600MW机组冷态启动.doc

600MW机组冷态启动600MW机组冷态启动施 晶一、设备技术规范锅炉本体技术规范1、型 式：具有螺旋水冷壁的，一次中间再热超临界直流锅炉2、制造厂：CESulzer3、通风方式：平衡通风4、燃烧方式：燃烧器分段、四角切向燃烧（偏转二次风） 汽机本体技术规范1、汽轮机型式：超临界压力、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、反动凝汽式。2、高压缸：级数22、首级为冲动调节级、其余为反动级。转子型式为焊接式。汽缸型式为双层单流结构，内缸采用特别半园筒形外加7只热套环紧固。3、中压缸：级数2×17。叶片型式为反动式。转子型式为焊接式。 汽缸型式为铸造式，内、外缸结构。4、低压缸。级数：1号机 2×2×5；2号机 2×2×6。叶片型式为反动式。转子型式为焊接式。末级叶片长度：1号机867mm；2号机 927mm。汽缸型式：外缸为钢板焊接，内缸为钢板组装式，双缸、双流程、四排汽。发电机技术规范 二、机组启动划分分为冷态、温态和热态三种。1、机组经大小修后且汽轮机高压转子探针温度100，即为冷态。2、机组MFT后或机组因故临时停役消缺后重新启动且汽轮机高压转子探针温度350，即为热态。3、若汽轮机高压转子探针温度100，而350，称为温态。机组的启动要求可参照冷态、或热态启动方式进行。 三、机组启动汽水品质要求1、凝结水循环的水质要求凝泵出口铁200g/L，精除盐不投用、走旁路；200g/L时投用精除盐装置。除氧器出口铁200g/L，排放地沟；200g/L后回收凝汽器；200g/L时允许启动给泵。2、给水循环的水质要求汽水分离器进口铁200g/L，排放地沟；汽水分离器进口铁200g/L，回收凝汽器。3、锅炉点火前的给水水质控制标准省煤器进口含铁量50g/LK+H电导率1s/cmSiO2 30g/LPH值 9.29.6溶解氧30g/L4、汽轮机冲转前的蒸汽品质控制标准K+H电导率1s/cmSiO225g/LFe50g/LNa+20g/L 四、机组启动前检查1、所有机组系统检修工作票已终结。2、机组及其辅机设备现场清洁、通道畅通、无杂物，主厂房孔盖、板或防护设备完整，平台、扶梯、栏杆完整牢固。3、机组现场各照明完好。4、机组现场消防系统应投入。机组启动前系统检查1、确认循环水系统已投运。2、确认工业水系统已投运。3、确认闭冷水系统已投运。4、确认仪用气系统已投运（包括干燥器A/B）。5、确认杂用气系统已投运。6、凝水系统按卡检查。7、给水系统按卡检查。8、真空及轴封汽系统按卡检查。9、汽机疏水系统按卡检查。10、加热器系统按卡检查。11、给泵A本体及油系统按卡检查。12、给泵B本体及油系统按卡检查。13、辅助蒸汽系统按卡检查，并已将系统调整到规定运行方式。14、汽水及启动系统按卡检查。15、炉本体及风烟系统按卡检查。16、吹灰系统按卡检查。17、轻、重油系统按卡检查。18、主机润滑油系统按卡检查，联锁校验正常并已正常投运。19、发电机密封油系统按卡检查，联锁校验正常并已正常投运。20、发电机定冷水系统按卡检查，联锁校验正常并可正常投运（定冷水泵暂不投运）。21、发电机氢系统按卡检查，并已充氢至0.370.38MPa，纯度96%（一般在99%以上）。22、锅炉除灰系统已能正常投运。23、确认锅炉干排渣系统已具备启动条件。24、确认厂用电系统已具备启动条件。25、确认脱硫系统已具备启动条件，烟气旁路运行方式。 五、凝水系统进水1、通知化学向凝补水箱进水至正常水位7500mm。2、启动凝补水泵向凝汽器进水，检查声音、振动、油杯油位、轴承温度正常。3、确认凝汽器水位正常，除氧器调位门A/B手动关闭。4、凝水系统空管启动凝泵前，将凝泵出水门先开10%左右闭锁，另一台凝泵闭锁。5、联系化学后启动凝泵，检查转子平稳，启动电流及返回时间、电流不超限，并将凝泵密封水压力调整至0.20.5MPa左右。6、当凝水压力1 MPa左右时，将凝泵出水门解锁开足。当凝水压力1.8MPa后，将备用凝泵解锁并将该泵出水门开启，投备用。