机组冷态启动技术措施.docx
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机组冷态启动技术措施.docx
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机组冷态启动技术措施
吕四港发电公司
发电部技术措施
【2017】(综)02号
执行技术措施单位:
各运行值、外委项目部
主题:
机组冷态启动技术措施
编写:
李伟林、康强、刘勇、刘志海、郭兆耕、窦小春
审核:
张义昌张利军
批准:
黄俊峰
发布实施:
2017年12月23日
一、冷态启动主要节点控制:
I、启机前系统恢复
1、闭冷水系统投入,各辅机冷却水、冷却器导通,闭冷器正常投运一台一台备用,控制闭冷水压力0.4~0.6Mpa。
2、炉水循环泵清洗、注水。
3、大小机润滑油系统、密封油系统投运,检查主机润滑油压在0.09~0.15Mpa范围,直流油泵"联锁启动"投入。
主机冷油器出口滤网在有滤芯侧运行,维持油氢差压在84±10Kpa,化验大小机系统油质合格。
4、循环水系统投入,凝汽器注水,二次滤网、电动滤水器投运,开式水系统设备:
闭冷水冷却器,真空泵冷却器、渣水系统,充分注水放空气投运。
5、500m3凝补水箱水位4500mm~6300mm,保持高水位,以满足机组启动冲洗时储水量。
6、凝结水管道注水结束,凝汽器补水至正常水位(700~850mm),启动凝结水系统,打循环进行冲洗。
7、投入轴封加热器水侧及各低加水侧,水位保护投入,投入汽泵密封水。
开启5号低加出口排水至机组排水槽电动门,进行凝结水系统冲洗。
8、投入EH油系统,母管压力14.5±0.5MPa,检查系统运行正常无泄漏,联系热控人员进行大联锁保护传动。
9、联系临机投入辅助蒸汽系统,投用时确保疏水暖管充分,压力维持0.8MPa、温度大于250℃。
10、投入定冷水系统,通知辅控投入在线加药装置连续运行。
定冷水水质控制PH值8-9,电导0.5-1.5us/cm。
11、密封油投入正常后,发电机通入压缩空气至0.5MPa,发电机气密性试验24小时,气密性试验合格,发电机泄压至0,通入二氧化碳置换空气。
12、发电机二氧化碳纯度合格,通入氢气置换二氧化碳,氢气纯度>98%,发电机开始补氢至氢压大于0.3Mpa。
13、如锅炉加药保养,则先将除氧器和锅炉放水。
除氧器放水后用凝补水泵向除氧器补水、冲洗。
除氧器冲洗结束,将除氧器水位补水至正常水位。
14、润滑油、密封油系统油质合格,启动顶轴油泵,由设备部调整各瓦顶轴高度至合适值,交替启动A、B顶轴油泵各2小时以上,再次化验润滑油、密封油系统油质合格。
投入主机盘车并保证至少在汽机冲转前4小时连续盘车,检查盘车电流及电流摆动值正常,每1小时进行一次各瓦及轴封听音,记录大轴偏心。
15、联系投入输煤系统给机组煤仓上煤,联系输煤人员A煤仓上挥发份及发热量较高的煤种。
16、联系辅控在锅炉点火前24小时投入电除尘加热。
17、投入除氧器加热,启动汽泵前置泵循环加热,联系化学投入给水加药系统,确保水质合格。
18、进行锅炉上水前检查。
19、放空气系统及膨胀系统的检查,在锅炉膨胀指示本记录锅炉膨胀。
20、投入六大风机及磨煤机油站运行、启动空气预热器。
21、启动火检冷却风机,启动等离子冷却风机,启动脱硝稀释风机,备用风机投入联锁,投入脱硝声波吹灰器。
