滇东第二发电厂1机组整套启动调试大纲

1、滇东第二发电厂整套启动调试大纲2009XX- XX发布2009 XX- XX实施云南电力试验研究院（集团）有限公司电力研究院山东中实易通集团有限公司发布编制：年月日审核：年月日会审：建设单位年月日施工单位年月日监理单位年月日管理公司年月日质保：年月日批准：年月日本方案由云南电力试验研究院（集团）有限公司电力研究院提出本方案由云南电力试验研究院（集团）有限公司电力研究院质保部归口管理 本方案由滇东二电厂试运总指挥批准1、目的 . 12、编制的主要依据 . 13、工程概况和设备配置 . 14、调试的组织及分工 55、机组整套启动必须具备的条件 . 66、机组整套启动应分阶段逐步投入的设备系统 77

2、、机组整套启动调整试验的主要程序 108、调试质量目标与质量管理 . 149、机组整套启动调试安全注意事项 1510 、试运工期计划 1711 、附录 171 目的1.1 为保证启动调整试运的质量 , 提高机组移交水平 , 特制定本大纲。1.2 本大纲仅作为机组整套启动调试的导则，各专业及系统的调整试验应另行编写调试措施、操作 措施。机组的正常启动、停止、运行维护和事故处理应按电厂编制的运行规程进行。1.3 本大纲的修改、调整，届时由总指挥决定。2 编制的主要依据2.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程 （1996 年版）2.2 火电工程调整试运质量验收及评定标准 （1996年版） ;

3、2.3 火电工程启动调试工作规定 （ 电力部建质 199640 号文颁发 ）;2.4 火电施工质量检验及评定标准 （1996 年版）；2.5 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收管理办法（2006 年版）1994 年版）；1994 年版）；1994 年版）；2.6 火电工程厂用受电前质量监督检查典型大纲2.7 火电工程整套启动试运前质量监督检查典型大纲2.8 火电工程整套启动试运后质量监督检查典型大纲2.9 火电机组试生产后质量监督检查典型大纲（ 1994 年版）；2.10 火电机组达标投产考核标准 （ 2004 年版）；2.11云南滇东雨汪能源有限责任公司颁布的600MW机组集控运行规程2.

4、12 西南电力设计院工程设计文件；2.13 制造厂家的有关技术文件。3 工程概况和设备配置3.1 工程概况云南滇东雨汪能源有限公司滇东第二发电厂2X 600MW机组新建工程对实施国家“西电东送”和“云电入粤”的战略，加大云南向广东送电的力度，同时，对保证云南省用电、调整其电源结构、 提高电网稳定水平以及开发滇东丰富的煤炭资源、促进当地经济发展具有重要作用。本工程是滇东 地区的大型坑口火电厂， “云电外送” 的主力电厂之一。 厂址位于云南省东部的富源县境内的雨汪乡， 县境南部、西南部与罗平县毗邻，西部、西北部与沾益县交界，北部与宣威市相连，东面、东南面 与贵州省的盘县、兴义市接壤，有云南东大门之

5、称。雨汪电厂位于富源县雨汪乡（十八连乡）境内， 距离雨汪乡政府 5.5km,距离五乐厂址（一期工程）直线距离约13km,距老伍衣灰场直线距离约 4.5km ; 电厂补给水水源为喜旧溪河 , 从喜旧溪河的长底水电站库内取水，从取水口至电厂厂区管线距离约 9.0km ;东南直线西距昆明市及曲靖市公路距离分别约为289km及153km,距富源县城公路距离约 80km。电厂燃煤为无烟煤,由老厂矿区提供。该矿区地处滇、黔、桂三省邻接地带,位于富源县东南 部，行政隶属于富源县老厂乡、十八连山乡和黄泥河镇，滇东雨汪能源有限公司煤电一体化配套雨 汪煤矿位于老厂矿区的西南部，电厂燃煤由雨汪煤矿供给。雨汪电厂主要

6、承担基本负荷，机组具有50%调峰能力，不承担地方负荷，主要向广东送电，以500kV 级电压送出，出线回路数为2回，2回直接接入500kV罗平变。云南滇东雨汪能源有限公司滇东第二发电厂2X 600MW机组新建工程#1机组主要工程设计由国家电力公司西南电力设计院承担；山东电力建设第二工程公司负责#1机组施工安装；山东诚信工程建设监理有限责任公司负责工程监理；机组启动调试由山东中实易通集团有限公司和云南电力试验 研究院（集团）有限公司电力研究院共同承担。3.2设备配置机组采用单元制系统设计方式：两机一控制室平行布置，机、炉、电单元制集控方式。机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力，能满足锅炉负荷

