300mw机组启动操作票

300mw机组启动操作票（通用4篇）

300mw机组启动操作票 篇1

机组启动操作步骤

1.锅炉点火升压后，主汽压力0.5MPa时开启高、低旁，并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度，控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段，控制给水流量700t/h左右，给煤量30～40t/h，控制主汽压力2.5～4MPa，再热汽压力0.5～1.2MPa。3.按大机启动程控进行检查：

1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常； 2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常；

3)检查主机润滑油系统运行正常，排烟风机、油泵联锁投入正常； 4)检查DEH上各阀限均设置正常，调门（105%）、补汽阀（20%）；

5)检查投入#

1、#2主汽门阀门组，#

1、#2中主门阀门组，补汽阀ATT模块； 4.锅炉点火2小时左右，联系热控将大机启动程控第12步：#

1、#2主汽门前温度＞360℃条件强制，当大机DEH上Z3（主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、Z4（再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差＞10℃）、X2（主汽压力下的饱和温度-高调阀温度，即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热）满足条件后，大机开始进行暖阀。5.暖阀期间注意监视大机转速，步序第15步时，检查TAB指令升至42.5%，主汽门开启，如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。6.暖阀期间压力控制3～4MPa，暖阀时间控制：

1)主汽压力＞2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟； 2)主汽压力＞3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟； 3)主汽压力＞4MPa时SGC直接走步不进行暖阀；

7.暖阀时间到，步序至第20步，联系热控继续进行暖阀操作，暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后，锅炉继续升压至冲转参数：主汽/再热汽压力：8.5/1.2MPa，主汽/再热汽温度：390/390℃（尽量按DEH热力监控画面上推荐温度）。9.大机冲转前检查，X2、X4、X5、X6准则均已满足。

10.大机开始冲转做超速通道试验，联系热控将通道1由3300rpm改为300rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至300rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。

11.汽机复位后继续做超速通道试验，通道2由3300rpm改为360rpm，大机启动程控SGC走步至第11步或第20步手动释放蒸汽品质，大机转速升至360rpm时大机跳闸，检查汽机跳闸首出正常。12.检查大机超速通道试验完毕，大机冲转至360rpm进行暖机，暖机期间注意主汽温度控制，主汽控制400℃左右，为快速满足X7A、X7B准则在后期可适当降低主汽温度，当X7A、X7B且高压缸裕度＞30K继续升速至3000rpm。

13.大机升速至3000rpm过程中注意监视各轴瓦振动、回油温度、轴承金属温度等相关参数，并注意监视主机润滑油压力变化，如润滑油压力低润滑油泵联启，保持两台交流润滑油泵运行，将直流油泵停运备用，待油温稳定后再试停一台润滑油泵，如仍无法停运时，则采用关闭出口手动门方法进行试停。14.大机升速至3000rpm后主要控制X8及高压转子、中压转子裕度，暖机过程适当将主再热汽温升至430℃左右，当X8＜0℃且高压转子、中压转子裕度＞30K后则进行并网操作。X准则在汽机启动的以下过程中起作用：

打开主蒸汽管道上的主汽门并对阀体预热，顺控第13步（X2）打开汽轮机调门，汽机冲转。顺控第20步（X4、X5、X6）汽轮机升速到额定转速，顺控第23步（X7A、X7B）发电机并网带负荷，顺控第29步（X8）X温度准则的意义：

X1准则：防止高压缸进汽阀冷却：主蒸汽温度＞TmCV＋X1、高旁前主蒸汽和再热蒸汽过热度＞30℃ 或高压主汽门壳体温度（50%）＜150℃

X2准则：避免高压控制阀有过大的温度变化：主蒸汽饱和温度＜TmCV＋X2或 汽机全部主汽门开启

X4准则：防止湿蒸汽进入汽机：HP ESV前汽温＞主汽压对应饱和温度+X4 X5准则：防止高缸冷却：HP ESV前汽温＞高压轴平均温度HPSTm+X5 X6准则：防止中缸冷却：汽机侧热再母管温度＞中压轴平均温度IPSTm+X6 X7A准则：暖高压转子：汽机侧主汽温度＜THPS Tm+X7A X7B准则：暖高压缸：汽机侧主汽温度＜THPC Tm+X7B X7A、X7B 准则: 确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证高压缸充分暖机

