CCW水泥公司余热发电(7.5MW) 汽轮机系统启动调试方案
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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。
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
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
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
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；
**********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。
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
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。
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
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
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
汽轮机控制系统 包括汽轮机的调节系统、监测保护系统、自动起停和功率给定控制系统。控制系统的容和复杂程度依机组的用途和容量大小而不同。各种控制功能都是通过信号的测量、综合和放大，最后由执行机构操纵主汽阀和调节阀来完成的。现代汽轮机的测量、综合和放大元件有机械式、液压式、电气式和电子式等多种，执行机构则都采用液压式。 调节系统用来保证机组具有高品质的输出，以满足使用的要求。常用的有转速调节、压力调节和流量调节3种。①转速调节：任何用途的汽轮机对工作转速都有一定的要求，所以都装有调速器。早期使用的是机械式飞锤式离心调速器，它借助于重锤绕轴旋转产生的离心力使弹簧变形而把转速信号转换成位移。这种调速器工作转速围窄，而且需要通过减速装置传动，但工作可靠。20世纪50年代初出现了由主轴直接传动的机械式高速离心调速器，由重锤产生的离心力使钢带受力变形而形成位移输出。图 1 [液压式调速器]为两种常用的液压式调速器的
工作原理图[液压式调速器]，汽轮机转子直接带动信号泵(图1a[液压式调速 器])或旋转阻尼（图1b[液压式调
速器]），泵或旋转阻尼出口的油压正比于转速的平方，油压作用于转换器的活塞或波纹管而形成位移输出。②压力调节：用于供热式汽轮机。常用的是波纹管调压器（图 2 [波纹管调压 器]）。调节压力时作为信号的压力作用于波纹管，使之与弹簧一起受压变形而形成位移输出。③流量调节：用于驱动高炉鼓风机等流体机械的变速汽轮机。流量信号通常用孔板两侧的压力差(1-2)来测得。图3 [压差
调节器]是流量调节常用压差调节器波纹管与弹簧一起受压变形而将压力差信号转换成位移输出。 汽轮机除极小功率者外都采用间接调节，即调节器的输出经由油动机（即滑阀与油缸）放大后去推动调节阀。通常采用的是机械式（采用机械和液压元件）调节系统。而电液式（液压元件与电气、电子器件混用）调节系统则用于要求较高的多变量复合系统和自动化水平高、调节品质严的现代大型汽轮机。70年代以前，不论机械式或电液式调节系统，所用信息全是模拟量；后来不少机组开始使用数字量信息，采用数字式电液调节系统。 汽轮机调节系统是一种反馈控制系统，是按自动控制理论进行系统动态分析和设计的。发电用汽轮机的调节工业和居民用电都要求频率恒定，因此发电用汽轮机的调节任务是使汽轮机在任何运行工况下保持转速基本不变。在图 4 [机械式调速系
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
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.
2 高压抗燃油EH系统 2.1 供油系统 EH供油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成。 2.1.1 供油装置（见图1） 供油装置的主要功能是提供控制部分所需要的液压油及压力，同时保持液压油的正常理化特性和运行特性。它由油箱、油泵、控制块、滤油器、磁性过滤器、溢流阀、蓄能器、冷油器。EH端子箱和一些对油压、油温、油位的报警、指示和控制的标准设备以及一套自循环滤油系统和自循环冷却系统所组成。 供油装置的电源要求： 两台主油泵为30KW、380VAC、50HZ三相 一台滤油泵为1KW、380VAC、50Hz、三相 一台冷却油泵为2KW、380VAC、50HZ、三相 一级电加热器为5KW、220VAC、50Hz、单相 2.1.1.1工作原理 由交流马达驱动高压柱塞泵，通过油泵吸入滤网将油箱中的抗燃油吸入，从油泵出口的油经过压力滤油器通过单向阀流入和高压蓄能器联接的高压油母管将高压抗燃油送到各执行机构和危急遮断系统。 泵输出压力可在0－21MPa之间任意设置。本系统允许正常工作压力设置在11.0～15.0MPa，本系统额定工作压力为14.5MPa。 油泵启动后，油泵以全流量约85 L/min向系统供油，同时也给蓄能器充油，当油压到达系统的整定压力14.5MPa时，高压油推动恒压泵上的控制阀，控制阀操作泵的变量机构，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，维护系统油压在14.5MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。 