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Xxxx发电12MW机组电动给水泵系统调试措施汽机专业一. 目的1 电动给水泵能投入正常运行2 保证设备、人身的安全二．编制的主要依据1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。
2 《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇DL5011-92）3 《火电施工质量检验及评定标准》（汽机篇1998年版）。
4 《电力建设安全工作规程》（第一部分：火力发电厂2002年版）5 沈阳水泵有限公司电动调速给水泵组使用说明书。
三．设备及系统简介1 本项目包括电动机、给水泵、耦合器及有关管道系统。
2 电动给水泵规范型号：DGB65-120×12A最大流量：54t/h转速：2895r/min扬程：1413m重量：2.9t3 液力偶合器规范型号：YOTcp500输入转速：2985r/min输出转速：2900r/min调速范围：20%～97%重量：1.2t4 配套电动机型号：YKK400-2额定功率：450kW额定电压：6000V额定转速：2985r/min重量：2.9t旋转方向：（从电机侧看）偶合器输出轴为顺时针转动四. 调试范围电动机、液力耦合器、电动给水泵以及与之有关的管道阀门系统等。
五. 调试应具备的基本条件1 除氧器安装完毕，达充水条件；2 与泵有关的给水管道安装冲洗完毕，并恢复正常；3 最小流量装置安装调试完毕，达投运条件；4 泵组安装找正完毕，油水系统连接正确；5 循环冷却水系统投运正常；6 润滑油系统油循环结束，并经化验合格；7 电机保护装置整定完毕，接地线良好，并投入运行；8 泵组各保护、报警、就地、远控指示仪表均调试完毕，并投入运行；9 泵组附近照明良好、环境清洁，通讯正常。
10 备足如下调试用仪器、工具：转速表、振动表、秒表、听棒、阀门F扳手。
六. 调试方法及步骤：试运分四步进行：第一步：单转电机。
检查转向、振动、轴承及定子发热情况，并完成有关电气试验。
第二步：电机带耦合器试转。
平煤神马联合盐化2x12MW汽轮发电机组调试大纲中国化学工程第四建设有限公司2012 年06 月目录1.前言2.工程及设备概况3.调试试运组织及职责4.调试单位组织机构及人员职责5.调试阶段工作原则6.调试范围及项目7.分部试运、整套启动调试管理程序8.调试阶段主要节点控制及整套启动调试方案9.机组整套启动试运的安全保障10.调试质量目标11.附录：各专业措施一览表1．前言为了平煤神马联合盐化2X12MW汽轮发电机组在调试过程中，确保调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，所有参建单位能够对本项目工程有更深、更全面的了解特制定本启动调试大纲。
本大纲适用于机平煤神马联合盐化2X12MW汽轮发电机组的整个启动调试过程，是机组启动调试阶段的纲领性文件，调试单位及各参建单位应遵守本调试大纲，以便高水平地完成启动调试工作，确保该工程总体质量达优良等级并实现高水平投产运行。
本大纲仅作为机组整套启动调试的导则和质量计划，各专业的设备、系统启动调试另行编写调试措施和反事故措施。
事故处理应按照有关规程、规定进行。
2．工程概况2.1工程简介本项目机组设计为12MW机组本系统主机包括2台汽轮发电机组，汽轮机组有青岛汽轮机有限公司提供2台单缸背压式CB12-4.90/1.27/0.49（470℃）型单缸抽气背压式汽轮机和济南发电设备厂制造的发电机。
2.2编制依据2.2.1中化四建安装数据，设备方提供设备数据资料；2.2.2汽轮发电机设计资料；2.2.3《火力发电厂初步设计文件内容深度规定》DLGJ9-92；2.2.4《小型火力发电厂设计规范》等设计规程规范。
2.3 主要设备参数汽轮机技术参数额定功率:12MW 额定转速:3000 r/min主汽压力:4.9 MPa +（+0.2～-0.29）MPa，主汽温度:470℃+（+10～-15）℃，旋转方向:顺时针(从机头看)额定工况排汽压力：0.49（+0.2～-0.29）Mpa（绝对压力）汽机临界转速:～1845 r/min润滑油压：0.08 ～0.12MPa冷却水温:27℃最高不大于:33℃发电机技术参数型号：额定有功功率：12MW额定电压：10.5KV额定电流：1031A额定转速：3000 r/min绝缘等级：F/F接法：Y功率因数：0.8（滞后）3．调试试运组织及职责3.1 启动试运的组织根据机组调试方式的实际情况，并结合原电力部有关启动调试的规定，在平煤神马联合盐化工程的调试工作中将组建试运行指挥部以及下属的各类分支机构，以便组织和指挥调试工作，使工作按步骤、有条理地展开。
