机组冷态启动操作票Word下载.docx
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11
检查发电机中性点柜完好,符合投运条件。
12
检查发电机油、氢、水监视柜投入,运行正常。
13
投入发电机封闭母线微正压充气装置运行,并调整气压至正常1.5-2.5Kpa。
14
检查发电机大轴接地碳刷已放上且接触良好。
15
检查发电机滑环清洁,碳刷接触良好,在刷握内能上下自由移动而不左右晃动。
16
检查发电机机端TV、AVR专用TV、匝间保护专用TV均正常并符合投运条件。
17
根据变压器投运前的检查,全面检查主变、高压厂变符合投运条件。
(二)
汽机启动前准备工作
接值长令,做好#1机汽轮机冷态滑参数启动准备。
确认#1机组所有检修工作结束,工作票收回,现场清理干净。
检查汽机各系统,作好机组启动前的准备工作。
将各系统阀门操作到启动前状态。
检查DCS、TSI、ETS、DEH控制系统正常,CRT画面上各系统设备及阀门状态正常,开关状态及联锁,参数指示正常。
DEH主、副路电源已送,状态正常。
检查热工联锁及试验合格且投入运行,热工信号及声光报警正常。
联系热控测量各辅机绝缘,电动门、电动调节门绝缘合格后送上电源。
检查所有辅机轴承油质、油位正常;
转子转动灵活,无卡涩且具备启动条件。
检查主机润滑油箱油位在50mm左右,油温>
21℃。
否则应联系补油,投入油箱油净化装置,投入油箱加热自动。
检查电泵油箱油位在油箱中心线以上,否则应联系补油。
检查EH油箱油位在450mm,油温在37-50℃。
否则投入油箱加热。
主油箱油温合格后投入排烟风机运行,调节出口档板,维持主油箱负压在500Pa并投入风机联锁。
启动主机交流润滑油泵和高压备用密封油泵。
进行各油泵的自启动试验,试验完毕后,主机交流润滑油泵,高压备用密封油泵运行,主机直流油泵投联锁。
检查主机润滑油压0.096~0.124MPa,高压备用密封油泵出口油压在0.8~0.9MPa,检查各轴承回油正常。
启动空侧密封油箱排油风机运行,投入风机联锁。
启动空侧密封油泵运行,检查空侧密封油压在0.055MPa。
18
检查氢侧密封油箱自动补油到油箱中心线上50mm,启动氢侧密封油泵运行。
19
向定子水冷箱进水到600mm,启动定子冷却水泵运行,调节冷却水量在30t/h,压力在0.33MPa,水位在450-600mm,调节定子冷却水温在42℃,投入水泵联锁运行。
20
启动顶轴油泵运行,检查#3、#4、#5、#6轴承顶轴油压大于5.25MPa,
启动盘车运行。
记录盘车电流:
A、偏心:
μm。
21
联系化学备足H2、CO2,用置换法投氢,当发电机内氢气纯度>96%,提升氢压至0.25MPa。
检查空侧密封油压上升到0.5MPa,氢侧密封油压上升到0.6MPa。
22
冷却水系统投运后,调节主机润滑油温在42-45℃;
空侧密封油温在40-45℃;
氢侧密封油温在40-45℃。
23
启动抗燃油泵,投入抗燃油系统运行正常,控制油温在40~50℃。
(将备用油泵联锁开关投入,高低压蓄能器投运正常)
(三)
锅炉启动前准备工作
1
接到点炉命令,值长通知化学、输煤等岗位,确认各系统试运合格。
并联系技术部煤质报告。
2
按照锅炉启动前检查的要求,全面检查各系统阀门全开、全关试验正常,阀门状态、位置正确。
3
按照锅炉启动前检查的要求,全面检查炉本体系统的现场情况。
4
检查DCS系统投入运行正常,CRT显示与设备实际状态相符。
5
对机组全面检查,检查检修情况及工作票已全部办理结束,有关试验工作已完毕,机组已具备启动条件。
6
检查确认各辅机电动机绝缘合格,并达到备用状态。
7
投入厂区工业水系统,启动空压机,投入仪用气源及厂用气源,检查控制气压力在0.4-0.7MPa。
根据需要投入邻炉加热系统。
8
