350MW机组冷态启动操作票
机组冷态启动操作票
1 检查所有检修工作票已全部结束，安全设施已拆除，现场清理干净，保温完整，道路畅通，照明良好。
2 装备好必要的工器具和相关记录、报表。
3 检查确认各表计、保护信号电源、操作电源投入正常。
4 检查各电动门、气动门均已调好，电源、汽源投入正常。
5 各运转设备的轴承润滑油（脂）正常，油位计清晰，指示正确。
6 根据阀门检查卡各系统阀门位置正确，各系统正常。
7 检查启动前的各项试验已全部完成且合格。
8 检查润滑油、EH油、高低旁油站、各油箱油位正常。
油质化验合格。
9 检查厂用电系统运行正常，UPS系统、直流系统、热控电源等送电正常。
10检查压缩空气系统投入正常。
11投入机组工业系统，检查工业水压力**MPa。
12冷却塔进行补水。
13润滑油箱油温大于10℃时，启动一台排烟风机运行，启动直流润滑油泵试转，检查润滑油母管压力正常，启动交流润滑油泵、顶轴油泵，润滑油压在0.15-0.2MPa，停直流润滑油泵。
14检查柴油机处于良好备用状态。
15检查精处理处于良好备用状态。
16投入各辅机油站运行正常。
17启动主密封油泵，检查密封油系统运行正常。
18发电机进行氢气置换。
19润滑油箱油温大于20℃时投入盘车装置运行，检查盘车电流正常，汽机转速为54rpm 冲转前24小时必须连续盘车）。
20投入发电机定冷水系统及离子交换装置。
21联系燃料部给原煤仓上煤。
22检查150t水箱水位正常，启动凝结水输送泵运行，向凝汽器补水至正常，凝汽器水位投“自动”。
23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予除氧器上水。
24启动一台循环水泵运行，启动一台冷却水升压泵运行。
25辅汽联箱暖箱。
26投入高低压辅汽联箱，温度**℃，压力**MPa。
27为空28启动一台EH油泵运行，另一台投“备用”。
29启动电泵辅助润滑油泵运行，投给水泵暖泵。
30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”。
第一部分 操作票
在机组负荷30MW时，确认机组有关高压疏水阀正常关闭，冲转一台小机（见操作票）
47、
在热风温度达120℃时，启动一台一次风机、密封风机，调整一次风母管压力11.0kPa；
一、二次风温>170℃，确认B磨煤机点火能量满足，启动B制粉系统，控制磨后风温在80℃，风量在55t/h左右；(启磨过程见操作票）(注意：启动B磨时BC层油枪要点2根，否则认为火检信号没有，煤量有，煤没有燃烧。给煤机远方在就地电气380V工作PC段，要保证第一段带电。空预器主电机同样）
17、
低加水侧通水。
18、
凝结水系统冲洗合格，将凝水再循环阀开至100%，启动一台凝泵，向除氧器上水，维持水位在2200mm。检查投入汽动给水泵、电动给水泵密封水，调整密封水差压0.1~0.15mpa
19、
确认除氧器、凝汽器水位正常，投入电泵辅助油系统，电泵再循环门全开。（除氧器水位设定值+凝汽器水位设定值×0.6=凝汽器水位调节SP值。除氧器水位设定值-凝汽器水位设定值×0.6=除氧器水位调节SP值。除氧器水位实际值+凝汽器水位实际值×0.6=凝汽器水位调节PV值。除氧器水位实际值-凝汽器水位实际值×0.6=除氧器水位调节PV值。）
在锅炉给水流量≤10%BMCR以前，应控制炉膛出口烟温≤540℃，当炉膛温度>540℃时炉膛烟温探针退出；
48、
由低至高依次投入低压加热器汽侧（不并网不可以投汽侧）。
49、
当机组负荷升至60MW，机组运行正常时，可进行厂用电切换操作(见操作票）。
50、
负荷90MW左右时，若给水旁路门开度已达90~100%时，可将其切至主给水门,投入给水三冲量自动调节。
4.冲转至额定转速期间，锅炉注意调整燃烧，控制主蒸汽温度以0.4～0.95℃/min、主汽压以0.019MPa/min，再热汽温以0.75～1.4℃/min的速率逐渐升温升压。主汽温最大升温率不得超过1.5℃/min的限制，再热汽温最大升温率不得超过2℃/min的限制值。
机组冷态启动操作票 2资料
锅炉点火后就地加强对等离子点火装置及煤粉燃烧情况观察，就地确认等离子点火装置运行正常，否则应立即退出，联系维护处理；
17
当炉膛出口烟温达540℃炉膛烟温探针报警，当炉膛出口温度达到580℃时自动退出，否则手动退出。
二
操作措施
（一）
启动前的检查与准备
1
检查相关系统安装检修工作及辅助系统控制电源、信号电源、动力电源已送电且无异常；
9
确认DCS、TSI、DEH、FSSS系统正常，各指示表计、记录仪器投入完好；
10
按公司《1100MW机组集控运行规程》有关内容，逐步投入下列各系统并检查其运行正常。投入系统时应综合考虑好各段负荷分配的均衡；
1）工业水、消防水系统。
2）开式循环冷却水系统。
3
开启电泵最小流量阀100%，启动一台电泵。电泵启动后，启动给水加氨、联氨计量泵控制加药量，调整给水PH：9.2～9.6，联氨10～50ppb；
4
确认主机盘车投运正常，投入除氧器加热，关闭除氧器进汽电动门前后疏水门，调节辅汽至除氧器压力调节阀，使除氧器水温以不大于2.5℃/min的速度升高到80℃左右，调节除氧器排气门，控制溶解氧﹤30μg/L；
9
储水罐水位正常后（8m），锅炉上水完成；
（四）
锅炉冷态清洗
1
确认下列条件满足进行锅炉冷态清洗：
1）储水罐压力低于686kPa。
2）锅炉上水完毕。
3）WDC阀处于自动状态。
