等离子点火系统操作规范

等离子点火系统运行规程

1设备规范

1.1等离子体点火发生器

序号项目型号备注

1等离子体点火发生器DLZ-200-IV

2阳极L2C4

3阴极头D型

4电机ZD-II-3加刻度

厂家:烟台龙源电力技术股份有限企1/

1.2等离子冷却水系统爽热器

板式换热器

型号：BR037-30工作温度：150℃

工作压力：1.0MP耐温温度：170℃

水压试验：1.3MP

换热面积：30m2设备空重:600kg

厂家：淄博泰勒换热设备有限企业

1.3等离子冷却水泵

卧式单级化工泵电动机

型号：KQWH100-250型号：Y2-200L2-2

流量：lOOnP/h功率：37KW

扬程:80m电压:380V

转速：2960r/min电流：67.9A

功率：37Kw转速:2950r/min

必须汽蚀余量：4m厂家：浙江中龙电机股份有限企

重量:345kg业

厂家：上海凯泉泵业有限企业

1.4等离子冷却风系统

离心通风机电动机

型号:8-09No.8.5A型号：Y2-200L1-2

流量:2414—2950功率：30KW

全压：18496—18496电压:380V

转速:2900r/min电流：55.5A

功率：30Kw转速：2940r/min

厂家：青岛风机厂有限企业厂家：威海众泰电机有限企业

2联锁保护

2.1等离子体点火模式下运行时，任意一种等离子体断弧时，联跳该给粉机

2.2等离子体点火模式运行时，该给粉机跳闸，联锁对应等离子体跳闸。

2.3锅炉人妙丁时，等离子体发生器应所有跳闸，并禁启。

2.4载体风压力低（4KPa）,等离子体发生器断弧，且该角等离子体发生器禁启。

2.5某一角等离子点火器冷却水压力低（0.3MPa）,等离子体发生器断弧，且该

角等离子体发生器禁启。

2.6载体风机联锁保护

运行载体风机跳闸，备用载体风机自启动；

载体风压力低，备用载体风机自启动。

2.7冷却水泵联锁保护

运行冷却水泵跳闸，备用冷却水泵口启动；

冷却水压力低，备用冷却水泵自启动。

3等离子系统启动前的检查

3.1检查等离子系统设备、管道、阀门、压力表等正常，确认连接对日勺，无缺陷。

3.2启动一台风机，另一台投备用，调整离子发生器载体风压力调整阀，调整减

压阀后压力为8〜12KPa。

3.3检查储水箱水位正常，启动储水箱至等离子冷却水泵手动门。

3.4启动一台等离子冷却水泵，调整等离子发生器入口压力0.5〜0.8Mpa,另一

台投备用。

3.5启动一台火检冷却风机，另一台投备用。

3.6检查等离子系统电源正常，等离子系统送电。

3.7检查等离子DCR画面投入、等离子控制触摸屏投入正常，集控室与电源柜的

通讯状态正常，检查等离子控制权限在DCS。

3.8检查等离子风速在线检测系统正常。

3.9等离子系统联锁保护试验结束、正常。

4等离子点火装置在锅炉启动过程中的运行

4.1锅炉上水结束，锅炉吹扫结束，MFT已复位。

4.2全面检查等离子燃烧器的各子系统，确认载体风压、冷却水压等各项参数正

常，选择所需投入的燃烧器，检查“通讯正常”、“遥控”、“水压满足”、“风

压正常”、“无MFT”，启动点火器条件满足。

4.3调整点火画面中设定电流按键使起弧电流在290-300Ao

4.4复位各角等离子装置，将等离子点火装置运行方式切换至“点火模式”。

4.5调整引、送风机风量，使总风量处在额定风量的40%〜45%,保持炉膛负压

-20〜-40Pa。调整排粉机出口风压为l.lKPa,等离子体燃烧器周界风门、

相邻上下二次风门开度调整至25%左右，合适开大其他层二次风门。

4.6按下“启动”按钮，再按下“操作确认”按钮，启动点火器拉弧。观测拉弧

正常后，启动对应的给粉机，给粉机转速调整至50%以上。