7、为40%B-MC及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。锅炉采用北京巴布科克 威尔科克斯有限公司生产的600MW锅炉，型号为B&WB-2028/17.4-M ,型式为亚临界参数、阳火焰燃烧自然循环汽包炉。单炉膛型露天岛式布置，燃用无烟煤，一次再热，平衡通风，固态排渣，全钢架结构。锅炉主要技术规范：序号项目单位BMCRBRLTHA75%THA（滑压）50%THA（滑压）1主蒸汽流量t/h :2028.0P 1899.11785.71294.4889.412过热器出口压力MPa17.4017.3617.2714.2716.743主蒸汽温度c :541

8、：5415415415414再热蒸汽流量t/h1717.31607.01524.51125.5785.85再热器入口压力MPa3.986p.7183.5372.6011.7936再热器出口压力MPa3.7963.5503.3792.4851.7177再热器入口温度c3313243193102878再热器出口温度c541：5415415415419给水温度c28127727325423310总风量t/h2311.22210.42023.21807.21472.411炉膛出口烟温c10611046101893784412排烟温度（已修 正）c125124121103.09413预计锅炉效率%90.

9、9891.0891.1991.9791.9114锅炉燃煤量t/h219.2210.2194.6148.1103.7设计燃料为无烟煤，采用双进双出正压直吹制粉系统，并配置浓缩型EI-XCL低NOx双调风旋流燃烧器。尾部设置分烟道，采用烟气分流挡板调节再热器出口汽温。锅炉本体采用紧身封闭布置， 固态连续排渣。在尾部竖井下设置两台三分仓容克式空气预热器。3.2.3 汽机本体为东方汽轮机厂N600-16.7/537/537-2型亚临界中间再热凝汽式汽轮机组，单轴、三缸四排汽。汽轮机本体主要技术规范序号名称有关参数序号名称有关参数1通流级数共42级高压缸：1个单列调节级+ 8个压力级中压缸：5个压力级低

10、压缸：2X 2X 7个压力级（两个双流低压缸）2配汽方式复合调节（喷嘴调节+节流调节）3额定主烝汽压力16.7MPa4额定主烝汽温度538 C5额定高压缸排汽压力3.546 MPa6额定再热烝汽进口压力3.283 MPa7额定再热烝汽进口温度538 C8主烝汽额定进汽量1930.4t/h9主蒸汽最大进汽量2028.0 t/h10再热蒸汽额定进汽量1504.402 t/h11额定排汽压力11.8KPa(11.8 KPa /6.1 KPa)12末级叶片高度909mm13凝汽器设计冷却水温24.5 C14给水回热级数3级高加+ 1级除氧+ 4级低加15额定给水温度278.6 C (最大工况下 282

11、.1 C)16旁路系统容量35%BMCR17启动及运行方式定-滑-定运行方式18变压运行范围40%- 90%19轴振动正常值0.075mm20轴振动临界转速允许值0.15mm21临界转速时轴承振动最大值0.08mm22最高允许背压值v 25.3kPa23低压缸最高允许排汽温度121 C24盘车转速1.5 r/min25额定工况下允许最高背压19.7kPa324电气部分：发电机采用东方电机股份有限公司QFSN-600-2-22型发电机组，水一氢一氢冷却方式，励磁系统为静止可控硅机端自并励励磁方式；主变采用保定天威保变电气股份有限公司 DFP-240000/500 主变压器，其冷却方式为OFAF方

12、式；系统采用发电机一主变压器发电机主要技术参数如下表:型式全封闭、自通风、强制润滑、水 /氢氢冷却、圆筒形转子、 同步交流隐极发电机型号QFSN-600-2-22功率（额定/最大）600MW/655.2 MW容量（额疋/最大）667MVA/728MVA端电压22kV额定电流17495A功率因数0.90滞后短路比不小于0.58效率> 98.95%（在600MW 0.9滞后功率因数时）额定氢压/最高氢压0.414 Mpa/0.45Mpa极数2相数3转速3000r/min频率50HZ冷却方式定子绕组：直接水冷；定、转子铁芯及转子绕组：直接氢冷绝缘等级定子绕组：F级；转子绕组：F级不平衡负载能力

13、28% （持续）12 t （最大暂态值）：10定子冷却水进水温度45 C定子冷却水出水温度< 85C冷却后氢气温度46 C冷却器进水温度对于氢冷器及疋子水冷器均为最咼33 C定子绕组温度极限< 120 C转子绕组温度极限< 115 C定子铁芯温度极限< 120 C集电环温度极限< 120 C氢气纯度> 98%氢气消耗量< 12m3/ 天氢冷器容量停用一只氢冷器时，发电机能在至少80%额定工况下运行而不过热定子外壳类型双层外壳转子额定电压400.1V转子额定电流4387.34A转子空载电压183V转子空载电流1787A励磁方式静止可控硅机端自并励发电机噪

