宣城汽机调试方案双面打印共篇

1、第1篇汽轮机组及周围蒸汽管道吹洗措施编制依据及概述本方案编制依据为安徽电力设计院图纸；国投宣城发电有限责任公司集控热力系统图。辅助蒸汽系统为机组提供公用汽源，设计一根参数 0.8-1.27MPa(a)、 380的辅助蒸汽联箱。机组启动及低负荷时辅助蒸汽来自启动锅炉及二段抽汽，正常运行由本机四段抽汽供汽。辅助蒸汽系统供空预器吹灰、除氧器启动用汽，小汽机调试用汽，主机和小汽机轴封，空调用汽，燃油雾化吹扫、等离子加热、磨煤机消防等用汽。系统吹扫范围2.1 启动锅炉至辅汽联箱供汽管道；2.2 二段抽汽 (冷再 )至辅汽联箱供汽管道；2.3 四段抽汽至联箱供汽管道；2.4 辅汽联箱至小汽机启动供汽管道；

2、2.5 四段抽汽至小汽机供汽管道；2.6 辅汽联箱至汽机轴封供汽管道(包括小机轴封供汽管道 )；2.7 辅汽联箱至除氧器加热蒸汽管道及四段抽汽至除氧器供汽管道；2.8 辅汽联箱至空预器吹灰供汽管道；2.9 辅汽联箱至锅炉燃油系统及磨煤机消防供汽管道；吹扫应具备条件及临时措施3.1 吹扫的系统管道施工完毕，且吹扫系统的疏水管道可以投入。3.2 系统内的所有阀门经调试可操作使用，系统各安全阀经水压试验合格。3.3 本次吹扫所有管道疏水皆通过无压疏水排至地沟，至凝汽器扩容器的疏水要有效隔离。3.4 吹扫临时措施：3.4.1 辅汽至轴封供汽管道辅汽至汽机轴封管道逆止门芯不装，调节门不装(临时管 )，手

3、动门前法兰解开，接临时管排汽至厂房外；3.4.2 主机及小机轴封供汽管道主机轴封供汽管道：高中压缸轴封供汽节流孔拆除；减温器拆除；各轴封供汽Y 型滤网拆除后，接临时管道：高中压缸四根轴封供汽管并一路，其上安装一手动阀控制吹扫；低压缸四根供汽管并一路，其上安一手动门控制吹扫；两路排汽并一根临时管排放。小机轴封供汽管道：轴封供汽节流孔拆除；减温器拆除；A 小汽机轴封供汽手动门后法兰解开，接临时管道排至厂外；A 小机主汽阀漏汽至轴封管道近主汽阀侧断开就地排放吹扫。主机轴封供汽、 A/B 小机轴封吹扫排放管道并一路排放至厂房外(见附图 2)。3.4.3 冷再至小汽机供汽管道、冷再至辅汽联箱供汽管道串联

4、冷再至小机供汽管道与冷再至辅汽联箱供汽管道在近冷再主管道侧用临时管道串联，低点加就地疏水管，排汽出口在辅汽联箱运行层处，其上管道逆止门芯拆除，排汽管道出口加临时排汽电动门。3.4.4 启动锅炉至辅汽联箱蒸汽管道启动锅炉至辅汽联箱蒸汽管路在进入联箱的电动门前接临时管引到厂外，其上逆止门芯、流量测量装置拆除，用临时吹扫电动门控制吹扫，吹扫合格后恢复(见附图 1)。3.4.5 吹扫辅助蒸汽至小汽机管道与四段抽汽至小汽机管道、除氧器管道串联措施管道上逆止门芯、节流孔板拆除，汽机四段抽汽管道在抽汽逆止门后断开，参加吹扫侧管道加装堵板，在除氧器侧接排放管道排至厂房外，排汽管道加装吹扫临时电动门及靶板，见附

5、图 3。3.4.6 吹扫四段至辅助蒸汽管道反向吹扫临时措施逆止门芯拆除，排汽由除氧器吹扫临时管道排出。3.4.7 吹扫辅助蒸汽至除氧器管道临时措施逆止门芯拆除，排汽管道与除氧器吹扫临时管道相连。4 吹扫方式、步骤及标准4.1 吹扫方式辅助蒸汽吹扫，用启动锅炉来汽进行，吹扫参数：压力为1.0MPa，温度： 300350。因主机吹管时机组必须投入盘车抽真空，运行汽动给水泵，所以涉及辅汽管道吹扫的系统需提前完成吹扫合格后恢复系统。吹扫时，如未安装临时吹管电动门，需操作距吹管临时排放口就近的门控制吹扫。启动锅炉来汽手动门做为辅助控制门。4.2 吹扫步骤4.2.1 第一步：启动锅炉至辅汽联箱管道吹扫(见

6、附图 1)启动锅炉来汽，排汽从辅汽联箱安装层临时排汽管排放。吹扫结束后，恢复为正式系统管道，以便进行辅汽至各用汽支路吹扫。吹扫其它支管路前，进行辅汽联箱安全门校核整定。4.2.2 第二步：冷再至小机供汽管道、冷再至辅汽供汽管道串联吹扫(见附图 3)吹扫流程：辅汽联箱辅汽至小机供汽管道冷再至小机供汽管道冷再至辅汽联箱供汽管道辅汽联箱运行层临时排汽管至厂房外，用临时吹扫电动门控制，吹扫后期装靶板检验。注：两台小机供汽管道分别吹扫，然后联合吹扫。4.2.3 第三步：辅汽至除氧器供汽管道辅汽联箱辅汽至除氧器管道临时排汽管。4.2.4 第四步：四段抽汽至辅汽联箱供汽管道、四段抽汽至除氧器管道反向吹扫(见

7、附图 3)辅汽联箱四段抽汽至辅汽管道四段抽汽至除氧器管道临时排汽管。4.2.5 第五步：辅汽至小机供汽管道、四段抽汽至小汽机管道、四段抽汽至除氧器供汽管道串联反向吹扫 (见附图 3)辅汽联箱辅汽至小汽机管道四段抽汽至小机管道四段抽汽至除氧器管道临时排汽管，临时排汽电动门控制。4.2.6 第五步：辅汽联箱至轴封母管供汽管道吹扫(见附图 2)流程：辅汽联箱轴封供汽母管临时管至厂房外，吹扫结束恢复管道。4.2.6 第六步：主机、小汽机轴封供汽管道吹扫(见附图 2)高中压缸前后汽封供汽管吹扫，吹扫参数：0.1MPa/300；低压缸前后汽封供汽管吹扫，吹扫参数：0.05MPa/150180。A 、B 汽

