热电有限责任公司精细化调试管理实施方案.doc

*热电有限责任公司精细化调试管理实施方案1、 总则1.1 精细化调试的意义火电机组启动试运是全面检查汽轮机、发电机、锅炉及其配套系统的设备制造、设计、施工、调试和生产准备情况的重要环节，是保证机组长周期、安全、稳定、经济、环保地投入生产，形成发电能力发挥投资效益的关键性程序。对项目投产后的安全、经济运营意义重大。1.2 精细化调试的指导思想充分执行国家标准和电力行业规程、规范、设备文件及参考的相关规定及办法，在新启规、验标、调试定额、调试工作规定等相关标准和管理规定的基础上，从完善设计优化、精细化安装等阶段入手，在完成常规调试项目的基础上，通过精调、细调、深调，优化运行方式，使机组各项技术指标达到或超过设计指标，确保机组投产水平达到国内同类型机组先进水平，努力提高新建项目的市场竞争力。1.3 精细化调试的工作原则按常规调整与精细调整相互结合、根据实际情况分阶段实施的原则。常规调试项目与性能试验项目相结合，对性能试验结果进行分析，根据分析结果有针对性的进行精细化调整，使主辅机设备运行的性能指标达到或超过设计指标，使现有设备达到最佳运行工况。有条件的进一步细化调整，发掘设备节能降耗潜力。在性能试验时，以设计煤种进行相关测试，同时结合煤炭供应市场的实际情况，对偏离设计煤种较大的生产常用煤种进行燃烧调整试验，摸索燃烧特性，为今后燃烧优化提供依据。2、 编制及参考依据1.1火力发电建设工程启动试运及验收规程（DLT5437-2009）1.2*热电有限责任公司工程管理策划及控制方案；*热电有限责任公司已经签订的合同、招投标文件及有关协议等。1.3中国*集团公司精细化调试指导意见（2010年版）；1.4中国*集团公司精细化调试质量控制指导意见（2010年版）1.5中国*集团公司火电工程调整试运质量检验及评定标准（2006年版）1.6中国*集团公司火力发电厂基本建设工程启动及验收管理办法(2013年版)；1.7中国*集团公司火电机组达标投产考核办法(2010年版)；1.8中国*集团公司工程建设质量管理办法（2011年版）；1.2.9中国*集团公司火电机组启动验收性能试验管理办法（2013年版）；1.2.10中国*集团公司火电工程安装交付调试基本条件的规定（2006年版）；1.2.11中国*集团公司火电工程整套启动试运及竣工备案基本条件的规定（试行）（2006年版）；三、精细化调试的目标3.1精细化调试总的目标机组精细化调试管理是火电项目精细化管理工作的最后环节，也是最关键的环节之一。机组精细化调试按照“精调”、“细调”、“深调”三个阶段，结合各工程的实际情况，采用常规调试和针对性精细化专项调试，使机组各项运行指标达到最佳状况，实现机组运营安全可靠、指标优秀、资源节约、环保和谐等最终目标。3.1.1精细化调试的三个阶段工作重点：通过“精调”，将机组各项性能指标调整至设计值，对于与设计值存在偏差的，要认真查实原因，会同制造、设计等单位确定解决方案，进行系统完善，确保机组安全、稳定运行；通过“细调”，检查、测试全厂热力系统状况，结合机组运行方式，分析、评估系统运行情况，提出各系统对热经济指标（汽机热耗、供电煤耗、厂用电率等）的影响和改善建议，确保机组在各负荷工况达到安全和经济运行最优化；通过“深调”，深入了解机组在偏离设计工况的运行条件下（如燃煤品质偏离设计煤种）机组的各项性能指标和适应能力，深入发掘机组节能潜力，分析及指出系统运行方式或整改方向。3.1.2精细化调试的主要指标3.1.2.1 三个100%目标3.1.2.1.1 机组分部试运的质量检验优良率100%；3.1.2.1.2 机组整套试运的质量检验优良率100%；3.1.2.1.3 机组调整试验项目完成率100%。3.1.2.2 十项一次成功目标3.1.2.2.1 升压站及厂用系统受电一次成功；3.1.2.2.2 锅炉酸洗一次成功；3.1.2.2.3 锅炉水压试验一次成功；3.1.2.3.4 制粉系统投入一次成功；3.1.2.2.5 汽机扣盖一次成功；3.1.2.2.6 锅炉点火一次成功；3.1.2.2.7汽轮机首次冲转一次成功；3.1.2.2.8机组首次并网一次成功；3.1.2.2.9甩负荷等重大试验一次成功；3.1.2.2.10机组168小时满负荷试运一次成功；3.1.2.3 九项零目标管理3.1.2.3.1 调试人员指挥造成的误操作为零；3.1.2.3.2 调试期间电气和热控保护误动、拒动为零；3.1.2.3.3 调试原因造成设备损坏事故为零；3.1.2.3.4 调试原因造成机组停运为零；3.1.2.3.5 机组整套启动前未签证项目为零；3.1.2.3.6 调试原因影响试运进度的事件为零；3.1.2.3.7 满负荷试运前非自动状态为零；3.1.2.3.8 168小时满负荷试运前未完精细化调试项目为零；3.1.2.3.9 机组移交后调试未完项目为零。