汽机整套启动

1、哈尔滨市双琦环保资源利用有限公司调试工程 汽机整套启动调试措施哈尔滨市双琦环保资源利用有限公司1×400t/d+1×6MW垃圾焚烧发电一期改造工程汽机整套启动调试措施批准：审核：编制：1简要概述1.1 工程简要概述 哈尔滨市双琦环保资源利用有限公司，建设规模为1×6MW+1×3MW垃圾焚烧发电机组，采用1台400t/d 循环流化床垃圾焚烧锅炉；配两台凝汽式汽轮机。1.2设备简介1.2.1本汽轮机通流部分由一级双列调节级和九级压力级组成，共有三级非调整抽汽，第一道抽汽送入高压加热器，第二道抽汽送入除氧器，第三道抽汽供给低压加热器。1.2.2本机转子采用整锻

2、结构，为了确保机组在运行中自由膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键，后气缸尾部有轴向导板，前气缸与前轴承座之间有立销。后气缸则支撑在后座架上，后座架由中、后、侧三对基架组成，其中左右两侧基架上由横向销，横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。1.2.3盘车装置采用电动机驱动，通过一对涡轮与一对齿轮的减速，该转子的盘车转速为5r/min.当汽轮机的转速超过盘车的转速时，盘车装置能自动脱开。当汽轮机停机时，转子停止后，可以投入盘车装置。汽轮机汽缸由上下两步分组成。汽缸在水平中分面用螺栓联结。1.2.4本汽轮机采用数字电液控制系统（DEH），速度调节采用CPC电液伺服机构组成。1.2.5汽轮

3、机的主要保安装置包括：危急遮断油门、危急遮断器、试验控制阀、电磁阀、主汽门、调节阀及电调节器的超速保护等组成。2.整套启动调试的目的2.1调试目的整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。2.2启动调试的任务2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试

4、运行。2.2.2检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。3.主要设备技术范围3.1汽轮机型号： N6-3.43型 型式： 中温中压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。

5、额定出力： 6MW调节方式 数字式电液控制系统 主汽门前额定压力： 3.43MPa 主汽门前额定温度： 435额定进汽量： 31.3t/h 冷却水温度： 2533 额定转速： 3000r/min临界转速： 1855r/min 回热级数： 三级计算汽耗： 6.03kg/(kW.h)制造厂： 青岛捷能汽轮机(集团)股份有限责任公司4.编制依据及标准4.1火力发电厂基本建设工程启动试运及验收规程（DT/T5437-2009）；4.2电力建设施工质量验收及评价规程（DL/T5210.3-2009）；4.3火电工程调整试运质量检验及评定标准（电力工业部，1996年版）；4.4汽轮机启动调试导则（DL/T

6、863-2004）；4.5电力建设安全工作规程（火力发电厂部分，DL 5009.1-2002）；4.6电力建设施工及验收技术规范（管道篇DL 5031-94）;4.7防止电力生产重大事故的二十五项重点要求【国电发2000589号】；4.81×6MW机组运行规程(咸宁市中德环保发电有限公司)；4.9设备厂家的运行维护说明书及设计院的图纸等。4.10工程建设标准强制性条文（2009）5.整套启动应具备条件5.1整套启动除应达到“新启规”中有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：5.1.1各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、气动门经启、闭试验

7、证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。5.1.2给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。5.1.3各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。5.1.4汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。5.1.5汽机盘车装置经试转符合要求，已可投用。5.1.6调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。主汽门和调节汽门等伺服执行机构动作正常。5.1.7汽轮机数字式电液控制系统静态调试完毕，性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。5.1.8热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、电横向联锁、保

8、护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。5.1.9发电机空冷系统调试完毕并合格。5.1.10凝汽器系统调试完毕并合格。5.1.11各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。5.1.12高低压加热器及回热、除氧、给水系统均具备投用条件。5.1.13汽轮发电机全部安装完毕。5.1.14整套启动汽机设备分系统一览：工业水系统。循环水泵和循环水系统。凝结水泵、凝结器补水系统及凝结水系统。发电机空气冷却系统。凝汽器真空系统。汽机控制油、润滑、盘车、油系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却和除油雾等。主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。SCS系统及DAS系统

