湖南创元电厂 1机组总体调试大纲aaa

0甲级调试证书单位（证书号第2202号）通过GB/T19001质量体系认证（证书号00502Q10438R1M）调试方案日期200758XTS/F30（1）TGTS01项目名称湖南省电力建设调整试验所投诉电话5542836湖南创元电厂1机组总体调试大纲1湖南创元发电有限公司1机组总体调试大纲第一章编写依据及说明11总则湖南省电力建设调整试验所于1999年12月，通过电力基建工程调试GB/T19001质量管理体系认证；于2000年初进行质量管理体系2000版标准转换工作，并于2000年07月通过中国船级社质量管理体系认证中心的审核。新建机组的调试是全面检验主要设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试和运行的重要环节，是保证机组能安全、可靠、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关健性程序，调试工作的质量受到工程建设过程中各环节工作质量制约。调试单位对机组调试工作的质量负责。为保证调试工作质量，将根据国家、行业颁布的法律、法规、标准、规程等的有关规定，按照设计、设备的技术文件要求，依靠自身的技术实力，科学合理地组织机组的调试工作，进行认真地检查、调整、试验，使机组顺利完成分部试运、整套启动试运，通过试生产投入商业运行。湖南创元发电有限公司2300MW工程厂址位于桃源县中东部的盘塘镇，位于创元铝厂东南部，利用创元铝厂东南部原规划预留场地布置主厂房。1机组要求于2007年9月投产，2机组要求于2008年3月投产。12编写依据121湖南省电力建设调整试验所与湖南创元发电有限公司于2005年102月签订的湖南创元发电有限公司2300MW机组调试工程委托合同。122原电力工业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）电建1996159号。123原电力工业部颁发的火电工程启动调试工作规定建质199640号。124原电力部颁发的火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）建质1996111号。125中国电力建设企业协会颁发的火电机组达标投产考核标准（2004年版）电建企协200425号。126原电力工业部颁发的电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇DL/T504795）、（汽轮机机组篇DL501196）、（火力发电厂化学篇DLJ5881）、中国电力建设企业协会颁发的电力建设施工及验收技术规范（热工自动化篇DL/T519052004）。127国家标准电气装置安装工程电气设备交接试验标准（GB5015091）。128原水电部颁发的电力基本建设热力设备化学监督导则（SDJJS0388）。129原能源部颁发的电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）（DL5009192）。1210国家电力公司颁发的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电发2000589号。1211中国电力建设企业协会颁发的锅炉启动调试导则DL/T852320041212中国电力建设企业协会颁发的汽机启动调试导则DL/T86320041213电力基本建设工程质量监督规定1214设计及制造厂家技术标准和要求13说明131本大纲提出的均为原则性方案和要求，具体的调试方案、反事故技术措施、操作导则和控制参数，请参阅各有关专业的调试方案和措施。132本大纲第四章提出的时间安排是依据湖南创元电厂工程2300MW机组级工程网络图安排的。若“网络图”进行了调整，则本大纲第四章提出的时间相应进行调整。133考虑到公用系统不包含在本大纲的范围以内，因此本大纲对公用系统的调试和试运没有进行规定。但是公用系统的调试和试运应根据本大纲或施工进度要求的时间进行，以保证满足工程进度和整套启动试运的需要。134本大纲中每一阶段调试和试运行工作结束均安排了检修时间，若设备运行情况正常或经试运指挥部批准，也可不进行检修而直接进入下一阶段的调试和试运行工作。1351机组的整套启动调试工作，从汽机第一次冲转开始，当机组连续带满负荷168小时试运行结束移交试生产时，1机组的启动调试工作即告结束。136本大纲为调试工作的指导性文件，是1机组调试工作的准则，任4何参与调试工作或试运行工作的部门和个人都必须严格执行。137创元电厂2300MW工程1机组调试网络图见附C。138本大纲经试运指挥部批准后实施。5第二章工程概况21工程简介湖南创元电厂2300MW工程位于湖南省常德市桃源县盘塘镇。本期工程安装两台国产300MW燃煤机组（其中锅炉由上海锅炉厂生产，汽轮机由上海汽轮机厂生产，发电机由上海电机厂生产）。各工艺系统均按2300MW容量设计。本期新建工程通过双绕组变压器直接至铝厂现有220KV母线。发电机设出口断路器，全厂不设启动备用变，6KV厂用电采用手拉手方式互为备用。本期工程建设单位为湖南创元发电有限公司，设计单位为湖南省电力勘测设计院，机电设备安装单位为黑龙江省火电建设公司，监理单位为江苏兴源电力建设监理有限责任公司，启动调试由湖南省电力建设调整试验所承担。