滇东第二发电厂#1机组整套启动调试大纲Word下载.docx
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厂址位于云南省东部的富源县境内的雨汪乡，县境南部、西南部与罗平县毗邻，西部、西北部与沾益县交界，北部与宣威市相连，东面、东南面与贵州省的盘县、兴义市接壤，有云南东大门之称。
雨汪电厂位于富源县雨汪乡（十八连乡）境内，距离雨汪乡政府5.5km，距离五乐厂址（一期工程）直线距离约13km，距老伍衣灰场直线距离约4.5km；
电厂补给水水源为喜旧溪河,从喜旧溪河的长底水电站库内取水，从取水口至电厂厂区管线距离约9.0km；
东南直线西距昆明市及曲靖市公路距离分别约为289km及153km，距富源县城公路距离约80km。
电厂燃煤为无烟煤，由老厂矿区提供。
该矿区地处滇、黔、桂三省邻接地带，位于富源县东南部，行政隶属于富源县老厂乡、十八连山乡和黄泥河镇，滇东雨汪能源有限公司煤电一体化配套雨汪煤矿位于老厂矿区的西南部，电厂燃煤由雨汪煤矿供给。
雨汪电厂主要承担基本负荷，机组具有50％调峰能力，不承担地方负荷，主要向广东送电，以500kV一级电压送出，出线回路数为2回，2回直接接入500kV罗平变。
600MW机组新建工程#1机组主要工程设计由国家电力公司西南电力设计院承担；
山东电力建设第二工程公司负责#1机组施工安装；
山东诚信工程建设监理有限责任公司负责工程监理；
机组启动调试由山东中实易通集团有限公司和云南电力试验研究院（集团）有限公司电力研究院共同承担。
3.2设备配置
3.2.1机组采用单元制系统设计方式：
两机一控制室平行布置，机、炉、电单元制集控方式。
机组主要承担基本负荷，并具有一定的调峰能力，能满足锅炉负荷为40%B-MCR及以上时，投入全部自动装置、锅炉不投油、全部燃煤的条件下长期安全稳定运行的要求。
3.2.2锅炉采用北京巴布科克·
威尔科克斯有限公司生产的600MW锅炉，型号为B&
WB-2028/17.4-M，型式为亚临界参数、W型火焰燃烧自然循环汽包炉。
单炉膛型露天岛式布置，燃用无烟煤，一次再热，平衡通风，固态排渣，全钢架结构。
锅炉主要技术规范：
序号
项目
单位
BMCR
BRL
THA
75%THA
（滑压）
50%THA
1
主蒸汽流量
t/h
2028.0
1899.1
1785.7
1294.4
889.4
2
过热器出口压力
MPa
17.40
17.36
17.27
14.27
16.74
3
主蒸汽温度
℃
541
4
再热蒸汽流量
1717.3
1607.0
1524.5
1125.5
785.8
5
再热器入口压力
3.986
3.718
3.537
2.601
1.793
6
再热器出口压力
3.796
3.550
3.379
2.485
1.717
7
再热器入口温度
331
324
319
310
287
8
再热器出口温度
9
给水温度
281
277
273
254
233
10
总风量
2311.2
2210.4
2023.2
1807.2
1472.4
11
炉膛出口烟温
1061
1046
1018
937
844
12
排烟温度（已修正）
125
124
121
103.0
94
13
预计锅炉效率
%
90.98
91.08
91.19
91.97
91.91
14
锅炉燃煤量
219.2
210.2
194.6
148.1
103.7
设计燃料为无烟煤，采用双进双出正压直吹制粉系统，并配置浓缩型EI-XCL低NOx双调风旋流燃烧器。
尾部设置分烟道，采用烟气分流挡板调节再热器出口汽温。
锅炉本体采用紧身封闭布置，固态连续排渣。
在尾部竖井下设置两台三分仓容克式空气预热器。
3.2.3汽机本体为东方汽轮机厂N600-16.7/537/537-2型亚临界中间再热凝汽式汽轮机组，单轴、三缸四排汽。
