珠江电厂集控运行规程.doc

Q/ 广州珠江电厂 发布-实施-发布集控运行规程Q/ZD-QB广州珠江电厂企业标准1Q/ZD-目 次1 范围12 规范性引用文件13 机组设备规范及主要技术性能13.1 锅炉设备主要技术性能13.1.1 锅炉铭牌（B.1）13.1.2 锅炉简要说明（B.2）13.1.3 锅炉主要设计参数（B.3）13.1.4 锅炉热力性能计算数据表（B.4）13.1.5 锅炉结构数据（B.5）13.1.6 锅炉燃煤特性（B.6）13.1.7 锅炉燃油特性（B.7）13.2 汽轮机设备主要技术性能13.2.1 汽轮机铭牌（C.1）13.2.2 汽轮机主要设计参数及本体主要特征数据（C.2）13.2.3 额定工况时监视段参数规范（C.3）23.2.4 机组定压运行时主要参数（C.4）23.2.5 机组变压运行参数（C.5）23.2.6 汽轮机本体及主要保护简介（C.6）23.2.7 汽轮机转速保持推荐值（C.22）23.2.8 冷态启动转子加热规程（C.23）23.2.9 启动时主蒸汽参数（C.24）23.2.10 热态启动推荐值冲转和带最低负荷（C.25）23.2.11 机组不破坏真空典型惰走曲线（C.26）23.2.12 #1#4汽轮机组的临界转速（C.27）23.2.13 #1#4机大轴原始晃动度值（C.28）23.2.14 空负荷和低负荷运行指导（C.29）23.2.15 轴封蒸汽温度推荐值（C.30）23.2.16 非额定周波下汽轮机运行（C.31）23.2.17 典型高压缸冷却时间曲线（C.32）23.2.18 机组典型冷态启动曲线（C.33）23.2.19 机组典型热态启动曲线（C.34）23.2.20 机组典型深度滑停曲线（C.35）23.2.21 机组正常停机曲线（C.36）23.3 发电机-变压器组设备主要技术性能23.3.1 发电机规范（D.1）23.3.2 励磁系统设备规范（D.2）23.3.3 主变压器规范（D.3）23.3.4 发变组其他设备规范（D.4）23.3.5 发变组保护的配置（D.7）23.4 水、汽质量标准23.4.1 补给水质量标准（A.1）23.4.2 机组启动水、汽质量标准（A.2）23.4.3 机组正常运行时的水、汽质量标准（A.3）33.4.4 运行机组水、汽质量劣化处理标准（A.4）34 机组启动34.1 检修后的验收与试验34.1.1 验收与试验总则34.1.2 检查与验收34.1.3 辅机分部试运44.1.4 电动门、调节门、气动门、风门挡板、风机动叶及燃烧器摆角的试验44.1.5 汽轮机调节系统静态调整试验54.1.6 汽机联锁试验54.1.7 发电机整体气密性试验54.1.8 电气设备试验54.1.9 锅炉辅机联锁试验64.1.10 锅炉总联锁的试验方法64.1.11 锅炉保护MFT试验74.1.12 机炉电横向保护大联锁试验74.2 机组启动的总则74.2.1 机组启动前出现下列情况之一禁止点火74.2.2 机组启动前出现下列情况之一禁止汽轮机冲转84.3 启动基本规定84.4 机组启动应具备的条件94.5 机组启动前的准备94.6 机组启动104.6.1 凝结水、给水系统清洗及锅炉上水104.6.2 励磁系统恢复热备用124.6.3 发电机一变压器组恢复热备用134.6.4 锅炉点火前汽机的检查项目144.6.5 冷态启动144.6.6 热态启动244.6.7 机组启动中的规定255 机组运行265.1 运行调整的主要任务265.2 机组运行中控制的主要参数及限额265.2.1 运行主要调整控制参数265.2.2 机组正常运行时的水、汽质量标准275.2.3 发电机的运行控制285.2.4 励磁系统的运行方式305.2.5 变压器的运行要求315.3 机组正常运行的检查监视、维护335.3.1 机组运行中主要监视参数335.3.2 机组正常检查和维护355.4 机组运行控制方式385.5 锅炉燃烧调整385.5.1 燃烧调整的目的要求385.5.2 影响锅炉燃烧工况的主要因素385.5.3 燃烧调整395.6 主汽压力的调整395.7 过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整405.8 汽包锅炉水位的调整415.9 锅炉排污425.10 锅炉吹灰425.11 电气继电保护和自动装置的正常运行及维护435.11.1 总则435.11.2 发电机变压器组保护455.11.3 其他456 机组停运466.1 机组停运方式选择466.2 停运前的准备466.3 正常停机476.4 滑参数停机496.4.1 机组滑参数停运参数滑降范围及控制指标496.4.2 滑参数停机要点496.4.3 