1#机组整套启动措施.
#1机组电气整套调启动试验方案
（讨论稿）
目录
1、试验目的
2、试验依据
3、系统及设备概述
4、调试范围
5、组织分工
6、使用仪器设备
7、电气试验应具备的条件
8、启动调试前的准备工作
9、启动试验前的检查工作
10、调试工作程序
11、优化措施
12、电气深度调试措施
13、环境、职业健康安全风险因素辨识和控制措施
14、电气专业试验防止事故措施
15、附表（图）
1．试验目的
1.1通过启动试验考核该发电机及电气系统一、二次设备的性能及质量，及时发现并排除缺陷，使机组能够安全顺利地投入运行。
1.2完成电气空负荷启动试验所必需的常规试验项目。
1.3 完成电气带负荷试运所必需的常规试验项目。
1.4 严格按试验标准为电厂运行和检修留下初始资料。
1.5本启动方案适用于1号机电气整套启动调试。
2．试验依据
2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-2009
2.2 《火力发电建设工程调试技术规范》DL/T XXXX-2012
2.3 《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T XXXX-2012
2.4 《火电工程达标投产验收规程》DL/T 5277-2011
2.5 《电业安全工作规程》（第1部分：热力和机械）GB 26164.1-2010
2.6 《电力建设安全工作规程》（第1部分：火力发电厂）DL 5009.1-2002
2.7 相关电力企业编制的发电厂重大反事故措施
2.8 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006
2.9 《继电保护和安全自动装置基本试验方法》GB 7261-2008
2.10 《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB/T 7409.3-2007
2.11 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T 650-1998
2.12 《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》DL/T 843-2003
2.13 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995-2006
2.14 设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料
2.15 设备制造厂图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等
3. 系统及设备简介
山西国锦煤电一期工程建设2×300MW空冷机组，两台机组均采用发电机-变压器-线路组单元接线以220kV出线接入夏家营变电站。
3.1发电机—变压器组保护采用南自公司生产的DGT801和南瑞公司生产的RCS985微机型保护装置，发电机励磁采用国电南瑞的微机励磁系统，同期装置采用国立深圳智能公司的SID-2CM微机型自动准同期装置，快切装置采用国立深圳智能公司的SID-8BT-A型快切装置，220kV线路保护采用南瑞公司生产的RCS-931和南自公司生产的PSL603U微机型保护装置
3.2 220KVGIS其进出线额定电流为1600A，额定短路开断电流为50KA（有效值），额定短路关合电流为125KA（峰值）。其中内附：
断路器：252KV, 1600A，50KA，附弹簧或气动操作机构；
隔离开关：1600A，125KA，附操作机构双接地（其中一组为快速接地开关）；
电流互感器：1250/1A，二次准确级为5P40、5P40、5P40、0.2S 、.2S；800-1600/1A，二次准确级为5P40、5P40、5P40。
电压互感器：额定电压220KV，
变比为220/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1/√3/0.1KV;
氧化锌避雷器：Y10W5-204/532，额定电压220KV，配泄漏电流监测仪。
生产厂家：平高集团有限公司
3.3发电机参数
额定功率：300MW
额定电压：20kV
额定电流：10190A
额定功率因数：0.85滞后
额定频率：50HZ
额定转数： 3000rpm
冷却方式：水-氢-氢
绝缘等级：F(B级温升考核）
定子绕组连接方式：Y
级数：2
励磁方式：自并励静止励磁
额定负载励磁电压：335V
额定负载励磁电流：2575A
额定空载励磁电压：127V
额定空载励磁电流：1020A
生产厂家：哈尔滨电机厂有限责任公司
3.4主变压器参数
型号：SFP10-370000/220
额定容量：370MVA
额定电压：236±2×2.5%/20kV
额定电流：905.2/10681.2A
冷却方式：0DAN
接线组别：YNd11
生产厂家：特变电工沈阳变压器集团有限公司
3.5 高压厂用变压器参数
型号：SFF-50000/20
额定容量:50/31.5-31.5MVA
额定电压：20±2*2.5%/6.3-6.3kV
额定电流：1443/2291-2291A
冷却方式：ONAN/ONAF
接线组别：D,yn1-yn1
生产厂家：天威保变（合肥）变压器有限公司
3.6 励磁变压器参数
产品型号：ZSCB-3150/20
额定容量：3150kVA
额定变比：20/0.69KV
额定电流：90.9/2635.7A
额定频率：50HZ
接线方式：yd11
绝缘等级：F
相数：3相
冷却方式：AN
4．调试范围
4.1 1号发电机、1号主变、1号高厂变及励磁变。
4.2 1号发电机1PT、2PT、3PT、厂变分支PT及发电机中性点PT。
4.3 220kVGIS#1线路间隔。
4.4 6kV 1A分支工作进线、6kV 1B分支工作进线开关。
4.5 与上述设备有关的二次电气设备，包括测量、保护、控制、信号系统、发电机励磁系统以及有关的辅助设备。
5．组织分工
5.1 试验组织形式
成立整套启动领导小组，下设验收组、运行组、维护调试组、安全保卫组。
5.2 各机构职责
5.2.1 领导小组职责：审定和批准启动技术措施，检查启动条件，协调各方面工作，研究解决启动期间发生的问题，安排启动步骤。根据各职能组在启动前的检查、操作和调试的准备情况，安排启动过程，指挥并协调各职能组现场工作。
5.2.2 设备验收组职责：审核启动有关设备的调试报告，审定有关设备的运行条件，监督启动设备的运行性能和调试工作的质量。
5.2.3 运行操作组职责：执行启动运行操作并监视设备运行状态。
5.2.4 维护调试组职责：启动前的调试准备和启动期间的试验工作，分析研究调试中具备启动条件，抢修启动期间可能发生的设备故障和缺陷。
5.2.5 安全保卫组职责：负责审查启动范围内的消防设施应符合有关规定的要求，一旦发生火情，立即组织采取有效的抢救措施。
5.3 各单位分工
5.3.1试运指挥部负责本次启动调试工作。
5.3.2 试验工作由山西世纪中试电力科学技术有限公司、山西电建三公司、山西国锦煤电有限公司分工合作、互相配合、共同进行。
5.3.3整套启动调试由山西世纪中试电力科学技术有限公司负责。
5.3.4山西国锦煤电有限公司负责相应的协调工作。
