《燃机启动步骤》word版

1、.目 录1、循环水及开式水系统2、闭冷水系统3、凝结水系统4、余热锅炉上水5、汽机润滑油及盘车系统6、汽机液压油系统7、燃机润滑油及盘车系统8、真空及轴封系统9、燃机启动前检查10、燃机启动11、燃机并网12、余热锅炉启动及旁路投运13、汽机冲转14、汽机并网15、厂用电切换16、投低压补汽17、投CCS至满负荷循环水及开式水系统一、投入循环水及开式水系统1、在就地画面循环水泵中,开启中水来补水门进行补水,前池液位补至-0.36m后关闭。2、在DCS画面循环水系统中,开启#1机组冷却塔进口蝶阀。3、在DCS画面循环水系统中,开启循泵入口门,关闭出口门。4、在就地画面循环水泵画面中,开启泵体排气

2、门及出口门前排气门,启循泵前关闭。5、在DCS画面汽机循环水系统中，开启凝汽器循环水进出口电动门。6、在就地画面开式循环水系统中,开启至润滑油冷却器手动门。7、在DCS画面开式循环水系统中，开启两台润滑油冷却器出口电动门、闭式水冷却器入口总门和一组闭式水冷却器电动门。8、在就地画面6KV一段和6KV二段中，将#1机三台循泵电机开关转为热备用。9、#1循泵选择高速，启动高速循泵，检查出口液控蝶阀正常开启。检查出口压力、电流、轴承温度正常。10、将备用泵投入联锁，分闸#1高速循泵，检查#1高速循泵停运，出口门自动关闭；#2循泵联锁启动，出口门自动开启。检查出口压力、电流、轴承温度正常。11、#1循

3、泵选择低速，将备用泵投入联锁，分闸#2循泵，检查#2循泵停运，出口门自动关闭；#1低速循泵联锁启动，手动快速开启出口门。检查出口压力、电流、轴承温度正常。12、联锁试验结束，保留已运行循泵，将备用泵投入联锁，启动#1机#1、#3冷却塔风机，将#2、#4冷却塔风机投入备用。二、注意事项：1、凝结器水侧通水后检查水侧人孔门等处不应有漏水点，汽侧水质不应有变化。2、凝结器半面清扫或检修时，凝结器热负荷应减至小于额定负荷的75%。3、逐台启动本组机力塔风机进行试验，启动后检查风机电流、声音、电机振动等正常后停止做备用。4、机组在运行中应根据大气环境、循环水供回水温度、凝结器循环水温差、凝结器真空及其它

4、设备用水情况，在确保安全、经济的前题下，合理启停循环水泵及机力塔风机。5、 合理利用两组循环泵出口联络门，尽量使用两组循环水系统并联方式运行。6、 循环水泵正常运行中不得用出口门截流。7、 循环水系统在运行中应合理进行补、排水控制。正常运行期间，尽量避免在短时间内用大量排水、补水的方式进行调整降低水质标浓度。三、循环水泵备用条件：1、 循环水泵、出口门送电。2、 出口门控制开关在“远控”位置。3、 出口门液压油箱油位不低于1/2。4、 循环水泵自密封水门开启。5、 保护开关投入。四、循环水泵控制逻辑：1、 启动允许条件：(逻辑“与”)a、 循环水泵MCC 可用。b、 循环水泵远方控制位。c、

5、循环水泵进口电动蝶阀已开。d、 前池水位高于0.5m。e、 循环水泵出口液控蝶阀无故障信号。f、 机组通风塔上水门至少开2 个（4 取2）。g、 凝汽器循环水甲、乙 侧至少投运一路。2、 停止允许条件：(逻辑“或”)a、 燃机跳闸，延时1 小时b、 另一台循环水泵运行3、 联锁启动条件: 联锁投入且运行循环水泵跳闸4、 联锁停止条件：(逻辑“或”)a、 循环水泵启动，且出口液控蝶阀处于关位，延时10 秒。b、 出口液控蝶阀开度小于15°信号已返回，延时10 秒。c、 任一轴承金属温度大于95，延时3 秒。d、 循环水泵电机绕组温度高于140（共6 个温度测点,先二取一，再三取二），延

