大同二电厂660mw机组集控运行规程.doc

Q/GDDTPC国电电力大同第二发电厂/大同发电有限责任公司企业标准 版本/修改：A/0 Q/GDDTPC.104.02.FD2008三期机组集控运行规程（试行） 2008-10-31 实施2008-10-31发布国电电力大同第二发电厂/大同发电有限责任公司 发 布机组集控运行规程 Q/GDDTPC 104.02.FD2008前 言为了规范我厂（公司）三期机组的运行维护工作，确保机组安全、经济运行和人身安全，依据汽轮机组运行规程、汽轮发电机运行规程等国家标准、行业标准、电网要求以及设备供应商、服务商所提供的使用说明书和图纸，按照技术标准编写导则（Q/GDDTPC.201.03.SB2006）的要求，结合公司实际设备系统情况，制定本规程。本规程和调度规程、继电保护及自动装置运行规程、消防规程及各专业运行规程配合使用。本规程附录A、B、C为资料性附录，附录D为规范性附录。 本规程由公司标准化委员会提出。本规程由发电部起草并负责解释。本规程由设备管理部归口管理。本规程主要起草人: 刘峰、苏国新、张亚飞本规程审 核 人：陈宝菲本规程批 准 人：丁志明本规程于2008年10月31日首次发布。 本规程的版本及修改状态：A/0.目 次 1范围32规范性引用文件33定义和术语34机组设备概述35机组启动66机组正常运行及维护237机组停运488机组停运后的保养529机组联锁保护及试验5510机组事故处理68附录A （资料性附录） 机组设备规范93附录B （资料性附录） 发电机运行曲线109附录C （资料性附录） 机组启动曲线116附录D （规范性附录） 机组集控运行规程修改记录130机组集控运行规程1 范围本规程规定了厂（公司）#9、10机组的运行方式、启停操作、正常维护、事故处理。本规程适用于厂（公司）#9、10机组机组集控运行工作。2 规范性引用文件660MW发电机产品使用说明书 （哈尔滨电机厂有限责任公司）DCB9-3000/20型电力变压器说明书 （顺特电气有限公司）DFP-270000/500型电力变压器说明书 （特变电工沈阳变压器集团有限公司）SFF10-CY-63000/20型电力变压器说明书 （特变电工沈阳变压器集团有限公司）启动运行维护说明书 （哈尔滨汽轮机有限责任公司2008年） 抗燃油控制系统使用说明书 （哈尔滨汽轮机厂）润滑油控制系统使用说明书 （哈尔滨汽轮机厂）超临界压力直流锅炉说明书 （东方锅炉（集团）股份有限公司）超临界压力直流锅炉运行说明书 （东方锅炉（集团）股份有限公司）煤粉燃烧设备说明书 （东方锅炉（集团）股份有限公司）3 定义和术语 （略）4 机组设备概述4.1 技术标准机组设备规范见附录A。4.2 锅炉大同第二发电厂三期工程两台660MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为东方锅炉（集团）股份责任公司设计制造的超临界参数变压直流炉，一次再热、单炉膛、尾部双烟道、采用挡板调节再热汽温、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉。；型号为DG2150/25.4-6型锅炉分离器设计压力27.89MPa，省煤器设计压力29.90MPa再热器设计压力4.31MPa。最大连续蒸发量为2150t/h，额定蒸发量为2085t/h，额定蒸汽温度为571，设计燃料为晋华宫矿烟煤，低位发热量22830kJ/kg。炉膛燃烧方式为正压直吹前后墙对冲燃烧，共配有36只由东方锅炉（集团）股份有限公司制造的外浓内淡型低NOx轴向旋流式煤粉燃烧器，分三层分别布置在锅炉前后墙水冷壁上，每层各有6只低NOx燃烧器，燃烧器层间距为4957.1mm，燃烧器列间距为3048mm，上层燃烧器中心线距大屏底距离为21381.9mm，下层燃烧器中心线距冷灰斗拐点距离为3259.8mm。最外侧燃烧器中心线与侧墙距离为3461.2mm，能够避免侧墙结渣及发生高温腐蚀。燃烧器上部布置有燃尽风风口和侧燃尽风风口，12只燃尽风风口和4只侧燃尽风风口分别布置在前后墙上。前后墙靠近两侧墙的2只燃尽风风口距最上层燃烧器中心线距离为3313.6 mm。燃烧器的配风分为一次风、内二次风、和外二次风，其中二次风、外二次风为旋流。分别通过一次风管，燃烧器内同心的内二次风、外二次风环形通道在燃烧的不同阶段分别送入炉膛，其中内二次风旋流器为固定式，不作调节，叶片倾角60度；外二次风旋流强度可调，使进入每个燃烧器的外二次风量可通过燃烧器上切向布置的叶轮式外二次风门挡板进行调节，外二次风门执行器为气动。通过调节固定在燃烧器面板上的气动执行器可方便地调节外二次风门挡板的开度，即可得到适当的外二次风量和外二次风旋流强度，以获得最佳燃烧工况。内二次风门及外二次风门挡板的最佳位置在燃烧调整试验时确定，只要煤质不发生重大变化，在此后的运行过程中无需再进行调整。为进一步降低Nox排放量，在煤粉燃烧器上方设置了燃尽风及侧燃尽风，12只燃尽风风口分别布置在前后墙上，每面墙各五个，布置成一排。4只侧燃尽风风口分别布置在前后墙燃尽风风口下方，每面墙各2个，布置成一排。