机组试验.doc

1 机组的试验1.1 试验原则1.1.1 各项试验必须在值长的统一指挥下进行。1.1.2 试验时相关领导，设备部、发电部部长、副部长，热控、保护维护人员及点检员应到现场，发现问题及时处理。1.1.3 所有阀门、挡板、联锁、保护在大、小修后或联锁、保护存在误动、拒动或回路检修等均应作试验。1.1.4 10KV辅机切除动力电源，送上操作控制电源，开关置试验位，380V辅机及润滑油泵送上动力电源，同时热控送上阀门、挡板、保护、联锁、信号、仪表等电源，且电源可靠。1.1.5 重要辅机试转必须在其联锁、保护试验结束后进行，禁止辅机在无可靠保护下进行试转。1.1.6 辅机联锁试验结束后，在值长统一指挥下进行机组的横向保护试验。1.1.7 各项试验工作结束后，应分析试验结果，进行定值校核，并将试验情况详细记录。1.1.8 联系热控人员复置试验时所投的模拟位和所短接的接点，运行人员将各辅机设备的电源开关放置所需位置。1.1.9 严禁无故解列机组保护装置，机组运行中如需解列应先得到总工程师的批准。1.2 锅炉水压试验1.2.1 水压试验的规定：1.2.1.1 锅炉安装完毕后，承压部件要进行水压试验。1.2.1.2 锅炉大、小修后或局部受热面（承压部件）经检修后，均必须进行工作压力的水压试验。1.2.1.3 遇到下列情况应做超压试验：做超压试验必须经总工程师批准,并有经总工程师批准的超压试验方案和超压试验的运行技术措施a) 新安装锅炉投运前；b) 锅炉承压部件经重大检修，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换；c) 锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时；d) 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时；e) 根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时；f) 停用一年以上的锅炉恢复运行时。1.2.1.4 直流锅炉一次汽水系统其超压试验压力为过热器出口额定压力的1.25倍，且不小于省煤器进口联箱设计压力的1.1倍；过热器出口试验压力：25.41.25=31.75MPa，省煤器进口试验压力29.551.132.505 MPa，因31.75 MPa32.505 MPa，所以按32.505 MPa进行。二次汽系统按再热器进口额定压力的1.5倍(4.551.5=6.825MPa)单独进行。1.2.1.5 水压(超压)试验的方案、安全技术措施、运行技术措施，其中应有防止升压速度过快或压力失控造成超压现象的措施，措施经总工程师批准。1.2.1.6 水压(超压)试验时，运行、点检、热控、安监部、生产各部门的有关人员应到现场，由总工程师或指定的专人在现场指挥。1.2.1.7 水压试验工作分工:运行人员负责锅炉进水、升压、泄压及控制室操作；检修人员负责就地压力表监视、带压检查工作，并对省煤器进口集箱、启动分离器、连接球体、过热器出口管道等关键点的部件壁温进行监控，测量其壁温并做好记录。1.2.2 水压试验范围1.2.2.1 锅炉一次汽系统试验范围a) 启动系统启动分离器等高压侧全部设备； b) 水冷壁循环系统水冷壁受热面、联箱和管道及水循环系统其它部件； c) 过热蒸汽系统各级过热器管束、联箱、蒸汽连接管道、疏放水和放气管道、减温器、末级过热器出口联箱；d) 省煤器系统各级省煤器管束、联箱及连接管道； 即从省煤器进口联箱（管道）进口端至末级过热器出口联箱（管道）出口端之间的所有受压组件。 1.2.2.2 锅炉二次汽系统试验范围：再热蒸汽系统：各级再热器管束、联箱、蒸汽连接管道、疏水、放水、放气管道、减温器，即从再热器进口联箱（管道）进口端至末级再热器出口联箱（管道）出口端之间的所有受压组件。1.2.2.3 锅炉本体部分的管道附件，锅炉本体的疏水和排空二次门前的阀门和管道。1.2.3 水压试验前的准备工作1.2.3.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统，承压部件的检修工作已经结束，热力工作票已终结或交回，炉膛及锅炉尾部烟道内各承压部件周围无人工作。1.2.3.2 汇报值长，做好锅炉水压试验的准备工作：准备足够的化学除盐水；除氧器水加温；汽轮机高压主汽门、高压旁路门、高压缸排汽逆止门、中压主汽门采取防泄漏措施；关闭各不参加水压试验阀门（有关阀门位置根据水压试验技术措施执行。常规要求一次阀打开，二次阀关闭，让二次阀门至锅炉之间处于水压试验范围内）。1.2.3.3 联系热控人员将各不参加水压试验的仪表关闭隔绝，参加水压试验的各压力、流量等仪表和水位计投入使用。并检查启动分离器、再热器、给水管道上就地压力表应在投入状态（标准压力表须经校验，准确可靠）。 水压试验时锅炉上应安装不少于两块经过校验合格、精度不低于0.5级的压力表，表盘应不小于200mm。试验压力以过热器出口联箱处的压力表读数为准。