1号锅炉烟风系统调试措施003
TPRI
合同编号：TR-CA-006-2009A
措施编号：TR-MA-#1-B-003-2009
江苏徐矿综合利用发电有限公司
一期2×330MW循环流化床机组工程#1锅炉烟风分系统调试措施
西安热工研究院有限公司
二○○九年五月
受控状态：受控文件受控号003
编写：
审核：
批准：
目录
1.编制目的
2.编制依据
3.调试质量目标
4.系统及主要设备技术规范
5.调试范围
6.调试前应具备的条件
7.调试工作程序
8.调试步骤
9.组织分工
10.安全注意事项
11.附录
附录1. 风机试运参数记录表
1编制目的
1.1为了指导及规范烟风系统及设备的调试工作，保证烟风系统及设备能够安全正常
投入运行，制定本措施。
1.2检查电气、热工保护联锁和信号装置，确认其动作可靠。
1.3检查系统及设备的运行情况，检验系统的性能，发现并消除可能存在的缺陷。2编制依据
2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）
2.2《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇（1996年版）
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）
2.4《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）
2.5设计图纸及设备说明书
2.6《江苏徐矿电厂锅炉运行规程》
3调试质量目标
符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。
要求风机运行平稳，无异常；风机各轴瓦温度、振动正常；风机冷却水系统正常；电机线圈温度正常。
专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。
4系统及主要设备技术规范
4.1系统简介
江苏徐矿综合利用发电有限公司一期2×330MW循环流化床机组工程1号机组锅炉采用东方锅炉集团公司自主、研发、设计、生产的DG-1065/17.5-Ⅱ19型循环流化床锅炉。锅炉配有两台成都电力机械厂生产的YC35755型双吸双支撑离心式引风机、江苏金通灵风机有限公司生产的两台RJ29-DW2560F型静叶可调双吸双支撑离心式一次风机和两台RJ36-DW2200F型静叶可调双吸双支撑离心式二次风机两台，三台GC230-41-1.67型高压流化风机，和一台RJ36-SW1500F型播煤增压风机；空预器为管式空气预热器。
4.2 主要设备技术规范
4.2.1引风机
风机型号：YC35755 流量：101.88万m3/h
全压：7293Pa 转速：962 r/min
制造厂家：成都电力机械厂
电机型号：YKK710-6 额定功率：2800kW
额定电压：6000V 额定电流：316A 转速：995 r/min 制造厂家：上海电气集团上海电机厂有限公司
4.2.2一次风机
风机型号：RJ29-DW2560F 流量： 392040m3/h
全压：23800Pa 转速：1480r/min
制造厂家：江苏金通灵风机股份有限公司
电机型号：YBPKK710-4 额定功率：3150KW
额定电压：6000V 额定电流：344A
制造厂家：上海电气集团上海电机厂有限公司
4.2.3 二次风机
风机型号：RJ36-DW2200F 流量：335880m3/h
风压：16700Pa 转速：1480 r/min
制造厂家：江苏金通灵风机股份有限公司
电机型号：YKK630- 4 额定功率：2000kW
额定电压：6000V 额定电流：218A
制造厂家：上海电气集团上海电机厂有限公司
4.2.4 播煤风机
风机型号：RJ36-Sw1500F 流量:104976m3/h
全压：21000pa 密度：0.74kg/m3
转速：2950r/min 温度：279℃
制造厂家：南通金通灵风机有限公司
电机型号：YKK500-2 功率：900kw
流量：104976m3/h 全压：21000pa
电流：98A
制造厂家：上海电气集团上海电机厂有限公司
4.2.5 流化风机
风机型号：GC230-41-1.67 进口风量 239m3/min
转速：2980r/min 出口压力 166kpa
制造厂家：江苏金通灵风机有限公司
电机型号：YKK400-2 功率：400kw
电压：6kv 电流：43.2A
制造厂家：上海电气集团上海电机厂有限公司
5调试范围
在风机单体试转结束后，从风门挡板的检查到各风门挡板的联动试验；风机油
站、风机自身的联锁保护试验；以及引、一次、二次风机分系统投运及动态调整等项目。
6调试前应具备的条件
6.1 机务应具备的条件
6.1.1 烟、风道安装，烟道保温工作结束，验收合格。
6.1.2 风机冷却水系统安装完成，冷却水畅通。
6.1.3 风机润滑油系统均已安装完毕，油位正常，油质合格，油泵运转正常。
6.1.4 风机出、入口挡板、导叶安装工作完毕。
6.1.5 风机单体试运工作结束，风机振动、轴承温度均正常。
6.1.6系统及设备挂牌工作结束，指示清晰、正确。`
6.2 电气、热工应具备的条件
6.2.1 各风门挡板、导叶电气、热工接线完毕，能达到远操条件。
6.2.2 风机各风门挡板联锁模拟试验结束。
6.2.3 风机油站、风机自身的联锁、保护模拟试验结束。
6.2.4 风机程启、程停模拟试验结束。
6.3 土建应具备的条件
6.3.1 试运现场道路畅通、风机房沟盖板齐全。
6.3.2 机房照明充足，临时脚手架拆除。
6.3.3 试运现场通讯设备方便可用，并备有足够的消防器材。
6.3.4 试运设备周围平台畅通，便于运行人员检查设备运行状况。
7调试工作程序
引、一次、二次风机、高压流化风机、播煤风机分系统的调试工作可按如下所示流程图进行：
8调试步骤
8.1 风门挡板的检查试验
8.1.1 对风机入、出口挡板及风机导叶进行操作试验，就地及远操开关灵活、方向
正确、开度指示与CRT一致。
8.1.2 检查引风机、一次风机、二次风机、播煤风机入口调节挡板位置正确，试调节导叶至两终端位置且关闭严密。
8.2 风机和油站的联锁保护试验
以下试验以热工专业的联锁保护试验单为准。
8.2.1引风机保护试验
发生下列任一情况时，将使引风机跳闸：
1)引风机出口挡板关，延时60秒；
2)引风机入口挡板关，延时60秒；
3)电机定子线圈温度（任意一点）＞150℃；
4)引风机轴承温度（任意一点）＞100℃；
5)电机轴承温度（任意一点）＞95℃；
6)引风机轴承振动大大（模拟量， 2点任意一点＞0.23mm）延时3秒；
7)引风机轴承振动大（垂直或水平）；
8)MFT发生20s后炉膛压力仍低；
9)引风机电机保护动作。
8.2.3引风机启动允许条件
下列条件全部满足时，引风机启动允许：
1)引风机静叶调节挡板开度小于5%；
2)引风机出口挡板开；
3)引风机入口挡板关；
4)引风机无跳闸条件存在；
5)引风机轴承温度不高（＜90℃）；
6)电机轴承温度不高（＜85℃）；
7)电机定子线圈温度不高（＜110℃）；
8)电机回路没有断线且在远方控制方式；
8.2.4一次机保护试验
发生下列任一情况时，将使一次风机跳闸：
1)润滑油泵全停，延时10秒；
2)一次风机运行且出口挡板60秒内没开；
3)电机定子线圈温度（9点任意一点）＞150℃；
4)一次风机轴承温度（6点任意一点）＞100℃；
5)电机轴承温度（4点任意一点）＞80℃；
6)一次风机轴振大（＞0.16mm）延时3秒；
7)MFT发生20秒后且炉膛压力高；
8)一次风机电机回路断线。
8.2.6一次风机启动条件
