书

前言本书体现了职业教育的性质、任务和培养目标；符合职业教育的课程教学基本要求和相关岗位资格和技术等级要求；按照“工学结合”原则，将生产过程融入教学任务模块，以生产任务为导向，以实训项目为驱动，将学生需掌握的理论知识和实践技能融合在若干个学习情境中，充分利用生物质发电机组仿真系统，实施“教、学、练”一体化的立体教学方法，具有独特性、科学性、开拓性，能适应现代企业对学生的技能素质要求，符合职业教育的特点和规律，具有明显的职业教育特色。本书可以作为学历教学的教学用书。本书将《汽轮机设备仿真实训》课程进按照教学要求分解成若干任务模块，融合汽轮机相关设备操作的具体步骤指导，融理论分析和实际操作指南为一体，实施项目教学法，强化学生的操作技能，注重培养学生分析问题、解决问题的能力。全书共包括以下几个部分：（1）课程简介；（2）辅机运行和维护通则；（3）实训任务一：机组循环冷却水系统启动；（4）实训任务二：汽轮机凝结水系统启动；（5）实训任务三：汽轮机润滑油系统启动。其中（3）-(5)作为项目教学，原则学时分配可参考下表，具体学时分配可根据当时学期学时数做适当调。本书以发研究中心的仿真软件（12MW、30MW），配有相关操作练习软件及操作项目以供上机练习。本书由武汉电力职业技术学院周飞主编，同时武汉电力职业技术学院仿真研究中心的全体教师对本书提供详尽的技术资料，提出宝贵的修订意见。对此表示衷心的诚挚的感谢。由于编者水平有限，时间仓促，书中难免存在疏漏和不足之处，恳请广大读者批评指正。编者 2013年4月

目录一、课程简介 (3) 1．课程地位 (3) 2．教学内容及要求 (3) 二、辅机运行和维护通则 (7) 1、辅机检修及试运行管理规定 (7) 2、辅机试运行（试转）注意事项 (7) 3、电动门校验 (7) 4、辅机运行中维护注意事项 (8) 三、实训任务一：机组循环冷却水系统启动 (9) 1工作任务作业目的 (9) 2工作任务适用范围 (9) 3工作任务职责权限 (9) 4、工作任务作业要求 (9) 5、工作任务作业流程 (9) 四、实训任务二：汽轮机凝结水系统启动 (13) 1 工作任务作业目的 (13) 2 工作任务适用范围 (13) 3 工作任务职责权限 (13) 4 工作任务作业要求 (13) 5工作任务作业流程 (13) 五、实训任务三：汽轮机润滑油系统启动 (18) 1 工作任务作业目的 (18) 2 工作任务适用范围 (18) 3 工作任务职责权限 (18) 4 工作任务作业要求 (18) 5 工作任务作业流程 (18)

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。

操作票

操作票 110KV母线充电倒闸操作票 1.得值长令，操作如下 2.检查110KV系统无人工作，无妨碍送电的杂物。 3.测得110KV GIS系统绝缘合格，具备带电条件。 4.检查GIS室第各间隔各气室SF6气体压力正常。 5.检查丰书线路保护屏各装置运行正常，无异常告警。 6.检査丰书线路保护屏保护压板投入正确。 7.检査公用屏各装置运行正常，无异常告警。 8.检查公用屏保护压板投入正确。 9.合上GIS室第2间隔柜内隔离接地刀闸电机电源空开。 10.合上GIS室第2间隔柜内控制电源空开。 11.将GIS室第2间隔柜《远方/就地》转换开关切至《远方》位置。 12.检查GIS室第2间隔柜无告警光宇牌亮。 13.检查110KV母线接地刀闸1110在分位。 14.检查110KV母线PT刀闸1918在分位。 15.检查1 10KV母线PT二次空开在分位。 16.检查110KV母线PT接地刀闸19180在分位。 17.合上GIS室第3间隔柜内隔离接地刀闸电机电源空开。 18.合上GIS室第3间隔柜内断路器电机电源空开。 19.合上GIS室第3间隔柜内控制电源空开。 20.将GIS室第3间隔柜“远方/就地”转换开关切至“远方”位置。 21.检查GIS室第3间隔柜无告警光字牌亮。 22.检查丰书线PT刀闸1 938在分位。 23.检查丰书线PT二次空开在分位 24.检查丰书线PT接地刀闸1 9380在分位。 25.检查丰书线接地刀闸1 51 60在分位。 26.检查丰书线出线侧隔离刀闸1 516在分位。 27.检查丰书线接地隔离刀闸15140在分位。 28.检查丰书线开关151在分位。 29.检查丰书线母线侧接地刀闸1 51 30在分位 30.检查丰书线母线侧隔离刀闸151 1在分位。 31.根据值长及调度指令，合上丰书线PT刀闸1 938 32.检査丰书线路PT刀闸1938确已合上。 33.合上丰书线路PT二次空开。 34.检查丰书线PT刀闸1938气室SF6气体压力正常， 35.检查丰书线电压正常。 36.汇报值长及调度，线路PT带电正常。 37.合上110KV母线PT刀闸1918. 38.检查110KV母线PT刀闸1918确已合上。 39.合上110KV母线PT二次空开。

