整套调试措施.

1、山西世纪中试电力科学技术有限公司 侯马2×300MW热电联产工程调试文件目 录1 概述12 调试依据13 调试工作质量目标34 设备简介44.1 汽轮机设备规范44.2 系统简介55 调试应该具备的条件76 调试方法及作业程序96.1 机组启动96.2 机组带负荷步骤126.3 停机步骤156.4 额定参数停机176.5 机组紧急停机196.6 停机惰走参数测定216.7 真空严密性试验227 调试用仪器仪表清单228 调试安全注意事项238.5 调试中的安全控制点。239 调试组织分工239.1 安装单位249.2 生产单位249.3 调试单位249.4 监理单位2410 质量控制

2、措施2411 环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施2511.1 环境因素识别与控制2511.2 职业健康识别与控制2511.3 危险点、危险源辨识与控制措施2512 附录27附录1 危险源辩识、控制措施卡（1/2）28附录2 系统试运条件检查确认表30附录3 调试措施交底记录表31附录4 安全技术交底表32附录5 机组惰走曲线测定记录33 附录6 机组调汽门严密性试验34 附录7 真空严密性试验记录表35附录8 机组整套试运汽轮发电机组轴振记录表36附录9 机组额定负荷时主要运行参数记录表37附录10 机组整套启动试运过程记录表39附录11 机组168小时连续满负荷试运电量统计表40附录

3、12 机组168小时连续满负荷每日试运曲线（1-7）41附录13 机组整套启动试运经济技术指标统计表42附录14 主机连锁试验卡431 概述 山西漳泽电力侯马热电分公司汽轮发电机组由东方汽轮机厂生产的汽轮机、哈尔滨汽轮发电机有限公司生产的水氢氢冷发电机、哈尔滨锅炉有限责任公司生产的锅炉以及辅助设备配套组成。机组的整套调试工作由山西世纪中试电力科学技术有限公司，汽机室负责汽轮机专业的启动调试工作。 整套启动调试工作是电厂投产发电的一个关键阶段，其基本任务是使新安装机组按启规安全顺利完成整套启动并移交生产，投产后能安全稳定运行，形成生产能力，以充分发挥投资效益。 整套启动中，汽机调试包括全面的系统

4、投运、大量的试验调整工作，必须认真准备精心组织，并作好周密的计划安排，尤其是应考虑直接空冷对汽轮机组的影响及300MW直接空冷机组的投运是否能为日后的空冷机组投运提供技术保证的问题，意义特别重大。因此，整套启动调试工作应按照国家标准和部颁规程、规范的要求进行。并参照设计、设备制造、技术合同规定以及设备技术文件的要求实施。整套启动调试工作应在启动试运指挥机构的领导下，根据设计和设备特点，合理的组织、协调、实施启动试运工作。2 调试依据2.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程【DL/T5437-2009】2.2 火力发电建设工程调试技术规范DL/T 5294-20132.3 火力发电建设工程调试

5、质量验收及评价规程DL/T 5295-20132.4 火电工程达标投产验收规程DL/T 5277-20112.5 火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件DL/T 996-20062.6 火力发电建设工程机组甩负荷试验导则DL/T 1270-20132.7 电厂运行中汽轮机油质量GB/T 75962.8 电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则DL/T 5712.9 汽轮发电机漏水、漏氢的检验DL/T 6072.10 氢冷发电机氢气湿度的技术要求DL/T 6512.11 汽轮机调节控制系统试验导则DL/T 7112.12 电力建设施工及验收评价规程第3部分：汽轮发电机组【DL/T 5210.320

6、09】2.13 电力建设施工及验收评价规程第4部分：热工仪表及控制装置【DL/T 5210.42009】2.14 电力建设施工及验收评价规程第5部分：管道及系统 【DL/T 5210.52009】2.15 电力建设工程质量监督规定(2005版) 【电建质监（2005） 52号】2.16 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分） 【DL5009.12002】2.17 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 【国电发2002598号】2.18 火电机组达标投产考核办法（2006版）2.19 电业安全工作规程第1部分：热力和机械 【GB 26164.1-2010】2.20 电业安全工作规程第2部分：发

7、电厂和变电站 【GB26860-2011】2.21 电力建设安全健康与环境管理工作规定（2008版） 2.22 建设工程项目管理规范【GB/T 50326-2006】2.23 工程建设强制性条文（2011版） （电力工程部分） 2.24 国家电网公司安全工作规程（火电厂动力部分） 【国家电网安监2008 23号】2.25 电力工程达标投产管理办法（2006版）2.26 质量管理体系要求 【GB/T 19001-2008】2.27 职业健康安全管理体系 要求 【GB/T 28001-2011】2.28 环境管理体系要求及使用指南【GB/T 24001-2004】2.29 汽轮机启动调试导则 【D

