1、1 号机组 A 级检修后启动三项措施（机、炉、电、灰硫、化水专业）批准：审核：初审：编制：发电部2012.09.221 号机组 A 级检修后启动三项措施为确保大唐甘谷发电厂 1 号机组 A 级检修后的启动工作安全、顺利、有序地一次性整体启动成功，杜绝启动过程中不发生设备损坏、人员误操作、火灾事故，使各项措施得以全面贯彻落实，确保安全，特制定本措施，务必严格执行。要求具体如下：一、组织措施：1、成立启动小组：组 长：组 员： 2、启动小组职责组长：全面负责 1 号 A 级检修后的启动的技术管理、安全管理、启动中的协调、指挥工作。副组长：具体负责化学、灰硫启动过程中的各项技术、安全管理落实；对机、
2、炉、电启动过程的安全措施的落实负责。具体负责机、炉、电 A 级检修后启动技术措施的落实。安全监督：朱鸿娟负责 1 号级 A 级检修启动的安全监督工作，督促发电部各人员自觉遵守安全规程；全面分析各项工作的危险点，监督危险点预控措施执行情况。监督每项工作的三讲一落实开展，及时制止现场违章情况，杜绝人身及设备事故的发生。组员：各值长严格按照安规、运规进行各项操作，现场操作 100%使用标准操作票，杜绝有人员误操作；各专工对本专业的技术操作的正确性负责，在本专业运行人员疑问时，应立即提出解决方案，报启动小组同意后执行。3、启动中各人员到现场指导、监护安排时间 工作内容 责任人 监督人 备注汽包上水至正
3、常水位后，联系化学化验水质，并换水至水质合格。确认过热器出口堵板及再热器出入口堵板加装完毕。开启电泵出口管及锅炉汽包各空气门，低压、低流量对给水管路及锅炉一次、二次汽水系统上水。按照下发的1 号炉水压试验三项措施 严格执行。组织相关人员参加。开始水压试验。1 号炉水压试验工作结束，按1 号炉水压试验三项措施 要求的降压速度进行放水降压至可见水位。拆除过热器、再热器出口堵阀9 月 23 日电除尘器静态升压试验。（二室四电场输出欠压处理）9 月 24 日 化验炉水品质合格，投入底部加热，将炉水温度加热至120以上（底部加热初期投小一点，炉水到60，再开大底部加热）。高、低压旁路系统、汽机疏水系统、
4、轴封系统、抽汽系统检查并恢复至启动状态。捞渣机槽体补水至正常水位，渣井水封水投入，捞渣机关断门放下，启动捞渣机低速运行。发变组系统回路工作结束，安全措施全部拆除， 恢复至冷备用状态。9 月 26 日全面检查机、炉、电系统均在启动前状态。9 月 27 日 锅炉 A、B 仓上煤至1/2煤位（大矿）。启动 A、B 空预器、风烟系统、制粉系统，进行制粉系统、风烟系统的找漏试验。进行 A、B 空预器漏风试验。汽机暖轴封、抽真空、送轴封。启动 A、B 空预器、引风机、送风机、火检冷却风机运行，完成炉膛吹扫，吹扫所有油枪, 启动 A（B)电动给水泵运行。A 磨煤机暖磨、等离子拉弧、锅炉点火。启动 A 磨煤机
5、升参数至PCV 阀排汽试验压力值。做 PCV 阀排汽试验。汽机冲转。汽机转速600 rpm，汽机打闸试验、摩擦检查。汽机升转速至1000 rpm 中速暖机。汽机中速暖机结束，升转速至3000 rpm 定速。9 月 28 日做发电机开机电气试验做汽轮机主汽门、调速汽门严密性试验。发电机并网，带负荷30MW 暖机。检查脱硫系统具备启动条件，启动脱硫系统运行。带负荷暖机结束，发电机解列。做汽轮机超速试验9 月 29 日超速试验结束，申请发电机并网。2、安全措施：1. 机组启动前设备检修工作结束，工作票终结。2. 做好启动前的检查与准备，符合条件方可点火启动。3. 锅炉、汽轮机本体及设备管道上架板、架
6、杆拆除，保温全部恢复。4. 空予器、烟道、炉膛内无遗留杂物，人孔关好。5. 现场布置的安全设施以全部恢复，地面及电缆孔洞全部封堵。6. 主辅机保护传动正常并投入，各信号、光字、参数点、设备状态点正确。各转机分步试运、调试合格。7. 设备标志正确，手轮齐全，电机接线正确，风罩齐全。8. 主要楼梯平台、通道无杂物，照明充足。9. 严格执行机组整体启动试验方案（另附），严把启动操作关，认真执行危险点控制项目及重大操作监护制。10. 机组启动操作统一由“启动小组”指挥，涉及公用系统、调度系统的操作，必须经值长统一下令，有关专业操作、试验经组长同意后，由专业管理人员下达命令，其他人员不得干预。11. 转