试验所采用的指示式压力表的表盘刻度范围最好应为预期最高试验压力的2倍左右，但在任何情况下不应小于该压力的1.5倍。1.2.3.4 汽水系统各阀门管系应符合水压试验要求位置。各调节门、隔离门、放水门的执行机构试验正常，安全阀、电磁释放阀及其它防止超压的保护装置正常，为防止水压试验时超压，应具备在紧急状态下快速泄压手段。1.2.3.5 一般电磁释放阀不参加超压试验，关闭隔离门。水压试验结束后应开启隔门。1.2.3.6 解除启动分离器液控阀水位自动调节联动条件。水压实验结束后恢复水位调节联动条件。1.2.3.7 水压（超压）试验进水要求：给水温度控制在3070范围内（水温过低易造成受热面表面结露及金属冷脆，水温过高易造成汽化）。不同材质的金属其冷脆温度不同。升压前，应保证省煤器进口管、末级过热器出口集箱及管道、末级再热器出口集箱及管道、启动分离器及连接球等处的金属温度保持在2170,任何情况下水温不得低于20。水压试验时的承压部件周围空气温度应高于5，低于5时必须有防冻措施。锅炉水压试验应采用除盐水或冷凝水，或经10ppm氨和200ppm联氨处理过的水，其PH值为910。1.2.3.8 上水前、后分别检查和记录锅炉本体各部位膨胀指示值。当进水至锅炉启动分离器水位13.2m时停止进水，通知检修人员检查各阀门管道是否有渗漏现象，检查启动分离器水位应维持不变，才能继续进水，否则应查明原因予以消除。1.2.3.9 汽机高、中压主汽门和高压缸排汽逆止门已采取防泄措施，确认高、中压主汽门前疏水阀关闭，高、中压主汽门后及汽机本体疏水阀开启。1.2.3.10 检查确认高、低压旁路门及门前疏水门关闭、门后疏水门开启1.2.3.11 按水压试验前检查操作卡检查各阀门位置正确。1.2.3.12 再热器水压试验之前应检查再热器出、入口水压试验用堵板已加好。1.2.4 再热器的水压试验 1.2.4.1 确认一次汽系统水压试验合格后进行二次汽系统水压试验。1.2.4.2 再热器水压试验时，启动电动给水泵, 开启电动给水泵的中间抽头（或临时水压试验管道），通过再热器减温水管进水、升压.(若做超压试验时应使用柱塞泵进行。)， 以0.5MPa/min 的速度升压，待再热器空气门有连续水流出现，逐只关闭空气门，当关闭最后一个空气门前，应适当降低进水量，注意压力上升情况。1.2.4.3 系统上满水后且压力达到试验压力的10%时关闭进水门，检查受热面是否发生泄露，受热面的膨胀是否正常。若发现异常，立即查明原因，并予以消除。1.2.4.4 调节再热器的减温水调门，以0.5MPa/min 的速度升压，当压力升至4.55MPa时，稳定20分钟后降压至4.12MPa，进行全面检查。如做超压试验，则使用升压泵以不大于0.2MPa/min速度继续升压至6.825MPa稳定20分钟后降压至4.12MPa后，进行全面检查。（超压期间不得进行任何受热面检查）1.2.4.5 再热器水压试验结束后，关闭再热器减温水隔离阀门（或临时水压试验管道上水门），开启再热疏水门，以0.5MPa/min的降压速度泄压。当压力降至0.1MPa时打开所有放气阀和疏放水阀，对其管道进行冲洗，直至压力降至零，拆除再热器安全门闭锁装置，恢复水压试验堵板。1.2.4.6 再热器水压试验结束后，根据停运时间进行相应的保养。1.2.5 过热器的水压试验1.2.5.1 启动电动给水泵，开启锅炉省煤器进口旁路门，经省煤器向锅炉进水。调整省煤器进口的给水旁路调整门和电泵转速，以不大于0.5MPa/min的速度缓慢升压。水压试验压力以高温过热器出口压力为准。在进水过程中，炉顶应有专人看管各放空气门，当各放空气门连续冒水后应依次关闭。当达到试验压力的10%时，即：3.2MPa时，稳定压力,通知检修人员进行初步检查，若无问题应继续升压。当升至接近过热器工作压力25.4MPa，关闭省煤器进口旁路阀，开启过热器减温器进水门,用减温水向过热器连续进水，直至压力达到25.4MPa。1.2.5.2 当压力升至额定值时稳定此压力，通知检修人员进行全面检查有无漏水和异常情况。若进行超压试验，则检修检查完毕，得到检修通知后以不大于0.2MPa/min的升压速度升压到32.505MPa，维持20分钟，然后以0.3MPa/min的速度降至额定压力，再由检修全面检查泄漏情况，检查期间压力应保持不变，但不得用水泵保持压力。受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水露的泄漏痕迹，受压元件没有明显的残余变形，则认为水压试验合格。1.2.5.3 当ERV电磁释放阀参加水压试验时，压力传感器截止门应关闭，释放阀的隔绝门打开，水压试验结束后，开启压力传感器截止门。1.2.5.4 省煤器、水冷壁、过热器水压试验结束，检修人员检查结束后，逐渐调小电动给水泵勺管开度及关闭过热器减温水隔离门，停止电动给水泵。水压试验合格后开启疏水门进行降压。注意降压速度不得大于0.3MPa/min；当压力降至0.1MPa时打开所有放空气门和疏水门，对其管道进行冲洗。 