22、炉水循环泵注水结束,除氧器水温50℃以上,除氧器水质合格后,利用除氧器静压给水系统注水。
调整好给水流量100T/h左右,锅炉开始上水。
上水过程中,按锅炉上水操作票关闭相关空气门。
23、锅炉储水箱水位上至正常,启动炉水循环泵,调整好省煤器入口给水流量>500T/h,锅炉开始冷态冲洗。
如机组停运时间大于45天或锅炉进行过加药保养,锅炉上水后启动炉水循环泵连续运行30分钟,将锅炉放水后重新上水,再进行冷态冲洗。
24、按照真空系统恢复操作票进行凝汽器真空系统恢复前检查。
辅汽供轴封系统暖管,投入轴封系统。
小机轴封随大机一起投运。
25、启动2台真空泵,凝汽器抽真空,关闭真空破坏门。
真空初步建立后关闭再热器系统放空气门,关闭锅炉侧一再入口集箱疏水门,开启汽机侧再热器系统疏水门,连带再热器系统一起抽真空。
26、小机具备冲转条件后,用辅汽冲转一台小机至800rpm暖机。
27、按小机超速试验操作票进行小机超速试验,两台小机先后进行试验。
试验结束连上小机与汽泵对轮。
28、按照汽机疏水系统操作票进行汽轮机启动前疏水系统的检查、恢复。
29、联系辅控启动一台浆液循环泵。
30、启动单侧引风机和送风机,送风机启动后全开运行侧送风机热风再循环。
调整风量至800T/h左右,调整炉膛压力正常,炉膛负压投自动。
检查另一台送风机是否倒装,如倒转通知检修制动。
制动完毕后,启动另一侧送引风机。
31、锅炉冷态冲洗结束,水冷壁壁温通过给水加热至50℃以上。
水质合格(PH9.2-9.6,全铁≤200μg/L,SiO2≤30μg/L,YD≈0μmol/L,溶氧≤30μg/L,电导≤0.50μs/cm)。
水质合格后关小锅炉上水调门和过冷水调门,保持炉水不再外排,直至A制粉系统启动后。
32、点火前两小时启动供油泵,并列相邻机组燃油系统,对燃油总管进行冲洗。
33、投入辅汽供空预器吹灰器及等离子暖风器管路暖管。
34、检查炉膛火焰电视投入正常。
35、测量发电机定、转子绝缘。
II、锅炉点火
1、锅炉吹扫前,先导通锅炉17M平台燃油系统,全开回油手动门,关闭各油角阀手动门。
2、检查锅炉吹扫条件满足,机组不存在MFT条件,联系热工确认锅炉主保护投入,开始炉膛吹扫。
3、炉膛300秒吹扫结束。
OFT及MFT复位,立即开启进回油母管关断阀和进油母管调节阀,大流量冲洗燃油管道5-10min。
冲洗结束后调整燃油压力3.5MPa,进回油流量2T/h左右,并列炉前燃油系统。
4、投入空预器连续吹灰。
5、调整好锅炉二次小风门及炉膛负压,锅炉点火,采用对角投入油枪的方式,定期对油枪进行切换,以保证炉膛的受热均匀。
检查油枪着火良好,各处无漏油现象。
锅炉投油暖炉期间严禁开启WDC阀对锅炉进行冲洗。
6、通知辅控开启脱硝供氨总阀(氨站),导通脱硝SCR区系统,检查供氨各管阀无漏氨后关闭脱硝SCR区(炉侧)供氨手动总门。
当脱硝入口烟温大于280℃,开启脱硝SCR区(炉侧)供氨手动总阀,脱硝系统具备随时投入条件。
7、锅炉点火后一旦锅炉建立压力即开启汽机侧A、B高旁至30%开度,防止启动初期汽水混合物在小开度冲刷高旁阀。
在高旁投入同时投入高旁减温水及旁路系统三级减温水。
8、锅炉分离器压力达到0.2MPa之前,确保一台小机冲转成功。
