汽轮机启动调试方案

第一篇：汽轮机启动调试方案

热电技改工程3*30MW汽轮机

调试、试运行方案

1、目的

汽轮机启动调试是保证汽轮机高质量投运的重要环节，为圆满完成汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部分制定本方案。本方案规定了热电技改工程汽轮机组的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。

2、调试组织

a）机组启动调试前，应成立调试试运指挥部，机组启动调试工作应由指挥部全面协调，汽轮 机调试具体项目应由汽轮机调试专业组负责实施

b)汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程

技术人员组成。机组整套启动试运阶段，其组长应由主体调试单位担任。

3、资质

a)承担汽轮机启动调试的主体调试单位必须具备相应的资质。

b)汽轮机启动调试的专业负责人由具有汽轮机调试验的专业调试技术人员担任。

c)汽轮机调试人员在调试工作中应具备指导、监督、示范操作、处理和分析问题、编写措施和总结的能力。

d)、汽轮机启动调试中使用的仪器、仪表必须经校验合格。

4、调试方案

“汽轮机整套启动调试方案”及重要的“分系统调试方案”必须经过建设、生产、施工、监理、设计、制造厂等单位的会审并必须经过试运指挥部的批准后方能实施。

5、工作程序

a)收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料。

b)编制汽轮机“调试方案”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划

c)向参与调试的单位进行“调试方案”技术交底。d)做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。e)进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录。f)按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产。

g)汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术总结报告”。

二、分部调试及试运

1、调试内容：

1）分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。

2）单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试运是指单台辅机的试运。

3）分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。部分分系统项目需要在整套启动阶段继续进行调整试验。

2、工作分工

汽轮机分部试运的单体调试、单机试运由施工单位（省安装公司）技术负责，分系统试运由调试单位（省安装公司、项目组）技术负责。

3、分部试运前的准备与条件

(1)试运区的场地、道路、栏杆、护板、消防、照明、通信等必须符合规定及试运工作要求，并要有明显的警告标志和分界。

(2)分部试运设备与系统的土建、安装工作已结束，并已办理完施工验收签证。(3)试运现场的系统、设备及阀门已挂牌。

(4)试转设备的保护装置校验合格并可投用。因调试需要临时解除或变更的保护装置已确认。

(5)分部试运需要的测试仪器仪表已配备完善并符合要求。

(6)编制“工程调试质量验评项目划分表”、“分系统调试记录”、“分系统调整记录”、“分系统调整试运质量检验和评定表”，并经监理、建设、施工单位确认通过和试运指挥部批准。

4、分部试运要求 1)编写“调试方案” 2)“调试方案”技术交底。3)施工单位汇总安装试验记录：

1）新设备分部试运行前静态检查表； 2）管道、容器、水压、风压试验检验签证； 3）设备/电动机联轴器中心校准签证； 4）润滑油油质状况及记录； 5）管道水（油）冲洗质量检验记录； 6）电动机及电缆绝缘测量记录； 7）设备接地电阻测量记录； 8）电动机试转记录；

9）连锁保护试验及信号校验项目清单及检查签证；

10）试运系统仪表、控制器校验汇总表；

11）DCS（或PLC）相关功能实现汇总表；

12）试运系统电动门、气动门校验签证清单；

13）新设备分部试运行申请单；

14）试转设备单机静态检查验收；

15）“单机试运”、“单体调试”验收签证；

16）系统静态检查验收及新设备分部试运申请单。

5、单体、单机试运要求

1)由施工单位完成单体试验的各项工作，并将I/O一次调整校对清单、一次元件调整校对记录清单、一次系统调校记录清单汇总后递交调试单位。2)校验电动机本体的保护应合格，并能投用。

3)在首次试转时，应进行电动机单机试转，确认转向、事故按钮、轴承振动、温升、声音等正常。

4)电动机试转时间以各轴承温升达到稳定并且定子绕组温度应在限额之内，试运时间应连续运转最少4h，且温度稳定。

5)试运合格后，由施工单位完成辅机单机试转记录及合格签证。

6、分系统试运要求

1)由施工单位汇总（包括压力容器）单机试转记录及验收签证，确认工作已完，并填写“分部试运申请单”经监理、项目组许可后，才能进行分系统调试。2)试运前,系统保护经校验必须合格，并能投用。

3)试运前,冷却水系统和润滑油系统、控制油系统、汽源管路必须冲洗并符合标准。

4)试运前,必须清理辅机本体及其出、入口通道，并检查确认清洁、无任何杂物。5)试运前,检查确认辅机的进、出口阀门开关方向与控制开关指示、就地开度指示一致。

6)试运前,检查确认分散控制系统（DCS）操作、连锁保护、数据采集的正确性的功能的完整性。

7)试运中电动机电流不应超过额定电流。

8)对配有程控系统的辅机，不能认为该辅机试运验收合格。

9)试运时，转动机械轴承温度、轴承振动值均应在验收标准范围之内。试运行时间应连续运行4h～8h且轴承温度稳定。

10)试运合格后，完成分系统试运记录及验收签证（调整试运质量检验评定表）。11)调试技术部门对分部试运阶段的单机、分系统试运记录，验收签证和质量评定表，连锁保护清单，二次调校清单及机组整套试运前准备工作进行检查验收，经验收确认后，方可进入机组整套试运阶段。

