汽机专业调试工作手册jj模板.doc

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。 汽机专业调试工作手册 一、 总则1.1 为了规范我公司汽机专业调试工作, 提高汽机调试人员的技术水平和管理水平, 特制订汽机专业调试工作手册。1.2 电力工程事业部负责本手册的解释、 修改和宣贯。1.3 电力工程事业部汽机调试人员应通晓本手册。1.4 本手册经电力工程事业部和新能源公司讨论并正式批准后执行。二职责范围2.1 参加本工程初步设计审查, 对系统设计、 布置、 设备选型、 启动调试时间安排是否合理等提出意见和建议。2.2 参加图纸会审, 提出修改意见。2.3 组织编写本工程调试措施。2.4 编写分系统及整套试运操作卡。2.5 参与主要辅机设备与系统的分部试运行, 组织整套启动试运工作。2.6 组织编写调试小结、 调试报告及填写质量验评表。2.7 对现场调试人员进行安全、 理论和技术培训。 2.8 配合质检中心站进行质检工作。 三汽机调试工作的基本原则3.1 服从调总调度和指挥。3.2 与其它专业及时、 高效地沟通和合作。3.3 安全第一、 质量为主、 科学合理、 工作规范、 有条不紊、 缩短工期、 提高效益。3.4 分工原则: 一般情况下, 汽机负责汽机专业调试方案的制定与实施以及汽机专业相关验收性工作, 在此方案上的任何修改, 都应该有相关的程序文件和记录。 在调试方案制定后组织相关方讨论, 一致经过后按此方案执行, 中途遇有变动, 必须组织相关方讨论同意后方可变动。 在验收时, 不合理的设计、 安装和不合格的设备, 应联系相关方整改。配合热工确定控制方案的合理性和控制逻辑的正确性。 在分系统调试和整套启动过程中, 本专业遇有事故时, 应及时做出相应的处理, 以免事故扩大, 其它专业遇有事故时, 应积极配合处理。四标准及规范4.1 汽机调试工作的依据是以部颁规程为主, 其它有关规程作为参考并执行本工程调试合同。汽机专业负责人应熟悉并掌握这些规程。4.2 汽机专业调试主要标准及规范4.2.1 火力发电厂电力基本建设工程启动及竣工验收规程( 1996年版) 4.2.2 火电工程启动调试工作规定4.2.3 电力建设安全工作规程4.2.4 火电工程调整试运质量检验及评定标准4.2.5 火力建设施工及验收技术规范4.2.6 汽轮机甩负荷试验导则4.2.7 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求4.2.8 火电机组启动验收性能试验导则4.2.10 电力基本建设过程质量监督规定4.2.10 火电机组达标投产考核标准( 1998年版) 及其相关规定五 调试工作内容5.1 进入现场前的工作5.1.1 熟悉调试合同所规定的专业工作范围、 工作进度。初步计划汽机各分系统调试进度。对重要的分系统及整套调试方案的技术原则和要点进行讨论、 优化, 初步确定重要调试项目的原则性调试方案。5.1.2 仔细研究初步设计说明书、 ”电厂原则性热力系统图”等现有资料, 熟悉工程采用的汽机及主要辅机的设备型号和性能特点。对于即将进行的调试工作是否涉及新技术、 新设备等, 及时组织专业人员进行调研, 收集技术资料, 做到对将要进行的调试工作心中有数。5.1.3 根据项目部安排, 组织专业人员参加设计审查会议、 设计联络会议、 设备招标会议, 审查系统设计、 设备选型、 启动调试安排是否合理, 对发现的问题及时提出改进建议。5.1.3 根据将进行的调试工作的要求, 准备相关的测量仪器和设备( 电 秒表、 手持测振仪、 振动监测仪、 录波仪等) , 并对所使用仪器的正常情况和校验情况进行掌握和了解。如有不足, 应尽快向专业室或项目部提出申请, 由生产技术部及时购买, 以满足调试工作需要。5.1.4 负责编写出该工程调试所需的专业资料清单, 由项目部统一传递至有关单位, 有关单位应及时提供调试资料, 以供借阅。5.1.5 根据工程要求, 编写专业调试所需办公用品和通讯器材清单( 记录本、 文件夹、 对讲机、 计算机及其它耗材) 报项目部统一安排。