汽轮发电机组整套启动调试方案
汽轮发电机组整套启动调试方案
1 编制依据
1.1 电力部电建[1996]159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程
(1996年版)》
1.2 电力部建设协调司建质[1996]40号《火电工程启动调试工作规定》
1.3 电力部建设协调司建质[1996]111号《火电工程调整试运质量检验及评定标
准》
1.4 DL 5011-92《电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)》
1.5 DL 5009.1-92《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》
1.6 国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准(2001年版)》
1.7 国家电力公司《火电机组达标投产动态考核办法(2001年版)》
1.8 国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》
1.9 电力部建设协调司建质[1996]40号《汽轮机甩负荷试验导则》
1.10 电力部建设协调司建质[1996]40号《模拟量控制系统负荷变动试验导则》1.11 中华人民共和国国家标准GB/T 11348.2-1997《旋转机械转轴径向振动的测
量和评定，第2部分：陆地安装的大型汽轮发电机组》
1.12 《火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲》。
1.13 《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》。
1.14 《国投宣城发电有限责任公司1×600MW超临界燃煤发电机机组及全厂公
用系统分系统调试和整套启动调试合同》
1.15 哈尔滨汽轮机厂《CLN600-24.2/566/566型汽轮机说明书》
因本方案为新建机组试运期间的启动调试方案，着眼于机组的首次启动和168h试运前的试验与调整，故本方案未提及的运行操作执行电厂汽轮机运行规
程及有关标准。
2 系统概述
哈尔滨汽轮机厂600MW机组汽轮机型号为：CLN600-24.2/566/566。型式为超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。汽轮机额定功率600MW。
汽轮机采用高、中压合缸技术，两个低压缸均为双分流对称结构，每个低压缸两端的汽缸盖上装有两个大气阀，大气阀的动作压力为0.034~0.048MPa(表压)。
汽轮机设置有2个高压主汽阀和4个高压调节汽阀，两个中压主汽联合调节汽阀。主蒸汽管道位于汽轮机运行层下部，主蒸汽经过2个高压主汽阀和4个高压调节汽阀，分4路进入高压缸。2个高压主汽阀的出口与4个高压调节汽阀的
进口对接焊成一体，4个高压调节汽阀合用一个壳体。再热蒸汽经过位于高、中压缸中部两侧的中压联合汽阀进入中压缸。
高中压转子、低压转子均为合金钢整锻无中心孔转子。高中压转子、两个低压转子、发电机转子全部采用刚性连接。
整个轴系有9个支撑轴承支撑，＃1-＃6轴承为3块具有自位功能的可倾瓦轴承，＃7-＃8下半2块瓦为可倾瓦轴承。
机组的控制系统为分散控制系统(DCS)。整套系统包括数据采集(DAS)、模拟量控制(MCS)、顺序控制(SCS)、锅炉炉膛安全监控(FSSS)、汽轮机控制(DEH/ETS)、给水泵汽轮机控制(MEH/METS)等各项控制功能，是一套软硬件一体化的完成全套机组各项控制功能的完善控制系统。汽机主机采用DEH调节控制系统，DEH 是一体化DCS的一个组成部分。机组的启动方式推荐为高、中压缸联合启动。
汽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ETS主要是检查所有要求跳闸信号的正确性，识别错误的跳闸信号，并确保在设备出现危险工况时快速有效地执行汽轮机跳闸命令。
汽轮机电气监视保护系统采用MMS600监控系统，由轴系、油压真空、温度、辅机及ETS五部分组成。其中轴系安全监视装置由转速监视器、偏心监视器、轴位移监视器、胀差监视器、轴承振动监视器、轴振监视器和热膨胀监视器组成。该监控设备先进，动作可靠，系统完善。一旦控制参数越限，机组即自动跳闸。
机组设计高、低压两级串联旁路系统，高压旁路容量为40%BMCR，
锅炉给水系统配置两台汽动给水泵和一台电动给水泵，电动给水泵的前置泵由主泵同轴驱动，两台汽泵的前置泵与主泵是分置式的，机组正常运行为两台汽泵运行，电泵作为备用。
主要辅机设备有两台各50%容量循环水泵，两台各100%容量凝结水泵，两台各100%容量闭式冷却水泵，三台各50%容量水环式真空泵，三台高加，一台内置式除氧器，四台低加。其它还设有汽机润滑油、顶轴盘车系统，主机调节用EH油系统，发电机密封油、定子水系统，发电机氢气冷却系统等。
3 汽轮机发电机组主要技术规范
3.1 汽轮机
型号: CLN600－24.2/566/566
型式: 超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝
汽式
额定功率: 600 MW
额定转速: 3000 r/min
额定主蒸汽压力: 24.2 MPa
额定主蒸汽温度: 566 ℃
额定主蒸汽流量: 1660 t/h
额定再热蒸汽压力: 3.81 MPa
额定再热蒸汽温度: 566 ℃
额定再热蒸汽流量: 1414 t/h
额定背压: 4.635/5.823 Kpa(a)(平均背压：5.2Kpa(a)) 回热级数：8级(三高、四低、一除氧)
通流级数：44
高压部分级数：1+9
中压部分级数： 6
低压部分级数：2×2×7
设计冷却水温度: 21.7 ℃
额定给水温度: 280.4 ℃
盘车转速： 3.35 rpm
THA 工况热耗: 7522 KJ/KWh
汽轮机总内效率: 91.78 ％(THA工况)
不破坏真空惰走时间60
临界转速(分轴系、轴段的试验值一阶、二阶)(r/min)
高中压转子: 1639/4438
1 号低压转子: 1532/3457
2 号低压转子: 1561/3750
发电机转子: 733/2074/3814
3.2 发电机
型号:
额定功率: 600 MW
最大连续功率：654MW
功率因数：0.9
额定电压：20 KV
额定电流：19245A
额定频率：50 Hz
励磁方式：静态励磁
冷却方式: 定子线圈水冷，定子铁心、转子绕组氢冷额定氢压: 0.4MPa
漏氢量：10m3/d
4 机组启动原则
4.1 启动状态划分及启动方式
4.1.1推荐应用如下由第一级金属温度决定的五种启动状态。
1)冷态启动：第一级金属温度＜120℃：长期停机之后；