9、整个升温过程中,控制锅炉后屏、末级过热器和高温再热器受热面管壁温度升温速度小于1.5℃/min,特别注意监视后屏、末级过热器和高温再热器管壁温度变化趋势,应保证管壁温度平稳上升。
确认壁温平稳上升无反复后,才可继续增加燃料或者启动等离子磨煤机。
燃料的启动顺序如下:
AB层油-CD层油—A层煤---B层煤—C层煤—D层煤—E层煤。
锅炉受热面及主汽温度升温率≯2℃/min,正常维持在1.5℃/min左右。
10、分离器压力达到0.4MPa之前,确保一台小机转速达到2800rpm以上。
11、导通至少两台制粉系统通风,注意不选择跳闸磨煤机,若为跳闸磨,启动风机前,先将等离子拉弧或点燃对应油枪。
12、水冷壁壁温达到80℃,启动一台密封风机。
启动一次风机,投入一次风系统,调整一次风压至6.5-7kpa之间,投入备用密封风机连锁。
13、调整A磨煤机一次风通风量暖磨,确保磨煤机出口温度缓慢均匀上升。
III、锅炉升温升压
14、暖A磨正常后,调整好一次风量,水冷壁温度达到120℃以上,投入第一套A制粉系统运行,及时关闭冷一次风门,调整给煤量至20T/h以上,热一次风量至80-90T/h左右,确保炉膛着火良好,负压摆动不大。
检查各处无漏粉现象。
15、冷态启动柴油定额为15吨,视炉膛燃烧情况逐渐退出油枪运行。
通知辅控投入电除尘电场。
启动一台氧化风机。
16、调整锅炉上水量及WDC阀排放量,控制锅炉受热面及主汽温度升温率≯2℃/min,正常维持在1.5℃/min左右,升压率≯0.1MPa/min,检查水冷壁壁温无突升现象。
17、汽水分离器压力达到0.2MPa时,按照上水操作票,关闭炉顶空气门,全面检查汽机缸体及主、再热汽、导管疏水、各段抽汽系统所有疏水门开启且全开到位,并用点温枪检测疏水畅通。
18、投入汽机高压旁路系统减温水,暖汽机高压旁路系统,投入汽机旁路,投入旁路三级减温水。
检查高旁一级减温后温度小于158℃。
19、投入汽机高、低压侧疏水扩容器喷水,检查主汽管路疏水系统导通。
20、当分离器温度达到180-210℃时,控制给水流量100-150t/h左右,通过调整炉水泵出口调整门控制省煤器入口给水流量>500T/h,锅炉进行热态冲洗。
锅炉热态冲洗期间控制锅炉燃烧稳定,分离器温度稳定。
21、热态冲洗结束,水质合格(PH9.2-9.6,全铁≤100μg/L,SiO2≤100μg/L,YD≈0μmol/L),锅炉继续升温升压。
期间注意燃料量与给水量的匹配增加,检查锅炉各受热面温度正常,控制汽机高压旁路开度,确保温度及压力匹配上升。
22、锅炉分离器出口压力达到3.5MPa时,打开A、B侧ERV阀前手动门。
IV、汽轮机冲转
1、汽机冲转前的检查准备:
汽轮机冲转前各项保护按规定投入,汽机ETS报警窗复位无报警,主机TSI监视各项参数具备冲转条件,主再热蒸气管道及汽缸本体疏水全开,就地手测主汽门前疏水温度高于200℃且均有过热度,主机润滑油滤网已切换至无滤芯侧运行。
2、汽机冲转前的检查准备结束,蒸气参数满足(主蒸汽压力3.5-4.5MPa,主蒸汽温度360℃,两侧主汽温偏差不超过14℃,汽机主汽门内外壁温差不超过83℃)。
化学化验蒸汽品质合格。
3、投入汽机润滑油温度控制自动。
