第四篇 机组启动与停止.docx
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第四篇机组启动与停止
第一章机组启动前的准备
1.1总则:
1.1.1下列工作需在总工程师或主管生产厂长主持,车间主任、专工参加下进行:
(1)机组大、小修后的启动;
(2)锅炉安全阀的校验试验;
(3)主机甩负荷试验;
(4)汽轮机调速系统试验;
(5)汽轮机超速试验;
(6)设备经重大改造后的启动或有关创新新技术的第一次试用。
1.1.2机组在下列情况时禁止启动:
1.1.2.1机组跳闸保护有任一项失灵。
1.1.2.2主要仪表缺少或不正常,且无其它监视手段:
(包括转速表、转子晃动值表、真空表、润滑油压表、EH油压表、振动表、主蒸汽及再热蒸汽压力、温度表、轴向位移指示表、差胀表、汽缸膨胀表、高中压内外缸温度表、轴瓦温度表、轴承回油温度表,发电机输出有功和无功功率表、电压表、电流表、频率表、同期表、励磁系统电流表和电压表、汽包水位计、燃油压力表、氧量表、炉膛压力表等)。
1.1.2.3DEH、ETS和DCS及主要控制系统动作不正常,影响机组启动及正常运行。
1.1.2.4汽轮机防进水保护系统不正常时。
1.1.2.5蒸汽室内的深孔热电偶与浅孔热电偶间的最大温差大于83℃。
1.1.2.6高、中压缸上、下温差,内缸大于35℃,外缸大于50℃。
1.1.2.7启动盘车后,汽轮发电机组转动部分有明显的金属摩擦声。
1.1.2.8汽轮机转子晃动值大于0.07mm,或超过原始值的0.02mm。
1.1.2.9高压差胀超过+6mm~-3.3mm,低压差胀超过+7mm~-4mm。
1.1.2.10危急保安器动作不正常,调节保安系统静态试验不合格。
1.1.2.11汽轮机高、中压主汽门、高、中压调门、高排逆止阀、抽汽逆止阀、工业抽汽逆止门任一卡涩不能关严,调速系统工作不正常时。
1.1.2.12EH油泵、高压启动油泵、交、直流润滑油泵、顶轴油泵工作不正常。
1.1.2.13调速系统不能维持汽轮机空负荷运行或机组甩负荷后不能维持转速在危急保安器动作转速以下。
1.1.2.14抗燃油及透平油油质不合格,油温低于35℃,油位在最低油位以下。
1.1.2.15盘车装置工作不正常。
1.1.2.16控制用气源不正常。
1.1.2.17轴封供汽不正常。
1.1.2.18锅炉安全阀、燃油速断阀经试验动作不正常时。
1.1.2.19锅炉未按规定进行水压试验或试验不合格时。
1.1.2.20保温不合格。
1.1.2.21有关联锁及保护试验和电动门试验不正常。
1.1.2.22发电机冷却系统未投运,主变冷却器未投运。
1.1.2.23发电机风冷系统不合格。
1.1.2.24调速保安系统静态试验不合格。
1.1.2.25发电机绝缘不合格。
1.1.2.26励磁系统不正常。
1.1.2.27工作票尚未完成。
1.1.3机组启动状态的规定
1.1.3.1锅炉启动状态的规定:
冷态:
锅炉无压力。
热态:
锅炉有压力。
1.1.3.2汽轮机状态的规定:
(调节级处内缸下壁温度)
金属温度低于150℃以下,为冷态启动。
金属温度在150-300℃之间,为温态启动。
金属温度在300-400℃之间,为热态启动。
金属温度在400℃以上,为极热态启动。
1.1.4机组启动原则
1.1.4.1无论冷、热态启动,主蒸汽温度及再热蒸汽温度分别比高、中压内缸温度高50~100℃,但不能超过额定蒸汽温度,主汽门入口处的主蒸汽至少应有50℃以上的过热度。
1.1.4.2冷态启动时,主蒸汽温度不允许大于427℃。
主蒸汽温度和压力应该处在曲线“主汽门前启动蒸汽参数要求”所示冷态启动区域;再热蒸汽的温度和压力,应符合曲线“再热蒸汽参数要求”。
凝汽器真空与再热蒸汽温度应符合“空负荷和低负荷运行导则”曲线。
且主、再热蒸汽温之差≯50℃,主、再热蒸汽两侧的温差均不大于14℃。
1.1.4.3冷态启动时最大升负荷率0.73MW/min。