22主要设备概况221锅炉设备及系统湖南创元发电有限公司2300MW机组1锅炉为上海锅炉厂生产的1025T/H亚临界压力一次中间再热自然循环锅炉，单炉膛四角切向燃烧，烟气挡板调温，采用中储式钢球磨热风送粉系统，设计燃用河南贫瘦煤，半露天布置，全钢架悬吊结构，平衡通风，固态机械除渣。2211主要设计参数表1主要设计参数名称单位BMCR工况BECR工况6名称单位BMCR工况BECR工况蒸汽流量T/H102591547出口蒸汽压力MPA175173过热蒸汽出口蒸汽温度541541蒸汽流量T/H825574312蒸汽压力（进/出）MPA3776/3634/324再热蒸汽蒸汽温度（进/出）328/541318/541给水温度2802732212燃烧及制粉系统锅炉采用燃烧器四角布置，切向燃烧方式，制粉系统采用钢球磨中仓制热风送粉系统。燃烧器型式为直流固定式，布置在炉室下部四角处，每角燃烧器共由6只煤粉喷咀，投五层即可带BMCR负荷，8只二次风喷咀（其中1只OFA喷咀）和二只三次风喷嘴组成，下四层喷咀水平布置，三次风喷嘴下倾10，其余各层喷咀下倾43，OFA喷咀可手动上下20摆动。除三次风喷咀不设调节挡板外，其余各喷咀均设二次风调节挡板及执行机构。燃烧器采用成熟的水平浓淡分离技术，即改进型水平浓淡宽调节比（WR）燃烧器，满足易着火及低负荷稳燃的要求。1和3、2和4角燃烧器中心线与前后墙水冷壁中心线分别成41、46夹角，在炉膛中心分别形成691MM和712MM逆时针方向的假想切圆。2213燃料特征设计燃料为河南贫瘦煤表2设计煤种特征项目符号单位设计煤种校核煤种收到基低位发热值QNETARKJ/KG2317021100收到基全水份MAR8001000收到基灰份AAR235275干燥无灰基挥发份VDAF9383工业分析空气干燥基水份MAD20207项目符号单位设计煤种校核煤种收到基碳CAR62305732收到基氢HAR25321收到基氧OAR193137收到基氮NAR094081元素分析收到基硫SAR0809哈氏可磨性系数HGI6060变形温度DT12601230软化温度ST14201390灰熔性熔化温度FT145014202214主要辅机及设备规范22141磨煤机台数4台型号MG350700出力35T/H最大钢球装载量75T（最佳65T）厂家焦作矿山机器股份有限公司22142排粉机厂家名称四平金丰股份有限公司型号M529NO205D22143刮板给煤机厂家名称沈阳华电联电力机械厂型号MG8022144粗粉分离器型号DCI4300多通道粗粉分离器保证分离效率75822145细粉分离器型号高效旋风式HLGX3250保证分离效率9222146送风机台数2台型号FAF20951动叶可调轴流式风量（TB）14847M3/S风机总压升（TB）4250PA电机YKK5004800KW厂家上海鼓风机厂有限公司22147一次风机台数2台风机型号G547NO17F厂家四平金丰股份有限公司流量150000M3/H风机全压9120PA风机转速1470R/MIN电动机型号YKK4504（630KW）22148引风机型式G158/280静叶可调轴流式风量（TB）27772M3/S风机总压升（TB）4910PA9转速735R/MIN电机YKK71081700KW厂家上海鼓风机厂有限公司22149空气预热器型号229VIT2405SMR三分仓容克式2215锅炉给水品质锅炉正常连续排污率（BMCR）1补给水量正常时（按BMCR的5计）5125T/H起动或事故时（按BMCR8计）820T/H补给水制备方式一级除盐加混床含油量03MG/L电导率（经氢离子交换后25）03S/CM锅炉给水质量标准总硬度0MOL/L氧7G/L铁20G/L铜5G/L二氧化硅20G/L联胺1030G/LPH值90942216锅炉运行参数锅炉按带基本负荷运行设计，可用于调峰。锅炉采用定滑定的运行方式，也可采用定压方式运行。不投油时最低稳燃负荷为40BMCR，锅炉设计考虑了设计燃料和校核燃料的适用性，在额定负荷运行、锅炉燃用设计燃料时热效率的保证值为913（按燃料低位发热量计算），其中飞灰10含碳量小于8。222汽轮机设备及系统湖南创元发电有限责任公司2300MW机组1机由上海汽轮机厂有限责任公司生产，型号N300167/538/538，为亚临界一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机采用高、中压合缸，高中压通流部分反向对称布置在一个缸内，为双层缸结构，主蒸汽和再热蒸汽均由汽缸中部进入，并向相反方向流动。低压缸是双流式、三层缸结构，2个排汽口与凝汽器相连接。通流部分由高、中、低压三个部分组成，共36级（高压部分一个调节级和十二个压力级；中压部分九个压力级；低压部分对称分流式27级），并保留了原西屋公司考核机组的技术特点，通流结构介于反动式与冲动式透平之间，级数少，效率高；整锻转子高压通流反向布置，中压通流正向布置，低压通流为对称布置，轴向推力自平衡；采用多层缸结构，通流部分轴向间隙大，径向间隙小，具有较好的热负荷适用性。通过刚性联轴器与上海发电机厂生产的QFSN3002型的水氢氢冷、机端自并励发电机相连；2221汽轮机主要技术规范额定出力300MW机组型式单轴、高中压合缸，低压缸双分流机组型号N300167/538/538主汽门前蒸汽压力167MPAA主汽门前蒸汽温度538主汽门前蒸汽流量915470T/H11中联门前蒸汽压力3217MPAA中联门前蒸汽温度538中联门前蒸汽流量743121T/H最终给水温度2749最高冷却水温33设计冷却水温23背压580KPAA冷却水温23额定转速3000R/MIN周波50HZ旋转方向从汽机端向发电机端看为顺时针高压给水系统为单元制，三台高压加热器采用大旁路，每台机组设置两台50容量的汽动给水泵和一台50容量的电动调速给水泵。