汽机旁路系统调试措施
火力发电工程启动调试工作规定
火电工程启动调试工作规定1 总则1.1为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》的精神，制定本规定。
1.2本规定适用于新(改、扩)建火电工程的启动调试工作。
凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。
1.3火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。
1.4工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。
调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。
2 启动调试的工作任务与职责2.1启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。
投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。
2.2启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。
调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施启动试运工作，确保启动调试工作的安全和质量。
2.3启动调试工作分为分部试运调试与整套启动试运调试。
其中分部试运中的分系统试运与整套启动试运的调试工作应由调试单位承担。
分系统试运必须在单体调试和单机试运合格签证后进行。
分系统启动调试工作与单体调试和单机试运工作有一定的覆盖，但覆盖部分各自的目的要求不同。
2.4启动调试阶段各有关单位的职责2.4.1 安装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。
2.4.2调试单位负责制定整套启动与所承担的分系统试运调试方案措施并组织实施。
2.4.3生产单位在整个试运期间，根据调整试运方案措施及运行规程的规定，在调试单位的指导下负责运行操作。
2.4.4建设单位应明确各有关单位的工作关系，建立各项工作制度，协助试运指挥部做好启动调试的全面组织协调工作。
M701F4型燃气-蒸汽联合循环机组主蒸汽旁路系统控制策略介绍及优化
M701F4型燃气-蒸汽联合循环机组主蒸汽旁路系统控制策略介绍及优化发布时间：2021-03-25T02:24:39.647Z 来源：《河南电力》2020年9期作者：黄永昆[导读] 随着当前环保压力不断加大，燃气-蒸汽联合循环电厂在当前形势下有了长足的发展。
本文主要介绍的是M701F4型燃气轮机联合循环机组的旁路系统，该机组主要由M101F4型燃气轮机以及配套的燃机发电机、余热锅炉、蒸汽轮机以及配套的汽机发电机等主设备组成，采用 “一拖一，双轴”的布置方式，单套机组装机容量为460MW。
（广东粤电中山热电厂有限公司广东中山 528445）摘要：旁路系统是蒸汽轮机主蒸汽系统的重要组成部分，它在燃气-蒸汽联合循环机组启停过程以及甩负荷时起着十分重要的作用。
本文主要介绍了M701F4型燃气轮机联合循环机组的主蒸汽旁路系统的主要作用，通过对主蒸汽旁路系统几种控制模式的介绍，描述旁路系统在机组运行过程中的控制过程，并通过介绍机组运行过程中一次特殊工况，分析现有旁路系统控制逻辑存在的问题，并提出解决方案。
关键词：M701F4燃气轮机；联合循环；旁路系统；控制模式随着当前环保压力不断加大，燃气-蒸汽联合循环电厂在当前形势下有了长足的发展。
本文主要介绍的是M701F4型燃气轮机联合循环机组的旁路系统，该机组主要由M101F4型燃气轮机以及配套的燃机发电机、余热锅炉、蒸汽轮机以及配套的汽机发电机等主设备组成，采用 “一拖一，双轴”的布置方式，单套机组装机容量为460MW。
在燃气-蒸汽联合循环机组中，旁路系统在机组启停过程以及甩负荷时起着重要作用，它的功能是，当余热锅炉产生的主蒸汽不满足蒸汽轮机运行需求时，这部分主蒸汽会通过旁路系统回到凝汽器，从而防止余热锅炉蒸汽管路超温、超压；另外，在汽轮机跳闸或甩负荷时，旁路系统可以联锁快开从而有效抑制主蒸汽压力、温度参数波动，防止汽包水位波动，维持余热锅炉及燃汽轮机正常运行，从而缩小事故范围，减少机组损失。
燃气轮机联合循环机组汽机旁路控制系统的调节与优化运行研究
59中国设备工程Engineer ing hina C P l ant中国设备工程 2018.05 （下）燃气轮机的动力装置可以简化的表示成由压气机、燃烧室、燃气轮机这三个基本的部分组成。
机组运行时，空气首先进入到叶轮式压气机之中，然后再压缩到一定的压力之后，送入到燃烧室内，再和燃油进行混合燃烧，燃烧的燃气温度通常能够达到1800～2300K。
这时将二次冷却空气和高温燃气进行混合，使得混合的气体能够降低到需要的适当的温度，最后再进入到燃气轮机内。
在燃气轮内的混合气，首先在静叶片组成的喷管中进行膨胀，再把热能转变成动能，这就能够形成一种高速的气流，气流冲进固定在转子上的由动叶片组成的气流通道，最后形成推力来推动叶片，使得转子发生转动，进而输出机械功。
燃气轮机所做出的功除了用来带动压气机以外，还将剩余部分的净功量对外进行输出。
最终从燃气轮机排出的废气排入大气，放热之后完成整个循环。
1 燃气轮机联合循环机组汽机旁路控制系统的原理旁路控制对机组暖机/提速、启动/停止、加/减负荷都有积极的作用，直接增加了机组的热力系统的循环倍率，要根据联合循环主设备的热力特性，根据它们的应力曲线来设计旁路控制的启闭规律。
旁路控制是由旁路管道、减压减温阀门以及控制机构等部件组成。
其主要作用是在机组启动阶段的时候，或者是事故状态下的时候，把锅炉所产生的蒸汽不通过汽轮机而直接引入到下一级的管道或者是凝汽器中。
所谓的布雷顿循环特性参数，其实就是循环增压比和循环增温比。
循环增压比也就是循环最高的压力和最低的压力的比值，通常用π来表示。
循环增温比就是循环的最高温度和循环的最低温度的比值，通常用τ来表示：21=p p π；31TT τ=布雷顿循环的热效率取决于循环增压比π，随着π的增大热效率逐渐提高，而和循环增温比τ没有关系。
燃气轮机实际运行循环的每个过程中都存在不可逆的因素，在这里只考虑压缩过程及膨胀过程中所存在的不可逆性。
2 燃气轮机联合循环机组汽机旁路控制系统的调节燃烧室旁路调节阀可调整到燃烧室的空气流量，从而保证燃烧器稳定燃烧，因此，燃空比可以通过此阀来调节；燃烧室旁路阀的控制信号输出为机组负荷、燃烧室压力、压气机入口空气温度和机组转速的函数。
汽机调试导则调试技术及典型案例
电力行业标准DL 5031-94《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》
电力行业标准DL/T 863-2004《汽轮机启动调试导则》
电力行业标准DL/T 711-1999《汽轮机调节控制系统试验导则》
电力行业标准DL/T 824-2002《汽轮机电液调节系统性能验收导则》
电力行业标准DL 5009.1-92《电力建设安全工作规程(火力发电厂部分)》
➢ 循环水泵启动前注意检查水泵橡胶轴承室冷却水的流量 及压力，并且注意润滑冷却水系统的设计及布置。
➢ 注意循环水泵出口液控(电动)蝶阀的静态试验及动态试验， 避免水泵启停期间的水锤造成系统损坏。
a) 系统超压保护的静态及动态试验：一般来讲循环水泵出 口压力超过时，水泵应自动跳闸。
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2.2 开式循环冷却水系统调试
引言
➢ 新建大型火电机组的启动调试工作是工程建设的一个 重要环节，调试过程管理的标准化、规范化、科学化 将直接影响项目建设的工期，并且对机组能否安全、 优质、高效、如期地完成各项调试工作起着至关重要 的作用，同时为机组的安全长周期运行打下良好的基 础。
➢ 根据国家、电力行业及集团公司的有关标准、规程， 科学的安排调试项目、步序，能够科学地缩短建设工 期，降低调试过程的成本消耗。
道：
除氧器加热用蒸汽管； 给水泵汽轮机调试用蒸汽管； 汽轮机轴封蒸汽管； 化学水处理加热蒸汽管； 采暖加热蒸汽管； 暖风器加热蒸汽管； 空气预热器辅助吹灰蒸汽管； 锅炉燃油雾化蒸汽管； 锅炉防冻用蒸汽管； 抽汽至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽吹管后阶段，通过临时管排放进行吹管)； 冷再热蒸汽管道至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽冲管后阶段，通过临时管排放
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2.4 汽机周围蒸汽管道吹扫及辅助蒸汽系统调试
高、低压旁路(调整).
