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
表监测系统的电气保护。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、TSI监测系统、电调节器的超速保护等组成。
汽轮发电机组的主要辅助设备有：给水泵、凝结水泵、射水抽气器、射水泵、除氧器、疏水泵、高压油泵、交流润滑油泵、事故油泵、循环水泵、冷却水塔等设备。
3.2机组的主要技术规范
3.2.1 汽轮机技术规范
(1) 产品型号：BN7.5—2.29/0.2
(2) 额定功率：7.5KW
(3) 经济功率：7.5KW
(4) 最大功率：9.0KW
(5) 额定转速：3000 r/min
(6) 旋转转向：顺汽流方向看为顺时针
(7) 主进汽额定压力：2.29+0.16-0.2 MPa（绝压）
(8) 主进汽额定温度：370 +15-15℃
(9) 补汽压力：0.2+0.1-0.05MPa（绝压）
(10) 补汽温度：150℃
(11) 额定进汽量：--------t/h
(12) 最大进汽量：------t/h
(13) 凝汽压力：---------MPa（绝对）
(14) 临界转速：～------- r/min
(15) 循环冷却水温：正常------ ℃，最高----------- ℃
(16) 额定转速时振动值：≤0.03mm(全振幅)
(17) 临界转速时振动值：≤-------mm(全振幅)
3.2.2 调节保安系统技术规范(额定转速下)
(1) 转速摆动值：≤-------rpm
(2) 转速不等率：3～6%
(3) 调节器调速范围：0～3390rpm（可调）
(4) 主油泵压增：1.9MPa
(5) Ⅰ路脉冲油压与主油泵进口油压差：0.9MPa
(6) 电调超速保护：3270rpm
(7) 危急遮断器动作转速：3300～3360 rpm
(8) 轴向位移保安装置动作时转子相对位移值：1.5mm
(9) 高压油动机行程：200mm
(10) 润滑油压：0.08～0.12 MPa
3.2.3 发电机技术规范
(1) 型号： QF-9.0-2
(2) 额定功率：9.0MW
(3) 额定容量：------- MV A
(4) 功率因数：0.8（滞后）
(5) 额定电压：6600 V
(6) 额定电流：984A
(7) 励磁电流：100A
(8) 额定转数：3000rpm
4调试范围
调试范围包括：
(1) 汽轮发电机组本体，包括汽轮机和发电机本体设备等。
(2) 主蒸汽系统。
(3) 补汽系统。
(4) 主给水系统，包括给水泵。
(5) 凝结水系统，包括凝结水泵和疏水泵等。
(6) 给水除氧系统，包括轴封加热器、除氧器等。
(7) 循环水系统，包括循环水泵、冷却水塔等。
(8) 真空系统，包括射水抽气器等。
(9) 汽机油系统，包括油泵和冷油器等。
(10) 涉及上述系统的热控仪表、自动、保护装置及DCS系统。
5.组织与分工
5.1 调试阶段在试运指挥组的领导下，启动试运工作由业主运行人员、安装人员、承包商调试人员分工协作，共同完成试运工作。
5.2 在调整试运工作中，应严格分工，各司其职，各负其责。机组试运行由业主电厂运行人员负责操作，设备维护及消缺工作由安装人员负责，机组启动运行的指挥工作由承包商调试人员负责。
5.3并网后的升降负荷由调试人员汇同值班负责人统一安排。
6试运调试条件
6.1.1 试运现场的正式照明、事故照明齐全、可靠。除氧器、凝汽器的水位计等处必须有专用照明。
6.1.2 现场清理干净，脚手架拆除，平台、栏杆完善、沟盖板应铺设完毕。
6.1.3 厂房和厂区的排水沟道畅通，工业、生活用水和卫生设施应安装完毕，并能使用。
6.1.4 厂房内应有足够的消防器材，消防水已通水处于备用状态。
6.1.5 各试运岗位的正式通讯装置齐全、可靠。因试运要求设备的临时岗位应有可靠的通讯联络措施。
6.1.6 对设备和系统进行全面详细的检查，确认符合运行要求；参与试运的设备系统均已分部试运或吹洗、冲洗合格，具备运行条件。
6.1.7 除氧器水箱和疏水箱清理干净，真空系统严密性检查合格。
