人力资源薪酬管理汽轮机竣工资料Word文件下载.docx

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1、DCS系统调试

2、DAS系统调试

3、FSSS系统调试

4、MCS系统调试

5、SCS系统调试

6、ETS系统调试

调试记录及评定表

1、主机监控仪表调试评定表

2、主机跳闸保护系统调试评定表

3、事件顺序记录系统调试评定表

4、锅炉热控保护、信号系统定值确认表

5、主机跳闸试验记录

6、汽轮机热控静态调试记录

7、调动阀门行程调试记录

8、FSSS静态调试记录

9、DCS系统接地及供油回路检查记录

9、油系统连锁保护试验记录

10、DCS停机连锁试验记录

11、凝结水泵连锁试验记录

12、射水泵连锁试验记录

13、热控质量评定表

14、顺序控制系统调试评定表

15、模拟量控制系统调试评定表

16、计算机监视系统调试评定表

衢州元立金属制品有限公司

二期烧结带冷余热发电7MW机组

机组整体启动调试报告

一、设备概况

二、编制依据

三、整组启动调试目的与任务

四、整组启动应具备的条件

五、整组启动程序及原则

六、调试阶段各辅助设备、系统的投用

七、汽轮机冷态启动试验

八、汽轮机热态启动试验

九、汽轮机停机

十、组织机构

1概况：

元立金属制品有限公司余热发电工程汽轮发电机组是由青岛捷能汽轮机集团股份有限公司制造的BN7-1.96/0.3型单缸补汽凝汽式汽轮机。

本机采用的是数字电---液调节系统（DEH），主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节气阀组成。

本机的保安系统除了采用传统的机械---液压式保安装置外，增加电调装置、仪表检测系统的电气保护。

保安系统主要由危机遮断器、危急遮断油门、油路遮断阀、试验控制阀、启动阀、主汽门、补汽阀等组成、TSI检测系统、电调器超速保护系统等组成。

本汽轮机主要由转子部分和静子部分组成。

转子部分包括套装转子、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；

静子部分包括气缸、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。

本机采用涡轮---齿轮机械盘车装置。

盘车小齿轮套装在带螺旋槽的涡轮轴上，通过投入装置，可以实现盘车投入。

盘车电机起动同时，接通盘车润滑油路的电磁阀，投入润滑。

机组主要辅机设备包括循环水泵2台、凝结水泵2台、射水泵2台、主油泵、高压电动油泵、交流辅助油泵、直流辅助油泵各1台。

2设备规范、特性、参数

2.1汽机主要技术数据

额定功率：

7000KW

最大功率：

8635KW

额定转速：

3000r/min

进汽温度：

335℃

额定进汽量：

29t/h

额定补汽汽量：

13t/h

冷却水温度：

27℃

额定补汽压力：

0.3MPa

额定排气压力：

0.007MPa

临界转速：

1452r/min

盘车速度;

9r/min

2.2发电机技术规范

型号：

QF-J7.5-2额定功率：

7.500KW

额定电压：

10500额定电流：

515.5A

空载励磁电压：

33V满载励磁电压：

142V空载励磁电流：

90A满载励磁电流：

266A

功率因数：

0.8转速：

3000转/分

接法：

Y冷却方式：

空冷

励磁方式：

有刷励磁

绝缘等级：

F/F

2.3调节保安系统

转速摆动值：

≤15r/min

转速不等率：

3-5%

调速迟缓率：

≤0.25%

调节器调速范围：

0--3180r/min

主油泵压增：

1.1MPa

电调超速保护：

3270r/min

危机遮断器动作转速：

3300-3360r/min

仪表超速保护：

3390r/min

润滑油压：

0.08-0.12MPa

2.4整定值

排汽压力高限报警：

0.017MPa

排汽温度高限报警：

80℃

高压电动油泵开启时主油泵出口压力：

≤1.0MPa

润滑油压报警：

≤0.055MPa

润滑油压交流电动油泵投入：

≤0.04MPa

润滑油压直流电动油泵投入：

≤0.03MPa

润滑油压停机：

≤0.02MPa

电动盘车不到投入：

≤0.015MPa

回油温度报警：

65℃

轴瓦温度报警：

85℃

回油温度停机：

70℃

轴瓦温度停机：

100℃

1、青岛捷能汽轮机集团股份有限公司《BN7-1.96/0.3型补汽凝汽式汽轮机》安装使用说明书

2、《电力建设施工及验收技术规范》DL5011-92

3、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》

4、汽轮机启动调试导则DL/T863-2004

5、其他相关技术资料与图纸

1、整组启动调试目的：

通过机组整组启动调试，全面检验考核设备的制造、安装、设计质量和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题，消除由于各种原因造成的设备系统中存在的缺陷，逐步使主辅机设备系统达到设计的额定工况和出力，完成机组72小时+24小时试运行，使机组以安全、可靠、稳定生产的状态交给电厂。