14、音水平离发电机外壳1米处w 90dB （绝对）制造东方电机股份有限公司325热控主控系统采用北京ABB贝利控制有限公司的symphony分布过程控制系统。系统硬件主要包括：5个操作员站，1个工程师站，1个历史站，2台打印机，1个接口机，一套N-PORT 接口设备，12个模件柜，1个远程IO柜，27个端子柜，2个电源柜。从控制功能上来分，#1机组的DCS包括#1单元机组控制和公用系统控制。#1机组DCS包括的子控制系统有：数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控 （FSSS）、电气控制系统（ECS）、 旁路控制系统（BPS）等。此外，#1机组DCS通过通讯模

15、块与 SIS、发变组保护系统、厂用电 系统、DEH NCS吹灰程控等系统进行通讯。公用系统包括公用厂用电源系统、仪用空压站、 循环水泵房公用部分等。3.2.6 化学部份：电厂补给水水源为喜旧溪河 ，从喜旧溪河的长底水电站库内取水。从取水口至电 厂厂区管线距离约 9.0km，取水高差约467.36m，采用三级提升。锅炉补给水处理系统主要包括：超 滤系统、反渗透系统、加药系统、离子交换及再生系统、除盐水输送系统，系统运行方式为程控和远方操作；凝结水精处理系统采用大唐环境科技工程有限公司生产的中压凝结水处理系统，每台机 组由3X 50%深层混床组成；循环水加药系统分为加硫酸、加阻垢剂并间断性投加杀菌

16、灭藻剂处理 系统；配有给水及炉水加药系统、取样分析仪表及自动加药控制系统。3.2.7 外围设备系统：暖通系统卸煤及输煤系统燃油系统贮灰、输灰系统及灰场通讯系统消防系统厂用、仪用压缩空气系统启动锅炉及其系统4调试的组织及分工4.1机组整套启动调试工作在启动验收委员会和试运指挥部的领导下，由安装人员、运行人员、监理人员、调试人员、安全保卫、后勤人员通力合作，共同进行。4.2启动验收委员会的主要职责：召开启动验收委员会会议，讨论通过委员会的下设机构，决策启动调试中的重要问题，协调启动调试中的内外部条件，主持启动验收交接工作。4.3试运指挥部及总指挥的职责：全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运

17、中的安全、质量、进度和效益负责；审批整套启动调试方案和措施；启动验收委员会成立后，在主任委员的领导 下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；协调 解决启动试运中的重大问题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。4.4 整套试运组的职责：整套试运组由调试、建设、施工、生产单位负责人及设计总代表、制造厂 总代表等有关人员组成，组长由调试单位出任的副总指挥兼任，副组长由施工、生产、建设、设计 等单位出任的副总指挥兼任。其主要职责是：负责核查机组整套启动试运应具备的条件；提出整套 启动试运计划 ; 组织实施启动调试方案和措施 ; 全面负责

18、整套启动试运的现场指挥和具体协调工作.工作中执行 “按系统、分层次、程序化、责任制、监督制”的原则,对口联系、 分头把关、团结协作 , 在安排好整套启动调试的同时 , 安排好本单位负责的工作。4.5 云南滇东雨汪能源有限责任公司：负责对外合同单位的组织协调工作，负责管理制造厂家的调 试项目，根据机组整套启动调试的要求和有关规程的规定，负责运行操作，常规系统及公用系统运 行调度，根据需要编制操作措施，负责设备系统的检查、操作、运行参数调整，事故情况按有关规 定处理事故，并配合完成调整试验，根据协议做好系统代管工作；绘制、张挂机组整套启动曲线 及图表等。4.6 施工单位：负责分部试运工作中的单体调

19、试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的 维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作；配合调试人员实施调试工作， 配合运行人员完成运行操作，做好设备运行监护和文明启动工作。4.7 调试单位：负责制订整套启动方案，组织实施和协调整组启动调试工作 , 指导运行人员操作 , 负 责提出启动试运中重大技术问题的解决方案或建议，编制整套试运调试报告。启动试运前，组织各 专业及重大试验项目技术交底。4.8 西南设计院：负责解决设计方面的问题及设计修改工作。4.9 制造厂家：按合同进行技术服务，保证设备性能；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决 的问题；协助处理非责任性的设备问题。4

20、.10 监理公司 : 按合同要求及相关规程规定进行机组启动试运各阶段的监理工作；参加启动试运计 划及调试方案、措施的会审；按启动试运阶段提出质量监理评价意见向试运指挥部汇报；负责全过 程监理。4.11 质监中心站和质监站：对整套启动前和满负荷试运后进行质量监督，并做出评价意见。5 机组整套启动必须具备的条件5.1 按“验标”第 4 章 4.1 节、 4.2 节规定的条件逐项检查，达到要求。5.2 运行人员、 安装人员、调试人员已分值配齐 ; 运行人员已考试合格 ; 各级人员岗位责任制已落实 ; 消防、保卫和后勤工作已安排好。5.3 机组的各类调试措施、方案、大纲均已按规定审批出版，主要措施已向

21、运行人员交底。5.4 试运现场已具备运行及事故处理规程、系统图、记录表格、安全用具、运行用具、启动措施及 曲线等。5.5 试运范围内的设备系统已命名和标识，所有阀门已挂牌。5.6 生产区域需投用的土建工程已验收，试运场地平整、道路畅通、平台栏杆和沟道盖板齐全，危 险物品已清除。符合文明启动要求。5.7 具备足够的燃料（油、煤） 、化学药品及其它必需的备品备件和工具。5.8 正常、备用、事故保安电源可靠。5.9 照明充足良好，事故照明能可靠备用；通讯设备安装完毕，能正常投用。5.10 试运区域内的暖通、防冻、防雨设施齐全可靠。5.11 试运区域内消防设施齐全可靠。5.12 各类水源充足可靠。5.