6.1.8 各转动机械4～8 小时分部试运合格，泵的联锁保护试验动作可靠。
6.1.9 油循环完毕，油质经检验合格，并备有足够的备用油；油箱内油位正常，油面指示器的浮筒、现场油位计动作灵活。
6.1.10 系统的各种压力表、温度表、流量表、水位、位移、转速、电流等表计安装调试完毕，指示正确。
6.1.11 热机的声光报警信号、事故按钮及联锁保护等已试验完毕，动作正常可靠。
6.1.12 各手动门、电动门经开关试验良好，传动装置调整试验符合要求。
6.1.13 设备的基础二次浇灌已达到设计要求。
6.1.14 设备及管道的保温工作已完毕，支吊架牢固可靠。
7 准备工作
7.1 成立试运组织，制定和审批好各项措施，使试运工作在统一的指挥下进行。
7.2 生产运行人员配齐，经正规上岗培训，考试合格，能胜任运行操作及事故处理。
7.3 生产单位应具有经过审批的运行规程、各类工作票和操作票。运行单位应在现场张挂符合实际的调节系统和热力系统图，设备及阀门挂上与系统图相符标牌。
7.5 参加试运的各有关单位应分别备齐设备的易损坏的备品备件、试运及试验的仪器、材料、工器具、记录表格。
7.6 汽机及主控室内有明显标志隔离，闲杂人员不得入内，试运行人员佩带试运证。
8.调试项目和程序
8.1 汽轮机静止状态下的试验
8.1.1启动低压电动油泵，检查
(1) 润滑油压及轴承回油量；
(2) 油路严密性；
(3) 油箱油位。
8.1.2启动高压电动油泵，进行保安装置动作试验：
(1) 启动盘车装置；
(2) 将各保安装置挂闸；
(3) 分别开启主汽门和调节汽门，使各保安装置动作，检查主汽门、调节汽门、补汽门是否迅速关闭；
(4) 检查合格后，将各保安装置重新挂闸，启动阀手轮关到底。
(5) 检查主汽门是否关严。
(6) 电调复位。
8.1.4 危急遮断油门试验
危急遮断油门挂闸，将主汽阀、调节汽阀、单向关闭阀、补汽阀开启。手拉手动停机阀手
柄，主汽阀、调节汽阀和补汽阀应关闭，试验二次。
8.1.2 电磁阀试验
主汽阀、调节汽阀和补汽阀开启，在主控室手按停机按钮。主汽阀、调节汽阀、补汽阀均应关闭。
8.1.3 轴向位移保护试验
当轴向位移为±1.5mm时电磁阀动作。用模拟设置法试验。
8.1.4 轴承回油温度高保护
回油温度≥65℃、轴瓦金属温度≥85℃报警，回油温度≥70℃、轴瓦金属温度≥100℃停机。用模拟设置法试验。
8.1.5 凝汽器真空低保护
真空降至－84kPa时报警，
真空降至－60kPa时停机。
用模拟设置法试验。
8.1.6 发电机主保护动作试验
发电机主保护动作后，信号发至电磁阀，动作同8.1.2 。
8.1.7 润滑油压低联锁保护
当润滑油压下降至0.055MPa时，报警；
润滑油压下降至0.04MPa时，启动交流润滑油泵；
当润滑油压下降至0.03MPa时，停机；
当润滑油压下降至0.015Mpa时，停盘车；
当润滑油压下降至0.015Mpa时，电动盘车不得投入。
8.2 汽轮机在空载状态下的调整与试验
8.2.1 润滑油压调整
润滑油压调整至0.08～0.12 MPa范围内。
8.2.2 主油泵与辅助油泵的切换：
监视主油泵出口油压及润滑油压。当主油泵出口油压升到 1.9MPa时，高压油泵油泵应能自动停止运行；当主油泵出口油压低于1.7MPa，高压油泵油泵应能自动启动。
8.2.3主汽阀严密性试验：
(1) 主汽阀全关后记录转速随时间变化的情况。
(2) 转速下降后，辅助油泵应自动投入。否则，应手动投入。
(3) 注意调整汽封，监视运行情况。
(4) 若主汽阀严密，转速应逐渐下降，否则转速将稳定在一固定数值上。
(5) 试验完毕后，逐渐开启主汽阀至3000r/min。
8.2.4危急遮断器喷油试验：
将切换阀手柄压下，危机遮断油门从保安系统切除，旋转注油阀手轮到底，喷射油通过主油泵轴进入危机遮断器底部，危机遮断器飞锤在离心力和有压力的作用下飞出，将危急遮断器油门挂钩打脱。
危机遮断器动作后，先关闭注油阀，用复位阀使危机遮断器油门重新挂闸，然后放松切换阀手轮，使危急遮断油门重新并入保安系统。
8.2.5 超速试验：
汽轮机第一次启动应进行超速动作试验，超速动作试验应在带20%额定负荷运行一小时后进行。将负荷降到零，然后：
