电厂300MW机组启动操作步骤

第一篇：电厂300MW机组启动操作步骤

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；

第二篇：机组启动主要步骤和注意事项(2013.3.1)

机组启动主要步骤和注意事项

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。

9、全面检查机组参数正常、稳定

第三篇：080724凤台电厂二号机组启动委员会汇报材料

淮浙煤电凤台电厂 二号机组整套启委会

汇报材料

浙江省火电建设公司淮南项目部

2008-07-24 淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

尊敬的各位领导、各位专家委员：

凤台电厂二号机组在各级领导的重视和关心下，在业主淮浙煤电有限公司凤台发电分公司的科学管理下，在管理公司、监理单位的指导、监督和兄弟参建单位的大力协作下，通过项目全体员工的共同努力，现已完成主体设备安装、分步调试工作，即将进入整套启动阶段。下面，请允许我代表浙江省火电建设公司淮南项目部，向大会汇报二号机组施工及分部试运情况。

一、工程概况

淮浙煤电基地凤台电厂一期工程为新建2×600MW国产超临界凝汽式燃煤发电机组并配套建设烟气脱硫设施，规划装机容量为4×600MW燃煤发电机组。浙江火电主要承建的工作范围为本工程安装二标段，主要为＃2机组热力系统，2#机组燃料供应系统中的燃油系统及全厂输煤系统，2#机组除灰系统、电气系统、热工控制系统（不包括公共部分）以及相关其他管道等。其锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司设计制造的DG1900/25.4-II型超临界变压直流本生型锅炉，锅炉为前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣煤粉炉。同时配臵了除尘效率达99.5%以上的静电除尘器以及烟气脱硫装臵。汽轮机为东方汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566。汽轮发电机为东方电机股份有限公司生产的水-氢-氢冷却汽轮发电机，静态励磁方式，型号为：QFSN-600-2-22C。淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

本工程为单元制机组，采用机、炉、电集中控制方式。其热工自动化水平将以保证机组的安全和经济运行为目标，以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心，由DCS实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）等功能。配以汽机电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）和汽机本体监测仪表（TSI）等自动化系统构成一套完整的自动化控制系统。

在焊接施工方面，本工程合计焊口总数45630只，一次合格率为99.61%（按RT、UT结果计）。该机组现场涉及的焊口钢种、焊口规格等，我公司在以往工地均有所接触，焊接工艺评定能够全部覆盖，现场焊接工艺相对比较成熟。部分焊口焊接位臵较差，主要是水冷壁、低再进出口、高再进口、省煤器进出口、低过进口，管排间隙较小，焊接有一定难度。根据现场施工特点，对锅炉管排间隙较小的部位，采用了全氩弧焊接工艺，较好地解决了外观成形的问题。

二、工程进度控制

项目部坚持以公司倡导的“顾客为先的服务准则，诚信专业的员工素养，系统全面的项目计划，准确及时的信息沟通，预控为主的管理手段，持续改进的管理绩效”为管理基调，从主要影响施工进度的人、机、料、法、环等要素中去分析，进度计划细化至施工班组。以“抓关键路径，均衡施工”为原则，全面策划，精心组织协调，实现工程进度控制。

首先明确锅炉水压试验、厂用受电、汽机扣缸、锅炉冲管、电缆淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

敷设等为关键路径节点，根据重要节点目标的关门时间倒排施工计划，针对工程设备到货信息变动频繁的情况，采用每周滚动更新的方式，密切跟踪设备到货进程，按照设备的实际到现场时间调整施工方案、调配施工资源，使进度计划与最新的设备、图纸信息同步协调，不等不靠抢进度，见缝插针打开作业面，确保工程各作业面的协调有序推进。在关键路径、重点项目施工上，及时加大资源投入，保障进度目标顺利完成。

