月17日汽轮机冲转、并网、升负荷至200MW总结二值(1).docx

12月17日汽轮机冲转、并网、升负荷至200MW总结

12月17日，1号机汽轮机#8瓦翻瓦结束，机组重新启动，汽机冲转方式还是采用高中压缸联合启动模式，汽轮机定速3000rpm后并网成功，并成功升负荷至200MW，做机组电气试验，现将本次启动过程总结如下：
一、冲转：
本次冲转仍为高中压缸联合启动：
1、冲转参数：
主汽压力6.55MPa，主汽温度393℃，高旁阀开度9.44%，；
再热汽压0.09 MPa，再热汽温377℃，低旁阀开度90%，；
汽轮机偏心：28.79um，润滑油供油温度40℃
给煤量34t/h，省前流量828t/h
2、冲转步骤：
⑴在汽轮机自动控制中选“高中压缸联合启动”，挂闸，检查高排逆止门联锁开启，V-V阀在开启位
【注】本次启动前电科院进行逻辑修改为：
高中压缸联合启动模式下，挂闸成功后，高排逆止门联锁开启；当CV开度达3%时，V-V阀联关（实际当CV开度达7%时，V-V阀才联关）
⑵冲转：
17:00目标转速500rpm，升速率100rpm，汽轮机开始升速，定速500rpm后，应东汽厂专家要求，汽轮机转速达500rpm时，暖机40分钟。17:33，监盘发现高旁阀开度由9.44%突变至0，且远方无法动作，主汽压由6.14MPa逐渐降低至3.91MPa，再热汽压由0.09MPa，升至0.63MPa，判断高旁已开，就地检查高旁阀确已全开，联系厂家就地关闭高旁阀，远方关闭低旁阀，汽轮机升速至1500rpm，成功避免由于旁路关闭造成汽轮机进汽量突然增大而伤害汽轮机的事故发生，在1500rpm稳定10分钟后，应东汽厂专家要求，汽轮机继续升转速至3000rpm，18:17汽轮机定速3000rpm，升转速期间，各轴瓦振动，瓦温，回油温度均在正常范围内，#9瓦Y振动最大86um，#3瓦温度最高94.7℃，之前最高的#8瓦温度明显好转，最大为92.8℃。
⑶汽轮机定速3000rpm后，润滑油供油压力0.199MPa，停运MSP，TOP后供油压力为0.187MPa，电科院就地将润滑油压调至0.236MPa。
⑷锅炉在汽轮机定速3000rpm后，开始加强燃烧，保证并网前参数符合要求。
二、并网
1、并网前参数：
主汽压力9.4MPa，主汽温度471℃，再热汽压0.08MPa，再热汽温458℃
给煤量53t/h，省前流量898t/h，油枪投入数量为0
2、并网步骤：
⑴并网前准备工作：
①检查50111，50112，50121，50122，50116刀闸在合位，检查5011,5012开关在分位；
②投入#1发电机保护柜A,B柜误上电，启停机保护压板，发电机变压器非电量保护屏断路器闪络保护压板；
③投入冷控失电起动跳闸压板；
④投入非电量延时保护压板；
⑤复归#1级发变组保护柜所有保护；
⑥检查6kV1A,1B,1C段工作进线开关在试验位，6kV1A,1B,1C段工作进线开关PT在工作位；将发电机出口PT小车推至工作位（共计3个PT），并合上发电机出口PT端子箱内各空开
⑦检查起励电源送电正常，将同期装置送电；
⑧检查氢油水系统运行正常，氢压0.46MPa；
⑨检查并投入#1主变，1A、1B高厂变冷却器电源，同时检查#1主变，1A、1B高厂变冷却器就地控制柜运行方式正确；
⑵并网步骤：
①检查励磁装置无报警；
②在DCS励磁系统画面上点“投入励磁自动”；
③合上#1发电机灭磁开关MK；
④在DCS励磁系统画面上点“励磁投入”；
⑤定子电压升至26.94kV，定子电流为0；空载励磁电压137V，空载励磁电流1805A，正常
⑥在同期操作画面中点“同期选线复位”；
⑦点击“同期启动并列点2”（5012开关），同期装置就绪灯亮；
⑧点击#1机DEH自动控制画面“自动同期”按钮，同期装置开始调压调速，20:02发变组成功并网；
3、并网后操作：
⑴汽机侧：