给水系统采用一级调节，给水主管路上不设调节阀，设有30容量的给水旁路调节阀，供启动时和低负荷时使用。本期工程不设旁路系统，但设有简单15容量的简易启动旁路。启动时主蒸汽经电动阀和减压阀进入再热器；再热蒸汽经电动阀进入高加危急疏水扩容器，高加危急疏水扩容器设有喷水减温装置以避免凝汽器超温。回热抽汽系统采用八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供三个高加，四级抽汽供除氧器和汽动给水泵小汽机，五、六、七、八级抽汽供四台低加，其中二、四级抽汽还各引一汽源到辅助蒸汽联箱。正常运行时，高加疏水逐级自流到除氧器，事故时经事故疏水阀排至高加危急疏水扩容器后进入凝汽器。低加疏水逐级自流后进入凝汽器。12凝结水系统采用出口压力为265MPA的凝结水泵和中压凝结水精处理系统。凝结水系统在7、8，5，6低加三处为小旁路连接。真空系统采用两台水环式真空泵。223发电机设备及系统上海电机厂生产的QFSN3002型同步汽轮发电机，其冷却方式为水氢氢。1机组发电机、变压器保护采用许继的WFB800系列微机型发变组保护装置，WFB801装置集成了发电机和励磁变的全部电气量保护，WFB802装置集成了主变压器和高厂变的全部电气量保护，WFB804装置集成了发电机、主变及高厂变的全部非电量类保护。可满足大型发变组双套主保护、双套后备保护、非电量类保护完全独立的配置要求。1发电机励磁系统采用自并励励磁系统，具体型号为广州电器科学研究院生产的EXC9000型,主要由调节器、人机界面、对外接口、功率柜、灭磁及过压保护、励磁变等组成。AVR采用数字/数字/模拟三通道双模冗余结构，由两个自动电压调节通道和一个手动调节通道组成。调节器采用PIDPSS控制模式，还具有柔性电制动控制功能。高压厂用电源采用6KV不接地系统，经高压厂用变，直接引自发电机出口，分别由共箱绝缘母线引至6KV厂用配电装置，向高压厂用负荷供电。每台机6KV母线分为A、B两段，辅机及互为备用的低压厂变分接在两段上，本期不设6KV公用段。低压厂用电采用400V中性点直接接地系统，低压系统采用PCMCC接线，6KV开关柜采用真空断路器柜和FC柜混合排列，全厂低压变压器全13部选用干式变压器。交流事故保安电源采用每台机组配一台600650KW柴油发电机组，设400V保安A、B两段向低压保安负荷供电。每台机组设置一套容量为80KVA，单相输出的静态不停电电源装置。224热控设备及系统湖南创元发电有限公司1号机组热控系统主要包括分散控制系统（DCS）和可编程控制器（PLC）。DCS为北京和利时系统工程股份有限公司的MACSV分散控制系统，DCS系统主要包括数据采集和处理（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、给水泵汽机紧急跳闸系统（METS）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机旁路控制（BPC）、电气设备监控系统（ECS）等，每台机组DCS系统配置5台操作员站（其中一台为DEH操作员站），1台工程师站。汽机数字电液控制系统（DEH）、给水泵汽机数字电液控制系统（MEH）、汽机本体监视仪表TSI、给水泵汽机本体监视仪表（MTSI）由汽轮机厂、给水泵汽轮机厂配供，通过通讯或硬接线分别与DCS相连，由DCS操作员站进行监视。其中DEH系统采用FOXBORO公司的DCS系统。DCS设置公用网络，高低压厂用电源公用部分和空压站、循环水泵房、脱硫控制系统、锅炉炉管泄漏监测系统等纳入公用网络监控。DCS系统公用网络通过接口与“水”、“煤”、“灰”等其他系统和装置连接，要求实现可管理的数据流动和单向的操作功能。锅炉吹灰程控（PLC控制）、空预器火灾报警系统等的远方监视和控制功能联入DCS系统，由DCS操作员站进行监控。1415第三章整套启动试运行应具备的条件31试运行现场的条件311整套启动试运行时所有投入使用的土建设施，已按设计要求完工，并验收合格，做到场地平整，消防通道及人行道路畅通，厂房内各层地面使用正式地面。312试运行区域与已正式运行的区域已进行隔离，并有明显的标志或分界线。投入使用的试运行区与未完工的施工区之间已进行有效的隔离，并有明显的标志或分界线。危险区域已设围栏和警告牌。313试运行区域内施工用的脚手架已全部拆除，现场建筑垃圾和通道上的障碍物亦清除干净。试运行检修必须的施工机具、材料、临时电源已妥善安置，避开通道及操作处所，以保证运行操作的安全。试运行检修必需的临时脚手架应避开通道和操作处所，实在无法避开的应采取措施，以不妨碍操作人员的正常通过和操作。314试运行区内的平台、楼梯、栏杆、护板均已按设计要求安装完毕，牢固可靠并正式投入使用。厂房内外的排水沟道畅通，沟道和孔洞的盖板齐全。因设计变更或施工变更而遗留下来的孔洞，亦已加装正式盖板。315试运行区内的工业水系统已按设计要求安装完毕，并正式投入使用。316试运行区内的消防水系统已按设计要求安装完毕并正式投入使用。除了正式的消防系统以外，试运行现场亦备有足够的临时消防器材，16并经检验合格，具备使用条件。试运行区内的易燃物品已清除干净。厂区内有直通主厂房、油泵房和油库、制氢站、升压站等处的消防道路，并畅通无阻碍。