机组整套启动调试大纲.doc

华润蒲圻塞德发电有限公司2*300MW机组工程一号机组整套启动调试大纲华润蒲圻塞德发电有限公司2300MW机组工程一号机组整套启动调试大纲1 前言华润电力蒲圻塞德发电有限公司（以下简称蒲圻电厂）2300MW燃煤机组建设工程，为华润集团投资兴建，并由湖北省电力公司与上海新科电力工程有限公司联合体总承包建设。工程设计由中南电力设计院承担，工程的机组安装由湖北电力建设一公司承担，工程的土建由中建三局承担，工程的机组整套启动调试由湖北省电力试验研究院承担，工程监理由国电长春监理公司承担。三大主机分别由上海锅炉厂、上海汽轮机厂以及上海电机厂供货。为了规范机组整套启动调试工作，保证整套启动调试质量，提高机组移交生产的水平，按电力部颁发的火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)，特制定本大纲。本大纲仅作为机组整套启动调试工作的导则，各专业和系统的启动调试和操作应另行编写调试方案、试验方案(措施)、系统检查卡和反事故措施。调试和试运行中的事故处理应按照有关规定进行。本大纲适用于机组整套启动试运阶段。即从炉、机、电等第一次整套启动时锅炉点火开始，到完成满负荷试运移交试生产为止。2 编制的依据2.1 部颁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 部颁火电工程启动调试工作规定(1996年版) 2.3 部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)2.4 部颁电力基本建设工程整套满负荷运行后质量监督检查典型大纲2.5 蒲圻电厂项目总承包合同（EPC合同）中关于调试的有关条款2.6 蒲圻电厂2300MW机组整套启动调试合同2.7 部颁电业安全工作规程（热力和机械部分）2.8 部颁电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）2.9 主要设备制造厂家产品说明书及技术要求3 整套启动调试的任务机组整套启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，是新机组移交试生产前的最后一道工序，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。机组整套启动试运工作是对机组及相应的工程设计、设备制造、机组安装、调试质量和生产准备的动态检验和考核，是保证机组安全、经济、快速、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关键环节。机组整套启动调试工作应按照国家标准和部颁规程、规范以及设备文件的要求进行。机组整套启动调试是一项系统工程，需要施工、运行、调试、设计、制造、监理以及安全、保卫、后勤供应等人员共同完成。各相关单位应在启动验收委员会及其试运指挥部的指挥下，通力合作，统一行动。主体调试单位要在启动试运总指挥的领导下，根据设计和设备的特点，合理组织、协调、实施机组整套启动调试工作，确保机组整套启动调试工作的安全和质量。4 整套启动调试的质量标准和目标4.1 以火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)为质量依据进行考核和验收。4.2 整套启动试运中应完成启规所规定的全部试验和调整项目。4.3 机组进入满负荷试运前应实现： 锅炉断油、投煤粉； 高压加热器正常投运； 电除尘器正常投运； 厂用电切换正常； 汽水品质符合验标7.6.1的相关质量标准要求； 热控自动投入率80 % ； 保护自动投入率100 % ； 主要仪表投入率100 % ； 汽轮发电机组负荷达到300MW额定功率； 吹灰系统正常投运。4.4 机组168小时满负荷试运期间应实现： 连续运行时间168小时； 连续平均负荷率90 % ； 连续满负荷时间96小时； 热控自动投入率90 % ； 保护装置投入率100 。4.5 机组移交试生产后一个半月内提交调试技术报告和调试工作总结。