1号机组整组预启动5.31-6.05小结(化水)
1#机组整套启动措施
#1机组电气整套调启动试验方案（讨论稿）目录1、试验目的2、试验依据3、系统及设备概述4、调试范围5、组织分工6、使用仪器设备7、电气试验应具备的条件8、启动调试前的准备工作9、启动试验前的检查工作10、调试工作程序11、优化措施12、电气深度调试措施13、环境、职业健康安全风险因素辨识和控制措施14、电气专业试验防止事故措施15、附表（图）1．试验目的1.1通过启动试验考核该发电机及电气系统一、二次设备的性能及质量，及时发现并排除缺陷，使机组能够安全顺利地投入运行。
1.2完成电气空负荷启动试验所必需的常规试验项目。
1.3 完成电气带负荷试运所必需的常规试验项目。
1.4 严格按试验标准为电厂运行和检修留下初始资料。
1.5本启动方案适用于1号机电气整套启动调试。
2．试验依据2.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-20092.2 《火力发电建设工程调试技术规范》DL/T XXXX-20122.3 《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T XXXX-20122.4 《火电工程达标投产验收规程》DL/T 5277-20112.5 《电业安全工作规程》（第1部分：热力和机械）GB 26164.1-20102.6 《电力建设安全工作规程》（第1部分：火力发电厂）DL 5009.1-20022.7 相关电力企业编制的发电厂重大反事故措施2.8 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB 50150-20062.9 《继电保护和安全自动装置基本试验方法》GB 7261-20082.10 《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB/T 7409.3-20072.11 《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T 650-19982.12 《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》DL/T 843-20032.13 《继电保护和电网安全自动装置检验规程》DL/T 995-20062.14 设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料2.15 设备制造厂图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书及有关试验文件等3. 系统及设备简介山西国锦煤电一期工程建设2×300MW空冷机组，两台机组均采用发电机-变压器-线路组单元接线以220kV出线接入夏家营变电站。
1#机组化学清洗方案
编号：密级：国电电力大连开发区热电厂新建工程01号机组化学清洗方案（讨论稿）东北电力科学研究院有限公司2011年7月方案编写人：何凤元审核：批准：机组化学清洗方案1．设备及系统概述；国电电力大连开发区“上大压小”热电联产2×350MW新建工程锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司自主开发、设计、制造的超临界锅炉，本期工程装设2台350MW超临界燃煤汽轮发电机组，锅炉为超临界压力、螺旋管圈、低NOx直流煤粉燃烧器、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架的变压本生直流炉。
锅炉以最大连续负荷(B-MCR)工况为设计参数，最大连续蒸发量1125T/H，过热器蒸汽出口温度为571℃，再热器蒸汽出口温度为569℃，给水温度286.99℃。
新建电厂锅炉在投运前必须进行化学清洗，以清除受热面、集箱和连接管道内表面所有疏松的残渣，诸如：油渍、油脂、磨屑、氧化皮、焊渣等，并在内表面形成一薄层钝化膜。
这一过程保证了锅炉在试运阶段及早地达到最佳炉水工况和蒸汽纯度，以降低设备在寿命期内严重腐蚀的危险。
2．编制依据；2.1 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》（DL/T794—2001）2.2 《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.3 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（DL/T3457—2009）2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）2.5 《污水综合排放标准汇编》（GB8978—1996）2.6 设备制造厂图纸和说明书2.7 设计院图纸和设计说明书2.8 相关同类型机组化学清洗方案3. 化学清洗范围的确定；3.1.1除油碱洗范围除油清洗的范围包括：凝汽器汽侧、凝结水泵、精处理旁路、凝结水管道、轴封加热器、#5～#8号低压加热器及旁路、#5～#6号低压加热器汽侧、除氧器水箱；高压给水管道、#1～#3号高压加热器及旁路、#1～#3号高压加热器汽侧。
