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[优质文档]房间设置 房间设置 请示值长同意，将机组负荷减至50%; 2、缓慢关闭停止侧凝汽器空气门并注意真空变化; 3、关闭停止侧凝汽器循环水入口门、出口门，增大运行侧循环水量; 4、联系电气将凝汽器循环水出、入口电动门停电，然后手动关严该出入口电动门; 5、开启入口门后，出口门前放水门及出口管放空气门; 6、凝汽器水室水放净后，打开人空门，开始工作; 7、工作过程中，发现真空下降，应立即停止工作，迅速恢复并查明原因。 汽轮机冷态启动前应做哪些主机保护试验 答:做主机保护试验。 1、调节系统静态试验。 2、手动停机试验。 3、EH油压低跳机试验。 4、润滑油压低跳机试验。 5、真空低跳机试验。 6、轴承振动大跳机试验。 7、轴向位移大跳机试验。 8、炉MFT联跳主机、小机试验。 9、内冷水断水试验。 10、发电机跳闸联跳小机试验。 11、润滑油压低联泵跳盘车顶轴试验。 12、程控疏水开关试验。 13、防进水保护试验。, 汽轮机启动及带负荷控制指标有哪些, 答:启动及带负荷控制指标 1、主蒸汽温升速度1.5?/min,2.5?/min，再热蒸汽温升速度 2?/min,3?/min。 2、汽缸壁温升速度2?/min,2.5?/min。 3、高中压缸上、下缸温差不大于42?。 4、主、再热蒸汽温差不许高于42?，空载时不允许高于83?。 5、胀差在-0.76mm,15.7mm范围内。 6、轴向位移至-0.9mm,，0.8mm之内。 7、各轴承振动在1500r/min前不超过0.05mm，过临界转速时各瓦振动不超过0.125mm，瓦盖振动不超过0.05mm，3000r/min时各瓦振动不超过0.076mm，瓦盖振动不超过0.03mm。 8、推力瓦金属温度不允许超过85?，支持轴承温度不许超过99?，各轴承回油温度不许超过71?。 9、低压缸排汽温度，空负荷不许超过121?，带负荷不许超过79?。 65、汽轮机滑参数停机的控制指标是多少, 答:滑参数停机的控制指标 1、主、再热温降速度1?/min，并有56?以上的过热度。 2、负荷下降速度3MW/min。 3、汽机金属壁温下降速度不大于5?/mi 机组转速600rpm检查项目, 答:1、倾听汽轮发电机组声音正常。 2、各支持轴承，推力轴承金属温度,70?。 3、各轴承回油温度,65?。 4、各轴承润滑油压正常，油温大于35?。 5、密封油系统运行正常，顶轴油泵退出工作。 6、汽轮机主再热、本体、抽汽管道疏水处于全部开启位置。 7、低压缸喷水处于投入位置，真空正常，排汽温度小于79?。 8、EH油系统工作正常，系统无漏泄，油温在43?,54?之间。 9、机组振动、串轴、差胀、绝对膨胀，上下缸温差在允许范围内。 10、除氧器、凝汽器、真空泵分离水箱、内冷水箱、水位指示准确。 11、主油箱油位指示正常。 12、以上参数若超限或接近超限值有上升趋势或不稳定时，应立即汇报有关领导，同时禁止升速,查找原因。 5、机组启动 5.1机组启动基本规定 5.1.1启动方式的划分 5.1.5.1冷态:汽轮机调节级金属温度或中压第一级静叶持环金属温度,121?。 5.1.5.2热态:汽轮机调节级金属温度或中压第一级静叶持环金属温度?121?。 5.1.2机组存在下列情况之一，禁止启动 5.1.2.1影响机组启动的系统和设备的检修工作未结束、工作票未注销，或经检查试验及试运不合格。 5.1.2.2DCS系统工作不正常，影响机组启、停及运行操作、监视。 5.1.2.3主要仪缺少或不正常，且无其它监视手段:转速表、转子偏心度表、真空表、主再热蒸汽压力温度表、轴向位移表、EH及润滑油压表、振动记录表、汽缸膨胀及差胀记录表，汽包水位计、炉膛压力表、给水流量表等。 5.1.2.4机组任一主要安全保护经试验动作不正常时。 5.1.2.5机组及主要附属系统设备安全保护性阀门或装置不正常(如:锅炉安全阀、PCV阀、汽- 15 -包事故放水门、燃油跳闸阀、高加水侧进出口门等)。 5.1.2.6汽、水、透平油、抗燃油品质不合格或油箱油位、油温低于极限值。 5.1.2.7发电机内氢气纯度或严密性不合格。 5.1.2.8控制气源不正常(严重带油或带水)。 5.1.3机组存在下列情况之一，禁止冲转或并网 5.1.3.1调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危急保安器动作值。 5.1.3.2汽轮机的高、中压主汽阀，调节汽阀，高压缸排汽逆止门，抽汽逆止阀及抽汽电动阀中任一阀门关闭不严、卡涩或动作失灵。 5.1.3.3机组的TSI系统不能正常投用时。 5.1.3.4EH油泵，主机交、直流润滑油泵，低位油泵，顶轴油泵，盘车电机之一故障或其自启动装置失灵。 5.1.3.5汽轮机高、中压外缸上、下缸温差?42?;高压内缸上、下缸温差?35?。 5.1.3.6汽轮机转子偏心度大于0.076mm或原始值的?0.02mm;汽轮机胀差小于—0.75mm或大于15.7mm。 #1、2机原始偏心 机组 偏心值 轴向位置 最高点圆周位置 #1汽轮机 0.04mm 推力瓦与#1轴瓦之间 顺转向与转子飞锤相差20度 #2汽轮机 0.04mm 推力瓦与#1轴瓦之间 顺转向与转子飞锤相差70度 5.1.3.7汽轮发电机组的转动部分有明显的金属磨擦声。 