下列条件全部满足时，一次风机启动允许：
1)无一次风机跳闸条件；
2)同侧引风机已启动；
3)一次风机出口档板关；
4)一次风机动叶关（＜5%）；
5)所有辅助风挡板开；
6)电机回路没有断线；
7)一次风机在远方控制方式；
8)任意一台润滑油泵运行；
9)润滑油压正常；
10)电机定子线圈温度不高（9点均＜120℃）；
11)一次风机轴承温度不高（6点均＜85℃）；
12)电机轴承温度不高（4点均＜70℃）；
8.2.7一次风机润滑油站
1) 润滑油泵启动允许条件：油站控制在远方位且油箱油位不低；
2) 润滑油泵停止允许条件：一次风机停止且油温低于40℃；
3) 润滑油泵联启：一台油泵运行，润滑油压低于0.7MPa时联启备用油泵；
4) 油站加热器启动允许条件：任意一台润滑油泵运行且油箱油位不低；
5) 油站加热器联启：任意一台润滑油泵运行且油箱油位不低且润滑油温小于15℃；
6) 油站加热器联停：油箱油温高于23℃或润滑油油箱油位低。
8.2.8一次风机保护试验
发生下列任一情况时，将使一次风机跳闸：
1) 一次风机运行60秒且一次风机出口挡板在关位；
2) 引风机全停；
3) 两台润滑油泵全停，延时5秒；
4) 电机定子线圈温度（9点任意一点）＞150℃；
5) 一次风机轴承温度（6点任意一点）＞100℃；
6) 电机轴承温度（4点任意一点）＞80℃；
7) 一次风机轴承振动大（模拟量，＞0.16mm）延时3秒；
8) MFT发生；
9) 二次风机电机保护动作。
8.2.9二次风机启动条件
下列条件全部满足时，二次风机启动允许：
1) 二次风机静叶调节挡板开度小于5%；
2) 二次风机出口挡板关；
3) 任意一台引风机运行；
4) 任意一台流化机运行；
5) 风机轴承润滑油流量正常（＞8.0L/min）；
6) 电机轴承润滑油流量正常（＞3.5L/min）；
7) 润滑油油压正常（＞0.8MPa）；
8) 风机轴承振动不大（1点均＜0.16mm）；
9) 风机轴承温度不高（6点均＜85℃）；
10) 电机轴承温度不高（4点均＜70℃）；
11) 电机定子线圈温度不高（9点均＜120℃）；
12) 任意一台润滑油泵运行；
13) 电机回路没有断线且在远方控制方式；
14) 二次风机无跳闸条件存在；
8.2.10二次风机润滑油站
1) 润滑油泵启动允许条件：油站控制在远方位，油箱油位大于最低油位且油温大于
15℃；
2) 润滑油泵停止允许条件：二次风机停止且油温小于40℃；
3) 润滑油泵联启：一台油泵运行，润滑油流量低于8.0L/min时联启备用油泵；
4) 油站加热器启动允许条件：油箱油位不低且油站加热器可用；
5) 油站加热器联启：任意一台润滑油泵运行且油箱油位不低且润滑油温小于15℃；
6) 油站加热器联停：油箱油温高于23℃或润滑油油箱油位低。
8.3 风机事故按钮试验
各风机电机试转前，进行其事故按钮静态模拟试验，检查并确认事故按钮接线正确、电机开关回路动作正常、可靠；电机试转时，就地捅事故按钮，再次检验其动作的准确性和可靠性。
8.4 风机的顺控试验
按照DCS设计程序，分别进行引风机、一次风机及二次风机的顺控试验。
8.4.1引风机顺控试验
（1）引风机顺启步序
步序1：建立空气通路；
步序2：全关引风机调节挡板、
步序3：关闭引风机入口挡板、打开出口挡板；
步序4：启动引风机；
步序5：打开引风机出口挡板；
步序6：置引风机静叶于自动位。
（2）引风机顺停步序
步序1：置引风机静叶于最小位；
步序2：停引风机；
步序3：关闭引风机出、入口挡板。
8.4.2一次风机顺控试验
（1）一次风机顺启步序
步序1：启动一次风机润滑油泵或无油压低信号
步序2：全关一次风机出口挡板和调节挡板
步序3：启动一次风机
步序4：打开一次风机出口挡板
步序5：置一次风机动叶于自动位
（2）一次风机顺停步序
步序1：置一次风机动叶于最小位；
步序2：停一次风机；
步序3：关闭一次风机出口挡板。
8.4.3二次风机顺控试验
（1）二次风机顺启步序
步序1：启动二次风机润滑油泵或无润滑油低信号；
步序2：全关一次风机静叶和出口挡板；
步序3：启动一次风机；
步序4：打开一次风机出口挡板；
步序5：置一次风机动叶于自动位。
（2）一次风机顺停步序
步序1：置一次风机静叶于最小位；
步序2：停一次风机；
步序3：关闭一次风机出口挡板。
8.5 风机试运行
8.5.1 风机启动前的检查、操作
1) 检查风机的安装、检修工作全部结束；烟风道内清理干净；临时脚手架拆除，所
有的人孔封闭。
2) 风机周围的沟盖板齐全，道路畅通、照明充足。
3) 通知安装人员，测量风机电机绝缘，确认绝缘合格。
4) 风机冷却水系统完好，冷却水畅通。
5) 风机油箱（或轴承箱）油位正常，清晰可见，油质良好。
6) 风机、电机地角螺丝齐全，固定良好。
7) 风机出、入口门关闭，各风门、挡板的执行器连接良好。
8) 风机就地有专人监护。
8.5.2 启动风机
1) 通知给风机送电（包括各风门挡板、风机油站、电机）。
2) 通知相关人员就地检查，确认启动条件。
3) 启动一台引风机。
4) 微开风机静叶。
5) 按流化风机启动程序启动二台流化风机。
6) 按一次风机启动程序启动同侧一次风机。
7) 按二次风机启动程序启动同侧二次风机。
8) 记录引风机、流化风机、一次风机、二次风机启动电流。
9) 微开风机静叶，维持炉膛负压。
10) 观察风机运行情况，记录风机油站运行参数、轴承温度，电机线圈温度等。测量
并记录风机轴承振动值。
11) 运行正常后，同样步序启动另一侧引、一次风机、二次风机。
12) 启动结束，按需要缓慢增加风机出力。
13) 风机连续运行时间不少于8小时。
8.5.3 停风机
1) 按一次风机停止程序分别停止两台一次风机。
2) 按二次风机停止程序分别停止两台二次风机。
3) 按流化风机停止程序分别停止三台流化风机。
4) 按引风机停止程序分别停止两台引风机。
8.6 填写试运记录
9职责分工
按照部颁新《启规》有关规定，各方职责如下：
9.1安装单位
9.1.1 负责风机试运的组织工作；
9.1.2 负责系统的隔离工作；
9.1.3 负责试运设备的检修、维护及消缺工作；
9.1.4 负责风机试转的就地监护工作；
9.1.5 配合调试单位进行分系统的调试工作；
9.1.6 负责该系统分部试运后的签证工作。
9.2 生产单位
9.2.1 负责系统设备代管和单机试运后的启停操作，运行调整、事故处理；
9.2.2 对试运中发现的各种问题提出处理意见或建议；
9.2.3 准备运行的规程、工具、和记录报表等；
9.2.4 负责试运中的巡检及正常维护工作；
9.3 调试单位
9.3.1 负责试运措施（方案）的编制工作；
9.3.2 准备有关测试用仪器、仪表；
9.3.3 负责分部试运中的有关调试工作；
9.3.4 负责试验数据的记录及整理工作；
9.3.5 填写试运质量验评表；
9.3.6 参加分部试运后的验收签证；
9.3.7 编写调试报告。
9.4监理单位
9.4.1负责本专业监理工作的具体实施；
9.4.2负责调试措施的审查工作；
9.4.3担任旁站工作，发现问题及时指出。
10安全注意事项
10.1参加试运的所有工作人员应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保试运工作安全可靠地进行。
10.2在试运过程中如有危及人身及设备安全时，应立即停止试运工作。可就地捅事故按纽。
10.3 如在试运过程中发现异常情况，应及时调整，并立即汇报指挥人员。
10.4 试运全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。
