300MW仿真机汽机操作流程

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300MW汽轮发电机组规程-无删减范文

300MW汽轮发电机组规程-无删减范文

300MW汽轮发电机组规程300MW汽轮发电机组规程1. 引言汽轮发电机组是一种常用的发电设备,主要由汽轮机和发电机组成。

为了确保汽轮发电机组的正常运行,提高发电效率和安全性,制定了本规程。

本规程适用于300MW汽轮发电机组的运行、维护和管理。

2. 设备概述2.1 汽轮机汽轮机是发电机组的核心部件,负责将燃气能转化为机械能。

规定了汽轮机的基本参数、性能要求、安全保护装置和日常维护等内容。

2.2 发电机发电机是发电机组的关键组件,将汽轮机的机械能转化为电能。

规定了发电机的基本参数、性能要求、绝缘检测和定期保养等内容。

2.3 辅助设备辅助设备包括给水泵、循环水泵、压缩空气系统和脱硫装置等。

规定了辅助设备的要求、操作流程和日常维护等内容。

3. 运行管理3.1 运行准备3.1.1 确保设备运行前的准备工作已完成,包括供水、供气、供电等。

3.1.2 检查发电机组各部件的运行状态,确保无异常。

3.1.3 检查安全保护装置是否正常。

3.2 发电机组的开机操作3.2.1 先开启汽轮机,待汽轮机达到额定转速后再开启发电机。

3.2.2 检查发电机的电流和电压是否正常。

3.2.3 检查发电机组的载荷情况,逐步增加负荷。

3.3 发电机组的运行控制3.3.1 遵循发电机组的运行参数要求,保持汽轮机和发电机的稳定运行。

3.3.2 定期检查和调整发电机组的各项控制参数,确保其在正常范围内。

3.4 发电机组的停机操作3.4.1 逐步降低负荷,直至停机。

3.4.2 切断汽轮机和发电机的供电和运行,关闭相应设备。

3.4.3 停机后进行设备的检查和维护。

4. 维护管理4.1 定期检查和保养4.1.1 按照设备使用说明书要求,定期检查和保养发电机组各部件。

4.1.2 检查润滑油、冷却水和气体的质量和流量,及时更换。

4.1.3 检查设备的密封性能和电气接线,修复或更换损坏的部件。

4.2 故障排除4.2.1 对发电机组运行中出现的故障进行分析和判断。

300MW汽机操作练习题(步骤)

300MW汽机操作练习题(步骤)
15 #7#8低加正常投入运行(汽轮机冲转后)
1)关闭低加凝结水管道放水门
2)低加投入前确认低加水位保护已投入
3)低加水侧注满水后开启低加进、出口门
4)低加进出、口门开启后,关闭低加凝结水旁路门
5)低加汽侧投运前抽汽管道疏水应充分
6)开启低加各抽汽电动门、抽汽逆止门,并检查开启正常。低加投运后关闭抽汽管道疏水
4除氧器上水、投加热(除氧器上水前)
1)除氧器上水前确认水质合格
2)启动凝结泵(或炉上水泵),除氧器开始上水
3)除氧器上水至正常水位,启动除氧循环泵
4)除氧器投加热前除氧器供汽管道应充分暖管
5)除氧器水温加热到规定值
5汽轮机破坏真空紧急停机(机组正常运行中汽轮机断叶片)
1)手打汽轮机紧急停机按钮,确认汽轮机主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭,发电机逆功率动作跳机,机组转速下降
3)确认给水系统、凝结水系统运行正常。
4)确认凝汽器真空建立,真空达到规程规定值。
5)将高、低旁压力阀及减温水调门投入“手动”。
6)锅炉点火后主汽压力缓慢增大至0.2Mpa(按本厂规程规定执行),开启低旁三级减温水电动门。
7)开启低旁减温水且开度大于5%后,适当开启低旁压力阀,根据需要控制再热器压力,注意低旁开启后管道应无振动。
2)启动主机润滑油泵(或直流润滑油泵)
3)待汽机转速低于2500rpm时开启真空破坏门
4)记录汽轮机惰走时间,倾听汽轮机内部声音
5)转速降至1000转,启动主机顶轴油泵
6)汽轮机转速到零,投入主机盘车
6汽轮机停运半侧凝汽器(A侧)(50%额定负荷)
1)确认机组稳定运行在50%额定负荷
2)关闭A侧凝汽器空气门
1)启动#1备用凝结泵,停运#2凝结泵,解除凝结泵“联锁”

