电厂分部试运调试方案

1、9. 分部试运调试方案9.1 概述北海电厂厂址位于广西北海市以东铁山港工业区石头埠村，离北海市水路47公里，陆路42公里。电厂是以燃用山西煤为主的火电厂，计划装机总容量1200MW，分二期建设，本工程为一期工程，安装两台300MW亚临界燃煤汽轮发电机组。本工程选用的主要设备为 锅炉：北京巴.威集团生产的亚临界自然循环单汽包,一次中间再热、尾部双烟道，档板调温，平衡通风，露天布置、固态排渣，全钢悬吊结构，“W”火焰煤粉炉。型号为：BWB-1025/17.4-M。汽轮机：采用哈尔滨汽轮机有限责任公司的型号为N300-16.7/537/537亚临界参数，一次中间再热、双缸双排汽、单轴、冷凝式汽轮机组

2、。发电机：采用哈尔滨电机厂有限责任公司的型号为QFSN-300-2型，额定电压20kV，定子线圈水冷却、转子线圈和定子铁芯氢气冷却，静态励磁发电机组。机组分部试运调试工作在机组建设和生产中起到承前启后的作用，是全面检验各辅机系统及主机配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证机组能安全、可靠、经济地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的重要程序。它需要设计、制造厂、安装、调试及建设（生产）等单位密切配合，从专业方面需热机、电气、热控、化学等多工种密切配合，因此机组的分部试运调试工作是多工种、多系统、多程序的系统工程，必须以科学的管理组织方法来实现统一协调。为实现分部试运调

3、试工作的科学管理和标准化，保证分部试运调试工作全过程安全优质地进行，我们依据国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求，针对设计和设备的特点，在认真总结以往调试工作经验的基础上，编写相关分部调试措施。本调试方案是机组分部试运调试过程中总的指导性文件，包括单机试运和分系统试运两部分，它主要确定机组分部试运调试程序、调试计划，制定机组分部试运调试的主要原则方案。它明确分部试运调试项目及质保措施。对分部试运调试工作全过程起指导作用。科学合理地组织分部试运调试工作，以机组能安全、经济、稳定、文明地投入生产为目标，确保工程按时完成，投入整套试运，形成生产能力、发挥投资效益。9.2 编制说明本调试方案是依据

4、国投北部湾发电有限公司的招标文件，并根据我公司的质量体系程序的要求和以往调试经验，吸取全国同类机组的调试经验，结合本工程的实际情况编制而成。编制依据 国投北部湾发电有限公司的招标文件火电工程启动调试工作规定 建质（1996）40号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 电建（1996）159号火电工程调整试运质量检验及评定标准 建质（1996）111号电力建设施工及验收技术规范电力建设安全健康与环境管理工作规程（2002版）国家和部颁的其它有关技术标准国家有关部门、国电公司、广西电力有限公司下达的有关技术文件9.3 调试质量目标及承诺9.3.1 调试质量目标本工程调试质量将按电力部颁布的标准

5、达到优良等级。按火力发电机组达标投产考核标准（2001年版）及其相关规定要求，保证机组达标投产。达到启规及验评标准。机组及系统的各项指标达到或优于原设计的要求。其中：单位工程合格率100%，单位工程优良率100%；分项工程合格率100%，分项工程优良率96%；电气、热工保护、程控、自动仪表投入率100%；主要辅机试运指标达到优良级，全部辅机试运指标优良率98%。9.3.2 技术承诺9.3.2.1 如我公司有幸中标，在施工合同签订之后，我们将立即组成北海电厂一期工程2300MW机组工程调试工作组，全面介入本工程，依照本工程总施工进度及招标文件中规定的范围及项目，及时编写并提交详细的调试计划和调试

6、方案。9.3.2.2 我们将严格按照中华人民共和国电力工业部1996年出版的火电工程启动调试工作规定中的要求，高质量完成调试工作。9.3.2.3 我们调试人员将及早进驻工地，与各专业密切配合，收集资料，熟悉图纸，解决在安装过程中出现的各种问题、消除隐患。9.3.2.4 我们调试人员将主动与各专业安装人员一道，完成设备单机调试及分系统试运工作。9.3.2.5 我们调试人员将主动配合各设备厂家，使他们完成其负责范围内的设备单机调试工作。9.3.2.6我们保证在非设备本身及设计方面原因情况下，分系统设备及有关热控设备全面投入。9.3.2.7 在分部试运中，我们将积极主动指导运行人员，确保系统运转正常

7、。9.3.2.8 我们将在整个调试过程中认真做好各项记录工作，使整个分部试运资料完整、准确。9.3.2.9 在分部试运结束10天内将提交分部试运总结报告，做到内容详尽，数据真实，为整套试运提供依据。9.4 分部试运调试一般要求9.4.1 机械的分部试运必须在该设备安装结束，有完整的安装记录，并经验收合格后方能进行；9.4.2 设备基础混凝土已达到设计强度等级，二次灌浆混凝土的强度等级已达到基础混凝土的设计强度等级；9.4.3 设备周围的垃圾杂物已清除干净，脚手架已拆除；9.4.4 试运区照明充足，并有必要的通信设施；9.4.5 试运区内通道应平整畅通；9.4.6 试运区附近没有易燃、易爆物，并

