汽机专工必备

汽机专工必备新疆中泰化学托克逊能化有限公司动力站2×330MW机组工程汽机专业监理总结编制人：徐智达华集团北京中达联咨询有限公司责任有限公司新疆中泰化学托克逊能化有限公司项目监理处2015年11月、汽机专业责任范围：1.汽轮机本体全部型号：CJK330-16.67/538/538型型式：亚临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、间冷、抽汽凝汽式额定功率：330MW额定转速：3000r/min主蒸汽额定压力：16.67MPa(a)主蒸汽额定温度：538℃再热蒸汽额定温度：538℃设计背压：12.5kPa(a)工业抽汽压力：1.4MPa(a)，额定抽汽量：100t/h，最大抽汽量：200t/h采暖抽汽压力：0.4MPa(a)，额定抽汽量：100t/h，最大抽汽量：200t/h机组参数主汽阀前额定压力：16.67MPa(a)主汽阀前额定温度：538℃再热蒸汽压力：【3.654】MPa(a)中压联合汽阀前额定温度：538℃2、采暖抽汽：额定抽汽量：100t/h最大抽汽量：200t/h抽汽压力：0.4～0.5MPa(a)抽汽温度：【264.6】℃3、工业抽汽：额定抽汽量：100t/h最大抽汽量：200t/h抽汽压力：1.4MPa(a)抽汽温度：【395.4】℃4、回热加热级数：7级5、设计背压：12.5kPa(a)（暂定）夏季背压：30kPa(a)（暂定）6、给水温度（THA/VWO工况）：【285.7/289.6】℃7、工作转速：3000r/min8、旋转方向（从汽轮机向发电机看）：顺时针9、最大允许系统周波摆动：48.5～50.5Hz10、从汽轮机向发电机看，润滑油管路为左侧布置。11、机组冷却方式：间接空冷。12、本技术规范书压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压力。导汽管、连通管、#1～6轴承（汽轮机轴系，能承受发电机及母线突然发生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸或非同期合闸时所产生的扭矩。）等。二、汽机油系统1、前箱主轴驱动离心式，容量：153t/h，入口压力：0.14MPa(g)，出口压力：1.96MPa(g)盘车装置、盘车转速：4.29r/min2.汽机油系统包括：集装油箱、容积：37m3储油箱含脏油室和净油室，容积：2×20m3输油泵、容量：1.62m3/h，出口压力：1.4MPa(g)交流油泵容量：198m3/h，出口压力：0.35MPa直流油泵、容量：162m3/min，出口压力：0.245MPa(g)冷油器、板式，316，冷却面积：180m2顶轴油装置、容量：8.88m3/h，出口压力：16MPa(g)主油箱排烟风机、立式，容量：2000m3/h油净化装置、净化出力：9000L/h汽机事故油箱及其油管道、阀门、滤网等。三、汽机调节系统包括：抗燃油箱、容积：1.025m3抗燃油泵、容量：6.48m3/h，入口压力：0.4MPa(g)，出口压力：13.9MPa(g)循环油泵、冷却装置、高压主汽门、高压调门、中压主汽门、中压调门、高压蓄能器、低压蓄能器、伺服阀、油动机、卸荷装置、快关装置及抗燃油管、阀门、滤网等。四、蒸汽系统包括：主蒸汽主蒸汽系统是指从锅炉过热器联箱出口至汽轮机主汽阀进口的主蒸汽管道、主汽阀和调节阀、疏水管等.、再热蒸汽、ASTMA335P91抽汽、抽汽系统汽轮机设7级抽汽，分别向3台高加、1台除氧器和3台低加供汽，各级加热器疏水逐级自流。汽轮机低压缸排汽排入凝汽器。四段抽汽除用于加热除氧器外，同时还作为厂用辅助蒸汽系统的汽源之一，具有供不小于40t/h（暂定）厂用汽的能力。工业用汽取自【4】段抽汽，采暖期的采暖热水加热用汽取自中压缸排汽（暂定），可根据用户用汽量的要求，提供不同的抽汽量。辅汽、主蒸汽、再热蒸汽系统旁路系统的主要功能是：(1)在机组冷态、温态、热态和极热态启动过程中，能使汽轮机进口蒸汽压力、温度、流量稳步提高，满足汽轮机的进汽要求，从而缩短机组的启动时间。(2)在启动和甩负荷时，使蒸汽通过再热器以保护再热器不被干烧。(3)满足空冷塔冬季启动及低负荷时的防冻要求。高压旁路、高压旁路阀及其执行机构容量：446.52t/h，阀前压力/温度：16.67MPa(a)/538℃，阀后压力/温度：4.207MPa(a)/339.6℃低压旁路、低压旁路阀及其执行机构容量：514.69t/h，阀前压力/温度：3.786MPa/538℃，阀后压力/温度：0.6MPa/160℃连排扩容器及其上述设备相连的疏水管道、减温水管道和阀门等。五、凝结水系统包括：凝结器、N-22000型，表面式，双流程，TP304，冷却面积：22000m2，包括汽轮机旁路三级减温减压器凝结水系统每台机组设置2台100%最大凝结水量的凝结水泵，1台运行1台备用。低压加热器采用小旁路系统。本体疏扩、加热器疏扩、凝结水泵、立式筒袋型多级离心式，流量：939t/h，扬程：325mH2O真空泵组、抽吸干空气量：65kg/h（对应12.5kPa(a)）#5低压加热器JD-700-IV型，卧式U形管，TP304，加热面积：700m2#6低压加热器、JD-700-III型卧式U形管TP304，加热面积：700m2#7低压加热器、JD-1100-I型卧式，U形管，TP304，加热面积：1100m2轴封加热器及其这些设备连接的管道、阀门、滤网等。六、给水系统包括：每台机组设置3台50%最大给水消耗量的电动调速给水泵，2台运行1台备用。前置泵、卧式，单级离心式，水平中开，流量：644t/h，扬程：95.5mH2O给水泵、卧式，多级离心式，筒体式，入口流量：644t/h，抽头流量：30t/h，出口流量：614t/h，扬程：2217mH2O耦合器、勺管调节式，输入转速：1493r/min，额定输出转速：5350r/min，额定输出功率：4650kW工作油冷油器、管壳式，TP316，冷却面积：70m2润滑油冷却器、管壳式，TP316，冷却面积：30m2辅助油泵、除氧器、内置式，设计压力：1.72MPa(g)，设计温度：433/250℃，最大出力：1230t/h，有效容积：150m#1高压加热器、JG-1150-1型卧式U形管，SA-556C2，加热面积：1150m#2高压加热器、JG-1250-2型卧式U形管，SA-556C2，加热面积：1250m2#3高压加热器、JG-900-3型，卧式U形管SA-556C2，加热面积：900m2中间抽头减温水及其这些设备连接的管道、阀门、滤网等。