垃圾发电仪表调试

第一篇：垃圾发电仪表调试

仪表调试与控制技术总结

内蒙古商都县民宇水泥有限责任公司 2500t/d新型干法水泥熟料生产线二期工程

水泥厂自动化仪表调试 技术总结

作者：张玉成

山西省工业设备安装有限公司 内蒙商都民宇水泥项目部 2015年5月

一、工程概述

1、工程说明

1.1 工程名称：内蒙古商都县民宇水泥有限责任公司2500吨/日新型干法水泥熟料生产线二期建筑安装工程

1.2 工程地点：内蒙古商都县商都县七台镇工业园区 1.3建设单位：内蒙古商都县民宇水泥有限责任公司 1.4监理单位：乌兰察布市业峰建设监理有限责任公司 1.5设计单位：内蒙古自治区建筑材料工业科学研究设计院 1.6施工单位：山西省工业设备安装有限公司

2、工程的主要实物量有： (1)热电偶

(2)耐磨耐高温热电偶 (3)智能温度变送器 (4)智能压力变送器 (5)电动执行器 (6)雷达物位计

3、 中控室部分自动化仪表：

本系统采用的是DCS系统，DCS是整个系统的核心部分，负责采集现场的所有信号，并通过运行控制器中的程序，最后输出接点来控制电气设备，使其按照一定的工艺要求运行起来，从而实现整条系统的自动控制。

二、编制的依据及适用范围：

1、中华人民共和国国家标准《自动化仪表工程施工及验收规范》 (GB 50093-2002);

1、内蒙古自治区建筑材料工业科学研究设计院提供的仪表施工图、DCS 输入输出I/O接口表;

3、设备制造厂带来的有关设备资料及技术说明书等;

三、调试的外部条件要求

1、中央控制室内整洁无杂物，所有的盘柜已全部安装到位，电缆接线已完毕，盘柜标牌明确。

2、现场各点位设备已全部安装到位，电缆接线已完毕。

3、控制室内照明已亮灯，应设专人值班,建立了进/出制度。

四、自动化仪表调试

1、自动化仪表施工顺序

1.1 施工准备：熟悉仪表施工图纸和相关技术资料，准备调试所需的仪器、仪表和工具，准备调试所需的试验电源。

1.2 以设计施工图为准，对设备的电缆接线进行校对确认。 1.3 单体仪表调试 1.4 DCS系统受送电检查 1.5 现场仪表调试 1.6 DCS系统模拟试验， 1.7 DCS系统单试及联试

2、仪表调试方法及安排

在设备安装之前，在可能的情况下进行现场常规仪表的先期预调试，对智能仪表可进行参数整定及系统需要数据的设定及预调试，对部分特殊仪表进行功能及性能检验，然后与仪表安装专业办理中间交接，由仪表安装专业人员进行仪表设备的安装。

对本工程的仪表调试系统的操作要领、信号种类、接口等进行培训及检查确认，并对专业技术调试人员进行合理有效技术培训及资料转化工作，因此在现场进行安装施工的同时，仪表调试技术人员有较多的技术深化工作，须进行合理的安排布置方能保证调试任务的完成。

调试作业人员与安装专业人员同步进行线路测试，在达到受电条件时开通仪表控制系统，对仪表系统进行二次调试及特殊仪表的检查调试，然后进行系统模拟试验。

本工程的仪表系统与电气系统关联接口多，调试时要注意专业协调与配合工作，在时间及工作计划的分配上有主有次，确保全系统的正常运行。

最后进行系统的单试与无负荷联试，检查仪表系统的工作状态是否满足生产工艺需要，能否达到设计要求。 自动化仪表调试的工期进度必须与整个工程的进度网络协调配合，按期保质保量完成调试任务。

3、仪表调试项目与内容

现场常规仪表预调试、仪表的二次调试、特殊仪表系统的独立调试、自动控制系统受电及运行、控制系统的模拟试验、单试与无负荷联试等。并完成与电气及其它专业的联锁控制。

特殊仪表还需进行专门的检验及测试、开通运行、单联试等。 完成系统所需的报表、物流跟踪及紧停顺序控制等综合调试。

4、仪表调试方法 4.1仪表的调试要领

⑴ 消化并熟悉仪表的专用资料，掌握各仪表的性能及调试技巧、要领。 ⑵ 正确选择校准用标准仪器仪表，提供适合被调仪表检验工况的试验条件。

⑶ 根据仪表使用说明书的要求对被调试仪表进行调试项目试验，包括功能试验、示值刻度试验、输出信号试验、报警功能试验、辅助特性试验、附加功能试验等，并进行状态调试，所有试验数据应达到规范要求的试验点及设计要求的精度及品质功能要求。

⑷ 单体仪表设备必须按规范要求作五点以上刻度的正、逆程校验，线性刻度通常取量程的0%、25%、50%、75%、100%(或0%、20%、40%、60%、80%、100%)，非线性刻度视实际情况取有代表性的刻度点。

⑸ 根据工艺系统的自动控制设计要求进行系统的整定，运行仪表系统。 4.2 现场压力指示表

⑴ 对被校现场压力指示表进行开箱验收，单证齐全。

⑵ 进行表面刻度的精度试验及稳定性试验，试验的点数符合规范要求。 ⑶ 全数进行报警刻度精度试验，并按设计要求进行报警点整定。 ⑷ 校验检测完毕的仪表应编上工程图位号，重新进行包装并适于运输及存放，以备现场安装。

4.3流量、物位仪表

⑴ 对被校流量、物位仪表进行开箱验收，单证齐全。随流量、物位仪表成套的法兰、接地环及安装件、密封件认真清点并妥善保管。

⑵ 通常情况下仪表的检测部分不进行精度检测试验，仅作常规目视检查，但检测变送器应进行精度及功能检测试验，根据产品说明书的提供的数据进行参数及各项调整，使流量检测变送器满足本工程的设计使用要求。

⑶ 对仪表附带的特殊功能进行检查调整，并整定到本系统要求的状态。 ⑷仪表投入运行前应按设计对安装状态按说明书进行检查，满足相应的安装位置要求，保证安装准确，接地完整且良好可靠。 4.4 智能型压力/差压变送器

⑴ 对被校智能压力/差压变送器进行开箱验收，单证齐全。随智能仪表的安装件、消耗件、备件认真清点并妥善保管。

⑵ 用厂家配套的专用手持终端通讯器对智能压力/差压变送器进行各种参数的组态。组态的主要内容包括变送器的图位号、阻尼参数、单位、量程、分度、传输信号类型、数据处理模式等。

⑶ 在对变送器进行校验时，视压力/差压信号范围分别对压力、差压变送器进行模拟加压试验，并用相关标准仪表检测变送器的输出信号，调校变送器使其满足精度要求。

⑷ 对被校智能压力/差压变送器的其它附加功能及特性进行检验调试。 4.5 盘柜仪表

⑴ 根据设计要求确认仪表的规格、型号及量程范围。

⑵ 对盘柜仪表进行精度及功能试验，校验状态应与工程设计的应用状态完全一致。 ⑶ 调试合格后应对外置的调节点进行标记或锁紧，防止他人误动而改变设置。

⑷ 对仪表的报警功能、超限防护功能等进行检查、确认，并按设计值进行设定、动作。

4.6 气动及电动调节阀

⑴ 调节阀除进行品质鉴定外，通常不在室内作模拟预调试。

⑵ 现场安装完成的调节阀应无表面机械损伤，电线管、气源管走向合理，调节阀的进出口方向符合工艺介质流向。

⑶ 当现场气源具备时即可对气动调节阀进行单体试验。电动调节阀动作前通常需要与机械专业配合确认阀的动作状态及关闭状态，若是一体式的，动作前须作好防超范围转动的措施，分体式的运动角度确定后，单独调整执行机构，最后再联接上阀整体动作检查。