机组停机操作票

机组停机操作票 1明确停机的原因、时间、方式和停机中所需要采取的特殊措施后，通知各相关部门及各辅助岗位做好停机前的准备及工作安排 2对机组进行全面检查并对机组缺陷进行统计 3仔细检查四管泄漏装置的历史记录值，分析受热面是否存在微漏 4机组大、小修或停炉时间超过七天，应将所有原煤仓烧空；注意根据预计停炉时间，与燃运部协调好各煤仓上煤量 5做好辅汽、轴封及除氧器气源切换的准备工作，使切换具备条件；电气人员做好厂用电切换的准备工作 6对炉前燃油系统全面检查一次，确认系统备用良好，燃油储油量能满足停炉的要求 7停炉前进行炉膛、受热面和空气预热器全面吹灰一次；通知零米值班员进行GGH吹灰 8分别进行主机交流润滑油泵、主机直流事故油泵、顶轴油泵、小气机备用润滑油泵和直流油泵、主机盘车电机试转，检查其正常并投自动备用，若试转不合格，非故障停机条件下应暂缓停机，待缺陷消除后再停机 9将本机辅汽切为由邻机或一期辅汽供气，确认辅汽系统运行正常，本机四抽至辅汽电动门关闭，若没有其他电源时，将辅汽气源切换至本机冷再气源供给 10汇报调度，停用AGG，接值长减负荷令，设定目标负荷为540MW、降负荷率为≯15MW|min,锅炉燃料量减少，保持主汽参数额定，按照机组滑参数或正常停机曲线，开始降负荷 11停机后需对汽轮机发电机组本体进行停机抢修，需要及早停止盘车时，按照锅炉、汽轮机滑停曲线要求，开始降温、降压减负荷。机组正常停止备用时，只降压减负荷，主再热蒸汽温度尽量维持额定值，负荷变化率不高于15MW|min 12逐渐减少上层F磨煤机负荷，磨煤机存煤走空后停止其运行 13负荷450MW左右，视燃烧情况逐步减少E磨煤机出力。磨煤机存煤走空后停止其运行14负荷450MW左右，视燃烧情况逐步减少E磨煤机出力。磨煤机存煤走空后停止其运行辅汽供轴封蒸汽压力自动正常运行，轴封母管压力、温度正常 15当一二级减温水调节门全关后，解除一二级减温水自动，再热蒸汽事故减温水和烟气挡板全关后解除再热蒸汽自动 16负荷300MW，退出一台气动给水泵，保持一台气泵维持锅炉给水。检查停运气泵盘车正常投入 17开启省煤器出口至361阀暖管门，检查储水罐至疏扩电动门开启，注意分离器水位不要过高 18逐渐减少D磨负荷，磨煤机存煤走空后停止其运行。通知零米开启增压风机旁路挡板并检查挡板已开到位，停止增压风机运行 19当负荷降至300MW时检查各系统运行参数、自动控制正常，解除协调控制，改为气机跟踪模式运行，稳定15分钟 20检查炉膛、受热面、空气预热器吹灰结束。空气预热器投连续吹灰，将空气预热器密封间隙自动调节装置提升至最大位 21目标180MW逐步减负荷：在减负荷过程中，控制负荷下降速率≯3MW|min，主汽压下降速率≯0.1PA|min，滑参数停机时注意控制主再热蒸汽温度由额定开始下滑，控制主汽温度位0.7℃|min，再热气温降率为1|min，注意气温不得低于ETS动作值 22将厂用电由高厂变供电转为02启备变供电 23锅炉负荷降至240MW时，维持该负荷运行十分钟，对机组情况进行全面检查 24保持三台磨运行，视燃烧情况投入少油点火枪或者投入其他磨煤机对应油枪稳燃 25头油稳燃时应将空气预热器吹灰转连续，并通知零米退出电除尘