七、闭式水系统包括：膨胀水箱、闭式泵、流量：184t/h，扬程：38mH2O闭式水冷却器及其连接的管道、阀门、滤网；闭式水至用户的管道、阀门、滤网等。八、开式水系统包括：机力通风塔机务设备、开式泵房机务设备及其所连接的管道、阀门、滤网；开式水至汽机用户(含冷风器、闭式水冷却器、流量：184t/h，扬程：38mH2O给水泵电机冷却器、给水泵冷油器、主机冷油器)等所有管道、阀门、滤网等。九、循环水系统：凝汽器进、出水循环水管道，进、出水蝶阀、凝汽器坑排污泵；循环水泵房（循环水泵、电动蝶阀、液控蝶阀、排污泵）；间冷塔（进出水环管、高位水箱、低位水箱、冷却三角、充水泵、补水泵、喷雾泵、清洗泵、排污泵）及其全部管道、阀门、滤网等。十、消防水系统：以C排墙为界并延伸至固端马路、扩端围墙的汽机侧管道、阀门、滤网，及其A排外间冷塔区全部消防水管道、阀门、滤网与消防栓等。十一、除盐水系统：凡进入主厂房的管道、阀门、滤网（换热站）等。十二、压缩空气系统：汽机房仪用母管及至热控用气箱外的管道、阀门（用气箱属热控）、杂用空气全部管道及其阀门。十三、汽机热力系统的电动门、调节门、气动门的阀门本体部分。汽机热力系统的取样管、测量、远动仪表管，有一、二次门的，一次门及门前管道；无二次门的，阀门和门前后管道。给水加药二次门及二次门后管道。换热站全部机务设备及其补水、减温、加热蒸汽管道、阀门、滤网等；暖通设备机务设备及其补水、减温、加热蒸汽管道、阀门、滤网；汽机房抽风机、屋顶风机等。柴油发电机机务部分（不含电气、热控）。汽机设备系统使用的支吊架设备。汽机专工安装质量控制及检查范围汽轮发电机组设计、设备安装技术文件汽轮发电机组的施工及验收工作必须以经批准的设计和设备制造厂的技术文件为依据，如需修改设备或变更以上文件规定，必须具备一定的审批手续。汽轮发电机组设备检查机组设备在安装前，必须按中华人民共和国电力行业标准的规定对设备进行检查。如发现有损坏或质量缺陷，应及时通知有关单位共同检查。对于设备制造缺陷，应联系制造厂研究处理。由于制造质量问题致使安装质量达不到电力建设施工质量验收及评价规程规范的规定时，应由施工单位、制造单位、建设或使用单位共同协商，另行确定安装质量标准后施工，设备检查和缺陷处理应有记录和签证。汽轮发电机组重要材料施工使用的重要材料均应有合格证和材质证件，在查核中对其量有怀疑时，应进行必要的检验鉴定。优质钢、合金钢、有色合金、高温高压焊接材料、润滑油(脂)、抗燃液和保温材料等的性能必须符合设计规定和国家标准，方准使用汽轮机、发电机重要部件金属技术监督检查。汽轮机大轴、叶轮、叶片和发电机大轴、护环等部件，必须有制造厂合格证书，在安装前应查阅制造厂提供的有关技术资料。若发现资料不全或质量有问题，应要求制造厂补检或采取相应处理措施。汽轮机大型铸件检查大型铸件如汽缸、汽室、主汽门等，安装前应核对出厂证明书和质量保证书，并进行外观检查，应无裂纹、夹渣、重皮、焊瘤、铸砂和损伤缺陷等。发现裂纹时，应查明其长度、深度和分布情况，应会同制造厂等有关单位研究处理措施。汽轮发电机基础检查与几何尺寸校核对水泥垫块制作施工进行检查，基础凿毛，凿去表面灰浆层漏出混凝土层、超出垫铁边缘10-30mm。是否使用纯净水，用水量不可超过加水量的上限，模盒注入口加高、在溢出口必须加长加高做45度倾斜，内部清理干净。浆料温度控制在20℃左右。严格执行“搅拌——静置——再搅拌”的两次搅拌操作流程和控制时间在5分钟之内，保证浆料搅拌均匀无泌水或离析现象。单侧、分层、缓慢、低位灌注浆料。第一阶段，低压缸四周台板、中低后轴承。第二阶段，中—低中心合格后完成前轴承箱台板垫块的浇灌。成品表面检查不允许有密集气孔群，气孔总面积＜垫块总面积10%。φ5—φ10mm当量气孔＜10个不允许有φ20mm以水气孔。基础纵向中心线与凝汽器横向中心线垂直度偏差＜2mm基础纵向中心线与发电机横向中心线垂直度偏差＜2mm总偏差度＜5mm/承力面标高偏差＜±10mm以标高基准线为准。汽轮发电机本体扣缸前基础质量检查控制对基础应进行沉陷观测，观测工作至少应配合下列工序进行：1）基础养护期满后(此次测定值作为原始数据)；2）汽轮机全部汽缸就位和发电机定子就位前、后；3）汽轮机和发电机二次浇灌混凝土前；4）整套试运行后。对于湿陷性黄土地区，应适当增加测量次数。沉陷观测应使用精度为二级的仪器进行。各次观测数据应记录在专用的记录簿上，对沉陷观测点应妥善保护。当基础不均匀沉陷致使汽轮机找平、找正和找中心工作隔日测量有明显变化时，不得进行设备的安装。除加强沉陷观测外并应研究处理。汽轮机汽缸安装汽缸安装前对设备的有关制造质量应进行下列检查，并应符合要求，必要时应做出记录，不符合要求时应研究处理：汽缸外观检查应无裂纹、夹渣、重皮、焊瘤、气孔、铸砂和损伤。各结合面、滑动承力面、法兰、洼窝等加工面应光洁无锈蚀和污垢，防腐层应全部除净，蒸汽室内部应彻底清理，无任何附着物。汽轮机汽缸紧固件安装对汽缸螺栓与螺母应按下列要求进行检查：1）螺栓、螺母以及汽缸的栽丝孔的丝扣都应光滑无毛刺，螺栓与螺母的配合不宜松旷或过紧，用手应能将螺母自由拧到底，否则应研究处理。高压缸的螺栓与螺母均应有钢印标记，不得任意调换。2）需热紧的螺母与汽缸或垫圈的接触平面，都应用涂色法检查其接触情况要求接触均匀。3）汽缸的栽丝螺栓的丝扣部分，应全部拧入汽缸法兰内，丝扣应低于法兰平面，栽丝螺栓与法兰平面的垂直度应符合制造厂的要求，一般不大于0.50‰，否则应研究处理。4）当螺母在螺栓上试紧到安装位置时，螺栓丝扣应在螺母外露出2～3扣。罩形螺母冷紧到安装位置时，应确认其在坚固到位后罩顶内与螺栓顶部留有2mm左右的间隙。引进型机组具有锥度的螺栓安装要求，应按制造厂规定进行。5）按规定检验汽缸螺栓、螺母等部件的材质。6）对有损伤的丝扣应进行修刮，最后还须用三角油石磨光修刮处。如需修理栽丝孔内的丝扣，应配制专用丝锥进行。7）丝扣经检查修理后，应用颗粒度很细的耐高温粉状涂料用力涂擦，或涂以制造厂规定的润滑剂，除去多余涂料，将螺栓包好以防灰尘和磕碰。9高温螺栓安装前，应查阅制造厂出具的出厂说明书和质量保证书是否齐全其中包括材料、热处理规范、力学性能和金相组织等技术资料。