机组启动报告

机组启动报告（通用7篇）

机组启动报告 篇1

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站

机组启动试运行

工 作 报 告

安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程机组启动试运行工作组

二〇一六年十二月八日 三级泵站机组启动试运行工作报告

1试运行工作概况

根据《水利水电建设工程验收规程》（SL223-2008）和《泵站安装和验收规范》（SL317-2015）的有关规定，经请示平坝区水务局同意，2016年12月5日至7日，安顺市平坝区水利工程管理处主持进行了安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站工程试运行工作。安顺市平坝区水利工程管理处组织有关参建单位成立安顺市平坝区乐平镇抗旱应急提水工程三级泵站机组启动试运行工作组，全权负责机组试运行工作。机组启动验收工作组委派部分专家指导机组试运行工作；机组试运行工作组设立机组试运行小组，负责试运行的具体操作。试运行现场工作结束后，工作组审查了施工单位关于机组运行情况的报告，并形成试运行工作报告。2．泵站试运行的要求、启动程序和步骤 2.1 泵站试运行的要求

(一)设备安装单位认真做好试运行前一切准备工作；试运行人员需熟悉相应设备状况，严格执行操作规程、安全规程及操作程序。

(二)试运行中要服从统一指挥，统一调度，发扬协同作战精神，任何单位或个人不得自行其事。

(三)试运行中要做好各种数据的检测、记录工作，记录要准确真实，应尽可能的将试运行过程中的各种数据记录完整保存下来。各安装单位在试运行前要将需检测记录的项目、内容等制成表格，试运行记录每半小时记录一次，待运行基本稳定后，每小时记录1次。2.2 启动程序和步骤

机组启动试运行由机组启动试运行工作组下达中间机组启动试运行开、停机命令。

(一)机组试运行程序

（1）机组试运行小组按《操作规程》对设备进行全面检查；（2）机组试运行小组向试运行工作组汇报设备检查情况及人员准备情况；

（3）机组试运行人员全部到位；

（4）试运行工作组组长向机组试运行小组签发开机令；总值班长按运行方案组织人员开机；

（5）机组试运行小组对开机过程中的设备运行工况进行观测，运行数据进行记录；

（6）若运行过程中设备出现一般异常情况，及时向工作组汇报，由工作组确定采取相应措施；若情况较严重应立刻采取措施、停机检修；

（7）按有关要求机组运行满足时间要求后，由机组试运行小组向工作组汇报，由组长向机组试运行小组发出停机令；

（8）机组试运行工作组组织机组试运行验收并形成试运行工作报告。

(二)运行方案

（1）运行方式：根据《泵站安装及验收规范》（SL 317—2015）“机组验收要求单台机组带负荷连续运行24小时(含无故障开停机三次)或7天内累计负载试运行时间48小时，在此期间开、停机不少于三次”的要求，结合三级泵站的情况，采用单机连续运行24小时的方式进行机组试运行。

（2）泵站试运行开机顺序为1#水泵组、2#水泵组，试运行时间安排见试运行记录表，临时调整根据现场情况，由泵站试运行现场工作组技术负责人决定。泵站试运行具体要求如下：

(1)机组启动阶段：1#机组启动时间为2016年12月5日10时，第一台机组试运行结束后，进行2#机组试运行。

(2)无故障停机阶段：机组进入正常运行后，即可进入无故障停机阶段。无故障停机和重新启动的间隔时间应不少于15分钟，但最大间隔时间应不大于1小时。

(3)扫尾阶段：12月6日10点以后，连续运行时间满24小时的机组即可停机，遂进行2#机组运行。

(四)试运行操作

详见《机组启动运行操作规程》。(五)事故停机

下列各种情况发生，必须紧急停机 当发生以下情况之一者，应紧急停机：

（1）电气设备发生火灾或严重设备事故、人身事故；（2）主机组运转声音异常；

（3）主机组突然发生强烈震动或主泵内有清脆的金属撞击声；（4）主机组温度急剧上升并超过规定值；（5）液压系统有故障，危及安全运行；（6）上、下游河道发生人身事故或险情。3本次验收范围及设备情况

主机泵：一用一备，共二台。型号：D46-50×4，额定流量：46m3/h，额定扬程：200m。

变压器：主变1台，型号S11-80-10/0.4kV，额定容量80KVA干式变压器,。

开关柜1台，型号：GGD1； 配电箱1台，型号：PZ30；

水泵软启动控制柜1台，型号：K-45-2B-R；

水处理设备（二氧化氯发生器）1台，型号：YYZ-200； 远程控制系统1套。4泵站试运行

4.1试运行工作组会议

2016年12月5日8时，试运行工作组联合专家组召开了会议，听取了安顺市平坝区水利工程管理处关于试运行开机准备的情况汇报，并按《水利水电建设工程验收规程》（SL223-2008）和《泵站安装和验收规范》（SL317-2015）的要求，对机组启动试运行条件进行了严格审查，部署了开机的相关内容和要求，审查了有关资料，会议认为：

（1）与机组启动运行有关的建筑物已全部完成，并已通过分部工程验收；

（2）与机组启动运行有关的金属结构安装完成，并经过试运行；（3）机组和附属设备安装完成，经调整试验分部试运行，满足机组启动运行要求 ；

（4）必须的输配电设备安装完成，送（供）电准备工作已就绪，通信系统满足机组启动运行要求；

（5）机组启动运行的测量、监视、控制和保护等电气设备及自动化控制系统已安装完成并调试合格；

（6）有关机组启动运行的安全防护和厂房消防措施已落实，并准备就绪；

（7）按设计要求配备的仪器、仪表、工具及其它机电设备已能满足机组启动运行的需要；

（8）运行操作规程已经编制；

（9）运行人员的组织配备可满足启动运行要求；（10）水位和引水量满足机组运行要求。

试运行工作组一致认为三级泵站已具备试运行条件，同意安顺市平坝区水利工程管理处上报的泵站试运行方案，并确定12月5日10时，机组可正式启动。

4.2 试运行过程

4．2．1本次试运行进行了单机运行，按正常开机和无故障停机的规范要求，结合本工程特点，机组启动运行全过程为手动操作。

4．2．2 主机泵开停机过程 本次启动工作于2016年12月5日正式开始，由机组启动试运行工作组发布启动命令，开机次序为31#、2#。机组试运行具体开、停机情况分述如下：

1#主机泵于2016年12月5日10：00开机至12月6日10：30试运行结束停机，期间主动开、停机3次，1#机连续运行时间为24小时30分；

2#主机泵于2016年12月6日10：40开机至12月7日10：50试运行结束停机，期间主动开、停机3次，2#机连续运行时间为24小时10分；

2台机组泵单机连续运行时间均满足规范要求，试运行期间水泵组运行平稳，设备主要技术参数均符合规范要求，现场测试水泵机组单机流量均大于设计流量46m3/h，并达到按装置模型试验成果换算的原型机组相应的扬程下的流量和装置效率值，达到了招投标文件的要求。

机组试运行过程及运行时间见附件。5系统运行情况

5．1电气设备运行情况

试运行期间，变压器、10KV高压输电线路、低压开关柜、配电箱、水处理设备（二氧化氯发生器）、水泵软启动柜运行正常。

5．2 建筑物工程观测

试运行期间通过对泵房、调节前池、输配水管道进行观测，未发现异常情况。6试运行结论 6.1 本次泵站机组启动试运行严格按照有关规程、规范进行。组织机构健全，人员分工明确，责任到位。开停机严格执行操作票制度，发令、受令、操作、监护均明确到人，保证了试运行规范、有序进行。

6.2 试运行过程中，二台主机泵均一次启动成功，启动平稳，运行期间设备运转稳定、正常，各仪表指示基本正确，机组各部位运行正常，运转过程中振动值、噪音均满足规范和标书要求；泵房内噪音较大。单机运行时间满足规范规程要求；泵站远程控制系统界面清晰，操作简便、可靠，数据显示正确。主要设备技术性能指标及主要技术参数达到合同的要求；土建部分能满足设计要求，运行过程中未发现异常情况。

6.3 根据试运行情况及对参建各方提供资料的审查，试运行工作组认为抽水站机组已具备运行使用条件。7存在的问题

无 8附件

8.1机组试运行工作组名单 8.2机组试运行小组人员名单 8.3机组试运行记录表

机组启动报告 篇2

大唐太原第二热电厂六期工程共有2台300MW机组, 分别为#10、#11机组, 锅炉为东方锅炉厂生产的DG1065/17.4-Ⅱ2型亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、四角切圆燃烧、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的п型汽包炉, 正压直吹式制粉系统, 配有5台HP863中速磨煤机;汽轮机为上海汽轮机厂生产的CZK300/-16.7/0.4/538/538型亚临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、供热凝汽式汽轮机, #10、#11机组分别于2006年12月和2007年4月投产。

2 机组冷态启动中存在的主要问题

#10、#11机组启动过程中存在的主要问题是启动时间长、启动油耗大, 具体现状见表2-1。

3 机组启动的方案优化

3.1 启动前准备阶段安排

3.1.1

开机前三天, 排气装置进行第一次注水, 水位达到1300mm时停止补水, 检查关闭凝结水各用户阀门, 启动一台凝结水泵进行凝泵试转及管路冲洗。管路冲洗结束后, 将系统内的水全部放掉, 放水结束后, 将排气装置补水到1300mm;检查开启#5-#7低加进出口水门, 关闭旁路门;检查开启给水泵密封水总门, 启动一台凝结水泵, 进行低加水侧管路冲洗。冲洗3到4小时后, 进行放水操作, 放水结束后, 进行第三次补水, 将排气装置水位补至1000mm备用。

3.1.2

提前30个小时进行锅炉上水, 第一次锅炉上水时, 将高加水侧解列关闭高加入口三通阀、高加出口电动门, 进行给水管路冲洗。汽包上水至-100mm后投入锅炉底部加热, 保持辅汽联箱压力在1.1MPa以上, 使汽包下壁温度加热至100℃以上, 维持3至5小时, 退出锅炉底部加热, 进行锅炉放水, 水放尽后, 重新上水, 炉侧完成第一次换水后, 在第二次上水时, 投入高加水侧, 完成高加水侧管路冲洗, 并及早完成高加系统的准备工作, 汽包上水至-100mm后, 再投入底部加热, 加热使汽包下壁温度至130℃以上, 维持至点火前。

