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10汽轮机整套启动调试方案(确定版)

汽轮机整套启动调试方案

（ A 版/0）

编制：

审核：

批准：

山东电力研究院

2005年 3 月

1 调试目的

1.1 校核汽轮机组在规定工况下的热力参数是否符合制造厂的设计要求。

1.2 检验汽轮机的启动、自动控制以及辅属设备性能，其中包括逻辑、联锁、

定值参数等的合理性，必要时进行现场修改以满足汽轮机安全经济运行。

1.3 全面监测机组轴系振动，必要时进行现场动平衡，使之达到要求。

1.4 及早暴露设备及系统在设计、制造、安装等方面的问题，尽快得到处理。提高机组投产后安全、经济、满发、稳定的水平。

2 编制依据

2.1 《火电工程启动调试工作规定》(电力工业部建设协调司 1996.5)。

2.2 《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.

3.)。

2.3 《火电施工质量检验及评定标准》。

2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（电力部1997）。

2.6 垞城电厂#4 机《汽机运行规程》、设计院、制造厂有关资料。

2.7 哈尔滨汽轮机等厂家设备的技术资料。

3 设备及系统简介

汽轮机规范及主要技术参数：

汽轮机规范及主要技术参数：（续）

额定工况下抽汽参数

4 调试范围

4.1汽机各汽、水热力系统、油系统以及各相关辅助设备的整组启动。

4.2分别按机组冷态启动、温态启动和热态启动方式启动机组，进行机组空负荷、带负荷、满负荷试运。

4.3汽轮发电机组轴系振动监测及可能的动平衡。

4.4 完成汽轮机油系统、调节保安系统等试验。

4.5 汽轮发电机组甩负荷试验。

5 调试应具备的基本条件

5.1 汽水管道吹扫并清洗干净，达到合格要求。

5.2 冷却水系统通水试验并冲洗干净。

5.3 化补水系统的冲洗、药剂和调试，能够提供足够的合格的除盐水以满足

运行需要。

5.4 润滑油、顶轴油系统的油循环结束，油质合格。

5.5 真空系统灌水严密性试验结束，真空系统无泄漏。

5.6 通讯系统、设备可靠。

5.7仪用压缩空气系统调试完毕，具备投入条件。

5.8各辅助设备及系统的分部试运已经完成，子组控制系统调试已达到自动顺控要求。

5.9控制盘及CRT上的键盘、鼠标完好，动作正常。

5.10各调节装置调试完毕，设定值正确并能投入自动。各气动阀、电动阀、

调节阀调试完毕且正常。

5.11 所有热力系统标示色环及介质流向、阀门挂牌。

5.12报警装置，CRT光字牌试验正常。

5.13 消防设备及系统正常可用。

5.14 汽机DEH、保安系统调试完毕，包括高、中压主汽门、高、中压调门、

排汽和抽汽逆止门动作正常，逻辑正常，关闭时间符合要求。

5.15 高、低压旁路调试完毕，符合设计要求。

5.16 汽机主保护及系统设定值完成最终确认。

5.17 本体及管道保温良好，符合火电工程质量标准。

5.18 盘车系统正常可靠。

6 调试方法及步骤

6.1 总则

机组首次启动是涉及多项试验、逻辑调整和定值修改、设备消缺以及与设计、制造、安装等有关问题的系统性复杂工程。在整套试运过程中要解决系统中存在的问题以确保机组能够按时、正常投入运营。垞城电厂两台135MW 汽轮机是由哈汽厂制造的，机组自动化水平较高，许多控制系统对设备要求限制条件很多，主机与辅机自动控制的协调配合需通过试运行的实践考验。

该汽轮机整个通流部分共有31级动叶片，其中高压缸：1冲动式单列调节级+8冲动级，中压缸：10冲动级，低压缸：2×6=12个冲动压力级。高压喷嘴组由四组喷嘴弧段组成，上下缸各二组，四个独立的蒸汽室各装有一组有子午面型线的喷嘴组，各控制29只喷嘴汽道。三组全开能发出额定功率，

第四组为保证夏季和低参数下发出额定功率。

高中压缸为双层缸结构；高、中压部分反向布置，低压缸采用双分流双层缸结构；调节级喷嘴直接安装在高压缸汽室上，高中压外缸采用下猫爪中分面支承于轴承箱上,低压内缸支撑在外缸内侧台板上，低压外缸为落地式支承。低压缸与凝汽器为刚性联接。汽轮机共有4368只叶片，调节级叶高18.15mm,末级叶片高度为668mm。

高中、低压转子为无中心孔整锻转子，高中压转子与低压转子采用刚性联轴器连接。低压转子与发电机转子为半挠性连接。

本机组采用了高窄法兰，取消了法兰加热系统。

机组配有4r/min电动螺旋轴高速自动盘车装置装设于中间轴承座盖上。2台柱塞式顶轴油泵为机组5只椭圆型径向支持轴承提供顶轴油。

汽轮机设有三个轴承座，里面有3只径向支持轴承和2只发电机轴承以及1只密切尔式推力轴承。轴承座全部落地，前轴承座内除安装有径向支持轴承外，还安装有主要的调节保安部套，如主油泵、危急遮断装置等，推力轴承装设于中轴承座中。

滑销系统：本机组有前、中、后基架及后缸基架落于基础上，前、中、后轴承箱及后缸落于基架上。前轴承箱沿中心线的纵销作轴向移动，而汽缸向俩侧的膨胀靠横销导向。前轴承箱与高中压缸之间设有定中心梁装置可以有效的解决因纵销卡涩造成的前轴承箱膨胀不畅问题。高中压缸膨胀死点在中轴承箱下部的横、纵销交叉点处，低压缸膨胀死点在进汽管中心线与转子中心线的交叉点处。

轴系一阶临界转速：高中压转子1669r/min，低压转子1836r/min，发电机转子为1381r/min。

轴系从汽轮机机头端向发电机端看，转子的旋转方向为顺时针。

本机组采用汽缸夹层加热系统，以改善冷态开机时机组的胀差控制。外缸加热由来自于本机第7级后的蒸汽进入加热，为提高加热速度，在上下外缸各装一根ф57的喷汽管，上面钻有若干个ф5的小孔，加热蒸汽从孔中喷出以达到启机热缸、停机冷缸的目的。内缸加热汽源来自于自动主汽门前的主蒸汽。

本机适宜的运行方式：（1）定压或滑压运行，其变压运行范围为30-80%额定负荷；（2）带基本负荷并可调峰和两班制运行，调峰范围为35-100%额定负荷；机组允许在电网频率49-50.5Hz范围内长期运行,调频叶片不产生共振。

汽机的典型工况如下：（1）额定功率工况（THA）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，按所规定的汽水品质，其进汽量为399t/h，背压为4.9kPa，补水率为0%，回热系统全部正常投入运行，发电机效率98.4%，额定功率因数0.85，发电机输出净功率135MW，机组热耗率为8171KJ/KWH,汽耗率为2.96Kg/KWH。（2）最大连续工况（T-MCR）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量422 t/h，抽汽回热系统全部正常投入但不抽厂用汽时，能发出的最大功率为142MW。此工况下, 机组热耗率为8160KJ/KWH，汽耗率为2.977Kg/KWH。（3）夏季功率工况（即铭牌功率工况TRL）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量420 t/h，补水率3%，冷却水温最高值为33℃，背压为11.80KPa，抽汽回热系统全部正常投入，机组能连续运行并发出额定功率135MW，此工况为出力保证工况，此时的机组汽耗率为3.13Kg/KWH。（4）阀门全开工况（T-VWO）：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，背压4.9kPa,补给水率0%，抽汽回热系统全部正常投入，汽机进汽量约为夏季工况的1.05倍，即，440 t/h，机组能安全连续运行且输出净功率为147MW,此时的机组热耗率为8158KJ/kwh，汽耗率为2.996Kg/KWH。（5）高加解列工况：额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，进汽量359 t/h，背压4.9Kpa，高加解列后，最大连续功率为135MW。