5.3.5 系统的操作由发电厂运行部负责。由运行人员根据本方案编写操作票，经审定后执行，安装、调试和运行单位派人监护。
5.3.6试验中所需的短路线及其装、拆工作等临时性措施由安装单位负责完成。
6.使用仪器设备
6.1 WFLC 电量分析仪
6.2 MP11相序表
6.3 ML10钳形相位伏安表
6.4 高压核相器
6.5 数字万用表
7、试验应具备的条件
7.1 1号发变组电气部分的一次、二次设备安装调试完毕，符合设计及启动规程的要求，并通过验收签证。
7.2 设备安装、分部试运的技术资料齐全，已经各方验收合格并签证，质检部门检查通过。
7.3 有关试验场所卫生状况良好，道路畅通，照明充足，通讯方便且备有足够的消防器材。
7.4 所有电气设备编号齐全、正确，带电部分标志无误。带电设备外观应清洁干燥，外壳及机座的接地应齐全完好（一次设备的接地点应明显接地）。
7.5 试验用的仪器仪表，记录表格等准备就绪，试验期间的系统方式、并网方案得到批准，机、炉、电的联锁试验已完成。
7.6 试验人员应熟悉本方案，做到分工明确，责任到位。
8.启动调试前的准备工作
8.1 集控室的准备工作
8.1.1 在继电器室备一套有关的电气施工接线图、保护定值单及说明书，以便查阅。（调试）8.1.2 检查主控室至励磁小间、继电器室的通讯正常。（电厂）
8.1.3 在试验位置拉合6kV的1A、1B工作进线开关应正常。（电厂）
8.1.4 DCS至GIS、同期系统、励磁系统、快切系统的指令及信号应正确。（调试）
8.2 继电器室的准备工作
在发变组保护屏将过压保护的定值按0.4Ue，0S设定好；将发电机复压过流保护的时间定值临时整定为0.1S（调试）。
8.3 发电机平台的准备工作
在转子滑环附近将测量转子绝缘电阻、转子交流阻抗及功率损耗的试验仪器、仪表接好。（调试）
8.4 主厂房6.3米层的准备工作
8.4.1 发电机机端与离相母线软连接已连接好。（施工单位）
8.4.2 发电机各端子箱处照明充足，准备事故应急灯。（电厂）
8.4.3 准备若干发电机机端PT一次保险和6kV工作进线分支PT一次保险。（电厂）
8.5 励磁变的准备工作（施工单位）
8.5.1 打开励磁变高压侧与离相母线的连线，使励磁变的高压侧带电部位满足安全距离的要求。
8.5.2 从6kV段备用开关柜用截面为3×95mm2电缆接至励磁变高压侧作为发变组系统启动试验电源。备用开关保护按励磁变容量整定。
8.6 6kV开关室的准备工作
8.6.1 检查6kV母线A、B段工作电源进线开关在试验位置。
8.6.2 准备一副6kV一次系统核相用定相器（调试）
8.7 励磁调节柜（调试）
8.7.1 在励磁调节柜的一侧设置一台“微机录波仪”。用于电气试验的测量、录波、记录，并接入相关回路，检查接线正确。
8.7.2 断开220kV断路器辅助接点至励磁柜接线。
8.7.3 在励磁柜断开交流启励回路电源。
8.7.4 打开励磁直流母线到发电机转子的软连接，防止交流阻抗电源串到励磁回路。
8.7.5 另备数字万用表一只，专用试验线若干。
8.8 220kVGIS#1线路的工作
8.8.1 将220kVGIS#1线路出线套管处的高压引线打开，安全距离满足要求。（施工单位）8.8.2 220kVGIS#1线路出线套管处装设一组短路线（K1短路点），容量按100A考虑。（施工单位）
8.8.3 在发变组保护A、B、C屏保护传动跳201开关应正常。
9. 启动试验前的检查工作
（为缩短电气启动时间，以下工作都应在汽机冲转到3000转之前完成）
9.1 220kVGIS
9.1.1 检查220kVGIS#1线路出线套管处的高压引线已打开，安全距离满足要求。
9.1.2 检查220kVGIS#1线路出线套管处短路线已装好。
9.1.3 检查220kVGIS#1线路间隔内开关、刀闸、接地刀均在断开位置。
9.1.4 合上220kVGIS#1线路间隔PT二次小空开。
9.2 6kV开关室
9.2.1 将励磁变6kV临时电源开关保护按临时定值整定好。
9.2.2 将带励磁变的6kV开关推到试验位置,将跳合闸指令临时引到励磁小间，跳、合闸操作应正常。
9.2.3 用2500V摇表测励磁变高压侧及临时电缆的绝缘电阻应合格。
9.3 励磁调节柜
9.3.1 检查试验接线已准备就绪。
9.3.2 交流启励回路电源已断开。
9.3.3 用500VMΩ表测量励磁主回路的绝缘电阻应大于0.5MΩ。
9.4 励磁变
9.4.1 检查励磁变高压电源侧与封母已可靠断开，保证足够的安全距离。
9.4.2 检查励磁变周围清洁无杂物，温度计指示正常。
9.5 高厂变
9.5.1 检查高厂变周围无杂物,油位正常,接地状况良好，温度计指示正常。瓦斯继电器安装方向正确，其内部气体已放净，各蝶阀均处于开启状态。确认分接头位置正确。
9.5.2 用2500V摇表测高厂变低压侧的绝缘电阻合格。
9.6 主变
9.6.1 检查主变周围无杂物，油位正常，接地状况良好，无渗漏油现象，温度指示正常。瓦斯继电器安装方向正确，其内部气体已放净，各蝶阀均处于开启状态。确认分接头位置正确。
9.6.2 检查主变冷却风机电源已送入，风机起停运转正常。
9.6.3 CT端子箱接线正确、标记正确，螺丝紧固。
9.7 发电机PT CT检查
9.7.1 检查发电机中性点接地变的接线正确。
9.7.2 检查PT、CT端子箱接线完整，螺丝紧固，CT二次无开路，PT二次无短路。PT、CT二次接地正确，PT一次插头接触完好，一次中性点接地可靠。
9.7.3 检查发电机机端PT一次保险完好，检查6kV工作进线分支PT 一次保险完好。
9.7.4 检查发电机机端PT在运行位置，检查6kV工作进线分支PT在运行位置。
9.7.5 确认PT二次击穿保险完好。
9.7.6 合上发电机机端PT二次小开关，合上6kV工作进线分支PT二次小开关。
9.8 发电机
9.8.1 检查发电机机端与离相母线软连接已连接好。
9.8.2 检查发电机出口离相母线短路母排已连接好（K1短路点，见附图）。
9.8.3 检查发电机转子交流阻抗测试接线正确。
9.8.4 确认发电机轴承座绝缘电阻合格。
9.8.5 检查滑环的炭刷应调整研磨使其接触良好。
9.9 继电器室
9.9.1 在保护屏检查其接线完整，螺丝紧固，CT二次无开路现象。
9.9.2 检查保护屏各保护压板投入正确。发变组保护A、B、C屏关主汽门压板退出。
9.9.3 投入保护装置电源。
9.9.4 通知热控解除并网带初负荷功能，退出电气关主汽门保护。
9.9.5 核对保护定值正确。
9.10 集控室
9.10.1 检查控制台后台机信号指示正常。
9.10.2 在DCS远方拉合灭磁开关、201-1刀闸应正常。
10. 调试工作程序
10.1 升速过程中发电机转子交流阻抗试验
10.1.1 冲转前的参数测试
发电机冲转前，测量静态时的转子交流阻抗、绝缘电阻和功率损耗。
10.1.2 升速过程中的参数测试
在汽机升速过程中，分别在转速约500、1000、1500、2000、2500、3000转／分时，测量转子绝缘电阻、交流阻抗和功率损耗。参数要求如下：
10.1.2.1 绝缘电阻值大于1MΩ。
10.1.2.2 交流阻抗符合厂家的要求。
10.1.2.3 功率损耗与静态值相比不应有明显的增加。
注意：每次测完，应先将调压器回零后，再拉刀闸。
10.1.3 交流阻抗参数测完后的恢复工作