8、机轴封吹扫参数： 0.05MPa/150 180。临时手动门控制吹扫。4.2.7 第七步：吹扫辅汽其它供汽支管路辅汽其它各供汽支管路吹扫，根据实际安装情况进行，在近设备处解开供汽管道法兰就近排放吹扫。吹扫参数根据设备用汽参数而定。4.2.8 辅汽联箱与轴封供汽母管上安全门热态校核整定质量标准根据电力建设施工及验收技术规范 (汽轮机机组篇 )DL 5011-92 的相关规定，汽水管道的吹扫和冲洗合格标准如下：汽动给水泵的驱动汽轮机的进汽管的吹扫要求，基本与主蒸汽管道相同；轴封蒸汽进汽管、轴封高温进汽管等应用主蒸汽或其它辅助汽源进行吹扫，吹扫蒸汽应有足够的压力与流量，系统每个回路应吹扫3 次，每次

9、吹管 5 分钟左右，目测排汽口蒸汽颜色清洁无杂质，与新蒸汽基本一致即认为吹扫合格。吹洗次数根据所观察的排汽颜色决定。联锁保护及信号项目齐全 , 动作正确热工仪表检验准确 , 安装齐全管道系统严密性无泄漏吹扫符合火电工程调整试运质量检验及评定标准试3-2-2阀门符合火电工程调整试运质量检验及评定标准试6-3-7减温减压装置正常投运疏水扩容器正常投运安全、环境保护措施6.1 冲管过程中要加强管道疏水工作，防止水冲击。6.2 每次冲洗时间一般控制在5 分钟，间隔时间间隙10-15 分钟，冲洗三次为妥。6.3 管道冲洗应逐一进行，待冲洗的管道均应在隔离状态。冲管区域及冲管近地面的排放口用红白带拦起。6

10、.4 辅汽系统试运期间检查系统管道应无泄漏。6.5 试转现场消防措施落实。6.6 试运转设备及系统周围的安全设施已按设计要求安装完毕。6.7 试运转区域禁止危及试运转的施工工作，如必须进行的施工工作要严格执行工作票制度。6.8 试运转现场照明充足，操作检查通道畅通。6.9 试运转现场通讯设备齐全畅通。试运前检查系统的支管无开口处。6.11 蒸汽管道要保温，要注意防止烫。调试组织分工7.1安装单位负责蒸汽冲管工作中的单体调试及设备与系统的循环检查维护，检修和消却，以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。7.2调试单位负责制定所承担的分系统试运调试措施并组织实施。7.3生产单位在整个试运期间，

11、根据调整试运措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。7.4 监理单位负责分系统试运调试措施的审核及在整个试运期间的监理工作。附图附图 1辅汽联箱供汽管道吹扫简图6.2 附图 2轴封供汽管道吹扫简图6.3 附图 3辅汽至除氧器、小汽机、四段抽汽管道串联吹扫简图第 2 篇汽动给水泵启动调试方案编制依据1.1 国投宣城发电有限责任公司集控规程；沈阳水泵股份有限公司使用说明书。1.2 安徽电力设计院图纸：给水泵汽轮机本体系统流程图、给水系统流程图、凝结水系统流程图、闭式循环水冷却水系统流程图。系统概况及主要设备规范机组给水系统配置了两台 50%容量的调速汽动给水泵，泵组由给水泵汽轮机 (

12、简称小汽机 )、主泵、前置泵组成，汽动给水泵由沈阳水泵股份有限公司供货，泵组的额定出力为锅炉 B-MCR 的 50。小汽机由哈尔滨汽轮机厂提供，型号为 NGZ83.6/83.5/06，型式为单缸、单流、单轴、冲动式纯凝汽机组。 小汽机与主汽轮机共用凝汽器真空系统。小汽机盘车系统采用油涡轮高速盘车及手动盘车两套系统，配有转子顶起装置，油涡轮盘车转速为80120r/min。小汽机有三套汽源即工作汽源、辅助汽源及调试汽源。由汽机四段抽汽蒸汽作为小汽机的工作汽源；辅助汽源则来自冷段再热蒸汽，用于当四段抽汽压力不足的情况下的汽源；此外还有一路辅助蒸汽作为小机调试、机组启停时的汽源。工作汽源及辅助调试汽源

13、经过速关阀、调节汽阀进入汽轮机，由调节汽阀进行控制；而辅助汽源则经过管道调节汽阀、速关阀、调节汽阀进入汽轮机，由管道调节汽阀进行控制，此时调节汽阀全开，运行中管道调节汽阀和调节汽阀的控制可以通过控制器的控制进行自动切换。小机排汽进入主机凝汽器，与主机合用真空系统。调节系统与危急保安、润滑油系统由小汽机本身的供油系统供油。调节系统采用中央控制室中的电液控制 (MEH) 调节系统，接受锅炉给水调节系统发出的流量信号对汽动给水泵转速进行自动调节，以满足主机不同工况下的给水需要。给水泵两端采用机械密封，密封水来自凝结水系统，冷却水来自闭式水系统。主要设备规范如下：2.1前置泵型式：水平、单级、轴向分开

14、式离心型号：DSJH10*12*15H-E泵级数：1 级密封形式： 机械密封额定流量：1089.53功率： 461KWm /h扬程：180m转速： 2985r/min必需汽蚀余量：3.2m制造厂： 沈阳水泵股份有限公司2.2前置泵电机型号： YKS450-2制 造 厂：上海电机厂额定转速： 2950 r/min额定功率：630 KW电压： 6000 V电流： 70.1 A功率因数：0.902.3 汽动给水泵型式：卧式离心泵级数：5级额定流量： 1053.1t/h额定出口压力： 29.85MPa额定工况效率： 84%型号： 14X14X16-5HDB/MDG366/CHTZ5密封形式：机械密封最