检查确认照明、道路、膨胀指示器、燃烧器、回料阀等处于正常要求状态,并记录膨胀指示器位置。
9
投入辅机冷却水系统,检查辅机冷却水正常;
时分检查冷却水压力MPa,仪用空气母管压力MPa。
厂用空气母管压力MPa。
10
时分启动各风机运行并在DCS上启动加床料斗提机,打开启动料仓下料电动插板,向炉膛添加床料。
观察床压的变化,当床压到达4~6Kpa或水冷风室压力达9~11Kpa时,停止加料。
11
停止加料后,将一次风量增加到250000Nm3/h以上,流化床料5分钟,然后停运引风机,其它风机联跳。
检修打开炉膛人孔门,观察床料的流化均匀性。
在主值本上记录检查情况。
12
就地水位计及监控电视投入。
(锅炉上水后应检查水位计清晰并指示准确。
)
13
检查确认各电动门、调节门及热工仪表已送电,并试验良好。
14
时分DCS保护控制画面上解除汽机跳闸、汽包水位高、低,以及床温低引起MFT的联锁保护。
(四)
锅炉上水
联系化学启动除盐水泵,向凝补水箱进水到2800mm。
启动凝补水泵运行,向凝结器补水到2100mm;
向闭式高位膨胀水箱补水到1800mm,向除氧器进水到2100mm,向A、B、c真空泵汽水分离器进水到200mm。
启动开式水泵运行,向闭式热交换器、真空泵冷却器通水正常。
投入开式水泵联锁运行。
启动闭式水泵运行,向其用户通水。
投入闭式水泵联锁运行。
启动真空泵运行,对空冷凝汽器抽真空。
变频启动凝结水泵运行打再循环,同时向凝结水用户供水。
用启动汽源或邻机来汽对辅汽联箱暖管、暖箱,维持辅汽联箱压力在0.58-0.78MPa,温度在250-280℃。
用辅汽联箱对除氧器加热,控制压力0.147MPa,温度在90-100℃。
开启电动给水泵进口门,对给水系统充水排气后,启动电动给水泵运行,关闭锅炉给水再循环,由给水旁路向锅炉进水,水位上至-100mm时,停止上水,打开省煤器再循环。
锅炉停止进水后,给泵打再循环。
二
机组启动
锅炉点火
建立空气通路:
①全开引风机出、入口门,动叶开度>5%;
②全开二次风机出口门,入口导叶开度>5%;
③全开一次风机出口门,入口导叶开度>5%;
④打开布袋除尘器各列旁路气动提升阀;
⑤全开环形风箱各二次风入口调节门,各密封风调节门,床上、床下油枪各风门,两侧主一次风门。
时分,启动高压流化风机;
在CRT上将高压流化风机投备用。
调整返料器各室风量、风压正常。
投入火检冷却风。
检查确认引风机出、入口挡板门在关闭位置,动叶开度在0位;
时分启动引风机,待电流返回后,开启引风机出口挡板门,入口挡板门,根据炉膛负压,缓慢开启引风机动叶,调整炉膛出口压力-127~+245Pa范围内。
检查确认二次风机出、入口挡板门在关闭位置,时分,变频启动二次风机,二次风机出口挡板自动全开,入口导叶自动全开。
调节变频器,调整二次风量至吹扫值,注意炉膛压力的稳定。
检查确认一次风机出、入口挡板门在关闭位置,时分变频启动一次风机,检查一次风机出口挡板门自动开启,入口导叶自动开启。
调整一次风量至Nm3/h。
调节两台一次风机出力平衡。
调整设定炉膛负压为-127~+245Pa,投引风机动叶自动。
根据需要,顺序启动另一侧风机:
时分,启动引风机,调节两台引风机出力平衡,投入自动;
时分,启动二次风机,调节两台二次风机出力平衡;
启动时注意维持炉膛压力的稳定。
时分,调整一次风量>40%,二次风量>50%,吹扫条件满足,开始进行吹扫(吹扫时间300S)。
时分,吹扫完成,MFT信号复归。
调节两侧主一次风,建立最低流化风量.调整环形风箱二次风进口调节门、各密封风门,调节床上、床下各油枪风量。
时分,启动燃油泵,开启燃油进油快关阀及回油快关阀打油循环。
调整床下来油调节门,保持床下油压2.5~3.0MPa。
开启床上、床下各油枪进油手动门、及油枪、点火枪、火检密封冷却风门。
记录点火前汽包水位mm,汽包壁温:
上壁温℃。
下壁温℃。
