报告具有汇报性、陈述性的特点，只有按照报告的格式，正确编写报告，报告才能发挥出它的作用。那么在写报告的时候，应该如何写才能突出的重要性呢？以下是小编整理的《机组启动调试报告》，欢迎阅读，希望大家能够喜欢。
ddd发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲
1 设备概况
ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。
锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧;每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。
一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第
三、五层(自下向上数)和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨/时，可满足锅炉30%BMCR的要求。
与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为
二、
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三、
二、三。
锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。
根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。
锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统(SCS)，汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。
锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数
机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度
1.2 煤质资料(工业分析)
应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量
设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920
校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070
单位 % % % kJ/kg
MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4
ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273
单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃
1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵
台数 2 2 2 3
型 号
FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e
LUVC250×2-410/2
备 注
轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘
4 4 2 2
MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880
三分仓、容克式
RWD/TL-1-230×2×32 三电场
2 锅炉整套启动前应具备的条件
2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。
2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。
2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。
2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。
2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。 2.6 锅炉机组的安装及消缺工作(包括炉本体、烟道、一二次汽系统)均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净;各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。
2.7 锅炉给水系统以及
一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。
2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。
2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。
2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。
2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。 2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。 2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。 2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上;粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。
2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。
2.16 锅炉安全监控系统(FSSS)调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。
2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。
2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。 2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。 2.20 检查制粉系统(蒸汽)灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。 2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。
2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。
2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。
2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。
2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。
2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。
2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。
2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。
2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。
2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。
2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。 2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。 2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。 2.34 老厂来汽已具备供汽条件。
2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。 2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。
2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。 2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。 2.39 备足Φ6.3、5.
1、4.2mm油枪雾化片。 3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水
3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。
3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。 3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。
3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。
3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。 3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水;
3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。 上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。
3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。 3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵(三台泵运行)。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。
3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定(0.8～0.9MPa)。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。 3.2 锅炉点火
3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。
3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。
3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。
3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。
3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。 3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。
3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量>30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。
3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。
3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。
3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门(应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管)。
3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。
3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。 3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。
3.3 锅炉升温、升压
3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线(见附图)控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。
3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。
3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。 3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。 3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。
3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。
3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。
