电厂调试大纲资料Word下载.docx
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汽轮机为南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产的N55-8.83-255MW冷凝式汽轮机；
发电机为南京汽轮电机（集团）有限责任公司生产，型号为QFW-60-2；
冷凝式汽轮机DCS系统为北京和利时工程有限公司的MACS3集散控制系统。
除尘器采用双室四电场静电除尘器。
4整套启动前应具备的条件
分系统试运不属于我方调试范围，机组整套启动前各分系统应已结束。
分系统项目如下：
4.1汽机部分
（1）主辅机保护、联锁试验；
（2）安全门检验及调节门、抽汽逆止门、电动门等的动作检查试验；
（3）空冷凝汽器及炉前系统清洗、钝化保养；
（4）辅机循环水、冷却水系统调试；
（5）辅助蒸汽系统调试；
（6）凝结水及补水系统调试；
（7）除氧给水系统调试；
（8）电动给水系统试运调试；
（9）机组各蒸汽管路冲洗；
（10）抽汽加热器及疏水系统调试；
（11）真空系统调试；
（12）抽汽加热器及疏水系统调试；
（13）轴封供汽系统调试；
（14）发电机内冷却水系统调试；
（15）调节保安系统调试；
（16）润滑油系统调试；
（17）主汽门严密性试验；
4.2锅炉部分
（1）锅炉机组主要设备及系统进行检查；
（2）各汽水系统电动阀门、烟风系统调节挡板及有关电动和手动风门试验；
（3）锅炉侧工业水系统、取样、加热及排汽等辅助系统；
（4）烟风系统的冷态通风试验，返料器、流化风、二次风、冷渣器、
密封风等用风系统流量测量装置的检验核对；
（5）锅炉安全阀；
（6）锅炉本体膨胀系统；
（7）锅炉蒸汽管路及蒸汽系统相关管路的蒸汽吹扫；
（8）主辅机保护联锁检查及试验；
（9）循环流化床孔板阻力、料层流化的冷态试验，确定最佳点火方式；
（10）循环流化床锅炉返料器返料特性的冷、热态分析研究；
（11）设备各阶段存在的有关问题和缺陷记录。
4.3电气部分
（1）了解厂用系统带电工作；
（2）了解启动备用电源系统试运工作；
（3）进行保护和开关的传动试验；
（4）进行电流.电压回路及同期回路的检查工作;
（5）引送风机系统电气调试；
（6）一次风机系统电气调试；
（7）空预系统电气调试；
（8）燃油系统电气调试；
（9）吹灰系统电气调试；
（10）冷却水系统电气调试；
（11）凝结水系统电气调试；
（12）除氧给水系统电气调试；
（13）主润滑油顶轴油系统电气调试；
（14）发电机水冷系统电气调试；
（15）发电机密封油系统电气调试；
（16）真空泵系统电气调试；
（17）轴封系统电气调试；
（18）疏水系统电气调试
（19）凝结水精处理系统电气调试；
（20）工业水系统电气调试；
（21）化学补充水处理系统电气调试；
（22）除灰除渣系统电气调试；
（23）输煤系统电气调试；
（24）电除尘系统电气调试。
4.4热控部分
（1）测量元件、取样装置的安装情况及校验记录、仪表管路严密性试验记录，表管、变送器的防护措施；
（2）执行机构及基地调节器的安装情况，并已完成远方操作试验；
（3）一次元件及特殊仪表已经校验；
（4）调节机构的检查，进行特性试验；
（5）调节仪表、顺控装置和保护装置的单体校验；
（6）分散控制系统的受电和软件恢复；
（7）计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查；
（8）分散控制系统组态检查及参数修改；
（9）热控用气源的质量和可靠性；
（10）风量测量装置的标定；
（11）汽轮机监视系统调试；
（12）计算机监视系统调试与投入；
（13）主辅机联锁及保护试验；
（14）模拟量控制系统的开环试验及静态整定；
（15）主机保护、旁路控制系统调试及开环试验；
（16）分散控制DCS系统技术指标检查；
（17）汽包水位炉膛火焰工业电视监视系统的检查与调试；
（18）热工信号逻辑报警系统调试；
（19）化学分析仪表调试；
（20）配合烟气连续监测系统调试；
（21）空调系统调试；
（22）辅助系统集中监控系统（如水、灰等）的调试。
4.5化学部分
