某机组整套启动措施终版机炉电.doc

重庆松藻电力有限公司安稳发电厂
1#机组大修

整套启动技术措施

编写： 年 月 日

审核： 年 月 日

批准： 年 月 日

重庆松藻电力有限公司
六月

1#机组整套启动一览表

序号
启动环节
时长
1
锅炉冷态点火升温、升压
20小时
2
汽机冲转

2.1
机组转速300r/min时进行一次全面检查，检查完毕后进行低速暖机（汽封改造后实验）
12小时
2.2
暖机结束后升速到500r/min手动打闸，进行摩擦检查，检查结束后挂闸挂闸升速到1450r/min
2小时
2.3
中速暖机结束后升速到2430r/min
1小时
2.4
中速暖机结束后升速到3000r/min，转速稳定后做喷油实验
1小时
3
喷油实验完毕后，重新升速到3000 r/min，机组定速后，作远方停机实验
1小时
4
发电机开机实验
2小时
5
初次并网带负荷运营（15～30MW）
4～6小时
6
解列后，锅炉逐渐提高主汽参数到50%～100%额定压力，主汽参数达成规定后，进行主汽门、调门严密性实验
7小时
7
进行机组OPC（103%）超速实验
1小时
8
电超速（3300r/min）超速实验
1小时
9
机组挂闸，进行机械超速 (3270～3300 r/min) 超速实验（实验进行2次 ）
2小时
10
超速实验完毕后，机组再次并网接待负荷
3小时
11
机组负荷120MW以上进行机组真空严密性实验
6小时
合计
65小时

附件1：

重庆松藻电力有限公司安稳发电厂
1#锅炉大修

锅炉整套启动技术措施

重庆松藻电力有限公司
六月

目 录

1. 锅炉概况
2. 整套启动前应具有的基本条件
3. 点火前的准备工作和实验
4. 冷炉启动
5. 带负荷试运
6. 满负荷试运
7. 正常运营的参数控制
8. 锅炉整套试运期间的注意事项
9．措施编写依据