5.2机组启动应具备的条件 5.2.1禁止机组启动的所有条件均已消除。 5.2.2所有检修工作已结束，检修工作票已收回并验收终结，安措撤除。 5.2.3机组及系统设备完整，完成4.2规定的各项验收并试验合格，具备启动条件。 5.2.4机组电气、热控系统设备完整，仪表、声光报警正常。 5.2.5除盐水、燃油、燃煤、氢气等储量充足。 5.2.6机组的汽、水、油系统及设备冲洗合格。 5.2.7机组启动前的各项试验合格。 5.3机组启动前的检查 5.3.1接到机组启动命令，值长应告之各班长锅炉上水、锅炉点火、汽机冲转、机组并网的预计时间，并要求作好相应的检查、准备工作。 5.3.2确认所有检修工作票已注销，全部设备、场地清洁无杂物，通道畅通，照明良好。 5.3.3检查机、炉本体、汽水管道、风烟管道保温完好，支吊架完整;各平台、梯子、栏杆完好。 5.3.4检查炉本体各膨胀指示器完好、无卡涩变形并抄录各膨胀指示初始值，检查摆动火嘴在水平位;检查汽缸、高加、除氧器等膨胀指示器完好。 5.3.5检查锅炉各处检查孔、人孔门关闭严密。检查投入汽包双色水位计、差压水位计、高位水位计、电接点水位计。开启汽包左右侧压力取样管一次门。 5.3.6检查凝结器、高加水侧等人孔门关闭严密，主小机大气释放阀严密不漏。 5.3.7检查或联系热工确认机组保护按照规定投入。 5.3.8检查DCS系统已上电正常，CRT显示与设备实际状况、现场表计相符。 5.3.9检查机组各辅助系统系统动力电源、控制电源、信号电源等已送上，无异常。 5.3.10检查各6KV、380V电机绝缘记录完整，各电机绝缘合格。 5.3.11检查发变组已恢复备用。 5.3.12检查所有试验数据、检修交代、设备异动单齐全、清楚、正确，如有疑问，必须及时汇报反映。 5.3.13检查启动用工具、仪器、记录表纸已准备好。 5.4机组冷态启动 5.4.1辅助系统的启动运行 5.4.5.1投运循环水系统。 5.4.5.2联系化学启动工业水泵;启动除盐水泵向补水箱(或凝结器)、闭式水箱、内冷水箱、启动炉补水。 5.4.5.3启动空压机系统运行正常。 5.4.5.4启动主机润滑油系统，系统及各轴瓦处无漏油现象。 5.4.1.5启动密封油系统。摇测发电机转子、励磁系统绝缘合格，联系检修人员摇测发电机定子绝缘合格。 5.4.1.6发电机气密性试验合格后进行氢气置换，直至氢气压力纯度合格。 5.4.1.7投运发电机内冷水系统，确认内冷水水质合格。并维持定子冷却水压低于氢压0.05,0.1MPa。 5.4.1.8投运汽轮机EH油系统运行，保证其参数合格，系统无泄漏。 5.4.1.9启动顶轴油泵，投入汽轮机盘车运行，测量转子偏心小于0.076mm。机组启动前连续盘车至少2,4小时。 5.4.5.10根据系统需要投入开式水系统运行正常。投运闭式水系统，确认闭式水水质合格。 5.4.5.11进行开机前的有关试验。 5.4.5.12点火前12h，投入电除尘器瓷轴、瓷套、灰斗加热装置。 5.4.5.13如无邻机运行，根据值长命令启动启动炉。 5.4.5.14作好锅炉上水前的汽水系统的检查准备工作。抄录汽缸、、高加、除氧器膨胀指示一次。 5.4.2汽水系统冷态冲洗 5.4.2.1投入凝汽器、除氧器各水位计正常。 5.4.2.2开启凝汽器补水门和海底放水门，对凝汽器进行冲洗。 5.4.2.3启动凝结水泵，按照9.10.7进行凝汽器水位试验。 5.4.2.4开启,5低加出口排地沟电动门进行冲洗。 5.4.2.5凝结水质合格，向除氧器上水，按照9.13.1.6进行除氧器水位联动保护试验。 5.4.2.6开启除氧器事故放水门进行冲洗，直至水质合格。 5.4.2.7机组停运时间超过7天或凝结器中水质不合格，凝结水泵和凝升泵要并联运行。 5.4.3除氧器投运 5.4.3.1投入辅助蒸汽系统。 5.4.3.2启动一台前置泵，开启再循环手动门;开启前置泵入口加药门。 5.4.3.3视锅炉上水温度要求投入除氧器加热。 5.4.3.4注意事项: a)用启动炉供辅汽时应在其出口压力达到0.2MPa时开启供汽管道所有疏水门充分疏水后，即向辅汽联箱送汽。 b)除氧器加热过程中严禁向凝结器放水。 c)除氧器加热时要严密监视各段抽汽温度和汽缸上下温差。 d)加热时防止除氧器振动。 e)除氧器投运后通知化学监督水质。 5.4.4锅炉上水 5.4.4.1上水方式 a)汽机侧: (1)凝升泵(或凝结水泵)上水。 (2)前置泵上水。 (3)电泵上水。 (4)汽泵上水。 b)锅炉侧: (1)省煤器进水。 (2)水冷壁下联箱进水。 (3)利用减温器向过热器进水(水压试验时)。 5.4.4.2进水要求及注意事项 a)在锅炉启动前的检查工作结束后确认无影响进水因素时，方可向锅炉进水。 b)进水方式根据实际情况确定。若锅炉原已有水，经化验合格，则可进(放)至汽包水位—100mm处，否则，须放尽炉水重新进水。 c)进水温度?20?，且与汽包壁温差值?40?。 d)进水应缓慢、均匀。进至汽包正常水位所需时间夏季?2h，其它季节?4h。若水温与汽包壁温接近，可适当加快进水速度。 e)进水至汽包—100mm水位时，停止进水，开启省煤器再循环阀。 f)停止进水后，应对照各水位计，指示应基本一致，并且水位应保持不变。否则，应查明原因，予以消除。 g)进水后抄录锅炉本体膨胀指示一次。 h)按照4.5.4进行汽包水位保护联动试验。 i)采用凝升泵上水完毕后，必须将凝升泵至给水母管一、二次门完全关闭。