7、动设备在送电前必须测绝缘合格，否则不准送电。12. 所有设备、系统的投运，必须就地设专人负责，否则严禁启动设备。13. 启动过程中严格执行规程制度和设备紧停规定，防止设备损坏。14. 启动过程中发生任何异常、疑点必需分析清楚，并予以解决，否则不进行下一项操作。严格控制升压升温曲线，发现锅炉壁温异常升高时，应停止升压升温，待查明原因后再进行升压升温。15. 锅炉在启动中重点对各受热面温度的监视、调整，防止蒸汽短路造成严重后果。16. 加强防火检查，对漏油可能引起火灾的要重点检查，必要时设专人进行检查（如炉燃油系统，机润滑油系统各轴瓦等）。17. 严把操作关，在机组启动操作，严格执行操作票，专工监
8、护。18. 所有联系、要求、交待，必须做好记录，不得口头传达。19. 所有运行与备用设备严禁投入“禁操”按钮。20. 启动前，并网后进行的各项试验，严格按试验要求进行，管理人员必须在场。21. 做好各种启动记录和工况记录。 三、技术措施1. 上煤时先将前 20 分钟广汇煤上至 2 号炉 A 煤仓，再向 1 号炉 A、B 仓上广汇。2. 锅炉启动过程中，严格按照升温升压曲线控制温升压率。3. 在锅炉等离子运行和低负荷运行期间，应保持空预器连续吹灰。4. 等离子投运 A 磨运行时，保持煤风比在 0.330.52 之间，不允许低于0.30，尽可能提高热风温度以提高磨煤机出口风粉混合温度，在不堵磨的情
9、况下可维持较低的一次风速，控制在 1823m/s。旋转分离器转速提到较高。等离子模式运行时，AB 层油枪必须处于良好备用状态，保证断弧时能及时投入。5. 加强等离子燃烧器管壁温度监视，不允许超过 400，高时可开大冷一次风冷却。如果出现断弧要及时联系处理。6. 启动过程中，要注意监视空预器各参数的变化，防止发生二次燃烧，当发现出口烟温不正常升高时，进行必要的处理，加强氧量监视。锅炉升负荷期间，密切注意空预器电流，发现电流晃动，立即停止升温升压并就地察听声音，待空预器电流稳定后再继续升负荷。7. 炉膛温度超过 540炉膛烟温探针自动退出，必须派人到就地确认。8. 锅炉点火后，应注意由于汽水系统受
10、热膨胀和系统汽压变化而导致产生汽包水位发生突变现象，此时应密切注意汽包水位，及时调整给水流量，确保汽包水位正常，必要时可适当降低升温速率。9. 锅炉上水前，点火后以及过热蒸汽压力为 0.5MPa 检查记录各膨胀指标值，发现异常要停止升温升压，查明原因并消除后，方可继续升温升压。10. 升温升压时，注意监视水冷壁、过热器、再热器管壁不超温。11. 加强巡检，特别是炉顶（吊杆）、分离器、中间联箱、空预器等重点部位和各运行辅机的检查。12. 控制主汽温与再热汽温、轴封温度，防止低压差胀增大。密切注意汽轮机转子热应力、各金属温度变化率、汽缸上下壁温差、汽缸内外壁温差，变化趋势正常。13. 检查各油温、
11、风温、氢温、水温及各轴承进油压力在正常范围内。联系化学加强对汽水品质的监视，不合格及时进行处理。附：1 号锅炉风压试验措施1 号炉汽包水位保护实际传动试验措施1 号锅炉 A 级检修后一次工作压力下水压试验措施1 号发电机打风压技术措施1 号发电机打风压技术措施：1 号机凝泵变频试运技术措施：1 号机给水三通阀切换试验技术措施：1 号机低缸差胀控制技术措施：1 号机冲转低速碰摩技术措施：1 号机轴承振动技术措施：1 号汽轮机超速试验技术措施：1 号发变组传动试验“三项措施 ”灰硫专业 1 号机启动技术措施化学专业 1 号机启动技术措施锅炉专业 1 号机启动技术措施一、1 号锅炉风压试验措施1 号
12、炉 A 级大修后，进行炉膛、烟道、风道及制粉系统风压试验，检查炉膛、烟道、风道及制粉系统的严密性，为了保证 1 号炉风压试验安全进行，制定以下措施。1、打风压措施1) 检查 1 号炉炉膛、烟道、空预器、制粉系统、脱硫灰控系统无检修工作，工作票收回并注销，无影响风压试验的工作。2) 检查 1 号炉逻辑保护恢复正常。3) 检查 1 号炉炉膛、烟道、空预器人孔门和检查孔关闭严密。4) 检查 1 号炉制粉系统人孔、检查孔关闭严密。5) 检查 1 号炉脱硫系统人孔门、检查孔关闭严密。6) 检查 1 号炉灰控系统人孔门、检查孔关闭严密。7) 检查 1 号炉捞渣机系统正常，并注水在正常水位，打开液压关断门。
