天水市凯迪绿色能源开发有限公司
1×30MW 机组
汽机润滑油系统调试措施
KY-TS-KY-TS-TS17TS17TS17-QJ-CS00-QJ-CS00-QJ-CS0033-1-14
4武汉凯迪绿色能源开发运营有限公司
20120144年04月
技术文件审批单
工程名称天水市凯迪绿色能源开发有限公司1×30MW机组文件名称汽机润滑油系统调试措施
文件编号KY-TS-TS17-QJ-CS003-14
调试单位武汉凯迪绿色能源开发运营有限公司
编制
审核
批准
目录
1概述 (1)
2编制依据 (1)
3调试质量目标和要求 (1)
4主要设备介绍及技术规范 (1)
5调试前应具备的条件 (4)
6调试仪器及设备 (5)
7调试组织分工及时间安排 (5)
8调试内容程序及方法 (6)
9质量职业健康安全和环境管理体系及措施 (8)
1概述
润滑油系统的功能是向汽轮发电机组的各轴承及盘车提供润滑油，以保护各轴承及盘车齿轮不被磨损，并向顶轴油系统提供油源。润滑系统由主油泵、辅助油泵、紧急油泵、油雾分离器、冷油器、滤油器、顶轴油泵、盘车装置、油净化装置等组成。
机组正常运行时，主油泵提供润滑油，辅助油泵主要用在主油泵故障及润滑油系统油压偏低时，向润滑油系统供油，紧急油泵在紧急情况下或润滑油压由于某种原因太低时投入使用。
2编制依据
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（2009版）
《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]1l1号。
厂家图纸、说明书等资料
设计院提供的相关资料
3调试质量目标和要求
3.1调试内容
主机润滑油系统调试从各类油泵单体调试结束、润滑油油循环结束油质合格后的动态交接验收开始，包括联锁保护试验、各类油泵带负荷试运、顶轴装置调试和投用、盘车装置调试和投用、油净化装置调试和投用以及整个系统投运及动态调整等项目。
3.2调试质量控制目标
3.2.1额定压力下系统管道无泄漏；
3.2.2轴承温度小于85℃；
3.2.3轴承振动小于80μm；
3.2.4润滑油压力符合设计要求；
3.2.5分部试运签证验收合格，满足机组整套启动要求。
4主要设备介绍及技术规范
4.1辅助油泵
辅助油泵设计为单级泵，一个单流涡壳离心泵垂直安装在主油箱内。该泵运行时无需对轴进行密封，因此可避免对密封部件的维修。在安装板区，轴上的密封环保护上端球轴承免受灰尘和潮湿的影响。该泵有两个球轴承。下球轴承借助机器供应油润滑。上球轴承则使用标准的润滑脂。出口管道内安装了一个止回阀；泵轴的上半部分连接到电机轴上。
设备型号
流量压力功率电压电流转速
M3/h Mpa KW V A rpm 油泵NNSV50-250/01750.5912900
电机1LG206-2MA94-Z27.638052.52965 4.2紧急油泵
主轴螺杆式事故（直流润滑）油泵由直流电动机驱动。
在停止运转时出现紧急情况(即辅助油泵出现故障或交流电源消失)，它被用来给轴承提供润滑油，同时带走汽轮机轴承热量。由于故障（大漏油、泵出现故障等）油循环崩溃时，泵在选择开关为“自动”时自动启动。当汽轮机用盘车来转动时，事故油泵专门冷却轴承或提供润滑油，但它决不能代替辅助油泵。
设备型号流量压力功率电压电流转速L/mi
n
Mpa KW V A rpm
油泵VKF-ABB280R435100.253000
电机GNFZE132/2 6.622034.83000 4.3主油泵
螺旋轴式主油泵(3轴式)安装在齿轮箱上，由低速轴驱动(运行速度1500rpm).它为机器提供所需的润滑油，并保护和控制处于运行中的组件。
由于在机组启动和停机时该油泵输出不足以供应机器所需油量，所以在这期间必须用上一个辅助油泵。当转数约达额定速度的80%时，主油泵开始全面供应。
设备型号
流量压力型式油温限制转速L/min Mpa最高最低rpm
油泵SNFG1700-426200.8轴流65201470
4.4顶轴油泵
顶轴油泵设计安装在主油箱上部，泵与电动机水平放置在机架中。机组在启动盘车前先打开顶轴油泵，主要是利用高压油把轴颈顶离轴瓦，减少两者之间的摩擦力，同时减少盘车启动力矩，使盘车电机的功率减少。该液压装置利用外界压力油注入将转子顶起。
4.5盘车装置
汽轮机配有高速盘车装置，型号SSS型，厂家为德国弗兰德集团，转速为113r/min，变速比为19.84。转子盘车装置有电机、减速机及齿轮箱、SSS离合器、用于防止手轮就位时电机启动的电触头、手轮等组成，装于变速箱高速轴后端。
电动机型号为1LG4183-4AA91-Z，它通过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需要的盘车速度。当转子的转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出工作位置，离合器为同步自换档（Synchro-Self-Shifting)离合器简称SSS离合器，由三大组件组成：输入组件、螺旋滑动组件和输出组件。SSS离合器是纯机械的装置，当输入侧的转速倾向超过输出侧时，离合器啮合，输出侧被驱动；当输入侧转速倾向相对于输出侧减少时，产生反向力矩，离合器脱开。在无电源的情况下，盘车电动机的后轴装有手轮，可进行手动盘车。在连续盘车时必须保证润滑油和顶轴油的连续供给。转子盘车装置装于齿轮箱高速轴后端，通过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需要的盘车速度，由采用软启动方式的电动机驱动自动投入或退出，无需人为干预。
设备型号功率电压电流转速KW V A rpm
电机1LG4183-4AA91-Z18.538037.51465
4.6主油箱和齿轮变速箱
箱体为焊接密封结构，设有人孔板、底部排污口供维修、清洁油箱时用，主油箱外部单独设有油净化装置，可在线滤油，自油箱底部把油抽出，经油净化装置过滤后，再返回至油箱。主油箱底部侧面设有事故放油管道，当油系统发生火灾且难以控制时，打开事故放油阀排走油箱内润滑油以降低火灾损失。
主油箱与齿轮箱的底板连为一体。油路系统所有部件都位于这块底板之上。所有油泵的油都从该油箱中抽取。从轴承排出的油流回到油箱。通过一个安装在油箱内的弯道系统引导回流油来提高油气分离。油温最少要达到10℃，才可启动辅助油泵。油温最少要达到25℃，才能启动紧急油泵。在较低油温下，油泵会出现负荷过重，而滤清器在处理粘度过高的油时会出现损坏。
汽轮机转子与发电机转子的连接通过齿轮器相连接，将汽轮机转速5038rpm转变为发电机转速1500rpm,齿轮箱分高速轴和低速轴，高速轴一端连接汽轮机，一端与盘车装置相连接；低速轴一端连接发电机，一端与主油泵相连接；高低速轴各有2个带有球面
轴瓦套的椭圆轴承。齿轮箱下部为主油箱，主要是轴承润滑用油；
向汽轮机和发电机轴承以及齿轮箱提供的压力为2bar的润滑油还要通过这些机械部分各自供油管路上的节流孔板，才抵达润滑点。
汽轮机、齿轮箱、发电机各有一条回油管路（即合计三条回油管路）回到油箱。4.7滤油器
滤油器是一种带有转换装置的双组份设计的球型滤清器。型号为BFD，在运行时，过滤室可通过转换杆和三通阀进行转换，并不产生冲击。运行中仅有一个过滤室投入使用。因为带有转换装置，所以不可能同时关闭所有过滤室。油进入滤清器的滤芯外侧，过滤的油流进入到滤清器中心，然后从过滤室下部流出滤清器。杂质被留在滤芯外侧(“脏侧”)。通过对转换杆的操作隔离一个过滤室；让压力平衡阀处于开启状态；当一处过滤室被用来过滤时，另一处被断开的过滤室处于待命状态直到由于堵塞而达到限定压差。当压差为11.6psi时，应转换到干净的过滤室。
4.8冷油器
润滑油系统中设有两台冷油器，每台为100%的容量，在机组正常运行时，一台运行，一台备用。轴承进油温度49℃，可通过冷油润滑油系统器进行调整。