10对于大于等于M32的高温螺栓，安装前应进行如下检查：a)螺栓表面应光洁、平滑，不应有凹痕、裂口、锈蚀毛刺和其他引起应力集中的缺陷；b)100%的光谱检查，高合金钢螺栓检查部位应在两端；c)100%的硬度检查；d)100%的无损探伤检查；e)20Cr1Mo1VNbTiB钢金相抽查。汽轮机滑销安装滑销间隙不合格时，应进行调整。对过大的间隙允许在滑销整个接触面上进行补焊或离子喷镀，但其硬度不应低于原金属。不允许用敛挤的方法缩小滑销间隙。汽轮机汽缸组合汽缸组合应符合下列要求：组合好的汽缸，其垂直结合面的螺母应在汽缸最后封闭以前进行锁紧。如用电焊锁紧，应在螺母和汽缸壁处点焊。设计要求密封焊接的部位，应同时焊好。焊接时应防止汽缸过热产生变形。汽缸膨胀指示器安装汽缸的膨胀指示器的安装应牢固可靠，指示器的指示范围应满足汽缸的最大膨胀量。汽轮机启动前在冷态下应将指示器的指示最后核定并作出记录，同时记录室温。汽缸、轴承座的安装汽缸和轴承座的安装应符合下列要求：汽缸、轴承座与台板的相对位置应满足机组运行时热膨胀的要求，在最大热膨胀的情况下，汽缸或轴承座各滑动面不应伸出台板边缘并有一定裕量。各滑动面上应涂擦耐高温的粉剂涂料，或按制造厂的规定处理。对前轴承箱基架上的滑块连接螺栓的复紧并清理检查纵向键的配合间隙、1#轴承进油管道的配接、低压外缸排气孔与凝汽器喉部联接，焊接施工必须有防变形措施≯0.05mm.所有轴承箱与基架之间的纵向键间隙必须留在同一侧，不允许歪扭且涂上二硫化钼(Mos2)前轴承箱就位前必须确认基架上的回油管已与套装油管上的接管焊接完成无误。轴承座的轴向位置调整值应满足机组的热膨胀偏移，机组运行转子膨胀后、转子凸缘与轴承座必须有间隙。高压内缸下半就位前必须将测内缸下半内壁温热电偶及引管都安装完成。拧紧高.中压内缸及汽封体连接螺栓后检查中分面0.03mm不入。汽轮发电机轴瓦安装1#、2#轴承为五瓦块可倾瓦轴瓦内孔尺寸φ360(+0.52_0.57mm)上瓦块与轴径的间隙0.55—0.65mm/挡油环间隙下部0.04—0.15/上部0.65—0.75/左右0.35—0.45，轴承与轴承座的配合过盈0.02—0.05mm,节流孔径φ23mm。3#、4#支撑轴承为内孔椭圆轴承直径φ480（+0.07_-0.01）__φ480.95(+0.06_-0)轴瓦内孔与轴径间的间隙0.65—0.77；0.805—0.855.挡油环间隙上0.65—0.77左右0.805—0.855/轴承与轴承座的配合过盈0.03—0.05mm，进油节流孔直径φ1φ37.1（+0.1-0）排油节流孔φ2φ15球面配合间隙0.05——0.10mm.下轴瓦顶轴油孔的油囊尺寸应符合图纸要求，一般深度为0.20～0.40mm，油囊面积应为轴颈投影面积的1.5%～2.5%(较大的数值用于较大的轴径)，油囊四周与轴颈应接触严密。顶轴油管管头必须牢固的埋在钨金下，并确保清洁畅通。汽缸、隔板、轴系找中合缸和半缸状态下找中，测取合缸和开缸状态中心的差值将来为隔板，汽封在开缸状态找中时提供修正依据。隔板汽封体找中时测量高中.压前中后汽封体隔板左右窜动量，检查隔板底键侧部间隙≥0.03mm且＜0.05mm.检查转子的汽封、轴颈、推力盘齿轮、蜗杆和联轴器等，应光滑、无锈蚀、毛刺、裂纹、油漆、油脂及其它损伤；叶片无松动、损伤；平衡重块和螺钉螺母不松动并锁紧可靠。将转子就位，测量各靠背轮和晃度及瓢偏，在轴颈上涂红丹检查轴颈与轴瓦接触情况，冷紧1/3内外缸中分面法兰螺栓消除汽缸中分面法兰间隙及隔板套中分面间隙。根据轴承座油档洼窝调整各转子水平和中心。以低压外缸前后轴承座内侧挡油环洼窝为基准，采用拉钢丝方法除找前轴承箱和中.低压轴承箱的左右中心，＜0.05mm装入1#—4#轴承，分别吊入高低转子，检查转子与前后轴承座基准油档的同轴度，调整轴承垫块接触面≮80%以低压转子为基准调整高中压转子、调整前轴承箱、中.低压轴承箱，确保前中后轴承箱基架固定不窜位。检查各轴承进油节流孔板尺寸与设计一致。轴颈锥度及椭圆度的测量：锥度和椭圆度≤0.02mm。靠背轮检查：靠背轮端面光洁无毛刺，端面瓢偏＜0.02mm，止口外圆晃度＜0.02mm。转子上与轴向位移及差胀的检测装置相对的凸缘无损伤和凹凸不平的现象。横向找中要求，圆周：b.d任意两数之差＜0.04mm；端面：B.D任意两数之差＜0.03全面复查气缸和轴承箱纵向水平并与转子杨度保持一致；全面复查气缸和轴承箱横向水平。ＤＡＣＢＤＡＣＢdbbc高中、低压缸通流部分间隙的测量调整质量控制（1）转子定位：吊入高中、压转子及低压转子，参照高中压转子装配图和低压转子装配图，高中压转子和低压转子分别以制造厂提供的Ｋ值进行定位，左右平行度控制在0.10mm以内。（2）推力轴承的安装和定位。首先检查推力轴承的正、反推力瓦与推力盘的接触，再修配挂环控制推力总间隙应符合制造厂要求。用推力轴承的瓦套前后调整垫片兼顾中压侧左右猫爪的前后四块横向键的厚度配制，来保证高中压转子与低压转子连接后其高中压通流与低压通流轴向定位值正确。（3）通流最小轴向间隙测量可采用锲形塞尺或塞尺进行。依次测量各级隔板与转子动叶片的轴向间隙，测量时分左右两侧中分面进行。通流轴向间隙共分两次进行测量，第一次将转子的危急遮断器飞锤向上，第二次将转子顺转90°进行测量。（4）通流径向间隙（围带间隙、汽封间隙）测量中分面处两侧测量采用塞尺进行。上下间隙采用压铅丝法检查。在汽封圈每个弧段凸肩后部的退让间隙楔入木楔塞紧，每段前后两侧都应塞紧，每段仅塞两端。将铅丝粘在汽封弧段上（铅丝方向沿轴向，一般铅丝直径比间隙值大0.5mm），水平中分面左右不粘（贴橡胶布测量），每段汽封之间应光滑过度，如有错位，则两段应分别测量。放入转子测量铅丝压印处铅丝的厚度并记录，如有不合格，须进行修整。（5）复查汽封环整圈膨胀间隙应符合设计要求。汽轮机负荷分配猫爪垂孤法分配负荷，猫爪左右垂弧差值＜0.10mm猫爪垫块承力面及滑动面接触良好间隙＜0.5mm汽缸横向水平＜0.20mm，纵向水平以转子轴径杨度为准。猫爪联系螺栓防跳间隙符合制造厂要求。猫爪螺孔与螺栓四周间隙必须满足热膨胀要求。汽轮机扣大盖试扣后进行质量监督，扣大盖按先扣低压缸，后扣高中压缸的顺序进行。扣盖前将抽汽管安装至第一个支吊架，滑键、热工仪表安装完毕，各部套中心、通流尺寸等测量项目完成，轴系中心复测合格，记录齐全，符合《电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇》要求后，并通过相关质监检查及整改完成后，方可进行汽缸扣盖。