8、有足够的消防设施；9.4.7 分部试运工作应按批准的试运措施进行；9.4.8 系统及设备启动前要检查电气、热工回路，电机的绝缘电阻值，转动机械等应该符合规程要求。9.4.9 系统操作前,进行一次电气、热工回路的模拟操作试验，应正确和正常。系统启动时，事故按钮要有专人看守，一旦发现不正常情况，立即停机。9.4.10 系统及设备操作前，应再次检查试运现场和设备，确保机械、电气、热工设备上无杂物，人员已离开到安全地带，需调试的系统与其它不相关设备和系统的安全隔离工作已经做好。9.4.11 能与机械部分断开的电动机，应先单独试运转不少于2小时，转动方向正确，事故按钮工作正常可靠，合格后方可带机械试转；

9、9.4.12 机械设备第一次启动时，当达到全速后即用事故按钮停下，观察轴承和转动部分，确认无磨擦和其它异状后方可正式启动；9.4.13 机械部分试运时间应按设备技术文件的规定，一般连续运行时间不少于8小时；9.4.14 所有参加调试人员，必须参加调试技术及安全交底，必须遵守“现场施工安全规定”，“电力建设安全健康与环境管理工作规程”等有关规定。9.4.15 系统调试前，检查各种警告牌和指示牌和其它安全用具是否已经在现场准备好，并按规定做好安全隔离和悬挂好警告和指示牌。9.4.16 系统需要进行检修和消缺工作时，必须执行“两票”制度。9.4.17 分部试运结束后，应及时办理分部试运签证，为下一步

10、参加整套试运调试作准备。9.4.18 转动机械的试运工作应符合设备技术文件的规定，一般还应符合下列要求 9.4.18.1 轴承及转动部分无异常状况；9.4.18.2 轴承工作温度应稳定，一般滑动轴承不高于65，滚动轴承不高于80；9.4.18.3 振动一般不超过0.10mm；9.4.18.4 无漏油、漏水和漏风等现象；采用循环油系统润滑时，其油压、注油量应符合规定；油管路上有阀门时，应有防止误关和因振动自关的措施。9.4.18.5 润滑剂牌号及品质符合规定；9.4.18.6 试运过程中，应注意检查机械各部位的温度、振动及电流表指示不得超过规定值，并详细记录；9.4.19 调试措施需经批准后方可

11、执行，有争议的问题经讨论后，报有关方面批准后方可执行 。9.5 单机调试9.5.1 单机调试目的在辅机设备安装结束之后，为全面检查该设备及相应的设计、施工、设备等质量好坏，保证其能顺利进入分系统试运阶段，需进行设备的单机试运。在试运中发现的各项由于设计、施工、设备等原因引起的问题，要及时与相关方进行协调处理和解决。热工仪表及控制装置和电气设备必须进行单机（体）校验、调试，并符合现场使用条件。9.5.2 单机调试应具备的条件9.5.2.1 检查设备的安装质量，应符合设计图纸、制造厂技术文件及有关规范要求。9.5.2.2 设备单机调试现场应满足安全要求，并方便运行、操作、和检修。9.5.2.3 现

12、场道路畅通，脚手架已拆除，沟道和孔洞盖板齐全，楼梯、栏杆已装好，周围环境清理干净。9.5.2.4 现场有足够的照明，安全防护措施到位。9.5.2.5 仪表试验室应清洁、安静、恒温、光线充足，不应有震动和较强电磁场的干扰。室内应有排水设施。9.5.2.6 校验用的标准仪表和仪器应具备有效的检定合格证书，封印应完整。9.5.2.7 仪表及控制装置及有关设备外观完整无损，附件齐全，型号、规格和材质应符合设计规定。9.5.2.8 校验用的连接线路、管路正确可靠。9.5.2.9 电气绝缘符合国家仪表专业标准或仪表安装使用说明书。9.5.2.10 试验用电源电压稳定，气源应清洁、干燥。9.5.2.11仪表

13、和控制装置及有关设备的校验方法和质量要求应符合国家仪表专业标准或仪表使用说明书。9.5.2.12 仪表控制装置及有关设备校验调试后，应做校验记录。如对其内部电路、机构或刻度等作了修改，应在记录中说明。9.5.2.13 就地安装仪表经校验合格后，应加盖封印。有整定值的就地仪表，调校定值后，应将调定值机构漆封。9.5.3 单机调试内容在本标段范围内的热工仪表及控制装置，电气仪表、设备。在本标段范围内的各种转动机械。9.6 分系统调试分系统调试是在单机试运合格且办理了有关签证的基础上进行。分系统调试是对机组各分系统进行程序试验和带负荷试验，考验系统工程质量，确定其是否具备参加整套试运行条件。9.6.

14、1 分系统调试应具备的条件9.6.1.1设备和系统安装符合设计图纸和施工及验收技术规范的要求,并已办理质量检验及评定签证；9.6.1.2 分系统内的附属机械及相关的仪表、装置等单机调试工作已经完成，并已办理有关签证；9.6.1.3 调试现场的场地、道路、供水、照明、通讯、空调和消防等设施符合调试必须具备的条件；9.6.1.4 分系统调试的安全准备工作，包括警告牌、指示牌、消防器材、隔离拉线、安全带等已准备好，调试所需的工具、仪器、仪表、材料、记录表格、文具已准备就绪。9.6.2 分系统调试内容9.6.2.1 汽轮机专业（1）检查了解各辅机分部试运转情况，协助施工部门处理试运转出现的问题。（2）