⑷ 先手动全行程检查阀芯运动有无卡滞，完全正常后即可用电信号模拟试验检查阀的动作行程和线性精度，特别注意检查电/气阀门定位器的转换精度及稳定性。

⑸ 对气动切断阀，应检查切断阀在切断状态时的关断严密性、全行程动作响应时间、动作方式及到位极限的动作可靠性。

⑹ 调试时应核对调节阀的正反动作特性，应符合设计要求，满足调节需要。 ⑺ 动作满足精度和设计要求后，需对执行机构的止挡进行锁定，力矩开关进行整定，并反复试验，确保可靠、有效。

4.7液位仪表

⑴ 根据设计要求确认液位仪表的型号、规格及相适应的量程范围，配套变送器应与检测头的量程规格相符。

⑵ 根据液位仪表的选型调整仪表设备的功能参数。超声波液位计需要在安装位置确定后实际设定各相关测量参数，再检查确认测量结果是否满足误差要求;压力传感式液位变送器在完成参数设置后还需要对测量传感线的实际长度进行精确定位以满足测量精度要求;采用导压管取压、智能变送器进行压力变换的液位仪表参照智能变送器调试要点。

⑶ 对变送器的输出信号及附加功能进行设定并确认。 ⑷ 使用智能通讯器对变送器进行远方通讯试验。 4.8 气体分析仪 ⑴ a 安装检查: ★ 气体分析装置的采样管路、吹扫气体管路、标准气体校验管路、电气管路、信号接口、设备选型规格、取样点位置、取样探头等是否符合图纸或设计要求。 ★ 各阀门的关闭/开启是否良好,各切换开关阀的动作情况及相应气体通路的通断是否正确。

b 线路检查: 包括电源、信号线路系统接线检查及绝缘电阻测定。

⑵ 准备足够用量的零点校准气和量程校准气，条件允许时还可准备检查用标准气体。

⑶ 校验前，给气体分析仪供电并预热足够长时间。 ⑷ 标定

零气体标定：接入零量程气体，读取分析仪指示，测量输出应为对应零量程气体的毫安值。

量程气体标定：接入量程浓度的气体，测量、调整至分析仪输出应为对应量程气体的毫安值。

重复上面两个步骤，直至气体分析仪的测量误差符合精度要求。

⑸ 通入检查用标准气体，检查分析仪的中间点校正精度，应准确测量出检查气的成分含量供参考。

⑹ 对取样系统的吹扫回路及吹扫程序、切断阀的动作进行检查确认，同时对气体分析装置的自动标定及补偿等程序进行调试。

⑺ 调试分析仪的远传模拟量输出精度，检查系统远方操作控制切换功能及接口信号交换。

4.9 DCS组件检测调试 4.9.1 模拟输入 (AI) 组件

根据系统配置的卡件种类，用标准信号发生器，在系统机柜相应端子上加入标准模拟信号，模拟现场检测信号，通过操作站屏幕观察相应信号显示值。通常要求作最小值、中间值、最大值三点输入检测(有的要求作10%、50%、90%三点)。

对不同的AI输入组件要求有不同的输入信号，分清无源、有源、热电偶(K型、R型)、热电阻的AI组件，输入不同的信号并进行校验，确保模拟输入组件满足厂家的保证精度要求。

所有的模拟信号通常要求与本系统的对应的设计使用信号完全相同，以保证外部信号进入后的显示正确性。

4.9.2 模拟输出 (AO) 组件

在操作站上通过改变回路的工作状态发出AO信号(如阀门的开度指令)，同时在控制机柜的相应端子上检查组件的输出电流。要求作最小值、中间值、最大值三点检测输出(有的要求作10%、50%、90%三点)，确保AO输出组件满足厂家的保证精度要求。 在系统设计有多负载的回路还须作输出的负载特性，确保输出信号的准确及可靠性，输出组件负载能力应满足厂家的保证要求。

4.9.3 数字输入 (DI) 组件

在端子柜上通过用短接线或电压信号模拟触点作开、关信号试验，检查组件的输入灯是否正常点亮，同时在操作站上观察相应点位的信号接收状态并记录相应的动作状态。

在数字输入信号是电压信号时，还应进行高低电平的动作值抽检，保证系统输入信号在最坏的情况下动作的可靠性，电压切换点的滞环特性必须符合厂家的技术保证要求。

对于频率脉冲输入，需考虑脉冲的幅值及频率的可适用范围，设置相关转换参数，确保数据转换的真实和准确性。

4.9.4 数字输出 (DO) 组件

在操作站上设定开、关状态并进行切换，在端子柜检查相应输出端子的通断或对应继电器的动作情况。

在数字输出信号是电压信号时，还应进行高电平动作时的负载能力抽检，卡件的负载能力必须符合厂家的技术保证要求。

对于频率输出，应使用标准频率测试仪进行精度、脉冲形状及幅值测试，保证输出信号的正确性。

4.9.5 其它通讯组件

根据系统内配置情况，确认设备的通讯模式及适用的通讯规程，进行模拟传送试验，检查传送数据的正确性，设置相关参数，确保数据传输准确，可靠，符合系统的要求。

5、仪表系统模拟试验 5.1 系统模拟试验目的

本工程的仪表控制系统均需要与生产线上电气控制系统进行接口，在系统模拟试验时需要完成，要求调试人员具备相关系统调试经验和调试技术，充分发挥系统的潜能，确保系统运行效果优良。

在所有单体仪表及设备已调试完成，现场具备模拟试验要求时，可将现场单体仪表与室内显示控制仪表组成单个的系统进行静态模拟试验。

要使设计系统完全满足生产工艺要求，必须进行系统模拟试验 5.2 系统模拟试验条件

要使系统模拟试验符合生产工艺要求，试验前现场应具备下列条件：

⑴ 模拟试验范围内的现场检测仪表和执行机构的安装状态、调试精度及功能合格;

⑵ 仪表电缆已全部敷设，接线、导通、绝缘试验合格; ⑶ 相关专业已调试完成，系统间已具备接口试验条件; ⑷ 各种工艺参数的整定均已确认。

⑸ 模拟试验可以分区、分片、分装置进行，主要从检验系统功能、保证施工进度、安全、有序的角度出发，但所有的仪表系统、回路都必须进行。

5.3 检测指示回路的系统模拟试验

⑴ 用回路校验仪等信号发生器在现场模拟温度、压力、流量等仪表的现场信号，检查室内相关联的指示值是否完全正确，系统误差应符合设计要求。

⑵ 模拟值应包括量程的起点和终点，不得少于3点。 ⑶ 对现场信号点的信号应区别有源、无源及信号种类。

⑷ 对有报警联锁要求的监视点，要作模拟报警试验，检查报警记录和报警打印功能。

5.4 操作控制回路的系统模拟试验

在室内的操作控制设备上手动输出控制指令(模拟或数字信号)，同时对现场电动阀门、调节阀、指示仪、电磁阀等的开关特性、开度情况进行检查，动作误差值应符合精度及设计要求。

5.5 信号联锁回路检查的系统模拟试验

在各回路系统中，需在系统里进行报警及连锁的信号，通过在现场模拟仪表信号达到设定值，检查相关的联锁程序、紧急切断、保护功能及报警点是否正常动作并进行确认。

通过在现场或操作控制设备上模拟某个仪表信号达到设定值，在控制系统经过功能演算、顺序控制等进行数据处理后，检查相关设备的动作过程、顺序、延时等参数是否满足设计要求，并最终满足工艺线工艺要求。

5.6 其它试验

根据设计及系统要求，完善相关功能，对通讯、数据采集、抗干扰、断电支持、数据保持、传送数据格式、备份、恢复等进行测试。

6、系统单试 在仪表单体已校验完毕，系统模拟试验包括单元仪表检测系统、控制调节系统、联锁信号系统已完成，电气调试业已完成控制装置的空操作，就可以进行机电一体的设备的单体试运转。

在单试过程中，需要完成包括现场压力表、温度计、压力及差压变送器、流量计、流量积算仪、液位计、特殊成套仪表装置、各种检测器等的投运。根据设计和工艺要求，使仪表设备满足工艺的测量要求，为工艺服务。