3.2启动调试的任务

3.2.l进行机组整组启动、并网、带负荷、72小时满负荷试运行。

3.2.2检测与考核汽轮机DEH控制系统静态、动态性能。

3.2.3检测与考核汽轮机发电机组在各种工况下的振动状况（汽机测振）及轴承、推力轴承温度正常。

3.2.4投用并考验机组各主机辅机及系统能否适应机组各种工况的运行。

3.2.5记录及收集机组设备和系统各种工况下的运行参数和状况。

3.2.6试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式。

3.2.7投用并考验机组各项保护及自动控制装置的工作状况。

四、整组启动的条件

1、措施实施应具备的条件

1.l现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐，照明充足，通讯良好，障碍物和易燃物已消除，消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。

1.2厂房封闭良好，不漏水，机组的试运行区域划分明确，作出标记。

1.3现场需用的规程、系统图、阀门扳手、运行日志及数据记录表格等已备妥，调试用的仪器、仪表已准备就绪，管道保温良好，油管下方的热管道已采取防火措施。

l.4参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明了，各方面（电厂、安装、调试）参与启动人员的姓名、专业均已张贴现场，便于工作联系。

启动现场用红白带围起，无专用符号者不准入内，现场所有人员各自的行动以不妨碍运行操作为原则。

2、整组启动设备、系统应具备的条件

2.l各辅机设备及转动机械经分部试转合格，各手动阀门均经开关检查，各调节阀、电动阀动作试验正常。

2.2有关受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作校验良好，各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经验收合格，符合机组的启动需要及要求。