317各运行岗位均已有正式的通讯设施。根据试运行要求增设的临时岗位处亦有可靠的通讯设施。318试运行现场各处均已有足够的正式照明和事故照明。事故照明已经试验合格，在事故时能及时自动投入。319事故放油管畅通，并与事故放油坑连通。3110试运行区域内的保卫工作已落实，保卫人员已到岗，并明确了职责和负责区域。3111电梯已按设计要求安装、调试完毕，并经有关部门验收合格，正式投入使用。32试运行设备和系统的条件1机组的启动调试原则上按正常设计的系统进行，不采取临时措施。因此，有关设备、系统的安装、分部试运、启动前的调试工作均应按启动调试的程序，在整套启动调试前完成，以确保机组试运行的安全可靠。321参加试运行的设备和系统以及附属的设备、配套工程均已安装完毕，并完成了分部试运行和分系统试运行，均有验收签证和分部试运、分系统试运记录。322在分部试运行和分系统试运行中发现的设计问题、设备问题、安装质量问题等均已消除，符合电力建设施工及验收技术规范的有关规定。173231机组接入系统的有关保护定值、运行方式已由网、省调度部门批准下达，并已落实，保护定值已整定好并经校对无误。324机组的热控、电气各种保护定值已由电厂总工程师批准下达，并已按要求整定好且经校对无误。325厂用电源、保安电源和不停电电源已按设计安装、调试完毕，并正式投入使用，保证可靠地供电。柴油发电机组已按设计要求安装、调试完毕，在事故情况下能迅速起动接带负荷。326热控和电气的所有保护及自动装置、热工仪表、电气仪表、远方操作、事故按钮、联锁装置、声光报警信号及联络信号等均已分别调试合格，并进行了试验。重要的保护（如FSSS、ETS、TSI系统，发变组保护）、自动（如DEH、MEH系统，励磁调节器）、程控装置（如空预器漏风控制系统、吹灰程控、放灰和灰渣泵房程控）、监视仪表（主汽压力，主汽、再热汽温度，发电机功率、周波）已经过模拟试验，确认准确可靠，能正常投入。327DCS系统输入、输出接线经校对正确，系统精度符合设计要求，所有功能能正常投入，CRT画面显示正常，控制部分静态调试完毕，有条件的已经进行模拟试验，具备投入条件。328参加试运行各有关单位，已分别备齐设备的备品配件和试运行及调试中所需的设备、仪器仪表、材料、工具、化学药品及足够的燃料。329生产单位已根据系统图和运行规程，将所有的阀门、挡板、开关编号，并挂牌完毕。所有的设备均已编号并挂牌或标志，所有的管道均已18命名并将命名和介质流向标志清楚。所有的电气高压开关均已按批准的编号方案进行双重编号完毕，并挂牌标志清楚。安装单位已将所有的阀门、挡板、开关等的正确开关方向，标注在该设备醒目的地方，以免发生误操作。3210主变、高厂变等处均已加锁，并悬挂警告牌。厂用6KV室和其它高压带电场所，亦已挂上醒目的警告牌或标示牌。带电间隔和正在施工的间隔之间已做好必要的隔离措施，并悬挂醒目的警告牌或标示牌。3211汽机房已悬挂标示牌和醒目的“防火”标志，并严禁烟火。3212防腐、保温、油漆工作已按设计完工，并经验收合格。33试运行的人员配备和技术资料的准备331生产单位已按整套起动方案、调试措施和运行规程配齐各值各岗位的运行人员，并有明确的岗位责任制或岗位规范。运行人员已经培训、考试合格，并熟悉现场设备的位置，能胜任本岗位的运行操作和事故处理。332安装单位已根据整套启动方案、调试措施，配齐足够的设备维护检修人员，并有明确的岗位责任制。检修人员应熟悉所在岗位设备（系统）的结构及性能，在统一指挥下，能胜任检修工作，做到不发生设备及人身事故和中断试运行的事故。333调试单位已编写调试大纲、各专业的调试方案和调试措施（湖南创元发电有限公司1机组调试方案、措施一览表见附A）。所有调试大纲、19调试方案和措施已经试运指挥部批准，并打印成册，分发给各有关单位。各有关单位已组织进行学习，并已按进度由调试单位进行技术交底。334调试单位按进度已在现场张挂锅炉点火升压曲线、锅炉吹管控制参数、汽机冷态启动升速曲线、汽机冲转控制参数、锅炉安全阀整定参数等图表。20第四章整套启动调试41调试的含义启动调试是使安装好的设备和系统试转并验证其性能是否符合设计要求和有关准则。包括确定设备和系统的运行特性；验证有关文件规定的系统设备和机组应有性能；42启动调试范围调试内容为2300MW机组的全部调试工作（安装单位负责的部分除外），包括但不限于如下项目（1）锅炉系统调试及其整套启动试运调试（2）汽轮机系统调试及其整套启动试运调试（3）电气系统调试及其整套启动试运调试（4）热工控制系统调试及其整套启动试运调试（5）化学系统调试及其整套启动试运调试（6）机组整套启动试运调试至168小时结束移交生产，如有未完项目应按合同规定顺延执行。1机组的主要启动调试项目见附B。具体内容如下43机组启动前的工作431锅炉专业调试范围及项目4311启动调试前期工作1收集有关技术资料。2了解锅炉安装情况。3对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议214编制锅炉调试方案和措施4312参加锅炉主要辅机（引风机、送风机、回转式空气预热器、排粉机、磨煤机、一次风机）的分部试运行。1转动机械的试运行，应连续运行8小时以上；2转动机械应符合下列要求A转动方向正确，工作平稳；B轴承及转动部分无异常情况；C轴承工作温度稳定，一般滑动轴承不高于65，滚动轴承不高于80；D无漏油、漏水和漏风现象；E采用循环油系统冷却时，其油压、油量符合规定；F轴承振动一般不超过010MM。