5.1.6 根据本工程情况及调试工作规定的要求, 编写汽机专业调试措施清单。5.1.7 编写出本工程汽机专业调试质量文件包内容清单, 做好工程准备工作。文件包内容主要包括: 调试措施、 阀门传动一览表、 联锁保护确认清单、 工程联系单、 、 主要操作卡、 试运参数记录表、 技术交底、 分系统调试小结、 质量验评表、 调试报告等。5.1.8 及时了解工程进度情况, 质量情况。在机组DCS带电、 厂用带电等节点前后, 应组织专业人员深入现场了解情况、 熟悉系统, 对出现的问题提出意见或建议。5.1.9 根据项目部的总体安排, 编写本专业培训学习计划。5,1,10 根据工程的工期计划, 向专业室提出人力资源申请。5.2 分系统调试期间的工作3.4.5.5.1.5.2.1 根据工程进度和专业室人员工作情况协调本专业人员进点时间顺序。做到在不影响工程进度的情况下, 保证人员休息, 尽量减少人员浪费。5.2.2 收集、 借阅所需的技术资料, 了解机组安装情况。5.2.3 根据调总的安排, 组织编写并审查本专业调试措施。5.2.4 根据调试措施讨论批准程序, 组织参加调试措施会审, 并填写措 施会签单。5.2.5 组织编写系统检查卡、 试运参数记录表。5.2.6 了解并参与相关专业重要措施讨论, 如酸洗、 冲管。5.2.7 会同监理、 生产、 建设等单位共同讨论控制逻辑合理性, 保护是否齐全、 定值是否准确。5.2.8 作为分部试运汽机专业组副组长, 参加分部试运会议, 了解各专业试运过程中存在的主要问题, 并及时与配合专业反馈、 沟通、 协调。5.2.9 负责分系统试运的技术工作, 安排检查待试运系统的完善性( 包括阀门检查、 联锁保护检查、 系统的流程检查等) , 确认是否具备分系统试运的条件。5.2.10 按部颁验评要求, 根据项目部的格式要求, 确定分系统及整套验评试运表, 并按时进行填写。5.2.11 完成分系统试运调试工作后, 根据公司的编制要求, 及时安排编写调试小结。5.2.12 在完成分系统调试工作后, 及时汇总完善分系统调试文件包, 并按要求检查文件包内部质量( 包括措施、 交底单、 联锁保护检查确认表、 阀门检查确认表、 系统检查卡、 试运记录、 调试小结、 验评表等) 。5.2.13 按照分公司技术考核要求, 安排、 组织本专业在调试期间的学习、 培训。5.2.14 准备本专业质检材料, 参加整套启动试运前质检工作。5.2.15 及时向专业室汇报机组调试进度及存在的重大问题。5.3 整套启动阶段调试工作5.3.1 承担整套启动试运小组汽机专业组组长职务, 参加整套启动试运例会, 根据整套试运进程的总体计划, 安排本专业的试运工作。5.3.2 参与分析、 解决汽机专业试运中遇到的问题, 提出预防措施及处理方案, 并及时向调总汇报。5.3.3 整套启动前, 按照调试大纲及汽轮机整套启动调试措施的要求, 全面检查并逐条落实整套启动试运应具备的条件。5.3.4 主持汽轮机整套启动及甩负荷调试措施交底。5.3.5 在不耽误现场工作的前提下, 合理安排专业技术人员倒换休息。5.3.6 参加整套试运值班, 做好事故预想, 并在试运值班过程中随时询问、 检查。5.3.7 安排主持汽轮机的首次启动及相关试验, 并做好事故预想和防范措施。5.3.8 机组启动过程中, 全面负责汽机专业的技术要求, 并与相关专业做好沟通配合。5.3.9 机组运行过程中, 审查或安排专业技术人员审查安装工作票所采取的安全措施, 避免机组非停( 注意责任不要揽到调试身上) 。5.3.10 根据业主要求, 编写带负荷、 满负荷试运负荷曲线。5.3.11 遇到机组停机时, 提出汽机专业调试方面相关的缺陷( 一般缺陷监理单位负责归纳) 。5.3.12 安排做好并检查汽机专业试运记录。( 记录内容主要包括本班完成的试运情况, 包括点火、 冲机、 并网时间, 设备跳闸、 机组解列原因, 事故分析及采取措施, 下班主要安排等) 。5.3.13 按验标及时填写整套试运验评表。