安徽海螺川崎余热发电工程调试方案.docx

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1、目 录1、锅炉调试方案蒸汽严密性试验方案2碱煮炉方案5蒸汽吹扫方案122、汽轮机调试方案汽轮机静态调试方案17汽轮机整套启动方案24汽轮机甩负荷试验方案303、电气调试方案发电机及励磁系统静态复查试验方案32励磁系统动态试验方案35发电机短路试验方案37发电机空载试验方案40发电机模拟并网试验方案42发电机负荷试验方案454、热控调试方案DEH调试方案48ETS调试方案52TSI调试方案57DCS调试方案60锅炉蒸汽严密性试验方案1.试验目的全面检查锅炉热态下蒸汽系统的严密性，确保锅炉安全、可靠地进行整组试运行。2.编制依据2.1火力发电建设工程启动试运及验收规程；2.2电力建设施工技术规范（

2、锅炉机组）DL 5190.2-2012；2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准；2.4电力工业锅炉检察规程。3.试验内容3.1检查锅炉附件及全部汽、水阀门的严密程度；3.2检查支座、吊架、吊杆、弹簧的受力情况；3.3检查锅炉焊口、人孔门、法兰及垫片等处的严密性；3.4检查汽包、联箱、各受热面部件、锅炉范围内的汽水管道严密程度和膨胀。4.蒸汽严密性的检查方法4.1在升压过程中，如发现问题，应停止升压，查明原因，消除缺陷后再进行升压；4.2当蒸汽压力升至过热器额定压力时，应控制风量保持压力稳定，且勿超压，开始对锅炉进行全面检查；4.3认真细致地检查以上各项，检查人员要做到耳听目看，详细观察判断，

3、倾听炉内有无泄漏响声。5.检验标准检 验 项 目性质单位质 量 标 准检 验 方 法合格优良试验参数蒸汽压力主要MPaA达到过热器工作压力(0.789)观察在线仪表蒸汽温度一般PH318.5AQC342.1承压系统承压部件主要无泄漏现场观察焊口主要无泄漏人孔、法兰主要无泄漏附件及汽水阀门一般严密不泄漏膨胀受热面主要膨胀自由、不卡涩，符合设计要求现场观察各部管道一般膨胀自由、不卡涩现场观察支吊架一般无异常现场观察弹簧一般受力均匀，方向、位移、伸缩正常现场观察6.注意事项6.1升压过程中，升压、升温速度按运行规程执行;6.2升压过程中，应特别注意汽压及汽温的控制，保证锅炉各参数的正常;6.3升压过

4、程中，尽量使各部受热面升温均匀;6.4在过热器不超额定工作压力的情况下，尽量将汽包压力升到额定工作压力，检查受热面各部膨胀情况，并设专人记录;6.5检查人员必须站在检查门侧面，开门时，必须带防护手套;6.6在巡回检查中，发现漏泄和不严密的地方，应做好记录，以便停炉时处理;6.7如发现有危害锅炉正常运行的缺陷，应按紧急停炉处理。7.组织措施7.1由调试单位编写调试措施，经各方讨论通过后，由启动总指挥批准后实施；7.2制造厂派人到现场技术指导；7.3试运时由总承包组织各方人员，统一指挥，明确分工，防止发生任何事故；7.4试运过程由调试单位指挥，业主运行人员操作，安装单位维护检修，监理公司监理。碱煮

5、炉、热水冲洗流程方案1.碱煮炉、热水冲洗的目的碱煮炉、热水冲洗的主要目的是去除新锅炉承压部件在建造过程中产生的油脂、铁锈等杂质。碱煮炉、热水冲洗可以在锅炉安装完毕并进行过水压试验确认无泄漏后进行。2.碱煮炉、热水冲洗方案的编制依据2.1电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组）DL 5190.2-2012；2.2火力发电建设工程动试运及验收规程DL/T5437-2009；2.3火电工程启动调试工作规定（1996版）；2.4火力发电厂锅炉化学清洗导则DL/T794-2012。3.碱煮炉、热水冲洗的准备3.1仔细地清除锅炉汽包内部的杂物、粉尘和油脂。确认没有工具和其它外来物品遗忘在锅炉内；3.2从锅炉

