第一篇：A电厂 汽机高调门特性曲线优化试验方案范文
汽机高调门特性曲线优化试验方案
二 ○
四
年 六
一
月
汽机高调门特性曲线优化方案
一 高调门特性曲线优化试验简介
DEH中的高调门动作情况直接影响着火电机组的实发功率和主汽压力的运行品质，恰当的高调门流量曲线和阀门重叠曲线，是提高AGC发电品质、一次调频动作质量的关键因素之一。由于调试、安装、就地设备工况点的漂移等原因，在运机组会发生高调门曲线和重叠曲线偏离理想值的现象，有时甚至会发生一次调频质量下降和AGC品质下降的情况。
汽机高调门特性曲线优化试验，通过试验确认汽机高调门开度和主汽流量的关系，拟合出高调门全行程开度流量特性，计算、试验、校正顺序阀方式下的高调门重叠度函数。
二 试验参考依据
DL/T656—2006 火力发电厂汽机控制系统验收测试规程 DL/T824—2002 汽轮机电液调节系统性能验收导则 DL/T711—1999 汽轮机调节控制系统实验导则
《电厂汽机运行规程》
DEH厂家技术资料 DCS厂家技术资料
三 试验技术指标
1)单阀流量曲线满足DEH和CCS的标度要求。
2)单阀流量曲线满足流量指令和流量反馈的线性度要求。3)重叠度曲线满足流量指令和拟合流量反馈的线性重叠要求。4)重叠度曲线的启动死区特性曲线特性应该足够平滑度，以平滑执行机构的死区无功动作。
5)重叠度曲线的饱和区特性曲线应该有足够的平衡度，以减小或平滑执行机构的饱和区无功动作。
6)单阀流量曲线满足AGC及CCS的准确度要求。7)顺阀流量曲线满足AGC及CCS的准确度和线性度要求。
汽机高调门特性曲线优化方案
四 试验内容
1)汽机高调门开度和蒸汽流量对应数据的试验测定。2)汽机高调门开度/蒸汽流量特性曲线的拟合。
3)汽机高调门顺阀方式阀门重叠度的计算、试验、校正。
五 试验条件
1)高调门就地设备系统状况正常，可正常投入运行。2)允许并可以进行单阀和顺阀运行方式的切换。3)允许对单个汽机高调门的开度进行调整.4)锅炉可以投入压力控制方式，或者运行人员可手动调整锅炉的出力。5)电网调度允许发电机组退出AGC方式，并允许机组有幅度约为（单个阀门最大的可调负荷幅度±10%Pe）的负荷变动。6)DEH和DCS相关图形、趋势显示和操作功能正常。
五 试验方法及步骤
5.1 调门流量曲线优化试验步骤
1)预备条件的准备：
将机组负荷置于允许单个高调门全行程开启的负荷点。 退出机炉协调CCS方式，将汽机高调门置于手动方式。 选定待试验阀门。 停止锅炉吹灰。
取消供热等外部供汽，或者保持供汽量稳定。
2)自动或手动调整锅炉负荷，配合汽机试验阀门，将阀门逐步手动开启到100%开度。
3)将主汽压力、主汽温度都稳定在某个试验规定值后，并稳定运行5~10分钟，确定为一个试验工况。
4)选取、记录、保存此工况下的三组试验数据：主汽压力、主汽温度、主汽流量、发电负荷、试验调门开度。
5)调整锅炉负荷，以配合机侧的操作，手动关小试验调门的开度，幅度达到使机组负荷有明显的变化即可。
汽机高调门特性曲线优化方案
6)按3）的要求，稳定机组参数在试验规定值上，确定为新的试验工况。7)按4）的要求，选取、记录、保存试验数据。
8)重新回到5）开始下一组试验，直至汽机高调门开度为全关为止。9)现场试验结束，恢复机组正常运行状态。10)计算并拟合汽机高调门流量特性曲线。
注意：
a)以上试验是以从全开至全关的行程方向进行试验行，从全关至全开行程方向试验步骤与此相似。
b)在整个试验过程中，都以3）中的试验规定值为准。一般情况下，主汽温度选正常运行的温度值即可，主汽压力可选低于定压运行值0.5MPa左右的一个安全值即可。
5.2 顺阀方式高调门重叠度函数的优化
1)读取原调门重叠度函数。
2)在5.1中得出的高调阀流量曲线的基础上，对阀门重叠函数进行优化。3)如果阀门试验数据不够精确、不够合理，则重新进行5.1中的试验。4)据优化后的流量函数以及阀门重叠度函数，修改DEH中的相关函数。5)将汽机阀门置顺序阀方式，观察机组正常运行过程中的汽机运行情况（负荷、汽机轴承温度、汽机振动等）。6)如果汽机运行工况出现异常，则重新修正。
六 试验注意事项
1)应成立专门的试验小组，调度、组织、试验、安全等任务由小组成员各司其职。
2)试验期间，锅炉负荷要密切配合汽机调门开度的动作，且须保证试验数据的稳定要求。
3)试验期间，要密切监视汽机的振动、轴位移、轴温等关键参数，尤其是涉及汽机保护的参数。如发生关键参数运行品质恶化、或者继续试验可能引起关键参数运行品质恶化的情况时，应立刻终止试验。
4)在DEH流量曲线和重叠度曲线修改过程中，应设法减小或避免引起高
汽机高调门特性曲线优化方案
调门有大幅度的波动。
5)如出现其它异常工况，应立刻终止试验，并由运行人员积极干预，保证机组运行的安全。
第二篇：汽机阀门活动性试验方案9.8新
威信公司第一电厂
汽轮机主汽门、调门活动试验方案
批 准：
审 核：
编 写：
2014年9月
1.试验目的
检查汽轮机主汽门、调门开关动作的灵活性，防止汽轮机跳闸或停机过程中因主汽门或调门卡涩造成机组超速引起的事故，保证机组的安全运行。2.试验标准
试验过程中所有的高、中压主汽门和调门能全部关完，并能自动开启至相应开度，机组能自动调节维持相应的负荷基本不变。3.试验周期
一周一次。4.组织措施
4.1 整个试验过程由运行部负责指挥、操作、检查、记录，当班值长统一指挥和调度，并按公司《重大操作各级人员到位管理规定》要求，通知相关人员到场见证并签字确认。4.2 设备管理部热控人员负责检查相关控制逻辑和就地控制设备，汽机点检负责检查现场阀门动作情况。5.安全措施
5.1试验前，热控人员检查DEH就地遮断模块电磁阀5YV、6YV、7YV、8YV，试验电磁阀、快关电磁阀是否处于带电状态，接线是否可靠；DEH系统电源是否正常投入，41、42控制器伺服卡工作状态是否正常；检查汽轮机的安全监测系统（TSI）柜、汽机危急遮断系统（ETS）柜电源及卡件均正常工作；检查DEH系统控制逻辑应正确无误，阀门行程开关信号无误发。5.2汽机点检就地检查阀门阀杆处无造成卡涩的地方和异物，阀门连杆等机械部分完好。5.3运行主操应熟知主汽门、调门活动试验存在的风险，试验开始前应认真检查操作员站DEH系统主画面的“阀门活动试验”画面上阀门到位信号正常，阀门活动试验到位信号正常，“开关量监视”画面检查电磁阀的动作情况，“主、再热蒸汽系统”画面阀门到位信号正常，DEH系统主画面的“自动控制画面”所有调门及主汽门指令和反馈一致，并在就地确认所有阀门试验前的实际开关位置。巡检人员就地检查确认主汽门、调门周围无人进行工作，检修和运行人员把检查结果汇报值长后，值长确定是否开始试验，试验过程中运行人员要严格按照试验操作票进行。
5.4试验过程中就地应派运行人员和汽机点检检查阀门的实际开、关情况，判断阀杆是否完好。
5.5试验过程中运行人员应加强对汽轮机各道轴承温度的监视，尤其要对1号轴承温度重点监视，防止因某个高调关闭后进汽不均引起轴承温度升高而跳机。
