4.机组启动.doc

4 机组启动4 机组启动4.1 机组启动规定4.1.1 下列操作在运行副总主持下进行4.1.1.1 机组新安装、大修或小修后的初次启动。4.1.1.2 机组做超速试验。4.1.1.3 机组甩负荷试验。4.1.2 机组启动方式的划分4.1.2.1 汽轮机启动状态划分：1） 冷态：汽轮机初始温度（高压汽轮机转子平均温度）150；2） 温态：汽轮机初始温度（高压汽轮机转子平均温度）150400；3） 热态：汽轮机初始温度（高压汽轮机转子平均温度）400；4） 极热态：机组非计划停运汽轮机2小时内。4.1.2.2 锅炉启动状态的划分：1） 冷态：停炉超过72小时。2） 温态：停炉72小时内。3） 热态：停炉10小时内或主汽压力大于8.4MPa。4） 极热态：停炉小于1小时。4.1.2.3 发变组状态的规定：1） 运行状态：发变组主开关、刀闸均在合闸位置，发电机灭磁开关合上，机组经主变压器与500kV系统并列运行。所有保护、控制、信号电源送上，保护装置投入，励磁调节系统起励，发电机带电运行。2） 热备用状态：除发变组主开关断开，灭磁开关断开，励磁调节系统灭磁，其余与运行状态相同。3） 冷备用状态：发变组主开关断开，灭磁开关断开，发变组出口刀闸在分位，其控制和动力电源断开；发电机中性点接地刀闸拉开；可控硅整流装置交流侧开关及直流侧闸刀拉开；发电机出口PT二次空开断开；高厂变6kV分支PT在试验位置，二次空开断开；6kV母线工作电源开关在试验位置。4） 检修状态：在冷备用基础上，合上发变组出口接地刀闸；拉出发电机出口PT小车；在发电机出口PT一次侧处装设临时接地线，高厂变各6kV分支PT间隔处分别装设临时接地线或短路接地小车。4.1.3 机组禁止启动或冲转并网条件（机组存在下列情况之一，禁止启动或冲转并网）4.1.3.1 机组及其辅助设备系统存在严重缺陷。4.1.3.2 以下任一机组主要保护不能正常工作。1） 锅炉主燃料跳闸保护系统（MFT）。2） 汽轮机紧急跳闸保护系统（ETS）。3） 机组大联锁保护。4） 发电机和励磁装置保护、主变和高厂变保护等重要电气保护。4.1.3.3 主要控制系统和自动调节装置失灵，如DCS、DEH、FSSS、MEH、BPC等系统。尤其是汽轮机调速系统DEH不能维持空负荷运行，或甩负荷后不能控制机组转速低于3300r/min。4.1.3.4 机组主要检测、监视信号或仪表失灵。4.1.3.5 仪用压缩空气系统工作不正常，或仪用气压力低于0.45MPa。4.1.3.6 机组及主要附属系统设备及安全保护装置（如锅炉再热器安全阀，高、低压旁路，烟温探针，火焰监视电视等）无法正常工作。4.1.3.7 电除尘、脱硫、脱硝等环保设施无法正常投用。4.1.3.8 高低压旁路油站、循环水泵出口液控蝶阀油站、分疏箱液位控制阀油站油质不合格、油箱油位过低。4.1.3.9 锅炉启动系统中的主要设备存在严重故障，无法满足锅炉启动要求。4.1.3.10 汽轮机高、中压主汽门、调门、补汽门、高排逆止门、抽汽逆止门、高排通风阀任一卡涩、关闭时间超时或严密性试验不合格。4.1.3.11 回热系统各加热器水位指示不正常。4.1.3.12 机组疏水系统工作不正常。4.1.3.13 汽轮机交、直流润滑油泵、顶轴油泵、EH油泵之一故障或其功能失灵。4.1.3.14 主机润滑油、EH油油质不合格，油箱油位过低，润滑油温度低于21。4.1.3.15 转子大轴偏心度与原始值相比矢量变化值大于0.03mm。4.1.3.16 汽轮发电机组盘车无法投入或盘车过程中，动、静部分有明显金属摩擦声。4.1.3.17 汽轮机高、中压缸上下温差大于55。4.1.3.18 汽轮机任一转子温度小于20。4.1.3.19 汽轮机轴向位移超过跳闸值（1.0mm）。4.1.3.20 发电机氢、水、油系统工作不正常。4.1.3.21 汽、水品质不合格。4.1.3.22 500kV升压站或线路不符合并网带电条件。4.1.3.23 发变组一次系统绝缘不合格。4.1.3.24 发电机励磁调节系统不正常。4.1.3.25 发电机同期系统不正常。4.1.3.26 UPS、直流系统存在直接影响机组启动后安全稳定运行的故障。4.1.3.27 柴油发电机不能正常启动。4.1.3.28 机组主要设备或系统的保温不完整。4.1.3.29 上次机组跳闸原因未明或缺陷未消除。4.1.4 机组启动过程中汽、水品质要求4.1.4.1 凝结水精处理进、出水水质指标见4.1.4.2 表 41表 41 凝结水精处理进、出水质指标内容项目单位进水水质出水水质检测周期启动正常标准值期望值二氧化硅SiO2g/L50020105在线钠Nag/L801531在线总铁 Feg/L5001553运行床定期查定氢电导率（25）挥发处理S/cm/0.150.10在线加氧处理S/cm0.120.10在线备注机组为无铜系统，无铜指标注：按照精处理运行规定：1) 当凝结水含铁量500g/L，走进入精处理装置旁路，不得进入精处理装置。