调试范围及内容

1、附件一 调试范围及工作内容一、主要调试工作：熟悉有关技术资料；对设计、制造、施工提出意见和建议；编写调试计划、调试大纲、调试方案、创优规划，制定试运措施（包括反事故措施和风险评估）；调试仪器、仪表、材料工具准备；配合施工、了解工程进度和质量情况；调整、试验、试运行；质量自检，配合验收；整理试验记录和数据，编写调试报告；积极接受并配合阶段性监检、达标创优等检查、考核工作；编写调试深度策划书。 二、服务范围：投标人所应提供的服务范围不以下述项目为限：为使全厂工艺系统正常投入运行、完成72+24小时连续试运行并达标、创优所必须的调试内容是本标段范围内的全部工作内容。投标人在报价时应充分考虑可能发生的

2、全部工作和费用。机组公用系统及其辅助系统，除特殊消防系统（指气体消防、火灾报警系统、泡沫系统及自喷系统）、空压站、除盐水、电梯和通讯系统的调试工作外的所有调试工作。调试工作包括系统细调、电气特殊试验、性能考核试验、完成机组72+24小时试运行，移交生产前的考核试运行、1年保运。执行“任何辅机试运必须在DCS上操作且相关保护系统投入”、“单机试运不合格不得进入分系统调试”、“分系统试运不合格不得进入整套调试”的工作原则和通过在关键点调试前制定“调试策划书”、“调试程序”、“启动条件确认单”等文件包准入条件签证来规范操作，确保调试工作的安全、有序进行。分系统及整套启动调试的质量、进度的保证及其它各

3、项工作由调试单位按与项目法人签订的合同履行并承担责任。主要调试工作：各专业调试范围及项目（按火电工程启动调试工作规定(电力工业部建设协调司1996年5月)、火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）、电综1998179号火电机组启动验收性能试验导则、并网安全性评价、电气装置安装工程电气设备交接试验标准、电力系统继电保护技术监督规定、继电保护和安全自动装置技术规程的全部调试项目中的内容）及相关试验项目包括但不限于如下内容：（一）总 述1主设备及其辅助设备系统的各个专业的分系统和整套启动调试；2各系统调试均包括工艺、电气、控制的调试。3在中标通知书发出1个月内，承包商应向监理工程师和项目法

4、人提交其格式和内容符合火电工程启动调试工作规定、二十五项反事故技术措施、并网安全性评价、监理工程师规定的调试进度计划，以及为完成该计划而建议采用的调试方案的说明。（二）汽机专业的调试内容汽机专业分系统调试：序号 调试项目名称1 除氧给水系统2 电泵调速系统3 汽动泵调试4 汽轮机DEH系统调试5 润滑油净化系统调试6 控制油系统调试7 凝结水及补给水系统调试8 汽机真空系统调试9 抽汽、加热器及疏水系统10 轴封系统调试11 调节保安系统12 汽轮机润滑油系统调试13 汽轮机顶轴油系统调试14 辅助蒸汽系统调试15 盘车装置16 主辅机保护、联锁检查试验17 安全门检验及主汽门、调节汽门、抽气

5、逆止门、高排逆止阀、调节门、疏水器、电动门、气动门动作检查试验18 汽门关闭时间测试19 低压缸喷水冷却系统调试20 调速系统传递函数测试21 汽轮机调频叶片频率测试22 减温减压系统调试23 胶球清洗系统调试汽机专业整套启动调试序号 调试项目名称1 分系统投运2 热工信号及连锁保护校验3 危急保安器试验4 汽机冲转、空负荷及带负荷调试5 高、低压加热器调试6 轴承及转子振动测量7 真空严密性试验8 机组停机试验9 调速、保安系统热态试验10 变负荷试验11 50%、100%甩负荷试验12 汽机超速试验13 汽机跳闸保护试验14 72+24小时满负荷连续运行15 机组温态、热态、极热态启动调试

6、16 高加切除试验、给水泵最大出力试验、变油温试验、变排汽缸温度试验17 机组轴系振动试验18 给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量。19 配合DEH联调20 汽机汽门严密性试验21 主要辅机切换试验22 自动调节装置切换试验23 单阀、顺序阀切换试验24 主汽门、调门活动试验25 各系统安全门试验（三）锅炉专业调试内容锅炉专业分系统调试序号 调试项目内容1 风机联合试运转、风机并列运行联锁保护校验2 锅炉流化试验，绘制布风板阻力和料层阻力随风量（或风速）变化的特性曲线，确定各料层厚度下的冷态临界流化风量。3 回料阀最小返料风量试验。4 锅炉冷态通风试验（包括冷炉空气动力场试验）5 料