5.6试验过程中要做好阀门卡涩后的事故预想，若某调门或主汽门关闭后卡涩不能开出，应立即停止试验，并立即启动阀门卡涩事故预案处理流程，安排机务和热控人员立即进行处理。
5.7试验过程中运行人员应加强燃烧调整，维持机组参数稳定，防止因主汽压力过高主汽门关闭后前后压差增大而开不出来。
5.8运行主操人员在试验过程中的操作，需要逐一试验，逐一观察试验结果无异常后，待机组各参数稳定后，才允许进行下一个调门或主汽门的活动试验。6.试验应具备的条件
6.1 机组静态主汽门、调门活动试验合格。
6.2 当班值长提前向调度申请和联系，并告知试验过程中会引起负荷波动。6.3 机组负荷在400MW～500MW之间，锅炉燃烧稳定，主、再热蒸汽参数稳定。6.4 当班值长申请切除AGC（自动发电量控制）和一次调频功能，解除CCS控制。6.5 DEH控制方式为“自动”，并投入“功率回路”。
6.6 试验前相关人员必须到位，并进行安全和技术交底（运行人员必须提前对主汽门、调门卡涩事故预案进行学习）；热控人员和汽机点检提前准备相应容易出问题的电磁阀、伺服卡、位移传感器（LVDT），以备设备损坏后的更换。7.试验风险及预控措施
7.1 主汽门、调门关闭后开不出,会引起锅炉压力上升，运行人员应做好锅炉快减负荷的准备。
7.2 高压主汽门活动试验过程中负荷会降低当前负荷的10%-15%，中压联合汽阀活动试验过程中负荷会降低当前负荷的9%左右。
7.3 若主汽压力过高引起主汽门、调门差压过大不能开出，应适当降低主汽压力，试验过程中尽量控制主汽压力在19～21MPa。
7.4 若卸荷阀弹簧弹力不够，不能封闭安全油，应就地关闭该阀门的EH油进油门，待主汽门开出后再缓慢开出该阀门的EH油进油门。在试验过程中，若卸荷阀弹簧弹力不够，主汽门关闭后同时会伴随EH油压力下降，EH油泵电流增大，就地EH油回油量大等现象，运行人员需密切监视这些参数的变化。
7.5 试验过程中出现的伺服阀、快关电磁阀、试验电磁阀损坏，需隔绝油路然后进行更换。由于在试验过程中，如果上述电磁阀坏，将可能导致主汽门、调门不能正常开关，所以“阀门活动试验”画面将显示该阀门活动试验不成功，立即停止试验，联系热控人员和汽机机务人员进行处理。
7.6 主汽门、调门关闭过程中，将引起机组负荷大幅波动、主汽压力大幅波动，给水系统自动调节也将受到影响，运行人员应密切监视给水流量变化，并及时进行调整。
7.7 高压调门关闭后，汽轮机1、2号轴承温度变化剧烈，运行人员应密切监视温度变化，轴承温度的最大允许值为115℃。
7.8 试验过程中应调出油枪画面，加强对炉膛负压、火检的监视，发现异常，及时投油稳燃，保证锅炉燃烧的稳定。8.试验步骤
8.1 热控人员检查DHE系统中相关控制逻辑是否满足试验条件，控制逻辑是否正确；运行人员控制机组负荷在400MW ～500MW,主汽压力维持在19～21MPa。
8.2 当班值长向中调申请解除机组AGC、一次调频功能和协调控制，在DEH系统“自动控制”画面中投入“功率回路”。
8.3 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“MSV1试验”（高压主汽门1）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查MSV1是否开始关闭，待MSV1关完又重新开完后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明MSV1阀门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。8.4 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“MSV2试验”（高压主汽门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查MSV2是否开始关闭，待MSV2关完又重新开完后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明MSV2阀门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。8.5 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“RSV1试验”（中压联合汽门1）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查ICV1是否开始关闭，待ICV1关闭后，RSV1则快速关闭，待RSV1关闭又重新开完后，ICV1再逐渐开启直至开完，弹出对话框中指示灯指示 “成功”，则表明RSV1联合汽门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。
8.6 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“RSV2试验”（中压联合汽门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查ICV2是否开始关闭,待ICV2关闭后，RSV2则快速关闭，待RSV2关闭又重新开完后，ICV2再逐渐开启直至开完，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明RSV2联合汽门活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到位。
8.7 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV1试验”（高压调门1）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV1是否开始关闭,此时其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV1关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示 “成功”，则表明CV1活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。
8.8 运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV2试验”（高压调门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV2是否开始关闭,此时其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV2关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明CV2活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动
