第一篇：余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案
珠江水泥有限公司余热发电工程
7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 简要概述
1.1 工程简要概述
珠江水泥余热电厂，设备简介整套启动调试的目的和任务
2.1 调试目的
整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。
2.2 启动调试的任务
2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。
2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。
2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。
2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。
2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。
2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。
2.2.8 进行50％及100％B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；主要设备技术范围
3.1 汽轮机
型号： NZ7.5-1.05/0.2
型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。
额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统
主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃
主蒸汽流量： 37.2 t/h
额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h)额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)
制造厂： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司
3.2 发电机
额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷
功率因数：
满载效率：
励磁方式
制造厂家：编制依据及标准
本措施的编制参考以下有关资料：
《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ；
《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》部颁；
《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》部颁；
《火电工程启动调试工作规定》部颁；
《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》部颁；
《电力建设工程调试定额（1996年版）》部颁；
设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。整套启动应具备条件
5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：
5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。
5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。
5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。
5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。
5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。
5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。
5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。
5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。
5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。
5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。
5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。
5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：
循环水泵和循环水系统
凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。
发电机空冷却系统。
真空泵及凝汽器真空系统。汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。
主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。
除氧系统。
辅助蒸汽及轴封汽系统
电动给水泵及系统。
5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：
5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。
5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。
5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。
5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。
5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。机组整套启动主要原则方式
6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转／分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：
6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。
6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。
6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。
6.1.4 做主汽门严密性试验。
6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。
6.2 汽机超速试验
6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。
6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。
6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。
6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80％额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。
6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。
6.4.1 机组就地手动启动方式要领：
6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。
6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。
6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。
6.4.7 在带10％负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80％负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。
6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。汽轮机冷态启动
7.1 冷态启动前的准备工作：
7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。
7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。
7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。
7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。
7.2 锅炉已供汽至分汽缸：
7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。
7.2.2 投入润滑油系统。
7.2.3 投用盘车装置。
7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。
7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。
7.2.6 除氧器上水至正常水位。
7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。
7.2.8 投用除氧器。
7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启
7.2.10 发电机空冷系统投用，7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。
7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。
7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。
7.3 汽轮机冷态启动程序
7.3.1 冲转
汽轮机冷态启动参数和控制指标：
主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上
凝汽器压力： －0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃
高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差
注意：在汽轮机冲转、满速直至带10％负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。
（1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。
（2）遥控脱扣一次，结果正常。
（3）就地脱扣一次，结果正常。
（4）投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。
（5）真空达到-0.06MPa。
（6）投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。
（7）控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。
（8）DEH系统进入就地手动启动方式。
（9）真空达到 －0.07Mpa及以上。
（10）要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整）
（11）冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。
（12）确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。
（13）在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。
（14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。
（15）缓慢开启电动主汽门旁通门。
（16）汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。
（17）适当开启旁通门，确认转速上升。
（18）冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。
（19）进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。
（20）转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。
（21）重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。
（22）联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。
（23）缓慢开启旁通门继续升速。
（24）当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。
（25）在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。
（26）中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。
