_2机组C修后整套启动措施

#2机组C修后整套启动措施

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编 制：发电运行部

临河发电公司 2012年10月22日

#2机组C修后整套启动措施

#2机组C修后整套启动措施

一、组织机构及职责 （一）组织机构 1、启动指挥组 总指挥： 郑小虎

副总指挥：刘志刚 康利忠 曲 杰 黄宝成 周 涛

成 员： 李自兴 吕国东 张 铭 杨存池 张新宁 李华明 来文英 赵

海宝 张斌武 韩 伟 徐伟强

2、安全监察组 组 长：李自兴

成 员：郭卫兵 姜德顺 李世雄 王成海 张 鹏 袁 翔 3、启动运行组 组 长：黄宝成 副组长：吕国东 成 员：

发电运行部：赵海宝 马永兴 李世雄 任江涛 张 庆 丁鸿林 田权瑜

运行人员

输煤除灰部：许永红 冯义平 运行人员 远达环保部：徐伟强 向 峰 运行人员 4、启动维护组 组 长：周 涛

副组长：来文英 张 铭 成 员： 汽机化学专业：

生产技术部：来文英 陈东霖 党 峰 设备维护部：赵军付 张东亮 锅炉专业：

生产技术部：杨小龙 设备维护部：张红刚 任 勇 电气专业：

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生产技术部：李哲玺 马超群 高晓芳 设备维护部：元林波 热控专业：白琮宇 金属专业：

生产技术部：张 伟 设备维护部：张 超 输煤除灰专业：

生产技术部：姚 兵 设备维护部：任 勇 脱硫专业：李 奎

5、后勤保障及宣传组：李华明 段培娟 6、现场指挥：当值值长

7、机组启动期间，各部门安排好值班人员，主任、副主任在集控室带班。 （二）职责 1、启动指挥组

（1） 负责全面组织、指挥、协调和监督本次2C修后机组整套启动工作。 （2） 负责审核和批准本次机组整套启动方案。

（3） 负责机组整套启动过程中发生异常问题和重大事项的决策。 2、安全监督组

（1） 负责机组整套启动中安全、可靠性的监督、检查工作。 （2） 负责机组整套过程中现场文明生产监督、检查工作。 （3） 负责对各项安全措施的正确、完善执行进行监督、检查。 （4） 负责机组整套启动过程中人身和设备安全监督检查工作。 3、启动运行组

（1） 负责机组整套启动方案的编制、审核工作。 （2） 负责机组整套启动各项试验验收工作。 （3） 负责机组整套启动安全措施的正确执行。 （4） 负责机组整套启动前各项条件的确认工作。 （5） 负责机组整套启动运行操作工作。 4、启动维护组

（1） 负责机组整套启动前现场文明生产工作。 （2） 负责消除机组整套启动过程中发生的缺陷。

（3） 负责机组整套启动过程中各项试验的配合与实施工作。

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（4） 负责机组整套启动后安全门整定工作。 5、后勤保障及宣传组

（1） 负责机组整套启动过程中的保卫、消防工作。

（2） 负责机组整套启动过程中的医疗、交通等后勤工作的管理和协调。 （3） 负责机组整套启动的宣传报道、信息稿件的组织收集、传递、发布等工作。 6、现场指挥

（1） 负责各运行岗位的调度工作，指挥当值运行人员进行操作，落实机组整套启动方案中的各项工作。

（2） 负责与区调的联系与汇报工作。 （3） 对机组整套启动负主要安全责任。 二、安全措施

1、 锅炉水压试验后启动，必须用油点火烘炉至少6小时，防止发生汽水冲击，引起管道振动。

2、 投入油后，应定期就地检查燃油系统无漏油，空预器投入连续吹灰，防止发生尾部烟道再燃烧。

3、 启动第一台磨煤机时，确认热一次风温达到180℃以上，防止燃烧不完全，发生炉膛爆燃。

4、 启动过程中，发生锅炉灭火，必须进行充分吹扫，防止发生炉膛爆燃。 5、 机组启动过程中，严格控制给水流量和储水罐水位，防止锅炉满水或缺水。 6、 启动过程中，严密监视空预器电流和差压。