作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。
8.9运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV3试验”（高压调门2）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV3是否开始关闭,其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV3关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明CV3活动试验结束，运行人员再次检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。
8.10运行人员在DEH系统“阀门活动试验”画面中点击“CV4试验”（高压调门4）按钮，在弹出的对话框中点击“开始”按钮，然后在操作员站CRT画面和就地检查CV4是否开始关闭,其它调门会相应开大保证机组负荷不变，待CV4关完又重新开启至相应开度后，弹出对话框中指示灯指示“成功”，则表明CV4活动试验结束，运行人员检查阀门行程开关动作是否正常，阀门实际是否开到试验前位置。
8.11在以上阀门活动试验结束后，运行人员应根据机组运行情况适时投入机组协调控制、一次调频和AGC（自动发电量控制）功能。
8.12 试验过程中，运行人员应严格按照操作票进行。
第三篇：汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案
汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案
一、目的：
为确保机组检修后，机组大联锁保护能够正确、可靠动作，需对机组进行机、炉、电大联锁进行试验。为保证试验工作安全、顺利、有效地进行，特编制本试验措施。
试验组织措施
成立试验小组：
组
长：
副组长：
成员：运行：机、炉、电专工，当值运行值班人员；
生技部：机、炉、电、热专业专工；
热工：专工、工程师站、自动班有关人员；
汽 机：专工、本调班技术员；
锅炉：专工、本体班技术员；
电 气：专工、继电保护技术员；
2.试验前，各成员按此措施的要求，做好各自负责的试验条件和准备工作。
3.试验时，由试验负责人按措施要求，逐条件进行试验，并做好记录。所有参加试验的人员，必须按照试验负责人的要求，及时完成所负责的工作，严禁自行其事。
三、试验技术措施：
试验应具备的条件及准备工作：
DEH、ETS、DCS控制系统具备投用条件；
汽机润滑油系统已经启动且运行正常；
EH油系统已经启动且运行正常； 确认发变组出口刀闸开关均在分闸状态；
为实现锅炉复归MFT,仿真下列吹扫条件,将吹扫时间改为20S ，1．5．1 仿真风量>30%；
1．5．2 仿真汽包水位合适；
1．5．3 仿真油泄漏试验完成；（根据现场实际情况）。
1．5．4 仿真火检冷却风炉膛差压合适；
1．5．5 仿真任意一台一次风、二次风、引风机运行；
1．5．6 仿真两台空预器运行；
1．5．7 仿真炉水循环正常。
1．6 锅炉MFT复归后汽机具备挂闸条件：
1．6．1解除汽机低真空跳闸保护。
1．7下述设备送电至试验位置：
1．7．1 A/B/C三台磨煤机；
1．7．2 A/B两台一次风机；
1．8 A1、A2、B1、B2、C1、C2六台给煤机送电；
2．试验项目及步骤：
2．1发电机跳闸，联跳汽轮机、锅炉试验
炉膛吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组出口开关；（两侧刀闸一定断开）
热工仿真给煤机系统运行；
电气仿真发-变组差动保护动作：在发变组B柜差动保护A相加电流，发变组出口开关跳闸。检查机组大联锁保护动作如下：锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”；汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭，且汽机ETS首出原因为“发电机故障”。
解除给煤机系统运行的仿真信号，解除电气仿真的保护。
2．2汽机跳闸，发电机解列、锅炉MFT试验
锅炉吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组开关；
热工仿真给煤机系统运行；
热工投入汽机任一跳闸保护（如低真空），汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭, 且大机ETS首出原因为相应投入跳闸保护名称（如低真空）。检查机组大联锁保护动作如下：发变组开关自动跳闸；锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”。
（6）解除给煤机系统运行的仿真信，解除低汽机跳闸保护（如低真空）。
2．3锅炉跳闸联跳汽机，发电机解列试验
锅炉吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组开关；
热工手动模拟MFT跳闸保护（如汽包水位高三），MFT首出原因为相应投入MFT跳闸保护名称（如汽包水位高三）
检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“MFT”；发变组开关自动跳闸。
2．4发电机手动解列，联跳汽机、锅炉试验
锅炉吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组开关； 手动拉开发变组开关。
检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“204开关跳闸”；锅炉不应自动MFT。
热控恢复低真空汽机跳闸保护，解除试验所做的1.5.1至1.5.7仿真条件，试验结束。
锅炉酸洗方案
1概述
2×660MW机组#4锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NOx主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。依据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》，新建机组启动前应进行化学清洗，除去设备加工过程中形成的氧化皮及存放、运输、安装过程中产生的腐蚀产物、油污、泥砂等，以保证热力设备内表面清洁，使机组启动时获得良好的水汽品质，确保机组顺利投产及安全经济运行。