上海外高桥第二发电有限责任公司企业标准QJ/WGQE04.02.04--2005高、低压旁路及再热器安全门运行规程1高压旁路1.1高压旁路规范1.1.1高压旁路调节阀规范1.1.2高旁减温水调节门规范上海外高桥第二发电有限责任公司2005-××-×发布2005-××-×实施1.1.3高旁减温水进口门规范1.1.4高压旁路油站规范1.2概述本机组旁路系统配置瑞士C C I A G/S U L Z E R公司制造的A V6＋旁路系统。
此系统由高低压旁路控制装置、高低压控制阀门、液压执行机构及其供油装置等组成。
旁路系统具有100％B M C R高压旁路容量和50％B M C R低压旁路容量。
在机组启停、运行和异常情况期间，旁路系统起到控制、监视蒸汽压力和锅炉超压保护的作用。
高低压旁路及再热器安全门的控制系统由A L S T O M提供。
1.2.1机组旁路系统型式和特点机组由高压旁路和低压旁路组成旁路容量为100％的二级串联旁路系统，主蒸汽管与汽机高压缸排汽逆止阀后的冷段再热蒸汽管之间连接高压旁路，使蒸汽直接进入再热器；再热器出口管路上连接低压旁路管道使蒸汽直接进入凝汽器。
采用100％B M C R容量的高压旁路后，锅炉过热器出口不再设置安全阀，而由四只各25％B M C R容量的高压旁路阀替代安全阀的作用。
再热器出口管道设有4路25％B M C R容量的安全阀其与50％容量的低压旁路阀相配置以保证事故状况下锅炉多余蒸汽的排放。
1.2.2高、低压旁路系统的作用：（1）改善机组启动性能，缩短机组启停时间：中间再热机组冷态、温态、热态启动过程中，锅炉的产汽量、汽压及汽温往往与汽机冲转要求不相吻合；为满足机组启动时锅炉和汽机蒸汽管路的暖管要求以及机组在故障跳闸（外界因素引起）后能快速启动，旁路系统就承担调节和协调的任务，以满足汽机对冲转参数的要求。
（2）在启动过程中，回收多余的热量和工质：通过旁路系统将锅炉启动初期产生的大量蒸汽排放到凝汽器，节约燃料和工质。
汽轮机组调试方案细则
汽轮机组调试方案细则经检查，安装工作确已完毕，转动设备分部试运正常，标记清晰，系统清洁完整，照明、通讯、消防器材完备，各电动门、执行器动作灵活、可靠。
油循环完毕。
1、静态试验：静态试验前，仔细检查各设备，应安装正确、完整，各系统连接完毕，汽水系统吹扫干净，油系统循环结束，经化验油质合格，各分部试运行合格，保温油漆完毕。
1.1、危急保安试验开启高压油泵，投入各保护装置，主汽门、高压调速汽门、抽汽及抽汽旋转隔板处于开启位置，各油压表温度计指示正常。
（安全油压建立，事故油压回零或接近零碎位，否则应调整相应的过封度）。
自动主汽门接好电秒表。
手打急保安器，自动主汽门迅速关闭，事故油建立并＞0.6Mpa，安全油压回零。
若此时事故油压、安全油压不正确，应对安全油补油节流孔、电磁阀、磁力断路油门及危急遮断器顶部油孔进行适当调整，使其达到动作要求值后，重新合上危急保安器，并使危急遮断油门复位，重新开启自动主汽门。
1.2、磁力断路油门试验手按磁力断路油门动作按钮，自动主汽门、高压调速汽门及两级抽汽旋转隔板迅速关闭，安全油压复零，事故油压建立，否则应按上述步骤重新调整电磁阀及相应泄油口合格后，重新合闸并开自动主汽门。
1.3、电磁阀试验手按电磁阀动作按钮，高压调速汽门及两级抽汽旋转隔板迅速关闭，安全油压不变，自动主汽门不关，事故油压迅速建立，否则应查明原因后再进行试验，合格后才能进行下一步工作。
1.4、自动主汽门及调速汽门严密性试验机组启动前，投入高压油泵，调整润滑油压力0.08—0.1Mpa，投入盘车，分别对自动主汽门及调速汽门进行严密性试验，合格后方可对机组作冲转准备。
2、启动前的准备及检查2.1检查各转动设备的操作开关、联锁装置均在断开位置，联系电气送动力电源。
2.2 联系电气试验联络命令信号。
2.3 联系热工投入仪表和保护，开启各表计一、二次门，投入现有记录仪表。
2.4检查各自动保护装置可靠。
2.5向凝汽器热水井补除盐水，水位显示在3/4刻度附近。
孟加拉337MW联合循环电站项目-汽轮机旁路系统调试措施讲解
1 设备系统概况 (3)2 编制依据 (3)3 试验目的 (5)4 试验前必须具备的条件 (6)5 试验范围 (6)6 调试工艺及要点 (6)7 质量检验标准 (6)8 安全、环境控制措施 (7)9试验组织机构和分工 (7)1 设备系统概况1.1设备系统概述孟加拉Meghnaghat 337 MW双燃料联合循环电站项目，本工程建设一套337MW的二拖一多轴联合循环发电机组。
发电机组包括两套9E级燃气轮机发电机组、两台无补燃双压立式自然循环余热锅炉、一套蒸汽轮机发电机组及其相关的辅助设备。
蒸汽旁路系统采用二级旁路，即高压旁路和低压旁路。
由利兴凯（北京）控制设备有限公司提供。
本工程汽机采用100％容量高压旁路（高压主蒸汽）和100％容量低压旁路（低压蒸汽）旁路系统装置，高压旁路及低压旁路均为两路并联设置，高压旁路系统装置由高压旁路阀（高旁阀含减温器）、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，低压旁路系统装置由低压旁路阀、低压旁路减温减压器喷水调节阀和低压旁路减温减压器喷水隔离阀等组成，高低压旁路的功能：1）改善机组的启动性能。
2）机组在各种工况下（冷态、温态、热态和极热态）启动时，投入旁路系统控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放，减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。
3）机组正常运行时，旁路装置具有超压安全保护的功能。
锅炉超压时旁路开启，减少安全阀起跳，并按照机组蒸汽压力进行自动调节，直到恢复正常值。
4）旁路应能适应机组定压运行和滑压运行两种方式。
当汽机负荷低于锅炉最低负荷时，通过旁路装置的调节，使机组允许稳定在低负荷状态下运行。
5）当电网或机组故障跳闸甩负荷时，旁路装置能快速动作，保护机组。
6）回收工质，减少噪音。
旁路系统有关热控部分的调试参见热控旁路系统调试措施。
1.2 设备规范1.2.1高压旁路规范型式：角型型号： BPTH-1制造厂家：进口压力/温度 73 bar/185.9℃流量 185.9t/h出口压力/温度 6 bar/160℃1.2.2 高压喷水隔离阀规范型式：直通型型号： BPTH-3制造厂家：进口压力/温度 20.5 bar/40.1℃流量 47.1t/h出口压力/温度 11bar/40.1℃1.2.3高压喷水调节阀规范型式：角型型号： BPTH-2制造厂家：进口压力/温度： 20.5 bar/40.1℃流量： 47.1t/h出口压力/温度： 11 bar/40.1℃1.2.4 低压旁路阀规范型式：角型型号： BPTH-4制造厂家：进口压力/温度： 7.3 bar/259.6℃流量： 42.9t/h出口压力/温度： 3 bar/130℃1.2.5低压喷水调节阀规范型式：直通型型号： BPTH-5制造厂家：进口压力/温度： 20.5 bar/40.1℃流量： 4.1t/h出口压力/温度： 8 bar/40.1℃1.2.6 低压喷水隔离阀规范型式：直通型型号： BPTH-6制造厂家：进口压力/温度 20.5 bar/40.1℃流量 4.1t/h出口压力/温度 20.5 bar/40.1℃1.2.7 压缩空气储气管规范 1.5m32 编制依据2.1 本调试措施是依据调试大纲所涉及到的要求，孟加拉Meghnaghat双燃料337MW（净）联合循环电站汽机旁路系统机组工程的有关文件,制造厂的产品说明书及设计院的设计图纸编写的。