3.1.2酸洗范围酸洗的范围包括：省煤器及其联箱、水冷壁及其联箱、汽水分离器、储水箱及部分下降管。
宝泉工程1号机组启动验收委员会第一次会议召开
的 点 与 驼峰 区的 开始 点 之 间的 裕度
根 据 模 型 试 验 特 性 曲 线 ． 泵 在 最 大 扬 程 情 况 下 ． 网 水 电
频 率 为 ５ ０ Ｈｚ时 导 叶 开度 为 ｌ 。 电 网频 率 为 ４ ． Ｈｚ时 导 ６． ９５ 叶 开 度 为 １￣ ３ ．同一 导 叶开 度 下所 对 应 的 扬 程 裕 度 小 于 合 同 要 求 的 最大 扬 程 ３ ％的 保证 值 对 此 ＡＬ Ｔ Ｓ ＯＭ 提 交 了水 泵 在 最 大 扬 程 情 况 下 的起 动 和 水 泵 扬 程 从 低 到 高 安 全 稳 定 运 行 的专 题 报告 报告 中对 水 泵 在最 大扬 程 情 况 下 的起 动 进 行 了 仿 真 计 算 ． 算 结 果 表 明 ： 用 简 单 的 导 叶 直 线 开 启 规 律 就 计 采 可 安 全 稳定 地 将 导 叶 开度 打 开 至 １ 。 电 网频 率 ５ ．开 启 ６（ ＯＨｚ 时间 约 为 ｌ ） １ ｏ 电网 频 率 ４ ． ， 启 时 间 约 为 ９ Ｓ 。 １Ｓ 和 ３ （ ９５Ｈｚ开 ） 对 于水 泵 扬 程 从 低 到 高 安 全 稳 定 运 行 的 保 证 措 施 是 在 控 制
验 收 团 同 意 ＡＬ Ｔ Ｓ ＯＭ 上 述 建 议 ． 验 收 试 验 阶 段 增 加 了 在
保证值 ４ｋ ； ｇ④建议为增加安全性可将 ５ ｚ ０Ｈ 时最低扬程下
的最 大 流 量 ５ ／ 为 空化 限制 流 量 ，当 电 网频 率 超 过 ５ ８ｍ３ ｓ作 ０ Ｈ 时 ．通 过 减 小 导 叶 开 度 控 制 流 量 不 超 过 ５ ／ ，避 免 产 ８ｍ３ ｓ 生 气 泡 ．ＡＬ Ｔ Ｍ 将 在 控 制 系 统 中 提 交 相 关 导 叶 开 闭 规 律 ＳＯ
1号机组启动总结(1)
9月26日1号机组启动总结一、机组启动经过：9月26日1.8：30 启动1B引、送风机进行电除尘预涂灰，9:45预涂灰结束，停运半侧风机。
2.8:30 启动炉点火升温升压，辅汽联箱、空预器吹灰管路、除氧器加热管路暖管。
3.10:25 启动1B辅机循环水泵运行，投入循环水系统。
4.10:45 启动1B汽泵前置泵向锅炉上水，11：20发现3号高加液位上升，检查为高加泄露，做隔离措施处理。
14：05汽包见水。
5.17:18 变频启动1A凝结水泵，投入凝结水系统运行。
6.17:48 启动1A、1B空预器、1A引、送风机锅炉吹扫，吹扫完毕，投入A层4只微油枪及辅助油枪、1A磨风道加热油枪，锅炉点火成功。
7.18：30启动1B汽泵前置泵，19：19 1A小机冲转8.21：:46 监盘发现1A2微油枪灭火，投入1A2大油枪，经检修清理滤网及更换微油点火枪后1A2微油点火成功，退出1A2大油枪。
9.22：18汽包右侧安全门阀体漏汽，检修装设卡具漏汽停止漏汽。
9月27日1.0:23 主汽压力4.3Mpa,主汽温度380℃，再热器压力0.3MPa,再热器温度354℃，汽轮机挂闸冲转至660r/min摩检正常后重新挂闸冲转。
0：45转速升至2050r/min暖机，2：30暖机结束转速升至2950r/min进行高主、高调阀切换完毕后定速3000r/min。
2.3：30稳定3000r/min进行喷油试验及EH油压低、润滑油压低通道试验合格。
保持主汽压力8.5Mpa全关高主，高调全开做高压主汽门严密性试验，转速降至500r/min试验合格。
3.4：00汽轮机重新冲转至3000r/min发电机并网成功，启动1D制粉系统，机组负荷加只50MW暖机30分钟升负荷至100MW，切换厂用电成功。
4.4：45脱硝入口烟温310℃，投入脱硝系统运行，启动1E制粉系统运行，机组加负荷至150MW5.14：30启动B侧风烟系统，16：00机组加负荷至250MW。
1号机组整套启动试运前质量监督检查汇报材料
本工程设计严格遵照执行GB/T19001《质量管理体系要求》等有关质量保证体系文件，以确保设计成品质量。在强条执行要求上，我院从两方面入手，确保强制性条文能够在设计成品中得以贯彻。首先，在组织结构方面，从项目主管院长、项目主管总工程师、设计总工程师、主管主任工程师、专业科长、主要设计人、设计人都有明确的职责规定；其次，在过程控制方面，强制性条文的执行贯穿本工程设计的各个环节，即设计策划、设计评审、设计验证和设计确认等整个设计过程，各级人员各负其责，并对实施情况进行详细记录。