5.3.14 整套试运后期, 应根据公司调试报告的编制要求, 尽早完成调试报告编写工作, 尽量做到168结束, 报告交出, 报告在现场完成( 最迟推后一周) 。5.3.15 编写整套启动试运后质检汇报材料, 并参加整套启动试运后的质检工作。5.3.16 在整套试运间隙, 组织本人员, 总结前一阶段工作成绩, 存在的问题及下一阶段工作应注意事项、 工作安排、 安排检查专业人员技术培训。5.3.17 汇总本工程汽机专业的各种措施、 报告及其它专业技术资料, 交汽机室存档。5.3.18 机组移交生产后的试生产阶段继续完成因调试原因未完的调试项目。并进行质量回访。六汽机调试技术手册 机组试运一般分为下列两个阶段: A. 分部试运阶段: ( 分部试运阶段应从高压厂用母线受电开始至整套启动试运开始为止。) B. 整套启动试运阶段: ( 整套启动试运阶段是从炉、 机、 电等第一次整套启动时锅炉点火开始, 到完成满负荷试运移交试生产为止。) 其中包括: 空负荷阶段、 带负荷阶段及满负荷阶段。试运阶段汽机专业的主要工作按照火电工程启动调试工作规定的要求, 试运期间汽机专业主要工作r下: 1.2.3.4.5.6.6.1 分系统试运期间的工作6.1.1 参加各主要辅机的分部试运工作, 掌握试运情况和问题。6.1.2 检查试运系统的完整性和合理性。6.1.3 检查了解各辅机分部试运情况, 协助施工单位处理试运出现的 问题。6.1.4 进行安全门检验及(电动、 气动)阀门的操作检查试验。6.1.5 配合化学专业进行凝汽器碱洗及炉前系统清洗、 钝化保护。6.1.6 各辅机联锁、 保护检查试验。6.1.7 循环水系统调试。6.1.8 开式冷却水系统调试。6.1.9 闭式冷却水系统调试。6.1.10 汽轮机组周围蒸汽系统调试。6.1.11 凝结水及补充水系统系统调试。6.1.12 电动给水泵调试。 6.1.13 汽动给水泵调试。 6.1.14 除氧给水系统调试。 6.1.15 真空系统调试。 6.1.16 抽汽加热及疏水系统调试。 6.1.17 轴封供汽系统调试。 6.1.18 发电机内冷水系统调试。 6.1.19 发电机密封油系统调试。 6.1.20 发电机氢冷却系统调试。 6.1.21 润滑油系统及净化装置调试。 6.1.22 顶轴油及盘车系统调试。 6.1.23 调节保安系统调试: 6.1.24 旁路系统调试。6.1.25 参加分系统试运后的验收签证。6.1.26 填写分系统调试质量验评表。6.1.27 编制分系统调试总结。6.2 整套启动期间的工作6.2.1 空负荷阶段6.2.1.1 检查确认各系统具备整套启动的条件。6.2.1.2 检查确认各辅机的联锁、 保护全部投入。6.2.1.3 DEH联调、 仿真试验。6.2.1.4 BTG联锁试验。6.2.1.5 各系统检查投运。6.2.1.6 发电机气体置换。6.2.1.7 投入有关保护联锁。6.2.1.8 机组冷态启动。6.2.1.9 汽轮发电机组振动监测。6.2.1.10 汽门严密性试验。6.2.1.11 汽轮机超速试验。6.2.2 带负荷阶段6.2.2.1 机组温态及热态启动。6.2.2.2 汽轮发电机组振动监测。6.2.2.3 高、 低压加热器冲洗及投运。6.2.2.4 真空严密性试验。6.2.2.5 主要辅机切换试验。6.2.2.6 氢气系统严密性试验。6.2.2.7 配合热控专业进行高、 低压旁路系统试验。6.2.2.8 配合热控专业投入自动。6.2.2.9 机组变负荷试验。6.2.2.10 汽轮机甩负荷试验。6.2.3 满负荷168小时( 或72+24小时) 试运6.2.3.1 运行数据记录、 统计及分析。6.2.3.2 设备缺陷检查、 记录。6.2.4 在试运期间可进行的特殊试验项目6.2.4.1 机组轴系振动试验。6.2.4.2 配合RB试验。6.2.4.3 配合低负荷稳燃试验。6.2.4.4 配合其它有关验收试验。6.2.4.5 参加并网安评试验。6.3 启动调试后期工作6.3.1 完成各阶段的总结报告及统计数据。6.3.2 整理调试报告及调试有关的技术资料移交。