2)温态-1启动：120℃≤第一级金属温度＜280℃：停机超过72小时；
3)温态-2启动：280℃≤第一级金属温度＜415℃：停机10到72小时；
4)热态启动：415℃≤第一级金属温度＜450℃：停机1到10小时；
5)极热态启动：450℃≤第一级金属温度：停机不到1小时。
启机时注意事项
为避免共振，汽机不应在如下速率范围内定速。
a)700到900rpm；
b)1300到1700rpm；
c)2100到2300rpm；
d)2650到2850rpm。
4.2 启动运行方式：
汽轮机采用高、中压缸联合启动方式。滑参数启动，热再热汽分成两路：一路进入中压缸联合汽阀进入中压缸，另一路通过低压旁路阀进入凝汽器。当机组负荷大于30％时，高压调节阀全开，高低压旁路阀全关，机组进入滑压升负荷阶段，当机组的负荷到达90%时，机组进入定压运行阶段，完成整个启动过程。
4.3 机组启动程序
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→
摩擦检查(400r/min)→机组检查(400r/min)→中速暖机(2000r/min)→定速
(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。
机组并网→带120MW以上运行7小时(再热蒸汽不低于400℃)→机组解列→做自动主汽门、调节汽门严密性试验→做真实超速试验。
机组并网→负荷120MW、投高加、启一台汽泵→负荷300MW、启动另一台汽泵，机组甩50%负荷试验。
机组并网→负荷360MW做进汽阀门试验→负荷450MW、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷600MW、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600MW连续168小时运行→进入试生产阶段。
5 整套启动前应具备的条件
5.1 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毕。
5.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠。
5.3 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。
5.4 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。
5.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确。
5.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态。
5.7 厂用及柴油发电机电源真实切换试验做完，投入备用。
5.8 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。
5.9 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，CRT显示与
设备实际状态相符。
5.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好。
6 整套启动前的分系统投入
6.1 分系统启动原则
6.1.1 启动前认真检查油(水)箱的油(水)位，补(排)油(水)阀位置；
6.1.2 蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，排尽管道积水；
6.1.3 带手动隔离阀的系统，投入程序控制前，开启手动隔离阀；
6.1.4 设有备用泵(风机)的系统，依次启动各泵(风机)，做联锁保护试验，然后投
入运行泵(风机)，备用泵(风机)投自动备用。
6.2 机组启动前分系统检查和投入
6.2.1 按“闭式冷却水系统控制程序”启动闭式冷却水泵，投入闭式冷却水系统。
6.2.2 启动厂用空压机，投入仪用压缩空气系统。
6.2.3 厂用辅助蒸汽系统投入(启动锅炉来)。
6.2.4 按“汽机润滑油系统控制程序”投入主油箱加热器联锁控制，依次启动主
油箱上排烟风机、交直流润滑油泵，做低油压联动试验后，停止直流润滑油泵，投入备用。
6.2.5 发电机内充入压缩空气，风压达0.1MPa，启动一台定子水泵，投入发电机
定子冷却水系统。
6.2.6 按“发电机密封油系统控制程序”，启动空密封油泵，投入发电机密封油
系统，发电机内空气置换，根据启动需要充入相应的氢气压力。
6.2.7 确认润滑油压在0. 10～0.18MPa之间，油温＞30℃，启动调整好的顶轴油
泵。
6.2.8按“盘车装置控制程序”，启动盘车装置，检查盘车电流及转子偏心率，
检查轴端密封及汽缸内有无异常.
6.2.9 按“循环水系统控制程序”启动一台循环水泵，投入开式循环冷却水系统，
投入闭式水系统及真空泵冷却器。
6.2.10 按“凝结水系统控制程序”，启动一台凝结水泵，投入凝结水系统，向各
水封装置注水。
6.2.11 按“低压加热器程序控制程序”，投入低加水侧。
6.2.12 依次启动主机EH油站的EH循环油泵、EH油泵，投入EH油系统，油温
达40℃时，投入冷却器冷却水自动控制。
6.2.13 按“轴封系统控制程序”，向轴封系统供汽，检查轴封供汽母管压力0.007～
0.021MPa，低压轴封供汽温度120～180℃，调节整定值150℃，高压轴封
温差控制器整定值为85℃，当汽封蒸汽温度与调端高压缸端壁金属温度之差大于85℃时，通过温差控制器控制高压减温调节阀；启动轴抽风机，调整轴封冷却器为微负压(5～7KPa)。
6.2.14 按“真空泵控制程序”启动真空泵。
6.3.15 按“旁路系统控制程序”启动旁路控制站，旁路备用。
6.2.16 锅炉点火，按“汽机疏水系统控制程序”检查汽机侧疏水门应全开。6.2.17 按“电动给水泵控制程序”，启动电动给水泵。
6.2.18 按“高压加热器控制程序”，投入高加水侧。
6.2.19 随汽温、汽压的升高，投入旁路系统，投入条件：锅炉主汽温必须高于汽
缸温度50℃以上，且有56℃过热度；凝汽器真空在70KPa以上。调整旁路控制参数，实际动态检查旁路调节情况。
6.3 主机保护项目投入
检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入；主机保护项目见附录1。
7 机组首次启动
7.1 冲转参数：
机组启动均采用中压缸启动，参数如下：
主蒸汽压力：8.92 MPa；主蒸汽温度：360 ℃；
再蒸汽压力： 1.0MPa；再热汽温度：320 ℃；
凝汽器真空：＞80 kPa；
转子偏心率：小于原始值＋0.03 mm；
高、中压汽缸上、下缸温度差：＜42 ℃；
连续盘车时间：≥4h.