其次，充分发挥人力资源和大型机具资源优势，确保进度计划准点实现。项目部在公司的支持下，抽调了一批责任心强、技能优秀的骨干力量充实到项目各岗位，以确保工程建设的快速有序推进。此外，各类大型机具在公司的统一调配下均能保证凤台电厂二号机组工程建设需要。三、二号机组工程主要里程碑进度 #2机组锅炉钢结构吊装开始 2006年12月28日 2 #2机组大板梁吊装完成 2007年05月26日 3 #2机组锅炉受热面吊装完成 2007年09月30日 4 #2机组DCS受电完成 2007年10月26日 5 #2机组汽机台板就位 2008年01月15日 6 #2机组电气倒送电完成 2008年01月21日 7 #2机组锅炉水压试验完成 2008年02月21日 8 #2机组发电机定子就位 2008年03月30日 9 #2机组电除尘空负荷升压试验完成 2008年04月04日 淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料 #2机组汽轮机扣盖完成 2008年04月16日 11 #2机组锅炉动力场试验完 2008年05月01日 12 #2机组锅炉酸洗结束 2008年05月14日 13 #2机组发电机转子就位 2008年05月23日 14 #2机组冲管结束 2008年06月26日

三、工程安全管理

工程的安全、文明施工管理立足于“安全第一，预防为主，综合治理”的国家安全生产方针，以《中华人民共和国安全生产法》、《电力建设安全工作规程》为准绳，严格执行业主、监理方等上级相关管理程序和制度。坚持“以人为本”的管理理念，深化职业健康安全管理体系和环境管理体系的思想，全面推行预测预控机制，努力营造安全良好的“绿色”作业环境。

我们始终以实现安全零事故作为目标，严格执行安全的一票否决制。项目部完善职业安全健康与环境管理组织机构，制定安全文明施工管理制度，明确安全、环境管理目标。将安全目标逐级分解，层层下达到一线班组，并与下属专业工区、专业工区与施工班组互签安全责任书，明确各级人员的安全职责，严肃安全纪律，实行重奖重罚；在安全管理上注重前期策划，在施工作业指导书中明确交叉作业、夜间作业的安全技术措施，开工报告必须要有完善安全、文明施工策划，加强对重大的危险因素进行识别与控制。对炉膛内焊接、夜间大件吊装等风险系数较高的作业面，安全管理部门提前策划布臵安全设施的完善，对重大作业项目实行全过程、全方位监督。成立安全文明淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

督查小组,每天对施工现场进行安全文明施工检查，及时整改检查中发现的各类安全文明施工问题，同时得到了业主和监理单位的指导、帮助与大力支持。

机组进入调试阶段后，我们将触电、转动机械伤害作为控制的重点。及时成立送电小组，严格工作票制度，明确工作票签发人，在带电区域设臵完善的安全设施和安全标识，在消缺工作中，严格执行工作票制度，严禁无工作票施工，杜绝完工不消除工作票现象。

到目前为止，我项目部重伤及以上人身伤害事故为零，永久性职业伤害事故为零，重大机械设备事故为零，重大火灾事故为零、爆炸等治安事件为零，安全形势全面受控。施工现场照明充足，消防器材、设施齐备有效，通道畅通，孔洞和沟道盖板、围栏齐全牢靠，平台、扶梯、栏杆满足安全要求，安全标识齐全，满足机组整套启动的要求。

四、工程质量控制

为积极响应业主关于凤台发电厂一期工程争创工程质量最高奖“鲁班奖”的质量目标，根据业主《淮浙煤电凤台发电厂创优质工程高效规划》文件精神，结合本工程及项目部的实际情况，项目部制订了相关的程序及管理制度来确保业主：确保省优,争创国优“鲁班奖”的质量要求；同时达到安装工程分项工程合格率100%，优良率≥95％；单位工程优良率100％；受监焊口无损探伤检验率100％，受监焊口一次合格率不小于98％，水压、厂用电受电一次成功；不发生由于安装的问题，影响一次实现制粉系统投入、汽轮机冲转、发电机并网等主要节点目标。淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

为保证业主提出的质量目标，将“优化管理体系，创建优质工程，保证顾客满意”作为项目质量目标，执行公司“科学管理、规范施工、精益求精、提供顾客满意的产品”的质量方针。同时按标准、合同、顾客的要求建立二级质量管理网络。为有效运行各管理网络，项目从多方面多角度进行内部培训，提高员工对程序、管理制度、图纸等熟知程度；对各职能部门加强监督力度，增加考核检查的频度和深度；注重与业主、工程管理方、监理等相关部门的沟通，及时了解顾客的意见和建议，使得管理活动能持续高效。工程施工活动，除了加强员工的质量意识和施工工艺培训外，还强调完善手段、过程控制、强化验收，并严格执行《火电施工质量检验及评定标准》，《电力建设施工及验收技术规范》，使施工全过程的工序质量控制、质量检验和监督活动有序进行。