5 主要设备及系统概况蒲圻电厂2300MW机组工程，锅炉是上海锅炉厂引进美国CE公司技术设计制造的容量为1025t/h的SG-1025/17.4-M型亚临界压力中间再热自然循环燃煤锅炉。全钢架悬吊结构、露天布置。炉膛采用单炉膛型布置，四角切向燃烧，平衡通风。制粉系统为直吹式，采用3台BBD4060型双进双出球磨机，固态排渣，机械刮板式捞渣机。过热蒸汽调温系统为喷水减温型，再热蒸汽调温系统为烟气调温挡板+事故喷水型。配二台FAF199.5-1型动叶可调轴流式送风机，二台YKK560-4型离心式一次风机，二台SAF26.6-15-1型动叶可调式引风机，二台带自动密封跟踪调节的回转式空气预热器和二台双室五电场静电除尘器。采用#0柴油点火。不投油最低稳燃负荷按设计煤种为40MCR。汽轮机是上海汽轮机厂生产的N300-16.67/538/538亚临界300MW中间再热、单轴双缸双排汽、凝汽式汽轮机。采用高中压合缸结构，其中高压缸为1个单列调节级及11个压力级，中压缸为9个压力级。低压缸为对称双流结构，每流程7级。汽轮机共有八段抽汽，供给水加热，回热系统由三台高加，四台低加，一台除氧器组成。汽机左右两侧各有一个高压联合汽门，一个中压联合汽门，汽轮机进汽量由6个高压调节汽门控制，对应调节级的6个喷嘴弧段。汽轮机调节系统采用数字式电液调节系统。机组配有三台给水泵，其中两台为小汽轮机驱动的汽动泵，小汽轮机排汽进入主凝汽器，正常汽源为四段抽汽。一台为电动给水泵。给水系统采用大旁路。汽轮机轴封系统采用自密封结构。在机组负荷为2530额定负荷时，高中压轴封漏汽可满足低压轴封密封用汽量。发电机为上海电机厂生产的QFSN3002型，采用水氢氢冷却方式，静态励磁系统。机组配有一套30BMCR容量高、低压串联旁路系统。机组的主要控制设备采用上海西屋控制系统有限公司提供的OVATION分散控制系统（DCS），其控制范围包括MCS、BMS、SCS、DAS和BPS等功能。模拟量控制系统（MCS）包括机炉协调控制，机组负荷指令及负荷管理控制，燃料量控制，送风量控制，风箱挡板控制，一次风压控制，炉膛压力控制，主蒸汽温度控制，再热蒸汽温度控制，锅炉给水控制，给水泵再循环控制，燃油压力及流量控制，除氧器水位及压力控制，凝汽器水位控制，辅助蒸汽压力控制，氢温控制等。燃烧器管理系统（BMS）包括燃烧器控制系统（BCS）和炉膛安全监视系统（FSSS）两部分，实现油泄漏试验，炉膛吹扫，锅炉油燃烧器及煤燃烧器投入/切除控制，锅炉安全保护等功能。顺序控制系统（SCS）包括送风机、引风机、空气预热器、磨煤机、给煤机、一次风机、电动泵、汽动给水泵、高压加热器、疏水系统、开式及闭式循环冷却水系统，汽轮机油系统和发电机密封油系统的启停或阀门的程序控制。数据采集系统（DAS）能连续采集和处理所有于机组有关的测点信号及设备状态，具有显示、制表记录、历史数据存储和检索，性能计算等功能。本机组的旁路控制系统（BPS）控制功能也在分散控制系统内实现。汽轮机调节系统由上海汽轮机厂直接提供的数字式电液调节系统，硬件同样为OVATION分散控制系统。同时，为保证汽轮机安全运行还配有汽轮机保护系统（ETS）和汽轮机监测系统（TSI）。小汽轮机采用数字电调控制系统进行控制，硬件同样为OVATION分散控制系统。因此，本机组主要控制系从硬件上讲是一体化。机组的其他辅助系统则配置了独立的控制系统和程控系统，以保证机组具备较高的自动控制水平。6 机组整套启动试运调试的组织6.1 为保证机组分部试运和整套启动试运调试工作规范、有序、协调、有效地开展，根据部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)规定以及本工程的具体情况，总承包商应与业主进行协商，成立启动验收委员会（简称启委会）以及试运指挥部。6.2 机组整套启动调试工作应在启动验收委员会及其试运指挥部的统一指挥下，由施工、运行、调试、设计、制造、监理以及安全、保卫、后勤供应等人员通力合作，共同完成。6.3 启动验收委员会根据部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)规定，整套启动试运阶段的工作，必须由启动验收委员会（简称启委会）进行审议、决策。