1、1陕西国华锦界能源有限责任公司风险预控票部门 班组（值） 操作票编号操作任务 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控制措施1. 误开、误关阀门或遗漏阀门 按操作票执行。2. 影响邻机厂用汽压力 厂用汽系统暖管前必须联系邻机注意调整厂用汽压力。3. 厂用汽系统暖管不充分造成管道振动 厂用汽系统通汽前必须充分疏水，暖管时分段暖管，逐段投入。4. 厂用汽和各用户阀门不严，蒸汽串入其他系统。 全面检查与其他系统隔绝情况，出现串汽现象及时处理。特别是轴封、四段抽汽阀门的严密性检查。5. 启动辅机冷却水泵时，出口阀无法开启 停止泵运行，防止管道超压，联系设备维护部人员检查处理。6. 启动
2、闭冷水泵时，管道发生水击、振动现象 1) 启泵前先注水；2) 闭冷水系统启动前注水排空气。7. 闭式水箱水位低，引起闭冷水泵入口汽化 密切监视水箱自动补水情况。8. 润滑油箱补油时跑油 1) 润滑油系统启动前必须检查润滑油箱事故放油门关闭；2) 润滑油系统启动前检查油系统所有放油门应关闭。9. 润滑油系统启动后润滑油箱油位低 润滑油系统启动前油箱补合格的润滑油至油位高限。10. 密封油泵启动后系统跑油1) 密封油系统启动前必须先启动密封油排烟机；2) 密封油系统启动前检查油系统所有放油门应关闭；3) 密封油启动后对系统进行全面检查。重点检查渗漏点、密封瓦回油情况，检查氢侧回油箱回油自动调整情况
3、，检查密封油箱油位应正常、检查消泡箱油位和检漏仪液位。11. 发电机进油。1) 密封油系统启动后合理调整氢油压差在 7090kPa；2) 密封油系统启动正常后必须投入油泵联锁；3) 气体置换时，注意置换速度与空氢侧油压调整同步，设专人负责；4) 监视压差阀跟踪良好，必要时进行调整；5) 注意监视氢侧回油箱油位，必须保持可见，否则要立即采取措施；6) 注意空氢侧平衡阀跟踪情况，必要时通知设备维护部人员调整。2部门 班组（值） 操作票编号操作任务 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控制措施12. 密封油压力和发电机风压压差调整过低造成密封瓦油气混合物外溢。1) 密封油系统启动后
4、合理调整氢油压差在 70-90kPa；2) 密封油系统启动正常后必须投入油泵联锁；3) 注意空氢侧平衡阀跟踪情况，通知设备维护部人员调整。13. 润滑油油循环时间不足，油质不合格启动盘车造成轴瓦磨损。 1) 初次启动润滑油系统检修应加滤网滤油；2) 盘车启动前必须化验油质合格。14. 启动顶轴油泵时误操作，使油泵出口超压。 顶轴油泵启动前确认入口总门开启，顶轴油泵出入口门开启。15. 投入盘车时发电机密封油系统未投入造成密封瓦磨损。 主机盘车启动前，密封油系统必须投入运行。16. 系统注水时排空气不净，定子水冷泵投运后定子水压力和流量波动。 定子水冷泵启动后缓慢开启出口门系统注水，同时开启排空
5、门排尽空气。17. 各表计一次门未开，失去监视手段。 系统各表计应齐全，良好并全部投入。18. 发电机供水时水压太高造成定子水泄漏，使氢气湿度增大同时影响发电机绝缘。 1) 电机风压达到 260kPa 时启动定子水泵向发电机线棒供水；2) 压与冷却水压的压差不小于 0.035Mpa。19. 定子水箱补水不及时造成系统缺水，严重时定子水泵汽化。 定子水泵启动前将定子水箱补水至 500mm。20. 定子水补水水质不合格，造成定子水污染。1) 按化验要求进行定子水的换水工作；2) 正常补水采用除盐水；3) 在系统运行时加强监视其水质的变化情况。21. 凝结泵启动后运行不正常，泵和电机轴承温度高或振动
6、大。1) 凝结泵启动前检查轴承油位不低；2) 凝结泵启动前检查轴承冷却水正常投入；3) 凝结泵启动后电流不返回或异常增大应紧急停泵处理。22. 凝结泵启动后出口门打不开。 1) 启泵前出口门先打开 35 扣；2) 启泵后出口门仍打不开，紧急停泵处理。23. 凝结泵启动后因为排空气不净造成管道振动。 启泵前先用凝补水对凝结水管道排空气。24. 投入除氧器加热时操作不当造成除氧器振动。1) 投入除氧器加热前应充分疏水，同时邻机或启动炉注意调整厂用汽压力，防止厂用汽压力大幅度波动；2) 除氧器加热蒸汽压力应缓慢提升，压力不能超过 0.15MPa；3部门 班组（值） 操作票编号操作任务 机组冷态启动（