4）冷凝水启动疏水泵处于自动状态。
5）冷凝水启动疏水泵去凝汽器电动闸阀关闭。
6）检查冷凝水至机组排水槽手动碟阀关闭，冷凝水至水工电动碟阀开启正常。
7）凝结水和给水的加药系统投运。
2
确认给水旁路调节门开度﹥20%，提高运行电泵勺管开度，调整凝汽器和除氧器水位，对锅炉进行400-1200t/h变流量冲洗；
350MW机组冷态启动操作票
1
对锅炉本体和管道膨胀指示进行一次记录。
2
上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水：
1锅炉省煤器和水冷壁疏放水门全关
1.1省煤器进口管路疏水阀；
1.2.水冷壁进口集箱疏水阀；
1.3.螺旋水冷壁出口左右混合集箱疏水阀；
1.4.水平烟道水冷壁入口管路疏水阀；
3
1所有锅炉排空气门全开：
5
关闭所有充氮阀：
6
储水罐水位调节阀处于关闭状态；
7
确认凝结水系统清洗合格。
8
通知化学专业，锅炉准备上水。
9
除氧器出水含铁量小于200|j g/L后，启动前置泵或电泵打再循 环，投除氧器水箱加热，控制给水温升率＜5℃/min,除氧器压 力＜0.147MPa,注意除氧器振动情况，给除氧器加药；
10
上水温度一般控制在20〜70℃。通过给水旁路调节阀控制上水速 度，上水速度不应太快，一般不大于5%BMCR。以免造成受热不 均。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
14
炉膛烟温探针退出，处于备用状态，炉膛火焰电视摄像镜头完 好，冷却风投入。
15
脱硫系统具备投运条件。
16
检查脱硝系统具备投运条件。
17
炉底干式排渣系统具备投入条件。
18
确认输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位。
19
等离子点火装置符合投用条件；
20
按系统启动检查卡全面检查确认锅炉各系统和有关设备完好，符 合启动条件。
申能吴忠热电有限责任公司
#机组冷态启动操作票
接令值长：主值：
完成值长：主值：
开始时间：年月日
结束时间：年月日
发电部
机组冷态启动操作票
启动A一次风机，调整一次风压9.0KPa后投入一次风机自动；启动一台磨煤机密封风
备注：
操作人：监护人：运行值班负责人：
执行情况
顺序
操作项目
机，调整风压13KPa后投入密封风机自动，另一台密封风机投联锁备用；开启高压助燃风总门调整炉前风压在3000Pa；查燃油压力满足、压缩空气条件满足及高压风压力条件满足
8
投入辅助蒸汽系统
9
启动凝补水泵向闭冷水、凝汽器热井、凝结水系统注水
10
待闭冷水箱水位正常后，投入闭冷水系统运行
11
投入EH油系统，确认EH油温、油压正常
12
投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机
13
投入除灰系统运行，投入电除尘器振打
14
检查凝补水箱水位正常，凝结水系统各阀门位置正确，通知化学确认凝结水精处理装置在隔离状态
50
确认过热器出口PCV阀具备投运条件
51
确认机组真空已建立
52
炉膛吹扫结束，复位MFT,开启燃油供、回油快关阀
53
启动炉前燃油泄漏试验
54
燃油泄漏试验成功后打开供油母管快关阀,查锅炉油点火条件满足。
55
开启少油点火油雾化压缩空气总门，调整炉前压缩气压力大于0.3MPa；
56
开启少油点火燃油快关阀及注油阀，查少油点火燃油罐注油完毕后注油阀自动关闭
94
摩擦检查完成后，确认机组冲转后无异常，重新选择“升速率”设定100rpm/min
27
锅炉受热面空气门分别有水连续流出后关闭见水的空气门，当启动分离器储水箱见水后（储水箱水位大于11.5M）关闭启动分离器前的所有空气门
28
停止汽动给水泵前置泵，启动电动给水泵，投入给水AVT（加氨、联氨）运行方式
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。
冷态开机操作票(汽机)
14
复位AST停机电磁阀（ETS、DEH复位），投入除“低真空保护”、“发变组故障”以外的所有正 常保护。
15 人员安排就位，机头挂闸，开启自动主汽门，注意汽机转速不应升起，否则立即打闸。 16 DEH点“运行”，同时设定目标转速：500r/min，升速率200rpm/min，注意汽机转速变化。 17 转子冲动，确认盘车脱扣（否则立即打闸停机），停下盘车电机。
√ 备注
5
启动EH油泵，做静态试验正常后，机头打闸。确认调速汽门、自动主汽门关闭到位后，手推危急 遮断手柄到位，保持机头不复位状态。
6 确认主汽管道疏水、汽机高压疏水至定排门、汽机本体疏水、抽汽管道疏水开足且通畅。 7 联系锅炉，随炉暖管到电动主汽门前。 8 主汽温度50℃～100℃，启动一台循环水泵，投入凝汽器水侧。 9 热井补水至3/4水位，开启凝结水再循环，关闭凝结水上除氧门，启动凝结泵。 10 缓慢全开电动主汽门旁路，暖管到自动主汽门前，注意自动主汽门后压力温度变化应正常。 11 启动射水泵抽真空（冲转前15分钟）。 12 投均压箱，供轴封汽（冲转前10分钟）。 13 确认真空达-61KPa，油温30℃，油压正常，汽压2.5MPa，汽温300℃，准备冲转。
23
机组振动≤0.025mm，轴向位移、热膨胀、上下缸温差、油温等正常，提高真空至-0.08MPa以 上，通知锅炉稳定主汽参数，做好过临界准备。
24
