冷态启动规程.docx

1、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）（ELEC 4B）高压厂用电系统中合 6502、20201、20101、650、22081、2208、21031、2103。2）（ELEC 4C）6KV 1A SYS 中除

2、 2101 全部投入。3）（ELEC 4D）6KV 1B SYS 中除 2201 全部投入。4）（ELEC 4F）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）（ELEC 4E）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（380 BLR SEQ CB LIANSUO），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

3、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）（ELEC 4H）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）（ELEC 4G）COM_LTG 中 3B、2E、3D、7E 不合，其它合上。8）（ELEC 4I）UPS 中 3A、6A、2B 不合。1A、2A、7A、8A、7B、3B、4B、8B、9B、1C、2C、3C

4、、9A、1B、5B、6B、4A、5A 合上。9）（ELEC 4J）合上除 DISCHARGE、1A、4A 不合，其它都合上。10）（ELEC 4K）合上除 DISCHARGE（5B、6B）、3A 不合，其它都合上。11）在 ELEC 6E、6F、6J、6K 这些画面中给电动机送电。12）在就地投入 110V FBUS 和 220V FBUS 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

5、；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（CIRCULATE WATER）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（TURB LUBE OIL）2A 打开）。2）将 EH 油箱电加热装置投“自动”位（TURB2S（EH OIL）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 TU

6、RB2R（TURB LUBE OIL）。检查主油箱润滑油温度20（TURB2R（TURB LUBE OIL）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（GEN LUBE OIL）：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（GEN LUBE OILA 打开，起后投连锁）。将汽机就地发电机油系

7、统其它所有的就地门打开。启动空侧交流密封油泵运行（TURB2V（GEN LUBE OIL）1D）。启动氢侧交流密封油泵运行（TURB2V（GEN LUBE OIL）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

8、，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（GEN LUBE OIL）1D 投连锁，TURB2V（GEN LUBE OIL）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（BEPT1 LUBE OIL）：启动 A小机油箱排烟风机运行（

9、TURB2J（BEPT1 LUBE OIL）左侧 A）。启动一台工作油泵运行，正常后将备用泵投“自动”（TURB2J（BEPT1 LUBE OIL）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（BEPT2 LUBE OIL）：启动 B 小机油箱排烟风机运行（TURB2K（BEPT2 LUBE OIL）A）。启动一台工作油泵运行，正常后将备用泵投“自动”（TURB2K（BEPT2 LUBE OIL）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（MOTOR FW PUMP）1D 打开）。10联系化学启动除盐水泵运

10、行，对补充水箱补水（TURB2L（CONDENSATE WATER）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（CONDENSATE WATER）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（CONDENSATE WATER）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 jiudi1211

11、9，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（GEN H2 OIL）打开 2A

12、）。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（TURB LUBE OIL）：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（TURB LUBE OIL）1D，正常 lock）。3）启动汽轮机盘车电机，（TURB2R（TURB LUBE OIL）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

13、制上水速度（TURB2F（DEA FEED WATER）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（GEN H2 COOL）。4）发电机 H2 压力 0.29Mpa。（TURB2U（GEN H2 COOL）。5）励磁系统正常。6）凝汽器真空高于86Kpa。（TURB2M（COND AND VACCUM）。7）大轴偏心0.076mm，盘车正常，转动部分无异音。（DEH TSI监视）。8）TSI 信号正常。9）轴向位移在0.9mm 内。（DEH TSI 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

14、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（TURB LUBE OIL）1A）。6选择高排逆止门为自动方式。（TURB2B（MAIN STEAM）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

15、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（MAIN STEAM）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（TURB LUBE OIL）。11当转速达 200rpm 时，注意顶轴油泵应自动

16、退出运行。（TURB2R（TURB LUBE OIL）。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 1150rpm20

17、00rpm 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（RH SPRY ATTEMP）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

18、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

19、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，

20、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 50 rpm，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

21、运行。（TURB2R（TURB LUBE OIL）1A 关闭）。25停止交流润滑油泵运行，投自动备用。（TURB2R（TURB LUBE OIL）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（BOILER FLUE AIR）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

22、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）BLR 1L（PULV A）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 6080BLR 1N（PULV B）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BLR 1Q（PULV C）1G 点 start、1C 开到 10%、D 开到 5%，B 开到 10%，C打

23、开、1A 开到 11%。维持磨煤机入口负压为-400Pa 左右BLR 1S（PULV D）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 AVR AUTO 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 C

24、CR 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，ASS ON 在“YES”位，ASS BLOCKOUT ON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，ASS ON 在“NO”位，ASS BLOCKOUT ON 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，ASS BLOCKOUT ON在“YES”位，合上 6102 开关，监视同期表，同期条件满足时，发

25、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（BOILER FLUE AIR1A 或 2A 开度，或MCS07（W/F DP&SA DAM

26、PERS）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（PULV A OIL STA）1G、1A、1C，BLR1L（PULV A）1H、E、且 F 开到 20%，开大 1A、1B 开度；BLR1O（PULV B OIL STA）1G、1A、1C，BLR1N（PULV B）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

27、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（MAIN STEAM）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（CONDSATE WATER）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（BOILER BLOW DOWN）1A、3A-9A，排污半个小时后关

28、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（PULV C OIL STA）1G、1A、1C，BLR1Q（PULV C）1H、E、F 开到 20%，适当开大 1A、B 开度；BLR1T（PULV D OIL STA）1G、1A、1C，BLR1S（PULV D）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&

29、PA CONTROL）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（BOILER FLUE AIR）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&PA CONTROL）J、A、I、E 打开，3A、

30、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&PA CONTROL）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

31、A 分支、B 分支的备自投装置联锁开关。（ELEC4B 合 2101,分 2103,合 2201,分 2208,6KV BUS A ATS BLK OUT 达到“YES”位，6KV BUS B ATS BLK OUT 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&PA CONTROL）4 个 2E、P、S、N、O 打开，2A、2B、2C、2D 投自动，2S 调节到 10%，适当增

32、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（BFPT2 LUBE OIL）2A、2B、B，TURB2I（BFPT STEAM）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

33、，并置该汽泵自动。（TURB2F（DEA FEED WATER）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&PA CONTROL）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&PA CONTROL）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