上汽660mw超超临界汽轮机X温度准则详解

上汽660mw超超临界汽轮机X温度准则详解
上汽660mw超超临界汽轮机X温度准则详解

1DEH温度准则

(1)X准则

一方面,为了提高机组的经济性,应尽可能快的启动;另一方面,蒸汽参数及汽轮机热应力必须保持在规定值内,以延长汽轮机使用寿命。运行状态改变时,进入汽轮机的蒸汽参数及传热量也会相应改变。温差可以线性地反映热应力的大小,因此汽轮机热应力计算主要依据汽轮机不同部位的温差;为了限制汽轮机的热应力,西门子采用了可调整的温度准则——X 准则和汽轮机应力评估TSE。X准则是控制主汽温、主汽压、再热汽温与主汽门、调门、高压外缸中间层温度或高、中压转子平均温度间的允许温差;应力评估TSE是控制主汽门、调门、高压外缸中间层温度或高、中压转子平均温度与表面温度间的允许温差。X准则判断机组是否能够接受运行方式的改变,并将判断后的结果作为允许条件送到汽轮机启动顺控子组SGC,以决定汽轮机是否能够进行相应的操作。X准则各功能组作用如下:

1)X1准则和X2准则用于判断是否允许打开主汽门对高压调门进行暖阀;

2)X4、X5和X6准则用于判断是否允许打开高压调门并冲转至360r/mim进行低速暖机;

3)X7A和X7B准则用于判断在360 r/mim时汽轮机暖机程度是否合适、是否允许继续升

速至3000r/mim;

4)X8准则用于判断在3000r/mim时汽轮机暖机程度是否合适、是否允许汽轮机并网。

X1准则是在冷态启动时使主蒸汽温度高于汽轮机阀体温度,避免汽轮机阀体被主蒸汽冷却。即在打开汽轮机主汽门对高压调门暖阀时,主蒸汽温度要比高压调门阀体温度高一定值。而在极热态启动时,允许主蒸汽温度低于主调门阀体温度。X1准则为:X1=实际主汽温度-允许开启高压主汽门时最低主汽温度θMS>=0

式中:

◆实际主汽温度为从A、B侧主蒸汽管道蒸汽温度4 个测点(LBA11CT002A 高压旁路前主

汽温度、LBA12CT002A 高压旁路前主汽温度、LBA11CT007A 主汽门1 前主汽温度、LBA12CT007A 主汽门2 前主汽温度)选小值得出;

◆允许打开高压主汽门时最低主汽温θMS为从A\B侧高压调门阀体中间温度

(MAA12CT022A 高调门阀壁平均温度)选大值θmCV,并依据X1准则图对应得出。

X2准则是为确保主蒸汽的饱和温度低于汽轮机高压调门阀体温度一定值,避免主汽门打开后, 高压调门温升过快。冷态启动时,如果汽轮机高压调门阀体的温度低于主蒸汽的饱和温度,打开主汽门后,主蒸汽与高压调门接触,将以凝结放热的方式加热主调门阀体。由于凝结放热的放热系数很大,高压调门阀体内表面的温度很快上升到主蒸汽的饱和温度。如果阀体内部温度过低,就会在阀体内部产生很大的热应力。所以要使主蒸汽的饱和温度低于高压调门阀体内部温度。X2 准则为:

X2=实际主汽压对应的饱和温度-允许打开高压主汽门时最高主汽饱和温度θSatSt <=0

式中:

◆实际主汽压对应的饱和温度为由A、B侧主蒸汽管道蒸汽压力4个测点(LBA11CP001 高

压旁路前主汽压力、LBA12CP001 高压旁路前主汽压力、LBA11CP004 主汽门前主汽压力、LBA12CP004 主汽门主汽压力)选大值,再依据对应的饱和温度计算得出;

◆允许打开高压主汽门时最高主汽饱和温度θSatSt为从A\B侧高压调门阀体中间温度

(MAA12CT022A 高调门阀壁平均温度)选大值θmCV,并依据X2准则图对应得出。

X4准则是为汽轮机冲转,防止时湿蒸汽进入汽轮机。蒸汽对金属的放热系数与蒸汽的状态有很大的关系,湿蒸汽的放热系数较大,微过热蒸汽的放热系数较小。汽轮机冷态启动时,为了避免在金属部件内产生过大的温差,要采用微过热蒸汽冲动转子。所以要使主蒸汽温度高于其饱和温度一定值。X4准则为:

X4=实际主汽温度-允许打开高压调门时最低主汽温度θMS 1>=0

式中:

◆实际主汽温度为从A、B侧主蒸汽管道蒸汽温度2个测点(LBA11CT007A 主汽门1 前主汽

温度、LBA12CT007A 主汽门2 前主汽温度)选小值得出;

◆允许打开高压调门时最低主汽温度θMS1为从高压调门前主汽压(LBA11CT007A)对应饱

和温度选大值θSatSt,并依据X4准则图对应得出。

X5准则是为确保主蒸汽温度高于高压缸外缸中间温度和高压转子平均温度一定值。即高压调门开启冲转汽轮机时,避免汽轮机高压缸缸体和转子被冷却。而在极热态启动时,允许主蒸汽温度低于高压缸缸体和高压转子温度。X5准则为:

X5=实际主汽温度-允许打开高压调门时最低主汽温度θMS 2>=0

式中:

◆实际主汽温度为从A、B侧主蒸汽管道蒸汽温度4 个测点(LBA11CT002A 高压旁路前

主汽温度、LBA12CT002A 高压旁路前主汽温度、LBA11CT007A 主汽门1 前主汽温度、LBA12CT007A 主汽门2 前主汽温度)选小值得出;

◆允许打开高压调门时最低主汽温度θMS 2为由高压缸外缸中间温度(MAA50CT032A)和

高压转子平均温度(MAY01EP154)选大值θmHPC/HPS,并依据X5准则图对应得出。

X6准则是为确保再热蒸汽温度高于中压转子平均温度一定值,即再热中压调门开启冲转汽轮机时,避免汽轮机中压转子被冷却。而在极热态启动时,允许再热蒸汽温度低于中压转子平均温度。X6准则为:

X6=实际再热汽温度-允许打开中压调门时最低再热汽温度θRS >=0

式中:

◆实际再热汽温度为由A、B侧再热蒸汽管道中压主汽门前再热蒸汽温度(LBB11CT002A

低压旁路1前主汽温度、LBB12CT002A 低压旁路2前主汽温度、LBB11CT007A 中压主汽门1前主汽温度、LBB12CT007A 中压主汽门2前主汽温度)选小值得出;

◆允许打开中压调门时最低再热汽温度θRS为由中压转子平均温度θmIPS,依据X6准

则图对应得出。

X7A准则是为确保在360r/mim低速暖机时,使主蒸汽充分加热汽轮机高压转子。汽轮机启动是蒸汽对汽轮机各部件的加热过程,为确保转子的热应力不超过允许值,必须使转子的内外温差小,所以必须对其进行暖机。高压转子暖机是否合适,由X7A 准则判断。X7A 准则为:

X7A=实际主汽温度-低速暖机结束时高压转子中心与平均温度允许的最高主汽温θMS1<=0

式中:

◆当高压转子中心温度低于220℃时,取高压转子平均温度θmHPS(MAY01EP154)对应的

主汽温(X7A右图)和高压转子中心温度θaxHPS (MAY01EP154)对应的主汽温(X7A左图)间选小值,作为允许的最高主汽温θMS1。

◆当高压转子中心温度高于220℃时,只取高压转子平均温度θmHPS(MAY01EP154)对应

的主汽温(X7A右图),作为允许的最高主汽温θMS1。

◆当X7A>0时,说明实际主汽温偏高或者增加暧机时间,提高高压转子中心与平均温度,

从而提高高压转子中心与平均温度允许的最高主汽温。

X7B准则是为确保在360r/mim低速暖机时,使主蒸汽充分加热汽轮机高压缸缸体。高压缸缸体的暖机程度是否合适,由X7B准则判断。X7B准则为:

X7B=实际主汽温度-低速暖机结束时高压外缸中间温度允许的最高主汽温θMS2<=0

式中:

◆实际主汽温度为从A、B侧主蒸汽管道蒸汽温度4 个测点(LBA11CT002A 高压旁路前

主汽温度、LBA12CT002A 高压旁路前主汽温度、LBA11CT007A 主汽门1 前主汽温度、LBA12CT007A 主汽门2 前主汽温度)选小值得出;

◆高压外缸中间温度允许的最高主汽温为由高压缸外缸中间温度θmHPC (MAA50CT032A),

依据X7B准则图对应得出θMS2。

X8准则是为确保在机组并网之前使汽轮机中压转子充分暖机。中压转子暖机是否合适,由X8 准则判断。X8准则为:

X8A=实际再热汽温-高速暖机结束时允许的最高再热汽温θRS<=0

式中,

◆当中压转子中心温度低于100℃,取中压转子平均温度θmIPS(MAY01EP154)对应的再热

汽温(X8右图)和中压转子中心温度θaxIPS对应的再热汽温(X8左图)间的最小值,作为允许的最高再热汽温θRS。

◆当中压转子中心温度高于100℃,只取中压转子平均温度θmIPS对应的再热汽温(X8

右图),作为允许的最高再热汽温θRS。

◆当X8>0时,说明实际再热汽温偏高或者增加暧机时间,提高中压转子中心与平均温度,

从而提高中压转子中心与平均温度允许的最高再热汽温。

(2)Z准则

a)Z3准则

主蒸汽过热度>30K。

b)Z4准则

再热蒸汽过热度>30K。

30MW西门子汽轮机-停机操作票

发令人受令人发令时 间 年月日 时分 操作开始时间:操作结束时间: 年月日时分年月日 时分 ()监护下操作()单人操 作()检修人员操作 操作任务:停止汽轮发电机组运行 顺序操作项目√ 1 接值长命令后,做好停机前的准备工作。停机前详细记录各测点数据。 2 试转辅助油泵、直流油泵、顶轴油泵正常后停运,检查连锁在投入状态,各系统无故障报警。 3 通过锅炉正常曲线降温、降压、降负荷,机侧降温速度≤1.5℃/min,降压速度≤0.1MPa 4 检查主汽压力、温度、机组振动、轴向位移、推力瓦温度及回油温度正常 5 设定速率 KW/min减负荷,注意调整汽封压力、温度和凝汽器、加热器、除氧器水位正常。(需要真正停机时再做讨论) 6 负荷20MW,逐渐开大调门运行,检查上下缸温差、内外壁温差、轴向位移正常 7 三抽压力降至0.38MPa,分汽缸汽源切换为主蒸汽供,关闭三抽电动门并手紧,开启三抽逆止门前疏水。除氧器用汽倒为分汽缸供给,注意调整除氧器压力,注意调整汽封压力 8 负荷减至15MW,关闭#1、#2高加进气电动门,退出高加汽侧运行,注意调整高加水位,开启相应管道疏水。 9 给水流量降低时,调整# 给水泵勺管开度,注意检查# 给水泵再循环电动门及时开启 10 负荷降至6MW,退出除氧器、低加汽侧运行,检查开启管道疏水。减负荷过程中,除氧器出现振动现象关闭连排至除氧器阀门。 11 负荷5MW时,排汽温度>80℃检查低负荷喷水自动开启。 12 负荷减至3MW以下时,检查疏水系统功能组动作正常,各管道,汽缸疏水门开启正常。 13 密切注意机组缸温变化,适当控制减负荷速度,使其保持在允许范围内;严密监视机组振动情况,发生异常立即打闸停机。 14 锅炉停止给料后,应联系锅炉立即关闭减温水总门及各分门,防止汽温快速下降引起汽轮机水冲击。 15 负荷减至2MW以下时,退出“机炉大连锁”,手动打闸,检查自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门、抽汽电动门关闭正常,注意转速下降;记录转子惰走时间;如果阀门不能正常关闭,立即联系检修处理,同时加强机组转速、汽缸温差、抽汽管道温度的监视。 16 汽轮机转速开始下降。当转速降至4963rpm时,辅助油泵自动启动,检查润滑油压力正常。 备注:

汽轮机开、停车操作票

汽轮机组正常停车操作步骤 接到停车操作指令后,方可进行如下操作: ()1.试验各辅助油泵运行是否正常,机电联系信号正常。 ()2.1.27MPa和0.49MPa减温减压器处于热备状态。 ()3.向主控室发出“注意”“减负荷”信号,逐渐降低机组负荷,同时逐渐关闭排汽阀。 ()4.抽汽和背压系统低于指标范围时,投入减温减压器。 ()5.抽汽调压器切除时,机组负荷不能低于25%,抽汽退出后关闭抽汽阀。(注意抽汽退出时,应缓慢进行,并且注意观察背压排汽压力。) ()6.机组负荷为零时向主控室发出“注意”“停机”信号,同时全关背压排汽阀,打开背压放空阀。 ()7.机组解列后,手拍危急遮断油门,关闭主汽门,退出保护电源,开启辅助油泵。 ()8.开启抽汽和背压管路,汽机本体各疏水。 ()9.停下轴封加热器,关闭蒸汽调节阀,打开排空阀,关闭汽封蒸汽调节阀。()10.转子静止后投入盘车装置,连续盘车。 ()11.关闭前轴承滑销冷却水和空冷器冷却水。 ()12.冷油器出口油温低于35℃时停用冷却水,并且关闭空冷器冷却水。 ()13.关闭主汽轮机隔离阀打开主汽门前后疏水。 ()14.记录转子惰走时间并完成其他各项操作。 时间:负责人:操作工: 汽机突然断电停机操作步骤 一.停机操作步骤: ()1.手拍危急遮断器,迅速关闭主汽门。 ()2.启动汽动油泵,并且注意汽动油泵压力。 ()3、迅速开启1#、2#减温减压装置,调整1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力,并维持正常。 ()4、手动关闭背压排汽阀,开启背压放空阀。 ()5、手动关闭抽汽排汽阀,手动打开对空排汽阀。 ()6、迅速开启汽动给水泵保证锅炉及后工段供水。先开1#、2#汽动给水泵,在与调度联系开3#、4#汽动给水泵。 ()7、退出保护电源开关。 ()8、转子静止后,利用8#、9#造气系统发电机发电,进行连续盘车。 二.注意事项: 1、启动汽动油泵时注意进汽压力,防止超速或润滑冷却油量不足。 2、汽轮机转速应明显下降。 3、在机组转速下降到临界转速时检查机组振动,推力轴承温度,倾听内部 声音。 4、转子静止后要连续盘车,并记录惰走时间。 5、注意监视1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力,并且注意监视汽动油泵进 汽压力。 6、注意汽动给水泵主汽门的复位,电子调速电源送上后,迅速开启汽动给 水泵保证锅炉及后工段供水。 时间:负责人:操作工:

汽机专业主机及辅机系统调试手册

汽机专业主机及辅机系统调试手册 为了规范各项目部汽机专业调试工作,提高专业负责人的技术水平和管理水平。根据目前汽机室情况,特制订《汽机专业组长(负责人)工作手册》。本手册主要由两大部分组成,第一部分主要涉及技术管理工作,第二部分涉及调试内容、流程、方法等技术内容。手册经汽机专业室和分公司讨论批准后执行。 第一篇汽机专业组长(负责人)技术管理标准 1.调试负责人的工作范围 1.1参加本工程初步设计审查,对系统设计、布置、设备选型、启动调试时间安排是 否合理等提出意见和建议。 1.2参加图纸会审,提出修改意见。 1.3组织编写本工程调试措施。 1.4编写分系统及整套试运操作卡。 1.5参与主要辅机设备与系统的分部试运行,组织整套启动试运工作。 1.6组织编写调试小结、调试报告及填写质量验评表。 1.7对现场调试人员进行安全、理论和技术培训。 1.8配合质检中心站进行质检工作。 2.调试工作的基本准则和规范 2.1.基建调试工作的指导思想应贯彻以下三个原则: 2.1.1.安全第一,预防为主,变事故后分析诊断为事故前技术指导,力争将机组存 在的问题,消灭在施工调试阶段。

2.1.2.基建调试工作按照国家标准和部颁法规,规范,反事故措施及设备文件的要 求,根据设计,设备的特点,科学合理地编制调试技术措施,确保调试质量,使机组有条不紊的安全启动和完成整个试运任务。 2.1. 3.基建调试工作的出发点是为基建和生产服务,因此应始终贯彻执行安全第一、 质量为主、缩短工期、提高效益的原则。 2.2.调试工作的依据是以部颁规程为主,其他有关规程作为参考并执行本规程机组 调试合同。负责人应熟悉并掌握这些规程。 2.2.1.《火力发电厂电力基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》 2.2.2.《火电工程启动调试工作规定》 2.2. 3.《电力建设安全工作规程》 2.2.4.《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 2.2.5.《火力建设施工及验收技术规范》 2.2.6.《汽轮机甩负荷试验导则》 2.2.7.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 2.2.8.《火电机组启动验收性能试验导则》 2.2.9.《电力基本建设过程质量监督规定》 2.2.10.《火电机组达标投产考核标准(1998年版)及其相关规定》 3.汽机专业组长在进驻现场前完成的工作 3.1.熟悉调试合同所规定的专业工作范围、工作进度。初步计划汽机各分系统调试 进度。对重要的分系统及整套调试方案的技术原则和要点进行讨论、优化,初

汽轮机组操作票2014228132355622

___#汽轮机组操作票 班值:_____________主操:___________________编号:________________ 操作开始时间:年月日时分,终结时间:年月日时分操作任务: #汽轮机组冷态低参数启动 序 号操作项目执行 情况 时间 1 系统准备工作结束,试验高压调速油泵,交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机均正常。 2 冲车前连续盘车应大于24小时,开启交流润滑油泵,投入联锁,启动排油烟机,开启顶轴油泵,手动投入盘车:压住投入装置上的手柄,同时反时针旋转蜗杆上的手轮,直至小齿轮与转子上的盘车大齿轮完全啮合,启动盘车电机,投入连续盘车,将汽机总保护开关切换到投入位置,投入润滑油压低保护。 3 联系调度,开启一台循环水泵,开启凝汽器进、出水电动门,开启出水管放空气门,见水后关闭。 4 根据锅炉需要开启一台给水泵运行,根据锅炉汽包压力,适当调整给水泵 频率,保证锅炉供水压力。 5 联系锅炉将主蒸汽压力升至1.0 Mpa以上后送汽暖管至#2电动主汽门前,开启门前所有疏水门,全开#1电动主汽门,开启锅炉至汽机隔离门之旁路门暖管,压力保持在0.2~0.3Mpa,金属温升速度不超过5℃/min,暖管时间20~30分钟。 6 开启一台凝结水泵,投入联锁,开再循环调整门调整凝汽器水位,保持凝结水泵出口压力1.0 Mpa以上,联系化水人员化验凝结水如不合格,开启凝汽器补水门,开启凝结水启动放水门2~3圈。 7 第一阶段暖管结束后,进行第二阶段暖管,暖至自动主汽门门前,开启防腐门及导汽管疏水门,开启#2电动主汽门之旁路门暖管,压力保持在0.2~0.3Mpa, 暖管时间20分钟。 8 暖管结束后,关闭#2电动主汽门旁路门,联系锅炉以0.1Mpa/min的速度将压力提升到1.5~2.0 Mpa,适当控制疏水门。 备注: (注:√表示已执行,若有未执行项,在备注栏说明原因。)

超超临界汽轮机技术发展

超超临界汽轮机技术发展 42091022 赵树男1.超超临界汽轮机的参数特征 超临界汽轮机(supercritical steam turbine)有明确的物理意义。由工程热力学中水蒸汽性质图表知道: 水的临界点参数为: 临界压力p c=22.129MPa, 临界温度t c =374.15℃ , 临界焓h c=2095.2kJ/ kg, 临界熵s c=4.4237kJ/(kg·K),临界比容v c= 0.003147m3/kg。工程上, 把主蒸汽压力p0