7、根据需要向除氧器进水，流量控制在400T/H左右，精除盐走旁路。8、当凝水水质：含铁量200g/L排放；200g/L走循环。9、凝水系统联锁校验正常。 六、锅炉进水1、联系化学做好向锅炉进水准备工作。2、确认包覆闭环形集箱疏水门HAH31，前屏进口联箱空气门A/B HAH59、HAH63，折焰角上联箱空气门HAD53和省煤器空气门HAC26均已开启。3、开启汽水分离器水位控制阀AA、AN隔绝阀。4、锅炉进水前应先进行冲洗，在除氧器出口水质含铁量200g/L时才可以向锅炉进水。5、联系电气提高6KV公用母线电压，通知化学、燃运准备启动电泵。6、将电泵出口门FW002C开15%左右并闭锁，FW004保持5%开度，高压加热器进水三通在正常位置，确认高压旁路BP阀后温度设定在300。功能组启动电泵，检查电泵运行正常，给水母管充满水后将电泵出口门开足。7、保持给水小流量200T/H左右，向锅炉进水。8、锅炉进水时，应尽早投运除氧器加热，尽可能将给水温度控制在100以上。9、待汽水分离器见水后逐渐加大给水流量至645T/H，分离器水位控制投自动。10、关闭省煤器及折焰角空气门HAH26、HAD53。11、汽水分离器出口水质含铁量200g/L时应排放；含铁量200g/L时开启BD004并闭锁，同时解锁炉水回收泵A、B，观察其自启动正常，炉水回收循环。 七、汽机辅助系统的投运1、确认主机润滑油泵已投运正常，液压油系统已投运正常。2、确认汽机盘车投入时间已达到制造厂规定。A. 转子停止4小时以上或轴承有过检修工作，在盘车前必须手动盘转3600，必须手动启动顶轴油泵，确认转子转动正常，否则不允许启动盘车。B. 转子停用时间 必须满足时间1天 2小时17天 6小时730天 12小时30天 24小时若以上盘车时间不能满足，必须在400450r/min范围内暖机20分钟。C. 盘车投入后，应监视就地盘车马达电流表正常（89A），若盘车保护脱扣或电动机过流，应立即停止盘车，查明原因，否则不允许再次启动。D. 盘车启动方式原则上采用功能组自动方式，手动启动盘车后必须确认盘车功能组在“ON”状态。3、确认汽机盘车投入后，投用轴封汽系统。投入轴封汽前后，应检查轴封母管疏水系统正常，以防止汽轮机进冷汽、冷水。A. 有关联锁校验正常。B. 手动开启辅汽轴封汽隔绝门。C. 手动开启轴封母管疏水阀GS005进行充分暖管。必要时可适当开大除氧器辅汽阀ES028A/B，以加速暖管。D. 当辅汽压力、温度分别达到12bar、225时，用功能组启动轴封汽系统。E. 检查轴封汽进汽压力调整门、泄压阀及减温水调整门自动调节正常，参数设定在105108KPa、150。4、启动真空系统A. 用功能组启动真空泵，检查第一台真空泵自启动、启动抽气门DT071自动开启正常，30S后第二台真空泵自启动正常。B. 检查真空泵进口电动阀、电磁阀开足，电流正常，运行平稳。C. 当凝汽背压小于20KPa后，可停用一台真空泵，检查启动抽气门DT071自动关闭。5、当真空70KPa时，汽机低压旁路复置并投自动。复置前应确认：A. 液压油泵已有一台运行，油压4MPa。B. 凝汽器背压70KPa。C. 凝泵运行正常，凝水压力1.6MPa。6、低压旁路复置后应确认CRT和现场两只低旁隔绝阀开启。八、锅炉辅助系统的投运1、通知灰控/脱硫值班员将电气除尘器的振打装置、灰斗电加热器投入；干排渣系统设备置启动准备方式；脱硫烟气旁路运行方式。2、启动空预器A、B正常，事故马达自启动校验正常。3、顺序启动引风机A/B（引风机的启动方式可分为用变频启动和工频启动两种方式）、送风机A/B正常，总风量保持30%、40%。4、检查火检冷却风机A、B送电后自启动正常，送风机启动后可停一台火检冷却风机B（直流）。5、检查泄漏试验条件满足，启动轻、重油泄漏试验，直至泄漏试验成功灯亮。6、检查锅炉吹扫条件满足，按下吹扫“启动”，直至吹扫“完成”灯亮。吹扫（8分钟）完成后，复置MFT。锅炉吹扫条件：A. 所有重油三位阀关。B. 所有轻油三位阀关。C. 轻油快关阀关。D. 轻、重油泄漏试验成功。E. 所有磨煤机停。F. 锅炉无跳闸指令。