1.2.5.5 若系超压试验，必须在水压试验工作压力合格后方可进行。试验前各安全阀应用卡板固定,超压试验结束后,检修人员拆除安全阀卡板，解列设备恢复。1.2.5.6 水压试验后，根据停运时间进行相应的保养。1.2.5.7 压试验后，根据停运时间进行相应的保养。锅炉水压试验合格后应办理签证并根据现场实际作出是否及时放水的判断。如果锅炉在水压试验后距化学清洗时间间隔在30天内，在这段时间里，锅炉可维持充满水的状态，以不致使空气进入；若水压试验距化学清洗时间大于30天时，应及时放水，采取防腐措施，如：通过锅炉充氮口对锅炉充入氮气，充气压力为2134kPa左右。在机组启动之前，必须除掉所有水压试验堵头和解开安全阀的锁紧装置。1.2.6 水压试验注意事项1.2.6.1 水压试验进水温度应控制在3070。试验时承压部件周围的环境温度应高于5，低于5时必须有防冻措施，受压部件的金属温度不低于21。防止产生过大的热应力。1.2.6.2 锅炉水压试验前，汽轮机侧应做好主蒸汽、再热汽管道的隔绝措施，防止水进入汽轮机。1.2.6.3 锅炉进水至分离器满水后，应适当减小进水量，各受热面的空气门在该受热面满水前必须开启，满水后须待空气完全放尽方可关闭。1.2.6.4 当锅炉或再热器升压到接近水压试验规定压力时，应适当降低升压速度，以防超压。1.2.6.5 当一次系统进行水压试验时，应注意监视二次系统压力，防止造成二次系统超压。做超压试验时，应将热控仪表、变送器解列，在受压设备区域内，无关人员不得停留，升压过程中不得冲洗压力表管和取样管。1.2.6.6 试验前应对各疏放水门做开关灵活性试验，保证超压时能够快速降压。1.2.6.7 上水前、后分别检查和记录锅炉本体各部位膨胀指示值。1.2.6.8 水压试验按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行省煤器、水冷壁、过热器的水压试验。1.2.6.9 启动循环泵的转动件（叶轮、电机等）应待水压试验完成后再进行安装，水压试验时泵壳由专用的水压堵板加以堵绝。1.2.6.10 检查时金属温度不应大于50。水压试验完毕, 应将水放尽, 并根据材料和结构特点采取必要措施除去水渍, 以防止腐蚀、冻裂或应力腐蚀断裂。1.2.6.11 锅炉超压水压试验时严禁非试验人员进入现场。1.2.7 水压试验的合格标准1.2.7.1 一次汽系统压降5分钟不大于0.5MPa,二次汽系统压降5分钟不大于0.25MPa。1.2.7.2 在承压部件金属壁和焊缝上没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹；1.2.7.3 外观检查受压元件无明显的残余变形及异常现象，强度合格。1.3 锅炉安全门的校验1.3.1 安全门校验原则1.3.1.1 安全阀安装后或解体检修后均应对安全阀的动作值进行校验。1.3.1.2 在运行期间压力超出安全阀启座压力而安全阀拒动，为保证安全阀附件齐全、灵敏、可靠，必须进行安全阀压力定值校验。1.3.1.3 安全阀整定试验要制定安全阀校验的安全、技术措施，防止升压速度过快汽温失控造成超温现象。措施经审核，总工程师批准。1.3.1.4 安全阀校验一般应在机组不带负荷情况下进行。1.3.1.5 再热器安全门的校验应通过旁路调整进行。1.3.1.6 安全阀校验工作应由检修部门主持，安监部、设备部有关专职应在场监督，检修人员负责就地安全阀校验，运行人员负责压力调整及控制室内所有操作。1.3.1.7 安全阀校验的顺序应先高压，后低压，依次对分离器出口安全阀，过热器出口安全阀，电磁释放阀，再热器进口安全阀，再热器出口安全阀逐一进行校验。1.3.2 安全阀校验必须具备下列条件：1.3.2.1 通知化学人员准备一定的除盐水量。1.3.2.2 DCS系统运行应正常，炉膛安全保护装置齐全完善。1.3.2.3 引风机、送风机、一次风机等重要设备无缺陷，各自动调节控制装置无异常。1.3.2.4 准备好通讯工具。1.3.2.5 维持锅炉燃烧稳定，参数正常。校验安全门时，必须在就地安全门的主蒸汽和再热汽管道上装设不低于0.5级的就地机械压力表（压力表校验合格）。1.3.3 安全阀校验压力整定值如下表：序号阀门型号阀门设定压力（Mpa）温度（）回 座（%）排量（Kg/h）总排量（Kg/h）占总排量（%）起 座回 座1、分离器出口安全门11743WD31.229.954264460617184246883.3421743WD31.229.95426446061731743WD31.229.95426446061741743WD31.229.9542644606172、过热器出口安全阀51753WF30.9229.68571425786351572623.3361753WF30.9229.6857142578633、动力控制泄放阀73547W(V)26.6825.87571315756331512614.2683547W(V)26.6825.8757131575634、再热器进口安全阀91705RRWB5.104.9473173287705116836662.78101705RRWB5.155.0003173290375111705RRWB5.215.0543173293808121705RRWB5.265.10231732964785、再热器出口安全阀131705RWF4.814.666569317815971613838.48141705RWF4.814.6665693178159151705RWF4.864.7145693179910161705RWF4.864.7145693179910生产厂家美国DRESSER INC.