热态启动时,升负荷率0.73~5.5MW/min,迅速带上更大的初负荷。
正常运行中,建议负荷变化率不大于4MW/min。
1.1.4.4热态启动时,主蒸汽参数应符合“主汽门前启动蒸汽参数要求”,“金属温度对应的主蒸汽温度建议(热态启动)”及“空负荷和低负荷运行导则”。
根据“启动冲转曲线”确定冲转参数及升速率和5%负荷暖机时间。
1.1.4.5转子脆性转变温度为150℃。
1.1.5两个典型的启动曲线
1.1.5.1高压内缸下半壁调节级区域金属温度低于150℃时,主蒸汽参数250℃,0.98MPa。
主、再热蒸汽温差不超过50℃冲转(见冷态启动曲线)。
1.1.5.2高压内缸下半壁调节级区域金属温度高于150℃时,主蒸汽参数400℃,5.88MPa,主、再热蒸汽温差不超过50℃以上冲转,并列后不暖机,75分钟升至额定参数100MW,90分钟至满负荷(见热态启动曲线)。
1.2机组启动前的检查与准备
1.2.1热机启动前的检查与准备
1.2.1.1所有检修工作结束,工作票已全部收回,并有详细的检修交待;
1.2.1.2现场清洁干净,道路畅通,照明良好;
1.2.1.3检查汽包水位计汽水照明良好,水位计上应有正常、高、低水位标示线,水位监视电视工作正常;
1.2.1.4检查炉膛密封、炉墙护板完好,平台、梯子、栏杆完整,无脚手架,无杂物垃圾;
1.2.1.5检查管道的吊架及支架完整牢固,弹簧吊架的固定销钉应拆除;
1.2.1.6检查炉膛火焰监视的工业电视探头进出应灵活;
1.2.1.7检查锅炉各膨胀指示器是否在零位,并记录其初始值;
1.2.1.8检查过热器、省煤器、再热器、空气预热器等工作完毕,烟道内部无人、无杂物,受热面清洁;
1.2.1.9检查锅炉各处检查孔、人孔门关闭严密;
1.2.1.10检查各处保温良好,保护罩壳完好;
1.2.1.11检查油枪灵活完整;
1.2.1.12检查烟风档板和风门的传动装置完好,开关灵活;
1.2.1.13检查燃烧室内受热面清洁、无焦渣、无杂物;
1.2.1.14从冷灰斗处(检查孔)检查内部无焦渣;
1.2.1.15检查管道上临时加装的堵板已拆除;
1.2.1.16确认检修工作所搭的接地线、短路线、工作牌、脚手架等其它安全措施已拆除,常设栅栏与警告牌已恢复;
1.2.1.17检查启动用工具、仪器、各种记录、消防工作已准备好;
1.2.1.18确认机组各动力设备绝缘良好,各辅助系统控制电源和气源、热工及信号电源已送上,且无异常;
1.2.1.19确认信号系统正常,各指示表计、记录仪器投入完好;
1.2.1.20确认DCS及DEH工作正常,CRT显示与设备实际状态表计显示相符;
1.2.1.21确认化学已准备充足的除盐水;
1.2.1.22联系燃运人员上煤;
1.2.1.23机组联锁保护试验及开机前试验良好;
1.2.1.24各辅机转动部分无卡涩,轴承润滑油、冷却水、密封水系统正常;
1.2.1.25所有水位计、油位计均在投入状态;
1.2.1.26凉水塔、清水池补水至正常水位;
1.2.1.27汽轮机主油箱及EH油箱油位正常,油循环良好,油质合格。
各动力设备油位正常;
1.2.1.28汽轮机轴承润滑油进油温度不低于35℃;
1.2.1.29抗燃油系统各阀门状态正确,油温20℃以上,抗燃油系统压力调至14MPa;
1.2.1.30真空系统注水试验,严密性检查合格;
1.2.1.31转动机械的分部试转正常;
1.2.1.32有关设备系统的冲洗完毕;
1.2.1.33调节系统和自动保护装置的调整试验完毕;
1.2.1.34核对阀门检查卡,检查各系统阀门位置正确;
1.2.2电气启动前的检查及准备
1.2.2.1启动前发、变线组的检查
(1)工作票全部终结且收回,临时安全措施已全部拆除,恢复常设遮拦,网门锁好,并有检修详细的书面交待及可投运结论。
(2)发电机、励磁系统、主变、高厂变、出线开关及有关一、二次设备、回路完整良好,符合运行的条件。