燃尽风及侧燃尽风调风器将燃尽风分为两股独立的气流送入炉膛，中央部位的气流为直流气流，它速度高、刚性大能直接穿透上升烟气进入炉膛中心区域；外圈气流是旋转气流，离开调风器后向四周扩散，用于和靠近炉膛水冷壁的上升烟气进行混合。炉膛宽度为22162.4 mm，深度为15456.8 mm，高度为62000 mm，整个炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，炉膛由下部螺旋盘绕上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁两个不同的结构组成，两者间由过渡水冷壁和混合集箱转换连接，炉膛角部为R150 mm圆弧过渡结构。炉膛冷灰斗的倾斜角度为55，除渣口的喉口宽度为1243.2 mm。炉膛上部布置有屏式过热器、高温过热器；折焰角后部水平烟道布置有高温再热器；后竖井包墙内的中隔墙将后竖井分成前、后两个平行烟道，前烟道内布置低温再热器，后烟道内布置低温过热器和省煤器。烟气调节挡板布置在低温再热器和省煤器后，烟气流经调节挡板后分成两个烟道分别进入两台豪顿华工程有限公司生产的32.5VNT2130型三分仓回转容克式空气预热器机组配置250%B-MCR调速汽动给水泵。给水从炉左侧直接进入省煤器进口集箱，经省煤器蛇形管，进入省煤器出口集箱,然后从炉右侧通过单根下降管、32根下水连接管引入螺旋水冷壁，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集后，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离，循环运行时从分离器分离出来的水进入储水罐后排往冷凝水箱，蒸汽（进入直流运行时全部蒸汽均通过汽水分离器）则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道侧包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器，进入汽机高压缸。汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器和水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。制粉系统采用中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，每炉配6台ZGM113G中速辊式磨煤机，BMCR工况燃用设计煤种时5台运行，1台备用，设计煤粉细度R90=20%25%,煤粉的均匀性系数n 1.0，燃料消耗量为269.7t/h。锅炉采用二级高能点火系统，整台炉（除A磨外）布置30支油枪，油枪采用机械雾化喷嘴，点火枪和油枪均为可伸缩式。点火用油为-10轻柴油，发热量42570kJ/kg，油枪的最大出力为1200kg/h。A磨煤机配有等离子助燃方式点火。锅炉炉膛风烟系统为平衡通风方式。选用两台动叶可调轴流式引风机；两台动叶可调轴流式送风机；两台动叶可调轴流式一次风机。炉膛设计承压能力5980Pa，瞬时承受压力为9980Pa。锅炉采用刮板式捞渣机，冷灰斗的储灰容积能满足储存锅炉在100%BMCR负荷时4小时的排渣量。锅炉采用定-滑-定变压运行方式。在全部高压加热器停运时，锅炉的蒸汽参数能保持在额定值，各受热面不超温，蒸发量仍能使汽轮发电机组达到额定出力。汽轮机旁路系统采用40%B-MCR容量高、低压串联旁路。锅炉主蒸汽温度控制主要靠调节“煤水比”及一、二级喷水减温器调整，减温水共布置有两级四点。再热蒸汽汽温主要靠烟气挡板调整，并辅以在低温再热器出口管道上布置再热器微调喷水减温器作为事故状态下的调节手段。在稳定工况下，过热汽温在35%100%B-MCR、再热汽温在50%100%B-MCR负荷范围时，保持稳定在额定值，偏差不超过5。锅炉装设炉膛安全监控系统（FSSS），炉膛火焰电视监视装置及吹灰程控装置等，具有很高的自动化控制水平。锅炉正常运行燃用设计煤种，在负荷为BRL工况，煤粉细度R90=2025%，给水温度为额定值时，锅炉保证热效率为93.2%。锅炉具有一定的调峰能力，燃用设计煤种时，不投油最低稳燃负荷不大于30%BMCR。锅炉能在单台预热器工作情况下连续运行，当单台空气预热器运行时，锅炉能达到60%BMCR负荷。4.3 汽轮机汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，具有较好的热负荷和变负荷适应性，采用数字式电液调节（DEH）系统。机组能在冷态、温态、热态和极热态等不同工况下启动，并可采用定压和定-滑-定压运行方式中的任一种运行。定-滑-定压运行时，滑压运行的范围是4090%BMCR。 蒸汽流程：机组新蒸汽从下部进入置于该机两侧两个固定支承的高压主汽调节联合阀，由每侧各两个调节阀流出，经过4 根高压导汽管进入高压汽轮机，高压进汽管位于上半两根、下半两根。进入高压汽轮机的蒸汽通过一个调节级和9 个压力级后，由外缸下部两侧排出进入再热器。再热后的蒸汽经再热管道进机组两侧的两个再热号、2主汽调节联合阀，由每侧各两个中压调节阀流出，经过四根中压导汽管由中部进入中压汽轮机，中压进汽管位于上半两根、下半两根。