启委会必须在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交生产手续为止。启委会应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他有关事宜；在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动后的未完事项、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。6.4 试运指挥部试运指挥部一般应从分部试运开始的一个月前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。其主要职责是：全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施；启委会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中的重大问题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。6.5 根据工程的具体情况，试运指挥部一般应下设分部试运组、整套试运指挥组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组等若干小组；各组可下设若干个专业组。6.6 总包商负责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，参加试运各阶段的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作：协调解决合同执行中的问题和外部关系等。6.7 施工单位、调试单位应根据启规和合同的要求，在总包商和试运指挥部的统一领导下，完成各自在机组整套启动试运调试阶段的任务。6.8 生产单位在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作,一般包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应；负责提供电气、热控等设备的运行整定值；参加分部试运及分部试运后的验收签证；做好安装设备与试运设备的安全隔离措施；在启动试运中，负责设备的启停操作、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等。6.9 设计单位负责必要的设计修改；提交完整的竣工图。6.10 制造单位应按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性设备问题等。6.11 电网调度部门应及时提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值。核查并网机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；审批机组的并网请求和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。6.12 质监部门应按规定对机组启动试运进行质量监督。6.13 监理单位应按合同进行机组启动试运阶段的监理工作。7 机组整套启动试运前应具备的条件7.1 试运现场条件7.1.1 场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通，厂房各层地面已完成，试运现场已设有明显标志和分界（包括试运区和施工区分界），危险区设有围栏和警告标志。7.1.2 试运区的施工脚手架已全部拆除，现场（含电缆井、沟）清扫干净。7.1.3 试运区的梯子、平台、步道、栏杆、护板等已按设计安装完毕，正式投入使用。7.1.4 厂内、外排水设施能正常投运，沟道畅通，沟道及孔洞盖板齐全。7.1.5 试运范围的工业、生活用水系统和卫生、安全设施已投入正常使用，消防系统已经当地政府消防部门检查并投用。7.1.6 试运现场具有充足的正式照明，事故照明能及时自动投入。