汽机的启动方式分为DEH手动升速控制方式和DEH自动升速控制方式。汽机的负荷控制分为手动控制方式、DEH自动方式和CCS自动方式。汽轮机的操作员自动方式为本机的基本控制方式。汽轮机整套启动调整试运分为三个阶段进行。

6.1.1 第一阶段：空负荷调试

汽轮发电机组首次启动包括的内容有：冲转--升速--摩擦检查—500r/min暖机--500r/min低速打闸--升速--暖机--升速--定速--脱扣试验--注油试验--电气试验--同期试验--并网带25%负荷—汽门严密性试验--超速试验。

目的：

〃获得汽轮发电机组的启动、升速、空载特性及有关数据

〃进行轴系振动监测、分析及处理

〃检验汽轮机DEH系统的性能

〃汽门严密性试验

〃超速试验

〃电气试验（发电机、励磁调节性能试验）

汽轮机的启动方式可根据具体情况采用DEH手动升速控制或DEH自动升速控制方式。

6.1.2 第二阶段：带负荷调试

机组并列带负荷至满负荷运行。目的：

a.检验机组带负荷特性

b.检验各辅机设备性能

c. 抽汽回热系统投入后的调节特性

d. 全面记录规定工况下的热力参数

e. 校验汽轮机DEH系统的控制性能

f. 机、炉参数匹配数据

g. 进行有关试验工作。

汽轮机的带负荷方式可分别采用手动控制方式、DEH自动方式、CCS自动方式等。机组满负荷稳定后，由试运指挥部根据情况决定机组的运行方式，并安排进行以下试验：

a.真空严密性试验

b.主汽门、调节汽门活动试验

c. 投协调控制系统（CCS）试验

d. 投锅炉跟随方式（BF）试验

e. 投汽机跟随方式（TF）试验

f. 负荷变动试验

g. 50%和100%额定负荷的甩负荷试验

6.1.3 第三阶段：168小时满负荷运行。

目的：

a. 获得温、热态启动的性能数据

b. 通过调试，全面对主、辅设备及电气和控制系统进行考验

c. 全面记录满负荷稳定运行工况下各种参数

6.2 汽轮机启动状态划分（第一级内下缸金属温度为准）

冷态启动≤150℃

温态启动 150℃～300℃

热态启动 300℃～450℃

极热态启动＞ 450℃

6.3汽机禁止启动及投入运行的条件

6.3.1 机组跳闸保护有任一项失灵。

6.3.2 主要仪表（轴向位移、相对膨胀、转速、主汽压力和温度、重要的金属温度表等）缺少或不正常。

6.3.3汽轮机控制和监视系统DEH、TSI、ETS和DCS动作不正常。

6.3.4 汽轮机疏水系统不正常。

6.3.5 主要管系保温不完整。

6.3.6 高中压缸上下温差,内缸大于35℃，外缸大于50℃。

6.3.7 启动盘车后，汽轮机组有金属摩擦声。

6.3.8主轴晃动度达到0.05mm或大于原始值0.02mm。

6.3.9 调节保安系统静态试验不合格或不正常。

6.3.10 危急保安器动作不正常。

6.3.11高、中压自动主汽门，高、中压调速汽门、抽汽逆止门、高压缸排汽逆止门之一存在卡涩或关闭不严的情况。

6.3.12高压启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车之一工作不正常。

6.3.13 油箱油位低，透平油油质不合格。

6.3.14 控制用气源不正常。

6.3.15 轴封供汽不正常。

6.3.16 发电机冷却系统无法投运。

6.3.17 汽机轴向位移（+1.0mm,-1.0mm）、高压缸差胀（+8.5mm或-3mm）、低压缸差胀（+8mm或-4.5mm）过大或超标。

6.4汽轮机冷态启动与接带负荷步骤

6.4.1高、中压主汽门，高、中压调门，高、低旁路门处于关闭位置，系统其它阀门位置也都符合启动要求。

6.4.2各辅助设备及系统投入，具备机组总启动条件：

6.4.2.1启动工业水系统：启动一台工业水泵向各辅机供应冷却水，保证工业水压力不低于0.4 MPa。

6.4.2.2启动循环水系统：检查循泵入口水位不低于2.2米，泵及电动门已送电，信号试验正常，断开联锁开关，合上循泵启动开关，启动循环水泵，检查泵电机电流、出口压力、盘根泄漏、轴承振动等项目应正常，冷却塔下水均匀。

6.4.2.3 投入仪用压缩空气系统。

6.4.2.4 启动排烟装置、润滑油泵、高压启动油油泵，各油温、油压正常：检查主油箱油位正常后，启动交流润滑油泵，正常后投直流润滑油泵联锁。润滑

油压在0.1±0.0196MPa，润滑油温>380C，检查润滑油系统各部位无泄漏，记录主油箱油位。启动排烟风机，运行风机联锁置“自动”位，备用风机联锁置“自动、联锁”位。

6.4.2.5 开启顶轴油泵，油压正常，投入盘车：开启盘车油门，检查顶轴油泵进、出口门在开启状态，启动一台顶轴油泵，记录大轴顶起高度及顶轴油压，备用顶轴油泵投联锁位置。手动盘车1800无异常后，投入盘车联锁，启动盘车装置运行，记录盘车电机电流，检查机组内部有无摩擦声，转子挠度<0.05mm，低油压试验良好且连续运行至少4h。

6.4.2.6 打开辅助蒸汽系统的所有疏水阀，启动辅助蒸汽系统，确认其运行

正常。

6.4.2.7启动凝结水系统：向凝汽器补水到水位计的1/2~2/3处，启动一台

凝结水泵，开启凝结水再循环门，备用凝泵投联锁。

6.4.2.8向除氧器上水并加热，除氧器水位正常后，启动给水除氧系统。具体步骤如下：启动化学补水泵向除氧器补水至500 mm，冲洗合格后，关闭放水门和化学补水门，开启凝结水上水门，维持除氧器水位在2500~2700 mm。除氧器补水到2150mm 时，稍开再沸腾门（辅助蒸汽至除氧器水箱的电动门），给水被加热至锅炉所需的温度后，开启加热进汽门，关闭再沸腾门。开启除氧器下水门，给前置泵和给水泵充水赶空气，赶完空气后关闭放空气门，调整给水泵和前置泵密封水压，密封水压差<0.035 MPa。启动电动给水泵辅助油泵，润滑油压在0.15 MPa正常后投自动。联系电气向给水泵送操作电源和动力电源，根据锅炉要求，开启给水泵向锅炉上水，给水走高加（注：第一次机组启动时，锅炉供水也可通过0m层的化学补水泵完成）。

6.4.2.9投入轴封系统：开启相应轴封管道疏水，然后开启辅汽联箱向轴封调

整门管路充汽，注意汽缸前后汽封不应向外冒汽。

6.4.2.10投入真空系统：关闭真空破坏门和再热器放空气门，启动一台真空泵，开启其抽空气门抽真空。

6.4.2.11凝汽器真空至26.7kPa左右时，锅炉点火。

6.4.2.12 锅炉起压后，根据锅炉情况开启旁路：开启各级旁路疏水门，开启

一级旁路电动门和调整门，减温水暂且不投，根据再热器的要求调整一级旁

路来汽门的开度（上限设计在30%N

0，下限设计在0%N

）。二级旁路来汽调整

门及减温水调整门投自动位置，三级减温水调整门应全开。注意：投旁路时，先投三级减温水调整门，再投二级旁路，最后投一级旁路。减温水调整门开

度要与减压门开度、旁路出口温度相匹配。关闭旁路时，顺序与投入顺序相反。

6.4.2.13主、再蒸汽管道及汽缸本体疏水投入。

6.4.2.14再次确认高压启动油泵已投入且运行正常。

6.4.2.15检查主汽门、调节汽门、高压排汽逆止门的严密情况，保证无蒸汽

漏入汽缸。

6.4.2.16当主汽压力达到0.98 MPa，主汽温达到2500C，凝汽器真空抽至36Kpa 时，启动一台轴加风机运行，另一台轴加风机投联锁备用。对前后轴封供汽