1#汽轮机开机操作票

合肥东方热电有限公司 1#汽轮机开机操作票盖章值别：班次：日期：年月日操作开始时间：操作终了时间：序号操作内容√完成时间 1 班长接到值长开机命令后，立即通知司机做好开机准备工作。 2 检查现场检修工作结束，全部工作票已收回。 3 通知电气人员检查电气设备，并测量绝缘，合格后，送上各油泵电机、盘车电机等电源。 4 通知热工人员将热工仪表、电动阀门等电源送上，投入DCS、ETS系统，投入各仪表、保护。 5 检查汽、水、油系统完好、无泄漏，各阀门处于正确状态，电动门处于远控位置。主油箱油位正常。 6 主汽门，调速汽门动作灵活，无卡涩现象。 7 关闭背压排汽出口电动门，开启向空排汽门 8 启动低油交流油泵，检查油系统是否存在漏油现象。检查汽轮发电机各轴承进油、回油是否正常。 9 启动盘车设备并投入联锁。启动高压油泵，开启排烟风机,停低油交流油泵。 10 进行汽轮机静态实验，静态试验正常后，暖管至主汽门前。 11 开启自动主汽门前疏水，稍开汽机电动隔离门旁路门，升压至0.2～0.3MPa，保持20min。 12 再以0.10～0.15MPa/min的速度升压，汽温上升速度不应超过5℃。待管道压力升到4.5～4.8MPa时，应将汽机电动隔离门开完，关闭其旁路门。 13 记录热膨胀指示器读数， 14 开启自动主汽门至背压电动门前所有疏水 15 将机组各保护挂闸，打开启动阀，全开自动主汽门，检查调速汽门处于关闭状态。 16 投入ETS总保护及相关分保护。

17 检查、清除505控制界面上所有报警及跳闸信号，按下“运行键”，冲动汽轮发电机转子，注意盘车设备自动脱开，使汽轮发电机转速保持500转/分，维持30min。 18 冷油器出口油温超过40℃，调整冷油器进水，冷油器投入后出口油温应保持 35℃～45℃。 19 低速暖机结束后，检查各部均正常，记录热膨胀指示器读数。505控制器自动控制转速缓慢均匀升至1200r/min ,暖机90min。 20 机组一切正常，中速暖机结束，提升转速至2500 r/min，高速暖机10 min。冲临界时应快速，平稳。注意检查机组振动情况。 21 主汽温度升至420℃，关闭主汽门前疏水。监视主油泵出口油压上升情况。当主油泵油压大于高压油泵出口油压时，停高压油泵。 22 用505控制器将汽轮机转速逐渐升至3000r/min，并能稳定运行，进行全面检查一切正常后准备并热网。 23 背压管道暖管结束，关闭背压电动门后疏水。 24 观测背压情况，逐渐关小向空排汽门，待背压略大于分汽缸压力0.05mpa时开启背压电动门。 25 在505控制器上按“调整键”提升汽轮机转速至3010r/min，汇报值长，通知电气，可并电网。 26 待值长通知发电机已并网后，带500kw电负荷，并记录并网时间。 27 根据发动机风温情况投用空冷器，保持进风温度在20–40℃ 28 根据轴封冒气情况投用轴加。 29 提升发电机电负荷，逐渐关闭减温减压。 30 开机操作结束，汇报值长。操作人：监护人（班长）：值长：