(1) 进行危急遮断器喷油试验；
(2) 进行电超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提升至3270rpm，电调超速保护应动作；
(3) 进行机械超速试验，将转速提升至3300-3360rpm，此时危机遮断器应动作，否则立即手动手击危机遮断器油门，停机调整危机遮断器动作转速。（电调在3390rpm自动停机）；(4) 危机遮断器动作后，等转速降至3060～3030rpm时复位。危急遮断油门动作，主汽阀、调节汽阀、补汽阀均应关闭。记录动作时的转速；
(5) 超速试验应连续进行三次，前两次的动作转速差不应超18rpm 。第三次动作转速和前两次动作转速的平均值相差不应超过30rpm 。如动作转速不符合要求，则应调整危急遮断器弹簧的预紧力；
注意事项：
(1) 试验过程中，辅助油泵应能随时启动。
(2) 监视机组振动，轴向位移及油压等数值，如出现异常情况，立即采取措施。
(3) 分别在机头、主控室监视转速，如果转速升至3360r/min 时危急遮断器仍未动作，立即打闸停机，并注意辅助油泵是否自启。
(4) 升速应均匀连续地进行，不得在高速下长时间停留。
8.2.6机组惰走曲线
第一次定速后停机时可做该试验，并绘出该机组的惰走曲线。
9 整套启动及试运
试运前调试人员应向运行人员认真进行措施交底，避免盲目指挥和违章操作现象，系统操作时一定要注意防止汽水烫伤和触电等故障的发生，确保设备、人身安全。
9.1 冲转前的准备工作：
9.1.1 按现场运行规程要求，检查各系统处于准备启动状态。
9.1.2 检查热工仪表极其附件的完整性。并对各项指标报警、保护信号等进行检查。
9.1.3 联系化学向除氧器上水至上部水位计的2/3左右。
9.1.4 完成给水泵联锁试验，维持一台泵运行向锅炉供水。
9.1.5 对油系统进行检查油质合格，油位正常，系统无漏油，各阀门按规程开启正确。电调节器自检合格。各保安装置处于断开位置。
9.1.6 测量滑销系统间隙，记录检查结果，各滑动面注润滑油。
9.1.7汽水系统检查
9.2电动主汽阀前暖管：（与锅炉升压同时进行）
9.2.1全开排大气疏水门，逐渐提升压力至0.2～0.3MPa，金属温升速度不超过5℃/min，暖管20-30分钟。当隔离汽门汽温达到130～150℃时，低压暖管结束。
9.2.1升压暖管按下述：
压力（MPa）升压速度（MPa/min）温升速度（℃/min）
0.3-0.4 0.05 5
0.6-1.5 0.1 5
1.5-
2.3 0.1 5
升压过程中，应根据疏水量调整疏水门的开度，减少工质损失。
9.3启动辅助油泵，在静态下对保安系统试验（见8.1）。
9.3.1启动顶轴油泵，启动盘车装置。
9.3.2切换至高压油泵，进行保安装置动作试验。（见8.1）
9.4暖管（到自动主汽门前）
从隔离汽门前到主汽门的主蒸汽管暖与暖机同时进行。
9.5启动凝汽系统抽真空
9.5.1启动循环水泵
(1) 全开凝汽器循环水出口阀门，稍开进口阀门。
(2) 启动循环水泵，全开进口阀门。
9.5.2 开启凝结水再循环阀门，关闭凝结水进疏水箱阀门。
9.5.3试开两台凝结水泵，联动试验后，投入一台使用。
(1) 向凝汽器汽侧冲水至热水井3/4处；
(2) 开启凝结水泵进口阀、空气阀、水封阀；
(3) 启动凝结水泵，缓慢开启水泵的出口阀门。
(4) 启动射水泵，凝汽器抽真空。
(5) 冲转前向轴封供汽，均压箱压力控制在0.003-0.03MPa。启动真空应达到0.055-0.06MPa。
9.6冷态启动
9.6.1启动条件
主蒸汽参数（主汽阀前）
温度为：350-～360℃
压力为：1.5～1.6MPa
真空度：约0.055-0.06MPa
润滑油压在0.08～0.12 MPa，温度在25℃以上。
9.6.2 投入轴封冷却器，向轴封供汽。当均压箱进汽温度大于300℃时，应喷水降温，调整风门使汽侧压力为0.097-0.099MPa（绝）。
9.6.3开启电动隔离汽门
9.6.4确认电调自检合格后，进入启动模式，选择“手动”或“自动”方式启动机组。手按电调
节器操作面板上的“RESET”“RUN”键；
