三和利众动力有限公司汽机保护调试方案
3机发变组保护调试措施xt30资料
目录1、概述2、仪器设备3、调试方案4、调试步骤5、总体检查6、电流、电压回路检查7、装置检查及试验8、装置电源测试9、发电机差动保护及其特性试验10、发变组差动11、主变保护及其特性试验12、厂变差动保护及其特性试验13、短引线差动保护及其特性试验14、励磁机差动保护及其特性试验15、发电机90%定子接地保护16、发电机100%定子接地保护17、发电机负序过流保护18、发电机定子过流保护19、发电机失磁保护20、发电机失步保护21、发电机阻抗保护22、发电机过激磁保护23、发电机逆功率保护24、发电机逆功率1保护25、励磁回路接地保护26、频率异常保护27、电压不平衡保护28、主变零序过流保护29、厂变高压侧过流保护30、3BBA分支过流保护31、3BBB分支过流保护32、主变高压侧差动33、发电机匝间保护34、发电机复压闭锁过流35、变压器铁壳保护36、主变过激磁保护37、发电机过电压38、发电机正向功率39、励磁机过电流40、发电机轴承过流41、开入检查42、二次回路检查及调试43、整组试验神头二电厂3#发电机一变压器组保护静态分系统调试大纲1、概述神头二电厂3#发电机-变压器保护装置采用全套SIEMENS公司生产的数字式微机保护，该装置具有较强的逻辑判别和自检功能。
2、仪器、设备本工程所用仪表精确等级均高于0.5级。
专用调试设备：ONLY-3100D微机继电保护测试仪。
3、调试方案3.1 继电保护及安全、自动装置总体检查。
3.2 电流互感器, 电压互感器及其回路检验。
3.3 发变组保护检查及调试。
3.4 二次回路的检查及调试。
3.6 整组试验。
4、调试步骤4.1 条件（对安装的要求）安装单位须严格按照施工图纸进行工作，安装完毕后具备调试条件。
安装质量应符合下述要求：4.1.1 所有保护变化装置屏，控制屏及其户外设备的安装位置应正确牢固可靠。
4.1.2 屏内二次电缆应排列整齐，二次接线规则有序。
汽轮机整套启动调试方案
汽轮机整套启动调试方案汽轮机是一种重要的动力设备，广泛应用于电厂、化工厂等工业领域。
为了确保汽轮机的正常运行，需要进行全面的启动调试工作。
下面是一套汽轮机整套启动调试方案，详细说明了启动过程中的各个步骤和控制措施。
一、准备工作1.安全措施：确保汽轮机各个部件的防护装置完好，工作区域内无危险物品。
明确责任，做好安全培训和交底。
2.环境准备：确保汽轮机周围无杂物，通风良好，并确保水、电等各种供应设备正常运行。
二、冷态启停检查1.机组设备检查：逐一检查汽轮机的润滑系统、供气系统、冷却系统等各个部分的运行情况。
2.管道检查：检查汽轮机的冷却水、锅炉给水及汽油等管道的清洁度和连接情况，并将其保持在正常工作状态。
三、启动前操作1.清洁检查：清理汽轮机的各个部位，确保无杂物和积尘。
2.润滑检查：检查润滑油的质量和量是否正常，必要时进行加注。
3.排气检查：检查汽轮机的排气系统是否顺畅，排气温度和压力是否正常。
四、启动过程1.开始加热：先启动辅助燃烧器，加热锅炉及汽轮机，提高蒸汽温度和压力。
2.汽机转速提高：在确认燃烧器和锅炉运行正常后，开启汽轮机的冷转不中燃器，提高汽机转速。
3.冷转变燃：经过一段时间的冷转后，观察汽轮机的运行情况，检查各个部位是否有异常。
4.燃烧器启动：在冷转正常后，启动燃烧器，将燃料引入汽轮机进行燃烧。
5.跳过转速：当燃烧器燃烧正常后，可以跳过低速段，直接将汽机转速提高到正常运行转速。
6.辅机启动：启动各个辅助设备，如发电机、供水泵等，并逐一检查其运行状态。
五、调试调整1.控制温度和压力：观察汽轮机的温度和压力是否稳定，如果存在异常，逐一进行调整。
2.检查振动：通过振动检测仪器观察汽轮机的振动情况，如果振动过大，需要进行调整和修复。
3.注油调整：根据操作手册的要求，对汽轮机的各个部位进行润滑油的加注和调整。
4.运行试验：将汽轮机转速加速到额定转速，观察并记录关键参数，并进行必要的调整。
六、启动后操作1.关闭燃烧器：在确认汽轮机运行正常后，可以停止燃烧器的供气。
汽轮机组运行规程—汽机运行调整与维护
汽轮机组运行规程一汽机运行调整与维护1.汽机运行调整的目的、任务和要求：1.1确保各主要参数在正常范围内运行，及时发现和处理设备存在的缺陷，使机组安全、经济、高效地运行；1.2合理安排设备、系统的运行方式，保持最佳工况运行，提高机组的经济性；1.3保持汽、水、油的品质合格；2.汽机运行中控制的主要参数及限额：2.1汽机正常运行主要参数及限额：346）以下表一、表二、表三、表四、表五列出了各项指标的允许范围。
表一蒸汽温（压）升率说明：高压缸是高压内缸与高压外缸的简称表四差胀数值3.1经常巡视、检查机组运行情况，对照各种仪表指示值进行分析比较，并进行合理调整，保证各参数在允许值内，保证机组安全、经济运行；3.2对设备的异常运行应详细记录，并采取相应的措施，做好汇报工作；3.3根据机组设备状况，运行方式，季节及天气特点，做好事故预想，对存在重大缺陷的设备，要加强监视，备用设备应处于良好状态；3.4机组运行中，任何一项主机保护退出必须经总工批准，否则不得随意退出，对退出的保护要做好记录，说明原因，汇报有关领导，并做好事故预想；3.5在下列情况下，应对运转设备进行听音检查：交接班时；正常运行巡回检查时，工况变化时，尤其是汽温变化较大时；3.6经常检查主油箱的油质、油温、排汽装置、除氧器及各加热器水位，主机和轴机的轴承温度，尤其是推力瓦轴承温度应加强监视，当轴承温度有上升趋势时应及时调整，调整无效超过极限值时并经确认应立即打闸停机；3.7工况变化时，要特别注意监视汽温，汽压、润滑油压及机组的振动；3.8注意各监视段压力的变化，严格控制监视段压力不超过最高允许值；3.9严格执行“两票三制”，做好试验和切换的记录工作；3.10正常运行时，注意检查调速系统，应无卡涩、松脱现象；3.11主汽门及中压调门应定期进行活动试验，以防阀杆卡涩；3.12危急保安器必须定期检查，每2000h试验一次，停机超过一个月再启动时,亦应进行试验；3.13定期检查抽汽逆止阀应无卡涩现象。
