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2号机组启动方案

XX双机全停后

2号机组启动方案

批准：

编制人员：

编制时间：

20年月日

双机全停后2号机组启动方案

一、目的

确保2号机组顺利启动，提高机组运行可靠性，并在启动后达到机组长周期、安全、经济、稳定运行的要求。

二、组织机构

组长：

副组长：

组员：

职责：

1.负责2号机组启动方案的编制、审核工作；

2.负责2号机组启动方案实施情况的监督、检查及评价工作；

3.负责2号机组启动方案的具体实施工作。

三、实施方案

1.#2机组启动必备条件

1）500kV升压站恢复送电运行，站内所有设备运行正常。

2）现场投入正式照明，事故照明系统完全可靠并处于备用状态。

3）通讯设施及全厂呼叫系统正式投入。

4）厂房内生产区与1号机组A修施工区隔离措施可靠，危险区设有围栏和警告标志。

5）准备投用设备及系统与维修部分设可靠隔断，并挂明显警示标志。

6）2号机组启动方案措施已经审核批准。

7）与电网调度已沟通完毕，机组并网操作票已经过批准，并网时间已确定。

8）补给水系统、化学水系统、辅冷水系统、加药系统、开、闭式冷却水系统、燃油系统、输煤系统、制氢系统、废水处理系统、消防系统、空压机系统、除灰除渣系统、除尘系统、启动锅炉、电梯、雨、排水系统、工业、生活用水系统等均已满足机组启动要求。

9）设备及管道的保温、油漆工作完成，验收合格，支吊架调整好。

10）各阀门经逐个检查调整，动作灵活、正确。

系统介质流向有明确标志，阀门挂牌。

11）检修工作已彻底结束，现场清理完成，确认清洁、无杂物。

12）机、电、炉大联锁试验完成。

13）各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀，电动阀动作试验正常。

14）油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需要及要求。

15）炉水循环泵试转结束，各项试验合格。

16）燃油系统循环正常。

17）声光信号、报警装置投入使用。

18）启动范围内的设备系统、继电保护等条件具备。

19）所有电气设备在冷备用状态并有适当的安全保护措施。

20）所有一次设备上的临时接地线及短路线均应拆除。

21）柴油发电机、UPS、直流系统具备投用条件，自动切换试验合格。

22）发电机－变压器组绝缘电阻测量合格，励磁系统试验、传动正常。

23）DAS测点校对完毕，测点显示、趋势记录、报警可正常投用。

24）协调系统优化调整工作完毕，具备投运条件。

25）报警信号确认显示正常。

26）就地显示表计齐全，校验合格，能正确指示。

27）原水、补水具备连续供水及制水能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水条件，水量满足要求。

28）凝结水精处理设备具备投运及再生条件，精除盐系统在带负荷时具备投用条件。

29）汽水分析室具备化学分析条件，分析所需的药品、仪器、记录报表等均已准备就绪，表计校正定位完毕。

30）取样装置已调整能正常投入运行。

取样一次门均已开启，取样冷却水畅通。

31）炉内处理、给水处理、循环水处理的药品备齐。

32）机组各类化学仪表安装结束，校验合格，能投入使用。

33）制、储、供氢系统具备可靠投运条件。

34）燃油罐贮油充足，供油泵及加热、吹扫系统正常投运。

35）输煤系统应具备投用条件。

36）磨煤机、给煤机及制粉系统应具备投用条件。

37）出灰系统，高低压冲灰水系统、石子煤排放系统，炉底渣排放系统，灰浆排放系统，炉底渣斗、捞渣机具备投用条件。

2.启动要点

1）机组启动前必须确保辅冷水及开、闭式水系统投运正常，系统无漏泄。

2）锅炉三次点火失败，必须重新吹扫后方可再点火，防止发生爆炸。

3）启动前，通知启动锅炉升温升压，满足辅汽母管压力0.8MPa，温度300℃的参数要求，且能够连续、稳定供汽。

4）启动前，转子偏心率小于“原始值＋20μm”，且小于76μm。

5）轴封选用与缸温相匹配的汽源，注意轴封蒸汽和转子表面的温差不应超过110℃。

6）启动蒸汽参数的确定应遵循相应“启动曲线”，在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高111℃或低于56℃。

