华能武汉电厂4号机组C修整组启动试验方案

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1、 华能武汉发电有限责任公司4机组C+修后整组启动试运方案 批准： 审核： 初审： 会签： 编制：策划部 运行部 设备中心2013年10月27日4机组C+修后整组启动试运方案一、整组启动组织机构：总指挥：王雄华副总指挥： 薛忠明启动指挥小组：组 长：薛忠明 付组长： 刘 锴 潘登焰 张永松 王建文 吴 磊启动指挥小组成员： 策划部：方友民 彭贤木 聂家强 白卫玲 刘海龙 朱逢浩 罗威 王凡 凌松 杨云 王硕运行部：魏松明 胡庆云 黄 浩 向诗哲 徐爱林 蔡育兵 任 浩 喻长江 董 平 胡超雄 当班值长 设备部： 陈志昕 胡景中 李德政 牟 云 陈慧峰 杨松涛 检修部： 李忠民 张勋松 杨卫东 张

2、 勇 孙 波 汪金华 李 鑫 吴 军 孙 伟 安保部： 吴永厚 魏文江除灰公司：张长新 金 超 田真东科技环保公司：余永宽 陈为民 刘海杰 李文杰脱硝改造项目部 ：曾胜利 姚仲江 二、整组启动应具备的条件：1、机组整组启动前准备：1.1.大修工作票终结，检修工作全部结束，检修杂物已清理，现场整洁；1.2.阀门、操作指示、表计的标志、标牌完整；1.3.电动阀门、调节门、风门挡板调试完毕；1.4.所有转动设备试转正常，各种联锁、保护试验符合要求；1.5.热工、电气仪表和声光报警系统的信号都检验合格。1.6.锅炉、汽机、发变组各种保护试验合格；1.7.DCS、DEH调试、模拟试验正常；1.8.锅炉冷

3、态一、二次风调平试验完成；1.9.锅炉风机、磨煤机、空预器等稀油站油质合格、联锁试验正常；1.10.电除尘冷态试验、干收灰系统冷态调试完成；1.11.脱硫系统各项试验、调试完成；1.12.脱硝系统各项静态试验、调试完成；1.13.汽机完成EH油、主机、小机润滑油的油循环，EH油、润滑油油质合格；1.14 A、B小机调节系统静态调试及保护传动试验合格；1.15.发电机气密试验合格；1.16. 锅炉大联锁、DEH静态试验、OPC电磁阀试验合格；1.17.机、炉、电大联锁试验合格；1.18.辅汽联箱、除氧器安全门整定试验符合要求；1.19.各专业在机组整套启动过程中的试验方案、措施经审批可以实施。2

4、、汽机专业已完成下列各系统试运；2.1.开、闭式水系统；2.2.凝汽器胶球清洗系统、二次滤网系统；2.3.辅助蒸汽系统；2.4.凝结水及补水系统；2.5.除氧给水系统；2.6.真空系统；2.7.轴封系统；2.8.疏水系统；2.9.抽汽系统；2.10.发电机氢冷系统；2.11.主机、小机油系统；EH油；密封油系统；盘车装置；2.12.定子内冷水系统。3、锅炉专业已完成下列各系统试运：3.1.风机（引、送、一次）系统；3.2.制粉系统（给煤机、磨煤机、排粉机）；3.3.除渣系统（捞渣机、液压关断门）3.4.除灰系统3.5.减温水系统；3.6.吹灰系统；3.7.炉前油、微油点火、点火油枪；3.8.脱

5、硫系统；3.9.脱硝系统3.9.电除尘系统；3.10.疏水、排空系统4、电气专业已完成下列各系统试运：1）所有电气检修工作结束，现场清洁，有关检修内容交代清楚，改造项目有资料说明。2）已按调试验收卡的内容进行设备试验，试验合格。3）发变组系统绝缘合格，联锁试验合格。4）厂用电系统恢复正常运行方式。三、整套启动过程中的试验项目：1 主机转速600rmin，打闸一次进行汽轮机摩擦听音检查；在机组整组启动过程中，对汽轮发电机组振动认真进行监测和分析；2 分别在600rmin、2040rmin、3000rmin转速下测量发电机转子交流阻抗；3 汽轮机转速3000rmin定速后，分别做如下试验：1) 励

6、磁系统特性试验；2） 汽轮机主汽门、调门严密性试验；3） 汽轮机注油试验；4 机组并网,电气专业做以下试验：1） 发电机轴电压测量；2） 厂用电快切试验；5 锅炉进行再热器、过热器安全门整定试验；6 送风自动投入试验；7 脱硝系统性能考核试验：脱硝效率、氨逃逸率、SO2转化率等；8 真空严密性试验；9 空预器漏风试验；10 锅炉燃烧调整试验；11 机组大修后性能试验(锅炉效率试验；汽轮机考核性能试验)；四、整组启动要求：1、为了使整套启动有序进行，成立启动指挥部，指挥部下设启动指挥小组。整组启动操作票由总指挥下令，启动指挥小组对启动、试验及现场出现的重大问题进行协调、决策，启动的各项指令由值长

7、统一下达；2、专业技术人员应在现场记录有关数据和进行指导；3、启动过程中试验的仪器、人员必须落实到位，每项试验应连续完成。4、与启动无关人员不得在集控室逗留；5、策划部、设备中心专业技术人员、检修公司、实业公司检修人员在现场检查修后设备的运行状态，对出现的缺陷及时落实消除；6、运行人员应严格按规程要求进行机组的启动操作，并配合试验人员完成启动中的各项测试及试验工作；7、现场确认各疏水阀应开启，保证暖管暖机过程中疏水畅通；8、机组升温升压速度控制，严格按运行规程执行；9、各负荷段的暖机时间严格按规程执行，不能以任何理由缩短暖机时间。五、#4机组整组启动注意事项：1、 锅炉空预器本次检修进行了改造