汽轮机冲转操作票

大同煤矿集团同华发电有限公司 DATONG COAL MINE GROUP TONGHUA POWER GENEATION CO 热力机械操作票操作票编号:______________________ 共页操作任务:# 锅炉停运操作票操作时间:自20____年____月____日____时____分开始至20____年____月____日____时____分结束盖章处标记时间顺序操作项目内容执行情况 1 检查锅炉所有工作票收回，炉内无任何工作，人孔门关闭。 2 锅炉上水，启动电泵。 3 开给水调门上水，保证锅炉给水流量100-150T/H. 4 用辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在80℃左右； 5 锅炉上水至储水罐液位13M。投361阀自动维持储水罐液位11.3-15.4M. 6 联系脱硫、脱销、辅控值班，锅炉具备启动风机条件。 7 燃烧器点火准备,投运等离子点火冷却水、冷却风、压缩空气系统。 8 启动锅炉火检风机，锅炉投运一、二次风暖风器。等离子暖风器。 9 启动A、B空预器，调整风烟系统挡板至正常。 10 启动A引风机、A送风机、B送风机、B引风机 11 调整锅炉风量对炉膛吹扫，复位MFT。 12 调整维持锅炉给水流量高于300T/H流量 13 锅炉等离子拉弧 14 锅炉A、B、D、E磨煤机通风，投运空预器连续吹灰。 15 启动A、B一次风机 16 调整热一次风母管风压7.5KPA。 17 锅炉A磨暖磨正常。 18 启动A磨煤机 19 根据锅炉温升要求，调整煤量、风量锅炉升温加压 20 锅炉热一次风温到达190℃，启动D磨煤机。 21 调整锅炉总煤量，继续升温升压。 22 维持锅炉主蒸汽压力8.9MPA，再热蒸汽压力0.9MPA。 23 当高旁开度达50%，锅炉投入一、二级减温水维持主、再热汽温度。备注：操作人：——————监护人：——————值班负责人：——————值长：——————

磨煤机启停操作票

部门方达运行专业机炉共 1 页编号操作内容#______炉______侧制粉系统启动操作(10次) 起始时间年月日时分至年月日时分操作人监护人运行班长值长序号操作内容与步骤时间 1.#____炉粉位______/______米，汇报主控___________同意后，准备启动____侧制粉系统。 2.检查#_____炉_____侧制粉系统润滑油、冷却水及牙轮喷油装置正常。 3.检查#_____炉_____侧制粉系统各部无积粉点、异常发热点和自燃点。 4.检查#_____炉_____侧制粉系统各部及附近无人工作、逗留。 5.启动#_____仓仓壁振打电机、#_____给煤机清扫电机。 6.检查、操作人员汇报：正常、可以启动。 7.逐渐关闭#_____排粉机入口热风门、冷风门及总风门，同时逐渐全开#_____磨煤机入口总风门、#_____排粉机入口门，缓慢提高#_____排粉机转速，维持排粉机风压正常。降低#_____排粉机出口温度≯100℃，控制磨煤机出口温度≯50℃。 8.启动#_____磨煤机高压油泵，油压≥4.0Mpa，检查磨煤机启动条件满足。 9.联系电气回复同意后，启动#_____炉#_____磨煤机。冲击电流_____A、空转电流_____A。磨煤机电流稳定后，启动对应侧给煤机，30秒后停运对应高压油泵。 10.逐渐增加#_____给煤机线速度，同时开启#_____磨煤机入口热风门，关小#_____磨煤机入口冷风门，根据煤质调整磨出口温度在规定范围内，开启#_____磨煤机入口再循环门，调整排粉机风压正常。 11.调整_____侧制粉系统运行正常，5分钟后例行各部检查正常。 12.检查投入#_____磨煤机和给煤机联锁条件。 13.加强对磨煤机出口温度的监控。 14.定期清理#_____炉_____侧制粉系统木块分离器。危险点分析危险源对应预控措施 1、防止锅炉灭火。 2、防止一次风管堵管。 3、防止烧大瓦。 4、防止异常时磨煤机未及时联跳。 5、防止制粉系统积粉、自然、爆炸。 6、防止布袋入口烟温超限。 1、整个倒风过程中加强对排粉机出口风压的监控，防止风压过高而使锅炉灭火、风压过低而使一次风管堵塞。 2、根据煤质控制磨煤机出口温度合适，避免出现温度过高煤粉自燃和温度过低影响煤粉着火。 3、调整风压提高排粉机转速时操作要缓慢，防止风压大幅度波动而影响燃烧。 4、启动磨煤机前一定先启动高压油泵，且油压≥4.0MPa时方可启动磨煤机。 5、启动磨煤机前应检查前后大瓦下油量正常，防止无油启动烧瓦。 6、启动后要及时检查投入磨煤机联锁条件。 7、磨煤机启动后要及时给煤，避免长时间空转。如果出现严重断煤，则按停运制粉系统处理。 8、启动制粉系统前必须对系统各部（如磨煤机进、出口、木块分离器、磨再循环风门管段等处）进行发热点、自燃点排查，确认无异常发热点、自燃点，并且就地检查制粉系统各部及附近无人工作，滞留，再进行启动制粉系统相关操作，以防人身伤害。 9、启动制粉系统过程严格控制布袋入口烟温不超180℃。