6.3.3 试生产阶段继续完成因调试原因未完的调试项目。6.3.4 进行质量回访。 主要分系统试运调试内容与方法6.4 汽水系统阀门的传动试验6.4.1 检查控制系统反馈信号与阀门的开关方向是否一致。6.4.2 终端开关定位是否正确。6.4.3 检查阀门开启高度是否符合要求: 截止阀一般要求h1/4D( h阀瓣开启高度, D阀座直径, 可按阀杆提升高度计算) ; 闸板阀一般要求hD。6.4.4 调节阀应按厂家的技术要求确定全开全关限位并做好标记, 避免过开过关。6.4.5 检查截止阀全关后的电动头的预留圈数。6.4.6 记录阀门全开和全关时间。6.5 各辅机联锁、 保护检查试验6.5.1 参考热控专业逻辑说明, 按照系统划分, 编制联锁保护检查确认一览表。6.5.2 根据联锁保护清单, 逐条进行试验, 确认联锁保护正确可靠。6.5.3 进行联锁试验时, 尽可能从就地( 一次元件) 加模拟信号, 以确保整个回路正确无误。对于重要联锁保护, 尽可能在真实情况下再次试验确认。例如凝泵的备用联锁, 可在准备切换凝泵时采用联锁启动。6.6 循环水系统调试6.6.1 循环水系统各设备安装工作全部结束, 系统内各设备分部试转工作结束, 冲洗水泵、 旋转滤网调试完成, 具备启动条件, 并在循泵试转前运转。循泵坑排污泵提前试转合格, 具备启动条件。6.6.2 各电气设备标识明确、 绝缘合格。各仪表、 信号、 通讯设备良好。消防设施可投入运行。6.6.3 循环水系统上各阀门操作灵活, 电动装置校验良好。冷凝器安装工作结束, 验收合格, 人孔门关闭, 放空气门开启。6.6.4 电机转向正确, 经单体试转合格。6.6.5 检查循泵轴承及电机冷却水、 润滑水压力和流量正常。6.6.6 液控蝶阀调试验收合格, 开关时间符合要求, 液控蝶阀液压油系统无漏油现象油箱油位正常、 液控蝶阀蓄能装置检查合格均具备投运条件。6.6.7 检查循环水泵及液控蝶阀热工保护及信号动作正确。6.6.8 开式冷却水系统的隔离调整完毕, 并关闭严密。6.6.9 供水和回水母管应尽可能充满水, 以排去管道内空气。6.6.10 泵组启动后, 记录相关试运参数, 如电流、 压力、 流量、 轴承温度、 振动等。6.6.11 泵组试运48小时, 各参数符合设计及规范要求。6.7 开式冷却水系统调6.7.1 试转系统和范围内的设备、 管道与阀门已按设计图纸要求安装完毕, 并经检验合格, 安装技术记录齐全, 并办理签证, 现场环境符合要求。6.7.2 循环水系统已具备投运条件。6.7.3 开式冷却水泵电机已经单体试转, 并办理验收签证。6.7.4 各有关的阀门经逐个检查、 调整、 试验, 动作灵活、 方向正确, 并已命名挂牌, 处于备用状态。6.7.5 自动滤水器具备投运条件。6.7.6 泵组加好符合要求的润滑油, 油位正常。6.7.7 泵轮手盘灵活, 无卡涩现象。6.7.8 系统相关马达绝缘良好。6.7.9 有关热工信号及联锁保护已经模拟试验动作正确。6.7.10 试运系统中监视和控制仪表均安装完毕、 校验合格, 工作正常。6.7.11 试运回路先以开式冷却水泵于两台闭式冷却其中的一台构成回路进行试转, 待系统运行稳定后, 再依次冲洗其它各个相关的冷却器及其回路。6.7.12 确认启动条件已满足。电动门开关时间、 行程检查。联系热工、 电气进行功能检查。检查DCS数据是否正常, 发现问题及时消缺。6.7.13 启动循环水系统, 系统水压正常。6.7.14 启动开式冷却水泵, 出口电动门应联动打开。监视开式冷却水泵的振动、 温度、 压力、 电流等参数记录各运行数据。运行48小时后停泵。6.7.15 试运过程中视情况随时进行滤网清理。6.8 闭式冷却水系统调试6.8.1 试转系统和范围内的设备、 管道与阀门已按设计图纸要求安装完毕, 并经检验合格, 安装技术记录齐全, 并办理签证, 现场环境符合要求。6.8.2 补水箱及其水源清洁, 并有足够的除盐水。6.8.3 电机已经单体试转, 并办理验收签证。6.8.4 各有关的手动、 电动及气动阀门经逐个检查、 调整、 试验, 动作灵活、 方向正确, 并已命名挂牌, 处于备用状态。