汽轮机调试方法及措施
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW
汽
轮
机
启
动
调
试
方
案
及
措
施
洛阳中重建筑安装工程有限责任公司
2010-7-6
编制审核批准监理
目录
1 、汽轮机组启动调试目的
2、编制依据
3、润滑油及调节保安系统调试
4 、凝结水系统调试
5 、循环水系统调试
6、射水泵及真空系统调试
7、汽机保护、联锁、检查试验项目
8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案
1 、目的
为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。
机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。
本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。
2、编制依据：
2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 :
2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ;
2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ;
2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 );
2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ):
2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ;
2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 )
3 、设备系统简介
3.1 、主机设备规范
本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。
3.1.1 、主要技术参数
主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa
主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃
补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa
补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃
设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW
冷却水温度：正常25℃最高33℃
转速 300Or/mⅰn
汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
额定工况排汽压力 0.007mpa
汽轮机转动方向（从机头方向看）为顺时针方向
汽轮机设计功率 10MW
汽轮机在工作转速下，其轴承处允许最大振动 0.03㎜
过临界转速时轴承处允许最大振动 0.15㎜
汽轮机中心距运行平台750mm
汽机本体主要部件重量：
(a)上半总重（连同上隔板）～14.3t
（b）下半总重（不包括隔板下半） 16t
（c）汽轮机转子总重 6.45t
(d) 汽机本体重量 47t
汽轮机本体最大尺寸 ( 长×宽×高 )5325 × 3590 × 353Omm
汽封加热器LQ-20加热面积 20 m2
3.1.2 汽轮机调节及润滑油用油 , 推荐使用 GB/T1120-1989汽轮机油，牌号为L-TSA 32# 透平油。对本汽轮机使用L-TSA 32#优级防锈汽轮机油 , 为保证油质清洁度系统备有油净化装置。
3.1.3 结构概述
汽轮机转子由单列调节级和十级压力级组成 , 除后两级为扭叶片外。其余压力级叶片
均为我国自行设计的新型直叶片。在第 4级压力级后进行补汽。
汽轮机前轴承箱内装有主油泵、危急遮断装置、轴向位移传感器及径向推力联合轴承。在轴承座上部装有调速器等。前轴承座与前汽缸用半园法兰联结。在纵向和垂直方向都装有定位的膨胀滑销（热膨胀指示器），以保证轴承座在热膨胀时中心不致变动。
装于前汽缸上部蒸汽室的调节汽阀为提板式 , 借助机械杠杆与调速器的油动机相连。汽轮机转子采用套装结构，为柔性转子，叶轮采用锥形轮面烘套于轴上，以保证高度的中性及传递一定的扭矩，并装有轴向键，以防止叶轮松动时，与轴产生相对滑动。叶轮之间借助隔圈以保证叶轮的轴向位置。
汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连 , 转子盘车装置装于后轴承盖上 , 由电动机驱动 , 通过齿轮减速达到所需要的盘车速度 , 盘车转速约为 5.7r/nin当转子的转速高于盘车的转速时 , 盘车装置能自动退出工作位置。盘车电机后轴装有手轮 , 在无交流电源的情况下 , 可进行手动盘车。
3.2 热力系统
3.2.1 主蒸汽系统
来自锅炉的新蒸汽经隔离阀到自动主汽门 , 自动主汽门内装有滤网 , 以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。蒸汽经主汽门下部 2 根φ 219管道 , 进入汽轮机蒸汽室两侧 , 通过喷嘴进入汽缸内部 , 蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入。来自低压锅炉的补汽经补汽阀从第 4 压力级后进入汽轮机作功。凝汽器凝结成水借助凝结水泵打入轴封加热器 , 经除氧器除氧后的凝结水 , 经电动给水泵升压后进入锅炉 , 进入下一个循环。
3.2.2 汽封系统
汽轮机的前后汽封近大气端的腔室和主汽门 , 调速汽门及补汽阀等各低压阀杆近，大气端的漏汽均由管道与汽封加热器相连 , 使各腔室保持 101KPa～127.5KPa 的压力 ,以保证蒸汽不漏入大气。同时将此漏汽加热凝结水以提高机组的经济性。前后汽封的平衡室和各阀杆的高压漏汽端均与均压箱相连 , 均压箱内压力由电动调节阀调整 , 当汽封系统中压力低于 101KPa 时 , 在运行时调整电动调节阀从新蒸汽中补充蒸汽 , 当汽封系统中压力高于 127.5KPa 时 , 多余的蒸汽通过电动调节阀排入凝汽器中。
3.2.3 真空系统
蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入凝汽器凝结成水 , 在凝汽器内即形成真空。为了去除在运行中积聚在凝汽器内的空气 , 在凝汽器的两侧装有抽空气管 , 合并后接到射水抽气器进口 , 由射水抽气器将空气抽出。射水抽气器由专门的射水泵提供压力水。射水抽气器亦可做为启动抽气器 , 能在短时间内形成凝汽器的真空。正常运行时两台射水泵互为备用。设有真空破坏门 , 在事故情况下需破坏真空紧急故障停机时开启此门 , 可迅速破坏真空。
3.2.4 循环冷却水系统
本机组的循环冷却水系统采用闭式循环 , 循环水泵从循环水吸水井中取水 , 升压后打入循环水母管 , 由循环水母管分别进入凝汽器的左侧水室 , 作为凝汽器的冷却水水源。凝汽器的冷却水回水排入喷淋式冷却塔 , 在冷却塔内冷却后重新回到循环水吸水井。凝汽器为分列双道制表面式 , 在凝汽器的铜管脏的情况下可停止半边运行 , 进行清洗。循环水在进入凝汽器水侧之前 , 分出支管分别进入冷油器和空冷器作为冷却水的水源。为防止杂物进入冷油器和空冷器 , 在冷油器和空冷器冷却水进口处装有二个4 次滤网和二次滤网的滤水器，可定期排污于排污井。冷油器和空冷器的回水排入回水母管。循环水的补水由补水井供水。