G. 所有给煤机停。H. 所有火监无火焰。I. 两台一次风机停。J. 所有辅助风档板在调节位置。K. 锅炉风量35%、40%，燃烧器摆角在水平位置。L. 磨煤机所有热风挡板关。M. 电除尘在跳闸位置。N. 锅炉吹扫时的给水流量无要求。但锅炉点火时，给水流量必须大于最低流量，否则轻油枪点火条件不满足。7、检查高压旁路应在“启动方式”，最小阀位设置20%，最大开度设定60%，确认高压旁路阀BP阀后温度设定在300，将高压旁路阀BP14和高旁减温水控制阀BPE14投自动。8、调整轻油雾化空气、重油雾化蒸汽压力符合要求，通知油泵房将重油加热器投入，重油温度140。 八、锅炉点火1、由值长发令，锅炉点火。确认锅炉启动给水流量至645T/H，启动AB层轻油枪正常。2、五分钟后启动CD层轻油枪正常。就地检查油枪燃烧良好。3、 确认AB、CD层轻油枪燃烧正常，10分钟后投入AB层重油枪正常，重油压力控制在0.8MPa，注意雾化汽压力正常。重油雾化蒸汽压力与重油压力P0.2MPa。4、当汽水分离器压力、温度大于除氧器压力、温度后，开启ANB阀隔绝阀，并将分离器水位5 8LO、4HO持续25分钟后，适当提高重油压力至0.9MPa，再继续运行25分钟，然后启动CD层重油枪正常、保持0.8MPa压力。5、 当汽水分离器达到0.5MPa时关闭包复环形集箱疏水HAH31和前屏进口联箱空气门HAH59/HAH63。6、功能组启动一次风机A、B，检查一次风机运行正常，空预器进、出口挡板自动开启，密封风机A联动正常，一次风机导叶投自动。7、8LO、8HO运行15分钟后，启动第一台磨煤机B正常，暖磨15分钟后启动给煤机B正常，维持14T/H运行，然后以1T/MIN率将给煤量增加至30T/H。检查高旁调节压力动作正常。根据汽温投用过热器一、二级减温水及再热器减温水。由于锅炉过热器和再热器系统的氧化皮较多，为了防止启动时发生氧化皮的剥落，启动时应控制锅炉的升温速率，尤其是启动第一台磨煤机后，控制再热蒸汽温度在200到400的范围时的升温速度，以尽量减少氧化皮的剥落。当锅炉水温达260290时，汽水分离器疏水已回收，这时应注意分离器疏水的含铁量，如果升至很高时，应将其疏水重新排放至地沟。8、升温升压过程中应严密监视汽水分离器和对流过热器出口联箱的内外壁温差在允许范围内，如发现该两处的内外壁温差超过允许范围时应减缓升温速度。根据锅炉热应力余度，启动第二台磨煤机A正常，暖磨15分钟后启动给煤机A正常，维持14T/H运行，并将给煤机B减少至20T/H左右，然后以1T/MIN速度增加煤量。9、控制过热蒸汽温度400，再热汽温420。10、当AN、AA调门关闭后，或分离器水位接近于零时，将BD004阀关闭。11、除氧器压力、温度达到饱和状态时，注意除氧器水位。12、增加磨A、磨B燃料量，使主汽压力达0.8MPa，主汽温度400，高压旁路开度60%左右，再热蒸汽达1.8MPa、420，并保持给水流量640t/h左右。13、为了减少氧化皮对汽机的影响，将汽机冲转前系统中可能剥落的氧化皮通过旁路系统进入凝汽器，等大量氧化皮通过旁路系统冲干净后再进行冲转，为此汽机冲转前化学专业每10分钟取样分析凝结水的含铁量记录铁浓度的变化趋势，控制凝结水水质铁浓度20001000ug/L范围并且主蒸汽品质合格才能冲转。根据以往经验，达到冲转参数后还需走大旁路冲洗约1小时左右才能合格。 九、汽机冲转前准备工作1、再热汽压力达1.8MPa时，确认蒸汽参数品质符合冲转要求，将轴封汽源切至冷再汽，注意轴封汽压力、温度变化，使其保持105108KPa、150。2、确认汽机、发电机各辅助系统运行良好。3、汽机启动前，下列任一情况发生则禁止启动：A. SYMPHONY计算机死循环、DEH、MCS操作失灵或DAS（数据采集系统）故障。B. 汽机自动脱扣的保护装置任一失灵。C. 汽机重要调节、保护装置任一失灵。D. 汽机重要监示仪表任一失灵。E. 汽机所有转速表失灵。F. 汽机高、中压主汽门，高、中压调门，各抽汽逆止门，高排逆止门，低旁主汽门、调门任一卡涩或动作不灵活。G. 汽机设备和系统严重漏水、漏油、漏汽。