（1）原水预处理设备的调试；
（2）除盐系统的调试；
（3）辅机循环水处理系统调试；
（4）凝结水处理系统的调试；
（5）废水中和处理系统的调试（包括生活污水处理系统）；
（6）锅炉化学清洗及锅前系统清洗；
（7）分系统试运化学监督；
（8）汽水取样系统调试；
（9）加药系统的调试。
5调试范围及调试项目
本期工程调试范围为1炉1机的整套机组启动调试，各专业调试项目如下：
5.1汽机部分
5.1.1启动调试前期工作
（1）收集并熟悉有关的技术资料；
（2）了解机组安装情况；
（3）准备调试所需的仪器、仪表；
（4）编制汽轮机组的调试措施。
5.1.2整套启动试运阶段的工作
（1）各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运；
（2）汽轮机冲转及带负荷试验；
（3）变负荷试验；
（4）进行72小时满负荷连续试运行；
（5）进行消缺后的24小时满负荷连续试运行。
5.2锅炉部分
5.2.1启动调试前期工作
（4）编制锅炉调试措施和调试方案；
5.2.2整套启动试运阶段的工作
（1）整套启动前准备性检查试验；
（2）指导运行人员按启动方案及运行规程的要求进行锅炉启动点火操作，调整燃烧，控制升温升压速度，完成启动前有关工作；
（3）疏水及排污系统调试；
（4）安全阀校验及蒸汽严密性试验；
（5）配合汽机和电气专业进行汽机试转和发电机试验；
（6）发电机并入电网后，指导锅炉运行人员进行整套机组带负荷，调整燃烧，维持良好的蒸汽参数，确保锅炉达到要求范围内的各项指标；
（7）返料器热态调试，确定理想的循环物料运行方式；
（8）针对粗料床进行给煤机落煤调整试验，维持正常床温；
（9）针对流化床锅炉进行不同一次风量和二次风量的调试，研究床温与汽温变化特性；
（10）分析研究不同负荷下料层高度变化及其对应风室风压、料层差压的对应关系，确定单位时间最佳排渣量；
（11）进行变负荷试验，了解不同负荷下流化床的适应性；
（12）进行冷渣器热态运行调整试验，在设备允许的条件下保证良好运行状态；
（13）配合汽机与电气专业进行带负荷、超速等试验；
（14）灰渣系统的带负荷试验；
（15）给煤系统的带负荷试验；
（16）吹灰系统的带负荷试验；
（17）进行72小时连续满负荷试运行；
（18）进行机组消缺后的24小时连续满负荷试运。
5.3电气部分
5.3.1启动调试前期工作
（1）收集相关技术资料；
（2）熟悉电气一次主接线，全面了解机组的继电保护和自动装置；
（3）了解设备安装和单体调试情况；
（4）编制电气整套启动调试措施；
（5）准备试验仪器、仪表。
5.3.2整套启动试运
（1）测量发电机系统的绝缘电阻；
（2）在汽轮机不同转速时，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗、功率损耗；
（3）额定转速下工作试验。
主要有短路试验,空载试验,保护定值检查试验,录制发电机灭磁时间常数,测量发电机一次残压及相序.再次检查二次回路的完整性及相序.向量的正确性；
（4）进行发电机定相试验。
假同期试验、同期并网试验；
（5）机组并网后带负荷试验；
（6）投入发电机变压器保护及励磁系统；
（7）主变压器及高压厂用变压器系统充电试验；
（8）发电机启动调试；
（9）发电机变压器组带负荷试验及试运行；
（10）发电厂监控调试；
（11）发电厂厂用电源系统调试；
（12）高压备用（公用）变压器；
（13）升压站调试；
（14）自动励磁调节系统投运调试；
（15）高压厂用电源带负荷切换试验；
（16）进行72小时连续满负荷试运行；
（17）进行机组消缺后的24小时连续满负荷试运。
（18）进行72小时连续满负荷试运行；
（19）进行机组消缺后的24小时连续满负荷试运。
5.4热工部分
5.4.1启动调试前期工作
（1）熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点；
（2）掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备和有技术难题的设备进行学习、调研和收集资料；
（3）审查热工控制系统的原理图和组态图；