7、带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控制措施3) 投入加热后上水量应均匀，防止除氧器振动。25. 勺管卡涩，无法调节转速 停止电泵运行，联系检修处理。26. 电泵入口压力低，导致电泵跳闸 调节转速时，不应过快，防止入口压力瞬时降低；加强对入口滤网差压的监视，差压大时停泵处理。27. 由于最小流量低导致电泵跳闸 在低流量时应保持再循环阀开启，防止低流量动作。28. 勺管损坏 电泵加负荷时应缓慢，并根据流量察看电流是否正常，严禁电泵过负荷运行。29. EH 油泵启动时油箱油位低 EH 系统启动前油箱补合格的抗然油高限，距上盖 200300mm。30. EH 油泵启动后系统泄漏。 EH 油系统启
8、动后对系统进行全面检查。31. EH 油系统内存有空气。 EH 油启动后进行静止试验时应多次活动调速汽门排空气。32. EH 油母管压力过低 EH 油泵出口溢流阀故障，联系检修处理；EH 油系统启动后对系统进行全面检查。33. 轴封系统疏水不充分 投轴封蒸汽前应先开启轴加风机、开启轴封系统所有疏水门进行疏水暖管。34. 轴封压力过高造成油中进水 适当调整轴封压力，达到“不吸不冒” 。35. 轴封压力过低造成真空下降 适当调整轴封压力，达到“不吸不冒” 。36. 启动真空泵时，电流超限 适当关小真空泵入口手动门，使电流回到正常范围内。37. 锅炉点火初期，炉膛发生爆燃 严格执行锅炉防爆措施，点火
9、前炉膛吹扫充分。38. 高加的出入口门故障，在关闭旁路阀时造成锅炉断水。 关闭高加水侧旁路时严密监视给水流量、压力，发现给水量大幅变化时立即开启旁路门。39. 投高加汽测前暖管不充分引起高加汽侧振动。 高加汽侧投入前必须对抽汽管道进行充分的暖管、疏水，控制暖管速度。40.投入高加时汽测投入过快，给水温升过高使高加钢管承受较大的热应力，会造成高加内部泄漏。高加投入后水位控制的过高或过低。1) 投高加汽侧时控制给水温升速度不超过 55h；2) 高加投入后按顺序投入高加的水位自动，并检查水位自动跟踪情况。4部门 班组（值） 操作票编号操作任务 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控
10、制措施41. 投入高加时疏水管道放水门泄漏导致凝结器真空降低。 投入高加前检查所有放水、放空门关闭。42. 投入高加时虚假水位导致高加跳闸或机组跳闸。 1) 高加投入时核对就地水位和 CRT 画面水位（带保护测点） ；2) 投入高加初期尽量减少进汽量，进行缓慢暖管，防止出现虚假水位。43. 高加水侧泄漏导致高加水位高，汽轮机进水。 高加注水前投入高加水位保护。在高加汽侧进汽前对各水位计进行检查，发现水位计满水时应查明原因。44. 锅炉进水时，管壁金属腐蚀。 进锅炉的水，应是化学除盐，并经除氧合格后的水。45. 锅炉上水时，金属应力过大。 应控制上水水温与汽包壁温度28；上水速度冬季4 小时、夏
11、季2 小时，汽包上下壁温差40。46. 启动引、送风机时，带负荷启动及发生喘振。 启动前应就地有人监视，烟、风道档板开启，动叶在关闭位置，并且不要大幅调整动（静）叶开度。47. 点火时发生爆燃。保证炉膛负压在130pa 左右，总风量在 35%（700T/h ）左右，对炉膛吹扫 5 分钟，等离子点火模式下，启动 A 给煤机点火时，就地或盘前确认着火正常，若着火不稳定或投煤粉后 2 分钟不着火，立即手动 MFT。检查等离拉弧装置。48. 尾部烟道及预热器二次燃烧。 投入等离子点火后，空预器应连续吹灰。观察等离子拉弧正常，着火稳定。监视各段烟温度变化情况，投粉后，要保证煤粉着火良好。49. 点火初期
12、，风量过大，吹灭油枪。 合理控制总风量大小及二次风档板开度。50. 升温、升压过程中，炉膛正压，冒黑烟。 根据燃煤量，相应调整引、送风量，防止缺氧燃烧。51. 升温、升压速率过快。 按冷态开机升温、升压曲线执行。加强对汽包壁温、锅炉膨胀等参数的监视。52. 升温升压过程中，炉本体各部位膨胀不均。 控制升温率，发现膨胀不均，降低升温，升压速度。53. 空冷凝汽器结冻1) 保证机组金属应力允许的条件下，加快启动速度，在规定时间内达到凝汽器最低防冻负荷以上；2) 严密监视凝结水温度。54. 冲转时间延迟，造成汽压过高。 要有提前预想，及时降低燃料，又要保证蒸汽过热度。5部门 班组（值） 操作票编号操
