MW火电机组仿真机冷态启动操作指导5305.pdf

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1、第二节 机炉系统恢复 一、投入循环水系统（1）投入循环水泵冷却系统，如图2-17所示。1）高位水箱上水；2）启动冷却水升压泵，投入3、4号循环水泵轴承冷却水系统；3）启动海水润滑水泵，投入3、4号循环水泵橡胶轴承润滑冷却水系统；4）投入3、4号循环水泵轴承润滑油系统；图 2-17 JD 循环水泵冷却系统（2）启动循环水系统：开启凝汽器出、进口水门（见图2-18所示）；启动一台循环水泵（见图2-19，循环水泵出口门应联开，否则手动开启）；调整凝汽器出口水门开度，维持凝汽器进水压力在7090kPa。启动第二台循环水泵时，应适当开大凝汽器排水门；当第二台循环水泵启动后，应注意调整凝汽器排水门开度，维

2、持凝汽器进水压力100kPa；每一台循环水泵启动后，应立即投入二次滤网清洗，以防垃圾堵死二次滤网。图 2-18 循环水系统 图 2-19 JD 循环水泵系统 二、投入开式冷却水系统（1）投入一台闭式水冷却器，见图 2-20。（2）投入主机及 A、B 小机润滑油冷却器的水侧，见图 2-21。（3）开启发电机密封油空侧、氢侧冷却器出、入口门，开启发电机定子冷却器出、入口门，开启发电机氢气冷却器出、入口门，开启励磁机空气冷却器出、入口门，见图 2-21。在图 2-18上，启动发电机氢冷升压泵。图 2-20 闭式循环冷却水系统 图 2-21 JD 开式循环水系统 三、投入闭式冷却水系统（1）投入除盐水

3、补水系统，补水箱上水至 2500mm，补水门投自动，见图 2-22 和图 2-23。图 2-22 JD 凝结水补水系统 图 2-23 凝结水补水系统（2）启动补水泵（图 2-23），落差管上水至正常(水位大于 1400mm，小于 2800mm)，关闭落差管补水阀，见图 2-20 和 2-24。（3）开机侧使用闭式水的各冷却器出、入口手动门，开机侧闭式水供水、回水手动总门，开落差管出口门，开水水交换器闭式水侧出、入口手动门，见图 2-24；在图 2-20 中将供水气动调节门投自动。（4）开 A、B 闭式循环水泵进、出口门（图 2-24），启动 A(或 B)闭式循环水泵，系统母管压力正常后，投入备

4、用泵联锁，见图 2-20。图 2-24 JD 机闭式循环水系统（5）开炉侧使用闭式水的各冷却器出、入口门，开炉侧闭式水回水、供水总门，见图 2-25。图 2-25 JD 炉闭式循环水系统 四、投入空压机系统（1）开空压机系统手动门，见图 2-26。（2）启动空压机和干燥器，压缩空气的压力控制在 0.50.7Mp 之间。图 2-26 JD 空压机系统 五、投入主机润滑油的油循环系统（1）投入主机润滑油净化装置。（2）启动补油泵，向主油箱上油，油位上至油箱的 1/22/3 时，关闭上油门。（3）确认一台冷油器运行，另一台备用，（见图2-27）。（4）启动一台主油箱排烟风机，打开排烟风机进、出口门，

5、另一台排烟风机投入联锁，见图2-28。调整主油箱排烟风机出口挡板开度，保持主油箱液面压力为0.51kPa。（5）启动一台发电机密封油箱排烟风机，打开排烟风机进、出口门，另一台投入联锁，见图2-31。（6）启动交流润滑油泵，检查润滑油压正常，见图2-28。图 2-27 JD 主机润滑油系统 图 2-28 主机润滑油系统（7）在图2-28上投入主机交、直流润滑油泵低油压联锁，在就地图2-27主机润滑油控制箱上投入“低油压联锁开关”。六、投运小机润滑油系统（1）向 A 小机油箱补油,待油位补至油箱的 1/22/3 时，关闭补油门，见图 2-29。（2）启动 A 小机油箱排烟风机，见图 2-30。（3

6、）投入 A 小机一台主油泵运行，备用泵投入联锁，见图 2-30。图 2-29 JD 小机润滑油系统 图 2-30 小机润滑油系统（4）投运 B 小机润滑油系统的方法与 A 小机相同。七、投运发电机密封油系统（1）确认一台密封油箱排烟风机运行，见图2-31。（2）开空侧密封油系统相关手动门，启动空侧交流密封油泵，检查差压阀工作正常，空侧密封油压为 0.080.085MPa 左右，见图 2-31。（3）向氢侧密封油箱补油,油位至油箱的 1/21/3 时，关闭补油门，见图 2-32。（4）在图 2-31 上启动氢侧交流密封油泵，检查平衡阀工作正常，氢侧密封油压跟踪良好。（5）在图 2-31 上投入空

