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热态启动启动 |
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热态启动参数选择 |
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1 |
第一级蒸汽温度不允许比第一级金属温度高111℃或低于56℃ |
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对已运行的设备系统进行全面检查确认无异常。 |
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对已投入的系统或已承压的电动阀、调节阀可不再进行开、关试验。 |
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2 |
机组冲车条件 |
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热态启动投入连续盘车时间不少于2~4小时。 |
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转子偏心度不大于原始值的110%。 |
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高中压缸上下缸温差应小于80℃。 |
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当轴封母管疏水充分且参数达到规定值,可向轴封送汽。 |
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凝汽器建立真空不低于-84.7kPa。 |
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热态启动的参数选择及暖机时间的确定按运行规程附图执行。 |
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检查各疏水门开启。 |
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确认有关保护投入。 |
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3 |
机组热态启动操作 |
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锅炉点火前检查 |
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确认循环泵各冷却水阀门开启,冷却水流量正常 |
DCS-锅炉-汽水系统 |
确认锅炉启动系统各阀门状态正确 ①锅炉循环泵进、出口电动阀关闭,循环泵出口调节阀关闭。 ②锅炉启动系统过冷水手动阀开启。 ③锅炉启动系统暖管暖泵手动阀开启。 ④锅炉循环泵出口调节阀前后放水阀关闭。 ⑤检查确认锅炉疏水扩容器水位计和疏水箱水位计一次阀开启,疏水箱水位变送器一次阀开启,压力测点一次阀开启。 ⑥检查确认锅炉疏水箱放水旁路阀关闭 |
就地-锅炉-汽水系统 |
检查锅炉疏水系统符合投运条件 ①锅炉机组排水槽水位处于低水位,各排水泵出口阀开启,泵投入自动备用。 ②过热器、吹灰系统、安全门等各区域疏水至锅炉疏水箱管路连接完好。 ③锅炉疏水箱就地水位计、水位变送器投运 |
检查过热器、再热器减温水系统符合投运条件 ①检查所有管道疏水一、二次阀关闭。 ②检查所有试验测点一、二次阀关闭。 ③过热器、再热器减温水流量变送器一、二次阀开启。 ④过热器、再热器减温水电动隔离阀、调节阀关闭。 ⑤过热器、再热器减温器进水手动阀关闭 |
当启动分离器贮水箱水位达到 8 米,锅炉上水结束 |
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锅炉点火前准备工作 |
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启动引、送风机,通过调节送风机动叶来调整吹扫风量到30~35%BMCR,炉膛压力保持-50~-100Pa |
DCS-锅炉-风烟系统 |
检查炉前燃油系统已具备投运条件 |
DCS-锅炉-燃油系统 |
燃油吹扫蒸汽系统暖管,结束后关闭系统疏水 |
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确认炉膛烟温探针已投运 |
DCS-锅炉-风烟系统 |
确认空预器吹灰器已具备投运条件 |
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确认过热器出口PCV阀具备投运条件, PCV阀前手动隔离阀开启 |
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确认一次风机具备投运条件(油系统已启,冷却水已投入) |
DCS-锅炉-一次风系统 |
确认密封风机 已具备投运条件 |
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锅炉点火前汽机检查及准备工作 ①确认汽机在跳闸状态,高中压主汽门、调门在关闭状态,汽机盘车投运正常。 ②汽机高排汽逆止阀关闭,高压缸暖缸电动隔离阀、调整阀关闭,高压缸通风排汽阀关闭。 ③凝汽器真空不低于-76.3 kPa,轴封及抽真空系统运行正常。 ④检查确认汽机主、再热蒸汽管道及高中压主汽阀阀座前、高排逆止阀后的有关疏水门开启。 ⑤确认循环水系统运行正常。 ⑥确认凝结水系统运行正常,低压缸喷水、凝汽器疏水扩容器减温水投入“自动”且动作正常。 ⑦检查汽机转子偏心度,汽缸总胀与高、低压缸差胀正常 |
DCS-汽机-DEH DCS-汽机-主蒸汽系统 DCS-汽机-凝结水系统 DCS-汽机-循环水系统 |
锅炉点火前吹扫 |
