调试技术规范(征求意见稿new1)

'中华人民共和国电力行业标准PDL/TXXX－2010火力发电建设工程机组调试技术规范Theunitcommissioningtechnicalcodeforfossilpowerconstructionproject（征求意见稿）2010-XX-XX发布2010-XX-XX实施中华人民共和国国家能源局发布 目次前言………………………………………………………………………………………………11适用范围………………………………………………………………………………………………22规范性引用文件…………………………………………………………………………………33术语和定义………………………………………………………………………………………44总则………………………………………………………………………………………………55机组调试工作的任务和职责……………………………………………………………………66机组调试工作的基本原则和程序………………………………………………………………87汽轮机专业调试项目及技术要求………………………………………………………………138锅炉专业调试项目及技术要求…………………………………………………………………379电气专业调试项目及技术要求…………………………………………………………………5510热控专业调试项目及技术要求…………………………………………………………………6511化学专业调试项目及技术要求…………………………………………………………………72附录A（资料性附录）………………………………………………………………………………83附录B（资料性附录）………………………………………………………………………………86附录C（资料性附录）………………………………………………………………………………88附录D（资料性附录）………………………………………………………………………………90附录E（资料性附录）………………………………………………………………………………94附录F（资料性附录）………………………………………………………………………………95附录G（资料性附录）………………………………………………………………………………96附录H（资料性附录）………………………………………………………………………………97附录J（资料性附录）………………………………………………………………………………98附录K（资料性附录）………………………………………………………………………………101条文说明………………………………………………………………………………………………102103 前言原电力工业部建设协调司颁发的《火电工程启动调试工作规定》（1996年版），对加强火力发电建设工程的管理，统一和规范机组调试工作和调试收费，起到了积极作用，收到了良好的效果。随着电力体制的改革和电力技术的进步，原电力工业部建设协调司颁发的《火电工程启动调试工作规定》（1996年版）已经不能完全适应电力建设的形势和要求，根据国家能源局国能科技[2009]163号文《国家能源局关于下达2009年第一批能源领域行业标准制（修）订计划的通知》中第85项的安排和中国电力企业联合会标准化中心标准〔2009〕6号文《关于转发2009年行业标准计划电力行业部分的通知》的要求制定了本标准。本标准在起草过程中参照原电力工业部建设协调司颁发的《火电工程启动调试工作规定（1996年版）》，结合我国电力建设和发展的新形势及机组调试的成功经验，旨在规范火力发电建设工程机组的调试工作，提高机组的调试质量和移交水平，保证火力发电建设投资的效益。本标准中附录A、附录B、附录C、附录D、附录E、附录F、附录G、附录H、附录J、附录K、为资料性附录。本标准由中国电力企业联合会提出。本标准由电力行业火电建设标准化技术委员会归口并负责解释。本标准主要起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司。本标准参加起草单位：浙江省电力试验研究院、广东电网公司电力科学研究院、上海电力建设启动调整试验所、黑龙江省电力科学研究院、河南省电力建设调试院、甘肃省电力科学研究院、四川省电力工业调整试验所。本标准主要起草人：陈冀平、孙曰泰、毛永清、刘苗、鲁学农、李贺全、时道斌、赵之东、刘铭、司派友、许瑶、李庆、王丰、史扬、王劲松、陶雷果、顾红柏、钱麟、闫永生、魏强、商为、雷俊。本标准自实施之日起，原电力工业部建设协调司颁发的《火电工程启动调试工作规定（1996年版）》同时作废。103 1适用范围本标准规定了火力发电建设工程机组调试工作应承担的主要任务和职责、应遵循的基本原则和程序、应完成的工作范围、工作内容及其基本方法和技术要求。本标准适用于单机容量为300MW及以上的各类新建、扩建、改建的火力发电建设工程机组调试工作。103 2规范性引用文件下列文件的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注明日期的引用文件，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标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。GB2900.46电工名词术语汽轮机及其附属系统GB2900.48电工名词术语锅炉GB2900.49电工术语电力系统保护GB2900.50电工术语发电、输电及配电通用术语DL/T701火力发电厂热工自动化术语电力建设工程预算定额（调试工程）中国电力企业联合会DL/T-5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程DL/TXXXX-XXXX火力发电建设工程调试质量验收和评价规程DL408-1991电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）DL409-1991电业安全工作规程（电力线路部分）DL/TXXXX-XXXX火力发电建设工程机组甩负荷试验导则GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准DL/T889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则103 3术语和定义3.1在本标准中未列入的术语，均应符合GB2900.46、GB2900.48、GB2900.49、GB2900.50和DL/T701的规定。3.2火力发电（fossilpower）是指利用燃烧技术的发电，如：燃煤、燃油、燃气等。不包括“水力发电”、“风力发电”、“核能发电”、“太阳能发电”等。3.3建设工程（constructionproject）是指新建、扩建、改建的火力发电工程。3.4单机容量（capacityofonesetunit）是指单套（单元）机组发电容量的总和。3.5单体调试（componentorindividualdevicecalibrationorcheckout）是指元件、器件、部件、装置的调试。3.6单机试运（individualequipmenttrialrun）是指目的为检验该设备状态和性能是否满足其设计和制造要求的单台辅机的试运行。