神华新疆米东300MW机组调试大纲.docx
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神华新疆米东300MW机组调试大纲
神华神东电力新疆米东热电厂
2×300MW机组工程
西北电力建设调试施工研究所
调试大纲
MD1DG0901
共86页
新疆米东热电厂2×300MW机组工程
一号机组整套启动调试大纲
（讨论稿）
西北电力建设调试施工研究所
发行时间
二OO九年九月
新疆米东热电厂2×300MW机组工程
一号机组整套启动调试大纲
会签单
名称
单位
签名
日期
批准
试运指挥部
审核
神东电力
西北设计院
德胜监理
湖南火电
西北调试
编写
西北调试
情况说明：
由于现在还正在熟悉资料，并且还缺少部分资料，大纲的部分内容难免有不正确的地方，各单位的职责部分还需要再沟通，请多提宝贵意见。
措施名称：
新疆米东热电厂2×300MW机组工程一号机组整套启动调试大纲
措施编号：
MD1DG0901
出措施日期：
2009年09月
保管年限：
长期
密级：
一般
试验负责人：
张润军、曹文学、吕凯
试验地点：
新疆乌鲁木齐米东区金河工业园
参加试验人员：
张润军、曹文学、吕凯、王长久、李韩亮、李建、曾有琪等
参加试验单位：
神华神东电力新疆米东热电厂（简称神东电力）、西北电力设计院米东项目部（简称总包方）、北京国电德胜监理工程有限公司（简称德胜监理）、西北电力设计院（简称西北院）、西北电力建设调试施工研究所（简称西北调试）、湖南省火电建设公司（简称湖南火电）、三大主机设备厂家等
试验日期：
2009年09月—2010年06月
目录
1前言1
1.1工程总体目标1
1.2编制依据1
2工程概况及特点2
2.1总体概况2
3启动调试范围及主要项目27
3.1调试一般工作原则27
3.2调试分阶段任务简述27
3.3分系统调试项目29
3.4整套启动试运前应具备条件32
3.5整套启动试运阶段的调试项目35
4启动调试组织机构及职责分工38
4.1组织与职责38
4.2试运总指挥及各参建单位主要职责41
4.3调试各方主要职责44
4.4调试单位在工程建设各阶段的工作45
5整套启动调试的步骤46
5.1空负荷调试46
5.2带负荷调试47
5.3168小时满负荷试运48
6调试质量目标及管理49
6.1调试质量目标49
6.2调试质量管理体系51
6.3调试专项质量计划53
6.4调试质量保证措施56
6.5调试签证60
6.6调试移交代保管签证及再次试运有关规定61
7调试安健环管理62
7.1调试安健环目标62
7.2调试安全管理体系62
7.3调试安健环管理及预防措施64
8调试进度管理67
8.1调试进度控制指标67
8.2调试工期的确定67
8.3调试计划68
8.4调试进度控制68
9调试风险管理69
9.1调试安全风险预控计划69
9.2重大事故预防措施72
9.3调试进度风险预控计划74
9.4调试质量风险预控计划75
10调试资料管理76
11调试技术方案76
11.1调试主要控制节点76
11.2调试主要控制节点原则性技术方案77
12附录81
附录1：
分系统及整套启动调试技术措施（目录清单）82
附录2：
调试期间所用仪器清单：
85
1前言
调试大纲是机组启动调试阶段的纲领性文件，编制调试大纲的目的是为了在启动调试的各个阶段把好安全质量关，移交给业主一台可靠、稳定、经济满发的达标投产机组，调试工作将严格按照电建[1996]159号《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（以下简称《96版启规》）《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）、《火电机组达标投产考核标准》电建企协[2006]等规程、规范和标准执行，确保机组每一个试运阶段和主要调试项目均能达到规定的优良标准的要求，消除不合格项，实现机组高水平达标投产。