3.2.5 除氧系统
除氧系统的水源有化学补充水、凝结水母管、疏水箱来水、给水泵再循环母管补给 ,
当除氧器水位低时 , 可依靠除盐水补入除氧器或除盐水补入凝汽器 , 用凝结水泵经汽封加热器打入除氧器。
4 整套调试应具备的条件
4.1分部试运结束 , 各系统、设备情况良好 , 并经检验合格 , 热工、电气保护、程控联动正常 , 信号正常。分部试运记录完整并有签证。
4.2汽轮机发电机组 , 变压器组 , 线路安装工作全部完毕 , 质量验收合格 , 记录齐全。
4.3 汽机房内场地平整 , 道路畅通 , 脚手架全部拆除 , 环境己清理干正规的楼梯、栏杆。
4.4 有充足的照明 , 事故照明能在正常照明故障时自动投入。消防设施齐全 , 消防水系统
应处于备用状态 ,
4.5 通讯联络系统可靠好用。
4.6 汽机房所有的电动门 , 手动门 , 调整门手动开关灵活 , 电动门 , 调整门按要求调
试完毕 , 挂牌完毕。
4.7 各主要管道经过冲洗或吹扫合格 , 并办理签证 :
4.8 设备及管道系统 , 保温及油漆工作按设计完工 , 并验收合格。管道色环及介质流向标
注正确。
4.9 投入动力系统及保护用电源。
4.10 凡有联动装置的设备 , 联动试验合格。
4.11 凝汽器 , 射水抽汽器、除氧器等附属设备安装工作结束 , 质量验收合格记录齐全 ,
凝汽器及真空系统经灌水检查无泄漏 , 并验收合格。
4.12 主汽门及调节汽门关闭速度测试完 , 并符合标准。油循环完毕 , 油质合格并有合格
化验报告。
4.13 所有的监控仪表安装校验完 , 指示准确 , 灯光 , 信号齐全 , 试验良好 , 可以投
入使用。
4.14 挂好符合现场实际的操作系统图。
4.15 对各个系统的所有设备 , 仪表 , 阀门挂表示牌 , 并标明开关方向。
4.16 准备好运行日志 , 记录报表及必要的工具 , 如 : 手提转速表、红外线
测温仪、振动表 , 昕针 , 门钩等。
4.17 试运要求生产部门准备好经过审批的运行规程。
4.18 厂内外排水沟道 , 管道畅通 , 沟道及孔洞盖板齐全。
4.19 配备岗位考试合格者担任运行人员 , 并熟悉整套启动方案。
4.20 试运指挥系统完善 , 职责分明。
4.21 备有足够的除盐水。
4.22下列情况禁止启动
4.22.l 危急保安器动作不正常 , 自动主汽门、调速汽门、补汽控制门卡涩 , 不能正常关
闭。
4.22.2 盘车时发现汽轮发电机转动部分有明显摩擦声。
4.22.3 任一油泵或盘车装置工作失常 , 不能投入正常运行。
4.22.4 主要保护装置工作不正常 ( 如超速、轴向位移〉。
4.22.5 主要仪表缺少或失常。
4.22.6 油质不合格。
4.22.7 汽轮机上下缸内壁温度差超过 50 ℃。
4.22.8 热工保护电源失常。
4.22.9 盘车电流较冷态初始值明显偏大或摆动。
5组织分工 :
5.1联合试运工作应在试运指挥机构统一指挥下 , 有组织 , 有计划 , 有秩序的进行 ,确保机组安全顺利投产。
5.2 由于调试的特殊性 , 因此要求参加机组整套试运的有关单位 , 应根据《火
力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程及相关规程》的规定 , 各负其责。
5.3 调试单位负责制定整套启动方案、防事故措施和重大设备及系统的试运方案 , 负责整套启动调试工作。
5.4 生产单位在试运期间 , 根据调试要求或运行规程规定 , 负责运行操作。根据需要和协商 , 做好设备代保管工作。
5.5 运行人员在整套调试人员的指挥下试运 , 但在紧急情况下 , 危及机组安全时 , 运行人员有权先行处理 , 后向调试人员报告 , 运行人员应认真检查 , 精心操作 , 坚守岗位。
5.6 汽机、管道、仪表、电气等有关专业应由安装单位派有经验的检修值班人员值班 , 对自己安装的设备 , 系统进行巡回检查 , 发现有异常情况及时报告 , 但不得随意操作运行设备 , 带班人员应集中在启动试运办公室值班 , 发现问题及时组织人员处理 , 安装单位在移交试生产前 , 负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作。
5.7 在试运行中 , 设备系统发生问题需要抢修时 , 由调试人员协调运行人员退出运行设备 , 并且设备停电后 , 方可通知安装单位派人检修 , 检修完毕后 , 由检修人员通知调试人
员 , 由运行人员确认后 , 再技入运行 , 以防止发生人身及设备事故。
6调试步骤 :
6.1 启动前的试验 :
6.1.l 停机保护及信号试验
6.1.1.1 低油压联锁试验
6.1.1.2 轴向位移保护试验
6.1.1.3 低真空保护试验
6.1.1.4 轴承回油温度高保护试验
a.轴承回油温度高 I 值 65 ℃ , 发报警信号 :
b.轴承回油温度高 II 值 75 ℃ , 发报警信号 , 停机 ;
c.推力瓦块温度升至高 I 值 75 ℃ , 报警发信号 :
d.推力瓦块温度升至高 II 值 85 ℃ , 停机 ;
6.1.1.6 停机试验 :
a.就地手打停机按纽 , 发信号正常 ;
b.控制室手动停机 , 发信号正常。
6.1.1.7 电超速试验。发电机主开关跳闸 , 联动关调速汽门、补汽阀 ,3 秒后 , 开启调
速汽门 , 维持空负荷开度 , 补汽阀联动关闭 , 发信号。
6.1.1.8 相关热工信号试验。
6.1.2 设备联动试验 :
6.l.2.l 循环水泵、凝结水泵、射水泵、给水泵 , 交直流油泵等运行泵事故跳闸
后 , 备用泵在联锁位置的应能自动启动运行。
6.1.3 调节系统、保安系统的调试试验
起动交流电动油泵 , 在静止的汽轮机组上试验。
6.1.3.1 危急遮断油门动作试验。
6.1.3.2 轴向位移发讯装置试验。试验结束后 , 发讯装置仍调回原始位置。
6.l.3.3 模拟超速试验。
6.1.3.4 电气保护与系统试验 ;
以热系统为主 , 各电气保护信号应发至磁力遮断油门 , 主开关跳闸信号应发至电超
速保安装置、电磁阀、 8000 系列传感器及监视保护仪。
6.1.3.5 直流油泵启动试验 :
采用直流应急油泵系统的 , 当润滑油压将至 0.04Mpa 时 , 直流油泵应感受信号后启动。
6.1.3.6 DEH控制系统试验
6.2 启动程序 :
因本机组为机炉单元制运行 , 所以采用压力滑参数启动方式启动。
6.2.l 冷态启动 :
6.2.1.1 冲动转子应具备的条件 :
a.汽压 0.3~0.4MPa, 蒸汽有 50 ℃以上过热度 ;
b.启动射水抽气器 , 真空在 0.04~0.05Mpa 左右 ;
c.润滑油压在 0.08Mpa 以上 , 油温 25 ℃以上 ;
d.调节级上下缸温差在 50 ℃以下 :
e.各管道和本体通向疏水膨胀箱之疏水门全开 ;
f.凝汽器热井内水位在水位计的 l/2~3/4 左右 , 并启动凝结水泵 , 以再循
环运行。
g.投入汽封加热器及汽封压力调整器 ;
h.启动循环水系统 ;
6.2.2 冲动转子 :
6.2.2.l 用 DEH 控制器控制冲转 :
a.联系化学、锅炉、主盘、给水、除氧 , 关闭电动主汽门后疏水至放水母管门。
b.将危急遮断油门置于 " 复位挂闹 " 位置 , 全开自动主气门 , 全关调节汽门。
