东汽30万机组启动方案
动力厂300MW运行车间
2#开机方案
编制：
专工审核：
车间主任审核：
主管厂长审核：
二〇一四年一月十五日
锅炉专业
一、组织措施
现场指挥：仲昭峰
安全负责：闫旺
现场监护人：卢景林
操作人：何兆蛟
2#炉启动点火时间：2014年1月15日12时00分
2#机冲转时间：2014年1月15日19时00分
二、准备工作
1、点火前由值长联系调度。
2、由操作人何兆蛟填写点火操作票，主值祝晓霞审核无误后签字，值长仲昭峰审核无误后签字。
3、由1月14日中班主值组织，联系电气各辅机测绝缘合格并送电，将各辅机送电至试验位置，做锅炉静态试验；系统阀门送电、送气，做阀门活动试验；全面检查设备系统正常。
4、15日夜班，单元长联系汽机启动电动给水泵前置泵给锅炉上水。上水完毕送锅炉底部加热装置。
启动操作
1、1月15日11时40分开1.02米插板阀，调整合格后打开煤气蝶阀引煤气到炉前。
2、1月15日11时50分爆发试验合格，投入备用状态。
3、1月15日11时30分启动风机，调整风压、风量并炉内吹扫5分钟。
4、1月15日12时00分锅炉点火，启动等离子点火，然后再投入煤气。
4、1月15日19时00分汽温320-360℃，汽压3.5-4MPa时，通知汽机冲转。
三、注意事项：
1、锅炉点火时，严格安装锅炉启动曲线进行。冬季温度较低，必须加强巡检力度，发现缺陷立即联系检修处理。
2、锅炉点火后引煤气到炉前，加强联系，注意炉膛负压变化情况，发现异常及
时停止送煤气。#2炉投用转炉煤气时，注意#1炉转炉煤气压力，压力低时可退出#1炉转炉煤气。
汽机专业
一、组织措施：
1、现场指挥：田杰
2、安全负责：闫旺
3、现场监护：杨光磊
4、现场操作：乙值运行人员
1#机组启动：14年1月15日19时0分额定转速：1月15日22时0分
二、准备工作：
公用系统：
1.厂用电系统：检查本机厂用电由#03高备变带且运行正常；
2.投运辅助蒸汽系统；
3.投运辅机冷却水系统；
4.投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常；
5.除盐水系统投运；
机侧设备系统：
1.汽轮机辅助设备及系统具备投运条件；
2.启动辅机循环泵，投运辅机冷却水系统及空冷水系统；
3.启动一台排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴
承箱内负压应维持在98～196Pa。检查启动主机交流润滑油泵，投入润
滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；
4.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检
查汽轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车，
如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小
时，热态启动不少于4小时；
5.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油；
6.启动一台除盐泵，排汽装置补水至800mm，启动凝结泵打再循环，检查
系统无泄漏（包括低加汽侧水位无上涨迹象）；
7.化验凝结水水质，不合格时要进行放水，合格后投入低加水侧，除氧器
上水至1500mm左右。
8.稍开邻机至辅汽联箱供汽门，辅汽联箱疏水暖管，正常后开启辅汽联箱
至除氧器加热门，除氧器投加热，除氧器水温加热到80℃，加热时要防
止除氧器振动；
9.检查主、再热蒸汽系统、抽汽疏水系统、轴封系统满足启动要求：1～6
段抽汽逆止门、高排逆止门、1～6段抽汽电动门、四抽至辅汽电动门、
高排至轴封电动门、四抽至除氧器电动门、主汽至轴封电动门、辅助蒸
汽至轴封电动门、轴封溢汽电动门均关闭；1～6段抽汽管道疏水门、高
压内缸疏水门、#1～2中联阀后疏水门、高排逆止阀前疏水门、汽缸夹
层联箱及引入管疏水门、高压主汽门前疏水门、高压导管疏水门均开启；
轴封供汽母管各疏水门开启；
10.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀应正常，并进
行系统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性正常；
11.检查空冷系统及真空系统应满足启动要求；
12.高、中压主汽阀、高、中压调节阀、供热蝶阀及供热抽汽快关阀静态试
验正常；
13.启动给水泵润滑油泵，检查给水除氧系统具备启动条件，启动一台电动
给水泵，打再循环，锅炉上水时，投入高加水侧；
14.检查确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封母管压
力0.123MPa，温度150～260℃；
15.锅炉点火前，机侧盘车必须连续运行，机组具有一定的真空，排汽装置
压力达到25KPa以下，检查投入空冷风机自动；
16.检查小机润滑油系统运行正常。
三、冷态中压缸启动操作票
1.确认机组检修工作已全部结束,工作票已全部终结。
2.检查DEH系统、CCS系统、TBS系统、旁路控制系统、I/O接口、TSI系统正
常。
3.检查集控室及就地仪表工作正常。
4.检查润滑油箱和抗燃油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位
报警试验；
5.检查各主、辅设备的电气及热控逻辑、联锁、保护、自动装置正常
6.检查润滑油及抗燃油油温、油压和油位正常。
7.检查顶轴油泵正常，各瓦顶起油压和高度正常。
8.启动排烟风机，风机工作时，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负
压应维持在98～196Pa。检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；
9.检查调节、保安系统、抗燃油系统各部件工作正常。
10.启动顶轴油泵后，确信转子已顶起方可进行盘车投入，甩开试验，甩开时采
用盘车电机反转的方式；投盘车后，检查并记录转子偏心度，与转子原始值相比较（其变化量不得超过0.03mm），确认转子没有发生弯曲，并监听通流部分没有摩擦声。
11.检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站温度控制站和溢流站工作正常。
12.检查疏水系统各截止阀工作正常，并进行系统正常开关试验。
13.检查高排逆止门和所有抽汽逆止门工作正常，并进行联动试验。
14.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀工作正常，并进行
系统正常开关试验。检查通风阀的电磁阀工作正常。
15.在凝结水泵投入后，当负荷小于15%额定负荷时，喷水装置自动投入。当负
荷大于或等于15%额定负荷时，喷水受排汽温度控制；此时排汽温度≥80℃自动投入；排汽温度≤47℃自动切除。在机组启动前，应打开喷水阀喷水，并确认喷水不能碰到末级叶片。
16.高、中压主汽阀和调节阀进行静态试验正常，轴向位移保护试验和其它电气
试验正常。
17.检查并投入辅助蒸汽系统。
