600MW集控主机规程.docVIP

机组整体启动 启动规定及要求 启动要求 下列操作需要总工程师主持或指定生产部门主任或专工参加进行： 机组大、小修后的启动； 机组超速试验； 机组甩负荷试验或RB试验； 机组动平衡试验； 汽轮机主汽门、调门严密性试验； 锅炉安全门校验，锅炉水压试验； 发电机零起升压试验； 发电机假同期试验； 设备有重大改进后的启动或新技术产品的首次试用。 机组禁止启动条件： 机组任一主保护（包括炉、机、电主保护及其联锁保护）不能正常投入或保护动作值不符合规定； 热控主要仪表：汽轮机转速、轴向位移、汽轮机膨胀、胀差、汽缸温度、主汽温度、主汽压力、再热汽温度、再热汽压力、启动分离器储水罐水位、炉膛压力、给水流量、蒸汽流量、汽机振动、轴承温度等主要仪表不能正常投入； 锅炉一次系统或设备有缺陷，危及安全运行时； 仪用气源不正常； DCS、FECS系统异常，影响机组运行操作和监视； FSSS系统工作不正常； TSI系统不能正常投入； DEH、MEH系统不能正常投入； 汽轮机任一高、中压主汽门，高、中压调门，抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵； 汽轮机转子的双幅偏心值超过0.076mm； 汽轮机高压外缸上下壁温差超过50℃，或高压内缸上下壁温差超过35℃； 交、直流润滑油泵、氢密封油备用泵、抗燃油泵、盘车装置任一故障或备用泵联锁不正常； 润滑油、抗燃油油质不合格，润滑油进、回油温度不正常； 回热系统中，主要调节及控制系统（除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、汽泵或电泵控制系统等）失灵； 汽轮机进水； 机组保温不完善； 调速系统不能维持汽轮机空转，甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下以及其他原因导致的调速系统工作不正常； 高、低压旁路系统控制装置工作不正常，影响机组正常运行或无法满足机组启动及保护要求； 盘车时有清楚的金属磨擦声、其他异音或盘车电流明显增大或大幅摆动； 水、汽品质不符合要求； 燃油进、回油电磁阀动作不正常； 发电机氢气系统气密性试验不合格； 发电机内冷水水质不合格； 发电机或励磁系统一、二次系统有异常； 发电机及其系统包括轴承各部绝缘不合格； 发变组重要表计或参数测点失常或有重要异常报警。 发电机AVR工作不正常； 柴油发电机不能正常备用； 直流、保安、UPS电源工作不正常。 机组启动状态划分 汽机启动状态划分 冷态启动：高压内缸内下壁调节级处金属温度＜204℃； 温态启动：204℃≤高压内缸内下壁调节级处金属温度＜350℃； 热态启动：350℃≤高压内缸内下壁调节级处金属温度＜450℃； 极热态启动：高压内缸内下壁调节级处金属温度≥450℃。 锅炉启动状态划分 冷态启动：停炉时间≥72小时； 温态启动：10小时≤停炉时间＜72小时； 热态启动：1小时≤停炉时间＜10小时； 极热态启动：停炉时间＜1小时。 启动前检查、试验及相关系统的投入 启动前检查 机组安装或检修后，运行人员应了解设备安装、检修、异动情况； 按《600MW机组冷态启动系统检查卡》进行系统检查； 值长接到机组启动命令后，应合理安排各岗位及相关人员做好启动前的准备工作； 检查影响机组启动的所有检修工作结束、工作票已终结、有关安全措施拆除，根据需要及时恢复系统； 具备送电条件的各段厂用电母线恢复供电，恢复机组已具备送电条件的各设备的信号电源、控制电源、动力电源； 发电机本体无异常，各连接、绑扎、垫块紧固无松动，照明良好； 各设备及系统的现场整洁无杂物，道路畅通，照明良好，各平台、扶梯、栏杆、孔盖完整牢固； 备有充足的除盐水，化学加药系统及化验分析系统具备投运条件，开启有关的加药、取样门； 工业水系统、消防水系统已正常投运，消防设施已可靠备用； 输煤系统具备上煤条件，煤仓上煤至正常煤位； 准备好启动用工具、仪表及各种记录表纸； 检查炉本体膨胀指示器齐全完好； 测量各设备电机的绝缘合格，根据需要及时送电恢复； 通知热工专业确认DCS、TSI、FSSS、DEH、MEH、ETS系统正常； 通知继电保护专业确认DCS、FECS系统正常； 投入所有热工监视仪表并确认其完好可用； 通知热控检查热控系统控制电源、信号电源正常，仪控气源正常； 检查各操作员站及值长台工作正常，检查OIS站各设备状态与实际设备状态相符； 电动、气动阀门、开关、刀闸经校验传动正常； 机组大、小修后的各项联锁保护试验合格，试验项目及数据应有书面报告并且符合启动要求； 油罐油位正常，油量充足； 根据要求，投入汽机油净化系统； 电气一、二次系统检查良好，系统范围清洁、无异物，连接部位紧固、无松动现象，绝缘支持紧固、无破损； 保护、自动装置信号、表计指示正确，无报警故障信号，压板按规定投用，电源良好，冷却装置投用正常，所有盘柜、电缆封堵良好； 集流器装置各连接、紧固良好，电刷在刷握内上下滑动无卡涩，刷握