4313参加压缩空气系统、工业上下水系统、取样加药系统、排污系统的单机试运行。4314组织进行引风机及其系统、送风机及其系统、制粉系统、空气预热器系统、排污系统、吹灰系统、过热器和再热器温度调节系统、冷却风系统的分系统试运行。4315组织对各汽、水电动门、风门挡板、调节阀门的检查和操作试验。4316细粉分离器、粗粉分离器、煤粉仓、原煤仓内部检查，煤粉仓粉位测量装置、锁气器、木块分离器、木屑分离器的检查。4317汽包内部装置的检查。锅炉膨胀系统及指示装置的检查。224318燃油点火系统试验1油枪伸缩动作试验；2程控及手动点火试验；3油枪雾化试验；4FSSS系统模拟动作试验（油泄漏逻辑、MFT逻辑、油角控制逻辑、油跳闸阀和循环阀控制逻辑等）。4319锅炉冷态试验1一、二、三次风标定、调平；2挡板特性、风量、风压的测定；3炉内空气动力场试验；43110锅炉大联锁试验及各辅机的事故按钮、联锁和保护试验，FSSS系统保护试验。当出现下列情况之一时，FSSS发出MFT跳闸停炉1引风机全跳闸；2送风机全跳闸；3丧失一次风；4炉膛总风量小于30；5汽包水位过高；达到250MM延时2秒6汽包水位过低；达到250MM延时2秒7炉膛压力过高；达到1960PA不延时8炉膛压力过低；达到1960PA不延时9丧失火检冷却风；2310全部空气预热器停运；11全炉膛灭火；12汽机跳闸；13锅炉手动MFT；14FSSS电源丧失；15炉前燃油母管中燃油压力调节阀后过低，达到22MPA延时2秒43111锅炉声、光报警装置检查试验，各仪表取样位置正确性检查。43112炉膛火焰TV、汽包水位TV的检查，汽包水位计的检查。43113磨煤机钢球装载量、球径及配比的决定。43114电除尘器的检查调试1电除尘器内部检查；2振打机构及除灰装置的操作试验；3电场空载（不通烟气）升压试验。43115参加给粉机、给煤机的分部试运行和转速测定。43116吹灰器检查试验1吹灰器单操进退试验；2吹灰器程序控制试验。43117锅炉工作压力下的水压试验。43118其它调试项目432汽机专业调试范围及项目4321启动调试前期工作241收集有关技术资料2了解机组安装情况。3对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。4编制汽机调试方案和措施。4322参加汽机各主要辅机（给水泵、开、闭式冷却水泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、凝结水泵、水环式真空泵、循环水泵、空侧、氢侧密封油泵等）的分部试运行1转动机械的试运行，一般应连续运行48小时；2转动机械应符合下列要求3转动方向正确，工作平稳，泵内无冲击现象；4轴承及转动部分无不正常音响及卡涩、振动、发热现象；5电动机的电流无异常波动，并在正常范围内；6轴承油温不高于制造厂规定值（一般使用润滑油的为6570，用润滑脂的不高于80）；7泵的出口压力稳定，并达到额定数值；8泵类轴密封吸入侧严密,轴封仅有少量滴水（或滴油），温度正常；9轴承振动（垂直、水平、轴向）的双振幅不超过下述规定N3000R/MIN，振幅004MM2000N3000R/MIN，振幅005MM1000N2000R/MIN，振幅008MMN1000R/MIN，振幅010MM。254323完成下列系统投入条件的检查1主蒸汽及疏水系统；2再热汽及疏水系统；3汽机本体疏水系统；4轴封供汽、轴封漏汽及其疏水系统；5EH油系统；6润滑油系统，顶轴油系统；7小汽机及其汽源、疏水系统；8除氧给水系统、凝结水系统、循环水系统、冷却水系统；9汽机滑销系统和汽缸定位销。4324检查各监视测点取样位置的正确性1EH油系统、润滑油系统、顶轴油系统的压力表,轴向位移保护、相对膨胀指示、转速指示、超速保护、振动测量及保护、热膨胀指示等测点；2主蒸汽参数、再热蒸汽参数、真空、轴承温度、汽缸壁温等测点；4325组织并参加规定的冲洗及质量检查1汽机范围内蒸汽管道（轴封供汽、除氧器加热、小汽机供汽管道、法兰螺栓加热等）的吹洗及质量检查；2给水系统、凝结水系统的化学清洗、水冲洗及质量检查；3抽汽逆止阀控制气源系统吹扫及质量检查。4326油系统的启动调试261交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、小汽机润滑油泵、空侧、氢侧密封油泵、EH系统油泵的联锁试验；2油箱油位计的校核和标定；3油系统的全面检查（逆止阀、溢流阀、冷油器、蓄能器、差压阀等），并配合施工单位进行各部分油压调整；4参加汽机、小汽机油系统、EH油系统、发电机密封油系统的冲洗、循环。4327调节系统静态调试按XTS/F30TGQJ03汽机润滑油及调节保安系统调试方案执行。4328主机保护联锁试验1审核各种保护定值；2抽汽逆止阀保护试验，确认符合设计要求；3各声光信号试验，确认符合设计要求；4低油压、低真空、超速、轴向位移等保护定值（配合热控专业）的调整，发电机保护动作、ETS系统、TSI系统、DEH系统保护动作的试验，并确认符合设计要求；当出现下列情况之一时，汽机保护动作紧急停机A润滑油压低至0034MPA；B凝汽器真空低至816KPA；C汽机超速至110（3300R/MIN）；D轴向位移达10MM；E汽机轴振达0254MM；27F低压差胀达165MM或15MM；G高压缸排汽温度达420；H锅炉MFT动作；I发电机保护动作；JDEH失电；K汽机手动停机。4329各辅机及系统的联锁、保护、信号试验，确认符合设计要求。