H. 汽机盘车盘不动，盘车马达电流超限（12A）或COS保护动作。 I. 主要保护、控制参数超限或有超限的趋势。J. 汽机不能维持空转或甩负荷后危急保安器动作。K. 发现其他威胁安全严重设备缺陷。4、汽机有关保护、试验校验正常。A. 锅炉升温升压到一定阶段，汽机应进行复置，对主蒸汽管道和高、中压阀室进行加热。汽机复置前必须满足下列条件：确认锅炉出口蒸汽蒸汽温度汽机进口主蒸汽管道金属温度至少20。B. 确认汽机抽汽管道所有低点疏水调门及高、中压缸阀室疏水调门正常打开。C. 确认低旁处于自动控制方式。D. 确认DEH CONTROL、DEH（A）、DEH（D）、ETS、ETS（D）、TS画面上参数正常。E. 确认汽机在脱扣状态，各主汽门、调门均在关闭位置。 F. 确认盘车转速10r/min，运行正常。G. 确认凝汽器真空正常，背压10KPa。H. 确认汽机各辅助系统运行正常。5、在DEH CONTROL画面上复置汽机。复置后，确认以下项目：A. 在CRT上及现场确认高、中压主汽门全开，BTG盘报警窗“高、中压主汽门关闭”和“汽机脱扣”光字牌灯灭。B. 确认汽机转速保持10r/min。若转速急剧上升，盘车脱开，必须立即手动脱扣汽机，查出原因并消除，否则不允许再次复置。汽机复置后，若发现汽机转速缓慢上升，维持在20r/min以下，盘车脱开，可以手动脱扣一次，重新投入盘车后，再次复置。C. 确认液压油压力正常。D. 确认汽机转速设定自动上升到3000r/min。 。E. 确认主汽管疏水隔绝门MS002开足，确认主汽管温度控制阀MS001在自动方式且开启并开度的20%。F. 在CRT和记录表上确认汽机左/右侧高压主汽门和中压主汽门的阀室温度缓慢上升。若发现高、中压主汽门阀室温度不上升或上升过于缓慢，应立即到现场确认高、中压主汽门阀室疏水门和疏水管是否真正工作，若发现管子是冷的，应立即脱扣汽机，进行处理。主汽轮机低点疏水门不能正常开启，汽机不允许启动。6、汽机冲转前蒸汽品质控制标准K+H电导率1.0s/cm、SiO225g/L、Fe50g/L、Na+20g/L。7、确认发电机氢气纯度99%，氢压在0.370.38MPa。氢温控制投自动，温度设定45。发电机充氢结束，应按操作卡投入氢气干燥系统，并经常检查干燥器内的干燥剂颜色为蓝色，氢气露点温度的控制范围为-250。每月至少一次或当发电机内H2露点温度0，应进行干燥剂再生，再生操作应按再生操作卡进行，要求每次再生还原操作前后必须用CO2进行置换。8、确认汽机润滑油供油温度调节稳定在4045、轴向位移±0.4mm。9、确认凝汽器压力10KPa。 十、汽轮机冲转1、汽机启动、冲转，由值长发令。2、汽机启动、冲转，现场必须有专人进行检查。3、汽机冲转前，应确认DEH CONTROL、DEH（A）、DEH（D）、ETS、ETS（D）、TS画面上参数正常。4、汽机冲转操作（DEH CONTROL画面）（1） 确认汽机复置条件已满足，在1B窗口复置汽机；确认高、中压主汽门开启；高、中压调门关闭；汽机保持盘车转速10r/min。（2） 汽机复置后，在1A窗口将汽机主控器投入自动。（3） 确认2A窗口目标转速自动设定3000r/min，在3D窗口上方确认升速率（自动设置）。（4） 确认汽机冲转条件已满足，在1C窗口选择GO进行冲转，汽机将按3D窗口下方有效升速率进行升速。（5） 汽机转速到3000r/min稳定后，用自动准同期并网。注：汽机控制在手动时也可冲转，除升速率不受汽机热应力限制外，其它同自动冲转相同。5、汽机冲转后，现场人员确认盘车脱开，盘车功能组在“ON”，转速20r/min，确认盘车电动机自动停，否则，应手动停。6、汽机冲转后，现场运行人员仔细倾听检查各轴承和各轴封处的转动声音是否存在磨擦。检查高、中压调门动作正常。7、整个升速过程中，必须严密监视汽机重要参数变化，如各轴承金属温度、各轴振动、高排温度、低压缸排汽温度、高/中压转子温度探针温度、高/中压转子差胀、轴向位移等。8、汽机冲转后，应严密监视高、中压转子的热应力。热应力增加，要根据引起热应力的转子温差情况决定是继续升速还是稳定转速。