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1、20MW余热发电机组整套启动试运方案青岛丽东化工有限公司动力运营部2017年8月1、前言111、编制依据112、目的21.3、试车的组织与指挥系统21.4设备系统概况及特点31.4.1 主设备概况：31.4.2主要工艺系统特征42整套启动程序及原则82.1整套启动程序82.2 整套启动原则92.3机组整套启动必备条件92.4 调试计划时间132.5机组整套启动调试质量目标142.6技术、安全措施143、机组试运行前的检查及准备事项153.1、静态检查及准备事项153.2、动设备检查测试163.3、对油系统的检查：163.4、对汽水系统检查：173.5、检查调节、保安系统：174、各辅助系统及汽
2、轮机的启动：184.1、在启动过程中出现下列任一情况时禁止汽轮机启动：184.2、暖管（到隔离阀前）184.2.1 HS管线暖管184.2.2、MS管线暖管194.3、油系统启动194.3.1、启动润滑油泵194.3.2油系统连锁测试204.4、对调速系统检查（GOV检查测试)214.4.1、汽轮机调节系统静态试验214.4.2、调节系统DEH的阀位标定试验214.5、水系统启动：224.5.1、排气装置盛水实验完成（详见盛水实验表）224.5.2、建立水循环224.6、空冷岛投用及真空系统建立234.6.1、空冷系统单独充氮气微正压测试完成234.6.2、空冷各电机做启动测试以及调频测试（详
3、见测试表）244.6.3、空冷系统进行抽真空，同时做静态真空实验244.7、启动顶轴油泵，投入盘车装置274.8、投均压箱及向轴封供汽274.8.1、投入轴封冷却器。274.8.2投入均压箱（116D-601）274.9、暖管（到主汽门前）284.10 冲转（暖机）284.10.1 冲转条件：284.10.2 汽轮机首次冷态启动操作步骤294.10.3 开始冲转：294.10.4汽轮机热态起动:305、空负荷试验325.1、油压调整325.2、保安系统实验325.2.1、试验方法：325.2.2、调门严密性试验325.3、超速保护试验335.3.1、超速109%实验335.3.2、超速110%
4、实验335.4、投入电超速保护，交电气进行试验345.5电气试验结束345.6、停机时测取惰走曲线。346、带负荷试验356.1、72+24小时满负荷试运行356.2、汽轮机甩负荷实验356.3、汽机停机357、汽轮机常见事故及预防、处理方法387.1汽轮机事故处理的原则387.1.1当发生下列情况时，应立即停机。387.2.、汽轮机组的事故停机397.2.1、破坏真空停机的条件：397.2.2、破坏真空停机操作方法：407.2.3、不破坏真空停机条件407.2.4、不破坏真空停机的操作方法：407.2.5、汽轮机水冲击417.2.6、真空下降427.2.7、汽轮机油系统故障437.2.8、轴
5、向位移增大447.2.9、汽轮机超速457.2.10、叶片损坏事故：467.2.11、汽轮机甩负荷477.2.12电力中断498、重要危险源辨识及防范措施518.1、汽机专业调试质量风险预控措施528.1.1、汽机专业分系统调试的风险分析528.1.2、汽机专业分系统调试的风险控制和管理528.1.3、汽机专业整套启动调试风险控制和管理538.2、电气专业调试质量风险预控措施568.2.1、电气专业调试风险分析568.2.2、电气系统风险分析及控制和管理568.2.3、厂变受电、厂备变受电反充电调试风险控制及管理588.3、热工专业调试质量风险预控措施628.3.1、系统接地628.3.2、系
6、统电源638.3.3、系统首次送电638.3.4、I/O测试648.3.5、逻辑组态测试和现场修改648.3.6、定值管理648.3.7、保护切投658.3.8、热工仪表投退658.3.9、大联锁试验658.3.10、热工控制系统死机668.3.11、执行机构及热工仪表调试66附件1：机组调节保安系统调试方案68附件2 汽轮机甩负荷试验导则74附件3 汽轮机连锁报警值测点781、前言青岛丽东化工现有燃料气主要来自于厂区连续重整装置，主要原料为石脑油，产生大量燃料气，用于工厂其他装置的加热及伴热。目前，由于燃料气大量富余，严重制约了装置的生产能力，生产不能很好的与市场挂钩。尤其夏季，厂区对燃料气