汽轮机启动调试方案
汽轮机启动调试方案都江堰拉法基水泥有限公司余热发电工程9MW汽轮机机组整套启动调试方案编制审核批准江苏华能建设工程集团有限公司二0一0年十二月简要概述工程简要概述都江堰拉法基水泥余热电站设备简介汽轮机由杭州中能汽轮动力有限公司生产的N9-125型单缸直联冷凝式汽轮机额定功率为10MW汽缸采用整锻结构通流部分由一个调节级和八个压力级组成转子上设有平衡活塞不设回热抽汽口调速系统为纯液压方式热力系统流程锅炉来的新蒸汽进入汽轮机内做功在凝汽器内凝结成水通过凝结水泵送至除氧器再通过给水泵送至AQC炉和SP炉整套启动调试的目的和任务调试目的整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序通过机组整套启动试运行可以检验考核电厂各设备及系统的制造设计安装质量以及各设备及系统的运转情况通过试运过程中对设备的静态动态特性参数的调整试验以及让各种可能的缺陷故障和隐患得到充分暴露并消除之使主辅机及至整套发电设备满足设计要求以安全可靠稳发满发的优良性能将设备由基建移交生产启动调试的任务进行机组整套启动调整试验并网带负荷通过7224小时满负荷试运行检测调试和考验汽轮机各项控制系统的静态动态特性使其满足要求监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况使其满足设计要求考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性记录采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据积累有关原始技术资料为以后机组安全经济运行和检修提供依据试验并确认主机辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件投用和考验机组各项自控装置联锁保护及仪表考核投入率精度及工作状况进行50％及100％B-MCR甩负荷试验考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性主要设备技术范围汽轮机型号 N9-125型式单缸直连冷凝式汽轮机额定出力 10 MW调节方式 DEH 控制系统主蒸汽压力 125 085～16 MPa主蒸汽温度 310 270～360℃主蒸汽流量 372 th额定工况下汽耗 551 kg kWh额定工况下热耗 15811 kJ kWh制造厂杭州中能汽轮动力有限公司发电机型号 QF-W9-2额定功率 9 MW定子额定电压 63 kV定子额定电流 1031 A冷却方式全空冷功率因数 08 滞后满载效率 97％励磁方式无刷励磁制造厂家杭州发电设备厂编制依据及标准本措施的编制参考以下有关资料《 10MW单缸直连冷凝式汽轮机安装使用说明书》《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程1996年版》部颁《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇1992年版》部颁《火电工程启动调试工作规定》部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准1996年版》部颁《电力建设工程调试定额1996年版》部颁设计院的系统设计及安装等设计资料并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制整套启动应具备条件整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外对汽机方面还应满足以下要求各辅助设备及系统分部试运转合格各手动阀门动作灵活各调节阀电动门经启闭试验证明其动作正常功能完备且标明动作方向挂好标牌给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格各汽水管道吹扫冲洗完毕经检查验收合格汽轮机透平油油循环冲洗结束管路恢复油质符合油质监督规定汽机盘车试转符合要求已可投用凝汽器灌水试验完毕真空系统调试结束确认真空系统严密良好调节保安油系统调试结束油泵阀门组块油过滤及仪表压力开关各功能均正常速关阀调节汽门动作正常汽机DEH控制系统静态调试完毕拉阀试验合格各项性能符合制造厂设计标准ETSTSI部件经校验合格热控DCS能投入使用满足启动要求DEHETSTSI等调试结束机炉电横向联锁保护经校验合格各报警记录信号光字牌显示正确无误发电机空冷系统调试完毕并合格各水箱油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质整套启动汽机设备分系统一览循环水泵和循环水系统凝结水泵凝器补水系统及凝结水系统发电机空冷却系统真空泵及凝汽器真空系统汽机油润滑盘车系统包括各油泵供排回油及净化过滤冷却等主机DEHETSTSI系统以及横向联锁保护等除氧系统辅助蒸汽及轴封汽系统电动给水泵及系统环境和人员需要具备的条件进一步明确如下设备现场的楼梯平台沟道盖板应完备齐全照明充足通讯方便障碍垃圾以及其它易燃物已经清除消防设施备齐消防水源充足可靠厂房土建封闭良好防雨确实可靠调试所用仪器仪表准备就绪现场所需规程系统图等已挂出标明系统图与现场实际确实应相符合备足阀门钩运行板手记录表夹手电筒和听棒等现场设备应有清楚的命名编号设备标志如转动机械的转向主要管道介质流向操作机构的动作方向和极限位置等均应正确明显参与启动的各方人员已分工明确职责清楚有关人员名单张榜贴出以便联络运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力并能协助调试人员搞好专项试验记录启动现场已用红白带围起无关人员不得入内机组整套启动主要原则方式空负荷试运行机组通过首次冲转启动升速直至3000转／分对其机械性能进行检查考验当汽轮机开始升速和到额定转速后应完成如下工作进行各项原始记录包括膨胀差胀等绘制机组冷态启动曲线或结合DCSDEH等系统采集数据测量和监视机组振动实测临界转速检查各轴承润滑油回油情况考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等考察校核DEH系统的静态特性检查复核有关整定参数做机械危急保安器喷注油试验做主汽门严密性试验汽机各项检查完毕并确认正常后可通知电气专业做各项试验汽机超速试验电气试验结束后汽机做各项检查以确认汽机可以并网机组并网带负荷15～3MW负荷左右稳定运行4～6小时然后减负荷解列做汽机电超速3270rmin0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验配合热控自动投运和调整机组的7224小时满负荷试运行此间在负荷≥80％额定负荷时可做汽机真空严密性试验机组启动调试阶段以就地手动启动方式机组就地手动启动方式要领就地手动启动汽压汽温及真空等参数满足条件时汽机挂闸选择就地启动置电动主汽门关闭自动主汽门高压调门全开位置手动调整电动主汽门的旁通门来暖机升速并通过临界转速直至2com高调门手动启动此时电动主汽门打开高调门开始关并控制转速保持2com输入目标值及升速率将转速升至额定值在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