单试时应使仪表系统完全处于正常测量控制工况下并完成自动检测控制，反映的示值及报警完全代表现场的工艺状态，并能准确提供现场工艺流程的具体参数。 对于普通的单元回路仪表，能进行实际状态信号的静态显示，如流量、压力、温度、料位等的常态工艺值测量，应准确测量。

对于超声波液位仪表，因介质的状态特殊性，单体调试只能作校准及接口、通讯调试，部分功能视运行情况逐步进行功能测试。

7、系统无负荷联试

在设备单体试运转结束并检测正常的情况下，可进行无负荷联动试车。

在无负荷联试中，仪表专业应与机、电各专业密切配合，按照工艺流程的顺序逐台设备进行检测、控制并自动运行，对设备的运转次序、延时时间、仪表显示信号、相关设备的联锁状态等一一进行确认。

通常情况下，进入无负荷状态联试时，仪表系统逐步完全进入自动运转模式，配合电气及机械专业完成监控任务。

第二篇：余热发电调试大纲2012.3.29

梅州皇马水泥集团有限公司余热发电工程

整 套

启 动 调 试

大纲草案

2012年3月29日

方 案

整套调试方案大纲草案

目

录

1 编制目的 ------------------- 2

2 工程概况 ------------------- 2

3 编制依据 ------------------- 3

4 组织与分工 ----------------- 4

5 启动试运调试 --------------- 7 5.1分部试运 ------------------ 7 5.2整套启动试运 -------------- 8 5.3试生产阶段 ---------------- 8

6 技术、安全措施 ------------- 8

7 启动调试项目 --------------- 9 7.1 分系统调试项目：[各分系统专业应编制详细的调试方案] ------- 9 7.2 整套启动试运阶段调试项目：[编制详细的启动方案] ---------- 11

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1 编制目的

整套机机组启动调试方案是按国家电力公司2001年版[火电机组达标投产考核标准][火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程]机组从首次吹管投运至机组完成168h滿负荷试运为标准.整套启动调试工作共分三个阶段进行,直到72+24小时结束.其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及设备文件，广东省电力工程质量监督大纲要求,根据设计特点，对主机、辅机等设备及其配套系统，公用设备及系统进行调整、试验、试运，对暴露、发现的设备、设计、施工、安装问题提出整改技术方案和建议，使新安装的机组能安全顺利地完成整套启动试运行并移交生产，形成生产能力，发挥投资效益。为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好机组启动调试的各项准备组织工作,成立[皇马4.5M瓦佘热发电启动委员会],特编制本[整套启动调试方案大纲草案],整套启动调试试运分空负荷调试,帶负荷调试和滿负试运三个阶段 ,并按排在滿负调试合格后完成甩负荷试验。

2 工程概况

本工程位于梅州焦岭新埔填。

余热锅炉系杭州锅炉集团制造,型号为： QC100/380-9.5-1.6/360;QC175/350-15-1.6/330 ， 锅炉是采用单锅炉自然循环方式、露天立式布臵 。 汽轮机型号：N4.5-1.05型， 4.5MW ，设备厂家：青岛捷能汽轮机股份有限公司。 发电机型号：QF-4.山东齐鲁电机制造有限公司 化学补给水处理系统设计出力为:12t/h 。

本工程机组系统采用的DCS来控制。发电岛少量控制点与水泥窑中央控制室的DCS通过数据线相连接。

本工程由南京凯盛水泥技术工程有限公司设计，江苏华能建筑工程集团有限公司承担设备安装并承坦机组的分系统及整套设备启动调试工作.由梅州泰安有限公司监理。 本工程按照广东省电力工程质量监督大纲要求,《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996版)》进行启动和验收。机组启动试运阶段的调试工作，按原电力部颁布的《火电工程启动调试工作规定》进行。机组启动试运的验收评定工作按原电力部颁梅州市泰安监理有限公司

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的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》进行，机组的启动试运也同时参照部颁的法规、规程、规范、反事故措施、制造厂的技术规范进行。

3 编制依据

3.1DL/T5210.2-2005《电力建设建工程施工质量检验及评定标准》(土建工程) 建标[2002]241号[工程建设标准強制条文] [电力建设施工及验收技术规范]系列文件 [火电施工质量检验及评定标准]系列文件 [广东省电力工程质量监督大纲]

3.2《电力建设工程质量监督规定》 电质建 [2002] 3号 3.3《电气装臵安装工程施工及验收规范》[2007] 3.4《火力发电厂金属技术监督规程》 DL 438—1991 3.5《电力工业锅炉压力容器监察规程》 DL 612—1996 3.6《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T889-2004 3.7《蒸汽锅炉安全技术监察规程》劳部发[1996]276号 3.8《热控设备及仪表装臵的检定规程》

3.9《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》; 3.10《火电工程启动调试工作规定》; 建质[1996]40号

3.11《火电工程调整试运质量检验及评定标准》;建质[1996]111号 3.12《电力建设施工及验收技术规范》(锅炉机组篇);DL/T 5047—1995 3.13《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇);DL 5011—1992 3.14《电力建设施工及验收技术规范》(热工仪表及控制装臵篇);SDJ 279—1990 3.15《电力建设施工及验收技术规范》(火力发电厂化学篇);DL/T5190-2004 3.16《电气装臵安装工程电气设备交接试验标准》; GB 50150—2006 3.17《火电机组达标投产考核标准(2001年版)》; 国电电源[2001]218号 3.18主、辅机设备厂家产品说明书及技术要求、技术标准。

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3.19《继电器校验规程》

3.20《电测量指示仪表检验规程》SD 110—1983 3.21《电力系统自动装臵检验条例》

3.22《火力发电厂热工仪表及控制装臵监督条例》 (83)水电电生字第73号 3.23《热工仪表及控制装臵检修运行规程》水电电生字(86)93号 3.24《火力发电厂锅炉化学清洗导则》 SD 135—1986 3.25《污水综合排放标准》GB 8978—1996 3.26《火电厂环境监测技术规范》DL 414—1991 3.27《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T794-2001 3.28《化学监督制度》 SD 246—1988 3.29 《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004 3.30《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004 4 组织与分工

4.1启动验收委员会：

启动验收委员会主任由建设单负责任命，委员由质监 、锅监﹑监理﹑施工﹑生产﹑设计﹑电网调度﹑制造厂等相关单位组成。启委会必须在整套启动前组成并开始工作，直到完成试生产为止。启动验收委员会在整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜;在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。 4.2 试运指挥部：

试运指挥部由总指挥和副总指挥组成。设总指挥一名，由工程建设单位任命，副总指挥若干名，由总指挥与有关单位协商，提出任职人员名单，上报工程建设单位批准。 试运指挥部的主要职责是,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;主要配套方案[机组锅妒整启动调试方案措][机组汽机整套启动调方案措施][机组整套启动期间水汽质量监督方案措梅州市泰安监理有限公司

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施][机,电,炉橫向大联鎖试验方案措施]整套启动试运分空负荷调试,帶负荷和滿负荷调试三个阶段.启委会成立后，在主任委员会的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作;协调解决启动试运中的重大问题;组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。试运指挥部下设分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组和试生产组。 4.2.1分部试运组：

分部试运组由施工、调试、建设、生产、设计、监理等有关单位代表组成，设组长一名，副组长若干名，组长由主体施工单位出任的副总指挥担任。副组长可由调试、建设、生产单位、监理单位共同出任。

分部试运组的主要职责是：负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作;组织和办理分部试运后的验收签证及提供有关必要的资料。 4.2.2整套试运组：

整套试运组由调试、施工、建设、生产、设计、监理等有关单位代表组成，组长由主体调试单位出任的副指挥担任，副组长若干名由施工、生产、监理单位出任的副指挥担任。整套试运组是余热发电工程整套启动试运的现场指挥机构，整套试运组的主要职责是：负责核查机组整套启动试运应具备的条件：提出整套启动试运计划;负责组织实施启动调试方案和措施;全面负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。作为整套启动的现场值班指挥，对设备及系统的启动、调试运行或停运检修消缺发布指令，协调参加整套启动调试的各方齐心协力，搞好机组整套启动试运工作。整套试运组下设汽机、锅炉、电气、化学、热工调试专业组，专业调试负责人协助当值值长进行指挥工作，操作命令通过值长向下布臵执行。 4.2.3验收检查组：

