热电安装工程试运方案.doc

无锡XX有限公司热电厂
热电安装工程

试
运
方
案

编制：
审核：
批准：

试运方案

一、 工程概况

无锡XX有限公司热电工程经我施工人员共同努力，在业主、技监、锅检部门支持与监督下，现已具备调试条件，现特编制本调试方案供有关部门进行审核后实施。
1、 锅炉概况
生产厂家：无锡华光锅炉股份有限公司
锅炉型号：UG-75/3.82- 型
额定发量：75t/h
额定蒸汽压力：3.82Mpa
额定蒸汽温度：450℃
2、 汽机概况
生产厂家：
汽轮机型号：C12-3.45/0.78型
额定功率:12MW 额定转速：3000转/分钟
3、 发电机概况
发电机型号：QF-15-2型
额定功率：15MW
启动试运及验收应按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》及《电力建设施工验收技术规范》相关的锅炉、汽机篇等有关规定执行。
锅炉机组在整套启动以前，必须完成锅炉设备各系统分部试运行和调整试验工作，包括锅炉辅助机械和各附属系统的分部试运行，给水系统的冲洗或化学清，锅炉烘炉、化学清洗，锅炉及其主蒸汽、其他管道系统的吹洗、锅炉蒸汽严密性试验和安全阀调整，锅炉热工测量、控制和保护的调整试验等。

二、 试运行前现场条件

1、 与尚在继续施工的机组及有关系统之间已有可靠的隔离或隔绝。
2、 无雨雪进入厂房的可能，露天布置的锅炉及其辅助设备有可靠的防雨措施。
3、 上下水道畅通，保证满足供水和排水的需要。
4、 妨碍运行和有着火危险的脚手架及障碍物已拆除，沟道盖板、梯子平台栏杆齐全，地面平整清洁，运行人员能安全通知。
5、 具备充足可靠的照明、通信及消防设施，消防通道畅通。
三、 试运行组织机构

试运是检验安装工程质量最有说服力的标准，它一般分为分部试运和联合试运两步，试运方案经试运指挥部批准后实施。试运指挥部由建设单位、设计单位、安装单位、监理单位、当地电力部门组成。

试运总指挥由建设单位有关人员担任，付指挥由施工单位有关人员担任，其他若干名指挥部成员分别担任锅炉组组长、汽机组组长、电气试运组组长、热控试运组组长、化水试运组组长，正职由建设方担任，副职由施工方担任。
1、 试运组织机构图
化水组（双方）
电气组（双方）
汽机组（双方）
锅炉组（双方）
调试组（乙方）
运行组（甲方）
后勤组（双方）
供应组（甲方）
验收组（三方）
检修组（乙方）
总指挥(甲方)
副总指挥(监理)
副总指挥(乙方)
热工组（双方）
72+24h试运行

四、 锅炉调试

1、 送、引风机、二次风机
1.1 风机的试运
1.1.1 风机试运前的检查
1.1.2 地脚螺栓与各连接螺栓是否紧固。
1.1.3 外露转动部分是否有可靠防护装置。
1.1.4 风机的油位检查是否加注在正常范围内。
1.1.5 油温测点是否已投入。
1.1.6 轴承冷水系统是否畅通，水量充足。
1.1.7 紧急事故联锁装置是否符合要求。
1.2 试运
1.2.1 首先拆除弹性对轮螺栓，测试电动机，对轮轴承转动是否正确，性能良好。
1.2.2 关闭风机进风挡板，启动风机达正常转速，全面检查，观测传动轴承、转子等部分是否正常，且事故按钮停机检测该系统应灵敏、正常。
1.2.3 启动风机，逐渐加大调节风门挡板至满负荷运行，轴承、转子等应无异常。
1.3 风机试运行检查标准
1.3.1 连续试运行8小时，各传动部分无异常情况。
1.3.2 轴承及电机温升小于65℃，滚动轴承小于80℃。
1.3.3 振动值不超过0.08mm。
1.3.4 无漏油、漏水、漏风现象。
2、 各类泵，如：给水泵、疏水泵、工业泵等。
2.1 试运转前的检查
(1) 电动机转向与泵转向相符；