公司1.3.4 安全阀校验方法1.3.4.1 确认待校的安全阀，其余安全阀均应加装压紧装置。1.3.4.2 电磁泄放阀控制方式应置于手动关闭位。1.3.4.3 锅炉冷态做校验试验，要确认高压旁路阀关闭。1.3.4.4 锅炉按冷态启动步骤升温升压。1.3.4.5 锅炉工作压力达到试验措施要求的压力，保持压力稳定，通知检修人员，用液压助跳器逐只对过热器安全门进行起座和回座的校验。1.3.4.6 在安全门起座和回座时，应加强监视分离器水位并及时调整给水流量，减小水位波动。1.3.4.7 当安全门的起座压力与规定值不符时，检修人员应进行调整和再次校验，直至全都合格。1.3.4.8 待过热器安全阀校验结束后，对电磁释放阀进行校验。将电磁释放阀三位选择开关置于“自动”位置（该试验项目应有热控人员参加配合），再缓慢升压至电磁释放阀起座压力，起座后调整锅炉燃烧率，降低蒸汽压力，使其回座。1.3.4.9 电磁释放阀校验结束后，降低分离器压力，并调整低压旁路，维持再热器出口压力在 MPa，仍由检修人员用液压助跳器逐只对再热器出口安全门进行起座和回座试验。1.3.4.10 安全阀校验完毕，将各安全阀启座、回座压力记录在有关记录簿内。1.3.5 安全阀校验的注意事项1.3.5.1 在升温升压过程中，监视再热器系统不超压。1.3.5.2 在校验过程中，密切注意主汽压力、温度的变化，及时调整给水流量，防止主汽压力、给水流量大幅度波动造成主汽系统温度急剧变化。1.3.5.3 加强对蒸汽压力、蒸汽温度、炉膛燃烧的监控，严格控制过热蒸汽温度不超过571，再热蒸汽温度不超过569，保持锅炉运行工况稳定,各受热面金属温度在允许范围内。1.3.5.4 在校验过程中，压力升降的速率应严格控制，一般在0.1MPa/min左右。1.3.5.5 安全阀动作后，适当降低燃烧率，如遇安全阀启座后不回座，则采取降压措施或停炉进行处理。1.3.5.6 在安全阀校验过程中，若发生异常情况应立即停止校验，由运行人员按机组事故处理规程处理。1.3.5.7 安全门校验期间锅炉所有的保护必需正常投入，严禁解除主保护。1.3.5.8 安全阀校验过程中，校验人员不得中途离开现场。1.3.5.9 为防止锅炉本体吹灰等非高压系统超压，校验时应做好隔离工作，并开启有关疏水门，安全阀校验升压期间应注意对这些系统进行检查。1.3.5.10 安全阀经校验合格后，应加锁或铅封并不得随意解除。1.3.5.11 锅炉热态安全门校验整定时，严禁非实验人员进入现场。1.4 锅炉辅机大联锁保护试验1.4.1 检查开启预热器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机油系统，将各备用油泵置于“备用”位，各辅机设备具备启动条件，10KV开关置“试验位”。1.4.2 按开通道步骤开启风烟系统各风门挡板1.4.3 依次启动A、B预热器；A、B引风机；A、B送风机；A、B一次风机，将A、B预热器辅电机置“备用”位。1.4.4 停止A空预器主电机，主电机跳闸，A空预器辅助电机自启动。延时9秒，A引风机、A送风机、A一次风机跳闸，触发RB。1.4.5 复位各停运按钮，依次启动A预热器、A引风机、A送风机、A一次风机。1.4.6 按上述方法停B预热器，进行B组系统联跳试验。1.4.7 依次启动A、B预热器；A、B引风机；A、B送风机；A、B一次风机，将A、B预热器辅电机置“备用”位。1.4.8 停止A引风机，A送风机跳闸，触发RB。1.4.9 按上述方法停B引风机，同样B送风机跳闸，触发RB。1.4.10 依次启动A、B预热器，A、B引风机，A、B送风机,联系热控人员将FSSS置于“炉膛吹扫完成”状态，“MFT”已复位。短接燃油压力条件接点，将各油枪火焰置模拟位置。开启进回油快关阀。1.4.11 依次启动A、B一次风机、AB密封机，A、B、C、D、E、F磨煤机及给煤机，并开启各磨煤机进口热风挡板、冷风挡板。1.4.12 同时捅A、B预热器主电动机事故按钮，主电机停运，延时9秒A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机，AB密封风机跳闸；A、B、C、D、E、F磨煤机及给煤机跳闸；燃油进油快关阀、回油快关阀关闭；所有油枪角阀关闭。1.4.13 A、B、C、D、E、F磨煤机进口热、冷风挡板，磨煤机出口闸板自动关闭。所有给煤机进、出口闸板全关。A、B一次风机调节动叶、出口档板自动关闭。