验收检查组由建设、施工、生产、设计、监理等有关单位代表组成，其主要职责是：负责建筑与安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果，安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接工作;组织对厂区工程的验收或核查，并评定其结果;协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。 4.2.4生产准备组：

生产准备组由建设、生产等有关单位代表组成。负责核查生产准备工作，包括：运行、检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、系统图表、记录表格、设备命名、梅州市泰安监理有限公司 5

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阀门挂牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材、通信联络等的配备情况。负责完成整套启动试运期间燃料、水、汽、酸、碱等物资的供应，负责提供电气、热工等设备的运行整定值。 4.2.5 综合组：

综合组由建设、施工、生产、监理、调试等有关单位代表组成。负责试运指挥部的文秘、资料、和后勤服务等综合管理工作;发布试运信息;核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。 4.2.6试生产组：

试生产组由生产[余热发电部门]、建设、调试、施工、设计、监理等有关单位代表组成。负责组织协调72小时后生产阶段的调试、运行调整、性能试验、消缺和实施未完项目等。

4.3机组启动试运的各有关单位的主要职责

4.3.1施工单位应完成启动所需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工;配合机组整套的调试工作;并负责办理分部试运后的有关验收签证及提供必要的资料，做好试运设备与运行设备或施工中的设备安全隔离措施;已验收签证的设备和系统，交建设单位代保管;并负责启动试运期间设备监护、维修、消缺，安全文明启动工作。 4.3.2调试单位按合同负责编制调试大纲、试运计划，分系统及整套启动试运的方案和措施，参加分部试运后验收签证;全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性;在试运指挥部统一领导和指挥下负责调试方案的实施，负责整套启动试运的现场指挥和专业协调;重大技术问题的处理、技术数据记录、填写试运质量验评表、编写调试工作总结和报告等。

4.3.3生产单位负责完成各项生产准备工作，负责提供电气、热控等设备的运行整定值，参加分部启动后验收签证;做好运行设备与试运设备的安全隔离措施;负责常规运行调度和试运行负荷申请以及具体的操作票、工作票、反事故措施的编写和实施;负责启动试运期间的设备启停操作、运行调整、化验分析、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。

4.4.4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

4.4.5监理单位按合同进行启动试运的监理工作。

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4.4.6制造单位负责其供货范围内设备的技术指导和监督，并承担合同规定的职责。 以上是原则分工，凡参加启动试运的全体运行人员、安装人员、调试人员以及厂方专家和其他工作人员必须在启动委员会(总指挥)统一领导下相互协作，紧密配合，互相支援，一丝不苟地做好机组启动试运工作，确保机组移交生产后长期稳发、满发，充分发挥投资效益。

5 启动试运调试

5.1分部试运

5.1.1分部试运包括单机试运和分系统试运两部分。单体调试、单机试运工作、分系统试运由施工单位负责。 分系统试运应具备的条件：

相应的建筑和安装工程已按《电力建设施工、验收及质量验评标准》验收合格; 单体调试和单机试运合格; 安装记录等资料齐全;

一般应具备设计要求的正式电源; 分系统试运的方案和措施已审批。

5.1.2、监理单位会同施工单位、建设单位、调试单位、生产单位共同确认分系统试运的检验项目和检查内容并办理有关签证。分系统试运的组织措施、技术措施和安全措施(以下简称“三措”)，由调试单位专业负责人在分系统试运前向参加试运的人员进行“三措”的交底，由调试单位会同监理单位、施工单位、建设单位、生产单位，明确分工，逐一落实。

5.1.4调试单位在分系统试运过程中，指挥和协调各方的检查与调试，参加试运的人员要服从指挥和管理，并杜绝各类违章行为。对试运过程中出现的技术问题，由调试单位召集相关人员进行总结，研究遗留问题的处理意见。并负责办理分部试运后的有关验收签证等。

5.1.5合同规定由设备制造厂家负责的单体调试的项目，由建设单位组织调试、生产、监理等单位检查验收。验收不合格的项目，不能进入分系统试运和整套启动运行。

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5.2整套启动试运

5.2.1.在整套启动各项准备工作完成并上报启动委员会批准后，方可进入整套联合启动调试阶段。

5.2.2整套启动调试工作共分三个阶段进行，直到72+24小时试运结束。 (1)第一阶段：整套启动试验阶段;

余热锅炉升压→汽机冲转→升速→额定转速运行检查→升速过程中振动监测→汽机调速系统整定、试验→电气试验(包括发电机开、短路试验;二次电流、电压回路检查;励磁系统试验;继电保护检查;同期系统检查)→主汽门、调门严密性试验→暖机→做超速试验→并网→进行发、变组保护检查→励磁系统特性试验→设备投运→升负荷至额定值。

(2)第二阶段：

对第一阶段运行、试验情况做出评价，在达成共识的情况下进入72小时连续试运。试运结束后(或过程中)降负荷至80%额定负荷进行真空严密性试验。正常停机进行消缺工作。

(3) 第三阶段：

第二阶段工作结束后，再次启动进行额定负荷24小时试运行,移交生产。 5.3试生产阶段

试生产阶段仍属于基本建设阶段，调试、施工、设计、监理、设备制造等单位，按建设合同要求，继续履行职责，完成未完的调试工作和建设项目。

6 技术、安全措施

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。

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。

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。

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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、违章作业及违章操作，对危及设备及人身安全的命令坚决拒绝执行。

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，使该机组早日投入商业运行。

7 启动调试项目

7.1 分系统调试项目：[各分系统专业应编制详细的调试方案] 7.1.1 锅炉专业

分系统试运设备系统的检查与核查，对相关的各汽水电动阀门、烟风门及调节挡板进行动作检查试验调整。 取样加药及排污系统试运。 烟风系统冷态检查。 炉水设备系统调试。

电动给水泵试运调试及其冲洗。 汽包内部装臵检查。 7.1.2 汽轮机专业

主机及各辅机保护、联锁检查试验。

自动主汽门检验及调节门、电动主汽门的动作检查试验。 循环水系统调试。 工业水系统调试。 凝结水及补水系统调试。 真空系统调试。 轴封供汽系统调试。 发电机冷却水系统调试。 调节保安系统调试。 液压调节系统静态调试 。 保安系统静态调试。

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热工信号及联锁保护检查试验。 5) 汽门关闭时间测试 盘车装臵调试投运。 润滑油系统调试。 7.1.3 电气专业 一次系统倒送电 发电机保护调试 线路及母差保护调试 厂用变压器保护调试 自动励磁系统调试 同期系统调试 直流电源系统调试 7.1.4 热控专业

计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查 自动调节系统静态调试 汽机电液系统静态调试

热工信号逻辑报警系统静态调试(仅限于DCS内的逻辑系统)。 汽机本体监测系统静态调试 汽机保护系统静态调试 锅炉保护系统静态调试 有关辅机联锁及保护试验。 模拟量控制系统调试。 计算机监视系统调试与投入。 事件顺序记录系统调试与投入。 顺序控制系统调试及模拟试验。 汽轮机旁路控制系统调试 分散控制系统技术指标检查。 7.1.5 化学专业 补给水处理调试

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循环水系统加药系统调试 给水PH校正系统

炉内加药系统检查、试运。 化学分析仪表调试 锅炉化学清洗。 分部试运化学监督。

7.2 整套启动试运阶段调试项目：[编制详细的启动方案] 7.2.1 锅炉专业 热工信号及连锁保护校验 各分系统投运。 疏水、排污系统调试。 安全阀调校。 变负荷试验。

72小时+24小时连续满负荷运行试验。 7.2.2 汽轮机专业 各系统投运

热工信号及联锁保护检查试验 调节保安系统试验。 汽轮机冲转及空负荷调试。 机组冷态启动试验。

危急保安器手动、保护掉闸试验。 机组超速试验。 机组热态启动试验。

自动主汽门、调速汽门严密性试验。 6)汽轮机停机惰走时间曲线测定。 汽轮机并网带负荷调试， 主要辅机切换试验。 真空系统严密性试验。

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机组变负荷试验。 机组振动特性测试。 (72+24)h连续运行试验。 汽机保护投入。

