C汽轮机启动调试方案
C汽轮机启动调试方案 Lele was written in 2021
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
《C12—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；
《汽轮机运行规程》浙江春晖环保能源有限公司；
《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；
《电工业技术管理法规》电力工业部1980年版；
《电业安全工作规程（热力和机械部分）》电力工业部1978年版；
《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；
《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；
《火电工程启动调试工作规定》电力工业部1996年版；
《电力建设施工及验收规范》电力工业部1996年版；
《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；
《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—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 （绝对）最高最低
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 （绝对） ~
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℃
临界转速 r/min 轴系临界转速1649, 汽轮机 1430
额定转速时振动值mm ≤
临界转速时振动值mm ≤
额定工况保证气耗量 Kg/KWh
纯冷凝工况保证气耗量 Kg/KWh
2.调节保安润滑系统
名称单位 C12—-2
转速摆动值r/min ≤15
转速不等率％
调速迟缓率％≤
抽汽压力不等率％≤20
抽汽调压迟缓％≤1
空负荷同步器调速范围 r/min 96-106 2880-3180
主油泵进口油压 MPa
第一脉冲油压 MPa
第二脉冲油压 MPa
危急遮断器动作转速 r/min 3270-3330
轴向位移保安装置动作时转子相对位移值 mm 报警停机
润滑油压ＭＰa ~
抽汽安全阀动作压力 MPa ~
高压电动油泵自启动时主油泵出口压力 MPa ﹤
高压电动油泵自关闭时主油泵出口压力 MPa ＞轴向位移遮断器正常位置时控制油压 MPa
轴向位移遮断器动作时控制油压 MPa
润滑油压降低保护
报警投交流泵 MPa
直流电动油泵投入 MPa
停机 MPa
电动盘车不得投入 MPa
轴承温度升高保护报警℃ 65回油温度℃ 100 轴瓦金属温度停机℃ 75回油温度℃ 110轴瓦金属温度
3、主要辅助设备
高压电动油泵压力 MPa
交流辅助油泵压力 MPa
注油器（1）出口压力 MPa
注油器﹙2﹚出口压力 MPa
汽封加热器抽汽器工作蒸汽温度压力 MPa 温度℃ 260~435 高压加热器汽侧压力 MPa 水侧压力 MPa 凝汽器冷却水温℃ 20 冷却水
压力 MPa
4 安全膜板动作压力 MPa
射水抽气器工作水压力 MPa
低压加热器
3.机组整体启动试验项目
分步调试；
调节保安系统的静态，动态试验；
主机保护试验；
机电大联锁试验。
4.整体启动前应具备的条件
各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂技术文件要求。检查各系统及设备的设计质量，应满足安全经济运行和操作检修的方
便。
吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济地运行。
厂区内场地清洁，道路畅通。
现场沟道及空洞的盖板齐全，临时空洞装好护拦或盖板，平台有正规楼梯、通道、过桥、栏杆及其底部护板。
设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确。