7、、氢侧直流油泵联锁。图 2-31 发电机密封油系统 图 2-32 JD 发电机密封油系统 八、发电机氢置换 气体置换一般在转子静止状态下进行，也可在盘车状态下进行，不宜在冲转过程中进行。（1）发电机充氢前，先由发电机下部充入 CO2 并由发电机上部排出空气。当发电机内上部 CO2含量大于 96%后，关闭 CO2充气门，见图 2-33。（2）发电机上部充入氢气，并由发电机下部排出 CO2，直至发电机内下部氢气纯度大于 96，置换工作结束。（3）充氢压至 0.250.28MPa，关闭充氢门。待机组并列后逐渐补氢至额定氢压 0.3MPa。图 2-33 JD 氢气系统 九、投入定子冷却水系统（1）开补

8、水箱至定子水箱的手动门，投离子交换器，滤水器，定子水箱补水至正常（水箱的1/22/3），见图 2-34。（2）开启定子冷却水系统各手动门,启动定子冷却水泵。（3）调整定子冷却水回水门开度，维持定子水压在 0.220.25MPa。十、投入主机盘车（1）启动一台顶轴油泵，顶轴油压在 9.2710.34MPa，投入备用顶轴油泵联锁，做联锁试验，见图 2-27 和图 2-28。（2）确认润滑油温大于21，投入盘车装置，见图2-28。注意检查盘车电流应正常，检查汽轮机转子偏心值小于0.076mm或大轴晃动值在原始高点相位处不超过原始值0.02mm，记录转子偏心值和大轴晃动值，做盘车装置低油压跳闸试验。注

9、意：机组冲转前至少应连续盘车 4h，特殊情况下不少于 2h。图 2-34 JD 定子冷却水系统 十一、投入 EH 油系统（1）启动 EH 补油泵向 EH 油箱补油，油位至 520550mm 关闭补油门，见图 2-35。（2）在图 2-36 上启动一台 EH 油泵，系统油压在 14.414.8MPa，投入备用油泵联锁。图 2-35 JD EH 油系统 图 2-36 EH 油系统 十二、投入旁路油系统（1）打开就地旁路油系统供油总门、回油总门，见图 2-37。（2）打开各电液执行器、安全控制器和分级控制器的各供油分门。（3）启动一台旁路油泵，检查供油压力正常（15.9MPa 左右）。图 2-37

10、JD 旁路油系统 十三、投入辅助蒸汽系统（1）检查辅汽母管上电动、手动各联络门应开启，见图 2-38。（2）开启辅汽母管至辅汽联箱旁路门，开启辅汽联箱排地沟疏水门进行暖管。（3）温度正常后注意调整辅汽压力，在图2-39上，逐渐全开辅汽母管至辅汽联箱电动门。（4）开启辅汽联箱各供汽手动、电动门（见图 2-38 和 2-39）。（5）凝汽器建立真空后投入辅汽联箱自动疏水器。图 2-38 JD 辅助蒸汽系统 图 2-39 厂用蒸汽系统 十四、投入锅炉燃油系统（1）开油库供油系统的总供油门、总回油门，开燃油供油泵的出、入口门，启动供油泵，将燃油送至炉前，见图 2-40。图 2-40 JD 燃油油库系统

11、（2）就地开启各油枪供油手动门及雾化蒸汽手动门，见图 2-41。（3）就地开启炉前燃油系统供、回油各手动门，见图 2-41。图 2-41 JD 锅炉燃油系统 十五、投入空预器润滑油装置（1）投入 A、B 空气预热器润滑油冷却装置，见图 2-42。（2）开 A、B 空气预热器润滑油泵入口门，开 A、B 空气预热器轴承进油门，启动 A、B 油泵。图 2-42 JD 空预器系统 十六、投炉风机油系统（1）投运 A、B 送风机调节油站。开 A 送风机 A、B 油泵的入口门，开一套过滤网的出、入口门，投入一侧风冷却器运行，启动一台调节油泵，见图 2-43。（其它风机油系统的投入方法与此类似）（2）投运

12、A、B 引风机的轴冷风机和调节油站，见图 2-44。（3）投运 A、B 一次风机润滑油站和调节油站，见图 2-45 和图 2-46。（4）检查各油泵油压、油位均在规定范围内，各设备运转正常。图 2-43 JD 送风机调节油系统 图 2-44 JD 引风机调节油系统 图 2-45 JD 一次风机润滑油系统 图 2-46 JD 一次风机调节油系统 十七、锅炉疏水排污系统操作（1）开启锅炉连续排污系统就地各手动门，开启锅炉定期排污系统就地各手动门，见图 2-47。（2）开启锅炉连排扩容器至定排扩容器间的手动截止门。（3）开启锅炉顶棚入口集箱、后烟道环形联箱各疏水手动门。（4）投运汽包就地水位计。图