进入中压汽轮机的蒸汽经过6 级反动式中压级后，从中压缸上部排汽口排出，经中低压连通管，分别进入1号低压缸中部。两个低压缸均为双分流结构，蒸汽从通流部分的中部流入，经过正反向各6 个压力级后，流向每端的排汽口，然后蒸汽向下流出，排入空冷凝汽器的乏汽凝结成凝结水汇集到热井，由凝结水泵升压后经化学精处理装置、汽封冷却器、三台低加进入除氧器，除氧水由给水泵升压后经三台高加进入锅炉省煤器，构成热力循环。本汽轮机转子全部是无中心孔合金钢整锻转子，全部采用落地轴承。16号轴瓦全部为四瓦块可倾瓦，79号轴瓦为可倾瓦。本汽轮机盘车装置为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置，安装在汽轮机6号轴承座和7号轴承座之间，盘车装置电动机为Y280S-6型，功率45kW，额定电流86.4A，转速980r/min，经过减速后盘车转速为3.35r/min。4.4 发变组发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-660-2Y型三相交流隐极式同步发电机。发电机由定子、转子、端盖及轴承、油密封装置、冷却器及其外罩、引出线及瓷套端子、集电环及隔音罩刷架装置、内部监测系统等部件组成。采用整体全封闭、内部氢气循环、定子绕组水内冷、定子铁心及端部结构件氢气表面冷却、转子绕组气隙取气径向斜流氢内冷的冷却方式。定、转子绕组均采用F级绝缘。发电机共有6个出线瓷套端子，其中3个设在出线盒底部垂直位置，为主出线端子，另个设在出线盒的斜向位置，为中性点出线端子。每个出线端子上设置4只套管式电流互感器，并采用无磁性紧固件固定在出线盒上。主出线端子通过设在其上的矩形接线端子（金具）与封闭母线柔性连接，中性点出线端子则通过母线板连接后封闭在中性点罩内并接地。发电机采用端盖式轴承，轴承采用下半两块可倾式轴瓦。定子冷却水首先从外部水系统进入发电机励端汇流管，然后经绝缘引水管分别进入上、下层定子线棒，再经汽端的绝缘引水管进入汽端回水汇流管，最后返回到外部水系统中。发电机定、转子沿轴向分成11个通风区，5个进风（冷风）区和6个出风（热风）区交替分布。在转子两端护环外侧装有单级浆式风扇，用以驱动发电机内的氢气循环。定子铁心端部磁屏蔽处和出线盒内设有单独的冷却风路。在机座汽励两端顶部分别横向布置了一组冷却器，每组冷却器由两个冷却器组成，每个冷却器有各自独立的水路。发电机采用双流双环式油密封。发电机励磁系统采用机端静止可控硅自并励励磁方式，励磁电源取自发电机出口的励磁变，经可控硅整流、自动电压调节器调节后，通过电刷和滑环接触装置引入到转子上并通过导电杆直接供给发电机的转子绕组。励磁整流及调节装置采用美国GE公司生产的EX2100励磁系统。启励电源取自本机0.4kV系统。励磁变采用三台顺特电气有限公司生产的DCB9-3000/20型单相干式自冷却变压器，连接方式为Y.d11。高厂变采用特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的SFF10-CY-63000/20型三相三绕组油浸风冷式无载调压电力变压器，接线方式为Dyn1-yn1；高厂变低压侧额定电压分别为10.5kV，中性点经电阻接地。 主变采用三台特变电工沈阳变压器集团有限公司生产的DFP-270000/500型单相油浸式无载调压电力变压器，连接方式为YN.d11，冷却方式为强迫导向油循环吹风冷却。发电机通过封闭母线依次励磁变、高厂变及主变相连接，构成发变组单元接线。主变高压侧通过架空线路经主开关与500kV配电母线相连接。5 机组启动5.1 机组启动规定5.1.1 机组启动的一般规定5.1.1.1 机组大修后启动，应由生产副总经理（总工程师）主持，发电部、生产技术部、检修部、安健环部领导及有关人员参加。5.1.1.2 机组小修后启动，应由生产副总经理（总工程师）或发电部主任主持，发电部、生产技术部、检修部、安健环部领导及有关人员参加。5.1.1.3 机组正常启动由值长主持，统一指挥集控人员按规程启动，发电部运行工程师负责现场技术监督和技术指导。5.1.1.4 机组大小修后启动前应检查有关设备系统异动、竣工报告齐全，油质合格报告齐全。5.1.1.5 新安装或大修后的发电机组应审查试验报告及完工通知单等齐全，设备变更的图纸资料齐全。5.1.2 机组禁启条件遇下列情况时禁止机组启动或并网：a) 影响启动的安装、检修、调试工作未结束，工作票未终结和收回，设备现场不符合电业安全工作规程的有关规定；b) 机组安全联锁保护功能试验不合格；c) 锅炉水压试验不合格；d) 电除尘、除渣系统任一系统不正常且不能短时间修复而影响机组正常运行。e) DCS系统不正常，基本的自动控制回路不能正常投入。