43210盘车系统的启动试验1盘车系统的检查和联锁试验（当润滑油压低至0031MPA时停止盘车）；2各轴承油流的检查；3测取大轴晃度的原始值。43211除氧给水系统的启动调试1除氧给水系统的全面检查，除氧器内部和防爆措施的检查；2除氧器水位标尺核定，溢放水系统、排气系统检查；3除氧器安全阀整定；4给水泵系统的全面检查及给水管路支吊架检查；5电动调速给水泵的联锁保护试验，辅助油泵试运行；6液力耦合器试运行；7电动调速给水泵的启动试运。43212循环水系统的调整试验1循环水系统电动门的操作试验；282循环水系统通水试验及水压调整；3凝汽器的通水试验及支承荷载检查。43213高加系统的启动调试1高加系统的联锁试验和保护试验，高加安全阀整定检查；2高加系统电动门操作试验，调节阀操作试验，各阀门操作试验；3高加注水试验；4配合热控专业标定各加热器水位。43214密封油系统的启动调试密封油泵联锁、保护试验；密封油压、密封油差压调整；密封油系统投运。43215发电机氢系统检查及充氢参加发电机氢系统管道吹扫及吹扫质量检查；参加发电机整体风压试验，检验泄漏量符合“规范”要求；检查投氢前所具备的条件，应符合投氢措施要求；采用置换法进行发电机充氢。43216水环式真空泵系统调试水环式真空泵联锁试验；抽真空试验。43217汽动给水泵的启动调试小汽机液调系统静态调试；小汽机联锁、保护试验；29小汽机冲转，MEH系统动态调试；小汽机超速试验；汽动给水泵联锁、保护试验；汽动给水泵启动试运。43218组织进行开、闭式冷却水系统、润滑油净化系统、发电机水冷系统、辅助蒸汽系统、抽汽回热系统的分系统试运行。43219其它系统的检查和调试发电机氢冷系统的全面检查和各阀门的操作试验；发电机水冷系统的全面检查和各阀门的操作试验；其它各电动门、调整门的操作试验。43220其它调试项目433电气专业调试范围及项目4331启动调试前期工作分系统试运前的工作1参加初设审查。2参加施工图纸的会审。3熟悉电气一次主接线，对机组的继电保护自动装置进行全面的了解。4熟悉全厂电气设备的性能特点及有关一、二次回路图纸和接线。5根据施工计划结合施工进度及质量情况，编制调试进度计划。6负责编制电气调试大纲及整套启动电气试验方案和措施。7准备和校验调试需用的试验设备及仪器、仪表。304332分系统试运前的工作厂用受电的调试工作1编制厂用受电方案。2检查全厂电气设备一、二次设备的安装工作是否全部结束，各单元的试验记录是否符合“电气设备交接试验标准篇”规定的要求。3校查了解直流系统、中央信号系统是否正常。4检查了解各系统电气设备的控制、测量、音响和灯光信号是否正确5检查了解各保护装置的保护定值整定是否正确。6检查了解各保护装置的应该投入的跳闸压板及安全设施是否投入，自动和联锁回路是否正常。7组织厂用电受电。8检查各级母线电压数值、相序及相位，仪表指示是否正确9协助整理试验记录与调试报告。4333分系统试运的工作1保安电源系统试运A380V工作段与保安段备用自动切换试验B进行柴油发电机组自动投入试验。2发电机、变压器A进行发电机、主变压器、高压厂用工作电源系统继电保护装置及系统调试。B进行发电机、主变压器、高压厂用电源系统控制回路调试及相互动31作试验，检查汽机、锅炉工艺联锁的检查试验。C编制主机励磁装置及系统调试方案，并负责调试，完成励磁系统开环和闭环试验。D进行主变压器、高压厂用变压器冷却控制系统的调试，使之具备投入使用权用条件。E负责编制主变压器及厂用高压工作变受电系统调试方案并组织实施。F负责自动同期装置调试及同期系统检查。4334ECS系统的计算机综合调试,模拟试验，逻辑条件测试，动作试验。4335检查发电机测温系统、主变测温及冷却系统，应具备投入使用的条件。4336一次电流通电检查试验，一次电压通电检查试验。4337审核给水泵等大容量重要电动机的绝缘试验及保护调试记录。4338负责会同有关专业调试人员进行锅炉辅机联锁、汽机各辅机联锁的试验，发电机与汽机主汽门的保护联动试验。4339检查发电机及与之相联的油管路绝缘垫的绝缘电阻是否合格。434热工控制专业调试范围及项目4341启动调试前期工作1熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点。2掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备的技术难题进行调研和搜集资料。323审查热控系统原理图和组态图。4编制调试方案。4342分系统试运工作（1）检查测量元件、取样装置的安装情况及校验记录，仪表管路严密性试验记录，仪表管、变送器的防护措施。（2）检查执行机构及基地调节器的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。（3）检查有关一次元件的校验情况。完成分析仪表、特殊仪表的校难及标定。（4）参加相关调节机构的检查，进行特性试验。（5）了解调节仪表、顺控装置和保护装置的单体调校情况。（6）配合厂家进行分散控制系统。DEH（包括MEH）受电和软件恢复。（7）计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查。（8）分散控制系统组态检查及参数修改。（9）检查热控用气源的质量及可靠性。（10）配合锅炉专业和制造厂进行风量测量装置的标定及轴流风机的喘振保护试验。（11）汽轮机监视系统及汽轮机故障诊断系统调试。