（27）设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。
（28）通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约1600r/min）。
（29）升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察排汽温度。
（30）满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。
（31）升速过程中的注意事项
a)随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。
b)注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。
c)新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。
d)注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。
e)汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。
7.3.2 首次满速后的工作
（1）远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。
（2）确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。
（3）通知值长，进行电气专业有关试验。
7.3.3 并网和带负荷暖机
（1）机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2）全面进行热力系统检查。
（3）通知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。
（4）并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。
（5）当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。
（6）增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。
（7）在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。
（8）经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。
（9）维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。
7.3.4 解列后完成下列试验
（1）电气超速试验
（2）机械超速试验
（3）超速试验的检查、注意事项：
a）试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。
b）试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。
c）超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。
d）试验中应派专人监视润滑油压。7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行
（1）机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求
（2）超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。
（3）当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。
（4）设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。
（5）负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。
（6）负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。
（7）联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。
（8）设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。
（9）到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。
（10）升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。
（11）负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。
（12）负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。
（13）注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。汽轮机热态启动
8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。
8.2 热态启动冲转参数
8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。
8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。
8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项
8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。
8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。
8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。
8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。
8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。
8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。
8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。
8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束
8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。
8.3.11 要求尽快并网。
8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。
8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。
8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。减负荷及停机操作
9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。
9.2 每降低20％负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。
9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。
9.4 汽轮机正常停机程序
9.4.1 确认停机命令。
9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。
9.4.4 切除功率自动控制回路。
9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min。
9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。
9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。
9.4.8 降负荷到1MW。
9.4.9 联系值长，发电机解列。
9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。
9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。
9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。
9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。
9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。
9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。
9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。
9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。
9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。
9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。
9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。
150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度
9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机
9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。
9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。
9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。满负荷（72+24小时）试运行注意事项
10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。
10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。
10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。
10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。
10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。故障停机
汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。
11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。
11.2 机组发生强烈振动。
11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。
11.4 水冲击。
11.5 轴封内发生火花。
11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。
11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。
11.8 发电机内冒烟或爆炸。
11.9 转子轴向位移超过＋1.3或－0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。
11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。安全注意事项
12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。
12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。
12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。调试组织分工
按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。
第二篇：汽轮机启动调试方案
热电技改工程3*30MW汽轮机
调试、试运行方案
1、目的
汽轮机启动调试是保证汽轮机高质量投运的重要环节，为圆满完成汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部分制定本方案。本方案规定了热电技改工程汽轮机组的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。
2、调试组织
a）机组启动调试前，应成立调试试运指挥部，机组启动调试工作应由指挥部全面协调，汽轮 机调试具体项目应由汽轮机调试专业组负责实施
b)汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程
技术人员组成。机组整套启动试运阶段，其组长应由主体调试单位担任。
3、资质
a)承担汽轮机启动调试的主体调试单位必须具备相应的资质。
b)汽轮机启动调试的专业负责人由具有汽轮机调试验的专业调试技术人员担任。
c)汽轮机调试人员在调试工作中应具备指导、监督、示范操作、处理和分析问题、编写措施和总结的能力。
d)、汽轮机启动调试中使用的仪器、仪表必须经校验合格。
4、调试方案