22、13 炉底水封系统能可靠投用，除灰、除渣、输煤系统投粉前能可靠投用。5.14 投入的设备系统已分部试运合格，需签证验收的项目已签证验收完毕。5.15 未完工程施工现场与启动调试机组现场适当隔离,汽、水、油、电等系统可靠隔离 , 做好安全措施。5.16 设备系统满足以下要求：5.16.1 锅炉冷态试验已完成。5.16.2 锅炉化学清洗工作结束，临时管道及设备已拆除，系统已恢复完毕。5.16.3 蒸汽冲管结束，蒸汽系统严密。5.16.4 设备和系统保温工作完毕。5.16.5 电除尘器调试完毕，具备投用条件。5.16.6 投粉前磨煤机空载运转正常；给煤机试运正常。5.16.7 发电机耐压试验合格，发

23、电机气密性试验合格。5.16.8 柴油发电机及保安电源系统试验良好。5.16.9 热控系统满足机组安全启、停及正常运行的最基本要求。5.16.10 暖通设备及系统已投运，并经验收合格。5.17 与电网系统连结的送出工程、通讯联络、调度管辖等均已完备，满足运行需要。并网方式已确 定，电网调度部门同意。5.18 启动验收委员会、质监中心站等部门对整套启动条件进行全面验收合格并签证。6 机组整套启动应分阶段逐步投入的设备系统6.1 燃料部分6.1.1 输煤系统6.1.2 燃油系统6.2 公用系统6.2.1 仪用及杂用空气系统6.2.2 消防系统6.2.3 暖通系统6.2.4 工业水系统6.2.5 废

24、水排放系统6.2.6 调度通讯系统6.2.7 启动锅炉系统6.3 锅炉部分6.3.1 锅炉本体系统6.3.2 制粉系统 （ 锅炉投粉前具备投用条件 ）6.3.3 风烟系统6.3.4 汽水系统6.3.5 除灰除渣系统6.3.6 排污系统6.3.7 疏放水系统6.3.8 电除尘装置6.3.9 蒸汽灭火系统6.3.10 冷却水系统6.3.11 空气预热器清洗系统6.4 汽机部分6.4.1 汽机本体系统6.4.2 凝结水系统6.4.3 循环水系统6.4.4 除氧给水系统、高 / 低加系统6.4.5 冷却水系统6.4.6 汽机疏放水系统6.4.7 内冷水系统6.4.8 轴封系统6.4.9EH 油系统6.

25、4.10 润滑油系统6.4.11 顶轴油系统6.4.12 调节保安系统6.4.13 轴封及真空系统6.4.14 密封油系统6.4.15 旁路系统6.4.16 胶球清洗系统6.4.17 油净化系统6.4.18 辅助蒸汽系统6.4.19 电泵组系统6.4.20 汽泵组系统6.4.21 凝汽器补水系统6.4.22 大机快冷系统6.5 化水部分6.5.1 凝结水精处理系统6.5.2 取样加药及化学仪表系统6.5.3 氢气系统6.5.4 循环水处理系统6.5.5 补给水处理系统6.6 电气部分6.6.1 发变组一、二次系统6.6.2 励磁调节系统6.6.3 高压厂用电系统6.6.4 低压厂用电系统6.6

26、.5 直流系统6.6.6 交流不停电电源系统6.6.7 控制、保护及自动化系统6.6.8 备用、保安电源系统6.6.9 正常及事故照明系统6.6.10 发电机绝缘过热监测装置6.7 热控部分6.7.1.FSSS 系统6.7.2 DAS 系统6.7.3 CCS 系统6.7.4 DEH 系统6.7.5 MEH 系统6.7.6 SCS 系统大、小机ET喙统6.7.8 旁路控制系统6.7.9 报警系统7 机组整套启动调整试验的主要程序 整套启动试运阶段是从机、炉、电等第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试 运移交试生产为止。7.1 第一阶段 : 空负荷调试7.1.1 程控、保护、联锁试验；7.1