汽轮机本体主要技术规范
名称
有关参数
1
通流级数
共42级
高压缸：
1个单列调节级＋8个压力级
中压缸：
5个压力级
低压缸：
2×
7个压力级（两个双流低压缸）
2
配汽方式
复合调节（喷嘴调节+节流调节）
3
额定主蒸汽压力
16.7MPa
4
额定主蒸汽温度
538℃
5
额定高压缸排汽压力
3.546MPa
6
额定再热蒸汽进口压力
3.283MPa
7
额定再热蒸汽进口温度
8
主蒸汽额定进汽量
1930.4t/h
9
主蒸汽最大进汽量
2028.0t/h
10
再热蒸汽额定进汽量
1504.402t/h
11
额定排汽压力
11.8KPa（11.8KPa/6.1KPa）
12
末级叶片高度
909mm
13
凝汽器设计冷却水温
24.5℃
14
给水回热级数
3级高加＋1级除氧＋4级低加
15
额定给水温度
278.6℃（最大工况下282.1℃）
16
旁路系统容量
35%BMCR
17
启动及运行方式
定---滑---定运行方式
18
变压运行范围
40%～90%
19
轴振动正常值
0.075mm
20
轴振动临界转速允许值
0.15mm
21
临界转速时轴承振动最大值
0.08mm
22
最高允许背压值
＜25.3kPa
23
低压缸最高允许排汽温度
121℃
24
盘车转速
1.5r/min
25
额定工况下允许最高背压
19.7kPa
3.2.4电气部分：
发电机采用东方电机股份有限公司QFSN-600-2-22型发电机组，水—氢—氢冷却方式，励磁系统为静止可控硅机端自并励励磁方式；
主变采用保定天威保变电气股份有限公司DFP-240000/500主变压器，其冷却方式为OFAF方式；
系统采用发电机—主变压器—线路组单元制主接线，2回500kV线路直接接入至罗平变。
发电机主要技术参数如下表：
型式
全封闭、自通风、强制润滑、水/氢氢冷却、圆筒形转子、
同步交流隐极发电机
型号
QFSN-600-2-22
功率（额定/最大）
600MW/655.2MW
容量（额定/最大）
667MVA/728MVA
端电压
22kV
额定电流
17495A
功率因数
0.90滞后
短路比
不小于0.58
效率
≥98.95%（在600MW、0.9滞后功率因数时）
额定氢压/最高氢压
0.414Mpa/0.45Mpa
极数
相数
转速
3000r/min
频率
50HZ
冷却方式
定子绕组：
直接水冷；
定、转子铁芯及转子绕组：
直接氢冷
绝缘等级
F级；
转子绕组：
F级
不平衡负载能力
8%（持续）I22·
t（最大暂态值）：
定子冷却水进水温度
45℃
定子冷却水出水温度
≤85℃
冷却后氢气温度
46℃
冷却器进水温度
对于氢冷器及定子水冷器均为最高33℃
定子绕组温度极限
≤120℃
转子绕组温度极限
≤115℃
定子铁芯温度极限
集电环温度极限
氢气纯度
≥98%
氢气消耗量
≤12m3/天
氢冷器容量
停用一只氢冷器时,发电机能在至少80%额定工况下运行而不过热
定子外壳类型
双层外壳
转子额定电压
400.1V
转子额定电流
4387.34A
转子空载电压
183V
转子空载电流
1787A
励磁方式
静止可控硅机端自并励
发电机噪音水平
离发电机外壳1米处≤90dB（绝对）
制造
东方电机股份有限公司
3.2.5热控主控系统采用北京ABB贝利控制有限公司的symphony分布过程控制系统。
系统硬件主要包括：
5个操作员站，1个工程师站，1个历史站，2台打印机，1个接口机，一套N-PORT接口设备，12个模件柜，1个远程IO柜，27个端子柜，2个电源柜。
从控制功能上来分，#1机组的DCS包括#1单元机组控制和公用系统控制。
#1机组DCS包括的子控制系统有：
数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、电气控制系统（ECS）、旁路控制系统（BPS）等。
