发电厂启停机总结.doc

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1、2010年03月30日 #2机启动总结 白班09:05 定冷水箱换水，通知化验班验定冷水、EH油09:10 关闭高、低辅疏水旁路手动门，关小至无压疏水；高辅175、低辅16009:25 除氧器放水，至定排手动门开5圈；（化学告其水质混浊）（放水至凝汽器电动总门门杆脱开）通知化学启动定排降温池排水泵09:30 启动主机交流油泵，B顶轴油泵；顶轴油压建立困难，调整后油压建立依然缓慢滞后，停止B顶轴油泵运行；至14点再次启动，2min后才达13Mpa，将A顶轴油泵投备用09:50 凝汽器注水，启动A、B凝输泵，启动除盐水泵；除盐水总箱8m10:10 启A空预器，辅电机85m（水平）超限；维护交代待油

2、温稳定后在测10:38 循环水系统投运（A循环水泵）；机侧循环冷却水系统投运10:40 重摇高厂变A、B分支绝缘合格（对地2500M）10:45 遥测A送风机绝缘布合格（对地5M）；投入A送风机电机加入电源10:50 凝泵变频控制电源、变频UPS电源投入运行11:00 通知汽机清理循环水前池滤网（差200mm）；至13点清理时最大水位差600mm11:05 再次切换汽机MCC B段电源，不成功；重投主机油净化装置11:10 风烟系统挡板电源全部合闸；A引风机、A密封风机、A一次风机电源转“热备用”11:30 凝结水系统注水，凝结水系统投运（启变频方式B凝结水泵）；开始给除氧器上水，投入除氧器水

3、箱加热12:30 磨所有风门电源合闸，开启密封风至各磨手门，A、B、E磨通风12:55 启动A引风机、A密封风机、A一次风机；配合热工标定磨入口风量13:28 启动B空预器；启动A火检风机切换至B运行13:30 B送风机电源转“热备用”13:40 发电机补氢至0.22Mpa；启动A定冷水泵，调整至发电机压力0.19Mpa14:00 再次启动B顶轴油泵（2min后升压至12Mpa，点检交代起压后可以运行，但不适备用；将A顶轴油泵投备用）14:11 投大机盘车运行（29A）；大机轴封暖管，高压缸倒暖管路暖管14:13 汽泵油系统投运(启动A小机交流润滑油泵)14:40 关闭EH油冷却水；油温201

4、4:50 投运A、B送风机油系统15:20 汽前泵注水，投运小机机械密封水，导通系统；启动汽前泵，开启新加再循环手动门15:30 密封油供油倒至大机压力油带15:35 锅炉燃油循环供油手动门开启；小油枪邮箱注油；燃油吹扫管路投运；A磨暖风器投运（对地疏水）；空预器吹扫管路投运15:38 再次传动汽机MCC B段电源切换，正常；重投大机油净化装置15:40 给水加药手门全部开启15:50 高加注水15:51 全面检查开启主再热系统疏水手动门15:52 投主机轴封；抽真空（启A真空泵）；真空到70Kpa,投高压缸倒暖16:02开始给汽包上水（60，150t/h）后夜02:16 投夹层加热；逐渐全开

5、电动门，压降至1.33Mpa02:20 循环水上塔02:30 低压缸喷水投自动02:35 冲2000r/min02:47 除氧器加热倒至除氧头，关闭水箱加热02:50 检查高低加系统疏水手动门全部开启；投高低加热器随即滑启03:15 A送风机送电（对地绝缘50M）03:20 开高压轴封泄气手动门；电泵入口旁路滤网前后手动门关03:31 B密封风机电源转“热备用”投备03:41 小机进汽管路暖管04:25 冲3000r/min；停运大机交流润滑油泵；做主机危机遮断喷油试验；高压电磁阀遮断试验；电超速3050r/min04:58 投运氢气冷却器（启动A氢冷升压泵）05:30 启动B引风机，B一次风

6、机06:45 给水、炉水、蒸汽品质合格；停止定排06:50 启动B磨，12t/h煤07:05 发电机并网07:10 连排扩容器倒至正常方式07:30 给水旁路倒主路运行07:40 退出高低压旁路系统07:50 负荷75MW；除氧器汽源倒至四抽带08:01 厂用电切换至高厂变带；公用6KV倒至正常08:05 启动C磨；升负荷至110MW08:20 主再热减温水倒至主路带08:41 门杆泄气倒至除氧器08:50 就地关小油枪各角1支供油门（停运小油枪后及时打开备用）08:52 冲小机至800r/min问题与不足：一、凝汽器补水用了2小时，使得凝结水滞后循环水40min投运；启动优化分配不足，操作量