7、的需求减小，更加成为生产的制约因素。其中，冬季最大燃料气的最大富余量为13181立方/时，夏季最大富余量为16855立方/时，因此这部分燃料气的再利用成为新的研究课题。山东青岛丽东化工公司现有2x180t/h锅炉,锅炉蒸汽参数为4.2MPa,390。现有多余燃料气，通过燃气锅炉燃烧产生多余中压蒸汽，为加以利用这部分蒸汽，另外厂区其他工艺装置还需使用40t/h、1.86MPa中压蒸汽，现拟新上1台20MW抽汽抽凝式汽轮发电机组一套，满足厂区工艺装置热负荷及电负荷，电负荷不足部分由电力部分供应。该项目计划于2017年8月份建成投产。11、编制依据1)火力发电建设工程启动试运及验收规程(2009版)
8、 2)火力发电建设工程机组调试技术规范DL/T5294-2013；3) 火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程DL/T5295-2013；4)火电机组达标投产考核标准（2006年版）；5)火电、送变电工程重点项目质量监督检查典型大纲； 6)电力建设安全健康与环境管理工作规定【国电电源200249号】；7)电力建设安全工作规程(火力发电厂部分) 【DL5009.12002】； 8)安全生产工作规定【国电办20003号】；9)国家电网公司发电厂重大反事故措施【国家电网生2007883号】；10)火力发电厂锅炉化学清洗导则【DL/T 794-2001】；11)火电机组启动蒸汽吹管导则【电综199
9、8179号】；12)锅炉启动调试导则【DL/T 852-2004】；13)汽轮机启动调试导则【DL/T 863-2004】；14）火力发电建设工程启动试运及验收规程DT/L-5437；12、目的此操作步骤适用于初次试运行及大检修后的透平发电机组开工过程,包含开工前检查准备事项,辅助设备运行测试、连锁测试、辅机投用步骤以及透平暖机升速及发电机并网的过程，此操作步骤以机组初次试运行编写，检修后开车可参照执行1.3、试车的组织与指挥系统（一）试车组织机构和指挥总指挥： 金镇度本部长副总指挥： 宣兴源部门长技术部： 朴成玉Team长， 全明华Team长， 徐庆臻Team长生产部： 孙来周部长， 魏晓彬
10、Team长， 孙星烈Team长， 张玉站Team长助理， 黄献伟Team长助理动力运营部： 吕风舟部长， 孙哲雄Team长， 任广涛Team长EHS部： 李武科部长， 祝洪奎Team长， 王永杰Team长， 李相哲Team长生产支援部： 郑锦植部长， 金泰洙Team长设计检查部： 孟超Team长， 邢晓伟Team长后勤支援： 金永哲Team长， 郑兰兴Team长， 郑银峰Team长（二）技术顾问组和开车队开车部门：动力运营部动力Team全员技术顾问：青岛捷能汽轮机厂、南阳发电机厂、杭州和利时公司、Woodward、南瑞公司等技术人员青岛捷能设计院：设计人员（三）试车保运体系保运队伍：中机建设人
11、员，丽东化工生产支援部门机、电、仪人员。试车期间上述队伍执行24小时人员值班制度。汽轮机整组启动组织分工（1） 汽轮机整组启动试运行在试运行指挥部的统一领导下进行。试运落实组织措施，由试车指挥机构统一指挥，协调试运工作，整机启动时要落实纵、横两条线的指挥职能，以运行值长为中心的纵向发出的指令，作为横向的试车指挥机构不得进行干扰，横向发出的指令，纵向要积极创造条件使其得以实施。 （2） 调试人员负责试运期间的各种试验安排，决定汽轮机的运行方式，提出对出现问题的处理方法及对运行操作的指导。 （3） 运行人员负责汽轮机的运行操作、运行中的常规检查和运行记录等工作，发现问题时有责任向调试人员或指挥部汇
