施城
盐城发电有限公司，江苏 盐城224002
摘要：12月25日晚20:00 接省调通知，因极寒天气影响，我公司#11机组定于12月28日（星期一）16:00左右并网运行。因我厂#11机组处于深度保养状态，各公用系统都处于隔离、放空，辅机电源均处于切除状态，且机组小修后部分设备未进行试转、试验等工作。为保证#11机组启动、试验等工作的顺利进行，发电部各值、各专业在部门的统一协调指挥下，克服时间紧、任务重的不利因素，争分夺秒，优化启动各项措施，保证了#11机组按照预定节点一次性并网成功。现将有关主要工作节点控制总结如下：
一、12月26日(星期六)
1、08:17 启动八期甲仪用空压机，投运#10、#11炉仪用气系统。
2、08:30-16:00 复查#11机组(含脱硫)有关设备电源及系统状态，送上高、低压辅机及电动门电源（#11发电机电加热；11甲、乙循泵；10甲、乙循泵；#11机汽机侧电动门；八期脱硫氧化风机出口电动门；八期脱硫脱水系统电源、工艺水泵、滤液水泵、氧化风机、叶轮给料机、石灰石浆液泵、除雾器冲洗电动门）。
3、08:40-16:40 检修对#11机甲、乙给水泵靠背轮进行连接。
4、09:20 投运八期#3工业水泵，恢复#10、#11机组工业水系统运行（开启辅机冷却水回水，保持工业水系统流动）。
5、09:30 测量#11机组发变组相关回路绝缘电阻，投入#11发电机微正压装置及电加热电源。（静子回路绝缘不合格；转子回路、#110厂变低压侧对地、#11机励磁变低对地、低对高绝缘合格。）
6、10:00 多介质过滤器、活性炭过滤器进满水。
7、10:30 投入#11机连续盘车。
8、11:00 启动11甲循环水泵，投运#10、#11机循环水系统。
9、14:05-17:20 检修对#11炉过热器堵阀堵板进行拆除。
10、14:20 投入#11机EH油系统循环。
11、15:20八期#1原水泵叶轮装复完毕，恢复循环水至机械澄清池供水；
12、16:00 缓冲池由低压消防水进行补水。
13、16:00-23:00 试开、关电动门、调节阀、风门档板，及时联系处理风门缺陷。（#11炉#2上下、#4上上周界风故障、#4上、中、下OFA二次风、乙输粉机进料阀故障，定排乙侧电动门故障，其余正常一抽逆止门、四抽逆止门关不动作(超时)，凝结水杂用母管至乙疏水扩容器调节阀开关不动作，高压主汽门后疏水电动门开关不动作，高压缸排汽逆止门前疏水门开关不动作，低压轴封汽调节阀开关不动作，其余正常工艺水箱补水电动门开关信号不到位。八期脱硫除雾器补水电动门开信号不到位）
14、17:15 #1机械澄清池投入运行，恢复化学制水系统运行；
15、18:30 送上八期脱硫循环浆液泵电源（除甲循环浆液泵绝缘不合格且减速箱有缺陷）、灰用空压机、排渣系统、脱水仓区域设备电源。
16、19:00 启动甲、乙给水泵辅助油泵运行。
17、21:20 化学反渗透系统投入运行；23:40 除盐水系统投入运行。
二、12月27日(星期日)
1、02:30 送上#11机甲、乙给泵、#11炉甲、乙排粉电机电源、#11炉甲、乙磨煤电机电源。（乙凝泵绝缘电阻不合格28日08:10 烘燥后绝缘合格。）
2、08:05 #11机除氧器、凝汽器进行补水（08:20发现化学水箱进口管地面向上翻水，即汇报值长、专职，联系检修处理。09:30停运设备，暂停制水，检修人员进行处理。又因化学水箱进口阀电缆有影响，15:05 停运生活消防水泵。15:18停运除盐水泵。17：10恢复#1澄清池运行，17：30恢复低压消防水系统运行，20:30恢复除盐水系统运行。）。
3、08:10 投入#11炉电除尘加热、振打；
4、08:30 开启#4灰用空压机，恢复灰用气系统运行；
5、09:15将八期400V脱硫甲段母线由#115脱硫变调由#105脱硫变供电。
6、10:00-12:30 点火油系统进行油循环；