2) 当除氧器进水含铁量500g/L，由5低加出水管放水门排放。3) 当除氧器进水含铁量500g/L，关闭5低加出水管放水门，除氧器进水。4) 当除氧器出水含铁量500g/L，排放。5) 当除氧器出水含铁量500g/L，回收进凝器。6) 当除氧器出水含铁量200g/L，进行高压给水系统冲洗。4.1.4.3 锅炉上水水质标准见表 42表 42 锅炉上水水质标准项目硬度铁溶解氧二氧化硅单位mol/Lg/L限额0503030注：锅炉冷态清洗时锅炉上水温度推荐为105120，锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111。4.1.4.4 锅炉点火前，省煤器入口的给水水质要求见表 43表 43 锅炉点火前，省煤器入口的给水水质要求项目氢导PH（25）铁SiO2溶解氧单位S/cmg/Lg/Lg/L限额0.659.510.05030304.1.4.5 锅炉冷态清洗合格标准见表 44表 44 锅炉冷态清洗合格标准项目单位标准值备注分疏箱疏水含铁量g/L500排放至冷却塔分疏箱疏水含铁量g/L500回收至凝汽器分疏箱疏水含铁量g/L100合格注：1）按照精处理运行规定：当凝结水含铁量500g/L，不得进入精处理装置。2）当分疏箱出口疏水含铁量100g/L时，冷态清洗合格。4.1.4.6 锅炉热态清洗合格标准见表 45表 45 锅炉热态清洗合格标准项目单位标准值备注分疏箱疏水含铁量g/L500排放至冷却塔分疏箱疏水含铁量g/L500回收至凝汽器分疏箱疏水含铁量g/L50（期望值30）合格注：1）按照精处理运行规定：当凝结水含铁量500g/L，不得进入精处理装置。2）当分疏箱出口疏水含铁量50g/L时，热态清洗合格。（期望值30g/L）4.1.4.7 汽机蒸汽品质要求见表 46表 46 汽机蒸汽品质要求序号指标单位冲转前标准值期望值1电导率（25）s/cm0.50.20.12二氧化硅g/L301053钠g/L20524铁g/L502055铜g/L15214.2 机组启动前准备4.2.1 机组启动前应具备的条件4.2.1.1 机组大、小修后的各类检查、验收和试验均已完成，并合格。有关设备、系统的异动和竣工报告齐全。所有工作票终结，临时设施已拆除，设备保温完整。4.2.1.2 所有用于测量、保护的热工测点一、二次门检查完毕，确认开启。机组电气、热工联锁保护校验合格。4.2.1.3 热工装置的仪表、报警、设备状态及参数显示正常，尤其是液位、油压等重要参数，DCS上显示应与就地指示一致。4.2.1.4 DCS、DEH、ECS等系统工作正常。4.2.1.5 各设备、仪器、仪表的操作、控制电源或仪用气源已送上且工作正常。4.2.1.6 现场照明和通讯良好，事故照明可随时投用。4.2.1.7 机组各附属系统设备完好，阀门传动试验合格，位置正确。4.2.1.8 锅炉与各管道的支吊架完好，无影响设备自由膨胀的因素存在。膨胀指示器齐全、位置正常，并记录原始值。4.2.1.9 锅炉本体、烟、风道的人孔、检查孔、看火孔等在确认无人后关闭严密。4.2.1.10 煤、油、水、化学药品、二氧化碳、氢气等物质储备充足，且质量合格。4.2.1.11 机组汽、水、油系统及设备冲洗合格，各油箱油位正常，油质合格。4.2.1.12 输煤系统具备上煤条件，按值长令给各原煤仓上煤。4.2.1.13 电除尘、输灰、出渣系统具备投运条件，电除尘的绝缘子和灰斗加热在风烟系统启动前24小时投入。4.2.1.14 烟气脱硫、脱硝系统具备投运条件，并储备足够的石灰石和液氨。4.2.1.15 废水处理系统运行正常，废水池有足够容量满足机组启动废液储存。4.2.1.16 消防水系统工作正常、消防设施齐全。4.2.1.17 厂用电系统运行正常，各动力电源可靠、备用电源良好。4.2.1.18 电气设备保护回路正常，并根据实际情况投入。4.2.1.19 机组新安装或一、二次回路检修后，与系统核对相序一致。4.2.1.20 汽轮发电机组滑销系统正常，缸体能自由膨胀。4.2.1.21 机组启动专用工具、仪器、仪表、记录本和操作票等准备齐全。4.2.2 机组附属设备及系统的投用4.2.2.1 投用除盐水系统1） 联系化学启动除盐水泵。2） 开启6000m3除盐水箱补水门，待水箱水位正常后将补水门投入自动。3） 启动凝补水泵或启动除盐水泵。4.2.2.2 投用闭冷水系统1） 通过凝补水泵或启动除盐水泵向闭冷水系统注水放空，并将闭式水箱补水至正常水位。2） 启动一台闭冷泵运行，确认系统运行正常，另一台泵投入备用。3） 通知化学化验水质，确认闭冷水水质合格。4） 根据各辅机运行要求，适时投入闭冷水。