13、作任务 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控制措施55. 汽机冲转时，发生错误操作 安排专人进行操作，并由专人监护。56. 汽轮机冲转，蒸汽带水，汽包水位高 MFT 动作。 要满足冲转参数：主汽压力 4.5Mpa，主汽温度 360，再热汽温度 330，冲转前，汽包保持较低水位。57. 高排压力高 严密监视高排压力，保证机组并网前高排压力低于 0.828Mpa。58. 低压缸排汽温度大于 79 度 检查低压缸喷水装置是否正常。59. 汽轮机轴振、瓦温等参数达到报警 立即停止各项操作，密切监视各参数，分析原因，达到跳闸值，保护未动作时，立即手动打闸停机处理。60. 制粉系统投运
14、时，燃烧不稳。 空预器出口风温要求大于 170，一次风机出口风压及一次风速要求平稳。61. 再热器超温过热损坏。 高、低旁投入前，严格控制炉膛出口烟温不超过 540。62. 启动过程中，省煤器管过热损坏。 给水应连续均匀，避免猛增猛减。当给水流量208.13T/h 时，检查省煤器再循环门应开启。63. 相关操作，造成汽包水位波动。 要有预想，提前操作，特别在投停油枪、起、停制风粉系统，汽轮机冲转前后，换泵并泵，高、低旁路投、停时。64. 接带负荷时，汽温升高过快。 控制主蒸汽温度上升速度，及时恰当的投入减温水，风煤配比要合适，使燃烧正常。机侧严格按照升温升压曲线进行。65. 升负荷速率过大，或
15、负荷与蒸汽参数严重失配加强蒸汽参数的监视，控制升温、升压及升负荷速率。加强汽轮机各部分金属温度的监视，严格控制金属温升率。按规程规定负荷点和时间带负荷充分暖机，避免因升负荷速率过大，导致汽温、汽压下降，使金属产生交变热应力。66. 给水旁路向主路切换时汽包水位高 MFT，蒸汽温度突变。 负荷 150180MW 时给水旁路向主路切换时注意给水调节门前后差压不宜过大，防止切换过程中水位高 MFT。及时调整减温水流量，防止汽温突变。67. 等离模式切换至正常模式时跳磨煤机 负荷 180MW 将等离子运行模式切换至正常运行模式。正常运行模式，负荷360MW 停止四角拉弧。锅炉运行中严禁在等离子运行模式
16、下停止四角拉弧。68. 烫伤 操作高温、高压管道阀，要做好防护工作，与高温物体要保持一定距离，防止烫6部门 班组（值） 操作票编号操作任务 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控制措施伤。69. 坠落 操作高空阀门时，应做好防坠落安全措施，系好安全带，登高操作时，有专人监护70. 滑跌 操作时要及时清理地面积油、积水，防止滑跌。71. 噪音影响健康 就地人员佩带防噪音耳塞。72.73.74.75.76.77.78.79.80.81.安全帽 安全鞋 反光背心 手套 安全绳/带 灭火器 耳塞 防护眼镜护脸设备 焊接眼镜 遮拦（或路障） 防尘面罩 防护服 其他（ ）安全设备塑胶手套
17、 绝缘手套 焊接手套 合格长梯 呼吸器 验电器 其他（ ）7部门 班组（值） 操作票编号操作任务 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）序号 危险辨识 控制措施监督检查 闭锁/标示牌 脚手架检查 升降机检查 沟渠检查 气体测试 其他（ ）值长 监护人 操作人备注：在安全设备、监督检查中选中后打8陕西国华锦界能源有限责任公司热机操作票 ：班次： 值次： 值长： ；班次： 值次： 值长： ；班次： 值次： 值长： ；班次： 值次： 值长： 操作任务： 机组冷态启动（带旁路高中压缸联合启动）顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注1 检查、确认机组检修工作已全部结束，工作票终
18、结，安全措施全部拆除。2 检查、确认机组临时设施拆除、原设施恢复。设备标示牌齐全、管道介质流向正确。3 检查、确认厂房照明充足、良好。4 检查、确认通讯设施良好。5 检查、确认常规消防系统工作正常。6 检查、确认特殊消防系统工作正常。7 检查、确认各表计齐全、完好，仪表及保护电源已送电。8 检查、确认各控制系统工作正常。9 对所有设备测绝缘送电。10 检查、确认所有程控自动装置投入正常。11 联系化学确认工业水系统运行正常。12联系化学用工业水向辅机冷却塔水池补水至高水位。检查辅机冷却水系统各用户具备进水条件，根据要求开启各用户进、出水隔离后，形成辅机冷却水循环通路。启动 辅机冷却水泵，对辅机