3.1.3

在允许的情况下, 尽早投入连续盘车, 并加强运行监视, 避免因盘车中断, 延长开机时间。

3.1.4

启动磨煤机油站, 开始磨煤机油循环, 根据油站油温, 调整磨煤机油站冷却水, 必要时投入电加热, 尽快使磨煤机油站油温上升达到磨煤机启动条件。

3.1.5

检查炉前燃油系统正常, 提前投入燃油系统伴热及吹扫蒸汽, 提高炉前燃油温度。联系锅炉检修人员将大油枪雾化片更换成1.5mm孔径, 并对大、小油枪管路及雾化片进行清理工作。联系热工检修人员检查油枪点火装置是否正常, 油枪火检校验正常, 油枪进退试验正常, 防止在点火过程中由于热工或锅炉问题造成油枪点火困难。

3.1.6

点火前3小时开始上煤, 应上比较干燥且挥发份、热值较高的煤种。不要过早上煤, 煤位不应过高, 防止启动磨煤机时发生膨煤现象。启动前确保空气炮能够正常使用。

3.1.7

提前将一、二次风暖风器管路进行暖管, 在空预器启动后, 检查风烟系统内相关挡板实际位置在开启状态, 投入一、二次风暖风器, 尽量加热空预器一、二次风入口温度达到80℃以上。风温上升同时注意空预器电流变化, 发现空预器电流有明显摆动并伴随有摩擦声时, 应暂缓升温。

3.1.8

合理选择抽真空送汽封时间, 避免过早汽封加热转子, 过晚影响点火及旁路的使用。锅炉点火前1小时进行轴封系统暖管工作, 暖至辅汽至轴封备用蒸汽中门前, 并将高低压缸轴封供汽滤网放水保持大开;锅炉点火后, 立即进行送汽封抽真空的操作, 将真空迅速抽至30KPa以上。抽真空的初期不得开启主、再热蒸汽管道疏水。

3.2 点火冲转阶段

3.2.1 启动操作时, 班组人员应有合理的工作分工, 单元长负责全面协调;

机长负责炉侧所有操作, 稳定燃烧, 合理投、退油枪, 及早启动制粉系统等;一主负责汽包水位的调整;二主负责机侧操作并控制旁路系统;所有副职负责就地操作及检查并进行合理分工。提前准备机组并网、倒换厂用电等操作票, 提前安排操作人、提前模拟预演, 提前准备好操作工具及万用表。

3.2.2

吹扫前注意调整二次风挡板, 下层二次风关至最小, 甚至全部关闭, 可将引风机静叶投入自动, 手动调整送风机动叶, 满足吹扫条件。

3.2.3

在锅炉吹扫完成后, 恢复炉前燃油系统, 并启动小油枪空压机, 检查小油枪压缩空气压力至正常范围, 随后启动密封风机与一次风机, 调整好两台炉一次风压偏差不超过0.5kpa, 投入邻炉热风系统。邻炉热风投入后开启A制粉系统热风关断门及出口关断门开始进行通风暖磨, 同时调整好A磨煤机出口风压在0.3-0.5kpa之间。B制粉系统与A制粉系统同时暖, 开启热风关断门及出口关断门, 关闭总风门减少扰动。

3.2.4

采用先投入小油枪, 后投入大油枪的顺序, 在A磨煤机出口风温达到60℃时, 保持出口风温、风压稳定。投入小油枪运行, 待小油枪着火稳定后, 投入AB层两支大油枪 (对角投入) , 准备启动磨煤机, 启动A磨煤机后应根据磨运行工况及时增加煤量, 并根据锅炉燃烧工况及锅炉压力上升情况准备撤大油枪。

3.2.5

升温、升压过程中, 加强汽机本体及管道疏水, 过热器压力1.0MPa时, 开启主、再热蒸汽管道疏水, 尽可能减小上下缸温差。

3.2.6

选择较晚时间开启旁路, 锅炉压力1.0-1.5MPa后逐步开启一、二级旁路 (环境温度小于2℃时选择较高的压力开旁路, 主要是满足空冷岛防冻的要求;环境温度大于2℃时, 可选择较低的压力) 使炉侧保持较高能量, 有效提高蒸汽参数合格的速度, 从一定程度上缩短开机时间, 节省燃油消耗。

3.2.7

合理的控制旁路开度, 保持锅炉压力及蒸汽流量同步增长, 冲转前保持一级旁路开度50%-70%, 二级旁路开度60%-80%。

3.2.8

当A磨煤机煤量增加至10t/h左右, 且火检信号、炉膛负压稳定时, 可启动下一台磨煤机, 保持小煤量运行。根据锅炉燃烧工况及锅炉压力上升情况可逐步撤出两只油枪。

3.2.9

升温、升压过程中, 加强排汽装置换水工作, 将凝结水温度控制到50℃以下, 有利于排汽缸温度的控制与各个喷水减温的效果。加强除氧器水位的监视, 应派人在就地进行专门职守, 并合理使用除氧器加热, 满足锅炉要求。

3.2.1 0

冲转前投入#2高加汽侧, 利用高旁后蒸汽加热给水, 改善锅炉运行工况, 提高炉水初始温度, 有效节约燃油。投入低加汽侧运行, 完成低加随机滑启的操作。

3.2.1 1 选择合理的冲转参数, 冷态启动的蒸汽参数:

(1) 主蒸汽温度:340℃-360℃, 再热蒸汽温度:300℃-320℃。 (2) 主汽压力:3.0MPa-3.5MPa, 再热蒸汽压力:0.4MPa-0.6MPa。 (3) 真空保持-70KPa-72KPa, 保持较低真空有利于冲转过程中调门及转速控制也有利于汽缸加热。

3.2.1 2 冲转至600r/min进行5分钟摩擦检查同时检查发电机碳刷

(必须保持4分钟以上, 完成阀门由IV到TV-IV控制方式的转换) , 视情况可不打闸。以100r/min的速率冲转至2800r/min, 此过程中进一步降低真空至-65KPa;2800r/min稍作停留, 检查锅炉参数稳定, 升速至2900r/min, 保持3分钟, DEH记忆IV开度。

3.2.1 3

转速2900r/min停留15-20分钟进行高压阀壳预暖, 预暖期间可进行发电机并网操作的检查项目, 提前安排人员到开关站就位, 做好进行合出线-1刀闸的准备工作;出线-1刀闸合上后, 开关站就地检查人员留守, 等待并网。

3.2.1 4

阀壳预暖结束后升速至2900r/min, 进行TV/GV切换。

3.2.1 5

阀切换后, 升速至3000r/min, 尽快完成同期并网, 并网检查完毕, 开关站人员到励磁变检查风机运行, 之后到6KV协助倒换厂用电操作。

3.2.16

并网后立即派人进行倒换厂用电的操作, 节约外购厂用电量。

3.3 并网撤油阶段

3.3.1

并网后, 注意检查高排通风阀关闭, 高排压力建立, 迅速调整高排压比至1.7以上。

3.3.2

并网后及早投入#1、#3高加运行, 增加高压缸进汽并改善锅炉运行工况。

3.3.3

当一台磨煤机投入运行、且基本稳定后, 可提前进行下一台磨煤机的暖磨工作, 节省暖磨、启磨时间。

3.3.4

并网后将负荷增加至25-30MW, 进行低负荷暖机。当机组膨胀值达6mm时, 可适当加负荷;当机组膨胀值达8mm时, 可加快提升负荷。

3.3.5

在A、B、C三台磨煤机均投入运行, 且总煤量在75t以上时, 观察火检信号及炉膛负压是否稳定, 如果就地着火状况良好, 且火检信号、炉膛负压稳定, 可尝试撤出全部油枪。

4 优化启动方案后的效果

4.1 优化启动方案后, 机组启动时间及燃油消耗情况, 见下表:

4.2 优化启动方案前后, 机组启动时间及燃油消耗情况对比, 见下表:

4.3 效果

由4.2中表可以看出, 通过优化启动方案, 把握好机组启动过程中的每一个细节, 有预见性地安排好机组启动过程中的各个环节, 成功实现以煤代油, 机组的启动时间缩短了2.55小时, 燃油消耗减少20.5吨, 机组启动成本可降低约14.35万元, 取得了良好的经济效果。

参考文献

[1]瞿寒冰, 刘玉田.机组启动过程中的负荷恢复优化[J].电力系统自动化, 2011 (08) .

[2]侯绚红, 任生友.机组启动过程中差胀异常及对策[J].江西电力, 2004 (01) .

