某2x660MW发电厂2号机组启动操作倒排计划

2号机组启动操作 批准： XXX 审核： XXX 初审： xxx 编制： xxx 2016.10.09 2号机组启动操作计划 序号 阶段 时间 工作内容 责任人 监督人 锅炉 汽机 电气 1 启动检查 准备阶段 截止10月16日 23:00前 1、检查锅炉侧所有工作票全部结束，安措拆除收回，卫生合格，机组具备启动条件（10月16日00:00完成） 2、通知化学、除灰、脱硫、脱硝、油库做好机炉启动前的相关准备工作。 3、锅炉风压试验合格。 4、锅炉侧辅机试运合格。 5、锅炉水压试验合格。 6、锅炉侧电动门、气动门传动试验合格 7、锅炉侧主、辅机逻辑、联锁、保护试验合格。 8、机、炉、电大联锁试验合格。（16日08:00开始） 9、锅炉动力场试验合格。（16日15:00开始） （责任人：当值值长，专业专工，专业点检） 1、 检查汽机侧所有工作票全部结束，安措拆除收回，卫生合格，机组具备启动条件。（10月16日00:00完成） 2、两个化学除盐水箱维持水位10米运行。 3、汽机侧电动门、气动门传动试验合格 4、凝结水补水箱水位维持在5米以上。 热井补水，凝结水系统运行正常。凝结水系统水质冲洗合格。 5、汽机侧除氧器、高低加、小机油系统、定冷水系统、轴封系统、空冷风机等逻辑联锁试验合格。 5、检查机、炉各系统阀门位置、设备管道及支吊架完好，各辅机轴承油位正常，油质合格。 6、1号汽轮机润滑油系统、密封油系统、EH油系统、盘车运行正常（油质合格），保持主机油箱油净化连续运行。 7、发电机风压试验合格后，持续进行气体置换工作。 8、机、炉、电大联锁试验合格。（16日08:00开始） （责任人：当值值长，专业专工，专业点检） 1、检查电气所有工作票结束，地线拆除，安措收回，卫生合格，具备启动条件。 2、所有辅机电机及电动门接地线良好牢固，送上各辅机、电动门动力电源和操作电源。 3、发电机风压试验合格。 4、柴油发电机联锁试验合格。 5、UPS电源切换试验合格。 6、空冷备自投切换试验正常。 7、主变、厂高变、厂公变冷却器电源切换试验正常。 8、机、炉、电大联锁试验合格。（16日08:00开始） （责任人：当值值长，专业专工，专业点检） 相关部门负责人 生产厂长、总师、运行副总、检修副总、安监副总 2 辅助系统检查启动 截止10月18日 23:00前 1、除氧器上水正常,加热投入，锅炉上水，换水，冷态冲洗至水质合格。 2、两台启动疏水泵试运正常，高水位溢流阀动作正常。 3、检查炉侧各转机冷却水投运正常。 4、检查压缩空气压力正常。 5、检查炉膛及烟道各人孔、看火孔均已关闭严密。 6、检查炉膛火焰监视、各火检探头设备完整、位置正确，冷却风系统正常，水位计正常投运。 7、检查A磨等离子载体风、冷却风、冷却水等各项参数正常。 8、检查制粉系统正常，原煤仓上煤正常，投运磨煤机润滑油系统。 9、炉前燃油系统母管充油正常。 10、启动引、送、一次风机润滑油、液压油系统打循环。 11、等离子、一、二次风暖风器、空预器吹灰管路暖管疏水。 12、值长通知输煤班长向各原煤仓按要求上煤，A、B磨为大坝煤. （责任人：xxx） 1. 联系热控对汽机进行汽轮机静态试验合格后，进行大、小机ETS逻辑试验（含供热改造后系统变更设备阀门试验） 2. 1号发电机气体置换结束，氢气压力充至0.3 MPa。 3. 检查循环水系统正常，检查开式水系统、闭式水系统正常。 4. 辅助蒸汽系统投运正常，调整联箱压力高于0.6Mpa。 5. 投运EH油系统。 6. 检查润滑油系统、盘车、密封油系统运行正常。 7. 定冷水系统运行正常。 8. 投入汽动、电动给水泵、小机油系统运行。 9. 检查真空泵、轴封系统阀门位置正确，处于良好的备用状态。 10. 检查机组高、中、低压各疏水门开启。 11. 小机真空及轴封满足后，冲转A、B小机并进行小机超速试验，试验合格后连接对轮，并试运合格。 （责任人：xxx）       3 电除尘投加热，脱硫系统投入运行 10月15日08:00 -10月18日23:00 1、2号炉电除尘进行风压试验、空升试验合格。