启动调试是火电基本建设工程的一个关键阶段，设计、设备、安装等方面可能存在的问题将在此阶段暴露出来并获得解决；同时，启动调试又是一个多单位协作的系统工程。
因此，各参建单位应当在启动验收委员会（试运指挥部）的统一领导和协调指挥下，团结协作，安全、优质、高效地完成新疆米东热电厂一号机组启动调试工作。
本调试大纲是针对工程总体而编制的，适用于神华神东电力新疆米东热电厂2×300MW机组工程一号机组的启动调试过程，调试单位及各参建单位必须遵守本调试大纲，若实施中需作必要的修改时，需经试运指挥部总指挥批准。
本调试大纲由试运指挥部组织评审、批准后生效。
1.1工程总体目标
实现新疆米东热电厂2×300MW机组工程一号机组高标准达标投产，确保工程整体施工质量获得新疆维吾尔自治区的“天山杯”或电力行业优质工程奖，争创中国建筑工程鲁班奖。
1.2编制依据
1.2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电建[1996]159号
1.2.2《火电工程启动调试工作规定》电建[1996]40号
1.2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电建[1996]111号
1.2.4《电力建设施工及验收技术规范》现行全套
1.2.5《汽轮机启动调试导则》发改委DL/T863-2004
1.2.6《锅炉启动调试导则》发改委DL/T852-2004
1.2.7《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》国家经贸委DL/T834-2003
1.2.8《火电机组启动蒸汽吹管导则》电综[1998]179号
1.2.9《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794—2001
1.2.10《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1—2002
1.2.11《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发[2000]589号
1.2.12《汽轮机甩负荷试验导则》电力部建质[1996]40号
1.2.13《火电机组热工自动投入率统计方法》电力部建质[1996]40号
1.2.14《模拟量控制系统负荷变动试验导则》电力部建设协调司建质[1996]40号
1.2.15《火电机组达标投产考核标准》电建企协[2006]
1.2.16《中国电力优质工程评选办法》2008版
1.2.17《火电机组启动验收性能试验导则》电综[1998]179号
1.2.18《电力建设安全健康与环境管理工作规定》，国家电力公司国电电源[2002]49号
1.2.19国家电网公司《发电厂并网运行安全性评价》
1.2.20西北电力建设调试施工研究所质量、安全、环境管理体系文件
1.2.21新疆米东热电厂2×300MW机组工程有关合同、设计图纸、制造厂家产品说明书及技术要求等文件。
2工程概况及特点
2.1总体概况
神华神东电力新疆米东热电厂本期工程建设规模为2×300MW循环流化床直接空冷抽汽机组，留有扩建余地。
本工程锅炉采用东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG1069/17.5-Ⅱ16循环流化床锅炉，汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的CZK300-16.67/0.4/538/538单轴、一次中间再热、双缸双排汽、双抽单调整直接空冷机组，发电机采用上海电气集团股份有限公司生产的QFSN-300-2型水－氢－氢冷发电机。
