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。
2.2.2 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 ℃
主蒸汽流量：37.2 t/h
额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h)
额定工况下热耗：15811 kJ/(kW.h)
制造厂：南京汽轮电机（集团）有限责任公司3.2 发电机
额定功率：MW
定子额定电压：kV
定子额定电流： A
冷却方式：全空冷
功率因数：
满载效率：
励磁方式
制造厂家：
4 编制依据及标准
本措施的编制参考以下有关资料：
《7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》；
《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汽轮机机组篇（1992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；
《电力建设工程调试定额（1996年版）》部颁；
设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。
5 整套启动应具备条件
5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。
5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。
5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。
5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。
5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。
5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。
5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。
5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。
5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。
5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。
5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。
5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：
循环水泵和循环水系统
凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。
发电机空冷却系统。
真空泵及凝汽器真空系统。
汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。
主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。
除氧系统。
辅助蒸汽及轴封汽系统
电动给水泵及系统。
5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：
5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。
5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。
5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。
5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。
5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。
6 机组整套启动主要原则方式
6.1 空负荷试运行
机组通过首次冲转、启动升速直至3000转／分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：
6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。
6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。
6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。
6.1.4 做主汽门严密性试验。
6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。
6.2 汽机超速试验
6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。
6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。
6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。
6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80％额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。
6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。
6.4.1 机组就地手动启动方式要领：
6.4.2 就地手动启动：
6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动”
6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁
通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。
6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。
6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。
6.4.7 在带10％负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80％负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。
6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH 的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。
7 汽轮机冷态启动
7.1 冷态启动前的准备工作：
7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。
7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。
7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。
7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。
7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。7.2 锅炉已供汽至分汽缸：
7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。
7.2.2 投入润滑油系统。
7.2.3 投用盘车装置。
7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。
7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。
7.2.6 除氧器上水至正常水位。
7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。
7.2.8 投用除氧器。
7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启
7.2.10 发电机空冷系统投用，
7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。
7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。
7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。
7.3 汽轮机冷态启动程序
7.3.1 冲转
汽轮机冷态启动参数和控制指标：
主蒸汽压力：0.6～1.0MPa
主蒸汽温度：250℃以上
凝汽器压力：－0.04～-0.053MPa
润滑油压力：0.08～0.145MPa
润滑油温度：35～45℃
高压油压：0.885MPa
高压缸差胀+3.0～-2.0mm
35℃汽缸上、下温差
注意：在汽轮机冲转、满速直至带10％负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。
（1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。
（2）遥控脱扣一次，结果正常。
（3）就地脱扣一次，结果正常。
（4）投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。
（5）真空达到-0.06MPa。
（6）投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。
（7）控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。（8）DEH系统进入就地手动启动方式。
（9）真空达到－0.07Mpa及以上。
（10）要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整）
（11）冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。
（12）确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。（13）在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。
（14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。
（15）缓慢开启电动主汽门旁通门。
（16）汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。
（17）适当开启旁通门，确认转速上升。
（18）冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。
（19）进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。
（20）转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。
（21）重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。
（22）联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。
（23）缓慢开启旁通门继续升速。
（24）当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。
（25）在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。
（26）中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。
（27）设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。
（28）通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约1600r/min）。（29）升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察排汽温度。
（30）满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。
（31）升速过程中的注意事项
a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。
b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。
c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。
d) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。
e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。
7.3.2 首次满速后的工作
（1）远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。
（2）确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。
（3）通知值长，进行电气专业有关试验。
7.3.3 并网和带负荷暖机
（1）机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。
（2）全面进行热力系统检查。
（3）通知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。
（4）并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。
（5）当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。
（6）增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。
（7）在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。
（8）经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。
（9）维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。
7.3.4 解列后完成下列试验
（1）电气超速试验
（2）机械超速试验
（3）超速试验的检查、注意事项：
a）试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。