15、各辅机保护、联锁检查试验。（3）安全门检查试验及调节门（电动、气动）抽气逆止门、电动门的动作检查试验。（4）配合化学专业进行凝汽器碱洗及炉前系统清洗、钝化保养。（5）循环水系统调试。（6）开式冷却水系统调试。（7）闭式冷却水系统调试。（8）辅助蒸汽系统调试。（9）凝结水及补给水系统调试。（10）除氧给水系统调试。（11）电动给水泵试运调试。（12）汽动给水泵试运调试。（13）机组各蒸汽管路吹洗。（14）真空系统调试。（15）抽汽加热器及疏水系统调试。（16）轴封供汽系统调试。（16）发电机内冷却水系统调试。（17）发电机密封油系统调试。（18）发电机氢冷却系统调试。（19）调节保安系统调试：液

16、压调节系统静态调试（含EH油系统）、配合热工作电调系统静态调试、保安系统静态调试热工信号及联锁保护检查试验、汽门关闭时间测试。（20）顶轴油系统及盘车装置调试投运。（21）润滑油系统及油净化装置调试。（22）旁路系统检查调试。9.6.2.2 锅炉专业（1）参加锅炉机组范围内各主要辅机的分部试运工作，掌握试运转情况和问题，确认其是否符合整套启动条件。（2）对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查。（3）组织检查和试验各汽水电动阀门，烟风调节挡板及风门。（4）参加工业水系统、取样加药及排污等系统的试运工作。（5）参加空压机系统试运工作。（6）进行轴流风机喘振保护试验。（7）对烟风系统进行冷态通风试

17、验，对送风系统流量测量装置进行标定。（8）参加制粉系统冷态调试：磨煤机油系统调整试验、热工联锁及保护试验、测定装球量与电流关系曲线。（9）制粉系统冷态调试：液压调节系统及润滑油系统调整试验、磨煤机入口流量测量装置标定、磨煤机联锁保护及程控试验、各风门及阀门动作检查试验、配合热工进行电子秤校验。（10）除灰、除渣系统调试。（11）吹灰系统调试。（12）配合化学专业进行炉前系统化学清洗和冲洗工作。（14）炉水泵系统调试。（15）配合热工进行给水、减温水调节门漏流量测定及自动调节门流量特性试验。（16）燃油系统调试。（17）回转式空气预热器试运转。（18）配合化学专业进行锅炉化学清洗工作。（19）燃

18、烧器动作试验和同步性检查。（20）参加汽包内部装置检查。（21）锅炉蒸汽严密性试验，参加安全阀热工控制回路冷态试验。（22）检查锅炉膨胀系统。（23）锅炉蒸汽管路吹洗。9.6.2.3 电气专业（1）厂用辅机系统试运1）检查一次设备的试验数据是否合格。2）检查电气设备控制、保护、信号是否正确，自动或联锁回路是否正常。3）检查保护装置的定值整定是否正确，保护能否投入。4）记录设备启动，带负荷试运的有关参数，作为整套启动的依据。5）配合有关专业进行锅炉辅机联锁、汽机辅机联锁及输煤集控的联锁试验。 （2）保安电源系统试运1）进行机组带负荷试验、模拟自动投入试验。2）检查控制室内事故照明回路是否正确，组

19、织进行事故照明的自动投入试验。（3）发电机-变压器组1）进行发电机-变压器组、高压厂用工作电源继电保护装置及系统调试。2）进行发电机-变压器组、高压厂用电源控制回路调试及相互动作试验，检查汽机、锅炉工艺联锁。3）完成励磁系统开环及闭环试验。4）进行主变压器、高压厂用变压器冷却控制系统的调试，使之具备投入使用条件。5）负责编制主变压器倒送电及厂用高压工作变压器系统带电方案并组织实施。6）负责自动同期装置调试及同期系统检查。7）负责进行厂用工作电源与备用电源定相、备用电源自投试验。9.6.2.4 热工控制专业（1）检查测量元件、取样装置的安装情况及仪表、装置的校验记录、仪表管路严密性试验记录。（2

20、）检查执行机构及基地调节器的安装情况，进行远方操作试验。（3）参加调节机构的检查，进行特性试验。（4）了解调节仪表、顺控装置和保护装置的单体调校情况。（5）配合厂家进行分散控制系统的受电和软件恢复。（6）计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查。（7）分散控制系统组态检查及参数修改。（8）检查热控用气源的质量和可靠性。（9）配合锅炉专业和制造厂进行风量测量装置的标定及轴流风机的喘振保护试验。（10）汽轮机监视系统调试。（11）基地调节系统的调试。（12）计算机监视系统调试与投入。（13）事件顺序记录系统调试与投入。（14）有关辅机联锁及保护试验。（15）配合有关专业进行主辅机联锁及保护试验。（

21、16）汽机电液控制系统调试及仿真试验。（17）给水泵小汽轮机热工控制及保护调试。（18）模拟量控制系统的开环试验及静态整定。（19）顺序控制系统调试及模拟试验。（20）主机保护、旁路控制系统调试及开环试验。（21）锅炉炉膛安全监控系统调试及模拟试验。（22）分散控制系统技术指标检查。9.6.2.5 化学专业（1）原水预处理设备的调试。（2）除盐系统的调试。（3）循环水处理系统调试。（4）凝结水处理系统的调试。（5）废水中和处理系统的调试。（6）制氢设备和系统的调试。（7）锅炉化学清洗。（8）分系统试运化学监督。9.7 主要调试方案9.7.1 汽机专业主要调试方案9.7.1.1 汽机回热系统调试