(2) 各固定连接部位无松动；
(3) 电机单独试运不少于2小时，无异常现象；
(4) 润滑正常，符合有关技术文件规定；
(5) 保护装置、电控装置灵敏、准确、可靠；
(6) 盘车应灵活，无卡阻等异常现象。
2.2 试运转的步骤与要求
(1) 打开水泵的进口阀门及放空阀门，直至泵内水满为止，关闭放空阀，不得在泵内无液体时启动；
(2) 开启电动机，转速正常后开启出口阀门，出口管道阀门的开启时间不得超过3分钟，将泵调节到设计工况，不得在性能曲线的驼峰处运转。
2.3 试运转时应符合下列要求：
a、 各固定连接部位不应有松动；
b、 运动部件运转正常，不得有异常响动和摩擦现象；
c、 附属系统运转正常，管道连接应牢固无渗漏；
d、 轴承温度符合技术文件要求，密封良好，无漏油现象。
e、 安全保护装置、电控装置灵敏、正确、可靠；
2.4 停止试运转时，关闭泵的入口阀门，待泵冷却后再依次关闭泵的附属系统的阀门。
3、 锅炉风压试验
3.1 锅炉风压试验的目的是利用鼓、引风机一定负荷的风压全面检查炉膛、空气预热器、冷热、热风、烟道等系统的密封性能（严密性）是否符合有关要求，从中检查发现泄漏部位，作好标记，及时消除，确保严密。
3.2 试验前具备条件
3.2.1 送风、引风机安装结束，且经单机试运行合格，并可随时投入运行。

3.2.2 烟、风道系统工作已全部安装结束。
3.2.3 锅炉炉墙已砌筑完毕，并验收合格。
3.2.4 炉墙部位设置的人孔门、检查门类等已配备安装齐全，并可封闭。
3.2.5 炉膛风压表、测温表应安装齐全。
3.3 试验方法
3.3.1 启动引风机，适当开启风机调风门，使炉膛内维持30-40mm水柱的负压，采用蜡烛对炉墙、风、烟道各部位进行全面检查，若发现有漏风处应作好标记。
3.3.2 启动送风机，适当开启风机进风调节门，使炉膛内维持30-40mm水柱的正压，然后在送风机入口送入石灰粉，将各部位进行全面检查，若发现白粉泄出外部，则为漏风处，应做好标记。
3.3.3 空气预热器、冷、热风道以及烟道的漏风检查均可参照以上方法进行。
3.4 堵漏办法
3.4.1 对耐火混凝土有渗漏部位，首先凿或打磨出一定深度、宽度的毛面缝距，该部位清除干净后将水湿润，采用相同材质型号的耐火混凝土浇注料重新浇注，必须捣实严密。
34.2 对风、烟道、外护板等的渗漏部位，先用角向砂轮机将此部位打磨清理。采用电焊条进行重新修补焊，确保严密不漏。
3.4.3 对炉门及其它结合部位的渗漏，采用保温混凝土重新从里至外进行堵漏处理。
3.5 风压试验检查要求
风压试验经全面检查不泄漏为合格，合格后应整理记录，办理签证手续。
4、 化水系统：
锅炉点火前要求化水准备足够的除盐水来满足锅炉烘、煮炉和整套启动时所需的用水量，首先应不断地向除氧器水箱上水，向除氧器水箱进行冲洗，直到合格为止。

4.1 化水系统调试前条件：
化学水处理系统设备安装已基本完成，管道安装贯通，接下来将要进行设备、管道、电器仪表安装验收；设备管道冲洗、水压试验；垫料、树脂装垫及预处理；系统调试阶段。
成立一个化学水处理系统开车小组，由建设单位、安装单位、监理单位、设备制造厂家等有关人员参加。
4.2 调试工作程序:整个调试工作分三个阶段来实施。
4.2.1 第一阶段：
(1) 化学水处理系统内的水泥地坪、排水沟及外部排水沟、中间水箱施工、防腐工程结束。
(2) 设备、管道、电器仪表安装、验收结束。
(3) 树脂、石英砂、脱碳回填料采购入库，并进行产品质量复检结束。
(4) 化验室及化验室仪器、设备、化学试剂安装到位，化验室电源、水源（自来水）到位。
4.2.2 第二阶段
(1) 设备、管道水压试验、冲洗水泵，试运转结束。
(2) 石英砂安装及预处理。
(3) 脱碳器填料安装。
(4) 树脂安装及预处理。
(5) 酸采购到位。
(6) 化验室能正常开展检测化验工作。
4.2.3 第三阶段：
(1) 系统调试至出水水质合格。
(2) 整改工作。

(3) 油漆、色标、保温。
(4) 各项制度、操作规程制订完成。
4.3 各阶段工作要求：
4.3.1 第一阶段工作要求：
(1) 土建地坪、地沟、中间水箱防腐质量检查验收。
(2) 过滤器、交换器检查验收：
① 橡胶衬里质量检查；衬里表面外观不允许有粘结，不够拼缝不良等地方，不允许有超过1mm以外伤凹陷的印痕，高频电火花检查不漏电电压1500V。
② 内件：型号规格、安装质量是否符合设计图纸，安装是否牢固，是否完好。
(3) 其它设备、管道、阀门、仪表检查验收：
① 安装是否符合设计图纸；
② 阀门型号、安装方向是否符合图纸要求；
③ 仪表安装位置、型号是否符合设计图纸；
④ 管道衬胶质量检验；
⑤ 设备、管道、阀门安装是否便于日常操作、维修、保养。
(4) 垫料、离子交换树脂复检：
① 树脂型号、性能指标复检。
② 脱碳器填料是否符合设计要求；
③ 石英砂复检，杂质含量测试，纯度大于99%，颗粒直径是否符合要求，（用盐酸浸泡，并冲洗中洗、烘干称重前后失重>99%）。
(5) 再生系统设备、加药设备检查：
① 安装是否符合设计图纸。
② 油漆、防腐设备质量检查。
③ 安装是否便于日常操作、维修、保养。
4.3.2 第二阶段工作要求：