4.2.2.3 投用压缩空气系统1） 启动空压机及干燥器运行，保证仪用气母管压力不低于0.55MPa。4.2.2.4 投用循环水及开式水系统1） 开启冷水塔补水门，向冷水塔补水，并通知化学人员检验水质、加药。2） 检查循泵进水池水位正常。启动首台循泵，应先对循环水管道进行注水，开启循环水系统沿程所有放空气门，待循环水母管压力大于0.07MPa，各放空气门有水（连续）流出关闭后启动循泵。3） 投用开式水系统。4.2.2.5 投用辅汽系统1） 辅助蒸汽系统具备投用条件后，经由330MW机组值长同意，可由330MW机组向本机组供辅助蒸汽。2） 打开330MW机组至辅汽联通母管上的各疏水器的旁路门，缓慢手动开启330MW机组至辅汽联通母管电动门，对联通母管进行暖管。3） 暖管结束后（确认管道无振动），逐渐开大供汽电动门。关闭辅汽联通母管上的各疏水器旁路门，并打开本机组辅助蒸汽联箱上的所有疏水器旁路门。4） 缓慢开启辅汽联通母管至本机组辅助蒸汽联箱进汽电动总门，对辅助蒸汽联箱进行暖管。暖管结束后，提升压力至0.6MPa1.0MPa，温度至240330。5） 由邻机供汽时，打开辅汽联通母管和本机辅助蒸汽联箱上的各疏水器旁路门，缓慢开启邻机至辅汽联通母管电动门，对辅汽联通母管进行暖管，暖管结束后，逐渐开大辅汽联通母管至本机辅助蒸汽联箱的电动门，对辅助蒸汽联箱进行暖管。暖管结束后，提升压力至0.8MPa1.1MPa，温度至240360。6） 开启本机组辅助蒸汽联箱各疏水器前后隔离门，关闭疏水器旁路门。4.2.2.6 投用主机润滑油系统1） 确认主油箱油温大于25，油位1450mm。2） 启动一台主油箱排烟风机，将各道轴承和主油箱处的负压调整至正常。3） 启动主机润滑油泵，检查润滑油滤网后压力在0.370.45MPa之间。4） 启动两台顶轴油泵，检查顶轴油滤网后压力在15.516MPa之间，检查主油箱油位在1600mm左右。5） 根据油温适时投入主机润滑冷油器冷却水，控制润滑油温度约50。6） 将投入备用油泵联锁。4.2.2.7 投用EH油系统1） 确认主机EH油箱油位、油质正常、EH油温大于18，启动主机EH油泵，检查油泵出口压力在16MPa左右，系统无泄漏。2） 启动EH油冷却循环泵，待油温升至45后，冷却风机自启动正常。3） 投入EH油净化装置，以保证EH油油质。4.2.2.8 投用密封油系统1） 确认主机润滑油系统投运正常。2） 密封油系统各油箱油位正常，否则执行注油程序。3） 启动一台排烟风机，调整入口负压为-150-50Pa之间。4） 启动密封油真空油泵，密封油箱内的负压调整至-40KPa 左右。5） 启动发电机交流密封油泵，确认油压、油流及油氢差压正常。6） 投入密封冷油器冷却水，控制密封油温度在4349之间。7） 投入各备用设备，包括发电机直流密封油泵的备用联锁。4.2.2.9 发电机充氢1） 确认发电机气体严密性试验合格。2） 确认氮气、氢气等物品备用充足。3） 确认发电机密封油系统运行正常，发电机出线套管排氢风扇运行，汽轮发电机组处于静止或盘车状态。4） 按辅机规程对发电机进行充氢操作。5） 充氢完毕，确认发电机内氢气压力在0.470.48MPa，氢气纯度98，油氢差压0.080.12MPa。6） 氢气冷却器闭式水系统投运，氢温调节器温度设定在43，并投入自动。4.2.2.10 投用内冷水系统1） 开启内冷水系统补水门，向内冷水系统供、回水管路和定子绕组注水排空。2） 对系统进行氮气吹扫。3） 启动一台内冷水泵，检查系统压力和流量正常，并控制氢水差压大于35kPa。4） 投入内冷水闭式水侧，控制水温高于氢温35。4.2.2.11 确认主机润滑油系统、顶轴油系统及密封油系统运行正常，投运主机盘车。4.2.2.12 高、低加投用前检查1） 检查高、低加汽、水侧各阀门状态正确，正常、危急疏水门开关正常，无卡涩。2） 低加疏水泵处于备用状态。4.2.2.13 锅炉启动系统投用前检查。1） 启动分疏箱液位控制阀的油系统。检查油质、油位、压力等正常，无渗漏。2） 检查大气式扩容器及其扩疏箱阀门状态正确，锅炉扩疏箱疏水泵处于备用。4.2.2.14 投用凝结水系统1） 确认6000T除盐水箱水位正常，用凝补水泵或启动除盐水泵向凝汽器热井补水至正常水位，并向凝结水系统注水排空。2） 投入化水除盐水补水母管供凝泵密封水。3） 凝泵启动条件满足后，启动一台凝结水泵。4） 通知化学化验凝结水水质，如水质不合格，开启#5低加出口放水电动门，进行凝结水系统，包括#5、#6、#7、#8低加的水侧冲洗排污，直至水质合格，关闭#5低加出口放水电动门。5） 投入低压加热器水侧运行，关闭低压加热器水侧旁路阀。6） 凝泵出口含铁量500g/L，SiO2500g/L，钠80g/L走精处理系统。7） 凝结水系统投运正常后，凝泵密封水、闭式水箱补水切换至凝结水供给。