7、层阻力特性试验（含临界流化风量测量试验）6 布风板阻力特性试验7 布风装置均匀性检查8 炉外除灰、灰库及灰外运、除渣系统调试（包括气化风机）9 吹灰系统调试10 天然气点火系统调试11 石灰石输送系统调试12 电袋除尘系统调试（包括均流试验、预喷灰试验等）13 吹管（仅负责技术方案、技术把关及评价工作）14 组织检查和试验各汽水电动门、调节门、烟风挡板15 工业水系统、疏放水（包括排污）及加药系统调试16 烟风系统调试、冷态通风试验及风量标定（空预器，引、一二次风机、高压流化风机、播煤风机）17 给煤机的各种保护、联锁及远控试验18 配合热工进行给煤机称重校验19 暖风器系统调试20 配合化学

8、进行锅炉酸洗21 检查锅炉膨胀系统22 锅炉主、辅机联锁保护及热工信号检查传动试验23 配合热控进行给水、减温水调节阀漏流量测定及自动调节阀流量特性试验。24 过热蒸汽调节系统调试25 对空排汽系统调试26 安全门系统调试27 参加保温伴热系统调试28 锅炉FSSS的调试29 MFT保护静态试验（包括所有保护定值的再核实确定）30 配合锅炉整体风压、水压试验31 各系统的安全门热态调试32 锅炉漏风试验33 煤储运系统氮气保护系统调试锅炉专业整套启动调试序号 调试项目名称1 热工信号及连锁保护校验2 分系统投运3 天然气点火系统调试4 疏水、排污系统调试5 安全阀校验及蒸汽严密性试验6 锅炉脱

9、硫效率试验7 锅炉低负荷试验8 燃烧调整9 断油试验（天然气）10 配合化学进行洗硅运行，控制汽水品质11 除灰、除渣、石灰石系统的带负荷试验12 72+24小时满负荷连续试运行13 变负荷试验14 甩负荷试验15 MFT动作试验16 额定出力及热效率试验17 锅炉最大连续出力试验18 吹灰系统热态调试（四）电气专业调试内容电气分系统调试序号 调试项目名称1、 电力变压器系统调试（100MVA两台，16MVA六台，75MVA一台，1600kVA以下8台）2、 发电机主变压器组调试（机组容量50MW）3、 发电机励磁系统调试（机组容量50MW）4、 同期系统调试（机组容量50MW）5、 送配电设

10、备系统调试（110kV、35kV、6kV、400V系统）6、 母线系统调试（110kV、35kV、6kV、400V系统）7、 直流电源系统调试（机组容量50MW，总变电站）8、 中央信号系统调试（机组容量50MW）9、 电除尘系统调试（4台炉）10、 厂用电切换系统调试（6kV、400V）11、 不停电电源系统调试（80kVA两套）12、 故障录波系统调试（110kV、35kV变电站、发变组）13、 厂用辅机系统调试（包括输煤系统（包括程控系统）调试、除灰系统等）14、 微机监控系统调试（110kV、35kV变电站、6kV厂用电、发变组）15、 变电站五防回路调试（110kV、35kV变电站）

11、电气专业整套启动调试序号 调试项目名称1 机组整套启动试验：包括下列试验项目，但不仅限于下列项目：*发变组保护系统常规试验*励磁系统常规试验*厂用电系统常规试验*PSS试验 *进相试验*轴电压试验*进行发电机定子开路时的灭磁时间常数测试；测量自动灭磁装置分闸后的定子残压*在汽轮机不同转速时和超速试验后，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗、功率损耗*额定转速下工作试验（包括带变压器和不带变压器空载、短路等试验）*发电机同期系统并网试验；*机组并网后带负荷、甩负荷试验*发电机负荷变动试验*变压器冲击试验*厂用电源在带负荷情况下快切装置切换试验2、厂用电源系统试运：包括下列试验，但不仅限于下列试

12、验：*35KV高厂变、高备变间隔受电试验*变压器冲击试验*厂用系统试验 3、110KV系统、35kV系统变电站试运*线路充电试验*系统受电试验4、微机监控系统调试（110kV、35kV变电站、6kV厂用电、发变组）5、涉网试验（与电力部门配合试验）（1）110KV升压站监控系统调试（2）110KV系统远动、通信、保护及自动装置调试（五）热控专业调试内容热控专业分系统调试序号 调试项目名称参加热控范围内各分系统调试工作，掌握试运情况和问题，协助相关设备厂家处理试运中出现的问题，确认是否符合分部试运条件。参加主机DCS系统、除灰除渣控制系统、输煤控制系统等控制逻辑审查，组织主机DCS系统逻辑设计并

