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这种情况如何计算氢氮比? 楼主你们采用的你什么合成工艺呢？甲烷和氩气的含量怎么控制这么高呢？合成压力运行多少呀？查看更多 17个回答 . 1人已关注

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气柜正 . 逆水封加水问题？ 对于气柜正逆水封的加水根据什么来加水加水的液位跟什么有关系啊查看更多 1个回答 . 5人已关注

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罗茨风机应用于氢气输送能行不？知道的大侠给指导一下， ...？ 是不是你那压力要求不高啊，咱这40公斤的压力，是靠压缩机传输的，密封性各方面性能都要比风机好一些。查看更多 9个回答 . 3人已关注

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汪老师及各位高手请看-溶剂不同，图谱差异很大？同样一种物质，用DMSO-d6,CDCl3, Acetone-D6分别作为溶剂做其核磁氢谱，结果（见三个附件）差异很大，尤其是用Acetone-d6，做出的图几乎归属不正确，请问：这该怎么解释啊？<br> [此贴子已经被作者于2008-5-28 11:09:24编辑过] 查看更多 3个回答 . 2人已关注

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好像动环和静环没有直接接触，中间不是有弹性元件吗? 动环和静环之间有一层油膜或水膜。查看更多 10个回答 . 4人已关注

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邻，对苯二酚二甲醚的选择性氧化？ <DIV>我的结构中：邻，对苯二酚二甲醚的结构片段各有一对，现想只氧化对位的成对苯二醌，不知有什么比较好的方法？我用硝酸铈铵把两个结构片段都氧化成醌了。请各位不吝赐教。谢谢</DIV>查看更多 0个回答 . 2人已关注

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N-甲基-N-乙烯基乙酰胺的合成？ 请问哪位高手合成过N- 甲基 -N-乙烯基乙酰胺 ,请赐教!!!,谢谢!!!!查看更多 0个回答 . 3人已关注

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那位大哥知道这是气化炉里的砖叫什么名字？ https://bbs.hcbbs.com/thread-1266553-1-1.html 点击一下谢谢大家。。如果不让发链接我可以上图片。。。查看更多 1个回答 . 1人已关注

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HJ/T 43-1999 固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸萘乙 ...？ 文件：HJ/T 43-1999 固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸萘乙二胺分光光度法格式：PDF 大小：169 KB 页数：6页压缩包：1个权限：20 查看更多 0个回答 . 4人已关注

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加氢混氢量的大小有什么影响？ 加氢混氢量的大小有什么影响查看更多 6个回答 . 5人已关注

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010低级错误险酿大事故？事件过程：一个很低级的错误，但是险酿出一起大事故，不记得是哪一年了，事情经过就是装置精制系统取汽油样，操作工在取完样后忘记了关闭取样的球阀，等发现时现场已经是一片汽油，幸运的是后续没有引发大事故。个人总结：事情的原因看上去很简单，就是操作工做事不认真，取样后未将阀门关闭，导致大量汽油跑漏，但是进行反思却也有着事情发生的必然性，纵观很多事故发生的原因，有大部分都是因为思想麻痹大意而引起的，而且很多事情还都是一些简单的事情，往往认为是不会出错的事情，但是偏偏就出了错，这是为什么呢？我是这样认为的，就是因为是一些简单操作例如改个流程、取个样、开关个阀门等等，车间管理人员、班长都认为这是一件很简单的事情，操作工能做好，所以没有给予太多关注，而操作工同样觉得这是一件已经做过很多次的都没有出错的事情，所以才会在思想上放松了警惕，从而导致了一些例如：简单流程改错造成外送憋压，取样、排渣阀门未关造成大量油品泄漏，取样发生烫伤、误操作造成装置切料等事故发生。而且此类事故每年都还有发生的，要杜绝这种低级错误的出现，单靠一次或两次学习教育是解决不了问题的，只有车间管理人员常抓不懈的进行系统学习教育，才能降低此类事情发生的几率，尽可能的保证装置安全平稳运行。说个题外笑话：记得有一次车间专门组织各班组学习此类事故，讲到一个案例是同一个人连续两天犯同样错误，导致装置连续两天切料，说到这有一些班员就忍不住笑了，盖德们你们觉得好笑吗？（本人文笔不好，写的不清楚的还请自行脑补，也可以加我好友私聊，觉得写的不行的还请将就看看）盖德网五一劳动节特别活动《铭记·荣耀时刻》热情期待您的参与 https://bbs.hcbbs.com/thread-1774529-1-1.html (出处: 盖德化工论坛) 脑洞大开活动第一期投票评选（动动鼠标改变结果） https://bbs.hcbbs.com/thread-1776507-1-1.html 查看更多 10个回答 . 2人已关注

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混床中阴阳离子的比重各是多少? 我公司原水经多介质过滤器 ——RO——离子交换，最终出水指标电阻率：18.2，PH一般中性，该水主要用作6T/h蒸汽锅炉用水，请问：1、经处理的水质如何？2、混床中阴阳离子比重是多少？谢谢大家。好像是阴离子更重一些，另外混床中阴离子加入量更多一些，不知道对吗？查看更多 2个回答 . 4人已关注

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304储罐除油问题？ 我有一台304材料的储罐，内表面需要除油处理，现准备采用NaOH溶液浸泡，不知道如何掌握浓度和时间，请大家出出主意。查看更多 0个回答 . 5人已关注

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金属零件腐蚀损伤的形式有哪几种？如何防止和减轻机械设 ...？ 金属零件腐蚀损伤的形式有哪几种？如何防止和减轻机械设备中零件的腐蚀？查看更多 1个回答 . 5人已关注

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8万吨苯抽提投资多少? 8万吨苯抽提投资多少？查看更多 1个回答 . 4人已关注

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50升反应罐？ 50升反应罐加热只能油浴加热，不能换冷却水降温如何才能快速降温。。查看更多 5个回答 . 3人已关注