“汽轮机整套启动调试方案”及重要的“分系统调试方案”必须经过建设、生产、施工、监理、设计、制造厂等单位的会审并必须经过试运指挥部的批准后方能实施。
5、工作程序
a)收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料。
b)编制汽轮机“调试方案”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划
c)向参与调试的单位进行“调试方案”技术交底。d)做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。e)进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录。f)按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产。
g)汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术总结报告”。
二、分部调试及试运
1、调试内容：
1）分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。
2）单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试运是指单台辅机的试运。
3）分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。部分分系统项目需要在整套启动阶段继续进行调整试验。
2、工作分工
汽轮机分部试运的单体调试、单机试运由施工单位（省安装公司）技术负责，分系统试运由调试单位（省安装公司、项目组）技术负责。
3、分部试运前的准备与条件
(1)试运区的场地、道路、栏杆、护板、消防、照明、通信等必须符合规定及试运工作要求，并要有明显的警告标志和分界。
(2)分部试运设备与系统的土建、安装工作已结束，并已办理完施工验收签证。(3)试运现场的系统、设备及阀门已挂牌。
(4)试转设备的保护装置校验合格并可投用。因调试需要临时解除或变更的保护装置已确认。
(5)分部试运需要的测试仪器仪表已配备完善并符合要求。
(6)编制“工程调试质量验评项目划分表”、“分系统调试记录”、“分系统调整记录”、“分系统调整试运质量检验和评定表”，并经监理、建设、施工单位确认通过和试运指挥部批准。
4、分部试运要求 1)编写“调试方案” 2)“调试方案”技术交底。3)施工单位汇总安装试验记录：
1）新设备分部试运行前静态检查表； 2）管道、容器、水压、风压试验检验签证； 3）设备/电动机联轴器中心校准签证； 4）润滑油油质状况及记录； 5）管道水（油）冲洗质量检验记录； 6）电动机及电缆绝缘测量记录； 7）设备接地电阻测量记录； 8）电动机试转记录；
9）连锁保护试验及信号校验项目清单及检查签证；
10）试运系统仪表、控制器校验汇总表；
11）DCS（或PLC）相关功能实现汇总表；
12）试运系统电动门、气动门校验签证清单；
13）新设备分部试运行申请单；
14）试转设备单机静态检查验收；
15）“单机试运”、“单体调试”验收签证；
16）系统静态检查验收及新设备分部试运申请单。
5、单体、单机试运要求
1)由施工单位完成单体试验的各项工作，并将I/O一次调整校对清单、一次元件调整校对记录清单、一次系统调校记录清单汇总后递交调试单位。2)校验电动机本体的保护应合格，并能投用。
3)在首次试转时，应进行电动机单机试转，确认转向、事故按钮、轴承振动、温升、声音等正常。
4)电动机试转时间以各轴承温升达到稳定并且定子绕组温度应在限额之内，试运时间应连续运转最少4h，且温度稳定。
5)试运合格后，由施工单位完成辅机单机试转记录及合格签证。
6、分系统试运要求
1)由施工单位汇总（包括压力容器）单机试转记录及验收签证，确认工作已完，并填写“分部试运申请单”经监理、项目组许可后，才能进行分系统调试。2)试运前,系统保护经校验必须合格，并能投用。
3)试运前,冷却水系统和润滑油系统、控制油系统、汽源管路必须冲洗并符合标准。
4)试运前,必须清理辅机本体及其出、入口通道，并检查确认清洁、无任何杂物。5)试运前,检查确认辅机的进、出口阀门开关方向与控制开关指示、就地开度指示一致。
6)试运前,检查确认分散控制系统（DCS）操作、连锁保护、数据采集的正确性的功能的完整性。
7)试运中电动机电流不应超过额定电流。
8)对配有程控系统的辅机，不能认为该辅机试运验收合格。
9)试运时，转动机械轴承温度、轴承振动值均应在验收标准范围之内。试运行时间应连续运行4h～8h且轴承温度稳定。
10)试运合格后，完成分系统试运记录及验收签证（调整试运质量检验评定表）。11)调试技术部门对分部试运阶段的单机、分系统试运记录，验收签证和质量评定表，连锁保护清单，二次调校清单及机组整套试运前准备工作进行检查验收，经验收确认后，方可进入机组整套试运阶段。
7、分系统调试项目及调试要求 1）冷却水系统
a)DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。
b）冷却水泵试运转及采取临时措施进行系统母管和冷却器循环冲洗。系统母管和冷却器循环冲洗2h后，停泵放水（泵必须断电）。重复循环冲洗至水质清洁、无杂物。
c）系统中各附属机械设备的冷却水在投用前应进行管道排放冲洗。d）冷却水泵启动调试
e）系统投运调整（冷却器投运，各附属机械及设备的冷却水投用）。f）冷却水泵连锁保护动态校验。
g)完成调试记录及调试质量验收评定签证。2)凝结水泵及凝结水系统
a)DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。b)凝结水泵试运转及系统试运调整：
c）凝结水泵试运转（再循环运行方式），泵连续试运转时间为8h。d）凝结水系统试运及系统冲洗，达到系统水质清洁、无杂物。
e）应完成的自动调整：除氧器水位自动控制动态调整；凝结水泵最小流量调整；凝汽器补水调节装置调整、凝汽器水位调整；凝结水旁路阀调整。f）电气连锁保护调试。
g）完成调试记录及调试质量验收评定签证。3）、循环水泵及循环水系统（1）、调试内容
a）DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。b)循环水泵试运转及系统投运：
1）循环水泵试运转及系统试运调整；
2）循环水泵及系统报警信号、连锁保护校验； 3）循环水泵停运。
c)试运转：
1）水泵试运转及系统调试； 2）系统冲洗。
d)冷却塔投运：
1）水池补水系统调试。
2）冷水塔淋水槽、填料检查及淋水均布调整。
e)完成调试记录及调试质量验收评定签证。（2）、调试注意事项
a)首次启动循环水泵时，应先启动循环水泵几秒钟，以检查其动态情况：有无异常响声、振动情况、仪表功能、系统及泵有无泄漏点等。
b)循环水泵首次启动前应解除泵出口电动蝶阀联动开启的控制功能，阀门开启改为手动控制，防止循环水管道水冲击。当循环水母管在空管状态下启动循 环水泵时，也应执行以上操作方式。
c)循环水管充水驱赶空气，必须待系统管道空气放尽后关闭凝汽器水侧空气门。4）除氧给水系统试运。
a)管道系统冲洗。
b)除氧器投用调试： 1）除氧器水冲洗及清理； 2）除氧器安全门动作检验； 3）除氧器水位、压力连锁保护校验； 4）除氧器投运及停运；
5）除氧给水系统报警信号、连锁保护校验。
h)完成调试记录及调试质量验收评定签证。5）电动给水泵进口管静压冲洗。（1）、调试内容
a)DCS（或PLC）操作控制功能实现及连锁保护投用。
b)电动给水泵进口管静压冲洗（除氧器调试时对低压给水管道一并冲洗）。
c)电动给水泵试运转及润滑油、工作油系统调整： 1）辅助油泵（稀油站）试运转及润滑油系统调整： 2）电动给水泵的监测设备、仪表和连锁保护静态试验； 3）电动机试运转；
4）电动给水泵带负荷试运转（再循环）； 6）润滑油、工作油系统调整及连锁保护校验。
d)电动给水泵停运。
(2)、调试注意事项
a)电动给水泵试运转应在稀油站油系统冲洗完毕和油质经化验合格后进行。
b)除氧器汽、水系统的设备和管道安装完毕后冲洗合格。
c)给水系统上的安全阀安装前应经水压校验合格。
d)电动机试运转时间一般为4h，电动给水泵试运转时间一般为8h。7）主机润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试（1）、调试内容
a)DCS操作控制功能实现及连锁保护投用。
b)润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试： 1）交流、直流辅助油泵试运转。
2）确认油系统管道（包括顶轴油管道）冲洗验收合格，并且油箱清理后已换上合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。
3）润滑油系统、顶轴油系统及盘车装置的监仪表和联锁保护等静态校验合格。4）润滑油泵及系统调试：油箱低油位跳闸校验，交流辅助油泵启动及系统油压调整，直流辅助油泵启动，交流辅助油泵、直流辅助油泵自启动连锁校验。5）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。
6）盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投用和停用连锁校验。7）连锁保护项目调试：润滑油压达I值低油压，联动交流润滑油泵自启动；润滑油压达II值低油压，联动直流润滑油泵（事故油泵）自启动，同时机组跳闸停机；润滑油压达III值低油压，联动盘车停止。c)完成调试记录及调试质量验收评定签证。（2）、调试注意事项
a)润滑油系统油循环冲洗合格后，油箱应重新充入合格的汽轮机润滑油。汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。
b)润滑油系统应做超压试验，保证管道及接口无泄漏。
c)调整汽轮发电机组各轴承顶轴油进口阀，按制造厂要求分配顶轴油，使高压油把轴颈顶离轴瓦，一般轴颈顶起高度需小于0.02mm。
d)盘车装置啮合和脱开时与转子应无碰撞和振动，转子转动应平稳。e)盘车投运应监视电动机电流和转子偏心度指标不超过限值。f)润滑油压调整应符合制造厂的要求。g)润滑油事故排油系统应能随时投运。8）汽轮机调节保安系统及控制油系统（1）、调试内容
a)DEH操作控制功能实现及连锁保护投用。
b)安全油系统调整。
c)控制油（调节油）系统调试： 1）油泵出口溢流阀调整。2）高压蓄能器调整。3）低压蓄能器调整。
4）连锁保护调整：油箱油位保护，按制油（调节油）油泵启动条件、跳泵条件调整。
d)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。
e)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。
f)调节保安系统静态调整。
g)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项
a)高、中压主汽阀和调节汽阀油动机总关闭时间静态测定中，应注意关闭连锁抽汽逆上门。
b)配合热工DEH调整油动机位置。9）辅助蒸汽系统 4.3.15.1 调试内容
a)辅助蒸汽母管管道蒸汽吹管 1）减温减压装置调整； 2）辅助蒸汽母管蒸汽吹管。b)辅助蒸汽母管安全阀整定。c)用辅助蒸汽母管汽源吹扫： 1）除氧器加热用蒸汽管 2）汽轮机轴封蒸汽管； 3）化学水处理加热蒸汽管；
d)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项
a)根据管道系统运行参数决定的吹管参数蒸汽，应汽源可靠，蒸汽清洁，并要求有足够的流量与过热度。
b)吹管过程中要加强管道疏水，防止水冲击。
c)一般采用稳压吹管，每次吹管时间控制在5min～10min之内，两次冲管的间隔时间宜为10min～15min之间，直到排汽清洁为止，且冲洗次数不应少于3次。
10）回热加热系统（1）、调试内容
a)抽汽逆止门调整及连锁保护校验。b)加热器连锁保护检验及投用： 1)加热器水位连锁保护校验；
2）水位保护投用（应与加热器投用同时进行）。c)加热器汽侧冲洗与投运：
1）低压加热器解除连锁开启危急疏水阀，待水质合格后恢复连锁，再切回到逐级自流至凝汽器；
2）高压加热器解除连锁开启危急疏水阀，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，待水质合格后恢复连锁，切到逐级自流至除氧器； 3）加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行。d)完成调试记录及调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项
a)加热器汽侧安全门应在安装前校验好。
b)在不采用随机启动方式时，加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行，停运时应按高压至低压的顺序进行。投运时就充分暖管放疏水。
c)机组首次整套启动调试时，高压加热器宜在机组并列后带低负荷时由低压至高压逐台投用。
d)高压加热器高水位III值的连锁运作应报警并同时打开汽侧危急疏水阀及水侧旁路阀，关闭加热器水侧进出口阀和抽汽隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。e)低压加热器高水位III值的连锁动作应报警并同时打开汽侧危急疏水阀及水侧旁路阀，关闭加热器水侧进出口阀和抽气隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。11）真空系统 4.3.17.1 调试内容
a)真空系统灌水严密性检查，灌水要求应按制造厂的规定。b)射水泵试运转：电动机试转，泵组试运转。c)射水泵连锁保护校验。d)真空系统严密性试验。
e)完成调试记录和调试质量检验评定签证。4.3.17.2 调试注意事项
a)真空系统严密性检查范围：低加蒸汽及疏水管路、凝汽器汽测、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。b)射水泵试运转时，试运转30min内的系统真空值应大于40kPa。12）轴封系统（1)、调试内容
a)轴封系统蒸汽供汽管道吹扫：