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。

防止磨煤机粉管着火的措施

发电部技术通知单编号：主旨防止磨煤机粉管着火的技术措施类别整体除灰培训锅炉脱硫安全汽机燃料消防电气化学其它目前我厂印尼煤的掺配比例较大，＃2炉F磨已经发生了F1,F5粉管发红着火现象，而且最近炉膛观火检查，发现2台炉燃烧器喷口结焦现象都比原来严重，现制定防止磨煤机粉管着火的措施，请各值严格执行： 1、磨煤机启动前，应先用冷风把磨煤机及出口管内的残粉吹扫干净，尤其对于异常停止的磨煤机，启动之前必须要先进行吹扫。 2、磨煤机停运后必须进行吹扫。防止残粉堆积，避免炉膛的短时正压会造成回火，引起燃烧器附近粉管着火。 3、启停磨过程中，要控制磨煤机出口温度。尤其是烧印尼煤的磨煤机，启停磨的过程中出口温度控制在低限，磨煤机允许启动的出口温度为 65℃～87℃，烧印尼煤的磨煤机启动时出口温度控制在65℃～75℃之间。 4、投入制粉系统过程中，提高磨煤机一次风量，保证粉管通畅。 5、避免低氧运行。目前我厂印尼煤的掺配比例已达到80％，尤其对于灰熔点偏低的印尼煤，运行中要按照氧量推荐上限控制氧量，防止局部缺氧还原性氛围过强造成燃烧器喷口结焦。 6、为防止燃烧器喷口结焦，无论启停磨过程中或正常运行中，磨煤机的风量都不应过低，避免煤粉着火点太近，造成燃烧器喷口结焦。当燃烧印尼煤的比例偏大时，检查若发现燃烧器喷口结焦较厉害，应提高一次风压力，推后煤粉的着火点，此时，控制一次风压力≮9.5Kpa, 可以在10.0 kPa左右。＃1炉由于一次风机的调节特性较差，更应保证一次风通道充足，避免风机失速。 7、启停磨的过程中，加强现场巡检，对于易着火的部位，更应加强巡检，要做到有异常及时发现汇报。 8、运行的制粉系统不应有漏粉现象，漏出的煤粉应及时清除，防止外漏煤粉自燃。 9、加强炉膛观火孔处看火检查，每班保证不少于2次燃烧器检查，并在 MIS系统巡检日志里进行记录。发现燃烧器喷口有结焦时，及时汇报机长进行燃烧调整，若经调整仍无效，联系锅炉检修进行人工清焦。

锅炉启动操作票

XXXXXXX锅炉操作票单位XXXXXXXXXX有限公司编号发令人受令人发令时间操作开始时间年月日时分终了时间年月日时分操作任务：# 炉启动操作票序号操作内容时间执行 1.（）时（）分接到#（）炉启动检查命令。 2.确认检修工作票已经终结，验收合格，各种工作票已经撤票。 3.值班员布置各岗位人员进行专责范围内设备的检查，填写启动前检查卡。 4.锅炉本体检查、汽水系统检查、仪表检查。 5.风烟系统的检查、引送机检查。 6.制粉系统检查、燃油系统检查、压缩空气系统检查。 7.联系值长，通知除灰、脱硫进行专责范围内设备的检查。 8.联系值长，通知热控人员进行热工试验。 9.（）时（）分联系值长，进行锅炉点火前的准备工作。 10.记录各膨胀指示值，上水前汽包上壁温（ / / ）℃；下壁温（ / / ）℃，( )时( )分按（）上水操作票开始上水。 11.（）时（）分上水至-100mm停止上水，开启省煤器再循环，上水后汽包上壁温（ / / ）℃；下壁温（ / / ）℃，记录各膨胀指示值。 12.汇报值长：#（）炉上水操作完毕。 13.( )时( )分投入炉底部加热并注意炉墙振动情况。 14.投入冷却水系统。 15.启动空压机、干燥机，投入压缩空气系统。 16.投入燃油系统，调整燃油回油阀，调整油压保持2.8MPa，检查油系统应无泄漏。 17.启动火检风机，投入火检冷却风系统。 18.开启对空排汽及各疏水阀。 19.联系热工投入FSSS及其它保护、联锁。 20.根据各种燃料的烟气露点确定是否（）投入热风再循环。备注转下一页操作人：监护人：值长：