DEH设定目标转速：2500r/min，升速率400rpm/min，开始过临界。临界转速1691r/min附近振动应 小于0.10mm，否则立刻打闸。
25 实际转速升至2500r/min时，暖机10分钟，全面检查。 26 DEH设定目标转速：3000r/min，升速率：100rpm/min。机组定速3000r/min。 27 检查正常，停运高压油泵并投入联锁。 28 汇报值长，汽机一切正常，发电机可并列。 29 并列后带0.6MW，暖机10分钟，复位ETS，投入“低真空”“发变组故障”保护。 30 投入空冷器冷却水，调整发电机进口风温、润滑油温、EH油温、射水箱水温。 31 启动1#、2#凉水塔风机低速运行。 32 凝结水合格后，将其回收至除氧器。 33 按0.3MW/min，加负荷至6MW，暖机30分钟。 34 负荷升至7MW以上，开启二抽上除氧加热常。 36 负荷升至10MW以上，稳定运行后投入高加及相关保护。 37 以0.3MW/min升速率，加至20MW（全部操作完毕）。
机组启动操作票(冷态)
机组启动操作票（冷态）# 机组年月日机组启停操作票使用说明1.每次机组启动、停机，要求值长、主值操作员要认真填写本操作票，并签名备查；2.每个阶段的工作由机组值班员执行，执行一项打“√”，机组点火前的状态必须确认执行完毕，否则注明原因，接班值具备条件后确认执行；3.启停过程中，有些操作的先后次序可能会有变化，对于这些操作，本操作票不作严格的次序规定，值班员应根据当时机组的运行情况进行操作；但要求整个启停操作的完整性，所有操作项目都要打“√”；4.汽轮机启动状态规定：1)冷态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度小于204℃。
2)温态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在204℃～350℃之间。
3)热态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度在350℃～450℃之间。
4)极热态启动：高压内缸调节级金属温度或中压缸第一级叶片持环温度高于450℃。
机组启动操作票执行签名值别值长主值主要参数记录：表1. 汽轮机冲转前主要参数（值班员）：主蒸汽压力MPa 调节级金属温度℃主汽温度A/B ℃高压缸上/下缸温度℃再热汽压力MPa 中压压缸上/下缸温度℃再热汽温A/B ℃大轴偏心值mm 凝汽器真空kPa 汽缸膨胀mm 表2. 启动过程水汽品质见附表机组启动操作票（主值）开始操作时间：年月日时分完成时间月日时分操作任务 # 机组冷态启动操作票√序号操作项目执行人备注1.检查机组具备启动条件，无影响机组启动的检修工作。
2.检查#1高备变、主变、厂高变运行正常。
3.检查高压厂用6KV系统、低压厂用380V PC及MCC系统运行正常。
4.UPS系统及DC110V、DC220V系统运行正常。
5.检查关闭锅炉侧放水门、疏水门、空气门。
6.相关辅机电源已送电。
7.检查柴油机组处于自动备用状态。
8.检查定冷水系统投运，入口水温不低于40℃（否则投入蒸汽加热）。
9.测量号发电机定子（通水）绝缘。
锅炉冷态启动操作票
床温升至300℃时启动给料机脉冲投料，观察床温升高和氧量下降情况；建立床温和氧量的关系。氧量下降，床温升高，说明燃料着火燃烧，否则应切断燃料，提高床温后再投料。
25
床温达到500℃左右时，根据燃烧稳定情况降低点火油压，床温达到600℃时根据燃烧情况退出油枪运行，逐渐关闭点火风和混合风，开启左右侧一次风主流化风，一次风量不低于最低流化风量。
编号：__________
操作任务：机组冷态启动
审核人：监护人：操作人：
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
接值长令：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。
17
启动燃油泵，检查燃油系统无泄漏。进行油枪雾化实验确认油枪雾化良好。如雾化不良应对油枪进行清洗或更换雾化片。
18
联系电气给各转机送电，各转机事故按钮试验，联锁试验正常。
19
按照风烟系统启动操作票，启动引风机、流化风机、一次风机，调整炉膛负压—50Pa左右
20
进行流化实验，记录好最低流化风量。
21
检查炉膛吹扫条件满足，进行炉膛吹扫，若中途吹扫中断，应重新吹扫，吹扫完成确认MFT已复位。
22
吹扫结束后，将左右流化风调节门关至30％左右，调整点火风，混火凤在30%左右，一次总风量不低于最低流化风量（以流化实验数据为准）
23
调整油压1.5-2.5MPa，投入火检保护，进行一侧点火器点火，燃烧稳定后用进行另一侧点火器点火。点火成功后逐渐加大点火风和混合风关小主流化风，风室温度不超过900℃。
冷态启动操作票
4
盘车齿轮、机组动静部分
1、盘车投运前确认喷油电磁阀动作正常
2、严格执行规程，正确使用盘车装置，禁止用电机惰走投盘车
3、盘车投入后，应检查盘车电流指示正常。一般在20―22A。偏心在0.076mm以下，主机转动部位进行听音检查，发现异常及时汇报、及时处理
21
制粉系统运行维护
1、启动前应充分暖管。
2、停止时间较长的制粉系统启动前应详细检查及暖管，加强对制粉系统各参数的监视。保证参数正常。
3、就地检查油压及大瓦内油流情况合理使用再循环，保证油压适当，防止缺油、水烧瓦。
4、挥发份较高，应加强制粉系统各部温度的监视，煤粉细度可适当粗一些，确保防爆装置好用。
32.