6、时3 秒。闭冷水系统一、投入闭冷水系统1、在就地画面闭式冷却水系统中，关闭膨胀水箱放水门，打开闭冷水补水前后手动门和补水旁路手动门。2、在就地画面闭式冷却水系统中，打开膨胀水箱出口门，打开闭冷水泵入口门，打开闭冷水系统放空气门（4个）。3、在DCS画面闭式循环冷却水中，全开膨胀水箱补水电动调节门，向膨胀水箱上水，4、在就地画面闭式冷却水系统中，打开闭冷水用户相关手动门：化学加药、至化学取样、凝结水泵轴承冷却水、汽轮发电机空气冷却器、真空泵冷却器供水和回水、至热水炉供回水电动阀后手动阀。5、在就地画面开式冷却水系统中，打开真空泵冷却器入口总门和进出口手动门。6、在DCS画面闭式循环冷却水中，打开

7、和开式水对应的一路闭冷水热交换器进出口电动门，打开至热水炉供水和回水电动门。7、当膨胀水箱水位升至2/3以上（1000mm）时，补水电动调节门投入自动，设定值不低于1000mm。在就地画面闭式冷却水系统中，关闭闭冷水系统放空气门。8、在就地画面6KV一段和6KV二段中，将两台闭冷水泵电机开关转为热备用。9、启动一台闭冷水泵，检查出口电动门自动开启，检查电流、出口压力、轴承温度正常。10、将另一台闭冷水泵投入备用，检查备用泵出口电动门自动开启。执行闭冷泵跳闸联锁试验：停止运行泵，检查出口门自动关闭，同时备用泵联启。检查电流、出口压力、轴承温度正常。11、保留一台闭冷水泵运行，并投入备用联锁，检查

8、备用泵出口电动门自动开启。二、闭冷水泵逻辑控制：1、 启动允许条件：(逻辑“与”)a、 闭式水膨胀水箱水位大于1000mmb、 闭式水换热器至少投运一台c、 且满足下列条件之一： i.闭冷水泵出口门已关 ii.闭冷水泵出口门已开，另一台闭冷水泵运行2、 联锁启动条件：(逻辑“或”)a. 联锁投入且闭式水泵出口母管压力低b. 联锁投入且运行闭式水泵跳闸c. 停止允许条件：(逻辑“或”)d. 机组跳闸，延时10 秒e. 另一台闭式水泵运行3、 联锁停止条件：(逻辑“或”)a. 闭式水泵已运行且闭式水泵出口门未开,延时5 秒b. 闭式水泵轴承温度高于95（共2 个温度测点,二取二），或电机绕组温度高

9、于130（共6 个温度测点,先二取一，再三取二）三、闭冷水泵正常运行中控制数据：1、 电流小于33.6A2、 轴承振动不超过 60m3、 轴承温升不大于 804、 电机温度不大于 120 （130发报警信号，140跳泵）。5、 闭冷水冷却器出口水温不大于 38，闭冷水冷却器入口水温不大于 50。6、 闭冷水膨胀水箱水位不低于 1000mm凝结水系统一、投入凝结水系统1、在就地画面凝汽器系统中，开启凝汽器补水调门前后手动隔离门。2、在DCS画面凝结水及真空系统中，开启凝汽器补水电动门和调门，补水至500mm左右后，将补水调门投自动，设定值为500mm。3、在DCS画面凝结水及真空系统中，打开凝泵

10、入口电动门，打开凝泵出口集箱电动门。4、在就地画面凝结水系统中，开启凝泵自密封手动门，开启凝泵排空气手动门，开启凝泵再循环调门后手动门。5、在DCS画面凝结水及真空系统中，打开凝结水再循环电动门，再手动开满再循环调门。6、检查闭冷水系统运行正常，在就地画面闭冷水系统中，确认凝结水泵轴承冷却水进出口手动门开启。7、在就地画面380V一段、380V二段和6KV一段中，分别将#1、#2、#3凝泵电机开关转为热备用。8、启动#1凝泵，检查出口电动门自动开启，检查电流、出口压力、轴承温度正常。9、投入#2 凝泵备用，检查出口门自动开启。停运#1凝泵，出口门自动关闭，#2凝泵联启，检查电流、出口压力、轴承