13、8) 检查 1 号炉引风机、送风机、一次风机、空预器主辅电机、密封风机、火检风机电机电源已送。9) 检查 1 号炉闭式时系统投运，引风机、送风机油站冷却水投运正常，一次风机轴承冷却水投运正常。10) 检查 1 号炉引风机、送风机各油箱油位正常，油质合格。11) 投运 1 号炉引风机、送风机各油站油泵，检查各油泵运行正常，控制柜无报警。12) 投运 1 号炉引风机冷却风机，检查运行正常。13) 检查 1 号炉空预器 A、B 减速箱油位正常。14) 检查 1 号炉一次风机 A、B 各轴承油位正常，油站合格。15) 值长联系脱硫灰控班长开启 1 号炉烟道旁路挡板，检查开启正常，检查烟道畅通。16)
14、值长通知脱硫灰控班长 1 号炉启动风烟系统。17) 启动 1 号炉 A 空预器，检查转向准确，无异音。18) 启动 1 号炉 B 空预器，检查转向准确，无异音。19) 启动 1 号炉 A 火检冷却风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。检查火检冷却风压正常。20) A 火检冷却风机运行 2 小时后，投入火检冷却风机联锁，就地打 A 火检冷却风机事故按钮，B 火检冷却风机联启，A 火检冷却风机停运，检查 B 火检冷却风机电机转向准确，出口挡板切换正常，风压正常。21) 投入火检冷却风机联锁，就地打 B 火检冷却风机事故按钮， A 火检冷却风机联启，B火检冷却风机停运，检查出口挡板切换正常
15、，风压正常。22) 启动 1 号炉 A 引风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。23) 启动 1 号炉 B 引风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。24) 调整 1 号炉炉膛压力正常。25) 启动 1 号炉 A 送风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。26) 启动 1 号炉 B 送风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。27) 开启 1 号炉 A 磨煤机出口速断门、混合风门、冷风门调门及速断门，打开 A 磨煤机通风道。28) 启动 1 号炉 A 一次风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。29) 启动 1 号炉 A 密封风机，检查电机转向准确，风机
16、、电机轴承振动正常。30) 启动 1 号炉 B 一次风机，检查电机转向准确，风机、电机轴承振动正常。31) 调整送风量 500-600t/h，炉膛压力在 300-400pa，一次风量 50-60t/h，一次风压3-4kpa，保持稳定，运行、点检、检修就地检查炉膛、烟道、二次风道、空预器泄漏点。32) 运行、点检、检修就地检查一次风道、A 制粉系统漏点。33) 检查后打开 1 号炉 B 磨煤机通风道，检查 B 制粉系统漏点。34) 用同样的方法检查 1 号炉 C、D、E 制粉系统漏点。35) A 密封风机运行 2 小时后，就地打 A 密封风机事故按钮， B 密封风机启动，A 密封风机停运，检查
17、B 密封风机转向准确，风机、电机振动正常。36) B 密封风机运行 2 小时，就地打 B 密封风机事故按钮，A 密封风机启动，B 密封风机停运。37) 将火检冷却风倒至密封风机带，检查气动阀动作正常，火检风压正常。停运火检冷却风机。38) 制粉系统、炉膛、烟道、风道检查后，调整炉膛压，做炉膛压力高低报警试验。风压在-996pa，低一值报警信号发，风压在+996pa ，高一值报警信号发。（用压缩空气试验或气筒打压，做炉膛压力高低试验）39) 风压试验完成，各风机运行 4 在小时以上停运。密封风机停运后，检查火检风机联启正常。2、风压过程中注意事项1) 风压试验前，值长必须通知脱硫灰控班长，检查脱