8、，空预器冷热端各加装24道软密封，其中空预器热端每道软密封设计为2层密封片，一层为不锈钢316L软密封（厚度0.8mm），另一层为考登钢软密封(厚度0.8mm)；为进一步降低空预器漏风率，减小了软密封中心筒侧的间隙；由于上述因素影响，机组启动期间空预器电流预计将上升4A左右；运行人员在点火及并网后升温升负荷速度严格按运行规程执行，加强排烟温度、空预器电流监视，加强空预器现场摩擦检查。2、 按照西安热工院对#4炉低氮燃烧器改造的第二次完善性方案，本次C修对炉内卫燃带进行了部分清除，最终的卫燃带面积仅保留107平方米。在机组启动后会对主、再热汽温有一定影响。在机组运行过程中运行人员要加强对主、再热

9、汽温的监视，注意采用调节燃烧器喷嘴摆角、倒换制粉系统等多种方式调节主、再热汽温。3、 锅炉点火后，加强锅炉膨胀检查。4、 本次C修对过热器、再热器安全门进行了解体检修，在起跳压力整定前，避免超压运行。且启动初期注意检查各安全门运行状况，如有泄漏可联系检修将安全门拉起排汽，避免密封面吹损。5、 #4炉省煤器再循环二次门割除，更换为DN80逆止门；机组启动期间，重点监视省煤器温度。6、 本次#4机组C+修对汽包水位测量平衡容器改造成内置式平衡容器，相关水位测量补偿函数关系也进行了重新计算调整，运行人员注意在汽包上水及锅炉启动带负荷过程中加强监视，并做好与双色水位计和电接点水位计的比对。7、 本次#

10、4机组C+修，主要技改项目锅炉增设脱硝系统，运行过程中风烟系统阻力增大；脱硝系统需防止催化剂堵塞，氨喷嘴堵塞，加强风道前后压差监视，加强催化剂的蒸汽吹灰，同时加强引风机、增压风机的电流监视。8、 #4炉上脱硝运行后，氨区至脱硝系统氨气母管压力受到影响，需要根据脱销运行及调试情况对氨压进行调整。9、 本次C修低压缸前后轴封共8圈汽封更换为接触式汽封，汽封高低齿按图纸设计要求调整间隙，接触密封环按00.10mm间隙调整。改造后可减小低压缸轴端漏汽，提高真空增加机组效率。启动过程中，注意摩封检查。10、 汽轮机冲转过程中升速率控制在100r/min/min，600r/min时集控室打闸一次，转子惰走

11、期间注意听音检查，若听音检查时发现动静部分有摩擦声音，重新挂闸冲转至600r/min低速暖机，直至摩擦声音消失方可继续升速。设定600r/min、2040r/min、3000r/min进行定速摩检。升速过程中在通过汽轮发电机组临界转速时升速率自动控制为300 r/min，并根据各瓦轴振、瓦振振动值等相关参数确定摩检时间。11、 每次定速摩检后各轴振小于100m、瓦振小于50m、机组听音检查无摩擦声后方可继续升速，否则继续进行摩封检查；若定速摩检后轴振虽大于100m，但轴振、瓦振在15分钟稳定无增大趋势，机组听音无摩擦声，由启动指挥长决定是否可以继续升速。12、 禁止汽轮机冲转时在临界转速附近停

12、留。13、 暖机升速过程中，全面检查汽轮机本体及有关疏水管道应畅通，无水击及振动现象。14、 机组启动过程中各岗位人员要随时监视不同转速下各轴承轴振、瓦振、高中压胀差、汽缸绝对膨胀、转子偏心、各支持轴瓦金属温度、回油温度、各推力瓦块温度及回油温度、轴向位移、汽缸金属壁温等参数，并安排专人就地听音、测振，发现异常立即打闸停机（就地或集控室），避免汽轮机大轴发生永久性弯曲事故。15、 按冷态滑参数启动曲线进行升温升压，汽温、汽压不得有大幅波动，通过调整锅炉燃烧保持锅炉主、再热蒸汽压力稳定。16、 汽轮发电机组并网时各轴振应100m、轴瓦振动50m，否则继续进行暖机摩检。17、 机组在启、停和变工况

13、运行过程中，应按规定的曲线控制蒸汽参数的变化，汽缸金属温度变化、上下缸各部位温差不大于规程规定，并保持一定的蒸汽过热度，要避免汽温大幅度直线变化。当10min内主蒸汽温度或再热蒸汽温度下降50时应果断停机。 六、整组启动试验安排1 励磁系统特性试验；（电气）2 主汽门、调门严密性试验；（运行）3 汽机注油试验 ；（运行）4 发变组保护负载试验；（电气）5 厂用电快切试验；（电气）6 锅炉进行再热器、过热器安全门整定试验；（锅炉）7 送风自动投入试验；（运行、热控）8 脱硝系统投运相关试验；（外委）9 真空严密性试验；（运行）10 空预器漏风试验；（外委）11 锅炉燃烧调整试验（外委）12 机组

14、大修后性能试验(锅炉效率试验；汽机考核性能试验)；（外委）七、整组启动试验方案3 励磁调节器试验方案4 主汽门、调门严密性试验方案5 汽轮机注油试验方案6 锅炉安全门整定试验方案7 发变组保护负载试验方案8 厂用电快切试验方案9 脱硝系统整套启动方案附：试验方案#4机组C修后汽轮机主汽门、调门严密性试验方案一、试验目的检验主汽门、调门是否严密；在机组甩负荷时，防止机组超速；防止汽门卡涩，保证其正常运行。二、试验条件及标准1、机组解列（热工人员解除“机跳炉MFT”和“发电机跳汽机”保护），锅炉运行，汽轮机维持3000r/m；2、汽轮机阀门活动试验完成并合格；3、机组主设备系统无重大缺陷，主要保护

