600MW集控主机规程.docx

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600MW集控主机规程

第1章机组整体启动

1.1启动规定及要求

1.1.1启动要求

1.1.1.1下列操作需要总工程师主持或指定生产部门主任或专工参加进行：

1.1.1.1.1机组大、小修后的启动；

1.1.1.1.2机组超速试验；

1.1.1.1.3机组甩负荷试验或RB试验；

1.1.1.1.4机组动平衡试验；

1.1.1.1.5汽轮机主汽门、调门严密性试验；

1.1.1.1.6锅炉安全门校验，锅炉水压试验；

1.1.1.1.7发电机零起升压试验；

1.1.1.1.8发电机假同期试验；

1.1.1.1.9设备有重大改进后的启动或新技术产品的首次试用。

1.1.2机组禁止启动条件：

1.1.2.1机组任一主保护（包括炉、机、电主保护及其联锁保护）不能正常投入或保护动作值不符合规定；

1.1.2.2热控主要仪表：

汽轮机转速、轴向位移、汽轮机膨胀、胀差、汽缸温度、主汽温度、主汽压力、再热汽温度、再热汽压力、启动分离器储水罐水位、炉膛压力、给水流量、蒸汽流量、汽机振动、轴承温度等主要仪表不能正常投入；

1.1.2.3锅炉一次系统或设备有缺陷，危及安全运行时；

1.1.2.4仪用气源不正常；

1.1.2.5DCS、FECS系统异常，影响机组运行操作和监视；

1.1.2.6FSSS系统工作不正常；

1.1.2.7TSI系统不能正常投入；

1.1.2.8DEH、MEH系统不能正常投入；

1.1.2.9汽轮机任一高、中压主汽门，高、中压调门，抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵；

1.1.2.10汽轮机转子的双幅偏心值超过0.076mm；

1.1.2.11汽轮机高压外缸上下壁温差超过50℃，或高压内缸上下壁温差超过35℃；

1.1.2.12交、直流润滑油泵、氢密封油备用泵、抗燃油泵、盘车装置任一故障或备用泵联锁不正常；

1.1.2.13润滑油、抗燃油油质不合格，润滑油进、回油温度不正常；

1.1.2.14回热系统中，主要调节及控制系统（除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、汽泵或电泵控制系统等）失灵；

1.1.2.15汽轮机进水；

1.1.2.16机组保温不完善；

1.1.2.17调速系统不能维持汽轮机空转，甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下以及其他原因导致的调速系统工作不正常；