机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常。
确认厂用计算机工作正常，CRT显示与设备实际状态相符。
启动用的工具、运行记录准备好。
试运机组范围内的各层应按设计要求施工完毕。
厂房和厂区的排水系统及设施能正常使用，积水能排至厂外。
现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态。
电话等通讯设备安装完备。
完成设备及管道的保温工作，管道支吊架调整好。
具备可靠的操作和动力电源。
各水位计和油位计标好最高、最低和正常工作位置的标志。
转动机械加好符合要求的润滑油脂，油位正常。
各有关的手动、电动、液动阀件，经逐个检查调整试验，动作灵敏，正确，并标明名称及开关方向，处于备用状态。
各指示和记录仪表以及信号，音响装置已装设齐全，并经效验调整准
确。
电厂配备经考试合格的运行人员上岗，本机组的系统图及运行规程已编制完，各级试运组织已健全。
5整体启动前的检查
准备好启动时需要的仪表和工器具，作好与相关部门的联系工作。
各主辅设备连锁保护试验已完成并确认合格。
各电动门已调试完，开关方向正确并记录开关时间；电源已投入，并按各系统阀门检查卡将各系统阀门调整至所需位置。
所有就地测量装置的一、二次门应在开启位置，仪表电源投入，表针
指示正确。
所有热工，电气声光报警及联系信号良好。
汽机自动主汽门，调节气门及相应的控制执行机构正常，各级抽汽门关闭，调压器侧手轮应放在解列位置. 汽轮机危急保安器动作灵活，处
于遮断状态。
同步器转向正确，并置于低限。
滑销系统正常，缸体能自由膨胀，记录膨胀原始值及汽机有关参数。
消防设施齐全
6.下列情况汽轮机禁止启动
润滑油压低于极限值或油质不合格。
高压电动油泵，低压润滑油泵或盘车装置工作不正常。
危急保安器不动作。
自动主汽门，调速气门及抽汽逆止门关闭不严密或卡涩。
调速系统工作失常。
机组转动部分有异音或有明显的金属摩擦声。
上下缸温差超过50℃。
主要仪表及保护装置之一失灵（轴向位移，转速，主蒸汽温度等）。
润滑油温低于极限。
热工保护，仪表电源失电。
7整体启动程序
汽，水，油及相关辅机试调
7.1.1 循环水系统启动循环水在通水前，必须把凝汽器的出口水门，水室放空门及管道上的所有阀门开启。凝汽器水室及管道上的放水阀已关闭。再开启凝汽器入口水门，水室放空门冒水后关闭放空阀。
7.1.1.2启动一台循环水泵，正常后开启出口门，出口门开启要均匀缓慢，并及时联系以免电机过电流。按同一种方法试验另一台循环水
泵，并做联锁试验。
7.1.2低压油系统启动
7.1.2.1交流润滑油泵启动后，用减压阀将润滑油压调至 ~ （开机
盘上表），检查系统不应有泄漏。
7.1.2.2油压调好后检查1~4＃瓦的回油情况，应确保有足够的回油
流。
7.1.2.3空试盘车电机转动方向正确（手轮逆时针旋转）后盘动手轮，将盘车把手搬向机头方向，使盘车齿轮咬合。启动盘车电机进行盘车，转子转动后，细听各部有无金属摩擦声。
7.1.4 .凝结水系统启动
7.1.4.1联系化学水向凝汽器补除盐水，至水位3/4处关闭补水门 7
.开启凝结水泵抽空气门，启动一台凝结水泵，用再循环调整，保持水泵出口压力及水位在正常范围内运行。
7.1.4.3联动试验。连锁开关必须在投入位置，停掉运行泵，另一台
应自投。用同样的方法试另一台。
7.1.4.4试调后，各运行两小时即可停止后待运行。
7.1.5 射水抽汽器系统冷态拉真空试验
7.1.5.1启动射水泵，建立水循环后，先关闭真空破坏门，再开启空气门检查真空系统严密性, 观察真空是否达到以上。（射水抽汽器停止时，应先关空气门，再关射水泵出口门，然后再停泵）
7.1.5.3工作水温应在30℃以下，过高应补冷水。
调速保安部套静态试调
7.2.1 启动高压电动油泵。
7.2.2 危急油门动作实验. 打开前箱上手孔,拔动危急遮断油门挂钩,
使其脱扣.主汽门.调速汽门.抽汽阀联动应正常.
7.2.3危急遮断及复位装置手推复位手柄,危急遮断油门应指示复位.
手推遮断手柄,主汽门,调节汽门,抽汽阀联动应动作灵活,可靠,完后复位.