序号名称单位#1机
1型号P28-0-0893
2油侧流量m3/h68.94
3油侧压力Mpa 1.6
4油侧温度入口℃70出口℃49
5水侧流量m3/h80 6水侧压力Mpa 1.0
7水侧温度入口℃≤33出口℃40
5调试前应具备的条件
5.1系统安装工作全部结束，设备存在缺陷处理完毕。
5.2油循环工作结束，油质经化验合格并附有检验报告。
5.3紧急、辅助、顶轴油泵单体调试合格，各项指标符合设计制造要求。
5.4油箱及滤网已清扫干净且油箱内充有足够的合格润滑油。
5.5检查油箱、油管道有无火源，在系统周围放好灭火器。
5.6润滑油系统滤油器清洗干净。
5.7润滑油系统有关热工仪表和设备安装完毕，显示和动作正常。
5.8润滑油系统冷油器应具备投运条件，以便在调试过程中适时投入。
5.9油雾分离器单体调试完毕。
5.10调试前所需要的资料完整齐全。
6调试仪器及设备
6.1便携式红外测温仪
6.2手持式振动仪
6.3便携式噪声检测仪
7调试组织分工及时间安排
按照部颁新《启规》有关规定，各方职责如下：
7.1安装公司：
7.1.1负责分系统试运的组织工作。
7.1.2负责系统的隔离工作。
7.1.3负责试运设备的检修、维护及消缺工作。
7.1.4准备必要的检修工具及材料。
7.1.5配合调试单位进行分系统的调试工作。
7.1.6负责该系统分部试运后的签证工作。
7.2生产单位：
7.2.1负责系统试运中的启停，运行调整及事故处理。
7.2.2准备运行的规程、工具、和记录报表等。
7.2.3参与试运中的巡检及正常维护工作。
7.3调试单位：
7.3.1负责试运措施（方案）的编制工作，并进行技术交底。
7.3.2准备有关测试用仪器、仪表及工具。
7.3.3参与分系统调试的指挥工作。
7.3.4负责试验数据的记录及整理工作。
7.3.5参加分部试运后的验收签证。
7.3.6编写调试报告。
7.4监理公司：
7.4.1负责机组启动前措施的审批，监督本措施的实施，做好试运阶段的协调，监督安装
消除调试中的设备缺陷，参加试运工作并验收签证。
8调试内容程序及方法
辅助油泵、紧急油泵、顶轴油泵启停及油压调整→盘车试运→进行有关联锁保护试验。
8.1辅助油泵试运
8.1.1手盘辅助油泵转子，确认转动正常，动静部分无金属摩擦声；
8.1.2投入辅助油泵动力电源和控制电源，动力电源开关处于工作位置；
8.1.3记录起始参数，如主油箱油位、润滑油温度、环境温度；
8.1.4点动辅助油泵，确认泵组转向正确，无异常声音；
8.1.5重新启动油泵应全面检查：启动电流是否正常、辅助油泵有无异常振动及噪声；
8.1.6润滑油系统有无泄漏、主机轴承进油出油是否畅通、主油箱油位是否正常，如有异常情况立即停泵检查；
8.1.7通过油压控制阀调整润滑油母管压力在0.25MPa左右；
8.1.8辅助油泵试运4h，停泵。
8.2紧急油泵试运
8.2.1手盘紧急油泵转子，确认转动正常，动静部分无金属摩擦声；
8.2.2投入紧急油泵动力电源和控制电源，动力电源开关处于工作位置；
8.2.3记录起始参数，如主油箱油位、润滑油温度、环境温度；
8.2.4点动紧急油泵，确认泵组转向正确，无异常声音；
8.2.5重新启动油泵应全面检查：启动电流是否正常、紧急油泵有无异常振动及噪声
8.2.6润滑油系统有无泄漏、主机轴承进油出油是否畅通、主油箱油位是否正常，如有异常情况立即停泵检查；
8.2.7通过油压控制阀调整润滑油母管压力在0.09MPa左右；
8.2.8紧急油泵试运2h，停泵。
8.3顶轴油泵试运
8.3.1确认主机润滑油压正常；打开顶轴油泵进油管上的截止阀；
8.3.2用手盘动联轴器，检查其转动是否轻快，同时赶出泵内空气；
8.3.3完全松开溢流阀；
8.3.4关闭分流器上的节流阀，禁止关闭溢流阀；
8.3.5点动电动机，看电机转向是否正确。此时泵为卸荷状态，电机空载启动；
8.3.6观察运转正常后，可正常启动电机；
8.3.7启动电动机，检验其转动是否正常及装置运行中有无杂音及泄漏等情况；
8.3.8调整溢流阀，使泵出口压力升至20MPa；
8.3.9顶起转子前用千分表分别测量并记录各轴颈顶部的位置，然后逐个调整节流阀。使每个轴径顶起高度在0.02mm～0.08mm内，并记录各瓦顶起油压、顶起高度；
8.3.10各轴颈顶起高度调整完毕，确认满足要求后，锁定溢流阀及分管节流阀，调试工作即完成。
8.4盘车装置调试及投用
8.4.1确认盘车控制柜内接线正确，动力电源、控制电源与要求一致；
8.4.2手动盘车,确认转动正常，动静部分无金属摩擦声；
8.4.3启动辅助油泵，检查SIRIUS软启动器的功能有效。
8.4.4启动条件确认:润滑油系统运行，润滑油压正常＞0.05Mpa且油温在38℃～49℃之间，轴向位移在＜0.6mm，＞－0.6mm；顶轴油泵运行，顶轴油压>2Mpa；
8.4.5确认现场真实条件满足，盘车电机已供电，启动盘车电机，汽轮机转子开始转动。持续监视，确认盘车转速正常，确认齿轮润滑良好，进行整个轴系听音，确认盘车及轴系无异声；
8.4.6检查并记录启动电流、工作电流、大轴偏心，顶轴母管及各瓦顶轴油压、盘车转速等参数；
8.4.7用听针对转子进行检查，检查本体内部是否有摩擦；
8.4.8盘车装置试运行2小时；
8.4.9停止盘车装置,调试结束。
8.5保护联锁试验
8.5.1辅助油泵联锁试验：
辅助油泵联锁投入，模拟汽机转速＜4534rpm或润滑油母管压力＜0.15MPa，辅助油泵联启。
8.5.2紧急油泵联锁试验：
紧急油泵联锁投入，模拟润滑油母管压力＜0.09MPa，辅助油泵联启。
8.5.3顶轴油泵联锁试验：
顶轴油泵联锁投入，模拟汽机转速＞4rpm且＜300rpm，顶轴油泵联启。
顶轴油泵联锁投入，模拟汽机转速＞300rpm或转速＜4rpm超过10s或润滑油压＜0.05MPa，顶轴油泵联停。
8.5.4盘车联锁试验：
盘车联锁投入，模拟汽机转速＜300rpm(3s脉冲)或转速＜4rpm且盘车功能组运行，盘车电机联启。
盘车联锁投入，模拟汽机转速＞300rpm且盘车功能组运行（5s脉冲），或盘车盖未合，或润滑油母管压力＜0.05MPa，或轴向位移＞±0.6mm，或顶轴油压＜2MPa且盘车电机运行超过10s，盘车电机联停。
8.6检查及注意事项
8.6.1记录轴承振动，轴承温度；
8.6.2监视泵出口压力及电机电流，防止电机过载；
8.6.3轴承温度升高到75℃应立即停泵；
8.6.4盘根温度升高导致冒烟应立即停泵；
8.6.5调试过程中发生异常情况，如运行设备或管道发生剧烈振动以及运行参数明显超标等，应立即紧急停泵，中止调试，并分析原因，提出解决措施；
8.6.6油泵启动后对系统进行检查，发现大量漏油时及时停泵，并关闭泵进出口门；
8.6.7严禁火种带进油区，油区内严禁吸烟，油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火；必须明火作业时要采取有效措施，严格执行动火制度；
8.6.8润滑油泵进行停止运行或备用泵倒换时，应安排运行人员现场监护，防止泵出口逆止门损坏而造成系统大量漏油
9质量职业健康安全和环境管理体系及措施
9.1参加试运的所有工作人员应严格执行中华人民共和国《安全工作规程》（火电厂动力部分）国家电网安监［2008］23号、中华人民共和国《电力建设安全工作规程》(火力
发电厂部分)DL5009.1—2002及现场有关安全规定，确保试验工作安全可靠地进行。9.2在试验过程中如有危及人身及设备安全时，应立即停止试验工作，必要时停止设备
运行，并分析原因，提出解决措施。
9.3在调试过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。
9.4调试全过程均应有相关专业人员在岗，以确保设备运行的安全。