13、参加组态和逻辑优化工作。1 DCS电源系统检查2 DEH电源系统检查3 线路系统测试（包括电缆绝缘、线路接法）4 协调方式切换试验（无扰切换，具体的扰动范围）5 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，表管、变送器的防护措施，检查所有的控制电缆的接线情况、线路电阻及电缆屏蔽等6 检查执行机构及其控制电缆和动力电缆的安装情况，配合安装单位进行现场调试和远方操作试验7 检查有关一次元件及特殊仪表的校验情况8 参加调节机构的检查，进行特性试验，提供重要调节机构的特性曲线9 检查执行机构、顺控系统和保护系统的单体校验情况10 进行分散控制系统的电源部分和接地部分的检测，配合

14、厂家进行分散控制系统的受电和软件调试11 计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查，进行分散控制系统的环路性能及系统主要设备负荷率的测试12 分散控制系统组态检查及参数修改，并按照实际情况进行系统优化13 检查热控仪用气源的质量和可靠性，提供气源分析报告14 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；配合汽机专业和制造厂进行电泵、汽泵试验15 汽机主机和汽动给水泵的轴系监测系统TSI的调试，主机、汽动泵危急遮断系统（ETS）调试16 数据采集系统（DAS）调试17 机组事故记录系统（SOE）调试18 汽机联锁及保护试验19 锅炉联锁及保护试验20 模拟量控制系统（MC

15、S/CCS）调试21 机组辅机顺序控制系统（SCS）调试22 汽机数字电液控制系统（DEH）调试23 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS、BMS）调试24 火检系统调试25 电泵、汽泵给水调节系统调试26 协调控制系统调试，一次调频试验，FCB试验，RB试验，锅炉蓄热性能测试，汽机调门特性试验，协调系统性能指标测试27 热控仪表调试28 热控信号逻辑报警系统调试29 机组附属设备及外围系统顺序控制系统调试30 辅控网及下属的水点控制网、燃料点控制网、除灰渣点控制网等控制系统的调试31 归口管理全厂工业电视数字化监视（交钥匙工程）系统调试32 分散控制系统指标检查及测试34 化学分析仪表调试35 辅

16、网系统集成调试37 辅机冷却水系统调试39 热网控制系统调试40 油系统调试 42 除灰、除渣程控系统调试43 汽水取样及加药控制系统调试44 输煤程控及其它控制系统调试。47 CEMS调试48 飞灰含碳量在线检测系统调试49 吹灰系统调试50 石灰石输送系统调试51 真空系统控制回路调试52 电袋除尘器控制回路调试53 DCS系统调试55 暖风器控制系统调试56 天然气控制系统调试57 机、炉侧辅机控制系统（包括辅机油站、电加热等系统）调试58 锅炉氧量测量系统等其它控制系统调试60 锅炉风机振动监测系统调试61 汽轮机轴系监测系统调试62 电泵、汽泵监测系统调试63 凝汽器泄漏检测系统调试

17、65 火灾报警系统调试66 PLC调试仪控专业整套启动调试序号 调试项目名称1 在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入模拟量控制系统、顺序控制系统、锅炉安全监控系统（FSSS）等各种热控装置及控制系统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，提高调节品质，满足业主及规程规定所要求的调试指标。根据调试情况，最大限度的完成机组级控制要求。 3 顺序控制系统投入后可以实现功能组启动4 投入各项主、辅机报警、保护及联锁 5 投入DEH系统，汽机电超速试验6 运行工况稳定后，投入协调控制系统7 协调控制系统负荷变动试验，RB试验，性能指标检测8 配合有关专业进行甩负

18、荷试验9 一次调频系统调试10 AGC系统调试11 汽机跳闸及锅炉MFT试验12 主机调阀在线试验14 集中辅网监控系统调试15 各分系统协调或接口试验16 除灰、电袋除尘器系统调试17 输煤控制系统调试19 其他系统调试提供以上所有项目详细的校验记录和调试报告（提供联锁保护确认清单）。（六）化水专业系统调试内容化水专业系统调试序号 调试项目名称1 含煤废水系统调试2 汽水取样系统调试3 化学加药系统（包括炉内、）调试（七）公用系统调试范围及项目（包括分系统、整套启动调试，部分项目含于专业调试中）1、输煤系统（1#栈桥至给煤机入口前等）调试2、全厂除灰系统调试（包括灰库、气化风机等）3、天然气

