06_EH系统调试措施
达拉特电厂四期2×600MW机组工程汽轮机EH系统调试措施
目录
1、编制目的
2、编制依据
3、调试质量目标
4、调试对象及简要特性介绍
5、调试的组织与分工
6、调试应具备的条件
7、试验步骤及方法
8、质量检验标准
9、试验记录项目
10、安全注意事项
11、附录
附录1 调试质量控制点
附录2 调试记录表
1.编制目的
测取EH系统各部套的特性参数以评价该系统工作特性；
按照制造厂提供的参数对EH系统各部套进行调整；
校核EH系统热工联锁保护装置；
发现并消除系统存在的缺陷，保证机组的安全运行；
积累原始资料，供电厂今后运行和检修需要。
2.编制依据
《火电工程启动调试工作规定》1996年5月《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》1996年版《汽轮机控制整定值》
《汽轮机主机说明书》
《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇》
《调节保安系统安装调试说明书》
《调节保安系统运行维护说明书》
《EH系统设备原理及结构说明书》
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。
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.调试对象及简要特性介绍
达拉特电厂四期2×600MW机组工程汽轮机调节系统采用DEH控制系统，该系统通过对测取机组各运行参数的运算处理，完成对机组的控制工作，系统主要包括DEH电子控制柜和DEH执行机构两部分。
EH系统主要由供油系统、执行机构、危急遮断系统等三部分组成。
4.2.1EH供油系统主要由主油泵、油箱、滤网、过滤器、溢油阀、卸载阀、蓄能器、冷
油器、油再生装置、EH油管道及有关的热工联锁保护装置等组成，其作用是向执行机构提供高压抗燃油。
4.2.2执行机构由电液转换器、卸载阀、油动机、汽门、截止阀、电磁阀及线性位移传感
器等部件组成，该机构通过电液转换器来响应DEH控制柜来的阀位指令信号，将电信号转换成液压信号来控制油动机，以完成对各阀门的控制工作。执行机构可分为开关型（再热主汽门）和连续控制型（其它汽门）两种。
4.2.3危急遮断系统主要完成对机组运行中重要参数越限时的遮断工作，它通过AST电
磁阀的动作来关闭汽轮机的所有进汽阀门，保证机组的安全。其监控参数有转速（超速）、推力轴承磨损（轴向位移过大）、轴承润滑油压过低、抗燃油压过低和凝汽器真空低等；另外，它还有一个遥控遮断接口，供运行人员手动停机时使用。该系统采用双通道，允许进行在线试验，在试验时它仍具有连续的保护功能。
主要设备及技术参数
4.3.1EH油泵
出口压力：17±0.2MPa
工作压力：14.0±0.5MPa
数量：2台
4.3.2高压蓄能器
充氮压力：8.6~9.8MPa
数量：6台
4.3.3低压蓄能器
充氮压力：0.21MPa
数量：10台
5.调试的组织与分工
安装单位应负责调试的组织、联系工作及具体的试验调整工作，负责设备与系统的检修、消缺和维护工作并对安全负责；
电厂参与调试并负责有关试验项目的操作工作；
调试单位负责调试措施的编写，指导调试工作。
6.调试应具备的条件
EH系统安装完毕，油循环工作已结束，油质经化验合格；
试验现场已清扫干净；
设备缺陷处理完毕，修改项目已结束；
有关热工仪表安装完毕，动作正常；
现场照明充足且备有足够的消防器材；
试验时油温最好控制在37～54℃，不得超出30～60℃的范围。油温低于10℃时，禁止启动EH油泵，油温低于21℃时，抗燃油系统不允许运行；
试验过程中视油温的情况投入冷油器；
油再生装置在系统油液酸值超过允许指标时投入；
试验前应准备好下列仪表（调试单位准备）：
6.9.10~0.4MPa，0～16MPa，0～25MPa的0.4级标准压力表各两块；
6.9.2数字式点温仪、TG-V汽轮机试验装置、电秒表各一个；
7.试验步骤及方法
EH油箱充油及油位报警装置的校核；
7.1.1检查EH油系统所有联接管道组装完毕且正确无误；
7.1.2检查EH油箱上控制块、各压力表、温度表、压力开关和压差开关正确无泄漏；7.1.3将油箱顶部清理干净；
7.1.4核实油箱内部已经过清洗和检查，其内部清洁，各部件已装妥；
7.1.5检查并关闭油箱底部放油阀；
7.1.6检查滤油用的工作车完好无损，工作正常；
7.1.7油质合格后，打开油箱顶部的充油口，用滤油车向EH油箱充油，同时密切监视油
位的变化。
7.1.8当油箱油位达到下列各点时，停止加油，由热工人员对油位报警装置进行整定：
230±10mm——油位低低报警，联停油泵、汽轮机遮断；
370±10mm——油位低低报警，闭锁加热器；
450±10mm——低油位报警；
7.1.9在油箱加油过程中，应不断校核油位报警装置的报警油位，做好相应的记录工作；
7.1.10油位达560±10mm，停止加油，盖上充油口，EH油箱充油结束。
蓄能器的充氮
7.2.1高压蓄能器的充氮
准备约8瓶储有12MPa氮气的氮气瓶；
备好蓄能器上充气嘴接头和氮气瓶阀门接头；
关闭高压蓄能器进油阀，打开回油阀；
将蓄能器的充气嘴和氮气瓶用充氮工具联接起来，关闭充氮工具放气口的针阀，慢慢打开氮气瓶上的阀门向蓄能器充氮，同时监视充气工具上的压力表读数；
当氮气瓶内的压力与蓄能器气压一致，且低于整定值10.0±0.2MPa时，则调换一瓶气压在12.0±0.2MPa以上的气瓶，再对蓄能器充氮；
当高压蓄能器内的气压达到8.6~9.8MPa时，关闭氮气瓶上的阀门；
1分种后再测量一下蓄能器的气压，若气压不够可再次充气；
充好后，关闭蓄能器充气阀，打开充氮工具上的放气针阀，检查蓄能器的充气嘴无泄
漏后罩上充气嘴罩壳；
关蓄能器回油阀，打开进油阀，充氮工作结束。
7.2.2低压蓄能器的充氮步骤
7.2.2.1检查并确认EH系统无压力；
7.2.2.2将充高压蓄能器余下的低压氮气瓶用来充低压蓄能器；
7.2.2.3按照高压蓄能器的充氮方法对低压蓄能器进行充氮；
7.2.2.4当氮气瓶内的压力与蓄能器气压一致，且低于整定值0.21±0.02MPa时，则调
换一瓶气压稍高的气瓶，再对蓄能器充氮；
7.2.2.5蓄能器内氮气压力达0.21±0.02MPa时停止充氮。
联锁保护试验项目
7.3.1EH系统耐压试验
7.3.1.1试验时应关闭所有蓄能器进口阀门；
7.3.1.2启动A泵，调整溢流阀调压手柄，使泵出口压力逐步上升至21MPa，工作5分
钟，停泵。再升压过程中应仔细检查系统所有各部焊口、接口等地方，不应有
泄漏，如有泄漏应立即停泵检查处理；
7.3.1.3同样方法启动B泵进行检查。
7.3.2EH油压力低，备用泵自启动
7.3.2.1在CRT上启动A油泵，待系统油压正常后投入EH油泵联锁；
7.3.2.2远方遥控打开联动试验块上的放油电磁阀；
7.3.2.3当试验装置上的油压降低至11.2±0.5MPa时，EH油压低报警，备用油泵B自
启动；
7.3.2.4停B泵，遥控关闭电磁阀；
7.3.2.5打开试验装置上的手动放油阀，当油压降低至11.2±0.5 MPa时，EH油压低报
警，备用泵B自启动；
7.3.2.6停A泵，按照上述步骤做A泵的自启动试验。
7.3.3EH油箱电加热装置联锁试验
7.3.3.1投入油箱电加热装置；
7.3.3.2短接油温低至20℃接点，电加热装置自动投入，模拟油温大于50℃，该加热装
置自动切断；
7.3.3.3将油位计压至370±10mm，电加热装置电源应被切断，电加热装置停运；7.3.4EH油箱油位联锁保护（浮子型液位报警装置）
短接下述各油位接点，应有相应的油位低、高报警信号发出或联动保护；
—低至450±10mm，EH油箱油位低，发低油位报警信号；
—低至370±10mm，EH油箱油位低低，发油位低低报警信号，闭锁加热器；
—低至230±10mm，EH油箱油位低低，联停油泵、汽轮机遮断。
7.3.5油压、压差、油温超限报警试验