X8 准则:确保在启动到额定转速之前和并网带负荷, 保证中压轴充分暖机。中旁前主蒸汽温度与中压主汽门前主蒸汽温度的较大值小于经过修正的中压转子平均转轴温

控制参数调整：X2、X7A、X7B、X8均为负值

X2要求高调阀50%处温度不能过低，调整时可通过降低压力方法 X4、X5要求主汽温度不能过低 X6要求再热汽温度不能过低 X7A要求高压转子温度不能过低 X7B要求高压缸温度不能过低 X8要求中压转子温度不能过低 根据功能划分：

Z3、Z4、X2准则：开主汽门前用到，即暖阀前要满足

X4、X5、X6准则：汽机冲转前用到，即升速至360rpm前需满足 X7A、X7B准则：汽机360rpm暖机结束后释放正常转速时用到 X8准则：机组并网前需满足 机组启动时间安排：

锅炉点火至暖阀：2.5小时；暖阀1个小时；冲转至360rpm暖机90分钟；冲转至3000rpm暖机至并网60分钟；

300mw机组启动操作票 篇2

1 电泵启动方式的缺陷

1.1 启动时间长, 厂用电多

3 0 0MW机组在启动时, 先启动电泵给锅炉上水到主机负荷上升到80%时彻底解除电泵, 主汽轮机带4 0%负荷以后汽泵小汽轮机才开始冲转。一次启动, 电泵从投入到解除平均工作时间为:热态启动约6 h, 冷态启动约1 5 h, 初安装或大修后第一次带负荷约3 2 h。电泵的电机功率为5 5 0 0 k W, 一次启动电泵耗功:热态约3万k Wh, 冷态约8万k Wh, 安装或大修后第一次带负荷约18万k Wh。机组在冷态起动中, 汽动给水泵冲转后仍需进行暖机、暖泵近2 h, 以降低泵组的振动, 从而使整个机组冷态起动时间延长近2 h。可见此时的厂用电大大增加, 降低了机组的经济性。

1.2 高压备用汽源不能增加机组启动的灵活性

由于给水泵汽轮机的高压备用汽源取自本机冷再蒸汽或主蒸汽, 二者都必须在锅炉点火并升到一定负荷后方可向汽泵供汽, 不能实现机组的汽泵启动;一旦锅炉M F T, 也就失去了汽源的备用作用, 汽泵必须停运, 无法实现带汽泵停机。可见, 原设计的所谓高压备用汽源仅仅是机组低负荷运行时的补充汽源, 并不具备在正常汽源失去时的备用功能, 可靠性不高;同时, 在电泵故障的情况下, 无法满足机组启动的要求, 降低了机组启动的灵活性。若电泵出现故障, 将直接影响启动甚至延误启机。

1.3 电泵系统庞杂, 事故率高

电动给水泵组由电动机、主给水泵、前置泵、液力偶合器、辅助油泵、油冷却器、各种冷却水系统等组成。液力偶合器为一级增速, 勺管调节。启动电泵需大量的辅助性工作, 如:投入冷却水系统、向主泵及前置泵内注水、投入机械密封水、暖泵、投入润滑油及工作油系统等。启动后的电泵亦需要多方面的维护。机组启动时, 既需要启电泵又需要启汽泵, 增加了启动的工作量, 亦增加了事故率, 以至延长了启动时间。

2 无电泵启动方式的可行性探讨

给水泵汽轮机的高压备用汽源取自本机冷再蒸汽或主蒸汽, 二者都必须在锅炉点火并升到一定负荷后方可向汽泵供汽, 不能实现机组的汽泵启动。因此, 要想机组能够实现无电泵方式的启动, 首先要解决的问题就是汽源的问题。一般情况下, 这个问题可以通过邻机供汽或是使用电厂辅汽来解决。