仿真机冷态启动及正常停运操作步骤

仿真机冷态启动及正常停运操作步骤

冷态启动过程一、投入辅助系统二、锅炉上水注意:①电泵启动条件:启动前电泵转速调节控制器开度为0%;启动电泵辅助油泵(电动给水泵本体)。

②在以后的过程中调节电泵转速调节控制器开度,始终保持锅炉启动给水泵出水压力大于省煤器出口总管压力,且随着压力增大,压差增大。

三、点火前准备工作四、升温升压过程注意:1、在升压开始阶段,饱和温度在100℃以下时,升温率不得超过1.1℃/min,升压率低于1.0MPa/min。

2、在蒸发量增加的同时,必须确保省煤器入口流量为30%BMCR (600t/h左右,即给水流量和循环流之和)。

3、大约点到14支枪时,可满足冲转条件。

冷态冲转参数选择:360℃≤主蒸汽温度≤430℃,再热蒸汽温度320℃,主蒸汽压力为8.92MPa,再热蒸汽压力1.0MPa。

4、满足冲转条件前,高压旁路蒸汽减压阀和低压旁路蒸汽减压阀开度最好不低于50%。

五、冲转过程说明:1、汽轮机冲车采用高中压联合启动的方式。

汽机挂闸成功后,确认GV(高调门)全开,TV(高压主汽门)、IV(中压调节门)全关,检查高排逆止门关闭(在旁路系统操作画面)。

2、并网前输入的目标值为转速,并网后根据控制回路投/切分为:负荷(MW)、阀位(%)或者主蒸汽压力(MPa)。

3、在实际操作中,2000RPM时暖机时间应为150分钟。

我们所说的1分钟暖机只是示意。

在汽轮机暖机过程中按照冷态启动曲线将将主蒸汽温度升为420℃,再热蒸汽温度350℃,同时为吃主再热蒸汽压力稳定。

4、为避免汽机发生共振。

禁止在临界转速范围内定速。

汽轮机临界转速:第一临界转速760 到860rpm;第二临界转速1450到1700rpm。

第三临界转速:2150到2250rpm。

5、升速过程中应严密监视一下参数:(1)注意凝汽器、除氧器水位正常。

(2)维持主蒸汽、再热蒸汽参数稳定,主蒸汽温度不超过430℃,再热蒸汽温度不超过360℃,温升率<1℃/min。

(3)高、低压热器随机投入。

300MW国产型汽轮机数字电液控制系统DEH-ⅢA系统及操作说明书

300MW国产型汽轮机数字电液控制系统DEH-ⅢA系统及操作说明书

300MW国产型汽轮机数字电液控制系统DEH-ⅢA系统及操作说明书300MW国产型汽轮机数字电液控制系统DEH-ⅢA系统及操作说明书目录第一章概述 (3)第二章DEH-IIIA硬件介绍 (5)一、基本控制部分 (5)二、A TC采集及运算部分 (6)三、操作员站/工程师站 (6)四、系统连接 (6)五、硬件结构和组成 (7)六、486型DEH-IIIA硬件介绍 (8)第三章DEH-IIIA软件介绍 (9)一、系统软件 (9)二、通讯驱动 (9)三、实时数据共享 (9)四、基本控制软件包 (9)五、操作员站软件包 (10)六、A TC计算站软件 (10)七、工程师站软件包 (10)第四章DEH-IIIA操作说明 (11)第一节操作盘介绍 (11)第二节数据显示 (13)第三节操作员站简介 (15)第四节运行方式选择 (20)第五节控制方式选择 (22)第六节试验 (25)第七节DEH提供的几种汽机启动方法简介 (29)第八节MEH-IIIA与DEH-IIIA联网时的操作 (31)附图 (32)附图:1. DEH系统结构图2. DEH-IIIA硬件配置图3. DEH-IIIA硬件配置图(486型)4. DEH-IIIA软操盘5. 阀门试验操作盘6. 超速试验、喷油试验7. AST、EH油压低试验等8. 触摸式薄膜键盘9. 硬手操盘第一章概述DEH ——汽轮机数字电液控制系统,由计算机控制部分和EH液压执行机构部分组成。

是汽轮发电机的专用控制系统,是控制汽轮机启动、停机及转速控制、功率控制的唯一手段,是电厂实现机组协调控制、远方自动调度等功能必不可少的控制设备。

DEH在电厂的热工自动化系统中有着十分重要的地位。

DEH的安全可靠直接影响到整个电厂的可靠运行。

随着计算机技术的发展,我公司在96年推出了DEH-III的升级产品DEH-IIIA。

DEH-IIIA保持了原先DEH-III的可靠性及控制原理不变。

300MW汽轮机说明书

300MW汽轮机说明书

前言哈尔滨汽轮机厂制造的N300-16.7/537/537型汽轮机,是以美国西屋公司的30万千瓦考核机组的技术为基础,通流部分等经过合理的设计改进后的一台新型汽轮机,它保留了30万千瓦考核机组的技术特点,又通过通流部分的优化设计,使其可靠性和经济性有较大的提高。