8、L/T863-2004】2.30 工程调试大纲2.31 设计院设计图纸2.32 设备制造厂供货资料及有关设计图纸、说明书 2.33 发电集团相关规定3 调试工作质量目标3.1 检查各系统设备的设计制造质量，应符合合同的有关规定，及合同规定中所要求依据的标准，并能满足运行操作安全可靠、检修方便的要求。3.2 检查各设备的安装质量，应符合设计图纸及制造厂技术文件的要求。3.3 试验检查调整考核各项设备的性能，应符合制造厂和电厂运行的要求。3.4 吹扫或冲洗各系统达到充分洁净，以保证机组安全经济地投入运行。3.5 主/辅机设备、热工仪表、电气仪表、热控保护、联锁、自动装置等投入正常工作。3.6 完成

9、空负荷试运，带负荷试运，满负荷168小时试运的各项调试工作。3.7 按火电工程调整试运质量检验及评定标准（最新版）中相关分系统进行验评，满足要求。4 设备简介4.1 汽轮机设备规范名称单位数值型式直接空冷制造厂商东方汽轮机厂型号CZK300-16.7/0.4/538/538额定功率MW300额定主蒸汽压力MPa16.7额定主蒸汽温度538额定热再热蒸汽压力MPa3.299额定热再热蒸汽温度538额定背压kPa15工况工况名称发电机功率MW背压kPa补给水率 %热耗率kJ/kW.h汽耗率 kg/ kW.h工况1额定工况（THA工况）30017083103.207工况2能力工况（TRL工况）300

10、34386863.442工况3TMCR工况31817082903.243工况4VWO工况32617082823.260工况5阻塞背压工况3276.91080673.156工况675%额定出力工况225定压滑压17085373.137工况750%额定出力工况150定压滑压17090993.256工况830%额定出力工况90定压滑压17098483.392工况9高加停运30017086152.795工况10最大抽汽23217052554.4434.2 系统简介4.2.1 主蒸汽及再热汽系统主蒸汽管道及再热蒸汽管道为单元制系统主蒸汽管道按“12”制配制，即主蒸汽管道从锅炉过热器出口，到汽轮机前分成两

11、根支管分别接入高压汽机左右侧汽门，热再热蒸汽管道也是按“12”制配制，即从锅炉再热器出口，到汽轮机前再分成2根支管分别接入汽轮机中压缸左右侧中联门，冷再热蒸汽管道按“21”制配制，从高压缸排汽口接至锅炉再热器入口。本汽轮机两侧各有一个高压主汽门，一个中压联合汽门。高压部分共有四个调节阀对应于四组喷嘴，4组喷嘴汽道数均为37只。高压部分可实现节流全周进汽和喷嘴部分进汽两种配汽方式。中压部分为全周进汽，负荷在30%以下是中压阀门起调节作用，负荷在30%以上时中压调节阀保持全开，由高压调节阀调节。4.2.2 汽机旁路系统为了加快机组启动速度，改善机组冷、热态启动条件，满足锅炉再热器不被干烧，提高机组

12、灵活性，设置一套一级串联旁路系统，高、低压旁路容量为B-MCR蒸汽流量的40%，高旁减温水来自高加前的给水管道，低旁减温水来自低加前的凝结水管道。4.2.3 主给水系统高压给水系统配置三台50%容量的电动调速给水泵，两台电动给水泵正常运行，一台电动给水泵作为备用。主给水通过三台高压加热器直接进入锅炉，高加配有给水大旁路和电动旁路阀。在最后一级高压加热器后，设有一套流量测量装置。在高加之前，配有高旁减温水，过热器减温水的流量调节系统，供启动、低负荷、满负荷调节使用。正常运行时，除氧器由中压缸抽汽加热，启动运行时，用辅助蒸汽加热。过热器减温水从给水管中引出，再热器减温水从给水泵中间级引出，高旁减温

13、水来自高加入口前给水母管。4.2.4 凝结水系统凝结水系统配置两台100%容量的凝结水泵，凝结水经轴封加热器，凝结水调节站，和三台低加，打入除氧器。4.2.5 回热抽汽系统汽机共有7级非调整抽汽，作为3台高压加热器、3台低压加热器、一台除氧器的加热汽源。3台高加和一台除氧器抽汽管道上装有电动闸阀，旋启式止回阀和气动逆止门，5#、6#低加抽汽管道上装有电动闸和气动逆止门。4.2.6 辅助蒸汽系统机组设有辅助蒸汽系统（辅助蒸汽联箱）。正常运行时，辅汽使用四段抽汽和再热汽冷端汽。机组启动和低负荷时使用启动锅炉汽源。为了适应第一台机组单独启动，采用启动锅炉向辅汽母管供汽。4.2.7 加热器疏水系统正常