（10月16日23:00前） 2、投入2号炉电除尘大梁、灰斗、磁轴加热。（根据锅炉点火时间确定） 3、脱硫2号预洗塔、吸收塔做浆液循环泵喷淋实验、除雾器冲洗实验。（10月16日23:00前） 4、2号炉脱硫系统投入运行，启动预洗塔一台浆液循环泵运行。（根据锅炉点火时间确定） 5、2号脱硝启动稀释风机运行，投入反应器声波吹灰系统运行。 （责任人：xxx）         4 锅炉点火升温升压 根据调度指令 1、安排机组岗位人员做好启动前的准备工作，备齐操作工具，填写开机相关操作票，提前做好六规讲解。 2、启动单侧送、引风机。 3、锅炉吹扫后，投入炉前油系统。 4、投入各暖风器，启动两台一次风机、一台密封风机，A磨煤机等离子点火，投入空预器吹灰。 5、投运除渣，通知化学加药。 6、主汽压至0.2MPa，关闭炉侧各空气门 7、主汽压0.5 MPa，关闭炉侧疏水、排空门，锅炉逐渐升温升压。 （责任人：xxx） 1、 启动真空泵开始抽真空。 2、 轴封管路暖管，投运轴封。 3、 A、B小机辅汽供汽管路暖管。 4、 真空及轴封满足后，冲转A小机，根据主汽压力、给水流量加大汽泵出力。 5、 主汽门前压力0.5—1.0MPa，确认凝结器真空高于-60KPa，投入旁路系统。 6、 主蒸汽压力0.4～0.8MPa，温度200～250℃时，高压内缸调节级处内上壁温度小于150℃时。 7、 注意汽轮机胀差、缸温、膨胀变化。 （责任人：xxx） 1、2号发变组由“冷备用”转“热备用”状态。     5 汽机冲转定速   1、 满足冲转参数后，联系化学化验水质及蒸汽品质合格，汽轮机可以冲转。 2、 冲转前B磨暖磨正常后启动，保持总煤量平稳增加。 3、注意分离器水位、主汽压力的调整。 4、汽机冲转后，加大A、B磨煤机煤量，控制汽压、汽温。 （责任人：xxx） 1、 主蒸汽压力升至7Mpa，主汽温度360℃，再热汽温320℃，并有50℃以上过热度，且高于高压缸调节级金属温度50-100℃后准备汽机冲转。 2、 确认汽轮机各保护投入，无禁止启动条件。 3、 汽轮机冲转，高、低加随机滑启。 4、 转速至400r/min进行摩擦检查；2000r/min进行中速暖机150min；定速3000r/min暖机30min；停运交流润滑油泵投联锁。 5、 汽轮机冲转过程中过临界转速时要严密监视汽轮机振动，当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机；当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动突然变化±0.05mm，应立即汇报生产厂长及总工，查明原因设法消除。 6、 汽轮机定速后进行汽轮机喷油、主汽门、调门严密性试验。 （责任人：xxx） 1、2号汽轮机3000r/mi定速后进行发电机空载、短路试验、假同期、零启升压等相关电气试验。 （责任人：xxx）     6 发电机并网   1、加大A、B磨煤机煤量，检查炉侧各参数正常，锅炉运行稳定，具备并网条件。 2、严格监视壁温，控制锅炉管壁温度上升速度。 （责任人：xxx） 主汽压升至8Mpa，主汽温度400℃，主、再热蒸汽温差＜40℃，机侧各参数正常，具备并网条件。 （责任人：xxx） 发电机顺控并网，由“热备用”转为“运行”，检查发电机、主变、高厂变、励磁变运行正常。 （责任人：xxx）     7 升负荷至50MW   1、 增大A.B磨出力保持参数稳定。 （责任人：xxx） 1、机组维持“定压模式”运行，升负荷至50MW，暖机30分钟。 2、检查高压段疏水关闭。 3、冲转B小机，根据暖机情况逐步升速。 （责任人：xxx）       8 升负荷至132MW   1、切换空预器吹灰汽源至主汽。 2、注意控制主汽温度，及时投入减温水。 3、联系辅控逐步脱硫浆液循环泵。（责任人：xxx） 1、以3.3MW/min速率加负荷至132MW，检查中压段疏水关闭，按机组曲线严格控制主、再热汽温，机组转为“滑压运行”模式。 2、注意轴封压力维持在25-35Kpa 3、加负荷过程根据机组差胀、膨胀及给水的水质情况进行。 