本工程主要设计阶段如下：
2012年10月，开展本工程可行性研究报告编制工作，2013年5月完成；同月****公司主持召开了咨询会；****年4月编制完成可研收口报告并通过审查；****公司于****年6月以咨能发［****］1623号文印发可研审查意见。
2013年6月，本工程初步设计文件编制完成；同月****规划设计总院对本工程初步设计进行了技术咨询；****年6月编制完成初设收口报告；7月，规划院主持召开了初设收口审查会，并于8月以电规发电［****］920号文印发初设审查意见。
1号机组调试工程分系统调试应验收78项，其中锅炉专业23项，汽机专业19项，电气专业17项，热控专业10项，化学专业9项，已验收63项，合格63项，合格率100%。
四、历次监督检查整改情况
本工程自开工以来，#1机组接受****工程质量监督总站阶段性监督检查共7次，各阶段提出的问题均已整改闭环。
序号
监检阶段
根据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》要求，成立了机组启动验收委员会和试运指挥部，全面负责机组启动试运工作。 项目部根据集团和公司要求，编制了《调试管理细则》，明确了调试质量目标、调试技术措施、调试会议、工作票、代保管等调试管理流程。
1号机组启动集控操作票
号发变组与系统并列 由（冷备）状态转为（运 行）状态》标准操作票。
68. 1号发变组与系统并列。
69. 关闭省煤器再循环。
70. 1号发电机组负荷（ ）MW稳定，且1号高厂变运行正常，得值长 令，将1号机组厂用电倒为工作电源带，执行《1号机组厂用电由备 用电源倒为工作电源带》标准操作票。
71. 全面检查，操作完毕，汇报。
15. 联系确认干排渣系统具备投运条件。
16. 所有操作电源、保护电源、控制电源、仪表电源均 已送电且运行正常
17. 全面检查DCS画面显示正常，各停运辅机状态一 致，各检测信号及声光信号正确
18. 确认各系统及辅机联锁保护试验正常。
19. 启动机、炉侧各系统油站、冷却风机运行。
20. 检查1号汽轮机凝补水系统具备投入条件，将凝补 水箱水位补水至4m。
63. 得值长令，投入D层3～4只油枪，启动D制粉系统运 行
64. 根据1号锅炉汽包压力，投入高低压旁路系统
65. 检查1号汽轮机主汽压力3.5MPa，主汽温300℃，再 热蒸汽压力0.3 ～0.5MPa，再热汽温280℃，汽轮 机具备冲转条件。
66. 请示值长，1号汽轮机开始冲转，执行《1号汽轮机 组冲转操作票》。
26. 投入1号汽轮机盘车装置，测大轴晃动正常。
27. 投入1号汽轮机辅汽系统，视情况启动（ ）号启 动锅炉。
28. 启动1号汽轮机（ 系统。
）内冷水泵，投入内冷水
29. 接值长令，将1号发变组转冷备，执行《1号发变组
与系统并列 由（检修）状态转为（冷备）状 态》操作票。
30. 进行1号发变组启动前开关拉合闸及保护跳闸试验 合格，具体见《1号发变组启动前开关拉合闸试 验》操作票。
1号机组整组启动并网小结(化水专业)
1号机组启动并网化学小结一、化学药品及除盐水、氢气用量及分析：本次1号机组从6月12日开始至6月14日1：47发电机并网，共耗水6005吨，期间制水量7960吨（6月12日至6月14日8：00），发电机氢气置换合格至汽机冲转前用氢480米3，至并网共用氢990米3，凝结水、给水加氨用浓氨水量约0.3吨，没有再生树脂，所以酸碱耗量为0。
分析：本次用水量相对比较正常，主要是上次停机（6月5日）至本次启机时间短，且保养措施做得比较好，还有精处理系统能及时投运，节约了用水，但整个闭冷水系统仍有漏泄的情况；氢气用量比上次虽然有所减少，但仍超出正常有氢水平，说明系统仍有漏氢现象，包括充氢母管B路发现有裂纹，发电机氢纯度仪、露点仪漏氢，另外发电机漏氢率也偏高；机组加氨本次控制比较理想，用近量较少。
二、水质情况：本次锅炉点火前由于水冲洗比较，点火时给水水质较为理想本次汽机冲转时主蒸汽品质SiO含量超标，且冲转后达到247.6μg/L，说2明系统硅含量仍比较高三、事件1、2009-6-13 5:00程控启动＃1机精处理＃2＃3＃4混床。
#1混床出口压力变送器一次阀接口喷漏未投运。
#3混床进口压力表一次阀滴漏、#4混床人孔门滴漏2、2009-6-13 11:00:00 1号机氢气纯度分析仪接口断，3、2009-6-13 11:25:00 1号炉重新点火成功。
4、发电机充氢前氢罐压力：1号：4.5MPa，2号：4.5MPa，3号：4.6MPa。
5、2009-6-13 16:44:00为加快发电机氢气置换速度，应彭主任要求开启氢站B路供氢手动门，准备用A、B两路同时向#1发电机供氢，检查发现B路安全门焊接有裂纹漏氢，立即停止B路供氢。