7.1.7 各运行岗位已有正式的通讯装置，试运增设的临时岗位，也设有可靠的通讯联络设施。7.1.8 试运区的空调装置及通风设施已按设计能正常投入使用。7.1.9 主厂房已封闭完整，电梯已投运，并经政府劳动部门验证合格。7.1.10 启动试运需要的燃料（煤、油）、化学药品、备品备件及其它必需品已备齐；补充水及其它水源应充足可靠。7.1.11 环保、职业安全卫生设施及监测系统已按设计要求投运。7.1.12 保温、油漆及管道色标完整，设备、管道和阀门等已有命名和标志，管道应有流向标志。7.1.13 设备和容器内保证无杂物。7.2 组织机构、人员配备和技术文件准备7.2.1 已经按照启动及竣工验收规程的要求，建立启动验收委员会及下设机构，做到职责清楚，分工明确。7.2.2 工程建设各相关单位配合试运指挥部进行机组整套启动调试前准备工作检查的人员已经配齐。7.2.3 按照机组整套试运计划、方案和措施，机组运行人员、安装(维护检修)人员、调试人员已分值配齐；运行操作人员已经培训并考试合格，确实能胜任本岗位的运行操作和故障处理，各级人员的岗位责任制已经落实；维护检修人员应熟悉所在岗位的设备（系统）性能，并能在整套试运组统一指挥下胜任检修工作，不发生设备、人身事故和中断试运工作；调试人员应充分理解机组整套试运计划、方案和措施的要求以及工作内容，并且职责清楚，分工明确；消防、保卫、后勤工作的人员已安排好。7.2.4 已备齐机组整套试运期间需投入设备（系统）的安装验收签证和分部试运记录及验收签证。7.2.5 按照部颁火电工程启动调试工作规定及工程设计、设备资料，编制的机组整套调试（试运）方案和措施（包括机组整套启动调试大纲，各专业启动调试方案，运行操作措施等），均已经试运总指挥审定，并在试运前已将主要方案（措施）向参与试运的各有关单位人员交底。7.2.6 已在试运现场备齐运行规程、系统流程图册、事故处理规程、控制及保护逻辑图册、设备保护整定值清册、制造厂家的设计、运行和维护手册、运行记录表格等有关技术文件。7.2.7 已在试运现场备齐运行所需的运行工具及安全用具。在试运现场已张挂整套启动试运曲线（锅炉点火升压曲线、汽轮机冲转启动曲线等）。7.3 设备及系统的条件各专业在整套启动前，应进行的分系统试运、调整已结束，并核查分系统试运记录及验收签证，确认已能满足机组整套启动试运条件：7.3.1 卸煤、输煤、储煤和制粉系统按设计要求具备投入条件。7.3.2 启动锅炉已调试完毕，并可提供可靠合格的厂用蒸汽。7.3.3 锅炉冲管结束，管道已经恢复。7.3.4 设备和系统保温工作完毕。7.3.5 除灰、渣系统，输灰系统及电除尘器已具备投入条件。7.3.6 工业水系统、开、闭式循环水系统、循环水及冷却塔系统、压缩空气系统、凝结水精处理系统等均具备投入条件。7.3.7 汽轮机润滑油系统、EH油系统油循环结束，油质合格。7.3.8 顶轴油系统、盘车装置具备投入条件。7.3.9 EH系统静态调试完毕，阀门特性及阀门快关时间合格。7.3.10 DEH静态仿真试验完毕,各项功能符合设计要求。7.3.11 汽动给水泵组及附属设备系统已具备投入条件。7.3.12 1#机组主变倒充电试验合格。7.3.13 发电机气密试验合格。7.3.14 制氢设备已按设计要求具备投入条件，并已通过公安部门检查。7.3.15 热工、电气的各类保护装置、仪表、音响声光、事故按钮、联锁齐全并已试验合格且能可靠地投入。7.3.16 热工设备及系统的冷态下调试、整定项目已全部完成。7.3.17 与在建机组的公用系统已进行了隔离；包括补给水系统、氢气系统、燃油系统、输煤系统、辅汽系统等。7.3.18 分部试运中的缺陷已消除。7.3.19 机组的机、炉、电大联锁试验已完成验收。7.3.20 与机组配套的输变电工程能保证满发输出的要求。7.3.21 满足电网调度提出的并网要求。7.4 机组整套启动试运前的其他准备工作7.4.1 土建、安装、调试、运行等各相关单位准备关于机组整套启动试运前条件及准备情况的汇报材料。7.4.2 质监中心站按照部颁电力基本建设工程质量监督检查典型大纲进行监督检查，并确认同意进入机组整套启动试运阶段。