b）试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超
速试验时应将高压启动油泵手动开启。
c）超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。
d）试验中应派专人监视润滑油压。
7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行
（1）机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求
（2）超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。
（3）当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。
（4）设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。
（5）负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。
（6）负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。（7）联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。
（8）设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。
（9）到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。
（10）升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。
（11）负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。
（12）负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。
（13）注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。
8 汽轮机热态启动
8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。
8.2 热态启动冲转参数
8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。
8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。
8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项
8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。
8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。
8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。
8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。
8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。
8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。
8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。
8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。
8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束
8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到3000r/min。
8.3.11 要求尽快并网。
8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。
8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。
8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。
9 减负荷及停机操作
9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。
9.2 每降低20％负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。
9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。
9.4 汽轮机正常停机程序
9.4.1 确认停机命令。
9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。
9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。
9.4.4 切除功率自动控制回路。
9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。
9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。
9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。
9.4.8 降负荷到1MW。
9.4.9 联系值长，发电机解列。
9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。
9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。
9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。
9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。
9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。
9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。
9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。
9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。
9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。
9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。
9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。
9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。
150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机
9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。
9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。
9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。
10 满负荷（72+24小时）试运行注意事项
10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。
10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。
10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。
10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。
10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。
10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。
11 故障停机
汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。
11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。
11.2 机组发生强烈振动。
11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。
11.4 水冲击。
11.5 轴封内发生火花。
11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。
11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。
11.8 发电机内冒烟或爆炸。
11.9 转子轴向位移超过＋1.3或－0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。
11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。
12 安全注意事项
12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。
12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。
12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。
12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。
13 调试组织分工
按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。世上没有一件工作不辛苦，没有一处人事不复杂。不要随意发脾气，谁都不欠你的
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
汽轮机电气整套启动方案通用版
解决方案编号：YTO-FS-PD169 汽轮机电气整套启动方案通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
汽轮机电气整套启动方案通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，规范整套调试项目和程序，使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。 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版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》；
汽轮机整套启动调试方案
淄博浩源热电安装工程汽轮机整套起动调试方案 编制： 审核： 批准： 安徽海螺川崎工程有限公司 二○一一年一月
发电汽机整套起动方案1、概述
2、编制依据 2.1《电力建设施工及验收技术规程》 2.2《火电工程起动调试工作规定》1996年版2.3哈汽《NZ8.6—1.15/0.13型补汽凝汽式汽轮机产品使用说明书》 2.4哈汽《NZ8.6—1.15/0.13型补汽凝汽式汽轮机调节保安系统说明书》 本方案的所涉及的定值仅供参考，设备定值以生产单位的定值为准。 3、试运系统和范围 汽机所属给水系统、凝水系统、补汽系统、润滑油系统、真空系统、空气系统、疏水系统、工业水系统、发电机水冷系统、循环水系统及其设备等。 4、调试目的 通过对整套机组启、停，进行必要的调试，使其设备系统达到满负荷连续安全的运行。 5、冲转启停 5.1首次冷态起动 5.1.1应具备的条件 5.1.1.1起动现场地面平整，通道、楼梯畅通无障碍物、可燃物。并配备必要的消防器材。 5.1.1.2现场照明符合运行要求，设置重要监视仪表的场所，照明更要充足。事故照明具备投用条件。通讯设施已投用，符合起动要求。
5.1.1.3汽机所辖各设备的命名、编号应清楚、设备标志正确（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向等）。 5.1.1.4电厂应准备好起动所需的扳手、听棒、电筒、记录纸等。 5.1.1.5与起动有关的热力管道保温完好，油管下方的热管道已采取防火措施。 5.1.1.6化学制水设备良好。除盐水储备充足。厂用蒸汽压力、温度、流量应能满足机组起动的需要。 5.1.1.7上下水系统畅通，消防设备、系统具备投运条件。 5.1.1.8与机组起动有关的各手动、电动阀门、调节门、气动门均校验良好。 5.1.1.9油系统油质化验合格，已由质检部门认可。调速系统静态试验工作结束，符合起动要求。 5.1.1.10给水系统、循环水系统、凝水系统、冷却水系统、润滑油系统、真空系统、发电机水冷系统、压缩空气系统各设备试转正常、系统冲洗合格具备投运条件。 5.1.1.11各热工信号、主、辅机联锁、停机保护装置校验合格。联锁、保护的定值整定，符合设计要求，并经三方确认。 5.1.1.12热工SCS、DAS、DCS、DEH、ETS、TSI控制系统工作结束，静态试验合格。具备投用条件。 5.1.1.13热力系统上各安全门校验合格。 5.1.1.14电厂、施工、调试各单位参加机组起动的各方面人员均已配齐，组织分工明确、人员名单以书面形式张帖在现
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
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
汽轮机电气整套启动方案正式版
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.汽轮机电气整套启动方案 正式版
汽轮机电气整套启动方案正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，规范整套调试项目和程序，使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。
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版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》； 2.6. 有关行业和厂家的技术标准； 2.7. 设计图纸和制造厂家安装、调试说明书； 3 主要设备参数
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
燃气机启动方案.