18.检查并投运压缩空气系统，检查仪用气压力正常。
19.联系化学投入除盐水系统运行并向除盐水储水箱补水至正常水位。
20.检查并启动一台循环水泵运行，另一台投入备用（要打通循环管路、投入循
环水进水旋转滤网，投入冲洗水泵运行，投入电机冷却水增压泵运行）。
21.检查并启动开式水泵运行，另一台投入备用。
22.检查并启动凝输泵向闭式膨胀水箱补水至正常水位，启动一台闭式水泵运
行，并投入各辅机冷却水运行，另一台开式水泵投入备用。
23.启动一台排烟风机，油箱内负压应维持在196～245Pa，轴承箱内负压应维持
在98～196Pa。检查启动主机交流润滑油泵，投入润滑油系统，检查油压正常，系统不漏油；
24.启动顶轴油泵，油压8.0～12MPa，确证转子顶起后投入汽轮机盘车，检查汽
轮机动静无摩擦，盘车电流正常；无特殊情况不得中断连续盘车，如发生短暂中断时，要保证在机组启动前至少连续盘车不少于3～4小时，热态启动不少于4小时，另一台泵投入备用。
25.启动一台EH油泵，油压正常，检查系统无漏油，另一台投入备用。
26.开凝汽器补水调门向凝汽器补水至正常水位。
27.按阀门检查卡对凝结水系统检查正常，启动一台凝结水泵运行，开再循环调
整门。另一台投入备用。
28.化验凝结水水质，不合格时要进行放水，合格后投入低加水侧，除氧器上水
1500mm左右。
29.稍开辅汽联箱供汽门，辅汽联箱疏水暖管，正常后开启辅汽联箱至除氧器加
热门，除氧器投加热，除氧器水温加热到80℃，加热时要防止除氧器振动；
30.根据锅炉要求启动电动给水泵上水。
31.检查1～6段抽汽逆止门、高排逆止门、1～6段抽汽电动门、四抽至辅汽电
动门、高排至轴封电动门、四抽至除氧器电动门、主汽至轴封电动门、辅助蒸汽至轴封电动门、轴封溢汽电动门均关闭；
32.开启1～6段抽汽管道疏水门、高压内缸疏水门、#1～2中联阀后疏水门、高
排逆止阀前疏水门、汽缸夹层联箱及引入管疏水门、高压主汽门前疏水门、高压导管疏水门轴封供汽母管各疏水门
33.检查倒暖阀、通风阀、事故排放阀和夹层加热电动截止阀应正常，并进行系
统正常开关试验，检查通风阀的电磁阀工作特性正常
34.检查发电机空冷系统及真空系统应满足启动要求
35.已经对高、中压主汽阀、高、中压调节阀、供热蝶阀及供热抽汽快关阀做静
态试验；
36.检查高低旁启动系统正常，启动旁路油站系统一台高压油泵运行。
37.启动给水泵润滑油泵，检查给水除氧系统具备启动条件，启动一台电动给水
泵，打再循环，锅炉上水时，投入高加水侧
38.检查确认汽封蒸汽管道中无水后，投入汽封系统汽源，要求汽封母管压力
0.123MPa，温度150～260℃；
39.检查真空系统，将分离器补水至正常水位，启动真空泵拉真空。
40.检查小机润滑油系统运行正常。
41.高压缸预暖条件：（1）
确认高压调节阀关闭，预暖蒸汽压力0.4～0.8MPa、蒸汽温度200～ 250℃，保持50℃以上的过热度。
（2）机组盘车投入连续运行2小时以上。
（3）高中压轴端汽封投入。
（4）排汽装置压力不超过25KPa。
（5）高压内缸调节级处内壁金属温度在150℃以下。
（6）确认高压缸抽汽逆止门、高排逆止门及通风阀全关。
（7）确认高压主汽管疏水阀、高排逆止阀前疏水阀、高压内缸疏水阀全开42.进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号
灯亮。
43.缓慢开启辅汽至预暖系统电动门进行暖管疏水，充分疏水后关闭疏水门。
44.开启倒暖阀（RFV），逐渐开启倒暖阀前节流阀，使暖缸蒸汽流入高压缸，
一部分蒸汽经各疏水口进入疏水系统，另一部分蒸汽经高中压间汽封漏入中压缸，再经连通管与低压缸排到排汽装置。通过调整倒暖阀与疏水阀保证缸内压力在0.4～0.5MPa范围内。
45.在暖缸期间运行人员应注意暖缸温升率不得超过0.83℃/min，汽缸各壁温差
及胀差应在允许范围内（通过调整倒暖阀与高压各段疏水阀达到）
46.当高压内缸调节级处上半内壁金属温度升到150℃以上时，此时倒暖阀前的
节流阀开至10%开度，保持一小时后结束暖缸。
47.暖缸结束，应关闭倒暖阀、全关高压缸所有疏水阀。
48.当高压主汽阀壳内壁与外壁温度低于150℃时，在高压缸预暖期间，应对高
压主汽调节阀进行预暖
49.确认高压主汽阀和调节阀全关；打开高压主汽阀壳上的疏水阀
50.开启电动主汽阀，将#2高压主汽阀开启至预暖位置，这时要防止因调速汽门
不严密，而导致转子冲转，盘车脱扣；
51.注意观察调节阀壳内壁温差，当温差超过80℃时，关闭#2高压主汽阀；当
温差小于70℃时，重新将#2高压主汽阀开启至预暖位置。重复该过程，直至阀壳内外壁金属温度都升至150℃以上，达到阀门预暖要求；
52.预暖结束，关闭高压主汽阀；关闭高压主汽阀壳的疏水阀。
53.确认汽缸夹层加热进汽箱的疏水阀开启，确认高压外缸下半内壁金属温度小
于300℃；
54.联箱压力正常位0.98～4.9MPa，最高值6.5MPa。
55.开启汽缸夹层加热进汽箱前的电动截止阀
56.在新机投运时手动调整汽缸夹层加热进汽箱前的手动截止阀，使汽缸夹层加
热进汽箱的压力低于系统投入时的主蒸汽压力，达到正常工作压力。
57.在升速或带负荷的过程中，根据高中压胀差及高压内缸外壁上下温差和高中
压外缸内壁上下温差情况，调整汽缸夹层加热进汽箱后的手动截止阀，控制进入夹层蒸汽量。
58.密切监视汽缸温升率不超过50℃/h，高压内缸外壁上下温差和高中压外缸内
壁上下温差不超过50℃。
59.高中压外缸下半高压进汽口处外壁金属温度超过350℃，高中压胀差值在允
许范围以内，可停用汽缸夹层加热系统。
60.关闭进汽箱前电动截止阀、手动截止阀及进汽箱后电动截止阀，关闭疏水阀
61.检查下列条件满足
（1）主蒸汽压力3.45MPa；主蒸汽温度320℃；再热蒸汽温度237℃主、再热蒸汽两侧温度偏差＜17℃；
（2）排汽装置压力不超过25KPa；
（3）高中压外缸外壁上、下温差＜50℃，高压内缸外壁上、下温差＜35℃；
（4）转子偏心度与原始值相比变化量不得超过0.03mm；
（5）盘车连续运行4小时以上，动静部分无异音；
（6）润滑油压0.0785～0.0981MPa，润滑油温40～45℃；
（7） EH油压力13.5～14.5MPa，EH油温度35～55℃；
（8）各疏水门已开启，且疏水已疏尽；
（9）机组各项保护投入正常。
62.进入DEH“自动控制”画面，按“挂闸”按钮，同时“汽轮机已挂闸”信号
灯亮。
63.按“预暖”按钮进行高压缸和主汽管、阀壳预暖；
64.检查并开启高压段包括高压主汽阀阀体上部疏水、高压主汽阀阀体下部疏
水、高压主汽管疏水、高压内缸疏水、汽缸夹层加热进汽联箱及其引入管疏水、高压调节阀盖混合疏水、一、二段抽汽止回阀及阀前疏水、高排止回阀前、阀后疏水。
65.检查并开启中压段包括高中压外缸中压进汽腔室疏水、三、四段抽汽止回阀
及阀前疏水、中压联合汽阀疏水、中压缸排汽口疏水。
66.检查并开启低压段包括五、六段抽汽止回阀及阀前疏水、自密封系统及轴封
供汽管疏水。
67.对汽缸绝对膨胀，高中压缸及低压缸胀差、轴向位移、大轴偏心度、盘车电
流、高中压缸各点金属温度、温差，各轴承瓦温及回油温度、高压主汽阀阀壳内外壁温度、中压联合汽阀阀壳内外壁温度、主、再热蒸汽参数严密监视并记录。
68.冲转前投入相关保护，
69.检查确认已挂闸。
70.投入汽缸夹层加热。