<BR>氢站3号氢罐压力4.6MPa将至4.2MPa，切至1号罐供。
6、2009-6-13 19:58:00 1号汽机开始冲转，汽机转速至1500rpm进线中速暖机7、2009-6-13 20:40:00氢罐压力：1号：3.4MPa，2号：4.5MPa，3号：4.1MPa。
1#机整组启动方案
丰华生物质热电有限责任公司#1发电机大修电气整套启动试验方案批准：审核：初审：编写：2二○一零年十月二十七日目录1.试验目的2.组织措施3.发电机整套启动前必须具备的条件4.发电机整套启动前的安全措施5.转子交流阻抗试验6.励磁系统试验7.7.假同期并列试验8.错误!未找到引用源。
9.错误!未找到引用源。
10.9.发电机带负荷试验丰华生物质热电#1发电机组是6MW被压机组，其保护配置为“南自”生产的RCS-985型发变组保护装置，其励磁系统采用东方电机控制设备有限公司的GES-3320型励磁调节器。
为了保证#1机组大修电气整套启动试验的顺利进行，根据国家电力部门最新颁发的有关规程编写了本次启动试验方案。
本次试验预计需要6小时间。
1.试验目的1.1.检查#1发电机转子在不同转速下的绝缘情况（交流阻抗）；1.2.试验、检查#1发电机空载升压、降压特性曲线；1.3.检查#1发电机1TV、2TV、3TV（电压互感器）电压二次回路的电压平衡度、极性与相序相位；1.4.检查#1机在励磁调节器在空载及负载的情况下的特性；1.5.检查#1发--变组保护及相关自动装置的运行情况；1.6.检查9001开关同期合闸回路是否正常；1.7.检查#1发变组有关CT的二次回路的接线是否正确、；1.8.检查#1发变组仪表、电能、远动设备运行情况；1.9.检查#1机厂用电源与备用电源切换情况。
2.组织措施2.1. 本次试验为#1发电机大修后的电气整组启动试验，由生产厂长或总工程师担任试验总指挥，由电气检修专业、电气运行专业、汽机运行专业、当值值长共同协调组织完成。
2.2. 本次试验现场指挥由当值值长担任，试验负责人由电气检修专业主管担任，电气系统操作由当值电气运行人员进行操作，试验项目由电气检修专业（保护专业、高压专业、仪表专业）负责完成。
2.3. 本次试验措施经生技部、运行部、安监部审核，并经总工及生产厂长批准后方可执行。
2.4. 试验项目及步骤应严格按批准后的试验措施执行。
1#机组整套启动方案
机组整套启动方案目录1.整套启动方案编写说明2.#1机组整套启动原则方案3.#1机组整套启动必备条件3.1总体3.2锅炉3.3汽机3.4电气3.5热控3.6化学3.7输煤、制粉、除灰系统4.#1机组整套启动准备工作5.#1机组整套启动调试内容及时间安排5.1空负荷调试阶段5.2带负荷调试阶段5.3 满负荷168h试运阶段6.#1机组整套启动调试质量目标河北国华定洲发电厂#1机组整套启动方案1.整套启动方案编写说明1.1按国家电力公司2001年版《火电机组达标投产考核标准》300MW以上机组从首次点火吹管至机组完成168h满负荷试运的工期≤90天为标准，因此，计划从点火冲管至机组完成168h满负荷试运共计90天的时间分配如下：冲管5天；整套启动条件具备时间15天；整套启动准备时间5天；空负荷启动时间5天；汽轮机翻瓦及消缺15天；带负荷调试30天；168试运行15天；共计90天。
1.2整套启动方案所提出的调试项目、内容及质量目标，是按电力工业部96版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》,电力工业部建设协调司96版《火电工程启动调试工作规定》, , 《建设国际一流电厂工作规划及实施大纲》的规定所决定。
1.3本整套启动方案主要说明#1机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条件、调试项目、调试时间安排，以便现场各方人员对机组整套启动的情况心中有底，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。
1.4 与本整套启动方案相配套的措施有“#1机组锅炉整套启动调试措施” ,“#1机组汽机整套启动调试措施” ,“#1机组电气整套启动调试措施” ,“#1机组整套启动期间水汽质量监督措施”,“机、电、炉横向大联锁试验措施”。
相关专业调试内容可见这些措施。
2.#1机组整套启动原则方案按1996年版《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，整套启动试运分空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段进行。
并按排在满负荷调试168小时前完成甩负荷试验。
浅谈福清核电1号机组启动给水系统调试