3.7分系统试运（systematizationcommissioning）是指目的为检验设备和系统是否满足设计要求的联合调整试运。3.8分部试运（trialruninformalpowersupplybeforwholepowerplantstartup）是指从机组厂用电受电后直至机组整套启动试运前这一阶段的试运工作，其包括单机试运和分系统试运。3.9整套启动试运（wholepowerplantcombinedtrialoperation）是指机组主、辅机及其系统全部联合投入运行，直至机组完成168小时连续满负荷运行的机组整套启动调整试运。3.10特殊项目调试（inconventionalcommissioningitems）是指相对于常规燃烧煤粉机组以外的其它类型的机组或新设备、新系统等新技术应用项目的调试。3.11机组并网安全性评价试验项目（thetestitemsforpowergridsafety）是指电网管理部门为了确保电网安全所要求的试验项目。3.12机组性能试验项目（performencetestitems）是指对机组或系统进行的考核性验收试验项目。103 103 4总则4.0.1火力发电建设工程的调试工作必须由具有相应调试能力资格的单位承担。4.0.2工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应确定承担调试的单位，并依据《电力建设工程预算定额》（调试工程）签订委托合同。《电力建设工程预算定额》（调试工程）中未包括的调试项目，合同双方协商确定调试费用。4.0.3工程建设单位宜委托调试单位参与初步设计审查、设备招投标等与工程建设有关的前期工作，以确保工程建设和调试工作的顺利进行。4.0.4多单位参与调试的工程，建设单位应明确一个主体调试单位。为了机组调试工作的顺利进行和机组安全稳定运行，主体调试单位应对调试进度进行总体安排和协调，并对结合部位的系统完整性、安全可靠性进行检查。4.0.5机组调试工作的组织协调和工程参建各单位的职责，应按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437-2009）执行。4.0.6机组调试工作中，调试单位应认真贯彻和执行“凡事有人负责，凡事有章可循，凡事有人监督，凡事有据可查”的工程建设工作基本原则，严格做好过程控制。4.0.7机组调试质量的验收和评价，应按照《火力发电建设工程调试质量验收和评价规程》（DL/TXXXX-2010）执行。4.0.8本规范调试范围为机组分系统调试、整套启动调试和特殊项目调试中的调试项目，不包括单体调试、特殊项目调试中属于机组并网安全性评价的试验项目、机组性能试验项目。4.0.9引进机组的调试工作，应按照建设单位与外方签订的供货合同执行。未写入合同的调试项目，应按照本规范执行。103 5机组调试工作的主要任务和职责5.0.1机组调试工作是火力发电建设工程中，全面检验主机及其配套系统的设计、设备选型、设备制造、安装施工，是否能保证机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的最后一道关键性程序，是一项多单位、多工种、多系统、多程序的技术性、协调性极强的复杂的系统工程。其主要任务和职责是：通过设备和系统的调整试运，发现和提出系统设计、设备选型、设备制造、安装施工中存在的问题，最终通过机组整套启动调整试运，使机组安全、可靠、经济、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益。5.0.2机组调试工作，应按照国家和行业现行的相关标准、规范、规程、规定、导则及设计和设备技术文件要求进行。5.0.3调试工作应在试运指挥部的领导下，依据相关标准、规范、规程、规定、导则、设计和设备的特点，严格按照已经审批的调试或试验措施，科学组织，合理安排，积极协调，精心实施，确保调试安全和质量。在此基础上，尽可能地缩短工程建设工期，降低机组试运消耗。5.0.4在工程设计阶段，建设单位宜安排调试单位参加工程设计审查、设备选型和评标等工程前期工作。调试单位在参加这些活动过程中，应对系统设计、设备选型、机组启动调试设施是否合理等，提出意见和建议。5.0.5在工程安装施工阶段，建设单位应提供给调试单位一套设计及设备制造厂家的图纸和资料、以及建设单位编制的工程一级网络计划、工程建设各种管理制度等相关文件，调试单位应依据这些图纸、资料和相关文件，完成调试大纲（见附录A）、调试计划、调试措施（见附录B）等各种调试文件的编写、审核、批准工作；做好各种传动验收表（见附表D.1～D.4）、调试条件检查表（见附表E.1）、调试仪器准备工作。并深入现场，熟悉设备和系统，对发现的问题以调试联络单（见附表F.1）的方式提出建议。5.0.6在分部试运阶段，调试单位应在试运指挥部分部试运组组长的组织领导下，参加分部试运组调度会，按照分部试运组的安排，参加单机试运条件检查、单机试运及验收，完成设备或系统联锁保护逻辑传动；负责分系统调试措施的技术及安全交底（见附表G.1），组织分系统试运条件检查，负责分系统试运技术指导和分系统试运记录（见附表H.1），填写分系统调试质量验收表，对试运中出现的问题提出解决方案或建议。5.0.7在整套启动试运阶段，调试单位应出任试运指挥部整套试运组组长，全面主持整套启动试运指挥工作，主持试运调度会，组织整套启动试运条件检查确认（见附表K.1），负责整套启动和各项试验前技术及安全交底，组织完成各项试验项目，全面检查试运机组各系统的完整性和合理性，参加试运值班，监督和指导运行操作，做好试运记录，对试运中的重大技术问题提出解决方案或建议，组织机组进入和结束连续满负荷试运条件检查确认（见附表K.2和附表K.3），填写机组整套启动试运调试质量验收表和机组调试质量评价表。5.0.8机组移交生产后，调试单位应在规定的时间内完成各项调试报告（见附录C103 ）的编写、审核、批准及印刷出版，按时移交调试应移交的存档资料，在生产单位的安排下，继续完成合同中未完成的调试或试验项目，进行调试质量回访。103 6机组调试工作的基本原则和程序6.1机组调试工作的基本原则6.1.1在试运指挥部的统一领导下，分部试运组组长和整套试运组组长在相对应阶段，全面组织和协调各专业组进行机组的分部试运和整套启动试运工作，各专业组组长对本专业的试运工作全面负责，重点做好本专业调试工作的组织及与其它专业的协调配合工作。6.1.2在调试现场，参建各单位参加试运的人员，在分部试运阶段或整套启动试运阶段，必须服从分部试运组组长或整套试运组组长的统一指挥。生产单位的运行操作人员，必须服从调试人员的指导。6.1.3调试期间必须严格执行调度纪律和生产管理规定，不得擅自作主进行并网或试验，要确保电网安全和生产机组安全。机组调试期间，与电网调度及生产机组的联系由生产单位负责，生产单位应按照调试计划和试运要求，提前向电网调度提出申请。6.1.4生产单位在试运机组值班的运行值长，在机组不同的试运阶段，相应接受各试运组试运负责人的指令，按照试运要求，安排和指挥本值运行人员进行操作和监视，要求运行操作人员必须有明确分工，各尽其责，认真监盘。如试运中发现异常，应及时向试运负责人汇报，并根据具体情况直接或在试运负责人的指导下，指挥运行人员进行处理。