滑停注意事项506.5 锅炉的强制冷却506.5.1 锅炉需要强制冷却时应遵循的原则506.5.2 锅炉过热器、再热器、水冷壁、省煤器爆管（尚能维持运行）抢修的快速冷却516.6 机组停运后的保养516.6.1 机炉停运后保养方法的选择516.6.2 机组停运后的保养方法516.6.3 发电机停运后的保养517 机组运行异常及事故处理527.1 机组事故处理的原则527.2 事故停机527.2.1 当发生下列条件之一时，应立即停止机组运行527.2.2 遇到下列情况之一时，应请示停止机组运行537.3 紧急停机的操作547.4 典型事故的预防及处理557.4.1 锅炉灭火557.4.2 锅炉尾部烟道二次燃烧557.4.3 空气预热器故障567.4.4 锅炉水位故障577.4.5 锅炉受热面损坏587.4.6 锅炉结焦607.4.7 蒸汽参数异常617.4.8 给水流量骤减或中断637.4.9 汽轮机真空下降637.4.10 润滑油系统工作失常647.4.11 汽轮机进水657.4.12 停机后盘车因故障不能投入667.4.13 EH油系统工作失常677.4.14 汽轮机振动大677.4.15 汽轮机叶片损坏687.4.16 汽轮机轴向位移增大687.4.17 大轴弯曲697.4.18 电网周波异常707.4.19 汽轮机强烈振动707.4.20 火灾707.4.21 小汽轮机给水泵组故障717.4.22 给水泵故障727.4.23 汽、水管道故障737.4.24 高、低压加热器故障737.4.25 除氧器水位异常747.4.26 凝汽器水位异常747.4.27 厂用电系统故障757.4.28 机组甩负荷（FCB工况）767.4.29 事故减负荷（RB工况）777.4.30 汽轮机严重超速777.4.31 汽轮机轴承损坏787.4.32 发电机的异常运行及事故处理797.4.33 励磁系统的异常运行及事故处理837.4.34 变压器的异常运行及事故处理837.4.35 机组热控控制系统故障848 主要辅机的运行858.1 转动辅机、泵、风机运行通则858.1.1 泵、风机启动前的检查858.1.2 转动辅机、泵、风机的启动及启动后的检查858.1.3 转动辅机、泵、风机的正常运行868.1.4 转动辅机、泵、风机的停运868.1.5 泵、风机故障处理通则868.2 空气预热器的运行878.2.1 空气预热器启动前的检查878.2.2 空气预热器的启动、正常运行和维护及停止878.2.3 空气预热器消防水的运行操作888.2.4 空气预热器故障及处理888.3 风机的运行与维护898.3.1 引、送 、一次风机启动前的检查898.3.2 引、送、一次风机的启动与停止908.3.3 密封风机及火焰探测冷却风机的启动和停止928.3.4 风机正常运行及维护938.3.5 风机的故障及处理948.4 制粉系统的运行968.4.1 制粉系统的启动968.4.2 制粉系统及各辅机启动条件968.4.3 制粉系统的启动978.4.4 制粉系统跳闸（MTR）条件988.4.5 MTR复位条件998.4.6 制粉系统运行及维护998.4.7 制粉系统的停止1008.4.8 制粉系统事故处理1018.5 吹灰系统的运行1058.5.1 吹灰器技术参数1058.5.2 吹灰器投运应具备的条件1058.5.3 吹灰器投入前的检查1058.5.4 吹灰器的检查1068.5.5 预热器正常汽源与辅助汽源(或压缩空气)的切换条件1068.5.6 吹灰操作1068.5.7 吹灰器故障处理1068.5.8 空预器气脉冲吹灰运行规程1078.6 汽动给水泵组1108.6.1 小汽机保安装置1108.6.2 主要联锁保护1118.6.3 汽动给水泵组禁止启动项目1118.6.4 汽动给水泵组启动前的准备和检查工作1128.6.5 油系统投运1128.6.6 泵体充水1138.6.7 盘车投运1138.6.8 汽动给水泵组启动前的有关试验1138.6.9 小汽机送轴封抽真空1138.6.10 汽动给水泵组冲转前条件检查1138.6.11 汽动给水泵组启动MEH检查1148.6.12 小汽机复位冲转操作1148.6.13 并泵带负荷1148.6.14 汽动给水泵组的正常运行1148.6.15 汽动给水泵组停止1158.6.16 机组运行中汽动给水泵组的隔绝1168.7 电动给水泵1168.7.1 电给泵保护1168.7.2 电动给水泵控制逻辑1168.7.3 电给泵启动前的检查与操作1178.7.4 电动给水泵启动条件1178.7.5 电动给水泵的启动步骤及检查1188.7.6 电给泵正常运行控制指标1188.7.7 机组正常运行中停止电给泵1188.7.8 