联系热工人员投入锅炉主保护MFT电源,开启A、B侧过热器及再热器对空排汽门。
时分,投入床下风道燃烧器,检查油枪雾化着火良好。
合理配置燃烧风,注意观察燃烧室温度的变化。
保证油充分燃烧,防止冒黑烟;
调整点火风、进油压力及回油油压,控制燃烧器出口烟气温度逐渐上升,但不大于980℃。
时分,根据燃烧情况投入对应侧的床下风道燃烧器。
保持两侧均匀。
启动A、B、c真空泵运行,当背压至25KPa时应停运一台真空泵运行,投入真空泵联锁。
联系热工解除给煤线条件信号,确认称重皮带上无煤后试运行给煤机。
当四台床下风道燃烧器达满出力且床温上升缓慢时,投入床上燃烧器。
时分,投入床上油燃烧器。
注意监视调整汽包水位,给水旁路投自动时根据汽包压力及时调节给水泵勺管,保持给水母管压力高于汽包压力1~2MPa,停止上水时开启省煤器再循环门。
锅炉启动过程中,控制中部床温变化率平均100~120℃/h,主汽压力上升速度0.03~0.05MPa/min,最大不得超过0.15MPa/min。
保证汽包上、下壁温差小于40℃。
锅炉起压后,检查高、中压主汽门,调节汽门关闭严密,盘车运行正常。
汽缸各金属温度无较大变化。
锅炉汽包压力升至0.1~0.2MPa,时分投入Ⅰ、Ⅱ级旁路,关闭A、B侧过热器及再热器对空排汽门,停邻炉加热系统(若投入)。
注意凝汽器真空及排汽温度正常,投入锅炉冷渣器冷却水。
汽包压力升至0.1~0.2MPa,关闭锅炉本体各空气门,关闭过、再热器系统入口各疏水门。
冲洗双色水位计、电接点水位计,校对各水位计指示,记录各水位计指示偏差。
当汽包压力升到1.0MPa,定排一次,以便快速建立水循环。
当汽包压力升到1.0MPa,关闭再热器疏水。
24
根据需要投用过热器、再热器减温水,控制主汽温度与再热汽温度偏差不大于20℃。
再热器内部有蒸汽流动后可以打开再热器烟气挡板进行调节。
汽机冲转,升速至全速
冲转参数符合启动条件,汇报值长,准备冲转,记录冲转参数:
主汽压力MPa;
主汽温度℃;
再热汽温度℃;
润滑油压:
MPa;
润滑油温:
℃;
排汽装置真空:
Mpa;
抗燃油压:
MPa;
抗燃油温:
高、中压缸内壁上下温差;
转子晃动值≤原始值+0.02mm,大轴偏心<0.076mm;
密封油与氢气压差0.084Mpa。
保持汽温、汽压、汽包水位稳定,及时调整燃烧,Ⅰ、Ⅱ级旁路,防止蒸汽参数大幅度波动。
联系热控退出低真空、发变组、高压排汽比、断水保护。
汽机挂闸:
就地挂闸,检查隔膜阀上部油压在0.7Mpa。
在DEH画面上点击“挂闸”按钮,CRT画面显示“挂闸”灯亮,检查通风阀开启正常。
设定阀位限制在“100%”,CRT画面显示#1、#2中压主汽门开全。
点击“IV控制”,检查“IV控制”灯亮,#1、#2、#3、#4、#5、#6高压调门全开。
汽机冲转:
设目标转速为600r/min,升速率为100r/min/min,“保持”灯亮。
点击“进行”,“保持”灯灭,汽机开始升速。
当汽轮机转速大于3rpm时,检查盘车应自动退出,停止盘车电机运行,否则应打闸停机,查明原因,待故障消除后方可重新启动。
转速达600r/min,打闸后对通流部份作摩擦检查,对各轴承检查回油量和回油温度及振动正常后重新挂闸升速。
转速达600r/min,开启高排逆止门;
开启各抽汽电动门、逆止门,高、低加随机滑投。
全面检查机组运转正常,点击“TV控制”,检查“TV控制”灯亮,检查“IV控制”灯灭,设定目标转速2450rpm,升速率100rpm/min。
按“进行”键,机组开始升速,检查IV逐步全开,TV开始调节转速。
转速达1100r/min,检查顶轴油泵自停,否则手动停止。
临界转速下不得停留,应迅速通过;
根据本扩温度,关闭主蒸汽管道疏水。
转速升至2450rpm,“进行”键灯灭,“保持”键灯亮。
实测一阶临界转速为:
r/min;