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如何提高过氧乙酸的浓度? 在工业生产中，怎样才能使过氧乙酸的浓度达到23%-26%呢？谢谢各位了查看更多 6个回答 . 1人已关注

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化工专业报考注安没通过专业审核？ 楼主哪里人啊？07你年毕业的？查看更多 5个回答 . 2人已关注

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请问气化器工作时振动吗? 请问水浴，空浴式气化器在什么工况下会振？查看更多 1个回答 . 4人已关注

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汽轮机整套启动方案？甲级调试证书单位（证书号：第1012号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号：00505Q10478R2M）调试方案日期 2006/12/3 XTS/F29(1)TG-QJ-01 项目名称湖南省电力建设调整试验所投诉电话：5542836 东方汽轮机有限公司2×600MW机组 #1机组汽轮机整套启动方案前言为了保证整套启动试运工作的顺利进行，使机组能安全、经济、可靠、早日地投入运行，满足达标投产要求，依据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》和东方汽轮机有限公司2×600MW机组工程调试招标书的要求等,特编写本方案。其目的为： •检验汽轮机DEH系统的启动操作功能； •检验汽轮机启动曲线的合理性, 检验汽轮机带负荷能力, 确认调节保安系统的调节和保护功能动作准确、可靠； •检验汽轮发电机组轴系的振动水平； •完成汽机、电气的有关试验, 检验汽机／锅炉的协调性； •检验所有辅机及系统的动态投用状况, 检验高、低压旁路的功能； •通过整套启动试运，找出在给定工况下最合理操作工序，暴露在设计、安装、调试(静态)中无法出现的缺陷和故障，及时进行调整和处理，顺利完成机组168h试运行 1 机组概述 1.1机组系统简介本工程热力系统除辅助蒸汽系统预留扩建接口外，其余系统均采用单元制。主蒸汽系统的主蒸汽管道从过热器出口集箱单管接出，在进汽机前分成两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。再热蒸汽系统的再热冷段和再热热段管道，均采用2－1－2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。本项目的汽轮发电机组均由东方电气集团公司生产和制造，汽轮机采用带旁路中压缸启动方式，根据汽机厂的要求。本项目设置40％BMCR高、低压二级串联旁路系统，旁路系统能适应机组定压和滑压运行，改善机组冷态、温态和热态的启动性能，保证再热器不干烧。给水系统设置两台50％BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的电动调速给水泵，电动给水泵的容量可满足在一台汽动给水泵故障时，电动给水泵和一台汽动给水泵并联运行可以满足汽轮机90％THA工况以上负荷，给水系统三台高压加热器水侧设给水大旁路，设置可快速切换的阀门。汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器，四级抽汽供除氧器，给水泵驱动汽轮机和辅助蒸汽系统。五、六、七、八级抽汽分别向5、6、7、8号低压加热器供汽，给水泵汽轮机带自动汽源切换装置，机组启动和低负荷时由再热冷段蒸汽供汽，调试汽源为辅助蒸汽母管提供。本工程首台机组启动期间需要的辅助蒸汽（包括汽动给水泵启动汽源）来自启动锅炉，其他机组的启动用汽则由辅助蒸汽母管提供，辅助蒸汽压力参数为~0.78MPa，温度~260℃。辅助蒸汽系统还提供空气预热器吹灰用汽（机组启动期间）、除氧器启动及甩负荷用汽、小汽机启动及机组甩负荷用汽、汽机轴封、燃油雾化吹扫用汽等。凝结水系统设2台全容量的立式凝结水泵，4台低压加热器（5～8号），1台轴封冷却器，1台除氧器，一台500m³凝结水贮水箱和两台凝结水输送水泵。凝结水采用中压精处理。5、6号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路。7、8号低压加热器设有公用凝结水旁路。高、低压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，高加最后一级（3号高加）疏至除氧器，低加最后一级疏水至凝汽器，每台加热器均设有单独的事故疏水接口，其疏水管道单独接至凝汽器。循环水系统采用带自然通风冷却塔的二次循环冷却的单元制系统。为了防止凝汽器不锈钢管结垢，提高传热效果，保证凝汽器真空度，在凝汽器A、B各装一套胶球清洗装置。根据本工程补充水水源水质的情况和辅机设备对冷却水水质要求，辅机冷却水系统考虑了采用循环水和补充水作冷却水源的二个系统，利用循环水作冷却水源的系统，其冷却水取自循环水进水管，根据各用水设备要求的供水压力不同，分为二路，一路经滤水器后不升压直接送到冷却设备（油冷却设备），回水至冷却塔前池；另一路经滤水器和升压泵升压后再送到发电机氢气冷却器冷却，回水至循环水回水管。利用补充水作冷却水源的系统。冷却水源直接取自补给水母管，经滤水器后不升压直接送到冷却设备，回水至冷却塔前池。本系统设有三台50%容量的水环式真空泵，机组正常运行时两台运行一台备用，当运行泵故障或者机组真空降低到规定值时，联锁启动备用泵。机组启动时，三台真空泵可同时运行，以加快真空建立的速度。