10.1.3.1 拆除试验接线。
10.1.3.2 恢复励磁直流回路的软连接。
10.2 发变组短路试验
10.2.1 运行人员合201-1刀闸及201开关，检查合好后断开刀闸及开关的操作电源。
10.2.2 汽机稳定在3000转／分，派人监视发电机、主变等温度变化情况。
10.2.3 确认保护压板投入正确，检查发变组保护 A、B屏中过电压定值已按0.4Ue，0S整定。
10.2.4 在励磁柜进行的操作
10.2.4.1 投入励磁柜交直流工作电源及各功能开关。
10.2.4.2 在就地将励磁方式置"手动"。
10.2.4.3 检查励磁装置在“励磁退出”位置。
10.2.4.4 检查灭磁开关MK 在断开位置。
10.2.4.5 在灭磁开关柜投入MK的控制回路电源开关。
10.2.5 励磁动力电源的投入
10.2.5.1 在6kV开关室将励磁开关临时电源开关推到工作位置。
10.2.5.2 合上6kV励磁变临时电源开关，检查励磁变压器低压侧电压的数值、相序正确。10.2.6 直流母线电压极性检查
10.2.6.1 用万用表监视励磁主回路直流电压。
10.2.6.2 合上MK，投“励磁投入”，增磁，使励磁电压升至30V左右，检查极性正确，断开灭磁开关。
10.2.7 发变组短路特性试验
10.2.7.1 检查主变、高厂变、发电机冷却系统已运行。
10.2.7.2 检查励磁调节器已置“手动”调节方式。
10.2.7.3 检查波形记录仪接线正确，准备录制发变组的短路特性。
10.2.7.4 合上灭磁开关。
10.2.7.5 增磁，发电机电流升起至600A（二次200mA）后，分别在#1线路保护屏、发变组保护屏、励磁柜、变送器屏、录波器屏、电度表屏、远动屏检查CT回路无开路现象，检查发电机、主变差动保护差流应为零。
10.2.7.6 继续增磁，将发电机电流升至额定值10190A(二次3.40A)，发电机、主变及线路各CT电流检查正确，发电机、主变差动保护差流检查正确。检查完后，再减磁，将发电机电流降到零。调节过程中记录Ia、Ib、Ic、UL、IL值,同时校对DCS系统显示值（做上升、下降曲线时，要单方向调整）。
10.2.7.7 断开灭磁开关及励磁变临时电源开关。
10.2.7.8 给上201开关及201-1刀闸的操作回路电源，断开201开关及201-1刀闸，合201-线0刀闸。
10.2.7.9 通知安装拆除K1点短路线。
10.3 发变组空载试验
10.3.1 将发电机过电压定值改为1.1Ue。
10.3.2 分别检查发变组保护A、B屏及#1线路保护屏保护压板投入正确。
10.3.3 运行人员合201开关及201-1刀闸。
10.3.4 派人监视发电机、主变、厂变等一次设备（安全距离以外）。
10.3.5 电压回路检查
10.3.5.1 合励磁变临时电源，合MK，手动增磁，使发电机Uf二次升到50V。检查发电机各PT、
#1线路PT、1A工作进线PT、1B工作进线PT二次电压正确。
10.3.3.2 发电机电压升到额定值(二次100V)以后，测量各屏电压幅值及相位正确。
10.3.3.3 测量#1线路PT二次电压幅值及相序正确。
10.3.3.4 投入#1机同期装置，检查同期装置显示压差、角差应为零，同步点正确。
10.3.4 发电机轴电压测试
10.3.4.1 提取发电机大轴接地碳刷。
10.3.4.2 用高内阻电压表测量发电机轴电压。
10.3.4.3 恢复接地碳刷。
10.3.4.4 检查完毕，减励磁为零，跳开灭磁开关，拉开励磁柜直流控制电源。
10.3.5 发电机空载特性录制
10.3.5.1 合励磁柜直流控制电源，合MK，手动增磁，每升约2000V稍停，直到21kV再减磁，将电压降到最低，调节过程中用波形记录仪记录Uab、Ubc、Uca、UL、IL值录制发电机空载上升及下降曲线。
10.3.5.2 检查完毕，减励磁为零，跳开灭磁开关。
10.3.6 断开201开关及201-1刀闸。
10.3.7 合201-线0刀闸，通知安装恢复#1线路的高压引线，恢复完成后断开201-线0刀闸。
10.4. 发电机定子接地试验（依据12.1中深度调试措施进行）
10.5 恢复励磁变的正式接线
10.5.1 拉开励磁柜直流控制电源，断开励磁变临时电源开关，将开关柜拉至试验位置，在励磁变高压侧挂一组接地线。
10.5.2 恢复励磁变一次正常接线。
10.5.3 拆除励磁电源的高压侧的接地线。
10.5.4 恢复励磁柜起励回路接线。
10.6 励磁调节器特性试验
励磁调节器试验按《励磁系统调试方案》的相关内容进行，试验由调试和厂家技术人员共同完成，其他单位予以配合。
10.7 发电机灭磁时间常数，定子残压及一次相序测量。（调试）
10.7.1 合励磁柜直流控制电源，合MK，手动增磁，直到100V,检查发电机电压在额定值。
10.7.2 波形记录仪起动录波后，跳开灭磁开关，录取灭磁时间常数及转子电压幅值。
10.7.3 在发电机PT二次电压小于1V时测量发电机一次残压，用相序表测一次相序。
注意：1 测量时必须戴绝缘手套，穿绝缘靴。
2 测量时拉开励磁刀闸,专人监盘,专人监护。
10.8 #1线路冲击试验
10.8.1 通知调度#1线路具备冲击条件。
10.8.2 依据调度要求投入#1线路的所有保护，并将主变过流时间由长延时改为短延时。10.8.3 调度分别用线路对侧开关的A、B相冲击，冲击时进行#1线路PT核相。
10.8.4 核相正确后线路对侧合三相，线路带电正常，检查#1线路PT二次电压正确，相充正确。
10.9 假同期试验
10.9.1 确认201-1刀闸在断位。
10.9.2 维持发电机转速3000转/分，合励磁柜直流控制电源，合MK，手动增磁，发电机电压升至额定值。
10.9.3 在DCS用“自动”准同期方式做假同期合闸试验并录波。每次做完后开关均在断位。
10.9.4 减励磁为零，跳开灭磁开关。
10.10 同期并网试验
10.10.1 通知热工恢复DEH并网自动加负荷回路，恢复发变组关主汽门回路。
10.10.2 投发变组保护A、B、C柜中关主汽门保护压板。将发变组保护A、B柜中的过电压保护定值恢复为正式定值。
10.10.3 恢复励磁柜中发电机并网接点。
10.10.4 报请调度：#1发电机组准备并网。
10.10.5 合201-1刀闸。
10.10.6 经调度同意后，用自动准同期方式将#1机并网。
10.10.7 并网带负荷后（20MW左右）检查发电机、主变、201开关CT各二次回路相量正确。相量正确后投入发电机失磁、失步、逆功率、程跳逆功率保护；整定发变组保护装置中3w定子接地保护正确后将其投入。
10.10.8 依调度命令将发电机的复压过流保护时间定值更改为正式定值。
10.11 发电机并网后依据《机组励磁系统调试措施》的相关内容进行励磁调节器的其它试验。
10.12发电机带负荷后的试验
10.12.1 励磁系统做如下试验：励磁调节器通道切换试验，励磁调节器低励限制试验，功率柜均流检查。
10.12.2在发电机带50%、100%负荷时，分别测量发电机轴电压。
10.13．发电机甩无功负荷试验
当发电机具备甩负荷条件时，手动跳201开关，测录甩负荷前后发电机与自动励磁调节
器有关的电气量（U
f 、U
L
）的变化、超调量、振荡次数及稳定时间等。
10.14．发电机168小时试运行