4.7待等离子体点火成功燃烧稳定后，将上下二次风门开至60%以上。

4.8当锅炉燃烧稳定，锅炉负荷到达150T/H时，将等离子点火装置运行方式切

换至“稳燃模式”。逐一撤出等离子装置，按下“停运”按钮，再按下“操

作确认”按钮，检查该点火潜电流降为零，点火涔退出运行。

4.9锅炉负荷升至70MW以上时，将所有等离子点火器退出运行。

5等离子点火装置在停炉过程中的运行

5.1锅炉负荷降至70MW如下或燃烧不稳时逐一投入A、B层等离子装置稳燃。

5.2全面检查等离子燃烧器日勺各子系统，确认载体风压、冷却水压等各项参数正

常。选择所需投入的燃烧器，检查“通讯正常”、“遥控”、“水压满足”、

“风压满足”、“无MFT”，启动点火器条件满足。

5.3调整点火画面中设定电流按键使起弧电流在290-300Ao

5.4复位各角等离子装置。

5.5按下“启动”按钮，再按下“操作确认”按钮，启动点火器拉弧。

5.6检查等离子拉弧正常，并检查燃烧器壁温有明显上升趋势。

5.7A、B层给粉机转速保持在50%以上，B排出口风压保持在2KPa如下，逐一

停运C、D层给粉机，待C、D层给粉机所有停运后，停运A排。

5.8根据停机曲线及降温降压速度，逐一停运B、A层给粉机及等离子点火器，

停运时，先停止给粉机，然后停运等离子体点火器。

5.9停运过程中，逐渐减少B排出口风压，至两台给粉机运行时，一次风压降至

1.3KPa0

6等离子燃烧器运行过程中的注意事项：

6.1拉弧成功后观测电流、电压日勺变化及功率曲线的波动，假如波动过大合适的I

调整一下风压及拉弧间隙。

6.2等离子点火燃烧器投入运行日勺初期，要注意观测火焰日勺燃烧状况，为控制温

升，上部二次风门要合适开大，注意观测、记录烟温探针日勺温度。

6.3在锅炉启动的过程中，对锅炉的膨胀加强检瓷、记录。

6.4在点火前，给粉量与一次风速风速等参数，做到心中有数，并在点火的过程

中，根据煤粉着火状况，有根据附加以调整。

6.5等离子点火装置在“点火方式”下运行发生断弧时，相对应的给粉机将停止

运行，此时要检查断弧原因，如因阴极材料耗尽引起的断弧应尽快更换阴

极头，恢复点火器的运行。

6.6当锅炉燃烧稳定，锅炉负荷到达150T/HW，及时将等离子点火装置运行方

式切换至稳燃模式，防止因等离子点火器断弧导致给粉机跳闸。

6.7当运行中灭火应立即检查等离子点火器与否已联动停止，否则应立即手动将

等离子点火器所有停运。。

6.8等离子点火器运行中电压达360V,告知检修检查阴极头。阳极头持续工作时

间不小于500小时、阴极头持续工作时间不小于50小时，告知检修更换

阳极头、阴极头。

6.9等离子意外断弧，检查载体风系统、冷却水系统、增长电流设定值后重新启

动电弧，两次启动不成功，告知检修检查。

6.10锅炉等离子点火初期，燃尽率差，应解列炉前油系统，防止等离子点火器

断弧时投入油枪发生炉膛爆燃事故。

6.12等离子拉弧前必须对等离子进行复位，严禁不复位拉弧。若有等离子未复

位，虽然等离子拉弧成功，逻辑仍判断等离子在断弧位置。

6.11在将下层等离子点火器由“稳燃模式”切至“点火模式”前必须确认至少

三支等离子拉弧正常且所有等离子已复位。

6.12机组正常运行中投等离子助燃，保持“稳燃模式”，严禁切至“点火模式”。

机组停运初期投等离子助燃，保持“稳燃模式”，严禁切至“点火模式”。

6.13锅炉点火初期，若等离子断弧，给粉机跳闸，应进行吹扫后重新点火，防

止锅炉发生爆燃事故。

7等离子点火装置运行维护

7.1检查等离子系统设备、管道、阀门、压力表等正常，确认连接对日勺，无缺陷。

7.2储水箱水位正常，等离子冷却水泵运行正常，无漏水现象，点火装置入口水

压0.5~0.8Mpa0

7.3等离子冷却风机运行正常，无漏风。

7.4检查等离子发生器吹扫风门关闭，调整载体风压力调整阀，调整减压阀后空