开启凝结水至汽加水封注水门注水至正常水位后关闭注水门
33.
投入辅助蒸汽系统，保持中压辅助蒸汽联箱压力0.8—1.0MPa，低压辅助蒸汽联箱压力不大于0.25MPa。
34.
投入锅炉底部加热，检查各循环回路加热均匀，将汽包外壁温度加热至100℃。
35.
联系化学对除氧器水质进行化验，水质不合格进行冲洗。水质合格、除氧器水位1300~1400mm后投入辅汽汽源加热。检查除氧器排氧门适当开启
4、轴封供汽温度符合要求，先送轴封供汽后抽真空。
5、启动过程机组应正常，当振动超过规定值时应打闸停机查明原因。
6、启动过程中，汽温急剧下降应打闸停机。
7、抽真空前必须连续盘车。
8
机组冲动膨胀及振动
1、满足机组启动条件后方可冲动。
2、迅速、平稳地通过临界转速，严禁在临界转速区停留。
3、中速暖机之前振动应不超过0.03mm，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.25mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
汽轮机冷态启动、停-机、-热态启动操作票(可编辑)
操 作 步 骤
执行
时间
1
接值长命令，机组准备正常停机。通知相关人员做好准备。准备好记录表纸、操作票、测振仪、测温仪、听针、F扳手等工具。
2
试验各润滑油泵、盘车电机运转正常，自动主汽门活动无卡涩。以0.1—0.2MW/min缓慢降低发电负荷，每下降一定负荷后停留一段时间，使汽缸与转子的温度均匀下降。
3
联系电气试验信号。联系热工、电气测电动门、各泵类电机绝缘合格，送上电源。试各电动门手动、电动操作正常。对调节保安系统进行检查：调节器、调节阀等各部套装配合格、活动自如，转动支点润滑良好。
4
做静态实验。启动交流润滑油泵，查润滑油压正常（>0.08MPa）,投入盘车，油系统充油。启动高压电动油泵，停交流润滑油泵,进行危急遮断器、、润滑油压联锁保护试验正常。启动油箱排油烟风机。做自动主汽门、调速汽门活动实验正常、做机组ETS保护实验正常。
18
主油泵正常工作后，关高压油泵出口门，停高压油泵后再全开其出口门作为备用，投入连锁。记录主油泵出口压力，——Mpa,。
19
机组达到额定转速，全面检查无异常，确认除发电机故障保护外其他保护已投入。汇报值长准备发电机并网。经值长同意后，联系电气人员将发电机并网。并网后，立即带600KW电负荷暖机。投入发电机跳闸保护，确认各保护全部投入。向值长汇报机组已并列。
8
当电动隔离门前压力达到2.0 MPa,温度达到200℃以上时,开始二次暖管(到自动主汽门前)。用电动隔离门旁路二次门缓慢提升压力，暖管30分钟，控制升压、升温速度。并检查管道、支吊架膨胀情况。注：主蒸汽过热度＞60℃，即在0.8MPa主蒸汽温度≥230℃，0.9MPa主蒸汽温度≥236℃，1.0MPa主蒸汽温度≥240℃，1.1MPa主蒸汽温度≥245℃，主汽温度＞调节级内上缸温度50℃。根据暖管情况适当关小主蒸汽管道疏水。升温升压完毕后，全开来汽电动隔离阀，全关其旁路手动阀。
改330MW汽轮机冷态启动操作票 - 副本
1200r/min”，按“GO”，汽轮机在7分钟内升速至1200r/min后保持，并暖机30分钟；停顶轴油泵
5
按“GO”，汽轮机在少于8分钟内升速至2000r/min后保持，并暖机60分钟；
6
高、中压缸膨胀大于7mm；目标值“3000r/min，10分钟内升速至3000r/min后保持，并暖机30分钟，高中压外缸内下壁金属温度≥350℃
4
负荷升至33MW后暖机30分钟。升负荷率1MW/min
5
机组带20%负荷暖机满3小时，根据需要，完成汽轮机超速试验
6
机组负荷升至25%额定负荷时，冷再压力大于0.8MPa时轴封供汽切至再热冷段提供，也可继续使用辅助蒸汽，维持供汽母管压力0.127MPa（绝对）；
7
机组负荷升至60%额定负荷时，全开高中压轴封进汽门，机组轴封系统进入自密封状态，轴封溢流阀自动打开并维持轴封母管压力0.130MPa；
1
负荷在120MW以上，各系统运行稳定，水环真空泵工作正常时，即可做真空系统严密性试验
1)
关闭水环真空泵入口电动门，凝汽器真空应缓慢下降
下降率≤0.13kPa/min优秀
下降率≤0.27kPa/min良好
下降率≤0.4kPa/min合格
当真空下降率大于0.67kPa/min时，则应停机查找原因，消除故障后再启动
值班操作人员签名
1
班组：值长：班长：操作人：监护人：
2
班组：值长：班长：操作人：监护人：
1.单阀控制方式下，按滑压曲线滑压减负荷，同时逐渐全开调速汽门。
2.降负荷过程中，应监视高压内缸调节级后金属温度和中压缸进汽区域金属温度变化梯度。
3.降温、降压、减负荷按以下要求控制：