27、.2 设备系统检查；7.1.3 启动辅助设备系统；7.1.4 发电机气体置换（氢气） ；7.1.5 锅炉上水；锅炉点火，开启高、低压旁路，进行高压缸预暖（高压缸压力保持400500kPa）至高压缸第级内壁温度150 C,按冷态启动曲线升温升压达汽机冲转参数；汽机首次启动采用中压缸启动方式； 发电机氢气冷却状态。7.1.7 机按冷态启动曲线冲转升速、振动测试、摩擦检查、暖机、升速3000r/min 。冲转参数 :主汽压6.0MPa主汽温335C再热汽压1.10MPa再热汽温315 C润滑油压0.1370.176MPa润滑油温4045 CEH油压11.2MPaEH油温3845 C高旁流量大于>

28、;140t/h7.1.8 升速过程中进行下列测试：a. 校核汽轮机组轴系的临界转速；b. 检测汽轮发电机组各轴系振动 ， 必要时进行处理；c. 测取汽轮发电机启动过程中的有关数据；d. 发电机转子交流阻抗测试机组3000r/min进行下述试验:a. 危急保安器注油试验；b. 油压调整及油泵切换试验；c. 手动打闸试验；d. 检查锅炉膨胀情况。7.1.9 机组额定转速下的试验测量工作结束 , 远方控制停机 , 记录惰走曲线及时间 , 汽机停止后进行 锅炉汽包安全阀、过热器安全阀整定工作；7.2 第二阶段 : 带负荷调试，有条件校验再热器安全阀；7.2.1 启动汽轮机升速至 3000r/min,

29、进行并网前的电气试验：a. 发变组短路试验；b. CT 极性校核；c. 发电机 - 变压器组空载特性试验；d. 励磁调节器空载试验；e. 发电机假并列试验(试验时解除汽轮机并网初负荷指令) ；7.2.2 发电机并网 , 带初负荷暖机 50 分钟后，对中压缸启动要进行转换操作。注意检查并记录好高 低旁开度， 高旁后流量不得太大，以防转换后负荷升得太高。主、再热汽压符合启动曲线要求。723发电机并网，带10% 15%负荷a. 调差极性校核；b. 部分调节装置测试；c . 1 5 %负荷进行保护方向校核及厂用电源核相。7.2.4 汽机进行转换、升负荷，注意：a) #1、#2 ICV接近开满时，BDV

30、阀关闭，#1#4CV开启；b) 随负荷增加，高低旁逐渐关闭至全关，当负荷至54MW左右时，高低旁全关，VV阀全关，注意检查高排逆止门开启；c) 转换操作过程中应注意汽包水位变化，加强机炉协调，稳定燃烧，维持汽包水位正常。7.2.5 转换操作完成后，应立即准备启动第一台小机，再投入一套制粉系统。全面检查、热紧各放 水门。7.2.6 发电机运行稳定，根据需要决定是否投入发电机 P.F 控制。7.2.7 负荷120MW时，检查主机下列疏水阀应自动关闭：1) #1 、 #2中联门阀座疏水；2) #1 、 #2 高压主汽门上 / 下阀座疏水；3) 主汽母管疏水和 #1、 #2高压主汽门前疏水；4) 热段

31、母管疏水和 #1 、 #2 中联门前疏水；5) 高排逆止门前后疏水及冷段母管疏水；6) 高调门导管疏水。728负荷150MV，除氧器由备用汽源倒至本机四段抽汽，关闭A或B汽泵出口至除氧器再循环门。然后从低到高依次开启各级抽汽逆止门及电动门，投入高加运行。负荷在150MW负荷下稳定运行34小时，然后发电机解列做主机超速试验。7.2.10 汽机温态启动试验7.2.10.1 高中压缸联合启动方式7210.2 在DEH盘上进行下列检查操作：1) 冲转方式选择“ HP START”， 确认高低压旁路全关；2) HITASS 方式选择“ HITASS OFF” 或“ HITASS MONITOR ;3)

32、寿命损耗选“ LIGHT”；4) 复位汽机，检查中压主汽门开启；5) 按“ INCREASE 键， 使“ LOAD LIMIT SET 在 100%位置，确认“ LOAD SET'在零位；6) 按下“ TURBINE PREP键，确认其上灯亮，检查HITASS异常报警窗应无异常报警出现，对异常报警，当确认条件实际已满足时，可使用“BYPASS旁路掉。7.2.10.3 磨擦检查1) 在DEH/HITASS盘上选择升速率：100r/min 及目标转速：200r/min，检查#1、2MSV及高中压调门开启，汽轮机冲转，就地检查盘车装置自动脱扣正常；2) 汽轮机转速至 200r/min时，手按

33、“ ALL VALVE3CLOSED键，检查其灯亮，确认 #1、2MSV及高中压调门均关闭，汽轮机磨擦检查开始；3) 就地仔细倾听汽轮机磨擦声，磨擦检查期间转子不允许静止；4) 汽机转速至 100r/min 时，磨擦检查结束，高中压调门仍处于全关状态，汽机准备升速。7.2.10.4 升速1) 在 DEH/HITASS上选择升速率：100r/min/m 及目标转速：1500r/min , #1、#2MSV开启，高中压调门开启冲转到1500r/min进行中速暖机，检查确认高排逆止门开启，VV阀及BDV阀关闭，“ 1500r/min ”指示灯亮，中速暖机结束条件如下：a) 高压缸第一级内壁温320C