此外，#1机组DCS通过通讯模块与SIS、发变组保护系统、厂用电系统、DEH、NCS、吹灰程控等系统进行通讯。
公用系统包括公用厂用电源系统、仪用空压站、循环水泵房公用部分等。
3.2.6化学部份：
电厂补给水水源为喜旧溪河,从喜旧溪河的长底水电站库内取水。
从取水口至电厂厂区管线距离约9.0km，取水高差约467.36m，采用三级提升。
锅炉补给水处理系统主要包括：
超滤系统、反渗透系统、加药系统、离子交换及再生系统、除盐水输送系统，系统运行方式为程控和远方操作；
凝结水精处理系统采用大唐环境科技工程有限公司生产的中压凝结水处理系统，每台机组由3×
50％深层混床组成；
循环水加药系统分为加硫酸、加阻垢剂并间断性投加杀菌灭藻剂处理系统；
配有给水及炉水加药系统、取样分析仪表及自动加药控制系统。
3.2.7外围设备系统：
·
暖通系统
卸煤及输煤系统
燃油系统
贮灰、输灰系统及灰场
通讯系统
消防系统
厂用、仪用压缩空气系统
启动锅炉及其系统
4 调试的组织及分工
4.1机组整套启动调试工作在启动验收委员会和试运指挥部的领导下,由安装人员、运行人员、监理人员、调试人员、安全保卫、后勤人员通力合作,共同进行。
4.2启动验收委员会的主要职责：
召开启动验收委员会会议，讨论通过委员会的下设机构，决策启动调试中的重要问题，协调启动调试中的内外部条件，主持启动验收交接工作。
4.3试运指挥部及总指挥的职责：
全面组织、领导和协调机组启动试运工作；
对试运中的安全、质量、进度和效益负责；
审批整套启动调试方案和措施；
启动验收委员会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；
协调解决启动试运中的重大问题；
组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。
4.4整套试运组的职责：
整套试运组由调试、建设、施工、生产单位负责人及设计总代表、制造厂总代表等有关人员组成，组长由调试单位出任的副总指挥兼任，副组长由施工、生产、建设、设计等单位出任的副总指挥兼任。
其主要职责是：
负责核查机组整套启动试运应具备的条件；
提出整套启动试运计划;
组织实施启动调试方案和措施;
全面负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作.工作中执行“按系统、分层次、程序化、责任制、监督制”的原则,对口联系、分头把关、团结协作,在安排好整套启动调试的同时,安排好本单位负责的工作。
4.5云南滇东雨汪能源有限责任公司：
负责对外合同单位的组织协调工作，负责管理制造厂家的调试项目，根据机组整套启动调试的要求和有关规程的规定，负责运行操作，常规系统及公用系统运行调度，根据需要编制操作措施，负责设备系统的检查、操作、运行参数调整，事故情况按有关规定处理事故，并配合完成调整试验，根据协议做好系统代管工作；
绘制、张挂机组整套启动曲线及图表等。
4.6施工单位：
负责分部试运工作中的单体调试和单机试运以及整个启动调试阶段的设备与系统的维护、检修和消缺以及调试临时设施的制作安装和系统恢复等工作；
配合调试人员实施调试工作，配合运行人员完成运行操作，做好设备运行监护和文明启动工作。
4.7调试单位：
负责制订整套启动方案，组织实施和协调整组启动调试工作,指导运行人员操作,负责提出启动试运中重大技术问题的解决方案或建议，编制整套试运调试报告。
启动试运前，组织各专业及重大试验项目技术交底。
4.8西南设计院：
负责解决设计方面的问题及设计修改工作。
4.9制造厂家：
按合同进行技术服务，保证设备性能；
及时消除设备缺陷；
处理制造厂应负责解决的问题；
协助处理非责任性的设备问题。
4.10监理公司:
按合同要求及相关规程规定进行机组启动试运各阶段的监理工作；
参加启动试运计划及调试方案、措施的会审；