A、B引风机调节静叶、A、B送风机调节动叶、所有二次风挡板自动全开至吹扫位，进行炉膛吹扫。1.4.14 复位各跳闸辅机“停运”按钮，跳闸信号解除。1.4.15 联锁试验不合格，应立即联系检修有关人员处理，待消缺后再进行联锁试验，直至试验合格为止。1.5 FSSS保护及MFT动作试验1.5.1 各油层启动、停止试验1.5.1.1 分别启动A、B预热器，A、B引风机，A、B送风机，使各辅机设备、挡板调整至点火前状态。1.5.1.2 就地检查各油枪进油手动角阀关闭严密，将就地控制箱油枪联锁置于“自动”位。1.5.1.3 联系热控人员将FSSS置于“炉膛吹扫完成”状态，“MFT”已复位。短接燃油压力条件接点，将各油枪火焰置模拟位置。1.5.1.4 开启燃油进油快关阀，燃油调节阀在调节位，发指令启动AB层油枪，油枪按#1、#3、#2、#4顺序自动投入，每支之间的间隔时间为10秒钟。对应的“油枪火焰着火”指示灯亮，高能点火器断电；点火器退出。1.5.1.5 每层油中4角取3认为油层运行。1.5.1.6 按停止AB层油枪按钮，油枪按#1、#3、#2、#4顺序停运，对应油枪角阀关闭，吹扫阀开启吹扫60秒钟关闭，各油枪自动退出正常。1.5.1.7 用同样的方法做CD层和EF层油枪的“启动”、“停止”试验，其状态应与上述过程相同。1.5.2 MFT动作试验1.5.2.1 做MFT每项保护动作试验前，先应检查启动A、B预热器；A、B引风机；A、B送风机；A、B一次风机；AF磨煤机；AF给煤机；火检冷却风机；开启相应辅机设备系统挡板。联系热工强制送风量30信号、所有投运煤油燃烧器有火焰信号、吹扫完成信号、MFT自动复位，模拟机组正常运行状态。1.5.2.2 按锅炉MFT动作条件逐一停运辅机设备或联系热控人员短接有关接点，做MFT跳闸试验，确定MFT是否准确动作。1.5.2.3 当MFT动作后，联跳两台一次风机、六台磨煤机和六台给煤机，燃油母管进、回油快关阀关闭，油角阀关闭，磨煤机出口一次风门关闭，等离子点火系统熄弧闭锁投运，省煤器进口阀及其旁路隔离阀关闭，过热器一、二级减温水及再热器事故喷水电动总门关闭。警报报警，检查首出原因应与试验项目对应。吹扫炉膛5分钟。1.5.2.4 以下条件全部满足，复位MFT继电器：a) 炉膛吹扫完成b) 无MFT跳闸条件存在1.5.3 OFT试验1.5.3.1 做试验前,燃油系统循环,#14角油枪供油手动门关闭,短接燃油压力条件接点，将各油枪火焰投模拟位置。1.5.3.2 联系热控人员短接有关接点，按下列条件分项做OFT试验。a) MFT。b) 手动OFT（操作员发进油快关阀关指令）。c) 任意油角阀未关且炉前油进油快关阀未关时炉前供油母管压力低至2.0MPd) 任意油角阀未关时炉前油进油快关阀关1.5.3.3 当OFT动作后，联关燃油母管进、回油快关阀，所有油角阀。1.5.4 锅炉联锁及保护系统试验结束后，应将试验情况详细记录在记录薄内。并联系热控人员恢复试验时所投的模拟位和短接的接点，运行人员将各辅机设备的电源开关放置所需位置。1.5.5 严禁无故解除辅机设备联锁及热控保护装置。如需停用，应先得到总工程师的批准。1.6 锅炉等离子点火装置启弧试验1.6.1 试验目的：等离子点火装置作为锅炉主要的点火方式，是目前锅炉点火启动、停炉和助燃稳燃的主要手段，为保证等离子点火装置可靠备用，必须对其进行定期的启弧试验。1.6.2 试验时间：每月3日白班，主值应安排进行等离子点火装置定期启弧试验。1.6.3 试验前检查1.6.3.1 试验前应对等离子点火装置及相关的电气系统，冷却水系统，压缩空气系统，火检冷却风系统、机械装置等进行全面检查。1.6.3.2 保证等离子点火装置电源柜、隔离变工作正常。1.6.3.3 点火器前冷却水压力在0.40.6MPa,冷却水温度小于40，载体风压力在812KPa，1.6.3.4 投入等离子火检图像监测系统，冷却风正常。1.6.3.5 各系统无漏水漏气等异常情况。1.6.4 试验步骤1.6.4.1 切除等离子模式。1.6.4.2 在启弧条件满足的情况下，将电流设定在290A330A，电压维持在260330V。进行启弧。1.6.4.3 启弧试验成功条件a) 等离子点火装置投入状态显示为成功b) 通过火检图像监测检出等离子火焰图像。c) 实际电压等于基准电压（260V）d) 实际电流等于基准电流（设定电流）e) 实际功率在正常工作功率范围内（80120KW）1.6.4.4 启弧试验失败条件a) 火检检测不到等离子启弧火焰b) 实际电流小于10Ac) 实际电压大于基准电压1.6.4.5 如果不能正常启弧，运行人员重新拉弧。连续3次启弧不成功，则检查风压、水压、电流及电压参数均在正常值后依旧难以启弧，依此判断为阴极头烧漏需更换，不得再进行启弧。1.6.4.6 等离子点火装置不能正常启弧应联系点检人员进行检查。运行人员不得擅自调整阴极和阳极的间隙，不得超标设定电流值。1.7 汽轮机打闸试验1.7.1 试验目的：验证汽轮机远方跳闸按钮接线正确，就地跳闸装置动作可靠，汽轮机跳闸系统工作正常。