15、应正常投入，主要监测仪表准确，各项参数正常；4、主汽门、调门严密性试验应得到总工程师批准，在值长的组织指挥下进行。策划部、运行部、检修部相关技术人员，热控相关人员到场。三、试验规定：汽轮机新安装或大修后；甩负荷试验前；超速试验前；机组运行4000小时；主汽门、调节汽门解体或调整后，汽门必须进行严密性试验。 5、汽门严密性试验应在额定汽压、正常真空和汽轮机空负荷运行时进行。主汽门或调门分别全关而另一汽门全开时，应保证汽轮机转速下降至1000 rpm以下。当主蒸汽压力偏低但不低于50%额定压力时，汽轮机转速下降合格值为：n=（p/p0）x1000rpmp-试验时的主汽压 p0-额定蒸汽压力四、安全

16、措施1、有下列情况之一，不得进行主汽门、调门严密性试验：1）就地或远方停机不正常；2）高中压主汽门、调门活动试验不正常。2、试验中，控制主汽压力、温度稳定。3、试验中，若出现危急机组安全的情况，应立即停止试验，严格按照运行规程进行处理。4、各表计、仪表、机组主要保护应正常投入，指示正确、动作可靠，否则停止试验。5、运行人员应作好试验时汽门卡涩等的事故预想，必要时应紧急停炉，快速泄压，破坏真空。四、试验步骤1、汽门严密性试验包括主汽门严密性试验和调门严密性试验，主汽门严密性试验和调门严密性试验应分别进行；2、正式试验前，应做汽轮机阀门活动试验，确认12个控制阀没有卡涩现象后才能进行； 3、 主汽

17、门严密性试验：检查试验条件已具备，转速维持3000r/min。试验前汇报值长并有主管人员在场。记录试验前的主汽压、转速、试验时间。试验方法：1） 操作员站汽机阀门严密性试验画面上按“主汽门严密性试验”键；高、中主汽门关闭，高、中调门全开，记录机前压力。2）记录汽轮机惰走时间，待汽轮机转速降至合格值后停止试验。3）汽轮机打闸。4. 调门的严密性试验：检查试验条件已具备，汽机转速维持3000r/min。试验前汇报值长并有主管人员在场。记录试验前的主汽压、转速、试验时间。试验方法：1）操作员站汽机阀门严密性试验画面上按“调门严密性试验”键；高、中主汽门全开，高、中调门关闭，记录机前压力。2）记录汽轮

18、机惰走时间，待汽轮机转速降至合格值后停止试验。3）汽轮机打闸。五、试验完毕，汇报值长。附：主汽门严密性试验的记录表格：时间机前压力转速惰走时间试验前所有主汽门关闭试验结束调门严密性试验的记录表格：时间机前压力转速惰走时间试验前所有调门关闭试验结束#4机组C修后汽轮机注油试验一、 试验目的：检查危急保安器飞锤动作是否正常，有无卡涩；检查危急保安器飞锤动作转速是否正常：检查危机保安器注油系统动作是否正常。二、 试验条件：转速保持3000r/min。试验前，汇报值长，并有主管人员在场。三、试验方法：1 、机组转速维持3000r/min，由专人负责用手推充油试验手柄在试验位， 不得松开；2、 缓慢开启

19、充油门；3 、飞锤动作，记录危急保安器脱扣时充油压力；4 、关闭充油门；5 、充油压力表指示到零，确认飞锤返回，将脱扣手柄置于正常位；6 、缓慢放松充油试验手柄到正常位置。7、试验结束。#4机组C修后真空严密性试验一、试验目的1、 检查凝汽器及主机、小机负压系统的严密性；2 、检查主机凝汽器工作是否正常。二、 试验条件1、机组负荷在240300MW之间稳定运行； 2、机组运行工况稳定，参数调节正常；3 、高、低压加热器正常投用；4 、AB给水泵正常运行；5 、轴封汽源压力、温度调节正常；6 、真空泵运行正常，备用真空泵处于正常备用状态；7 、循环水系统运行正常；8、凝汽器真空不低于-92kPa

20、。三、 试验方法1、记录试验前真空值、排汽温度。2、备用真空泵试转正常后，退出备用状态。3、停止真空泵运行。4、每分钟记录一次真空值、排汽温度，共记录六分钟。取26分钟内真空下降的平均值，平均值小于200Pa/min为合格，小于100kPa/min为优良水平。5、记录完毕，启动真空泵运行，真空逐步恢复正常，备用泵置联锁备用状态。6、试验结束。四、试验中注意事项1、真空严密性试验时必须做好分工，有关人员到达现场；2 、试验过程中，若真空下降过快，接近联动备用泵值时，应提前结束试验。并分析查找真空系统泄漏点，消除后方可以再次试验；3、试验时应严密监视机组运行工况，发现异常，立即停止试验。#4炉C修

21、后安全门整定试验方案1 编制依据1.1电力建设施工及验收技术规范DL/T 5047-95（锅炉机组篇）1.2电力工业锅炉安全监察规程1.3Crosby 安全阀安装维修说明书1.4锅炉运行规程1.5 武汉锅炉厂说明书2 设备概述华能阳逻电厂4号300MW 机组配武汉锅炉厂制造的WG1025-18.24-2型亚临界锅炉。本台锅炉过、再热器系统共配11台美国CROSBY制造的弹簧安全阀及一台ERV阀及一台PCV阀。锅炉安全阀的主要设计参数如下：序号名称型号厂家投产日期1A汽包安全门HE-96W-3M6CROSBY1997-12-312B汽包安全门（炉前）HE-96W-3M6CROSBY1997-12