9.5试验应统一组织、统一指挥、各方协作，确保试验顺利进行。
9.6试验过程中，应注意人身及设备安全，安装单位应派机务人员维护各转动机械，9.7发现问题及时处理，应派热工仪表人员对偏差较大的变送器，仪表及时处理更换。
9.8运行人员应认真监盘，尽可能使试验工况稳定。应加强对运转设备及系统的巡回检查。
9.9在试验过程中，测量人员应做好安全措施，确保人身安全。
9.10与试验无关人员不得进入现场，在重要转机和试验区域拉上警戒线。
9.11试验所需平台牢固可靠、不晃动，上下梯子格子距离合适。
9.12试验区域和重要转机周围照明充足，安全设备全部到位.
9.13试验区域的危险点及危险源必须有明确的标识牌。参与试运的人员应该熟知电力职业伤害急救方法。
9.14润滑油系统试运过程中产生的废油、废弃物应当使用专用的容器收集处理，不得随意抛弃，从而造成环境污染。
发放编号：文件编号： 河北安丰钢铁2×100MW机组发电工程 EH油及调节保安系统调试措 施 迪尔集团有限公司 2017 年 7月
河北安丰钢铁2×100MW机组发电工程EH油及调节保安系统调试措施 编制： 审核： 批准： 批准日期：年月日
目录 1. 设备系统简介 (1) 2. 调试目的 (3) 3. 措施编制标准和依据 (3) 4. 调试范围 (3) 5. 调试前应具备的条件 (3) 6. 调试步骤或调试内容 (4) 7. 调试质量的检验标准 (8) 8. 环境和职业安全健康管理 (8) 9.组织与分工 (9)
1 设备系统简介 1.1秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程，机组控制油（EH油）系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵，蓄能器组件、油加热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa，工作温度40－50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0～14MPa之间任意设置。本系统允许工作压力设置在10.0～14.0MPa，额定工作压力为14.0 ±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0 MPa压力时，高压油推动衡压泵上的控制阀，控制阀操作泵上的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维持系统油压在14.0 MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。油路中逆止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备，一旦高压油母管压力升高大于17MPa时，溢流阀将高压油排回油箱，以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。 高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号，并在油压偏离正常值时发出报警。 运行参数如下： EH油压： 13.5～14.5 MPa EH油油温：正常运行维持在35～54 ℃，额定值为 45 ℃ EH油温开关： 60℃油温高报警，55℃投冷却器，自动切除加热器，35℃油 温低报警，切冷却器，20℃油温低报警，禁启主泵，投加 热器 溢流阀定值： 17MPa 循环油泵溢流阀定值： 0.5MPa 油压低报警，联启备用泵： 11.2MPa 滤油器差压高报警： 0.24 MPa 蓄能器充氮压力： 10MPa 1.2 调节保安系统按功能可分为三大部分：执行机构部分、危急遮断部分、机械超速和手动遮断部分。执行机构部分包含高压主汽阀（MSV）高压调节阀执行机构(CV×4)，中压联合汽阀执行机构(ICV×4)。危急遮断保护系统包括AST-OPC电磁阀组件、薄膜阀、
真空系统灌水查漏措施 目的： 为了更好地实施真空泵及其系统的现场试运，保证真空系统参数正常，达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》所规定的要求，为整套启动顺利进行打下较好基础。 应具备的条件 1.真空系统的所有设备均已安装结束，并经验收签证； 2.系统内的手动、气控阀门动作试验结束，活动灵活，无卡涩，各限位开关位置正确，指 示无误；真空泵的水管及冷却水系统已冲洗合格； 3.有关热工、电气回路的调试工作均已结束 4.所有仪表安装齐全，并经检验合格； 5.设备周围的杂物已清净，沟道加盖板,照明充足； 6.阀门用的压缩空气可投入使用； 7.灌水时，轴加风机入口门关闭且凝泵不启，将与真空系统有关的门打开，包括疏水至扩 容器的疏水门； 8.各抽气、高排管道、低压旁路管道等加装临时支吊架，以防进水后超重引起管道变形； 9.小机排汽安全膜更换为临时铝板或去除其“刀架”以防进水后引起安全膜破裂； 10.小机排汽管加装临时支架，待灌水结束后拆除； 11.凝结器水侧放空，将人孔打开（视钢管检漏情况是否执行）； 12.凝结器汽侧加装临时水位计至12米。 灌水原则： 低于12米的系统及容器均参与真空系统灌水查漏。加热器汽侧灌水用经常疏水门倒入，各抽汽管的灌水通过各抽汽管道疏水门倒入。所有疏水一、二次门保持开启。所有系统及容器充满水后，将凝结器汽侧水位补至低压缸汽封凹窝处后，保持此水位静置24小时进行观察，记录水位下降趋势及系统渗漏点。 应加入的系统： 1.#5低加进汽部管道及其疏水管（门）；五抽管道及其疏水管（门）； 2.#6低加汽侧及其疏水管（门）；六抽管道及其疏水管（门）； 3.#7、8低加汽侧及其疏水管（门）；七、八抽管道及其疏水管（门）；
一、工程概述： 1、山东华能莱芜热电有限公司现有4，5号2×330MW机组，配套四角切圆燃煤锅炉，设计燃用本地高挥发份烟煤，同期配套烟气脱硫装置，由山东鲁电环保有限公司承包建设，采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫、一炉一塔脱硫装置，共两套脱硫系统，部分系统为两炉公用，系统设增压风机，无GGH。现有的脱硫装置处理能力不能满足即将执行的新环保要求，本次超低排放改造，两台机组分别新建一台二级吸收塔，并在二级吸收塔上增设一套湿式吸收塔。烟气经引风机后进入一级吸收塔（改造）脱硫，然后进入二级吸收塔（新建）。 2 、本吸收塔为直径12600mm、总高度，本体采用Q235-B钢板拼装焊接而成，底板采用δ6mm 钢板对接而成；基础环板采取δ=36mm、材质为Q345B钢板拼接而成。塔壁分为14层采用钢板拼装焊接板对接而成， 1～2层为δ22mm钢板， 3～5层为δ20mm钢板， 6～8层为δ18mm 钢板，9～12层为δ16mm钢板，13～14层为δ18mm钢板。 3、主要工程量： 4、本作业指导书适用于华能莱芜电厂2×330MW机组#4、#5机组吸收塔安装工程。 二、编写依据：
1、同方环境股份有限公司设计的施工图纸。 2、厂家有关设备资料。 3、《电力建设工程施工技术管理导则》（2002年版）。 4、电力建设施工技术规范 (第2部分：锅炉机组DL 。 5、电力建设施工质量验收及评价规程（第2部分：锅炉机组DLT ）。 6、电力建设施工质量验收及评定规程 (第7部分：焊接DLT 。 7、火力发电厂焊接技术规程（DLT 869-2012）。 8、《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（2014年版）。 9、《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版）。 10、《工程建设标准强制性条文电力工程部分（2011年版）》。 三、人力资源配置 1、人员配置： 2、施工进度节点： 6 10、吸收塔清理、检查、验收、封闭四、施工准备 1、施工技术准备 、对施工前的技术准备工作，必须细致、认真的进行，否则可能会造成人力、物力的巨大浪费，施工技术准备的范围可以根据不同的施工阶段划分。 、组织各专业人员熟悉图纸，对图纸进行自审，熟悉和掌握施工图纸的全部内容和设计意图。发现问题，提前与建设单位、设计单位协商。