330 MW机组无电泵启动实践 篇3

大唐宝鸡热电厂2×330MW机组，采用上海锅炉有限公司生产的1065t/h亚临界自然循环锅炉、锅炉型号SG-1065/18.4-M746。汽轮机为北京北重汽轮电机有限公司采用法国ALSTOM公司技术制造，型号为NC330-17.75/0.4/540/540，型式为亚临界、单轴、三缸、两排汽、一次中间再热、采暖抽汽凝汽式汽轮机。额定功率为330MW，额定采暖抽汽量为550t/h。机组给水系统设计有两台各50%容量的汽动调速给水泵和一台30%容量的电动调速给水泵。小机正常汽源为三段抽汽，辅汽作为备用汽源。小机排汽排至主机凝汽器。

2、存在的问题

机组启动设计是先启动电动给水泵给锅炉上水，当机组负荷达30%额定负荷时，并入一台汽动给水泵，当机组负荷大于150MW，另一台汽泵加入运行，此时电动给水泵退出运行，如此启动存在以下问题：

①机组冷态启动时，从启动电动泵至机组带150MW负荷，需要15 h 甚至更长时间。而我厂电动给水泵额定功率3400KW，这段时间电动给水泵要消耗大量的厂用电。

②汽动泵启动时，需要进行暖机。在机组负荷30%之前，若电动泵发生故障，汽动泵不能立即投运，则势必要造成锅炉给水中断，从而造成机组启动失败。

为了降低机组启动用电量，提高设备的可靠性，使锅炉给水泵运行方式更加安全、经济、合理，因此考虑在机组启动时先启动汽动给水泵，而电动给水泵备用。

3、可行性分析

小机启动汽源。我厂小机汽源有两路，一路辅助蒸汽，另一路本机三段抽汽。厂辅助蒸汽系统实际运行压力0.5～0.9Mpa之间，正常情况下辅汽由机三段抽汽供汽，机组负荷低于170MW时由冷再供辅汽，机组启动期间采用临机供辅汽，双机全停期间采用启动锅炉供辅。在机组启动期间，辅汽用户有轴封用汽、锅炉暖风器用汽、除氧器加热用汽、等离子暖风器。通过计算机组辅汽系统需要汽量约30t/h，一台小机冲转至3000rpm所需汽量7t/h。临机三段抽汽设计抽汽量60t/h。临机负荷250MW以上，完全可以满足辅汽供给。

给水流量控制。锅炉上水期间，采用汽动前置泵给锅炉上水，前置泵出口压力1.3Mpa，汽包标高54米，在汽包起压前，完全可以满足正常上水要求。

锅炉点火后，主汽压力上升至一定时，前置泵无法维持上水，可以在锅炉点火后，凝汽器真空建立后，冲动一台小机，根据主汽压力上升情况逐渐提高小机转速，从而维持汽包水位。

4.方案的实施。

首先进行了汽泵前置泵密封水改造，前置泵密封水原来采用凝结水密封，另外增加了另一路闭式水密封，这样在机组启动锅炉上水期间，不启动凝结水泵，尽量推迟凝结水泵启动时间。

2012年6月15日1号机组运行，2号机组启动，确定采用无电泵启动，编制了具体启动方案，并付诸实施。

启动除盐水系统，启动闭式水系统，投入各辅机冷却水，启动空压机，投入压缩空气系统。

化学除盐水压力0.5Mpa，采用化学除盐水向除氧器补水500mm 冲洗，水质合格，投入辅汽系统，辅汽压力维持0.5Mpa以上，辅汽系统疏水先排地沟，当循环水泵启动后，将疏水回收至凝汽器。然后投入除氧器加热，除氧器边进水边加热，将除氧器上水至正常水位2100～2200mm。

启动小机油泵，启动汽泵前置泵给锅炉上水，前置泵出口压力1.7Mpa，就地缓慢开启汽泵出口电动门，防止汽泵被冲动，汽泵厂家不允许汽泵在低速下连续运行。同时启动电动泵试转正常后停运，作为备用。

利用锅炉30%上水旁路调整门控制上水速度，锅炉上水换水，水质合格后，投入暖风器，锅炉点火，确认锅炉点火正常后，启动循环水泵，启动凝结水泵，送轴封抽真空。

凝汽器真空建立后，进行小机暖管冲转，维持运行前置泵小机900转暖机，给水压力1.9Mpa。

汽包起压后，投入旁路系统，此时汽包水位下降时，采用锅炉30%旁路调整门控制汽包水位正常，同时汽泵升速至1800转暖机。

我厂机组为中压缸启动机组，冲转时再热压力1.5Mpa，当再热蒸汽压力1MPa以上时，投入冷再供辅汽，从而保证了辅汽汽源充足，同时也避免了本机凝汽器水位高问题。

当机组负荷30～40MW，机组切高缸控制后，投入三段抽汽供除氧器，提高除氧器压力，防止由于除氧器压力低造成汽泵入口压力低汽泵跳闸，同时关闭辅汽至除氧器调整门减少辅汽用量，小机升速至3000转，此时给水压力10Mpa。同时开始进行第二台小机冲转

机组加负荷至70MW时，逐步提高主汽压力至9.5mpa以上，负荷至90MW时，给水切主路运行，汽包水位靠小机转速控制。

机组负荷120MW时，并入第二台汽泵，机组负荷180MW以上时，切换小机汽源至三段抽汽，节流临机辅汽供汽门，再逐渐节流本机冷再供辅汽调整门，降低辅汽压力与三段抽汽压力接近，缓慢投入三段供辅汽。

优越性分析。①从锅炉上水至锅炉点火升压至汽包压力0.5MPa 这个阶段，与传统方法相比，利用一台小泵（前置泵） 代替一台大泵（电动给水泵）完成了锅炉供水任务，节省了厂用电，对节省给水泵的耗电量有利。采用除氧器加压向锅炉上水法可充分利用现有设备， 不需要任何改动和投资。330MW机组给水泵低负荷下功率范围为3600kW ，开机一次，从锅炉进水至锅炉点火给水泵需运行4～5 h ，耗电约为17 500～27 500 kW·h ，因此采用除氧器加压向锅炉上水的方法机组一次冷态启动可节约厂用电20 MW·h ，并且避免频繁启停给水泵对厂用电系统造成的冲击，避免给水泵长期处于低负荷运行，延长了给水泵寿命。

②从锅炉点火至机组带上150 MW 负荷再到电汽泵切换完毕阶段，约需715 h 。传统启动方式采用调速电动泵向锅炉上水，由于液力偶合器的效率在低负荷时比小汽轮机的效率低得多，并且还有机电损失和输变电损失。采用电泵组做工作泵，要耗厂用电38～42 MW·h ，改进启动方式后，由于小汽机在负荷变化时效率变化较小，又是直接驱动给水泵，中间能量转换的环节少，辅助汽量计算只有15 t左右，按热值折合成约26 MW·h ，降低厂用电不说，单从能源消耗上比较，采用汽泵组比采用电泵组，每次要少耗能量12～16 MW·h ，因而热经济性好。

③从安全性上分析，由于整个启动过程中，电动给水泵组始终处于备用状态，并且其启动速度非常快，故开机过程中对给水系统来说，用汽泵组也比用电泵组其可靠性更高，因而提高了启动的可靠性。

④运行操作上，二者比较，用汽泵组开机增加的操作量为辅汽联箱至小汽轮机调试汽源系统的操作，减少了开停电泵组的操作，所以二者没有太大的差别。从时间上来看，锅炉点火时，就开出一套汽泵组，比等主机负荷到90 MW 以上再接着连投两套汽泵组，这样对减少运行人员集中在一段时间内完成过多的操作比较有利。

经过几年多次启动经验和上述分析计算表明，机组启动过程中对锅炉给水泵系统操作方法的改进，一方面减少了电动给水泵的运行时间，节约了厂用电；更重要的是，可以使整个启动过程始终有一台电动泵作备用，提高了机组启动过程中的可靠性。因此，采用此优化上水方案后，使锅炉给水系统运行的安全性和经济性都有了较大的提高。

机组启动试运行方案 篇4

马边烟峰电力有限公司烟峰电站

机组启动试运行方案

批准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

核准：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

审核：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

编写：＿＿＿＿＿＿＿＿＿＿

马边烟峰电力有限公司 二OO九年十一月十六日

马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

（六）机组自动开、停机试验.........................................14

（七）发电机定、转子绝缘检查.......................................15

（八）发电机短路升流试验..........................................15

（九）发电机零起升压试验...........................................16

（十）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验.......................17

七、主变及高压配电装置试验.........................................18

（一）主变及高压配电装置短路升流试验...............................18

（二）发电机带主变零起升压试验.....................................18

八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验.......................19

（一）组织领导............................................19

（二）试验前应具备的条件..................................19

（三）110kV烟马线线路全电压冲击试验程序...................20

（四）1号主变全压冲击试验..........................................21

九、10.5kV母线、#1厂变冲击试验............................21

十、发电机同期并列及带负荷试验......................................22

（一）发电机同期并列试验............................................22

（二）线路准同期并列试验............................................22

（三）测保护极性..........................................23

（四）带负荷试验....................................................23

十一、甩负荷试验....................................................24

（一）机组甩负荷应具备的条件........................................24

（二）机组甩负荷试验内容............................................24

十二、调速器低油压停机试验..........................................25

十三、动水关蝶阀试验................................................26

十四、机组七十二小时试运行..........................................27

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充水条件。

4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。

5、机组启动委员会已成立，组织机构健全。

6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。

四、机组启动试运行前的检查

（一）引水系统检查

（1）进水口拦污栅、事故闸门、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。

（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。

（3）两台机蝶阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机蝶阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。

（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。

（5）尾水闸门及启闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。

（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。

上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵支洞进人门，蜗壳进人门，尾水管进人门，进人门密封应处理严密。

（二）水轮机部分检查

（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。

（2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。

（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。

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风闸投入。

6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。

7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。

8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。

9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。

10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。

11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。

12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。

13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。

14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。

（五）辅助设备检查

1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。

4、油处理室备有足够的、合格的透平油。

5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。

6、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。

7、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。

8、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。

9、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产

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3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。

3.3.8 机组同期操作回路。3.3.9 火灾报警信号及操作回路。

3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。

4、检查下列微机保护装置

4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。4.4辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。4.5电压、电流回路检查其接线正确可靠。

（七）消防系统的检查：

1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。

2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。

3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。

4、灭火器已按设计要求配置。

5、消防系统通过公安消防部门验收合格。五

充水试验

（一）水库蓄水

1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可靠。

2、检查弧形闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，弧形闸门系统供电可靠。

3、确认进水口闸门已关闭严密。

4、全关1＃、2＃、3＃弧形闸门，用4#弧形闸门进行调节，使水位以1-1.5m/h速度上涨进行水库蓄水。

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2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。