7.3.5.1EH油箱油温高至56℃时，发油温高报警信号，冷却水控制电磁水阀打开，冷
油器开始工作
7.3.5.2当EH油温低于370C时，发油温低报警信号，冷却水控制电磁水阀关闭，冷油
器停止工作。
7.3.5.3EH油箱油温低于20℃时，发油温低报警信号,停主油泵并投入加热器；
7.3.5.4EH油压低至11.2±0.5MPa时，发EH油压低报警信号，联备用EH油泵；
7.3.5.5EH系统回油压力高至0.24MPa时，发回油压力高报警信号；
7.3.5.6EH油压高至16.2±0.5MPa时，发EH油压高报警信号；
7.3.5.7EH油泵出口滤网压差高至0.35MPa，发压差高报警信号；
7.3.6冷油器联锁试验
7.3.6.1开冷油器进出口阀和冷却水进出口阀，投冷油器；
7.3.6.2通知热工短接油温高(56℃)接点，油温控制开关应动作，冷却水回水控制电磁
阀应开启；
7.3.6.3短接油温低(37℃)接点，冷却水控制电磁阀应关。
7.3.7EH油低油压遮断试验
7.3.7.1试验ETS指示灯均正常；
7.3.7.2将选择开关1旋至LP位置，相应试验通道1指示灯应亮；
7.3.7.3远方遥控操作试验电磁阀对试验装置进行放油，同时监视就地压力表的读数；
7.3.7.4油压降至10.9～11.4MPa时，应发油压低报警信号；
7.3.7.5油压降至9.8±0.05MPa时，相应指示灯1、3亮，随后通道1的遮断指示灯应
亮；
7.3.7.6关电磁阀，就地手动打开放油阀再进行一次试验；
7.3.7.7将选择开关2打至LP位置，按上述步骤进行通道2的低油压遮断试验；
7.3.7.8试验时油压低至9.8±0.2MPa，低油压指示灯2、4和遮断指示灯应亮；
7.3.7.9试验结来后，将选择开关旋至初始位置。
系统耐压试验和溢油阀的整定
7.4.1关闭EH油箱旁高压蓄能器上的回油阀、进油阀；
7.4.2打开两台EH油泵的进出口阀门；
7.4.3启动A油泵，调整溢流阀调压手柄，使泵出口压力逐步上升至21MPa，工作5分
钟，停泵。注意：在升压过程中应检查系统所有各部接口焊口等地方,不应有泄漏，如有泄漏应立即停泵检查处理。
7.4.4启动B泵，调整溢流阀调压手柄，使泵出口压力逐步上升至21Mpa，工作5分钟，
停泵。注意：在升压过程中应检查系统所有各部接口、焊口等地方不应有泄漏，如有泄漏应立即停泵检查处理。
7.4.5耐压试验过程中密切注意各部件的漏油情况，一旦发现油管有漏有或渗油，应立即
停泵，采取措施。
7.4.6检查EH系统无泄漏情况后调整溢流阀的调节螺杆，此时应密切监视A泵出口压
力表指示；
7.4.7当调整至溢流阀在17.0±0.2MPa动作后停止调整；
7.4.8恢复系统正常工作状态，开启A泵，调整泵上的调压螺钉，使系统压力为
14.0±0.5MPa。运行5分钟，停A泵；开启B泵，调整泵上的调压螺钉，使系统压
力为14.0±0.5MPa。
7.4.9固定好调整螺杆；
执行机构的调整及开启、关闭试验
7.5.1执行机构的调整
7.5.1.1在执行机构上加装临时行程标尺，零位对应于关闭位置；
7.5.1.2使汽机挂闸，开启执行机构，测量并记录各执行机构的最大行程，将该行程与
设计值相比较；
7.5.1.3汽门至关闭位置，配合热工调整LVDT，使其输出电压为零。
7.5.2执行机构的开启、关闭试验
7.5.2.1检查各油动机卸载阀在关闭位置；
7.5.2.2启动EH油泵，检查EH油压及油温应在正常范围内；
7.5.2.3使机组挂闸，将油动机全开；
7.5.2.4高压主汽门关闭、开启试验
a.关闭高压供油截止阀；
b.缓慢打开快速卸载阀使控制油压降低，观察油动机的关闭情况，直至油动机全关为
止，
c.将快速卸载阀旋至工作位置，打开供油截止阀，观察油动机的开启情况。
7.5.2.5中压主汽门关闭、开启试验
a.通过快速卸载阀进行，方法见6.5.2.4；
b.操作试验电磁阀，使电磁阀打开，观察油动机关闭情况；
c.全关后再操作试验电磁阀，使电磁阀关闭，观察油动机的开启情况。
7.5.2.6高压调节汽门关闭、开启试验
高压调节汽门的关闭、开启试验可通过高压调节汽门执行机构的快速卸载阀来进行，具体方法见7.5.2.4；
7.5.2.7中压调节汽门关闭、开启试验
a.关闭高压油供油截止阀；
b.操作试验电磁阀，使卸载阀动作，观察油动机关闭情况；
c.油动机全关后，打开供油截止阀，操作试验电磁阀，使压力油供往卸载阀，观察油
动机的开启情况；
d.关闭高压供油截止阀，检查随着控制油压的降低油动机应可以慢慢关闭；
e.正常后打开截止阀。
各汽门执行机构关闭时间测定
7.6.1将各汽门位移传感器信号接至TG-V汽轮机试验装置上；
7.6.2启动一台EH油泵，检查并确认EH系统运行正常；
7.6.3使机组挂闸；
7.6.4在操作盘上操作有关按钮，将各汽门开至额定工况下的开度；
7.6.5调整TG-V数据采集装置，将各位移传感器信号调整好，采样速度调至“10ms”；
7.6.6令操作人员手动打闸；
7.6.7在机头重新进行一次关操作危急遮断按钮按上述步骤重新进行一次关闭时间的测
定。
机组启动后的试验
7.7.1阀切换试验
7.7.1.1在转速升至2900r／min时需进行由高压主汽阀控制向高压调节汽门控制的切
换工作；
7.7.1.2在DEH操作盘上按下“高压调门控制”按钮，该键指示灯亮，“主汽门控制”
指示灯灭，注意观察高压调门应从全开位置很快关下，转速下降30r／min以下
后，高压主汽门逐渐开启至全开位置，然后，高压调门控制转速应在2900r／
min左右；
7.7.2主汽门及调门的严密性试验
7.7.2.1机组空负荷维持3000r／min运行；
7.7.2.2主汽压力维持在额定压力的60%左右；
7.7.2.3进行调门严密性试验
a.操作OPC电磁阀，使其动作；
b.观察高，中压调门均应迅速关闭，机组转速下降；
c.记录下机组稳定后的转速及稳定时间；
d.操作关闭OPC电磁阀，调门打开。
7.7.2.4进行主汽门的严密性试验
a.关闭各主汽门供油截止阀；
b.操作各油动机的快速卸载阀，使各主汽门关闭
c.记录降速时间和机组的稳定转速。
7.7.2.5机组的稳定转速应满足下式的要求：
稳定转速≤（试验主汽压力／额定主汽压力）×1000（r／min）
7.7.3阀门活动试验
7.7.3.1维持机组在50~70%额定负荷；
7.7.3.2检查机组在“全自动”状态下运行；
7.7.3.3检查“功率投入”按钮应在投运状态；
7.7.3.4将阀门试验设置为“投入”位置；
7.7.3.5在CRT上调出阀门开度画面，以便在阀门试验时观察各阀开度
7.7.3.6操作“阀门试验”键，键灯应亮；
7.7.3.7操作“主汽门”键，灯亮；
7.7.3.8键入数字键1至4中的一个数字；
7.7.3.9按下“关闭”键，灯亮，此时与选中的主汽门同一侧汽宝的高压调门在60s内
相继关下，全关后主汽门在1s内迅速关下；
7.7.3.10按下“阀门复位”按钮，使试验阀门复位，阀门复位后“阀门试验”灯灭；7.7.3.11按照上述步骤做另几个主汽门的活动试验；
7.7.3.12数字1～4分别代表#1高压主汽门、#2高压主汽门、#1再热主汽门和#2再热主
汽门；
7.7.3.13试验过程中如发现异常情况，可迅速按下“试验保持”键，使阀门保持原位，
以便运行人员及时排除故障，故障排除后，可再按下“关闭”或“开启”键使
试验继续进行；
7.7.3.14试验过程中如遇到控制装置切手动时，应立即终止试验，将手动开关置向一级
手动，并通过手操的“增”、“减”键来恢复阀的原始状态，以保证一定的功率；
7.7.3.15阀门试验应一侧一侧有序的进行；
7.7.3.16如只进行调门的活动试验时，可按以下步骤进行
a.将阀门试验设置为“试验”位置；
b.操作“阀门试验”键，灯亮；
c.操作“调门试验”键，灯亮；
d.键入数字键；
e.重复上述步骤（6.7.4.9及6.7.4.10）。
7.7.3.17阀门松动试验
a.操作“阀门松动”键，灯亮；
