#6汽轮机冷态滑参数启动操作票

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当排汽温度≥80℃时,检查低压缸喷水系统应自动打开,否则手动开启。检查润滑油系统、抗燃油系统、发电机氢、油、水系统各参数正常。
主蒸汽压力必须达到5.88MPa,并保持稳定,主蒸汽温度达到370℃;
在并网前,主蒸汽温度与再热蒸汽温度之差不超过30℃;
主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率不应超过冲转前值;
2.6
启动交流润滑油泵和排烟风机,直流润滑油泵和风机投“备用”,投入主机润滑油压低保护。
2.7
启动密封油泵,投入密封油系统,密封油泵投“备用”。
2.8
启动顶轴油泵,投入汽轮机盘车运行,备用泵投“备用”,盘车保护投入,
2.9
发电机进行气体置换,充氢气运行,并保持氢压不低于0.03MPa。
2.10
启动凝结水输送泵,向凝汽器和凝结水系统注水冲洗合格后,凝汽器补至正常水位,投入水位“自动”。
4.22
转速2850r/min左右,检查主油泵出口压力>1.80MPa时,检查油压稳定;
4.23
3000r/min定速后,注意检查润滑油压正常,确认低油压保护已投入,停交流润滑油泵,投入联动备用。
4.24
在3000r/min额定转速下暖机30min。
注意检查凝汽器真空>-88kPa时,投入低真空保护。
5.24
负荷150MW以上,轴封进入自密封状态,检查各轴封供汽调节阀应自动关闭,溢流控制站自动打开,维持供汽压力为0.022MPa;
5.25
负荷达到240MW时,主蒸汽压力达15MPa(锅炉侧),主蒸汽温度和再热蒸汽温度稳定在额定值537℃,并进行全面检查,如有泄漏、异常情况应立即汇报;辅汽切为汽轮机四段抽汽供汽。
1.4
确认各转动机械按“辅机运行规程”的要求检查完毕。
2
辅助系统的启动
2.1
联系启动工业水泵和空压机,投入工业水系统和压缩空气系统。
2.2
检查投入辅助蒸汽系统。
2.3
启动循环水泵,投入循环水系统,循环水泵投“备用”。
2.4
启动开式水泵,投入开式冷却水系统,备用泵泵投“备用”。
2.5
启动闭式水泵,投入闭式循环冷却水系统,备用泵泵投“备用”。
3.3
投入轴封供汽,供汽母管压力维持0.022MPa,温度150——260℃,启动一台轴抽风机运行,另一台投备用,轴加水封筒注水正常后关闭。
3.4
当真空大于-30kPa时,联系锅炉可以点火。
3.5
锅炉起压后(0.1MPa),投入高、低压旁路运行,注意检查低旁减温水自动投入,高旁减温水手动门及调整门应关闭严密。
4
汽轮机冲转与升速
4.1
冲转条件:
主蒸汽压力3.45MPa,主蒸汽温度320℃,再热温度237℃。
主蒸汽温必须高于汽缸最高金属温度50℃,但不超过额定蒸汽温度,且有50℃及以上过热度,
凝结器真空-86Kpa。
润滑油压0.08-0.12MPa,润滑油温40±5℃,油箱油位1500mm。
EH油压14±0.2MPa,EH油温40±5℃,EH油位正常。
内冷水压0.1—0.2MPa,水温35℃;密封油压与氢气压差≥0.056 MPa,油温40±5℃;
机组连续盘车4h以上,实际测量大轴弯曲度与原始值比较≤0.03mm。
高压外缸及中压缸上、下壁温差<50℃,高压内缸上、下壁温差<35℃。
高中压缸胀差-3—+6mm,低压缸胀差<14mm,
检查主机下列保护投入:润滑油压低保护;轴向位移大保护;汽机电超速保护;EH油压低保护;DEH故障;轴振和瓦振大保护;轴承温度和回油温度高保护。
#6汽轮机冷态滑参数启动操作票
(试行)
时间
序号
操作内容
完成情况
1
启动前的检查与准备工作
1.1
接到值长整机启动命令后,联系各岗位,准备好必要的操作票和启动用具
1.2
检查确认DEH、MEH、ETS、TSI及旁路系统工作正常;
1.3
检查确认汽轮机各系统处于正常备用状态,各油箱油位、水箱水位正常,油质、水质合格,
4.8
点击运行中“RUN”按扭,检查确认MSV、RSV(高、中压主汽门)全开。
4.9
在“DEH转速控制”画面上,在目标值输入区上输入转速500r/min并确认,输入升速率100r/min/min并确认;