EH油及汽轮机机调节保安系统调试措施
EH 油及大机调节保安系统调试措施1.设备系统概述1.1系统描述汽轮机液压油采用高压抗燃油（EH 油），EH油系统为调节保安各执行机构提供高压工作油（14± 0.5 MPa）。
该系统包括EH油箱、两台100%容量的交流供油泵、两台100%容量的冷油器、切换阀、过滤器、储能装置、抗燃油再生装置，加热器、循环泵，油温调节装置、泵进口滤网、仪表等。
油箱上设有浮子式液位计、高低油位报警开关。
液压油系统采用集装式。
DEH系统由汽机厂配套提供并技术负责。
执行机构包括2个高压主汽门、 2 个中压主汽门、 4 个高压调节阀、 2 个中压调节阀。
每一个进汽阀门均配有一个执行机构以控制其开关。
保安系统设置1只飞锤式危急遮断器，当转速达到110—111%额定转速时，危急遮断器的飞锤动作，通过危急遮断装置使机械遮断阀动作，泄掉高压安全油，实现停机。
调试范围包括：热工信号及联锁保护试验，液压调节系统静态调试，保安系统静态调试，汽门关闭时间测试，配合热工DEH系统静态调试，EH油泵试转及油压调整，系统蓄能器调整，系统投运及联动调试等。
1.2主要设备列表2.编制依据及参考资料2.1《火电工程启动调试工作规定》（电力工业部建设协调司1996.5）；2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437—2009；2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 年版）；2.4《电力建设施工质量验收及评价规程》——DL/T5210.3（第 3 部分汽轮发电机组）；2.5《汽轮机启动调试导则》（DL/T863-2004 ）；2.6《电力建设安全工作规程》（DL/5009.1-2002）；2.7《电业安全工作规程》（热力和机械部分2010）；2.8《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）；2.9设备厂家的运行维护说明书及设计图纸等；2.10有限公司管理体系文件。
3.调试目的及目标3.1对供油系统各油压及蓄能器充氮压力进行调整，使之满足调节保安系统的要求；对调节系统整定，并配合热控进行电调调试，使之达到设计要求；进行保安系统的调试，使其能够动作迅速、准确，确保机组安全运行；保证调节系统能够稳定控制机组转速和负荷，并与CCS、SCS等协调，保证机组安全停机或在最短时间内恢复机组运行；3.2完成项目质量验评表要求，各项指标优良率达到100%；3.3保证系统试运过程中设备和人员的安全，例如，确保联锁保护试验完整并合格，防止设备在异常工况下试运，确保EH油质合格，不发生设备和人员损伤事故。
电厂汽机调试应急预案
电厂汽机调试应急预案1. 背景在电厂汽机调试过程中，由于设备故障、操作失误等原因，可能会发生意外情况，如机组突然停车、发生过热等。
为了确保调试过程安全稳定，本文档将制定电厂汽机调试应急预案，以应对可能发生的突发情况，保障人员生命财产安全。
2. 应急响应流程2.1 事故报警在发生电厂汽机调试相关的突发情况时，相关人员需要立即采取应急措施，并向调度中心和相关领导报警，告知现场情况。
2.2 事故评价调度中心收到报警后，将立即进行现场情况评估，并通知应急救援队伍到达现场。
同时，调度中心将组织专家组对事故原因进行分析和评估。
2.3 事故应对策略根据事故评估结果，制定相应的应对策略，包括设备保护、人员疏散和救援措施。
同时，调度中心将保持与现场通讯畅通，指导操作人员采取应急措施。
2.4 事故处理与恢复在应急措施实施后，需要对发生事故的设备进行处理和修复，并进行事故隐患排查，确保设备安全可靠。
同时，电厂将对事故后的操作流程和管理制度进行评估和改进，以避免类似事故再次发生。
3. 应急预案细则3.1 设备保护措施•机组突然停车：在机组停车时，需要立即切断供电，关闭燃料进口，并由专人负责观察机组运行情况，及时发现并处理异常情况。
•发生过热：若出现机组过热情况，需要立即切断供电，关闭汽机主汽门，开启旁路减温系统，并通知现场人员及时排除故障。
3.2 人员疏散与救援措施•发生事故后，需要立即启动疏散预警系统，通知现场人员有序撤离，并确保每人都安全撤离至指定集合点。
•同时，调度中心将通知应急救援队伍到达现场，并指导他们进行救援行动，确保事故现场安全。
3.3 现场通讯与指导•调度中心将与现场保持通讯畅通，指导现场人员采取应急措施，并就事故处理提供相关指导和建议。
•同时，调度中心将协调其他相关单位，提供必要的支持和协助。
3.4 事故处理和恢复•在应急措施实施后，需要对发生事故的设备进行调试和维修，并进行事故原因分析和隐患排查。
•同时，电厂将对相关操作流程和管理制度进行评估和改进，以避免类似事故再次发生。
汽轮机的调节、保护和供油系统 教学PPT课件
三、数字电液调节系统
DEH控制系统