3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。 3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验(见大纲)。 3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。
3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转(热态、半热态开机参数由汽机决定)。
3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及
一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。
3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查(此时汽机、电气作试验)，退出烟温探针。
3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。
3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。
3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。 3.6.2 启动制粉系统。
3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。
3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。
3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。
3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。 3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。 3.6.3 锅炉投粉
3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。
3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。 3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入(应最先投用B层)，单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。
3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。
3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。
3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。
3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动(三冲量)，加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。
3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨/时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。
3.6.4 锅炉断油全烧煤
3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：
a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上;
b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。
c.煤粉细度符合规程要求。
d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。
3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。
3.7 锅炉满负荷连续试运行
3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。
3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。
3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作(如测量粉仓位，清理木屑分离器等)并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。
4 启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全
4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。
4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。 4.2 设备安全
4.2.1 防止锅炉灭火放炮
4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。
4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。
4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。
4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。
4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。
4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。
4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。
4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。
4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。
4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。
4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。
4.2.2 防止锅炉缺满水
4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。
4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。
4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。 4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。
4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。
4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。
4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。
4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。
4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。
4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。
4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。
4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。 4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：
a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。
b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。 c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。
d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。
4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。
b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。 c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。
d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。
e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。
f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。
g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。
4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：
a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。
b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。
c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。 d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁(必要时可水冲洗受热面)。
e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。
4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：
a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。
b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。
c.保持一次风速不低于22m/s(煤粉管内流速)，锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。
4.2.6 遇有其它异常事故应按照锅炉运行规程处理。
珠江水泥有限公司余热发电工程
7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
1 简要概述
1.1 工程简要概述
珠江水泥余热电厂，设备简介
2 整套启动调试的目的和任务
2.1 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。
2.2 启动调试的任务
2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。
2.2.2 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。
2.2.3 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。
2.2.4 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。 2.2.5 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。
2.2.6 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。
2.2.7 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。
2.2.8 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;
3 主要设备技术范围
3.1 汽轮机
型号： NZ7.5-1.05/0.2
型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。
额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统
主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃
主蒸汽流量： 37.2 t/h
额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h) 额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)
制造厂： 南京汽轮电机(集团)有限责任公司
3.2 发电机
额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷
功率因数：
满载效率：
励磁方式
制造厂家：
4 编制依据及标准
本措施的编制参考以下有关资料：
《 7.5MW补汽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。
5 整套启动应具备条件
5.1 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：