2.1 使用邻机供汽

机组点火、冲转、暖机直至带较低负荷, 其锅炉汽包压力都较低, 汽泵不需要太高转速即能向锅炉汽包供水。

3 0 0MW汽机四抽在设计中已充分考虑到电厂的用汽需要, 额定负荷时不但可满足自身用户6 2 t/h的用汽需要, 还能再提供4 0 t/h的额外抽汽, 因此四抽蒸汽量有一定裕度。实验证明, 即使运行机组负荷在备用机组启机期间低至1 5 0MW, 其四抽仍足以满足本机及邻机汽泵的用汽需求。并且当本机蒸汽流量能满足冲转给水泵汽轮机的时候, 可以实现本机起源和邻机汽源无扰切换, 保证给水泵汽轮机的正常运行。

2.2 使用厂内辅汽

在额定工况下主机抽汽与辅助蒸汽的参数如表1所示:

比较上述两种可能实现无电泵启动方式的汽源参数, 可见辅助蒸汽的设计参数与主机的抽汽参数 (四抽抽汽) 很匹配, 能有效的避免汽源切换时的扰动。并且辅助蒸汽系统的设计流量为5~2 1 0 t/h, 因此, 辅助蒸汽系统的参数和容量均能够满足给水泵汽轮机的使用要求。

电厂的辅助蒸汽系统一般设计为多台机组公用, 且互为备用。本机的冷再蒸汽和主机抽汽均能向辅助蒸汽系统供汽, 因而采用辅助汽源具有很高的可靠性。

3 无电泵启动方式的意义

机组使用邻机供汽或使用辅汽作为给水泵汽轮机启动、备用汽源, 在启停机时, 用它们冲动汽动给水泵组, 取代电泵给锅炉上水, 可以缩短启动时间;降低厂用电率;提高机组启动的灵活性, 避免由于电泵缺陷所造成的延误启动现象, 从而提高电厂的效益。

(1) 减少启动时间, 提高效益。

由于汽泵的启用, 使辅助蒸汽在小汽轮机内做完功后排入主机凝汽器, 打量蒸汽在凝汽器内遇冷, 凝结成水, 蒸汽体积骤然缩小, 形成真空, 这样能够使机组凝汽器快速建立真空, 缩短冲转前抽真空的时间。另外, 启动时拿冲转小汽机的蒸汽代替主蒸汽或主机抽汽先行暖机, 避免了以往启动方式中的大机等小机的现象, 更进一步的节省了启动时间。

(2) 降低厂用电率, 提高经济性。

启动时不用启动电泵, 而是用汽泵给锅炉上水, 此时消耗的是蒸汽, 而不是电能, 可使厂用电率下降。

(3) 增加系统备用, 提高机组灵活性。

不用电泵作为启动泵, 而直接用汽泵, 增加了机组的启动备用泵。用汽泵作为启动泵后, 机组的启动泵变为3个, 即两台汽泵、1台电泵, 此时的电泵作为启动备用泵, 一旦以辅汽带动小汽机驱动汽泵出现故障, 则可以切换电泵启动, 而不耽误整个机组的启动。因此, 采用汽泵启动, 将大大提高机组启停的灵活性。

(4) 减少事故率。

不用电泵作为启动泵, 而直接用汽泵, 避免了电泵事故的发生。由于电泵系统庞杂, 维护量较大, 出现故障的几率较大。使用汽泵代替电泵, 则使电泵的故障率下降, 避免了由于电泵的故障所带来的延长启动时间的现象, 提高了机组的安全性及可靠性。

4 结论

300mw机组启动操作票 篇3

【关键词】辅机系统启动优化;主机系统启动优化

0.引言

胜利发电厂二期3、4号机组均为300MW燃煤机组，分别于2003年和2004年试运投产，根据生产计划，在一般情况下燃煤发电机组每年都有1-3次启停。对于辅机系统，如何在主机启动前减少高功率转机的能耗并保证启动准备工作的连续性；对于主机系统，如何有效地缩短机组启动时间并减少启动对机组寿命的影响，显然这些都是非常值得研究的课题。基于此，我们在充分利用现有设备并尽量减少系统改造的前提下，胜利发电厂二期运行部对4号机组的启动过程进行了一系列的优化，并取得了良好的效果。