f) 汽轮机组任一安全保护装置失灵；g) 机组任一保护动作值不符合规定；h) 汽轮机组主要控制参数失去监视；i) 机组主要调节装置失灵，影响机组启动或正常运行；j) DEH控制系统故障，影响机组启动或正常运行；k) CCS控制系统工作不正常；l) 厂用仪表压缩空气系统工作不正常，压缩空气压力低于0.6MPa；m) 调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制汽轮机转速在危急遮断器动作转速以下；n) 任一高、中压主汽门、调速汽门、高压缸排汽逆止门；回热统中任一只抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵；o) 转子偏心度大于0.075mm；p) 盘车时有清楚的金属摩擦声，盘车电流明显增大或大幅度摆动；q) 高压内缸内壁上下温差56；r) 胀差达极限值；s) 汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵；t) 润滑油和EH油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温度不正常；u) 密封油备用泵、交流润滑油泵、直流事故油泵及EH油泵任一油泵故障；润滑油系统、EH油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常；v) 汽机旁路调节系统工作不正常；w) 汽水品质不符合要求；x) 发电机最低氢压低于0.3MPa；y) 发电机氢气纯度96；z) 发电机定子绕组未通冷却水或水质不合格；aa) 发电机未已进行气密性试验或试验不合格；bb) 自动励磁调节器工作不正常；cc) 直流系统工作不正常；dd) 保安系统工作不正常；ee) 设备标志、安全措施、消防措施及所需的全部照明和局部重点照明不完备；ff) 主要设备交接试验项目中有关启动前的测量及试验不合格；gg) 有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷。5.1.3 汽机启动状态划分根据机组启动前高压缸第一级金属温度不同，汽轮机的启动可以分为不同的启动状态。热态：汽轮机第一级金属温度120。冷态：汽轮机第一级金属温度120。5.1.4 锅炉启动状态分类根据停炉时间的不同，可把锅炉的启动状态分为以下四类如表1所示。表1：锅炉启动状态分类启动状态停炉后所经过的时间T小时从点火到带满负荷所需时间冷态启动T728小时温态启动10T723小时热态启动1T102小时极热态启动T11小时5.2 机组启动前的检查5.2.1 锅炉本体的检查5.2.1.1 影响机组启动的所有检修工作结束，工作票终结。检修措施拆除，现场卫生清理干净，运行人员对系统及设备变更情况和注意事项了解清楚。5.2.1.2 检查锅炉本体各处膨胀指示器装设位置正确，没有妨碍锅炉膨胀的部位。5.2.1.3 锅炉周围杂物和垃圾已清除，保证平台、扶梯畅通。5.2.1.4 检查锅炉所有人孔、检查孔、观察孔关闭。5.2.1.5 厂房内外各处照明良好，照明良好，事故照明系统正常。5.2.1.6 检查吹灰系统正常。5.2.1.7 检查炉膛、喷燃器、受热面和冷灰斗无结焦，捞渣机、灰沟内无灰渣堆积。5.2.1.8 检查除灰系统具备投入条件。5.2.1.9 锅炉杂用、仪用压缩空气系统投入，压缩空气压力大于0.7Mpa。5.2.2 汽水系统的检查5.2.2.1 汽水系统连接正常。汽水管道及所有阀门（包括所有安全门）支吊架完好，保温完整。5.2.2.2 汽水系统所有电动阀送电、气动阀气源和电磁阀电源正常。5.2.2.3 电动、气动汽水阀门执行机构检查良好。5.2.2.4 检查化学取样、加药系统具备投入条件。5.2.2.5 开启需要投入的压力、流量表一、二次门，经核实表计指示正确。5.2.3 燃烧系统的检查5.2.3.1 锅炉风箱、烟道清洁无杂物，各烟风挡板开关灵活。5.2.3.2 锅炉风箱、烟道各人孔、检查孔已严密关闭。5.2.3.3 空气预热器、送、引、一次风机、密封风机、磨煤机等已检查完毕，具备启动条件。5.2.3.4 检查炉前油系统、油枪完好，等离子系统具备投入条件。5.2.3.5 炉膛火焰监视器完好可用，冷却空气管连接完好。5.2.3.6 炉膛烟温探针检查正常，具备启动条件5.2.3.7 火检冷却风机检查正常，具备启动条件。5.2.4 汽机系统的检查5.2.4.1 汽轮机本体各处保温完整。5.2.4.2 汽轮机各高中压主汽门，调门及控制机构正常。5.2.4.3 排汽缸安全门完好。5.2.4.4 直接空冷系统正常。5.2.4.5 主油箱事故放油门关闭并挂禁止操作牌。5.2.4.6 汽机TSI、SCS、DCS、CCS系统，主机DEH控制装置，汽机保安系统，高、低压旁路控制装置正常。5.2.4.7 汽轮机及其辅助设备各联锁保护试验合格，相关联锁保护投入。5.2.4.8 汽机防进水保护试验正常，各疏水手动隔离阀开启，疏水控制阀动作正确。5.2.5 发变组系统的检查5.2.5.1 发变组所属系统的全部工作票收回，接地刀闸拉开、临时接地线或短路线拆除，标示牌、临时遮栏拆除，常设遮栏恢复，大修后的发电机应有设备或系统异动竣工报告及变更的图纸资料。5.2.5.2 发电机、励磁变、主变压器、高厂变、封闭母线、发变组主开关、出线刀闸、发变组回路所有PT、CT、避雷器以及发电机和高厂变中性点接地装置等一次设备符合启动条件。