7、分系统调试项目及调试要求 1）冷却水系统

a)DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。

b）冷却水泵试运转及采取临时措施进行系统母管和冷却器循环冲洗。系统母管和冷却器循环冲洗2h后，停泵放水（泵必须断电）。重复循环冲洗至水质清洁、无杂物。

c）系统中各附属机械设备的冷却水在投用前应进行管道排放冲洗。d）冷却水泵启动调试

e）系统投运调整（冷却器投运，各附属机械及设备的冷却水投用）。f）冷却水泵连锁保护动态校验。

g)完成调试记录及调试质量验收评定签证。2)凝结水泵及凝结水系统

a)DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。b)凝结水泵试运转及系统试运调整：

c）凝结水泵试运转（再循环运行方式），泵连续试运转时间为8h。d）凝结水系统试运及系统冲洗，达到系统水质清洁、无杂物。

e）应完成的自动调整：除氧器水位自动控制动态调整；凝结水泵最小流量调整；凝汽器补水调节装置调整、凝汽器水位调整；凝结水旁路阀调整。f）电气连锁保护调试。

g）完成调试记录及调试质量验收评定签证。3）、循环水泵及循环水系统（1）、调试内容

a）DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。b)循环水泵试运转及系统投运：

1）循环水泵试运转及系统试运调整；

2）循环水泵及系统报警信号、连锁保护校验； 3）循环水泵停运。

c)试运转：

1）水泵试运转及系统调试； 2）系统冲洗。

d)冷却塔投运：

1）水池补水系统调试。

2）冷水塔淋水槽、填料检查及淋水均布调整。

e)完成调试记录及调试质量验收评定签证。（2）、调试注意事项

a)首次启动循环水泵时，应先启动循环水泵几秒钟，以检查其动态情况：有无异常响声、振动情况、仪表功能、系统及泵有无泄漏点等。

b)循环水泵首次启动前应解除泵出口电动蝶阀联动开启的控制功能，阀门开启改为手动控制，防止循环水管道水冲击。当循环水母管在空管状态下启动循 环水泵时，也应执行以上操作方式。

c)循环水管充水驱赶空气，必须待系统管道空气放尽后关闭凝汽器水侧空气门。4）除氧给水系统试运。

a)管道系统冲洗。

b)除氧器投用调试： 1）除氧器水冲洗及清理； 2）除氧器安全门动作检验； 3）除氧器水位、压力连锁保护校验； 4）除氧器投运及停运；

5）除氧给水系统报警信号、连锁保护校验。

h)完成调试记录及调试质量验收评定签证。5）电动给水泵进口管静压冲洗。（1）、调试内容

a)DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。

b)电动给水泵进口管静压冲洗（除氧器调试时对低压给水管道一并冲洗）。

c)电动给水泵试运转及润滑油、工作油系统调整： 1）辅助油泵（稀油站）试运转及润滑油系统调整： 2）电动给水泵的监测设备、仪表和连锁保护静态试验； 3）电动机试运转；

4）电动给水泵带负荷试运转（再循环）； 6）润滑油、工作油系统调整及连锁保护校验。

d)电动给水泵停运。

(2)、调试注意事项

a)电动给水泵试运转应在稀油站油系统冲洗完毕和油质经化验合格后进行。

b)除氧器汽、水系统的设备和管道安装完毕后冲洗合格。

c)给水系统上的安全阀安装前应经水压校验合格。

d)电动机试运转时间一般为4h，电动给水泵试运转时间一般为8h。7）主机润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试（1）、调试内容

a)DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。

b)润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试： 1）交流、直流辅助油泵试运转。

2）确认油系统管道（包括顶轴油管道）冲洗验收合格，并且油箱清理后已换上合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。

3）润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置的监仪表和联锁保护等静态校验合格。4）润滑油泵及系统调试：油箱低油位跳闸校验，交流辅助油泵启动及系统油压调整，直流辅助油泵启动，交流辅助油泵、直流辅助油泵自启动连锁校验。5）顶轴油系统调试:顶轴油泵试转及出口压力调整,顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度调整。