7、繁重，调节门节流较大（必要时开启旁路补充）；循环水未按启动优化使用呼热#1机循环水，使得循泵在点火前耗用较多电量；二、高厂变A、B分支绝缘第二次测量合格，点检只告因前天下雨所致；原因不明，交底不细，隐患较大；三、汽前泵启动后，只考虑辅汽用户多压力不足（除氧器水箱、轴封、A磨暖风器、吹灰、吹扫）、除氧水箱水质未合格与人员繁重的操作量，没有及时开启除氧头加热与排氧门，上水温度只有60（规程大于45），溶氧超限；影响节油指标（此启动共用6. 9t燃油）；四、主要水位在汽包上水点火前有较大的下降，控制不均匀；（除氧器2100mm、凝汽器260mm），DCS监视、分工、沟通均有待提高；凝汽器初期补水不足

8、，上水流量偏差过大0-356T都必须引以重视；五、暖小机用时3小时，被迫用冷再供气先暖门前，待四抽管路温度满足升起后冲；至120MW冲小机；可能是低负荷时四抽压力不足，疏水被其他高压疏水排挤；此暖机系统需要进一步改造，有利于小机尽早启动；六、另一侧风机（引风机，一次风机）并网前启动，不节能，尤其是引风机无法并入运行；七、B顶轴油泵升压困难缺陷处理不及时，催促不到位，使得投盘车时间滞后，并对机组安全构成威胁；防范措施：一、深入学习机组启动节能优化方案，完善新方案的操作票；全面分析危险点，做好控制措施；在节电节油上多做功夫；二、对于重要设备缺陷尤为关注，原因、如何处理都应仔细明白，严格排除隐患，不

9、留死角，掌握设备全面情况；三、在机组启动全过程中，都用分工明确专人负责水位的监视与调整；总结体会一、此次启动24小时，从各辅电机送电至135MW，耗油6.9吨，我班参与2个班；二、此次点火后水位、汽温、汽压、燃油、缸胀等控制均很合理，使得从冲车到135WM时间紧凑；三、小机启动比以往得到了大幅提前，暖管计划更早，为以后小机代替电泵启动留下宝贵经验；四、停运一半小油枪的实验，使得小油枪油箱补油频率下降很多，节油工作更进一步；而且还可以综合判断个单支油枪运行状况。五、 还应加强对汽水品质的关注，对应汽压的蒸汽硅值应达标后再继续升压。 3月29日#3机启机总结 2010年03月29日一值前夜班#3机

10、停备后启动，此次启机本班参与从汽包上水至汽机冲转至1500RPM的中速暖机过程，主要操作有：大机投轴封抽真空、投循环水工业水系统、高压缸倒暖、等离子启B磨锅炉点火、锅炉升温升压、高调门预暖、冲A小机、汽轮机冲转、1500RPM中速暖机；整个启动过程较为顺利，但也存在很多问题：1、高压缸倒暖期间未及时联系热工强关高排逆止门又未及时开启高导管疏水气动门，导致大量蒸汽从高排流走，即耽误了暖缸进程，又浪费了大量蒸汽，未达到节能的目的。2、因高辅至空预器吹灰电动门未全部开启、只有暖管时的一点开度，由于吹灰汽源压力不足，导致空预器吹灰实际未投入，虽然点火后已及时执行了空预器吹灰程序，却未就地检查空预器吹灰

11、器是否投入，至使锅炉点火后2小时才投上吹灰，暴漏出我们对重要操作不够重视，未进行就地确认，此后工作中应加强重要操作的关注度。3、 主再热汽温控制不好，主再热气温偏差太大（主汽温比再热汽温高130度），以至于后期旁路开启较快时致使再热汽温突增50多度，对再热管材寿命造成了影响，这里存在两个问题，第一汽温调节与旁路调节未能协调好，最佳状态应该是主再热汽温、旁路流量及主汽压力同时达到冲转参数，第二高旁开的稍快一些，以后启机操作旁路时不但要关注水位和压力，同时也要密切关注汽温的变化。4、 除氧器水位低，除氧器大量上水，上水调门开启的过快，导致凝泵出口压力由2.4Mpa降至2.1Mpa，低旁联关(低旁喷

12、水压力低于1.5Mpa)，实际低旁喷水压力已波到1.5Mpa，当时不知道凝泵出口压力与旁路立盘上低旁喷水压力相差0.6Mpa这么多（凝泵出口压力2.4Mpa而立盘上只有1.8Mpa），投低旁时由于不知道压差这么大，所以出于节能考虑只将凝结水泵出口压力提高至2.4Mpa，以为这个压力已经足够了，暴漏出了人员技术水平低下，对投旁路时关键点重视程度还是不够，操作时未充分考虑可能引起的后果。 此次#3炉点火，江部长以及锅炉主管韩师傅和汽机主管王师傅提高了大量技术支持，保证了#3炉顺利启动，在此一值二单元对各位领导的支持与帮助表示由衷的感谢。 3月30号3号机启机总结 1. 机组负荷210MW左右的时候

