机组管理手册-wzhp2004

1、1. 机组主要控制系统1.1 燃烧管理系统（BMS）1.1.1 BMS主要功能1.1.1.1 点火前炉膛吹扫。1.1.1.2 油燃烧器自动管理。1.1.1.3 煤燃烧器自动管理。1.1.1.4 二次风挡板联锁控制。1.1.1.5 火焰监视。1.1.1.6 有关辅机的启停和保护。1.1.1.7 主燃料跳闸。1.1.1.8 减负荷控制。1.1.1.9 联锁和报警。1.1.1.10 首次跳闸原因记忆。1.1.1.11 与上位机通讯。1.2 协调控制系统（CCS）1.2.1 CCS主要功能1.2.1.1 控制锅炉的汽温、汽压及燃烧率。1.2.1.2 改善机组的调节特性增加机组对负荷变化的适应能力。1.

2、2.1.3 主要辅机故障时进行RUNBACK处理。1.2.1.4 机组运行参数越限或偏差超限时进行负荷增减闭锁，负荷快速增减以及跟踪等处理。1.2.1.5 与BMS配合，保证燃烧设备的安全运行。1.2.2 机组协调控制系统基本运行方式1.2.2.1 汽机跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以调节机组负荷，而汽机则通过改变调门开度以调节主汽压力。1.2.2.2 锅炉跟随的运行方式。在这种运行方式下锅炉通过改变燃烧率以保持主汽压力不变，而汽机则通过改变调门开度以调节机组负荷。1.2.2.3 协调方式。这种运行方式是锅炉跟随的协调方式。机炉作为一个整体联合控制机组负荷及主汽压力。1.3

3、 数字电液调节系统(DEH-A)1.3.1 主要功能1.3.1.1 汽机转速控制1.3.1.2 自动同期控制1.3.1.3 负荷控制1.3.1.4 一次调频1.3.1.5 协调控制1.3.1.6 快速减负荷（RUNBACK）1.3.1.7 主汽压控制（TPC）1.3.1.8 多阀（顺序阀）控制1.3.1.9 阀门试验1.3.1.10 OPC控制1.3.1.11 汽轮机自动控制（ATC）1.3.1.12 双机容错1.3.1.13 与厂用计算机DAS系统或DCS通讯，实现数据共享1.3.1.14 手动控制1.3.2 自动调节系统1.3.2.1 转速控制在不同的转速范围，阀门状态如下表所示：a. 不

4、带旁路主汽门启动时（BYPASS OFF）阀门冲转前02900r/min阀切换（2900r/min）29003000r/minTV全关控制控制全开全开GV全关全开全开控制控制IV全关全开全开全开b. 带旁路启动时（BYPASS ON）阀门冲转前02600r/min阀切换至主汽门控制（2600r/min）阀切换至调门控制（2900r/min）29003000r/minTV全关全关全关控制控制全开全开GV全关全开全开全开控制控制IV全关控制控制全开全开全开1.3.2.2 负荷控制负荷调节是三个回路的串级调节系统，通过对高压调门的控制来调节机组负荷。其运行方式如下：方式调节级压力回路WS功率调节回路

5、MW转速一次调频回路IMP说明阀位控制OUTOUTOUT阀门位置给定控制定协调OUTINOUT功-频运行INININ参与电网一次调频纯转速调节INOUTOUT1.3.2.3 其它调节a. 自动同步调节（AS）b. 协调控制CCSc. 快速减负荷RUNBACKd. ATC控制1.3.2.4 OPC保护系统a. 中压排汽压力IEP$30%时，发电机出口断路器断开或主变出口断路器同时出现断开时，OPC电磁阀动作关闭GV、IV，延时5秒后，转速n<103%，OPC电磁阀复位GV、IV打开。b. 在任何情况下，只要转速n>103%，关GV、IV，n<103%时恢复。1.3.2.5 阀门

6、管理a. 单阀控制：所有高压调门开启方式相同，各阀开度一样。特点：节流调节，全周进汽。一般冷态或带基本负荷运行用单阀控制。b. 多阀控制：调门按预先给定的顺序，依次开启。特点：喷嘴调节，部分进汽。机组带部分负荷运行采用多阀控制。c. 单阀控制与多阀控制二种方式之间可无扰动切换。1.3.3 运行方式选择1.3.3.1 操作员自动操作（简称自动）a. 在升速期间，可以确定或修改机组的升速率和转速目标值。b. 在机组并网运行后，可随时修改机组的负荷目标值及变负荷率。c. 可进行从中压缸启动到主汽门控制的阀切换。d. 可进行从主汽门控制到高压调门控制的阀切换。e. 可进行单阀/多阀控制的切换。f. 当