11、温度正常。10、投入#3 凝泵备用，检查出口门自动开启。停运#2凝泵，出口门自动关闭，#3凝泵联启，检查电力、出口压力、轴承温度正常。11、保留#3凝泵运行，并投入#1凝泵备用，检查备用泵出口门自动开启。12、将凝结水再循环调门投入自动，设定值为150t/h。二、注意事项：1、 凝结水泵在机组运行中必须有足够的密封水、轴承冷却水，防止冷却水量不足或断水引起轴承过热损坏、机封密封拉风漏空气导致凝结器真空下降、容氧超标。2、 凝结泵正常运行以后开启运行凝结水泵出口至密封水水门，将外来水封倒为本身水封。3、 凝结水泵流量正常运行中保持不小于100t/h，当流量下降时应用凝结水再循环进行调解，确保轴封

12、加热器有充足的冷却水。4、 当凝结水流量大于100t/h时将凝结水再循环关闭，可以减少热损失。5、 正常运行时凝结器热水井保持允许水位下限运行，可以减小过冷却度及溶氧。6、 机组在运行中禁止操作凝结器热水井放水门、凝结水泵滤网前后冲洗门、凝结水泵入口管放水门。7、 机组在运行中凝结器热水井水位应保持不超过水位计的2/3。如水位过高时应减少化学除盐水补水，关闭凝结水再循环；在锅炉汽包水位允许的情况下增加锅炉上水。8、 凝结器热水井发生不可见水位，在检查就地水位计排除假水位的情况下，应关闭除盐水补水门，增加余热锅炉上水量，余热锅炉汽包水位至水位上限时，通过热网疏水至定排放水降低凝结器至可见水位。严

13、禁操作凝结器任何负压系统阀门放水，防止由此引发掉真空跳机。三、凝结水泵逻辑控制：1、 启动允许条件：(逻辑“与”)a、 凝汽器水位300mmb、 凝结水泵入口电动门已开c、 且满足下列条件之一:i. 凝结水泵出口电动门已关，再循环电动门已开，再循环调门开度>95%ii. 本泵备用已投入，且出口电动门已开iii. 已有一台凝泵运行2、 联锁启动条件：(逻辑“或”)a、 联锁投入且任一运行凝结水泵跳闸b、 联锁投入且凝结水母管压力1.5MPa ，延时10 秒3、 停止允许条件：(逻辑“或”)a、 燃机跳闸，延时10 秒b、 已有另一台凝结水泵运行4、 联锁停止条件：(逻辑“或”)a、 凝结水

14、泵运行且凝结水泵出口电动门关，延时10 秒b、 凝结水泵轴承温度95（共2 个温度测点,二取二），或凝结水泵电机绕组温度高于130（共个温度测点,先二取一，再三取二）余热锅炉上水一、低压汽包上水1、检查凝结水系统已投运正常。就地凝结水系统中，开启凝结水至低压汽包调节阀前后手动门。2、就地低压汽水系统中，打开低压省煤器排空阀、过热器排气阀、开启再循环泵前后手动阀和调阀后手动阀。3、DCS画面低压汽水系统中,开启除氧器上水电动门,手动开除氧器进水调节门100%；开启凝汽器进水电动门，手动开启锅炉低压给水大流量调节阀40%,观察低压汽包上水流量正常,低压汽包水位上涨。低压汽包补水水位应补至-200m

15、m。（注：此时上水不建议投自动，自动控制容易满水，手动上水完毕后投自动比较好。）4、检查凝结水再循环调门为自动，设定值为150。5、低压汽包见水位后关闭省煤气手动排空阀，水位合适后关闭除氧气进水调门，关闭低压过热器和低压主汽管道疏水电动门。检查凝结水再循环门自动打开。二、高压汽包上水1、检查低压汽包水位正常，凝汽器及低压汽包补水在自动位。2、就地高压汽水系统中，开启高压给泵入口手动阀、高压给水调阀前后手动阀、高压省煤器再循环调阀前后手动阀、高压省煤器排空阀，过热器排空阀。打开高压给泵再循环阀和高压给泵平衡阀。3、将两台高压给泵电机转为热备用。4、DCS画面高压汽水系统 中，启动1台高压水泵，频