1.1.2.18高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求；

1.1.2.19盘车时有清楚的金属磨擦声、其他异音或盘车电流明显增大或大幅摆动；

1.1.2.20水、汽品质不符合要求；

1.1.2.21燃油进、回油电磁阀动作不正常；

1.1.2.22发电机氢气系统气密性试验不合格；

1.1.2.23发电机内冷水水质不合格；

1.1.2.24发电机或励磁系统一、二次系统有异常；

1.1.2.25发电机及其系统包括轴承各部绝缘不合格；

1.1.2.26发变组重要表计或参数测点失常或有重要异常报警。

1.1.2.27发电机AVR工作不正常；

1.1.2.28柴油发电机不能正常备用；

1.1.2.29直流、保安、UPS电源工作不正常。

1.1.3机组启动状态划分

1.1.3.1汽机启动状态划分

1.1.3.1.1冷态启动：

高压内缸内下壁调节级处金属温度＜204℃；

1.1.3.1.2温态启动：

204℃≤高压内缸内下壁调节级处金属温度＜350℃；

1.1.3.1.3热态启动：

350℃≤高压内缸内下壁调节级处金属温度＜450℃；

1.1.3.1.4极热态启动：

高压内缸内下壁调节级处金属温度≥450℃。

1.1.3.2锅炉启动状态划分

1.1.3.2.1冷态启动：

停炉时间≥72小时；

1.1.3.2.2温态启动：

10小时≤停炉时间＜72小时；

1.1.3.2.3热态启动：

1小时≤停炉时间＜10小时；

1.1.3.2.4极热态启动：

停炉时间＜1小时。

1.2启动前检查、试验及相关系统的投入

1.2.1启动前检查

1.2.1.1机组安装或检修后，运行人员应了解设备安装、检修、异动情况；

1.2.1.2按《600MW机组冷态启动系统检查卡》进行系统检查；

1.2.1.3值长接到机组启动命令后，应合理安排各岗位及相关人员做好启动前的准备工作；

1.2.1.4检查影响机组启动的所有检修工作结束、工作票已终结、有关安全措施拆除，根据需要及时恢复系统；

1.2.1.5具备送电条件的各段厂用电母线恢复供电，恢复机组已具备送电条件的各设备的信号电源、控制电源、动力电源；

1.2.1.6发电机本体无异常，各连接、绑扎、垫块紧固无松动，照明良好；

1.2.1.7各设备及系统的现场整洁无杂物，道路畅通，照明良好，各平台、扶梯、栏杆、孔盖完整牢固；

1.2.1.8备有充足的除盐水，化学加药系统及化验分析系统具备投运条件，开启有关的加药、取样门；

1.2.1.9工业水系统、消防水系统已正常投运，消防设施已可靠备用；

1.2.1.10输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位；

1.2.1.11准备好启动用工具、仪表及各种记录表纸；

1.2.1.12检查炉本体膨胀指示器齐全完好；

1.2.1.13测量各设备电机的绝缘合格，根据需要及时送电恢复；

1.2.1.14通知热工专业确认DCS、TSI、FSSS、DEH、MEH、ETS系统正常；

1.2.1.15通知继电保护专业确认DCS、FECS系统正常；

1.2.1.16投入所有热工监视仪表并确认其完好可用；

1.2.1.17通知热控检查热控系统控制电源、信号电源正常，仪控气源正常；

1.2.1.18检查各操作员站及值长台工作正常，检查OIS站各设备状态与实际设备状态相符；

1.2.1.19电动、气动阀门、开关、刀闸经校验传动正常；

1.2.1.20机组大、小修后的各项联锁保护试验合格，试验项目及数据应有书面报告并且符合启动要求；

1.2.1.21油罐油位正常，油量充足；

1.2.1.22根据要求，投入汽机油净化系统；

1.2.1.23电气一、二次系统检查良好，系统范围清洁、无异物，连接部位紧固、无松动现象，绝缘支持紧固、无破损；

1.2.1.24保护、自动装置信号、表计指示正确，无报警故障信号，压板按规定投用，电源良好，冷却装置投用正常，所有盘柜、电缆封堵良好；

1.2.1.25集流器装置各连接、紧固良好，电刷在刷握内上下滑动无卡涩，刷握底部与集电环表面无任何接触、摩擦，集流器滑环上碳刷及大轴接地碳刷安装、接触良好，长度合适，滑环无污渍和锈迹；