3.1.3.4 168 小时满负荷试运目标3.1.3.4.1 热控和电气自动投入率、动作正确率100%；3.1.3.4.2 热控和电气保护投入率、动作正确率100%；3.1.3.4.3 程控投入率、动作正确率100%；3.1.3.4.4 热控和电气仪表投入率、准确率100%；3.1.3.4.5 整套试运期间汽水品质合格率100；3.1.3.4.6 电除尘、湿式静电除尘器投入率100%；3.1.3.4.7 高加投入率100%；3.1.3.4.8 机组无油全燃煤运行；3.1.3.4.9 机组真空严密性0.2kPa/min；3.1.3.4.10 发电机漏氢6Nm3/day；3.1.3.4.11 汽轮发电机最大轴振70m；3.1.3.4.12电除效率99.88%、湿除效率85%；3.1.3.4.13脱硝效率85%；3.1.3.4.14 脱硫效率99.4%；3.1.3.4.15 168小时满负荷试运的启动次数：1 次；3.1.3.4.16 168小时连续运行平均负荷率90%；其中满负荷连续运行时间96小时；3.1.3.4.17 脱硫装置与主机同时移交生产；3.1.3.4.18验收工况下的热耗率小于设计值8010kJ/kWh；3.1.3.1.19 MCS、DEH系统自动品质全部优质；DAS模拟量及开关量投入率、准确率100%；3.1.3.1.20空预器漏风率5%；3.1.3.1.21供电煤耗（纯凝）312.39g/kWh；3.1.3.1.22锅炉最低稳燃出力30%；3.1.3.1.23 机组厂用电率(纯凝）(含脱硫脱硝)5.778%；3.1.3.1.24机组发电水耗率0.113m3/sGW。3.1.3.1.25脱硝入口NOX浓度300mg/Nm；3.1.3.1.26锅炉每侧平均排烟温度（修正后）124；3.1.3.1.27投高加最低给水温度281.3；3.1.3.1.28烟气中NOX含量50mg/Nm3;3.1.3.1.29烟尘排放浓度5mg/Nm3;3.1.3.1.30 SO2排放浓度35mg/Nm3;3.1.3.1.31污染物排放不超过国家最新环保标准四、精细化调试工作要求4.1 工程设计和施工阶段4.1.1 *热电项目公司组织设计、安装、调试、监理等参建单位根据精细化调试中对相关责任单位的工作要求（系统设计和核算、设备安装和单体、单机试运等），制定相应的规划或策划书，督促实施并检查验收。4.1.2 调试单位应参加工程设计联络会、设计审查和施工图会审，协助确定性能试验测点布置及四大管道的开孔；对系统布置、设备选型、工艺流程是否合理，是否满足防止电力生产重大事故的二十五项重点要求和电力工程建设标准强制性条文的规定提出意见和建议。4.1.3 调试单位应参与DCS系统设计并参加设计联络会，提出修改意见和建议；参加DCS出厂前的组态学习；参加DCS出厂验收工作；参加DCS系统的保护、联锁逻辑和热控定值的审核及修订；根据最终确定的联锁保护逻辑和定值，编制机组联锁保护试验传动表。4.1.4 调试单位根据现场施工情况和进度安排，在厂用受电一个月前编制完成调试计划、精细化调试策划、机组启动调试大纲等文件，并上报项目公司。4.1.5 在调试过程中，调试单位应合理安排分系统试运计划，协调解决调试与安装及调试中各节点之间的顺序安排，以达到“分部试运促安装”，“精细化策划保试运”的目的。4.1.6 在设备安装过程中，调试专业人员应深入现场，熟悉系统和设备，对发现的问题及时以书面形式提交监理单位和项目公司，并提出解决问题的建议和意见。4.1.7 针对精细化调试策划内容，进行与之相关的技术、安全培训和交流。4.1.8 相关责任单位应按照调试工作必需的临时设施和测点要求完成设计、加工和安装工作，项目公司负责组织落实。4.2 分部试运阶段4.2.1 调试单位应积极配合单机、单体调试工作，参与单机、单体试运验收。4.2.2 在热控系统DCS控制逻辑组态调试期间，调试单位必须全面检查和优化联锁逻辑，提早检查和优化热控模拟量控制系统逻辑，并且在机组吹管期间逐步投入和调整，为整套试运期间自动控制系统的高质量投入奠定基础。4.2.3 在系统调试或试验前，调试单位应对参与试运的各单位代表进行详细的技术和安全交底，确保试运工作安全、有序、顺利进行。4.3.1 调试单位应协调解决工程节点及各系统试运之间的先后顺序，具体内容如下：4.3.1.1机组化学清洗开始前，应完成锅炉炉膛冷态空气动力场试验，且锅炉应具备预点火条件；4.3.1.2锅炉炉膛冷态空气动力场试验前，脱硫系统应具备冷态通风试验条件；4.3.1.3锅炉点火吹管前，应具备锅炉投粉燃烧和除灰、除渣系统投入条件；汽轮机润滑油系统及顶轴、盘车装置具备连续投用条件；4.3.1.4凝结水精处理系统应在机组吹管前具备投入条件；4.3.1.5脱硫系统应在锅炉点火吹管前具备投运条件。4.2.5 加强调试管理、规范调试程序，做到调试文件包完整、交底全面、检查到位、记录准确、质量优良。4.3 整套启动试运阶段4.3.1 调试单位制定合理的整套启动调试计划，并将整套启动期间的精细化调试项目落实到计划中，协调各个项目之间的顺序安排。如：发电机进相、低励限制试验、PSS试验、励磁系统参数测试及和动态特性建模、自动电压控制（AVC）等独立性较强的试验在试运中穿插进行；协调负荷变动试验、一次调频、AGC试验、RB试验、甩负荷试验和原动机调速系统参数测试及动态特性建模等应在自动和协调控制系统全面投入并优化调整后进行。4.3.2 机组进入整套启动前，调试单位应会同项目公司、安装单位和监理单位，对精细化调试应具备的技术条件和安全条件进行盘点，详细确认和落实精细化调试的实施计划，评估各精细化调试项目的安全风险并落实风险预控措施。