10.5 风机试转期间应加强对风机轴承温度，轴承振动，电机线圈温度，电流和运行情况的监视，防止温度、振动超标。必要时停机检修。
11附录
风机试运参数记录表
附录风机试运参数记录表
记录：审核：
电力行业标准之锅炉启动调试导则
锅炉启动调试导则 1 范围 本标准规定了新建、扩建和改建火电机组的锅炉和主要辅机设备分系统试运和机组整套启动阶段即锅炉的点火、升温、升压、带负荷调试的操作要领和技术指南。 本标准适用于国产400t/h(100MW级)及以上容量的锅炉；对于其他类型和容量的锅炉机组，可参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB12348 工业企业厂界噪声标准 GB/T16507 固定式锅炉建造规程 GB/T12145 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量 GL/T 461-2004 燃煤电厂电除尘器运行维护导则 GL/T468-2004 电站锅炉风机选型和使用导则 GL/T561 火力发电厂水汽化学监督导则 DL/T610 200MW级锅炉进行导则 DL/T611 300MW级锅炉运行导则 DL/T794 火力发电厂锅炉化学清洗导则 DL5031-1994 电力建设工及验收技术规范（管道篇） DL/T5047-1995 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇） DL/T5054 火力发电厂汽水管道设计技术规定 电建[1995]504号关于电力工程调试单位资质管理办法中华人民共和国电力工业部 1995 3 总则 3.1 编写目的 火力发电厂锅炉启动调试是保证锅炉高质量投运的重要环节。为适应电力工业的发展，规范锅炉的启动调试工作，特制定本导则。 3.2组织形式 a) 机组启动调试工作由试运指挥部全面组织、领导、协调，锅炉启动调试应由锅炉调试专业小组负责调试项目的开展； b) 锅炉专业调试小组应由调试、施工、生产、建设、监理、设计及制造等单位的工程技术人员组成，由调试单位任组长。 3.3 调试资质 a) 锅炉主体调试单位必须具备相应的资质，按电建[1995]504号文件的规定执行。 b) 锅炉专业小组主要负责人应具有三台400t/h或以上容量锅炉的调试经验，按业主要求参加初步设计审查和施工组织设计审查等工作，对首次采用的新产品，宜参与工厂的监造工作，根据以往调试中的经验教训，结合本工程的特点，提出改进意见，以利于调试工作的顺利进行。 c) 调试人员在调试工作中应具备示范操作、指导操作和监督操作的能力，当锅炉进入启动试运阶段时应参加值班工作，具体落实调试措施和解决、处理调试中出现的问题。 3.4 计量管理 调试采用的仪器、仪表均必须执行计量管理的相关规定，经过有相应资质的计量单位校验，且备有表示其在有效期内的校验合格证书。现场使用的仪器、仪表必须有产品标识及其状态标识，确保仪器、仪表在有效期内使用。 3.5 方案或措施 锅炉分系统及机组整套启动时的锅炉调试方案、措施宜经过运行、施工、制造、监理等单位讨论，经有关单位审批后实施。 3.6工作程序 a) 按照建设单位的要求，参加对锅炉部分的初步设计施工图纸的会审，并收集、熟悉、掌握锅炉设备、系统的详细资料。 b) 参加编制《启动调试大纲》的锅炉部分，明确锅炉调试项目及工作任务，并制定相应的调试工作计划和质量、安全管理措施。 c) 按照《启动调试大纲》及按与业主签订的合同要求，确定锅炉部分调试项目，并编写相应的调试措施。措施的主要内容为：设备概况、规范、特性参数；调试前必须具备的条件；调试项目及工艺；所采用的调试仪器、仪表的型号、规格；验收控制的技术标准；安全措施；组织分工；附录（根据设备系统调试需要或业主要求编写）。 d) 调试措施的会审（交底）的主要内容：试验应具备的条件，调试工艺，并解答会审单位提出的问题。根据会审单位的建议和修改意见，对调试措施进行增补和修改，成为调试措施正式稿，在项目调试中遵照执行；并在雕式措施实施前，对参加该项目的有关人员进行技术交底。 e) 按照措施要求进行调试准备，主要包括调试仪器、仪表的准备，设备系统的检查验收。
某厂EH油及调节保安系统调试措施
发放编号：文件编号： 河北安丰钢铁2×100MW机组发电工程 EH油及调节保安系统调试措 施 迪尔集团有限公司 2017 年 7月
河北安丰钢铁2×100MW机组发电工程EH油及调节保安系统调试措施 编制： 审核： 批准： 批准日期：年月日
目录 1. 设备系统简介 (1) 2. 调试目的 (3) 3. 措施编制标准和依据 (3) 4. 调试范围 (3) 5. 调试前应具备的条件 (3) 6. 调试步骤或调试内容 (4) 7. 调试质量的检验标准 (8) 8. 环境和职业安全健康管理 (8) 9.组织与分工 (9)
1 设备系统简介 1.1秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程，机组控制油（EH油）系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵，蓄能器组件、油加热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa，工作温度40－50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0～14MPa之间任意设置。本系统允许工作压力设置在10.0～14.0MPa，额定工作压力为14.0 ±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0 MPa压力时，高压油推动衡压泵上的控制阀，控制阀操作泵上的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维持系统油压在14.0 MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。油路中逆止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备，一旦高压油母管压力升高大于17MPa时，溢流阀将高压油排回油箱，以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。 高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号，并在油压偏离正常值时发出报警。 运行参数如下： EH油压： 13.5～14.5 MPa EH油油温：正常运行维持在35～54 ℃，额定值为 45 ℃ EH油温开关： 60℃油温高报警，55℃投冷却器，自动切除加热器，35℃油 温低报警，切冷却器，20℃油温低报警，禁启主泵，投加 热器 溢流阀定值： 17MPa 循环油泵溢流阀定值： 0.5MPa 油压低报警，联启备用泵： 11.2MPa 滤油器差压高报警： 0.24 MPa 蓄能器充氮压力： 10MPa 1.2 调节保安系统按功能可分为三大部分：执行机构部分、危急遮断部分、机械超速和手动遮断部分。执行机构部分包含高压主汽阀（MSV）高压调节阀执行机构(CV×4)，中压联合汽阀执行机构(ICV×4)。危急遮断保护系统包括AST-OPC电磁阀组件、薄膜阀、
锅炉化学整套启动调试技术方案
×××一期工程2×300MW机组化学整套启动调试技术方案
编制：年月日 审核：年月日 会审： 建设单位年月日生产单位年月日施工单位年月日监理单位年月日设计单位年月日质保：年月日审定：年月日批准：年月日 ·本方案由×××（集团）有限公司提出 ·本方案由×××（集团）有限公司质保部归口管理 ·本方案由×××一期工程2×300MW试运总指挥批准
