电厂机组启动总结.docx

2011年8月15日#2机组 启动总结 发电部 2011年8月 目 录 TOC \o 1-2 \h \z \u 一. 主要操作过程 3 二. 影响启动进程因素分析 4 三. 启动安排总结 5 四. 启动中出现的问题及防范措施： 5 五. 管理措施 11 六. 重大操作总结 12 (一). 锅炉水压试验 12 (二). 循环水系统启动 14 (三). 发电机气体置换 15 (四). 发电机定冷水系统投入 17 (五). 锅炉上水 18 (六). 升温升压 18 (七). 旁路控制 19 (八). 汽轮机冲转 21 (九). 蒸汽管路吹扫 22 (十). 机组并网 22 (十一). 机组升负荷过程中机组振动情况 23 七. 逻辑变更 25 附件一：锅炉上水趋势图 28 附件二：机组启动过程中旁路变化趋势图 29 附件三：机组启动过程升温升压趋势图 30 附件四：机组启动过程主要参数及振动变化趋势图 31 附件五：机组冲转过程主要参数变化趋势图 32 附件六：带负荷后轴承振动变化趋势图 33 附件七：带负荷后胀差变化趋势图 34 附件八：汽机启动表单（一） 35 附件九：汽机启动表单（二） 36 附件十：汽机启动表单（三） 37 附件十一：汽机启动表单（四） 38 附件十二：汽机启动表单（五） 39 附件十三：汽机启动表单（六） 40 附件十四：汽机启动表单（七） 41  8月15日#2机组启动总结 2011年8月15日，#2机组小修结束，进入启动程序。根据公司安排，#2机组定于15日20：00并网，实际于16日10：20并网，滞后约14小时。 本次启动从点火到500MW负荷共计15小时，消耗燃油6.4吨，耗煤994吨，耗水约5000吨，试运及启动用外购电量约80万KWh。 主要操作过程 2011年8月15日 03:30 #2机组启动#21汽前泵,锅炉开始上水； 05:33 #2锅炉储水箱见水后继续大流量锅炉进行冷态冲洗； 08:37 汽轮机投入连续盘车； 17:35 启动#21引风机、#22送风机进行炉膛吹扫； 21:06 启动密封风机、#21一次风机； 21:20 投入微油，#2炉点火； 22:12 启动#22制粉系统，锅炉开始升温升压； 2011年8月16日 03:25 汽轮机冲转； 03:46 中速暖机60min； 04:54 升速至2900完成阀切换； 04:57 汽轮机定速，进入暖机状态； 03:40 #2发电机恢复至热备用状态； 08:55 锅炉总煤量112t/h，给水流量605t，锅炉转干态； 10:34 #2发电机并网； 12:00 机组负荷322MW，退出等离子、微油系统运行； 13:45升负荷至500MW，机组冷态启动结束。 影响启动进程因素分析 本次启动为C修后启动，为保证启动工作顺利进行，各部门通力合作，紧密配合，制定了启动节点控制表，对具备条件的系统、设备提前进行逻辑传动、试转。但由于部分检修未能按时完成，影响整个启动进程。 汽机低压缸人孔门未及时封闭，影响机组投轴封抽真空，从而影响锅炉点火，影响启动时间约6小时； 锅炉三个二次风挡板卡涩，检修进行处理，影响启动时间约3小时； 锅炉具备点火条件后，冲转#22小机时速关阀前法兰漏汽，检修进行处理，而热工正在对#21小机温度测点进行安装，#21小机也无法启动，导致点火延迟约3小时； 点火过程中，#3角微油点不着，检修对进油滤网进行清理，影响启动时间约0.5小时； 机组并网时，合上灭磁开关后发电机机端无电压，电气进行检查处理，影响启动时间约1小时； 由于汽机高压导汽管法兰螺栓热紧工作未及时完成，所搭脚手架挡住汽机高中压主汽门及调门，影响汽机主保护传动及机组大联锁传动； 过热器水压堵阀部份螺栓重新紧固，影响锅炉点火。 启动安排总结 为保证各项工作顺利开展，部门制定了详细的启动计划及节点安排，并根据计划反推，及时安排工作，做到了超前谋划； 提前对具备条件的系统进行阀门、逻辑、保护传动，发现问题及时处理； 对影响启动的因素、未按时完工的工作及时联系设备部，加强掌握，协商解决办法； 对各项技改项目，提前编写技术措施，对进行人员进行技术交底； 对升温升压的控制、锅炉氧化皮吹扫、汽轮机冲转过程的监控制定了详细的方案，有力保证了设备的安全； 提前对外围系统启动进行了全面的安排，各外围专业紧密配合主机启动工作，未出现影响机组启动进程的异常。 启动中出现的问题及防范措施： 对试运过程中发现的异常处理后，个别未再进行重新试验，如微油#3角不着火，检修交待清