并挂“禁止操作”警告牌。 J)进水期间，开启高加水侧排空气门和注水门注水，注完水后检查高加水位应无变化，钢管无泄漏。 5.4.4.3进水操作 a)向省煤器进水的操作 (1)进水前开启主给水截止阀、给水旁路调整阀前后截止阀、汽包空气阀、过热器空气阀。关闭主给水调节阀、给水旁路调整阀、炉底上水一/二次阀、定排集箱疏水一/二次阀、给水母管疏水阀、定排手动总阀、定排电动总阀、下降管排污手动总阀、各下降管排污电动阀及电动总阀、蒸汽加热各阀、汽包事故放水阀、省煤器再循环阀、省煤器入口疏水手动阀、减温水阀及连续排污阀、省煤器空气门等。开启水冷壁下联箱及下降管各排污手动阀。 (2)开启运行前置泵相应的给水泵出口电动门或启动电动给水泵(事先将其调速器置于25%左右)，或启动凝升泵向给水管道充水。 (3)将给水控制置于手动，调开主给水调节阀向锅炉进水。 (4)待汽包水位达—100mm时，则停止进水。 (5)停炉时间7天以上应对水冷壁下联箱及各下降管进行系统冲洗。 (6)进水完毕，关闭主给水调节阀。停运水泵或关闭给水泵出口电动门，并向值长汇报。 b)向水冷壁下联箱进水的操作: (1)进水前关闭主给水截止阀、主给水调整阀、给水旁路调整阀、炉底上水管道疏水一/二次阀、定排集箱疏水一/二次阀、定排手动总阀、下降管排污手动总阀、定排电动总阀、下降管排污电动总阀、省煤器空气门。关闭给水台各疏水阀及反冲洗阀、蒸汽加热各阀、汽包事故放水阀、省煤器入口疏水手动阀、减温水阀及连续排污阀。开启省煤器再循环阀、水冷壁下联箱排污手动阀、各下降管排污手动阀和电动阀、汽包空气阀、过热器空气阀。开启5%启动疏水旁路各手动阀、顶棚入口疏水手动阀。 (2)启动凝结水泵或前置泵向锅炉上水。全开主给水管至炉底进水一次总阀，稍开二次阀并用其控制进水速度。 (3)待汽包水位达—100mm时，则停止进水。 (4)停炉时间7天以上应对水冷壁下联箱及各下降管进行系统冲洗。 (5)进水完毕，关闭炉底进水一/二次阀。 c)向过热器进水的操作(水压试验时) (1)进水前开启过热器减温水总阀及各级减温截止阀、闭锁阀、汽包空气阀、各级过热器空气阀、主蒸汽管道疏水阀。确认相关系统其余各阀均关闭(如:给水台各阀、过热器减温水各疏水阀、再热器减温各阀、过热系统各疏水阀、过热器出口堵板阀(堵板)、省煤器入口集箱疏水门、PCV阀等，机侧阀门同a，主汽门必须关闭严密)。 (2)启泵向过热器减温水系统进水，调节过热器一减调整阀开度控制进水速度。 (3)进水过程中，注意关闭汽包和各级过热器冒水的空气阀。 (4)待汽包内有流水声时，停止进水。开启水冷壁下联箱及下降管各排污阀、过热器各疏放水阀进行系统冲洗。 (1)若需继续进水，则事先关闭炉底各阀，投入汽包水位计，直至进水完毕，关闭过热器减温调节阀，停运水泵。 5.4.4.4减温器反冲洗 a)目的及要求 (1)保持减温器喷嘴、管道、阀门清洁和畅通。 (2)开、停炉过程中，在投退减温水之前，必要时可进行减温器反冲洗。 (3)正常运行中，有必要且汽温较低时可进行减温器反冲洗。 b)操作方法 (1)冲洗前将待冲洗的减温水管上的进水阀门全部关闭。然后开启其反冲洗阀进行反冲，阀门开启时间尽量?5min。 (2)反冲洗时注意倾听管内流水声及温度升高情况，发现可疑应查找原因并处理，必要时汇报有关部门，同时作好记录。 (3)反冲洗过程中，若汽温不正常地升高时，应立即停止反冲洗投入减温水。 (4)一次只能进行一根减温水管的反冲洗，待其投入减温正常后，再进行另一根的反冲洗。 (5)反冲洗完毕后，据情况投入减温器运行。 5.4.5锅炉蒸汽推动 5.4.5.1汽包水位正常后8h才点火，则投入炉底蒸汽推动。 5.4.5.2投入步骤 a)开启各蒸汽加热供汽管道的疏水阀，微开炉启停用汽手动阀暖管10min。 b)暖管结束后，开启炉底加热联箱疏水阀，微开炉底加热隔离门，按加热的要求全开炉启停用汽手动阀，关闭蒸汽加热供汽管道的疏水阀。 c)5min后，关闭加热联箱疏水阀，全开炉底加热隔离门。 d)缓慢开启加热联箱至各水冷壁下联箱的蒸汽加热阀进行加热。 5.4.5.3当锅炉点火起压后或接到值长停止加热的通知时，退出炉底加热装置。 5.4.5.4退出步骤 a)缓慢关闭炉底加热联箱至水冷壁下联箱各加热阀。 b)关闭炉底加热隔离门和炉启停用汽手动阀。 c)开启炉底加热联箱和管道的疏水阀，充分疏水后关闭。 5.4.5.1炉水加热的注意事项: a)加热或升压过程应缓慢均衡，控制汽包壁温升率?1?/min，汽包任意两点壁温差?50?; b)加热期间汽包水位应?，100mm，若水位过低，应查明原因并进行 补水，当水位过高时，可利用连排或定排放水保持正常水位。 c)加热前、后应记录膨胀指示一次，注意各部膨胀应均匀。 d)如采用邻炉汽源，应加强联系，当邻炉发生异常不宜继续送汽时，应立即停止加热。 e)每日中班，联系化学化验炉水品质一次。 f)加热结束后，应进行一次详细检查，确保加热系统已被可靠隔离。 g)开启或关闭炉启停用汽手动阀以及投、退蒸汽推动时，应防止辅汽失压或超压。 5.4.6真空系统投入 5.4.6.1开启汽机所有本体和管道疏水门。 5.4.6.2轴封系统充分疏水后，投入主机轴封。 5.4.6.3启动轴封风机，正常后进行轴封风机联锁试验。 5.4.6.4轴封蒸汽与转子表面之间的温差应保证最小，最大不得超过111?。轴封供汽必须具有不小于14?的过热度。低压轴封温度控制在121,177?。 