间要求锅炉保持汽温汽压稳定在带10％负荷之后随着负荷的增加锅炉蒸汽参数可逐步滑升到80％负荷后可根据现场情况决定是否采用定压方式运行机组调试阶段DEH系统的控制方式以手动操作方式为主如条件成熟可试用DEH的汽机自动控制方式高调门手动启动高调门曲线启动汽轮机冷态启动冷态启动前的准备工作系统阀门状态应作详细检查使其处于准备启动状态如发现影响启动的缺陷或问题应及时汇报处理联系电气测量电机绝缘送DCS控制系统仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源凝汽器补水到正常水位处做辅机联动试验及电动门操作试验电动门动作时间均记录在册准备好调试用仪器仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具锅炉已供汽至分汽缸循环水管道及凝汽器排空气投入循环水泵向凝汽器通水投入润滑油系统投用盘车装置辅助油系统开始工作供油压力0883MPa油温37～45℃启动凝结水泵投用凝结水系统除氧器上水至正常水位开启真空泵对冷凝器抽真空并通知暖管至电动主汽门前投用除氧器检查并确认主汽汽机本体各疏水门均开启发电机空冷系统投用热工各控制监视操作装置送电投用作ETS危急遮断系统等保护试验根据锅炉要求启动电动调速给水泵向锅炉供水汽轮机冷态启动程序冲转汽轮机冷态启动参数和控制指标主蒸汽压力 06～10MPa主蒸汽温度 250℃以上凝汽器压力－004～-0053MPa润滑油压力 008～0145MPa润滑油温度 35～40℃高压油压 0885MPa高压缸差胀 30～-20mm汽缸上下温差 35℃注意在汽轮机冲转满速直至带10％负荷期间要求锅炉维持上述参数基本不变主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度冷态启动前检查完毕确认所有保护投入遥控脱扣一次结果正常就地脱扣一次结果正常投汽轮机汽封系统投入轴封加热器启动轴封风机均压箱新蒸汽送汽压力控制30Kpa缓慢开启高低轴封阀真空达到-006MPa投入后汽缸喷水控制排汽温度≯80℃短时间内也≯120℃控制汽机润滑油温度调节润滑油温度在38～45℃油压在008±0145MPaDEH系统进入就地手动启动方式真空达到－007Mpa及以上要求锅炉将主汽参数调整到08～10 MPa 250℃并确认通过分汽缸疏水热力管道疏水对汽温汽压调整冲转前应密切监视汽包水位防止水位出现大的扰动确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态主汽门调节汽门全开汽轮机挂闸在DEH控制器画面上选定就地手动启动联系值长和锅炉专业控制好主汽温度和压力准备冲转缓慢开启电动主汽门旁通门汽机冲转盘车应自动脱开停盘车控制转速适当开启旁通门确认转速上升冲转转速到500rmin 后手动脱扣一次确认动作正常进行听音即摩擦检查确认机组振动正常各轴承进回油压力温度正常无漏油漏汽现象转速到200rmin后重新挂闸升速稳定在500rmin暖机30分钟com 1～19 项检查确认正常联系锅炉操作人员注意汽温汽压及汽包水位目标转速800 rmin暖机时间30分钟缓慢开启旁通门继续升速当转速升至1200rmin时全面检查暖机30分钟暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整在升速和暖机的过程中视上下缸内外温度中速暖机结束后检查高压内缸下缸温度在90℃以上汽缸整体膨胀大于18mm 继续冲转设置目标转速2350 rmin按下确认开始升速通过临界转速时使机组平稳而快速地通过临界转速临界转速约1600rmin 升速到3000 rmin后远方打闸一次汽轮机重新挂闸升速到3000rmin此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查以确保本体及各管道疏水畅通观察排汽温度满速后继续暖机30分钟待高压内缸下缸温度达150℃以上汽缸整体膨胀在2-4mm时可进行满速后的试验工作升速过程中的注意事项随时联系锅炉调整蒸汽参数按冷态滑参数启动曲线进行升温升压注意汽轮机本体的有关管道疏水应畅通无水击及振动现象新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大注意汽缸各点膨胀均匀轴向位移高低压汽缸与转子相对膨胀等正常汽轮机各点金属温度温升温差不应超限首次满速后的工作远方打闸检查确认主汽门调节汽门关闭正常重新启动确认主油泵出口压力正常后停用启动油泵和润滑油泵并将其设置在连锁状态通知值长进行电气专业有关试验并网和带负荷暖机机组转速稳定在3000 rpm检查发电机油系统空冷系统等工作正常在电气试验结束后即可做发电机并列操作全面进行热力系统检查通知锅炉控制负荷调整汽包水位一切就绪后即可以并网并网后立即接带负荷06～15MW暖机当排汽温度正常后停用自动喷水装置增加负荷时注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常在增加负荷过程中应经常监视汽轮机轴向位移推力瓦块温度油温油压油箱油位等经常分析金属温度变化情况监视主蒸汽压力温度及再热器压力温度上升情况不使蒸汽参数偏离启动曲线太大维持2～3MW负荷要求锅炉稳定参数连续运行4～6小时后解列解列后完成下列试验电气超速试验机械超速试验超速试验的检查注意事项试验由专人负责指挥应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 rmin 且超速保护拒动的情况下手动打闸确保机组的安全试验前确认润滑油泵高压启动油泵自启动试验结果正常建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速轴承油压油温各瓦振动轴向位移差胀排汽温度调节门和主汽门位置等参数试验中应派专人监视润滑油压机组重新并网至额定负荷运行机组并网至升负荷过程中主蒸汽参数满足制造厂要求超速试验合格重新满速后再次并网并接带1～2MW负荷检查机组各参数是否正常稳定30分钟当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭设置目标负荷4MW升负荷率01MWmin开始升负荷负荷达到25MW后投入补汽开启补汽电动门设定补汽阀前后压差略低于表显压差值补汽阀缓慢开启压差设定值必须≥003Mpa负荷达4MW后稳定60min通知化水化验凝结水凝结水合格后回收除氧器联系值长和锅炉人员准备继续升负荷设置目标负荷6MW升负荷率01MWmin继续升负荷到达6MW负荷后在DEH上按下保持键此时主汽参数应达额定值升负荷过程中根据真空油温水温决定是否再投入一台循泵负荷到达6MW时参数应达到额定参数联系化学化验炉水若其品质不合格则应维持负荷进行蒸汽品质调整负荷到达7MW后参数稳定的情况下投入自动运行方式运行观察确认自动投入后各参数是否稳定负荷到达12MW后参数稳定的情况下投入自动运行方式运行观察确认自动投入后各参数是否稳定注意在整个升负荷过程中为了配合锅炉汽水品质调整要求每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系汽轮机热态启动一般来说凡停机时间在12h以内汽轮机再启动称为热态其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动热态启动冲转参数热态