7、 投入旁路系统时，充分暖管，手动投入高旁前，确认低旁在自动控制方式，防止发生汽水冲击，引起管道振动。

8、 投入旁路系统及汽轮机冲转前，背压不高于25KPa，防止低压缸进汽后安全膜爆破。

9、 本次启动汽轮机进行暖缸，必须严格按照曲线升温升压，防止汽温出现大幅波动。 10、 机组启动前，确认主机低油压联泵试验，低油压跳机保护试验正常。 11、 启动前，主机润滑油、EH油油质必须合格。

12、 发电机零起升压过程中，注意监视三相电压平衡,三相电流指示为零，同时监视空载励磁电压、电流在额定值内（147.3V、830.2A）。 三、本次2C修主要检修\\异动项目 汽机专业：

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1、 高、中压主汽门临时滤网折除。

2、 A、B、C给水泵及前置泵入口滤网放水手动门加装二次门 3、 三台给水泵液力耦合器油箱更换为远传液位计。 4、 三台给水泵入口电动门更换。

5、 #3高加正常疏水至除氧器管道加装手动门。

6、 A、B凝泵机械密封冷却水管路加装一次门，节流孔扩孔。 7、 EH油箱更换为远传液位计。 8、 VV阀暖阀管道加装手动门。 9、 BDV阀暖阀管道加装手动门。 10、 11、 12、 13、 14、 15、 16、 17、 18、 19、 20、 21、 22、

BDV阀门杆漏气管道加装手动门。

#2机三台给水泵加药管由前置泵入口电动门前移至电动门后，并增加二次门 凝结水泵机械密封冷却水管自除盐水至真空破坏阀注水手动门后接出。 四抽电动门后疏水由两个手动门改气动疏水门和手动疏水门。 四抽气动逆止门2后疏水门由气动疏水门改为手动门。 高旁阀温度测点移位。 低旁阀温度测点移位。 加装四抽供辅汽调节阀。 辅汽供除氧器调节阀去除。

暧风器疏水泵出口母管逆止门移至除氧器平台。

#2机增加采暖水封，采暖回收水改接至采暖水封回排汽装置。 #2机空冷凝结水回水手动门门芯拆除。

#2机组化学采样水回收改造，6.3米采样架回水至#2机连接至#2机采暖回水

水封；#2机0米采样架回水连接至#2机采暖回水水封。 23、

#2机闭式水增加至空压机冷却水供、回水手动门。

锅炉专业：

1、 火检冷却风增加冷一次风源。

2、 磨煤机热风调节门门杆增加密封风，热风隔绝门增加吹扫风。 3、 加装风粉在线装置。

4、 A至E给煤机下料口贴陶瓷。

5、 吹灰疏水管路改造，加装手动门（4个）。 6、 锅炉冷灰斗补填浇注料。

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7、 二次风箱人孔门全部由法兰连接改为焊接连接。 8、 所有疏水门、减温水门解体检修。 9、 主、再热水压堵阀拆装一次。 10、 左侧PCV阀解体检修。 11、 吹灰供汽门解体检修。

12、 空预器径向密封片更换、间隙调整。 13、 空预器完成水冲洗。 14、 炉内喷燃器更换。 电气专业：

1、 6KV母线PT二次小开关由三相更换为单相。 2、 3台空冷变增加通风道。 3、 2B引风机电机轴承更换。 4、 #2炉火检冷却风机控制电源改造。 5、 可控硅整流柜增加风道。 热控专业：

1、 主汽加装就地温度表。

2、 2B给水泵密封水由温控改为压控。

3、 三台电泵启动允许条件增加条件满足显示块。 4、 主汽流量增加累积流量显示。 5、 再热器减温水加累积流量显示。 6、 PCV阀控制逻辑修改。

7、 DCS更换2台新服务器并升级。 8、 DCS更换8台交换机。 9、 DCS软件升级。

10、 火检冷却风机逻辑修改。 11、 吹灰疏水控制逻辑修改。 12、 加装风粉在线装置。 13、 EH油箱油位加装远传信号。 14、 三台电泵油箱加装远传信号。 15、 五台给煤机称重表电源改造。 16、 一电场、二电场仓泵电磁阀组改造。