12、报。（4） 安装公司负责设备缺陷的消除及临时措施的安装及拆除工作。1.4设备系统概况及特点1.4.1 主设备概况：序号参数名称汽轮机（青岛捷能）发电机（南阳卧龙）1型号C20-4.2/1.86（空冷）QFW-20-22型式单缸直接空冷抽汽抽凝式隐极式三相同步电机3额定功率（容量）20000KW20000KW4额定转速3000 r/min3000 r/min5旋转方向从汽机端看顺时钟方向从汽机端看顺时钟方向6其最大部件重量25T36T7重量80T54T8额定工况入口流量126.5t/h/9入口压力4.2MPa/10入口温度390/11出口压力抽汽压力1.86Pa排汽压力15KPa/12出口电压/
13、10500V1.4.2主要工艺系统特征（1）主蒸汽系统主蒸汽系统采用单元制，管道材质为A106，流量测量装置采用喷嘴组件，主蒸汽从厂区引进汽机房，再经主汽门进入调节汽门进入汽轮机做功。（2）汽机抽汽系统汽机抽汽管道由汽轮机抽汽口引出，送至用户或设计分界处。（3）轴封系统为了减少汽轮机汽缸两端轴封处的漏气损失，在伸出气缸的部位均装有轴封，分别有前汽封、后汽封和隔板汽封，汽封均采用高低齿型迷宫式，供轴封用汽的蒸汽管道接自汽轮机主汽门前。（4）疏水系统在汽轮机启动、停机或低负荷运行时，要把主蒸汽及其旁路管道、阀门处聚集的凝结水迅速的排走，否则进入汽轮机通流部分会造成水击，或引起其他设备故障。汽机本体
14、及管道的疏水均排入疏水膨胀箱，瞬间形成的蒸汽从顶部排出，冷凝水从疏水膨胀箱进入凝汽器。汽水分离器所产生的凝结水也排入凝汽器。本项目汽轮机主蒸汽抽汽部分，蒸汽管路的相应地点设置疏水阀。（5）凝结水系统在凝汽器热井中的凝结水，由凝结水泵汽封加热器换热之后送至厂区凝结水罐。为保证汽轮机低负荷时有足够的凝结水对汽封加热器进行冷却，在主凝结水管道上增设一根再循环管，以保证汽机低负荷时流经汽封加热器的凝结水量，各部分凝结水量由相应的阀门来调节大小。机组设置凝结水泵2台，一用一备。（6）抽真空系统汽轮机运行需要维持一定的真空度，必须抽出凝汽器、凝结水泵等中的空气，它们之间均用管道连通，然后与水环真空泵连在一
15、起，组成一个抽真空系统。机组设置水环真空泵2台（一用一备）。（7）循环冷却水系统凝汽器、冷油器、发电机空冷器必须不断地用冷却水进行冷却，以保证机组的正常工作，空冷岛、循环水泵、循环水管道、补充水管道共同组成循环冷却水系统。本项目设置空冷岛一座。（8）工业水系统主厂房内设置工业水系统，提供水泵等转动设备冷却水。（9）润滑油系统汽轮机油系统由冷油器、滤油器、交、直流润滑油泵、主油箱、事故油池及管路等组成。在机组启动、正常运行以及停机过程中，向正在运行的发电机、汽轮机的各轴承、传动装置及其附属设备供应数量充足的、温度和压力合适的、干净的润滑油，以确保机组安全运行。设置高压离心油泵1台，交流润滑油泵1
16、台，冷油器2台，主油箱1个，高位油箱1个，事故油池1个。(10)电气系统本工程电气工程范围包括120MW汽轮发电机组配套电气设备和系统的设计、供货、安装、调试等。电气主接线发电机发出的电送至业主已有10kV配电室，发电机出口断路器柜和厂用变压器电源进线柜安装在业主的10kV配电室内，与前期开关柜并柜。由业主提供一路380V电源作为本工程的低压厂用应急电源，新上一台低压厂用变压器。因发电机容量有限，本工程建成后，发电机发出的电仅能满足本公司内的部分负荷用电，不会出现向系统输送电量的情况。主要电气设备的选型10kV断路器开断容量暂按31.5kA考虑，待业主提供系统断路容量后进一步计算确定。10kV
17、配电装置采用KYN28-12型中置式金属铠装开关柜，380V配电采用GGD3型低压配电柜。低压厂用电系统（1）厂用交流电低压厂用电电压为380/220V等级，采用动力与照明共用的中性点直接接地系统。汽机房内的低压设备由低压配电柜直接配电。电动机控制接入热控DCS系统。（2）厂用直流电发电厂设直流电源系统，供给开关操作及控制、保护、自动装置、直流润滑油泵及励磁调节系统等直流用电。直流系统由智能控制屏、馈出线屏及蓄电池屏组成。充电装置采用高频开关整流模块，采用N+1热备用方式。蓄电池组采用免维护铅酸蓄电池，直流系统容量按交流厂用电事故停电1h算，供交流不停电电源用直流负荷按0.5h计算电池容量。电