1）辅助蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用辅助蒸汽进行吹管； 2）主蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用主蒸汽进行吹扫。
b)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。c)轴封系统投运：
1）轴封系统蒸汽供汽减温装置调整；
2）轴封系统蒸汽供汽减压装置调整及安全门校验； 3）轴封蒸汽压力调整装置调整；
4）轴封冷却器投运及轴冷风机试运转调整； 5）轴封系统投用。
d）完成调试记录和调试质量检验评定签证。（2）、调试注意事项
a)禁止向静止的汽轮机转子供轴封汽，以避免转子产生热弯曲。
b)汽轮机热态启动投用轴封汽时，高、中、低压轴封供汽温度与转子轴封
区间金属表面温度应匹配，不应超过制造厂允许的偏差值。
c)机组停机惰走期间，在凝汽器的抽气设备停用和凝汽器真空值到零
之前，不应停用轴封蒸汽。
第三篇：发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲
ddd发电厂300MW机组锅炉整套启动调试大纲 设备概况
ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。
锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧；每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。
一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第三、五层（自下向上数）和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨／时，可满足锅炉30%BMCR的要求。
与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。
锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。
根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。
锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统（SCS），汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。
锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数
机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度
1.2 煤质资料（工业分析）
应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量
设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920
校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070
单位 ％ ％ ％ kJ/kg
MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4
ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273
单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃
1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵
台数 2 2 2 3
型 号
FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e
LUVC250×2-410/2
备 注
轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘 4 2 2
MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880
三分仓、容克式
RWD/TL-1-230×2×32 三电场 锅炉整套启动前应具备的条件
2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。
2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。
2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。
2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。
2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。2.6 锅炉机组的安装及消缺工作（包括炉本体、烟道、一二次汽系统）均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净；各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。
2.7 锅炉给水系统以及一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。
2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。
2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。
2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。
2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上；粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。
2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。
2.16 锅炉安全监控系统（FSSS）调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。
2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。
2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。2.20 检查制粉系统（蒸汽）灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。
2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。
2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。
2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。
2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。
2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。
2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。
2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。
2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。
2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。
2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。2.34 老厂来汽已具备供汽条件。
2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。
2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。2.39 备足Φ6.3、5.1、4.2mm油枪雾化片。3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水
3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。
3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。
3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。
3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水；
3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。
3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。
3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵（三台泵运行）。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。
3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定（0.8～0.9MPa）。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。3.2 锅炉点火
3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。
3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。
3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。
3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。
3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。
3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量＞30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。
3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。
3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。
3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门（应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管）。
3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。
3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。
3.3 锅炉升温、升压
3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线（见附图）控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。
3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。
3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。
3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。
3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。
3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验（见大纲）。3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。
3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转（热态、半热态开机参数由汽机决定）。
3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。
3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查（此时汽机、电气作试验），退出烟温探针。
3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。
3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。
3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。3.6.2 启动制粉系统。
3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。
3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。
3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。
3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。3.6.3 锅炉投粉