9.6.5 转子冲转后，检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常的响声，转速超过盘车转速时，盘车齿轮脱开，盘车电机停转。
9.6.6 转速超过200rpm时，可停下顶轴油泵。
9.6.7 当轴承进油温度高于40-45℃时，投入冷油器。保持冷油器出口油温保持在35-45℃。
9.6.8 汽轮机升速带负荷启动曲线（见附图1）
9.6.9 升速注意监视（见附表1）
(1) 油温、油压、油位；
(1) 轴承温度及回油；
(2) 油泵运行情况及切换；
(3) 汽缸膨胀、转子轴向位移；
(4) 汽缸上下半温差、法兰内外壁温差；
(5) 机组振动。
9.6.10 升速过程中注意事项：
(1) 调节主蒸汽管路、汽缸本体的疏水阀门，无疏水排出后，关闭疏水阀门。
(2) 油系统出现不正常响声或振动时，应降速检查。
(3) 热膨胀不正常时应停止升速，进行检查。
(4) 排汽室温度超过120℃时，应投入喷水减温。
(5) 严格控制金属升温速度及汽缸的金属温差：
汽缸壁温升速度﹤4℃/min
汽缸上下半温差﹤50℃
法兰内外壁温差﹤100℃
(6) 根据需要注意调整凝结水再循环流量，直至全关凝结水再循环门，以保证正常运行。安装
初次启动，凝结水排地沟，合格后回收至疏水箱。
9.6.11 达到额定转速后，检查：
(1) 主油泵进口油压；
(2) 脉冲油压；
(3) 轴承油温、瓦温及润滑油压。
9.6.12 达到额定转速后，按8.2做汽轮机空载试验。
9.6.13 启动一切正常后，将发电机并入电网
9.7 带电负荷
9.7.1 除特殊需要外，汽轮机不应长期空负荷运行，发电机并列后，即带上5%的额定负荷。空负荷运行时，排汽室温度不应超过100-120℃，带上负荷后不应超过60-70℃。
9.7.2 加负荷速度按汽轮机厂家规定的加负荷曲线进行。
9.7.3 在加负荷过程中，注意控制汽缸金属温升速度、相对膨胀、胀差、温差等。控制指标同升速要求。
9.7.4在加负荷时，注意相关系统及设备的调整和切换。
9.7.5 检查机组振动情况。当机组振动增大时，应停止增加负荷，在该负荷下运行30分钟，若振动没有消除，应降低10-15%负荷继续运行30分钟，若振动仍不能消除，应查明原因。
9.8补汽投入
9.8.1 检查机组正常，负荷稳定。
9.8.2 补汽管道疏水彻底。
9.8.3 汽轮机负荷在2000kW，补汽压力0.05MPa，补汽温度150℃，缓慢开启补汽门手轮至20%，稳定10min，同时注意汽轮机振动、轴向位移、推力瓦及轴承回油温度、缸胀、真空的变化，发
现异常，立即停止补汽。
9.8.4 正常后补汽门手轮开至50%，稳定10min，检查机组正常。
9.8.5 正常后补汽门手轮开至80%，稳定10min，检查机组正常。
9.8.6正常后补汽门手轮全开，稳定10min，检查机组正常。
9.8.7补汽投入时，根据补汽压力逐渐关闭补汽入凝汽器旁路门或排空门。补汽全部投入10min 后，关闭疏水门。
9.9 正常停机
9.9.1正常停机过程
(1) 降负荷通知各有关部门做好准备。
(2) 试验各辅助油泵。
(3) 试验盘车装置和顶轴油泵。
(4) 检查主汽门、调节汽阀阀杆有否卡涉现象。
(5) 检查减温减压旁路。
(6) 切除补汽。
(7) 减负荷。对于短期停用后需要再次起动的停机，采用快速减负荷，25min内将负荷减完；对于长时间的停机，采用缓慢减负荷到10-15%再甩负荷，减负荷速度为250kW/min。9.9.2减负荷注意：
(1) 汽缸金属温降速度不超过1.5℃/min。
(2) 根据热水井水位调整主凝结水再循环门开度。
(3) 密切注意监视机组的膨胀、胀差、振动等情况。
(4) 调整均压箱压力。
(5) 如发现调节汽阀卡住且不能在运行清除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停
机。
9.9.3 减负荷到零，得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门，检查主汽门是否关闭严密。
9.9.4 停机减速过程中，注意电动油泵是否自动投入，否则应手动起动油泵，为此润滑油压不低于0.055MPa（表压）。