7、机组到达同步转速时，可投入自动同步。g. 可投入功率反馈回路或调节级压力回路。h. 机组并网后，可投入转速回路（一次调频）。i. 可投入遥控操作。j. 汽轮机自启动（ATC）1.3.3.2 ATC程序能自动完成下列功能：a. 从冲转到达同步转速自动进行。b. 根据汽机应力及临界转速等自动设定升速率、确定暖机时间、自动进行阀切换。c. 条件允许时可自动投入自动同步和并网。d. 并网后由热应力及机组的其它状况，确定升负荷率或进行负荷保持、报警等。e. 与ATC相联系的三个按钮：l ATC控制：按下此按钮可使ATC进入运行状态，如遇紧急情况，可直接按ATC监视或自动键退出ATC控制，进入操作员自动方

8、式。l ATC限制条件超越键：当某充分条件限制ATC进行时，可按此键，越过此条件继续进行。l ATC监视：如要进入ATC启动，必须先进入ATC监视，当条件满足后，按下ATC控制键才会有效。1.3.3.3 遥控自动操作a. 一般情况下，都在操作员自动方式下投入遥控操作，DEH的目标值由遥控源决定。包括自动同步和协调方式。b. 自动同步必须满足下列条件：l DEH处于“自动”或“ATC控制”方式l DEH处于“高压调门”控制方式。l 发电机出口断路器断开。l 自动同步允许触点闭合。l 汽机转速在同步范围内。c. 协调方式必须满足下列条件：l DEH必须运行在自动或ATC控制方式。l 发电机出口断路

9、器开关必须闭合。l 遥控允许触点必须闭合。1.3.3.4 手动操作a. 当基本控制、冗余DPU均发生故障或VCC站控板发生故障后，则DEH会切到手动，硬操盘上手动灯点亮，此时运行人员应立即把自动/手动钥匙开关切向手动位置。1.3.4 控制方式选择1.3.4.1 主汽门 / 高压调门控制切换1.3.4.2 调节级压力回路投入1.3.4.3 功率回路投入1.3.4.4 转速回路投入1.3.4.5 单 / 多阀控制1.3.4.6 主蒸汽压力控制（TPC）1.3.4.7 定压投入1.3.4.8 旁路投入、切除1.3.4.9 试验1.3.4.10 阀门试验2. 机组主要保护2.1 汽机主要保护2.1.1

10、 汽轮机超速及自动跳机保护序号项目单位数值备注1机械超速110%r/min3300薄膜接口阀动作2电超速110%r/min33004只电磁阀全动3DEH失电4只电磁阀全动4轴向位移大mm±14只电磁阀全动5轴振大mm0.2544只电磁阀全动6发变组保护动作4只电磁阀全动7MFT 4只电磁阀全动8手动跳机4只电磁阀全动9润滑油压低MPa0.06同时起直流油泵10抗燃油压低MPa9.54只电磁阀全动11凝汽器真空低kPa79.813汽机超速103%两只OPC动作2.1.2 汽轮机主要联锁保护项 目单位整定值联 动 内 容润滑油压低值MPa0.082启动交流润滑油泵、密封油备用泵低值MPa

11、0.06启动直流润滑油泵、停机低值MPa0.032切断盘车电机电源抗燃油压低值MPa11.2联起备用泵低值MPa9.5停机2.1.3 调节级叶片保护2.1.3.1 装有下面所列转子和调节级叶片的汽轮机，至少要经过六个月的全周进汽方式的初始运行：a. 所有新装转子包括原配转子，备用转子和替换转子。b. 所有新装调节级叶片的旧转子。2.2 锅炉主要保护2.2.1 锅炉MFT动作条件2.2.1.1 操作台手动停炉按钮两个同时按下。2.2.1.2 CRT画面软手操停炉按钮两个同时按下。2.2.1.3 两台引风机跳闸。2.2.1.4 两台送风机跳闸。2.2.1.5 炉膛压力高至+1700Pa延时2s。2

12、.2.1.6 炉膛压力低至-1750Pa延时2s。2.2.1.7 总风量30%。2.2.1.8 油层均未投入，有磨煤机运行时两台一次风机跳闸。2.2.1.9 所有火检信号消失。2.2.1.10 纯燃油工况下，所有燃油阀关闭。2.2.1.11 首次点火失败后第二次点火也失败。2.2.1.12 失去全部燃料。2.2.1.13 火检冷却风母管压力5.8kPa（延时2分钟）。2.2.1.14 汽包水位高+254mm，（延时3s，不跳机）。2.2.1.15 汽包水位低-381mm，（延时3s，不跳机）。2.2.1.16 三台炉水循环泵跳闸。2.2.1.17 汽机跳闸（两个主汽门已关闭）。2.2.1.18