临界区：700到900rpm；1300到1700rpm；2100到2300rpm；2650到2850rpm。
7.2 冲转升速
7.2.1 以汽轮发电机组的主要控制方式。“操作员自动”
进入DEH控制主画面“AUTOCTL”,汽轮机挂闸前，运行人员观察到DEH主控画面的显示应为正常状态，检查DEH控制面板的指示灯和显示窗为正常状态；并确认进汽前的状态：
汽机在盘车；
主汽阀全关；
高压调节阀、再热主汽阀全开；
主蒸汽参数符合启动时主蒸汽参数的要求；
真空破坏阀关闭；
所有疏水阀全开；
7.2.2 机组挂闸：点击DEH主控画面“挂闸（Latch Turbine）”按钮,下侧显示状态“TRIPPED”，挂闸成功后，按钮下侧显示状态“RESET”。在主画面的“自动/
手动AUTO/MANU”上选择AUTO,控制方式由MANUAL变为AUTO。
7.3 低速检查
7.3.1 设置升速率150rpm/min，目标转速600r/min，汽机开始升速；
7.3.2 当转速大于盘车转速时，检查盘车装置的运行退出情况；
7.3.3 汽机首次冲转到400r/min后，手动打闸，摩擦听音检查；
7.3.4 重新挂闸升速，升速率150rpm/min；
7.3.5 升速至400r/min停留检查(15 20分钟)：
(1)盘车电机自动停止运行；
(2)倾听汽轮发电机组内部声音有无异常；
(3)监测机组轴承盖振动及轴振动；
(4)检查记录润滑油冷油器出入口及EH油温度应正常；
(5)检查记录推力轴承/支持轴承的金属温度及回油温度；
(6)检查记录汽机胀差/总膨胀/轴向位移等参数指示正常；
(7)检查记录缸体金属温度/上下缸温差及蒸汽参数值；
(8)检查汽机本体及管道疏水是否正常；
(9) 检查凝汽器真空正常/低压缸排汽温度低于80℃；
(10) 检查凝汽器/除氧器/加热器水位正常；
(11) 检查各辅机单体和分系统运行正常。
7.4 中速暖机
7.4.1 升速率150rpm/min，目标转速2000r/min；
7.4.2 当转速达到1000r/min时，停顶轴油泵，选择顶轴油泵自动模式；
7.4.3 按下“进行”按钮，汽机升速至2000r/min，停留暖机；
7.4.4 升速过程不可在共振区停留，注意测试轴系临界转速和各轴承处最大振动值；转子过临界转速时，任何一点轴振超过250μm和任何一点轴承盖振动超过100μm时打闸停机；
7.4.5 中速暖机时间大于150min，暖机过程中，按照冷态启动曲线将主蒸汽温度缓慢滑升至420℃，再热蒸汽温度缓慢滑升至355℃。
7.4.6 转速2000r/min暖机期间，检查记录项目同400r/min；
7.5 升速至3000r/min定速
7.5.1 中速暖机结束后，设定升速率300rpm/min，目标转速3000r/min；
7.5.2当汽机转速升至2900r/min时，汽机停止升速进入保持状态。DEH主控画面相应位置显示“保持（Hold）”。打开DEH主控画面，点击“主汽阀/调节阀切换（TV/GV CHANGE）”按钮，GV逐渐关闭，信息栏中TV/GV CHANGE IN PROGRESS 会变亮，当GV关闭到一定值时，TV逐渐打开。当TV全开后，切换完成，机组自动向3000RPM升速，“TV/GV CHANGE IN PROGRESS变暗。从DEH主控画面监视主汽阀和调节阀行程，观察从主汽阀到调节阀控制的切换过程。汽轮机此时处在调节阀控制之下。
7.6 定速3000r/min后的试验：
(1)对机组所有监视数据进行全面检查；
(2)远方/就地打闸试验，检查汽轮机所有进汽门及抽汽逆止门关闭正常；
(3)重新挂闸，以每分钟200r/min的升速率升速至3000r/min；
(4)进行安全装置在线定期试验；
(5)确认主油泵工作正常，停止交流润滑油泵，投入备用联锁，调整冷油器
冷却水量，使冷油器出口油温控制在40℃左右。
(6)进行电气并网前试验项目。
8 并网带负荷
8.1 并网带初负荷
8.1.1 配合电气并网，发电机并网立即带5％额定负荷，30MW；
注意观察主/再热汽温的变化，暖机30min。
8.1.2 以3MW/min的负荷变化率升至目标负荷54MW，然后再以3MW/min的负荷变化率升至目标负荷180MW暖机20 min，再热汽温达400℃以上；
8.1.3 暖机期间的主要检查项目：
a)机组振动、胀差、缸胀、轴向位移，各轴承金属温度/回油温度；
b)汽缸上下壁温差，润滑油压和油温/EH油压和油温；
c)凝汽器真空/排汽温度/水位；
d)发电机密封油及氢气系统压力和温度；
e)汽机疏水系统运行正常；
f)汽机所有辅助设备在正常状态；
g)根据冷态启动曲线，主汽、再热压力保持不变，温度按曲线参数滑升。
8.1.4 按“汽动给水泵程序控制控制程序”做汽泵启动前的准备工作。
8.2 汽门严密性试验和真实超速试验
8.2.1 带负荷暖机7小时结束，进行机组解列后超速试验，以3MW/min的负荷变化率减负荷至0MW，机组解列；
8.2.2 做自动主汽门和调节汽门严密性试验，试验方法见附录。
8.2.3 做真实超速试验，试验方法见附录。
8.3 再次并网带负荷
8.3.1 加负荷速率的确定
可根据机组工况，按照启动曲线设定升负荷率。
8.3.2 当负荷＞15%额定负荷时，低压缸喷水阀应关闭。
当负荷＞20%额定负荷时，检查气动疏水阀关闭。
8.3.4 当负荷达120MW时：
b) 逐渐开启高加进汽门，冲洗高加本体和高加疏水管道，冲洗合格后投入高压加热器；
c) 准备启动一台汽动给水泵。
8.3.5 当负荷达180MW时，厂用蒸汽切换为本机冷再蒸汽供给，投入一台汽动给水泵，电泵作为备用。
8.3.6 当负荷达300MW时，主汽压力达15MPa，进行下列检查及试验：
a)机组解列，作主汽门及调节汽门严密性试验
b)做机组甩50%负荷试验；
c)启动投入另一台汽动给水泵，两台汽泵并泵运行；
d)汽动泵汽源切换至四段抽汽供汽。
e)除氧器汽源切换至四段抽汽供汽。
f)轴封切换至冷再供汽。
g)辅助蒸汽联箱供汽切至四段抽汽供汽。
h)按抽汽压力由低到高顺序依次投入高、低加汽侧，调整疏水自动调节。
8.3.7 负荷率6MW/min，加负荷至480MW，主汽压力达18MPa，进行下列检查及试验：
a)做真空系统严密性试验；
b)试投CCS协调控制系统。
8.3.8 加负荷至600MW，主汽压力达24.2Mpa，进行全面检查，确认机组运行稳定，做机组甩100%负荷试验。
8.3.9 机组进入168小时连续运行。
9 机组热态启动要点
9.1 停机期间，连续盘车不得中断。
9.2 启动前，转子偏心率小于“原始值＋10μm”。
9.3 轴封选用与缸温相匹配的汽源。
9.4 启动蒸汽参数的确定应遵循“热态启动曲线”。
9.5 在汽机冲转至带初负荷期间，锅炉应控制汽温、汽压不变。
9.6 并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。
10 停机要点
10.1 正常停机
10.1.1 机组正常停机的降负荷速度遵循负荷和/或蒸汽状态变化时间推荐值曲线
中的规定。建议降负荷速率为6MW/min，压降速度＜0.10MPa/min，温降速度＜1℃/min。
10.1.2 降负荷时，注意检查汽机疏水阀(20%负荷时，打开所有疏水门)和低压缸