目录 1 目的及适用范围 (1) 2 系统概况 (1) 3 职责分工 (2) 4 编制依据 (3) 5 引用标准 (3) 6 应具备条件及准备工作 (3) 7 调试作业程序 (4) 8 质量标准及记录 (6) 9 安全措施 (7) 10 附录 (7)
1 目的及适用范围 1.1 对化学专业各系统及设备进行投运及调整试验，并在调试期间进行监督，在保证机组用水量充足和水质合格的同时，使机组在整套启动期间各化学监督指标符合有关标准。 1.2 本方案适用于×××一期工程2×300MW燃煤机组化学整套启动调试。 2 系统概况 2.1生水石灰预处理系统 生水石灰预处理系统由中国华电工程（集团）有限公司提供的成套设备。系统设计出力为1700 m3/h。水源地来生水经两座出力为1000 m3/h的机械加速澄清池加药处理后，一部分送往主厂房经冷却辅机后补入循环冷却水系统，一部分直接补入循环冷却水系统。澄清池加药包括：石灰加药系统、聚凝剂及助凝剂加药系统、加酸系统。石灰加药系统采用两座150m3石灰粉筒仓，底部带振荡料斗和干粉计量给料机配制石灰乳，利用泥浆泵打至澄清池第一反室中；聚凝剂加药系统采用聚合硫酸铁溶液作为絮凝剂，由计量泵按进水比例投加到澄清池；加酸系统采用浓硫酸，根据加酸后的澄清池出水pH信号，采用计量泵投加到澄清池出水管。 2.2 锅炉补给水处理系统 锅炉补给水处理设备由西安创源水处理工程有限责任公司提供。生水石灰预处理系统来水经过滤、一级除盐、混床处理后贮存于两个1500m3的除盐水箱备用。系统设备布置为2列，机组正常运行时，一列设备运行，在机组启动或事故情况下，2列设备同时投入运行。系统正常运行出力 80.25t/h，最大出力141.75t/h。系统采用程序控制操作，主要阀门采用气动阀。 2.3 凝结水精处理系统 凝结水精处理系统主要设备由中国华电工程（集团）有限公司成套提供。混床串接于凝结水泵和轴封加热器之间，采用中压系统。两台机组共用一套体外再生装置，再生采用高塔分离技术。每台机组设置250容量高速混床，并联运行，实现凝结水100%处理。每台机组凝结水精处理装置配置一套再循环系统和一套0-50%-100%旁路系统。当凝结水温高于50℃或精处理装置进出口压差超过设计值0.35MPa时，100%旁路门自动打开后，关闭混床进出口母管门；当一台混床失效时，旁路门打开50%容量后，退出失效混床运行。单台混床正常出力为379t/h，最大出力为454t/h。系统采用程控操作。 2.4 凝结水、给水及炉水加药系统 加药系统由南京国能环保工程有限公司提供。凝结水采用加氨处理，给水采用加氨和二甲基酮肟处理，炉水采用加磷酸盐处理。各加药泵根据各流量信号或从水汽取样装置采集的数据信号进行
厂EH油及调节保安系统调试措施
某厂E H油及调节保安系统调试措施1设备系统简介 1.1秦皇岛安丰钢铁新建2×100MW机组发电工程，机组控制油（EH油） 系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵，蓄能器组件、油加 热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa，工作温度40－50℃。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0～14MPa之间任意设置。本系统允许工作 压力设置在10.0～14.0MPa，额定工作压力为14.0±0.2MPa。油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油 母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0MPa压力时，高压油推动衡压泵上的控制阀，控制阀操作泵上的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维持系统油 压在14.0MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。油路中逆 止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备，一旦高 压油母管压力升高大于17MPa时，溢流阀将高压油排回油箱，以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。 高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号，并在油压偏离 正常值时发出报警。
运行参数如下： EH油压：13.5～14.5MPa EH油油温：正常运行维持在35～54℃，额定值为45℃ EH油温开关：60℃油温高报警，55℃投冷却器，自动切除加热器，35℃油温低报警，切冷却器，20℃油温低报警，禁启主泵，投加热器 溢流阀定值：17MPa 循环油泵溢流阀定值：0.5MPa 油压低报警，联启备用泵：11.2MPa 滤油器差压高报警：0.24MPa
锅炉烟气处理系统
锅炉烟气处理系统 锅炉烟气处理系统包括尾部高效布袋除尘系统、湿法脱硫系统、湿法静电除尘系统、脱硝系统等组成。 一、尾部高效布袋除尘系统 尾部除尘系统主要采用布袋除尘系统和湿法静电除尘系统。 1.YDMC袋式收尘器技术说明 YDMC型袋式收尘器是吸收了国内外众多袋式除尘器的先进技术，开发的一种高效、节能、运行稳定靠的收尘设备。 本除尘器采用下进风或上进风工作运行，采用脉冲反吹清灰方式，电气控制采用PLC 可编程控制器定时或定压控制，温度检测显示等。 2.构造 YDMC型袋式收尘器由上、中、下箱体，排灰系统及喷吹系统五部分组成，上箱体包括可掀起的盖板和风口，中箱体内有多孔板，滤袋框架，滤袋，下箱体由灰斗、进风口及检查门组成，喷吹系统包括脉冲控制仪、脉冲阀、喷吹管和气包。 3.产品特点 本除尘器采用外滤下进风运行，采用脉冲反吹清灰。本体结构采用框架式钢结构。 4.产品原理、工艺流程 正常工作时，在通风机的作用下，含尘气体吸入进气总管，通过各进气支管均匀地分配到各进气室，然后涌入滤袋，大量粉尘被截留在滤袋上，而气流则透过滤袋达到净化。净化后的气流通过袋室沿排烟道通入烟囱而排入大气。 除尘器随着滤袋织物表面附着粉尘的增厚，收尘器的阻力不断上升，这就需要定期进行清灰，使阻力下降到所规定的下限以下，收尘器才能正常运行。整个清灰过程主要通过高压储气包、电磁阀、喷吹管及清灰控制机构的动作来完成的。首先控制系统自动顺序打电磁阀，高压空气通过喷吹管反吹，使粘附在滤袋上的粉尘受冲抖而脱落下来进入灰斗。然后电磁阀关闭，对该系统清灰操作结束，滤袋恢复过滤状态。控制系统再打开其它电磁阀，对别的滤袋实施清灰，所有滤袋经过清灰循环后，从而达到了清灰的目的，除尘器全面恢复过滤状态，灰斗中的灰则由底部气动排灰阀排至输送机。 5.主要技术性能和选用说明 1）过滤风速的选定：
锅炉整套启动调试措施解析
工程代号0306-6152 密级一般 专业代号605 目录号08 山东胜利电厂#3机组锅炉整套启动调试措施 （ A 版/0） 编制： 审核： 批准：
山东电力研究院 2003年5月27日 1、概述 山东胜利发电厂300MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司按引进技术生产制造的亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，配300MW机组，锅炉型号为SG-1025/17.44-M851，平衡通风，采用BBD3854双进双出式钢球磨煤机，正压直吹式制粉系统，单炉膛，四角切圆燃烧方式。 1.1 额定工况及各设计工况主要参数见下表