13、 炉膛吹扫后，1小时内未点着火。2.3 电气主要保护 2.3.1 发电机保护2.3.1.1 发电机定子差动保护。2.3.1.2 发电机定子接地保护。2.3.1.3 发电机失磁保护。2.3.1.4 发电机失步保护。2.3.1.5 发电机逆功率保护。2.3.1.6 发电机匝间保护。2.3.1.7 发电机断水保护。2.3.1.8 发电机突加电压保护。2.3.1.9 发电机过电压保护。2.3.1.10 发电机零序过电压保护。2.3.1.11 发电机断路器失灵保护。2.3.1.12 发电机高频、低频保护。 2.3.1.13 发电机过激磁保护 。2.3.1.14 发电机电压制动过电流保护。2.3.1.15

14、 发电机负序过电流保护。 3. 机组启动3.1 启动规定及要求3.1.1 启动要求3.1.1.1 机组大修后启动，应由总工程师主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。3.1.1.2 机组小修后启动，应由总工程师或发电部部长主持，发电部、设备部部长、部门主管等有关人员参加。3.1.1.3 机组正常启动由值长统一指挥并主持集控人员按规程启动，发电部主管负责现场技术监督和技术指导。3.1.1.4 机组大小修后启动前应检查有关设备、系统异动、竣工报告以及油质合格报告齐全。3.1.1.5 确认机组检修工作全部结束，工作票全部注销，现场卫生符合标准，有关检修临时工作平台拆除，冷态验收合格。3.1

15、.1.6 机组大小修后由设备部负责统一协调安排、发电部配合做各阀门传动试验。3.1.1.7 热工人员做好有关设备、系统联锁及保护试验工作，并做好记录。3.1.1.8 准备好开机前各类记录表单及振动表、听针等工器具。3.1.1.9 所有液位计明亮清洁，各有关压力表、流量表及保护仪表信号一次门全部开启。3.1.1.10 联系热工人员将主控所有热工仪表、信号、保护装置送电。3.1.1.11 检查各转动设备轴承油位正常，油质合格。3.1.1.12 所有电动门，调整门，调节档板送电，显示状态与实际相符合。3.1.1.13 确认各电气设备绝缘合格、外壳接地线完好后送电至工作位置。3.1.1.14 当机组大

16、小修后，或受热面泄漏大面积更换管完毕后需安排锅炉水压试验，试验要求及方法见试验规程。3.1.1.15 检查管道膨胀指示器应投入，并记录原始值。3.1.2 机组禁止启动条件3.1.2.1 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。3.1.2.2 机组主要检测仪表或参数失灵。3.1.2.3 机组任一安全保护装置失灵。3.1.2.4 机组保护动作值不符合规定。3.1.2.5 机组主要调节装置失灵。3.1.2.6 机组仪表及保护电源失去3.1.2.7 DEH控制系统故障。3.1.2.8 BMS监控装置工作不正常。3.1.2.9 CCS控制系统工

17、作不正常。3.1.2.10 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。3.1.2.11 汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下。3.1.2.12 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止门卡涩或关不严。3.1.2.13 转子偏心度大于0.076mm。3.1.2.14 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。3.1.2.15 汽轮机上、下缸温差内缸>35，外缸>42；3.1.2.16 胀差达极限值 3.1.2.17 汽轮机监控仪表TSI未投入或失灵。3.1.2.18 润滑油和抗燃油油箱油位低、油质不合格，润滑油进油温

18、度不正常。3.1.2.19 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、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失常。3.1.2.20 汽机旁路调节系统工作不正常。3.1.2.21 汽水品质不符合要求。3.1.2.22 发电机AVR工作不正常。3.1.2.23 柴油机不能正常备用。3.1.2.24 发电机最低氢压低于0.2MPa.3.1.2.25 发电机氢气纯度983.1.2.26 发电机定子冷却水水质不合格3.1.2.27 直流、保安电源工作不正常3.1.2.28 保温不完整3.1.2.29 发现有其它威胁机组安全启动或安全运行的严重缺陷时。3.1.3 机组主要

19、检测仪表3.1.3.1 转速表。3.1.3.2 转子偏心度表。3.1.3.3 转子轴向位移指示。3.1.3.4 高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。3.1.3.5 高、低旁路阀位、温度指示。3.1.3.6 凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。3.1.3.7 润滑油、EH油系统的压力表.3.1.3.8 轴承温度表。3.1.3.9 凝汽器真空表。3.1.3.10 主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。3.1.3.11 主要的汽缸金属温度表。3.1.3.12 机组振动记录表。3.1.3.13 汽机总胀及胀差表。3.1.3.14 主蒸汽、凝结水流量表。3.1.3.15 汽包水位计。

20、3.1.3.16 炉膛负压表。3.1.3.17 发电机氢气纯度、氢气压力表。3.1.3.18 发电机电压表、电流表、频率表、同步表和主变温度表。3.1.3.19 发电机有功功率表和无功功率表。3.1.3.20 发电机定子冷却水导电度表。3.1.4 主要控制及调节装置3.1.4.1 模拟量控制系统（MCS）包括以下内容：a. 单元机组协调控制b. 炉膛压力控制c. 二次风量控制d. 一次风压力控制e. 燃尽风门挡板控制f. 油风门挡板控制g. 燃油压力控制h. 磨煤机A（B，C，D，E，F）控制（包括磨煤机负荷、风量、温度控制）i. 空预器冷端平均温度控制j. 暖风器疏水箱水位控制k. 主蒸汽温