1.锅炉概况
重庆松藻电力有限公司安稳发电厂1#机组所配锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司制造DG490/13.8－II2型。该循环流化床锅炉是东方锅炉（集团）股份有限公司在消化吸取引进技术的基础上，结合自身在135MW、200MW、300MW、600MW大容量机组煤粉锅炉开发、设计、制造方面的丰富经验，自主开发，为重庆松藻电力有限公司安稳发电厂设计制造的具有自主知识产权的国产150MW等级的流化循环床锅炉。本锅炉为自然循环单汽包循环流化床锅炉，采用单炉膛，一次中间再热，露天布置。锅炉重要由一个膜式水冷壁炉膛，两台汽冷式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井（HRA）三部分组成。
炉膛内布置有屏式受热面：六片屏式过热器管屏、四片屏式再热器管屏和一片水冷中隔墙。锅炉共布置有六个给煤口，给煤口所有置于炉前，在炉前水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室下部布置有点火风道，点火风道内布置有两台床下风道燃烧器，燃烧器配有高能点火装置。炉膛两侧分别设立两台灵式滚筒冷渣器。
炉膛与尾部竖井之间，布置有两台汽冷式旋风分离器，其下部各布置一台“J”阀回料器。尾部由包墙分隔，在锅炉深度方向形成双烟道结构，前烟道布置了两组低温再热器，后烟道从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器，向下前后烟道合成一个，在其中布置有螺旋鳍片式省煤器和卧式空预器，沿宽度方向双进双出。过热器系统设有两级微喷水减温器，减温水来自高压给水，再热器系统中布置有事故喷水减温和微调喷水减温器，减温水来自给水泵中间抽头。
锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。
锅炉共设有六台给煤装置，给煤装置所有置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛两侧分别设立两台灵式滚筒冷渣器。
锅炉汽水流程：锅炉汽水系统回路涉及尾部省煤器、锅筒、水冷系统、汽冷式旋风分离器进出口烟道、汽冷式旋风分离器、HRA包墙过热器、低温过热器、屏式过热器、高温过热器及连接管道、低温再热器、屏式再热器及连接管道。锅炉给水一方面被引至尾部烟道省煤器进口集箱两侧，逆流向上通过水平布置的螺旋鳍片管式省煤器管组进入省煤器出口集箱，通过省煤器引出管从锅筒右封头进入锅筒。在启动阶段没有建立足够量的连续给水流入锅筒时，省煤器再循环管路可以将锅水从锅筒引至省煤器的进口集箱，防止省煤器管内的水停滞汽化。锅炉的水循环采用集中供水，分散引入、引出的方式。给水引入锅筒水空间，并通过集中下降管和下水连接管进入水冷壁和水冷分隔墙进口集箱。炉水在向上流经炉膛水冷壁、水冷分隔墙的过程中被加热成为汽水混合物，经各自的上部出口集箱通过汽水引出管引入锅筒进行汽水分离。被分离出来的水重新进入锅筒水空间，并进行再循环，被分离出来的饱和蒸汽从锅筒顶部的蒸汽连接管引出。进入汽冷式旋风离器入口烟道的上集箱，下行冷却烟道后由集箱，（尾部包墙过热器、低过、屏过、高过、汽机高压缸）从汽机高压缸排汽由尾部竖井前烟道低温再热器进口集箱引进，流经两组低温再热器，由低温再热器出口集箱引出，从锅炉两侧连接管引至炉前屏式再热器进口集箱，逆流向上冷却布置在炉膛内的屏式再热器后，合格的再热蒸汽从炉膛上部屏式再热器出口集箱两侧引至汽机中压缸。