9、。抽汽、加热、除氧系统。辅助蒸汽及轴封汽系统。疏水系统。电动给水泵及系统。5.2 按照“新启规”整套启动现场、环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：5.2.1设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。5.2.2厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。5.2.3现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足振动表、测温仪、阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。5.2.4现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。

10、5.2.5参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。6.机组整套启动主要原则方式6.1空负荷试运行机组通过首次冲转、启动升速直至3000r/min，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和达到额定转速后，应完成如下工作：6.1.1测量和监视机组振动，检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀及轴向位移等。6.1.2考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。6.1.3做手动停车试验。6.1.4汽机做汽门严密性试验。6.1

11、.5汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。6.2汽机超速试验6.2.1电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。6.2.2机组并网带负荷，1.5MW负荷左右稳定运行46小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3300r/min）和机械超速试验。6.2.3超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0100额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。6.3机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷80额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。6.4凡停机在24小时之内再启动，或汽缸壁温在200以上，新蒸汽温度必须高于汽缸壁温度

12、50以上，可作热态启动。停机48小时以内或汽缸壁温在150以上可做半热态启动，其他情况则采用冷态启动方式进行。7.汽轮机冷态启动7.1冷态启动前的准备工作：7.1.1启动前应对全部设备进行详细检查，确认安装工作已全部结束。使如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。7.1.2联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。7.1.3凝汽器补水到正常水位处。7.1.4做辅机联动试验及电动门操作试验.7.2锅炉点火前需要完成的工作：7.2.1循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。7.2.2投入工

13、业水系统。7.2.3投入润滑油系统。7.2.4投用盘车装置。7.2.5启动凝结水泵投用凝结水系统。7.2.6投用除盐水泵。7.2.7除氧器上水至正常水位。7.2.8对冷凝器抽真空，并通知锅炉点火。7.2.9投用辅助蒸汽系统，用再沸腾装置对除氧器加热。7.2.10检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启7.2.11发电机空冷系统投用，7.2.12热工各控制、监视、操作装置送电投用。7.2.13作ETS危急遮断系统等保护试验。7.2.14根据锅炉要求启动电动给水泵，向锅炉供水。7.3汽轮机冷态启动程序7.3.1暖管（至汽机电动主汽隔离门前管道）逐渐缓慢提升压力至0.5-1.0MPa,暖管2030分钟

14、再按0.2-0.3MPa/min的速度提高到正常压力。在升压过程中逐步适当关小疏水阀门。当管道压力上升到正常压力后，隔离阀前的总汽门逐渐开大至全开，加强管道膨胀及支吊架监视。7.3.2暖管至调节汽门前7.3.2.1汽轮机挂闸，复归汽机所有报警信号，检查主汽门调节汽门确在关闭状态，然后缓慢开启汽机电动主汽隔离门旁路门暖管。 7.3.2.2自动主汽门后的蒸汽温度达到240，汽压1.2 MPa以上。7.3.3冲转 汽轮机冷态启动参数和控制指标： 主蒸汽温度： 240以上 凝汽器真空： 大于0.065MPa 润滑油压力： 大于0.10MPa 润滑油温度： 大于25上下缸温差: 小于50冷态启动前检查完

15、毕，确认所有保护投入，盘车运行正常。遥控脱扣一次，结果正常。（1）投入汽轮机汽封系统，低压缸汽封供汽温度保持在150-180，压力0.02MPa。（2）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。（3）开启调节汽门，缓慢打开汽机自动主汽门，冲动转子。一旦转子转动，适当关小汽机自动主汽门以防止升速过快。（4）汽机冲转后，就地检查盘车应脱开，否则手动停运盘车。（5）转子转动后，手动脱扣一次，确认动作正常。并进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。 （6）重新挂闸升速。当转速上升到500r/min，控制系统DEH接管汽轮机的控制并暖机20分钟 。

16、（7）联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，设置目标转速1200r/min, 全面检查，并暖机60分钟。（8）中速暖机阶段，应对机组进行全面检查，注意机组的振动及变化情况，（9）中速暖机结束后，上汽缸外表面温度达到180时，以400r/min升速率升速至2500r/min。在DCS控制画面上及现场监视各瓦轴振最大振动不超过0.10mm，使机组平稳而快速地通过临界转速。（10）升速到3000 r/min后，检查蒸汽参数、润滑油压力和温度。远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min, 此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；（11）满速后，继续暖