5.1.1 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、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。
5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。
5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。
5.1.4 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。
5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。
5.1.6 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。
5.1.7 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。速关阀、调节汽门动作正常。
5.1.8 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，ETS、TSI部件经校验合格。
5.1.9 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。
5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。
5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。
5.1.12 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DEH、ETS、TSI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。
5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：
5.2.1 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。
5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。
5.2.3 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。
5.2.4 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。
5.2.5 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。
6 机组整套启动主要原则方式
6.1 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：
6.1.1 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DCS、DEH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。
6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。
6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。
6.1.4 做主汽门严密性试验。
6.1.5 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。
6.2 汽机超速试验
6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。
6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW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(3270r/min)和机械超速试验。
6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0%～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。
6.3 机组的72+24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。
6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。
6.4.1 机组就地手动启动方式要领：
6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 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” 6.4.4 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2800r.p.m，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2800r.p.m。
6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。
6.4.6 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。
6.4.7 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。
6.5 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)。
7 汽轮机冷态启动
7.1 冷态启动前的准备工作：
7.1.1 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。
7.1.2 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。
7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。
7.1.4 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。 7.1.5 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。
7.2 锅炉已供汽至分汽缸：
7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。
7.2.2 投入润滑油系统。
7.2.3 投用盘车装置。
7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。
7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。
7.2.6 除氧器上水至正常水位。
7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。
7.2.8 投用除氧器。
7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启
7.2.10 发电机空冷系统投用，
7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。
7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。
7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。
7.3 汽轮机冷态启动程序
7.3.1 冲转
汽轮机冷态启动参数和控制指标：
主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上
凝汽器压力： -0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃
高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差
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。
(1) 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。
(2) 遥控脱扣一次，结果正常。
(3) 就地脱扣一次，结果正常。
(4) 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。
(5) 真空达到-0.06MPa。
(6) 投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。
(7) 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。
(8) DEH系统进入就地手动启动方式。
(9) 真空达到 -0.07Mpa及以上。
(10) 要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 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)
(11) 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。
(12) 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。
(13) 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。
(14) 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。
(15) 缓慢开启电动主汽门旁通门。
(16) 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。
(17) 适当开启旁通门，确认转速上升。
(18) 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。
(19) 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。
(20) 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。
(21) 重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。
(22) 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。
(23) 缓慢开启旁通门继续升速。
(24) 当转速升至1200r/min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)。
(25) 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。
(26) 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1.8mm，继续冲转。
(27) 设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。
(28) 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1600r/min)。
(29) 升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,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。
(30) 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。
(31) 升速过程中的注意事项
a) 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。
b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。
c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。
d) 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。
e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。
7.3.2 首次满速后的工作
(1) 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。
(2) 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。
(3) 通知值长，进行电气专业有关试验。
7.3.3 并网和带负荷暖机
(1) 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。 (2) 全面进行热力系统检查。
(3) 通知锅炉控制负荷，调整汽包水位;一切就绪后即可以并网。
(4) 并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。
(5) 当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。
(6) 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。
(7) 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。
