启动调试大纲课件

1、兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目汽轮发电机组启动调试大纲兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站系统工程50MW汽轮发电机组启动调试大纲编制：毛玉祥 张 猛审核：汪 飞 沈宝昌批准：常 昶 桂 宏编制单位：南京下关电力实业总公司兖矿新陆建设发展有限公司 编制时间：二七年八月二十八日目 录第一篇 启动调试总体安排一 编制依据二 调试目的三 工程概况四 职责分工五 组织机构六 调试计划七 主要仪器、仪表八 整套设备启动的注意事项第二篇 锅炉启动调试一 调试对象及范围二 调试前应具备的条件及准备工作三 调试步骤、作业程序四 锅炉运行的控制与调整五 事故紧急停炉和故障停炉六 安全技术措施第三篇

2、汽轮机组启动调试一 调试对象及范围二 调试前应具备的条件及准备工作三 调试步骤、作业程序四 汽轮机的正常运行参数五 紧急停机第四篇 热工仪表及控制装置的系统调试一 热工仪表及控制装置系统调试的条件二 热工仪表及控制装置的系统调试三 安全注意事项第五篇 电气设备启动调试一 概述二 设备规范三 启动调试流程四 启动前的准备工作五 倒送电试同期六 发电机试验七 试同期试验八 并网九 测量轴电压及主变、发电机六角图十 甩负荷试验第六篇 全厂设备整体启动调试一 机组整体启动的条件二 整套设备启动调试的电气运行方式三 整体启动调试主要顺序四 整体调试工作五 试运行期间安全注意事项第七篇 质量策划及安全一

3、质量目标二 质量计划三 分系统调试措施四 危险源辨识及应急预案第一篇 启动调试总体安排一 编制依据1.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。1.2火电工程启动调试规程。1.3电力基本建设施工及验收规范DL5011-92(汽机篇)1.4电力基本建设施工及验收规范DL/T5047-95(锅炉机组篇)1.5电力基本建设施工及验收规范SDJ179-90（热工仪表及控制装置篇）1.6电力基本建设施工及验收规范电气装置篇1.7设计院设计图纸及技术要求。1.8电厂主辅设备制造厂家出厂说明书、技术条件、出厂试验报告等资料。1.9有关安装单位提供的安装技术记录，设计变更等安装资料。1.10电厂编制的各专业

4、运行规程及有关规章制度。二 调试目的按部颁 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 的有关规定要求，对施工、设计和设备质量进行考核，检查设备是否能达到额定出力，是否符合设计要求。三 工程概况： 兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站系统工程新安装一台50MW抽汽凝汽式汽轮发电机组。汽轮机型号为C50-8.83/0.98型，制造厂为中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂；发电机型号为WX18Z-054型，制造厂为山东济南发电设备厂。主要设备概况如下：3.1锅炉： 型 号： DGJ260/9.8-I1 额定蒸发量： 260 t/h 锅筒压力： 11.43 MPa 额定蒸汽压力： 9.8 M

5、Pa 额定蒸汽温度： 540±5 给水温度： 220 切高压加热器： 160 空气预热器进口温度： 203.2汽轮机：型 号： C50-8.83/0.98额定功率： 50MW汽轮机额定转速： 3000r/min汽轮机转子转向： 顺时针主汽门前进汽压力： 8.83MPa主汽门前进汽温度： 535抽汽压力调整范围： 0.81.3MPa 最大凝汽工况： 251.5t/h3.3发电机：型 号：WX18Z-054额定转速：3000 r/min频 率：50HZ额定功率：50000KW制 造 厂：山东济南发电设备厂四 职责分工4.1机组整套启动前建设单位应组建启动验收委员会，启动验收委员会主任由集

6、团公司和建设单位委任。委员会委员由建设单位、监理、安装施工单位、调试单位代表组成，启动验收委员会决策启动调试中重要问题和主要方案。协调启动调试的外部条件及主持启动验收交接工作。4.2集团公司和建设单位指定启动调试总指挥一名，副总指挥若干名，其工作自分部试运行至整套设备启动调试结束。总指挥在启动验收委员会领导下主持机组启动调试的常务工作，为启动调试的总负责人，审批主要启动调试方案及措施，主持定期的启动调试协调会议，监督启动调试的质量、进度的完成。4.3启动验收委员会下设试运指挥组，试运指挥组为现场启动指挥机构，发布设备及系统的启动、停运指令，由调试、建设、施工单位负责人组成。组长由调试单位负责人

7、担任，副组长由安装和建设（生产）单位负责人担任。4.4调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统调试、试运方案措施，并组织实施。4.5安装单位负责分部试运工作和整套启动期间设备与系统的维护、消缺、因安装质量引起的设备及系统的检修以及调试临时设施的制作、安装和系统恢复等工作。4.6建设单位负责电厂在启动调试期间，根据调试要求，按照运行规程负责运行操作。同时，建设单位明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助启动调试委员会做好组织协调工作。4.7建筑单位负责全厂土建工程的质量和完工程度，负责水、暖、卫、道、照明等的完善，不应影响分部试运及整套启动。五 组织机构 试运指挥组组长：汪飞、何卫新、王