某厂E H油及调节保安系统调试措施1设备系统简介 1.1秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程，机组控制油（EH油） 系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵，蓄能器组件、油加 热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa，工作温度40－50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0～14MPa之间任意设置。本系统允许工作 压力设置在10.0～14.0MPa，额定工作压力为14.0±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油 母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0MPa压力时，高压油推动衡压泵上的控制阀，控制阀操作泵上的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维持系统油 压在14.0MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。油路中逆 止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备，一旦高 压油母管压力升高大于17MPa时，溢流阀将高压油排回油箱，以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。 高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号，并在油压偏离 正常值时发出报警。
运行参数如下： EH油压：13.5～14.5MPa EH油油温：正常运行维持在35～54℃，额定值为45℃ EH油温开关：60℃油温高报警，55℃投冷却器，自动切除加热器，35℃油温低报警，切冷却器，20℃油温低报警，禁启主泵，投加热器 溢流阀定值：17MPa 循环油泵溢流阀定值：0.5MPa 油压低报警，联启备用泵：11.2MPa 滤油器差压高报警：0.24MPa
山东里彦发电有限公司3#、4#机组脱硫技改 调试工程 作业指导书 文件编号：2015006 项目名称：综合调试 施工单位：中煤华盛机械制造分公司 日期：2015年01月05日
调试安全措施 1启动调试的组织、分工、职责和工作原则 根据原电力部颁布的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（以下简称“新启规”），结合本期脱硫工程的特点，在调试工作开始前成立相应的调试组织机构，进行分工，以保证调试工作的顺利进行，使装置安全、稳定、高效投入生产。调试的组织机构关系图如下： 启动委员会 （4人） 脱硫试运指挥部 （5人） 验收组综合组调运组生产准备组 单机调试、试运小组分系统 和整机 调试、试 各专业运行操作班 和各专业检
1.1 各级组织的组成和职责 1.1.1启动委员会 成立由山东里彦发电有限公司（以下简称里彦电厂）、上海中芬新能源投资有限公司（以下简称总包单位）等各单位负责人组成的启动委员会,负责调试大纲和整套启动方案及试运行方案的审批. 1.1.2脱硫试运指挥部 成立由里彦电厂、总包单位组成的脱硫试运指挥部（共5人）。调运前成立脱硫试运指挥部并开始工作，脱硫试运行指挥部工作到办理完移交生产手续为止。 脱硫试运行指挥部组成如下： 组长：里彦电厂1人 副组长：总包单位1人 组员：里彦电厂、总包单位各1人 职责：全面组织、领导调运工作。协调脱硫调运外部关系，解决所需的外部条件；承担调运工作安全、质量、进度和效益的领导责任；审查调运各阶段开始前的准备工作、调运方案和措施，批准开始下一阶段调运工作；议决调试过程中遇到的重大问题；审查各阶段的调运结果和其他有关文件，签发设备代管、验收交接证书。 1.1.3调运组 调运组领导调试、试运过程的具体工作，根据调运不同阶段，下设单机调试、试运组、分系统和整机调试、试运组。 调运组组成： 组长：总包单位1人 组员：里彦电厂（副组长）、总包单位各1人
1.设备系统概况 三水恒益电厂“上大压小”2×600MW国产燃煤凝汽发电机组由上海汽轮机有限公司生产的600MW中间再热空冷凝汽式汽轮机（N600－16.7/538/538）。其危急遮断器由弹簧保持环、飞锤、飞锤弹簧、平衡块等和危急遮断器零件组成，它安装在转子的延伸端上，飞锤的重心与汽机轴线有偏心，这样，转子转动后带动危急遮断器转动，飞锤因偏心而产生离心力。在额定转速运行时，由于飞锤的离心力小于弹簧的预缩力，因此，飞锤不能击出。当机组超过额定转速的9%～11%时，飞锤产生的离心力克服弹簧的预压缩力而出击，作用于危急遮断油门拉钩，使危急遮断油门动作，泄去危急遮断油，隔膜阀动作，打开AST系统泄油口，AST 油压迅速至零，从而使主汽门、调节汽阀关闭。该危急遮断器还可以用喷油来进行在线试验（即机组运行时进行试验）。弹簧保持环每旋转一圈，其动作转速变化约330r/min左右。 2．编制依据 2.1 本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求，三水恒益电厂2×600MW超临界燃煤机组工程部的有关文件,制造厂的产品说明书及设计院的设计图纸编写的。 2.2 参考文件 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版） 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-2009 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版） 《电力建设安全工作规程》（火电发电厂部分） 《火电施工质量检验及评定标准》（1998年版） 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》 国家电力公司《安全生产工作规定》 《电力建设施工及验收技术规范》（1992年版） 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版） 2.3 本调试措施经各方讨论确认后，在调试中实施。 2.4 关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。 3. 试验目的