p c的汽轮机称为超临界汽轮机。 在国际上, 超超临界汽轮机(Ultra Supercritical Steam Turbine)与超临界汽轮机的蒸汽参数划分尚未有统一看法。有些学者把蒸汽参数为超临界压力与蒸汽温度大于或等于593℃称为超超临界汽轮机, 蒸汽温度593℃可以是主蒸汽温度,也可以是再热蒸汽温度; 有些学者把主蒸汽压力大于27. 5MPa 且蒸汽温度大于580℃称为超超临界汽轮机。1979 年日本电源开发公司(EPDC) 提出超超临界蒸汽参数( Ultra Supercritical Steam Condition)的概念, 简写为USC, 也称为高效超临界或超级超临界。目前, 超超临界汽轮机的提法已被工程界广泛接受和认可, 在传统的超临界蒸汽参数24. 2MPa/ 538℃/ 538℃的基础上,通过提高主蒸汽温度、再热蒸汽温度或主蒸汽压力改善热效率。国外提高超临界机组的蒸汽参数有两种途径: 一种途径是日本企业的做法, 通过把主蒸汽和再热蒸汽的温度提高到593℃或600℃, 实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机; 另一种途径是欧洲一些企业的做法, 把蒸汽参数提高到28MPa 和580℃, 也实现了供电热效率的提高, 生产出超超临界汽轮机。 国外投运大功率超超临界汽轮机比较多的国家有日本和丹麦, 生产大功率超超临界汽 轮机台数比较多的企业有东芝、三菱、日立、阿尔斯通(德国MAN)和西门子。我国研制超超临界汽轮机, 建议主蒸汽压力取为25MPa ~ 28MPa, 主蒸汽温度为580℃~600℃, 再热蒸 汽温度为600℃, 机组功率为700MW~1000MW。 2.超超临界技术的发展 2. 1 日本超超临界技术开发 日本超超临界技术开发分为2 个阶段实施完成。第一阶段超超临界技术开发从1981 年开始, 1994 年结束。第一阶段的技术研究工作分为2步同时进行: 第一步的蒸汽温度为593℃/ 593℃,第二步的蒸汽温度为649℃/ 593℃。第一阶段技术开发的目标是在传统超临界蒸汽参数( 24.2MPa/ 538℃/ 538℃) 的基础上, 热效率再提高2. 2% 。主要技术研究工作有5项:○1初步试验( 1981年);○2锅炉元件试验(1982~1989年);○3汽轮机转动试验( 1983~1989年);○4超高温汽轮机示范电厂试验(1983~1993年);○5总体评价与分析( 1994年)。1994年完成了第一阶段技术开发的总体评价与分析工作。 第二阶段超超临界技术开发从1995年开始,2001年结束。第二阶段蒸汽温度为630℃/ 630℃, 第二阶段技术开发工作的重点是对9%Cr ~12%Cr 新型铁素体钢进行开发和验证。第二阶段技术开发的目标是在常规超临界蒸汽参数(24. 2MPa/ 538℃/ 538℃)的基础上, 热效率再提高4.8 个百分点。第二阶段技术研究工作有4 项:○1初步试验( 1995 年);○2锅炉元

汽轮机操作规程

汽轮机操作规程 第一章技术参数一、汽轮机技术参数 二、发电机技术规范

三、调节系统技术参数

第二章 NZ4.5-1.15/0.13-1型机组的启动 第一节启动前的准备工作 一、汽轮机组检修完毕,全部工作票已回收,现场设备以达到可投入运行条件。 二、接到汽轮机启动的命令后,应做好一切准备工作,对本岗位设备及系统进行详细检查,并与有关部门联系。 (一)电气人员:测量发电机及各电动机绝缘,并送好电源; (二)热工:投入所有仪表、信号电源并检查声响灯光信号应正常;全开各压力表一次门、二次门,各轴承放好温度计; (三)化学人员:准备好除盐水,并注意闪蒸器水位变化; (四)锅炉人员:做好启炉准备; (五)备齐汽轮机启动工具、记录本、测振表、灭火用具; (六)填好汽轮机启动操作票 三、主油系统的检查 (一)润滑油加好,油箱油位正常,油循环结束,油质符合要求,油箱各加油门、放油门及放水门、滤油门关闭严密,油箱排油烟机工作正常。 (二)高低压交流油泵、直流油泵试验正常,处于备用状态。(即出入口开启,逆止门严密)。

(三)冷油器工作正常,一台油侧投入,一台处于备用状态。 四、主蒸汽系统的检查(见暖管) 五、轴封及真空系统的检查 (一)开启均压箱疏水门,均压箱至凝汽器泄汽门;关闭均压箱至高低压轴封供汽门,均压箱减温水门,主蒸汽供汽门。 (二)开启前后轴封至轴加泄气门,各水封门注水,开启轴加水侧进、出入口门;关闭轴加旁路门;轴加水封充水并开启轴加疏水至凝汽器阀门;开启轴封抽风机入口阀门。 (三)开启凝汽器两侧至射水抽气器空气门;关闭凝汽器真空破坏门。 (四)射水泵出入口门应开启,逆止门应严密,联动试验正常。 六、补汽及疏水系统的检查 (一)检查闪蒸器至汽轮机补汽门应在关闭位置,关闭省煤器出口至闪蒸器进水门; (二)关闭补汽管路上的疏水门; (三)检查闪蒸器内水位在正常水位,关闭闪蒸器放水门; 七、循环水系统的检查 (一)开启冷却塔上水门,关闭水塔排污门,水塔水位应正常。 (二)凝汽器进水门前、后放水均应关闭。 (三)开启循环水至空冷器进、出口门,开启循环水至射

汽轮机安全操作规程

汽轮机安全操作规程 1 目的 为了保证安全生产,使岗位操作制度化、标准化,规范化。 2 适用范围 余热发电汽轮机岗位 3 引用标准 全国地方小型火力发电厂汽轮机组运行规程(试行)标准 SD 251-1988 水利电力部《发电厂厂用电动机运行规程》水利电力部《电业安全工作规程》(热力和机械部分)《电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇》 DL5011—92 杭州中能汽轮动力有限公司《N4.5-1.25型凝汽式汽轮机安装使用说明书》 4 所在岗位存在的职业健康安全风险 触电、噪声伤害、机械伤害、高处坠落、摔伤、碰伤、撞伤、刺伤、割伤、烫伤、爆炸、淹溺(冷却塔作业) 5 安全技术要求: 5.1.上岗人员必须正确穿戴好劳动保护用品,禁止带病或酒后上岗; 5.2.上岗人员应熟悉设备的工作原理及工艺流程、操作规程及运行参数; 5.3.汽轮机油系统起动后在确认各位置油压建立的情况下,且通过各观察孔确认各润滑部位润滑油的流量后,投入盘车装置运行带动汽轮机进入盘车状态; 5.4.在锅炉起动各参数达到要求后,进行蒸汽管道的暖管,同时需将各蒸汽管道上的疏水阀打开排水,以上工作与中控需保持密切联系,汽轮机辅机均启动正常运转后,汽轮机即可开始冲转,冲转后要保证足够的暖机时间,同时并应严格按照汽轮机升速要求进行升速,升速时需密切注意汽轮机和发电机的振动,严禁在振动超标的情况下强行升速; 5.5.汽轮机升速完成并保持稳定后,即可与中控和各专业人员联系准备发电机并网,发电机并网过程中应严密监视汽轮机及各辅机的运行状况,并网后的升负荷操作需缓慢进行,避免急剧的负荷升降造成整个系统工况的失调; 5.6.汽轮机正常运行过程中,应定时、定位、定量对汽轮机及其辅机进行巡检,检查各部位的温度、压力、振幅、热膨胀量差、各润滑部位润滑油流量以及是否有异常声响,异常振动和异常气味等,发现异常情况时应立即与中控联系确认并及时向上级领导汇报,汇报时需详细描述出现异常情况时伴随的现象,以便为查找问题根源提供依据; 5.7.保证汽轮机油系统正常运行,杜绝“跑、冒、滴、漏”,停机检修时需对各油过滤器进行清洗,运行时应对油管路进行检查,运行时油路出现微量渗漏时,要及时向技术人员报告并确认无危害情况发生,并采取相应措施予以解决后方可保持汽轮机正常运行。润滑油过滤器、调速器油用过滤器、油冷却器在运行过程中切换时,应先打开两单元之间的平衡阀进行油压平衡后方可进行切换操作; 5.8.汽轮机出现紧急异常情况时操作手动停机,其后确认辅助油泵或紧急油泵启动,并严密监视转子惰走情况,及时投入盘车装置,中控要严格保证凝汽器的真空度和水位,防止汽轮机进水等严重事故; 5.9.运行过程中应防止负荷的急剧升降,正常停机时应缓慢地将负荷下调,发电机解列后重复第9项操作,若停机时间较长,根据盘车规定进行盘车,盘车装置一定要在油系统正常运行状态下投入;