3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。

4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。

（四）技术供水系统充水试验

开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。

（五）蝶阀静水动作检查

1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。

2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。

六、机组空载试运行

（一）启动前的准备

1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。

2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。

3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。

4、机组启动交直流电源投入。

5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。

6、启动高压油泵顶起发电机转子6—8mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。

7、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。

8、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。

9、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。

10、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。

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3、检查转速继电器动作情况。

4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。

5、检查风闸磨损和自动下落情况。

6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。

7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。

（四）调速器空载试验

1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。

2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。

3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。

4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：（1）扰动量不超过±8%；

（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；（3）超调次数不超过两次。

（4）调节时间应符合规程或设计规定。通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。

5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。

6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。

（五）机组过速试验及检查

1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。

2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。

3、将转速继电器115%和140%的接点从水机保护回路中断开。

4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点

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3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。3.5检查制动闸复归情况。

4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可 靠性。

（八）发电机定、转子绝缘检查

1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。

2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。

（九）发电机短路升流试验

1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。

2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。

3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。

4、投入水机各保护装置。

5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。

6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，手动增励升流至0.2—0.5Ie，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。

7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。

8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。

9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。

10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。

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10、分别在50%和100%Ue下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。

（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验

1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%Ue时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%Ue时，励磁装置应能正常工作。

2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：

（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压Ue的70%—110%范围内可连续平滑地调节。

（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压Ue下的10%—110%内可连续平滑地调节。

3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。

5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制 发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：

5.1手动开机至空载额定转速。

5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至Ue，调速器转为手动运行。5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。

5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制Ue—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%Ue。

6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。

7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。

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3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。

4、手动零起升压，至25%Ue时检查下列内容：

4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。

4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。

5、继续升压至50%、75%、100%Ue时，重复检查以上内容。

6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。

八、110kV烟马线线路冲击试验、#1主变冲击试验

（一）组织领导

110kV烟马线线路冲击试验和#1主变冲击试验由乐山供电局、乐山供电局调度所（以下简称地调）、110kV马边变电站、马边烟峰电力有限责任公司四家单位配合完成。配合关系为：

1、本次启动试验由乐山供电局组织领导，由乐山地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。

2、烟峰电站的工作由马边烟峰电力有限公司负责。3、110kV马边变电站的工作由110kV马边变电站负责。

（二）试验前应具备的条件：

1、烟峰水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。

2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。

3、烟峰水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。

4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、9马边烟峰电力有限责任公司烟峰电站机组启动试运行方案

检查线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。

（四）1号主变全压冲击试验

1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的，试验的操作程序如下：

1、断开#

1、#2发电机091、092断路器，拉开#

1、#2发电机091、092断路器手车至试验位置。

2、拉开#1主变低压侧9011隔离手车，断开#1厂变高压侧961断路器。

3、合上110kV烟马线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运行正常。

九、10kV母线、#1厂变冲击试验

主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。

（一）10kV母线冲击试验

断开101断路器，合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧9011隔离手车，合上101断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。

（二）#1厂变冲击试验

（1）拉开#1厂变低压侧断路器。

（2）合上#1厂变高压侧961断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。

（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。

冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。

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4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。

5、断开线路101断路器，合上1012隔离开关。

6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。

7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。

（三）测保护极性

1、确认烟峰电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；

2、根据调度指令，退出110kV烟马线两侧距离保护；

3、退出烟峰电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；

4、退出烟峰电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；

5、根据调度指令，烟峰电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试）；

6、根据调度指令，进行110kV烟马线两侧距离保护保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；

7、投入110kV烟马线两侧距离保护保护。

8、退出烟峰电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；

9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出烟峰电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。

（四）带负荷试验

在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。

1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：

（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；

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（二）机组甩负荷试验内容

1、甩负荷试验按机组额定有功负荷的25%、50%、75%、100％（或当前水头下可能的最大负荷）进行；录制过渡过程的各种参数变化曲线及过程曲线。

2、并网及甩负荷用发电机出口断路器091、092进行。

3、各级带、甩负荷应在机组运行稳定、调压井压力稳定后进行。

4、甩负荷应进行以下记录及检查，在各项数据符合设计要求后方可进行下一步的试验：

（1）记录甩负荷时：机组负荷、机组转速、接力器位置（导叶位置）、蜗壳压力、尾水管压力，发电机电压、励磁电压、励磁电流等参数。

（2）记录甩负荷前、后以及甩负荷时机组各部振动和摆度值。

（3）在额定功率因数下，机组甩负荷时，应检查励磁调节器的稳定性和超调量，当发电机甩额定有功负荷时，其电压超调量不大于额定电压的15%，振荡次数不超过3次，调节时间不大于5秒。

（4）机组甩负荷时，应检查水轮机调速系统的调节性能，校核导叶接力器紧急关闭时间，机组转速上升率和蜗壳压力上升率应符合设计要求。

（5）机组甩负荷后，调速器的动态品质应达到下列要求：

A、机组甩100%额定负荷后，在转速变化过程中超过稳态转速3%以上的波峰不应超过两次。

B、机组甩100%额定负荷后，从接力器第一次向开启方向移动起到机组转速相对摆动值不超过±5%为止，所经历的总时间不应大于40S。

C、转速或指令信号按规定形式变化，接力器不动时间不大于0.2S。（6）机组甩负荷过程中、监视并记录调压井涌浪及水位波动情况。

5、机组甩负荷试验完成后，应对机组内部进行全面检查，重新拧紧推力支架与轴承座连接螺栓，并进行与过速试验后相同项目的各项检查。

十二、调速器低油压停机试验

调速器低油压停机试验的目的是检查机组事故低油压停机回路动作的正确性和

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移。

十四、水轮发电机组72h带负荷试运行

1、在上述所有试验结束后，机组具备进入72小时满负荷（或当前水头下的最大负荷）连续试运行条件。

2、根据正式运行值班制度，安装单位安排人员值班，全面记录试运行所有有关参数。记录运行中设备出现的问题和缺陷。

3、在72h连续试运行中，若由于机组及相关机电设备的制造或安装质量等原因引起机组运行中断，经检查处理合格后应重新开始在72h连续试运行，中断前后的运行时间不得累加计算。

4、在72h连续试运行结束后，应停机对机电设备做全面检查，必要时可将引水隧洞放空，检查机组蜗壳和引水隧洞工作情况。5、72h连续试运行结束后，应对发现的设备或安装缺陷进行消缺。

4、机组通过72h连续试运行，并经过消缺处理后，由业主组织启动验收，设备 移交，即可投入试生产。

配电间空调机组启动说明 篇5

配电间空调分为2种，一种为锅炉电子间与汽机电子间空调机组，另一种为立柜式空调机组。

一、电子间空调机组

1、电源：汽机电子间空调机组电源接自本机汽机暖通MCC

锅炉电子间空调机组电源接自本机锅炉MCC

图中所示#1机组处于停运状态，#2机组处于制冷状态

2、启动（以#4机汽机电子间2号空调机组为例）

①确认控制柜送电正常，故障查询页面无报警，空调机组冷冻水正常； ②图示为空调机组的操作页面，确认运行方式为“制冷”、目标温湿度设定分别为“10℃”“20%”、阀门开度设定：新风阀“10%”回风阀“85%”；

③点击画面中启动按钮，空调机组启动，启停有延时，请等待。启动完成后检查就地新风阀、回风阀开度正确,冷却水供回水门开启正常；

④检查故障查询页面是否有报警；

⑤检查空调机组状态页面各参数是否正确；

⑥全面检查空调机组运行是否正常，各处无漏水，送风正常。

3、停运

在空调机组画面点击停止按钮，检查空调机组停运正常。

二、立柜式空调机组

1、电源：变频间空调机组

本机汽机暖通MCC

汽机400V配电间

本机汽机暖通MCC

公用400V配电间

本机汽机暖通MCC

#3机10KV配电间

#3机汽机暖通MCC

励磁小间

本机汽机暖通MCC

锅炉400v配电间

本机锅炉MCC

直流及UPS配电室

本机锅炉MCC

蓄电池室

本机锅炉MCC

电除尘及保安配电室 本机除尘PC

2、启动

①确认控制柜送电正常，故障查询页面无报警，空调机组冷冻水正常； ②点击图示▼键进入主菜单页面，点击◀键进入参数设置页面

点击“SET”进行参数设置，送风温度设定“10.0℃”、温度回差设定“2℃”、工况设定“0”；

③返回主菜单点击“ENT”启动空调机组，空调机组启动，启停有延时，请等待。

④检查状态查询页面，送风温度逐渐下降，送风机运行状态正常。⑤全面检查空调机组运行是否正确，各处无漏水，送风正常。

3、停运

在主菜单画面点击“ENT”按钮，检查空调机组停运正常。注意：各配电间空调机组正常为一运一备

机组启动报告 篇6

启动过程中人员安排

值

长：负责对外联系、汇报。把握启动节奏，对重大操作进行监护，控制危险点。机 组 长：全面协调机炉电操作，协助值长对外联系。值班员A：汽机（主要监视操作给水系统和凝结水系统）值班员B：锅炉（主要监视操作风烟系统和制粉系统）值班员C：DEH操作、小机冲转、发变组恢复热备用。巡检员A：锅炉4米以上。

巡检员B：锅炉4米以下及电气侧。巡检员C：汽机侧

巡检员A、B、C在机长协调下相互补位，值班员C需要时就地监护指导巡检员操作。值长根据工作需要随时调配两台机组人员。

一、锅炉上水

1、锅炉上水时主要操作

(1)确认361阀出口至凝汽器管道电动闸阀关闭。(2)关闭锅炉所有疏放水阀。(3)关闭所有充氮阀。

(4)确认361 阀出口至排污扩容器管路电动闸阀开启。

(5)如果储水罐压力小于686kPa，开启所有锅炉排空气门以保证上水路径。

(6)上水至储水罐水位达到12米或更高时，稳定361阀开度在10%至25%，关闭锅炉给水系统所有排空气门，锅炉上水完成。

(7)完成锅炉上水后，储水罐水位由361 阀进行控制，通过361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀的排污管道进行排污。

(8)进入锅炉的给水必须是合格的除盐水，且需化学加药。注意事项：

(1)控制上水温度、流量，尽量降低除氧器加热量(2)启动电泵时关闭中间抽头，再热汽减温水隔离门、调阀关闭，再热汽减温水隔离门“挂起”，防止低再积水。

(3)启动电泵时检查高旁减温水调门及隔离门均关闭，DCS上将高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门开启并“挂起”，就地检查高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门、手动门确实处在开位。