真空浇注设备技术方案书 一、总则 1、本方案书提出了该设备的设计、结构、总装、试验及运行等方面的技术要求。 2、本方案书提出的是最低的技术要求，供方提供不低于本规范的优质产品。 3、合同生效后，供方向需方提供满足合同交货期要求的生产进度计划。 4、供方提供的设备平面布置图、基础条件图、电气图、主要部件结构图等，需方确认后方可投产。对于图 纸资料中出现的不符合本技术规范要求的问题，供方应无条件的更改。 5、设备说明书应包括设备整体及所有重要系统的工作原理、结构、安装说明、操作方法及注意事项、常见 故障及处理方法、供应厂家及型号规格等相关技术资料。 6、供方对本设备的性能及运行可靠性负责，并对设备的设计、制造、运输、安装、调试、试生产、负责。 实行“交钥匙”工程。 7、供方保证就浇注设备提供适用的、成熟的、经过验证的技术。 8、提供一年内正常运转的备品、备件，此备品、备件为免费赠送。 二、设备特点 1、本方案中的真空浇注设备，适用于35kV以下浇注式变压器、电抗器的真空浇注处理。 2、本方案体现了节能、环保要求，特殊制造的电加热板，寿命是德国进口加热板的3倍以上，而加热功率 是德国进口加热板的70%。是真正意义上的节能、环保产品。 3、独特的过滤系统，可有效的防止树脂蒸汽进入真空泵。 三、设备主要构成： 1、Φ2400mm×3000mm真空浇注罐： 1套 2、12组罐外分体浇注系统： 1套 3、300L真空混料罐： 1套 4、36kW真空浇注罐加热系统： 1套 5、10kW真空混料罐加热系统： 1套 6、真空系统： 1套 7、水冷系统： 1套（需方无需准备水箱及冷水塔） 8、电气控制及测量系统： 1套 9、设备钢架： 1套（供方免费设计、需方自制） 10、备品及备件： 1套（免费赠送） 四、各系统技术条件 1、真空浇注罐：一套 1.1、主要技术参数
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
山西国际能源集团宏光发电有限公司联盛2×300MW煤矸石发电项目 烟气脱硫工程 吸收塔系统调试措施 编制： 审核： 批准： 山东三融环保工程有限公司 2012 年8月
目录 1、系统概述 (1) 1、编制依据 (3) 2、调试范围及相关项目 (3) 3、组织与分工 (4) 4.1施工单位 (4) 4.2生产单位 (4) 4.3调试单位 (4) 4、调试前应具备的条件 (5) 5、调试项目和程序 (6) 5.1吸收塔系统启动调试工作流程图 (6) 5.2调试步骤 (6) 6、调试质量的检验标准 (11) 7、安全注意事项 (11) 8、调试项目的记录内容 (12) 附录1 吸收塔系统启动前试验项目检查清单 (13) 附录2. 试运参数记录表 (14) 附录3 FGD装置分系统试运质量检验评定表 (15)
1、系统概述 本工程厂址位于山西省中部西缘柳林县的薛村镇，地处联盛能源有限公司规划的工业集中区内，东北距柳林县约11km，西北距军渡约5km，黄河在厂址西面约12km处。本工程规划建设两台300MW循环流化床锅炉机组，汽机直接空冷，脱硫系统同步建设。本期脱硫岛整体布置在烟囱后，两炉一塔方式，采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，副产物为二水石膏。整套脱硫系统中吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统以及工艺水系统、GGH系统、吸收塔系统为公用，每台机组设置单独的增压风机系统。 吸收塔系统主要功能将引入的原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统，脱硫效率可达85%以上。 进入吸收塔的石灰石浆液在吸收塔浆池中溶解，通过调节进入吸收塔的石灰石浆液量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池pH值维持在4.5~5.5之间以保证石灰石的溶解及SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾使烟气中液滴浓度不大于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主烟道，并经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经吸收塔氧化风机鼓入吸收塔浆液的氧化空气强制氧化，生成硫酸钙并结晶生成二水石膏，主要成分为二水石膏的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔本体、浆液循环系统、脉冲悬浮系统、氧化空气系统及石膏浆液排出系统。 根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置每台吸收塔设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。 吸收塔除雾器布置于吸收塔上部，烟气穿过循环浆液喷淋层后，再连续流经两级除雾器除去所含浆液雾滴。在一级除雾器的上面和下面各布置一层清洗喷嘴。清洗水从喷嘴强力喷向除雾器元件，带走除雾器顺流面和逆流面上的固体颗粒。二级除雾器下面也布置一层清洗喷淋层。烟气通过两级除雾后，其烟气携带水滴含量不大于75mg/Nm3（干基）。除雾器清洗系统间断运行，采用自动控制。
1编制目的 1.1调整并校核各调节保安装臵的行程、油压及保护装臵动作值,以满足机组安全、正常运行的需要. 1.2根据东方汽轮机厂和新华控制工程有限公司所提供的技术文件,对调节保安系统进行现场试验及整定,以保证各部套之间的相互关系,测定各部套的工作特性,确保调节保安系统能够正常地投入工作. 1.3通过现场调试,及时发现调节保安系统存在的问题,并予以解决,为机组试运工作的顺利进行创造条件. 1.4记录调节保安系统的有关试验数据,积累原始资料,为以后机组投入商业运行及检修工作提供查考依据. 2编制依据 2.1《火电工程启动调试工作规定》 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》2.3《电力建设施工及验收技术规范-汽轮机机组篇》 2.4东方汽轮机厂、新华控制工程有限公司、中南电力设计院所提供的相关技术文件. 3控制系统简介 襄樊火电厂#3机组,汽轮机采用东方汽轮机厂产品,其型式为亚临界、中间再热、单轴双缸双排汽、高中压合缸、低压缸双分流、凝汽式汽轮机.其中,汽机调节保安系统采用上海新华控制工程有限公司的DEH-ⅢA纯电调型,它与美国西屋公司的WDPF-Ⅱ集散控制系统配合共同完成对整个机组的过程控制.汽轮机油系统采用双工质,润滑油及低压保安系统为HU-20透平油,EH系统为磷酸脂型抗燃油. DEH-ⅢA 的主要功能如下: 转速控制 自同期控制 负荷控制 一次调频 协调控制 RB功能 主汽压控制 单/多伐控制
伐门在线试验 OPC控制 ATC功能(汽轮机自启动系统) 中压缸启动 双机容错 与DCS系统进行通讯,实现数据共享 手动控制 其他功能(汽门严密性试验、AST电磁伐试验、隔膜伐试验、EH 油压低试验) 在线自诊断、维修 4静态调整应具备的条件 4.1透平油、抗燃油系统的油箱、冷油器及所有油管道安装完毕(包括调节保安系统、润滑油系统、顶轴油系统、空氢侧密封油系统、抗燃油再生及冷却系统). 4.2EH系统油循环临时系统应符合新华公司技术要求,用冲洗块代替执行机构的伺服伐,、电磁伐及电磁伐组件上的电磁伐.拆除再热主汽门、调门上的节流孔板及控制块组件上的两个带节流孔管接头及内部两个节流孔板,并用冲洗管接头来代替.抗燃油系统经耐压试验后,应无泄漏现象(试验压力21MPa,耐压时间3分钟) 4.3透平油系统临时油循环技术措施应符合东汽厂要求. 4.4汽机油循环结束后,油质应符合要求,其中透平油油质应符合MOOG四级标准,抗燃油油质应符合NAS五级标准.并完成调节保安系统各部套的复装工作（低压透平油调节保安部套及EH部套）。4.5调节保安系统图上标明的测点,都应安装经校验合格的压力表、温度计及变送器.并准备好调试用的仪器、仪表. 4.6蓄能器完成充氮工作,并无泄露现象.四个高压皮囊式蓄能器充氮压力9.1MPa, 四个低压皮囊式蓄能器充氮压力0.21MPa, 主油箱、密封油箱、抗燃油箱油位正常,各油箱油位计高、低报警正常. 冷油器水侧通水试验正常,无泄漏. 调整各油泵出口油压在正常工作范围内,检查油系统无泄漏现象.