5.4.6.5启动真空泵抽真空，真空高于—90kPa后进行真空泵联动试验。 5.4.6.6启动小机油系统，投运小机连续盘车后，向小机送轴封。禁止在小机未投连续盘车时送小机轴封。 5.4.7锅炉点火 5.4.7.1准备工作 a)点火前4h将磨煤机油站投入运行，保证下油适当。 b)启动供油泵进行炉前油循环。 c)确认一次风机出口冷平衡箱至小油枪冷却用气阀已经开启，至各 角用气阀已经开启。 d)点火前1h启动送、引风机油站及冷却风机运行，正常后投入联锁。启动空预器油站运行。 e)点火前1h，开启至加压泵前池进水门，投运加压水系统。就地启动捞、碎渣机运行，观察其刮板、链条等运转无异常情况，DCS中电流正常后，调整补水量至捞渣船溢流口有溢流。 h)开启雾化蒸汽系统各疏水，联系配合稍开辅汽联箱至炉雾化蒸汽手动阀充分疏水暖管后，开大辅汽联箱至炉雾化蒸汽手动阀投入雾化蒸汽系统。检查开启进油手动门、进油流量计前后手动门、回油流量计后手动门、回油快关阀前手动门。关闭环形母管疏、放油阀、回油旁路阀等，投入本炉燃油系统。将各参数调整在:油压1.5MPa，油温20?,30?，雾化蒸汽压力1.0 MPa，雾化蒸汽温度260?，压缩空气压力0.50,0.69 MPa(注意满足空气雾化油枪的条件)。 i)确认过热器、再热器各疏水阀、空气阀、省煤器再循环阀在开启状态。 5.4.7.2吹扫 a)投入锅炉总联锁。 b)启动两台空气预热器，确认风、烟挡板自动开启。开启热点探测装置用气阀门，投运热点探测装置。 c)全开所有二次风门(包括各三次风口的周界风必须长期开启冷却喷口)。 d)启动一台引风机。 e)启动一台送风机。 f)调整引、送风机出力，维持炉膛压力在—200Pa左右，风量控制在总风量的30,40%之间。 g)启动一台火检冷却风机，确定电流返回正常，风压正常，大于4kPa，投入联锁。 h)调出DCS“FSSS操作面板”画面及“炉膛吹扫”状态信息图，创造并确认以下所有吹扫条件均已满足: (1)无MFT指令; (2)油泄漏试验成功; (3)所有火检无火; (4)所有油角阀均关; (5)再热器烟道挡板调节位(平均大于50%); (6)两台一次风机全停; (7)排粉机全停; (8)任一空预器运行; (9)油跳闸阀已关; (10)有引/送风机运行; (11)给粉机全停; (12)辅助风挡板在调节位(AF、AB、GB、GB1、CD、EE、EE1平均大于90%); (13)汽包水位正常(在—330,，240mm间); (14)风量,30%且,40%;(暂时强制) i)当“允许吹扫”灯亮时，按下“启动吹扫”按钮，炉膛吹扫开始计时。(180秒) j)3分钟后发出“吹扫完成”信号;若吹扫中断，则“允许吹扫”信号消失，并发出“吹扫中断”。需要重新创造条件进行吹扫。 5.4.7.3锅炉点火 a)吹扫完成，真空达—40kPa后，接值长令，进行锅炉点火。 b)启动一台一次风机，稍开A层一次风门暖管吹扫15分钟以上，然后开大一次风门至85%以上，对角合上给粉机总电源。 c)关闭左、右侧再热器烟气挡板。关闭除点火油枪层以外的所有二次风门。 d)维持炉膛压力在—50Pa左右,二次风箱与炉膛压差在380Pa。 e)投入炉膛出口烟温探针。开启给粉机下粉插板，A层给粉机下粉插板开度?10厘米。 f)开启燃油回油跳闸阀，开启进油跳闸阀到位后，关闭回油跳闸阀。调整燃油压力正常。 g)检查以下所有点火条件均已满足: (1)炉点火许可条件: NOMFT; 火检探头冷却风正常; 再热器烟气挡板在关位或机组带有负荷; 任一煤层在运行或风量,40%时。 (2)油点火许可条件: 炉膛点火允许; 燃油跳闸阀在开位; 油源压力正常; 炉前油压正常; 雾化汽压正常或压缩空气压力正常。 a)小油枪及A层粉点火操作 (1)开启F层油枪腰部风门A2开度70,以上，周界风A1开度30%以上，AF开度约30,，F开度60,;调整空预器出口一次风压在1.6,1.8 KPa;油压维持在1.4,1.6MPa;雾化空气压力维持不低于0.5MPa;二次风压维持在0.35,0.5KPa左右。 (2)当油点火许可条件满足后，“炉膛点火允许”、“油层点火允许”信号确立。即可采用“自动”或“手动”方式进行点火: ?采用“自动”方式时，又可选择“对角启动”或“角启动”方式进行层或单个油枪的点火:油枪、点火枪推进到位，点火枪打火，油角阀、雾化空气角阀开启，见火焰信号后点火枪退回停止点火。若点火失败(油角阀开启30S后未见火焰信号)，则关闭油角阀，自动进行油枪吹扫。 ?采用“手动”方式时，只能进行单个油枪的点火:油枪推进到位，点火枪推进到位，吹扫完成，点火枪打火，开启油及雾化气角阀，见火焰信号后点火枪退回停止点火，若点火失败，则关闭油角阀及雾化气角阀，手动进行油枪吹扫。 (3)油枪点火成功后，投入对角另一支油枪，并就地检查油枪运行情况: ?正常燃烧:着火距离合适，火焰应均匀、稳定，雾化良好,不直冲对角也不触及侧墙;管阀不泄漏。 ?着火不良:着火点不稳定，时有脱火、火焰脉动现象发生;火焰不明亮，火炬不;油嘴漏油及雾化不良，火焰中有大量未完全燃烧碳粒形成的火星等。此时要调整油压及配风到达正常燃烧，否则应退出油枪运行并采取进行吹扫、清理油枪雾化片等。 ?小油枪投运10分钟后现场检查油枪本体没有渗、漏油的地方。检查油系统管阀有无泄露现象。 (4)检查煤粉点火许可条件已满足: ? 炉点火许可; ? 