7)热工投入自动等试验。 7.2.3 电气专业 一次系统倒送电调试 发电机启动调试

发电机同期系统定相及并网试验 励磁调节系统投运调试，带负荷试验 厂用电源带负荷切换试验 72小时+24小时试运行。 7.2.4 热控专业

热工信号逻辑报警系统投运(DCS内的逻辑系统) 自动调节系统投运及切换试验。 机、炉各项主机保护投运。

汽轮机电液调节及安全检测系统投运调试。 机组满负荷72小时+24小时试运行。 7.2.5 化学专业

给水、炉水加药系统投运调试。

调整化学水处理设备的出力和出水质量，使其达到设计要求。 凝结水、疏水回收监督 对炉水及蒸汽品质进行监督。 除氧器的除氧效果监督。

72小时+24小时满负荷试运，监督汽水品质

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梅州市泰安监理有限公司 皇马佘热发电工程项目部

2012.3.29

第三篇：柴油发电机组吊装安装、调试方案（范文模版）

柴油发电机吊装方案

一、工程概况

本工程位于1#教学楼西侧发电机房有一台柴油发电机，发电机常载功率为300KW，燃油消耗量:83L/h，尺寸(长×宽×高)：3490×1266×1830mm。

二、工地的准备工作：

发电机设备到达现场后，开箱检查，确认无误后用25T吊车吊运至现场开阔场地，下垫枕木，用帆布或彩条布将设备覆盖严实。当现场施工已满足吊装条件，墙体砌筑最后一面墙砌筑之前进行吊装(土建砼设备基础已施工完毕，并超过保养期，设备基础尺寸准备无误)。

1、 机具的准备：

25T汽车吊一辆

10T吊带4根。

滚杠20根(每根2.5米)

手拉葫芦2套

卸扣4个

大绳50米

卡子35个 千斤顶2只

以及撬杠，方木等用具。

2、 现场机具设备安排：

(1) 认真落实检察柴油发电机组的水平及垂直运输通道是否符合要求。 (2) 确定好吊装锚点的位置设置。

三、设备吊装：

1、柴油发电机设备的吊装可将发电机设备从装载汽车上直接吊至1#教学楼发电机房外。

2、在设备吊装下方放方木、滚杠若干，使其和柴油发电机的基础座找平。

3、柴油发电机吊入后，可用吊链及滚杠拉至柴油发电机房基础位。

四、设备吊装注意事项

1、 搬运时应对土建地面、墙及门等注意保护，必要时可加胶皮，木板等进行保护。

2、 请注意不要将设备损坏，因柜上指示灯，开关等全部为明装，不要把撬棍等物直接撬在易碎的部位。

3、 拆箱及搬运过程中，必须有厂家人员参加开箱检验。小组应认真清点并做好开箱纪录，零散备件应注意保管，发现问题及时汇报。

五、设备吊装安全措施：

1、严格遵守国务院、部委、北京市以及总公司所颁发的各项安全生产各项法规与文件。

2、各级领导、施工员、操作工作严格贯彻执行《安全生产责任制》，遵守各项安全规章制度。

3、进入本工程进行安装的所有施工人员，在进场前必须进行安全教育，并组织书面考试，考试合格后方可进场工作。

4、各级领导及施工员在任何情况下不违章指挥，在安排生产的同时，必须保证安全，有可靠的措施并已经解决落实。

5、施工人员进行安装施工时，严格遵守安全操作规程，对违反安全操作规程者，任何人有权予以制止。施工人员发现有不安全因素应立即停止工作，向施工员、安全员报告，在采取相应措施，并经施工员、安全员确认已消除后，方可继续安装施工。

6、严格执行《建设工程施工现场供用电安全规范》，以及现场所制定的各有关规定。严格禁止非暂设电工对现场用电进行操作。

7、施工员应根据工程施工部位、施工条件、施工特点进行针对性的安全交底、提出要求和措施，并严格执行，经常督促检查。

8、坚持班前讲话制度，认真开展各项安全活动，提高安全知识与安全意识，按要求作好安全日志。

9、严禁酒后作业、穿高跟鞋或拖鞋进入施工现场。严禁施工过程中嬉笑打闹。

10、进入现场戴安全帽，高处作业搭设脚手架，操作前系好安全带。

11、在较高的吊顶及电梯井道内施工时一定要带好安全帽、系好安全带，防止高处坠物及摔伤。严格执行现场施工的消防、安全、保卫管理条例及有关规定。

12、吊装前应严格认真检查吊装用具，各大型机具承重器具是否完好无损，保证设备吊装工作的顺利进行。

13、吊装运输的整个过程应由专人负责统一指挥。其余人员密切合作。吊装时一定要吊在设备的吊点上。

14、现场工作时不准打闹，说笑，工作前不能喝酒。

15、在吊装运输过程中要防止坠落，滚杠设备挤压手、脚、身体等事故发生，保障人身安全。

六、成品保护措施：

(1)根据工程的特点制订针对性的成品保护措施; (2)设立专用库房，对易于丢损的零部件、材料设专人保管，钥匙专人负责; (3)重要设备、零部件在施工安排上采取重点保护措施;

(4)在成品保护工作中注意与土建及相关单位做好协调，办理手续，分清责任; (5)在注意做好安装工程的成品保护工作的同时，重视对土建装修等其他工程的成品保护工作，严禁野蛮施工，顾此失彼;

(6)合理安排施工计划，施工中爱护其他专业、其他项目的成品，有问题及时协商，妥善解决。 (7)管道安装中断处或欲留管口采取临时封堵措施，以防杂物掉进造成造成管道堵塞;阀门得手轮不得擅自拧动。

七、消防措施：

(1)焊工必须持证上岗，施焊前必须办理动火证，且清理易燃物，备好消防器材。

(2)库房内设备摆设整齐，备好消防器材。

(3)班组每天对现场进行一次检查，发现隐患立即解决。

(4)施工现场严禁吸烟，严禁擅自点火取暖。

(5)氧气、乙炔及其它易燃、易爆物品，严禁进楼，氧气、乙炔在使用过程中远离火源，且两瓶之间的距离大于10米。

八、现场保卫措施：

(1)施工保卫与文明施工是保证正常工作的必要条件，认真做好相应工作，在思想认识上高度重视;

(2)机具房、库房、办公室及更衣室的门窗保证牢固可靠，专人管理钥匙，人走锁门，重要房屋装防盗装置。

(3)小型工具、仪表、装箱入柜，由专人负责保管。 (4)不准将个人贵重物品、较多金钱带入工地。

(5)遵守各项保卫制度，服从保卫人员管理，做到遵纪守法。 (6)搞好室内外的卫生，所有物件整齐有序。 (7)按施工现场文明施工管理条例做好场容管理。

(8)现场的材料、设备存放在规划区内，码放整齐，相应的防泡、防淋、防潮措施应可靠有效。

(9)施工现场布署合理，及时清理施工废料，做到活完、料尽、脚下清。 (10)文明礼貌，协调同有关方面的关系，每个成员都要在言行上注意，为企业形象增辉。

柴油发电机房安装、调试方案

一、发电机组的安装

1.1发电机安装工艺流程：

施工准备 、基础验收 、主机吊装就位 、排气、燃油、冷却系统安装、电气设备安装 接地线安装、机组接线、机组调试、试运行验收。 1.2 发电机基础

根据安装施工图，检查基础的外形尺寸及基础上的埋铁或预留孔位置。 基础表面应无裂缝、空洞、露筋和掉角现象。根据土建提供的建筑轴线位置，标高的水平线，分别检查安装基准线与建筑轴线距离，安装基准线与设备平面位置和标高的偏差值。 1.3 排气、燃油冷却系统安装 排气系统的安装：柴油发电机组的排气系统由法兰连接的管道、支撑件、波纹管和消声器组成，在法兰连接处应加石棉垫圈，排气管管口应经过打磨与消声器安装正确。机组与排烟管之间连接的波纹管不能受力，排烟管外侧包 一层保温材料。 燃油、冷却系统的安装：主要包括油箱、循环泵、热交换器、 风机、仪表和管道的安装。正确安装机组和储油罐位置，对储油罐的焊缝质 量进行认真检查。