浅谈福清核电1号机组启动给水系统调试作者：钱冬亮来源：《科技资讯》2015年第06期摘要：福清核电1号机组启动给水系统通过启动给水泵将除氧器的合格除氧水通过高压加热器输送给三台蒸汽发生器。
在一回路功率达到3%之前主要由启动给水系统对蒸汽发生器进行供水，该文主要介绍在调试过程中遇到的问题，对启动给水系统调试的经验进行总结。
关键词：福清核电1号机组启动给水系统经验总结中图分类号：TL48 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）02（c）-0026-02启动给水系统通过启动给水泵将除氧器的合格除氧水通过高压加热器输送给三台蒸汽发生器。
系统主要分为两部分：润滑油部分和给水部分。
润滑油部分：润滑油储存在润滑油油箱内通过两台润滑油泵（一用一备）经过滤网、润滑油冷却器为启动给水泵提供润滑油；给水部分：启动给水泵从除氧器吸水，吸水管道上设置了一个手动隔离阀和一台过滤器。
在出水管道上分别串联设置了一个逆止阀、一个流量测量装置、一个气动调节阀和一个电动隔离阀。
在逆止阀与流量测量装置之间分支出一条启动给水泵的给水再循环管道，在该管道上分别安装了一个手动隔离阀、一个多级节流孔板和一个单级节流孔板，再循环管道的排水接入除氧器。
该文主要是针对二回路水压试验期间、非核冲转期间、执行APD规程期间以及功率平台试验期间发生的一些问题进行介绍。
1 系统功能启动给水系统用于在以下工况下向蒸汽发生器二回路侧提供给水。
（1）热态启动，此时余热排出系统阀门关闭，一回路冷却剂逐步升温直至运行功率升到2%～3%额定功率时启动给水系统停止运行，同时给水流量控制系统ARE投入运行。
（2）热停堆。
（3）冷停堆，启动给水系统向二回路供水直到余热排出系统投入运行。
启动给水系统在凝汽器正常运行时才可投入运行。
当凝汽器或凝结水泵故障时，辅助给水系统（ASG）作为启动给水系统的备用投入运行。
蒸汽发生器二回路的最初上水和冷停堆后的再次上水均由辅助给水系统完成。
水电站1号发电机组启动试验大纲
一号发电机组启动试验大纲本次一号机组检修于12月26日开始，本次大修计划检修项目86项，非标项目7项，其中包括1号发电机机端开关柜、13.8KV母线改造，1号机电制动、41B厂用变压器更换等技改项目；1号主变压器进行吊钟罩大修的同时，进行主变冷却器更换；110KV开关站Ⅰ段母线停电检修中完成3项技改项目，即110KV母线保护更换，4台母线侧隔离刀闸（黄211、黄241、黄221、黄301）的改造，110KV开关站构架加固等工作。
由于项目较多、涉及面广，为了使一号发电机组的投运工作顺利进行，保质、保量、安全、准时完成调试任务，特制订调试试验大纲如下：一、1号机组启动组织措施1、启动领导小组组长：陆勇副组长：周强于国忠成员：肖伍张武陵耿红彬刘均袁牧张平彭忠佑王光清李振伟付险峰王林陈善军贾兴建戴峰王虎2、职责分工周强：负责机组启动试验的全面工作和组织协调。
张武陵：负责启动试验的安全监督。
于国忠：负责启动试验检修人员的组织。
肖伍：负责试验中运行操作人员的组织。
王光清：负责与中调、地调联系的协调。
运行值长：负责与中调、地调联系。
其他成员负责分管范围内试验项目的组织或监督。
二、1号机组启动试验前应具备条件及主要功能检查。
1、引水系统1)进水口闸门、液压启闭机检查检修已完成，拦污栅已清理；2)进水口工作闸门控制系统改造设备已安装并完成模拟调试；3)引水系统及钢管检查消缺已完成；4)各部人孔已封堵；5)完成对机组技术供水系统过滤器等各部设备的内部检查、清扫和消缺。
2、水轮机部分1)转轮检查、气蚀补焊打磨处理已完成；2)导叶间隙调整、导叶轴套密封更换、导水机构缺陷处理已完成；3)主轴密封拆卸、检查、处理已完成；4)水导甩油处理、水导轴承检修、轴承间隙调整已完成；5)各部分间隙记录明确，满足要求。
3、调速系统1)压油装置油泵及阀组已检查、清洗，油泵控制及功能正常,油压恢复正常；2)接力器检查、渗漏处理已完成，接力器锁锭自动投退功能正常、信号正确；3)过速限制器清扫检查已完成，手、自动投退动作可靠，信号反馈正确，校核并调整过速限制器动作时的机组全关时间在规定范围内；4)漏油泵控制设备改造后手、自动工作正常；5)调速器机械部分、油系统清洗检修工作已完成；6)完成调速装置静特性试验等项目，调速器手动开关导叶时间满足要求。
(1号机组整组启动工作总结会议纪要_
专题会议纪要——1号机组整组启动工作总结会华能海门电厂一期2×1000MW机组新建工程 GTA-781 时间：2009年6月7日下午地点：15米会议室参加单位：华能海门电厂：陈君国、杨旭明、程孝忠、李毅杰、姚友江、张伟江、彭迪云余圆才、陈建忠、朱德勇、秦苓、蔡纯生产准备部：陈凡夫、林伟良、李群、陈、王彬天安监理公司：王冠伦、杜先好、朱茂福、凌和金、李建、李树清浙江二建：申屠培新浙江火电：王锦寿、张学超、徐升湖北电建二公司：徐林西安热工院：马晓泷道达尔公司：于行峰、胡木林、黄建文、徐红前主持人：陈君国会议内容：海门电厂一期工程1号机组自5月31日至6月4日进行了第三次整组启动，为了进一步针对整组启动过程中有关问题的处理进行总结经验教训，检查落实整组启动过程中的有关问题，并进一步研究改进的措施，为1号机组再次整组启动过“168”做好各方面的工作，确保顺利实施，特召开了本次总结会。
