启机前高压油泵和eh油泵结构什么时候启动

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一、 系统主要参数
主油箱液位:
正常:900L
低报警:800L
高报警:1000L EH油油温:
正常:45-55℃
低报警:30℃
高报警:60℃ EH油压力:
正常:12Mpa
低报警:10Mpa
高报警:13Mpa EH油跳机压力: 6 Mpa EH油油位低跳机:700L EH油泵出口过滤器差压:正常小于0.05 Mpa
高报警:0.25 Mpa 去污滤网差压:正常小于0.05 Mpa
高报警:0.25 Mpa 捕集过滤器差压:正常小于0.05 Mpa
高报警:0.1 Mpa EH油回油过滤器差压:正常小于0.01 Mpa
高报警:0.02 Mpa 二、控制及保护
1、高压控制油泵跳闸逻辑:
控制油箱液位低低(一个油位低,两个油位低低,三取二)
高压油泵隔离门未全开
以上任一条件满足时,高压控制油泵跳闸
2、化学处理泵跳闸逻辑:
低压油泵隔离门未全开;
EH油箱液位低低;
油处理后回EH油箱处的去污滤网差压高;
以上任一条件满足时,化学处理泵跳闸
3、 冷却/充油泵跳闸逻辑:
低压油泵隔离门未全开
油箱液位低低
油处理后回EH油箱处的去污滤网差压高
冷却/充油泵就地跳闸按钮
以上任一条件满足时,冷却/充油泵跳闸
4、 备用泵自启动(逻辑检查一下)
汽机已复归且控制油母管压力小于10MPA
功能组在“ON”位置且运行泵跳闸
两台泵都停将DCS功能组置于“ON”
以上任一条件满足时,备用泵自启动
5、 其他逻辑说明:
三、 异常现象分析
1、 EH油油箱内温度过高
可能原因:
闭式冷却水水源失去或故障
冷却\充油泵失效或停运
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机组启动前的准备:
机组禁止启动的条件:
机组跳闸保护有任一项失灵。
主要测量指示值缺少或不正常,且无其它监视手段:
汽机部分:转速、转子偏心度、真空、润滑油压、振动测量、主蒸汽及再热蒸汽压力和温度、轴向位移指示、胀差、汽缸膨胀、高中压内、外缸温度、主要轴承温度和轴承回油温度。
发电机部分:输出有功和无功功率、电压表、电流表、频率表、同期表、励磁机电流表和电压表锅炉部分;汽包水位计、燃油压力、氧量、炉膛压力等。
汽轮机危急保安器动作不正常,高压主汽门、调节汽门、中压联合汽门、抽汽逆止门出现卡涩现象不能关闭。
1.1.4 汽轮机调速系统不能维持空转运行。
1.1.5 汽轮机转子弯曲指示超过冷态原始值的0.03毫米。
1.1.6 汽轮发电机转动部分有明显的摩擦声。
1.1.7 汽轮机启动油泵、润滑油泵、顶轴油泵、EH油泵或盘车装置工作失常。
1.1.8 机组主要保护装置失灵(如超速、轴向位移、低油压、真空、FSSS等)。
1.1.9 热工保护电源失常。
1.1.10 汽轮机润滑油质经化验不符合标准。
1.1.11 DEH、ETS、DCS电源丧失。
1.1.12 锅炉安全阀、燃油速断阀经试验动作不正常。
1.1.13 有关联锁及保护试验和电动门试验不正常。
1.1.14 发电机冷却系统无法投运,主、高备变的冷却器无法投运。
发电机绝缘不合格。
1.1.16 励磁系统不正常。
1.1.2 机组启动状态的规定
1.1.2.1 锅炉启动状态的规定:
冷态:锅炉无压力。
热态:停炉43小时,汽包压力降至2.5~4.0MPa,重新点火启动的称为温态启动;停炉后2~12小时,汽包压力降至6MPa,重新点火启动称为热态启动;停炉后2小时,汽包压力降至9.6MPa,再启动称为极热态启动。
汽轮机状态的规定:
按汽轮机启动时汽缸金属温度的高低,一般以高压持环调节级上部内壁温度低于200℃为冷态,
200~320℃为温态,320~450℃为热态,高于450℃为极热态。
机组启动原则:
无论冷、热态启动,主蒸汽温度必须大于汽缸最高金属温度50℃以上,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。
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”。且主、再热蒸汽温之差≯70℃,主、再热蒸汽两侧的温差均≯17℃。
热态启动时,升负荷率0.75~4.5 MW/ min,迅速带上更大的初负荷。正常运行中,建议负荷变化率≯4 MW/ min。
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”。根据“启动冲转曲线及缸温”确定冲转参数及升速率和5%负荷暖机时间。
机组启动前的检查与准备:
热机启动前的检查与准备
所有安装工作结束,并有详细的安装记录;
现场清洁干净,道路畅通,照明良好;
检查汽包水位计照明良好,水位计上应有正常、高、低水位标志线,水位监视电视工作正
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;