过热器系统采用调节灵活的喷水减温作为汽温调节和保护各级受热面管子的手段，整个过热器系统共布置有两级喷水。一级减温器（左右各一台）布置在低温过热器出口至屏过入口管道上，作为粗调：二及减温器（左右各一台）位于屏过与高过之间的连接管道上，作为细调。
再热器采用尾部双烟道档板调温作为重要调节手段，通过调节尾部过热器和再热器平行烟道内烟气调节档板，运用烟气流量和再热蒸汽出口温度的关系来调节档板开度，从而控制流经再热器和过热器侧的烟气量，达成调节再热汽温的目的。流经再热器侧的烟气份额随锅炉负荷的减少而增长，在一定的负荷范围内维持再热汽温为额定值。该调温方式以不牺牲电厂循环效率为基础，是最为经济的调温方式，但为增长调节灵敏度，再热系统也布置两级减温器，第一级布置在汽机回汽管至低温再热器的管道上（左右各一台），作为事故减温器，第二级布置在低温再热器至屏式再热器的连接管道上（左右各一台），作为微喷减温器。以上两级喷水减温器均可通过调节左右侧的喷水量，以达成消除左右两侧汽温偏差的目的。
烟风系统:循环流化床锅炉内物料的循环是依靠送风机和引风机提供的动能来启动和维持的。从一次风机出来的空气提成两路送入炉膛：第一路，经一次空气预热器加热后的热风进入炉膛底部的水冷风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的气固两相流；第二路，热风经播煤风机管道后，用于炉前给煤机气力播煤。
二次风机提供风也分为两路：第一路经空气预热器加热后的二次风直接经炉膛下部前后墙的二次风箱分两层送入炉膛。第二路，一部分未、经预热的冷二次风作为给煤机皮带的密封用风。
烟气及其携带的固体粒子离开炉膛，通过布置在水冷壁后墙上的分离器进口烟道进入旋风分离器，在分离器里绝大部分物料颗粒从烟气流中分离出来，另一部分烟气流则通过旋风分离器中心筒引出，由分离器出口烟道引至尾部竖井烟道，从前包墙及中间包墙上部的烟窗进入前后烟道并向下流动，冲刷布置其中的水平对流受热面管组，将热量传递给受热面，而后烟气流经管式空气预热器再进入除尘器，最后，由引风机抽进烟囱，排入大气。
“J”阀回料器共配备有三台高压头的罗茨风机，每台风机的出力为100%，正常运营时，两用一备。风机为定容式，因此回料风量的调节是通过旁路将多余的空气送入一次风第一路风道内而完毕的。
锅炉采用平衡通风，压力平衡点位于炉膛出口；在整个烟风系统中均规定设有调节档板，运营时便于控制、调节。
锅炉设计参数：（额定参数）
锅炉设计参数：（额定参数）
过热蒸汽流量 490.8t/h
过热蒸汽压力 13.8MPa
过热蒸汽温度 540℃
再热蒸汽流量 440t/h
再热蒸汽进/出口压力 3.69/3.51MPa
再热蒸汽进/出口温度 358/540℃
给水温度 244.5℃
高加切除后的给水温度 156℃
排烟温度 136℃
锅炉热效率 88.7％
锅炉飞灰底灰比 46:54
冷渣器出口渣温 ≯150°C
启动床料尺寸 0—10mm