7.2.4磁力断路油门（电磁阀）动作试验接通其中一个电磁阀的磁断
保护电源，主汽门，高低压调速气门，抽汽逆止门关闭。（逐个试）
7.2.5低真空保护试验当真空降至时报警；当真空降至时磁断动
作，停机（利用拨表短接）
7.2.6低油压保护试验利用低油压保护试验接点器前后的阀门充、
排油，使润滑油压降低。当降至时低压交流润滑油泵自启动；当降至
时低压直流润滑油泵自启动；当降至时磁断动作，停机；当降至 MPa
时盘车停止；完后恢复正常润滑油压，投入盘车（确保低油压试验器进
油小母管一、二次门开）。
7.2.7高压电动油泵试调当主油泵出口压力＜ MPa时，高压电动油
泵自启动（拨表）当主油泵出口压力＞时，高压电动油泵自关闭（拨
表）
7.2.8联系热工通过短接法模拟检查下列报警值轴承回油温度达65℃时，报警；轴承金属温度达100℃时，报警；轴承回油温度达75℃时，停机；轴承金属温度达110℃时，停机；油箱油位高、低报
警。
整机启动
7.3.1 启动前的检查，准备
7.3.1.1启动前机组所有系统的阀门开关位置要符合电厂的运行操作
规程要求。
7.3.1.2联系热工投入有关的保护电源，进行启动前的所有保护联动
试验，完后将保护投入（除低真空跳闸外）。
7.3.1.3 联系锅炉，电气，化学等有关单位，汽机准备启动。
7.3.2 暖管及辅机启动
7.3.2.1 联系锅炉供汽，开启来汽总门旁路门暖管主汽门前逐渐提升管道内压力至~暖管20~30min后以~min的升压速度升至正常压力，气温
提升速度不超过5℃/min。
7.3.2.5在主蒸汽暖管疏水的同时，对汽封加热器、均压箱、蒸汽管道、及轴封供汽管道进行暖管疏水。在升压过程中，根据主汽门前的蒸汽压力、温度，逐渐关小各疏水门，发电机并列后，可全关疏水门。在
暖管疏水的同时，检查管道膨胀、支吊情况，检查气门的严密性，防止
汽缸进汽。
7.3.2.8向凝汽器水侧通入循环水。
7.3.2.9启动凝结水泵，先补水，再打循环，保持水位在1/2处。
7.3.2.10，启动高压电动油泵，油压应达，润滑油压达~ MPa，油箱
油位在正常位置，油温在25℃以上，系统无漏油现象，启动盘车。
7.3.3 启动启动轴封系统。
（1）逐渐打开轴封加热器从主蒸汽来的蒸汽进口阀、轴封抽汽阀。
（2）逐渐打开均压箱从主蒸汽来的蒸汽进口阀、减温水进口阀及轴
封供汽阀，向轴封供汽。调节轴封供汽阀，使轴封处不吸汽，但有少量
蒸汽冒出。（机组带负荷后，轴封加热器、均压箱的主蒸汽切换成从抽
汽来的蒸汽）。（3）建立真空后，在连续盘车的状态下向汽轮机轴封
送汽，并注意向均压箱内喷减温水，使蒸汽温度不超过300℃，并调整均压箱上的压力调节阀，试压力保持在~ MPa。
7.3.3.2启动射水泵----开射水泵出口门----开空气门——启动射水
抽汽器---- 建立真空。
7.3.3.3将同步器置于下限位置（5㎜处）调压器处于切除位置，油
路遮断阀关闭。开节留孔，高压调速气门全开,旋转隔板处于全开位置.
7.3.3.4开大主蒸汽疏水、抽汽逆止门疏水、汽缸疏水等，全开来汽总门，再慢慢开启主汽门进行冲转。转子冲动后应立即关小自动主汽门，检查通流部分、轴封、主油泵等处应无异音。
7.3.3.5检查盘车应自动脱扣，否则应立即手动停止盘车。
7.3.3.6检查一切正常后，保持低速暖机500 ~800r/min 暖机45min
7.3.3.7检查一切正常后，保持中速暖机1200r/min 120min
7.3.3.8暖机检查：轴承温升情况；汽机膨胀、振动情况；凝汽器真
空情况（～ MPa）；冷油器出口油温（35～45℃）情况等。
7.3.3.9 中速暖机结束后，以125r/min/min的升速率升速，过临界时以300r/min/min的升速率升速,并严禁停留。到2400 r/min时，高速暖机20min。检查：过临界（1698r/min）时, 振动0.15mm ；主油泵出口压力达到 MPa时，高压电动油泵自关闭。
7.3.3.10高速暖机完，调速系统动作后逐渐把主汽门全开，再将手
轮关回半圈。调整同步器手轮，使转速维持在3000r/min。
7.3.3.11升速过程中注意事项：
1.凝汽器真空应逐渐升高，并防止升速过快；
2.主蒸汽管道、抽汽管道、汽缸本体等疏水门应保持常开；
3.当机组出现不正常响声、振动、油温油压过高、热膨胀发生显着变
化等，应停止升速，进行检查。调速保安系统空负荷试验
7.4.1 危急遮断器试验：注油试验手推危急遮断器手柄，主汽门、高低压调速汽门、抽汽逆止阀应快速关闭。正常后，立即关闭主汽门手轮、然后将手柄拉向复位.立即开启主汽门，恢复到打闸前的转速。（如操作太慢，转速降低，主油泵出口压力＜时，高压电动油泵应自启动）调速器动作正常后，将电动隔离门全开，用同步器升速至3000