1.辅机系统的启动优化

经过对系统设备的分析，我们认为：凝结水输送泵和汽动给水泵前置泵可以分别在机组启动准备过程中代替凝结水泵和电动给水泵为除氧器和锅炉上水，以降低电能消耗。同时，在冷态启动过程中合理组织各系统的启动，也可以节约启动准备时间，达到节能的目的。

1.1除氧器无凝结泵上水

胜利发电厂二期4号机组凝结水系统配备两台NLT350-400型凝结水泵（电机为YLKK500-4型，额定功率1000KW）和一台 6NB-6型凝结水输送泵（电机为Y 200L2-2型，额定功率37KW）。传统的除氧器上水方式为单台凝结水泵上水。

优化方式：凝结水输送泵扬程为88m，由凝输泵出口至凝结水泵出口管道有凝结水系统注水管道及阀门，除氧器水箱标高为26m，经过对系统和设备的分析发现，凝结水输送泵完全具备向除氧器上水的条件。

优化效果：从凝结水系统注水到除氧器上水，直至汽轮机挂闸冲转前，与传统方法相比,利用凝结水输送泵代替一台凝结水泵完成供水任务,节省了凝结水泵的耗电量（以上水过程6小时计算，采用凝结水泵需耗电2880Kwh，而采用凝输泵上水仅耗电150Kwh）。采用凝输泵上水还避免了启停凝结水泵对厂用电系统造成的冲击,并减少了凝结水泵低负荷运行时间,延长了水泵寿命。另外该上水方式充分利用了现有设备, 不需要任何系统改动和投资。

存在的问题及解决方案：在多次优化实践操作中曾经出现了一些问题，例如：在采用凝输泵向除氧器上水的过程中，由于系统阻力较大，出现了流量较低的现象。经过对系统的分析，在上水过程中，各低压加热器水侧走旁路，可以大大降低工质的流动阻力，从而有效的解决这个问题。

1.2锅炉无电泵上水

胜利发电厂二期4号机组给水系统配备一台CHTC５／６型电动给水泵（电机为Y900-2-4型，额定功率5500kW），两台汽动给水泵，其前置泵为Ynkn300-200YJ200型（电机额定功率110kW）。传统的启动过程中，由电动给水泵向锅炉上水。

优化方式：胜利发电厂二期4号机组锅炉汽包标高为65m，除氧器标高26m，汽泵前置泵扬程为48.5m。由此不难看出：由汽泵前置泵向汽包上水是可行的。机组冷态启动锅炉上水时不再启动电动给水泵，而是启动汽泵前置泵，由其提供压头向锅炉上水至汽包。由于汽动泵前置泵的扬程较低,当锅炉点火后，汽包起压时,前置升压泵无法进一步满足锅炉给水压力的需要，此时再启动电动给水泵上水。

优化效果：从锅炉开始上水至锅炉点火后汽包起压这个阶段,与传统方法相比,利用除氧器压力或用一台前置泵代替一台电动给水泵完成了锅炉上水任务,可以节省大量厂用电。并可充分利用现有设备, 不需要任何改動和投资。电动给水泵低负荷下功率范围为3000Kw,汽泵前置泵功率为110Kw，冷态启动时从锅炉上水至锅炉点火给水泵需运行4～5 h，经过简单估算，采用汽泵前置泵上水方法机组一次冷态启动可节约厂用电约为11500-14400Kwh，并且该上水方式避免了频繁启停给水泵对厂用电系统造成的冲击，同时避免了给水泵长期处于低负荷运行,延长了给水泵寿命。

存在的问题及解决方案：在采用汽泵前置泵上水的实际操作中，也出现了流量不足的情况。通过下列方法可有效提高上水流量：（a）高加水侧走旁路，减小沿程阻力（b）通过适当提高除氧器压力来提高前置泵出口压力（c）采用双前置泵运行，提高流量及扬程。

