冷态启动规程.docx

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冷态启动规程冷态启动规程一、机组启动前的准备一、机组启动前的准备1确认如下安全条件已具备：

1）检查机组所有检修工作已结束，工作票已终结，安措已拆除，场地已清理。

2）机组所有消防器材、设备、系统完好可用。

3）机组所有通道畅通、栏杆完好、正常照明已投入、事故照明良好备用。

2准备好机组启动时所必需的各种仪器、仪表、工具和记录本等。

3检查机组6KV各单元段、380V各段、UPS系统、直流系统、就地MCC柜已正常送电。

1）（ELEC4B）高压厂用电系统中合6502、20201、20101、650、22081、2208、21031、2103。

2）（ELEC4C）6KV1ASYS中除2101全部投入。

3）（ELEC4D）6KV1BSYS中除2201全部投入。

4）（ELEC4F）汽机1A变，汽机1B变投入，联络开关2B断开，2C刀闸投入，联锁投入（画面下面），汽机保安段由汽机工作1A段供电，3B不合，其它都合上。

5）（ELEC4E）锅炉1A变，锅炉1B变已经投入，联络开关2C断开，2A刀闸投入，联锁投入（380BLRSEQCBLIANSUO），锅炉保安段由锅炉工作1A段供电（合1C、3A），。

锅炉底层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电（合4A、3C、4C、2B、5C），联锁投入（MCC1投连锁）。

锅炉运行层MCC1A段、MCC1B段分别由锅炉1A段、锅炉1B段供电（合5A、8C、9C、1D、3B），联锁投入（MCC2投连锁）（注：

此画面除2C、6A、12、21、7A没开，其它全合上）。

6）（ELEC4H）柴油机方式开关处于“远方”、本体选择开关处于“AUTO”位。

回路中刀闸投入，开关断开。

（4B、6B、3B、2E不合，其它合上）。

7）（ELEC4G）COM_LTG中3B、2E、3D、7E不合，其它合上。

8）（ELEC4I）UPS中3A、6A、2B不合。

1A、2A、7A、8A、7B、3B、4B、8B、9B、1C、2C、3C、9A、1B、5B、6B、4A、5A合上。

9）（ELEC4J）合上除DISCHARGE、1A、4A不合，其它都合上。

10）（ELEC4K）合上除DISCHARGE（5B、6B）、3A不合，其它都合上。

11）在ELEC6E、6F、6J、6K这些画面中给电动机送电。

12）在就地投入110VFBUS和220VFBUS合所有开关。

13）在电气就地中发变组保护A柜、发变组保护B柜、高备变保护柜投入相关保护压板（注：

热工保护和发电机断水保护不投，发电机断水保护在冷却水系统正常后投入，热工保护在并网后15MW投入）。

4检查机组各泵部、风机电机联锁已退出，并已送电正常；各转动部分盘动灵活，无卡涩现象。

（没有操作）。

5检查机组各电动执行机构已送电正常（没有操作）。

6启动一台循环水泵运行，（TURB2N（CIRCULATEWATER）1A、3C全开）对凝汽器水侧进行充水排气。

正常后，调整好凝汽器回水电动门的开度（3A全开）。

7联系燃运做好机组启动前的准备工作（没有操作）。

8锅炉点火前48小时，应进行如下工作：

1）投入主机润滑油净化装置运行（TURB2R（TURBLUBEOIL）2A打开）。

2）将EH油箱电加热装置投“自动”位（TURB2S（EHOIL）1A打开）。

9锅炉点火前28小时，应进行如下工作：

1）投运主机润滑油系统：

进入TURB2R（TURBLUBEOIL）。

检查主油箱润滑油温度20（TURB2R（TURBLUBEOIL）1J打开）。

启动一台主油箱排烟风机运行（1H打开），投备用风机“自动”（起后1H投连锁）。

启动主机交流润滑油泵运行，系统压力正常后，将油泵投“自动”（1C打开，起后1C投连锁）。

2）投运密封油系统（进入TURB2V（GENLUBEOIL）：

启动一台氢油分离箱防爆风机运行，投备用风机“自动”（首先将汽机就地发电机油系统jiudi12235和jiudi12236这两个门打开，然后将TURB2V（GENLUBEOILA打开，起后投连锁）。