机组正常运行运中电给泵正常热备用状态1188.7.9 备用电给泵的自启动1198.8 循环水系统的运行1198.8.1 凝汽器水侧通水前检查及通水操作1198.8.2 凝汽器水侧单侧解列1198.8.3 机组运行中解列侧凝汽器水侧投运1198.8.4 胶球清洗装置的运行1198.9 主机润滑油系统的运行1208.9.1 主机润滑油系统油循环前应具备的条件1208.9.2 主机润滑油系统的投运1218.9.3 主机润滑油系统运行中的维护1218.9.4 主机运行中冷油器的切换1218.9.5 主机停运过程润滑油系统的操作1218.9.6 主机油净化装置投运步骤1228.9.7 主机油净化装置停止步骤1228.10 EH油系统的运行1228.10.1 EH油系统启动前的检查和准备1228.10.2 EH油泵的启动1228.10.3 EH油系统正常运行维护1238.11 主机盘车装置1238.11.1 主机盘车的有关规定1238.11.2 主机盘车投入运行前应具备的条件1238.11.3 顶轴油泵的启动1238.11.4 主机盘车的启动1238.11.5 主机盘车装置运行中注意事项1248.11.6 主机盘车装置的停止1248.12 凝结水系统的运行1248.12.1 凝结水泵启动前的检查和准备1248.12.2 凝结水泵的启动1258.12.3 凝结水泵的正常运行控制指标1258.12.4 凝结水泵的停止1258.12.5 低压清洗1258.12.6 高压清洗1258.13 轴封及真空系统的运行1268.13.1 轴封汽系统1268.13.2 真空系统1268.14 回热系统系统的运行1278.14.1 低压加热器1278.14.2 高压加热器1288.14.3 加热器水位保护逻辑1308.14.4 除氧器1308.15 辅汽系统的运行1328.15.1 辅汽系统投运前系统检查1328.15.2 辅汽系统母管的投运1328.15.3 本机辅汽联箱的投运1328.15.4 辅汽系统运行注意事项1328.16 高、低压旁路1328.16.1 高、低压旁路系统投入运行1328.16.2 高、低压旁路投入运行时注意事项1328.17 发电机辅助系统1338.17.1 发电机密封油系统1338.17.2 氢气系统1348.17.3 氢气及密封油系统故障1348.17.4 定子冷却水系统1358.18 厂用电的运行监视和维护1368.18.1 厂用电运行方式1368.18.2 厂用电正常运行监视与维护1378.18.3 厂用电倒闸操作1398.18.4 厂用电异常运行及事故处理1418.19 单元控制室直流系统的运行1438.19.1 运行规定1438.19.2 直流系统规范1448.19.3 运行方式1448.19.4 运行操作1448.19.5 巡视检查1458.19.6 异常处理1469 试验规程1469.1 锅炉水压试验1469.1.1 锅炉水压试验总则1469.1.2 水压试验用水要求1469.1.3 水压试验应具条件1479.1.4 水压试验的程序1479.1.5 再热器水压试验1489.2 锅炉安全门校验1489.2.1 安全门校验的有关规定1489.2.2 安全门校验压力1489.2.3 安全门调试前准备与要求1489.2.4 安全门校验方法1489.2.5 安全门调试标准1499.2.6 安全门校验注意事项1499.3 主机交、直流润滑油泵联动试验1499.3.1 交、直流润滑油泵试验规定1499.3.2 交流润滑油泵低油压联动试验方法1499.3.3 直流润滑油泵低油压联动试验方法1509.4 EH油泵联动试验1509.4.1 EH油泵联动试验规定1509.4.2 EH油泵电气联动试验1509.4.3 EH油泵低油压联动试验1509.5 汽机辅机联动试验1509.6 汽动给水泵组联锁保护脱扣试验1519.7 汽轮机启动前脱扣保护试验1519.8 汽机联锁保护试验1519.9 真空严密性试验1529.10 汽机阀门全行程试验1529.10.1 试验条件1529.10.2 全行程试验步骤1529.10.3 阀门全行程试验注意事项1539.11 汽机阀门松动试验1539.11.1 试验条件1539.11.2 汽机阀门松动试验步骤1539.11.3 阀门松动试验注意事项1549.12 抽汽逆止门活动试验1549.13 高加高水位保护试验1559.14 ETS危急遮断系统试验1559.14.1 试验规定1559.14.2 试验前ETS系统画面检查1559.14.3 试验步骤1559.15 汽轮机的超速试验1569.15.1 机组应作超速试验的规定1569.15.2 试验有关规定1569.15.3 