2.主机系统的启动优化（中压缸启动）

胜利发电厂4号机组汽轮机是东方汽轮机厂C300/237-16.7/0.392/537/537型汽轮机，以往的启动一直采用高中压缸联合启动方式，启动过程中耗时长，对汽轮机寿命损耗较大，而中压缸启动能较好的解决这些问题。

优化原理：中压缸启动是指采用再热蒸汽进入汽轮机中压缸后，将汽轮机冲转的启动方式。其冷态启动过程如下：汽轮机进行盘车，开启高压缸排汽逆止阀的旁通阀，关闭高压缸通冷凝器的真空阀，开启高低压旁路阀，开启汽机疏水；锅炉点火，升压升温，凝汽器抽真空，蒸汽通过高压缸排汽逆止阀旁通阀倒流入高压缸进行暖缸；再热蒸汽达到冲转参数后，开启中压进汽阀，汽机转速冲到1000r/min，高压进汽阀关闭，进行高压缸暖缸；高压缸暖缸结束后，关闭高压排汽逆止阀的旁通阀，开启抽真空阀，高压缸处于真空运行直至3000r/min；机组并网，开大中压进汽阀增加功率；满足切换高压缸进汽条件后，高压进汽阀自动开启，高压旁路阀自动将部份或全部蒸汽切换到高压缸，同时高压缸抽真空阀自动关闭，高压排汽逆止阀开启，高压缸进入正常运行。

中压缸启动方式的效果及优点：中压缸启动方式是对再热式超高压（亚临界）机组在冲动前预暖高压缸，启动时高压缸部进汽而由中压缸进汽冲转，至汽轮机定速前或并网接带一定负荷后再切换到常规高中压联合启动进汽的机组启动方式。与高中压联合启动方式相比有下列优势：（a）缩短机组启动时间，减少了燃油投入时间 （b）减少机组寿命损耗，易于实现蒸汽参数与金属温度的匹配 （c）保护锅炉再热器，防止启动初期再热蒸汽流量过低造成的干烧 （d）保护汽轮机高压缸。减少对高压缸的第一级热冲击，避免高压缸在低流量下运行，因而避免了高压缸排汽口的超温问题 （e）热态或极热态启动（事故情况下）防止高压缸过大的交变热应力。

3.启动优化课题的深化

通过上述优化措施的实施，尽管二者均取得了良好的安全和经济效益，但这些措施仍有进一步提升的潜力。例如锅炉上水过程在前置泵上水之前可采用静压上水及除氧器加压的方式，以进一步节省启动费用；主机的启动可采用临机汽源，以减少燃油消耗等等。这都有待于我们进一步的研究与实践。

【参考文献】

［１］张灿勇.火电厂热力系统.中国电力出版社,2007,8.

［２］邓庆松,周世平.300MW火电机组调试技术.中国电力出版社,2009.

［３］徐大同.德州电厂300MW机组运行情况浅析.中国电力,1994,(8).

300mw机组启动操作票 篇4

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甘肃某电厂300MW机组是引进型亚临界机组，锅炉采用WGZ 1025-17.45-7型自然循环锅炉。该厂针对300MW机组锅炉连续排污系统在运行中存在的问题，将锅炉连续排污系统与事故放水系统进行了合并，提高了排污效果，对提高机组运行的安全性、经济性起到了重要作用。

图5-3 改造前的连续排污与事故放水系统T1～T4—调节阀;E1、E2—汽包事故放水

电动阀

(一)锅炉连续排污系统存在的问题

锅炉汽包尺寸为1743mm×145mm。原设计汽包连续排污管和事故放水管分别设在汽包几何中心线下400mm和50mm处。连续排污管为沿汽包轴向布置的1根多孔管，由汽包两端引出，后合并为1根，经过1只截止阀和1只调节阀(两只阀常开)后又分成两路：一路至连续排污扩容器;另一路至定期排污扩容器，如图5-3所示。

该锅炉连续排污系统及疏、放水系统存在以下问题：

(1)锅炉连续排污系统庞大，阀门过多;连续排污扩容器旁路系统利用率低，与锅炉定期排污母管接在一起，进行锅炉定期排污时，引起连续排污扩容器旁路系统管道、阀门振动;连续排污扩容器蒸汽排大气没有多大实际意义(设计的连续排污二次蒸汽取样系统从未使用);连续排污扩容器内的水排向定期排污扩容器，热量完全损失。