71.确认按钮“启动方式”是处于“高中压缸启动”状态。
72.确认按钮“单阀/顺序阀”是处于“单阀”状态。
73.按“运行”按钮，检查高、中压主汽阀全开；此时注意各调门的严密性，观
察转子不冲动。
74.设置目标转速500r/min，升速率100r/min/min并确认。
75.按“进行”按钮后，注意检查高中压调节阀逐渐开启，机组按给定的升速率
增加转速。
76.检查当转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机；盘
车脱扣后，停止盘车装置。
77.检查两侧高排逆止门开启正常，高低加随机滑启。
78.当转子冲转后，机炉配合逐渐调整高低压旁路，注意联系锅炉调整燃烧控制
注汽压力、温度稳定。注意检查主、再热温差不大于28℃，主汽及再热汽两侧温差不大于17℃。
79.500r/min时，对机组进行全面检查，检查通风阀应处于关闭位置，停留时间
不能超过5min。
80.设置目标转速2000r/min，升速率100r/min/min，按“进行”按钮。
81.转速升至2000r/min检查顶轴油泵联停，进行高速暖机，在此转速下，监视
中压排气口处下半内壁金属温度应大于130℃，并保持暖机30分钟。暖机过程中应注意检查机组声音、振动、缸胀、胀差及汽缸温差等正常。
82.暖机结束时应满足以下值：高压内缸上半内壁调节级后温度大于250℃；高、
中压缸膨胀大于7mm；高中压胀差小于3.5mm并趋稳定。
83.设置目标转速3000r/min，升速率100r/min/min，按“进行”按钮。
84.转速升至3000r/min后，应确认主油泵工作正常，进行油泵切换，注意油压
应正常，检查抗燃油系统正常。
85.在3000r/min额定转速下进行空负荷暖机30分钟。
86.真空大于-81.5KPa，投入低真空保护。
87.排汽温度≥80℃时，低压缸喷水系统应能自动投入，否则应手动开启。
88.检查TSI、TDM监视值在允许范围内检查润滑油、抗热油系统运行正常。
89.检查发电空、油、水系统运行正常，油温、油压、油位正常。
90.机组定速后主蒸汽压力达到5.88MPa，主蒸汽温度385℃。
91.各专业相关试验结束，全面检查机组各系统正常，做好并机准备。
92.在DEH画面上点击“自动同期”按钮，并“确认”。
93.发电机并网后机组自动带上3%最小负荷运行，根据情况投入负荷反馈或压力
反馈。
94.检查发电机空气冷却器冷却水投入正常；
95.检查排汽装置、除氧器、水位正常，各油箱油位正常。
96.投运#6、5低加汽侧，注意疏水调整；
97.投运#3、2、1高加汽侧，注意疏水调整。
98.负荷至10%额定负荷，检查高压疏水自动关闭。
99.设置目标值33MW，升负荷率为1MW/min，并确认，自动升负荷至33MW；100.在33MW负荷暖机30min，并监视中压排汽口处下半内壁金属温度应大于176℃；
101.当发电机进风温度大于40℃时投入并调整发电机空气冷却器运行，维持发电机进风温度35～40℃。
102.当凝结水温度小于50℃时，联系化学投入凝结水精处理装置运行；103.对各系统进行全面检查运行应正常，高压部分疏水应关闭。
104.设置目标值70MW，升负荷率为1MW/min，并确认自动升负荷至70MW。105.当四段抽汽压力升至0.15～0.2MPa时，除氧器汽源切为四抽供，除氧器进入滑压运行。
106.对汽动给水泵进行启动前的检查准备工作。
107.当三段抽汽压力高于除氧器压力0.2MPa时应检查高加及给水系统运行正常，将#3高加疏水倒至除氧器；视情况开启高压主汽调节阀门杆一档漏汽至#3高加进汽管手动门。
108.检查中、低压部分疏水应联锁关闭（四段抽汽供小机管道疏水门在小机冲转后关闭）。
109.当高、中压外缸下半内壁金属温度超过350℃时，且高中压胀差值在允许范围内，可停止汽缸夹层加热系统运行。
110.若需做危急遮断器提升转速试验，试验之前应使机组带20%负荷进行暖机3小时以上
111.减负荷解列，停止夹层加热装置运行后做超速试验；试验结束后尽快并网带负荷，并恢复至试验前运行工况。
112.升负荷率选择1MW/min，按设定的目标值提升负荷
113.机组负荷升至100MW时，用本机四段抽汽冲动小机，投入汽动给水泵运行。
114.轴封高温汽源供汽控制站、辅助汽源控制站和溢流站后疏水门保持正常疏水。
115.当机组负荷大于115.5MW时，进入下滑点，此时高压调节阀接近90%额定阀位；由DEH控制系统发信号给CCS系统，机组随锅炉升压开始提升负荷，直至机组负荷接近90%ECR.此时阀门控制方式可切换至顺序阀控制。
116.机组负荷升至150MW时，汽动给水泵运行正常，可停止电动给水泵作备用。
117.机组升负荷过程中，应及时调整轴封，若轴封系统已进入自密封运行壮态，检查轴封母管压力正常，并将冷段至轴封供汽投入备用。
118.当负荷升至247.5MW（75%ECR）以上稳定运行且真空泵工作正常时，可做真空系统严密性试验
119.升负荷过程中，机组振动异常时，应及时查明原因并消除，或减负荷直至振动恢复原来水平为止，并在此负荷下稳定运行一段时间，方可继续升负荷；若机组突然振动超限，应立即打闸停机。
120.机组继续升负荷至310MW。
121.负荷达310MW时，全面检查个系统运行正常，确认各保护均已正确投入，各种自动装置投入正常运行。
122.整个升负荷过程中应注意各加热器、排汽装置水位自动调节正常，除氧器水位、压力自动调节正常，各油、水、空气温度调节正常，真空、TSI各参数、轴承金属温度、回油温度、润滑油压、EH油压、汽缸上下温差均正常，控制主、再热汽温及温升在规定范围内。
123.对机组全面检查正常，各保护投入正常，维持机组连续运行。
电气专业
一、、组织措施：
1、现场指挥：田杰
2、安全负责：闫旺
3、现场监护：杨光磊
4、现场操作：乙值运行人员
2#机组并网时间：1月15日22时0分
二、准备工作：
1、检查电气试验人员全部撤离工作现场，工作票全部终结。
2、检查电气区域安全措施已全部解除。
3、检查电气工器具齐全。
三、#2机组并网。
1、冲转前认真检查空冷器内不得有影响运行的任何杂物
2、发电机开始冲转启动，即认为发电机及其全部设备均已带电，任何人不得在发变组设备上工作。
3、对新安装和检修后第一次启动的机组，应缓慢升速并监听发电机声音和检查轴承振动情况。
4、当发电机转速达2450r/min时,应对发电机系统进行全面检查：
5、发电机声音正常，机组振动不得超过规定值。
6、检查各部温度、温升不超过规定值。
7、当发电机转速升至3000r/min定速后,查轴承振动、轴承回油温度、轴瓦温度、冷却系统等正常。
8、发电机升压过程中，应注意定子三相电流等于或接近于零。若出现转子电压、电流较空载额定值显著变化或出现较大定子电流时，降发电机定、转子电压至零，并拉开灭磁开关，联系检修进行处理，待原因查明、缺陷消除后，方可再次升压。
9、发电机定子电压升至额定值时，检查发电机空载参数应正常。
10、升压过程中应缓慢、谨慎。
300MW运行车间
二〇一四年一月十五日
某电厂机组整套启动方案介绍
机组整套启动方案