二次风温正常(,176.7?);(已经强制) ? 辅助风挡板正常; ? 两台一次风机运行(若一台一次风机运行则投运的粉层不超过2层)。 (5)确认“煤粉点火允许”信号灯亮后，确认F层小油枪投运3只及以上，根据需要逐步逐个投入A层给粉机运行(相对应的小油枪必须在运行)，保持较低转速。确认煤粉检火后可适当提高一次风压，增加给粉机转速，升温升压。 (6)投粉后注意监视各一次风管静压以及粉管温度变化，防止堵管。 b)G层油枪点火操作 (1)粉仓无粉时，进行G层油枪点火操作。开启G层油枪二次风门A2开度50,以上，油压维持在1.4,1.6MPa;雾化蒸汽压力维持不低于0.8MPa;二次风压维持在0.35,0.5KPa左右。 (2)当油点火许可条件满足后，“炉膛点火允许”、“油层点火允许”信号确立。即可采用“自动”或“手动”方式进行点火: ?采用“自动”方式时，又可选择“对角启动”或“角启动”方式进行层或单个油枪的点火:油枪、点火枪推进到位，点火枪打火，油角阀、雾化蒸汽角阀开启，见火焰信号后点火枪退回停止点火。若点火失败(油角阀开启30S后未见火焰信号)，则关闭油角阀，自动进行油枪吹扫。 ?采用“手动”方式时，只能进行单个油枪的点火:油枪推进到位，点火枪推进到位，吹扫完成，点火枪打火，开启油及雾化汽角阀，见火焰信号后点火枪退回停止点火，若点火失败，则关闭油角阀及雾化汽角阀，手动进行油枪吹扫。 (3)(油枪点火成功后，投入对角另一支油枪，并就地检查油枪运行情况. (4)(投入G层油枪一小时后启动B或C制粉系统开始制粉。粉仓粉位0.5米以上时开始投运F层小油枪，逐步退出G层油枪。 5.4.8锅炉升压 5.4.8.1锅炉点火后，投入连排:先开机侧连排至连排扩容器手动门，再开汽包连排手动门和和电动调整门。同时开启连排短路阀。 5.4.8.2开启汽包加药手动门，开启过热蒸汽、饱和蒸汽、再热蒸汽、炉水、给水取样门，通知化学进行汽水品质监督。 5.4.8.3投入空预器蒸汽吹灰，烧油期间，空预器吹灰不间断。用辅汽吹灰时应加强协调，防止辅汽超压、失压。 5.4.8.4查高加水侧已经注水且无泄露，投入水侧运行。 5.4.8.5当锅炉汽包压力达0.1MPa,0.2MPa时，投入旁路系统: a)先低旁，后高旁;低旁先减温，后减压;先三级减温，后低旁减温。 b)除极热态开机外，一般不允许开启高旁减温水隔离阀和调整阀。 5.4.8.6压力达0.2MPa时,关闭汽包、过热器和再热器各空气阀及疏水阀(5%旁路视汽温上升情况退出)。 5.4.8.7压力达0.5MPa时，冲洗双色水位计、电接点水位计一次。通知检修人员热紧螺栓，冲洗仪表管道。在上水前及汽压达0.5Mpa、5.0MPa及额定值时，分别抄录锅炉各膨胀指示一次。 5.4.8.8当真空大于—81kPa时利用辅汽冲动未投连盘的小机，打闸投入连续盘车，或保持一台汽泵运行向锅炉上水。汽泵运行期间保持四抽至小机逆止门前疏水手动门开启。 5.4.8.9根据机组启动曲线升温升压，可通过调整燃油流量、A层给粉机转速或增投A层其他给粉机进行。注意监视、控制汽包壁温差。恢复主、再热器减温水备用，关闭其疏水、反冲洗各阀。主汽压力3.0MPa下联箱排污一次。排污完毕后将下联箱各手动门关闭、压紧，并检查登记漏流情况。3.5MPa时开PCV手动阀。 5.4.8.10粉仓粉位低于2米，点火1h后启动一套制粉系统。此时油枪不少于3只。 5.4.8.11冲转前开启高压缸上、下夹层冷却蒸汽电动门和夹层关断门(#2机)。备注:小修新增加一关断门。 5.4.8.12冲转前检查快冷装置至高中压进汽导管一次门前疏水门确在开启状态，挂“禁止操作”警告牌。 5.4.8.13达到冲转参数，通知化学化验蒸汽品质合格时，汽机准备冲转。 5.4.8.14升压总要求和注意事项: a)整个过程中必须平稳、缓慢，以启动曲线为准则，并保证饱和汽温升率?1.5?/min，过、再热汽温升率?2.0?/min。控制升温升压 速度可以通过调节给粉机转速进行。视汽包壁温差并参照升温升压曲线，适时增投油枪和给粉机。 b)整个过程必须认真监视受热面管壁温度，保证其不超限。特别注意监视低过、低再、分隔屏、后屏管壁温度，发现超限必须采取措施调整风量或减缓升温升压速度，必要时可以停运制粉系统。 c)整个过程必须加强各段烟温监视:特别是小油枪投运，A层给粉机投运，煤、油混合燃烧时，要严密监视空预器入口烟温、排烟温度、末级再热器出口烟温的变化。发现排烟温度异常时，一定要控制燃烧，必要时停运制粉系统，退出A层给粉机、轮流关闭温度高侧空预器入口烟气侧挡板，控制烟温上涨，防止空预器再燃烧。 d)整个过程必须严密监视汽包壁温变化情况，任意两点间壁温差,50?，否则必须采取下列措施: (1)降低升温、升压速度; (2)适当提高汽包水位; (3)加强下联箱放水; (4)适当开大高、低压旁路。 e)锅炉起压后，应加强主、再热汽门后压力和蒸汽室内外壁温度监视。发现有汽门内漏现象应及时汇报处理。 f)升压过程中应根据汽温上升速度和主、再热汽温差，调整高低压旁路开度，控制主再热汽温差小于42?，最大不大于83?。 5.4.9汽轮机冲转 5.4.9.1汽轮机冲转应具备的条件: a)冲转参数符合要求:主汽压3.5MPa,5.0MPa，主汽温316?,360?，再热汽温250?,300?。 b)汽轮发电机组连续盘车4小时以上，盘车电流正常，轴封处无摩擦异音。 c)大轴偏心,0.076mm或与原始值的差值不大于0.02mm。 