锅炉化学清洗采用山东电力研究院中实易通集团有限公司独家开发研究的复合酸清洗工艺清洗后采用低浓度柠檬酸漂洗，用氨水调pH值后加过氧化氢钝化。（复合酸是由多种酸、缓试剂和表面活性剂组成，在清洗时各种酸能互相取长补短，对除垢有协调增效作用，所选用的酸都具有低毒、低腐蚀特性，不含硫酸等强腐蚀性的酸，清洗现场不需要做特殊的安全防护，而且复合酸还具有适用材质范围广，不锈钢、合金钢、铜合金等多种材质都可以适用复合酸进行清洗；工艺对温度要求低（50-60℃），很容易实现，尤其是适用于工期紧，施工条件难以满足柠檬酸清洗工艺和EDTA清洗工艺的要求的新建机组；清洗能力较柠檬酸和EDTA强，清洗效果更好；清洗废液只需常规中和处理即可，复合酸清洗工艺已成功应用于20余台套超临界、超超临界机组的锅炉化学清洗，均取得良好的清洗效果。编制的依据
2.1 《火电工程调整试运行质量检验及评定标准》（1996年版）；
2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996年版）；
2.3 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001；
2.4厂家、设计院有关设备、系统的图纸资料及说明书。3 清洗范围及工艺
3.1化学清洗范围
本次化学清洗范围:省煤器、启动系统、分离器、水冷壁、集箱、部分高压给水管道、清洗箱及相连接的临时管道等，锅炉化学清洗相关参数见表1
表1清洗系统锅炉各部位特性参数(初步估算)
3.2化学清洗工艺
3.2.1清洗方法
（1）水冲洗、清洗系统检漏阶段
清洗系统检查：
无泄露。
冲洗终点：
出水澄清，无机械杂质
（2）酸洗阶段
复合酸浓度
4~6%
酸洗缓蚀剂浓度
0.6‰
温度
50~60℃
时间
8~10小时（视检测结果定）
（3）酸洗后冲洗阶段
pH
>
4.5
总铁
＜
50mg/L
（4）漂洗阶段
氨水
适量
柠檬酸胺浓度
0.1~0.3%
缓蚀剂浓度
0.5‰
pH
3-4
温度
45~55℃
时间
2小时
总铁
＜
300mg/L
（5）钝化阶段
液氨
适量
pH值
>9.5
温度
50-60℃
时间
4-6小时
3.2.2加热方式
清洗系统的加热采用辅助蒸汽用临时管道连接到清洗箱内，向清洗箱通蒸汽，要求蒸汽压力不低于0.8MPa。
3.2.3加药方式
本次清洗采用动态循环清洗，配药在清洗系统内进行；在循环状态下将清洗药品加至清洗箱中。
3.2.4水源供给
除盐水由除盐水泵输送到凝结水补水箱，再从凝结水补水泵前旁路连接临时系统供水至清洗泵。
3.2.5废液排放
将酸洗废液用临时管道连接到废水池，将酸洗液、钝化液、炉前碱液统一集中混合、处理到pH为6-9。
4清洗系统及安装
4.1清洗系统
流程如下: 清洗箱→酸洗泵→临时管（门）→省煤器→水冷壁下集箱→水冷壁→启动分离器→启动分离器放水管→361阀前适当位置留口→临时管（门）→清洗箱
4.2 清洗系统的安装
4.2.1临时系统用清洗设备
本次锅炉清洗临时系统用主要设备、材料见表2
表2锅炉化学清洗用设备
编号
名称
规格
单位
数量
清洗箱
20m3含加热器
台 清洗泵
流量400m3/h 扬程100m 台 加酸泵
流量20m3/h 扬程50m 台 补药泵
Q＝1-2m3/h H＝0.5MPa 台 耐酸压力表
1.6MPa 块 压力表
1.6 MPa蒸汽、水用
块 温度计
100℃
支 水位计
三通阀接透明管
件 塑料管 米
橡胶管
米
清洗管道
Φ219
米
300
Φ159 米
200
Φ89 米
弯头
Φ219
个 三通
Φ219
个 法兰盘
Φ219
片 阀门
Φ219
个
10-15 阀门
Φ89
个 阀门
Φ
32个 焊机
台 氧气
工业氧
瓶 乙炔
工业
瓶 焊条
kg 50
4.2.2 清洗系统安装（该部分所述接口需依据现场施工情况具体决定）
本次锅炉清洗设备安装在锅炉零米侧面，临时系统安装见“锅炉清洗系统图”。
4.2.2.1清洗泵出口进锅炉系统的连接
将锅炉侧化学清洗留口（锅炉侧主给水管道19米），用Φ219×6无缝钢管（门）连接到清洗泵出口，作为炉本体酸洗的进液口；
4.2.2.2锅炉回清洗箱系统的临时连接口的连接
启动分离器凝汽器放水管361阀前合适位置就近断开，引接Φ219×6 无缝钢管（门）连接到清洗箱内。（361阀不参加酸洗）
4.2.2.3利用分离器放空气管作为排空气、排氢管。
4.2.2.4蒸汽管道连接：辅汽联箱适当位置留临时口，用Φ89管道接至酸洗箱内。
4.2.2.5排放系统连接：Φ159×6无缝钢管（门）连接到废水池。
4.2.2.6取样点及温度计
在锅炉进液管和回液管上安装临时温度计和取样装置。
4.2.2.7启动分离器临时液位计
从分离器水箱底部仪表口引出临时液位计，监测锅炉化学清洗时分离器水箱液位。
5化学清洗应具备的条件
5.1化学清洗设备安装就位在合理、安全位置，所有酸洗临时设备、设施、管道安装完毕，并验收合格，满足酸洗工艺要求。管道布置合理，膨胀自由，支架牢固可靠，焊口不靠近重要设备。
5.2临时系统的所有表计准备齐全，并经检验合格。
5.3临时系统及炉本体保温完毕。
5.4临时系统冲洗完，所有泵（酸洗泵、除盐水补水泵等）试转完毕，达到投用条件。
5.5水处理系统能正常工作，储备足够量的除盐水（约3000-4000m3），满足酸洗要求，并能连续供应。
5.6临时化验室达到使用条件，在0米泵区域、分离器水位计及运行人员之间建立通讯。
5.7分离器临时水位计安装完毕。
5.8腐蚀指示片处理、称重和装设完毕。
5.9与被化学清洗的设备、系统相连而又不参加化学清洗的部分应可靠隔绝
5.10整个锅炉、高压给水系统、喷水和各疏水的热控阀门、仪表门、测点全部关闭；
5.10.1 361阀前管道的取样一次门、排污一次门、和去二级减温水的一次门关闭，省煤器的取样一次门关闭；
5.10.2水冷壁、省煤器各集箱的疏水一、二次门已关闭；
5.10.3关闭或切断所有过热器、再热器疏水至大气扩容器的排水管道，此操作应在过热器、再热器隔离阀的下游进行，以防止化学清洗液污染这些区域；
5.11电动给水门全开，本次化学清洗对参与化学清洗的主给水电动门及其铜部件无损伤。
5.12为维持锅炉清洗液的温度，应关闭炉膛、尾部竖井的所有人孔门和省煤器灰的挡板。
5.13所有参与酸洗的系统阀门应临时挂牌注明编号及用途，由专人操作、看管、维护。5.14酸洗所用化学药品数量满足酸洗要求，并通过质量验收合格。
5.15排水系统应畅通，满足酸洗排放要求（最高排量约200-300m3/h）。
5.16参加清洗人员已进行安全、环境因素和技术交底，并且职责明确。
5.17运行人员做好化学清洗的配合工作。
5.18需投用运行的正式系统应具备条件
5.18.1除盐水系统（除盐水泵、除盐水箱、除盐水补充水泵和除盐水补水箱）安装完毕；
5.18.2辅助蒸汽系统已吹扫完毕，压力满足化学清洗要求；
5.18.3化学清洗废水系统具备正常运行条件。组织分工
6.1 组织机构
化学清洗现场指挥组由河曲发电有限公司、监理公司、山东电建三公司、山东中实易通集团有限公司等单位的有关人员组成，各单位设负责人，河曲发电有限公司负责人为化学清洗项目总指挥，其它单位负责人为副指挥。
6.2 职责分工
6.2.1山东中实易通集团有限公司