13、2-47 JD 锅炉疏水排污系统 十八、投入炉底水封系统（1）开冲灰泵入口门、出口门，见图 2-48。（2）开冲灰系统各手动门。（3）启动冲灰泵。图 2-48 JD 锅炉水封系统 第三节 机组冷态启动 一、凝结水、给水系统各设备投运及锅炉上水 1凝汽器上水 开凝结水补水系统各手动门，启动凝结水补水泵，开凝汽器补水调门，将凝汽器水位补至正常（150mm），投入补水调门“自动”，见图 2-49 和图 2-50。2除氧器上水（1）凝结水泵密封冷却水投入，见图 2-49。（2）将凝结水再循环门打开，见图 2-50。图 2-49 JD 凝结水补水系统 图 2-50 凝结水补水系统（3）启动一台凝结水泵运

14、行，见图 2-50。（4）缓慢开启除氧器水位调门，低加投入水侧运行，见图 2-49 和图 2-51。（5）开启各低加疏水就地门，见图 2-49。（6）将除氧器水位补至正常（50mm）,投入水位调门“自动”。（可以同时启动锅炉上水泵、并打开除氧器补水系统的电动门和就地门，向除氧器上水），见图 2-51 和图 2-53。图 2-51 凝结水补水系统 3凝结水补水系统手动门恢复 凝结水补水系统减温水手动门投入，开低加疏水系统各手动门，开凝结水放水手动门,见图2-52。图 2-52 凝结水补水系统 4投入除氧器系统（1）启动除氧再循环泵，开泵出、入口就地门,见图 2-51 和图 2-53。图 2-53

15、 JD 给水除氧系统（2）在图 2-54 上开启辅汽联箱至除氧器电动门、调整门，投入除氧器加热,根据炉侧需要维持除氧器水温。图 2-54 厂用蒸汽系统 5锅炉上水（1）投入电动给水泵润滑油系统，投电泵暖泵，见图 2-55 和图 2-56。图 2-55 JD 电动给水泵油系统 图 2-56 电动给水泵系统（2）开启汽包各空气门，关闭给水管路各疏水门，启动电动给水泵，用给水旁路调整门控制给水流量，缓慢上水，见图 2-57 和图 2-58。图 2-57 锅炉水系统 图 2-58 锅炉汽水系统（3）当锅炉汽包水位计出现水位时，应关小调整门，使水位缓慢上升到-50mm。（4）关闭电动给水泵出口门和给水旁

16、路门，停止上水。（5）投入高加水侧。（6）锅炉上水注意事项:1）上水前水质应由化学化验合格。2）冷态启动上水温度应高于汽包壁温 3050，若给水温度高于汽包壁温 50以上时，应控制给水流量在 3060t/h；热态启动上水温度应尽量接近汽包壁温。3）上水时间夏季不少于 2 小时，冬季不少于 4 小时。二、电气启动前的工作(一)发变组启动前应完成下列工作 （1）发变组各侧断路器和励磁断路器跳合闸试验及保护传动试验良好，励磁系统正常。（2）确认发变组的重要监视仪表正常。(二)发电机启动前的准备（1）确认发电机油密封系统投入，氢气冷却器冷却水系统投入。（2）检查发电机充氢已结束，发电机内部氢气纯度大于

17、 98%，检查油/氢压差正常0.03MPa(0.3bar)。（3）检查冷却水系统投运正常。（4）将发电机封闭母线微正压装置投入正常，并对封闭母线冲压至 1000-2000Pa。（5）合上主变中性点接地隔离开关，检查辅助接点切换良好。（6）检查主变、厂高变各部分正常，降冷却器投入。（7）检查主变出口0 接地闸已拉开。（8）检查断路器三相确断，辅助接点切换良好，合上油泵电源，检查油压、油位、SF6 气压正常，端子箱内设备正常。（9）检查主变压器出口1A(IB)、2A(2B)隔离开关三相断开,接地隔离开关012 三相断开，操作机构完好，合上动力电源，检查控制开关在“远方”位置。（10）检查 220k

18、V 侧电流互感器及各套管油位正常。（11）检查各附属电气设备完好正常，已按要求将电源合上。（12）合上发变组测控装置的电源。（13）合上发变组保护屏，励磁调节柜电源，检查无异常信号发出，将发变组相关保护投入正常。三、轴封送汽（1）确认主机盘车运行正常。（2）开启轴封供汽母管各疏水排地沟门。稍开辅汽至轴封调整门的旁路电动门进汽暖管（确认轴封供汽母管各疏水排地沟门有汽水冒出），暖管结束关闭旁路电动门和疏水门，见图2-59和图2-60。（3）开启轴加风机就地出口门，启动一台轴加风机,开启轴加风机入口门，运行正常后，另一台轴加风机投联锁，见图 2-59 和图 2-60。（4）开启轴封供汽手动门、电动门