2、冷态开式清洗：

(1)开启361 阀和361 阀出口至排污扩容器电动闸阀。

(2)用辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在100℃左右。

(3)锅炉冷态开式清洗过程中，361 阀出口至凝汽器电动闸阀关闭，361 阀出口至排污扩容器电动闸阀开启，清冼水排到到排污扩容器，直至储水罐下部出口水质Fe＜500ppb 或混浊度≤3 ppm，油脂≤1ppm； PH值≤9.5，冷态开式清洗结束。

3、冷态循环清洗

(1)开启361 阀出口至凝汽器电动闸阀，同时关闭361 阀出口至排污扩容器电动闸阀，启动系统清洗水由排往排污扩容器切换至凝汽器。(2)维持25%B-MCR清洗流量进行循环清洗，直至省煤器入口水质优于下列指标，冷态循环清洗结束： 水的电导率＜1μS/cm；Fe＜100 ppb ；PH值9.3～ 9.5。

注意事项：开式清洗要保持给水流量大流量、变流量，即流量在100～400T变化。开启凝汽器启动补水，通知化学启大泵，维持凝汽器水位。循环清洗时通知化学投前置过滤器及高混。逐步加大除氧器加热，注意轴封压力的调整。

4、锅炉上水过程中的危险点分析及控制措施

(1)锅炉上水时，防管壁金属腐蚀。措施：送进锅炉的水应进行除氧，化验合格后再上水。(2)锅炉上水时，金属应力过大。措施：

1、上水温度在100℃。

2、上水速度要以不应太快，升温速度2℃/min。

(3)锅炉上水时，防管道振动。措施：

1、上水前应将给水管路放气门及过热器等放气门开启，待管路内空气排净后，再关闭。

2、上水过程中，应监视给水管路、省煤器、水冷壁联箱等设备无泄漏和振动现象

(4)锅炉上水时，防止过热器进水。措施：

1、严密监视储水罐水位正常。

2、注意361阀调节正常，至炉排或疏扩的任一路开启。

3、注意上水速率不要过快。

(5)锅炉上水前开放锅炉顶部空气门，上水结束后关闭，上水过程中监视省煤器出口管道放空气门，见水后关闭。

二、锅炉点火

1、锅炉点火操作危险点分析：

⑪油枪或等离子投入运行前应确认锅炉吹扫工作完成，防止锅炉爆燃； ⑫防止制粉系统及燃烧器投运后燃烧不稳、积粉造成锅炉爆；

⑬锅炉启动初期A（F）层煤粉燃烧不完全，此时应防止锅炉二次燃烧； ⑭防止因配风及调整的不合理造成等离子燃烧器设备损坏。

2、锅炉点火前的准备工作：

人员分工：值班员B负责盘面、巡检员A负责就地 注意事项：

(1)检查锅炉吹扫完成。

(2)就地检查锅炉火焰摄像镜头冷却系统投入正常。检查锅炉火焰TV投入正常。

(3)检查空预器吹灰器进退灵活，火灾报警装置投入正常，空预器扇形板在自动位置。(4)检查炉膛、喷燃器、受热面和冷灰斗无结焦，捞渣机、灰沟内无灰渣堆积。投入锅炉渣水系统。投入锅炉渣水系统，炉膛冷灰斗水封建立，启动捞渣机。

(5)检查锅炉烟温探针进退灵活，投入锅炉烟温探针；锅炉各吹灰器全部退出炉外，处于备用状态。检查锅炉过热器出口PCV阀具备投运条件。(6)F（或A）磨煤机暖风器管道暖管。(7)将锅炉冲洗流量降至300吨左右。

(8)锅炉点火前应检查确认汽机油系统、盘车、汽机防进水、真空系统正常，汽机各主汽门、调门处于关闭状态。

(9)值班员B检查油循环建立，油系统油压正常，供油压力2.5Mpa，点火油压2.0Mpa，雾化蒸汽压力0.9Mpa，雾化蒸汽温度250℃以上，应根据需要启动两台燃油供油泵，以保障正常运行机组和所开机组的用油。(10)投入空预器连续吹灰。

(11)巡检员A检查就地油系统无泄漏，并恢复所以油枪至备用状态。

3、投入等离子，启动A（F）磨煤机

（1）打开A磨热风插板门和调门，建立A（F）磨一次风量，投入A磨暖风器（2）当1A磨煤机出口温度＞80℃时，准备启动1A磨煤机“等离子点火模式”。

（3）调整A层燃烧器辅助风挡板开度为35%，调整A磨煤机入口一次风量为≥63t/h，风速18～23m/s。

（4）检查各燃烧器等离子拉弧电流、电压等参数显示正确，检查等离子拉弧条件均满足，依次进行四个等离子点火装置拉弧。

（5）启动A磨煤机，启动A给煤机，调整A磨煤机给煤量为16t/h。就地观测着火情况，当着火正常后，调整A层燃烧器辅助风挡板开度为50～60%。根据需要增加A给煤机出力。

注意事项：

⑪巡检员A检查就地着火正常，值班员B监视A（F）磨出口温度达到100℃以上

⑫当任一台等离子发生器在180s内未点燃时，应立即手动停止相应磨煤机的运行,经充分通风、查明原因后再重新投入。

⑬在燃烧器显示壁温超过400℃且壁温仍然上升较快时，应及时采取降低壁温的措施，包括降低磨煤机出力、加大磨煤机的入口风量、降低等离子体发生器功率等，燃烧器显示壁温超过500℃时，应停止该燃烧器的送粉进行检查 ⑭一次风管未通风的情况下，等离子体发生器运行时间不能超过10min，防止烧坏燃烧器。⑮机组冷态启动时，在等离子投运初期，为保证锅炉燃烧，与等离子相关联的二次风门应尽可能的关小，因二次风温较低，很难起到辅助燃烧的作用，待等离子燃烧器着火稳定，二次风温较高时再加大相关二次风配风。

⑯在炉温升高后，锅炉燃烧变好时，应加强等离子燃烧器壁温的监视，以防超温结焦现象的发生。

⑰等离子投运初期，应保证空预器吹灰器连续吹灰，以防由于煤粉燃烧效率较低，飞灰可燃物含量较高，造成尾部烟道再燃烧事故。

启A（F）磨时的注意事项：

①就地检查润滑油油系统、液压油系统正常 ②启动给煤机后在最小煤量16t/h，尽量提高磨煤机出口温度，维持分离器转速350r/min，注意磨煤机振动情况。

③监视烟温升温趋势，监视火焰电视里燃烧情况 ④开大A（F）层二次风开度，注意炉膛负压波动 ⑤机长注意协调汽机侧值班员加强给水监视调整，确认361阀跟踪情况，维持给水流量在411.6t/h ⑥锅炉起压后，巡检员A检查锅炉放空气门关闭严密。⑦锅炉起压后，投入旁路系统，控制升温升压率。注意事项：

①旁路投入前，确认旁路已充分疏水、暖管 ②投入高低旁和减温水自动，注意旁路振动情况

③因高旁减温水调阀内漏较大，投旁路初期，禁止投高旁减温水

④加强给水流量控制，防止储水罐满水。如果储水罐满水造成主蒸汽管进水，要打开锅炉疏水门、主汽门前所有疏水阀和高旁阀前疏水阀充分疏水，此时严禁开高旁阀，防止水进入冷再系统

⑤控制给水母管压力与主蒸汽压力偏差不大于4Mpa,防止高旁减温水不严增大漏水量。⑥高旁阀开启前或者汽轮机冲转前，值班员和检修人员共同确认冷再管路放水完毕并恢复冷再管路放水措施，同时DCS上再次确认高旁前疏水门、高排逆止门前后疏水气动门在开启状态后，方可进行高旁阀开启或者汽轮机冲转操作

⑦手动开关高旁阀时操作要平缓，不准大幅度开关高旁阀，操作时就地有人监视冷再管路振动情况。如果开高旁阀后冷再管路振动较大，必须立即关闭。

⑧低旁阀关闭时要缓慢，防止低旁阀前压力突增造成再热器内蒸汽变成水，根据水蒸汽饱和温度和饱和压力对应表（见附表一）检查再热器内蒸汽有50℃过热度。（DCS显示的冷再压力+0.1Mpa=绝对压力）

⑨任何情况下，高旁减温水气动隔离门关闭“挂起”防止联开，但出现需使用高旁减温水情况时，手动“解挂”高旁减温水气动隔离门。

⑩开停机中经常检查冷再管路振动情况，发现振动必须立即汇报。

注：根据启动情况，在点火初期可选择性投入两三只启动油枪，启磨后逐步退出。

三、锅炉升温升压

人员分工：值班员B负责盘面、巡检员A、B负责就地

1、启动F（A）磨煤机 注意事项：

⑪热二次风温高于180℃，联系炉控强制磨煤机启动条件。⑫检查F12F34（A层）点火油运行正常 ⑬就地检查润滑油油系统、液压油系统正常

⑭启动给煤机后在最小煤量，尽量提高磨煤机出口温度，维持分离器转速350r/min ⑮监视烟温升温趋势，监视火焰电视里燃烧情况 ⑯开大F（A）层二次风开度，注意炉膛负压波动

⑰机长注意协调汽机侧值班员加强给水监视调整，根据361阀开度情况，调整给水流量

2、升温升压注意事项

⑪升温升压过程中，控制汽水品质合格 ⑫监视屏过、高过金属壁温 ⑬控制锅炉升温率1.5—2℃/min ⑭控制锅炉升压率0.15Mpa/min，达到1.25Mpa，维持参数热态清洗，合格后再升温升压。⑮空预器连续吹灰，值班员加强监视风烟及制粉系统，防止烟道再燃烧。⑯巡检员就地观察燃烧情况，根据燃烧情况逐步退出B、D层点火油枪。⑰检查空预器电流正常，否则联系检修调整扇形板位置