15、小流量： 340t/h转向 (从小机向启动机械方向看)：顺时针制造厂：沈阳水泵股份有限公司2.4 汽动给水泵汽轮机型号： NGZ83.6/83.5/06制 造 厂： 哈尔滨汽轮机厂型式：单轴、单缸、冲动式、纯凝汽式设计功率： 8391 KW额定转速： 5541 r/min最大功率： 9980 KW调速范围： 31005900 r/min超速保护动作转速： 6160(机械 )/6090r/min(电子 )高压汽源 (给水泵汽轮机管道调节阀前 )再热冷段压力 (额定 /最大 )：4.668/4.878 MPa温度 (正常 /最大 )：299.9/310 低压汽源 (主机额定工况，给水泵低压主汽门前

16、)- 四段抽汽压力 (额定 /最高 )：1.11/1.158 MPa温度 (正常 /最大 )：365.1/380.0 正常运行排汽压力： 0.0059MPa最大运行排汽压力： 0.04MPa汽源切换点： 40主机 THA 负荷 (定压运行 )30主机 THA 负荷 (滑压运行 )旋转方向：从汽轮机向被驱动机械方向看顺时针2.5 供油装置2.5.1 主油泵 2 台型号：80YL-120制 造 厂：浙江水泵总厂扬程：125 m流量：50m3/h电机功率：31.5 KW电机电压：380 V AC2.5.2事故油泵型号：05YL-30制 造 厂：浙江水泵总厂出口压力：0.38 MPa流量：20 m3/

17、h电机功率：3.06 KW电机电压：220 V DC试运程序润滑油、保安油管路、调节系统管路冲洗汽源及轴封管路吹扫润滑油及保安油系统调整 MEH 系统调试调节系统静态试验小汽机及汽动给水泵保护试验小汽机顶轴调试小汽机盘车调试小机启动前的条件确认小汽机启动试验手动打闸试验超速试验小汽机带泵组启动试验泵组随机启动试验。试运条件4.1 高、低压供汽管路、轴封供汽管路吹扫完毕；4.2 各种表计经校验安装完毕，DAS 系统显示正常，系统各阀门经检验可正常操作；4.3 油系统冲洗完毕，油质化验合格；4.4 小机调节系统静态试验完成，MEH 具备投入条件；4.5 汽动给水泵保护试验及其它各项试验完毕；4.6

18、 主机、小汽机均具备抽真空、投盘车条件，轴封及疏水系统能正常投入；4.7 给水泵密封水及冷却水系统冲洗完毕，具备投入条件；4.8 现场照明充足，道路畅通，环境清洁；4.9 泵组联合试运时，凝结水系统、闭式冷却水系统、循环水系统、除氧器均能正常投入运行。润滑油及调节保安系统调试5.1 危急保安系统及润滑油系统调整5.1.1 油箱上油至正常油位，油温正常；5.1.2 启动油泵给系统充油排尽空气；5.1.3 进行系统油压检查及调整润滑油压调整：组合调节主油泵出口的节流阀、润滑油滤油器和冷油器之间的节流阀，以及汽轮机组润滑油、调节油进口前的节流阀，使供油装置调节油压力0.9MPa，润滑油母管压力 0.

19、25MPa(小机运行层 )。油温 46左右，再检查一次压力是否变化，压力降低再调整一次。调整小机各轴承进油压力 0.12-0.15MPa。压力整定完毕后，锁定节流阀。顶轴装置调整：开大顶轴油泵出口溢流阀后，启动顶轴油泵电机(一台电机带两个顶轴油泵 )，调整两个顶轴油泵出口压力 8.0MPa，分别调整顶轴供油管上的节流阀，调整小汽机转子顶起高度为 0.03-0.05mm，油温应在 45左右。盘车调整：启动另一台主油泵，调整插装阀开度，检查盘车转速120r/min 以上。首次启动盘车，倾听汽缸内和轴封处动静部分声音；检查记录轴承温度、回油温度、小机偏心率及轴向位移。5.1.4 交流油泵 /直流事故

20、油泵 /盘车联锁试验；5.1.5 小机就地 /远方的挂闸和打闸试验；5.2 调节系统调整5.2.1 MEH 组态，控制油系统调试5.2.2 调节汽阀预留开度整定；5.2.3 调节阀及油动机行程检查：操作 MEH 控制器，开启调节汽阀，确认调门全行程，油动机全行程，测取油动机与调节汽阀行程关系曲线；5.2.4 速关阀的调整远控操作速关阀开关，记录启动、速关电磁阀带电时间 (60、15S)，记录启动油压与速关油压；测定速关阀开启、关闭时间，检查开、关反馈信号正确检查两个停机电磁阀状态；速关阀的活动电磁阀试验，动作过程中记录速关阀的动作行程。5.3 保安系统试验将小机速关阀和调节阀打开，采用加信号的

21、方法，检查各项小汽机跳机保护及各项热工信号报警，主要项目如下：轴承温度高；轴振动大；轴向位移大；电超速 6090r/min；润滑油压低；调节油压低；速关油压力低；凝汽器真空低；排汽温度高；就地 /远方的挂闸和打闸试验。前置泵轴承温度高；前置泵电机轴承温度高；前置泵电机线圈温度温度高；前置泵入口门关闭；除氧器水位低；给水泵出口流量小于最小流量，泵最小流量阀开启故障；主给水泵径向轴承温度高；主给水泵推力轴承温度高；小汽机单转6.1 启动前检查6.1.1 检查 MEH 操作运行状态正常；6.1.2 确认小机供汽汽源至小机隔离阀关闭，隔离阀的前后疏水阀开启；6.1.3 确认汽缸本体疏水阀、速关阀前疏水

22、阀、辅助蒸汽供汽管道疏水阀在开启位置；6.1.4 确认汽泵冷油器、双联滤网单侧运行，另一侧备用；6.1.5 主机轴封、真空、循环水、EH 油、盘车投入，运行正常；6.1.6 主机凝结水、开式循环水、闭式冷却水系统投入，运行正常。6.2 启动小机油系统：油温大于 35，启动油泵，向调节保安、润滑油系统充油排空气；投入备用油泵“联锁”。6.3 投入小机 顶轴、盘车装置运行，检查转速指示器显示盘车转速6.4 投轴封6.4.1 确认主机轴封系统运行正常；6.4.2 打开小机轴封减温水调节阀前后隔离阀；6.4.3 打开小机轴封供汽隔离阀，注意小机轴封蒸汽温度变化。6.4.4 调整小机轴封蒸汽温度及压力到