c.稍开电动主汽门旁路门 , 待自动主汽门前全压后全开电动主汽门的旁路门。
d.利用 DEH 控制器控制机组转速 , 冲动至 600r/min, 暖机 , 仔细检查机组声音各轴承振动、温度、回油温度及油流等正常 , 即进行开机前的磨擦检查。
e. 冲动时应有专人检查盘车装置是否自动退出 , 如未退出应立即手动停机。
6.2.3 暖机与升速 :
在暖机过程中 , 时间的控制应根据汽缸的热膨胀和相对膨胀实际情况而定。
6.2.3.2 暖机升速过程中应注意事项 :
a.仔细检查机组声音 , 振动 , 真空 , 排汽温度 , 各轴承温度 , 油压 , 油温 ,油流 , 相对膨胀 , 轴向位移 , 油箱油位等均应正常。
b.严格控制各部温升 , 温差在允许范围内 , 调节级上下缸温差达 50 ℃时应检
查汽缸及抽汽疏水是否畅通 , 必要时延长暖机时间。
c.升速暖机振动超过 0.05mm 或出现不正常的振动应降低转速并查明原因 ,直到振动消除为止 , 然后在此转速运行 3Omin 再升速 , 如振动仍未消除 , 则必须停机检查。
d.迅速而平稳地通过临界转速 , 汽轮机一一发电机轴系临界转速约 1580～1630r/min , 越过临界转速时振动不得超过 0.15mm。
e.润滑油温达 40 ℃时开冷油器进水门 , 保持油温在 35-45 ℃。
f.发电机入口风温达 30 ℃时向空冷器水侧通水。
g.升速时真空应维持 -0.08Mpa 以上 , 转速升至 300Or/min 时真空应达到正常
值。
h. 除特殊需要机组不宜长时间空负荷运行 , 发电机并列后即上 10% 的额定负荷。满负荷运行时 ,后汽缸温度60～70℃。
6.2.4 调节系统、保安系统的动态试验调试。
6.2.4.l 危急遮断器打开试验
6.2.4.2 主气门严密性试验
6.2.4.3 超速试验
6.2.5 移交电气专业 , 做电气专业试验。
6.2.6 并网与带负荷 :
6.2.6.l 空负荷运行中一切检查正常 , 所有有关部件试验完毕 , 可通知电气分厂并
电网。
6.2.6.2 带负荷 , 负荷时间分配如下 :( 由于本机是纯低温余热发电的新型机组 , 因此设计有补汽系统。需要投入补汽时 , 应在机组己带入额定负荷的 30% 以上时 , 方可缓慢打开补汽门 , 投入时应特别注意机组振动情况。在机组满负荷运行时 , 应适当降低负荷 , 推荐降到 85% 额定负荷且机组稳定运行后 , 再缓慢打开补汽门。 )
6.2.6.4 初次投入运行的机组要特别注意油质的变化，主要是杂质的混入，这将影响调节
性能与轴承工作的可靠性，可以经常过滤润滑油，若油质不能改变，并使调节系统或轴承有不良工作情
况出现时，有必要停机彻底清洗油系统，然后再启动，带负荷。
6.2.7试运行中的维修与检查
6.2.
7.1 主汽门前蒸汽参数正常变化范围
6.2.8 运行中的维护
6.2.8.l 运转中特别注意下列的主要参数 , 使其符合规定 :
(1) 蒸汽参数主汽压力 1.5( 土 0.49)Mpa, 汽温 300(+25, 一 10) ℃
(2) 电网周波为 50 ± 0.5Hz
(3) 调节系统油压为 0.961 MPa
轴承润滑油压为 0.08~0.12MPa
主油泵入口油压 0.078MPa
(4) 轴承进口油温 :35~45 ℃
轴承回油温度小于 65 ℃
（5）汽封压力为 0.101～0.1275Mpa
(6) 后汽缸排汽温度 : 带负荷时小于 70 ℃，空负荷时小于 120 ℃
（7）均压箱压力为 0.003～0.03Mpa
(8) 轴向位移 -小于 1.2mm
(9) 轴承振动小于等于 0.03mm
(10) 排气真空低于一 0.0867Mpa
6.2.9 停机 :
6.2.9.l 电气、锅炉、做好停机准备工作 , 试验润滑油泵启动正常。
6.2.9.2 逐渐减少电负荷至零 , 其减少负荷的速度按加负荷的速度进行。
6.2.9.3 在减少负荷过程中 , 随负荷降低 , 解列冷凝器汽侧。
6.2.9.4 电负荷减至零时 , 通知电气解列 , 启动电动油泵。
6.2.9.5 得到电气解列信号后 , 打闸关闭主汽门 , 将主汽门手轮关到底 , 检查主汽
门关闭是否严密。当补汽门投入时 , 应先关闭补汽门 , 检查补汽门关闭严密后 , 再关闭主汽门。
6.2.9.6 启动盘车运行 , 启动交流油泵 , 停高压油泵 , 连续盘车 , 调节级后汽缸金属温度小于 250 ℃时 , 改为定时盘车 , 待调节级后汽缸金属温度小于 150 ℃时 , 可以停盘车。
6.2.10 事故处理
6.2.l0.l 汽轮机在下列情况下应破坏真空紧急停机
a) 机组突然发生强烈振动或金属撞击声
b) 汽轮机转速升高至 3360r/min 而危急遮断装置不起作用。
c)发生严重的水冲击 , 而又无法立即消除。
d)轴端汽封冒火花。
e)任何一个轴承断油或轴承回油温度急剧升高。
f) 轴承回油温度超过 70 ℃或轴承金属温度超过 100 ℃。
g)油系统着火 , 且不能很快扑灭。
f)油箱内油位突然下降到最低允许油位以下。
i) 润滑油压降至 0.04Mpa 以下。
j) 轴向位移超过 1.2mm。
k)主蒸汽管、补汽管或其它管道破裂。
r)发电机内冒烟。
s)凝汽器真空降至 0.06MPa 以下时。
6.2.10.2 汽轮机在下列情况下应不破坏真空故障停机 :
a) 进汽压力大于1.515Mpa 或汽温大于 325 ℃。
b)调速系统连杆脱落或拆断 , 调节汽门卡住。
c)调节汽门全关 , 发电机出现电动机运行方式 , 带动汽机运转达 3min 。
d) 后汽缸排大气门动作 , 即向大气排汽运行。
7安全注意事项 :
为了确保机组在试运时的安全运行 , 根据反事故措施精神 , 制订下列各点 , 在试运中执行。
7.l防止火灾
7.1.l准备足够数量的灭火器材 , 并经常处于良好和备用状态 , 现场道路应畅通 ,消防水系统水压充足。
7.1.2 现场运行人员及参加调试的人员都应受过正规的消防培训 , 掌握有一定的消防知识。
7.1.3 汽轮机油系统的安装必须保证质量 , 油系统法兰结合面必须用耐油及耐热
的垫体 , 严禁使用塑料或耐油橡胶垫体。
7.1.4 在高温管道附近的高温管道的保温应坚固完整 , 如有油漏入保温油层内 ,
应将保温及时更换 , 保温管道附近的易燃物 , 应清除干净。
7.1.5 油系统严禁漏油 , 运行中发现系统漏油应加强监视 , 及时处理好 , 如运行
中无法彻底处理而可能引起着火事故时 , 应采取果断措施 , 尽快打闸停机。
7.1.6 事故排油应保证畅通 , 排油应排到主厂房外的事故油箱内 , 事故排油的标
志要醒目 , 为了便于事故情况下迅速开启 , 操作手轮平时不应上锁。
7.1.7 运行中发生油系统着火 , 如附属设备或法兰结合面损坏时应立即破坏真空停机 , 同时进行灭火 , 为了避免轴瓦损坏在停机惰走时间内应维持润滑油泵的运行 , 但不得启动高压油泵 , 火势无法控制或危及主油箱时 , 应立即开事故放油门排油。
7.1.8 由汽机房去控制室的电缆通道应采取封闭措施。
7.2 防止弯轴 :
7.2.l 防止振动过大引起动静部分摩擦造成的轴弯曲。
7.2.1.1 启动前 , 检查汽机主要仪表准确完好 , 振动表 , 汽缸金属温度表列为重要
仪表 , 保证准确可靠 , 否则禁止启动。
7.2.1.2 冲转前 , 转子应连续盘车。
7.2.1.3 启动升速过程中应有专人监视振动 , 如有异常原因应查明处理 , 过临界时
振动不得超过 0.15m 。
7.2.1.4 运行中正确操作 , 控制汽缸温差 , 相对膨胀不超过限定值 .