17、机5分钟，可进行满速后的试验工作。(12)升速过程中的注意事项:随时联系锅炉调整蒸汽参数。a)当冷油器出口油温达到45时，应投入冷却水。b)注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、汽缸与转子相对膨胀等正常。c)汽轮机各点金属温度，温升、温差及轴承振动不应超超限。7.3.4首次满速后的工作（1） 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。（2） 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵，并将其设置在备用状态。（3） 主汽门及调门严密性试验；（4） 调节系统静态特性空载试验（5） 危急遮断器喷油试验（6） 通知值长，进行电气专业有关试验。7.3.5并网和带负荷暖机（1） 机组转速稳定在3000r/min，

18、检查冷油器、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2） 如果低压缸排汽温度超过80，投入低压缸喷水降温装置。（3） 全面进行热力系统检查。（4） 通知锅炉控制燃烧，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。（5） 并网后，立即接带负荷0.15MW暖机20-25 min，进行低负荷暖机。（6） 对机组全面检查，一切正常后以200KW/min的负荷提升率升至2.0MW处并停留10min进行检查，消除一切异常情况后再将负荷升至额定负荷。（7） 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油流、油箱油位等。（8） 维持2MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行46

19、小时后解列。7.3.6解列后完成下列试验（1） 电气超速试验（2） 机械超速试验（3） 超速试验的检查、注意事项：a） 试验应有专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。b） 试验前确认交、直润滑油泵，高压油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将交流油泵手动开启。c） 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、各调门和主汽门位置等参数。d） 试验中应派专人监视润滑油压。e） 停机消缺，测取转子惰走曲线。f） 机组重新启动并网至额定负荷运行g） 机组并网

20、至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求。h） 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。低加可随机启动。i） 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。以0.2MW/min升负荷率开始升负荷。j） 当二级抽汽压力达到0.3Mpa时，适时将除氧器供汽由辅汽切换到二级抽汽。k） 当一级抽汽压力达到1.05Mpa时，适时将高压加热器投入。l） 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。m） 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。8.汽轮机热态启动8.1一般来说，凡停机时间在24h以内，或汽

21、缸壁温度不低于200，汽轮机再启动称为热态启动。8.2热态启动冲转参数8.2.1热态：新蒸汽温度至少比汽缸壁温度高50。8.2.2蒸汽温度在相应压力下必须具有50以上的过热度。8.2.3热态启动必须遵守下列规定和注意事项8.2.4应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后抽真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。8.2.5冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40。8.2.6真空应高于0.0799MPa。8.2.7在冲动转子之前4小时中，机组应处于连续盘车状态。8

22、.2.8由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.2.9在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。8.2.10启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。8.2.11冲转开始，升速率200r/min以上。8.2.12达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束8.2.13以200300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。8.2.14要求尽快并网。8.2.15按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷

23、态启动相同。8.2.16到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。8.2.17运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。9.减负荷及停机操作9.1根据锅炉的调整情况，汽机的减负荷率为0.15 MW。9.2每降低20负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。9.3停机操作前应确认辅助凝汽器应达热备用（不停炉状态下）蒸汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车均经试验正常，并在自动状态。9.4汽轮机正常停机程序9.4.1确认停机命令。 9.4.2试验交、直流油泵，启动用

24、泵，盘车装置正常。9.4.3检查一、二级和旁路减温、减压器能随时投入。（不停炉状态下）9.4.4联系锅炉减负荷，并与电网解列。9.4.5根据一级抽汽压力情况退出高压加热器运行。9.4.6二级抽汽压力小于除氧器要求压力时，切换为辅汽供给。9.4.7依次停一段、二段抽汽和三段抽汽及低压加热器，检查各抽汽管道疏水应开启。9.4.8联系值长，发电机解列。9.4.9解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。9.4.10启动交流润滑油泵，检查油压正常。9.4.11手动脱扣停机，观察调节汽门和主汽门、抽汽逆止门应关闭，转速下降。9.4.12测量机组临界振动。9.4.13转速到0，记录惰走时间，投入