12MW汽轮发电机组甩负荷试验方案凌钢动力厂2008年11月目录1. 前言2. 试验前应具备的条件3. 组织机构4 试验具体人员安排5. 甩负荷数据采集6. 甩负荷临时仪器7. 甩负荷试验主要操作要点8. 安全注意事项1. 前言根据部颁"新启规"的规定和新投产达标机组必须经过甩负荷试验的要求，结合该机组的具体情况，特编制本试验方案。
试验目的：考核机组调节系统动态特性。
同时考核部分系统和辅机设备对甩负荷工况的适应能力。
试验计划：甩负荷按要求进行三次，即甩50%电负荷一次、甩100%电负荷一次和在额定抽汽流量下甩100%电负荷一次。
试验原则：试验应在机组经过额定负荷试运考验，机组运行稳定后进行。
进行甩50%电负荷试验后，转速超调量应小于5%，然后做甩100%电负荷试验；最后做甩100%供汽负荷试验。
评定标准：机组甩负荷后，锅炉不超压、不停炉；汽机不跳闸、调速系统能维持汽机空载稳定运行；发电机不过压、能迅速并网带负荷。
2. 试验应具备的条件2.1 机组经过空负荷和带满负荷运行，调节系统工作正常，速度变动率、迟缓率符合要求；2.2 自动主汽门和高、低压油动机关闭时间符合厂家规定，汽门严密性合格。
2.3 各段抽汽逆止门动作灵活，报警信号良好。
2.4 机组保护系统动作可靠，电超速动作值应在110%额定转速。
2.5 机组振动、轴向位移、轴承温度、胀差、热膨胀等控制指标在合格范围内。
2.6 回热系统正常投入，给水泵入口滤网、凝结水泵入口滤网等清洁。
2.7 辅助汽源充足可靠, 蒸汽参数和品质合格。
2.8 锅炉和电气方面设备经检查运行情况良好，锅炉本体安全门和其它系统安全门经调试动作可靠。
2.9 锅炉汽包和除氧器事故放水门开关良好。
2.10 锅炉减温水系统阀门开关灵活，严密性良好。
2.11 机、炉有关热工自动、联锁保护等装置整定数据正确，动作正常。
2.12 发电机出口断路器和灭磁开关合、跳闸良好。
第一章余热锅炉总则1.1余热锅炉为盐城市锅炉制造有限公司制造1.2本厂余热锅炉设计为两台，采用立式、自然循环、双压、烟气进口从上往下布置，余热锅炉成套设备露天安装于烧结换冷机旁，其它辅机则分散在锅炉钢架下就近布置。
1.3 工艺流程1.3.1 烟气流程来自烧结环冷机的废气进入余热锅炉，依次经过高压过热器、高压蒸发器、高温省煤器、低压过热器、低压蒸发器、低温省煤器，最后经锅炉引风机引出并送回环冷机循环使用。
1.3.2 汽水流程环冷余热锅炉产生高压过热蒸汽和低压过热蒸汽两种等级温度的蒸汽，高压蒸汽作为汽轮机的主蒸汽用于发电，低压蒸汽作为汽轮机的补汽用于发电；发电后的蒸汽凝结成水后，由凝结泵送至除氧器，于化学补充水混合后，由锅炉给水泵送至低压省煤器，并经省煤器加热后分两部分送出，一部分进入低压汽包，另一部分送往高压省煤器加热，然后进入高压汽包，所产出的合格蒸汽送至汽轮机发电，如此循环。
1.4 锅炉主要参数1.5锅炉主要承压部件材质及布置方式第二章转炉煤气锅炉总则2.1煤气锅炉为江西江联能源环保股份有限公司制造2.2本厂煤气锅炉设计一台，采用D型布置的双汽包自然循环锅炉，锅炉本体由上、下汽包、铸铁省煤器、过热器、外来蒸汽过热器、对流管束和支承框架组成。
2.3工艺流程231烟气流程燃料进入燃烧器，在燃烧器出口处与空气混合，在点火装置处着火，在燃烧器和炉膛燃烧并燃尽。
高温烟气离开炉膛，依次横向冲刷本炉高温过热器、高压外来蒸汽高温过热器、高压外来蒸汽低温过热器、本炉低温过热器、蒸发器、低压外来蒸汽过热器，再经由尾部烟道，自下而上冲刷省煤器，最后由引风机注入烟囱进入大气。
2.3.2汽水流程给水由水泵压出，经省煤器加热，通过给水管进入汽包，并分多个回路进行水循环，每一循环回路均由下降管、上升管、汽水引出管组成。
各循环回路中的汽水混合物经布置在汽包内部装置上方的波形板分离器分离后，先进入低温过热器加热，而后经减温器调温，再进入高温过热器加热到规定参数，最后由出口集箱汇集，输出蒸汽。