1、应提供的技术文件与资料1）汽机总装报告：2）汽轮机电机组基础交接验收记录和沉降计划、记录和曲线3）汽轮机扣盖技术措施（或作业指导书）基本及组织措施；4）监造检验报告及签证；5）汽缸内部合金钢零部件和汽缸连接的合金钢管及其对接焊口无损检验、金相抽查等报告和底片；6）高温紧固件和联轴器紧固螺栓的硬度复测、光谱复查报告；7）转子叶片频率复测报告及外观复查记录；8）转子、汽缸、隔板及喷嘴等重要部件出厂材质检验及探伤报告；9）转子中心孔探伤报告；10）转子出厂超速试验及高速动平衡报告；11）制造厂出厂质检报告及质保书；12）设计、设备、标准变更签证记录或协议文件；13）地方主管部门核发的桥式起重机等吊装机械的使用许可证件；应提供的安装记录1）设备现场开箱检验记录；2）台板和垫铁安装记录。台板垫块和已完成二次浇灌的高强度微膨胀灌浆料或水泥砂浆的强度试验报告；3）汽缸、轴承座与台板间接触记录；4）汽缸、轴承座清理、检查（含渗油试验）记录；5）汽缸、轴承座水平度，扬度及轴颈扬度记录（最终值）；6）各滑销、猫爪、联系螺栓间隙记录；7）汽缸法兰结合面间隙记录；8）汽缸负荷分配记录；9）汽机转子对汽封（油挡）洼窝中心记录；10）转子轴颈椭圆度和不柱度记录。11）转子弯曲记录；12）转子推力盘端面瓢偏记录；13）转子对轮晃度及端面瓢偏记录；14）转子联轴器中心记录；15）转子轴向定位；16）轴瓦安装记录；17）静叶持环或隔板安装记录；18）汽封及通流间隙记录；19）汽缸轴向通流最小间隙记录，合实缸状态下转子推拉试验记录；20）推力瓦安装记录；21）转子对轮垫片厚度记录；22）低压缸与冷凝器或直接冷却式汽轮机排汽装置的连接记录，相关热力管道安装焊接记录及质量检验资料；23）汽缸内部保护装置及监测元件校验记录；24）各分段、分项工程验收签证；25）设备缺陷情况记录及处理签证；3、汽轮机扣大盖前应完成下列各项工作并应符合要求，且具备规定的安装记录或签证书：1）垫铁装齐，地脚螺栓紧固；2）台板纵横滑销、汽缸立销和猫爪横销最终间隙的测定；3）内缸猫爪、纵横滑销和轴向定位销间隙的测定；4）汽缸水平结合面间隙的测定；6）汽轮机转子在汽封或油挡洼窝处的中心位置确定，及各转子联轴器找中心的最终测定；7）转子最后定位各转子联轴器法兰之间的垫片厚度记录；8）隔板找中心；9）汽封及通流部分间隙的测定；10）推力轴承间隙的调整与测定；11）汽缸内可拆卸零件的光谱复查；12）汽缸内零部件缺陷的消除；13）汽缸内部、管段内部以及蒸汽室内部的彻底清理，管口、仪表插座和堵头的封闭。4、扣缸质量控制（1）在上半安装过程中，由内向外扣时，每扣上半部套，将螺栓首先根据其具体的冷紧值进行冷紧，待冷紧完后，再由其具体的热紧值进行热紧，直到热紧的伸长量达到设计要求时为止，然后再进行下道工序。（2）所有的零件、部套及螺栓，必须各就各位不能混淆。（3）在吊入零件或部套之前，必须用压缩空气将其吹扫干净。（4）将所有热紧螺栓的加热孔内，必须清理干净，内部应无杂物。（5）所有的下缸及各部套的螺栓栽丝孔在扣盖之前，必须对栽丝孔内部进行清理。（6）在扣盖前，应将上下缸的各疏水孔等管道接口反复吹扫干净，直到确认无杂物为止。（7）在缸内部套就位之前，首先将缸内用压缩空气吹扫，直到干净上止，在吹扫前，应将各有关接口处密封，以防杂物落入其中。（8）在高压内缸就位时，首先安装好高压内缸疏水管，将其引出缸外，同时检查高压进汽口密封环。（9）在#1、#2、3#、4#支持轴承就位时，必须将其进出油孔及内部油道清理干净。另外，在扣盖前，主油泵必须提前安装完毕。（10）在扣低压外缸上半和高中压外缸上半时，必须将上缸纵横水平调到与下缸中分面一样平行。（11）在涂抹密封脂时，将其均匀地抹到0.5mm左右，并在缸的内边缘与螺栓孔周围10mm范围之内不能涂抹。（12）在紧螺栓时，先中部、前后两端，左右对称同进行。（13）在从内向外扣盖时，螺柱紧完后，应盘动转子，用听音器检查有无异常现象，如有应立即处理，直到合格，然后进行下道工序。（14）扣盖的整个过程，要求中间不能间断，应连续进行，直到扣完为止。对轮连接及轴瓦检查安装质量控制（1）清理靠背轮，使用电子称对螺栓、螺母逐个称重、编号并在联轴器直径方向对称的两只螺栓及螺母的重量差应＜10g/套，敲钢印做好记号。（2）按扣缸时的转子定位尺寸将转子复位。（3）清理螺纹毛刺，使螺纹处于良好状态；螺纹处涂一层薄薄的防咬剂。用专用工具（或外径千分尺）测量原始长度。（4）按编号将螺栓串入对应的螺栓孔内。（5）分别均匀紧固全部螺栓，检查晃度。（6）紧固后测螺栓拉伸量。（7）装联轴器盖板，确保其埋入转子联轴器凹肩内。(8)测量记录各油档定位基准孔尺寸。（9）上下轴瓦装配不允许错口；轴瓦中分面间隙＜0.05mm。（10）乌金与轴径接触面；轴瓦与轴承座结合球面均匀且大于75%。（11）油囊四周与轴径接触严密，油囊面积为轴径投影面积的（1.5%～2.5%）一般深度为0.20mm～0.40mm。二次浇灌垫铁点焊牢固，药皮清理干净。地脚螺栓全部紧固。基础表面清理干净无油漆、污垢及杂物；且侵水时间≥24。设备注油孔，疏水孔及轴承座与台板缝隙必须设有防堵塞措施。二次浇灌部位不得妨碍管道膨胀检查模板位置。基础地脚螺栓干净无杂物；且垫板与基础混凝土接触良好无漏奖发电机绝缘部件检查为隔绝发电机、励磁机轴电流的各项绝缘部件应光洁、无翘曲及缺陷，厚度应均匀并有良好的绝缘性能，安装后一律用1000V绝缘电阻表测量，其绝缘电阻应符合要求，一般应≥0.5MΩ。发电机定子内工作进入定子内的工作人员，应穿无钮扣、无口袋的专用工作服和不带钉子的软底工作鞋，对必需带入的物件应进行登记，工作完毕应认真清点核对，保证全数拿出。在端盖敞开的情况下，无人施工时，应用苫布将定子妥善盖好，防止灰尘或其它杂物落入内部。发电机定子吊装发电机定子的起吊就位工作应符合下列要求：定子起吊就位前，必须有经过批准的技术方案和安全措施。如起重机械超负荷起吊或采用辅助起吊设施时，必须认真核算，并对起吊设施各部件进行周密的检查，作必要的强度和性能试验，所得结果均能满足起吊要求之后方可起吊，还应对与起吊有关的建筑结构进行试验，必要时应进行加固。发电机窜转子结合面接触良好，方位正确。中分面内圆接口不允许错口。内端盖安装，稳钉、螺栓拧紧，并有防松脱措施。定子、转子清扫检查，内部清洁、无杂物。穿转子，设备无碰撞、损伤。1、发电机转子的起吊，穿运中必须有一人统一指挥。2、转子上的套箍、风扇、滑环及汽封部位,均不得作为起吊和支撑的施力点，轴劲和风挡、油挡等处的光滑轴面上不得绑扎钢丝。