22、-313B汽包安全门（炉后）HE-96W-3M6CROSBY1997-12-314过热器安全门（炉前）2、5K26 HCA-W98CROSBY1997-12-315过热器安全门（炉后）2、5K26 HCA-W98CROSBY1997-12-316再热器出口安全门（炉前）4Q8 HCA-W38CROSBY1997-12-317再热器出口安全门（炉后）4Q8 HCA-W38CROSBY1997-12-318A侧再热器进口安全门（炉前）6Q8 HC-W36CROSBY1997-12-319A侧再热器进口安全门（炉后）6R8 HC-W36CROSBY1997-12-3110B侧再热器进口安全门（炉前）

23、6Q8 HC-W36CROSBY1997-12-3111B侧再热器进口安全门（炉后）6R8 HC-W36CROSBY1997-12-31121、2号PCV阀2.54 HV-ST-W99SHOP NO 49842126 整定压力18.84 MpaERV阀：(#1)E0L121N7BWRA5P1 2.54ANSI CLASS:3100#SETPRES:2732CROSBY1997-12-31（炉前）2007-11-3（炉后改为ERV）3 校验安全阀的目的安全阀调整试验的目的是，在锅炉受压容器及管道超压时，安全阀应准确启座，及时排汽泄压；降压后迅速回座且关闭严密，确保锅炉机组安全稳定运行。4 安全门

24、整定试验要求4.1由于过热器及再热器安全阀的设定的启座压力较高，为确保设备安全，安全阀采用借助外力的油压千斤顶法整定。4.2过热器ERV阀手动远操可靠，动作正常；旁路调试完毕，操作灵活、可靠；4.3过热器安全阀整定时，要求机组负荷280MW, 主汽压力15MPa，稳定半小时后开始进行，汽机投自动，整定时压力以DCS数值为准。4.4再热器安全阀整定时，要求机组负荷280MW, 再热器出口压力3.5MPa，稳定半小时后开始进行，汽机投自动，整定时压力以DCS数值为准。4.5在安全门整定试验时，锅炉应保持燃烧及负荷稳定，压力波动不超过0.1MPa；4.6调试完后安全阀整定试验报告由检修部整理，并交设

25、备部、运行部。5 安全门整定程序5.1将安全门的小罩取下，将液压千斤顶的加载油缸固定于安全门的阀杆上。汽压稳定后开始进行手动加载。同时注意观察液压千斤顶的压力表的指示，当听到安全门预启的声音后，开始缓慢加载，安全门预启声音加大后并判断安全门全部起座时，关闭回油门，记下此时的油压表指示。5.2通过公式计算得出安全门预期起座压力值与安全门设计起座压力值进行比较，为保证计算准确，每一次千斤顶的加载油压值至少需通过三次的手动加载得出。通过计算得出需要压紧或松开安全门弹簧的圈数。5.3安全门弹簧压紧或放松后，重新安装千斤顶液压缸进行重新加载，再一次得出预期安全门起座压力，直到预期起座压力与实际起座压力值

26、接近为止。5.4一台安全门整定完毕后，同理整定其余的过、再热器安全门。6 安全门整定试验安全组织措施6.1运行操作由当班值长统一指挥，安全阀整定由检修班长负责，运行部需派专人现场监护，并随时与集控室进行联系；6.2设备部、安监部、运行部和检修部等各部门相关技术负责人到场，确认安全阀校验值符合要求；6.3现场除试验人员外，无关人员离开现场；6.4 较高压力的安全门校验合格，进行下一级安全门校验时，不得将校验过的安全门重新闭塞；6.5试验时，若安全门起跳后不回座，应立即减少燃料，降低汽压，直到其回座后再重新整定；6.6试验过程中，如出现事故，应立即停止试验工作；6.7未尽事宜以运行规程为准。#4机

27、C+修后电气试验方案目 录第一部分 机组启动前的必要条件与试验准备工作第二部分 试验方案一、 励磁调节器试验二、 发变组保护负载试验三、 厂用电快切试验第三部分 组织措施第一部分 机组启动前的必要条件与试验准备工作一、发变组在整组起动前应具备下列必要条件：1、本次大修所安排的标准及非标准项目全部完成，静态调试合格。2、与机组运行有关的一次及二次回路及设备经三级验收合格。3、与机组运行有关的汽机小联锁，锅炉大联锁正确无误。热工保护投入正常。4、主变，高压厂变以及与机组相连的PT，CT等充油设备油位正常，无泄漏。5、发变组保护、励磁调节器、快切装置、同期装置调试工作已全部完成并经三级验收合格。6、

28、主变，高压厂变分接头已按要求调在规定位置，瓦斯继电器已放过气。7、进入发电机内的氢、油、水的各项技术参数均满足相应技术要求。氢气、密封油、冷却水系统工作正常。8、有关电气设备检修工作票全部收回结，临时措施拆除，一、二次设备标志齐全。二发变组整组起动电气试验前期准备工作：1、确认发电机各组PT已推至工作位置，二次插头已插好。2、电气保护人员检查发变组各组PT、CT二次接线正常并做好交待。3、A、B套快切装置出口在“关闭”位(操作员站操作)，快切屏上“自动/半自动压板”投上，“PT检修压板”断开。4、保护按正常方式加用。三、试验注意事项：1、机组运行工况由试验指挥根据方案要求对运行人员下达，如无特