34、；b) 中压缸第一级内壁温320C；c) 高中压缸膨胀8mm2) 开启 #5、 #6 抽汽逆止门和电动门，低加随机滑启。3) 中速暖机结束，重新选择目标转速： 3000r/min ，汽轮机继续升速。4) 汽机转速 2500r/min 时，检查顶轴油泵自停，否则手动停止，投入备用。5) 将汽轮机转速重新升到 3000r/min ，暖机 30min。6) 汽轮机定速后，停运 TOR MSP油泵，注意检查主机润滑油压正常，主油泵工作正常。7.2.11 发电机并列带负荷7.2.11.1 当锅炉负荷25%MCR汽包水位稳定后，根据汽动给水泵运行情况，投入汽包水位自动。7211.2 负荷180MW以上，机

35、组运行稳定，厂用电倒至正常电源。7.2.11.3 负荷200MV，启动第二台小机运行，停电动给水泵作备用。负荷大于200MW时,做励磁柜互切试验。7.2.11.4 负荷300MW开启本机冷段至辅汽联箱电动隔离门，全面关闭机炉侧疏放水门。负荷360MW锅炉投入第四套制粉系统，全停燃油，投入电除尘。汽机四抽向本机辅汽联 箱供汽。7.2.11.6 机组负荷300MW寸进行下述工作：a. 制粉系统调整试验；b. 燃烧调整试验；c. 锅炉洗硅；锅炉主汽压力升至10MPa时，开大连排进行洗硅：汽包压力（MPa9.811.814.716.717.7硅含量限值（ppm）2.81.50.40.30.2d. 当凝

36、结水入口铁含量小于1000卩g/L时，投入凝结水除盐装置；负荷升至75%负荷进行下述工作：a. 制粉系统调整试验；b. 热态燃烧调整试验；最低稳燃试验；c. 锅炉继续洗硅；d. 试投有关自动装置；e. 进行真空严密性试验；f. 投入吹灰程控；g. 校验再热器安全阀；停机进行主汽门、调速汽门严密性试验，按照机组甩负荷试验措施进行试验临时接线。汽机按热态启动曲线进行热态启动试验。机组带负荷300MW进行50%负荷甩负荷试验,试验正常重新并网。带负荷至360MWtf,逐步停油枪。投入电除尘装置。带负荷至600MW进行全面检查，记录有关数据；并进行下列工作：a. 进行自动控制系统切换试验；b. 15%

37、负荷变动试验；对锅炉本体及烟气系统全面吹灰。对机组进行全面检查、测试.包括机组工况运行参数检查；振动测试；保温散热测试等。7.2.11.16 负荷60%100%时进行一次调频试验、PSS试验和进相试验。7.2.11.17 机组一切正常 ,进行100%甩负荷试验。机组试验正常后 , 停机进行一次全面消缺。7.3 第三阶段 ,168 小时满负荷试运行7.3.1 条件 :a. 机组自动装置、仪表、保护投入符合验标要求 , 影响机组满负荷运行的缺陷已消除 ;b. 按电厂运行规程规定 , 检查各系统设备符合满负荷连续试运条件 ;c. 汽水品质达到规定要求。7.3.2 要求 :a.168 小时期间一般不进

38、行调整试验工作 , 特殊项目需进行调整试验 , 需试运指挥部批准；b. 由于系统或其它原因 ,机组不能满负荷运行时 ,由总指挥决定机组的最大连续负荷；c. 已投入的自动、保护 , 不得随意解除运行；d. 调试人员、运行人员应及时、准确的记录、打印有关参数并保管好。7.4 整套试运期间的特殊试验项目，发电机进相等试验，依据电网的实际情况，由试运指挥 部决定具体的试验时间。8 调试质量目标与质量管理8.1 质量目标8.1.1 按阶段计划工期完成全部调试工作，无调试遗留项目8.1.2 机组调试实现机组达标投产。机组整套试运综合质量考核指标均达到质量标准优良等级。8.1.3 机组整套试运达到火电机组达

39、标投产考核标准( 2004 年版)相关规定要求。8.2 质量指标8.2.1 按照火电工程调整试运质量检验及评定标准 ( 1996 年版)的要求，机组整套试验的 技术指标达到验标试 1-6-5 的要求。8.2.2 按照火电机组达标投产考核标准 ( 2004年版)的要求， 重要技术指标达到下述要求：168 小时满负荷试运主要质量指标值：(1) 连续运行时间> 168h ;(2) 连续平均负荷率> 90%;(3) 连续满负荷时间> 96h ;(4 )热控自动投入率> 95%;( 5)保护装置投入率100%；(6) 首次冲转至完成168小时满负荷试运天数< 90d ;(7