1.4、电气设备的安装

发电机控制箱(屏)是发电机的配套设备，主要是控制发电机送电及调 压。 柜相互间或与基础型钢的连接应用镀锌螺栓固定，且防松零件齐全。

二次回路配线成束绑扎，不同电压等级、交流、直流线路及计算机控制

线路应分别绑扎，且有标识;固定后不应妨碍手车开关或抽出式部件的拉出 或推入。根据控制屏和机组安装的位置安装金属桥架，应符合电缆桥架安装标 准。

1.5 接地线安装

将发电机的中性线(工作零线)与接地母线用专用接地线及螺母连接， 螺栓防松装置齐全，并设置标识。应急柴油发电机房下列导电金属应做等电位联结：(1)应急柴油发电 机组的底座;(2)日用油箱支架;(3)金属管，如通风管道、门等;(4)百叶窗、有色金属窗框架等;(5)在墙上固定 消声材料的金属固定框架;

下列金属部件与保护接地PE(PEN)可靠连接：(1)发电机的外壳; (2) 电气控制箱(屏、台)体;(3)电缆桥架、敷线钢管、固定电器支架等。 1.6、机组接线

敷设电源回路、控制回路的电缆，并与设备进行连接。

发电机及控制箱接线应正确可靠。馈电线两端的相序必须与原供电系统 的相序一致。 发电机随机的配电柜和控制柜接线应正确无误，所有紧固件应牢固，无 遗漏脱落、开关、保护装置的型号、规格必须符合设计要求。 1.7、机组调试 1.7.1发电机本体调试

用双臂电桥测量定子绕组的直流电阻，相间误差小于2%，换算至发电机 出厂试验同温度下的电阻误差小于2%。用1000V兆欧表测量定子绕组的绝缘电阻和吸收比，绝缘电阻相间不平 衡系数小于2，环氧粉云母绝缘吸收比大于1.6。以1.5Un+750V进行发电机定子绕组交流耐压试验，无闪络击穿现象。用1000V兆欧表测量转子绕组的绝缘电阻应大于0.5M□。 测量转子绕组的直流电阻换算至发电机出厂试验同温度下的电阻误差 应小于2%。用2500V兆欧表测量绝缘电阻代替对发电机转子绕组进行耐压试验。 测量发电机的绝缘轴承的绝缘电阻，应符合相关规定。 1.7.2 发电机保护回路的整组试验

在发电机电流互感器极性、变比、试验正确的前提下，在电流互感器二 次侧向保护回路加电流，进行过负荷、过流保护动作的正确性试验。对频率继电器、负荷不平衡等继电器根据具体继电器进行正确动作试 验。对转子接地、失磁保护等继电器根据具体继电器进行正确动作试验。 励磁、调节回路试验，励磁电压从零到额定电压能平稳调节。测量直流操作回路、交流二次回路的绝缘电阻及直流回路与交流二次回 路之间的绝缘电阻应大于0.5M□。

检查直流操作电压降至80%Un时，发电机出口开关及保护回路，应可靠 正确动作。

检查发电机主机操作回路能正确可靠地起动和停机。发电机投运前试验发电机从零起升压至1.3倍额定电压进行发电机感应耐压试验，逐点读 取发电机电压与励磁电压，画出发电机电压与励磁电压特性曲线。

发电机出口开关三相短路，过流保护投入，平滑调节发电机输出电流至 额定值，逐点读写发电机输出电流与励磁电压，画出发电机电流与励磁电压 关系曲线。

发电机出口开关断开，发电机继电保护全部投入，发电机升压至空载额 定电压，在母线与发电机输出电压两侧进行核相试验。发电机输出电压的出 线标识与母线相序相符。

1.7.3空载试验(10-15分钟)

对机组进行手动启动观察柴油发电机组与二次冷却水泵、散

热风机、机房送风机、排风机能否同时启动，机组启动后进

行检查。

1. 柴油发电机组运转是否稳定，转速是否平稳，引擎有无杂音。 2. 涡轮增压器、燃油泵、润滑油泵、冷却水泵、充电机运转是否正常。 3. 二次冷却水泵、散热风机、机房送风机、排风机运转是否正常。 4. 润滑油、燃油、冷却水、排气等系统是否正常有无泄漏。 5. 记录机组运行参数：

转速 1500 Rpm . 输出电压 220/380 V (相序，相电压) 输出频率 50 Hz 充电机电压 25-28 V 润滑油压力 45-75 Psi 润滑油温度 50-60 ℃

冷却水温度 72-82 ℃

注：当出现上述任何一项情况异常均应停机检查，排除故障后再试。 1.7.4 机组功能模拟试验

1. 自动启动试验(原设计为手动切换，现改为停电状态时自动切换运行)

人为设置市电失电信号，机组接到市电失电信号后，应能自动启动，并在15秒内达到额定转速带起负载向外供电。 2. 自动停机试验

人为设置市电复电信号，机组接到市电复电信号后，应能卸去负载切换到市电，并空载运行5分钟后自动停机。 3. 启动失败试验

机组启动15秒未能成功停机，15秒后继续启动连续三次未能成功亮红灯报警。 4. 紧急停机试验

机组在运行过程中按下紧急停机按扭，机组应空载运行5分钟后停机(现场与消防控制中心分别进行试验)。

二、安全用电措施

2. 1技术措施

①施工现场供电采用TN-S接零保护系统，保护零线应与工作零线分开单独使用，杜绝混用。PE线在总配电箱处做一组重复接地，接地电阻不大于10Ω。PE线不能加设开关及熔断器，所有电气设备的金属外壳必须与PE线做可靠电气连接，不能一部分接零，一部分接地。

②施工现场的配电箱和开关箱应配置两级漏电保护，并选用电流动作型，漏电动作电流不大于30mA，额定漏电动作时间应不大于0.1S。潮湿及手持工具末级漏电动作电流应不大于是15mA。

③配电箱实行一机一闸，并应有过载、短路、及断路保护功能。

④配电箱内设备必须完好无损，安装牢固，导线接头包扎严密，绝缘良好，电源线进箱处做固定。箱内分路应标注明确。箱门内侧应标有单线系统，箱门应配锁，并由专人负责。配电箱周围不能有杂物。

⑤地下室及潮湿场所应采用安全电压36V或24V照明。碘钨灯用铁架的应做好保护接零，所有220V灯具都应使用单极漏电保护开关。

⑥电动建筑机械和手持电动工具使用需符合JCJ46-88第八章的有关要求。 ⑦对分类用电人员进行安全基本知识培训，并做好安全技术交底。

⑧电气设备，配电系统要定期检查，做好记录。线路检修时，实行工作票制，由专业电工检修设专人统一组织，统一指挥。 2. 2组织措施

①建立安全检查制度。包括内容：接地电阻、电气设备绝缘、漏电保护器动作灵敏度等，用电设备是否安全可行并做好检测记录。 ②建立临时用电施工组织设计的编制，审批验收制度。

③建立技术交底，履行交底人与交被交底人的签字手续，写明交底日期。 ④建立维修制度，做好维修工作日志，内容应详细，记载时间、内容及处结果，并有维修人员及验收人员签字。 ⑤建立拆除制度不用的闸箱设备随时拆除。 ⑥建立安全用电责任制，落实到人。 ⑦持证上岗，禁止非电工无证上岗。

⑧进行专业培训，提高电气工作人员的技术职责。

第四篇：河北大唐王滩发电厂220kV线路带电调试正式...