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;
检查炉膛火焰监视工业电视进出应灵活;
检查锅炉各膨胀指示器是否在零位,并记录其初始值;
检查过热器、省煤器、再热器、空气预热器等工作完毕,确认烟道内部无人、无杂物,受
热面清洁;
检查锅炉各处检查孔、人孔门严密关闭;
1.2.1.10 检查各处保温良好,保护罩壳完好;
1.2.1.11检查烟风挡板和风门的传动装置完好,开关灵活;
1.2.1.12检查燃烧室内受热面清洁、无焦渣、无杂物;
1.2.1.13从冷灰斗处(检查孔)检查内部无焦渣;
1.2.1.14确认调试机组的安全措施得到落实;
1.2.1.15确认机组各动力设备的绝缘良好,各辅助系统控制电源和汽、气源、热工及信号电源已送
上,且无异常;
1.2.1.16检查启动用工具、仪器、各种记录已准备好;
1.2.1.17确认信号系统正常,各指示表计、记录仪器投入完好;
1.2.1.18确认DCS、ETS及DEH工作正常,CRT显示及报警与设备实际状态表计显示相符;
1.2.1.19确认化学已准备充足的合格除盐水,同时制水系统可随时投入运行;
1.2.1.20燃煤仓内已上好与设计煤种基本相似的原煤;
1.2.1.21机组联锁保护试验及启动前应经过试验确认良好;
1.2.1.22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;
1.2.1.23所有水位计、油位计均在投入状态,指示正确;
1.2.1.24凉水塔水池已补至正常水位;
1.2.1.25汽轮机各油箱油位正常,油循环良好,油质合格。各动力设备油位正常;
1.2.1.26真空系统注水试验,严密性检查合格;
1.2.1.27转动机械的分部试转正常;
1.2.1.28有关设备系统的冲洗完毕;
1.2.1.29调节系统和自动保护装置的调整试验完毕;
1.2.1.30检查各系统阀门在启动位置。
电气启动前的检查及准备:
启动前发、变线组的检查:
(1)安装工作全部结束,安全措施已得到全部落实;
(2)发电机、主变、高厂变、励磁变、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、励磁变、励磁整流柜、起励电源开关各TV保险良好、插头在断开位置。TV、TA完整无损,MK、灭磁柜完好,位置正确;
(3)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;
(4)检查发电机绝缘合格;
(5)空冷室无杂物,地面干燥、清洁;
(6)发变组出口开关,SF6气压,操作机构液压正常、无渗漏现象,开关周围清洁、无杂物,各连结
线牢固,出口刀闸在断开位置;
(7)各仪表、保护及信号装置良好,二次结线无异常。核对定、转子线圈及铁芯温度指示正常。(冲
转前抄录此温度);
(8)励磁调节柜控制开关完好,位置正确,指示灯指示正确。
1.2.2.2 启动前发电机绝缘电阻的测量
(1)在机组启动前绝缘电阻由安装人员测量,启动前将测量结果向调试专业负责人汇报并将绝缘电
阻值记录在调试记录薄内。
(2)发变组停机时间未超过72小时,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)发电机定、转子回路绝缘电阻的测量;
定子绕组对地绝缘电阻用2500V摇表测量,其阻值不低于Rt,当室温在18℃时,应至少在200MΩ以上,且吸收比R60s/R15s>1.6。
(100-t)/10
Rt=[Un/(1000+Sn/100)]×1.6,
Rt---测量温度为t℃时绝缘电阻值,
Un---发电机额定电压
Sn---发电机额定视在功率
(5)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1MΩ;
(6)发电机轴承对地的绝缘电阻用1000V摇表测量,其值不低于1MΩ;
机组启动前的试验:
1.3.1 机组启动前的试验:
(1)磨煤机润滑油系统联锁保护试验;
(2)FSSS试验;
(3)火监冷却风机联锁试验;
(4)汽轮机ETS试验;
(5)汽轮机调节系统静态试验;
(6)空预器、送风机、引风机、制粉系统联跳试验;
(7)机组大联锁试验;
(8)汽轮机低油压联锁试验;分别启动高压油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、EH油
(9)给水泵联锁试验;
(10)循环水泵联锁试验;
(11)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;
(15)低加疏水泵联锁试验。
电气启动前的试验:
(1)发变线组系统的光字牌及中央音响系统试验良好;
(2)发变组出口开关、灭磁开关联锁试验良好;
(3)自动励磁调节器电源,指示灯及光字牌正确,;
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