二氧化硫排放值 <800mg/Nm3
氮氧化物排放值 <250mg/Nm3
一氧化碳排放值 <200mg/Nm3
机组采用单元制。
锅炉给水使用电动调速给水泵，锅炉给水操作台不设主路调节阀，设30%B-MCR启动调节阀。
2.整套启动前应具有的基本条件
2.1生产区域的场地平整，道路通畅，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手架，障碍物、易燃物和检修垃圾等已经清除完毕。
2.2测温仪、听针、振动表等工具齐全完好。
2.3照明（涉及事故照明）、通讯、联络设备及通风设施已正常投入使用。
2.4试运区域的消防水源必须可靠，消防设施齐全，消防、保卫工作均已贯彻。
2.5电除尘器、除灰系统、除渣系统和相应的配套设备等均具有投入条件。
2.6输煤、炉前给煤系统具有投入条件。
2.7准备好足够试运所需的启动床料、燃煤、燃油。
2.8保温工作已按业重规定完毕，并经验收合格。
2.9锅炉风压、水压实验及安全阀检修已所有完毕。
2.10所有热工表计、电气保护检查完毕并正常投入。
2.11所有检修工作完毕并分步试运完毕，可靠投入。
3.点火前的准备工作和实验
3.1初始床料的准备：初始床料为筛选过的炉渣，粒度均应0--10mm，数量80吨。床料可用水泥袋装好，堆放在锅炉附近的干燥处，以备随时加入。
3.2给煤量标定实验已完毕。
3.3加床料：从锅炉下部人孔加入准备好的床料，并用准备好的工具（扒杆）将床料尽量扒平，加床料至静止高度600mm。
3.4 J阀风量的冷态调整完毕。
3.5锅炉工作压力水压实验和超压实验合格。
3.6按锅炉运营规程规定进行以下实验：
3.6.1汽水阀门、烟风挡板门的操作实验；
3.6.2燃油快关阀的关断实验；
3.6.3辅机联锁、保护和热工信号实验；
3.6.4 机、电、炉大联锁实验；
上述实验合格并正常投入。
3.7关闭所有人孔门及观测孔，将锅炉有关阀门、挡板门置于点火前的位置。
4．冷炉启动
4.1点火前8小时投入电除尘器灰斗加热装置。
4.2确认有关仪表管的吹扫空气已投入。
4.3向锅炉上水至点火位。规定：上水水温控制在20－70℃，且不低于汽包壁温，控制锅炉上水水温与汽包壁温差不大于40℃，控制汽包上下壁温差不大于50℃；上水时间夏季不少于2小时，冬季不少于4小时，当上水温度接近汽包壁温时，可适当加快上水速度。并校对各水位计投运是否正常。上水前后各抄录膨胀指示一次。
4.4检查并投入燃油系统，调节燃油压力正常（3.2-3.5MPa）。
4.5按顺序依次启动J阀高压风机、引风机、二次风机、一次风机做冷态流化实验，记录临界流化风量。
4.5启动点火风机，调整吹扫风量到30%以上，进行炉膛吹扫，根据冷态实验的结果，调节一次风机挡板，使炉内床料大于临界流化状态，炉膛压力维持在-127Pa---245Pa左右。
4.6调节好一次风机挡板和每只燃烧器燃烧风、冷却风挡板。
4.7第一支床下燃烧器着火稳定后，根据床温的变化情况，投入另一支床下燃烧器运营，但应注意控制一次风箱入口温度不超过870℃，初期风室温升控制在0.5--1.5℃/min,最大不超过3.0℃/min, （为了防止点火燃烧器烧坏，应密切监视点火燃烧器出口的烟温）。按升温升压曲线可调整两只油枪的油量和风量。