6.8.5 加好符合要求的润滑油。6.8.6 泵轮手盘灵活, 无卡涩现象。6.8.7 系统相关马达绝缘良好。6.8.8 有关热工信号及联锁保护已经调整, 模拟试验动作正确。6.8.9 试运系统中监视和控制仪表均安装完毕、 校验合格, 工作正常。6.8.10 确认开式循环水系统、 凝补水系统和化学除盐水供给泵等均已投运正常。 6.8.11 闭冷水箱补水至正常水位, 试运期间可尽量补至高水位。系统检查操作完毕, 各用户闭冷水侧导通。6.8.12 启动闭式冷却水泵, 出口电动门应联动打开。监视闭式冷却水泵的振动、 温度、 压力、 电流等参数记, 录各运行数据。运行48小时后停泵。6.8.13 试运过程中视情况随时进行滤网清理。6.8.14 闭式冷却水泵试运合格后, 根据试运措施进行系统冲洗。一般情况冲洗要求如下: DN150及以上管道需临时短接进回水管道进行冲洗, 待冲洗水质合格( 目测清澈无可见杂物) 后恢复。母管冲洗结束并恢复临时系统后, 分别对DN150以下冷却水支路进行冲洗。在各冷却器入口阀门后断开管道进行冲洗, 至水质清澈后恢复, 可根据情况就地排放到地沟。系统冲洗结束后进行系统恢复, 如无异常, 则保持闭式冷却水泵运行, 并按要求加药。运行中每天换水一次, 直至水质化验合格。6.9 汽轮机组周围蒸汽系统调试6.9.1 辅助蒸汽系统吹扫, 范围包括: 辅助蒸汽供汽母管、 高辅联箱、 低辅联箱、 冷段供辅汽管道、 辅汽供轴封管道、 辅汽供除氧器管道、 辅汽供汽动给水泵管道等; 辅汽供炉侧用汽管道( 由锅炉专业负责) ; 6.9.2 轴封系统吹扫, 范围包括: 主机高低压轴封管道、 汽泵高低压轴封管道、 轴封各路汽源管道等; 6.9.3 四段抽汽吹扫范围包括: 四抽供除氧器管道、 四抽供辅汽管道、 四抽供汽动给水泵管道等; 6.9.4 汽动给水泵高压汽源管道吹扫。一般在锅炉吹管的时候用高压汽源吹扫。6.9.5 吹扫要求: 将吹扫范围内的调节阀门、 流量孔板、 节流孔板和减温减压器用临时短管代替, 逆止门抽去阀芯或暂不安装。各吹扫系统的管路均应有畅通的疏水管, 并排至厂房外安全可靠的地方。吹扫及临时管道应在吹扫前保温完毕, 各排放口在吹扫前做好安全警戒措施。各管路每次吹扫510分钟, 至少吹扫3次。参加验收小组的有关人员目测排汽洁净为准。6.10 凝结水及补充水系统系统调试6.10.1 试转系统和范围内的设备、 管道与阀门已按设计图纸要求安装完毕, 并经检验合格, 安装技术记录齐全, 并办理签证, 现场环境符合要求。6.10.2 循环水系统、 开式水系统、 闭式水系统投运正常。6.10.3 凝结水补水系统已试转结束, 并办理验收签证, 补水箱及其水源清洁, 并有足够的除盐水。6.10.4 凝泵电机已经单体试转, 并办理验收签证。6.10.5 凝泵坑排污泵已试转, 并处于备用状态。6.10.6 凝汽器内部已经人工清理后启动凝结水输送泵, 向凝汽器热 井 补水将水位加至高水位。6.10.7 各有关的手动、 电动及气动阀门经逐个检查、 调整、 试验, 动作灵活、 方向正确, 并已命名挂牌, 处于备用状态。6.10.8 凝泵组加好符合要求的润滑油, 油位正常。6.10.9 泵轮手盘灵活, 无卡涩现象。6.10.10 凝泵进口滤网已安装完毕。6.10.11 密封水回路已冲洗合格。6.10.12 有关热工信号及联锁保护已经调整, 模拟试验动作正确。6.10.13 试运系统中监视和控制仪表均安装完毕、 校验合格, 工作正常。6.10.14 各有关分用户支路在适当位置断开, 以备进行冲洗。6.10.15 系统阀门检查按凝结水再循环方式进行。其中凝结水精除盐装置隔离, 汽封加热器隔离, 低加隔离, 各凝水支路隔离, 凝结水再循环调节门隔离利用旁路控制流量, 待冲洗结束后安装调节阀。6.10.16 检查凝汽器水位至高水位、 密封水、 冷却水投入正常。6.10.17 启动凝泵, 出口电动门应联动打开。用再循环旁路调整母管水压并控制电流在额定以内, 检查自供密封正常。