(1) 设备、管道水压试验、冲洗：软化制水清洁度，对能否制取合格的高纯度水极为重要，通常的做法是在系统安装完成并经水压试验合格后，并在调试前对整个系统的各个设备、管道、阀门进行一次全面的清洗，提高整个系统的清洁度。
(2) 水压试验:单台交换器、过滤器水压试验压力：P试= P设计，要求无渗漏，无降压，无残余变形为合格。管道系统试验压力为工作压力，要求无渗漏。
(3) 系统清洗：清洗前拆除系统上的过滤器，带节流的孔板、仪表等，引起杂质堆积的部件。清洗方法：
a、 用1-2%NaOH溶液在系统内循环流径所有的设备、管道、阀门（亦可适当浸泡），以便除油污。
b、 用自来水冲洗至近中性。
c、 过滤器、交换器接下去单台冲洗至底下排水无杂物排出。
d、 中间水箱用洗涤剂刷洗，再用清水冲洗干净，（特别是底面沉淀物）。
(4) 交换器底部石英砂垫层安装：
① 石英砂垫层的级配与高度按图纸上标高要求。
② 安装方法及注意事项：
l 先在交换器上把各级石英砂层标高标定。
l 在石英砂装入前，先进行人工筛选，把大颗料的杂质剔除，再用清水把泥砂冲干净。
注意事项：
l 石英砂要装实，级交界面一定要插刮平。
l 每级填装高度一定要符合图纸上标高度，不能过高过低。
③ 水冲洗：
④ 石英砂装好后，上好交换器人孔，水冲洗至排水澄清。
(5) 树脂安装及预处理：

① 确认树脂牌号是否与交换器对应。
② 交换器进水超过水排装置。
③ 从上人孔加装树脂。
注意事项：
a、 树脂装入后，交换器内的水会满上来，可以开下排水阀排掉一半水，如有部分树脂已脱水，交换器内事先应加饱和食盐水。
b、 防止树脂袋内合格证、内袋掉到交换器里面，如发现应及时清出，并记录树脂装入数及回收的树脂袋（内、外袋）数。
c、 树脂层安装高度按图纸标高度为基准，树脂层装置中排上面200mm。
④ 树脂的预处理：
弱酸树脂5%HQ冲洗浸泡4-8h，——水冲洗至PH稳定，近中性，酸度稳定，待用。
(6) 过滤器的垫料安装：安装至规定的高度。
(7) 脱碳器填料安装：
① 检查填料的完好后，如用瓷拉希环应把破碎的除去。
② 安装时，动作要轻，防止填料破碎及损坏衬胶内体。
③ 安装至规定高度后，安装好其它部件。
④ （弱酸）H+离子交换器出水冲洗至出水澄清。
4.3.3 第三阶段工作要求：
(1) 系统调步骤要求：
① 自来水经过滤器后，进入弱酸H+离子交换器正洗近中性，进入脱碳器到中间水箱，游离二氧化碳<4mg/l，进入钠离子交换器正洗硬度<30umol/l。
② 软水箱（先用钠离子交换器的水冲洗干净）。
③ 系统投入运行，制水箱满。
④ 用软水配制再生剂，按正常再生步骤再再生一次。

⑤ 系统再投运一次，化验各水质并进行分析，视出水情况再作处理，直至出水水质合格。
5、 燃料系统
燃料供应系统不系我方安装范围，燃料系统应运转正常，试运前方案略。
6、 锅炉冷态试验
该试验是为了检验设备特性，为锅炉的热态运行提供科学的参考数据，如风机流量试验、风机风压特性试验等，试验必须记录，试验后绘制好曲线，张挂在控制室内，以备运行人员参考。
7、 锅炉点火烘炉
7.1 点火条件与准备
7.1.1 锅炉本体及其附属装置安装完毕，炉墙及保温工作已结束，漏风试验合格。
7.12 烘炉辅机安装结束，并调试合格，能随时投运。
7.1.3 烘炉需用的电气、仪表系统已安装齐全，并经调试合格，具备投运。
7.1.4 给煤机安装完毕，调试合格。
7.1.5 锅炉给水系统安装完毕，并试验合格，可随时投入运行。
7.1.6 系统管道安装完毕，调试正常，能随时投入运行。
7.1.7 地面平整，道路畅通，消防设施齐全。
7.1.8 通讯线路畅通，照明充足。
7.1.9 烘炉所需用木柴、燃油准备充足，保障供给。
7.2 燃料准备
7.2.1 司炉接到点火命令，应按措施要求对锅炉设备进行全面检查，并做好点火准备。
7.2.2 进入炉内彻底清扫，清除一切杂物。
7.2.3 在炉底铺设一层0-8mm的炉渣，高度为约350-450mm，厚度要均匀，在炉膛中央堆放木柴。