29、殊情况，运行人员应维持机组稳定运行，便于录取试验数据。2、整个试验过程中，运行人员必须对盘面相关表计进行严密监视。 3、专业调试人员在工作时应注意防止PT短路，CT开路。 4、每项试验结束后，试验人员对测量数据进行分析，并将分析后的结果及时汇报试验指挥，试验指挥根据实际情况决定试验的进展。 5、有异常情况，各部门应立即汇报试验指挥，根据试验指挥采取各项应对措施。6、试验前有关试验人员应准备好各种记录表格，试验时做好详细记录每项试验数据并保存。第二部分 试验方案一、励磁调节器试验（一）、试验目的：1、通过试验观测励磁系统表计是否摆动、可控整流柜输出电压波形是否正常。2、A、B套切换是否正常。二、

30、试验条件1、#4发电机转速为3000rmp，阳04开关处于断开状态。2、#4励磁调节器应为电压闭环调节方式，A套为主，B套为从。三、试验步骤1、运行人员在集控室操作员站上发开机令，发电机机端电压应缓慢升至19600V左右后稳定。2、检查主副励磁机电流电压及发电机电流电压正常、表计是否摆动、可控整流柜输出电压波形是否正常。运行人员协助电气人员调出DCS画面上主励磁机转子电压、电流曲线，检查曲线是否平滑。3、电气保护人员在#4机励磁调节器就地进行A、B套切换试验。4、电气保护人员检查主副励磁机电流电压及发电机电流电压正常、表计是否摆动、可控整流柜输出电压波形是否正常，DCS画面上主励磁机转子电压、

31、电流曲线，检查曲线是否平滑。5、如果上述试验结果正常，汇报领导和值长。6、将励磁调节器A套置为主套，电压闭环方式运行。由运行人员进行并网操作。四、注意事项1、 保护人员在升压过程中应密切监视主励磁机转子电流、电压的变化，如果升压过程中出现励磁参数出现较大波动，由保护人员在按#4机励磁调节器上“逆变”按钮灭磁。 2、 试验中，保护人员和运行人员需加强联系、密切配合。二、发变组保护负载试验（一）、试验目的：1、检查#4主变套管CT、起动失灵用CT接线的正确性。2、现场校验发电机定子一点接地三次谐波保护。（二）、试验条件1、发变组保护的加用及主变中性点地刀的分合按有关运行规程执行。（三）、试验步骤1

32、、 运行人员在操作台上采用自动准同期方式将4机并入220kV。2、 检查#4主变套管CT、起动失灵用CT接线的正确性：（1）、升发电机定子电流为10%额定电流（约1020A）。保护人员检查#4主变套管CT有无开路，检查接入故障录波器的电流极性是否正确。（2）、在发电机定子电流为10%额定电流（约1020A）。检查#4发变组保护起动失灵用CT、#4发变组保护B屏主变差动用CT无开路且接线正确。(3)、试验中，如果有开路或极性不正确，试验指挥应下令解列，运行人员断开阳04开关。由保护人员对CT二次回路进行更改后重复本项试验。（4）、如果检查#4主变套管CT、起动失灵用CT无开路且接线正确，保护人员

33、做好交待。3、定子一点接地三次谐波保护校验：（1）、继续升发电机负荷到20%额定负荷。（2）、由电气保护人员记录机端、中性点零序电压三次谐波比率关系、相位关系。（3）、本项试验全部完成后由电气保护人员根据发电机空载、负载试验结果重新整定定子一点接地三次谐波保护相关定值。三、厂用电快切试验（一）、试验目的：检查快切装置功能：正常方式下的并联切换、正常情况下工作电源开关偷跳后的切换。（二）试验条件： 1、发电机组已并网（发电机定子电流为额定电流的30%，约3060A）。 2、发变组保护按正常方式加用。 3、厂用电快切装置所有接线恢复。（三）试验项目： 1）正常方式下的并联切换：由运行人员按正常操作

34、程序，在半自动状态下用并联方式分别进行A、B段工作电源和备用电源间的相互切换。观察快切装置动作情况。2）模拟工作A（B）分支开关无故障跳闸（偷跳）切换：由运行人员手动跳开工作A（B）分支开关，此时快切装置应发出合备用A（B）分支的切换命令。观察快切装置动作情况。（四）、试验注意事项：1、试验前，运行人员应尽可能将影响其他机组运行的公用负荷转移出6KV 4段。2、试验中，如果出现切换不成功的情况，运行人员应及时抢合相关电源开关。3、试验时应根据运行方式决定是否先做B段后做A段。 第三部分 组织措施一 电气试验指挥： 张勇 吴军 二 组织协调： 凌松 杨云 董平 胡超雄三 试验技术负责：陈慧峰 程

35、刚 於红兵 李诗林四 电气分场各专业负责人： 高试：魏 明 保护：崔艳玲 电机：胡方涛 变电：沈忠 低控：陈建利五 运行部派电气试验监护人与操作人各一名，自始至终参加试验，不因运行值交接班而换人，并且在试验前准备好试验中所需的所有操作票。六 试验中所有数据的测量、临时措施的布置与恢复由检修人员进行，所有一、二次设备的操作由运行部进行。七 所有参加试验的人员在指定地点待命，不得擅离岗位。八 所有参加试验的人员应熟悉本方案。 2013年10月20日华能武汉发电有限责任公司4300MW机组SCR烟气脱硝改造工程调试方案华能武汉发电有限责任公司2013年9月会审单位及代表 施工单位：（签字）年 月 日