1.2 燃料 由山西太原、晋中地区的贫瘦煤，山西阳泉的无烟煤和淄博矿物局的贫瘦煤，分别按60%、20%、20%的比例混合而成。当燃用校核煤种，锅炉的安全性和最大连续负荷均可得到保证。煤质资料见下表。
2、调试目的 2.1 考核锅炉的性能、参数是否达到制造厂的保证条件,鉴定机组的安装、调试质量是否达到标准要求; 2.2 通过设备的整组试运及早发现机组在设计、制造、安装等方面存在的问题,以尽快地
加以处理,保证机组能安全、经济、可靠地投入运行。 2.3 通过调试，实现满负荷连续试运，参数符合调试大纲要求。 3、编制的依据 3.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 3.2《火电工程启动调试工作规定》 3.3《火电施工质量检验及评定标准》第十一篇，调整试运 3.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 3.5《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施办法》 3.6 山东电力局《基本建设调试全过程管理办法》 3.7《胜利发电厂#3机组整套启动调试大纲》 3.8《电业安全工作规程》（热力和机械部分） 3.9 制造和设计部门图纸、设备安装及使用说明书等 4、调试的范围 4.1 与运行有关的锅炉侧所有设备; 4.2 锅炉侧所有的系统。 5、调试的组织与分工 5.1 整套启动调试工作在整套试运组的领导下,由调试人员、施工人员、运行人员及安全、保卫、后勤供应等人员通力合作,共同进行; 5.2 电力研究院负责启动调试方案的编制,并进行整套启动调试工作的技术指导; 5.3 电厂根据整套启动的调试方案及运行规程,负责电厂的运行操作,并根据调试大纲的要求编制各类检查卡、操作措施及反事故措施,在事故情况下按照有关规定处理,另外,应积极配合调试人员完成调整试验及有关煤、灰、渣、煤粉的化验工作。 5.4 施工单位负责整套启动调试过程中的设备与系统的消缺、维护,实施调试中的临时措施,并积极配合调试人员完成试验,配合运行人员进行运行操作。
主机调节保安系统调试措施
1.设备系统概况 三水恒益电厂“上大压小”2×600MW国产燃煤凝汽发电机组由上海汽轮机有限公司生产的600MW中间再热空冷凝汽式汽轮机（N600－16.7/538/538）。其危急遮断器由弹簧保持环、飞锤、飞锤弹簧、平衡块等和危急遮断器零件组成，它安装在转子的延伸端上，飞锤的重心与汽机轴线有偏心，这样，转子转动后带动危急遮断器转动，飞锤因偏心而产生离心力。在额定转速运行时，由于飞锤的离心力小于弹簧的预缩力，因此，飞锤不能击出。当机组超过额定转速的9%～11%时，飞锤产生的离心力克服弹簧的预压缩力而出击，作用于危急遮断油门拉钩，使危急遮断油门动作，泄去危急遮断油，隔膜阀动作，打开AST系统泄油口，AST 油压迅速至零，从而使主汽门、调节汽阀关闭。该危急遮断器还可以用喷油来进行在线试验（即机组运行时进行试验）。弹簧保持环每旋转一圈，其动作转速变化约330r/min左右。 2．编制依据 2.1 本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求，三水恒益电厂2×600MW超临界燃煤机组工程部的有关文件,制造厂的产品说明书及设计院的设计图纸编写的。 2.2 参考文件 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版） 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-2009 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版） 《电力建设安全工作规程》（火电发电厂部分） 《火电施工质量检验及评定标准》（1998年版） 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则》 国家电力公司《安全生产工作规定》 《电力建设施工及验收技术规范》（1992年版） 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版） 2.3 本调试措施经各方讨论确认后，在调试中实施。 2.4 关于系统涉及的具体操作参照相应的运行规程及有关规定执行。 3. 试验目的
某燃煤锅炉房烟气净化系统设计
前言 在目前，大气污染已经变成了一个全球性的问题，主要有温室效应、臭氧层破坏和酸雨。而大气污染可以说主要是人类活动造成的，大气污染对人体的舒适、健康的危害包括对人体的正常生活和生理的影响。目前，大气污染已经直接影响到人们的身体健康。 随着我国经济的高速发展，我国的二氧化硫污染越来越严重，必须通过有效的措施来进行处理，以免污染空气，影响人们的健康生活。 一、题目 某燃煤锅炉房烟气净化系统设计 二、目的 通过课程设计进一步消化和巩固本课程所学的内容，并使所学的知识系统化，培养运用所学理论知识进行净化系统设计的初步能力。通过设计，了解工程设计的内容、方法及步骤，培养学生确定大气污染控制系统的设计方案、进行设计计算、绘制工程图、使用技术资料、查阅有关设计手册、编写设计说明书的能力。 三、原始资料 锅炉型号：SZL6－1.25－AII型，共2台（每台蒸发量为6t/h） 所在地区：二类区。2006年新建。 锅炉热效率：75%，所用的煤低位热值：20939kJ/kg，水的蒸发热：2570.8kJ/kg 锅炉出口烟气温度：160℃ 烟气密度：（标准状态下）1.34kg/m3 空气过剩系数：α=1.3 排烟中飞灰占煤中不可燃成分的比例：15% 烟气在锅炉出口前阻力：800Pa 当地大气压力：98kPa 平均室外空气温度：15℃ 空气含水率(标准状态下)按0.01293kg/m3 烟气的其它性质按空气计算
煤的工业分析： C ：65% H ：4% S ：1% O ：4% N ：1% W ：7% A ：18% 净化系统布置场地如图1所示的锅炉房北侧20m 以内。图2为锅炉立面图。 图1 锅炉房平面布置图 图2 锅炉房立面图 四、 设计计算 (一)、用煤量计算 每台锅炉的所需热量为：Q ＝蒸发量×水的蒸发热 =6×103×2570.8=1.54×107kJ/h 所需的煤量为：热 η?n H Q =%75209391054.17??=982.2kg/h H n ——煤的低位热值 η 热 ——锅炉的热效率 (二)、烟气量、烟尘和二氧化硫浓度的计算 以1kg 煤燃烧为基础，则 重量（g ） 摩尔数（mol ） 产物摩尔数（mol ） 需氧数(mol) C 650 54.167 CO 2:54.167 54.167 H 40 40 H 2O: 20 10
锅炉整套启动调试方案