600MW超临界汽轮机DEH说明书

600MW超临界机组DEH系统说明书 1汽轮机概述 超临界600/660MW中间再热凝汽式汽轮机主要技术规范 注意: 上表中的数据为一般数据,仅供参考,具体以项目的热平衡图为准。 由于锅炉采用直流炉,再热器布置在炉膛较高温区,不允许干烧,必须保证最低冷却流量。这就要求在锅炉启动时,必须打开高低压旁路,蒸汽通过高旁进入再热器,再经过低旁进入凝汽器。而引进型汽轮机中压缸在冷态启动时不参与控制,仅全开全关,所以在汽轮机冷态启动时,要求高低旁路关闭,再热调节阀全开,主蒸汽进入汽轮机高压缸做功,经高排逆止门进入再热器,经再热后送入中低压缸,再进入凝汽器。由于汽轮机在启动阶段流量较小,在3000 r/min 时只有3-5%的流量,远远不能满足锅炉再热器最低的冷却流量。因此,在汽轮机启动时,再热调节阀必须参加控制,以便开启高低压旁路,以满足锅炉的要求。所以600MW 超临界汽轮机一般要求采用高中压联合启动(即bypass on)的启动方式。 2高中压联合启动 高中压缸联合启动,即由高压调节汽阀及再热调节阀分别控制高压缸及中压缸的蒸汽流量,从而控制机组的转速。高中压联合启动的要点在于高压缸及中低压缸的流量分配。启动过程如下:

2.1 盘车(启动前的要求) 2.1.1主蒸汽和再热蒸汽要有56℃以上的过热度。 2.1.2 高压内缸下半第一级金属温度和中压缸第一级持环下半金属温度,大于204 ℃时,汽轮机采用热态启动模式,小于204℃时,汽轮机采用冷态启动模式,启动参数见图“主汽门前启动蒸汽参数”,及“热态起启动的建议”中规定。 冷再热蒸汽压力最高不得超过0.828MPa(a)。 高中压转子金属温度大于204℃,则汽机的启动采用热态启动方式,主蒸汽汽温和热再热汽温至少有56℃的过热度,并且分别比高压缸蒸汽室金属温度、中压缸进口持环金属温度高56℃以上,主蒸汽压力为对应主蒸汽进口温度下的压力。第一级蒸汽温度与高压转子金属温度之差应控制在 56℃之内,热再热汽温与中压缸第一级持环金属温差也应控制在这同样的水平范围。在从主汽阀控制切换到调节阀控制之前,主汽阀进汽温度应大于“TV/GV切换前最小主汽温”曲线的限值(参见“主汽门前启动蒸汽参数”曲线)。 2.1.3 汽轮机的凝汽器压力,应低于汽机制造厂推荐的与再热汽温有关的低压排汽压力限制值,在线运行的允许背压不高于0.0247MPa(a)。 2.1.4 DEH在自动方式。 2.2 启动冲转前(汽机已挂闸) 各汽阀状态: 主汽阀TV 关 高调阀GV 开 再热主汽阀RSV 开 再热调阀IV 关 进汽回路通风阀VVV开(600r/min至3050r/min关) 高排通风阀HEV 开(发电机并网,延迟一分钟关) 高排逆止阀NRV 关(OPC油压建立,靠高排汽流顶开) 高中压疏水阀开(分别在负荷大于10%、20%关高、中压疏水阀) 低排喷水阀关(2600r/min至15%负荷之间,开) 高旁HBP 控制主汽压力在设定值,并控制热再热温度在设定值 低旁LBP 控制热再热压力在设定值

汽轮机设备仿真运行实训指导书

前言 本书体现了职业教育的性质、任务和培养目标;符合职业教育的课程教学基本要求和相关岗位资格和技术等级要求;按照“工学结合”原则,将生产过程融入教学任务模块,以生产任务为导向,以实训项目为驱动,将学生需掌握的理论知识和实践技能融合在若干个学习情境中,充分利用生物质发电机组仿真系统,实施“教、学、练”一体化的立体教学方法,具有独特性、科学性、开拓性,能适应现代企业对学生的技能素质要求,符合职业教育的特点和规律,具有明显的职业教育特色。本书可以作为学历教学的教学用书。 本书将《汽轮机设备仿真实训》课程进按照教学要求分解成若干任务模块,融合汽轮机相关设备操作的具体步骤指导,融理论分析和实际操作指南为一体,实施项目教学法,强化学生的操作技能,注重培养学生分析问题、解决问题的能力。全书共包括以下几个部分:(1)课程简介;(2)辅机运行和维护通则;(3)实训任务一:机组循环冷却水系统启动;(4)实训任务二:汽轮机凝结水系统启动;(5)实训任务三:汽轮机润滑油系统启动。其中(3)-(5)作为项目教学,原则学时分配可参考下表,具体学时分配可根据当时学期学时数做适当调。 本书以 发研究中心的仿真软件(12MW、30MW),配有相关操作练习软件及操作项目以供上机练习。 本书由武汉电力职业技术学院周飞主编,同时武汉电力职业技术学院仿真研究中心的全体教师对本书提供详尽的技术资料,提出宝贵的修订意见。对此表示衷心的诚挚的感谢。 由于编者水平有限,时间仓促,书中难免存在疏漏和不足之处,恳请广大读者批评指正。 编者 2013年4月

目录 一、课程简介 (3) 1.课程地位 (3) 2.教学内容及要求 (3) 二、辅机运行和维护通则 (7) 1、辅机检修及试运行管理规定 (7) 2、辅机试运行(试转)注意事项 (7) 3、电动门校验 (7) 4、辅机运行中维护注意事项 (8) 三、实训任务一:机组循环冷却水系统启动 (9) 1工作任务作业目的 (9) 2工作任务适用范围 (9) 3工作任务职责权限 (9) 4、工作任务作业要求 (9) 5、工作任务作业流程 (9) 四、实训任务二:汽轮机凝结水系统启动 (13) 1 工作任务作业目的 (13) 2 工作任务适用范围 (13) 3 工作任务职责权限 (13) 4 工作任务作业要求 (13) 5工作任务作业流程 (13) 五、实训任务三:汽轮机润滑油系统启动 (18) 1 工作任务作业目的 (18) 2 工作任务适用范围 (18) 3 工作任务职责权限 (18) 4 工作任务作业要求 (18) 5 工作任务作业流程 (18)