（4）了解热工安装和单体调试情况；
（5）编制主要控制系统的调试措施。
5.4.2整套启动调试
（1）在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入各种热控装置及模拟量控制系统；
（2）模拟量控制系统投入后，检查调节质量，整定动态参数，根据运行工况做扰动试验，提高调节品质；
（3）投入各项主机保护；
（4）运行工况稳定后，投入协调控制系统；
（5）配合有关专业进行带负荷和变负荷试验；
（6）参加72小时连续满负荷试运行；
（7）参加机组消缺后的24小时连续满负荷试运。
5.5化学部分
5.5.1启动前期工作
（1）了解工程情况，收集资料；
（2）编写调试和措施。
5.5.2整套启动试运
（1）投入加药系统；
（2）协助、监督运行人员的操作调整，配合热工专业完成化学仪表和程控装置的投入；
（3）对炉水及蒸汽品质监督；
（4）凝结水、疏水回收监督；
（5）监督除氧器的除氧效果；
（6）锅炉及热力系统停运时防腐监督；
（7）记录统计设备运行情况及参数；
（8）参加72小时连续满负荷试运行；
（9）参加机组消缺后的24小时连续满负荷试运。
6整套启动调试进度计划
（1）机组首次启动空负荷试验（汽机及电气等各项试验）：
2005年8
月6日—8月10日
（2）机组首次并网发电：
2005年8月15日
（3）机组完成72小时满负荷试运：
2005年8月15日—8月30日
（4）机组完成24小时满负荷试运：
2005年9月5日
上述调试进度计划是根据现场实际工作进度日期为完成截止日期.考虑了一般情况下的实际调试进度影响因素及空余时间误差。
详细的调试进度计度请参见有关后续的调试方案。
我们还将根据现场实际情况修改调试进度计划，尽量在现场条件允许的情况下做到保质保量地提前完成整套启动调试任务。
7启动调试的组织及分工职责
7.1启动试运的组织
7.1.1机组整套启动之前建设、监理、施工、调试、生产、设计、电网调度、制造厂等有关单位代表组成启动委员会。
由业主任命启动委员会主任一名，副主任委员和委员若干名。
该委员会工作直至机组办完移交试生产手续为止，其主要职责是领导和协调机组整套启动试运工作及外部条件；
审议和决定机组整套启动试运工作中的重大事宜。
7.1.2在机组分部试运开始的一个月前，成立由建设、监理、施工、调试、生产、设计等单位代表组成的机组试运指挥部，设总指挥一名，副总指挥若干名，该指挥部工作直至机组办完移交试生产手续为止。
其主要职责是：
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。
启动验收委员会成立后，试运指挥部在其领导下开展工作。
7.1.3在试运指挥部下，成立由建设、监理、施工、调试、生产、设计等单位代表组成的分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组和试生产组。
各组分别设组长一名，副组长2—3名，一般由各单位出任试运指挥部副总指挥的人兼任。
具体负责机组的分部试运、整套启动调试、验收检查和生产准备等日常工作。
7.2参与机组启动试运有关单位的主要职责
7.2.1建设单位
全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段的工作检查协调、交接验收和竣工验收等日常工作，协调解决合同执行中的问题和外部关系等。
出任验收检查组和综合组的组长。
7.2.2施工单位
完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工；
配合机组整套启动调试试运工作；
按有关要求做好自检、迎检工作；
做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施；
负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作；
提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。
全面负责组织分部试运工作，出任分部试运组组长。
7.2.3调试单位
负责编制调试大纲、机组整套启动试运的调试方案和措施；