9.9.5 停止抽汽器运行，使真空逐渐降低，随后停下凝结水泵。
9.9.6 真空降到零，转子停止转动即切断轴封供汽。
9.9.7 转子静止后投入盘车装置。（投盘车时，必须先开启顶轴油泵，并检查顶轴油压是否达到要求。）连续盘车一段时间改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于150℃）。
9.9.8 盘车期间切换为润滑油泵运行，直至机组完全冷却。
9.9.9 转子静止1小时后，排汽室温度不超过50℃时停止循环水泵。
9.9.10 冷油器进油温度低于35℃时，停下冷油器。
9.9.11 关闭汽水管上的所有阀门，打开直接疏水门。
9.10故障停机
9.10.1故障停机原则
当机组出现异常情况时，采用紧急停机方式：瞬间关闭主汽门，甩去所带负荷。故障停机时，应遵照以下原则：
(1) 尽快对事故性质、范围作出判断。
(2) 迅速解除对人身和设备的危险。
(3) 在设备不受损坏的前提下，尽快恢复供电。
(4) 防止误操作。
9.10.2 严格控制运行参数指标，当机组发生下列某一情况时，应紧急停机：
(1) 机组超过3360rpm，危急遮断器不动作；
(2) 轴承座振动超过0.07mm；
(3) 主油泵发生故障；
(4) 调节系统异常；
(5) 转子轴向位移超过额定值，轴向位移保护装置不动作。
(6) 轴承油温度超过75℃或轴瓦金属温度超过100℃；
(7) 机组油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全运行；
(8) 油箱油位下降至下限值，漏油原因不明；
(9) 主蒸汽或给水管道破裂，危及机组安全时；
(10) 发生水冲击；
(11) 机组突然发生强烈振动或清楚听到内部有金属声音；
(12) 润滑油压低于 0.05MPa故障无法消除；
(13) 凝汽器真空降到0.06MPa以下。
9.11 凝汽器真空降低规定：
(1) 机组负荷在40%额定负荷以上时，真空不低于0.0867MPa；
(2) 机组负荷在20-40%额定负荷以上时，真空不低于0.0800MPa；
(3) 机组负荷在20%额定负荷以上时，真空不低于0.072MPa。
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
最新电厂#1机组总体调试大纲
调试方案 日期 xxxx-5-8 XTS/F30（1）TG-TS-01 项目名称 xxxx 省电力建设调整试验所 xxxx 电厂#1机组 总体调试大纲
发电有限公司#1机组 总体调试大纲 第一章编写依据及说明 1.1 总则 xxxx省电力建设调整试验所于1999年12月，通过电力基建工程调试GB/T19001质量管理体系认证；于2000年初进行质量管理体系2000版标准转换工作，并于2000年07月通过中国船级社质量管理体系认证中心的审核。 新建机组的调试是全面检验主要设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试和运行的重要环节，是保证机组能安全、可靠、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关健性程序，调试工作的质量受到工程建设过程中各环节工作质量制约。 调试单位对机组调试工作的质量负责。为保证调试工作质量，将根据国家、行业颁布的法律、法规、标准、规程等的有关规定，按照设计、设备的技术文件要求，依靠自身的技术实力，科学合理地组织机组的调试工作，进行认真地检查、调整、试验，使机组顺利完成分部试运、整套启动试运，通过试生产投入商业运行。 xxxx发电有限公司2×300MW工程厂址位于桃源县中东部的盘塘镇，位于创元铝厂东南部，利用创元铝厂东南部原规划预留场地布置主厂房。#1机组要求于xxxx年9月投产，#2机组要求于2008年3月投产。 1.2 编写依据 1.2.1 xxxx省电力建设调整试验所与xxxx发电有限公司于2005年10月