25、盘车装置自动，并注意盘车电流。9.4.14盘车时注意维持润滑油温2535；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。9.4.15临时中断盘车必须经调试单位、监理、EPC、安装公司领导批准。9.4.16维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽及射汽。9.4.17根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。9.4.18排汽温度低于50时，停循环水泵，经值长同意，停凝泵。9.4.19正常停机后汽机连续盘车直至汽缸内壁温度<150方可停用盘车。9.4.20停运润滑油泵、油箱风机9.4.21停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施

26、后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。9.4.22停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。9.4.23机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。10.满负荷（72+24小时）试运行注意事项10.1并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。10.2启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。10.3在满负荷下，应特别注意低加、除氧器水位自动，确保其水位正常。10.4满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制

27、特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。10.5机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。11.故障停机11.1汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。11.1.1汽轮机转速升高到3360rmin而保安器不动作。11.1.2机组发生强烈振动且值超过80um时。11.1.3清楚的听出从设备中发出金属响声。11.1.4水冲击。11.1.5轴封内发生火花。11.1.6汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承合金温度高于100或轴承回油温度急剧升高到70。11.

28、1.7主蒸汽温度急剧下降，主蒸汽法兰或调节杆有湿蒸汽冒出。11.1.8油箱油位突然下降至极限时，或润滑油压降至0.030 MPa而不能控制下降时。11.1.9 润滑油压低于0.020MPa,而保安系统不动作时。11.1.10发电机内冒烟或着火。11.1.11油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。11.1.12轴向位移超过±1.0mm而保安系统不动作时。12.安全注意事项12.1整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。12.2整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。12.3

29、调试人员在调试现场应严格执行安规及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。12.4参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。13.调试组织分工13.1 人员包括：哈尔滨市双琦环保资源利用有限公司、黑龙江金风电力工程监理有限公司、济南中能电力工程有限公司、黑龙江火电建设第三工程公司四方共同配合完成。13.2调试单位负责以下工作：编制整套启动调试方案，监督与检查调试方案的实施。根据调试中所发现的异常或其他技术性问题，组织技术分析，提出建议或设计修改。汇总调试中有关技术数据，编写调试技术报告。13.3电厂负责以下工作编写机组整套启

30、动调试的具体操作措施、操作卡及反事故措施。组织运行人员熟悉现场设备、系统，“运行规程”、启动调试方案、操作措施、反事故措施及其他有关的规章制度。负责整套启动中具体启动措施的实施，设备消缺的系统隔离防范及管理。认真做好试运中各项操作和异常情况的详细记录。建立必要的专项记录卡（簿），如保护联锁试验卡，阀门检查卡，系统操作卡，主机启动卡，振动测量卡等。13.4 安装公司负责以下工作：完成辅助设备及系统的分部试运。配合电厂运行人员检查和巡视设备的运行情况。按缺陷管理的程序及时消除设备和系统出现的缺陷。完成试运中设计修改和临时确定的变更项目。试运范围内的施工脚手架全部拆除，环境清理干净，现场沟道及孔洞盖

31、板齐全。13.5 设备制造厂 负责对本厂供应设备进行技术指导与试运过程中的监护工作，对设备的缺陷或异常进行分析与指导处理。13.6 监理公司负责监督与检查试运条件、技术措施、安全措施的实施，对试运工作进行全面监护。除氧給水系统调试措施1. 调试的组织与分工除氧给水系统调试措施1.概况哈尔滨市双琦环保资源利用有限公司一期1×6MW改造扩建工程除氧给水系统配置一台旋膜式除氧器，工作压力0.02（g）Mpa，设计温度104，额定出力为40t/h,水箱容积为20m3。二台DG85-80×8A电动给水泵（一台工频，一台变频），流量62m3/h，额定转速2950 r/min，功率220