b.选择阀门；
c.按“开启”或“关闭”键，被选阀门的指令相应增加或减少15%；
d.按复位键，所有阀门恢复开度；
e.按b~d步骤做其它阀门的松动试验；
f.按“试验结束”键，退出试验。
8.质量检验标准
《电力建设及验收技术规范汽轮机组篇》DL 5011-92 《火力发电厂基本建设工程启动及验收规程》（新启规）《汽轮发电机组热力参数联锁报警定值表》
《EH系统的运行及维护》
9.试验记录项目
联锁保护项目
9.1.1油位联锁记录项目：
高油位报警值；低油位报警值；低—低油位报警值；
低油位遮断值；电加热装置联锁油位；正常油位；油温
9.1.2排烟风机整定记录项目：风机联动
9.1.3EH油泵联动记录项目：低油压联动值；油温
各执行机构行程校核记录项目：各油动机油缸行程及阀杆行程
低油压遮断试验记录项目：
报警值；各压力开关动作时的油压值；油温
蓄能器充氮记录项目：
充氮前的气压；充氮后的气压
汽门严密性试验记录项目：
主汽压力；主汽温度；真空；再热蒸汽压力；
再热蒸汽温度；至稳定转速时的时间；稳定转速数值
汽门关闭时间测定记录项目：
各汽门的延迟时间；各汽门的净关闭时间
电超速试验记录项目：
OPC动作时的转速；AST电磁阀动作时的转速
10.安全注意事项
试验操作人员应熟练掌握设备状况及运行规程，以保证操作的准确；
试验过程如发生事故应立即停止试验，由运行人员进行处理；
在超速试验前必须检查油泵的联锁保护情况；
为保证试验的正常进行，与试验无关的人员不应在现场停留；
现场应备有足够的消防器材；
抗燃油具有一定的毒性和腐蚀性，在试验过程中应注意以下几点：
10.6.1应避免吸入或在意外情况下吞入抗燃油；
10.6.2为避免抗燃油与皮肤接触，试验时应戴手套；
10.6.3禁止在工作场地进食与吸烟；
10.6.4一旦抗燃油与皮肤接触，应迅速用流水进行冲洗；
10.6.5试验过程中如果抗燃油漏至其它材料(如保温层或电缆)上时，应立即采取相应的
措施，以消除火灾隐患或由此而引起的材料腐蚀。
11.附录
附录1.调试质量控制点
机组名称：达拉特电厂四期2×600MW机组工程专业：汽机系统名称： EH油系统调试负责人：
输煤系统调试方案
1 概述 1.1系统简介 华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号锅炉由上海锅炉厂有限公司设计制造。型号为SG－1180/17.5－M4004，锅炉为亚临界、自然循环汽包炉，单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切向燃烧、紧身密闭、固态排渣、全钢架悬吊结构。设计采用0号轻柴油点火,燃用烟煤。锅炉以最大连续负荷（即BMCR工况）为设计参数。锅炉主要参数见表1。 本期工程燃煤主要由神华公司屯宝煤矿、哈密煤业硫磺沟矿及本地煤矿供给，采用公路运输进厂。 工程建设单位为华电新疆发电有限公司昌吉热电厂，由西北电力建设工程监理有限责任公司昌吉热电厂工程监理部负责监理，新疆电力设计院负责设计，华源电力安装公司负责安装，新疆电力科学研究院负责启动调试。 表1 锅炉主要参数 1.2电厂内输煤系统 带式输送机从卸煤设施到锅炉房原煤斗的运煤胶带机规格为：带宽B=1000mm，带速V=2.0m/s，额定出力Q=600t/h。 1.3储煤场、煤场设施 本期工程设一座斗轮堆取料机煤场作为汽车来煤场。设置一台堆料能
力600 t/h，取料能力600 t/h的斗轮堆取料机，用于将缝隙式汽车卸煤沟来煤或场外皮带来煤堆至煤场及将煤场贮煤取入系统。配带宽B=1000mm 的单路煤场带式输送机。 1.4 输煤设备 输煤系统采用带式输送机，带式输送机系统从C3、C1A/B皮带机开始，到主厂房煤仓间结束。共扩建6路11条输送皮带机以及一台斗轮堆取料机。输煤系统带式输送机设有以下保护信号：双向拉绳开关、堵煤检测装置、料流检测器、两级跑偏开关和速度检测装置。在输煤集控操作台上设置两个可使系统急停的硬接点旋钮，可在任何时间停止输煤设备运行。煤仓层C6A/B皮带机采用电动双侧犁式卸料器向各原煤斗配煤。煤仓层及各转运站的除尘、清扫方式采用喷雾和机械除尘及水力冲洗清扫相结合的清扫方式。 1.5运煤系统辅助设施 1.5.1除铁设施 本工程运煤系统中设有三级除铁方式。第一级设在C1A/B带头部和煤场C3带前部为带式除铁器；第二级设在进入碎煤机室的C4A/B胶带机头部为带式除铁器；第三级设在出碎煤机室后C5A/B胶带机中部，采用电磁盘式除铁器，自动交替运行工作方式；除铁器型号均与系统输送机带宽匹配。 1.5.2原煤取样设施 本工程在C5A/B带中部各设置了入炉煤取样装置，在重车衡之前设置了入厂煤样装置，对煤质进行分析化验，以确保入炉、入厂煤的煤质和燃煤的经济性。 1.5.3本工程筛煤机采用9轴滚轴筛煤机，额定出力为600 t/h。碎煤机采用HCSC4型环锤式碎煤机，额定出力为400 t/h。以及叶轮给煤机、犁式卸煤器等。 2 调试目的 通过各带式输送机试转以及其他输煤设备的调试，对施工、设计和
循环水系统空调系统改造施工方案
目录 1．编制依据、规范 (1) 2．工程概况 (1) 3．施工前的准备 (3) 4.施工组织机构 (4) 5．主要施工方法 (7) 6．施工计划及安排 (13) 7．施工质量的保证措施 (14) 8．施工安全的保证措施 (17)
1．编制依据、规范 1.1 编制依据： （1）站循环水泵房管道安装图（电子版） （2）站35KV变电所一层通风布置图（电子版） （3）S2004-58E-RG-001非设计原因设计更改单 （4）随设备所带来的相关技术文件。 1.2 工程施工中应执行的标准及规范： （1）GB50275-98 《压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范》 （2）GB50235-97 《工业管道工程施工及验收规范》 （3）GB50236-97《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》 2．工程概况 2.1 工程简介： XXX站操作运行人员描述，天然气压缩机在带荷载投运后，变频器温度升高，并连锁温度报警，为保证天然气压缩机正常运行。原变频器上部排风风口处安装排风罩，排风罩底部与变频器顶部密封连接，顶部与设在吊顶内的排风管连接,在风管内安装有一台排风机。 现场系统回水压力偏低，回水总管最高点压力很低，容易产生空气，导致流量偏低；回水管定压补水压力偏低，导致系统压力偏低。增加一套低位定压膨胀补水系统(成撬)进行空调水系统定压，系统定压值0.2～0.3Mpa。 循环水泵降频在380V/45Hz频率下运行，未达到设计工况。水泵若在设计工频（380V/50Hz）下运行，则存在发热量大，轴承温度过高、震动偏大现象。目前泵出口止回阀工作异常，阀体内有异样的撞击声，可能阀门的弹簧或者舌片已经损坏。更换循环水泵和止回阀。 2.2 主要工程量： （1）安装工作量：
脱硫塔吸收塔安装方案
脱硫塔吸收塔安装方案 Prepared on 22 November 2020
华电国际莱城发电厂 1号机组烟气脱硫增容改造工程 1号机组吸收塔安装方案 编制： 审核： 批准： 青岛华拓科技股份有限公司 莱城项目部 2014年5月 目录 1、工程概况 (3) 2、施工前的准备 (3) 3、编制依据 (5) 4、吸收塔安装 (5) 5、喷淋层安装 (14) 6、附件安装 (15) 7、吸收塔焊接 (15) 8、脚手架搭拆 (15)
9、充水试验 (15) 10、表面处理 (16) 11、补底漆 (17) 12、质量保证措施 (17) 13、安全生产保证措施 (18) 14、安全风险控制计划 (21) 15、环境控制计划 (22) 1、工程概况 1.1.1、工程名称：华电国际莱城发电厂#1～#4机组4×300MW烟气脱硫改造工程 1.1.2、工程性质：改造工程 1.1.3、工程规模：四套烟气脱硫改造装置 1.1.4计划工期：1号系统自2014年05月20日～2014年09月13日竣工。 工程简介 华电国际莱城发电厂#1机组1×300MW烟气脱硫改造工程，由青岛华拓科技股份有限公司总承包。内容包括完整范围内的设计、工程服务、建筑工程、制造、供货、运输、安装、调试、试验和培训等。本次是吸收塔安装工程（包括喷淋层3层，除雾器1层安装）。