操作票

操作票 110KV母线充电倒闸操作票 1.得值长令,操作如下 2.检查110KV系统无人工作,无妨碍送电的杂物。 3.测得110KV GIS系统绝缘合格,具备带电条件。 4.检查GIS室第各间隔各气室SF6气体压力正常。 5.检查丰书线路保护屏各装置运行正常,无异常告警。 6.检査丰书线路保护屏保护压板投入正确。 7.检査公用屏各装置运行正常,无异常告警。 8.检查公用屏保护压板投入正确。 9.合上GIS室第2间隔柜内隔离接地刀闸电机电源空开。 10.合上GIS室第2间隔柜内控制电源空开。 11.将GIS室第2间隔柜《远方/就地》转换开关切至《远方》位置。 12.检查GIS室第2间隔柜无告警光宇牌亮。 13.检查110KV母线接地刀闸1110在分位。 14.检查110KV母线PT刀闸1918在分位。 15.检查1 10KV母线PT二次空开在分位。 16.检查110KV母线PT接地刀闸19180在分位。 17.合上GIS室第3间隔柜内隔离接地刀闸电机电源空开。 18.合上GIS室第3间隔柜内断路器电机电源空开。 19.合上GIS室第3间隔柜内控制电源空开。 20.将GIS室第3间隔柜“远方/就地”转换开关切至“远方”位置。 21.检查GIS室第3间隔柜无告警光字牌亮。 22.检查丰书线PT刀闸1 938在分位。 23.检查丰书线PT二次空开在分位 24.检查丰书线PT接地刀闸1 9380在分位。 25.检查丰书线接地刀闸1 51 60在分位。 26.检查丰书线出线侧隔离刀闸1 516在分位。 27.检查丰书线接地隔离刀闸15140在分位。 28.检查丰书线开关151在分位。 29.检查丰书线母线侧接地刀闸1 51 30在分位 30.检查丰书线母线侧隔离刀闸151 1在分位。 31.根据值长及调度指令,合上丰书线PT刀闸1 938 32.检査丰书线路PT刀闸1938确已合上。 33.合上丰书线路PT二次空开。 34.检查丰书线PT刀闸1938气室SF6气体压力正常, 35.检查丰书线电压正常。 36.汇报值长及调度,线路PT带电正常。 37.合上110KV母线PT刀闸1918. 38.检查110KV母线PT刀闸1918确已合上。 39.合上110KV母线PT二次空开。

1#汽轮机开机操作票

合肥东方热电有限公司 1#汽轮机开机操作票 盖章值别:班次:日期:年月日 操作开始时间:操作终了时间: 序号操作内容√完成时间 1 班长接到值长开机命令后,立即通知司机做好开机准备工作。 2 检查现场检修工作结束,全部工作票已收回。 3 通知电气人员检查电气设备,并测量绝缘,合格后,送上各油泵电机、盘车电 机等电源。 4 通知热工人员将热工仪表、电动阀门等电源送上,投入DCS、ETS系统,投入 各仪表、保护。 5 检查汽、水、油系统完好、无泄漏,各阀门处于正确状态,电动门处于远控位 置。主油箱油位正常。 6 主汽门,调速汽门动作灵活,无卡涩现象。 7 关闭背压排汽出口电动门,开启向空排汽门 8 启动低油交流油泵,检查油系统是否存在漏油现象。检查汽轮发电机各轴承进 油、回油是否正常。 9 启动盘车设备并投入联锁。启动高压油泵,开启排烟风机,停低油交流油泵。 10 进行汽轮机静态实验,静态试验正常后,暖管至主汽门前。 11 开启自动主汽门前疏水,稍开汽机电动隔离门旁路门,升压至0.2~0.3MPa, 保持20min。 12 再以0.10~0.15MPa/min的速度升压,汽温上升速度不应超过5℃。待管道压力 升到4.5~4.8MPa时,应将汽机电动隔离门开完,关闭其旁路门。 13 记录热膨胀指示器读数, 14 开启自动主汽门至背压电动门前所有疏水 15 将机组各保护挂闸,打开启动阀,全开自动主汽门,检查调速汽门处于关闭状 态。 16 投入ETS总保护及相关分保护。

17 检查、清除505控制界面上所有报警及跳闸信号,按下“运行键”,冲动汽轮发 电机转子,注意盘车设备自动脱开,使汽轮发电机转速保持500转/分,维持30min。 18 冷油器出口油温超过40℃,调整冷油器进水,冷油器投入后出口油温应保持 35℃~45℃。 19 低速暖机结束后,检查各部均正常,记录热膨胀指示器读数。505控制器自动 控制转速缓慢均匀升至1200r/min ,暖机90min。 20 机组一切正常,中速暖机结束,提升转速至2500 r/min,高速暖机10 min。冲 临界时应快速,平稳。注意检查机组振动情况。 21 主汽温度升至420℃,关闭主汽门前疏水。监视主油泵出口油压上升情况。当 主油泵油压大于高压油泵出口油压时,停高压油泵。 22 用505控制器将汽轮机转速逐渐升至3000r/min,并能稳定运行,进行全面检查 一切正常后准备并热网。 23 背压管道暖管结束,关闭背压电动门后疏水。 24 观测背压情况,逐渐关小向空排汽门,待背压略大于分汽缸压力0.05mpa时开 启背压电动门。 25 在505控制器上按“调整键”提升汽轮机转速至3010r/min,汇报值长,通知电 气,可并电网。 26 待值长通知发电机已并网后,带500kw电负荷,并记录并网时间。 27 根据发动机风温情况投用空冷器,保持进风温度在20–40℃ 28 根据轴封冒气情况投用轴加。 29 提升发电机电负荷,逐渐关闭减温减压。 30 开机操作结束,汇报值长。 操作人:监护人(班长):值长:

1000MW二次再热超超临界汽轮机安装工艺总结

1000MW二次再热超超临界汽轮机 安装工艺总结 1.工程概况: 国电泰州电厂二期工程#4机组,汽轮机是由上海汽轮机厂生产的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、单背压凝汽式,带二级外置式蒸汽冷却器,共有十级回热抽汽。该型汽轮机是目前国内首先采用超高压缸、高压缸、中压缸和两只低压缸单轴串联布置的最大容量汽轮机。除超高压转子由两只径向轴承支承外,高压、中压转子和两根低压转子均采用单轴承支承方式,结构紧凑,并能减少基础变形对轴承载荷及轴系对中的影响,机组总长约56米(包括发电机和励磁机转子)。轴承座采用落地式布置方式。超高压缸、高压缸、中压缸采用传统方式支承,由其猫爪支承在汽缸前后的2个轴承座上;而低压外缸直接座落在凝汽器颈部,低压内缸通过猫爪及支架直接座落在低压缸轴承两侧猫爪上,内外缸之间由膨胀节密封连接。超高压缸采用单流程双层缸设计:外缸为桶形,前后两段用螺栓连接,内缸为垂直纵向平分面结构。高压缸、中压缸采用双流程双层缸设计。膨胀系统设计具有独特的技术风格:机组的绝对死点及相对死点均设在超高、高压之间的推力轴承处,整个轴系以此为死点向两端膨胀,低压内缸也通过汽缸之间有推拉装置而向后膨胀。主汽门及再热门均布置于汽缸两侧,与汽缸直接连接,无导汽管。 超超临界百万机组由于设计及其结构的特点,超高压缸、高压缸、中压缸在制造厂内进行精装后整体发往现场,故现场只需将其就位、找中,而且超高、高、中压缸的工作可以与低压缸的工作同时进行。 低压外缸重量与其它件的支承方式是分离的,即外缸的重量完全由与它焊在一起的凝汽器颈部承担,其它低压部件的重量通过低压内缸的猫爪由其前后的轴承座来支承。所有轴承座与低压缸猫爪之间的滑动支承面均采用低摩擦合金。 #2轴承座位于超高压缸和高压缸之间,是整台机组滑销系统的死点。在#2轴承座内装有径向推力联合轴承。因此,整个轴系是以此为死点向两头膨胀;而超高压缸和高压缸的猫爪在#2轴承座处也是固定的。因此,超高压外缸受热后也是以#2轴承座为死点向机头方向膨胀。而高压外缸与高压转子的温差远远小于低压外缸与低压转子的温差。因此,这样的滑销系统在运行中通流部分动静之间的差胀比较小,有利于机组快速启动。 #1轴承座前端部位装有液压盘车装置,其设计压力为250bar,盘车速度为45~ 60r/min;#4轴承座上装有手动盘车装置。除#2轴承座外,其它轴承座内都装有抬轴架,便于施工,#2轴承座的抬轴架安装在轴承座外的底板上,用螺栓固定,易于拆卸。汽缸与轴承座均为无台板、无垫铁施工,