本说明书仅适用于哈尔滨汽轮机厂优化设计并制造的30万千瓦汽轮机的启动、运行和维护,而对于机组在安装后的初始启动,只供参考。

特别是机组在非正常工况时,必须以运行人员的实践经验和正确判断,决定是否有必要采取特殊的措施。

本书中第三部分“控制方式”的编写,是以西屋公司DEH MOD Ⅱ型装置为基准,不一定与用户实际选用配置的设备相同,故只供参考。

特别指出机组在最初六个月的运行期间,汽轮机应采用单阀控制方式。

1、汽轮机监视仪表30万千瓦汽轮机装有本书所列的各类监视仪表,用来观察机组的启动、运行和停机状况。

这些监视仪表的输出量,图标记录仪进行记录。

1.1汽缸膨胀测量仪当机组从冷态进入升温和带负荷状态时,温度的变化必然导致汽缸的膨胀。

汽缸膨胀测量仪用来测量汽缸从低压缸死点向前轴承箱方向的轴向膨胀量,前轴承箱沿着加润滑剂的纵向键可以自由移动。

当汽缸膨胀时,如果机组的自由端在倒键上的滑动受阻,则会造成机组的严重损坏。

汽缸膨胀测量仪实际上是测定前轴承箱相对死点(基础)的移动量,并记录当机组起、停和负荷、蒸汽温度变化时汽缸的膨胀量和收缩量。

在这些瞬时工况下如果指示值出现异常现象,则运行人员应当对它加以分析。

在负荷、蒸汽参数和真空相似的情况下,这种仪表所指示的前轴承箱的相对位置,应该基本上是相同的。

汽缸膨胀没有报警和跳闸限制值。

仪表指示的汽缸膨胀值应和以前在同样运行工况下的读数进行比较,若两者存在较大差异,运行人员就应该作出判断,通常可采用在低压缸撑脚,轴承箱底座与台板接触面上加润滑脂改善润滑的方法来加以处理,有时候也需要调整轴承⒉座,使之膨胀顺畅。

1.2转子位置测量汽轮机装有两个转子位置测量仪,以测量转子的推力盘相对于轴承座的轴向位置,由于蒸汽的作用,推力盘对位于其两侧的推力瓦块施加轴向压力,由此引起的轴瓦磨损使转子轴向移动将在转子位置测量仪上显示出来。