3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。
3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入（应最先投用B层），单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。
3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。
3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。
3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。
3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动（三冲量），加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。
3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨／时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。
3.6.4 锅炉断油全烧煤
3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：
a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上；
b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。
c.煤粉细度符合规程要求。
d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。
3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。
3.7 锅炉满负荷连续试运行
3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。
3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。
3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作（如测量粉仓位，清理木屑分离器等）并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全
4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。
4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。4.2 设备安全
4.2.1 防止锅炉灭火放炮
4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。
4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。
4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。
4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。
4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。
4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。
4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。
4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。
4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。
4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。
4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。
4.2.2 防止锅炉缺满水
4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。
4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。
4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。
4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。
4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。
4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。
4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。
4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。
4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。
4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。
4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：
a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。
b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。
d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。
4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。
b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。
d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。
e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。
f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。
g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。
4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：
a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。
b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。
c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁（必要时可水冲洗受热面）。
e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。
4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：
a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。
b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。
c.保持一次风速不低于22m/s（煤粉管内流速），锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。
4.2.6 遇有其它异常事故应按照锅炉运行规程处理。
第四篇：兴义电厂#2机组B修后整套启动方案
贵州兴义电力发展有限公司
#2机组B修后电气整套启动方案
批准：
审核：
编写：
2013年8月19日
1.前言
兴义电厂2号机组于2011年7月15日至8月30日进行了投产后的第一次B级检修，为了保证机组在B级检修修后联合启动的顺利进行，特编写该试验启动措施。目的是使参加机组整套启动的工作人员对试验内容心中有数，保证质量和安全，对试验过程清楚，分工职责明确，顺利完成#2机组B修后的有关发电机组设备的检查、试运工作。
2.启动调试范围
2.1 如附图电气主接线图所示，本次启动试验范围内的一次设备包括: 2.1.1 ＃2发电机及其离相封闭母线；
2.1.2 ＃2发电机的机端PT柜、励磁变压器和中性点接地变压器柜； 2.3.3 ＃2主变压器（三相）；
2.4.4 ＃2机高压厂用变压器、#2脱硫及公用变以及各自的6kV封闭母线和中性点电阻柜、#2机励磁变；
2.5.5 ＃2主变500kV侧避雷器、电流互感器以及至500kV开关站的引线、5021断路器、50216隔离开关、502117接地刀闸。2.2电气主设备主要技术参数: 2.2.1发电机主要技术参数
型 号：QFSN－600－2YHG 额定容量：667MVA 额定功率：600MW 额定无功：510.8Mvar 额定频率：50Hz 额定转速：3000ｒ／ｍｉｎ
额定功率因素：0.9 额定定子电压：20000V 额定定子电流： 19245A 额定励磁电压：421.8V 额定励磁电流：4128 A 绝缘等级：F级（按B级温升使用）冷却方式：水-氢-氢 励磁方式：机端变静止励磁
制造厂：哈尔滨电机厂有限责任公司 2.2.2主变压器主要参数
型号：DFP-240000/500（三台）额定容量：720MVA 额定电压：550√3－2×2.5%/20 kV 额定电流：755.8＋2×2.5%/12000 A 连接组别：I1（Yn/Δ－11）短路阻抗：14.66％ 负载损耗：451.274kW 空载电流：0.08% 空载损耗：116.736kW 冷却方式：ODAF 制造厂：南通晓星变压器有限公司 2.2.3高压厂用变压器主要参数
型号：SFF10-CY-50000/20 额定容量：50000/27000-27000KVA 额定电压：20±2×2.5%/6.3-6.3kV 额定电流：1443.4/2744-2744A 联接组别：Dyn1-yn1 短路阻抗：11.26% 负载损耗：217.65kW 空载电流: 0.06% 空载损耗：22.37kW 冷却方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造厂：特变衡阳变压器有限公司 2.2.4 #2脱硫及公用变主要参数
型号：SF10-CY-27000/20 额定容量：27000KVA 额定电压：20±2×2.5%/6.3kV 额定电流：779.4/2474.4A 联接组别：Dyn1 短路阻抗：12.07% 负载损耗：114.2kW 空载电流: 0.10% 空载损耗：17.52kW 冷却方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造厂：特变衡阳变压器有限公司 2.2.5 #2机励磁变
型号：2SCB9-6600/20 额定容量：6600KVA 额定电压：20±2×2.5%/0.89kV 额定电流：191/4281A 联接组别：Yd11 短路阻抗：7.89% 冷却方式；AN/AF 60/100％ 制造厂：广东顺特变压器有限公司
3.启动试验的项目、目的
3.1通过发变组空载条件下的励磁系统动态特性试验，检验励磁系统的动态调节性能指标，测录相关试验数据，为今后该机组的运行、检修提供原始数据。
4.启动组织指挥关系
4.1 由兴义电厂安全生产和技术管理部、检修维护部、运行一部、运行二部等组成联合启动小组，由其协调和决定与整套启动有关的事宜。
4.2由于机组整套启动时已具备并网条件，所以厂站内的设备操作要经调度命令执行。4.3 当值值长负责电气整套启动试验中的指挥工作，并负责必要的监护工作。4.4 当值运行人员负责运行的操作工作，以及按运行规程及事故处理规程处理事故、障碍等。
4.5启动试验开始后，启动范围内设备属调度部门调度的设备必须经值班调度员许可后方可进行操作。
4.6 启动试验完毕后，启动范围内的设备均视为运行设备，运行设备正常操作由运行部门负责。
4.7 凡是已运行系统内施工、调试、检修的人员均应办理工作票，才能进行工作。
5.启动试验前应具备的条件
5.1启动前有关发电机、主变、高厂变、机端PT、励磁变、脱硫变、封闭母线等一次设备检修结束，高压试验工作结束，且全部合格，主变、高厂变套管末屏接地正常，铁心接地正常。经过相关部门验收，具备整组启动条件。
5.2 带电设备油、气化验合格，油位正常，相色正确，绝缘良好，报告齐全。5.3发变组保护、励磁系统等二次设备试验工作完毕，且全部合格。发变组保护、厂用快切装置、同期装置、发变组故障录波装置等已按电厂整定值正确整定并已经做了开关传动试验。
5.4 测量发电机定子及转子绕组、励磁变压器高低压侧绕组、发电机出口母线及电压互感器的绝缘电阻均应合格。发电机交、各PT一次回路熔断器检查正常。5.5 发电机交、直流耐压试验通过并合格。
5.6 在发电机升速试验前将发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接处拆除，在拆除时要注意异物不能掉入励磁封闭母线内。
5.7 发电机定子水内冷系统、主变及高厂变风冷系统均已运转正常,可以投入运行。内冷水导电率要满足规程要求。5.8 机、炉、电大联锁试验合格。
5.9 照明设施完善、通讯畅通（集控室与发电机小室，网控的通讯畅通）、场地整洁。5.10防雷、接地设施完善，且符合要求。消防设施齐全。
5.11启动试验中的各临时接线连接完成。高压专业测量发电机转子交流阻抗的试验工作准备就绪。二次专业需测录的发电机各电气量具体要求如下：发电机定子电压、发电机定子电流、发电机励磁电流、发电机励磁电压，励磁变压器交流侧电流。（该数据直接从DCS发变组画面获取）