7.2.1.5 机组启动中因振动异常而停止启动后 , 必需经过全面检查 , 确认机组己符
合启动条件后 , 经过连续盘车后才能再次启动 , 严禁盲目启动 .
7.2.1.6 停机后立即投入盘车。
7.2.1.7 因故暂时停止盘车时 , 应监视转子弯曲度的变化 , 当转子弯曲度较大时 ,
应先盘车 180 ℃ , 待转子热弯曲消失后再投入连续盘车。
7.2.2 防止汽水或低温汽倒入汽缸造成汽缸变形引起的轴弯曲。
7.2.2.1 由于疏水管堵塞或不畅 , 造成汽缸积水 , 试运期间加强疏水的检查和调整。
7.2.2.2 运行中加强各加热器水位的监视 , 防止由于加热器疏水失灵时 , 使水倒入
汽缸。
7.2.2.3 停机后认真监视凝汽器水位和除氧器水位 , 检查关闭补水门并打开底部放
水门 , 防止满水进入汽缸 , 造成弯轴。
7.3 防止超速 :
7.3.1 调速系统符合要求。
7.3.2 危急保安器超速试验合格。
7.3.3 自动主汽门 , 调速汽门无卡涩 , 关闭时间符合要求。
7.3.4 补汽门连续动作正常 , 能迅速关闭。
7.4 防止烧瓦 :
7.4.l 运行中切换冷油器 , 滤油器 , 应有汽机负责人主持 p 按规程操作 , 防止断油。
7.4.2 润滑油低油压联锁保护要定期进行试验 , 汽机启动前应进行直流润滑油泵
负荷启动试验 , 交流润滑油泵应有可靠的备用电源。
7.4.3 运行中要加强对轴承的油压 , 油温和乌金温度的监视 , 超限时 , 立即打闸
停机。
7.5 防止误操作 :
7.5.1 运行人员要充分培训 , 了解设备性能 , 熟悉系统 , 掌握规程及有关措施。 7.5.2 对运行系统各阀门编号 , 挂牌并标明开关方向。
7.5.3 凡运行的系统及设备 , 除运行人员外 , 其它人员不得擅自操作。
升压站调试报告(DOC)
东方汽轮机有限公司 川能投四川会东鲁南风场首批机组调试总结报告 东汽风电调试部 2014年4月
目录 1、项目概况 (1) 1.1工程概况 (1) 1.2机组配置 (1) 1.3机组简介 (2) 2、调试准备工作 (2) 2.1调试工作组织机构 (2) 2.2调试技术文件准备 (7) 2.3调试备件准备 (8) 3、项目质量管理体系 (8) 3.1调试过程质量控制 (9) 3.2职业健康及绿色施工 (9) 4、具体调试措施 (10) 4.1静态调试 (10) 4.2动态调试 (11) 5、调试施工完成情况 (13) 5.1调试主要工作完成节点 (13) 5.2调试质量评估 (13) 6、总结 (14)
一、项目概况 1.1 工程概况 川能投四川会东鲁南风电场位于会东县鲁南乡、堵格乡、岔河乡境内，场址位于鲁南山脉山脊地带，山脊呈东北-西南走向，地势较开阔、山脉起伏相对较小，海拔高度2800m～3160m，距会东县政府所在地距离约15km、距西昌市约250km。风电场长度约9.5km，平均宽度约1km，风电场面积约10km2，其中心地理坐标约为东经 102°41′57.78″，北纬26°37′40.5″。工程装机49.5MW,共安装33台东汽FD93H-1.5MW高原型风电机组。 1.2 机组配置 变桨系统：阜特 齿轮箱：南高齿 发电机：东风电机 主控系统：阜特 液压系统：旭阳 叶片：艾朗 变频器：科陆新能
1.3 机组简介 东汽FD93H型风力发电机组是按照德国Repower公司的License 技术制造的3叶片、上风向、变桨距、主动偏航、叶轮直径93米、额定功率1500KW的双馈异步风力发电机组，主要技术数据如下： 类型：双馈异步风电机组 额定功率： 1500KW 额定频率： 50Hz 额定电压： 0.69kV 同步转速： 1500rpm 额定转速： 1800rpm 转速范围： 1000~1800rpm（动态可以到2000rpm） 额定风速： 11m/s（空气密度1.225kg/m3） 切入风速： 3m/s 切出风速： 25m/s 二、调试准备工作 2.1 调试工作组织机构 针对川能投四川会东鲁南风场项目，东汽以项目制建立调试领导小组，在调试工作中实行统一指挥，标准化管理，调试工作组成员由项目经理、调试负责人（兼安全员）、物资管理员、调试人员组成，
余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 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小时满负荷试运行。 222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。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
汽轮机静态试验方案
汽轮机静态试验方案 DEH/ETS静态试验方案 1.目的 为确保在机组运行期间油动机运作正常且异常工况下能紧急停运，在机组大小修后或停机超过七天以上，需做试验来验证回路、逻辑以及定值准确性。 2.责任分工 运行人员：根据工期安排，提前两天通知检修单位退回相关工作票，检查 相关系统是否具备送电和运行条件；负责打印相关试验签证单并确认试验正确性。通知生技部、维护部配合试验。 热控人员：配合运行人员按工期完成试验；模拟相关信号；确认试验正确性。 生技部：确认试验正确性 3.试验条件 1）D EH/ETS空制系统检修完成并送电； 2）D EH继电器柜检修完成并送电； 3）汽轮机调节保安系统检修完成； 4）T SI系统检修完成并送电； 5）汽机EH油系统检修完成并送电（EH油循环合格），且油泵运行，油压正常； 6）汽机润滑油系统检修完成并送电，且油泵运行，油压正常； 7）汽机盘车系统检修完毕并投运； 8）汽轮机主汽门、调门检修完成；
9）强制复位MFT（如果锅炉侧检修完毕的后，按FSSS试验方案执行）。 4.试验项目及方法 4.1阀门开度线性试验 试验条件以及范围：主汽阀前无蒸汽（在阀门整定期间，转速大于100r/min时, 应将机组打闸）；该试验只针对：CV1、CV2 CV3 CV4 ICV1、ICV2、 MSV2 试验方法：1、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全关，由热工人员按零位校验、满位校验、全行程校验的步骤完成阀门开度线性试 验及整定，汽机专业人员、运行人员现场确认“全关” 和“全开”位置 （油动机检修后、卡件更换后必须执行此步骤，该步骤完成后再执行下一 步，否则跳步）。 2 、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全 关，热控人员进入逻辑中，把相应油动机切换至手动模式操作，分 别给0% 25% 50% 75% 100%提令，由运行人员和机务人员就地共同确认 就地阀门开度是否卡涩、行程是否对应。 4.2油动机快关试验 试验目的：测定油动机自身动作时间，手动打闸汽机，要求所有油动机从全开到全关的快关时间常数＜0.15s。测定总的关闭时间，要求从打闸到 油动机全关时间＜0.4s。 试验方法：汽轮机挂闸，开启各阀门，然后手动打闸。 试验记录：通过SOE记录查看汽轮机各阀门从全开到全关（从打闸指令到全关）所经过的时间。 4.3手动机械遮断（就地）：汽轮机挂闸后，手拉机头停机机构。 4.4手动停机按钮（控制台）：汽轮机挂闸，手打集控室停机按钮。 4.5 DEH转速传感器故障：汽轮机挂闸，然后由热工人员拔卡件，模拟DEH专 感器故障。 4.6汽轮机超速》3300rpm （电气超速） 4.6.1汽轮机挂闸，热工人员拆除DEH至ETS转速跳闸回路硬接线，并在DEH 逻辑中模拟汽轮机转速（三取二，每次只能同时模拟两个），汽轮机跳闸。恢复转速性号
汽轮机改造方案分解
汽轮机改造方案 技 术 协 议 山东九鼎环保科技有限公司 2014.01