4.10
点击“进行”按钮,高中压调节阀逐渐开启,机组按给定升速率增加转速,当转速大于盘车转速时,盘车装置应自动脱开,否则应立即打闸停机;
4.19
转速升至2000r/min时保持暖机60min。此时应监视中压排汽口处下半内壁金属温度大于130℃时,
4.20
2000 r/min暖机结束时应满足以下条件:高压内上缸内壁调节级后金属温度大于250℃;高、中压缸膨胀大于7mm;高、中压胀差小于3.5mm并趋于稳定。
4.21
在“DEH”画面上,目标转速设定为3000r/min,升速率100r/min/min;点击“进行”按钮,开始升速;
5.21
负荷达150MW时,检查主蒸汽压力达到9MPa,主蒸汽温度达到500℃,再热蒸汽温度达到480℃;启动第二台汽动给水泵,进行电动给水泵与汽动给水泵切换,停电动给水泵备用;
5.22
根据真空情况启动第二台循环泵。
5.23
当高中压外缸下半内壁金属温度超过350℃,胀差在允许范围内,可停用汽缸夹层加热系统。
4.13
投入汽缸夹层加热,维持夹层进汽压力0.98~4.9MPa,最高不高于6.5MPa,注意调节左右夹层进汽量一致。
4.14
转速升至1200r/min时保持暖机30min。
检查确认顶轴油泵自动停止;所有监控仪表指示正常;高排及各抽汽逆止门开启正常;
4.15
投入高、低压加热器汽侧运行,注意监视高、低加水位正常;必要时可开启危急疏水保持水位。
4.11
500r/min检查:在此转速下,对机组做全面检查,主要检查汽轮发电机组动静部分无摩檫,各轴承回油应正常,检查通风阀应处于关闭位置,高排逆止门处于开启位置,停留时间不应超过5min。
4.12
在“DEH”画面上,点击“摩检”按钮,在500r/min摩检时检查高中压调节阀关闭,高中压主汽门开启正常,在惰走转速下进行检查正常后,在转速大于50r/min前按“保持”按钮,检查高、中压调节阀缓慢开启,自动维持目前转速,然后设目标转速1200r/min,升速率100r/min/min,按“进行”按钮开始升速;
5.26
门杆漏汽至除氧器倒为至#3高压加热器。
5.27
主蒸汽压力达额定值后,在DEH操作盘点“限制”按钮,根据情况投“主蒸汽压力限制”,在限制值输入区输入合适数值,点“确认”键,投入主蒸汽压力限制。
5.28
负荷达目标负荷,工况稳定后,此时可进行单阀/顺序阀切换:
5.29
在阀切换前,应投入“主蒸汽压力反馈”或“功率反馈”,防止切换期间负荷波动。按“阀门控制方式”按钮,再按“顺序阀”按钮,进行单阀/顺序阀切换;“阀门方式”显示“顺序阀”,切换结束,切换时间约10min;
2.15
启动EH油系统油泵,备用泵投“备用”。
2.16
启动小机交流润滑油泵,投入润滑油系统,备用泵投备用,并在小机冲转前2h投入小机盘车。
2.17
联系热工做汽轮机主机保护静态试验及小机保护保护试验。
3
锅炉点火前的准备工作
3.1
轴封供汽管道送气暖管,开启疏水门进行充分疏水.
3.2
关闭真空破坏阀并注水,启动两台真空泵运行,检查真空泵的入口蝶阀开启,投入真空泵工作水冷却器水源。
4.2
冲转参数:
主蒸汽压力MPa,主蒸汽温度℃,
再热蒸汽压力MPa,再热温度℃。
主蒸汽温必须高于汽缸最高金属温度50℃,但不超过额定蒸汽温度,且有50℃及以上过热度,
凝结器真空Kpa。
润滑油压MPa,润滑油温℃,油箱油位mm。
EH油压MPa,EH油温℃,EH油位正常。
内冷水压MPa,水温℃;密封油压MPa,油温℃;
4.3
检查挂闸允许条件满足:汽轮机已跳闸;所有进汽阀全关。
4.4
在“DEH概貌”画面上按控制方式选择按钮在“操作员自动控制”方式,检查高中低压本体疏水处于自动开位。
4.5
按“汽机挂闸”按钮,检查高压安全油压建立,
4.6
在汽轮机“启动方式”画面中,点击“高中压联合方式”。
4.7
选择阀门控制方式是处于单阀方式,
5.9
#3高加疏水侧压力大于除氧器压力0.2MPa(负荷>35%)时,开启#3高加至除氧器疏水调整门,将高加疏水至凝结器倒为除氧器。
5.10
开启高加至除氧器连续排气门。
5.11
检查高加运行正常后,投入高加保护。
5.12
机组采用中压缸启动时,当高、中压缸切换操作完成后方可投入高压加热器汽侧。