8、明强 锅炉调试小组：胡庭贵、付富贵、朱心林、王俊、季富强、袁民强 汽机调试小组：刘正安、虞立清、陆建平、林松海、王永刚 热控调试小组：汪飞、黄伯平、黄中余、禹立功、董伟、管有峰 电气调试小组：包越、贾玉成、许道平、顾宝成、谢宝鼎、谷永红六 调试计划 根据榆林能化甲醇项目热电站系统实际情况，确定调试时间为：2007年9 月16日至2007年9月30日，共计15天(见网络图)。七 主要仪器、仪表 三相继电保护测试仪、直流升压器、交流升压器、接触电阻测试仪、智能电机测试仪、相序表、相位表、标准电流表、标准电压表、401电秒表、核相棒测振仪、皮托管、微压计、差压计、记录仪、信号发生器、摇表、压力校验仪

9、、真空校验仪、标准压力表（一套）、数字万用表八 整套设备启动调试的注意事项8.1一切行动听指挥，有关人员应各自坚守岗位，忠于职守，做好工作。8.2严格遵守出入现场制度，无关人员不得进入调试现场。8.3调试启动过程中，一旦发生异常，应按电厂现场事故处理规定进行。8.4未尽事宜按照规程和启动调试委员会的统一安排执行。第二篇 锅炉启动调试一、调试对象及范围兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站系统工程#锅炉是东方锅炉工业集团有限公司生产DGJ260/9.8-I1型单锅筒、单炉膛、高压自然循环锅炉。燃烧器四角布置、切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、室外布置的全钢构架，采用紧身封闭。锅炉出口布置屏式过热

10、器，水平烟道布置两级过热器，两级减温器分别布置在屏式过热器前和过热器冷、热段之间。炉膛断面呈正方形为9024×8224mm。正四角布置角置式煤粉燃烧器，采用“水平浓淡”煤粉燃烧器。喷嘴自下而上排列顺序为：其中有3层一次风喷口（一层备用，一次风喷口四周布置有周界风），4层二次风喷口，下二次风喷口内布置有高能点火装置和稳燃油枪，一层顶二次风喷口，顶二次风喷口反切12°。最下层布置化工废气喷口。假想切圆逆时针旋转，直径为606mm。锅炉主要工作参数表名 称单 位数 值额定蒸发量t/h260锅筒压力MPa11.43额定蒸汽压力MPa9.8额定蒸汽温度540±5给水温度22

11、0切高压加热器160空气预热器进口温度20调试范围：1锅炉及其辅助系统1.1 炉前燃油系统1.2 锅炉烟风系统1.3 锅炉汽水系统1.4 锅炉减温水系统1.5 制粉设备及其系统1.6 锅炉疏排水系统1.7 锅炉尾部大梁冷却系统1.8 吹灰系统2.与以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控及自动控制系统。3.调试方法、工艺或流程 按锅炉升温、升压曲线，进行锅炉点火、升压工作,逐步投入锅炉各附属设备及相关系统，使锅炉达到满负荷安全稳定运行，完成锅炉72+24小时试运行。在锅炉试运行过程中，进行有关锅炉调整试验工作并配合热工专业投入相关保护及自动控制系统。二、调试前应具备的条件及准备工作2.1

12、调试前应具备的条件2.1.1 锅炉酸洗结束，临时管道恢复正式系统。2.1.2 前阶段发现的缺陷及影响启动的结尾工作、整改项目均已处理完毕。2.1.3 锅炉本体的刚性梁良好，各部的膨胀指示器良好，刻度清楚，基准点指示正确。2.1.4 锅炉本体的平台、扶梯、栏杆及护板完好，通道畅通，现场整洁，沟道盖板齐全，临时设施及脚手架已拆除，施工杂物清理干净。 2.1.5 设备和系统的安装、保温、油漆工作全部结束。2.1.6 通风、照明(包括事故照明)及消防设施齐全、可靠。2.1.7 锅炉所有电动门、调整门及风、烟挡板开关灵活，开度指示正确，手动门应开关灵活，操作安全、方便，标示牌正确齐全。2.1.8 锅炉所

13、有辅机经试转且验收合格。2.1.9动力场试验结束2.1.10严密性试验结束2.1.11安全门校验结束2.1.12主蒸汽管道吹扫合格且管道复装结束2.1.13下列系统及设备应具备投入正常运行条件：2.1.13.1燃烧设备。 2.1.13.2主蒸汽系统。2.1.13.3给水及减温水系统。2.1.13.4烟风系统。2.1.13.5燃油系统及自动点火装置。2.1.13.6制粉系统及其润滑油系统。2.1.13.7锅炉热工仪表及监控保护、联锁系统。2.1.13.8 锅炉蒸汽吹灰系统。2.1.13.9锅炉出灰、出渣系统。2.1.13.10灰渣沟清理干净、畅通，地沟盖板完好。2.1.13.11运行所需的记录表

14、格，系统图应齐全。2.2调试前的检查及准备工作。2.2.1 锅炉的启动应得到启动指挥部的批准。 批准点火的锅炉应该是经验收合格的锅炉，验收工作应有运行人员参加，此后安装人员不得进入炉膛或烟道内工作，并不得再操作设备。2.2.2 锅炉点火前，运行班长应布置各专职人员按锅炉运行规程的要求，对锅炉各系统及所属设备进行全面的检查，将发现的问题汇报启动指挥部，及时联系消缺。2.2.3 联锁保护试验2.2.3.1 锅炉总联锁试验(辅机联锁)及相应的热工保护联锁。2.2.3.2 锅炉安全保护系统试验(FSSS模拟信号和实际传动校验)。三.调试步骤、作业程序3.1 锅炉上水3.1.1 汽包就地水位计投入，且照