23、规定值36KPa，调整少量蒸汽经前后冒汽口排出即可。6.5 抽真空：开启小机本体疏水阀，微开小机排汽蝶阀5，小机开始抽真空，注意凝汽器真空变化。6.6 小机监视仪表全部投入，上述一切正常后，投入所有小机保护及联锁。6.7 小机启动调试：汽泵调试用汽来自辅助蒸汽，小汽机单转采用启动锅炉供汽。启动参数：0.8-1.27MPa/300左右。6.7.1 确认小机辅助供汽管路暖管完毕，开启供汽管路至小机电动隔离阀；6.7.2 确认速关阀前蒸汽压力及温度；6.7.3 确认小机真空抽至 77KPa 以上，盘车连续运行大于60 分钟；6.7.4 检查“转速”指示器显示盘车转速；6.7.5 冲转前，检查退出盘车

24、装置，停止一台主油泵运行，确认调节系统油压正常；6.7.6 全开排汽蝶阀，小机挂闸，打开速关阀；6.7.7 操作 MEH 控制器，设定目标转速，使速关阀后调节阀缓慢开启，汽机开始升速；6.7.7 汽机冲转后，缓慢升速至750r/min，控制此升速过程，冷态按约150r/min 升速率升速，全面检查机组运行情况，确认机组运行正常后，就地手动打闸，检查速关阀及调节汽门关闭是否正常，停止盘车运行；6.7.8 汽机重新冲转至750r/min，暖机 35 分钟，全面记录数据；6.7.9 暖机结束，以 320r/min 升速率升速至 2800r/min ，对汽机进行全面检查记录，暖机20min；进行速关阀

25、在线活动试验。若机组为热态，自750r/min 以后，按每分钟 320r/min 的升速率直接升速至2800r/min；(参见9附录 升速曲线)6.7.8 超速试验：升速至2800r/min 暖机后，继续升速至设计额定转速5900r/min，每升高600r/min 停留一次，观察记录汽机运行状态，一切正常后，进行汽机超速试验，注意以下要求：在就地和远方停机按钮处各安排一人，如转速升高至设定值机组未跳闸，应立即手动停机；电超速动作值试验，动作值为 6090r/min，MEH 控制升速至动作转速；机械超速： MEH 操作控制升速，危急遮断器动作转速 6170r/min；如果机械超速动作值正确，记录

26、汽机转子惰走时间，转子静止后启动盘车。6.8 小机停止转速降至 3000r/min，打闸停机，检查下列内容：速关阀及调节阀迅速关闭，关闭排汽碟阀及进汽电动门；当转速降至零时，投入盘车。汽泵组启动与停止7.1 启动条件7.1.1 除氧器水位正常；7.1.2 前置泵及主泵密封水、冷却水管路冲洗完毕，恢复正式管路；7.1.3 主机送轴封抽真空，盘车运行， EH 油、循环水、凝结水、闭式水、开式冷却水系统运行；7.1.4 汽泵前置泵入口门打开，管道注水，排空气门见水后关闭；7.1.5 汽泵前置泵及主泵机械密封的冷却水及密封水投入；7.1.6 汽动泵最小流量气动再循环阀，及其手动隔离阀全开；7.1.7

27、汽泵本体及管道疏水打开；7.2 汽泵组启动7.2.1 汽泵首次再循环试运采用辅助蒸汽汽源，疏水暖管结束全开进汽电动门；7.2.2 小机挂闸，开启速关阀；7.2.3 操作 MEH 控制小机开始升速，按升速曲线控制升速率；7.2.4 升速至 2800r/min 以后，每升速 500r/min 检查和记录各工况下运行参数，直至升速到额定转速；再循环转速提升试验结束后，降速至3000r/min，锅炉给水备用，否则停泵。注意：泵组再循环试运，出口水压力不应超过给水泵的额定出口压力34MPa 左右，根据此压力决定泵组再循环时最高运行转速。7.2.5机组整套启动时，当小机升速至 3000r/min，小机控制

28、切换至“远方”控制方式，汽泵转速随 CCS 来的给水量信号要求而变化；7.2.6当汽泵转速大于 3000r/min，关闭汽缸与蒸汽管道疏水门。7.2.7机组带负荷后，汽泵由冷再供汽，机组负荷大于40后， MEH 控制切换为主机四段抽汽带汽泵运行。注意检查记录所有运行数据，以便与以后运行比较。7.3 汽动泵停止7.3.1 随着主机负荷下降，自动切换小机汽源至冷再供汽；7.3.2 当主机负荷降到50%时，停用一台汽泵；解除欲停汽泵的“自动调节”，降速至 2800r/min，另一台汽动泵由 CCS 调节，满足锅炉给水要求；当转速降至 2800r/min 后打闸，检查速关阀、调节阀应快速关闭，小机转速

29、下降，声光报警正常。7.3.3 当小机转速小于2800r/min 时，小机本体与蒸汽管道疏水阀自动开启；7.3.4 记录转子惰走时最大振动值与惰走转速；7.3.5 由于带泵组停止过程转速下降很快，当转速降至 600 800r/min，启动另一台主油泵供油，转速至 400r/min 启动顶轴油泵，转速至 200r/min，投入盘车。7.3.6 当主机负荷降至35%时，启动电泵，当主机负荷降至30%时，停止另一台汽泵；7.3.7 停小机时，如要停止小机轴封系统，应关闭排汽蝶阀和小机疏水至主机凝汽器阀门，防止破坏主机真空。7.4 启停过程中检查 /记录7.4.1 记录泵振动、轴承温度，泵出口及入口压