本着对顾客负责的态度，在自检过程中，对每个环节特别是重要节点，做到认真细致的检查，对存在的问题进行跟踪整改并及时做好封闭工作。合金钢管材在安装前严格进行材质复核，对到货设备进行光谱复核，如有材质不符及时联系业主、管理公司、监理及厂家，进行意见确认。在受热面地面组合过程中，我们特别重视对设备外观检查以及设备的保护，严格要求施工人员对临时铁件切割、打磨等工艺检查，对业主、管理公司、监理、特检中心等单位提出的整改项及时进行了整改。

特别是在焊接质量的保证上，我们加强了技术准备、过程监督和焊后验收检验的力度：在施工作业前，进行焊接工艺评定，编制了焊淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

接工艺卡及施工方案及作业指导书10份，对特殊作业人员持卡上岗，将焊接工艺卡制作成卡片形式带在每个焊工身上，对焊工实行焊前考核的方法把住上岗人员技术关。在施工过程中，技术人员和质检人员加强过程监控，及时处理施工过程中出现的问题，分析原因，避免重复出现。焊口结束后严格执行焊工自检，二级专检，三级抽检的制度。

在强制性条文的执行上,项目部在工程开始就制订了强制性条文执行计划。强制性条文是确保工程质量的重要技术准则，保证强制性条文切实执行是实现高标准达标投产的必要条件。为了更好地落实强制性条文，结合工程现状，对二标段安装工程相关强制性条文进行了筛选，将施工过程中可能造成疏忽的部分精心筛选，使其更加切合工程施工状况，作为日常宣贯和检查的重点，保证强制性条文的落实执行。

为有效控制各专业的施工，项目部编写了一系列技术性文件来指导整个安装过程的质量要求，共编制施工方案58本、施工作业指导书78本、施工组织设计7本、单位工程质量检验计划36本，以此来指导并控制实物的质量，使整个安装过程的质量始终处于受控状态。

五、分部试运情况

凤台电厂二号机组的分部试运主要以安徽电科院为主，我项目部主要承担电气、仪控的单体调试部分以及分系统及整套启动的调试配合工作。在进入分部试运阶段之前，我们就专门成立了调试配合的组织机构，并和电厂运行部、电科院、管理公司、监理等单位一起，制定了调试计划，并根据计划进行实施。2008年1月21日二号机厂用淮浙煤电凤台电厂二号机组整套启委会汇报材料

电气设备完成受电，标志着二号机组分部试运的开始，在分部试运指挥部的统一计划安排下，我们相继完成了各系统的单体分部试运、空气动力场试验、锅炉酸洗、锅炉点火冲管及各分系统的分部调试配合工作，确保了各系统和分部试运的顺利完成，满足了工程的总体目标。

尊敬的各位领导、各位专家委员，凤台电厂二号机组即将进入整套启动。在此，谨向一直关心、支持我们工作的各级领导、专家、业主、管理公司、监理公司、兄弟参建单位表示衷心的感谢！

在接下来的整套启动调试阶段，浙江火电全体参建员工仍将一如既往保持旺盛的斗志、以饱满的精神状态投入机组整套启动调试工作之中，与业主、管理公司、监理、调试单位密切协作、团结一致，力争圆满完成二号机组168满负荷试运行目标！

浙江省火电建设公司淮南项目部 二OO八年二十四日

第四篇：电厂机组整组启动前质量监督检查情况报告

电厂机组整组启动前质量监督检查情况报告

1．工程质量监督情况说明

现有在建工程为电厂2×600MW油改煤工程，按属地管理原则，本工程的质量监督机构应是属地质量监督中心站。我司曾专门就该改造工程的质量监督事宜与中心站协商，但因该工程属改造工程，且与电网连接部分不改动，属地质量监督中心站明确表示不再对本工程进行质量监督。因此，公司于2010年3月成立了专门的工程质量监督小组，在工程期间依据国家有关法规对整个工程质量进行监督，其工作重点是《电力建设工程质量监督检查典型大纲》与港口、码头建设相关规范中有工程质量监督的内容。2．整组启动前质量监督检查的内容及安排

