福建某火电厂机组上大压小工程高低压旁路系统调试方案Word文档下载推荐.docx
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9.81
入口蒸汽温度
℃
537
340
370
450
460
入口蒸汽流量
t/h
410
106
出口蒸汽压力
3.895
0.686
0.883
出口蒸汽温度
327.7
220
240
260
280
出口蒸汽流量
473
111.9
113.6
119.5
117.3
进/出口管道设计压力
18.35/4.48
进/出口管道设计温度
545/347.3
快开快关时间
s
2
喷水
调节
计算压力
21.5
计算温度
179.4
130
计算流量
63
5.9
7.6
13.5
11.3
减温水管道设计压力
MPa
27.5
减温水管道设计温度
182.2
技术参数名称
低压
3.505
320
327
417
487
0.7
0.2
175
140
611.2
127.7
130.3
145.8
150
4.39/2.5
545/250
调节阀
3.0
2.7
38.3
54
138.2
15.8
16.7
26.3
32.7
4.0
147.5
2.2旁路油站
类别
项目
旁路油泵
旁路油循环泵
转动设备
型号
—
PV152R5EC00
F3-SDV20-1P11P-1A
转速
r/min
1450
1390
排量
cm3
152
36.3
厂家
美国denison公司
电机
M2QA160L4A
QA90L4A
电流
A
28.8
3.64
电压
V
380
功率
kW
15
1.5
ABB公司
3调试目的
高低压旁路系统及旁路油系统安装工作结束后，通过分部试运行调试，检验系统的逻辑保护正确可靠，确认高低压旁路系统及旁路油系统设计、安装的合理性和可靠性，达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的相关要求。
4编制依据
a）《火电工程启动调试工作规定》（建质[1996]40号）；
b）《电力建设施工及验收技术规范》汽机篇DL5011-92；
c）《电力建设施工质量验收及评定规程第3部分》汽轮发电机组，DL5210.3-2009；
d）《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111号）；
e）《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009；
f）《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004；
g）《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2003年版）；
h）《电力建设安全工作规程》DL5009.1-2002；
i）《电力工程建设标准强制性条文（火力发电工程部分）》2006年版；
j）瑞士苏士尔寿公司提供的设备说明书等技术资料；
k）新华威尔液压系统（上海）有限公司提供的设备说明书等技术资料。
5试运前应具备的条件
a）旁路油单元模块及相连管路按安装手册和设计图纸安装完毕，经验收合格；
b）执行机构及油管路安装完毕，经验收合格；
c）油泵电机绝缘电阻合格，电气一、二次试验工作结束，保护回路调试结束且试运合格；
d）油泵单机试转和油循环冲洗结束，油质化验合格并恢复正式系统；
e）油箱已加油至正常油位；
f）高压蓄能器已充氮至正常压力；
g）各过滤器已换上干净的滤芯；
h）系统各管道、支吊架和阀门（包括气动门）均已调整试验完毕，开关灵活，方向正确，无卡涩现象，并经质量验收签证合格；
i）主再热蒸汽管道已吹洗结束，临时管道拆除，因管道吹洗而临时拆除的逆止阀等已恢复；
j）高低压旁路管道已清理洁净，临时阀门吹扫装置已拆除；
k）高低压旁路减温水管道冲洗完毕，喷水调节阀、喷水隔离阀动作可靠；
l）所有热工及电气仪表的校验已完成，指示准确，就地与远方报警、保护信号试验完毕并合格，具备投入条件；
m）报警及联锁试验已完成；
n）工业和循环冷却水系统、凝结水系统、给水系统已经过分部试运合格，具备投运条件；
o）系统所有管道阀门均已挂上标识牌；
p）通讯设施完善、可靠，现场已清扫干净，道路畅通照明充足；
q）人身及设备安全措施齐全；
r）系统试运所应具备条件已经过各方签证，试运条件检查确认表见附表1。