7.4.3 召开启动验收委员会全体会议，听取并审议关于机组整套启动试运的汇报，并做出准于进入机组整套启动试运阶段的决定。8 机组整套启动试运期间应投入的系统根据机组整套启动试运计划以及本工程的设计要求，在1号机组整套启动试运期间，下列主要系统应投入运行。8.1 燃料部分8.1.1 卸煤系统。8.1.2 输煤系统.8.1.3 燃油系统.8.2 锅炉部分8.2.1 炉前油系统；8.2.2 锅炉启动蒸汽加热系统；8.2.3 制粉系统；8.2.4 风烟系统；8.2.5 汽水系统；8.2.6 锅炉疏水系统；8.2.7 排污系统；8.2.8 蒸汽吹灰系统；8.2.9 除灰系统；8.2.10 除渣系统；8.2.11 锅炉除尘系统；8.2.12 启动锅炉；8.2.13 厂用压缩空气系统。8.2.14 输灰系统。8.2.15 输渣系统。8.3 汽轮机部分8.3.1 工业水系统； 8.3.2 开、闭式冷却水系统； 8.3.3 消防水系统；8.3.4 循环水及冷却塔系统；8.3.5 补给水系统；8.3.6 凝结水系统；8.3.7 给水系统；8.3.8 汽轮机疏水系统；8.3.9 真空系统；8.3.10 润滑油及顶轴油系统；8.3.11 盘车系统；8.3.12 EH油系统；8.3.13 汽机旁路系统；8.3.14 发电机氢、油、水系统；8.3.15 汽轮机快速冷却系统；8.3.16 冷凝器胶球清洗系统；8.3.17 厂用辅助蒸汽系统；8.3.18 厂用空调系统。8.4 电气部分8.4.1 高压厂用电系统；8.4.2 低压厂用电系统；8.4.3 不停电电源系统(UPS)；8.4.4 直流电源系统；8.4.5 电气保护系统；8.4.6 励磁调节系统；8.4.7 同期等自动控制系统；8.4.8 正常及事故照明系统；8.4.9 柴油发电机系统；8.4.10 生产调度通讯系统。8.5 热控部分8.5.1 模拟量控制系统（MCS）；8.5.2 锅炉燃烧器管理及安全监视系统（BMS）；8.5.3 顺序控制系统（SCS）；8.5.4 数据采集系统（DAS）；8.5.5 数字电液控制系统（DEH）； 8.5.6 旁路控制系统；8.5.7 汽轮机危急遮断保护系统（ETS）；8.5.8 汽轮机安全监视系统（TSI）；8.5.9 小汽轮机电液控制系统（MEH）；8.5.10 基地式调节仪；8.5.11 BTG盘工业电视及报警信号系统；8.5.12 火灾报警装置。8.6 化学部分8.6.1 制水系统；8.6.2 制氢系统；8.6.3 加药系统；8.6.4 化学取样分析系统；8.6.5 凝结水精处理系统。9 机组整套启动试运期间主要调试内容9.1 机、炉、电大联锁试验；9.2 汽机专业9.2.1 汽轮机升速试验； 摩擦检查试验； 机组临界转速实测试验；9.2.2 汽轮机超速试验9.2.3 汽门严密性试验 主汽门严密性试验； 调速汽门严密性试验；9.2.4 机组温态启动试验；9.2.5 机组热态启动试验；9.2.6 高、低压加热器投入和停运试验；9.2.7 真空严密性试验；9.2.8 汽动给水泵汽源切换试验；9.2.9 转子惰走曲线记录试验。9.3 锅炉专业9.3.1 锅炉安全门整定试验；9.3.2 锅炉全燃油最大负荷试验；9.3.3 制粉系统调整试验；9.3.4 锅炉燃烧调整试验； 25 % MCR燃烧调整试验； 50 % MCR燃烧调整试验； 75 % MCR燃烧调整试验； 100 % MCR燃烧调整试验。9.3.5 锅炉断油燃烧试验。9.4 电气专业9.4.1 发电机并网前试验 发电机空载励磁系统调试； 发电机三相短路试验； 发电机空载特性试验； 发电机同期系统检查及试验。9.4.2 厂用电切换试验。9.5 热控专业9.5.1 各种自动调节系统调整及投入试验；9.5.2 BMS功能检查试验；9.5.3 SCS各类顺控功能实动试验；9.5.4 DEH功能试验；9.5.5 ETS系统功能检查试验；9.5.6 MFT实动试验；9.5.7 旁路系统自动投入试验；9.5.8 TSI系统功能检查试验；9.5.9 基地调节仪控制系统投入试验。9.6 综合9.6.1 锅炉汽水品质监督；9.6.2 机组负荷摆动试验；9.6.3 机组甩负荷试验。