将汽机就地发电机油系统其它所有的就地门打开。

启动空侧交流密封油泵运行（TURB2V（GENLUBEOIL）1D）。

启动氢侧交流密封油泵运行（TURB2V（GENLUBEOIL）1B）两者启动时间间隔最好不超过10秒。

3）发电机气体置换：

用CO2置换空气（汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12109,jiudi12108，jiudi12114，jiudi12147）。

当CO2浓度95%时，用H2置换CO2（汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12101,jiudi12103，jiudi12115，jiudi12118关上jiudi12109，jiudi12118，iudi12108，jiudi12147）。

当H2纯度95%时，发电机氢气升压直至0.29MPa。

当发电机内氢气压力达0.2MPa时，将空、氢侧密封油泵投“自动”（TURB2V（GENLUBEOIL）1D投连锁，TURB2V（GENLUBEOIL）1B投连锁）。

4）联系检修对发-变组各部件摇测绝缘，并将测量值换算至与前次测量相同条件下的计算值，不得低于前次测量值的1/3-1/5。

在10-30温度范围内，吸收比R60/R15不小于1.3（无操作）。

5）摇测励磁系统绝缘合格（无操作）。

6）投运A小汽轮机油系统TURB2J（BEPT1LUBEOIL）：

启动A小机油箱排烟风机运行（TURB2J（BEPT1LUBEOIL）左侧A）。

启动一台工作油泵运行，正常后将备用泵投“自动”（TURB2J（BEPT1LUBEOIL）1A打开，起后投连锁；电加热1A投上）。

7）投运B小汽轮机油系统TURB2K（BEPT2LUBEOIL）：

启动B小机油箱排烟风机运行（TURB2K（BEPT2LUBEOIL）A）。

启动一台工作油泵运行，正常后将备用泵投“自动”（TURB2K（BEPT2LUBEOIL）1A打开，起后投连锁；电加热1A投上）。

8）启动电动给水泵辅助油泵运行（TURB2H（MOTORFWPUMP）1D打开）。

10联系化学启动除盐水泵运行，对补充水箱补水（TURB2L（CONDENSATEWATER）F投自动，水位定值在2200mm，等到水位到1500mm以上再对凝汽器补水，这个过程可以加速）、凝汽器补水（TURB2L（CONDENSATEWATER）E，D投自动，凝汽器水位定值在800mm，凝汽器补水接近800mm时停止加速恢复正常）、定子内冷水箱补水（当凝汽器水位接近800mm时，将汽机就地凝结水系统jiudi1202,jiudi1201两个门打开，然后在TURB2L（CONDENSATEWATER）2A启动，C打开，2A会将出口门联开，到汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12119，jiudi12120、jiudi12123、jiudi12124、jiudi12125、jiudi12126、jiudi12121、jiudi12122，此时定子内冷水箱会进水）、膨胀水箱进行充水（到4.1.1.13时操作）。

11投运发电机定子内冷水系统：

1）启动一台定子内冷水泵。

（汽机就地发电机氢冷系统打开jiudi12127-jiudi12133，jiudi12136-jiudi12141，jiudi12144，jiudi12145，jiudi12150，12134，12135；当定子内冷水箱水位到300mm时启动定子内冷水泵，到TURB2U（GENH2OIL）打开2A）。