16、率设定在5%，手动开启高压水泵出口门，检查高压给泵转速、温度正常。5、投入高压给泵备用，备用高压给泵出口门自动开启，停运高压给泵，备用泵自动开启，关闭停运高压给泵出口阀，检查高压给泵转速、温度正常。重新投入备用，备用高压给泵出口门自动开启。6、手动开高压给水调节门30%，调节液力耦合器使高压给水压力在1Mpa左右。缓慢向高压汽包上水，同时关注低压汽包水位，维持低压汽包水位，直至高压汽包水位在-200mm。7、高压汽包见水后关闭高压省煤气手动排空阀，水位合适后关闭高压给水调门，关闭高压过热器和高压主汽管道疏水电动门。三、水位保护定值低压汽包：低一值：-125mm、 低二值：-1125mm、 低三

17、值：-1355mm高一值：+ 25mm、 高二值：+ 75mm、 高三值：+ 150mm高压汽包：低一值：-125mm、 低二值：-975mm、 低三值：-1050mm高一值：+ 25mm、 高二值：+ 75mm、 高三值：+ 150mm汽机润滑油及盘车系统一、润滑油系统投入条件1油系统检修工作已全部结束。2仪表及控制系统已投入。3将润滑油电加热电源箱开关放“远控“位置，集控室DCS润滑油电加热器控制开关置于“解除”位置。4润滑油箱油位不低于100mm（油位计）。5润滑油油质化验合格。6电机测绝缘合格送电。7冷油器出口及顶轴油泵入口油滤网正常。8润滑油系统各阀门位置正确。二、投运操作。1、在就

18、地汽机润滑油系统中，检查并将润滑油箱液位补至正常油位。打开排油烟风机进出口手动阀，打开顶轴油泵进出口手动阀。2、在开式循环冷却水系统中，检查有两组汽机润滑油冷却器已投入。在就地汽机润滑油系统中，关闭一组润滑油冷油器油侧进出口阀。3、在DCS汽机润滑油，启动排烟机检查电流、振动正常后，投入联锁。4、排烟机联锁试验：捅运行排烟机事故按钮，运行排烟机跳闸，备用排烟机联起。用相同方法试验另一台排烟机联锁。试验正常后排烟机运行一台，备用一台（投入保护）。5、启动交流润滑油泵，检查电流、出口压力正常。6、启动直流油泵，检查运行正常后停止，投入联锁。7、分别启动顶两台轴油泵，检查电流正常后停止一台，投入备用

19、。8、盘车投运：就地润滑油系统中，弹出就地盘车控制面板，并使拔销到位，齿轮啮合。按启动按钮，则运行灯亮，转速为4转。（注：仿真机中盘车必须先断送电一次才能正常启动，否则显示故障。）9、检查高压油泵注油门开启，启动高压油泵。三、顶轴油泵联锁逻辑1、联锁启动：联锁投入，运行顶轴油泵跳闸或汽轮机转速小于2900rpm。2、联锁停运：联锁投入，汽轮机转速大于2900rpm。汽机液压油系统一、投运条件。1、油箱油位在不低于500mm。2、闭冷循环水系统运行，EH冷油器冷却水系统正常。3、将EH电加热电源箱开关放“远控“位置，集控室DCS界面EH油电加热器控制开关置于“解除”位置。4、电动、液动设备、控制

20、系统及仪表符合备用条件。二、投运操作。1、在就地汽机EH油系统中检查并将EH油箱液位补至正常油位。打开EH油泵进出口手动阀。2、在DCS汽机EH油系统中，检查EH油箱油温不低于21，低于21时投入电加热，EH油温40停止电加热。油温45投入EH油冷油器，保持油温4355。3、启动EH油泵，检查油泵出口压力在不低于14MPa，电流不大于42.5A，检查系统正常。4、做EH油泵连锁试验：a、投入EH油泵联锁保护。b、停止运行泵，备用泵应联起。c、用相同方法做另一台油泵联锁试验。5、最后将“EH油泵联锁”放“投入”位置。三、EH油系统停运。1、汽轮机停止运行，EH油温40可以停止EH油泵运行。检修情

21、况除外。2、解除EH油泵设备联锁装置。3、停止运行EH油泵。四、控制油系统逻辑控制。1、联锁启动条件：联锁投入且EH 母管压力低。（模拟量 定值：11.2MPa）。联锁投入且另一油泵运行中跳闸。2、油箱电加热装置：联锁启动条件，联锁投入且EH 油箱温度低于10。联锁停运条件，联锁投入且EH 油箱温度高于35。燃机润滑油及盘车系统一、投入燃机润滑油系统1、在就地燃机润滑油和顶轴油系统（一）中，检查各手动阀位置正确。2、在TCS画面“GT LUBE OIL/TRN SYST”画面，启动抽油烟风机FAN，主润滑油泵MAIN LUBE OIL PUMP，顶轴油泵ROTOR LIFT PUMP2、检查油