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确认炉膛吹扫条件满足,在 CRT 上点击炉膛吹扫“开始”按钮,“吹扫进行”的指示灯亮,开始5分钟的炉膛吹扫计时 |
DCS-锅炉-FSSS |
在这期间,若任一吹扫条件不满足,则吹扫中断。查明原因并消除后重新进行 5 分钟吹扫计时 |
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在锅炉吹扫进行时,要求油母管阀必须保持关闭。油母管泄漏试验必须在炉膛吹扫前完成或选择泄漏试验旁路 |
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吹扫 5 分钟后,“炉膛吹扫完成”变红 |
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检查锅炉 MFT 自动复归,手动复归OFT |
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锅炉点火 |
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炉膛吹扫结束后确认锅炉 MFT 复归 |
DCS-锅炉-FSSS |
打开燃油进、回油快关阀,调节进油调节阀,维持炉前燃油压力为 3.0MPa 左右,做好锅炉点火准备 |
DCS-锅炉-燃油系统 |
点火后立即投入空预器连续吹灰,注意监视空预器进、出口温度,防止点火过程中空预器受热元 件堆积可燃物发生燃烧 |
DCS-锅炉-风烟系统 |
检查小风门挡板开度正常 |
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打通两至三台磨煤机的一次风通道(因A磨有等离子系统,应优先选择 A 磨煤机) |
DCS-锅炉-一次风系统 |
检查确认密封风机的启动条件满足,启动一台密封风机 |
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检查确认一次风机的启动条件满足,启动两台一次风机 |
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投入一次风系统暖风器,关闭暖风器旁路挡板 |
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锅炉等离子点火启动 ①等离子点火启动前检查。 a.检查冷却水母管水压正常,载体风压正常。确认等离子火检冷却风机已运行正常。 b.检查等离子监控装置已投入运行,等离子火检投运正常。 c.检查机组辅汽母管压力>0.5MPa、温度大于280℃,磨煤机A具备投运条件。 ②A磨煤机的启动 a.检查确认一次风机和密封风机运行正常,一次风母管压力在6.0KPa以上,密封风与一次风母管差压大于2.0KPa。 b.进行磨煤机启动前的检查。 c.调节各等离子装置的设定电流在300A左右,投运A磨煤机的等离子装置,检查等离子电流在200~375A之间,电压在250~400V之间。 d.将A磨煤机控制方式切至“等离子模式”。 e.当A磨煤机出口温度达到75℃左右,启动A磨煤机。并根据所烧煤种挥发份高低将磨煤机出口温度控制在一个比较安全的水平。 f.调整磨煤机入口风量大于90t/h,启动给煤机。给煤机转速稳定后提高给煤量至35-40t/h左右,等A层燃烧器着火正常后将A给煤机煤量降至25t/h(通知灰控投入部分电场)。 g.磨组启动后应密切注意炉膛压力变化和煤粉进入炉膛后的燃烧情况,确认炉膛与二次风箱差压正常,必要时手动调整炉膛负压 |
DCS-锅炉-等离子系统 |
升温升压 |
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炉点火后,当主蒸汽压力达到0.4MPa时,微开高低旁路门进行暖管,随着锅炉燃烧率的提高,应逐渐开大高低旁路门,并可以根据锅炉升压速度将高低旁路门投入“自动” |
DCS-汽机-主蒸汽系统 |
主蒸汽压力>0.4MPa 时,各排空、放水门动作如下: ①关闭分离器出口放气一、二次阀。 ②关闭屏式过热器进口放气一、二次阀。 ③关闭分隔屏过热器进口放气一、二次阀。 ④关闭末级过热器出口 A、B 侧放气一、二次阀。 ⑤关闭末级过热器进口放气一、二次阀。 ⑥关闭末再出口A、B侧放气一、二次阀。 ⑦关闭低再出口放气一、二次阀。 |
就地-锅炉-汽水系统 |
启动一台汽动给水泵组向锅炉上水 ①锅炉点火后,应注意尽可能维持较高的分离器可见水位,以延缓汽泵投入时间。 ②当凝汽器真空达-80KPa后,选择启动一台汽泵,将其再循环阀置于手动全开位置,开大辅汽供小机手动隔离门,利用辅汽冲转一台小机、启动汽泵向锅炉上水。 ③在小机启动初期,控制方式选用“手动”方式,维持小机转速在临界值以下,禁止小机转速停留在临界值2350r/min左右范围内。 ④根据启动各阶段参数要求,通过控制汽泵转速调节给水流量,同时采用主给水旁路调整门节流调节作为辅助手段。在启动各阶段,应尽量维持较高的分离器压力,以利于汽泵给水控制 |
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当分离器进口温度达到150℃时,锅炉进行热态清洗 ①提高给水泵的转速或开大给水旁路调节阀,增加锅炉的给水流量,加强给水泵工作点的监视。 ②监视锅炉贮水箱的水位正常,水位调节阀动作正常 |
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主汽压力达到 0.7MPa 时,逐渐手动开启高、低压旁路调门 |
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在再热器建立通流量(机组启动期间带负荷前,高旁开度小于30%)前控制燃料量,确保炉膛出口烟温<560℃,关小再热器烟道调节挡板,开大过热器烟道调节挡板,以保护再热器 |
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根据炉水温升率的情况继续投入油枪或增加磨煤机出力,按照锅炉的冷态升温升压曲线进行升温升压 |