5.2.5.3 励磁系统具备投运条件。5.2.5.4 发变组所属所有保护、测量、同期、控制及信号系统等二次设备完好，功能正常。5.2.5.5 发变组所有启动前的电气测量及试验工作已完成。5.2.5.6 封闭母线清洁、完好，微正压装置工作正常。5.2.5.7 内冷水控制系统、氢气控制系统、密封油控制系统以及监测装置、信号装置、保护装置均投入工作。5.2.5.8 主变、高厂变冷却装置可具备投运条件。5.2.5.9 直流系统工作正常。5.2.5.10 保安系统工作正常。5.2.5.11 设备标志、安全设施、消防设施及所需的全部照明和局部重点照明完备。5.3 启动前的准备5.3.1 机组辅机及电动门送电。5.3.1.1 各主、辅设备联锁、保护传动试验结束，各保护和联锁定值正确，设备联动正常，报警信号正常；各电动、气动阀门传动正常；检修后的辅机试运完毕，能够正常启动。5.3.1.2 按试验要求对电气、汽机、锅炉设备进行各项试验完毕，检验设备无缺陷。5.3.2 辅助系统的投入5.3.2.1 投入辅机循环冷却水、闭式循环冷却水、开式循环冷却水系统。5.3.2.2 启动送、引、一次风机及磨煤机油站，检查各油站系统运行正常。5.3.2.3 投入除灰系统。捞渣机水池注满水至溢流，启动碎渣机、捞渣机、灰渣泵投入运行且正常。5.3.2.4 启动交流润滑油泵，检查系统运行正常，润滑油压 0.12Mpa。5.3.2.5 投入密封油系统运行，调整空侧密封油压比发电机内气体压力大0.084MPa，密封油空、氢侧压差小于0.49kPa。5.3.2.6 发电机进行气密性试验且合格。5.3.2.7 发电机内充氢至0.30.4MPa，氢气干燥器投入运行。5.3.2.8 内冷水箱水质合格，投入内冷水系统。5.3.2.9 启动一台顶轴油泵，调整最大工作压力不超20MPa；5.3.2.10 投入主机盘车装置；确认转动无异声；测量大轴偏心度，偏心度不大于原始值的0.02mm。盘车时间应达到表2要求。表2：机组启动前盘车时间第一级金属温度()最少连续盘车（h）第一级金属温度()最少连续盘车（h）1052260以上45.3.2.11 投入辅助蒸汽系统；5.3.2.12 投入凝结水系统；5.3.2.13 启动凝结水补充水泵向除氧器上水。除氧器冲洗水质合格。投入除氧器加热系统，给水泵进行暖泵。5.3.3 测量发电机系统绝缘a) 发电机停机时间超过一周或在停机期间发变组一次系统有工作以及停机期间发电机线圈有受潮迹象时，在机组启动前（点火前）应联系检修人员测量发电机定子、转子绝缘；b) 测量发电机定子绝缘时应断开发电机出线PT及中性点接地装置，用水内冷发电机专用兆欧表测量，在相近的试验条件（温度、湿度）下，绝缘电阻值降低至以前测量值的1/3以下时，应查明原因；c) 测量发电机转子回路绝缘时，应断开回路中的接地点，测量值不小于0.5M；5.3.4 完成或确认发变组转为冷备用状态，包括下列工作：a) 发电机中性点接地装置及发电机出线PT投入运行；b) 高压配电母线工作电源进线PT投入运行；c) 励磁系统控制电源及灭磁开关合闸电源送电；d) 合上整流柜刀闸；e) 检查整流柜风扇电源良好。5.3.5 完成启动前的试验工作：a) 配合继电保护班做主开关的拉合试验及发变组保护传动试验；b) 整流柜风机电源的自投试验；c) 根据机组运行、检修情况需增加的其它试验。5.4 机组冷态启动5.4.1 锅炉上水5.4.1.1 检查高压给水系统、汽水分离器前系统所有疏水门关闭，汽水分离器前系统所有排空气门开启，过热器、再热器系统所有排空气和疏水门开启。各处充氮门关闭。5.4.1.2 开启汽水分离器至锅炉酸碱废液池排水电动门，关闭冷凝水箱至热井电动闸阀，投入汽水分离器水位自动。5.4.1.3 严格控制上水温度在2070。5.4.1.4 当除氧器给水水质Fe100 ug/L，开启动汽动给水泵前置泵入口电动门，开启汽泵出口电动门，开启高加旁路阀，向给水系统注水。当高加出口给水母管排空气门见水后，关闭机侧给水系统各处排空气门，关闭汽泵出口电动门，停止注水5.4.1.5 启动汽动给水泵前置泵，开启汽泵出口电动门，开启给水旁路调节电动门前后电动门，逐渐开启给水旁路调节电动门锅炉上水。5.4.1.6 确认以下排空气门见水后依次关闭：1) 省煤器出口排空气手动一、二次门；2) 螺旋水冷壁出口混合集箱排空气手动一、二次门；3) 垂直水冷壁出口混合集箱排空气手动一、二次门；5.4.1.7 上水时间：夏季不小于2小时，冬季不小于4小时。5.4.1.8 在上水过程中应注意锅炉膨胀。5.4.1.9 汽水分离器见水后，控制给水流量，启动分离器储水箱水位达到12米，停止上水。5.4.1.10 上水结束后进行炉水品质分析化验，不合格时进行锅炉冷态清洗。5.4.2 锅炉冷态清洗5.4.2.1 上水结束后进行炉水品质分析化验，不合格时进行锅炉冷态清洗。5.4.2.2 开启储水罐下部连接管疏水电动门，储水罐水位调节阀投自动，控制储水箱水位12米。5.4.2.3 下列各处疏水阀门开启：锅炉主给水管道、螺旋水冷壁进口集箱、螺旋水冷壁出口混合集箱、水平烟道底包墙集箱、水冷壁出口混合集箱、过热器一、二级减温水主管道、储水罐水位调节阀进口管道、再热器减温水主管道的疏水阀门。