机组启动2016-05

1、2016-05 机组启动：机组由静止状态，冲车、升速、并网带负 荷至指定状态的过程。 一、机组存在下列情况之一时，禁止启动 影响机组启动的系统和设备的检修工作未结束、工作 票未终结或经检查及试运不合格。 机组主要检测仪表（如汽轮机转速、振动、轴向位 移、胀差、热膨胀、上下缸温度、调节级温度、转子 偏心度、主/调汽门阀位、凝汽器真空、主蒸汽温度、 主蒸汽压力、再热蒸汽温度、定子冷却水压力流量、 润滑油压、抗燃油压，贮水箱水位、炉膛压力、启动 分离器出口温度及过热度、锅炉总风量、给水流量、 蒸汽流量、炉膛火焰监视显示仪、发电机定子（转子） 电压及电流、频率、主变压器温度、有功功率和无功 功率、励磁

2、电压及电流等）不能正常投入。 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）不能正常投入。 汽轮机ETS保护不能正常投入。 发变组保护不能正常投入。 汽轮机机械超速保护装置故障。 汽轮机安全监控系统（TSI）不能正常投入。 DCS、DEH系统异常，影响机组运行操作、监视。 机组主要自动控制装置功能失去或主要辅机设备的调节装置故障。 机组任一项主要安全保护经试验不能正常投入或机组保护动作值不符合 规定。 双套自动励磁调节器全部有故障不能使用时。 机组炉水水质不合格。 汽轮发电机组润滑油、抗燃油油箱油位低或油质不合格。 机组及主要附属系统设备安全保护性阀门或装置（如锅炉安全阀、电磁 泄放阀、燃油速关阀等）动作不

3、正常。 高、低压旁路系统不正常，无法满足机组启动要 求。 仪用空气系统不正常，不能提供机组正常用气。 机组跳闸后，原因未查明或影响启动的缺陷未消 除。 除尘、脱硫、脱硝系统不正常，短时不能恢复。 机组重要部位保温不完善。 发电机气密性试验不合格。 发电机定子、转子绕组、轴承绝缘不合格。 主变、高厂变油质或绝缘不合格。 根据汽轮机高压调节级后内缸内壁金属温度的高低， 划分汽轮机的状态。 冷态：150。 温态：150300。 热态：300400。 极热态：400。 1、启动前的系统准备阶段：为汽轮机的启动冲转 准备条件 2、冲车、升速至额定转速阶段 3、机组并列，接带负荷并按预定负荷曲线升至电 网

4、调度要求的数值。 设备试验方法分静态、动态两种。 静态试验时，6kV开关仅送试验位置，400V开关 有试验位置的送到试验位置，送上操作电源。动态 试验时，开关均送到工作位置，送上操作电源。 设备静态试验就地和远控拉合闸试验良好，事故按 钮动作正常。 各联锁、保护的检查试验按联锁保护试验单的 要求试验良好。 上述试验在机组大、小修后进行，动态试验必须在 静态试验合格后方可进行。 设备保护、联锁试验，在具备条件后由相关人员共同到 场进行。 电动、气动装置试验 试验要求： 1）已投入运行且不具备试验条件的不能试验。 2）有近控、远控的伺服机构，远控、近控都要试验， 并专人记录开、关时间及试验情况。

5、试验方法： 1）按照试验卡对所有电动门及风门挡板进行远、近控 全开、全关试验，开度指示与就地指示应一致，可中间 停止的电动门及风门挡板要试验中间停止正常。 2）气动调节装置应动作灵活，无漏气等异常现象。 发电机启动前绝缘电阻值的规定： 发电机定子绕组绝缘在干燥状态接近工作温度时， 用2500V摇表测量，其绝缘电阻值不小于5M， 吸收比K1.3，不得低于前次测量数值的1/3-1/5。 发电机汇流管对地绝缘阻值，在无存水时测量其值 不小于1M，在通水时测量其值不小于30K。 转子绕组在冷态下(20)的绝缘，用500V摇表测量， 不得低于1M。 发电机电阻测温元件在冷态下(20)的绝缘，用 250V

6、摇表测量，不得低于1M。 发电机轴承和励端油密封及内外档油盖对地绝缘， 用1000V摇表测量，不得低于1M。 磨煤机润滑油站联锁试验磨煤机润滑油站联锁试验送、引风机、一次风机油站联送、引风机、一次风机油站联 锁试验锁试验 火检冷却风机联锁试验空气预热器主、辅电机联锁试验 锅炉贮水箱水位联锁试验锅炉启动疏水泵联锁试验 干式排渣机系统联锁试验密封风机、引风机轴承冷却风机 联锁试验 制粉系统联锁保护试验风烟系统联锁保护试验 脱硝系统联锁保护试验主机交流、事故润滑油泵、顶轴 油泵、盘车联锁试验 轴抽风机联锁试验汽泵交流、事故润滑油泵 抗燃油系统联锁试验主机及汽泵排烟风机、密封油排 氢风机联锁试验 真空