原则上，出现转子正温差应升速慢一些，出现负温差应升速快一些。9、升速过程中，遇特殊情况需要停止升速，在1C窗口投入HOLD方式。10、临界转速范围内，转速不允许停留， HOLD方式无效。临界转速范围：550850 r/min，11002500 r/min。11、临界转速范围内，严密监视转子振动，当轴振迅速增加到0.2mm应立即手动脱扣停机，分析原因，经主管生产厂长同意后，才允许再次启动。12、汽机冲转升速率由DEH CONTROL内部设定：（1）冷态：高压转子探针温度200，汽机转速150r/min，升速率1%，即30r/min。高压转子探针温度200，汽机转速150r/min，升速率3%，即90r/min。（2）温态：高压转子探针温度在200300，升速率5%，即150r/min。（3）过临界转速时，冷态、温态时升速率5%，即150r/min。（4）做超速试验时，升速率7%，即210r/min。（5）当转速2940r/min时，升速率自动降为1%，即30r/min。（6）升速率也可人为设定，最大10%（300r/ min），但实际值受上述情况限制。13、冷态启动时，当汽机转速升至150r/min，确认自动控制暖机15分钟，可人为终止；转速升至400r/min，若需要可手动控制暖机时间（约20分钟）；转速升至1000r/min，根据高压转子探针温度，从100到200，自动控制暖机200分钟，可人为终止。14、若需手动暖机和检查，规定可在汽机转速400（±50）或1000（±20）r/min 时（临界转速范围不能停留），进行3060分钟左右的手动暖机。15、当高排温度400，汽机控制系统 “高排温度限制器”动作，开大高压调门、关小中压调门，若高排温度仍上升，应适当降低主汽温。这时若需升速或加负荷时，高排冷却限制器会限制高排温度降低的速度，高排温度360，允许冷却变化率为1.3/min；高排温度360时，允许冷却变化率为5/min。16、转速升到1500r/min时，确认低压缸喷水调整门自动开启。17、转速升到2700r/min时，确认辅助油泵和顶轴油泵A、B、C、D自动停止，盘车功能组保持“ON”，润滑油压正常。18、升速过程中，应严格监视汽机各重要参数，如：（1）轴向位移±0.4mm。（2）高、中、低压差胀报警值。15高压差胀85%15中压差胀85%15低压差胀85%15低压差胀85%（3）凝汽器压力10KPa。（4）各轴承金属温度运行温度10。（5）各轴振0.2mm。19、升速过程中发现参数变化异常，应检查、分析、判断原因，并加以消除。若原因不明，到达报警值且接近脱扣值，应手动脱扣。注意：当正差胀接近高限，不能立即脱扣，应加强暖机，一旦脱扣，由于转子（特别是低压转子）的泊叠效应，有产生动、静摩擦的危险。20、汽机转速3000r/min不能稳定或继续上升，则应立即脱扣停机，查原因。21、转速3000r/min稳定后，应全面检查机组运行情况和各工况参数，正常后，准备发电机并网带负荷。 十一、发电机并网1、 发电机并网前，值长必须先与总调、市调联系，得到许可后方可并网。2、 并网前，值班员必须确认锅炉、汽轮机、发电机及各辅助系统运行参数正常。注意将主汽压力调整到8MPa（约8.8MPa），并网带负荷正常后，再恢复至8MPa。3、 网控值班员必须确认500KV系统已调整为机组并网前所需方式，发-变组已在热备用状态。确认发电机定子/转子绝缘正常，启动发电机定冷水泵一台并检查发电机定冷水系统运行正常。4、 并网操作必须严格按照电气操作卡执行。由网控值班员操作，值长（或副值长）监护。5、发电机并列必须满足下列条件：1)、待并发电机的电压与系统电压近似或相等。2)、待并发电机的周率与系统周率相等。3)、待并发电机的相位与系统相位相同。4)、发电机大修或同期回路变动过后，必须经核对相序正确，方许可并列操作。