30、力；7.4.2 检查除氧器水位正常，泵的入口滤网差压正常；7.4.3 检查泵组润滑油压，油温及油位，轴承温度及回油温度；7.4.4 检查小机振动，轴向位移，真空及排汽温度。7.4.5 检查各冷却器的工作状态是否正常。调试安全注意事项8.1 启动泵组时，有金属摩檫声应立即打闸；8.2 小机发生水冲击时，应立即打闸停机；8.3 油系统着火不能及时扑灭时，应立即打闸停机；8.4 高/低压蒸汽管道破裂无法隔离时，应打闸停机；8.5 小机在其叶片共振区不得停留，约11001700r/min；8.6 汽泵停止后，盘车装置不能立即投入时，不要强行盘车；8.7 检查转速 /流量 /压力之间的关系，使给水泵工作

31、在“特性曲线”内；8.8 以最小流量工作时，尽量缩短在高速下的运行时间；8.9 汽动给水泵联对轮后，未注水之前不能投盘车；8.10 滤油器压差高于0.08MPa，切换滤网。8.11 给水泵运行过程中，密切注意入口滤网压差，必要时停泵清扫滤网，防止损坏给水泵。8.12 运行中注意监视油温、油箱油位，投入相应的冷却器冷却水。8.13 给水泵热备用，必须暖泵。暖泵温升率2 3 /min，暖泵结果为泵上下壳体温差小于5，与除氧器水温差小于10。8.14 本措施仅供调试过程中使用，不作为电厂正常运行时的规范；凡是措施未尽之处，请参见电厂汽机运行有关规程。8.15 本措施中所涉及的热控定值仅供参考，具体定

32、值及缺少的有关热控定值详见电厂颁布的热控整定值。小机控制及调节油系统调试危险源辩识控制清单工程项目： 国投宣城发电有限责任公司工程1 600MW 机组危害名称危害来源何人或何物危害将后果风险评估危害控制措施备注可能受伤害如何发生LECD等级由于设备损坏或外壳带电，引使用前检查外壳接电气设备使用人员3615300II地，发现问题，及时起人员接触电整改人员在使用电源箱时，接触电使用前检查，确保电触电死亡源箱内开关、插座的电源箱使用人员源箱内的破损插座或带电的裸161590III完好、有效的接地、线引起触电裸线或接地桩的绝缘电器设备使用人员由于接地或外壳绝缘不良，引161590III使用前检查，确保

33、电起外壳带电，造成触电器设备有效的接地转动设备在试转时操作人员与人员加强与就地的联络，机械设备使用人员就地未联络好，引起就地人员3615270II设备启动必须确定安伤亡意外伤亡受伤全许可后才可操作高空落物调试人员现场作业时遇高空落物人员3615270II安全教育，带好安全伤亡帽附近的设备人员烧加强巡视，遇泄漏及火灾润滑油润滑油泄漏遇明火燃烧伤和设16742III时处理并通知相关方和人员备损坏清扫季节性严寒冷冻作业人员由于冰冻引起作业人员的滑跌重伤3319对积水冰冻区域，采危害取防滑措施分系统试转记录工程项目： 国投宣城发电有限责任公司工程1 600MW机组系统名称试转日期试转概况转向正确试转评

34、价合格位置轴时间承振动（微米）位置轴时间承温试度运（记录）内容时间运行工况声音正常试转时间h不合格电流进口压力出口压力进口温度出口温度（A）（MPa）（ MPa）（）（）测振动测量仪: VM-63量仪温度测量仪： PT-303表备注记录人负责人辅机及辅助系统试运记录试运单位： 安徽新力电业科技咨询有限责任公司试运日期：试运设备名称：汽泵A试运概况：转向正确声音正常试运时间 _ _h评价：合格不合格试运记录：（振动）单位： um部位泵轴承（端部）泵轴承（联轴端）电机轴承联轴端电机轴承端部时间垂直水平轴向垂直水平轴向垂直水平轴向垂直水平轴向试 运 记 录：（温度）单位：时间部位电机轴承（联轴端）

35、/CRT电机轴承（端部） /CRT泵轴承（端部）泵轴承（联轴端）运行工况：时间进口压力出口压力进口温度出口温度电机线圈温度（）电流（ A）（MPa）（）（）（ MPa） 1 2 3 4 5 6测 量 仪 表： 红外线测温仪: THERMO-HUNTER PT-2L编号 :T8-5-2手持数字式测振仪: Riovibro vm-63a编号 :F78-4-9备注：调试单位：施工单位：建设 / 生产单位：监理单位：记录人：日期：辅机及辅助系统试运记录试运单位： 安徽新力电业科技咨询有限责任公司试运日期：试运设备名称：汽泵B试运概况：转向正确声音正常试运时间 _ _h评价：合格不合格试运记录：（振动）

36、单位： um部位泵轴承（端部）泵轴承（联轴端）电机轴承联轴端电机轴承端部时间垂直水平轴向垂直水平轴向垂直水平轴向垂直水平轴向试 运 记 录：（温度）单位：时间部位电机轴承（联轴端） /CRT电机轴承（端部） /CRT泵轴承（端部）泵轴承（联轴端）运行工况：时间进口压力出口压力进口温度出口温度电机线圈温度（）电流（ A）（MPa）（）（）（ MPa） 1 2 3 4 5 6测 量 仪 表：红外线测温仪: THERMO-HUNTER PT-2L编号 :T8-5-2手持数字式测振仪: Riovibro vm-63a编号 :F78-4-9备注：调试单位：记录人：施工单位：建设 / 生产单位：监理单位：

37、日期：辅机及辅助系统试运记录试运单位： 安徽新力电业科技咨询有限责任公司试运设备名称：前置泵A试运概况：转向正确评价：合格试运记录：（振动）试运日期：声音正常不合格试运时间 _ _h单位： um时间泵轴承（端部）垂直水平轴向部泵轴承（联轴端）垂直水平轴向电机轴承联轴端垂直 水平轴向位电机轴承端部垂直水平轴向试 运 记 录：（温度）单位：时间部位电机轴承（联轴端） /CRT电机轴承（端部） /CRT泵轴承（端部）泵轴承（联轴端）运行工况：时间进口压力出口压力进口温度出口温度电机线圈温度（）电流（ A）（MPa）（）（）（ MPa） 1 2 3 4 5 6测 量 仪 表：红外线测温仪: THERM