7.3 点火：用棉絮沾油点燃，通过人孔投入。
7.4 烘炉
7.4.1 烘炉温升控制：第一天烘炉升温控制在≤50℃。燃烧强度和温度由过热器后烟温来控制，每天的温升不超过20℃，后期烟温最高不大于160℃。
7.4.2 烘炉期间，汽包水位应经常保持在正常范围内。
7.4.3 烘炉前应在炉墙外部适当留出湿气排气孔，以保证烘炉过程中炉内水蒸汽能自由排出。
7.4.4 烘炉前应预先在过热器炉墙两侧砖缝丁字交叉缝处放置灰浆样，适时进行灰样含水率分析。
7.4.5 烘炉过程中温升应平稳，且经常检查炉墙情况，防止产生裂纹及凹凸变形等缺陷。
7.4.6 烘炉检查合格标准及签证:由化水后期取炉墙灰浆样进行含水率分析，在7%以下时可停止烘炉。
7.4.7 烘炉结束，对有关炉墙进行全面检查，无异常变形等情况即为烘炉合格。烘炉检验合格，应及时整理记录，办理有关签证手续。
8、 升压煮炉
8.1 煮炉条件：
8.1.1 同样具备烘炉的条件措施和条款，还要备足化学清洗剂。
8.1.2 锅炉在下列情况下将所有的膨胀指示值做记录（填入膨胀数值表）。
8.1.3 药液准备：氢氧化钠200kg，磷酸三钠150kg(100%纯度)，1公斤药液加水3公斤，溶成均匀溶液。制备药液时，应穿橡皮鞋，系围裙，戴有防扩散玻璃的面罩。在制备和加药的地方，应有冷水水源和有关救护药品。

8.1.4 加药一定要在炉内无压力及低水位下进行，打开空气门，锅炉上水至最低可见水位。
8.1.5 加药：加药由加药泵一次性加进，严禁药液带入汽包和过热器内。
8.1.6 点火升压：认真做好点火前的有关准备工作，温度、压力调整应根据升压曲线需要而定。
8.2 煮炉的第一阶段
8.2.1 升压前打开再循环阀，以利药液循环均匀调和并防止省煤器过热。
8.2.2 打开过热器出口联箱的放空阀，使过热器温度不大于450℃。
8.2.3 打开出口联箱、疏水阀、放空阀以利铁锈排除及排出膨胀空气。
8.2.4 水位低时，补给水由给水操作台送合格水，经省煤器缓慢进入，由于煮炉期间断送水，严格控制省煤器过热(进水时关闭再循环阀进好水后再开启)。
8.2.5 煮炉期间保持高水位，但绝对不允许带药液进入过热器。
8.2.6 压力升至0.1MPa时冲洗水位计(冲洗后关闭一只备用)。
8.2.7 压力升至0.2MPa时各排污阀开启10-20秒钟排污一次，(在零米层先开启Φ60排污总阀。然后依次开启下联箱各排污阀，仅关下面一排阀，上面阀常开)排污水排入排污扩容器，不得进入水箱。
8.2.8 煮炉期间，水碱度不得低于45毫克当量/升，否则要补充加药(由化验人员通知为准，化验人员由厂方指定)。
8.2.9 取样时间: 开启升压后每2小时一次，排污前后各一次，抽水后期每小时一次。
8.2.10 压力升至(0.3-0.4)MPa时，煮12小时，同时检查各部件有无松动，漏气情况，要及时处理。

8.3 煮炉的第二阶段
8.3.1 12小时后，开始排污，排污量为容量的(10-15)%，再由给水泵补水，严格控制水位高度。
8.3.2 缓慢升压到1.0MPa，维持12小时，排汽量为蒸发量的10%左右，由紧急放空阀排出。
8.4 煮炉第三阶段
8.4.1 第二阶段完成后，压力降至0.5MPa时，再作一次排污，排污量(10-12)%，然后再由给水泵补水。
8.4.2 进水后将压力缓慢升到2.5MPa，保压煮24小时，排汽量15%，如过热器温度过高再加大排汽量(然后进行第三次排污，排污量(8-10)%，然后补水至正常水位，当磷酸根趋于稳定时煮炉可以结束，停炉，反复多次放水、补水来换水直到符合规定为止，(换水速度不宜过快，8小时左右，由化水取样分析，合格，方可停止换水)。
8.4.3 整理记录，办理签证。
8.4.4 煮炉后清理工作
(1) 炉水冷却到70℃，将水放出(可适当换水加快冷却)，按国家“三废”排放标准进行。
(2) 将与碱水接触过的阀门大盖拆下，清洗铁渣。
(3) 打开汽包入孔，联箱手孔进行水清扫。
(4) 锅炉拆件复位，利用给水泵送水至工作压力进行水压试验。
(5) 积极准备做蒸汽严密性试验及安全门的调整工作。
9、 冲管（吹洗）
9.1 冲管（吹洗）的目的
锅炉冲管（吹洗）是利用具有一定温度与压力的蒸汽进行，主要吹扫主蒸汽管道、过热器管道。目的是将所属管道内的铁锈、铁屑、氧化铁等杂质全部吹出管道，随蒸汽排向大气，确保蒸汽品质，保证锅炉、汽机设备正常地运行。