32、KW，额定电流383A。一台JG-50型高压加热器，换热面积50。与一期原系统采用母管制连接。 2调试目的2.1 检验设备在制造、设计、安装过程中的存在的问题。了解和掌握进汽压力、温度和进水量与除氧效果的关系，以取得最佳除氧效果。2.2 检验电动给水泵及给水系统是否达到设计和运行要求。3 编制依据3.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（电力工业部1996年版）3.2 火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.3）3.3 火力工程调整试运质量检验及评定标准第十一篇3.4 电力建设施工及验收规范(汽轮机组篇)3.5 电业安全工作规程(热力和机械部分)3.6 设备制造厂家技术

33、资料 设计有关技术资料4 调试设备及系统范围4.1 除氧器、给水泵、高压加热器、化学补水系统、各供水供汽母管、热工仪表、除氧器压力调节和水位调节装置、热工保护、就地和远传水位计等。4.2 电动给水泵系统调试从电动给水泵单体调试结束后的动态交接验收开始，包括联锁保护试验、以及系统投运和动态调整等项目。5 给水泵试运前应具备的条件5.1 给水泵的安装工作全部结束，安装技术数据记录齐全。5.2 低压和高压给水管道系统安装结束，水压试验合格，管道支吊架已调整。5.3 低压给水管道经过大流量冲洗，除氧器水箱内部清理干净。5.4 工业水系统试运完毕，可供给给水泵冷却水及密封水。5.5 给水泵润滑油油质合格

34、，油位正常（1/3处）。5.6 电机电气试验合格，并经过2h空载运转，情况良好，转向正确。5.7 给水泵进出口电动门已经调整试验合格。5.8 电气和热工的有关表计经过校验，指示正确。5.9 电气和热工的保护、联锁和信号装置试验合格。5.10 除氧器水位指示、给水泵进水滤网压差指示、报警回路投入可靠。5.11 做好与试运相关系统的隔离工作。5.12 试运现场道路畅通，照明充足，事故照明可靠，通讯设备方便可用，并备有足够的消防器材。5.13 配备足够的消缺人员（包括机务、电气、热工人员）和经过培训的合格的运行人员。5.14 准备必要的检修工具和材料，准备好运行用的工具和记录表格。5.15 准备好有

35、关的测试仪表和工具（如振动表、手持测温仪、转速表、听音棒等）。6 给水泵试运步骤6.1 试运前的检查准备工作6.1.1 检查除氧给水管道支吊架定位销已抽出。6.1.2 开启化学补充水门向除氧器补水至正常水位。6.1.3 开启除氧器下水门、开启给水泵再循环至除氧器一二次门。6.1.4启动闭式冷却水泵，投入工业水备用泵联锁开关，检查给水泵轴端冷却水、密封水投入正常。6.1.5 对给水泵进行充水：稍开给水泵入口门，对给水泵及系统管路和压力表接头进行充水排气。6.1.6 检查测量和控制仪表：检查给水泵及给水系统有关表计工作正常，通知热工（电气）投运有关控制回路。6.1.7 进行给水泵的保护联锁试验：包

36、括给水母管压力低自启动、运行泵跳闸联动备用泵、轴承温度高及电动机线圈温度高模拟保护试验等。6.1.8 高压加热器水侧进出口阀开启。6.2 给水泵启动6.2.1 点动试运采取给水再循环方式，为确保安全，确认泵出口电动门置于关闭位置。6.2.3 确认给水泵具备启动状态，启动给水泵定速后迅速按下事故按钮停泵，记录惰走时间。如果惰走时间不少于50秒，可正式启动给水泵。6.2.4 给水泵启动后，进行全面检查。特别注意再循环管工作情况，轴承油压、油温情况，并检查回水正常，检查密封水、水温，轴端漏水、振动及温度正常。6.2.5 确认泵工作状态良好，稍开给水管道放空气门，根据锅炉要求缓慢开启给水泵出口电动门，

37、给给水系统注水，给水管道放空气门排出稳定水流后关闭。6.2.6 系统注水完毕后，可通知锅炉上水。锅炉上水后，关闭再循环门。注意加强监视不允许给水泵过负荷，对整个给水系统管道、设备进行检查，有无泄漏。6.3 给水泵的停止6.3.1 开启给水泵再循环门，注意：给水泵不能超负荷。6.3.2 关闭给水泵出口电动门。6.3.3 在CRT上停止给水泵运行，并记录惰走时间。6.3.4 给水泵停止转动后，停轴承冷却水及密封水。6.3.5 依据上述操作步骤对其它给水泵进行试运。7 除氧器投运应具备的条件7.1 除氧器投运前应具备的条件7.1.1 除氧器按技术条件安装完毕，本体及管道保温完整合格，底座固定端牢固可