6、汽包排污阀连接临时排污管线。由于废水呈碱性，所以要把它引至一个离锅炉足够远的地方；3.3汽包内部零部件要安装正确；3.4打开汽包高低水位检测阀、压力检测阀与顶部排气阀，然后打开汽包人孔门；3.5确保热水冲洗的辅助设备，如凝结水泵、锅炉给水泵、纯水装置、锅炉 连锁系统、废气挡板等设备已具备正常开机条件；3.6现场水位计及中控水位应一开一备，隔离安全阀；目的是避免汽水管路同碱水接触，以延长使用寿命；3.7药品（联氨溶液，氢氧化钠（NaOH）与磷酸三钠（Na3PO4.12H2O）的混合物，三种药品浓度均100%配比）准备完毕； 锅炉要求的药品规格：药 品浓 度联 氨500ppm氢氧化钠与磷酸三钠的混

7、合物34kg/m3 锅炉的炉水体积：项目AQC锅炉PH锅炉炉水体积(m3)2070锅炉的加药量:AQC炉炉水容量药品规格投加标准投入量投加 地点20m3100联氨500PPm16.7kgAQC炉汽 包100% NaOH与Na3PO4.12H2O的混合物34kg/m3炉水NaOH64kgNa3PO416kgPH炉炉水容量药品规格投加标准投入量投加 地点70m3100%联氨500PPm58.4kgPH炉汽 包100% NaOH与Na3PO4.12H2O的混合物34kg/m3炉水NaOH224kgNa3PO456kg 3.8打开汽包人孔门，补水至人孔门低水位线处；3.9药品应配制成溶液加入锅炉汽包内

8、，配制时将药品用水调成20%的浓度，搅拌均匀使药物充分溶解，不允许将固体药品直接加入汽包中；3.10操作中应准备好橡皮手套、塑料桶、勺子、防护眼镜等劳保用品；3.11药品加入之后，关闭汽包人孔门，补水至正常水位线-100mm处。4.碱煮炉及热水冲洗过程4.1操作和调整锅炉入口废气挡板加热炉水，升温速率最大不超过65/h；4.2在加热炉水的过程中，汽包水位线将上涨，要将水位控制在PH锅炉+350mm、AQC锅炉+150mm以下，当水位继续上涨时要及时排水，防止炉水进入过热器内；4.3当锅炉汽包压力升至0.5MPa，保压4小时后，通过连续排污点对炉水取样进行检测电导率值或目测油脂成分，并做好记录；

9、4.4锅炉升压至额定压力0.789MPa，保压8小时，过程中应打开定排及联箱排污阀排污，降低炉水电导率值，排污间隔时间控制在2小时一次，排污量为额定蒸发量的10-15，每次排污后取样进行检测，并做好记录；直至炉水电导率达到500us/cm以下，PH值在9-11之间，炉水含油脂成分符合要求；4.5当炉水指标达到要求后，进入热水冲冼阶段，仍采取排污的方式，对锅炉内部的水质进行间断置换，同时打开连续排污阀进行连续排污，所需时间为4小时左右。5煮炉合格的标准5.1锅炉汽包内壁无油污；5.2擦去汽包内附着物，金属表面无二次锈斑；5.3炉水电导率达到500us/cm以下，PH值在9-11之间。6.热水冲洗