7、系统联锁试验真空系统联锁试验开式冷却水系统联锁试验开式冷却水系统联锁试验 闭式冷却水系统联锁试验凝结水系统联锁试验 密封油系统联锁试验供热系统联锁试验（投供热前） 发电机内冷水系统联锁试验汽泵汽轮机泵组联锁试验（静态） 高低压加热器及除氧器的水位保 护试验 循环水系统联锁试验 主变、高厂变冷却器电源切换试 验 发变组出口开关和励磁开关的拉、 合闸试验 发变组保护传动试验6kV母线工作分支开关试验位置 的拉、合闸试验 励磁系统整流柜冷却风机联锁试 验 柴油发电机的联锁自启试验、保 安电源自投试验 高低压动力传动试验励磁静态试验 汽轮机ETS联锁保护试验锅炉MFT、OFT试验 机炉电大联锁试验 一

8、阶段操作任务：准备工作及系统检查 1 确认影响机组启动的所有检修工作全部结束，工作票终 结，检修措施拆除，现场整洁。 2 确认所有系统连接完好，各管道支架牢固，管道保温完 整。 3 将机组的监控系统、就地操作系统投入，检查系统参数 和设备状态指示正确。 4 送上各控制、保护、信号的电源、气源，检查DCS(包 括DAS、MCS、SCS、DEH、ETS、MEH、METS、 FSSS、BMS)及TSI系统试验正常并投入运行。 5联系热工投入所有表计。 6 检查电气设备接线完好，绝缘合格，电机方向正确，靠背轮联接 完好，联系电气给各转动设备送电。 7检查各转动设备的润滑油油位，油质合格。 8检查工业水

9、系统已投入，工业水压0.35MPa。 9 检查化学补给水系统正常，水源充足；循环水管道注水完毕，水 塔补水至正常水位。 10检查仪用压缩空气系统投入正常，系统压力0.7MPa。 11检查DCS盘面正常。 二阶段操作任务：辅助设备启动 1启动循环水泵运行，凝汽器通循环水，凝汽器入口水压（ ）MPa。 2 启动主机交流润滑油泵、主油箱排烟风机，润滑油压（ ）MPa， 润滑油温（ ）；检查各轴承回油正常，将直流润滑油泵投联动 备用。 3做主机润滑油系统低油压联动试验正常。 4 投入密封油系统：启动排氢风机，启动密封油泵，泵出口油压（ ） MPa。 5 启动主机顶轴油泵，顶轴油母管油压（ ）MPa ,

10、 检查各轴承顶轴 油压正常，就地投盘车，检查盘车电机电流, 测汽轮机转子偏心度 mm 。冷态启动前必须保证连续盘车不少于4小时。 6 检查旁路系统控制正常，进行旁路系统静态试验合格后，将旁路 各调节阀关闭。 7启动EH油泵，EH油压（ 11）MPa，将EH油泵投联动备用。 8作DEH静态试验合格。 9 联系化学启动除盐水泵向凝汽器补水至700800mm ，向凝结水 管道注水排空；向闭式水箱补水至正常水位（3/4位置）。 10 启动开式水泵运行，电流（ ）A ，出口压力（ ）MPa，将备用 开式水泵投联动备用。 11 检查闭式水箱水位正常，开启高位膨胀水箱下水门向系统注水，水位控 制投自动；启动

11、闭式水泵，电流（）A，出口压力（ ）MPa，将备 用闭式水泵投联动备用 12 联系化学化验凝结水水质合格，确认凝结水最小流量再循环门在自动位 且全开，启动凝结水泵，电流正常，出口压力正常，将备用凝结水泵投 联动备用。凝结水通过#5低加出口放水门进行冲洗。 13 对发电机定冷水箱进行冲放，水质合格后，补水至正常水位，启动定冷 水泵，定冷水泵电流（ ）A，出口压力（ ）MPa，将（ ）定冷水泵投 联动备用。发电机定子绕组汇水管入口压力0.200.25MPa，流量30T/h。 14 稍开辅汽联箱进汽总门，维持联箱压力0.10.2MPa，对系统进行疏水暖 管不少于20分钟，提高辅汽联箱压力至0.60.

