13E2机组改造运行调试方案.docx

1、13E2机组改造运行调试方案GT13E2机组大修、双压改造后运行调试方案（余热锅炉、汽轮机部分）（初稿）深圳南天电力有限公司2008年12月目 录第一章 总说明 2第二章 锅炉设备静态调试 32.1 锅炉设备静态调试项目汇总 32.2 锅炉本体检查项目 32.3 新增手动阀检查项目 32.4 电动阀检查调试项目表 42.5 调阀检查、行程试验 42.6 各安全阀调试 52.7 新增电控元件检查项目 52.8高包、低包水位计检查冲洗 52.9 所有泵的检查、调试运行 62.10 取样、加药、充氮系统检查 62.11 烟气在线监测装置检查试验 62.12 锅炉整体超水压试验 62.13 锅炉水冲洗

2、 8第三章 锅炉供热系统静态调试 93.1 调试说明 93.2 阀门检查项目 93.3 电控元件检查项目表 9第四章 汽机设备静态调试 104.1 调试说明 104.2 分系统调试项目汇总表 104.3 汽机本体检查调试 104.4 滑油、控制油系统 114.5 高压主汽及旁路系统 114.6 低压补汽及旁路系统 114.7 轴封系统 124.8 真空系统 124.9 凝结水系统 124.10 循环冷却水系统 134.11 内、外部疏水系统 134.12 压缩空气系统 13第五章 整套启动调试运行 145.1 调试说明 145.2整套启动调试第一阶段 145.3整套启动调试第二阶段 145.4

3、整套启动调试第三阶段 15第六章 附录：调试表格 16第一章 总说明一、本次大修、改造工作范围本次大修、改造工作范围和主要工作内容包含以下：1、 燃机大修。2、 锅炉双压改造，更换除氧器/低压包，增加热水炉和性能加热器等。3、 汽机补汽（含低压旁路系统）改造。凝结水泵、管道系统改造。4、 冷却塔塔芯设备改造。5、 调压站更换部分设备（过滤器）6、 厂内供热站。二、工期计划改造工程计划工期：2009年1月1日2月15日。 计划调试工期：2月16日2月21日。三、运行调试准备工作根据12月3日会议的要求，在18日之前完成调试方案编制工作，明确项目、时间、人员的安排，注意协调各专业交叉的工作。四、运

4、行调试原则及要求 1、凡是大修、改造工作涉及的系统设备，须逐一完成检查调试项目，确定其符合运行要求。2、调试工作步骤：系统状态检查 各系统分部调试合格 整套启动调试。3、调试工作进行前，值长确认如下条件：(1) 涉及该系统的所有检修工作已经完成，具备调试条件；(2) 运行人员明确调试方案、内容、步骤、及应急处理；(3) 技术专工、检修人员已在现场；相应的工具、记录表格已准备好；4、运行人员严格按照调试方案、步骤进行调试工作，并做好记录。五、调试工作总规划 1、锅炉各系统设备的静态调试工作在设备安装完成后随即展开进行，要求在锅炉安装完成具备整体水压试验条件前（2月15日），锅炉部分所有静态调试工

5、作完成（包含泵、阀门、就地仪表、电控信号等）。2、汽机各系统设备的静态调试工作在设备安装完成后随即展开进行，要求在锅炉具备低压系统吹管条件前（2月18日），汽机部分所有静态调试工作完成。3、2月16日，完成锅炉水压试验。4、2月17日，完成锅炉水冲洗，上水，加药，具备煮炉条件。5、2月18日，燃机点火试验、锅炉煮炉。6、2月19日，燃机启动运行，锅炉吹管，汽机启动、并网、各项试验。7、2月20日，吹管工作结束，恢复管道系统，消缺工作。8、2月21日，整套调试完成，汽机低压补汽系统投入运行、调试。9、2月22日，机组投入商业运行。 第二章 锅炉设备静态调试2.1 锅炉设备静态调试项目汇总序号项目

6、名称备注1锅炉本体、管道、保温等检查2新增手动阀检查3电动阀调试4调阀检查、行程试验（给水调阀、过热蒸汽减温水调阀）5各安全阀调试6新增热控测点、仪表检查调试7高包、低包水位计冲洗、就地、POS水位数据比较核实。8所有泵的调试运行9取样、加药、充氮系统检查10烟气在线监测装置检查试验11锅炉整体水压试验 12锅炉水冲洗2.2 锅炉本体检查项目检查内容包含锅炉本体、人孔、烟道、膨胀节、受热面、保温、管道、支吊架、防雨挡板铰连、照明等。2.3 新增手动阀检查项目序号阀门名称开关情况油脂保养其它1低压过热器出口疏水手动阀2低压主蒸汽管启动排空截止阀3低压主蒸汽管疏水手动阀4低压过热器进口管道放气手动