10、完毕后的操作热水冲洗完成以后，将锅炉入口挡板关闭使其自然冷却。当汽包压力降至0.1MPaA，炉水温度下降至70时，打开联箱定期排污阀将炉水放掉，并按照以下步骤尽快地清洗锅炉内部：6.1打开所有可以操作的排泄阀放水；6.2当放水完毕并将残留碱液冲洗后，打开汽包人孔门清理汽包内部杂质；6.3汽包内部检查并清理完毕后，将工作人员随身携带的所有物品拿出汽包，确认不要将工具或其它物品遗忘在汽包内。7.注意事项及恢复操作在汽包内部清理过程中，检查下面内容：7.1进入汽包之前，为防止意外事故发生，关闭并锁紧蒸汽或水能够进入汽包内部的阀门；7.2检查锅炉汽包内部，将底部的沉积物清理出去；7.3紧固汽包内部零部

11、件上的重要螺栓，防止脱落；7.4关闭汽包人孔门，加水至正常水位；7.5人孔门关闭后用纯水不断冲洗汽包内部，冲洗时应带压进行。8.锅炉碱煮炉人员组成8.1总协调：成 员：8.2操作人员： 巡检人员：保驾人员：8.3监控及检查人员：附：碱煮炉记录确认表AQC碱煮炉参数记录及确认表序号排污时间水位检 测操作人员检测人员开关电导率PH值备注：监理单位： 安装单位：调试单位： 建设单位：PH碱煮炉参数记录及确认表序号排污时间水位检 测操作人员检测人员开关电导率PH值备注：监理单位： 施工单位：调试单位： 建设单位：蒸汽管道吹扫、打靶方案1.蒸汽管道吹、打靶的目的对新安装的锅炉及主蒸汽管道系统，由于在制造

12、、安装过程中遗留在管道内的杂物和氧化皮，如不及时清除，当锅炉运行时被带到系统各处，会造成阀门结合面损坏，更严重的是杂物一旦被蒸汽带入汽轮机，就会引起调门故障或损坏汽轮机叶片等重大事故。2.蒸汽吹扫方案的编制依据2.1电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组）DL5190.2-2012； 2.2火力发电建设工程启动试运及验收规程；2.3火力发电厂汽水管道设计技术规定；2.4管道工程安装手册；2.5汽轮机、锅炉、发电机金属材料手册；2.6电力建设施工及验收技术规范（管道篇）；2.7火电工程启动调试工作规定（1996版）。3.吹扫、打靶的准备及具备的条件3.1锅炉受热面、本体配管水压试验及碱煮炉结束，辅

13、助设备安装调试完毕，如安全阀整定、水位计恢复及锅炉下部回灰设备工作正常等；3.2主蒸汽管道安装及保温全部结束，管道支架按设计要求进行确认正常；3.3吹扫、打靶临时管道搭设结束，靶板按要求准备到位（靶板长度贯穿临时管道，宽度为临时管径的8%，最窄为25mm）；3.4系统减温减压器、输水器、节流孔板及相关检测仪表按要求拆除或关闭前端手动阀，退出吹扫系统；3.5均压箱供汽、主蒸汽旁路及与凝汽器连接管道阀门均应处于全关状态；3.6主蒸汽及补汽管道短接拆除，与临时管道对接，进行吹扫系统贯通；3.7吹扫临时管道离出口500mm处应开设安装靶板位置；3.8吹扫前吹扫方案应认真研讨学习，参与吹扫的调试人员及工

14、具器就位后，方可进行相关操作（工具如扳手、对讲机等）；3.9管道吹扫过程中应有足够的纯水。4.吹扫、打靶的实施过程及要领4.1锅炉启动，AQC、PH锅炉所有辅助设备全部开启，现场检测仪表全面投入正常使用；4.2打开汽包排汽阀,锅炉启动入口挡板开始升温、升压，升温速率控制在65/H以内；4.3当压力升至0.1 MPa时关闭汽包排汽阀，打开锅炉启动阀,继续升温升压；4.4当汽包压力升至额定压力的75%时，缓慢打开主蒸汽控制阀及排泄阀进行暖管；4.5压力升至额定压力时，关闭排泄阀和启动阀，锅炉汽包水位PH-200mm、AQC-100mm，打开锅炉控制阀进行第一次吹扫（吹扫从开阀到关闭阀门大概需要18