签订的《xxxx发电有限公司2×300MW机组调试工程委托合同》。 1.2.2 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 1.2.3 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。 1.2.4 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 1.2.5 中国电力建设企业协会颁发的《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》电建企协〔2004〕25号。 1.2.6 原电力工业部颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇DL/T5047—95）、（汽轮机机组篇DL5011—96）、（火力发电厂化学篇DLJ58—81）、中国电力建设企业协会颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（热工自动化篇DL/T5190.5-2004）。 1.2.7 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。 1.2.8 原水电部颁发的《电力基本建设热力设备化学监督导则》（SDJJS03—88）。 1.2.9 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009·1—92）。 1.2.10 国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。 1.2.11 中国电力建设企业协会颁发的《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
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
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；
B6-3.43型背压式汽轮机组启动调试方案
**********有限公司 B6-3.43型背压式汽轮机组启动调试方案 编制： 审核： 批准： *******有限公司 2016年3月
B6——3.43型背压式汽轮机组调试方案 A、编写依据 B、机组分系统试验 一、主蒸汽系统 二、油系统 三、主机盘车装置 四、机组静止状态下调试 五、汽机热控信号保护调试 C、机组整套启动调试 一、应具备的条件 二、启动前辅助设备等系统检查 三、暖管机组启动 四、机组定速试验 五、超速试验 六、带负荷试验 七、甩负荷试验 八、进行72小时试运行
编写依据 参照国家《电力建设施工及验收技术规范》、《火力发电工程调试技术规定标准》、《中、小型汽轮机设备及运行规范》、《青岛捷能汽轮机股份有限公司B6—3.43型背压式汽轮机组使用说明》等有关安全技术规范编写而成。
机组分系统试验 一、主蒸汽系统 1、首先检查主蒸汽管道上电动阀门，开启关闭是否正确灵活，各总汽门，旁路门手动试验是否正常。 二、油系统 1、进行油箱进油，投运高压电动油泵试运行，检查盘根处是否有漏油现象，轴承振动≤0.06mm，出口压力、电流正常。 2、对冷油器投试运行，检查系统有无漏油现象，油箱油位计动作应准确。 3、试运交流辅助电动油泵，检查盘根处是否有漏油现象，轴承振动≤0.06mm，出口压力、电流正常。 4、试运行直流油泵电流、出口压力正常。 5、确认油系统一切正常后，进行油系统再循环。 ①当油循环10小时——20小时后，查看油的清洁程度，必要时将油排出清洗机组各轴承、油箱并加新油，保持油位计指示1/3处，继续油循环。 ②油循环进行10——15天后，将油排出系统，彻底清洗油箱，各轴承、滤油网及临时滤油网。 ③取样化验油质是否合格，确认油系统无水分，无机械杂质。 ④油循环结束后，一定要取掉加装在本体油路的滤网。 三、主机盘车装置 1、检验盘车装置联锁保护信号仪表是否齐全，动作是否正确。 2、投运盘车，自动、手动是否正常。
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
调试大纲(QJ-01)..