7、阀5低压饱和蒸汽取样阀6凝加进口管放气阀7凝加进口管疏水阀8凝加出口管疏水阀9凝加出口管放气阀10低压汽包连排节流阀注：表中就地压力表手动阀、压力远传接管手动阀、压力表三通阀 等小于1寸的阀门未列出。 对表中所列新增阀门做重点检查，对原系统手动阀做一般检查，发现缺陷通知机务处理。2.4 电动阀检查调试项目表序号阀门名称开关情况电机绝缘运行电流开启时间关闭时间油脂其它1低压过热器出口疏水电动阀2低压主蒸汽管启动排空电动阀3低压主蒸汽管电动闸阀4低压主蒸汽管旁路电动阀5低压主蒸汽管疏水电动阀6凝加入口电动阀7低压汽包连排电动截止阀8低压汽包定排电动截止阀10除氧器排空门11除氧器放水电动门12锅炉

8、挡板13汽包排空门14汽包连排电动门15汽包定排旁路电动门16低压蒸发器排空门17过热蒸汽疏水旁路电动门18过热蒸汽疏水电动门19主蒸汽减温水电动截止门20给水泵出口旁路电动门21给水泵出口电动门注：原系统已有电动阀和改造新增加的电动阀按同一标准进行检查调试。2.5 调阀检查、行程试验包含给水调阀、过热蒸汽减温水调阀。检查项目包含阀体、压缩空气管、开关情况，行程试验。给水调阀开阀过程命令开度020406080100电流MA47.210.413.616.820就地开度关阀过程命令开度电流MA就地开度过热蒸汽减温水调阀开阀过程命令开度020406080100电流MA47.210.413.616.8

9、20就地开度关阀过程命令开度电流MA就地开度 备注：两调阀的就地开度指示说明：2.6 安全阀调试 检查安全阀排汽管和疏水管完整、畅通, 装设牢固。阀杆、弹簧无损坏。序号名称起跳 / 回座压力设计值 bar起跳/回座压力实际值 bar备注高包安全阀53高压过热蒸汽安全阀52低包安全阀8.25低压过热蒸汽安全阀7.7凝加进口管道安全阀11.2性能加热器进口管道安全阀8.9热水加热器进口管道安全阀8.0备注：高包安全阀、高压过热蒸汽安全阀大修前校验过。2.7 新增电控元件检查项目序号名称个数温度范围安装调试1低压主蒸汽温度热电偶30-300 2低压主蒸汽流量计10-60 t/h3凝加进口温度10-2

10、00 4凝加出口温度10-200 备注：原系统电控元件做一般检查，发现缺陷通知自控处理。2.8高包、低包水位计检查冲洗 检查水位计汽水连接管连接良好, 无渗漏。汽包水位计颜色清晰, 严密不漏。除氧器水位计翻版片无卡涩现象。 对就地水位计进行冲洗。 就地水位与POS水位对比，在不同水位处（水位差大于100mm）比较记录三次。高压汽包除氧器/低压汽包就地水位 mmPOS显示水位 mm远传水位1 mm远传水位2 mm远传水位3 mm2.9 所有泵的检查、调试运行检查的泵包含：给水泵、高循、低循、冷却水升压泵、补水泵,共10台。含各泵的电机10台。对所有泵的本体、联轴器、油位、油质、电机绝缘、护罩、冷

11、却水等项目做检查，并对各泵电机空转、泵的试运情况做记录。 运行记录表格见附件。2.10 取样、加药、充氮系统检查 检查各管道、阀门、泵、并试运转各泵，详细方案待化水补充。2.11 烟气在线监测装置检查试验 由厂家进行。可延后。2.12 锅炉整体超水压试验新安装的受热面有：高压蒸发器、低压过热器、凝结水加热器、性能加热器、热水加热器。要求安装单位对每个管箱单独做水压试验，由安装单位（杭锅厂）完成。 锅炉整体安装完成，锅炉上满水后，先后分别进行锅炉低压系统水压试验和高压系统水压试验。低压系统高压系统包含范围凝加、低蒸、低过、除氧器/低压包省煤器、高蒸、高过、高压汽包工作压力0.74 MPa4.42