#1轴振μm、#2轴振μm、#3轴振μm、#4轴振μm、#5轴振μm
#6轴振μm、#。
转速达2450r/min,且中压主汽门前汽温达260℃,稳定转速开始计算暖机时间,冷态暖机60min。
中速暖机结束后,检查高缸差胀:
mm、汽缸总胀:
mm、
高压内缸调节级金属温度:
℃、中压静叶持环温度:
℃。
设定目标转速为2900r/min,升速率为100r/min/min,按“进行”键,灯亮,“保持”键灯灭,汽机开始升速。
实测二阶临界转速为:
#1轴振μm、#2轴振μm、#3轴振μm、#4轴振μm、#5轴振μm、#6轴振μm、。
汽机转速2900r/min,主汽阀内外壁温差小于83℃,阀门蒸汽室内表面温度大于主蒸汽压力下的饱和温度100℃时进行阀切换。
按“GV控制”按钮,“GV控制”灯亮,“TV控制”灯灭,高压调节汽门从全开逐渐关小,当实际转速下降3Orpm以上,高压主汽门逐渐开启直至全开,切换到高压调节汽门控制。
(注意:
切换时间≤2min,阀切换结束后,转速应维持在2900rpm)。
汽机转速由主汽门控制切为调速汽门控制后,设定目标转速为3000r/min,升速率为50r/min/min,按“进行”键灯亮,“保持”健灯灭,汽机开始升速,升速到3000r/min。
25
蒸汽流量大于7%以上时,锅炉连续给水时,关闭省煤器再循环。
26
蒸汽流量大于10%以上时,关闭高过高再出口集箱及以后各疏水。
三
机组并列
机组并列前准备
汽轮机全速后做试验(手动脱扣试验和充油试验)
作充油试验,记录飞锤动作时的油压为:
MPa。
试验全部做完,检查主油泵工作正常,停止高压密封油泵运行,投入联锁。
检查主油泵工作正常,停止交流润滑油泵运行。
合上发电机TV端子箱内同期、测量电压小开关。
机组并列操作
合上发电机、主变中性点刀闸。
将励磁系统改至热备用状态。
1)各控制柜及整流柜符合投运条件
2)送上发电机励磁柜交流电源
3)送上发电机灭磁开关控制电源
4)送上发电机起励电源开关
5)送上发电机励磁AVR控制电源
6)检查发电机励磁柜内各辅助电源送好
7)检查发电机励磁控制在“远方”位置
8)检查发电机励磁控制方式在“自动”位置
根据值长的命令,按“自动同期”键灯亮,汽轮机的转速即被切换到由自动同期装置控制。
转速稳定至3000r/min时,得到值长命令后方可进行发电机的升压操作。
在CRT的控制菜单中将励磁自动投入。
投入发电机励磁,并检查以下项目:
1)检查发电机灭磁开关自动合闸,定子电压自动上升
2)检查发电机转子一点接地未动作
3)检查发电机定子电压19kV以上
4)检查同期闭锁解除在退出位置
向DEH请求ASS调速。
检查CRT上ASS菜单栏中同期装置在退出位置。
将#1发电机ASS菜单栏中ASS电源投入。
检查发电机自动准同期投入条件已具备:
1)汽机转速在2950r/min以上
2)发电机定子电压19kV以上
3)发电机转子一点接地未动作
4)发电机励磁调节在自动位
5)DEH允许ASS调速
在定子电压为额定值的50%及全电压情况下,检查发电机绝缘良好。
投入发电机自动准同期装置。
检查发电机同期并列的条件满足:
1)发电机电压与系统电压一致(ΔU<
5%UN)
2)发电机频率与系统频率相同(Δf<
0.1Hz)
3)发电机相位、相序与系统一致
投入发电机自动准同期合闸开放。
检查主变220kV2201开关合闸,位置指示对应。
机组并网后,“自动同期”灯灭,检查通风阀1min后应自动关闭,否则手动关闭,DEH的CRT画面显示默认为阀门控制方式。
四
机组升负荷
并列后机组自动带5%负荷,___时分关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路;
根据主汽参数、金属应力,逐步开度调门开度,尽快将机组带到30MW。
对发变组系统进行一次全面检查。
根据值长命令调整主变中性点运行方式。