2.3汽机盘车试转结束，已可投用。

2.4汽机真空系统试转结束，真空系统捉漏试验结束。

2.5发电机空气、水系统调试结束，处于可投用状态。

2.6热控控制系统已处于可投用状态，汽机DEH、TSI基地式调节装置已处于可投用的状态，功能能满足机组启动的需要。

2.7汽机本体ETS、TSI均己校验合格，各报警信号、光字牌显示良好。

2.8化学已准备足够的启动补水水源，凝结水除盐装置冷态调试结束，具备投用条件。

五、机组启动主要原则

1、机组调试可分为下述三个阶段进行。

1.1从机组冲转到额定转速试运转，包括做汽机主汽门、调门严密性试验、汽机超速试验，汽机停机时测量惰走曲线（每3分钟记录转速一次，直至汽机转子停转）。

还要完成电气试验。

1.2机组带负荷试验（0％～100％负荷，进行机组调整抽汽投用及各种设备的动态投用及出力工况考验）。

1.3机组的72小时满负荷试运行（大于80％负荷以上，做真空严密性试验）。

1.472小时试运行停机消缺后，启动带满负荷进行24小时试运行后移交生产。

2、机组第一次冲转用电动主闸门旁路阀启动为主。

3、机组第二次冲转开始的调试阶段可用DEH控制转速，控制方式以操作员自手动为主，在条件成熟时可试用DEH的另外一种控制方式，即按曲线汽轮机自动控制。

4、启动时注意上、下缸金属温差＜50℃。

六、整组启动调试阶段各辅机和设备、系统的投用

1、投用工业水系统

2、油系统（含EH油系统）盘车的投用

3、调速系统静态试验

4、汽机保护联锁校验

5、凝结水系统投用

6、投用循环水系统

7、主蒸汽系统暖管

8、抽真空

9、轴封送汽

1、检查汽机冲转条件已满足

l.1主蒸汽压力1.96MPa（上限2.4MPa，下限1.6MPa），主蒸汽温度335℃（上限390℃，下限270℃）。

1.2连续盘车4h以上。

1.3凝汽器真空＞0.025MPa。

1.4高压油压≥0.95MPa，润滑油压0.1±

0.02MPa油温40±

5℃，油箱油位225±

125mm。

1.5联系热工投入轴向位移、润滑油压低及EH油压低、轴瓦温度高、支持轴承和推力轴承温度高脱扣保护。

2、冲转与升速到3000r/min的操作：

2.l做好人员分工，汇报值长，联系热工，确认总保护开关已投用。

2.2向外拉足脱扣器，使危急遮断器复位。

（可通过操作员站进行遥控复位或现场手操复位）

2.3复置电磁遮断保护装置。

2.4开足自动主汽门。

2.5按DEH操作要求由操作员选择（请参阅说明书），首次启动则操作电动主汽门的旁路门进行冲转。

2.6汇报值长，通知锅炉、电气值班员，得值长冲转命令后，执行冲转操作。

以下操作以电动主汽门旁路门冲转为例阐述，其他启动方式操作见说明书。

2.7汽轮机冲转后注意盘车应自动甩开，手柄至汽轮机侧（否则立即停机）。

盘车联锁保护在“投”位置。

7.2.8汽轮机冷态额定参数启动时间分配如下

a、冲转后升速至0～500r/min5min

b、检查并维持500r/min15min

c、均匀升速至500～l200r/min10min

d、检查并维持1200r/min60min

e、均匀升速至1200～2400r/min10min

（1452r/min为轴系临界转速，应迅速平稳通过）

f、检查并维持2400r/min30min

g、缓慢升速至2400～3000r/min15min

合计：

145min

2.9转速500r/min暖机结束后，全面检查机组运行情况。

2.10升速过程中应严格控制升速率100r/min（过临界转速时除外），并保证调节级后上缸温差及法兰螺栓与法兰温差均小于50℃。

2.11升速过程中（通过临界转速时除外）机组振动不得超过0.03mm。

在冷态启动时一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，并维持此转速运转30min再升速；

如振动仍未消除需再次降速运转l20min再升速；

若振动仍未消除，则必须停机检查。

2.12注意排汽温度，正常值39℃，负荷运行上限值80℃，空负荷时上限值120℃，超过上限时应投入喷水装置。

2.13转速升至2800r/min左右，注意调速系统投入并工作正常。

2.14当调速系统投入正常工作时，检查高压调节阀关小，此时由高压调节阀控制进汽量；

开足电动主汽门，关闭其旁路门。

2.15由操作员控制机组，升速至3000r/min。

2.16升速过程中逐渐提高凝汽器真空，全速后投入低真空保护。

2.17根据主油泵投入情况，逐渐关小高压电动油泵出口门（注意主油泵出口油压应正常），停高压电动油泵，然后开启高压电动油泵出口门备用。

2.18全速后，对机组进行全面检查，一切正常后，进行调节保安系统试验。

2.19密切监视真空、轴承温度、风温及时投入冷油器、空冷器，及时调节凝汽器水位。

2.20汽轮机达到额定转速后的试验。

2.20.1首次启动达到额定转速后手动脱扣汽机，检查自动主汽门、高低压调门关闭正常后重新挂闸升速至3000r/min，并进行测振。

2.20.2进行汽机充油活动试验，动作正常，记录动作转速及油压。

3、汽轮机超速试验

3.1电超速保护试验：

由电气断开发电机油开关，此时调节汽阀应关闭，待2～4s时自动开启，维持2950r/min。