14、运行时，加热器逐级疏水，高加疏水最终逐级疏至除氧器。4.2.8 凝汽器及抽真空系统排汽装置分别设有三台100%容量的水环式真空泵、一台真空泵投运时，即可保持凝汽器正常运行的真空度，机组起时，可三台真空泵同时投运。4.2.9 疏水系统疏水系统将汽机房内汽水循环中的疏水收集起来，并送至排汽装置。该系统主要收集主汽、冷段、热段和抽汽等系统的疏水。4.2.10 冷却水系统由于该机组为直接空冷，没有循环水系统。设备的冷却水主要由辅机循环泵、除盐水泵来供给。辅机设备的冷却水由开式循环水供给。开式循环水向锅炉房和汽机房内的冷却设备供应冷却水。开式循环水系统由3×100%容量的开式循环水泵、梳式滤水

15、器、冷却水塔及水塔风机组成。4.2.11 汽轮机调节保安系统汽轮机调节保安系统采用数字电液控制DEH系统，与机炉协调控制系统CCS一起实现单元机组自动升速和带负荷的协调控制。液压油系统设置两台100%容量的高压交流抗燃油泵，用来向调节系统提供压力油，并驱动执行机构。4.2.12 汽封系统本系统采用安全可靠、简单经济、工况适应性好的自密封系统，正常运行时高、中压汽封漏汽可供低压汽封，多余蒸汽溢流至排汽装置。低负荷或启动前可由抽汽或辅汽供给。4.2.13 汽轮机润滑油及顶轴油系统润滑油系统设有主油泵（与汽机同轴）、交流备用油泵、直流事故油泵，可满足机组在正常启动、停机和紧急事故情况下的供油。顶轴油

16、系统设有两台螺旋顶轴油泵，用以顶起转子，投入盘车装置，盘车转速为4.1rpm，当转速超过20rpm，盘车自动脱扣。5 调试应该具备的条件5.1 机组启动现场地坪应平整，通道畅通，无障碍物、可燃物5.2 现场照明应符合运行操作、巡视的要求，尤其是楼梯、通道口及设置重要监视仪表的场所，照明要充足5.3 通讯设施、联系讯号符合启动要求5.4 启动前电厂应备好机组所有与现场设备相符的系统图，现场设备的命名、编号应清楚、醒目。5.5设备标志正确、明显（如转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向及极限位置等）5.6 准备好启动所需的用具，如扳手、听棒、电筒、记录纸及记录用具等5.7 与启动有关的

17、热力管道保温完善，油管下方的热力管道已采取防火措施5.8 应有足够的除盐水，以备机组启动中补充，系统各容器及管道已注水下水道畅通，机组排水槽排水泵备用正常，能及时把污水排出厂外5.9 与启动有关的手动、气动、电动、液压阀门均试操正常5.10 油系统已经热油冲洗和清理，油系统和油质已由质检人员验收符合机组启动的要求5.11 与启动有关的系统已经充压试验，辅机分部试转合格5.12 与启动无关的汽水系统应妥善隔绝，并挂牌，切断电源5.13 主机油系统投运正常，主机盘车投运，给水泵组已启动，给水系统正常。5.14 热工信号、辅机联锁、停机保护装置校验合格5.15 热工SCS、DAS、CCS、DEH、M

18、EH、ETS、BPS、TSI等静态试验完毕，具备投用条件与启动有关的汽水管道冲管工作已按要求进行5.16 参与机组启动的电厂、施工、调试各方面人员均已配齐，组织分工明确，人员名单以书面形式张贴在现场。5.17 在非紧急情况下，运行操作指令应逐级下达。任何重大操作及系统运行方式的变更，均要经过值长发令。危急情况下的操作可由调试人员直接指挥运行人员完成，事后告知值长。5.18 启动现场应用红、白带围起，并由警卫人员、消防人员负责警卫消防工作。现场所有人员的行动以不妨碍运行操作为原则。5.19 启动现场的消防设施经消防人员检查，符合消防要求，有关人员对消防设施的使用方法应了解。5.20 电厂有关人员