10.14.1发电机满负荷试运行168小时，检查各设备性能、指标、应达到厂家设计要求。10.14.2发电机组按系统要求调整负荷或解列消缺。
12．优化措施
12.1．试验方法及目的
12.1.1试验时在发电机中性点临时加入三相380V电源，做6kV厂用分支静态短路试验（分支短路点如附图K2、K3点）。
12.1.2在发变组整套启动前检查发电机及厂变各CT回路完整性，检查差动回路极性的正确性，为发变组整套启动节约时间。
12.2.试验前的准备工作
12.2.1 1号发电机和1号高厂变软联接已接好。
12.2.2. 将1A工作分支进线、12B工作分支进线开关柜拉出，并将两个短路小车放在试验位置。
12.2.3.检查并紧固所有CT二次回路端子接线螺丝，严防CT回路开路，带电设备的外壳接地应完善可靠。
12.2.4.所需的380V临时电源已接好,电源容量满足要求(300A),开关保护按400A整定。12.3、1号厂用1A工作分支、1B工作分支短路试验
12.3.1. 将1A工作分支短路小车推到工作位置。
12.3.2.合上临时电源开关在发电机中性点加电压380V。
12.3.3.检查发电机各组CT电流正确，厂变高压侧及低压侧1A工作分支各CT回路数值应正确。检查高厂变差动保护接线正确性，测量高厂变差动保护相位，检查差流正确。检查发电机主变差动回路相位，检查差流正确。
12.3.4. 断开临时电源开关。
12.3.5．将1B工作分支短路小车推到工作位置。
12.3.6.合上临时电源开关在发电机中性点加电压380V。
12.3.7.检查厂变高压侧及1B工作分支各CT回路数值应正确。检查高厂变差动保护接线正确
性，测量高厂变差动保护相位，检查差流正确。检查发电机主变差动回路相位，检查差流正确。
12.3.8. 断开临时电源开关，检查表计无电流指示。
12.3.9．将1A工作分支及1B工作分支短路小车拉出。
12.4通知安装拆除发电机中性点的临时电源，恢复正常接线方式。
13.电气深度调试措施
13.1 发电机定子接地试验
13.1.1 检查发变组保护 A、B屏中定子接地保护整定完毕并投入。
13.1.2 检查201-1在断开位置。
13.1.3 发电机、主变、高厂变、励磁变保护投入正确，保护出口跳灭磁开关。
13.1.4 发变组保护 A、B屏定子接地保护中零序电压保护延时改为0.0s。
13.1.5 检查励磁系统已逆变灭磁，断开厂用 6kV励磁变临时试验电源开关。
13.1.6 将发电机A相PT柜中的避雷器柜拉到试验位置。
13.1.7 在A相避雷器高压侧接线柱上接一根接地线模拟单相接地。
13.1.8 合上厂用 6kV励磁变临时试验电源开关。
13.1.9 合上灭磁开关，用手动方式增磁升发电机机端电压至发变组保护 A、B屏定子接地保护动作，在保护屏、故障录波器屏记录动作时刻发电机机端开口三角及发电机中性点零序电压值，并与保护定值核对应一致。
13.1.10 试验结束后灭磁，跳开灭磁开关，断开厂用 6kV励磁变临时试验电源开关。
13.1.11 将发电机A相PT柜中的避雷器柜拉到试验位置,拆除A相避雷器高压侧接线柱上的接地线。
13.1.12 恢复定子接地保护定值，试验完成。
13.1.13 试验注意事项:试验时若升压至定子接地保护定值而保护不动作，应立即逆变灭磁，查找原因，不可盲目继续升压，升压过程中应透过窥视孔密切监视发电机本体及接地点运行情况，同时观察故障录波屏中发电机中性点零序电流的大小，接地电容电流一次值不宜超过1安培安全值。
13.2 1号机组逆功率保护跳闸试验（此试验在发电机并网第一次停机时进行）
13.2.1 将发变组保护A、B柜逆功率T2跳闸时间临时改为1S。
13.2.2 将ETS动作后联跳发电机保护压板退出（热工保护）。
13.2.3 将发变组保护A、B柜程跳逆功率保护压板退出。
13.2.4 通知汽机降发电机负荷至逆功率保护动作，电气专业观察发变组保护A、B屏逆功率保护动作，201开关及灭磁开关跳开。在保护屏、故障录波器屏记录动作时刻逆功率的数值，并与保护定值核对应一致。
13.2.5 试验结束后将逆功率时间定值恢复原定值，将发变组保护A、B柜程跳逆功率保护压板投入。
13.2.6 试验注意事项：试验时若定值达到了逆功率保护动作值，在规定时间内逆功率未动作，应立即手动按紧急跳闸按钮，联跳主开关，同时联跳灭磁开关。防止发电机长时间逆功率运行。
13.3 1号机组程序逆功率停机试验
程序逆功率停机试验是与其它专业相互配合共同进线的一个试验项目，将程序逆功率停机试验安排在机组停机之前进行。
13.3.1 程序逆功率停机试验的条件
13.3.1.1 检查电气所有保护（电量与非电量保护）均应正常投入。
13.3.1.2 确认主汽门位置接点接触可靠，至发变组保护A、B屏的主汽门位置接点正确。13.3.2 程序逆功率停机试验程序
13.3.2.1 试验注意事项
试验时若主汽门完全关闭后程序逆功率保护不动作，应立即手动按紧急跳闸按钮，联跳主开关，联跳各分支工作电源开关，启动快切装置，自动合各分支备用电源开关，同时联跳灭磁开关。防止发电机长时间逆功率运行。
13.3.2.2 程序逆功率保护定值检查
a. 将ETS动作后联跳发电机保护压板退出（热工保护）
b. 汽机专业将发电机负荷减至最小，汽机专业手动打闸。电气专业观察发变组保护A、B屏程序逆功率保护动作，跳开主开关，联跳各分支工作电源开关，启动快切装置，自动合各分支备用电源开关，同时联跳灭磁开关。在保护屏、故障录波器屏记录动作时刻逆功率的数值，并与保护定值核对应一致。
13.3.2.3 试验结束后按照正常停机程序停机。
13.4 1号机组并网带负荷状态下厂用电源切换试验(25%负荷时)
13.4.1 厂用电源切换试验的条件
13.4.1.1 检查电气所有保护（电量与非电量保护）均应正确投入。
13.4.1.2 厂用电源一次定相试验
高压厂用6kV工作电源与6kV备用电源一次定相
将6kV厂用1A段工作电源进线开关拉至检修位置，分别用核相棒在6kV厂用1A段工作电源进线开关的上下口之间进行一次定相，同相间电压应为零。
将6kV厂用1B段工作电源进线开关拉至检修位置，分别用核相棒在6kV厂用1B段工作电源进线开关的上下口之间进行一次定相，电压值应正确。
13.4.1.3 分别测量厂用6kV 1A段、1B段工作进线PT与备用进线PT的二次电压幅值、相序，并进行二次侧电压定相。
13.4.2 1号机组并网带负荷状态下厂用电切换试验注意事项
切换前做好事故预想，做好措施防止厂用电源切换不成功带来的影响。
厂用电源快速切换装置带负荷切换试验前，测量6kV母线电压与工作分支电压的压差、相角差。如压差、相角差符合切换要求即可以进行切换。
13.4.3 厂用电源切换试验步骤
6kV 厂用1A段、1B 段分别进行切换试验，试验步骤如下：（以6kV厂用1A段为例说明，1B段与6kV 厂用1A段切换步骤一致）
切换试验前6kV厂用1A段运行方式如下：6kV厂用1A段工作电源进线开关在断开位置，备用电源进线开关合位，工作分支、备用分支、母线PT 均在工作位置。
检查 6kV 厂用1A 段快切装置面板显示电压，断路器位置，PT 位置正确，无闭锁及其它异常情况，检查两侧电源相位差及电压差，如两侧电源电压差（可通过改变启备变分接头位置来满足压差需要）在允许范围内，检查快切装置屏上断路器的跳合闸压板均在投入位置，快切装置选择并联方式。在DCS画面启动厂用6kV 1A段快切装置，快切装置自动合6kV 厂用1A 段工作电源进线开关，断开6kV 厂用1A 段备用电源开关。在快切装置屏后短接事故切换接点，模拟保护动作启动6kV 厂用1A 段快切装置，装置自动跳开6kV厂用1A段工作电源进线开关，合6kV厂用1A段备用电源进线开关，以上试验结束后，按照要求调整运行方式。