喷水阀动作情况。注意操作检查各相应负荷下，相关设备的汽源切换。10.1.3 空负荷试验交直流润滑油泵/顶轴油泵/盘车电机、密封油备用油泵应正常。
10.1.4 机组5%额定负荷打闸时，检查进汽阀和逆止阀应迅速关闭。
10.1.5 记录转子惰走数据，绘制汽机停机惰走曲线。
10.1.6 降速期间，检查顶轴盘车自动投入情况。
10.1.7 真空应保持到机组惰走400r/min以下，在真空到零之前，不允许中断轴
封供汽。
10.1.8 停机期间，注意监视汽缸温差情况并做好记录，严防汽缸进水。
10.2 故障停机
下列情况出现应立即破坏真空停机：
(1)轴承断油。
(2)汽机超速而保护未动。
(3)轴向位移、胀差大。
(4)机组发生剧烈振动或机内有金属摩擦声。
(5)氢系统爆炸或油系统着火不能及时扑灭。
(6)主再热汽或给水管道破裂，威胁机组安全时。
(7)主汽阀前主汽温度≥595℃，中压主汽阀前再热蒸汽温度≥595℃而在规
定时间内不能恢复正常。
(8)机组带额定负荷运行主汽温低至474℃、再热汽温低至510℃，而在规
定时间内不能恢复时。
(9)低压缸A或B排汽温度大于80℃，经处理无效，继续上升至121℃时
而保护不动作。
(10)发电机定子冷却水导电度达9.9μs/cm或定子冷却水中断而保护不动作，
或发电机定子线圈漏水，无法处理。
(11)DEH、TSI系统故障，致使一些重要参数无法监控，不能维持机组运行
时。
(12)高压缸排汽室内壁金属温度大于450℃，而保护不动作。
(13)汽轮机上、下缸温差大于50℃，内外壁温差大于。
(14)主汽超压，在一定时间内调整不到正常范围。
11 机组启动安全注意事项
11.1 定期化验EH油、润滑油，油质不合格禁止启动或运行。
11.2 本机不允许在不供轴封的情况下，启动真空泵和轴抽风机。
11.3 严格控制主汽、再热汽温及汽压的上升速度。
11.4 转子转动期间，注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音。
11.5 注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。
11.6 检查主汽、再热蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。
11.7 机组正常运行的时候，轴振应小于76μm。
11.8 主再热汽温5分钟内突降66℃时，应手动停机.
11.9后汽缸喷水动作：转速达到600r/min时自动投入，并在机组带上约15%负
荷前连续运行，同时当排汽缸温度超过70℃自动投入，后汽缸的极限温度为120℃。
11.10 如果汽机上、下缸金属温差超过56℃，则应立即停机。
11.11 汽轮机发电机组在汽轮机内部没有通风蒸汽时不应超时运行，通常不超
过1分钟。
11.12 轴封喷水：当高﹑中压汽封供汽温度小于150℃时，喷水气动隔离阀关闭。
11.13 机组启动及空负荷试运期间，注意监视高压缸排汽温度不得超过规定限制；
700到900rpm；1300到1700rpm；2100到2300rpm；2650到2850rpm。
化水整套启动调试方案
技术文件 编号：XJJG-HFWY-JS-TS-HX-FA001-2014 新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施 青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014年 12 月
新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施 编制：年月日 审核：年月日 批准：年月日 青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014 年 10 月
目录 目录.................................................... 错误!未定义书签。1．调试目的................................................. 错误!未定义书签。2．编制的依据............................................... 错误!未定义书签。3．系统及设备主要技术规范................................... 错误!未定义书签。 4. 调试应具备的基本条件..................................... 错误!未定义书签。 5. 调试范围................................................. 错误!未定义书签。6．调试操作程序和步骤....................................... 错误!未定义书签。 总体调试程序........................................................ 错误!未定义书签。 工艺部分的调试程序.................................................. 错误!未定义书签。 调试前的准备工作.................................................... 错误!未定义书签。 压缩空气系统吹扫.................................................... 错误!未定义书签。 容器的水冲洗及水压试验.............................................. 错误!未定义书签。 调试步骤............................................................ 错误!未定义书签。 设备整体启动与停运.................................................. 错误!未定义书签。 设备运行中注意事项.................................................. 错误!未定义书签。7．调试所需药器及质量....................................... 错误!未定义书签。 8. 危险源辨识及控制......................................... 错误!未定义书签。 9. 组织分工................................................. 错误!未定义书签。 10. 调试验评标准............................................ 错误!未定义书签。 附录1：风险分析............................................ 错误!未定义书签。 附录2：锅炉补给水系统调试检查卡............................ 错误!未定义书签。 附录3：化学专业分系统调试单位工程验收表.................... 错误!未定义书签。 附录4：技术方案交底记录表.................................. 错误!未定义书签。 1．调试目的 检验该系统工艺设计的合理性，检查设备、管道以及控制系统的安装质量；