管路充分暖管和疏水后，向前后轴封送汽，调整轴封压力在0.05MPa左右，

后轴封供汽温度维持在120~1600C。

6.4.3 汽轮机冲转

汽轮机冷态启动曲线见制造厂提供的曲线。

6.4.3.1 联系热工，投入汽轮机的下列保护：(1) 超速；(2) 润滑油压低；(3) 轴向位移；(4) 差胀；(5) 轴振大等。

6.4.3.2 DEH盘面各指示正常。

6.4.3.3 主蒸汽压力1.0~1.5MPa、主蒸汽温度250℃以上，主蒸汽与再热汽

温差不大于50℃，且有50℃以上的过热度，凝汽器真空不低于75kPa。

6.4.3.4 润滑油温控制在38～45℃之间，润滑油压在0.1±0.0196MPa之间，高压启动油泵出口油压在1.96±0.1MPa。

6.4.3.5汽轮机“操作员自动”方式冲转升速

6.4.3.5.1关闭汽轮机旁路系统。检查OPC开关置“OPC正常”位置。选择“操

作员自动”方式，按“挂闸”按钮灯亮，“脱扣”灯灭，选择“调节汽门”冲转，高、中压自动主汽门全开，逐渐开启调速汽门，以每分钟100 r/min的

升速率升速，进行摩擦检查，到500r/min低速暖机5分钟，进行打闸试验。

6.4.3.5.2 低速暖机时投入夹层加热装置，同时投后汽缸喷水。根据发电机

内风温情况，投入发电机冷却水。

6.4.3.5.3 低速暖机结束后，DEH以每分钟100 r/min的升速率升速到1500r/min，中速暖机20分钟，其中当转速大于1000 r/min时停顶轴装置。

6.4.3.5.4 中速暖机结束后，DEH以每分钟100 r/min的升速率升速到3000r/min，其中过临界时，DEH自动将升速率修改为300-400 r/min，轴承

过临界时振动小于0.15mm，否则应打闸停机，高、中压转子临界转速为1669 r/min，低压转子临界转速为1836 r/min，发电机转子临界转速为1381 r/min。

6.4.3.5.5全面测量记录汽轮发电组轴系振动。机组冲转过程中振动规定如下：转速在1500 r/min以下时，轴承振动应小于0.03 mm。转速在1500-3000

r/min之间，轴承振动小于0.04 mm。过临界时，轴承振动小于0.15mm。正常带负荷时，轴承振动小于0.03 mm。启动及运行过程中，转子振幅大于125μm 时报警，大于250μm时停机。

6.4.3.5.6汽机定速后对各系统全面检查，特别是油系统、轴承温度和轴承振动等。定速3000r/min时，停止高压辅助油泵运行，注意主油泵出口油压应稳定，投入其联锁。

6.4.3.5.7定速3000r/min时，真空应不得低于85 Kpa。全面检查正常后，按规定做有关试验。

6.4.3.6 进行打闸试验、注油试验。

6.4.4 发电机及励磁调节的试验。

6.4.5 机组并网，带初负荷（5MW）暖机15min，检查汽轮机振动、差胀、缸胀、轴向位移及各轴承金属温度和回油温度，润滑油压、汽缸上下壁温度正常。

6.4.6 然后锅炉按滑参数冷态启动曲线升温、升压，机组负荷随之增加，同时逐渐提高凝汽器的真空，具体过程参见下表：

6.4.7 升负荷至40MW且连续运行4小时以上，解列进行汽门严密性试验和OPC （103%）超速试验、109%电超速保护试验和危急遮断器机械超速试验。

6.4.8 机组带负荷

6.4.8.1机组并网成功后，发出“已并列”信号。此时，机组自动带上5%的初始负荷并在此负荷下暖机30min。维持参数不变，检查各监视参数符合要求。

6.4.8.2汽机加负荷的操作方法：

6.4.8.2.1 打开DEH操作面板，选择“目标负荷”，输入相应的负荷值，敲回车键确认。

6.4.8.2.2 选择“加负荷率”，输入1 MW/ min的速率，敲回车键确认。

6.4.8.2.3 点击“进行”按钮，注意机组负荷应上升。

6.4.8.3机组升速、加负荷过程中控制的指标：

(1) 主汽温升率：2.50C/ min。

(2) 再热汽温升率：3.50C/ min。

(3) 主汽、再热汽管道温升率：70C/ min。

(4) 汽缸、法兰温升率：2.50C/ min。

(5) 内缸外壁与外缸内壁温差：<400C

(6) 主汽门、调节汽门阀体温升率：50C/ min。

(7) 高压缸内壁上、下温差：<300C。

(8) 法兰左、右温差：<150C。

(9) 法兰上、下温差：<200C。

(10) 汽缸及法兰内外壁温差：<800C。

(11) 汽缸与法兰温差：<800C。

(12) 外缸法兰中壁与螺栓温差：<500C。

(13) 高压缸相对膨胀：+8.5~ -3mm。

(14) 低压缸相对膨胀：+8~ -4.5mm。

6.4.8.4 初始负荷期间的操作：

6.4.8.4.1低加随机启动时，低加疏水逐级串联至#2低加，启动低加疏水泵运行，保证低压加热器水位正常。

6.4.8.4.2 检查所有辅机运行正常，负荷带至10%额定负荷时，主汽管道、高压各疏水阀门应自动关闭。

6.4.8.4.3 带15%以上负荷时，后汽缸喷水应自动关闭，否则手动关闭。6.4.8.4.4带20%以上负荷时，投入“转速控制回路”、“功率控制回路”。根据需要，可选择投入“TPC保护”或“负荷高低限制保护”。再热蒸汽管道、中压管道疏水门应自动关闭。

6.4.8.4.5负荷达30%以上时，三抽压力达到0.25MPa以上，投三抽至除氧器加热，停辅汽联箱去除氧器电动门，除氧器开始滑压运行，关闭除氧器再沸腾门。

6.4.8.4.6除氧器压力大于0.5Mpa，轴封供汽切至除氧器供汽，辅汽联箱来汽门应自动关闭，否则手动关闭。切换轴封汽源时注意疏水。#1高加疏水切

换至除氧器，关闭其去#4低加的出口门，开启高加空气去除氧器门，关闭其去#4低加的空气门。

6.4.8.4.7检查机组振动、差胀、缸温、轴向位移、各轴承温度、回油温度、润滑油压、油温等参数在合格范围内。

6.4.8.4.8负荷达30%以上时，检查一、二级旁路已可靠隔绝。根据#1高加抽汽压力和除氧器压力差是否大于0.3MPa来决定可否投高加。当#1高加汽侧压力高于除氧器压力0.3MPa时，高加疏水倒至除氧器。

6.4.8.4.9注意机组真空、排汽温度应正常。

6.4.8.5 继续升负荷，当给水泵出口流量大于280t/h时，确认再循环电动门自动关闭，否则手动关闭。

6.4.8.6 根据哈汽厂提供的升负荷曲线增加负荷。

6.4.8.7 汽机保护全部投入。

6.4.8.8 当高压缸金属温度达到400℃，切除汽缸夹层加热装置。

6.4.8.9 继续升负荷至135MW，进行全面检查，记录。

6.4.9升负荷过程的注意事项

6.4.9.1 监视汽包水位，使波动在±100mm以内。

6.4.9.2 启动期间主蒸汽温升率不大于 2.5℃/min，再热蒸汽温升率不大于3.5℃/min。主蒸汽、再热蒸汽管道温升率不大于7℃/min。汽缸、法兰温升率不大于2.5℃/min。