投入闭式水箱补水自动。8） 随机组负荷上升，适时投入第二台凝结水泵运行。4.2.2.15 锅炉启动循环泵及电机注水、放气、清洗1） 冲洗启动循环泵注水管路，直至清洗放水目视清澈，水质合格。2） 对启动循环泵电机腔室进行注水，严格控制注水流量在23L/min，不得大于5L/min。控制进水温度不大于40。3） 对启动循环泵电机冷却器进行注水排空。4.2.2.16 除氧器冲洗、上水1） 凝结水水质合格后，开始除氧器上水。2） 开启除氧器至大气式扩容器放水电动门，对除氧器进行冲洗。3） 当除氧器冲洗水水质合格（含铁量200g/L）后，关闭除氧器至锅炉大气式扩容器放水电动门，并将除氧器水位上至2600mm。4.2.2.17 投轴封汽、抽真空1） 禁止转子在静止状态向轴封供汽。2） 确认汽轮机处于盘车状态，检查轴加水侧已投用，且汽轮机本体所有疏水门开启。3） 按辅助设备规定投入汽轮机轴封系统，注意轴封汽温度和汽轮机转子温度相匹配。控制轴封供汽压力在35mbar（3.5kPa）左右，防止主机轴承润滑油中进汽。 4） 确认轴封系统已投用后，启动真空泵抽真空。5） 轴封、真空系统投用后，应注意监视汽缸上、下金属温差，汽缸膨胀转子偏心度的变化。检查关闭真空破坏门，投入其密封水。6） 如小机在盘车状态并疏水开启，视情况可将小机轴封一并投入4.2.2.18 除氧器投加温1） 开启辅助蒸汽供除氧器的各点疏水门。2） 暖管结束后，确认管道无振动，开启除氧器进汽电动门以1.2/min的速度加热至105。4.2.2.19 投用第一台汽动给水泵1） 启动汽动给水泵组润滑油系统，投入各备用设备联锁。2） 投入汽动给水泵组的盘车运行。3） 启动汽动给水泵组对应的给水前置泵，给水走再循环。4） 小机投轴封、拉真空。5） 开启辅助蒸汽供小机管路上的各疏水门，进行疏水暖管。6） 小机冲转、运行稳定后，根据锅炉需求带负荷。4.2.2.20 锅炉上水、清洗1） 检查汽水系统具备上水条件，进水水质符合要求。2） 开启锅炉省煤器、水冷壁悬吊管、一、二级过热器进口、三级过热器出口空气门。3） 锅炉在进水时除氧器须加热，将给水温度加热到120左右，锅炉给水与锅炉金属温度的温差不许超过111。当锅炉汽水分离器、及过热器出口联箱金属温度低于38时，上水速率应可能小。4） 以不大于10BMCR（305t/h）流量向锅炉上水，当省煤器、水冷壁、分离器处各空气门有水连续流出后，关闭相应空气门。5） 当汽水分离器疏水箱水位正常（10m）后，锅炉上水完成。6） 启动分疏箱一台液压油泵，检查供油母管压力在16MPa左右，投入两个分疏箱液位控制阀投自动控制。7） 锅炉疏水扩容器集水箱水位高于1600mm，启动集水箱疏水泵，并将锅炉疏水排放至循环水中。在机组首次启动或大修后启动时，要注意锅炉扩疏泵的入口滤网差压，当滤网差压高时，应及时联系清理滤网。8） 上述操作完成后，锅炉开始冷态清洗。A） 把给水流量增加至30BMCR向锅炉进水2分钟，再将给水流量降至15BMCR向锅炉进水8分钟，最后将给水流量降至零。B） 10分钟后将给水流量增加至15BMCR，维持8分钟，然后增加至30BMCR维持2分钟，再将给水指令流量降至15BMCR，维持8分钟后，将给水流量降至零。重复操作3次后，按照要求调整给水流量稳定进行持续清洗。C） 分疏箱出口水质Fe 含量大于500g/L、SiO2含量大于100g/L 时，应进行排放，锅炉进行冷态开式清洗。D） 分疏箱出口水质Fe 含量小于500g/L、SiO2含量小于100g/L 时，启动锅炉疏水泵，投入凝结水精处理，改善水质，锅炉进行冷态循环清洗。E） 分疏箱出口水质Fe含量小于100g/L、SiO2含量小于50g/L 时，锅炉冷态循环清洗结束。F） 冷态清洗结束后对锅炉启动循环泵进出口和热备用管路冲洗10分钟左右，投入锅炉启动循环水泵管路及热备用管路。9） 投入给水自动控制。4.2.2.21 投用锅炉启动循环泵1） 炉水水质化验合格，锅炉启动循环泵启动条件满足，控制汽水分离器贮水箱水位在34.5m处且保持稳定，启动锅炉启动循环泵。2） 缓慢调整锅炉启动循环泵出口调节电动门，使炉水再循环流量保持在5BMCR，并投入启动循环泵再循环流量自动控制。4.2.2.22 投用火检冷却风系统，确认冷却风压正常，各火检、炉膛火焰电视摄像头冷却风进口手动门开启。火检和火焰电视系统工作正常。4.2.2.23 投用底渣系统1） 将捞渣机渣船和炉底水封补水至正常。2） 启动捞渣机，检查捞渣机驱动油压和张紧装置油压正常，链条运转正常，刮板无倾斜现象。4.2.2.24 投用风烟系统1） 检查空预器漏风控制系统（简称LCS）各扇形板置手动控制位，且处于“完全回复”状态，投入空预器的热偶烟温测量装置，启动两侧空预器。2） 按顺序启动引、送风机，炉膛负压控制在100Pa左右，投入负压自动控制。