最新30万机组汽机及辅机运行规程汇总

30万机组汽机及辅机 运行规程

汽机辅机运行规程 目录 1.汽机辅机运行通则 (3) 2.循环水系统 (9) 3.冷却水工业水系统 (18) 4.辅汽系统 (24) 5.润滑油净化系统 (28) 6.润滑油系统 (31) 7.盘车及顶轴油系统 (42) 8.EH油系统 (48) 9.密封油系统 (55) 10.氢气系统 (66) 11.凝结水系统 (80) 12.除氧器的运行 (94) 13.给水泵的运行 (101) 14.汽动给水泵的运行 (113) 15.高压加热器 (130) 16.轴封系统 (138) 17.真空泵的运行 (143) 18.凝汽器的运行 (147) 19.定子绕组冷却水系统 (152) 20.连排扩容器系统 (159) 21.疏水系统 (162) 22.供热抽汽系统 (165) 23.旁路系统 (167)

1.汽机辅机运行通则 1.1.汽轮机辅助设备的投停原则 1.1.1.新安装和大、小修后的辅机必须进行试运转,处缺后的辅机视检修工作内容必要时也应进行试运转,经试运合格后方可投入正常运行。 1.1. 2.辅机启动前需进行全面检查,确认启动条件具备后方可启动。 1.1.3.备用辅机应处于随时可以启动的状态。 1.2.辅助设备投运前的检查 1.2.1.确认系统检修工作已全部结束,工作票已全部收回。 1.2.2.检查设备地脚螺栓齐全牢固,周围应清洁无杂物,道路畅通,照明良好,检修临时搭建的设施已全部拆除。 1.2.3.检查转动设备润滑油充足,靠背轮连接紧固,安全罩、电机接线和接地线完好,转动部分转动灵活,无卡涩。油位正常,油位计完好,油质良好。转动方向正确。 1.2.4.各热工表计齐全完好、阀门开启、指示正确。 1.2.5.电动门及气动门并处于良好状态,电动门已送电。 1.2.6.全面检查,确认各阀门状态正确,处于真空状态的阀门水封门开启。 1.2.7.水箱、油箱液位补至正常位置,液位计指示正确。 1.2.8.检查并投入设备的冷却水、密封水,确认管道畅通无阻,水量正常。 1.2.9.开启排空气门,排尽空气后关闭排空气门。 1.2.10.设备及管道内无杂物,保温层完整,人孔门关闭。

机组冷态启动操作票

机组冷态启动操作票一、锅炉点火前的准备:

二、锅炉点火

三、汽机冲转

四、机组并列、带负荷

注意事项: 1、冲转期间,从主汽阀控制切换到调节阀控制之前,核实蒸汽室内壁温度至少 要等于或高于主蒸汽压力相应的饱和温度,以防蒸汽室内壁结露。 2、II级旁路后汽温≥160℃时,检查II级旁路减温水自动投入,I级旁路后汽温 ≥340℃时,检查I级旁路减温水自动投入。 2、转速升至2300r/min时,按“保持”健,2300r/min处暖机30min(只限安装 后第一次启动) 3、锅炉以0.08MPa/min的升压率,主汽温以1.78℃/min升温率,再热蒸汽以 2.19℃/min的升温率,负荷以0.7MW/min,最大为0.75MW/min的升负荷率,按 照冷态启动曲线进行。 4、负荷在10~100%之间,允许最大背压为18.63Kpa(绝对压力)。主、再热蒸汽 温度升降率最大不超过3℃/min。 5、蒸汽室内深、浅孔热电偶最大温差不应超过83.3℃ 6、冷态启动时,第一级室金属温度,与预测并网(5%负荷)时第一级后蒸汽温 度之差≯139℃,最大不超过222℃。 7、冷态启动时,主蒸汽至少有55.5℃过热度,而总的温度不大于427℃,冲转 时主蒸汽温度与再热蒸汽温差不允许大于83.3℃,主蒸汽温度、再热温度的两侧之差均≯13.9℃。 8、机组要做超速试验,应在10%负荷至少稳定运行4小时后,方可减负荷至0, 解列发电机做超速试验。①OPC超速试验,转速升至103%(3090r/min)时,OPC动作,高、中压调门、各抽汽逆止门、高排逆止门关闭,当转速下降,延时开调节门,维持转速3000r/min。②机械超速试验应进行两次,且两次动作转速不超过18r/min。超速试验后,机组重新“挂闸”升速至3000r/min,尽快升至13.5MW(10%)负荷。③转速在3000r/min以上的时间不超过15分钟。 9、若在汽机挂闸前锅炉需要投粉时,事先要联系热工解除机、炉联锁保护,且 在汽机挂闸后及时恢复。 10、#1机冲转前务必关闭主油泵出口至主油箱的泻压门,待机组3000r/min检 查正常后,视安全油压、润滑油压调整该泄压门,将主油泵出口油压调整到 2.5~2.21MP a左右。 11、锅炉点火后,联系热工解除I、II旁路及III级减温水的闭锁条件。 12、视主蒸汽温度、或在投粉前,联系热工解除过热器减温水的闭锁条件,但负 荷<30%内,减温水量不能增加过快,以防蒸汽带水进入汽轮机。