6.2.1.1负责清洗设备的配置、运输、安装、临时系统操作和拆除；
6.2.1.2负责清洗工艺措施制定和清洗用药品的准备、运输和检验；
6.2.1.3负责组织实施化学清洗工作，在清洗过程中技术总负责；
6.2.1.4清洗检查后提交清洗报告。
6.2.2山东电建三公司
6.2.2.1负责非清洗系统与清洗系统的隔离；
6.2.2.2依据技术措施，清洗前进行正式系统与临时系统留口、清洗后进行正式系统清洗留口的恢复、清洗过程正式系统监督工作以及正式系统的相关正式操作，并处理正式系统的设备消缺。6.2.2.3负责锅炉化学清洗过程的电源（确保安全）、蒸汽（提供到辅汽集箱出口门）、除盐水（提供到
500m3凝结水补水箱内）的供给协调、监督。
6.2.3河曲发电有限公司
6.2.3.1负责清洗过程中的化验监督、腐蚀监督以及各关键点（酸洗、漂洗和钝化）的监督工作。
6.2.3.2负责除盐水输送到#4机组凝结水500m3补水箱,并保持高水位；
6.2.3.3负责蒸汽按照化学清洗对蒸汽压力（大于0.8MPa）将蒸汽送到#4机组辅汽联箱。
6.2.4监理公司
负责清洗过程中的全程监督工作。
7化学清洗步骤
本次化学清洗的步骤分为:水冲洗，同时进行查漏试验；复合酸清洗；酸洗后水冲洗；漂洗；钝化，详细步骤如下：
7.1系统水冲洗
7.1.1清洗系统检查
7.1.1.1检查下列阀门应在关闭位置或隔离状态
（1）所有从高压给水母管至省煤器入口管道和启动循环系统引出来热控测点、压力表入口一次和二次门。
（2）省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次门。
（3）省煤器入口取样一次门、从贮水罐至启动循环泵进口门管道上的取样一次门、排污一次门、去二次减温水一次门。
（4）启动循环泵出口管上的电动门。
（5）排污门、除凝结水补水箱底部排污门、辅汽联箱出口电动门
7.1.1.2检查下列阀门应在开启位置：
主给水电动门（2）省煤器上集箱排空气手动和电动门（2个）、过渡段水冷壁混合集箱排空气手动和电动门（2个）、水冷壁出口混合集箱排空气手动和电动门（2个）、水冷壁出口混合集箱排空气手动和电动门（2个）、汽水分离器排空气手动和电动门（2个）。
（3）汽水分离器连接临时水位计的下部手动门必须打开
（4）锅炉临时上水管道上ф219手动闸阀（全开，常开）
（5）从贮水罐至启动循环泵进口门管道之间连接到锅炉疏水扩容器与清洗回水临时管道相连接的溢流阀。
7.1.2清洗泵启动前的检查
7.1.2.1清洗泵周围工作结束，现场清洁、照明良好。
7.1.2.2清洗泵地脚螺丝牢固，转动部位安全罩齐全，无防碍运动的杂物。
7.1.2.3盘根压紧度适当，手动盘车2-3圈，应轻松无卡。
7.1.2.4电动机接地线良好，调整好电机的反、正转。
7.1.3清洗泵的启动和试转
7.1.3.1接到开泵命令后，通知有关人员准备开泵。
7.1.3.2开凝结水补水箱底部排污门，清洗箱除盐水进水临时门，向清洗箱内注入除盐水，待水位近2/3时、开启泵入口门，开启放空气门，放净泵体内空气。
7.1.3.3检查泵冷却水系统，确保冷却水系统正常工作.7.1.3.4合上控制柜上的泵操作按钮，注意电流返回时间。
7.1.3.5缓缓开启出口门，并注意电流指示不超过额定值。
7.1.3.6设备运转后，应无异常振动、摩擦或噪音，若振动大应立即停泵，通知检修人员消除。
7.1.4水冲洗及系统严密性试验
1）上水
开启省煤器上水各门、除盐水进水门、排污门，通知河曲发电有限公司向清洗箱注水。启动一台清洗泵，从清洗箱上除盐水至汽水分离器可见水位以上300mm，对系统进行水冲洗，将冲洗水排至雨水井。冲洗期间清洗系统认真检漏，检验阀门的灵活性，冲洗过程随时取样观察，至水清结束冲洗。
2）建立循环系统
水冲洗合格后，打开下贮水罐至清洗箱回水各门、关闭排污门，逐渐建立循环回路，控制汽水分离器在可见水位以上300mm附近。
3）试投蒸汽系统
a 联系山东电建三公司和河曲发电有限公司当班人员向辅汽联箱供汽,确保辅汽联箱压力达到0.8MPa以上。
b开启进清洗箱蒸汽临时门，慢慢开启辅汽联箱出口至临时蒸汽管道的进蒸汽正式门，将临时蒸汽管道内的疏水排出，同时进行系统的加热试验，若有问题及时处理。
c让参加化学清洗人员练习操作。
7.2 复合酸酸洗
7.2.1系统加酸前操作
水冲洗结束后，开启省煤器进水各门、清洗箱回水各门，开启除盐水进水门，联系河曲发电有限公司向清洗箱注除盐水，至分离器可见水位上300mm。建立清洗系统循环回路，开启蒸汽加热门，将炉水温度升至50-60℃，调整水位控制门调整清洗箱（中心线附近）和汽水分离器水位（可见水位上300mm）。从清洗箱依次加入计算量的缓蚀剂。维持循环并维持温度1小时，使清洗系统温度和缓蚀剂浓度均匀。
7.2.2酸洗运行操作
1）加药
待清洗箱汽水分离器液位调整合适后，维持回路循环，从清洗箱加入计算量的酸，化验进出口浓度，控制系统进口酸浓度不超过8%，当计算量的酸加入，循环一小时且浓度基本达要求时停止加酸，计时酸洗。
2）运行操作
清洗过程中始终开一台清洗泵，按照回路进行循环。
3）分离器水位监督
汽水分离器水位在可见水位上300mm
4）化验监督 化验监督每30分钟取样(进、出口)化验一次酸浓度和总铁浓度。清洗终点根据化验结果确定，清洗时间根据化验结果确定。
7.3清洗后水冲洗
酸洗结束后，打开酸洗排污门、清洗系统疏水各门（省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次一、二次门）。除盐水进水门，关闭清洗箱回液门，通知河曲发电有限公司向清洗箱注除盐水。启动一台清洗泵，从清洗箱上除盐水至汽水分离器可见水位以上300mm，对系统进行用除盐水水顶排酸液,直到出水pH大于4.5、铁浓度小于50mg/L，冲洗水排至废水池。
7.4 漂洗
水冲洗合格后，关闭酸洗排污门、清洗系统疏水各门（省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次一、二次门）。控制分离器水位在可见水位300mm附近，开启进清洗箱蒸汽临时门，慢慢开启辅汽联箱出口至临时蒸汽管道的进蒸汽正式门，将临时蒸汽管道内的疏水排出，同时进行系统的加热，系统温度升至50℃，将系统处于循环回路，分离器水位控制稳定在酸洗水位以下，人工向清洗箱加入漂洗剂、缓蚀剂，循环均匀，计时漂洗。漂洗过程中分离器水位控制稳定在酸洗水位之上，漂洗2小时。用水继续顶掉漂洗液
7.5钝化
将系统处于循环回路，向清洗箱加入液氨调整pH值为9.5以上（循环均匀后），分离器水位控制稳定在酸洗水位之上；将系统处于循环回路，人工向系统缓慢加入双氧水，加药结束后，分离器水位控制稳定在酸洗水位之上，循环钝化4-6小时后钝化结束。
7.6钝化液排放
钝化结束后，确认清洗系统有关排空气门处在全开状态，打开酸洗排污门、清洗系统疏水各门（省煤器入口管、下水连接管、下水连接管分配集箱、过渡段水冷壁混合集箱、水平烟道水冷壁出口集箱（底）的疏水一次一、二次门），趁热将钝化液全部排放至机组排水槽，通过泵输送到废水池。锅炉化学清洗期间的化学监督