序号
工 作 内 容
时间（H）
1
控制分离器入口升温速率＜112℃/h
3
2
控制汽包壁温变化速率＜56℃/h
3
3
控制汽包压力变化速率＜1.5MPa/h
4
4.8由于本次大修对炉内各受热面浇筑料进行了更换和局部维修，在点火初期严格按照升温升压曲线进行调整，控制温升率不超过3.0℃/min。（升温升压曲线见附表所示）
4.9告知汽机投入主汽管道上的疏水阀（涉及新增疏水阀）和一级旁路运营，保证锅炉高温再热器的冷却。同时监视高再管壁温度（启动阶段管子壁温≤600℃，正常运营阶段管子壁温≤575℃）和炉膛中、上部床温。
4.10汽包压力达成0.17Mpa时，排污一次，冲洗并对照就地水位计；并告知热工人员冲洗表管；关闭过热器的空气门。
4.11根据汽机规定逐步启动高低旁路阀暖管。
4.12当汽包压力达成0.5Mpa时，告知大修人员稳压热紧汽包人孔门螺丝。
4.13当汽包压力达成1.0Mpa，告知化学蒸汽取样分析，蒸汽合格后方可继续升压，否则增长一次下联箱排污，关闭高过出口疏水阀，投入连排装置。
注意：在升压过程中，应加强对水位和燃烧情况的监视及时调整，锅炉进水时应关闭省煤器再循环门，对膨胀小的联箱要加强排污。
4.14当主蒸汽温度、压力达成汽机冲转参数时，联系汽机逐渐关闭旁路后，汽机挂闸，让蒸汽进入汽轮机。
4.15锅炉稳定参数，汽机冲转；汽机和电气做各项实验。
4.14待机组实验完毕后，机组并网发电，带低负荷运营。机组低负荷运营完毕后，继续带高负荷运营。
4.15锅炉按规程规定进行升温、升压，增长机组负荷。
4.16当锅炉床温≥550℃时，锅炉试投煤。（投煤着火后，逐步减少油枪油量）。
4.17锅炉逐渐投入给煤机运营，当负荷超过30%时，给水切至主管路运营，根据实际情况投入给水自动。
4.18当锅炉床温在790--910℃运营时，增长给煤机及给煤量，各给煤机的给煤量应均衡。减少油枪油量直至停燃烧器，燃烧器热备用。
4.19停止点火风机运营，保持一次风稳定。一次风和二次风量随负荷增长而增长直至达成额定值。
4.20当锅炉负荷达成70%以上时，投入减温水及自动。
4.21大修后锅炉初次启动排污规定：
4.21.1锅炉在启动初期上水至可见水位时，运营人员就地启动各定期排污门进行排污放水，加强锅炉换水（放水时监视汽包水位在±100mm内）。
4.21.2当汽包压力达成1.0Mpa时，运营人员关闭各定排手动门；
4.21.3当汽包压力达成2.0Mpa、3.0Mpa、4.0Mpa、5.0Mpa、6.0Mpa时，启动定排排污一次，排污时间不超过30秒。
4.21.4当汽包压力达成8.0Mpa时，启动定排排污一次，排污时间不超过30秒。
4.21.5当汽包压力达成13.0Mpa时，启动定排排污一次，排污时间不超过10秒。
4.21.6具体排污操作按照《锅炉运营操作规程》执行。
5.带负荷试运
5.1投煤
5.1.1投煤前准备：
5.1.1.1锅炉投煤前8小时投入电除尘器的灰斗加热器；
5.1.1.2投入电除尘器振打装置，除灰、除渣系统具有启动条件。
5.1.1.3打开减温水手动截止阀；
5.1.1.4 启动给煤机的密封风门，调节各播煤风挡板在50%左右。
5.2投煤采用“脉冲投煤法”。其具体操作方法按《锅炉运营操作规程》进行操作。
5.3回料系统投入及调整
投煤后，回料量和回料温度将大幅度上升，此时应注意检查和适当调节回料风，控制回料量，维持床温稳定。一般在回料风阀调节好后，不再进行调整，但要经常进行检查，发现流化不良或回料灰温偏低时，可适当开大该处回料风。
5.4一、二次风分派比例调整
一、二次风分派比例，对燃料在炉膛内不同高度区域的燃烧率，以及固体粒子沿炉高的分布情况有影响。选择较合理的过剩空气系数，同时变换一、二次风比，对锅炉重要运营参数进行测试，拟定最佳的一、二次风比，实现燃料的分级燃烧。当负荷在120MW以上时，运营人员逐渐启动A、B侧一次风至二次风手动门（A、B侧侧墙新装阀门），加强炉内燃烧，记录阀门开关前后烟气挡板门后氧量值、床温、床压情况，由观测孔观测炉内燃烧状况。
5.5投入电除尘器及除灰系统运营。
5.6在负荷＞70%以上、且炉膛燃烧稳定期，投入尾部烟道蒸汽吹灰，验证吹灰系统正常工作。
5.7加强炉水和汽水品质监督，通过加药、定期排污炉水和蒸汽品质尽快合格。
5.8根据床压变化情况，适时投入冷渣器运营，维持床压在7～9KPa之间，冷渣机启动初期联系大修单位派专人就地监护冷渣机下渣情况，保证下渣通畅。
5.9记录一、二次风空预器进出口温度、压力。
5.10投入各保护系统，投入自动调节装置。
6. 满负荷试运
6.1陆续投入锅炉所有辅助设备，并逐渐将锅炉负荷加至满负荷。当满足以下条件后，进入大修后的试运营：
6.1.1投入电除尘器运营。
6.1.2汽水品质合格。
6.1.3锅炉保护装置所有投入。
6.2若因电网等非设备自身因素不能带至满负荷时，由大修办拟定最大负荷。
6.3大修后的锅炉满负荷运营七十二小时（由大修办决定试运时间），检查锅炉本体、辅助机械和附属系统工作是否正常，其膨胀、严密性、轴承温度及振动等是否符合规定，锅炉蒸汽参数、燃烧情况等是否基本达成设计规定。
7.正常运营的参数控制
序号
参数名称
单位
控制范围
备注
1
主蒸汽压力
MPa
13.43±0.3