19、系统调试4、全厂冲洗水系统调试5、全厂消防水系统调试6、全厂采暖通风调试7、DCS公用网部分调试8、全厂辅控网系统联调9、全厂辅助蒸汽供汽系统10、动力站界区内的工业水、循环水系统调试注：各系统调试均包括机务、电气、控制的调试（八）特殊项目调试电气特殊试验包括：1、110 kV GIS交流耐压试验2、SF6气体抽样全分析试验3、关口电度表CT、PT现场误差试验、PT二次压降试验：包括但不限于l 上网关口电能表及考核表实验室首次检定、现场首次检定；l 上网关口计量用互感器（PT/CT）角、比差现场测试；l 上网关口计量装置PT二次回路压降试验、PT/CT二次回路实负荷现场测试；4、全厂接地网性能

20、试验5、110kV、35kV电力电缆交流耐压试验。锅炉特殊试验1、 流化床锅炉投用石灰石试验2、 流化床锅炉燃烧试验（九）达标相关调试和试验负责完成国家电网公司颁的火电机组达标投产考核标准（2006版），及相关文件要求中的“调整试验”及“技术指标”的相关工作。下列三项性能试验项目在机组整套启动试运阶段（72+24小时试运前）由调试单位完成，并编写性能试验报告：锅炉最低负荷稳燃试验；机组轴系振动特性试验；机组自动快速减负荷（RUNBACK）功能试验。三、专业调试项目及主要工作（包含但不限于以下内容）68（一）汽机专业调试项目及主要工作序号调试项目主要调试工作调试标准一汽机专业调试准备工作1.检查

21、了解各辅机分部试运情况，协助施工单位处理试运出现的问题检查各辅机及相关系统的安装情况，是否符合设计要求及安全稳定运行的需要，协助施工单位处理单体试运出现的问题。审查并确认施工交付调试中间验收检查单的各项目完成情况。规范性引用文件中的相关标准及其它有关标准、规程2.调试方案编写及试验内容准备汽机专业需要编写的主要调试方案及措施：(1) 汽轮机组及周围蒸汽管道吹洗措施；(2) 电动、汽动给水泵启动调试方案；(3) 高压加热器调试措施；(4) 除氧器调试措施；(5) 辅机冷却水系统调试措施；(6) 凝结水系统调试措施；(7) 真空泵及其系统调试措施；(8) 汽机润滑、顶轴油系统及盘车装置调试措施；(

22、9) 汽机调节保安系统及EH油系统调试措施；(10) 汽轮发电机组整套启动调试方案；(11) 汽轮发电机组甩负荷试验方案；(12) 汽轮发电机组负荷变动试验措施；(13) 润滑油净化装置调试措施；(14) 机组调整抽汽及蒸汽管网系统调试措施；(15) 汽轮发电机组启动防止事故措施。另外，还应根据汽机主辅机配置情况编制其它补充措施及试验内容。规范性引用文件中的相关标准及其它有关标准、规程3.各辅机保护、联锁检查试验根据设计、设备系统的说明及相关机组联锁保护控制逻辑的经验，编制各系统及设备的控制逻辑，提前与监理及业主技术主管部门讨论确认。规范性引用文件中的相关标准及其它有关标准、规程4.安全门检验

23、及调节门(电动、气动)抽汽逆止门、电动门的动作检查试验检查安装单位安全门水压试验结果，对于能够在系统中热校的安全门，由调试单位组织有关单位在以后的系统调试及整套启动调试期间进行热态整定；调节门开、关位置检查、灵活性检查、特性试验及抗干扰检查；抽汽逆止门开关检查及关闭时间测试；电动门开、关位置检查，开关时间测试及关闭位置严密性检查(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL/T 6411997电站阀门电动装置(4) 设计院有关设计图纸及文件5.配合化学进

24、行炉前系统清洗、钝化保养方案制定根据机组容量及管道、设备系统布置情况，配合化学专业制定炉前系统包括凝结水系统、低压给水及高压给水系统等的化学清洗、钝化保养方案(1) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(2) 电力行业标准DL/T 7942001火力发电厂锅炉化学清洗导则(3) 电力行业标准DL/T 5601999火力发电厂水汽化学监督导则(4) 设计院有关设计图纸及文件二汽机专业分系统调试工作1.辅助蒸汽系统调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 配合施工单位进行辅助蒸汽系统蒸汽吹扫临时系统检查

25、。(4) 配合施工单位进行辅助蒸汽母管管道蒸汽吹扫。(5) 辅汽母管(辅汽联箱)安全门热态整定。(6) 配合施工单位进行辅助蒸汽系统各分支管道蒸汽吹扫：主要包括以下主要管道：a) 除氧器加热用蒸汽管；b) 汽轮机轴封蒸汽管；c) 化学水处理加热蒸汽管；d) 采暖加热蒸汽管；e) 暖风器加热蒸汽管；f) 空气预热器辅助吹灰蒸汽管；g) 锅炉防冻用蒸汽管；h) 抽汽至辅助蒸汽母管管道(在锅炉蒸汽吹管后阶段，通过临时管排放进行吹管)；(7) 辅助蒸汽系统各减温减压器安全门热态整定。(8) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质