机组负荷30MW,“保持”键灯亮,检查主汽压力5.0MPa左右,主汽温330℃,再热汽温280℃以上,投入“功率回路”。
中部床温升至℃,检查各台给煤机密封风压力正常,各给煤机落煤管播煤风开启,播煤风风量DCS上显示正常;
_____时分,在CRT上启动_____给煤线,开始脉动给煤,注意氧量及床温变化。
三次脉动给煤,确认氧量有下降趋势,床温有上升趋势,给煤能正常着火。
_____时分,启动_____给煤线连续投煤运行,煤量:
T/h。
根据床温上升幅度,增加给煤线,以少“量”多“点”的原则投入,注意床温分布,均匀上升。
升速和加负荷过程中应控制下列上限值:
①主蒸汽温升率2.5℃/min。
②再热蒸汽温升率3.5℃/min。
③主蒸汽管、再热蒸汽管壁温升率5℃/min。
在30MW负荷下稳定运行至少30分钟,在此期间,主汽门进口蒸汽温度每变化2℃另外再增加1分钟的稳定时间。
检查汽轮机振动、差胀、缸胀、轴向位移、各轴承金属温度及回油温度正常,润滑油压、抗燃油压正常,各冷却器工作正常,进汽阀温差和汽缸上、下温差正常。
汽轮机初负荷暖机结束后,检查汽缸膨胀应正常:
膨胀值mm。
通知化学,化验凝结水合格,回收至除氧器,化学投入精处理装置。
检查中压主汽门前汽机所有疏水均已自动关闭。
(机组若要做超速遮断试验应在≥30MW负荷至少连续运行4小时)。
30MW负荷暖机结束,准备升负荷至60MW,设定目标负荷60MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮,“保持”键灯灭,机组开始升负荷,要求主汽温≤2℃/min,主汽压≤0.12MPa/min,调节级金属温升率≤1.5℃/min。
负荷升到45MW,检查低缸喷水自动关闭。
开启四段抽汽电动门,四抽至除氧器进汽管暖管。
负荷升到60MW,检查中压调门后疏水关闭,中压缸本体疏水关闭。
负荷升到60MW,检查四抽压力在0.15MPa,关闭辅汽至除氧器调整门、电动门。
开启除氧器进汽电动门,除氧器滑压运行。
若高加不随机滑启,应依次投入#3、#2、#1高加。
负荷60MW,暖机3小时。
机组准备升负荷至120MW,设定目标值120MW,负荷变化率3MW/min,按“进行”键灯亮,机组开始升负荷。
负荷75MW,检查机组轴封切换为自密封。
当负荷升至90MW时,配合电气,进行厂用电倒换操作。
机组负荷达100MW以上时,投入吹灰器主汽源,启动吹灰程控组,全面吹灰一次。
负荷升至120MW时,“保持”键灯亮,暖机3小时;
主汽压10MPa,主汽温485℃,再热汽温430℃。
将辅汽联箱供汽切至本机冷再供汽。
负荷150MW以上投入另一台给水泵运行。
机组负荷120MW,将给水切换至主给水管路,逐渐提高给水泵出力,水位稳定后将汽动给水泵投自动。
注意汽包水位、给水压力、减温水流量、主汽温度变化情况。
27
床温升至700℃以上时,逐渐增加给煤量,同时减少燃油量,调整一、二次风量,保持床温稳步上升,燃油量减至最小负荷时,先逐支停运床下油枪,床下油枪停运后,再逐支停运床上油枪,待中部床温达760~830℃以上可全部停运油枪,调整每支床上燃烧器冷却风量至合适。
28
全部油枪停运,汇报值长,十分钟后,烟气切至主路运行,联系投运布袋除尘器及输灰系统。
29
升负荷至180MW,设定目标负荷180MW,负荷变化率3MW/min。
按“进行”键,机组开始升负荷
30
负荷180MW时“保持”键灯亮,暖机3小时
31
负荷升至180MW,检查主蒸汽压力应达13.7MPa,主、再热蒸汽温度应达额定值538℃;
根据真空情况,汇报值长,
32
负荷升至240MW,设定目标负荷至240MW,负荷变化率5MW/min,按“进行”键,机组开始升负荷。
33
负荷达180MW
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