注意调整密封水压, 监视凝泵的振动、 压力、 电流等参数, 记录各运行数据。运行48小时后停泵。6.10.18 试运期间根据情况安排管路冲洗。6.10.19 试运结束后进行热井、 滤网清理。6.10.20 凝结水系统各支路水冲洗 【注1】: 分用户冲洗前, 应用软管将排水引至厂房外适当处排放。【注2】: 支路应在凝汽器碱洗结束, 热井、 滤网清理干净后冲洗一般需要冲洗的管路如下: l 凝水至定冷水系统管路冲洗l 凝水至采暖系统的水管路冲洗l 凝水至汽机汽封减温器的水管路冲洗l 凝水至辅汽联箱至轴封母管减温器的管路冲洗l 凝水至低压缸喷水的管路冲洗( 喷头应取下, 以防喷头堵塞) 。l 凝水至闭式循环系统补水的管路冲洗l 凝水至小汽机排汽减温水的管路冲洗l 凝水至锅炉燃油吹扫蒸汽减温器的管路冲洗l 凝水至电泵、 汽泵密封水的管路冲洗l 凝水至低旁三级减温水的管路冲洗l 凝水至低旁减温器的管路冲洗l 凝水至疏水扩容器的水管路冲洗l 凝水至凝气器真空破坏阀密封水系统注水的管路冲洗l 凝水至真空泵密封水的管路冲洗l 凝水至凝汽器水幕喷水的管路冲洗6.11 电动给水泵调试6.11.1 给水泵油系统循环完毕, 油质合格。6.11.2 循环水系统、 开式循环水系统、 闭式循环水系统、 凝水系统、 试运合格, 电机试转合格。除氧器给水系统安装工作结束。验收签证手续完备。6.11.3 泵组密封水进水管道已冲洗, 除氧水箱内部清理完毕。6.11.4 主给水管道及各减温水冲洗临时管已接好。临时排放口应远离电气设备和人行道, 排放时排放口处有专人负责警戒工作。再循环调阀暂不安装, 待冲洗结束后恢复安装。6.11.5 耦合器试转: 解开耦合器与主泵联轴器, 解开电机与前置泵联轴器, 电机带耦合器试转。试转2小时, 并根据说明书要求调整润滑油压、 工作油压。6.11.6 除氧器由凝结水泵上水至正常水位, 水位控制投自动。6.11.7 冷却水、 密封水应具备条件, 密封水压力调整投自动。密封水回水暂不回收, 排放至地沟。6.11.8 关闭暖泵管阀门, 关闭高加进出口阀门及省煤器进口门, 关闭电泵出口电动门。6.11.9 注意试转时应可靠隔离汽动给水泵系统。6.11.10 打开前置泵泵体、 主给水泵体、 管道上的放气门, 开前置泵进水门向系统注水, 等各放气点出水后关闭放气门。6.11.11 全开再循环管道上阀门。再循环最小流量阀暂不安装, 冲洗完系统后再安装。6.11.12 在冷油器及管道充满油后检查油箱油位应在正常刻度线范围内。6.11.13 检查勺管执行器其活动自由度及功能。将勺管位置置”0%”。6.11.14 启动辅助油泵, 检查油位、 油压应正常。6.11.15 启动电泵, 检查运行正常。记录电流、 转速、 压力、 勺管开度、 油压、 油温、 轴瓦温度、 振动、 水位等参数。6.11.16 根据厂家说明书要求, 提升电泵转速, 并记录各工况下的运行参数。6.11.17 调整出口压力在610MPa, 稳定运行48小时。6.11.18 停泵后辅助油泵应维持运行半小时以上。6.11.19 根据情况安排减温水管道冲洗( 由锅炉专业负责) 。6.11.20 首次试转完毕后, 清理滤网, 安装再循环调节阀。6.12 汽动给水泵调试6.12.1 小汽机试运: 6.12.1.1 小汽机的安装工作全部结束, 安装技术数据记录齐全并经验收签证。6.12.1.2 主机与小汽轮机试运相关的有关系统: 如EH油系统、 真空系统、 凝结水系统、 循环水系统、 辅汽系统、 主机及小机轴封系统、 冷却水系统、 压缩空气系统等调试完毕, 能够投运。6.12.1.3 小机的汽源管路经过吹扫合格, 管道干净无异物。6.12.1.4 密封水及冷却水管道冲洗合格。6.12.1.5 除氧给水再循环系统安装工作结束, 验收合格。6.12.1.6 小机润滑油系统循环结束、 油质合格、 各油泵已经过试运, EH油压正常, 润滑油压正常, 各轴承回油量正常。6.12.1.7 润滑油冷油器通水试验合格, 油箱油位正常。6.12.1.8 小机盘车装置试投正常, 排汽蝶阀调试完毕, 开关灵活。