①并网后初始综合阀位43.23%，初始负荷为38.26MW，为防止汽轮机逆功率保护动作，手动升高综合阀位至49.96%，负荷升至62.74MW，稳定后进行初负荷暖机。
②检查氢油水系统运行正常，将4组氢冷器全部投入，目前氢冷器冷却水回水自动跟踪效果不好，应根据氢气温度手动（并网前为防止氢温过低结露，4组氢冷器入口手动门开度较小）
⑵锅炉侧：机组在并网后，随着机组进汽需求量增大，主汽压力会下降比较快，若不干预，有可能会造成机组逆功率动作，在并网的过程中应投入F层全部油枪，保证汽压在9.5MPa左右，在油枪投入后二次风量手动有1550 T/H增加到1650 T/H，油枪点火后就地注意监视油枪着火情况。DCS发现油枪灭火后及时调整二次风量和F磨煤机的通风量，防止油枪被吹灭。
⑶电气侧：
①退出#1机发变组保护屏上启停机保护，误上电保护，断路器闪络保护压板（共计六块压板）；
②机组并网后，检查主变、高厂变运行正常，主变及高厂变冷却风扇运行正常；
③检查励磁变各相温度正常，并检查风扇控制方式在自动位，励磁小间温度正常。
注意事项：
⑴并网前6kV1A,1B,1C段工作进线开关PT必须在工作位，否则高厂变将失去部分电气保护；
⑵并网前，励磁系统ECT根据实际情况若无报警可不用进行复位；
⑶并网时，同期装置运行时间不能超过5分钟，若超过需将同期装置退出
⑷并网后，电气必须按要求退出相关保护，并将同期装置停电；
⑸并网成功后汽轮机必须快速升负荷至机组稳定的负荷，防止逆功率保护动作；同时投入全部氢冷器
⑹为配合汽轮机并网后升负荷的需求，锅炉应该提前干预，防止汽轮机调门开启后锅炉压力下降使汽轮机负荷无法升高，因此在并网过程中，就要提前投入油枪，保证汽压在9.5MPa左右，投油枪过程中，由于我厂炉前油回油调门自动跟踪不好没有投自动，要及时调整回油调门开度，保证供油压力。
三、升负荷至200MW
21:37机组升负荷至100MW
负荷100MW时锅炉参数：
主汽压力9.64MPa，主汽温度481℃；再热汽压0.39MPa，再热汽温493℃
F层油枪全部投入
为升负荷至200MW做准备，锅炉侧投入第二台磨煤机运行：
21:47启动1F磨煤机，运行正常；启动1F给煤机，就地发现巡检汇报1F给煤机皮带打滑，停运1F磨煤机，1F磨煤机，联系电建处理；
21:59再次启动1F磨煤机，运行正常；启动1F给煤机，远方无煤量显示，就地巡检汇报1F给煤机上无煤，1F原煤斗落煤管堵磨，程控投入空气炮没有效果，联系电建就地敲煤；
22:19 1F磨煤机给煤机恢复正常供煤，1F磨煤机点火成功，点火过程中，1F磨煤机冷热一次风门卡涩，调节线性不好，风量忽大忽小。
22:50锅炉参数：主汽压力9.8MPa，主汽温度491℃；再热汽压0.4MPa，再热汽温489℃，给煤量119t/h，给水量1000t/h
汽轮机手动调节综合阀位升至78%，负荷升至200MW，配合电气做相关试验。
四、亮点：
1、汽机转速500rpm暖机时，高旁突然开启，后关闭高低旁后汽机转速果断升至1500rpm，成功避免由于旁路关闭造成汽轮机进汽量突然增大而伤害汽轮机的事故发生；
2、1F磨煤机启动后，磨煤机冷热一次风门间断性卡涩，调节线性不好，风量忽大忽小，操作人员控制果断，操作方法得当，成功避免磨煤机启动后着火不良，而引起燃烧不稳，耽误机组升负荷的情况发生；
3、本班机组运行平稳，进度控制良好，按时完成预定计划。
五、不足：
1、机组并网过程中定速效果不好，转速最大波动达50rpm，由于转速差过大，同期装置切除，后同期装置重新投入后，手动升转速至3000rpm后并网成功，我厂若长期采用高中压缸联合启动方式启动，应将调速系统调节好。
2、启动1F给煤机时发生皮带打滑，12月5日启动该给煤机时也出现这种情况，该缺陷需要彻底处理好。
3、1F磨煤机冷热一次风门卡涩，调节线性不好，风量忽大忽小，无法投自动，对日后多台磨运行时带来安全隐患。

运行二值
2015-12-18