19、冷却水系统注水排空，维持母管压力 MPa；9顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注根据情况再启动 辅机冷却水泵；将 辅机冷却水泵投联锁备用。13联系一、二单元，启动备用空压机、备用干燥器，投入本机组压缩空气系统（保证锅炉、汽机、化学精处理、电除尘的仪用、厂用压缩空气投入） 。14 检查、确认所有风门、档板、气动门电源、气源已投入，并将选择开关置“远操（远方） ”位置。15 进行声光报警系统试验。16 检查确认机、炉阀门传动试验完毕。17 配合热控人员进行主、辅机保护及联锁传动试验。与配电人员共同测发电机定子、转子绝缘。18 检查确认 380V PC 母线 BZT 切换
20、试验。19 检查确认直流、UPS 电源切换试验。20 检查确认双路自动切换电源及电动门配电柜电源切换试验。21 检查确认柴油机组带负荷试验、联锁试验；保 安 电 源 带 负 荷 切 换 试 验 。22 联系化验班对变压器油、主辅机润滑油、EH 油等全部油品全面化验一次。23 联系检修对 EH 油蓄能器氮气压力进行检查，压力低时及时补充。24 联系热控投火焰 TV、水位 TV。25 必要时投入油系统电加热运行。依次启动空预器、引风机、送风机、一次风机及各台磨煤机油泵运行。油泵互相联锁启停正常。26 启动各电泵辅助油泵运行。27 投入主机油箱滤油装置。10顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间
21、 操作人 监护人 备注28 联系化学启动除盐水泵，向凝结水补水箱补入合格的除盐水。29 化验凝结水储水箱水质合格，水位 mm，启动 补水泵向排汽装置热井补水。30 热井水位正常后，启动 凝结水泵，凝结水打循环；如凝结水水质不合格，打开 5 低加出口到排水槽电动门排放。31 根据水质，及时投入精处理系统。32 向闭式水箱补水至正常水位，对闭式水系统充水排气。33 启动 闭式水泵运行。投入炉水循环泵二次冷却水系统（即：闭式水） 。34 条件满足时在锅炉上水前 48 小时，对炉水泵进行管路冲洗，水质合格后在锅炉上水前 2 小时投入连续注水。 （炉水泵不放水时该条不执行） 。35 隔离高、低辅汽各用户
22、，联系邻机，投入本机辅助蒸汽系统。36启动 等离子载体风机，检查运行正常，风压正常。互相联锁启停正常启动 等离子冷却水泵，检查运行正常、水压正常。互相联锁启停正常37 主机润滑油油质合格，启动主油箱 排烟风机，启动主机交流润滑油泵运行。38 启动 密封油排烟风机，运行正常，启动空侧交流密封油泵，直流密封油泵投备用。39 氢侧密封油箱油位正常，启动氢侧密封油泵，氢侧密封油备用泵投备用，备用差压阀投入备用。40 发电机进行气体置换，将空气置换成 CO2，当发电机内 CO2纯度达到 96%时，置换结束。置换时要进行死角排放。41 发电机进行气体置换，将 CO2置换成 H2，当发电机内 H2纯度大于
23、97%时，置换结束。置换时要进行死角排放。维持机内氢压 0.13MPa。42 启动 顶轴油泵，检查顶轴油压正常。11顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注43 启动主机盘车运行，记录盘车电机电流 A，记录机组大轴晃动度 mm。44 启动主机高压启动油泵运行。45 EH 油油质合格，启动 EH 油泵， EH 油泵投备用；将 EH 油装置滤油装置投入运行。46 将发电机氢气压力升至 0.26MPa。47由凝补泵或凝输泵向定子冷却水箱补水（在机组启动期间由于凝结水水质不合格，不允许用凝结水向定冷水补水） ，投定子水箱加热，水温40左右停止加热。启动 定子冷却水泵运行，记录电
24、流 ，压力 ，定子冷却水温度 。对定冷水系统排空气，直至连续出水。 定子冷却水泵投入备用。48凝结水水质合格后，由凝泵向除氧器上水（凝结水水质不合格时由凝补泵或凝输泵向除氧器上水） 。水位大于 900mm 时缓慢投入除氧器加热蒸汽，边上水边加热，根据锅炉上水温度要求调节除氧器水温。49 投运化学精处理（确认铁离子小于 1000ug/L 时投入） ，联系热控做精处理旁路联锁试验。50 除氧器水位 2100mm，检查给水泵具备启动条件，启动 给水泵打循环，高加水侧投入。51确认取样一二次门全部打开（给水、炉水、饱和、过热、再热） ，化学取样门全部打开保持流通（化学禁止关闭取样门，防止冬季管道内水汽