12MW汽轮机运行操作汽轮机运行规程第一章汽轮机的技术规范第一节汽轮机本体的技术规范一、汽轮机本体型号：b12-3.43/0.49额定功率：12MW额定转速：3000r/min转向：顺汽流看为顺时针方向进汽压力变化范围：绝对压力3.43MPa（a）最高压力3.63MPa（a）最低压力3.13MPa（a）进汽温度变化范围：正常435℃最高445℃最低420℃额定排压力及调整范围：5+2-1ata额定工况排汽温度：221℃临界转速：1625r/min（与发电机刚性联接后临界转速为1950r/min）额定转速时振动的值：≤0.03mm（全振幅）临界转速时振动值：≤0.15mm（全振幅）盘车转速约为：5-6r/min制造厂：南京汽轮机厂二、调节系统及油系统转速摆动值：≤±15r/min速度变动率：（4.5±0.5）%迟缓率：≤0.5%排汽压力不等率：20%排汽调压迟缓率：≤2%同步器工作范围：(-5+7)%n额油泵进口油压：0.1MPa主油泵出口压力：1.08MPa调速信号油压力：0.686MPa危急遮断器动作转速：3300-3360r/min轴向位移保护装置动作值（位移值）：1.0mm润滑油压：0.8-1.5ata汽轮机油牌号：N46三、整定值：排汽安全阀动作压力：0.736MPa（a）排汽压力低限报警：0.343MPa高压电动油泵自启动时主油泵出口压力：0.784MPa轴向位移遮断器动作时控制油压：0.245MP轴承温度升高保护:报警：65℃（回油金属温度）85℃（轴瓦金属温度）停机：70℃（回油温度）100℃（轴瓦金属温度）润滑油压降低保护：报警：0.055MPa低压电动油泵投入：0.05MPa直流油泵投入：0.04MPa停机：0.03MPa电动盘车不得投入：0.015MPa第二节主要辅助设备离心式电动油泵：型号：100YΠ-120流量：Q＝86M3/H 扬程：H94m轴功率：36.86KW 转速：2950r/min效率：60% 厂家：沈阳水泵厂电机电流：84A 电压：380V离心式交流电动油泵：型号：65YΠ60B 轴功率：4.35kw 流量：20m3/h 扬程：37M转速：2950r/min 电机电流：11.1A电压：380V 制造厂家：沈阳水泵厂离心式直流泵：型号：65YΠ60B流量：20m3/h扬程：37M轴功率：5.5KW转速：3000 r/min电机电流：30.3A电压：220V注油器：⑴出口油压：0.0882MPa⑵出口油压：0.196MPa冷油器：型号：YL-40冷却面积：40m2油侧压力：0.22MPa水侧压力：0.2MPa出品日期：200602冷却水温：(max)33℃主油箱：容积：7.6m3汽封加热器：型号：JQ-16-1传热面积：16m2水侧压力：0.981MPa（最大）抽汽器工作蒸汽参数：压力：6-12ata温度：260-435℃出厂编号：200601出品日期：2006.5制造厂：南京汽轮电机（集团）有限责任公司除氧器及水箱：型号：CY150-40工作压力：0.0196MPa 设计压力：0.8MPa 额定出力：150T/h 设计温度：250℃进水温度：40℃耐压式运行：1.05MPa出水温度:104℃水箱容积：40m3出品日期：2006.4制造厂家：江苏火电电力设备制造有限公司电动给水泵：型号：DG155-67×9轴功率：344KW扬程：603M必须汽蚀量：5M配用电机功率：450KW转速：2950r/min出口压力：6.03MPa额定流量：155m3/h级数：9级效率：74%出品日期：2006.03制造厂家：山东同泰集团股份有限公司离心式循环泵：型号：250S39出口压力：（0.28-0.32）MPa流量：486m3/h轴功率：61.5kw转速：1450r/min必须汽蚀余量：3.2M配用电机功率：75kw效率：83.6%出品日期：2006.04制造厂家：山东日照水泵厂减温减压器：型号：YW（50-80）-3.82/450-5/170-60/104 额定流量：（50-80）T/H进汽压力：3.82MPa进汽温度：450℃出汽压力：0.49MPa出汽温度：170℃减温水压力：6.0a进水温度：104℃控制方式：自动出品日期：2006.05制造厂家：中国盐城电站阀门总厂（江苏）减温器：疏水泵：IJ型耐腐蚀泵型号：65-40-200 转速：2900r/min流量：24m3/h额定压力：1.6MPa扬程：50M配用电机功率：7.5KW出厂编号：1# 200604010562# 20060401057制造厂家：中国杭州碱泵有限公司凝结泵：IJ型耐腐蚀泵型号：100-80-200 转速：2900r/min流量：140m3/h额定压力：1.6MPa扬程：45M配用电机功率：30KW出厂编号：1# 200604010542# 20060401055制造厂家：中国杭州碱泵有限公司滤水器：型号：LS-150工作压力：0.4MPa公称口径：150mm编号：200602出品日期：2006.05制造厂家：南京汽轮电机（集团）有限责任公司发电机空气冷却器主要技术规范：第三节发电机技术规范第二章汽轮机的启动与停止一、起动前的准备工作：1、仔细检查汽轮机，发电机及各辅助设备，肯定安装（或检修）工作已全部结束。