d)高压内缸上下温差,35?，高、中压外缸上下温差,42?。 e)低压缸排汽温度,79?，凝汽器真空—87kPa左右。 f)主油箱油位?180mm以内，主机润滑油压0.096MPa,0.1236MPa， 油温在38?,45?。 g)主机EH油压12.4MPa,14.5MPa，油温43?,54?。 h)汽机胀差,—0.75mm且,15.7mm，轴向位移在?0.9mm以内。 i)确认机组各疏水畅通并充分疏尽。 j)机组各系统运行正常，凝结器、除氧器、汽包水位均正常。 k)汽轮机主保护系统已投入正常。 l)蒸汽品质符合机组启动汽水(附录A2)的要求。 5.4.9.2开启密备油泵再循环门，启动密备油泵。 5.4.9.3按照5.4.8.5a相反的顺序退出高、低压旁路，确认再热器压力为0或负压。 5.4.9.4点击ETS盘“复位”按钮，复位机头脱扣手柄，点击“远控挂闸”按钮。观察DEH及就地中压主汽门自动开启至全开。 5.4.9.5在DEH操作盘中，输入阀限“100”，则中调门应缓慢开启至全开。 5.4.9.6点击“TV控制”，则高调门均应开启至全开。 5.4.9.7输入目标值“600”，升速率“100”，“进行”后，机组开始升速。 5.4.9.8当机组转速?3rpm时，检查盘车装置应自动脱扣，否则立即手动打闸。 5.4.9.9随机投入低加汽侧运行。 5.4.9.10当DEH转速给定值大于机组的实际转速时，开启冷再逆止门。 5.4.9.11汽机转速升至600rpm，保持，此时应进行下列操作和检查: a)就地检查汽轮发电机组转动部分声音正常，必要时可脱扣进行摩擦 检查; b)确认盘车电机已自动停运，否则手动停运; c)确认低压缸喷水已自动开启，否则手动开启，查低压缸排汽温度,79?; d)检查各轴承振动、回油情况、润滑油压、油温均正常; e)查汽轮机所有监视仪表工作正常。 5.4.10暖机、升速 5.4.10.1输入目标值“2030”，升速率“100”，“进行”，机组又开始升速。当转速大于980rpm时，检查顶轴油泵应自动停运。 5.4.10.2机组转速达2030rpm时，保持。如遇特殊情况，需改变暖机转速，则该转速必须在2030,2600rpm之间。 5.4.10.3中压主汽门前进汽温度达260?及以上时，开始计算暖机时间，并根据机组启动前的高中压转子金属温度从“冷态启动转子加热规定(附录E8)”曲线中查出最长的加热时间定为中速暖机时间。任何情况下均不得缩短该暖机时间。 5.4.10.4当油温,43?，启动冷油器供水泵，正常后投入联锁，调整润滑油温正常。 5.4.10.5当高压上下缸温度均上涨且温差增大时，应适当关小高压缸上夹层冷却蒸汽电动门,确保缸温差在正常范围内。 5.4.10.6汽机暖机结束后，就地检查汽缸膨胀良好，并确认蒸汽室内壁金属温度?主汽压下对应的饱和蒸汽温度。 Ts=T1，5.36(T2―T1) 式中:Ts为蒸汽室内表面实际金属温度，T1、T2分别为蒸汽室外/内壁热电偶测量金属温度。 5.4.10.7输入目标值“2940”，升速率“100”，“进行”，机组又开始升速。 5.4.10.8转速达2940rpm，按下“GV控制”键，阀门切换开始，高 调门逐渐关小，主汽门逐渐全开。 5.4.10.92min后阀门切换完毕，机组转速稳定在2940rpm。 5.4.10.10输入目标值“3000”，升速率设“50”，“进行”，机组又开始升速。 5.4.10.11暖机升速过程中的注意事项: a)通过临界转速时，轴承振动超过0.08mm或相对轴振动值超过0.254mm，应立即打闸停机破坏真空，严禁强行通过临界转速或降速暖机。待转子静止后，投入连续盘车，检查转子偏心值和上下缸温差，倾听声音，查明原因并消除后，连续盘车4小时后方可重新启动。 b)机组启动过程中，应监视缸壁温度、温差的变化，汽缸下缸温度急剧下降且检水温差达到56?应立即打闸停机。 c)在升速过程中，应平稳通过各轴系临界转速，保证机组不在共振转速范围内停留。 d)在稳定转速暖机时，应测量振动，并与历史记录相对照，进行分析比较。 e)在暖机过程中，应尽量控制过热汽温不超过360?，主汽温度最高不得超过427?，而再热汽温应保持在260?以上。当汽温较高而高压内缸缸温差超过35?时，必须采取降温措施。 f)注意检查凝汽器，除氧器，加热器水位正常，倾听各转动部分声音正常，各系统辅机运行正常。 g)汽轮发电机开始转动后即认为其全部设备均已带电。在升速过程中，应检查轴承油流，监听汽轮机、发电机、励磁机的声音。 h)整个升速过程中，应保持润滑油温稳定在38?,45?。 i)汽缸各部温差不应超过下列规定: (1)高压内缸上下温差:,35?; (2)高中压外缸上下温差:,42?; (3)汽室内外壁温差:,83?,(热态,30?)。 j)升速过程中，要严密监视和及时调整密封油压力，防止油压下降油泵联动造成油箱满油，或油压低于氢压造成氢气外漏。 5.4.113000r/min定速 5.4.15.1机组转速达3000rpm时，机头手动打闸或集控手动打闸，观察所有主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应迅速关下，汽机转速迅速下降。 5.4.15.2汽机重新挂闸、以200rpm,250rpm升速率冲转至2940rpm，阀切换后以50rpm的升速率升至3000rpm定速。维持“空负荷和低负荷运行指导”图表中所给出的背压限制值。 