4、就地检查AST、ASP及薄膜阀上腔油压0.6~0.8MPa,EH油压13~4.5MPa,凝汽器-91kPa~-85kPa,润滑油压0.09~0.15MPa,润滑油温35~40℃,空氢侧密封油温35~40℃,主机偏心不大于原始值的110%。
汽机挂闸。
5、按冲车操作票汽机冲车,检查汽机开始升速,检查盘车装置自动脱开。
6、汽机转速400rpm,打闸进行摩擦检查,对机组进行全面检查和听音。
7、汽机再次冲转,按电科院要求进行汽机动平衡试验,全面检查汽机各项TSI参数。
8、汽机在动平衡转速检查正常后继续升转速,转速升至2000rpm时顶轴油泵联停,将顶轴油泵投备用。
升速期间注意检查汽机TSI画面各参数正常。
9、转速升至2500rpm时,根据机组差胀、汽门内外壁温差(小于83℃)、高中压缸上下缸温差、蒸汽与金属温差等参数变化进行高速暖机,暖机期间再次进行动平衡试验。
10、启动第二台一次风机运行,并列一次风机。
启动第二台引风机运行,并列引风机。
启动第二台送风机运行,并列送风机,送风机并列后全开运行侧送风机热风再循环。
并通知辅控投运电除尘。
11、在2500rpm暖机1小时后随机投入高、低压加热器汽侧。
12、在2500rpm暖机2小时后,开始启动另一台小机,用辅汽冲车走暖机程序。
13、检查调节级金属温度达到暖机要求值,汽机膨胀均匀胀出,汽机各参数正常,中速暖机结束,转速继续升至2950rpm,进行主汽门至高调门的切换。
14、阀门切换完成,汽机转速升至3000rpm,定速。
15、在3000rpm做汽机危急保安注油试验及电气励磁调节器、交流阻抗试验。
16、在3000rpm做主机OPC超速试验、ETS电超速试验、TSI电超速试验。
17、调整主蒸汽压力超过12.5MPa,在3000rpm做汽机主汽门、调门严密性试验。
18、汽机所有试验做完后,再次冲转到3000rpm等待并网。
19、3000rpm定速后检查主机润滑油母管油压上升、主机交流油泵电流下降,停运行主机交流润滑油泵、高压密封油备用泵,投备用。
20、转速3000rpm稳定后,检查高中压主汽门前蒸汽温度有100℃以上的过热度,关闭机侧高压主汽门前管道疏水(主蒸汽母管疏水、高旁疏水、左侧主汽门前疏水、右侧主汽门前疏水、左侧主汽导汽管疏水、右侧主汽导汽管疏水)。
21、提高脱硝SCR入口烟气温度300℃以上,机组并网前投入脱硝系统。
1)开大辅汽加热除氧器,将除氧器内给水温度加热至120℃左右;开大炉水循环泵过冷水调门开度,减少锅炉上水调门开度,增加炉水循环泵出力,减少炉水外排,汽机3000rpm定速后将省煤器入口给水温度提高至250℃左右。
2)汽机3000rpm定速后,关小过热烟气挡板,最小可关至20%,再热烟气挡板保持100%全开。
3)汽轮机暖机结束后逐渐将主再热蒸汽温度提高,确保并网前主再热蒸汽温度达到470℃以上。
V、发电机并网
1、发电机恢复热备用(包括发电机出口开关、发电机出口PT、发电机接地变压器、发电机励磁系统及发电机保护等)。
2、发电机并网前的检查(包括发电机转子绝缘测量、发电机出口组合开关、发电机出口PT、发电机接地变压器、发电机励磁系统及变压器等的检查)。
3、投入氢气冷却器冷却水,投入氢温控制自动,控制好氢气温度正常,氢冷器注水排气,并注意监视汽端、励端两侧氢温偏差。
4、投入定子冷却水温度控制自动。
5、发电机并网(按并网操作票,用自动准同期方式将发电机并网),带初负荷正常。
VI、发电机升负荷
