邹平六电330MW机组开机作业操作方案

62
锅炉燃烧稳定，炉内2只油枪时，汇报值长。
63
负荷200MW时，剩AB层一只油枪，检查轴封汽源切换正常，进入自密封状态，开启高压轴封漏汽至除氧器。
根据真空情况及时将真空泵改为单台
64
当负荷达225MW时，投入五抽至低辅。停全部油枪。投入负荷小于30%风量小于30%保护。将空预器吹灰汽源倒为本体供汽。
18
发变组系统恢复备用，重点确认发变组PT一次触头接触良好，一、二次保险良好，主变中性点接地刀闸在合，主、高变冷却器投运方式。发电机转子、主励、副励测绝缘时及时投退转子保护、AVR压板。发变组保护压板方式正常。
根据需要联系电气测量发变组绝缘
19
发电机励磁系统恢复备用。重点检查AVR无异常报警信号，手动柜Q3开关合好并且送电良好。感应调压器调压机构良好。
35
联系热工检查下列保护投入：轴向位移大、润滑油压低、EH油压低、超速保护（DEH）、超速保护（TSI）、DEH失电。
36
主汽压力3.43MPa，主汽温320℃，再热蒸汽压力0.1~0.2MPa，再热蒸汽温度280℃。其他冲转条件均满足时，汽轮机冲转。
当主汽阀中壁温与内壁温之差大于55℃时，需暖阀。稳定汽压、汽温。
24
开A（B）侧吸、送风机，检查锅炉吹扫满足，开始炉膛吹扫。注意监视风机各参数、轴温和电机线圈温度是否正常，吸风机出口挡板是否全开。
25
吹扫结束，检查锅炉点火条件满足，锅炉点火。
先轮投AB层油枪，全部正常后保留对角两只，注意调整油压。
26
启动一次风机（#1炉），联系锅炉综合班吹灰。同时投用辅汽吹灰。
开启吸风机空冷器冷却水放水门确认有无冷却水（#2炉送风机轴承也有放水门）
9
除氧器上水。
10
燃油进行炉前油循环
11
燃油雾化汽系统进行疏水暖管
12
投入空预器吹灰辅助汽源。
13
除氧器、小机、轴封辅助汽源暖管。
14
启动真空泵，投入汽机轴封系统，凝汽器抽真空。
15
除氧器水位正常后投加热，启动除氧循环泵，给水泵充水投暖泵。
4
检查确认6kV和400V动力设备处于良好备用状态。吸送风机、凝升泵变频器加热装置及时投停。
5
了解氢站的储氢情况、二氧化碳瓶的到位情况及抽检合格情况、水塔的水位情况、除盐水箱水位、炉底渣斗清理及水封槽注水情况等。
6
如冷态开机，机侧逐步投以下系统：
工业水系统、仪用气系统、循环水系统、开式水系统、闭式水系统、润滑油系统、密封油系统（发电机气体置换）、顶轴油系统、投盘车、EH油系统、凝结水系统、小机润滑油系统、高低旁系统、发电机内冷水系统。
检查顶轴油泵不倒转，各油膜压力正常。
41
中速暖机30分钟，目标值2000r/min，高速暖机。
42
当中压缸排汽口处上缸内壁温度大于130℃并保持1小时，①高压内上缸内壁温度大于250℃；②轴承盖振动不大于0.03mm；③高中压缸膨胀大于7mm；④高中压差胀小于3.5mm，并趋向稳定，高速暖机结束。注意法兰温度及温差。
30
根据值长令合上发变组出口刀闸。
31
锅炉升温升压过程中，可采取对角切换油枪和加强放水排污调整旁路开度的方法，以加快水循环建立。保持汽包上下壁温差＜56℃，内外壁温差＜28℃，防止超温。
32
用辅汽冲小机，将上水由汽前泵改为汽泵。
小机要尽早投入使用，防止汽前泵上水困难，造成汽包水位低。注意小机排汽温度。
凝汽器未抽真空，禁止开启溢流阀
16
除氧器水温加热到高于汽包下降管32℃以内时（如汽包壁温较高，应加热到150℃），启动汽泵前置泵锅炉（主给水旁路）上水，给水先走高加旁路，当高加水侧注水完毕后改走高加水侧。
注意汽包壁温，温差增大时，放缓上水速度，超过28℃，通过定排或下降管放水调整
17
开机前调整好凝汽器水位，高加危急疏水倒至定扩。
33
当二次风温达到200℃且DE层投运油枪不得超过两只时，及早启动制粉系统制粉。（最多不超过两套）
注意监视制粉系统各参数正常、锁气器动作正常。注意监视调整炉膛压力。
34
根据升温升压情况和粉位，检查确认油枪着火良好，及时开启一次风机（#2炉），投粉。
先投B层，注意检查着火和监视喷燃器出口温度，及时调整，防止超温和堵管。注意炉膛负压，波动剧烈时，切除刚刚投入的给粉机。
49
15MW负荷暖机。高、低加随机滑启。
机侧：主汽温达375℃，再热汽温达350℃。变速率1MW/min。
50
负荷升至30MW时，暖机30分钟，关闭高压部分程控疏水门。投#3射油器，停空侧油泵。
机侧：主汽温达400℃，再热汽温达375℃。
变速率1MW/min
51
负荷升至60MW时，关闭中压部分程控疏水门。开启高调门漏汽至三抽、中联门漏汽至除氧器。
机侧：主汽温达530℃，再热汽温达525℃,汽压13.2MPa。