4.3.3 调试单位应严格按照DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的要求完成自动调节系统定值扰动试验、负荷变动试验等，并做好试验数据、画面和原始曲线等记录文件的留存，整理文件以备验收和检查。4.3.4 为达到机组长周期、安全、稳定、经济运行的长远目标，调试单位应在整套启动试运期间完成下列性能试验项目或性能试验准备工作：a）锅炉最低稳燃负荷试验（达到设备制造厂保证值）；b）机组轴系振动试验（包括变油温、变排汽温度等各种工况的振动检测）；c）机组RB试验；d）机组最大出力试验；e）电除尘效率试验；f）机组滑压运行曲线初步修正和优化。4.3.5 为了满足电网深度调峰的需要，调试单位应制定联锁和自动控制逻辑的优化措施，完成机组在低负荷工况下辅机发生跳闸时平稳过渡的试验，为机组的安全稳定运行提供技术保障。4.3.6 项目公司（建设单位）负责精细化调试项目实施情况的监督工作，项目公司（运行部门、设备管理部）跟踪并参与精细化调试工作，在精细化调试项目结束后，项目公司组织工程部门、生产部门、监理单位和调试单位进行验收并签字闭环。4.3.7 精细化调试项目实施签证制度，签证单位由项目公司（建设单位）、项目公司（运行部门、设备管理部）、监理单位、调试单位组成，普通试验项目按照整体列表方式逐项签证；试运过程中的专项试验，要独立进行签证。4.3.8 机组试运过程中，项目公司（运行部门）应按时统计机组除盐水消耗量、燃煤消耗量、燃油消耗量、机组发电量、厂用电量等重要能耗指标。调试单位按照性能试验标准进行机组锅炉效率、发电煤耗、厂用电率、供电煤耗等重要指标的初步测算，同时，调试单位将测算结果与机组各项设计值进行比对，查找影响机组经济性的主要因素，并进行现场整改或提供整改的技术依据和建议措施。4.3.9 机组进入168小时满负荷试运前，项目公司（建设单位）向申能股份公司相关部门提出申请，并组织进行机组168小时满负荷试运前的精细化调试质量检查，对现场精细化调试情况进行评价并出具检查报告。4.4 机组168小时满负荷试运后4.4.1 如因客观原因，存在未完成的精细化调试项目，在条件具备后，项目公司（运行部门、设备管理部）组织调试单位在机组考核期内完成。4.4.2 项目公司应在完成调试项目结束后的精细化调试总结工作。五、组织机构及责任划分5.1 精细化调整试验组的组织机构根据*热电厂2350MW超临界机组新建工程调试方式的实际情况，并结合有关精细化调试的规定，在本项目的调试工作中将组建精细化调整试验组，下设领导组和五个专业组：性能指标组、调整试验组、整改验收组、燃料保障组、电网协调组。领导组下设办公室，办公室设在*热电工程部。5.1.1 精细化调整试验组精细化调整试验组由业主、监理、施工、调试、生产、设计、电网调度、质监、锅监、制造厂等有关单位的代表组成。精细化调整试验组在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。精细化调整试验组与启动验收委员会并行执行试运指挥职责，在机组整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜；在完成机组整套启动试运后，审议试运行指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运行后未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。5.1.2 领导组领导组由组长和副组长组成，设组长1名，副组长若干名，副组长由监理公司、电建公司、调试单位、业主等单位协商后，提出任职人员名单，上报组长任命批准。领导组暂定人员组成如下：组长：*副组长： *、*、*、*电建项目经理、*电建项目经理、调试单位经理办公室主任：*办公室：*热电工程部5.1.3性能指标组性能指标组由组长、副组长和成员组成，设组长1名，副组长若干名，副组长由监理公司、电建公司、调试单位、业主等单位协商后，提出任职人员名单，上报领导组任命批准。性能指标组暂定人员组成如下：组长：主管生产准备副总副组长：性能试验现场单位经理 发电部主任成员：* 调试单位专业组长 锅炉厂工代 汽机厂工代 脱硫EPC现场经理 间冷EPC现场经理 发电部专责 *电建现场项目总工 山西电建现场项目总工 辅网运行外委项目经理5.1.4调整试验组调整试验组由组长、副组长和成员组成，设组长1名，副组长若干名，副组长由监理公司、电建公司、调试单位、业主等单位协商后，提出任职人员名单，上报领导组任命批准。调整试验组暂定人员组成如下：组长：*副组长：* 调试单位项目经理成员：调试单位专业组长 锅炉厂工代 汽机厂工代 脱硫EPC现场项目经理 空冷EPC现场项目经理 发电部专责 性能试验现场单位经理 辅网运行外委项目经理4.1.5整改验收组整改验收组由组长、副组长和成员组成，设组长1名，副组长若干名，副组长由监理公司、电建公司、调试单位、业主等单位协商后，提出任职人员名单，上报领导组任命批准。