安全性 □对信息系统安全性的威胁 任一系统，不管它是手工的还是采用计算机的，都有其弱点。所以不但在信息系统这一级而且在计算中心这一级(如果适用，也包括远程设备)都要审定并提出安全性的问题。靠识别系统的弱点来减少侵犯安全性的危险，以及采取必要的预防措施来提供满意的安全水平，这是用户和信息服务管理部门可做得到的。 管理部门应该特别努力地去发现那些由计算机罪犯对计算中心和信息系统的安全所造成的威胁。白领阶层的犯罪行为是客观存在的，而且存在于某些最不可能被发觉的地方。这是老练的罪犯所从事的需要专门技术的犯罪行为，而且这种犯罪行为之多比我们想象的还要普遍。 多数公司所存在的犯罪行为是从来不会被发觉的。关于利用计算机进行犯罪的任何统计资料仅仅反映了那些公开报道的犯罪行为。系统开发审查、工作审查和应用审查都能用来使这种威胁减到最小。 □计算中心的安全性 计算中心在下列方面存在弱点： 1.硬件。如果硬件失效，则系统也就失效。硬件出现一定的故障是无法避免的，但是预防性维护和提供物质上的安全预防措施，来防止未经批准人员使用机器可使这种硬件失效的威胁减到最小。 2.软件。软件能够被修改，因而可能损害公司的利益。严密地控制软件和软件资料将减少任何越权修改软件的可能性。但是，信息服务管理人员必须认识到由内部工作人员进行修改软件的可能性。银行的程序员可能通过修改程序，从自己的帐户中取款时漏记帐或者把别的帐户中的少量存款存到自己的帐户上，这已经是众所周知的了。其它行业里的另外一些大胆的程序员同样会挖空心思去作案。 3.文件和数据库。公司数据库是信息资源管理的原始材料。在某些情况下，这些文件和数据库可以说是公司的命根子。例如，有多少公司能经受得起丢失他们的收帐文件呢?大多数机构都具有后备措施，这些后备措施可以保证，如果正在工作的公司数据库被破坏，则能重新激活该数据库，使其继续工作。某些文件具有一定的价值并能出售。例如，政治运动的损助者名单被认为是有价值的，所以它可能被偷走，而且以后还能被出售。 4.数据通信。只要存在数据通信网络，就会对信息系统的安全性造成威胁。有知
汽轮机调试方案及措施
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW 汽 轮 机 启 动 调 试 方 案 及 措 施 洛阳中重建筑安装工程有限责任公司 2010-7-6
编制审核批准监理
目录 1 、汽轮机组启动调试目的 2、编制依据 3、润滑油及调节保安系统调试 4 、凝结水系统调试 5 、循环水系统调试 6、射水泵及真空系统调试 7、汽机保护、联锁、检查试验项目 8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案 1 、目的 为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。 机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。 本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。 2、编制依据： 2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 : 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ; 2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ; 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 ); 2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ): 2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ; 2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 ) 3 、设备系统简介 3.1 、主机设备规范 本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。 3.1.1 、主要技术参数 主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa 主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW 冷却水温度：正常25℃最高33℃ 转速 300Or/mⅰn 汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
锅炉房烟道和风道设计
锅炉房烟道和风道设计 燃煤锅炉房烟道和风道设计应符合下列要求： 1．烟道和风道的布置应力求简短平直、附件少、阻力小、气密性好，避免出现“袋形”、 “死角”及局部流速过低的管段。 2．多台锅炉共用烟囱、烟道和风道时，总烟、风道内各截面处的流速宜接近；单台锅炉配置两侧风道或两个烟道时，宜使每侧风道或每个烟道的阻力均衡。 3．烟道和热风道应考虑膨胀和热补偿措施。烟道和砖烟囱连接处应设置伸缩缝。 4．金属烟道和热风道应进行保温。钢烟囱在人员能接触到的部分也应进行隔热处理。 5．鼓风机的进风口应设置安全网，防止硬物或纤维杂物被吸入风机。 6．多台锅炉共用总烟道或总风道时，支烟道、支风道上应装设能全开全闭、气密性好的闸 板阀或调风阀。 7．燃煤锅炉的烟道在适当的位置应设置清灰人孔。砖烟道的净高不宜小于1.5m，净宽不宜小于0.6m。砖烟囱宜布置在地面上，不宜设地下烟道。 8．在烟道和风道的适当位置应按《锅炉烟尘测试方法》(GB5468)的要求，设置永久采样孔， 并安装用于测量采样的固定装置。 9．钢制冷风道可采用2~3mm厚钢板，钢制烟道和热风道可采用3~5mm厚的钢板，矩形或圆形烟风道应具备足够的强度和刚度，必要时应设加强筋。 10．室外布置的烟道和风道，应设置防雨和防暴晒的设施。当锅炉房使用含硫量高的燃料时，除有烟气脱硫措施外，烟道和烟囱内壁应采取防腐措施。 11．鼓风机吸风口的位置宜满足下列要求： 室内吸风口的位置可靠近锅炉房的高温区域； 室外吸风口的位置应避免吸入雨水、废气和含沙尘的空气。 12．烟风门及其传动装置的布置，应满足下列要求： 风门的布置应便于操作或传动装置的设置； 电动、气动调节或远传远控的风门，应布置在热位移较小的管段上； 需同时进行配合操作的多个手动风门，各风门的操作位置宜集中布置； 当烟风门的操作手轮呈水平布置时，手轮面与操作层的距离宜为900mm；当垂直布置时，手 轮中心与操作层的距离宜为900~1200mm。 燃煤锅炉房烟道、风道的断面尺寸，按下式计算确定：
锅炉整套启动技术措施实用版
YF-ED-J6518 可按资料类型定义编号 锅炉整套启动技术措施实 用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
锅炉整套启动技术措施实用版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 一、锅炉启动前准备 1. 燃煤、燃油、除盐水储备充足，且质量合格。 2. 各类消防设施齐全，消防系统具备投运条件并按规定投运。 3. 所有热力机械工作票已结束并收回，临时设施已拆除，冷态验收合格。 4. 动力电源可靠，备用电源良好。主控室表盘仪表齐全，校验合格，现场照明及事故照明、通讯设备齐全良好。 5. 按有关检查卡对系统及设备进行全面
检查确认。 6. 炉膛、水冷壁、过热器、再热器、省煤器、空预器等处无渣块和杂物，管壁清洁，炉墙完好，烟风道人孔门、看火、打焦孔、检查孔完好，确认内部无人后，关闭各孔门。膨胀指示器刻度清晰，指示正确。 7. 所有油枪，高能点火器已清理干净并进退灵活，所有油枪滤网已清理干净。 8. 检查燃烧器摆动灵活，摆动角正确，开度指示与实际相符。 9. 点火前8小时，投入电除尘灰斗及磁轴加热，投入振打装置。 10. 检查制粉设备系统正常，原煤斗上一定的煤量，磨煤机油系统试验及启动正常。 11. 各安全阀、动力泄压阀部件完好，疏
30万煤粉机组锅炉整套启动调试措施
30万煤粉机组锅炉整套启动调试措施
GC-FA-2003-423 徐州华润电力有限公司彭城发电厂 #3机组锅炉整套启动调试措施 编制单位：江苏省电力科学研究院有限公司会审单位：徐州华润电力有限公司彭城发电厂 山东省电力建设第三工程公司 山东诚信工程监理公司出版日期： 2004 年 4 月版次：第 1 版