9.2 冲管前的准备
9.2.1 锅炉煮炉结束经检验合格后，封闭汽包人孔门、集箱手孔门、排污、疏放水等开启向空排汽门开启。
9.2.2 从主蒸汽管道适当位置安装临时吹扫管道至主厂房外安全地带，并用临时装置固定牢固。管端口略向上倾斜30°左右为宜。
9.2.3 所用临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短捷，以减少阻力。
9.2.4 靶板准备，靶板为铝板，长度贯穿管子内径，宽度约为排汽管内径的8%。
9.2.5 蒸汽流量孔板不参加蒸汽吹扫，待合格后复位。
9.3 冲管程序
9.3.1 按锅炉运行规程点火运行规程，缓慢升压。
9.3.2 压力升至0.1MPa时，冲洗水位计，关闭向空排气门。
9.3.3 压力升至0.3MPa时，冲洗各仪表管路，分别进行一次全面排污。
9.3.4 缓慢升压，过热蒸汽出口压力达2.5MPa左右时，控制门全开，这时相应的锅炉蒸发量为60%～70%额定蒸发量，用蒸汽连续冲管（吹洗）3～5分钟/次。
9.3.5 依照以上冲管程序，再次反复冲管若干次。
9.3.6 蒸汽吹扫时的汽包压力下降值应控制在饱和温度下降值不大于42℃的范围内。
9.3.7 吹洗过程中，至少应有一次停炉冷却（时间12h以上），冷却过热器、主蒸汽管道，以提高吹洗效果。
9.3.8 管道吹扫前期不设置靶板，进行冲扫若干次，检查吹扫情况。吹扫后期，设置靶板进行吹扫，检查试冲管道质量。
9.3.9 蒸汽吹管系数>1。

9.4 冲管（吹洗）质量标准与签证
9.4.1 连续2-3块靶板上冲击斑痕粒度不大于0.8mm/cm2，且小于8点，靶板平面应光滑，色泽呈银灰色，即认为合格。
9.4.2 冲管（吹洗）经检验合格后，及时整理记录，办理签证。
10、 蒸汽严密性试验及安全阀调整
10.1 蒸汽严密性试验
蒸汽严密性试验按锅炉正常运行操作规程点火升压到工作压力进行，以此全面检测锅炉设备及各附件在热状态下运行的严密性能。
10.1.1 严格按有关操作规程点火，逐步升压至工作压力，调整燃烧工况、给水，确保稳定。
10.1.2 认真检查锅炉的焊口、人孔、手孔、法兰等的严密性。
10.1.3 锅炉附件和全部汽水阀门的严密性。
10.1.4 汽包、集箱各受热面部件和锅炉范围内汽、水管道的热膨胀情况，及其支座、吊杆、吊架和弹簧的受力、位移、伸缩情况是否正常，是否有妨碍热膨胀之处。
10.1.5 蒸汽严密性试验经全面检查，若发现有异常情况，作好标记，适时调整。
10.1.6 蒸汽严密性试验经全面检查，符合有关要求后，及时整理记录，并办理签证。
10.2 安全阀调整
10.2.1 蒸汽严密性试验检查合格后，可逐渐升压进行安全阀调整。
10.2.2 安全阀调整的压力以就地压力表为准（压力表应经有关部门检验合格），并有偏差记录，在调整值附近的偏差如大于0.5%，应作偏差修正。
10.2.3 安全阀的动作、回座压力规定如下：
(1) 汽包工作安全阀动作压力=汽包工作压力×1.06。