方案报审表 工程名称：山西国金一期2X 350MV煤矸石发电供热工程编号：WGJDL-FD-TSS-QJ-FA11致：河北兴源国金电力项目监理机构 现报上1#机组真空系统调试方案，请审查。 附件：《1#机组真空系统调试方案》 承包单位（章）: 项目经理：日期： 专业监理工程师审查意见： 专业监理工程师： 日期： 总监理工程师审核意见： 项目监理机构（章）：总监理工程师： 日期: ________________________ 建设单位审批意见： 建设单位（章）： 项目代表： 日期：
发电、送变电工程寺级调式单位 IS09001:2008 IS014001:2004 GB/T28001:201 认证企业 山西国金电力有限公司 2X 350MV煤矸石综合利用发电工程 1#机组真空系统 调试方案 四川省电力工业调整试验所
2014年11月
技术文件审批记录
目录 1、 概述 ................................ 错误! 未定义书签 系统简介 ........................... 错 误!未定义书签。 设备技术规范如下： ...................... 错 误!未定义书签。 2、 技术方案 .............................. 错误! 未定义书签 试验的依据和标准 ........................ 错 误!未定义书签。 试验目的 ........................... 错 误!未定义书签。 目标、指标 ......................... 错 误!未定义书签。 试验范围和仪器 ........................ 错 误!未定义书签。 试验应具备的条件 ........................ 错 误!未定义书签。 试验内容、程序、步骤 ...................... 错 误!未定义书签。 3、 组织机构及人员安排 .......................... 错误! 未定义书签 安装单位： ......................... 错 误!未定义书签。 生产单位： ......................... 错 误!未定义书签。 调试单位： ......................... 错 误!未定义书签。 制造厂家职责： ........................ 错 误!未定义书签。 监理单位： ......................... 错 误!未定义书签。 4、 安全措施 .............................. 错误! 未定义书签 危险危害因素辨识及控制措施 ................... 试验应具备的条件确认表 ..................... 1、 概述 1.1 系统简介 危害危险源识别及相应预防措施（见附录） 错误!未定义书签 安全注意事项 : ....................... 错误!未定义书签 5、 附件 ............................... 错误!未定义书签 错误!未定义书签 错误!未定义书签 错误!未定义书签
山东海化热电分公司5-6#机组 炉外烟气脱硫工程 公用系统调试措施 编制： 审核： 批准： 中海油节能环保服务有限公司 2015年11月
目录 1．设备系统概述 2．编制依据 3．调试范围 4．组织与分工 5．调试前应具备的条件 6．调试程序 7．连锁保护清单 8．调试质量目标和计划 9．安全注意事项 10．调试项目的记录内容 附：质检表
山东海化热电分公司5-6#机组炉外烟气脱硫工程 公用系统调试措施 1.公用系统概况 山东海化热电分公司5-6#机组炉外烟气脱硫工程公用系统主要包括工艺水系统、工业水系统、仪用/杂用压缩空气系统和石膏浆液排出系统。 1.1 工艺水系统 FGD装置的工艺用水引自电厂侧，有两路供水，①厂区工艺水系统,②厂区海水系统。两路来水可手动门切换送入工艺水箱，为脱硫工艺提供工艺用水。用水单元主要有： ·吸收塔补给水； ·除雾器冲洗用水； ·密度计、pH计、液位计冲洗； ·所有浆液输送设备、输送管路冲洗及储存箱用水； ·氧化风空气管道减温水； ·石灰石浆液制备用水。 工艺水箱的可用容积按机组脱硫装置正常运行1h的BMCR工况下工艺水耗量设计有效容积，有效容量：50m3；尺寸: Φ4000×4000mm。配备2台工艺水泵，运行方式一用一备，将工艺水送至FGD场地内所有需用工艺水的地方。除此之外，配备了4台水泵用于吸收塔除雾器的冲洗供水，#1塔除雾器冲洗水泵2台，#2塔除雾器冲洗水泵2台，运行方式一用一备。所有的水泵为离心式水泵。 1.2 工业水系统 工业水取自电厂工业水系统，直接供至FGD场地内所有需用之设备，主要应用于设备冷却用水。使用后送至工艺水箱，再作为工艺水使用。用水单元：·氧化风机冷却水 ·石膏浆液排出泵轴封水 ·石灰石浆液泵轴封水
目录 1.设备概况、规范、特性参数 (1) 2.调试目的 (3) 3.调试组织机构和分工 (4) 4.调试前必须具备的条件 (5) 5.调试项目及工艺 (5) 6.调试要点 (8) 7.调试验收标准 (8) 8.安全、环境控制措施 (9) 9.所采用的调试仪器、仪表的型号、规格 (9) 编写：张家麟 审核： 批准：
编制说明：本措施根据同类型机组调试数据和制造厂产品说明书及设计院相关系统图编制。包括了油系统设备的调试投用。 1.概况 天津滨海垃圾焚烧发电厂C12-3.8/1.4调整抽凝式机组的调节系统主要由转速传感器、505E数字式调节器、电液转换器（DEH）、高、中压油动机和高、中压调节汽阀组成。WOODWARD505E同时接收来自两个转速传感器的汽轮机转速信号，并与转速给定值进行比较后输出执行信号(4-20mA电流)，经电液转换器转换成二次油压(0.15-0.45MPa), 二次油压通过油动机控制调节汽阀。 本调节系统为抽汽调节自治系统，因此，当抽汽压力因抽汽量的改变而产生变化时，可实现压力的自治调节，使压力值回复到给定值，同时电功率维持不变。当抽汽用量改变时抽汽压力值改变，这时因压力值偏离给定值，压力调节系统工作；调节器(PC)根据调节偏差(即抽汽压力给定值与测量值的偏差)，通过电液转换器引起二次油压改变相应使调节汽阀的开度增大或减小。如抽汽量减少，抽汽压力值升高，压力调节系统使高压随动滑塞弹簧放松，低压随动滑塞弹簧拉紧，对应上述变化，高压调节汽阀关小，低压调节汽阀开大，抽汽压力值回复到给定值。对本调节系统而言，调整抽汽时，汽轮机高、低压缸功率也相应改变，但总功率却保持不变。 1.1设备规范 ⑴油箱容积：6.3m3 ⑵冷油器： 型式：卧式双联 冷却面积：20m2 冷却水量：50t/h ⑶滤油器：
NZK-16.7-538/538/-2型汽轮机 调节保安系统说明书 K01B.002SM 中华人民共和国 哈尔滨汽轮机有限责任公司 2005年
目录 1EH系统工作原理 (1) 2EH系统整定值 (15) 3EH系统安装规程 (16) 4EH系统油循环 (20) 5EH系统调试规程 (26) 6EH系统的运行及维护 (28) 7抗燃油的处理、使用注意事项 (32)