一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景2 1.2 改造方案2目录2 二、6MW抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2 2.1 机组概况2 2.2 改造后抽凝机组主要参数2 2.3 供货范围2 2.4 改造工作内容2 三、汽轮机拆机方案2 3.1 概述2 3.2 拆除方案2 四、汽轮机基础改造2 五、汽轮机安装与调试 5.1 汽轮机安装方案2 5.2 汽轮机调试方案2 六、施工、验收及质保 七、工期22 2
一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景 本项目所在区域为一开发区，发展迅速，有限公司电站目前为2 台40t/h 的锅炉+2 台纯凝汽式汽轮机（12MW 和6MW 各1 台），为响应泰安市政府拟对开发区进行冬季供热的号召，泰安中科环保电力有限公司对现6MW 的纯凝汽式汽轮机改造为抽汽供热汽轮机的方式，实现对开发区换热站供蒸汽，然后由开发区换热站转换成热水后向附近热用户供热。 1.2 改造方案 本项目将对泰安中科环保电力有限公司的原6MW 纯凝汽式汽轮机改造为6MW 抽汽供热凝汽式汽轮机，同时对汽轮机基础进行改造，以实现抽汽供热汽轮机的安装、汽轮机对外供热、满足周边用户的用热需求。 二、6MW 抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2.1 机组概况 C6-3.43/0.981 型汽轮机，系单缸，中温油压，冲动，冷凝，单抽汽式汽轮机，额定功率为6000kW。 2.2 改造后抽凝机组主要参数
2.3 供货范围 1）包括C6-3.43/0.981 2 2.4 改造工作内容
汽轮机调试方案及措施
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW 汽 轮 机 启 动 调 试 方 案 及 措 施 洛阳中重建筑安装工程有限责任公司 2010-7-6
编制审核批准监理
目录 1 、汽轮机组启动调试目的 2、编制依据 3、润滑油及调节保安系统调试 4 、凝结水系统调试 5 、循环水系统调试 6、射水泵及真空系统调试 7、汽机保护、联锁、检查试验项目 8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案 1 、目的 为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。 机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。 本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。 2、编制依据： 2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 : 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ; 2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ; 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 ); 2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ): 2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ; 2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 ) 3 、设备系统简介 3.1 、主机设备规范 本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。 3.1.1 、主要技术参数 主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa 主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW 冷却水温度：正常25℃最高33℃ 转速 300Or/mⅰn 汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
变电站电气整套启动调试措施
编号：QY-DQ-002-2011 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程 2×50MW#1机组 电气整套启动调试措施 西北电力建设第一工程公司 调试试验中心 编制时间：2011年6月
科技档案审批单 报告名称： #1机组电气整套启动调试措施 编号：QY-DQ-002-2011 出报告日期：2011年6月 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：张纪峰试验地点：奥维乾元化工有限公司热电车间参加试验人员：张纪峰、杨剑锋、李进京 参加试验单位：西北电力建设第一工程公司（调试试验中心）、陕西奥维乾元化工有限公司热电车间、北京华旭监理有限公司、江苏华能建设工程集团有限公司等 拟稿：张纪峰 审核：魏远 批准：周国强 目录 1. 编制目的 2. 编制依据 3．调试质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．调试范围 6．启动调试前应具备的条件 7．调试工作程序 8．调试步骤 9．组织分工 10．安全注意事项
1．编制目的 电气整套启动调试是电气设备投运前对设备性能及接线的一次全面检查，为使工作顺利进行，防止遗漏试验项目，使调试工作有序、有计划、有目的地进行，同时也为了提前做好各项准备工作，保证系统安全顺利投入运行，特编制此措施。 2．编制依据 2.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 2.2《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4《火电施工质量检验及评定标准》（电气专业篇） 2.5《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分） 2.7《电力安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分） 2.8《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》 2.9《电力建设基本工程整套满负荷试运质量监督检查典型大纲》 2.10《电气装置安装工程·电力设备交接试验标准GB50150》 2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求（2000年版）》 2.12 相关厂家产品说明书及设计院资料 3．调试质量目标 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，在机组的整个整套启动试运过程中不发生任何一起恶性事故，确保#1、#2机组安全、可靠投运。 4．系统及主要设备技术规范 4.1 电气部分配置 陕西奥维乾元化工有限公司热电工程2×50MW机组新建工程由华陆工程科技有限责任公司设计、江苏华能建设工程集团有限公司负责安装、西北电力建设第一工程公司调试试验中心负责调试。 本工程电气一次部分包括2台50MW发电机组、2台63MVA变压器组、构成发电机—变压器单元接线，在110KV系统中并入电网。3段10kV工作母线段、1段10kV备用段、其中10KVⅠ、Ⅲ段经过电抗器分别与2台发电机组出口支接。10kV备用段电源引自110KV 变电所内10KVⅡ段成为其他3段10kV工作母线的备用电源。2台母联开关将3段10kV