气压力8〜10KP2。

7.5等离子点火装置电源系统正常，电源柜的可控硅冷却风扇运行正常，不要看

触摸屏上的信号，触摸屏的信号是取自风扇电源接触器上的触点，接触器吸

合就认为风扇转，不精确，要是风扇的电源线掉了，或者风扇坏了检测不到,

最佳到电源柜前检查，用手放在风扇顶上看与否有风。

7.6等离子画面投入、等离子控制触摸屏投入正常，集控室与电源柜的通讯状态

正常。

7.7等离子风速在线检测系统正常。

7.8燃烧器壁温正常，前端壁温控制在400℃以内，后端壁温控制在350℃以内，

假如发现燃烧器壁温升高过快，就要立即采用措施，如提高一次风速、减

少给粉量等。调整无效可减少离子发生器电流，降电流时拉弧间隙、载体

风量也要对应减小，保证等离子发生器的稳定性。

7.9阴极的使用应根据阴极寿命周期和实际使用个时数，及时更换阴极，尽量防

止在启机、并网过程中更换阴极，以利机组安全。

7.10冬季停炉时，冷却水泵不可停运，假如水泵必须要停一定要把等离子发生

器的水用空气吹扫洁净，防止把线圈冻裂。

7.11等离子合计运行时间不小于200小时日勺，要检查与否烧漏。

8等离子点火装置停运时的注意事项

8.1等离子点火装置所有停运4小时后方可关闭等离子点火器冷却水系统。

8.2载体风机在锅炉运行时严禁停运，锅炉熄火后，炉膛出口温度低于45℃时方

可停运。

8.3在等离子点火装置未断电时，严禁将等离子G车拉出；在锅炉启动过程中，

当燃烧稳定将等离子点火器切至“稳燃模式”后方可逐一断弧；在锅炉停

运和稳燃过程中，确认至少三支等离子拉弧正常，方可切至“点火模式二

9等离子发生器常见故障及排除和维护

9.1不能正常引弧、常常断弧

原因：（1）阳极污染不导电。

（2）阳极漏水。

（3）电子发射枪枪头污染或坏。

（4）电子发射枪枪头漏水。

（5）风压及拉弧间隙调整不妥。

（6）引弧电机拒动。

（7）功率组件故障。

（8）控制电源失去。

处理：（1）清理阳极。

（2）更换阳极，更换密封垫。

（3）清理或更换枪头。

（4）更换枪头、更换密封垫。

（5）调整风压及拉弧间隙至最佳值。

（6）检查电机接线，检查电机与否损坏。

（7）检查也许损失的元件并进行更换。

（8）更换保险丝。

9.2功率波动大、易断弧

原因：（1）阳极轻度污染。

（2）电子发射枪头烧损，形状不规则；电子发射枪头污染。

（3）风压波动大。

（4）阳极渗水。

（5）电子枪头渗水。

（6）瓷环松动。

处理：（1）清理阳极。

（2）更换枪头，清理枪头。

（3）检查风压系统。

（4）更换密封垫。

（5）检查枪头与否松动，如松动用专用工具拧紧，必要时更换枪头。

（6）检查瓷环位置、检查卡簧及套筒与否损坏。

9.3启弧时阴、阳极接触没有反馈信号

原因：（1）启弧电机损坏。

（2）究环脱落或损坏。

（3）阴极、阳极污染严重。

（4）阴极导管变形。

（5）电源柜整流元件VII损坏。

（6）继电器K11损坏。

处理：（1）检查电机。

（2）检查瓷环、更换瓷环。

（3）清理阴极、阳极。

（4）修理或更换阴极导管。

(5)更换元件VII。

(6)更换继电器KU。

9.4阴极不旋转

原因：(1)旋转电机损坏。

(2)齿轮损坏。

(3)阴极上的顶丝太紧。

处理：(1)更换电机。

(2)更换齿轮。

(3)松顶丝半圈。

第二章机组冷态启动

2.1机组辅助系统及设备的启动

启动工业水系统（参照第五篇第二章）。

启动压缩空气系统（参照第五篇第三章）。

启动辅助蒸汽系统运行正常。

启动凝结水系统（参照第五篇第八章）。

启动给水除氧系统，向除氧器上水加热（参照第五篇第九章）。

根据汽包水位状况和值长命令，适时启动给水泵，关闭省煤器再循环阀，用给水

旁路调整阀控制上水。

锅炉上水