1.7.2 试验时间：机组启动前。1.7.3 试验条件：汽轮机盘车状态下具备挂闸条件。1.7.4 试验要求：1.7.4.1 试验前检查所有工作票收回，检修安全措施已拆除；1.7.4.2 主汽门前无压力,各疏水门开启；1.7.4.3 汽轮机挂闸后，检查汽轮机转速不增加，盘车装置运行正常。1.7.5 试验步骤：1.7.5.1 检查汽轮机具备挂闸条件，在远方或就地挂闸；1.7.5.2 检查就地跳闸杆复位至“正常”位；在CRT画面上检查汽轮机“已挂闸”指示灯亮，隔膜阀关闭，其上部油压为0.7MPa；1.7.5.3 检查中压主汽门开启，输入阀位限制值110%，检查高压调门开启，输入目标转速按下进行，检查高压主汽门、中压调门缓慢开启；1.7.5.4 将操作盘上两个汽轮机跳闸按钮同时按下，汽轮机跳闸声光报警信号发，高中压主汽门、调门关闭、各段抽汽逆止门、电动门关闭，高排逆止门关闭，高排通风阀开启；1.7.5.5 汽轮机重新复位、挂闸，在就地将跳闸杆推至“跳闸”位，汽轮机跳闸声光报警信号发，高中压主汽门、调门关闭、各段抽汽逆止门、电动门关闭，高排逆止门关闭，高排通风阀开启；1.8 交流润滑油泵、直流油泵、高压备用密封油泵联动试验1.8.1 试验目的：检验主机交、直流润滑油泵、高压备用密封油泵联锁开关、回路及电气、机械回路正常。1.8.2 试验时间： 机组并网前、停运前、定期试验、机组进行甩负荷试验前或油泵接线、逻辑改动后。1.8.3 试验条件：1.8.3.1 机组运行稳定，无异常情况；1.8.3.2 主机润滑油压正常，主油泵工作稳定，进、出口压力正常；1.8.3.3 交流润滑油泵、直流油泵和高压备用密封油泵备用良好，联锁投入；1.8.3.4 试验要求在机组运行稳定或机组准备停运前无重大操作时进行；1.8.3.5 油泵启、停过程中，密切注意润滑油压的变化，防止油压波动过大；1.8.3.6 同时注意机组振动、轴向位移等参数不超限。1.8.4 试验步骤：1.8.4.1 试验人员在就地与集控室联系手段可靠，缓慢开启交流油泵联动试验块放油手动门，注意监视试验块油压的变化；1.8.4.2 当试验油压降至0.0760.082MPa时，交流润滑油泵和高压备用密封油泵联启，记录油压值，关闭交流油泵联动试验块放油手动门。1.8.4.3 确认油泵运转正常，在CRT上手动停运交流润滑油泵、高压备用密封油泵，投入联锁。1.8.4.4 试验人员在就地与集控室保持联系，缓慢开启直流油泵联动试验放油手动门，并注意监视试验油压表变化；1.8.4.5 当试验油压降至0.06860.0755MPa时，直流润滑油泵联启，记录油压值，关闭直流油泵联动试验放油手动门。1.8.4.6 确认油泵运转正常，在CRT上手动停运直流润滑油泵，投入联锁，试验结束。1.9 保护装置信号传动试验1.9.1 试验目的：验证汽轮机各保护通道正常，逻辑正确，汽轮机保护联锁正确。1.9.2 试验时间：机组大小修后、保护装置校核整定后，机组启动前。1.9.3 试验条件：1.9.3.1 试验前确认所有工作票收回，安全措施已拆除；1.9.3.2 汽轮机具备挂闸条件，联系热控模拟各跳闸条件；1.9.3.3 主汽门前无压力,各疏水门开启；1.9.3.4 汽轮机挂闸后，检查汽轮机转速不增加，盘车装置运行正常。1.9.4 试验步骤：1.9.4.1 汽轮机挂闸，检查中压主汽门开启，输入阀位限制值，检查高压调门开启，输入目标转速按下进行，检查高压主汽门、中压调门缓慢开启；1.9.4.2 开启各段抽汽逆止门、电动门；1.9.4.3 汽轮机远方或就地打闸，检查高中压主汽门、高中压调门；各段抽汽逆止门、电动门；高排逆止门关闭；高排通风阀开启；1.9.4.4 联系热控人员逐项模拟如下信号，逐项验证保护通道正常. 电超速保护 汽轮机透平压比低（只发信号） 润滑油压低（试验块试验） EH油压低（试验块试验） 轴向位移大 高压缸排汽温度高 差胀大 汽轮机轴振动大 凝结器真空低 发电机跳闸 发电机A柜故障 发电机B柜故障 发电机C柜故障1.10 主汽门、调门严密性试验1.10.1 试验目的：检验汽轮机主汽门、调速汽门的严密性。1.10.2 试验时间：机组大小修后、保护装置校核整定后，机组并网前，甩负荷试验前。1.10.3 试验条件:1.10.3.1 机组已升速至额定转速，阀门切换已完毕，阀门方式为“单阀”控制，发变组未并网。1.10.3.2 机组运行稳定，无异常报警，汽轮机上下缸温、振动、膨胀、转子热应力正常。1.10.3.3 主蒸汽压力不低于50%的额定主汽压力，维持额定真空，试验过程中保持汽温、汽压稳定。