3、钢丝绳绑扎不得损伤转子表面，应用软性材料缠包钢丝绳。4、穿转子前应认真检查并确认前轴承洼窝，支座洼窝都应与定子同心，转子联轴器所要通过的全部洼窝内径均应大于联轴的外径，以保证转子上的联轴器能顺利通过。5、采用设备厂家提供的穿子工具时弧型钢板下应垫层整张的软性垫片，以便在抽出弧形钢板时不损坏铁心，两端线圈应安放胶垫保护，在整个穿转子过程中，不允许转子触碰定子绕组和铁芯的任何部位。6、起吊转子时应保持水平，穿转子时应缓慢、平稳，防止转子摆动，转子和钢丝绳均不得擦伤定子内部所有部件绝缘。发电机轴瓦、风扇安装发电机的轴瓦与轴肩、风扇与风挡等的轴向间隙值，都应符合制造厂的规定，保证在满负荷条件下转子热胀时不发生摩擦。发电机端盖封闭发电机端盖的正式封闭应符合下列规定：1）端盖封闭前认真检查发电机内部，应清洁无杂物，各部件完好，各配合间隙符合要求。有关电气和热工仪表的检查试验均应完毕，并会同有关人员检查签证。氢冷、水氢氢冷发电机密封填料采用橡胶条时，其断面尺寸应符合要求，并有足够的弹性和压缩量。当采用胶质密封填料时，应按制造厂规定的方法填充，并注意以下两点：①密封槽内应清理干净，涂料应将沟槽填满，然后紧好端盖垂直和水平结合面螺栓；②加压填充密封料时，应从上部的填充孔开始，待下一个相邻的孔冒出填料后，用丝堵堵死上一个孔，并在下一个孔继续加压填充直至全部沟槽充满。4）空冷、双水内冷发电机的端盖与台板、端盖与机壳间的结合面应严密不漏。如垫有毛毡、纸板等垫料，则应平整、无间断、无皱折，并确保压牢不会被吹落。小端盖上密封压力风道应畅通，并与大端盖上的压力风口对准。发电机冷却水冲洗汽轮机保护装置安装保护装置的各项表计和电磁传感元件安装前应经热工仪表专业人员检查合格。汽机危急遮断器喷油试验装置安装危急遮断器的喷油试验装置的安装应符合下列要求：1）喷油管应清洁畅通，与危急遮断器的进油室应对正，并注意检查在转子最大胀差范围内，其相对位置仍能满足试验要求，喷嘴与进油室的间隙应符合要求。2）用试验拉杆控制脱扣杠杆及喷油滑阀的系统，在危急遮断器、危急遮断油门、脱扣杠杆及试验拉杆安装定位后，应试动作并符合下列要求：①试验拉杆应能准确地控制与飞锤相应的危急遮断油门的断开或投入，以及喷油滑阀的相应通油或断油，且指示正确；②控制销应能可靠地固定住试验拉杆的位置。3）直接用危急遮断试验油门进行充油试验的系统，应试动作并符合下列要求：①试验滑阀旋转方向的指示及油路的切换，都应与危急遮断器的试验顺序核对无误；②不进行充油试验时，指示销钉应能可靠地防止试验滑阀转动或拉动。汽机危急遮断指示器安装危急遮断指示器的安装应符合下列要求：2）用安全油顶起活塞及弹簧的指示器，其活塞及指示器杆应动作灵活无卡涩，安全油管应严密不漏并清洁畅通。汽机轴位移及差胀保护装置安装轴向位移及差胀保护装置的脉冲元件（发送器及喷油嘴等）的安装调整，应在汽轮机推力轴承位置及间隙确定后进行，脉冲元件相对于汽轮机转子零位的位置应符合制造厂规定。电磁式轴向位移及差胀保护装置的安装应符合下列要求：1）发送器铁心与主轴上的凸缘在轴向和径向的位置和间隙均应符合制造厂的规定，内部位置应与外部指示相对应；2）发送器的引出电缆绝缘应无损伤，在通过轴承座外壳处应不漏油；3）发送器的安装和调整工作应由汽轮机及热工仪表专业人员配合进行，调整后应使就地指示表回到零位，并将调整杆锁定。汽机危急遮断装置安装手动危急遮断装置的手柄应有保护罩，定位弹子应能将滑阀位置正确定位。汽机电超速保护装置安装磁力断路油门及电超速保护装置的滑阀应动作灵活且不松旷，滑阀上的空气孔应畅通，铁芯和滑阀的连接应牢固。汽机低油压保护装置安装低油压保护装置和低真空保护装置的安装应符合下列要求：1）活塞应动作灵活；2）波形筒应严密不漏与波形筒相连的继电器杆应能沿轴向活动自如；3）弹簧预压（预拉）量应符合图纸要求；4）低油压继电器的油室、低真空继电器的汽室，应严密不漏。汽机保护装置安装对于超速监测保护，振动监测保护，轴向位移监测保护等电子保护装置，应配合热工人员装好发送元件，做到测点位置正确，试验动作数字准确，并将引线妥善引至机。汽轮机各项保护装置安装完毕后提交验收时，应具备下列安装技术记录：1）危急遮断器固定弹簧紧力的螺母位置记录；2）危急遮断器脱扣杠杆与飞锤或偏心环之间的间隙记录；3）电磁式轴向位移及差胀保护装置的发送器与主轴凸缘间轴向和辐向间隙记录；4）液压式轴向位移保护装置的喷油嘴与主轴凸缘的间隙记录执行机构执行机构安装前应进行下列检查：1执行机构动作应灵活、无松动及卡涩等现象；2绝缘电阻应合格，通电试转动作平稳，开度指示无跳动；3对气动执行机构通气试验，严密性、行程、全行程时间、自锁等应符合制造厂规定。2调节机构的动作应平稳、灵活、无松动及卡涩现象，并能全关和全开。调节机构上应有明显和正确的开、关标志，布置的位置、角度和方向应满足执行机构的安装要求。3执行机构必须安装牢固，动作时无晃动，其安装位置应便于操作和检修，不妨碍通行，不受汽水浸蚀和雨淋。角行程电动执行机构的操作手轮中心距地面应为900mm。4

当调节机构随主设备产生热态位移时，角行程执行机构的安装应保证和调节机构的相对位置不变。5

靠近热源安装的执行机构如二次风门等，其所处环境温度应满足执行机构的温度条件。6

角行程执行机构从全关到全开的行程，应与调节机构的全行程相应。在50%开度时，它们的转臂分别与连杆近似垂直。7模拟量控制系统中的角行程执行机构转臂和调节机构转臂与连杆之间的连接，宜采用球型绞链。8角行程执行机构和调节机构的转臂应在同一平面内动作，否则，应加装中间装置或球型绞链。9

