1117#1炉点火启动总结资料.docx

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1117#1炉点火启动总结资料

20131117#1机组启动总结

（锅炉部分）

2013.11.17日，本计划7点点火，因B一次风机变频器异常，待检修处理正常后，8：

30启动一次风机和引风机，08：

50点火，11：

22启动给煤机，脉动投煤成功，12：

35汽机冲转，13:

35汽机达3000rpm。

13:

55电气成功并网14：

27电气切换厂用电。

从点火至电气并网整个过程只用了5个小时5分钟，其中点火至投煤的时间是2.5个小时，且各个参数变化平稳，特别是汽机冲转前参数非常平稳，冲转过程中参数亦基本无波动，为汽机的冲转创造了良好条件。

机组17：

00即投入AGC运行，参数变化平稳，这是燃油系统改造后的第一次启动，是一次比较成功的案例。

启动过程分析

1、油枪：

鉴于#1供油泵改为变频，供油泵电流由原工频的70A降至25A;供油压力由原来4Mpa左右降为0.8-1.2Mpa，且油枪回油管路被切除，改用压缩空气提供充分雾化，由于厂家要求不允许在炉外进行雾化试验，虽然在流化试验的时候对油枪试点火，但由于瞬点瞬停，所以对于油枪的油量、喷燃角度、床料温升等确切性能心中没有把握。

启动油枪待稳定一段时间之后，油量约2吨/小时，床温升率慢慢达到2-3度/分，点火风道温度缓慢升到600度左右，后期涨到850度左右，风道两侧及顶部无超温过热等情况，证明油枪出力正常，喷燃角度正常。

且此次点火时烟囱冒白烟，证明燃油燃烧非常充分。

唯一的问题就是改造后的油枪的火检强度较弱切波动较大，受风量，供油压力的影响较大。

在点火的过程中A下油枪火检强度在40%左右稳定，而B下油枪火检强度在40%—80%之间波动频繁，多次出现灭火。

2、底部加热：

由于受省调负荷控制影响，#2机组负荷低，虽然提前14小时将锅炉的底部加热投入，但炉水得到的热量非常有限，仅从25度涨到点火时的48度，对启动进程有一定影响，对点火油耗也有一定影响。

若更早投入或辅汽压力更高，效果会更好。

根据以往启动经验，提前24小时投入底部加热，可将炉水加热至70左右，将进一步缩短启动时间。

3、投煤

此次点火的床料为#2炉掺烧煤泥后的床料，含碳量比以往要稍高，在点火过程中床温上升较平稳，平均升温速率在2—3度/分，2个半小时后最高床温达620度，温升达到6—7度/分，氧量有明显下降趋势，11:

07启动A,F给煤机脉动投煤5次，均得到床温先下降后上升，氧量先升后降的结果，后连续投入AF给煤机运行。

床温上升平稳正常。

本次投煤时机选择恰当，坚持脉动投煤原则，人员安排到位，在投煤的过程中分别在给煤平台及落煤管处安排人员观察和聆听下煤情况，保证了整个投煤过程的安全性。

4、汽温、汽压控制

由于此次第一时间联系汽机100%投入两级旁路，主汽压力达0.8Mpa时关闭过热器疏水，所以疏水较充分，直到并网完全未投用减温水，主汽温度压力，再汽温度上升均较平稳。

并网后带负荷初期由于床温偏高，投煤受到限制，汽压出现短时间的停滞甚至下降，影响了带负荷，但很快恢复了正常。

5、流化风机

此次点火待连续投煤后投入流化风机，减少了启动初期细灰的飞出，有利于降低床温，加快启动速度。

但对整个过程中物料循环的建立监视还是存在不到位的问题，12:

40投入A,B流化风机，返料温度由50度升至135度，但后期又降至80度。

14:

35投入C流化风机，15:

50返料温度升至700度稳定。

说明返料循环真正建立。

6、此次启动过程整体平稳有序，中间两次异常均出现在变频器上，一是B一次风机变频器轻故障报警，二是B二次风机无法启动。

以后启动前应增加所有重要带变频器辅机的试运，保证良好备用状态。

（汽机部分）

1、准备工作。

接班后安排巡检对就地系统设备进行启动前最后一次全面的检查，经检查,系统设备绝大部分已经具备投用条件，但个别系统的准备工作仍未全部到位，如辅汽供轴封电动门未送电及凝泵至杂项母管手动门未打开等，根据检查的情况，安排人员将各项未到位的工作加以落实，并提前松动门杆漏汽至除氧器手动门，以防机组启动后阀门热紧不便打开。

在DCS盘面上，对各待操作能操作电动门、调整门重新试验一遍，发现高旁入口电动门及高旁减温水电动门无法打开，联系检修及时处理，为启动做好全面准备。

2、辅助系统的投入。

接班时，润滑油系统、EH油系统投入运行。

冲转前，主要进行的工作有如下几项：

（1）.锅炉点火成功后启动循环水泵,投入循环水系统运行，全开发电机空冷器冷却水进出口手动门；在启动1A循泵时循泵出口蝶阀未能打开，后在就地控制柜上重新将远控就地进行切换，后正常开启，分析可能是转换开关未切换到位。