6.4.9.3 在升压过程中，要随时观察汽水品质，及时调整连排门的开度和升压速度。

6.4.9.4 当各自动调节装置发生故障或调节不良时，应手动调节控制。

6.4.9.5 注意凝汽器、除氧器、高低压加热器水位正常。

6.4.9.6 启动过程中，若主汽温在10min内上升或下降超过50℃，打闸停机。

6.4.9.7 发生轴振振动幅度大于0.25mm，打闸停机。

6.4.9.8 高压差胀不得超过+8.5～－3mm，低压差胀不得超过＋8～－4.5mm。

6.4.9.9 若汽缸膨胀异常应暖机，查明原因并消除。

6.4.9.10 高压内缸上下壁温差不大于30℃。

6.4.9.11 轴向位移－1.0mm~＋1.0mm报警。

6.4.9.12低压排汽温度在空负荷时不得超过120℃,满负荷时不得超过60℃。

6.4.9.13各轴承回油温度不大于65℃，冷油器出口油温保持在38～45℃。6.4.9.14 各监视段压力不得超过下列表中数值

6.5汽轮机热态启动

6.5.1 启动前必须具备条件

6.5.1.1凝汽器真空抽至25Kpa时，锅炉点火。

6.5.1.2高压内缸上壁温度大于1500C；主汽温度及再热汽温度分别比高、中压

内上缸温度高50~800C。

6.5.1.3主蒸汽的过热度大于50~800C。

6.5.1.4大轴晃度应与冷态相同。

6.5.1.5高中压外缸上、下温差小于500C，内缸上、下温差小于350C。

6.5.1.6高、中、低压缸胀差在允许范围内。

6.5.1.7启动前盘车必须连续运行4小时以上。

6.5.1.8投入盘车后，先供轴封，后抽真空。送轴封前应充分暖管疏水，严禁

冷汽、冷水进入汽轮机轴封系统，调整轴封蒸汽温度正常。

6.5.1.9冲转前凝汽器真空不低于-75Kpa。

6.5.1.10热态启动时，选择允许范围内的蒸汽参数，原则上是低压高温，以最大程度的减少蒸汽在调节汽门处的节流损失，有足够的质量流量对高温高压部件和末级长叶片进行冷却。

6.5.1.11将除氧器水温加热到所需温度。

6.5.2 热态启动操作注意事项

6.5.2.1 具备启动条件，开启本体疏水门，用DEH开启自动主汽门和调节汽门冲动转子。

6.5.2.2 DEH系统控制转速上升到500r/min时，低速暖机5分钟，进行检查和听音，确认无异常后，直接升速到3000r/min。

6.5.2.3 定速后尽快并列带负荷，负荷可带至上次停机前高压内下半壁温所对应的负荷。以后的加负荷过程仍按冷态启动的相应程序进行。

6.5.2.4 主汽门、调节汽门等部件停机后冷却较快，热态启机时避免加热过快。

6.5.2.5 升速及加负荷过程中，特别注意机组轴承振动情况，若振动有明显增大，应立即打闸停机。查明原因后决定是否开机。

6.5.2.6 抽真空前，高压缸侧汽封汽源由主蒸汽提供，中、低压缸轴封汽源由辅汽联箱提供。机组带负荷后，高压缸侧汽封汽源切换为辅汽联箱提供。

6.5.2.7 其余事项同冷态开机。

6.5.2.8 热态开机曲线见制造厂提供的启动曲线。

6.7 机组停运

6.7.1正常停机

6.7.1.1停机前试验高压辅助油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置。正常后投入联锁备用。

6.7.1.2 由老厂向辅汽母管供汽并且充分疏水。

6.7.1.3 作好其他准备工作。

6.7.1.4 DEH运行在“自动、顺序阀”方式。

6.7.1.5 以1MW/ min的速度减负荷。

6.7.1.6 减负荷过程中，根据锅炉情况，投入旁路系统。

6.7.1.7 每隔15min抄写一次缸温情况。

6.7.1.8 减负荷到30%额定负荷时，要及时切换轴封供汽，维持轴封供汽压力。另外在减负荷过程中，凝汽器及各加热器水位，润滑油温、油压等指标。

6.7.1.9 注意观察高、中、低压缸差胀，如差胀向负方向发展，应放慢减负荷速度，如高、中、低压缸差胀急剧增加，应停止减负荷并投入高温轴封汽源，观察差胀应趋于正常。

6.7.1.10 任何情况下，主蒸汽的过热度不得低于500C。

6.7.1.11 三抽压力减至0.20MPa，注意检查三抽至除氧器及三抽母管隔离门应关闭，老厂或邻机至辅汽联箱隔离门应开启，辅汽联箱至本除氧器电动隔离门应开启。

6.7.1.12 减负荷过程中，当#1高加水位上升时，#1高加至#4低加低负荷疏水门应自动打开，否则应手动开启。

6.7.1.13 减负荷到20%额定负荷时，应检查所有中压管道、再热蒸汽管道疏水门应自动打开，否则应手动开启。

6.7.1.14 减负荷到15%额定负荷时，后汽缸喷水应自动投入，否则应手动开启。减负荷到10%额定负荷时，应检查所有高压管道、主蒸汽管道疏水门应自动打开，否则应手动开启。

6.7.1.15 联系热工，解除自带5%THA（额定负荷）的保护，负荷减至零，解列发电机。

6.7.1.16 解除机、炉、电联锁，通知锅炉、电气，准备停机。

6.7.1.17 启动交流润滑油泵，解除高压辅助油泵联锁。

6.7.1.18 按紧急停机按钮，或就地手打停机，检查自动主汽门、调节汽门、高压缸排汽逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门应自动关闭。机组转速应自动下降。

6.7.1.19 检查转子惰走情况，尤其是临界转速下的轴承振动，任一轴承振动值达到150μm，立即破坏真空。

6.7.1.20 机组转速降到600r/min,可开启真空破坏门。

6.7.1.21 机组转速降到600r/min,开启顶轴油泵。手动打开盘车进油电磁阀。

6.7.1.22 转速到零，真空到零，轴封停止供汽，关闭轴封供汽手动门，同时停运轴加风机。

6.7.1.23转速到零，投入盘车。

6.7.1.24 记录惰走时间、大轴偏心度、盘车电流。

6.7.1.25 正常停机曲线见制造厂提供的启动曲线。

6.7.2 滑参数停机

6.7.2.1 停机前试验高压辅助油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置。正常后投入联锁备用。

6.7.2.2 锅炉按滑停曲线减温减压，逐渐全开调节汽门，先将机组负荷降到100MW，主蒸汽温度降到5000C，稳定运行15分钟，测量机组的振动，等高中压缸金属温度均下降后，仍按滑参数曲线降温降压，负荷随着下降。

6.7.2.3 负荷降到45MW，高加疏水切换至#4低加。

6.7.2.4 负荷降到40MW，停止低加疏水泵，开启至凝汽器疏水门，开启凝结水再循环门。

6.7.2.5 主蒸汽温度降到3500C，开启导管、汽缸及抽汽管道等疏水门。

6.7.2.6 根据排汽缸温投入喷水减温，使排汽室温度不超过600C。

6.7.2.7 根据锅炉要求，投入旁路系统。

6.7.2.8 当主汽压力减至1.471MPa,主汽温降至2600C，将负荷减至零，发电机解列后打闸停机。检查自动主汽门、调节汽门、高压缸排汽逆止门、抽汽

逆止门、抽汽电动门应自动关闭，机组转速应自动下降。

6.7.2.9 打闸后启动交流润滑油泵，记录转子惰走时间。

6.7.2.10 机组转速降到600r/min,开启顶轴油泵。手动打开盘车进油电磁阀。

6.7.2.11 转子静止后，投入盘车、油泵及水泵停运操作与冷态相同。

6.7.2.12 滑停过程中注意事项：

6.7.2.12.1主汽温度下降速度不大于1.50C/min。

6.7.2.12.2主汽压下降速度不大于0.5-1.0MPa/ min。

6.7.2.12.3再热汽温度下降速度不大于2.50C/min。

6.7.2.12.4高、中压内外缸壁与法兰温差不大于400C，其他各温差限额与启动相同。

6.7.2.12.5主蒸汽与再热蒸汽温差小于400C。

6.7.2.12.6主蒸汽与再热蒸汽过热度保持在500C以上。

6.7.2.12.7主蒸汽温度低于高压内缸下半壁温度350C时，停止减温减压。6.7.2.12.8高中低压缸胀差接近允许值时，停止减温减压减负荷。

6.7.2.12.9滑参数停机曲线见制造厂提供的启动曲线。

7 组织与分工

7.1调试单位负责以下工作：

编制整套启动调试方案，监督与检查调试方案的实施。根据调试中所发现的异常或其他技术性问题，组织技术分析，提出建议或设计修改。汇总调试中有关技术数据，编写调试技术报告。