本工程业主单位为神华神东电力有限公司；采用总承包模式，总承包单位为西北电力设计院，对工程建设的投资、进度、质量、安全进行全面的控制与管理；由北京国电德胜工程监理有限公司进行工程监理，西北电力设计院负责系统设计，一号机组及公用系统（空压机站、燃料供应系统、燃油库区、水处理、综合水泵房、全厂废水系统）的安装由湖南省火电公司负责，西北电力建设调试施工研究所负责一号机组及公用系统的分系统及整套启动调试工作。
按照工程总体情况，一号机组定于2010年03月18日完成168小时满负荷试运、移交生产。
2.2主机设备
2.2.1锅炉
锅炉型式：
亚临界、自然循环、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、紧身封闭布置、全钢构架、全钢架悬吊结构的循环流化床汽包锅炉。
序号
锅炉参数
单位
BMCR
BRL
1
蒸发量
t/h
1069
1018
2
过热蒸汽压力
MPa.a
17.5
17.5
3
过热蒸汽蒸汽温度
℃
541
541
4
再热蒸汽流量
t/h
886.9
842.43
5
再热蒸汽进口压力
MPa.a
4.080
3.877
6
再热蒸汽出口压力
MPa.a
3.900
3.697
7
再热蒸汽进口温度
℃
337.2
331.9
8
再热蒸汽出口温度
℃
541
541
9
给水温度
℃
280.6
277.1
10
锅炉保证热效率
％
91.1
注：
压力单位中“g”表示表压。
“a”表示绝对压。
2.2.2汽轮机
汽轮机为单轴、一次中间再热、双缸双排汽、双抽单调整直接空冷。
型号
CZK300-16.67/0.4/538/538
额定功率
MW
300
VWO工况主蒸汽流量
t/h
1068.815
VWO工况主汽门前蒸汽压力
MPa（a）
16.7
VWO工况主汽门前蒸汽温度
℃
538
VWO工况再热蒸汽流量
t/h
886.942
VWO工况再热门前蒸汽温度
℃
538
VWO工况给水温度
℃
280.6
VWO工况排汽压力
kPa（a）
14
额定转数
r/min
3000
配汽方式
喷嘴
THA工况热耗率（纯凝工况）
KJ/kw.h
8182.4
额定采暖抽汽压力
MPa（a）
0.4
额定采暖抽汽温度
℃
257.2
额定采暖抽汽流量
t/h
350
最大采暖抽汽量
t/h
500
工业抽汽压力
MPa（a）
3.4828
工业抽汽温度
℃
317.0
工业抽汽流量
t/h
90
最大工业抽汽量
t/h
130
工业抽汽90t/h工况热耗率
KJ/kw.h
7889.7
工业抽汽90t/h，采暖抽汽350t/h工况热耗率
KJ/kw.h
6070.3
2.2.3发电机
项目
单位
参数
额定功率
MW
300
额定电压
kV
20
额定电流
kA
10.189
额定转速
r/min
3000
额定频率
Hz
50
额定功率因数
0.85（滞后）
2.3热力系统
系统设计按亚临界中间再热单轴双缸双排汽、双抽单调整供热、直接空冷式汽轮机和亚临界自然循环汽包锅炉设计。
本期工程热力系统除辅助蒸汽系统外，其余系统均采用单元制系统。
2.3.1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
主蒸汽管道从过热器联箱两个接口接出，并在炉顶合并成一根后接至汽机房，在主汽门前分成两根分别接至汽轮机主汽门。
再热冷段管道从汽机高压缸排汽口接出两根在机头合并成一根至锅炉，在炉前分成两根分别接至再热器入口联箱。
再热热段管道从锅炉再热器出口联箱两个接口接出，在炉前汇集成一根母管，至汽轮机中压汽门前分成两根分别接至汽轮机左右侧中压汽门。
汽轮机旁路系统的功能是改善机组的起动性能，缩短起动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护再热器不超温，保证空冷器冬季最小流量要求。
