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库车发电有限公司 号机组冷态启动操作票编写: 审核: 批准: 年 月 日编号:_操作任务: 号机组冷态启动由 状态, 转变为 状态 页码:1/9开始时间年 月 日 时 分结束时间 年 月 日 时 分序号操作内容执行情况1值长令: 号机组冷态启动。2明确机组启动原因及对机组启动的相关要求。3检查所有检修工作结束,工作票已全部收回,确认安措已全部拆除,机组具备启动条件,同时准备好开机前的所有检查卡、操作票。4联系输煤运行人员向 号炉原煤仓上煤。5联系化学值班人员准备足够的水及二氧化碳,并做好化验工作。6联系电除尘值班员投入电磁转轴加热器,并开启灰斗加热装置。7联系热工投入FSSS、DCS装置,各项功能试验正常。8联系热工人员投入炉膛火焰监视、就地水位监视工业电视。9联系热工人员检查主机保护投入正常,DEH、TSI、ETS系统正常,各仪表投入完好,信号系统正常,操作员站完好已投入运行。10联系检修测量发电机、主变及高厂变绝缘:发电机定子_M、转子_M、主变_M、高厂变_M,确认绝缘合格。11联系整流室进行主变、高厂变的倒送电操作。 12检查主机的高压缸调节级金属温度_、中压持环温度_,确定机组的启动参数。13检查炉内:脚手架拆除,受热面完整清洁,火嘴正常无焦,确认无人工作后关闭各人孔门、看火孔。14检查炉外:照明良好,走道通畅,楼梯栏杆完整,炉墙及各部管道保温完整,吹灰器齐全完整并退出,测量及控制仪表的附件位置正确齐全,试验各风烟挡板、风门开关灵活,位置指示正确。15联系化学启动一台除盐水泵。16启动厂用空压机系统,维持仪用压缩空气压力在0.550.65MPa之间,并对仪用压缩空气储气罐疏水。17燃油系统检查:联系检修清理各油枪雾化片,试验各油枪进退良好,点火装置打火正常,油系统各阀门开关灵活,试验燃油跳闸阀、油循环阀、各油枪油角阀和吹扫阀动作灵活,关闭严密,位置状态指示正确,各油压表、汽压表投入。18检查各系统:做各阀门开关试验,要求各阀门开关灵活,门杆无弯曲、卡涩现象,销子牢固、法兰结合面镙丝拧紧,手轮配套齐全,试验各电动门开关灵活,方向正确,试验完后将各阀门置于机组启动前位置。19检查各管道的吊架及支架完整、牢固,各部保温良好。20检查各膨胀指示器,并记录一次。21试验炉膛出口烟温探针进退灵活。备注:如该项已执行,请在“执行情况”栏打“”,如未执行则说明原因。操作任务: 号机组冷态启动 页码:2/9序号操作内容执行情况22检查各层火检探头冷却风门开启。23检查空预器保温齐全,人孔门关闭,上、下主轴承和减速机箱油位在1/22/3之间、油质合格。24检查引、送风机油站和一次风机油杯润滑油油位在1/22/3之间,各轴瓦温度测量装置齐全,地脚镙丝无松动,事故按钮及盒盖齐全。25检查干式机械除渣系统已具备启动条件。26汽包就地水位计门开关灵活,水位计清晰,严密不漏,水位计标尺正确,正常及高、低极限水位处标志明显,水位监视电视良好可用,检查完后投入各水位计。27对发变组一、二次回路(包括封闭母线)、励磁系统回路及设备进行全面检查,应无异常情况,具备送电条件。28与启动有关的各继电保护、自动装置应按有关规定投入(定值应由检修人员按定值通知单整定完毕)。29确认阀门试验正常,各设备保护试验、联锁试验合格。30确认各专业光字牌、声光报警装置正常且投入。31检查主油箱油位正常,启动主油箱排烟风机运行正常,将排烟风机联锁投入。32确认润滑油质合格,启动主机交流润滑油泵运行,检查系统无泄漏,油压0.096-0.126MPa,热工、电气联锁投入,调整油温、油位正常。常。常。33用合格的除盐水对发电机定子冷却水冲放合格后,检查定子冷却水电导合格,启动定子冷水泵,投入定子冷水泵联锁,调整内冷水压0.18-0.2MPa。34检查转子冷却水电导合格,启动转子冷水泵,投入转子冷水泵联锁,调整转子冷水压0.18-0.2MPa。35调整主机润滑油温在3538,启动两台顶轴油泵运行,联锁投入,检查母管油压在1316Mpa左右,各轴承顶轴油压正常。36检查盘车油压、气压均正常,启动主机盘车装置,检查盘车电流23A左右,主机偏心0.076mm,倾听汽缸、轴封处无磨擦声。37启动小机主油泵运行,投入联锁,投入小机盘车运行。38向100T水箱补水冲洗,水质合格后将水位补至正常,启动凝结水输送泵向凝汽器补水冲洗,水质合格后投入补水调门“自动”。39检查凝结水系统正常,采用凝结水输送泵进行凝结水系统冲洗及给除氧器上水。40检查150T水箱水位正常, 启动凝结水补充水泵运行,向排汽装置补水至正常,补水调门投“自动”设定正常水位。41检查凝结水、低加水系统正常,低加投入水侧运行,冲洗凝结水系统,待除氧器水质合格后,启动凝泵进行凝结水系统冲洗及给除氧器上水。42启动一台循环水泵运行,启动一台冷却水升压泵运行。