目录 1.整套启动方案编写说明 2.#1机组整套启动原则方案 3.#1机组整套启动必备条件 3.1总体 3.2锅炉 3.3汽机 3.4电气 3.5热控 3.6化学 3.7输煤、制粉、除灰系统 4.#1机组整套启动准备工作 5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段 5.2带负荷调试阶段 5.3 满负荷168h试运阶段 6.#1机组整套启动调试质量目标
河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案 1.整套启动方案编写说明 1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首 次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天； 整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。 1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。 1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条 件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。 1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组 汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。相关专业调试内容可见这些措施。 2.#1机组整套启动原则方案 按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。 2.1空负荷调试 2.1.1机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转转合格后进行，空负荷调试主要包括：按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整
机组启动试运行作业指导书
机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图
2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90
《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。
泵站机组试运行方案
泵站机组试运行方 案
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.经过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，因此必须经过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序
为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。2.1.1水泵部分的检查。 1).检查转轮间隙，并做好记录。转轮间隙力求相等，否则易造成机组径向振动和汽蚀。 2).叶片轴处渗漏检查。 3).全调节水泵要作叶片角度调节试验。 4).技术供水充水试验，检查水封渗漏是否符合规定或橡胶轴承通水冷却或润滑情况。 5).检查轴承转动油盆油位及轴承的密封性。 2.1.2辅助设备的检查与单机试运行。 1).检查油压槽、回油箱及贮油槽油位，同时试验液位计动作的正确性。 2).检查和调整油、气、水系统的信号元件及执行元件动作的可靠性。 3).检查所有压力表计、真空表计、液位计、温度计等反应的正确
推荐-2×350MW机组整套启动方案 精品
2×350MW机组整套启动方案 1. 机组启动原则 1.1 汽轮机启动状态的规定 汽轮机的启动状态划分是以高压内缸上半调节级处内壁金属温度为依据的，具体可分为： a) 冷态启动：金属温度≤121℃； b) 温态启动：金属温度在121～250℃； c) 金属温度在250～450℃之间； d) 极热态启动：金属温度≥450℃。 1.2 汽轮机启动规定 1.2.1 汽轮机在冷态启动时，进入汽机的主蒸汽过热度符合规定要求，即高压主汽阀入口处的蒸汽温度应具有56℃的过热度，但最高汽温不得超过427℃，主汽阀入口蒸汽温度和压力应在“启动时的主蒸汽参数曲线”所示区域内，同时，根据哈尔滨汽轮机厂的“汽轮机转速保持推荐值表”将转子升速到允许的加热转速范围内的一个转速进行暖机，在任何情况下不得减少中速暖机时间，以防转子发生脆性断裂； 1.2.2 汽轮机在热态启动时，蒸汽进入汽轮机至少有56℃的过热度，并满足“主汽阀前启动蒸汽参数曲线”的要求，根据哈尔滨汽轮机厂的“热态启动曲线”决定升速率和5%负荷暖机时间。 1.3 机组首次冷态启动程序 整套启动前的条件确认→辅机分系统投入→机组冲动→盘车脱扣检查→摩擦及低速检查(400r/min)→中速暖机(1000r/min)→高速暖机(2040r/min)→阀切换→定速(3000r/min)→打闸试验→安全装置在线试验→机械飞锤压出试验→油泵切换试验→DEH参数点调整→电气试验。 机组并网→带18～35MW运行3～4小时→机组解列→做汽门严密性试验→做超速试验。 机组并网→负荷70MW、投高加→负荷175MW、洗硅运行、启动汽泵，
机组甩50%负荷试验。 机组并网→负荷210MW，做进汽阀门试验→负荷265MW、锅炉洗硅、真空系统严密性试验、试投CCS协调控制系统→负荷350MW、RB试验、做机组甩100%负荷试验。 冷态、温态、热态和极热态启动试验→机组带负荷350MW连续168小时运行→进入试生产阶段。 2. 整套启动前应具备的条件 2.1 汽轮发电机组安装工作全部完毕，辅机单体和分系统试运工作已完成，热工调节控 制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试完； 2.2 厂房内地面平整，道路畅通，照明充足，通讯联络可靠； 2.3 主要系统管道的吊架和支架完整、牢固，弹簧吊架的固定销钉应拆除； 2.4 调整试验用的临时堵板，手脚架，接地线，短路线，工作牌等临时安全设施已拆除， 恢复常设的警告牌和护栏； 2.5 设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 2.6 消防设施齐全，消防水系统压力充足处于备用状态； 2.7 不停电电源切换试验做完，投入备用； 2.8 机组各系统的控制电源、动力电源、信号电源已送上，且无异常； 2.9 确认厂用计算机工作正常，供电电源可靠并完成电源切换工作，DCS 显示与设备实 际状态相符； 2.10 启动用的工具、离线监测仪器、运行记录已准备好； 2.11 整套启动电气试验方案已经报调度审批完毕； 2.12 建立整套启动电气试验检查确认单，并确认完成； 2.13 编制试验程序，绘制系统图； 2.14 准备好设计、设备图纸及定值单，以备查看； 2.15 按照组织机构，通知有关人员到岗；
××水电站机组启动试运行方案DOC.doc
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
汽轮机电气整套启动方案正式版