4、暖机7小时后解列发电机，进行超速试验。 汽轮机超速试验合格后，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min。 （责任人：xxx）       9 发电机重新并网   1、加大A、B磨煤机煤量，检查炉侧各参数正常，锅炉运行稳定，具备并网条件。 2、严格监视壁温，控制锅炉管壁温度上升速度。 （责任人：xxx）   发电机顺控并网，由“热备用”转为“运行”，检查发电机、主变、高厂变、励磁变运行正常。 （责任人：xxx）     10 升负荷至132MW     1、以3.3MW/min速率加负荷至132MW，检查中压段疏水关闭，按机组曲线严格控制主、再热汽温，机组转为“滑压运行”模式。 2、注意轴封压力维持在25-35Kpa 3、加负荷过程根据机组差胀、膨胀及给水的水质情况进行。 1、机组稳定运行时，在98MW负荷时将10KV2A、2B、2C段由互联开关切至本机高厂变供电，投入快切装置。 2、检查发变组各参数运行正常。 3、厂用电切换正常后投入AVC。 （责任人：xxx）     11 升负荷至200MW   1、启动C磨煤机运行正常后，切A磨煤机为“正常模式”，停用等离子。 2、在机组负荷180MW时，切锅炉给水旁路到主路运行。 （责任人：xxx） 1、机组保持滑压运行，随锅炉升压升负荷。 2、四段抽汽压力大于0.147MPa，除氧器汽源倒为四抽接带。 3、以6.6MW/min速率加负荷至200MW，检查低压段疏水关闭。 （责任人：xxx）       12 升负荷至330MW   1、 启动D磨煤机，调整A、B、C、D给煤机给煤量, 使各给煤机给煤量均衡。 2、 机组在负荷在250MW时进行锅炉转干态。 3、机组负荷到330MW后，启动另一侧送、引风机进行并列。 4、全面检查锅炉各参数运行正常。 5、当SCR反应器入口烟温达到280℃时，通知脱硝值班员投入2号炉脱硝系统运行，控制反应器出口氮氧化物浓度在100mg/Nm3内。 （责任人：xxx） 1、B汽泵在热备用状态，根据主汽用压力、给水流量并入系统。 2、检查汽轮机各参数运行正常。 3、当机组负荷至330MW，运行稳定，各参数正常。 4、根据机组实际运行情况将“单阀”控制切换为“顺序阀”控制。 （责任人：xxx）       13 实际操作按照调令执行，操作时间顺延。 未尽事宜执行《660MW机组集控运行规程》、《660MW机组辅机运行规程》。                 化学、脱硫脱硝部分 序号 阶段 时间 工作内容 责任人 监督人 化学 脱硫 1 启动检查 准备阶段 截止10月16日 23:00前 1.化学班长应安排水处理值班员按情况启动制水设备，保证除盐水充足，在机组启动（停运）过程中除盐水箱下降至9.0m时及时启动制水系统； 2.试转2号机精处理1-3号护膜泵、再循环泵、铺膜泵、注射泵以及各加药泵，保证所有转机处于可靠备用中； 3.对2号机精处理覆盖过滤器及高速混床各个电动门、气动门进行开关试验，确保各阀门开关良好； 4.检查加药间氨水、联氨数量充足，检查粉末树脂数量充足，如果储备量不足应该及时联系专业进行配送； 5.检查2号机精处理高速混床有两台备用中； 6.检查取样间闭式冷却水系统投运正常，各取样管在排污状态； （责任人：当值值长，专业专工，专业点检） 1. 检查2号炉脱硫系统所有工作票全部结束，安措拆除收回，卫生合格，机组具备启动条件。（以上工作10月16日00:00完成） 2. 脱硫2号预洗塔、吸收塔做浆液循环泵喷淋实验、除雾器冲洗实验合格。 3. 所有辅机电机及电动门接地线良好牢固，送上各辅机、电动门动力电源和操作电源。 4. 脱硫、脱硝烟道、塔池人孔门关闭严密； 5. 脱硫、脱硝在线计正常投入运行； 6. 脱硫预洗塔、吸收塔液位分别达到9.0、8.5米； 7. 脱硫浆液循环泵、氧化风机试转正常，制浆系统、脱水系统正常运行或备用； 8. 脱硝系统稀释风机、声波吹灰系统正常备用； 9. 脱硝喷氨气动阀、调节阀动作正常； （责任人：当值值长，专业专工，专业点检）     2 辅助系统检查启动 截止10月18日 23:00前 机组冷态冲洗： 1.