40、) 从整套启动试运开始至结束168小时满负荷试运启动次数w3次;(8) 从首次吹管至结束168小时满负荷试运燃油消耗量w9000t。8.3 质量管理8.3.1 质量管理组织机构及主要职责8.3.1.1 现场采用调总、专业负责人、调试人员三级人力资源配置方式。调总和副调总负责 整个调试工程的过程控制和质量控制，质保工程师对调试项目质量进行归口管理。8.3.1.2 每个专业设一名专业负责人，专业负责人对本专业调试项目的质量负责。调试人员 按工程需要确定和配置。8.3.1.3 质量管理组织机构、人员配置确保满足工程调试需要，保证调试工作的顺利进行和 完成。调试高峰时增派调试人员到现场。8.3.2 质

41、量管理措施8.3.2.1 做好调试前准备工作，对工程设计、施工、设备提前了解和审核，及时发现问题并提 出修改意见，避免返工；积极收集技术资料 , 做好充分的技术准备。建立完善的资料、图纸管 理制度。8.3.2.2 组织各专业调试负责人讨论整套启动方案、主要项目技术要点，提出科学、合理的调 试项目技术原则。8.3.2.3 编制调试大纲，报请试运指挥部审批；编制调试方案、措施，相关单位会审，保证项 目正常、顺利进行。重大项目方案（措施）报试运总指挥批准。8.3.2.4 搞好调试项目开工的文件送审和报批工作、组织编制每个专业调试项目清单, 与监理单位负责人协调并确定各个项目质量监理等级。8.3.2.

42、5 建立试运值班记录、专业调试项目记录、试运工作日志，做到凡事有据可查。8.3.2.6 组织专业性的专题会，讨论确定存在问题的处理意见，落实解决日期、单位及人员。 设计变更实施、调试变更及时反馈到建设单位。8.3.2.7 组织阶段性、专业性技术交底；组织重大项目调试前技术交底。8.3.2.8 严格执行“启规” 、“调规”及“验标”的阶段、项目质量标准规定。8.3.2.9 根据调试大纲及相关规程要求， 结合试运进度规定及机组试运情况编制各阶段工作计 划，保证调试工期符合计划要求。8.3.2.10 配合综合组发布试运信息，及时报导、公布试运工作情况。8.3.2.11 对调试项目的质量验收，严格执行

43、“一卡四方”验收签证制度，调试项目完成后， 及时办理验收签证。8.3.2.12 执行工程联络单制度，使单位、专业间协调工作顺利进行。组织未完项目调试工作； 组织进行精细工艺调试；积极、及时提供技术咨询服务，使机组投产移交试生产后能稳定满 发，形成设计的生产能力。8.3.2.13 试生产期在试运指挥部的领导及建设单位的组织下，参加机组达标投产检查、整改、 完善工作， 达到火电机组达标投产考核标准对调整试验项目的考核要求，确保机组达标投产。9 机组整套启动调试安全注意事项9.1 根据工程安全管理工作的需要，在滇东第二发电厂 #1 机组调试项目部建立以项目部为首、调试 专业组参加、安全管理覆盖全体调

44、试工程师的安全保障体系。从安全教育、安全组织、安全措施的 制定和落实、把关检查等各个方面，层层负责全员参与，保证调试全过程始终贯彻“安全第一、预 防为主”的安全生产方针，确保安全目标的实现。9.2 认真贯彻防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 ，为避免重大恶性事故的发生，主要调 试措施都应有反事故说明。9.2.1 事故处理在整套试运指挥组指挥下， 由值长统一指挥运行。 当设备达到运行规程规定的紧急故 障停机、停炉条件时，运行人员有权停止设备运行，进行事故处理，并及时汇报试运指挥组。9.2.2 当设备发生异常情况时应及时汇报值长及试运指挥，通知施工单位。9.2.3 机组故障停机后，应及时分析原

45、因，经试运指挥同意后方可再次启动。未经试运总指挥批准， 不得解除机组主保护强行启动。9.2.4 对于影响机组安全的设备切换 （紧急情况除外） 及设备系统检修必须经整套试运组批准方可进 行。9.2.5 试运期间，当发生与电厂运行规程不符时，在不影响安全的情况下，应按试运指挥部批准的 措施执行。926为保证机组试运工作顺利进行，对DC蒔系统（包括：汽机电调 DEH汽机保护ETS汽机安全监视TSI、电气控制盘等）进行严格管理，具体规定如下：（ 1）试运期间，除调试人员外，其他人员不得随意进入电子间，如工作需要，须得到有关人 员同意方可进入；（ 2）机柜卡件的插拔由调试人员进行操作，其他人员不得操作；