该机组由广东省电力设计院设计，湖南省火电安装公司负责#1机组的主要安装工作，湖南省电力建设调整试验所负责#1机组调试工作。 1.2汽轮机主要技术规范表一: 汽轮机主要数据汇总表编号项目单位数据一机组性能规范 1 机组型式东方汽轮机厂有限责任公司制造的亚临界、中间再热、冲动式、单轴、双背压、三缸四排汽凝汽式 2 汽轮机型号 N600-16.7/538/538 3 THA工况 MW 600 4 额定主蒸汽压力 MPa(a) 16.67 5 额定主蒸汽温度 ℃ 538 6 额定高压缸排汽口压力 MPa(a) 3.682 7 额定高压缸排汽口温度 ℃ 320.9 8 额定再热蒸汽进口压力 MPa(a) 3.314 9 额定再热蒸汽进口温度 ℃ 538 10 主蒸汽额定进汽量 t/h 1779.13 11 再热蒸汽额定进汽量 t/h 1519.134 12 额定排汽压力 kPa(a) 5.8 13 配汽方式复合配汽(喷嘴调节+节流调节) 14 设计冷却水温度 ℃ 25 15 额定给水温度 ℃ 273.8 16 额定转速 r/min 3000 17 热耗率 kJ/kW•h kcal/kW•h 7803 1863.7 18 给水回热级数(高加+除氧+低加) 8级 (3高加+1除氧+4低加) 19 低压末级叶片长度 mm 1016 20 汽轮机总内效率 % 92.06 高压缸效率 % 86.48 中压缸效率 % 92.52 低压缸效率 % 93.01 21 通流级数 42 高压缸级 9 中压缸级 5 低压缸级 2×2×7 22 临界转速(分轴系、轴段的试验值一阶、二阶) 一阶临界转速轴段/轴系二阶临界转速轴段/轴系高中压转子 r/min 1650/1692 >4000/>4000 低压转子I r/min 1670/1724 >4000/3835 低压转子II r/min 1697/1743 >4000/>4000 发电机转子 r/min 933/984 2691/2676 2 编制依据 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）》电力部电建[1996]159号 2.2 《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号 2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 2.4《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》DL 5011-92 2.5《火电机组达标投产考核标准（2006年版）》电力工业部 2.6《电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）》DL 5009.1-92能源部能源基[1992]129号 2.7 电力设计院设计图纸 2.8 东方汽轮机厂主机说明书（暂缺） 2.9 东方汽轮机厂运行限制及注意事项（暂缺） 2.10 N600-16.7/538/538型汽轮机启动运行维护说明书 3 汽机整套启动前应具备的条件及准备 3.1试运现场应具备的条件和人员准备 3.1.1汽机房内场地平整、清洁，沟道及死洞盖板齐全，道路畅通，试运现场应有明显的分界区，施工脚手架已全部拆除，危险区应设有围栏和警告标志； 3.1.2现场消防水、工业用水、生活水系统能投入正常使用，排放水管道、沟道应畅通，按消防要求配齐消防器材和专职消防人员； 3.1.3试运现场具有充足的正式照明、事故照明能及时自动投入、表盘、水位计等重要地点的照明应能投入使用。事故照明应能在普通照明失去电源时能自动投入工作； 3.1.4试运岗位，通讯设备齐全，可靠。有关空调设备安装调试完毕，并能投入使用； 3.1.5所有将投入试运行的设备系统，按图纸技术要求安装完毕，并完成设计变更及必要的修改项目，安装记录齐全，质量经验收合格； 3.1.6有关设备和管道的保温工作结束，支吊架符合设计要求； 3.1.7 运行中不便调试的安全门如高加安全门等应在安装前模拟试验整定好； 3.1.8各水位计、油位计标明最高，最低和正常运行位置的标志，转动机械应灌好润滑油； 3.1.9试运区域应建立保卫制度； 3.1.10运行人员配备齐全，培训考试合格，运行规程、事故处理规程、操作票、运行日志、听针、门钩、测振仪器等准备齐全； 3.1.11试运现场应挂好各主机系统图，设备、管道、阀门的标牌经确认无误，工质流向标示正确； 3.1.12启动前对设备及系统进行全面检查，按试运方案要求，对系统进行必要的隔离，重要的隔离门应挂牌加锁，以防误操作。 3.2启动前各系统(设备)应具备的条件汽轮发电机组安装工作全部完毕，汽机分系统试运工作已完成，并经验收合格并办理签证手续（与分系统有关的联锁、保护及调节功能完善、仪表指示正确、全部检验项目合格率100%，优良率90%以上），应完成试运的分系统如下。 3.2.1循环水泵及循环水系统； 3.2.2开式、补充循环水系统； 3.2.3压缩空气系统； 3.2.4凝结水泵及其系统 (含补水系统、低负荷**装置)； 3.2.5辅助蒸汽系统； 3.2.6大、小机润滑油系统； 3.2.7顶轴油系统、大小机盘车装置； 3.2.8 MEH、EH系统冲洗、调整、试运完毕； 3.2.9真空泵及其系统； 3.2.10 给水泵及其系统； 3.2.11 轴封系统管道吹扫、恢复、试运完毕； 3.2.12高、低旁路系统； 3.2.13胶球清洗装置及其系统； 3.2.14高、低加加热器回热抽汽系统(安全门动作性能应良好)； 3.2.15发电机氢、水、油系统调整完毕，发电机气密试验结束，并验收合格； 3.2.16 DEH、ETS、TSI等系统热工回路调试完毕并已进行了联合调试； 3.2.17汽轮机本体及疏水系统的气动门，电动门应调试(静态)完毕, 在整套启动中待试运的仪控如SCS、DAS、TSI、CCS、基地式等调节系统都应完成主要调试工作并可投入运行(热工调节控制、联锁保护、报警信号及运行监视系统静态调试都应完毕)。 