调整试验组暂定人员组成如下：组长：*副组长：* * *成员：调试单位专业组长 脱硫EPC现场经理 空冷EPC现场经理 *电建项目部质检部部长 山西电建项目部质检部部长 发电部专责 设备部专责 电厂工程部专责 5.1.6燃料保障组燃料保障组由组长、副组长和成员组成，设组长1名，副组长若干名，副组长由监理公司、电建公司、调试单位、业主等单位协商后，提出任职人员名单，上报领导组任命批准。燃料保障组暂定人员组成如下：组长：*副组长：* * 成员：调试单位项目经理 发电部专责 电厂工程部主管专责 工程计划部主管专责 煤场管理负责人 输煤外委运行主管5.1.7电网协调组电网协调组由组长、副组长和成员组成，设组长1名，副组长若干名，副组长由监理公司、电建公司、调试单位、业主等单位协商后，提出任职人员名单，上报领导组任命批准。电网协调组暂定人员组成如下：组长：*副组长：* *成员：调试单位项目经理 发电部专责 电厂工程部主管专责 设备部主管专责5.2 精细化调整试验组的职责划分5.2.1 领导组领导组主要职责是负责精细化调试阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作；组织和办理分部试运后的验收签证及提供必要资料。5.2.2 性能指标组性能指标组主要负责配合试运指挥部监督指导和检查机组性能试验过程中的各项性能试验项目调试方案制定、措施制定、实施等工作。5.2.3调整试验组调整试验组主要负责配合试运指挥部监督指导和检查机组调试过程中的各项目调试方案制定、措施制定、实施等工作。5.3.1整改验收组整改试验组主要负责配合试运指挥部完成各项调试后的检查验收、整改监督、资料符合性归档检查工作。5.2.5燃料保障组燃料保障组主要负责配合试运指挥部完成试运期间燃料供给方案的制定、审核，确保燃料的供给，协调燃料供给过程中出现的问题。5.2.6电网协调组电网协调组主要负责配合试运指挥部完成调试过程中与网调中心的沟通协调工作。5.3 精细化调试中有关各方主要职责5.3.1 *电力*热电有限责任公司（建设单位）全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收和竣工验收等日常工作；协调解决合同执行中的问题和外部关系等；负责与电网调度的联系，如报送资料、索取定值、落实并网事项等；负责落实通信、远动装置的调试；组织按时完成由制造厂或其它承包单位负责的调试项目；组织落实机组性能试验测点安装图及性能试验相关问题；以及组织整个工程档案资料的移交、归档等。5.3.2 电建公司负责完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施；组织编审分部试运阶段的方案和措施；全面完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；提交分部试运阶段的记录和文件；做好试运设备与运行或施工中的设备、系统的的安全隔离措施和临时连接设施；根据华能淮阴电厂的委托做好机组整套启动需要的试验测点和设施的安装工作，参加并配合启动试运全过程中的调试工作，负责进行设备检查，及时消除设备缺陷，积极做好文明启动工作；移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫；在试生产阶段，仍负责消除施工缺陷，提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。5.3.3 调试单位按合同负责编制调试大纲，分系统及机组整套试运的方案与措施；按合同提供或复审分部试运阶段的调试方案和措施；参加分系统试运后的验收签证；全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责提出解决启动试运中重大问题的方案或建议；负责安排机组分系统及机组整套试运的调试计划；提出启动调试所需物资清单；填写调整试运质量验评表；提交整套启动试运阶段有关调试的记录和文件；提出调试报告和调试工作总结；确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。5.3.4 生产准备部门（运行部门、设备管理部、计划部）在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物质的供应；根据调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行定值；参加分部试运及分部试运后的验收签证；做好运行设备与试运设备的安全隔离措施和临时连接设施；在启动试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议；组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能试验；移交试生产后，参加验收签证，全面负责机组的安全运行和维护管理工作。确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。按原电力部电可199706号、建质199745号联合颁发的“新建发电机组启动试运阶段可靠性评价办法”的要求，做好相关可靠性管理工作。