(2)汽包事故放水经过定期排污扩容器全部排放，事故放水动作后，若不能及时关闭，将导致水位急剧下降，甚至发生汽包低水位事故。

(3)锅炉侧主蒸汽、再热蒸汽系统疏水基本上没有回收措施，汽水损失较大。

(4)原设计送风机、一次风机暖风器疏水回至其疏水箱，再通过疏水泵打至除氧器，系统投运效果不理想。技术改造后，暖风器疏水通过疏水泵打至厂用辅助蒸汽系统管道疏水扩容器，再次扩容降温、降压后，蒸汽排向大气，水则经多级水封筒后回至凝汽器。

(二)改造措施

为了保证汽包各段连续排污的均匀性和满足事故放水的要求，改造中将汽包内的连续排污管分为两段，通过两根∅60×4mm联络管(使其总排量大于事故放水管∅89×5mm排量)与事故放水管汇通;至事故放水一次电动门前，引出至连续排污扩容器排污管，在该引出管上再接一路至锅炉疏水扩容器(需增加的设备)，并设两只电动门E3、E4作为汽包溢流阀。当汽包水位高至150mm时，E3、E4连锁开启;若汽包水位继续高至200mm时，原事故放水阀E1、E2连锁开启，同时E3、E4连锁关闭;当汽包水位恢复至100mm时，上述电动门全部连锁关闭。在E3、E4之间至E2后，设置手动旁路，在连续排污扩容器故障切除的情况下，锅炉连续排污可通过此旁路系统进行(见图5-4)。

在汽包事故放水二次门E2后接入来自连续排污扩容器水侧的预热水(采用小流量)，从而实现汽包事故放水管路的全线连续暖管。为了防止事故放水阀E1、E2开启时，连续排污扩容器内的水倒流，可在连续排污支管上增加止回阀。

为了确保系统合并后锅炉连续排污的效果和进一步提高汽包事故放水的安全性，将原汽包事故放水管入口位置由几何中心线下50mm提高到几何中心线处，端部封死后开孔，安装一个虹吸破坏管(约∅60×4mm)，在其管口设计一个浮子阀(见图5-5)。

图5-4 改造后的连续排污与事故放水系统B-SK—锅炉疏水扩容器

图5-5 汽包内部连续排污管与事故放水管连接图

以上改造的优点是：

(1)简化锅炉连续排污系统。

(2)减少高压阀门数量，减少高压管道、阀门泄漏，节约优质钢管。

(3)虹吸破坏管可以防止锅炉水位失控。

(4)预热汽包事故放水管道系统，提高其使用寿命。

(5)事故放水管作为连续排污前置段，由于其管内流速较低，可以起到集污器的作用，从而提高连续排污的效果。

(6)连续排污管与事故放水管在汽包内连通后，连续排污至定期排污扩容器旁路系统可由事故放水阀的小旁路(60mm×4mm)代替。

(三)设置锅炉疏水扩容器的优点

在系统中增加节能型锅炉疏水扩容器，主要接入炉侧疏放水(包括主、再热蒸汽系统，暖风器系统疏水及汽包部分事故放水)、除氧器事故放水和高压加热器事故疏水等，参见图5-4。其蒸汽回至除氧器，疏水则通过疏水泵也打至除氧器。相应的原炉侧主、再热蒸汽至定期排污扩容器疏水系统、暖风器疏水系统、除氧器至凝汽器溢流和至定期排污扩容器放水系统、高压加热器事故疏水扩容器系统可全部取消，足可以抵消节能型锅炉疏水扩容器的投资。

每两台机组之间的锅炉疏水泵出口需设置联络管，为机组启动、事故处理、汽水回收创造有利条件。利用节能型锅炉疏水扩容器可加热凝结水或除盐水，提高向故障机组除氧器的补水温度，以减小温差，回收连续排污热量，整体上提高机组的安全性和经济性。

(四)结论