12MW汽轮发电机组运行规程中国石化海南炼油化工有限公司二○○八年十月目录目录 (1)1 编写依据 (5)2 主题内容及适用范围 (5)3 基本要求 (5)4 重要操作规定 (5)5 汽轮机设备规范和技术特性 (6)6 机组禁止启动或投运的规定 (13)7 机组正常启动前的检查及试验 (14)7.1 启动前的准备工作 (14)7.2 启动前汽水系统检查 (14)7.3 调节保安系统及润滑油系统检查 (16)7.4 启动前的试验 (17)8 汽轮机组启动 (18)8.1 暖管 (19)8.2 凝汽器建立真空 (19)8.3 冲转暖机及升速 (20)8.4 危急遮断器试验 (21)8.5 并列与带负荷 (22)8.6 热态启动 (23)9 汽轮发电机组的正常运行和各种试验 (24)9.1 汽轮发电机组的正常运行 (24)9.2 正常运行参数一览表 (24)9.3 定期试验及切换 (25)10 正常停机 (26)11 辅助设备的运行 (27)11.1 凝汽器 (27)11.2 射汽抽气器 (28)11.3 冷油器 (28)12 汽轮机组事故处理 (29)12.1 事故处理的原则 (29)12.4 主蒸汽参数不正常的处理 (30)12.5 真空下降 (31)12.6 循环水量减小 (31)12.7 循环水中断 (32)12.8 凝汽器热井水位升高 (32)12.9 汽封汽压低或中断 (32)12.10 射汽抽气器工作失常 (33)12.11 真空系统漏空气 (33)12.12 油系统工作失常 (33)12.13 水冲击 (34)12.14 轴向位移增大 (34)12.15 汽轮机膨胀不正常 (35)12.16 运行中的叶片断落 (35)12.17 不正常的振动和异音的处理 (35)12.18 周波变化 (36)12.19 甩负荷 (36)12.20 负荷突然升高 (37)12.21 发电机励磁机冒烟或着火 (37)12.22 主汽管、抽汽管破裂事故 (38)13 机组HSE管理 (38)13.1 HSE管理体系 (38)13.2 中石化集团公司HSE方针 (38)13.3 中石化集团公司HSE目标 (38)13.4 海南炼化HSE目标 (38)13.5 职工应具备的HSE素质和能力 (38)13.6 装置HSE管理规定 (39)13.7 装置风险评估内容 (39)13.8 各种可能存在风险的预防及处理 (39)14 附表 (40)15 附图 (41)15.1 汽轮机组热力系统图 (42)15.2 汽轮机组润滑油系统图 (43)15.3 汽轮机组调节保安系统图 (44)15.4 汽轮机组循环冷却水系统图 (45)附录1 12MW汽轮机机组ITCC控制系统说明书 (48)1 系统概述 (48)1.1 功能介绍 (48)1.2 MCS控制系统主要功能 (49)1.3 ETS保护系统工作原理 (50)2 MCS控制系统(含ETS)配置 (50)2.1 系统概述 (50)2.2 系统配置 (51)3 MCS控制系统主要功能 (53)3.1 远方复位 (54)3.2 遥控遮断 (54)3.3 转速控制功能 (55)3.4 自动同期 (55)3.5 功率控制功能 (55)3.6 限制器功能 (55)3.7 抽汽压力控制功能 (56)3.8 主汽压力控制功能 (56)3.9 协调控制功能 (56)3.10 甩负荷 (56)3.11 调节汽阀 (56)3.12 抽汽逆止速关阀控制 (56)3.13 机组启动 (57)3.14 超速保护 (57)3.15 超速保护试验 (57)3.16 调门静态活动试验 (58)3.17 停机 (58)3.18 油泵及凝结水泵控制 (59)3.19 凝汽器液位控制 (59)附录2 发电机机组运行规程 (60)1 总则 (60)1.1 主题内容与适用范围 (60)1.2 引用标准 (60)1.3 一般要求 (61)2.1 概述 (62)2.2 发电机的技术参数 (62)2.3 励磁机的技术参数 (62)3 发电机组正常运行方式 (63)3.1 进风温度变化时的允许运行方式 (63)3.2 发电机电压变化时的允许运行方式 (63)3.3 功率因数变化时的允许运行方式 (64)3.4 频率变化时的允许运行方式 (64)3.5 发电机负荷不平衡时的允许运行方式 (64)3.6 发电机其它要求 (64)4 发电机正常运行下的操作检查和监视、维护 (65)4.1 发电机启动前的准备工作 (65)4.2 发电机启动、并列和加负荷的规定 (66)4.3 发电机供电系统的操作顺序 (67)4.4 发电机的监视和维护 (70)5 发电机不正常运行与故障处理 (70)5.1 发电机的过负荷 (70)5.2 发电机故障跳闸和处理 (71)5.3 发电机不正常运行及故障处理 (72)1 编写依据1.1 水利电力建设及施工验收规范（汽轮机机组篇）。