38、O-HUNTER PT-2L编号 :T8-5-2手持数字式测振仪: Riovibro vm-63a编号 :F78-4-9备注：调试单位：记录人：施工单位：建设 / 生产单位：监理单位：日期：辅机及辅助系统试运记录试运单位： 安徽新力电业科技咨询有限责任公司试运设备名称：前置泵B试运概况：转向正确评价：合格试运记录：（振动）试运日期：声音正常不合格试运时间 _ _h单位： um时间泵轴承（端部）垂直水平轴向部泵轴承（联轴端）垂直水平轴向电机轴承联轴端垂直 水平轴向位电机轴承端部垂直水平轴向试 运 记 录：（温度）单位：时间部位电机轴承（联轴端） /CRT电机轴承（端部） /CRT泵轴承（端部）泵

39、轴承（联轴端）运行工况：时间进口压力出口压力进口温度出口温度电机线圈温度（）电流（ A）（MPa）（）（）（ MPa） 1 2 3 4 5 6测 量 仪 表：红外线测温仪: THERMO-HUNTER PT-2L编号 :T8-5-2手持数字式测振仪: Riovibro vm-63a编号 :F78-4-9备注：调试单位：施工单位：建设 / 生产单位：监理单位：记录人：日期：机组分系统调整试运质量检验评定表工程名称专业名称:国投宣城发电有限责任公司工程:汽机分系统名称1 600MW机组试运阶段 : 小机控制及调节油系统性质 :分系统调试主要序检验项目性质单位质量标准检查结果评定等级号1234567

40、8910合格优良自评核定联锁保护及信号主要项目齐全，动作正确状态显示正确热工仪表校验正确，安装齐全控制油压力MPa12.6 14.6控制油温度32 54管系道严密试验无 泄 漏统油循环符合设计要求关闭时速关阀s0.5间调速汽门s0.5调速汽门调试无卡涩，无晃动共检验主要项目个，其中优良个。分系分系统统质一般项目个，其中优良个。总评量全部检验项目的优良率%等级调试执行人调试负责人调试单位施工 单位建设/监理验收检查组单位年月日分部试运后验收签证编号：工程名称国投宣城发电有限责任公司工程1设备 /系统名称小机控制及调节油 600MW机组验收范围评语：该设备 / 系统已于年月日至年月日完成分部试运，

41、经各方验收，按部颁验评标准评定为优良（）/ 合格（），已具备代保管条件，允许投运，参加整套启动。注；括号内打“”主要存在问题：施工单位调试单位监理单位宣城电厂年月日第 3 篇电动给水泵启动调试方案编制依据1.1 安徽电力设计院设计图纸：给水系统流程图 、给水泵本体系统流程图 、凝结水系统流程图 、闭式循环水冷却水系统流程图12 国投宣城发电有限责任公司集控规程；设备及系统概述电动给水泵组由液力偶合器、主给水泵、前置泵、电动机、辅助油泵、油冷却器等组成。电动给水泵组作为启动备用泵，其功能是将除氧器水箱中的水升压经高压加热器、主给水管路送至锅炉省煤器，主要用于汽轮机组启动、停止期间供给锅炉给水；机

42、组分系统试运期间，主要用于向锅炉上水，以完成其它系统的试运、酸洗、吹管、整套启动；同时，还向过热器、再热器、旁路系统提供减温水。试运时要注意液力偶合器、主给水泵等设备的保护试验，防止轴瓦、机械密封等部件的损坏，尤其要防止泵低于最小流量下运行的汽化。机组整套启动试运期间，应将电动给水泵组的控制投入自动方式，机组带一定负荷、汽动给水泵投入运行后，电动给水泵组进入热备用状态。该泵组的容量为锅炉额定容量的 30%。给水泵两端采用机械密封，密封水来自凝结水系统，冷却水来自闭式水系统。主要设备的技术参数：2.1 前置泵型号： YNKn400/300JC制造 厂：沈阳水泵股份有限公司型式：水平、单级轴向分开

43、式离心泵转速：1485 r/min流量：669.1t/h最小流量：100t/h扬程：82 m转向：顺时针 (从传动端向自由锻看 )额定工况效率：81 2.2 给水泵型号：8*10*14HDB-7 型制造厂：沈阳水泵股份有限公司流量：699.1m3/h最小流量：180t/h扬程：3287 m额定出口压力： 29.73MPa抽头压力：9.81 MPa抽头流量：36。 3 m3 h效率：84 转速：5370r min2.3 液力偶合器型号：GCH104A制造厂：输入转速：1490 r/min输出转速：5500 1100r/min(97 20 )驱动功率：6100KW调速范围：97 20滑差 (最大功

44、率时 )： 3.2效率 (最大功率时 )： 93.5旋转方向：从驱动机侧看，输入轴为逆时针，调节方式：勺管调节输出轴为顺时针系统试运程序3.1 除氧、给水系统、给水泵组安装结束。3.2 给水系统有关阀门开关试验，记录开关时间。3.3 给水泵油系统循环冲洗及冷却水管冲洗。3.4 热控仪表安装、一次校验。3.5 测量系统校核，控制定值设定，保护系统试验。3.6 电机单转。3.7 热控顺控系统有关电泵程控逻辑部分调试。3.8 偶合器试转。3.9 最小流量阀自动控制、保护试验。3.10 除氧器上水。3.11 给水泵入口管道冲洗，冲洗结束后，恢复系统。3.12 给水泵组再循环试转。3.13 高压给水及减

45、温水管冲洗。系统油循环冲洗要求4.1 试运现场照明充足，道路畅通，备有足够的消防设施。4.2 工作油冷却器接入润滑油系统。4.3 各轴瓦上瓦拆下，下瓦倾斜，作好端部密封(也可短路进出口管道 )。4.4 各轴承进油节流孔板暂不装。4.5 油冷却器水侧冲洗完毕。4.6 偶合器油箱检查后，上合格润滑油至正常油位。4.7 用滤油机进行油箱内部闭路循环冲洗，至油质合格。4.8 辅助油泵在操作站具备手动启动条件。4.9 启动辅助油泵，检查润滑油压，逐渐关小润滑油溢油阀，在保证系统无漏泄的情况下，尽量提高冲洗油压，但应小于 0.25Mpa。4.10 油冲洗期间，最好实施油温交变冲洗(3065)。4.11 油