本措施于年月日经徐州华润电力有限公司彭城发电厂、山东省电力建设第三工程公司、山东诚信工程监理公司、江苏省电力科学研究院有限公司四方讨论通过。 编写：徐伟 审核：睢彬 审定：帅云峰 批准：刘凯
目录 1. 编制依据 (1) 2. 整套启动的目的 (1) 3. 整套启动的设备 (1) 4. 锅炉整套启动的范围 (5) 5. 整套试运的条件 (6) 6. 锅炉启动前的检查与试验 (8) 7. 安全技术要求 (11)
1.编制依据 1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范（1996年版）》 1.2《电力建设施工及验收技术规范（管道篇）》 1.3《火电工程启动调试工作规定》 1.4锅炉制造厂编制的产品说明书 1.5设计院的热力管道设计图 2.整套启动的目的 锅炉整套启动是使新安装锅炉本体及其辅助设备、系统能够正常运行，考验设备、系统及其各项保护、自动的运行情况，暴露并消除缺陷，使锅炉系统顺利通过168小时试运行，移交试生产。 3.整套启动的设备 3.1锅炉设备简介 彭城发电厂二期工程2×300MW国产燃煤机组锅炉为东方锅炉厂制造DG-1025/18.2-Ⅱ12型，亚临界、单炉膛、平衡通风、四角切园燃烧、一次中间再热、自然循环汽包炉。制粉系统采用中速磨冷一次风正压直吹式，每台锅炉配置5台中速磨煤机；独立密封风系统，每台磨煤机配1台密封风机。 3.3煤质 正文第 1 页共 11 页
汽轮机调节保安系统
1编制目的 1.1调整并校核各调节保安装臵的行程、油压及保护装臵动作值,以满足机组安全、正常运行的需要. 1.2根据东方汽轮机厂和新华控制工程有限公司所提供的技术文件,对调节保安系统进行现场试验及整定,以保证各部套之间的相互关系,测定各部套的工作特性,确保调节保安系统能够正常地投入工作. 1.3通过现场调试,及时发现调节保安系统存在的问题,并予以解决,为机组试运工作的顺利进行创造条件. 1.4记录调节保安系统的有关试验数据,积累原始资料,为以后机组投入商业运行及检修工作提供查考依据. 2编制依据 2.1《火电工程启动调试工作规定》 2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》2.3《电力建设施工及验收技术规范-汽轮机机组篇》 2.4东方汽轮机厂、新华控制工程有限公司、中南电力设计院所提供的相关技术文件. 3控制系统简介 襄樊火电厂#3机组,汽轮机采用东方汽轮机厂产品,其型式为亚临界、中间再热、单轴双缸双排汽、高中压合缸、低压缸双分流、凝汽式汽轮机.其中,汽机调节保安系统采用上海新华控制工程有限公司的DEH-ⅢA纯电调型,它与美国西屋公司的WDPF-Ⅱ集散控制系统配合共同完成对整个机组的过程控制.汽轮机油系统采用双工质,润滑油及低压保安系统为HU-20透平油,EH系统为磷酸脂型抗燃油. DEH-ⅢA 的主要功能如下: 转速控制 自同期控制 负荷控制 一次调频 协调控制 RB功能 主汽压控制 单/多伐控制
伐门在线试验 OPC控制 ATC功能(汽轮机自启动系统) 中压缸启动 双机容错 与DCS系统进行通讯,实现数据共享 手动控制 其他功能(汽门严密性试验、AST电磁伐试验、隔膜伐试验、EH 油压低试验) 在线自诊断、维修 4静态调整应具备的条件 4.1透平油、抗燃油系统的油箱、冷油器及所有油管道安装完毕(包括调节保安系统、润滑油系统、顶轴油系统、空氢侧密封油系统、抗燃油再生及冷却系统). 4.2EH系统油循环临时系统应符合新华公司技术要求,用冲洗块代替执行机构的伺服伐,、电磁伐及电磁伐组件上的电磁伐.拆除再热主汽门、调门上的节流孔板及控制块组件上的两个带节流孔管接头及内部两个节流孔板,并用冲洗管接头来代替.抗燃油系统经耐压试验后,应无泄漏现象(试验压力21MPa,耐压时间3分钟) 4.3透平油系统临时油循环技术措施应符合东汽厂要求. 4.4汽机油循环结束后,油质应符合要求,其中透平油油质应符合MOOG四级标准,抗燃油油质应符合NAS五级标准.并完成调节保安系统各部套的复装工作（低压透平油调节保安部套及EH部套）。4.5调节保安系统图上标明的测点,都应安装经校验合格的压力表、温度计及变送器.并准备好调试用的仪器、仪表. 4.6蓄能器完成充氮工作,并无泄露现象.四个高压皮囊式蓄能器充氮压力9.1MPa, 四个低压皮囊式蓄能器充氮压力0.21MPa, 主油箱、密封油箱、抗燃油箱油位正常,各油箱油位计高、低报警正常. 冷油器水侧通水试验正常,无泄漏. 调整各油泵出口油压在正常工作范围内,检查油系统无泄漏现象.
润滑油及调节保安系统调试
润滑油及调节保安系统调试
辽源金刚水泥厂余温发电项目 2 ×65MW 润滑油及调节保安系统调试 中信 2006年8月
润滑油及调节保安系统调试 一、汽轮机润滑油系统调整试验措施 1 目的 为保障汽机润滑油系统能够安全可靠的工作 , 满足汽轮发 电机各轴承和调节保安 系统正常运行 , 特制定本方案。 本方案用于油泵及系统安装结束后的分部试运工作 , 确认泊泵及油系统辅助设备、系统安装正确无误 , 设备状态良 好 , 系统工作正常 ; 检查电气、热工保护联锁和信号装置 , 确认其动作可靠。从而为早日顺利完成机组油循环冲洗 , 开 始整套启动创造条件。 2 编制依据 2.l 《火电施工质量检验及评定标准》第十一篇 , 调整试运 篇 ; 2.2 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽轮机组篇 ); 2.3 设备厂家、设计单位提供的有关图纸资料和技术要求 ; 2.4 其它相关的技术资料。 3 概述 泊系统的作用是向汽轮发电机组各轴承提供润滑油 , 向调节保安系统提供压力泊 , 向盘车装置供油 , 保证机组安 全运行。 3.1 系统的组成 本系统主要由主泊泵、注油器、主油箱、高压电动油泵、直 流事故泊泵、溢油阀、 冷油器、滤油器、排烟风机、泊位指示器及连接管道、监视仪等设备组成。 32 系统基本流程 :
4 联锁保护试验 4.l 高压电动油泵、直流事故泊泵联锁 : 汽机润滑油母管油压低于 0.05Mpa, 发报报警信号联动交流电动润滑油泵。汽机润滑油母管油压低于0.04Mpa, 发信号联动直流事故油泵。汽机润滑油母管油压低于0.02Mpaj 发信号停机。 汽机润滑油母管油压低于 0.015Mpa, 发信号停盘车。
某厂EH油及调节保安系统调试措施
发放编号: 文件编号: 河北安丰钢铁2X100MW机组发电工程
EH油及调节保安系统调试 措 施 迪尔集团有限公司 2017年7月 河北安丰钢铁2X100MW机组发电工程
EH油及调节保安系统调试措施 编制： 审核： 批准： 批准日期：年月
目录 1. 设备系统简介 (1) 2. 调试目的 (3) 3. 措施编制标准和依据 (3) 4. 调试范围 (3) 5. 调试前应具备的条件 (3) 6. 调试步骤或调试内容 (4) 7. 调试质量的检验标准 (8) 8. 环境和职业安全健康管理 (8) 9. 组织与分工 (9)