15、0s），然后关闭液压阀，进行升压，重复第一次吹扫方法进行操作；4.6在蒸汽吹扫时，应根据管道内杂质情况，决定靶板安装时间；4.7此吹扫方法采用降压法，利用锅炉介质蒸汽升至一定压力时，提高吹扫流量的方法，瞬间打开锅炉主蒸汽控制阀门，此时通过压降提高蒸汽流量，当压力降至一定值后，关闭控制阀重新升压，进行再次冲洗。此方法主要通过蒸汽压力产生的高速汽流，将管道内杂质带走，同时依靠冲洗时高温蒸汽造成管壁温度的升高和降低变化，使附着于管道内壁的氧化皮脱落后被吹出；4.8蒸汽吹扫时汽流对杂质的冲刷力，应大于额定工况时汽流的冲刷力，吹管系数应大于1（系数是吹管流量2蒸汽比容/额定工况流量2蒸汽比容），压力控制

16、参数根据锅炉工作压力查阅相关电力建设技术规范而定；4.9在蒸汽连续吹扫后（至少在10次以上），方可安装靶板进行打靶，在打靶过程中，根据靶面情况，适当调整打靶时间，如靶面效果不佳，方可停止装靶，进行继续吹扫；4.10具体打靶时间将根据打靶效果而定（连续打靶一般用时48小时左右）。5.蒸汽吹扫、打靶合格的标准如连续两次以上更换靶检查，靶板上冲击斑痕小于0.8mm，且用肉眼观察斑痕点不多于8个点时即可断定打靶合格。6.吹扫、打靶注意事项6.1打靶应间断进行，一定要保证管道有足够的降温时间（间隔一般为12小时左右）；6.2吹扫、打靶过程中应派专人对主蒸汽管道支架进行检查确认，如有异常立即停止吹扫，待隐

17、患消除后方可继续进行； 6.3吹扫、打靶分工一定要明确，责任到人，如操作、装靶及联系人员必须有专人负责；6.4吹扫、打靶过程中应对靶面冲击效果随时进行记录，冲击后的靶板应保护好靶面，并贴上打靶次数；6.5打靶结束应由监理、施工单位及业主三方根据靶面情况而定。7.人员安排7.1总协调： 成 员： 7.2操作人员： 巡检人员： 保驾人员： 7.3现场协调人员： 7.4安装靶板人员： 附：蒸汽吹扫及打靶效果记录- 16 -序号吹扫时间汽包压力主蒸汽压力靶面点数（个）靶面点深度(mm)操作人员安装人员备注开关开关汽轮机静态试验调试方案1.编制目的1.1检验润滑油系统设备的安装及运行情况，发现并消除油系

18、统存在的各种问题，按要求对润滑油系统各定值进行整定;1.2通过试验检查热工联锁信号动作是否正常，以保证机组的安全运行;1.3按照制造厂提供的参数对系统的各部套进行调整；1.4校核调节保安系统热工联锁保护装置；1.5发现并消除系统存在的缺陷,保证机组的安全运行；1.6收集原始资料,作为电厂今后运行和检修的参考依据。2.编制依据2.1火力发电建设工程启动试运及验收规程;2.2火电工程启动调试工作规定1996版;2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准1996版;2.4NZ9-0.689/0.13型汽轮机产品说明书;2.5NZ9-0.689/0.13型汽轮机调节系统说明书。3.调试质量目标 符合火电

19、工程调整试运质量检验及评定标准（1996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。专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点监控，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。4.调试对象及简要特性介绍4.1油系统主要由：主油泵、油箱、交流润滑油泵、直流事故油泵、高压电动油泵、注油器、盘车装置、冷油器、油管路、油净化装置、过滤器、热工联锁保护装置及监测仪表等组成；4.2 调节系统采用南京科远公司的数字电液控制系统。南汽轮机数字电液控制系统，由计算机控制部分（也称数字控制系统）和EH液压执行机构组