15、明良好、清晰，否则不予上水。3.1.2 上水的水质应经化验合格，其温度<90 。当水温接近汽包壁温时，可以加快进水速度。3.1.3 控制进水温度与汽包壁温度差50 ，否则不得进水。3.1.4 上水前/后应记录汽包及上/下水冷壁联箱的膨胀指示值。3.1.5 水位上至汽包水位计-100 mm时，停止上水，注意水位应无变化，否则要查明原因。3.2 联系值长、化学、燃料等专业，准备锅炉点火。3.3 启动燃油泵，燃油系统打循环至炉前。3.4 启动吸风机、送风机，开启所有二次风门挡板，保持炉膛负压 50 Pa左右，通风5分钟(通风量应为满负荷的风量的30%以上)。3.5 接锅炉可以点火命令后，将燃油

16、压力调整到规定值2.45 MPa，投入自动点火装置，锅炉点火后，应及时到就地检查油枪的着火情况，相应调整风量，投火嘴。 3.6 启动过程中应控制的技术参数指标 3.6.1 汽包上下壁温差50。3.6.2 各部烟温，汽温和管壁温度正常（屏过壁温600，高过壁温580）。3.7 点火后，汽包水位会升高，此时应进行定期排污，对膨胀小的联箱要加强排污。3.8 升压过程中，应开启过热器集箱上的疏水门、对空排汽门，使过热器得到足够的冷却。严禁关小过热器集箱上的疏水门、对空排汽门，以免过热器管壁温度急剧升高，注意监视各温度测点的变化，防止过热器壁温超限。3.9 当汽包压力升到0.10.2 MPa时，应冲洗汽

17、包水位计，并验证其指示的准确性。3.10 当汽包压力达到0.20.3 MPa时，关闭各路空气门，联系冲洗压力表管路，化验炉水品质，锅炉投入连续排污；3.11 当汽包压力到0.5 MPa时，通知相关人员紧汽包人孔、水位计螺丝，抄录膨胀指示。3.12 当空预器出口风温达150以上，高过后烟温达350以上，可启动制粉系统。3.13 当汽包压力到5.0 MPa、9.8 MPa时抄录膨胀指示值，全面检查汽水系统、主要设备和仪表应良好。3.14锅炉蒸汽流量达到160t/h时，视锅炉燃烧情况逐步撤油枪，投除尘器。有关自动控制系统。3.15锅炉蒸汽流量达到200t/h以上时，配合热工专业逐步投入。3.16整套

18、启动中注意事项3.16.1 应特别注意汽包水位和燃烧情况的变化，及时进行调整，主火嘴投用应适当开启二次风门，以免未燃尽煤粉在烟道内沉积。3.16.2 加强与汽机运行人员的联系，在锅炉指标允许的前提下，升压升温速度应满足汽机运行的要求。3.16.3 严格控制升温升压速度，炉膛热负荷分布应均匀，油枪和火嘴尽量对称投停。3.16.4 为防止发生尾部烟道二次燃烧。3.16.4.1 初次点火不着火或燃烧不良，应停炉通风510分钟，查明原因方可重新点火。3.16.4.2 应经常监视和检查炉膛着火、油枪雾化及煤粉着火情况，防止冒黑烟和油枪漏油等现象。3.16.4.3 须加强监视烟道各点烟温,发现异常应立即处

19、理。3.16.4.4 防止锅炉爆燃放炮，若投煤粉火嘴不着火，应立即停相应的给煤机，查明原因后再投，试投三次不着火，锅炉应加强通风 10 分钟。3.16.4.5 密切监视汽包水位，进行定期排污时要加强联系。3.16.4.6 启动制粉系统时，应对系统进行充分的暖管，煤粉细度R90控制在1822%范围内(详见制粉系统调试措施)，并应注意炉膛的燃烧情况。四、锅炉运行的控制与调整4.1 主要安全经济指标4.1.1 汽包水位： 正常在0±30 mm，最大±50 mm4.1.2 主汽压力：9.8 MPa4.1.3 主汽温度： 4.1.4 过热器两侧蒸汽温度差 20 或两侧烟温差 504.

20、1.5炉膛负压 -40-60Pa 4.1.6炉膛出口烟气含氧量： 46 %4.2 燃烧调整4.2.1 应经常检查火嘴的来粉和着火情况，风、粉配合要合理，炉膛火焰不偏斜。4.2.2 四角切圆燃烧，应对角投用火嘴，避免“缺角”运行。4.2.3 给粉量的增减应缓慢，二次风的调整及时跟上，以保持锅炉燃烧稳定。4.2.4 锅炉低负荷全燃油及煤油混烧阶段应密切注意尾部烟道各点的烟温变化，发现不正常的升高情况，应采取果断措施。4.3 主汽汽温的调节4.3.1 保持汽温稳定，首先要保证锅炉燃烧的稳定，司炉应掌握各种运行方式下的汽温变化规律，预先调整，以免被动。4.3.2 汽温的调节手段应留有余量，根据实际情况