（12）基地调节装置、就地程控系统的调试。（13）小汽机监视及保护系统调试。（14）计算机监视系统调试及投入。33（15）事件顺序记录系统调试及投入。（16）辅机联锁及保护试验。（17）主辅机联锁及保护试验。（18）汽机电液控制系统调试及仿真试验。（19）模拟量控制系统的开环试验及静态整定。（20）顺序控制系统（包括机组自启停）调试模拟试验。（21）主机保护、旁路控制系统调试及开环试验。（22）锅炉及炉膛安全监控系统调试模拟试验。（23）完成DCS、DEH（包括MEH）以及其它系统之间的接口调试。（24）分散控制系统技术指标检查。（25）化水、净水、废水系统程控调试。4343自动调节系统的模拟调试，信号方向检查，无扰动切换试验，跟踪试验，闭锁试验，静态参数计算。4344参加调节机构（阀门、挡板、给粉机、给煤机等）的检查，并进行特性试验。4345与锅炉配合进行风量测量装置的标定。4346执行机构检查，远方操作试验，基地式调节器的检查、调试。4347DAS系统计算机综合调试，各种功能的试验。4348程控系统调试及综合调试，动作试验。4349配合锅炉、汽机专业对所辖范围内的热工仪表，热工保护、联锁及信号装置进行全面检查试验，并确认指示正确，动作可靠。435化学专业调试范围及项目344351启动调试前期工作（1）收集有关技术资料（2）编写调试措施（3）小型试验A各种药品纯度、浓度等指标的鉴定。B混凝剂浓度和添加量小型试验。C化学清洗小型试验。4352对锅炉超水压试验期间的水质进行监督。4353锅炉本体化学清洗方案的制定、实施及清洗质量检查。4354炉前低压给水系统、高压给水系统化学清洗方案的制定、实施及清洗质量检查。4355高低压给水系统冷态冲洗期间的供水质量监督及冲洗效果检查。4356参加汽机透平油，EH系统抗燃油滤油后的油质检查，油务监督。4357对绝缘油、机械用油的油质检查。4358氢气纯度的质量监督。4359发电机交接试验时，内冷水水质监督。43510分系统试运期间的调试包括，但不限于（1）原水预处理系统的调试参与系统与设备的检查澄清池的加药搅拌排泥、制澄清水35滤池的空气擦洗排污、制过滤水运行参数的调整（加混凝剂和次氯酸钠剂量、滤池运行程序、出力）自动加药系统运行调试（2）预脱盐系统的调试（3）化学除盐系统的调试离子交换树脂预处理的方案。离子交换装置再生及运行工艺参数的调整。脱碳器进水、送风试运，调整风水量。（4）循环水加氯系统的调试循环水加氯系统加药量的调整。（5）废水处理系统的调试。加药量及各指标的分析监督与调整。废水处理装置出力及效果试验。（6）凝结水精除盐系统的调试离子交换树脂预处理的方案。离子交换装置再生及运行工艺参数的调整。（7）水汽取样系统的调试取样器管路的冲洗及化学仪表的校核。断流、超温、超压保护的调整。实施给水及蒸汽品质监督。（8）给水加药系统的调试配药流程的调试。36加氨量的调整。（9）贮氢站系统的调试系统的水、气压试验。严密性试验（配合充氢）。（10）锅炉化学清洗确定清洗用药量及质量要求。确定清洗用药、水、汽量及排废点。清洗前的小型试验及模拟试验，包括加药量及各指标的分析监督与调整。割管取样及腐蚀指示片制作的技术要求。清洗效果检查及测定。（11）分系统试运行化学监督锅炉本体及炉前系统冲洗水质的监督。取样器的冲洗。蒸汽吹管阶段化学监督。蒸汽吹管阶段投入加药系统。44机组整套启动期间的工作441锅炉专业调试范围及项目4411锅炉首次点火启动按电厂锅炉运行规程和XTS/F30TGGL01锅炉整套启动方案中相关部分执行。4412锅炉蒸汽管道吹洗按XTS/F30TGGL02锅炉吹管方案执行。374413整套启动试运期间的工作，包括，但不限于（1）热工信号及报警系统动作检查试验。（2）辅机事故按钮、联锁及保护试验。（3）系统及辅机设备程控启、停检查试验。（4）MFT保护静态试验。（5）油系统运行压力、粘度及雾化片的调整。（6）油枪程控启停动作检查试验。（7）配合热工进行火焰监视器投入及频率调整。（8）给水及减温水系统、上煤及燃油系统、烟风及制粉系统和除灰渣系统等分系统的投入及调整。负责牵头协调煤系统，灰渣系统配合机组投运调试。（9）配合化学专业控制汽水品质。（10）配合汽机和电气专业进行汽机试转和发电机试验。（11）发电机并网后，指导运行人员进行整套机组带负荷，调整燃烧，维持蒸汽参数在要求的范围内。4414配合热工专业投入有关仪表、联锁、保护及信号装置和程控系统、DCS中相关部分。4415锅炉进行安全阀整定及蒸汽严密性试验。A安全阀的调整，应以就地压力表为准，压力表经校验合格，并有误差修正值，以便修正。442汽机专业调试范围及项目4421汽机首次启动按电厂汽机运行规程和38XTS/F30TGQJ01汽机整套启动调试方案执行。4422调节，保安系统参数整定试验按XTS/F30TGQJ02汽机润滑油调节保安系统调试方案执行。4423整套启动试运期间调试工作，包括，但不限于各种水、汽、油分系统及真空、氢系统检查投运。给水泵汽轮机带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量。发电机气体置换。DEH联调、仿真试验。汽轮机冲转及带负荷调试4424机组冷态启动试验。4425配合电气专业进行发电机组试验。4426机组并网带负荷调试。4427汽机超速试验（1）注油试验；（2）OPC试验（超速103）；（3）110电超速试验；（4）机械超速试验（动作转速为额定转速的110112）4428机组温态及热态启动。