46、冲洗期间，实施油管路、弯头、焊接处振打。4.12 油冲洗期间，板式滤油机应配合进行过滤。4.13 油循环油质符合电力建设施工及验收技术规范。4.14 油系统经化验合格后，进行轴承清扫和恢复，装入轴承进油节流孔板。4.15 起动辅助润滑油泵，进行油系统再冲洗，定期检查滤网。电动机单转5.1启动前条件检查5.1.1 电机绝缘检查合格；5.1.2 手盘电机转子应轻松灵活；5.1.3 电机空冷器、润滑冷油器冷却水管冲洗完毕，冷却水系统投入；5.1.4 确认油系统冲洗合格，轴承清扫和恢复完毕，在操作站启动润滑油泵；5.1.5 当油温达 35 45时，调整润滑油压0.250.35MPa、控制油压力 0.3

47、0.4MPa；5.1.6 检查电机轴承温度及定子线圈温度指示正确；5.1.7 将给水泵电源开关置试验位置，做下列联锁保护试验：就地事故按钮停泵试验润滑油压低试验电机轴承温度及线圈温度跳闸试验各种温度报警信号好用上述联锁保护试验合格后，投入电机动力电源。5.1.8 投入电机保护及油泵联锁5.2电机试转5.2.1 在 CRT 操作站点动电机，检查电机转动方向是否正确。5.2.2 在 CRT 操作站启动电机，检查电机运行状态，主要检查启动电流、有无异常振动和噪声、有无磨擦打火或冒烟、控制室及就地信号和仪表指示。5.2.3 上述项目检查无异常，按要求定时记录电机各项运行参数。5.2.4 当润滑油温达

48、40时，投入冷油器水侧，排尽空气。5.2.5 给水泵电机试转应在 4 小时以上，各项运行参数稳定，达到设计要求，停止电机。5.2.6 记录电机惰走时间。电机带偶合器试转6.1 在电机试转完毕后进行带偶合器试转，试转前检查：6.1.1 偶合器与电机对轮连接完毕，中心正确；电机与前置泵、偶合器与给水泵的对轮均脱开。6.1.2 偶合器上各种表计经校验安装完毕，将其投入。6.1.3 偶合器油箱油位正常，润滑油滤网投入一侧。6.1.4 启动辅助油泵，当润滑油温达35以上时，检查润滑油压符合要求。6.1.5 电机冷却器、润滑油冷油器、工作油冷油器均投入，冷油器油侧检查已注满油。6.1.6 确认调整油压：润

49、滑油过滤器差压应小于0.08MPa；润滑油压力运行范围0.25-0.35MPa；勺管操作油压0.15-0.25MPa。6.1.7 电泵的保护联锁试验完成。6.2 电机带偶合器试转。6.2.1 送上偶合器勺管电源，检查偶合器勺管手动、远控动作灵活、准确，将勺管位置定于 0 5之间。6.2.2 电泵电机送动力电源，在DCS 操作画面上启动电泵。6.2.3 检查电机、偶合器转向。6.2.4 检查偶合器振动，无异常声音。6.2.5 检查油管路有无泄漏。6.2.6 检查偶合器输出转速，调节勺管将转速升至1800r/min。6.2.7 检查调整润滑油、工作油压力，检查确认辅助油泵自动启停，工作油压力运行范

50、围 0.15-0.25MPa；6.2.8 系统检查，记录偶合器运行数据。6.2.9 投入油冷却器冷却水，油冷却器及电机冷却器冷却水为闭式循环冷却水。6.2.10 系统稳定后，缓慢调节偶合器勺管，使偶合器输出转速逐步上升，转速在 2000、3000、 4000、 5000、 5500r/min 各停留 1520 分钟，检查运行状态按要求记录各项运行参数。6.2.11 稳定运行后逐步降减低转速至1800r/min 左右。6.2.12 偶合器运行 4 小时以上停止，确认辅助油泵自动启动，否则应手动启动并查明原因。6.2.13 记录转子惰走时间。系统控制逻辑试验控制逻辑试验请参照热控SCS 系统电动给

51、水泵控制逻辑确认表。7.1 阀门手动开 /关试验：根据逻辑确认表，在操作站手动开关有关阀门，确认阀门动作灵活无卡涩，极限开关动作准确，反馈信号正常，记录阀门开 /关时间。7.2. 电动给水泵润滑油泵自动启动/停止试验7.2.1 根据逻辑确认表，在操作站选中辅助润滑油泵自动；7.2.2 模拟试验条件，做电动给水泵润滑油泵程序启动/停止试验。7.3. 给水泵功能组启动 /停止试验7.3.1 电动给水泵电机开关送试验位置；7.3.2 根据逻辑确认表，在操作站选中电动给水泵自动；7.3.3 模拟试验条件，做电动给水泵程序启动/停止试验；7.3.4 模拟试验条件，做电动给水泵保护联锁试验。给水泵组启动8

52、.1 启动条件8.1.1 偶合器与主给水泵对轮、电机与前置泵对轮连接完毕，中心正确，保护罩已装好。8.1.2 泵组入口管水冲洗完毕，系统已恢复。8.1.3 给水泵组上各种表计经校验合格，变送器及指示仪表表管排污，并处于投入状态；泵组顺控、联锁保护已全部完毕。8.1.4 投运循环水、开冷水、闭冷水、凝结水系统、仪表压缩空气系统。8.1.5 除氧水箱上水至正常水位，DCS 上可监视除氧器水位；8.1.6 开启前置泵入口水门，向泵内注水，排尽空气后关闭；确认电泵出口电动门关闭，电泵组首次再循环试运不送出口电动门电源。机械密封水滤网前管接头解开，在电泵注水完成后冲洗密封水管路，冲洗后恢复。8.1.7