3） 投入各备用设备的联锁。4） 一次风机和密封风机具备投运条件。4.2.2.25 投用炉前燃油系统1） 通知辅控运行，准备恢复炉前燃油系统运行。2） 检查燃油母管各油阀、角阀处于关闭位置。3） 打开炉前燃油系统的进、回油手动门，及各油枪的进油、雾化、吹扫隔离手动门。4） 打开压缩空气供燃油吹扫总门。5） 开启燃油系统进、回油关断阀，调节进油流量调节阀，控制炉前进油压力在1.8MPa左右。4.2.2.26 脱硝系统投用前准备1） 确认脱硝系统各阀门按照要求开启，并在风烟系统投运前投入稀释风机运行，确认氨稀释风流量和压力正常。2） 投入氨气化系统，调整机组氨流量调节阀前压力稳定在0.2MPa。3） 确认脱硝系统蒸汽吹灰器前压力正常，当SCR入口烟温达到320以上时，投入脱硝吹灰系统。4.2.2.27 微油点火系统投用前准备1） 确认微油点火装置正常。2） 确认微油点火火检冷却风系统阀门开启，冷却风母管压力正常，将每个角微油点火冷却风压力调整到1000Pa左右。3） 确认微油点火燃烧器前压缩空气压力正常，调整每个微油点火燃烧器雾化气压力在0.20.3MPa之间。4） 确认微油稳压罐油位正常，压力指示正常。4.2.2.28 制粉系统投用前准备1） 根据机组启动需要，由值长通知燃料运行给各煤仓加煤。2） 完成六台制粉系统，尤其是B制粉系统的启动前检查。3） 磨煤机润滑油泵启动，油压正常，动态分离器检查正常。4） 检查B磨一次风道暖风器设备完好，无泄漏现象，微开暖风器进汽调节门，对暖风系统进行暖管疏水。4.2.2.29 启动再热器安全阀的压缩空气系统，检查空压机工作正常，压缩空气压力1.0MPa。4.2.2.30 启动高、低压旁路的油系统。检查油质、油位、压力等参数正常，无渗漏。4.2.2.31 锅炉本体和空预器吹灰系统投用前检查。4.2.3 发变组改为冷备用。4.2.3.1 确认发变组的接地闸刀、临时接地线、标示牌、脚手架等安全设施已拆除或回收，常设栅栏、警告牌已恢复，现场已符合投运条件。4.2.3.2 发电机和励磁系统测绝缘。1） 以下情况之一，发电机和励磁系统在投运前必须测量绝缘：A） 发电机大、小修后或一次系统有检修工作、做过安措时。B） 发电机停役超过三天，在机组启动点火前。2） 发电机和励磁系统测绝缘的要求如下：A） 发电机定子绝缘测量工作由检修人员进行，测量前应检查发电机的出口开关、出口闸刀、发电机侧接地 闸刀在分位，断开发电机中性点闸刀，拉出发电机出口PT小车；用2500V 的摇表，绝缘电阻值不得小于 100 M，吸收比（R60/R15）不小于1.3，极化指数（R10/R1）大于 2。B） 测量励磁变低压侧绝缘电阻前，应检查可控硅整流装置交、直流侧开关、闸刀均断开。使用1000V兆欧表，绝缘电阻应不小于1M。C） 测量转子回路绝缘电阻前，应检查可控硅整流装置交、直流侧开关、闸刀均断开。禁止用摇表测可控硅整流元件的“+”“-”极间绝缘电阻，以防整流管反向击穿。测量转子回路绝缘前，应拉开发电机转子接地保护柜上的转子电压输入空开。测量时应采用500兆欧表，其转子回路绝缘电阻应不小于0.5M。若低于以上数值时，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，则是否允许运行应由总工程师决定。D） 发电机轴承座绝缘，轴承座与油管间的绝缘用1000V摇表测量，通油后绝缘电阻值不得小于1M。E） 当测出的绝缘数据比前几次明显偏小（考虑温度和湿度的变化，如降低到前次的 1/3 以下），必须查明原因设法消除，方可升压并网。同时应注意发电机定子冷却水水质应满足要求。F） 发电机和励磁系统测出的绝缘数据若低于以上规定数值时，应采取措施加以恢复。如一时不能恢复，则是否允许运行应由总工程师决定。4.2.3.3 检查发电机出口PT符合运行条件，将发电机出口PT小车推至工作位。4.2.3.4 检查励磁系统所有工作结束，符合运行条件。4.2.3.5 投入发电机转子回路接地监测装置。4.2.3.6 投入发电机封闭母线微正压装置。4.2.3.7 投入发电机漏氢检测装置、漏液检测装置。4.2.3.8 投入发电机局部放电在线监测仪。4.2.3.9 确认发变组、励磁系统保护符合运行条件，发电机同期装置设备完好，符合运行条件，发电机氢、油、水系统运行正常。4.3 机组冷态启动4.3.1 锅炉点火前操作4.3.1.1 燃油泄漏试验1） 油泄漏试验一般分两部分进行，首先是检测各油枪角阀及各油枪角阀至母管跳闸阀之间的油管路是否泄漏，然后检测燃油母管进回油关断阀是否有泄漏。当这两部分试验都通过时，则表明该油系统泄漏试验成功。