• 控制任务：将热能转化为旋转机械能
• 控制目的：对发电机组转速的控制
高压主汽阀
过热段
高压调节阀
锅炉
再热段
HP
IP
中压调节阀 再热主汽阀
LP
凝汽器
发电机
双缸双排气中间再热机组简图
三、数字电液调节系统
三、数字电液调节系统
（一）基本调节原理
①采样讯号除转速为数字量外，其余均为模拟量，送入计算 机前需经A／D转换器变换成数字量，在计算机中进行数字处理和 运算，其输出数字量经D／A变换后送至电液转换器，将电讯号转 变成液压讯号，此液压讯号作用于油动机，控制主汽门及调节汽 阀的开度，使汽轮机的转速或功率发生变化。
范围（3000±30r/min）内，从而保证供电质量和机组安全。
一、汽轮机的调节系统
频率的稳定取决于原动机出力和电网负载的平衡。维持频率的 稳定要求：原动机出力＝负载 汽轮机出力在运行中必须能根据负载要求进行调整。
电力系统正常频率偏差 允许值为±0.2Hz(转速波动 ±12r/min)
系统容量较小（<3000MW）时，偏差值可以放宽到±0.5Hz(转 速波动±30r/min)
三、数字电液调节系统
DEH调节系统设置了四种运行方式：
相邻两种运行方式都可相互切换，且可做到无扰切换。
①二级手动 是最低级的运行方式。是DEH调节系统的最末级
硬件备用。 由常规的模拟部件组成，通过操作台上的阀位
增、减按钮，对阀门进行控制。
三、数字电液调节系统
②一级手动 是一种开环运行方式，作为操作员自动方式的备用。 通过操作盘上按键可以控制各阀门的开度，各键之间 有逻辑联锁条件，还具有超速保护控制器OPC、主汽门压 力控制器TPC、RUNBACK和脱扣等保护功能。
2.5MW汽轮机组调试方案
焦化XX干熄焦余热发电工程电站安装工程汽轮机组调试方案二〇一二年十月十日本汽机调试方案依据电力部?电力建立施工及验收技术规X?〔汽轮机组篇〕及汽轮机生产厂家XX中能汽轮动力XX提供的?使用说明书?，为了配合现场需要，高速、优质、平安经济地运转，特编写“汽机试运方案〞，供现场施工及试运人员参考。
一、汽轮发电机组试运要求1、汽轮发电机组安装完毕，主机启动前，对系统及辅机设备应进展单机及分部试运工作，未经调整试运行的设备，不得投入生产。
2、汽轮发电机组的设备调整、启动试运操作程序及要求应按制造厂规定及本机组的?汽轮机组运行规程?执行。
3、调整试运工作应到达以下要求：〔1〕检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂文件及?电建规程?之规定的要求，方可进入设备调试工作。
(2〕检查各系统、设备的通风、照明、防火、卫生等，应满足运行平安和操作、检修方便。
(3〕经检查调整后各设备的技术性能，应符合制造厂及设计的有关的规定。
〔4〕吹扫和冲洗各系统，使之到达充分的干净，以保证机组平安经济的投入运行。
〔5〕提供完整的设备、系统安装记录及技术文件，验收记录作为试运行和生产的原始资料和依据。
4、汽轮发电机组整套启动前，由安装单位与参加启动试运生产人员配合完成以下工作工程：1〕汽水管道的吹扫和冲洗；2〕冷却水系统通水试验和冲洗；3〕真空系统灌水严密性试验；4〕油系统试运、调整和油循环，直至到达油质化验合格。
5、调节保安系统静态定值的整定和试验；6、盘车装置的试验；7、抽汽逆止阀与传动装置的调整试验；8、配合热工、电气进展以下保护及联锁装置、远方操作装置的试验；1〕各电动阀门行程试验；2〕循环水泵出口电动门联动试验；3〕循环水泵相互联动试验；4〕凝结水泵相互联动试验；5〕射水泵相互联动试验；6〕低压缸喷水试验；7〕调节、保安系统试验；8〕冷却、调速、润滑等附属系统安装完毕，验收合格，分部试运情况良好；9〕与电气局部有关试验工作。
汽机启动调试技术措施
汽机启动调试技术措施目录1、概况2、汽轮机技术规范3、整组启动应具备的条件4、调试程序5、汽轮机启动6、汽轮机停用7、调节保安系统调试1、概况热电二期工程，安装二台南京汽轮电机厂生产的C50-8.83/0.981型汽轮发电机组。
2、汽轮机技术规范型号：C50-8.83/0.981额定功率：50MW最大功率：60MW额定转速：3000r/min进汽压力：8.83MPa（a）进汽温度：535℃供热抽汽压力：0.98MPa（a）额定供热抽汽量：150 t/h最大供热抽汽量：200 t/h额定工况进汽量：291 t/h最大工况进汽量：361 t/h汽轮机临界转速：1593 r/min3、整组启动应具备条件所有辅机和系统分部试转和冲管结束，系统恢复。
3.1辅机分部试转正常高压交流油泵低压交流润滑油泵低压直流润滑油泵电控油泵主油箱排烟风机凝结水泵低加疏水泵给水泵循环水泵射水泵盘车装置3.2各系统冲洗合格：油系统、凝结水系统、除氧系统、给水系统、主蒸系统、双减系统、轴封系统、循环水系统（已进水且无渗漏）3.2.1条件及注意事项3.2.1.1管道系统必须安装完毕，排放口需作好临时接管工作。
3.2.1.2吹管及冲洗排放口周围应设置警告标志并有专人负负做好人身和设备安全工作。
3.2.1.3化水必须做好制水准备工作，备足水源。
3.2.1.4吹扫与汽轮机联接的管道时，必须做好严防蒸汽或疏水进入汽缸。
3.2.1.5操作不便的阀门，事先应搭好脚手架。
3.2.1.6汽管道吹扫时，因管道需暖管、升压，故疏水排放点必须已经接通，以确保安全。
3.2.2汽系统吹扫3.2.2.1主蒸汽管道.3.2.2.2双减主蒸汽管道及加热蒸汽母管.3.2.2.3轴封管道。