7）在汽机冲转至带初负荷期间，锅炉应控制汽温、汽压不变。

8）并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。

9）锅炉转入干态时要平稳迅速，不得反复转换，防止受热面超温的发生。

3.冲转参数

主蒸汽压力：

5~6MPa

主汽温度：

375℃

再热汽压力：

0.8MPa

再热汽温度：

350℃

排汽装置绝对压力：

小于20kPa

4.启动时间节点安排

1）6月1~6日，进行2号机组阀门传动，相关联锁、保护试验及各检修后设备、系统的恢复工作。

2）6月3日，化学供水、制水系统恢复。

3）6月4~5日，开始辅冷水系统充水，恢复辅冷水、开式水系统运行。

4）6月6日，闭式水系统充水，启动闭式水泵，恢复闭式水系统运行。

5）6月6日，测量发变组绝缘合格，发变组恢复热备用状态。

6）6月7日8:

00，锅炉点火。

7）6月7日18:

00，机组并网。

5.风险分析

风险描述

相应控制措施

1.

差胀过大

避免过大的蒸汽温度、金属温度差，保持合适的升速率。

2.

机组金属冷热交替，损耗机组寿命。

严格控制汽温，不是温度反复；热态启动时蒸汽温度要高于金属温度。

3.

机组振动过大。

在通过临界转速时加快升速；升速过程中振动达跳闸值如保护据动应立即打闸。

4.

超速。

冲转前确认OPC、电超速保护、危急保安器注油试验、机械超速试验正常。

挂闸后进行打闸试验。

5.

高排压力或温度高

严密监视，保证高排压力小于0.8MPa。

6.

轴承振动大

任一轴振达到0.2mm，手动打闸；

7.

上下缸温差超限

上下缸温差达到56℃，立即打闸停机；

8.

误开、误关阀门或遗漏阀门

按操作票执行。

9.

影响邻机厂用汽压力

厂用汽系统暖管前必须联系邻机注意调整厂用汽压力。

10.

厂用汽系统暖管不充分造成管道振动

厂用汽系统通汽前必须充分疏水，暖管时分段暖管，逐段投入。

11.

厂用汽和各用户阀门不严，蒸汽串入其他系统。

全面检查与其他系统隔绝情况，出现串汽现象及时处理。

特别是轴封、四段抽汽阀门的严密性检查。

12.

启动辅机冷却水泵时，出口阀无法开启

停止泵运行，防止管道超压，联系设备维护部人员检查处理。

13.

启动闭冷水泵时，管道发生水击、振动现象

1）启泵前先注水；

2）闭冷水系统启动前注水排空气。

14.

闭式水箱水位低，引起闭冷水泵入口汽化

密切监视水箱自动补水情况。

15.

润滑油箱补油时跑油

1）润滑油系统启动前必须检查润滑油箱事故放油门关闭；

2）润滑油系统启动前检查油系统所有放油门应关闭。

16.

润滑油系统启动后润滑油箱油位低

润滑油系统启动前油箱补合格的润滑油至油位高限。

17.

密封油泵启动后系统跑油

1）密封油系统启动前必须先启动密封油排烟机；

2）密封油系统启动前检查油系统所有放油门应关闭；

3）密封油启动后对系统进行全面检查。

重点检查渗漏点、密封瓦回油情况，检查氢侧回油箱回油自动调整情况，检查密封油箱油位应正常、检查消泡箱油位和检漏仪液位。

18.

发电机进油。

1）密封油系统启动后合理调整氢油压差在70～90kPa；

2）密封油系统启动正常后必须投入油泵联锁；

3）气体置换时，注意置换速度与空氢侧油压调整同步，设专人负责；

4）监视压差阀跟踪良好，必要时进行调整；

5）注意监视氢侧回油箱油位，必须保持可见，否则要立即采取措施；

6）注意空氢侧平衡阀跟踪情况，必要时通知维修部人员调整。

19.