会上首先由西安热工院调试纳总单位通报了1号机组第三次启动试运全过程的有关各方面情况，以及重点汇报了试运过程中存在的问题和处理的情况，各参建单位以及筹建处、生产准备办的各个部门均一一做了汇报。
尤其是对试运过程中发现的问题作了通报。
总结会最后筹建处陈君国副总经理作了总结发言，认为本次总结会反映了各个单位1号机组整组启动工作认真负责，尤其是运行部门的各个专工，跟踪1号机组各个部位、各个系统运行的情况和设备的问题，工作做得细做得认真。
根据1号机组总结会反映的各方面的问题针对性的提出了下一步工作的计划、打算和要求，为1号机组再次整组启动过“168”做好各方面的工作。
现纪要如下：一、1号机组第三次整组启动实施的概况：1．试运目标完成情况华能海门电厂第3次预启动试运制定的目标为：①检验汽机1－4号轴瓦加装顶轴油后轴瓦低速工况工作稳定性；②完成并网前电气试验项目；③检验汽机首次预启动5-10号瓦金属温度高，加大轴瓦进油孔尺寸后效果；④B-F磨投粉试运，暴露设备问题；通过第3次汽动试运，试运目标完成情况如下：①1-4号轴瓦加装顶轴油后盘车、汽机冲转、惰走过程金属温度稳定，证明改造是有效的；②并网前电气试验项目全部完成，完成的电气试验有：发电机K1点短路试验、主变K2、K3点短路试验；厂变K4、K5、K6、K7点短路试验；励磁调节器空载特性试验、励磁系统建模试验、发电机空载特性试验、注入式定子接地保护试验、同期核相及主变升压试验；③5-10瓦进油节流孔加大后，轴瓦温度高得到有效改善④B-F投粉试运目标未得到实现，试投E磨后锅炉排烟温度增高，烟温升至540℃以上，主汽温也大幅上升，由于汽机不能并网接待负荷，再热器处于干烧状态，未保证再热器受热面金属安全，投粉试磨不在进行；2．主要试运过程5月30日21:40 启动变110kV受电；5月31日03:30 厂用电源系统受电至MCC级；13:40汽机1-4轴瓦大轴顶起高度调整完毕，投入盘车，轴瓦温度正常；12:00APS程控启动闭式冷却水系统；14:00仪用气系统投入，热力配电盘受电，机务专业进行启动前阀门传动检查；22:00凝结水系统APS程控启动，进行系统冲洗；6月1日2:50完成BCP泵电机注水；7:05渣水系统APS程控启动；7:20除氧器冲洗水质合格，APS程控启动锅炉上水功能组，电泵运行，锅炉上水；10:30锅炉上满水，校核水位计正确，开始冷态冲洗；11:30精处理投入；11:20锅炉烟风系统APS程控启动；18:05锅炉点火；21:25锅炉开始热态冲洗；6月2日2:30汽机调阀室预暖结束；4:25电除尘电场投入；8:00汽机暖缸结束；9:56汽机挂闸冲转；13:11汽机定速3000rpm，5瓦温度最高101℃，振动最大7Y48um；13:20电气开始试验；23:00K1点短路试验完成；6月3日6:00主变K2、K3点短路试验完成；8:20厂变K4-K7点短路试验完成；9:10发电机空载特性试验完成；14:00励磁系统动态特性试验完成；16:45励磁系统建模试验完成；22:30励磁系统调节特性试验完成；23:40 注入式接地保护试验完成；6月4日3:53进行电气最后一项试验（同期核相及发变组升压试验）过程中，A磨入口密封风压大幅波动造成，A磨正确保护动作跳闸，锅炉灭火，电气试验中断；4:31锅炉重新点火；7:22汽机定速3000rpm，8:08汽机4Y振动达到150um，手动停机；9:01汽机惰走至0，投入盘车；13:00汽机挂闸冲转；13:32定速3000rpm，15:30电气试验完成；15:304Y振动达到186um，汽机打闸停机；15:45重新挂闸维持1500rpm运行；23:30汽机重新定速3000rpm，振动增加到160um，手动打闸停机；惰走至零后投入盘车（盘车投入困难）；3．主要问题1)汽机3、4号轴瓦定速3000rpm后出现，暖机一定时间后振动突增现象，专家分析机组出现油膜窝动；2)励磁系统电流测量不准确；（已好）3)发电机短路试验电流只能达到额定90%；4)供货之励磁变变比与合同不符；5)A磨漏粉严重；6)汽机盘车投入困难，且一次比一次严重需引起高度重视；7)ABB励磁装置失磁保护不能投入（ABB励磁装置与南瑞继保、故障录播阻抗不匹配）；4．试运后应进行工作安排1)机组停运后凝汽器、除氧器内部清理，滤网清理；2)脱硝吹灰系统安装、调试尽快进行；3)停炉冷却后脱硝装置、烟风道、电除尘灰斗内部检查；4)APS功能组的完善5)DCS系统清理6)汽机冷却、翻瓦、振动问题处理二、根据1号机组第三次整组启动实施情况，会议明确下次整组启动过“168”必须进一步加强和改进的工作：1．整组启动管理工作要进一步严肃和规范，会议再次明确试运全过程以调试纳总，各参建单位必须听从调试统一指挥。