21、进行锅炉的吹灰工作。4.3.3 减温水量的变化应缓慢，不可猛开猛关。4.3.4 经常校对主蒸汽和母管蒸汽参数，满足汽机对蒸汽温度的要求。4.4 水位的控制与调整4.4.1 经常注意给水流量和蒸汽流量的差值，如有不正常情况应查明原因及时处理。4.4.2 各水位表计的指示应一致，定时校验上/下水位计，以 汽包就地水位计为准。发现水位计模糊不清应立即进行冲洗，严防由于表计的失灵而误判断造成锅炉满、缺水事故的发生。五、事故紧急停炉和故障停炉5.1 遇有下列情况，锅炉机组应紧急停炉。5. 1.1 汽包水位超过+200 mm或低于-250 mm。5. 1.2 炉管爆破，不能维持正常水位时。5. 1.3 给

22、水泵故障，造成给水中断时。5. 1.4 主给水管道、主蒸汽管道发生爆破时。5. 1.5 所有水位计全部失灵或者损坏时。5. 1.6炉膛灭火时。5. 1.7 烟道发生二次燃烧，使排烟温度不正常升高时。5.1.8 锅炉爆燃，设备遭到严重损坏时。5. 1.9 安全门动作后不回座，压力下降造成汽温大幅度变化时。5. 1.10 压力达到安全门动作值，而安全门拒动，向空排汽门无法打开时。5. 1.11 厂房内发生火警，直接影响到机组的安全运行时。5.2 紧急停炉步骤:5. 2.1 通知值长锅炉准备紧急停炉。5. 2.2 立即操作"手动MFT"按钮，并注意检查点火油及给粉、制粉系统是否切

23、断，此时炉内应无火焰。立即关闭过热器出口集箱电动门。5.2.3 解列有关自动，保持汽包水位，关闭过热器的减温水门，维持炉膛负压-50Pa进行锅炉通风。5.2.4 根据具体情况按锅炉运行规程的规定进行处理。5.3 遇有下列情况，应停止锅炉的运行。5.3.1 锅炉水冷壁、省煤器、过热器泄漏时。5.3.2 锅炉主汽温度或管壁温度超过限值，经多方设法调整或降负荷运行仍无法恢复正常时。5.3.3 锅炉给水、炉水及蒸汽品质严重恶化，经努力调整，仍无法恢复正常时。5.3.4 锅炉严重结焦或结灰，经努力清除仍难以维持正常运行时。5.3.5 锅炉承压部件泄漏，无法消除时。5.3.6 上述情况的停炉时间由启动指挥

24、部决定。5.4 停炉过程中的注意事项：5.4.1 在低负荷运行状态时，应特别注意风、煤的配比与锅炉的燃烧情况，必要时可投油枪助燃。5.4.2 一次风压应维持稳定，随着负荷的降低，必须及时调整一、二次风量。5.14.3 低负荷时应尽量少用减温水。5.4.4 严格控制煤粉细度，一般R90在1822%范围内。5.4.5主蒸汽流量降至160t/h时投用油枪助燃。5.4.6 在锅炉滑停过程中，汽包壁上/下壁温差应50 ,否则应减慢降压速度。5.4.7 停炉前，应预先关闭过热器减温水总门。5.4.8锅炉熄火后立即关闭炉膛各门孔，并且连续上水。主汽门关闭后全开过热器疏水，控制降压速度，锅炉开始降压。5.4.

25、9 锅炉熄火后通风5分钟停送风机，再经过5分钟后停引风机，关闭各电动门、疏水门、人孔门、烟道挡板锅炉。停炉46小时后开引风机挡板通风自然冷却熄火10小时后方可以开引风机强迫通风。六.安全技术措施6.1 锅炉点火后，应密切注视锅炉尾部各段烟温变化，防止发生二次燃烧现象。6.2 制粉系统投用后，应定时检查磨煤机润滑情况，确保磨煤机润滑油系统、冷却水系统工作正常，轴承温度£80，并密切注意制粉系统各处温度，防止发生积粉自燃及制粉系统爆炸现象。6.3 锅炉运行人员应做好事故预想，防止锅炉爆燃、放炮现象发生。6.4 其余不尽事项，按安规及锅炉事故处理规程进行处理。附图：升温升压曲线冷态启动曲线

26、热态启动曲线第三篇 汽轮机组启动调试 一、调试对象及范围兖州煤业榆林能化公司60万吨甲醇项目热电站的汽轮机系统调试，汽轮机型号为C50-8.83/0.98型，制造厂为中国长江动力公司（集团）武汉汽轮发电机厂。主要设备概况如下：型 号： C50-8.83/0.98额定功率： 50MW汽轮机额定转速： 3000r/min汽轮机转子转向： 顺时针主汽门前进汽压力： 8.83MPa主汽门前进汽温度： 535抽汽压力调整范围： 0.81.3MPa 最大凝汽工况： 251.5t/h：1、调试范围：1.1凝结水系统1.2除氧给水系统1.3主机润滑油及顶轴油系统1.4主机盘车装置1.5主机调节安全系统1.6主

27、机控制油系统1.7抽汽回热系统1.8真空系统1.9轴封系统1.10以上系统及其辅机相关的热工信号、联锁保护、程控及自动控制系统。 二、调试前应具备的条件及准备工作2.1调试前应具备的条件2.1.1场地平整，道路畅通，各运转层的梯子、栏杆应装好，沟道及孔洞盖板齐全，现场清理干净。2.1.2各排水沟畅通。2.1.3现场应有工作照明和事故照明，应能自动投入。2.1.4通讯设备投入使用。2.1.5现场应有充足的灭火消防器材，且随时处于可用状态。2.1.6所有将要投入试运的设备，包括其热工和电气部分都要按图纸要求安装、调试完毕。2.1.7完成必要的更改和变更项目主要安装数据记录齐全。2.1.8汽机启动前