本工程旁路系统采用高、低压串联两级旁路装置，高、低压旁路系统容量为40%B-MCR，可以满足机组高中压缸联合及空冷器冬季启动的防冻要求。
本工程汽轮机可由冷段提供工业抽汽，正常工况90t/h，最大130t/h。
冷段同时提供辅汽系统的高压汽源。
2.3.2抽汽系统
本工程采用空冷机组，汽轮机具有七级非调整抽汽。
一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器；5号、6号、7号低压加热器的汽源分别为汽轮机的五级、六级、七级抽汽。
五级抽汽除供5号低压加热器外，还提供采暖加热蒸汽，并向辅助蒸汽系统供汽。
为防止汽轮机超速和进水，除七级抽汽管道外，其余抽汽管道上均设有气动止回阀和电动隔离阀。
前者作为防止汽轮机超速的一级保护，同时也作为防止汽轮机进水的辅助保护措施；后者是作为防止汽轮机进水的隔离措施。
为防止汽轮机甩负荷或除氧器满水等事故状态时水或蒸汽倒流进入汽机，四级抽汽管道多加一个气动止回阀。
在五段抽汽各用汽点的管道上亦均设置了一个止回阀和电动隔离阀。
在采暖抽汽管道上设有抽汽逆止阀（快关），快关阀及安全阀，以保证汽轮机的安全。
2.3.3给水系统
给水管道系统的功能是从除氧器下水口吸水并把给水送到锅炉省煤器联箱进口。
在这个输送过程中，给水被加热以提高循环热效率。
加热给水的蒸汽来自汽机抽汽。
给水管道按工作压力划分，从除氧器水箱出口到前置泵进口管道，称为低压给水管道；从前置泵出口到锅炉给水泵入口管道，称为中压给水管道；从给水泵出口到锅炉省煤器的管道，称为高压给水管道。
高压给水管道材料选用15NiCuMoNb5。
给水系统还提供锅炉过热器各级减温器的减温水，从给水泵中间抽头提供再热器事故减温器和正常减温器的减温水，用以调节过热蒸汽，再热蒸汽温度。
给水系统还提供汽轮机高压旁路系统的减温水，用以降低高压旁路阀后蒸汽温度。
鉴于本工程采用空冷机组，故给水系统中配有三台50%容量的电动调速给水泵。
三台50%容量的给水前置泵。
给水管道上的电动闸阀（省煤器入口）设有一个旁路调节阀。
用于调节给水流量。
给水系统可以满足机组起动和各种工况对给水调节的要求，每台给水泵出口设有最小流量阀。
保证给水泵出口流量不小于给水泵的最小流量，以免泵过热。
主管道上还设有一个电动憋压阀，以便满足过热器减温水压力要求。
给水系统中的3台高压加热器采用大旁路系统。
系统简单，阀门数量少，当3台高压加热器全部解列后，机组仍能发出额定功率。
2.3.4凝结水系统
凝结水系统设两台100%容量变频调速凝结水泵（一拖二），三台低压加热器，一台轴封冷却器。
一台卧式无头式除氧器。
低压加热器设有凝结水旁路。
轴封冷却器为100%容量，故不设旁路。
除氧器水箱储水量为150m3，本工程选择无头式除氧器。
轴封冷却器出口凝结水管道上有一路最小流量再循环管至排汽装置，以冷却机组启动及低负荷时轴封排汽和门杆漏汽。
至7号低压加热器的管路上设有流量调节阀用以调节除氧器水位。
凝结水箱位于汽轮机排汽装置下部，它一方面可以接受疏水扩容器的疏水和减温减压器的未汽化水，另一方面也可以作为承压载箱，对汽机起到一定的压载作用。
在排汽装置内两侧放置两个疏水扩容器，用于接受汽机本体、抽汽接管、各阀门中的疏水和低加的正常、事故疏水及高加事故疏水。
2.3.5空冷器抽真空及有关管道系统
在汽轮机启动和正常运行时，要使空冷汽轮机低压缸尾部，排汽管道、空冷凝汽器等设备内部形成真空，须采用较大抽干空气量的真空泵。
本工程抽真空系统设有3台机械真空泵，机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以便在短时间内将空冷凝汽器压力抽到34KPa。
机组正常运行时，投入一台真空泵运行。
在排汽管水平管段各接有一个电动真空破坏阀，在机组事故情况下破坏真空，增加排汽管背压，缩短汽轮机的惰走时间。
2.3.6加热器疏水、放气系统
高压加热器疏水采用逐级串联疏水方式，最后一级高加疏水至除氧器。