22、措施（1）目的通过回热系统的分部试运，消除设备及系统中出现或可能出现的缺陷及隐患，使该系统能够正常工作以满足机组冲管及机组启动的需要。（2）系统的设备规范低压加热器共有四个，都采用卧式U型管结构，双流程，U型管均采用不锈钢管，#5、#6低加安装在6.3m层，#7、#8低加为组合式，安装在凝汽器喉部。低加主要技术参数 序号名称单位#5低加#6低加#7低加、#8低加 （组合式）1总换热面积M26956627007822流程数22223给水端差2.82.82.82.84疏水端差5.65.65.65.65设计压力管侧Mpa（a）2.52.52.52.5壳侧Mpa（a）0.590.590.590.596

23、设计温度管侧2501509090壳计流量管侧t/h894894894894壳侧t/h4629.231.635.38净重Kg202041980053110 2) 除氧器：为卧式喷雾淋水盘式，除氧能力1080t/h，设计压力0.981MPa，设计温度350， 水箱有效容积180m3，,最高出水温度172.3 ，出水含氧量7g/L，滑压运行范围0.1470.834 Mpa（a），在任何运行工况下，除氧器的压力和壁温均不得高于设计值。3) 高压加热器共有三个：都为全焊接结构，采用固定板U形管卧式布置，双流程。每台高加都设有蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段三个换热区。高加主要技术

24、参数 序号名称单位#1高加#2高加#3高加 型式卧式U形管卧式U形管卧式U形管1总换热面积M2102511108852流程数2223给水端差-1.7004疏水端差5.65.65.65设计压力管侧Mpa（a）壳侧Mpa（a）7.584.812.076设计温度管侧295265215壳侧354.52934357设计流量管侧t/h102510251025壳侧t/h79.287.242.68凝结段面积M2820.9832.9596.69蒸汽冷却段面积M211184.369.110净重Kg421004000030800（3）加热器投、停操作1)加热器投、停操作原则A. 高、低压加热器原则上应随机组滑启、滑

25、停，如因某种原因不能随机组滑启、滑停时，应按由抽汽压力低到抽汽压力高的顺序依次投入各加热器。B.严禁有泄漏的加热器投入运行C.加热器水位计完好，疏水自动投入，报警信号及保护联锁试验正常。D.加热器投入，解除时，必须按操作规程进行。E.加热器投入过程中，低加，高加出水温度变化率必须符合规定。F.运行中每停一台高加，应必须符合运行操作规程。2)加热器投入A.加热器投入前，应对加热系统及加热器进行全面检查、调整。B.送上加热器系统各阀门及保护联锁交、直流电源，保护联锁试验正常。C.加热器随机组滑启：根据设计系统图，按运行操作规程进行试验。D.运行中高压加热器投入 a.微开加热器进水旁路溢水阀，当加热

26、器出水侧放空气阀有水溢出时，关闭放空气一、二次阀。b.逐渐开大进水旁路注水阀，检查加热器水位计应无水位出现。c.调出计算机加热器运行CRT画面，监视加热器进、出水温。d.全开#3高加出水门。e.在#3高加出水门全开后，开启#3高加进水门和#2高加出水门，f. 开启#1高加进水门，给水由大旁路切至主路。g.检查加热器正常疏水，事故疏水调节投“自动”，正常疏水调节定值在设计范围之内，事故疏水调节也定值在一定设计范围之内。h.开启加热器连续排汽至除氧器一、二次阀。i.加热器疏水逐级自流至除氧器。j.微开加热器进汽阀进行暖器，注意监视加热器出水温度变化率不大于试运允许值（由设计图及设备相关参数得出）k

27、.逐渐开完进汽阀，注意检查高加疏水阀动作正常。l.检查加热器进汽阀前后疏水阀关闭。3)高压加热器正常停运A.逐级关闭进汽阀，严格控制高加出水温度变化率不大于试运允许值（由设计图及设备相关参数得出），并注意控制机组负荷。B.逐级关闭上一级高加至本级疏水隔离阀，注意检查上一级高加事故疏水阀动作正常。C.关闭连续放气至除氧器一、二次阀。D.关闭高加正常疏水及事故疏水隔离阀。E.将高加切至大旁路，注意给水流量的变化。F.检查抽汽逆止阀前后疏水气动阀是否关闭，同时应确认电动截止阀前疏水气动阀开启。G.打开高加汽、水侧放水阀及放空气阀，检查高加压力应缓慢下降至零。（4）除氧器的启动1)除氧器系统、各有关阀

28、门按系统投入检查卡操作完毕，位置正确。2)有关电动阀门电源送上，气动阀门气源送上，且保证足够的压力。3)除氧器就地和控制室水位计均已投入。4)向除氧器进水至水箱正常水位。5)确认除氧器压力控制在“手动”位置。6)除氧器若是第一次启动，汽、水有关管道及除氧器水箱内部均需冲洗，办理了有关签证手续，清理并完成安全门的校验工作。7)逐级开完辅助蒸汽至除氧器总阀，调节辅汽至除氧器进汽调整阀，对除氧器水箱进行加热，注意除氧器出水温度缓慢上升，此时须启动除氧器热水循环泵，打再循环，促进水箱均匀加热，防止发生振动。8)待除氧器内部起压后，适当关小进汽调整阀，维持除氧器内部压力不大于其试运允许值（由设计图及设备

29、相关参数得出），关闭启动循环泵，除氧器投入定压运行，除氧器压力控制由“MAN”切至“AUTO”位置，并设定为规定值。9)当主机负荷在80MW以下时，维持除氧器压力在0. 4 Mpa下进行定压运行，定压运行时，因压力低，蒸汽比容大，流速高，要求加热蒸汽从除氧器两端进汽管同时进入除氧器，以防除氧器及管道振动。10)当主机负荷在80MW以下时，稍开三级抽汽至除氧器隔离阀，暖管结束后，关闭疏水阀，用辅汽调整阀调节除氧器内部压力抽汽压力后，逐级开足三抽至除氧器隔离阀，关闭辅汽至除氧器总阀及调整阀，在切换过程中除氧器内部压力应无突变现象。11)投入除氧器水位自动调节及有关保护，除氧器进入滑压运行。12)除