球型绞链应紧密安装在转臂的锥孔内，并用锁紧螺母锁紧。10连接执行机构与调节机构的连杆宜使用镀锌直管，长度应尽量短且可调，不宜大于5m，并有足够强度，其丝扣连接处应有压紧螺母，传动动作应灵活、不颤动、无空行程及卡涩现象。11执行机构应有明显的开、关方向标志，其手轮操作方向的规定应一致，宜顺时针为“关”、逆时针为“开”。12电动执行机构的减速箱应按制造厂规定加注润滑油，不得有渗漏油现象。13气动执行机构气缸的连接管路应有足够的伸缩余地，且不防碍执行机构的动作。14带有阀门定位器的气动调节阀，定位器的气源压力应与调节阀的信号压力相匹配，信号管路连接应符合正作用或反作用的要求，反馈机构的安装应符合阀门行程的要求。15阀门电动装置应进行下列检查：电气元件应齐全、完好、内部接线正确；行程开关、转矩开关及其传动机构动作应灵活、可靠；绝缘电阻应合格；电动机外观检查有异常时，应解体检修。16电磁阀安装前应进行检查，铁芯应无卡涩现象，线圈与阀体间的绝缘电阻应合格。17调节阀阀体上箭头的指向应与介质流动的方向一致。汽机油箱事故排油管安装油箱事故排油管应接至设计规定的事故排油井，在机组起动试运前应正式安装完毕并确认畅通。汽机油管道及阀门安装油管道阀门的检查与安装应符合下列要求：1）事故排油阀一般应设两个闸阀，靠油箱的一个应为钢质的。事故排油阀的操作手轮应设在运转层距油箱5m以外的地方，并有两个以上的通道。手轮应设玻璃保护罩。2）阀门应有明确的开关方向标志，应采用明杆阀门，不得采用反向阀门。3）管道上的阀门门杆应平放或向下，防止运行中阀蝶脱落切断油路。4）阀杆盘根宜采用聚四氟乙烯碗形密封垫。5）特殊阀门（减压阀、溢油阀、过压阀、特殊止回阀等）应按制造厂规定检查其严密性、各部间隙、行程和调整尺寸应符合图纸要求，并记入安装记录油管清扫封闭后，不得再在上面钻孔、气割或焊接，否则必须重新清理、检查和封闭汽机缸体与管道连接在汽轮机缸体附近安装管道时，不得任意在缸体上施焊或引燃电弧。汽机本体管道安装汽轮机本体范围内疏水管道的安装，应符合下列要求：1）汽缸的疏水管应严格按设计规定的系统连接，不得任意更改。3）汽轮机本体疏水系统不得任意与其他疏水系统串接在一起，防止停机时蒸汽、冷气、冷水窜入缸内。4）疏水管、放水管、放汽管等与主汽管连接时，应选用合适的管座，不得将管子直接插入。6）疏水联箱的底部标高应高于凝汽器热水井最高点的标高。7）排至室内漏斗的疏水，必须在漏斗上加盖，并远离电气设备。管道质量验收四大管道、中低压管道安装质量控制及检查方法：1、主蒸汽管道、及再热蒸汽热段管道安装的质量控制：组装前采用100%无损探伤检测管道焊口，用水平仪检查其标高在±15mm内，水平管道弯曲度Dn≤100mm≤1/1000L，且≤20/Dn＞100mm≤1.5/1000L，且≤20.用水平仪或经纬仪测量管道坡度方向及管道坡度是否符合设计要求。用直尺、小线检查其立管垂直度是否在管道≤2/1000L，且≤15范围内。规格型号要复核出厂技术文件，对材质合金钢零部件进行100%光谱和规范要求的硬度检查，安装配管对接管平直度用直尺在距焊口中心200mm处测量Dn≤100mm≤1mm/Dn＞100mm≤2mm.焊缝检验要符合DL/T869-2004及DL/T5210.7的有关规定。外观检查管道冷拉位置符合设计要求，用尺检查冷拉值及查看记录。对流量测量装置外观检查并核对图纸其位置、方向正确及数量符合设计规定。用卷尺测量蠕变监察段必须＞3000mm，且4000离焊缝、支吊架距离必须大于1m，至弯管起弧点大于0.75m每组测点布置在同一横截面，并圆周等距离分配同一规格管道对称点的径向距离一致，误差不大于0.1mm测量初始值，记录符合设计要求，该部位的保温层应为活动结构。2、再热蒸汽冷段管道及主给水管道安装质量控制：材质、规格、定位尺寸、对口及焊缝同上，外观检查法兰端面倾斜度不大于法兰外径的1.5/1000，且不大于2mm结合面良好，应光洁，无径向贯穿性划痕，对接紧密、平行、同轴，与管道中心线垂直，不得使用双层垫片，并应对非油介质管道涂以黑铅粉，垫片内径要大于管内径2～3mm，螺栓紧力均匀并露出螺母2～3扣，螺纹无缺陷，并涂以二硫化钼或黑铅粉，安装正确。水压试验，用压力表检查试验压力，当压力达到试验压力后保持10分钟，降至设计压力进行全面检查无渗漏、无变形。试验后恢复必须排尽系统内的全部存水且管道内清洁无杂物，并填写管道系统试验记录。蒸汽管道吹洗质量控制：外观检查吹洗工具配置应按施工图纸配置加工，材质、规格符合要求和规范规定。排汽管径应等于或大于被吹洗管内径，应符合焊接规范、焊缝类别的要求，靶板前的临时管道焊口应用氩弧焊打底，支吊架安装齐全，牢固并不得影响热位移；排汽管出口应装消音器，靶板检查应为铝板制成，尺寸为800×66×5mm。宽度约为管内径8%，长度纵贯管子内径符合DL/T852-2004锅炉启动调试导则的相关规定。连续两次更换靶板检查，靶板上冲击斑痕不大于0.8mm，0.5mm～0.8mm（包括0.8mm）的斑痕不多于8点，0.2mm～0.5mm的斑痕均匀分布，0.2mm以下的斑痕不计。吹洗后拆除临时管道时，对管道开口部分应进行检查并清理,对可能留存脏物、杂物的地方，进行人工清理,经检查签证后方可封闭。封闭后，不得在管道上再进行可能影响管道内部清洁的工作。蒸汽吹扫方案拆除汽轮机两主汽门阀芯和滤网，安装临时堵头，防止蒸汽进入汽轮机；安装临时法兰，接出临冲管，两路并为一路至高压排汽管道；拆除中压主汽门阀芯，安装临时堵头；安装临时法兰，按出临冲管，两路并为一路至临冲母管，经临冲门，厂房外消音器。要求在沿临冲管坡度的最低点接疏水。蒸汽冲管的临时管道应固定牢靠。检验要求整块靶板上没有大于0.8mm的斑痕，0.5～0.8mm（包括0.8mm）的斑痕不多于8点，0.2～0.5mm的斑痕均匀分布。4、给水系统管道冲洗质量控制：外观检查临时冲洗管道排水管的截面积不小于被冲洗管的60%，并接入可靠的排水井（沟）内，保证排水畅通。蒸汽吹洗排气管不应对着设备和变电站，管口应朝上倾斜（30°左右为宜），排向空处，临时管应固定牢固，并不影响热膨胀固定支架牢固可靠，导向支架接触良好，无卡涩现象，膨胀自由。冲洗检查，水质洁净、无杂质、出入口处的水色和透明度目测一至，排水口处的排水色和透明度应与入口水一致（对奥氏体不锈钢管道冲洗水中氯离子含量必须少于25ppm）水冲洗排水管应接入排水井内，蒸汽吹洗排气管不应对着设备和变电站，管口应朝上倾斜（30°左右为宜），排向空处，临时管应固定牢固，并不影响热膨胀并做好记录，用手电筒、内窥镜检查隐蔽部位，对可能留存脏、污、杂物的部位应用人工进行清除，并办理正式签证。压缩空气吹扫目测排气无烟尘时，在排气口设置贴白布或涂白漆的木制靶板检验，5分钟内靶板上无铁锈，尘土，水分及其他杂物为合格5、中、低压管道及电动阀门安装质量控制：用水平仪、直尺测量中、低压管道标高偏差、架空控制在埋地立管垂直度对口及焊缝用直尺检查Dn＜100mm≤1mm/Dn≥100mm≤2mm直管段两个焊缝的间距Dn≤500mm且＞150mm/焊缝与支吊架边缘的间距＞50mm。电动阀门配合调整，开闭试验检查、减速器无卡涩现象、运转灵活，操作切换机构无卡涩现象、切换灵活，行程控制机构、动作灵活、开关可靠，转矩限制机构、保护动作准确，可靠开度指示机构、指示位置正确。