了解分部试运工作及试运后的验收签证；
全面检查机组所有系统的完整性和合理性；
负责组织协调并完成机组启动试运全过程中的调试工作；
负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案或建议；
填写调整试运质量验评表；
提交调试报告。
出任整套试运组组长。
7.2.4生产单位
负责完成机组整套启动前各项生产准备工作；
负责提供电气、热控等设备的运行整定值；
参加分部试运及试运后的验收签证；
做好运行设备与试运设备的安全隔离措施；
负责试运中的操作、事故处理和文明生产；
对运行中发现的问题提出处理意见或建议；
移交试生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作等。
出任生产准备组和试生产组组长。
7.2.5设计单位
负责机组试运过程中出现的必要的设计修改；
提交完整的竣工图。
7.2.6制造单位
按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；
及时消除设备缺陷；
处理制造厂应负责解决的问题；
协助处理非责任性的设备问题。
7.2.7电网调度
提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；
核查机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；
及时审批机组的并网申请，以及可能影响电网安全运行的试验方案，发布并网或解列命令等。
7.2.8监理单位
按合同进行机组启动试运全过程的监理工作。
8试运期间防止机组非计划停运的反事故措施
机组启动调试工作是新建机组的一个关键阶段，防止试运期间机组非计划停运反事故措施，是使机组顺利完成启动试运行，达到安全、稳定、经济的调整试运目的保证。
试运期间机组非计划停机的因素很多，涉及设计、施工、调试、运行、制造厂家、监理、生产等参建单位。
因此，必须以科学的管理方法来组织机组的启动调试和试运。
在启委会的领导下，各单位责任落实，层层把关，以实现共同目标。
我公司在调试组织机构的运作中，明确调总是调试现场具体调试工作的总指挥，从整套调试试运开始，负责各单位，各专业之间的调试和消缺协调工作。
各专业负责人为各专业的安全、质量、技术第一负责人，我公司安全体系、质量体系的有效工作是防止非计划停运的有力保证。
工作重点是：
1）落实质量验收制度，不合格的项目不能带到下道工序；
2）严格执行工作票制度；
3）加强试运中的指导、示范操作和监护；
4）调试人员必须以高度的责任心和责任感来对待调试工作，牢固树立“精心组织，确保安全，认真调试，精益求精，创造精品工程”的思想。
在编制调试措施和实施调试过程中，要采取可靠的措施保证人身和设备安全，各专业要根据国家电力公司2000年颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》编制反事故措施，确保在调试期间不发生事故。
8.1锅炉专业
8.1.1防止炉膛及烟风道瓦斯爆炸
（1）在可能存在瓦斯气体的烟风道和炉膛装设瓦斯泄放排空管及对应阀门、防爆门。
（2）锅炉尽量避免长期低负荷和空气量不足的情况下运行。
（3）加强煤质和颗粒度的分析并及时调整，避免燃烧不完全形成瓦斯沉积。
（4）紧急停炉后，及时检查给煤机完全停运，停炉压火前，料层温度须降低至800～820℃以下、氧量提高到14.5％以上。
（5）加强锅炉火焰工业电视的维护和火检的维护，以使其能正常投入运行。
8.1.2防止锅炉尾部再燃烧
（1）尾部烟道各部测温元件在安装前必须认真校验，有校验合格证方可安装；
（2）运行中密切注意尾部烟道负压和温度的变化情况，异常时必须查明原因，采取措施及时处理；
（3）加强旋风分离器的严密性和返料器的连续运行状态检查；
（4）随时检查锅炉燃烧情况，不得出现锅炉冒黑烟和燃油雾化不良现象。
8.1.3防止锅炉超压、超温
（1）各压力、温度测量元件安装前，必须经过校验，有合格校验报告后方可安装；
（2）锅炉进行水压试验前，必须做好防止超压的安全措施，专人负责到位；
（3）锅炉进行安全门复跳前，电磁或机械泄放阀须校验合格、投入自动位置；