21、度控制l. 再热蒸汽温度控制m. 给水流量控制n. 凝汽器水位控制o. 除氧器水位、压力控制p. 1、2、3高加水位控制q. 5、6、7、8低加水位控制3.1.4.2 基地式调节系统包括以下内容：a. 高压轴封供汽温度调节b. 低压轴封供汽温度调节c. 主蒸汽轴封供汽压力调节d. 辅助蒸汽轴封供汽压力调节e. 冷再至轴封联箱蒸汽压力调节f. 辅助蒸汽轴封供汽压力调节g. 汽封联箱溢流压力调节h. 高排至凝汽器温度调节i. 后汽缸喷水压力调节j. 汽轮机润滑油温度调节r. 发电机氢温度控制k. 发电机密封油温度调节l. 发电机定子水温度调节m. 励磁机风温调节3.1.4.3 机组启动状态划分3.

22、1.4.4 机组热态：汽轮机第一级金属温度和中压持环金属温度都大于或等于121。3.1.4.5 机组冷态：汽轮机第一级金属温度或中压持环金属温度小于121。3.2 启动前检查及联锁、保护传动试验3.2.1 启动前试验项目3.2.1.1 电动门、气动门传动试验3.2.1.2 转动设备静态试验3.2.1.3 各转动设备的低水压、低油压试验。3.2.1.4 DEH传动试验。3.2.1.5 热工保护试验。3.2.1.6 电气保护试验3.2.1.7 机、电、炉大联锁联动试验。3.2.2 启动前试验方法3.2.2.1 见试验规程。3.3 启动前检查准备3.3.1 启动前检查3.3.1.1 机组检修工作完工

23、，所有工作票注销。3.3.1.2 楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。3.3.1.3 所有的烟风道、系统应连接完好，各人空门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。3.3.1.4 厂房内各处的照明良好，事故照明系统正常。3.3.1.5 厂房内通讯系统正常。3.3.1.6 消防水系统正常、消防设施齐全。3.3.1.7 锅炉本体各处膨胀指示器正常。3.3.1.8 所有的吹灰器及锅炉烟温探针均应退出炉外。3.3.1.9 炉膛火焰电视摄像装置完好。3.3.1.10 电除尘振打装置，排灰系统正常。3.3.1.11 炉底水封良好，无积灰，溢水正常。3.3.1.12 检查省煤器排灰斗

24、内无杂物，投入水封水。3.3.1.13 磨煤机石子煤排放系统正常，具备投运条件。3.3.1.14 出灰，出渣系统正常，可随时投入运行。3.3.1.15 按照锅炉启动上水检查操作标准检查锅炉汽水系统具备锅炉上水条件。3.3.1.16 汽轮机本体各处保温完整。3.3.1.17 汽轮机各高中压主汽门,调门及控制机构正常。3.3.1.18 汽轮机滑销系统正常，缸体能自由膨胀。3.3.1.19 排汽缸安全门完好。3.3.1.20 主油箱事故放油门关闭，应加铅封。3.3.1.21 确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏警告牌已恢复。3.3.1.22 摇测发电机定子绝缘，

25、确认绝缘电阻值不应降低到前次的1/3。3.3.1.23 摇测发电机转子绝缘，确认绝缘电阻值1M以上。3.3.1.24 摇测励磁机回路绝缘，确认绝缘电阻值1M以上。3.3.1.25 确认发电机出口开关和励磁开关正常。3.3.1.26 确认发电机转子励磁回路接地监测装置动作正常。3.3.1.27 检查交流励磁机、副励磁机接地线完好。3.3.1.28 检查发电机中性点接地变完好投入。3.3.1.29 检查发电机出口PT完好投入，二次开关合上。3.3.1.30 检查发电机大轴接地碳刷装置完好。3.3.1.31 发电机系统接地刀闸拉开及接地线全部拆除。3.3.1.32 检查发电机定冷水汇流环接地刀闸合好

26、。3.3.2 系统投入3.3.2.1 直流系统投入。3.3.2.2 厂用电系统投入，所有具备送电条件的设备均已送电。3.3.2.3 UPS系统投入。3.3.2.4 投入循环水系统、工业水系统、闭式水系统。3.3.2.5 点火前24小时除尘器灰斗及绝缘子加热投入。3.3.2.6 投入厂用压缩空气系统。3.3.2.7 点火前4小时启动空气预热器。3.3.2.8 点火前4小时投入各引风机、送风机及密封风机润滑油站。3.3.2.9 点火前1小时，联系燃油泵站启动供油泵，并将炉前燃油系统打循环。注意检查燃油系统无漏油现象。3.3.2.10 投入润滑油系统,检查密封油备用泵、交流润滑油泵运行正常，确认润滑