(8) 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。
(9) 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。
7.3.4 解列后完成下列试验
(1) 电气超速试验
(2) 机械超速试验
(3) 超速试验的检查、注意事项：
a) 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 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。
b) 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。
c) 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。
d) 试验中应派专人监视润滑油压。 7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行
(1) 机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求
(2) 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。
(3) 当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。
(4) 设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。
(5) 负荷达到2.5MW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≥0.03Mpa。
(6) 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。
(7) 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。
(8) 设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。
(9) 到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。
(10) 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。
(11) 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。
(12) 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。
(13) 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。
8 汽轮机热态启动
8.1 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。
8.2 热态启动冲转参数
8.2.1 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500r/min。
8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。
8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项
8.3.1 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。
8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。
8.3.3 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。
8.3.4 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。
8.3.5 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。 8.3.6 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。
8.3.7 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。
8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。
8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束
8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。
8.3.11 要求尽快并网。
8.3.12 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。
8.3.13 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。
8.3.14 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。
9 减负荷及停机操作
9.1 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。
9.2 每降低20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。
9.3 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。
9.4 汽轮机正常停机程序
9.4.1 确认停机命令。
9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。 9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。
9.4.4 切除功率自动控制回路。
9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。
9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。
9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。
9.4.8 降负荷到1MW。
9.4.9 联系值长，发电机解列。
9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。
9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。
9.4.12 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。
9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。
9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。
9.4.15 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。
9.4.16 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。
9.4.17 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。
9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。
9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。 9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。
9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。
150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度
9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机
9.4.24 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。
9.4.25 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。
9.4.26 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。
10 满负荷(72+24小时)试运行注意事项
10.1 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。
10.2 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。
10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。
10.4 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。
10.5 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。 10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。
11 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。
11.1 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。
11.2 机组发生强烈振动。
11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。
11.4 水冲击。
11.5 轴封内发生火花。
11.6 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℃。
11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。
11.8 发电机内冒烟或爆炸。
11.9 转子轴向位移超过+1.3或-0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。
11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。
12 安全注意事项
12.1 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。
12.2 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。 12.3 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。
12.4 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。
13 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7.5MW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。
东莞市常平镇新桥排涝站改建扩容工程
机组启动试运行技术报告
批准：东莞市机电排灌管理站审核：周志光校核：叶淦芬编制：尹明新
编制日期：2010年10月
一、工程概况
本排站有3台1600SLQ10-55.5型上海凯泉水泵厂生产的轴流泵，每台水泵配置710kw电机，总装容量2130千瓦;电机选用兰州电机厂TL710-20/2150型三相高压同步电动机3台;高压金属铠装移开式开关柜7块、高压计量柜1块,高压辅助计量柜1块，干式变压器(SCB9-315/10 10±2.5%0.4KV Dyn11) 1台、干式变压器(SC9-125/10 10±2.5%0.4KV Dyn11) 1台、低压抽出式开关柜8块、自动电液变阻启动补偿控制柜3台、动力配电箱及电源箱、照明配电箱、控制箱11个、微机综合自动化装置2套、检修排水泵2台、技术供水泵2台、真空泵1台以及管路系统。
二、机组启动试运行目的
机组启动试运行目的是调试好机组各部位设备是否能达到运行使用要求。确保大暴雨到来，各机组能正常使用，水泵能进行排水，确保工厂和人民财产安全。
三、机组启动试运行已具备的条件
1、供电线路已通电(高低压电已通电)。
2、与机组启动试运行有关的水工部分建筑物已验收。
3、金属结构及启闭设备的安装完成并已验收(检测部门已验收，达到合格标准)。
4、各种电气设备(高低压配电柜、变压器、主电动机、配电箱等)
5、油、气、水等辅助设备已调试。
6、消防设备的安装布置已到位。
7、绝缘工具已配置齐全。
8、试运行指挥、操作、监护人员已安排。
9、开机操作票、试运行记录表已编制。
四、机组启动试运行开、停机操作方式
机组启动试运行开、停机操作方式：
1、手动操作步骤(1)合上高压屏开关(高压开关)、检查变压器输电达正常状态。(2)合上总屏闸刀开关，合上空气开关。(3)合上启动屏闸刀开关，再合上空气开关，扭动电压相序按钮，检查三相电压达正常，按启动钮启动电动机，启动开始至当电流表指针开始下降及电动机声音接近正常时按运行钮使机组投入正式运行。停机操作方式：(a)先按启动屏“停止”按钮，其次断开空气开关。断开闸刀开关。(b)断开总屏空气开关、断开闸刀开关。
2、中控室自动控制步骤：
五、机组启动试运行的外围条件
机组启动试运行的外围条件是所有活动拦污栅已调试好，达到使用功能。外围垃圾已清理干净。已满足机组试运行条件。
六、机组启动试运行的步骤