本项目烟气脱硫吸收塔塔体内径12000mm，高度34275mm，内部装有喷淋层、除雾器等系统组件，塔体内壁防腐为玻璃鳞片。 工作范围 1.3.1脱硫岛吸收塔本体安装。 1.3.2吸收塔基本条件 2、施工前的准备 作业人员应经过三级安全教育和考试合格后方可上岗。 焊工需持有焊接有效合格证件。 施工前应熟悉了解图纸和有关规程规范，参加作业前的技术交底工作，未经技术交底不得上岗。 焊工应有良好的工艺作风，严格按照给定的焊接工艺施焊，并认真实行质量自检。 作业人员应严格按图纸、有关规程规范及作业指导书要求进行施工。 、施工人员准备 注：由工地统一调派人员 、施工机具准备
火电厂燃煤系统人身伤害预防措施
火电厂燃煤系统人身伤害预防措施 1. 总则 1.1 为防止输煤系统人身伤害，加强燃煤系统作业环境本质安全管理，依据集团公司《电力安全工作规程（2013版）》(热力和机械部分)、《发电企业作业环境本质安全管理规定（2013版）》规定，制定本措施。 1.2 本措施适用于火力发电企业燃煤接卸、转储、输送系统人身伤害事故的预防工作，是《发电企业生产典型事故预防措施》的补充。 1.3 本措施是火力发电企业制定防止输煤系统人身伤害事故相关工作计划、“两措”计划及开展安全生产检查的重要依据。 2. 一般要求 2.1 从事输煤系统作业人员进入现场时，必须严格按照安规有关规定着装，衣服和袖口不应有被输煤皮带或转动机械绞住的部分，严禁身体的任何部位触及运行的输煤皮带或其他设备的转动、移动部分。 2.2 清车作业现场、储煤场、卸煤沟等处作业人员及调车作业人员必须穿着带有反光条的工作服（背心）。 2.3 燃煤接卸、转储、输送系统作业现场，必须按照《火力发电企业生产安全设施配置标准》要求，设置齐全、规范、完整、
醒目的安全标志标识。 2.4 燃煤接卸、转储、输送系统作业现场的临边、洞口、吊装孔等边缘必须设置符合标准要求的牢靠的固定式护栏；沟道、井孔等盖板必须齐全牢靠，且有明显的黄黑相间漆色条纹标志。 2.5 严禁在运行中清扫、擦拭和润滑燃料机械设备的旋转和移动的部分。严禁将手或其他物体伸入设备保护罩及栅栏内。 清扫、擦拭运转设备的固定部分时，严禁戴手套或把抹布缠在手上使用。 2.6 燃煤接卸、转储、输送作业开始前，值班人员必须清理工作区域内与作业无关的人员，收回有关工作票，检查设备上确无人员作业；严禁与工作无关的人员在燃煤接卸、转储、输送作业区域通行或逗留。 2.7 认真完善并落实车辆调度、煤炭接卸及输煤系统作业时的联络措施，联络不畅时，必须停止相应作业。 2.8 移去煤中雷管时，必须特别小心，防止撞击、挤压或受热，在任何情况下不得拉动导火线，严禁将雷管放在衣兜内。煤中取出的雷管，必须立即交由专门人员保管，并由专职部门处理。输煤皮带上发现雷管时，应立即将皮带停下处理。 2.9 工作人员用水冲洗地面时，不得冲洗或使水溅及电动机、配电柜或控制柜等电气设备；工作人员应穿绝缘鞋，严禁湿手触及电气设备外壳、电缆护管以及现场照明灯具，时刻做好防止触电措施。
循环水系统事故及应急处理方案课件.doc
循环水系统事故及应急处理方案 典型事故原因处理措施 1、补水浊度高，水质不好1、改善补水水质，加强补水 2、循环水系统周边环境恶 过滤工作。 劣，空气中灰尘含量高。2、搞好循环水场周围环境 3、循环水系统有泄露。 卫生。 4、旁滤有故障。3、通过查漏、堵漏切断污染 5、循环水微生物大量滋生。 源，视污染程度进行置 6、分析化验数据有错误。 换、排污和清洗等处理。1、循环水7、循环水系统中的悬浮物4、多反冲洗几次，如仍不 浊度高和粘泥除了一部分被旁行，检测旁滤池，对故障 滤截获外，大部分沉入池进行检修。 底，并没有随排污而排5、加强杀菌灭藻。 掉，致使循环水浊度居高6、检查化验数据是否有偏 不下。差、错误。 8、系统有设备首次投运，引7、注意清除塔、池积泥。 入外来污染源。8、设备首次投运前，进行必 要的清洗。 循环水总铁含量高时，循1、如果循环水中总铁含量 环水的色度比较高，分析数据严重超标，加大排污，降 中总铁含量偏高，主要原因：低循环水浓缩倍数的控 1、补水总铁含量高。 制，尽量使循环水中总铁 2、循环水PH值控制过低。 处于正常控制范围。 2、循环水中 3、循环水系统内设备腐蚀2、降低补水中总铁含量，如 总铁高率高。有除铁设施，加强除铁设 备的管理，降低补水中总 铁的含量。 3、循环水腐蚀率高，应加强 水质管理，降低循环水腐 蚀率。 1、加酸调PH值的循环水系1、调整循环水PH值，尽快 统，可能加酸过多。 使PH值恢复到正常控制 范围。当循环水PH小于 2、加氯量或加药量过大。 3、工艺介质泄露入循环水 2.5时，可以通过向水中 中，直接或间接造成PH添加NaOH将循环水调 节到 2.5-3.0的范围。再3、循环水中值异常。 PH异常4、冷却塔运行环境的影响， 投加碳酸钠溶液，将循环 如进入冷却塔空气中含 水PH提高至 4.5左右。 有大量二氧化硫、氨等。此时，循环水中游离的无
吸收塔安装施工方案
一、工程概述： 1、山东华能莱芜热电有限公司现有4，5号2×330MW机组，配套四角切圆燃煤锅炉，设计燃用本地高挥发份烟煤，同期配套烟气脱硫装置，由山东鲁电环保有限公司承包建设，采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫、一炉一塔脱硫装置，共两套脱硫系统，部分系统为两炉公用，系统设增压风机，无GGH。现有的脱硫装置处理能力不能满足即将执行的新环保要求，本次超低排放改造，两台机组分别新建一台二级吸收塔，并在二级吸收塔上增设一套湿式吸收塔。烟气经引风机后进入一级吸收塔（改造）脱硫，然后进入二级吸收塔（新建）。 2 、本吸收塔为直径12600mm、总高度，本体采用Q235-B钢板拼装焊接而成，底板采用δ6mm 钢板对接而成；基础环板采取δ=36mm、材质为Q345B钢板拼接而成。塔壁分为14层采用钢板拼装焊接板对接而成， 1～2层为δ22mm钢板， 3～5层为δ20mm钢板， 6～8层为δ18mm 钢板，9～12层为δ16mm钢板，13～14层为δ18mm钢板。 3、主要工程量： 4、本作业指导书适用于华能莱芜电厂2×330MW机组#4、#5机组吸收塔安装工程。 二、编写依据：
1、同方环境股份有限公司设计的施工图纸。 2、厂家有关设备资料。 3、《电力建设工程施工技术管理导则》（2002年版）。 4、电力建设施工技术规范 (第2部分：锅炉机组DL 。 5、电力建设施工质量验收及评价规程（第2部分：锅炉机组DLT ）。 6、电力建设施工质量验收及评定规程 (第7部分：焊接DLT 。 7、火力发电厂焊接技术规程（DLT 869-2012）。 8、《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（2014年版）。 9、《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2002年版）。 10、《工程建设标准强制性条文电力工程部分（2011年版）》。 三、人力资源配置 1、人员配置： 2、施工进度节点： 6 10、吸收塔清理、检查、验收、封闭四、施工准备 1、施工技术准备 、对施工前的技术准备工作，必须细致、认真的进行，否则可能会造成人力、物力的巨大浪费，施工技术准备的范围可以根据不同的施工阶段划分。 、组织各专业人员熟悉图纸，对图纸进行自审，熟悉和掌握施工图纸的全部内容和设计意图。发现问题，提前与建设单位、设计单位协商。
5制粉系统调试措施
锅炉制粉系统调试方案
目录 1.概述 3 2.试验目的7 3.试验依据7 4.试验范围及流程7 5.调试应具备的条件7 6.试验步骤8 7.调试质量目标14 8.调试过程记录内容14 9.安全措施14 10.组织分工14