19、、调整门，投运轴封系统，调整轴封压力 0.0250.028MPa。主机及小机轴封减温水投自动，设定轴封供汽温度为 149，见图 2-59 和图 2-60。图 2-59 锅炉汽水系统 四、投运主机真空抽气系统（1）开启凝汽器A、B侧抽空气手动门，见图2-61。（2）开启A、B真空泵吸气蝶阀前手动隔离门，见图2-61。图 2-60 锅炉汽水系统（3）向A、B真空泵分离器注水，水位升至分离器的1/22/3时，关闭注水门，确认泵体及分离器放水门均关闭，见图2-61。（4）A、B真空泵冷却器冷却水投入，见图2-61。（5）关闭真空破坏门，并注水，见图2-62。（6）启动一台真空泵，检查电流正常，当真空泵

20、吸气蝶阀两侧压差达到3kPa后，吸气蝶阀自动开启，见图2-62。（7）启动另一台真空泵，检查内容同上，见图2-62。（8）当汽机真空达88kPa后停止一台真空泵，投入联锁，见图2-62。图 2-61 JD 真空系统 图 2-62 汽机真空抽汽系统 五、点火前准备（1）在图 2-63、2-64 中，打开锅炉过热蒸汽系统疏水门、空气门。图 2-63 JD 锅炉过热蒸汽系统 图 2-64 锅炉疏水及排污系统（2）在图 2-65 中，打开锅炉再热蒸汽系统疏水门、空气门。图 2-65 JD 锅炉再热蒸汽系统 （3）汽机疏水系统各疏水阀投“联锁”，检查确认各疏水阀在开启状态，见图2-66。图 2-66 汽

21、机疏水系统（4）在图2-67中，开汽机主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统各就地疏水阀。图 2-67 JD 汽机主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统 （5）在图2-68中，开汽机高、中压缸及再热管道疏水阀。图 2-68 JD 高中压缸及再热管道疏水系统（6）在图2-69中，开A、B小机系统疏水。图 2-69 A、B 汽给泵蒸汽系统（7）启动 A、B 空预器辅电机，待电流正常后分别投入主电机，辅电机应自动停止，否则手动停止辅电机。投入主、辅电机联锁。全开空预器烟气侧入口门，全开空预器二次风出口门，见图2-73。（8）在图 2-58 中，开省煤器再循环。（9）在图 2-73 中投锅炉总联锁。（10）在图 2-70 中

22、，启动火焰监视器探头冷却水泵，并投入备用泵联锁。图 2-70 火焰监视（11）在图 2-71 中，开启就地冷却风门（可用同操）；在图 2-70 中，启动火焰检测冷却风机，投入备用风机联锁。图 2-71 JD 锅炉冷却风系统（12）投入炉膛火焰工业电视，见图 2-70。（13）在图 2-72 中，投入炉膛烟温探针。图 2-72 锅炉烟气参数（14）启动引、送风系统，见图 2-73。1）关闭 A 引风机出口门，将 A 引风机动叶关至最小，启动 A 引风机，开启 A 引风机出口门，开电除尘器入口门，逐渐开大 A 引风机动叶开度。2）启动 B 送风机，开启 B 送风机出口门。3）按启动 B 送风机的方

23、法启动 A 送风系统。4）按启动 A 引风机的方法启动 B 引风系统。5）配合调整送、引风动叶，维持锅炉总风量在3040，维持炉膛负压在100Pa左右。6）调整送、引风机动叶时，尽量维持两台送风机出力平衡，两台引风机出力平衡。图 2-73 锅炉燃烧系统 7）调整锅炉辅助风挡板，使风箱/炉膛压差380Pa（点击上图的“辅助风”弹出）。（15）炉膛吹扫，见图 2-74 和图 2-75。打开 BMS 操作面板，确认以下吹扫条件满足：1）至少一台空预器在运行；2）油角阀全关；3）油跳闸阀全关；4）全部磨煤机停运；5）无 MFT 跳闸信号；6）两台一次风机停运；7）至少一台送风机在运行；8）至少一台引风

24、机在运行；9）空气流量足够（30）；10）两台电除尘器停运；11）燃烧器摆角在水平位置（4654）；12）辅助风挡板未关闭；13）风箱/炉膛压差足够（380Pa）；14）汽包水位正常（-75mm+75mm）；15）全部给煤机停运。图 2-74 BMS 操作面板 满足上述条件，进行炉膛吹扫，吹扫完成后（5 分钟），按“MFT 复位”键。图 2-75 BMS 炉膛吹扫 六、锅炉点火 投入各燃油阀联锁开关，开启燃油跳闸阀，检查确认燃油旁路阀关闭、回油关断阀开启，调整回油压力，并确定以下点油条件满足后投入 AB 层油枪,见 图 2-76 和图 2-77。（1）MFT 继电器复位；（2）OFT 继电器复

25、位；（3）油母管压力足够（0.3MPa）；（4）雾化蒸汽压力足够（0.5MPa）；（5）冷却风压足够(6.35kPa)。图 2-76 锅炉燃油系统 FSSS 里的 AB 燃油系统 图 2-77 油燃烧 AB 层 七锅炉升温升压（1）当汽包压力升至0.2MPa时，关闭汽包空气门，见图2-57。（2）当汽包压力升至0.3MPa时，冲洗汽包水位计，见图2-47。（3）当汽包压力升至0.5MPa时，关闭顶棚入口集箱疏水电动门和手动门，关闭过热蒸汽系统各空气门，见图2-63、2-64。按“旁路投/切”按钮，开旁路阀，投入高、低压旁路，见图2-78。图 2-78 旁路操作（4）当汽包压力升至0.6MPa时