19、现场测速测振。6 调试方法及作业程序6.1 机组启动高中压缸联合启动时以高压调节级处内上缸内壁金属温度划分，中压缸启动时以中压第一压力级处金属温度划分，其划分温度要求均如下：a) 冷态启动<150（停机约72h后）。b) 温态启动150-300(停机10-72h)。c) 热态启动300-400(停机1-10h)。d) 极热态启动400（停机1h以内）6.1.1 启动参数控制内 容报警值停机值备 注轴向位移 -1.05 mm +0.6 mm轴向位移-1.65mm或+1.2mm高中压胀差-3mm +6mm-4mm +7mm低压胀差 14 mm15mm轴振>0.125mm0.25mm轴承

20、振动>0.05mm0.08mm抗燃油压11.2MPa7.8MPa润滑油压0.049MPa39kPa润滑油回油温6575支持轴承合金温度105115推力瓦温度100110低压缸排汽温度85110偏心大比原始值大0.03mm汽机超速3300rpm6.1.2 机组禁止启动注意事项：1) 任一安全保护系统失灵。2) 任一主汽阀、调节阀、抽汽逆止阀卡 或关闭不严密。3) 冲车时有明显的摩擦声。4) 润滑油泵、抗燃油泵、顶轴油泵盘车装置及其它主要辅机设备失常。5) 汽轮机转子弯曲值相对于原始值大于0.03mm。6) 主要仪表（如转道、振动、轴向位移、相对膨胀，EH及润滑油系统轴承温度及回油温度， 主

21、蒸汽再热蒸汽压力温度、真空、汽缸温度等测点的传感器或显示仪表）失灵。7) 主要辅机设备控制系统（如排汽装置水位、除氧器水位压力调节、旁路系统保护及自动调 节、电动给水泵控制系统）失灵。8) 机组启动运行过程中参数超过限制值。9) 润滑油油质、抗燃系统油质不合格。10) 汽机保护不能完全投入。11) 汽水品质超标。12) 机组保温不完善。13) 压缩空气系统工作不正常。14) 机组厂用供电系统工作不正常。 6.1.3 机组启动步骤（冷态）启动步骤条件要求操作内容检查项目1锅炉点火a 点火前准备工作就绪b 盘车工作正常c 真空系统工作正常d 控制主汽温度温升率<2.5/min投疏水门开环控制

22、a. 主汽，再热蒸汽管道疏水阀正常开启b. 主汽管道膨胀正常2机组旁路系统运行a排汽装置真空正常b主汽温度100主汽压力0.2MPa时投旁路c控制主汽管温升率<2.5/mind低压缸排汽温度不大于90a 投高低旁自动b控制管道温升率正常c 投低压缸喷水阀联锁或手动打开a主汽管道，再 热蒸汽管道支吊架及膨胀情况b旁路工作特性c 低压缸喷水阀工作正常3机组主蒸汽管预暖a 汽水品质合格b控制温升率<5/mina 汽机启动装置，手动至42%b 主汽阀开启主汽阀开启后，汽机转子是否升速控制温升率4联合热态冲洗真空小于-65kPa启动真空泵，将排气压力 降至30kPa，缓慢开启旁路5主蒸汽阀预

23、暖a 汽机转子升速值不超限b 主汽阀温升率不超过5/mina 开启主汽间与调节阀之间疏水阀注意主汽阀温升率6汽机冲转a 主要控制参数在合格范围b主汽温度320400c主汽压力56MPaa 高压调门限制调节投入b给定升速率投入电调各调节回路7升速至暖机转速a 机组升速过程各参数正常b 机组轴承、汽封处听音无异常，盘车正常脱扣，顶轴油泵联停正常c 升速过程平稳设定目标转速设定升速度a 盘车自动脱扣转速b 听音检查8暖机a 机组运行正常b 主汽再热参数稳定c 首次启动暖机时间可延长各系统全面调整a 振动测试b 运行参数记录c 各系统全面检查9升速至额定转速a 主要控制参数在合格范围b 主蒸汽、再热蒸

24、汽参数稳定c规范要求满足各部热应力不超限 别注意监视振动情况a 汽机启动装置操作至额定转速位置B设定3000r/minc 设定升速率d 机组升速TST监测记录润滑油系统轴承系统检查10额定转速运行a 机组运行正常，振动运行参数应在控制值范围内b 调节油压油温各TST参数正常a各系统全面调整b润滑油系统调整c 电调系统参数优化整定a 振动测试b 运行参数记录c 各系统全面检查6.2 机组带负荷步骤序号启动步骤条件要求操作内容检查项目1机组并网带基本负荷a.机组电气试验结束b.按制造厂规范满足c.主汽，再热蒸汽参数与缸体温度匹配a.设定基本负荷b.机组并网c.低加随机启动a. 低旁联关b. 振动测