20、成，系统控制精度、自动化水平高，它能实现升速（手动或自动），配合电气并网，电负荷控制（阀位控制或功频控制），及其他辅助控制，并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等，使汽轮机适应各种工况并长期安全运行；4.3 为了保证汽轮机安全运行,防止设备出现损坏,除要求调节系统动作准确可靠外,还装备了必要的保安装置, 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：手拍危急遮断装置；超速脱扣的危急遮断器；电动脱扣的电磁保护装置；4.4调节系统的主要功能有：冲转前可远方自动挂闸，整定伺服系统静态关系，启动前的控制，转速控制，负荷控制，并网带初负荷，负荷反馈控制，负荷限制，快减

21、负荷，阀位限制，主汽压力控制，主汽压力低保护，补汽控制，负荷限制、调节阀阀位限制，超速停机等。5.调试应具备的条件5.1润滑油系统安装完毕及设备存在的缺陷处理完毕；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油箱及滤网已清理且油箱内有足够的润滑油；5.4现场施工用的临时性脚手架已拆除；5.5有关热工仪表安装完毕，动作正常；5.6现场照明充足且备有足够的消防器材；5.7润滑油温控制在3545，油温低于10时，禁止启动油泵，油温低于21时，机组不能进行盘车和冲转；5.8润滑油系统运行时油净化装置应一起投运；5.9润滑油系统冷油器应具备投运条件，以便在调试过程中投入；5.10危急遮断器

22、系统安装完毕,各汽门、油动机、电磁阀和电液转换器安装完毕；5.11 试验前应准备好下列仪表：0.1 0.6MPa, 02.5MPa的0.4级标准压力表各两快，数字式测温仪一个。6.调节系统主要技术规范6.1速度变动率应满足36%的要求；6.2调速系统迟缓率小于或等于0.2%；6.3当汽轮机在额定蒸汽参数下维持空转时,转速摆动不小于1rpm；6.4在额定蒸汽参数下,汽轮机甩负荷时,系统能够维持空转,不会引起危急遮断器动作。7.ETS保护主要技术参数7.1转速升至额定转速的110%（3300rpm）；7.2轴向位移控制-0.7mm到 +1.3mm之间；7.3润滑油压力低于0.02MPa；7.4凝汽

23、器真空低至-0.061MPa；7.5 ETS系统其他信号发出停机。8.调试步骤方法8.1调试步骤高压电动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵启停及油压调整进行联锁试验定速后油压调整低油压遮断试验。8.2各油泵的启停及油压调整8.2.1 油泵启动前工作;8.2.1.1 辅助设备具备中控启动条件；8.2.1.2 检查油泵出口压力表应符合标准；8.2.1.3 应指定专人在油泵就地监视和检查油泵运行情况，与中控室的通讯联系应畅通，以便于及时发现并迅速处理油泵异常运行情况。8.3 润滑油系统联锁保护试验前的工作油泵运转正常后,对出口油压及轴承润滑油压进行复查及调整，油泵出口油压0.35MPa，润滑油系统油压

24、0.08MPa至0.15MPa之间。8.4 润滑油系统的联锁试验8.4.1油泵联锁试验：投入高压电动油泵联锁,主油泵出口油压低于1MPa高压电动油泵应自启；润滑油压低于0.05MPa,压力开关发出信号,交流润滑油泵应自启;油压低于0.039MPa,压力开关发出信号，直流润滑油泵应自启;8.4.2 盘车装置联锁试验：润滑油压0.015MPa，盘车装置应联锁自停。8.5 润滑油压低遮断试验在ETS试验操作面板,将“润滑油压低跳闸保护”投入，油压低于0.02MPa,压力开关发出信号，汽轮机跳闸。8.6 危急遮断系统静态调试8.6.1启动高压电动油泵,调整出口压力在0.98MPa左右，确认电磁保护装置