46、（3）DC啄统的计算机内禁止安装游戏软件；（4）对与DC勞系统连接的现场设备进行接线改动时，必须通知有关调试人员，必要时做好 安全措施；（5） 对与DC啄统已联调完毕的设备，一般应切至DC防式，如需切至其他方式，应通知调试 人员；（ 6）对工程师站必须由专人管理，密码不得随意泄漏。除参加调试的人员外，其他人员不得 随意进入工程师站。对已调试好的系统，只有调试人员有权对逻辑等进行修改。任何单位要 求修改控制逻辑及画面都必须填写有关的申请单，经调试人员同意和有关领导批准后方可实 施；（7）对DC勞系统进行软件修改必须由专人进行，修改后必须填写修改记录，并注明修改日 期及修改人姓名，做好备份，并应做

47、好防病毒措施；（ 8）任何人未经调试人员允许， 不得在操作员站对数据点进行强置操作。 对已强置的数据点， 要做好记录；（ 9）在机组启动后，禁止在电子间各机柜附近使用对讲机和手机，以免造成机组保护误动。9.2.7 各专业人员应重点做好如下事故预想，防止恶性重大事故发生：（1）防止锅炉炉膛爆炸（2）防止制粉系统着火、爆炸（3）防止空预器及烟道尾部燃烧（4）防止锅炉炉膛严重结焦（ 5 ）防止轴流风机喘振（ 6）防止锅炉满水、缺水（7）防止锅炉汽包上、下壁温差过大（8）防止“四管”爆漏（ 9）防止汽机大轴弯曲（10）防止断油烧瓦（11）防止汽机超速（12）防止汽机油系统着火（13）防止汽机叶片断裂（

48、14）防止汽机缸体上、下壁温差过大（ 15 ）防止主要辅机故障损坏（ 16 ）防止厂用电中断扩大事故（17）防止保护误动、误投（ 18 ）防止人身伤亡9.3 应严格按以下曲线和数值控制机组运行：9.3.1 锅炉冷态启动曲线；9.3.2 汽机冷态启动曲线；9.3.3 汽机温、热态启动曲线；9.3.4 发电机出力曲线。9.3.5 炉水含硅量、机炉运行参数的控制值按有关规程、措施执行。9.4 主机电气、热控保护可投项目应书面报告，经试运总指挥审批后方可投用，不可投用项 目专题报告说明原因。报告审批后发放运行、施工单位，并在集控室内张挂。保护切投由运 行值长通知电气、热控调试人员完成操作，应认真记录保

49、护切、投时间、操作人、通知人。 机组试运中切除主机联锁保护应得到当班指挥的签字批准。9.5 运行监控操作由当值运行人员完成；当值调试人员负责协调、监督，监视关键参数及系统 运行情况，及时提醒运行人员；当值施工人员现场值班，及时处理发生的设备异常、故障， 做好联系工作，检修前按规定手续挂牌警示，并在集控制室有协调组织人。9.6 执行按范围、单位划分的挂牌上岗制度。执行红线管理，重大试验现场、操作台前无关人 员不得进入。9.7直流事故电源、UPS电源应定期检查维护、切投试验。9.8重大项目试验时，备用电源、油泵、汽源、水源应投入热备用状态或工作状态。9.9严格执行工作票制度，为保证人身及设备安全和

50、试运工作的顺利进行，在调试期间，特别 是机组启动试运阶段，各单位必须严格执行各类工作票制度，当设备有缺陷需要检修时，必 须填写工作票，并且通知当班的调试人员、运行人员，做好设备和系统的隔离工作。氢系统 投入运行以后，在其周围明火作业，必须填写动火工作票，并且安排专人定时测氢。9.10机组启动试运中坚决执行"三不启动”（即设备、设计和安装资料不齐全不启动；联锁和保护传动未完不启动；设备和机组跳闸原因不清不启动）原则，防止事故发生。9.11应严格执行电厂制订的事故处理规程及反事故措施，防止人身及重大设备事故。10 试运工期计划序号里程碑计划时间1# 1机组DCS复原通电2008年11月1

51、0日2#1机组锅炉补给水出水2008年11月30日3#1机组厂用带电2009年02月03日4#1机组锅炉化学清洗结束2009年03月18日5#1机组锅炉风量标定结束2009年04月12日6#1机组锅炉吹管结束2009年04月20日7#1机组整套启动开始2009年04月30日8# 1机组168h满负荷试运完成2009年05月26日根据工程机组投产工期进度要求，结合工程设计、系统设备配置的特点编制。11附录111机组起动/停机曲线起动曲线图（a）中压缸起动方式：图8-1 :汽轮机起动曲线（冷态起动：长期停机）图8-2 :汽轮机起动曲线（冷态起动：停机1周）图8-3 :汽轮机起动曲线（温态起动：停机48小时）图8-4 :汽轮机起动曲线（热态起动：停机8小时）图8-5 :汽轮机起动曲线（极热态起动：停机1小时）（b）高中压缸联合启动方式：图8-6 :汽轮机启动曲线（冷态启动：长期停机）图8-7 :汽轮机启动曲线（冷态