In the schedule of the activity, the time and the progress of the completion of the project content are described in detail to make the progress consistent with the plan.汽轮机电气整套启动方案 正式版
汽轮机电气整套启动方案正式版 下载提示：此解决方案资料适用于工作或活动的进度安排中，详细说明各阶段的时间和项目内容完成的进度，而完成上述需要实施方案的人员对整体有全方位的认识和评估能力，尽力让实施的时间进度与方案所计划的时间吻合。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1 编制目的 启动试验是全面检验主机及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备的重要环节，在启动试验过程中检验一、二次回路（控制、励磁、测量、保护）的可靠性，是保证机组安全、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥经济效益的关键性程序。为了明确整套启动调试工作的任务和各方职责，规范整套调试项目和程序，使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地进行，特编制本措施用于指导发电机组整套启动试验过程。
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版）》； 2.2. 《火电工程启动调试工作规定》； 2.3. 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006； 2.4. 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》； 2.5. 《电力系统自动装置检验条例》； 2.6. 有关行业和厂家的技术标准； 2.7. 设计图纸和制造厂家安装、调试说明书； 3 主要设备参数
泵站机组启动验收实施细则
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程 7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 1简要概述 1.1工程简要概述 珠江水泥余热电厂，设备简介 2整套启动调试的目的和任务 2.1调试目的 整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。 2.2启动调试的任务
2.2.1进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。 222检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。2.2.3监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。2.2.4考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。 2.2.6试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。 2.2.7投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。 2.2.8进行50 %及100 % B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性； 3主要设备技术范围 3.1汽轮机 型号：NZ7.5-1.05/0.2 型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。 额定出力：7.5 MW 调节方式DEH控制系统 主蒸汽压力：1.05 MPa 主蒸汽温度：320 C
电厂机组整套启动作业指导书
电厂机组整套启动作业指导书 1 目的 确保机组整套启动过程中各项操作控制有序、操作规范，保证整台机组安全、顺利地启动。 2 适用范围 适用于本公司# 机组整套启动。 3 术语 本作业指导书无特殊术语。 4 人员责任 4.1 项目运行部：负责全过程中的监督、协调工作。 4.2 值长：负责当值期间的指挥、调度、协调工作。 4.3 主控制员：负责当值期间的指挥、主要操作、记录工作。 4.4 副控制员：负责集控室内CRT上的各项具体操作。 4.6 值班员：负责所辖范围内系统的检查、就地操作。 5 工作流程 5.1启动前应具备条件 5.1.1接到市调准备启动# 机组的命令。 5.1.2设备的检修工作全部结束，现场整洁，设备保温完好，影响启动工作票全部注销，机组具备启动条件： a）检查确认在机组启动前的所有试验清单完整。 b）检查确认所有单体、分系统静态试验已完成并验收合格。 c）检查确认无影响机组启动的重大设备缺陷。 d）各种启动过程中的技术方案齐全并已获得批准。 5.1.3检查确认6KV，380V，UPS系统，直流系统，各MCC柜已为正常运行方式。
5.1.4机组启动前，热工所有表计应投入；各种控制、保护信号的电源已送上，DCS系统(DEH、DAS、MEH、ETS、TSI)试验检查正常，系统已投入运行，烤机不少于2小时。 5.1.5检查确认柴油发电机启、停及加载试验正常，并投“自动”。 5.1.6电气设备接地线完好，绝缘合格，设备已送电，操作按钮灯光显示正常，各转机试转正常。 5.1.7化学已准备充足合格的除盐水、氢气，100立方米启动补水箱水位正常，水质化验合格。 5.1.8各转机设备油箱、轴承加足合格的润滑油或润滑脂，能盘动的设备盘动转子灵活，安全罩齐全，牢固可靠。 5.1.9机组A、B、C、D修后的冷态启动前，应严格按照运行规程要求进行各项联锁保护试验以及各电（气）动门、调节门开关试验正常，执行专项操作指导书。 a.事故按钮试验。 b火检冷却风机，空预器主、辅驱联锁试验。 c.机、炉、电大联锁试验。 d.水泵及油泵联锁试验。 e.转机静态联锁试验。 f.程控装置试验。 g.汽轮机TSI、ETS保护试验。 h.小机各项保护试验。 i.电气双电源联动试验。 J.发电机断水联合试验。 5.1.10机组启动时，确认相应保护正常投入（特殊情况下，确实不能投入的保护项目，须经总工程师批准，并制定相应的安全技术措施）。 5.1.12燃煤、燃油充足，且质量合格。各类消防设施齐全，照明电源可靠。 5.1.13检查确认汽轮机静态试验已全部完成，仪表、保护校验正确并按规定投入正常。 5.2炉点火前的准备 5.2.1通知补水泵房启动补水泵向化学补水
电气整套启动方案
新乡豫新发电有限责任公司 热电项目#7机组 调试作业指导书 XTF—DQ101 电气整套启动方案 河南电力检修工程有限公司新乡分公司电气二次班 2007年1月16日
目次 1 目的 (04) 2 依据 (04) 3 系统及设备简介 (04) 4 调试内容及验评标准 (07) 5 组织分工 (08) 6 使用仪器设备 (09) 7 调试应具备的条件 (09) 8 调试步骤 (11) 9 安全技术措施 (16) 10调试记录 (17) 11 附图（表） (17)