43除氧器水位补至2250mm,将凝结水再循环调整门和除氧器上水调整门投入自动。备注:如该项已执行,请在“执行情况”栏打“”,如未执行则说明原因。操作任务: 号机组冷态启动页码:3/9序号操作内容执行情况 44投入给水泵密封水系统正常,将密封水差压控制在0.070.1MPa,确认密封水至凝汽器回水门关闭,至地沟回水门开启。45高、低压辅汽联箱暖箱。46投入高低压辅汽联箱,温度 ,压力 MPa。47投除氧器加热。48启动一台凝结水泵运行,投入凝结水再循环“自动”检查除氧器水位正常后,投除氧器水位“自动”。49开启汽包两侧空气门,检查电泵具备启动条件,启动电泵对锅炉上水,根据汽包下壁温情况对上水水温进行控制,上水水温应保持在3070或除氧器水温大于50,并尽可能接近汽包下壁温,上水水温和汽包下壁温差不允许超过40 。根据季节确定上水时间(夏季2小时,其它季节4小时)。50高加水侧注水,查高加钢管无泄漏,投入高加水侧。51汽包开始上水后联系化学投运给水加氨、加联氨装置,保证给水品质合格。52启动EH油泵,检查油压13MPa左右,系统无泄漏,EH油泵联锁投入。53联系电除尘启动一台燃油泵,开启炉前进回油母管各手动门及进油跳闸阀,用调整门调整炉前油压为3.0MPa,进行燃油泄漏试验正常,整个系统全面检查正常。54启动引、送风机油站,确认油压正常,备用油泵投入联锁,启动引风机轴承冷却风机,正常后,备用冷却风机投联锁。55启动A、B空预器,检查转向正确,无磨擦异音,投入空预器主、辅助电机联锁。56开启锅炉过热器、再热器各空气门。57开启锅炉过、再热器各疏水门,开启锅炉5%旁路。58锅炉上水至可见水位,根据需要对锅炉进行冲放,水质合格后保持汽包水位在双色水位计最高可见水位附近,视情况停运一台前置泵。59全开各二次风挡板,确认引、送风机启动条件满足后,启动引、送风机,调整炉膛负压-50Pa。60启动一台火焰监测探头冷却风机,就地检查运行正常,投入联锁,检查火焰监测探头冷却风压大于6.5KPa。61投入炉膛出口烟温探针。62开启空预器吹灰压缩空气进气门,调整压缩空气母管压力至0.65MPa。63检查炉膛吹扫条件满足,进行炉膛吹扫,吹扫完成确认MFT已复位。64检查各油层启动许可条件满足。65启动一次风机正常后,复位各台磨煤机的跳闸条件,调节一次风母管风压至4KPa,退出密封风机联锁,启动 号密封风机,检查密封风机入口调门联锁开启。备注:如该项已执行,请在“执行情况”栏打“”,如未执行则说明原因。操作任务: 号机组冷态启动页码:4/9序号操作内容执行情况66密封风机出口母管压力达到17KPa以上,投入联锁。67 时 分等离子拉弧正常,A磨具备启动条件, A磨启动正常后,等离子转换 “等离子模式”。(A磨故障,其它磨煤机点火采用油枪,点火成功后,派人就地检查,有枪燃烧正常。)68磨煤机运行正常后,可以将A层煤量逐渐加大,,但必须保证磨出口温度在65以上,否则减小煤量。在加煤的同时,派巡检就地看火并及时调整一次风量、加载力及二次风挡板开度。等离子模式下磨煤机给煤量应 30t/h。69投入空预器连续吹灰。70按操作票进行发电机恢复备用操作。71当汽包压力达0.15MPa后,关闭炉侧放空气门,关闭真空破坏门。72汽包压力至0.2MPa,冲洗汽包水位计,并上下校对水位计偏差在30mm以内,定期排污一次。73当汽包压力升至0.17-0.34MPa时,空气门冒汽后关闭空气门。74关闭真空破坏门,启动一台真空泵运行,进行凝汽器抽真空。75缓慢开启轴封供汽手动门,进行疏水暖管。76启动一台轴加风机运行,轴封母管暖管结束后,进行轴封送汽,调整轴封压力为 Kpa,低压轴封供汽温度为 ,检查轴封压力及减温水调门自动调节正常。77主机真空稳定后,A、B小机依次抽真空,观察小机真空系统严密性。78主汽压力0.3MPa以上开启高低压旁路门,辅汽联箱进汽暖管,开大至除氧器加热门,设定除氧器压力0.2MPa,启动除氧再循环泵。79主机、小机轴封系统疏水暖管,约1小时或轴封温度达到110后,投入主机轴封系统运行,轴封母管压力设定0.04MPa。80调整以下各门,尽快提升其供汽参数,满足用户要求:主汽至轴封供汽站、吹灰汽源控制站进汽门;冷再至辅汽联箱进汽门,辅汽联箱至除氧器加热管道、锅炉杂用汽管道进汽门,注意疏水畅通、无水击现象。81升压过程中调整高、低旁路开度,维持冷再压力0.3MPa以上,严密监视主机盘车运行情况。82退出空预器吹灰器,关闭吹灰气源手动门,联系检修加装堵板,将其吹扫介质倒为主蒸汽供,充分疏水后,投入连续吹灰。83关闭炉侧疏水,开大除氧器加热门,稳步提升除氧器压力和给水温度,减少与炉内金属壁温差。84真空达-50kPa时将给水泵密封水回水回至凝汽器。85锅炉点火后机组逐渐进入热态清洗阶段,打开综合取样装置上所有取样二次门,联系化学保证炉水品质合格。86调整高、低旁
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