25、试c. 记录主要运行参数2开启高排逆止门a.机组负荷3000转b.高排逆止门投自动高排逆止门自动开启监测汽缸温度变化3联合热态冲洗4关闭高旁系统a.机组负荷20%b.要求主汽，再热蒸汽参数与缸体温度匹配a.增加负荷过程中，旁路逐步关小b.检查各系统疏水门应关闭a.检查各系统疏水门应关闭b.检查高排温度5投运二台给水泵机组负荷30%，冲洗完毕后并列运行a.投给水泵子组b.循环运行冲洗65#、6#低加正常运行方式a.机组负荷10%b.事故疏水系统冲洗完毕a.水位调节装置整定b.导事故疏水至正常疏水方式c.详见措施a. 检查水位控制正常b. 加热器温升正常c. 加热器疏水管道无冲击7四抽供除氧器用汽

26、1#、2#、3#高加投运a机组负荷30%b高加事故疏水导至正常疏水a.高加暖管b.投运各高加进行系统冲洗81#、2#、3#高加至正常运行方式a.机组负荷30%b.事故疏水系统冲洗完毕a逐级自流分步投运冲洗1#2#管道扩容器1#2#3#管道扩容器1#2#3#除氧器b.水位调节装置整定c.详见措施a检查水位控制正常b加热器温升正常c热器疏水管道无冲击9空冷系统机组负荷30%视季节、排汽缸真空、凝结水温度投入冷却风机和散热组a. 投散热组水侧b. 投散热组程控a. 排汽缸真空正常b. 凝结水温度正常102台给水泵并列运行机组负荷50%a.投给水泵子组b.详见措施c.给水泵再循环冲洗11备用给水泵切换

27、a.启动备用泵b.主汽工作稳定c.机组负荷20%d.两泵运行正常a.备用泵工作正常b.逐渐减小任一运行泵流量，增大备用泵流量c.正常后停运被切换泵12带负荷至满负荷a.控制机组监测参数在正常范围b.机组热应力不得超限c.主要辅机运行特性满足要求根据启动曲线进行带负荷操作全面检查及调整主辅设备运行情况13满负荷运行a.主机运行稳定b.有关辅助设备正常投运，性能合格c.各运行参数在正常范围内进行全面系统调整a.进行全面系统检查b.进行运行参数全面记录6.3 停机步骤6.3.1 停机准备(1) 进行机组交、直流润滑油泵试验。(2) 确认主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象。(3) 做好轴封辅助

28、汽源，除氧器备用汽源暖管工作。(4) 旁路系统处于热备用状态。(5) 对于任何一种停机方式，汽封送汽温度应不低于210。6.3.2 滑压停机(1) 在OR画面选择减负荷率，按滑参数停机曲线减负荷，降温降压，根据锅炉情况随时投入旁路系统。(2) 停机过程中参数控制如下：a) 主、再热蒸汽温降速度小于1/min。b) 主、再热蒸汽压下降速度0.098MPa/min。c) 主汽、再热蒸汽过热度不小于50。d) 汽缸金属温度下降速度不超过1/min。e) 各部件热应力水平裕度在正常范围内。(3) 在主蒸汽温度下降30左右时应稳定510 分钟后再降温，目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，以及汽轮机的膨胀热

29、和胀差。(4) 当调节级后蒸汽温度降到低于高压缸调节级处法兰内壁金属温30时应暂停降温。(5) 减负荷过程中应注意高中压缸胀差的变化，当负胀差达到-1mm时停止减负荷，若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时，应快速减负荷到零。(6) 减负荷过程中应根据运行情况及时投入旁路系统，在降到15%额定负荷时低压缸喷水系统投入。(7) 减负荷过程中应注意轴封及除氧器汽源的切换。(8) 减负荷过程中对疏水系统的控制：a) 在30%额定负荷时打开低压段疏水。b) 在20%额定负荷时打开中压段疏水。c) 在10%额定负荷时打开高压段疏水。(9) 负荷降至20%时，开凝结水再循环门，以保证凝结水泵的正常

30、工作和排汽装置的水位。(10) 注意空冷系统凝结水温度是否正常，视水温变化循序停散热组。(11) 当新汽压力降到3.434.9MPa，汽温降到330360，在定压下将负荷降到5%额定负荷，检查机组无异常后应打闸停机，发电机解列。各高、中压汽门、调汽门、各抽汽逆止阀、高排逆止门应全部关闭。(12) 汽轮机跳闸以后，交流润滑油泵应自动启动，否则应手动启动，同时开始记录并绘制气轮机惰走曲线。(13) 转速降至1500 r/min，注意顶轴油泵启动情况，不能联启时手动开启。(14) 在机组惰走到400 r/min时，打开真空破坏阀破坏真空，（如不停炉可不打开真空破坏阀）机组转速降到零时投连续盘车，停真