汽轮机调试方案.docx
河南神火焦电厂3MW 余热发电项目安装工程 汽轮机调试方案 1．概况 1．1 河南神火集团公司焦电厂3MW余热发电项目安装工程，由汽轮机和发电机组设备是由山东青能动力有限公司设计并提供设备。汽轮机设计参数如下：型号：单缸中温中压凝汽式机组； 额定进汽参数： P=， T=350℃； 额定排汽参数：排汽压力 Pt=，排汽温度 t=80 ℃；汽 轮机额定转速： n=3000r/min ； 发电机设计参数如下： 型号： QFB1-3-2 额定转速： n=3000r/min ； 额定功率： P d=3000r/min ； 输出电压： V=6300伏； 功率因数： cos￠=； 1．2 本机组调节系统采用全液调节系统。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、磁力断路油门、轴向位移遮断器、自动主汽门等装置组成。机组 油系统由主油箱、交流离心油泵 1 台、交流齿轮油泵 1 台、手摇泵 1 台、冷油器 2 台、注油器、滤油器、润滑油调节阀等设备组成。 2．组织机构 2．1 由设备厂家、安装单位和使用单位运行人员组成调试小组，组长由建设单位人员担任，副组长由青能调试人员担任和施工单位调试负责人员担任。
调试小组人员由汽机、热工和电气运行人员组成。 2．2 各专业范围内的调试工作由负责其专业的副组长组织协调，需要两个或两个以上专业配合、协调完成的调试工作由组长负责组织协调； 2．3 必须服从统一指挥，紧密配合，不得违章指挥或违章操作； 2．4 每步调试工作应做好信息反馈； 3．调试具备条件 3．1 汽轮、发电机组设备及系统安装完成，油循环合格，各辅机设备单体试车合格； 3．2 电气到送电完成，装置单体调试完成； 3．3 热工各测量装置、仪表、控制仪器安装、单体调试完成； 3．4 锅炉调试完成，锅炉负荷满足需要； 3．5 主蒸汽管道吹管合格，管道恢复； 4．安全环境条件 4．1 锅炉、汽轮机、电气控制室间联系通道畅通，场地平整，临边栏杆完善，管沟、孔洞有盖板，照明齐全； 4．2 厂房内消防水管、消防装置、灭火器配备齐全，能随时投入使用； 4．3 严禁无关人员进入调试现场，无关物品清除现场； 5．调试方案 5．1汽轮机静、动态试验项目 5．1． 1汽机静态试验项目 5．1． 1．1电动交流油泵启动试验； 5．1． 1．2电动直流油泵启动试验；
吹灰器调试报告
1设备系统简介 华润电力唐山丰润有限公司工程安装两台350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克?威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。 本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。 过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。同时为消除汽温偏差，屏式过热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。再热器
汽轮机调节系统静态调试总结报告)
汽轮机调节系统静态调试总结报告 一、汽轮机调节 汽轮机调节系统的动态特性是指调节系统从一个稳定工况变化到另一个稳定工况的过渡过程,这些过程可能是稳定的,也可能是不稳定的。若过程是稳定的,调节系统动作结束时能达到新的稳定工况,否则调节系统就会无休止地动作,当然这种系统是无法使用的。 纯凝汽式机组是按电负荷的需求来调整工况的。抽汽式机组，在设计范围内既可以按电负荷的需求来调节工况，也可以按热负荷的需要来调节工况。因此，汽轮机调节系统要适应其实际工况要求，还必须具备一些基本要求。 1、机组运行中负荷的摆动，应在允许的范围内。当运行方式改变时，调节系统应能保证从这一运行方式平稳地过渡到另一运行方式，而不能有较大或较长时间的不稳定状态出现。这一要求就是要保证汽轮机在设计范围内的任何工况下都能稳定地运行。为此，调速不等率、迟缓率、调压不等率等各项指标，都必须控制在合理的范围内。 2、在设计范围内，机组能在高频率、低参数情况下带满负荷，供热机组能达到供汽出力，且汽压波动应在允许范围内。这就要求调节系统中各部套的工作范围（如行程、油压等）必须有一定合理的裕度。 汽轮发电机正常运行时，汽轮机发出的主力矩和发电机担负的反力矩间是平衡的。当发电机的反力矩增大时，如果汽轮机的进汽量不变，则汽轮机的转速就要降低；当发电机的反力矩减小时，若汽轮机不改变进汽量，则汽轮机转速就要升高。汽轮机调节的原理，就是以汽轮机主力矩和发电机反力矩失衡时转速的变化脉冲信号，控制汽轮机的进汽量，从而保证在新的工况下，汽轮机的主力矩和发电机的反力矩重新平衡，并维持汽轮发电机的转速基本
不变。 二、引用标准及设备规范 1、引用标准 DL5011—1992 电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇 JB37—1990 汽轮机调节系统技术条件 JB1273—1986 汽轮机控制系统性能试验规程 DL/T 711－1999汽轮机调节控制系统试验导则 2、设备规范 1)油箱容积：6.3m3 2)冷油器：型式：卧式双联冷却面积：20m2 冷却水量：50t/h 3)滤油器：流量：24m3/h 过滤精度：25ｕｍ允许压损：＜0.08Mpa 4)电动辅助油泵：型号80YL-100 流量30～60m3/h 扬度98～103m 转速 2950r/min 电机功率37KW 效率54％生产厂浙江水泵总厂 5)直流事故油泵型号2CQ12.5/3.6 流量12.5m3/h 出口压力0.36MPa 转 2950r/min 电机功率5.5KW 电机电压220V DC 生产厂浙江仙居县特种齿轮油 泵厂 三、调节系统 两段调节抽汽的冷凝式汽轮机的调节系统是以旋转阻尼为感受元件的全液压式调节系统。该调节系统能将汽轮机转速及两段调整抽汽压力进行自调，三个被调量中一个改变时，其他两个被调量基本保持不变（允许变动量为15%-20%）。整个调节系统可分为调速和调压两个部分。 1、调速部分
推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
18MW汽轮机静态试验
盛丰钢铁18MW机组汽轮机静态试验 一、试验阶段要求及措施： 1.试验阶段机组一切准备工作就绪； 2.油脂合格； 3.有关热工、仪表完好，热工信号、报警信号良好并投入。 4.DCS控制系统调试完毕，比投入。 5.启动高压油泵出口油压正常1.9-2.0MPa,油温35-45℃。 6.切断新蒸汽源。 二、危急保安器手动打闸试验 1、高压油泵运行，油压正常。 2、危急遮断器复位、挂闸。 3、顺时针旋转调压阀后，逆时针旋转调压阀。自动主汽门开启及调整行程。 4、手动危急遮断器、自动主汽门、调速气门、抽气逆止阀、联动速关，并发出信号。然后将 危急遮断器复位，重新挂闸。 5、控制室电磁阀打闸试验同上两条。 三、轴向位移试验 实验值：-1.0至1.0mm -1.5至1.5停机 四、低真空试验。 -86KPa发出报警信号-60KPa停机 五、低油压试验 0.055MPa报警 0.04MPa启动交流油泵 0.03MPa启动直流油泵 0.02MPa停机 0.015MPa停盘车 六、振动试验 轴振汽轮机前后轴≤80um 正常160um报警250um停机 瓦振≤30um优≤50um合格≥70um停机 七、胀差试验： 1.5mm 3mm至-2mm 报警4mm至-3mm停机 绝对膨胀-11.6 mm 根据现场实际定 八、推力瓦温试验 瓦温：85℃报警100℃停机轴承回油温度65℃报警70℃停机 九、超速试验 DEH 3270r/min TSI 3390 r/min 超速停机 十、发电机主保护动作，联跳自动主汽门、调速气门、抽气管道阀关闭 十一、凝汽器液位650mm 下限200mm-上限1000mm 距油箱顶板 油箱油温300 mm 下限150 mm -上限400mm 十二、汽轮机转速连锁 停盘车≥15 启顶轴油泵小于等于200 r/min 停顶轴油泵≥210 r/min