（1）高、低压加热器投运，高低加各种解列工况调整试验。（2）真空严密性试验及原因查找。发电机气密性试验及原因查找。（3）主要辅机切换试验。（4）自动调节装置切换试验。39（5）门杆活动试验。4429除氧器投运，按XTS/F30TGQJ11除氧器投运调试方案执行。44210配合热控专业投入有关仪表、联锁、保护及信号装置和DCS、DEH系统的相关部分。44211汽机启动期间的振动监测。443电气专业调试范围及项目4431电气专业的启动试验，按XTS/F30TGDQ02发电机组启动调试方案执行。4432整套启动试运期间的工作（1）向电厂、施工等有关单位和参加启动试验的人员进行电气启动试验方案的技术交底。（2）组织有关人员对电气一次系统和二次回路进行全面检查，协调各方完成试验所需的一切准备工作。（3）进行发电机、变压器、厂用变压器等的控制、信号、保护的传动试验。（4）进行励磁系统开环、闭环静态模拟试验。（5）对发电机的氢、油、水系统进行仔细检查，确认各系统均符合启动要求。4433机组并网前的启动试验（1）投入发变组保护（2）在汽轮机不同转速时，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流40阻抗、功率损耗。（3）额定转速下的工作（4）额定转速下，励磁装置的空载特性；（5）发电机短路状态下，检查各组电流互感器变比、相位、二次负载、电流表指示正确性及保护整定值，录取发电机短路特性，励磁装置负荷特性。（6）发电机空载状态下，零起生压后检查各组电压互感器二次电压值、相序及仪表指示正确性，检查保护动作值和返回值，录取发电机空载特性。（7）测量灭磁后发电机残压及相序，录取发电机灭磁时间常数。（8）发电机空载时进行励磁自动调节装置的各项试验。（9）进行发电机同期系统及定相并网试验（10）假同期试验（手动和自动）（11）正式并网（手动和自动）4434机组并网后带负荷试验（1）带一定负荷后，测电流回路相位差及差动保护等回路的不平衡电压；（2）励磁自动调节装置投入试验，工作与备用励磁装置切换试验，检查调差特性及调压特性。（3）测量不同负荷下，测量轴电压。4435超速试验后的电气试验在超速试验后汽机的第一次开机升速过程中，测量不同转速下和额定41转速下发电机转子绕组的绝缘电阻及发电机转子绕组的交流阻抗、功率损耗，应与汽机首次冲转升速时的测量值无明显变化。444热控专业调试范围及项目4441与锅炉、汽机专业配合，根据需要逐步投入各保护装置。4442整套启动期间的工作（1）在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入机组启停、各种热控装置及模拟量控制系统。（2）模拟量控制系统投入后，检查调节质量，整定动态参数，根据运行工况，做扰动试验，达到合同规定的调节品质。（3）投入各项主机、辅机保护。（4）投入汽机电液控制系统。（5）运行工况稳定后，投入协调控制系统。（6）进行协调控制系统负荷变动试验。（7）配合有关专业进行甩负荷试验。4443与锅炉、汽机专业配合，投入DCS相应的部分和功能，并进行动态调整。4444与汽机专业配合，做好DEH的调整工作，并投入运行。4445巡回检查各计算机系统和保护装置工作的情况，发现问题及时解决。445化学专业调试范围及项目4451在锅炉点火启动及蒸汽管道吹洗期间，对炉水、给水和蒸汽品质进行化学监督。424452汽机启动期间的炉水、给水、蒸汽、凝结水、发电机冷却水品质的化学监督。4453炉内加药设备和剂量的调试。4454给水加药设备的剂量的调试。4455在蒸汽吹管期间，对蒸汽中的铁、氧进行取样化验，以对吹管效果进行监测。4456在蒸汽吹管末期，参加对各化学取样管路的吹洗，并对质量进行检查。4457改善锅炉水质，监督锅炉排污。4458对除氧器的除氧效果进行监督。45机组带负荷运行期间的工作451锅炉专业调试范围及项目锅炉专业按XTS/F30TGGL01、05、07、09、10等技术措施进行各项调试工作和各系统的投入。4511投入制粉系统并进行进一步调整。4512各种负荷工况下的燃烧初调整，锅炉断油。4513投入电除尘器。4514回转式空气预热器的调整试验。4515配合热控专业投入各自动调节装置并进行协调控制系统负荷变动试验。4516配合化学专业进行锅炉洗硅。4517配合热控专业投入DCS全部功能及各种程控系统。434518配合热控专业投入吹灰器。452汽机专业调试范围及项目汽机专业按XTS/F30TGQJ01、03、07、10、12、13、14、15、16、17、18、19、20、21、22、23等技术方案进行各项调试工作和各系统的投入。4521小汽轮机组调试，汽动给水泵投运。4522投入高压加热器和低压加热器。4523汽机带负荷过程中的机组振动监测。4524汽机真空严密性试验。4525机组启、停试验。5526机组变动负荷试验。4527机组甩50和100负荷试验（经启动验收委员会批准）。4528配合化学专业投入凝结水精处理系统。4529配合热控专业投入自动调节装置并进行协调控制系统变动负荷试验。45210配合热控专业投入DCS全部功能，并进行动态调整。453电气专业调试范围及项目4531励磁调节装置带负荷调整试验，并投入运行。4532继电保护装置带负荷检查，并全部运行。454热控专业调试范围及项目热控专业按XTS/F30TGRG01、02、04、05、06、08、10等技术方案进行各项调试。444541投入各自动调节系统，并逐步提高调节品质。A参数的整定