2
主蒸汽温度
℃
533～543

3
主蒸汽流量
t/h
440

4
再热器温
℃
533～543

5
床温
℃
790～910

6
给水温度
℃
243

7
油压力
MPa
3.2～3.5

8
炉膛压力
Pa
-127～-245

9
汽包水位
mm
-50～+50

10
氧量
%
0～3.5

11
床差压
KPa
7～9

12
分离器差压
KPa
0.4～1.7

13
风室压力
KPa
13.5

14
总风量
Nm3/h
365700

15
去布风板的风量
Nm3/h
217160
下限110790
16
旋风分离器入口温度
℃
873

17
排烟温度
℃
136

18
高压流化风压力
KPa
≥35

19
排渣温度
℃
≤150

8．锅炉整套试运期间的注意事项
8.1整套试运必须在大修办的统一指挥下，各单位互相配合，各行其责。
8.2 运营人员必须做到精心监盘、精心操作、精心调整，定期对整个设备、系统进行检查，若发现问题，应及时报告和果断解决问题，防止事故扩大，保证人身和设备安全。
8.3 加强汽水品质的监督，加强对过热器、再热器、汽冷式旋风分离器壁温的监视，保证壁温不超温运营。
8.4 在试运期间，大修单位应派专人对设备进行监护，若有问题应及时告知控制室的操作人员、大修单位和大修办，不得擅自操作。
8.5 在试运期间，大修单位对设备进行缺陷解决前，必须得到运营的批准，对于重要设备的检修应得到大修办的批准，否则不得擅自进行，以防导致人身和设备危害，正在检修的设备应告知运营值班人员和挂“有人工作、严禁操作”标记牌。
8.6 运营人员应定期对锅炉整个设备和系统进行全面的检查，如有问题应及时报告，以保证锅炉正常运营。
8.7严禁运营人员发生误操作。
8.8严禁汽包水位满缺水事故发生。
8.9严禁锅炉长时间超温超压和超负荷运营。
8.10 严禁锅炉主汽温度短时间剧烈波动，投减温水应平稳，以保证主汽温度正常。
8.11锅炉发生熄火等事故时，应注意关闭减温水，以防止主汽温度下降过快。
8.12锅炉运营期间，每班应进行锅炉吹灰。
8.13试运的锅炉机组应与正常运营的机组、系统进行隔绝。
8.14试运期间，应严格执行工作票制度。
8.15机组的启、停及重大事项的解决应由大修办决定。
8.16该措施合用于锅炉整套试运期间，如本措施未提到的应按安稳发电厂的《锅炉运营操作规程》（以及《锅炉事故解决规程》、《锅炉灰渣运营规程》、《锅炉输煤运营规程》、《锅炉电除尘器运营规程》等）进行操作。
9.措施编写依据
11.1《火力发电厂基本建设工程启动验收规程(锅炉篇)》；
11.2《火电工程启动调试工作规定》；
11.3《火电施工质量检查及评估标准(第十一篇)》；
11.4《电业安全工作规程》（热机部分）电力部电安生227号；
11.5电力部颁发的有关专业规程与导则；
11.6重庆松藻电力有限公司编制的《锅炉运营操作规程》；
11.7设计院、制造厂提供的图纸及说明书等技术资料。

锅炉冷态启动升温升压曲线表

温度（℃）

800

700

600

500

400

300

200

100

0

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15

时间（h）

以旋风分离A、B侧回料直腿温度为准

锅炉大修后初次启动排污登记表

排污时间
汽包压力（MPa）
实际汽包压力（MPa）
操作人员
排污时长（秒）

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

8.0

10.0

13.0

一二次风技改前后各参数登记表

记录时间
氧量值(O2%)
床温（℃）
床压（KPa）
一次风量（KNm3/h）
一次风机电流（A）
负荷（MW）
记录人员
操作前
操作后
操作前
操作后
操作前
操作后
操作前
操作后
操作前
操作后

锅炉大修后空预器参数登记表

记录时间
进口压力（KPa）
出口压力（KPa）
进口温度（℃）
出口温度（℃）
风量（KNm3/h）
负荷（MW）
记录人员

附件2：

重庆松藻电力有限公司安稳发电厂
1#机组大修

汽机整套启动技术措施

重庆松藻电力有限公司
六月
目 录
1. 设备概况2
2. 编制依据2
3. 汽轮发电机组技术规范3
4. 整套启动应具有的条件及准备工作4
5. 整套启动方案及系统运营方式6
6. 机组启动运营8
7. 运营安全注意事项

