1号机冷态启动技术措施要点分析.doc

吕四港发电公司 发 电 部 技 术 措 施 【2011】（综）03号 执行技术措施单位：各运行值、外委项目部 主题：1号机检修后冷态启动 编写：周宝柱、祁永峰、刘勇、刘志海、王维杰、郭兆耕 审核： 批准： 发布实施：2011年06月24日 本次冷态启动要确保机组的安全启动；保证机组启动过程中，不发生氧化皮的脱落现象，也为今后机组进行冷态启动积累经验。 冷态启动主要节点控制： 启机前系统恢复 机组启动操作过程中，恢复系统时持标准操作票进行。 检查主机润滑油系统、密封油系统运行正常，检查主机润滑油压大于0.12～0.15Mpa，直流油泵投入联锁启动。检查冷油器出口滤网在无滤芯侧运行，维持油氢差压在84±10Kpa，联系化学化验油质合格。 检查500m3凝补水箱水位4500mm～6300mm，保持高水位，以满足机组启动冲洗时储水量。 按照闭式水启动操作票投入闭冷水系统，各辅机冷却水、冷却器导通，闭式水系统注水，空气门排空完毕，控制闭冷水压力0.6～0.75Mpa。 凝结水管道注水结束，凝汽器水位正常（700～850mm），用凝输泵给凝结母管注水，凝泵出口压力大于0.7MPa，启动凝结水系统，打循环进行冲洗完毕后投入凝结水系统，投加药，尽量调整PH值至9.0，控制压力不低于3Mpa。 投入轴封加热器水侧及各低加水侧，水位保护投入，汽泵密封水回水经回水箱排地沟。开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门，进行凝结水系统冲洗。通知化学进行凝结水系统的化验。 投入EH油系统，母管压力14.5±0.5MPa，检查系统运行正常无泄漏，联系热控人员进行大联锁保护传动。 联系临机投入辅助蒸汽系统，投用时确保疏水暖管充分，压力维持0.65～0.85MPa、温度大于250～350℃。 密封油投入正常后，发电机通入压缩空气至0.5MPa，发电机气密性试验12小时，气密性试验合格，发电机进行泄压至0.1MPa，通入二氧化碳。 发电机二氧化碳纯度合格，通入氢气置换二氧化碳，氢气纯度＞96%，发电机开始补氢至氢压大于0.2Mpa。 用凝补水泵向除氧器补水、冲洗。除氧器冲洗结束，将除氧器水位上至正常，水质合格（Fe＜200ug/l）。投入除氧器加热，启动汽泵前置泵循环加热，联系化学投入给水加药系统。 定冷水箱PH值8-9，电导0.5-1.5us/cm，投入定冷水系统进发电机，通知辅控投入在线加药装置连续运行。 润滑油、密封油系统油质合格，至少在汽机冲转前4小时投入主机连续盘车，检查盘车电流及电流摆动值正常,每1小时进行一次各瓦及轴封听音，记录大轴偏心，启动顶轴油泵，投入顶轴油。 联系投入输煤系统给4号机组煤仓上煤，联系输煤人员A煤仓上挥发份及发热量较高的煤种。 联系辅控点火前8小时投入电除尘振打加热。 投入循环水系统，投入凝汽器水侧，投入闭冷水冷却器，真空泵冷却器冷却水，充分注水放空气。 炉水循环泵清洗、注水。 进行锅炉上水前检查。特别是锅炉疏、放水系统。放空气系统及膨胀系统的检查，在锅炉膨胀指示本记录锅炉膨胀。 启动火检冷却风机，启动等离子冷却风机，投入火检冷却系统，备用风机投入联锁。 炉水循环泵注水结束，除氧器水温50℃以上，除氧器水质合格后，开始高加注水，开启给水管道水侧沿程空气门及高加本体水室放气门，稍开汽泵出口电动门，向给水管道及高加水侧注水，各空气门见连续水流后关闭。给水走主路。 水质合格后(PH9.2-9.6,全铁≤50μg/L,SiO2≤30μg/L,YD≈0μmol/L)，调整好给水流量100T/h左右，锅炉开始上水。上水过程中，按锅炉上水操作票关闭相关空气门。 按汽泵操作票准备一台汽泵，暖辅汽供小机汽源，给水系统恢复结束，启动汽前泵打循环。 投入六大风机及磨煤机油站运行、启动空气预热器。 锅炉储水箱水位上至正常。启动炉水循环泵。调整好省煤器入口给水流量＞500T/h，锅炉开始冷态冲洗。 按照真空系统恢复操作票进行凝汽器真空系统恢复前检查。辅汽供轴封系统暖管，暖大机轴封系统。检查轴封冷却器水封注水正常。 启动2台真空泵，凝汽器抽真空，关闭真空破坏门。 按照汽机疏水系统操作票进行汽轮机启动前疏水系统的检查、恢复。 小机具备冲转条件后，用辅汽冲动一台小机至800rpm暖机。小机冲转前启动小汽机顶轴油泵，检查汽泵无转速，防止汽泵低速盘车。 联系电除尘及脱硫准备风压系统启动，检查脱硫烟气挡板状态正确。 启动单侧引风机。启动单侧送风机。调整风量至800 T/h左右，调整炉膛压力正常，炉膛负压投自动。 锅炉冷态冲洗结束，水质合格(PH9.2-9.6,全铁≤200μg/L,SiO2≤30μg/L,YD≈0μmol/L，溶氧≤30μg/L，电导≤0.50μs/cm）。 投入辅汽供空预器吹灰器及等离子暖风器管路暖管。 检查炉膛火焰电视投入正常。 锅炉点火 检查锅炉吹