7.2电厂负责以下工作

编写机组整套启动调试的具体操作措施、操作卡及反事故措施。组织运行人员熟悉现场设备、系统，“运行规程”、启动调试方案、操作措施、反事故措施及其他有关的规章制度。负责整套启动中具体启动措施的实施，设备消缺的系统隔离防范及管理。认真做好试运中各项操作和异常情况的详细记录。建立必要的专项记录卡（簿），如保护联锁试验卡，阀门检查卡，系统操作卡，主机启动卡，振动测量卡等。

7.3山东电力三公司负责以下工作。

完成辅助设备及系统的分部试运。按缺陷管理的程序及时消除设备和系统出现的缺陷。完成试运中设计修改和临时确定的变更项目。试运范围内的施工脚手架全部拆除，环境清理干净，现场沟道及孔洞盖板齐全。

7.4 哈尔滨汽轮机制造厂

负责对本厂供应设备进行技术指导与试运过程中的监护工作，对设备的缺陷或异常进行分析并指导处理工作。

7.5 监理公司

负责监督与检查试运条件、技术措施、安全措施的实施，对试运工作进行全面监护。

8 调试过程中记录的项目和内容

8.1 润滑油、顶轴油、安全油的温度和压力。

8.2 轴承振动、轴瓦振动、轴承回油温度、轴瓦金属温。

8.3 机组转速、负荷、轴向位移、膨胀、金属温度。

8.4 主蒸汽压力和温度，汽水流量，再热汽压力和温度，凝汽器真空、排汽温度，各级抽汽压力和温度。

8.5 各辅机及系统的运行情况。

8.6 各项试验的结果。

9 安全注意事项

9.1 所有参加机组试运人员认真学习“反事故措施”及<<运行规程>>，遵守试运指挥部的有关规章制度及规定。

9.2 进入现场要带安全帽。

9.3 不要接触高温部件，必要时，应有必要的防护措施。

9.4 防止腐蚀性物质与身体接触，如保温材料等。

9.5 不要将手伸到有旋转机械转动的地方，不要将手伸到可能由于机械动作而砸伤的地方，如开启的油动机。

9.6 注意防火。

9.7 不要接触高电压部件。

9.8 未经负责人员同意，不准操作现场设备。

电气整套启动调试措施

XXXXXX股份有限公司热能中心节能降耗技改工程电气整套启动调试措施编写：审核：批准：西安科美申电力技术服务有限公司 2017年9月

目录 1.设备及系统概述 (1) 2.编写依据 (1) 3.调试范围及目的 (1) 4.调试应具备的条件 (2) 5.调试的方法及步骤 (3) 6.试验的控制要点及安全注意事项 (7) 7.调试的质量验收及标准 (8) 8.组织分工 (8) 9.调试仪器设备 (9) 10.附件 (9)

1.设备及系统概述 XXXXX股份有限公司热能中心节能降耗技改工程电站，本次建设一台1×15MW 机组，发电机采用杭州杭发发电设备有限公司生产的QF-J15-2发电机，额定/最大出力：15MW/18.75MVA；额定电压：10.5kV；额定频率：50Hz；额定转速：3000rpm；功率因数：0.8(滞后)，发电机接出口直接上10KV母线供厂用电源，发电机保护采用国电南自DGT801UD单套保护装置；励磁系统采用杭州杭发发电设备有限公司的励磁控制器GDER-2032D-A1,A2,A3，通过并励磁方式供给励磁电流。 2.编写依据编制本方案参考了以下标准和规范： 1)《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437 - 2009 2)《火电工程调试质量检验及评定标准（2013年版）》 3)《电气设备交接试验标准》GB50150-2006 4)《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 5)设备制造厂家的技术文件、相关资料及设计院图纸 3.调试范围及目的 3.1调试范围调试范围包括发电部分所有一次、二次设备，发电机继电保护系统、同期系统、励磁系统、发电机并网开关柜、机端CT/PT回路等。 3.2调试目的 1)通过整套启动试验对一、二次电气设备进行全面考核和检查，暴露电气一次、二次系统在设计、制造、安装方面可能存在的问题，并尽快加以解决，确保机组安全，可靠的顺利投产。 2)通过发电机特性试验录取发电机组特性数据,与厂家出厂试验报告比对，以确保发电机组安全可靠的投入运行。 3)确保发电机全部高压互感器、高压电缆，发电机励磁系统灭磁开关、整流装置、

化水整套启动调试方案

技术文件编号：XJJG-HFWY-JS-TS-HX-FA001-2014 新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014年 12 月

新疆金岗超高压湿冷燃煤发电工程2×135MW机组化学专业整套启动调试措施编制：年月日审核：年月日批准：年月日青岛华丰伟业电力科技工程有限公司 2014 年 10 月

目录目录.................................................... 错误!未定义书签。1．调试目的................................................. 错误!未定义书签。2．编制的依据............................................... 错误!未定义书签。3．系统及设备主要技术规范................................... 错误!未定义书签。 4. 调试应具备的基本条件..................................... 错误!未定义书签。 5. 调试范围................................................. 错误!未定义书签。6．调试操作程序和步骤....................................... 错误!未定义书签。总体调试程序........................................................ 错误!未定义书签。工艺部分的调试程序.................................................. 错误!未定义书签。调试前的准备工作.................................................... 错误!未定义书签。压缩空气系统吹扫.................................................... 错误!未定义书签。容器的水冲洗及水压试验.............................................. 错误!未定义书签。调试步骤............................................................ 错误!未定义书签。设备整体启动与停运.................................................. 错误!未定义书签。设备运行中注意事项.................................................. 错误!未定义书签。7．调试所需药器及质量....................................... 错误!未定义书签。 8. 危险源辨识及控制......................................... 错误!未定义书签。 9. 组织分工................................................. 错误!未定义书签。 10. 调试验评标准............................................ 错误!未定义书签。附录1：风险分析............................................ 错误!未定义书签。附录2：锅炉补给水系统调试检查卡............................ 错误!未定义书签。附录3：化学专业分系统调试单位工程验收表.................... 错误!未定义书签。附录4：技术方案交底记录表.................................. 错误!未定义书签。 1．调试目的检验该系统工艺设计的合理性，检查设备、管道以及控制系统的安装质量；