注油试验1579.15.4 103超速保护试验1579.15.5 110超速保护试验1579.15.6 机械超速保护试验1589.16 主汽门、调门严密性试验1589.16.1 汽门严密性试验条件1589.16.2 试验步骤1589.16.3 注意事项1599.17 小机超速试验1599.17.1 小机超速试验的规定1599.17.2 注油试验1599.17.3 小机电超速试验1599.17.4 小机机械超速试验1609.18 机、炉、电保护大联锁试验160附录A163A.1 补给水质量标准163A.2 机组启动水、汽质量标准163A.2.1 锅炉水压试验水质标准163A.2.2 冷态冲洗水质标准163A.2.3 热态冲洗水质标准163A.2.4 机组启动过程水、汽质量标准163A.2.4.1 启动过程给水质量标准163A.2.4.2 汽轮机冲转前的蒸汽质量标准163A.2.4.3 凝结水回收质量标准163A.2.4.4 锅炉炉水质量标准164A.2.4.5 洗硅时炉水二氧化硅控制标准164A.3 机组正常运行时的水、汽质量标准164A.3.1 蒸汽质量标准164A.3.2 给水质量标准164A.3.3 锅炉炉水质量标准164A.3.4 汽轮机凝结水质量标准165A.3.5 发电机内冷水质量标准165A.4 运行机组水、汽质量劣化处理标准165A.4.1 三级处理值的涵义165A.4.2 凝结水水质异常时的处理值165A.4.3 锅炉给水水质异常的处理值165A.4.4 锅炉炉水水质异常的处理值165A.5 饱和蒸汽压力温度表165附录B167B.1 锅炉铭牌167B.2 锅炉简要说明167B.3 锅炉主要设计参数167B.4 锅炉热力性能计算数据表168B.5 锅炉结构数据169B.6 锅炉燃煤特性170B.7 锅炉燃油特性171B.8 空气预热器技术规范171B.9 送风机技术规范172B.10 引风机技术规范173B.11 一次风机技术规范173B.12 风机调节油站规范173B.13 一次风机润滑油站规范173B.14 密封风机技术规范174B.15 磨煤机技术规范174B.16 给煤机技术规范174B.17 油枪技术规范175B.18 冷渣斗水封槽主要设备技术规范175B.19 锅炉总联锁方框图176附录C177C.1 汽轮机铭牌177C.2 汽轮机主要设计参数及本体主要特征数据177C.3 额定工况时监视段参数规范178C.4 机组定压运行时主要参数178C.5 机组变压运行参数178C.6 汽轮机本体及主要保护简介178C.6.1 进汽方式178C.6.2 配汽机构及顺序阀开启顺序178C.6.3 支持轴承及推力轴承179C.6.4 TSI汽机安全监视系统179C.6.5 机械危急遮断系统179C.6.6 遥控接口停机保护179C.6.7 ETS危急遮断系统180C.6.8 OPC电超速保护180C.6.9 主要联锁关系180C.7 凝汽器设备规范181C.8 真空泵设备规范182C.9 小汽机设备规范182C.10 电泵液力偶合器设备规范182C.11 凝结水泵设备规范183C.12 给水泵设备规范183C.13 其他水泵设备规范183C.14 油泵类设备规范184C.15 风机类设备规范184C.16 冷却器类设备规范184C.17 容器类设备规范184C.18 盘车装置设备规范185C.19 苏尔寿AV6旁路装置设备规范185C.19.1 旁路调节阀设备规范185C.19.2 旁路减温水调节阀设备规范185C.19.3 旁路减温器设备规范186C.20 热交换器设备规范186C.20.1 低压加热器设备规范186C.20.2 高压加热器设备规范186C.20.3 除氧器设备规范187C.21 汽机辅机联锁保护及定值187C.22 汽轮机转速保持推荐值188C.23 冷态启动转子加热规程189C.24 启动时主蒸汽参数190C.25 热态启动推荐值冲转和带最低负荷191C.26 机组不破坏真空典型惰走曲线192C.27 #1#4汽轮机组的临界转速193C.28 #1#4机大轴原始晃动度值193C.29 空负荷和低负荷运行指导193C.30 轴封蒸汽温度推荐值194C.31 非额定周波下汽轮机运行195C.32 典型高压缸冷却时间曲线195C.33 机组典型冷态启动曲线196C.34 机组典型热态启动曲线196C.35 机组典型深度滑停曲线197C.36 机组正常停机曲线197附录D198D.1 发电机规范198D.1.1 发电机主要性能与技术参数198D.1.2 允许温度限值198D.1.3 冷却介质技术参数198D.2 励磁系统设备规范198D.2.1 主励磁机主要性能与技术参数198D.2.2 