22、压大于1.3bar，润滑油温大于50度。打开盘车进油门S/O-V TURNING GEAR，检查盘车转速在80-120rpm之间,润滑邮箱压力在-5mbar-8mbar，各滤网前后差压、润滑油箱无报警，电加热装置退出，确认“SGC LUB OIL/TRN SYST”次组控制可用无报警。真空及轴封系统一、抽真空、投轴封的顺序。 冷态启动：先抽真空、后投轴封 温态热态启动：先投轴封、后抽真空二、抽真空、投轴封1、检查凝结水系统、闭冷水系统、循环水及开式水系统运行正常。2、就地辅助蒸汽系统中，开启启动锅炉至辅汽联箱供汽门，开启汽封补汽调节阀后手动阀，轴加风机入口手动阀。检查各自动疏水器前后手动门在开

23、启位。在DCS画面辅助蒸汽系统中，检查辅汽联箱压力，温度正常。3、就地凝汽器抽真空系统中，开启真空泵入口手动门，开启凝结水至真空系统补水手动门，检查汽水分离器放水门关闭，真空系统其它放水门关闭。4、在DCS画面凝结水及抽真空系统 中，开启真空泵补水阀，向真空泵分离器注水，补水至正常水位后，电磁阀自动关闭。5、在就地开式冷却水中，检查真空泵冷水器冷却水出入口门开启。6、在就地电气操作菜单的380V一段和380V二段中分别给两台真空泵送电。（打到就地-打到试验位-合二次插头-合合闸电源-合控制电源-合综合保护压板-打到工作位-打到远方位）7、启动两台真空泵检查泵运行电流、电机温度正常后停止一台。8

24、、关闭凝汽器真空破坏门，9、在DCS画面辅汽及轴封系统 中，开启高压汽封蒸汽电动门，排汽缸汽封蒸汽电动门，开启汽封补汽阀前电动门。排汽缸轴封减温水投自动，设定温度为150度。10、待凝汽器真空达到-20KPa时，启动一台轴加风机，开大辅汽至汽封补汽调门，使轴封母管压力在25Kpa左右，待轴封压力稳定后，投入自动。轴封溢流门投自动，压力设定值比补汽阀的压力高5KPa。11、真空泵低真空联锁试验：a、运行一台真空泵抽凝结器真空至-90KPa以上，投入保护联锁。b、控制开启真空破坏门降低凝结器真空至-86KPa，备用真空泵应联起。c、试验正常关闭真空破环门，停止一台真空泵。燃机启动前检查一、启动前准

25、备1 “GT SFC”画面选择启动模式(STAR MODE)为”UNIT”,选择SFC启动方式(SFC MODE)为”RESET”,选择SFC的启动为”DIRECT”, 确认”SGC SFC HESG PURGE “次组控制可用无报警2 “GT AIR SYSTEM”画面检查防冰控制阀(ANTI ICING CTRL VALVE)在关闭位置.压气机入口挡板(COMPR AIR S/O)在开启位置,高低压防喘阀在开启位置, IGV开度在零位置,压气机干燥机在停止位置.如下图3 “GT LUBE OIL/TRN SYST”画面检查润滑油、4 “GT FUEL GAS SYSTEM”画面检查“NG

26、SELECTION”选择“1-DIFN”检查紧急关断阀ESV阀门在关闭位置，NG CV阀门在关闭位置，PG CV阀门在关闭位置，左右预混球阀(DIFN)在关闭位置，左右扩散球阀(PREM)在关闭位置，值班球阀PILOT在关闭位置，点火气阀在关闭位置，压力释放阀（4个）在开启位置，确认“SGC NATURAL GAS”次组控制可用无报警。5 “GT ENCLOSURE”画面检查罩壳风机运行正常（入口及出口挡板打开，一台风机运行），确认通风流量不低，三个开关量(VENT AIR FLOW)显示为红色，确认出入口差压正常，开关量显示为红色.6 “GT SUPPLY SYSTEM”画面确认无报警，检查