2） 试验过程：3） 以下条件全部满足，认为油母管泄漏试验准备就绪：A） 进油母管燃油关断阀关闭B） 回油母管燃油关断阀关闭C） 燃油进油母管压力低D） 锅炉在MFT状态下E） 所有油角阀关闭（含微油）F） 炉膛风量合适4） 若允许条件满足，DCS上指示“油泄漏试验允许”，操作员发“启动油泄漏试验”指令或者发“炉膛吹扫请求”指令，将自动进行下列步序：A） 先开进油母管燃油关断阀和回油母管燃油关断阀进行油循环后，经过一定时间的油循环后，关闭回油母管燃油关断阀。开大进油调节阀，对油系统的各管路、阀门进行充压，“燃油供油母管压力高”信号发出后，关闭进油母管燃油关断阀；在一定时间（300s）内，如“燃油供油母管压力高”信号消失，则认为充油失败，切除油泄漏试验。B） 充油成功后，关闭进油母管燃油关断阀，在一定时间（90s）内，如“燃油供油母管压力高”信号消失，则说明油角阀泄漏，切除试验；反之，油角阀未泄漏。C） 油角阀泄漏试验成功后，打开回油母管燃油关断阀泄压。“燃油供油母管压力低”报警信号发出后，关闭回油母管燃油关断阀。等待一定时间，如“燃油供油母管压力低”信号消失，则说明进油母管燃油关断阀泄漏；反之，进油母管燃油关断阀未泄漏，泄漏试验成功。D） 在试验的过程中，以下任一条件复位油泄漏试验：a） MFT动作b） 不在MFT状态下c） 手动复位d） 充油失败e） 油泄漏试验开始后600sf） 油泄漏试验成功g） 油泄漏试验失败5） 以下条件复位油泄漏试验成功信号：A） MFT动作B） 油泄漏试验启动4.3.1.2 炉膛吹扫1） 吹扫条件，炉膛在吹扫时，必须满足下列所有条件：A） 任一送风机运行B） 任一引风机运行C） 全部给煤机和磨煤机停运D） 燃油进油快关阀关闭E） 燃油回油关断阀关闭F） 所有火检无火（含微油）G） 燃烧器喷嘴在水平H） 炉膛总风量合适I） 火检冷却风压力正常J） 两台空预器运行K） 一次风机全停L） 全部磨煤机出口挡板全关M） 全部油角阀关闭（含微油）N） 所有二次风调节挡板在吹扫位O） 无泄漏试验失败P） 无MFT动作条件Q） 所有火检装置无故障R） 所有磨进口冷、热风关断门全关2） 当吹扫条件全部满足后，在DCS上显示“吹扫准备就绪”信号，这时操作员就可以启动吹扫。3） 吹扫过程A） 当吹扫允许条件满足后，自动产生“吹扫准备就绪”信号。运行人员在DCS上发出“启动炉膛吹扫”指令，炉膛吹扫开始，DCS上指示“炉膛吹扫进行中”，吹扫计时器开始倒计时，时间为300秒。B） 为了使炉膛吹扫彻底、干净，吹扫过程必须在30以上额定风量下持续5分钟。C） 在吹扫过程中，FSSS逻辑连续监视吹扫允许条件。当吹扫条件不满足时，自动中止炉膛吹扫程序。D） 当所有吹扫条件全部满足并且持续300秒，吹扫完成，在DCS上指示“炉膛吹扫完成”信号，吹扫结束。E） “炉膛吹扫成功”信号是复位MFT的必要条件。F） MFT发生时，通过一个MFT脉冲信号清除“炉膛吹扫完成”信号。另外，炉膛吹扫指令也可复位“炉膛吹扫成功”信号。4.3.1.3 MFT复位后，开启炉前燃油系统进油关断阀、回油关断阀，调整燃油调节阀开度，控制燃油压力在1.8MPa左右，炉前燃油系统打循环。4.3.1.4 投入炉膛烟温探针，并将各燃烧器摆角调至水平位置。4.3.1.5 投入锅炉过、再热器疏水子组，检查下列疏水门自动开启：A） 一级过热器出口联箱疏水电动门。B） 二级过热器出口联箱疏水电动门。C） 三级过热器入口联箱疏水电动门。D） 过热器疏水箱水位调整门前电动门。E） 二级再热器进口疏水电动门。F） 再热器疏水箱水位调整门前电动门。说明：主蒸汽流量大于30BMCR或分离器压力大于18MPa，或过、再热器疏水的过热度大于5K，过、再热器的疏水门自动关。4.3.1.6 检查锅炉本体各风门挡板开度正确，配风方式合理，二次风箱与炉膛差压约500Pa。4.3.1.7 投入高、低压旁路及再热器安全门自动控制。4.3.2 锅炉点火、热态清洗、升温升压4.3.2.1 锅炉点火1） 使用油枪点火A） 安排专人就地监视油枪点火情况。B） 根据对角投运原则，投入锅炉B层1、3号角或2、4号角两只油枪。C） 首支油枪点火不成功，等待1分钟后可以再试投一支。若仍不成功 应分析原因，联系处理，并重新进行锅炉吹扫方可再次点火。D） 投入空预器连续吹灰。E） 10分钟后，投入B层剩下的两只油枪,控制燃料量在5% BMCR左右。F） 再依次投入A层的四支油枪，控制燃料量在8BMCR左右，维持运行20分钟，炉膛烟温探针显示温度必须小于538。G） 启动C层油枪，控制燃料率在10BMCR左右，监视好过热器、再热器金属壁温，炉膛烟温探针显示温度必须小于538。H） 当水冷壁介质温度达到150时，锅炉进入热态清洗阶段。2） 使用微油点火装置点火A） 安排专人就地监视和调试大油枪及微油点火情况。B） 根据对角投运原则，投入锅炉B层1、3号角或2、4号角两只油枪。首支油枪点火不成功，等待1分钟后可以再试投一支，若仍不成功，应分析原因，联系处理，并重新进行锅炉吹扫方可再次点火。