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四、启动工作安排 （一）启动前现场条件确认

1、 现场所有检修工作结束，工作票终结，冷态验收合格。 2、 现场各通道畅通、照明良好、电梯好用。 3、 消防水系统投入正常运行。 4、 压缩空气系统运行正常。

5、 机、炉侧辅机及系统试运完成、合格，各阀门挡板调试合格，处于良好备用。 6、 机、炉、电主保护传动试验完成、动作正确。（详见附表）

7、 进行机、炉、电大联锁试验、DCS电源切换试验、DCS失电试验完成，结果正确。

8、 6KV、400VPC\\MCC、保安、UPS、直流系统运行正常。 9、 柴油发电机带负荷试验合格，备用良好。 10、 电除尘升压试验合格。 （二）机组启动主要操作步骤

1、 得到区调#2机组启动指令后，值长汇报公司领导，通知运行各岗位做好启动准备，通知各部门主任，组织各专业技术人员全部到达现场，各部门指定一名主任（副主任）在集控室值班，负责协调本部门各项工作。

2、 确认工业水系统运行正常，除盐水箱水位不低于9.5米。

3、 确认电除尘作业全部结束，电除尘瓷轴加热和灰斗加热提前24小时投入。 4、 确认发变组主保护投入。

5、 启动一台辅机冷却水泵，投入#2机组开式冷却水系统运行正常。 6、 闭式水箱补水正常后，启动闭式水系统运行正常。

7、 启动主机润滑油系统、密封油系统，发电机开始充氢,充氢合格后，启动主机盘车，并投入连续运行。

8、 2C原煤仓上200吨点火煤（热值4200-4500大卡，收到基挥发分大于30%，水分小于10%），值长根据机组启动情况实时调度加煤。

9、 启动2A凝泵变频，除氧器上水，低压联合冲洗，同时化学加药，控制除氧器出口PH值9-10，凝水Fe小于1000μg/L时，投入精处理装置。

10、 低压冲洗合格，投除氧器加热，当除氧器水温达40℃时，启动电泵，锅炉上水（开启预暖阀对储水罐注水，校对储水罐及启动扩容器水位计）,储水罐上至正常水位后，开始锅炉冷态冲洗；控制上水流量30-60t/h，当炉水Fe小于500μg/L时，炉水回收至排汽

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装置。

11、 锅炉上水前、上水后，锅炉点火后分离器压力达到0.5MPa、 10.0MPa、15.0MPa、25.0MPa时，分别记录锅炉膨胀指示。

12、 六大风机送电，进行油试验，试验完成后，建立炉前油循环。

13、 油吹扫蒸汽系统、空预器辅汽吹灰系统、微油点火暖风器系统、轴封系统拉疏水暖管。

14、 送轴封、抽真空。 15、 确认锅炉MFT保护投入。 16、 启动风烟系统。

17、 确认锅炉冷态冲洗合格后（炉水Fe小于100μg/L），炉膛吹扫，锅炉点火（投入2只油），进行烘炉，投入底渣系统。

18、 当屏过、高过、高再金属壁温和蒸汽温度大于120℃时，启动1A、1B一次风机，密封风机，投入C层微油，启动C磨（确认热一次风温大于180℃），升温升压。

19、 当分离器出口压力达到 0.2MPa时，关闭过热汽系统排空门。 20、 当分离器出口压力达到0.5MPa时，关闭过热器疏水。

21、 当分离器出口压力达到0.8MPa时，投入低旁自动，手动缓慢开启高旁，控制升温升压速度（详见附件2：机组冷态启动升温升压曲线）。

22、 空冷热态冲洗（控制排汽温度70-80℃，凝结水铁含量小于500μg/L时，循环冲洗，小于100μg/L时冲洗结束）。

23、 当再热汽压力达0.2MPa时，关闭再热器疏水及排空门。 24、 确认主机盘车运行正常。

25、 汽轮机暖缸（暖缸条件：盘车运转正常且连续运行4小时以上，预暖的蒸汽参数:蒸汽压力: 0.4～0.8MPa； 蒸汽温度: 200～250℃， 保持50℃以上过热度；排汽装置压力不超过25kPa，轴封投运正常），当高压内缸调节级处内、外壁金属温度升到150℃以上时，暖缸结束，并保持高压缸温度。