6联锁保护及报警试验
高低压旁路系统及旁路油系统联锁保护及报警试验一览表见《汽机专业辅机联锁保护试验汇总表》。
7旁路油系统调试
7.1系统及热工信号检查
a）系统各压力、温度测点读数正确，报警定值符合设计要求；
b）旁路油箱冲油结束、液位正常，油质经化验合格；
c）按照运行规程导通旁路油路系统，阀门开关状态正确；
d）旁路油单元模块压力测量元件均已正常投入；
e）各油泵动力电源及控制回路电源正常；
f）旁路油温度应高于20℃，否则应投入电加热器，通电加热油箱。
7.2系统耐压试验
a）旁路油泵吸入侧和出口侧阀门打开，吸入压力正常且回油畅通；
b）启动A泵，调整溢流阀，使泵出口压力逐步上升到21±
0.2MPa，工作3min，停泵；
c）按上述方法启动B泵；
d）在升压过程中应检查系统所有各部件、接口、焊口等不应有泄漏，如有泄漏应立即停泵进行处理。
7.3溢流阀整定
a）启动旁路油泵，调整溢流阀，将系统的油压调整至19.0±
0.2MPa后，停泵；
b）启动另一台旁路油泵，检查系统油压应为19.0±
0.2MPa。
7.4旁路油系统压力调整
b）启动旁路油泵，使用泵体上的调压螺钉，使系统油压为16.0±
0.2MPa，运行5min停泵，期间检查泵组运行正常，确认承压管线无泄漏；
c）启动另一台旁路油泵，按上述同样方法，对系统油压进行整定，运行5min停泵，期间检查泵组运行正常，确认承压管线无泄漏。
7.5蓄能器压力的整定
a）开启蓄能器进口隔离阀，确认蓄能器油压与控制油母管压力相当；
b）关闭蓄能器进口隔离阀，缓慢开启放油阀，蓄能器油压开始缓慢下降，油压降至某一点时将突降至零，记下该点油压，即为气囊压力；
c）整定高压蓄能器氮气压力10.4±
0.2MPa，如气囊压力达不到要求，要进行充氮。
8高低压旁路系统调试
8.1阀门开启和关闭时间测定
a）测取高低压旁路减温减压阀全程正常、快速开启和关闭时间；
b）测取高低压旁路喷水调节阀全程正常、快速开启和关闭时间；
c）测取高压旁路喷水隔离阀全程开启和关闭时间；
d）阀门开启和关闭时间应符合要求。
8.2机组启动旁路系统的投入
a）旁路系统的投入原则是先投Ⅲ级Ⅱ级后投Ⅰ级，先投汽侧减压后投减温水；
b）投入旁路前，打开主、再热汽管道和旁路阀前的疏水门；
c）锅炉点火升温、升压后，对旁路进行暖管；
d）根据锅炉的需要按照原则投入旁路系统，保持Ⅲ级全开，低压旁路（Ⅱ级）打开至10%开度位置，高压旁路（Ⅰ级）打开至100%开度位置，高低压旁路置于手动；
e）首先稍开减压阀，然后再微开喷水流量调节阀，观察阀后蒸汽温度的变化，确认减温喷水系统正常；
f）保持该开度进行预热。
预热时，蒸汽压力不超过0.02～0.05MPa，时间不少于30min；
g）预热结束后，逐步打开减压阀，以0.1～0.15MPa/min速度进行升压，根据阀后温度决定喷水减温的投入和调整，保证旁路阀后压力和温度满足启动要求；
h）启动过程根据情况，可将旁路投入切为自动，旁路系统应能使机组平稳地冲转、升速、定速并网和带负荷；
i）分别记录各阀门进出口压力、温度、阀门开度、流量、机组负荷等参数。
8.3旁路系统的停运
a）旁路系统的停运原则是先停Ⅰ级Ⅱ级后停Ⅲ级，先停减温水后停汽侧；
b）机组带负荷后，根据阀后的压力温度按停运原则切除旁路系统；
c）旁路系统停运后将控制置于自动，投入联锁，同时保持旁路系统处于热备用状态。
9试运质量检验评定
高、低压旁路系统及旁路油系统试运应满足附表3～4中的各项要求。
10试运范围
高、低压旁路系统及旁路油系统试运范围从主蒸汽管道、高压旁路、冷段再热管路、热段再热管路、低压旁路、减温减压扩容器至凝汽器、旁路油箱、旁路油泵、高低压旁路阀、喷水调节阀、喷水隔离阀、蓄能器等。
11职责与分工
参与机组分部试运的有关单位主要有施工单位、调试单位、福建华电漳平火电有限公司、设备制造单位、质量监理部门、设计单位等。
设组长一名，由主体施工单位出任的副总指挥兼任，副组长若干名，由调试、监理和福建华电漳平火电有限公司出任的副总指挥或成员担任。
依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）有关规定，将参与机组分部试运的有关单位的主要职责分述如下：
11.1福建华电漳平火电有限公司
a）在机组试运前，负责完成各项生产准备工作，包括电、燃料、水、汽、气等物资的供应；
b）配合调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行整定值；