6）盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投用和停用连锁校验。7）连锁保护项目调试：润滑油压达I值低油压，联动交流润滑油泵自启动；润滑油压达II值低油压，联动直流润滑油泵（事故油泵）自启动，同时机组跳闸停机；润滑油压达III值低油压，联动盘车停止。c)完成调试记录及调试质量验收评定签证。（2）、调试注意事项

a)润滑油系统油循环冲洗合格后，油箱应重新充入合格的汽轮机润滑油。汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。

b)润滑油系统应做超压试验，保证管道及接口无泄漏。

c)调整汽轮发电机组各轴承顶轴油进口阀，按制造厂要求分配顶轴油，使高压油把轴颈顶离轴瓦，一般轴颈顶起高度需小于0.02mm。

d)盘车装置啮合和脱开时与转子应无碰撞和振动，转子转动应平稳。e)盘车投运应监视电动机电流和转子偏心度指标不超过限值。f)润滑油压调整应符合制造厂的要求。g)润滑油事故排油系统应能随时投运。8）汽轮机调节保安系统及控制油系统（1）、调试内容

a)DEH操作控制功能实现及连锁保护投用。

b)安全油系统调整。

c)控制油（调节油）系统调试： 1）油泵出口溢流阀调整。2）高压蓄能器调整。3）低压蓄能器调整。

4）连锁保护调整：油箱油位保护，按制油（调节油）油泵启动条件、跳泵条件调整。

d)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。

e)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。

f)调节保安系统静态调整。

g)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机总关闭时间静态测定中，应注意关闭连锁抽汽逆上门。

b)配合热工DEH调整油动机位置。9）辅助蒸汽系统 4.3.15.1 调试内容

a)辅助蒸汽母管管道蒸汽吹管 1）减温减压装置调整； 2）辅助蒸汽母管蒸汽吹管。b)辅助蒸汽母管安全阀整定。c)用辅助蒸汽母管汽源吹扫： 1）除氧器加热用蒸汽管 2）汽轮机轴封蒸汽管； 3）化学水处理加热蒸汽管；

d)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)根据管道系统运行参数决定的吹管参数蒸汽，应汽源可靠，蒸汽清洁，并要求有足够的流量与过热度。

b)吹管过程中要加强管道疏水，防止水冲击。

c)一般采用稳压吹管，每次吹管时间控制在5min～10min之内，两次冲管的间隔时间宜为10min～15min之间，直到排汽清洁为止，且冲洗次数不应少于3次。

10）回热加热系统（1）、调试内容

a)抽汽逆止门调整及连锁保护校验。b)加热器连锁保护检验及投用： 1)加热器水位连锁保护校验；

2）水位保护投用（应与加热器投用同时进行）。c)加热器汽侧冲洗与投运：

1）低压加热器解除连锁开启危急疏水阀，待水质合格后恢复连锁，再切回到逐级自流至凝汽器；

2）高压加热器解除连锁开启危急疏水阀，在机组带负荷约30%时微开加热器进汽阀对加热器进行暖管，当温度稳定后再开大加热器进汽阀直到开足，待水质合格后恢复连锁，切到逐级自流至除氧器； 3）加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行。d)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)加热器汽侧安全门应在安装前校验好。

b)在不采用随机启动方式时，加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行，停运时应按高压至低压的顺序进行。投运时就充分暖管放疏水。

c)机组首次整套启动调试时，高压加热器宜在机组并列后带低负荷时由低压至高压逐台投用。

d)高压加热器高水位III值的连锁运作应报警并同时打开汽侧危急疏水阀及水侧旁路阀，关闭加热器水侧进出口阀和抽汽隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。e)低压加热器高水位III值的连锁动作应报警并同时打开汽侧危急疏水阀及水侧旁路阀，关闭加热器水侧进出口阀和抽气隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。11）真空系统 4.3.17.1 调试内容

a)真空系统灌水严密性检查，灌水要求应按制造厂的规定。b)射水泵试运转：电动机试转，泵组试运转。c)射水泵连锁保护校验。d)真空系统严密性试验。

e)完成调试记录和调试质量检验评定签证。4.3.17.2 调试注意事项

a)真空系统严密性检查范围：低加蒸汽及疏水管路、凝汽器汽测、低压缸的排汽部分，以及当空负荷时处于真空状态下的辅助设备与管道。b)射水泵试运转时，试运转30min内的系统真空值应大于40kPa。12）轴封系统（1)、调试内容

a)轴封系统蒸汽供汽管道吹扫：

1）辅助蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用辅助蒸汽进行吹管； 2）主蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用主蒸汽进行吹扫。

b)轴封系统减温水管道水冲洗。启动凝结水泵，用除盐水冲洗管道直到冲洗水质清洁为止。c)轴封系统投运：

1）轴封系统蒸汽供汽减温装置调整；

2）轴封系统蒸汽供汽减压装置调整及安全门校验； 3）轴封蒸汽压力调整装置调整；

4）轴封冷却器投运及轴冷风机试运转调整； 5）轴封系统投用。

d）完成调试记录和调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项

a)禁止向静止的汽轮机转子供轴封汽，以避免转子产生热弯曲。

b)汽轮机热态启动投用轴封汽时，高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封

区间金属表面温度应匹配，不应超过制造厂允许的偏差值。

c)机组停机惰走期间，在凝汽器的抽气设备停用和凝汽器真空值到零

之前，不应停用轴封蒸汽。

第二篇：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 简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介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；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：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。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。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)。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。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。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。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。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。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。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。