⑱当主汽温度高于380℃，投入二级减温水，再热气温高于330℃，打开给水泵中间抽头，投入再热减温水

⑲注意高旁开度调整，监视高旁后汽温变化，就地旁路振动情况

⑳机长协调给水与燃料量逐渐增加，直到汽温汽压达到汽机冲转参数要求 ⑴如果煤质不好，投入大量启动油时，要注意壁温变化，尽量在额定范围之内

⑵如果煤质变化时，应启动2台制粉系统运行，投退启动油应注意炉膛负压，严防锅炉大面积超温和锅炉爆燃

⑶烧参数过程中，应逐渐开打汽机旁路控制压力和温度同时达到冲转条件 ⑷起压过程中，应注意蒸汽管道疏水及其疏水门的关闭 ⑸升温升压过程中应注意各个受热面的温差。⑹升温升压过程中应注意监视空预器连续吹灰 ⑺升温升压过程中应检查烟温探针自动退出情况 ⑻升温升压时应观察和记录锅炉膨胀

⑼应加强控制燃烧，使其逐渐加强，并注意保持稳定 ⑽检修后锅炉，安全门在气压前应进行调整校验，以确保安全门可靠动作，锅炉起压后应让巡检就地检查是否有跑水漏气地方。

四、高压缸倒暖

人员分工：值班员A负责盘面、巡检员C负责就地

1、高压缸倒暖条件：

⑪、高压内下缸内壁温度低于150℃。⑫、汽机跳闸并处于连续盘车状态。⑬、凝汽器真空-88kPa以下。

⑭、高压缸倒暖所用冷再蒸汽压力要求在0.5～0.7Mpa，温度在200℃～250℃，且有28℃以上的过热度。倒暖时以控制汽缸金属温升率温升率不超过50℃/h，最高不得超过 70℃/h，即≯1.1℃/min。

2、高压缸倒暖操作准备

⑪、确认各抽汽电动阀、高排逆止阀关闭。

⑫、确认高排逆止阀前后、一抽逆止门前、高压调阀后导汽管疏水畅通。注意就地确认疏水器前、后手动关门已开启。开启高压主汽阀下阀座疏水阀、中压联合汽阀下阀座疏水阀，并就地检查阀前疏水手动门已全开，疏水10分钟以上。

3、高压缸倒暖操作

⑪、关闭高排逆止阀前疏水阀，关闭一抽逆止门前疏水阀，将高压导汽管疏水气动阀打开。⑫、开启倒暖电动截止阀，检查高压缸通风阀自动关闭（V V阀）。

⑬、缓慢开启暖缸倒暖调节电动门达10%开度保持30分钟，根据汽缸金属温升率调整暖缸调节阀的开度。

⑭、30分钟后，将倒暖调节门开启至30%。根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度。⑮、30%开度保持20分钟后，将倒暖调节门开启至55%，根据汽缸金属温升率调整倒暖调节门的开度，使调节级后压力逐渐升高至0.39 MPa～0.49MPa，高压内下缸内壁金属温度缓慢上升到150℃。⑯、高压内下缸内壁温度达到150℃后，关闭高压导汽管疏水阀进行闷缸，闷缸时间根据“高压缸暖缸闷缸时间曲线”来确定。闷缸时倒暖阀保持原有开度，缸内汽压有所上升，维持在0.5～0.7 MPa，但不得超过0.7 MPa，否则会产生附加推力。

4、高压缸倒暖结束后操作

⑪、将倒暖调节门关闭至10%，保持5分钟，然后在5分钟内逐步关闭倒暖调节门。

⑫、倒暖调节门全关后，缓慢开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑬、在高压缸排汽压力达到-50KPa之后，开启高压调阀后导汽管疏水阀及一抽逆止门前疏水阀，注意高压缸蒸汽压力的下降速度。

⑭、关闭倒暖截止阀，检查高压缸通风V V阀自动开启。

5、高压缸倒暖的危险点防控

⑪、倒暖截止阀开启后，在倒暖调节阀稍开时应疏水暖管，且疏水暖管要充分，避免倒暖管道积水进入高压缸。

⑫、由于倒暖调节阀远方无开度显示，应在就地手动控制开度，以高压调节级后压力和高压内缸内壁温升速率为参照，就地操作时与盘前人员保持通讯畅通。

⑬、汽缸金属温升率必须符合规定且升温平稳，如升温不稳定应分析汽缸是否有积水，并进行相应处理，避免高压缸进水、倒暖蒸汽压力不合适或温升过快。⑭、暖缸时调节级后压力应在0.39MPa～0.49MPa，最高不得超过0.55MPa；闷缸时维持在0.5～0.7 MPa，最高不得超过0.7 Mpa。

⑮、经常检查上下缸温差、高压缸内外壁温差正常，注意温差最大不超过50℃，避免缸体和转子承受过大的热冲击。

⑯、注意监视盘车运转情况及汽缸膨胀、差胀及转子偏心度指示正常。注意监视主机润滑油油温变化，防止出现轴承振动大。

⑰、倒暖结束后应保证30分钟以上的时间保证高压缸内蒸汽排出才能冲转。但为了防止倒暖结束后长时间不能冲转导致高压缸内金属温度下降过多，在暖缸过程中预测冲转时间将推后较长时间，可适当延长闷缸时间。

⑱、炉侧注意加强燃烧，控制和保证足够的蒸汽压力和流量。⑲倒暖过程中要通过控制倒暖调节阀、导汽管疏水阀和相关抽汽逆止阀前疏水阀来调整金属温升速率。

五、高压调阀室预暖

人员分工：值班员A负责盘面、巡检员C负责就地

1、高压调阀室预暖条件

⑪、调阀室金属温度低于150℃时，必须对调阀室预暖。⑫、调阀室的预暖须在高压缸预暖结束后进行。⑬、预暖蒸汽来自主蒸汽，温度应大于271℃。

2、调阀室的预暖操作

⑪、确认汽机处于跳闸状态。⑫、确认EH油系统已投运正常。

⑬、确认主再蒸汽管疏水、高中压主汽阀座疏水和高压调阀后导汽管疏水开启。就地检查疏水阀前后手动门全开。

⑭、检查主蒸汽温度高于271℃。

⑮、进行汽轮机ETS复位，在汽机DEH“自动控制”画面点击“汽机挂闸”按钮，在操作面板上选择“挂闸”，按执行键。检查高中压主汽阀关闭，高压缸通风阀及事故排放阀开启。⑯、选择DEH“自动控制”画面“阀壳预暖”按下，在操作面板上选择“投入”，按执行键，状态显示“投入”，检查右侧高压主汽阀（#1）开启到预暖位置21%。

⑰、监视调阀室内外壁金属温差，当高于80℃时，选择按下“阀壳预暖”按钮，在操作面板上选择“切除”，按执行键，状态显示“切除”，关闭右侧高压主汽阀。

⑱、待调阀室内外壁温差低于70℃时，再次进行预暖操作，开启右侧高压主汽阀至预暖位置。

⑲、重复以上操作，直到调阀室内外壁金属温度均上升到180℃以上，且内外壁温差低于50℃，调阀室预暖操作结束，按汽机停机按钮，检查右侧高压主汽阀关闭。

3、高调阀预暖时的危险点分析：调阀室预暖时，要防止调节阀不严冲动转子，盘车脱扣。当转子被预暖蒸汽冲转后，应适当降低预暖压力，待转子静止后，重新投入盘车运行。

六、汽轮机冲转

人员分工：值班员C负责盘面、巡检员C负责就地，值长派另一台机一值班员到13.7米。

1、汽机冲转前检查：

⑪机侧巡检员就地检查润滑油压力0.176Mpa，润滑油温35—40℃，盘车运行正常，顶轴油系统运行正常，启动启动油泵。根据缸温和高调阀金属温度决定高压缸倒暖和暖阀。⑫值班员A检查主再热蒸汽压力8.63/1.0Mpa（主汽压6Mpa以上即可），主再热温度380/330℃。主再热蒸汽至少有50℃过热度。⑬抄录中压缸内壁温及凝汽器真空等参数 ⑭确认汽水品质化验合格

⑮高低旁处于自动且高旁开度在60%以上。⑯TSI无报警

⑰ETS主保护投入

⑱高中压缸上下缸温差在正常范围

⑲检查EH油压11.2±0.2Mpa，油温在30—40℃

2、冲转至1500r/min过程的注意事项 ⑪汽机冲转要在机长亲自监护下进行

⑫值班员联系巡检员携带测振仪、听针就位，保持通讯畅通

⑬挂闸前检查盘车运行正常，顶轴油系统运行正常，启动油泵运行正常 ⑭挂闸后巡检员就地检查各主再热蒸汽阀门状态正确，EH油系统无泄漏 ⑮挂闸后检查BDV阀、VV阀开启，高排逆止门关闭

⑯高中压调阀开启后汽机冲动，就地检查盘车退出正常，否则立即打闸停机 ⑰200r/min摩擦检查，巡检员就地测量并记录轴承振动，并与集控室核对正确 ⑱600r/min检查低压缸喷水自动开启