发电机出口断路器,励磁整流柜,各PT刀闸在断开位置。
PT、CT完整无损,FMK、灭磁柜完好,位置正确。
(3)发电机空冷系统正常并投入运行。
(4)发电机滑环应清洁无损,刷架与滑环表面距离适当;电刷长度适中;联结软线完整牢固,无接地、短路现象;弹簧压力均匀,电刷在刷窝内活动自如。
(5)从窥视孔观察发电机端部照明良好,线圈绑扎良好、垫块无松动,机壳内干燥不潮湿。
(6)空冷室无杂物,地面干燥、清洁,冷却器无漏水及结露现象。
(7)发电机出口断路器操作机构正常,断路器周围清洁、无杂物,各连结线牢固,出口刀闸1501G在断开位置。
(8)各仪表、保护及信号装置良好,二次接线无异常。
核对定、转子线圈及铁芯温度指示正常。
(冲转前抄录此温度)。
(9)自动柜及起励装置完整、好用,各硬操控制开关完好,位置正确,指示灯指示正确。
1.2.2.2启动前的准备工作
(1)按启动状态准备好并列操作票。
(2)准备好操作中所用仪器、工具。
1.2.2.3启动前发电机、变压器绝缘电阻的测量
(1)机组大、小修及临修后的绝缘电阻由检修人员测量,启动前向运行人员交待测量结果并将绝缘电阻值记录于“发电机”、“变压器”绝缘电阻记录薄内。
运行人员要作相应的测量,并对比结果,登记入册。
(2)发电机停机时间未超过48h,且未进行任何检修工作时,开机前可不测量绝缘电阻(特殊情况除外)。
(3)热态启动机组,不测量绝缘电阻(特殊情况除外)。
(4)对发电机定、转子回路绝缘电阻进行测量。
①定子绕组对地绝缘电阻用2500V摇表测量,其阻值不低于Rt
Rt=
×
式中:
Rt——测量温度为t℃时绝缘电阻值,MΩ
UN——发电机绕组的额定电压,V
SN——发电机额定视在功率,KVA
②发电机转子绕组对地绝缘电阻用500V摇表测量,其值不得小于0.5MΩ。
③发电机轴承对地的绝缘电阻用500V摇表测量,其值不低于0.5MΩ。
(5)变压器绝缘电阻测量,见“变压器有关章节”。
1.3机组启动前的试验
1.3.1热机启动前的试验(机组大、小修后)
(1)磨煤机润滑油系统试验;
(2)FSSS试验
(3)火检冷却风机联锁试验;
(4)汽轮机ETS试验;
(5)汽轮机调节系统静态试验或仿真试验;
(6)送风机、引风机、制粉系统联跳试验;
(7)机组大联锁试验;
(8)汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵联锁试验,顶轴油泵、主油箱排烟风机联锁试验;
(9)给水泵联锁试验;
(10)循环水泵联锁试验;
(11)水环式真空泵联锁试验;
(12)凝结水泵联锁试验;
(13)高、低压加热器及除氧器的保护试验;
(14)各电动门、气动门开关试验。
1.3.2发变组启动前的试验:
(1)发变线组系统的光字牌及中央音响系统试验良好。
(2)发电机出口断路器及FMK拉,合闸及联锁试验良好。
(3)自动励磁调节器调压试验良好,指示灯及光字牌正确,试后应在低限位置。
(4)整流柜交流开关拉、合闸,风扇开启及联锁试验良好。
(5)主变冷却器运转正常、联锁试验良好。
注:
①备用机组停机48h内开机前只做发电机FMK开关的分合闸,及联锁试验。
②检修后的机组应结合有关继电保护做相应的传动试验。
1.4发变组恢复备用:
(1)投入继电保护及自动装置的交、直流电源开关。
(2)投入发变线组有关保护。
(3)投入发电机PT。
(4)投入发电机各冷却系统。
(5)开启整流柜。
(6)合上发电机出口刀闸。
(7)合上主变中性点接地刀闸。
(8)合上自动励磁调节柜交流开关,面板开关置相应位置。
第二章机组冷态启动
2.1机组辅助系统及设备的启动
2.1.1启动工业水系统(参照第五篇第二章)。
2.1.2启动循环水系统(参照第五篇第七章)。
2.1.3启动压缩空气系统(参照第五篇第三章)。
2.1.4启动辅助蒸汽系统运行正常。
2.1.5启动凝结水系统(参照第五篇第八章)。
2.1.6启动给水除氧系统,向除氧器上水加热(参照第五篇第九章)。