电力行业标准之锅炉启动调试导则
锅炉启动调试导则 1 范围 本标准规定了新建、扩建和改建火电机组的锅炉和主要辅机设备分系统试运和机组整套启动阶段即锅炉的点火、升温、升压、带负荷调试的操作要领和技术指南。 本标准适用于国产400t/h(100MW级)及以上容量的锅炉；对于其他类型和容量的锅炉机组，可参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB12348 工业企业厂界噪声标准 GB/T16507 固定式锅炉建造规程 GB/T12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 GL/T 461-2004 燃煤电厂电除尘器运行维护导则 GL/T468-2004 电站锅炉风机选型和使用导则 GL/T561 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T610 200MW级锅炉进行导则 DL/T611 300MW级锅炉运行导则 DL/T794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL5031-1994 电力建设工及验收技术规范（管道篇） DL/T5047-1995 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇） DL/T5054 火力发电厂汽水管道设计技术规定 电建[1995]504号关于电力工程调试单位资质管理办法中华人民共和国电力工业部 1995 3 总则 3.1 编写目的 火力发电厂锅炉启动调试是保证锅炉高质量投运的重要环节。为适应电力工业的发展，规范锅炉的启动调试工作，特制定本导则。 3.2组织形式 a) 机组启动调试工作由试运指挥部全面组织、领导、协调，锅炉启动调试应由锅炉调试专业小组负责调试项目的开展； b) 锅炉专业调试小组应由调试、施工、生产、建设、监理、设计及制造等单位的工程技术人员组成，由调试单位任组长。 3.3 调试资质 a) 锅炉主体调试单位必须具备相应的资质，按电建[1995]504号文件的规定执行。 b) 锅炉专业小组主要负责人应具有三台400t/h或以上容量锅炉的调试经验，按业主要求参加初步设计审查和施工组织设计审查等工作，对首次采用的新产品，宜参与工厂的监造工作，根据以往调试中的经验教训，结合本工程的特点，提出改进意见，以利于调试工作的顺利进行。 c) 调试人员在调试工作中应具备示范操作、指导操作和监督操作的能力，当锅炉进入启动试运阶段时应参加值班工作，具体落实调试措施和解决、处理调试中出现的问题。 3.4 计量管理 调试采用的仪器、仪表均必须执行计量管理的相关规定，经过有相应资质的计量单位校验，且备有表示其在有效期内的校验合格证书。现场使用的仪器、仪表必须有产品标识及其状态标识，确保仪器、仪表在有效期内使用。 3.5 方案或措施 锅炉分系统及机组整套启动时的锅炉调试方案、措施宜经过运行、施工、制造、监理等单位讨论，经有关单位审批后实施。 3.6工作程序 a) 按照建设单位的要求，参加对锅炉部分的初步设计施工图纸的会审，并收集、熟悉、掌握锅炉设备、系统的详细资料。 b) 参加编制《启动调试大纲》的锅炉部分，明确锅炉调试项目及工作任务，并制定相应的调试工作计划和质量、安全管理措施。 c) 按照《启动调试大纲》及按与业主签订的合同要求，确定锅炉部分调试项目，并编写相应的调试措施。措施的主要内容为：设备概况、规范、特性参数；调试前必须具备的条件；调试项目及工艺；所采用的调试仪器、仪表的型号、规格；验收控制的技术标准；安全措施；组织分工；附录（根据设备系统调试需要或业主要求编写）。 d) 调试措施的会审（交底）的主要内容：试验应具备的条件，调试工艺，并解答会审单位提出的问题。根据会审单位的建议和修改意见，对调试措施进行增补和修改，成为调试措施正式稿，在项目调试中遵照执行；并在雕式措施实施前，对参加该项目的有关人员进行技术交底。 e) 按照措施要求进行调试准备，主要包括调试仪器、仪表的准备，设备系统的检查验收。
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
锅炉化学整套启动调试技术方案
×××一期工程2×300MW机组化学整套启动调试技术方案
编制：年月日 审核：年月日 会审： 建设单位年月日生产单位年月日施工单位年月日监理单位年月日设计单位年月日质保：年月日审定：年月日批准：年月日 ·本方案由×××（集团）有限公司提出 ·本方案由×××（集团）有限公司质保部归口管理 ·本方案由×××一期工程2×300MW试运总指挥批准
目录 1 目的及适用范围 (1) 2 系统概况 (1) 3 职责分工 (2) 4 编制依据 (3) 5 引用标准 (3) 6 应具备条件及准备工作 (3) 7 调试作业程序 (4) 8 质量标准及记录 (6) 9 安全措施 (7) 10 附录 (7)
1 目的及适用范围 1.1 对化学专业各系统及设备进行投运及调整试验，并在调试期间进行监督，在保证机组用水量充足和水质合格的同时，使机组在整套启动期间各化学监督指标符合有关标准。 1.2 本方案适用于×××一期工程2×300MW燃煤机组化学整套启动调试。 2 系统概况 2.1生水石灰预处理系统 生水石灰预处理系统由中国华电工程（集团）有限公司提供的成套设备。系统设计出力为1700 m3/h。水源地来生水经两座出力为1000 m3/h的机械加速澄清池加药处理后，一部分送往主厂房经冷却辅机后补入循环冷却水系统，一部分直接补入循环冷却水系统。澄清池加药包括：石灰加药系统、聚凝剂及助凝剂加药系统、加酸系统。石灰加药系统采用两座150m3石灰粉筒仓，底部带振荡料斗和干粉计量给料机配制石灰乳，利用泥浆泵打至澄清池第一反室中；聚凝剂加药系统采用聚合硫酸铁溶液作为絮凝剂，由计量泵按进水比例投加到澄清池；加酸系统采用浓硫酸，根据加酸后的澄清池出水pH信号，采用计量泵投加到澄清池出水管。 2.2 锅炉补给水处理系统 锅炉补给水处理设备由西安创源水处理工程有限责任公司提供。生水石灰预处理系统来水经过滤、一级除盐、混床处理后贮存于两个1500m3的除盐水箱备用。系统设备布置为2列，机组正常运行时，一列设备运行，在机组启动或事故情况下，2列设备同时投入运行。系统正常运行出力 80.25t/h，最大出力141.75t/h。系统采用程序控制操作，主要阀门采用气动阀。 2.3 凝结水精处理系统 凝结水精处理系统主要设备由中国华电工程（集团）有限公司成套提供。混床串接于凝结水泵和轴封加热器之间，采用中压系统。两台机组共用一套体外再生装置，再生采用高塔分离技术。每台机组设置250容量高速混床，并联运行，实现凝结水100%处理。每台机组凝结水精处理装置配置一套再循环系统和一套0-50%-100%旁路系统。当凝结水温高于50℃或精处理装置进出口压差超过设计值0.35MPa时，100%旁路门自动打开后，关闭混床进出口母管门；当一台混床失效时，旁路门打开50%容量后，退出失效混床运行。单台混床正常出力为379t/h，最大出力为454t/h。系统采用程控操作。 2.4 凝结水、给水及炉水加药系统 加药系统由南京国能环保工程有限公司提供。凝结水采用加氨处理，给水采用加氨和二甲基酮肟处理，炉水采用加磷酸盐处理。各加药泵根据各流量信号或从水汽取样装置采集的数据信号进行