副励磁机主要性能与技术参数199D.2.3 励磁系统主要技术参数199D.3 主变压器规范200D.4 发变组其他设备规范200D.4.1 发电机中性点接地变压器规范201D.4.2 电压互感器规范201D.4.3 电流互感器规范201D.4.4 发电机离相封闭母线201D.4.5 发变组避雷器规范201D.5 变压器规范202D.5.1 起动变和厂高变规范202D.5.2 低压配电屏变压器规范203D.6 6kV断路器规范206D.7 发变组保护的配置207D.7.1 RCS985微机型发变组保护压板投退表（A屏、B屏）207D.7.2 RCS974A微机型发变组保护压板投退表（C屏）208XIQ/ZD-集控运行规程1 范围本标准规定了广州珠江电厂HG1021/18.2-YM3型锅炉和N300-16.7/537/537型亚临界、中间再热、单轴、两缸两排汽、冷凝式汽轮机及所配套的QFSN-300-2型水内冷汽轮发电机的启动、运行、停机、试验、操作及事故预防与处理。本标准适用于珠江电厂 #1、#2、#3、#4机组DCS改造后的运行操作及维护。2 规范性引用文件下列标准中所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。国电发2000643号 电业生产事故调查规程(82)水电技字第63号 电力工业技术管理法规（试行）国电公司 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求电安全1994227号 电业安全工作规程HG-1021/18.2-YM3型 亚临界自然循环锅炉厂家说明书N300-16.7/537/537型 汽轮机启动运行维护部分厂家说明书QFSN-300-2型 水内冷汽轮发电机厂家说明书DL/T 611-1996 300MW级锅炉运行导则DL/T 609-1996 300MW级汽轮机运行导则DL/T 609-1996 300MW级发电机运行导则国电发1999579号 汽轮发电机运行规程(82)水电生字第24号 发电厂厂用电动机运行规程DL 435-91 火力发电厂煤粉锅炉燃烧室防爆规程DL 612-1996 电力工业锅炉压力容器监察规程GB/T 12145-1999 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准GB 7596-87 电厂用运行中汽轮机油质标准3 机组设备规范及主要技术性能3.1 锅炉设备主要技术性能（见附录B）3.1.1 锅炉铭牌（B.1）3.1.2 锅炉简要说明（B.2）3.1.3 锅炉主要设计参数（B.3）3.1.4 锅炉热力性能计算数据表（B.4）3.1.5 锅炉结构数据（B.5）3.1.6 锅炉燃煤特性（B.6）3.1.7 锅炉燃油特性（B.7）3.2 汽轮机设备主要技术性能（见附录C）3.2.1 汽轮机铭牌（C.1）3.2.2 汽轮机主要设计参数及本体主要特征数据（C.2）3.2.3 额定工况时监视段参数规范（C.3）3.2.4 机组定压运行时主要参数（C.4）3.2.5 机组变压运行参数（C.5）3.2.6 汽轮机本体及主要保护简介（C.6）3.2.7 汽轮机转速保持推荐值（C.22）3.2.8 冷态启动转子加热规程（C.23）3.2.9 启动时主蒸汽参数（C.24）3.2.10 热态启动推荐值冲转和带最低负荷（C.25）3.2.11 机组不破坏真空典型惰走曲线（C.26）3.2.12 #1#4汽轮机组的临界转速（C.27）3.2.13 #1#4机大轴原始晃动度值（C.28）3.2.14 空负荷和低负荷运行指导（C.29）3.2.15 轴封蒸汽温度推荐值（C.30）3.2.16 非额定周波下汽轮机运行（C.31）3.2.17 典型高压缸冷却时间曲线（C.32）3.2.18 机组典型冷态启动曲线（C.33）3.2.19 机组典型热态启动曲线（C.34）3.2.20 机组典型深度滑停曲线（C.35）3.2.21 机组正常停机曲线（C.36）3.3 发电机-变压器组设备主要技术性能（见附录D）3.3.1 发电机规范（D.1）3.3.1.1 发电机主要性能与技术参数（D.1.1）3.3.1.2 允许温度限值（D.1.2）3.3.1.3 冷却介质技术参数（D.1.3）3.3.2 励磁系统设备规范（D.2）3.3.2.1 主励磁机主要性能与技术参数（D.2.1）3.3.2.2 副励磁机主要性能与技术参数（D.2.2）3.3.2.3 励磁系统主要技术参数（D.2.3）3.3.3 主变压器规范（D.3）3.3.4 发变组其他设备规范（D.4）3.3.4.1 发电机中性点接地变压器规范（D.4.1）3.3.4.2 