根据汽包水位情况和值长命令,适时启动给水泵,关闭省煤器再循环阀,锅炉用给水旁路调节阀控制上水。
2.1.7锅炉上水
2.1.7.1锅炉上水前投入炉底水封。
2.1.7.2锅炉上水的规定
(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,并在具备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标准,如锅炉有水应化验水质合格。
联系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大于50℃不得上水。
控制汽包上、下壁温差不大于50℃。
冬季上水时间不小于4小时,夏季不少于2小时。
当上水温度接近汽包壁温时,可适当加快进水速度。
(4)锅炉上水时,省煤器再循环阀应处于关闭状态,停止上水时应开启。
(5)锅炉汽包承压之前,汽包壁温一定大于35℃以上。
2.1.7.3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,通过旁路调节阀和给水泵转速控制进水速度。
(2)上水泵上水法:
①检查补水箱放水阀关闭,化学补水至补水箱旁路阀关闭。
开启化学补水至补水箱调节阀前、后截阀,通过调节阀向补水箱补水至正常水位。
②开启补水箱出口DN300手动阀,关闭补水箱至1#、2#凝汽器补水阀。
③开启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。
④开启上水泵入口手动阀,启动上水泵正常后,开启出口电动阀,经旁路给水管道上水,用旁路给水调节阀控制上水速度,注意上水泵不得超电流。
⑤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,上水停止后开启省煤器再循环阀。
2.1.8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)投停底部加热的步骤见第五篇第十四章。
(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大于1℃/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)为节约启动期间的燃油耗量,也可根据实际情况和经验适当延长蒸汽加热时间。
(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门。
(6)锅炉采用下部联箱放水时,应停止底部加热。
2.1.9启动汽轮机交流润滑油泵进行油循环,直至化验油质合格,直流润滑油泵置“备用”位,将油温升至40~45℃之间。
2.1.10启动高压启动油泵并投入EH油系统运行。
2.1.11按要求投入顶轴装置,检查各轴承顶轴油压正常,适时投入盘车装置,测量大轴晃度,倾听机组内部声音。
2.1.12汽轮机启动前应投入盘车运行至少4h以上。
2.1.13投入发电机空冷系统。
2.1.14点火前24h,电除尘器绝缘子投加热,灰斗提前4h投加热。
2.1.15根据环境温度提前启动燃油泵房供油泵运行,锅炉炉前燃油循环,调整炉前油压为2.94MPa。
2.1.16启动风烟系统,视情况投入引风机自动。
2.2锅炉点火
2.2.1联系热工解除机跳炉保护。
投入锅炉主保护。
2.2.2轴封管道疏水暖管正常后启动轴加风机,汽轮机投轴封。
2.2.3启动水环式真空泵,凝汽器抽真空,低加随机抽真空。
确认汽机本体疏水各阀门位置正确。
凝汽器真空升至10KPa时,锅炉点火。
2.2.4炉膛吹扫
2.2.4.1炉膛吹扫条件:
(1)A、B空预器同时运行;
(2)有送风机运行,且相应挡板打开;
(3)有引风机运行,且相应挡板打开;
(4)所有油角阀关闭;
(5)主油阀关;
(6)无MFT指令;
(7)所有给粉机停;
(8)排粉机均停;
(9)除尘器跳闸;