为加强工程质量管理，保证工程质量，确保电网及机组设备的安全，结合#1机组的工程进展情况，为了实现#1机组整组启动安全、顺利完成，业主方XX有限公司组织火电安装公司、电力设计院、监理公司、电科完等各参建单位依照《火电工程机组整套启动试运前质量监督检查典型大纲》（以下简称“《大纲》”）的要求进行了本次机组整组启动前的质量监督检查。

根据《大纲》的要求，本次检查设了质量行为、技术文件和资料、土建工程和试运环境、锅炉专业、汽机及化学专业、电气专业、热控专业、燃料专业等8个专业组对机组整组启动应具备的技术条

件、工程建设各责任主体的质量行为、技术文件和的准备情况和工程实体的质量等方面进行了详细的检查。3．检查情况

3.1 整组启动应具备条件和工程建设各责任主体质量行为的检查情况

经查，油改煤工程建设、设计、施工、监理、调试单位在本工程中，均能规范地执行项目法人制、合同管理制、招标投标制、工程监理制和资本金制等工程建设五项制度； 建设单位对设计、施工、调试、监理和设备监造各单位以及设备定货等方面工作均实施了招标投标制度。各类招标、投标文件和合同齐全；质量体系健全并运转有效，工程质量处于有效控制状态；各项工程管理、质量管理制度齐全，实施有效；各单位质量管理体系健全，运行有效。按规定组织设计交底和图纸会检。

勘察设计、施工单位、监理、调试单位资质与承担本工程项目相符合。各单位均任命了设总、项目经理、总监等，其执业资格与承担的工作相符，并经法人代表授权。监理人员资格证书齐全、有效，并与其承担任务相符。责权明确、落实。对各类试验室和试验人员、特殊工种其资质、资格符合规定,均持证上岗

调试工作的组织健全，各专业的工作内容、分工界限明确，人员配备能满足机组调试工作的需要。

生产单位运行管理的组织机构健全，符合上级主管单位的规定；满足生产运行管理工作的需要；各级运行人员依据本单位和电网调

度部门的规定，按其岗位分别培训、考试合格，取得上岗资格；生产管理、运行操作、检修维护等项管理制度编制完毕，并正式出版；运行规程、事故处理规程和系统图册等编绘完成，并正式出版；运行操作和检修维护所用的各种日志、记录、台帐和表单均已齐备；具备整套启动的基本条件。与电网管理部门有关机组上网、调度的合同和协议等已在会签当中。3.2技术文件和资料的检查情况

工程的各类技术图纸和其它有关的会议纪要、施工记录、审批文件等资料基本按要求进行管理和归档；原材料、零部件、半成品和加工配件有出厂检验合格证及调试报告；特种设备操作人员做到持证上岗；压力容器和金属检测按要求进行了检测，质量良好，资料齐全；建筑、安装各项施工、隐蔽工程、分部试运等均按要求记录并进行签证；对主要建(构)筑物进行了沉降观测，数据齐全；主要设备出厂进行了监造，相关资料、记录齐全。机组分部试运和整组启动都制定了计划、方案，相关资料齐全、制度完善；各级监理人员证书齐全、监理制度完善。

总体来说各类工程技术文件资料和质量保证资料等基本齐全，有对计量器具建台帐管理并能在检定有效期内使用，工程施工质量处于受控状态。

3.3工程实体质量的检查情况

工程实体质量的检查分土建工程和试运环境、锅炉专业、汽机及化学专业、电气专业、热控专业、燃料专业等6个专业小组进行

检查。检查组查阅了#1锅炉本体、附属机械及辅助系统设备、燃料系统设备和电气、热控设备等的安装施工记录和质量验收记录等项目基本齐全，检验批、分项和分部工程的报验单基本齐全；辅机分部试运记录和签证齐全，已完成分部试运的设备状态良好，施工单位分部试运后验收签证记录基本齐全。