密封油压力和发电机风压压差调整过低造成密封瓦油气混合物外溢。

1）密封油系统启动后合理调整氢油压差在70～90kPa；

2）密封油系统启动正常后必须投入油泵联锁；

3）注意空氢侧平衡阀跟踪情况，通知设备维护部人员调整。

20.

润滑油油循环时间不足，油质不合格启动盘车造成轴瓦磨损。

1）初次启动润滑油系统检修应加滤网滤油；

2）盘车启动前必须化验油质合格。

21.

启动顶轴油泵时误操作，使油泵出口超压。

顶轴油泵启动前确认入口总门开启，顶轴油泵出入口门开启。

22.

投入盘车时发电机密封油系统未投入造成密封瓦磨损。

主机盘车启动前，密封油系统必须投入运行。

23.

系统注水时排空气不净，定子水冷泵投运后定子水压力和流量波动。

定子水冷泵启动后缓慢开启出口门系统注水，同时开启排空门排尽空气。

24.

各表计一次门未开，失去监视手段。

系统各表计应齐全，良好并全部投入。

25.

发电机供水时水压太高造成定子水泄漏，使氢气湿度增大同时影响发电机绝缘。

1）电机风压达到260kPa时启动定子水泵向发电机线棒供水；

2）压与冷却水压的压差不小于0.035Mpa。

26.

定子水箱补水不及时造成系统缺水，严重时定子水泵汽化。

定子水泵启动前将定子水箱补水至500mm。

27.

定子水补水水质不合格，造成定子水污染。

1）按化验要求进行定子水的换水工作；

2）正常补水采用除盐水；

3）在系统运行时加强监视其水质的变化情况。

28.

凝结泵启动后运行不正常，泵和电机轴承温度高或振动大。

1）凝结泵启动前检查轴承油位不低；

2）凝结泵启动前检查轴承冷却水正常投入；

3）凝结泵启动后电流不返回或异常增大应紧急停泵处理。

29.

凝结泵启动后出口门打不开。

紧急停泵处理。

30.

凝结泵启动后因为排空气不净造成管道振动。

启泵前先用凝补水对凝结水管道排空气。

31.

投入除氧器加热时操作不当造成除氧器振动。

1）投入除氧器加热前应充分疏水，同时邻机或启动炉注意调整厂用汽压力，防止厂用汽压力大幅度波动；

2）除氧器加热蒸汽压力应缓慢提升，压力不能超过0.15MPa；

3）投入加热后上水量应均匀，防止除氧器振动。

32.

勺管卡涩，无法调节转速

停止电泵运行，联系检修处理。

33.

电泵入口压力低，导致电泵跳闸

调节转速时，不应过快，防止入口压力瞬时降低；加强对入口滤网差压的监视，差压大时停泵处理。

34.

由于最小流量低导致电泵跳闸

在低流量时应保持再循环阀开启，防止低流量动作。

35.

勺管损坏

电泵加负荷时应缓慢，并根据流量察看电流是否正常，严禁电泵过负荷运行。

36.

EH油泵启动时油箱油位低

EH系统启动前油箱补合格的抗然油高限，距上盖200～300mm。

37.

EH油泵启动后系统泄漏。

EH油系统启动后对系统进行全面检查。

38.

EH油系统内存有空气。

EH油启动后进行静止试验时应多次活动调速汽门排空气。

39.

EH油母管压力过低

EH油泵出口溢流阀故障，联系检修处理；EH油系统启动后对系统进行全面检查。

40.

轴封系统疏水不充分

投轴封蒸汽前应先开启轴加风机、开启轴封系统所有疏水门进行疏水暖管。

41.

轴封压力过高造成油中进水

适当调整轴封压力，达到“不吸不冒”。

42.

轴封压力过低造成真空下降

适当调整轴封压力，达到“不吸不冒”。

43.

启动真空泵时，电流超限

适当关小真空泵入口手动门，使电流回到正常范围内。

44.

锅炉点火初期，炉膛发生爆燃

严格执行锅炉防爆措施，点火前炉膛吹扫充分。

45.

高加的出入口门故障，在关闭旁路阀时造成锅炉断水。

关闭高加水侧旁路时严密监视给水流量、压力，发现给水量大幅变化时立即开启旁路门。

46.