30、氧器的停止A.除氧器随机组停止而滑停，当除氧器压力0.496Mpa时，除氧器将由辅汽系统供汽，辅汽至除氧器进汽调整门将自动打开，控制除氧器压力在0.196Mpa下定压运行。B.机组停止运行，锅炉不需要进水时，应将除氧器水位控制由“AUTO”切换至“MAN”位置，停止向除氧器进水，关闭除氧器进汽主路及旁路隔离阀。（5）安全措施及注意事项1)要求试运调试人员应经过培训，能满足系统运行要求及掌握事故处理的能力。2)要求试运场地清洁无障碍物，道路畅通，照明充足。3)参加试运人员必须责任明确，各负其责。4)试运中，非运行人员不得触摸或操作CRT画面，开关、按钮、阀门以及其它热工部件。5)试运中，若须对设

31、备及系统进行必需的检修、调整时，必须先通知试运调试小组以及试运调试项目负责人，然后进行必要的安全隔离，办理工作票。6)试运调试人员发现设备异常情况，应立即报告试运负责人，情况紧急时，应按运行规程先作处理，然后报告试运负责人。7)本措施未尽部分以电厂运行规程为准。9.7.1.2 汽轮机旁路系统调试措施(1)调试的目的汽轮机旁路系统是机组热力系统中的重要组成部分，对机组启、停及正常运行的安全、经济都有重要的作用，经调试，使系统中各组成部分都能按设计要求正确，可靠地工作。(2)编制依据相关设备制造厂说明书。电力建设及施工验收规范。有关运行操作规程。(3)准备工作1)旁路系统的所有设备都安装完毕，已通

32、过有关的单机调试。2)现场清理干净，过道畅通。3)所有有关电气热工设备送电。4)会同热工，进行旁路阀位调整试验，校准阀位，进行联动试验，确认阀门动作灵活、可靠，阀位指示正确。5)高、低旁减温水管路冲洗完毕。(4)旁路系统各项试验1)按规定做好准备工作。2)旁路系统手动投入。3)旁路系统手动停用。4)旁路自动投入。5)自动停运。6)旁路联锁。9.7.1.3 真空泵系统调试方案（1）调试应具备的条件1）真空泵组安装完毕，有关管道安装完成且不漏。2）真空泵组仪表齐全，各控制开关操作正常。3）电气回路安装无误，电动机绝缘测试合格。4）真空泵组冷却水管安装完毕，通水正常。5）凝结水泵试运结束，投入正常，

33、循环水系统调试结束。6）真空泵气水分离器的工作水压力正常，在0.40.6Mpa范围内。7）压缩空气系统能正常投入，控制真空泵系统的空气压力在正常范围。8）各手动阀门操作灵活，方便。9）试运前对系统进行全面的检查，确保安装工作无误。10）检查开启凝结水泵，压缩空气系统，并确认进入真空系统的压力在规定范围内11）检查各种阀门、仪表及电器正常。12）松开调料压盖，手动盘动泵轴，检查有无摩擦、碰撞等异常现象，然后再微微上紧调料压盖。13）脱开泵与电机的联轴器，试转检查电动机的旋转方向是否正确，后再联上联轴器。14）打开输入调节阀，向气水分离器补水，补水水位在820mm880mm之间。15）投入真空泵组

34、冷却器。16）检查管路应通畅，无漏水现象，泵轴承润滑油量指示正常。（3）调试步骤1）单机调试A.关闭凝汽器侧空气母管上的阀门，打开真空破坏门和泵侧的空气门。B.送上电，启动真空泵。C.当系统投入阀前后的压差小于规定值时，系统投入阀开启。D.检查真空泵填料压盖，松紧压盖至压盖漏水量正常；观察电动机电流、分离器水位、泵组振动，记录泵转速、气体进口压力、工作水温度和压力、补给水压力等数据，并且达到设计要求。E.连续运行8小时后，停机。F.系统投入阀自动关闭，关闭补给水门，冷却器进、出水法门。2）系统试运A.手动开启一台真空泵（a泵），另一台（b泵）处入“自动”操作状态。B.检查系统是否有泄漏。C.调

35、节真空破坏阀的开度，使真低于规定值时，b真空泵应自启动。D.调节真空破坏阀的开度，使真空高于规定值时，b真空泵应自动停机，b泵投入阀自动关闭。E.a泵自动投入与退出的方法与上相同。F.试运结束，两台真空泵停止工作，进入备用。9.7.1.4 电动给水泵启动方案（1）调试目的 1）对电动给水泵进行调试，使其达到制造厂规定的各项技术要求及性能，检查是否满足锅炉给水的要求。2）保证机组安全稳定运行。（2）启动调试前应具备的条件1）低压给水管道、前置泵与主泵连接的管道、主给水管道、再循环管道等管道冲洗干净，验收合格。3）给水泵组油循环冲洗合格，油量、油质符合要求，油系统各部分均能正常投用。4）除氧器安装