《锅炉调试报告正》Word版
前言 双钱集团（重庆）轮胎有限公司#1锅炉系无锡华光锅炉股份有限公司生产的UG—75/3.82—M41型中温中压循环流化燃烧锅炉，配青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的CC12—3.43/1.67/0.785型抽汽式汽轮机。 该机组由重庆渝经能源技术设计研究院设计，江苏华能电力建设有限公司安装，由重庆赛迪监理公司进行工程监理，陕西盾能电力科技有限公司负责锅炉调试。1#锅炉于2008年8月开始烘炉， 2008年8月25日烘炉结束, 2008年9月18日开始煮炉，随后完成了#1锅炉过热器及主蒸汽管道的蒸汽吹扫，蒸汽严密性试验及安全门调整，2008年12月17日进行72小时试运，于12月20日完成72 小时试运,机组停运消缺，试运期间，锅炉本体，辅助机械和附属系统工作正常，膨胀、严密性、轴承温度及振动等符合要求，锅炉蒸汽参数均能达到设计要求，燃烧稳定，可长期安全运行。
目录1．机组简介 2. 单体试运 3. 冷态试验 4. 烘炉 5. 煮炉 6. 锅炉及蒸汽系统的吹扫 7. 蒸汽严密性试验及安全门调整 8. 除尘、除渣系统 9. 整套机组启动及带负荷试运 10. 结论及存在问题
1．机组简介 1.1 设备布置 1#锅炉系无锡华光锅炉股份有限公司生产的UG—75/3.82—M41型中温中压，自然水循环，循环流化燃烧，高温旋风分离，固态排渣，室外布置，全钢架悬吊结构锅炉，锅炉设计燃料为烟煤。 锅炉呈“Π”型布置，全钢架结构，炉膛四周布满了膜式水冷壁。锅炉本体外形尺寸为高*宽*深=33850mm×12000mm×16248mm，汽包中心线标高为31850mm，在炉膛出口布置两个并列的高温绝热旋风分离器，高温过热器、低温过热器布置在尾部烟道上方，省煤器、空气预热器布置在尾部垂直烟道内。 锅炉配备一次风机、二次风机及引风机各一台，返料风机二台，三台全封闭称重式皮带给煤机，采用高效布袋式除尘器除尘。 本锅炉过热蒸汽采用表面减温的方式，在高、低温过热器之间布置有表面式减温器，减温器采用给水作为减温水。 流化床布风板有效面积为7.7m2，布风板上布置有266只钟罩式风帽，以利于床面上均匀布风，风帽间的风板上填保温混凝土和耐火混合混凝土。空气分为一次风和二次风，一次风与二次风的比例为6:4，一次风由风室两侧进入风室，由布风板下经风帽进入燃烧室，二次风由布风板上从前、后墙分二层送入炉膛。布风板为水冷布风板，有二个放渣管，两个风室放灰管。 燃煤从炉前煤仓经三台全封闭称重式皮带给煤机进入三根落煤管，给煤机内有送煤风，落煤管内有播煤风，以防煤管堵塞。播煤风
25MW汽轮机组调试方案
焦化有限公司 干熄焦余热发电项目电站安装工程汽轮机组调试方案 编制： 审核： 批准： 二〇一二年十月十日
本汽机调试方案依据电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）及汽轮机生产厂家杭州中能汽轮动力有限公司提供的《使用说明书》，为了配合现场需要，高速、优质、安全经济地运转，特编写“汽机试运方案”，供现场施工及试运人员参考。 一、汽轮发电机组试运要求 1、汽轮发电机组安装完毕，主机启动前，对系统及辅机设备应进行单机及分部试运工作，未经调整试运行的设备，不得投入生产。 2、汽轮发电机组的设备调整、启动试运操作程序及要求应按制造厂规定及本机组的《汽轮机组运行规程》执行。 3、调整试运工作应达到下列要求： （1）检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂文件及《电建规程》之规定的要求，方可进入设备调试工作。 (2）检查各系统、设备的通风、照明、防火、卫生等，应满足运行安全和操作、检修方便。 (3）经检查调整后各设备的技术性能，应符合制造厂及设计的有关的规定。 （4）吹扫和冲洗各系统，使之达到充分的洁净，以保证机组安全经济的投入运行。 （5）提供完整的设备、系统安装记录及技术文件，验收记录作为试运行和生产的原始资料和依据。 4、汽轮发电机组整套启动前，由安装单位与参加启动试运生产人员配合完成下列工作项目： 1）汽水管道的吹扫和冲洗； 2）冷却水系统通水试验和冲洗； 3）真空系统灌水严密性试验； 4）油系统试运、调整和油循环，直至达到油质化验合格。 5、调节保安系统静态定值的整定和试验； 6、盘车装置的试验； 7、抽汽逆止阀与传动装置的调整试验；
8、配合热工、电气进行下列保护及联锁装置、远方操作装置的试验； 1）各电动阀门行程试验； 2）循环水泵出口电动门联动试验； 3）循环水泵相互联动试验； 4）凝结水泵相互联动试验； 5）射水泵相互联动试验； 6）低压缸喷水试验； 7）调节、保安系统试验； 8）冷却、调速、润滑等附属系统安装完毕，验收合格，分部试运情况良好； 9）与电气部分有关试验工作。 二、主、辅机及系统调试准备工作（分部试运） 1、汽轮机辅助设备试运行 （1）真空系统严密性检查合格，前、后轴封不送汽的情况下，应为0.045左右，抽气器工作时，本身的真空度应不低于设计值0.098。 （2）凝结水泵、循环水泵及有关系统试运完毕，能投入使用。 （3）润滑油系统和盘车装置均试运完毕，能投入使用。 （4）射水抽气器和射水泵均试运完毕，能投入使用。 （5）供轴封蒸汽和投入轴封抽汽器后，系统的真空应能保持正常的真空值（0.093以上）。 2、油系统的清洗与油质洁净处理方案 （1）油系统设备与管道的清洗 1）为了确保油系统（调速系统、调压系统、保安系统和润滑系统）在汽轮机运行中能正常工作，应对各系统中的设备（或部件）和管道进行彻底清洗。 2）油系统中的设备和部件全部解体清洗。 3）拆卸清洗时，要在拆卸前记好各零件的相对位置（如调节弹簧的压缩量或调节螺母旋入扣数等），并测量好各部间隙和尺寸，必
汽轮机调试项目
目录 1、编制依据 2、试验目的 3、试验项目 4、试验前必须具备的条件 5、调节系统静止试验 6、调节系统静态特性曲线试验 7、调速试验现场组织措施 8环境、职业健康、安全风险因素控制措施 1、编制依据 《电力建设施工及验收技术规范》、南汽厂C15—4.9/0.981型15MW抽汽式汽 轮机说明书、调节系统说明书、调节系统图纸和有关资料。 2、试验目的 C15—4.90/0.981型15MW抽汽式汽轮机安装后，通过启动整定调速系统的工作点以及确定调节系统的工作性能，应满足制造厂和汽机启动、带负荷的要求。 3、试验项目
3.1调节系统静态试验项目: 3.1.1交流油泵、直流油泵自启动试验 3.1.2自动主汽门关闭时间测定 3.1.3电超速、磁力断路油门试验。 3.1.4润滑油压低联动停机、停盘车试验 3.1.5主汽门及调节汽门严密性试验 3.1.6危急遮断器动作试验 3.1.7调节系统静态特性试验 3.1.8调压器静态特性试验 4、试验前必须具备的条件 4.1汽轮机组所有设备安装完毕，分部试运转合格，安装人员已全部撤离现场。 4.2油质合格、油循环结束，拆除各轴承临时滤网，节流孔板安装完毕。 4.3油系统上各压力、温度仪表全部安装到位，并投入运行。 4.4试验所需仪器、工具、器具齐全。 4.5试验组织措施及人员均已落实、试验场地符合要求、照明充足。 4.6启动交流油泵，油压、油温均达到正常运行要求。 4.7油系统设备周围应设置必要的消防器材。 5、调节系统静止试验