(1)提升防洪闸闸门、关闭自排闸;
(2)开启循环冷却水电源，启动水泵，对水泵供水; (3)启动室内降温设备; (4)开启主变电源; (5)低压侧主变合闸;
(6)打开1号(或2号、3号)启动柜电源，按下启动开关。
七、机组启动试运行中的紧急停机情况
若发生电机电流异常，水泵、电机声音异常，应立即采取紧急停机措施。
八、机组启动试运行的时间安排
2010年10月22日
九、附
1、机组启动试运行人员安排
2、机组启动试运行主机开(停)机操作规程
3、机组试运行记录表
4、东莞市中小型电力排灌站运行操作规程
5、东莞市中小型电力排灌站运行管理制度
4 机组启动试运行各岗位人员安排
机组启动试运行各岗位人员安排
一、 机组启动试运行领导小组人员： 主管单位：东莞市水利局
东莞市机电排灌管理站
项目法人： 常平镇城乡水利防灾减灾工程建设领导小组办公室 监理公司： 东莞市东水工程监理有限公司 安装单位： 青州市水利建筑总公司
二、 机组启动试运行监护、操作人员： 机电监理：徐智勋 计算机监控：叶淦芬 启动试运行发令人：叶淦芬 启动试运行安全监护： 叶祐华 操作人：谭玉仕
监护人：叶祐华
三、 各岗位监视、巡检人员： 抄表、运行情况纪录： 谭国干 控制室：尹明新 水泵层：张志容 水位监测：张志容 水工建筑物监测：吴华劲
各设备供应厂家代表，在相应设备旁监控，业主安排的管理人员巡视设备运行情况。
华能沁北电厂三期工程#5机组
整套启动后质量监督检查汇报
浙江省火电建设公司 华能沁北电厂工程项目经理部
2012.04.25 浙江火电华能沁北电厂三期工程
整套启动后监督检查汇报材料
各位领导、各位专家：你们好!
首先，热忱欢迎你们对华能沁北电厂三期工程进行#5机组整套启动前质量监督检查。自2009年11月18日#5炉钢结开始吊装以来，经过浙江火电广大员工的努力，在业主、监理、厂家代表的指导和支持下， #5机组于2012年3月6日顺利通过168小时试运行,现将有关情况汇报如下：
一、工程概况 (一)施工范围
我公司承担的是#8标段合同施工内容，即#5机组安装工程。主要内容是：#5机组主厂房机、炉、电、控设备安装，机组排水槽设备安装，工业水泵房设备安装，全厂通讯安装等项目。 (二)概述
华能沁北电厂三期2×1000MW工程#5机组为超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊п型结构，锅炉最大连续蒸发量(B-MCR) 3110 t/h，额定蒸发量(BRL) 2943.7 t/h。锅炉钢结构由东方锅炉厂设计，由青岛三联制作和供货。钢架连接采用高强螺栓的方式，主要构件材料采用抗腐蚀性能好的高强度低合金钢。炉顶共布置5根大板梁(分别在K
1、K
2、K
3、K
4、K5排)，均为叠梁，叠合面采用焊接加高强螺栓连接。本锅炉与常规机组相比，焊接工程量大大增加，锅炉受监焊口数约55800多只。锅炉安装焊接部分工程量大、技术要求高、难度大，涉及钢种多，常见的钢种有SA-210C、SA-106C、20G、SA-213T
2、SA-213T
22、SA-213T
23、SA-335P
12、15CrMo、12Cr1MoV、WB
36、1Cr18Ni9Ti、TP
316、SA-213T9
1、SA-213T9
2、SA-335P9
1、SA-335P92等，其中SA-213T9
2、SA-335P92钢种在国内机组中属于新钢种，焊接难度较大。而且中大口径管道的壁厚普遍明显增大;其中高温过热器集箱壁厚达到140mm，同时由于壁厚增大，导致热处理难度明显增大，热处理时，管道内外壁温差要控制要求高。由于省煤器、过热器、再热器管排之间，及管排与水冷壁之间的间距很小，导致焊接、返修的难度相当大。高温高压管道基本上都采用了T/P9
1、T/P92及其他耐热不锈钢，相应的测温测压的仪表管也采用了T9
1、T92及其他耐热不锈钢，对接焊口焊接时焊缝背面需充氩保护，这些仪表管管径较小、壁厚较厚，充氩和热处理工作难度很大，施工时，必须对焊接过程严格管理。
汽轮机哈尔滨汽轮机厂有限公司与日本东芝公司联合设计和生产的CCLN1000-25/600/600型超超临界1000MW汽轮机，本机组为单轴、四缸、四排汽、浙江省火电建设公司
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凝汽再热式汽轮机。本机的轴系由汽轮机高压转子、中压转子、低压转子A、低压转子B及发电机转子所组成，各转子间用刚性联轴器连接，除低-发联轴器其他联轴器间都有垫片。发电机采用哈尔滨电机厂有限责任公司生产，型号为：QFSN-1000-2。型式为：三相同步汽轮发电机，额定容量：1112MVA，额定功率：1000MW，最大连续输出功率：1222.2MVA，额定电压：27kV，额定功率因数：0.9(滞后)，频率：50Hz，冷却方式：定子绕组水冷，转子绕组及铁芯氢冷，励磁方式：静态励磁，效率(保证值)：≥99%。
#5机组以发电机—变压器单元接线分别接入500kV配电装置;发电机出口装设断路器; 每台机组设2台分裂高压厂变, 电源从主变低压侧与发电机出口断路器之间引接。机组启动电源设1台有载调压分裂高压备用变，备用电源由濠江220kV变电站110kV系统引接。主变压器由保定天威电气股份有限公司提供，其型号为DEP-390000/500kV, 采用单相双绕组强油风冷无激磁调压变压器，容量为390MVA，电压比 (525kV/3)2×2.5%/ 27kV，接法为 Ynd11，主变高压侧为无载调压。主厂房厂用电采用6kV及380V电压等级，6kV母线分A、B、C 、D四段 ，机炉工作负荷分接在B、D两段母线上。主厂房低压厂用电系统每台机或炉分别设由2台低压厂用变压器供电的2个低压段(即动力中心)，每个低压段下设机或炉电动机控制中心，公用负荷(照明、检修)设控制中心，电源分别从机组6kV的一段引接。6kV开关柜由镇江伊顿公司提供。380V由汕头正超提供,变压器采用天威公司提供的干式变。电气控制纳入DCS，实现全CRT监控。
#5机组采用机、炉、电集中控制方式，集控室按二机一控方式布置。集控室位于#5机组汽机房固定端集控楼内。。
二、工程进度
1、2009 年11月18日：锅炉钢架开始吊装
2、2010 年 11月18日：发电机定子就位
3、2011年07月07日：锅炉水压试验
4、2011年08月08日：汽轮机扣盖
5、2011年09月10日：厂用电系统受电
6、2011年 09月 08日：汽机油循环开始
7、2011年11月03日：锅炉酸洗完
8、2011年12月13日：点火吹管完
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9、2012年2月15日：首次并网
10、2012年3月6日：168小时试运行完 三 、质量管理
(一)、体系运行
浙江省火电建设公司沁北电厂项目部全面贯彻执行公司的管理体系，并按标准、合同及业主的要求建立完善的质量管理体系。项目根据公司的工作目标，并结合沁北三期工程项目实际情况，制定了项目工作目标并予以颁布实施。项目通过体系化手段使得质量管理活动更为规范，其内容涉及质量管理制度、技术管理制度、计量管理制度、物资管理制度等内容。为有效运行管理体系，项目一方面通过内部培训提高员工对程序文件的熟知程度，另一方面各职能部门加强监督力度，增加检查的频度和深度，及时发现各类不符合项，并予以纠正。项目还特别注意与工程建设各相关方的沟通，及时处理他们提出的意见和建议，使得管理活动持续改进。
(二)、过程质量控制
沁北项目建立了完整的质量管理网络。由项目总工全面负责质量工作，项目设质量控制部，具体负责项目的质量工作。质量控制部配有质检专工，各专业工区设有兼职质检员。各级质量人员随着工程进展进行调整和充实，以满足工程需要。
1、为使各项作业活动安全有序、质量受控，我们及早作了施工策划，项目部编制了各专业施工组织设计，作为施工及质量保证的大纲，项目部各级人员严格执行该文件，使各项作业活动开展有序、受控。
2、针对具体作业，即有效控制施工质量，项目部在施工前编制了各专业施工方案、作业指导书以及各专业工程质量检验划分表共200余份，使作业人员、技术员等相关人员对所做作业了然于胸。
3、施工前项目部组织技术人员对施工图纸进行会审，及时发现图纸中的错误，避免事后返工。同时并对作业人员进行安全技术交底，使作业人员知道该做什么，应达到什么结果。并对安装过程中将出现了问题进行预控，以提高安装一次合格率。
4、项目部对于特种作业人员进行专项管理，如焊工、无损探伤、热处理人员。所有参加施工的焊接人员均须持证上岗，其合格证须审核登记，并经焊接上岗考核后才准参加焊接工作。
5、对于现场施工活动，我们除了加强员工的质量意识和施工工艺培训外，还注重过程质量控制，现场施工严格执行管理程序和工作程序，使得安装活动有序进行。项目质检人员除了必要的管理工作外，把重点放在施工现场，准确、及时掌握施工浙江省火电建设公司
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动态，了解质量状况，以便质量控制。各级质检人员深入现场，及时处理施工中存在的问题，以使产品一次成优。
6、对于施工过程中产生的不符合，我们及时通知作业人员整改，并予以封闭。对于现场发现的设备问题，我们及时与监理、业主沟通，并按商定的方案进行处理，予以封闭。到目前为止，共办理设备缺陷单116份，目前已封闭116份。收到的监理单我们也及时作了处理和关闭。我们通过合理的检验和检测手段，保证不让不合格产品转入下道工序，并在施工中预防不合格品产生，同时将检验中所获得的质量信息及时进行整理分析，制定对策、措施，使其持续改进。这些都有效地控制了实物的安装质量，并使整个过程的质量始终处于受控状态。
(三)、成品防护
为加强成品防护，沁北项目部编制了《成品保护管理规定》等文件。各专业工区在施工过程中精心组织、具体落实。设备进现场后及时挂设备标识牌，对于已安装且易受损的设备挂设各类警告标识牌，易受水淋及灰尘污染的设备用编织布和塑料布包裹，对已安装的辅机设备用帆布包裹或搭设防护架进行保护，就地热控盘柜用塑料布整体覆盖保护，在汽轮机施工现场用隔离围墙与其他区域隔开。
(四)、加强强制性条文的学习并贯彻落实。
为使强制性条文在施工过程中得到很好实施，我们编制了强制性条文实施计划及各专业的实施细则，对强制性条文在生产过程中的贯彻落实做了详细的规划。根据人员调动情况编制培训计划，对新进人员进行专业知识、强制性条文等内容进行培训，使每一位职工的质量意识和操作技能都得到有效提高。我们把强制性条文落实于施工的全过程，项目部编制施工组织设计和专业组织设计时，把强制性条文内容写入编制依据。技术员编制施工方案或作业指导书时，把相关的强制性条文单独列出，施工过程中逐条检查是否已执行。项目部对强制性条文执行情况进行阶段检查，确保强制性条文在沁北项目得到很好实施。
四、安全管理
项目部始终贯彻华能“二个没有意义” (没有安全的进度没有意义，没有进度的安全没有意义)，正确处理好安全与进度、效益的关系，坚持“永远将安全工作作为工作的重中之重，永远将安全视为工作的薄弱环节”的理念，坚持公司安全工作“五抓”要求，秉承公司多年积淀的安全文化和“高起点、高标准、高要求”及“四全”(全面、全员、全过程、全方位)管理的思想和安全文明施工做法，结合业主方的安全文明施工要求，倡导和形成项目特色的安全文化，积极采取有效措施，加强策划和过程监控浙江省火电建设公司
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工作，确保了安全生产局面处于可控、在控和能控状态。
1、落实各级安全责任制，层层传递安全生产责任与压力。
2、注重预测预控，加强安全管理、安全技术策划与实施。
3、加强现场安全监控，确保安全措施的落实，及时排查、消除隐患，遏制和纠正“三违”现象。
4、严格把好特殊性工种作业的安全关。
5、坚持全天候安全管理常态化，实施领导值班制度。
6、以等同安全风险的观念，严抓文明施工管理。
五、调试及整套启动消缺情况
自2011年9月10日#5机厂用电受电，#5机组就进入分部试运状态，项目部及时布署，根据调试计划编制了系统验收计划，明确了每个系统的验收和调试时间。同时召开系统验收协调会，明确各单位的分工及职责。这些都保证了分部试运的有序进行。项目部质检人员根据计划，提早介入系统自查，发现缺陷，及时安排处理;同时列出未完项及消缺项，跟踪检查,积极配合由监理组织的系统联合检查验收，对联合验收检查出问题及时进行消缺闭环。保证在施工单位完成系统自查后能快速进入系统验收流程，提高工作效率。在调试期间，质量部及时参加调试协调会，负责缺陷的处理验证。转动机械试转时，进行现场监督，保证转动机械都经过足够时间的试转，这些都保证了分部试运的顺利进行。分部调试期间，共完成各类辅机试转170多台套，全部合格。目前剩余未完成试运的项目为脱硝系统及石子煤系统设备。
在整个整套启动试运期间，我们积极配合总调单位完成整套启动试运的各项工作以及调试发现的各类设计、设备、施工缺陷。我们专门编制了调试消缺流程及管理制度，成立了缺陷处理小组，有专人值班跟随运行人员，每发现一条缺陷，就马上分发落实给施工班组，做到第一时间完成消缺，有效的保证了整套启动试运行的顺利进行
六、工程质量指
(一)、#5机组共有40个单位工程，204个分部工程， 758个分项工程，检验批1237个，目前已经完成738个分项工程，其中四级验收679项，结果均为合格。 二)、#5炉受监焊口已完成54675余只，焊接一次合格率 99.58%;汽机侧受监焊口已完成8879余只，焊接一次合格率 99.78%。
七、自检和整改情况
浙江火电沁北项目按照《火电工程整套启动试运后质量监督检查典型大纲》的要求进行了自查，并对发现的问题进行了认真的整改，同时对质监站预检查的问题浙江省火电建设公司
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均进行了整改关闭，对个别未完项也制定了完成计划。我们认为#5机组整套启动后的消缺情况良好，竣工资料已经基本齐全，基本具备移交条件，工程质量处于受控状态，具备了机组整套启动后的监督检查条件。我们恳切希望在座的各位专家提出宝贵意见和建议，我们将虚心接受，认真整改，确保华能沁北电厂三期工程#5机组后续的安全优质高效的生产运行! 再次谢谢各位!