电厂机组启动水汽控制措施
1#机启动汽水指标监督措施一、编制目的为保证机组启动期间汽水指标在监督标准规定时间达到化学监督要求，避免热力系统腐蚀、结垢、积盐事件发生。
二、编制依据：1、DL/T246-2006 《化学监督导则》2、DL/T561-1995 《火力发电厂水汽化学监督导则》3、DL/T889-2004 《电力基本建设热力设备化学监督导则》4、GB/T12145-2008 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》5、西北电力建设调试施工研究所《新疆哈密大南湖电厂一期2X 300MW工程整套启动期间水汽质量监督及洗硅运行调试措施》三、措施内容1、闭式水系统试运前2 小时，值长通知化学做好补水准备。
启动闭式循环冷却水泵进行系统冲洗后，集控立即通知化学，化学调整冲洗水pH9.0-9.3。
冲洗后，集控通知化学化验，配合化学在1#机闭式冷却水机侧冷却水母管放水门和1#机闭式冷却水炉侧冷却水母管放水门处取样，当冲洗水排水水质符合要求时（水质澄清，电导w 20卩s/cm ,二氧化硅w 50卩g/L , 钠w 100卩g/L ）,化学通知值长，闭式水系统冲洗合格。
2、凝结水系统试运，热井上水前2 小时，值长通知化学做好补水准备。
上水后，对热井进行冲洗，冲洗后，集控通知化学化验，配合化学对热井冲洗排水进行取样，当冲洗排水水质符合要求（水质澄清，铁<1000 U g，电导W 15 u s/cm二氧化硅w 50 u g，钠W 100 U g）,化学通知值长，热井冲洗合格。
3、集控按“热井—凝结水泵—精处理旁路—轴加—低加—放水排污”步序进行冲洗，值长通知化学冲洗低加，化学进行加药调整，调整冲洗水pH9.0-9.3，冲洗后，集控通知化学化验，配合化学在低加的放水排污管处取样，冲洗排水水质符合要求时，（水质澄清，电导w 15 u s/cm二氧化硅w 50 u gL , 钠w 100 u g ,铁<1000 U gL）,化学通知值长，低加冲洗完毕。
电厂1号机组168试运化学专业总结
1号机组168试运化学专业总结华能海门电厂一期1号机组168小时试运转从2009年6月23日23：00至6月30日23：00结束，一次成功。
化学专业做到了确保机组启动及运行过程用除盐水供应，确保了机组用化学药品、氢气的供应，完成机组启动全厂润滑油、变压器油、抗燃油及辅机油全过程的监督，完成机组启动全过程水汽指标的监督，现对1号机组168试运过程化学监督方面做如下总结工作：一．168期间化学药品消耗二．168期间制供水情况：本次机组168小时试运用水共15890吨，平均每天用水量2270吨，用水量大大超出了机组设计值，主要原因是大部分阀门不严，给水泵密封水开放式排放等，精处理用水量较多主要是由于机组启动初期水质较脏，且前臵过滤器更换了1μm的滤元，压差升高，需频繁反洗；每台前臵过滤器每天反洗擦洗达四次，而混床由于压差增长过快，导致流量不足，出水水质变差，也频繁退出运行，树脂进行擦洗和酸碱再生，而且擦洗次数比正常运行大几倍，导致用水量极大大增加。
三．机组启动点火时给水水质情况(168前最后一次点火)最后一次点火点火是锅炉热态情况下进行的点火，水质相对较好，但二氧化硅仍超标。
四．汽轮机冲转蒸汽指标(168前最后一次汽机冲转)汽机冲转也是在机组跳闸后机组重新点火后的冲转，蒸汽品质基本达到冲转条件。
、Na单位为μg/L)五．168水汽指标(Fe、SiO2从上表中可以看出，机组168试运期间水汽指标极不理想，特别是系统的铁和二氧化硅含量，大部分时间都超标，主要原因是由于时间关系，系统没有进行充分的冲洗和正常的洗硅，导致系统铁、二氧化硅合格率严重低下，这将造成锅炉的结垢和汽转机积盐加快的严重后果。
在线仪表方面，由于水汽取样仪表间土建工作延误了在线仪表的安装，仪表厂家没有及时到位，而表计的调校需要多次且水质较为正常不污染仪表电极的情况下才能进行，所以化学在线仪表直到机组168试运后期才基本正常。
六．循环水加药由于循环水冲洗水泵故障，当循环水加进次氯酸钠时，有大量死鱼堵塞在循泵滤网上，无法及时进行冲洗，导致滤网压差增大，所以经有关领导同意，机组168小时试运期间暂停循环水加次氯酸钠。
1号机组指标及运行状态分析
1号机组经济指标运行分析1号机组运行状态分析一、锅炉方面二）现存缺陷：1、磨煤机热风插板门处无平台，不好操作。
2、暖风器供气调温门处无平台，不便于操作。
3、炉水循环泵电机入口滤网堵。
4、E磨煤机推力轴承温度高，煤量最大加到65t/h，影响出力。
5、磨煤机热风门开关不好使，关不严。