6.1.5在进行调试项目工作时，运行人员应遵照有关调试措施或按照专业调试人员的要求进行操作。在正常运行情况下，遵照运行规程进行操作。6.1.6在试运中发现故障，若暂不危及设备和人身安全，安装和运行人员均应向试运负责人汇报，不得擅自处理或中断运行；若发现危及设备和人身安全的故障，可根据具体情况直接处理，但要考虑到对其它系统设备的影响，并及时通知现场试运指挥及有关人员。6.1.7在进行调试工作前，调试人员须向施工、运行人员进行技术及安全交底。在调试过程中，若发现异常或故障，运行人员应按照运行规程规定进行处理；在紧急情况下，调试人员可以立即采取措施。6.1.8试运期间，设备的送、停电等操作，严格按照工作票和操作票制度执行。在配电间代保管前，设备及系统的动力电源送、停电工作由施工单位负责；在配电间代保管后，由生产单位负责。6.1.9施工单位在试运期间负责运行设备和系统的巡检、维护和消缺。在处理缺陷时，必须办理工作票。对运行中的设备和系统，施工人员不得进行任何操作，但在设备出现事故并危及设备或人身安全时，可在就地采取紧急措施，并立即报告试运负责人。6.1.10在试运期间，设备制造厂现场服务人员，不得擅自进行所供设备的调试工作，如有工作必须办理工作票。6.1.11分部试运调度会由分部试运组组长主持，试运指挥部领导、参建各单位负责人须出席会议。首先，参建各单位103 汇报工作进展情况和需要协调解决的问题，然后，分部试运组组长提出下一步工作安排及要求，最后，试运指挥部确定协调解决方案及原则要求。遇有重大问题时，召开专题会议研究解决。会议纪要由综合管理组文秘负责编写，并负责发放给参建各单位。6.1.12整套试运调度会由整套试运组组长主持，试运指挥部领导、参建各单位负责人、运行当班值长须出席会议。首先，整套试运组组长通报机组试运情况和作出下一步试运安排及要求，各单位负责人提出需要协调解决的问题，最后，试运指挥部确定协调解决方案及原则要求。遇有重大技术问题时，召开专题会议研究解决。会议纪要由综合管理组文秘负责编写，并负责发放给参建各单位。6.2机组调试工作的基本程序6.2.1调试大纲及调试措施审批程序6.2.1.1调试大纲由调试单位负责编制，监理单位负责组织建设单位、生产单位、设计单位、监理单位、施工单位、调试单位、主要设备制造厂家现场主要领导进行审查讨论，并编写审查会议纪要。调试单位按照审查会议纪要完成调试大纲修改后，报调试单位授权的领导审核签字，经参加会议各单位主要领导会签后，报试运指挥部总指挥批准，发放各单位执行。6.2.2.2施工单位负责编写单机试运技术方案或措施，报监理单位审查。编写人按照审查意见修改后，由施工单位项目部总工程师批准，发放各相关单位执行。6.2.2.3调试单位负责编写分系统和整套启动调试措施，报监理单位组织审查，监理单位负责编写审查会议纪要，发送给各相关单位。调试措施编写人根据审查会议纪要进行修改。一般的调试措施，由调试单位调试总工程师批准；重要的措施（包括厂用带电、锅炉酸洗、蒸汽吹管、各专业整套启动调试措施及甩负荷试验措施）由调试单位调试总工程师审核，报试运指挥部总指挥批准，涉及电网的试验措施应由生产单位报送电网公司核准，发放各相关单位执行。6.2.2调试工作实施程序6.2.2.1单机试运程序1）施工单位应按照生产单位提供的联锁保护定值清单组织相关人员完成试运设备和系统的一次元件校验及阀门、挡板、开关等单体调试及联合传动，并向调试单位提供已具备验收项目清单。2）调试单位应依据建设单位提供的技术资料完成DCS系统组态检查，按照生产单位提供的联锁保护定值清单完成报警、联锁保护定值设定检查，参加单机试运条件检查、配合完成相关报警及联锁保护逻辑传动。3）单机首次试运开始前，施工单位应提供单机试运条件检查表，并组织监理、调试、生产、建设等单位对试运条件进行检查确认和签证。4）重要设备首次启动制造厂家代表应在场。5）施工单位负责组织、指挥生产运行人员在主控室进行操作，按规定要求完成单机试运，并做好试运记录。单机试运必须在主控室进行操作，并投入相应保护。6）单机试运结束后，施工单位负责填写单机试运质量验收表，监理单位组织施工、调试、建设、生产等单位完成五方验收签证。6.2.2.2分系统调试程序103 1）调试单位负责组织试运系统各测点、阀门、挡板、开关及联锁保护逻辑传动检查，施工单位须完成传动检查时被传动设备的电源、气源供给，解线和恢复，施加信号等配合工作。2）分系统首次试运开始前，调试单位应完成调试措施的技术及安全交底，并做好交底记录。3）分系统首次试运开始前，调试单位应提供分系统调试条件检查表，并组织监理、施工、生产、建设等单位对试运条件进行检查确认和签证。4）调试单位负责指挥生产运行人员完成试运系统的状态检查、运行操作和调整，做好试运记录。5）分系统试运结束后，调试单位负责填写分系统调试质量验收表，监理单位组织调试、施工、建设、生产等单位完成五方验收签证。6）设备或系统代保管手续由施工单位负责办理。7）分系统试运完成后，电厂运行人员根据调试人员的指令，按照运行规程进行设备和系统的正常启停操作。6.2.2.3整套启动调试程序1）在试运指挥部的领导下，建设单位质量监督分站负责组织建设、监理、设计、施工、调试、生产等单位，对整套启动试运条件进行全面检查，并报请上级质量监督机构，到现场进行整套启动前质量监督检查。2）试运指挥部向启动验收委员会申请召开首次会议，听取整套启动试运前工作情况汇报和整套启动试运前质量监督检查报告，对整套启动条件进行审查和确认，作出启委会决议。3）调试单位负责提供整套启动试运条件检查确认表，组织监理、施工、调试、建设、生产等单位进行检查确认和签证，报请试运指挥部总指挥批准。4）调试单位编制的整套启动试运计划经试运指挥部总指挥批准后，由生产单位向电网调度提出申请。得到电网调度批准后，整套试运组负责组织和指挥参建各单位，按照整套启动计划和调试措施实施整套启动试运和试验。5）在完成整套启动空负荷、带负荷全部试验项目后，调试单位提供机组进入连续满负荷试运条件检查确认表，调试、施工、监理、生产、建设等单位进行检查确认和签证，报请试运指挥部总指挥批准。生产单位负责向电网调度提出机组进入连续满负荷试运申请，得到电网调度同意后，机组进入168小时连续满负荷试运。6）机组168小时连续满负荷试运结束前，调试单位提供满负荷试运结束条件检查确认表，各方检查确认签证，报请试运指挥部总指挥批准，由总指挥宣布168小时连续满负荷试运结束，机组移交生产。由生产单位报告电网调度部门。7）调试单位负责提供机组整套启动试运空负荷、带负荷、满负荷调试质量验收表，监理单位组织调试、施工、监理、生产、建设等单位在相应阶段完成确认签证。8）103 调试单位负责完成调试质量评价表填写，监理单位组织建设单位、生产单位、监理单位、施工单位、调试单位完成调试质量评价表检查和签证。9）建设单位质量监督分站负责组织建设、监理、设计、施工、调试、生产等单位，对整套启动试运结果进行全面检查，并报请上级质量监督机构进行整套启动后质量监督检查。10）试运指挥部申请启委会召开末次会议，听取整套启动试运工作情况汇报和整套启动试运后质量监督检查报告，作出启委会决议，办理机组移交生产签字手续。6.2.3热工和电气保护定值修改审批程序机组分部试运前，生产单位负责提供机组热工和电气保护定值，建设单位负责组织设计、生产、调试、施工、监理等单位专业人员，对其进行一次全面审查、讨论和修改。