5.3.5 监理公司按照业主的委托，对调试过程中的质量、安全、进度、费用等进行控制，对调试过程中的信息进行管理，并负责协调各有关单位的工作关系；组织并参加调试方案、措施的讨论；组织并参加对重要调试项目的质量验收与签证；组织并参加对调试过程中重大技术问题解决方案的讨论；审核调试单位的质保措施，并负责督促执行；组织检查和确认进入分系统或整套启动试运的条件。根据原国家电力公司有关安全管理规定，进行安全调试的管理；督促、检查调试过程中各项安全措施的落实和执行；代表业主对现场文明调试工作进行监督和检查。参与协调工程的分系统试运和整套试运工作。根据达标要求做好各项工作，督促各参建单位完成各项达标工作。5.3.6 电力设计院负责必要的设计修改；提交完整的竣工图纸。5.3.7 制造单位按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；完成合同中规定的调试工作；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题。监理单位要统一协调制造厂现场服务与消缺人员的安全监护。5.3.8 电网调度部门及时提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；核查机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；及时审批机组的并网申请，以及可能影响电网安全运行的试验方案，发布并网或解列命令等。六、精细化调试的主要项目及要求在机组精调阶段及常规安全性能测试期间，必须保证燃煤按设计煤种的足量供应；在机组进行细调阶段，必须保证燃煤按不低于校核煤种的热值足量供应；在机组深化调整阶段，积极协调电网给予支持，配合调试计划需求，安排负荷及相关试验时间。6.1精细化调试总体要求具备的条件6.1.1机组在试验工况运行稳定，机组及辅助设备运行正常、稳定，无异常泄漏；6.1.2整套机组运行良好，所有仪表及运行监视设备完好、指示正常；6.1.3所有参与试验的仪表校验合格，精度符合要求，工作正常；6.1.4所有阀门及挡板动作正常；执行器操作正常、反馈正确；6.1.5机组各项保护动作可靠、正常投入；6.1.6优化调整试验范围内各系统有充分可靠的照明，各岗位通讯设备齐全可用；6.1.7试验期间燃用设计煤种，保证有足够的、符合试验规定的试验燃料；6.1.8优化调整试验应有足够的燃油、水、汽等公用物资的保证；6.1.9试验的不同工况应与电网及时沟通，保证足够的试验负荷与时间；6.1.10在试验期间各相关设备厂家应到场，进行相关的指导和分析。6.2系统、设备检查及设计改进项目6.2.1空气预热器热态运行后，密封间隙检查调整为减小空预器漏风系数，提高换热效率，达到合同保证值。在空预器经过热态运行冷却后，对轴向、径向、环向密封进行实测，与安装时的原始数据进行对比，对有变化的密封片根据实际情况进行调整。6.2.2锅炉烟、风、煤系统检查，为燃烧调整做准备为进一步提高锅炉效率，使锅炉燃烧调整到最佳。在机组热态运行后，组织进行烟风系统挡板严密性检查；炉膛内部结焦、积灰检查；燃烧器、内、外二次风、中心风系统检查；磨煤机内部检查及系统消缺等工作。6.2.3电除尘系统检查、调整为保证除尘效率达到和优于合同值，在机组热态运行停机后，组织有关单位进行除尘器内部积灰检查、清理；对系统进行检查、消缺后再一次进行冷态升压试验。6.3.1循环水系统：运行方式优化，实现两机三泵运行，冬季实现单机单泵运行；循环泵事故互联试验。6.2.5凝结水系统：凝结水再循环管道振动治理；对溶氧超标的原因进行分析，对负压系统要进行查漏处理；事故互联试验，完善凝结水系统控制逻辑，进行凝泵工/工频、工/变频事故互联试验；手动切换试验，进行凝泵带负荷状态下的工/工频、工/变频手动切换试验；凝泵密封水优化，调整密封水量使其最小化，设计有自密封系统的实现自密封。6.2.6给水系统：汽动给水泵汽源切换试验，机组带负荷试运期间，进行高、低压汽源切换试验，确保给水泵汽轮机转速不波动且能够适应甩负荷等恶劣工况. 6.2.7抽汽回热系统：高低加汽侧灌水，实际标定高低加就地液位计零点，并完成远传液位静态标定；校验各液位开关动作值，使之准确动作；检查低加抽空气管道应分别接至凝汽器；全面复查各项汽轮机防进水保护功能。6.2.8间冷系统：百叶窗开闭优化，防冻性能优化，针对现场实际情况，对间冷系统的控制方式进行优化，满足现场实际防冻要求；换热片外部清洗，机组启动前对换热片进行外部清洗，提高换热效果；最佳背压测试，测试机组冬季时，在不同环境温度不同负荷下的最佳运行背压，最佳背压不低于阻塞背压。6.2.9真空系统严密性检查进行高水位灌水试验，灌水高度应在凝汽器喉部以上，真空系统相关的设备、管道100参加试验；真空系统泄漏治理，在空负荷、带负荷阶段都要对真空系统的泄漏进行检查，发现问题及时处理。组织相关专业人员进行真空泵入口滤网检查、清理及系统严密性检查工作。为真空系统优化调整做准备。6.2.10汽水系统阀门严密性检查，测试阀门内漏情况，减少系统内漏，提高机组整体热效率：为保证阀门在各种运行工况外漏及内漏为零，减少系统汽、水损失，保证机组热经济性和用水指标。在机组调试期间，针对机组不同负荷时进行检查、测试各阀门的内、外漏情况作好记录，在机组停运期间组织施工单位设备厂家及时消缺。