36、调试单位：（签字）年 月 日 监理单位:(签字)年 月 日 建设单位:(签字) 年 月 日 目 录1.编写目的222.编写依据233.环境要求254.安全措施。265.所需调试设备、仪器和工具276.烟气系统调试方案286.1.系统简介286.2.调试方法及步骤296.2.1.稀释风机单体调试296.2.2.电动门单体调试307.压缩空气系统调试方案317.1.系统简介317.2调试方法及步骤317.2.1操作步序318.蒸汽吹灰系统调试方案328.1.系统简介328.2.调试方法及步骤338.2.1.#4机MV1主汽阀电动阀门单体调试338.2.2.蒸汽吹灰器的冷态试运338.2.3.联锁保

37、护冷态试验348.2.4.#4机组蒸汽吹灰系统启动顺控358.2.5.#4机左侧吹灰器顺控启动368.2.6.#4机左侧第一层吹灰器顺控启动388.2.7.#4机组蒸汽吹灰器启动顺控冷态顺控试运388.2.8.#4机组蒸汽吹灰器启动顺控热态顺控试运398.3.试运中应注意的问题及解决方法409.热控系统调试方案419.1.系统概述419.1.1控制系统简介419.1.2控制范围419.1.3控制方式及水平419.2.调试方法及步骤479.2.1现场仪表调试479.2.2查线479.2.3系统上电479.2.4DCS离线调试479.2.5冷态调试489.2.6分部调试489.2.7整体调试489

38、.2.8DCS系统调试4810.电气调试方案5410.1工程概况5410.2受电方案5410.3脱硫系统电气一次/二次检查及传动试验5410.3.1电气开关传动试验5410.4现场设备的首次启动及试运转5410.4.1启动安全技术措施5410.4.2.380V电动机首次启动5510.4.3电气系统带负荷运行55241. 编写目的华能阳逻电厂一、二期4300MW机组工程建设脱硝装置。脱硝工程由武汉凯迪电力环保有限公司EP总承包方式建造。为确保华能阳逻电厂一、二期4300MW机组烟气脱硝改造工程的调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地开展和完成华能阳逻发电厂4300MW脱硝改造工程项目SC

39、R调试的各项任务，规范调试的工作，确保完成华能阳逻发电厂4300MW脱硝改造工程项目SCR顺利移交生产，特编制华能阳逻电厂一、二期4300MW机组烟气脱硝工程调试方案（以下简称本调试方案）。2. 编写依据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；2.2火电工程启动调试工作规定建质199640号；2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准1996年版；2.4工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348-20082.5火电厂烟气脱硝工程技术规范（选择性催化还原法） HJ562-20102.6火电厂烟气脱硝工程施工验收技术规程 DL/T 5257-20102.7火电厂大气污染物排放标准

40、GB13223-20112.8火电厂烟气脱硝(SCR)系统运行技术规范DL/T 335-20102.9火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程DL/T 5417-20092.10固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方式（试行）HJT-76-2007OOU2.11石油化工企业设计防火规范GB-50160-20082.12电力建设施工及验收技术规范 DL/T 5210.2-20092.13电力建设安全工作规程DL5009.120022.14中华人民共和国安全生产法；2.15压力容器安全技术监察规程质技监局锅发1999154号2.16钢制压力容器GBl5020112.17火力发电厂劳动安全和

41、工业卫生设计规程DL505319962.18污水综合排放标准GB897819962.19工业企业噪声控制设计规范GBJ87852.20火力发电厂废水治理设计技术规程DL/T504620062.21火力发电厂分散控制系统在线验收测试规程DL/T65920062.22火力发电厂热工自动化术语DL/T70119992.23继电保护和安全自动装置技术规程GB1428520062.24继电保护和安全自动装置技术规程DL 400-912.25户外严酷条件下电气装置装置要求GB9089.420082.26防止静电事故通用导则GB1215820062.27交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620199

42、72.28交流电气装置的接地DL/T621972.29三相异步电机试验方法GB103220052.30职业性接触毒物危险程度分级GB5044/ GBZ230-20102.31爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50257-962.32危险化学品安全管理条例中华人民共和国国务院令第591号2.33特种设备安全监察条例中华人民共和国国务院令第549号2.34建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定劳动部（1996）第3号2.35烟气脱硝工程合同附件技术规范2.36SCR脱硝工程设计图纸和技术文件2.37设备厂家提供的图纸、文件和技术资料3. 环境要求华能阳逻电厂4300MW一、二期脱硝改造工程

43、在分部系统调试前要具备以下条件：(1) 设备的单体校验、安装和调试工作已经完成。(2) 系统已具备受电条件,设备校验记录完整，设备和系统接线正确。(3) 散控制系统软件恢复及组态工作已基本完成。(4) 现场干净、整洁，照明充足，沟道盖板齐全。(5) 通讯满足调试要求。(6) 调试前，必须已做蒸汽管道、压缩空气管道吹扫。4. 安全措施。(1) 必须树立安全第一的思想，进入现场必须正确佩戴安全帽，着装要符合有关规定，不得穿拖鞋、凉鞋和高跟鞋进入现场，带电和高空作业必须有人监护，同时高空作业必须系安全带。(2) 设备的送、停电必须符合有关的规程要求，并按规程作详细的检查，确定无问题后方可进行设备的送

44、、停电。设备停送电操作需有监视人，并挂警示牌。(3) 调试人员必须熟悉相关设备、系统的结构、性能以及调试方法和步骤。(4) 系统投运时，SCR应处于稳定的运行工况，相关系统和设备工作正常，并采取必要的保护措施，试投期间应密切注意SCR的运行情况及被试验设备和系统各部分的工作情况，如有异常，立即将系统切回手动，由运行人员采取办法稳定SCR的运行。(5) 所有的现场调试工作必须制定相应的安全措施，临时设施使用前必须经过检查，确认其安全性能。(6) 若试验现场发生意外危险，试验人员应尽快远离危险区域。经试验证明系统确已正常、可靠地工作后，各试验监视岗位的人员方可撤离。(7) 重要保护联锁的投入和切除