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
整套启动调试措施讲解
陕西华电瑶池发电有限公司#2机组整套启动试运措施 （汽机部分） 批准： 审核： 会审： 编写： 陕西华电瑶池发电有限公司 生产技术部 二零一一年七月二日
目录 1．组织分工及工期控制 2．编制依据 3．试运质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．试运范围 6．启动前应完成的分部试运和试验项目7．整套启动试运程序 8．汽轮机首次冷态启动 9．汽轮机温、热态启动 10．带负荷试运 11．机组正常停机 12．主要系统的运行方式 13．试运安全注意事项
#2机组整套启动试运组织技术措施 为检验、指导、规范#2机组设备试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行；并检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠以及检查设备的运行情况，检验机组整体及系统性能，发现并消除可能存在的缺陷，特制订本措施。 1.组织分工及工期控制 1.1 组织分工 1.1.1 总指挥：朱松柏组织、协调 1.1.2 生产技术部：王晓维试运全过程协调 汽机专工试运全过程协调、验收 当值值长负责指挥运行人员配合 1.1.3 安监环保部：负责试运过程的安全监督。 1.1.4 发电部：史新平、刘彬科、张建锋负责指挥机组启动的协调、监护工作。 1.1.5 设备维护部：负责监督、协调、验收及消缺工作。 1.1.6 工程公司：负责整个启动过程中的检查、消缺、配合工作。 1.2 工期控制 1.2.1 冷态启动从冲转到定速2.5小时。 1.2.2 机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、ETS保护动作停机（如低真空等）用时1.5小时。 1.2.3 电气试验用时由电气专业决定。 1.2.4 调速汽门严密性、喷油试验用时约40分钟。 1.2.5 机械超速试验用时约40分钟。 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（1996 年版）》 2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版） 2.4《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版） 2.5 设计图纸及说明书 2.6 汽轮机厂家提供的有关技术资料 3 试运质量目标： 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，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。 4 系统及主要设备技术规范 4.1 系统简介 瑶池发电有限公司#2汽机系东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535 型，该机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高、中压转子采用整锻结构，高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构。 4.2 汽轮机主要技术规范： 型号：NZK200—13.24/535/535 型
机组锅炉整套启动调整措施
技术文件 编号： 金龙北郊热电2×50MW供热机组工程#1机组锅炉整套启动调整措施 项目负责： 试验人员： 措施编写： 措施校阅： 措施打印： 措施初审： 措施审核： 措施批准： 批准日期：年月日 内蒙古能源发电投资有限公司 电力工程技术研究院
1．概述 本锅炉为北京锅炉厂制造生产，锅炉型号为BG260/9.8-M型，自然循环汽包炉，呈∏型布置，单炉膛，燃烧器四角布置，双切圆燃烧，固态排渣。过热蒸汽温度调节采用两级给水喷水减温，制粉系统采用2套钢球磨煤机中间仓储式乏气送粉系统，设计煤粉细度R90不大于21%。全炉共布置4支油枪，单支出力为1t/h，总出力相当于25%负荷输入热量。 燃烧器为四角布置切向燃烧、直流式煤粉燃烧器。采用双切圆布置方式，假想切圆直径分别为Φ350和Φ650的逆时针切圆，燃烧器上一次风喷口中心到屏底距离为10.990 m，下一次风喷口中心到冷灰斗拐点距离为1.914m，每角燃烧器共布置9层喷口，包括3层一次风喷口，6层二次风喷口（其中底层布置有燃油装置）。 1．1 锅炉主要技术参数为： 额定蒸发量： 260t/h 过热蒸汽出口压力: 9.8MPa 过热蒸汽出口温度： 540℃ 给水温度： 215℃ 冷风温度： 25℃ 排烟温度： 136℃ 锅筒压力： 11.2MPa 计算燃料消耗量: 29t/h 锅炉计算效率： 91.6% 1．2 锅炉主要附属设备规范：
1.4 燃煤煤质
2.锅炉调试程序 2.1.冷态调试程序 冷态调试主要是点火前的各系统检查和各项冷态试验。其调试顺序如下: 冷态各系统检查—→减温水系统水冲洗—→ 冷态通风试验—→工作压力水压试验—→联锁、保护、程控试验。 各工序的具体试验方法见相应的措施。 2.2.热态调试程序 热态调试是点火后的各项调整试验。 热态调试顺序如下: 锅炉点火—→蒸汽吹管—→安全阀整定─→蒸汽严密性 试验—→停炉—→恢复系统点火—→汽机冲转—→汽机、电气试验—→制粉、投粉—→72小时试运行 各工序的试验方法和要求见相应的措施。 3.减温水系统水冲洗 具体方案详见《榆林金龙工程#1机组锅炉减温水冲洗措施》。4.锅炉冷态通风试验 具体试验方案详见《榆林金龙工程#1机组锅炉冷态通风试验措施》。 5.锅炉启动 5.1.锅炉启动前应具备的条件。 5.1.1.锅炉安装、超水压试验及保温工作全部结束，锅炉风压试验合格。
锅炉整套启动调试措施解析
工程代号0306-6152 密级一般 专业代号605 目录号08 山东胜利电厂#3机组锅炉整套启动调试措施 （ A 版/0） 编制： 审核： 批准：
山东电力研究院 2003年5月27日 1、概述 山东胜利发电厂300MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司按引进技术生产制造的亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，配300MW机组，锅炉型号为SG-1025/17.44-M851，平衡通风，采用BBD3854双进双出式钢球磨煤机，正压直吹式制粉系统，单炉膛，四角切圆燃烧方式。 1.1 额定工况及各设计工况主要参数见下表
1.2 燃料 由山西太原、晋中地区的贫瘦煤，山西阳泉的无烟煤和淄博矿物局的贫瘦煤，分别按60%、20%、20%的比例混合而成。当燃用校核煤种，锅炉的安全性和最大连续负荷均可得到保证。煤质资料见下表。
2、调试目的 2.1 考核锅炉的性能、参数是否达到制造厂的保证条件,鉴定机组的安装、调试质量是否达到标准要求; 2.2 通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题,以尽快地