(1)主再热蒸汽温度下降速度:小于1℃/min；
350MW直流锅炉机组冷态启动操作票
确认原煤仓已上煤,确保B/C磨的煤质良好、干燥；
18
检查化学除盐水箱水量已制备充足；
19
检查布袋区已预涂灰，电袋除尘器仪用气、喷吹用气已送上，提前12小时投入各灰斗电加热、绝缘子电加热、阴阳极振打电机；
Hale Waihona Puke 20检查湿电本体、烟道系统具备启动条件，提前12小时启动湿电热风吹扫系统；
21
检查钢板库库顶布袋除尘器运行正常，各输灰管路阀门状态正确，灰斗气化风系统运行正常；
8
当储水箱出水Fe＜100μg/L、SiO2含量小于50μg/L时，锅炉冷态循环冲洗结束。
9
储水罐下部出口水质指标：给水氢电导（25℃）＜0.5μS/cm、PH：9.2～9.6、SiO2＜30μg/L、Fe＜100μg/L、溶解氧＜30μg/L。
六
投轴封、抽真空
1
检查辅汽系统已正常投入、主机盘车运行正常。
4．操作工作中使用的设施（脚手架、踏板、梯子、安全带）
5．操作工作环境的特点（高温、高压、易燃、易爆、辐射、缺氧、有毒气体）
6．操作工作场地的特点（高空、井下、容器内、带电作业、交叉作业）
7．操作室外设备作业时伴随天气变化状况
8．操作中违章冒险作业直接产生的危害及其他可能对作业人员造成的伤害
操作任务：投入2号机组烟气余热系统运行
4)化学废水处理系统。
5)锅炉启动疏水箱、机组排水槽及凝结水、循环水泵坑排污泵处于备用状态。
6)闭式冷却水系统。
7)厂用及仪用压缩空气系统。
8)主机间冷循环水系统。
9)开式冷却水系统。
10)凝结水系统。
11)脱硫工艺水系统。
12)脱硫压缩空气系统。
13)脱硫制浆系统运行。
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。
机组启动操作票
机组启动操作票机组启动操作票子冷却水系统，测量发电机定子绕组绝缘。
按开冷水系统启动操作票启动开式冷却水系统。
确认电泵和小机润滑油油质化验合格，启动电泵、小汽机、送风机、引风机、一次风机及磨煤机油站。
按凝结水系统操作票启动凝结水系统，开启＃5低加出口放水门进行凝结水系统冲洗，凝泵出口Fe＜200ppb，联系化学投入前置过滤器，向除氧器上水冲洗。
化学根据水质情况投入精处理装置，直到水质满足锅炉上水要求，维持除氧器水位。
投入疏扩减温水系统，根据情况投入凝结水其他用户。
充分疏水后投入本机辅助蒸汽系统运行。
若无邻机运行，则启动锅炉点火启动。
启动燃油泵打循环，炉前燃油压力调整在3.0MPa左右（2.6～3.5Mpa）。
按汽轮机疏水系统启动前检查卡全面检查汽轮机疏水系统，开启相应疏水手动门。
三、锅炉上水至点火前操作锅炉上水。
（注意上水前后分别进行一次锅炉膨胀指示器的抄录）上水前确认满足上水条件。
确认高加走旁路，进行给水管道注水。
按给水泵启动操作票启动电动给水泵（或启动一台汽动给水泵前置泵），向锅炉上水，通过给水旁路调节门控制上水速度。
联系化学投入给水加药。
上水过程中排空气门见水连续流出关闭各排空气门。
进行锅炉冷态开式清洗。
Fe＜ 500 ppb 或真空。
注意如下部分：轴加疏水U型水封注水。
投入凝汽器真空破坏门水封，维持少许溢流。
若小机不同时抽真空，关闭小机排汽蝶阀及其旁路电动门，汽泵U型水封注水。
检查开启主机和小机各防进水保护的疏水阀开启。
按EH油系统启动操作票启动EH油系统运行。
四、锅炉点火启动两台空预器，检查空预器电流正常。
启动引风机，缓慢开启引风机静叶，将炉膛负压调整至-100Pa，投入引风自动。
启动送风机，调节动叶开度将总风量调整至30%～40％之间。
启动一台火检冷却风机，检查其出口风压正将锅炉给水流量调整至750-800t/h，投入烟温探针，投入前后墙火焰电视冷却风。
打开燃油进、回油快关阀，调节回油调节阀，维持炉前燃油压力为3.0MPa左右，微油压力1.4—2.0Mpa，做好锅炉微油点火准备。
350MW直流锅炉机组冷态启动操作票
350MW直流锅炉机组冷态启动操作票操作票ID:XXXX工单号:XXXX设备名称：350MW直流锅炉机组操作人：XXX日期：XXXX年XX月XX日冷态启动操作记录：1.准备工作：a.检查机组安全装置，确保各项安全装置完好。
b.检查机组冷却系统，确保冷却水流通畅。
c.充分了解机组冷态启动的操作规程和安全要求。
2.填写操作票：a.将工单号、设备名称、操作人、日期等信息填写在操作票上。
b.确保操作票上的信息准确无误。
3.开启主给水阀：a.打开主给水阀控制台以及相应设备的电源开关。
b.操作主给水阀控制台，逐步开启主给水阀门直至全开。
c.观察水位计表，确保水位计显示正常。
4.开启主汽减压阀门：a.打开主汽减压阀门控制台以及相应设备的电源开关。