13. 环境、职业健康安全风险因素辨识和控制措施
13.1 本项目可能造成不良环境因素
无
13.2 本项目可能出现的危险源识别
13.2.1 生产工作场所未戴或未正确佩戴安全帽。
13.2.2 调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全，楼梯、照明不完好。
13.2.3 生产场所未按照规定着装。
13.2.4 继电保护装置调试与投运。
13.2.5 高电压试验过程中违章操作，安全措施不完全。
13.3 对可能出现的危险源采取的控制措施和应急预案
13.3.1 在生产工作场所配备足够安全帽，要求所有调试人员正确佩戴安全帽。
13.3.2 进入现场时，注意警戒标志，对明显危及人生安全的工作场所禁止进入，照明不良的场所不得进入工作。
13.3.3 生产场所按规定着装。
13.3.4 运行环境温度、湿度、电磁辐射等保持在制造厂许可的技术条件内，并注意防尘、防污。
13.3.5 严格执行操作票、工作票制度，防止电气误操作。
13.3.6 做好反事故预想，防止发电机损毁、继电保护误动等事故。
13.3.7 在试验中若发生事故等紧急情况，试验和操作人员可不经请示，采取措施跳开灭磁开关，断开试验电源。
13.3.8 试验电源应有明确标示，并做好隔离工作，试验完成后及时恢复。
13.3.9 做好电缆孔洞的防火封堵工作，配备足够的消防器材。整套启动期间应有一定数量的专职消防人员及医护人员在场以应付可能出现的异常情况。同时加强保安、安监人员的作用，防止意外发生。
13.4 本项目中安全组织措施
13.4.1 所有参加本次试验人员应熟悉本措施，并熟悉受电系统和设备的运行规程。试前要任务明确，试验时要精力集中，服从统一指挥，不得擅自离开自己的岗位，如要改动接线或更动设备，一定要事先征得试验负责人同意。
13.4.2 试验前应由建设单位、生产单位、施工单位及调试单位联合对电气一、二次设备进行检查，以便提早发现隐患及时处理。试验中如发现异常要及时汇报，如遇设备操作问题，应听从调试人员指挥。
13.4.3 在整个试验过程中，每个参加试验的人员和与试验有关的人员始终应遵守《电力安全工作规程》的有关规定，不得违反。所有人都有权有责任制止任何违反电力安全规程的行为。
13.4.4 为确保试验的安全进行，首次投入运行的设备均由调试人员负责指挥操作，已运行的电气设备由电厂运行人员负责操作。所有的操作均应严格执行有关操作规程。
13.4.5 试验期间应由安装单位派人对主要电气设备进行监护，有异常情况立即向现场指挥人员报告。
13.4.6 所有在带电设备上的试验须至少由两个人来完成，并做好安全措施。
14. 电气试验防止事故措施
14.1 电气安全措施概述
为保证机组整套启动电气试验及168小时试运的顺利进行，防止电气一次设备和二次设备发生损坏，以及发生人身伤亡事故，根据国家电网公司18 项反措和有关规程，特编写了整套启动电气防止事故的安全措施。
14.2 防止电气事故的措施
14.2.1 试验前应由运行单位、施工单位、监理单位及调试单位四方各派有关人员联合对电气
一、二次设备进行仔细检查，以便提早发现隐患。
14.2.2 为确保试验的安全进行，凡首次投入运行的电气设备均由电厂运行人员操作，调试人员负责监护，已运行的电气设备由电厂运行人员负责操作，所有操作均应严格执行有关操作规程
14.2.3 试验期间应由安装单位派人对主要电气设备进行监护，一旦有异常应立即向现场指挥人员报告。
14.2.4 所有操作和试验工作须至少由两人来完成，并做好安全措施。
14.2.5 试验期间应有一定数量的专职消防人员及医护人员在场以应付出现的非常情况。14.2.6 防误闭锁装置应与主设备同时投运，防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经启动试运总指挥批准。
14.2.7 加强继电保护工作，主保护装置应完好并正常投入，后备保护可靠并有选择性的动作，投入开关失灵保护，严防开关拒动、误动扩大事故。
14.2.8 厂内重要辅机，如送风机、引风机、给水泵等，电动机事故按钮要加装保护罩，以防止误碰造成停机事故。
14.2.9 变压器的本体重瓦斯保护应投跳闸，若需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，并经启动试运总指挥批准，并限期恢复。
14.2.10 自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在给定的范围内，严禁发电机在手动励磁调节下长期运行，在手动励磁调节运行期间，在调节发电机的有功负荷时，必须先适当调节发电机的无功负荷，以防止发电机失去静态稳定性。
14.2.11 启动前发电机组有关的一、二次设备安装工作应全部结束，并经验收合格。发电机、主变压器、高压厂用变压器、励磁变压器等一次设备及相应二次设备的各项常规试验已完成，发变组所有保护应按定值通知单的要求整定完毕，传动试验验收合格。
14.2.12 发电机氢冷却系统检漏试验合格。
14.2.13 发电机断水保护试验合格。
14.2.14 发电机励磁调节器静态调试完毕。
14.2.15 发电机励侧端盖轴承座绝缘检查合格。
14.2.16 发变组故障录波装置调试和校验完毕。
14.2.17 发电机自动准同期装置静态调试及其与汽机调速、自动励磁调节器的相应动作试验完毕。
14.2.18 封闭母线耐压试验及封闭母线微正压系统检漏试验合格。
14.2.19 发电机冷却水系统和水质合格，发电机、主变压器、高压厂用变压器测温装置等，在启动前应全部进行核对。
14.2.20 主变压器、高压厂用变压器及励磁变压器冷却通风系统，应保证处于良好状态，可随时启用。
14.2.21 电气与机、炉、热工之间的联锁、保护联动、联络信号应正确可靠。
14.2.22 高、低压备用电源，UPS不停电电源，保安电源、事故照明经严格试验应处于完好状态，确保可靠。事故保安电源应实际模拟失电，做带负荷自投试验，确保可靠。
14.2.23 交、直流润滑油泵，交、直流密封油泵，顶轴油泵，冷却水泵，盘车装置等应保证在各种状态下正确可靠地起停。
14.2.24 直流系统绝缘良好，运行可靠，电流、电压调节及蓄电池容量符合技术要求，蓄电池充放电试验及带大负荷运行良好。
14.2.25 在集控室装一部直通励磁小间的临时电话，以便通讯联系，各投入运行设备场地清洁、道路通畅、瓷瓶清扫、电缆沟盖板盖好、孔洞堵死，通讯及消防设施完善、齐备，发电机附近的消防器材应严格检查，保证随时使用，主变、高压厂用变的事故排油，应能畅通排出至事故油坑。
14.2.26 所有电气设备的名称、编号、标志牌应清晰准确，室内外高压设备的门窗、栅栏等均应关闭好，并应挂上相应的警告标示牌且加锁。
14.2.27 短路试验前将发电机过电压保护定值临时改为0.4Ue， 0 秒跳励磁开关，空载试验前将发电机过电压保护定值临时改为1.1Ue，0秒跳励磁开关，以防试验期间过电压，并网前恢复正式定值。