3.3启动前应完成的主要试验项目 3.3.1大机调节保安系统、DEH、ETS系统静态调整试验； 3.3.2小机MEH静调及其联锁、保护试验、单体试运； 3.3.3交流油泵，直流油泵联动试验； 3.3.4顶轴油泵，盘车低油压联锁保护试验； 3.3.5高加水位保护试验； 3.3.6低加水位保护试验 3.3.7除氧器水位保护试验； 3.3.8辅机联锁保护试验； 3.3.9所有电动、气动门开关试验； 3.3.10所有一、二、三级报警(光字牌)试验； 3.3.11发电机内冷水断水试验； 3.3.12机组主要保护试验 •EH油压低联锁保护试验； •润滑油压低跳闸试验； •OPC超速保护试验；（模拟） •超速跳闸试验（110％额定转速）；（模拟） •真空低跳闸试验（模拟）； •危急遮断模拟试验(远方和就地)； •轴向位移保护试验；（模拟） •高中压缸胀差保护试验； •低压缸胀差保护试验； •轴振动保护试验； •径向轴承金属温度高保护试验； •推力轴承金属温度高保护试验； •高压缸排汽压力高保护试验； •锅炉MFT动作，汽机跳闸保护试验； •DEH等电源失电，汽机跳闸保护试验； •安全油压低保护试验 (由于资料不全，机组主要保护试验试验项目可能不齐全 ) 3.3.13抽汽逆止门联动试验； 3.3.14机炉电大联锁试验(电跳机、炉跳机、机跳炉、机跳电)； 3.3.15高低旁路仿真试验； 3.3.16主机DEH及协调系统仿真试验； 3.4与启动有关的锅炉、化水、电气等专业的调试工作已完,并已办理签证,汽机整套启动用的仪器已准备完毕。 4 汽机启停 4.1冷态启动中压内下缸壁温<305℃  HP启动，调节级处高压内下缸壁温<320℃ 4.1.1启动前工作 4.1.1.1 DEH通电2小时以上功能检查应正常 4.1.1.2工业水系统投用正常 4.1.1.3循环水系统投用正常根据季节、负荷投用1台或2台循环水泵根据旋转滤网前后水位，自动投用循环水旋转滤网 4.1.1.4开式水系统投用正常开式水泵1台运行，1台备用开式水自动反冲洗滤网投自动 4.1.1.5补充水系统投用正常启泵前闭冷水系统应充水放气，闭冷水水箱水位正常闭冷水泵1台运行，1台备用 4.1.1.6仪用空气系统投用正常 4.1.1.7启动润滑油系统正常启动前润滑油冷却水关闭，电加热器投自动，油温<20℃自投，≥35℃停运确认泵联动正常后启动排烟风机、辅助油泵TOP，事故油泵EOP备用 4.1.1.8启动密封油系统正常主密封油泵1台运行，1台备用，再循环密封油泵联动正常密封油走正常运行回路，事故运行回路、低压密封油回路备用充氢前，空气抽出槽上的防爆风机必须启动根据氢压，调整主密封油泵出口回油量，保证泵压正常 4.1.1.9启动顶轴油系统、盘车正常顶轴油泵1台运行，1台备用主机盘车自启动正常 4.1.1.10发电机充氢至300kPa 投循环风机及干燥器 4.1.1.11凝结水再循环系统投用正常凝结水泵一台运行，一台备用征求化学意见，投用或停用精处理 4.1.1.12轴加、低加水侧投用 4.1.1.13投入发电机定子冷却水系统 4.1.1.14辅助蒸汽系统投用正常 4.1.1.15启动电动给水泵进行再循环（锅炉上水时投用高加水侧） 4.1.1.16投用辅助汽源，除氧器加热，提高水温至80℃左右 4.1.1.17轴封系统暖管后投用轴封系统，并调整低压轴封减温器后温度150℃左右 4.1.1.18机组拉真空启动3台真空泵，真空正常后停1台备用高真空后轴加U型回水进凝汽器，凝输泵可停走旁路 4.1.1.19确认高低压旁路已处于备用状态 4.1.1.20联系锅炉点火收到锅炉发点火信号后高低压旁路及其**控制转自动高旁开度置10%、低旁关闭升压后再热蒸汽压力（旁路）达到0.2MPa，低旁逐步开启检查确认此时CRT及就地疏水阀开、升温过程中汽缸金属温度无明显上升供轴封拉真空与锅炉点火可以交叉进行，但保证在炉起压前机已供轴封拉真空，可以根据锅炉上水温度，确定交叉时间的长短。在锅炉发点火信号发出时，高旁及其**控制转自动，高旁控制点温度设置保持此时温度，因此冷态启动时，该值很低应及时设置该温度值，以防旁路后大量积水。 4.1.1.21调整暖缸参数该机组高压缸预暖汽源有两路：一路来自辅汽联箱，一路来自冷再。辅汽联箱温度>200℃，压力≥0.7MPa时或高旁出口温度>200℃时，联系锅炉，逐步提高低旁控制压力设定至冷再压力≥0.7MPa 高压缸预暖  高压缸第1级后汽缸内壁金属温度<150℃，需进行高压缸预暖预暖前检查确认汽机跳闸、CRCV关、BDV开、盘车在运、真空≤13.3kPa（a）暖缸蒸汽过热度≥28℃ 调整导汽管上的疏水阀开度至20% 左右 RFV截止阀开，联关VV RFV开至10%，预暖蒸汽进入高压缸 20min后RFV开至30% 20min后RFV开至55% 调整RFV和疏水阀，维持高压缸内蒸汽压力应当增压至0.39～0.49MPa（不得>0.7MPa），汽缸温升率<50℃/h 监视盘车运行应正常保持此开度直至高压缸第一级后汽缸缸内壁金属温度升至150℃ 达到150℃后，开始计时，保持时间见附图1 高排压力－50kPa后，全开导汽管疏水阀调整RFV至10%，保持5min， 5min内逐步关闭RFV，截止阀全关时检查VV全开 4.1.1.22启动油泵MSP启动正常 4.1.1.23高压抗燃油系统启动正常油温≤30℃，投电加热；温控设置45℃，正常43~54℃ 4.1.1.24阀壳预暖（CV内壁或外壁温度<150℃）检查确认主蒸汽温>271℃、MSV上的疏水阀、CV与汽缸间导汽管上的疏水阀打开汽轮机挂闸 RSV开在“汽机控制面板” “OPEN”“阀壳预暖” 检查确认MSV2阀开启至预热位置20.8%、盘车运行正常 CV阀蒸汽室内外壁金属温差>80℃“CLOSE” MSV2阀；温差<70℃“OPEN” MSV2阀开启至预热位置 CV阀蒸汽室内外壁金属的温度满足>180℃且温差<50℃或者预热时间≥1h，打闸，结束阀壳预暖 4.1.1.25旁路运行状态联系锅炉，逐步提高低旁控制压力至1.1 MPa 随着锅炉升温升压，高旁前压力达到1.0MPa，高旁开度增加，以维持1.0MPa，直到30%。