工程实体质量的主要问题是现场还是存有部分项工程末完工，如含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统、消防系统等还没有完全完工，部分设备缺陷还末有处理好，需加紧处理。4．存在问题

本工程各责任主体质量行为、技术文件、资料和实体质量等方面基本情况较好，但还存在部分问题需处理。如项目审批文件未批准；并网协议未正式签署；缺陷通知单、监理工作联系单等有部分未实现闭环管理；现场还有部分项工程未完工，如含煤废水处理系统、脱硫废水处理系统、消防系统等还没有完全完工；部分设备缺陷还末有处理好，需加紧处理。

各检查组检查发现的需整改问题具体见附表一《#1机组整组启动前质量监督检查需整改问题汇总表》。

第五篇：兴义电厂#2机组B修后整套启动方案

贵州兴义电力发展有限公司

#2机组B修后电气整套启动方案

批准：

审核：

编写：

2013年8月19日

1.前言

兴义电厂2号机组于2011年7月15日至8月30日进行了投产后的第一次B级检修，为了保证机组在B级检修修后联合启动的顺利进行，特编写该试验启动措施。目的是使参加机组整套启动的工作人员对试验内容心中有数，保证质量和安全，对试验过程清楚，分工职责明确，顺利完成#2机组B修后的有关发电机组设备的检查、试运工作。

2.启动调试范围

2.1 如附图电气主接线图所示，本次启动试验范围内的一次设备包括: 2.1.1 ＃2发电机及其离相封闭母线；

2.1.2 ＃2发电机的机端PT柜、励磁变压器和中性点接地变压器柜； 2.3.3 ＃2主变压器（三相）；

2.4.4 ＃2机高压厂用变压器、#2脱硫及公用变以及各自的6kV封闭母线和中性点电阻柜、#2机励磁变；

2.5.5 ＃2主变500kV侧避雷器、电流互感器以及至500kV开关站的引线、5021断路器、50216隔离开关、502117接地刀闸。2.2电气主设备主要技术参数: 2.2.1发电机主要技术参数

型 号：QFSN－600－2YHG 额定容量：667MVA 额定功率：600MW 额定无功：510.8Mvar 额定频率：50Hz 额定转速：3000ｒ／ｍｉｎ

额定功率因素：0.9 额定定子电压：20000V 额定定子电流： 19245A 额定励磁电压：421.8V 额定励磁电流：4128 A 绝缘等级：F级（按B级温升使用）冷却方式：水-氢-氢 励磁方式：机端变静止励磁

制造厂：哈尔滨电机厂有限责任公司 2.2.2主变压器主要参数

型号：DFP-240000/500（三台）额定容量：720MVA 额定电压：550√3－2×2.5%/20 kV 额定电流：755.8＋2×2.5%/12000 A 连接组别：I1（Yn/Δ－11）短路阻抗：14.66％ 负载损耗：451.274kW 空载电流：0.08% 空载损耗：116.736kW 冷却方式：ODAF 制造厂：南通晓星变压器有限公司 2.2.3高压厂用变压器主要参数

型号：SFF10-CY-50000/20 额定容量：50000/27000-27000KVA 额定电压：20±2×2.5%/6.3-6.3kV 额定电流：1443.4/2744-2744A 联接组别：Dyn1-yn1 短路阻抗：11.26% 负载损耗：217.65kW 空载电流: 0.06% 空载损耗：22.37kW 冷却方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造厂：特变衡阳变压器有限公司 2.2.4 #2脱硫及公用变主要参数

型号：SF10-CY-27000/20 额定容量：27000KVA 额定电压：20±2×2.5%/6.3kV 额定电流：779.4/2474.4A 联接组别：Dyn1 短路阻抗：12.07% 负载损耗：114.2kW 空载电流: 0.10% 空载损耗：17.52kW 冷却方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造厂：特变衡阳变压器有限公司 2.2.5 #2机励磁变

型号：2SCB9-6600/20 额定容量：6600KVA 额定电压：20±2×2.5%/0.89kV 额定电流：191/4281A 联接组别：Yd11 短路阻抗：7.89% 冷却方式；AN/AF 60/100％ 制造厂：广东顺特变压器有限公司