1、在汽机操作画面的“DEH操作画面”内选择“控制设定”,在弹出的对话框内原转速目标设定框体中输入450,升速率设定中输入25,点击“执行”按钮,检查汽机高调门缓慢开启,负荷上升至30MW左右。
2、在“协调控制”画面内点击“遥控请求”,在汽机“DEH操作画面”内点击“控制模式”,然后选择“遥控方式”,最后在“协调控制”画面选中“汽机主控”框体,检查“汽机主控”框体变红,控制上下箭头为可操作状态,确认汽机主控投入。
3、通过增加煤量,逐渐关小高旁开度,增加“汽机主控”中调门开度的方法加负荷,直到高旁全关。
4、负荷超过60MW,检查各疏水温度有过热度,关闭机侧所有疏水门。
注意负荷超过99MW和132MW时要一次通过不要反复,防止疏水门联开。
5、随负荷上升,高旁阀关闭,配合点检一次性校严高旁阀,防止高旁内漏。
6、并网后控制汽温、汽压稳定,启动B制粉系统,逐渐升负荷。
根据运行工况投运增启浆液循环泵,保证脱硫效率在合格范围。
7、凝结水水质合格,5号低加出口放水含铁量小于1000μg/L时,通知辅控投入凝结水精处理前置过滤器运行。
辅控在线化验5号低加出口放水含铁量小于200μg/L时,通知辅控投入凝结水高速混床运行。
除氧器倒为凝结水上水,凝结水回收,投入除氧器水位控制自动。
8、四段抽汽压力≥0.2MPa,除氧器加热汽源切换至四次抽汽供给。
四抽至辅汽和小机进汽管暖管。
9、检查冷再蒸汽压力大于1MPa,切换辅汽汽源至冷再供汽。
10、负荷200MW以后,联系点检配合运行对机炉侧疏放水阀门进行一次全面检查,关闭存在内漏的疏放水阀门的手动门。
11、升负荷至230MW,确认给水泵运行稳定,精处理出口氢电导小于0.12us/cm,省煤器入口氢电导率小于0.15us/cm,给水水质全部合格,通知精处理将锅炉给水的处理方式由AVT(除氧)切换到CWT(加氧)方式运行。
关闭除氧器启动排气门,检查除氧器连续排汽开启,关闭高加运行排气至除氧器手动门。
并通知精处理加氧4小时后按加氧控制标准进行指标调控。
12、升负荷至250MW以后,进行锅炉的转直流操作,选择四台制粉系统运行(ABDE或ABCE磨煤机组合方式),贮水箱压力12MPa以上,稳定给水流量,缓慢增加燃料量,调整好汽温,控制锅炉受热面壁温平缓上升。
在日志中记录锅炉转直流蒸汽流量及负荷点,煤量及压力。
13、通知辅控将捞渣机转速调至50%运行。
14、分离器出口温度饱和度超过5℃以上时,机组转直流结束,立即匹配增加燃料量及给水量,使机组不在转直流区域长时间停留,检查锅炉各受热面温度正常。
15、锅炉转干态,炉水循环泵停运,机组负荷300WM前必须关闭炉水循环泵过冷水手动门,投入炉水循环泵暖泵和暖阀水。
16、投入发电机励磁系统AVC控制。
17、第二台小机暖机结束,继续升速至2850转,开始并列第二台汽泵。
并列第二台汽泵后,投入给水控制自动,投入水煤比控制自动,小机汽源切四抽。
18、发电机补氢至0.5MPa。
19、投协调控制,设定机组上、下限,升降负荷速率及滑压速率,检查协调控制良好。
20、协调方式下,以3MW/min的速率升负荷至330MW。
21、负荷到350~450MW以上时,稳定机组负荷,确认机组运行正常,根据需要将机组阀门控制方式切为“顺序阀”控制。
22、投入机组RB,检查各保护、联锁、自动投运正常,设定值设定准确。