1EH系统工作原理 1．1前言 本机采用数字式电液调节系统（简称DEH），其液压调节系统（简称EH）的控制油为14MPa的磷酸脂抗燃液，而机械保安油为0.7MPa的低压透平油，该系统有一个独立的高压抗燃油供油装置。每一个进汽阀门均有一个执行机构控制其开关，其中中压主汽阀执行机构为开关型两位式执行机构，高压主汽阀执行机构、高、中压调节阀执行机构为伺服式执行机构，可以接受来自于DEH控制系统的±40A的阀位控制信号，控制其开度，所有阀门执行机构的工作介质均为高压抗燃油，单侧进油，所有阀门执行机构均靠液压力开启阀门，弹簧力关闭阀门。 起机时首先通过挂闸电磁阀20/RS使危急遮断器滑阀复位，然后由DEH的阀位指令信号开启相对应的蒸汽调节阀门，从而实现机组的启动、升速、并网带负荷。 在超速保护系统中布置有两个并联的超速保护电磁阀（20/OPC-1、20/OPC-2）当机组转速超额定转速时或机组甩负荷时，该电磁阀得电打开，迅速关闭各调节汽门，以限制机组转速的进一步飞升。 在保安系统中配置有一只飞锤式危急遮断器和危急遮断器滑阀，危急遮断器滑阀和危急遮断器核杠杆的工作介质为0.7MPa透平油。当转速达到109-110%额定转速时，危急遮断器的撞击子飞出击动危急遮断杠杆，拨动危急遮断器滑阀，泄掉薄膜阀上腔的保安油，使系统危急遮断（AST）母管的油泄掉，从而关闭所有的进汽阀门，进而实现停机。除此以外在EH系统中还布置有四个两“或”一“与”的自动停机（20/AST-1、2、3、4）电磁阀，它们能接受各种保护停机信号，遮断汽轮机。 1.2 调节保安系统的基本组成 调节保安系统的组成按其功能可分为三大部分：供油系统部分、执行机构部分、危急遮断部分。 供油系统部分又可分供油装置、自循环冷却系统、自循环再生过滤系统以及油管路及附件（油管路、高压蓄能器、膨胀支架等）。 执行机构部分包含高、中压主汽阀执行机构各2台，高压调节阀执行机构4台，中压调节阀执行机构4台。 危急遮断保护系统包括：AST-OPC电磁阀组件、薄膜阀、危急遮断器、危急遮断器滑阀、保安操纵装置及手动喷油截止阀。 1.3供油系统 1.3.1 1.3.1.1 供油装置的功能及组成 供油装置的主要功能是为执行机构提供所需的液压动力，同时保持液压油的正常理化特性。它由油箱、油泵-电机组件、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、自循环冷却系统、抗燃油再生过滤系统、EH油箱加热器、ER端子盒和一些对油压、油温、油位进行报警、指示和控制的标准设备所组成。供油装置还留有接给水泵汽轮机和备用油源的接口。 供油装置的电源要求： 二台主油泵为45 KW、380VAC、50HZ、三相、60A 一台循环泵为1.5 KW、380VAC、50HZ、三相、3.7A 一组电加热器为3×2.4 KW、220VAC、50HZ、三相、15A 1.3.1.2供油装置的工作原理 由交流电机驱动高压柱塞泵（恒压变量柱塞泵PV38），是一种变量的液压能源，泵组根据系统所需流量自行调整，以保证系统的压力不变，采用变量式液压能源减轻了蓄能
技术文件 编号 内蒙古能源发电兴安热电2×340MW机组工程1号机组热网供热系统调试方案 内蒙古能源发电投资集团有限公司 电力工程技术研究院
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1.概述 兴安热电2×340MW机组一号机组，发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-330-2型发电机。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的CZK340-16.7/538/538型汽轮机，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1176/17.5-HM3型锅炉。 本工程设计有热网首站，城市热网系统采用二次换热技术，加热汽源由汽轮机五段抽汽承担，抽汽通过热网加热器将热网循环水加热到110℃，高温的热网循环水供给市区内各小区换热站进行二次换热，最终将适合温度的采暖用水供给热用户。 热网加热器承担热网循环水的升温任务；低压除氧器、热网补水泵负责将热网补水进行除氧、加热；五段抽汽、热网疏水泵和高压除氧器主要组成加热蒸汽的循环回路，保证机组抽出的高品质蒸汽回收到主机热力循环系统中。 1.1 设备技术规范
2.1 热网系统相关测点、阀门传动 2.2 热网系统联锁保护项目传动 2.3 热网系统冲洗及试运行 3.方案编制标准和依据 3.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437---2009) 3.2 《火电工程达标投产验收规程》（DL/5277--2012） 3.3 《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T5294-2013） 3.4 《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》（DL/T5295-2013） 3.5 《内蒙古电力工程技术研究院调试方案编写规定》（2012年） 3.6 《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》（电力部电可[1997]06号电力部建质[1997]45号） 3.7 《电业安全工作规程(第一部分：机械和热力)》(GB 2616 4.1--2010) 3.8 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（国电电源[2002]49 号） 3.9 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》(DL5009.1-2002) 3.10 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 3.11 《电力建设工程质量监督规定》（电质监[2002]3号） 3.12 《内蒙古能源发电兴安热电2×340MW机组工程调试大纲》 3.13 《风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范》GB50275-2010 3.14 《工程建设标准强制性条文（2006 年版）》(电力工程部分)（建标[2006]102 号）
方案报审表 致：河北兴源国金电力项目监理机构 现报上 1#机组真空系统调试方案，请审查。 附件：《1#机组真空系统调试方案》 承包单位（章）： 项目经理： 日期： 专业监理工程师审查意见： 专业监理工程师： 日期： 总监理工程师审核意见： 项目监理机构（章）： 总监理工程师： 日期： 建设单位审批意见： 建设单位（章）： 项目代表： 日期： 填报说明：本表一式三份，由承包单位填报，建设单位、项目监理机构、承包单位各一份。
全国一流电力调试所 发电、送变电工程特级调试单位 I S O9001:2008、ISO14001:2004、GB/T28001:2011认证企业 山西国金电力有限公司 2×350MW煤矸石综合利用发电工程 四川省电力工业调整试验所 2014年11月
技术文件审批记录 工程名称：山西国金电力有限公司2×350MW煤矸石综合利用发电工程 文件名称：1#机组真空系统调试方案 文件编号: WGJDL-FD-TSS-QJ-FA11 版本号: A 出版日期: 2014年11月 批准：魏强 签字：日期：年月日审核：杨远方 签字：日期：年月日校核：曹学宝 签字：日期：年月日编制：孙戈 签字：日期：年月日