31、空泵，同时记录大轴弯曲值及盘车电流。(15) 真空到零后，停轴封供汽，停轴封风机。(16) 适时停旁路系统，并根据炉要求停给水泵。(17) 当高压缸内壁温到150以下盘车及顶轴油泵停止，8h后停润滑油泵。(18) 在停机后，确信主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。(19) 在降负荷及打闸停机期间应注意监视以下各点：a) 在滑参数降负荷过程中，应严密监视机组振动，发生异常振动时应停止降温、降压、打闸停机。b) 连续盘车时如果有磨擦或其它不正常情况时，应停止连续盘车而改为定期盘车，即每半小时转180度，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。c) 停机后应严密监视，采用措施，

32、防止冷水，冷汽倒灌入缸，引起大轴弯曲。6.4 额定参数停机额定参数停机一般用于临时停机。机组若计划停机后检修，采用喷嘴调节方式是有利的，因该方式停机以后金属温度较低，可缩短机组冷却时间。对于停机只有几小时的调峰机组或其他短暂的临时停机，为了使停机后金属温度较高，有利于再次快速启动投入运行，通常采用节流调节方式。根据不同停机目的，可以在操作盘上选择阀门管理方式-单阀控制或顺序阀控制（即节流调节或喷嘴调节）。6.4.1 停机准备(1) 进行机组交、直流润滑油泵试验。(2) 确认主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象。(3) 做好轴封辅助汽源，除氧器备用汽源暖管工作。(4) 旁路系统处于热备用状

33、态。(5) 对于任何一种停机方式，汽封送汽温度应不低于210。6.4.2 额定参数停机的步骤(1) 以1MW/min的速率减负荷。(2) 根据锅炉运行情况及时投入旁路系统。(3) 减负荷时，注意高中压缸和低压缸胀差的变化，如胀差太大，应放慢减负荷速度，应注意轴封汽源的切换。当胀差达-1mm时停止减负荷稳定运行，若负胀差继续增大且采取措施无效影响到机组安全时，应快速减负荷到零；或打闸停机。(4) 减负荷过程中应注意除氧器汽源的切换。(5) 减负荷过程中对疏水系统的控制：a) 在30%额定负荷时打开低压段疏水。b) 在20%额定负荷时打开中压段疏水。c) 在10%额定负荷时打开高压段疏水。(6)

34、负荷降至20%时，开凝结水再循环门，以保证凝结水泵的正常工作和排汽装置的水位。(7) 注意空冷系统凝结水温度是否正常，视水温变化循序停散热组(8) 负荷降至5%额定负荷情况下，检查机组无异常后，按下汽机跳闸按钮，发电机解列。各高、中压汽门、调汽门、各抽汽逆止阀、高排逆止门应全部关闭。(9) 汽轮机跳闸以后，交流润滑油泵应自动启动，否则应手动启动，同时开始记录并绘制气轮机惰走曲线。(10) 转速降至1500r/min，注意顶轴油泵启动情况，不能联启时手动开启。(11) 在机组惰走到400 r/min时，打开真空破坏阀破坏真空，（如不停炉可不打开真空破坏阀）机组转速降到零时投连续盘车，停真空泵，同

35、时记录大轴弯曲值及盘车电流。(12) 真空到零后，停轴封供汽，停轴封风机。(13) 适时停旁路系统，并根据炉要求停给水泵。(14) 当高压缸内壁温到100以下停顶盘车及顶轴油泵，8小时后停润滑油泵(15) 在停机后，确信主油箱内无油烟时，方可停排烟风机。(16) 在降负荷及打闸停机期间应注意监视以下各点：a) 在额定参数降负荷过程中，应严密监视机组振动，发生异常振动时应停止降温、降压、打闸停机。b) 连续盘车时如果有磨擦或其它不正常情况时，应停止连续盘车而改为定期盘车，即每半小时转180度，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。c) 停机后应严密监视，采用措施，防止冷

36、水，冷汽倒灌入缸，引起大轴弯曲。6.5 机组紧急停机紧急停机处理原则(1) 事故的处理，应以保证人身安全、不损坏或尽量减少设备损坏为原则。(2) 机组发生事故时，应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故扩大，必要时应维持非故障设备的运行。(3) 事故处理应迅速、准确、果断。(4) 应保留好现场特别是保存好事故发生前和发生时仪器仪表所记录的数据，以备分析原因，为提出改进措施时参考。(5) 事故消除后，运行值班人员应将观察到的现象当时的运行参数，处理经过和发生时间完整、准确的记录，以便分析事故原因时供有关人员查询。一 、 在下列情况下，机组打闸后应破坏真空紧急停机（含保护正常动作）(1)