12、8MPa, 温度340369。 15 开启化学有压补水至除氧器上水门向除氧器补水，水质冲放合格关闭除 氧器放水门，补水至正常水位。 16 联系化学化验凝结水水质合格后，开启5低加出口门，通过除氧器水位 调节调阀控制除氧器水位20002200mm。通知化学投精处理装置。 17 确认四抽至除氧器供汽电动门关闭，#3高加疏水调阀关闭，适当开启辅 汽至除氧器调节阀，将除氧器给水加热至102104。 18 启动小机主油泵，将备用主油泵、直流油泵投联动备用 19 启动电动给水泵辅助油泵运行，检查润滑油压正常。 20 开启汽前泵入口电动门，电泵前置泵入口电动门，对泵 体注水排空。 21 应锅炉要求，启动电动

13、给水泵或汽动给水泵前置泵向锅 炉上水。 22 系统抽真空：确认汽轮机本体、高/中压导汽管、主/再 热蒸汽管、高排逆止门前/后疏水、抽汽管道自动疏水 阀开启；开辅汽至轴封供汽手动门，轴封管道暖管疏水； 启动轴冷风机运行；轴封暖管充分后向轴封供汽；启动 真空泵，检查真空泵入口蝶阀自动开启，系统抽真空， 真空上涨后，关闭真空破坏门并注水。 23 投入凝汽器A疏水扩容器、B疏水扩容器减温水。 24 投入旁路二级减温器减温水。 25 真空大于80kpa，通知锅炉点火。 26 当主蒸汽压力达0.5MPa时，投入旁路及其减 温水自动。 27 当锅炉热态冲洗时，清洗水全部排往凝汽器， 注意凝汽器真空及低压缸排

14、汽温度不超限。 28联系热工确认汽轮机保护全部投入。 三三阶段操作任务：汽轮机冲转升速阶段操作任务：汽轮机冲转升速 1 汽轮机冲转前参数记录：(注意填写启动参数记录表) 主汽压（8.71）MPa，主汽温（380 ），再热汽温（ 350 ），凝汽 器真空（ ）83）Kpa，高压缸上下温差（50 ），中压缸上下温差（ 50 ） ，转子偏心度（ ）mm，轴向位移（ 0.02 ）mm，差胀（ 5，- 2）mm， 润滑油压（0.140.18 ）MPa，润滑油温（ 38-45），EH油压（11.2 ） MPa 。 2检查旁路在自动位置（或自动退出），自动控制正常。 3 汽轮机复置：DEH操作界面及ETS盘

15、面检查正常。汽机满足冲转条件，对 汽机进行挂闸，在“DEH自动控制”画面，检查确认“汽机挂闸”窗口显 示“挂闸”，且主汽门（RSV1、RSV2）中压主汽门（ISV1、ISV2、LCV） 已全开。 4 汽机控制方式为自动方式,阀门控制为单阀控制，将阀限设为100%，检查 中压调门（IV1、IV2）自动开启；控制方式选择为TV控制方式，检查高 压调门（GV1GV4）自动开启。 5 汽轮机冲转：设升速率（ 100 ）r/min2，目标转速400 r/min，点击“进行” 确认，由高压主汽门控制冲转，冲转后检查转速大于3.35rpm盘车齿轮自 动脱开，停止盘车电机运行。转速至400 r/min时，到就

16、地检查汽机内部和 轴封处有无金属摩擦声，手动打跳汽轮机，检查高中压主汽门、调门迅速 关闭。 6 汽机重新挂闸。设目标值2000r/min，升速率（ ） r/min2。转速至200 r/min时，检查盘车装置供油电磁阀 自动关闭。转速至600r/min时，检查低缸喷水阀自动开 启，1400r/min顶轴油泵自动停止。 7 依次开启6、5低加抽汽逆止门及#6、#5段抽汽电 动门，低加随机投入，低加正常疏水、危急疏水投自 动；依次开启3、2、1高加抽汽逆止门及其电动门， 高加随机投入，高加正常疏水投手动关闭，高加危急 疏水手动全开。 四阶段操作任务：中速暖机、升速 1转速至1500r/min时，暖机

17、（ 60 ）分钟。 2投入发电机氢气冷却器、定冷水冷却器冷却水。 3 主机润滑油冷油器出口油温达，投冷油器冷却水，调整油温38 42。 4当汽机调节级金属温度达到时，中速暖机结束。 5设升速率（ 100 ）r/min2，目标转速2900r/min, 升速至2900r/min， 6升速率50 r/min2, 目标转速3000 r/min，升速至3000r/min。 7检查主油泵工作正常，停交流润滑油泵，投入联动备用。 五阶段操作任务： 1 汽机冲转后，旁路自动维持机前压力稳定，随着汽机高压调门逐 渐开大，旁路凋阀开度逐渐关小。 2 发电机并列，机组带初负荷18MW，冷态启动暖机30分钟。暖机 期