(2) 汽包控制安全阀动作压力=汽包工作压力×1.04。
10.2.4 安全阀的回座压力差一般应为整定压力的4%-8%。最大不得超过起座压力的10%。
(1) 汽包工作安全阀：回座压力=动作压力×92%
(2) 汽包控制安全阀：回座压力=动作压力×92%
10.2.5 调整前的准备
(1) 安全阀在调整前应先解体清洗检查，并经有关部门用氮气冷态校验合格。
(2) 调整前应全面检查安全阀、排汽管的固定支架是否符合要求，并对电动控制装置进行一次试验检查，应符合要求。
(3) 调整人员应全面熟悉、了解安全阀的结构原理、性能及调整程序。
(4) 有关调整人员组织分工要明确，落实有关安全措施、调整工具配备齐全，照明充足。
(5) 甲方应及早做好噪声干扰的预防准备工作。
10.2.6 安全阀调整
(1) 蒸汽严密性试验结束后按锅炉运行规程继续缓慢升压。
(2) 司炉操作人员注意及时调整风、煤量，适当增强燃烧工况，并将锅炉蒸汽切换到向空排汽。
(3) 当压力升至工作压力时，及时调整向空排汽，先校验（冷态）电动控制门动作，性能是否良好。
(4) 在调整全过程中，应派专人严格监视汽包水位、汽温、汽压的稳定性。
(5) 检验安全阀时，升压速度不宜太快，每分钟在0.294MPa速度升压。先调整工作安全阀（压力分先高后低进行），然后再调整控制安全阀。妆安全阀将动作时，应放慢升压速度。当安全阀起座后，迅速降压，使安全阀回座。

(6) 逐一调整各安全阀，经检查进行实跳复核符合要求并作好详细记录。
(7) 安全阀调整完毕后，及时整理记录，办理签证。再次通知化学化验汽水品质，并对设备进行全面检查，调整过热蒸汽温度，准备并炉。
五、 汽机部分

1、 机组启动前检查及准备工作
1.1 辅机单机试转合格及所有静态试转结束。
1.2 打油油循环，投冷油器。
1.3 投盘车装置。
1.4 检查各系统均在启动时位置。
1.5 吹扫或冲洗各系统达到充分的洁净，以保证机组安全顺利地投入运行。
1.6 检查汽水系统、油系统、疏水系统均应按装正确并便于操作维修。
1.7 检查所有仪表及管道系统的一二次阀门，经管道冲洗后，考克全开。
1.8 检查汽水管道的阀门应符合开机前的状态，电动阀门均应开关灵活，限位适当。
1.9 检查调速系统、油动机及调节汽门拉杆连接正常，在没有油压的情况下，油动机和连杆上下拉动时动作灵活，全行程尺寸应达到制造厂要求(含调节汽阀)。
1.10 检查自动主汽阀，可调抽汽调节汽阀，非调抽汽电磁阀，电动隔离阀，均应在关闭位置，母管手动隔离阀及其旁路阀应关闭。
1.11 检查油箱油位应在高限位置(备有4～6桶备用油)，玻璃管油位计、油箱顶部油位指示器指示应正确。
1.12 记录冷态时前轴承膨胀指示刻度值。
1.13 投入凝结水系统。向凝汽器加注除盐水到热井水位计2/3～4/5高度时暂停，起动凝泵，系统充水后再适当补加，使热井水位不低于水位计1/3高度。
1.14 依次起动两台凝泵，使凝结水流经轴封加热器再循环运行，凝泵运行应正常，三号机组虽使用射水抽气器，但一旦轴封送汽，轴封加热器必须有水流通。新装机组试运行时，凝汽器难免有异物及油污，试运行期间，凝泵进口滤网会堵塞，应及时隔离清理。

1.15 确信凝泵联动合格。与电气配合试验抽汽逆止阀联动正常。
1.16 保持一台凝泵正常运行，另一台联动备用，开启凝泵出口门再循环运行。注意凝泵电机电流应在额定范围内。
1.17 投入油系统。起动交流辅助油泵，开启油泵冷却 水阀，检查出口油压不应达1.1MPa，润滑油压应在0.08～0.12MPa之间，如过高，应调节油箱顶侧溢油阀，各轴承回油量应正常。
1.18 起动交、直流油泵应正常，停驶后投入保护，进行低油压保护试弛。
当主油泵出口油压低至0.9MPa时报警，联动交流辅助油泵。
润滑油压降到0.05～0.055MPa时报警，联动交流润滑油泵。
润滑油压降到0.04MPa时报警，联动直流油泵。
润滑油压降到0.02～0.03MPa时，停机。
润滑油压降到0.015MPa时，停盘车装置。
润滑油压升高到0.12MPa时，报警，停高压交流泵。
1.19 起动盘车装置，记录电机电流，倾听汽轮发电机各轴承、油挡、风挡各处有无金属摩擦声。
1.20 试验磁力断路油门，当电磁铁通电时，油门活塞移动，泄掉保安油，建立事故油，使自动主汽门及高中压调节气门关闭。
a. 转速：数字转速表有显示及报警功能。机组转速超速达3360r/min时，报警停机。
b. 轴向位移：当汽轮机转子发生轴向窜动时，轴向位移与电涡流探头间间隙改变，正向窜动1.0mm报警，1.6mm停机，负向窜动-0.6mm停机。
c. 轴承温度：瓦块温度100℃报警，110℃停机，轴承回油温度65℃报警，75℃停机。