1目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地顺利进行，提高调试质量，确保机组安全、稳定、经济地投入试生产运行，特制定本方案。 机组的电气专业整套启动调整试验是移交生产的最后一道工序，处于十分重要的地位，担负着很重要的作用。通过整套启动调试工作保证整个机组的性能指标满足设计要求。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。本方案在实施过程中的修改、变更，届时由启动验收委员会任命的启动试运总指挥决定。 2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）及相关规程》。2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。 2.3 《火电机组达标投产考核标准（2000年版）及其相关规定》。 2.4 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150-91）。 2.5 《继电保护及电网安全自动装置检验条例》。 2.6 《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》。 2.7 国家及行业有关技术规范、标准。 2.8 设计、制造技术文件、资料。 2.9 相关的合同文件。 2.10 调试大纲。 3设备及系统简介 3.1 系统及设备介绍 新乡电厂扩建工程热电项目安装两台300MW机组，分别为#6、#7机。本工程新建220kV开关站一座，采用双母线接线方式。两台机组均采用发电机—变压器组接线方式，通过双母线经Ⅰ腾鲲线、Ⅱ腾鲲线与对侧220kV变电站连接。 新建220kV开关站内设置网络继电器室，配置220kV配电设备的计量、测量、监控、保护及自动装置等二次系统设备。220kV线路保护采用双重化配置，以光纤作为线路两侧保护装置信息交换通道。另在网络继电器室内设置母线保护屏双重化配置、母联保护屏、线路保护屏、PT并列屏、电能表屏、测控屏、220kV故障录波屏、保护故障信息屏等装置。
机组启动试运行方案改
机组启动试运行方案 一、编制依据： 1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）； 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）； 3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸； （1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件； （2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件； 4、水利部农村电气化研究所施工图。 二、机组起动试运行目的 1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。 2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。 三、机组试运行应具备的条件 1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格： （1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试； （2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运； （3）电气设备已安装完成，并经试验合格； （4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格； （5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。 3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。 4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。 5、机组启动小组已成立，组织机构健全。 6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。 四、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统检查 （1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 （2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。 （3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。 （4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。 （5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。 （6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。 上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。 （二）水轮机部分检查 （1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。 （2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
机组启动试运行工作分析报告
1工程概况泵站概况 ******工程是***市“五水共治”重点工程，工程主要由***闸站、***泵站、***整治、***防洪墙 5部分组成，工程总投资亿元。 ***闸站位于***、五一溪及大溪交汇处，***泵站位于**东岸防洪堤上***闸右侧。 工程的建设任务是防洪、治涝为主，兼顾改善水环境等综合利用，以完善***市城市防洪排涝工程布局，提高***市城区防洪排涝能力。 ***闸站设计流量45m3/s，共设3台立式轴流泵，1台设计流量9m3/s，2台设计流量18m3/s，总装机功率3800kW。***泵站设计排涝流量10m3/s，共设3台钢井桶式潜水轴流泵，总装机功率1065kW。******工程为Ⅲ等工程，***闸站、***泵站主要建筑物等别为3级，次要建筑物级别为4级，临时建筑物级别为5级，设计防洪标准为50年一遇。***闸站建成区排涝标准按10年一遇3小时暴雨3小时排出。主要建筑物：泵站厂房、前池、出水池为3级建筑物；次要建筑物：***等为4级建 筑物。 主要机电及金结设备 1）***闸站 ***闸站设3台立式轴流泵组，其中两台单机设计流量s，另一台单机设计流量s。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号2000ZLB18－，叶轮直径，额定转速min，水泵配套采用TL1500－28/2600型电动机，额定功率为1500kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为min，功率因数（超前）。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号1540ZLB9－，叶轮直径，额定转速300r/min，水泵配套采用TL800－20/2150型电动机，额定功率为800kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为300r/min，功率因数（超前）。 泵房内选用一台20/5t电动桥式起重机。起重机跨度12m，主钩起升高度16m，副钩起升高度18m。在泵房外江每台水泵出水钢管末端配备一台侧向式拍门，型式为矩形双门，两台大泵管道出口拍门