12MW高炉煤气发电工程方案山东省能源建筑设计院二〇一二四月1 概述1.1. 工程建设规模本工程系高炉煤气发电新建工程，建设规模为1³12MW机组。
该项目装机容量为1×65t/h燃气锅炉和1³12MW凝汽式汽轮发电机组。
1.2 工程简介本电站为无锡有限公司高炉煤气发电综合利用项目，站址位于公司院内。
无锡有限公司现已建成高炉所产煤气量扣除高炉自身利用及烧结利用后，还有约60000Nm3/h的富余量，可供发电用。
拟建电站为无锡冶金有限公司下属分厂，以富余高炉煤气为燃料，属高炉煤气综合利用发电站。
根据国内目前发电机组和煤气锅炉的实际生产情况，发电站主机选型确定为1³12MW国产煤气发电机组。
发电站站址内占地面积本期为1.052ha。
电站燃料（高炉煤气）采用管道输送至厂。
电厂补给水源取自水源地。
补给水由冶金公司原有工业供水管网供水，采用带机械通风冷却塔的循环冷却方式。
本电站电能以10kV电压直接送入无锡冶金有限公司原10kV变电站，再通过10kV变电站向公司各变配所供电。
1.3 设计指导思想和主要技术原则1.3.1设计指导思想本设计方案在遵循国家技术经济和能源政策的前提下，充分体现和认真贯彻国家的基本建设方针政策。
按照国家颁发的有关规程、规范和标准，根据我国国情，合理确定设计标准，以降低工程造价，节约用地及用水、节约材料和能源，并符合环境保护和水土保持的要求。
技术上采用成熟的先进技术，方便施工、运行和检修，保证机组安全稳定运行，满发多发，以取得工程建设的最大综合经济效益。
尽力做到技术先进、经济合理、运行安全可靠。
1.3.2主要设计原则1.3.2.1站址：电站站址位于无锡有限公司院内。
1.3.2.2总平面布置：在保证生产工艺流程合理，满足施工和生产要求的前提下，站区总平面布置按1³12MW规模设计。
1.3.2.3主机选型：本工程装设1³12MW凝汽式汽轮发电机组+1³65t/h中温中压高炉煤气锅炉。
12MW背压机组汽轮发电机运行规程（试用）批准：审定：审核：校对：编写：目录前言1.范围2.规范性引用文件3.要求3.1.对运行人员的要求3.2.对运行设备的要求3.3.对运行命令的要求4.汽轮机设备概述4.1.汽轮机技术规范4.2.汽机本体结构4.3.系统概述4.4.汽轮机监测（TSI）系统功能4.5.危急遮断系统（ETS）5.设备规范5.1汽轮机设备规范6.联锁及保护试验6.1.总则6.2.一般辅机联锁和保护试验6.3.保护定值及联锁条件6.4.试验步骤7.机组的启动7.1.总则7.2.启动前的准备工作7.3.机组启动7.4.冷态启动7.5.热态启动7.6.启动过程中的参数控制值7.7.停运前的准备工作8.运行中的监控与调整8.1.一般规定8.2.通则8.3.辅机参数9.事故处理12.1总则12.2.机组甩负荷12.3.厂用电全部中断12.7.汽温、汽压异常12.8.负荷聚变、晃动12.9.润滑油压下降12.10.主油箱油位下降12.11.油系统着火12.12.蒸汽管道和其它管道故障12.13.DCS故障12.14供热系统异常前言1 范围本标准规定了E HNG40/32/40型汽轮机及其附属设备的主要技术特点、设备规范、保护与联锁、运行、维护及事故处理的技术标准。
本标准适用于我公司两台12MW背压机组的启动、停止、正常维护和事故处理。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
电安生〔1994〕227号电业安全工作规程(热力和机械部分)国家电力公司2000.5 安全生产工作规定国家电力公司2000.9 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发〔2000〕643号电业生产事故调查规程(80)电技字第26号电力工业技术管理法规3 要求3.1 对运行人员的要求3.1.1 各岗位运行人员必须经过我公司规定的技术素质的要求考试合格。
12MW汽轮机运行规程第一章设备的主要技术规范及性能第一节汽轮机一、概述：#3汽轮机型号N12—3.43，系中温中压，纯凝式冲动机，由有限公司制造，与锅炉厂生产的75t/h循环流化床锅炉构成热力系统。
二、主要技术规范与性能：型号：N12—3.43额定功率：12MW额定转速：3000r/min临界转速：1608r/min额定进汽压力及变化范围： 3.43+0.196-0.294 MPa（绝对）额定进汽温度及变化范围：435+10-15℃额定进汽量/最大进汽量： 58/68t/h额定排汽压力： 0.0049MPa (绝对)冷却水温：正常 20℃最高 33℃给水回热级数： 3 级给水温度： 150℃额定工况保证汽耗率： 4.85 Kg/Kw.h 额定工况保证热耗率： 11970KJ/Kw.h 额定转速时振动值：≤0.03 mm临界转速时振动值：≤0.15 mm汽轮机安装时最大件重量：13.5t汽轮机检修时最大件重量：12.8天转子重量： 6.91汽轮机外形尺寸（运行平台以上）： 5.501×3.113×2.302（L×W×H）m汽轮机中心标高（距运行平台）： 0.75 m（一）本体部分：1、汽轮机转子为套装转子，用刚性联轴器与发电机转子联接。