邯钢CCPP电站试车方案 邯钢燃气-蒸汽联合循环电站燃气轮机发电机组试车方案 编写李强 审核： 批准：
目录 1. 概述 2. 编制依据 3. 试车机构 4. 试车内容和参与单位职责分工 5. 建筑工程验收 6. 分部试车 7. 联合试车 8. 燃气轮机发电机组试车起动停机步骤
1概述 邯钢燃气-蒸汽联合循环电站（简称CCPP）有两套燃气轮机发电机组，采用燃气- 蒸汽联合循环发电技术工艺，燃气轮机和汽轮机分轴布置，共4台发电机，总装机97000KW。 燃气轮机为M251S纯烧高炉煤气的燃气轮机，初温1150E，高炉煤气耗量134000m3/h，燃气循环发电净输出功率28500KW，燃气轮机发电机组三菱重工和杭州汽轮机股份有限公司联合制造，每台燃气轮机轴系上布置燃气轮机、主齿轮箱、煤气压缩机、发电机、励磁机、副齿轮箱、起动装置，配置1台神湖造船厂制造的湿式静电煤 气除尘器，1台煤气冷却器，1台空气过滤器，CO2灭火系统。值班燃料采用焦炉煤气，配置了焦炉煤气吸附干燥系统，焦炉煤气压缩机采用神户制钢制造的两级压缩螺杆式压缩机。发电机由三菱电机制造。 余热锅炉为双压带自除氧自然循环次高压余热锅炉，高压：蒸汽流量为77.3t/h,额定蒸汽压力为6.08 Mpa（g），额定蒸汽温度483°C，低压：蒸汽流量为9.9t/h,额定蒸汽压力为0.3 Mpa（g），额定蒸汽温度190C。选用杭州锅炉集团有限公司产品。由杭州锅炉集团有限责任公司制造，锅炉前设计有旁路烟囱，每台锅炉配2台次高压给水泵和2台低压给水泵； 汽轮机为杭州汽轮机股份有限公司西门子技术NK50/71型产品，为次高压、单缸、单轴、单排汽、反动式、凝汽补汽式汽轮机，其额定功率为20500KW，最大功率为22000KW。汽轮机主蒸汽参数：压力5.88Mpa（a卜汽温：480C。 汽轮机发电机选用山东济南发电设备厂QFN - 22 - 2型产品。其额定功率为22000KW ;输出电压10.5KV。采用静止可控硅励磁。 供配电系统配2台10KV/110KV主变压器，10KV侧采用单母线分段接线方式，每段接1套燃气蒸汽联合循环发电机组的设备，并通过10KV/380V变压器提供低压电源。发电机未并网时由主变压器向该段电器设备提供电能。主变压器通过邯钢05变电站与110KV系统并网。配套电气设备包括一所高压配电室（高压柜32面），一所低压配电室（低压柜43面），总监控系统采用微机综保后台监控，其中含故障录波屏、母线保护屏、电度表屏、公共测控屏各一面。站内直流供电系统包括800kVA直流电源一套，300kVA 直流电源一套，UPS电源二套，提供事故、控制电源。
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；
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；
某电厂机组整套启动方案介绍
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
河北国华定洲发电厂#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
电气整套启动方案
新乡豫新发电有限责任公司 热电项目#7机组 调试作业指导书 XTF—DQ101 电气整套启动方案 河南电力检修工程有限公司新乡分公司电气二次班 2007年1月16日
目次 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (07) 5 组织分工 (08) 6 使用仪器设备 (09) 7 调试应具备的条件 (09) 8 调试步骤 (11) 9 安全技术措施 (16) 10调试记录 (17) 11 附图（表） (17)
1目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。 机组的电气专业整套启动调整试验是移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。 2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）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。 2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。 2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。 2.7 国家及行业有关技术规范、标准。 2.8 设计、制造技术文件、资料。 2.9 相关的合同文件。 2.10 调试大纲。 3设备及系统简介 3.1 系统及设备介绍 新乡电厂扩建工程热电项目安装两台300MW机组，分别为#6、#7机。本工程新建220kV开关站一座，采用双母线接线方式。两台机组均采用发电机—变压器组接线方式，通过双母线经Ⅰ腾鲲线、Ⅱ腾鲲线与对侧220kV变电站连接。 新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、监控、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道。另在网络继电器室内设置母线保护屏双重化配置、母联保护屏、线路保护屏、PT并列屏、电能表屏、测控屏、220kV故障录波屏、保护故障信息屏等装置。