38、靠，活动端支座无卡涩、滚柱无毛刺，平直不弯曲，支座滚柱与底座按水箱膨胀方向留有膨胀余地，底座清洁无杂物。7.1.2 充水前应彻底清除水箱内部的锈垢、杂物，经检查签证后方可最后封闭。7.1.3 除氧器水压试验合格，安全阀校验合格。7.1.4 现场道路畅通，照明充足，通讯正常。7.1.5 与除氧器有关的热工设备安装完毕，就地水位计标尺安装正确，远传水位计可以使用。7.1.6 梯子、平台和栏杆应焊接牢固，标高正确不倾斜。7.1.7 已完成除氧器试运前的记录和签证。7.2 除氧器投运前的准备工作7.2.1 除氧器充水，并参照就地水位计、DCS远传水位指示是否正确。就地水位计应清澈可见，且周围有足够的照

39、明。7.2.2 除氧器加热蒸汽减温减压装置调试完毕、合格。7.2.3 除氧器紧急放水电动门、再沸腾电动门、除氧塔底部进汽电动门、除氧塔顶部进汽电动门单体调校合格，开关正常。 7.2.4除氧器蒸汽压力调节阀、化学补充水调节阀，可以全行程调节。7.2.5 检查除氧器事故放水管畅通，紧急放水电动门可靠。7.2.6 借助除氧器灌水过程，试验除氧器热工联锁、保护动作正确可靠。7.2.7 投入各项热工保护。8 除氧器试运8.1 除氧器投入8.1.1 利用凝结泵或除盐水泵向除氧器上水至正常水位，若水质硬度超标，则应连续排放，直至水质硬度合格。8.1.2 除氧器补水至低水位，调整脱氧门开度，开启连排扩容器至除

40、氧器平衡管门。开启除氧器加热蒸汽一次门、加热蒸汽调节阀一二次门、调节门、再沸腾门，利用辅助蒸汽加热除氧器水温至60-90，控制水温升速度5/min。8.1.3随着机组负荷的上升，除氧器加热汽源逐步切换到机组的二级抽汽。8.1.4投入除氧器压力自动调节装置和水位自动调节装置，保持除氧器压力、温度在额定值。8.1.5 调整除氧器脱氧门开度。8.3 除氧器的停用8.2.1 缓慢关小除氧器进汽调整门及补水调整门，控制水温下降速度为5/min。在除氧器压力下降过程中必须保证水箱水温下降过程不产生自沸腾所需的对应背压值且高于0.05MPa，以防止给水泵汽化。压力（MPa）温度（）压力（MPa）温度（）8.

41、2.2 关闭除氧器各路进汽电动门，停止各路补水。9 调试质量控制标准9.1 除氧器出水含氧量达到设计要求小于7ug/L。9.2 除氧器温度达到设计值130。10 安全注意事项10.1 联锁和保护试验中，凡涉及到10KV设备时，只能做静态试验，并将10KV开关推至试验位置。10.2 停止给水泵电机时必须检查再循环门开启，泵出口门关闭。10.3 调试阶段要求各单位严格执行电业安全工作规程。10.4 除氧器投汽前，水位应保持正常水位下限，防止送汽后满水。10.5 汽水量保持平衡，防止汽水大幅度摆动。10.6 除氧器紧急放水门后的阀门全部开启且管道畅通。10.7 有关除氧器的其他注意事项，按汽轮机运行

42、和事故处理规程和其它相关规程执行。10.8 启停给水泵前，应与锅炉加强联系，防止操作引起给水中断。10.9 启停操作时，应安排熟练的运行人员持证上岗并负责操作。10.10 热工保护必须动作可靠。10.11 加强对给水泵的监视。10.12 除氧器溶氧或出口水温未达到设计值时，查明原因及时处理。10.13 较长时间停运除氧器，应作充氮保护或其它保护措施。10.14 正常运行保持除氧器工作压力及正常水位，不允许超压运行。10.15 蒸汽管道及高温水管道投入时应注意充分暖管，防止冲击振动损坏设备。10.16 参加本系统调试人员应学习和熟悉本措施，并熟悉掌握设备特性。10.17 所有设备操作应按电厂操作