按启动试运阶段提出质量监理评价意见向试运指挥部汇报；
负责全过程监理。
4.11质监中心站和质监站：
对整套启动前和满负荷试运后进行质量监督，并做出评价意见。
5 机组整套启动必须具备的条件
5.1按“验标”第4章4.1节、4.2节规定的条件逐项检查，达到要求。
5.2运行人员、安装人员、调试人员已分值配齐;
运行人员已考试合格;
各级人员岗位责任制已落实;
消防、保卫和后勤工作已安排好。
5.3机组的各类调试措施、方案、大纲均已按规定审批出版，主要措施已向运行人员交底。
5.4试运现场已具备运行及事故处理规程、系统图、记录表格、安全用具、运行用具、启动措施及曲线等。
5.5试运范围内的设备系统已命名和标识，所有阀门已挂牌。
5.6生产区域需投用的土建工程已验收，试运场地平整、道路畅通、平台栏杆和沟道盖板齐全，危险物品已清除。
符合文明启动要求。
5.7具备足够的燃料（油、煤）、化学药品及其它必需的备品备件和工具。
5.8正常、备用、事故保安电源可靠。
5.9照明充足良好，事故照明能可靠备用；
通讯设备安装完毕，能正常投用。
5.10试运区域内的暖通、防冻、防雨设施齐全可靠。
5.11试运区域内消防设施齐全可靠。
5.12各类水源充足可靠。
5.13炉底水封系统能可靠投用，除灰、除渣、输煤系统投粉前能可靠投用。
5.14投入的设备系统已分部试运合格，需签证验收的项目已签证验收完毕。
5.15未完工程施工现场与启动调试机组现场适当隔离,汽、水、油、电等系统可靠隔离,做好安全措施。
5.16设备系统满足以下要求：
5.16.1锅炉冷态试验已完成。
5.16.2锅炉化学清洗工作结束，临时管道及设备已拆除，系统已恢复完毕。
5.16.3蒸汽冲管结束，蒸汽系统严密。
5.16.4设备和系统保温工作完毕。
5.16.5电除尘器调试完毕，具备投用条件。
5.16.6投粉前磨煤机空载运转正常；
给煤机试运正常。
5.16.7发电机耐压试验合格，发电机气密性试验合格。
5.16.8柴油发电机及保安电源系统试验良好。
5.16.9热控系统满足机组安全启、停及正常运行的最基本要求。
5.16.10暖通设备及系统已投运，并经验收合格。
5.17与电网系统连结的送出工程、通讯联络、调度管辖等均已完备，满足运行需要。
并网方式已确定，电网调度部门同意。
5.18启动验收委员会、质监中心站等部门对整套启动条件进行全面验收合格并签证。
6 机组整套启动应分阶段逐步投入的设备系统
6.1燃料部分
6.1.1输煤系统
6.1.2燃油系统
6.2公用系统
6.2.1仪用及杂用空气系统
6.2.2消防系统
6.2.3暖通系统
6.2.4工业水系统
6.2.5废水排放系统
6.2.6调度通讯系统
6.2.7启动锅炉系统
6.3锅炉部分
6.3.1锅炉本体系统
6.3.2制粉系统（锅炉投粉前具备投用条件）
6.3.3风烟系统
6.3.4汽水系统
6.3.5除灰除渣系统
6.3.6排污系统
6.3.7疏放水系统
6.3.8电除尘装置
6.3.9蒸汽灭火系统
6.3.10冷却水系统
6.3.11空气预热器清洗系统
6.4汽机部分
6.4.1汽机本体系统
6.4.2凝结水系统
6.4.3循环水系统
6.4.4除氧给水系统、高/低加系统
6.4.5冷却水系统
6.4.6汽机疏放水系统
6.4.7内冷水系统
6.4.8轴封系统
6.4.9EH油系统
6.4.10润滑油系统
6.4.11顶轴油系统
6.4.12调节保安系统
6.4.13轴封及真空系统
6.4.14密封油系统
6.4.15旁路系统
6.4.16胶球清洗系统
6.4.17油净化系统
6.4.18辅助蒸汽系统
6.4.19电泵组系统
6.4.20汽泵组系统
6.4.21凝汽器补水系统
6.4.22大机快冷系统
6.5化水部分
6.5.1凝结水精处理系统
6.5.2取样加药及化学仪表系统
6.5.3氢气系统