高旁前压力升至1.1MPa，高旁控制方式由最小压力控制转入压力斜坡控制保持30%开度，压力逐步增加至5.88 MPa，达到5.88 MPa后，转入定压控制方式 4.1.2冲转条件 4.1.2.1蒸汽参数主汽 5.88MPa 310℃ 再热汽 1.1MPa 310℃ 主汽温度>阀壳内表面温度42℃ 4.1.2.2检查确认高中压上下缸温差<41.7℃ 油温40～46℃ 凝汽器真空尽可能高≤16.6kP a（a）连续盘车4小时以上低压缸**调阀之前有水疏水阀联锁投入，阀门开启冲转方式为中压缸启动 4.1.3 冲转具备上述条件后，汽机可以冲转 4.1.3.1汽机挂闸 RSV开阀位限制至100% 4.1.3.2摩擦听音检查选择“暖机”“投入”后VV开选择“速率”“100r/min2” 选择“转速”“200r/min” MSV开启，ICV开启升速 200 r/min后操作“关全阀”，检查确认ICV应关闭，转速开始下降仔细倾听机组有无摩擦声转子冲转后注意盘车装置脱扣应正常 4.1.3.3升速1500r/min 机组未停前，选择“转速”“1500r/min”（速率不变） CV阀开启升速至400 r/min，保持1min，电液调节器锁定CV阀的开度 400 r/min后ICV开启，升速至1500 r/min 机组1200r/min时，可停用顶轴油泵 4.1.3.4 1500 r/min中速暖机检查各种仪表指示，读数应正常 1500r/min 凝汽器真空≤12kP a（a） 4.1.3.5中速暖机结束按附录1启动曲线规定时间进行暖机 “暖机”“切除”后联关CV阀 VV阀保持开启  “暖机”如不手动“切除”，CV阀开度将保持至并网 4.1.3.6升速3000r/min >2000 r/min，顶轴油泵自停根据油温、氢温调整各冷却水量如轴振>200μm，则停止升速，停机处理如需停留，在“汽机控制面板”“投入”“保持选择” 如需降速，在“汽机控制面板”“转速设定”“关全阀” 低压缸排汽≥47℃，后缸**投用，80℃强开 4.1.3.7定速3000r/min  运行状态检查保持足够长检查的时间，确认机组运行参数正常，特别是高排温度  油泵停运确认油压正常，油泵置联锁位，停油泵检查油压应稳定，油泵MSP、TOP不倒转  高低加滑投投加热器汽侧，注意加热器水位变化首次投用加热器应冲洗，冲洗结束投用 4.1.4空载试验  首次定速3000r/min后进行空载试验  手动遮断试验在就地或集控手动遮断汽机，遮断后汽门应全关，转速应下降  油涡轮调整油涡轮调整前首先应检查涡轮泵入口、出口压力、润滑油压检查涡轮泵出口压力≥启动油泵出口压力，否则调整节流阀检查润滑油压≥辅助油泵出口压力，否则调整旁通阀投入油泵联锁，停MSP、TOP油泵进一步调整油涡轮的节流阀、旁通阀、溢流阀主油泵入口98～147 kPa 主油泵出口1372 kPa 润滑油压力176 kPa 锁紧节流阀、旁通阀、溢流阀的整定件  危急保安器充油试验在画面“汽机试验面板”操作“隔离试验” 隔离电磁阀4YV带电，隔离位ZS4动作、复位位ZS5复归，机械跳闸装置出系在画面“汽机试验面板”操作“喷油试验” 喷油电磁阀2YV带电，油喷入飞环，飞环击出后ZS2报警，油电磁阀2YV失电复位电磁阀1YV带电20s ZS1由0-1-0、ZS2由1-0 且PS2、PS3、PS4>3.9MPa（2/3），机械跳闸装置挂闸成功操作“隔离试验”，隔离电磁阀4YV失电，恢复正常位，机械跳闸装置入系危急遮断器恢复到正常工作位  主遮断电磁阀试验检查机组运行正常，主遮断电磁阀在正常位画面“汽机试验面板”试验“主遮断A电磁阀” ZS6动作，主遮断A电磁阀试验正常后恢复 “汽机试验面板”试验“主遮断B电磁阀” ZS7动作，主遮断B电磁阀试验正常后恢复  主汽门、调门严密性试验机组维持3000 r/min运行正常开启MSP、TOP油泵提压至12.1MPa以上在画面“汽机试验面板”上操作“主汽门严密性试验” 注意高中压主汽门全关，高中压调门全开，转速应迅速下降待转速不下降或已达到可接受转速时，记录数值打闸后立即恢复3000r/min 在画面“汽机试验面板”上操作“调门严密性试验” 注意高中压调门全关，转速应迅速下降待转速不下降或已达到可接受转速时，记录数值打闸后立即恢复3000r/min  电气作试验电气试验结束，联系值长准备并网 4.1.5并网带负荷轴承的进油温度不低于38℃ 4.1.5.1并网带初始负荷 DEH收到来自电气发同期请求后，汽机转速自动受电气同期增益控制并网后机组带初负荷30MW或13.35%流量指令=中调开度指令25.61mm 维持初负荷至低压缸排汽温度<52℃ 4.1.5.2倒缸在画面“汽机控制面板”上“开始”“升负荷” 机组负荷快速增加，以5% /min的负荷率递增，直至120MW或高旁全关或30%流量指令=CV1 10.43 CV2 9.32 CV3 10.59 CV4 10.43（22%流量指令中调全开）快速带负荷中旁路关小，以维持旁路阀前压力不变 20%流量指令联开CV、联关VV、VV联开CRCV “升负荷”结束，中压缸进汽方式已倒成高中压缸共同进汽方式倒缸前后加强监视： 60MW以上高压疏水阀应自动关闭 