14.2.28 试验前解除发电机联跳汽轮机的联锁，将热工DEH“发电机并网带初负荷”信号强制为解列位置，防止假同期试验时汽机超速，机组并网前恢复。
新机组整套启动检查表
新机组整套启动前生产条件检查表 检查项目检查内容定子绕组在槽内和端部（包括1.1. 引线）的固定应良好检查方法查阅资料，现场询问及检查检查依据1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》 2.《大型汽轮发电机定子绕组端部动态特性的测量及评定》（DL/T735-2000）1.2 定子绕组的鼻部绝缘和手包绝缘可靠定子铁芯即定子端部固定构1.3. 件紧固良好，有可靠的防松动措施定子铁芯无松动、断裂等情况1.4. 查阅资料，现场询问及检查查阅资料，现场询问及检查查阅资料，现场询问及检查1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》2.《发电机反事故技术措施》(水电部[86]电生火字第193 号文附件）1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》2.《发电机反事故技术措施》(水电部[86]电生火字第193 号文附件1）护环、风扇、滑环和转子锻件1.5. 等旋转不见无裂纹、无腐蚀等异常情况不存在电气出厂、交接试验漏1.6. 项、降标或缺陷未能及时处理的问题防止内冷水路堵塞的反措健1.7. 全并落实查阅资料，现场询问及检查查阅资料，现场询问及检查查阅资料，现场询问及检查1.《火力发电厂金属技术监督规程》（DL438-2000）2.《发电机反事故技术措施》(水电部[86]电生火字第193 号文附件）1.《电力设备预防性试验不》（DL/T596-1996) 2.《电气装置安装工程电气设备交接试验规程》（GB50150-91）1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》2.《汽轮发电机运行规程》（国电发[1999]597 号文）检查情况整改建议1．发电机和高压电动机检查项目 1.8. 1.9. 检查内容防止发电机漏水事故的反措健全并落实防止异物浸入发电机内的措施落实防止发电机、封闭母线等处氢爆和着火的技术措施全面落实检查方法查阅资料，现场询问及检查查阅资料，现场询问及检查查阅资料，现场询问及检查检查依据 1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》1.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则和检查要点》2.《发电机反事故技术措施》(水电部[86]电生火字第193 号文附件）3.《汽轮发电机运行规程》（国电发[1999]597 号文）4.《防止国产氢冷发电机封闭母线爆破事故技术措施》（水电部[87]电生火字第8 号文附件）检查情况整改建议1.10. 防止定、转子局部过热的有关1.11. 反措全部落实查阅资料，现场询问及检查1.《防止电力生产重大事故的二
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
××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通用版
解决方案编号：YTO-FS-PD169 汽轮机电气整套启动方案通用版 The Problems, Defects, Requirements, Etc. That Have Been Reflected Or Can Be Expected, And A Solution Proposed T o Solve The Overall Problem Can Ensure The Rapid And Effective Implementation. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards
汽轮机电气整套启动方案通用版 使用提示：本解决方案文件可用于已经体现出的，或者可以预期的问题、不足、缺陷、需求等等，所提出的一个解决整体问题的方案（建议书、计划表），同时能够确保加以快速有效的执行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。 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》；
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；
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
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
#5机组整套启动前汇报材料
********发电有限公司二期扩建1×660MW机组工程#5机组整套启动前质量监督检查 施工情况汇报 ****集团****省电力建设第****工程公司 二零一四年十月 ********电厂二期扩建工程 #5机组整套启动试运前施工情况汇报
各位领导、各位专家： 首先，我代表****电建****公司向前来参加********电厂二期扩建工程#5机组整套启动试运前质量监督检查的各位领导、各位专家表示热烈的欢迎！向在本工程建设中给予我们关心支持、指导帮助和友好协作的各单位，表示衷心的感谢！下面我对********电厂二期扩建工程#5机组整套启动试运前施工、质量、安全情况，向大家作简要汇报，敬请各位领导、各位专家提出宝贵意见。 一、工程概况 ********电厂二期扩建工程位于****省****市，本期工程装设一台660MW超临界参数燃煤汽轮发电机组。 主厂房采用清水混凝土框架结合钢次梁结构，外护采用彩钢板封闭，集中控制楼为钢筋砼结构。汽机房各楼层主要为钢筋混凝土现浇楼层。主厂房运转层平台13.7m。厂房纵向总长110m。 ****大主机厂家为哈尔滨锅炉厂、哈尔滨汽轮机厂和哈尔滨电机厂。 锅炉：********发电有限公司二期扩建1×660MW机组锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发、设计、制造的660MW褐煤超临界锅炉，锅炉为超临界、变压运行直流炉、不带启动循环泵、单炉膛、一次再热、平衡通风、墙式四角切圆燃烧、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型。 汽轮机：********发电有限公司二期扩建1×660MW机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产，为超临界、单轴、****缸四排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机，型号为CN660-24.2/566/566。推力轴承位于前轴承座内，为单独结构的滑动式自位推力轴承，机组膨胀死点设在1号低
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
整套启动方案
内蒙古恒业成有机硅热电站项目作业指导书 录 目 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。