投高加汽测前暖管不充分引起高加汽侧振动。

高加汽侧投入前必须对抽汽管道进行充分的暖管、疏水，控制暖管速度。

47.

投入高加时汽测投入过快，给水温升过高使高加钢管承受较大的热应力，会造成高加内部泄漏。

高加投入后水位控制的过高或过低。

1）投高加汽侧时控制给水温升速度不超过55℃╱h；

2）高加投入后按顺序投入高加的水位自动，并检查水位自动跟踪情况。

48.

投入高加时疏水管道放水门泄漏导致凝结器真空降低。

投入高加前检查所有放水、放空门关闭。

49.

投入高加时虚假水位导致高加跳闸或机组跳闸。

1）高加投入时核对就地水位和CRT画面水位（带保护测点）；

2）投入高加初期尽量减少进汽量，进行缓慢暖管，防止出现虚假水位。

50.

高加水侧泄漏导致高加水位高，汽轮机进水。

高加注水前投入高加水位保护。

在高加汽侧进汽前对各水位计进行检查，发现水位计满水时应查明原因。

51.

锅炉进水时，管壁金属腐蚀。

进锅炉的水，应是化学除盐，并经除氧合格后的水。

52.

锅炉上水时，金属应力过大。

应控制上水水温与分离器壁温度≯28℃；上水速度冬季≮4小时、夏季≮2小时。

53.

启动引、送风机时，带负荷启动及发生喘振。

启动前应就地有人监视，烟、风道档板开启，动叶在关闭位置，并且不要大幅调整动（静）叶开度。

54.

点火时发生爆燃。

保证炉膛负压在－100pa左右，总风量在35%（700T/h）左右，对炉膛吹扫5分钟，微油点火模式下，启动A给煤机点火时，就地或盘前确认着火正常，若着火不稳定或投煤粉后2分钟不着火，立即手动MFT。

55.

尾部烟道及预热器二次燃烧。

投入微油点火后，空预器应连续吹灰。

观察等微油正常，着火稳定。

监视各段烟温度变化情况，投粉后，要保证煤粉着火良好。

56.

点火初期，风量过大，吹灭油枪。

合理控制总风量大小及二次风档板开度。

57.

升温、升压过程中，炉膛正压，冒黑烟。

根据燃煤量，相应调整引、送风量，防止缺氧燃烧。

58.

升温、升压速率过快。

按冷态开机升温、升压曲线执行。

加强对分离器壁温、锅炉膨胀、汽轮机膨胀、汽缸金属温度等参数的监视。

59.

升温升压过程中，炉本体各部位膨胀不均。

控制升温率，发现膨胀不均，降低升温，升压速度。

60.

空冷凝汽器结冻

1）保证机组金属应力允许的条件下，加快启动速度，在规定时间内达到排汽装置最低防冻负荷以上；

2）严密监视空冷凝结水、抽空气温度。

61.

冲转时间延迟，造成汽压过高。

要有提前预想，及时降低燃料，又要保证蒸汽过热度。

62.

汽机冲转时，发生错误操作

安排专人进行操作，并由专人监护。

63.

汽轮机冲转，蒸汽带水，给水流量低MFT动作。

要满足冲转参数：

主汽压力5.5Mpa，主汽温度360℃，再热汽温度330℃，冲转前，认真调整给水流量正常。

64.

高排压力高

严密监视高排压力，保证机组并网前高排压力低于0.8Mpa。

65.

低压缸排汽温度大于79度

检查低压缸喷水装置是否正常。

66.

汽轮机轴振、瓦温等参数达到报警

立即停止各项操作，密切监视各参数，分析原因，达到跳闸值，保护未动作时，立即手动打闸停机处理。

67.

制粉系统投运时，燃烧不稳。

空预器出口风温要求大于170℃，一次风机出口风压及一次风速要求平稳。

68.

再热器超温过热损坏。

高、低旁投入前，严格控制炉膛出口烟温不超过540℃。

69.

启动过程中，省煤器管过热损坏。

给水应连续均匀，避免猛增猛减。

70.