5.4.2.4 维持给水流量361.2 t/h进行清洗。投入辅助蒸汽加热除氧器，保证除氧器出口水温在80左右。5.4.2.5 联系化学人员投入给水AVT（除氧、加氨、联氨）运行方式5.4.2.6 锅炉冷态清洗过程中，清洗水通过储水罐水位调节阀和上述各处疏水阀门排到扩容器，经冷凝水箱后，通过冷凝水箱排污电动门及溢流管路排至酸碱废液池。5.4.2.7 当储水罐下部出口水质优于下列指标值：水质指标：Fe 500 ppb 或混浊度 3 ppm；油脂 1 ppm；pH值 9.55.4.2.8 依次关闭下列疏水阀门：锅炉主给水管道、螺旋水冷壁进口集箱、螺旋水冷壁出口混合集箱、水平烟道底包墙集箱、水冷壁出口混合集箱、储水罐下部连接管、过热器一、二级减温水主管道、储水罐水位调节阀进口管道、再热器减温水主管道的疏水阀门。5.4.2.9 打开冷凝水箱至热井电动闸阀及冷凝水箱水位调整门前后电动阀，关闭冷凝水箱排污电动门，启动冷凝水箱启动疏水泵，通过冷凝水箱水位调整门，将清洗水排至热井。5.4.2.10 当省煤器入口水质优于下列指标值时，冷态清洗结束：水的电导率1S/cm ；Fe 100 ppb ；PH值 9.3 9.55.4.3 锅炉辅机系统启动5.4.3.1 启动A、B空气预热器。5.4.3.2 启动火焰监视冷却风机，两台风机一台运行，一台备用，保持母管风压大于9kPa。5.4.3.3 投入一、二次风暖风器。 5.4.3.4 启动A（B）引风机，启动A（B）送风机。调节炉膛压力在-100Pa-150Pa之间。稳定后启动B（A）侧引送风机。5.4.3.5 调整两侧风机负荷平衡，引风机投自动，炉膛压力定值-100Pa，总风量在30%40%之间。5.4.3.6 检查锅炉四管泄漏系统正常投入。5.4.3.7 启动燃油泵，投入燃油循环，保持供油母管压力3.5MPa。进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。5.4.3.8 油枪吹扫蒸汽暖管疏水，暖管后投入油枪吹扫蒸汽。5.4.3.9 锅炉吹扫结束后，复位MFT。5.4.3.10 空气预热器吹灰辅助蒸汽系统暖管，疏水合格后投入。5.4.4 锅炉点火前的准备工作5.4.4.1 真空破坏阀关闭。5.4.4.2 启动真空泵抽真空。5.4.4.3 投入汽轮机轴封系统。5.4.4.4 启动一台汽动给水泵5.4.4.5 投入炉膛火焰监视电视，确认炉膛火焰监视电视摄像头的冷却风压1.5kPa。5.4.4.6 投入炉膛烟气温度探针，当炉膛出口烟温540时，发出报警，炉膛出口烟温超过580时烟温探针自动退出。5.4.4.7 确认下列疏水阀门(包括过热器、再热器所有疏水门)开启：1) 顶棚出口集箱疏水一、二次电动门、2) 包墙出口集箱疏水一、二次电动门3) 低过进口管道疏水一、二次电动门、4) 屏过进口管道疏水一、二次电动门5) 屏过出口管道疏水一、二次电动门6) 高过出口管道疏水一、二次电动门、7) 冷再进口管道疏水一、二次电动门8) 热再出口管道疏水一、二次电动门5.4.5 锅炉点火5.4.5.1 等离子点火（A 层）方式1) 检查等离子冷却水泵运行正常，等离子具备启动条件。2) 顺序启动6台等离子发生器，并调整电压、电流至最佳值3) 启动一台密封风机、一次风机，投入A磨一次风暖风器，A磨煤机暖磨4) 条件满足后，启动A磨煤机，给煤量维持18t/h，等离子燃烧器投入运行，根据着火情况，调整一、二次风至最佳值，着火稳定后，调整给煤量至20t/h运行。5.4.5.2 油枪点火方式:选择C（A）层油燃烧器，投入一层大油枪a) 油燃烧器投入按342516的顺序依次点火，间隔为120秒；b) 燃油调门前油压保持3.5MPa左右；5.4.5.3 当吹灰条件允许时，应尽快投入空气预热器吹灰器进行吹灰。5.4.6 锅炉升温、升压5.4.6.1 开启主汽门前疏水、高旁前疏水门，将高压旁路控制投入自动或手动开启暖管，将高旁减温水投入自动。将低旁及低旁减温水投入自动。投入低压排汽缸喷水、高低压疏水扩容器喷水。5.4.6.2 当高、低旁路未打开时，控制炉膛烟温计指示烟气温度580。5.4.6.3 根据炉膛出口烟气温度、水冷壁壁温、炉水温度、主汽温度和压力的变化速度随时调整投入的油枪数量或A磨给煤量。5.4.6.4 点火初期为保护厚壁元件，减小热冲击。应通过调节投运油枪数量，使同一位置的炉水的温升率维持在2/min或以下，直到炉水压力达到5.9 MPa为止。5.4.6.5 当汽水分离器压力达到0.2 MPa时，关汽水分离器及过热器系统所有空气门。5.4.6.6 汽水分离器压力达到0.5 MPa左右时，会发生汽水膨胀现象，此时应监视储水箱水位，在膨胀前将贮水箱水位维持低位,防止贮水箱和汽水分离器满水。5.4.6.7 汽水分离器压力维持0.5MPa，冲洗分离器水位计，进行热紧螺栓工作。投入化学取样。5.4.6.8 汽水分离器压力1.25MPa，投入旁路运行，但汽机高旁开度设定值最大不超过10%。5.4.6.9 当启动分离器出口温度达到190时，调整燃料量控制分离器出口压力和温度稳定，锅炉开始进行热态清洗，热态清洗水回收至凝汽器。