3.2.3水系统冲洗（凝汽器水压试验、真空系统捉漏后行）3.2.3.1除盐水管道系统冲洗。
3.2.3.2凝结水系统冲洗。
3.2.3.3低压给水母管冲洗。
3.2.3.4高压给水母管冲洗。
汽机调节保安器调试措施
1.设备概况广东国华粤电台山发电有限公司一期工程（2×600MW）机组汽轮机由上海汽轮机有限公司生产的引进型凝汽式汽轮机（N600－16.7/538/538）。
其危急遮断器由弹簧保持环1、飞锤2、飞锤弹簧3、等和危急遮断器零件组成。
它安装在转子的延伸端上，飞锤的重心与汽机轴线有偏心，这样，转子转动后带动危急遮断器转动，飞锤因偏心而产生离心力。
在额定转速运行时，由于飞锤的离心力小于弹簧的预缩力，因此，飞锤不能击出。
当机组超过额定转速的9%～11%时，飞锤产生的离心力克服弹簧的预压缩力而出击，作用于危急遮断油门拉钩，使危急遮断油门动作，泄去危急遮断油，隔膜阀动作，打开AST系统泄油口，AST油压迅速至零，从而使主汽门、调节汽阀关闭，迫使主汽门、调节汽阀关闭。
该危急遮断器还可以用喷油来进行在线试验（即机组运行时进行试验）。
弹簧保持环每旋转一圈，其动作转速变化330r/min左右。
2.编写依据2.1台山发电厂一期工程600MW发电机组调试大纲2.2制造厂说明书及设计院的设计资料而2.3火电工程启动调试工作规定建质（1996）40号文颁发2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准3.调试目的通过现场动态调试，使设备长期安全可靠地运行，并达到设计规定的要求。
4.调试应具备的条件4.1 设备及系统安装结束，安装记录及技术资料以文件包形式完成。
4.2汽机危急遮断器试验前具备条件4.2.1必须利用图表“空负荷和低负荷运行导则”上所示的再热蒸汽温度和背压等参数来进行超速试验。
同时主、再热蒸汽温差小于41.7℃4.2.2至少要使机组在10%额定负荷下稳定运行4小时。
同时参照DEH转子及汽缸应力曲线的应力在允许范围内。
4.2.3必须以不超过图表“负荷变化的建议”中规定的正常负荷变化率来减负荷。
4.2.4发电机解列，汽机保持3000 r/min。
4.2.5机组3000 r/min转速下脱扣一次以确保汽机遮断系统正常。
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。
汽轮机发电机调试措施(最新版)
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention.（安全管理）单位：___________________姓名：___________________日期：___________________汽轮机发电机调试措施(最新版)汽轮机发电机调试措施(最新版)导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。
显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。
1、分系统调试1.1调试目的：了解和检验各分部系统和辅助机械设备的运行性能是否符合设计要求和保证整套机组的稳定、安全、正常运行的要求。
如①循环泵：电机电流、泵出口压力，流量能满足汽机运行，带负荷的要求。
②凝结泵：电机电流、泵出口压力，出力要满足带负荷要求，一台泵有故障备用泵能联动启动，保证机组连续运行。
③主副抽气器：在其要求的蒸汽压力、温度下，能否达到要求的真空，使机组能稳定和安全的运行。
2、调节保安系统的调式：2.1调试的目的：使调节保安系统，在汽机正常运行时，各部套的活动能自由灵活无卡涩的移动，紧急情况下，或有故障时能及时的关闭主汽门，调速汽门达到停车的目的，保证机组的安全。
2.2调节保安系统的主要技术规范：2.2.1汽机额定转速3000r/min2.2.2主油泵额定出口油压0.638Mpa2.2.3主油泵额定进口油压0.049Mpa2.2.4脉冲油压0.343Mpa2.2.5同步器工作范围2880-3180r/min2.2.6空负荷时油动机行程4M/M2.2.7满负荷时油动机行程43M/M2.2.8油动机最大行程63M/M2.2.9危急保安器动作转速3270-3330r/min2.2.10危急保安器复位转速2885r/min2.2.11数字转速表上超速保护值3360r/min2.2.12轴向位移报警值0.4mm2.2.13轴向位移保护动作0.7mm2.2.14润滑油压降低报警值，启动交流油泵0.05-0.055Mpa2.2.15润滑油压降低报警值，启动汽轮油泵0.04Mpa2.2.16润滑油压降低停机值0.02-0.03Mpa2.2.17润滑油压升高报警值、停交流油泵0.16Mpa2.2.18轴承回油温度报警值65℃2.2.19轴承回温度保护值（停机）75℃2.2.20复水器真空降低报警值-0.087Mpa2.2.21复水器真空降低保护值（停机）-0.061Mpa2.2.22主蒸汽压力高报警值3.63Mpa2.2.23主蒸汽温度高报警值445℃2.2.24主汽门关闭时间小于＜1秒3、静态试验静态试验，就是汽机在静止状态下，对机组的调节安全保护系统作试验，能保证机组在任何情况下，能安全稳定的运行，在故障情况下，能紧急停机，保证机组的安全。
汽轮机整套启动调试方案