第三篇：汽轮机调节系统静态调试总结报告)

汽轮机调节系统静态调试总结报告

一、汽轮机调节

汽轮机调节系统的动态特性是指调节系统从一个稳定工况变化到另一个稳定工况的过渡过程,这些过程可能是稳定的,也可能是不稳定的。若过程是稳定的,调节系统动作结束时能达到新的稳定工况,否则调节系统就会无休止地动作,当然这种系统是无法使用的。

纯凝汽式机组是按电负荷的需求来调整工况的。抽汽式机组，在设计范围内既可以按电负荷的需求来调节工况，也可以按热负荷的需要来调节工况。因此，汽轮机调节系统要适应其实际工况要求，还必须具备一些基本要求。

1、机组运行中负荷的摆动，应在允许的范围内。当运行方式改变时，调节系统应能保证从这一运行方式平稳地过渡到另一运行方式，而不能有较大或较长时间的不稳定状态出现。这一要求就是要保证汽轮机在设计范围内的任何工况下都能稳定地运行。为此，调速不等率、迟缓率、调压不等率等各项指标，都必须控制在合理的范围内。

2、在设计范围内，机组能在高频率、低参数情况下带满负荷，供热机组能达到供汽出力，且汽压波动应在允许范围内。这就要求调节系统中各部套的工作范围（如行程、油压等）必须有一定合理的裕度。

汽轮发电机正常运行时，汽轮机发出的主力矩和发电机担负的反力矩间是平衡的。当发电机的反力矩增大时，如果汽轮机的进汽量不变，则汽轮机的转速就要降低；当发电机的反力矩减小时，若汽轮机不改变进汽量，则汽轮机转速就要升高。汽轮机调节的原理，就是以汽轮机主力矩和发电机反力矩失衡时转速的变化脉冲信号，控制汽轮机的进汽量，从而保证在新的工况下，汽轮机的主力矩和发电机的反力矩重新平衡，并维持汽轮发电机的转速基本不变。

二、引用标准及设备规范

1、引用标准

DL5011—1992

电力建设施工及验收技术规范

汽轮机组篇

JB37—1990

汽轮机调节系统技术条件 JB1273—1986

汽轮机控制系统性能试验规程

DL/T 711－1999汽轮机调节控制系统试验导则

2、设备规范

1)油箱容积：6.3m3

2)冷油器： 型式：卧式双联 冷却面积：20m2 冷却水量：50t/h 3)滤油器： 流量：24m3/h 过滤精度：25ｕｍ 允许压损：＜0.08Mpa 4)电动辅助油泵： 型号80YL-100 流量30～60m3/h 扬度98～103m 转速2950r/min 电机功率37KW 效率54％

生产厂浙江水泵总厂

5)直流事故油泵 型号2CQ12.5/3.6 流量12.5m3/h 出口压力0.36MPa 转2950r/min 电机功率5.5KW 电机电压220V DC 生产厂浙江仙居县特种齿轮油泵厂

三、调节系统

两段调节抽汽的冷凝式汽轮机的调节系统是以旋转阻尼为感受元件的全液压式调节系统。该调节系统能将汽轮机转速及两段调整抽汽压力进行自调，三个被调量中一个改变时，其他两个被调量基本保持不变（允许变动量为15%-20%）。整个调节系统可分为调速和调压两个部分。

1、调速部分 调速部分由主油泵、旋转阻尼器、压力变换器、同步器、错油门、油动机所组成。当转速改变时，主油泵出口油压变化所引起的直接脉冲，使压力变换器滑阀产生位移所引起的放大脉冲是相叠加的。由放大器产生的调速二次油分别控制着高、中、低压油动机的错油门滑阀，当转速变化时，高、中、低压油动机的动作方向一致,即同时将高、中压调速汽门和低压旋转隔板开大或关小。

2、调压部分

汽轮机调压系统包括中压和低压两个调压器,分别调节中压抽汽口及低压抽汽口压力,其结构完全相同。整个调压器分为三个部分:第一部分是薄膜及钢带所组成的脉冲放大部分,第二部分是旋转错油门、随动活塞及静反馈套筒所组成的继流式错油门操作部分,第三部分是由错油门套筒、旋转错油门下部及针阀等组成的脉冲油发生部分。

四、调试项目

1、油系统设备的调整试验

（1）手动油箱油位计，高低油位报警正常；油位计指示正确、灵活无卡涩现象。（2）启动电动辅助油泵，油系统供油正常后调节油温在50±5℃范围内。

（3）调节润滑油过压阀，使润滑油压为0.08-0.15Mpa，调节时尽量调至上限0.15Mpa。

（4）启动电动辅助油泵向油系统供油，进行低油压联锁保护试验；投入直流事故油泵、磁力断路油门、盘车联锁保护开关；模拟润滑油压力下降，分别关闭各压力开关进油针形阀，逐个松开针形阀出口侧接头，泄放压力开关内油压，使各油压整定值的联锁保护动作，出系联锁保护开关，停用联锁设备，恢复针形阀接头，开启各压力开关进油针形阀。