5.12运行部门做好保证厂用电正常供电的措施，避免因＃2机组的启动调试影响其它设备的正常运行。
5.13本次检修所涉及回路改接的相关回路接线已经检查。并保证从开关本体电流互感器端子到保护装置整个二次回路接线的正确性，防止出现保护死区。
5.14所有待启动（复电）设备的继电保护定值按正式定值通知单要求整定好并核对正确，压板投退符合要求。
5.15所有待启动（复电）设备的所有保护投入正常运行。5.16.断开励磁变高压侧与发电机的连接线，从6kV工作ⅡB段6号柜临时电源开关上接6kV电缆至励磁变压器高压侧，电缆载面大于ZR-YJV22-6（3X120）以上。电缆高压试验合格，6号柜内的保护装置投入运行，定值按照整定书要求输入。5.17.检查6kVⅡA、6kVⅡB段上的工作电源进线开关621、623应在试验位置，#2脱硫及公用变低压转接开关605、6kV脱硫及公用B段工作电源进线开关606在试验位置。
6.启动前系统运行方式与设备状态
6.1 500kV兴金甲线在运行状态； 6.2 兴义电厂侧5201开关在冷备用状态；
6.3厂用电运行方式：6kVⅡA段、6kVⅡB段、6kV脱硫及公用B段由#01启备变供电；622、624、607、608在合闸状态，621、623、605、606在试验位置。
7.继电保护临时措施：
7.1 确认兴义电厂已按正式定值单投入所有待启动设备所有保护，投退好压板； 7.2 各项试验过程中＃2发变组设备的其他保护措施由指挥组确定，保证故障时可靠跳闸，确保＃2发变组设备以及系统的安全。
8.并网的运行方式
8.1 并网方式选择
#2发电机组用5021开关与500kV系统并网。
9.安全措施
9.1 参加试验的工作人员必须熟悉设备规范，试验项目及要求各自职责明确，避免发生人身及设备的安全事故。
9.2 试验时若发生异常情况，应立即停止试验，待分析处理完毕后方可继续进行试验。9.3 启动范围内的设备，均应悬挂警示牌，在发电机、6kV小室、发电机小室设专人看守，非试验人员不得入内。
9.4 试验前必须对所有参加试运的设备逐一检查。
9.5 试验前必须仔细检查CT、PT一次末屏接地情况，发电机中性点地刀、主变中性点地刀、PT、CT二次回路。
9.6 在CT二次回路上带电工作时严防开路，在PT二次回路上带电工作时严防短路。9.7 试验引线的绝缘必须良好，严防短路。9.8整个试验中机组水冷系统必须投入。
9.9空载试验时发变组保护投退情况见附件保护压板投退表，高压厂变、脱硫及公用变保护按正常方式投入。
9.10发电机组空载试验过程中，必须解除发变组保护关主汽门出口压板。
9.11运行人员对此次试验进行技术交底完毕。试运过程中要加强设备的巡视、检查工作。试运中要作好事故预想（特别是关于启动电源），以保证设备安全。
10.启动调试内容及步骤
10.1测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗。10.1.1试验目的
检查发电机在升速过程中有无不稳定的匝间短路现象，并将转子绕组交流阻抗的测试数据与机组初次投运时测试原始数据进行比较。10.1.2试验前系统运行方式
试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源。确认502117地刀在合位，并断开其控制电源。10.1.3试验注意事项
1)试验电压的峰值不应超过额定励磁电压。2)试验时励磁回路中的灭磁开关应断开。
3)试验时如发现转速升高后，交流阻抗突然减小很多，要查明原因，及时汇报。10.1.4试验要求
试验时应在汽机启动曲线上要求稳定停留的转速下进行交流阻抗膛内试验，其中额定转速下交流阻抗的测取，应在超速试验前、后各作一次。超速试验结束后，发电机停下，恢复发电机转子正负滑环与励磁一次回路的连接板，准备进行下一步试验。10.2发电机—变压器组空载试验 10.2.1 试验目的
检查一次设备的绝缘情况；检查电压回路，录制发变组空载特性。10.2.2试验前系统运行方式
试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。确认502117地刀在分位并断开其控制电源。10.2.3 注意事项
1)发电机转速保持在（3000±5）r/min 2)试验采用发电机、主变压器和高压厂用变、脱硫变同时升压的方法进行，试验中要对发电机、主变压器、高压厂用变、脱硫变以及500kV开关站设专人监视。一旦有异常立即停止升压。3)发变组保护按空载方式投入。检查并投入发电机端PT的一、二次保险或空开；高厂变、脱硫及公用变低压侧进线PT的一、二次保险或空开；500kV线路PT电压端子箱中的PT二次保险或空开。
4)升压前将发电机过压保护的整定值设为110V、0秒，升压过程中发电机机端电压不能超过22000V（1.1倍额定电压）、主变高压侧电压不能超过550kV。
5)在整个试验过程中，监盘人员必须严密监视盘表的变化，若有紧急情况，应立即灭磁，同时报告指挥人员。10.2.4 试验前准备工作
1)保护人员和励磁调节器厂家人员设置好励磁调节器做空载试验的参数。2)将发电机出口PT：TV1、TV2、TV3送至工作位置，合上发电机PT端子箱内的所有电压空开。
3)拆除#2机励磁变高压侧线缆，从 6kV备用开关柜放一颗临时电缆至#2机励磁变高压侧并接好线缆；
4)按照新整定励磁变临时定值输入6kV备用开关综合保护装置，传动试验正常。二次班将该备用开关分合闸按钮接至6kVII段进门处。10.2.5试验步骤
1）运行人员合上6kV临时电源开关，在励磁小室就地合上FMK灭磁开关。2）试验人员就地手动缓慢升压，录制发电机空载特性试验数据。
3）进行发变组空载特性上升和下降过程的测试，录取发电机端电压、励磁电流和励磁电压，监视标准表及其它监控系统上的读数。发电机机端电压最高点为1.0倍额定电压，坚持5分钟。
4）空载特性试验完成后，进行发电机灭磁时间常数测试试验。在空载额定电压下测录励磁回路的灭磁时间常数、以及自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。
5）试验完毕后减磁至最低位置，断开FMK开关，断开6kV临时电源开关及其操作电源，作好相应的安全措施，恢复#2机励磁变高压侧连接电缆。10.3发电机在空载时励磁调节器试验 10.3.1试验目的
由于自动励磁调节器为闭环控制系统，而其静态试验只能模拟开环情况，对于各项动态性能指标则无法确定，为此需要在发电机空载情况下，通过各种闭环方式下的试验判定装置全面性能的好坏，调整装置的各项设置参数，使其各项动态调节品质达到国标的要求；测录发电机定子开路的灭磁时间常数和自动灭磁开关分闸后发电机定子残压。
10.3.2试验前系统运行方式
试验前确认5021开关、50216刀闸在分位，并断开其控制电源，所有临时接地线全部拆除。确认502117地刀在分位，并断开其控制电源。10.3.3试验注意事项
① 试验中励磁系统各部分(调节器、整流装置及集控室仪表盘)都必须有人密切监视，如有异常应立即汇报试验负责人并及时处理，必要时应立即中止试验，待查明原因后再进行。
② 试验结束后拆除测量仪表及仪器应小心，不得造成误碰带电部位，二次线恢复必须正确无误。
③ 试验中严禁PT短路、CT开路，同时ＰＴ回路也不得开路，以免“断线检测”单元失灵导至发电机空载强励击穿绝缘。④ 发电机过压保护定值已改为110V、0s跳闸。10.3.4试验步骤
1)现场按照规程要求，由励磁厂家人员进行空载时励磁系统相关参数校核试验。2)试验结束后，恢复发电机过电压保护定值。10.4 5021开关假同期试验。10.4.1试验前系统运行方式
试验前确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位。10.4.2 试验时的注意事项
1)必须解除电气至DEH的并网信号，或在DEH中强置脱网信号，防止汽机超速。10.4.3 试验前的准备工作
1)热工专业工作人员在DCS上强置50216刀闸的合位信号。
2)运行人员在#2发变组测控装置上将“NCS控制/DCS控制”转换开关扭至“DCS控制”。10.4.4试验内容
1)运行人员在DCS上用“单步”并网程序进行5021假并列合闸试验。检查同期装置及同期合闸回路的正确性，试验结束汇报调度。2)运行人员在DCS手动拉开5021开关。
3)试验结束热工专业工作人员解除DEH中强置的脱网信号，解除在DCS上强置的50216刀闸的合位信号。10.5 ＃2发电机同期并网及带负荷检查主变高压侧CT极性。10.5.1 试验时的注意事项
1)发电机转速保持在（3000±5）r/min。2)检查电气至DEH的并网信号已恢复。
3)发电机并网前控制发电机机端电压比系统电压略高、发电机频率比系统频率略高，保证机组并网后略带有功和无功。10.5.2 试验前的准备工作
1)检查除发变组保护C柜的“5021联跳发变组”保护之外的所有保护已投入，投入2发变组保护A、B、C柜上所有出口压板。“5021联跳发变组”保护在机组并网后再投入。
2）检查确认5021开关、50216刀闸、502117地刀在分位，621、623、605、606开关在试验位置，并在分位状态。10.5.3 试验内容 1)合上50216刀闸。
2)用同期装置将5021开关将#2机按照正常并网步骤并网。
3)根据现场发电机带负荷情况，缓慢升负荷，当主变高压侧负荷达到220MW时，稳定负荷，电气二次班人员对#2主变高压侧A相套管CT二次电流进行核相。（此时二次电流约0.21A左右）
4)#2主变A相套管CT二次电流核相正常后，再往上升负荷。
#
附图1：#2机电气主接线
注：本次不做短路试验，附图中D1-D5短路点设置取消
第五篇：07火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲
火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲
[2005]57号 总 则
1.0.1 依据《建设工程质量管理条例》、《工程质量监督工作导则》和《电力建设工程质量监督规定》，为统一电力建设工程质量监督工作的程序、方法和内容，规范工程建设各责任主体和有关机构的质量行为，加强电力建设工程质量管理，保证工程质量，确保电网安全、保障人民生命、财产安全，保护环境，维护社会公共利益，充分发挥工程项目的经济利益和社会效益，制定火电、送变电工程11个阶段性质量监督检查典型大纲。
凡接入公用电网的电力建设工程项目，包括各类投资方式的新建、扩建或改建的火电建设工程，均应按上述相关典型大纲的规定进行质量监督检查。
1.0.2 《火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲》(以下简称本《大纲》)适用于各电力建设工程质量监督中心站(以下简称中心站)对火电建设工程机组整套启动试运后的工程质量进行监督检查。1.0.3 机组整套启动试运是机组按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(以下简称《启规》)和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(以下简称《调试验标》)规定的启动试运条件、调试工作内容和质量标准，完成空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运等三个阶段全部调试工作的全过程；是对机组相关的建筑、安装工程的设计、设备和施工质量的动态考核；也是对机组调整试验工作质量的考核。机组整套启动试运后的质量监督检查，是判定工程质量是否符合设计规定，符合国家和行业的相关标准，能否保证机组安全、可靠、稳定地移交生产的重要环节和手段。
1.0.4 质量监督检查以重点抽查的方法进行。检查工程建设各责任主体质量行为时，对火电工程各《大纲》中内容相同的条款一般只抽查一次。凡经检查符合规定、在后续工程中又未发生情况变化者，一般不再重复检查。
1.0.5 根据工程设计中采用新设备和新技术的具体情况，电力建设质量监督中心站(以下简称中心站)可结合工程的实际特点，补充编制其具体的监督检查细则，也可编制对本工程监督检查的《实施大纲》，保证监督检查的针对性和全面性。
1.0.6 对国外引进设备工程质量监检的技术标准，按供货技术合同约定执行；在合同中未作规定或规定不明确或国内、外技术标准有较大差异时，按由建设单位组织相关单位协商确定，并报主管部门批准的标准执行。
1.0.7 受社会监督的工程项目(4.3.1)由相关专业小组分别检查。质量监督检查的依据
下列文件中的条款通过本《大纲》的引用而成为本《大纲》的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本《大纲》，然而，鼓励根据本《大纲》达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本《大纲》。
① 工程建设各责任主体：指参与工程建设的建设勘察设计、施工、调试、监理及生产运行等单位。② 有关机构：指工程施工过程中参与试验、检测工作的各类试验室。
①
② 1
《建设工程质量管理条例》中华人民共和国国务院令[2000]第279号 电建质监[2005]52号 《电力建设工程质量监督规定》(暂行)建质[2003]162号 《工程质量监督工作导则》
建标[2000]219号 《工程建设标准强制性条文》(房屋建筑部分)建标[2000]241号 《工程建设标准强制性条文》(电力工程部分)GB 50300—2001 《建筑工程施工质量验收统一标准》 GB/T 50326—2001 《建设工程项目管理规范》 GB 50319—2000 《建设工程监理规范》
电建[1996]59号 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 国电电源[2002]896号 《电力建设工程施工技术管理导则》 建质[1996]40号 《火电工程启动调试工作规定》 建质[1996]40号 《汽轮机甩负荷试验导则》