43、规程进行。11.18 防止发生触电事故。10.19 严格执行部颁的反事故措施。10.20 调试阶段的正常运行操作和事故处理按电厂汽轮机运行和事故处理规程执行。10.21 运行和检修工作应严格执行“两票三制”制度，防止发生人身和设备事故。11 调试的组织与分工11.1 本项目在试运指挥部统一安排下进行。11.2 调试单位编制调试措施，负责调试工作，编写调试报告。11.3 施工单位配合调试工作，并在设备发生问题时及时进行缺陷处理和消除。11.4 制造厂家负责对设备调试中的监护和技术指导。11.5 生产单位负责运行操作、设备隔离和系统的监护。11.6 监理单位负责过程监督及质量控制。给水系统试运记录

44、表项 目单位时 间备注1h2h3h4h：启动电流A工作电流A就地出口温度远传出口温度就地出口压力MPa远传出口压力MPa介质流量m3/h满负荷下机身温度泵负荷侧轴承温度非负荷侧轴承温度电机负荷侧轴承温度非负荷侧轴承温度泵负荷侧轴承mmmmmm非负荷侧轴承mmmmmm电动机负荷侧轴承mmmmmm非负荷侧轴承mmmmmm审核： 操作： 记录： 监理：除氧器试运记录表项 目单位时 间备注1h2h3h4h：除氧器联锁/除氧器保护/除氧器热工信号/除氧器就地水位mm除氧器CRT水位mm远传就地温度除氧器CRT温度除氧器就地压力MPa除氧器CRT压力MPa溶解氧浓度mg/L辅助蒸汽管道吹扫调试措施辅助蒸汽

45、管道吹扫措施1.编制目的1.1 辅助蒸汽管道系统的吹扫是新建机组及设备投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在辅助蒸汽管道中的各种杂物（如：砂粒、焊渣、石块、旋屑、氧化铁皮等），防止机组及设备运行中受到损害及汽机通流部分损伤，提高机组及设备的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。应强调指出的是，不能期望吹管能清除所有杂质，首先应从制造、安装上消除杂物的积存，吹管只能作为最后一道补充手段。1.2 通过吹扫，检查设备管道及其支撑和支吊架的安装调试是否合适。 根据有关规程、规范，辅助蒸汽管道应吹扫合格。特制定本措施，供安装单位在施工过程中参考，并掌握尽可能接近设备，尽

46、可能简化系统和文明施工的原则，根据系统的实际走向合理安排，进行有关管道的吹洗。2.编制依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（电力工业部1996年版）2.2 火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.3）2.3 火电工程调试运质量检验及评定标准（1998版） 2.4 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机组篇）2.5 电业安全工作规程（热力和机械部分）2.6 汽轮机及相关设备制造厂家图纸、说明书2.7 设计院有关设计图纸和资料3.吹扫范围3.1在锅炉主蒸汽管道吹扫合格后进行以下系统管道吹扫l 一级旁路蒸汽减温减压装置前蒸汽管道吹扫（吹扫参数：2.0MPa/300）3.2

47、 在上述（3.1）管道吹扫合格系统恢复后应进行以下系统管道吹扫l 一级旁路蒸汽减温减压装置后至一段蒸汽管道截门前管道吹扫（吹扫参数：1.0MPa/190）l 一级旁路蒸汽减温减压装置后至除氧器加热蒸汽管道吹扫（吹扫参数：0.5MPa/190）l 主蒸汽至各射汽抽气器管道吹扫（吹扫参数：1.0MPa/250）l 主蒸汽至汽机均压箱及轴封管道吹扫（吹扫参数：0.5MPa/250）4. 吹扫步骤及方法4.1 管道吹扫前应完成的工作系统安装完毕，管道保温完善，系统相关的表接头、疏水管接头的孔洞开好后，或加装临时堵头，或l 安装完毕，各焊口焊接完毕。冲洗系统内的流量孔板、节流阀阀芯、滤网和止回阀阀芯应拆