26、量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 电力部电综1998179号火电机组启动蒸汽吹管导则(5) 设计院有关设计图纸及文件2.凝结水及补水系统调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。(4) 配合施工单位进行系统各管道水冲洗临时系统检查。(5) 凝结水补水系统(凝结水输送泵、储水箱)调试(6) 凝结水泵再循环工况启动调试。(7) 凝结水泵

27、试运转及系统投运。(8) 凝汽器水位自动控制调试及投入。(9) 配合施工单位进行凝结水系统及各减温水管道水冲洗。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 设计院有关设计图纸及文件3.除氧给水系统调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认。(4) 配合施工单位进行除氧器及低压给水管道

28、水冲洗临时系统检查。(5) 除氧器投运调试：除氧器安全门动作检验，除氧器联锁保护动态校验，除氧加热试验(6) 除氧水箱水位自动控制调试及投入。(7) 配合施工单位进行除氧器及低压给水系统水冲洗。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 设计院有关设计图纸及文件4.电动给水泵试运调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻

29、辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。(4) 配合施工单位进行电动给水泵组油循环临时系统检查、高压给水管道冲洗临时系统检查。(5) 配合施工单位进行电动给水泵进口管道静压冲洗。(6) 电动给水泵润滑油、工作油系统调整。(7) 辅助油泵试运转及润滑油系统调整。(8) 电动给水泵电机单转试运。(9) 电动机带偶合器试运转。(10) 电动前置泵试运转(通过电动给水泵再循环)。(11) 电动给水泵组试运转(再循环)。(12) 润滑油、工作油系统动态调整及试验。(13) 电动给水泵带负荷试运及配合施工单位进行高压给水管道冲洗。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整

30、试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 中华人民共和国国家标准GB 10986-1989汽轮机投运前油系统冲洗技术条件(5) 中华人民共和国国家标准GB/T 7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准(6) 美国MOOG标准油质洁净度标准(7) 电动给水泵及偶合器厂家有关技术规范及图纸(8) 设计院有关设计图纸及文件5.汽动给水泵调试（1） 汽动给水泵启动调试。（2）、带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量。（3）、汽动给水泵最大出力试

31、验。（4）、小汽机单转和超速试验。（5）、热工信号及联锁保护校验（6）、小汽机润滑油和控制油调试（7）、小汽机进汽管道冲管6.机组各蒸汽管路吹洗详见锅炉蒸汽管路吹洗及辅助蒸汽系统调试内容7.真空系统调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。(4) 配合施工单位进行真空系统灌水严密性检查，灌水要求应按制造厂的规定进行。(5) 真空泵汽水分离器水位自动调整控制检查。(6) 真空泵试运转，真空泵极限真空值测试。(7) 机组真空系统试抽真空试验。(8) 真空系统严密性检查：

32、范围包括空冷凝汽器汽侧、低压缸的排汽部分，以及当空负荷时处于真空状态下的辅助设备与管道。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 设计院有关设计图纸及文件8.抽汽加热器及疏水系统调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。(4) 抽汽逆止门调整及抽汽管道防进水保

33、护校验。(5) 配合施工单位投入并校验各加热器水位。(6) 加热器汽侧冲洗与投运：主要工作如下：a) 低压加热器解除联锁开启危急疏水阀，待水质合格后恢复联锁，再切回到逐级自流至凝汽器；b) 高压加热器解除联锁开启危急疏水阀，在机组带负荷约30%时微开加热器进汽阀对加热器进行暖管，当温度稳定后再开大加热器进汽阀直到开足，待水质合格后恢复联锁，切到逐级自流至除氧器；c) 加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行。(7) 加热器带负荷试运，抽汽回热系统参数检查。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技

34、术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 中华人民共和国国家标准GB10865-89汽轮机高压给水加热器技术条件(5) 中华人民共和国国家标准GB10764-89汽轮机低压给水加热器技术条件(6) 设计院有关设计图纸及文件9.轴封供汽系统调试(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。(4) 轴封加热器疏水多级水封注水试验、密封试验(额定真空时进行)。(5) 配合施工单位投入并校验各加热器水位。(6) 轴