2、主油泵为径向钻孔泵，前轴承和推力轴承组成球面联合轴承，推力轴承为摆动瓦块式，分工作瓦块和非工作瓦块，前、后径向轴承为椭圆轴承。
3、汽轮机共有十二级，第一级为双列复速级，其它为压力级。
4、调节汽阀为群阀提板式结构，型线阀碟借杠杆与调速器的油动机相连，共有六个阀，一号为锥形阀，其它为球形阀。
（二）调节系统：本机组采用两级放大全液压式调节系统，主要由主油泵、压力变换器、启动阀、错油门、油动机及同步器等构成。
汽轮机转速变化引起主油泵出口油压变化，油压变化量及为调速脉冲信号，第一级放大为通流式压力变换器，第二级放大为断流式错油门，来控制油动机，由油动机的调节窗口进行液压反馈。
12MW汽轮机组运行规程1 总则1.1 汽轮发电机技术规范1.1.3.1 转速不等率5±1%1.1.3.2 调压不等率≤10%1.1.3.3 调速系统迟缓率≤0.5%1.1.3.4 同步器空负荷时调节范围2880-3180 r/min 1.1.3.5 主油泵、脉冲泵入口油压力为0．1MPa1.1.3.6 主油泵额定出口油压 1.08 MPa1.1.3.7 脉冲泵额定出口油压0．69Mpa1.1.3.8 数字转速表超速停机转速3360 r/min1.1.3.9 轴承进口油温35-45℃1.1.3.10 轴承最高回油温度65℃1.1.3.11 轴承最高瓦温100℃1.1.3.12 滤油器压力降0.0196-0.0392MPa。
1.1.3.13 均压箱内压力2．94-29.4kpa。
1.1.3.14 各抽汽(气)室真空-1.013-5．066kpa。
1.1.3.15 第一脉冲油压力0.39 MPa1.1.3.16 第二脉冲油压力0.294 MPa1.1.3.17 冷凝器低真空报警值-0.087 MPa1.1.3.18 冷凝器低真空停机值-0.061MPa1.1.3.19 主油泵出口油压低报警值0.9MPa1.1.3.20 ＃2机胀差正向报警值＋3mm1.1.3.21 ＃2机胀差负向报警值－2mm1.1.3.22 额定电负荷时高压油动机行程：56.5mm 1.1.3.23 额定电热负荷时高压油动机行程：97.7mm1.1.3.24 高压油动机最大行程：155mm 1.1.3.25 额定电负荷时低压油动机行程：35mm 1.1.3.26 额定电热负荷时低压油动机行程：18mm 1.1.3.27 低压油动机最大行程：90mm 1.2 辅助设备技术规范1.2.11.2.21.2.31.2.41.2.5 空气冷却器1.2.61.2.71.4 设备结构及系统说明1.4.1 本体结构汽轮机转子由一级复速级和十一级压力级组成,除末级为扭叶片外,其余压力级叶片均为南京汽轮机厂自行设计的新型直叶片.工业抽汽由旋转隔板控制调节抽汽。
耀华鲁信节能投资有限公司转炉12MW发电工程各系统试运行方案(草案)批准：审查：编制：耀华鲁信节能投资有限公司转炉发电车间2013年3月日目录一、试运行组织机构………………3-4二、20t锅炉试运行方案………………5-22三、12MW汽轮发电机组试运行方案………………23-43四、12MW发电工程10kV变电站和12MW汽轮发电机组试运行及试运行方案……………………44-69 五、循环水站试运行方案……70-79一、试运行组织机构为了加强对转炉12MW发电项目的组织领导，确保转炉12MW 发电项目各系统试运过程的安全、顺利，特成立试运行组织机构：（一）领导小组组长：副组长：职责：（1）组织和领导整套机组、锅炉试运行及试生产工作；（2）确认已具备试运行及试生产条件；（3）决定整套机组、锅炉试运行及试生产时间；（4）决定现场重大问题。
（二）试运行现场指挥组组长：副组长：成员：职责：（1）对启动验收委员会负责；（2）决定整套试运行及试生产过程中出现的问题；（3）领导各参加试运行及试生产单位，进行试运行和试生产；（4）决定在突发状态下停止或重新进行试运；（5）宣布整套试运行开始、结束时间。
（三）支持保障小组组长：副组长：成员：职责：（1）对现场指挥组负责，对机组试运行和试生产，提供技术保障；（2）对机组存在的问题，制定解决措施方案；（3）组织人员消除设备设计、安装、施工过程中的缺陷。
（四）综合组组长：成员：职责：（1）对现场指挥组负责。