（2）.启凝泵，真空泵注水，多级水封注水，锅炉起压后，启动真空泵，凝汽器抽真空，暖旁路，之后配合锅炉投旁路；

（3）.汽温100度以上时暖夹层加热集箱；

（4）.暖轴封、投轴封。

从现场的情况看来，冲转前的准备工作大体思路、操作都正确，但仍有改进的地方，就是暖轴封时间应该更提前一些，以免造成在人员一定的情况下冲转前的准备工作过于密集，一定程度上影响机组启动的进程。

3、机组冲转及并网带负荷。

（1）.参数的控制。

冲转时，主汽温度：

284/281度，主汽压：

2.06/2.01MPA，真空：

-78Kpa。

从冲转参数的选择到整个冲转及并网带负荷过程中参数的控制，在机炉运行人员的协同配合及努力下，各主要相关参数等都控制得比较好。

（2）.参数的监视。

启动过程中，对各主要的运行参数包括汽压、汽温、瓦温、缸温、振动、轴向位移、胀差、油压、凝汽器和除氧器水位等都做到了经常监视并及时调整。

（3）.节点控制。

冲转过程中，从开始冲转升速时检查盘车脱扣正常，到转速达200rpm后停顶轴油泵，再到转速500rpm机本体检查投入夹层加热和1450rpm（1500rpm）中速暖机及检查，到最后转速3000rpm定速后的检查及做注油试验及停高压启动油泵和交流润滑油泵，整体进行得都基本正常。

在此过程中，机组过临界时振动分别为：

一阶：

3X：

129.7um，3Y：

75.6um二阶：

3X：

152.6um3Y:

105.2um.振动值基本正常。

（4）、不足之处：

a冲转时随着进汽量的增大，汽温的升高高中压胀差及润滑油温升高较快，而调整时调整幅度较大，导致油温波动较大。

这在今后操作中应提前调整。

b.冲转时对真空的控制应加强，防止进汽量变化过大，导致缸温变化和暖机时间过长。

C.带负荷后应安排人员再对整个系统进行检查，防止因疏水门未关严导致的漏汽补水偏大。

d.操作应做好提前量，人员安排应更合理。

（5）.参数分析。

a.冲转过程中，中速暖机时#3轴振偏大，但继续升速后振动值下降，分析认为是由于中速暖机的转速（1450-1500rpm）靠近临界转速区域所致。

为控制振动，延长了中速暖机时间至35分钟，在冲3000rpm前，3X：

126.7um，已有回落趋势。

b.上下缸温差随着转速的逐渐上升而增大，主要是因为随着蒸汽流量的逐渐增大，蒸汽对汽缸上下缸加热的情况产生变化，此时应及时根据情况投入夹层加热，加强主蒸汽温度的控制就能将其控制在正常范围。

c.在投入四号五号低加之后，出现加热器无水位。

个人分析是由于凝结水流量较小抽汽量较小而六号加热器内真空较高导致各加热器间压差过大疏水调节器工作失常。

后随着凝结水流量的增大而趋于正常。

4、小结

（1）.从本次启动的情况来看，启动前对机组及各辅助系统进行全面的检查十分必要，这能为启动过程中的指挥及操作提供依据。

（2）.专业间及专业内部的有效沟通配合，对整个机组的平稳启动十分重要

（3）、集控室内对讲机破损较严重，在冲转过程中，多次出现上下联络不到的问题，要通过人员到就地传达指令，一定程度上影响了整个冲转的连续性，和参数可控制的及时。

（电气部分）

1、启动前对发变组转热备用进行了一次全面的检查，#1主变冷却器未投运，#1主变侧隔离开关27012未合闸，220KV钱古2733线路保护装置及压板投入正常，#1发变组保护装置及压板投入正常（发电机热工保护压板8XB，磁场断路器联跳信号输入压板6XB在退出位。

）#1机组6KV快切装置电源及压板投入正常。

4.5M励磁调节屏液晶显示屏显示异常，系统自检停止，计算机未能正常启动，联系电修检查处理正常。

2、点火前，配合电修处理IB一次风机轻故障。

处理正常后，锅炉点火。

3、13：

40分开始执行“#1发变组由2701开关并网操作”操作票，#1机灭磁开关合闸后，空载励磁电压81.5V,空载励磁电流558.5A。

点开机令以后，发电机定子电压升至13.9KV，定子电流15A,继续执行并网操作，点“启动同期装置”按钮时，“试验正常”信号灯未亮，“同期装置告警”信号灯亮。

检查为待并电压与系统电压压差过大，复归同期装置后，再次重新执行并网操作，点“启动同期装置”按钮时，将汽机转速提高至3005r/min,电气手动减磁后，“试验正常”信号灯亮，点“同期合闸允许”按钮，“允许同期装置合闸”信号灯亮后不久，“合闸成功”信号灯亮，检查#1主变断路器2701确已合闸。

4、#1机组于13：

53分成功并网后，机组带负荷17MW，14：

27分厂用电成功切换。