b.操作主汽减压阀门控制台，逐步开启主汽减压阀门直至全开。
c.观察压力表，确保压力显示正常。
5.开启给水泵：a.打开给水泵控制台以及相应设备的电源开关。
b.操作给水泵控制台，逐步开启给水泵直至达到满负荷运行状态。
c.观察给水泵压力表，确保压力显示正常。
6.开启引风机：a.打开引风机控制台以及相应设备的电源开关。
b.操作引风机控制台，逐步开启引风机直至达到满负荷运行状态。
c.观察引风机仪表，确保参数显示正常。
7.开启鼓风机：a.打开鼓风机控制台以及相应设备的电源开关。
b.操作鼓风机控制台，逐步开启鼓风机直至达到满负荷运行状态。
c.观察鼓风机仪表，确保参数显示正常。
8.开启供煤机：a.打开供煤机控制台以及相应设备的电源开关。
b.操作供煤机控制台，逐步开启供煤机直至达到满负荷运行状态。
c.观察供煤机仪表，确保参数显示正常。
9.开始点火：a.确保点火器及点火装置工作正常，点火设备的电源开关已打开。
b.向燃烧区投放适量点火剂并进行点火。
c.观察点火情况，确保点火成功。
10.检查设备稳定运行：a.通过观察各设备的参数仪表，确保设备运行稳定。
b.监测压力、温度、水位等参数，确保符合要求。
机组冷态启动操作票
当除氧器水质Fe＜200ppb后，开启A/B前置泵进出口门、锅炉给水电动门、给水调节门开至10%左右，开启给水管道水侧沿程空气门，向给水管道及高加水侧注水。
29
检查给水系统正常，给水温度达120℃，启动前置泵，检查前置泵电流A，出口压力mpa；泵振动、声音正常；根据出口压力就地逐渐开启给水泵出口电动门，锅炉以10%BMCR（190t/h）左右的流量上水，投入给水AVT（除氧）运行方式（锅炉给水与锅炉金属温度的温差控制不超过111℃，若上水时汽水分离器金属温度小于38℃且给水温度较高，锅炉上水速率应尽可能小）。分离器见水后关闭省煤器出口排空气阀。
8
按照系统检查卡检查闭式水系统正常，启动闭式泵运行，检查运行泵电流A，出口母管压力Mpa，轴承温度、振动正常；备用闭式泵联动试验正常投入备用。
9
启动＃等离子载体风机运行，备用等离子载体风机联动试验正常投入备用。联系热工强制等离子投用条件，试投等离子正常。
10
检查润滑油系统运行正常，启动主机润滑油泵，检查主机润滑油泵电流A，出口油压mpa；泵振动、声音及各轴承回油正常。
30
待启动分离器有水位且HV1202A调节门开度在80%时，稳定2分钟后，调整给水泵再循环门逐渐加大给水量至30%BMCR（574 t/h左右），控制启动分离器水位在2～4m左右，将启动分离器水位控制投自动。
31
根据需要启动另一台前置泵锅炉进行冷态冲洗，当启动分离器出口水质Fe＞500ppb时将水排至机组排水槽，Fe＜500ppb时将分离器出口的清洗水通过锅炉疏水泵导入凝汽器，投入凝结水精处理装置运行，机组进行循环冲洗。当省煤器ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ口水质Fe＜50ppb、启动分离器出口水质Fe＜100ppb时，锅炉清洗合格，可以进行点火程序。
汽轮机冷态启动操作票(最新)
单位：XXXX环保能源有限公司编号：第页共页
发令人：受令人：发令时间：年月日时分
操作开始时间：年月日时分；结束时间：年月日时分
（）监护操作（）单人操作
操作任务：汽机冷态启动
顺序
操作内容
已执行
操作时间
一、操作危险点、安全措施和注意事项
（按工作顺序填写与执行）
1
2
3
4ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
5
二、操作项目（按操作顺序填写与执行）
逐渐减小旁减流量，以0.3mw/min升负荷；直至旁减完全退出；
34
投入ETS发电机跳闸保护。
35
值长向调度汇报已并网。
36
关闭本体管道所有疏水门。
37
通知化学化验凝结水水质，合格后方可送入除氧器。
38
检查一切正常后，按照机组升负荷曲线加至额定负荷：
39
以300KW/min升负荷至6000KW，暖机10min；投入二段抽汽，投入除氧器汽侧。
13
再次检查导气管疏水、一抽逆止门本体疏水、阀前、后疏水，二抽逆止门本体疏水、阀前、后疏水均在开启状态。
14
投入除低真空和发电机跳闸保护之外的全部保护。
15
当自动主汽门前压力1.69、温度至300度以上,真空达到-65至-70KPa时,检查冲转前所有条件具备；汇报值长，准备冲转。
16
复位各种保护信号后，就地按入危机遮断器，就地全关启动阀开启主汽门，DEH画面点击“挂闸”，确认已挂闸；然后点击“运行”。
10
U型水封补水，全开轴封加热器进汽门，启动轴抽风机，微开轴加疏水维持液位。
11
主汽压力达0.6Mp时投入旁减运行；
11