6.2.11加强化学监督，采取有效措施严格控制汽、水、油品质，保证各系统及主、辅设备的安全运行；在机组调试期间，为保证汽水品质，在汽水品质在线监督前提下，合理组织化验人员，缩短人工汽水取样化验周期，通过对比准确把握汽水品质。同时严把主、辅设备油质关，在严格控制油系统冲洗质量的前提下进行设备的试运转。6.2.12热控测点及测量元件的检查、传动为进一步提高热控仪表的准确性，正确反映机组试运过程中的各类参数，对现场在装的热控仪表扩大抽检力度，对不满足校验精度的仪表要求施工单位重新校验。对抽检仪表由监理、工程部、生产准备人员进行过程监督，并做好记录。确保对现场所有热控测量元件进行100校验，并提供校验报告。对于随设备不能拆卸的元件，必须要求厂家提供检验报告。进行测量元件与取样点的一一核对，确保取样位置合理、插入深度合适、是否方便检修等。每个测点必须从就地安装位置进行回路校验，确保测点的正确性及可靠性。为保障机组安全、稳定的运行要求，根据各系统的运行要求增加必要的测点，使各系统更加完善。6.2.13根据各系统调试情况，复核和完善热控保护、联锁定值,及时对热工保护、联锁定值表进行修订，确保机组运行后，各保护、联锁系统动作的可靠性；分析各项保护逻辑的必要性及合理性，保证各项保护的安全性及可靠性；对部分保护提出一些优化方案，减少保护拒动及误动的发生。6.2.14根据主、辅设备性能、阀门特性曲线，进一步完善自动调节系统的控制逻辑和参数；通过试验取得的数据，充分了解各调节对象在不同工况下的特性，有针对性的对各模拟量调节系统的控制策略进行优化，进一步提高系统的鲁棒性，确保机组安全可靠、长周期经济运行。6.2.15轴瓦检查：为保证轴承温度、振动在设计范围内正常工作，防止轴瓦及轴径的损坏以及对油质的污染，对各瓦进行全面解体检查，对各瓦进油滤网进行清理。6.2.16主油箱、轴承箱、小机油箱内加装磁性除铁器，保证油系统的清洁。利用高强磁性将油系统内的金属杂质吸附，多次利用停机机会对油箱、轴承箱进行清理。在大流量滤油机投运配合下，使油系统油质达到合格，保证汽轮发电机油系统的洁净。6.2.17氢系统严密性检查：发电机风压试验，泄漏率达到优良值；氢气系统各仪表、氢气干燥器等与氢气系统同步投运；认真对试运时氢系统的严密性进行测试及找漏工作。6.2.18厂用快切系统：带开关进行实际模拟切换,应模拟快速、捕同期、低压、残压四种切换方式；带开关模拟手动启动、保护启动、开关偷跳启动，切换时在在开关处进行录波；实际模拟不同方式下闭锁快切装置（后备低压、后备失压、接点异常、TV 断线等），在快切闭锁情况下，无论哪种方法都不能启动快切装置。6.2.19保安系统：低温保证柴油机启动试验；保安电源联锁试验，实际模拟各种工况下保安段失电启动柴发联锁合保安段备用进线开关；重要负荷在保安段失电后应能自保持合闸状态。6.2.20励磁系统的检查: 机组启动前，检查一次、二次回路绝缘是否合格，螺丝紧固；励磁调节器自动及手动调节方向正确，与自动准同期装置、手动准同期装置配合调压方向正确；开关，信号传动正确；各整定值与运行要求相符；所有PT、CT二次阻值合理，PT二次无短路，CT二次无开路现象。正常运行时检查整流柜风机滤网，保证进风通畅，避免因滤网堵塞而导致跳闸；检查励磁小间内空调运行情况，保证小间内温度在二十五度左右，避免因空调故障整流柜温度过高而导致整流桥退出运行。在正常运行时，除AVR门可打开外，其他柜门未经允许不许打开，防止因误碰而导致人身及设备受到危害。6.2.21热控系统电源切换试验：热控所有系统供电电源的冗余切换试验，包括：DCS 和DEH 系统总电源柜双路电源的冗余切换、DCS 和DEH 系统各个控制柜双路电源的冗余切换、TSI 机柜双路电源的冗余切换、各保护装置双路供电电源的冗余切换。要求：主备电源切换正常，且切换时间应小于5 毫秒。6.2.22 DCS 系统功能试验：DCS（及DEH）系统控制器及网络冗余切换试验；各个冗余配置的控制器及网络切换前，在该对控制器控制范围中，启动部分设备，打开部分电动门和调节门。试验过程中，观察设备的状态及测点数值是否发生变化。DCS（及DEH）系统各控制器负荷率测试，各控制器采集（包括通讯采集）和处理运算最繁忙时的负荷率不大于40%。6.2.23 RB功能仿真试验：检查各主要调节回路如设有偏差大切手动条件在RB 发生时应予以屏蔽防止RB 后切手动导致试验失败或跳机；设有风-煤-水交叉限制回路的机组，在RB 时该功能应予以屏蔽防止机组暂态风煤水失调引起误动。6.2.24 DEH一键启动试验：DEH一键启动在仿真机上实验成功，检查机组在满足条件下， 完成汽轮机由投盘车到并网带负荷至100MW的自动启动功能。6.3 机组试运期间各专业精细化调试工作6.3.1 汽机专业精细化调试工作6.3.1.1机组调试过程中，在确保机组安全稳定运行的基础上，针对机组的运行情况进一步摸索，细化调整，使机组的运行参数及运行模式最优。1)DEH 系统仿真试验。2)机组不同启动方式试验（冷、温、热/极热态启动）。3)汽机变负荷试验。4)机组50%、100%甩负荷试验；5)汽机调速系统参数测试试验；6)凝汽器半侧运行试验；7) 主要辅机切换试验；8)抽汽逆止门活动试验；9）DEH一键启动仿真试验；10）凝结泵变频控制优化；11）汽动给水泵进行机组启动方案；6.3.1.2通过性能试验进一步诊断设备及系统的性能，并摸索总结出设备及系统的优化性能曲线，掌握其最经济的运行区域及运行工况，为机组节能、降耗运行提供可靠依据。 