6.5.4循环水处理系统
6.5.5补给水处理系统
6.6电气部分
6.6.1发变组一、二次系统
6.6.2励磁调节系统
6.6.3高压厂用电系统
6.6.4低压厂用电系统
6.6.5直流系统
6.6.6交流不停电电源系统
6.6.7控制、保护及自动化系统
6.6.8备用、保安电源系统
6.6.9正常及事故照明系统
6.6.10发电机绝缘过热监测装置
6.7热控部分
6.7.1.FSSS系统
6.7.2DAS系统
6.7.3CCS系统
6.7.4DEH系统
6.7.5MEH系统
6.7.6SCS系统
6.7.7大、小机ETS系统
6.7.8旁路控制系统
6.7.9报警系统
6.7.10TSI系统
6.7.11吹灰、胶球清洗系统
6.7.12水位及火焰工业电视
6.7.13常规热控保护及热控仪表
6.8整套启动不能投入的设备系统必须经总指挥批准
7机组整套启动调整试验的主要程序
整套启动试运阶段是从机、炉、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。
7.1第一阶段:
空负荷调试
7.1.1程控、保护、联锁试验；
7.1.2设备系统检查；
7.1.3启动辅助设备系统；
7.1.4发电机气体置换（氢气）；
7.1.5锅炉上水；
7.1.6锅炉点火,开启高、低压旁路，进行高压缸预暖（高压缸压力保持400～500kPa）至高压缸第一级内壁温度150C，按冷态启动曲线升温升压达汽机冲转参数；
汽机首次启动采用中压缸启动方式；
发电机氢气冷却状态。
7.1.7机按冷态启动曲线冲转升速、振动测试、摩擦检查、暖机、升速3000r/min。
冲转参数:
主汽压6.0MPa
主汽温335℃
再热汽压 1.10MPa
再热汽温 315℃
润滑油压0.137～0.176MPa
润滑油温40～45℃
EH油压11.2MPa
EH油温38～45℃
高旁流量大于>
140t/h
7.1.8升速过程中进行下列测试：
a.校核汽轮机组轴系的临界转速；
b.检测汽轮发电机组各轴系振动,必要时进行处理；
c.测取汽轮发电机启动过程中的有关数据；
d.发电机转子交流阻抗测试
7.1.8机组3000r/min进行下述试验：
a.危急保安器注油试验；
b.油压调整及油泵切换试验；
c.手动打闸试验；
d.检查锅炉膨胀情况。
7.1.9机组额定转速下的试验测量工作结束,远方控制停机,记录惰走曲线及时间,汽机停止后进行锅炉汽包安全阀、过热器安全阀整定工作；
7.2第二阶段:
带负荷调试，有条件校验再热器安全阀；
7.2.1启动汽轮机升速至3000r/min,进行并网前的电气试验：
a.发变组短路试验；
b.CT极性校核；
c.发电机-变压器组空载特性试验；
d.励磁调节器空载试验；
e.发电机假并列试验（试验时解除汽轮机并网初负荷指令）；
7.2.2发电机并网,带初负荷暖机50分钟后，对中压缸启动要进行转换操作。
注意检查并记录好高低旁开度，高旁后流量不得太大，以防转换后负荷升得太高。
主、再热汽压符合启动曲线要求。
7.2.3发电机并网,带10%～15%负荷
a.调差极性校核；
b.部分调节装置测试；
c.15%负荷进行保护方向校核及厂用电源核相。
7.2.4汽机进行转换、升负荷，注意：
a）#1、#2ICV接近开满时，BDV阀关闭，#1～#4CV开启；
b）随负荷增加，高低旁逐渐关闭至全关，当负荷至54MW左右时，高低旁全关，VV阀全关，注意检查高排逆止门开启；
c）转换操作过程中应注意汽包水位变化，加强机炉协调，稳定燃烧，维持汽包水位正常。
7.2.5转换操作完成后，应立即准备启动第一台小机，再投入一套制粉系统。
全面检查、热紧各放水门。
7.2.6发电机运行稳定，根据需要决定是否投入发电机P.F控制。
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