相关操作，造成分离器水位波动。

要有预想，提前操作，特别在投停油枪、起、停制风粉系统，汽轮机冲转前后，换泵并泵，高、低旁路投、停时。

71.

接带负荷时，汽温升高过快。

控制主蒸汽温度上升速度，及时恰当的投入减温水，风煤配比要合适，使燃烧正常。

机侧严格按照升温升压曲线进行。

72.

升负荷速率过大，或负荷与蒸汽参数严重失配

加强蒸汽参数的监视，控制升温、升压及升负荷速率。

加强汽轮机各部分金属温度的监视，严格控制金属温升率。

按规程规定负荷点和时间带负荷充分暖机，避免因升负荷速率过大，导致汽温、汽压下降，使金属产生交变热应力。

73.

给水旁路向主路切换时分离器水位高MFT，蒸汽温度突变。

负荷150～180MW时给水旁路向主路切换时注意给水调节门前后差压不宜过大，防止切换过程中给水流量低MFT。

及时调整减温水流量，防止汽温突变。

74.

烫伤

操作高温、高压管道阀，要做好防护工作，与高温物体要保持一定距离，防止烫伤。

75.

坠落

操作高空阀门时，应做好防坠落安全措施，系好安全带，登高操作时，有专人监护

76.

滑跌

操作时要及时清理地面积油、积水，防止滑跌。

77.

噪音影响健康

就地人员佩带防噪音耳塞。

6.操作步序

启动前的准备及检查

1.

锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭；除灰、除尘、脱硫、脱硝、吹灰装置备用。

2.

各主、辅设备联锁、保护、报警信号试验合格；各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确。

3.

检查炉底密封正常，锅炉点火前2小时投入干灰输送系统及灰库气化风系统。

4.

电除尘绝缘子加热、大梁加热和灰斗电加热在锅炉点火前12～24小时投入。

5.

压缩空气系统已经投入运行，供气压力正常。

6.

锅炉制粉系统正常，原煤斗上煤至正常煤位。

7.

日时分接值长机组启动命令后，各有关岗位准备好操作工器具及有关仪器、报表，检查机组所有检修工作全部结束，各系统及设备均处于完好状态，机组符合启动及并网要求。

8.

检查机组各低压厂用变压器投运正常，10kV、380V厂用电系统已恢复正常运行方式，各电源联锁投运正确，DC110V、DC220V、UPS系统运行正常。

9.

联系热工，送上热工电源，并开足仪表一次阀，检查各信号状态及参数显示与实际相符，声光报警正常，各控制、操作开关良好。

10.

送上各电动阀电源并联系热工送上气动阀气源,并进行试转，均应灵活无卡涩现象，开关方向及限位正确。

11.

完成各系统启动前的检查，将各系统阀门置于“系统投入工作票”要求状态，投用就地各液位计且正常。

12.

检查汽轮机手动遮断手柄在“中间”位置，盘车装置手柄在“脱开”位置。

13.

确认主、辅设备及各系统启动前的试验工作已完成且正常可靠。

14.

检查各油箱及各辅机轴承油位正常，油质合格。

15.

联系值长,要求化学制水，向300t水箱进水至高水位（6米）并化验水质应合格。

16.

启动辅机冷却水系统，将机力通风塔投入自动。

17.

测量＃发变组系统绝缘合格。

18.

投入锅炉各辅机冷却水系统

启动前的准备及检查

19.

锅炉炉内及烟风管道内确认无人，各人孔、检查孔均已关闭；除灰、除尘、脱硫、脱硝、吹灰装置备用。

20.

各主、辅设备联锁、保护、报警信号试验合格；各电动、气动阀门已调试完毕，开关方向正确。

21.

检查炉底密封正常，锅炉点火前2小时投入干灰输送系统及灰库气化风系统。

22.

电除尘绝缘子加热、大梁加热和灰斗电加热在锅炉点火前12～24小时投入。

23.

压缩空气系统已经投入运行，供气压力正常。

24.

锅炉制粉系统正常，原煤斗上煤至正常煤位。

25.

日时分接值长机组启动命令后，各有关岗位准备好操作工器具及有关仪器、报表，检查机组所有检修工作全部结束，各系统及设备均处于完好状态，机组符合启动及并网要求。

26.