28、，应组织各方人员对上述条件进行联合检查。2.1.9电厂运行人员应配备齐全，并应经考试合格上岗，服从调试人员指挥。2.1.10电厂应准备机组启动所需的工具，如扳手、手电筒、记录纸、测速、测振设备工具等。2.1.11参加机组启动试验的各方人员应配齐，职责分工，明确，服从调试人员统一指挥，调试人员必须服从调试总指挥的统一指挥。2.1.12有关系统应有明确的标志及介质流向，所有阀门应挂牌。2.2调试前的检查2.2.1向DEH系统供电，检查各功能模块的功能是否正常；2.2.2检查集控室及就地仪表能否正常工作；2.2.3检查油箱，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验；2.2.4检查油系统各油泵工

29、作性能，电气控制系统必须保证各油泵能正常互投； 2.2.5检查润滑油、高压油系统应严密无渗油现象；2.2.6检查顶轴油泵工作情况，是否能顶起轴承形成油膜；2.2.7启动排烟风机，检查风机工作性能。风机工作时，油箱内负压应维持在微负压，油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸粉尘。2.2.8检查调节、保安系统各部件的工作性能能否满足要求；2.2.9检查润滑油供油系统各部件的工作性能能否满足要求；2.2.10启动顶轴油泵后，测定各轴顶轴油压并锁定，确信转子已顶起方可进行盘车投入。2.2.11.投盘车后，并监听内部有无摩擦声；2.2.12.检查疏水系统各电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验

30、；2.2.13.检查所有逆止门能否正常工作，并进行联动试验；2.2.15.应对自动主汽阀，调节汽阀进行静态试验并整定；2.2.16.在冲转前进行轴向位移保护试验和其他电气试验；2.2.17以上各项检查与试验，按说明书的相关规定进行；2.2.18.空冷器调试正常； 2.3启动前的准备：2.3.1启动润滑油泵和顶轴油泵，确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态；2.3.2再次检查润滑油系统、DEH系统及盘车装置；2.3.3冲转前12h投入盘车装置，以利于消除转子可能存在的热变形；2.3.4汽封蒸汽管道吹扫后，投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力为0.12Mpa左右，温度150260；2.3.5新

31、蒸汽系统的电动主闸阀，预先进行手动和电动开关检查；2.3.6在真空达到冲转转子所要求的数值（0.067MPa）之前，向轴封送汽；2.3.7保持轴封送汽和轴封抽气的正常工作，使轴封供汽和轴封抽气形成环流，防止轴封蒸汽压力过高而沿轴泄出；2.3.8关闭供热抽汽和各段抽汽管道的逆止门；2.3.9开启主汽阀壳，和汽缸上的疏水阀；2.3.10真空达到启动要求时，即可挂危急遮断器；全开自动主汽门和调速汽门，用电动主汽门的旁路门冲转。2.3.11任何启动方式，均应控制下列指标：2.3.11.1自动主汽门壁温升速度不大于23/min；2.3.11.2汽缸壁温升不大于34/min；2.3.11.3调节级处上下缸

32、壁温差不超过50：2.3.11.4汽缸壁温内外温差小于80；2.3.11.5壁温内外温差小于100；2.3.11.6启动时润滑油的油温不得低于25；正常运行油温一般控制在3545之间。三.调试步骤、作业程序3.1冷态启动3.1.1低压暖管到管壁温度接近于150后，进行升压暖管。一般在1.5MPa以前，以0.1MPa/min的速度升压，在1.54MPa时，以0.2MPa/mind的速度升压，升温速度均应小于5/min。3.1.2当新蒸汽管道末端的蒸汽温度比额定压力下的饱和温度高70100时，可以使管道内的蒸汽升至全压。3.1.3升压暖管时为防止向汽轮机内漏入蒸汽造成上下汽缸温差过大和转子热弯曲一

33、定要设法关严主闸门和旁路门。3.1.4全开自动主汽门，调节汽门，用电动主汽门的旁路门冲动转子，这种进汽方式可以使汽缸受热均匀。3.1.5转速维持在500r/min左右，进行下列检查。3.1.5.1倾听机组内部有无金属摩擦声；3.1.5.2检查机组各轴瓦的振动；3.1.5.3检查各轴瓦的油温及回油情况；3.1.5.4当转速大于盘车转速时，盘车装置停用；3.1.6 500r/min停留510min检查正常后，以100150r/min的升速率把转速提升到12001400r/min进行中速暖机（2030min）并进行下列检查：3.1.6.1确认顶轴油泵已停3.1.6.2检查所有的监控仪表3.1.6.3

34、检查润滑油系统，确认润滑油压正常。3.1.7严格控制法兰内外壁温差，法兰与螺栓温差，汽轮机的绝对膨胀。3.1.8中速暖机结束后，快速平稳通过临界转速，在22002400r/min进行高速暖机（约20min左右），当汽缸或法兰内壁温度达到运行规定的数字（一般180左右）仍用原升速率将转速升至3000r/min。3.1.9升速暖机的过程中应重点监视机组的振动，特别是通过转子的临界转速时。3.1.10当转速升到2800r/min左右，确认主油泵已正常工作，可以停止高压油泵此时主油泵的出口压力已达1.71.9Mpa。3.1.11转速从2800r/min向3000r/min提升时，将旁路门进汽倒换为用调