河北大唐王滩发电厂一期工程 220kV线路带电调试措施

编号：王滩一期工程/XT-措施-009-2005 编制：周迎 审核： 批准：

华北电力科学研究院有限责任公司

二○○五年五月华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单

报告名称： 河北大唐王滩发电厂一期工程220kV线路带电调试措施 报告编号：王滩一期工程/XT-措施-009-2005出报告日期： 2005年5月 保管年限： 长 期 密级： 一 般

试验负责人：陈喜龙 试验地点：河北大唐王滩发电厂

参加试验人员： 赵根社、樊涛、周迎、王雷等 参加试验单位： 华北电力科学研究院有限责任公司、北京电建、天津电建、河北大唐王滩发电厂等 试验日期： 2005年4月至 2005年5月 打印份数： 40 拟稿： 周迎

校阅： 陈喜龙

审核： 陈冀平 生产技术部： 周小明 批准： 姚刚

目 录

1. 设备系统概述 2. 编制依据 3. 受电范围

4. 新投运设备的带电条件 5. 带电前的检查和准备 6. 线路的投运

7. 带电工作的组织与分工 8. 安全注意事项

9. 附录：正式带电系统图

1.设备系统概述

河北大唐王滩发电厂一期工程1号发电机启动/备用电源接入厂外220kV 变电所配电装置。发电厂220kV变电站设计有1条220kV输电线路，本次带电内容为金王线路对#1启动备用变压器及厂备用电源系统进行受电。

2.编制依据

2.1 《电力工业技术管理法规》。

2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1998版)》。 2.3 《火电工程启动调试工作规定》

2.4 《火电工程调整安装试运质量检验及评定标准》 2.5 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 2.6 《电力建设安全工作规程》

2.7 《火电机组启动验收性能试验导则》

2.8 《国家电力公司火电优质工程评选办法(2000年版)》 2.9 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2.10《火电机组达标投产考核标准(2004年版)》 2.11 各厂家设备资料;设计院设计图纸资料、说明

3.受电范围

3.1本侧受电一次设备

3.1.1 220kV变电站断路器(00ADA03GS000)、避雷器。。

3.1.2 隔离开关(00ADA02GS200)及接地刀闸(00ADA02GS210)(00ADA02GS220)、。 3.1.3 隔离开关(00ADA03GS100)及接地刀闸(00ADA03GS110)。

3.1.4 隔离开关(00ADA03GS200)及接地刀闸(00ADA03GS210)(00ADA03GS220)、。 3.2 继电保护和二次回路

主控DCS控制柜、启动备用变压器保护盘、NCS测控盘、变送器及电度表盘。

4.新投运设备的带电条件

4.1 带电范围内所有一次、二次设备均已安装完毕，按有关规程和安装调试资料调整试验合格，符合有关交接标准、规程和规范的要求。 4.2 带电一次设备的相序、相色标识明确，并按有关的规程和KKS编码要求完成设备的编号，设备名称标识醒目，便于操作。带电的二次设备标示清楚。 4.3 线路侧的金王线路的线路保护及断路器保护已调试完毕，试验记录完整，传动试验符合图纸设计要求，满足投运要求。

4.4 远动系统、保护监控系统和故障录波器中有关厂用电部分已整定调试完毕，传动试验正确，可以投运。

4.5 带电设备及带电范围应设置防护拦并有明确的标志，带电区域内地面平整、道路畅通，电缆沟盖板齐全、孔洞堵好，必要的地方已加锁，并悬挂警告牌。 4.6 有关带电设备外观应完整、清洁，外壳机座的接地应齐全完好。 4.7 有关带电房间的房门应上锁，带电设备应设遮栏，并悬挂相应的标示牌(有关细则由安全部门细化)，相关带电设备做好临时隔离措施。

4.8 试验现场应备有充足完好的消防设施及设备并经消防管理部门验收。 4.9 变压器散热器及油枕的截门应打开，变压器的调压开关应在要求的位置并通过直流电阻测量确定接触良好，变压器瓦斯继电器应已放过气。 4.10 检查各充油设备的油位应正常、无渗漏现象。

4.11 各带电设备及装置的绝缘试验应合格，一次设备接地良好。 4.12 220kV高压架空线路应试验合格、相位正确。

4.13 由于#1机厂用低压变压器冲击带电及厂用380V母线已由北京电建采用临时变压器提前受电结束，应拆除原临时高压电缆至启备变6kV侧共箱母线处的接线，恢复原设计接线。

4.14 直流系统安装、调试完毕，验收合格，供电可靠。

4.15 本次带电范围内的所有一次设备包括变压器、开关、一次电缆、母线、CT、PT、避雷器等均已安装完毕，具有相应的安装、试验、验收报告。带电范围内的所有二次设备如继电器、自动装置、保护装置、DCS控制测量系统及信号回路均已安装、试验、验收完毕，具有相应的安装、试验、验收报告。各开关、刀闸传动正确，指示正常。

4.16 测量CT二次阻值合理，无开路现象，备用CT应可靠短路接地。 4.17 测量PT二次阻值合理，无短路现象，中性点应可靠接地;其高低压保险齐全、容量合适。

4.18 检查二次回路交、直流电源保险应齐备，容量合适。 4.19 厂用直流系统、厂用UPS系统已投入运行。

4.20 启动备用变压器保护校验整定完毕，定值正确;逻辑回路传动正确，事故音响及DCS信号指示正确。

4.21 通讯设备齐备(包括1号机单控与220kV变电站的通讯)，禁止在保护盘、DCS盘周围及控制室夹层使用步话机。 4.22 有关带电设备的图纸、资料应齐全。 4.23 防雷接地经验收合格。

4.24 所有受电范围内电源进线、母线联络、PT开关及相应的全项目试验已完成，回路传动无误。

4.25 所有受电变压器的全项目试验合格，资料齐全。

4.26 所有受电范围内的盘柜、元器件安装已全部完成，且资料齐全。 4.27 向参加此次受电工作的人员及生产运行人员进行技术交底，参加此次受电工作的运行值班人员须经考试合格后方可正式上岗。 4.28 准备好录波设备，作好充电时的录波准备。

4.29 受电前应通过网局质监中心站监检合格，确认具备受电条件。

5.带电前的检查和准备

5.1 检查启备变高压侧断路器(00ADA03GS000)及所有隔离刀闸、接地刀闸应处于断开位置。

5.2 按调度和电厂要求投入两套启备变保护盘上启备变差动保护、启备变复合电压保护、高压侧复压过流保护、变压器零序保护、低压侧分支过负荷保护、变压器本体瓦斯保护、变压器调压瓦斯保护、低压侧过流保护各保护跳闸压板;核对各保护整定值。

5.3 检查6kV厂用1A、1B段，6kV厂用2A、2B段，6kV公用0A、0B段所有断路器均在试验位置并断开，所有负荷开关接地刀在断开位置，PT小车在试位。 5.4 启备变在线监测装置投运，冷却器投自动;在启备变高压侧CT回路中接入录波仪，测量启备变冲击电流。

5.5 用摇表摇测带电范围内的一次设备绝缘良好。

6.线路的投运

6.1 经确认条件许可后，由启动试运行指挥小组及当值值长与调度取得联系，申请对线路送电。

6.1 经调度许可，由变电站向金王线路送电，以A、B、C相为序分相给线路充电，220kV电压带至隔离刀闸(00ADA02GS200)线路侧。相充电后，本侧进行一次、二次核相检查。相别及二次检查数值均应正确。

6.2 单相充电工作结束后，由变电站对线路进行三相充电，充电三次。第一次充电后在GIS装置上检查一次相序指示应正确，并分别于厂内升压站高压侧PT端子箱、NCS控制屏、启备变保护屏、计量屏、变送器屏、故障录波器屏等处进行二次回路测量检查。