35、封系统蒸汽供汽管道吹扫：a) 辅助蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用辅助蒸汽进行吹管；b) 主蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用主蒸汽进行吹扫。(7) 轴封系统减温水管道水冲洗：启动凝结水泵，用除盐水冲洗管道直到冲洗水质清洁为止。(8) 轴封系统投运：c) 轴封系统蒸汽供汽减温装置调整；d) 轴封系统蒸汽供汽减压装置调整及安全门校验；e) 轴封蒸汽压力调整装置调整；f) 轴封冷却器投运及轴冷风机试运转调整；g) 轴封系统投用。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电力行业标

36、准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(4) 电力部电综1998179号火电机组启动蒸汽吹管导则(5) 设计院有关设计图纸及文件10.调节保安系统调试，包括：(1) 液压调节系统静态调试(含EH油系统) (2) 配合热工电调系统作静态调试(3) 调节保安系统静态调试(4) 汽门关闭时间测试(5) 供热调整抽汽控制系统静态试验(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。(4) 配合施工单位进行汽机控制油(EH油)系统及主机危急遮断油系统油循环临时系统

37、检查。(5) 配合施工单位进行汽机EH油系统及主机危急遮断油系统油循环，调整EH油系统油压。(6) 汽机EH油系统冲洗合格后的系统恢复检查。(7) 汽机EH油泵试运，配合施工单位进行汽机EH油系统打压试验，进行系统油压调整。(8) 汽机EH油(调节油)系统调试：a) 高压油泵出口溢流阀调整。b) 高压蓄能器调整。c) 低压蓄能器调整。d) 汽机EH油集装油站调整：油箱油位保护，EH系统各油泵油泵启动条件、跳泵条件试验。(9) 汽机安全油系统调整，系统动作试验，挂闸油压调整。(10) 高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。(11) 配合热工专业进行电调系统(DEH)各汽门油动机调整及阀位反馈(

38、LVDT)调整。(12) 汽机DEH系统静态试验。(13) DEH操作控制功能检查。(14) 高中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。(15) 调节抽汽阀门油动机静态试验及关闭时间测试。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(3) 电力行业标准DL/T 711-1999汽轮机调节控制系统试验导则(4) 电力行业标准DL/T 824-2002汽轮机电液调节系统性能验收导则(5) 中华人民共和国国家标准GB/T 7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准(6) 美国航空

39、航天工业联合会(AIA)标准NAS1638液压油清洁度分级标准(7) 美国汽车工程师协会(SAE)标准SAE-749D液压油污染标准(8) ISO标准固体颗粒含量标准ISO：DIS 4406，Code 16/13(9) 美国MOOG标准油质洁净度标准(10) 汽轮机制造厂家有关调节保安系统技术规范及说明(11) 设计院有关设计图纸及文件11.热工信号及联锁保护检查试验(汽机ETS系统试验)(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各测点、表计检查。(3) 配合热工专业进行汽机ETS系统静态试验。(4) 配合热工专业进行汽机TSI系统静态试验。(5) 汽机ETS系统各保护项目静态传动试

40、验。(6) 汽机DCS有关信号报警及光字牌报警试验。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(3) 电力行业标准DL/T 711-1999汽轮机调节控制系统试验导则12.汽机润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试投运(1) 设备及系统安装完整性检查及确认。(2) 系统各阀门检查、操作试验，测点、表计检查。(3) 系统控制逻辑检查及联锁保护、信号报警静态试验确认；监测设备、仪表投入。(4) 配合施工单位检查汽机润滑油系统油循环冲洗临时系统(应先冲洗主油箱、再进行各轴瓦外部短接油冲洗、最

41、后TSI系统各探头支架安装完毕后通过轴瓦油循环)。(5) 交流、直流润滑油泵、高压油泵(调速油泵)试运转，各油泵相关油管道冲洗。(6) 确认主机油系统全部管道(包括顶轴油管道)冲洗验收合格，并且油箱清理后己换上合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。(7) 润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置的监测仪表和联锁保护等静态校验。(8) 润滑油泵及系统调试：油箱低油位跳闸校验，交流油泵启动及系统油压调整，直流油泵启动，交流油泵、直流油泵自启动联锁校验。(9) 顶轴油系统调试：顶轴油泵试转及出口压力调整，顶轴油压分配调整及轴颈顶起高度调整。(10) 盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投

42、用和停用联锁校验，转子原始偏心值测定，初始盘车电流记录。(11) 主机油系统联锁保护项目调试：润滑油压低I值，联动交流润滑油泵自启动；润滑油压低值，联动直流润滑油泵(事故油泵)自启动，同时机组跳闸停机；润滑油压低值，联动盘车停止。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5031-1994电力建设施工及验收技术规范(管道篇)(3) 发电机制造厂家有关发电机辅助系统技术规范及说明书(4) 中华人民共和国国家标准GB 10986-1989汽轮机投运前油系统冲洗技术条件(5) 中华人民共和国国家标准GB/T 7596-2000电厂用运行中