6、发电机并网操作卡（以1号机为例）：1)、 查 500KV系统已调整为1号机并列前所需方式2)、 查 1号机转速已达额定3000转/分，转速稳定3)、 选择 1号机AVR通道（ ）工作4)、 按下 1号机励磁开关“ON”按钮升压5)、 查 1号机定子电流表指示为06)、 查 1号机负序电流I2指示接近为07)、 查 1号机定子电压已达额定值（24000V）8)、 切换 1号机三相静子电压平衡9)、 核对 1号机转子空载电压、电流值正常（156V/1786A）10)、将 1号主变5021开关的同期开关投“MAN”位置11)、观察 1号机同步表指针在6点位置时差压指示灯最亮，在12点位置时差压指示灯最暗12)、联系 1号机组值班员调节发电机转速，使同步表旋转满足“顺时针2圈/分”的条件13)、调节 1号机励磁电流使主变侧电压略高于系统运行电压14)、在 1号机同步表指针接近同步位置时（12点）合上1号主变5021开关15)、确认 1号主变5021开关已经同期鉴定合上16)、将 1号主变5021开关的同期开关切OFF位置17)、通知 机组值班员将TT52投“MW”方式（即功率方式）18)、通知 机组值班员确认升负荷方式“GO”指示灯亮19)、通知 机组值班员确认机组初负荷（MW）和升负荷速率（MW/min）已设定正常20)、查 发电机无功功率显示正常21)、将 500KV控制盘上的1号主变5021开关合闸复归22)、同期 合上500KV控制盘上1号主变/石行线5022开关23)、将 BTG盘上1号主变/石行线5022开关合闸复归 十二、机组升负荷1、发电机并网后，机组值班员应操作和确认以下项目（DEH CONTROL画面）：（1）并网后，若汽机控制方式原在手动，会自动切至自动，汽机将自动带上2%的初负荷。确认负荷变化率已按机组状态设定。（2）在2B窗口增加负荷设定值，设定60MW。（3）在1D窗口投入“功率控制”方式（发电机并网后延时10秒，也会自动将汽机投入“功率控制”方式）。（4）在1C窗口投入GO，机组按一定负荷变化速度升至目标负荷；当设定值已等于目标值时（两值相差很小），会自动从GO状态切换至HOLD。（5）确认机组负荷缓慢上升。2、负荷达到60MW时，确认低压缸喷水调整门自动关闭。3、负荷增加到100MW时，确认除7、8号高加抽汽以外的所有抽汽管道逆止门前、后低点疏水门，高、中压进汽室疏水门等自动关闭。4、在加负荷过程中应注意A. 检修后的机组第一次启动，应对每一个负荷稳定工况点进行全面检查。B. 升负荷过程中，应严密监视转子热应力变化。5、原则上应尽早启动二台给泵汽轮机，只要汽泵A/B进汽管蒸汽温度加热到相应压力下的饱和温度加20过热度，并确认冲转蒸汽品质合格（同主机）、温度大于给泵汽轮机汽缸金属温度20即可复置、冲转小汽机。6、当机组负荷达35%MCR，即210MW左右时，可将第一台汽泵并列运行，同时应逐只投入7、8号高加；进行厂用电切换；当汽水分离器AA、AN阀调门关闭后，确认关闭BD004阀并闭锁，防止凝汽器跌真空。注意及时启动磨煤机C、D，以满足机组加负荷需要。7、随着负荷的上升，高压旁路阀将逐步关闭。机组负荷35%左右时，高压旁路阀全关后，机组控制会自动投入“初压控制”方式，在BM画面上设定主蒸汽压力控制汽机调门开度，也可以在UC1画面5C窗口投入滑压控制方式。8、负荷达40%MCR左右，锅炉汽水分离器由湿态转入干态运行。即锅炉转入直流运行，此时应及时检查ANB阀关闭。确认磨A、B、C、D均正常运行后，逐渐退出所有油枪。9、负荷达到50%MCR时，并列第二台汽动给水泵，停电泵，同时关闭ANB阀隔绝阀并闭锁、拉电。将主蒸汽管疏水隔绝门MS002阀关闭。通知化学：将炉内水处理AVT方式切换至CWT方式。10、检查机组所有功能组设置在正确位置。机组协调控制投入后，可在3G窗口将汽机一次调频投入，使“FREQUENCY CONTROL”显示为ON。11、锅炉排烟温度达110，确认所有重油枪已停用，通知灰控将电除尘投入运行。12、按规定的增负荷速率逐渐增加锅炉燃料量直到机组正常带满负荷。13、加负荷过程中， 250300MW范围，负荷变化率设定2MW/min；300350MW范围，负荷变化率设定5MW/min。以避免热应力过大。