C） 投入空预器连续吹灰。D） 10分钟后，投入B层剩下的两只油枪,控制燃料量在5% BMCR左右E） 打开B磨出口插板门、B磨一次冷风、热风隔绝门，稍开热风调节门，建立一次风通道，启动一次风机、密封风机。F） 投用B磨一次风道暖风器，将热风温度加热至130以上。G） 根据对角投运原则，投入锅炉B1/B2层1、3号角或2、4号角4根微油枪。H） 首支油枪点火不成功，等待1分钟后可以再试投一支，若仍不成功应分析原因。I） 2分钟后，投入B层剩下的4根微油枪。J） 确认B层8根微油枪燃烧良好，B磨启动条件满足，投入B层制粉系统，控制燃料量在10BMCR左右。3） 锅炉点火后，严格控制水冷壁的温升率在1.5min之内，及各受热面出口介质温度的温差通常应保持在25之内。注意检查受热面金属温度，若发现个别点超温，应即减缓燃烧强度并确认该点测温元件测值的真实性，使其恢复到正常水平。4.3.2.2 锅炉热态清洗1） 当水冷壁介质温度达到150时，锅炉进入热态清洗阶段，通知化学取样化验。2） 调整锅炉燃料量，保证水冷壁出口工质温度在150170之间，最高不超过190。因为在该温度范围内，铁离子在水中的溶解度最大，清洗流量为25%30%BMCR。3） 当分疏箱出口水质Fe 含量大于100g/L、SiO2 含量大于50g/L 时，进行热态开式清洗4） 当分疏箱出口水质Fe 含量小于100g/L、SiO2 含量小于50g/L 时，进行热态循环清洗。5） 当分疏箱出口水质Fe 含量小于50g/L、SiO2 含量小于30g/L锅炉热态清洗合格。6） 当铁含量合格后，检查分疏箱排放水质其它标准情况（如氢电导），当其它标准超标的时候，也要加大分疏箱的排放。7） 热态清洗水质合格后才可以继续按照升温升压曲线增加燃料。4.3.2.3 锅炉升温、升压1） 热态清洗结束后，应严格按照锅炉厂提供的启动曲线增加燃料量，进行升温升压。根据汽水分离器的应力要求控制升压速率小于0.12MPa/min；根据过热器和再热器出口联箱的应力要求控制主、再热蒸汽的升温速率小于4.5/min。2） 锅炉升温升压期间的燃料控制。A） 使用油枪a） 锅炉热态清洗结束后，控制总燃料量不大于10BMCR燃料量，稳定20分钟。b） 当空预器出口二次风温大于150后，启动一次风机、密封风机和第一台制粉统，40分钟内逐渐把锅炉燃料量加至30BMCR燃料量。c） 锅炉总燃料量增至30BMCR后，稳定20分钟，启动第二台制粉系统，检查现场煤粉燃烧器着火正常后，撤出部分大油枪，维持30BMCR燃料量不变。B） 使用微油a） 热态清洗结束后，控制总燃料量不大于10BMCR燃料量 ，稳定20分钟。b） 逐渐增加B磨燃料量，适时启动C制粉系统，在40分钟内将燃料量加至30BMCR燃料量。c） 保持30BMCR燃料量，稳定20分钟。3） 注意检查记录锅炉各膨胀位移。4） 高、低压旁路控制系统将根据燃料量的增加情况，逐渐开大阀位，把锅炉蒸汽参数升至符合汽机冲转的参数。5） 主蒸汽压力达到0.2MPa，关闭锅炉本体各空气门。6） 主蒸汽压力达到0.5MPa，通知检修人员热紧螺栓、进行仪表疏水。7） 主蒸汽压力达到1.0MPa，停止锅炉启动循环泵的连续注水。8） 当主蒸汽温度和再热蒸汽温度上升到400后，维持该温度，同时控制高压缸进口的两侧主汽温度和中压缸进口的两侧热再热蒸汽温度的温差均小于17。9） 随着燃料量的增加，当烟气温度大于540时，检查炉膛烟温探针自动退出。10） 主蒸汽流量大于30，检查过、再热器疏水门关。4.3.2.4 锅炉点火及升温升压过程中旁路系统的控制1） 不论锅炉是有火还是熄火，所有高压旁路控制正常应该设置在自动控制方式下。2） 第一阶段A1：A） 此阶段的启动条件为锅炉点火。在这个启动阶段，高压旁路主控向高压旁路控制阀发送的位置信号为0，确保高压旁路在关闭位置。主蒸汽压力不作控制，自由变动。B） 满足以下任一条件时，A1结束，A2开始：a） 主蒸汽压力压力设定值，该压力设定值为锅炉点火时主蒸汽压力的函数。该压力设定值在大概0.1至1.5MPa左右，锅炉冷态启动时，设定值为点火时的主蒸汽压力加上0.1MPa左右，锅炉热态启动时，设定值为点火时的主蒸汽压力加上11.5MPa左右。b） 主蒸汽压力汽机冲转最大压力，即蒸汽压力达到13MPa。c） 点火后时间超过12分钟左右。3） 第二阶段A2： A） 满足以下任一条件时，A2结束，A3开始：a） A2阶段时间210分钟。该时间设定值是锅炉启动主蒸汽压力的函数，锅炉冷态启动时，锅炉冷态启动的设定值为大概1分钟，锅炉热态启动时的设定值为大概10分钟。b） 主蒸汽压力汽机冲转最大压力，即蒸汽压力达到13MPa。c） 高压旁路切至手动控制。4） 第三阶段A3：A） 在锅炉启动A3过程中，主蒸汽压力由高压旁路控制。