2、保安系统部套静态动作试验

（1）危急遮断油门动作试验

试验目的：检查危急遮断油门动作灵活性及可靠性。

试验方法：危急遮断油门动作挂钩；手动启动装置，使危急遮断油门复位处于挂钩状态，此时可开启速关阀；手压危急遮断油门手柄，速关阀应迅速关闭。试验要求：手拉危急遮断油门手柄，危急遮断油门迅速可靠地复位挂钩，速关油压建立正常0.6Mpa以上；手压危急遮断油门手柄，速关油路切断，速关阀应迅速关闭。

（2）磁力断路油门动作试验

试验目的：检查磁力断路油门动作可靠性。

试验方法：模拟机组处于正常运行状态，危急遮断油门复位挂钩，开启速关阀；模拟安全保护讯号超过允许值，接通磁力断路油门电磁阀电源使磁力断路油门动作，泄去速关油，速关阀应迅速关闭；手按紧急停机按钮磁力断路油门电磁阀通电动作。

（3）速关阀关闭时间测定

试验目的：测取从危急遮断器动作到速关阀关闭的时间

试验方法：模拟机组正常运行状态，危急遮断油门复位，速关阀最大升程80mm；手动危急遮断油门手柄，通过微动开关发讯，用405型电秒表测取关速阀关闭时间。

试验要求：根据电力部《电力建设工程质量验收及评定标准》汽轮机篇对中小型汽轮机汽阀关闭时间的要求：从危急遮断器动作到自动主汽阀（速关阀）完全关闭时间小于1秒。

3、液压调节部套特性试验

（1）调速器整定

试验目的：复核调速器整定值符合制造厂设计要求。

试验方法：机组启动前通过WOODWARD505E向高、低压油动机电液转换器输入4-20mA电流信号，改变二次油压值从而改变高、低压油动机升程。

试验要求：二次油压0.15Mpa高、低压油动机升程为0mm；二次油压0.22Mpa高压油动机升程为30mm；二次油压0.38Mpa高压油动机升程为105mm；二次油压0.45Mpa高压油动机升程为141mm，低压油动机升程为109mm；

（2）调节系统转速不等率

试验目的：机组启动后通过WOODWARD505E分别将转速置于高限（3180 r/min）；中限（3000 r/min）；低限（2820 r/min）三个位置，通过启动阀控制速关阀改变油动机升程从而改变汽轮机转速。

试验方法：油动机升程每改变15 mm记录转速值；提升和降低转速各进行一次。试验要求：根据测取的数据计算调节系统转速不等率，转速不等率δ≈4％

（3）同步范围测定（暨主油泵特性试验）

试验目的：机组同步范围测定同时进行主油泵特性数据测量。

试验方法：机组空负荷状态下进行。由低限向高限，来回各操作一次；每改变同步范围2％，记录同步范围、转速、主油泵进、出口油压数值。

试验要求：根据测取的数据绘制主油泵转速与压增关系曲线，曲线形状应平坦，无突变，符合叶片泵工作特性；同步范围应符合-6～＋6％额定转速。

4、调节系统静态特性

①根据调节系统静止、空负荷、带负荷试验结果，绘制调节系统静态特性曲线。

②根据调节系统静态试验结果绘制调节汽阀重叠度特性曲线。③根据调节系统静态试验结果绘制调节汽阀提升力特性曲线。

④根据调节系统静态试验结果计算特征值：调节系统转速不等率；局部转速不等率（为静态特性曲线上各负荷点的切线斜率）；调速器迟缓率；油动机迟缓率；调节系统迟缓率。

第四篇：调试方案

调试方案

一、主体设备、构筑物注水实验

调节池以及一体化设备试水实验，调节池进水1/3，一体化设备进水30cm，HRT=48h，观察液位是否有变化，若液位下降，及时查明原因并整改。

二、单机试车

逐个检查每台电机的运行情况，污水提升泵、加药计量泵、空压机、罗茨风机、自吸泵、反洗泵、污泥回流泵、污泥外排泵的运行情况（检查正反转）：

污水提升泵：根据液位计，检查提升泵是否正常运转（正反转是否正常，可以通过出水量判断，是否安装截止阀？），液位计是否安装正确（液位计正常情况下垂直下落，提升泵停止运行，上浮提升泵开始工作）

罗茨鼓风机：是否添加润滑剂、正反转安装情况 自吸泵：自吸泵正反转，运行前，泵壳是否注满清水 ……….注：单机试车时，电机运行时间不宜过长，电机运行时间控制在1min以内。