48、除，并妥善保管。冲洗工作结束后不应再进行上述工作。l 管道支吊架调整好。l 解开旁路减温减压装置蒸汽入口门后法兰，接临时管引至厂房外。l 解开空预器用减温减压装置蒸汽入口门后法兰，接临时管引至厂房外。l 解开除氧器用减温减压装置蒸汽入口门后法兰，接临时管引至厂房外。l 解开高低压段汽封管道接口法兰，接临时管引至厂房外。4.2 吹扫措施4.2.1 锅炉过热器管路及主蒸汽管道、旁路蒸汽管道一次管道吹扫完毕，恢复工作结束，系统做以下临时工作： l 解开除氧器加热蒸汽调节阀前法兰，接临时管引至厂房外。l 解开一段抽汽至低压蒸汽母管截止门后法兰，接临时管引至厂房外。l 解开主蒸汽至各射汽抽气器前法兰，接

49、临时管引至厂房外。l 解开汽轮机本体上前后轴封供汽口法兰，接临时管引至厂房外。5. 质量标准 辅助蒸汽管道吹扫至排汽颜色洁净，并由相关单位认可。6 安全注意事项l 本措施为机侧辅助蒸汽吹扫的大纲性文件，电厂可根据其编写具体的运行操作措施。l 吹扫排放介质方向应有专人监护，防止人员烫伤或损坏设备。l 参加人员必须经电业安全工作规程考试合格，并严格遵守有关规定。l 参加本系统调试人员应学习和熟悉本措施，并熟悉掌握设备特性。l 吹管用所有临时管道及排汽方向应设临时围栏，并挂警告牌。l 吹管时应注意监视排汽管的振动、排汽方向杂物飞出的距离，若杂物危及高压线路或其它设施应立即采取临时保护措施。l 吹管过

50、程中应戴好耳塞，防止震伤耳膜。l 所有参加吹管的人员须有专人组织，并分工明确，不得擅离岗位。l 操作临时门应设专人，听从吹管总指挥的统一指挥。l 所有设备操作应按电厂操作规程进行。l 试吹管时应严密监视管道的膨胀情况及支吊架变化，正常吹管时每隔30分钟做一次全面检查。l 吹管必须加强疏水，严防发生水冲击。l 临时管道要保温，临时管道严禁靠近油管路、电缆等。l 吹管现场必须配备足够的消防器材，并布置合理。l 吹管期间，安全、保卫、消防等人员应现场值班，并定期巡回检查。l 运行人员应熟悉运行规程、吹管方案、操作过程，并做好事故预想，出现问题应立即按照规程处理，保证设备安全。l 吹管开关临时电动门时

51、，汽包水位波动较大，运行人员应密切监视，根据假水位波动情况，适时调整给水量。l 吹管排汽口区域，拉设警戒线，吹管期间排汽口应设专人监视，并与指挥中心保持密切联系。7 吹管的组织与分工7.1蒸汽吹管工作在试运领导小组的指挥领导下，由调试人员、运行人员、施工人员等人员通力合作，共同进行。7.2济南中能电力工程公司调试组负责吹扫方案的编制，并进行技术交底、操作指导，负责吹管的技术指导。7.3 电厂根据本试验措施及运行规程，负责运行操作，根据措施的要求编制各类检查卡、操作措施及反事故措施，在事故情况下按照有关规定处理；并负责吹管期间有关运行参数的记录、计算机打印历史数据等工作。7.4 设备厂家及设计院负责蒸汽吹管的指导，对吹管期间由于设备的设计、制造等原因造成的缺陷负责，对吹管过程中出现的技术问题提出意见及建议。7.5 安装施工单位负责吹管时警戒保卫工作、临时系统布置安装及临时系统恢复，配合蒸汽吹管工作和设备消缺工作。7.6监理部门行使监理职责，监督吹管过程及质量。减温减压系统调试措施1.编制目的1.1 检验减温减压器的工作性能及管道系统运行的可靠性。2.编制依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（电力工业部1996年版）2.2 火电工程启动调试工作规定（电力工业部建设协调司1996.3）2.3 火电工程调试运质量检验及评定标准（1998版） 2.4 电力建设施工及验收