2）发电机内冷水水质合格后，将内冷水泵投“自动”（内冷水泵起后投连锁）。

3）投入离子交换器运行（不操作）。

12投运汽轮机盘车装置TURB2R（TURBLUBEOIL）：

1）检查润滑油回油温度已达21。

2）启动A顶轴油泵运行，正常后将备用泵投自动。

（将汽机就地汽机润滑油系统所有就地门打开，到TURB2R（TURBLUBEOIL）1D，正常lock）。

3）启动汽轮机盘车电机，（TURB2R（TURBLUBEOIL）A打开）将控制置“自动”，（并投连锁）大轴偏心20，上水温度与汽包壁温差40。

当汽包壁温40用电动给水泵上水。

上水时间夏天2h，冬天4h，用给水旁路控制阀控制上水速度（TURB2F（DEAFEEDWATER）D调节到50%）。

9）投入炉底蒸汽加热，控制炉水温升率0.25MPa，水质合格。

（TURB2U（GENH2COOL）。

4）发电机H2压力0.29Mpa。

（TURB2U（GENH2COOL）。

5）励磁系统正常。

6）凝汽器真空高于86Kpa。

（TURB2M（CONDANDVACCUM）。

7）大轴偏心0.076mm，盘车正常，转动部分无异音。

（DEHTSI监视）。

8）TSI信号正常。

9）轴向位移在0.9mm内。

（DEHTSI监视）。

10）汽缸上、下缸温差42。

（DEH进水检测）。

11）对照检查过热器出口及机前蒸汽温度差20。

12）主蒸汽压力4.1MPa，温度310350。

2检查发变组出口断路器在断开位置。

（ELEC4L3A）。

3确认发变组出口断路器至待并母线侧隔离开关在断开位置。

（ELEC4L2A）。

5启动密闭油泵运行。

（TURB2R（TURBLUBEOIL）1A）。

6选择高排逆止门为自动方式。

（TURB2B（MAINSTEAM）2A（ES-S08）为AUTO）。

7确认立屏及CRT上无跳闸保护的报警信号。

8在DEH操作站CRT上，检查汽机挂闸条件满足，汽机挂闸（DEH转速控制挂闸）。

1）高调门为“单阀”方式。

（DEH阀门方式单阀）。

2）按“阀限”键，输入100，观察中调门全开。

（DEH限制阀限输入100回车确定）。

3）按“主汽门控制”键，观察高调门全开。

DEH阀门方式TV控制。

4）设定目标转速600rpm，设定汽机升速率100rpm/min。

DEH控制设定点目标转速、升速率，直到“保持”变红。

5）按“进行”键，观察汽轮发电机开始升速。

6）开启高排逆止门（TURB2B（MAINSTEAM）下边的2A）。

9检查汽轮机转子偏心、胀差、轴向位移、上、下缸温差等参数均应正常。

（DEHTSI监视）。

10当汽机转速大于3rpm时，注意盘车装置应自动退出。

（TURB2R（TURBLUBEOIL）。

11当转速达200rpm时，注意顶轴油泵应自动退出运行。

（TURB2R（TURBLUBEOIL）。

12开启1、2、3、5、6段抽汽电动门、逆止门，开启四抽至小机、至除氧器各抽汽电动门、逆止门。

（到后面操作）。

13汽轮发电机转速至600rpm时，进行低速暖机。

（30分钟）。

14确认主汽轮机低缸喷水自动投入。

（仿真由内部逻辑实现）。

15派经验丰富的运行人员带听针到现场对汽机进行磨擦检查及运行检查，并将检查结果用现场通讯工具报告当班机长。

16当汽轮机高、中压缸进汽主、调阀阀体温差30时（暖机），在DEH的CRT上设定目标转速2030rpm，升速率为100rpm/min，并按“进行”键，继续升速。

1）在1150rpm2000rpm转速区为转子共振区，特别在轴系第一临界转速1596rpm附近，不允许停留，若在此期间内出现振动报警之时，重点监视。

当振动继续增大，达到跳闸值，应立即打闸。

2）当汽轮机转速通过轴系第一临界转速及在冲转过程中，凡出现振动、胀差、轴向位移，（DEHTSI监视）应力等参数异常时，应详细记录，（特别是振动值达报警及以上值时，记下振动（双幅）值。