项目名称：陕西汇能化工发电工程机组启动调试 装机容量：1×150t/h 锅炉 +1×30MW 凝汽机组 项目性质：基建调试 调试大纲 SMHN-TS-QI-01 江苏华能建设集团有限公司 名 称 单 位 签 名 日 期 批准 试运指挥部 审 核 建设单位 监理单位 施工单位 调试单位 编写 调试单位
目录 1 工程概况--------------------------------------------------------------------1-3 2 调试目的--------------------------------------------------------------------1-4 3 调试依据--------------------------------------------------------------------1-6 4 试运组织机构--------------------------------------------------------------1-7 5 分部试运阶段--------------------------------------------------------------1-9 6 安全技术措施--------------------------------------------------------------1-18 7 调试资料的移交-----------------------------------------------------------1-19
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
汽轮发电机组调试大纲
新疆博湖苇业有限责任公司汽轮发电机组整组启动调试大纲（1×15MW汽轮发电机组） 编写： 审核： 批准； 新疆博湖苇业有限责任公司 2012年11月9日
目录 1、概况 2、编制设备的依据 3、主要设备的概况 4、机组联合启动试运的组织及职责 5、启动调试阶段分工 6、调试项目 7、调试程序 8、调试组织措施
1、概况 新疆博湖苇业有限责任公司迁建工程一机一炉设计，锅炉设备是四川锅炉厂生产的高压、高温循环流化床锅炉，汽轮发电机是由武汉汽轮电机厂生产的CC15-8.83/1.2/0.6型高压、单缸、双抽汽、冲动式 汽轮机。 工程设计由武汉轻工设计研究院负责设计，由华川安装有限公司负责设备安装，新疆博湖苇业有限责任公司负责调试 2、编制的依据 2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。 2.2火电工程启动调试工作规定。 2.3电力建设施工及验收。 2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准。 2.5电力生产安全工作规定。 2.6设备及制造厂资料。 3、主要设备概况 1汽轮机主要技术参数 1.1型号 CC15-8.83/1.2/0.6 1.2型式高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式 1.3调节方式喷嘴调节 1.4功率 额定抽泣工况 15642.2KW 最大抽汽工况 18074.2KW 纯凝汽工况 15098.9KW 1.5工作转速 3000r/min 1.6转子旋转方向从汽机头往发电机方向看为顺时针 1.7工作电网频率 50HZ
1.8蒸汽初压 8.83Mpa 1.9蒸汽初温 535℃ 1.10额定抽汽压力 中压抽汽压力 1.2Mpa 低压抽汽压力 0.6Mpa 1.11抽汽流量 中压额定/最大抽汽量50/63t/h 低压额定/最大抽气量17/35t/h 1.12进汽流量 额定抽汽工况 112t/h 纯凝汽工况 59t/h 1.13排汽压力 额定抽汽工况 0.0040Mpa 纯凝汽工况 0.0055Mpa 1.14冷却水温 20℃ 1.15给水温度 额定抽汽工况 215℃ 纯凝汽工况 192.9℃ 1.16汽轮机转子临界转速 ~1723r/min 1.17汽缸数 1 1.18级数共18级 1.19回热抽汽级数：5级，分别在4、8、11、13、16后抽汽。 1.20加热器数 高压加热器 2台 除氧器 1台 低压加热器 3台 4.