53、根据除氧水箱水温及泵体温差确定是否需要暖泵。8.1.8 泵组轴承冷却水及密封水管道冲洗干净；手动截阀开启，确认空气排尽，检查过滤器；投入机械密封的密封水及冷却水。8.2 电泵试运行8.2.1 启动辅助润滑油泵，提升油温，检查油压；8.2.2 开启再循环门前、后截止阀，投入再循环门自动，检查再循环气动门在开启位置；8.2.3将勺管位置设置为 05；8.2.4记录所有监视仪表初始值；8.2.5确认就地事故按钮好用，投入给水泵“动力电源”，投入给水泵联锁保护；8.2.6在操作站选中电动给水泵手动，启动电泵；如条件允许，用功能组SCS启动。8.2.7检查泵组运行状态，主要检查启动/稳定电流、有无异常振

54、动 /噪声、油 /水系统有无泄漏，有无磨擦打火或冒烟，前置泵入口滤网差压，如发现异常，应立即停泵处理。8.2.8 检查润滑油压达到正常值，辅助油泵应自动停止。8.2.9 用勺管控制转速，使给水泵出口压力达到额定。按偶合器试运方式各工况停留 1520 分钟，给水泵再循环方式运行，泵出口压力不要超过额定压力30MPa 左右，检查运行状态，测试和记录各项运行参数。确认泵在各转速下运行正常，如条件允许，可开出口门带负荷，用勺管改变转速，校验最小流量阀开启、关闭时所对应的流量值及主给水调节门及其旁路门的运行情况，进行给水系统及锅炉减温水管道冲洗。给水泵带负荷试转 8 小时以上，电泵再循环首次试运按制造厂

55、要求进行，停泵时记录泵转子惰走时间，注意辅助油泵的自动启动。试验验收标准联锁保护及信号：项目齐全 ,动作正确热工仪表：检验准确 ,安装齐全电动给水泵轴承振动： 50m（优良） 80 m（合格）轴承金属温度： 75推力轴承金属温度： 80电流： 861.5A出口压力：29.74MPa格兰 . 盘根：温度 60, 泄漏正常润滑油压力： 0.16 MPa工作油压力：0.100.18MPa润滑油温度：405工作油温度： 75液力偶合器：调节灵活，无卡涩，位置正确滤网差压：0.06 MPa再循环系统：投运正常管道系统：严密性：无泄漏给水管道冲洗：清洁 , 无杂物密封水管道冲洗：清洁 , 无杂物再循环管道

56、冲洗：清洁 , 无杂物阀门：符合火电工程调整试运质量检验及评定标准试3-3-8调试安全、 环境控制 注意事项10.1 注意检查电流 /转速 /流量 /给水泵出口压力之间的关系，使给水泵工作在特性曲线内；10.2 以最小流量工作时，尽量缩短在高速下的运行时间；10.3 停泵后，辅助油泵运行时间不少于20 分钟；10.4 电泵在合闸后的2 秒内不能转动，应立即切断电源；10.5 电泵启动时，就地事故按钮处设专人看护，发生异常，立即停电机；10.6 电泵一旦跳闸需查明原因，不得盲目再次启动；10.7 电泵启动时，试运统一指挥，控制室与就地通讯畅通；10.8 给水泵运行期间，密切注意泵入口压差，超过限

57、值，需停泵清扫滤网；10.9 电泵冷态起动连续次数2 次，热态起动连续次数1 次；再作起动，至少间隔 30min。10.10 本措施仅供泵组首次启动及调试中使用，不作为电厂正常运行时的规范；凡是措施未尽之处，请参见电厂汽机运行有关规程。10.11 本措施中所涉及的热控定值仅供参考，具体定值及缺少的有关热控定值详见电厂颁布的热控整定值。附录附表 .给水泵组联锁保护试验项目及定值表序项目名称单位保护定值联锁保护动作号报警动作1润滑油压低MPa0.15给水泵禁止启动MPa0.08给水泵跳闸MPa0.22联停辅助油泵3润滑冷油器入口油温高7075报警或给水泵跳闸4润滑冷油器出口油温高5560报警或给水

58、泵跳闸5工作冷油器入口油温高110130报警或给水泵跳闸6工作冷油器出口油温高6070报警或给水泵跳闸7油箱油温高6570报警或给水泵跳闸8工作冷油器出口油压低MPa报警9偶合器轴承温度高(10 个)8590报警或给水泵跳闸10前置泵轴承温度高(6 个)7590报警或给水泵跳闸11主给水泵径向轴承温度高(2 个)7590报警或给水泵跳闸12主给水泵推力轴承温度高(2 个)8095报警或给水泵跳闸13给水泵发电机轴承温度高(2 个)8090报警或给水泵跳闸14主电机定子线圈温度高(9 个)120130报警或给水泵跳闸15除氧器水位低mm报警或给水泵跳闸16电泵凝结水密封水压力低报警或给水泵跳闸1

59、7电泵入口压力低报警或给水泵跳闸18电泵运行，最小流量阀故障给水泵跳闸19给水流量低t/h开启最小流量阀20给水流量高t/h最小流量阀关闭21润滑油滤网压差高MPa0.06报警22前置泵入口滤网压差高MPa报警23汽动泵事故跳闸电动泵自启动24电动给水泵电气保护跳闸联启辅助油泵、联关出口门辅机及辅助系统试运记录试运单位： 安徽新力电业科技咨询有限责任公司试运设备名称：电泵试运概况：转向正确评价：合格试运记录：（振动）试运日期：声音正常不合格试运时间 _ _h单位： um部位时间泵轴承（端部）垂直水平轴向泵轴承（联轴端）垂直 水平 轴向电机轴承联轴端垂直 水平轴向电机轴承端部垂直 水平轴向试 运

60、 记 录：（温度）单位：时间部位电机轴承（联轴端） /CRT电机轴承（端部） /CRT泵轴承（端部）泵轴承（联轴端）运行工况：时间进口压力出口压力进口温度出口温度电机线圈温度（）电流（ A）（MPa） 1 2 3 4 5 6（ MPa）（）（）测 量 仪 表：红外线测温仪: THERMO-HUNTER PT-2L编号 :T8-5-2手持数字式测振仪: Riovibro vm-63a编号 :F78-4-9备注：调试单位：施工单位：建设 / 生产单位：监理单位：记录人：日期：第 4 篇高压加热器调试措施编制依据1.1 国投宣城发电有限责任公司集控运行规程1.3 安徽电力设计院图纸：加热器疏水排气系