联系化学值班人员及时进行水质化验，当省煤器入口给水Fe50ug/L，热态冲洗结束。5.4.6.10 热态清洗时控制给水流量约为451.2t/h（21%B-MCR）。5.4.6.11 热态冲洗结束后，锅炉方可根据升温升压曲线，继续升温、升压5.4.6.12 汽水分离器压力1.5MPa，过热器、再热器各疏水点温度均匀、能保持稳定的升温趋势，且大于对应压力下饱和温度50时，关闭炉侧过热器所有疏水门。5.4.6.13 当再热器入口压力达到0.2 MPa时，可关闭其放空气门再热汽温达到200时，关闭锅炉侧再热蒸汽管道各疏水。5.4.6.14 检查储水罐水位调节阀自动工作正常，高旁、低旁自动工作正常，高旁、低旁减温水自动工作正常。5.4.6.15 锅炉升温升压期间，通过调整给水量及燃料量，控制水冷壁、过热器及再热器金属温度，防止超温。5.4.6.16 汽机冲转前，当一次、二次风温度高于120时，启动密封风机和A、B一次风机（等离子未投运时），投入一次风压自动，磨煤机暖磨。5.4.6.17 根据汽机冲车要求，将汽压、汽温控制在汽机冲车参数范围内。5.4.7 发变组转热备用在汽轮机冲车前，应将发变组系统转为热备用状态，主要包括下列内容：a) 检查主变及高厂变冷却装置电源良好并转为自启动状态；b) 整流柜冷却风机投入运行；c) 启励电源送电；d) 检查发变组保护装置投入运行，保护压板投入正确。5.4.8 汽轮机冲车前的准备5.4.8.1 汽轮机冲转前检查下列冷却器必须投入：1) 主机冷油器2) 发电机氢冷器3) 密封油冷却器4) 定冷水冷却器5) 真空泵冷却器6) 汽动给水泵冷油器。7) 抗燃油冷却器。5.4.8.2 冲车前确认下列汽机保护投入a) 润滑油压低保护；b) EH油油压低保护；c) 轴向位移大保护；d) 轴振动保护；e) 汽机超速保护；f) DEH跳闸请求保护；g) DEH失电保护；h) 高压缸排汽温度高保护；i) 热井水位高保护。5.4.8.3 确认以下条件满足a) 确认汽轮机不存在禁止启动条件；b) DEH系统正常；c) 确认汽轮机在盘车状态，转速3.35r/min；d) 连续盘车时间不少于4小时；e) 转子偏心度不大于0.076mm或不偏离原始值的0.02mm；f) 冲车参数已满足下列要求：主汽压力8.92MPa，主蒸汽温度360420（过热度大于56），再热蒸汽压力1.0 MPa，再热汽温320；g) 背压小于20kPa；润滑油温在3040之间；汽缸上部与下部温差小于42；h) 确认所有疏水阀都已打开且各疏水门疏水已疏尽；i) 低压缸喷水控制在自动位；j) 主机EH油系统已投入运行；k) 启动密封油备用泵，检查泵出口压力正常。5.4.9 汽机冲车、升速、暖机（高中压缸联合启动、带旁路）5.4.9.1 核实进汽前的设备状态如下：a) 汽机转子在盘车状态；b) 旁路系统投入；c) 汽阀全关；d) 高压缸排放阀投入自动；e) 背压（绝对值）尽量低，而且不高于“背压保护限制曲线”图表上所对应的低压排气压力的限制值。5.4.9.2 通汽冲转5.4.9.2.1 接值长开机令后，将就地大轴晃度表抬起，记录冲车前各参数。5.4.9.2.2 检查在DEH主控画面的 “控制模式”在操作员自动。采用高中压联合启动方式。在“ETS”画面内点击“复位”按钮，将AST电磁阀复位，报警信号消失。 打开再热主汽门旁通截止阀。5.4.9.2.3 打开“DEH挂闸”画面，点击“挂闸”按纽后点击“执行”按钮，挂闸成功后汽机挂闸灯由闪烁变恒红亮；在DEH盘上确认左右侧中压主汽门开度100%。5.4.9.2.4 检查“阀门方式”在单阀控制方式5.4.9.2.5 DEH盘上，按“DEH请求旁路”键，按键变色，如果旁路已投入，则进入高中缸联合启动方式，并在DEH画面显示高中压缸联合启动方式。5.4.9.2.6 按“运行”键，在DEH盘上确认高调门全开。5.4.9.2.7 在DEH“控制设定值”画面选择“目标值” 为400rpm, “升速率”为150rpm2确认后,确认输入正确后，按“进行”键，TV1，TV2，IV联合控制汽轮机转速，汽机开始升速。当汽机转速大于盘车转速时，确认盘车装置脱开、停止盘车电机；转子偏心度应稳定并小于0.075mm。5.4.9.2.8 汽轮机转速达400r/min时，“进行”键灯灭，停留6分钟，进行全面检查，特别应注意倾听汽缸内部、轴封处及各轴承内部有无磨擦声，各轴承温度及回油温度变化，检查排汽缸温度正常。5.4.9.2.9 机组大小修后汽轮机转速在400r/min时要进行打闸磨擦检查；打闸后检查高、中压自动主汽门和调门关闭，汽轮机转速下降；确认无问题后可重新挂闸。 5.4.9.2.10 在DEH画面“控制设定值”画面选择“目标值” 为2000rpm、 “升速率”为150rpm2，确认后,选择“执行”，机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况,过临界时升速率自动升为500rpm2。5.4.9.2.11 过临界转速时记录机组振动值。5.4.9.2.12 汽轮机转速上升到2000r/min时检查顶轴油泵自停。