生产单位将确定的保护定值，以正式文件形式发放给施工和调试等单位。试运期间，如需修改热工和电气保护定值，应履行报批手续。由提出修改单位提交申请，说明修改原因，经生产单位批准后方可实施。6.2.4DCS逻辑方案修改审批程序机组分部试运前，建设单位负责组织设计、调试、生产、DCS设备制造厂家等单位，对DCS逻辑方案进行会审，会审结果经建设单位授权领导签字后形成正式逻辑方案，DCS组态方应于分部试运前根据此正式逻辑方案完成对DCS逻辑组态的修改。在试运过程中，对上述正式逻辑方案需要进行修改时，应履行报批手续。由提出修改建议的单位提出逻辑修改建议，由建设单位组织设计、调试、生产、DCS设备制造厂家等单位相关人员进行讨论，依据讨论结果形成逻辑修改通知单，经与会人员会签、报建设单位授权领导签字后，下发给DCS组态方进行修改。对已经完成传动验收的DCS逻辑修改，必须经调试单位同意后方可实施。6.2.5热工和电气保护临时退出审批程序机组试运期间，如需临时退出热工或电气保护，则必须履行审批手续。首先由专业人员提出保护退出申请，并填写保护临时退出审批单（见附表L.1），由调试专业负责人审核、调总批准后，热工或电气专业人员一人操作、一人监护执行，同时通知生产运行当班值长。在保护退出期间应密切监视运行状况，一旦达到保护动作值应立即手动采取措施。设备或系统正常后，经调总同意，恢复投入该项保护，并在审批单上做好记录，同时通知运行当班值长。6.2.6试运中消缺管理程序6.2.6.1此消缺管理程序仅适用于机组分系统和整套启动试运阶段，单机试运阶段的消缺管理由施工单位自行负责。此消缺管理程序适用于所有参建单位，包括设备制造厂服务人员。6.2.6.2试运期间，进行任何与试运相关的消缺工作或安装未完工作，必须事先办理工作票，在工作许可人签字后方可开工。6.2.6.3机组试运期间的工作票应单独增加调总签字栏，以对消缺时间作出合理安排。6.2.6.4工作票中的许可人，为生产单位运行当班值长；工作票中的签发人、工作负责人和监护人，为消缺单位具有相应资格的人员担任。103 6.2.6.5动火工作票中的各级审批人员由施工单位和生产单位指定的人员担任。6.2.6.6工作票的工作许可人、签发人、负责人、动火工作票签发人和各级审批人员名单应在生产运行值长处备案，名单以外的人员无权办理工作票和动火工作票。6.2.6.7工作票和动火工作票各级签字人员的职责和安全责任按照有关《安全工作规程》和《消防规程》执行。6.2.6.8设备制造厂家服务人员消缺或工作，必须通过工作联系单位人员同意，并由工作联系单位人员协助办理工作票。103 7汽轮机专业调试项目及技术要求7.1汽轮机专业调试的主要依据7.1.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T-5437-20097.1.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-XXXX-20107.1.3《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T-XXXX-20107.1.4《电力建设工程预算定额》（调试工程）中国电力企业联合会7.1.5《火电工程达标投产验收规程》DL/T-XXXX-20107.1.6《电力安全工作规程》（热力和机械部分）7.1.7《电业安全操作规程》（热力和机械部分）7.1.8《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-20027.1.9《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)DL5011-19927.1.10《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国家电力公司国电发[2000]589号7.1.11《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号7.1.12《甩负荷试验导则》DL/T-XXXX-20107.1.13《电厂用运行中汽轮机油质量标准》（GB/T7596）7.1.14《电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则》（DL/T571）7.1.15《汽轮发电机漏水、漏氢的检验》（DL/T607）7.1.16《氢冷发电机氢气湿度的技术要求》（DL/T651）7.1.17《汽轮机调节控制系统试验导则》（DL/T711）7.1.18调试单位与建设单位签订的《调试合同》7.1.19设计院提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料7.1.20设备制造厂图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书﹑设计和有关试验文件等7.1.21建设单位有关的文件和会议纪要7.2调试准备工作7.2.1收集熟悉设计图纸和有关调试技术资料。7.2.2了解机组安装情况。7.2.3准备和校验调试需要的仪器仪表。7.2.4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。7.2.5编制汽轮机及辅助系统调试措施：7.2.5.1汽轮机辅助蒸汽管道吹扫措施。7.2.5.2循环水系统调试措施。7.2.5.3胶球清洗系统调试措施。7.2.5.5开式冷却水系统调试措施。103 7.2.5.6闭式冷却水系统调试措施。7.2.5.7凝结水系统调试措施。7.2.5.8汽轮机真空系统调试措施。7.2.5.9电动给水泵组调试措施。7.2.5.10汽动给水泵组调试措施。7.2.5.11高、低压加热器及除氧器系统调试措施。7.2.5.12汽轮机润滑油、顶轴油及盘车系统调试措施。7.2.5.13汽轮机调节保安系统调试措施。7.2.5.14发电机密封油系统调试措施。7.2.5.15发电机氢气系统及内冷水系统调试措施。7.2.5.16汽轮机高/低压旁路系统调试措施。7.2.5.17汽轮发电机组振动监测措施。7.2.5.18汽轮机甩负荷试验措施。7.2.5.19汽轮机整套启动调试措施。7.2.5.20汽轮机反事故措施。7.2.6配合化学专业制定炉前给水系统化学清洗方案。7.2.7配合锅炉专业制定锅炉及蒸汽管道吹管方案。7.2.8配合热控专业编制机、炉、电大联锁试验措施。7.2.9做好各种调试检查、记录和验收表格准备工作。7.3分系统调试项目及技术要求7.3.1分系统调试项目下面列出了不同机组一般包含的分系统调试项目，每个建设工程可根据机组的实际选型，选择适用的项目。7.3.1.1闭式冷却水系统7.3.1.2开式冷却水系统7.3.1.3凝结水泵及凝结水系统（含凝结水补水系统）7.3.1.4胶球清洗系统7.3.1.5循环水泵及循环水系统7.3.1.6电动给水泵组及除氧给水系统（含循环加热泵）7.3.1.7主机润滑油、顶轴油系统及盘车装置7.3.1.8润滑油净化系统7.3.1.9汽轮机调节保安系统及控制油系统7.3.1.10汽动给水泵组103 7.3.1.11发电机水冷系统7.3.1.12发电机密封油系统7.3.1.13发电机氢冷系统7.3.1.14高、低压旁路系统7.3.1.15辅助蒸汽系统7.3.1.16抽汽回热系统7.3.1.17真空系统7.3.1.18轴封系统7.3.2分系统调试及技术要求7.3.2.1闭式冷却水系统1）检查确认泵及系统冲洗干净。