1.2.1.26确认电气设备各处所挂地线、短路线、标示牌、脚手架等安全设施已拆除，常设遮栏、警告牌已恢复；

1.2.1.27检查发电机内冷水汇流环接地良好；

1.2.1.28确认发电机、励磁变以及各种辅助设备的绝缘合格，测量时应注意以下事项：

1.2.1.28.1测量各种辅助设备绝缘时，应使用相应电压等级的摇表。

发电机定子回路的测量绝缘使用2500V的摇表；发电机励磁回路测量绝缘使用500V的摇表；励磁变低压侧测量绝缘使用1000V的摇表；

1.2.1.28.2测量发电机定子绝缘时，发电机中性点接地刀闸、发电机出口PT必须断开；

1.2.1.28.3测量发电机转子绝缘时，发电机转子一点接地保护压板必须断开；

1.2.1.28.4干燥情况下发电机定子回路的绝缘电阻值在100MΩ以上。

发电机定子绕组无积水，干燥后，发电机定子绕组连同励磁变、离相封闭母线回路用水内冷发电机专用兆欧表测量其对地绝缘电阻不低于5MΩ；

1.2.1.28.5发电机定子线圈内有积水或通水后应应使用水内冷发电机专用兆欧表测量，测量前应确认内冷水水质合格，测量值不低于前次测量的1/3～1/5；

1.2.1.28.6发电机定子线圈用水内冷测量仪测绝缘电阻时，应将汇水管接地线拆开，测量完毕后恢复汇水管接地线；

1.2.1.28.7定子汇水管及定子出线进出水管绝缘电阻，用数字万用表测量，绝缘水管对地电阻≥100KΩ，进、出水管并联对地电阻≥30KΩ；

1.2.1.28.8发电机转子回路绝缘电阻值1MΩ以上；

1.2.1.28.9励磁变低压侧回路绝缘电阻值1MΩ以上；

1.2.1.28.10如测量的绝缘电阻值低于上述允许值，而无法恢复时汇报总工程师

1.2.1.29确认发电机出口GCB开关和励磁开关正常；

1.2.1.30确认发电机励磁回路接地监测装置动作正常；

1.2.1.31检查发电机中性点接地变完好投入；

1.2.1.32检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上；

1.2.1.33发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。

1.2.2启动前试验

1.2.2.1电动门、气动门传动试验；

1.2.2.2转动设备静态试验；

1.2.2.3各转动设备的低水压、低油压试验；

1.2.2.4DEH传动试验；

1.2.2.5热工保护试验；

1.2.2.6电气试验：

1.2.2.6.1试验发电机系统的所有信号正确；

1.2.2.6.2发电机出口主开关、灭磁开关联动试验；

1.2.2.6.3发变组保护整组模拟试验；

1.2.2.6.4主变冷却器自启动及电源切换试验，励磁调节柜风机电源切换试验；

1.2.2.6.5保安段失压、备用电源自投及柴油发电机自启动试验；

1.2.2.6.6UPS电源切换试验；

1.2.2.6.7低压厂用电源BZT试验；

1.2.2.7机炉电大联锁试验。

1.2.3相关系统的投入

1.2.3.1厂用电系统（包括UPS及直流系统）运行正常；

1.2.3.2所有具备送电条件的设备均已送电；

1.2.3.3投入循环水系统；

1.2.3.4投入开式水系统；

1.2.3.5投入工业水系统；

1.2.3.6投入仪用气、厂用气系统；

1.2.3.7凝结水补水箱补水；

1.2.3.8闭式水系统投入；

1.2.3.9投入汽机润滑油系统；

1.2.3.10投入发电机密封油系统；

1.2.3.11投入发电机氢气系统；

1.2.3.12投入内冷水系统；

1.2.3.13投入顶轴油系统；

1.2.3.14投入主机盘车；

1.2.3.15凝结水系统投入并冲洗:

1.2.3.15.1检查凝汽器热井水质合格，启动凝泵对凝结水系统和除氧器进行冲洗；

1.2.3.15.2开启除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，投入除氧器水位调整门自动；

1.2.3.15.3除氧器排水水质达到Fe＜300ppb，关闭除氧器至锅炉疏水扩容器放水门，开启除氧器至凝汽器放水门，凝结水系统及除氧器清洗完成，投入凝结水精处理。

1.2.3.16投入小机润滑油系统；

1.2.3.17投入小机盘车；

1.2.3.18辅汽联箱送汽；

1.2.3.19除氧器清洗完成后，启动除氧器再循环泵，投入除氧器加热，准备向锅炉上水；

1.2.3.20锅炉点火前8小时，通知投入电除尘灰斗、绝缘子加热和电除尘振打装置；

1.2.3.21燃油雾化蒸汽系统进行暖管、疏水。

1.3机组冷态启动

1.3.1锅炉上水

1.3.1.1在锅炉启动前的检查工作结束后，确认无影响进水因素时，抄录锅炉膨胀指示器一次；

1.3.1.2上水前通知化学人员制水，加药系统应投运正常；

1.3.1.3水质应为化验合格的除盐水，进水温度20～70℃，进水方式根据实际情况确定，若锅炉原已有水，经化验合格，可进水或放水至储水罐水位12米处，否则须放尽炉水重新进水；

1.3.1.4进水应缓慢、均匀，上水时间夏季不少于2小时，进水流量80～90t/h，其他季节不少于4小时，进水流量40～45t/h，若水温与储水罐壁温接近，可适当加快进水速度；