电压互感器规范（D.4.2）3.3.4.3 电流互感器规范（D.4.3）3.3.4.4 发电机离相封闭母线（D.4.4）3.3.4.5 发变组避雷器规范（D.4.5）3.3.5 发变组保护的配置（D.7）3.3.5.1 RCS985微机型发变组保护压板投退表（A屏、B屏） （D.7.1）3.3.5.2 RCS974A微机型发变组保护压板投退表（C屏） （D.7.2）3.4 水、汽质量标准（见附录A）3.4.1 补给水质量标准（A.1）3.4.2 机组启动水、汽质量标准（A.2）3.4.2.1 锅炉水压试验水质标准（A.2.1）3.4.2.2 冷态冲洗水质标准（A.2.2）3.4.2.3 热态冲洗水质标准（A.2.3）3.4.2.4 机组启动过程水、汽质量标准（A.2.4）3.4.3 机组正常运行时的水、汽质量标准（A.3）3.4.3.1 蒸汽质量标准（A.3.1）3.4.3.2 给水质量标准（A.3.2）3.4.3.3 锅炉炉水质量标准（A.3.3）3.4.3.4 汽轮机凝结水质量标准（A.3.4）3.4.3.5 发电机内冷水质量标准（A.3.5）3.4.4 运行机组水、汽质量劣化处理标准（A.4）3.4.4.1 三级处理值的涵义（A.4.1）3.4.4.2 凝结水水质异常时的处理值（A.4.2）3.4.4.3 锅炉给水水质异常的处理值（A.4.3）3.4.4.4 锅炉炉水水质异常的处理值（A.4.4）4 机组启动4.1 检修后的验收与试验4.1.1 验收与试验总则4.1.1.1 机组设备及系统检修后,应有完整的技术记录、文件及试验检验报告,并按照有关质量标准或验收技术规范进行验收；4.1.1.2 验收过程中按要求对检修后的设备进行单体控制、顺控传动、保护试验或分部试运行时,应做好各项试验记录。试验合格后应签署竣工文件,注销工作票；4.1.1.3 机组经大、小修后应进行整组试运。通过整组试运,对机组各项性能进行验收，考验主机及主要设备运行的稳定性；对经过技术改造的设备和系统,必要时应进行专项性能试验；4.1.1.4 机组大、小修中有对设备进行改进的项目应有设备变更的竣工报告以及完工后的交底说明。4.1.2 检查与验收4.1.2.1 机组检修后启动前,各岗位运行人员应按照管辖范围对现场及设备系统进行详细检查,确认检修工作确已结束、具备试转条件。检查中发现缺陷应及时记录,并联系检修人员消除。4.1.2.2 主要检查验收项目a) 为检修工作而采取的临时设施已拆除，固定设施已恢复；现场清洁、整齐；各通道畅通无阻；消防设施齐备；照明充足及通信系统完整、良好；b) 机组所有汽、水、油、气管道及封闭母线的漆色标志正确、完整；各系统的阀门外形完整,传动装置牢固完好；所有设备、阀门的标志牌名称及编号正确、齐全；c) 锅炉各受热面及烟道清洁无杂物,汽包内、外部装置完整无缺,汽、水、烟、风、燃煤、燃油等各系统完整,支吊架牢固,管道保温良好,各膨胀指示器刻度清晰、指示正确,锅炉水位计、安全门各部件齐全完好。各看火孔、检查孔、人孔门完整，且关闭严密；d) 锅炉燃烧器完好,摆动机构正常,摆角在水平位置；火焰监测装置齐全完好；火焰检测器及冷却风机系统完整、正常；e) 空气预热器内部清洁、外形完整,各轴承油位正常,冷却水畅通；密封调整装置、蒸汽吹灰系统设备完好；f) 炉膛吹灰系统及炉膛烟温探针设备完好；g) 冷渣斗内无焦渣，炉底水封正常，排渣门启闭正常；渣沟盖板齐全，沟道畅通，冲渣噴嘴完好；h) 电除尘器各极振打装置完好，各灰斗及瓷轴加热装置正常；i) 燃油系统各设备、阀门正常，所有油枪及点火装置完好；j) 锅炉辅机及辅助系统完整,具备启动试运条件；k) 汽轮机本体、各热力系统及附属设备系统完整，支吊架完整牢固，所有保温良好；l) 检查各泵组轴承润滑油位正常(1/22/3油位计)，油质良好，转动部件应灵活，无机械卡涩；m) 润滑油、密封油、抗燃油系统所有设备完好，系统无漏油现象，油质合格，油位、油温正常，各油位计、油温表、油压表准确完备；n) 汽机辅机系统及辅助设备完备正常,具备启动条件；o) 机组所属电气设备及系统已恢复正常状态；检修过的电气设备预防性试验已合格，各电气设备的绝缘电阻符合要求；清查所有短路线、接地线确已拆除，接地刀闸确已拉开；设备现场清洁无杂物，设备具备投运条件；p) 发电机、励磁机系统设备完好，发电机和励磁机轴承的绝缘电阻用1000V兆欧表测量不得小于1M；定子线圈、铁芯温度指示正常；氢气系统经整体性密封试验合格；氢气冷却器及系统完整，氢气干燥器正常；定冷水系统冲洗干净，水质合格，水位正常；q) 机组励磁系统所有设备完好，所有刀闸、开关位置正确；检查励磁调节器所有信号指示正常，无报警信号，电压给定应在最低位置；励磁小室清洁无杂物，空调设备完好，温控正常；r) 