⑲冲转过程中严密监视润滑油温、轴承金属温度、汽缸壁温、轴向位移、差胀 ⑳检查监视调速系统无跳跃现象 ⑴就地与盘上核对转速一致 ⑵严禁在临界转速范围内停留

⑶机长协调燃料、给水匹配增加，维持主蒸汽温度、压力达到冲转参数要求，及时调整高低压旁路系统，按启动曲线控制汽温、汽压。

⑷及时调整凝汽器、除氧器水位、凝结水储水箱水位，注意轴封压力的变化。冲转至600r/min后及时调整主机润滑油温设定值在40℃

3、暖机过程中的操作

人员分工：值班员C负责盘面、巡检员C负责就地 ⑪投入低压加热器运行

①检查5678号低压加热器水侧已投入运行

②巡检员按低加系统疏水放气检查卡检查系统阀门状态正确 ③由低到高依次投入低压加热器汽侧

④低压加热器投入时要密切监视各低加温升 ⑤各低压加热器投入完毕，投入各疏水调阀自动 ⑥低压加热器投入后要密切监视各低加水位 ⑦投入前要注意抽汽管路充分疏水 ⑫冲B（A）小机 小机冲转分工

a巡检员C负责就地检查小机具备冲转条件，b值班员C负责B小机操作及监视

①检查供汽管道暖管结束，汽前泵运行正常。②速关阀前蒸汽温度高于150℃，真空大于73Kpa ③小机有关保护投入

④轴承润滑油供油温度大于35℃，油压0.15—0.25Mpa ⑤EH油压正常 小机冲转的注意事项：

①先冲至800rpm暖机，严密监视小机各轴承的震动、轴承温度、回油温度及轴向位移正常；

②监视小机缸温、排汽温度正常；

③巡检加强就地检查确认小机内部声音、各油压正常及进汽阀门状态正确； ④小机在冲转至3000rpm后切至遥控待并。⑬发电组恢复热备用

人员分工：值班员C负责发电组恢复热备用监护，巡检员B负责发电组恢复热备用操作。

4、中速暖机的结束条件

⑪汽机高压内缸内壁温﹥320℃ ⑫汽机中压内缸内壁温﹥305℃ ⑬高中压缸膨胀﹥8mm ⑭如高压内缸内壁温达不到320℃，暖机时间达4小时即可。

七、冲转至3000r/min 人员分工：值班员C负责冲转，巡检员C负责就地检查。

1、冲转至3000rpm过程中的注意事项： ⑪汽机冲转要在机长亲自监护下进行。

⑫冲转过程中严密监视润滑油温、轴承金属温度、汽缸壁温、轴向位移、差胀，必须注意监视汽机各部分金属内、外壁温差及温度变化率

⑬机长协调燃料、给水匹配增加，维持主蒸汽温度、压力达到冲转参数要求 ⑭检查冲转至2000rpm时顶轴油泵自停，否则手停。⑮严禁在临界转速范围内停留

⑯转速到达3000rpm后确认主油泵出口油压大于1.372Mpa，停运交流润滑油泵及交流启动油泵。

⑰检查低压缸喷水调节阀自动控制正常，低压缸排汽温度80℃以下

⑱根据风温、油温、水温、EH油温的要求，及时投入冷油器、氢冷器、定冷器、EH冷油器，并投入温度自动控制

⑲3000r/min时，及时调整主机润滑油温设定值在43℃

2、冲转过程中的危险点分析和控制

⑪汽轮机冲转时水击与大轴弯曲，控制措施：①.机组冲转前投入热机保护，胀差，上下缸温差合格后方可冲转。②.冲转前，汽温，汽压合格方可冲转。保证足够的过热度，疏水畅通。③.轴封供气温度合适，冷态启动先抽真空，后送轴封供气，热态先送轴封后抽真空。④.启动过程机组振动大时，应停止升速，不返回时应打闸停机查明原因。⑤.启动过程中汽温急剧下降应打闸停机。⑥.抽真空前应连续盘车。

⑫机组冲转过程中的振动

控制措施：迅速平稳的通过临界转速 ⑬机组冲动后盘车脱不开，控制措施：就地设专人监护，当盘车脱不开时，立刻紧急打闸停机 ⑭机组定速后停止高，低压油泵时，调速，润滑油压下降 控制措施：密切监视油压变化，当油压不能控制时，打闸停机 ⑮机组升速时烧瓦

控制措施：冲转时设专人调整润滑油油温，保证油温正常，防止油温波动较大，到机组保护动作时，立刻打闸

⑯机组升速时，调速油压偏高，控制措施：升速时调速油压不应升高，超过规定值，应及时调整，⑰机组升速，暖机及定速后凝汽器满水，真空下降

控制措施：加强对凝汽器水位监视，及时开启放水门，保持凝汽器可见水位 ⑱发电机并列后，风温高，控制措施：发电机并列后，及时投入冷却器，排净空气。⑲机组暖机时，金属温差超过规定值

控制措施：严格按照运行规程的要求按启动曲线进行暖机 ⑳低加满水

控制措施：

1、密切监视低加水位，2、无效时开启事故疏水 ⑴关闭导气管及其他疏水门时，管路振动或伤人

控制的措施：等待疏水完毕后，温度正常后，再关闭疏水门

八、发电机并网

人员分工：值班员C监护巡检员B操作发电机并网；值班员A给水调整，值班员B燃烧调整；机长协调

1、发电机并网时锅炉适当增加燃料量（每次不大于2t/h），值班员A根据燃料量关注361阀开度调整给水流量，机长监视主汽压力在8Mpa左右

2、机组负荷稳定在50MW，全面检查机组运行正常

3、切缸操作

人员分工：值班员C负责切缸操作，机长协调

4、切缸过程注意事项

⑪值班员B维持燃料量稳定，值班员A保持给水流量稳定 ⑫切缸时可设定调门开度在60%—70%，可适当增加升速率

⑬值班员C 切缸过程中监视中调阀缓慢开启，低旁逐渐关闭，在此过程中，监视机组负荷稳定在50MW，防止机组负荷过低，发电机逆功率保护动作 ⑭监视高调阀逐渐开启，高旁逐渐全关，否则手动关闭 ⑮监视高排逆止门打开，VV阀关闭

⑯切缸完毕，检查负荷稳定在90MW左右

⑰ 全面检查机组负荷、压力、温度稳定后，进行下一步操作（8）保证高压缸排气温度不超限，防止保护动作。（9）切缸时注意瓦温，轴向位移，振动、热膨胀及TSI内各项参数，发现异常时及时停止，不得强行切缸。（10）切缸时加强锅炉燃烧以保证有足够的蒸汽量，使切缸完成。和保证切缸后能带120mw负荷的蒸汽量。

（11）通过锅炉燃烧调整并逐一高旁开度，一般在60%左右。（12）高旁前主蒸汽参数合适。

（13）在DEH中设置阀位开度50%---70%，设置升负荷率为50mw/min左右。（14）检查总阀位开度接近20%，中调门全开（90%以上），高调门开始开启。Vv阀关闭，高排逆止阀得电被冲开，低旁关闭，高旁逐渐关闭，直至全关。

（15）切缸完毕后确认高低旁全关，汽机各项参数正常。（16）检查高旁减温水关闭，耳机减温水、三级减温水关闭。（17）设置DEH时，阀门开度指令要足够大，并根据气压选择合适的开度。

（18）设置升负荷速率时要足够大，一般不低于30mw/min，以免冲不开逆止阀。

5、投入高压加热器

人员分工：值班员C负责高加投运操作，巡检员C负责就地检查操作，机长协调 ⑪检查123号高压加热器水侧已投入运行

⑫巡检员C就地检查系统无振动，核对水位计与DCS一致 ⑬由低到高依次投入高压加热器汽侧

⑭高压加热器投入时要密切监视各高加温升 ⑮各高压加热器投入完毕，投入各疏水调阀自动 ⑯高压加热器投入后要密切监视各低加水位 ⑰投入前要注意抽汽管路充分疏水

6、除氧器汽源切至四抽

九、升负荷过程

1、启动B磨煤机，升负荷

人员分工：值班员B负责锅炉盘面、巡检员B负责就地

2、逐渐加负荷至150MW，在此期间，机长全面协调燃料、给水匹配增加，注意主蒸汽压力稳定在8Mpa左右，及时调整汽机调门开度，严防主蒸汽压力过高，闭锁361阀开。负荷至120MW，将DEH投遥控，即“自动控制”画面 “CCS投入”状态显示为“投入”，DEH从本地控制转为MCS控制，此时可投入汽机主控自动，将机组运行方式切换为汽机跟踪方式，机前压力设置为8.73MPa（热态、极热态启动设置为10.0MPa）。此后，随着锅炉燃烧量的增加，汽机高压调阀逐渐开大，维持机前压力8.73MPa，当高压调阀接近全开后（总阀位指令约90％，负荷约30％额定负荷。），机前压力随锅炉燃烧量的增加而升高，进入滑压运行阶段。

3、并B（A）汽泵 注意事项：

⑪机长亲自监护并全面协调

⑫缓慢增加B（A）汽泵转速，使B汽泵出口压力接近给水母管压力

⑬开启汽泵出口门前，严禁汽泵出口压力高于母管压力，造成给水流量大幅波动 ⑭汽泵并入系统后，给水流量保持与并泵前流量相等 ⑮并泵过程中，严禁其它重大操作

4、锅炉转直流运行

⑪缓慢加锅炉负荷，给水流量保持稳定，储水罐水位缓慢下降至11.3米，361阀逐渐关闭 ⑫保持主蒸汽压力不变，逐渐开大汽机调门 ⑬锅炉转直流后，检查给水流量自动跟踪正常

5、给水倒至主路

人员分工：值班员A负责汽机盘面，机长负责协调 ⑪倒主路过程中严禁进行其它操作 ⑫锅炉侧保持燃料量稳定

⑬检查机组负荷稳定在200MW ⑭检查给水旁路开度在90%以上 ⑮逐渐开启给水主路

⑯操作过程中注意保持给水流量稳定

6、并A（B）汽泵，退出电泵，投抢水备用。并汽泵注意事项：

(1)待第一台汽泵逐渐出力，而第一台汽泵逐渐关小再循环调门时要逐渐增加第二台气泵出力，防止给水流量波动大或第二台气泵处理被顶住。(2)整个并泵过程要保证给水流量波动小。

(3)并第二台气泵时将第一台汽泵的再循环调门且手动控制，防止给水流量过低跳泵。(4)如果并泵时出现第一台汽泵出力大，第二台气泵出力小，应先减少第一台汽泵出力后再加第二台气泵出力。不能只盲目地加第二台气泵的出力。(5)要密切关注给水流量，气泵出口出力及单台气泵的流量。

(6)尽量小幅度操作，尽量保持流量不变，保持稳定的煤水比，防止壁温和气温异常和负荷大幅波动。

(7)提高第二台气泵出力略小于给水压力时再开出口电动门，防止运行泵出力被顶住。(8)待给水出力均转移至汽泵后方可退出电泵。(9)并泵时，视给水流量略有增加时视为并泵成功。