25、冻住） 。52 给水水质合格后，根据锅炉需要向锅炉上水；上水前记录一次锅炉膨胀指示。确认省煤器再循环手动门、电动门开。53 投入 25%给水旁路，控制上水流量。54 锅炉上水时间夏季不少于 2 小时，冬季不少于 4 小时。进水温度4060，将汽包水位上至+200mm。55 锅炉连续进水时（给水大于 208.13T/h） ，关闭省煤器再循环门。锅炉停止上水或上水流量小于 208.13T/h 时开启省煤器再循环门。56 联系热控进行水位保护动态传动试验并合格。12顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注57 汽包水位 200mm，关闭炉水泵注水。58 汽包水位 200mm，
26、 ，依次启动 炉水泵运行，启动 炉水泵运行，启动 炉水泵运行。59 炉水泵运行后记录一次锅炉膨胀指示。60 对烟风系统风门挡板、动叶（静叶）全部再次全部开关一次，保证灵活。61 对制粉系统风门挡板、全部再次全部开关一次，保证灵活。62 联系化验炉水品质合格，不合格时加大排放量。63 锅炉点火前 24 小时投入电除尘器大梁和瓷轴加热，点火前 2 小时阴阳极振打投入连续振打模式。64 联系除灰值班员确认除渣、除灰系统投入正常。炉底水封投入正常。65 投入锅炉各项联锁保护。66 对锅炉风烟系统进行全面检查。67 投入炉膛烟温探针。68 执行锅炉炉前燃油系统投入操作票，炉前燃油系统投入。69 通知脱硫
27、吸收塔开始进浆液。70 启动 火检冷却风机，检查运行正常（出口风压5.6kPa） ， 火检冷却风机投备用。互相联锁启停正常。71 根据需要投入一、二次风暖风器。72 投入等离子磨煤机暖风器；73 锅炉加药门打开（28M 处） ， （注：#1 锅炉三个门，只打开加磷酸根的门；其他机组 1 个门） ；13顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注74 点火前阀门表确认：见最后页附件 34 页 要求巡检逐项确认签字75等离子点火系统投入前检查及确认：1) 等离子水箱水位正常；水质合格（除盐水） ；（注：二单元冷却水为闭式水） ；2) #1-#4 等离子水压满足：0.3-0.5M
28、Pa；冷却水泵联锁试验正常；联锁投入；系统辅机冷却水已投入；（注：二单元闭式水至等离子冷却水已投入，水压正常） ；3) #1-#4 等离子风压满足；7-9KPa；载体风机联锁试验正常；联锁投入；4) #1-#4 等离子火检探头冷却风已投入；5) 等离子交流电源已送；6) 等离子电子间控制柜各参数正常，温度正常；7) 等离子电子间空调投入，运行正常；8) 电源柜通讯正常；9) 等离子工业电视投入；10) 检查 CRT 等离子画面无异常报警；11) 检查等离子点火参数设置正常；12) 检查辅汽压力正常 P=0.8-1.1MP，t250。76 空预器启动前就地检查正常77在 DCS 上 按 下 A/
29、B 预 热 器 启 动 按 钮 ， 程 序 自 动 按 以 下 步 骤 进 行 ：1) 启动 空预器减速器润滑油泵2) 预热器空气马达启动，3 分钟后启动辅助电动马达3) 辅助电动马达启动后 30 秒空气马达停止。4) 辅助电动马达启动 150 秒后停运，然后主电动机启动5) 自动开启 预热器入口烟气档板6) 自动开启 预热器出口二次风档板14顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注7) 检查主电动机电流正常8) 对 A/B 预热器本体及附属系统进行全面检查78 空气预热器辅助电机事故按钮通跳后主电机联启正常。确认事故按钮恢复正常，保证以后辅电机正常启动。79 投入电除
30、尘一电场、三电场，低电压模式运行，确认升压振打正常；投入除渣系统(捞渣机)。80 启动脱硫系统浆液循环系统，保证 2 台浆液循环泵运行。81 启动增压风机。82 A(B)引风机就地检查正常83检查 A(B)引风机启动条件满足：1) 引风机冷却风机至少有一台运行,联锁投入；2) 引风机电机油站至少有一台泵运行，且润滑油压力不低于 0.2Mpa；联锁投入；3) 引风机远控方式；4) 引风机控制回路无故障；5) 引风机无保护动作信号；6) 引风机出口烟气挡板（2 个）全开；7) 引风机入口挡板全关（2 个） ；8) 引风机静叶关闭；9) 空预器主或辅助马达运行；10) 空预器挡板全开；16顺序 操
31、作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注11) 引风机线圈温度 A 相 1 无坏点，温度应低于 70；12) 引风机线圈温度 A 相 2 无坏点，温度应低于 70；13) 引风机线圈温度 B 相 1 无坏点，温度应低于 70；14) 引风机线圈温度 B 相 2 无坏点，温度应低于 70；15) 引风机线圈温度 C 相 1 无坏点，温度应低于 70；16) 引风机线圈温度 C 相 2 无坏点，温度应低于 70；17) 引风机推力轴承温度 1 无坏点，温度应低于 60；18) 引风机推力轴承温度 2 无坏点，温度应低于 60；19) 引风机推力轴承温度 3 无坏点，温度应低于 60；