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
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
汽轮机调试方案培训讲学
莱钢银山型钢烧结机余热发电工程 汽轮机调试方案 编制：郭新国 编制单位：青岛捷能汽轮机集团股份有限公司
1、施用范围： 本方案施用于青岛产12MW.BN12-1.9/0.3以及15MW.BN15-1.4/0.8型汽轮发电机组的调试。 2、编制依据 青岛产12WM.BN12-1.9/0.3型汽机试运方案依据电力部《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机组篇）及青岛汽轮机厂产品说明书编制。 3、主要技术参数； 名称单位数值 1、主汽门前蒸汽压力Mpa 1.9正负0.2 2、主汽门前蒸汽温度℃345正负20 3、汽轮机额定功率KW 11574 4、额定工况排汽压力Mpa 0.0078 6、汽轮机额定转速r/min 3000 7、汽轮机临界转速r/min 1655 8、汽轮机轴承允许最大振动值mm 0.03 9、过临界允许最大振动值mm 0.10 10、汽轮机转向（从机头向机尾看）顺时针方向 11、危急遮断器动作转速r/min 3300-3360 12、危急遮断器复位转速r/min 3045±15 13、喷油试验时危急遮断器动作转速r/min 2920±30 4、汽轮机的调整、启动、试运行 4.1、主机启动前的整定试验工作 4.1.1、汽轮发电机组安装完毕，在投入生产前，应进行调整、启动、试运行，
未经调整试运行的设备，不得投入生产。 4.1.2 汽轮发电机组的设备调整、启动试运工作的一些要求，按制造厂规定及部颁的《汽轮机组运行规程》执行。 4.1.3 调整试运工作应达到下列要求： 4.1.3.1 检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造文件及本方案的要求。 4.1.3.2 检查各系统、设备的设计质量，应满足运行安全和操作、检修方便。 4.1.3.3 检查调整并考核各设备的性能，应符合制造厂的规定。 4.1.3.4 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。 4.1.4 汽轮发电机组整套启动前，应由安装单位完成下列工作项目，且必须有顾客有关人员参加。 4.1.4.1 汽水管道的吹扫和冲洗； 4.1.4.2 冷却水系统通水试验和冲洗； 4.1.4.3 油系统试运、调整和油循环。 4.1.4.4 调节保安系统静止状态的整定和试验； 4.1.4.5 盘车装置的试验； 4.1.4.7 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；4.2液压系统概述 本汽机有完善的调速系统、安全保安系统和润滑冷却系统。汽轮机稳定运行时，各系统用的压力油由汽轮机转子上的主油泵供给。静态调试和汽轮机启停时，则由电动高压油泵供油，另备一台直流电动油泵，供厂用电中断时，作冷却润滑油泵使用。
整套启动方案
内蒙古恒业成有机硅热电站项目作业指导书 录 目 一、编制目的 二、编制依据 三、设备系统简介 四、调试内容及验评标准 五、组织分工 六、使用仪器设备 七、锅炉整套启动应具备的条件 八、调试步骤 九、注意事项 十、附件