5.13
当负荷达45MW~54MW,四抽压力达0.049MPa时,除氧器供汽自动切至四段抽汽供汽。
2.11
启动凝结水泵,投入凝结水系统,备用泵投“备用”。
2.12
除氧器上水冲洗合格后,将水位补至正常,投入水位“自动”,启动除氧器循环泵,投入辅汽至除氧器加热,除氧器压力投“自动”,压力维持0.049MPa。
2.13
启动内冷水泵,投入发电机内冷水系统,调整水压、流量正常,备用泵投“备用”。
2.14
应锅炉要求,启动电动给水泵向锅炉上水。
5.30
阀切换结束后,全面检查机组各部应正常。
6
汽轮机启动过程中的注意事项
6.1
5
发电机并网与带负荷
5.1
发电机升压并列前,汽轮机应做下列试验(对新机组或大修后的机组):
1危急遮断器喷油试验;
2高压遮断模块试验;
3手打停机按钮试验;
4危急遮断器提升转速试验(在做提升转速试验之前,应使机组带20%额定负荷,进行暖机至少3h);
5电气超速保护试验及其它电气试验。
5.2
机组并网后,立即带3%额定负荷;
5.3
根据主蒸汽压力,用阀位控制负荷,当负荷≥30MW时,在投入功率回路;
5.4
在3%额定负荷下,稳定运行至少30min,在稳定运行期间,主汽门进口蒸汽温度每变化2℃,应增加1min稳定时间;
5.5
检查发电机定子铁芯,线圈温度正常;检查汽轮机振动、胀差、缸胀,轴向位移及各轴承金属温度和回油温度正常,润滑油压、EH油压正常,汽缸上、下壁温差正常;
5.17
当负荷达到90MW时,检查确认低压段疏水自动关闭;
5.18
当负荷达100MW时,将厂用电由启/备变供电倒由高厂变供电;
5.19
负荷达120MW时,检查主蒸汽压力应达6.0MPa,主蒸汽温度应达480℃,再热蒸汽温度应达440℃;启动一台汽动给水泵,检查汽动给水泵运行正常;
5.20
负荷120MW左右时,稳定负荷及主汽压力,给水由旁路倒主给水;
机组连续盘车4h以上,实际测量大轴弯曲度与原始值比较mm。
高压外缸及中压缸上、下壁温差℃,高压内缸上、下壁温差℃。
高中压缸胀差mm,低压缸胀差mm,高压缸膨胀mm,
检查主机下列保护投入:润滑油压低保护;轴向位移大保护;汽机电超速保护;EH油压低保护;DEH故障;轴振和瓦振大保护;轴承温度和回油温度高保护。
打开轴封高压汽源或冷再汽源供汽手动门;
初负荷暖机结束,检查汽轮机缸胀正常无卡涩现象。
5.6
在目标值输入区窗口输入目标负荷为30MW,输入变负荷率为1MW/min,点击“进行”,提升负荷;
5.7
发电机并网后;应关闭高低压旁路,注意监视中压排汽口处下半内壁金属温度>176℃,
5.8
根据汽温பைடு நூலகம்况,开启过热器Ⅰ级、Ⅱ级减温水总门;检查电泵中间抽头门打开,微量喷水备用;
3.6
锅炉起压初期投入高、低压旁路时,可适当开低压旁路50%、高压旁路20%,对系统进行充分疏水。
3.7
根据冷态启动曲线所规定的锅炉升温升压,使主、再热汽温温差控制在合理范围内,直至主、再热汽温均达到冲转条件。
3.8
汽缸夹层加热进汽联箱疏水,保持0.1~0.2MPa的压力暖箱;
3.9
检查高低压加热器系统,水侧投入正常,具备随机启动条件。
5.14
根据化学要求,投入连排扩容器,开连排至除氧器门;
5.15
负荷升至60MW时,检查主蒸汽压力达到6.0MPa,主蒸汽温度达450℃,再热蒸汽温度达410℃;检查确认汽轮机中压段疏水阀关闭;停止除氧器循环泵;将轴封一漏、门杆漏汽倒入除氧器。
5.16
当负荷达到75MW时,辅汽由邻机供汽切到冷再供汽;
4.16
检查发电机氢、油、水系统工作正常,注意调节冷却器的进水量,使发电机汽励两端进风温度基本相同。
4.17
1200r/min暖机结束,在“DEH”画面上,目标转速设定为2000r/min,升速率100r/min;点击“进行”按钮,开始升速;
4.18
升速过程中,应注意机组迅速平稳的通过轴系各阶临界转速,过临界转速时轴承盖振动不应大于0.10mm(峰—峰值)轴振不应大于0.25mm,否则立即打闸停机。机组在临界转速区时,DEH自动设置升速率为400r/min,严禁振动超限硬闯升速。
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