新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃升速时的最大速率为500rmin蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度热态启动必须遵守下列规定和注意事项应在盘车投入状态下先向轴封送汽后拉真空防止将冷空气拉入缸内向轴封送汽时应充分疏水提高轴封温度使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃防止送轴封汽时使轴径冷却引起大轴弯曲冷油器出油温度应维持较高一些一般不低于40℃为了防止高压主汽门和调速汽门不严密引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却故在锅炉投用后和汽轮机冲转前凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高在锅炉尚有余压的情况下在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空防止低压缸排汽安全膜动作由于自动主汽门调速汽门导汽管等部件停机后冷却较快因此启动时应注意这些部件的升温速度防止加热过快并注意机组振动情况在增加负荷过程中应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化启动过程中升速率升负荷率由启动曲线确定以汽缸金属不受冷却为原则尽快过渡到金属温度相应的负荷点冲转开始升速率200rminmin以上达到500rmin后进行主机摩擦听音和系统检查并尽快结束以200～300rminmin的升速率升速到 3000rmin要求尽快并网按启动曲线继续升负荷或暖机以后操作和检查与冷态启动相同到达金属温度相应的负荷前升速升负荷过程比较快应注意观察机组振动膨胀差胀各点金属温度和轴承的金属温度回油温度等必要时使用趋势图作仔细监视运行应有专人负责汽轮机运行平台润滑油系统的检查遇故障及时汇报控制室减负荷及停机操作根据锅炉和汽机的减负荷率取适当值作为正常停机的减负荷率每降低20％负荷停留半小时进行系统及辅机切换工作停机操作前应确认辅助汽母管压力温度正常润滑油泵盘车装置均经试验正常并在自动状态汽轮机正常停机程序确认停机命令停机步骤开始前开供汽管道疏水试验交直流油泵事故油泵结果正常切除功率自动控制回路联系锅炉减负荷在DEH上设置目标负荷5MW减负荷率02MWmin负荷3MW联系锅炉负荷15MW时蒸汽管道所有疏水开启降负荷到1MW联系值长发电机解列解列后若转速明显上升须手动打闸停机并汇报值长启动交流润滑油泵检查油压正常手动脱扣停机观察所有汽门应关闭转速下降将盘车切到自动位置转速400rmin盘车齿轮喷阀打开转速200rmin检查各瓦顶轴油压正常转速到0记录惰走时间检查盘车装置自动投入否则手动投入并注意盘车电流盘车时注意维持润滑油温21～35℃若机内有明显摩擦或撞击声应停止连续盘车改为每半小时人工旋转转子180°不允许强行连续盘车临时中断盘车必须经调试单位生产单位安装公司领导批准汽包压力降到02Mpa时破坏真空停真空泵维持轴封供汽压力真空到0后停轴封供汽停轴加风机根据锅炉要求决定何时停电动给水泵排汽温度低于50℃时停凝结水泵经值长同意停循环水泵正常停机后汽机连续盘车直至高中压内上缸内壁温度 150℃方可停用盘车停运润滑油泵油箱风机停机操作应按程序有序地进行次序不能颠倒每个操作实施后都应检查结果临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准由电厂值长下达指令方可进行停机过程中应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查有异常情况及时与控制室联系机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求不可随意加快速度满负荷7224小时试运行注意事项并网后一分钟内DEH和DCS盘上应有功率显示否则应立即解列启动和运行中应根据凝汽器除氧器汽包水位和油水空气温度的情况投入有关自动在满负荷下应特别注意除氧器水位自动确保其水位正常满负荷情况下应注意负荷的波动情况如果自动控制特性不理想机组负荷波动较大应适当降低负荷定值机组启动带负荷运行中应按照规程要求定期检查机组各系统的工作情况及时发现异常并迅速处理启动过程中应经常提醒锅炉保持负荷与蒸汽参数的匹配故障停机汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置并破坏真空紧急停机汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时机组发生强烈振动清楚的听出从设备中发出金属响声水冲击轴封内发生火花汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟轴承出油温度急剧升高到75℃轴承油压突然降低到002Mpa以下时虽然已启动事故油泵无效时发电机内冒烟或爆炸转子轴向位移超过＋13或－07mm同时推力瓦块温度急剧上升到110℃油系统着火且不能很快扑灭严重威胁到机组安全时安全注意事项整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行以确保各设备运行的安全性以便整组启动顺利完成整套调试过程中如发生异常情况应迅速查明原因由电厂运行人员按事故处理规程进行处理调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定确保现场工作安全可靠的进行参加调试人员应服从命令听指挥不得擅自乱动设备一切按现场有关规章制度执行以保证整个调试工作的有序性调试组织分工按照部颁新启规要求整套启动调试时由调试单位下达操作指令电厂运行人员负责操作安装单位负责销缺和维护另外电厂运行人员负责设备的运行检查安装单位予以协助本措施仅列出75MW新机启动调试的程序步骤和注意事项对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行对特殊方式的启动运行试验以及考核试验等可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行精品资料。
高、低压旁路系统调试措施
技术文件编号：QJ-ZD0114C-2006准大Ⅰ期直接空冷机组工程#1机组高、低压旁路系统调试措施项目负责：彭福瑞韩锋试验人员：郭才旺明亮措施编写：韩锋措施校阅：彭福瑞措施打印：韩锋措施初审：措施审核：措施批准：批准日期：年月日内蒙古能源发电有限责任公司电力工程技术研究院1、系统概述汽轮机高压旁路系统能够使主蒸汽旁路汽轮机高压缸，通过减温减压而达到再热冷段蒸汽参数进入再热器，低压旁路系统是用来冷却热再热蒸汽的，使再热蒸汽能够旁路汽轮机中压缸和低压缸而进入凝汽器，从而实现锅炉汽轮机在某些特殊运行工况下蒸汽的热力平衡。
在机组启动时，利用旁路系统来调整从锅炉到汽机的蒸汽参数，可以快速提升蒸汽温度；在机组跳闸或甩负荷带厂用电运行期间，旁路系统能自动投入，使锅炉能在最低允许负荷下运行，并可通过凝汽器来回收蒸汽。
旁路系统采用哈尔滨电力设备总厂公司提供的高压旁路和低压旁路电动控制阀门，型式为与汽轮机并联的两级串联旁路系统，设计容量为35％BMCR ，高、低压旁路均为单路布置，蒸汽最终经三级减温减压器排入排汽装置最终进入空冷凝汽器冷却为凝结水。