CV、VV、CRCV及高低旁动作情况机组运行参数变化应正常（高排温变、轴封压变、高缸温变、轴向位移等）低压缸排汽温度<47℃后后缸**应关闭低旁全关前手动关闭BDV阀 4.1.5.3升负荷过程中的操作 “升负荷”结束后机组负荷由CCS或阀位指令控制 30～50%MW，控制升负荷率0.5%/min，50%MW以上，控制升负荷率1%/min 120MW以上，检查汽机疏水阀应关闭高加疏水压力大于除氧器压力时，高加疏水切换至除氧器高排压力>辅汽压力，辅汽汽源改用高排四抽压力大于除氧器工作压力时，进行除氧器汽源切换，同时辅汽汽源转为四抽供汽，高排汽源进入热备用四抽温度过热度≥50℃，冲转汽泵，逐步进行电泵与汽泵的切换，电泵进入热备用 ≥400MW，补氢至0.414MPa 检查中压缸叶轮冷却阀联动正常，控制中压缸第一级叶轮温度≤522℃  超速试验  首次并网带负荷后，进行超速试验升负荷至150MW，暖机3h 暖机结束，减负荷至60MW后机组解列，机组维持3000r/min 开启辅助油泵、启动油泵超速试验前应确认机组振动、轴承温度正常，打闸后转速能迅速下降超速试验过程中，任一轴承振动突然增大0.03mm以上，应立即停机转速升至3360 r/min，保护未动作，则应手动打闸（3365 r/min前只能集控打闸）联系值长，进行超速试验  TSI超速试验在画面“汽机试验面板”上操作“TSI超速试验” 隔离电磁阀4YV带电，飞环机械跳闸被隔离 DEH给定目标转速3390 r/min 汽机以300 r/min2升至3240 r/min，100 r/min2升至TSI超速动作转速3300 r/min时机组跳闸如转速达到3365 r/min保护未动作，隔离电磁阀4YV失电，投入手动、机械遮断保安系统记录动作转速，恢复3000r/min  BUG超速试验在画面“汽机试验面板”上操作“BUG超速试验” 隔离电磁阀4YV带电，飞环机械跳闸被隔离 “BUG超速试验”给定目标转速3390 r/min 转速升至BUG超速动作转速3347r/min时机组跳闸如转速达到3365 r/min保护未动作，隔离电磁阀4YV失电，投入手动、机械遮断保安系统记录动作转速，恢复3000r/min  机械超速试验在画面“汽机试验面板”上操作“机械超速试验” 转速升至机械超速动作转速时机组跳闸记录动作转速，恢复3000r/min 机械超速试验应做2次，2次转速动作差≤18 r/min 飞环复位转速应≥3030r/min  甩负荷试验  甩300MW负荷试验油开关动作，调门流量指令5%，目标转速给定3000r/min，保持5s ≥240MW，再热器压力与发电机电流之间的偏差超过设定值且发电机电流的减少>4%/ms时，功率－负荷不平衡PLU继电器（3取2）动作，快关CV和ICV，目标转速给定3000r/min，10s后CV和ICV恢复由伺服阀控制，稳定转速3000r/min。 90MW～240MW，在转速>3060 r/min、加速度>49r/min/s时，加速度限制回路动作，快速关闭ICV。  甩600MW负荷试验  真空严密性试验负荷480MW以上试验时间共8min 排汽压力≤10kPa 关闭凝汽器真空隔离门或停真空泵后开始计时如真空下降≥800Pa/min，应停止试验每隔30s记录一次取后5min的真空下降值的平均值的倍数作为试验结果，≤400Pa/min真空严密性符合要求 4.2 停机试转盘车、油泵确认正常。 CCS减负荷逐步退出汽泵，切换成电泵运行除氧器压力小于0.147MPa投用辅汽检查确认轴封自动切换应正常、疏水开启应正常低压缸排汽温度≥47℃,后缸**应开启负荷60MW，发电机解列，退出高低加  二十五条反措要求发电机解列前机组负荷降至逆功率动作启动辅助油泵，遮断汽机，检查抽汽电动门、CRCV关闭，VV、BDV开  停机惰走试验联系单元长，机组准备停机将顶轴油泵和盘车装置投联锁确认启动辅助油泵、启动油泵投用正常遮断汽机，记录转子惰走时间降速至2000r/min，顶轴油泵自投应正常 “0”转速时，盘车自投应正常如自投不成功，立刻开启顶轴油泵及盘车装置  惰走时间：不破坏真空约60min，破坏真空约30min 4.2.1转子停止后的工作确认盘车投用正常，测量大轴偏心值停用氢气干燥器，进行发电机气体置换除氧器的降温、给水泵的停用根据锅炉要求进行，降温不要太快低压缸排汽温度<45℃，解除备用凝泵联锁，停用凝泵，关闭排汽缸**门闭式水泵、开式水泵的停用，要确定锅炉及汽机已停用冷却水根据情况停用循环水泵连续盘车到汽缸最高金属温度<150℃方可停盘车和顶轴油泵转子静止后，应0.5h记录一次汽缸各主要金属温度变化情况，并检查盘车运行情况，发现异常现象应立即汇报 4.3 热态启动 4.3.1状态判断 IP启动，中压内下缸壁温温态 ≥305℃ 热态 ≥420℃ 极热态 ≥490℃  HP启动，机调节级处高压内下缸壁温温态 ≥320℃ 热态 ≥420℃ 极热态 ≥445℃ 4.3.2冲转蒸汽参数中压缸启动温态主汽 5.88MPa 371℃ 再热汽 1.1MPa 371℃ 热态主汽 5.88MPa 427℃ 再热汽 1.1MPa 454℃ 极热态主汽 8.83MPa 500℃ 再热汽 1.1MPa 480℃ 应尽可能使得主汽温度>阀壳内表面温度42℃ 4.3.3升速率温态时速率150r/min2，热态、极热态时速率300r/min2 热态启动前，必须连续盘车4小时 4.3.4升负荷带上和缸温对应的负荷后，再按冷态启动曲线带负荷至满负荷 4.3.5控制热态启动时，冲转升速至额定转速的时间不得少于10min 真空尽量保持高限值上下缸温差应小于41.7℃ 升速期间需要在某一点停留时，应避开共振区热态中压缸启动无预暖高压缸等操作热态中压缸启动无CV阀冲至400r/min等操作当主、再热蒸汽参数达到冲转参数要求后，投高、低压旁路压力反馈，使热态中压缸启动从冲转、升速、带负荷直到切换结束，主、再热蒸汽压力维持基本稳定 5 质量控制点和质量检验专业调试人员、专业组长应按调试质量控制点对调试质量的关键环节进行重点检查、控制，发现问题应及时向上级领导汇报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。 