电力行业标准之锅炉启动调试导则

锅炉启动调试导则 1 范围本标准规定了新建、扩建和改建火电机组的锅炉和主要辅机设备分系统试运和机组整套启动阶段即锅炉的点火、升温、升压、带负荷调试的操作要领和技术指南。本标准适用于国产400t/h(100MW级)及以上容量的锅炉；对于其他类型和容量的锅炉机组，可参照本标准执行。 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。 GB12348 工业企业厂界噪声标准 GB/T16507 固定式锅炉建造规程 GB/T12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 GL/T 461-2004 燃煤电厂电除尘器运行维护导则 GL/T468-2004 电站锅炉风机选型和使用导则 GL/T561 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T610 200MW级锅炉进行导则 DL/T611 300MW级锅炉运行导则 DL/T794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL5031-1994 电力建设工及验收技术规范（管道篇） DL/T5047-1995 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇） DL/T5054 火力发电厂汽水管道设计技术规定电建[1995]504号关于电力工程调试单位资质管理办法中华人民共和国电力工业部 1995 3 总则 3.1 编写目的火力发电厂锅炉启动调试是保证锅炉高质量投运的重要环节。为适应电力工业的发展，规范锅炉的启动调试工作，特制定本导则。 3.2组织形式 a) 机组启动调试工作由试运指挥部全面组织、领导、协调，锅炉启动调试应由锅炉调试专业小组负责调试项目的开展； b) 锅炉专业调试小组应由调试、施工、生产、建设、监理、设计及制造等单位的工程技术人员组成，由调试单位任组长。 3.3 调试资质 a) 锅炉主体调试单位必须具备相应的资质，按电建[1995]504号文件的规定执行。 b) 锅炉专业小组主要负责人应具有三台400t/h或以上容量锅炉的调试经验，按业主要求参加初步设计审查和施工组织设计审查等工作，对首次采用的新产品，宜参与工厂的监造工作，根据以往调试中的经验教训，结合本工程的特点，提出改进意见，以利于调试工作的顺利进行。 c) 调试人员在调试工作中应具备示范操作、指导操作和监督操作的能力，当锅炉进入启动试运阶段时应参加值班工作，具体落实调试措施和解决、处理调试中出现的问题。 3.4 计量管理调试采用的仪器、仪表均必须执行计量管理的相关规定，经过有相应资质的计量单位校验，且备有表示其在有效期内的校验合格证书。现场使用的仪器、仪表必须有产品标识及其状态标识，确保仪器、仪表在有效期内使用。 3.5 方案或措施锅炉分系统及机组整套启动时的锅炉调试方案、措施宜经过运行、施工、制造、监理等单位讨论，经有关单位审批后实施。 3.6工作程序 a) 按照建设单位的要求，参加对锅炉部分的初步设计施工图纸的会审，并收集、熟悉、掌握锅炉设备、系统的详细资料。 b) 参加编制《启动调试大纲》的锅炉部分，明确锅炉调试项目及工作任务，并制定相应的调试工作计划和质量、安全管理措施。 c) 按照《启动调试大纲》及按与业主签订的合同要求，确定锅炉部分调试项目，并编写相应的调试措施。措施的主要内容为：设备概况、规范、特性参数；调试前必须具备的条件；调试项目及工艺；所采用的调试仪器、仪表的型号、规格；验收控制的技术标准；安全措施；组织分工；附录（根据设备系统调试需要或业主要求编写）。 d) 调试措施的会审（交底）的主要内容：试验应具备的条件，调试工艺，并解答会审单位提出的问题。根据会审单位的建议和修改意见，对调试措施进行增补和修改，成为调试措施正式稿，在项目调试中遵照执行；并在雕式措施实施前，对参加该项目的有关人员进行技术交底。 e) 按照措施要求进行调试准备，主要包括调试仪器、仪表的准备，设备系统的检查验收。

火力发电工程启动调试工作规定

火电工程启动调试工作规定 1 总则 1.1为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》的精神，制定本规定。 1.2本规定适用于新(改、扩)建火电工程的启动调试工作。凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。 1.3火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。 1.4工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。 2 启动调试的工作任务与职责 2.1启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。 2.2启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施启动试运工作，确保启动调试工作的安全和质量。 2.3启动调试工作分为分部试运调试与整套启动试运调试。其中分部试运中的分系统试运与整套启动试运的调试工作应由调试单位承担。分系统试运必须在单体调试和单机试运合格签证后进行。分系统启动调试工作与单体调试和单机试运工作有一定的覆盖，但覆盖部分各自的目的要求不同。 2.4启动调试阶段各有关单位的职责 2.4.1 安装单位负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作。 2.4.2调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统试运调试方案措施并组织实施。 2.4.3生产单位在整个试运期间，根据调整试运方案措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。 2.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。 3.调试单位在工程建设各阶段的工作 3.1在工程设计和施工阶段的工作 3.1.1 参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置、设备选型、启动调试设施是否合理等提出意见和建议。 3.1.2收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。 3.1.3准备好调试使用仪器、仪表、工具及材料。 3.1.4在安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。 3.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行方案以及汽机、锅炉、电气、热控和化学等专业分系统试运调试方案或措施。提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设或施工单位实施。 3.2在分系统试运和整套启动试运阶段的工作 3.2.1参加各主要辅机的分系统试运工作，确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。

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

锅炉整套启动调试措施解析

工程代号0306-6152 密级一般专业代号605 目录号08 山东胜利电厂#3机组锅炉整套启动调试措施（ A 版/0）编制：审核：批准：

山东电力研究院 2003年5月27日 1、概述山东胜利发电厂300MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司按引进技术生产制造的亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，配300MW机组，锅炉型号为SG-1025/17.44-M851，平衡通风，采用BBD3854双进双出式钢球磨煤机，正压直吹式制粉系统，单炉膛，四角切圆燃烧方式。 1.1 额定工况及各设计工况主要参数见下表

1.2 燃料由山西太原、晋中地区的贫瘦煤，山西阳泉的无烟煤和淄博矿物局的贫瘦煤，分别按60%、20%、20%的比例混合而成。当燃用校核煤种，锅炉的安全性和最大连续负荷均可得到保证。煤质资料见下表。

2、调试目的 2.1 考核锅炉的性能、参数是否达到制造厂的保证条件,鉴定机组的安装、调试质量是否达到标准要求; 2.2 通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题,以尽快地

加以处理,保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。 2.3 通过调试，实现满负荷连续试运，参数符合调试大纲要求。 3、编制的依据 3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 3.2《火电工程启动调试工作规定》 3.3《火电施工质量检验及评定标准》第十一篇，调整试运 3.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 3.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》 3.6 山东电力局《基本建设调试全过程管理办法》 3.7《胜利发电厂#3机组整套启动调试大纲》 3.8《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 3.9 制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等 4、调试的范围 4.1 与运行有关的锅炉侧所有设备; 4.2 锅炉侧所有的系统。 5、调试的组织与分工 5.1 整套启动调试工作在整套试运组的领导下,由调试人员、施工人员、运行人员及安全、保卫、后勤供应等人员通力合作,共同进行; 5.2 电力研究院负责启动调试方案的编制,并进行整套启动调试工作的技术指导; 5.3 电厂根据整套启动的调试方案及运行规程,负责电厂的运行操作,并根据调试大纲的要求编制各类检查卡、操作措施及反事故措施,在事故情况下按照有关规定处理,另外,应积极配合调试人员完成调整试验及有关煤、灰、渣、煤粉的化验工作。 5.4 施工单位负责整套启动调试过程中的设备与系统的消缺、维护,实施调试中的临时措施,并积极配合调试人员完成试验,配合运行人员进行运行操作。

整套启动调试措施讲解

陕西华电瑶池发电有限公司#2机组整套启动试运措施（汽机部分）批准：审核：会审：编写：陕西华电瑶池发电有限公司生产技术部二零一一年七月二日

目录 1．组织分工及工期控制 2．编制依据 3．试运质量目标 4．系统及主要设备技术规范 5．试运范围 6．启动前应完成的分部试运和试验项目7．整套启动试运程序 8．汽轮机首次冷态启动 9．汽轮机温、热态启动 10．带负荷试运 11．机组正常停机 12．主要系统的运行方式 13．试运安全注意事项