r/min。
7.4.2 自动主汽门和调速汽门严密性试验
7.4.2.1保持额定转速，额定主汽压力和正常真空，全关自动主汽门，保持调速汽门全开；同时开始记录下降转速和时间，转速下降至1000r/min以下为合格，记录终止时间。
7.4.2.2将转速开至3000 r/min，全开自动主汽门，用启动阀全关调
速汽门，记录转速下降时间，转速下降至1000r/min以下为合格。
7.4.2.3转速下降过程中注意及时启动高压油泵，试验结束后将转速
重新开至3000r/min。
7.4.3 超速试验参加试验人员要分工明确，统一指挥，并有专人监视振动、转速，打闸停机，准备好专用工具。手打危急遮断装置，确信主
汽门、调速气门、抽汽逆止门能迅速关闭，警报信号系统正常，完后及
时恢复机组打闸前的转速。
7.4.3.2将同步器置手动位置（提销向下），顺时针转动同步器手轮，使转速逐渐上升，当转速生至3270～3330 r/min时，危急遮断动作（转速表上的超速保护电源解除），主汽门、调速汽门、抽汽逆止门应迅速关闭，警报信号应正常，记录动作传速。将同步器退至低限位置，关闭主汽门手轮，当转速降至3000r/min以下时，合上危急遮断器、恢复汽机转速。用同样的办法做三次，前两次动作转速差不大于18 r，第三次与前两次的平均转速差不大于30 r 。
7.4.3.3在作超速试验时，当转速达3360r危急保安器未动作时，应
立即打闸停机，不得延误。
7.4.3.4危急遮断器喷油试验将转速将至2800r/min左右,转喷油阀手轮,充油,再升速至2920+30r/min飞环应飞出,危急遮断油门应动作.如动作转速出入较大.可适当改变喷油阀孔的直径.
7.4.4 同步器特性试验
7.4.4.1将同步器分别放于上、中、下限三个位置（即3180r/min、3000r/min和2880r/min）记录不同的转速和同步器行程等相关数据。
7.4.5 测定速度变动率的简易试验（四点法）此试验应在危急保安
器手动及超速试验合格后、在无励磁空转的情况下进行。
7.4.5.1记录项目同取低限、高限位置。
7.4.5.2试验结果的整理分析
7.4.5.3速度变动率的计算公式：δ= 机组各部运行正常后，可交
给电气作发电机试验（3~4小时）。
带电负荷试验
7.5.1 汽机定速后，全面检查并记录，一切正常后，向主控室发出“注意”、“可并列”信号，并列后缓慢带负荷。空负荷运行，后汽缸排气温度不应超过100~120℃；带负荷运行，后汽缸排气温度不应超过60~70℃。带电负荷及暖机时间。并列后带负荷至1200KW 用时：5min；负荷1200KW 用时：25min；增负荷至6000KW 用时：50min；
负荷6000KW 用时：20min；增负荷至12000KW 用时：50min。
7.5.3 低压加热器投入。
a、并列带负荷后，开启低压加热器进水门，关闭凝结水再循环门，
保持凝汽器正常水位。凝结水不合格不允许向除氧器供水。
b、机组开启带负荷后，向除氧器供水，第**抽汽压力指示在时，即
可投入低压加热器。
c、检查低压加热器排地沟疏水阀，疏水器进水阀、出水阀、旁路阀
应处于关闭状态。
d、适当开启低压加热器至凝汽器的空气阀。注意凝汽器真空是否下降。当真空度稳定在合格范围，全开空气阀。否则应查明原因，进行处
理。
e、稍开第**抽汽至低压加热器进汽阀，暖管3～5min，然后全开。
f、开启疏水器进、出水阀，注意低压加热器水位。
7.5.4 高压加热器投入当第一级抽汽压力到1MPa时，可投入高压加热器，并开启前轴封至除氧器加热蒸汽母管连通阀，向除氧器供汽。
7.5.5 当第二级抽汽压力到时，开启第二级抽汽阀向除氧器和均压箱供汽，关闭均压箱新蒸汽进汽阀。第一、二、**抽汽投入正常运行后，至疏水膨胀箱的各疏水阀应留有一些开度。在停用抽汽时，疏水阀
应相应开大。
7.5.7 随着负荷的增加及时调整轴封汽量，疏水应正常。
7.5.8 若振动异常增大时，应停止增负荷，在该负荷暖机30min；若振动未减小时，应降低10～15%负荷，继续暖机30min；若振动不能消除或超过0.07mm时，应停机检查并予以消除。
投抽汽运行，带热负荷。
7.6.1 当电负荷加至3000KW时，可投入调压器。首先将膜盒灌满水，放尽膜盒及管道内的空气，待空气冲出后，关闭排空气门，慢慢开
启至调压器下部的蒸汽信号门。
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
汽轮机电气整套启动方案通用版
解决方案编号：YTO-FS-PD169 汽轮机电气整套启动方案通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