5.1机组整套启动前各项准备工作（以本试验方案第3项）应完毕,各系统试运符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》中有关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率100%，优良率90%以上，满足机组整套启动要求。 5.2 机组启动过程中各项运行参数皆在汽机启动调试中主要控制数据允许范围内。本方案涉及的参数控制、主机的操作均应以制造厂运行说明为准 6 危险点、危险源分析及安全防范措施 6.1 危险点、危险源分析 6.1.1 机组严重超速 6.1.2 机组断油烧瓦 6.1.3 汽机转子严重弯曲 6.1.4 汽缸进水 6.1.5 汽机油系统着火 6.1.6 汽机通流部分严重磨损 6.1.7 氢气泄漏爆炸 6.1.8 计算机死机后造成事故 6.2 安全防范措施，见附件1：东方汽轮机有限公司2×600MW机组工程汽轮机整套启动防止事故措施 6.3 机组调试安全措施 6.3.1 调试人员进入现场，应遵守《电力安全工作规程》, 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及相应的反事故措施； 6.3.2 为了保证机组安全，应严格执行针对本机组特点和新机启动特点而编写的《鲤鱼江B电厂600MW机组汽机专业反事故技术措施》。 6.3.3 重大试验或重要设备首次试运前应进行详细的技术交底，交代技术要点和试运安全注意事项。 6.3.4 为了确保调试仪器的安全，仪器仪表应专人保管，仪器开启前，应校对仪器的动力电源，非试验人员不得操作。 6.4 机组试运安全注意事项 6.4.1 重要操作或设备的投、停如变负荷工况、升速等应与锅炉、电气联系，严格控制主汽、再热汽温及汽压的变化速度。 6.4.2 本机不允许在不供轴封的情况下，启动真空泵和轴加风机。在盘车装置投入前，不得向轴封送汽； 6.4.3汽轮机发电机组在汽轮机内部没有通风蒸汽时不应超时运行，通常不超过1分钟。 6.4.4 转子转动期间，注意倾听机组内部和轴端应无异常噪音。 6.4.5 注意汽缸热膨胀，应均匀、对称、无卡涩现象。 6.4.6 检查主汽、再热蒸汽管道的膨胀和位移，注意支吊架的受力情况。 6.4.7 机组正常运行的时候，轴振任何时侯不应大于250μm。 6.4.8 主再/热汽温5分钟内突降66℃时，应手动停机. 6.4.9 后汽缸**动作：转速达到600r/min时自动投入，并在机组带上约15%负荷前连续运行，同时当排汽缸温度超过70℃自动投入，后汽缸的极限温度为120℃。 6.4.10 如果汽机上、下缸金属温差超过56℃，则应立即停机。 6.4.11 热态启动时应注意各轴封汽温度与金属温度相匹配，控制好各轴封温度，当高﹑中压汽封供汽温度小于150℃时，**气动隔离阀应关闭。轴封站备用汽一定要疏水。 6.4.12 定期化验EH油、润滑油，油质不合格禁止启动或运行。 6.5 一般注意事项: 6.5.1 机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况下长时间运行； 6.5.2 机组未解列前发生电动机运行时间不应超过1分钟，且凝汽器真空必须正常； 6.5.3 在排汽温度高时，应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化，如排汽温度己达报警值，除了投入**系统外，还应采取提高真空度或增加负荷等方法来降低排汽温度； 6.5.4 除紧急事故停机应立即破坏真空外，一般机组跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至10％的额定转速为止； 6.5.5 必须保证汽轮机本体疏水系统以及主汽管，再热汽管热段，再热汽管冷段和抽汽管的疏水系统在启动、停机时保持畅通； 6.5.6 喷油试验后不能马上做超速试验，以免积油引起超速试验不准。 6.5.7 机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不应超过15min； 6.5.8 加热器投入运行，应随机组启动从低压向高压依次投入；在全部高压加热器切除时，可以保证机组发额定出力95%（最好降负荷至80%运行），不允超发；高压加热器切除必须从高压向低压依次进行；如果需切除低压加热器，则汽轮发电机组必须根据厂家的规定降低负荷运行,切除加热器后，调节级后压力，各级抽汽压力不得超过限制值； 6.5.9 机组在升速过程中应快速通过各阶临界转速，在此阶段轴瓦振动不超过0.10mm；对于机组的首次启动，应该实测并记录轴系的临界转速值，确认后将实测值作为机组实际的轴系临界转速，为保证机组安全，不得在共振转速（叶片共振）范围内暖机或停留； 6.6 在机组整个运行期间，必须加强监护和检查，若发现问题应及时解决处理，避免事故发生。 7 整套启动试运工作的组织与分工 7.1整套启动试运工作的组织与分工 7.1.1调试单位提出整套启动的方案和措施，报启动验收委员会讨论并经总指挥审批后，交试运指挥组执行； 7.1.2 整套设备的启动调试，在试运指挥组领导下，由电科院负责、组织有关人员按整套启动方案进行。 