13、，未能很好的把握机组负荷对应的危险点，在未检查主汽温度的情况下盲目的升负荷，导致一次不必要的非停，在以后启机的过程，特别是升负荷的时候，必须检查主汽温度有足够的余量。2. 在启机过程中加强对气温调整，要对气温有足够的关注，对减温水调门不可大幅度调整，否则不但会造成气温的大幅波动，同时对汽包水位也会有较大影响。3. 在负荷较低的情况下将凝结水上水调门投入自动，在汽包水位低需补水时上水调门开度开大，导致凝结水母管压力突然下降，低旁减温水压力不足，低旁误动。以后启机时将凝泵变频转速调为工频转速，切缸完成后根据情况将凝泵变频投入自动。4. #3炉在三台磨运行时，过热器壁温容易超温，在稳定的情况下，应及

14、时启动第四台磨，调整锅炉燃烧工况。5. E磨煤机起来后，调整风量和煤量要合理，煤量增大后要注意火检情况，摆动大时及时调整一、二次风量与煤量，调整磨煤机的二次风时，包括相邻的上层及下层磨二次风门开度。6. 由于未及时将锅炉排污倒至连排，浪费了大量的蒸汽，如果时间允许，及时将排污导至连排。在此次启机过程中，作为机组长考虑问题不够全面，对主要参数监视不够，重视程度不够，时造成此次启机过程中跳机的主要原因，对各个负荷对应的危险点未能引起足够的重视。同时在人员的交接盘的过程中存在很大的问题，不能将人员很好的分配好。在重大操作时，人员的沟通也存在问题，对主要参数的变化，不能及时汇报。在以后的操作中要吸取教

15、训。5机停机总结 操作时间：2010年03月31日前夜一、操作前运行工况：负荷350MW，A、B、C、D磨运行，A、B小机运行，电泵备用，协调投入，AGC退出，给水流量大于蒸汽量120t/h左右，四管泄漏报警，炉膛燃烧及负压未见明显异常。二、操作过程简要介绍：16: 45 试启油泵（TOP,MSP,JOP）盘车。降负荷，准备停机。16:55 联系热工解除低汽温，水位保护。16:56 除氧汽倒辅汽带。17:00 停D磨。17:05 退出AVC。18:00 退出A汽泵运行，A泵打闸。18:15 负荷180MW，退快切跳6C6A、6C5B压板，倒厂用电。19:04 给水倒旁路。19:10 启电泵，退

16、B汽泵，B泵打闸。19:15 相继停运B、A、C磨煤机，锅炉MFT19:20 汽机打闸，停运所有空冷风机。19:23 停密封风机。19:30 关闭燃油供回油总门，吹扫蒸汽总门，各油层分门。19:35 停运送、引风机，闷炉。20:15 汽机转速到零，投入盘车。20:40 网控操作：拉开5051-6刀闸，500KV5051、5052合环。21:30 开启送、引风机挡板，锅炉炉膛自然通风。汽包保持高水位。00:10 启动A引风机、A送风机通风。三、操作总结：1、机组省煤器或低过等尾部烟道附近泄露时，通知辅控人员停止省煤器输灰，关闭AV泵入口门，防止省煤器管道泄露，汽水进入输灰管线，造成堵灰。2、25

17、0MW左右，因A小机直流油泵电机故障退备，先停运A小机，停运小机，转速到零后，随即停运了汽前泵，未注意进水侧机械密封温度持续上涨，接近100度后回落，怀疑停运汽前泵后汽水停滞导致热量带不走导致，150MW停运B小机后，停运B汽前泵时，进水侧机械密封温度也有上涨，但最高上涨至70度左右，分析可能与除氧器水温有关，今后停机过程中，停运汽泵后，汽前泵先保持运行，待停机后再停运。3、由于低过、省煤器管道泄露，停炉换水过程中汽包水位下降较快，电泵保持运行时间较长，不利于节能；停炉时应尽量降低蒸汽压力，停炉后消压速度控制稍快，减少泄露量，尽量减少电泵运行时间。4、降负荷停磨时应先关闭给煤机入口门，尽量走空

18、给煤机、磨煤机，方便检修，停D磨时没有注意，对给煤机检修造成了不便。5、循环水泵停运单台运行操作时，由于#2、#3循泵运行时母管压力较#1、#2循泵运行时稍大，由此分析可能#3循泵出力较强，在停运此泵时母管压力波动较大，今后操作应加强监视，做好事故预想，避免造成同单元另一台机失去循环水。 2010、04、02 四月五日5号机启机总结 时间：4月5号三值后夜主要操作：4月4日白班，做启机前准备，就地检查机侧具备启动条件，凝结水，给水系统具备投运条件。电气已恢复至启机前状态，主变冷却器在4月2日前夜时已试启正常。炉侧主要恢复燃油系统，磨煤机系统及启机前锅炉上水操作。在执行锅炉上水前措施恢复过程中重