c）参加分部试运及分部试运后的验收签证；
d）做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和试运所需临时系统的连接措施；
e）在分部试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整，对分部试运中发现的各种问题及时报告，提出处理意见或建议；
f）编写设备的运行操作措施、事故处理措施和事故预防措施；
g）组织运行人员配合调试、安装单位做好各系统、设备调试工作。
11.2施工单位
a）主持分部试运阶段的试运调度会，全面组织协调分部试运工作；
b）负责分部试运工作过程中的单体调试、单机试运；
c）负责分部试运阶段设备与系统的就地监视、检查、维护、检修、消缺和完善，调试临时设施的制作、安装和系统恢复等工作；
d）负责做好试运设备与施工设备的安全隔离措施；
e）负责试运现场的安全、保卫、文明试运工作。
11.3监理单位
a）负责试运过程的监理工作，参加试运条件的检查确认和试运结果确认；
b）负责试运过程中的缺陷管理，建立台帐，确认缺陷性质和消缺责任单位，组织消缺后的验收，实行闭环管理；
c）负责组织分部试运后的质量验收签证；
d）负责组织或参加重大技术问题解决方案的讨论。
11.4福建中试所电力调整试验有限责任公司
a）按合同要求负责编制分系统试运调试方案和措施；
b）按合同要求完成所承担的分系统调整试运工作，确认非主体调试单位承担的调试项目是否具备进入分系统试运条件；
c）参加分部试运工作，并负责调试过程中现场技术交底和技术指导，参与分部试运后的验收签证工作；
d）全面检查机组所有系统的完整性和合理性；
e）组织填写调整试运质量验评表格，整理所承担分系统试运阶段的调试记录；
f）负责便携各系统分部试运结束后的调试报告。
11.5设计单位
a）负责必要的设计修改和必要的设计交底工作；
b）配合处理机组分部试运阶段发生的涉及设计方面的问题和缺陷，及时提出设计修改和处理意见，作好现场服务工作。
11.6设备制造单位
a）完成合同规定的，由制造厂家承担的调试项目，并及时提供相应的调试资料和技术报告；
b）按合同规定对设备分部试运进行技术服务和技术指导；
c）及时解决影响机组启动试运的设备制造缺陷，协助处理非制造厂家责任的设备问题；
d）试运设备未能达合同规定性能指标的制造厂家，应与建设单位及有关单位研究处理意见，提出改进措施，或做出相应结论，并提出专题报告。
12安全、健康与环保环境技术措施
12.1安全、健康技术措施
a）试运人员应遵守电厂和电业安全规程的有关规定，防止人身和设备事故发生；
b）试运期间应有统一指挥，各有关单位职责分工明确；
c）试运前应将有关试验的各项事宜进行技术交底，尤其是运行人员。
试运前的条件检查应严格按照方案执行；
d）运行期间应对系统各设备进行全面巡回检查，发现异常及时处理，若危急设备安全，应停止运行；
e）试运期间如遇到异常情况应终止试验，试验人员退出现场，由运行人员按规程处理；
f）旁路系统的喷水调节门、减温水隔离门应能可靠关闭，以防泄漏；
g）旁路系统在投用前要注意热备用，以防止在投用时造成水冲击；
h）当机组甩负荷时或达到动作条件时，应注意旁路系统是否动作正常、可靠，否则应切为手动进行操作；
i）抗燃油有毒性，腐蚀性强，调试过程应防止油溅到皮肤或眼睛内，如果沾上应及时用清水清洗；
j）旁路油泵启动前，必须将油温加热到20℃以上，否则不准启动；
油温加热至35℃以上，旁路油方可进入调节系统；
k）旁路油系统启动前注意检查高压蓄能器入口处排油门处于关闭位置；
l）定期对旁路油取样化验，确认工作流体合乎油质标准；
m）系统正常运行时注意管路的严密性，如有泄漏应立即处理；
n）试运期间，现场噪音比较大，应该佩戴耳塞；
o）试运期间，现场灰尘大空气差，应该佩戴口罩；
p）试运期间，现场有些地方在施工焊接，应该躲开这些危险地方保护好自己不被伤害；
q）试运期间，如有遇管道探伤，应该远离警戒线保护好自己不被伤害。
12.2环境技术措施
经分析与评价，本分系统调试工作不涉及影响环境因素方面的控制。
13危险点分析与预控措施
危险点分析与预控措施见表1所示。
表1危险点分析与预控措施
作业活动
危险点/危险源
危害后果
风险等级
预控措施
高低压旁路系统及旁路油系统调试
高温高压蒸汽
人身伤害
三级
应遵守电厂和《电业安全规程》的的有关安全规定，防止人身事故发生；