每一高压加热器水位通过其疏水管道上的加热器水位汽液两相流自动调节装置控制。
每台高加设有至高加事故扩容器的事故疏水管路。
高加水侧、汽侧均设有放气管道。
汽侧还设有停机期间充氮保护管道。
高压加热器连续运行排汽至除氧器。
低压加热器疏水采用逐级回流方式疏至下一级加热器及设在排汽装置内部的凝结水箱。
每一低压加热器水位通过其疏水管道上的加热器水位汽液两相流自动调节装置控制。
每台低加除正常疏水外，还设置独立的事故疏水，当低加故障而使其水位超过其规定值时，事故疏水阀全开以控制加热器水位，事故疏水单独接入扩容器或排汽装置。
事故疏水调节阀布置位置尽量靠近排汽装置，以减少两相流体管道的长度。
调节阀后管径放大一级，并采用厚壁管。
5、6号低加水侧和壳侧均设有放气、放水接口，并设有超压保护装置，壳侧还设有连续排气接口，连续排气接入凝汽器。
7号低加布置于凝汽器颈部。
加热器管侧、壳侧均设有放水、放气管道，壳侧还设有停机保护接口。
2.3.7辅助蒸汽系统
本工程辅助蒸汽系统为全厂性的公用蒸汽系统，该系统每台机设一个（0.4～0.8MPa，290℃）辅汽联箱。
其中两台机组的辅汽联箱用管道相互连接，之间设隔离门，以便实现两机之间的辅汽互用。
另设一根1.6MPa（g）的辅助蒸汽母管，以满足机组启动期间压力较高的辅汽用户用汽。
锅炉设有临炉加热系统。
本系统主要汽源来自再热冷段、汽机五级抽汽及邻近中泰化工园自备锅炉房来汽。
一号机组的启动汽源来自邻近中泰化工园自备锅炉房蒸汽。
两台机组正常运行期间，五段抽汽作为正常运行时系统的汽源，中压辅汽联箱汽源由主汽轮机五级抽汽供汽，其工作压力随汽轮机五级抽汽压力变化而变化，启动时由高压辅助蒸汽母管通过减压减温器将辅助蒸汽联箱压力控制在0.6～0.8MPa。
2.3.8开式循环冷却水系统
开式冷却水采用开式单元制系统。
开式冷却水来自辅机冷却水塔的冷却水泵，经滤网后给闭式循环冷却水热交换器，主机冷油器以及真空泵供水，回水接至供水专业回水母管。
2.3.9闭式循环冷却水系统
闭式循环冷却水系统主要向对冷却水品质要求较高的辅机提供冷却水。
闭式循环冷却水系统设有两台100%容量的闭式循环冷却水泵、一台闭式循环膨胀水箱、两台65%容量的闭式循环冷却水热交换器，向除主机冷油器、机械真空泵及闭式循环冷却水热交换器以外的其它汽机及锅炉辅助设备提供冷却水。
系统初始充水和补充水来自凝结水系统。
2.3.10排汽装置有关系统及抽真空系统
排汽装置两侧设疏水扩容器，喉部设有低压旁路接口，底部设置凝结水箱，排汽装置壳侧接有电动真空破坏阀，在机组事故情况下破坏真空，增加汽轮机排汽背压，缩短汽轮机的惰走时间。
抽真空系统设有三台100%容量的机械真空泵，在排汽装置内建立并维持所需要的真空。
机组启动时，三台真空泵同时投入运行，以加快抽真空过程。
正常运行时，一台运行，二台备用。
疏水扩容器收集主蒸汽管道、再热蒸汽管道、各级抽汽管道、汽轮机本体疏水管道、加热器疏水等管道的疏水。
2.3.11管道疏放水、放气系统
系统启动（或水压试验）期间排除管道内的空气，系统检修时排除管道内的存水。
水管道的高位点设置放气管道，低位点设置放水管道。
安装完毕后需作水压试验的蒸汽管道在管道的高位点设置临时放气点（水压试验后堵上），低位点设置放水管道（可与疏水点统一考虑）。
放水点的设置满足国家相应的标准规范。
设计压力大于等于4MPa等级的管道上设置的放水、放气阀门需串联两道阀门。
与负压系统连接的放水、放气门（靠近负压系统的第一道放水、放气门）需采用真空门。
2.3.12汽轮机润滑油净化、贮存、排空系统
每台机组装设一套润滑油净化装置，一台润滑油贮存油箱。
该系统提供净油的贮存和污油的贮存。
该系统也保证润滑油的质量符合汽轮机制造厂对润滑油清洁度要求。
主厂房外设有事故放油池，汽轮机主油箱、润滑油贮油箱分别设有事故放油管道，排油至主厂房外的事故放油池。
事故时及时排空管道和油箱中的润滑油。