外观检查疏放水管道安装接管座工作压力≥2.5MPa的管道接管座安装符合设计规定。用水平尺测量管道布置走向合理，并有不小于2/1000L的坡度，有良好的热补偿措施。6、厂内燃油、燃气管道严密性实验技术质量控制：气压试验系统试验检查，一般要求压力试验应以液体为试验介质，当管道设计压力小于或等于0.6MPa时，也可采用气体作为试验介质，但应采取有效的安全措施，脆性材料严禁采用气压试验，试验介质应为非易燃和无毒气体，压力表在周检期内且不少于两块，精度不低于1.5级，试验压力核对图纸符合设计的规定，无规定时按管道设计压力的1.15倍。试验检查，当压力达到试验压力的50%时，如未发现异状或泄漏，继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3分钟，直至试验压力后，保持10分钟，然后降至设计压力，进行全面检查无渗漏、无变形。试验后恢复外观检查外观检查试压完毕应排尽系统内试验气体，恢复系统，并填写试验记录。辅助设备水压试验在设备进行水压试验时，如必须拆卸某些部件才能观察水压试验情况而在水压试验后又可能因此造成设备永久变形时，必须进行临时加固工作。水压试验系统试验检查水质应清洁（对奥氏体不锈钢管道水中氯离子含量必须少于25ppm），系统内空气排尽，环境温度要在5℃以上，压力表在周检期内且不少于两块，精度不低于1.5级，试验压力，符合设计图纸规定。设计无要求按GB50235-97中7.5.3.5条管道设计压力的1.5倍执行当压力达到试验压力后保持10分钟，然后降至设计压力，进行全面检查无渗漏、无变形。箱罐防腐、封闭箱罐充水前必须彻底清除内部锈垢、焊瘤和杂物，涂刷内部防腐层应根据设计要求或经过技术部门研究后进行。给水箱经检查签证后方可最后封闭。汽轮发电机组调试质量汽轮发电机组安装完毕，在投入生产前，应按本章进行调整、启动、试运行。未经调整试运行的设备，不得投入生产。分系统调试及技术要求1、闭式冷却水系统1）配合施工单位进行闭式冷却水泵试运转，对系统母管进行循环冲洗。在系统冲洗未合格之前，应隔离各冷却器，防止发生冷却器堵塞。2）闭式冷却水系统母管循环冲洗根据循环冲洗时泵滤网前后差压情况，差压超过规定值，对滤网进行清理。重复循环冲洗直至水质合格。3）系统中各附属机械设备的冷却水在投用前应进行管道排放冲洗。4）停机（应急）冷却水泵启动调试。5）闭式冷却水泵联锁保护动态校验。6）系统投运调整（冷却器投运，各附属机械及设备的冷却水投用，稳压水箱自动补水等）。2、开式冷却水系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）开式冷却水泵试运转及系统调整试运。a）开式冷却水泵试运转及系统试运。b）电动滤水器（旋转滤网）调试。c）开式冷却水泵联锁试验。3）检查并配合施工单位开式冷却水系统管道及冷却器进行冲洗合格。4）完成调试记录及调试质量验收签证。3、凝结水泵及凝结水系统（含凝结水补水系统）1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）凝结水补水泵、凝结水泵试运转及系统试运调整：a）凝结水补水泵试运转（再循环运行方式）。b）凝结水补水系统试运及系统冲洗，达到系统水质清洁、无杂物。c）凝结水泵试运转（再循环运行方式），泵连续试运转8h。d）凝结水系统试运及系统冲洗，达到系统水质清洁、无杂物。e）应完成的自动调整：凝结水箱自动补水调节装置调整；凝汽器水位调整；凝结水泵最小流量调整；除氧器水位自动控制动态调整。f）电气联锁保护调试。g）完成调试记录及调试质量验收签证。3）注意：凝结水泵再循环方式试运时，凝结水流量应大于凝结水泵设计的最小流量，再循环管道不应发生较大振动。当采用变频电机时应进行相应的连锁保护试验检查4、循环水泵及循环水系统、胶球清洗系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）循环水泵试运转及系统投运：a）循环水泵试运转及系统调整试运。b）循环水泵及系统报警信号、联锁保护校验。c）循环水泵停运。3）胶球清洗装置程控调试：a）收球网检查及调整。b）胶球清洗泵试运转。c）胶球清洗装置调试。d）胶球清洗装置收球率测试，达到合格收球率。4）冲洗水泵及旋转滤网试运转：a）旋转滤网、冲洗水泵试运转及系统调试。b）配合施工单位进行系统冲洗。5）冷水塔投运：a）水池自动补水系统调试。b）冷水塔风机试运转，风机润滑油油站及油系统投运调整。6）完成调试记录及调试质量验收签证。7）调试注意事项：a）首次启动循环水泵时，应先启动循环水泵几秒钟，以检查其动态效应情况，如：有无异常响声、振动情况、仪表功能、系统及泵有无泄漏点等。b）循环水泵首次启动前应对系统管道注满水，应解除泵出口电动（或液动）蝶阀联动开启的控制功能，手动控制泵出口蝶阀开度，防止循环水管道水冲击。当循环水母管在空管状态下启动循环水泵时，也应执行以上操作方式。c）循环水管充水驱赶空气，必须待系统管道空气放尽后关闭凝汽器水侧空气门。5、电动给水泵及除氧给水系统1）电动给水泵试运转前应确认油系统冲洗完毕和油质经化验合格后进行。2）检查除氧器水箱、水系统的设备和管道安装完毕后应冲洗合格。3）给水系统上的安全阀应在安装前经水压校验合格并有校验报告。4）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。5）除氧给水系统试运。6）除氧器投用调试：a）检查除氧器及管道水冲洗应合格。b）除氧器水箱安全门安装前应校验合格并具有检验合格证书。c）除氧器水位、压力联锁保护校验。d）除氧器投运及停运。e）除氧给水系统报警信号、联锁保护校验。7）电动给水泵试运转及润滑油、工作油系统调整：a）辅助油泵试运转及润滑油系统调整。b）配合施工单位进行电动机带偶合器试运转。c）电动给水泵组(含前置泵)试运转（通过再循环管道）。d）润滑油、工作油系统调整及联锁保护校验。8）电动给水泵投运。9）完成调试记录及调试质量验收签证。6、主机润滑油系统、油净化系统、顶轴油系统及盘车装置调试1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试：a）交流、直流辅助油泵试运转。b）确认油系统管道（包括顶轴油管道）循环冲洗验收合格，并且油箱清理后已换上油质合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。