37、机组发生强烈振动，瓦振幅达0.10mm以上或振动大保护动作。(2) 气轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。(3) 汽轮机发生水击或主蒸汽或再热蒸汽温度在10分钟内急剧下降50以上。(4) 任一轴承回油温度升至85或任一轴承断油冒烟时。(5) 任一支持轴承、推力瓦轴承巴氏合金温度升至120。(6) 轴封挡油环严重磨擦，冒火花时。(7) 润滑油压低至0.039MPa，启动辅助油泵无效。(8) 主油箱油位低至低油位停机值以下，补油无效。(9) 发电机冒烟。(10) 油系统着火，不能及时扑灭时。(11) 轴向位移超限，轴向位移保护装置拒动。(12) 汽轮机转速超过3360r/min，危急遮断器拒

38、动。(13) 排汽装置压力升至55KPa。二 在下列情况下，机组打闸后可不破坏真空停机(1) 主、再热蒸汽管破裂，机组无法运行。(2) 凝结水泵故障，排汽装置水位过高，而备用泵不能投入。(3) 机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15分钟时。(4) DEH系统和调节保安系统故障使机组无法维持正常运行。(5) 高中压缸、低压胀差增大，调整无效超过极限值。(6) 机组处于电动机状态运行超过1分钟时。(7) 其它主机保护动作。；(8) 排汽装置压力升至保护动作值。(9) 电厂其他系统故障使机组无法维持正常运行。6.6 停机惰走参数测定试验条件及要求试验步骤及方法试验记录参数结果评价a停机准备工作就绪b

39、停机前机组运行正常c要求转速至0时，真空至零d盘车联动退出e汽门严密试验合格1按机组正常打闸停机操作进行，但盘车不投入运行2停机过程，监听动静部分有无磨擦音3记录试验参数见附表a转速b真空c主汽压力d主、再热蒸汽压力e真空泵停止时间f顶轴油泵启动时间g机组振动情况h真空破坏开启时间1要求随走曲线与厂家设计相符2机组无异常振动，且无明确磨擦时试验结果有效6.7真空严密性试验试验条件及要求试验步骤及方法试验记录参数结果评价a.试验标准采用验标要求进行b.负荷大于80%c.背压不大于20KPad.试验准备工作就绪，经试运组批准，可暂退真空低保护e.试验过程中，真空下降过快，应中止试验，恢复真空泵运行

40、，并查明原因a.关闭抽真空门b.停真空泵c.停真空泵后30S后开始记录d.每30S记录一次 其试验记录15mine.及时恢复抽真空系统1.主汽参数2.再热蒸汽参数3.功率4.真空5.主汽流量6.排汽缸温度7.真空泵投退时间a.取其中后10min的真空下降值b.求取下降率c.评价标准K0.20kPa/min(优秀)K0.30kPa/min(良)K0.4kPa/min(合格) 7 调试用仪器仪表清单序号仪器名称型号数量量程精度用途1动态记录仪ORM13001可调1%动态参数测试2行程传感器83300mm1%测量阀门行程3压力表精密压力表2025MPa0.25%测量主汽压4压力表精密压力表2025M

41、Pa0.25%测量控制油压5压力表精密压力表206MPa0.25%测量汽压6压力表精密压力表202MPa0.25%测量汽压7百分表4050mm0.02mm测量汽缸膨胀8稳压电源2030V1%变送器供电源9毫安表2050mA0.1%测量变送器信号10万用表20.1%电信号测量11深度尺40300mm0.02mm测量阀门开度12转速表数字式2010000测量主辅机转速13振动表便携式2测量主辅机振动14振动仪本特利1主机振动监测8 调试安全注意事项8.1 进入工作现场的所有工作人员必须按安规要求进行着装。高空作业时必须系好安全带。8.2 脚手架等临时设施全部拆除，设备及周围环境清理干净，地面排水畅

42、通，沟道、孔洞均盖好。8.3 所有参加试运工作的人员应听从现场指挥安排，不得擅自操作设备。如果发生危急人身、机组设备安全的事件，应该按机组运行规程紧停处理。8.4 所有运行操作须按照汽机运行规程和本措施执行。8.5 调试中的安全控制点。8.5.1 防止系统泄漏。8.5.2 冬季作好防冻工作。8.5.3 严禁出口逆止门不严时启动。9 调试组织分工按DL/T 5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程有关规定，各方主要职责如下：9.1 安装单位负责试运设备的单体调试负责试运临时措施的实施负责试运设备与运行或施工设备的安全隔离措施负责试运设备的消缺检修工作9.2 生产单位负责完成各项生产准