浙江省火电建设公司
浙江火电沁北工程项目部
2012年4月25日
湖南湘潭发电有限责任公司二期工程2×600MW超临界机组 #3机组锅炉蒸汽吹管调试方案
中国大唐集团湘潭电厂二期扩建工程2×600MW燃煤机组锅炉系东方锅炉集团有限公司生产的DG1900/25.4-Ⅱ1型超临界参数变压直流本生型锅炉，一次再热，单炉膛，尾部双烟道结构，采用挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架，全悬吊结构，平衡通风，露天布置。 锅炉过热器、再热器及其蒸汽管道系统的吹扫是新建机组投运前的重要工序，其目的是为了清除在制造、运输、保管、安装过程中留在过、再热器系统及蒸汽管道中的各种杂物(例如：砂粒、石块、旋屑、氧化铁皮等)，防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。 锅炉拟采用过热器再热器一阶段联合稳压冲洗方案，以实现在确保吹管质量的前提下缩短整个工程工期、降低整个调试阶段的燃油耗量的目标。 1技术标准和规程规范
1.1《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》
1.2《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范》 1.3《火电工程启动调试工作规定》
1.4《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 1.5《电力建设安全工作规程》
1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 1.7大唐湘潭电厂二期工程有关文件、图纸 2蒸汽冲管的目的
由于制造、运输、贮存、安装等原因，在汽水系统管道里可能会遗留一些氧化皮、焊渣或其它施工杂物。根据《电力建设施工及验收技术规范(管道篇)》的要求，在机组整套启动前必须进行蒸汽冲管，以保障以后汽轮机设备的安全。 3调试对象
锅炉为超临界参数变压运行本生直流锅炉，采用单炉膛、π型布置，前后墙对冲燃烧方式，24只HT-NR3燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。锅炉设计煤种为贫煤。锅炉主要设计参数：
名
称 单位 BMCR THA BRL 过热蒸汽流量 t/h 1913 1664.1 1810.6 过热器出口蒸汽压力 MPa(g) 25.4 25.0 25.3 过热器出口蒸汽温度 ℃ 571 571 571 再热蒸汽流量 t/h 1582.1 1388.2 1493.5 再热器进口蒸汽压力 MPa(g) 4.336 3.802 4.087 再热器出口蒸汽压力 MPa(g) 4.146 3.632 3.907 再热器进口蒸汽温度 ℃ 311 299 305 再热器出口蒸汽温度 ℃ 569 569 569 省煤器进口给水温度 ℃ 281 272 277 制粉系统：采用双进双出钢球磨冷一次风机正压直吹系统，每炉配6台磨煤机(5台运行，一台备用)，设计煤种煤粉细度按200目筛通过量为80%。
给水调节：机组配置2台50%B-MCR汽动给水泵和一台30% B-MCR容量的电动调速给水泵。
汽轮机旁路系统：采用30%B-MCR容量高、低压串联旁路。 4蒸汽冲管的范围及方法 4.1冲管范围
锅炉受热面管束(蒸汽部分)及其联络管; 主蒸汽管道;
冷段再热蒸汽管道; 热段再热蒸汽管道; 高压旁路系统。 4.2冲管方法
本次冲管采用稳压冲管。 主系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽联箱→主蒸汽管道→高压主汽阀门室→临时管→临冲阀→临时管→低温再热管路(集粒器)→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。在进入消音器前安装考核靶板装置，冲管至靶板考核合格为止。
高压旁路系统： 其流程为：启动分离器→各级过热器→过热器集汽集箱→主蒸汽管道→高压旁路管→高旁截止门→临冲门→低温再热管路→低温再热管路(集粒器)→各级再热器→高温再热管路→中压蒸汽阀门室→临时管→消音器→排大气。其中高压旁路调整阀缓装用临冲阀代替，高旁回路不作靶板考核。
主系统吹洗大约持续30～60分钟(试化学制水情况而定)后打开高压旁路并关闭主系统临冲阀，高压旁路系统吹洗大约5分钟。在此之后打开主系统临冲阀同时关闭高旁临冲门;之后熄火停炉使之冷却。 4.3冲管参数的选择
冲管参数的选择必须要保证在蒸汽冲管时所产生的动量大于额定负荷时的动量; 根据锅炉分离器至汽机的各管道及各受热面的额定参数，临时管道的材质的要求，在保证冲管系数的前提下，所取的稳压冲管压力要合适。稳压冲管汽水分离器压力5.5MPa～5.8MPa，在此过程中要严格控制主汽温度在427℃范围内，主蒸汽温度通过过热器蒸汽减温器减温至427℃以内，再热蒸汽温度通过再热器减温器和烟气挡板调至500℃以内。按照以上参数吹管，动量系数约为1.30～1.50，给水流量850t/h左右。
4.4 冲管中至少要保证停炉大冷却一次，停炉冷却时间24h以上。 5冲管条件
5.1锅炉酸洗合格，系统恢复完成; 5.2锅炉各疏水管道恢复完毕;
5.3分离器及贮水箱水位计装好可投用;