18、气二次部分电气二次系统采用微机保护加后台监控组合的综合自动化系统，此系统由保护测控装置、通讯管理装置、后台处理主机及其显示器组成，监控主机、打印机及多媒体语音报警系统等外围设备。发电机保护测控装置集中组屏，设同期屏、公用测控及通讯屏。电度表安装在就地开关柜上，计量用电度表带RS485通讯口。厂变的保护装置等分散装置不集中组屏。发电机励磁系统发电机励磁调节系统采用静止可控硅励磁。励磁系统由励磁功率单元、励磁调节单元、励磁用定子电流互感器、电压互感器等组成。电气设备布置发电机出口断路器柜和厂用电源进线柜安装在业主已有的10kV配电室内。380V低压配电柜布置在汽机房内。发电机机端设出线小室，发电机
19、出线设备及出口PT、CT、励磁变等均安装在其内。发电机的保护测控屏、同期屏、励磁调节屏、直流屏、公用测控及通讯屏、微机监控后台等均安装在汽机房的集控室内。厂变的保护装置等安装在就地开关柜内。热控自动化本工程调试内容包括、分散控制系统（DCS）、汽机数字电液控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机监视系统（TSI）、仪表设备管理系统（AMS）。DCS 作为单元机组的主要监视和控制设备，由以下子系统组成：数据采集系统(DAS)模拟量控制系统(MCS)发变组和厂用电源系统的顺序控制系统(ECS)汽轮机危急遮断保护系统(ETS)汽轮机数字电液控制系统(DEH)汽轮机数字电液控制系统(DEH
20、)：汽轮机数字电液控制系统(DEH)采用与机组分散控制系统不同硬件，实现DEH与DCS通讯及硬接线接口。汽轮机紧急跳闸系统(ETS)：汽轮机危急遮断保护系统(ETS)采用与机组分散控制系统不同硬件，与单元机组DCS通讯及硬接线接口。汽轮机监视仪表(TSI)：汽轮机TSI系统留有与DEH、DCS等系统的通讯接口和/或硬接线接口。主厂房辅助控制系统2整套启动程序及原则2.1整套启动程序1） 主机及辅机进行各项电气、热工保护、联锁试验；保安电源带负荷试验正常。热工所有仪表投入，电动门、调节门等送电，转动设备根据需要按电厂运行规程要求分别送电；2） 汽机辅助设备及系统参照辅助设备试运措施及运行规程分别
21、启动投入；3） 盘车装置投入运行，调整润滑油压，汽机抽真空后，有关管道疏水开启，通知锅炉启动，汽机暖管；4） 首次整套启动按首次冷态滑参数启动曲线冲转暖机、检查；主机启动技术指标控制：新机组首次冷态启动一般时间都比较长（主要是检查及调整时间较长），必须控制好机组启动及启动过程技术参数，比如充分检查汽缸膨胀、轴向位移、轴承温度、油温油压、排汽温度、汽缸温差、相对膨胀、主蒸汽压力/温度等参数，按照升速曲线进行升速、暖机，并测量实际临界转速及临界转速下的最大振动值；5）主机额定转速试验：汽机升速至3000r/min后，进行主油泵切换试验，全面检查、测量、记录。稳定运行1020分钟；做喷油试验，试验方
22、法见调节保安油系统调试方案；6）喷油试验结束后交电气进行各项试验；7）发电机并网带负荷；8）发电机带负荷510%，运行24小时后解列发电机；9）超速试验：汽机维持空转，做危急保安遮断器飞锤超速试验，动作转速在110112%额定转速，动作值不合格时停机调整，试验方法见调节保安油系统调试方案；如飞锤击出试验正常，汽轮机组无重大缺陷，汽机维持3000r/min，可再次并网；10）启停机试验空负荷调试任务完成以后，安排机组停机。目的是利用短暂的停机间隙消除空负荷调试阶段暴露出来的缺陷，并对机组试运的有关事宜给予适当安排和调整；停机过程中记录惰走时间。根据机组停运时间的长短和现场实际情况，准备以温/热态
23、启动方式开机，以检验机组对不同方式启动的适应能力及可控性。11）机组重新启动带负荷12）汽机甩50%、100%额定负荷试验(按启动委员会规定时间进行)；13）停机处理设备缺陷，为进入72+24小时创造条件（根据机组运行情况，也可不停机完善进入72+24小时试运条件）；18）72+24小时试运：72+24小时试运按“新启规”要求标准进行；19）72+24小时试运结束可根据移交生产。2.2 整套启动原则1） 汽机启动后采用定参数运行方式；2） 汽机首次整套启动按首次冷态参数启动曲线升速暖机，首次启动因保温较湿故需适当延长暖机时间，以后整套启动原则上可按厂家提供曲线启动；3）疏水系统首次使用，建议先