1.概述 1.1 系统简介 1111L电厂(4×135MW)机组配用440t/h超高压参数、自然循环汽包炉，单炉膛、一次中间再热、燃烧器摆动调温、平衡通风、四角切向燃烧、固态排渣、中速磨冷一次风机正压直吹式制粉系统，配四台ZGM型中速辊式磨煤机，布置在炉前。固态排渣，炉后尾部布置两台三分仓空气预热器。全钢架悬吊结构，露天布置。锅炉燃用煤种为印度劣质烟煤。 燃烧制粉系统：采用中速磨正压直吹式制粉系统，每台锅炉配置4 台ZGM95N中速磨煤机，其中3台运行、1台备用。 磨煤机采用中速磨煤机、冷一次风机、正压直吹、负压炉膛、平衡通风制粉燃烧系统。配4台磨煤机，其中3台运行，1台备用。每台磨煤机带锅炉的一层燃烧器。 1.2 煤质情况：
1.3 磨煤机技术数据 =16%， HGI=80， W Y=4%） 标准研磨出力： 51.5 （当R 90 额定功率： 335 kW 电动机额定功率： 400 kW 电动机电压： 6000 V 电动机转速： 988 r/min 电动机旋转方向：逆时针（正对电机输入轴） 磨煤机磨盘转速： 26.4 r/min 磨煤机旋转方向：顺时针（俯视） 最大通风阻力；≤5740 Pa 磨煤机额定空气流量： 16.45 kg/s 磨煤机磨煤电耗量：6~10 kW·h/t （100%磨煤机出力） 1.4 风机技术数据 送风机： 型式：单吸悬臂支撑离心式。（Radial with rotor blades of Aerofoil design）型号： SFG19D-C4A 风机旋转方向：从电动机一端正视，叶轮顺时针旋转，为右旋转风机。相反旋转，则为左旋风机。每台锅炉配置左旋/右旋转风机各一台。 布置方式：左右对称。 布置地点：锅炉区零米，室外。 风机进、出口角度：左旋90度/左旋0度、右旋90度/右旋0度。 风机参数
循环水处理系统方案
循环水处理系统方案 一、项目概况 中兴通讯上海研发中心是一家现代化科研企业，具有极好绿化景观环境，其人工河水体有10000m3，有着极佳的视觉效果。为保证水体良好，对人工河水进行循环处理是非常必要的。根据设计要求，应配置流量为11.7L/S、直径1200mm 的砂缸二台；循环泵二台，单合流量24 L/S，扬程16m。按一天工作24小时，则5天过滤循环一次，2.5天加劲循环一次，加药时不过滤。 二、循环水处理工艺流程及主要设备 1、工艺流程： 人工河回水口增压泵砂滤器人丁河水口 加药装置 2、主要设备：
（1）增压泵 2台 型号：KQLl25/235－7.5/4 扬程：18m 流量：86m3/h 功率：7.5KW 配置：止回阀、Y型滤器、软接头、蝶阀等 根据过滤循环5天一次，二台泵为一用一备，加药循环2.5天一次，二台泵同时启用。 （2）砂滤糕 2台 型号：YDPL—S1200 规格：φ1200×H1450 最大流量：33 m3/h 工作压力：0.25MPa 过滤速度：29.2 m3/h 石英砂量：700Kg 缸体材质：玻璃纤维配置：多路阀、布水器 直径为φ1200mm砂缸，个流量为33 m3/h时，过滤速度已达到19.2 m/h。若流量为42 m3/h时，过滤速度则达到37.14m/h。一般高速砂缸的设计最大过滤速度≤30m/h，超出这个范网，砂滤器将达不到过滤效果，
故建议砂缸的数量应为3台，以保证86m3/h的总体流量要求。 （3）加药装置 2套 A)计量泵 型号：KCS－6 2台 流量范围：2.6－13L/h 最大压力：0.5 MPa 功率：25W B)带搅拌器药缸 2台 型号：SBL01－11 功率0.75KW 容积：500L 补充建议 10000m3的人工河，是—个不小的水体，根据经验，在循环处理的过程中，实际上只能有70％的水参入循环，留有相当量的水不加入循环，在人工河的各个滞流角落或底部滞留，再加上周边环境及气候对水体影响，极易使水体中各种指标及观感变差。因此，我们建议：进行循环处理的同时，在人工河中建立生物生态自净系统，投放各类生态鱼和生物
KH-RJ-TS-01 脱硫系统调试大纲
阿荣旗荣嘉新能源科技有限公司1x130t/h生物质锅炉烟气脱硫除尘项目 脱硫系统调试大纲 江苏科行环保科技有限公司 阿荣旗荣嘉项目部 编制：李蕾 审核：卞友斌 批准：程峰 2019年03 目录
一、前言 二、编制依据 三、工程概况和特点 四、试运组织分工及职责 五、调整试运应投入的设备系统 六、装置的单体试运和分系统试运 七、脱硫整套启动试运程序 八、调试工作过程的质量管理程序 九、调整试运应编制的方案、措施和移交的文件 十、调试质量控制及保证措施 十一、安全及反事故措施
一、前言 为了指导烟气脱硫工程调试，确保试运安全，提高调试质量，合理控制工期，协调各方关系，高质量完成调试工作，特编制《阿荣旗荣嘉新能源科技有限公司1x130t/h生物质锅炉烟气脱硫工程启动调试大纲》。 本调试大纲是烟气脱硫工程启动调试的综合性、指导性文件。大纲规定了本工程启动调试各个阶段的组织机构、总体部署、各个设备系统调试基本原则、整套启动阶段综合性调试项目的原则及执行程序。调试工作的基本任务是使新安装的脱硫设施安全顺利地完成整套启动并移交生产，使设备投产后在设计规定的年限内长期安全可靠运行，形成稳定的生产能力，脱硫效率达到设计值，发挥最佳的经济、环保社会效益。 安全文明生产是开展一切工作的前提，调试工作中的安全文明生产是保证调试顺利进行和优质高效投产的基础，在调试执行过程中必须保证人员、设备安全，必须严格执行各项安全法规、制定和执行事故防范措施，贯彻“安全第一、预防为主”的宗旨，做到防患于未然。调试工作的指导方针是：以安全文明生产为基础；以提高调试质量为核心；严格控制调试工期；加强团结协作、统一指挥的原则，确保试运安全、优质、按期完成。通过调试使设备、系统达到设计最优运行状态，装置各参数、指标达到设计保证值，使FGD装置顺利移交生产。本调试大纲一经批准生效后，作为指导调试整体工作的纲领性文件，参加调试的各方必须积极创造条件，认真严格执行。 二、编制依据
循环水系统调试大纲
水循环冷却系统调试大纲
会签单
试验参加人员：
1.编制依据 工程设计研究院（以下简称设计院）设计的图纸。 2.试验目的 为保障循环水冷却系统的顺利运行，编写本大纲。 本方案用于指导水循环系统安装结束、完成设备单体调试后的试运行，以确认循环水泵、系统管道及其他相关设备的安装正确无误，设备运行良好，控制功能正常，系统满足技术设计的要求，为系统正式运行做准备。 3.系统简介及设备技术规范 系统为开式大型工业循环水系统，包括循环水泵、各种阀门、排污过滤器、相应的管道、计量仪表等组成等。系统的工况复杂，管道及设备众多，且用水点分散。 1)循环水泵1、循环水泵2、循环水泵3可以同时使用，其用水工况为进行循 环水冷却后的热水进入热水池，由此循环水泵将热水输送到屋顶混合冷却水池进行冷却。 其中泵1参数为： 泵2参数为： 泵3参数为： 2)泵4为水力测功机循环冷却水系统专用冷水泵，共三台，同时使用。 泵4型号均为： 3)泵5、泵6、泵7均为负载循环冷却水系统专用循环泵，共四台， 其中泵5共两台，型号均为： 泵6一台，型号为： 泵7一台，型号为： 4)泵8为其它试验设备循环冷却水系统专用循环泵，型号均为K： 5)潜水排污泵型号均为： 分别一用一备。 4.调试说明 该循环水系统的基本流程为：循环供水泵启动后，循环冷却水给水经水泵