三、联动试车

整体运行，检查整体设备以及工艺试运行情况，重点检查自动运行程序启停情况，防止运行过程中有起无停的情况没损坏设备。

四、生化调试

1、污泥浓度控制：污泥菌种选用压滤机压出之后含水率约85左右的干泥（最好是没有经过硝化的新鲜脱水剩余污泥）。好氧池污泥沉降比控制25%左右，在水解酸化池MLSS控制在4000mg/L，DO控制在0.5 mg/L以下，好氧池MLSS控制在3500 mg/L，DO控制在3 mg/L左右。

污泥量：若采用压滤机压出之后含水率约85左右的干泥（最好是没有经过硝化的新鲜脱水剩余污泥），则污泥量在2吨左右（留出一部分备用）；若采用污水处理厂好氧池中污泥，则液体灌满一体化设备，静止沉淀后排除1/3，再重新补充1/3待调试水。

污泥分批分次添加过程中，随时观察污泥浓度（利用1000ml量筒大概估算）

2、污泥培养：

第一种方案：将污水注满好氧池，开始闷曝（只曝气而不进水）。闷曝3－5天后，停止曝气，静沉1－1.5h，排除2/5上清液，然后再进入部分新鲜污水，水量约为曝气池容积的2/5即可。以后循环进行闷曝、静沉、进水三个过程，但每次进水量应比上次有所增加，而每次闷曝的时间应比上次有所减少，即增加进水的次数。约6~9天完成好氧池菌种调试。

第二种方案：直接利用污水厂最后一级好氧池中污泥（含水含泥）注满一体化设备的2/3，然后再添加1/3待调试水，闷曝2-3天，以后循环进行闷曝、静沉、进水三个过程，但每次进水量应比上次有所增加，而每次闷曝的时间应比上次有所减少，即增加进水的次数。约6~9天完成好氧池菌种调试。

第一种方案情况下：缺氧池污泥调试，好氧池污泥调试完成，利用污泥回流泵打入缺氧池，使缺氧池浓度达到设计要求为止。随着缺氧池的混合液中污泥回流，好氧池污泥浓度降低，随时补充好氧池污泥，使污泥浓度达到上述设计要求。

培养过程中随时观察污泥浓度的变化以及污泥菌种的变化。最明显的特点是好氧池污泥呈现絮状，颜色为棕褐色，气味带着一丝土腥味。连续运行下注意混合液回流比的控制。一般混合液回流比控制在100%~200%。

五、污泥添加 采用第一用方案精心污泥添加：一体化池内存有50CM废水，曝气开启的状态方可分批分次添加，一方污泥沉底或者污泥在池内分布不均，影响后续调试。

第五篇：调试方案

山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施 概述

锅炉机组在安装完毕并完成分部试运后，必须通过机组整套启动试运行，对施工、设计、和设备质量进行考核，检查设备是否达到额定出力，是否合乎设计要求。

依照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（96年版）及《火电工程启动调试工作规定》（96年版）的规定，新安装锅炉经过烘炉、蒸汽吹管、蒸汽严密性试验及安全阀整定工作，即可进行机组整套启动试运，带负荷试运、带满负荷进行72小时试运。整套启动试运期间调试项目

2.1 启动前检查，确认机组符合整套启动条件； 2.2 启动前试验；

2.3 锅炉点火、升温、升压至汽机要求； 2.4 控制蒸汽参数，满足汽机要求； 2.5 投入燃料系统；

2.6 逐渐投入所有燃料系统，燃料系统热态调试； 2.7 锅炉燃烧初调整； 2.8 连排投入； 2.9 机组带至满负荷； 2.10 炉膛及烟道吹灰器投入； 2.11 配合热工投入全部闭环； 2.12 配合化学控制炉水及蒸汽品质； 2.13 检查全部系统正常投入运行；

2.14 检查热工保护全部投入，自动投入率满足要求； 2.15 机组72小时试运行。锅炉整套启动前应具备的条件

3.1 锅炉烘炉、蒸汽吹扫、蒸汽严密性试验、安全门整定等工序均按要求完成，符合验标及厂家的要求。各阶段发现的缺陷及修改项目均已处理完毕并验收。3.2 锅炉本体安装、保温工作结束，灰渣室及烟风道内部经彻底清理。

3.3 锅炉本体的平台、扶梯、栏杆、护板完好，道路通畅，临时设施及脚手架均已拆除，并清理干净。以下系统经验收，保证可靠投入。

锅炉房工业水系统，水量充足，水压正常。

济宁迪尔建工有限公司 第 1 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

压缩空气系统，系统干净、压力正常、备用可靠。炉水加药系统调试完毕，可正常投入使用。汽水取样系统，系统冲洗干净、畅通。给水系统。减温水系统。疏放水系统。

事故放水系统，水位高自动开启。

锅炉房内辅助蒸汽系统，系统冲洗干净，供汽压力正常、可靠。

汽包就地水位工业电视监视系统。

烟风系统，完成顺控启动调试并试验合格。

除灰、除渣系统调试结束，各设备运转正常，保证可靠投入运行。

3.4 锅炉膨胀系统经蒸汽严密性试验检验合格，膨胀间隙足够，指示正常，发现的膨胀受阻现象已经处理。

3.5 汽水及烟风系统各支吊架在各运行阶段均已检查调整合格。3.6 锅炉本体及汽水管道保温每次运行时均要检查，查出缺陷已经处理。3.7 必要的仪表调校完毕，显示准确。主要有以下表计：