45、需经调试指挥组同意，并作书面记录。(8) 现场应穿戴相应的防护用品,作业前应制定相应的安全措施,并做好“三交三查。5. 所需调试设备、仪器和工具(1) 万用表： 2台(2) 375 现场通信器： 1台(3) 信号发生器： 1台(4) 对讲机： 3台(5) 红外线测温仪： 1台(6) 振动测量仪: 1台(7) 测温仪 1台(8) 兆欧表: 1台(9) 常用工具: 2套6. 烟气系统调试方案6.1. 系统简介烟气系统是指从锅炉省煤器出口至SCR反应器本体入口、SCR反应器本体出口至空预器进口之间的连接烟道。脱硝系统不设置烟气带旁路系统。烟道材料采用Q345B。烟道最小壁厚至少按6mm设计，烟道内烟

46、气流速一般不超过15m/s，对于流速超过8m/s 的烟道和反应器区域，内部件进行防磨处理。催化剂区域内空塔流速应为45m/s。为了使与烟道连接的设备的受力在允许范围内，热膨胀通过膨胀节进行补偿。在外削角急转弯头和变截面收缩急转弯头处等，设置导流板。所有烟道将在适当位置配有足够数量和大小的人孔门和清灰孔，以便于烟道的维修和检查以及清除积灰。烟道将在适当位置配有足够数量测试孔。催化剂入口烟气条件满足以下要求：(1) 入口烟气流速偏差(速度偏差) 15%（均方根偏差率）；(2) 入口烟气流向（角度偏差） 10；(3) 入口烟气温度偏差 10；(4) NH3/NOx摩尔比绝对偏差5锅炉配置2台SCR反

47、应器，SCR反应器充分考虑与周围设备布置的协调性及美观性。反应器为烟气竖直向下流动，反应器入口应有气流均布装置，反应器入口及出口段设导流板，对于反应器内部易于磨损的部位有防磨措施。反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰的型式，同时考虑热膨胀的补偿措施。SCR工艺的核心装置是脱硝反应器。反应器入口段烟道存在水平段烟道，在锅炉低负荷情况下，也存在积灰问题，但是不存在反应器吹灰时瞬间灰量增大的情况，所以积灰情况比较均匀，不会造成烟道内瞬间含尘量骤增的情况，所以，对机组的运行不会造成大的危害，对催化剂的寿命也不会有太大的影响。反应器设置有人孔门。考虑内部催化剂维修及更换所必须的起吊装置。反应器的内部

48、能适应于任何蜂窝式催化剂产品。SCR反应器能承受运行温度450不少于5小时的考验，而不产生任何损坏。反应器内催化剂层按照2+1层设计。催化剂的型式采用蜂窝式。催化剂模块有效防止烟气短路的密封系统，密封装置的寿命不低于催化剂的寿命。脱硝系统最低喷氨温度与烟气中SO2浓度，烟气中含湿量等参数有关，SO2浓度越高，最低喷氨的温度越高，如果在低于最低喷氨的温度下继续喷氨进行氮氧化物的脱除反应，会在催化剂的孔内形成硫酸氢氨等副产物，堵塞催化剂微孔，降低催化剂活性和寿命。除此之外，硫酸氢氨副产物还会对下游空预器的换热元件造成低温腐蚀和堵塞。本项目设计最低连续运行烟温300C，最高连续运行烟温420C。建议

49、正常运行温度范围为320C410C。建议在机组长期处于低负荷条件下运行时，为保证脱硝系统连续稳定运行，应当燃用含硫量低的煤种。每台锅炉设两台高压离心式鼓风机（稀释风机），一用一备。稀释风机应配备风压连锁和电机跳闸连锁。稀释风机出口阀设故障连锁关闭，并发出故障信号。氨在空气中的体积浓度达到1625%时，会形成II类可燃爆炸性混合物，因此脱硝所需最大供氨量和氨体积比例要小于5%。增加一路稀释风机备用风源点，采用一次风机或送风机出口风源。6.2. 调试方法及步骤稀释风机送主机DCS，操作和控制均由主机实施。其调试任务：就地单体试转，传动试验及配合主机进行联锁保护试验。#1机组、#2机组、#3机组、#

50、4机组各配置2台稀释风机。以4#机组为例编制调试方案及步骤，其它机组相同。6.2.1. 稀释风机单体调试6.2.1.1. 就地试转(1) 手动试转：手动开关，风机启停正常。(2) 电源上电。(3) 马达保护器进行参数设定。(4) 就地电动试转：方向正确。6.2.1.2. 传动试验(1) 就地操作，运行状态反馈准确。(2) 远方操作，启停正确。6.2.1.3. 电机试转（1） 电机与接地良好。（2） 绝缘测试符合要求。（3） 盘转电机，转动灵活，无卡塞和异音。（4） 点动电机，转向正确。（5） 启动电机，试转2小时。试运期间测量电机的温度、电流，若发现异常情况应立即停止试运，处理正常后方可继续试

51、运。6.2.1.4联锁保护试验进行相应的联锁保护试验。6.2.2. 电动门单体调试6.2.2.1就地试转(1) 手动盘转：手动开，挡板门开、关灵活无卡塞，开关均到位。(2) 电动执行器上电。(3) 进行参数设定（开关位、力矩等）。(4) 就地电动试转：开关转动正常，开关位置到位。6.2.2.2传动试验(1) 就地操作，开关位置反馈准确。(2) 远方操作，动作正确。7.压缩空气系统调试方案7.1.系统简介各机组各配置1套压缩空气系统。引用厂区压缩空气送至压缩空气罐，压缩空气罐压缩空气分别送至声波吹气、仪用操作及其它用气。系统主要设备特性如下表。序号设备名称数量规格及型号材质厂家1.储气罐1套机1