5.4.9.2.13 当汽轮机转速升至2000r/min后，暖机150分钟。为避免汽机发生共振，禁止在临界转速范围内定速。汽轮机临界转速：第一临界转速600到1000rpm；第二临界转速1400到1800rpm；第三临界转速2100到2300rpm。第四临界转速：2650到2850rpm。5.4.9.2.14 在汽轮机暖机过程中按照冷态启动曲线将主蒸汽温度缓慢滑升至420（最高不超过430），再热蒸汽温度缓慢滑升至350，控制温升率不得超过55/h，维持主汽压力稳定。5.4.9.2.15 确定暖机结束，检查缸体膨胀已均匀胀出，高压、低压胀差逐步减小，各项控制指标不超限，并相对稳定。5.4.9.2.16 在DEH盘上设定目标转速2900 r/min；升速率为150r/min2，按“进行”键机组继续升速，监视汽轮机转速上升情况。5.4.9.2.17 升速至2900 r/min时，汽机进入“保持”状态，参照“汽机入口蒸汽状态”，确认蒸汽室的金属温度大于节流压力下的饱和蒸汽温度时可进行高压主汽阀与高压调阀控制切换。5.4.9.2.18 确认汽轮机单阀控制后，在DEH“阀门模式”画面中按下“TV/GV切换”键，进行TV/GV切换操作，可观察到TV逐渐打开，GV逐渐关下，当TV全开后，表示TV/GV切换进行完毕，此后由GV，IV控制转速。从DEH主控画面监视主汽阀和调节阀行程，TV/GV切换时间2分钟，切换结束，就地检查TV全开，GV在调节状态，转速应维持在2900 rpm。5.4.9.2.19 设定目标转速3000 rpm、升速率50 r/min2，监视汽轮机转速上升情况。5.4.9.2.20 汽轮机转速升至3000 r/min后，稳定保持在3000 r/min定速。此时主汽温度控制在420。再热汽温升至360。5.4.9.2.21 定速后确认主油泵出口压力大于2.0MPa，主油泵工作正常，交流润滑油泵电流下降，停交流润滑油泵、高压密封油备用泵。5.4.10 汽轮机冲车、升速注意事项5.4.10.1 在冲车、升速期间，应倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常。5.4.10.2 排汽温度大于80时投入排汽缸喷水。5.4.10.3 在600 r/min以下，注意转子的偏心度应小于0.075 mm，当转速大于600 r/min时，轴振应小于0.076 mm；过临界转速时应迅速通过，当轴承振动超过0.1 mm，或相对轴振动超过0.254 mm应立即打闸停机，严禁强行通过或降速暖机.，当轴承振动变化0.015mm或相对轴振动变化0.05mm，应查明原因设法消除；当轴振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。5.4.10.4 正常升速率为150r/min2左右，过临界转速时应检查DEH自动将升速率设定为500r/min2迅速通过。5.4.10.5 检查汽轮机本体及管道，应无水击、振动现象，疏水扩容器压力不超过规定值。5.4.10.6 注意检查热井、高低加热器、除氧器水位正常。5.4.10.7 检查确认润滑油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。升速时控制冷油器出口油温随转速上升，汽机转速达900rpm时，润滑油温设定值40投入自动，定速后保持油温4550，轴承回油温度应70。5.4.10.8 检查确认发电机冷却水压力、流量、温度、风温及密封油系统差压正常。5.4.10.9 中速暖机期间，维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过430，再热进汽温度保持在320以上。5.4.10.10 监视背压小于20kPa，投入背压保护。5.4.10.11 确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力符合空载和低负荷运行曲线。5.4.10.12 在升速过程中，应注意监视低压排汽缸温度不得超过120。5.4.10.13 确认主油泵出口油压在2.02.6MPa之间，入口油压在0.0680.3MPa之间。5.4.10.14 停止密封油备用油泵、交流润滑油泵时，注意油压变化。5.4.10.15 轴承进油温度控制在4550范围，各轴承回油温度小于65，各支持轴瓦合金温度在6690之间，推力轴承合金温度不超过99。5.4.10.16 调节氢温在451范围内，投入氢温调节自动，设定值为45。5.4.10.17 确认空侧、氢侧密封油冷却器出口油温在4049之间。5.4.10.18 发电机开始转动后，即认为发电机及其全部设备均已带电。5.4.10.19 在升速过程中，应倾听发电机的声音，检查轴承油流及机组振动情况。5.4.10.20 发电机升速过程中，应检查集电环上的电刷是否有跳动、卡涩或冒火花现象，如有异常，应设法消除。5.4.11 并网前的试验在机组大修后，应根据情况进行以下试验：a) 危急遮断器充油试验；b) AST跳闸电磁阀试验；c) OPC跳闸电磁阀试验；d) 手打停机按钮试验；e) 汽轮机提升转速试验；（在提升转速试验之前，应使机组在负荷