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锅炉升温升压至汽机启动前所要求的蒸汽参数,并确认 ①再热汽压力达到0.5MPa后30分钟关闭再热器入口疏水门。 ②主汽压力6.0MPa时,逐渐关闭一级过热器进口管疏水电动门,并就地关闭疏水手动门。 ③主汽压力至6.5MPa时视情况投入高低压旁路自动。 ④如果主汽温度过高,可以适当减少燃料量和调节旁路的蒸汽流量 |
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汽轮机冲转前发电机、励磁机系统的准备 |
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合发电机励磁间整流柜风机电源。 |
就地-电气-励磁系统 |
合AVR盘、整流盘上所有控制及辅助电源开关。 |
合冷却风机电源。 |
上好启励保险。 |
手摇五极开关,确认开关合好。 |
确认励磁柜无异常报警。 |
确认励磁开关处于“分”位。 |
确认待并发电机的500kV断路器在“分”位。 |
合发变组出口断路器控制电源。 |
投入发变组保护压板。 |
就地-电气-发变组保护柜 |
合发变组出口隔离开关控制电源、动力电源。 |
就地-电气-升压站 |
合发电机500kV侧隔离开关。 |
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停高厂变封母防潮加热装置 |
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发电机并网前半小时投入主变、高厂变冷却器。 |
就地-电气-变压器冷却系统 |
汽机冲车、升速、暖机 |
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冲车前确认下列汽机保护投入: ①润滑油压低保护 ②EH油压低保护 ③凝汽器真空低保护(高/低压凝汽器) ④轴向位移大保护 ⑤低压缸排汽温度高保护(低压缸A/B) ⑥DEH超速保护 ⑦轴承振动大保护(任一发电机主开关闭合后,该保护自动解除) ⑧DEH系统故障保护 ⑨BUG超速保护(硬接线、无投退开关) ⑩危急跳闸装置跳机保护 ⑾主油泵出口油压低(汽轮机3000rpm试验结束后、并网前投入) ⑿发变组保护动作(发电机并网后投入) ⒀发电机主开关跳闸保护(发电机并网后投入) ⒁发电机断水保护 ⒂MFT停机保护 |
就地-汽机-主保护 |
汽机冲转前的检查确认 ①确认汽轮机不存在禁止启动条件。 ②机组所有投运的辅助设备及系统运行正常,满足汽机冲转需要。 ③确认高中压主汽门、调门、各抽汽逆止门关闭且指示正确。 ④ETS电源指示灯正常,通道试验灯灭,ETS盘面没有任何报警显示。 ⑤汽机TSI 各指示记录仪表投运。TSI电源指示灯正常,无故障报警,各表记指示正确。 ⑥DEH控制系统在“操作员手动”且各监视参数及设备状态显示正确。 ⑦确认汽轮机在盘车状态,且转子偏心度<110%原始值。 ⑧确认DCS上所有汽机防进水保护疏水阀处于全开状态。 ⑨确认高压缸暖缸结束,暖缸电动隔离阀、调整阀关闭,开启高压缸通风排汽电动一、二次阀。 ⑩检查确认旁路控制系统正常。 ⑾系统检查低压缸喷水、疏水扩容器减温水控制在自动位。 ⑿轴封蒸汽母管压力为27.5kPa左右,轴封蒸汽温度与汽机金属温度相匹配。 ⒀检查下列主机参数正常,汽机启动时应充分考虑冲转后的变化趋势 ⒁检查主机润滑油进油温度在27~35℃,油压0.18MPa,主油泵进口油压0.21~0.28MPa,EH油压16.5MPa左右,EH油温45℃。发电机油氢差压50KPa,氢压0.43MPa左右。 ⒂汽轮机冲转蒸汽至少有 50℃以上的过热度,且蒸汽品质合格。冷态启动时,推荐冲转参数为:主蒸汽压力6.5~8.5MPa(带旁路启动)、主蒸汽温度380℃,再热汽压力1.0~1.4MPa、再热汽温度340℃ |
DCS-DEH-蒸汽温度 |
汽轮机冲转 ①记录冲转前各参数,做好冲转前的有关准备工作。 ②汽机挂闸。打开DEH“汽机控制”画面,点击红色“汽机跳闸”,打开操作端;点击“复位”按钮;“汽机跳闸”按钮变绿色“汽机复位”,表示挂闸成功。 ③点击“报警复位”按钮,复位报警信息。 ④高压调节阀暖阀。点击“阀壳预暖”按钮,打开操作端;点击“开”按钮,点击“执行”;高压主汽门MSV2 每隔2分钟开和关一次,阀门开度在0%~11.6%(可调)逐渐变化。“阀壳预暖”按钮下面显示“投入”,当调节阀阀体外部金属温度大于210℃以上,即认为预暖结束,点击“关”按钮,关闭高主门MSV2,“阀壳预暖”按钮下面显示“切除”。当暖阀结束,准备启机时,点击“结束”按钮,画面上“阀壳预暖”按钮下面显示“结束”,暖阀完成,同时高主门MSV1~MSV4 全开。 ⑤点击“阀位限制”按钮,设置阀位限制值为“100”。 ⑥点击“升速率”或者“转速设定”按钮,打开操作端后,点击升速率“100” 按钮、目标转速“400”按钮。CV1~CV4 和RSV1,2 及IV1,2 开始打开,转速按照100 转升速率从盘车转速开始升速,当转速达到400转时,转速保持。 ⑦汽轮机转子冲动后,及时检查确认盘车装置自动脱开、电机停止运行。 ⑧在400 r/min时做远方打闸试验,并对机组进行摩擦检查,确认高中压主调门关闭,汽轮机转速下降,就地检查汽轮机内部和轴封处无金属摩擦声或其他不正常的异音后,重新挂闸,将机组转速升至400 r/min。 ⑨对机组进行全面检查,确认转子偏心度、轴承振动、轴承金属温度、回油温度、油流、缸温、胀差和轴向位移变化等正常,检查冷油器出口油温在30~40℃,确认低压缸喷水已投自动,检查高排逆止门处于自由状态。 ⑩机组在400rpm全面检查正常后,设定目标转速800rpm继续升速。当机组转速达到750rpm 时,确认中压主汽门RSV1 和RSV2 全开。 ⑾当汽轮机转速升至800rpm后,开始进行低速暖机。暖机时间30分钟。 ⑿低速暖机结束,检查确认中压缸排汽侧内表面金属温度高于85℃,并全面检查机组运行正常后,设定目标转速3000rpm继续升速。 ⒀汽轮机转速上升到1250r/min时检查顶轴油泵自停。 ⒁在临界转速区(900~2700rpm)应严密监视机组振动情况。禁止机组在临界转速区域保持转速,任一轴振超限而保护未动作,应立即打闸停机。确认润滑油温度缓慢上升,直至稳定在40~45℃,检查各轴承金属温度、回油温度正常 |