1. 设备概况
松藻安稳发电厂2×150MW循环流化床工程汽机选用上海汽轮机有限公司制造的N150-13.24/535/535型超高压、中间再热、单缸、单转子、单排汽、冲动式、凝汽式汽轮机，配套山东济南发电设备厂的WX21Z-085LLT型空冷150MW发电机和东方锅炉厂制造的DG490/13.8-Ⅱ2型循环流化床锅炉。机组采用FOXBORO公司的DCS分散控制系统。
为了使机组安全、可靠、顺利地进行启动运营，并使参与试运的人员对该机试运期间的整套启动方案、主机启动运营方式以及启、停安全注意事项等方面有一个全面了解，特编写本《措施》作为汽轮机组试运过程中的指导原则。
试运营期间，机组启动目的与投产后的常规运营有所不同。试运过程，在保证机组安全运营的前提下，要完毕一系列调整、实验工作，因而，《措施》中所选取的启动参数、启动方式以及系统运营方式与操作环节也许与电厂《运营规程》的规定有所区别。此外，本《措施》未对运营的具体操作环节及方法进行详尽的叙述，因此，凡《措施》未提及的部分则应按电厂《运营规程》和《事故解决规程》执行。《措施》与《运营规程》冲突之处，在试运期间按批准的《措施》执行。
2. 编制依据
《措施》根据下列规程、规范及技术资料编写而成：
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收技术规程》(1996年版);
《火电工程启动调试工作规定》(1996年5月);
《电力建设施工及验收技术规范》(汽机篇-95年);
《上海汽轮机有限公司N150-13.24/535/535型汽轮机产品使用说明书》;
《上海汽轮机有限公司N150-13.24/535/535型汽轮机运营维护说明书》;
《上海汽轮机有限公司N150-13.24/535/535型汽轮机调节系统说明书》;
《DEH操作说明书》
3. 汽轮发电机组技术规范
3.1. 汽轮机重要技术规范：
型号: N150-13.24/535/535型
主汽门前蒸汽压力：（Mpa）
额定：13.24
主汽门前蒸汽温度：(℃)
额定：535
主再热蒸汽门前蒸汽温度：(℃)
额定：535
汽轮机功率： （MW）
额定： 150
额定进汽流量： 443.5t/h
额定工况给水温度：240.8℃
回热级数： 二高、三低、一除氧
排汽压力： 4.9KPa（a）
额定转速： 3000r/min
旋转方向： 从机头看为顺时针方向
轴系临界转速：(设计值)
汽轮机转子：第一阶 1401r/min 第二阶 3937r/min
发电机转子：第一阶 1328r/min 第二阶 3494r/min
（参考值，以制造厂提供的数据为准）
3.2. 发电机重要技术规范：
型号：WX21Z-085LLT型空冷150MW发电机
额定功率：150MW
额定转速：3000r/min
冷却方式：空冷
4. 整套启动应具有的条件及准备工作
4.1. 试运现场应具有的条件
4.1.1 试运范围内各运转层检修、技改施工工作结束。场地平整、道路畅通。检修用的脚手架已所有拆除，试运现场已清理干净，现场的沟道及孔洞的盖板已恢复齐全，临时孔洞装好护栏或盖板，各运营平台的楼梯、通道、栏杆及其底部护板完好。
4.1.2 低位水坑、凝结水泵及循环水泵坑排污泵运营正常。
4.1.3 现场具有足够数量的消防器材，消防水系统有足够的水源，水压满足规定并处在备用状态，消防报警系统、移动消防系统可投入使用，事故排油系统处在备用状态。
4.1.4 现场照明满足规定，保安电源可靠，事故照明系统能可靠投入。
4.1.5 电话、对讲机等通讯设备齐全，并能正常使用。
4.1.6 试运设备及系统均按有关技术规定检修完毕并移交回公司，质量符合规定，检修、验收记录齐全。编写技改设备操作方案，运营人员并应熟悉操作环节。
4.1.7 设备及管道保温已恢复。新换管道保温壳表面应标明色环、介质流向及名称。
4.1.8 各加热器、水箱、油箱上的液位计应有标尺刻度及最高、最低和正常位置的标志。
4.1.9 系统中的有关阀门经检查，开关灵活，方向对的并关闭严密，其行程指示与实际相符，系统所有设备、阀门标记牌恢复。所有电动门及调节门已所有调试完毕，处在准备投运状态。
