仿真机机组系统简介及机组冷态启动.docx

仿真机机组系统介绍恢复及冷态启动一、工况选择工况设定为机组冷态，厂内电气系统除依靠直流系统供电设备外，其余设备均停电。机务设备阀门状态均不确定需要自行检查。二、系统恢复操作注意问题按照先电气系统后机务系统的原则，在对电气系统恢复完毕后再进行机务系统检查恢复，在恢复过程中电气开关操作以及机务系统检查过程中应挑选典型工况进行详细讲解。三、 操作顺序确认现场工作已终结，影响机组启动的检修工作已完工，有关工作票已收回，并办理终结手续，系统设备完好。=电气系统恢复送电1、 进行220Kv设备送电操作应对220Kv就地汇控柜，测控柜各控制电源进行检查，对各开关的控制电源检查，保护柜内保护压板进行简单说明，操作顺序操作原则进行讲解。可按照母联开关合闸，利用2Q53线路对正、副母线进行冲击，之后恢复2Q54线路供电。2、 对启备变、主变恢复送电讲解主变冲击注意事项，中性点操作，主变保护投退。3、 对6Kv系统恢复供电首先对工作进线、备用进行PT进行送电，之后对母线供电，母线PT送电。重点讲解快切装置。讲解6Kv开关就地操作步骤，注意事项。4、 厂用电380VPC 、MCC母线送电低压厂变简单介绍，送电顺序先操作高压侧开关，然后合低压侧开关，防止反送造成厂变励磁过热；就地6kV开关、380V开关简单介绍（保护装置、空开、压板），对应母线PT操作；380V PC联络开关介绍；厂用380V PC负荷介绍（以UPS电源为例）；PC至MCC供电方式介绍，双刀闸切换。5、 所有设备送电完成=机炉及公用系统介绍：6、 原水、除盐水制水原水制水流程、原理及操作，除盐水制水原理、流程及操作。7、 循环水、开式水恢复循环水、开式水作用，就地系统检查恢复及注意事项。水塔补水，循环水加药，循环水泵启动、停运介绍，对应出口液压蝶阀连锁；冷却塔风机启动、停运、热工保护介绍；两台机循环水联络运行方式；开式水管路就地检查恢复，开式水作用及用户介绍；8、 闭式水系统恢复闭式水系统就地检查恢复，闭式水运行方式，闭式水系统启停、补水、加药；用户介绍9、 压缩空气系统恢复系统就地检查恢复，系统启停操作，介绍空压机，冷干机工作原理及日常检查内容，压缩空气系统作用及用户。10、 工业水系统介绍工业水用户、作用11、 消防水系统介绍12、 天然气系统调压站、燃机前置模块， 置换及标准；进入天然气区域注意事项。就地恢复系统。13、 凝结水系统 组成 作用14、 锅炉低压给水及蒸汽15、 高压给水及蒸汽16、 汽机润滑油系统17、 汽机本体 结构、疏水、抽汽供热及旁路系统18、 汽机轴封及抽真空系统燃机及其辅机系统介绍1、 燃机本体结构及主要组成部件 压气机、燃烧室、透平、发电机2、 SFC系统工作原理简介3、 GCB开关组成及同期工作原理4、 润滑液压油系统5、 冷却密封空气系统6、 加热通风系统7、 CO2火灾保护系统8、 危险气体检测系统9、 进气过滤系统及IBH10、 燃机启动界面介绍11、 燃机水洗系统介绍机组冷态启动1、 冷态启动分类2、 辅机系统启动循环水、开式水系统，闭式水系统、空压机、天然气系统、工业水系统、燃机油系统及盘车启动，汽机油系统及盘车启动。3、 凝结水系统启动，热井上水，注意管路注水排空操作。4、 高低压汽包上水，加药系统启动。注意排空操作，定排操作。5、 余热锅炉烟囱挡板开启6、 就地检查汽机各辅助系统正常，就地各阀门状态正常7、 就地检查燃机各舱室内无杂物，舱室门关闭，检查燃机进气人空门关闭，防爆门完好，检查阀组间内各阀门状态正常，二氧化碳系统投入正常，SFC具备启动条件，检查燃机发电机保护屏、励磁屏无异常报警，控制电源已合闸。8、 就地确认燃机发电机出口GCB处于热备用状态，各控制电源已合闸。发电机出口GCB控制方式切至“远方（Remote）”。9、 在“AGC”画面点击燃机启动允许，在“Start Up”画面选择燃机的启动模式（Auto）。10、 检查燃机启动检查画面无影响机组启动的条件。11、 对燃机进行主复归和诊断复归，燃机发启动令。12、 检查防喘放气阀启动检查正常，检查风机启动及切换正常，并检查滑油界面直流油泵启动测试正常，运行电流正常。