2、 调节部套静态试验：主机起动前及定速后调节系统静态调试另有措施。
3、 暖管
3.1 机组运行规程全面检查及例行试验工作结束，具备起动条件后进行暖管。
3.2 检查电动隔离阀及旁路应关闭，汽门前后疏水阀开启，自动主汽门后至调节汽阀三通处疏水及汽缸一、二、三抽阀前疏水应全开。(定速前，调节汽阀关小后调节自动主汽阀后疏水阀至微开，带负荷后该阀才能全关)
3.3 开电动隔离门的旁路进行暖管，暖管初期汽压控制在0.3MPa左右，管道升温速度在5～10℃／分范围内。
3.4 管壁温度达到130～140℃时，以0.2～0.3MPa速度提升管内压力到冷态起动主机的数值(约为0.25～0.35MPa，汽温应在相应压力饱和值50℃以上)。开始暖管时，疏水阀门尽量开足，以便及时排出凝结水，随着暖管压力及汽温上升，逐渐关小疏水门。
3.5 暖管时应注意及时投入盘车，检查有无蒸汽漏入汽缸，切忌升温过快。
3.6 暖管时检查管道膨胀及支吊架位移情况。
3.7 待管道压力升到预定起动压力(如为母管供汽，则等同于母管压力)时，缓慢全开隔离阀，调节关小疏水。
3.8 暖管时增开循环水泵向凝汽器送循环冷却水。
3.9 启动凝结水泵再循环运行,使轴封加热器有水流通，再循环水量不必太大，检查凝泵电机电流。
3.10 起动射水泵和射水抽气器，观察凝汽器真空上升速度，投入汽封时，调节汽封送汽为微正压(均压箱压力为3-30KPa)端汽封室为微负压(约-0.1～0.5KPa)，凝汽器真空应迅速上升到-0.07MPa(550毫米汞柱)。达到冲转时必须的真空值。

3.11 再次检查油路系统，润滑油压及各轴承间回油应正常。报告值长通知锅炉，汽机即将冲转。
4、 冲动、低速暖机、升速过程中注意事项：
4.1 挂上危急保安器，冲动前润滑油温应高于25℃，润滑油压在0.084～0.12MPa之间，真空高于550毫米汞柱，汽压汽温应为3.0MPa以上的过热蒸汽(过热度大于 50℃)。
4.2 投入所有保护装置，调速汽门应全开(包括中压调节汽阀)。
4.3 用自动主汽阀冲动，检查盘车应自动脱钩，将转速维持在500～600r/min之间，暖机50分钟，新安装机组汽缸保温自然风干时间短，为防上升温过快引起龟裂，可视实际情况，适应延长低速暖机时间。
4.4 冲转后除应立即检查盘车脱钩良好外，要检查轴承油压变化及各轴承回油情况，仔细倾听汽机前后汽封、轴承及风挡、油挡有无金属磨擦声。
4.5 暖机时间及升速时间分配如下(第一次冷态起动 可能要延长)：
600 r/min 20～30min
600～1200 r/min 10～50min
1200 r/min 中速暖机 20～30min
1200～2500 r/min 10min
2500 r/min 10min
2500～3000 r/min 10min
3000 r/min 全面检查 30min
130～145min
正常冷态起动时自冲转到定速只须60min
4.6 升速过程中，润滑油(轴承进口)温达到42℃时，投入冷油器，调节冷却水量，使润滑油温在38-42℃之间。

4.7 注意调节汽封，保持均压箱压力，不使过高，调节汽封温度(控制喷水冷却水流量)，使汽封蒸汽温度在200℃左右，检查均压箱疏水应畅通。
4.8 随时注意各轴承温度及振动，轴承振动值应小于0.03mm。
4.9 注意保持汽封送汽均压箱的微正压和轴封加热器吸汽端(汽封大气端)的微负压，以确保真空。凝汽器水位升高后应及时排放地沟，试运行期间，凝结水水质一般要在带负荷后才会由坏变好直到合格回收。
4.10 升速各阶段应测量各轴承振动值应小于0.03mm，如有异常声响或振动超过0.03mm，应降速并延长暖机时间，检查油温及汽缸膨胀，正常后再升速，如再次发生振动，应停机检查原因。
4.11 机组在越过1200 r/min至2500 r/min时遇到汽机及电机单转子一阶临界转速和轴系临界转速，故应较快不停留地通过。升速时注意数字转速仪应连续显示转速上升，前后两次不重复同一数字。
5、 定速
5.1 当机组升速到2700r/min时，调速系统应开始动作，调速汽门逐渐关小，全开自动主汽门后如转速仍未达额定值，应操作同步器定速。
5.2 定速后，检查主油泵工作正常，主油泵出口油压已高于辅助油泵油压，可停用辅助油泵，揿停辅助油泵电动机按钮后，观察各油压表指示应稳定。
6、 定速下的试验及整定项目
6.1 第一次定速应保持20-30分钟，以便测量。记录及全面检查可能出现的异常和缺陷，一切正常后，可进行动态试验。手拍危急保安器，自动主汽门及调速汽门、抽汽逆止门抽汽逆止门应迅速关闭，转速应随即下降，正常后恢复，复位危急保安器，开启自动主汽门使转速重新达到额定值。本项操作应重复一次。