低压冷态冲洗： 循环冲洗水质控制：冲洗水为pH9.0—9.6的除盐水，当凝结水泵出口铁离子含量<1000ug/l时投运精处理覆盖过滤器，同时通知值长进行循环冲洗，当凝结水泵出口铁＜200μg/L去除氧器，不合格则继续循环冲洗。除氧器出水铁＜200μg/L，进凝汽器或进入大循环冲洗，不合格则排放至机组排水槽。（注：在低压冲洗阶段可投运覆盖过滤器，化学专业应联系值长凝结水进行打循环冲洗，可以有效减少机组启动用水量和充分发挥覆盖过滤器的作用） 2. 高压冲洗 1）当凝结水系统冲洗合格以后，将凝结水PH值控制在8.0-9.0，导电度<10us/cm开始向启动循环泵注水，注水结束后，启动炉水循环泵，建立锅炉循环清洗，循环冲洗水质控制标准：冲洗水为pH为9.2—9.6、联氨50～100μg/l的除盐水。 2）启动分离器出口铁＜1000μg/L回收进凝汽器，否则应排放至机组排水槽，当启动分离器出水铁<200ug/l时，冷态冲洗合格。 冷态冲洗合格后，省煤器入口水质：铁含量Fe＜50μg/L，氢电导＜0.5us/cm，O2＜30ug/l，SIO2＜30ug/l时，锅炉具备点火条件。 3）在冲洗过程中值长联系化验班分析凝结水中的十八胺含量，当十八胺含量＜0.1ug/l时，化验站低温取样架投。 （责任人：xxx） 1、2号炉脱硫系统投入运行，启动预洗塔一台浆液循环泵运行。 2、2号脱硝启动稀释风机运行，投入反应器声波吹灰系统运行。稀释风量在6000m3/h,声波吹灰器气源压力在0.62Mpa，各吹灰器声音、动作正常； （责任人：xxx）     3 锅炉点火升温升压   热态冲洗 1) 冲洗水为加氨至pH为9.2—9.6、联氨50～100μg/l的除盐水，加氨、联氨控制为手动。 2) 当启动分离器出口水含铁量大于1000μg/L时，应由启动分离器将水排掉；当含铁量小于1000μg/L时，将水回收至凝汽器，并通过凝结水处理装置作净化处理，直至启动分离器出口水含铁量小于100μg/L，SIO2＜100μg/L时，热态水冲洗结束。 3) 热态冲洗合格后，锅炉可以转入提高参数的操作，在提高锅炉参数的过程中，仍需对给水和启动分离器水质进行监督，分析主蒸汽水质，当主蒸汽达到：铁含量Fe＜50μg/L，氢电导＜0.5us/cm，Cu＜15ug/l，Na+＜20ug/l，SIO2＜30ug/l时，具备汽轮机冲转条件。 4）在热态冲洗过程中应加强分析凝结水水中十八胺含量，待十八胺含量合格后再将高速混床投入运行。 （责任人：xxx） 1、脱硫原烟气温度上升至70℃时再启动预洗塔一台浆液循环泵运行； 2、控制反应器入口烟气温度小于150℃时升温速率≤10℃/min，高于150℃时升温速率≤20℃/min。 （责任人：xxx）     4 汽机冲转定速   汽轮机冲转前对蒸汽品质应达到如下标准：铁含量Fe＜50μg/L，氢电导＜0.5us/cm，Cu＜15ug/l，Na+＜20ug/l，SIO2＜30ug/l。 （责任人：xxx）       5 发电机并网带初负荷   1、汽机带负荷后若蒸汽SiO2＞30μg/L，化验站值班员应联系机组长要求停止汽轮机带负荷,将蒸汽通过快速减温减压器排入凝汽器，待蒸汽品质达冲转时蒸汽品质的要求，方可重新带负荷。 2、机组冷态启动时当发电机并网发电8h后应该达到正常运行的水质；热态启动发电机并网发电2h后应该达到正常运行的水质。 （责任人：xxx）       6 升负荷至132MW     根据净烟气二氧化硫浓度启动吸收塔浆液循环泵。 （责任人：xxx）     7 升负荷至200MW     启动预洗塔氧化风机，风量控制在20000 m3/h （责任人：xxx）     8 升负荷至330MW     1、启动吸收塔氧化风机运行； 2、根据净烟气二氧化硫浓度调整浆液循环泵运行台数和组合方式； 3、当SCR反应器入口烟温达到280℃时，投入2号炉脱硝系统运行，逐步提高喷氨量控制反应器出口氮氧化物浓度在100mg/Nm3内。 （责任人：xxx）     9 未尽事宜执行《660MW机组辅控运行规程》。