7.带电工作的组织与分工

本措施经有关部门批准后方可执行。系统操作以调度措施为准。 7.1 调试单位负责措施编写，负责协调指挥工作，负责带电过程中的技术操作指导及测量工作。

7.2 带电过程中所有

一、二次设备的操作由电厂运行人员负责，监护由调试所负责，电建电气工地及调试队配合。

7.3 带电过程中测量及向量检查工作由调试所负责。 7.4 带电过程中与区调的联系工作由当值值长负责。 7.5 监理公司负责带电全过程的监理工作。

7.6 电厂筹建处负责整个带电工作的组织协调工作及外部关系等。

8.安全注意事项

8.1 带电系统内的

一、二次设备带电前必须按设计编号及运行编号注明，防止出现误操作。

8.2 参加带电工作的人员要听从指挥人员的统一安排，负责监听、监视、操作和监护的人员应恪尽职守，不得擅离岗位，一旦发现异常情况，应立即报告。 8.3 为了防止误操作、误合闸，没有得到操作命令，任何人不得进行随意操作。已带电运行的设备应采取相应隔离措施并悬挂标示牌。 8.4 带电前有关单位和部门应组织联合检查，落实措施的实施情况。 8.5 在带电工作中一旦发现异常或危及人身和设备安全的情况，应立即断开电源，汇报解决。

9.附录：正式带电系统图

接厂外220kV变电所TV01 测量，保护，计量5000.10.10.1////0.1kV333300ADA02GS21000ADA02GS20000ADA02GS22000ADA03GS10000ADA03GS110TA01 0.2s 1500/1A TA02 0.2 1500/1A TA03 5P40 600/1A TA04 5P40 600/1A 计量测量启/备变组保护A屏启/备变组保护B屏TA05 5P40 1250/1A TA06 5P40 1250/1A TA07 5P40 1250/1A 备用备用备用00ADA03GS21000ADA03GS20000ADA03GS220TA08 0.2 300/1A TA09 5P60 600/1A TA10 5P60 600/1A TA11 5P60 600/1A #1 启动/备用变压器63/35-35MVA220/6.3-6.3kV23GTA16 5P30 600/5A TA17 5P30 600/5A 绕组温度故录备用备用TA12 5P30 300/1A TA13 5P30 300/1A TA14 5P30 300/1A TA15 5P30 300/1A TA18 5P30 600/5A TA19 5P30 600/5A TV04测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护A屏TA36 0.5 5000/5A TA37 5P20 5000/5A TA38 5P20 5000/5A TA39 5P20 5000/5A TV03测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护B屏01A TA28 TV02测量TA20 TA21 TA22 TA23 OCA 6.3kV0A段CA TA24 TA25 TA26 TA27 OCB TV07测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护A屏TA32 TA33 TA34 TA35 02B 6.3kV0B段CB 2BTV06测量分支过流 故录启/备变组保护B屏启/备变组保护A屏01B 6.3kV2B段1B TV05测量分支过流 故录TA40 0.5 5000/5A TA41 5P20 5000/5A TA29 分支过流 故录启/备变组保护B屏TA30 启/备变组保护A屏TA31 02A 启/备变组保护B屏TA42 5P20 5000/5A 启/备变组保护A屏TA43 5P20 5000/5A 6.3kV1A段1A 6.3kV2A段2A CC 6.3kV1B段1#高压厂用工作变2#高压厂用工作变1#高压厂用公用变2#高压厂用公用变2#高压厂用工作变1#高压厂用工作变

第五篇：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。

2.2.2 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 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h) 额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造厂： 南京汽轮电机(集团)有限责任公司

3.2 发电机

额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷

功率因数：

满载效率：

励磁方式

制造厂家：

4 编制依据及标准

本措施的编制参考以下有关资料：

《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ;

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》部颁;

《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇(1992年版)》部颁;

《火电工程启动调试工作规定》部颁;

《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》部颁;

《电力建设工程调试定额(1996年版)》部颁;

设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。

5 整套启动应具备条件

5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：

5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活;各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。

5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。

5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。

5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。

5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。

5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。

5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。

5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。

5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。

5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：

循环水泵和循环水系统

凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。

发电机空冷却系统。

真空泵及凝汽器真空系统。 汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。

主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。

除氧系统。

辅助蒸汽及轴封汽系统

电动给水泵及系统。

5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：

5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。

5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。

5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。

5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志(如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等)均应正确明显。

5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。

6 机组整套启动主要原则方式

6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转/分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：

6.1.1 进行各项原始记录(包括膨胀、差胀等)，绘制机组冷态启动曲线(或结合DCS、DEH等系统采集数据)，测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。

6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。

6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。

6.1.4 做主汽门严密性试验。

6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。

6.2 汽机超速试验

6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。

6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速(3270r/min)和机械超速试验。

6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0%～100%额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。

6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80%额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。

6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。

6.4.1 机组就地手动启动方式要领：

6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。

6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。

6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10%左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。

6.4.7 在带10%负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80%负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。

6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。

7 汽轮机冷态启动

7.1 冷态启动前的准备工作：

7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。

7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。

7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。

7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。 7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。

7.2 锅炉已供汽至分汽缸：

7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入润滑油系统。

7.2.3 投用盘车装置。

7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。

7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

7.2.10 发电机空冷系统投用，

7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。

7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。

7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。

7.3 汽轮机冷态启动程序

7.3.1 冲转

汽轮机冷态启动参数和控制指标：

主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上

凝汽器压力： -0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃

高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差

注意：在汽轮机冲转、满速直至带10%负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。

(1) 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。

(2) 遥控脱扣一次，结果正常。

(3) 就地脱扣一次，结果正常。

(4) 投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。

(5) 真空达到-0.06MPa。

(6) 投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。

(7) 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。

(8) DEH系统进入就地手动启动方式。

(9) 真空达到 -0.07Mpa及以上。

(10) 要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。(通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整)

(11) 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。

(12) 确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。

(13) 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。

(14) 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。

(15) 缓慢开启电动主汽门旁通门。

(16) 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。

(17) 适当开启旁通门，确认转速上升。

(18) 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。

(19) 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。

(20) 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。

(21) 重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。

(22) 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。

(23) 缓慢开启旁通门继续升速。

(24) 当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟(暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整)。

(25) 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。

(26) 中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。

(27) 设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。

(28) 通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。(临界转速约1600r/min)。

(29) 升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通;观察排汽温度。

(30) 满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。

(31) 升速过程中的注意事项

a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。

b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。

d) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。

e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。

7.3.2 首次满速后的工作

(1) 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。

(2) 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。

(3) 通知值长，进行电气专业有关试验。

7.3.3 并网和带负荷暖机

(1) 机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。 (2) 全面进行热力系统检查。

(3) 通知锅炉控制负荷，调整汽包水位;一切就绪后即可以并网。

(4) 并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。

(5) 当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。

(6) 增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。

(7) 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。

(8) 经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。

(9) 维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。

7.3.4 解列后完成下列试验

(1) 电气超速试验

(2) 机械超速试验

(3) 超速试验的检查、注意事项：

a) 试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。

b) 试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。

c) 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。

d) 试验中应派专人监视润滑油压。 7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行

(1) 机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求

(2) 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。

(3) 当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。

(4) 设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。

(5) 负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。

(6) 负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。

(7) 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。

(8) 设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。

(9) 到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。

(10) 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。

(11) 负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。

(12) 负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。

(13) 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。

8 汽轮机热态启动

8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。

8.2 热态启动冲转参数

8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。

8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。

8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项

8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。

8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。

8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。 8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。

8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。

8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求尽快并网。

8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。

8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。

8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。

9 减负荷及停机操作

9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。

9.2 每降低20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。

9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。

9.4 汽轮机正常停机程序

9.4.1 确认停机命令。

9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。 9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。

9.4.4 切除功率自动控制回路。

9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。

9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。

9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。

9.4.8 降负荷到1MW。

9.4.9 联系值长，发电机解列。

9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。

9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。

9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。

9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。

9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。

9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。

9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃;若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。

9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。

9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。

9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。 9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。

9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。

150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度

9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机

9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。

9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。

9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。

10 满负荷(72+24小时)试运行注意事项

10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。

10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。

10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。

10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。

10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。 10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。

11 故障停机

汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。

11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。

11.2 机组发生强烈振动。

11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。

11.4 水冲击。

11.5 轴封内发生火花。

11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。

11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。

11.8 发电机内冒烟或爆炸。

11.9 转子轴向位移超过+1.3或-0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。

11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。

12 安全注意事项

12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。

12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。 12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。

12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。

13 调试组织分工

按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。