00mw电站仿真培训系统汽机运行规程

00mw电站仿真培训系统汽机运行规程

目录第一篇汽轮机的运行 (5)第一章汽轮机的主要技术特性及规范 (5)第一节汽轮机组的技术规范 (5)第二节汽轮机的主要技术特性 (10)第三节汽轮机的主要保护 (14)第二章汽轮机的启动 (16)第一节总则 (16)第二节启动前的准备与检查 (17)第三节点火前的准备工作 (18)第四节锅炉点火后的工作 (20)第五节冷态滑参数启动 (21)第六节热态启动 (25)第七节ATC启动 (26)第三章汽轮机正常运行 (27)第一节正常运中的检查与维护 (27)第二节正常运行中参数控制 (27)第四章汽轮机的停止 (31)第一节停机前的准备工作 (31)第二节滑参数停机 (31)第三节停机后的工作 (33)第四节正常停机 (35)第五章SCS系统 (37)第一节SCS系统操作简介 (37)第二节电动给水泵功能逻辑 (39)第三节汽动给水泵A功能子组 (41)第四节汽动给水泵B功能子组 (42)第五节凝汽器抽真空系统 (44)第六节凝结水系统 (44)第七节轴封蒸汽和喷水系统 (47)第八节高压加热器/低压加热器系统 (48)第九节汽机防进水保护 (51)第十节汽机油系统 (53)第十一节发电机密封油系统 (54)第十二节冷却水系统 (54)第十三节辅助汽源系统 (55)第十四节除氧器及四段抽汽系统 (56)第六章汽轮机的试验 (58)第一节DEH--ⅢA型调节系统静态试验 (58)第二节ETS通道试验 (58)第三节汽轮机各保护试验 (59)第四节OPC超速保护试验 (60)第五节电超速及机械超速保护试验 (61)第六节危急保安器充油试验 (63)第七节汽门活动试验 (63)第八节高、低压加热器保护试验 (64)第九节热井水位及凝结水泵联锁保护试验 (66)第十节除氧器联锁保护试验 (67)第十一节四段抽汽联锁保护试验 (69)第十二节辅汽联锁保护试验 (70)第十三节汽机防进水保护联锁试验 (71)第十四节各疏水阀、调节阀联锁试验 (71)第十五节电动给水泵试验 (73)第十六节汽动给水泵试验 (74)第十七节循环水泵联锁试验 (78)第十八节真空系统联锁试验 (78)第十九节收集水箱水位联锁试验 (79)第二十节开式冷却水泵联锁试验 (80)第二十一节主机润滑油系统联锁试验 (80)第二十二节EH油系统联锁试验 (82)第二十三节发电机密封油泵联锁试验 (82)第二十四节发电机定子冷却水系统联锁试验 (83)第七章事故预防及处理 (85)第一节事故处理的原则 (85)第二节紧急停机条件及事故处理 (85)第三节汽轮机水冲击 (87)第四节蒸汽参数异常的处理 (89)第五节凝汽器真空下降 (90)第六节机组甩负荷 (93)第七节油系统工作失常 (95)第八节轴向位移增大 (96)第九节机组异常振动 (97)第十节汽轮发电机轴承温度升高 (98)第十一节机组断叶片 (99)第十二节机组严重超速 (99)第十三节部分厂用电中断 (99)第十四节EH油压低 (100)第十五节发电机励磁机着火及氢气爆炸 (101)第二篇辅机运行及事故处理 (103)第一章辅机设备规范 (103)第一节给水泵组 (103)第二节循环水泵 (106)第三节凝汽器 (106)第二章给水泵的启、停及正常维护 (107)第一节总则 (107)第二节电动给水泵的启动 (108)第三节汽动给水泵的启动 (109)第四节运行中各参数的监视 (110)第五节电动给水泵的停止 (114)第六节汽动给水泵的停止 (114)第三章循环水泵的启、停、正常维护及事故处理 (116)第一节启动前的检查与准备 (116)第二节循环水系统充水 (116)第三节循环水泵的启动 (116)第四节运行中的维护 (116)第五节循环水泵的停止 (117)第六节循环水泵的事故处理 (117)第四章各水泵的启动及停止 (119)第一节开式循环水泵的启动及停止 (119)第二节凝结水系统的启动及停止 (119)第三节真空泵的启动及停止 (120)第五章各系统及设备的投停、检查及维护 (121)第一节高压加热器的运行 (121)第二节低压加热器的运行 (122)第三节运行中单台凝汽器的投入与解列 (123)第四节主机润滑油系统的运行 (124)第五节主机顶轴油泵及盘车装置的运行 (125)第六节EH系统的运行 (126)第七节发电机氢气系统的运行 (126)第八节发电机密封油系统的运行 (128)第九节发电机定子冷却水系统的运行 (129)第十节除氧器的运行 (129)第三篇空调机、柴油机运行规程 (131)第一章中央空调系统的启动 (131)第一节空调机的启动 (131)第二节制冷机的启动 (132)第二章中央空调系统的运行 (134)第一节中央空调系统正常运行中的检查 (134)第二节运行中的注意事项 (134)第三节运行中的常用操作 (135)第三章中央空调机的停运及辅助设备 (138)第一节停机前的准备工作 (138)第二节正常停机 (138)第三节停机后的维护 (138)第四节溴化锂制冷机主要辅助设备 (139)第四章制冷机的事故处理 (141)第五章柴油机的启停及运行 (142)第一节启动前的准备工作 (142)第二节正常启动 (142)第三节柴油机的运行 (143)第四节停机 (143)第五节停机后的保养 (144)第六章PLC控制系统 (146)第一节概述 (146)第二节机组的功能和原理 (146)第三节自动启动和加载 (147)第四节自动保持运行的可靠性 (147)第五节自动停机 (148)第六节手动控制 (148)第七章柴油机的事故处理 (149)第八章空压机运行与维护 (155)第一节系统概述 (155)第二节设备规范及主要参数 (155)第三节机组控制与保护 (156)第四节空压机的正常启停与运行维护 (157)第五节空压机事故处理 (158)附录 (161)第一篇汽轮机的运行第一章汽轮机的主要技术特性及规范第一节汽轮机组的技术规范本汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N300—16.7/538/538型亚临界一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、反动凝汽式汽轮机。

电厂300MW机组启动操作步骤

电厂300MW机组启动操作步骤机组启动操作步骤1.锅炉点火升压后,主汽压力0.5MPa时开启高、低旁,并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度,控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段,控制给水流量700t/h左右,给煤量30~40t/h,控制主汽压力2.5~4MPa,再热汽压力0.5~1.2MPa。

3.按大机启动程控进行检查:1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常;2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常;3)检查主机润滑油系统运行正常,排烟风机、油泵联锁投入正常;4)检查DEH上各阀限均设置正常,调门(105%)、补汽阀(20%);5)检查投入#1、#2主汽门阀门组,#1、#2中主门阀门组,补汽阀ATT模块;4.锅炉点火2小时左右,联系热控将大机启动程控第12步:#1、#2主汽门前温度>360℃条件强制,当大机DEH上Z3(主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差>10℃)、Z4(再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差>10℃)、X2(主汽压力下的饱和温度-高调阀温度,即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热)满足条件后,大机开始进行暖阀。