27、系统已经导通，操作在就地画面7“GT BRG VIB/TEMP PROT”画面确认无报警，检查轴承稳定正常，轴承震动正常，轴瓦金属温度正常燃机启动二、燃机启动1打开“GT OVERVIEW”画面检查控制器“RUN UP FUNCTION ACTIVE”在投入状态，设定负荷控制器(LOAD SETPOINT)设定值为10MW，选择温度设定点(TEMP SETPOINT)为“1 BASE LOAD”方式，确认“SGC GAS TRUBINE”次组控制可用无报警。选择“RESET”进行报警总复位，检查“NOT RDY FOR START ”指示灯显示绿色，打开“SGC GAS TURBINE”对话框

28、，点击面板中的“|”激活按钮，确认，点击启动方向键，确认。燃机开始启动。2切换至”GT LUBE OIL/TRN SYST”画面检查主辅油泵自停，检查直流油泵低油压联锁自启，检查主辅润滑油泵启动，待盘车阀关闭后，检查直流油泵和辅助润滑油泵停止，检查主油泵运行正常。3切换到“GT HYDRAULIC SYSTEM”画面检查液压油泵SLC投入，液压油泵自启，检查液压油压力正常4切换到“GT SFC”画面检查励磁变6KV开关合好，检查灭磁开关合好，检查1801-2刀闸合好(就地操作界面)，检查“EXC ON”指示灯显示红色，检查SFC内部刀闸合好，检查SFC 6KV 开关合好，检查燃机升速正常。5切

29、换到”GT LUBE OIL/TRN SYST”画面待燃机升速到500rpm，检查定轴油泵自停，待燃机转速升至900转，开始清吹（660s），检查燃机运行正常。6切换到“GT GENERATOR”画面检查发电机冷却入口风温的变化正常，风温不超过40度（根据发电机风温变化情况，投入发电机空冷器闭冷水），燃机清吹结束后，切换到“GT SFC”画面，检查SFC 6KV 进线开关断开，内部刀闸断开，检查“EXC ON”指示灯显示绿色。7当转速至380rpm时检查SFC内部刀闸合入，SFC 6KV进线开关合入，燃机升速正常。待转速升至402rpm，点火球阀2打开，开始点火，检查NG CV 阀打开至预启位

30、置，待转速至462rpm左右，ESV阀打开，检查PG CV阀开启至预启位置，检查火焰正常，燃机升速正常。转速500转顶轴油泵自停，过临界转速区域，注意轴振，转速升至2280rpm时，高压防喘放气阀关闭，2316rpm时，SFC 6KV开关断开，检查SFC内部刀闸断开，1801-2刀闸断开，“EXC ON”指示灯显示绿色，合入燃机发电机中性点闸刀。转速升至2940rpm。关闭低压防喘放气阀。待转速升至3000rpm时，等待并网。燃机并网1在电气一次系统图上确认主变出口开关在断开状态，合上主变出口母线刀闸，主变中性点刀闸。合上发电机出口PT刀闸，并在“#1燃机PT端子箱”中投入相关端子2在380V

31、一段中投入冷却器电源(#1主变风机电源A，#2主变风机电源A，#1高厂变通风机电源A)，在380V二段中投入冷却器电源(#1主变风机电源B，#2主变风机电源B，#1高厂变通风机电源B)3设置燃机主变冷却器运行模式(合上加热、启动、控制电源开关，启动方式选为自动)4设置高厂变冷却器运行模式5投入燃机发变组保护A屏和C屏中相关保护压板6检查并网前必须满足的条件 与系统频差在允许范围与系统电压差在允许范围与系统相序相同相位差在允许范围内7燃机发电机定速后投入“热工保护联跳”保护压板（燃机发变组保护C屏）。发电机通过程控进行发电机升压。在发电机升压过程中应注意三相定子电流等于零。发电机定子电压达额定值

32、时，核对转子电流是否与正常空载额定电压时的励磁电流相符，如发电机电压失控，定子有电流及励磁回路、发电机回路等有异常现象时，应立即停止升压，断开发电机灭磁开关，查明原因消除后，方可重新升压。8燃机发电机的启动、升压、并机过程燃机发电机正常并网时选择在TCS上通过程控进行升压、并网。在控制画面“GT OVERVIEW”投入“RELEASE SYNC”，检查发电机励磁投入，检查发电机升压至额定电压值。自动准同期装置投入，主变出口开关自动同期合闸，负荷控制器投入，燃机带负荷至设定值15MW，自动准同期装置自动退出。如果机组带不上负荷，需要检查负荷控制器投入情况和负荷设定情况。完成并网过程，并网后自动准