25、在断电位置,危急遮断油门复位；8.6.2拉出危急遮断手柄,危急遮断系统处于挂闸状态,安全油压建立。危急遮断指示器显示挂闸，记录安全油压；8.6.3检查主汽门活动装置处于正常位置，主汽门缓慢开启，观察启动油压变化情况；8.6.4主汽门开启后，检查行程应符合要求，记录启动油压；8.6.5依次进行手拍危急遮断器手柄，控制室手动停机和汽机跳机保护试验，主汽门应在1秒内迅速关闭；8.6.6打开喷油阀检查油路是否畅通。8.7 调速系统静态调试8.7.1 利用DDV阀手动旋钮，控制油动机全关或全开，进行调门机械定位；8.7.2 通过阀位控制器对油动机进行阀位标定（按油动机实际行程对阀位控制器进行调零、调满，

26、并利用4-20mA信号源对反馈进行调零、调满）；8.7.3 DEH阀位标定后，对DEH进行模拟试验，利用信号发生器模拟操作汽轮机转速、机组启动及并网等，并通过DCS进行转速设定，则增大或减小油动机开度。9.调试的组织与分工9.1 施工单位应负责试运的组织、联系及具体试验过程中的配合工作,负责设备与系统的检修、消缺和维护；9.2 生产单位参与调试并负责有关试验项目的操作工作；9.3 调试单位负责调试措施的编写,指导调试工作；9.4 监理单位负责协调有关调试工作,对安装和调试质量的结果进行监督。10.质量检验标准10.1电力建设施工技术规范（汽轮机发电组）DL 5190.3-2012;10.2火力

27、发电建设工程启动试运及验收规程 ;10.3 系统的静态调试结束后应该办理设备系统分部试运后调试质量签证单;10.4 系统的动态投运应该通过整套启动试运后分项验收签证。11.试验记录项目11.1 各辅助油泵的压力整定记录项目：油温、泵出口油压、轴承润滑油压等；11.2 各辅助油泵的低油压联动记录项目:交流润滑油泵及直流事故油泵联动时的油压值 、油温；11.3 主油泵出力检查记录项目:进口油压、出口油压、润滑油压、油温；11.4 联锁保护项目；11.5 低油压联锁记录项目；11.6 各执行机构行程校核记录项目：各油动机油缸行程及阀杆行程；11.7 低油压遮断试验记录项目：报警值、压力开关动作时的油

28、压值、油温。12.职业健康安全及环境保护措施12.1 试验操作人员熟练掌握设备状况及运行规程,以保证操作的准确、熟练；12.2 试验过程如发生事故应立即停止试验,由运行人员进行处理；12.3 在超速试验前必须检查油泵的联锁保护情况；12.4 为保证试验的正常进行,与试验无关的人员不应在现场停留；12.5 现场应备有足够的消防器材；12.6 外漏油液必须用容器盛存,集中处理,不得随意倾倒。余热发电汽机整套启动调试方案1.技术规范序号名 称工 况单 位数 值1额定功率MW92主蒸汽压力MPa0.6893主蒸汽温度321.94主蒸汽流量t/h45.45补汽蒸汽压力MPa0.136补汽蒸汽温度饱和7补

29、汽蒸汽流量t/h0.98循环水温度209额定排汽压力kPa710额定转速rpm300011旋转方向从汽轮机向发电机看为顺时针12给水温度额定工况13冷凝器面积m2120014级数92.编制依据2.1 电力建设施工技术规范;2.2 火电工程启动调试工作规定1996版;2.3 NZ9-0.689/0.137多级混压凝汽式汽轮机产品使用说明书;2.4 NZ9-0.689/0.137多级混压凝汽式汽轮机调节保安系统说明书。3.试运系统和范围 汽机所属给水系统、凝结水系统、补汽系统、润滑油系统、真空系统、循环水系统及其它系统等。4.调试目的通过对整套机组启、停，进行必要的调试，使系统达到满负荷安全运行要