1.3.1.5检查高压给水系统所有放水门关闭，锅炉启动分离器前所有疏水门关闭，锅炉受热面所有空气门开启；

1.3.1.6开启启动分离器储水罐排水至锅炉疏水扩容器电动门，关闭排凝汽器电动门，投入361阀自动；

1.3.1.7开启给水旁路调节门前、后电动门，适当开启给水旁路调节门；

1.3.1.8上水方式：

采用凝泵、补水泵或电泵、汽泵前置泵上水。

若锅炉为冷态，上水温度与启动分离器壁温差≯40℃，采用凝泵或补水泵上水方式；

1.3.1.9上水操作：

1.3.1.9.1采用凝泵或补水泵上水

1）启动一台凝泵或补水泵运行；

2）开启凝结水至锅炉上水手动门、电动门，高加水侧走旁路运行，向给水管道及高加水侧注水，调节锅炉给水流量至85t/h左右；

1.3.1.9.2采用电泵、汽泵前置泵上水

1）当给水泵入口水质达到Fe＜100ppb，高加水侧走旁路；

2）启动电泵或汽泵前置泵上水，调节锅炉给水流量至夏天80～90t/h左右、其他季节40～45t/h；

3）根据辅汽压力尽量维持除氧器温度在80～90℃

1.3.1.9.3当储水罐见水后，放慢上水速度，加强监视；

1.3.1.9.4当储水罐水位达到12米，检查361阀开启，自动调节正常；

1.3.1.9.5关闭启动分离器前所有空气门，锅炉上水完毕；

1.3.1.9.6锅炉上水完毕后，全面抄录锅炉膨胀指示一次。

1.3.2锅炉冷态清洗

1.3.2.1冷态开式清洗

1.3.2.1.1调整锅炉给水流量475t/h左右，锅炉进行冷态清洗，清洗水排锅炉疏水扩容器，检查361阀自动正常；

1.3.2.1.2当启动分离器排水水质达到Fe＜500ppb或混浊度≤3ppm、油脂≤1ppm、PH值≤9.5时，冷态开式清洗完毕；

1.3.2.2冷态循环清洗

1.3.2.2.1开启储水罐疏水排凝汽器电动门，关闭排锅炉疏水扩容器电动门，清洗水切换至排凝汽器，进行冷态循环清洗；

1.3.2.2.2开大辅汽至除氧器加热门，逐步提高给水温度至80～90℃；

1.3.2.2.3当省煤器入口水质达到电导率＜1μs/cm、Fe＜100ppb、PH值9.3～9.5时，冷态循环清洗完毕；

1.3.2.2.4报告值长锅炉冷态清洗完毕，具备点火水质条件。

1.3.2.3锅炉厂家推荐的清洗时间及耗水量表

启动类型

排放方式

新机组首次启动

机组长期运行后和停运时间超过150小时

冷态清洗

热态清洗

排锅炉疏扩

约8.5小时/4600t

0

约5小时/2600t

排凝汽器

约25小时

约49小时

约25小时

1.3.3汽机抽真空、送轴封

1.3.3.1汽机抽真空

1.3.3.1.1检查开启汽轮机本体、主蒸汽管道、再热蒸汽管道和所有抽汽管道疏水门；

1.3.3.1.2关闭凝汽器真空破坏门并注水；

1.3.3.1.3关闭小机排汽蝶阀；

1.3.3.1.4启动真空泵对系统进行抽真空。

1.3.3.2汽机送轴封

1.3.3.2.1确认主机、小机盘车运行（小机盘车非必要条件，但是为防止小机轴封系统阀门内漏，建议送主机轴封前小机应在盘车状态）；

1.3.3.2.2确认轴封加热器水侧投入，有足够的连续流量；

1.3.3.2.3检查开启各路轴封供汽调整门前、后疏水门及各轴封进口滤网放水门，投入辅汽至轴封供汽调节站；

1.3.3.2.4稍开辅汽至轴封供汽电动总门进行轴封暖管；

1.3.3.2.5暖管结束关闭轴封滤网放水门及轴封系统所有疏水门，全开辅汽至轴封供汽电动总门；

1.3.3.2.6启动一台轴封风机运行，一台投入备用；

1.3.3.2.7低压轴封汽温150℃以上，并有14℃以上的过热度后，开启高、中压缸轴封进汽门及低压缸轴封进汽门；