19、点做了EBV活动试验。 4月5日后夜，接班后锅炉开始上水，启空预器做联锁试验，启一次风机暖磨，锅炉点火，升温升压至冲车前状态。操作中遇到的问题及不足：1、 在B空预器主电机键脱开处理过程中，对空预器出口烟气温度监视不够，导致B空预器辅电机启动后烟气出口温度涨至210度，空预器辅电机电流达22A。发现送风机联络挡板无法开启后，应对措施不够，锅炉专工韩工提醒后才启动B送风机，烟气温度回落。在整个处理过程中危险点分析不够，并没有提前想好应对措施。在以后事故处理过程中需加强。2、 再热汽温控制不够，在临下班前，再热汽温涨至410度，由于再热器烟气挡板卡，无法关闭，且当时正处理空预器出口温度高。对再热气

20、温没有采取其他方法，如关小低旁，减少煤量等措施。只是单靠喷减温水来降低气温，手段单一。这说明在平时调整操作时考虑不全。建议：1、 空预器做联锁试验时，就地必须有人监视空预器转动。防止电机与减速机脱开。2、 提前准备操作票。在机组停运启机前一两天，前后夜基本没活，应将启机前所需操作票提前准备好，确认内容正确，待启机时一签字打印就可去操作，可节省准备票时间。#5机启机总结 2010年4月05日白班#5机启动，一值完成从汽机冲转到机组负荷350MW，投AGC 的操作过程。接班前的工况： A磨等离子运行，A、B送风机，A引风机、A一次风机运行，B空预器主电机检修，主汽压力6.16MPa，主汽温度351

21、度，再热汽压力0.79MPa，温度395度。主要过程：09:33 B空预器主电机检修结束，启动B空预器辅电机，做空预器主辅互联均正常。（启动过程中发现主马达联轴键断开，所有工作安排好后，强制空预器跳闸出口，防止空预器停运单侧风机跳闸和风烟挡板关闭造成负压或风量灭火，工作前应考虑周全。处理过程中大概10分钟左右，排烟温度最高至211，为今后处理类似缺陷提供了经验）10:00汽机挂闸，开启主汽门冲转，投heatsoak，目标转速1500r/min，升速率100r/min，在开启主汽门瞬间盘车脱开，DEH指令46%，转子未冲起来（后分析此项操作很危险，很怕转子瞬间升速太快，如果发生有磨的地方，可能损

22、坏设备，今后应尽量采取中压缸启动至200rpm磨检），后将汽机打闸，投盘车，观察偏心逐步正常。10:20 汽机挂闸，再次冲转，未投heatsoak，盘车脱开，转速正常升起，就地检查正常。10:38汽机转速1500 r/min。11:40汽机升速至3000 r/min。12:20 启动B磨煤机，投B层油枪。12:30 并网。12:54 切缸。13:20 启C磨煤机，投C层油枪，负荷至130MW。14:23投AVC。14:34 投协调。15:24 切厂用电。15:42 旁路门及其减温水门停电。16:00 并A汽泵。16:08 启D磨投AGC。启机共耗油3.937T。暴露问题：1、接班后轴封母管压力

23、显示偏低，一点显示-4.3KPa（带负荷后该测点摆动，前夜班热工检查后恢复正常），另一点显示17.3KPa，开始怀疑测点有问题（停机期间检修过这两个测点），后来开启辅汽至轴封母管供汽旁路门，轴封母管压力上升，提高低辅压力至0.4MPa，轴封母管压力恢复正常。2、汽机冲转，投heatsoak，转速未正常升起，被迫打闸，可能为直接高压缸进汽冲转，转子从盘车冲转初期阻力大且进汽量有限，调节级压力最高憋至1.6MPa，但转子仍未冲起来，对于汽轮机存在很大隐患，可能转速突然飞升。3、 缸温240，未投heatsoak，但按照机组启动曲线，在1500rpm和3000rpm暖机共2小时左右，期间高压缸一直未

24、进汽，导致高压阀门室温差大，在并网切缸时造成调节级温度比中压缸进汽室温度低，后期切缸后，调节级温度上升过快。发电机并网后被迫初负荷暖机时间较长，且调门室温差大（最大97）、调节级温差大（最大59）。本来是想尽快并网带负荷，其实总体效果不好。4、启B磨煤机后火检不好，导致B5油枪运行时间较长，后来发现C磨煤机煤质较好，启动后可以退出油枪。建议启动第二台磨还是考虑优先考虑启动B磨。本次C磨启动后火检正常，一方面是赶上煤质好，另一方面锅炉负荷、炉膛温度已经能够满足C磨燃烧了。5、A小机启动晚了一些，300MW后未能及时升负荷，主要是人员比较紧张，操作量大。6、A、B磨煤机运行时，锅炉烧偏，炉膛出口温