43、备工作负责有关系统及设备的挂牌工作负责提供设备的运行整定值在调试的指导下配合试运设备的操作及事故处理参加有关试验调整全工作，记录运行数据9.3 调试单位负责分系统的调试工作负责编制调试方案和措施负责填写试运质量验评表负责编写调试报告9.4 监理单位负责跟踪试运设备的消缺状态负责试运设备的检查验收10 质量控制措施专业调试人员、专业组长应按调试质量控制点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。10.1 机组整套启动前各项准备工作（以本试验方案第3项）应完毕,各系统试运符合部颁火力发电建设工程启动试运及验收规程（最新版）满足机组

44、整套启动要求。10.2 机组启动过程中各项运行参数皆在汽机启动调试中主要控制数据允许范围内，在试运过程中整套启动数据记录表上记录运行数据。本方案涉及的参数控制、主机的操作均应以制造厂运行说明为准。11 环境、职业健康、安全风险因素识别和控制措施11.1 环境因素识别与控制11.1.1 环境因素识别：本项目可能造成不良环境因素：机组试验及运行时产生噪音。11.1.2 环境因素控制措施： 本项目可能造成不良环境因素所采取的措施：对机组产生噪音大的地方装设隔音罩。11.2 职业健康识别与控制11.2.1 职业健康识别本项目可能造成职业健康因素：机组试验及运行时产生的噪音影响人的听觉。11.2.2 职

45、业健康控制措施本项目可能造成职业健康因素所采取的措施：工作人员离开噪音区，工作人员佩戴防护耳塞进行防护。11.3 危险点、危险源辨识与控制措施11.3.1 危险点、危险源分析a 机组严重超速b 机组断油烧瓦c 汽机转子严重弯曲d 汽缸进水e 汽机油系统着火f 汽机通流部分严重磨损g 氢气泄漏爆炸h 计算机死机后造成事故11.3.2机组调试安全措施a 试运行负责人应组织并指导参加试运行的人员学习有关运行规程、试运行安全施工措施和试运行停、送电联系制度等。b 消防设施已投入使用，消防器材充足。c 设备及管道保温完毕。d 土建工程完工，安装孔洞及沟道盖板已盖好。e 道路畅通无阻，易燃物品和垃圾已彻底

46、清除。f 脚手架已全部拆除。必须保留的脚手架不妨碍运行。g 试运行区域应设栏杆，挂警告牌。h 试运行时对设备的旋转部分不得进行清扫、擦拭或润滑。擦拭机器的固定部分时，不得把棉纱、抹布缠在手上。i 不得在栏杆、防护罩或运行设备的轴承上坐立或行走。j 不得在燃烧室防爆门、高温高压蒸汽管道的法兰盘和阀门、水位计等有可能受到烫伤危险的地点停留。如因工作需要停留时，应有防止烫伤及防汽、防水喷出伤人的措施。k 试运行中及试运后的设备检修均应办理工作票。l 同时在试验过程中严格执行下列强制性条文（电力建设安全工作规程第一部分火力发电厂）条款：3.1.7、5.3启动验收阶段各条款、24 机组试运行各条款。m

47、调试过程中应正确区分危险源，保护人身和设备安全，机组整套启动危险源辨识、预控详细措施见附录1危险源辨识、控制措施卡。12 附录第 47 页 共 50 页山西世纪中试电力科学技术有限公司 侯马2×300MW热电联产工程调试文件附录1 危险源辩识、控制措施卡（1/2）序号危险源活动/场所伤害可能如何发生伤害对象人/物伤害后果风险评价危险等级拟采取控制措施LECD1旋转部件无遮盖调试服务现场衣服、人体部分被转入而损伤人/衣服伤/亡3315135显著风险加遮盖2工作时通讯不畅、沟通交底不够而导致误操作调试服务现场人员或设备损坏人/设备伤或亡，设备损毁13721一般风险确保通讯畅通、人员沟通良好3流道不畅、汽水两相流调试服务现场泵汽蚀、转子或管道折断人/设备设备损毁/伤人121530一般风险流道畅通、疏水充分等4油系统外漏或着火调试服务现场着火、地滑摔跤人/设备设备损毁/伤人321590显著风险严禁烟火、经常巡检5油质不好、油压不够调试服务