当主汽压力2.5-3.0MPa，主汽温度275-300℃左右，检查均压箱疏水门开启，就地全开均压箱进汽一次门，缓慢开一点进汽二次门暖均压箱，均压箱暖后投入均压箱，控制进汽二次门开度维持压力2.94～29.4 KPa，投入汽封。
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检查恢复给水系统，检查前置泵及电泵系统正常，电源送好。
17
通知化学值班员检查氢气量满足，氢气储存罐压力在2.5MPa以上，投入发电机密封油系统运行正常，进行发电机氢气置换工作。
18
发变组恢复冷备状态
19
循环水系统投运正常后，启动真空泵，凝汽器抽真空，待真空大于50KPa时，投入汽机轴封系统和小汽轮机轴封系统（若小汽轮机检修工作结束）
10
变频启动甲、乙一次风机，电流分别为（ ）A、（ ）A，检查温度、振动正常
调平两侧一次风机出力。
11
启动（ ）密封风机，将（ ）密封风机投入联锁备用。
12
对C（D）磨暖风器进行通汽、疏水暖管，投入（）磨入口一次风暖风器。
13
检查（ ）磨各燃烧器的中心风门开启，一次风温达150℃以上时按程序要求对等离子拉弧，投入等离子模式，调整等离子电流正常。（ ）磨煤机出口温度稳定在70℃～75℃左右，启动（ ）磨运行，控制煤量15t/h，锅炉进行升温升压。
四、锅炉点火、升温升压
一
锅炉进行吹扫前的准备工作
1
锅炉点火前必须确认锅炉所有主保护均已投入。
2
确认机组清管已经完成，水质合格。
3
确认汽泵运行正常，调节给水流量至241.5t/h-287.5 t/h之间，储水罐水位控制正常。
4
确认所有吹灰器均在“退出”位，空预器吹灰器、脱硝吹灰器具备投运条件。
5
投入炉膛出口烟温检测装置。
5
关闭所有充氮阀：
6
储水罐水位调节阀处于关闭状态；
7
确认凝结水系统清洗合格。
8
通知化学专业，锅炉准备上水。
9
除氧器出水含铁量小于200μg/L后，启动前置泵或电泵打再循环，投除氧器水箱加热，控制给水温升率＜5℃/min，除氧器压力＜0.147MPa，注意除氧器振动情况，给除氧器加药；
10
上水温度一般控制在20～70℃。通过给水旁路调节阀控制上水速度，上水速度不应太快，一般不大于5%BMCR。以免造成受热不均。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
12
燃烧系统检查：各风门挡板完整，标志齐全正确，燃烧器保温良好，风道风箱上无积粉。
13
控制室检查：控制室所有设备齐全完好，照明正常，操作盘、站正常，设备状态显示与时间相符，电气设备送电，机组启动相关人员已到位。
14
炉膛烟温探针退出，处于备用状态,炉膛火焰电视摄像镜头完好，冷却风投入。
15
脱硫系统具备投运条件。
三、锅炉上水冷态清洗
1
对锅炉本体和管道膨胀指示进行一次记录。
2
上水前需要确认满足下列条件时才允许向锅炉上水:
1锅炉省煤器和水冷壁疏放水门全关
1.1省煤器进口管路疏水阀；
1.2.水冷壁进口集箱疏水阀；
1.3.螺旋水冷壁出口左右混合集箱疏水阀；
1.4.水平烟道水冷壁入口管路疏水阀；
3
1所有锅炉排空气门全开：
16
检查脱硝系统具备投运条件。
17
炉底干式排渣系统具备投入条件。
18
确认输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位。
19
等离子点火装置符合投用条件；
20
按系统启动检查卡全面检查确认锅炉各系统和有关设备完好，符合启动条件。
二、辅助系统投运
1
确认锅炉汽水系统检查正常。
2
确认工业水系统投入正常。
3
确认开式冷却水系统投运正常。
6
确认锅炉二次风箱各档板开关正常，将二次风挡板均调节至吹扫位。
7
启动空气预热器甲、乙主电机，检查启动正常，投入空预器辅电机联锁。
8
检查甲、乙空预器进口烟气挡板、出口热风挡板开启。
9
启动（ ）引风机，检查（ ）引风机电流（ ）A、温度正常、振动正常。
10
启动（ ）送风机，检查（ ）送风机电流（ ）A、温度正常、振动正常。
10
设备外部检查：各平台楼梯、通道应畅通，栏杆完整无杂物，各处照明良好，消防器材完全；炉墙及各部保温良好，支吊架完整牢固，各部防爆门完整无损，无防碍防爆门动作的障碍物；吹灰器在退出位；各部位膨胀指示器位完整，指示正确。
锅炉各吹灰器全部退出炉外,防止点火后烧坏吹灰器。
11
汽、水、系统检查：各管道及阀门完整，标志齐全正确，阀门门杆不应有弯曲生锈现象，盘根完好，手柄完整。各安全门完整良好，储水罐水位计完好，汽水门开关灵活。
14
点火后加强对储水罐水位的监视和调整，维持水位正常；
15
投入空预器连续吹灰。
防止空预器积粉发生二次燃烧。
锅炉升温升压
1
锅炉点火后，逐渐增加燃料，按规定的升温升压率进行升温升压，开启旁路。
2