加以处理,保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。 2.3 通过调试，实现满负荷连续试运，参数符合调试大纲要求。 3、编制的依据 3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 3.2《火电工程启动调试工作规定》 3.3《火电施工质量检验及评定标准》第十一篇，调整试运 3.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 3.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》 3.6 山东电力局《基本建设调试全过程管理办法》 3.7《胜利发电厂#3机组整套启动调试大纲》 3.8《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 3.9 制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等 4、调试的范围 4.1 与运行有关的锅炉侧所有设备; 4.2 锅炉侧所有的系统。 5、调试的组织与分工 5.1 整套启动调试工作在整套试运组的领导下,由调试人员、施工人员、运行人员及安全、保卫、后勤供应等人员通力合作,共同进行; 5.2 电力研究院负责启动调试方案的编制,并进行整套启动调试工作的技术指导; 5.3 电厂根据整套启动的调试方案及运行规程,负责电厂的运行操作,并根据调试大纲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,另外,应积极配合调试人员完成调整试验及有关煤、灰、渣、煤粉的化验工作。 5.4 施工单位负责整套启动调试过程中的设备与系统的消缺、维护,实施调试中的临时措施,并积极配合调试人员完成试验,配合运行人员进行运行操作。
锅炉整套启动调试方案
安全性 □对信息系统安全性的威胁 任一系统，不管它是手工的还是采用计算机的，都有其弱点。所以不但在信息系统这一级而且在计算中心这一级(如果适用，也包括远程设备)都要审定并提出安全性的问题。靠识别系统的弱点来减少侵犯安全性的危险，以及采取必要的预防措施来提供满意的安全水平，这是用户和信息服务管理部门可做得到的。 管理部门应该特别努力地去发现那些由计算机罪犯对计算中心和信息系统的安全所造成的威胁。白领阶层的犯罪行为是客观存在的，而且存在于某些最不可能被发觉的地方。这是老练的罪犯所从事的需要专门技术的犯罪行为，而且这种犯罪行为之多比我们想象的还要普遍。 多数公司所存在的犯罪行为是从来不会被发觉的。关于利用计算机进行犯罪的任何统计资料仅仅反映了那些公开报道的犯罪行为。系统开发审查、工作审查和应用审查都能用来使这种威胁减到最小。 □计算中心的安全性 计算中心在下列方面存在弱点： 1.硬件。如果硬件失效，则系统也就失效。硬件出现一定的故障是无法避免的，但是预防性维护和提供物质上的安全预防措施，来防止未经批准人员使用机器可使这种硬件失效的威胁减到最小。 2.软件。软件能够被修改，因而可能损害公司的利益。严密地控制软件和软件资料将减少任何越权修改软件的可能性。但是，信息服务管理人员必须认识到由内部工作人员进行修改软件的可能性。银行的程序员可能通过修改程序，从自己的帐户中取款时漏记帐或者把别的帐户中的少量存款存到自己的帐户上，这已经是众所周知的了。其它行业里的另外一些大胆的程序员同样会挖空心思去作案。 3.文件和数据库。公司数据库是信息资源管理的原始材料。在某些情况下，这些文件和数据库可以说是公司的命根子。例如，有多少公司能经受得起丢失他们的收帐文件呢?大多数机构都具有后备措施，这些后备措施可以保证，如果正在工作的公司数据库被破坏，则能重新激活该数据库，使其继续工作。某些文件具有一定的价值并能出售。例如，政治运动的损助者名单被认为是有价值的，所以它可能被偷走，而且以后还能被出售。 4.数据通信。只要存在数据通信网络，就会对信息系统的安全性造成威胁。有知
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；
锅炉整套启动技术措施实用版
YF-ED-J6518 可按资料类型定义编号 锅炉整套启动技术措施实 用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
锅炉整套启动技术措施实用版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 一、锅炉启动前准备 1. 燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格。 2. 各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件并按规定投运。 3. 所有热力机械工作票已结束并收回，临时设施已拆除，冷态验收合格。 4. 动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事故照明、通讯设备齐全良好。 5. 按有关检查卡对系统及设备进行全面
检查确认。 6. 炉膛、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器等处无渣块和杂物，管壁清洁，炉墙完好，烟风道人孔门、看火、打焦孔、检查孔完好，确认内部无人后，关闭各孔门。膨胀指示器刻度清晰，指示正确。 7. 所有油枪，高能点火器已清理干净并进退灵活，所有油枪滤网已清理干净。 8. 检查燃烧器摆动灵活，摆动角正确，开度指示与实际相符。 9. 点火前8小时，投入电除尘灰斗及磁轴加热，投入振打装置。 10. 检查制粉设备系统正常，原煤斗上一定的煤量，磨煤机油系统试验及启动正常。 11. 各安全阀、动力泄压阀部件完好，疏
30万煤粉机组锅炉整套启动调试措施
30万煤粉机组锅炉整套启动调试措施
GC-FA-2003-423 徐州华润电力有限公司彭城发电厂 #3机组锅炉整套启动调试措施 编制单位：江苏省电力科学研究院有限公司会审单位：徐州华润电力有限公司彭城发电厂 山东省电力建设第三工程公司 山东诚信工程监理公司出版日期： 2004 年 4 月版次：第 1 版
本措施于年月日经徐州华润电力有限公司彭城发电厂、山东省电力建设第三工程公司、山东诚信工程监理公司、江苏省电力科学研究院有限公司四方讨论通过。 编写：徐伟 审核：睢彬 审定：帅云峰 批准：刘凯
目录 1. 编制依据 (1) 2. 整套启动的目的 (1) 3. 整套启动的设备 (1) 4. 锅炉整套启动的范围 (5) 5. 整套试运的条件 (6) 6. 锅炉启动前的检查与试验 (8) 7. 安全技术要求 (11)
1.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范（1996年版）》 1.2《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》 1.3《火电工程启动调试工作规定》 1.4锅炉制造厂编制的产品说明书 1.5设计院的热力管道设计图 2.整套启动的目的 锅炉整套启动是使新安装锅炉本体及其辅助设备、系统能够正常运行，考验设备、系统及其各项保护、自动的运行情况，暴露并消除缺陷，使锅炉系统顺利通过168小时试运行，移交试生产。 3.整套启动的设备 3.1锅炉设备简介 彭城发电厂二期工程2×300MW国产燃煤机组锅炉为东方锅炉厂制造DG-1025/18.2-Ⅱ12型，亚临界、单炉膛、平衡通风、四角切园燃烧、一次中间再热、自然循环汽包炉。制粉系统采用中速磨冷一次风正压直吹式，每台锅炉配置5台中速磨煤机；独立密封风系统，每台磨煤机配1台密封风机。 3.3煤质 正文第 1 页共 11 页