1)汽机最大出力试验；2)汽机额定出力试验；3)机组热耗试验；4)机组轴系振动试验；5)供电煤耗测试；6)间接空冷系统性能试验（包括循环泵运行优化和百叶窗优化控制）；7)高、低加液位优化试验，调整高低加液位，使高低加端差优于设计值；8)高加切除试验。6.3.1.3进一步深化调整，找出与设计水平和现阶段先进水平的差距和对机组主要热经济指标的影响和改善建议，深入挖掘机组节能潜力，分析及指出设备、系统配置的优缺点及技改方向。6.3.1.4机组全厂热经济性诊断测试并分析汽机本体、小汽机及汽泵系统、高压加热器、低压加热器、除氧器、间冷岛、辅助蒸汽等系统的运行效率。找出与设计水平和现阶段先进水平的差距和对机组主要热经济指标的影响。6.3.1.5机组能耗诊断通过对机组进行完整的能耗诊断试验，找出对机组能耗存在影响的因素:高压缸效率、中压缸效率、低压缸效率、主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热蒸汽压损、最终给水温度、凝汽器真空、再热器减温水流量、锅炉吹灰蒸汽流量、小机进汽流量、机组补水率、调门运行方式及开度、给水泵焓升、凝结水泵焓升、轴封漏汽量、加热器给水端差、加热器疏水端差、凝汽器端差、凝结水过冷度、阀门内漏及设备散热损失等。100%负荷试验工况系统需进行隔离，通过对机组负荷、主蒸汽、再热蒸汽、给水参数、抽汽参数的测量，计算机组热耗率。经参数修正后（二类修正）与设计值进行比较，分析与设计值的差别。变负荷工况试验不需要进行系统隔离，经过参数测量后计算机组热耗率。通过变负荷热耗试验，绘制机组变负荷热耗特性曲线，分析机组负荷变化对经济性的影响。根据机组实际情况，将能耗诊断试验分为以下几个主要方面：1) 汽机主机方面能耗诊断2) 回热系统性能诊断3)阀门泄漏情况诊断4)提高汽轮机冷端性能5)机组散热状况测试6.3.1.6汽机运行方式优化调整：机组运行优化调整是以最优化理论为指导，通过机组主辅机性能试验，摸清机组主辅机设备实际运行情况，从运行角度入手，通过全面优化试验的结果及综合分析，建立一整套运行优化操作程序和合理的优化方式，使机组能在各负荷范围内保持最佳的运行方式和最合理的参数匹配。1)高压调门流量特性曲线的修正通常机组阀门流量特性曲线采用其它投产电厂给定曲线，可能与本台机组阀门实际流量特性并不相符，因此需要通过试验摸索高压调门流量特性曲线，为机组优化调整提供基础。2)机组定滑压运行参数的选择在不同负荷下，选择定压参数和不同的滑压参数进行经济性分析和比较，获得机组在全负荷范围内的最佳运行方式。选择定滑定运行方式的负荷转折点，确定定滑定运行方式下各负荷点的主蒸汽压力和相应的高压主汽调门开度。3)泵组最佳运行方式确定确定循环水泵组、凝结水泵的最佳运行方式。同时通过优化主机凝结水泵变频运行的控制策略，切实发挥变频运行的功效。4)真空系统优化运行方式真空泵运行方式优化，机组正常运行时，根据真空泄漏情况尽量减少真空泵运行台数。6.3.1.7机组供电煤耗试验煤耗是评价机组或全厂经济性的综合指标，通过能耗诊断试验，分析机组设备运行等方面偏离最佳值后对煤耗的影响。1)在能耗诊断试验中，测量机组在不同负荷下的厂用电率2)根据锅炉效率、汽轮机热耗、厂用电率等反平衡计算机组供电煤耗，给出机组供电煤耗与负荷变化的关系曲线；3)通过能耗诊断试验，计算主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、汽轮机排汽压力、给水温度、过热器减温水流量、再热器减温水流量、负荷率、高压缸效率、中压缸效率、低压缸效率、加热器端差、管道抽汽压损、机组设备散热损失、回热系统运行方式、系统疏放水阀门泄漏、给水泵汽轮机性能变化、厂用电率、环境温度等对煤耗的影响，配汽机构对缸效率的影响，轴封漏汽及门杆漏汽对机组经济性的影响，汽轮机运行方式对机组经济性的影响。4)根据能耗诊断试验，确定机组可能达到的预期目标。6.3.1.8机组长时间运行负荷区间的经济运行方式调试针对目前电网负荷情况，结合机组长期运行负荷区间，进行机组各设备、系统经济运行方式的调试，为今后生产运营的安全、可靠、经济提供技术依据，提高机组长期运行负荷区间的经济性。6.3.2锅炉专业精细化调试工作6.3.2.1机组调试过程中，在确保机组安全稳定运行的基础上，针对机组的运行情况进一步摸索，细化调整，使锅炉的运行参数及运行模式最优。1)锅炉蒸汽严密性试验和安全门校验。2)制粉系统热态调试。3)锅炉燃烧调整试验。4)锅炉带负荷试运和变负荷试验。5)脱硫系统的带负荷试验。6)除灰、除渣系统的带负荷试验。7)输煤系统的带负荷试验。8)吹灰系统的带负荷试验。9）锅炉煤水比曲线试验。6.3.2.2通过性能试验进一步诊断设备及系统的性能，并摸索总结出设备及系统的优化性能曲线，掌握其最经济的运行区域及运行工况，为机组节能、降耗运行提供可靠依据。 