5.暖阀期间注意监视大机转速,步序第15步时,检查TAB指令升至42.5%,主汽门开启,如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。

6.暖阀期间压力控制3~4MPa,暖阀时间控制:1)主汽压力>2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟;2)主汽压力>3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟;3)主汽压力>4MPa时SGC直接走步不进行暖阀;7.暖阀时间到,步序至第20步,联系热控继续进行暖阀操作,暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后,锅炉继续升压至冲转参数:主汽/再热汽压力:8.5/1.2MPa,主汽/再热汽温度:390/390℃(尽量按DEH热力监控画面上推荐温度)。

300MW汽轮机启动操作票

300MW汽轮机启动操作票#机组态滑参数启动操作票年月日序号操作检查内容操作检查时间操作检查人一启动前准备1系统恢复1.1全面检查所有工作票结束,安全措施拆除。

所有系统各阀门、档板、设备标志正确齐全。

1.2检查仪用压缩空气系统管路阀门连接完好。

通知灰控检查仪用空压机备用良好,投入仪用压缩空气系统,维持仪用空气压力0.65MPa以上。

1.3检查工业水系统管路阀门连接完好。

通知化学开启本机工业水总门,检查主机冷油器处工业水压力不低于0.2MPa。

联系灰控检查Ⅰ、Ⅱ单元空压机工业水压力均正常。

1.4若机组全停,首台机组启动时,通知启动锅炉点火,检查辅汽系统管路、阀连接完好,倒好辅汽供汽方式。

1.5检查循环水系统旁路阀阀连接完好,具备冷水塔进水条件。

通知化学向冷水塔补水至-0.1~-1.0m。

1.6锅炉燃烧室内部检查:脚手架拆除,无工作人员,受热面完整清洁,喷燃器正常无焦,摆角水平。

确认无工作,关闭各人孔门、看火孔。

1.7锅炉燃烧室外部检查:四周照明良好,走道畅通,楼梯栏杆完整,炉墙及各部管道保温完整。

1.8炉本体各管道的支吊架完整、牢固,保温齐全。

1.9各膨胀指示器安装正确牢固,各膨胀件无受阻。

1.10锅炉在冷态下记录各膨胀指示器的初始值。

1.11联系化学化验主机、小机、电泵、EH油系统、磨煤机稀油站油质合格。

1.12风烟系统检查:风烟系统保温完整,试验各风门档板开关灵活,位置指示正确。

使系统处于投运前状态。

1.13炉前油系统检查:炉前油系统管道、阀门及设备连接完好。

油枪进退良好,点火装置完整。

雾化蒸汽系统、蒸汽吹扫系统及燃油伴热系统管路阀门连接完好。

试验来回油跳闸阀、循环阀、油量调节阀及各油枪角阀动作灵活,关闭严密,位置状态指示正确。

各油压表,汽压流量表投入。

使系统处于投运前状态。

1.14汽水系统检查:检查汽水系统管道、阀门齐全,连接完好,阀门开关灵活,门杆无弯曲,卡涩现象,销钉牢固,法兰结合面螺丝拧紧,手轮配套齐全,试验各电动门开关灵活,开度指示及方向正确。

300MW机组启动规程

机组启动前的检查及系统确认1.1.DCS系统检查1.1.1确认各DCS操作站已送电,能正常开机,开机后运行正常。

1.1.2确认各DCS操作站的系统画面均正常,菜单与系统画面、系统画面与系统画面之间能正常切换,系统数据指示正常。

1.1.3确认各DCS操作站系统画面中的各操作端均能正常弹出,操作正常。

1.1.4确认各DCS操作站中的机、炉、电光字牌正常,试验能全部点亮,指示正确。

1.1.5确认各DCS操作站中的机、炉、电事故及报警音响正常,经试验全部正确。

1.2.锅炉系统检查1.2.1进入DCS 的“BMS”画面,确认MFT首出、OFT首出、锅炉吹扫、油泄漏实验、油点火条件、煤点火条件均显示正常;两台探冷风机、密封风机全停,风机连锁在解除位置。