35、速气门控制进汽，维持3000r/min。3.1.12汽轮机3000r/min后进行全面检查，确认一切正常后，交电气做电气试验。3.1.13电气试验做完，进行一次假并网试验。3.1.14电气试验完，由汽轮机做超速试验（充油撞子试验、电超速试验、机械超速试验措施另列）。3.1.15检查一切正常，试验后应使机组迅速并入电网，随负荷的提升，启用加热器。3.2正常停机3.2.1停机前准备工作3.2.1.1试转电动启动油泵，交、直流润滑油泵，使其处于备用状态，如果辅助油泵不正常，必须检修好，否则不允许停机。3.2.1.2盘车马达的空转试验应正常。3.2.1.3确认主汽阀和调节阀，无卡涩现象。3.2.1.4

36、做轴封辅助汽源，除氧器备用汽源的暖管工作。3.2.1.5作好必要的联系工作，包括主控制室、锅炉等部门联络信号试验。3.2.2均匀减负荷，减负荷速度主要取决金属温度下降速度和温差，金属的降温速度控制在1.52/min，为保证这个降温速度，须以0.30.5MW/min的速度减负荷。每下降一定负荷后，必须停留一段时间，使汽缸和转子的温度均匀下降。3.2.3随负荷下降停用抽汽。3.2.4负荷到零，发电机解列。3.2.5手打危急保安器，自动主汽阀和调节汽阀关闭，关闭自主动汽门，汽轮机转速将迅速下降，。3.2.6汽轮机打闸以后，启动交流润滑油泵。同时记录转子惰走时间，不破坏真空，本机惰走时间大约1722m

37、in。3.2.7转速降到1200r/min左右时启动顶轴油泵。3.2.8在机组惰走到300r/min时，打开真空破坏阀破坏真空（如不停炉可不打开真空破坏阀）。机组转速降到零时投盘车装置，真空到零，停轴封供汽。3.2.9前汽缸上半内壁温度降到200左右时，可以采用间隙盘车，每半小时转动180°，温度降到150以下时停盘车和停顶轴油泵。在停盘车后过8小时再停润滑油泵。四、汽轮机的正常运行参数4.1主蒸汽参数：4.1.1主蒸汽温度（指主汽阀前）：535（+1015）。4.1.2主蒸汽压力（指主汽阀前）：8.83MPa(±0.49)4.2抽汽压力：0.98MPa4.3排汽压力：4.

38、3.1铭牌工况：0.034MPa4.3.2最大凝汽工况：0.034MPa4.4给水温度4.4.1铭牌工况：2204.4.2最大凝汽工况：218.34.5控制油压：4.5.1保安系统油压：1.962.05MPa(主油泵出口油压)4.5.2轴承润滑油压：0.07840.0981MPa4.6控制油温：4.6.1轴承进油（即冷油器出口油温）：40454.6.2轴承回油：50554.6.3巴氏合金温度、支持轴瓦：105以下：推力瓦：100以下4.7汽轮机振动：轴颈振动不大于0.076mm，轴瓦振动不大于0.025mm4.8轴向位移：±0.8mm之内4.9低压缸排汽温度：4.9.1带负荷时不超过

39、6070，正常负荷排汽温度：404.9.2不带负荷时不超过1101204.10金属温度：4.10.1调节级处汽缸壁内外温差小于804.10.2调节级处法兰壁内外温差小于1004.10.3汽缸左右法兰温差不超过10154.10.4调节级处上下缸壁温差不超过504.10.5螺栓温度低于法兰温度，最大不超过304.11工作电网频率50HZ/S，允许波动为48.550.5HZ/S4.12汽轮机用油保安和润滑油系统用油采用32号或46号透平油4.13主油箱主油箱油位应在正常位置，不能超过油位指示器的最高值和最低值。4.14油系统排烟通畅：运行时，排烟机使油箱、轴承座和回油管道中产生微小的负压。4.15润

40、滑油油温：汽轮机启动时润滑油的油温不得低于25，正常运行油温一般控制在3545之间。4.16仪表状况；DEH供油正常：各种系统和各监控仪表处于正常状态。4.17供热抽汽管道安全门动作整定值：抽汽管道安全门动作整定值：1.35MPa五、紧急停机5.1紧急停机处理原则5.1.1事故的处理，应以保证人身安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则；5.1.2机组发生事故时应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故蔓延。必要时应保持非故障设备运行。5.1.3事故处理应迅速、准确、果断。5.1.4应保留好现场特别保存好事故发生前仪器、仪表所记录的数据，已备分析原因，提出改进措施时参考。5.1.5事故消除后，

41、运行值班人员应将观察到的现象，当时的运行参数，处理经过和发生时间进行完整、准确的记录，以便分析事故原因时供有关人员查询。5.2在下列情况下破坏真空紧急停机5.2.1机组发生强烈振动，瓦振幅达0.10mm以上。5.2.2汽轮机发生水冲击或主蒸汽温度10min内急剧下降50以上。5.2.3任一轴承回油温度升至75或任一轴承断油冒烟时。5.2.4任一支持轴承巴氏合金温度升至115或推力轴承巴氏合金温度升至110。5.2.5轴封或挡油环严重摩擦，冒火花。5.2.6润滑油压降至0.294MPa以下，启动辅助油泵无效。5.2.7主油箱油位降低至油位停机值以下，补油无效。5.2.8油系统着火而来不及扑灭时。