目录1. 目的 (1)2. 依据 (1)3. 设备系统简介 (1)4. 调试内容及验评标准 (2)5. 组织分工 (3)6. 使用仪器设备 (3)7. 整套启动应具备的条件 (3)8. 整套启动程序及原则 (5)9. 首次整套启动操作步骤 (6)10 主要设备及系统投入要点 (9)11冷热态启动方式划分 (9)12. 停机操作 (10)13 安全注意事项 (12)1. 目的为加强茂县潘达尔硅业有限责任公司,2×33MVA工业硅矿热炉余热发电工程调试工作管理，明确启动调试工作的任务和各方职责，规范调试项目和程序，使汽轮机整套启动调试工作有组织、有计划、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，特制定本方案。
机组整套启动调试是基建工程的最后一道工序，通过整套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试运导则，提供了机组调整试运指导性意见，各参建单位可遵照执行。
2. 依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）及相关规程》2.2《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版）2.3《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）2.4《电力建设施工及验收技术规范》（1992年版）2.5制造厂家及设计院相关资料。
3. 设备系统简介3.1 工程概况茂县潘达尔硅业有限责任公司2×33MVA工业硅矿热炉余热发电工程，其汽轮发电机组为青岛节能汽轮机集团股份生产的N12-3.43型凝汽式汽轮机。
3.2 汽机本体简介汽轮机组为N12-3.43型凝汽式汽轮机为单缸非调整抽汽凝汽式汽轮机。
额定功率12MW，经济功率12MW。
本汽轮机单缸凝汽式汽轮机，本体主要由转子部分和静子部分组成。
转子部分包括主轴、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。
汽轮机通流部分由一级双列调节级和11个压力级，共13级组成。
汽轮机整体调试方案
汽轮机整体调试方案1整套启动试运的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、考核汽轮机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，使主、辅机及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。
2调试质量目标2.3.1自动投入率100%。
2.3.2保护投入率100%。
2.3.3仪表及“DCS”投入率100%。
3汽轮机整套启动试运应具备的条件3.1设备方面应具备以下条件3.1.1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、气动门经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。
3.1.2给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。
3.1.3各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。
3.1.4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。
3.1.5汽机盘车、顶轴油装置经试转符合要求，已可投用。
3.1.6真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。
3.1.7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。
主汽门和调节汽门等伺服执行机构动作正常。
3.1.8汽机DEH控制系统静态调试完毕，性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI 部件经校验合格。
3.1.9热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。
DEH、ETS、TSI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。
3.1.10发电机空冷系统调试完毕并合格。
3.1.11旁路系统调试完毕并合格。
3.1.12汽机防进水保护试验合格。
3.1.13各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。
3.1.14高压加热器及回热、除氧、给水系统均具备投用条件。
3.2环境和人员需要具备一下条件3.2.1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。
汽轮机调试方案