24、排地沟待疏水水质合格再回收；4）除氧器安全门在机组启动前进行整定合格；甩负荷试验在72小时试运前完成(视具体情况、按启动委员会规定时间进行)。2.3机组整套启动必备条件2.3.1 总体1) 道路施工完且畅通，沟道及孔洞的盖板齐全。厂区绿化初具规模。2) 厂房内土建所有工程全部结束，施工脚手架已基本拆除（设备热紧、高空检查除外），环境已清理干净。平台栏杆齐全完整，通道畅通。3) 防系统已经过消防部门验收合格，消防水系统有足够的水源和压力并处于备用状态。4) 试运机组范围内的各层地面应按设计要求施工完，具备使用条件。5) 生活用的上、下水道通畅，卫生设施能正常使用。6) 厂房和厂区的排水系统及设施
25、能正常使用，事故排油系统正常。7) 现场投入正式照明，事故照明系统完全可靠并处于备用状态。8) 通讯设施正式投入。9) 与试运有关的空调、采暖设施，表计及表管防冻加热装置，可投入使用。10) 厂房内生产区与施工区隔离措施可靠，危险区设有围栏和警告标志。11) 准备投用设备及系统与在建部分设可靠隔断，并挂明显警示标志。12) 全厂工业监视电视已安装验收完毕，并投入运行。13) 整套启动试运方案措施已经审核批准。14) 质监已完成机组整套试运前的质监检查，质监提出的问题已完成整改和文件闭环反馈，结论合格，允许启动。15) 试运机组范围内职业安全卫生设施满足试运要求。16) 厂区、环境及外围设施、系
26、统具备达标条件。17) 附属系统（补给水系统、化学水系统、循环水系统、循环水加药系统、冷却水系统、燃油系统、消防系统、除灰除渣系统、除尘系统、空调、暖通系统、雨水、排污水系统、工业、生活用水系统等）验收及系统试运合格，满足机组启动要求，并已移交运行单位代保管。18) 主厂房内设备及系统按要求安装完毕，并经检验合格，安装记录齐全，并经单体调试、单体试运、系统试运合格，验收签证齐全。机组完成各分系统的调整试运工作，经质监部门对启动前条件进行审查合格并经启动委员会批准。19) 设备及管道的保温、油漆工作完成，验收合格，支吊架已调整好。20) 各阀门经逐个检查调整，动作灵活、正确。系统介质流向有明确标
27、志，阀门挂牌。21) 设备及各容器内整套启动前已彻底清理，确认清洁、无杂物。22) 设备及表计清理擦拭干净，并挂牌、标注名称。23) 管道吹扫和冲洗合格，压力容器经水压试验合格，安全阀动作良好（除锅炉外各汽水系统安全门经水压预整定试验，辅汽联箱、除氧器安全门经热态校验合格）。24) UPS、直流系统调试完毕，自投切换试验合格。25) 远动设备安装、调试、验收完。26) 调度通讯、全厂通讯设备安装、调试验收完，并投用。27) 机、电、炉联锁试验完成。28) 张挂符合现场实际的各系统图。29) 运行规程、制度、事故处理规程齐全，并经过审批。30) 对各系统的所有设备、仪表及阀门挂牌，其名称和编号应
28、与“运行规程”及“操作系统图”一致；已准备好运行日志和必要的操作工具。各岗位人员配齐，经培训合格，持证上岗。31) 参加试运的设备和系统与运行中尚在施工中的汽水管道、电气系统及其它系统已做好必须的可靠隔离措施。32) 必须在整套启动试运前完成的分部试运，调试和整定的项目，均已全部完成。33) 并进行验收签证，分部试运技术档案资料齐全，文件闭环反馈完整。34) 配套送出的输变电工程应满足机组满发满送的要求。35) 人员组织、安排全部落实，试运指挥部已成立并已开始工作。36) 事故处理预案、应急措施、危险点辨识已编写并经试运指挥部批准通过。37) 运行中的备品、备件，燃料应满足试运要求。38) 运