DCS-DEH-总图 |
当机组转速到 3000rpm 左右,机组开始高速暖机。暖机时间60分钟 |
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暖投高加汽侧 |
DCS-汽机-高压加热器 |
维持机组运行参数稳定,按要求做有关试验,试验结束后停主吸油泵、交流润滑油泵,并确认投入备用,投入主油泵出口油压低保护 |
DCS-汽机-汽机润滑油系统 |
发电机升压注意事项 |
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发电机不允许在未充氢气和定子线圈未通水的情况下投入励磁升压。 |
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发电机壳内的氢气各参数应在规定的范围内,转速在额定转速下。 |
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发电机升压时,应监视定子三相电流为零,无异常或事故信号。 |
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发电机定子电压升起后,应确认定、转子回路的绝缘良好。 |
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当定子电压到额定值时,转子电压、转子电流应与空载值相近。 |
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在升压过程中,发现定子电流升起或出现定子电压失控立即对发电机进行灭磁。 |
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发电机并列规定及注意事项 |
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发电机并列分为“自动准同期”和“手动准同期”二种方式。正常情况下应采用“自动准同期” 方式进行并列。 |
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发电机并列时,“自动准同期”不能投入必须采用“手动准同期”控制下进行发电机并列操作时,必须经总工程师批准后方可进行。 |
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发电机加励磁必须在转速达3000rpm时方可进行。 |
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发电机采用500kV侧断路器并列。 |
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当同期回路有过检修工作,或大修后的发电机,在同期并网前还应由保护完成定相,假同期试验等工作。 |
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发电机并列的条件 |
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发电机频率与系统频率基本相同,频率差不得大于0.2Hz。 |
DCS-电气-发变组 |
发电机电压与系统电压相等(允许最大偏差为5%)。 |
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发电机相序与系统相序相同。 |
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发电机相位与系统相位相同。 |
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发电机500kV侧断路器自动准同期并列步骤 |
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确认汽机3000r/min定速,机炉具备并网条件。 |
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检查发变组系统各套保护投入正确。 |
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发电机并列 |
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确认发电机500kV断路器三相断开。 |
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检查发电机500kV隔离开关三相合好。 |
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确认发电机500kV断路器无报警。 |
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选择“自动”(Auto)励磁方式。 |
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确认自动励磁指示正常。 |
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确认励磁电流为零。 |
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确认发电机出口无电压。 |
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选择主控制器M1或M2投入。 |
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投入励磁系统。 |