清洗流程
监督项目
标准
监督频率
除盐水冲洗
悬浮物
水清、基本无杂质 每10分钟/次
复合酸酸洗
复合酸浓度
温度
时间
4-6%
50-60℃
8-10 h（视铁和酸浓度定）
每30分钟/次
酸洗后
水冲洗
pH 总铁
>4.5
＜50mg/L 每30分钟/次
漂洗
漂洗剂A
漂洗剂B pH 总铁
时间
0.15%
0.15%
2.5-3.5
＜300mg/L 2-3h 每30分钟/次
钝化
温度
pH 时间
50-60℃
>9.5 4-6h
每30分钟/次
9清洗质量检查及标准
清洗后由河曲发电有限公司、监理公司、山东电建三公司和山东中实易通集团有限公司共同对省煤器、水冷壁管样等清洗状况进行检查。
9.1清洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出的过洗现象，不应有镀铜现象。
9.2用腐蚀指示片测量得金属平均腐蚀速度小于8g/m2.h，腐蚀总量应小于80g/m2。
9.3清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜，不应出现二次锈蚀和点蚀。
9.4固定设备上的阀门、仪表等不应受到损伤。
9.5清洗效果检查后，做出综合评价，由山东中实易通集团有限公司写出锅炉化学清洗报告。
10安全注意事项
10.1锅炉酸洗系统复杂、阀门较多，易误操作，因此要求所有参加酸洗的人员均要仔细阅读本措施，熟悉系统，掌握酸洗各步骤，明确其要求，所有的阀门应挂牌，酸洗前向所有参加酸洗的人员必须交底；
10.2酸洗操作区域零米应拉设警戒绳，挂警告牌，严禁无关人员进入；
10.3酸洗期间由于有氢气产生，因此炉膛内不允许有焊接作业，分离器排气区域内严禁电焊、吸烟；
10.4加药时，操作人员应正确使用个人防护用品例如佩带眼镜、防护手套，避免与化学药品直接接触；
10.5指挥畅通、通讯可靠；
10.6现场有医务人员现场值班，备有急救中和药品，以备不测；
10.7分离器水位监视人员必须严密监视分离器水位，如有异常及时报告指挥，如升高，必须及时排出清洗溶液以防止进入过热器，如降低，检查系统有无泄露；
10.8加药清洗箱应搭设通道以便加药，该通道周围应设栏杆和围栏，并拉设安全网，安全水，向清洗箱内加药的位置留出加药口，清洗箱的加药要小心谨慎，防止溢出，如果溢出应用石灰中和；
10.9施工现场照明充足，并有良好的漏电保护措施；
10.10禁止用手直接触摸转动部件；
10.11现场道路畅通，清除易燃物品；
10.12电机等电气设备的接线应由专业电工人员操作。
11危险点预测及安全控制措施
11.1清洗泵掉电：液位监视人员负责快速关闭回液门，防止清洗箱溢流。
11.2清洗系统法兰、管道泄漏
系统能隔离的立即隔离处理;不能隔离的系统用耐酸、耐温塑料带扎紧、封堵,并做好隔离措施，事故处理人员避免泄漏液溅入眼内，应穿戴防护用品。
11.3系统焊缝泄漏
停止系统循环，系统能隔离的立即隔离，补焊堵漏系统能隔离的立即隔离处理；不能隔离的系统用耐酸、耐温塑料带扎紧、封堵,并做好隔离措施。焊接前应先排空管道或排空管内清洗液，再焊接；
11.4烫伤：清洗管道保温良好，人行过道和操作点无裸露，戴放烫手套操作清洗实施前检查，并挂警示牌。11.5液氨吸入：加药时现场操作人员戴防护面具。
11.6烧碱腐蚀、灼伤：加药时现场操作人员戴防护面具，准备好烧碱腐蚀、灼伤用药品，清水，并有医生及救护车值班。
11.7 酸洗现场有防护工作服、胶皮手套、口罩、防护眼镜等防酸碱灼烧伤物品(加药人员一人一套)，并有安全水源，酸液溅于衣服上，应先用2～3%浓度的Na2CO3溶液中和，最后再用水冲洗。若酸液到皮肤上，应立即用清水冲洗，再用2～3%浓度的Na2CO3溶液清洗，最后涂上一层凡士林。若酸液溅入眼睛里，应立即用大量清水冲洗，再用0.5%的NaHCO3溶液冲洗并立即找医生治疗。若碱液溅到皮肤上，应立即用清水冲洗，再用1%的醋酸溶液清洗，最后涂上一层凡士林。若碱液溅入眼睛里，应立即用大量清水冲洗，再用0.2%的硼酸溶液冲洗并立即找医生治疗。
清洗现场应具备有下列急救药品：2%Na2CO3溶液、2%的NaHCO3溶液、0.5%的NaHCO3溶液、1%的醋酸溶液、0.2%的硼酸溶液各5升及凡士林若干。
12重要环境因素的控制措施
12.1防护手套、废弃焊条的废弃
集中收集，放到河曲发电有限公司垃圾分类回收桶，由河曲发电有限公司负责回收处理。
12.2试验废液的处理
用塑料桶收集，排到废水池，由河曲发电有限公司负责进行处理。
12.3酸洗漏液的处理
对少量酸洗漏液，用收集盘进行收集，排到废水池，由河曲发电有限公司负责进行处理。
12.4固体化学药品泄露地面处理
固体化学药品泄露地面时，将化学药品和土一起挖起，倒到废水池，由河曲发电有限公司负责进行处理。清洗废液的处理
化学清洗废水和机组启动废水一样都属于非经常性废水，复合酸清洗工艺所产生的废液中不含联氨、亚硝酸钠、氟化物等有毒且污染严重的物质。
14清洗后的锅炉保养
锅炉化学清洗后20天内，点火吹管的无需保养，超过20天的清洗锅炉，河曲发电有限公司负责按照《电力建设施工及验收技术规范第四部分电厂化学》进行保养。
附录1：河曲化学清洗药品清单
复合清洗剂A 2.5t
复合清洗剂B 17t
清洗反应催化剂 800kg
铁离子抑制剂 200kg
消泡剂 150kg
缓蚀剂 300kg
柠檬酸
1t
漂洗缓蚀剂 200kg
氨水 12t
钝化剂 3t
废液处理剂 12t
附录2:化学酸洗测定方法
1.1酸洗剂浓度的测定
2.1.1 试剂
0.1mol/L NaOH溶液
1%酚酞指示剂
2.1.2 测定方法
取酸洗液V ml（一般1-5）于250ml锥形瓶中，加除盐水稀释至100ml，加2滴酚酞指示剂，用0.1mol/LNaOH滴定至溶液呈粉红色为终点，记下消耗体积a ml。
2.1.3 结果计算
酸洗液中酸的百分含量:
CH+=0.1×a×98/（V×1000）×100%=9.8a/（V×1000）（%）=0.98 a/V
2.2酸洗液中Fe3+及Fe2+的测定
2.2.1 试剂
0.05mol/LEDTA标准溶液
10%磺基水扬酸
固体过硫酸铵
1:1液氨
1:4盐酸
2.2.2 测定方法
准确移取V ml(一般5ml)酸洗液于锥形瓶中，用除盐水稀释至100ml，用1:1液氨和1:4HCL调节至pH=2-3左右，加1ml10%磺基水扬酸作指示剂，用0.05mol/LEDTA标准溶液滴定至紫红色消失，记下耗去的EDTA毫升数a，向锥形瓶内加入固体过硫酸铵少许(约0.1g)，加热至70℃，继续用0.05mol/LEDTA滴定至紫红色消失，记下耗去的EDTA毫升数b(不包括a)。
2.2.3 结果计算
酸洗液中Fe3+、Fe2+含量:
CFe3+=0.05×a×56/V=2.8a/V
CFe2+=0.05×b×56/V=2.8b/V
2.3漂洗液中Fe3+、Fe2+的测定