#2机组整套启动试运组织技术措施为检验、指导、规范#2机组设备试运工作，保证系统及设备能够安全正常投入运行；并检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠以及检查设备的运行情况，检验机组整体及系统性能，发现并消除可能存在的缺陷，特制订本措施。 1.组织分工及工期控制 1.1 组织分工 1.1.1 总指挥：朱松柏组织、协调 1.1.2 生产技术部：王晓维试运全过程协调汽机专工试运全过程协调、验收当值值长负责指挥运行人员配合 1.1.3 安监环保部：负责试运过程的安全监督。 1.1.4 发电部：史新平、刘彬科、张建锋负责指挥机组启动的协调、监护工作。 1.1.5 设备维护部：负责监督、协调、验收及消缺工作。 1.1.6 工程公司：负责整个启动过程中的检查、消缺、配合工作。 1.2 工期控制 1.2.1 冷态启动从冲转到定速2.5小时。 1.2.2 机头手打停机按钮、集控室操作盘停机按钮、高压遮断集成块电磁阀在线试验、主汽门严密性、ETS保护动作停机（如低真空等）用时1.5小时。 1.2.3 电气试验用时由电气专业决定。 1.2.4 调速汽门严密性、喷油试验用时约40分钟。 1.2.5 机械超速试验用时约40分钟。 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 年版）》 2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇（1992 年版） 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版） 2.4《火电工程启动试运工作规定》（1996 年版） 2.5 设计图纸及说明书 2.6 汽轮机厂家提供的有关技术资料 3 试运质量目标：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，全部检验项目合格率 100%，优良率 90%以上，满足机组整套启动要求。 4 系统及主要设备技术规范 4.1 系统简介瑶池发电有限公司#2汽机系东方汽轮机厂生产的NZK200-13.24/535/535 型，该机为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、直接空冷凝汽式汽轮机，其高、中压转子采用整锻结构，高压缸为双层缸，中压缸采用单层缸隔板套结构，低压缸为对称分流式、双层缸结构。 4.2 汽轮机主要技术规范：型号：NZK200—13.24/535/535 型

机组锅炉整套启动调整措施

技术文件编号：金龙北郊热电2×50MW供热机组工程#1机组锅炉整套启动调整措施项目负责：试验人员：措施编写：措施校阅：措施打印：措施初审：措施审核：措施批准：批准日期：年月日内蒙古能源发电投资有限公司电力工程技术研究院

1．概述本锅炉为北京锅炉厂制造生产，锅炉型号为BG260/9.8-M型，自然循环汽包炉，呈∏型布置，单炉膛，燃烧器四角布置，双切圆燃烧，固态排渣。过热蒸汽温度调节采用两级给水喷水减温，制粉系统采用2套钢球磨煤机中间仓储式乏气送粉系统，设计煤粉细度R90不大于21%。全炉共布置4支油枪，单支出力为1t/h，总出力相当于25%负荷输入热量。燃烧器为四角布置切向燃烧、直流式煤粉燃烧器。采用双切圆布置方式，假想切圆直径分别为Φ350和Φ650的逆时针切圆，燃烧器上一次风喷口中心到屏底距离为10.990 m，下一次风喷口中心到冷灰斗拐点距离为1.914m，每角燃烧器共布置9层喷口，包括3层一次风喷口，6层二次风喷口（其中底层布置有燃油装置）。 1．1 锅炉主要技术参数为：额定蒸发量： 260t/h 过热蒸汽出口压力: 9.8MPa 过热蒸汽出口温度： 540℃ 给水温度： 215℃ 冷风温度： 25℃ 排烟温度： 136℃ 锅筒压力： 11.2MPa 计算燃料消耗量: 29t/h 锅炉计算效率： 91.6% 1．2 锅炉主要附属设备规范：

1.4 燃煤煤质

2.锅炉调试程序 2.1.冷态调试程序冷态调试主要是点火前的各系统检查和各项冷态试验。其调试顺序如下: 冷态各系统检查—→减温水系统水冲洗—→ 冷态通风试验—→工作压力水压试验—→联锁、保护、程控试验。各工序的具体试验方法见相应的措施。 2.2.热态调试程序热态调试是点火后的各项调整试验。热态调试顺序如下: 锅炉点火—→蒸汽吹管—→安全阀整定─→蒸汽严密性试验—→停炉—→恢复系统点火—→汽机冲转—→汽机、电气试验—→制粉、投粉—→72小时试运行各工序的试验方法和要求见相应的措施。 3.减温水系统水冲洗具体方案详见《榆林金龙工程#1机组锅炉减温水冲洗措施》。4.锅炉冷态通风试验具体试验方案详见《榆林金龙工程#1机组锅炉冷态通风试验措施》。 5.锅炉启动 5.1.锅炉启动前应具备的条件。 5.1.1.锅炉安装、超水压试验及保温工作全部结束，锅炉风压试验合格。

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

锅炉化学整套启动调试技术方案

×××一期工程2×300MW机组化学整套启动调试技术方案

编制：年月日审核：年月日会审：建设单位年月日生产单位年月日施工单位年月日监理单位年月日设计单位年月日质保：年月日审定：年月日批准：年月日 ·本方案由×××（集团）有限公司提出 ·本方案由×××（集团）有限公司质保部归口管理 ·本方案由×××一期工程2×300MW试运总指挥批准

目录 1 目的及适用范围 (1) 2 系统概况 (1) 3 职责分工 (2) 4 编制依据 (3) 5 引用标准 (3) 6 应具备条件及准备工作 (3) 7 调试作业程序 (4) 8 质量标准及记录 (6) 9 安全措施 (7) 10 附录 (7)

1 目的及适用范围 1.1 对化学专业各系统及设备进行投运及调整试验，并在调试期间进行监督，在保证机组用水量充足和水质合格的同时，使机组在整套启动期间各化学监督指标符合有关标准。 1.2 本方案适用于×××一期工程2×300MW燃煤机组化学整套启动调试。 2 系统概况 2.1生水石灰预处理系统生水石灰预处理系统由中国华电工程（集团）有限公司提供的成套设备。系统设计出力为1700 m3/h。水源地来生水经两座出力为1000 m3/h的机械加速澄清池加药处理后，一部分送往主厂房经冷却辅机后补入循环冷却水系统，一部分直接补入循环冷却水系统。澄清池加药包括：石灰加药系统、聚凝剂及助凝剂加药系统、加酸系统。石灰加药系统采用两座150m3石灰粉筒仓，底部带振荡料斗和干粉计量给料机配制石灰乳，利用泥浆泵打至澄清池第一反室中；聚凝剂加药系统采用聚合硫酸铁溶液作为絮凝剂，由计量泵按进水比例投加到澄清池；加酸系统采用浓硫酸，根据加酸后的澄清池出水pH信号，采用计量泵投加到澄清池出水管。 2.2 锅炉补给水处理系统锅炉补给水处理设备由西安创源水处理工程有限责任公司提供。生水石灰预处理系统来水经过滤、一级除盐、混床处理后贮存于两个1500m3的除盐水箱备用。系统设备布置为2列，机组正常运行时，一列设备运行，在机组启动或事故情况下，2列设备同时投入运行。系统正常运行出力 80.25t/h，最大出力141.75t/h。系统采用程序控制操作，主要阀门采用气动阀。 2.3 凝结水精处理系统凝结水精处理系统主要设备由中国华电工程（集团）有限公司成套提供。混床串接于凝结水泵和轴封加热器之间，采用中压系统。两台机组共用一套体外再生装置，再生采用高塔分离技术。每台机组设置250容量高速混床，并联运行，实现凝结水100%处理。每台机组凝结水精处理装置配置一套再循环系统和一套0-50%-100%旁路系统。当凝结水温高于50℃或精处理装置进出口压差超过设计值0.35MPa时，100%旁路门自动打开后，关闭混床进出口母管门；当一台混床失效时，旁路门打开50%容量后，退出失效混床运行。单台混床正常出力为379t/h，最大出力为454t/h。系统采用程控操作。 2.4 凝结水、给水及炉水加药系统加药系统由南京国能环保工程有限公司提供。凝结水采用加氨处理，给水采用加氨和二甲基酮肟处理，炉水采用加磷酸盐处理。各加药泵根据各流量信号或从水汽取样装置采集的数据信号进行