建质[1996]40号 《火电机组热工自动投入率统计方法》 劳部发[1996]276号 《蒸汽锅炉安全技术监察规程》 劳锅字[1990]8号 《压力容器安全技术监察规程》 DL 647—2004 《电站锅炉压力容器检验规程》 DL 612—1996 《电力工业锅炉压力容器监察规程》 DL/T 889—2004 《电力基本建设热力设备化学监督导则》 GB 50150—1991 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 《电力建设施工及验收技术规范》系列文件 《火电施工质量检验及评定标准》系列文件 DL/T 5072—1997《火力发电厂保温油漆设计规程》 DL/T 793—2001《发电设备可靠性评价规程》 DL/T 904—2004《火力发电厂技术经济指标计算方法》 电建[1995]543号《电力建设文明施工规定及考核办法》
有关国家、地方和电力行业标准，制造厂标准、本工程全部有效设计图纸和技术文件、工程内部相关技术协议等质量监督检查应具备的条件
3.0.1 按设计规定的内容和技术标准，全部建筑、安装施工项目已完成，已经验收、签证完毕。3.0.2 机组按《启规》和《火电工程启动调试工作规定》(以下简称《调试规定》)的程序和项目，完成了全部调整试NT作；已按《调试验标》检查验收、签证完毕；已由试运总指挥报经启动委员会同意后，宣布机组满负荷试运工作结束；建设单位已向生产单位提交机组启动验收报告。
3.0.3 机组分部试运阶段和整套启动试运阶段的各项调试计划，试运措施、方案、调试报告和验收签证整理完毕，并完整、齐全、规范。调整试运、消缺维护和工程监理等工作记录、管理台账已收集齐全、基本整理完毕。移交生产的施工技术文件、资料已基本整理完毕或已移交。
3.0.4 按本《大纲》规定的检查内容、步骤和方法，工程质量监督站已组织各责任主体进行了予监检，对检查中发现的质量问题已整改完毕。
3.0.5 机组按设计规定的技术条件，正处于额定工况或大负荷工况下正常运行。监督检查的内容和要求
4.1 对工程建设各责任主体质量行为的监督检查 4.1.1 对建设单位质量行为的监督检查：
4.1.1.1 认真贯彻执行《启规》的各项规定，全面协助和配合试运指挥部作好机组启动试运全过程的组织管理工作。未因其工作不到位或失误而造成质量、安全事故或延误调试进度等问题。
4.1.1.2 机组启动试运工作中，指挥部下设的各工作组的人员充实、分工明确、责任落实、工作到位，未发生因其工作配合不协调或失误而延误调试工作进度等问题。
4.1.1.3 因故尚待消除的缺陷和需完善项目的工作计划已安排并落实。对于暂时不具备处理条件，且不影响机组安全运行的项目，已报试运指挥部对其处理方案、负责单位和完成时间审查完毕，同意延期完成。4.1.1.4 会同试运指导部的验收检查组，主持各类施工、调试和设备技术资料的移交工作。移交资料的内容、要求和时间安排已确定。移交工作符合《启规》和《调试验标》的规定。对于特殊情况已作出具体的安排。
4.1.1.5 督促、检查监理单位对机组已完成的施工和调试项目质量验收、签证完毕。
4.1.1.6 对未完的调试项目和机组性能试验的工作计划已制定，其相关的准备工作已基本落实。4.1.1.7 主持工程建设各责任主体进行机组建设质量总评，《调试验标》中“机组建设质量总评表”验填准确、规范。
4.1.1.8 对与机组移交生产有关电网调度事宜、与地方政府相关部门主管的外部条件事宜均已落实，能保证机组顺利投产。
4.1.2 对勘察设计单位质量行为的监督检查：
4.1.2.1 工程建设中形成的全部设计变更等文件，已归类、分析、统计完毕，其分析、统计表已绘制完成。已确定的待完善项目的方案已制定或已提出项目清单和设计工作计划。4.1.2.2 工程竣工图卷册目录已编制完成，出版移交计划已制定。4.1.3 对监理单位质量行为的监督检查：
4.1.3.1 配合机组整套启动试运的各专业人员充实，分工和职责明确、工作到位，在试运过程中，有效地发挥监理作用。
4.1.3.2 全部施工、调试项目质量检查验收已完毕，签证规范，验签单位齐全。4.1.3.3 对调试项目进行全过程的监理，保证调试质量。
4.1.3.4 对施工单位的消缺工作进行全过程的监理，并检查验收完毕。
4.1.3.5 整套启动试运的监理日志、重要消缺项目的旁站记录、会议纪要和质量问题台账等技术文件和资料完整、齐全，书写清晰，且规范。
4.1.3.6 督促、检查施工和调试单位，在施工或调试过程中形成的各类技术文件、资料均完整、齐全、准确、规范。
4.1.4 对施工单位质量行为的监督检查：
4.1.4.1 配合机组整套启动试运的组织机构人员充实，分工和职责明确，工作到位。试运过程中未发生因消缺维护工作不到位，而引发的的安全、质量问题。
4.1.4.2 因故尚未消除的缺陷和需要完善的项目工作计划已经落实，对暂时不具备施工条件，并且不影响机组安全运行的项目，其技术方案、时间安排已报试运指挥部审定。
4.1.4.3 整套启动试运的工作日志、消缺记录完整、清晰、真实、规范。重大消缺项目已经验收、签证。4.1.4.4 整套启动试运期间形成的设计变更、技术洽商、会议纪要以及其他类型的技术文件、资料完整、齐全。
4.1.4.5 按规定移交生产单位的技术文件、资料和备品、备件以及专用工具，已随机组移交或已形成移交清册，并确定移交时间。
4.1.4.6 中心站在工程各阶段性监督检查时提出的整改项目，已全部处理完毕，其检查验收或认定手续完备，管理闭环。整改项目汇总清册完整、清晰、规范。4.1.5 对调试单位质量行为的监督检查：
4.1.5.1 机组整套启动试运各专业组的分工明确、工作到位，人员配备满足调试工作需要。未发生因调试指挥不当而造成的设备或人身安全事故。
4.1.5.2 机组整套启动试运中，空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运三个阶段调试的范围、程序、项目和调试前具备的条件均符合《启规》和《调试验标》以及《调试规定》的要求，并符合本工程设计的实际情况。
4.1.5.3 各项调整试验严格按批准的方案和措施执行。调试结果符合设计和设备制造厂以及《调试验标》的规定(国外引进设备的质量标准按本《大纲》1.0 6条执行)。
4.1.5.4 机组整套启动试运中，按《调试验标》规定的阶段、专业和项目全部验收、签证完毕。验收签证填写准确、规范。
4.1.5.5 机组整套启动试运各阶段中，按《调试验标》和本《大纲》规定的项目所采集的主要参数和技术经济指标以及机组整套启动试运记录完整、齐全、真实、准确。采集和统计方法符合《调试验标》和《启规》及《火力发电厂技术经济指标计算方法》等规定。
4.1.5.6 分系统调试和机组整套启动试运各阶段的调试报告已编制完成。
4.1.5.7 调试报告的基本内容完整、规范。编写层次清晰、语言规范。准确叙述项目的调试内容、过程、出现的问题和处理的结果以及调试的实际效果与质量评定结论，对尚存问题和处理建议的说明准确，为机组安全运行和技术改进提供可靠的依据。4.1.6 对生产单位质量行为的监督检查：
4.1.6.1 整套启动试运中未发生因运行操作原因造成的设备或人身安全问题。
4.1.6.2 生产管理、运行操作和检修维护的组织机构已就序，并正常运转，具备接收机组进行生产管理的能力。
4.1.6.3 各类试验室的人员、管理制度和设备管理的准备工作均已就序，具备开展相关试验和技术监督工作的条件。
4.1.6.4 各类生产运行用物料的采购供应和必需的储备数量正常。各类备品、备件、专用仪器和工、器具已经齐备。
4.1.6.5 技术档案室的人员到位，管理制度和设备齐备，环境条件符合规定要求，已正常开展工作。4.1.6.6 设备和阀门的命名和编号、管道色环和介质流向等标识已经完善，符合《火力发电厂保温油漆设计规程》规定。
4.1.6.7 全厂的劳动安全、职业健康和环境保护等方面的生产运行条件满足国家和电力行业相关规定的标准。
4.2 对技术文件和资料的监督检查
4.2.1 施工设计图纸、制造厂家技术文件、资料、设计变更、技术洽商和竣工图或竣工图目录清单及其提交计划。
4.2.2 机组整套启动试运调试方案和技术措施。调试工作记录和调试技术总结。4.2.3 机组整套启动试运过程记录表。
4.2.4 通过DCS打印的(包括主要参数)机组满负荷试运阶段的实际负荷曲线。4.2.5 机组满负荷试运阶段设备和工艺系统投运情况一览表。
4.2.6 机组满负荷试运阶段主要参数和主要技术经济指标统计一览表。
4.2.7 机组满负荷试运阶段，保护系统、程控系统和监测仪表投运情况一览表及其投入率统计结果。4.2.8 机组整套启动试运阶段自动调节系统投运情况一览表。开关量、模拟量清单，精度校验统计表，通道校验结果。
4.2.9 机组整套启动试运阶段各类保护系统动作和拒动、误动的统计和原因分析结果一览表。4.2.10 按《启规》和《调试验标》规定，对机组分系统和整套启动试运以阶段、专业和分项划分的调整试运质量检验评定统计表。
4.2.11 《调试验标》规定的建筑、安装静态质量评定汇总表、工程安全文明生产检查评分表、机组整套试运综合质量指标考核和机组建设质量总评表。
4.2.12 机组整套启动试运阶段主机和汽动给水泵及主(备)变压器等的各种油质、发电机内冷水质、机组汽水品质、煤质分析和化学监督技术记录及分析报告。
4.2.13 机组整套启动试运阶段暴露的各类主要缺陷和处理情况一览表、重大质量问题的原因分析和处理结果报告及会议记录或纪要等文件。
4.2.14 施工和调试未完项目清单以及完成计划。
4.2.15 中心站在各阶段质量监督检查中，提出的整改项目的处理结果汇总表。4.2.16 地方消防主管部门对全厂消防系统核发的同意使用书面文件。
4.3 对工程实体质量的监督检查
4.3.1 受社会监督的工程项目(由相关专业组分别检查)：
4.3.1.1 按设计范围和规定的技术条件全厂消防系统(消防水、泡沫灭火、烟雾报警和自动灭火)已全部施工、调试完毕，经地方消防主管部门检查合格，正常投用。消防器材按规定品种和数量摆放正确。4.3.1.2 电除尘设备及其控制系统投运正常。烟气排放符合国家或地方政府规定的环境保护标准。干除灰设备及控制系统投运正常、无泄漏，符合设计规定。
4.3.1.3 同期建设的机组烟气脱硫和脱氮系统，已按设计规定全部施工完毕。分部试运和系统冷态调整试运工作已经完毕，具备通烟气进行热态调整试运的条件。
4.3.1.4 烟气在线监测系统的监测仪表和设备按设计配置齐全、状态完好，监测系统投运正常。4.3.1.5 按设计范围，工业废水、生活污水和生活饮用水等处理系统已经调试合格，并正常投运，水质符合设计规定和国家标准。
4.3.1.6 厂内各部生产运行区域和厂界的噪声符合国家环境保护标准。4.3.2 土建工程和运行环境：
4.3.2.1 机组各建(构)筑物符合设计规定。其结构安全和使用功能满足设备及其工艺系统运行操作和维护检修的需要。
4.3.2.2 全厂基准坐标点和水准点完好无损，保护可靠。大型建(构)筑物和重要混凝土基础沉降观测计划明确，观测记录和其曲线真实、规范，并按计划连续观测。绝对沉降量和不均匀沉降量不超过设计值或相关技术标准。
4.3.2.3 各主、辅厂房屋面无渗漏。地下室和各类沟、坑底面无渗漏和积水。全厂排水管、沟完好、通畅。
4.3.2.4 建筑物内、外墙面、地面和楼梯踏步面层无裂纹或破损。梁柱和各类混凝土基础的棱角顺直无磕棱碰角。门窗密封性能完好、配件无缺损、开关灵活。
4.3.2.5 各类沟道盖板齐全、顺直，放置平稳无跷动，其室外部分应密封良好，不渗水。4.3.2.6 厂区道路畅通、平整无裂纹、无积水，坡度符合设计规定。路牙顺畅无破损。4.3.2.7 机组各建筑物的内、外装修面均应清洁无二次污染，成品保护良好。4.3.2.8 水工系统的取水、过滤、沉砂功能正常，满足机组在设计工况下运行的需要。
4.3.2.9 冷却水塔筒壁、压力管涵和沟道接口无渗漏。冷却塔淋水正常、无水溜。贮灰坝体无沉降、变形和开裂。
4.3.2.10 各主、辅厂房内运行环境良好，无施工痕迹，无生产垃圾。各运行层面清洁、整齐，无积水、无油迹。设备和管道系统油漆完好、表面清洁、色调明快、物见本色。采暖、通风良好、照明充分无死色，符合设计规定、满足安全的要求。各处环境噪声符合劳动保护和职业健康的标准。
4.3.2.11 各类设备、阀门的命名、编号、挂牌正确、齐全、统一、规范。管道的油漆、色环、介质流向等标识符合《火力发电厂保温油漆设计规程》。各类标识的位置醒目、易见。
4.3.2.12 厂区环境整洁，无施工痕迹、无生产垃圾，照明良好，绿化效果良好、环境美观。4.3.3 锅炉专业：
4.3.3.1 锅炉能按设计程序和规定曲线启动和停运，且平稳、正常。
4.3.3.2 在机组额定工况下，锅炉蒸发量和蒸汽参数符合设计值。锅炉负荷适应能力强，在机组变工况条件下，能稳定运行，各受热面金属和其进出口烟气温度及左右偏差值均符合设计规定。4.3.3.3 直流锅炉蒸发受热面的水动力工况正常，符合设计规定。能保证锅炉稳定运行。
4.3.3.4 各受热面和承压部件无泄漏或爆管。如曾发生泄漏或爆管，已查明原因，妥善处理，消除后患。4.3.3.5 锅炉各部膨胀均匀、正常，无受阻现象。膨胀记录真实、准确。4.3.3.6 各受热面吊挂装置工作状态正常，符合制造厂规定。4.3.3.7 炉墙无显著晃动、尾部受热面无显著振动。
4.3.3.8 吹灰系统投运正常，程控功能符合设计规定，吹灰器伸、缩自如，无卡涩，其蒸汽管道压力稳定、无渗漏。
4.3.3.9 炉顶、炉墙密封性能良好无泄漏，保温性能符合设计规定，炉顶罩壳和炉墙护板表面温度符合规定标准。
4.3.3.10 燃油系统工作正常，设备和管道系统无渗漏。供油量、油压、加热温度符合设计规定。油枪雾化良好。点火系统功能可靠，动作灵活，工作正常。
4.3.3.11 输煤系统各卸煤、输煤设备运行正常。其除尘、冲洗设备投运正常、效果良好，光照充分，总体运行环境良好。
4.3.3.12 原煤仓、煤粉仓无堵塞，煤位或粉位表计指示准确。断煤信号动作可靠。煤闸板开、关灵活。粉仓下粉锁气器动作灵活。灭火系统正常投入使用。防爆门完好。抽气管、木屑分离器、给煤机等装置和设备投运正常。
4.3.3.13 除灰、除渣设备及其工艺系统设备完好，运转正常。无漏灰、漏水等现象。
4.3.3.14 各类炉外管道系统严密无渗漏，且膨胀自如无阻。支吊架工作状态符合设计规定。保温罩壳完好无损，其表面温度符合设计或规定标准。
4.3.3.15 附属机械和辅助设备及其工艺系统按设计范围和规定程序，全部投入满负荷试运行，运行平稳、正常，系统无渗漏，其运行参数、调节性能均满足锅炉额定或变工况运行的要求。转动机械的轴承振动、温度和噪声等主要控制指标符合设计和《验评标准》规定。轴端的密封及其冷却效果良好，设备的就地表计等附件齐全、完好。