2）闭式冷却水泵试运转，对系统母管进行循环冲洗。在系统冲洗未合格之前，应隔离各冷却器，防止发生冷却器堵塞。3）闭式冷却水系统母管循环冲洗根据循环冲洗时泵滤网前后差压情况，差压超过规定值，对滤网进行清理。重复循环冲洗直至水质合格。4）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。5）停机（应急）冷却水泵启动调试。6）闭式冷却水泵联锁保护动态校验。7）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，稳压水箱自动补水等）。7.3.2.2开式冷却水系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）开式冷却水泵试运转及系统调整试运。a）开式冷却水泵试运转。b）电动滤水器（旋转滤网）调试。c）开式冷却水泵联锁试验。3）检查开式冷却水系统管道及冷却器进行冲洗合格。4）完成调试记录及调试质量验收签证。7.3.2.3凝结水泵及凝结水系统（含凝结水补水系统）1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）凝结水补水泵、凝结水泵试运转及系统试运调整：a）凝结水补水泵试运转（再循环运行方式）。b）凝结水补水系统试运及系统冲洗，达到系统水质清洁、无杂物。c）凝结水泵试运转（再循环运行方式），泵连续试运转8小时。103 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：凝结水箱自动补水调节装置调整。凝汽器水位调整。凝结水泵最小流量调整。凝结水精处理装置旁路阀调整。除氧器水位自动控制动态调整。f）电气联锁保护调试。g）完成调试记录及调试质量验收签证。3）注意：凝结水泵再循环方式试运时，凝结水流量应大于凝结水泵设计的最小流量，再循环管道不应发生较大振动。7.3.2.4胶球清洗系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）胶球清洗装置程控调试：a）收球网检查及调整。b）胶球清洗泵试运转。c）胶球清洗装置调试。d）胶球清洗装置收球率测试，达到合格收球率。3）完成调试记录及调试质量验收验收签证。7.3.2.5循环水泵及循环水系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）循环水泵试运转及系统投运：a）循环水泵试运转及系统调整试运。b）循环水泵及系统报警信号、联锁保护校验。c）循环水泵停运。3）冲洗水泵及旋转滤网试运转：a）旋转滤网、冲洗水泵试运转及系统调试。b）系统冲洗。4）冷水塔投运：a）水池自动补水系统调试。b）冷水塔淋水槽、填料检查及淋水均布调整。c）冷水塔风机试运转，风机润滑油油站及油系统投运调整。5）完成调试记录及调试质量验收签证。103 6）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，以检查其动态效应情况，如：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对系统管道注满水，应解除泵出口电动（或液动）蝶阀联动开启的控制功能，手动控制泵出口蝶阀开度，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。7.3.2.6电动给水泵及除氧给水系统1）电动给水泵试运转前应确认油系统冲洗完毕和油质经化验合格后进行。2）检查除氧器水箱、水系统的设备和管道安装完毕后应冲洗合格。3）给水系统上的安全阀应在安装前经水压校验合格并有校验报告。4）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。5）除氧给水系统试运。6）除氧器投用调试：a）检查除氧器及管道水冲洗应合格。b）除氧器水箱安全门安装前应校验合格并具有检验合格证书。c）除氧器水位、压力联锁保护校验。d）除氧器投运及停运。e）除氧给水系统报警信号、联锁保护校验。7）电动给水泵试运转及润滑油、工作油系统调整：a）辅助油泵试运转及润滑油系统调整。b）电动机带偶合器试运转。c）电动给水泵组(含前置泵)试运转（通过再循环管道）。d）润滑油、工作油系统调整及联锁保护校验。8）电动给水泵投运。9）完成调试记录及调试质量验收签证。7.3.2.7主机润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）润滑油、顶轴油系统及盘车装置调试：a）交流、直流辅助油泵试运转。b）确认油系统管道（包括顶轴油管道）循环冲洗验收合格，并且油箱清理后已换上油质合格的润滑油，汽轮机润滑油质量标准见GB/T7596。c）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合格。103 d）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联锁校验。e）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。f）盘车装置调试：盘车装置投运，盘车装置自动投用和停用联锁校验。g）联锁保护项目调试：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。3）完成调试记录及调试质量验收签证。4）调试注意事项：a）润滑油系统管到应做承压试验，保证管道及接口无泄漏。b）调整汽轮发电机组各轴承顶轴油进口阀，按制造厂要求调整各轴颈高度，一般轴颈顶起高度应大于0.02mm。c）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。d）盘车投运应监视电动机电流和转子偏心度指示不超过限制值。e）润滑油压正常运行值调整应符合制造厂的要求。f）润滑油事故排油系统应能随时投运。g）油循环合格后机组启动前应注意拆除轴承入口临时滤网。7.3.2.8润滑油净化系统1）系统操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）油净化装置调试：a）润滑油输送泵试运转及管道冲洗。b）油净化装置投用：真空室真空泵试运转及管道冲洗；加热器投用调整；装置脱水、脱色、除酸、除杂质调整。c）油净化装置投用。3）完成调试记录整理及调试质量检验验收签证。7.3.2.9汽轮机调节保安系统及控制油系统1）安全油系统调整。2）控制油（调节油）系统调试：a）控制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）联锁保护调整：油箱油位保护；控制油（调节油）油泵启动条件、泵跳闸条件调整。103 3）高、中压主汽阀和调节汽阀油动机位移调整。4）高、中压主汽阀和调节汽阀油动机关闭时间静态测定。