7、启动D磨煤机，升负荷

人员分工：值班员A负责汽机盘面，值班员B负责锅炉盘面，机长负责协调 ⑪注意事项：

同B磨煤机启动注意事项

⑫逐渐加负荷至300MW，全面检查燃烧稳定，依次逐渐退出所有油枪，在油枪退出过程中，注意燃烧稳定。

8、切厂用电，将厂用电切至高厂变和高公变

人员分工：值班员C监护巡检员B操作厂用电切换；值班员A给水调整，值班员B燃烧调整；机长协调 注意事项：

⑪切厂用电过程中，杜绝其它操作 ⑫全面检查机炉参数稳定

⑬ 做好厂用电失去的事故预想

（4）切换厂用电必须持票操作，且必须有第二监护人，不得无票或者无第二监护人到场的情况下操作。

（5）正确使用保护及自动装置，环并时注意环流，开关动作后检查开关实际位置。（6）切换完成后必须检查备用开关直流电源投入完好。

（7）切换之前必须确认备用侧带电正常，严禁出现备用侧无电切厂用电。（8）切换之前检查6KV1A段厂用电快切装置无闭锁信号。

（9）检查6KV1A段厂用电快切装置无异常信号，已自动复归，否则手动复归。检查母线电压正常。

（10）厂用电切换前确认切换方式为“同时方式”。

（11）满足一定负荷后（从经济性与安全性的平衡考虑），在机组转干态后切厂用电至启备变带。

机组启动报告 篇7

关键词：联锁保护,控制回路,逻辑,润滑系统,辅助油泵

1 润滑系统的主要组成及作用

一般压缩机组的润滑系统的主要组成部分有: 润滑油箱、润滑油泵、油冷却器、油过滤器、高位油箱和控制阀以及管路组成。基本配件还包括安全阀、切换阀、蓄能器、油气分离器、脱气槽等, 这些配件的选用是由经济性和实用性决定的。

2 润滑系统的主要控制回路

润滑系统的润滑油除有润滑作用外, 根据压缩机组的工作性能和控制需要还可用作密封油和控制油。当用作密封油和控制油时, 润滑系统的部分操作指标将发生改变, 如润滑油泵出口压力、润滑油总管压力等。润滑系统的主要控制回路有:润滑油泵出口压力控制、润滑油总管压力控制、润滑油温度控制、密封油压差控制、控制油压力控制等。

3 润滑系统的主要联锁回路

3.1 油压过低保护

润滑是转动设备正常运行的重要条件, 转动设备的转子, 在轴瓦的支撑下高速旋转, 从而造成轴颈与轴瓦的相对运动, 两零件在相对运动过程中产生动摩擦和热量, 如果相对运动的两零件间没有液体润滑, 则两零件的摩擦加剧、磨损加快, 因摩擦产生的热量增多, 零件表面温度升高, 又使摩擦磨损情况进一步恶化。当润滑油油压由于某种原因下降为正常油压的40-50%时, 为了保护轴承, 压缩机组控制系统发出联锁保护讯号, 使机组紧急停机。通常传感部件采用三个压力开关, 进行三取二油压低低联锁保护。

3.2 封油压差联锁

旋转机械的轴封是防止介质通过固定壳体和旋转轴间隙泄露的密封机构。常见的轴封类型有:机械密封、气体密封、油膜密封等, 通常三种方式根据介质性质配合使用。油膜密封在轴的周围气体侧和大气侧之间放入具有极小间隙的浮动密封环, 在两个浮动环的中间密封腔内通入比气体压力稍高的压力油, 形成轴与环之间的油膜, 一是阻止气体泄露至机体外, 二是将轴颈与浮环隔开, 使轴颈与浮环间形成液体摩擦。因此封油具有密封和润滑两种功能, 如果封油压力有所波动, 将导致浮环密封失效, 被压缩气体外泄;液体摩擦条件破坏, 浮环开始磨损。为确保浮环密封装置良好的密封性能和可靠的液体摩擦条件, 封油压力必须设置监视和保护措施。一般在封油进机前设有指示和控制系统, 保证封油压力的稳定, 而当封油压差降到联锁值时, 控制系统就要联锁停机。

3.3 催化裂化装置中主风机组和富气压缩机组润滑系统自保联锁和报警项目表 (见表1)

4 润滑系统辅助油泵启动的分析

润滑系统通常有主、辅两台油泵, 两台油泵互为备用, 即运行的油泵是主油泵, 停转的油泵是辅助油泵。压缩机组正常运行时润滑油由主油泵提供, 当主油泵发生故障或油系统出现故障, 使润滑油总管压力低于正常压力的70-80%时, 控制系统发出辅助油泵启动信号, 开启辅助油泵为机组各润滑点提供适量的润滑油, 以保证机组继续运行。

4.1 润滑油辅助油泵逻辑图

4.1.1 润滑油辅助油泵启动逻辑图 (见图1)

说明:机组开机前, 可用操作台启动按钮或就地启动按钮启动辅助油泵;机组 开机正常后, 即机组转速大于5RPM, 当主油泵停止或润滑油总管压力低报时, 自 动启动辅助油泵。

OR ——逻辑或门, 任意输入为1, 输出即为1。

AND——逻辑与门, 输入全为1时, 输出为1。

TP ——脉冲延时触发器, 输入为1时, 输出由0变为1, 延时2s后, 输出再由1变为0。

4.1.2 润滑油辅助油泵停止逻辑图 (见图2)

说明:无论机组运行或停止, 都可用操作台停止按钮或就地停止按钮手动停止辅助油泵。

4.2 润滑油辅助油泵启动取压点的选择对压缩机组安全保护逻辑的影响

4.2.1 润滑油辅助油泵启动取压点的选择

启动润滑油辅助油泵的压力取压点通常有两种选择。一种是取润滑油泵出口汇总管处的压力, 即润滑油泵出口压力, 这处的润滑油没有经过过滤器、控制阀等设备的降压与分流, 油压是润滑系统中压力最高的地方;另一种是取润滑油进压缩机入口总管处的压力, 这处的润滑油已经过过滤器、控制阀等设备的降压与分流, 是维持机组正常润滑的压力, 也是控制压缩机组联锁停车的压力。

4.2.1 润滑油辅助油泵启动取压点的选择对压缩机组安全保护逻辑的影响

第一种取压方式, 即用润滑油泵出口汇总管处的压力P1启动辅助油泵。正常工作时P1与主油泵出口压力P2相等, 压力是2.5MPa, 当主油泵停止运行时, P1会急速下降, 当降到2.0MPa时, 压力信号P1经过联锁控制系统逻辑判断后, 送出辅助油泵启动信号去开启辅助油泵。辅助油泵刚开启时, 由于主油泵出口压力P2下降速度快于辅助油泵出口压力P3上升的速度, P1会继续下降且低于2.0MPa, 只有当辅助油泵出口压力P3大于主油泵出口压力P2时, P1才会上升, 当主油泵出口压力P2下降到0时, 此时P1等于P3, 压缩机组所需润滑油完全由辅助油泵提供。从主油泵故障P1下降到P1恢复正常的整个过程中, 润滑油进压缩机入口总管处的压力P4有所下降, 但因为时间短, 未达到联锁值, 联锁控制系统没有发出联锁保护信号。

第二种取压方式, 即用润滑油进压缩机入口总管处的压力P5启动辅助油泵。正常工作时, P5的值是0.25MPa, 当主油泵停止运行时, 由于油路管线距离的原因, P5的值不会马上下降, 而是延迟一段时间后下降, 当P5的值降到0.15MPa, 压力信号P5经过联锁控制系统逻辑判断后送出辅助油泵启动信号去开启辅助油泵。辅助油泵刚开启时, P4会继续下降低于0.15MPa, 并有可能达到联锁值0.10MPa而使联锁控制系统发出联锁保护信号。为了防止这种辅助油泵已启动而继续停机事件的发生, 会在联锁保护逻辑中, 三取二油压联锁保护信号之后增加一个延时继电器以判断辅助油泵是否启动。延时继电器的时间由实验所得。

说明:◆ 润滑油泵出口总管工作压力是:2.5MPa ◆ 润滑油泵出口压力启动辅助油泵的设定值是:2.0MPa◆ 润滑油进压缩机入口总管处的工作压力是:0.25MPa ◆ 润滑油进压缩机入口总管压力启动辅助油泵的设定值是:0.15MPa ◆ 油压过低保护设定值是:0.10MPa◆ P1是:润滑油泵出口压力启动辅助油泵时润滑油泵出口总管压力 ◆ P2是:主油泵出口压力◆ P3是:润滑油泵出口压力启动辅助油泵时辅助油泵出口压力◆ P4是:润滑油泵出口压力启动辅助油泵时润滑油进压缩机入口总管处的压力◆ P5是:润滑油进压缩机入口总管压力启动辅助油泵时润滑油进压缩机入口总管处的压力◆ t1是:主油泵停止的时间◆ t2是:润滑油泵出口压力启动辅助油泵的时间◆ t3是:主油泵出口压力下降到0的时间◆ t4是:润滑油泵出口压力启动辅助油泵时润滑油泵出口总管压力恢复正常的时间◆ t5是:润滑油进压缩机入口总管压力启动辅助油泵的时间

5 结束语

各种压缩机组的润滑系统的组成、控制、保护内容大同小异, 如都有辅助油泵启动、油压低低联锁、润滑油温控制、润滑油压力控制等, 但报警、停车指标, 因压缩机组的工作性能、工艺的操作状况、介质的性质各个不同, 具体报警、联锁值需要根据压缩机组实际工况而定。通过对压缩机组辅助油泵启动的分析, 我们可以得出用润滑油泵出口总管压力启动辅助油泵更加及时有效可靠, 能保证机组的安稳运行。

参考文献

[1]王书敏.离心式压缩机技术问答.北京:中国石化出版社, 1995.102-116.