3.2电磁遮断保护试验

3.2.1用505面板进行升速，当转速升速到3270r/min时，电磁遮断保护动作DEH发ETS信号，主汽门、调节汽阀关闭。

3.2.2后将启动阀退至低限位置，在DCS中，点击复位。

3.3危急遮断器试验

机组转速升至额定转速110--112%时，飞锤在离心力大于弹簧的压紧力，向外飞出，打拖危急遮断油门的挂钩，使危急遮断油门滑阀动作，切断保安油路。

待转速降低到102%额定转速左右时，飞锤复位。

3.4汽机机械超速动作试验

3.4.1试验要求与条件：

a.机组3000r/min，调节保安系统动作灵活，机组无异常情况。

b.试验前手打“危急遮断器”（手动脱扣器），自动主汽门和调节汽门动作灵活，关闭严密。

c.危急遮断器经注油试验合格；

危急遮断油门手动试验动作灵活方可进行试验。

d.确定各转速表正确，设专人记录转速，监视转速和各轴承振动。

超过限值，立即打闸停机。

e.超速试验在纯凝工况下进行。

f.超速试验前自动主汽门、调节阀严密性试验合格。

g.危急遮断器超速试验应进行三次，前两次脱扣转速差额不得超过0.6%额定转速，第三次动作转速和前两次平均数额不得超过1%。

h.各种联锁已整定好。

i.机组长期运行后停机，其健康状况不明或机组大修前严禁作超速试验。

3.4.2试验步骤：

a.将系统设置“机械超速”位置。

b.操作员站提升转速到3000r/min，缓慢提升转速至危急遮断器动作，注意主汽门、调节阀未关闭，记录动作转速。

c.待转速降至额定转速102%时，重新挂闸，定速在3000r/min。

d.重复进行二次试验。

e.复置危急遮断试验装置到正常位置。

f.升速过程中若转速高达3360r/min危急遮断器不动作或出现异常情况，应立即打闸停机。

g.若转速不合格应停机调整。

3.5汽机主汽门、调门严密性试验

3.5.1主汽压力应稳定，发电机在介列状态，转速稳定在3000r/min。

3.5.2关闭主汽门，调门开足，做主汽门严密性试验

3.5.3主汽门开足，关闭调门做调门严密性试验

3.5.4检查汽机转速下降能否达到1000r/min以验证主汽门和调门严密性。

3.6投入低真空、电磁遮断保护。

3.7交电气做有关试验。

4、发电机并网至额定负荷

4.1汽轮发电机并入电网的条件：

4.1.1汽轮机空负荷运行20min一切正常；

4.1.2各种试验全部结束；

4.2机组并列后，通知锅炉将主蒸汽参数恢复至额定值运行，并投入电超速保护。

4.3汽轮机升速控制按照《安装使用说明书》第一分册起动曲线

5、升速过程应密切监视：

5.1油温、油压、油位

5.2轴承温度及回油

5.3油泵运行状况及切换

5.4气缸膨胀、转子轴向位移、胀差

5.5气缸上下半温差

5.6机组振动

6、汽轮机真空系统严密性试验

6.1联系电气调整并稳定机组负荷在额定负荷的80％以上。

6.2联系锅炉尽量保持主汽压力及温度稳定。

6.3记录当时蒸汽参数及真空、热电负荷数据。

6.4停用射水泵，注意真空变化情况。

6.5每隔一分钟记录真空读数一次，至第八分钟止，（如真空下降速度较快，应停止试验，恢复正常方式运行）。

6.6启动射水泵，检查真空逐渐回升至正常数值。

6.7求出第三分钟至第八分钟的每分钟真空平均下降值，对照标准。

6.8试验结束，汇报值长，并记录入薄。

热态启动根据停机时间和气缸金属温度分为：

热态启动和半热态启动。

1、热态启动的原则

1.1转子弯曲度不超过0.06mm

1.2上、下缸金属温差＜50℃

1.3进汽温度应比汽轮机最热部件高50℃，防止处于高温状态的部件被冷却

1.4在盘车状态下向轴封供汽，后抽真空，轴封汽应是高温蒸汽

1.5盘车时间不少于4小时

1.6在中速以下，汽轮机振动超过0.03mm时停机，重新盘车

1.7严密监视胀差变化

2、热态启动的操作

2.1热态启动方式与额定参数冷态起动相同，升速和带负荷时间缩短，按照《按照使用说明书》第一分册。

2.2维持真空在0.046MPa以上

2.3冲转前润滑油温不低于40℃

九、汽机停机

（一）正常停机操作步骤：

1、汇报值长，联系锅炉、电气、化学值班员，减负荷：

2、减负荷过程中，前汽缸壁温度下降速率≤2℃/min。

3、注意差胀变化，当差胀达－0.5mm时，停止减负荷，稳定一段时间后再减负荷。

4、根据凝汽器水位开启凝结水再循环门。

5、负荷减至零，联系电气解列发电机。

启动交流润滑油泵，检查油压应正常。

6、打闸停机，观察主汽门、调节阀关闭。

7、关闭电动主汽门。

8、开启真空破坏门。

9、转子静止，真空到零，停用轴封汽，停轴加风机，停射水抽气器，记录惰走时间。

（脱扣后每3分钟记录一次转速，直至大轴转速至“0”，以便测画惰走曲线）

10、转速到零，开启盘车进油门，投入连续盘车，检查盘车运行正常。

11、调整冷油器冷却水门，停用空冷器冷却水。

12、排汽温度低于45℃，停用凝汽器循环水和凝泵。

13、根据锅炉要求，停给水泵。

14、投入连续盘车12h，上汽缸壁温降至150℃以下时停止连续盘车，可改30分钟间断盘车盘动转子180度计4小时，再每隔60分钟盘动转子180度直至下缸内壁温度＜100℃时可停止盘车。