26、 确认主机冲转条件：

（1）确认各项汽轮机主保护已正常投入；

（2）主机盘车4小时以上，盘车电流正常（28A）,轴封及汽缸内无异音； （3）检查转子偏心≤0.076mm，且不大于原始值±0.028mm； （4）高、中压缸上、下壁温差均＜42℃； （5）确认机组各疏水门已开启；

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（6）检查空冷风机运转正常，汽轮机背压低于25kpa，低压缸喷水投入自动； （7）机组轴向位移正常（+0.6～-1.05mm），胀差正常（高中压胀差－3～+9mm，低压胀差＜+14mm ）；

（8）润滑油系统运行正常，润滑油压0.08～0.12MPa，润滑油温38～40℃，油箱油位正常1570±100 mm，各油泵联锁投入正常；

（9）EH油系统运行正常，EH油压11.2MPa，油温正常（35℃—55℃），油箱油位正常（300--540mm），各油泵联锁投入正常；

（10）密封油系统运行正常，氢纯度＞96%，氢压＞0.2MPa，定子冷却水系统运行正常，进水压力正常（压力0.1～0.2MPa、流量45T/h、氢油差压0.056±0.02 MPa、氢水压差0.04MPa）；

（11）确认高中压主汽门、调门及抽汽逆止门关闭。

27、 申请区调，拉开3320、3322开关，合上#2主变中性点接地刀闸。

28、 汽轮机冲转前的高压调门预暖（主蒸汽温度应高于271℃）。当高压调门蒸汽室内外壁金属的温度都升至180℃以上，并且内外壁金属温差低于50℃时，高压调门预暖结束。

29、 确认主蒸汽品质合格（SiO2≤15μg/L、Fe≤30μg/L），蒸汽参数合格（主蒸汽压力8.73MPa，主蒸汽温度380℃，再热蒸汽压力1.1MPa，再热蒸汽温度330℃），汽机挂闸冲转，转速升至500rpm就地打闸进行摩擦检查；检查正常后，重新挂闸升速至1500rpm暖机。

30、 当调节级金属温度达到320℃，暖机结束，定速3000rpm，调整主汽压力至13.0MPa，进行主汽门及调门严密性试验。

31、 发变组恢复热备用。

32、 主汽门及调门严密性试验结束后，升速至3000rpm，进行注油试验、停油泵试验，发电机手动零起升压（升压至20KV，升压过程中，注意监视三相电压平衡,三相电流指示为零，同时监视空载励磁电压、电流在额定值内（147.3V、830.2A））。

33、 随机投入低加、高加系统。

34、 发电机零起升压结束后，进行励磁功率柜切换试验。

35、 申请区调，#2机组并网，进行初负荷暖机，除氧器加热切至四抽接带。 36、 机组并网后，申请区调，拉开#2主变中性点接地刀闸。 37、 2A、2B、2E原煤仓各加200吨统配煤。 38、 负荷80MW时，主给水由旁路切为主路。

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39、 确认汽水品质合格（主汽：SiO2≤15μg/L、Fe≤10μg/L；炉水：SiO2≤15μg/L、Fe≤10μg/L），启动2A磨煤机，升负荷至120MW，锅炉转入直流运行。

40、 130MW负荷时，厂用电切换为高厂变。

41、 启动2B磨煤机，升负荷升至170MW，撤油，投入脱硫系统。 42、 进行四抽供辅汽投入试验。

43、 负荷超过250MW时，启动2B电泵。

44、 负荷290MW，主机阀门控制方式由单阀切为顺序阀。 45、 机组升负荷至350MW，全面记录机组运行参数。 46、 火检冷却风气源切换至一次风接带。 47、 进行磨煤机风速调平试验。 48、 进行主机真空严密性试验。