2、主要设备技术规范3、系统投运具备条件3.1 系统附带的热工仪表全部安装、校验、传动完毕； 3.2 系统管道、设备全部安装完毕；阀门 介质参数名称 单位 ECR VWO 强度设计参数 高压 旁路 阀 入口蒸汽压力 入口蒸汽温度 入口蒸汽流量Q1出口蒸汽压力 出口蒸汽温度 mPa ℃ t/h Mpa ℃ 16. 7 538 319 3.8857 328 16.7 538 319 4.0891 332.7 17.5 545 4.4 350 高压 喷水 调节 阀入口减温水压力 入口减温水温度 计算流量Q2入口减温水最低压力 入口减温水最低温度Mpa ℃ t/h Mpa ℃ ~19.45 173.4 51.7 ~7.6 ~110 20.16 175.6 51.7 25.0 200 低压 旁路 阀 入口蒸汽压力 入口蒸汽温度 入口蒸汽流量出口蒸汽压力 出口蒸汽温度 出口流量 MPa ℃ t/h MPa ℃ t/h 3.497 538 370.7 0.6 160 478.8 3.68 538 370.7 0.6 160 478.8 4.0 545 1.0 200低压喷水调节阀入口减温水压力 入口减温水温度 计算流量 MPa ℃ t/h3.20 71 108.13.20 55 108.14 803.3 高压旁路系统的逻辑保护功能检查；3.4 低压旁路系统的逻辑保护功能检查；4、系统逻辑保护联锁试验4.1旁路系统阀门动作时间测试4.1.1 测定高、低旁路减压阀及喷水调节阀、隔离阀的开、关闭时间，（时间应小于16秒）；4.1.2 测定高、低旁路减压阀快开、快关时间（时间应小于3.7秒）；4.2 系统手/自动切换试验进行系统控制回路的手/自动切换试验，切换时阀位应无扰动，同时各状态指示灯显示正常；4.3 高旁逻辑保护试验阀前主汽压力高于额定值0.4MPa，高旁减压阀手动快速打开；发电机跳闸且负荷大于30%，高旁减压阀快速打开；汽轮机跳闸且负荷大于30%，高旁减压阀快速打开；高旁减压阀快开联动减温阀快速打开。
汽轮机ETS及TSI系统调试措施介绍
国电滦河发电厂六期扩建工程1×330MW亚临界机组汽轮机ETS和TSI系统调试措施编号：国电承德/热控- 005- 2011编制：孙创创审核：李卫华批准：吕伟华北电力科学研究院有限责任公司二○一一年九月华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单报告名称：国电承德热电有限责任公司六期工程1×330MW机组汽轮机ETS和TSI系统调试措施报告编号：国电承德/热控- 005- 2011 出报告日期：2011年9月保管年限：长期密级：一般试验负责人：贺悦科、王立试验地点：国电承德热电有限责任公司参加试验人员：孙创创、王浩、冯斌参加试验单位：华北电力科学研究院有限责任公司、国电承德热电有限责任公司、北京华联电力工程监理公司、北京电力建设公司等。
试验日期：2011年8月至2012年3月打印份数：20拟稿：孙创创校阅：贺悦科审核：李卫华生产技术部：周小明批准：吕伟目录1、设备系统概述2、编制依据3、调试范围及目的4、调试前应具备的条件5、组织与分工6、联锁保护清单7、调试项目和程序8、调试质量的检验标准9、工作危险源及环境和职业健康管理10、调试项目的记录内容1、设备及系统概述1.1设备概况国电承德热电有限责任公司六期1×330MW机组，锅炉为上海锅炉厂有限责任公司制造的亚临界压力、一次中间再热、单炉膛平衡通风、控制循环汽包锅炉、单炉膛平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭、锅炉尾部采用选择性催化还原脱硝工艺（SCR）；汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司制造的亚临界蒸汽参数、一次再热、单轴、三缸、双排汽采暖抽汽凝汽式机组；汽轮机具有七段非调整回热抽汽；汽轮机旁路系统采用高、低压串联两级旁路装置，高压旁路系统容量为70%B-MCR，低压旁路系统容量为2X65%B-MCR。
高、低压旁路阀的驱动方式为气动。
发电机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的三相交流两极同步发电机,，采用水、氢、氢冷却方式。
汽轮机调试方法及措施
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW汽轮机启动调试方案及措施洛阳中重建筑安装工程有限责任公司2010-7-6编制审核批准监理目录1 、汽轮机组启动调试目的2、编制依据3、润滑油及调节保安系统调试4 、凝结水系统调试5 、循环水系统调试6、射水泵及真空系统调试7、汽机保护、联锁、检查试验项目8 、试运组织汽轮机组启动调试方案1 、目的为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。
机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。
本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。
本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。
2、编制依据：2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 :2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ;2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ;2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 );2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ):2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ;2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 )3 、设备系统简介3.1 、主机设备规范本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。
为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。
3.1.1 、主要技术参数主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW冷却水温度：正常25℃最高33℃转速 300Or/mⅰn汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min额定工况排汽压力 0.007mpa汽轮机转动方向（从机头方向看）为顺时针方向汽轮机设计功率 10MW汽轮机在工作转速下，其轴承处允许最大振动 0.03㎜过临界转速时轴承处允许最大振动 0.15㎜汽轮机中心距运行平台750mm汽机本体主要部件重量：(a)上半总重（连同上隔板）～14.3t（b）下半总重（不包括隔板下半） 16t（c）汽轮机转子总重 6.45t(d) 汽机本体重量 47t汽轮机本体最大尺寸 ( 长×宽×高 )5325 × 3590 × 353Omm汽封加热器LQ-20加热面积 20 m²3.1.2 汽轮机调节及润滑油用油 , 推荐使用 GB/T1120-1989汽轮机油，牌号为L-TSA 32# 透平油。