3）转速达2030rpm时，开启再热烟气挡板，（BLR1W（RHSPRYATTEMP）C、D投自动，将I调节适当调节）确认再热蒸汽温度超过260时，进行中速暖机，暖机时注意维持蒸汽参数基本不变，观察各级过热器区，再热器区烟气温度与该段对流受热面金属温之度差正常，并控制管道金属温度正常。

通过燃烧调整手段来控制烟气温度，从而达到控制蒸汽温度变化的目的。

4）根据机组需要，启动一台冷油器供水泵运行，对泵部、连接管道系统及所供冷却器注水、排气后，投冷却器运行或备用。

正常后将备用泵投自动。

（不操作）。

17凝汽器两侧真空均高于88Kpa，投入凝汽器低真空跳闸保护。

确认机组所有保护均已投入。

（汽机就地汽机主保护全部投入，除丧失一次风外，锅炉就地锅炉主保护全部投入）。

18完成发电机组并网前的检查与准备：

1）检查发变组出口断路压缩空气压力、SF6气压正常。

2）检查发变组保护已复位。

（ELEC4M、4N、4P、4Q、4R）。

3）检查静态励磁系统继电器面板已复位。

4）合上待并主变中性点接地刀闸。

（ELEC4L2B）。

5）确认发电机中性点接地刀闸合上。

（ELEC4L6A）。

6）确认高厂变低压侧开关在检修位置。

7）合上发变组出口断路器待并侧隔离开关。

（ELEC4L2A）。

19当高、中压转子温度大于121时，检查汽缸膨胀、振动值、胀差等均正常，在DEH操作站CRT上，设定汽轮机目标转速2950rpm，升速率100rpm/min，按“进行”键，继续升速。

同时根据锅炉汽温、汽压及燃烧情况，增投一支油枪运行。

（FSSS174SSTART）调整风油比，用油压控制燃烧率。

在2630rpm-2880rpm转速区为低压缸叶片振动区，不允许汽轮机在此区间停留，若在此区间内出现振动、胀差、轴向位移等之一超限，立即打闸停机。

20升速至2950rpm时，按“高压调门控制”键，观察DEH在2分钟内完成TVGV切换。

（DEH阀门方式GV控制）。

21在DEH操作站CRT上设定目标转速3000rpm，升速率50rpm，继续升速。

22当汽轮机转速至3000rpm时，手动打闸，观察汽机转速应正常下降。

（不操作，如果操作，请先保存共况后再进行）。

23重新挂闸，将机组恢复至打闸前的状态，汽机3000rpm定速暖机，同时投机跳炉保护。

（不操作，如果操作了，请恢复保存的工况后进行下面操作）。

24停止密备油泵运行。

（TURB2R（TURBLUBEOIL）1A关闭）。

25停止交流润滑油泵运行，投自动备用。

（TURB2R（TURBLUBEOIL）1C停）。

26润滑油温40、油压正常，系统无报警。

27发电机密封油温38、油压正常，系统无报警。

二次风温度超过100，投入送风机热风再循环门。

（BLR1B（BOILERFLUEAIR）1D、2D）。

28汽轮发电机各个轴承（包括推力轴承）金属温度及回油温度均在正常范围内。

（DEHTSI监视中看参数）。

29当汽轮机高中压缸相对于死点的膨胀值超过满负荷膨胀值的40%，且其胀差、振动、轴向位移、高、中压转子应力等值均低于其报警值的90%，且有下降趋势时，（DEHTSI监视中看参数）准备并网。

30投入A/B、C/D磨暖磨。

（锅炉就地1#送风机润滑油三次风门打开）BLR1L（PULVA）1G点start、且1C开到10%、D开到5%，C打开、1A开到11%，B开到10%，维持磨煤机入口负压为-400Pa左右，磨煤机出口温度6080BLR1N（PULVB）1G点start、1C开到10%、D开到5%，B开到10%，C打开、1A开到11%。

维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR1Q（PULVC）1G点start、1C开到10%、D开到5%，B开到10%，C打开、1A开到11%。