27、油压 0.12MPa。直流润滑油泵控制开关投“自动”。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。3.3.2.11 发电机置换氢气 。确认补水箱水质合格且定子排空气已尽,投入发电机内冷水系统。启动顶轴油泵，投入连续盘车。记录有关参数。3.3.2.12 投入抗燃油系统。3.3.2.13 投入辅助蒸汽系统。3.3.2.14 启动补充水泵，向凝汽器注水。3.3.2.15 投入凝结水系统。凝汽器冲洗水质直至合格。启动炉上水泵向除氧器上水。除氧器冲洗水质合格。启动除氧器循环泵，投入加热系统 。投入电动给水泵暖泵系统。3.4 机组冷态启动

28、3.4.1 锅炉上水3.4.1.1 启动电动给水泵，当除氧器水质合格后，锅炉开始上水。3.4.1.2 机组大修后启动，应在上水前记录锅炉膨胀指示器一次。3.4.1.3 锅炉上水水质要求，达到以下条件，锅炉方可以上水： 电导率（us/cm）：1 ； SIO2( us/kg )： 60； Fe( us/kg)： 50； Cu ( us/kg )： 15 ； Na (us/kg)： 20。3.4.1.4 锅炉上水时要求炉水循环泵已注水或保持连续注水状态。3.4.1.5 调整电泵勺管，维持电泵出口压力5.08.0MPa，打开电泵出口旁路调整阀，关闭省煤器再循环门。3.4.1.6 调整电泵出口旁路调整阀

29、及电泵勺管，控制上水量向锅炉上水，夏季上水时间不小于2小时，冬季不小于4小时，当水温与汽包壁的温差大于50时，应适当延长上水时间。3.4.1.7 当上水至省煤器空气门见水后，关闭省煤器空气门。3.4.1.8 当锅炉上水至汽包水位计+300mm 处，停止上水，开启省煤器再循环门，观测水位变化情况，当汽包水位稳定后，进行炉水泵点动排气。具体见锅炉辅机运行规程。3.4.1.9 炉水泵点动排气合格后，启动炉水循环泵。3.4.1.10 做汽包水位保护实际传动试验。3.4.2 锅炉点火前吹扫准备3.4.2.1 启动一台火焰监视冷却风机 ，检查冷却风母管压力大于7kPa。3.4.2.2 投入炉膛烟气温度探针

30、。3.4.2.3 顺控启动引、送风机，调节送风量，使总风量为700-800km3/h，炉膛压力保持-0.05kPa。3.4.2.4 投入二次风暖风器。3.4.2.5 投入炉前燃油系统，进行燃油泄漏试验，并确认泄漏试验合格。3.4.3 锅炉点火前吹扫 3.4.3.1 确认BMS系统吹扫条件满足。3.4.3.2 在CRT画面上按下“吹扫请求”键 ，开始5min计时吹扫。在5min计时吹扫过程中，若任一吹扫条件不满足，则中断吹扫。待所有吹扫条件再次满足以后，方可以重新开始吹扫。3.4.3.3 5min计时吹扫完成后，CRT画面上“吹扫完成” 信号发出。MFT跳闸信号自动复位。3.4.4 锅炉点火3.

31、4.4.1 启动真空泵抽真空 。3.4.4.2 投入汽轮机轴封系统。3.4.4.3 投入小汽机轴封系统。3.4.4.4 确认过热器、再热器所有疏水门开启。3.4.4.5 确认各角油枪进油手动门开启，打开燃油进油速断阀、回油阀，将燃油压力调整阀投自动，保持燃油压力3.54.0MPa。3.4.4.6 确认所有点火条件满足后，开始AB层油枪点火。选择点火方式，可“远控” 或“就地”。a. 确认就地控制箱油枪控制开关切至“远控”位置，选择油层并发出油层点火指令后，油枪的启动顺序是“#1-#3-#2-#4”对角启动，投油枪间隔时间为15秒钟。b. 就地点火控制，将油枪控制开关切至“就地”位置，在就地操作

32、盘上进行油枪的投运。操作步骤是：进油枪、进点火枪并打火、开油阀，着火后，退出点火枪。3.4.4.7 当第一支油枪投入后，应进行手动停炉按钮试验，试验合格后，重新点火。3.4.4.8 锅炉点火后应就地查看着火情况，确认油枪雾化良好，配风合适，如发现某只油枪无火，应立即关闭快关阀，对其进行吹扫后，重新点火。3.4.4.9 锅炉点火失败，必须重新吹扫炉膛方可再次点火。3.4.4.10 确认点火成功后，保持炉膛出口烟温低于538。3.4.4.11 给水流量低于25%，确认省煤器再循环门开启。3.4.4.12 维持汽包正常水位，根据炉水的品质，按要求进行锅炉排污。3.4.4.13 锅炉点火后，投入空预器