1.2.2进入DCS“锅炉火焰状态”画面,确认锅炉油层、煤层无火焰指示。

1.2.3进入DCS“磨煤机A~F”画面,确认各制粉系统所有转机在停止状态、挡板在关闭状态,系统各参数指示正常。

1.2.4进入DCS“油层OA~OC”画面,确认各油层油角阀在关闭状态,油层无火焰,系统各参数指示正常。

1.2.5进入DCS“锅炉风烟系统”画面,确认所有转机设备在停止状态、挡板在关闭状态,系统各参数指示正常。

1.2.6进入DCS“锅炉风烟挡板”画面,确认所有燃料风、二次风、燃油风挡板在关闭状态,燃烧器在水平位置,系统各参数指示正常。

1.2.7进入DCS“锅炉送风机系统”和“送风机本体及系统”画面,确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态,系统各参数指示正常。

1.2.8进入DCS“锅炉引风机系统”和“引风机本体及系统”画面,确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态,系统各参数指示正常。

1.2.9进入DCS“锅炉一次风机系统”和“一次风机本体及系统”画面,确认所有转机设备在停止状态、挡板及阀门在关闭状态,系统各参数指示正常。

1.2.10进入DCS“锅炉汽水系统”画面,确认所有转机设备在停止状态,所有电动门、手动门、调节门在关闭状态,系统各参数指示正常。

电厂300MW机组启动操作步骤

电厂300MW机组启动操作步骤第一篇:电厂300MW机组启动操作步骤机组启动操作步骤1.锅炉点火升压后,主汽压力0.5MPa时开启高、低旁,并控制高、低旁开度调整主、再热汽压力、温度,控制好主汽门前温度、中主门前温度。

2.锅炉烧参数阶段,控制给水流量700t/h左右,给煤量30~40t/h,控制主汽压力2.5~4MPa,再热汽压力0.5~1.2MPa。

3.按大机启动程控进行检查:1)检查机侧相关疏水门是否全部开启且开到位信号正常;2)检查机侧各抽汽电动门、逆止门均关闭且关到位信号正常;3)检查主机润滑油系统运行正常,排烟风机、油泵联锁投入正常;4)检查DEH上各阀限均设置正常,调门(105%)、补汽阀(20%);5)检查投入#1、#2主汽门阀门组,#1、#2中主门阀门组,补汽阀ATT模块;4.锅炉点火2小时左右,联系热控将大机启动程控第12步:#1、#2主汽门前温度>360℃条件强制,当大机DEH上Z3(主蒸汽过热度—主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差>10℃)、Z4(再热蒸汽过热度—中主汽门前蒸汽温度与对应压力下的饱和温度之差>10℃)、X2(主汽压力下的饱和温度-高调阀温度,即主蒸汽过热度满足条件防止产生凝结换热)满足条件后,大机开始进行暖阀。

5.暖阀期间注意监视大机转速,步序第15步时,检查TAB指令升至42.5%,主汽门开启,如大机转速升高至300rpm时应立即打闸。

6.暖阀期间压力控制3~4MPa,暖阀时间控制:1)主汽压力>2MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀30分钟;2)主汽压力>3MPa且高调门50%处温度小于210℃暖阀15分钟; 3)主汽压力>4MPa时SGC直接走步不进行暖阀;7.暖阀时间到,步序至第20步,联系热控继续进行暖阀操作,暖阀结束条件为高调门50%处温度达到210℃。

8.暖阀结束后,锅炉继续升压至冲转参数:主汽/再热汽压力:8.5/1.2MPa,主汽/再热汽温度:390/390℃(尽量按DEH热力监控画面上推荐温度)。

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300MW 仿真机汽机操作步骤 第一部分:锅炉点火前准备工作 一、汽机辅助系统的就地准备工作: 就地阀门的操作:首先在就地操作站上把系统相应的就地阀门开启,注意熟悉系统,开 启相应的阀门。阀门开启后如下图,其他的阀门在 DCS 上操作。 1、汽机就地主菜单:

2、主、再热蒸汽及旁路系统:注意在汽机冲转启动后把疏水的手动门关闭 1 鼠标点中每个就地阀门都会弹出下图操作窗口,按“打开”开启阀门,阀门颜色全关为 绿色,全开为红色,中间状态为白色。

3、再热蒸气旁路系统 4、抽汽系统

5、给水减温水系统 6、凝结水系统:注意在设备投运后要把开启的启动放水阀关闭。

7、轴封系统 7、本体疏水系统

8、高加疏水及放气系统:注意高加的启动放气阀和放水阀在高加投入后关闭。 5 9、低加疏水及放气系统 10、真空系统 11、循环水系统

12、高低压旁路液压控制系统:本系统的油泵在就地启动,把开关打到投入然后启动即可。 13、给水泵密封水系统:注意在本系统中密封水的调节阀是基地调节,在就地站上操作,弹