33、同期装置自动退出。并网后投入“励磁变6KV断路器联跳”、“高压侧断路器联跳”、“NCS总信号压板”压板（燃机发变组保护C屏）。并网后“GT FUEL GAS SYSTEM”画面，在NG SELECTION里选择“ 2PREM”，燃机满足条件后自动由扩散燃烧切换至预混燃烧余热锅炉启动及旁路投运在DCS【高压汽水系统】投入高压蒸汽出口电动门在DCS【汽机主蒸汽及旁路系统】中，投入高压旁路自动. 当高压汽包压力达到0.2-0.3MP时且高压蒸汽有20度以上的过热度的时候，手动打开高旁10%左右,投入自动(定值)在DCS【汽机主蒸汽及旁路系统】高压旁路减温水投自动。高压旁路减温水截至门全开, 高压高旁

34、路减温水调节门投入自动, 保证一级后温度不超过180度. 在高压旁路控制面板中，投入启动模式待低压蒸汽温度大于100度，压力大于0.1MPa后,在DCS【低压汽水系统】投入低压过热蒸汽出口电动门在DCS【汽机主蒸汽及旁路系统】中，投入低压旁路自动. 当低压汽包压力达到0.1-0.2MP时且有20度以上过热度，手动打开低旁10%左右,投入自动. 低压旁路减温水投自动. DCS【汽机主蒸汽及旁路系统】中低压旁路减温水截至门全开,低压旁路减温水调节门投入自动. 保证一级后温度不超过126度.8. 升温升压，等待汽机冲转并网。汽机冲转汽机冲转条件满足，开始冲转1.在DEH画面【ETS】系统中，清除复位

35、各个报警2.在DEH中点击”挂闸”,设置汽轮机目标转速600rpm，升速率120rpm并确认。3.点“运行”选项,汽轮机开始启动冲转，汽轮机高压调门缓慢开启，此时注意盘车装置应该自动脱开，否则应立刻打闸。4.在汽轮机启动冲转过程中，高压旁路投入自动，维持主蒸汽压力在2.53.0MPa伴随高调门开启，高压旁路应逐步关闭，维持主汽压力。直至高调门全部开启，高压旁路完全关闭。汽轮机启动以滑压方式运行至额定压力。5.升速至600rpm后，汽轮机进行暖机，稳定运行5分钟检查机组运行情况。6.暖机结束后，汽轮机目标转速3000rpm，升速率240rpm。汽轮机升速过程中在通过各临界转速时，升速率自动提升至

36、500 rpm：汽机并网汽机并网操作1.就地电气一次系统图合上发电机出口PT刀闸，并在“#1汽机PT端子箱”中投入相关端子：2.设置汽机主变冷却器运行模式：3.投入保护压板:汽机发变组保护A屏;汽机发变组保护C屏：4.检查并网前必须满足的条件:A与系统频差在允许范围B与系统电压差在允许范围C与系统相序相同D相位差在允许范围内4.汽轮发电机启定速后在汽机发变组保护C屏投入 “热工保护联跳”保护压板。5.汽机定速后，确认220KV母线刀闸和主变中性点刀闸在合入位置。6.进入DCS励磁系统画面，励磁方式选择“自动”7.检查励磁调节器在退出状态8.合入灭磁开关9.选择“励磁投入”发电机起励并自动升压至额定值，检查发电机转子电流正常，定子电流为零；10.进入汽轮发变组画面，选择“同期装置”投入；11.进入DEH控制总貌画面，选择进入控制模式，选择“自动同期”投入；12.待发变组主开关合入后，进入汽轮发变组画面，退出“同期装置”;选择“同期复归”选择“启动”；13.进入DEH控制总貌画面，设定目标负荷：85MW；设定升负荷速率,选择“运行”14.检查左、右调速汽门全开,根据汽缸温升要求，逐步增加燃机负荷，提高汽轮机发电机负荷15.拉开主变中性点刀闸厂用电切换厂用电切换燃机负荷