1设备系统简介 1.1秦皇岛安丰钢铁新建2X 100MV a组发电工程，机组控制油（EH油）系统主要由油箱、两台压力补偿式变量柱塞EH油泵，蓄能器组件、油加热器、一台循环油泵组、冷油器、过滤器组件、回油过滤器、油加热器、溢流阀等组成。系统工作压力14MPa工作温度40—50°C。由交流电机驱动的高压柱塞泵输出压力可在0?14MPa之间任意设置。 本系统允许工作压力设置在10.0?14.0MPa额定工作压力为14.0 ± 0.2MPa油泵启动后输出的压力油经过EH供油控制组件、滤油器、逆止阀及溢流阀进入供油母管和高压蓄能器。供油母管和蓄能器形成14.0 MPa压力时，高压油推动衡压泵上的控制阀，控制阀操作泵上的变量机构，使泵的输出流量减少，当泵的输出流量和系统用油流量相等时，泵的变量机构维持在某一位置，当系统需要增加或减少用油量时，泵会自动改变输出流量，维持系统油压在14.0 MPa。当系统瞬间用油量很大时，蓄能器将参与供油。油路中逆止阀防止油泵卸载时系统中的油回流。溢流阀作为卸载的后备，一旦高压油母管压力升高大于17MPa寸，溢流阀将高压油排回油箱，以防止系统超压。执行机构的回油经无压回油管路和压力回油管路返回油箱。 高压油母管上压力开关能为自动启动备用油泵提供信号，并在油压偏离正常值时发 出报警。 运行参数如下： EH油压：13.5?14.5 MPa EH油油温：正常运行维持在35?54 C，额定值为45 C EH油温开关：60C油温高报警，55 C投冷却器，自动切除加热器，35 C 油 温低报警，切冷却器，20 C油温低报警，禁启主泵, 投加 热器 溢流阀定值：17MPa 循环油泵溢流阀定值: 0.5MPa 油压低报警，联启备用泵：11.2MPa 滤油器差压高报警：0.24 MPa 蓄能器充氮压力：10MPa 1.2 调节保安系统按功能可分为三大部分：执行机构部分、危急遮断部分、机械超速和手动遮断部分。执行机构部分包含高压主汽阀（MSV高压调节阀执行机构（CV X4），
锅炉整体启动方案
****135MW全燃气余能电厂整套启动调试方案 编写： 审核： 审定： 批准： 2011年4月
目录 1 调试目的-------------------------------------------------------------------------- 1 2 调试依据及标准-------------------------------------------------------------------- 1 3 锅炉整套启动调试工作的进行步骤---------------------------------------------------- 1 4 锅炉整套启动应具备的条件---------------------------------------------------------- 1 5 锅炉整套启动调试------------------------------------------------------------------ 2 6 机组带负荷阶段的注意事项---------------------------------------------------------- 6
锅炉整套启动调试方案 1 调试目的 通过调试，完成锅炉首次点火、升压工作，完成锅炉相关的热控、电气、化学设备的试运行，完成锅炉主蒸汽、再热器系统的检查和吹洗、给水系统试验、严密性试验、安全阀整定、燃烧调整等试验，并作好调试质量评定记录，配合机、电、热控做好各项试验。 2 调试依据及标准 2.1 调试应严格遵循以下有关规程： 部颁《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锅炉篇（1996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《火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）》； 部颁《电力建设工程调试定额（1996年版）》； 制造商《调试指导书》、《逻辑图》、《系统流程图》、《热力特性曲线》、《系统设计说明》； 杭州锅炉集团股份有限公司《NG-400/13.7-Q锅炉使用说明书》； 锅炉专业其它制造商有关系统及设备资料。 2.2 调试质量标准 符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关整体启动的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上。 3 锅炉整套启动调试工作的进行步骤 3.1 锅炉整套启动试运按空负荷试运、带负荷试运及满负荷72小时试运三个阶段进行。 3.2 第一阶段（空负荷） 锅炉启动，配合汽机冲转、协助完成汽轮发电机组、电气设备并网前的各项试验。 3.3第二阶段（带负荷） 机组带负荷运行, 在此期间锅炉要完成减温水系统、锅炉洗硅、汽水品质调整，燃烧调整试验，锅炉蒸汽严密性检查，锅炉安全阀校验等各项工作，以及配合仪控进行CCS负荷扰动试验、RB试验、50%和100%甩负荷试验及汽机超速试验。 3.4 第三阶段（满负荷72小时） 锅炉启动，升温升压，完成满负荷72小时试运行。 4 锅炉整套启动应具备的条件 4.1 锅炉水压试验合格，汽水系统各阀门等部件严密不漏。 4.2 锅炉酸洗及冲管工作已完成，且两阶段内发现的缺陷已处理完毕。 4.3 锅炉冷态通风、风量标定及调平试验已完成。 4.4 锅炉设备、系统全部按正常运行要求连接好，安全阀已恢复投用状态。
EH油及汽轮机机调节保安系统调试措施
EH油及大机调节保安系统调试措施 1.设备系统概述 1.1系统描述 汽轮机液压油采用高压抗燃油（EH油），EH油系统为调节保安各执行机构提供高压工作油（14±0.5MPa）。该系统包括EH油箱、两台100%容量的交流供油泵、两台100%容量的冷油器、切换阀、过滤器、储能装置、抗燃油再生装置，加热器、循环泵，油温调节装置、泵进口滤网、仪表等。油箱上设有浮子式液位计、高低油位报警开关。液压油系统采用集装式。 DEH系统由汽机厂配套提供并技术负责。执行机构包括2个高压主汽门、2个中压主汽门、4个高压调节阀、2个中压调节阀。每一个进汽阀门均配有一个执行机构以控制其开关。 保安系统设置1只飞锤式危急遮断器，当转速达到110—111%额定转速时，危急遮断器的飞锤动作，通过危急遮断装置使机械遮断阀动作，泄掉高压安全油，实现停机。 调试范围包括：热工信号及联锁保护试验，液压调节系统静态调试，保安系统静态调试，汽门关闭时间测试，配合热工DEH系统静态调试，EH油泵试转及油压调整，系统蓄能器调整，系统投运及联动调试等。 1.2 主要设备列表 2. 2.1 《火电工程启动调试工作规定》（电力工业部建设协调司1996.5）； 2.2 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437—2009； 2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）；
2.4 《电力建设施工质量验收及评价规程》——DL/T5210.3(第3部分汽轮发电机组)； 2.5 《汽轮机启动调试导则》（DL/T863-2004）； 2.6 《电力建设安全工作规程》（DL/5009.1-2002）； 2.7 《电业安全工作规程》（热力和机械部分2010）； 2.8 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）； 2.9 设备厂家的运行维护说明书及设计图纸等； 2.10有限公司管理体系文件。 3.调试目的及目标 3.1对供油系统各油压及蓄能器充氮压力进行调整，使之满足调节保安系统的要求；对调节系统整定，并配合热控进行电调调试，使之达到设计要求；进行保安系统的调试，使其能够动作迅速、准确，确保机组安全运行；保证调节系统能够稳定控制机组转速和负荷，并与CCS、SCS等协调，保证机组安全停机或在最短时间内恢复机组运行； 3.2 完成项目质量验评表要求，各项指标优良率达到100%； 3.3保证系统试运过程中设备和人员的安全，例如，确保联锁保护试验完整并合格，防止设备在异常工况下试运，确保EH油质合格，不发生设备和人员损伤事故。 4.调试步序 4.1 调试应具备条件的检查确认 系统检查表