在升压开始阶段，饱和温度在100℃以下时，升速率不得超过1.1℃/min。在汽轮机冲转前，饱和温度升高速率不得超过1.5℃/min。
8
所有就地测量装置一、二次检查：打开检查孔，检查燃烧室、风烟道、过热器、再热器、省煤器、预热器、冷渣斗、制粉系统等处，确认内部无人工作，无工具遗留，受热面清洁无杂物，脚手架拆除，各人孔门、看火孔、检查孔开关灵活，检查后关闭严密；冷渣斗无积渣。
检修后启动必须与检修人员共同确认，防止人身事故发生。
1
汽机挂闸，高压缸第一级缸温低于150℃，开启高压缸预暖阀和#2高压主汽门，投高压缸预暖和高压调门室阀预暖。待高压缸第一级缸温温度升至150℃后，高压缸预暖和高压调门室阀预暖结束后，关闭#2高压主汽门。
2
调整旁路开度和加大（ ）磨煤量，调整等离子功率，主、再热蒸汽温度至少有50℃以上的过热度，和锅炉燃烧，逐步升温升压达到汽机冷态冲转参数：主汽压力8.73 MPa,主蒸汽温度360℃-380℃，再热汽压力1.1 MPa, 再热蒸汽温度340℃-360℃；两侧主汽温偏差不超过14℃，主蒸汽过热度≥56℃，凝汽器真空大于80kPa。润滑油温在38-45℃。润滑油压在0.14～0.18MPa 。检查DEH操作画面正常，TSI系统和报警指示正常。
5
当主汽压力达0.5MPa时，关闭锅炉主、再热蒸汽疏水阀：
1.顶棚过热器出口集箱疏水阀；
2.包墙出口混合集箱疏水阀；
3.屏过进口管道疏水阀；
4.屏过出口集箱疏水阀；
5.高过入口集箱疏水阀；
6.高过出口集箱及出口管道疏水阀；
7.低再进口管道疏水阀；
8.高再出口管道疏水阀。
9.高再出口集箱疏水阀
6
锅炉点火后，压力在0.5-0.7MPa时储水罐水位会因汽水膨胀突然升高，应注意储水罐溢流阀能正常控制水位，防止分离器储水罐满水，在汽水膨胀结束前应限制高压旁路的开度，防止膨胀量过大。
11
启动（ ）引风机，检查（ ）引风机电流（ ）A、温度正常、振动正常。
如果采用单侧引风机启动，根据负压变化及时启动另一台引风机。
12
根据需要启动（ ）送风机，检查（ ）送风机电流（ ）A、温度正常、振动正常。
如果采用单侧送风机启动，及时启动另一侧送风机。
13
调整送、引风机出力，维持炉膛负压稳定，投入炉膛负压自动，检查负压自动控制正常。
3
确认无禁止机组启动的条件存在。
4
确认机组相关保护投入正常。
5
机组启动专用工具、仪器、仪表及各种记录表纸、启动用操作票等已准备齐全；人员已安排好,各岗位通讯联系畅通。
6
根据机组状态，确定机组启动方式，并根据所确定的方式准备好所需的启动曲线、检查卡和操作卡，备好机组启动用工器具、各种记录表纸。
7
各种有关的操作电源、控制电源、仪表电源等均应送上且正常。
4.屏过出口集箱疏水阀；
5.高过入口集箱疏水阀；
6.高过出口集箱及出口管道疏水阀；
7.低再进口管道疏水阀；
8.高再出口集箱疏水阀；
9.高再出口管道疏水阀；
8
检查等离子点火隔离变已送电，等离子控制装置电源已投入。
9
启动（ ）等离子冷却水泵，（ ）等离子冷却水泵投入联锁备用；检查各角冷却水压力正常，投入等离子点火压缩空气系统，调整压缩空气压力和冷却水压力正常。启动（ ）等离子火检冷却风机，（ ）等离子火检风机投入联锁备用。
4
启动循环水系统运行，检查间冷系统阀门位置正常，无泄漏，检查百叶窗开关正常，依据环境温度及循环水温度确定间冷系统运行方式。
5
确认闭式冷却水系统投运正常。
6
投运机组压缩空气系统，压缩空气压力在0.60~0.8Mpa。
7
点火前30分钟，投入炉底干式排渣系统。
8
汽机润滑油系统正常，油质合格，油温21℃以上，启动交流润滑油泵，顶轴油泵运行，确认大轴顶起，手动盘动大轴轻快，投入汽机盘车运行，检查汽机偏心（ ），轴向位移（ ），振动最大（ ），轴承温度最大（ ），缸胀（ ），冲转前汽机连续盘车时间不小于4小时。启动EH油系统运行。
7
汽水膨胀结束，继续升温升压。
8
检查锅炉各受热面升温正常，确认锅炉分离器、过热器出口联箱温度未超限，炉膛出口烟温＜540℃。（红外线测温装置）
热态清洗
1
控制饱和温度升温率不大于1.5℃/min，使启动分离器入口温度上升到190℃，停止升温，并保持启动分离器入口温度在190℃进行热态冲洗。
2
热态冲洗：
2
确认过热器出口PCV阀具备投运条件。
3
确认等离子装置电源均已正常投入。
4
检查制粉系统润滑油和液压油投入正常。
5
检查除渣设备已按启动要求投入运行。
6
在锅炉满足点火条件后，由值长发令，锅炉点火。
7
点火前开启锅炉汽水系统各疏水门。
1.顶棚过热器出口集箱疏水阀；
2.包墙出口混合集箱疏水阀；
3.屏过进口管道疏水阀；
1)热态清洗在汽水膨胀结束后进行，当分离器入口汽温达到190℃时进行热态清洗，清洗水回收至凝汽器，热态清洗时，控制分离器出口压力和出口温度稳定；