加压后由管网送至用水点，再回水至循环水池。 循环水系统的设备众多，阀门、仪表等是调试的关键。 5.调试前应具备的条件 就是在所有的循环水处理设施、循环水管路、管路上所有的阀门配件等均已经安装完毕、所有用户点的给回水管道均接通的前提下。需要完成以下内容： 1)所有水池（热水池、屋顶混合水池、柴油机吸水池、屋顶水箱）清理干 净，油水管隧道和室外管沟等现场场地清理干净； 2)排水沟管道清理干净，保证畅通； 3)现场具备足够的照明条件，油水管隧道和室外管沟的照明系统安装、调 试完成，投入使用； 4)各处配置的爬梯安装完成，包括水泵房、室外隧道、室内油水隧道、柴 油机吸水池、屋顶混合水池、热水池等各处地点； 5)土建完工，并通过验收； 6)系统管道试压； 7)系统管路试压后恢复； 8)系统管路冲洗； 9)屋顶混合水池水池注水至+17m； 10)所有设备、管路、阀门、现地检测装置（流量、压力、液位）等，安 装完毕； 11)所有控制线缆、信号线缆、动力线缆安装完成并保证接线正确； 12)现场电源系统运行正常，保证各个设备能够随时投入运行； 13)程序控制系统安装完毕，监控程序编写完毕，经过初步调试并完成； 14)现场清理干净，包括垃圾、杂物、脚手架、设备、材料、工具等； 15)水泵机组单机试运转，并符合要求； 16)各个有关阀门逐个检查、调整、试验，动作灵活、方向正确； 17)自动排污过滤器具备投入运行条件； 18)循环冷却水系统中，各个设备供货厂家的设备初步调试、运行完成； 19)现场配备必要的通讯设备。
输煤系统设备安装施工作业指导书
输煤系统电气设备安装施工作业指导书 1、工程概况： 山西同华电力有限公司轩岗电厂2×660MW机组3#标段配电设备布置在各个转运站、碎煤机室、输煤综合楼、汽车衡、煤水处理间等的配电间和各个输煤栈桥（廊道）内。输煤系统的控制、测量、信号纳入单元机组DCS，实现输煤系统一体化监控。采用DCS控制后，不设常规的控制盘，以CRT和鼠标（或键盘）为监视和控制中心。电力网络采用微机监控方式。 10KV系统分A、B段，每段9面，共18面盘。每段分为两列布置, 母线桥连接。 配电室内设直流分屏，380V低压PC盘和MCC盘分布于各个转运站、碎煤机室、输煤综合楼、汽车衡、煤水处理间等的配电间，输煤系统工作低压干式变中性点采用直接接地。就地设备分布于各个栈桥廊道、转运站、碎煤机室、输煤综合楼、汽车衡、煤水处理间等处。 输煤系统主要设备均进入连锁。采用两种控制方式：程序控制与就地控制，程序控制为输煤系统的运行方式，就地控制为设备调试、检修之用，就地控制时，设备应解锁。输煤系统设备逆向启动，顺向停车，碎煤机和除铁器应延时停机。 输煤带式输送机系统设防撕裂、煤流、速度、打滑、跑偏、溜槽堵塞、拉绳开关等信号，原煤仓设超声波低煤位信号和射频导纳高煤位信号，卸料小车行走等各种信号。输煤系统沿线设启动报警铃，设工业电视监视系统。 2、编制依据： 2.1 北京国电华北电力工程有限公司设计施工图纸 2.2 《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GBJ149-1990 2.3 《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50170-2006 2.4 《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50303-2002 2.5 《电力建设安全工作规程》DL5009.1-2002 2.6 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2002 3、施工准备： 3.1施工人员组织 3.1.1人员配备 项目负责人1人技术负责人1人安全员1人 质检员1人班长1人技术员1人 施工人员12人
循环水处理方案
. 循环水系统水质处理方案 1 前言 水是人类最宝贵的财富之一，地球上的淡水资源是有限的，可供人类利用的水资源就更少，节约水资源已刻不容缓。为此近年来国家在宪法中又颁发了水法这些做法都促进并强迫我们重视节约使用水资源，减少水的污染，以利工农业进一步发展和人类自身的繁衍。 为了使循环冷却水系统正常运行，确保换热设备的长期使用，防止循环水在使用中所生产的腐蚀、结垢及微生物污垢的危害，提高热交换设备的冷却效率，确保生产的正常运行，必须对循环冷却水进行水质稳定化学处理，这不仅能提高冷却效率，延长设备的使用寿命，并且对节约能源（节水、节电），减少大修费用及工作量和保护环境都有非常积极的意义。 根据对循环水处理的经验，再综合系统的特点，建议对循环水系统进行水清洗、化学清洗预膜，然后进入正常运行阶段。正常运行中投加氧化型杀菌剂和非氧化型杀菌灭藻剂来控制循环水系统的细菌、粘泥的大量滋生。 2 系统参数及水质状况 2.1 系统参数
专业资料 . 状质况2.2 水根据工厂的实际状况，采用软化水作为冷却塔的补水，补充水水质如下：
专业资料 . 从上表可以看出，如果该补充水未经过浓缩，在40℃的情况下运行，可以看出在供、回水管道、冷却塔中都呈腐蚀性，只有在换热装置表面80℃的情况下，才略呈结垢的特性，所以在此情况下正常运行，只需要用杀菌、缓蚀的化学品。在浓缩5倍40℃的情况下： 在浓缩倍数是5倍80℃的情况下：
通过以上分析，在5倍的浓缩倍数下运行，只需要进行杀菌灭藻。 3 系统水冲洗 3.1 清洗的目的 主要是冲洗在安装过程中进入地下管道和设备中的泥沙和焊渣，为化学清洗做准备。 3.2 冲洗前应具备的条件 3.2.1 为保证管道清洗效果，各使用循环水的车间，入户管阀门已经安装完毕，在入户阀前已经安装了旁路阀，避免管道中的泥沙和焊接的焊渣等进入到换热器中。 3.2.2 循环水泵已经安装完毕，机械、电气具备启动条件，冷却塔已经安装完专业资料 . 成，循环水的回水直接可以回到冷却水池，与上塔部分相连的管道已经拆开，避免堵塞冷却塔溅水装置和填料。 3.2.3 冷却塔的补水管路安装完毕，并具备补水条件。 3.2.4 每个循环回路上的所有使用循环冷却水的设备安装完毕。 3.3 冲洗步骤
华能岳阳电厂三期扩建工程2215;600MW机组烟气脱硝装置SCR系统调试方案
百度文库 - 让每个人平等地提升自我 1 甲级调试证书单位（证书号：第1012号） 通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R2M ） 调试方案 日期 XTS/ 项目名称 湖南省湘电试验研究院有限公司 投诉电话：华能岳阳电厂三期扩建工程2×600MW 机组 烟气脱硝装置SCR 系统调试方案
编写初审复审技术部批准
华能岳阳电厂三期扩建工程2×600MW机组 烟气脱硝装置SCR系统调试方案 1.调试目的 作为烟气中氮氧化物污染物与氨气反应的重要系统，SCR系统调试的目的是确认系统的完整性及合理性，设备系统运行性能良好，控制系统工作正常，联锁保护动作准确，能满足进入脱硝装置整套启动的需要。为了确保以上工作的顺利开展，特编制本方案。 2.编制依据 2.1.《电力建设安全工作规程》 2.2.《质量管理体系要求》(GB/T 19001-2008) 2.3.《环境管理体系要求及使用指南》(GB/T 24001-2004) 2.4.《职业健康安全管理体系规范》(GB/T 28001-2001) 2.5.《火力发电建设工程启动试运及验收规程》(DL/T 5437-2009) 2.6.《电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）》(DL/T 5047-95) 2.7.《电力建设施工质量验收及评价规程第2部分：锅炉机组》 (DL/T 2.8.《液化气体汽车罐车安全监察规程》(1994) 2.9.《钢制低温压力容器技术规定》(HG 20585-1998） 2.10.《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》(SH 3501-2001） 2.11.《钢制压力容器》（GB150-1998） 2.12.设备制造厂的技术标准及相关资料 3.系统概述 SCR 系统包括：氨注射系统、SCR反应器。 氨注射系统主要包括稀释风机、氨/空气混合器，氨流量控制阀，喷氨关断阀，喷氨格栅等。气态氨来自公用系统氨制备区，与稀释风机提供的空气按照一定的体积比例通过氨/空气混合器混合后经过喷氨格栅注入反应器，为脱硝工艺系统提供还原剂。稀释风机为两用一备；喷氨格栅包括喷氨母管，喷氨支管，每根支管上由手动流量调节装置，其作用为粗调进口烟道截面上的喷氨浓度分布。喷氨检测装置
循环水调试方案.