10 机组整套启动试运主要程序10.1 第一阶段：机组空负荷整套调试10.1.1 机组启动前工作 主设备及系统检查； 机组机、炉、电大联锁试验； 启动辅助设备及辅助系统； 锅炉上水； 发电机充氢；首先用CO2置换空气，然后用H2置换CO2 。10.1.2 按启动曲线开机 锅炉点火，按冷态启动曲线升温升压达到汽机冲转参数主蒸汽参数： P1 = 5.02MPa t1=350C再热蒸汽参数： P2 = 0.10.2MPa t2=325C 汽轮机首次冲转，采用带旁路高中压缸联合启动方式；并采用DEH“操作员自动”方式按照汽轮机冷态启动曲线升速、带负荷； 汽轮机转速达到500r/min时保持转速，进行摩擦检查，全面检查确认正常后作脱扣试验； 汽轮机重新挂闸升速至1200r/min，保持转速暖机30分钟，全面检查确认正常后升速至2000r/min； 转速达到2000r/min时，保持转速进行高速暖机，当汽轮机金属温度和高、中压缸差胀符合要求时，即可确认暖机结束； 汽轮机升速至3000r/min； 手动打闸试验； 注油试验。10.1.3 机组并网前的电气试验 发电机空载励磁系统调试； 发电机三相短路试验； 发电机空载特性试验； 发电机同期系统检查及试验。10.1.4 并网带初负荷 机组并网带15%负荷； 对机组进行全面检查及调整； 机组稳定运行4小时以上后解列。10.1.5 汽轮机升速及带初负荷期间的其他检查、检测和调试工作 校核汽轮发电机组轴系的临界转速； 监测机组各轴承的振动； 获取汽轮发电机组启动、升速、空载特性及有关数据； 检查锅炉热膨胀； 第一阶段已投入的热控系统调试； 汽水品质的化学监督及调整。10.1.6 汽轮机超速试验 试验前进行汽门严密性检查； 汽轮机超速试验（包括机械超速试验及电超速试验）； 汽机脱扣，测取汽机惰走曲线，投盘车。10.1.7 锅炉安全阀整定 锅炉升压作一次汽系统工作压力蒸汽严密性试验； 汽包、过热器安全阀及电磁泄压阀整定； 锅炉降压，通过旁路作二次汽系统工作压力蒸汽严密性试验； 再热冷段及热段安全阀整定； 锅炉降压期间，安排进行旁路系统试验； 正常停炉。10.1.8 用辅助蒸汽冲动小汽机，并进行小汽机超速试验。10.2 第二阶段:机组带负荷整套调试10.2.1 贯穿整个机组带负荷整套调试期间的调试工作 机组启停试验； 机组升降负荷试验； 汽轮机及热力系统带负荷调试； 汽轮机各典型负荷下振动监测； 汽轮机各辅助系统投运调试； 锅炉本体及风烟系统带负荷调试； 锅炉各辅助系统投运调试； 发电机及变压器带负荷试运调试； 发-变组保护装置带负荷试验； 发电机励磁系统带负荷试验； 热工自动控制系统投入调整试验； 热工保护系统投运调整试验； 汽水品质调试及化学监督； 在带负荷调试阶段，机组各保护装置应始终投入； 记录机组在带负荷调试阶段存在的缺陷。10.2.2 机组带10%15%负荷阶段 锅炉洗硅； 制粉系统投运调整。10.2.3 机组带20%25%负荷阶段 锅炉煤粉燃烧器投运调整； 汽轮机高压加热器投运调整； 锅炉洗硅及汽水品质化学监督。10.2.4 机组带30%50%负荷阶段 锅炉制粉系统及燃烧初调整试验； 锅炉吹灰系统带负荷调试； 锅炉灰渣系统带负荷调试； 汽泵再循环及汽泵带负荷试验； 电泵与汽泵的并联运行试验； 厂用电切换试验； 锅炉洗硅及汽水品质化学监督； 根据水质情况投入凝结水精处理装置。10.2.5 机组带60%75%负荷阶段 制粉系统调整试验； 投电除尘； 锅炉燃烧调整试验； 锅炉洗硅及汽水品质化学监督； 双汽泵运行试验。10.2.6 机组带80%100%负荷阶段 锅炉燃烧调整试验； 锅炉断油； 真空严密性试验； 减负荷过程中作汽动泵汽源切换试验； 模拟量控制系统负荷变动试验； 机组甩负荷试验； MFT动作试验； 机组解列后进行汽门严密性试验。10.3 第三阶段:机组168小时满负荷试运10.3.1 机组进入168小时满负荷试运的条件 发电机保持铭牌额定功率值； 锅炉断油燃烧； 投高加、投电除尘； 汽水品质合格； 按验标要求投热控自动装置，调节品质基本达到设计要求； 影响机组满负荷试运的缺陷已消除。