6.12.1.9 有关的电动门、 气动门、 气动调节阀经过调整。6.12.1.10 电气和热工的有关表计已经过校验, 联锁和信试验合格。6.12.1.11 调节系统校调完毕, 符合厂方要求。调节保安系统调整完毕, 小机调节保安系统试验完成, 小机保护试验完成。6.12.1.12 小机与主泵的联轴器已解开。6.12.1.13 启动油系统, 投入主机、 小机盘车, 冲转前小机盘车至少运行45min以上。6.12.1.14 启动真空泵抽真空( 在真空满足排汽电动碟阀开启条件后, 开启排汽电动碟阀) 。6.12.1.15 隔离辅汽母管、 轴封母管上与试运无关的进汽、 用汽阀门, 将疏水阀打开, 逐步进行辅汽暖管。6.12.1.16 轴封送汽、 轴加风机投运。6.12.1.17 开启小机主汽门前和本体疏水阀, 对低压进汽管道暖管, 准备启动。6.12.1.18 投入相关保护。6.12.1.19 根据小机启动参数及启动曲线, 开始小机冲转。6.12.1.20 汽轮机转速达到3000r/min时, 对机组进行全面检查。检查正常后, 进行油泵联动试验、 注油试验及超速试验。6.12.1.21 空载调整及试验结束后停机, 记录惰走曲线, 观察盘车自投正常。6.12.2 泵组试运: 6.12.2.1 投入冷却水、 密封水。密封水压力调整投自动, 密封水回水排地沟。6.12.2.2 除氧器正常水位, 水位控制投自动。6.12.2.3 泵体、 管道注水排空气。6.12.2.4 再循环管道阀门打开, 首次启动采用再循环方式运行。6.12.2.5 启动前置泵, 运行25min以上。6.12.2.6 按小机空载试运的准备工作进行小机启动前的检查和准备( 包括小机进汽管道的暖管及疏水) 。6.12.2.7 启动汽动给水泵, 按电泵的试运方式进行48小时试运并记录试运参数。6.12.2.8 出现以下情况之一, 应急停机:1) 机组出现振动突然增加或缸体内有清晰的金属碰磨声时; 2) 机组发生水击时; 3) 油系统着火, 不能迅速扑灭时; 4) 轴承回油超过75或轴承冒烟时; 5) 后汽缸排汽口背压超过40kPa(a)时; 6) 油箱油位降低低值, 采取措施无效时; 7) 轴向位移 1.2mm 而跳机保护未动作时。8) 转速6050r/min时, 超速保护未动作时; 9) 高、 低压汽门同时卡涩。6.13 真空系统调试6.13.1 试转系统和范围内的设备、 管道与阀门已按设计图纸要求安装完毕, 并经检验合格, 安装技术记录齐全, 并办理签证, 现场环境符合要求。6.13.2 真空泵电机已经单体试转, 并办理验收签证。6.13.3 凝汽器灌水检漏合格并办理签证。6.13.4 真空泵的密封水( 补水) 管道及冷却水管道经过冲洗合格并具备投运条件。6.13.5 各有关的手动、 电动阀门、 气动门经逐个检查、 调整、 试验, 动作灵活、 方向正确, 并已命名挂牌, 处于备用状态, 气动门的汽源投运可靠。6.13.6 泵组加好符合要求的润滑油, 油位正常。6.13.7 泵轮手盘灵活, 无卡涩现象。6.13.8 所有压力表、 流量表、 液位表一次门开启, 联系热工将所有表计投入。6.13.9 在真空泵的进口阀前加装临时钢丝网, 以防止运行中异物进入真空泵内, 以后再根据情况拆除。6.13.10 检查冷却水投运正常, 分离器补水至正常水位。6.13.11 启动真空泵, 监视电流、 真空、 轴承温度、 振动、 分离器水位等参数并记录。6.13.12 进行干抽真空试验, 应符合规范要求。6.13.13 试运48小时。6.14 发电机密封油系统调试6.14.1 试转系统和范围内的设备、 管道与阀门已按设计图纸要求安装完毕, 并经检验合格, 安装技术记录齐全, 并办理签证, 现场环境符合要求。6.14.2 润滑油、 密封油系统油冲洗合格并验收签证。6.14.3 润滑油系统已具备投运条件。机内应建立一定空气压力。6.14.4 高压密封油备用泵、 空侧氢侧交、 直流密封油泵具备试运条件。6.14.5 发电机密封瓦和端盖安装完毕。