（2）负责机组技术资料的移交工作；（3）负责现场的治安保卫、安全、消防工作；（4）负责现场工作人员的生活保障工作；（5）负责机组试运行和试生产的宣传报道等工作。
二、20t锅炉试运行方案目录1 锅炉机组引、送风机设备试运行1.1 风机试运前应具备下列条件1.2 风机试运前应进行下列检查1.3 风机试运注意事项1.4 风机试运1.5 工程验收2 锅炉试运2.1 准备工作2.2 试运工作2.3 锅炉烘炉2.4 化学清洗(酸洗)2.5 管道的冲洗2.6 蒸汽严密性试验及整定安全阀2.7 锅炉吹管3 72小时整套机组试运行3.1 锅炉启动试运行前应具备下列条件3.2 试运行阶段3.3 试运后处理3.4 试生产阶段4 移交文件5 危险源辨识6 环境因素调查表锅炉试运行方案为保证转炉12MW系统配套20t/h试运行和试生产的正常运行，特成立锅炉试运行现场操作小组：组长：副组长：成员：编制依据本方案编制的依据是:《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》；《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》；《火电工程启动调试工作规定》；《火电工程调试运行质量检查验收及评定标准》；《电力建设安全工作规程》；《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》；国家现行规范、规程、标准；IS09002、IS014001、OHSAS18001管理体系标准；1 锅炉机组引、送风机设备试运行引、送风机的试运必须在设备安装结束，有完整的安装记录，并经验收合格后方可进行。
1.1 风机试运前应具备下列条件1.1.1设备基础混凝土已达到设计强度，二次灌浆混凝土的强度已达到基础混凝土的设计标号。
1.1.2 设备周围的垃圾杂物已清理干净，脚手架已拆除。
1.1.3 照明充足，并有必要的通信设备。
1.1.4 通道应平整和通畅。
1.1.5 附近无易燃易爆物，并有足够的消防设施。
1.2 风机试运前应进行下列检查1.2.1 机械内部及连接系统（如烟、风、煤气管道、炉膛等）内部，不得有杂物及工作人员。
1.2.2 地脚螺栓不得有松动现象。
1.2.3 防护罩安装可靠。
1.2.4 轴承冷却水量充足，回水管畅通。
1.2.5 轴承润滑油充足，一般为油位计中心线处。
1.2.6 电动机通风系统无杂物、封闭完好，绝缘良好，电机接地线无松动。
1.3 风机试运注意事项能与机械部分断开的电动机应先单独试运转不少于2h。
合格后，方可带机械试运。
带机械试运时应注意如下事项：1.3.1 联轴节轴销全部安装完好。
手动盘车360度，无异常现象。
1.3.2 转动方向正确，事故按钮工作正常可靠；1.3.3 第一次启动时，当达到最大负荷后即用事故按钮停下，观察轴承及转动部分，确认无异常后方可正式启动。
1.3.4 风机试运时间不少于8h。
1.4 风机试运风机试运过程中，应注意检查机械各部温度、油温和油压，振动及电流指示不超过额定值，并详细记录。
1.4.1 轴承及转动部分无异常。
1.4.2 轴承工作温度稳定，滚动轴承温度不高于80℃。
1.4.3 振动一般不超过0.08mm。
1.4.4 无漏油、漏水、漏风等现象。
1.4.5 风机启动前应关闭入口调节挡板，启动正常后逐渐开启。
1.4.6 风机试运结束后，应办理试运签证，并附有试运记录。
1.5 工程验收设备安装的签证项目和安装记录项目如下：1.5.1 设备的安装和检修记录及签证。
1.5.2 润滑油牌号及化验合格证。
1.5.3 风机试运签证。
2 锅炉试运2.1 准备工作：2.1.1 影响试运的缺陷已处理完毕。
2.1.2 引、送风机试车已合格，风机的各种联锁(如送引风机联锁)、程控等,经静态试验合格并投入,事故按钮动作可靠。
2.1.3 锅炉用水合格，燃料充足。
2.1.4 热工仪表、远程控制装置、音响光色信号、事故按钮、联锁保护等分别试验合格，试运中的缺陷已消除；微机操作、画面符合正常生产要求，并按用户的建议修改完毕。
2.1.5 锅炉受热面、汽水管道、风烟系统均已做严密性试验并消缺。
2.1.6 锅炉汽、水系统及煤气系统、氮气冲刷系统均按照要求完成合茬工作。
2.1.7 所有防冻设施保温均良好。
2.1.8 具备《锅炉机组引、送风机试运行》中的现场及办公条件。
2.1.9 运行规程、记录表格、安全用具已准备好。
2.1.10 运行及检修人员分值配齐。
2.1.11 锅炉各项加药及化学取样工作能正常进行。
2.1.12 润滑油品及其它低值易耗品有合理储备。