30、求。5.冲转及动态试验5.1首次冷态启动5.1.1应具备的条件5.1.1.1启动现场地面平整，通道、楼梯畅通无障碍物、可燃物；并配备必要的消防器材；5.1.1.2汽机所辖各设备的命名、编号应清楚、设备标志正确（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向等）；5.1.1.3电厂应准备好启动所需的测振仪、听棒、测温枪等工具；5.1.1.4与启动有关的热力管道保温完好；5.1.1.5蒸汽压力、温度、流量应能满足机组启动的需要；5.1.1.6给排水系统畅通；5.1.1.7机组启动有关的所有阀门均校验良好；5.1.1.8热工信号、主、辅机联锁、停机保护装置校验合格；5.1.1.9热工控制系统工

31、作结束，静态试验合格，具备投用条件；5.1.1.10热力系统上所有安全门校验合格；5.1.1.11所有参加机组启动人员应配齐，组织分工明确、人员名单以书面形式张帖在现场指挥部；5.1.1.12盘车、给水、汽封加热器、均压箱及冷却水等系统均投运正常。5.1.2 冲转条件主汽压力0.6MPa以上；主汽温度250以上；上下缸温差50；润滑油压在0.080.15MPa；油温在35-45之间；抽真空至-80KPa以上。5.1.3 冲转汽轮机冷态启动参数和控制指标： 主汽压力： 0.6MPa 主汽温度： 250 真 空： -80KPa 润滑油压力： 0.08-0.15MPa 润滑油温度： 35-45 控制

32、油压： 0.8MPa5.1.3.1汽轮机挂闸前，确认主汽门、高调门、混汽补汽门关闭。阀门标定结束后，汽轮机挂闸，此时主汽门全开，高调门、混汽补汽门处于关闭状态；5.1.3.2在DEH上设定目标转速500rpm，升速率100rpm/min；5.1.3.3在DEH画面上，按下“进行”，在画面上确认转速上升；5.1.3.4汽机冲转后，检查盘车应脱开；5.1.3.5冲转转速到500rpm 后，手动脱扣一次，确认动作正常后,立即恢复挂闸，转速升至500rpm；5.1.3.6升速过程中确认机组振动正常、无异音、各轴承进、回油压力、温度正常、无漏油漏汽现象；5.1.3.7升速到1200rpm，进行中速暖机；

33、上下汽缸温差在50以内，机组绝对膨胀及轴向位移等相关参数应正常；5.1.3.8机组绝对膨胀1mm, 轴向位移-0.6mm到 +1.0mm，联系锅炉操作人员注意主汽温、汽压及汽包水位； 5.1.3.9目标转速设置2500rpm，升速率100rpm/min，按“进行”继续升速，通过临界转速时，升速率增加到480rpm，使机组平稳而快速地通过临界转速；5.1.3.10升至2950rpm后，对机组各参数进行检查，确认正常。5.1.4喷油试验机组维持2950rpm（29202980rpm）,旋转喷油阀旋钮，汽轮机飞环动作，主汽门、调节汽门迅速关闭，汽轮机转速下降，立即复位，将转速升至3000rpm。5.

34、1.5超速试验5.1.5.1 103%超速试验在超速实验画面，点击“103%超速”按钮，转速自动升为3090rpm，当实际转速达到3090rpm时，103%超速保护动作。5.1.5.2 110%电气超速试验点击“110%超速”按钮则转速目标值自动设为3305rpm，实际转速超过3300rpm时，110%超速保护动作。5.1.5.3 机械超速试验点击“机械超速”按钮，则转速设定值自动设为3365rpm。5.1.5.4危急遮断器动作连续试验三次，其三次动作转速误差要求：第一、二次动作转速差不得超过0.6，即转速相差不超过18rpm，转速相差在规定范围内，则试验合格；第三次动作转速与第一、二次动作转