1)锅炉低负荷稳燃试验；2)空预器漏风检测试验；3)锅炉制粉系统出力试验；4)磨煤机单耗试验；5)锅炉热效率试验；6)锅炉最大出力试验；7)锅炉额定出力试验；8)锅炉污染物排放测试；9)除尘器效率试验；10)脱硫系统性能试验；11）脱硝系统性能试验；6.3.2.3在完成相关性能试验的基础上，针对存在的问题及相关试验规定进一步深化调整，找出与设计水平和现阶段先进水平的差距和对机组主要热经济指标的影响和改善建议，深入挖掘机组节能潜力，分析及指出设备、系统配置的优缺点及技改方向。6.3.3.1磨煤机运行优化调整试验：煤粉细度调整试验：在80%磨煤机额定出力的情况下，改变磨煤机出口分离器挡板位置、改变磨煤机入口一次风量、改变磨辊加载力等方法找到合理的煤粉细度；对磨煤机入口风量测量装置进行标定试验，使磨煤机入口风量显示准确；设定合理的磨煤机风煤比曲线；对各磨煤机出口的一次风速均匀性进行测量和热态调平试验。以确定磨煤机的合理运行工况。6.3.2.5锅炉燃烧优化调整试验机组在不同负荷段进行燃烧调整试验，合理配风，调整各制粉系统阻力及各输粉管阻力调平。测量煤粉细度、比较不同煤粉细度对飞灰含碳量的影响。在设计煤种下调整，检验50%、75%、100%机组负荷点运行时一次风与二次风的配比关系，外二次风挡板的运行范围。其试验内容主要有如下几项：1)变煤粉细度试验在某一磨煤机组合工况下，通过改变各台磨煤机煤粉细度，分析不同的煤粉细度对灰渣未完全燃烧热损失、干烟气损失、汽温汽压、锅炉热效率及NOX排放的影响。从而确定最佳的煤粉细度。2)磨煤机最大/最小出力试验在磨煤机投入运行一段时间后，燃用磨煤机的设计煤种，进行磨煤机的最大出力及最小出力试验。此项试验得出的数据用来指导运行及优化锅炉主控、RB和协调控制的相关自动逻辑。同时还能为机组在不同负荷下磨煤机的运行组合方式提供有力的数据。3)风煤比曲线的确定在磨煤机运行中对于风煤比进行调整，找到较为合理的曲线进行自动控制。4)煤火检的调整根据现场看火的实际情况对火焰检测器进行调整，使之能够正确的反映炉内火焰状态。5)锅炉燃烧配风的调整该试验主要是通过改变燃烧器一、二次风的配比，以及内二次风、外二次风风量配比，观察锅炉的整体燃烧规律，同时根据冷态空气动力场得出的规律对燃烧器内、外二次风旋流强度调风器进行调节，改变回流区的大小，增减旋流强度，从而改善燃烧器着火和稳燃特性。通过锅炉合理的配风调整，能够使锅炉的燃烧稳定、燃烧效率提高，进而为经济运行创造条件。6)锅炉氧量的调整通过氧量来调整总风量，达到较低的排烟温度和飞灰含碳量，提高锅炉的热效率，降低风机能耗，降低烟气流速，减轻受热面磨损，还可以减少NOx气体的产生。燃烧调整试验期间要定期分析飞灰含碳量、煤质，再根据表盘上氧量、排烟温度等数据合理组织燃烧。根据氧量修正的二次风量自动，得到合适的炉膛出口过量空气系数。7)汽温特性的调整在锅炉带负荷过程中，摸索锅炉运行的汽温特性，通过调整锅炉燃烧、投入吹灰器、喷水减温器、再热器烟气挡板、总风量等方式，掌握过热、再热汽温的影响规律和运行特点。以便在今后长期运行中各种工况下控制好汽温，减少减温水的投入，保证机组的安全经济运行。8)磨煤机运行方式调整在设计煤种下，根据不同负荷下磨煤机运行方式的调整，在保证锅炉燃烧稳定的情况下，监测锅炉排烟温度、灰渣含碳量，分析其对锅炉热效率、汽温、汽压及减温水变化的影响。找到不同负荷点比较经济、安全的磨煤机运行组合方式。9) 变一次风压试验：燃用设计煤种，在不同负荷下改变一次风压，监测锅炉排烟温度、灰渣含碳量、NOX排放量、主要辅机电耗，分析一次风压变化对锅炉热效率和NOX排放的影响，确定合理的一次风压运行曲线。6.3.2.6变换煤种锅炉燃烧调整试验根据采购燃煤的实际情况，重复进行上述第2条内容进行燃烧调整，摸索其最佳燃烧调整方式。变换煤种燃烧调整实际上为了适应来煤煤质不稳定的现实情况，要求运行人员能充分掌握制粉系统运行特性、出力能力和控制特性。及时调整锅炉的配风，保证燃烧的稳定性，特别是在煤质变差的情况下，应能保证锅炉正常的燃烧，减少燃烧不稳造成的锅炉灭火事故的发生。据此制定防止炉膛、屏过等结焦，防止锅炉灭火的措施、并实施。6.3.2.7锅炉吹灰系统运行方式优化调整试验通过50%、75%、100%MW三个机组负荷点运行，根据不同负荷、不同煤种情况下产生的灰量，在保证锅炉稳定运行的前提下，摸索总结出一套按需吹灰的程控运行方式，提高受热面换热效率，减小蒸汽热损失。6.3.2.8输煤系统的运行方式优化调整试验合理设计和调度输煤系统的运行方式，减少皮带的空转时间；选好经济运行路径，减少皮带运行条数，以避免皮带和设备损坏，并节约厂用电。6.3.2.9除灰系统的运行方式优化调整试验根据负荷和煤质情况，在保证电场除尘效率的前提下，调整电除尘各电场运行模式，探索最佳运行方式。同时在不同负荷工况下，调整气力输灰系统的落灰时间和循环时间，在保证除灰系统稳定运行的前提下，尽可能减少空压机的运行台数。在节能的同时，降低除灰管道磨损。6.3.2.10烟气脱硫系统的运行方式优化调整试验试验项目包括：浆液循环泵的切换、优化组合试验；脱硫吸收塔浆液密度调整试验；脱硫浆液pH 自动控制试验；运行参数监督和调整试验；变负荷试验；物料平衡、水平衡试验；脱硫效率调整试验。6.3.2.11烟气脱硝系统的运行方式优化调整试验试验项目包括：氨氮摩尔比调整试验；催化剂运行调整试验；运行方式及脱硝效率优化试验。6.3.2.12除渣系统的运行方