投入机组一次调频。
联系调度,投入AGC。
23、投入锅炉主汽供吹灰汽源,锅炉全面吹灰一次。
24、疏水门关闭4-6小时后,持续观察门后温度变化,发现手动门关闭后仍存在内漏,要及时通知点检处理。
二、电除尘、输灰、捞渣机、脱硫投运注意事项
1、在锅炉预计点火前24小时,辅控长依次投入相应机组电除尘的各电场加热、灰斗加热、灰斗气化风机加热系统,12小时后确认电场、灰斗温度>80℃以上,投运各电场的干灰输送系统;锅炉点火前2小时,投运阴、阳极振打系统,一、二号机运行方式设置为“连续”模式,三、四号机运行方式设置为“手动开”模式。
2、电场、灰斗加热温度未达到90℃时,禁止投运电场。
3、锅炉点火纯燃油阶段,禁止投运电场,煤油混烧阶段视实际情况投运电场。
4、在机组3000转定速,并列另一侧风机期间,将一、二、三、四、五电场依次投运,各电场二次电流设置小于额定50%;油枪全部停运后,将各电场二次电流设置到额定70—80%,阴、阳极振打器运行方式设置为“自动”模式。
5、机组并网后,以净烟气粉尘浓度小时均值排放3—8mg/Nm3控制为标准,将各电场二次电流设置到合适值。
6、在机组燃油或煤油混烧阶段,各电场的各电场输灰系统的运行参数因设置为:
仓泵落料时间为8—10s,输灰周期为100—200s。
在油枪全部退出后,各电场再设置回原来的正常仓泵落料时间和输灰周期。
7、集控、辅控值班人员要及时了解机组上煤煤质、负荷及燃煤量,根据以上参数,及时调整电除尘、干除灰系统的运行参数或工艺,以避免发生净烟气粉尘超标,落灰不畅或输灰堵灰异常的发生。
8、当发生净烟气粉尘超标、下灰不畅、堵灰等异常现象时,运行人员及时采取措施进行处理,汇报值长,必要时通知专业主管、部门主管领导。
9、机组锅炉点火之前4小时辅控长按照值长命令依次投入相应机组的捞渣机及其渣水系统,捞渣机投运前到就地控制箱先将断链检测装置打到解除位,在捞渣机液压驱动站油泵投运稳定至少3分钟后,再将断链检测装置置于投运位,然后将捞渣机调速旋钮按从0%—5%的调量增加,并注意观察链条驱动装置及链条、刮板的运行情况,直到捞渣机调速旋钮到30%的调量,其运行平稳后可根据锅炉渣量适当加大调速旋钮的调量。
10、引风机启动前,就地确认吸收塔进、出口挡板机械指示在开位,上位机显示状态在“开位”。
11、锅炉启动时,需选用灰份较少、发热量较高的优质煤,合理调整燃烧工况,保证燃烧完全,避免油污带入脱硫系统。
12、在吸收塔浆液pH低于5.0且长时间补充石灰石浆液无效果、脱硫效率持续下降的情况下,进行污染浆液置换,直至浆液为浅黄色为止。
三、机组启动过程中水质和化学化验的要求
1、值长负责将班中启动计划和主要工作布置给机组长和辅控长。
2、机组长负责把机组上水、冲洗、点火的每个阶段的工作通知辅控长和化验班化验人员。
3、辅控长安排专人:
辅控主值负责实施运行化学工作;化验班按照要求化验水质情况,每两小时一次,接近合格时增加化验次数,使水质尽早合格。
4、化验人员把每个阶段合格数据报给值长和机组长,用于指导机组启动。
5、机组启动过程中化学运行工作由辅控长下令指挥,辅控主值、副值操作投入取样架、仪表和加药泵的调整及化验和抄表记录。
6、辅控运行和化验人员遇到加药异常和化验数据异常情况,及时汇报化学高级主管,化学高级主管在现场指挥处理。