2.3.1 试剂
0.5 mol/LH2SO4标准溶液
0.05 mol/LEDTA标准溶液
40%KCNS溶液
10%(NH4)2S2O8溶液 2.3.2 测定方法
取vml试液，加入4ml 0.5MH2SO4，用除盐水稀释至100ml，加入5ml40%KCNS溶液，用0.05 mol/LEDTA滴定至红色消失，记下消耗EDTA量a，再加入3ml10%(NH4)2S2O8溶液，加热60-70℃，用0.05mol/LEDTA滴至红色消失，记下消耗EDTA量b(当Fe较大时，终点为橙色，终点不明显可用除盐水稀释)
2.3.3 结果计算
CFe2+=a×0.05×56/v
CFe2+=b×0.05×56/v
第四篇：汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案
汽机、锅炉、发电机大联锁试验方案
一、目的：
为确保机组检修后，机组大联锁保护能够正确、可靠动作，需对机组进行机、炉、电大联锁进行试验。为保证试验工作安全、顺利、有效地进行，特编制本试验措施。
试验组织措施
成立试验小组：
组 长：
副组长：
成 员：运行：机、炉、电专工，当值运行值班人员；
生技部：机、炉、电、热专业专工；
热工：专工、工程师站、自动班有关人员；
汽 机：专工、本调班技术员；
锅炉：专工、本体班技术员；
电 气：专工、继电保护技术员；
2.试验前，各成员按此措施的要求，做好各自负责的试验条件和准备工作。
3.试验时，由试验负责人按措施要求，逐条件进行试验，并做好记录。所有参加试验的人员，必须按照试验负责人的要求，及时完成所负责的工作，严禁自行其事。
三、试验技术措施：
试验应具备的条件及准备工作：
DEH、ETS、DCS控制系统具备投用条件；
汽机润滑油系统已经启动且运行正常；
EH油系统已经启动且运行正常；
确认发变组出口刀闸开关均在分闸状态；
为实现锅炉复归MFT,仿真下列吹扫条件,将吹扫时间改为20S , 1．5．1 仿真风量>30%；
1．5．2 仿真汽包水位合适；
1．5．3 仿真油泄漏试验完成；（根据现场实际情况）。
1．5．4 仿真火检冷却风炉膛差压合适；
1．5．5 仿真任意一台一次风、二次风、引风机运行；
1．5．6 仿真两台空预器运行；
1．5．7 仿真炉水循环正常。
1．6 锅炉MFT复归后汽机具备挂闸条件：
1．6．1解除汽机低真空跳闸保护。
1．7下述设备送电至试验位置：
1．7．1 A/B/C三台磨煤机；
1．7．2 A/B两台一次风机；
1．8 A1、A2、B1、B2、C1、C2六台给煤机送电；
2．试验项目及步骤：
2．1发电机跳闸，联跳汽轮机、锅炉试验
炉膛吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组出口开关；（两侧刀闸一定断开）
热工仿真给煤机系统运行；
电气仿真发-变组差动保护动作：在发变组B柜差动保护A相加电流，发变组出口开关跳闸。
检查机组大联锁保护动作如下：锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”；汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭，且汽机ETS首出原因为“发电机故障”。
解除给煤机系统运行的仿真信号，解除电气仿真的保护。
2．2汽机跳闸，发电机解列、锅炉MFT试验
锅炉吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组开关；
热工仿真给煤机系统运行；
热工投入汽机任一跳闸保护（如低真空），汽机自动跳闸，TV、GV、RSV、IV关闭, 且大机ETS首出原因为相应投入跳闸保护名称（如低真空）。检查机组大联锁保护动作如下：发变组开关自动跳闸；锅炉MFT自动动作，MFT首出原因为“汽机跳闸且负荷>15%”。
（6）解除给煤机系统运行的仿真信，解除低汽机跳闸保护（如低真空）。
2．3锅炉跳闸联跳汽机，发电机解列试验
锅炉吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RSV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组开关；
热工手动模拟MFT跳闸保护（如汽包水位高三），MFT首出原因为相应投入MFT跳闸保护名称（如汽包水位高三）
检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“MFT”；发变组开关自动跳闸。
2．4发电机手动解列，联跳汽机、锅炉试验
锅炉吹扫复归MFT；
汽机挂闸，检查汽机TV、GV、RV、IV动作正确，DEH各阀位指示与就地状态一致；
合上发变组开关；
手动拉开发变组开关。
检查机组大联锁动作如下：汽机自动跳闸，TV、GV、RV、IV关闭，且大机ETS首出原因为“204开关跳闸”；锅炉不应自动MFT。
热控恢复低真空汽机跳闸保护，解除试验所做的1.5.1至1.5.7仿真条件，试验结束。
锅炉酸洗方案
1概述
2×660MW机组#4锅炉系哈尔滨锅炉厂有限责任公司设计、制造的超临界变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、低NOx主燃烧器分级燃烧技术和MACT型低NOx分级送风燃烧系统、反向切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统、一次中间再热、调温方式除煤/水比外，还采用烟气分配挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。依据《火力发电厂锅炉化学清洗导则》，新建机组启动前应进行化学清洗，除去设备加工过程中形成的氧化皮及存放、运输、安装过程中产生的腐蚀产物、油污、泥砂等，以保证热力设备内表面清洁，使机组启动时获得良好的水汽品质，确保机组顺利投产及安全经济运行。
锅炉化学清洗采用山东电力研究院中实易通集团有限公司独家开发研究的复合酸清洗工艺清洗后采用低浓度柠檬酸漂洗，用氨水调pH值后加过氧化氢钝化。（复合酸是由多种酸、缓试剂和表面活性剂组成，在清洗时各种酸能互相取长补短，对除垢有协调增效作用，所选用的酸都具有低毒、低腐蚀特性，不含硫酸等强腐蚀性的酸，清洗现场不需要做特殊的安全防护，而且复合酸还具有适用材质范围广，不锈钢、合金钢、铜合金等多种材质都可以适用复合酸进行清洗；工艺对温度要求低（50-60℃），很容易实现，尤其是适用于工期紧，施工条件难以满足柠檬酸清洗工艺和EDTA清洗工艺的要求的新建机组；清洗能力较柠檬酸和EDTA强，清洗效果更好；清洗废液只需常规中和处理即可，复合酸清洗工艺已成功应用于20余台套超临界、超超临界机组的锅炉化学清洗，均取得良好的清洗效果。编制的依据
2.1 《火电工程调整试运行质量检验及评定标准》（1996年版）；