7、10:00-14:00 配合检修部进行#11炉甲排粉电机；#11机甲凝结水泵；#11炉#1、#2碎渣机；#11炉除渣门及各喷嘴调试正常。
8、13:00 启动甲乙空预器运行。
9、13:17 化学制水系统进行加药处理（磷酸三钠、聚合铝、阻垢剂）
10、18:00-19:00 送上#11机甲、乙射水泵电机，#6低加甲、乙疏水泵电机，甲、乙轴加风机电机、八期丁循环浆液泵反冲洗门、八期#3原水泵电机、#11炉MGGH甲、乙循环泵；
11、19:00 联系燃运值班人员向煤仓进煤（乙煤仓：202t）；
12、20:00 启动制浆系统向八期脱硫吸收塔进浆；23:00 吸收塔达点火液位（6.12m）；
13、20:25 启动11乙给水泵进行锅炉上水；22:15 #11炉进水结束，开始放水；
14、22:10 #11炉MGGH系统进水；00:40 #11炉MGGH系统进水结束；
15、22:20-22:45 八期脱硫乙、丙、丁循环浆液泵试转正常。
（18:45-22:30 给水泵试转时发现工作冷油器漏水、乙给泵电机前轴承油档漏油缺陷，检修进行及时处理，但影响控制节点，使锅炉换水时间较短。）
三、12月28日(星期一)：具备启动条件后立即进行启动操作；
1、00:50启动11乙给水泵，01:50#11炉进水至点火水位，化验炉水硬度不合格（80umol/L），启动后通过连续及定期排污加强换水；
2、01:20 向#11炉煤仓进煤（甲煤仓：150t）；
3、01:43 联系省调同意#11机组启动操作；
4、02:00 #11机真空达-27Kpa，#11炉点火；（02:10-02:30油枪不着火清理工作）。
5、02:20 启动八期脱硫丙循环浆液泵，投入脱硫系统；
6、04:24 启动11乙制粉系统运行；
7、06:32 启动11乙给水泵；
8、08:31 #11机蒸汽参数符合冲转条件，开始冲转；
9、08:35 将11甲凝泵调由11乙凝泵运行；
10、10:00 #11发变组由冷备用转热备用；
11、10:45 汽机定速；
12、10:47 103%超速保护试验正常（动作值3084rpm/n）；11:25 汽机主汽门严密性试验、调门严密性试验合格；
13、14:30 #11发变组与系统并列，告省调知（发电机升压过程中发现“发变组PT断线闭锁”、“发变组微机保护B柜故障报警”信号灯亮，14:25 经检修处理后更换TV1 B相高压熔丝）；
14、15:20 6KVⅪ甲、乙段母线由#01高备变供电调由#110高厂变供电；
15、16:30 #11炉加药系统投入；
16、16:30 增开八期乙循环浆液泵；
17、17:10 投运11甲排粉机，17:30 投运甲制粉系统运行；
18、18:30投运液氨储罐和#1氨气制备系统运行，投运#11炉脱硝装置运行；
19、19:05 机组达50%负荷,投入机组一次调频；
20、19:25 机组负荷80MW，停助燃油；
21、20:58 机组负荷90MW，投入#11机组协调控制；
22、29日00:15 投入八期AVC装置运行；00:50 投入#11机AGC，#11机组启动结束，投入正常运行。
四、重要节点恢复时间小结（排除缺陷影响）：
1、制水系统至除盐水箱恢复：16小时；
2、工业水系统、循环水系统恢复：2小时；仪用气系统恢复：2小时；脱硫吸收塔浆液恢复：6小时；
3、除盐水至锅炉上水至点火水位：8小时；（锅炉进水完毕后根据并网节点及水质情况进行适当换水）
4、点火至冲转（无粉启动）：6.5小时；
5、冲转至定速：2.5小时；
6、定速至并网：0.5小时；
7、并网至正常接带负荷：6.5小时；
五、存在问题及处理措施：
1、因#11机组小修转调停备用较长时间，系统恢复及机组启动中发现部分缺陷，影响了重要启动节点控制。因此，必须重视影响节点的缺陷消除及时性及预防性。
2、需对部分专业人员调配合理性进一步优化，各专业要根据工作节点安排，及时到场指导把关，合理调配非当班运行人员参与重大操作，保证重要节点顺利进行。
值长组
2021年1月20日