3.启动试验的项目、目的

3.1通过发变组空载条件下的励磁系统动态特性试验，检验励磁系统的动态调节性能指标，测录相关试验数据，为今后该机组的运行、检修提供原始数据。

4.启动组织指挥关系

4.1 由兴义电厂安全生产和技术管理部、检修维护部、运行一部、运行二部等组成联合启动小组，由其协调和决定与整套启动有关的事宜。

4.2由于机组整套启动时已具备并网条件，所以厂站内的设备操作要经调度命令执行。4.3 当值值长负责电气整套启动试验中的指挥工作，并负责必要的监护工作。4.4 当值运行人员负责运行的操作工作，以及按运行规程及事故处理规程处理事故、障碍等。

4.5启动试验开始后，启动范围内设备属调度部门调度的设备必须经值班调度员许可后方可进行操作。

4.6 启动试验完毕后，启动范围内的设备均视为运行设备，运行设备正常操作由运行部门负责。

4.7 凡是已运行系统内施工、调试、检修的人员均应办理工作票，才能进行工作。

5.启动试验前应具备的条件

5.1启动前有关发电机、主变、高厂变、机端PT、励磁变、脱硫变、封闭母线等一次设备检修结束，高压试验工作结束，且全部合格，主变、高厂变套管末屏接地正常，铁心接地正常。经过相关部门验收，具备整组启动条件。

5.2 带电设备油、气化验合格，油位正常，相色正确，绝缘良好，报告齐全。5.3发变组保护、励磁系统等二次设备试验工作完毕，且全部合格。发变组保护、厂用快切装置、同期装置、发变组故障录波装置等已按电厂整定值正确整定并已经做了开关传动试验。

5.4 测量发电机定子及转子绕组、励磁变压器高低压侧绕组、发电机出口母线及电压互感器的绝缘电阻均应合格。发电机交、各PT一次回路熔断器检查正常。5.5 发电机交、直流耐压试验通过并合格。

5.6 在发电机升速试验前将发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接处拆除，在拆除时要注意异物不能掉入励磁封闭母线内。

5.7 发电机定子水内冷系统、主变及高厂变风冷系统均已运转正常,可以投入运行。内冷水导电率要满足规程要求。5.8 机、炉、电大联锁试验合格。

5.9 照明设施完善、通讯畅通（集控室与发电机小室，网控的通讯畅通）、场地整洁。5.10防雷、接地设施完善，且符合要求。消防设施齐全。

5.11启动试验中的各临时接线连接完成。高压专业测量发电机转子交流阻抗的试验工作准备就绪。二次专业需测录的发电机各电气量具体要求如下：发电机定子电压、发电机定子电流、发电机励磁电流、发电机励磁电压，励磁变压器交流侧电流。（该数据直接从DCS发变组画面获取）

5.12运行部门做好保证厂用电正常供电的措施，避免因＃2机组的启动调试影响其它设备的正常运行。

5.13本次检修所涉及回路改接的相关回路接线已经检查。并保证从开关本体电流互感器端子到保护装置整个二次回路接线的正确性，防止出现保护死区。

5.14所有待启动（复电）设备的继电保护定值按正式定值通知单要求整定好并核对正确，压板投退符合要求。

5.15所有待启动（复电）设备的所有保护投入正常运行。5.16.断开励磁变高压侧与发电机的连接线，从6kV工作ⅡB段6号柜临时电源开关上接6kV电缆至励磁变压器高压侧，电缆载面大于ZR-YJV22-6（3X120）以上。电缆高压试验合格，6号柜内的保护装置投入运行，定值按照整定书要求输入。5.17.检查6kVⅡA、6kVⅡB段上的工作电源进线开关621、623应在试验位置，#2脱硫及公用变低压转接开关605、6kV脱硫及公用B段工作电源进线开关606在试验位置。

6.启动前系统运行方式与设备状态

6.1 500kV兴金甲线在运行状态； 6.2 兴义电厂侧5201开关在冷备用状态；

6.3厂用电运行方式：6kVⅡA段、6kVⅡB段、6kV脱硫及公用B段由#01启备变供电；622、624、607、608在合闸状态，621、623、605、606在试验位置。