主变及高、低压厂用变压器完好，无漏油现象，各油枕、套管油位正常，油质透明清亮；硅胶无吸水饱和现象；变压器各部温度计完好；各冷却器设备完整，风扇、油泵转向正确，冷却器双路电源自投切换装置经试验正常；s) 所有继电保护和自动装置经检查、试验，性能良好，整定值正确无误，二次回路传动正常，各装置电源及信号指示正确，具备投运条件；t) 厂用高、低压配电室所有配电装置完好，厂用电系统的保护及自动装置试验、投运正常；柴油发电机组设备完整，经试验自投入性能良好；u) 直流系统所有保险额定电流与定值相符，绝缘监察装置投运正常，直流系统绝缘良好，各直流馈线开关按规定投入正常，蓄电池、各硅整流充电装置投运正常；v) 机组热控信号系统经试验检查，所有光字显示及音响报警正确；热控联锁保护系统及顺序控制系统经传动试验正常，结果符合设计要求；检查各仪表完整齐全，各仪表一次门开启，联系热工送上控制装置、仪表及信号装置电源，并注意检查指示准确；w) 机组所有汽水取样系统、化学加药系统、补水系统、制氢、供氢系统以及辅汽系统、燃油系统、压缩空气系统等公用系统设备完整，具备启动条件。4.1.3 辅机分部试运4.1.3.1 机组检修后正式启动前,所有辅机及转动机械应经试运行合格；4.1.3.2 辅机试转前应进行详细检查；能盘动的辅机应盘动联轴器若干圈，确认转动灵活；轴承油位正常，油质良好；冷却水、密封水畅通；各表计完整齐全；仪表、信号及保护电源正常；待试设备及系统与其他系统之间应无相互影响；确认具备启动试运条件后才能进行试运行；4.1.3.3 辅机的各项联锁及保护试验应在分部试运行前完成；4.1.3.4 辅机试运行连续运行时间不得少于1h，以验证其工作可靠性。4.1.4 电动门、调节门、气动门、风门挡板、风机动叶及燃烧器摆角的试验4.1.4.1 校验前的注意事项a) 已投入运行的系统或已承受压力的电动门、调节门、气动门都不可校验。b) 校验时，就地控制和遥控必须有专人监视。c) 对有就地控制和遥控的设备，应对就地控制和遥控分别进行校验。d) 经过检修的电动门、调节门，在校验前需手操几圈，检查机械部分正常，校验时还需检查电动机转向正确。4.1.4.2 校验方法a) 使用步话机通讯工具，对遥控和就地控制进行校验。b) 就地手动控制，应“开”、“关”灵活。c) 就地电动控制，校验限位开关动作正常，开关行程启、闭符合规定限位值。d) 遥控校验，除校验限位开关动作正常之外，还应检查盘内开度指示与实际相符，指示灯显示正确。e) 校验时，分别对各电动门、挡板门进行全开全关试验，调节门、调节挡板、动叶、摆角等还要对25%、50%、75%等位置进行开关校验。f) 在校验过程中应重点检查各阀门、挡板等执行机构位置反馈与实际位置是否对应，是否卡涩和异常声音，气动门是否漏气，挡板连杆及销子是否松脱，燃烧器摆角各角是否同步等。g) 校验定毕后，将校验情况详细记录清楚，如有缺陷及时联系检修消缺。4.1.5 汽轮机调节系统静态调整试验4.1.5.1 汽轮机大、小修或调节系统部套解体后应进行调节系统静态调整试验，试验由检修人员进行；4.1.5.2 汽轮机EH油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格后，方可进行调节系统静态调整试验；4.1.5.3 试验前应打开在高、中压主汽门前疏水，并确认主汽门前无压力且已放尽积水，防止锅炉侧水、汽进入汽轮机；4.1.5.4 检查确认具备试验条件后，启动EH油系统，根据试验要求调节油压、油温，配合检修人员进行试验。4.1.5.5 静态调整试验结果与设计或以前情况比较，应符合设计要求或无明显差别。4.1.6 汽机联锁试验4.1.6.1 进行以下辅机的电气及热工联锁试验，试验方法及规定按试验规程执行：a) 主机交、直流润滑油泵；b) 润滑油压低联锁及顶轴油泵联动试验；c) 凝结水泵联锁试验；d) 真空泵联锁试验；e) 氢冷升压泵联锁试验；f) 闭式循环泵联锁试验；g) EH油泵联锁试验；h) 空-氢侧交、直流密封油泵联锁试验；i) 定子冷却水泵联锁试验；j) 轴加风机联锁试验；k) 汽动给水泵A/B主油泵、直流油泵联锁试验。4.1.6.2 循环水泵、电动给水泵安装、检修后第一次启动或停用时间超过1个月应进行静态保护联锁试验。4.1.6.3 进行以下主机联锁保护试验，试验方法及规定按试验规程执行：a) 抽汽逆止门动作试验；b) 高、低压旁路联锁保护试验；c) 主机脱扣试验(如润滑油压低LBO，低EH油压LP，低真空LV，轴向位移、差胀、轴振动等)；d) 汽机ETS危急遮断系统试验；e) 汽机联锁保护试验。4.1.7 发电机整体气密性试验该试验由检修人员负责进行，运行人员配合。