B1503.43/0.196(QF2-6-2A)型背压式汽轮机调试方案主要参数进汽压力：3.43+0.2-0.29MPa旋转方向顺时针进汽温度：435±15℃排汽室温度147℃排汽压力：0.196±0.1MPa额定转速：3000r∕min 周波48.5～50.5Hz临界转速：1920r∕min 电调超速保护：3270 r∕min危急遮断器动作转速：3300～3390r∕min（可调）高压油动机行程：120mm润滑油压：0.08～0.12MPa主油泵入口压力：0.1MPa主油泵出口压力：2.0MPa保安油压：2.0MPa脉冲油压：～1.0MPa汽轮机轴承回油温度：<60℃汽轮机轴承轴瓦温度：<80℃冷油器进油温度：45～55℃冷油器出油温度：35～45℃汽轮机前后轴承座振动：≤1.0mm发电机前后轴承振动：≤0.03汽轮机前后轴相对振动：≤0.08mm发电机前后轴相对振动：≤0.08mm冷油器出水温度：30～39℃汽缸上下半温度差：≤50℃油箱油位：300mm 上限150mm 下限400mm 距邮箱顶板汽封加热器，水侧压力：0.981MPa抽汽器工作蒸汽压力：0.8～1.5MPa抽汽器工作蒸汽温度：260～435℃工作油压EH系统：2.0MPa EH系统控制油压：0.25～0.6MPa 主汽门控制油压：>1.2MPa停机回油温度：70℃轴瓦温度：100℃一、调试领导小组：组长：杨春梅王喜成组员：谭玉忠、闫中全、刘国军、田伟元、王连喜、高希辰、王显志、朱海军、陈建平、于川生、盛志强、王仁杰、关众敬、杨洪军、张佳臣、陈景元、王兰春、戚华。
现场总指挥：王显志副总指挥：王仁杰于川生。
组员：闫中全、刘国军、田伟元、王连喜、高希辰、朱海军、陈建平、盛志强、关众敬、杨洪军、张佳臣、陈景元、王兰春、戚华。
安全领导小组组长：杨洪军抢修组：安装公司人员调试方案二、调试启动前的准备工作1 准备的调试记录2 手提转数表3 侧振表4 温度仪5 听音棒6各种调试记录表格三接到主管指挥调试起机命令后，由现场指挥通知值长，值长通知电气，汽机，化学，锅炉，燃料，运行人员做好启动前的准备工作。
汽轮机启动调试安全预案
一、目的为确保汽轮机启动调试过程中的安全，防止事故发生，保障人员生命财产安全，特制定本安全预案。
二、适用范围本预案适用于汽轮机启动调试过程中的所有安全管理工作。
三、组织机构及职责1. 安全领导小组：负责汽轮机启动调试过程中的安全管理工作，协调解决重大安全问题。
2. 安全管理人员：负责组织实施安全预案，监督检查安全措施的落实。
3. 运行人员：负责汽轮机启动调试过程中的操作，严格执行安全规程。
四、安全措施1. 现场准备（1）汽机厂房内场地平整，道路及消防通道畅通无阻。
（2）试运范围内的悬空脚手架已全部拆除，卫生环境已清理干净，现场的沟道及孔洞齐全，有较正规的楼梯、步道、栏杆及保护板等。
（3）现场有足够的消防器材，消防水系统完善并有足够的压力处于备用状态。
（4）现场应有完善的正式照明，事故照明系统安全可靠，并处于备用状态。
（5）凝泵坑、凝汽器下方坑、循泵坑、加热器下方坑等的排水系统完善，积水能迅速排至厂外。
（6）电话等通讯设备安装完毕，满足试运时使用。
2. 设备与系统（1）所有设备及系统按设计要求安装完毕，安装记录齐全，经有关人员验收合格。
（2）各系统、设备、管道均按规定进行浸油、水压等试验，试验结果必须合格。
（3）完成所有的应保温设备及保温工作。
（4）各设备、管道的支吊架齐全、正确可靠，能满足运行要求。
（5）基础混凝土及二次灌浆达到设计要求强度。
（6）电动、液动阀门经调整、传动、试验动作灵活、正确。
（7）具有完善可靠的动力电源和操作电源及保护电源。
（8）各液位计算好最高、最低各正常工作位置。
（9）所有传动机械按要求加好润滑油，并且油质、油位正常。
（10）各指示记录仪表、音响信号装置安装齐全。
3. 操作与监控（1）汽轮机启动前，应进行充分的暖机，确保各部件间温差、热应力、热变形在安全范围内。
（2）启动过程中，密切关注各部件的运行状态，发现异常立即采取措施。
（3）汽轮机启动过程中，严格执行操作规程，确保操作正确、迅速。
三和利众汽轮机运行规程(试行)817解读
汽轮机运行规程（C25－4.90／1.27型）XXXXX动力有限公司XXXX年X月编写：XXX 初审：XXXX复审：XXXX修订：XXX批准：XXX目录第一篇汽轮机运行第一章设备的主要规范及特性………………………….5------20页第一节汽轮机组设备规范及主要技术特性第二节汽轮机结构及系统说明第二章汽轮机组的试验………………………………….20-----28页第一节辅助设备试验第二节汽轮机启动前试验第三节汽轮机启动后试验第三章汽轮机的启动…………………………………….28------40页第一节汽轮机启动要求第二节启动前的准备及检查第三节暖管（到隔离门前）第四节冲动前的准备第五节额定参数冷态启动第六节发电机并列与带负荷第七节滑参数启动第八节热态启动第九节并汽操作第四章运行中的检查与维护……………………………40------44页第一节安全经济指标第二节运行中的维护及事项第三节定期试验切换第五章汽轮机的正常停机………………………………44------46页第一节停机前的准备第二节停机操作第二篇辅助设备的操作与维护第一节凝汽器…………………………………………….46-----47页第二节加热器的投入与退出…………………………….47-----50页第三节凝结水泵的运行………………………………….50--- --51页第四节交直流油泵的运行………………………………..51-----53页第五节射水泵及抽气器……………………………….