热态启机总结

2号机启机总结

汽轮机第一级金属温度为210°C ,中压缸第一级温度为196°C ，属于温态启机，2号机闭式水系统由1号机带，开水水系统回水调门在关闭状态。

恢复以下系统：

润滑油系统、密封油系统、EH油系统、氢系统、定冷水、闭式水系统、凝结水系统、给水系统、轴封抽真空系统（包括空冷岛）、高低加疏水抽汽系统、主再热疏水系统、紧急补水系统、炉渣冷却水、循环开式水系统、调节保安系统（各试验块阀门状态）、，供热改造系统隔离。

启机前做以下实验： 主保护FSSS试验。 油枪雾化试验正常。

汽包上至点火水位，水位保护试验传动正常。 锅炉各风机油站联锁试验。 锅炉流化试验。

高低旁开关试验。就地远方打闸试验，ETS通道试验，高中压主汽门、调气门整定试验。 2号机励磁系统整流柜风机联锁试验，2号主变、高厂变冷却器电源切换试验，2号机UPS电源切换试验。

汽机静态试验、机炉大联锁试验 测发电机定子绝缘，发电机转子绝缘

因为此次为温态启动，润滑油系统、密封油系统、氢系统、定冷水系统运行正常，盘车运行正常，电流、轴偏心正常。

通过1号机和2号机辅汽联络门对辅汽联箱进行预暖疏水，投入2号机辅汽联箱运行。 检查2号机闭式水箱水位正常，开启2号机闭式水下水门，启动2A闭式水泵，电流、出口压力正常，关闭1号机至空压机供回水电动门，注意1号机闭式水箱水位，母管压力变化，将闭式水倒至2号机自带。（开式水系统根据闭式水温度或启动真空泵时投入）

检查凝补水箱水位正常，启动凝输泵，对排气装置上水冲洗，排气装置上水至1000mm。联系化学排气装置化验水质，若水质不合格，继续换水，水质合格将水位上至2000mm， 对凝泵进行注水排空，变频启动凝泵打循环。

对除氧器上水冲洗，直至水质合格后对三台电泵注水排空，且将除氧器上水至1000mm。辅汽至除氧器管道充分疏水预暖后缓慢投入除氧器加热，将除氧器水温加至75°C左右。 启动2A电泵给汽包上水。上水至点火水位，进行汽包水位传动试验，合格后，启动风机，锅炉点火。

2号机闭式水箱补水、炉渣冷却水箱补水倒至凝结水带。

检查轴封疏水导至无压疏水，关闭辅汽至轴封供汽调门，电动门。辅汽至轴封管道进行充分疏水预暖，此时严密监视轴封压力和温度的变化，当床温250°C时对轴封进行疏水预暖。 这次由于启动2B凝结水泵发“变频器重故障”跳闸，检查是变频器发主板故障及功率模块通讯故障，然后将2B凝结水泵由变频方式切至工频方式运行。

当汽包压力汽压0.02MPa或床温达到300°水冷壁壁温温度达100°C时投入轴封系统，轴封汽源由辅汽带，投入真空泵冷却水，启动2A、2B、2C真空泵进行抽真空。此次由于2A

真空泵振动大，故列备用，当机组背压20KPa，停止2C真空泵。

当主汽压力0.2MPa，投入高、低旁。严格控制主再热蒸汽压力和高低旁后温度。根据背压的变化，投入空冷岛40、30、20、50、60、10、列运行，投入空冷岛自动运行。 冲转前润滑油滤网由有滤芯侧切至无滤芯侧运行。

此次汽机为热态启动。参数为：主汽压力5.0Mpa，再热汽压力0.8MW，主汽温372℃/再热汽温376℃，检查主保护投入正常。主机ETS“主油开关”、“发电机故障”、“低真空”保护退出，投入“高压缸排气温度高”、“胀差大”保护。低压缸喷水、本体事故减温水门在开启状态，检查汽轮机具备冲转条件，汽机挂闸主机冲转。当转速达3rmp检查盘车脱扣，并将其停电。此次冲转没有暖机和600tmp没有打闸摩检，这时应将低加随机投入，注意加热器的水位。当转速达2950时，进行高主门/高调门转换，汽轮机定速3000rpm，检查高排逆止门开启，检查主油泵出入口油压正常、润滑油压正常，高备泵和交流油泵电流下降，停止高备泵、交流油泵，投入联锁，注意润滑油温在正常范围内。对机组进行全面检查。 在整个过程中严密监视轴振、瓦振、轴向位移、胀差、高压缸膨胀、上下缸温差、供回油温度、供油压力，各轴承金属温度、背压、除氧器水位、排气装置水位正常范围内。 合入2号主变中性点接地刀闸，投入发电机启停机保护、误上电保护及断路器闪络保护。 机组并网带负荷后根据主再汽压力关闭高低旁，注意主再热蒸汽压力稳定，汽包水位正常,所有画面各参数指示正常，检查高排通风阀关闭，1、2号通风阀关闭。

投入主机ETS“主油开关”、“发电机故障”、“低真空”保护，退出“高压缸排气温度高”、“胀差大”保护。

拉开2号主变中性点接地刀闸，退出发电机启停机保护、误上电保护及断路器闪络保护。 负荷升至10MW，投入2号炉脱硫、脱硝系统运行。 负荷达到30MW关闭高压侧疏水 负荷达到45MW检查低压缸喷水关闭

负荷达到60MW关闭低压侧疏水。将2号机6Kv厂用电切至高厂变20B自带。

负荷大于45MW逐渐投入3号、2号、1号高加。当四抽压力达0.25Mpa除氧器加热倒至四抽带，投入辅汽至除氧器自动。

根据氢温投入2A、2B、2C、2D氢冷器运行。 负荷升至90MW，给水旁路倒至主路运行。

负荷至110MW注意轴封压力的变化，此时应该可以实现自密封，根据轴封压力逐渐关小辅汽至轴封调门直至全关，投上自动。

负荷120MW，投入电力系统稳定器PSS运行。

当负荷达170MW 启动另一台给水泵并入系统，投入双泵运行方式。

投入锅炉汽包水位高高、汽包水位低低、汽机跳闸BT保护，投入全部燃料丧失MFT保护。 负荷达180MW汽轮机由单阀切至顺序阀控制。

将四抽供辅汽联箱电动门开启，倒至四抽带， 冷再供辅汽、冷再供轴封、四抽供辅汽投入备用。

负荷大于180MW投入协调，投入2号机组AGC控制。正常根据调度指令升降负荷。

根据凝结水、给水含氧量。开启除氧器启动排汽门。

优点：

1、机组定速3000rpm后及时停运高备泵、交流润滑油泵，加强主机润滑油温调整，油温控制在规定范围内。

2、本次操作严格按照操作票操作，执行操作监护制度，杜绝了误操作。 3、机组并网前高低旁关闭时机控制的比较好，主再热器压力温度控制的比较好。 4、此次启机为温态启机，不需要暖机，从而使机组快速并网升负荷，节约了燃料。 缺点：

1、此次启机过程中四瓦振动过大。

2、凝泵变频器不好使，变频器发主板故障及功率模块通讯故障。

3、2A真空泵振动大，延迟了抽真空时间。

4、2号机锅炉上水结束，2号机机组长桑政军在执行停止2A凝结水泵操作时未严格执行操作票未将2B凝结水泵联锁解除，造成2B凝结水泵连锁启动

5、启动2A闭式水泵投入2号机闭式水自带操作后，未及时将2B闭式水泵投入联锁备用。

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