(10)汽包水位正常;
(11)火检指示无火;
(12)二次风门挡板未关;
(13)炉膛通风量在30%~40%BMCR风量范围内;
(14)火检冷却风压正常。
(15)全部电源系统正常。
2.2.4.2确认FSSS盘锅炉吹扫条件具备“允许吹扫”指示灯亮,按“吹扫启动”按钮,自动计时5min,“吹扫完成”指示灯亮,MFT复位。
2.2.4.3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,合格后开启进油速断阀和回油速断阀,“允许点火指示”灯亮。
2.2.5锅炉点火升温升压
2.2.5.1投入空预器冷端连续吹灰,以防受热元件积灰。
2.2.5.2调整引、送风机风量,使总风量处于额定风量的30%~40%,保持炉膛负压-20~-40Pa,投入引风机自动,对角点燃下层两只油枪,调整相应的二次风门,检查油枪着火良好,15min后,按先投后停的原则切换另两只下层油枪。
2.2.5.3下层四只油枪投入后,通过炉膛火焰监视器和就地观察孔,观察炉内燃烧情况并进行调整。
2.2.5.4当I、II级旁路暖管后投入旁路系统。
先投三级减温,再投Ⅱ级,最后投Ⅰ级,先投减压,后投减温。
根据实际情况调整旁路开度。
应尽量保持Ⅱ级全开,避免中压主汽门前起压力。
投旁路时应注意其减温水压力是否允许,必要时应联系热工解除条件。
2.2.5.5根据升压需要,投上层四只油枪,根据燃烧情况调整风量,保持油压2.94MPa。
2.2.5.6保持汽包水位正常,若水位高用定排放水。
根据水位情况启动给水泵,用给水旁路调节进水。
上水时,关闭省煤器再循环门。
2.2.5.7升温、升压速度按锅炉冷态启动要求进行
(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0~1.0MPa阶段温升率不大于1℃/min,在以后阶段不大于2℃/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,适当开大Ⅰ级旁路,加强定排放水(定排时应停止底部加热),保证实际运行中的升压曲线处在锅炉升压曲线(见附图)的右方。
(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0.1MPa,检查确认主汽门前疏水门在开启位置,检查高中压主汽门、高排逆止门的严密性,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,并验证其指示的准确性,通知热工冲洗表管,关闭炉顶空气门。
(5)根据汽包壁温差情况,开启水冷壁下联箱定期排污门适当放水,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门。
(6)压力升至0.3~0.5MPa时,通知检修热紧螺丝,进行定期排污。
(7)压力升至0.5~1.0MPa时,通知化学人员化验蒸汽品质,根据化学要求投入连排。
汽包上下壁温差逐渐减小时,应停止锅炉定期排污。
2.2.5.8当空气预热器出口风温达到150℃以上时,启动B排粉机及B制粉系统制粉,待粉仓粉位达到2米以上且空气预热器出口风温达到250℃,对流过热器后烟温350℃以上,FSSS投粉条件满足,对角投粉,适当调整一、二次风量,保持B排粉机出口风压2.6~3KPa,根据汽温情况如需投入减温水时应联系热工强制投减温水条件。
2.2.5.9如在热态或极热态启动中必须提前投粉时,一定要联系热工解除MFT条件中“汽轮机跳闸”。
2.2.5.10检查各部膨胀指示器,并做好记录,发现异常,应停止升压查明情况,进行调整,正常后方可继续升压,记录膨胀指示器可在下列情况下进行:
锅炉上水前、后;汽压0.5MPa时;汽压0.6MPa时;汽压1.0MPa时;汽压10MPa时;达到额定参数和满负荷时。
2.2.5.11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-50mm,防止冲转后锅炉水位上升过多。