300MW以上机组主汽阀总关闭时间应小于0.3s（包括延迟时间）,调节汽阀总关闭时间应小于0.3s（包括延迟时间）。5）抽汽逆止门关闭时间静态测定并符合要求。6）调节保安系统静态调整。7）DCS和DEH的操作和控制功能仿真试验及联锁保护投用。8）完成调试记录及调试质量验收签证。7.3.2.10汽动给水泵汽轮机润滑油系统及调节保安系统1）润滑油系统调整。2）给水泵汽轮机控制油系统调整。3）盘车装置调整。4）汽动给水泵汽轮机跳闸保护模拟试验5）MEH的操作和控制功能仿真传动试验及联锁保护校验。6）当用辅助蒸汽汽源启动调试汽动给水泵汽轮机时，可进行给水泵汽轮机危急遮断器充油试验及电气、机械超速试验。结果应符合制造厂的规定要求。7）完成调试记录及调试质量检验验收签证。7.3.2.11发电机水冷系统1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）发电机水冷系统冷却水泵试运转（外循环运行方式）。3）发电机水冷系统管道水冲洗（外部、内部管道正、反水冲洗）。4）发电机水冷系统调整及试运：a）发电机水冷系统驱赶空气和充水。b）发电机水冷系统水箱充氮。c）发电机水冷系统冷却器投运。d）发电机水冷系统水处理装置投运。5）发电机水冷系统联锁保护调试。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。7.3.2.12发电机密封油系统1）DCS操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）密封油泵试运转。汽轮发电机润滑油系统应投运。3）密封油系统（装置）调整：a）空侧油路调整（调整空侧密封油泵出口压力和密封油压差调节阀至设计值）；b）氢侧油路调整（103 调整氢侧密封油泵出口压力和平衡阀至设计值，使氢侧与空侧密封油压差符合要求）。c）高压备用油路调整。d）调整密封油调节阀，使空侧密封油压高于发电机氢压至设计值。e）联锁保护及信号系统校验和试验。4）发电机运转时密封油系统调整（冷油器投运，排油烟风机试转及油箱真空调整）。5）发电机密封油系统联锁保护调整。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。7.3.2.13发电机氢冷系统1）检查氢系统严密性试验应合格。2）氢纯度风机试运转。3）气体干燥器试运及投运。4）氢系统联锁保护及信号调整。5）指导发电机气体置换。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。7.3.2.14高、低压旁路系统1）DCS（或PLC）操作和控制功能传动试验及联锁保护投用。2）高、低压旁路管道蒸汽吹扫质量应符合相关要求（在锅炉蒸汽吹管阶段中，配合吹扫高、低压旁路管道）。3）检查高压、低压旁路减温水管道水冲洗且应合格。4）检查旁路控制装置油系统油冲洗且应合格。5）配合热控专业进行高、低压旁路系统的控制功能调整。6）完成调试记录及调试质量检验验收签证。7.3.2.15辅助蒸汽系统1）辅助蒸汽系统管道蒸汽吹管（用辅助锅炉汽源或外来汽源经减温减压装置后进行吹管）：a）减温减压装置调整。b）辅助蒸汽系统管道蒸汽吹管。2）辅助蒸汽母管安全阀应校验合格后回装。3）用辅助蒸汽母管汽源吹扫：a）除氧器加热用蒸汽管道。b）给水泵汽轮机供汽用蒸汽管道。c）汽轮机轴封供、回汽管道。d）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）。e）冷再热蒸汽管道至辅助蒸汽管道（103 在锅炉蒸汽冲管后阶段，通过临时管排放进行吹扫）。4）完成调试记录及调试质量检验验收签证。5）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，汽源应可靠，蒸汽清洁，并要求有足够的流量与过热度。b）吹管前要充分暖管加强疏水，防止发生水冲击。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，直至排汽清洁为止，且冲洗次数不应少于3次。7.3.2.16抽汽回热系统1）抽汽逆止门调整及防进水联锁保护校验。2）加热器联锁保护校验及投用：a）加热器水位联锁保护校验。b）水位保护投用（应与加热器投用同时进行）。3）加热器汽侧冲洗与投运：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20%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，切到逐级自流除氧器。c）加热器汽侧投运应按低压到高压的顺序进行。4）完成调试记录及调试质量检验验收签证。5）调试注意事项：a）加热器汽侧安全门应在安装前校验合格并有校验报告。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。投运时应充分暖管疏水。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）加热器水侧清洗应在炉前系统化学清洗中完成。e）高压加热器高水位Ⅲ值的联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汽隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。f）低压加热器高水位Ⅲ值的联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汽隔离阀、逆止阀、上级疏水阀。7.3.2.17真空系统103 1）真空泵联锁保护校验2）真空泵试运转。3）真空系统试抽真空。（一般轴封不供蒸汽时，在30min内的系统抽真空值应大于40kPa。）4）真空系统严密性检查范围应包括凝汽器汽侧、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。5）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.3.2.18轴封系统1）轴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扫。b）冷再热蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管在锅炉蒸汽吹管阶段进行吹扫。c）主蒸汽至轴封系统的蒸汽供汽管用主蒸汽进行吹扫。2）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。3）轴封系统投运：a）轴封系统蒸汽供汽减温、减压装置调整。b）轴封系统安全门安装前应经校验合格且具有校验合格证。c）轴封蒸汽压力调整装置调整。d）轴封冷却器投运及轴冷风机试运转调整。e）轴封系统投用。（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。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。机组停机惰走期间，在主凝汽器的抽气设备停用和主凝汽器真空值到零之前，不应停用轴封蒸汽。）