….53页第六节冷油器的投入与切换……………………………..54页第七节除氧器的运行……………………………………..54- ---56页第八节给水泵的运行……………………………………..56-----58页第九节循环水泵的运行…………………………………..58-----60页第十节快关阀的操作……………………………………..60-----61页第十一节油系统过滤器的切换操作……………………..62页第三篇汽轮发电机组的事故处理第一节事故处理原则……………………………………..62-----63页第二节故障停机…………………………………………..63-----65页第三节主蒸汽参数及真空的变化………………………..65-----66页第四节凝汽器真空下降…………………………………..66-----70页第五节油系统工作失常…………………………………70-----73页第六节汽轮机转子的轴向位移增大……………………..73-----74页第七节汽轮机水冲击…………………………………….. 74-----75页第八节异常的振动……………………………………….. 75-----76页第九节周波变化………………………………………….. 76-----77页第十节甩负荷……………………………………………77----78页第十一节负荷骤然升高……………………………………79页第十二节汽轮机超速………………………………………79----80页第十三节运行中叶片损坏和断落…………………………80----81页第十四节蒸气管道和其它管道故障………………………81----82页第十五节失火……………………………………………….82-----83页第十六节厂用电中断……………………………………….83-----84页第十七节人身事故………………………………………….84-----85页第十八节凝结器、加热器管子破裂…………………….....85页第十九节胀差变化………………………………………….85页第二十节循环水泵事故处理.....................................86-----87页第二十一节给水泵事故处理.....................................87-----88页第二十二节高压加热器事故处理...............................89-----90页第二十三节除氧器事故处理.....................................90-----92页第二十四节DCS故障............................................92-----93页第四篇减温减压器的启动与停止 (93)第五篇供热管网运行规程第一篇汽轮机运行第一章设备的主要规范及特性第一节汽轮机组设备规范及主要技术特性一、汽轮机本体主要技术规范：XXXXXX有限公司1#、2#机均系青岛捷能汽轮机厂生产，其中1#机于XXXX年X月X日正式并网发电，2#机于XXX年X月XX 日正式并网发电。
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#2汽机保护调试方案
河南第一火电建设公司调试所
2007年1月
三和利众动力有限公司一期工程2×25MW 机组调试作业指导书
YTF －RK111
目次
1 目的 (04)
2 依据 (04)
3 设备系统简介 (04)
4 调试内容及验评标准 (05)
5 组织分工 (06)
6 仪器设备的配置 (06)
7 试运应具备的条件 (07)
8 调试步骤 (07)
9 设备系统仪表清单及联锁、保护定值 (08)
10 安全注意事项 (08)
11 附表一：调试文件修改登记表 (09)
12 附表二：调试文件修改通知单 (12)
1 目的
为验证汽轮机本体机监测仪表系统（TSI）和主机跳闸保护系统（ETS）的设计功能，依据汽轮机本体运行的要求完善TSI和ETS的功能，保证汽轮机的稳定安全运行，特编制此方案。
2 依据
2.1《火电工程启动调试工作规定（1996年版）》。
2.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》。
2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》。
2.4 青岛捷能汽轮机厂提供的相关资料。
2.5 本特利公司的3500的TSI系统资料。
2.6 MODICON可编程控制器的相关资料图纸等。
2.7《三和利众动力有限公司一期工程2×25MW机组热工保护定值清单》。
2.8《三和利众动力有限公司一期工程2×25MW机组工程调试大纲》。
3 设备系统简介
3.1 主机监控仪表简介
主机监控仪表（以下简称TSI）系统是连续监视汽轮机状态机械参数，并检测过程量达到越限报警值时输出相应的报警信号的系统。
三和利众动力有限公司一期工程2×25MW机组主机安全监控仪表由青岛捷能汽轮机厂成套供应，采用BENTLY公司的3500系列监控装置，可通过上位机对监控装置进行组态编程，整个装置硬件配置如下：3500／15电源模块4块、3500／20框架接口模块2块、3500／25键相模块1块、3500／42型模块6块（轴振、轴承振动及偏心）、3500／50转速模块1块、3500／53超速模块3块、3500／45型模块2块（轴向位移、相对膨胀及绝对膨胀）、3500／32继电器模块4块。
主机TSI测点共有：转速1个、零转速1个、超速3个、偏心1个、键相1个、轴向位移4个、轴振动12个、轴承振动6个、相对膨胀1个、绝对膨胀2个，共32个测量回路。
除键相、零转速及超速测量信号外，其他监测点的测量值均由装置转换为4－20mA信号通过硬接线送至DCS供运行员监视和判断报警使用，其中轴向位移、轴振动、超速、相对膨胀及轴承振动（待进一步证实是否停机）大停机信号通过硬接线接入主机跳闸保护系统。
3.2 主机跳闸保护系统简介