36、完毕，并且清洗干净，而且水位正常；5）检查密封水、冷却水系统正确，水路通畅。6）电动机电气部分安装试验完成，各技术指标符合要求。7）各种热工仪表齐全完好，有关的各种保护联锁及报警等整定完毕，并能随时投用。8）泵组轴系中心验收合格，二次灌浆达到强度要求。9）偶合器勺管能灵活调节，自动、手动操作正常。10）泵组保护系统报警和停机整定值进行试验，并合格。11）给水泵组润滑油泵联锁、启动联锁、给水泵自启动整定完成，并符合要求。（3）试运步骤1）电动机的单独启动试验A.启动前的检查及试验：检查电机与前置泵、偶合器的联轴器已脱开，启动电动辅助油泵，检查油压、油温及轴承回油情况，保证设备情况正常；B.试转步

37、骤a.合上电动机开关，确认转向正确；b.检查电动机轴向串动、振动情况是否正常，运转声音正常；c.启动正常后，按要求测量记录电动机的轴承振动、回油温度、冷却水温度、转速油压、轴承温度、电机线圈温度等；d.电动机试转48小时后，检查合格后，停电动机，记录电动机惰走时间。半小时后，停辅助油泵，投用电动机去湿加热器。2)电动机带偶合器试转A.试转前的检查a.装复偶合器与电动机的联轴器及保护罩、进出油管路。b.检查电机与前置泵、偶合器与主泵的联轴器已脱开；c.辅助油泵联动保护投入；d.偶合器调节手柄调至最小。e.轴承温度测点齐全。B.试转a.确认电动机及辅助油泵电泵电源已送上。b.启动辅助油泵、检查油压

38、、油温及轴承回油正常，管道无泄密。c.逐渐调节勺管、记录勺管位置与转速，勺管位置每上升20%，检查和记录油压、油温、轴承温度、电机线圈温度等，并测量电机两端轴承和液力偶合器轴承处的三个方向振动，要求勺管调节灵活、无卡涩，偶合器运行平稳。（因未接泵，勺管在较小位置转速应满速）d.当润滑油压力超过0.27MPa时，辅助油泵应自跳闸。e.记录油压、油温、轴承温度、电机温度，测量轴承振动。f.试转半小时后，全面检查电动机、液力偶合器的运行状况，确认符合要求，停电机，记录电机惰走时间。当润滑油压降至0.1Mpa时，辅助油泵自启动。g偶合器停半小时后，停辅助油泵。恢复电动机和前置泵、偶合器与主给水泵的联轴

39、器。3)再循环试运A.试运前的检查a.泵组各联轴器已全部装复。b.油、水管路已全部装复。c.除氧器水位正常，管路系统符合要求。d.开启系统排气阀，排除系统内的空气。e.系统注水。关给水出水阀，开给水进水阀进行系统注水。全开再循环门，当放气阀冒水，关放气阀。f.投入联锁保护装置。g投入给水泵密封水、冷却水。h.投入电机冷却水。i.将液力偶合器手柄置于最低位置。j.送上辅助油泵、电动阀的电源。B.试转a.按再循环要求，检查系统、阀门所处的状态。b.启动辅助油泵，当润滑油压大于0.16Mpa，检查油系统回油是否正常。c.检查正常后，启动给水泵，记录启动电流，回归时间。C.启动后的检查a.检查记录给水

40、泵组，各轴承位置的振动，听响声是否正常。b.检查并记录润滑油、工作油的油温和油压。c.记录电动机空冷器的出口风温。d.记录出水压力。给水泵转速，并检查出水压力是否与转速相匹配。检查记录平衡管、中间抽头的压力。e.检查进口滤网的差压不超过规定值。f.按电厂运行规程进行给水泵升速、升压，并检查轴承振动及进出口压力、转速、勺管位置、油压、油温等值。g.当润滑油压力超过0.27MPa时，辅助油泵应自跳闸。h.出口压力达到额定值后，稳定运行8小时，如正常，可以停泵。i.停泵时，应逐渐降低转速，勺管位置在最低时，停电动机，记录惰走时间。当润滑油压降至0.1Mpa时，辅助油泵自启动或手动启动。j.恢复管路系

41、统上各阀门的停机位置。k.电机停半小时后，停辅助油泵。关闭机械密封水阀门。（4）安全注意事项1)试运转场地清洁无障碍物，道路畅通，照明充足。2)参加试运的人员经过培训。3)参加试运人员必须责任明确，各负其责。4)试运中不是试运人员不得触摸或操作任何开关、按钮、阀门以及其他热工部件。5)试运中，若需进行必要的检修、调整时，必须对设备进行必要的安全隔离，办理工作票。6)试运人员发现设备异常，应立即报告试运指挥负责人，情况危急时，可按运行规程先处理，然后报告试运指挥负责人。7)应严格按照电厂运行规程进行。9.7.1.5 汽动给水泵组调试（1）技术参数每台机组配两台50%容量的汽动给水泵，给水泵组的主

42、要技术参数为 A.给水泵汽轮机 型号： ND（G）83/83/07-6型型式： 单缸单轴凝汽式、向下排汽功率： 6MW（最大功率）转速范围： 30006000r/min调速型式： 电调超速保护型式：机械+电气进汽参数： 低压汽源0.772Mpa（a），338.1排汽压力： 6.77kPa（a） （主机额定工况时）B.主给水泵型式： 卧式双壳体筒形全抽芯、多级离心泵出口流量： 565t/h扬程： 23.647Mpa转速： 5845 r/minC.前置泵型式： 卧式、单壳体，水平中开泵壳双吸离心泵流量： 615 t/h扬程： 1.58 Mpa转速： 1480 r/min（2）应具备条件A.汽动给水