.1锅炉上水日勺规定

（1）锅炉启动前上水应根据锅炉启动前阀门检查卡进行检查，并在具有启动条

件得到值长上水命令后，可进行上水工作。

（2）锅炉上水前水质应符合原则，如锅炉有水应化验水质合格。联络热工人员

将水位监视电视投入运行，进水前记录锅炉各膨胀指示、汽包壁温一次，

上水过程每30分钟抄录汽包壁温一次。

（3）锅炉上水水温与汽包壁温差不小于50℃不得上水。控制汽包上、下壁温

差不不小于50℃。冬季上水时间不不不小于4小时，熨季不少于2小时。

当上水温度靠近汽包壁温时，可合适加紧进水速度。

（4）锅炉上水时，省煤器再循环阀应处在关闭状态，停止上水时应启动。

（5）锅炉汽包承压之前，汽包壁温一定不小于35C以上。

.2上水方式（上水时应关闭过热器减温水阀）

（1）给水泵上水法：启动给水泵经旁路给水管道上水，通过旁路调整阀和给

水泵转速控制进水速度。

（2）上水泵上水法：

I检查补水箱放水阀关闭，化学补水至补水箱旁路阀关闭。启动化学补水至

补水箱调整阀前、后截阀，通过调整阀向补水箱补水至正常水位。

II启动补水箱出口3N300手动阀,关闭补水箱至1"、2、凝汽器补水阀。

川启动上水泵至主给水管道的手动阀和电动阀，关闭主给水管道逆止阀前后

疏水阀。

IV启动上水泵入口手动阀，启动上水泵正常后，启动出口电动阀，经旁路给

水管道上水，用旁路给水调整阀控制上水速度，注意上水泵不得超电流。

V上水至可见水位后停止上水，并严密监视汽包水位变化，如水位下降，应

查明原因，予以清除后再上水，上水停止后启动省煤器再循环阀。

锅炉底部加热

（1）锅炉上水完毕，对锅炉进行全面检查，一切正常后，汇报值长，方可投

底部加热。

（2）投停底部加热的环节见第五篇第十四章。

（3）蒸汽加热投入后，应加强对汽包汽压和上、下壁温差的监视，控制汽包

壁温的升温率不不小于l℃/min。当锅炉平均壁温升至100℃〜120℃时,

停止底部加热。由化学进行炉水化验合格后，锅炉方可点火。

（4）为节省启动期间日勺燃油耗量，也可根据实际状况和经验合适延长蒸汽加

热时间。

（5）当汽包压力升至0.1〜0.2MPa时，关闭一、二次系统所有放空气阀。

（6）锅炉采用下部联箱放水时，应停止底部加热。

启动润滑油系统，投运盘车

.1启动一台排烟风机，启动交流润滑油泵进行油循环，直至化验油质合格，直

流润滑油泵投入联锁，将油温升至38-42℃之间。

.2启动一台顶轴油泵，检查各轴承顶轴油压正常，投入盘车装置，记录大轴偏

心值，倾听机组内部声音。

.3汽轮机启动前应投入盘车运行至少4h以上。

点火前24h,电除尘器绝缘子投加热，灰斗提前4h投加热。

若粉仓粉位低，启动螺旋输粉机，从邻炉输粉至粉仓粉位3米以上。

启动锅炉燃油系统或等离子点火系统的冷却水及载体风系统（参照第五篇第十二

章）。

启动锅炉除渣系统

.1启动一台轴封水泵，另一台轴封水泵备用。

.2投入炉底密封水。

.3启动人、B侧碎渣机、捞渣机运行。

启动风烟系统（参照第五篇第十章）。

投入空预器冷端持续吹灰，以防受热元件积灰。

轴封系统暖管至均压箱后手动阀前。

启动循环水系统（参照第五篇第七章）冷油器水侧排空气，根据油温调整冷去J水,

发电机空冷器排尽空气后投入。

启动轴封及真空系统（参照第五篇第十一章），先投轴封系统，再投入真空系统,

低加随机抽真空。

启动EH油循环泵运行。

凝汽器真空升至lOKPa时，锅炉点火

2.2锅炉点火

退出汽机跳闸保护、MFT跳机保护，投入锅炉大联锁保护。

炉膛吹扫

.1炉膛吹扫条件：

（1）燃油速断阀关闭；

（2）无MFT发生条件;

（3）给粉机全停；

（4）火检冷却风压正常；所有油角阀关闭；

（5）两台空预器运行；

（6）炉膛压力正常；

（7）全炉膛无火；

（8）任意一对送、引风机运行;