一、编制目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，整套启动试运行是锅炉进入正常运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交生产运行。 二、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》（2009年版）；DL/T 5437－2009。 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》；（1996年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6《锅炉安装、使用说明书》及随机技术文件； 三、设备系统简介 3.1 锅炉总体概述： 锅炉为自然循环、循环流化床锅炉、室内布置。 锅炉有一个膜式水冷壁炉膛;两个蜗壳式气冷旋风分离器和一个尾部竖井烟道组成。其中尾部竖井烟道上部由汽包墙包覆,下部有护板烟道组成。 在炉膛上部,沿炉膛的宽度方向均匀布置两片屏式过热器。 在尾部竖井里布置有高、低温过热器和省煤器。 在低温过热器和屏式过热器之间;屏式过热器和高温过热器之间布置两级喷水减温 器以控制过热器出口额定蒸汽温度。 用来生产蒸汽的热量来自流化床系统。燃烧产生的高温烟气夹带热量通过炉膛向上, 通过位于炉膛上部后水冷壁两侧的出口切向进入蜗壳式旋风分离器,粗的物料在旋风分离器内被分离下来后经过与其相连的回料器返回位于布风板之上的密相区,实现循环燃烧。烟气经位于分离器上部的出口烟道,通过尾部包墙过热器前包墙进入尾部竖井烟道,在竖井烟道内,烟气向下冲刷并向四壁及其尾部布置的受热面放热,最后流经烟道下部的空预器后离开锅炉本体。
25MW机组汽轮机调试方案
一、汽轮发电机组启动试运前现场必须具备的条件： 1、汽机厂房内场地平整，道路及消防通道畅通无阻。 2、试运范围内的悬空脚手架已全部拆除，卫生环境已清理干净，现场的沟道及孔洞齐全，有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。 3、现场有足够的消防器材，消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。 4、现场应有完善的正式照明，事故照明系统安全可靠，并处于备用状态。 5、凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善，积水能迅速排至厂外。 6、电话等通讯设备安装完毕，满足试运时使用。 二、汽轮发电机组启动试运前应具备的条件： 1、所有设备及系统按设计要求安装完毕，安装记录齐全，经有关人员验收合格。 2、各系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验，试验结果必须合格。 3、完成所有的应保温设备及保温工作。 4、各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠，能满足运行要求。 5、基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。 6、电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。 7、具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。 8、各液位计算好最高、最低各正常工作位置。 9、所有传动机械按要求加好润滑油，并且油质、油位正常。 10、各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全、并经调整校验正确。 11、各阀门持牌编号，注明名称各开关方向。 12、有符合本机组特点及系统的并经有关领导批准的运行规程，运行人员经考试合格，并能迅速的进行实际操作。 三、汽轮机冲转应具备的条件： 1、化学水系统正常运行，能够提供足够的合格的除盐水。
2、化学水补水管路、凝水管路、高加疏水管路冲洗完毕，并验收合格。 3、主蒸汽、汽封送汽、抽汽管路冲洗完毕，并验收合格。 4、真空系统灌水严密试验合格。 5、各附属机械的分部试运完毕合格。 6、油系统的分部试运完毕合格。 7、抽真空试验合格。 8、调节系统及保安系统的静止状态试验合格。 9、盘车装置的调整试验完毕。 10、配合DCS控制、电器进行的有关保护、联锁、信号音响装置、运行操作装置传动试 验完毕。 11、准备好转速表、听针、钩扳手、记录表格、震动表等。 12、现场应具有符合实际的汽水、油系统等系统图。 13、运行人员和安装人员应有明确的分工和岗位责任制，处理缺陷要及时迅速。 14、联系电气人员对各电机绝缘进行测试，经测试合格；及其各电动门电机的绝缘均测量合格。 15、联系热工仪表，送上所有显示、保护、连锁装置的电源。 四、汽轮发电机组的整套启动： 1、冲车前的检查： （1）按本机组运行规程的要求，对设备及系统各部套进行全面详细检查，确认已经具备试运行条件。 （2）电气、热工人员检查电气部分、DCS控制是否正常。 （3）检查主蒸汽、疏水系统，开启主截汽阀前后疏水总门，电动主气阀前后疏水总阀，高、中压调节气阀后疏水。 （4）检查抽汽及其疏水系统，开启各低加进气门、进水门，开启各低加疏水门。 （5）检查凝结水、水控及补水系统，将凝汽器热水井用除盐水补充到水位计的2/3左右。