(2)调节燃油量及粉量,稳定冲转要求的参数,根据情况决定是否停止喷燃器。
(3)炉膛出口烟温应<538℃。
(4)过热器向空排汽门打至“自动”位置。
2.3汽轮机冲转
2.3.1检查汽轮机保护ETS系统投入正常。
2.3.2DEH盘面检查
(1)高、中压主汽门,高、中压调节汽门均在关闭位置。
(2)盘车指示灯亮,转速指示4.3r/min,功率指示0。
(3)脱扣指示灯亮。
(4)自动/手动钥匙开关在“自动”位置。
(5)超速保护钥匙开关在“投入”位置。
(6)“单阀控制”按钮灯亮。
(7)“功率回路投入”、“压力回路投入”、“工业抽汽压力回路投入”在退出位置,“转速回路”在投入位置。
(8)TPC方式退出。
2.3.3机组冲转的条件及准备
2.3.3.1汽轮机冷态冲转蒸汽参数:
(1)主蒸汽压力0.98MPa,主蒸汽温度250℃,主蒸汽与再热蒸汽温差不大于50℃。
(2)油温38℃到45℃间,润滑油压在0.098±0.0196MPa间。
(3)凝汽器压力在36.205KPa~43.205KPa间。
(4)盘车运行正常,连续盘车时间不小于4h。
(5)大轴晃动值不超过原始晃动值0.02mm。
2.3.3.2在DCS-CRT、DEH-CRT上检查主蒸汽压力、温度符合汽机冲转要求。
2.3.3.3汽轮机在盘车状态,显示“盘车”灯亮,盘车电流正常,盘车连续运行不少于4小时。
2.3.3.4给水泵启动后,高加注水,高加随机启动。
2.3.3.5确认汽轮机本体至疏水扩容器的所有疏水阀开启,高、低压加热器通水正常,加热器疏水系统采用逐级自流方式,各加热器紧急疏水电动阀在“自动”位。
2.3.3.6凝汽器真空尽可能高。
凝汽器真空至少应在36.205~43.205KPa间。
2.3.3.7检查低压缸排汽喷水阀在“自动”,凝结水压力正常。
2.3.3.8检查给水泵最小流量再循环手动阀开启,电动阀在“自动”位。
2.3.3.9检查轴封加热器出口凝结水最小流量再循环阀在“自动”。
2.3.3.10检查凝汽器热水井水位控制在“自动”,水位正常。
2.3.3.11汽轮机本体及主、再热蒸汽管道疏水控制在“自动”。
2.3.3.12检查汽轮机润滑油温在38~45℃间。
2.3.3.13汽轮机润滑油压力在0.098±0.0196MPa间,抗燃油压力14±0.2MPa,透平油压力为1.96±0.1MPa。
2.3.3.14检查主轴晃动值不大于0.07mm,且小于原始晃动值的0.02mm。
2.3.3.15检查汽轮机差胀正常。
2.3.3.16检查汽轮机上、下缸温差正常。
2.3.3.17检查发电机空冷系统运行正常。
2.3.4汽轮机“操作员自动方式”冲转操作
2.3.4.1把手动/自动钥匙开关打至“自动”。
2.3.4.2在“控制方式”项目中选“操作员自动”。
2.3.4.3在DEH操作盘按下“挂闸”按钮,并保持2s,检查高、中压主汽门自动全开。
开启一、二、四、五、六抽汽电动门,并投自动,检查开启一、二、四、五、六抽汽逆止门,并投自动。
2.3.4.4在DEH盘上按下“单阀控制”。
2.3.4.5在DEH操作盘按下“目标值”按钮,设定升速率为100r/min/min。
2.3.4.6在DEH操作盘上设定目标转速500r/min,按下“确认”按钮,“保持”灯亮。
2.3.4.7在DEH操作盘按下“进行”按钮,“保持”灯灭。
2.3.4.8当转速大于4.3r/min时,检查盘车自动脱扣退出运行,停止盘车电机运行。
2.3.4.9当转速达到200r/min以上时,检查顶轴装置自动停止,否则手动停止。
2.3.4.10汽轮机在500r/min上保持,进行摩擦检查:
(1)当DEH显示盘“转速”窗显示出500r/min时,“进
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- 第四篇 机组启动与停止 第四 机组 启动 停止