7.继电保护临时措施：

7.1 确认兴义电厂已按正式定值单投入所有待启动设备所有保护，投退好压板； 7.2 各项试验过程中＃2发变组设备的其他保护措施由指挥组确定，保证故障时可靠跳闸，确保＃2发变组设备以及系统的安全。

8.并网的运行方式

8.1 并网方式选择

#2发电机组用5021开关与500kV系统并网。

9.安全措施

9.1 参加试验的工作人员必须熟悉设备规范，试验项目及要求各自职责明确，避免发生人身及设备的安全事故。

9.2 试验时若发生异常情况，应立即停止试验，待分析处理完毕后方可继续进行试验。9.3 启动范围内的设备，均应悬挂警示牌，在发电机、6kV小室、发电机小室设专人看守，非试验人员不得入内。

9.4 试验前必须对所有参加试运的设备逐一检查。

9.5 试验前必须仔细检查CT、PT一次末屏接地情况，发电机中性点地刀、主变中性点地刀、PT、CT二次回路。

9.6 在CT二次回路上带电工作时严防开路，在PT二次回路上带电工作时严防短路。9.7 试验引线的绝缘必须良好，严防短路。9.8整个试验中机组水冷系统必须投入。

9.9空载试验时发变组保护投退情况见附件保护压板投退表，高压厂变、脱硫及公用变保护按正常方式投入。

9.10发电机组空载试验过程中，必须解除发变组保护关主汽门出口压板。

9.11运行人员对此次试验进行技术交底完毕。试运过程中要加强设备的巡视、检查工作。试运中要作好事故预想（特别是关于启动电源），以保证设备安全。

10.启动调试内容及步骤

10.1测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗。10.1.1试验目的

检查发电机在升速过程中有无不稳定的匝间短路现象，并将转子绕组交流阻抗的测试数据与机组初次投运时测试原始数据进行比较。10.1.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源。确认502117地刀在合位，并断开其控制电源。10.1.3试验注意事项

1)试验电压的峰值不应超过额定励磁电压。2)试验时励磁回路中的灭磁开关应断开。

3)试验时如发现转速升高后，交流阻抗突然减小很多，要查明原因，及时汇报。10.1.4试验要求

试验时应在汽机启动曲线上要求稳定停留的转速下进行交流阻抗膛内试验，其中额定转速下交流阻抗的测取，应在超速试验前、后各作一次。超速试验结束后，发电机停下，恢复发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接板，准备进行下一步试验。10.2发电机—变压器组空载试验 10.2.1 试验目的

检查一次设备的绝缘情况；检查电压回路，录制发变组空载特性。10.2.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。确认502117地刀在分位并断开其控制电源。10.2.3 注意事项

1)发电机转速保持在（3000±5）r/min 2)试验采用发电机、主变压器和高压厂用变、脱硫变同时升压的方法进行，试验中要对发电机、主变压器、高压厂用变、脱硫变以及500kV开关站设专人监视。一旦有异常立即停止升压。3)发变组保护按空载方式投入。检查并投入发电机端PT的一、二次保险或空开；高厂变、脱硫及公用变低压侧进线PT的一、二次保险或空开；500kV线路PT电压端子箱中的PT二次保险或空开。

4)升压前将发电机过压保护的整定值设为110V、0秒，升压过程中发电机机端电压不能超过22000V（1.1倍额定电压）、主变高压侧电压不能超过550kV。

5)在整个试验过程中，监盘人员必须严密监视盘表的变化，若有紧急情况，应立即灭磁，同时报告指挥人员。10.2.4 试验前准备工作

1)保护人员和励磁调节器厂家人员设置好励磁调节器做空载试验的参数。2)将发电机出口PT：TV1、TV2、TV3送至工作位置，合上发电机PT端子箱内的所有电压空开。