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检查灭磁开关合上,发电机出口电压平稳上升至27kV(注意监视励磁调节器输出电13)压、电流与发电机电压同步上升,不超额定值)。 |
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确认发电机定子三相电流为零。 |
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确认发电机电压升至额定,核对发电机空载转子电压,电流与设计值相等。 |
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投入发电机同期装置直流电源。 |
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检查同期装置无任何报警 |
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检查同期装置“单侧无压/双侧无压”切换开关至“退出”位 |
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在DCS上点击同期画面“XXX开关同期系统” |
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点击“XXX开关同期投入” |
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检查#3机DCS上 接收到“同期装置准备就绪”信号 |
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点击“同期装置启动” |
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检查发电机自动准同期装置进入等待状态 |
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在DEH画面将同期控制投至“自动”位 |
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确认发电机500kV断路器合入,记录并列时间。 |
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检查发电机带有功、无功负荷正常。三相电流指示正常。 |
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点击“同期装置复位” |
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点击“同期表复位按钮” |
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点击“同期选线器复位” |
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断开同期装置直流电源 |
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退出发变组保护柜突加电压保护压板 |
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退出发电机启停机保护 |
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检查发电机500kV侧开关正常 |
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就地检查主变冷却器运行正常、将主变冷却器切至“工作”位 |
就地-电气-变压器冷却系统 |
机组并列后的检查 |
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检查发电机及冷却系统运行正常。 |
就地-电气-变压器冷却系统 |
检查主变、高厂变、励磁变运行正常。 |
就地-电气-励磁系统 |
发电机封母微正压装置并网后切至“微正压”位。 |
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检查炉膛出口烟温探针退出运行。 |
DCS-锅炉-风烟系统 |
关闭炉侧所有疏放水系统手动门。 |
就地-锅炉-汽水系统 |
检查高排逆止门开启,高排通风阀及减温水阀关闭,并注意高排温度变化情况。 |
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检查轴承振动大保护自动解除。联系热工人员投入发电机主保护动作跳机保护、发电机主开并跳闸保护。 |
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初负荷暖机 |
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暖机期间切换厂用电由本机带。 |
DCS-电气-发变组 |
暖机期间,检查机组各辅助设备运行正常、机组各运行参数正常。冷态启动时,应特别注意汽缸总胀,高、低压缸差胀的变化趋势。 |
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汽机凝汽器真空应不低于-89.3 Kpa。 |
DCS-汽机-真空系统 |
检查汽机胀差、膨胀、振动、瓦温、油温、油压、汽缸金属温差应正常 |
DCS-DEH-汽机本体 |
做好启动汽泵前的小汽机暖机工作。 |
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随着汽轮机调门逐渐开大,高旁、低旁逐渐关小直至全关。 |
DCS-汽机-主蒸汽系统 |
对四抽供A、B小机管道进行暖管疏水。 |
DCS-汽机-抽汽系统 |
升负荷至300MW |
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汽机初负荷暖机结束后,开始升负荷,目标负荷300MW,升负荷速率选择“5MW/min” |