（4）锅炉运行人员必须严密监视锅炉各部壁温、烟温和汽温，严格按措施规定执行，不得私自放大；
（5）对锅炉烟温调整挡板和减温水调节门，要在投运前进行认真调试和检查，有问题及时联系安装消除。
8.1.4防止锅炉汽包满水和缺水
（1）汽包各水位计及水位取样变送器安装时，必须保证与汽包正常水位中心线持平，并有严格记录、签证，各水位计及采样器中心线误差在合格范围内；
（2）汽包水位计水侧取样管孔位置，必须低于汽包水位停炉保护动作值，并应有足够的裕量；
（3）汽包水位测量系统应采取正确的保温、伴热防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性；
（4）运行人员应经常检查各水位计的偏差值，并查明其原因；
（5）严格按照运行规程及各项制度对水位测量系统进行检查及维护，机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核，做好调试专项记录和报告；
（6）汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动校验，用上水法进行高水位保护试验，用排污门放水方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接法进行模拟传动试验；
（7）当运行中无法判断汽包实际水位时必须紧急停炉；
（8）出现电源中断紧急停炉时，等电源恢复时根据水位校准状态和当时的紧急处理情况适量补水，如就地水位计不能叫出水位时不能强行补水。
8.1.5防止料层大面积严重结焦
（1）严格控制料层的运行温度850～1000℃，点火期间、调峰或煤质波动期间最高不得突破1060℃；
（2）严格确定热态最低流化风量和风压，控制各负荷下料层高度适当，防止流化不良造成的局部高温；
（3）定期检查烟风系统档板和风机出、入口档板，确保其开度位置正确；
（4）一次风、二次风风机启动、停止必须严格按调试要求及有关运行规定进行操作；
（5）流化风正压侧的密封效果及漏风量应严格控制在允许范围内;
（6）严格控制返料器物料工作温度不得超限，一般情况下不得超过970℃;
（7）随时调整风机运行时的风量，保持其热平衡，避免温度不均匀现象出现;
（8）严格控制入炉燃料的颗粒度适中，避免死料存在;
（9）严格保证放渣、放灰管的密封，防止漏风形成复燃结焦;
（10）点火期间，入炉引子煤折算到床料中的低位发热量不得超过5500kJ/kg;
（11）点火期间温度上升时需要严格控制风量与燃料的平衡关系。
8.2汽机专业
8.2.1防止汽轮机大轴弯曲
（1）安装验收严格执行有关规定，办理四方验收签证;
（2）机组启动前检查大轴弯曲晃度值，不许超过原始值的0.02mm;
（3）启动前严格控制各轴承油温，启动后严密监视汽机的振动和轴瓦温度，任何情况下超过相应允许值，应立即打闸停机;
（4）热态启动前，应充分暖管、加强疏水，汽温控制要比汽缸壁温最高点温度高80℃～100℃，严格控制蒸汽过热度不得少于50℃;
（5）机组启动前，应检查汽缸上、下壁温差不超限；
启动过程中，严密监视机组的胀差、轴向位移等重要数据;
（6）机组在跳闸或甩负荷后，应查明原因，如不影响机组安全，应在汽机避开临界转速区后尽快恢复机组运行;
（7）停机后，必须严密注视加热器、高压缸排汽、凝结水补水、旁路减温水、除氧器等各阀门的位置和严密性，以及水位和汽缸温度，防止汽机进水;
（8）机组正常启／停前，应检查顶轴、盘车装置及电源正常可靠。
8.2.2防止汽轮机油系统着火
（1）检查油系统的管道及部件的布置远离高温管道;
（2）检查油系统的管道要有牢固的支吊架和隔离罩;
（3）油系统的阀门与法兰有可能漏油的部位附近敷设有热管道或其它热体时，这些热体保温应坚固、完整，其外表覆盖有铁皮，外表面温度不得超过50℃;
（4）运行中，应加强对油压、油温监视和定期巡查系统管路，防止漏油现象发生;
（5）事故油箱能保证随时可用，主油箱事故排油门醒目、动作灵活、可靠;
（6）油系统安装完毕应进行打压试验。
8.2.3防止汽轮机超速
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