操作任务：（承上一页）序号操作内容 21.（）时（）分接到#（）炉点火命令。汽包上壁温（ / / ）℃；下壁温（ / / ）℃。 22.投入辅机大联锁及其它联锁。 23.按引、送风机启动操作票启动A/B引、送风机，保持风量在30% B- MCR风量以上，调整炉膛风压-20～-50pa。 24.确认锅炉吹扫条件满足，开始吹扫。 25.（）时（）分锅炉吹扫完成。 26.投油点火条件满足，（）时（）分对角投入（）油枪。 27.就地确认油喷燃器着火良好。 28.点火30分钟后，进行油枪换角。 29.按锅炉（机组）的启动曲线控制升温升压速度。 30.点火后半小时进行第一次排污。 31.汽压升至0.15MPa～0.2 MPa，冲洗汽包水位计，核对水位。 32.汽压升到0.25～0.35MPa第二次排污，记录各膨胀指示器。 33.汽压升至0.3MPa～0.5MPa，联系热工冲洗压力表，检修热紧螺栓，根据情况( )时( ) 分退出底炉加热。 34.通知化学人员进行炉水监督，视情况投入连排。 35.汽压升到1.0MPa，第三次排污。 36.汽压升到1.5 Mpa，记录各膨胀指示器。 37.汽压升到2.0MPa，第四次排污，应注意汽包水位变化，以防水位下降过快。 38.汽压升到3.5 Mpa，记录各膨胀指示器。 39.当汽压升到4.0MPa，第五次排污，放水时应注意汽包水位的变化。 40.汽压升到6.0 Mpa，记录各膨胀指示器。 41.过热器温度＞400℃，空预器温度＞180℃，炉内燃烧稳定，（）时（）分按启动制粉系统操作票（），启动（）制粉系统。 42.粉仓粉位 ___米，确认锅炉投粉条件满足，投入B层煤粉喷燃器。 43.就地确认煤粉着火良好。备注转下一页操作人：监护人：值长：