1.10.4 试验步骤：1.10.4.1 在DEH主画面上点击“SV SEAL TEST”按钮，弹出SV试验画面；1.10.4.2 检查阀门为单阀控制，各高压调门开度相同；1.10.4.3 点击“阀门试验”按钮，其按钮的状态显示变成红色；1.10.4.4 试验开始；1.10.4.5 确认高、中压主汽门全部关闭，高、中压调门全部打开，汽轮机转速开始下降；1.10.4.6 当转速下降至稳定转速不再下降后，记录主蒸汽压力、转速；1.10.4.7 在远方或就地打闸，确认高、中压主汽门、调门关闭；1.10.4.8 检查各段抽汽逆止门、各段抽汽电动门关闭，高排逆止门关闭；1.10.4.9 确认主汽门严密性试验合格后，进行调门严密性试验；1.10.4.10 汽轮机挂闸，重新定速至3000rpm；1.10.4.11 点击“GV SEAL TEST”按钮，在弹出的操作面板中点击“阀门试验”按钮，其按钮变红；1.10.4.12 检查确认高中压调门全部关闭，高压主汽门和中压主汽门处于开启状态，转速下降；1.10.4.13 当转速稳定不再下降后，记录主蒸汽压力和转速；1.10.4.14 在远方或就地打闸，确认高、中压主汽门，高、中压调门关闭；1.10.4.15 检查各段抽汽逆止门、各段抽汽电动门关闭，高排逆止门关闭；1.10.4.16 试验结束，重新挂闸汽轮机维持3000转/分。1.10.5 试验注意事项：1.10.5.1 主汽门、调门严密性试验应分别进行，并记录过程时间。1.10.5.2 汽轮机严密性试验合格的转速N按下式计算 N=（P/P。）1000rpm式中：P-试验时的主蒸汽压力 P。-额定主蒸汽压力1.10.5.3 试验前，应启动交流润滑油泵、高压备用密封油泵，转速降至1200rpm时，顶轴油泵应联启，否则手动启动，监视润滑油压力正常。1.10.5.4 试验过程中应注意汽轮机转速、各轴承的振动情况。如转速飞升或转子通过临界转速区时轴振动超过限值立即手动打闸停机。1.11 超速试验1.11.1 超速保护试验包括： OPC超速保护试验（103%） DEH电超速保护试验（110%） TSI电超速保护试验（110%） 机械超速保护试验（109111%）1.11.2 试验规定：1.11.2.1 下列情况下应做超速试验a) 汽轮机安装完毕，首次启动时。b) 汽轮机大修后启动时。c) 在可能影响到危急保安器正常动作的检修工作结束后。d) 停机一个月以上，再次启动时。e) 甩负荷试验之前。1.11.2.2 下列情况禁止做超速试验a) 汽轮机经过长期运行后停机，其设备状况不明时。b) 机组在大修前。c) 严禁在额定蒸汽参数或接近额定参数下做超速试验。d) 控制系统或者主汽门、调速汽门存在问题时。e) 主汽门或调速汽门严密性试验不合格时。f) 任一轴承的振动异常或任一轴承温度高于限定值时。g) 就地和远方停机功能不正常。1.11.2.3 准备做超速试验时，应在机组并网前进行手动打闸试验，确认打闸停机功能正常。整个试验过程中，润滑油温度应维持在4348之间。1.11.2.4 机组做超速试验，应在带负荷132MW(20%额定负荷)左右，再热汽温度不低于400的工况下连续运行7 h，发电机解列后转速3000rpm定速下进行，此期间应保持蒸汽参数稳定。1.11.2.5 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。1.11.2.6 机组主汽门、调门严密性试验合格，带负荷前做喷油试验并合格，提升转速试验之前严禁做喷油试验。1.11.2.7 每次超速试验时，在3240rpm以上的高速区不得停留。1.11.2.8 危急遮断器超速试验的动作转速应在额定转速的110%1%。1.11.2.9 当升速已达超速保护动作值而超速保护未动作时，应立即手动打闸停机，待查明原因并采取相应的正确措施后方可继续试验。1.11.2.10 保护动作后应检查高、中压主汽门及调速汽门、各段抽汽逆止门、高排逆止门关闭情况，如果关闭不严密或有卡涩现象，应停机处理后再进行超速试验。1.11.2.11 超速试验必须由熟悉本机组的操作人员进行操作，由熟悉本机组控制系统的技术人员进行指挥和监督，并设有专人在就地及集控室负责随时准备打闸。试验前应校对集控室与机头转速表一致。1.11.3 试验步骤1.11.3.1 OPC超速保护试验:a) DEH控制系统在“自动”方式。b) OPC方式：“OPC试验”置IN,“103禁止”置OUT，“110禁止”置OUT.c) 按照正常减负荷停机步骤，减负荷至33MW。d) 解列发电机，汽轮机转速维持3000r/min，全面检查一切正常。e) 按下“目标值”，设定目标转速为3100r/min，“HOLD”灯亮。f) 设定升速率为100r/min/min。g) 按下“GO”按钮，灯亮，“HOLD”灯灭，转速开始上升。h) 转速升至3090r/min时，OPC动作，DEH显示“103%超速”灯亮。高、中压各调速汽门关闭，阀位指示均为零。i) 延时45秒后，中压调速汽门首先开启，高压调速汽门则在转速低于3000r/min后开启，以维持3000r/min运行。j) OPC超速保护试验结束。1.11.3.2 电超速保护试验a) 超速试验应有总工程师参加,在汽机运行专责的主持下进行。b) 试验前，并网带负荷132MW，暖机7小时，迅速减负荷至33MW，发电机解列后再进行。c) 试验前启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，并就地和远方分别手动脱扣一次。