14、加负荷过程中，在250350MW范围，主蒸汽温度升温率应控制在12/min，2/min；其余负荷范围，主蒸汽温度升温率控制在35/min，5/min。避免主蒸汽温度变化过快或周期波动，造成高压内缸交变应力。15、全面检查机组运行情况正常。机组运行正常稳定后（负荷300MW），执行“运行中不参与控制调节的电动隔绝门规定”；调整公用系统运行方式（辅汽、仪用气、杂用气、循环水）。16、通知并确认检修装复锅炉给水调整门（FW004）的10%机械限位。十三、机组正常运行方式机跟踪方式（即汽机的“初压控制”方式）1、在该方式下，运行人员通过手动调整锅炉主控（BM）的输出指令控制机组出力。汽机仅控制机组汽压，有滑压方式和定压方式，在“UC1”画面上通过5C键来选择。在滑压方式时，汽压设定值自动设定，机组稳定时能使汽机高压调门开度保持在90%左右。在定压方式时，运行人员在锅炉主控（BM）上手动设定汽压设定值，要求经常改变主汽压力设定值，使汽机高压调门开度保持在90%左右。2、投用条件汽机控制在自动方式，ABB汽机跟踪条件成立。3、投入方法方法一、在“UC1”画面上通过1K键来投入汽机跟踪方式。方法二、当锅炉主控在“手动”方式时，在“DEH CONTROL”画面上按1E键投入“初压控制”。方法三、当机组在协调控制方式时，将锅炉主控（BM）切换至手动方式，机组将自动切换至汽机跟踪方式。4、运行中注意事项当因煤质的问题，锅炉主控输出达到100%时机组负荷若仍不能满足要求，可通过减少BTU输出值增加煤量主控的输出。锅炉跟踪方式1、锅炉跟踪由锅炉主控（BM）控制汽机压力，由汽机投功率控制方式调节负荷。该运行方式的特点是负荷响应快，但极易造成压力波动大。投用时，在“DEH CONTROL”画面上投功率控制方式，并设定负荷和负荷变化率，在“BM”画面上设定压力。 2、投用条件锅炉主控必须没有强制手动，它包括：1)、 煤量主控手动。2)、 水量控制手动。3)、 二个节流压力变送器偏差。4)、 二个第一级压力变送偏差。5)、 高旁开。6)、 Run Back动作。7)、 ABB功率指令异常。8)、 初压控制方式投入且协调条件不能满足。3、投用在锅炉主控没有强制手动的条件下，有二种投用方式。1)、在“UC1”画面上选择1L键直接投“锅炉跟踪方式”ON。2)、在既没有协调方式，也没有初压方式时，将锅炉主控投自动。3)、在投“锅炉跟踪方式”后，还要在“DEH CONTROL”画面上投功率控制方式，并设定负荷和负荷变化率。4、退出在有汽机跟踪方式请求，或有协调方式请求，或锅炉主控手动时，锅炉跟踪方式退出。5、注意事项至目前为止，我厂二台机组从未投用该运行方式，无任何运行经验可供参考。因此，没有策划部生技专业的技术命令严禁任何人投用锅炉跟踪方式。机组协调控制方式1、协调控制投入条件1)、在“BM”画面上，锅炉主控投自动控制的允许条件具备。A. ABB功率要求完好。B. 协调方式许可。C. 不在初压方式。D. 给水控制不在手动。E. Run Back没发生。F. 二只主蒸汽压力变送器正常。G. 二只第一级压力变送器正常。H. 高旁关闭。2)、汽机控制在自动方式。3)、汽机高压调门开度稳定在90%左右。4)、机组负荷240MW600MW之间。2、协调控制投入前必须确认以下事项1)、负荷变化率：通过“UC1”上的4B键“LOAD RAMP RATE”设定。2)、滑压比：通过“UC1”上的1C键“THOTTLE PRESSURE SLOPE”设定（设定值1号机组为1.12，2号机组为1.16）。3)、最大负荷：通过“UC1”上的2B键“MAX LOAD LIMIT”设定，设定值为620MW。4)、最小负荷：通过“UC1”上的3B键“MIN LOAD LIMIT”设定，设定值为300MW。根据需要，也可设定为240MW。5)、 最大压力：通过“UC1”上的2C键“MAX PRESSURE LIMIT”设定，设定值为24.2MPa。6)、 最小压力：通过“UC1”上的3C键“MIN PRESSURE LIMIT”设定，设定值为8.0MPa。