试验时必须将汽轮机电动主汽门、主汽门及旁路关闭严密。启动交流油泵，然后进行下列各项试验。 5.1交流油泵、直流油泵自启动试验 5.1.1试验目的：主要测取当调速油压或润滑油压降低到整定值时，交流油泵和直流油泵是否能自动投入运行。 5.1.2试验要求：（1）当调速油压降至0.9Mpa时，交流高压油泵是否能自动投入运行。（2）润滑油压降至0.055Mpa-0.05Mpa时，交流润滑油泵是否能自动投入运行。（3）润滑油压降至0.04Mpa时，直流润滑油泵是否能自动投入运行。 5.1.3试验方法： 5.1.3.1投入保护、停高压交流油泵，当油压下降至0.9Mpa时，高压交流油泵自动投入运行。 5.1.3.2投入保护、停交流润滑油泵（或关闭出油门），当油压下降至0.05Mpa 时交流润滑油泵自动投入运行。 5.1.3.3投入保护、停交流润滑油泵（或关闭出油门），当油压下降至0.04Mpa时直流润滑油泵自动投入运行。 5.2主汽门关闭时间测定： 5.2.1试验目的：主要测取有关汽轮机安全保护装置动作后，自动主汽门能否在规定时间快速关闭。 5.2.2试验要求：主汽门关闭时间〈1.0s。 5.2.3试验方法：合上手拍危急遮断使自动主汽门处于全开状态，然后手动脱扣装置，记录主汽门关闭时间。（电秒表计时） 5.3磁力断路油门、超速保护动作试验 5.3.1试验目的：检查磁力断路油门、超速保护电磁阀动作是否灵活，动作后油压是否符合要求。
汽轮机调试大纲
CCW水泥公司余热发电(7.5MW) 汽轮机系统启动调试方案 批准： 审核： 编制： 大连易世达新能源发展股份有限公司 二0一0 年五月
目录 1目的 (4) 2编写依据 (4) 3 汽轮机设备及热力系统简介 (4) 3.1汽轮机本体简介 (4) 3.2机组的主要技术规范 (5) 3.2.1 汽轮机技术规范 (5) 3.2.2 调节保安系统技术规范 (6) 3.2.3 发电机技术规范 (6) 4调试范围 (7) 5.组织与分工 (7) 6试运调试条件 (8) 7 准备工作 (8) 8.调试项目和程序 (9) 8.1 汽轮机静止状态下的试验 (9) 8.2 汽轮机在空载状态下的调整与试验 (11) 9 整套启动及试运 (12) 9.1 冲转前的准备工作 (12) 9.2电动主汽阀前暖管：（与锅炉升压同时进行） (13) 9.3启动辅助油泵，在静态下对保安系统试验（见8.1）。 (13) 9.4暖管（到自动主汽门前） (13) 9.5启动凝汽系统抽真空 (14) 9.6冷态启动 (14)
9.7 带电负荷 (16) 9.8补汽投入 (16) 9.9 正常停机 (17) 9.10故障停机 (18) 9.11 凝汽器真空降低规定 (19)
1目的 汽轮机整套启动调试是安装工程的最后一个阶段，是由静态变为动态，冷态变为热态，建设转为生产的关键工程项目和重要环节。为了加强对本余热发电工程汽轮机整套启动调试工作的管理，明确调试工作任务和职责，规范调试项目和调试程序，使汽轮机整套启动工作有组织、有计划、安全、顺利地进行，特制订本方案。 2编写依据 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》； 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.3 《火电工程启动调试工作规定》； 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》； 2.5 《火电施工质量检验及评定标准》（调整试运篇） 2.6 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇） 2.7 《BN7.5-2.29/0.2型7.5MW补汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》。 3 汽轮机设备及热力系统简介 3.1汽轮机本体简介 汽轮机型式为单缸补汽凝汽式，其通流部分由一级单列复速级及十级压力级组成（其中末四级为全三维扭叶片）。 机组采用数字电-液调节系统（DEH）。调节系统主要由Woodward数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。 机组的保安系统采用冗余保护。除了传统的机械-液压式保安装置外，增加了电调装置、仪
电厂整套启动方案
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
C12-4.9-0.98汽轮机启动调试方案讲解
C12-4.9-0.98南京气轮机启动调试方案 1 编制依据 2 工程概述 3 机组整体启动试验项目 4 整体启动前应具备的条件 5 整体启动前的检查 6 下列情况禁止启动 7 整体启动程序 8 停机 9 事故预防及处理 10 汽轮机整体启动组织分工 1 编制依据 1.1 《C12—4.9/0.98型12MW抽汽凝汽式汽轮机安装使用说明书》南京汽轮机股份有限公司； 1.2 《汽轮机运行规程》浙江春晖环保能源有限公司； 1.3 《火力工程调整试运质量检验及评定标准》电力工业部1996年版； 1.4 《电工业技术管理法规》电力工业部1980年版； 1.5 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》电力工业部1978年版； 1.6 《电业安全工作规程（热力和机械部分）》修改和补充条文电力工业部1994年版； 1.7 《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； 1.8 《火电工程启动调试工作规定》电力工业部1996年版； 1.9 《电力建设施工及验收规范》电力工业部1996年版； 1.10《电力基本建设工程整套试运前质量监督检查典型大纲》电力工业部1996年版； 1.11《火电施工质量检验及评定标准（调整试运篇）》电力工业部1996年版。
2. 工程概述 一号汽轮机由南京汽轮机股份有限公司制造，型号为C12---4.9/0.98/2型抽凝式汽轮机。汽轮机为单缸，单抽. 冲动式汽轮机. 汽轮机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外，危急跳闸系统主要是检查所有要求跳闸信号的正确性，识别错误信号，并确保设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。汽轮机监视仪表是一个多通道监测系统，能连续不断的测量汽轮发电机组各种运行参数，显示汽机运行状态，并能在超出运行给定值的情况下发出警报信号和使机组跳闸。热力系统主要有主蒸汽系统、高低压给水系统、汽封系统、疏水系统、抽汽系统循环水系统等，其中主蒸汽系统、高低压给水系统、除氧系统及循环水系统为母管制；给水系统有两台高压给水泵，两台除氧器；抽汽管道上有安全阀可防止系统超压，从而保证了汽轮机的运行安全；油系统有主油泵、高压电动油泵、低压交流润滑油 泵、直流油泵. 。 . 1.主要技术数据 产品型号单位 C12—4.90/0.98/2 额定功率MW 12 最大功率MW 15 额定转速 r/min 3000 旋转方向顺汽流方向为顺时针 额定进汽压力及变化范围MPa 4.90（绝对）最高5.10 最低4.60 额定进汽温度及变化范围℃ 470 最高480 最低455 额定进汽量及最大进气量t/h 87/116 额定抽汽压力及调整范围MPa 0.981（绝对）0.785~1.275 额定工况抽汽温度℃305 额定抽汽量/最大抽汽量t/h 50/80 冷却水温正常℃20 最高℃33 额定排汽压力 KPa 5. 150 给水温度℃153.1 临界转速r/min 轴系临界转速1649, 汽轮机1430