2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》（1996年版）；
2.3 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2001；
2.4厂家、设计院有关设备、系统的图纸资料及说明书。清洗范围及工艺
3.1化学清洗范围
本次化学清洗范围:省煤器、启动系统、分离器、水冷壁、集箱、部分高压给水管道、清洗箱及相连接的临时管道等，锅炉化学清洗相关参数见表
1表1清洗系统锅炉各部位特性参数(初步估算)
3.2化学清洗工艺
3.2.1清洗方法
（1）水冲洗、清洗系统检漏阶段
清洗系统检查： 无泄露。
冲洗终点： 出水澄清，无机械杂质
（2）酸洗阶段
复合酸浓度 4~6%
酸洗缓蚀剂浓度 0.6‰
温度 50~60℃
时间 8~10小时（视检测结果定）
（3）酸洗后冲洗阶段
pH > 4.5
总铁 ＜ 50mg/L
（4）漂洗阶段
氨水 适量
柠檬酸胺浓度 0.1~0.3%
缓蚀剂浓度 0.5‰
pH 3-4
温度 45~55℃
时间 2小时
总铁 ＜ 300mg/L
（5）钝化阶段
液氨 适量
pH值 >9.5温度 50-60℃
时间 4-6小时
3.2.2加热方式
清洗系统的加热采用辅助蒸汽用临时管道连接到清洗箱内，向清洗箱通蒸汽，要求蒸汽压力不低于0.8Mpa。
3.2.3加药方式
本次清洗采用动态循环清洗，配药在清洗系统内进行；在循环状态下将清洗药品加至清洗箱中。
3.2.4水源供给
除盐水由除盐水泵输送到凝结水补水箱，再从凝结水补水泵前旁路连接临时系统供水至清洗泵。
3.2.5废液排放
将酸洗废液用临时管道连接到废水池，将酸洗液、钝化液、炉前碱液统一集中混合、处理到pH为6-9。
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第五篇：高速公路典型高边坡治理方案优化研究
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高速公路典型高边坡治理方案优化研究 作者：黄春林
来源：《科技创新导报》2012年第04期引言
随着经济和社会的不断发展，我国的公路特别是高速公路得到了迅速的发展。由此而产生的高速公路边坡的数量在近些年来猛增，但由于工程质量、地质条件、自然天气原因引起的边坡失稳的数量有增无减。边坡失稳是山区常见的自然灾害，我国南方地区地质构造较为复杂，多为山地。所以滑坡灾害的发生数量和分布的广泛程度在世界上少有，给国家的财产及人民安全带来了许多不利的影响。由此可见，边坡工程的治理显得尤为重要。
目前，边坡的治理大多采用多种措施相结合的方式来对其进行支护。但不同的边坡所处的地理环境及地质条件存在较大的区别，要想找到一种能够广泛推广使用的支护方法显得不太适合。鉴于以上原因，本文结合工程实际对算例边坡在原有支护措施及调整支护措施后的稳定性进行了计算，并客观的对其进行了经济分析，推荐了一种适合于算例边坡的治理措施，为边坡的优化设计提供了一定的参考价值。边坡稳定性计算方法
边坡稳定性分析中经常采用的极限平衡方法主要有Bishop法、Janbu法等，本文主要采用Bishop非圆弧法对边坡稳定性进行分析，Bishop非圆弧法分析过程如下。(如图1)
作用在第i条块上的力有重力(W)、开挖面的法向力(Nci)和切向力(Tci)、条块分界面上的法向力(Ei，Ei-1)和切向力(Xi，Xi-1)以及潜在滑动面上法向力(Ni)和切向力(Ti)。li为第i条块底边长度，ai为第i条块底边与水平面的夹角，ci为第i条块的岩土体内聚力，φi为第i条块岩土体的内摩擦角。
mi＝cosαi+tanφi×sinαi／K算例边坡方案优化设计
3.1工程概况
拟建某高速公路K9+650位于第三合同段处，桩号为K9+600～K9+679该边坡长约79m，路基设计高程约为373m。路线前进方向约为270°～290°，路基高程变化在340～530m之间，最大相对高差约90m，地表起伏大，山坡陡峻，植被很发育，多为松木、杉木林、竹林，地形坡脚一般30°～60°左右，其间冲沟很发育，沟谷一般切割较深，其横断面形态多呈“V”型。覆盖层为第四系全新统(Qh)：亚粘土，褐黄色，硬塑，土质较纯，坡积成因。厚度为1.5～2.0m。基岩为寒武系下统(E2)砂岩、板岩、碎裂岩。地震烈度区小于VI度区，地震动反应谱特征周期为0.35s，地震动峰值加速度小于0.05g，因此本区属于弱震区。
根据现有岩土工程勘察报告推荐的岩石物理力学推荐指标，经过整理分析后采用的物理力学参数见表1所示。
3.2边坡稳定性分析方案
根据设计院所提供的设计资料计算可知，边坡在现有支护措施及坡比条件下的安全系数为0.745，边坡处于不稳定状态。这表明现有支护不能满足边坡的稳定性要求。原有支护措施条件下的稳定性计算示意如图3。
鉴于现有支护措施不能满足其边坡的稳定性，故需对边坡治理措施进行调整，本文主要考虑从以下两个方面来对边坡治理方案进行调整。
方案一：在保持原有坡比的基础上，调整支护措施：第一、二级分别都采用4排30米预应力锚素进行支护，预应力锚索设计锚固力1000kN，锚固段长度8m。第三级采用5排35m预应力锚索进行支护，预应力锚索设计锚固力1000kN，锚固段长度8m。第四、五级边坡采用4排15m锚杆进行支护，锚杆设计锚固力100kN。第六级边坡采用3排15m锚杆进行支护，锚杆设计锚固力100kN。各锚杆(索)横纵间距取3.0m。
方案二：在保持原有支护措施基础上，调整边坡坡比。坡比由下往上为1：0.75、1：0.75、1：
1、1：
1、1：1。
3.3调整支护措施后的边坡稳定性分析
由图4可知，边坡按照方案一所述进行支护措施调整后，边坡安全系数有了比较大的提高，由调整前的0.745增加到1.067，这表明调整后的支护措施能满足边坡稳定性要求。同时，由图5可知，按照方案二所述进行调整后的边坡安全系数由调整前的0.745增加到
1.283，这表明边坡在调整坡比后边坡稳定性满足要求。(如图4图5)
3.4边坡优化设计方案经济对比
根据方案一与方案二的稳定性分析结果，在两种方案都满足边坡稳定性的条件下，分别对边坡在两种方案下的边坡治理费用进行统计分析，统计结果见表2、3。由表2、3可以看出，在同样满足边坡稳定性条件得前提下，使用方案二不但能降低工程造价，而且由于不必使用锚索，故可以大大降低施工难度。故本文在综合考虑边治理难易程度及工程造价这两个重要因素后，确定采用方案二做为算例边坡的最终支护方案。(如表2表3)
注：表中单价单位为(元／m)，长度单位为(米)，合计单位为(元)，总价单位为(元)。其中锚杆、锚索单价包括材料费、人工费等费用，挖方单价包括机械费、人工费、整坡费用等。结论
(1)由稳定性计算可知，汝郴高速K9+650高边坡在原有支护措施条件下处于不稳定状态，安全系数为0.745，故需对边坡现在设计方案进行优化。
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