(9)风量不小于30%(150km3/h)；

（10）油角阀全关；

（11）排粉机全停；

.2确认FSSS盘锅炉吹扫条件具有“容许吹扫”指示灯亮，锅炉自动进行吹扫，

计时5min,“吹扫完毕”指示灯亮，MFT复位。

.3恢复炉前燃油系统至正常运行方式，关闭进油速断阀和回油速断阀，启动油

泄漏试验，合格后启动进油速断阀和回波调整阀，投油容许条件满足。

锅炉点火升温升压

.1等离子燃烧器的点火启动：

锅炉点火升温升压

.1等离子燃烧器日勺点火启动：

（1）启动B排粉机，调整一次风压力为1.IKPa。调整引、送风机风量，使总风

量处在额定风量的40%〜45%,保持炉膛负压-20〜-40Pa。等离子体燃烧

器周界风门、相邻上下二次风门开度调整至25%左右，开大其他层二次风门。

（2）全面检查等离子燃烧器的各子系统，确认载体风、冷却水等各项参数正常,

点火器启动条件满足，调整点火画面中设定电流按键使起弧电流在290-

300Ao

（3）将等离子点火器运行模式切换至“点火模式”，启动点火器拉弧。观测拉

弧正常后，启动对应的给粉机，给粉机转速调整至50%以上。

（4）观测等离子燃烧器的燃烧状况，等离子体点火成功燃烧稳定后，将相邻上

下二次风门开至60%以上。

（5）调整一次风量，确定合理日勺一次风速及二次风门开度，同步就地测量火焰

燃烧温度。投粉后，若发现煤粉气流不着火，应立即停止投粉，加强通风5〜

lOmin,如两次投粉不着火，应停止投粉，分析原因，严禁盲目试投。

（6）根据升温升压状况增投等离子点火器及给粉机，注意一次风压不可过高，

在A、B层给粉机所有投运时，一次风压不可超过2KPa。

（7）当空气预热器出口风温到达150℃以上时，启动B侧制粉系统制粉。

（8）根据升温升压速度的规定，进行燃料量的增减，同步加强燃烧调整。

（9）投粉运行后，应严密监视过热器、再热器各级受热面的金属壁温不超温。

.2若两台炉全停且粉仓无粉时，可投油枪点火：

（1）调整引、送风机风量，使总风量处在额定风量的30%〜40乐保持炉膛负压

-20〜-40Pa,投入下排一支油枪，调整对应的二次风门，就地观测油枪着

火状况，15min后，按先投后停的原则切换另一支下层油枪。若点火不着或

发生灭火，应立即关闭油阀，增大炉膛负压吹扫5分钟经充足通风后方可重

新点火，以防爆燃。

（2）根据锅炉升温升压状况，逐渐增投油枪，及时调整风量，尽量保持对用燃

烧，保持油压2.94油a。

（3）通过炉膛火焰监视器和就地观测孔，观测炉内燃烧状况并进行调整。火焰

应均匀，不触及水冷壁，冷灰斗不流油，燃烧完全，没有混合烟层，烟囱不

冒黑烟为正常。

（4）当空气预热器出口风温到达150C以上时，启动B侧制粉系统制粉。

（5）空气预热器出口风温到达250℃,对流过热器后烟温350℃以上，FSSS投

粉条件满足，对角投粉，合适调整一、二次风量，保持B排粉机出口风压

2.6KPa左右。

.3当I、II级旁路暧管后投入旁路系统。先投三级减温，再投H级，最终投I

级，先投减压，后投减温。根据实际状况调整旁路开度。应尽量保持II

级全开，防止中压主汽门前起压力。投旁路时应注意其减温水压力与否

容许。

.4保持汽包水位正常，根据水位状况用给水旁路调整进水。上水时，关闭省煤

器再循环阀。

.5锅炉进水时，汇报值长，联络化验加药。。

2.2.5.6升温、升压速度按锅炉冷态启动规定进行

（1）锅炉升温、升压应缓慢均匀，严格控制饱和温度上升速度，压力在。〜1.0

MPa阶段温升率不不小于1°C/min,在后来阶段不不小于2°C/min,严格监

视汽包上、下壁温差不超过50℃,若有超限趋势，立即减慢升压速度或停

止升压，合适开大I级旁路，加强定排放水（定排时应停止底部加热），