10.3.2 机组168小时满负荷试运期间，机组须连续运行不得中断。10.3.3 在机组168小时满负荷试运期间，对汽轮机、锅炉、电气、热控系统、汽水品质等运行工况进行全面监测和记录。10.3.4 机组168小时满负荷试运期间，机组平均负荷率等指标应满足验标要求。10.3.5 当机组全面满足验标对机组168小时满负荷试运的要求，则由试运总指挥宣布机组整套启动调试结束。10.3.6 编写试运总结、调试工作报告以及各专业调试报告。11 保证机组调试质量的主要措施11.1 分部试运是保证机组整套启动试运顺利进行的基础，必须严格按照验标要求进行分部试运。施工单位以及分系统调试单位应做好单体调整校验、单机试运和分系统试运工作，把分部试运中发现的缺陷彻底消灭在机组整套启动试运之前。力求避免因辅机设备的故障而使机组整套启动试运工作中断。11.2 认真执行“一项一卡五方签证”制度，及时进行分部试运的验收签证工作，前一道工序未完成不允许进入下道工序。11.3 认真执行电力建设施工及验收技术规范以及火电工程调整试运质量检验及评定标准，争取各项指标达到“优良”标准。11.4 保持设备内部清洁、加强系统冲洗，是保证设备及系统顺利投运、加快改善汽水品质、提高机组调试质量的重要内容。该项工作应贯穿整个调试阶段，具体措施如下： 辅机设备在安装或检修时，应认真清理设备，保持清洁； 在化学清洗后的冲洗阶段，要扩大系统冲洗范围，提高冲洗流量，做到系统内无死角； 认真做好系统冲洗及吹扫工作，保证冲洗及吹扫质量达到规定的标准； 对除氧器和凝汽器内部进行认真的人工清理和冲洗；机组整套启动试运阶段不允许将试运阶段滤网换成正式运行滤网； 认真做好汽轮机油系统的安装、冲洗、净化工作；油循环工作要早作准备早开始，油净化装置要早投入； 利用系统水压、灌水等工作，加热器等容器及疏水管、取样管进行冲洗； 安装单位在试运中应及时进行热紧螺栓工作，运行人员在运行操作中要精心操作，防止在机组运行过程中出现系统外漏。11.5 按照锅炉酸洗结束后至锅炉正式点火的间隔时间不应超过20天的要求，合理安排酸洗工期。同时，安装单位应抓紧酸洗临时管道的恢复。并且在恢复酸洗临时管道系统的同时，完成锅炉点火相关设备及系统的分部试运，尽可能地缩短酸洗至锅炉点火的时间。11.6 为使锅炉制粉系统在机组带负荷试运过程中能顺利投运，在锅炉点火冲管前应完成锅炉制粉系统冷态调试，争取在冲管期间试投制粉系统。11.7 科学、合理地安排机组整套启动试运计划，加强试运的组织协调管理，提前做好试运的各项准备工作。11.8 机组整套启动试运工作是涉及设计、安装、调试、运行、制造、监理等多单位共同协作努力的工作，在试运中各单位必须服从试运指挥部的统一领导，严格遵守组织程序，加强团结，相互支持。12 机组整套启动调试的安全措施12.1 为保证人身及设备安全，机组整套启动试运阶段必须严格执行各类工作票制度；当机组在试运中，运行设备需要检修时，除填写工作票外，还应预先通知当班的调试人员及运行人员，应做好设备系统的隔离工作。12.2 在机组试运行阶段的各项操作中，必须严格执行运行规程和调试措施。12.3 为防止重大恶性事故的发生，对于汽机超速、汽缸进水、断油烧瓦、大轴弯曲、锅炉灭火放炮、厂用电中断等恶性事故必须采取预防措施和事故预想处理方案，对此应编制专门的反事故措施。12.4 在机组整套启动试运前，应对锅炉、汽机、电气的各项联锁保护功能进行严格的检查验收。在机组整套启动试运期间，各项保护应随主系统的投运而投入，做到保护系统100%的投入。12.5 在机组的启动过程中，应严格按照制造厂提供的启动曲线控制运行参数。12.6 在机组整套启动试运期间，运行、安装、调试人员应加强就地巡视，发现异常应及时汇报，严重时应直接按规程的事故处理规定处理。13 机组整套启动试运期间的主要控制参数13.1 机组整套启动过程中锅炉及汽轮机应根据机组状况严格按以下相应的启动曲线控制参数: 锅炉冷态启动曲线; 汽轮机冷态启动曲线; 汽轮机温态启动曲线; 汽轮机热态启动曲线; 汽轮机极热态启动曲线; 机组升速过程中可停留转速天窗曲线。