1.3.3.2.8设定温度150℃，投入低压轴封减温水自动控制，维持低压轴封供汽温度150～176℃。

1.3.4锅炉吹扫前的准备

1.3.4.1投入炉前燃油系统循环，炉前燃油压力2.5MPa左右；

1.3.4.2开启所有点火油枪和启动油枪进油手动门、压缩空气供气手动门、雾化蒸汽供汽手动门；

1.3.4.3投入锅炉捞渣机系统；

1.3.4.4投入锅炉火焰电视冷却风，投运火检风机和火焰电视，检查锅炉炉管检漏系统正常投入；

1.3.4.5启动两台空预器运行；

1.3.4.6开启两台空预器入口烟气挡板和空预器出口一、二次风门，开启送风机出口联络门；

1.3.4.7启动一台引风机，缓慢开启引风机入口导向挡板，将炉膛负压调整至－50～－100Pa；

1.3.4.8启动一台送风机，缓慢将送风机动叶开度调整至30%，调整引风机入口导向挡板，维持炉膛负压－50～－100Pa，调整炉膛风量30%～40%BMCR。

1.3.5油泄漏试验

1.3.5.1开进油快关阀,管路充油；

1.3.5.2若在60秒内,油母管压力没有达到设定值（2.5MPa）,则充油失败，试验中断；

1.3.5.3否则，油压满足后,关进油快关阀，开始3分钟的油压监视过程。

若在这期间，油母管压力小于设定值（2.1MPa），说明管路有泄漏，试验中断；

1.3.5.4否则，3分钟后开回油阀，管路泄油，在10秒后关回油阀，开始5分钟的油压监视过程。

若在这期间，进油快关阀前后差压低（小于0.05MPa），说明进油快关阀有泄漏，试验中断；

1.3.5.4.1否则，5分钟后整个试验成功。

1.3.6检查下列条件满足，启动炉膛吹扫

1.3.6.1点火油、启动油泄漏试验成功（或旁路）；

1.3.6.2无MFT条件存在；

1.3.6.3全炉膛无火；

1.3.6.4任一空预器运行；

1.3.6.5有任一引风机和送风机运行；

1.3.6.6两台一次风机全停；

1.3.6.7炉膛压力正常；

1.3.6.8燃油总跳闸阀、点火油跳闸阀、启动油跳闸阀均关闭；

1.3.6.9点火油、启动油回油电动门均关闭；

1.3.6.10所有油角阀均关闭；

1.3.6.11所有磨煤机、给煤机停运；

1.3.6.12所有磨煤机进口一次风电动隔离门、出口粉管关断门均关闭；

1.3.6.13所有燃烧器三次风门在开启位置；

1.3.6.14炉风量在30%～40%范围内。

1.3.7锅炉点火

1.3.7.1吹扫结束，全面检查点火条件具备，开启燃油进油快关阀、回油电动门，检查燃油压力正常，燃油雾化蒸汽压力、温度自动控制正常；

1.3.7.2投入炉膛烟温探针；

1.3.7.3调整给水流量至402t/h、炉膛负压至－600Pa、总风量调整至35%；

1.3.7.4水质要求：

省煤器进口水质含铁量Fe＜50PPb，分离器出口含铁量Fe＜100PPb；

1.3.7.5联系值班员到就地检查配合，依次启动B12-B34-D12-D34点火油枪；

1.3.7.6检查点火油枪燃烧良好，依次投入B、D层启动油枪运行；

1.3.7.7点火后投入空预器连续吹灰；

1.3.7.8投入高、低压旁路自动，检查高低旁蒸汽转换阀自动开启至预设的点火开度；

1.3.7.9调整燃烧，以不超过2.0℃/min、0.056MPa/min的速率升温升压；

1.3.7.10过热蒸汽压力达0.2MPa时，关闭启动分离器后过热器空气门和过、再热器疏水门；

1.3.7.11再热蒸汽压力达到0.2MPa时，关闭再热器系统空气门；

1.3.7.12投入油枪的过程中要注意观察储水罐水位，在锅炉水冷壁汽水膨胀时要停止投入油枪，待汽水膨胀结束，储水罐水位恢复正常后再投入其它油枪；

1.3.7.13随锅炉的升温、升压，检查高、低压旁路阀逐渐开大；