6.2 手揿紧急停机电磁阀按钮，主动主汽门、调速汽门应迅速关闭，转速随即下降，确认抽汽逆止阀关闭无误后，重新复位危急保安器。
6.3 此后，将转速降到2925r/min左右，进入喷油试验，注油后，飞环应飞出击脱危急保安器。正常后恢复转速到额定值。
6.4 只有在上项两次试验合格后，方可进行超速试验，其目的为确信超速保护装置动作转速符合制造厂要求 (3270～3300r/min)。
6.5 超速操作应平稳，升速速度适中。当转速升到飞环飞出使危急保安器脱钩时，记录动作转速随即关闭自动主汽门，待转速降到2800～2900r/min左右，重新复位危急 保安器，操作同步器使转速长到3000r/min。
6.6 如动作转速在合格范围内，按同样方法重复两次，计三次， 前两次动作转速差不应大于0.6％n，(即 18r/min)，第三次与前两次平均转速之差不应大于1％n(即 30r/min)。
6.7 如转速升到3360r/min危急保安器拒动，应立即手 拍危急保安器停机，按制造厂提供的数据进行调整，直到合格为止。
6.8 超速试验期间，如遇异常，不允许让机组长时间停留在额定转速以上研究对策。
6.9 超速试验结束后应保持机组在额定转速下运行，此后可按调节系统试验措施测取速度变动率和迟缓率以及按电气试验措施进行开短路等动态试验，直到假并列结束。
7、 并列接带负荷注意事项
7.1 如机组在额定转速下运行正常，辅机及附属设备状态良好，可报告值长并向主控室发现并列信号。
7.2 机组并列后，可初带负荷600KW暖机20分钟，此时真空上升，排汽缸温度下降，可关闭排汽缸喷淋装置。

7.3 投入所有电气保护开关。
7.4 通知化学车间定期化验凝结水硬度，合格后回收送入除氧器。随后投入低压加热器。操作程序按运行规程进行。
7.5 通知控制室每5分钟增加300KW，将负荷增至6000KW，暖机15分钟。
7.6 倾听汽缸内是否正常，发电机、主变运行是否正常，然后按规程规定投入高压加热器，疏水送入已投运的除氧器。
7.7 逐步(约40分钟)将机组负荷带到额定负荷并全面检查，各轴承回油量及油温、冷凝器真空、机组振动、推力瓦温度及轴向位移应在正常范围内。
7.8 机组带上负荷后，及时投入空冷器，调节冷却水量，控制风温。
7.9 经全面检查一切正常，报告运行指挥部（或启动领导小组)同意后，开始进入72小时试运行。
8、 真空严密性试验
8.1 72小时试运行期间，当负荷带到80％即9600KW左右时，关闭射水抽气器进气阀，进行空气严密性试验。
8.2 试验进行5分钟，平均每分钟真空下降小于或等于0.0327KPa为合格。(即约5mmHg)
8.3 如试验过程中真空下降值超过上述标准，当真空下降到-0.085MPa前停止试验，并立即打开射水抽气器进气门。待停机后查明原因并处理。
9、 甩负荷试验：(此项不作考核指标，视具体情况经双方商定是否进行)
如经商定进行此项试验，就注意如下事项。
9.1 甩负荷试验目的是确信甩负荷后最高动态转速小于危急保安器动作转速。

9.2 甩负荷试验前应具备下列条件：
a. 汽轮发电机组经整套带负荷试运行考核，性能良好。
b. 调节系统经空负荷及满负荷运行工作正常，速度变动率及总迟缓率符合要求。
c. 自动主汽阀及调节汽阀关闭迅速，危急保安器试运行期间，多次试拍，状态良好。
d. 切除一些不必要的联锁。
e. 征得电网同意后方可执行。
f. 甩负荷时动态飞升转速已达危急保安器动作转速，危急保安器拒动时，立即打闸停机，查明原因并消除缺前不得再次进行本试验。
9.3 甩负荷分50％和100％额定负荷两次进行，时间间隔30分钟。
10、 试运行期间停机步骤
10.1 准备停机前，报告值长，联系锅炉、电气作好停机的准备工作。
10.2 规程操作程序，依次停用高压加热器和低压加热器。
10.3 转交流高压油泵，确信盘车电机正常。
10.4 负荷期间注意调整轴封均压箱汽压，确保汽封供汽，
10.5 负荷时，打开凝结水再循环，保证轴封加热器水流量。
10.6 逐步减负荷到零，接到主控室发来解列信号后，通知锅炉停机。如遇转速上升，摇同步器仍不能恢复额定转速，应立即