5.4燃油管道经试压、吹扫，验收合格，所有油枪能正常投入运行; 5.5六套制粉系统具备投用条件;
5.6空气预热器蒸汽吹灰器、清洗系统已能正常投用; 5.7锅炉本体所有膨胀指示器安装完毕，校好零位; 5.8压缩空气系统能正常投用，工业冷却水系统能投用; 5.9汽机电动给水泵试转完毕能正常投用; 5.10主汽减温水管路、再热蒸汽减温水管路蒸汽冲洗完毕并恢复，调整门、流量孔板已安装;(考虑到吹管期间要投减温水，故过热器、再热器减温水管道需提前用辅汽吹扫干净，锅炉吹管前系统应恢复。)
5.11给水除氧加热系统正常投用;
5.12汽机盘车和真空系统投用，与汽机本体有关的管道应全部隔离; 5.13电除尘、除灰除渣系统必须再次正常投运; 5.14按冲管系统图将与冲管无关的系统隔绝完毕; 5.15冲管系统安装、验收完毕;
5.16各路压力仪表管、蒸汽取样管接好;
5.17化学备足除盐水，制水设备、给水加药、精处理系统能正常投用。给水、炉水、过热蒸汽、再热蒸汽、凝水取样分析能正常进行;
5.18与冲管有关的本体及辅助设备系统必须全面验收合格，包括汽机、热控、电气、仪表等有关部分;
5.19 BMS系统调试完毕。数据采集系统能投用，数据准确可信。相关的联锁保护试验合格; 5.20准备足够的燃油供冲管使用; 5.21厂内照明、通讯系统能投用;
5.22冲管现场配备足够数量的消防器材，消防系统能正常投用; 5.23临时防护设施、临时照明、临时系统的挂牌等均已完成。 6吹管的临时系统及处理措施
6.1高压主汽门、中压主汽门的处理
主汽门及中压主汽门取出阀芯、阀杆等部件，安装假门芯，再在主汽门门盖处用专用法兰连接临时管。中压主汽门的处理同高主门的处理一样; 6.2临冲阀
6.2.1临冲阀分主系统临冲阀和高压旁路临冲阀两种规格;
6.2.2临冲阀所能承受的压力不低于10MPa，温度不低于450℃，并能承受开启或关闭时产生的差压作用力;
6.2.3临冲阀全开全关时间在60秒左右;
6.2.4临冲阀控制按钮接至集控室，可实现点动操作;
6.2.5在主系统临时阀处加装Φ76×8的旁路管，并装设手动截止阀，用以系统暖管，阀门型号为：DN50、PN10MPa。 6.3临时管道系统
6.3.1根据吹管的流程，在高压主汽门、中压主汽门后部接临时管，临冲阀后临时管道接至高压缸排汽逆止门后，低压旁路管道暂时不连接，加堵板隔离。(见吹管临时系统示意图)。 6.3.2所有临时管的截面积应大于或等于被吹洗管的截面积，临时管应尽量短，以减少阻力。 6.3.3临时管道的架设应牢固，表面要作保温，临时支架应同永久管道上的支架设计标准一样，支吊架的装设要考虑到膨胀及冲管时的反推力，临时支架的装设只允许临时管沿汽流方向膨胀，不允许反方向移动;
6.3.4靶板前的临时管段必须经过除垢处理，所有临时管的焊接要采用氩弧焊打底，切割时的渣物应清理干净;
6.3.5在可能积水的地方应设置疏水点，冲管系统的所有疏水一律放地沟，高低压疏水管道分开，疏水管道及阀门的设计要求不低于Pg60;
6.3.6冲管完成后，系统恢复时，立式管道严禁气体切割，并采取措施。水平管道切割时，一定要将渣物清理干净; 6.4消音器
要求消音器放置在浇铸好的基础上，基础上预埋件位置与消音器支撑相一致，保证消音器滑动正常。 6.5集粒器
集粒器尽量布置在靠再热器进口的冷再管道上，应符合以下要求：网孔径不大于12mm;阻力小于0.1MPa;强度满足蒸汽参数;收集杂物性能好。建议采用外进内出结构。 6.6靶板
靶板装在中主门后的临时管段上，为保证打靶的质量，靶板离弯头至少有5倍管径的距离，防止携带杂质的蒸汽通过弯头时与杂质分离，影响吹管质量的检验。
靶板的材质为铝制靶板，其宽度约为排汽管内径的8%，长度纵贯管子内径;
6.7本次没有经过冲管的管道，如低压旁路管道、高排逆止门连接管道、高中压主汽门后导汽管等，电建公司进行机械处理，并用内窥镜检查，经验收后方可安装，有条件的话在冲管结束后应进行清理。 7质量控制点
7.1吹管过程中,调试人员对自己班组所有调试工作负责,认真填写各阶段的原始记录,并在记录上签字,锅炉专业调试负责人对各项记录进行核对并签字;
7.2质量控制点:检验吹洗效果的靶板经有关部门按有关规定检查认可后才能结束锅炉蒸汽吹洗工作;
7.3冲管考核标准：
冲管系数△P冲/△P额>1;
靶板上最大击痕不大于0.8mm直径，整条靶板上肉眼可见斑痕少于8点; 靶板表面呈现金属本色;
在冲管系数大于1的前提下，两次靶板达到上述三条标准方为合格。
7.4吹管过程中发现设备问题，调试人员应填写检修通知单，并由相关单位反馈检修结果。 8人员分工
8.1锅炉调试技术人员参加运行倒班，并分别负责整个吹管阶段中每班的指挥与协调，提供对设备操作的要求及试验的技术指导，同时完成整个吹管过程的测试、记录工作;全部参加试验的调试人员都持有相应的资格证。 8.2化学监督人员随运行倒班。
8.3吹管期间运行人员根据吹管方案和调试人员要求负责设备的运行操作。 8.4安装单位负责吹管工作所要求的临时设施安装和处理、集粒器的清理，并负责维护设备。 9危险点/危险源分析与控制措施和安全注意事项
9.1防止膨胀受阻：冲管前要对所有的冲管系统进行检查，确认临时管路的支撑、吊杆满足要求，无影响膨胀之处，疏水管布置合理，否则在冲管前必须加以整改;
9.2防止发生水冲击：冲管前应隔离所有无关的阀门、管路，并对要冲的管路进行充分的暖管，加强疏水;