32、20) 引风机推力轴承温度 4 无坏点，温度应低于 60；21) 引风机推力轴承温度 5 无坏点，温度应低于 60；22) 引风机推力轴承温度 6 无坏点，温度应低于 60；23) 引风机滚动轴承温度 1 无坏点，温度应低于 60；24) 引风机滚动轴承温度 2 无坏点，温度应低于 60；25) 引风机滚动轴承温度 3 无坏点，温度应低于 60；26) 引风机电机驱动端轴承温度无坏点，温度应低于 60；27) 引风机电机自由端轴承温度无坏点，温度应低于 60；28) 对侧引风机和送风机均处于合闸状态；29) 烟气通道打通（原烟气、净烟气挡板均全开，或者旁路挡板 1、217顺序 操 作 项 目完
33、成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注均全开）84引 风 机 程 控 启 动 。1） 在操作站 CRT 上将 A 引风机程控启、停画面打开，点击“启动、确认” 。A 引风机程控启动。2） 风机启动后，引风机进口挡板自动开启。3） 调节引风机静叶开度，维持炉膛负压-0.13KPa。注意增压风机入口风压。4） 对引风机及辅助系统进行全面检查。保证各参数正常。85 A(B)送风机启动前就地检查正常86检查 A(B)送风机满足下列启动条件：1） 送出口挡板全关，动叶在最小位置2） 送至少有一台液压油泵运行且油压力高 0.7 MPa3） 送液压油站油温度不低于 154） 送远控方式5） 送控制回路无
34、故障6） 送无保护信号动作7） 送电机线圈温度 A 相 1 无坏点，温度应低于 708） 送电机线圈温度 A 相 2 无坏点，温度应低于 709） 送电机线圈温度 B 相 1 无坏点，温度应低于 7010） 送电机线圈温度 B 相 2 无坏点，温度应低于 7011） 送电机线圈温度 C 相 1 无坏点，温度应低于 7012） 送电机线圈温度 C 相 2 无坏点，温度应低于 7013） 送风机驱动端轴承温度 1 温度无坏点，温度应低于 6018顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注14） 送风机驱动端轴承温度 2 温度无坏点，温度应低于 6015） 送风机自由端轴承温度
35、无坏点，温度应低于 6016） 送电机驱动端轴承温度无坏点，温度应低于 6017） 送电机自由端轴承温度无坏点，温度应低于 6018） 同侧引风机运行19） A、B 空预器挡板全开且对侧送挡板、动叶全开及送风机出口联络挡板全开，或者对侧送运行。87送 风 机 程 控 启 动 。1） 在操作站 CRT 上将 A(B)送风机程控启、停画面打开，点击“启动、确认” 。 送风机启动。2） 风机启动后，送风机出口挡板自动开启。3） 调节送风机动叶，使风量逐渐调整至所需的风量，调节时注意调节吸风机动叶控制炉膛负压在正常值。4） 对送风机及辅助系统进行全面检查。保证各参数正常。88 维持炉膛压力130Pa，
36、风量在 700T/H-800T/H 之间。89 风烟系统运行后记录锅炉膨胀指示器一次。90检查轴封系统各控制站状态正确；对多级水封注水；启动 轴加风机，轴加风机投备用；开启低辅至轴封母管手动门、低辅至轴封压力调整门前电动门、门后手动门，投入轴封系统运行。91检查真空系统，关闭真空破坏门、进行注水，注水完毕后关闭注水门。启动三台真空泵抽真空；检查确认汽机主再热管道疏水门、抽汽系统疏水门、导汽管疏水门、汽轮机本体所有疏水门全部打开。92 做燃油泄漏试验并合格。93 检查确认炉膛吹扫条件满足，吹扫炉膛 300S 后，炉膛吹扫结束。94 自动复位 MFT，复位 OFT。95 调整燃油压力正常（2.32
37、.6MPa） 。19顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注96 排汽装置背压 50kPa 以下，锅炉可以点火。97 投入空气预热器连续吹灰。98确认点火条件满足,锅炉水质合格，炉水：二氧化硅250mg/L，磷酸根210mg/L，pH（25）910，铁200mg/L,得值长令：在等离子模式下，等离子拉弧。99 等离子四角拉弧，正常。注意检查等离子配电间环境温度100 一次风机就地检查正常：101一次风机启动条件检查：1） 一次风机无保护动作信号2） 一次风机控制回路无故障3） 一次风机远控方式4） 一次风机润滑油站至少有一台油泵运行，联锁投入。5） 一次风机电机润滑油压