（2）锅炉点火至机组并列过程中，汽包壁温每30min应抄表一次。

（3）主汽压0.IMPa,检查确认主汽门前疏水阀在启动位置,检查高中压主汽门、

高排逆止阀的严密性，防止冷水、冷汽进入汽轮机。

（4）汽包压力升至0.2〜0.3MPa时，冲洗汽包水位计，并验证其指示的精确性,

告知热工冲洗表管，关闭炉顶空气阀。

(5)根据汽包壁温差状况，启动水冷壁下联箱定期排污阀合适放水，使各部受

热均匀，尽快建立水循环，排污前应关闭底部加热进汽阀。

(6)压力升至0.3〜0.5MPa时，告知检修热紧螺丝，进行定期排污。

(7)压力升至0.5〜l.OMPa时，告知化学人员化验蒸汽品质，根据化学规定投

入连排。汽包上下壁温差逐渐减小时，应停止锅炉定期排污。

.7根据汽温状况如需投入减温水时应联络热工强制投减温水条件。

.8检查各部膨胀指示器，并做好记录，发现异常，应停止升压查明状况，进行

调整，正常后方可继续升压，记录膨胀指示器可在下列状况下进行：锅

炉上水前、后；汽压0.5MPa时；汽压0.6MPa时；汽压1.OMPa时；

汽压lOMPa时；到达额定参数和满负荷时。

.9汽轮机冲转时锅炉的操作：

(1)保持蒸汽参数稳定；锅炉维持低水位-50丽，防止冲转后锅炉水位上升过

多。

(2)调整燃油量及粉量，稳定冲转规定的参数，根据状况决定与否停止喷燃

器。

(3)炉膛出口烟温应〈538℃。

2.3汽轮机冲转

检查汽轮机保护ETS系统投入正常

DEH盘面检查

(1)高、中压主汽门，高、中压调整汽门均在关闭位置。

(2)盘车指示灯亮,转速指示4.3r/mirb功率指示0。

(3)脱扣指示灯亮。

(4)DEH手操盘自动/手动钥匙开关在“自动”位置。

(5)“单阀控制”按钮灯亮。

(6)“功率回路”、“工业抽汽压力回路”在退出位置。

机组冲转的条件及准条

.1汽轮机冷态冲转蒸汽参数

主蒸汽压力0.98MPa,主蒸汽温度250℃,主蒸汽与再热蒸汽温差不不小

于50℃。并有50℃以上日勺过热度。

.2在DCS-CRT、DEH-CRT上检查主蒸汽压力、温度符合汽机冲转规定。

.3汽轮机在盘车状态，显示“盘车”灯亮，盘车电流正常。

.4给水泵启动后，高加注水，投入水侧运行，并投入高加保护。

.5确认汽轮机本体至疏水扩容器的所有疏水阀启动并投自动，稍开疏水扩容器

减温水阀，高、低压加热器通水正常，加热器疏水系统采用逐层自流方式。

.6检查凝结水压力正常，可满足除氧器进水及各项减温水规定。

.7检查汽轮机润滑油温在38〜42℃间

.9检查汽轮机润滑油压力在0.08〜0.12MPa间,抗燃油压力14±0.5MPa,透平

油压力为1.96±0.1MPa。

.10检查主轴晃动值不不小于0.07mm,且不不小于原始晃动值日勺0.02mm0

.11检查汽轮机差胀显示值正常。

.12检查汽轮机上、下缸温度显示正常。。

.13启动高压启动油泵。

.14启动一台EH油泵，另一台投入联锁。

汽轮机冲转操作

.1在DEH—CRT上“控制方式”中选择“自动”。

.2在“汽机主控画面一”中投入“ETS跳闸复位控

.3在DEH—CRT上“控制方式”中按下“挂闸”按钮，检查高、中压主汽门、旋

转隔板自动全开，启动，启动一、二、三、四、五、六段抽汽电动阀、逆

止阀和A、B侧高排逆止阀。

.4在DEH“转速控制”中按下“升速率”按钮,设定升速率为lOOr/min/min；

按下“目的值”按钮，设定目的转速5OOr/min,按下“进行”按钮，机

组开始升速。

.5按下“GV控制”，检查“功率回路”在退出位置

.6当转速不小于4.3r/min时,检查盘车自动脱扣退出运行，停止盘车电机运行。