29、行人员经业务培训、规程考试合格后已上岗，机组整套启动方案技术交底工作已完成。2.3.2锅炉（略-锅炉为丽东化工既有设备，不再本次整体试车范围之内）1) 锅炉已正常运行，备足燃料。2) 炉连锁试验已结束，符合设计要求。3) 蒸汽吹管阶段工作结束（安全阀整定），临时系统拆除。2.3.3 汽机1) 各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀、电动阀动作试验正常。2) 各受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作性能良好，各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，各系统静态试运合格，油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需要及要求。3) 汽机润滑油系统盘车装置试运结束，
30、已可投用。4) 汽机水环真空泵抽气及真空系统试运结束，真空系统静态严密性试验结束。5) 发电机风、水系统调试结束，处于可投用状态。6) 保安系统试验、汽门关闭试验时间测定结束且符合要求。7) 汽机本体ETS、TSI均已校验合格。2.3.4电气1) 表盘、开关、发电机、变压器、电缆、母线等施工完毕，油漆完工，防火封堵工作结束，验收合格。2) 电气交接试验结束，试验报告齐全，并经验收合格，电气回路操作、指示正常，符合设计要求。3) 发变组保护试验完毕并合格，整定值符合规定，试验合格。变压器接头位置按运行要求整定。4) 信号、报警装置投入使用（DCS系统）。5) 启动范围内的设备系统、继电保护等条件
31、具备。6) 所有电气设备在冷备用状态并有适当的安全保护措施。7) 所有电气设备外壳可靠接地。8) 所有一次设备上的临时接地线及短路线均应拆除。9) 发电机静态试验结束。10) UPS、直流系统具备投用条件，自动切换试验合格。11) 发电机绝缘测量合格。2.3.5热控1) DAS测点校对完毕，测点显示、趋势记录、报警及打印可正常投用。2) ETS、DEH系统信号及回路校验、冷态试验完成，可正常投用。3) 系统信号及回路校验、静态试验、联锁及保护试验完成，可正常投用。4) 系统信号及回路校验、静态试验、联锁保护及程控完成，可正常投用。5) 执行机构调试完毕，冷态试验完成。6) TSI测量信号显示正
32、常，保护输出信号正常。7) SOE回路试验结束，即时打印正常。8) 机组设备、系统及其纵向、横向保护（大联锁）验收合格，MFT校验、验收合格，全投入运行。9) DCS运行画面符合现场实际。10) 报警信号确认显示正常。11) 就地显示表计齐全，校验合格，能正确指示。12) DCS通讯、显示正常。2.3.6化学1) 原水、补水具备连续供水及制水能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水条件，水量满足要求。2) 除盐系统在带负荷时具备投用条件。3) 汽水分析室具备化学分析条件，分析所需的药品、仪器、记录报表等均已准备就绪，表计校正定位完毕。4) 取样装置已调整能正常投入运行。取样一次门均已开启，取
33、样冷却水畅通。5) 炉内处理、给水处理、循环水处理的药品备齐。6) 化学加药系统试转、冲洗、水压结束，药量配好备足，能投入正常运行。7) 机组各类化学仪表安装结束，校验合格，能投入使用。8) 炉内加药液注入控制系统能投入正常运行。9) 锅炉定连排系统冲洗完毕，水质合格。2.4 调试计划时间2.4.1一套机组，分部调试30天，整体启动调试13天，计划从蒸汽管线吹扫冲管至机组完成96h满负荷试运，共计20天时间。2.4.2静态及分系统调试工作要交叉进行，这样以节省调试时间，尽早移交生产。2.4.3根据安装进度，考虑调试期间的检修、设备供应等因素，机组整套启动调试确定30天的时间，计划如下： 201
34、7年8月1013日 厂用电系统受电2017年8月13日 开始辅机试转及分部试运2017年8月14日 蒸汽吹管开始2017年8月 29日 机组整套启动2006年9月18日 机组完成72+24 h整套试运 。 2.5机组整套启动调试质量目标机组整套启动调试质量目标，按照要求，达到下列标准：(1)主保护投入率100%。(2)热控自动投入率90%。(3)仪表投入率100%。(4)满负荷期间平均负荷率大于90%(5)汽轮机真空严密性0.27kPa/min。(6)汽轮机最大振动0.03mm。(7)最低稳燃负荷%（BMCR）为40%。(8)完成满负荷试运的启动次数1次。(9)在机组72+24小时整套满负荷试