4.2. 试运设备应具有的条件
下列辅机及附属系统经分部试运、调试合格能正常投入：
4.2.1 工业水系统。
4.2.2 循环水系统。
4.2.3 循环水至空冷器、冷油器等冷却系统。
4.2.4 凝结水泵及凝结水及其补水系统。
4.2.5 除氧器给水箱系统。
4.2.6 给水泵及高、低压给水系统。
4.2.7 高、低压加热器及其疏水系统。
4.2.8 凝汽器真空系统已灌水检查结束并合格，真空泵试运正常试抽真空合格。
4.2.9 汽机轴封风机及轴封系统。
4.2.10 压缩空气系统。
4.2.11 管道及汽机本体疏水系统。
4.2.12 抽汽系统。
4.2.13 辅助蒸汽系统。
4.2.14汽机润滑油系统。系统工作结束，油路系统设备完好，油箱油位正常。油质经化验合格，交流油泵、直流油泵运营正常。
4.2.15 顶轴、盘车装置试运合格。
4.3. 其余有关系统的检查、调整与实验
3.4.1 汽机所有安全门经整定实验合格，涉及辅汽联箱安全门、汽封系统安全门、除氧器及高加安全门等。
3.4.2 汽机侧所有电动门、调节门调校合格，开关检查灵活可靠。
3.4.3 各辅机联锁、保护实验对的无误。
3.4.4 DCS系统调试完毕。画面符合实际，设备操作状态对的。
3.4.5 汽机“DEH”、“TSI”、“ETS”功能检查符合规定。
3.4.6 所有热工仪表（如转速表、温度计、热电偶、热电阻、压力表等）经校验合格，安装位置对的。
3.4.7 汽机调节、保安系统静止状态调整实验结束，质量符合规定。
3.4.8 检查汽机滑销系统，确认不存在影响汽缸和管道自由膨胀。
3.5. 启动前的准备工作
3.5.1 生产准备工作已完毕：涉及各岗位运营人员齐全、精神状态良好。备齐运营操作工具和测量仪表等。
3.5.2 施工单位已整理好安装的有关技术资料，配备好检修及值班人员，准备好检修用工具和材料。
3.5.3 现场配备专职消防及保卫人员，并已公布组织指挥系统及各单位值班人员名单。
3.5.4接值长令启动#1汽轮机组，做好启动准备工作。
3.5.5检查现场确认检修工作已结束，无影响启动问题存在，所有工作票收回。
3.5.6检查试运记录，确认检修设备已试运合格，机组具有启动条件。
5. 整套启动方案及系统运营方式
5.1. 整套启动方案
5.1.1 初次启动，空负荷试运及试并网发电阶段
本阶段要完毕汽机冲转、定速、空负荷试运及初次并网；重要目的为检查汽机及有关系统启动运营情况，重点观测轴瓦温度、轴瓦振动、轴向位移、差胀及调节系统工作性能。在上述情况正常的基础上完毕各项实验工作：
--机组转速300r/min时进行一次全面检查，检查完毕后进行低速暖机，暖机时间为12小时。
--暖机结束后升速到500r/min手动打闸，进行摩擦检查，检查结束后挂闸挂闸升速到1450r/min进行中速暖机1小时。
--中速暖机结束后升速到2430r/min暖机30分钟。
--中速暖机结束后升速到3000r/min，转速稳定后做喷油实验，实验时间为20分钟。
--喷油实验完毕后，重新升速到3000 r/min，机组定速后，作远方停机实验，实验时间为20分钟。
--远方停机实验完毕后，升速到3000 r/min。
--交电气完毕发电机空载特性实验，实验时间为1小时。
--初次并网带负荷15～30MW运营3～4小时。
--解列后，锅炉逐渐提高主汽参数到50%～100%额定压力，主汽参数达成规定后，进行主汽门、调门严密性实验，实验时间为6小时。
--进行机组OPC（103%）超速实验，实验时间为30分钟。
--电超速（3300r/min）超速实验，实验时间为30分钟。
--机械超速 (3270～3300 r/min) 超速实验，机械超速实验进行2次，实验时间为1小时。
5.1.2 带负荷试运阶段
机组空负荷实验结束后若无重大缺陷可重新带负荷，进行带负荷暖机，重新并列到接带额定负荷时间为4小时，完毕机组真空严密性实验。
5.2. 重要系统的运营方式
5.2.1 辅助蒸汽系统
机组启动前及低负荷期间，辅助蒸汽联箱汽源由邻机提供，压力维持在0.8Mpa，温度360℃。机组负荷大于120MW时，切换至本机三段抽汽供应。
辅汽汽源改由本机供应后，应将邻机供汽切除并置于热备用状态