9.3避免超温：锅炉点火后，应全关再热器侧烟气挡板，使绝大部分烟气流经低温过热器，这既可保护再热器又可，缩短启动时间;吹管期间，高温再热器入口烟道烟温不得超过540℃，再热器入口蒸汽温度不得超过427℃，应避免超温; 9.4制粉系统及火嘴投运应注意事项： 吹管期间进行制粉系统的启动，应严格认真执行有关操作规程，逐渐摸索和积累相关的数据，及时总结经验;
在本次制粉系统试运后，制粉系统将有较长时间停运期，停磨之前必须将磨煤机内煤粉抽空，以免发生煤粉自燃;
制粉系统运行中如发生受热面超温、燃烧不稳、积粉、煤粉自燃等现象应立即停止制粉系统运行，并采取相应的处理措施;
应监视、调整炉内煤粉着火及燃烧工况，防止灭火打炮，灭火后应注意炉内通风清扫。 9.5防止空预器着火：由于吹管过程中较长时间燃油运行，尤其制粉和投粉时，容易导致空气预热器积油和积粉，应尽可能地投入空预器连续吹灰，同时密切监视空预器出口烟温，发现异常升高应及时处理;
9.6防止汽缸进汽：为防止蒸汽漏入汽轮机，应将逆止门的阀芯压紧，门后疏水门处于常开位置;将汽缸壁温测点投入，以便监视;汽机盘车装置投入，以防万一;
9.7排汽口的布置：吹管的排汽口不能对准任何有可能危及设备或人身安全的地方，且排汽口设有专人监视;
9.8在运行过程中，当发生危及人身和设备安全的紧急情况时，运行人员应按照《运行规程》及《安全规程》处理，并于事后及时通知调试当班人员; 9.9人身安全及防护：
在冲管期间有较大噪音，需在排汽口加装消音器，降低噪音;同时参加冲管人员配备耳塞防护;
在高处作业(离地面2米及以上)容易发生坠落，应检查确认脚手架符合要求，正确使用安全带;
安全保卫人员、消防人员、医护人员及设备检修人员到现场值班，医护人员应根据吹管工作的特点备足急救药品。
在百万机组调试期间，新电职工食堂员工积极做好后勤保障工作，本着想百万机组调试所想，急百万机组调试所急，为的百万机组调试顺利进行提供及时、高效、优质的后勤保障。
百万机组调试期间，职工食堂每天就餐人数是以往的几倍，，且参加百万机组调试人员就餐时间也不一致，饮食标准也不一致，还有燃料运行加班订餐人员太多，物业公司领导考虑到食堂人手少、任务重，物业公司领导专门安排管理人员李x，张x每天上午到食堂帮忙。中午专门安排物业公司司机老刘送餐到现场，送餐途中道路崎岖坎坷，晴天是煤土飞扬，雨天是煤灰泥泞燃料运行送餐到现场。食堂员工克服重重困难，服务热情周到，饭菜品种丰富，新鲜可口，每天不论百万机组调试人员何时需要，总有人做好准备，保证晚来的人随时吃上热饭热菜;
近一段时间和双节期间，职工食堂面对每天就餐人数x人至xx人，比平时工作量增加
二、三倍，食堂员工却毫无怨言，在人手非常紧张的情况下，部分员工主动放弃公休假，积极投入到后勤服务中来，在每天有营养师武x同志根据百万机组调试期间人员工作负荷和工作特点;环境。亲订营养可口食谱，在制定原料菜肴搭配中，食堂员工针对一些原料初加工如：洋葱、辣椒、油烟等刺激皮肤、咽喉感觉到火燎燎的疼痛，食堂的员工们全然不顾，认真负责保管员解x同志把原料一样一样过称，青年鲍xx同志把菜根据菜肴标准还是一刀一刀的切、老同志宋x把切好菜一遍一遍的清洗、老党员王x同志在小灶上飞汗如雨把菜一锅一锅认真的炒制，还要同时肩负中午厂长，书记和有关人员就餐炒制菜肴工作，汗流浃背面点师耿x同志把大米一袋一袋淘洗干净，心细会计武x把根据快餐标准一份一份装，由万事通实干班长王xx同志每天亲自严把关菜肴质量关，中午确保16—20道菜。下午，快手面点师耿x同志还要准备晚餐面食，包、蒸、分、送，确保生产一线就餐人员供应。食堂员工们就是这样每天忙碌的汗流浃背，每天工作周而复始，却没有任何人叫苦叫累，还要每天根据百万机组调试现场及生产运行一线就餐人员多少(其中包括临时加班人员)，食堂万事通实干班长王xx同志及时合理调整菜肴品种，注重营养、注重荤素搭配，让参加百万机组调试现场调试及生产运行一线的员工吃好、吃饱。并按照要求，做好送餐到现场工作。
食堂万事通实干班长王xx同志更是以身作则，自从百万机组调试以来，发扬连续作战的工作作风，每晚11点左右平均要准备x人左右饭菜，要求菜肴不重复，并亲自送到百万机组调试现场，工作结束到凌晨两点多钟。第二天白天还要继续上班，职工食堂在近一段时间里，每天加班加点，不计时间、不计报酬，并根据每天计划安排，翻新菜肴的花色品种，为百万机组现场调试及生产运行一线人员提供丰盛可口不重复的饭菜。在“中秋”佳节之时，食堂实干班长王xx同志带着食堂面点师耿守红同志，金x同志亲自做香甜可口月饼送餐百万机组现场调试及生产运行一线到现场，送出“中秋”佳节慰问，[莲山课~件 ]请生产一线员工品尝，食堂实干班长王xx同志一心想的就是要全力以赴做好后勤服务保障工作，为公司百万机组现场调试机组按期并网发电而多作贡献。确保了广大干部职工聚精会神坚守生产运行一线工作岗位，为公司节期安全高效生产提供了保障。食堂员工加强了生活后勤服务，增加饭菜品种和花样，确保广大职工在节日期间吃得既营养又可口，在岗位上欢度“双节”
目前，百万机组调试期间工作刚进入冲刺阶段，后勤员工将会在整个百万机组调试期间，实现百万机组调试期间就餐人员要求，菜肴不重复，菜肴质量，服务质量零投诉承若，善始善终做好后勤保障工作。为百万机组调试期间生产运行一线创全优做出后勤员工应有的贡献。
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