[应用]脱硫系统旁路烟气挡板调试规程教学提纲
![[应用]脱硫系统旁路烟气挡板调试规程教学提纲](https://img.taocdn.com/s3/m/8ce2ba5e03020740be1e650e52ea551811a6c971.png)
脱硫系统旁路烟气挡板气动执行机构调试一、调试前检查1、在气动执行机构送气前，必须检查工作气源管，控制信号气管及保护信号气管安装必须正确。
2、对于就地提供工作气源的执行机构（包括TZID-C智能型定位器），必须检查气源入口处应正确安装手动截止阀、过滤减压阀和贮气罐，以确保工作气源的洁净度。
3、认真检查工作气源的洁净度，看其是否符合技术要求，如不满足技术要求，应及时向业主提出改进要求并如实记入服务报告中。
4、向施工单位了解各种导气管路吹扫情况，坚决杜绝管路不吹扫就投运的事情发生。
5、必须保证控制柜（箱）气信号输出管接头与导气管连接不漏气，否则将会严重影响系统调试。
6、对安装在可能进水位置的执行机构，必须向施工单位或业主提出电气进线孔必须进行防水处理，或将电气设备改变安装方向，避免由于进水而造成的设备损坏。
此项应如实记入服务报告中。
7、检查所有执行机构安装是否正确，如发现气缸在运动过程中反馈连接板与风门曲柄可能发生相碰，必须要求施工单位改变气缸安装方向（气缸旋转90°），避免设备损坏。
8、执行机构与脱硫旁路挡板门连接时，首先确认风门曲柄与底座为同一平面且与风门转轴垂直，然后注意气缸在挡板门机械锁定位置时，气缸是否为全部伸出或全部缩回位置。
9、检查所有执行机构输入信号金属软管接头是否漏气，这对保证执行机构的重复线性输出和满足量程要求是十分必要的。
10、检查执行机构活塞杆及定位器凸轮板洁净，以及防止反馈连接板与金属软管和电缆管缠绕，并确认关闭旁路阀。
11、向施工单位确认控制室远方信号应满足技术协议和调试要求二、调试气动执行机构（SA－CL定位器）1、将总气源管路手动阀门打开，调节过滤减压阀。
为了防止机械和安装问题造成设备损坏，先将压力调至0.35MPa左右，并检查管路及接头处无漏气现象。
2、打开柜内电源开关，如配有电源指示灯的盘柜指示灯应常亮。
3、柜门远程/就地手动开关拨至就地位置，按复位开关后，电磁阀动作。
福建某火电厂机组“上大压小”工程高低压旁路系统调试方案
编写：校核：批准：-目录1 概述 (1)2 设备技术规范 (1)3 调试目的 (2)4 编制依据 (2)5 试运前应具备的条件 (3)6 联锁保护及报警试验 (4)7 旁路油系统调试 (4)8高低压旁路系统调试 (5)9 试运质量检验评定 (6)10 试运范围 (6)11职责与分工 (6)12安全、健康与环保环境技术措施 (7)13 危险点分析与预控措施 (8)14工程建设标准强制性要求 (9)1 概述福建华电漳平火电有限公司2×300MW“上大压小”工程5号机组设有容量为40%BMCR的高低压两级串联旁路系统，由高、低压旁路减温减压阀、旁路喷水调节阀、旁路喷水隔离阀等组成，其中高压旁路为单路，低压旁路为单路。
旁路系统主要功能有：⑴在冷态、温态和热态时，旁路系统能实现机组的最优启动和停机，按汽机运行工况，启停曲线要求，能满足自动和手动两种运行方式，配合锅炉建立与汽机相适应的蒸汽温度，缩短机组启动时间；⑵在汽机跳闸时，旁路系统能快速动作，达到全开位置；⑶在机组负荷变化时，旁路系统具有调节功能，在运行状态瞬时变化时，能避免安全阀动作，提高锅炉的运行稳定性。
旁路油系统由油箱、冷油器、滤油器、高压蓄能器、各种压力控制阀、油泵及马达等组成。
旁路执行机构包括高压旁路阀油动机1台，低压旁路阀油动机1台。
2 设备技术规范2.1 高低压旁路2.2 旁路油站3 调试目的高低压旁路系统及旁路油系统安装工作结束后，通过分部试运行调试，检验系统的逻辑保护正确可靠，确认高低压旁路系统及旁路油系统设计、安装的合理性和可靠性，达到《火电工程调整试运质量检验及评定标准》的相关要求。
4 编制依据a）《火电工程启动调试工作规定》（建质[1996]40号）；b）《电力建设施工及验收技术规范》汽机篇DL5011-92；c）《电力建设施工质量验收及评定规程第3部分》汽轮发电机组，DL5210.3-2009；d）《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（建质[1996]111号）；e）《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T 5437-2009；f）《汽轮机启动调试导则》DL/T 863-2004；g）《电力建设安全健康与环境管理工作规定》（2003年版）；h）《电力建设安全工作规程》DL5009.1-2002；i）《电力工程建设标准强制性条文（火力发电工程部分）》2006 年版；j）瑞士苏士尔寿公司提供的设备说明书等技术资料；k）新华威尔液压系统（上海）有限公司提供的设备说明书等技术资料。
K12-汽机保护系统(S-TPS)调试措施
4. 概述
4.1. 调试项目 华能北京热电厂燃气热电联产扩建工程汽轮机保护系统， 采用日本三菱公司 DIASYS 系统，可实现对汽轮发电机组的监控、保护。 汽轮机保护系统测量信号设置三个测点，采用三取二逻辑供保护系统使用。 4.2. 调试步骤 4.2.1. 根据主、辅机设备的运行要求，进一步分析、确认汽机保护系统的 SAMA 图和组 态图。 4.2.2. 在控制机柜安装完毕后上电测试，确认 DIASYS 硬件完好无损，系统软件和应用 软件正确装入。
9. 危险源辨识与预控措施
序 号 1 危险源 在已带电的 机柜工作 带电热插拔 卡件 电气开关 活动/场所 电子设备间 伤害可能如 何发生 人员触电 伤害 对象 人 危险源 评价 一般 拟采取控制措施 加强安全意识,规范操作 尽量断电后更换卡件,如系 统在运行时更换,需小心仔 细操作 在做试验时一定要确认开关 在“试验”位
5.2. 控制系统机柜已安装就位,现场接线完成并已经查验核对。
6. 系统调试方案
6.1. 总则 在分系统调试阶段，对汽轮机保护系统各项控制系统，要完成能做的一切准备工作， 包括： 6.1.1. 各执行机构软手操。 6.1.2. 确认各测量信号量程、报警限值，进行必要的补偿计算。确定各被调量的正常运 行值和允许偏差。
2
TPRI 西安热工研究院有限公司调试技术措施
6.1.3. 检查汽轮机保护系统与其它相关控制系统之间的接口。如与 DCS 系统接口、 G-TCS 接口、S-TCS 系统接口、G-TPS 系统接口、电气系统接口。 6.1.4. 确认所设计的汽轮机保护系统的所有功能。 6.1.5. 设置各控制系统的静态参数。 6.2. 汽轮机保护系统 6.2.1. 保护项目 (1) (2) 手动打闸按钮和跳闸复归按钮：该按钮安装于操作台上。 超速跳闸 ： 当高压缸转速超过 110%时，汽机跳闸。 当高压缸转速超过 111% 时，汽机跳闸 当低压缸转速超过 110%时，汽机跳闸 (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) 润滑油压力低，汽轮机跳闸。 低压缸排汽温度高，汽轮机跳闸。 轴向位移大跳闸 轴承振动大跳闸 中压缸排汽压力高跳闸 中压缸排汽压力低跳闸 发电机保护跳闸