汽包、过热器压力； 各段蒸汽温度、流量； 汽包金属壁温；

给水压力、温度、流量表； 汽包就地水位计；

CRT汽包水位、电接点水位表； 炉膛负压表； 一、二次风总风量； 一、二次风各风压、风温及风门开度；

风烟温度；

氧量表；

燃烧系统运行参数：各风量、风压、风温及风门开度；

各转动机械轴承温度、振动、电流。

3.8 锅炉本体工作压力水压试验完成，无发现漏处，压降符合规定要求。3.9 锅炉主保护联锁及所有辅机保护联锁调试完成并经试验合格。

济宁迪尔建工有限公司 第 2 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

3.10 锅炉范围内顺控调试完成并经试验合格。3.11 各相关专业符合整套启动条件：

化学准备好充足合格的除盐水；

热工DCS系统静态调试全部完毕。

3.12 厂房已封闭，门窗安装齐全，能防风雨进入厂房。

3.13 有碍通行和容易引起火灾的脚手架已拆除，沟道盖板齐全，梯子平台栏杆完整，场地清理平整，能保证工作人员安全通行。3.14 照明充分，事故照明可靠投入。

3.15 通讯设施齐全，各运行岗位有直通电话和主控室相连。

3.16 消防设施齐全，消防通道畅通，各重要岗位有专人监视，燃油、润滑油系统及电缆已采取可靠的防燃措施。

3.17 各公用系统与扩建机组已做好隔离措施。3.18 冬季试运时应作好可靠的防冻措施。

3.19 试运组织已建立，调试、运行、检修人员上岗；分工明确。3.20 有关各项制度、规程、图纸、资料、措施、报表与记录齐全。3.21 检修与运行工具、备品备件齐全。整套启动前的各项试验

4.1 汽水系统电动门、调整门开关试验； 4.2 烟风系统的风门、挡板开关试验； 4.3 工作压力水压试验； 4.4 给水门、减温水门漏量试验； 4.5 辅机联锁保护试验； 4.6 各项顺控试验； 4.7 所有辅机事故按钮试验； 4.8 所有辅机保护试验； 4.9 热控各声、光信号检查试验； 4.10 主保护试验。整套启动运行维护及注意事项

接到锅炉启动命令后，通知运行和安装人员按整套启动应具备的条件进行启动前的全面检

济宁迪尔建工有限公司 第 3 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

查，并作好下列启动前的准备工作。5.1 锅炉及辅助系统启动。5.1.1 联系化学准备充足的除盐水。5.1.2 联系燃料准备充足的燃料。5.1.3 联系热工投入控制系统。5.1.4 锅炉上水：

水质应符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》的规定。

通过给水小旁路或调节阀控制上水速度，上水时间一般为：夏季不小于1小时，冬季不小于2小时。

上水温度一般为30～70℃，且与壁温之差不大于28℃，汽包壁上下壁温不得超过50℃。

上水至汽包水位-150mm时停止上水，观察水位变化情况。

上水后，应观察各受热面的膨胀情况，将膨胀指示记录在案，注意没有异常现象。

5.1.8 开启引、一次风机，维持炉膛正常负压。5.1.9 投入备用风机联锁开关。5.2 锅炉点火升温升压

5.2.1 锅炉点火升温升压，按机组启动曲线升温升压，要特别注意汽包上、下壁及内外壁温差在允许的范围内。不应超过锅炉厂家说明书升温升压曲线。0～1.0 Mpa阶段不大于1℃/min，在以后阶段，不大于1.5℃/min。

5.2.2 升温升压过程中，应注意调整好燃烧，可采用调整燃料量和调整风量配比正常。5.2.3 升温升压过程中必须监视锅炉各部的膨胀情况，发生异常应停止升压，查明原因，予以消除后方可继续升压。

5.2.4 当汽包压力达到0.15～0.2MPa冲洗水位计一次，关闭汽包空气阀，减温器联箱疏水门，并进行高低水位的校对工作。

5.2.5 当汽包压力达到0.3Mpa时，定期排污一次。

5.2.6 当汽包压力达到0.3～0.5MPa，联系汽机开锅炉主汽旁路门进行暖管；通知检修人员进行热紧螺丝和冲洗表管工作。

5.2.7当汽包压力达到0.6～0.7MPa时，全开主汽门，关闭旁路门；关闭过热器对空排汽。5.2.8 当汽包压力达到9～9.8Mpa时，通知化学化验汽水品质，对设备进行全面检查，稳定燃烧，准备并炉。