4.3.3.16 电除尘器各电场全部投运，并工作正常。振打装置按设计程序工作正常，效果良好。各灰斗落灰顺畅无积灰。其加热装置正常投入，效果满足设计要求。电除尘器壳体膨胀自由不受阻，其保温及铁皮罩壳完整无损，保温效果符合设计和《调试验标》规定。各层步道、梯子、栏杆完好、通畅，无杂物，照明齐全、完好。
4.3.3.17 各类压力容器、热力设备工作正常、无渗漏，膨胀不受阻。保温罩壳完好，表面温度符合设计和《调试验标》规定。
4.3.3.18 烟、风、煤等管道运行正常，无渗漏、无振动、膨胀自如。保温表面温度符合设计和《验评标准》规定。支吊架安装正确，其工作状态符合设计规定。
4.3.3.19 锅炉钢架沉降观测点保护完好，钢架沉降无异常。观测文件、资料齐全、完整、规范。观测单位和人员具有相应资质和资格。
4.3.3.20 机组整套启试运前质监检查提出的整改项目已处理完毕，已经验收、签证规范。4.3.4 汽机专业：
4.3.4.1 汽轮发电机组能按设计程序和规定曲线启动和停机。汽轮发电机组负荷适应能力强，在各种工况下，均能平稳、正常运行。其热膨胀、轴振、轴瓦温度、凝汽器或直接空冷式汽轮机排汽装的真空、抽汽参数等主要控制指标均符合设计规定。主油泵切换时各部油压正常。
4.3.4.2 机组在额定工况下，各项主要运行参数、技术指标均符合设计及铭牌规定。汽机全部检测和保护装置投用正常。
4.3.4.3 汽轮机在额定工况下，各部金属温度正常，符合规定标准。两侧主蒸汽、再热蒸汽进汽温度偏差值符合规定。旁路系统按要求能正常投入，其调节和保护功能符合设计规定。
4.3.4.4 整套启动试运期间，经翻瓦检抽查，各轴颈、推力盘和乌金以及发电机密封瓦均光洁无损伤。顶轴系统和盘车装置的投、退和运行正常。
4.3.4.5 汽轮机快速冷却系统和防进水装置投用正常。
4.3.4.6 汽轮机调节油、轴承润滑油和发电机密封油的压力、温度符合设计规定，其压力调节装置的调节功能可靠、准确。油质的各项技术指标符合《验收规范》和《调试验标》的规定。
4.3.4.7 发电机定子的氢气和内冷水的工作压力以及物理、化学性质指标均符合设计和《调试验标》的规定。
4.3.4.8 附属机械及其工艺系统按设计范围和规定技术条件，全部投人满负荷试运行，且运行平稳、正常。其运行参数，调节性能均满足主机额定或变工况运行的要求。设备和系统严密无渗漏。轴承的振动、温度和运行噪声等主要控制指标符合设计和《调试验标》规定。轴端密封效果良好，温度正常。轴承油位正常，油挡无渗油。设备的就地表计等附件齐全、完好。
4.3.4.9 辅助设备及其工艺系统，按设计范围和规定技术条件，全部投入满负荷试运行。运行平稳、无晃动，内、外均无渗漏，运行参数符合规定，能适应主机额定或变工况运行的要求。液位、安全门、就地仪表等附件齐全、完好，且工作正常。
4.3.4.10 各类管道系统均严密无渗漏、膨胀自由无受阻现象。支吊架布设合理，其工作状态符合设计要求。各种阀门无内漏、开关灵活、位置指示正确。各种滤网材质正确、完好无破损，其前后差压正常。4.3.4.11 机组已按《汽轮机甩负荷试验导则》规定完成甩50％和甩100％负荷试验，试验结果符合设计规定，并已出具正式报告。
4.3.4.12 各类热力设备和管道、保温罩壳完好，表面温度符合设计和《调试验标》规定。4.3.4.13 机组整套启动试运前质监检查提出的整改项目，已处理完毕，已经验收、签证完毕。4.3.5 电气专业：
4.3.5.1 电气系统的各项试验按电气专业机组整套启动试验措施的内容、要求已全部完成。试验结果符合《电气设备交接试验标准》以及厂家技术标准的规定。调试报告完整、齐全、规范，结论明确。4.3.5.2 机组首次启动，在不同转速下发电机转子线圈的动态测量值：线圈绝缘电阻、交流阻抗、功率损耗以及轴电压等无明显变化。
4.3.5.3 发电机空载下励磁系统调试，发电机励磁系统带负荷试验已完成，励磁系统的各项功能、参数、工作稳定性符合设计要求和设备制造厂家规定。
4.3.5.4 发电机短路特性、空载特性等试验结果符合厂家的规定。
4.3.5.5 发电机(或发变组)启动试运过程中，对电流、电压二次测量和保护回路的定值和向量等进行了全面检查，结果正确，记录完整、清晰。
4.3.5.6 发电机同期系统定相并网试验成功，波形记录清晰；有关电网安全的保护、自动装置已按电网管理、调度部门的要求完成试验。
4.3.5.7 发电机运行参数正常，有功、无功出力达到设计规定值；铁芯、线圈、冷却介质温度在正常范围内。
4.3.5.8 发电机出线无过热现象。漏氢检测装置在正常投运状态。封闭母线箱体密封良好，微正压装运行正常。
4.3.5.9 变压器投运正常，无渗油、超温和异响情况；绝缘油按期进行的监督试验，结果合格。
4.3.5.10 继电保护和自动装置按设计套数全部投入，无误动和拒动现象；定值清单和统计一览表齐全、规范。
4.3.5.11 电气测量指示(仪表指示和DCS系统显示)准确、一致。
4.3.5.12 厂用电快切装置功能正常，厂用电工作电源和备用电源的手动切换试验和模拟事故切换试验(空负荷、带负荷不同条件下)动作正确，波形记录清晰。
4.3.5.13 主要电动机运转平稳，出力达到设计值；电流不超限，铁芯、轴承温度和振动在正常范围内。4.3.5.14 直流系统，保安电源系统，UPS装置工作正常；全厂照明、通信系统投用正常。4.3.5.15 电除尘器升压、振打、加热等电气设备和控制系统投用正常。4.3.5.16 各部电缆的防火设施完善。运行环境清洁、无积水。
4.3.5.17 按《调试验标》完成全部电气系统调试项目的质量验收、签证，并齐全、规范。4.3.5.18 整套启动试运前质量监督检查提出的整改问题已处理完成，已经验收、签证规范。4.3.6 热控专业：
4.3.6.1 不停电电源(UPS)供电可靠。仪控压缩空气压力和供气品质符合设计和相关规程规定。全厂热工设备的接地符合设计和规程规定。
4.3.6.2 分散控制系统(DCS)投运正常、功能完善、可靠。打印机、拷贝机、操作员站和工程师站均正常运行，且无死机现象。
4.3.6.3 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)投运正常、功能完善、可靠。主控室内设置的火焰监视工业电视可视效果良好。
4.3.6.4 计算机数据采集系统(DAS)投运正常。CRT图像显示正确，画面清晰。各类运行参数、控制指标的数据和其精度符合设计规定，满足机组稳定运行的要求。
4.3.6.5 热控自动调节系统(MCS)包括基地式调节系统的投入率及其调节品质符合设计和《调试验标》的规定。
4.3.6.6 汽轮机数字电液调节系统(DEH)和汽动给水泵汽轮机数字电液调节系统(MEH)均运行正常、功能完善、可靠，符合设计规定。
4.3.6.7 顺序控制系统(SCS)全部投运，功能正常、可靠。附属机械、辅助设备的联锁保护全部投运，功能正常、可靠。
4.3.6.8 事故顺序记录仪(SOE)功能齐全、正常、投运可靠。
4.3.6.9 程控系统全部正常投运。其系统的步序、逻辑关系、运行时间和输出状态均符合设计规定，并符合工艺过程的要求。
4.3.6.10 各类保护装置按设计规定全部投入运行。保护逻辑符合设计规定，满足机组安全、稳定运行的要求，并具备在线试验的功能。机组整套试运行期间，主要保护无拒动或误动。
4.3.6.11 全厂各类仪表、变送器、传感器及其一次元件按设计规定的型式、规格和精度装设齐全，并全部投入运行，并指示准确、清晰。其计量检查标识齐全、粘贴位置正确，且均在检定有效期内。
4.3.6.12 全厂就地热控装置和设备全部投运、功能正常、可靠。控制箱、接线盒内部清洁、封闭良好，挂牌统一、规范。执行机构动作准确、可靠。
4.3.6.13 全厂热工信号系统完善，符合设计和机组安全运行的需要。报警信号在CRT或光字牌上的显示准确、清晰。
4.3.6.14 高、低压旁路控制系统的自动和保护装置功能正常；高、低旁路能按要求正确投入运行，其调节和保护功能正确、可靠。
4.3.6.15 主控制室和电子设备间的照明充分。室内温度、相对湿度以及噪声等环境控制指标符合相关规定。
4.3.6.16 整套启动试运前质监检查提出的整改项目，已处理完毕，已经验收、签证完毕。4.3.7 化学专业：
4.3.7.1 原水预处理工艺有足够的深度，满足反渗透等膜技术装置的要求，能保证锅炉补给水处理系统长期稳定运行。
4.3.7.2 反渗透系统运行正常，功率和脱盐率符合设计和厂家要求。4.3.7.3 除盐系统运行正常，功率和水质符合设计要求。4.3.7.4 锅炉补给水系统程控装置运行正常，符合设计要求。
4.3.7.5 凝结水精处理系统功率和水质符合设计要求，程控系统投运正常。4.3.7.6 汽水取样和加药系统完善，投运正常。
4.3.7.7 锅炉的给水水质，蒸汽品质，凝结水、炉水和疏水水质符合制造厂家或规程规定。4.3.7.8 发电机内冷却水水质(pH值、导电度、硬度)符合厂家要求和规程规定。
4.3.7.9 发电机氢冷系统的氢气纯度、湿度符合厂家要求，漏氢量符合《调试验标》规定。
4.3.7.10 循环水加氯装置及系统符合设计要求。循环水含氯量符合设计要求。循环水的阻垢、缓腐处理系统符合设计要求，运行正常，浓缩倍率达到设计要求。
4.3.7.11 化学在线监测仪表指示正确，记录清晰、完整。化学运行报表清楚、齐全、准确。
4.3.7.12 工业废水和生活污水及饮用水处理系统，调试合格，运行正常，功率和排水水质符合设计和国家标准。
4.3.7.13 化学试验室的化学监督和环境监测工作开展正常，符合规定。各项试验报告、记录完整、齐全、规范。质量监督检查的步骤和方法
5.1 检查步骤
5.1.1 鉴于电力建设工程的技术特点，质量监督检查以阶段性检查方式为主，结合不定期巡检并随机抽查、抽测的方式进行。阶段性工程质量监督检查按自查、预监检和正式监督检查三个步骤进行。5.1.2 自查：
由工程质量监督站督促工程建设各责任体，按本《大纲》规定的内容和要求对质量行为、《强制性条文》执行情况和工程实体质量及技术文件、资料进行自查，对发现的问题认真整改，符合要求后，书面报告工程质监站，并申请预检。5.1.3 预监检：
由工程质监站负责，组织工程建设各责任体，按本《大纲》规定的内容和要求，对质量行为、《强制性条文》执行情况和工程实体质量及技术文件、资料进行全面检查。检查完毕对工程质量做出客观、公正、恰当的评价，对存在的问题进一步整改。整改完毕经监理单位确认，且形成管理闭环资料后，由工程质监站提前7天向中心站提出正式监督检查的书面申请。
工程建设各责任主体均应认真准备好关于工程建设管理和工程质量状况的书面汇报材料(汇报的主要内容见5 2 3条)。5.1.4 正式监检：
中心站接到工程质监站的质量监督检查申请后，应在不超过7天之内组织相关专业质监工程师组成监检组，按本《大纲》规定的内容和要求，对各方主体的质量行为、《强制性条文》执行情况和工程实体质量及技术文件、资料进行重点检查和随机抽查，并且核查预监检中提出的整改项目。
工程质监站和建设单位负责接受监检的组织工作，其他各责任主体必须全程认真配合检查。
5.2 检查方法
5.2.1 监督检查组可按本阶段工程所涉专业分专业小组，按本《大纲》规定的内容和要求，在受监单位的相关专业人员配合下，进行检查工作。
5.2.2 检查一般采取：大会听取汇报后，分专业小组以查阅资料、座谈询问、现场查看、抽查实测等方法进行。在专业小组检查的基础上，经监检组讨论评议，形成对本阶段工程质量的综合评价和检查结论，然后，以大会形式通报工程建设各责任主体。
5.2.3 工程建设各责任主体迎检汇报材料的编写，应结合本《大纲》的内容和要求，并力求简明、清晰、真实、准确地反映本单位在工程建设的组织管理、质量管理方面的工作情况；反映实体质量和成果以及存在问题和改进措施等方面的情况并认真填写附表1～附表8。汇报的主要内容一般为：
5.2.3.1 建设单位：工程概况，工程建设的组织管理，工程质量目标和质量管理措施，里程碑进度计划和实际进度控制，整套启动试运的组织管理，机组总体质量，移交生产所具备的条件，整套启动试运中发生的质量问题和处理结果，遗留问题和处理计划，经验教训和改进措施。
5.2.3.2 设计单位：工程设计概况和技术特点，设计指导思想和工作原则，设计质量控制措施，技术供应和工代现场服务，机组整套启动试运质量与设计规定符合性的评估，发生的重大设计变更，竣工图移交情况，遗留设计问题和处理计划，设计变更统计和原因分析及改进措施。
5.2.3.3 施工单位：施工承包范围和主要工程量，质量管理体系及其运行效果，施工质量目标，质量管理工作和质量控制效果，工程实体质量，实际施工进度，整套启动试运的组织管理和维护消缺，发生的质量问题和处理结果，遗留问题和处理计划，经验教训和改进措施。
5.2.3.4 调试单位：调试工作范围和主戛调试项目，调试工作指导思想和工作原则，质量目标和控制措施，领导组织和人员配备，机组整套启动试运质量、主要参数和技术经济指标统计，调试技术文件编制和出版，发生的质量问题和处理结果，遗留问题和处理计划，经验教训和改进措施。
5.2.3.5 监理单位：监理工作范围，工作指导思想和工作原则，组织机构设置和人员配备，对工程质量目标的响应，监理工作的组织管理，对施工质量和调整试验质量的控管，整套启动试运质量验评结果统计，对工程质量的评估，发生的质量问题和处理结果，遗留问题和处理计划，经验教训和改进措施。5.2.3.6 生产单位：机组整套启动试运情况及其生产管理，对机组移交生产的人员组织、生产技术管理和物质保证等方面所具备的条件，发生的质量问题和处理结果，遗留问题和处理意见，经验教训和改进措施。
5.2.3.7 工程质监站：预监检情况汇报。检 查 评 价
6.0.1 各监检专业小组检查结束，经组内评议，对本专业的工程质量提出评价意见和整改要求以及改进工作的建议。同时，形成书面资料。
6.0.2 经监检组评议后，对本阶段工程建设质量行为、《强制性条文》执行情况和实体质量及技术文件、资料作出综合评价和检查结论。
6.0.3 以大会形式通报各专业小组的质量评价意见和整改要求以及改进工作建议。监检组通报综合评价及检查结论。
6.0.4 对检查结论满足本《大纲》要求者，可颁发本阶段工程《质量监督检查结论签证书》。会后，质监中心站出具正式质量监督检查报告。主送本阶段工程质量监督检查的相关受检单位和其主管部门。抄送电力建设工程质量监督总站和地方政府委托监督工作的主管部门。
6.0.5 由建设单位负责组织完成监检组提出的整改要求，由监理单位正式检查验收后，经工程质监站确认并书面报送质监中心站备案。
点击咨询 