2.2 试运工作2.2.1 锅炉第一次点火升压前，应进行一次工作压力下的水压试验。
此时，对阀门及未参加超压水压试验的管道和部件应加强检查。
锅炉上水水质为化学除盐水，上水时间为3—4小时，水压试验后利用锅炉水压（冲洗取样管、排污管、疏水管、仪表管路，以保证其畅通。
2.2.2 锅炉点火前，除按《20t/燃气锅炉运行操作规程》的要求进行全面检查外，还应符合下列各项要求：2.2.2.1 水位计的水位标志清晰，位置正确，照明良好，电源可靠，能清楚的看到水位，控制室内能可靠的监视汽包水位、压力。
2.2.2.2 热工仪表已静态调校完毕，能可靠投入使用。
2.2.2.3 各处膨胀间隙正确，膨胀位移时不受阻碍。
膨胀指示器安装正确牢固，在冷态下调至零位。
2.2.2.4 锅炉及烟道系统防爆门安装符合设计规定，能可靠动作。
2.2.2.5 转动机械按规程的规定做拉合闸试验、故障按钮试验、动静态连锁及保护试验。
2.2.2.6 燃烧调节机构（各风门、电动执行机构等）作操作试验，动作灵活，开度指示正确。
2.2.2.7 事故照明、越限报警及锅炉各保护系统作动作检查试验。
2.2.2.8 引、送风机入口调节挡板开、关方向及表计指示正确，挡板操作灵活，带负荷时风道振动情况小。
2.2.3 进行完前期试运工作各项检查和试验后，按《20t/燃气锅炉运行操作规程》进行点火和升压工作。
2.2.4 第一次升压应缓慢平稳，升压速度控制饱和温度升高不超过50 ℃/h，升压过程中应检查锅炉受热面各部的膨胀情况，严密监视汽包上、下壁温差不大于40℃。
一般在以下压力下检查记录膨胀值。
2.2.4.1 上水前2.2.4.2 上水后2.2.4.3 升压至0.1—0.15MPa；2.2.4.4 升压至0.2—0.25 MPa；2.2.4.5 升压至0.3—-0.5 MPa；2.2.4.6 升压至0.6—-0.9 MPa；2.2.4.7 升压至1.0—-1.25 MPa；2.2.4.8 工作压力a 发现膨胀不正常时，必须查明原因，并消除异常情况后方可继续升压。
b 锅炉升压至0.3—0.5MPa，应在热态下热紧各承压部件的螺栓。
由于介质不流通而尚未加热的螺栓，则应在介质流通加热后再紧。
c 锅炉第一次点火升压过程中，应经常注意检查锅炉承压部件和风、烟、煤气管道等的严密性，检查锅炉吊杆、管道支吊架的受力情况和膨胀补偿器的工作情况，注意燃烧室工作情况及锅炉各部振动情况。
2.3锅炉烘炉2.3.1 烘炉目的：缓慢加热炉墙，使其达到干燥，以保证正常运行中炉墙不产生裂纹。
2.3.2 烘炉前必须具备的条件2.3.2.1 锅炉本体的安装、炉墙及保温工作已经结束。
2.3.2.2 炉墙漏风试验合格。
2.3.2.3 锅炉辅助设备试车完毕，能随时投入运行。
2.3.2.4 烘炉需用的热工及电气仪表均已安装及校验完毕。
2.3.2.5 烘炉所需临时设施已装好。
2.3.3 燃料烘炉2.3.3.1 在烘炉过程中，应将下部全部封死，以免吸入冷空气，为排除炉墙蒸发出的水蒸汽，烘炉过程中，将上部人孔门打开。
在烘炉前及烘炉过程中，在过热器两侧中部耐火砖和保温砖的丁字交叉缝处取50g左右的灰浆样，进行含水量分析。
2.3.3.2 各系统热工及电气仪表检查合格后，将各处膨胀指示器调整到零位，将省煤器再循环管道上的阀门打开，并保持常开，以加强自然循环。
2.3.3.3 烘炉第一天，过热器后部烟道测温点，温升不超过50℃，以后每天不超过50℃，后期烟温最高不超过180℃。
2.3.3.4所有烟温均以过热器后的烟温为准。
2.3.3.5操作人员每隔1小时记录一次烟温，严格按要求控制烟温确保烘炉质量。
2.3.3.6烘炉的具体操作：用除盐水经冷水系统向汽包内进水，并轮流打开各排污阀门疏水、排污、冲洗锅炉受热面及汽水系统和各阀门。
有炉水取样装置，取炉水样分析，确认水质达标后，停止冲洗关闭各疏水、排污阀门。
向汽包内缓慢送水，水位控制标准水位±50mm。
烘炉前，应适当打开各炉门，以便及时排除炉内的潮气。
烘炉1—2天，可适当开启送风机，增大进风量，以维持一定的炉温，保证烟温，确保将炉墙烘干。
烘炉3—5天应增加送风机开度，微开引风机，关闭炉门，进一步提高烟温，烘干炉墙。
定期检查各膨胀指示器、水位计，确保锅炉运行正常，如有异常发现，应及时汇报，妥善处理。
定期定时检查，记录烟温，确保烘炉质量。
2.3.3.7烘炉注意事项：煤气烘烤，温度的升速应缓慢均匀，要求最大升温速度小于50℃/天。
烘炉过程中要定期检查汽包水位，使之经常保持在正常范围。
烘炉中炉膛内的燃烧火焰要均匀，不能集中于一处。
烘炉过程中可用事故放水门，保持汽包水位，避免杂物进入过热器内。
烘炉过程中要定时记录烟气温度，以控制温升速度和最高温度，不超过规定要求。