35、运期间，机组的汽水品质一直保持合格。（符合“火电工程调整试运质量及评定标准”）。2.6技术、安全措施2.6.1 要认真贯彻执行电力生产“安全第一，预防为主”的工作方针，各单位要严格执行安全工作规程。2.6.2各单位都必须严格按照原电力部火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程、火电工程启动调试工作规定及本调试大纲2.1至2.30各项规程、规范、标准中的要求进行调试和验收工作。2.6.3认真执行各措施中的技术及安全措施，在落实技术措施的同时要将安全措施落实到位，要严把质量、安全关。2.6.4严格执行“两票三制”，认真执行防止电力生产重大事故的二十五项重点要求有关规定。坚决杜绝违章指挥、违章作业及
36、违章操作，对危及设备及人身安全的命令坚决拒绝执行。2.6.5各单位要团结合作、协调一致、共同努力，安全、优质的完成该工程，使机组早日投运。3、机组试运行前的检查及准备事项3.1、静态检查及准备事项1）按图纸逐段确认各设备及管道全部安装完毕，法兰连接是否紧固，所有密封面是否更换为正式垫片，固定螺栓是否缺失2）按人孔清单确认人孔是否全部封闭3）检查所有脚手架是否拆除；如有开工所需临时脚手架检查确认是否会影响管线及设备热膨胀4）检查需保温部位保温是否已全部完成5）确认现场清理完毕，无妨碍运行杂物6）确认各设备、管道滑动支撑、弹簧吊架均已处于自由状态7）确认各设备、管线内是否吹扫干净，阀门类型、方向安
37、装正确8）确认现场所有仪表（现场表、变送器、调节阀等）均已安装完毕9）确认现场各控制/调节阀IA压力是否正常，电源是否已送电10）确认现场各控制/调节阀开度、状态，并与DCS作行程试验核对是否正常动作11）检查润滑油箱油位是否正常，各水泵、油泵联动轴、防护罩是否均已安装完毕12）现场就地各表计，液位计是否投用，远传表计与DCS信号是否一致13）检查确认各过滤器滤芯清洁并已正确安装，各机泵入口过滤器已安装14）将各机泵操作旋钮打至“OFF”状态或“STOP”按钮按下并锁死，联系电气检查测量各泵电机绝缘合格后，电机送电；根据需要电加热器送电并投用15）联系电气确认各配电柜、励磁柜、同期柜等电气设备
38、正常16）确认蓄能器正常投用，预充压力1.6MPa正常17）安全阀检查（确认各安全阀已投用）： 透平抽汽管线安全阀2个：116PSV-601A/B（SET:20kg/cm2） 真空系统爆破片2个：116EV-618A/B（透平本体及空冷岛入口总管各一个，爆破压力：0.6Kg/cm2）3.2、动设备检查测试各辅助机泵启动前检查1、各机泵周围应清洁，无妨碍运行的杂物2、电机、护罩的地脚螺栓齐全牢固，电机接地线连接良好3、对轮的连接螺丝和护罩应牢固，盘车灵活，无摩擦和卡阻现象4、各机泵润滑油箱、轴承箱、变速箱应有足够的合格润滑油（油位：1/22/3处）5、压力表、电流表完好，启动前指示在零位，出入口
39、压力表阀开启投用6、联系电气测量电机绝缘电阻合格后送动力电源各辅助设备在投用前，应单试检查电机与泵转向是否一致，确认无问题后安装联轴器。3.3、对油系统的检查：1、油管路及油系统内所有设备处于完好状态，油系统无漏油现象。2、油箱油位正常(远传和就地液位一致)，油位计浮筒动作灵活，油质合格。3、清洗管路时在管路中临时增设的滤网或堵板应已拆除，且各管路已连接正常。4、油箱及冷油器放油门、取样门均在关闭位置，且关闭严密。上“U”卡并挂警告牌。5、通往仪表的所有管道上的阀门均应打开。6、油冷器（116E-603A/B）一台投入一台备用。投入的冷油器入口阀、出口阀全开，放油阀关闭，冷油器油侧排空气门关闭