42、5.2.9轴向位移超过跳闸值（+1.4mm），轴向位移保护装置而未动作。5.2.10汽轮机转速超过3360r/min，危急遮断器不动作。5.2.11主蒸汽管、中、低压抽汽管或其它管道破裂。5.3在下列情况下可不破坏真空停机：5.3.1主蒸汽温度高于551或汽压高于10.15MPa,而又不能立即降低时。8.3.2调节汽门全关，发电机转为电动机运行方式带动汽轮机运行时间已超过1min。5.3.3主汽门阀杆卡住无法活动。5.3.4后汽缸已向空排汽。5.3.5机组甩负荷后空转时间超过15min。5.3.7.DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。5.4紧急停机注意事项：5.4.1主汽阀及调节汽阀

43、应立即关闭。5.4.2各抽汽逆止阀应立即关闭。5.4.3交流或直流油泵应立即投入5.4.4全开汽轮机各疏水阀5.4.5转速降至1200r/min时，应启动顶轴油泵。第四篇 热工仪表及控制装置的系统调试一 热工仪表及控制装置系统调试的条件在机组整套启动前，对热工仪表及控制装置进行系统调试，使其具备投入使用条件。系统调试前具备以下条件：1.1仪表及控制装置安装完毕，单体校验合格；1.2管路连接正确，试压合格；1.3电气回路接线正确，端子固定牢固；1.4仪表测点选取正确，工艺参数显示正确，开关量动作值正确；1.5DCS屏蔽接地符合要求，信号线的线间绝缘和对地绝缘符合要求；1.6交直流电力回路送电前，

44、用500V兆欧表检查绝缘，其绝缘电阻不小于1M，潮湿地区不小于0.5 M；1.7电源的容量、电压、频率及熔断器或开关符合设计及使用设备要求。二 热工仪表及控制装置的系统调试：2.1测量系统：2.1.1线路调整电阻符合下列要求：2.1.1.1仪表外接线路电阻符合仪表的规定值，线路电阻的误差：对于热电偶不超过±0.2；对于热电阻不超过±0.1。2.1.1.2 使用热电偶的测量系统，其线路电阻取正、反方向各测量一次结果的平均值。2.1.1.3对系统的信号进行检查，检查系统管路是否正确，信号是否正确，系统是否正常，协调各方使测量系统测量正确。2.2远方操作系统的调试：2.2.1电动

45、机送电前用500V兆欧表进行绝缘检查，绝缘电阻不小于0.5 M。2.2.2进行远方操作系统的送电操作试验。操作开关的操作方向与阀门的动作方向一致，操作开关的编号与阀门编号一致；且阀位指示或指示灯的显示与阀门位置一致，阀门在全行程内动作平稳、灵活、无跳动，行程时间符合要求。2.2.3按照热力系统对阀门行程的要求及制造厂规定的转矩特性曲线，对阀门的行程开关和力矩开关进行调整。2.2.4热继电器、电流继电器等按规定值进行整定，并在整定完后做好记录。2.3保护和信号系统的调试：2.3.1热工保护装置按系统进行分项和整套联动试验，其动作正确、可靠。2.3.2轴向位移等传感器在转子定零位后做整套调试试验。

46、2.3.3绝对膨胀测量装置在汽轮机冷态下进行检查和调整，定好零位，并做好记录。2.3.4保护及信号系统内的开关量仪表和电气设备的信号机构的整定，其整定值符合设计要求，动作正确可靠。2.3.5在系统的信号发生端输入模拟信号，进行音响、灯光及保护装置的动作和逻辑功能的调试。2.3.6电磁阀的线圈绝缘电阻的测试及动作的调整。对于直流220V线圈，用1000V兆欧表进行线圈绝缘电阻的测试；对其他电压等级的线圈，用500V兆欧表进行测试，其线圈绝缘不小于2M，阀门动作灵活可靠。2.4连锁系统的调试：2.4.1进行连锁系统内部信号的正确性、逻辑的功能调试及时间的整定。2.4.2连锁系统的分项试验及整套联动

47、试验，其动作正确可靠。2.4.3对FSSS、MFT等系统的逻辑关系、动作条件以及保护功能制定有针对性的重点方案进行调试。2.5自动调节系统的调试：2.5.1自动调节系统进行以下各项调试工作：2.5.1.1手动/自动切换试验： 按设计要求达到无平衡、无扰动切换，扰动量小于±1%阀位量程；2.5.1.2参数整定： 静态参数按设计要求进行整定，动态参数根据经验或计算结果设置；2.5.1.3监控功能试验： 监控功能完好。2.5.1.4系统开环试验：给调节系统输入模拟信号，检查系统的调节功能和运算功能等，输出信号符合设计要求。 跟踪精确度试验： 手动状态时，进行有积分作用的调节器输出信号的跟踪