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
机组启动试运行方案
机组启动试运行方案 批准： 审核： 编写： 2009年6月9日
机组启动试运行方案 1充水试验 1.1充水条件 1.1.1确认坝前水位已蓄至最低发电水位。 1.1.2确认进水口闸门、尾水闸门处于关闭状态。确认机组各进人门已关闭牢靠，各台机组检修排水阀门已处于关闭状态，检修排水廊道进人门处于关闭状态。确认调速器、导水机构处于关闭状态，接力器锁定已投入。确认空气围带、制动器处于投入状态。 1.1.3确认全厂检修、渗漏排水系统运行正常。 1.2尾水流道充水 1.2.1利用尾水倒灌入检修排水廊道，然后打开机组尾水检修排水阀向尾水流道充水，在充水过程中随时检查水轮机导水机构、转轮室、各进人门、伸缩节、主轴密封及空气围带、测压系统管路、发电机定子、灯泡头、流道盖板等的漏水情况，记录测压表计的读数。 1.2.2充水过程中必须密切监视各部位的渗漏水情况，确保厂房及机组的安全，一旦发现漏水等异常现象时，应立即停止充水并进行处理。充水过程中应检查排气情况。 1.2.3待充水至与尾水位平压后，将尾水闸门提起。 1.3进水流道充水 1.3.1提起进水闸门，以闸门节间充水方式缓缓向进水流道充水，监视进水流道压力表读数，检查灯泡体、管形座、框架盖板、导水机构及各排水阀等各部位在充水过程中的工作状态及密封情况。 1.3.2观察各测压表计及仪表管接头漏水情况，并监视水力量测系统各压力表计的读数。 1.3.3充水过程中检查流道排气是否畅通。 1.3.4待充水至与上游水位平压后，将进水口闸门提起。 1.3.5观察厂房内渗漏水情况及渗漏水排水泵排水能力和运转可靠性。 1.3.6将机组技术供水管路系统的阀门打开，启动供水泵，使压力水通过各冷却水管路，检查管路阀门、各接头法兰通水后的工作情况。
余热发电汽机整套启动方案
纯低温余热1刈MW机组汽轮机启动调试方案
一编制目的 (4) 二编制依据 (4) 三设备系统简介 (4) 四调试应具备条件 (6) 五组织分工 (7) 六调试步骤 (8) 七安全注意事项 (16)
1 目的 为加强余热发电1 x 9MV机组的调试工作管理，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，确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，根据电厂机组的实际情况，特制定本方案。 同时，机组的启动调试是基建工程的最后一道工序，通过启动调试使机组达到设计要求和验标规定的技术指标。 2 依据 2.1 《火力发电基本建设工程启动及验收规程（1996）及相关规程》 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 《电力建设施工及验收技术规范》 2.5 《凝汽式汽轮机使用说明书》 3 设备系统简介 3.1 主机规范 本机为杭州汽轮机股份有限公司生产的N6-1.7 型单缸直联冷凝式汽轮机 3.1.1 汽轮机技术规范 功率9000kW 转速3000r/min 转向顺汽流方向看为顺时针 转子临界转速?1760r/mi n 进汽压力: 1.7Mpa 进汽温度400 C 冷凝压力0.007Mpa
额定工况时保证汽耗: 4.5kg/kw .h 汽轮机工作时轴承最大振动（外壳上）0.05mm 汽轮机过临界转速时轴承最大振动（外壳上） 0.100mm 3.1.2 结构概述 汽轮机通流部分由一个复速级和九个压力级组成。盘车装置装于后轴承座盖上，电机驱动，扳动手柄，通电后盘动转子。 3.2 汽水管路及有关部套 3.2.1 主蒸汽系统 来自锅炉的新蒸汽经隔离阀, 速关阀进入汽轮机蒸汽室, 然后由调节阀控制进入汽轮机通流部分作功。蒸汽膨胀作功后, 乏汽排入凝汽器凝结成水, 由凝结水泵泵出经省煤器加热后至除氧器。凝汽器上装有安全膜板, 当凝汽器内压力过高时,膜板破裂向空排放。 3.2.2 汽封管路 汽轮机前后汽封均采用高低齿齿封结构, 可有效阻止蒸汽轴向泄漏。前汽封第一段漏汽引至除氧器, 第二段漏汽和后汽封相连用以封汽。 3.2.3 回热抽汽系统除氧用汽开在汽缸上的前汽封漏汽口抽出, 供除 氧器用汽。 3.2.4 真空抽汽系统为保证凝汽器内有一定的真空度, 及时抽出凝汽 器内不凝结气 体, 系统设置有两台并联射水抽气器可以互相切换使用。 3.2.5 疏水系统 汽缸疏水, 汽封管路疏水, 抽汽管路疏水及速关阀杆疏水, 引至疏水膨胀箱。疏水汇集按如下次序: 压力最高的疏水离疏水膨胀箱或凝汽器最远。疏水管不得绕过关闭阀。须注意, 水或蒸汽切不可从疏水管倒流到汽轮机中。 3.2.6 循环水系统循环水系统用户可根据自身特点或条件选择开式或闭式循环水系统, 循环水由循环水泵加压打入凝汽器, 形成水循环冷却系统。
(最新整理)5机组启动试运行计划方案
惠州市联和水电站增效扩容改造工程机组启动试运行计划及方案 惠州市弘基水利工程有限公司 2016年2月
目录 一、工程概况 (1) 二、机组启动试运行计划安排 (1) 1、设立试运行组织机构 (1) 2、试运行工作程序 (3) 3、启动试运行工作时间安排 (3) 三、机组启动试运行方案 (4) 1、充水试验 (4) 2、机组启动和空转试验 (5) 3、机组自动开停机试验 (9) 4、发电机及发电机带主变升流试验 (11) 5、发电机单相接地试验及升压试验 (13) 6、发电机空载下的励磁调整和试验 (15) 7、机组同期并网试验 (16) 8、机组负荷试验 (18) 9、机组带负荷72h连续试运行 (20)
一、工程概况 增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4×500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。 在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SFＷ630-8/990发电机。每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。
汽轮机电气整套启动方案示范文本
汽轮机电气整套启动方案 示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮机电气整套启动方案示范文本使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 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 3.1. 发电机 型号：QFW-15-2 额定功率：15MW 额定电压：10500V 额定电流：1031A 额定励磁电流：259A 冷却方式：空冷
机组启动试运行计划方案
市联和水电站增效扩容改造工程机组启动试运行计划及方案 市弘基水利工程 2016年2月
目录 一、工程概况 (1) 二、机组启动试运行计划安排 (1) 1、设立试运行组织机构 (1) 2、试运行工作程序 (3) 3、启动试运行工作时间安排 (3) 三、机组启动试运行方案 (4) 1、充水试验 (4) 2、机组启动和空转试验 (5) 3、机组自动开停机试验 (9) 4、发电机及发电机带主变升流试验 (11) 5、发电机单相接地试验及升压试验 (13) 6、发电机空载下的励磁调整和试验 (15) 7、机组同期并网试验 (16) 8、机组负荷试验 (18) 9、机组带负荷72h连续试运行 (20)