试验前密封油系统投运，试验时先通过空气干燥器向机内充入干净的压缩空气，压力稍低于额定氢压，检查和消除可能存在的漏点后升至额定氢压，稳定后开始计时，每小时记录一次机内气压、气温、室温及大气压。试验持续24h（特殊情况下不少于12h），整体气密性试验每昼夜最大允许泄漏量(换算至绝对压力0.1013MPa，20状态)：3.8m3/d为合格；3.0m3/d为良；2.2m3/d为优。4.1.8 电气设备试验4.1.8.1 发电机在启动前,必须测量各部件绝缘,其绝缘值与上次测量值比较在相近试验条件下相差不低于(1/3-1/5)，且不低于以下规定值：a) 定子线圈(不联接主变高压厂变时)：20M/2500V(或1000V)；b) 转子线圈(不联接励磁系统、抽出碳刷测量)：5M/500V；c) 主励磁机定子绕组：1M/500V；d) 主励磁机转子绕组：1M/500V。4.1.8.2 电气控制、联锁试验a) 配合检修试验发变组保护回路、信号回路正常。b) 试验发一变组及励磁系统各开关跳、合闸正常。c) 试验备励感应调压器“增”、“减”各一次，方向正确调节平滑。d) 试验41E跳闸联合备励2ZKK开关正常4.1.9 锅炉辅机联锁试验4.1.9.1 锅炉辅机联锁试验须得到值长和控长的同意，试验时电气、热工及有关人员到场，发现问题及时处理。4.1.9.2 辅机联锁试验分动态和静态两种。动态试验时，将操作电源和动力电源均送上；静态试验只将操作电源及有关的380V的动力电源送上；送电前应确认各辅机电动机绝缘良好，各辅机操作开关在“手动”、“联锁切除”位置。4.1.9.3 锅炉总联锁试验的动态试验一般在锅炉大修后进行，某些项目的试验也可在检修后独自进行，一般情况下仅做静态试验。4.1.9.4 辅机及制粉系统的联锁试验见辅机运行规程。4.1.9.5 试验结束应做好详细记录。4.1.9.6 锅炉总联锁图(见附录)。4.1.9.7 锅炉总联锁图说明：a) 两台空预器全部跳闸时，引风机应全都跳闸。单台空预器跳闸时，联锁关该侧空预器的烟气进口门，一次风侧出口门及二次风侧出口门，当两台空预器同时跳闸时，上述风门、烟门不关闭，但其后引风机、送风机、一次风机、磨煤机、给煤机均跳闸。b) 两台引风机全部跳闸时，运行中的送风机和一次风机及序后运行设备应全部跳闸。一台引风机跳闸时，联锁关闭跳闸引风机的出口门和同侧的电除尘器两个烟气进口门，但当两台引风机均跳闸时，上述风烟门不关闭。c) 两台送风机全部跳闸时，运行中的磨煤机应全部跳闸。当一台送风机跳闸，则应联锁关闭跳闸送风机的出口风门及同侧热风（二次风）再循环门，当两台送风机同时跳闸时，两个风门不关闭。d) 两台一次风机全部跳闸时，运行中的磨煤机应全部跳闸。一台一次风机跳闸时，联锁关跳闸一次风机的出口门及同侧热风(一次风)再循环门，但当两台一次风机同时跳闸时，这两个风门不关闭。e) 磨煤机跳闸后，相应的给煤机应立即跳闸，并联锁关闭该磨煤机进口风门（热风门）及出口排放阀。f) 给煤机跳闸后，联锁关闭给煤机进出口门，并延时5分钟后联跳相应的磨煤机。4.1.10 锅炉总联锁的试验方法4.1.10.1 通知值长准备做静态联锁试验，由电气将各6kV辅机的操作电源送上，动力电源在试验位置，同时送380V辅机各设备的动力电源；如给煤机皮带无煤，但原煤仓有煤时，给煤机进口门不送电；如给煤机皮带有存煤时，给煤机不送电。4.1.10.2 投入锅炉总联锁开关，顺序合上空预器A、B，引、送风机A、B，一次风机A、B，和全部制粉系统开关，投入各运行转机的联锁开关。a) 停一台送风机，联锁关闭停运风机的出口门及热风再循环门；b) 停两台送风机，此时制粉系统应全部联锁跳闸。4.1.10.3 重新启动送风机A、B、制粉系统运行。a) 停一台一次风机，联锁关闭停运风机的出口门及热风再循环门；b) 停两台一次风机，制粉系统应全部联锁跳闸。4.1.10.4 重新启动一次风机A、B运行。a) 停一台引风机，联锁关闭所停风机的出口门与同侧静电除尘器的烟气进口门（两个）。b) 停两台引风机，送风机A、B，一次风机A、B均跳闸。4.1.10.5 重新启动引风机A、B。a) 停一台空预器，联锁关闭同侧空预器的烟气进口门，一次风及二次风出口门。b) 停两台空预器，引风机A、B均跳闸。4.1.10.6 在试验联锁过程中，若有不合格，应联系有关人员处理好后再次进行试验，直到合格为止。4.1.10.7 辅机及制粉系统的联锁保护试验见辅机运行规程。4.1.10.8 试验结束后，将结果作好详细记录。4.1.11 锅炉保护MFT试验4.1.11.1 MFT动作条件（任一种情况出现时MFT动作）a) 两台送风机停运；b) 两台引风机停运；c) 汽包水位高于300mm；d) 汽包