4）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.4整套启动调试项目及技术要求7.4.1汽轮机冲转前的检查7.4.1.1汽轮机遥控脱扣和就地脱扣各一次，确认高压主汽阀、中压主汽阀、高压调节汽阀、中压调节汽阀、排汽逆止阀等联锁关闭，动作正常。7.4.1.2低压缸喷水系统试验确认正常。7.4.1.3汽轮机超速限制保护（OPC）模拟试验动作正常。7.4.1.4润滑油压力、温度及控制油（调节油）油压符合启动要求，并油压联锁保护动作正常。7.4.1.5机组在盘车状态下转子晃度值不得偏离原始数值0.02mm，并注意晃度高点相位有无变化。7.4.1.6凝汽器真空值应符合机组启动要求。7.4.1.7汽轮机高、中压内缸上下温差不超过制造厂规定的限值。7.4.1.8主蒸汽、再热汽进汽轮机的温度必须具有50℃以上的过热度。103 7.4.1.9热控仪表、声光报警、设各状态的参数显示正常。7.4.1.10采用旁路控制时，必须调整好高、低压旁路控制装置。7.4.1.11润滑油、控制油质经化验合格并具有检验报告。7.4.1.12机组首次冷态启动前投入连续盘车时间不应少于24小时。7.4.2汽轮机冲转参数的选择7.4.2.1汽轮机启动状态划分高压缸启动时按调节级处的金属温度划分，中压缸启动时按中压缸第一级处金属温度划分，具体划分温度应按制造厂提供的规定。7.4.2.2启动参数的选择1）主蒸汽温度应具有50℃以上的过热度。2）主蒸汽压力的选择主要取决于主蒸汽温度。它既要与蒸汽温度的要求相对应，又要满足迅速通过临界转速并达到额定转速的能量要求。3）再热蒸汽过热度应不小于50℃，若高、中压为合缸布置时，再热蒸汽与主蒸汽温度相差不大于30℃。4）对单元机组一般采用压力法滑参数启动。7.4.3汽轮机组空负荷整套试运调试7.4.3.1汽轮机首次冷态启动步骤：1）汽轮机冲转，盘车装置正常脱开。2）按制造厂要求的启动参数汽轮机冲转且达到规定的转速值后，打闸进行摩擦检查，确认通流部分、轴封内部及发电机内部无摩擦，各轴承回油正常后，方可升速。升速目标值按启动曲线要求选择，一般升速率为每分钟l00r/min2。并确认在启动过程中顶轴油系统自动停运。3）汽轮机暖机转速按制造厂提供的转速值进行保持曲线及实际轴承振动情况进行控制。4）转速升至机组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。5）汽轮机再次升速通过转子轴系临界转速时，升速值宜选择为每分钟不小于200r/min，转速上升应迅速平稳，不能滞留，轴振动值应小于250µm。6）汽轮机暖机转速与暖机时间应符合制造厂的规定要求。7）采用主汽门冲转的机组，在升速到2900r/min左右，检查确认蒸汽室内壁金属温度达到要求，允许进行阀切换，切换时间一般应不大于3min。8）汽轮发电机组升速过程中应实测转子的实际临界转速值并记录。9）汽轮机达额定转速后必须对各项技术指标进行常规性检查并记录各项参数。7.4.3.2汽轮机空负荷试运时的试验：1）103 危急保安器就地及远方打闸试验。联锁高、中压主汽阀和调节汽阀关闭，抽汽逆止阀关闭，并信号指示正确。2）启动油泵与同主油泵切换试验：当机组转速到达额定转速（3000r/min）时，必须确认同轴主油泵工作正常供油时方可进行此试切换试验。3）润滑油压值校验：当机组转速到达额定转速（3000r/min），油泵切换到同轴主油泵工作供油时检验润滑油压值，若润滑油压值不符合要求时应进行调整。4）高中压主汽阀、调节汽阀严密性试验。对制造厂有试验标准的应执行制造厂的标准，对没有明确要求时，则按以下步骤进行试验:a）应在额定汽压、正常真空和汽轮机空负荷运行时进行。b）高、中压主汽阀或高、中压调节汽阀分别全关而另一汽阀全开时，应保证汽轮机转速降至1000r/min以下。c）当主蒸汽压力、再热蒸汽压力偏低，但不低于50%额定压力时，汽轮机转速下降值n可按下式修正：n＝（P/P0）×1000r/min式中：P――试验时的主蒸汽压力或再热蒸汽压力，MPa。P0――额定主蒸汽压力或再热蒸汽压力，MPa。5）危急保安器充油试验。应在汽轮机额定转速时进行，两只危急保安器应分别试验，危急保安器动作的声光信号指示应正确。6）低真空跳闸试验（汽轮机保护在线试验）。7）低润滑油压跳闸试验（汽轮机保护在线试验）。8）各备用油泵再线启动试验9）其它信号跳闸试验。10）调节控制系统空负荷特性检查。11）超速预保护OPC试验。12）电超速保护通道试验。须采用降低保护定值的试验方法进行，一般可选择3050rpm。13）首次正常停机时测取转子的惰走曲线（不破坏真空情况下）。7.4.3.3热态启动步骤：1）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。2）热态启动冲转、升速、并网要求：a）主蒸汽、再热汽管道疏水充分，汽缸本体疏水充分。b）冲转后应经摩擦检查，确认无异常后方可升速，要求升速值每分钟不小于200r/min。c）通过临界转速时的轴振动值应小于250µm。d）定速时检查确认机组正常后尽快并网带负荷。103 7.4.3.4启动过程中主机主要技术指标控制：1）汽机缸体、阀体金属温差不超过制造厂规定的限制值。2）高、中、低压缸胀差在制造厂规定范围内，并具有一定的裕度。3）通过临界转速时轴振动不大于250µm。4）额定转速（3000r/min）时，轴振动值不大于120µm合格，不大于76µm优良。5）轴向位移应符合制造厂规定的范围。6）推力轴承金属温度符合设计要求。7）汽轮机、发电机轴承金属温度不大于95℃。8）高压缸排汽温度一般不大于390℃。9）低压缸排汽温度应符合设计要求。10）凝汽器真空达到规定数值。7.4.4汽轮机带负荷整套试运调试7.4.4.1汽轮机带负荷试运行前应具备的条件：1）汽轮发电机组空负荷试运行正常。2）调节系统工作正常。3）发电机水、气冷却系统正常投运。4）电气专业空载试验完毕。5）锅炉专业空负荷试验完毕。7.4.4.2汽轮机带负荷调试程序1）发电机并网带初负荷（不小于5%额定负荷），保持运行30min暖机，并检查汽轮机组运行参数及系统运行应正常（包括发电机冷却系统）。2）发电机带低负荷（10%－25%额定负荷）运行4小时以上，使转子温度达到脆性转变温度，随后减负荷与电网解列，进行超速试验：a）当空负荷电气试验结束后，发电机并网并带上10%额定负荷稳定运行4－6小时。b）带负荷过程中必须加强汽水品质监督，水质不合格的疏水，不得回收。c）发电机解列后汽轮机维持额定转速并进行超速试验。d）高中压主汽阀、调节汽阀严密性试验合格后且完成超速试验，发电机重新并网带负荷试运。e）制造厂不要求先暖机而直接在空负荷试运中进行超速保护试验的机组，可按制造厂规定执行。3）汽轮机超速试验，按以下要求进行：a）汽轮机冷态启动时，试验前汽轮机带10%－25%额定负荷运行4小时103 以上，此间保持蒸汽参数稳定，随后减负荷解列，汽轮机稳定在额定转速。若制造厂另有试验说明，可按制造厂的要求不带负荷直接进行超速试验。b）机械超速保护试验应与电气附加超速保护试验分别进行。c）机械超速保护动作转速值应设定为额定转速的109%－111%，每个飞锤或飞环应试验两次，两次动作转速之差不大于0.6%。