25、度偏差大，主汽两侧温度有偏差。防范措施： 1、发现轴封压力低，应及时查找原因处理，应该相信热工测点，及时联系热工人员检查确认，运行方面应通过系统调整、分析原因，减少个人的主观判断。 2、汽轮机冲转建议用中调门冲转，不是热态启动，尽可能进行磨检。班组内讨论，如果汽轮机本体或油系统存在问题，如果发生转子飞升，（如本次阀门指令很大，但转子无法冲启），发生异常摩擦等，只能眼看着转子上升继续摩擦而没有办法。待转速升起磨检后再投heatsoak，其实应该耽误不了多少时间， 3、汽轮机缸温240，应投heatsoak，中速暖机，有利于提高缸温，控制汽轮机膨胀，缩短初负荷暖机时间。缸温低于300以下，投运he

26、atsoak对于汽轮机各部分温差和后期升负荷应该还是有很大的作用。 4、启动第二台磨煤机及时应合理选择启那台磨煤机，其实我们启B磨煤机也是经过仔细考虑的，因为A磨燃烧器在B磨燃烧器下方，启B磨煤机更容易着火稳定，没想到B磨煤质不太好。 5、应该在并网后及时启动第二台小机，最好先用高压辅汽将小机冲起来，等四抽压力上升后再倒汽源，有利于小机充分暖机。 6、尽量选择前后墙对层燃烧，有利于控制锅炉燃烧、控制两侧汽温差。经验交流：1、本次启动过程中，汽温、汽包水位控制比较好。在冲转及旁路调整中，汽温波动前，调整人员及时发现了炉侧温度变化，特别时冲转后再热器温度炉侧很快下降接近300，但出口及机侧温度还没

27、有变化。及时对高旁后温度设定值提高10，将汽温很快稳定回升。2、本次启动人员安排比较好，克服了人员少，经验不足的情况。接班后对人员进行了以下安排：姜立调水位、王悦负责汽温和所有画面巡检、张雷负责机侧所有操作及发电机并网检查、武双江负责炉侧操作。并安排了09人员进行现场操作学习。侧重于主值人员进行盘前操作培训，副值人员现场操作培训。部分人员参与启停机操作少，本次启机很好的锻炼了队伍和提高了大家的协作能力。对于重要操作，进行了监护。大家都觉得有很大的提高。3、等离子暖风器在一次风温高于150应及时关闭暖风器供汽门，因为这时已经没有什么用处，还造成蒸汽浪费。遗留情况及注意事项：1、二段抽汽电动门投运

28、过程中无法远方开启，热工处理很长时间也未消除，后手动摇开，现开反馈为强制信号，已登缺陷，注意事故情况下的处理。2、A侧空预器出口二次风挡板无法操作，启停机中均为手动摇开，值班员心中要清楚。3、A小机直流油泵振动仍大，处理很长时间了，交代暂为备用。4、以下逻辑更改：汽机跳闸锅炉MFT的负荷改为负荷大于30%；总风量低MFT增加延时5秒；增加手动停机按钮；增加高调门、中调门操作端画面；修改调门90%试验逻辑；修改DCS各控制器电源监视画面，如果任一消失光子牌报警。5、低旁B侧蒸汽阀电动头传动机构坏，只能手动开关。6、送风机出口二次风联络挡板无法开启，发生单侧风机运行或跳闸应注意。已登缺陷。五值 #

29、11机电气解列消缺总结 2010-4-15五值前夜，#11机电气解列消缺。在停机过程中造成B磨煤机堵磨，而且滑停时间较长，延误了一定时间，将此操作过程的不足总结如下：1、 没有针对负荷功率不准做好事故预想。负荷由300MW降至211MW时，强制当前负荷为172.3MW，汽机阀位由64.58%关至50.8%，主汽流量由602t/h减至461t/h，相当于负荷由211MW突降至160MW，机前压力由14.63MPa升至15.89MPa。当时正协调状态下平稳滑压降负荷，突然机前压力大幅持续升高，机前压力实际值与设定值偏差大，未切BASE、停磨，只是减少一次风压。针对异常情况措手不及，说明平时想的太少

30、，太单一，关键时刻缺少有效措施。 （此次停机前机组负荷已不准确，造成滑停时操作混乱，延误了一定的滑停时间，对异常带来的操作准备不足）2、 虽然事前也进行了准备，但由于缺少条理，在实际中还是没有及时进行以下操作：1） 轴封压力和温度的调节（辅汽带轴封温度低、压力低，需要高压混合一下）。事前准备时，想到轴封压力和温度在停机过程中需要调节，但操作中还是不及时，在专工的提醒下才想起调节。说明准备还不细致，不到位，导致实际工作的被动。（热态停机密切注意轴封温度与缸温的匹配，防止轴封温度大幅下降）2） 小机辅汽汽源暖管（小机不打闸空转，四抽与辅汽两路汽源共用，操作前应将辅气温度提高及将管道充分疏水暖管，以