43、泵组安装完毕，安装记录齐全，办理了验收签证。B.小汽机的辅助汽源连接完毕，并且经冲管合格，疏水系统正常。C.小汽机本体及有关管道保温工作完成。各有关阀门、系统标志清楚，阀门操作方便。D.油系统冲洗和油循环结束并经验收合格，油系统各部分均能正常投用。E.小汽机调节保安系统静态调试结束，达到投运条件要求。F.以下系统调试完毕，可以投入使用：凝结水系统、循环水系统、真空系统、回热加热系统、除氧给水系统、辅助蒸汽系统、主蒸汽系统、旁路系统、轴封蒸汽系统。G.电动给水泵调试完毕，投入使用。H.汽轮发电机组静止调试完毕，具备投入盘车条件。（3）试转步骤汽动给水泵组静止试验 小汽机空负荷试转 汽动给水泵组试

44、转A.汽动给水泵组静止试验：配合热工进行小汽机的MEH、ETS、TSI系统的静止调试；汽动给水泵组油系统各油压、油位值整定；小汽机调节保安系统静止试验、整定。B.小汽机单独试转：断开小汽机与水泵的连接。检查油箱油位，启动交流油泵，检查各部油压及轴承回油情况。试验各热工保护、联锁应正常，试验后恢复到正常状态。投入小汽机盘车，并试验其自启动性能。建立主机真空，投入主机盘车，送主机轴封汽。调整主机真空在-68kPa左右，投入小汽机轴封系统，建立小汽机真空。小汽机疏水暖管，按启动规程冲转小汽机。小汽机空负荷试转，完成以下试验与调整：油箱油位高或低的保护试验、备用主油泵自启动试验、直流润滑油泵自启动试验

45、、充油试验、超速试验、高低压主汽门开、闭试验。下列任一情况，停小汽机：轴向位移超过1.2mm、转速超过6400rpm、小汽机后汽缸压力超过40kPa、任一轴承回油温度大于75、润滑油压小于78.5 kPa、其他需停机条件。C.汽动给水泵组试转：小汽机与水泵的联轴器连接。进行各项保护装置（如：润滑油低、油温超限报警、最小流量自动再循环阀启闭、主油泵入口滤网压差超限报警、滤油器滤网压差超限报警、以及自动再循环阀最小流量拒动延时跳闸或报警等保护）的动作试验，并应灵敏正确。打开前置泵入口门，排完管路及泵中空气，启动前置泵。检查密封水系统应正常，打开给水泵再循环门，按小汽机启动程序，启动给水泵组。检查润

46、滑调速油压、油温、各轴承振动值、平衡压力、各检测位置的压力、轴封水压力、水泵进出口压力、给水流量、滤网压差等。进行各项调整试验和测定工作：转速与流量特性测试和调整，自动再循环阀根据流量的自动启闭试验，高、低压主汽门开度与转速、流量的关系。（4）注意事项特别注意小汽机真空的建立应与主机保持一致，小汽机停机破坏真空时，必须先与主机隔绝完毕，在排汽门送上水封的情况下进行，并须同时监视主机的真空变化；在主机运行的情况下，小汽机抽真空，应利用汽缸疏水阀缓慢进行，防止扰动主机真空。9.7.1.6 凝结水系统调试措施（1）目的 通过凝结水系统的分部试运，消除设备及系统中出现或可能出现的缺陷及隐患，使该系统能

47、够正常工作以满足机组投入整套启动调试的需要。（2）设备规范 1)凝汽器：海水冷却，单背压，单壳体，对分双流程，表面式，N-17400型，冷却面积17400m2，全钛管。2)凝结水泵：流量910m3/h，扬程H=2.6 Mpa，效率80%，其配套电机6Kv，1000kW 。（3）凝结水系统调试应具备的条件 1)凝结水系统及设备安完毕。2)凝汽器、除氧器清理、冲洗工作结束。3)凝结器碱洗工作结束，炉前酸洗工作结束。4)凝结水输送泵试转工作结束。5)闭式循环冷却水系统，开式循环冷却水系统调试工作结束。（4）调试步骤 1)联系化水部分向凝结水储水箱补水，当补水至正常水位后，投入凝结水储水箱水位自动控制

48、阀。2)启动凝结水输送泵向凝汽器热井补水。3)当凝汽器水位达到一定水位后关闭凝汽器补水旁路门。4)打开输送泵至凝汽器补水控制阀前后手动隔离阀，投入水位自动控制。5)打开凝结水输送泵出口母管至凝结水母管注水门，检查凝结水系统放水阀是否关闭，空气门开启，待有水冒出后关闭空气门，打开泄放阀进行管道冲洗。6)重新补水至凝汽器正常水位，确认凝结水系统水路畅通，注水门及泄放阀关闭。7)闭式循环冷却水系统投入运行。8)检查凝结水泵。A.泵的空气门全开。B.凝泵油位正常，冷却水，密封水投入。C.电机动力及控制电源送上，泵进、出口门电源送上。9)检查泵的启动条件A.凝汽器水位正常。B.凝泵进口阀全开。C.凝泵密

49、封水压力、流量正常。D.确认凝结水再循环阀打开。10)在CRT上启动凝泵。11)检查凝泵电流、出口压力及泵、电机、各轴承温度振动正常无异音，盘根密封正常，泵的进口滤网差压正常。凝汽器水位正常。12) 做凝结泵连锁、保护试验。A.做运行自跳。B.凝泵进口门或出水阀关闭时。C.凝泵电机过负荷。D.凝泵推力轴承温度超过运行允许值时。F.凝汽器水位低于运行允许值时。G.做备用泵自启。H.运行泵跳闸时。I.凝泵出口母管压力低于运行允许值时。J.当凝结器水位高于运行允许值时。13) 试运期间，出现下列情况应紧急停止凝泵运行。A.当自动跳闸条件之一满足时，而泵未跳闸。B.泵或电机发生强烈振动。C.泵内有明显