13、 检查燃机电机画面运行风机正常，并且检查运行风机为“LEAD”,否则手动至“LEAD”。14、 检查滑油系统运行正常，滑油温度和压力正常，液压油泵运行正常且出口压力正常。15、 检查燃机SFC启动正常，燃机转速开始上升，检查IGV开启正常（从21开至29），检查TNH到13.5%时 88VG启动。16、 检查燃机启动泄漏试验开始，泄露试验正常结束后，检查燃机转速升至28%并稳定在此转速下，燃机开始进行13.6分钟的清吹计时。17、 清吹结束后燃机开始降速，SFC指令由28%降至14%；检查燃机转速降至13.7%开始点火，检查燃机火检指示正常，燃烧模式为PM1+PM2,确认燃机火检强度在50%以上。在此转速暖机20s后SFC开始增加输出，燃烧模式由PM1+PM2切换至PM2，燃机开始升速。18、 翻看燃机画面检查燃机振动，火焰强度等指示正常。19、 联系就地人员投入调压站水浴炉运行，检查天然气温度开始上升。20、 燃机点火后汽机开始进行抽真空操作。21、 开启余热锅炉启动排气放空阀及过热器疏水阀，放空及疏水完毕后关闭，检查锅炉侧开始升温起压，视情况开启高、低压蒸发器定排电动门进行定排，开启高、低压汽包连拍进行连续排污操作。22、 汽机真空至-25KPa时开启汽机本体疏水气动门。23、 检查锅炉升温升压情况，开启炉侧主蒸汽电动门，开启管路疏水门，疏水完成后关闭。24、 开启机侧电动主气门，并开启电动主气门前后疏水气动门。25、 检查真空至-50KPa时开打开高、低压旁路，投入旁路系统。26、 燃机升速过程中检查燃机振动排气温度等参数正常，燃机TNH到84%时，检查SFC变频器停止工作，之后SFC脱扣，燃机TNH到95%时，检查IGV开至54。27、 确认燃机88TK（lead）启动，同时燃烧模式由PM2（模式2）切至PM1（模式1），检查燃机Speed Level显示14HS，进入全速空载状态，HMI显示NO LOAD FULL SPEED。28、 全面检查燃机各参数正常，检查燃机发电机保护屏、励磁保护屏无异常报警，汇报值长燃机发电机准备并网。29、 在DCS画面将燃机发电机出口刀闸合闸。30、 在“Synchronization”画面检查燃机发电机自动同期条件满足（全部为绿色），复归后，选择自动同期命令，检查同期装置开始工作，燃机发电机出口开关合闸正常。检查确认燃机防喘放气阀VA2-1，2，3，4关闭。31、 在“Start Up”画面预选燃机负荷5MW，检查燃机负荷自动升至5MW左右，发电机励磁参数，发电机温度正常。32、 在燃机并网操作时注意检查并调节轴封供气温度在125以上，之后投入高、低压轴封，并启动轴封风机，调整轴封供气压力在40Kpa左右。33、 燃机并网后，主蒸汽压力开始快速上升，调节高压旁路阀开度控制主蒸汽参数温度约为350C，压力2.5MPa左右。开启机侧主蒸汽电动门，汽机准备冲转。34、 启动高压启动油泵，停止交流润滑油泵运行。35、 主蒸汽参数合格后，检查汽机偏心合格，汽机挂闸，检查主汽门开启，检查盘车运行正常未脱扣。36、 开始汽机冲转，在DEH画面点击“保持接触”按钮，设定阀限50%，转速目标20%，升速率4%，检查汽机主蒸汽调门开始缓慢开启，汽机转速开始上升，就地检查盘车脱扣正常。37、 汽机升速过程中监视汽机振动是否超标，汽机转速600rpm后，视振动与胀差变化情况保持在该转速下稳定。检查正常后，设定阀限105%，转速目标50%，升速率8%，汽机继续升速，在1250rpm时检查顶轴油泵自动停运，在1500rpm后，保持在该转速下停留，全面检查汽缸膨胀、胀差、转子偏心、转速、汽缸温度、油温等参数，就地听音检查。检查均正常后转速目标设定100%，转速3000rpm后全面检查汽缸膨胀、胀差、转子偏心、转速、汽缸温度、油温等参数。38、 在转速汽机转速2950rpm后，就地检查主油泵进出口油压正常后，停运高压启动油泵。39、 汽机发电机准备并网，派人就地检查汽机发电机出口开关在“热备用”状态，检查汽机励磁系统正常无异常报警。40、 检查无异常后，在电气主接线画面选择“升压并网”，检查汽机发电机励磁开关自动合闸，汽机励磁电流、电压开始开始增大，汽机定子电压10Kv后向DEH发送同期请求，在“DE