33、连续吹灰。3.4.5 锅炉升温升压3.4.5.1 锅炉点火后，投入高低压旁路站。3.4.5.2 锅炉点火后，首先控制燃油出力46t/h，进行暖炉，30分钟后，再根据升温情况增加燃油出力。3.4.5.3 点火后，检查烟温探针投入，并严格控制炉膛出口烟温低于538。3.4.5.4 通过控制燃油压力和投入的油枪数量来控制升温升压速度，保证以不大于2.5/min、0.03MPa/min的升温、升压率进行升温升压。3.4.5.5 冷态启动初期，应每隔20-30分钟切换油枪一次，以保证锅炉均匀升温。3.4.5.6 升压过程中应随时注意汽包水位的变化，维持水位在+50mm之间。3.4.5.7 当汽包压力上升

34、至0.2MPa时，关闭所有过热器、再热器空气门。3.4.5.8 当汽包压力上升至0.5MPa时，关闭顶棚管入口联箱疏水电动门。3.4.5.9 当汽包压力上升至1.5MPa时，关闭锅炉侧所有过热器疏水门。3.4.5.10 当汽包压力上升至2.1MPa时，停止炉水循环泵连续注水，并检查所有注水阀门严密关闭。3.4.5.11 当主汽压力上升至4.0Mpa，温度上升至320、再热器温度上升至280时，过热器出口ERV阀控制投入自动。锅炉按汽机要求控制参数，汽机准备冲转。3.4.6 汽轮机冲转前准备3.4.6.1 发电机、励磁机系统的准备a. 合AVR盘、整流器盘上所有控制及辅助电源开关。b. 合29A

35、，29B开关。c. 确认29A，29B合入指示灯亮（A VEOD 、 B VEOD灯灭，否则，复位）。d. 确认励磁柜无异常报警。e. 确认励磁柜后继电器95TR，83X，56X，TR1处于返回状态。f. 确认励磁开关处于“分”位。g. 合发电机出口断路器控制电源。h. 合发电机出口断路器动力电源。i. 合发电机出口隔离开关控制电源。j. 投入发电机保护压板。3.4.6.2 关闭高、低压旁路，并确认再热器压力为0。3.4.6.3 冲车前确认下列汽机保护投入。a. 润滑油压低保护b. 抗燃油压低保护c. 轴向位移大保护d. 轴振动保护e. 电气超速保护f. 电气故障停机保护g. ETS热工控制盘

36、上试验允许钥匙开关置于“投入”位。3.4.6.4 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3r/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或原始值的±0.02mm.。f. 冲车参数已满足要求：主汽压力4.11 MPa，主蒸汽温度320（过热度大于56）；再热汽温280；凝汽器真空在86.595Kpa之间；润滑油温在3849之间；高压缸内缸上下缸温差小于35、外缸上下缸温差小于42。g. 确认各疏水门疏水已尽。h. 主要参数在下表范围内：参数单位范围参数单位范围再热器压力MPa¢

37、;0顶轴油压MPa11.5轴向位移mm-0.90.9各支持轴承温度<107调速端胀差mm-3.75.7推力轴承温度<99发电机端胀差mm-3.722轴承出口油温<77润滑油压MPa0.100.12低压缸排汽口温度<79抗燃油压 MPa14.5±0.5蒸汽室内外壁温差<83抗燃油温：3757j. 低压缸喷水控制开关在自动位。k. 切除高、低压旁路，确认减温水关闭。确认再热汽压力为零，维持主蒸汽参数稳定。3.4.7 汽机冲车、升速、暖机3.4.7.1 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。3.4.7.2 进行汽机复置,按汽机“复置”键,保持

38、2秒以上,“汽机跳闸”灯灭。在DEH盘上确认左右侧中压主汽门开度100%，按下“阀限”按钮输入100，确认中压调门开度100%。3.4.7.3 按“主汽门控制”键，确认高压调门开度升至100%。3.4.7.4 DEH盘上，设定目标转速600r/min，升速率100r/min，确认输入正确后，按“进行”主汽门予启阀打开，汽机开始升速，当CRT窗口显示转速大于3r/min时，确认盘车装置脱开、电机停止。在转速达到600r/min之前转子偏心度应稳定并小于0.076mm。， 3.4.7.5 在CRT上监视轴承振动、轴承温度、胀差、缸温和轴向位移变化情况。回油温度、油流正常。 3.4.7.6 CRT窗

39、口显示值为600r/min时，“进行”键灯灭，就地倾听汽轮机转动部分声音正常。检查冷油器出口油温在3849。确认低压缸喷水阀已打开，检查高排逆止门处于自由状态.3.4.7.7 机组大小修后在600r/min时进行打闸摩擦检查，确认机组无问题，将机组转速升至600r/min.3.4.7.8 在DEH盘上设定目标转速2400r/min。升速率为100r/min，“保持”灯亮。按“进行”键机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。3.4.7.9 汽轮机转速上升到800r/min时检查顶轴油泵自停。3.4.7.10 过临界转速时检查记录机组振动值。3.4.7.11 当汽轮机转速升至2400r/mi