汽轮机主汽门、调门活动试验操作票

热力机械操作票 单位:发电部编号: 操作开始时间:年月日时分,终结时间:年月日时分操作任务:# 汽轮机主汽门、调门活动试验 序号操作项目 执行情况 √ 1接值长命令,进行汽轮机主汽门、调门活动试验;2检查机组运行正常; 3检查DEH在操作员自动,单阀运行方式; 4检查功率回路投入; 5确认机组负荷在5%~69%额定负荷之间稳定运行;6点击“阀门试验”,进入阀门试验画面; 7高压主汽门、调门活动试验: 8在“阀门试验”画面点击“TV1”按钮,点击“进行”并确认,检查“TV1”按钮变红,“阀门活动试验进行中”变红; 9检查“GV1/GV3/GV5”逐渐开始关闭,当“GV1/GV3/GV5”全关后,“TV1”逐渐关闭; 10当“TV1”全关后,重新逐渐开启,“TV1”全开后,“GV1/GV3/GV5”逐渐开启,恢复到试验前开度,“阀门活动试验进行中”变绿; 11点击“退出”并确认,TV1/GV1/GV3/GV5活动试验结束;12按同样的方式进行TV2活动试验; 13中压主汽门、调门活动试验: 14在“阀门试验”画面点击“RSV1”按钮,点击“进行”并确认,检查“RSV1”按钮变红,“阀门活动试验进行中”变红; 15检查IV1逐渐关闭,当IV1关闭后,RSV1开始关闭,当RSV1关闭后,RSV1逐渐开启,当RSV1全开后,IV1逐渐开启,恢复至试验前的开度,“阀门活动试验进行中”变绿; 16点击“退出”并确认,RSV1/IV1活动试验结束; 17以同样的方法进行RSV2/IV2活动试验; 18试验结束,汇报值长,做好记录。 以下空白 备注: (注:√表示已执行。若有未执行项,在备注栏说明原因。) 操作人:监护人:值长:

锅炉启动操作票

XXXXXXX锅炉操作票 单位XXXXXXXXXX有限公司编号 发令人受令人发令时间 操作开始时间年月日时分终了时间年月日时分操作任务:# 炉启动操作票 序号操作内容时间执行 1.()时()分接到#()炉启动检查命令。 2.确认检修工作票已经终结,验收合格,各种工作票已经撤票。 3.值班员布置各岗位人员进行专责范围内设备的检查,填写启动前检查卡。 4.锅炉本体检查、汽水系统检查、仪表检查。 5.风烟系统的检查、引送机检查。 6.制粉系统检查、燃油系统检查、压缩空气系统检查。 7.联系值长,通知除灰、脱硫进行专责范围内设备的检查。 8.联系值长,通知热控人员进行热工试验。 9.()时()分联系值长,进行锅炉点火前的准备工作。 10.记录各膨胀指示值,上水前汽包上壁温( / / )℃;下壁温( / / )℃,( )时( )分按()上水操作票开始上水。 11.()时()分上水至-100mm停止上水,开启省煤器再循环,上水后汽包上壁温( / / )℃;下壁温( / / )℃,记录各膨胀指示值。 12.汇报值长:#()炉上水操作完毕。 13.( )时( )分投入炉底部加热并注意炉墙振动情况。 14.投入冷却水系统。 15.启动空压机、干燥机,投入压缩空气系统。 16.投入燃油系统,调整燃油回油阀,调整油压保持2.8MPa,检查油系统应无泄漏。 17.启动火检风机,投入火检冷却风系统。 18.开启对空排汽及各疏水阀。 19.联系热工投入FSSS及其它保护、联锁。 20.根据各种燃料的烟气露点确定是否()投入热风再循环。 备注转下一页 操作人:监护人:值长:

操作任务:(承上一页) 序号操作内容 21.()时()分接到#()炉点火命令。汽包上壁温( / / )℃;下壁温( / / )℃。 22.投入辅机大联锁及其它联锁。 23.按引、送风机启动操作票启动A/B引、送风机,保持风量在30% B- MCR风量以上,调整炉膛风压-20~-50pa。 24.确认锅炉吹扫条件满足,开始吹扫。 25.()时()分锅炉吹扫完成。 26.投油点火条件满足,()时()分对角投入()油枪。 27.就地确认油喷燃器着火良好。 28.点火30分钟后,进行油枪换角。 29.按锅炉(机组)的启动曲线控制升温升压速度。 30.点火后半小时进行第一次排污。 31.汽压升至0.15MPa~0.2 MPa,冲洗汽包水位计,核对水位。 32.汽压升到0.25~0.35MPa第二次排污,记录各膨胀指示器。 33.汽压升至0.3MPa~0.5MPa,联系热工冲洗压力表,检修热紧螺栓,根据情况( )时( ) 分退出底炉加热。 34.通知化学人员进行炉水监督,视情况投入连排。 35.汽压升到1.0MPa,第三次排污。 36.汽压升到1.5 Mpa,记录各膨胀指示器。 37.汽压升到2.0MPa,第四次排污,应注意汽包水位变化,以防水位下降过快。 38.汽压升到3.5 Mpa,记录各膨胀指示器。 39.当汽压升到4.0MPa,第五次排污,放水时应注意汽包水位的变化。 40.汽压升到6.0 Mpa,记录各膨胀指示器。 41.过热器温度>400℃,空预器温度>180℃,炉内燃烧稳定,()时()分按启动制粉系统操作票(),启动()制粉系统。 42.粉仓粉位 ___米,确认锅炉投粉条件满足,投入B层煤粉喷燃器。 43.就地确认煤粉着火良好。 备注转下一页 操作人:监护人:值长:

汽轮机冲转操作票

大同煤矿集团同华发电有限公司 DATONG COAL MINE GROUP TONGHUA POWER GENEATION CO 热力机械操作票操作票编号:______________________ 共页 操作任务:# 锅炉停运操作票 操作时间:自20____年____月____日____时____分开始 至20____年____月____日____时____分结束 盖章处 标记时间顺 序 操作项目内容 执行 情况 1 检查锅炉所有工作票收回,炉内无任何工作,人孔门关闭。 2 锅炉上水,启动电泵。 3 开给水调门上水,保证锅炉给水流量100-150T/H. 4 用辅助蒸汽加热除氧器,保证除氧器出口水温在80℃左右; 5 锅炉上水至储水罐液位13M。投361阀自动维持储水罐液位11.3-15.4M. 6 联系脱硫、脱销、辅控值班,锅炉具备启动风机条件。 7 燃烧器点火准备,投运等离子点火冷却水、冷却风、压缩空气系统。 8 启动锅炉火检风机,锅炉投运一、二次风暖风器。等离子暖风器。 9 启动A、B空预器,调整风烟系统挡板至正常。 10 启动A引风机、A送风机、B送风机、B引风机 11 调整锅炉风量对炉膛吹扫,复位MFT。 12 调整维持锅炉给水流量高于300T/H流量 13 锅炉等离子拉弧 14 锅炉A、B、D、E磨煤机通风,投运空预器连续吹灰。 15 启动A、B一次风机 16 调整热一次风母管风压7.5KPA。 17 锅炉A磨暖磨正常。 18 启动A磨煤机 19 根据锅炉温升要求,调整煤量、风量锅炉升温加压 20 锅炉热一次风温到达190℃,启动D磨煤机。 21 调整锅炉总煤量,继续升温升压。 22 维持锅炉主蒸汽压力8.9MPA,再热蒸汽压力0.9MPA。 23 当高旁开度达50%,锅炉投入一、二级减温水维持主、再热汽温度。 备注: 操作人:——————监护人:——————值班负责人:——————值长:——————

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