26、，开启汽包连排手动一、二次门，投入连续排污，见图2-64。（5）当主汽压力升至4.0MPa时，应适当减少燃油量，保持汽压稳定；当炉侧主汽温达330、再热汽温达到300时应保持汽温稳定；调整高、低压旁路，检查蒸汽管道疏水已开启，充分暖管缩小炉侧与机侧之间汽温的温差。（6）当汽包水位过低时，关闭省煤器再循环门，开给水旁路门，汽包补水。水位正常后，关给水旁路门，开省煤器再循环门。当建立起连续的给水流量后，可关闭省煤器再循环门，给水旁路投“自动”。（7）升温升压过程严格控制汽包壁温差不超过 40。（8）严格控制炉膛出口烟温不大于538，若有超过趋势，应立即减慢升压速度，采用调整燃料量和汽机旁路等手段进

27、行。（9）通过调整燃油压力、油枪投入的数量和汽机旁路门的开度，控制锅炉升温升压的速度，按照启动曲线进行，见图 2-79。图 2-79 机组典型冷态启动参考曲线 八、汽轮机冲转（一）汽轮机复位前检查（1）机侧主汽温度 320、主汽压力 4MPa。（2）主蒸汽与再热蒸汽温差不超过 83。（3）主、再热蒸汽过热度大于 56。（4）汽轮机润滑油压大于 110kPa，油温在 3038。（5）EH 油压维持在 14.614.8MPa 范围内。（6）凝汽器真空大于 87kPa。（7）汽机保护装置全部投入。（8）低压缸喷水阀在“自动”位。（9）汽机无跳闸指令。（10）DEH 系统检查：1）DEH 系统运行 2

28、 小时以上。2）汽机阀门试验按钮已退出。3）DEH 控制手动钥匙开关退出，DEH 控制在“自动”状态。4）超速试验按钮已退出。5）“自动”、“单阀”、旁路“允许投入”灯亮。6）检查 DEH 汽机复置灯亮，主汽门、调门关闭（TV1-2、GV1-6、IV1-2 开度指示为 0，RSV1-2指示全关）。（11）ETS 系统检查：1)ETS 试验各按钮在退出位置。2)ASP2 通道灯亮，ASP1 通道灯灭。(二)汽轮机复位操作（1）在图 2-28，启动复位油泵，调整隔膜阀复位油压在 0.60.65MPa(见图 2-27)，脱扣手柄复位灯亮。（2)在图 2-80，DEH 转速控制操作器上按汽机“挂闸”按

29、钮，检查确认：1）DEH“挂闸”灯亮；2）ETS 试验画面 ASP1、ASP2 通道灯灭；3）RSV1-2 全开；4）TV1-2、GV1-6、IV1-2 阀位指示仍为零。（三）汽轮机冲转（图 2-80）（1)输入阀限值 100。（2)在DEH 转速控制操作器上按下“TV 控制”按键，TV灯亮。GV1-6 缓慢开至100。（3)输入目标转速设定值为600r/min，“保持”按键灯亮；设升速率为100rpm/min。（4）图2-66，点击高排逆止门操作器“开启”按钮，检查高排逆止门气缸顶起。（5）按“进行”按键，灯亮；“保持”按键灯灭，TV、IV 缓慢开启，汽机冲转。（6）转子冲动后转速大于3r/

30、min时，检查盘车装置自动脱离，手动停止盘车马达。（7）汽机转速大于200r/min，检查盘车装置跳闸报警自动复位。（8）在升速到600r/min过程中，应注意监视转子偏心小于0.076mm，偏心指示应稳定。（9）汽机转速上升至600r/min，“进行”按钮灯灭，汽机在600r/min保持。图 2-80 DEH 总图（10）600r/min 下保持 10 分钟左右时间，进行下列检查：1）检查所有监视仪表工作正常，控制指标不超限，趋势正常稳定。2）对本体进行全面检查，倾听汽机轴封、轴承、汽缸内部声音。检查发电机、励磁机运转情况，确认无异常。3）检查确认低压缸喷水阀投入，低压缸排汽温度小于 79。

31、4）A 级检修后第一次启动必须手动脱扣，进行摩擦检查，正常后重新冲转至 600r/min。（11）600 r/min 冲至 2040r/min 的操作：1）输入目标转速设定值为 2040r/min，“保持”按钮灯亮，按下“进行”按钮汽轮机继续升速。2）升速过程中监视各轴振动，记录过临界时振动值，监视差胀、轴向位移、润滑油油压油温变化趋势。当转速升至 1400r/min，检查顶轴油泵自动停止，否则手动停止。3）当汽轮机转速升至 2040r/min 时“进行”灯灭，汽轮机实际转速为 2040r/min 保持稳定。4）锅炉注意控制主汽温度、压力稳定。（12）2040r/min 中速暖机的检查与操作：