12、 MPa试验压力1.25倍工作压力，0.92 MPa1.25倍工作压力，5.52 MPa合格要求5分钟压降小于0.3MPa为合格5分钟压降小于0.3MPa为合格 水压试验步骤：一、锅炉上水前系统检查1、 关闭锅炉高压主蒸汽截止门及旁路手动门；关闭锅炉低压主蒸汽主汽电动门及旁旁路手动阀门。2、 关闭系统所有疏水阀（一次阀和电动阀），关闭其它不参加水压试验系统管道上的一次门（包括疏水、取样、加药等）3、 打开高低压汽包和除氧器上的放空阀，打开锅炉系统管道上的所有放空阀门。4、 除盐水箱保持较高水位，改造后锅炉满水容积210m3，须除盐水箱5.5m水位。二、锅炉上水1、 启动两台补水泵，通过补给水管

13、道向除氧器进水；2、 开给水调门旁路门；同时联系自控，将给水调门做模拟开40，加快高包进水速度。3、 按正常补水速度，除氧器补水满须耗时2.5小时，整个锅炉上满水须耗时7小时。为了加快高压系统上水速度，可启动给水泵运行，但要注意检查系统。4、 边上水边监视空气门，当炉顶各空气门有水溢出且水连续流出时，从下到上关闭排气阀，当全部空气门关闭后，停运补水泵，关闭补水阀，对锅炉进行整体检查；三、低压系统水压试验1、 关闭高压给水泵进、出口阀门；将高压系统与低压系统隔绝开。2、 凝汽器保持正常水位，启动凝结水泵，打开凝结水管道阀门对低压系统进行升压。升压速度小于0.3Mpa/min；当压力升至0.15M

14、pa时，关闭升压门，停止升压，对系统进行初步检查，同时对空气门、疏水门进行冲洗，3、 如无异常情况，打开升压门继续升压至工作压力0.7Mpa，关闭升压门停止升压，进行二次检查。做好检查记录，对缺陷位置做好标记，把存在的缺陷向水压试验调试组请示，进行降压排水处理缺陷。4、 如无异常情况，经水压试验调试组同意，继续升压至试验压力0.92Mpa，停运凝结水泵，保持20分钟，记录系统压降。5、 缓开除氧器定排手动阀，将系统压力降至工作压力0.74 Mpa进行全面检查（降压速度不大于0.3Mpa/min），检查期间压力应保持不变。记录压力变化有无异常情况，无异常情况，继续降压至0.3Mpa，打开系统内疏

15、水阀门及放水门放水，除氧器放水至+100mm水位。四、高压系统水压试验1、 打开高压给水泵进、出口阀门。2、 启动给水泵，开启减温水调阀给过热器上水加压，升压速度小于0.3Mpa/min；当压力升至0.85Mpa时，关闭升压门，停止升压，对系统进行初步检查，同时对空气门、疏水门进行冲洗，3、 如无异常情况，打开升压门继续升压至工作压力4.4Mpa，关闭升压门停止升压，进行二次检查。做好检查记录，对缺陷位置做好标记，把存在的缺陷向水压试验调试组请示，进行降压排水处理缺陷。4、 如无异常情况，经水压试验调试组同意，继续升压至试验压力5.52Mpa，停运给水泵，保持20分钟，记录系统压降。5、缓开高

16、包定排手动阀，将压力降至工作压力4.42 Mpa进行全面检查（降压速度不大于0.3Mpa/min），检查期间压力应保持不变。记录压力变化有无异常情况，无异常情况，继续降压至0.3Mpa，打开系统内疏水阀门及放水门开始放水。注意：水位计不参加超压试验。五、锅炉泄压放水打开高低压和除氧系统的疏放水阀门将锅炉水排入定期排污扩容器。水压试验注意事项及安全措施：1、 在超压力水压前解列水位计，汽包、过热器安全门采取压紧措施防止启座。2、水压试验时停止水压系统范围内的一切工作，锅炉区域内禁止施工，严禁在承压部件上引弧、施焊。3、 在进行超水压试验时，所有检查人员必须退出炉膛，不允许在超压情况下进行任何炉内