维持磨煤机入口负压为-400Pa左右BLR1S（PULVD）1G点start、1C开到10%、D开到5%，B开到10%，C打开、1A开到11%。

维持磨煤机入口负压为-400Pa左右五、发电机并网五、发电机并网1在发变组程控画面上选择分步操作，即按照发变组启动程序控制步骤一步一步操作，直至并网。

（ELEC4LCCR小屏）。

1）励磁CCR小屏画面上，方式开关在“就地”位，点击“选择自动”按钮；（或者方式开关在“远方”位，将AVRAUTO置为自动）。

2）投入“励磁”，发电机灭磁开关4A合上。

发电机零起升压至19.4KV。

通过励磁CCR小屏升、降按钮调节机端电压至20KV。

3）进行发电机假同期试验，否则跳过。

4）投入ASS运行，ASSON在“YES”位，ASSBLOCKOUTON在“YES”位，合上6102开关，监视同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合上，610合上。

5）ASS退出，ASSON在“NO”位，ASSBLOCKOUTON在“NO”位。

2在发电机零起升压后，按规定进行发电机假同期试验（可不操作）。

1）发电机升压完成。

2）投入ASS运行，ASS试验在“YES”位，ASSBLOCKOUTON在“YES”位，合上6102开关，监视同期表，同期条件满足时，发变组220KV断路器合脉冲发出，但610并没有合。

3根据调度要求确认主变中性点接地刀闸运行方式。

（合上2B开关）六、机组升负荷六、机组升负荷注：

机组升负荷要按升负荷曲线进行，注意温度压力与负荷的对应关系，升负荷曲线从DCS仿真系统屏幕左上角“？

”右下角参考曲线中调出。

1在DEH中设定目标负荷30MW，升负荷率2MW/min，进行，在反馈回路中投上功率回路，移开窗口，确认功率回路处于“IN”方式，升负荷。

2根据汽温、汽压情况，调整燃油压力，增投油枪，适当增加二次风量（微调BLR1B（BOILERFLUEAIR1A或2A开度，或MCS07（W/FDP&SADAMPERS）K开度）调整好燃烧。

3在DCS操作站CRT上启动已暖的A/B制粉系统，给#1煤粉仓制粉。

（BLR1M（PULVAOILSTA）1G、1A、1C，BLR1L（PULVA）1H、E、且F开到20%，开大1A、1B开度；BLR1O（PULVBOILSTA）1G、1A、1C，BLR1N（PULVB）1H、E、且F开到20%，开大1A、B开度10%左右）。

4当汽轮机缸胀达满负荷膨胀值的50%，轴向位移、振动、胀差、应力值均低于其报警值的90%且呈下降趋势时。

5根据水质情况，确定高压加热器疏水排地沟或排高加事故疏水扩容器。

（可不操作）6确认凝结水系统运行方式为“排放”方式，并注意燃烧、汽温、汽压、汽包水位的调整（无操作）。

在电气就地中发变组保护A柜投入热工保护，发电机断水保护投入。

7负荷至30MW时检查中压主汽门前所有（除热再管道疏水门外）疏水门已关闭。

（TURB2B（MAINSTEAM）1K、1L、1I、1J、1C、1B）。

8将凝结水系统运行方式置正常运行方式，确认停止除氧器上水泵运行。

（TURB2L（CONDSATEWATER）2C）。

9按规定进行机组的超速试验（可不做）。

10根据化学要求调整汽包连续排污流量，必要时进行定期排污。

（BLR1X（BOILERBLOWDOWN）1A、3A-9A，排污半个小时后关上，过一个小时打开）。

11设定目标负荷45MW或调度给定的目标负荷，升负荷率2MW/min，升负荷。

根据汽温、汽压，增投油枪。

1）在DCS操作站CRT上启动已暖的C/D制粉系统运行，给#2煤粉仓制粉。

（BLR1R（PULVCOILSTA）1G、1A、1C，BLR1Q（PULVC）1H、E、F开到20%，适当开大1A、B开度；BLR1T（PULVDOILSTA）1G、1A、1C，BLR1S（PULVD）1H、E、F开到20%，适当开大1A、B开度）。