DCS-DEH-总图 |
机组负荷开至70MW左右时,进行控制阀切换,确认机组运行参数稳定,汽机高、低压差胀、汽缸总胀及机组振动符合要求。确认高压调门CV4 缓慢关闭,CV1、CV2、CV3 缓慢开大,注意监视机组负荷应无大的波动。当再热汽温达510℃时,检查投入高压缸调节级后至中压转子冷却汽源。 |
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冷态启动后汽机如要做实际超速试验,必须在机组带≥25%额定负荷至少3小时后才能进行。 |
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机组负荷大于150MW时,检查关闭所有机侧疏水门。 |
DCS-汽机-汽机本体疏水系统 |
根据负荷需要投运锅炉第二套制粉系统,通知灰控根据烟气浊度变化增投电场。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
锅炉由湿态转为干态 ①随着锅炉的负荷增加,蒸发量增大,循环泵出口门关小,当出口流量小于220t/h时,锅炉循环泵再循环门打开,此时要注意分离器贮水箱水位及省煤器入口流量的变化。 ②当满足下列条件时,可以将锅炉循环泵停用,锅炉运行模式将由湿态转到干态运行,此时应加强省煤器进口流量的监视,防止水冷壁流量低。 ③机组负荷>220MW时,分离器贮水箱水位<6.3m且分离器入口有一定过热度。 ④在锅炉转干态前为避免水冷壁壁温出现不均匀现象,必须提前将机组高加系统投入运行。 |
DCS-锅炉-汽水系统 |
锅炉转干态后将给水旁路调节阀切至主路,在切换过程中避免给水发生大幅波动。确认循环泵暖管阀门开启。 |
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锅炉转入干态运行,锅炉循环泵停止后,锅炉循环泵出口门关闭,循环泵再循环阀、过冷水调节阀关闭,开启过冷水调节阀旁路阀。 |
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负荷升至300MW负荷,暖机15分钟。 |
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机组负荷达300MW负荷后,机组由定压运行转为滑压运行,参数稳定后投入协调控制。 |
DCS-负荷 |
升负荷过程中应注意轴封汽母管压力、温度应正常。 |
DCS-汽机-轴封系统 |
启动第三套制粉系统,通知除尘投入所有电除尘电场。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
升负荷至500MW |
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当#3高加汽侧压力高于除氧器压力,且疏水水质合格后,将高加疏水切换到除氧器。 |
DCS-汽机-高加系统 |
当机组负荷大于 300MW 时,可将空预器吹灰汽源切至主汽供。 |
DCS-锅炉-空预器系统 |
当四抽压力>0.3MPa时,可将除氧器加热汽源由辅汽切至四抽供给。 |
DCS-汽机-抽汽系统 |
当四抽压力>0.6MPa时,将小机用汽汽源由辅汽切为四抽供给。切换时注意四抽压力与辅汽压力应尽可能一致,并缓慢进行,防止进汽压力波动过大造成小机转速、给水流量波动大。 |
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升负荷过程中应注意轴封汽母管压力、温度应正常。 |
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当负荷至 350MW 后根据燃烧情况逐渐退出油枪、等离子运行,炉前燃油系统处于热备用。空预器吹灰方式改为正常吹灰。 |
DCS-锅炉-等离子系统 |
机组负荷达400MW时,利用四段抽汽冲转第二台小机、将第二台汽动给水泵并入给水系统。根据凝汽器真空情况,增启一台循环水泵运行,增启一台凝结水泵运行。 |
DCS-汽机-抽汽系统 |
机组负荷达50%额定负荷,主、再热蒸汽温度达额定值(600℃)左右,投入过热器喷水减温自动。 |
DCS-锅炉-汽水系统 |
将辅助蒸汽供汽切换至四抽供给,冷再蒸汽作为辅汽备用汽源。 |
DCS-汽机-辅助蒸汽系统 |
机组负荷达500MW,检查机组稳定无异常后,根据调度命令投入AGC控制。 |
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升至额定负荷 |
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锅炉燃烧稳定条件下,允许进行炉膛吹灰;负荷<500MW 时,禁止对炉膛进行吹灰。 |
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根据机组负荷要求,可投运第四套制粉系统。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
当负荷达到 750MW 时,开启后烟道后墙 A、B 侧旁路电动阀。 |
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根据机组负荷需要,可投入第五套制粉系统运行。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
机组负荷达 90%额定负荷,机组由滑压运行转入定压运行,投入主汽压力限制,确认机侧主蒸汽压力为25.0MPa,主汽温度和再热汽温为 600℃。 |
DCS-负荷 |
负荷至920MW左右时,汽机高压调门CV4开启,随着CV4开启机组负荷逐渐加升至1000MW。 |
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对机组运行工况进行一次全面检查,确认无异常情况后,机组进入正常运行阶段。 |
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