出操作面板按 和 来开大和关小阀门。保证给水泵密封水的压力。 15、主机润滑油及机械超速保护系统 14、EH 油系统 16、顶轴油系统

17、A 小机润滑油及调节保安系统 18、发电机密封油系统

19、发电机内冷水系统 20、辅助蒸汽系统

21、冷却水系统:注意本系统的基地调节阀门的调节。 22、润滑油顶轴油盘车就地操作柜:注意在下图中的设备都有就地操作按钮,可以在就地上

合闸,转换开关在弹出面板中由“软操”切换到“就地”就可以合闸了。但启动操作时最好 在 DCS 上开启和停止这些设备,即所有的设备转换开关都达到“软操”位,在 DCS 上控 制设备的启停。 在就地操作站上把就地阀门开启完毕后,开始在 DCS 上操作各系统的电动阀门、调节 阀门和各种水泵、油泵等。所有的设备能在 DCS 上操作的必须在 DCS 上操作。

下图是 DCS 上 CRT 主菜单,操作步骤中调用的图用图号说明。

2101:锅炉主汽水系统 2524:风烟系统 2102:过热蒸汽系统 2103:再热蒸汽系统 2104:锅炉疏水系统 2105:锅炉疏水和排污系统 2106:锅炉燃油系统 2107:磨煤机 A 2108:磨煤机 B 2109:磨煤机 C 2110:磨煤机 D 2111:磨煤机 E 2112:引风机启停系统 2113:一次风机 2114:送风机启停系统 2701:空预器启停系统 2116:汽包金属温度 2523:汽机进水检测保护 2123:抽汽系统 2522:小汽机(汽动给水泵汽机)疏水 2124:小汽机蒸汽系统 2125:辅助蒸汽系统 2126:汽机轴封蒸汽系统 2127:循环水系统 2128:凝汽器集水系统 2129:凝汽器抽真空系统 2130:凝结水和凝补水系统 2131:除氧器 2132:锅炉给水泵系统 2133:高压加热器系统 2134:低压加热器系统 2135:汽机旁路系统 2136:发电机转子氢气冷却系统 2137:发电机定子冷却水系统 2138:汽机轴承温度 2156:凝结水喷水减温和管道疏水 2140:汽机润滑油系统 2141:EH 油系统 2147:空预器疏水 2723:锅炉 5%旁路疏水开关系统 2725:循环水泵系统 2157:辅机油泵(汽水系统的辅机) 2158:辅机油泵(空气和烟气系统的辅机)

2159:引风机冷却风机 2200:发电机密封油系统 2201:送风机 A&B 电机油系统 2202:引风机 A&B 电机油系统 2203:一次风风机 A&B 电机油系统 2700:炉膛和烟气通道 2724:旁路控制系统 2525:锅炉下降管疏水 3600:吹灰通道 1 3601:吹灰通道 2 2161:机组主要参数 2730:机炉电相关参数(锅炉 6KV 电机马达线圈温度) 2731:电泵和汽泵参数 2732:磨煤机参数 2139:机炉电相关参数 1100:汽机 DEH 主菜单 3300:CCS 负荷控制

启动循环水系统: 打开 2127 图,开启凝汽器进出口阀门,注意先开出口阀门再开进口阀门,保证水路畅通。 阀门弹出的操作面板中按 P1 OPEN 开启阀门,全开为红色,开的过程中是红闪,按 P2 CLOSE 关闭阀门,全关为绿色,关闭过程中为绿闪。 然后打开 2725 图,启动循环水泵 注意循环水泵操作面板如下图,其中鼠标点击 和 都会弹出窗口说明启动和停止

的条件,如

红色表示该条件不满足,白色表示条 件满足,方便操作人员查询操作。其中 红色√表示启动条件不满足, 是

灰色,不能启动;而 绿色√表示启动条件满足了, 变色可以启动操作; 同样道理红色 和绿色 表示条件不满足和满足,不能停止和可以停止操作。 注意:DCS 上操作的泵大部分的操作面板都是如此的,以后的不再赘述。 操作人员可以根据提示的操作允许条件来进行泵的启停操作,先开启泵的入口阀门,再启动 泵,出口门会自动联起,三台泵两台运行一台备用,备用就是把 P3:STBY ON 投入即可。 三、启动凝补水和凝结水系统:在 DCS 的 2130 画面中首先把凝结水箱进口补水门开启向水 箱上水,使水箱水位正常;

然后开启凝结水输送泵和凝汽器补水调节门向凝汽器上水,凝汽器水位正常后可以把水位调 节阀投自动“AUTO”; 凝汽器水位正常后,开启凝结水水路,然后开启一台凝结水泵,打开除氧器水位调节阀向除 氧器上水,并把第二台凝结水泵投备用“STBY ON”。

四、用凝结水输送泵向锅炉汽包冷炉上水:注意水路上的阀门(就地和 DCS)要开启,保 证向汽包上水正常。 五、启动润滑油系统:在 DCS 的 2140 画面中开启排烟风机、交流润滑油泵、润滑油密封油 泵和两台顶轴油泵,保证各油压正常,直流油泵投备用”STBY ON”。