17、外检查，不准敲打受压部件。只有将压力降至工作压力后，方可进行全面检查；4、监表人员应频繁地向各现场总指挥报告压力表示数，特别是当压力接近检查点和试验压力时更要准确、及时。5、整体水压试验后，应将水放尽。详细如实填写锅炉水压试验记录表。2.13 锅炉水冲洗 水压试验结束后，对锅炉进行水冲洗。详细方案待化水补充。第三章 锅炉供热系统静态调试3.1 调试说明 本部分包含性能加热器和热水加热器，由于安装后不参与运行，锅炉运行时干烧，所以这次不进行系统调试，只完成阀门的检查调试。 3.2 阀门检查项目序号阀门名称开关情况油脂保养其它1性能加热器入口管疏水阀2性能加热器出口管疏水阀3性能加热器入口管放气阀

18、4性能加热器出口管放气阀5热水加热器入口管疏水阀6热水加热器出口管疏水阀7热水加热器入口管放气阀8热水加热器出口管放气阀9序号阀门名称开关情况电机绝缘运行电流开启时间关闭时间油脂其它1性能加热器入口电动闸阀2性能加热器出口电动闸阀3热水加热器入口电动闸阀4热水加热器出口电动闸阀3.3 电控元件检查项目表序号名称个数温度范围安装调试1性能加热器进口温度10-200 2性能加热器出口温度10-200 3热水加热器进口温度10-200 4热水加热器出口温度10-200 第四章 汽机设备静态调试4.1 调试说明要求对汽机的所有主辅机设备分系统的进行检查调试，并对新加的设备和系统进行重点调试，包含以下内

19、容：1、 低压补汽系统2、 低压旁路系统3、 凝结水系统4、 冷却塔4.2 分系统调试项目汇总表序号项目名称备注1汽机本体检查调试2滑油、控制油系统3高压主汽及旁路系统4低压补汽及旁路系统5轴封系统6抽真空系统7凝结水系统8循环冷却水系统9内、外部疏水系统10压缩空气系统4.3 汽机本体检查调试检查各轴瓦温度、轴瓦振动、轴向位移、胀差、汽缸膨胀、缸温等信号。 检查主汽门，调节汽门，低压缸喷水阀。4.4 滑油、控制油系统1、 油箱油位检查记录、油位在310至710mm之间，实际为_mm。2、 滑油油质化验报告。3、各表计一次阀全开，冷油器、滑油滤、控制油滤各投入一台；泵及油管路排气，查看管路、设

20、备是否漏油；检查各油路、水路阀门位置正确；4、 测试油箱风机电机（0.75KW）、滑油泵电机(15.5KW)、控制油泵电机绝缘并记录；5、 检查试运交流辅助滑油泵，直流油泵，控制油泵，盘车油泵，顶轴油泵。辅助油泵、直流应急油泵、控制油泵联锁试验正常。6、控制油蓄压器充氮压力正常36bar；7、启顶轴油泵后记录各轴径处大轴顶起高度34丝；8、先手动盘车360正常，再投入盘车功能组盘车投入运行，查看盘车是否正常；记录盘车油压；9、检查滑油母管压力在1.71.9bar之间；1.5bar报警；1.2bar交流辅助油泵联动，0.9bar联动直流油泵，0.6bar跳机，0.36bar退盘车。10、检查油系

21、统无漏油。11、检查在线滤油机设备正常。4.5 高压主汽及旁路系统1、 检查有关管路、仪表、阀位正常；阀杆加滑脂；2、 联系热控，开关主汽门及调门，开关顺畅、无卡涩现象，3、 联系热控强制真空等有关信号，开关高旁截至阀、高旁调节阀，就地阀位指示与POS上显示一致、反馈信号一致，开关顺畅、无卡涩现象；高旁调阀行程试验。4、 高旁减温水阀动作正常；5、 各疏水手动阀和气动阀正常。4.6 低压补汽及旁路系统一、新加补汽系统概述从余热锅炉来的低压蒸汽（补汽）经过一个339.6的补汽管和低压主汽调节阀在汽机19级后与主蒸汽混合。低压主汽阀和调节阀采用进口三偏心液动碟阀，布置在运转层下方。通过一根3771