汽轮机电气整套启动方案通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，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、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。 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版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》；
汽轮机整套启动调试方案
淄博浩源热电安装工程汽轮机整套起动调试方案 编制： 审核： 批准： 安徽海螺川崎工程有限公司 二○一一年一月
发电汽机整套起动方案1、概述
2、编制依据 2.1《电力建设施工及验收技术规程》 2.2《火电工程起动调试工作规定》1996年版2.3哈汽《NZ8.6—1.15/0.13型补汽凝汽式汽轮机产品使用说明书》 2.4哈汽《NZ8.6—1.15/0.13型补汽凝汽式汽轮机调节保安系统说明书》 本方案的所涉及的定值仅供参考，设备定值以生产单位的定值为准。 3、试运系统和范围 汽机所属给水系统、凝水系统、补汽系统、润滑油系统、真空系统、空气系统、疏水系统、工业水系统、发电机水冷系统、循环水系统及其设备等。 4、调试目的 通过对整套机组启、停，进行必要的调试，使其设备系统达到满负荷连续安全的运行。 5、冲转启停 5.1首次冷态起动 5.1.1应具备的条件 5.1.1.1起动现场地面平整，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现场照明符合运行要求，设置重要监视仪表的场所，照明更要充足。事故照明具备投用条件。通讯设施已投用，符合起动要求。
5.1.1.3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）。 5.1.1.4电厂应准备好起动所需的扳手、听棒、电筒、记录纸等。 5.1.1.5与起动有关的热力管道保温完好，油管下方的热管道已采取防火措施。 5.1.1.6化学制水设备良好。除盐水储备充足。厂用蒸汽压力、温度、流量应能满足机组起动的需要。 5.1.1.7上下水系统畅通，消防设备、系统具备投运条件。 5.1.1.8与机组起动有关的各手动、电动阀门、调节门、气动门均校验良好。 5.1.1.9油系统油质化验合格，已由质检部门认可。调速系统静态试验工作结束，符合起动要求。 5.1.1.10给水系统、循环水系统、凝水系统、冷却水系统、润滑油系统、真空系统、发电机水冷系统、压缩空气系统各设备试转正常、系统冲洗合格具备投运条件。 5.1.1.11各热工信号、主、辅机联锁、停机保护装置校验合格。联锁、保护的定值整定，符合设计要求，并经三方确认。 5.1.1.12热工SCS、DAS、DCS、DEH、ETS、TSI控制系统工作结束，静态试验合格。具备投用条件。 5.1.1.13热力系统上各安全门校验合格。 5.1.1.14电厂、施工、调试各单位参加机组起动的各方面人员均已配齐，组织分工明确、人员名单以书面形式张帖在现
汽轮机改造方案分解
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
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
汽轮机电气整套启动方案正式版
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.汽轮机电气整套启动方案 正式版
汽轮机电气整套启动方案正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，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、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。
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版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》； 2.6. 有关行业和厂家的技术标准； 2.7. 设计图纸和制造厂家安装、调试说明书； 3 主要设备参数
汽轮机调试方案及措施
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
燃气机启动方案.