内蒙古蒙西水泥股份有限公司生产经营中 心二期余热发电项目 循环水系统调试方案 编制： 审核： 批准：
1.循环水系统调试目的和任务 1.1调试目的 对循环泵及辅助设备和管道系统的性能进行工况下的动态校验，确认整个循环水系统的性能符合制造与设计要求。 1.2系统调试的任务 1.2.1循环水泵调试合格 1.2.2循环泵出口电动门、凝汽器进口电动门调试合格。 1.2.3冷却塔风扇调试合格 1.2.4过滤排污泵调试合格 1.2.5冷却塔补水排水系统调试合格 2主要设备技术范围 2.1循环水泵 型号：DFSS400-21/4A 流量：1495~2480m3/h 扬程; 37~21mH2O 转速：1480rpm 2.2循环泵电机 功率：N=200 KW 电压：380V 转速：1480rpm 频率：50HZ
2.3过滤排污泵 型号：IS125-100-200A 流量：187 m3/h 扬程：43.7米 转速：n=2900rpm 2.4过滤排污泵电机 功率：N=37kW 电压：380V 转速：n=2900rpm 频率：50HZ 3.循环系统调试应具备条件 3.1循环水系统和所属试转相关设备、阀门和管道均已按照制造厂和设计图纸的要求安装完毕，并验收合格。 3.2循环泵电机已经过单体试转，旋转方向正确，并验收合格。 3.3循环水泵房及周围试转区域内场地平整，照明充足，通讯正常，道路畅通。 3.4循环水泵房各表计以及热工信号、联锁开关已安装校验完毕，符合要求可以投用，有关的缆索保护试验合格。 3.5循环水泵出口电动蝶阀单体试转调试合格。 3.6循环水系统水压试验合格。 3.7循环水系统上所有阀门均已校验，开关灵活、方向正确，并以编号挂牌。
锅炉吹管调试措施
编号：M-2015HWSH091Y-HWSH02CS-04 海伟石化热电厂 锅炉分系统调试措施 （锅炉吹管） 江苏震宁电力工程公司 二零一五年九月
编制单位：江苏震宁电力工程公司 文件编号：M-2015HWSH091Y-HWSH02CS-04项目负责人： 工作人员： 会审单位： 批准单位：
海伟石化热电厂 锅炉分系统调试措施 （锅炉吹管） 会签单 编制单位签名日期江苏震宁电力工程公司 会审单位签名日期 批准单位签名日期
调试说明 本措施于年月日经海伟石化热电厂、安装公司、监理公司、调试所有关专业人员讨论通过。 编写： 审核： 批准：
目录 1、编制依据 (6) 2、调试目的 (6) 3、设备概况 (6) 4、试运前应具备的条件 (7) 5、吹管系统、设施的安装要求 (9) 6、吹管范围及系统 (9) 7、吹管参数选择及冲管质量 (10) 8、吹管步骤 (11) 9、组织分工 (13) 10、环境、职业健康安全风险因素识别和控制措施 (13) 11、吹管过程中的技术要求及安全注意事项 (14) 12、附图 (15)
1、编制依据 1.1《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T 5047。 1.2《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）DL 5031。 1.3《火电机组启动蒸汽吹管导则》（电力工业部）2002年 1.4《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2009版）》及相关规程 1.5《全国地方小型火力发电厂锅炉运行规程》SD250-01 1.6《火电工程启动调试工作规定》 1.7国家电力公司《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.8《海伟石化热电厂锅炉启动调试大纲》 1.9《海伟石化热电厂锅炉技术协议》 1.10《海伟石化热电厂锅炉说明书》 1.11《海伟石化热电厂锅炉主蒸汽系统流程图》 2、调试目的 锅炉在制造、运输、保管、安装过程中，过热器及蒸汽管道中存留各种沙子、灰粒、氧 化铁锈及油污垢。为防止锅炉投入运行后影响蒸汽品质，和提高锅炉的安全性、经济性。因此首次运行的锅炉必需进行蒸汽吹管。清洗以清除管道系统内部的污垢和杂物，保证机组投 运后的安全运行。应强调指出，不能期望吹管能清除所有杂物，首先应从制造、安装工艺上消除杂物的积存，吹管只能作为最后的一道补充手段。 3、设备概况 海伟石化热电厂锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司生产130t/h高温高压循环流化床锅炉，高温绝热汽冷旋风分离器、平衡通风、炉前给料、循环流化床燃煤锅炉。 锅炉设计燃用烟煤。采用循环流化床燃烧方式。 锅炉采用单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架π型布置。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是蜗壳式汽冷旋风分离器，尾部竖井烟道布置两级三组对流过热器，过热器下方布置三组省煤器及一、二次风各三组空气预热器。 燃烧系统由炉膛燃烧室、旋风分离器、J型返料器和床下点火系统等组成。 锅炉规范 3.1 锅炉参数 额定蒸发量：130 t/h 额定蒸汽压力：9.81Mpa 额定蒸汽温度：540 ℃ 额定给水温度：215 ℃ 3.2 技术经济指标 锅炉排烟温度：～136℃ 排污率：≤2%
循环水系统加药系统方案要点
2000m3/h，2×1500m3/h 循环水系统投药系统 设 计 方 案 苏州得润水处理设备有限公司 2010年10月
目录 一、概述 (2) 二、循环冷却水处理设计的原则和要求 (2) 三、工艺流程的确定 (3) 四、循环水系统设计参数 (4) 五、设计规范标准 (6) 六、药剂选用原则 (7) 七、补充水及旁滤处理 (7) 八、循环水处理 (7) 九、清洗与预膜处理 (10) 十、药剂的选用及投药量 (13) 十一、投药设备的选型 (14) 十二、供货清单 (16) 十三、设备的投资概算 (16)
一、概述 在冷却水循环使用的过程中，通过冷却构筑物的传热与传质交换，循环水中Ca2+、Mg2+、CL-、 2 SO等离子，溶解性固体，悬浮物相应增加，空气中污染物如 4 尘土、杂物、可溶性气体和换热器物料渗漏等均可进入循环水，致使微生物大量繁殖和在循环冷却水系统的管道中产生结垢、腐蚀和粘泥，造成换热器换热效率降低，能源浪费，过水断面减少，通水能力降低，甚至使设备管道腐蚀穿孔，酿成事故。 循环冷却水处理的目的就在于消除或减少结垢、腐蚀和生物粘泥等危害，使系统可靠地运行。 循环水中能产生的盐垢有许多种，如碳酸钙、硫酸钙、碳酸镁、氢氧化锰、硅酸钙等，其中以碳酸钙垢最为常见，危害最大。 二、循环冷却水处理设计的原则和要求 1、安全生产、保护环境、节约能源、节约用水是在工业循环冷却水处理设计中需要贯彻的国家技术方针政策的几个重要方面。在符合安全生产要求方面：循环冷却水处理不当，首先会使用权冷却设备产生不同程度的结垢和腐蚀，导致能耗增加，严重时不仅会损坏设备，而且会引起工厂停车、停产和减产的生产事故，造成极大的经济损失。因此，安全生产首先应保证循环冷却水处理设施连续、稳定地运行并能达到预期的处理要求。其次，在循环冷却水处理的各个环节如循环水处理、旁流水处理、补充水处理及辅助生产设施如仓库、加药间等，设计中都应考虑生产上安全操作的要求。特别是使用的各种药剂如酸、碱、阻垢剂、杀菌灭藻剂等，常常是有腐蚀性、有素，对人体有害的。因此，对各种药剂的贮存、运输、配制和使用，设计上都必须有保证工作人员卫生、安全的设施。并按使用药剂的特性，具体考虑其防火、防腐、防素、防尘等安全生产要求。 2、循环冷却水处理，可以概括为去除悬浮物、控制泥垢、控制腐蚀及微生物等四个方面。 3、敞开式循环冷却水系统中冷却水吸收热量后，以冷却塔与大气直接接触，二氧化碳逸散，溶解氧和浊度增加，水中溶解盐类浓度增加以及工艺介质泄漏等，使循环水水质恶化，给系统带来结垢、腐蚀、污泥和菌藻问题。
吸收塔系统调试措施
山西国际能源集团宏光发电有限公司联盛2×300MW煤矸石发电项目 烟气脱硫工程 吸收塔系统调试措施 编制： 审核： 批准： 山东三融环保工程有限公司 2012 年8月
目录 1、系统概述 (1) 1、编制依据 (3) 2、调试范围及相关项目 (3) 3、组织与分工 (4) 4.1施工单位 (4) 4.2生产单位 (4) 4.3调试单位 (4) 4、调试前应具备的条件 (5) 5、调试项目和程序 (6) 5.1吸收塔系统启动调试工作流程图 (6) 5.2调试步骤 (6) 6、调试质量的检验标准 (11) 7、安全注意事项 (11) 8、调试项目的记录内容 (12) 附录1 吸收塔系统启动前试验项目检查清单 (13) 附录2. 试运参数记录表 (14) 附录3 FGD装置分系统试运质量检验评定表 (15)