38、力不低于 0.2MPa， 6） 一次风机润滑油润滑油流量不低于 4L/min7） 一次风机液压油站至少有一台泵运行，联锁投入。8） 一次风机液压油压力应高于 2.5MPa9） 一次风机液压油站供油流量不低于 3 L/min10） 一次风机液压油站油温不低于 3011） 一次风机电机润滑油系统温度不超 3812） 一次风机出口挡板全关且动叶全关13） 炉内有火（AB 层油枪有火或 CD 层油枪有火或 EF 层油枪有火或任意一台磨煤机运行）或等离子模式14） 一次风机电机绕组线圈温度 A 相 1 无坏点且温度低于 70 15） 一次风机电机绕组线圈温度 A 相 2 无坏点且温度低于 7016） 一
39、次风机电机绕组线圈温度 B 相 1 无坏点且温度低于 7017） 一次风机电机绕组线圈温度 B 相 2 无坏点且温度低于 7020顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注18） 一次风机电机绕组线圈温度 C 相 1 无坏点且温度低于 7019） 一次风机电机绕组线圈温度 C 相 2 无坏点且温度低于 7020） 一次风机轴承温度 1 无坏点且温度低于 6021） 一次风机轴承温度 2 无坏点且温度低于 6022） 一次风机轴承温度 3 无坏点且温度低于 6023） 一次风机轴承温度 4 无坏点且温度低于 6024） 一次风机轴承温度 5 无坏点且温度低于 6025） 一
40、次风机轴承温度 6 无坏点且温度低于 6026） 一次风机电机驱动端轴承温度无坏点且温度低于 6027） 一次风机电机自由端轴承温度无坏点且温度低于 60102 启动第一台一次风机时，至少两台磨煤机建立通道（磨煤机冷风门打开，热风门禁开。磨出口门打开） 。103一 次 风 机 程 控 启 动 ：1） 在操作站 CRT 上将 一次风机出程控启、停画面打开，点击“启动、确认” 。 一次风机启动。2） 风机启动后，电流回至正常，开启一次风机出口挡板、空预器一次风出口挡板、冷一次风挡板。3） 手动调节一次风机动叶调整一次风压。4） 对一次风机及辅助系统进行全面检查。保证各参数正常。104 A(B)密封
41、风机就地检查正常105启 动 密 封 风 机 ：1） 检 查 启 动 允 许 条 件 满 足 。2） 关闭 A(B)密封风机入口挡板，确 认 运 行 密 封 风 机 入 口 挡 板 开 。3） 启动 A(B)密封风机。4） 风压在 13-16KPa,5） 风压正常，投入联锁。21顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注106机 组 背 压 30kPa， 锅 炉 点 火 ：1） 手动调整 A 磨煤机冷、热风调节挡板，以不大于 3/min 的升温速率将出口温度逐渐上升至 6575，暖磨 20 分钟。2） 调节 A 磨煤机入口风量至 68t/h，并维持磨出口一次风管风速在 1
42、826m/s 左右；3） 启动 A 磨煤机暖磨。4） 将最底层 AA,A,AB 层二次风辅助风放置在 40%，其它二次风置于 10%左右，保持二次风与炉膛差压在 0.38-0.40KPa；5） 磨煤机运行稳定后，打开给煤机下煤插板，打开给煤机入口下煤插板，出口温度达 70后，启动 A 给煤机，最初给煤量设定30%（18t/h） ，维持磨煤机出口温度在 6575。并网前 A 给煤量严禁大于 28T/H，严禁炉膛出口烟温高于 500 度。6） 就地检查 给煤机煤层运行情况正常，皮带无偏斜、破损，清扫机工作正常7） 点火 10 分钟，着火稳定后将磨煤机一次风量增加至 75t/h。107 打 开 5%
43、疏 水 ， 打 开 主 蒸 汽 管 道 疏 水 门 。 停 止 一 台 真 空 泵 ， 维 持 两 台真 空 泵 运 行 。 石 子 煤 每 半 小 时 彻 底 排 放 一 次 。108 汽包压力 0.1MPa 冲洗 A、B 双色水位计，对照水位。109 打开 A/B 层#1-#4 角油枪蒸汽分门、油枪分门,保持油枪备用。110 汽包压力 0.2MPa 关闭一次汽系统所有排空气门。111 汽包压力 0.2MPa 联系热工投给水蒸汽流量表。112 根据升温升压曲线控制给煤量。113 汽包压力升至 0.5MPa，关闭顶棚入口联箱疏水阀，关闭减温水联箱疏水阀，联系检修热紧螺丝；定排放水门根据炉水水质