52、.5m3 0.8MPa16Mn7.2调试方法及步骤1#机组、2#机组、3#机组、4#机组各配置1套压缩空气系统。以4#机组为例编制调试方案及步骤，其它机组相同。7.2.1操作步序（1）关闭压缩空气罐出口门；（2）打开压缩空气罐底部排放门；（3）打开压缩空气罐顶部安全门手动门；（4）缓慢开启压缩空气罐进气门，对罐体进一步吹扫；（5）观察底部排放气体无杂物，关闭底部排放们（若为冬季，要定期对底部进行排水）；（6）继续对储罐进一步充气，检查压力升至约0.8MPa,表记指示正常，安全阀无动作，罐体无变形，管道连接处无泄漏；（7）储气罐经保压正常后，缓慢开启出口门，对用气管道吹扫，检查是否漏气。8.蒸汽

53、吹灰系统调试方案8.1.系统简介本工程设置型蒸汽吹灰系统，每一层催化剂设置2台蒸汽式吹灰器进行。蒸汽吹灰器所用汽源： 1.52.0MPa， 350380 。蒸汽耗量：_6（单台吹灰器运行时瞬态最大耗量）t/h。蒸汽吹灰器用气引自厂用汽源辅助蒸汽，蒸汽吹灰器汇总母管末端设置疏水器及排水管道，用以防止在蒸汽催化器启动前和停止后液态水带入SCR反应器，从而保证催化剂品质。（每层一台运行），允许两个反应器同时吹扫。每个反应器从最上层开始吹扫，每层的吹灰器依次吹扫。每个吹灰流程时间约为35分钟。每24小时吹灰2次。耗量：14吨/天（不含备用层）备用层吹灰器只预留吹灰器接口。*为控制蒸汽吹灰器管道内介质流

54、速，降低噪音及管道磨损，建议蒸汽吹灰器每24小时吹灰1次，采用单吹方式逐个吹灰。系统主要设备特性如下表。（以#4为例）序号设备名称数量规格及型号厂家1蒸汽吹灰器1套组合件：8只枪型号：HXP-5，行程：3018mm，有效吹扫时间424s，电机功率：1.1kW湖北华信机械厂8.2.调试方法及步骤#1机组、#2机组、#3机组、#4机组各配置1套减温减压站及蒸汽吹灰器系统和声波吹灰器（待装）。以4#机组为例编制调试方案及步骤，其它机组相同。8.2.1.#4机MV1主汽阀电动阀门单体调试8.2.1.1就地试转(1) 手动试转：手动开关，挡板门全开、全关到位。(2) #4机MV1主汽阀电动开关阀门上电。

55、(3) 进行参数设定（开关位、力矩等）。(4) 就地电动试转：开关转动正常，开关位置到位。8.2.1.2.传动试验(1) 就地操作，开关位置反馈准确。(2) 远方操作，动作正确。8.2.2.蒸汽吹灰器的冷态试运8.2.2.1冷态就地试转(1) 就地控制柜上电。(2) 蒸汽母管隔断阀关闭。(3) 安装后蒸汽吹灰器行程的检查与调整。起点、终点行程开关信号传动正确。(4) 就地控制柜试转：将就地/远方旋钮置就地，依此按下吹灰器A14、B14按钮，吹灰器前级、后退均正常，信号反馈均正常。(5) 记录没台吹灰器运行（前进、后退）时间并对DCS中与运行时间有关的逻辑进行修改。(6) 试运期间测量电机的温度

56、、振动、电流，若发现异常情况应立即停止试运，处理正常后方可继续试运。8.2.2.2冷态传动试验(1) DCS试转：将就地/远方旋钮置远方。(2) 在DCS逻辑组态中需强制的信号：a) 强制4A /4B蒸汽吹灰器允许条件中：吹灰蒸汽至4A/4B反应器蒸汽吹灰器压力1.2MPa为1；吹灰蒸汽至4A/4B反应器蒸汽疏水温度120为1。b) 强制#4机A/B侧吹灰器返回条件：吹灰蒸汽至4A/4B反应器蒸汽吹灰器压力1.2MPa；(3) 远方操作，依此启动吹灰器A14、B14按钮，吹灰器前级、后退均正常，信号反馈均正常。(4) 试运期间测量电机的温度、振动、电流，若发现异常情况应立即停止试运，处理正常后

57、方可继续试运。8.2.3.联锁保护冷态试验8.2.3.1蒸汽吹灰器允许启动条件（1）#4机MV1主汽阀全开；（2）吹灰蒸汽至4A/4B反应器蒸汽吹灰器压力1.2MPa；（3）吹灰蒸汽至4A/4B反应器蒸汽疏水温度120； （4）#4机MV1主汽阀故障未报警；（5）#4机左侧吹灰器DCS远控；（6）#4机左侧吹灰器过载未报警；（7）#4机左侧吹灰器前进信号无；（8）#4机左侧吹灰器后退信号无；（9）主机负荷30%；（增加IO点）8.2.3.2蒸汽吹灰器左侧/右侧自动停止（以左侧为例）+ 锅炉MFT；+ 吹灰蒸汽至4A/4B反应器蒸汽吹灰器压力1.2MPa；+ #1机MV1主汽阀关闭；+ #4机左侧吹灰器过载；+ #4A 蒸汽吹灰器1启动故障；+ #4A