六、启动发电机密封油系统:在 DCS 的 2200 画面中启动一台排烟风机、空侧密封油泵、氢 侧密封油泵,保证密封油压正常。 七、发电机冲氢操作:冲氢的操作在就地上操作,在发电机氢气系统中先冲二氧化碳 CO2 把空气置换出来,然后在用氢气 H2 置换出 CO2,置换过程中注意监视 CO2 和 H2 的纯度, 保证 H2 的纯度>96%即氢气置换完毕。

八、启动定子冷却水系统:在 DCS 的 2137 画面中开启一台定子冷却水泵,并把备用泵投备用“STBYON” 九、加热除氧器给水,启动除氧器再循环水泵:在 DCS 的 2125 画面中打开辅助蒸汽联箱向 除氧器加热调节阀,除氧器定压运行保证压力为 0.147MPA 左右,然后在 DCS 的 2131 画面 中开启除氧器再循环水泵。 十、启动真空系统:在 DCS 的 2132 画面中启动两台真空泵,监视凝汽器真空的变化,如果 真空正常可以关闭一台真空泵投备用。

十一、启动给水系统:在 DCS 的 2132 画面中监视除氧器水位正常后开始启动电动给水泵, 可以根据电泵启动条件检查是否满足, 1)润滑油压力>1.5bar:启动电泵辅助油泵;

2)电泵密封水压差>0.015MPA:在就地操作站“给水泵密封水系统“中开启电泵密封水的 给水调节门; 3)工作油冷油器出口温度<75 4)除氧器水位不低 5)电泵再循环阀开启 6)电泵进口阀开启 7)电泵在停止位 8)电泵在远方位 9)电泵无跳闸条件

启动条件满足后启动电泵可以向锅炉汽包上水,开始保持电泵最低转速运行,用出口给水旁 路调节阀调节给水流量,保证汽包水位正常。 随着锅炉压力的上升,当给水旁路调节阀开到 100%后,给水开启主路电动阀,用电泵勺管 调节汽包水位。

十二、大机投盘车:在就地操作站的“润滑油顶轴油盘车就地操作柜“中投入盘车,在 DEH 上监视盘车转速为 3RPM。 十三、启动 EH 油系统:在 DCS 的 2132 画面中启动一台 EH 油泵,保证母管油压正常。

十四、启动辅助蒸汽系统:在 DCS 的 2132 画面中开启辅汽联箱进口阀门,注意联箱压力和 温度的变化,可以向除氧器进汽加热。 第二部分:锅炉点火后工作 一、启动轴封蒸汽系统:在 DCS 的 2126 画面中投入轴封蒸汽,开启轴加风机,注意转子 静止状态严禁轴封送蒸汽。

二、启动旁路系统:根据锅炉升温升压的情况投入高低压旁路,在 DCS 的 2135 或 2724 画 面中都可以操作。 第三部分:汽机冲转,并网带负荷 一、汽机冲转至并网: (一)冲转前的检查: 1. 汽轮机冷态启动的冲转参数: (1) 主蒸汽温度:320℃。 (2) 主蒸汽压力:4.2MPa (3) 再热蒸汽温度:250℃以上。 (4) 真空:-0.075MPa 以上 2. 在 CRT 画面检查主蒸汽、再热蒸汽参数已上述符合冲转要求。 3. 机组在盘车状态,确认机组实际转速为 3rpm。 4. 确认高压缸排汽区、中压缸抽汽区、中压缸抽汽区各上、下缸温差均小于 42℃。 5. 确认汽轮机高、低压门组所有疏水阀开启,后缸喷雾水源正常,凝结水母管压力正常。 6. 检查润滑油系统工作正常,油温 38~49℃,油压 0.096~0.124MPa。 7. 确认 EH 油系统运行正常,油温 38~54℃,油压 12.4~14.48MPa。 8. 确认发电机氢、油、水系统工作正常,机内氢压 0.31MPa ,氢纯度≥96%,机内氢压与 密封油压差 0.084MPa,空氢侧密封油压差<±5cmH2O(±490KPa)。空氢侧密封油温度 27~49℃,发电机定子冷却水压力 0.2~0.25MPa,定子冷却水流量 55t/h。 (二)汽轮机冲转升速 1. 在DEH盘上按下“挂闸”按钮,并保持两秒钟以上,观察“挂闸TURBINE LATCH”灯亮, “单阀SINGLE VALVE”在“IN“、“全自动OPERATOR AUTO”在“IN“位、。中压主汽门 RSV1、RSV2已自动全开。高排逆止门已连锁开启。

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