西门子SGT5-8000H燃气-蒸汽联合循环机组旁路阀调试方法及故障处理
西门子 SGT5-8000H燃气 -蒸汽联合循环机组旁路阀调试方法及故障处理【摘要】：本文就华电福新广州能源有限公司2X670MW机组HORA旁路系统配置、调试，故障处理及注意事项进行探讨。
【关键词】：HORA旁路调试故障处理前言华电福新广州能源有限公司采用目前世界最先进的西门子H级高效燃气-蒸汽联合循环机组，装机容量2X670MW，综合能源利用率可达81.6%。
其旁路采用HORA。
一、旁路简介本项目高、中、低压旁路每台机组各1套，容量均为对应锅炉100%容量，高、中压旁路串联，低压旁路与高、中压旁路并联。
高、中、低压旁路系统装置分别由旁路阀（液动）、减温水调节阀（液动）、减温水隔离阀（液动）等组成。
每台机组旁路系统装置液动执行器的供油装置（油站），高压旁路设1套油站，中、低压旁路合设1套油站。
旁路容量的选取考虑满足机组启动及满足机组甩负荷要求。
所有配套阀门的行程调节时间不大于8s，快速开或关时间不大于2s。
1.旁路保护设计（一）高旁阀（以高旁为例）1、超弛开汽机跳闸，且汽机负荷＞30%（TOFF 3s）或发电机解列，且汽机负荷大于30%（TOFF 3s）。
2、DO快开手动快开。
3、快关高旁减温后压力>4.0MPa，延时2s，脉冲3s；或高旁减温后蒸汽温度（2取平均）>409℃，延时2s，脉冲3s；或中旁快关条件，脉冲3s；或手动快关，脉冲3s（二）高旁减温水隔离阀1、自动开高旁减温水调节阀指令>5%。
2、自动关高旁减温水调节阀开度<2%，延时120s。
（三）高旁减温水调节阀1、超弛开高旁快开。
2、DO快开手动快开。
3、快关高旁快关指令或手动快关。
1.调试方法旁路阀、减温水调阀控制原理为：1.模拟量控制：投入控制模式，DCS发出指令到就地控制柜内阀门控制卡，该卡对阀门指令与反馈进行比较输出控制指令到比例溢流阀来实现阀门控制。
阀门反馈采用BALLUFF位置传感器，其反馈通过电流隔离器分两路输出，一路到阀门控制卡参与就地闭环控制，一路到DCS作为显示及逻辑判断。
高压旁路
高压、低压旁路控制系统检修规程1、旁路系统介绍汽轮机旁路系统是与汽轮机并联的蒸汽减温减压系统，它由蒸汽旁路阀门、旁路阀门控制系统、EH执行机构和旁路蒸汽管道组成。
其作用是将锅炉产生的蒸汽不经过汽轮机而引到下一级压力和温度的蒸汽管道或冷凝器。
蒸汽旁路系统有两种：一种是将锅炉产生的蒸汽直接引入冷凝器，这种旁路系统称为大旁路。
另一种是由高、低压两极旁路系统组成。
旁路汽轮机的高压缸将蒸汽从锅炉引入再热器的称为高压旁路；旁路汽轮机的中、低压缸将蒸汽从再热器出口引入冷凝器的称为低压旁路。
我厂汽轮机为北重的N330-17.75/540/540型亚临界一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽器式汽轮机，采用了两极串联的高、低压旁路系统，其中高旁容量为70%，低旁容量为2×49%，旁路控制系统设备由新加坡CCI公司提供。
2、汽轮机旁路系统功能2.1在中压缸启动时投入旁路系统能控制汽轮机进汽压力，使旁路系统作为锅炉的负载以便锅炉以较大的燃烧率启动，实现快速升温、升压，并将多余的蒸汽由旁路阀门直接引入冷凝器，缩短机组启动时间和减少蒸汽介质损失，实现机组最佳启动。
2.2 机组正常运行时高压旁路装置具有超压安全保护的功能，低压旁路具有再热器超压保护和凝汽器保护功能。
2.3 机组跳闸或甩负荷时能快速开启旁路，防止超温超压，使机组能尽快恢复正常。
2.4 适应机组定压运行和滑压运行两种方式，并配合机组控制实现调节负荷作用。
3、高压、低压二级串联旁路系统图。
4、旁路运行方式4.1 启动方式过程：最小开度控制10%→最小压力控制1MPa→当压力小于1MPa高旁阀门开大到15%延时退出最小开度控制→进入最大开度控制40%。
最小开度和最大开度可由操作人员设定。
条件：旁路投入，高旁在自动位；主气压力小于冲转压力。
4.2 定压运行当主气压力大于冲转压力延时进入定压方式，维持机前主气压力。
4.3 滑压运行汽机由中缸转入高缸运行，切缸时高调门逐渐开启主气压力慢慢下降，旁路维持主汽压力的同时逐渐关闭，当高旁阀开度小于2%时自动进入滑压运行方式，高旁给定压力在当前主汽压力数值上叠加一个偏置，同时高旁给定压力以一定的速率跟踪主汽压力的变化。
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汽机旁路系统调试措施
1 编制依据
1.1 安徽电力设计院图纸：主蒸汽、再热及旁路系统流程图
2 系统概述及主要设备规范
汽轮机旁路装置采用高、低压两级串联旁路系统，高压旁路容量为40%BMCR，高压旁路阀数量为1个。
低压旁路总容量为40%BMCR，低压旁路阀数量为2个。
旁路阀执行机构为气动执行机构，在失气时，阀门处于关闭状态并自动闭锁。
旁路主要功能：缩短机组启动时间，根据机组冷热不同状态自动或手动控制旁路进口蒸汽压力和温度；当机组负荷变化剧烈，主汽压力超过定值时，旁路阀自动打开，汽压恢复后自动关闭，稳定汽压。
主要设备规范：
3 旁路系统调试程序
3.1 检查旁路系统附带的全部热控仪表；
3.2 检查旁路系统的控制逻辑；
3.3 进行旁路系统的功能检查；
3.4 旁路系统阀门动作时间测试；
3.5 旁路系统运行试验。
4 旁路系统控制逻辑及调节试验
4.1 系统手动、自动切换试验
在操作面板上进行各个控制回路的手动、自动切换试验，切换时阀位应无扰动，同时操作面板上各状态指示灯显示正常。
4.2高旁保护试验
主蒸汽压力与其设定值偏差大于设定值、负荷变化率超过设定值或汽轮机跳闸时，高压旁路快速打开，高旁减温阀亦快速打开。
高旁减温水压力高或高旁后蒸汽温度达高限时，快速关闭高旁阀。
4.3 再热汽超压保护试验
再热汽压力与其设定值偏差大于设定值或再热蒸汽升压率超过规定值时，低压旁路阀快速打开，低旁减温阀亦快速打开。
4.4 凝汽器保护试验
当凝汽器真空低、凝汽器水位高或低旁后温度高保护动作时，低旁减压阀应快速关闭，同时低旁减温阀亦快速关闭。
4.5 联锁功能试验
旁路只有在减压阀开启到给定开度后，才允许减温阀开启；旁路减压阀开启联锁喷水隔离阀打开，全关后联锁喷水隔离阀关闭。
4.6 测试自动及手动回路的监控功能，模拟各种故障信号，应有相应的声光报警。
4.7各调节回路投入自动后的检查
4.7.1 机组整套启动过程中，随主汽压的升高，旁路阀应开启，控制机组启动到
带负荷所需的蒸汽压力，根据机组启动参数曲线调节，检查调节质量，调整调节参数。
4.7.2 动态测试：使主汽压力升速过快，使设定值和测量值的偏差或电功率下降
变化率大于定值，旁路阀快开，旁路减温阀随之快开。
5调试安全注意事项
5.1 为防止旁路阀门损坏，在蒸汽吹管时，旁路减压阀门应用临时阀门或临时短
管代替。
5.2 旁路系统减温水管道在投入前必须进行有效的水冲洗。
5.3 旁路控制逻辑试验时如发生异常情况应立即停止试验，查明原因后方可再次
进行试验。
5.4 旁路保护投入后，应密切监视保护装置的工作情况，一旦发现装置工作异常
应立即切除保护，待查明原因后方可再次投入。
5.5 本措施仅供调试过程中使用，不作为电厂正常运行时的规范；凡是措施未尽
之处，请参见电厂汽机运行有关规程。
5.6 本措施中所涉及的热控定值仅供参考，具体定值及缺少的有关热控定值详见
电厂颁布的热控整定值。