31、免小汽轮机产生较大的热冲击力）。3） 总结：高度重视准备工作！把准备工作做充分，有条理，避免丢三落四。3、 堵磨：意料之外，情理之中。再次说明，在这种综合性大操作中，只有各个环节都很清楚，每个细节都掌握，才能在这种大量操作中避免出意外或者误操作。1） 堵磨过程：22:00 出口风压2.4KPa，煤量35t/h，磨电流42.6A，一次风压6.66 KPa；22:12 出口风压开始降低；23:05 磨煤机电流开始变化，煤量30 t/h，出口风压降至0.95 KPa；23:12 磨煤机电流降至32.3A；23:20 磨煤机电流升至59A； 2） 堵磨严重处理总结：（1） 要立即停止给煤机、停止磨煤机

32、（磨煤机内已经堵死，空转已经吹不出去粉了，并且容易将炭精环损坏）；（2） 从排渣门处掏粉；（3） 强制磨煤机启动条件，关闭所有风门，空转一分钟，再从排渣门处排粉；这个过程循环三四次，直到从排渣门处排不出煤粉和石子煤；（4） 投密封风后，只开磨煤机出口一个风门，不启动磨煤机，从零开始缓慢加风吹扫粉管，注意机前压力的变化，用冷风控制；一个角一个角吹扫粉管，四个角吹扫一遍，抬起磨辊再逐个吹扫；（5） 强制启磨，只开磨煤机出口一个风门，用冷风一个一个角吹扫，此时注意负荷不宜太高太低，机前压力不宜太高，直至磨煤机内吹扫干净；同时启磨后加强排渣，直至干净，方表明磨煤机正常。3） 堵磨原因分析：（1） B磨

33、煤机运行状态不佳。B磨煤机刚大修后不久，磨煤机电流偏高，煤量加不上去，出口风压偏低。（2） 在停机过程中，一次风压减得太多。（3） 虽然停机前已经注意到B磨煤机状态差，采取了一些措施：煤量偏置少3个，派人就地测磨煤机出口粉管温度；但没有持续关注，加上停机过程中有大量操作，并且堵磨期间正是强制负荷后机前压力大幅变化重叠时间，由于注意力集中在处理机前压力突升过程中，处理完毕异常，发现B磨煤机已经堵死，失去了早发现磨煤机异常的时机。3号机4月18日启动总结 三号机4月16日因三号高加水侧安全门外漏停机，18日处理完毕启动，五值三号机担任了机组冲车、并网、投入协调等工作，此次机组启动人员分配较为合理、

34、过程顺利，但从中也发现了不少经验、技术方面的问题，现总结如下：一、接班工况：锅炉启动，已达冲车参数，因盘车脱开，机组重新盘车计时。二、接班后工作：1）02:20 循环水上塔、氢冷器注水放气。2）03:17 化学报汽水品质合格，汽轮机冲转；03:29 2500rpm顶轴油泵联停，03:36 汽机3000rpm，停运交流油泵，投入低加汽侧。3）03:54 启动D磨煤机；04:07 合入发电机出口03-2刀闸，04:18 发电机启励。4）04:27 发电机并网、切缸，投入四段抽汽、高加汽侧。5）06:08 负荷180MW,投入PSS，06:18 脱硫系统启动。6）06:31 负荷250MW，退出等离

35、子点火装置，给水倒主路运行，投入AVC，停运B磨煤机暖风器。7）06:54 机组投入协调、AGC，通知热工检查、恢复强制逻辑，进行机组启动后阀门热紧，关闭分集箱放水手动门、5号低加启动放水手动门等。8）07:24 巡检发现B汽前泵非驱动端异音，轴承振动增大，最大10.3丝，联系检修检查。至交班前，除吹灰系统未倒至主汽、循环水未配水、炉侧疏水、放气门未热紧等工作未完成外，基本已至正常运行方式。三、优点：1）分工合理，人员到位，克服了后夜班人员少、精神状态差的困难，较好的完成了启动任务。2）整个启动过程中，时间分配合理，各岗位操作时有了明显的沟通、配合。3）此次锅炉受热面未完全冷却，温度较高，锅炉