试验期间统一指挥，如有异常情况立即汇报。
系统投运
水击
设备损坏
应按规定进行沿程管路疏水和暖管。
油系统
油系统着火
1）油系统周围应配备经验收合格的消防设备；
2）油管道法兰、阀门及轴承、调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油应及时消除，严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀保温层；
3）试验期间机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。
油泄漏
人生伤害
抗燃油有毒性，腐蚀性强，调试过程应防止油溅到皮肤或眼睛内，如果沾上应及时用清水清洗；
14工程建设标准强制性要求
14.1分系统调试应严格执行《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）2006年版条款；
14.2设备在安装前，必须按本规范的规定对设备进行检查。
如发现有损坏或质量缺陷，应及时通知有关单位共同检查。
对于设备制造缺陷，应联系制造厂研究处理。
由于制造质量问题致使安装质量达不到本篇规范的规定时，应由施工单位、制造单位、建设或使用单位共同协商，另行确定安装质量标准后施工，设备检查和缺陷处理应有记录和签证；
14.3各类管道应按照设计图纸施工，如需修改设计或采用代用材料时，必须提请设计单位按有关制度办理。
附表1高低压旁路系统试运条件检查确认表
300MW“上大压小”工程5号机组
专业：
汽机系统名称：
高低压旁路系统
序号
检查内容
检查结果
备注
1
试运组织机构、职责分工、人员到岗及试运现场通信联络情况
试运方案或措施审批和组织学习交底情况
3
系统所有设备包括各管道、阀门、仪表、电气热控设备等均已安装结束，并经质量验收签证合格
4
旁路油单元模块及相连管路按安装手册和设计图纸安装完毕，经验收合格
5
执行机构及油管路安装完毕，经验收合格
6
油泵电机绝缘电阻合格，电气一、二次试验工作结束，保护回路调试结束且试运合格
7
油泵单机试转和油循环冲洗结束，油质化验合格并恢复正式系统
8
油箱已加油至正常油位
9
高压蓄能器已充氮至正常压力
10
各过滤器已换上干净的滤芯
11
主再热蒸汽管道已吹洗结束，临时管道拆除，因管道吹洗而临时拆除的逆止阀等已恢复
12
高低压旁路管道已清理洁净，临时阀门吹扫装置已拆除
13
高低压旁路减温水管道冲洗完毕，喷水流量调节阀、喷水压力调节阀动作可靠
14
所有热工及电气仪表的校验已完成，指示准确，就地与远方报警、保护信号试验完毕并合格，具备投入条件
工业和循环冷却水系统、凝结水系统、给水系统已经过分部试运合格，具备投运条件
16
系统所有管道阀门均已挂上标识牌
17
通讯设施完善、可靠，现场已清扫干净，道路畅通照明充足
18
人身及设备安全措施齐全
19
设备标识齐全
结论
经检查确认，该系统已具备试运条件，可以进行系统试运工作。
施工单位代表（签字）：
年月日
调试单位代表（签字）：
监理单位代表（签字）：
建设单位代表（签字）：
生产单位代表（签字）：
附表2高低压旁路系统阀门冷态动作试验记录表
阀门名称
工作行程（mm）
全程开启时间（s）
全程关闭时间（s）
正常
快动作
高压旁路减温减压阀
高压旁路减温隔离阀
高压旁路减温调节阀
低压旁路减温减压阀
低压旁路减温隔离阀
低压旁路减温调节阀
附表2高低压旁路系统试运记录表（续1）
测量参数
机组负荷
MW
阀门进口压力
阀门出口压力
阀门进口温度
阀门出口温度
阀门流量
阀门开度
mm
调试人员：
日期：
附表2旁路油系统试运记录表（续2）
项目
时间/数据
旁路油泵A
油箱油位
旁路油压力
旁路油温度
运转电流
电机自由端轴承振动
–
μm
⊥
⊙
电机驱动端轴承振动
泵本体振动
旁路油泵B
油箱油位
旁路油压力
旁路油温度
运转电流
试运日期
连续试运时间
启动时间：
停运时间：
附表3
300MW“上大压小”工程
5号机组分项调整试运质量检验评定表
工程编号：
1219试运阶段：
分系统调试
专业名称：
汽机分项名称：
高低压旁路系统性质：
一般
检验项目
性质
质量标准
评定等级
合格
优良
自评
核定
联锁保护及信号
主要
项目齐全,动作正确
状态显示
正确
热工仪表
校验正确,安装齐全
管道系统
严密性
无泄漏
吹扫
符合《验标》
试3-2-2
阀门
试6-3-7
支吊架
牢
升级会员 