邯钢CCPP电站试车方案 邯钢燃气-蒸汽联合循环电站燃气轮机发电机组试车方案 编写李强 审核： 批准：
目录 1. 概述 2. 编制依据 3. 试车机构 4. 试车内容和参与单位职责分工 5. 建筑工程验收 6. 分部试车 7. 联合试车 8. 燃气轮机发电机组试车起动停机步骤
1概述 邯钢燃气-蒸汽联合循环电站（简称CCPP）有两套燃气轮机发电机组，采用燃气- 蒸汽联合循环发电技术工艺，燃气轮机和汽轮机分轴布置，共4台发电机，总装机97000KW。 燃气轮机为M251S纯烧高炉煤气的燃气轮机，初温1150E，高炉煤气耗量134000m3/h，燃气循环发电净输出功率28500KW，燃气轮机发电机组三菱重工和杭州汽轮机股份有限公司联合制造，每台燃气轮机轴系上布置燃气轮机、主齿轮箱、煤气压缩机、发电机、励磁机、副齿轮箱、起动装置，配置1台神湖造船厂制造的湿式静电煤 气除尘器，1台煤气冷却器，1台空气过滤器，CO2灭火系统。值班燃料采用焦炉煤气，配置了焦炉煤气吸附干燥系统，焦炉煤气压缩机采用神户制钢制造的两级压缩螺杆式压缩机。发电机由三菱电机制造。 余热锅炉为双压带自除氧自然循环次高压余热锅炉，高压：蒸汽流量为77.3t/h,额定蒸汽压力为6.08 Mpa（g），额定蒸汽温度483°C，低压：蒸汽流量为9.9t/h,额定蒸汽压力为0.3 Mpa（g），额定蒸汽温度190C。选用杭州锅炉集团有限公司产品。由杭州锅炉集团有限责任公司制造，锅炉前设计有旁路烟囱，每台锅炉配2台次高压给水泵和2台低压给水泵； 汽轮机为杭州汽轮机股份有限公司西门子技术NK50/71型产品，为次高压、单缸、单轴、单排汽、反动式、凝汽补汽式汽轮机，其额定功率为20500KW，最大功率为22000KW。汽轮机主蒸汽参数：压力5.88Mpa（a卜汽温：480C。 汽轮机发电机选用山东济南发电设备厂QFN - 22 - 2型产品。其额定功率为22000KW ;输出电压10.5KV。采用静止可控硅励磁。 供配电系统配2台10KV/110KV主变压器，10KV侧采用单母线分段接线方式，每段接1套燃气蒸汽联合循环发电机组的设备，并通过10KV/380V变压器提供低压电源。发电机未并网时由主变压器向该段电器设备提供电能。主变压器通过邯钢05变电站与110KV系统并网。配套电气设备包括一所高压配电室（高压柜32面），一所低压配电室（低压柜43面），总监控系统采用微机综保后台监控，其中含故障录波屏、母线保护屏、电度表屏、公共测控屏各一面。站内直流供电系统包括800kVA直流电源一套，300kVA 直流电源一套，UPS电源二套，提供事故、控制电源。
汽轮机调试方案.docx
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；
推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
某电厂机组整套启动方案介绍
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
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。
25MW汽轮机组调试方案
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
汽轮机调试大纲
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
C12-4.9-0.98汽轮机启动调试方案讲解
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
汽轮机调试方案培训讲学
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。
整套启动方案
内蒙古恒业成有机硅热电站项目作业指导书 录 目 一、编制目的 二、编制依据 三、设备系统简介 四、调试内容及验评标准 五、组织分工 六、使用仪器设备 七、锅炉整套启动应具备的条件 八、调试步骤 九、注意事项 十、附件
一、编制目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，整套启动试运行是锅炉进入正常运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交生产运行。 二、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》（2009年版）；DL/T 5437－2009。 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》；（1996年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6《锅炉安装、使用说明书》及随机技术文件； 三、设备系统简介 3.1 锅炉总体概述： 锅炉为自然循环、循环流化床锅炉、室内布置。 锅炉有一个膜式水冷壁炉膛;两个蜗壳式气冷旋风分离器和一个尾部竖井烟道组成。其中尾部竖井烟道上部由汽包墙包覆,下部有护板烟道组成。 在炉膛上部,沿炉膛的宽度方向均匀布置两片屏式过热器。 在尾部竖井里布置有高、低温过热器和省煤器。 在低温过热器和屏式过热器之间;屏式过热器和高温过热器之间布置两级喷水减温 器以控制过热器出口额定蒸汽温度。 用来生产蒸汽的热量来自流化床系统。燃烧产生的高温烟气夹带热量通过炉膛向上, 通过位于炉膛上部后水冷壁两侧的出口切向进入蜗壳式旋风分离器,粗的物料在旋风分离器内被分离下来后经过与其相连的回料器返回位于布风板之上的密相区,实现循环燃烧。烟气经位于分离器上部的出口烟道,通过尾部包墙过热器前包墙进入尾部竖井烟道,在竖井烟道内,烟气向下冲刷并向四壁及其尾部布置的受热面放热,最后流经烟道下部的空预器后离开锅炉本体。
25MW机组汽轮机调试方案
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。