50、的金属摩擦声。D.电机冒火、冒烟。E.凝泵马达线圈温度超过一定值。14）当凝结水泵试运正常后，在凝结水精处理系统初步调试合格后，凝结水通过凝结水精处理系统，重新调整、校验系统的各项参数。（5）安全措施及注意事项1)要求调试人员应经过专业培训，能满足系统运行要求及掌握事故处理的能力。2)要求试运场地清洁无障碍物，道路畅通，照明充足。3)参加试运人员必须责任明确，各负其责。4)试运中，非试运人员不得触摸或操作CRT画面、开关、按钮、阀门以及其它热工部件。5）试运中，若需对设备进行必要的检修、调整时，必须先通知试运小组，然后进行必要的安全隔离，办理工作票。6）试运人员发现设备异常情况时，应立即报告试

51、运指挥负责人，情况紧急时，应按运行规程先作处理，然后报告试运负责人。7)本措施未尽部分以电厂运行规程为准。 9.7.1.7 润滑油系统冲洗及油循环为了确保油系统的清洁度，必须进行系统冲洗及油循环。（1）油冲洗必备的条件 系统全部的设备、管道均已安装完毕，检查确认无错接漏接，阀门全部处于关闭状态，法兰无漏紧，全部的设备管道内外部均应干净，并经质检部门检查验收，油箱封闭。各主要的人行通道保持畅通、照明充足、地面无积水、积油、无易燃易爆物，工作区域内无明火作业。消防系统安装完毕具备随时投入使用的条件,作业区域内准备干粉灭火器等消防用具。排油烟系统试运完毕可以投入使用。事故排油系统连接正确，管道畅通，

52、阀门操作灵活，关严并加防护罩壳，事故油井清理干净。冲洗用油充足并有一定量的备用，并运至平整、洁净的指定场地集中存放。试运操作人员应有便利的通讯报警手段，以便及时与指挥人员取得联系；所需的材料按材料计划清单的数量准备齐全。（2）参加作业人员的资格和要求所有参加施工的人员,必须熟悉自己的职责范围。所有的施工人员必须具有强烈的事业心和责任感，对自己负责的项目认真负责，确保冲洗质量。（3）作业程序方法及内容油净化系统冲洗循环-润滑油管道反冲洗-润滑油管道正冲洗-润滑油系统油循环（a）油净化系统冲洗循环：临时双向滤网连接。将两个油箱的排油口阀门解开，作为双向滤网的进出口，双向滤网布置在油箱下方；底部放好

53、油盘，并抽出滤芯用塑料布包好存放，紧好滤网口法兰。临时冲洗泵的连接：将润滑油转移泵解列，在其位置安装一台临时冲洗用离心泵；在临时泵出口的临时管道上安一只压力表01.0Mpa，一只温度表0100。安装一台精密滤油机，并将主油箱底部与油净化入口接通。这样利用滤油机和油净化同时过滤油箱内的油。按要求安装好临时冷油器和循环泵，电源开关布置在便于操作的地方。在循环泵的出口安装电加热器，电源开关放于便于操作的位置，以便能及时切断电源。油箱安放磁棒，清理油箱经质量科检查合格后封闭。（b）油箱上油同时用两台压榨式滤油机为主油箱注油，滤油机进口油管与A列外的油源相连，出口伸入主油箱的人孔，根据油质情况及时更换滤

54、油纸。（c）冲洗该部分管道的冲洗循环分六步进行，每一步至少进行3个变温循环。油的加热通过主油箱内的电加热器和外设的临时电加热器进行加热，油的冷却通过主油箱外接的临时冷油器进行冷却。在冲洗过程中，由专人对油管道进行振打，即用铜锤对管道的焊口及弯头等处进行敲击，注意不得损坏管道。在冲洗循环过程中，启动精密滤油机对油质进行过滤，清除杂质，并及时清理双向滤网(当压差为0.01MPa时必须清理)，各个油箱及时清理,清理不得少于2次。(d)润滑油系统的冲洗循环润滑油系统冲洗循环分三步进行，即反冲洗、正冲洗和油循环。反冲洗是以粗冲洗为目的，主要冲洗各进油管,冲洗的次数和油质清洁度无严格要求；正冲洗以整个系统

55、为冲洗对象，不进轴瓦，达到的油质合格标准是用10倍率以上的放大镜检查，确认无250m以上的杂质。反冲洗：反冲洗临时管道连接完毕。即拆除注油器，拆除交直流油泵及其出口逆止阀，拆除高压密封油备用泵出口逆止阀；临时管道的安装应与正式系统的安装工艺要求一样，需酸洗、钝化、氩电联焊；为了拆卸方便和存放,临时管道应按分段式法兰连接；临时设备大流量装置，压缩空气机等应摆放于指定地点；主油箱清理完毕磁棒组件安放好，将大流量冲洗设备的粗滤网和精滤网投入；启动大流量冲洗泵对系统进行反冲洗；分两步进行，冲洗时采用变温循环冲洗。冲洗主油泵的出口及进口管道、#1瓦进油管道等前箱管道。然后分别冲洗各瓦的进油管。变温：系统升温时投入主油箱加热器和外设的电加热装置，降温通过投入临时冷油器，同时压缩空气机继续投