15停用交流润滑油泵和排烟风机。

16、关闭进汽总门，自动主汽门前压力到零，开启防腐汽门。

（二）故障停机、事故预防及处理

故障停机是机组出现异常情况时，采用的紧急停机的方式。

瞬间切断进汽，甩去所带全部负荷。

故障停机时遵照以下原则处置。

1、在最短时间内对事故的性质、范围作出判断。

2、迅速解除对人身设设备的危险。

3、在保证设备不受损坏的情况下，尽快恢复供电。

4、防止误操作。

A故障停机

当发生下列情况时，应立即停机。

1、转速超过3360r/min，危急遮断器不动作

2、轴承座振动超过0.07mm

3、主油泵发生故障

4、调节系统异常

5、转子轴向位移超过限定值，轴向位移保护装置不动作

6、轴承回油温度超过70℃或轴瓦金属温度超过100℃

7、油系统着火并且不能很快扑面时

8、油箱油位突然降到最低油位以下

9、发生水冲击

10、机组有不正常的响声

11、主蒸汽管破裂

12、真空降到0.025MPa以下

B主蒸汽压力和温度超出规范的规定

1、主蒸汽压力超出允许变化上限时，应节流降压。

节流降压无效时应作为故障停机。

2、主蒸汽压力低于允许变化的下限0.2MPa时，应降低负荷

3、主蒸汽温度超出允许变化的上限5℃，运行30分钟后仍不能降低，应作为故障停机，全年运行累计不超过400小时

4、主蒸汽温度低于允许变化的下限5℃，应降低负荷

C排汽真空降低规定：

1、机组负荷在40%额定负荷以上时，真空不低于0.0867MPa

2、机组负荷在20-40%额定负荷时，真空不低于0.0800MPa

3、机组负荷在20%额定负荷以下时，真空不低于0.0720MPa

十、组织分工

元立带冷余热发电装置系统工程

启动委员会组织架构

为确保元立带冷余热发电装置系统机组试运的安全和质量，顺利通过72小时试运，达到机组投运后能够长周期安全经济运行的目的，特成立机组工程试运指挥部和各工作小组，请各参建单位按照各自的责任分工严格执行。

一、试运指挥部

总指挥：

郑祖强

副总指挥：

潘伟明蒋国长

组员：

罗志敏雷群军程瑞根许杨理罗谷丰

二、整套试运各专业组：

（1）、锅炉专业组：

雷群军孙建波赵江川

（2）、汽机专业组：

罗志敏沈明强娄杰

（3）、电气专业组：

许杨理邹伟忠陈云罗翔

（4）、热控专业组

程瑞根王国新王韬杨浩

（5）、消缺组：

王国新沈明强孙建波姜胜良狄元军张华波王会尼葛国平

（6）、安全组

罗谷多张永朝袁燕青

三、后勤保障组

车国瑜李鹏超

7MW汽轮发电机组

启动程序

设备试运方案审核签证验收卡

概述：

衢州元立2*116m2烧结带冷机余热发电工程机组整体启动调试方案编制、审核于2011年8月25日进行最后一次评定，符合《电力建设施工及验收技术规范》和《火力发电工程调整试运质量检验及评定标准》中之规定，汽轮机组整体启动方案经工程建设、生产、安装单位的有关工程技术人员共同评定确认，本次机组整体启动方案符合部颁标准，可以进入整体启动运行阶段。

特此签证

会签单位：

建设单位（签字）：

日期：

监理单位（签字）：

安装单位（签字）：

生产单位（签字）：

调试单位（签字）：

循环水系统质量评定表

项目

检验项目

质量评定

评定结果

循环水泵及循环水系统

连锁及保护信号

项目齐全、动作真确

项目齐全

热工仪表及CRT显示

指示正常

循环水泵

轴承振动

符合设计要求

符合要求

轴承温度

≤70℃

电动机电流

出口压力

盘根

＜60℃，泄露正常

泄露正常

泵性能

符合设计要求，带负荷运行正常

管道系统

严密性

无泄漏

冲洗

清洁、无杂物

清洁

阀门

灵活、可靠、符合设计要求

灵活可靠

冷却塔

淋水分布均匀

淋水均匀

生产单位负责人：

调试专业负责任：

凝结水系统质量评定表

凝结水泵及凝结水系统

凝结水泵