机组启动三项方法.docVIP

＃1机组启动三项措施 编制： 初审： 审核： 批准： 2009年5月07日 为了确保＃1机组安全、顺利的进行启动，根据设备的状况，结合现场实际条件，特制定如下措施。 组织措施： 机组检修后的启动在值长统一指挥下进行，机组启动时发电部主任、副主任必须到现场，各专工及时到现场监护操作。 机组启动前值长提前通知技术支持部主任，做好值班安排，热控及检修维护人员必须在现场值班，保证及时消缺，避免延误开机时间。 根据现场情况，若有必要时，发电部安排好加班人员；准备好启动工具和安全用具，保证机组启动顺利进行。 值长在开机前应加强与省、地调的联系，并安排好机组启动操作人员，做好开机前的各项试验和准备工作。 安全措施： 锅炉本体及烟气系统所有检修工作结束送电正常后，进行锅炉流化质量及临界流化风量试验，确定最小临界流化风量，以此做为点火风量的依据。 锅炉点火前应检查油枪雾化良好，打火正常，油系统无漏油现象；锅炉点火前启动前先启动供油泵燃油系统打循环，调整炉前油压在2.0～2.5MPa，油温保持在20～40℃。 机组启动初期，应尽可能保持较小的一次风量和锅炉总用风量，以减少热量损失，缩短启动时间，但去布风板的一次风量不得低于最低流化风量，锅炉开始投煤时可适当增加一次风量。 机组低负荷运行时应根据床温变化情况切换给煤机，保持两侧床温偏差和炉膛出口两侧烟温差小于30℃，应尽可能保证床温稳定上升。严格控制各点床温不高于930℃，否则应加强调整，锅炉加负荷过程中允许部分床温点在930℃～950℃之间变化，但床温在930℃～950℃之间运行超过1小时，或炉膛任一处床温上升较快超过950℃时，应适当加大下二次风量或减少给煤量，使床温尽快恢复到正常范围。 在投煤过程中出现下列情况时，应对炉膛结焦的可能性高度重视，并积极采取措施：①给煤机故障或其它原因，造成大量的煤进入炉膛未完全燃烧，引起床温的持续下降和床压的快速升高；②炉膛发生剧烈爆燃时，应根据情况果断停止风机，待床温下降到较低时，检查炉内情况，必要时重新置换床料；③发现个别床温高于950℃且持续上升时；④床压持续上升或下降，床压与风室压力差不断增加或可能一致时；⑤增减给煤量，床温、床温变化率、氧量、汽压、蒸发量等参数反映不明显时均是结焦的征兆。 点火过程中应严格控制好汽包水位，严防锅炉发生满、缺水事故，锅炉进水时关闭省煤器再循环门，不进水时打开再循环，防止省煤器烧坏，严格控制汽包上、下壁温差小于50℃。 锅炉投油期间要加强对点火燃烧器的检查、调整，保持油枪雾化良好，严格控制点火风道出口混合烟温不高于900℃，防止风道烧红变形。当发现炉内流化、着火不好时，应及时调整一、二次风量或停止给煤机，必要时降低机组负荷。 汽轮机冲转时锅炉应保持汽温、汽压稳定。冲转时，主蒸汽压力控制在1.0MPa，主汽温度250℃（有50℃以上的过热度），再热蒸汽250℃，主、再热蒸汽温差控制在20℃以下。 汽轮机启动过程中，投入旁路系统时，应注意高压缸排汽压力与Ⅰ级旁路后压力的保持等于或大于2：1的比例，过低时会发生高压缸排汽受阻，高压缸由于鼓风摩擦而过热。 机组启动过程中应严格按照升温升压曲线进行：主蒸汽温度升温速度控制在1～1.5℃/min，再热蒸汽温度升温速度不大于2.0℃/min，主、再热蒸汽压力升压速度控制在0.02～0.05MPa/min，任一管壁温度、上下缸温差、法兰内外壁温差及温升率不得超过规程规定值。 点火后期，要加强对炉膛上部出口温度、返料器灰温、烟道各处烟气温度等的监视，辅助判别炉膛内燃烧、流化工况好坏，严防锅炉发生烟道二次燃烧。 启动过程中发现汽缸膨胀缓慢应延长暖机时间，严禁强带负荷，防止汽轮机胀差大跳机。在任何状态下，高压胀差不得超过＋6、－3mm，低压胀差不得超过＋7、－4mm。启动过程中严密监视胀差，若上升速度较快时应停止升温，在稳定的参数、负荷下暖机，直到胀差稳定并回复。机组定速后主汽温度应小于350℃，升温、升速速率应视胀差变化决定，但速率不得超过规程规定值。 严格监视各轴承振动正常，在中速之前振动不得超过0.03mm，通过临界转速时，轴承振动不得超过100um，轴振不大于254um，否则立即打闸停机，严禁强行通过临界区或降速暖机。轴振值在80um内为良好，在125um内可以运行，超过254um时立刻打闸停机。 严密监视汽轮机内部声音，各轴承温度、回油温度应正常。 升速及暖机过程中，注意排汽装置水位应正常，启动过程中联系化学化验凝结水水质，若硬度不合格则不予回收，待水质合格后开启凝结水至除氧器门，关闭凝结水放水门，回收凝结水。 升速及暖机过程中，严格监视轴向位移的变化，使其保持在正常范围内。给水泵运行后，及时投入高加汽、水侧，高加随机启动。注意推力轴承各瓦钨金温度小于