浅议发电厂发电机安装检修

浅议发电厂发电机安装检修发表时间：2017-09-22T11:03:27.470Z 来源：《电力设备》2017年第13期作者：杨帆 [导读] 摘要：改革开放以来，经济迅速发展，我国的电力基础能源行业也已经具备了一定的规模。（国电泰州发电有限公司江苏泰州 225327）摘要：改革开放以来，经济迅速发展，我国的电力基础能源行业也已经具备了一定的规模。在这样的现实背景条件下，国家对于电力的发展有着更为迫切的需要，而对火力发电厂的热能动力装置进行检测与维护是电力发展的关键所在。关键词：热能动力；火力发电厂；发电机安装一、火力发电厂 1. 工作原理火力发电一般是指利用石油等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成水蒸气，再由水蒸气推动发电机来发电的总称。以煤、石油、天然气作为燃料的发电厂被人们统一称为火电厂。火力发电以锅炉为核心，锅炉便是火力发电厂的热能动力装置。 2. 工作过程火电厂一般由锅炉、汽轮机、发电机等几个部分组成，通过各种线路将这些部件组合在一起，火电厂的一般工作过程就是通过煤等燃料的燃烧使水成为高温高压的水蒸气，水蒸气进入汽轮机中，带动与汽轮机同轴的发电机转动，进行发电。最后发出的电精油变压器升高电压后通过输电线送往电网。二、某 350MW 汽轮发电机端盖安装不当引起的问题发电机端盖安装在整个发电机安装过程中是很容易出现问题的步骤，一旦忽视某些细节就极易出现问题。某电厂 2×350MW 机组一期工程超临界燃煤发电机组施工过程中，发电机整套风压迟迟难以合格，漏气量严重超标。在一步步排除完密封油设备、管道、氢气管道所有漏气点之后，将漏气点锁定在定子本身，但还是很难找到具体漏点。因为现场条件所限，检漏方法仅局限于用肥皂水和氟利昂，所以只能一个部位一个部位排除。当把发电机两端上油挡拆掉后对内部进行进一步排除时就不能再喷肥皂水，因为喷进去的肥皂水会污染润滑油，所以只能用氟利昂进行查漏。但由于当时正处于西部地区的寒冬季节，润滑油温度较高，润滑油喷出的油气很大，声音也很大，加之位置较困难，对锁定具体位置造成很大干扰。在多次检查无果情况下只能暂时停掉润滑油，只留密封油运行，再次检查就轻松确定了发电机汽端端盖左侧洼窝内凹的角落部位存在漏点，而且漏气量较大。我们连夜对此端盖进行了拆下、清理、重装，再次充气、查漏原漏点消除，整套风压合格。后来经过分析得出，此处端盖立面和中分面的密封为橡胶皮条密封，且在洼窝内凹处有两条垂直的紧固螺栓，如果安装过程中不够细心极易造成橡胶皮条不舒展、清理不干净、垂直方向的紧固螺栓的紧固力不够等，加之位置特殊，一旦形成漏气点就很难查出。所以 , 在安装时务必将各个部件的结合面清理干净，密封条加装正确，确保舒展，密封胶涂抹适量。紧固螺栓的紧固力矩如果有书面要求要严格按要求执行，没有要求的务必按照经验紧固到位，困难位置有必要做专用工具完成。另外 ,发电机整套风压前应该单独进行氢管道独立风压，确认漏点全部消除后带发电机定子进行整套风压，这样可以很有针对性地锁定漏点部位，避免重复性工作。三、对设备的检修 1. 目的当前的经济发展要求工作人员能够随时掌握设备的运行状态，并且进行及时的检修，以保证设备的安全可靠。合理地安排检修项目，能够有效降低检修成本，提高设备的使用效率，延长设备寿命，形成符合要求的管理体制，提高企业的运行效率，以提高企业的经济效益。 2. 原则对于锅炉设备的检修并不是盲目进行的，需要遵循一定的原则，使得工厂运行有条不紊。首先，需要保证的是设备的安全运行。要在平时便对厂里的各个设备的检修期进行合理的安排，尽量减小对厂内正常工作的影响，加强设备的监测，制定相应的规章制度，形成严格的规范处理系统，并将检修成果及时以书面形式上报，以便于记录下来，为以后的检修提供支持。其次，要在进行整体规划的同时分步实施。要对现行的设备进行及时的维修，就要从车间开始推广，逐步推广到整个工厂，由小及大，逐步深入。通过分步实施保证全厂的正常秩序，保障良好的生产运行状况。最后，要充分发挥科学技术的重要作用。在利用厂内现有资源的基础上，设备的运行状态监测需要科学技术的辅助，以科技武装厂里的设备监控，能够进行实时监测与检修，避免影响正常的生产用电。 3. 明责要想对设备的检修传统能够合理持久的维持下去，需要在发电厂内部建立起健全的设备检修机构，完善管理体制，明确各个部门的职责所在，赏罚分明，权责到人，真正做到每一位负责人都能真正地负起应承担的责任。当然，我们需要意识到，明责的过程中不仅仅包括各个部门的负责人，还包括常常被人们忽视的工厂内的运行值班员。我们都知道，部门负责人需要负责该部门的设备运行状况，安排人员检修，进行一系列工作，但是运行值班员同样要对整个工厂的锅炉运行进行检查，值班员虽然是轮流工作，但更要履行好自己的职责，具备处理突发状况的能力。四、明确机构职责在发电厂内部应该建立起健全的设备检测的组织结构，明确各部门的职责，职责到人，有赏罚制度，对不认真负责的人给予警告处理。 1. 运行值班员熟悉热力设备的工作原理，掌握热力设备的运行机理，掌握热力设备的运行规则，具备处理运行故障的能力。熟悉锅炉设备结构及运行调节；熟悉热力设备各种故障状态的判断与处理；熟悉各种工况下锅炉汽轮机及辅机的启停操作；熟悉汽轮机结构及其运行调节；熟悉除氧器、加热器、凝汽器等辅助设备的操作和运行维护；会办理各类工作票和填写操作票。熟悉热力设备的工作原理，掌握热力设备的基本结构，掌握热力设备的检修工艺与流程，具备判断、修复设备缺陷的能力。正确填写测量数据、设备缺陷处理情况等检修技术记录。熟悉锅炉本体设备、制粉系统和输煤系统的结构、常见故障及设备检修工艺要求；熟悉汽轮机本体和调速系统原理和结构；熟悉发电厂热力系统及主要辅助设备；掌握凝汽器的检修方法；办理各类工作票和填写操作票；熟悉发