40、n后，开始进行暖机。3.4.7.12 当再热主汽门前温度达到260时，按汽轮机冷态启动暖机时间确定曲线开始暖机计时。3.4.7.13 暖机时间内主汽温度不能超过426。3.4.7.14 投入高、低加。3.4.7.15 确定暖机结束，检查：3.4.7.16 缸体膨胀已均匀胀出。3.4.7.17 高压、低压胀差逐步稳定减小。各项控制指标不超限，并相对稳定。3.4.7.18 在DEH盘上设定目标转速2930r/min。升速率为100r/min，“保持”灯亮。按“进行”键机组继续升速，在CRT监视汽轮机转速上升情况。3.4.7.19 升速至2930 r/min时，进行高压主汽门与高压调门控制切换。a.

41、 TV/GV切换前由下列公式计算出高压蒸汽室金属温度，确认Ts大于主汽压力下的饱和温度才可切换。Ts=T1+1.36（T2-T1）Ts蒸汽室金属温度T1蒸汽室外壁金属温度T2蒸汽室内壁金属温度b. 确认汽轮机为单阀控制。c. 按下“高压调门控制”键，在CRT上确认高压调门从全开位置关下，当实际转速下降到2930r/min以下后，高压主汽门逐渐全开，高压调门控制汽轮机转速在2930r/min，阀切换完成。3.4.7.20 在DEH操作盘上设定目标转速为3000r/min，升速率100 r/min，确认正确后按“进行”键，监视汽轮机转速上升情况。3.4.7.21 汽轮机转速升至3000r/min后

42、，稳定保持在3000r/min。3.4.7.22 并网前进行以下试验（大修后或机组运行6个月）：a. 危急遮断器喷油试验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. 电气超速保护试验f. 危急遮断器提升转速试验（在提升转速试验之前，应使机组带10%负荷并且暖机时间不少于4小时）3.4.7.23 升速注意事项：a. 倾听汽轮机和发电机转动部分声音正常b. 在600r/min以下，注意转子的偏心度应小于0.076mm；当转速大于600r/min时，轴振应小于0.076mm。过临界转速时，当轴承振动超过0.1mm，或相对轴振动超过0.254mm（11瓦的相对轴振动

43、超过0.385mm）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。c. 正常升速率为100150r/min左右。d. 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。e. 注意缸胀、轴向位移、胀差等正常。f. 注意凝汽器、加热器、除氧器水位正常。g. 检查确认油压、油温、油箱油位、各轴承油流正常。h. 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。i. 维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定，主蒸汽温度不超过427，再热蒸汽

44、温度不低于260。j. 监视凝汽器真空不低于86.5KPa，确认低真空保护投入。k. 确认中压缸进汽温度、低压缸排汽压力应符合空载和低负荷运行导则曲线。l. 确认主油泵出口油压在2.22.6MPa之间，入口油压在0.0680.3MPa之间。m. 停止密封油备用泵、交流润滑油泵，并将其投自动。注意油压变化。n. 确认冷油器出口油温正常，轴承回油温度小于71。o. 调节氢温在45+1范围内，投入氢温调节自动，设定值为45。p. 调节发电机内冷水温度在4050之间，投入自动，设定值为45。q. 调节励磁机空冷器出口温度维持在4050之间，投入自动，设定值为45。r. 确认空侧、氢侧密封油冷却器出口油

45、温在3849之间。s. 确认发电机内氢气压力为0.4MPa，纯度为98%以上。3.4.8 发电机并列规定及注意事项3.4.8.1 发电机并列分为“自动准同期”和“手动准同期”二种方式。正常情况下应采用“自动准同期” 方式进行并列。3.4.8.2 发电机并列时，“自动准同期”不能投入必须采用“手动准同期”控制下进行发电机并列操作时，必须经总工程师批准后方可进行。3.4.8.3 发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。3.4.8.4 发电机采用出口断路器并列。3.4.8.5 当同期回路有过检修工作，或大修后的发电机，在同期并网前还应由保护班完成定相，假同期试验等工作。3.4.8.6 发电

46、机并列的条件a. 发电机频率与系统频率基本相同（频率差不得大于0.3Hz，并列时系统频率必须在49.8至50.2Hz的范围内）。b. 发电机电压与系统电压相等。c. 发电机相序与系统相序相同。d. 发电机相位与系统相位相同。3.4.9 发电机自动准同期并列步骤：3.4.9.1 确认汽机3000r/min定速，机炉具备并网条件。3.4.9.2 检查保护压板投入。3.4.9.3 确认发电机出口断路器三相断开。3.4.9.4 确认发电机出口隔离开关三相断开。3.4.9.5 确认发电机出口断路器机侧接地刀闸处于分位。3.4.9.6 确认发电机出口隔离开关变侧接地刀闸处于分位。3.4.9.7 合发电机出