13.2 锅炉升温升压过程中的控制值 汽包上下壁温差50C，内外壁温差50C； 任意两点的汽包壁温差50C； 饱和蒸汽的温升极限速率应小于1.74C/min； 主蒸汽的温升率:11.5C/min； 再热蒸汽的温升率:1.52C/min； 在汽机冲转前，炉膛出口烟温不得超过538C； 低温过热器金属壁温不大于480C； 分隔屏过热器金属壁温不大于494C； 后屏过热器金属壁温不大于542C； 高温过热器金属壁温不大于573C； 低温再热器金属壁温不大于515C； 高温再热器金属壁温不大于578C。13.3 汽轮机在升速过程中的控制值 轴振动254um； 高压缸差胀-3+6mm，低压缸差胀114mm； 主蒸汽温升率:11.5C/min； 再热蒸汽温升率:1.52C/min； 高中压汽缸壁温温升率:1.5C/min； 高中压汽缸法兰内外壁温差80C； 高中压外汽缸内外壁差温50C； 高中压汽缸左右法兰温差10C； 高中压外汽缸上下壁温差50C； 高压内缸上下壁温差546/566/546/566/460低压缸排汽温度79121两主汽门前温差14两再热主汽门前温差14胀 差转子伸长1.76 mm1.76 mm1.00 mm轴向位移调速器端0.38 mm0.38 mm0.25 mm发电机端2.16 mm2.16 mm2.28 mm凝汽器真空0.089MPa0.084MPa0.081MPa径向轴向温度90107112推力轴承、发电机轴承温度8599107各轴承回油温度60717782润滑油压0.0960.11MPa0.08 MPa0.0340.048 MPaEH油压12.414.5MPa10.2 MPa9.31 MPa润滑油温3842EH油温375460低压轴封蒸汽温度121177177转子偏心度0.076 MPa0.076 MPa汽缸上、下温差50发电机内冷水进出压差0.150.2MPa发电机内冷水进水温度455053/42发电机内冷水出水温度0.035MPa0.035MPa13.5 机组整套启动试运期间汽水品质控制值 严格控制汽包炉水含硅量，根据主汽压力与炉水含硅量的关系控制锅炉压力，通过带负荷试运期间的锅炉洗硅，最终使汽包炉水含硅量达到验标要求：250g/L。 带负荷阶段给水溶解氧30g/L；满负荷阶段给水溶解氧7g/L。 给水pH（25C）为8.59.3。第 23 页 共 29 页附录1：湖北省电力试验研究院蒲圻电厂工程整套启动调试项目质量管理组织体系院最高管理者代表周友斌蒲圻调试项目副总工阮 羚、万中平、高满生汽机专业王树深蒲圻调试项目总工朱赐英锅炉专业李 斌电机专业陈 明热工专业陈 宏继电专业余楚银化学专业陈东平附录2：燃料、水、汽、电等计划1. 燃料计划1.1. 1号机组整套启动试运前应备足3000t 燃油；1.2. 1号机组整套启动试运计划用煤50000t，考虑到新煤场有部分底煤不可用，燃煤按60000t准备；1.3. 1号机组整套启动试运第二阶段用煤24000t，第三阶段用煤26000t；2. 用水计划2.1. 除盐水 机组整套启动前要进行系统冲洗和整炉换水，需除盐水1200t； 机组进入整套试运第二阶段时要进行锅炉洗硅，耗水量较大，按100t/h用量准备除盐水。2.2. 除灰水无（干式浓相正压气力输灰） 机组除灰水源为开式循环水回水和灰场回收水； 机组除灰水正常耗量为260t/h；灰场回收水156t/h； 机组开式循环水回水为1420t/h； 机组启动初期没有灰场回收水，这时可开大开式循环水回水补水门来满足除灰水。2.3. 工业水工业水正常耗水410t/h，工业水预处理斜管沉淀池设计为二组六格，每格设计水量442t/h。3. 辅助蒸汽3.1. 1号机组整套启动前，全厂辅助蒸汽由启动锅炉供给，其主要用汽有：除氧汽加热、汽轮机轴封、炉底加热、油枪吹扫、炉膛吹扫。3.2. 小汽机超速试验时，辅助蒸汽用量达到最大。4. 电源4.1. 1号机组整套启动试运期间，除1号机组主变外送220kV线路投入运行外，接入启备变的220kV线路也应投入运行，以确保可靠的厂用电源；4.2. 1号机组由高厂变供厂用电时，应限制启备变的负荷，以便在1号机组故障时，确保备用电源可靠自投。附录3机组整套启动调试方案及措施清单汽机专业1. 汽轮发电机组整套启动调试方案2. 汽轮机整套启动保护联锁