7.1.3 生产单位负责运行操作，并在整套启动试运前将所需的规程制度、系统图表、记录表格、安全用具、运行工具及仪表等准备好； 7.1.4 安装单位负责设备与系统的维护、检修、消缺等工作； 7.2 整套启动试运工作中电科院汽机专业的组织与分工为了使整套启动试运工作得以**完成，汽机专业设调试负责人一人，全面负责机组调试工作和重大质量控制点的控制及调试过程的故障处理。汽机专业人员除担任当值试运负责人外，在不同阶段，还要承担振动、调节等分系统试运的负责，各负责人的工作均应在试运指挥组及本专业调试负责人的领导下开展： •启动试运人员：3人均为当值负责人职责： a. 根据整套启动试运方案，进行启动条件的检查，确定启动方式，组织和指导运行人员按方案进行冲转、并网、完成各种试验。 b. 对启动及试运中出现的问题及时进行分析，对应急情况的处理、提出建议。 •振动监视人员：负责人1人职责： a．负责启动、试运过程中的振动测量、监督及记录，遇到异常情况，进行初步的振动原因分析，需要时进行高速动平衡工作。 b. 测定实际的临界转速，测出波特曲线。为今后的启动操作提供依据。 •调节、保护试验组：负责人1人职责： a. 指导润滑油系统、EH油系统的投入； b. 指导完成主机静调、联锁保护项目试验； c. 调节系统故障分析． •真空严密性试验组：当值试运人员为负责人：1-2人职责：组织并指导真空严密性试验。 •甩负荷试验组人员组成及职责详见“甩负荷试验方案”。 8 说明 8.1 本方案只是根据新机启动的特点，对汽机的整套启动试运提出若干规定及特别注意事项，仅供机组试运期使用； 8.2 本方案未述及部分按电厂运行规程执行； 8.3 如运行规程与本方案有抵触时，试运期间按本方案执行。 9 附录本方案涉及的参数控制、主机的操作均应以制造厂运行说明为准 9.1冲转、运行限制有下列情况之一，则禁止启动 9.1.2主汽门、调门或抽汽逆止门卡涩，不能关闭汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声主要保护之一失灵（轴向位移、真空、EH油、超速、润滑油等）主要仪表失灵（进汽温度和压力、转速、缸温、真空等）主要辅机工作不正常控制盘灯光试验不全亮 9.1.3机组冲转时停留转速应避开共振区 9.1.4主汽、再热汽温度过热度≥55.6℃；冷态冲转主蒸汽温度的选择、再热蒸汽温度的选择正常工况下，≤额定温度t+8℃（全年平均≤t），两侧温差年均不得超过11℃ 异常工况下，≤t+14℃（年累计≤400h），两侧温差不得超过42℃ 极其异常工况下，≤t+28℃（波动≤15min，年累计≤80h） 300MW负荷以上主蒸汽温度－再热温度≤28℃ 再热温度－主蒸汽温度≤42℃ 300MW负荷以下再热温度－主蒸汽温度≤165-负荷N*123/300 9.1.5进汽压力正常工况下，主汽压力≤25.41MPa(a) 异常工况下，主汽压力≤29.04 MPa(a) （年累计≤12h）冷再压力≤5.65875 MPa(a) 9.1.6排汽背压运行最高允许背压<25.3 kPa(a) ≥50％额定负荷时，允许的最大背压值为18.3kPa(a) <50％额定负荷时，允许的最大背压值为13.3kPa(a) 9.1.7低压缸排汽温度正常工况下，<79℃ 异常工况下，<107℃ 9.1.8轴封在没有供轴封之前，不应启动真空泵低压轴封，温度限制在121～177℃ 轴封蒸汽过热度不得<13.8℃ >60%负荷，溢流门自动打开，轴封压力>28.7kPa 25%～60%负荷，投入冷再，轴封压力25.7kPa 冷态启动，投入辅汽，轴封压力22.7kPa 150～260℃ 热态启动，投入辅汽，轴封压力22.7kPa 208～375℃ 热态启动，投入主汽，轴封压力16.7kPa 9.1.9润滑油盘车油温在27～40℃ 加速油温在30～50℃ 正常油温在40～50℃ 9.1.10 汽机保护参数序号参数名称单位正常运行范围报警停机轴向位移 mm ±0.8 ±1.4 轴振 μm  50 125 200 瓦温 ℃ 90 110 回油温度 ℃ ≤65 润滑油油压 kPa 115～176 103 69 EH油压 MPa 11.2 9.20.2 7.8 高压缸差胀 mm 2.5±7.8 2.5±9.1 低压缸差胀 mm 7.6±12.2 11±19 超速机械 r/min / / 3300～3330 电 r/min / / 3360～3375 真空低压凝汽器 kPa ≤13.3 25.3 高压凝汽器 kPa ≤13.3 19.7 25.3 排汽温度高压缸 ℃ <440 440 460 低压缸 ℃ 52 80 107 上下缸温差 ℃ 9.1.11紧急停机出现以下情况之一，应在汽机遮断后迅速破坏真空失去交流电源失去直流电源轴承润滑油压低69kPa 主油箱油位<NOL-100 润滑油失去冷却水油系统失火，无法扑灭轴向位移保护动作汽机进水转子部件与静止部件出现动静摩擦惯性旋转降速时出现振动过大遮断汽机密封油完全中断无法恢复，氢气纯度小于90％发电机内冒烟、冒火或氢气爆炸时发电机内部漏水，危及设备运行 9.1.12出现以下情况之一，应手动遮断汽机出现需要紧急停机的任何一种情况主汽、再热汽温度骤降82℃ 低压缸排汽温度超过107℃ 出现保护参数超标，但保护未动作附图1：附件1：东方汽轮机有限公司2×600MW机组启动曲线查看更多 0个回答 . 2人已关注

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简介

职业：广东光华科技股份有限公司 - 化工自动化

学校：湖南人文科技学院 - 化学与材料科学系

地区：重庆市

个人简介：让自己stay cool的结果就是无聊到想刨地皮。查看更多

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