40、。备用冷油器入口阀全开、出口阀关闭，放油阀关闭，冷油器油侧排空气阀关闭。7、大修后应对冷油器充油，事故放油阀关闭并上锁。8、油冷器CWS过滤器（116STR-604）出入口阀打开,旁路及导淋阀关闭；两台油冷器C/W出入口阀门均打开，检查C/W出入口温度指示正常。9、检查油泵入口过滤器（116STR-601）、润滑油过滤器（116STR-602）、控制油系统过滤器（116ME-616A/B）、顶轴油过滤器（116STR-603）正常投用状态。10、将润滑油温度三通调节阀（116TCV-601）正常投用（两个入口阀、一个出口阀全开，两个旁路阀全关）。11、将各油泵进出口手阀全开，泵的轴承冷却水投用
41、。3.4、对汽水系统检查：1、蒸汽管路上的气动隔离阀（xv-601）、两个主汽门(xv-603/604)、调节汽门(GOV)、放空阀(116PV-601)以及抽气管线的隔离阀(116XV-602)应预先进行手动开、关检查，确保反应灵敏好用。检查后关闭。2、汽缸、主蒸汽管路和各抽汽管路上的直接疏水门和防腐门应开启。启动时能影响真空系统的阀门及汽水可以倒回汽缸的阀门均应关闭。3、汽封管道通向汽封加热器的阀门开启，汽封加热器疏水门开启。通向汽封抽汽器阀门、均压箱的进汽阀门关闭，水环真空泵通向排气装置的阀门打开。3.5、检查调节、保安系统：1、各部套装配合格、活动自如。2、调节汽阀预拉值符合要求。3、
42、电调节器自检合格。4、各保安装置处于断开位置。4、各辅助系统及汽轮机的启动：4.1、在启动过程中出现下列任一情况时禁止汽轮机启动：1) 任一保安装置工作不正常。2) 调速系统不能维持机组空转或甩负荷后不能控制转速而使危急遮断器动作。3) 主汽门、调节汽门或抽汽逆止门等任一卡涩或关闭不严，有卡死现象。4) 油泵自动投入装置工作不正常。高压交流油泵、交直流润滑油泵、盘车装置或润滑油系统故障。5) 汽机各保护投入不正常。如：低真空保护、低油压保护、轴向位移保护、超速保护、轴承回油温度保护等。6) DCS系统不正常，影响机组的正常操作。7) 汽轮机主要监视仪表工作不正常。8) 机组主要仪表缺少或失灵，
43、且无其它监视手段。如：转速表、真空表、调速油压表、润滑油压表、振动表、蒸汽压力表、蒸汽温度表、轴向位移指示表、汽缸膨胀表、汽缸温度表、轴瓦温度表、轴承回油温度表等。9) 盘车时发现机内有金属摩擦声。10) 汽、水、油质化验不合格，油系统充油后，油箱油位低于最低值。11) 主要管道系统严重泄漏和本体、主要管道保温不完整时。12) 汽机内进水。13) 汽轮机上下缸温差大于50。14) 盘车装置工作失常。4.2、暖管（到隔离阀前）4.2.1 HS管线暖管 1) 微开界区HS手阀，同时打开116xv-601以及116PV-601放空阀，管线上的导淋打开排水，把界区手阀到116xv-603/4前的管线暖
44、管，控制温升不超过5/Min，提升管道压力到0.3-0.6MPa，低压暖管20-30分钟。2) 确保116xv-603/4是否完全close。3) 逐渐关小116PV-601，以每分钟0.10.2MPa的升压速度到正常压力，温升不应超过5/Min，在全压下暖管10-20Min，主管压力4.2MPa，主管温度390。4) 根据现场导淋疏水情况逐渐关小导淋阀，直至全关，疏水器正常投用。5) 当HS管线压力正常后，将界区阀全开。升压暖管按下述要求：压力（MPa） 升压速度（MPa/min） 温升速度（/min）0.30.6 0.05 50.61.5 0.1 51.54.2 0.2 5 注意：在暖管过
45、程中应注意116xv-603/4阀后及汽轮机本体温度，防止116xv-603/4漏气进入气缸。4.2.2、MS管线暖管1) 微开界区MS手阀以及116XV-602小旁路将MS管线暖管到抽气逆止门前，控制温升1-1.5/Min，逐渐提升压力到1.76MPa4.3、油系统启动4.3.1、启动润滑油泵1) 启动润滑油泵前确认润滑油箱116D-605油箱液位（116LI-607）是否在合适位置2) 确认油冷器116E-603A/B的循环冷却水已经投用，控制冷油器出油温度在3545。3) 通知DCS准备启动润滑油系统4) 按下现场按钮116HS-625，启动润滑油箱排油烟风机，检查风机电流、电机震动、运行状况、出口风量等是否正常5) 再次确定各油泵进出口手阀及油路各阀门在正确位置；微开高压油泵1