.7逐渐关小I、H级旁路调整阀开度，直至关闭。

.8及时调整轴封供汽压力，保持轴封供汽正常。

.9当DEH显示盘“转速”窗显示出500r/min时，“进行”灯灭，“保持”灯亮；

在DEH“转速控制”中按下“摩擦检查”，进行机组检查：

（1）倾听汽轮发电机组转动部分声音正常。

(2)检查各径向轴承温度不不小于90C,推力轴承温度不不小于90℃,检查

各轴承回油温度不不小于65C,检查各轴承日勺振动、油流状况正常，并尤

其注意检查及调整冷油器出口润滑油温在38〜45℃。

(3)检查低压缸排汽温度不不小于60℃。

(4)低速暖机5min«

(5)投入夹层加热装置。

I启动联箱疏水阀，

II启动联箱进汽阀，

川逐渐启动联箱进汽电动阀。

N调整联箱进汽电动阀，控制高压缸胀差在0.5mm〜3mm,当高压缸胀差不

不小于0.5mm时，可合适关小电动进汽阀，当高压胀差超过3nlm时，可合适

打开电动进汽阀，高压缸容许胀差为+5mm〜-2.5mm。

V在加热过程中，调整上下夹层分路进汽阀，来调整高压缸内缸及外缸金属

温度，上下缸温差，

VI关闭联箱疏水阀，

VII在投入汽缸夹层加热过程中，保持联箱压力不超过4.4MPa。

V1D当高压内缸内壁金属温度达400℃时，切除汽缸夹层加热装置，关闭汽缸

夹层加热进汽阀和狭箱进汽电动阀，注意夹层联箱进汽电动阀应关闭严密，

防止联箱超压。

(6)DEH-CRT和就地检查确认:

转子晃动值＜0.07mm；

转子轴振＜0.075mm；

轴向位移不不小于0.8mni,不不不小于-1.0mm；

汽缸绝对膨胀指示正常；

内缸外壁与外缸内壁温差35℃〜40℃；

高压内缸上下壁温差35℃；

法兰左右温差15℃；

法兰上下温差20℃；

汽缸及法兰内外壁80℃；

汽缸与法兰80℃；

外缸法兰中壁与螺栓50℃；

高压胀差不得超过+6mm〜-3.3mm；

低压差胀不得超过+7mm〜-4mm；

.10经检查无异常后，设定目的I转速lOOOr/min,升速率100r/min/min,按“确

认”“进行”键。

.11当转速到达800r/r)in以上时，检查顶轴装置自动停止，否则手动停止。

.12当转速升至1000r/min时，暖机20min,应对汽轮机再次确认各参数正常，

发电机本体系统进行仔细检查，发现异常立即停止操作。检查项目如下：

I发电机滑环电刷与否接触良好，有无跳动、破碎现象、卡涩现象；

H发电机振动应符合规定;

HI冷却风温度应符合规定；

IV仔细检查各部件有无机械摩擦、局部发热、轴承振动等；

.13以上各参数若超限或靠近限制值并有上升趋势或不稳定，严禁汽轮机升速。

.14设定目的转速2200r/min,设定升速率100r/min/min,按“确认”、“进行”

键。转速升至2200r/min,暖机30min°

.15设定目的转速3000r/min,设定升速率lOOr/min/min,按“确认”、“进行”

键，将转速升至3000r/mino

.16当汽轮机转速至3000r/min,全面检查机组正常，做脱扣试验：

(1)可在控制室同步按下汽轮机两个脱扣按钮，或在就地手动脱扣汽轮机，确

认跳闸机构和阀门动作功能正常：显示高、中压主汽门、高、中压调整汽门、

回转隔板阀位指示到零，汽轮机转速下降，“脱扣”灯光亮。同步检查A、B两侧

高排逆止阀、一、二、三、四、五、六段抽汽逆止阀及电动阀关闭。

(2)试验完毕，重新挂闸，启动一、二、四、五、六段抽汽逆止阀、电动阀

及高排逆止阀，设定升速率lOOr/min/min,目的转速3000r/min,将转速升至

3000r/min0

.17根据需要进行汽轮机注油试验。

.18就地检查主油泵出口油压为1.96MPa,入口油压0.098MPa.