6、D磨煤机热风调节门卡涩。
7、F给煤机指令和反馈偏差差4%。
8、微油点火F5分叉管气动门关不上。
9、#1风道加热油枪投不上。
10、机组协调方式时调节品质不好（燃料量和调门摆动大）。
二、汽机方面二）现存缺陷：1、空冷风速OMAG90CS001 坏点2、空冷风向OMAG90CG001 坏点3、高旁反馈故障。
4、低旁A侧内漏。
5、主机6瓦6Y振动子间隙该变，振动保护解除。
6轴封加热器水位计不准。
7#1号机A主汽门前蒸汽管路气动疏水门内漏。
8#1号机A主汽导流管气动疏水门(右）内漏。
9#1号机再热导气管疏水门门(右）内漏。
10#1号机B主汽门前蒸汽管路气动疏水门内漏。
11#1号机再热导气管气动疏水门（左)内漏。
12#1号机主气管道疏水气动门内漏。
13#1号铺汽主轴封供气电动门前疏水门手动门内漏。
14#1号机1段抽汽逆止门后疏水气动门内漏。
15#1号机高旁门前疏水气动门内漏。
16#1机主汽管疏水门内漏。
17#1机左侧高导疏水气动门内漏。
181号机空冷岛3列5振动大（10.6mm/s,5.5mm/s）。
191号机空冷岛3列6振动大（7.3mm/s,4.3mm/s）。
20、1号机空冷岛4列3振动大（11.4mm/s,4.4mm/s）。
21、1号机空冷岛5列7振动大(11.9mm/s,9.1mm/s)。
22、1号机空冷岛2列凝结水阀无手动操作杆。
23、0米1机排气装置至空冷岛蒸汽右侧管道有漏点。
24、1号机7A低加水侧入口放水管漏泄。
25、1号机7B低加水侧入口放水管漏泄。
26、空冷岛1机2列凝结水阀手动门杆丢失。
27、空冷岛1机4列凝结水阀手动门杆丢失。
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1号机组整组预启动化学小结
一、化学药品及除盐水、氢气用量及分析：
本次1号机组从5月31日开始至6月5日结束，共耗水9244吨，制水量12977吨（5月31日至6月4日24：00），发电机氢气置换用氢1500米3，给水加氨量约1吨。
分析：用水量多主要是机组停运时间较长，系统较脏，点火前冲洗用水较多；氢气用量比上次一倍，其中发电机充氢压力较上次高0.2MPa，多用300米3，其次是此次置换时，发电机系统多处漏氢和供氢母管安全阀内漏所致；机组加氨本次控制比较理想，用近量较少。
二、水质情况：
本次锅炉点火前由于水冲洗比较，点火时给水水质较为理想
本次汽机冲转时主蒸汽品质也控制比较好，，，
从整个机组启动过程水汽品质来看，至冲转后期，水汽品质已完全达到机组整组启动国标要求。
三、事件
1、2009-6-1 4:48:002号除盐水箱低液位，切换2号除盐水箱出口手动阀卡涩，用F板手关还很费力。
不关该阀，改开3号除盐水箱进水阀联络两个水箱。
2、2009-6-1 9:19:00准备投入#1机精处理。
精处理所有参数均已失去，冲洗水泵A、B有故障信号，无法启动。
通知西安院杨工处理。
11：30缺陷消除，投入精处理。
3、2009-6-1 17:28:00锅炉补给水处理＃2事故补水泵出口逆止门内漏现已将进、出口门关闭，并停电。
已填缺陷。
4、2009-6-2 0:20:00发电机补氢管路气体减压装置安全阀外漏严重，将其手动门关闭。
填缺陷。
5、2009-6-2 16:52:00 1号机凝结水精处理＃2前置过滤器开关无讯号反馈，程序无法执行，填写缺陷单。
6、2009-6-3 10:30:00锅炉补给水处理系统＃1、＃2废水泵出口阀无法开启，废水池高液位导致系统联动停运；联系南京中电联立即处理。
7、2009-6-3 11:10:00氢站充氢完毕：＃1氢罐4.8Mpa、＃2氢罐4.5Mpa、＃3氢罐4.9Mpa。
8、2009-6-3 11:35:00锅炉补给水处理系统＃1、＃2废水泵出口阀故障消除，启动反渗透系统，发现＃1反渗透防爆膜破裂，值长通知湖北二建立即处理；超滤，反渗透投运一个系列。
16：25防爆膜破裂处理完毕。
9、2009-6-3 20:58:00就地检查确定补给水处理1号还原剂加药加不出药，切换2号泵运行，发缺陷单。
10、2009-6-3 20:58:00精处理再生装置分离塔反洗分层到第7步时放水阀和进气阀不会自动关闭。
再生程序还是不能自动运行。
11、2009-6-5 0:30:00停运1号机凝结水精处理系统4号混床时，旁路门已开到位，但混床进出口阀无法关闭，程序无法执行下去。
四、启动过程缺陷及处理情况：
五、防范措施及注意事项：
1、严格执行操作卡、检查卡
2、加强各系统的巡视，发现异常及时汇报，填写缺陷单，并跟踪落实
3、做好运行记录，有重大操作的重大缺陷应记录清楚
4、供氢站操作阀门时，应缓慢开关，并随时用氢气检漏仪检测是否漏氢
5、机组启动，当开始用除氧器直接上水时，加氨点应在凝补水泵出口；
2009年6月6日
陈裕忠。