东汽风机控制系统样本
第一章风机控制系统概述 风机所有的监视和控制功能都经过控制系统来实现, 它们经过各种连接到控制模块的传感器来监视、控制和保护。控制系统给出叶片变桨角度和发电机系统转矩值, 因而作用给电气系统的分散控制单元的上位机和旋转轮毂的叶片变桨调节系统。采用最优化的能量场算法, 使风机不遭受没必要的动态压力。 它包括电网电压、频率、相位、转轴转速、齿轮箱、发电机、现场的各种温度、摆动、振动、油压、刹车衬套的磨损、电缆的弯曲和气象数据的监视。危机故障的冗余检查, 以及在紧急情况下, 甚至在控制系统不运行或缺乏外部电源的情况, 它们经过硬接线连接安全链立即触发和关闭风机。甚至在主电源完全耗尽, 为确保最大的安全, 照明灯光还是能继续照明。 运行数据能够经过连接到远程通讯模块或因特网的PC机进行历史数据的调用, 也就是说, 风机的完整的状况信息能够被熟悉的操作人员和维护人员获知利用。可是要提供安全密码等级, 正确的安全密码才允许远程控制。 1 风力发电机组的基本控制要求 风力发电机组的启动、停止、切入( 电网) 和切出( 电网) 、输入功率的限制、风轮的主动对风,以及对运行过程中故障的监测和保护必须能够自动控制。风力资源丰富的地区一般都是在海岛或边远地区的甚至海上, 发电机组一般要求能够无人值班运行和远程监控, 这就要求发电机组的控制系统有很高的可靠性。 2 控制系统的基本功能 并网运行的FD型风力发电机组的控制系统具备以下功能: (1)根据风速信号自动进入启动状态或从电网切出。 (2)根据功率及风速大小自动进行转速和功率控制。 (3)根据风向信号自动偏航对风。 (4)发电机超速或转轴超速, 能紧急停机。 (5)当电网故障, 发电机脱网时, 能确保机组安全停机。 ( 6) 电缆扭曲到一定值后, 能自动解缆。
机组启动试运行大纲
说明 1、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部编制，经3#机组启动验收委员会审查通过后执行。 2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。 3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605米高程，一台机组满发尾水水位522米高程。 4、甩负荷试验按当时最大水头下的25％、50％、75％、100％额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72小时试运行。
龙马水电站3#机组启动试运行程序 第一条总则 1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验； 2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作； 3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成； 4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。 第二条 3#机组启动试运行前的检查 一、3#机组引水系统的检查 1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。 2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。 3、3#机组压力管道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。 4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。 6、1＃、2＃、3＃机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。 二、3#机组水轮机检查
[整理]东汽FD70FD77风电机组变流器系统原理及应用
东汽FD70/FD77风电机组变流器系统原理及应用1 变速恒频发电系统的工作原理 1.1 交流电机的旋转磁场 以单相交流电机为例，单相交流电机有2 个绕组，它们在空间上相差90?正交分布，分别给2 个绕组加入时间上相差90?的交流电。如图1（a）所示，发电机定子上正交分布有2 个绕组，一个是AX，另一个是BY。2 个绕组加上的电流波形如图1（b）所示。我们规定从A 流进X 流出或从B 流进Y 流出为正方向；从X 流进A 流出或从Y 流进B 流出为负方向。 图1 单项交流电机绕组 在t0 时刻，A 绕组上通过的电流为零；B 绕组上通过的电流为负的最大值。根据电磁定律，t0 时刻，两个绕组合成的磁场方向为从左至右方向→。 在t1 时刻，A 绕组上通过的电流为正的最大值，B 绕组上通过的电流为零，根据电磁定律，t0 时刻，两个绕组合成的磁场方向为从上至下方向↓。 在t2 时刻，A 绕组上通过的电流为零，B 绕组上通过的电流为正的最大值，根据电磁定律，t2 时刻，两个绕组合成的磁场方向为从右至左方向←。 在t3 时刻，A 绕组上通过的电流为负的最大值，B 绕组上通过的电流为零，根据电磁定律，t3 时刻，两个绕组合成的磁场方向为从下至上方向↑。 在t4 时刻，正好回到t0 时刻的状态，两个绕组合成的磁场方向为从左至
右方向→。电流变化一个周期，两个绕组合成的磁场旋转一周。 旋转磁场的转速为n=60f/p。 同理，如果三相绕组在空间上按120?对称分布，三相绕组在时间上分别加上相位相差120?的三相交流电。同样要在转子铁芯周围形成一个旋转磁场。 旋转磁场的转速n=60f/p。 其中，f 为三相交流电频率。P 为磁极对数。 1 变速恒频发电系统的工作原理 1.1 交流电机的旋转磁场 以单相交流电机为例，单相交流电机有2 个绕组，它们在空间上相差90?正交分布，分别给2 个绕组加入时间上相差90?的交流电。如图1（a）所示，发电机定子上正交分布有2 个绕组，一个是AX，另一个是BY。2 个绕组加上的电流波形如图1（b）所示。我们规定从A 流进X 流出或从B 流进Y 流出为正方向；从X 流进A 流出或从Y 流进B 流出为负方向。 图1 单项交流电机绕组
整套启动方案(DOC)
目录 一、编制目的 二、编制依据 三、设备系统简介 四、调试内容及验评标准 五、组织分工 六、使用仪器设备 七、锅炉整套启动应具备的条件 八、调试步骤 九、注意事项 十、附件