.19停止高压启动油泵、交流油泵运行，并将其投入联锁。

.20检查润滑油、EH油油压、油温正常。

2.4机组并网、带初负荷

2.4.1升压方式:励磁系统升压

2.4.2升压操作的一般规定

(1)将发电机加热器停运、停电，投入发电机空冷器。

(2)发电机转速必须到达3000r/min稳定，且接到值长命令，投入热工保护压

板后，方可投励磁升压。

(3)在升压过程中，如发电机电压失控，定子有电流，发电机变压器有异常现

象，应立即拉开FMK开关。

(4)当励磁电流、电压到达空载额定值时，发电机电压仍未到达额定值，应立

即切除励磁，拉开FMK开关，查明原因后方可重新操作。

2.4.3升压操作环节：

(1)僦DCS画腼磁词搁胜“防殖招常她画信号。

(2)合上发电机FMK开关。

(3)检查励磁调整器为AVR方式。

(4)按下励磁投入按钮。

(5)检查发电机电压至额定值(15.75KV)o

(6)检查发电机三相电压平衡。

(7)查对、记录空载参数，励磁电流687.1A、励磁电压99.2V(75℃时)。

(8)检查发电机定、转子回路绝缘良好。

2.4.4发变组同期并列

.1同期并列必须满足的条件

（1）待并机的频率与系统频率相等。（最大偏差不超过0.2HZ）。

（2）待并机的电压与系统电压相等。（最大偏差不超过10%）。

（3）待并机的相位与系统相位相似。

（4）待并机的相序与系统相序一致。

.2准同期并列的注意事项

（1）发变组并列应采用自动准同期方式。

（2）大、小修后或同期回路有工作时・，必须经查对相序无误后，在假同期试验

正常后，方可进行发电机的同期并列操作。

（3）发电机在同期操作过程中，严禁其他同期回路的操作。

（4）投入自动准同期前，应试验装置良好。

（5）发电机并网时，同期装置投入不得超过15分钟，。当并网条件基本满足而

同期装置无法捕捉到同期点时应退出同期装置，重新投入一次，如仍然不行

时应终止并网，告知保护人员检查处理。

.3准同期并列的方式：采用自动准同期并列。

.4自动准同期并列环节（后备盘操作手动）

（1）选择同期对象（即合上要进行同期并列操住对应的同期开关TK）。

（2）合上同期装置投电开关TDK,同期操作装置上的“同期投电”指示灯亮。

（3）合上同期起动开关QK,同期装置起动，并发出调速、调压脉冲，使发电机

的频率、电压迅速进入设定的频差、压差范围内，当满足同期条件时，装

置发出合闸脉冲（并列断路器不会合闸），此时表达WX-98F工作正常。

（4）合上同期出口开关CK,并按“确认”键，当满足同期条件时，完毕同期并

列合闸。

更改为：

（1）选择同期对象

（2）按下“同期选中”按钮，查两边显红色；

（3）按下“同期投电”按钮，查两边显红色；

（4）按下“同期启动”按钮，查两边显红色；

（5）按下“合闸”按钮，查“已合上”指示灯亮；

（6）按下“确认”按钮。

・5发电机并列后欧J检查及接带负荷时的注意事项

（1）发电机并列后，即带上5MN日勺有功负荷和一定数量的无功负荷，进行暖机。

（2）维持发电机电压；喷川5的|升负荷速甥媾轮机H负荷规定进行。

（3）发电机增负荷过程中，应加强监视发电机，励磁变线圈、铁芯、整流桥温

度变化。

（4）确认主变工作冷却器运行正常。

（5）冷态发电机自并列到带满负荷时间随热机参数规定应不少于80分钟。

（6）带满负荷后应对发变线组系统进行全面检查。

机组并网时锅炉的操作

.1锅炉调整燃烧及I、I【级旁路，维持主蒸汽参数稳定。

・2并网前维持汽包水位TOOmni左右，防止并网后汽包水位上升过多。

・3并网后，根据汽压汽温状况逐渐关闭I、II级旁路。

发电机并列后,立即带初负荷7.5MW(5%)负荷,投入“功率回路”，暖机20min,,

维持蒸汽参数不变。

锅炉按照滑参数冷态启动曲线升温升压，负荷随之增长，详细如下：

0MW-10MW：20min

10MW暖机:40min

10MW〜40MW：80min

40MW暖机:60min

40MW〜150MW：150min

初负荷暖机期间的检查与操作

.1在初负荷下，稳定运行20min,主汽门进口蒸汽温度每变化1.7℃,应增长

Imin稳定期间。

.2检查发电机定子铁芯，线圈温度正常。

.3检查汽轮机振动、差胀、缸胀，轴向位移及各轴承金属温度和回油温度正常,

润滑油压正常，汽缸上、下壁温差正常。

2.5升负荷

初负荷暖机结束，检查汽轮机缸胀正常，无卡涩现象。

设目的负荷10MW,设升负荷率0.69MW/min,按“确定”“进行”键。锅炉以不超

过0.08MPa/min的升压率，主蒸汽以不超过1.5℃/min的升温率，再热蒸

汽以不超过2r/min日勺升温率进行升温升压。

投入“M入跳机保护”。

为适应负荷规定，应增长燃料量。

I、II级减温水调整正常。

按滑参数冷态启动曲线升压升温，负荷随之增长，详细过程参照下表:

负荷（MW）时间(min)汽温（℃）汽压(MPa)

0-1020340〜3750.98〜1.96

1040375〜4051.96

10〜4080