35、速的平均值之差不超过1，即转速相差不超过30rpm，转速相差在规定范围内，则试验合格；危急遮断器在额定转速的109111之间动作。5.1.5.5复位 在超速实验画面中，点击“复位”按钮后，可终止正在进行的超速保护实验，恢复试验前的状态；5.1.6并网、升负荷5.1.6.1并网后机组自动带5%的初始负荷，防止逆功率保护动作；5.1.6.2 根据锅炉工况，按升负荷曲线缓慢带负荷。 5.2补汽投入5.2.1补汽投入前阀门的状态应为：补汽阀关闭、疏水阀打开、补汽暖管阀打开；5.2.2 允许投入补汽的条件:机组功率大于30%、补汽压力、温度达到设计值；5.2.3进入补汽控制面板，点击“打开补汽快关阀”，

36、再点击“手动补汽投入”，根据补汽压力调整阀门开度。5.3停机5.3.1 退出补汽系统，机组降负荷，准备停机；5.3.2 检查油泵联锁投用正常；5.3.3 手拍危机遮断器，记录转子惰走时间；5.3.4 转速降至500rpm时，破坏真空系统；5.3.5 转速到“0”时，投盘车。首次冷态启动升速曲线 rpm 3000rpm 3000 2500rpm 2000 1200rpm 1000 500rpm 0 30 60 90 120 150 180分汽轮机甩负荷试验方案1.试验准备及要求1.1汽轮发电机组所有试验结束，机组已并网；1.2调节系统调节灵敏，运行正常；1.3自动主汽门、调速汽门关闭时间符合要求

37、、严密性合格，各联锁装置动作良好；1.4机组喷油试验、超速试验正常，手动危急保安器动作良好；1.5电气和锅炉专业各设备经检查状况良好，锅炉安全门经调试动作可靠；1.6检查与甩负荷相关的联锁保护装置及发电机保护装置设置和投入情况，保证能满足试验条件的要求；1.7现场各转速表计检查正常，厂用电源供应可靠；1.8发电机主开关和灭磁开关跳合正常。2.试验步骤2.1解除ETS画面中的发变组故障保护；2.2试验一般按照甩50%、100%额定负荷两级进行，当汽轮机负荷在50%、100%额定负荷时，断开发电机主开关，甩去全部负荷；2.3当甩50%额定负荷后，转速超调量大于等于5%时，应立即中断试验，不再进行甩

38、100%负荷试验，对汽轮机调节及保护系统进行全面检查，如发现异常应及时处理，待恢复正常后重新进行试验；2.4查询试验前后转速变化趋势图，记录试验数据；2.5试验结束后，机组转速稳定3000rpm，并网。3.试验参与人员3.1调试单位：3.2安装公司:3.3监理单位：3.4相关厂家：发电机及励磁静态复查试验方案1.试验准备及要求1.1励磁柜和发电机保护柜及同期柜控制电源已具备送电条件；1.2励磁柜和发电机保护柜及同期柜所有二次接线已经完成；1.3所有PT和CT安装结束，且二次接线完成。2.试验步骤2.1发电机系统静态复查，检查所有CT，PT相序、极性及二次回路； 2.2励磁系统静态复查，检查装置采集的CT，PT相序与极性，输入输出的电量和非电量； 2.3发电机同期系统静态复查；2.4发电机保护及励磁回路传动试验； 2.5机电联锁回路传动试验（发电机保护与主汽门关闭、ETS动作及发电机超温）。保护屏及励磁静态试验记录：保护装置型号DPR303G保护传动试验加载故障信号面板信号灯指示情况加载对应传动信号信号继电器动作情况投入应用出口一/二/三出口继电器动作情况联锁信号试验分断52G分断灭磁开关关闭主汽门装置故障自动同期装置DPR301AS传动试验加载故障信号面板信号灯指示情况加载对应传动信号信号继电器动作情况调节试验发增速/减速信号到DEH出口继电器动作情况发升压/