47、口隔离开关。3.4.9.8 确认AVR“AVR HEAL THY”正常指示灯亮。3.4.9.9 确认励磁开关分位“FCB OPEN”指示灯亮。3.4.9.10 选择自动励磁“SELECT AUTO”。3.4.9.11 确认自动励磁指示灯亮“SELECT AUTO”。3.4.9.12 确认励磁电流为零。3.4.9.13 确认发电机出口无电压。3.4.9.14 按励磁按钮“EXCITE”。3.4.9.15 确认励磁开关合位“FCB CLOSED”指示灯亮。3.4.9.16 确认发电机出口电压平稳上升至20kV。3.4.9.17 确认发电机电流为零。3.4.9.18 确认发电机电压升至额定。3.4.

48、9.19 投入同期装置直流电源。3.4.9.20 将同期装置的把手切至“自准”位。3.4.9.21 在DEH盘投入“自动同步” 位。3.4.9.22 在CRT上将同期装置启动。3.4.9.23 确认发电机出口断路器合入，记录并列时间。3.4.9.24 检查发电机带有功、无功负荷正常。三相电流正常。3.4.9.25 将发电机同期装置切至“退出”。3.4.9.26 退同期装置直流电源。3.4.10 发电机手动准同期并列步骤：3.4.10.1 确认汽机3000r/min定速，机炉具备并网条件。3.4.10.2 检查保护压板投入。3.4.10.3 确认发电机出口断路器三相断开。3.4.10.4 确认发

49、电机出口隔离开关三相断开。3.4.10.5 确认发电机出口断路器前接地刀闸处于分位。3.4.10.6 确认发电机出口隔离开关后接地刀闸处于分位。3.4.10.7 合发电机出口隔离开关。3.4.10.8 确认AVR“AVR HEAL THY”正常指示灯亮。3.4.10.9 确认励磁开关分位“FCB OPEN”指示灯亮。3.4.10.10 选择自动励磁“SELECT AUTO”。3.4.10.11 确认自动励磁指示灯亮“SELECT AUTO”。3.4.10.12 确认励磁电流为零。3.4.10.13 确认发电机出口无电压。3.4.10.14 按励磁按钮“EXCITE”。3.4.10.15 确认励

50、磁开关合位“FCB CLOSED”指示灯亮。3.4.10.16 确认发电机出口电压平稳上升至20kV。3.4.10.17 确认发电机电流为零。3.4.10.18 确认发电机电压升至额定。3.4.10.19 投入同期装置直流电源。3.4.10.20 在DEH盘投入“自动同步” 位。3.4.10.21 将同期装置的把手切至“手准”位。3.4.10.22 利用同期装置上“增速”、“减速”按钮调整发电机频率与系统频率一致。3.4.10.23 利用同期装置上“升压”、“降压 ”按钮调整发电机电压与系统电压一致。3.4.10.24 调整至同步表顺时针方向缓慢转动（46r/min）。3.4.10.25 在同

51、期点用同期装置上“合闸 ”按钮合上发电机出口断路器与系统并列。3.4.10.26 确认发电机出口断路器合入，记录并列时间。3.4.10.27 检查发电机带有功、无功负荷正常。三相电流正常。3.4.10.28 将发电机同期装置切至“退出”。3.4.10.29 退同期装置直流电源。3.4.11 发电机手动准同期并列注意事项：3.4.11.1 运行人员应了解发电机出口断路器的动作时间，掌握开关合闸的导前角度。3.4.11.2 同期表指针转速过快，跳动、停滞摆动或倒转时禁止并列。3.4.11.3 发电机并列后，应尽快增加发电机有、无功负荷至零以上，以防止逆功率保护动作解列或进相运行。3.5 机组并列后

52、的检查和操作3.5.1 机组并列后的检查3.5.1.1 检查炉膛出口烟温大于538时烟温探针退出运行。3.5.1.2 关闭炉侧所有疏放水系统手动门。3.5.1.3 检查给水流量大于额定流量30%时省煤器再循环门应关闭。3.5.1.4 检查发变组及其冷却系统运行正常，投入氢冷泵。3.5.1.5 初负荷暖机3.5.1.6 按暖机曲线或ATC显示数值进行初负荷暖机。3.5.1.7 初负荷暖机期间维持主再热汽参数稳定。3.5.1.8 注意检查、监视机组的膨胀、胀差、温差等机组控制指标正常。3.5.1.9 汽机凝汽器真空应高于86.5Kpa。3.5.1.10 确认一次风机启动条件满足，启动密封风机和一次风机，调整一次风压高于8kPa。3.5.1.11 当一次风机启动后，暖A、B磨煤机。3.5.1.12