7、化验员化验的数据报机组长和值长,作为机组启动每个阶段数据;辅控主值化验数据作为调整加药的依据;化验员、辅控运行化验的数据和在线仪表数据差较大,在标准范围外的由辅控主值负责查找原因处理。
8、辅控主值负责联系维护人员对在线仪表和取样装置进行维护。
9、在线仪表准确的项目辅控不再化验,每两时抄表一次记录在运行报单。
10、化学专业在机组启动前备足除盐水和氢气,机组加药箱备足药品,药液浓度是正常运行的二倍,溶药工作预计除氧器上水前由辅控副职通知专职溶药人员完成。
11、机组整个启动过程每进行一个阶段,应该有水样时必须将取样投入;冲洗、联系检修工作、水样调整均有辅控主值完成。
12、电导率表,PH表、溶氧表必须在水样外观清澈透明时尽早投入,机组并网两小时投入全部仪表,投表过程由仪表维护人员在现场维护,仪表水样管冲洗、仪表过滤器冲洗、仪表水样调整、准确性校验由维护人员完成。
13、化验班水质化验必须安排两人及以上值班化验水质,交接班交代清楚点火进程和机组水质,其它启动过程的工作另行安排。
14、从机组长第一次通知化验数据开始化验班值班人员必须关注点火进程,发现集控运行人员违反水质要求进行机组启动的操作通知值长立即制止,并通知化学专业主管。
15、化验班监督每一个阶段水质、蒸汽品质合格后,电话通知辅控长,水质控制交给运行控制(铁含量除外)。
三、冷态启动的注意事项:
1、操作一、二、三段抽汽等高压疏放水阀门时,若阀门过紧操作不对,严禁多人大力操作损坏阀门,并且操作时注意阀门门架子不能随门芯一起转动,若发现,立即停止操作,通知工程部点检人员,防止运行中大量蒸汽喷出伤人。
2、阀门操作程序要规范。
疏放水、排空系统一般设置有两道门,一次门是隔断门,只允许使用二次门控制疏放水流量和正常关断,只有在二次门不严的情况下才允许使用一次门,因此开启阀时应先全开一次门,再开启二次门,关闭顺序反之。
运行中一旦发现二次门不严时,应及时关闭一次门,以减少对门后管壁的冲刷。
3、进行疏水阀门关闭操作时必须一次关闭到位,闸阀和截止阀正常情况下不得用于节流。
4、闭式水系统恢复时,冷却器注水采取入口注水,闭式水侧出口没有装防冲板,防止管束冲坏。
5、真空泵运行中注意检查真空泵泵体温度,当泵体温度大于40度时,说明真空泵泵体已过热抽吸能力下降,及时调整凝汽器回水蝶阀开度和闭式水冷却器开式水回水蝶阀开度,保证真空泵冷却水压力。
6、冲车过程中若发生机组跳闸,再热器必须泄压至0.03Mpa以下,防止挂闸后转速飞升。
7、小机倒汽源时注意转速波动,关辅汽供小机手动门时速度应缓慢,四抽供小机电动门开启时小机转速的变化,监视小机调门开度的变化,防止低调门开展,联开高调门,防止给水流量的大幅波动,煤水比失调。
8、锅炉点火时,进行油枪暖炉,油枪暖炉期间严禁开启WDC阀进行锅炉冲洗。
A制粉系统启动后,起始煤量控制在20T/H,然后逐渐退出油枪,保持燃料量总体平稳。
9、机组点火及150MW以前,温升率的控制主要通过燃料量进行,禁止投入各级减温水。
其方式可以通过调节烟风挡板,AA风风量大小。
10、冲车前,提前进行检查,汽温达到冲车温度时,立即进行冲车。
11、冷态启动的参数控制要求
1)、控制主再热汽温温升率1.5℃/min左右,≯2℃/min。
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