5.4.15.3停运密备油泵，关闭密备油泵再循环门。 5.4.15.4确认主油泵工作正常后带联锁停运交流润滑油泵，查主机润滑油压正常。 5.4.11.5投入发电机氢冷器、励磁机空冷器冷却水，投入发电机氢气除湿装置。 5.4.11.6对机组进行全面检查，根据需要进行注油试验、主汽门和调速汽门严密性试验、电气有关试验。 5.4.12并网、带负荷 5.4.12.1机组具备并网条件，值长汇报001;得到调令，进行并网操作。 5.4.12.2根据电气要求按下“自动同步”键，发电机主开关合上后，并网成功。 5.4.12.3退出烟温探针(炉膛出口烟温达到610?自动退出)并现场确认。 5.4.12.4并网后当负荷高于15MW时投入“调节级压力”、“功率”反馈回路。 a)调节级压力回路:当汽轮发电机组并网后则可投切该回路。 b)功率回路:当汽轮发电机组并网后，且控制器处于全自动状态，则 可投切该回路。 c)功率和调节级压力回路均要切、投时: (1)投入:先投调节级压力回路，再投功率回路。 (2)切除:先切除功率回路，再切除调节级压力回路。 5.4.12.5机组并网后应尽快带上5%初负荷至少暖机30min，在此期间，若主汽温每上升3?，则暖机时间增加1分钟。 5.4.12.6投入高加汽侧运行。 5.4.12.7根据需要启动第二台一次、引、送风机。 5.4.12.8在下列情况下给粉机停运: a)由运行人员操作停止; b)一次风机全停或出现MFT时，各给粉机自动全跳; c)出现RB时，自上至下自动停运E、D、C层给粉机(每隔10s停一层)，同时投G层油枪。 d)火检消失且点火能量不满足时，跳相应给粉机。 5.4.13升负荷 5.4.13.1总体要求: a)负荷10,升至40,:平均升压率为0.04MPa/min，平均升温率为1.08?/min。 b)负荷由40,升至100,:平均升压率为0.08MPa/min,平均升温率为0.33?/min。 c)机组升负荷过程中，应按冷态启动曲线控制升负荷速度，保持机组负荷与蒸汽参数相匹配。可根据需要，在负荷30MW、60MW、105MW等阶段分别稳定一段时间。 5.4.13.2当机组负荷30MW时，检查并关闭中压主汽门前的所有疏水: 主蒸汽管道疏水阀、再热蒸汽热段管道疏水阀 高压缸调节级后疏水阀、高压外缸疏水阀 左侧主蒸汽导汽管疏水阀、右侧主蒸汽导汽管疏水阀 一段抽汽管道疏水阀、二段抽汽管道疏水阀。 高压缸上下夹层冷却蒸汽管道疏水阀、平衡管疏水阀。 5.4.13.3机组负荷达45MW时，查低压缸喷水已自动关闭。 5.4.13.4视燃烧情况，启动第二套制粉系统。 5.4.13.5四抽压力比除氧器压力高0.15MPa时，将除氧器汽源切至四抽供给。 5.4.13.6当三抽压力比除氧器压力高0.3MPa时，倒换高加疏水。 5.4.13.7机组负荷达60MW时，检查并关闭中压主汽门后的所有疏水门: 左侧中压调节阀后疏水阀、右侧中压调节阀后疏水阀 中压外缸疏水阀、中压缸排汽区疏水阀 三段抽汽管道疏水阀、四段抽汽管道疏水阀 五段抽汽管道疏水阀、六段抽汽道管疏水阀。 5.4.13.8当高压上、下缸温差缩小至正常范围并稳定后，全开高压缸上下夹层冷却蒸汽电动门，断开上下夹层冷却蒸汽电动门电源。 5.4.13.9当排烟温度达110?时，通知电除尘值班员逐步投入电场运行。 5.4.13.10当主汽压力达6.0MPa时，倒辅汽至分隔屏供汽，雾化蒸汽压力正常后，停启动炉。 5.4.13.11机组负荷达80MW时，启动一台汽动给水泵。若已经由辅汽供小机保持一台汽泵运行，则在100MW负荷左右进行汽源倒换，之后关闭四抽至小机逆止门前疏水手动门。 5.4.13.12负荷升至30%时，开大连排并加强下降管排污进行洗硅。整个升负荷过程中都应保证炉水含硅量合格，否则应停止升负荷，加强洗硅，直至合格。炉水含硅量应控制在下列范围: 蒸汽压力(MPa) 9.8 11.77 14.71 16.67 17.65 炉水含硅量(mg/l) ,3.3 ,1.28 ,0.5 ,0.3 ,0.2 5.4.13.13当负荷升至40%时，检查确认此时主蒸汽压力应为11.9MPa，主蒸汽温度应为510?，再热蒸汽温度在480?以上。启动另一汽动给水泵。正常后，停运电动给水泵。 5.4.13.14继续增加热负荷，增投给粉机，根据需要和粉仓粉位情况，启动第二、三套制粉系统，逐渐自上至下减少油枪，继续升温、升压升负荷。 5.4.13.15负荷升至50,时，过热蒸汽达到530?，再热蒸汽温度应达到500?，此时可根据情况投入汽温自动调节。同时控制风箱与炉膛压差在690Pa左右，并维持此压差运行。 5.4.13.16机组负荷达180MW时，视情况投入减温水自动、燃烧自动、给水自动、CCS协调控制，查“调节级压力”及“功率”回路均已切除。检查机组各水位自动、温度自动、最小流量自动等热控自动装置均已投入正常。 5.4.13.17将单阀切至顺序阀控制，投入汽包水位联锁、给水泵跳闸联锁、MFTRB联锁。机跳炉保护、汽包水位保护和低真空保护在并网后根据值长命令投入或联系热工投入。 5.4.13.18视燃烧稳定情况，退出全部油枪和空气预热器连续吹灰，对受热面进行一次全面吹灰。 5.4.13.19对设备进行一次全面检查，压紧所有疏、放水阀门，并将检查情况汇报值长。 5.4.13.20并网24h后对锅炉各阀门、主再热蒸汽和抽汽疏水管道测温一次，根据阀门温度情况适当压紧各泄漏阀门，减少汽水损失。