c）润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置的监测仪表和联锁保护等静态校验合格。d）润滑油泵及系统调试：油箱低油位跳闸校验；交流辅助油泵启动及系统油压调整；直流辅助油泵启动；交流辅助油泵、直流辅助油泵自启动联锁校验。e）顶轴油系统调试：顶轴油泵试转及出口压力调整；顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度调整。f）盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投用和停用联锁校验。g）联锁保护项目调试：润滑油压达I值低油压，联动交流润滑油泵自启动；润滑油压达II值低油压，联动直流润滑油泵（事故油泵）自启动，同时机组跳闸停机；润滑油压达III值低油压，联动盘车停止。3）油净化装置调试：a）配合施工单位进行润滑油输送泵试运转及管道冲洗。b）油净化装置投用：真空室真空泵试运转及管道冲洗；加热器投用调整；装置脱水、脱色、除酸、除杂质调整。c）油净化装置投用。4）完成调试记录及调试质量验收签证。5）调试注意事项：a）润滑油系统管到应做承压试验，保证管道及接口无泄漏。b）调整汽轮发电机组各轴承顶轴油进口阀，按制造厂要求调整各轴颈高度，一般轴颈顶起高度应大于0.02mm。c）盘车装置啮合和脱开时与转子应无碰撞和振动，转子转动应平稳。d）盘车投运应监视电动机电流和转子偏心度指示不超过限制值。e）润滑油压正常运行值调整应符合制造厂的要求。f）润滑油事故排油系统应能随时投运。g）油循环合格后机组启动前应注意拆除轴承入口临时滤网。7、汽轮机调节保安系统及控制油系统1）安全油系统调整。2）控制油（调节油）系统调试：a）控制油泵出口溢流阀调整。b）高压蓄能器调整。c）低压蓄能器调整。d）联锁保护调整：油箱油位保护；控制油（调节油）油泵启动条件、泵跳闸条件调整。3）高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。4）高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。300MW以上机组主汽阀总关闭时间应小于0.3s（包括延迟时间）,调节汽阀总关闭时间应小于0.3s（包括延迟时间）。5）抽汽逆止门关闭时间静态测定并符合相关要求。6）调节保安系统静态调整。7）DCS和DEH的操作和控制功能仿真试验及联锁保护投用。8）完成调试记录及调试质量验收签证。8、汽动给水泵汽轮机润滑油系统及调节保安系统1）润滑油系统调整。2）给水泵汽轮机控制油系统调整。3）盘车装置调整。4）汽动给水泵汽轮机跳闸保护模拟试验5）MEH的操作和控制功能仿真传动试验及联锁保护校验。6）当用辅助蒸汽汽源启动调试汽动给水泵汽轮机时，可进行给水泵汽轮机危急遮断器充油试验及电气、机械超速试验。结果应符合制造厂的规定要求。7）完成调试记录及调试质量检验验收签证。7、发电机水冷系统1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）配合施工单位进行发电机水冷系统冷却水泵试运转（外循环运行方式）。3）发电机水冷系统管道水冲洗（外部、内部管道正、反水冲洗）。4）发电机水冷系统调整及试运：a）发电机水冷系统驱赶空气和充水。b）发电机水冷系统水箱充氮。c）发电机水冷系统冷却器投运。d）发电机水冷系统水处理装置投运。5）发电机水冷系统联锁保护调试。6）发电机水冷系统加热装置投用保护调试。7）完成调试记录及调试质量检验验收签证。8)注意：应进行发电机内水冷系统流量低保护的静态实际校验试验。9、发电机密封油系统1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）密封油泵试运转。汽轮发电机润滑油系统应投运。3）密封油系统（装置）调整：a）空侧油路调整（调整空侧密封油泵出口压力和密封油压差调节阀至设计值）。b）氢侧油路调整（调整氢侧密封油泵出口压力和平衡阀至设计值，使氢侧与空侧密封油压差符合要求）。c）高压备用油路调整。d）调整密封油调节阀，使空侧密封油压高于发电机氢压至设计值。e）联锁保护及信号系统校验和试验。4）发电机运转时密封油系统调整（冷油器投运，排油烟风机试转及油箱真空调整）。5）发电机密封油系统联锁保护调整。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。10、发电机氢冷系统1）检查氢系统严密性试验应合格。2）氢纯度风机试运转。3）气体干燥器试运及投运。4）氢系统联锁保护及信号调整。5）指导发电机气体置换。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。10、高、低压旁路系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）高、低压旁路管道蒸汽吹扫质量应符合相关要求（在锅炉蒸汽吹管阶段中，配合吹扫高、低压旁路管道）。3）检查高压、低压旁路减温水管道水冲洗且应合格。4）检查旁路控制装置油系统油冲洗且应合格。5）配合热控专业进行高、低压旁路系统的控制功能调整。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。11、辅助蒸汽系统1）辅助蒸汽系统管道蒸汽吹管（用启动锅炉汽源或外来汽源经减温减压装置后进行吹管）：a）减温减压装置调整。b）辅助蒸汽系统管道蒸汽吹管。2）辅助蒸汽母管安全阀应校验合格后回装。3）用辅助蒸汽母管汽源吹扫：a）除氧器加热用蒸汽管道。b）给水泵汽轮机供汽用蒸汽管道。c）汽轮机轴封供、回汽管道。d）抽汽至辅助蒸汽母管管道。e）冷再热蒸汽管道至辅助蒸汽管道（在锅炉蒸汽冲管后阶段，通过临时管排放进行吹扫）。4）完成调试记录及调试质量检验验收签证。5）调试注意事项：a）根据管道系统运行参数决定蒸汽吹管的参数，汽源应可靠，蒸汽清洁，并要求有足够的蒸汽流量与过热度。b）吹管前要充分暖管加强疏水，防止发生水冲击。c）每次吹管时间控制在5min～10min之内，两次冲管的间隔时间宜为10min～15min之间，直至排汽清洁为止，且冲洗次数不应少于3次。12、抽汽回热系统1）抽汽逆止门调整及防进水联锁保护校验。2）加热器联锁保护校验