48、手操信号试验。其跟踪精确度小于±1阀位量程。2.5.2执行机构进行以下调试：2.5.2.1调节系统在手动状态时，执行机构的动作方向和位置与手操信号相对应；2.5.2.2调节系统在自动状态时，执行机构的动作方向和位置与调节器输出信号相对应；2.5.2.3用手操信号检查执行机构的动作。2.5.2.4检查执行机构的开度，应与调节机构开度和阀位指示相对应；2.5.2.5按照制造厂的设备随机文件进行行程开关和力矩开关的调整。2.5.2.6对DEH等系统要制定有针对性的重点方案进行调试。三 安全注意事项：3.1保护装置经调试后，必须用锁紧螺丝固定牢固，并宜装定位销防松。3.2在执行机构调试中，如

49、有阀门定位器时，应连同阀门定位器一起进行动作检查；同时，带有自锁保护的执行机构应逐项检查其自锁保护的功能。第五篇 电气设备启动调试一. 概述 本措施的制定依据电力建设施工及验收技术规范、济南发电设备厂编制的产品说明书、电气装置安装工程电气设备交接试验标准、火力发电厂基本建设工程启动计竣工验收规程、电业安全工作规程。启动调试范围包括1#发电机及微机励磁调节装置，通过启动调试，对电气设备进行全面检查，确保机组安全、稳定投运。二. 设备规范1 发电机：型 号：WX18Z-054额定转速：3000 r/min频 率：50HZ额定功率：50000KW制 造 厂：山东济南发电设备厂2 微机励磁装置调节器型

50、 号： WLZ-2D额定输出电压： 196V额定输出电流： 379.5A制 造 厂： 河北大学电工厂三. 启动调试流程3.1倒送电同期试验。3.2发电机短路特性试验。3.3发电机空载特性试验。3.4测量定子绕组相序。3.5发电机与电网核相试验。3.6试并网试验。3.7并网。3.8测量轴电压。3.9甩负荷试验。3.10测发电机、差动六角图。四. 启动前的准备工作启动调试前，1#发电机应具备如下条件：4.1 1#发电机（一次、二次）安装调试完毕，并经验收合格。4.2励磁装置安装调试完毕，并经验收合格。4.3新装设备的名称、编号、标志清楚、正确，带电部分设有警告标志。4.4并网方式已经电力调度部门批

51、准。4.5接地网和所有一次设备引下线符合要求。4.6 1#发电机等控制回路正确，保护动作跳闸、开关动作正确良好，音响及信号正常，传动试验正确，保护定值正确，并经验收合格。4.7场地平整，盖板齐全，通道畅通，照明良好，门锁完好，配备有消防器材及制定相关的规章制度，通讯良好。4.8有关设备供应商及售后服务人员应到位。4.9配备好试验仪器及表计。五. 倒送电试同期5.1拆掉发电机出线与小室三相母线相连之母排，使发电机电缆联接上发电机PT，励磁用PT及励磁变。5.2检查发电机开关应在工作位置。5.3TK 1STK置投入位置STK置断开位置，合发电机开关，在发电机小室处和保护室测量发电机电压A613 B

52、600 C613电压平衡，相序为正相序，10.5KV母线PT相位一致，同时同期表指示同期点S。5.4试验结束，断开发电机开关，小车拉至试验位置，恢复发电机小室母排接线。六. 发电机试验6.1发电机三相短路特性曲线。6.2发电机空载特性曲线。定子绕组层间耐压测量、相序、相位（含励磁变）。6.3测量发电机定子开路时的灭磁时间常数。6.4测量发电机自动灭磁装置分闸后定子残压(需降速)。6.5零序电压回路试验。6.6测量轴电压。七. 试同期试验7.1发电机保持3000转/分，合灭磁开关MK，升压至3000V，检查三相电压平衡，检查对地绝缘情况，然后升压至10500V重复上述检查。7.2拉开发电机出线隔

53、离刀闸。7.3合上发电机开关,在发电机出线隔离刀闸两端进行一次核相,检查一次与二次的一致性.7.4合同期开关TK、1STK，STK置断开位置，手动调整发电机周波电压，使同步表顺时针缓慢转动，当同步表指针在6点、3点等处，合集中同期按钮HA不能合闸，当指针接近同期点S合闸，合按钮HA，开关合上，假同期成功。7.5断开发电机开关。八.并网8.1合上发电机出线隔离刀闸，重复上述工作，发电机并入系统，通知汽机锅炉“发电机已合闸”。8.2根据规程加负荷。九.测量轴电压、发电机六角图9.1发电机空载、满载时测量轴电压。9.2在半载时测量发电机、主变差动六角图。十.甩负荷试验发电机在60%负荷时，拉掉发电机

54、开关甩负荷试验。第六篇 机组整体启动调试一 机组整体启动的条件1.1整套设备启动方案已审批，并向有关试运行人员交底。1.2调试人员、运行人员、检修人员均已按规定配齐，运行人员考试合格。1.3运行所需的规章制度、系统图表、记录表格、安全用具、化验所必须的设备仪器等已配齐，需投入运行的设备及管道已有命名及标志。1.4生产区场地平整，道路畅通，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手架、障碍物，易燃易爆物品、建筑垃圾已清除。1.5对所要投人的设备和系统及有关辅助设备配套工程均已分部试运转合格，机组联锁保护、热工、电气仪表、远控操作、继电保护定值及传动试验、事故按扭等均已试验合格，汽轮机本体及调速系统、油系统、油循环、油质化验、冷凝器、主蒸汽系