36、燃烧情况较好，启动时很好的控制了燃油量，除300MW以下负荷启动磨煤机时用油外，没有多余耗油。4）启动后及时投入人员正常巡检，及时发现了B汽前泵故障。四、暴露问题：1）此次启动中再次暴露出我们的主值、副值上手操作少，以致调整水位时对小机转速、给水旁路调门调整的先后顺序不明确，差压波动几次，这在后期得到了改善，但仍需要今后在仿真机培训中加强培训。2）汽温调整相对上次启动有所滑坡，尤其是调整时只看燃料、旁路和温度变化趋势，对减温水差压兼顾较少，导致温度不稳，最差时汽温6分钟下降了23，这也是我们下一步对机组启动过程培训需加入的重点。3）切缸时机组长与单元长沟通不够及时，导致调门开上去了高旁还有15

37、%左右的开度，这表明我们在人员变动后操作要更加谨慎，要改掉“我们一直这样、那样操作”的思想，操作前、后要进行危险点分析和控制措施的落实，尤其是当人员出现变动，相互对操作习惯不是很了解的情况下如何保证操作的安全、稳定、快速。4）机组启动时脱硫系统应完全备用、启动，本次启动过程中，直至机组并网，脱硫系统仍未正常投入，这是我们在交接班、正常运行汇报制度执行方面有所欠缺，要养成好的操作习惯，逐渐的从全局考虑、分析、处理问题，不能只考虑所谓的“自己的一摊”。5）操作协调性还有提升能力：应在B小机冲车过程中循环水配水、发电机补氢等操作；热紧阀门后应尽快检查锅炉正常吹灰汽源情况，及时进行吹灰汽源切换工作等。

38、#7机小修后启机总结一值 一主要操作：本班主要做冷态启机前的一些准备工作，汽包上水，汽包高低水位保护试验，投入A磨暖风器，投入盘车，投入风机暖风器，给真空破坏门补水，做等离子拉弧试验，等离子风机连锁试验，空预器电机联锁试验，开启油角阀，置换氢气至氢气纯度合格，辅汽暖小机。另外，由于小修后启机比较匆忙，小修时没有解决的问题比较多，本班在有些缺陷已解决具备试验的情况下，还做了引风机油泵连锁试验，小机调门试验，引风机轴冷风机联锁试验，炉膛风压试验，空冷备用变切换试验，凝结水泵A变频跳闸后联B凝结水泵的试验。二存在的问题： 操作中发现了很多问题，但由于操作比较繁忙，没时间登陆EAM，只是通知了相关人员

39、处理，然后在机组长日志上做了记录，如引风机静叶卡在10%，#2真空破坏门无法注水，做A空预器联锁试验时主电机跳后，辅电机起不来。 由于操作繁忙，巡检质量有所下降，以后应该引起注意。 投A磨暖风器时，关注度不够，A磨入口温度一直上不来，一段时间后才将A磨暖风器全开。三吸取的经验教训： 盘车启动时，由于盘车在啮合状态，手动分不开，盘车是在啮合的状态下直接启动的，这容易使盘车电机过电流，对盘车电机不利。停盘车的时候，应该先解除啮合，然后再停盘车电机，有利于下一次盘车的投入。四 值得借鉴的地方： 由于是小修后头次启动，我们值对许多不容易引起注意和发现的手动门的状态都进行了检查，检查发现了一些问题，如高

40、加事故疏水调门前后手动门没开，及时开启，开不动的通知机务开启，检查发现主汽到轴封供汽手动门没开，及时开启。高加疏水手动门如果开启不及时，正常运行中高加水位高后可能会汽轮机进水，主汽至轴封供汽手动门如果没有开启，将导致启机后轴封系统没有备用蒸汽，而且这些门比较隐秘，不专门检查，不易发现。 节能意识比较强，及时通知化验班化验汽包水质，水质合格后，在做了汽包低水位试验后，及时关闭放水门，直接上水至正常，减少了水的浪费。 用A汽前泵给汽包上水，不用电泵，减少了能源消耗。副值长和单元长合理分配工作，并安排三单元人来协作，操作虽忙但不乱，提高了操作速度，为点火并网争取了更多的时间。 #7机小修后启机总结

41、一、 操作时间：2010年4月24日后夜二、 接班时工况：ABCDEF磨、AB送引一次风机送电、A、B空预器主电机投入运行，连锁正常，A磨暖风器、辅汽至空预器吹灰管路暖管，等离子风机、水泵启动连锁正常，汽包已上水、A、B小机辅汽暖管，小机电泵注水完毕，除氧器投加热、#2凝泵工频，#1凝泵变频，#1凝泵出口门反馈故障检查处理，汽包水位高低、炉膛正负压保护传动正常，引风机、送风机、一次风机液压润滑油站连锁试验不合格，大机润滑油、顶轴油、盘车投入正常，化验凝结水、给水水质合格（空冷岛抽真空门和回水门均未开启）三、 主要操作：02：00 通知继保处理风机油站连锁故障（此项工作由于继保原因影响了风机启动