高、中压自动主汽门，调速汽门应快速关闭，转速明显下降。d) 电超速保护试验应分别做二次，二次的动作转速差应小于18r/min。e) 主蒸汽压力应控制在7.08.9MPa之间，最大不超过9.5MPa，凝汽器真空在-0.070MPa以上。f) 升速率应控制在100r/min/min，最大不超过150r/min/min。g) 超速试验时高、低压旁路严禁开启。h) DEH控制系统在“自动”方式。i) 各转速表指示正常，有关信号以及远方与就地的联系手段可靠。j) 试验时应派专人到机头监视转速，必要时，立即手动脱扣停机。k) OPC方式：“OPC试验”置OUT,“103禁止”置IN，“110禁止”置OUT。l) 根据值长命令机组减负荷至33MW。m) 解列发电机，注意机组转速的上升情况，维持机组转速3000r/min。n) 启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行。o) 在ETS试验盘上将“超速试验”钥匙开关置于“运行”位置。p) 设定目标转速为3330r/min，升速率为100r/min/min，按“GO”按钮，灯亮，机组转速开始上升。q) 当转速达到3300r/min时，电超速保护动作，记录动作转速。r) “汽机跳闸”声光报警信号发，检查高、中压主汽门、调速汽门迅速关闭，各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组转速明显下降。s) 转速降至3000r/min，将OPC控制方式“103禁止”置“OUT”位置。t) 待转速降至2900r/min，重新挂闸，“已挂闸”灯亮，按正常开机方式将机组转速恢复至3000r/minm运行。1.11.3.3 机械超速保护试验a) 超速试验应有总工程师参加,在汽机运行专责的主持下进行。b) 试验前，并网带负荷132MW暖机7小时，迅速减负荷至33MW，发电机解列后再进行。c) 试验前启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵，并就地和远方分别手动脱扣一次。高、中压自动主汽门，调速汽门应立即关闭，转速应明显下降。d) 做机械超速保护试验前，禁止做“喷油试验”，检查喷油试验用针形阀确已关闭，“手动超速试验杠杆”在“正常”位置。e) 机械超速保护试验应分别做两次，两次的动作转速差应小于18r/min。f) 主蒸汽压力应控制在7.08.9MPa之间，最大不超过9.5MPa，凝汽器真空在-0.070MPa以上。g) 升速率应控制在100r/min/min左右，最大不超过150r/min/min。h) 超速试验时高、低压旁路严禁开启。i) DEH控制系统在“自动”方式。j) 各转速表指示正常，有关信号以及远方与就地的联系手段可靠。k) 试验时应派专人到机头监视转速，必要时，立即手动脱扣停机l) OPC方式：“OPC试验”置OUT,“103禁止”置IN，“110禁止”置IN.m) 根据值长命令机组减负荷至33MW。n) 解列发电机，注意机组转速的上升情况，维持机组转速3000r/min。o) 启动交流润滑油泵和高压备用密封油泵运行。p) 在ETS试验盘上将“超速试验”钥匙开关置于“超速抑制”位置。q) 设定目标转速为3330r/min，升速率为100r/min/min，按“GO”按钮，灯亮，机组转速开始上升。r) 当转速达到32703300r/min时，机械超速保护动作，记录动作转速。s) “汽机跳闸”声光报警信号发，检查高、中压主汽门、调速汽门迅速关闭，各抽汽逆止门、高排逆止门关闭，机组转速明显下降。t) 转速降至3000r/min，将OPC控制方式“OPC试验”置“OUT”位置，“103禁止”置“OUT”位置，“110禁止”置“OUT”位置。u) 将ETS试验盘上“超速试验”钥匙开关置于“运行”位置。v) 待转速降至2900r/min，重新挂闸，“已挂闸”灯亮，按正常开机方式将机组恢复至3000r/minm运行。1.12 真空严密性试验1.12.1 试验条件：1.12.1.1 汇报网调同意后解除机组AGC、协调控制（CCS），转为DEH的“阀位控制”模式，同时应稳定锅炉燃烧及机前参数，控制汽轮机的进汽量基本不变，保持机组负荷528MW稳定运行。1.12.1.2 试验尽可能在环境温度稳定无风情况下进行。1.12.1.3 试验前联系值长，及时通知各有关人员到位。1.12.1.4 检查轴封供汽压力正常，轴封压力自动投入良好。1.12.1.5 根据背压保护曲线控制机组背压在安全范围，并留出一定的安全裕量（25 kPa）。空冷风机解除转速自动调整，在试验期间保持某一个合理固定转速运行。1.12.1.6 检查备用真空泵在良好的备用状态，启动试验正常。1.12.2 试验步骤1.12.2.1 记录试验前负荷、真空值、排汽温度。1.12.2.2 将备用真空泵退出联锁及背压自动控制。1.12.2.3 关闭运行真空泵入口门，停止真空泵运行。 1.12.2.4 真空严密性试验期