主机跳闸保护系统（以下简称ETS））接受来自TSI及汽轮发电机组其它系统来的报警或停机信号，进行逻辑处理，输出停机遮断信号，实现汽轮机机紧急跳闸停机。
主机跳闸保护系统由青岛捷能汽轮机厂成套供应，硬件采用MODICON可编程控制器做为电子装置，软件逻辑可通过上位机组态。
主机跳闸保护项目如下：
汽
轮机
跳闸
保护
动作
后的
有关
动
作：
关闭
高中
压主
汽
门、
高中
压调节汽门；同时发出汽轮机已跳闸信号到电气及DCS系统。
4 调试内容及验评标准
4.1调试内容
4.1.1 TSI控制柜硬件检查及上电
4.1.2 ETS控制柜硬件检查及上电
4.1.3 TSI控制软件恢复及组态检查
4.1.4 ETS控制软件恢复及逻辑组态检查
4.1.5检查TSI各参数设置
4.1.6检查ETS系统各参数设置
4.1.7 TSI系统静态在线调试
4.1.8 ETS系统静态联锁、保护试验
4.1.9 ETS系统动态试验
4.1.10检查汽机各电磁阀状态正常。
4.1.11处理与调试有关的缺陷和问题。
4.1.12整套启动阶段统计报警信号投入率及正确率。
4.1.11整套启动阶段统计保护信号投入率及动作正确率。
4.1.11完成整套启动试运阶段TSI及保护系统的空负荷和满负荷阶段试运验评。
4.2验评标准
4.2.1分系统验评标准
(1)监控仪表
-查线正确率: 100%
-探头安装间隙: 符合制造厂要求
(2)跳闸保护系统
-查线正确率: 100%
-跳闸模拟传动试验: 动作正常
4.2.2空负荷试运阶段验评标准
(1)监控仪表
-测点投入率: ≥90%合格；100%优良
-保护信号投入率: ≥90%合格；100%优良
(2)跳闸保护系统
-分项保护投入: 符合运行要求
-超速试验: 转速表指示正确,记录动作值准确
4.2.3 机组168小时满负荷试运阶段验评标准
(1)监控仪表
-投入率：≥90%合格；100%优良
(2)跳闸保护
-投入率：100%
5 组织分工
5.1 安装公司负责TSI和ETS系统的单体调试工作。
5.2 河南火一调试所负责分系统调试和整套启动工作。
5.3 建设单位负责协调工作。
6
7.1 TSI和ETS系统的单体调试工作已完成，并经验收合格。
7.2 三和利众动力有限公司一期工程2×25MW机组热工保护定值以批准，并下达执行。
7.3 绝缘电阻:大于20MΩ。
7.4 指示仪表符合仪表精度要求：符合制造厂的技术参数。
7.5 汽机主轴初始位置: 符合制造厂要求。
7.6 探头安装间隙、探头固定：符合制造厂要求。
7.7 组件内部开关及设置:符合制造厂要求。
7.8 位移模拟试验:不大于允许基本误差。
7.9 间隙电压复测:符合装置特性曲线。
7.10硬件组态: 符合设计要求。
7.11供电电源电压误差:小于10%。
7.12继电器、开关、状态灯的用途、切投标志:清楚正确。
7.13 TSI及保护系统元件校验合格。
8 调试步骤
8.1分系统调试阶段
8.1.1 TSI控制柜和ETS控制柜硬件检查。
硬件外观应完好无埙，配置符合厂家的技术资料。
8.1.2 TSI控制柜和ETS控制柜上电及软件恢复
系统接地＜2Ω，绝缘电阻＞20MΩ，供电电压在220±10V 范围内。
上电后检查各模件工作指示状态应正确，控制柜风扇运行良好。
8.1.3 依据相关资料分别检查TSI逻辑组态、ETS逻辑组态。
8.1.4 依据热工保护定值设置TSI、ETS报警和保护限值。
8.1.5 TSI传感器探头安装间隙检查、在线静态线特性检查、模拟信号输出正确性检查及控制装置报警动作检查。
8.1.6 ETS静态模拟试验
分别检查ETS各保护联锁动作应符合设计要求，首出指示正确。
8.1.7 ETS动态试验
使汽机处于复位状态，依次做各保护跳闸逻辑，检查遮断动作应正确，联锁输出应正确。
8.1.8 配合汽机专业做阀门关闭试验。
8.2空负荷整套试运阶段
8.2.1冲转过程中
-监视TSI参数，特别是转速参数
-监视保护参数
8.2.2定速阶段
-监视TSI参数
-监视保护参数
8.2.3配合汽机专业做汽机超速试验。
解除电超速保护，注意记录机械超速动作值。
试验结束后,恢复电超速保护。
8.2.4 TSI和跳闸保护系统投入情况记录。
8.2.5 保护动作情况统计。
8.3 带负荷整套试运阶段
8.3.1 机组并网前，确认空负荷阶段各保护项目的投入。
8.3.2 TSI和保护系统投入情况记录。
8.3.3 保护动作情况统计。
8.4 机组168小时满负荷整套试运阶段
8.4.1 记录、统计跳闸保护项目投入及动作情况。
8.4.2 记录、统计监视仪表投入情况。
8.4.3 对本阶段TSI和保护系统调试质量进行验评。
9 优化措施及建议
9.1 保护信号接线在汽机启动前重新紧固。
9.2润滑油压低及抗燃油压低保护试验应在就地实际动作压力开关，同时监视油压的指示值，确保动作正确。
10 安全注意事项
10.1 工作时要注意现场的坑、洞、栏杆等处的安全标志，做好安全措施。
10.2为了防止静电损坏模件，接触模件时应采取防静电措施。
10.3 有关保护信号进入机柜的端子排，保证接线牢固，防止松动。
10.4汽机保护项目的投入及退出，应有当班试运负责人的书面通知，保护项目的投入/退出应有记录备案。
10.5汽机保护逻辑和整定值的修改，必须经过有关方面审查和确认，以保证汽机保护系统的功能。
11 附录
附表一：分系统调试前检查验证单
附表二：临时系统恢复清单
附表三：调试文件修改登记表
附表四：调试文件修改通知单编号：。