检查机组各低压厂用变压器投运正常，10kV、380V厂用电系统已恢复正常运行方式，各电源联锁投运正确，DC110V、DC220V、UPS系统运行正常。

27.

联系热工，送上热工电源，并开足仪表一次阀，检查各信号状态及参数显示与实际相符，声光报警正常，各控制、操作开关良好。

28.

送上各电动阀电源并联系热工送上气动阀气源,并进行试转，均应灵活无卡涩现象，开关方向及限位正确。

29.

完成各系统启动前的检查，将各系统阀门置于“系统投入工作票”要求状态，投用就地各液位计且正常。

30.

检查汽轮机手动遮断手柄在“中间”位置，盘车装置手柄在“脱开”位置。

31.

确认主、辅设备及各系统启动前的试验工作已完成且正常可靠。

32.

检查各油箱及各辅机轴承油位正常，油质合格。

33.

联系值长,要求化学制水，向300t水箱进水至高水位（6米）并化验水质应合格。

34.

启动辅机冷却水系统，将机力通风塔投入自动。

35.

测量＃发变组系统绝缘合格。

36.

投入锅炉各辅机冷却水系统

点火前的操作

1.

日时分启动凝结水输送泵,分别向闭冷水系统、热井、除氧器、水冷箱上水至正常水位，并通知化学化验水质均应合格。

2.

日时分启动主机交流润滑油泵及启动油泵，润滑油系统投运，检查润滑油压力MPa，主油箱油位mm。

并将密封油投入由润滑油直供的运行方式。

（主油箱油位1808mm以上，最低油位1391mm跳机）

3.

日时分启动顶轴油泵，检查顶轴油母管压力MPa，记录各瓦顶轴油压力：

#3瓦/MPa，#4瓦/MPa，#5瓦MPa，#6瓦MPa，

4.

日时分投入连续盘车，盘车电流A，（偏心小于0.076mm）

转速r/min，偏心mm，轴向位移mm，缸胀mm，高中压差胀mm，低压差胀mm，倾听机内声音应正常，并投入盘车装置“自动”。

5.

主机盘车装置投运后，全面抄录一次蒸汽、金属温度。

6.

启动凝结水补水泵，向排汽装置补水冲洗，水质合格后补水至2500mm。

7.

日时分启动闭冷泵，检查闭冷水系统运行正常。

8.

日时分启动引、送风机液压油泵，一次风机、磨煤机润滑油泵及空预器导向、支撑轴承润滑油泵，检查油系统运行正常。

风机、磨煤机油泵联锁试验合格，投入备泵联锁。

9.

通知巡检抄录上水前锅炉膨胀指示。

10.

通知化学值班员，准备机组上水

11.

查排汽装置水位正常，除氧器水位调门关闭

12.

日时分启动凝泵，检查凝结水系统运行正常。

适当补水保持排汽装置水位2100mm运行。

13.

凝水系统进行循环冲洗，通过#5低加出口放水门排放

14.

当凝泵出口含铁量小于500μg/L时联系化学投入凝结水精处理装置的前置过滤器并向除氧器上水进行循环清洗

15.

日时分，当除氧器水质中含铁量小于200μg/L时投入凝结水精处理装置混床系统

16.

除氧器出水含铁量小于200μg/L后，投入水位自动

17.

日时分汇报值长，要求投入辅汽系统。

日时分投入辅汽系统正常。

18.

日时分除氧器投入辅汽加热。

除氧器水质合格后投用辅汽至除氧器水箱加热，压力＜0.147MPa水温＜104℃；将除氧器水位加至2200mm

19.

锅炉炉水循环泵注水合格且在连续注水状态

20.

锅炉上水前，确认以下排空手动门开启，待排空门见水后依次关闭：

（A）水冷壁中间混合联箱排空手动一、二次门；

（B）折烟角入口汇集集箱排空手动一、二次门；

（C）汽水分离器入口导管排空手动一、二次门；

21.

锅炉上水水质合格，方可以上水

22.

开启炉侧所有取样门、热工表计阀