1、系统概述 本工程厂址位于山西省中部西缘柳林县的薛村镇，地处联盛能源有限公司规划的工业集中区内，东北距柳林县约11km，西北距军渡约5km，黄河在厂址西面约12km处。本工程规划建设两台300MW循环流化床锅炉机组，汽机直接空冷，脱硫系统同步建设。本期脱硫岛整体布置在烟囱后，两炉一塔方式，采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，副产物为二水石膏。整套脱硫系统中吸收剂制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统以及工艺水系统、GGH系统、吸收塔系统为公用，每台机组设置单独的增压风机系统。 吸收塔系统主要功能将引入的原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏脱水系统，脱硫效率可达85%以上。 进入吸收塔的石灰石浆液在吸收塔浆池中溶解，通过调节进入吸收塔的石灰石浆液量或吸收塔排出浆液浓度，使吸收塔浆池pH值维持在4.5~5.5之间以保证石灰石的溶解及SO2的吸收。烟气在吸收塔内经过吸收塔浆液循环洗涤冷却并除去SO2。脱硫后净烟气由装设于吸收塔上部的2级除雾器除雾使烟气中液滴浓度不大于75mg/Nm3。除去雾滴后的净烟气接入主烟道，并经烟囱排入大气。脱硫反应生成的反应产物经吸收塔氧化风机鼓入吸收塔浆液的氧化空气强制氧化，生成硫酸钙并结晶生成二水石膏，主要成分为二水石膏的吸收塔浆液由石膏浆液排出泵排出吸收塔。SO2吸收系统可细分为吸收塔本体、浆液循环系统、脉冲悬浮系统、氧化空气系统及石膏浆液排出系统。 根据BMCR工况下烟气量以及烟气中SO2含量，本FGD装置每台吸收塔设置3台浆液循环泵，采用3层浆液雾化喷淋方式。 吸收塔除雾器布置于吸收塔上部，烟气穿过循环浆液喷淋层后，再连续流经两级除雾器除去所含浆液雾滴。在一级除雾器的上面和下面各布置一层清洗喷嘴。清洗水从喷嘴强力喷向除雾器元件，带走除雾器顺流面和逆流面上的固体颗粒。二级除雾器下面也布置一层清洗喷淋层。烟气通过两级除雾后，其烟气携带水滴含量不大于75mg/Nm3（干基）。除雾器清洗系统间断运行，采用自动控制。
整组启动调试措施
热电有限公司4#炉扩建工程4#锅炉分系统调试措施 （锅炉整组启动） 电力工程有限公司 二零一五年一月
编制单位： 文件编号： 项目负责人：工作人员： 会审单位： 批准单位：
热电有限公司4#炉扩建工程4#锅炉分系统调试措施 （锅炉整组启动） 会签单
调试说明 本措施于年月日经热电有限公司、安装公司、监理公司、电力工程有限公司有关专业人员讨论通过和修改。 编写： 审核： 批准：
目录 1.编制依据.................................................................................. 错误！未定义书签。 2.编制目的.................................................................................. 错误！未定义书签。 3.调试对象及范围...................................................................... 错误！未定义书签。 4.调试方法、工艺或流程 (9) 5.调试前应具备的条件及准备工作 (10) 6. 调试步骤、作业程序 (11) 7.安全技术措施 (15) 8.环境、职业健康安全风险因素识别和控制措施 (15) 9.附录.......................................................................................... 错误！未定义书签。
脱硫系统的安装和调试
脱硫系统的安装和调试 发表时间：2017-11-13T12:42:13.137Z 来源：《基层建设》2017年第24期作者：于振海[导读] 摘要：当前，我国电力工业污染物的国家环保排放标准日益严格,对于新建及扩建以发电厂要求必须安装脱硫装置，部分老电厂也进行脱硫、脱硝改造。在新建机组投产的同时,要求配套的脱硫装置也相应投产。本文将对脱硫系统的安装和调试工作进行分析，以供参考。 中电投电力工程有限公司 摘要：当前，我国电力工业污染物的国家环保排放标准日益严格,对于新建及扩建以发电厂要求必须安装脱硫装置，部分老电厂也进行脱硫、脱硝改造。在新建机组投产的同时,要求配套的脱硫装置也相应投产。本文将对脱硫系统的安装和调试工作进行分析，以供参考。 关键词：脱硫系统；安装；调试 1.前言 我国的耗煤大户主要是火力发电厂，其二氧化硫排放量占工业总排放量的60%以上。因此，削减和控制火电厂燃煤二氧化硫污染，是目前我国大气污染控制领域最紧迫的任务之一。 2.脱硫塔主体安装就位 2.1脱硫塔主体安装前必须完成主体钢架的制作、吊装就位。钢架制作前必须考虑每榀钢架的就位位置，考虑其吊装次序。然后根据现场搭设制作平台，依据施工图纸下料，组焊。实时测量由于组焊导致热胀冷缩产生的偏差，并采取消除应力的措施，确保钢架的相对距离误差符合规范要求。钢架吊装就位过程，必须严格按照专项吊装方案和现场件选择符合要求的吊装机具，合理安排吊装顺序。组织人力现场调整钢架的相对标高、相对距离、垂直度、水平度等。最后，三榀钢架之间的横梁依次吊装就位，先用M12的螺栓固定调整，调整好水平度和相对距离后进行点焊。三榀钢架之间的连接完毕后，复测水平度、垂直度、相对距离。一切完好后进行钢架之间的焊接，焊接时注意应力和变形。 2.2脱硫塔塔体进行现场制作，采用倒装法进行安装。倒装法在施工工效、施工质量、安全性等方面都比较占优势。找出塔体的中心点，根据塔体的直径，在底板上划出塔体的圆周线。按照塔体的排版图进行计算下料，从上向下的顺序进行制作安装，沿环形焊缝对两层塔体错边进行调整，调整好后进行点焊。为了减少焊接变形量，沿塔体均匀布置焊工向同一方向同时施焊。依次逐段进行施工，然后对塔体的中心度、设计标高进行复测，符合要求后对塔体整体进行焊接固定。其他活性炭容器、消石灰容器、水箱等容器都采用地面现场下料制作，然后整体吊装就位的方法。 2.3主要设备安装就位。 （1）现场开箱、清点和设备交接。设备运至现场后，根据设备装箱清单逐项进行核对。检查设备的数量、规格、型号、尺寸，出厂合格证以及性能检测报告，附带文件。确认无误后现场进行设备交接。 （2）设备安装前对设备基础进行复验。清除设备基础表面和地脚螺栓孔洞内的杂物、积水、泥土。将设备吊装就位，合理布置垫铁，调整设备标高、水平度、斜度等。本工程主要的设备有风机、空气斜槽、螺旋输送机、储气罐、水泵、仓泵等。 2.4布袋除尘器安装。 （1）基本结构：①本体：支架、箱体、灰斗、雨棚等；②过滤系统：布袋、笼骨等；③清灰系统：压缩空气系统、喷吹管、脉冲喷吹阀等；④烟气系统：进风烟道、排风烟道、旁通烟道、一次导流板、二次导流板、进口风门、出口风门、旁通风门等；⑤控制系统：温度、压力及差压变送器、PLC控制系统。 （2）基础检查和划线。将基础地脚螺栓孔清理干净，并对钢支柱基础编号，向土建索取基准线，做好标记，根据图纸所示位置，画出每个钢柱的坐标位置，用墨线弹出，测量准确作好记录，测量每根地脚螺栓的位置误差并校正、调直。 （3）钢立柱及斜撑安装。吊装前将立柱底板划线然后吊起找正后与柱底板螺栓连接，总体吊装顺序为先吊装中间固定支柱，而后依次向外吊装；吊装使用经纬仪找支柱铅垂度，后用钢卷尺检查柱距、对角线。安装斜撑时注意保证钢支柱垂直度、柱距、对角线，斜撑点焊后，应校核钢支柱垂直度、柱距、对角线，合格后再进行斜撑焊接，全部钢支柱立好后按设计标准校验钢支柱的柱距、标高、垂直度应符合规范要求。 （4）壳体结构安装。首先进行立柱大梁的安装。把立柱大梁按图纸位置摆好，用枕木找平、找正，安装连接螺栓定位，校正各部尺寸，合格后施焊。墙板在地面组合后吊装就位，焊接固定。 （5）灰斗组合安装。首先将灰斗各片组合，在平台上清点编号，对缺陷进行校正，将灰斗上部四片大口朝下按编号对接施焊，再将下部灰斗与上部焊成一体，安装导流板，各部组合要按图施工，焊缝严密。 （6）笼骨、滤袋安装。布袋除尘器箱体安装焊接完成后，经检查验收合格，即可进行笼骨、滤袋等的安装。笼骨安装时应检查无毛刺、变形，笼骨固定后应垂直、牢靠，各笼骨间距均匀、排列整齐，与箱体保持一定的安全距离。布袋安装时应检查有无孔洞、破损等缺陷，安装时应缓慢，防止布袋与周围硬物、尖角物件接触、碰撞。禁止脚踩、重压，以防破损，应用专用卡套固定牢靠。除尘器布袋安装过程严禁烟火，安装完成后应采取一定措施，防止火灾事故发生。 2.5管道系统安装。 首先要详细了解管道系统工艺流程，该管道系统主要有压缩空气管道、水管、输送灰系统管道、输送原料管道。根据不同的管道系统，选择不同管径和材质的管材，然后进行现场实地测量下料，合理布置走向。注意设备就位位置、坡度设置和阀门方向。在塔体上的开开孔位置必须根据图纸设计准确测量后进行。 3.脱硫系统调试技术控制点 3.1整套启动前切实完成所有联锁保护试验 脱硫系统虽然相对独立，不直接影响到电厂机组的安全及经济运行，但是由于其主要运行介质为石灰石浆液，运行条件恶劣，对自动化水平要求较高，因此更需要完善的保护和精确的自动调节来确保其安全稳定运行。尤其是增压风机、湿磨机、吸收塔浆液循环泵等6kV设备和三个烟气挡板的联锁保护试验，以及增压风机自动开度、石灰石自动供浆、石膏浆液自动排出三大调节的精确控制，都直接关系到脱硫系统整套启动的安全稳定运行。