济宁迪尔建工有限公司 第 4 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

5.3 满负荷72小时试运

机组带满负荷后，全面检查；汽水品质合格，按《验标》要求投入热控自动装置，调节品质基本达到设计要求，满足要求后，汇报启动试运组进入72小时试运。5.5 锅炉启动及运行中的注意事项

5.4.1 锅炉点火初期，应严密监视点火燃烧器的运行状况，注意调整风室风温。

5.4.2 增加燃料时应缓慢进行，减小燃烧不稳和对水位、温度的影响。运行正常后，要注意调整燃烧。

5.4.3 锅炉启动初期升温升压不可过猛，严格监视各部膨胀情况，如有异常可停止升温升压，待异常消失后再进行升温升压。

5.4.4 升温升压期间，应严格监视汽包壁温差的变化，保持不超厂家规定值，同时在下列阶段记录汽包和过热器膨胀。

上水前； 上水后； 0.3～0.4MPa； 1～1.5MPa； 50%工作压力；

工作压力。

5.4.5 严格监视过热器管壁温度不超过许用值。

5.4.6 水位控制在正常水位±75mm以内，不允许中断给水。正常运行时，必需有两只以上水位计投运，每班要定时校对水位计。

5.4.7 在升压过程中要随时检查炉水含硅量，及时调整连排开度，加强定排。炉水硅含量超标时应停止升压。

5.4.8 试运中注意观察各段烟温在规定的范围内，以及各部烟温和阻力的变化。5.4.9 注意燃料的元素分析及粒度分析，并及时进行燃烧调整。5.4.10 定期检查各转动机械情况：

是否有异常声音。

轴承油温、轴温。油箱油位，油质等。

冷却水系统。

地脚螺丝有无松动。

传动装置运行情况。

5.4.11 机组的事故处理应严格按运行规程执行，要严防各种恶性事故的发生。

济宁迪尔建工有限公司 第 5 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施 安全及事故处理

6.1 紧急停炉

遇到下列情况之一时，应紧急停炉，切断主燃料： 6.1.1 锅炉严重满水或缺水时；

6.1.2 所有水位计损坏或失灵，无法监视正常水位时；

6.1.3 过热蒸汽、主给水管道、水冷壁管等发生爆破，不能维持正常水位时； 6.1.4 锅炉压力升到安全阀动作压力，而所有安全阀拒动时； 6.1.6 锅炉尾部烟道发生再燃烧，排烟温度不正常升高时； 6.1.7 锅炉发生熄火时；

6.1.8 炉膛负压达±2500Pa，MFT拒动。6.2 请求停炉

遇有下列情况之一时，应请求停炉：

6.2.1 炉水，蒸汽品质严重恶化，经多方面无效时； 6.2.2 锅炉承压部件泄露，只能短期内维持正常运行时； 6.2.3 汽包两侧就地水位计损坏时； 6.2.4 安全阀动作后不回座时；

6.2.5 受热面金属壁温严重超温，经多方面调整无效时； 6.2.6 主要设备的支吊架发生变形或断裂时。6.3 安全注意事项：

6.3.1 参运各方人员进行一切工作都应严格遵守《安规》及现场各种有关安全规定。6.3.2 严格遵守《中华人民共和国消防条例》，严防各种火灾的发生，工作人员应懂得消防知识，并会消防器材的操作。

6.3.3 严格执行现场指挥制度，杜绝盲目操作的现象，防止各种误操作的发生。

6.3.4 在发生9.1所列的情况及其他危及设备和人员安全的事态下，运行人员应按调试措施和运行规程进行紧急操作。

6.3.5 工作现场(包括主控室、附助间、锅炉房、通道等处)的工作人员应佩戴明显标志，非工作人员禁止在工作现场滞留。组织与分工

7.1 所有参与试运人员均应听从试运指挥组的领导。

济宁迪尔建工有限公司 第 6 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

7.2.调试人员负责试运方案的拟订，担任试运过程中的技术指导，负责指挥启动操作，并参与运行值班，负责其中较重要的操作。

7.3 安装人员负责设备维护和缺陷处理.并参与运行值班。7.4 运行人员负责试运过程中正常的运行及操作。

7.5 各方人员应各司其职，各负其责，发现问题及时向上汇报，如发现有危及人身及设备的重大事故隐患时，有权也有责任当即进行处理，随后向有关人员汇报。

济宁迪尔建工有限公司 第 7 页 山西强伟纸业1*75t/h 2#锅炉安装工程 整套启动锅炉调试措施

目录 概述.........................................................................1 2 整套启动试运期间调试项目.....................................................1 3 锅炉整套启动前应具备的条件...................................................1 4 整套启动前的各项试验.........................................................3 5 整套启动运行维护及注意事项...................................................3 6 安全及事故处理...............................................................6 7 组织与分工...................................................................6

济宁迪尔建工有限公司 第 8 页