3)拆除#2机励磁变高压侧线缆，从 6kV备用开关柜放一颗临时电缆至#2机励磁变高压侧并接好线缆；

4)按照新整定励磁变临时定值输入6kV备用开关综合保护装置，传动试验正常。二次班将该备用开关分合闸按钮接至6kVII段进门处。10.2.5试验步骤

1）运行人员合上6kV临时电源开关，在励磁小室就地合上FMK灭磁开关。2）试验人员就地手动缓慢升压，录制发电机空载特性试验数据。

3）进行发变组空载特性上升和下降过程的测试，录取发电机端电压、励磁电流和励磁电压，监视标准表及其它监控系统上的读数。发电机机端电压最高点为1.0倍额定电压，坚持5分钟。

4）空载特性试验完成后，进行发电机灭磁时间常数测试试验。在空载额定电压下测录励磁回路的灭磁时间常数、以及自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。

5）试验完毕后减磁至最低位置，断开FMK开关，断开6kV临时电源开关及其操作电源，作好相应的安全措施，恢复#2机励磁变高压侧连接电缆。10.3发电机在空载时励磁调节器试验 10.3.1试验目的

由于自动励磁调节器为闭环控制系统，而其静态试验只能模拟开环情况，对于各项动态性能指标则无法确定，为此需要在发电机空载情况下，通过各种闭环方式下的试验判定装置全面性能的好坏，调整装置的各项设置参数，使其各项动态调节品质达到国标的要求；测录发电机定子开路的灭磁时间常数和自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。

10.3.2试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。确认502117地刀在分位，并断开其控制电源。10.3.3试验注意事项

① 试验中励磁系统各部分(调节器、整流装置及集控室仪表盘)都必须有人密切监视，如有异常应立即汇报试验负责人并及时处理，必要时应立即中止试验，待查明原因后再进行。

② 试验结束后拆除测量仪表及仪器应小心，不得造成误碰带电部位，二次线恢复必须正确无误。

③ 试验中严禁PT短路、CT开路，同时ＰＴ回路也不得开路，以免“断线检测”单元失灵导至发电机空载强励击穿绝缘。④ 发电机过压保护定值已改为110V、0s跳闸。10.3.4试验步骤

1)现场按照规程要求，由励磁厂家人员进行空载时励磁系统相关参数校核试验。2)试验结束后，恢复发电机过电压保护定值。10.4 5021开关假同期试验。10.4.1试验前系统运行方式

试验前确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位。10.4.2 试验时的注意事项

1)必须解除电气至DEH的并网信号，或在DEH中强置脱网信号，防止汽机超速。10.4.3 试验前的准备工作

1)热工专业工作人员在DCS上强置50216刀闸的合位信号。

2)运行人员在#2发变组测控装置上将“NCS控制/DCS控制”转换开关扭至“DCS控制”。10.4.4试验内容

1)运行人员在DCS上用“单步”并网程序进行5021假并列合闸试验。检查同期装置及同期合闸回路的正确性，试验结束汇报调度。2)运行人员在DCS手动拉开5021开关。

3)试验结束热工专业工作人员解除DEH中强置的脱网信号，解除在DCS上强置的50216刀闸的合位信号。10.5 ＃2发电机同期并网及带负荷检查主变高压侧CT极性。10.5.1 试验时的注意事项

1)发电机转速保持在（3000±5）r/min。2)检查电气至DEH的并网信号已恢复。

3)发电机并网前控制发电机机端电压比系统电压略高、发电机频率比系统频率略高，保证机组并网后略带有功和无功。10.5.2 试验前的准备工作

1)检查除发变组保护C柜的“5021联跳发变组”保护之外的所有保护已投入，投入2发变组保护A、B、C柜上所有出口压板。“5021联跳发变组”保护在机组并网后再投入。

2）检查确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位，621、623、605、606开关在试验位置，并在分位状态。10.5.3 试验内容 1)合上50216刀闸。

2)用同期装置将5021开关将#2机按照正常并网步骤并网。

3)根据现场发电机带负荷情况，缓慢升负荷，当主变高压侧负荷达到220MW时，稳定负荷，电气二次班人员对#2主变高压侧A相套管CT二次电流进行核相。（此时二次电流约0.21A左右）

4)#2主变A相套管CT二次电流核相正常后，再往上升负荷。

#

附图1：#2机电气主接线

注：本次不做短路试验，附图中D1-D5短路点设置取消