3、 协调控制投入步骤1)、在“UC1”画面上，通过1J键来投入协调方式；或者当机组控制在“汽机跟踪方式” 时，在“BM”画面上，通过1A键投自动方式投入协调控制；或当锅炉主控（BM）在自动，在“DEH CONTROL”画面上，通过1E键投入“初压控制”投入协调控制。2)、在“UC1”画面上，通过5C键来选择滑压方式或定压方式。若选择定压方式，则需要在锅炉主控（BM）上手动设定汽压设定值。3)、在“UC1”画面上，通过5B键来选择变负荷方式或保持负荷方式。4、协调控制的退出步骤1)、在“BM”画面上，把锅炉主控投手动，将自动切换至“汽机跟踪方式”。2)、另一种退出协调的方式，是在“UC1”画面上选择“1K”键，切至“汽机跟踪方式”。5、协调运行注意事项1)、 在投入锅炉主控自动时，必须保持汽机调门开度在90%左右，以防调门突关小，压力突升，造成高旁开启。2)、 在330MW或590MW时，负荷变化速率会自动改为5MW/min以防过调。3)、 由于煤质的问题，当锅炉主控输出值为最大，而实际负荷不能达到时，可通过减少BTU输出值增加煤量主控的输出，但注意磨煤机的各运行参数稳定且不超限。4)、 当锅炉或汽机热应力裕度不够时，当一级或二级减温水A、B都强制手动时，当发生Run Dowm/Run Up时，出现机组负荷强制保持。5)、 汽机并网后有四种运行方式，既“功率方式”、“初压方式” 、“协调方式”和“流量方式”，原则上不允许汽机“流量方式”运行。 AGC运行方式1、AGC运行方式的许可条件1)、机组负荷在300MW600MW之间（其中480MW为断点，正常运行时投、停第五台磨煤机），并且运行工况稳定；2)、机组控制在协调方式。2、AGC运行方式的操作及注意事项1)、用上×号机组AGC（由市调当班调度员发令）。机组值班员接值长令后应将UC1画面上的机组最高负荷限制设定在600MW，机组最低负荷限制设定在300MW，负荷变化率设定在11MW/MIN，经确认无误后方可选择1A操作窗按“ON”键投入AGC，则该机组出力控制即由电厂就地控制改为市调远方控制。此时，机组值班员必须加强对机组负荷变化情况的监察，适时调整无功功率和机组其他运行参数在正常范围。2)、停用×号AGC（由市调当班调度员发令）。机组值班员接值长令后可选择UC1画面上的1A操作窗按“OFF”键退出AGC，则该机组出力控制即由市调远方控制改为电厂就地控制。之后，由值长按市调当班调度员命令执行机组的负荷加减（协调方式）。3)、在我厂机组的AGC作用范围内（300MW600MW），正常运行时必须投用AGC方式（UC1画面上的ADS操作窗1A投“ON”），同时负荷上限（MAX LOAD LIMIT）和 负荷下限（MIN LOAD LIMIT）设定值均按机组AGC作用范围的规定不得改动。若遇异常情况AGC需切除或改变负荷限值，值长应向市调报告，说明原因，并及时汇报上级主管领导，将切除或改变的时间和原因详细记录、交班。4)、AGC方式的负荷变化率（LOAD RAMP RATE）应设定在11MW/MIN。若遇异常情况（过调、超温严重等），机组值班员需改变此速率，必须经值长同意，同时值长应向市调报告，说明原因，并将调整的时间、速率、原因等详细记录和交班。5)、在机组AGC 运行方式下UC1画面上必须选择负荷变化（RAMP LOAD）和滑压（SLIDING PRESS）项，不得选择负荷保持（HOLD LOAD）或定压（FIXED PRESS）。6)、UC1画面上汽机滑压比（THROTTLE PRESSURE SLOPE）、最大压力定值（MAX PRESSURE LIMIT）和最小压力定值（MIN PRESSURE LIMIT）未经运行热机专工允许，运行值班人员不得更改。7)、我厂机组的一次调频投用范围为300MW600MW，正常情况下在这一范围内必须投入一次调频。若遇异常情况需切除一次调频，必须经值长同意，由值长汇报市调当班调度员和上级主管领导，并详细记录交班，处理正常应及时恢复投入一次调频。8)、一次调频投切方法及注意事项A. 一次调频投入后，一次调频转速死区为±2r/min，汽机转速3002r/min或2998r/min，将自动增/减