43、汽轮机油质量标准(6) 美国航空航天工业联合会(AIA)标准NAS1638液压油清洁度分级标准(7) 美国汽车工程师协会(SAE)标准SAE-749D液压油污染标准(8) ISO标准固体颗粒含量标准ISO：DIS 4406，Code 16/13(9) 美国MOOG标准油质洁净度标准(10) 汽轮机制造厂家有关润滑油系统技术规范及标准(11) 设计院有关设计图纸及文件三汽机整套启动调试工作1.各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运1.1 分系统投运原则(1) 启动前认真检查油(水)箱的油(水)位，补(排)油(水)阀位置；(2) 蒸汽管道投入前，应预先做好暖管疏水工作，排尽管道积水；(3) 带手动

44、隔离阀的系统，投入程序控制前，开启手动隔离阀；(4) 设有备用泵(风机)的系统，依次启动各泵(风机)，做联锁保护试验，然后投入运行泵(风机)，备用泵(风机)投自动。1.2 依次检查和投入下列分系统(1) 冷却水系统正常。(2) 厂用压缩空气系统正常。(3) 厂用辅助蒸汽系统投入。(4) 投入汽机润滑油系统，依次启动主油箱上排烟风机、交直流润滑油泵，做低油压联动试验后，停止直流润滑油泵，投入备用。(5) 确认润滑油压、油温正常，启动顶轴油泵。(6) 启动盘车装置，检查盘车电流及转子偏心率，检查轴端密封及汽缸内有无异常.(7) 启动凝结水泵，投入凝结水系统，向各水封装置注水。(8) 投入低加水侧。

45、(9) 依次启动主机EH油站的EH再生油泵、EH冷却油泵、EH油泵，投入EH油站，油温达40时，投入冷却器冷却水。(10) 启动真空泵，机组抽真空。(11) 向轴封系统供汽，投入汽封系统。(12) 锅炉点火后，检查汽机侧疏水门应全开。(13) 投入除氧器加热。(14) 启动电动给水泵。(15) 投入高加水侧。1.3 检查主机联锁保护、监控仪表、热工信号均正常投入。规范性引用文件中的相关标准及其它有关标准、规程2.电泵带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量(1) 电泵泵组带负荷工况及给水自动控制试验。(2) 电泵各工况振动、轴向位移监测等参数检查。(3) 电泵各轴承金属温度、回油温度检查、各瓦油

46、压分配检查。(4) 电泵进、出口水压力、抽头压力及流量检查。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电建企协2006年4月火电机组达标投产考核标准(2006年版)(4) 国家电力公司国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(5) 给水泵厂家有关技术规范及图纸(6) 设计院有关设计图纸及文件3.DEH联调、仿真试验(1) 转速自动调节试验及仿真；(2) 负荷自动调节试验及仿真；(3) 抽汽压力自动调节试验及仿真(4) 汽门严密性试验控制功能检查及

47、仿真(5) 阀门活动试验控制功能检查及仿真(6) 超速试验控制功能仿真(7) 手动控制试验；(8) 主汽压控制(TPC)功能检查及仿真；(9) 发电机同期控制(AS)功能检查及与电气联调；(10) 阀门控制及阀门校验(阀门整定)；(11) 阀门活动试验及仿真；(12) OPC控制功能检查及仿真；(13) 模拟甩负荷试验；(14) 抽汽控制功能仿真试验；(15) 单阀、顺序阀切换控制试验及仿真；(16) DEH调节器双机容错功能试验及仿真；(17) ATC自启停控制试验及仿真；(18) 工况监视、越限报警、追忆打印功能检查。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评

48、定标准(2) 电力行业标准DL/T 711-1999汽轮机调节控制系统试验导则(3) 电力行业标准DL/T 824-2002汽轮机电液调节系统性能验收导则(4) DEH控制系统逻辑组态厂家技术规范及说明(5) 有关汽机调节保安系统技术规范及说明(6) 设计院有关设计图纸及文件4.汽轮机冲转及带负荷调试5.1机组冷态启动及超速试验(1) 主机冲转前检查(机组首次冷态启动)(2) 汽轮机冲转参数选择：根据机组启动状态划分原则选择合适的冲转参数。(3) 机组冷态启动主要调试步骤：a)汽轮机冲转，盘车装置脱扣检查。b)摩擦检查：汽轮机冲转至400600r/min，手动打闸，进行摩擦听音检查，确认通流部