32、1）当中压主汽门前再热蒸汽温度达 260，开始计算暖机时间。由初始状态高、中压转子温度查“冷态启动转子加热曲线”确定转子暖机时间,见付录 A-1。2）2040r/min 暖机过程中的检查及操作：注意监视汽机蒸汽及金属温度、振动、差胀、轴向位移、汽缸上下缸温差、轴承金属温度及回油温度等参数不超限。检查监视各运行辅机设备及系统、监视发电机密封油、氢气系统运行正常。调整主机冷油器出口油温在 4042。调整密封油冷油器出口油温在 3842。根据氢温投入氢气冷却器，调整冷氢温度在 3545。调整励磁机空冷器进风温度在 3540。3）2040r/min 暖机结束的条件：暖机时间已达到规定要求。汽缸绝对膨胀

33、均匀增加，差胀变化缓慢。各项控制指标不超限，相对稳定。高、中压缸金属温度大于 225，汽机缸胀大于 5.0mm。（13）2040r/min 冲至 2900r/min 的操作：1）2040r/min 暖机结束，输入目标转速设定值为 2900 r/min，“保持”按钮灯亮。2）按下“进行”按钮，“保持”按钮灯灭，汽轮机转速上升。3）升速过程中，注意调整隔膜阀油压在 0.600.65MPa。4）当转速升至 2900 r/min，给定值与目标值一致时“进行”灯灭，转速保持 2900 r/min。5）在升速过程中应记录各瓦临界转速时的最大振动值，并注意监视各轴承瓦温、润滑油压油温的变化情况。（14）TV

34、 至 GV 切换 1）调出DEH阀门开度指示画面，当转速在2900r/min稳定时，改升速率为50rpm/min，在DEH转速控制操作器上按下“GV控制”按键，灯亮。2）观察GV1-6逐渐关下，IV1-2维持原有开度不变，汽机转速小于2900r/min后TV1-2全开启，阀切换结束，GV控制汽机转速在2900r/min，“TV控制”灯灭，见图2-80。（15）2900r/min 冲至 3000r/min 定速操作 1）输入目标转速设定值为 3000r/min，“保持”按钮灯亮。按下“进行”按钮，“进行”灯亮，“保持”按钮灯灭，继续升速。2）当转速升到 3000r/min，给定值与目标值一致时“

35、进行”灯灭，汽机保持 3000r/min。（16）3000 r/min 定速后的检查与操作 1）确认 DEH 转速控制稳定。2）检查确认主油泵出口油压约为1.8MPa，入口油压约为0.2MPa,隔膜阀油压在0.60.65MPa，停止复位油泵，注意隔膜阀油压波动。检查润滑油压正常稳定，停止主机交流润滑油泵。3）确认定子冷却水系统运行正常。4）检查当前中压缸进汽温度下真空值符合“空负荷和低负荷运行指导”图的要求，否则应提高真空值，并注意调整降低再热汽温。5）注意检查调整润滑油温、密封油温、冷氢温度，励磁机空冷器出口风温正常。6）全面检查主机、辅机及发电机油、氢、水系统工作正常。（17）冲转过程中的

36、控制指标见表 2-1。表 2-1 冲转过程中的控制指标 项 目 单位 正常值 报警值 停机值 转子偏心 mm 0.076 0.076 轴振动 mm 0.127 0.127 0.254(相对)0.3(绝对)轴向位移 mm-0.9+0.6-0.9或+0.6-1.1 或+0.8 差胀 mm-0.76+15.7-0.76或+15.7-1.5 或+16.5 润滑油压 kPa 96170 80 40 油泵启动时润滑油温 10 盘车时润滑油温 21 主机冷油器出口油温 3849 49 轴承回油温度 71 77 82(手动脱扣)支持轴承金属温度 99 107 113(手动脱扣)推力轴承金属温度 90 99 1

37、07(手动脱扣)轴封压力 kPa 2030 轴封汽温度 149 121或177 轴封汽过热度 14 凝汽器真空 kPa 87 84 81 低压缸排汽温度 79 79 121(手动脱扣)主汽温 427 主、再热蒸汽过热度 56 再热蒸汽与主蒸汽温差 42 83 高排温度 404 404 427 EH 油箱油位 mm 520550 295 193(停 EH 油泵)EH油压 MPa 14.414.8 11 EH 油温 4345 54 冷氢温度 402 45 励磁机空冷器出口风温 3540 45 密封油与氢气压差 kPa 8085 密封油温 3849 50 定子冷却水温 4045 冷却水温氢温 （18