一、工程概况 增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4×500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。 在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SFＷ630-8/990发电机。每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。 二、机组启动试运行计划安排 1、设立试运行组织机构 联和水库电站增效扩容改造工程1#和2#机组于2016年2月1日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的2台机组进行启动试运行。为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。试运行小组由项目法人组织电站管理单位、设计单位、施工单位、监理单位、生产运行和设备制造厂总代表等组
汽轮机整套启动调试方案
目录 1. 目的 (1) 2. 依据 (1) 3. 设备系统简介 (1) 4. 调试内容及验评标准 (2) 5. 组织分工 (3) 6. 使用仪器设备 (3) 7. 整套启动应具备的条件 (3) 8. 整套启动程序及原则 (5) 9. 首次整套启动操作步骤 (6) 10 主要设备及系统投入要点 (9) 11冷热态启动方式划分 (9) 12. 停机操作 (10) 13 安全注意事项 (12)
1. 目的 为加强茂县潘达尔硅业有限责任公司,2×33MVA工业硅矿热炉余热发电工程调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、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，特制定本方案。 机组整套启动调试是基建工程的最后一道工序，通过整套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试运导则，提供了机组调整试运指导性意见，各参建单位可遵照执行。 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》（2006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》（1992年版） 2.5制造厂家及设计院相关资料。 3. 设备系统简介 3.1 工程概况 茂县潘达尔硅业有限责任公司2×33MVA工业硅矿热炉余热发电工程，其汽轮发电机组为青岛节能汽轮机集团股份生产的N12-3.43型凝汽式汽轮机。 3.2 汽机本体简介 汽轮机组为N12-3.43型凝汽式汽轮机为单缸非调整抽汽凝汽式汽轮机。额定功率12MW，经济功率12MW。 本汽轮机单缸凝汽式汽轮机，本体主要由转子部分和静子部分组成。转子部分包括主轴、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。 汽轮机通流部分由一级双列调节级和11个压力级，共13级组成。汽缸下部有加热器用回热抽汽口。汽缸和排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。排汽接管内设有喷水管，当排汽室温度超限是，喷入凝结水，降低排汽温度。调节汽阀为群阀提板式，提升杆通过杠杆与高压油动机活塞杆连接 汽封分通流部分汽封，隔板汽封，前后汽封。 汽轮机前轴承和推力轴承成一体，组成联合轴承。安装在前轴承座内。
1#机组整套启动措施要点
#1机组电气整套调启动试验方案 （讨论稿）
目录 1、试验目的 2、试验依据 3、系统及设备概述 4、调试范围 5、组织分工 6、使用仪器设备 7、电气试验应具备的条件 8、启动调试前的准备工作 9、启动试验前的检查工作 10、调试工作程序 11、优化措施 12、电气深度调试措施 13、环境、职业健康安全风险因素辨识和控制措施 14、电气专业试验防止事故措施 15、附表（图）
1．试验目的 1.1通过启动试验考核该发电机及电气系统一、二次设备的性能及质量，及时发现并排除缺陷，使机组能够安全顺利地投入运行。 1.2完成电气空负荷启动试验所必需的常规试验项目。 1.3 完成电气带负荷试运所必需的常规试验项目。 1.4 严格按试验标准为电厂运行和检修留下初始资料。 1.5本启动方案适用于1号机电气整套启动调试。 2．试验依据 2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-2009 2.2 《火力发电建设工程调试技术规范》DL/T XXXX-2012 2.3 《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T XXXX-2012 2.4 《火电工程达标投产验收规程》DL/T 5277-2011 2.5 《电业安全工作规程》（第1部分：热力和机械）GB 26164.1-2010 2.6 《电力建设安全工作规程》（第1部分：火力发电厂）DL 5009.1-2002 2.7 相关电力企业编制的发电厂重大反事故措施 2.8 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-2006 2.9 《继电保护和安全自动装置基本试验方法》GB 7261-2008 2.10 《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB/T 7409.3-2007 2.11 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T 650-1998 2.12 《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》DL/T 843-2003 2.13 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995-2006 2.14 设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料 2.15 设备制造厂图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等 3. 系统及设备简介 山西国锦煤电一期工程建设2×300MW空冷机组，两台机组均采用发电机-变压器-线路组单元接线以220kV出线接入夏家营变电站。 3.1发电机—变压器组保护采用南自公司生产的DGT801和南瑞公司生产的RCS985微机型保护装置，发电机励磁采用国电南瑞的微机励磁系统，同期装置采用国立深圳智能公司的SID-2CM微机型自动准同期装置，快切装置采用国立深圳智能公司的SID-8BT-A型快切装置，220kV线路保护采用南瑞公司生产的RCS-931和南自公司生产的PSL603U微机型保护装置