18、间保持主汽温温升率不超过/h。 3 设目标负荷70MW，升负荷率（ ）MW/min。按启动曲线，机组 开始升负荷。 4机组负荷35MW时，检查确认高压管道气动疏水阀自动关闭。 5 检查机组负荷15%MCR且低缸排汽温度低于时，低压缸喷水门自 动关闭。 6 当四段抽汽压力高于除氧器压力0.2MPa时，开启四抽至除氧器进 汽电动门，除氧器倒为四段抽汽供汽，除氧器滑压运行。 7 当3高加压力与除氧器压力差大于0.2MPa时，将3高加正常疏 水调阀投入自动，将3高加危急疏水阀投入自动，检查3高加 危急疏水阀自动关闭，3高加逐渐调节至正常水位，将疏水倒 至除氧器。逐步将2、1高加疏水阀投入自动，将2、1

19、高加危 急疏水阀投入自动，检查2、1高加危急疏水阀自动关闭，2、 1高加逐渐调节至正常水位。 8小机挂闸冲转至3100 r/min，汽泵暖泵。 9机组负荷15%额定负荷左右，检查旁路自动关闭并退出。 10 将汽机控制由DEH转为MCS控制，机组运行方式切换 为汽机跟踪方式，按启动曲线设定主蒸汽压力。 11 机组负荷70MW时，检查确认低压管道气动疏水阀自动 关闭。 12 锅炉由湿态完全转换成干态后，锅炉进入直流运行， 确认361阀全关。 13 汽泵暖机结束，机组负荷升至105MW时，并入汽泵， 投入汽动给水泵自动，退出电泵至再循环开启状态运 行。 14另一台小机挂闸冲转至3100 r/min，

20、汽泵暖泵。 15机组负荷125MW时，按机组启动曲线设定主汽压力。 16 机组升负荷至175MW，升负荷率（ ）MW/min，投锅 炉主控自动，机组负荷控制进入协调状态。 17 汽泵暖机结束，机组负荷升至175MW时，并入汽泵，投 入汽动给水泵自动，停止电泵运行。 18 四段抽汽压力达0.8MPa时，将辅助蒸汽倒由本机四段抽 汽供给。 19 根据锅炉制粉系统出力，逐渐将机组负荷升至额定负荷。 20 根据机组情况或调度要求，投入合适的机组控制方式。 锅炉升温升压过程中严格控制升温升压速度，在整 个机组启动过程中必须保证进入汽轮机的主、再热 蒸汽至少有50以上过热度。 汽轮机启动过程应严格按照“机

21、组冷态启动曲线” 进行，保持负荷、蒸汽参数与进汽区汽缸金属温度 相匹配。在整个机组启动和运行阶段不允许出现壁 温差或温度超出范围，正常控制汽缸金属温升率不 超过1.2/min，最大不超过2/min。 升速及升负荷过程中，应检查汽轮机各内外壁温差 小于极限值，避免蒸汽温度上升过快，使金属温度 变化率超过规定值。 升速及升负荷过程中，及时调整蒸汽温度及负荷以 减小金属温度与蒸汽温度的偏差，如金属温度高于 蒸汽温度，则提升蒸汽温度或升负荷的速度可适当 加快；如金属温度低于蒸汽温度，则应维持当前蒸 汽温度并且缓慢升负荷。 发电机并列前注意低压缸排汽温度不应超过80， 初负荷暖机结束时，低压缸排汽温度不

22、应超过52。 机组启动过程中应加强锅炉最小给水流量监视，机 组并网后锅炉省煤器入口给水流量331th。 冲转升速期间应注意倾听机内无异声，暖机转速应避开 转子临界转速。 注意机组各自动调节装置动作正常。 在机组冷态冲洗、热态冲洗、升温升压各个过程中应严 格控制汽水品质，品质不合格不得进入下一阶段。 机组启动过程中，监视汽轮机各轴承振动、胀差、缸膨 胀、各处温差、轴向位移在正常范围内；检查润滑油压 0.140.18MPa、油温3845，轴承回油温度 65，推力轴承金属温度85，支持轴承金属温度 105；注意凝汽器、除氧器及各加热器水位应在正 常范围内；监视发电机氢气压力、氢气温度、发电机内 冷水系统温度、密封油压力、油氢差压在正常范围内。 汽轮机启动过程中检查抗燃油压、油温正常，汽轮机调 速系统应动作平稳，无跳动卡涩现象。 检查汽