2.3.13热网系统
两台机组的工业抽汽通过母管接至厂区围墙外2m与外网接口处。
采暖抽汽通过热网加热器将75℃的热网回水加热到130℃，疏水通过热网疏水泵打入除氧器，热网循环水采用130℃的高温热水，回水温度为75℃。
热网循环水补水采用反渗透后的出水，经过滤式除氧装置除氧后通过设在化水车间的补水泵接入热网循环水回水母管，并通过连锁实现系统定压。
在向各个用户供水供汽的管道上均设分别有计量装置。
供热首站与外网接口在厂区围墙外2m。
热网首站内按南、北区独立设置两套热网加热器及热网循环水泵，热网疏水箱及热网疏水泵共用。
本期工程按满足近期热网供热量要求设置加热器及泵，并预留满足远期热网供热量要求的加热器及泵的接口和设备安装位置。
管道系统容量按满足远期热网供热量设计。
2.4燃烧系统
2.4.1给煤系统
每台锅炉配备四个原煤斗，炉前8点给煤，每个煤斗下接2套称重式给煤机。
原煤从煤斗经一道电动插板门和连接接头后落入称重给煤机，称重式给煤机出口经电动插板门后与炉前落煤口相连。
原煤斗：
每台炉设四只钢煤斗，四只钢煤斗的有效储煤量可满足锅炉BMCR工况6.0小时（设计煤种）的耗煤量。
称重式给煤机：
每台炉配8台称重式给煤机，每台给煤机出力6.5～65t/h。
2.4.2石灰石粉输送系统
每台炉设置一座石灰石粉库，每座石灰石粉库下设1套石灰石气力输送系统，气源采用厂用压缩空气,系统出力24t/h。
2.4.3启动床料系统
在炉前煤斗旁设启动床料小斗一个，启动床料由输煤皮带输送至启动床料小斗，通过炉前落煤口由给煤机送入炉膛。
2.4.4空气系统
2.4.4.1一次风系统及辅助设备选择
一次风系统设2台50%容量的双吸双支撑离心式风机，一次风量采用液力偶合器调节。
风机入口设消音器，出口设电动双密封挡板门。
冷一次风依次经暖风器、管式空预器加热后分成两路送入炉膛：
第一路从热一次风母管引出，经播煤风机升压后，用于炉前播煤装置的气力播煤,每台炉设一台单吸双支撑播煤风机；第二路从热一次风母管引出，直接去风道点火器，进入炉膛；一次风机出口的冷一次风道上还接出一路至电子称重式给煤机的密封风。
一次风机设备参数
序号
名称
单位
TB工况
BMCR工况
1
风机入口容积流量
m3/s
85.46
71.22
2
风机入口质量流量
kg/s
96.57
80.48
3
风机入口温度
℃
20
20
4
风机入口密度
kg/m3
1.13
1.13
5
风机出口全压
Pa
22619
18846
6
风机出口静压
Pa
22339
18616
7
风机出口温度
℃
41.7
39.3
8
风机全压升
Pa
22969
19116
9
风机静压升
Pa
22819
19016
10
风机轴功率
kW
2126.1
1504.5
11
风机全压效率
％
85.4
84.7
12
风机转速
r/min
1450
1350
播煤增压风机设备参数
序号
名称
单位
TB工况
BMCR工况
1
风机入口容积流量
m3/s
37.24
31.84
2
风机入口质量流量
kg/s
26.3
21.9
3
风机入口温度
℃
282
282
4
风机入口密度
kg/m3
0.706
0.688
5
风机出口全压
Pa
37260
31050
6
风机出口温度
℃
314.8
315.8
7
风机全压升
Pa
19824
16520
8
风机轴功率
kW
810.3
661.5
9
风机全压效率
％
85
74
10
风机转速
r/min
2950
2950
2.4.4.2二次风系统及辅助设备选择
二次风系统配2台50%容量的双吸双支撑离心式风机，二次风量采用液偶调节。
风机入口设消音器，出口设电动双密封挡板门。
冷二次风依次经暖风器、管式空预器加热后通过二次风风箱送入炉膛，为燃料燃烧提供氧气
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