一、编制目的 锅炉安装结束，经过分部调试之后，进行整套启动试运行，整套启动试运行是锅炉进入正常运行前的必须步骤；通过整套启动试运行，对锅炉所有系统、设备进行全面考核、检验其性能或质量是否达到设计标准；同时，对锅炉及附属设备和系统在设计、制造、安装中存在的问题进行改进或处理，使机组安全、经济、优质地移交生产运行。 二、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》（2009年版）；DL/T 5437－2009。 2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）； 2.3《火电工程启动调试工作规定》；（1996年版） 2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1996年版）； 2.5《二十五项反事故措施》； 2.6《锅炉安装、使用说明书》及随机技术文件； 三、设备系统简介 3.1 锅炉总体概述： 锅炉为自然循环、循环流化床锅炉、室内布置。 锅炉有一个膜式水冷壁炉膛;两个蜗壳式气冷旋风分离器和一个尾部竖井烟道组成。其中尾部竖井烟道上部由汽包墙包覆,下部有护板烟道组成。 在炉膛上部,沿炉膛的宽度方向均匀布置两片屏式过热器。 在尾部竖井里布置有高、低温过热器和省煤器。 在低温过热器和屏式过热器之间;屏式过热器和高温过热器之间布置两级喷水减温器以控制过热器出口额定蒸汽温度。 用来生产蒸汽的热量来自流化床系统。燃烧产生的高温烟气夹带热量通过炉膛向上,通过位于炉膛上部后水冷壁两侧的出口切向进入蜗壳式旋风分离器,粗的物料在旋风分离器内被分离下来后经过与其相连的回料器返回位于布风板之上的密相区,实现循环燃烧。烟气经位于分离器上部的出口烟道,通过尾部包墙过热器前包墙进入尾部竖井烟道,在竖井烟道内,烟气向下冲刷并向四壁及其尾部布置的受热面放热,最后流经烟道下部的空预器后离开锅炉本体。 3.2 炉膛
机组启动试运行调试大纲
机组启动试运行调试大 纲
用心整理的精品word文档，下载即可编辑！！ 8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 3.1 概述 3.2 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 5.1 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 5.2 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
5.3、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 5.4 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 5.5、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 5.6 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 5.6.2 280的自动假同期试验 5.6.3 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
电气专业整套启动调试方案
电气专业整套启动调试方案 四川电力试验研究院 2005年3月 目录 1 目的 (3) 2 编制依据 (3) 3 设备系统简介 (4) 4 组织分工 (5) 5启动试运应具备的条件 (5) 6启动前的准备工作 (7) 7 整套启动试验 (8) 升速过程中的试验 (8) 短路试验 (8) 空载试验 (9) 自动励磁调节器试验 (9) 发电机假同期并网试验 (10) 发电机同期并网试验 (10) 并网带负荷后的试验 (10) 甩负荷试验 (11) 72小时满负荷试运行 (11) 8 安全措施 (11) 1. 目的 为了明确电气专业整套启动调试工作的任务和参建各方职责,规范整套调试项目和程序,使整套启动调试工作有组织、有计划、有秩序地快速顺利进行，全面提高调试工作水平，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，特制定本方案。 机组启动调试是火电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。本方案仅作为电气整套启动调试原则步骤，各参与单位在会签、批准后应遵照执行。 2. 编制依据 . 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 . 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。
. 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 . 原电力工业部颁发的《火电机组达标投产考核标准（1998年版）》电综〔1998〕112号。 . 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。. 原能源部颁发的《继电保护和安全自动装置技术规程》（DL400—91）。 . 《电力系统继电保护和安全自动装置反事故措施要点》。 . 原水电部颁发的《继电保护及电网安全自动装置检验条例》（［87］水电电生字第108号）。 . 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（—92）。. 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》国电发〔2000〕589号。 . 设备制造厂家有关技术说明书和调试大纲。 3. 设备系统简介 本期工程电气一次主系统由一台6MW发电机组，出口电压，通过106开关与本厂10kV单母线系统连接，再通过101开关与全厂总降10KV线路相连入110KV系统，106、101开关设为并网点。高压电机接至厂用10kV母线，低压负荷由站用变压器供电。发电机为杭州发电设备厂生产，冷却方式为密闭循环空气冷却。10KV 开关生产厂家为杭州正泰。二次系统发电机励磁采用自并励静止可控硅励磁方式，装置亦由杭州发电设备厂生产。发电机保护采用南自厂生产的微机型保护装置，发电机并网采用自动准同期方式，装置由深圳智能公司生产。主控室设变电站自动化系统后台，用于监视、控制系统运行状况。 主要设备选型如下： 设备名称型号制造厂主要参数备注 发电机QF-J6-2 杭州发电设备厂Pe=6MW,Ue=, Ie=,COSΦ =, Ile=密闭空冷 10KV 开关KYN28-10 杭州正泰630-25KA 真空开关 发电机 保护PDS-771 南自厂-DC220V ～100V/57V 5A 50HZ 微机型保护励磁调节装置JL-12 杭州发电设备厂～200V –320V -250A 自并励静态励磁 同期 装置SID-2CM 深圳智能～220V 微机型自同期 4. 组织分工 . 整套启动试验应在整套试运组的统一指挥下进行，各有关单位分工明确，职责清楚，并以密切合作、顾全大局的精神完成整套启动的试验工作。 . 发电机与系统第一次并列，由调试所指定专人执行，并网带负荷以后的运行操作和事故处理，由碱厂电厂运行人员按照运行规程和事故处理规程执行。 . 运行人员负责试验中的有关操作。 . 安装人员负责临时试验接线的安装、拆除，负责主要设备的巡视监护。 . 厂家人员到场，负责本设备、装置的运行操作指导及缺陷故障处理。