44、情况进行调整。114 1、联系化学打开取样排污门（持续打开） 。2、再次确认取样一二次门全部打开（给水、炉水、饱和、过热、再热） 。22顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注3、及时掌握取样动态，若有问题及时对系统全面检查。注：冬季可能管道冻住，及时联系检修处理。115 点火后汽包压力 0.5MPa，阀门表确认：见最后页附件 36 页 要求巡检逐项确认签字116 记录锅炉膨胀指示器一次。117 主蒸汽压力升至 1.0MPa，联系化学投入连排系统。118 根据环境温度关闭或开启空冷岛防冻阀。119 根据排汽装置真空情况，启动空冷风机运行。120 汽包压力高于 0.5MP
45、a，根据环境温度情况，打开高低旁，关闭 5%旁路。再热汽压力 0.2Mpa，关闭二次汽系统所有排空气门。121 再次检查确认高压启动油泵、EH 油泵已启动，运行正常。122 汽包压力 4.5MPa，记录锅炉各部膨胀值。123 对过再热器减温水各门全部开关一次，保证灵活（不要同时打开，防止进水） ，对备用制粉系统风门全部活动一次，有缺陷卡涩时及时处理。124 汽机冲转前将发变组及其励磁系统恢复冷备用，发变组保护投退正常。投入机组 TSR 保护（软、硬压板全部投入） 。125 汽机冲转前投入发电机绝缘过热检测装置、射频检测仪、漏氢检测装置。126 冲转前 1 小时再次化验主机润滑油、EH 油品质合
46、格。127 冲转前 45 分钟，联系化学，确认蒸汽品质化验合格。128 再次确认各辅助设备、系统运行正常；再次确认主机所有保护投入。129再次检查：左右侧主蒸汽管道疏水阀开启、汽轮机本体疏水阀开启，再热热段、冷段蒸汽管道疏水阀开启，主、再热导汽管疏水阀、各抽汽电动门前疏水阀开启。23顺序 操 作 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注130 再次检查主机冷油器一侧已按操作票要求投入运行，另一侧投入备用。调节润滑油温在 4043，并投入自动。131 再次检查定冷水泵、EH 油泵、凝泵、真空泵、闭式水泵、辅机冷却水泵联锁投入。132确认各辅助设备、系统运行正常，所有保护投入：润滑油压低
47、保护、EH油压低保护、背压高保护、轴向位移大保护、轴承振动大保护、差胀大保护、超速保护、高压缸压比低保护。133检查 TSI 各项参数正常：4.0mm高中压缸差胀9.5mm；1.4mm低压缸缸差胀22.5mm；偏心0.076mm 且与原始值的偏差0.02mm汽机超速保护装置（OPC 试验）动作正常润滑油温 3545，油压 0.096MPa0.124MPa。转子偏心小于 0.076mm。凝汽器绝对压力小于 19kPa高、中压缸上下温差小于 42134蒸汽参数达到冲转条件：冷态启动：主蒸汽温度320，主蒸汽压力：46MPa；再热蒸汽温度：与主蒸汽温度差小于 83；温、热态启动：主再热汽温有 50以
48、上过热度且高于第一级金属温度。主蒸汽压力10MPa，再热蒸汽压力0.5 MPa。135记录冲转参数主蒸汽压力（Mpa ）主蒸汽温度（）再热蒸汽压力（Mpa ）再热汽温度（） 背压（kPa）EH 油（Mpa ）EH 油温（） 润滑油压（Mpa ）润滑油温（）发电机氢压（Mpa ）机组大轴晃度（ mm）136 派人到汽轮发电机组本体机头，保持与集控室通讯畅通。137 监视炉膛出口烟温，防止再热器受热面超温。炉膛出口烟温540时，自动/手动退出烟温探针，并降低燃烧率直至炉膛出口烟温540。138 确认关闭 5%旁路疏水阀，在等离子运行模式下适当增加给煤量（要求炉膛出口烟温540） 。24顺序 操 作
49、 项 目完成情况（） 完成时间 操作人 监护人 备注139 用高中压缸带旁路联合启动冲转。140（1）确认旁路投入：检查 DEH 画面“BYPASS MODE”显示“ BYPASS MODE IN”。否则投入旁路：点击“BYPASS MODE” ，调出旁路模式对话框，点击“BYPASS INTERFACE”,选中旁路投入模式，点击“IN SERVICE”,检查“BYPASS INTERFACE”显示为“IN” ， “BYPASS MODE”显示为“BYPASS MODE IN”确认旁路方式已投入。141（2）机组挂闸：在 DEH 操作盘上点击 “LATCH”按钮，保持 2 秒钟，汽轮机跳闸信号消失： DEH 画面右上