38、）冲转过程注意事项 1）汽机冲转至全速过程，要随时确认上述控制指标均在正常范围内，严密监视其发展趋势，发现控制指标出现异常时，查明原因使其回到正常变化范围内，若需暂停升速时，转速保持时避开转速共振区。2）启动过程中应注意调整高、低压旁路，防止再热汽压力不正常升高，否则应适当关小高压旁路，开大低旁。3000r/min 全速时可视情况全关旁路。3）启动过程中，主、再热蒸汽温度上升应控制在启动曲线范围内，若汽温急剧下降 50，应立即脱扣停机。4）启动过程中，应加强各轴承的振动、瓦温的监视，并对有异常变化轴承的瓦温和振动作好记录。5）高加随机启动应关闭#3 高加至除氧器空气门，开启至危急疏水扩容器空气

39、门。#3 高加疏水切换至除氧器后将空气门切换至除氧器。九、发电机并列 发电机并列首选顺控并列方式；当顺控装置故障时，则采用自动准同期方式；自动准同期装置也故障时，只能用手动准同期方式。采用手动准同期方式并列时，必须经总工程师批准。下面采用顺控方式进行发电机并列。升压操作应在汽机定速3000r/min后进行。（1）见就地 220kV 电气主接线图 2-81，检查 2202 断路器在开位，合 2202 断路器合闸电源、控制电源，将控制把手打至远方位。（2）合上 22021 或 22022 隔离开关操作电源，合上 22021 或 22022 隔离开关，检查隔离开关在合位，拉开 22021 或 220

40、22 隔离开关操作电源，合上 222000 主变中性点接地隔离开关。（3）合电压互感器操作，即合上 21TV（仪表）、22TV（调节励磁）、23TV（保护）。操作原则是先合高压侧保险，后合低压侧保险。图 2-81 JD 电气主接线（4）见图 2-82 就地励磁系统图，合上 5DK、4DK、K2、1DK、2DK、3DK 隔离开关。图 2-82 JD 励磁系统（5）见图 2-7 合上 02T 高厂变 6kV 侧 6022a（3-6 前）、6022bTV（3-6 后）隔离开关，将02T 高厂变 6kV 侧 6021a（3-5 前）、6021b（3-5 后）小车隔离开关推至工作位置。（6）到就地发变组

41、保护图，投保护压板。A、B 屏保护相同，除 1LP4、1LP15、1LP24 外，A、B 屏使用保护全部投入。C 屏使用保护全部投入。图 2-83 DEH 总图（7）到 DCS#2 主变冷却器图，按下主变冷却器控制按钮，将#1、#3、#4 组冷却器投入“工作”、#2 组冷却器投入“备用”，#5 组冷却器投入“辅助”位置。（8）DCS 画面，进入 DEH 总图（见图 2-83），点击“控制方式”，再点击“自动同步”，将“自动同步”投入。（9）DCS 画面，进入#2 发变组励磁系统图（图 2-84），点击“顺控并列”，弹出顺控并列操作面板。（10）检查发电机顺控并列操作面板上“允许”灯亮。（11）

42、点击发电机顺控并列操作面板上“开始”按钮，开始自动升压、并列操作。（12）发电机升压、并列过程中，应密切监视汽机转速及功率表指示，检查发电机各项参数正常。（13）顺控并列结束后，检查发变组出口断路器合闸良好，复归发变组出口断路器。（14）投入发电机“FMK 联跳41E/备励”联锁开关。（15）投入“41E 联投备励”联锁开关。（16）按规定接带有功、无功负荷，并列后功率自动升到 5初负荷。（17）手动调整备励输出跟踪主励输出。（18）检查 DEH 控制方式由“自动同步”自动切换至“自动”方式。（19）到就地厂用一次系统图，合上 02T 高厂变 6kV 侧 602a（3-4 前）、602b（3-

43、4 后）断路器二次插头，将 602a、602b 断路器推至工作位置。图 2-84 励磁系统（20）并列后关闭锅炉所有疏水门（包括包墙下联箱各疏水门），退出炉膛烟温探针。（21）并列后投入发电机氢气干燥装置。十、初负荷检查及操作（1）在 5初负荷下，保持 3040 分钟暖机，此期间主蒸汽温度维持不变；若变化，则每变化 3延长 1 分钟时间停留。（2）检查凝汽器真空符合“空负荷及低负荷运行规程”曲线所确认的最低真空。图 2-85 低压加热器系统（3）加热器疏水投“自动”，加热器随机投运，依次投入加热器汽侧，见图 2-85 和图 2-86。图 2-86 高压加热器系统（4）打开 4 段抽汽电动门和逆

44、止门，见图 2-87。图 2-87 汽机抽汽系统 十一、升负荷阶段的操作（1）汽机以“单阀”方式控制，升负荷率3MW/min，升压速度0.091MPa/min，蒸汽升温速率2/min，调节级金属温度温升率1.5/min；升负荷过程中应合理控制，根据情况可按“保持”按钮，暂停升负荷。（2）锅炉根据机组同步升压升负荷的需要，提高燃油压力和增投油枪。（3）升负荷阶段蒸汽参数对照表如表 2-2 所示。表 2-2 升负荷阶段蒸汽参数对照表 负 荷(MW)主汽压 MPa 主汽温 再热汽温 15(5%)4.04.5 320330 260300 30(10%)5.0 340360 310320 60(20%)