42、时间）02：30 启动A引送风机（油站连锁仍未处理）02：35 锅炉吹扫02：40 启动A密封风机、一次风机，A磨、B磨通风03：20 启动#2循环水泵运行03：30 空冷岛抽空气门、凝结水回水门全部开启04：00 大机投轴封，抽真空04：40 #2凝泵由工频导致变频04：45 启动A汽前泵04：50 A磨等离子拉弧05：00 高压缸到暖管路暖管05：30 启动#2凝结水泵05：40 启动A磨运行05：50 投入部分空冷风机运行06：00 投高压缸到暖06：30 汽包压力0.2Mpa,关闭汽包放空气门07：00 A小机投轴封，抽真空07：25 冲A小机07: 45 投高低旁08：00 A小机冲

43、转至2500rpm,投遥控，电泵投备用接班时汽包压力2.5Mpa四、 暴露问题1. 重要参数缺乏监视，由于锅炉点火后炉水循环不良导致汽包上下壁温差较大，最大时80度，后派人将炉底放水手动门全部开启，加强锅炉换水，稳定升压速度后，汽包壁温差回至正常值（此前一直认为炉底放水手动门全部开启，对系统没有认真进行核实）2. 小机抽真空后发现真空泵电流较低，真空没有明显提升，CRT显示真空泵汽水分离器水位正常，后派人就地检查发现，汽水分离器内水位低，补水后恢复正常（对于小修后的设备参数不能盲目相信CRT上的测量显示，恢复系统必须就地核实）3. 对启动后的设备缺乏监视，小机冲转后机械密封冷却水温度一直缓慢升

44、高，报警后才发现，后就地检查发现排空门开启，关闭排空门，提升小机转速后温度下降（不过后来温度又高原因是堵了），还暴露出了两票执行的不规范，如果严格执行小机冲转的操作票，这个问题可以避免4. 对于小修后的异动不清楚，系统掌握不详细，高旁新加装的减温水隔离手动门#7机组人员没人清楚（此前已安排学习异动，但未认真执行）5. 机组新人多，人员技术水平欠缺，整个工作中不能抓住主线，缺乏主动性、能动性6. 单元长组织协调能力，全局控制力有待提高五、 防范措施1. 对于小修后的机组启动，必须充分学习设备异动及逻辑变更，了解设备现状2. 启动设备、恢复系统必须就地核实状态不能盲目相信主观意识3. 重要参数要加

45、强监视，严格执行DCS监盘规定，做到有异常早发现4. 加强技术培训，提高技术水平，提高机组人员实际操作能力5. 合理安排布置工作6. 严格执行两票三制4月30日#6机停机总结 一、操作时间：2010年04月30日五值前夜班二、接班工况：#6号机负荷450MW，A B C D 磨运行，总煤量205T，主汽压力13.5MPa，定压方式运行，主汽温度539度，再热温度540度，A,B小机运行。三、主要操作17:20 启动F磨煤机运行， A磨煤机煤斗走空，停止A磨煤机运行19:30 高辅至除氧器、A小机供汽管道暖管。21:50 值长令，解AGC，降负荷同时滑参数降低汽温汽压。发现高辅温度低216，开联

46、箱底部疏水门开2圈22:22 关F给煤机上插板门，走空后停止运行22:39负荷270MW，煤量133T，主汽压力9.2PMa,主汽温度459.4，再热气温468.7，退出B小机运行停止其运行，给水倒旁路运行22:45 厂用电切换正常，6KV工作电源进线开关66A、66B由热备用转冷备用；停B汽前泵运行，关闭B小机抽真空手动，破坏其真空到0后，关闭B小机轴封供汽手动门校严；辅汽至A小机供汽手动门全开。23:45 启动TOP、MSP油泵运行23:47 负荷115MW，保留C磨煤机运行，煤量51t，主汽压力4.1MPa, 主汽温度450.4，再热气温444.7,手动MFT，汽轮机打闸后，发电机解列，

47、主气门关闭，机组转速下降。23:50 调整锅炉风量在1000T左右通风，10分钟后停送引风机，关闭送引风机出口挡板进行闷炉。启动电泵运行汽包水位高点上至+700mm。23:54 大机转速2000rpm，顶轴油泵联启正常。停止真空泵、空冷风机运行00:30 关闭炉前燃油供回油手动总门，B、C、D、E、F层燃油手动门，蒸汽吹扫手动门。00:50 EH油泵切就地停止其运行。00:55 大机转速到0，投盘车运行正常，惰走时间为63分钟。01:25 关闭A小机手动门，破坏A小机真空到0，关闭其轴封供汽手动门校严。01:35 关闭辅汽至A小机供汽手动门。四 暴露及发现的问题：1 炉MFT后，手动关闭调门总指令过快，汽包压力上升较快，汽泵此时出力已经严重不足，未能及时提高汽泵转速或立即启动电泵上水，导致汽包水位低达10分钟之久，（汽泵转速低时未能正确的在小