18、硫、灰控各系统正常，无影响风烟试验的工作。2) 启动风机前时，就地检查风机不倒转，若倒转，及时联系检修制动后再启动。3) 风机启动后若倒转，及时打事故按钮停运风机，联系检修处理。4) 风机运行过程中，随时监视各风机、电机各轴承温度、振动和各电机线圈温度变化趋势，若超过规定值，及时停运，联系检修处理。5) 在火检冷却风机、密封风机联锁试验时，启动的风机若倒转，立即大事故按钮停运。6) 启动风机时，必须派人检查，防止损坏设备。二、1 号炉汽包水位保护实际传动试验措施1、试验目的1 号炉检修后，通过对汽包水位保护实际传动试验，确认汽包水位保护功能正常。2、试验条件及要求（1） 锅炉相关检修工作结束，
19、具备启动进水条件；（2） 锅炉 FSSS 回路检查完毕，试验正常；（3） 热工汽包水位表、变送器投用正常；（4） 汽包水位保护回路检查完毕，试验正常；（5） 试验时间：锅炉汽包上水后，启动前。3、试验方法及步骤（1） 控制上水流量及速度，缓慢对汽包进行上水。（2） 热控人员采取对变送器处平衡容器侧引压管路放水的方法，判断平衡容器是否满水。当从变送器处能连续的放出水来时，热控人员通知运行人员停止放水。（3） 由运行人员将汽包水位控制在零水位上，热控人员对各差压式水位测量装置显示值进行检查，并确认。（4） 投入汽包水位保护联锁及事故放水门联锁。（5） 热控人员通知运行人员缓慢上水，进行汽包水位实际
20、传动试验。（6） 将汽包水位缓慢升至+50mm，“汽包水位高值”报警光字牌亮；锅炉继续上水，将水位缓慢升至+125mm，“汽包水位高值”报警光字牌亮，事故放水门联动打开；将事故放水门联锁开关退出，并手动关闭事故放水门；锅炉继续上水，水位缓慢上升至+250mm 时，“汽包水位高值”报警光字牌亮，锅炉 MFT；汽机挂闸，锅炉继续上水，水位缓慢上升至+300mm 时，ETS 动作, 发“汽包水位高四值”信号，汽机跳闸。（7） 检查锅炉 MFT 动作、汽机跳闸正常。（8） 试验过程中，当汽包水位超过+250mm 时，保护未动作，热控应及时检查处理。当水位超过+265mm 时，保护仍未动作时，应立即中止
21、试验并将水位调整至正常水位。（9） 用下降管疏水门放水，使汽包水位下降至+250mm 时，“汽包水位高值”报警消失；事故放水门联锁开投入，事故放水门联开，将水位缓慢降至+125mm，“汽包水位高值” 报警消失；汽包水位缓慢降至+50mm，“汽包水位高值”报警消失，事故放水门联关。水位缓慢下降至50mm，“汽包水位低值”报警光字牌亮；水位缓慢下降至-200mm 时，“汽包水位低值”报警光字牌亮；当水位缓慢下降至-350mm 时，“汽包水位低值”报警光字牌亮，锅炉 MFT。（10） 检查锅炉 MFT 动作正常。（11） 试验过程中，当水位低于-360mm 时，保护仍未动作时，运行人员应立即中止试验
22、并将水位调整至正常水位。（12） 试验过程中保护未动作，热控人员应及时检查处理，正常后重新做水位传动试验。三、 1 号锅炉 A 级检修后一次工作压力下水压试验措施1、水压试验的目的本次水压试验的目的是对 1 号锅炉受热面及承压部件 (省煤器、水冷壁、过热器、管道阀门等) 检修后，检查承压部件的严密性和承压强度。2、水压试验需具备的条件2.1 1 号机汽机侧给水系统、闭式水系统、开式水系统、凝结水系统、厂用汽系统及锅炉侧汽水系统、本体检修工作完毕。锅炉炉膛内部和尾部受热面无人工作。2.2 高加解列，给水走旁路。2.3 过热系统试验压力以汽包处的就地压力表读数为准（两块校验合格的压力表，精度不低于 1.5 级。）。 DCS 及就地汽包压力表、过热蒸汽压力表校验合格并投入。2.4 过热器出口堵阀已经安装完毕。2.5 汽水系统一次门、二次电动门、气动门调试正常，电源、气源均已送上。3、水压试验前的准备工作3.1 锅炉各疏放水管、空气门、排气管畅通。阀门开关灵活、密封良好。水压试验系统中所有的压力表、仪表管及阀门附件已检修完毕。3.2 有关热工仪表、计算机及程控装置已投入运行。3.3 所有安全阀在水压试验前暂时解列。