49、分、轴封内部、各轴承内部及发电机内部无摩擦。c)各轴承检查：检查各轴承金属温度、回油温度正常后，方可升速。升速数值按启动曲线要求选择，一般升速速值为每分钟100r/min。并确认在启动过程中顶轴油泵自动停运。d)汽轮机暖机：暖机转速按制造厂提供的汽轮机转速保持曲线及实际轴承振动情况进行控制。e)转速升至机组各转子轴系一阶临界转速前，对机组进行检查和暖机，暖机时间应满足制造厂规定的要求。若发现异常，应立即停机检查。f)汽轮机再次升速通过转子轴系临界转速时，升速率宜选择为不小于200r/min/min，转速上升应迅速平稳，不能滞留，轴振动值应小于250m。g)高速暖机：机组升速至2000r/min

50、左右进行暖机，具体暖机转速根据振动情况确定，暖机转速和暖机时间应符合制造厂的规定要求。i)机组定速后的试验：当汽轮机升速到3000r/min额定转速后应进行手动打闸试验和危急遮断器充油试验，确认超速跳闸机构功能正常；然后进行油泵切换试验、ETS系统在线试验。j)机组升速至额定转速后对各项技术指标进行常规性检查并记录。(4) 汽机调节系统空负荷特性试验。(5) 机组定速后配合电气专业进行电气试验。(6) 电气试验结束后，机组并网，自动带初负荷。(7) 机组带初负荷暖机后，逐步升负荷至10额定负荷以上，暖机。(8) 机组带负荷暖机结束后，减负荷、解列，进行主汽门及调节汽门严密性试验。(9) 汽门严

51、密性试验合格后进行OPC超速保护、电超速及机械超速试验。(10) 上述试验结束后，机组重新并网，准备带负荷调试(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电建企协2006年4月火电机组达标投产考核标准(2006年版)(4) 国家电力公司国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(5) 电力行业标准DL/T 711-1999汽轮机调节控制系统试验导则(6) 电力行业标准DL/T 824-2002汽轮机电液调节系统性能验收导则(7) 中华人民共和国国家标

52、准GB/T 7596-2000电厂用运行中汽轮机油质量标准(8) 中华人民共和国国家标准GB/T 11348.2-1997旋转机械转轴径向振动的测量和评定，第2部分：陆地安装的大型汽轮发电机组(9) 汽轮机启动运行及维护说明书(10) 有关汽机调节保安系统技术规范及说明5.2机组温态及热态启动(1) 机组温态或热态启动前停机期间，连续盘车不得中断。(2) 温态或热态启动前，转子偏心率小于“原始值10m”。(3) 温态或热态时轴封汽源选用与汽缸温度相匹配的汽源(冷再或主汽供汽)，必须先送汽封蒸汽，再抽真空。(4) 温态或热态启动时的冲转参数选择：应根据汽缸温度按制造厂提供的启动曲线确定。在汽机冲

53、转至带初负荷期间，锅炉应控制汽温、汽压尽可能稳定。(5) 温态或热态启动冲转、升速、并网要求：1) 主蒸汽、再热汽管道疏水充分，汽缸本体疏水充分；2) 冲转后应经摩擦检查，确认无异常后方可升速，要求升速率不小于200r/min/min；3) 通过临界转速时的轴振动值应小于250m；4) 定速时检查确认机组正常后尽快并网。5) 并网后按曲线要求平稳加负荷至缸温相对应的负荷值。(1) 电力部建设协调司建质1996111号火电工程调整试运质量检验及评定标准(2) 电力行业标准DL 5011-1992电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)(3) 电建企协2006年4月火电机组达标投产考核标准(20

54、06年版)(4) 国家电力公司国电发2000589号防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(5) 中华人民共和国国家标准GB/T 11348.2-1997旋转机械转轴径向振动的测量和评定，第2部分：陆地安装的大型汽轮发电机组(6) 汽轮机启动运行及维护说明书(7) 有关汽机调节保安系统技术规范及说明5.3机组振动监测(1) 深入了解机组轴系概况、技术参数、支撑型式及对轮联接方式，机组原始偏心(晃度)数值(2) 在启动升速过程中的振动监测：在500r/min以下时的瓦振及轴振；在500r/min以上时的瓦振及轴振。在升速工况时，加强监视振动值，尤其是过临界转速时的振动值，若超过极限则立即停机。(3) 在各暖机转速下，全面测量各轴承的瓦振及轴振动值、记录机组各瓦金属温度。(4) 在机组定速期间(空负荷)的振动监测：各轴承瓦振及轴振幅值及相位、各瓦金属温度。(5) 在机组各负荷