49、 发电机氢压补至300KPa，进行发电机漏氢试验。

2012年10月22日

附表：机、炉、电主保护传动试验项目表

汽机主保护试验项目

序号

试验内容 试验日期 10

试验结果 运行签字 热控签字 值别 备注 1. 汽机超速停机输出 103%超速 110%电气超速 机械超速 高中压缸胀差≤-4mm或≥10mm 低压缸胀差≥15mm 润滑油压力<0.049MPa（三取二） EH油压<7.8MPa（三取二） 排汽装置背压>65KPa（三取二） 2 胀差大停机保护输出 3. 润滑油压力过低停机保护输出 4. EH油压过低停机保护输出 5. 排汽装置真空过低停机保护输出 #2机组C修后整套启动措施

序号 试验内容 试验日期 试验结果 运行签字 热控签字 值别 备注 6. 轴向位移大停机保护输出 轴向位移≤-1.65mm或≥1.2mm 7. 发电机主保护动作停机保护输出 8. 锅炉主燃料遮断（MFT）输出 9 DEH跳闸停机保护输出 10 远方手动停机保护输出 11 轴承金属温度超限停机保护输出 轴承金属温度>115℃ 高压缸排气温度>420℃ 发电机定子冷却水入口差压<29.4KPa（35t/h），延时30S，断水保护动作，发电机减负荷或全甩负荷 12 高压缸排气温度超限停机 13 发电机冷却水断水保护输出 14 轴振：250um跳机 15 就地手动遮断位置状态

锅炉主保护试验项目

序号 1 手动MFT 2 3 试验内容 试验结果 试验时间 运行签字 热控签字 值别 备注 炉膛压力高高（三取二），延时1s, 3000Pa 炉膛压力低低（三取二），延时1s, -3000Pa 燃料量大于38t/h且给水流量小于 11

4 给水流量低低（给水流量三取中） 192.8t/h，延时30S； 燃料量大于38t/h且给水流量小于144.6 t/h，延时10s，MFT动作。 5 三台给水泵全停，延时10s 6 两台送风机全停 7 两台引风机全停

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序号 8 试验内容 断油投煤（微油）运行时，两台一次风机全停 试验结果 试验时间 运行签字 热控签字 值别 备注 9 总风量小于280T/H，延时5S 10 两台空预器全停，延时10s 火检冷却风母管压力低低（三取二）11 2.8kPa，延时300s 12 汽机跳闸且负荷大于30%（105MW） 13 14 汽机跳闸且高旁或低旁10s内未快开到位 主蒸汽压力大于28.3MPa（三取中），延时3s 再热器干烧保护:当总燃料量大于15 20%（30t/h）时，发生以下任意一种情况，延时10s 高压主汽门全关或者高调门全关，同时高压旁路阀关闭； 中压主汽门全关或者中调门全关，同时低压旁路阀关闭； 16 初始油点火失败3次 17 全炉膛火焰丧失 18 全燃料丧失 19 FSSS系统电源丧失

发变组主保护传动试验项目

序号 1 试验内容 发电机励磁系统的切换试验 试验结果 运行签字 继保 签字 日期 值别 备注 1.1 A套切到B套的试验 1.2 B套切到A套的试验 1.3 整流柜风扇切换试验 2 发变组保护的出口联动试验 2.1 发电机差动试验 2.2 主变差动试验 2.3 发变组差动试验 2.4 发电机匝间试验 2.5 发电机失磁试验 12

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序号 试验内容 试验结果 运行签字 继保 签字 日期 值别 备注 2.6 发电机逆功率试验 2.7 发电机程序逆功率试验 2.8 发电机定子接地100%试验 2.9 发电机过负荷试验 2.10 发电机过电压试验 2.11 发电机负序过负荷试验 2.12 发电机励磁一点接地试验 2.13 发电机过激磁试验 2.14 主变压力释放试验 2.15 主变瓦斯试验 2.16 高厂变差动速断试验 2.17 高厂变差动试验 2.18 高厂变瓦斯试验 2.19 高厂变复合电压闭锁试验 2.20 高厂变压力释放试验 2.21 主变冷却器电源切换试验 2.22 高厂变冷却器电源切换试验

附图：机组冷态启动曲线

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