并网24小时后就地抄录一遍主机、高加、除氧器膨胀。 5.1机组热态启动 5.1.1冲转参数的确定 5.1.1.1检查并确认高压缸第一级金属温度或中压缸第一级静叶持环金属温度?121?，并根据“热态启动推荐值——冲转和带最低负荷(附录E10)”曲线确定机组的冲转参数、升速率和带最低负荷的暖机时间。 5.1.1..2冲转参数根据当时汽机的缸温确定:主蒸汽温度应高于汽缸最高金属温度50?，主再热蒸汽温度至少要有56?以上过热度。在任何情况下，第一级蒸汽温度不允许比调节级(或中压第一级)金属温度高111?或低56?。 5.1.1..3凝汽器真空?—89kPa。 5.1.1..4其他参数同冷态启动。 5.6热态启动的注意事项 5.6.1机组冲转前至少要连续盘车4小时。若盘车中断应重新计时。 5.6.2热态启动点火前，应参照冷态启动作相应的检查和准备。 5.6.3点火前必须先送轴封，后抽真空。轴封母管温度与高中缸端壁温度差小于111?才允许真空泵启动。 5.6.4点火后要投入启动旁路，以便加快汽温的提高。同时调整高、低压旁路，使汽温、汽压相匹配。 5.6.5点火后的升温升压应根据当时参数在启动曲线上找到相应的起始点，然后按照此点后的曲线进行升温升压。 5.6.6在冲转和带低负荷时，应采用单阀控制方式。 5.6.7热态启动时机组的冲转和带初负荷应按“热态启动推荐值—冲转和带最低负荷”曲线，进行升速与初负荷暖机。 5.6.8在初负荷暖机期间，若主蒸汽参数发生变化，则应根据汽机第一级蒸汽温度的变化查图确定初负荷暖机时间。如果第一级蒸汽和金属温度差值处于“热态启动推荐值”图上所示的精确匹配线以下，那么应该在10min内将机组升速到3000rpm，尽快并网，并带上由图表确定的最小负荷，不需保持5%负荷下的暖机时间。 5.6.9机组并网后按温态3MW,min、热态5MW,min、极热态6MW,min的速度尽快加负荷至与缸温相匹配的负荷，汽缸温度无明显下降，最好尽量保证差胀不向负方向变化 5.6.10机组升负荷时应注意汽缸温升、温差、胀差、串轴、振动及各监视参数无越限，所有辅助设备均运行正常。 5.6.11高压缸夹层冷却蒸汽在极热态启动时有可能对汽缸起冷却作用，此时调整原则应根据汽缸温度下降情况与冷态启动相反。 5.6.12其它操作及要求同冷态启动步骤。 5.7机组启动过程的有关规定 5.7.1自投入除氧器加热至机组带180MW负荷稳定，每小时抄录一次机组启动日志。 5.7.2锅炉点火后，应经常检查油枪着火情况，发现油枪未着火或泄漏时应立即停止其运行，联系处理。点火初期应经常切换油枪运行。煤粉油混烧时应投入程控连续吹灰。 5.7.3升压过程中应监视汽包水位在正常范围内，防止缺水或满水。间断上水期间，上水时应关闭省煤器再循环门，停止上水时应打开省煤器再循环门。 5.7.4严格按照锅炉升压总要求和注意事项，监视汽包壁温差、受热面壁温、炉膛烟温差在正常范围内。 5.7.5启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在发生锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水。 5.7.6在锅炉点火升压过程中，应检查锅炉各部分膨胀是否均匀，按照规定记录各部膨胀指示，发现异常应停止升压，查找原因消除后方可继续升压。 5.7.7点火后冲转前必须加强左右汽室壁温和主汽门后压力监视，当发现不正常升高时，应汇报班长、值长，联系检修处理。 5.7.8汽轮机冲转后，若盘车装置不能及时脱开，应立即打闸停机。 5.7.9在任何情况下绝不可强行挂闸。机组在临界区域内严禁挂闸或停留。 5.7.10机组在冲转过程中要求保持锅炉参数稳定。 5.7.11机组在冷态启动过程中要严格按《冷态启动转子加热规程》进行机组暖机，正常情况不得缩短该时间。 5.7.12按照升速暖机的注意事项，严密监视机组振动和汽缸上下温差在正常范围内。 5.7.13阀门切换过程应不超过2分钟，否则应打闸停机，联系热工处理正常后重新启动。 5.7.14机组在整个启动、升负荷过程中，应密切监视并控制主、再热蒸汽参数、胀差、汽缸绝对膨胀、真空、振动、润滑油温油压、EH油温油压、氢侧密封油压等参数在规定的范围内。 5.7.15要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度，当温度超过标准要求时，应按规程果断处理。 5.7.16机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车4h后才能再次启动，严禁盲目启动。 5.7.17启动中应监视、记录汽缸各膨胀值变化均匀对应，发现滑销系统卡涩，应延长暖机时间或研究解决措施，防止汽缸膨胀不均引起振动。 5.7.18使用辅汽供汽泵开机时，四抽至小机逆止门前疏水门要一直保持开启，直至小机汽源倒至四抽供。进行汽源倒换时必须就地检查四抽至小机逆止门确已开启，防止小机失压。 5.7.19在操作高压缸夹层冷却蒸汽电动门时，必须就地核对阀门状态，防止开机后阀门未开造成高压缸失去夹层冷却蒸汽和推力瓦损坏。 5.7.20给粉电源有A、B两路，分别供,1,10给粉机、,11,20给粉机电源，每路电源有工作和备用两个按钮。为防止合环或部分给粉机失电，不允许同时合上任何一路电源的工作和备用按钮。