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
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
枣庄整套启动调试方案提交版word版
枣庄热电有限公司2×220t/h机组 烟气脱硫工程 整套启动调试方案 编写： 审核： 批准： 浙江省温州市同正环保工程有限公司 枣庄南郊热电项目部 2011年06月
目录 1.目的 (1) 2.工程概述 (1) 3.编写依据 (1) 4.整套启动调试条件要求与流程 (2) 5.调试质量目标及调试质量控制措施 (3) 6.安全措施 (5) 7.主要设计数据 (8) 8.FGD系统总联锁 (11) 9.FGD系统投入前的准备 (12) 10.系统通烟气启动 (12) 11.FGD系统的正常运行 (16) 12.FGD系统正常停运 (18) 13.FGD系统故障处理 (21) 14.组织分工 (23) 附表
1 目的 FGD系统在安装完毕并完成单体、分系统试运后，须通过规定时间的整套试运行，对设计、施工和设备质量进行全面考核。以便检查FGD的设计是否合理，设备是否达到额定出力，FGD运行参数是否符合设计要求等等。调试要保证FGD系统能安全顺利地完成整套启动并移交生产，发现并解决系统可能存在的问题。使之投产后能安全稳定运行，尽快发挥投资效益，为环保作贡献。 2 工程概述 枣庄南郊热电有限公司现有2×220t/h循环流化床锅炉，为了保护电厂周围的生产、生活环境，并使锅炉排放的烟气达到国家的排放标准，满足地方环保要求，需配套建设烟气脱硫装置。 该技术方案采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术，2×220t/h锅炉采用一炉一塔的配置方式，脱硫装置最重要的吸收塔采用世界上最先进的、阻力在各种脱硫塔中最小的逆流喷淋空塔，脱硫塔均按锅炉100%BMCR工况设计；脱硫公用系统的容量按三台锅炉100%BMCR（3号炉为备用炉，现未上）工况设计。脱硫吸收剂为石灰石粉。 3 编写依据 1> 电建[1996]159号，《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》 2> 建质[1996]40号，《火电工程启动调试工作规定》 3> DL/T 5047-95，《电力建设施工及验收技术规范－汽轮机组篇》 4> DL/T 5047-95，《电力建设施工及验收技术规范－锅炉机组篇》 5> 1996年版，《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 6>2001年版，《火电机组达标考核标准》 7>2001年版，《火电机组达标投产动态考核办法》 8>建标[2000]241号《工程建设标准强制性条文》电力工程部分 9>2006年版《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 10>制造和设计部门的图纸、设备安装及使用说明书。 11>相关的工程合同、调试合同和技术协议等。
锅炉整体启动方案
****135MW全燃气余能电厂整套启动调试方案 编写： 审核： 审定： 批准： 2011年4月
目录 1 调试目的-------------------------------------------------------------------------- 1 2 调试依据及标准-------------------------------------------------------------------- 1 3 锅炉整套启动调试工作的进行步骤---------------------------------------------------- 1 4 锅炉整套启动应具备的条件---------------------------------------------------------- 1 5 锅炉整套启动调试------------------------------------------------------------------ 2 6 机组带负荷阶段的注意事项---------------------------------------------------------- 6
锅炉整套启动调试方案 1 调试目的 通过调试，完成锅炉首次点火、升压工作，完成锅炉相关的热控、电气、化学设备的试运行，完成锅炉主蒸汽、再热器系统的检查和吹洗、给水系统试验、严密性试验、安全阀整定、燃烧调整等试验，并作好调试质量评定记录，配合机、电、热控做好各项试验。 2 调试依据及标准 2.1 调试应严格遵循以下有关规程： 部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》； 部颁《电力建设施工及验收技术规范锅炉篇（1996年版）》； 部颁《火电工程启动调试工作规定》； 部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》； 部颁《火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）》； 部颁《电力建设工程调试定额（1996年版）》； 制造商《调试指导书》、《逻辑图》、《系统流程图》、《热力特性曲线》、《系统设计说明》； 杭州锅炉集团股份有限公司《NG-400/13.7-Q锅炉使用说明书》； 锅炉专业其它制造商有关系统及设备资料。 2.2 调试质量标准 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关整体启动的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上。 3 锅炉整套启动调试工作的进行步骤 3.1 锅炉整套启动试运按空负荷试运、带负荷试运及满负荷72小时试运三个阶段进行。 3.2 第一阶段（空负荷） 锅炉启动，配合汽机冲转、协助完成汽轮发电机组、电气设备并网前的各项试验。 3.3第二阶段（带负荷） 机组带负荷运行, 在此期间锅炉要完成减温水系统、锅炉洗硅、汽水品质调整，燃烧调整试验，锅炉蒸汽严密性检查，锅炉安全阀校验等各项工作，以及配合仪控进行CCS负荷扰动试验、RB试验、50%和100%甩负荷试验及汽机超速试验。 3.4 第三阶段（满负荷72小时） 锅炉启动，升温升压，完成满负荷72小时试运行。 4 锅炉整套启动应具备的条件 4.1 锅炉水压试验合格，汽水系统各阀门等部件严密不漏。 4.2 锅炉酸洗及冲管工作已完成，且两阶段内发现的缺陷已处理完毕。 4.3 锅炉冷态通风、风量标定及调平试验已完成。 4.4 锅炉设备、系统全部按正常运行要求连接好，安全阀已恢复投用状态。