2）主机低压缸排汽温度3Kpa时，分别开启C、D层燃烧器一次风门，（BLR1Y（FEEDER&PACONTROL）所有3E和4E）相应调节一次风压，始终保持一次风母管风压大于3KPa。

投入一次风机热风再循环。

（BLR1B（BOILERFLUEAIR）5E、6E、5F、6F打开、A和B投自动）。

17注意某一层煤燃烧器投运前，应保证该层附近层油枪至少有三支运行。

且该层煤粉燃烧器全部着火2分钟后，方可分支退出邻近层油枪。

（无操作）。

18逐只投入C层煤粉燃烧器运行，调节好一次风压、二次风量，使省煤器出口氧量在6.5%运行，同时控制好蒸汽温度。

（BLR1C中看风量维持在30%40%之间，BLR1Y（FEEDER&PACONTROL）J、A、I、E打开，3A、3B、3C、3D投自动，3S调节到10%，适当增加风量）。

增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度。

1）在给粉机投运时，应在最低转速稳定5分钟，根据燃烧需要适当提高一次风压，增加给粉机转速，并适当调节二次风量。

19逐只投入D层煤粉燃烧器运行。

（BLR1Y（FEEDER&PACONTROL）R、T、K、M打开，4A、4B、4C、4D投自动，4S调节到10%，适当增加风量）。

20设定目标负荷100MW，升负荷率2MW/min。

升负荷机组升负荷达90MW时，应进行如下工作：

1）检查厂用电切换条件，当条件满足时，厂用电切换至高厂变运行，投入高厂变A分支、B分支的备自投装置联锁开关。

（ELEC4B合2101,分2103,合2201,分2208,6KVBUSAATSBLKOUT达到“YES”位，6KVBUSBATSBLKOUT达到“YES”位。

2）当冷再汽压达1.12MPa时，确认辅汽联箱汽源切换至冷再运行，停止启动锅炉运行，备用。

TURB2C（AUXSTM）1K打开，1B关闭。

21继续升负荷，调节一次风压力，开启B层煤粉燃烧器二次风门和燃料风门，（BLR1Y（FEEDER&PACONTROL）4个2E、P、S、N、O打开，2A、2B、2C、2D投自动，2S调节到10%，适当增加风量）。

增大二次风量，逐步增投B层煤粉燃烧器，降低燃油压力，调节好燃烧。

增加各制粉系统的给煤量，适当增加F、D、1C、B、1A开度。

22机组负荷达100MW时，冲转第二台小汽轮机至3000rpm暖机。

（TURB2K（BFPT2LUBEOIL）2A、2B、B，TURB2I（BFPTSTEAM）疏水门关闭，1C、1I、1H打开，DEH小机监视B小机挂闸HPSV开目标值输入3000升速率200进行转速自动）。

23设定目标负荷120MW，升负荷率2MW/min，增加给粉机转速。

机组负荷达120MW时，保持。

并进行如下工作：

1）投入第一台汽动给水泵正常运行，并置该汽泵自动。

（TURB2F（DEAFEEDWATER）3A，E开到5%，等到汽泵的出口压力大于母管压力时，打开6B，并调整E的开度与2A相近时，投入自动）。

24调整一次风压，开启A层煤粉燃烧器的二次风门和燃料风门，增加二次风量后，逐只投入A层煤粉燃烧器。

（BLR1Y（FEEDER&PACONTROL）4个1E、D、G、B、C打开，1A、1B、1C、1D投自动，1S调节到10%），适当增加风量逐步退出油枪，同时调节两台一次风机入口挡板，调节B、C、D三层给粉机转速（BLR1Y（FEEDER&PACONTROL）2S、3S、4S适当增加），控制锅炉燃烧率，使主蒸汽压力上升不超过0.08MPa/min，温度不超过1.7/min。

25设定目标负荷160MW，升负荷率2MW/min。

当机组负荷达160MW时，保持。

增加给粉机转速，退出一