1.3.7.14主汽压力到8.4MPa，检查高、低压旁路控制转入定压运行，全面抄录锅炉膨胀指示一次。

1.3.8热态清洗

1.3.8.1顶棚过热器出口温度达到190℃，锅炉开始热态清洗，联系化学取样化验启动分离器储水罐水质；

1.3.8.2热态清洗期间应停止升温升压，可适当降低启动油压力，维持启动分离器水温在190±10℃范围内；

1.3.8.3启动分离器储水罐排水Fe≤50ppb,热态清洗结束，按原速率继续升温升压。

1.3.9机组启动升温、升压注意事项

1.3.9.1检查凝汽器疏水扩容器减温水自动动作正常，压力、温度不超限；

1.3.9.2监视水冷壁、启动分离器、过热器、再热器的金属壁温，注意其上升速率不超过2.0℃/min；

1.3.9.3检查高、低压旁路系统运行正常，旁路投入前确认高排逆止门关闭；

1.3.9.4注意监视辅汽联箱压力，调整除氧器进汽，维持给水温度80℃左右；

1.3.9.5注意给水自动动作正常，调节凝汽器、除氧器及分离器储水罐水位正常；

1.3.9.6启动过程中及时联系化学化验汽水品质；

1.3.9.7启动分离器升压至8.4MPa及额定负荷后全面检查锅炉的膨胀情况，并做好记录；

1.3.9.8在全部油枪退出前，空预器应保持连续吹灰，加强对空预器出口烟温的监视，发现报警应及时到现场检查，防止空气预热器再燃烧事故的发生；

1.3.9.9控制炉膛出口烟温＜540℃，当炉膛烟温大于580℃，炉膛烟温探针应自动退出；

1.3.9.10锅炉升温、升压按冷态启动升温、升压曲线进行，符合汽机冲转条件。

1.3.10发电机恢复备用

1.3.10.1检查发变组所有工作票全部终结，安全措施均已拆除，现场相关技术交底及修试纪录齐全，设备具备投运条件；

1.3.10.2合上发变组控制、信号电源小开关，并检查主开关、励磁回路各开关均在断开位置；

1.3.10.3确认内冷水系统运行正常，投入断水保护、启停机保护；

1.3.10.4确认保护A1、B1、A2、B2、C柜各保护按规定投入，各保护运行指示灯正常，各保护出口压板在投入位置；

1.3.10.5送上变送器、AVR加热及照明的UPS电源；

1.3.10.6送上AVR微机110V直流电源；

1.3.10.7送上起励电源、励磁调节装置交、直流电源送上良好；

1.3.10.8检查励磁手操盘各参数在正确状态，无报警及故障信息；

1.3.10.9检查励磁系统各柜内保险完好无熔断；

1.3.10.10合上AVR柜内以下空气开关：

Q03、Q05、Q15、Q21、Q25、Q51、Q90、Q96；

1.3.10.11合上各功率柜内以下空气开关：

Q11、Q12；

1.3.10.12检查励磁手操盘无报警和故障信息；

1.3.10.13发电机中性点接地变恢复备用；

1.3.10.14发电机出口1PT、2PT、3PT恢复备用；

1.3.10.15确认发电机转速3000rpm并稳定后，合上发电机出口刀闸，并断开发电机出口刀闸和接地刀闸操作电源。

1.3.10.16送上发电机出口开关操作电源，发电机出口开关选择远控方式。

1.3.11汽轮机冲转的条件

1.3.11.1DEH、ETS冲转准备：

1.3.11.1.1联系热控检查ETS控制柜中钥匙开关在正常位置；

1.3.11.1.2就地检查高、中压主汽门、调门在关闭状态，并与OIS站所显示的状态一致；

1.3.11.1.3在DEH控制总貌画面上检查确认以下显示：

控制方式显示“自动IN”、旁路状态显示“BYPASSON”（旁路投入）、阀门方式显示“单阀IN”、OPC方式显示“OPCINSERVICE”（OPC投入）、“阀位限制极限（VALVEPOSITIONLIMITLIMITING）”读数为0；

1.3.11.1.4