22、1低压导汽管与汽缸前部下半20级前的补汽口相连。补汽阀组有一摆动支架，允许补汽阀组在水平方向自由膨胀。当机组并入电网并带一定负荷后（冷态：33；温态：50；热态：58），主汽的进汽量至少应大于最小允许流量，当补汽蒸汽压力达到许可值时，便可投入补汽，进入双压运行。当机组跳机时，补汽阀组（即补汽主汽阀及补汽调气阀）总是与主汽阀组联锁关闭，但补气阀组自身也可在不需要投补气阀时执行单独关闭（或投入补气时开启）。补气投入前阀门的状态应为：主汽调节阀全开；补汽主汽阀关闭；补汽调节阀关闭；补汽旁路阀打开。打开补汽主汽阀，逐渐开启补汽调节阀（控制压力），并逐步关闭低压旁路阀（根据压力），逐渐提高机组负荷直至达

23、到额定负荷。增负荷时控制机组的加负荷率，建议投入补汽后负荷率为：冷态：0.74%/min；温态：3%/min；热态：5%/min。二、检查内容1、 检查有关管路、仪表、阀位正常；阀杆加滑脂； 2、 联系热控，开关低压补汽门，开关顺畅、无卡涩现象，3、 联系热控强制真空等有关信号，开关低旁截至阀、调节阀，就地阀位指示与POS上显示一致、反馈信号一致，开关顺畅、无卡涩现象；低旁调阀行程试验正常。4、 低旁减温水阀动作正常；5、 各疏水手动阀和气动阀正常。4.7 轴封系统1、 检查有关仪表、管路、阀位正常；阀杆加滑脂；2、 测轴封风机15KW电机绝缘、盘转正常、启动风机声音、振动正常，记录电流、入口

24、风压；3、 轴封蒸汽电动阀、调节阀动作正常，行程试验正常；位置反馈正常。4、 轴封蒸汽减温水行程试验正常：4.8 真空系统1、 检查有关仪表、管路、阀位正常、主、辅抽设备正常；检查主、辅抽系统阀位正确。2、 电动阀开关、阀位及反馈指示正常；3、 测量主抽蒸汽阀、主抽空气阀，辅抽蒸汽阀、辅抽空气阀电机绝缘正常，试验开关各阀。4、 主、辅抽调阀行程试验。5、 测量真空破坏阀绝缘正常，开关正常，密封水正常。4.9 凝结水系统 凝结水系统更换了凝结水泵和部分凝结水管道，应注意重点检查相关设备。1、 检查有关管路、阀门位置情况；冷却密封水系统阀位正确；2、 启动两台补水泵，开启正常补水和应急补水阀给热井

25、补水正常； 3、 测凝结水泵电机绝缘；分别试运两台凝结水泵，给锅炉上水，检查有关管路、设备、调阀动作正常。4、 凝结水调阀、凝结水再循环阀行程试验正常，阀门开关反馈到位。5、 凝结水母管压力低联动试验正常、电气故障联动试验正常。6、 热井水位160mm或1450mm凝结水泵跳闸试验。7、 凝汽器做灌水试验。4.10 循环冷却水系统1、 检查风机叶片、联轴器、齿轮箱油位、油质正常；冷却风机及电机绝缘、试转正常；就地急停按钮正常。2、 清洗循环水池和滤网；水池上水。3、 检查冷却塔喷头、填料和收水器。4、 检查开关循环水泵进出口电动阀、各塔进水阀；及位置反馈情况。5、 循环水泵加滑油，电机加滑脂；

26、6、 测循泵电机绝缘(560KW,6M)和吸收比记录；7、 启动运行循环水泵，泵及管道排空气，记录相关参数，并检查水塔喷水情况，查漏点、缺陷；8、 测辅助冷却水泵15KW电机绝缘, 试运辅助冷却水泵正常。9、 检查胶球清洗设备正常。4.11 内、外部疏水系统 1、 检查每个汽机外部疏水阀动作情况、阀位反馈正常；2、 检查每个汽机内部疏水阀动作情况、阀位反馈正常。4.12 压缩空气系统1、 检查6机空压机、再生干燥器、储气罐及有关管路设备正常；2、 空压机电机绝缘合格、油位、油质正常；3、 6机、5机与3炉和LNG气站压缩空气管连接阀位正常；4、 试转5、6#机两台空压机运行正常，启动打压和卸载压力正常，试验数据见附录，排气温度100、排气压力68bar之间。 5、 检查各气动阀控制空气阀全部打开。第五章 整套启动调试运行5.1 调试说明联合循环整套启动调试在燃机具备点火试验条件后、且锅炉、汽机所有静态调试