目录 1、概述 (1) 1.1 系统简介 (1) 1.2 设备技术规范如下： (1) 2、技术方案 (2) 2.1 试验的依据和标准 (2) 2.2 试验目的 (2) 2.3 目标、指标 (2) 2.4 试验范围和仪器 (2) 2.5 试验应具备的条件 (3) 2.6 试验内容、程序、步骤 (3) 3、组织机构及人员安排 (5) 3.1 安装单位： (5) 3.2 生产单位： (5) 3.3 调试单位： (6) 3.4 制造厂家职责： (6) 3.5 监理单位： (6) 4、安全措施 (6) 4.1 危害危险源识别及相应预防措施（见附录） (6) 4.2 安全注意事项: (6) 5、附件 (7) 5.1 危险危害因素辨识及控制措施 (8) 5.2 试验应具备的条件确认表 (10) 5.3 方案交底记录 (11)
调节保安系统 调节保安系统包括伺服执行机构、保安系统等 6.1 主汽门自动关闭器及控制装置（启动阀） 主汽门能够实现远程控制及现场手动。启动阀控制主汽门执行机构（主汽门自动关闭器）上下动作进而控制主汽门开启。启动阀的操作可手动也可通过伺服电机控制，同时启动阀可以对机组挂闸（机械超速复位），在正常运行时安全油将启动阀右部切换阀顶起，接通启动油路开启主汽门，在停机时安全油泄掉，切换阀切断启动油，并泄掉自动关闭器的油缸腔室中的油，使主汽门快速关闭。活动滑阀可在机组运行时现场在线活动主汽门以防其卡涩。主汽门控制可在DEH-NK 系统中实现，为确保机组安全，在停机后控制启动阀电机反向旋转（即退回启动阀）关闭主汽门。以防事故后挂闸主汽门突然打开造成机组转速飞升。 6.2 伺服执行机构 主要包括电液驱动器，油动机。 电液伺服阀为动圈式双极型位置输出（积分型），作为油动机的先导机构拖动错油门控制油动机活塞动作。油动机错油门与电液伺服阀通过杠杆机械半刚性连接。同时原错油门下的单向阀保留，在保安系统遮断状况下，事故油仍可关闭油动机。 电液伺服阀是汽轮机电液控制系统设计的关键电—位移转换元件，它能把微弱的电气信号通过电液放大转换为具有相当大的作用力的位移输出。 电液伺服阀主要由动圈式力马达、控制滑阀及随动活塞三大部分组成，控制滑阀与随动活塞之间采用直接位置反馈，安装方式采用板式连接。详见电液转换器说明书。 6.3 保安系统 本系统包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分，机组设置了三套遮断装置：运行人员手动紧急脱扣的危急遮断装置；超速脱扣的危急遮断器；电动脱扣的电磁保护装置。主要保护项目有超速，轴向位移，润滑油压降低，轴承回油温度高，冷凝器真空低及油开关跳闸，DEH保护停机等。当出现保护(停机)信号时，立即使主汽门，调节汽阀关闭。同时报警；油开关跳闸信号，通过OPC关闭
敬业钢铁煤气发电机组二期工程凝结水系统调试措施 措施编号：敬业钢铁煤气发电二期工程－QJ02 编制人：周广太 审核人：刘清顺 批准人：安治海 邯郸市科达电力安装有限公司 二○一二年二月十五日
目录 1、设备系统概述 2、联锁保护 3、编制依据 4、调试范围 5、组织与分工 6、调试前应具备的条件 7、调试项目和和程序 8、调试质量的检验标准 9、安全注意事项 10、调试项目的记录内容 附表凝结水泵试运记录表附表质检表
1、设备系统概述 1.1、系统概述 敬业钢铁煤气发电二期工程1#、2#机组各配有2台100％容量电动凝结水泵。电动凝结水泵将凝汽器热井中的凝结水抽出经过轴封加热器，然后依次进入表面式低压加热器加热，最后进入除氧器。 此凝结水泵采用立式结构，泵体设计为全真空型。 1.2、凝结水系统辅助服务对象： 1)至汽机轴封供汽减温器； 2)高加给水进口阀 3)低压缸喷水减温 4）抽汽控制水 1.3、凝结水系统有关设备参数 1.3.1、凝结水泵 制造厂：上海凯泉 设计形式：立式 型号： 6.5LDTN-9-160/4-IL 轴功率：160kW 设计流量：210 m3/h 转速：1480 r/min 转向：顺时针,自上向下看 正常运行振动值：0.06mm（双振幅） 事故运行允许振动值：0.2mm（双振幅） 扬程：154 m 联轴器型式：弹性 1.3.2、凝结水泵电机 制造厂：西安泰富
型号：Y2-315L1-4 轴功率：160KW 额定电压：380V 转速：1480 r/min 频率：50Hz 2、联锁保护 2.1、联锁逻辑 一台凝结水输送泵运行，另外一台凝结水输送泵在DCS模式备用且满足电机可用，当运行泵事故跳闸或泵出口母管压力低则保护联锁启备运泵。 3、编制依据 3.1、《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996版）》。 3.2、《敬业钢铁煤气发电机组二期工程启动调试大纲》 3.3、《火电工程启动调试工作规定》 3.4、《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》 3.5、本措施与《运行规程》不符之处，应按本措施执行；本措施未尽之处，按电厂《运行规 程》执行。 4、调试范围及相关项目 4.1、凝结水系统联锁、保护传动检查。 4.2、凝结水系统中各电动阀传动检查。 4.3、凝结水泵泵体启动试验。 4.4、系统测点测量状态的检查。 4.5、凝结水系统的调整投运。 4.6、相关项目： 4.6.1、凝结水泵电机试运，该项目由安装单位负责； 4.6.2、凝结水泵单体试运，该项目由安装单位负责； 4.6.3、凝结水系统冲洗，该项目由安装单位负责； 4.6.4、凝结水系统热工仪表投入，该项目由安装单位负责； 5、组织与分工
润滑油及调节保安系统调试
辽源金刚水泥厂余温发电项目 2 ×65MW 润滑油及调节保安系统调试 中信 2006年8月
润滑油及调节保安系统调试 一、汽轮机润滑油系统调整试验措施 1 目的 为保障汽机润滑油系统能够安全可靠的工作 , 满足汽轮发 电机各轴承和调节保安 系统正常运行 , 特制定本方案。 本方案用于油泵及系统安装结束后的分部试运工作 , 确认泊泵及油系统辅助设备、系统安装正确无误 , 设备状态良 好 , 系统工作正常 ; 检查电气、热工保护联锁和信号装置 , 确认其动作可靠。从而为早日顺利完成机组油循环冲洗 , 开 始整套启动创造条件。 2 编制依据 2.l 《火电施工质量检验及评定标准》第十一篇 , 调整试运 篇 ; 2.2 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽轮机组篇 ); 2.3 设备厂家、设计单位提供的有关图纸资料和技术要求 ; 2.4 其它相关的技术资料。 3 概述 泊系统的作用是向汽轮发电机组各轴承提供润滑油 , 向调节保安系统提供压力泊 , 向盘车装置供油 , 保证机组安 全运行。 3.1 系统的组成 本系统主要由主泊泵、注油器、主油箱、高压电动油泵、直 流事故泊泵、溢油阀、 冷油器、滤油器、排烟风机、泊位指示器及连接管道、监视仪等设备组成。 32 系统基本流程 :
4 联锁保护试验 4.l 高压电动油泵、直流事故泊泵联锁 : 汽机润滑油母管油压低于 0.05Mpa, 发报报警信号联动交流电动润滑油泵。汽机润滑油母管油压低于0.04Mpa, 发信号联动直流事故油泵。汽机润滑油母管油压低于0.02Mpaj 发信号停机。 汽机润滑油母管油压低于 0.015Mpa, 发信号停盘车。