6.14.6 氢、 油、 水工况监测柜投入。6.14.7 各有关的阀门经逐个检查、 调整、 试验, 动作灵活、 方向正确, 并已命名挂牌, 处于备用状态。6.14.8 消泡箱高液位和发电机漏夜报警器动作正常, 能正确监视是否有油进入发电机。其它有关热工信号及联锁保护已经调整, 模拟试验动作正确。6.14.9 试运系统中监视和控制仪表均安装完毕、 校验合格, 工作正常。6.14.10 投运润滑油及密封油系统, 按照说明书要求整定密封油系统各安全阀、 减压阀、 主副油氢差压调节阀、 平衡阀到相应定值。6.14.11 缓慢提高发电机内气压至额定压力后, 再次整定主副油氢差压调节阀和平衡阀到设计定值, 并绘制各阀与气压变化的特性曲线。6.15 发电机氢冷却系统调试6.15.1 投入密封油系统。6.15.2 按照说明书及系统图, 进行气体置换。6.15.3 充氢过程: 首先用二氧化碳置换空气, 检查二氧化碳纯度大于95%并排放死角; 然后用氢气置换二氧化碳, 检查氢气纯度大于98%并排放死角。升压至额定压力。6.15.4 排氢过程: 首先排氢降压至0.01MPa, 然后用二氧化碳置换氢气, 检查二氧化碳纯度大于95%并排放死角; 最后用压缩空气置换二氧化碳, 检查空气纯度大于95%并排放死角。持续充空气不小于一个小时。6.15.5 注意事项: l 氢气、 压缩空气、 二氧化碳均需从气体控制站上专设的入口引入, 不允许弄错。现场特别是排空管附近禁止明火。l 充二氧化碳的时候, 要注意防止二氧化碳管道结霜。l 置换气体过程中, 气体排出管路及气体不易流通的死区, 特别是氢气干燥器和发电机液位信号器等处应勤排放, 最后均应取样化验, 各处都要符合要求。l 气体置换前, 应在干燥器内( 指带干燥剂型) 放入干净的干燥剂。l 发电机充氢后且机组正常运行情况下, 为保证氢气质量, 除去氢气中的水分, 须投入氢气干燥装置。l 操作阀门时所用的扳手为铜扳手。6.16 润滑油、 顶轴油及盘车系统调试6.16.1 油循环结束, 油质清洁度符合标准( 纳氏7级) 并验收合格, 油箱与油管道无渗漏。6.16.2 交流润滑油泵, 直流事故油泵、 高压备用油泵均处于具备试转状态。6.16.3 检查事故排油系统连接正确, 阀门操作灵活, 并关闭严密加好保护罩, 事故排油井内清理干净。6.16.4 油位指示器动作灵活, 其指示与油箱中的油位相符合。油位补至正常油位。油温不低于10。6.16.5 相关开关、 热工信号、 联锁保护已经检验合格, 相关仪表校验合格。6.16.6 冷却水系统能正常投用, 冷油器有可靠冷却水源。6.16.7 油系统设备、 管道表面及周围环境清理干净, 无易燃物, 工作区域周围无明火作业, 备好消防器材。6.16.8 启动辅助油泵, 调整冷油器出口油温应在4349C范围内。运行一段时间后, 进行全面检查, 在汽轮机平台检查润滑油母管压力应该在0.100.15MPa左右, 进回油温度正常。6.16.9 检查顶轴油泵启动条件满足, 启动顶轴油泵。按照厂家说明书提供定值, 整定安全阀及油泵出口压力。调整各瓦进油压力, 检查各瓦顶起高度符合厂家说明书要求。6.16.10 检查盘车启动条件满足, 且油温大于21。点动盘车, 检查啮合、 脱扣正常。启动盘车, 检查盘车电流符合设计要求。连续盘车48小时。6.16.11 连续盘车后, 再次复查轴系顶起高度并最终整定各瓦顶起高度。6.17 调节保安系统调试6.17.1 EH油系统按设计要求安装结束, 油循环结束, 临时系统恢复完毕, 油质符合要求( 纳氏4级) 。6.17.2 冷却水系统投用正常, 并处于备用状态。6.17.3 整个DEH控制系统恢复正常。6.17.4 润滑油系统调试完毕, 能正常投用。6.17.5 所有热工仪表均投用正常。6.17.6 油箱油位略高于正常值。6.17.7 高、 低压蓄能器按厂家说明书充压完毕。6.17.8 油温大于21。6.17.9 启动抗燃油泵, 按厂家说明书提供的定值整定安全阀、 油泵 出口压力。6.17.10 启动高压备用油泵, 进