在汽机冲转压力达到之前，控制蒸汽压力上升。主蒸汽压力较低时（2MPa左右），高压旁路调节阀阀位上限为50左右。因此，锅炉冷态启动时滑压压力上升更快。B） 当汽机接受全部主蒸汽时，启动A3结束。进入汽机运行模式。5） 低压旁路在点火后控制再热器压力。4.3.3 发变组改为热备用4.3.3.1 查发变组系统已处于冷备用状态。4.3.3.2 送上发变组控制、保护、信号电源，投入系统相关保护。4.3.3.3 检查中性点PT完好，合上发电机中性点闸刀。4.3.3.4 检查发电机出口PT小车在工作位，合上发电机出口PT二次空开。4.3.3.5 合上封闭母线冷却风机控制电源空开及各冷却风机动力电源开关。4.3.3.6 检查灭磁开关在分闸状态，合上其控制、信号电源开关。4.3.3.7 合上励磁系统初励电源空开，合上初励控制回路电源空开。4.3.3.8 投入励磁调节柜1） 合上调节器交流电源开关。2） 合上直流电源开关。3） 合上工控机电源开关。4） 检查励磁调节柜通道完好，信号指示正常。5） 检查励磁调节器在“电压闭环”方式，控制切换开关在“远方”位置。6） PSS 方式按调度命令投退。4.3.3.9 投入励磁整流柜：1） 合上整流柜风机工作、备用电源开关。2） 送上励磁整流柜风机控制电源。3） 将励磁整流柜风机控制开关切至“自动”位置，检查风机启动正常。4） 放上励磁整流柜电压表保险。5） 合上励磁整流柜可控硅整流组交流侧刀闸。6） 合上励磁整流柜可控硅整流组直流侧刀闸。7） 投入各励磁整流柜脉冲电源开关。4.3.3.10 投入主变冷却装置，检查主变中性点接地良好。4.3.3.11 投入高厂变冷却装置。4.3.3.12 合上主变出口闸刀、地刀及信号控制电源空开；检查主变出口闸刀“远方/就地”切换开关在“远方”位置；检查主变出口开关三相在断开位置，合上主变出口闸刀，检查闸刀三相在合位。4.3.3.13 检查主变出口开关“远方/就地”切换开关在“远方”位置；合上主变出口开关储能电源开关，合上主变出口开关控制电源开关，检查主变出口开关油压、SF6压力正常。4.3.3.14 确认自动准同期装置直流电源开关合入，装置面板上工作方式选择开关在工作位；同期闭锁开关在投入闭锁位，同期装置无报警信号。4.3.4 汽轮发电机组冲转、并网4.3.4.1 汽轮机冲转前应检查下列条件已具备：1） 机组所有系统和设备运行正常，不存在禁止机组启动或并网的条件。2） 汽轮发电机组在盘车状态，连续盘车时间不少于2h4h。3） 盘车时，转子偏心度、轴向位移、缸胀等指示正常，转子弯曲指示度值与原始值的差值不大于0.02mm。汽缸内无动、静摩擦等异常声音。4） 高压外缸及中压缸上下壁温差55；高压内缸上下壁温差35。5） 高/中压主汽门、调门、补汽门和高排逆止门处于关闭位置。6） 确认汽轮机防进水的各蒸汽、抽汽管道及本体的疏水门动作正常、无卡涩。机组各疏水已充分疏尽。7） 主机润滑油、EH油系统运行正常。主机润滑油滤网后油压大于0.55MPa，主机润滑油滤网前油温大于37，EH油压力在16MPa左右。8） 凝汽器压力符合限制曲线的要求，不大于13KPa。9） 高旁处于“【A3】”方式，低旁处于“点火”运行方式。10） 确认氢气纯度大于98，氢压在0.47MPa0.48MPa，定子冷却水流量约120t/h，定冷水冷却器和氢气冷却器等闭冷水侧控制投入自动。油氢差压在0.08MPa0.12MPa之间。11） 启动参数应满足变量温度准则即X准则。冷态启动典型冲转参数为：主汽压力8.5MPa，主汽温度380，再热汽压力1.2MPa，再热温度360。12） 汽水品质合格，尤其是蒸汽品质在调门开启前必须满足汽轮机冲转前的蒸汽品质要求，否则汽轮机自启动顺控子组不会走步。13） 汽轮机启动过程中，锅炉应维持燃烧（包括燃料量）和蒸汽参数稳定。4.3.4.2 汽轮发电机组启动冲转、并网程序1） 汽机“启动装置”控制任务：见表 47表 47 汽机启动装置TAB值控制任务启动装置定值STARTUP DEVICE控制任务定值上升过程0允许启动SGC STEAM TURBINE（DKW） ST进入汽轮机控制；12.5汽机复置22.5高、中压主汽门跳闸电磁阀复位ESV TRIP SOLV RESET32.5高、中压调门跳闸电磁阀复位CV TRIP SOLV RESET42.5开启高、中压主汽门ESV PILOT SOLV 开启62允许通过子组控制，使高、中压调门开启，汽机实现冲转、升速、并网99发电机并网后，释放汽轮机控制阀的全开范围（62），完全由汽轮机控制阀控制机组的负荷；定值下降过程37.5所有主汽门关闭 ESV PILOT SOLV OFF 27.5所有调门跳闸电磁阀OFFCV TRIP SOLV OFF17.5所有主汽门跳闸电磁阀OFFESV TRIP SOLV OFF7.5发出汽机跳