45、6.0 380400 380400 90(30%)8.5 450480 450480 150(50%)12.0 520537 510530 180(60%)14.0 537 510537 255(85%)16.016.5 537 537（4）负荷升到 10时，确认中压调门前汽机所有疏水阀自动关闭，否则手动关闭。A 级检修后的机组，应在 10负荷保持 4 小时，然后解列做超速试验。（5）当负荷大于 10，空预器出口二次风温大于 176.7，至少 10 支油枪运行，可根据升负荷需要启动下层制粉系统运行。1）启动一次风机 A、B 运行，启动密封风机 A 或 B，见图 2-88。检查密封风母管/磨碗压

46、差正常，缓慢开启 A、B 一次风机动叶，可用一次风机冷端再循环门来调整一次风母管压力，以防喘振，并维持一次风母管压力为 4.8kPa。图 2-88 汽机抽汽系统 2)启动#5 制粉系统运行，见图 2-89。图 2-89 汽机抽汽系统 3)#5 磨煤机投运后，通知电除尘值班员投入第三电场。4)观察炉内燃烧工况，手动缓慢增加给煤机转速，同时降低燃油量，控制主汽升温速率在2.0/min、主汽升压速率在 0.091MPa/min 范围内。（6）负荷升至 15，检查低压缸喷水调节阀自动关闭。图 2-90 除氧器系统（7）当负荷升至 20，确认中压调门后汽机所有疏水阀自动关闭；同时注意监视汽包水位的变化，

47、根据电给泵转速和旁路调整门开度情况，可将给水由旁路切换至主路运行，切换时应注意给水流量值及汽包水位变化，见图 2-58。（8）#5 制粉系统煤量达到 4050时，启动#6 制粉系统运行。投运#6 给煤机时应适当减少#5 给煤机煤量，防止汽温汽压突升。（9）当#3 高加与除氧器压差大于 0.25MPa 时，在图 2-86 上，#3 高加主调开启、付调关闭，疏水切至除氧器。#3 高加空气门由排危急疏扩切换至除氧器。（10)当#4 段抽汽压力大于 0.2MPa 时，启动一台汽动给水泵。1)开汽泵再循环就地门,启动前置泵泵体充水，见图 2-91。图 2-91 给水泵 A 系统 2)在图 2-29 投盘

48、车，在图 2-92 送轴封。图 2-92 JD 小机蒸汽 3）在图 2-93 中，开 A 小机排汽蝶阀抽真空，开进汽电动门。图 2-93 A、B 泵蒸汽系统 4)在图 2-94 中，进行小机复位和冲转。a.按“挂闸”按钮，“挂闸”灯亮、“脱扣”灯灭。按下“主汽门开”按钮，当灯亮时表示主汽门全开。b.点动按“阀位增”按钮，GV逐渐开启，汽机开始升速。升速过程中，注意盘车装置自动退出，盘车马达自动停止，否则手动操作退出盘车。c.当转速升至500r/min时，按“转速自动”按钮，“转速自动”灯亮，“软手操”灯灭，小机由手动控制切换到“转速自动”控制方式。d.设定转速目标值为1800r/min，设定升

49、速率为250 rpm/min，按“进行”按钮，转速实际值跟踪上升。e.当汽机转速升至1800r/min时，稳定30分钟暖机，检查各部件，轴向位移、振动、轴承温度等应正常，开启中间抽头手动门。f.暖机结束，继续升速，过临界转速2277r/min 时应迅速通过，不允许停留。g.当转速高于3100r/min时，投入A泵汽轮机转速控制的“锅炉自动”。“转速自动”灯灭“锅炉自动”灯亮，A泵汽轮机转速转入“锅炉自动”控制。图 2-94 MEH 操作 5)并泵带负荷。a.在“锅炉自动”方式下提升转速，注意监视该泵的出口压力、流量。b.当给水泵出口压力升至高于给水母管压力0.10.2MPa时，停止升速。c.开

50、启给水泵出口电动门，给水泵升速带负荷。d.给水泵带负荷后，关闭进汽电动门前及主汽门后气动疏水阀，后缸疏水电动阀保持常开。e.当给水泵流量250t/h 时，检查最小流量阀自动关闭。f.当汽动给水泵转入锅炉控制时，应尽量维持两台泵的给水流量基本相同，在操作中应缓慢小心，注意汽包水位变化，维持汽包水位在正常范围内。（11）当负荷升至 25时，进行 6kV 厂用电倒换操作。当负荷升至 25时进行 6kV 厂用电的顺控倒换；当顺控装置故障时可用厂用电快速切换装置倒换厂用电操作；厂用电倒换过程中应尽量避免操作其他 6kV 设备，倒换操作结束后应对相关设备进行详细检查。1）见图 2-95 厂用电一次接线图，