溢流阀在高压油母管压力达到17±0.2MPa时动作，起到过压保护作用。 各执行机构的回油通过压力回油管先经过3微米回油滤油器，然后通过冷油器回至油箱。 高压母管上压力开关 63/MP以及 63/HP、63/LP能为自动启动备用油泵和对油压偏离正常值时进行报警提供信号。冷油器回水口管道装有电磁水阀，油箱内也装有油温测点的位置孔及提供油作报警和遮断油泵的油压信号，油位指示器按放在油箱的侧面。 2.1.1.2供油装置的主要部件： 2.1.1.2.1油箱 设计成能容纳 900升液压油的油箱（该油箱的容量设计满足1台大机和2台 50％给水泵小机的正常控制用油）。考虑抗燃油内少量水份对碳钢有腐蚀作用，设计中油管路全部采用不锈钢材料，其他部件尽可能采用不锈钢材料。 油箱板上有液位开关（油位报警和遮断信号）、磁性滤油器、空气滤清器、控制块组件等液压元件。另外，油箱的底部安装有一个加热器，在油温低于20℃时应给加热器通电，提高EH油温。 2.1.1.2.2油泵 考虑系统工作的稳定性和特殊性，本系统采用进口高压变量柱塞泵，并采用双泵并联工作系统，当一台泵工作，则另一台泵备用，以提高供油系统的可靠性，二台泵布置在油箱的下方，以保证正的吸入压头。 2.1.1.2.3控制块（参见图2） 控制块安装在油箱顶部，它加工成能安装下列部件：
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。
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。
1 范围 本标准规定了电力基本建设工程新建、扩建、改建火电机组汽轮机的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。 本标准适用于国产125MW容量及以上容量的凝汽式汽轮机组，其他类型汽轮机组的启动调试亦可参照执行。进口机组按制造厂说明书的要求进行启动调试，若制造厂无这方面具体说明时，也可以参照本标准执行。 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）或修改版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议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。 GB/T7596 电厂用运行中汽轮机油质量标准 DL/T571 电厂用搞燃油验收、运行监督及维护管理导则 DL/T607 汽轮发电机漏水、漏氢的检验 DL/T651 氢冷发电机氢气湿度的技术要求 DL/T711 汽轮机调节控制系统试验导则 3 总则 编写目的 火力发电厂汽轮机启动调试是保证汽轮机高质量投运的重要环节，为适应电力工业的发展并规范汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部分制定本标准。 启动调试组织 a）机组启动调试前，由启动验收委员会批准下设试运指挥部，试运指挥部代表启动验收委员会主持套启动试运的常务指挥工作。 b) 机组启动调试工作应由试运指挥部全面协调，汽轮机调试具体项目应由汽轮机调试专业组负责实施 c) 汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程 技术人员组成。机组整套启动试运阶段，其组长应由主体调试单位担任。
调试资质 a) 承担汽轮机启动调试的主体调试单位必须具备相应的资质。 b) 汽轮机启动调试的专业负责人由具有汽轮机调试验的专业调试技术人员担任。 c) 汽轮机调试人员在调试工作中应具备指导、监督、示范操作、处理和分析问题、编写 措施和总结的能力。 计量管理 汽轮机启动调试中使用的仪器、仪表必须根据有关规定进行管理，并经有资质的计量单位校验合格，在有效期内使用。 调试措施 “汽轮机整套启动调试措施（方案）”及重要的“分系统调试措施”必须经过建设、生产、施工、监理、设计、制造厂等单位的会审并必须经过试运指挥部的批准后方能实施。 调试工作程序 a) 收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料。 b) 负责编制工程“调试大纲”中规定的汽轮机部分的“调试措施（方案）”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划与质量、职业健康安全和环境管理措施。“调试措施”的主要内容参见附录A。 c) 向参与调试的单位进行“调试措施”技术交底。 d) 做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。 e) 进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录。 f) 按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求（参见附录 C ）对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产。 g) 汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术总结报告”。 4 分部试运 通则 a) 分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。 b) 单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试运是指单台辅机的试运。 c) 分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。