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。

锅炉整套启动调试方案

安全性 □对信息系统安全性的威胁任一系统，不管它是手工的还是采用计算机的，都有其弱点。所以不但在信息系统这一级而且在计算中心这一级(如果适用，也包括远程设备)都要审定并提出安全性的问题。靠识别系统的弱点来减少侵犯安全性的危险，以及采取必要的预防措施来提供满意的安全水平，这是用户和信息服务管理部门可做得到的。管理部门应该特别努力地去发现那些由计算机罪犯对计算中心和信息系统的安全所造成的威胁。白领阶层的犯罪行为是客观存在的，而且存在于某些最不可能被发觉的地方。这是老练的罪犯所从事的需要专门技术的犯罪行为，而且这种犯罪行为之多比我们想象的还要普遍。多数公司所存在的犯罪行为是从来不会被发觉的。关于利用计算机进行犯罪的任何统计资料仅仅反映了那些公开报道的犯罪行为。系统开发审查、工作审查和应用审查都能用来使这种威胁减到最小。 □计算中心的安全性计算中心在下列方面存在弱点： 1.硬件。如果硬件失效，则系统也就失效。硬件出现一定的故障是无法避免的，但是预防性维护和提供物质上的安全预防措施，来防止未经批准人员使用机器可使这种硬件失效的威胁减到最小。 2.软件。软件能够被修改，因而可能损害公司的利益。严密地控制软件和软件资料将减少任何越权修改软件的可能性。但是，信息服务管理人员必须认识到由内部工作人员进行修改软件的可能性。银行的程序员可能通过修改程序，从自己的帐户中取款时漏记帐或者把别的帐户中的少量存款存到自己的帐户上，这已经是众所周知的了。其它行业里的另外一些大胆的程序员同样会挖空心思去作案。 3.文件和数据库。公司数据库是信息资源管理的原始材料。在某些情况下，这些文件和数据库可以说是公司的命根子。例如，有多少公司能经受得起丢失他们的收帐文件呢?大多数机构都具有后备措施，这些后备措施可以保证，如果正在工作的公司数据库被破坏，则能重新激活该数据库，使其继续工作。某些文件具有一定的价值并能出售。例如，政治运动的损助者名单被认为是有价值的，所以它可能被偷走，而且以后还能被出售。 4.数据通信。只要存在数据通信网络，就会对信息系统的安全性造成威胁。有知

110kV光伏电站电气倒送电及整套启动调试措施

编号：M-2018NJTR-HCDLGF04CS-DQ01 XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目电气倒送电及整套启动调试措施编写：审核：批准：南京泰润电力工程有限公司 2018年06月

编制单位：南京泰润电力工程有限公司文件编号：M-2018NJTR-HCDLGF04CS-DQ01 项目负责人：于胜江工作人员：李业赛于胜江建设单位：宿迁市XX电力有限公司设计单位：江苏谦鸿电力工程咨询有限公司施工单位：江苏金烑工程设备有限公司监理单位：黑龙江润华电力工程项目管理有限公司批准单位: XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目启动调试指挥部

XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目电气倒送电及整套启动调试措施会签单签字日期

目录一、编制目的 (5) 二、编制依据 (5) 三、设备及系统简介 (5) 四、倒送电受电范围 (6) 五、组织分工 (7) 六、使用仪器设备 (7) 七、受电应具备的条件 (7) 八、安全注意事项 (9) 九、受电前系统检查 (9) 十、送电方法步骤 (10) 十一、整套启动 (13) 十三、试验措施技术交底记录 (17) 十四、环境控制措施 (17) 附录一 (20) 附录二 (19) 附录三 (21)

一、编制目的为了加强XX电力XX31MW渔光互补光伏发电项目的调试工作管理，明确此次倒送电工作的任务和各方职责，规范程序，使受电工作有组织、有计划、有秩序地进行，确保受电工作安全、可靠、顺利的完成，特制定本方案。二、编制依据 2.1 《电业安全工作规程（发电厂和变电站电气部分）》GB-26860-2011 2.2 《火电工程达标投产验收规程》DL/T-5277-2012 2.3 《110kV及以上送变电工程启动及竣工验收规程》DL／T782-2001 2.4 《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-5294-2013 2.5 《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》DL/T-5295-2013 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL-5009.1-2002 2.7 《继电保护和安全自动装置基本实验方法》GB/T-7261-2008 2.8 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB-50150-2016 2.9 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T-995-2016 三、设备及系统简介 3.1 系统简介本项目总容量为31.339MWp。采用15台2000KV A箱变、15台2000kW 箱变。本项目新建110kV升压站一座，光伏区10kV箱变通过内部集电线路汇集至升压站10kV开关室，再通过容量为31.5MV A主变升压至110kV 后通过以1回110kV线路就近T接至110kV关庙~启伦线路接入公共电网，

整套启动调试大纲

山东机械设备进出口集团公司印尼热电厂工程3X45吨CFBB、2X7MW机组调试措施（整套启动部分）二00六年八月

整套启动调试措施 1 前言 1.1 印尼热电，设计由山东煤炭设计院承担；施工由山东迪尔安装公司承担；机组联合启动调试由烟台华鲁热力设备研究所承担。三大主机分别由济南锅炉厂、武汉汽轮机厂；控制系统为 ----- 供货。 1.2 为提高机组移交生产的水平,保证整套启动调整试验的质量,特定本措施。 1.3 本措施仅作为机组整套启动调试主要环节的措施,各专业和系统的启动调试和操作应另行编写调试措施。操作措施和事故处理按照有关规程规定进行。 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》（96年版） 2.2 《火电工程启动调试工作条例》 2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（96年版） 2.4 《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（92版） 2.5 《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（94版） 2.6 设计的图纸资料 2.7 龙大热电厂颁发的《运行规程》 2.8 制造厂家说明书 3 组织分工 3.1 机组整套启动调试工作在启动验收委员会和所属的启动试运指挥部的领导下,由施工人员,运行人员,调试人员及安全,保卫,后勤供应等人员通力合作，共同进行。 3.2 启动验收委员会的主要职责:召开启动验收委员会会议,讨论通过委员会的下设机构,决策启动调试中的重要问题和主要方案,协调启动调试的内外部条件,主持启动、验

收、竣工交接工作。 3.3 启动调试指挥部的职责：在总指挥领导下，全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施；代表启动验收委员会主持整组启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中出现的重大问题；确立调试目标.监督启动调试的质量和进度。 3.4 试运指挥部由调试,建设,施工,生产单位负责人及设计总代表,制造厂总代表等有关人员组成,是现场的启动指挥机构,作为现场值班指挥,对设备及系统的启停发布指令,实现总指挥确立的调试目标.工作中认真执行"按系统,分层次,程序化,责任制,监督制"的原则,对口联系,分口把关,在团结协作安排好整套启动调试的同时,安排好本单位负责的工作。 3.5 调试单位：负责整套启动调试方案、措施的制订并组织实施，承担现场指挥工作。在实施主要调试项目前，应向有关人员进行交底，在调试过程中，参加试运值班，主持整套机组试运交接班会议，指导运行操作及对设备、系统进行调整，完成设备的调试，使机组达到满负荷稳定运行，完成72+24小时试运。总启动前和试运结束后，负责向启动验收委员会汇报启动准备和试运情况。并组织、领导整套启动各阶段的验收签证工作。整套启动后提交调试报告。 3.6 电厂：根据机组整套启动调试措施和运行规程的规定,明确分工，坚守岗位，在调试单位的指导下，负责机组的运行操作、机组负荷及公用系统运行变化调度、根据调整试验措施和运行规程要求，制定各类检查卡和操作措施,进行系统的检查、操作和各参数的调整,在事故情况下按照有关规程和试运措施处理事故。根据协议和各阶段的验收签证，做好设备、系统的代管工作。 3.7安装公司：负责整组启动调试过程中设备的消缺、维护、检修及调试过程中临时设施的制作安装和系统恢复等工作,积极配合调试人员完成调整试验,配合运行人员完成运行操作.做好文明启动工作。参加整套启动前的验收签证工作。