变速率1MW/min。
65
当法兰温差、缸温趋于正常并稳定时，阀位切换。
#2机阀切换时要申请解除“大机轴承振动”保护
66
锅炉停油后两小时内，应及时投入空予器密封回收装置。
电气做假并网试验时，注意解除并列至DEH的信号，严防超速。
顺控并网时要确认程序良好，“允许”灯亮。发电机空载参数认真核对，发现异常立即中断顺控程序。
46
根据真空情况，及时开启第二、第三台循泵。监视好新安装设备及检修过的设备的运转情况。
47
并网带初负荷后，应及时配合锅炉逐渐关闭高、低旁。
48
并网后，投入相应保护（MFT跳小机，主油开关跳闸等）。安排好中性点接地及零序保护方式。及时调整发电机、励磁机风温。联系高试班投入发电机绝缘监察装置，化学投漏氢检测装置。
联系炉控班解除辅汽吹灰汽源压力低闭锁
27
汽包压力升至0.15～0.2MPa时，关闭汽包及过热器各空气门，开启过热器、再热器各疏水门，开启高、低旁路10～15%，开启电动主闸门暖管至自动主汽门前、关闭电动主闸门前疏水，暖管。
注意疏水充分，上下缸温差不超限。
28
汽包压力升至0.3～0.5MPa时，冲洗汽包水位计，联系控仪和检修冲洗压力表管和热紧螺丝。
43
汽机升速至2900rpm时，应及时停大机交流油泵，防止#2机组#7、#8轴承漏油。检查机组滑环碳刷、大轴接地碳刷运行良好。
44
汽机冲转至3000转／分，关闭顶棚进口集箱、环形集箱、壁再进口集箱疏水手动门、电动门。
45
根据启动需要做危急遮断器手打试验、电气做发电机试验（如做就不能合出口刀闸）。试验结束，发电机并网。
优先启动B循泵。检查与相邻系统联络门及系统放水、放空气门，防止跑水。
7
炉侧进行下列工作
（1）、执行阀门检查卡（PCV阀手动门关）。（2）联系锅炉检修清理油枪滤网。（3）将绞龙下粉插板、粉仓吸潮阀、制粉系统换向挡板置于正常位置。（4）检查小筛子、锁气器良好。
（5）进行邻炉倒粉
8
工业水、开式水、闭式水系统正常投入后，投入风机、磨煤机润滑油系统，调整油压正常
29
点火后按规程规定把握好升温升压的时间，根据情况，及时投入B层双强或微油油枪。投入连续定排。升温速度：0.98Mpa以下饱和水温升＜28℃/h，冲转前饱和水温升＜56℃/h，冲转后饱和水温升＜36℃/h，升压速度：5.88Mpa以下＜0.03Mpa/min，5.88Mpa以上＜0.07Mpa/min，油压不能低于1.0Mpa。
58
负荷升至150MW时,投入冷段至高辅，如电泵运行，应进行电、汽泵切换。
机侧：主汽温达480℃，再热汽温达470℃,汽压9.0MPa。变速率1MW/min。
电、汽泵切换时应保持汽温、汽压、负荷的稳定。
.
59
当主汽压力升至9.7MPa时，通知化学开始洗硅。水质合格后，高加危急疏水倒至管扩。注意加强启动过程中的汽水品质监测。
20
汽包见水前，投入火检冷却风、空预器。
21
核对确认下列保护已解除：MFT跳小机、主油开关跳闸、水位保护、负荷小于30%风量小于30%。
22
锅炉启动风机前，应投入另一台机6kV工作段的快切出口闭锁压板；并汇报值长，确认炉膛、烟道内无人工作。
23
汽包见水后，请示值长根据需要是否投炉底加热
开启省煤器再循环
机侧：主汽温达430℃，再热汽温达410℃。变速率1MW/min
四抽至小机、四抽至除氧器未投入前不得关疏水。
52
负荷达75MW时（汽压4.95MPa），根据需要做超速试验（连续运行3小时以上）。
53
超速试验结束，按热态启动要求重新挂闸、升速、并列带负荷至缸温对应的负荷运行（满足汽缸温升率，注意汽轮机振动、膨胀、差胀、轴向位移、法兰等参数）。
330MW机组开机作业指导书
序号
操作方案
危险点
预案
1
接到命令，做好开机准备，检查有无影响机组启动的工作。开机过程中是个加热的过程，对各部的暖管疏水一定要提醒到并落实好，防止管道振动。
2
检查厂用汽系统正常。
3
如机组是跳闸后启动，应检查厂用电是否切换，应检查保安段、UPS、给粉机电源、直流充电器电源是否正常。
55
90MW负荷，开启另一侧的吸、送风机。风机启动完毕后，汇报值长倒厂用电。
切换完毕后，及时解除另一台机6kV工作段的快切出口闭锁压板
56
120MW,给水大旁路切为主给水
保持汽温、汽压、负荷的稳定。注意Βιβλιοθήκη 水流量和蒸汽流量的匹配。57
确认高中压外缸下外壁温达320~350℃，机组差胀在允许范围内时，可停用汽加热装置。
54
负荷达90MW时，关低压部分程控疏水门。将小机汽源由辅汽切为四抽，除氧器汽源切为四抽供汽（注意四抽至小机、除氧器未投入前疏水至凝汽器门不得关闭）。当#1高加压力高于除氧器压力0.4MPa时，疏水导至除氧器。