当机组为初次投运时，应进行三次试验，第三次动作转速与前两次动作转速平均值之差不大于1%额定转速。d）电气附加超速保护动作试验，同电超速保护试验步骤。一般动作整定值比危急机械超速的危急保安器动作转速高1%－2%，最高不得大于额定转速的114%。当电超速保护动作时，超速指示灯应显示正确。e）对于超速限制保护OPC试验，整定值一般为103%额定转速。f）对于只设有电超速保护（不设机械超速保护）的汽轮机机组，其电超速试验的动作转速值及试验步骤与机械超速试验要求相同。4）发电机再并网至带额定负荷：a）在超速试验合格后，发电机重新并网带负荷。b）发电机并网至带额定负荷阶段，汽轮机进汽参数按启动曲线要求进行滑升。滑升过程中应严格控制升压率、升温率。c）严格按启动曲线控制负荷变化、升负荷。d）负荷达到10%额定负荷后，中压主汽阀前各级疏水阀应自动关闭。e）高压加热器不随机启动时，当负荷升到20%额定负荷后，可开始对高压加热器进行汽侧冲洗，疏水水质不合格不得逐级自流至除氧器。应排至凝结器或接临时管外排。f）负荷升到20%额定负荷时，高压主汽阀后各级疏水阀应自动关闭。g）负荷达到20%额定负荷后，确认电气及汽轮发电机组运转正常可进行厂用电切换。h）升负荷到达30%额定负荷后，投入汽动给水泵运行。i）负荷达到70%额定负荷时，投运另一台汽动给水泵并入给水系统（对于设置两台汽泵的系统），同时将电动给水泵退出运行，作热备用。j）负荷达到80%额定负荷后，主蒸汽压力、温度及再热蒸汽温度应都稳定在额定范围内。对汽轮机组进行全面检查后可进行真空系统严密性试验。k）负荷升到额定负荷后，需确认汽轮机组运行正常和运行指标符合要求。l）汽轮机组具备甩负荷试验条件后可按照甩负荷试验导则进行试验。7.4.4.3带负荷运行过程中汽轮机重要控制项目：1）额定负荷工况的轴振动或轴承振动。2）轴承进回、油温度。3）推力轴承、支持轴承及发电机轴承金属温度。4）汽缸绝对膨胀。103 5）轴向位移。6）高中压缸、低压缸胀差。7）主蒸汽、再热蒸汽压力和温度。8）高、中压内、外缸上、下温差。9）凝汽器压力。10）高压缸排汽温度。11）低压缸排汽温度。12）升负荷速率。7.4.4.4带负荷试运阶段的汽轮机试验项目与要求：1）汽轮机真空系统严密性试验：a）汽轮机真空系统严密性试验时，汽轮机负荷应稳定在80%额定负荷以上，真空稳定，停运真空泵，30s后开始每0.5min记录一次机组真空值，共记录8min，取其中后5min内的真空下降值计算每分钟的真空平均下降值。b）真空值应使用标准级的就地真空表读取，不能直接从CRT中的DAS数据读取。c）真空平均下降值应符合相关技术要求。e)对于空冷真空系统，试验应选择在天气状况平稳时进行，试验数据应经过整理，剔除变化明显异常的记录值，并取试验过程中各有效记录点的平均趋势。2）甩负荷试验与方法、步骤及技术要求按《火力发电建设工程机组甩负荷试验导则》执行。对已取得该型机组用常规法甩负荷实测的转子转动惯量，或制造厂提供了该型试验机组的转子设计转动惯量，该启动调试机组可选用测功法进行汽轮机甩负荷试验。3）汽轮机主汽阀、调节汽阀活动试验。7.4.4.5汽轮机组辅助设备及热力系统调试的要求：1）低压加热器、高压加热器a）自动疏水装置投运及动作正确。b）主要运行参数符合设计要求。c）端差符合设计要求。d）高压加热器自动旁路装置动作正常。2）凝汽器a）冷却水进、出口压力及温度符合设计要求。b）端差符合设计要求。c）真空值符合设计要求。d）自动补水装置投运正常。e）排汽缸喷水自动投运正常。103 3）除氧器a）主要运行参数符合设计要求。b）给水溶氧值符合试运要求。4）凝结水泵a）轴承振动不大于相关规定或制造厂要求。b）轴承温度不大于85℃。c）联锁保护全部投入，动作指示准确。d）性能及容量符合机组运行和设计要求。e）再循环系统投运正常。5）电动给水泵a）润滑油油压、油温符合设计要求。b）轴承金属温度不大于90℃合格，不大于80℃优良。c）联锁保护及报警全部投入，动作正确。d）泵性能及容量符合机组运行和设计要求。e）再循环系统投运正常。f）对具有液力偶合器的电动给水泵，转速调节应灵敏。工作油温度符合设计要求。6）汽动给水泵汽轮机及给水泵a）轴振动不大于制造厂规定值。b）轴向位移符合设计要求。c）轴承金属温度不大于90℃为合格，不大于80℃为优良。d）疏水系统阀门自控动作正确，系统正常。e）润滑油系统油压、油温正常。f）控制油（调节油）系统油压、油温正常。g）转速控制系统正常，灵活。h）高、低压汽源切换正常。i）小汽轮机工作性能满足给水调节要求。j）给水泵性能及容量符合机组运行和设计要求。k）再循环系统投运正常。7）循环水泵a）轴承金属温度不大于80℃。b）动叶调节灵活、调节指示准确。c）出口蝶阀调节灵活，阀位指示正确。当循环水泵停止时，出口蝶阀应同时关闭，且应防止水锤效应。103 d）循环水泵工作性能符合机组运行和设计要求。e）循环水泵联锁保护全部投入，保护动作正确，信号指示准确。8）真空系统a）真空系统严密性试验合格值应符合相关规定。b）额定负荷时凝汽器真空值符合设计要求。9）凝结水及疏水系统a）凝结水压力、温度符合设计要求。b）凝汽器水位自动调节投运正常。c）疏水系统管道畅通并无泄漏。d）疏水系统保护全部投入、动作正确。e）确认低压加热器旁路投运正常，动作正确。10）轴封系统a）轴封系统供汽压力符合设计要求。b）轴封系统供汽温度符合设计要求。c）压力温度调节装置投运正常。11）除氧、给水系统a）给水溶氧值符合试运要求。b）给水温度符合设计要求。c）给水滤网差压符合设计要求。d）高压加热器旁路投运正常，动作正确。12）主、再热蒸汽及旁路系统a）主、再热蒸汽参数符合设计要求。b）旁路系统投运符合设计要求，蒸汽压力、温度调节正常，阀门动作灵活，关闭严密。c）管道膨胀自如，无异常振动及泄漏。13）抽汽系统a）汽轮机各级抽汽参数符合设计要求。b）联锁保护全部投入，动作正确，信号报警正常。c）疏水系统畅通并无泄漏。d）管道膨胀自如，阀门无卡涩、无泄漏。7.4.5汽轮机组168小时满负荷整套试运7.4.5.1汽轮机满负荷试运记录：1）汽轮机满负荷试运行主要运行指标记录。2）汽轮机满负荷试运行过程记录。103 3）汽轮机满负荷试运行阶段汽轮机振动记录。4）检查记算发电机漏氢量、漏氢率符合制造厂设计要求。7.4.6汽轮机停机7.4.6.1停机调试1）汽轮机停止是启动的逆过程，启动过程的基本要求原则上适用于停机，但温降变化率要求小于启动时的温升变化率，一般控制在1.0℃/min－1.5℃/min。2）负荷、蒸汽参数、高中压汽缸金属温度变化率，应始终处于受控状态，并符合停机曲线。3）当滑参数停机时，主蒸汽、再热蒸汽的汽温、汽压应按规定的变化率逐渐降低，并应始终保持足够的过热度。4）随着机组负荷及主、再蒸汽参数的降低，胀差、绝对膨胀、各轴承温度、轴向位移等的变化应符合要求。汽泵汽源、轴封供汽汽源、除氧器汽源、真空及辅助设备各系统应及时调整和切换。5）保证汽轮机各部分的疏水阀能在不同工况下开启正常。6）汽轮机打闸，待有功功率到零后，解列发电机，或采用逆功率保护动作解列发电机。7）打闸后应准确记录汽轮机转子的惰走时间。对启动调试机组，汽轮机首次正常停机应测取转子的惰走曲线，可判断汽轮机动静部分和轴承工作是否正常。8）正常停机惰走过程中一般转速降至设备制造厂技术要求转速值时启动顶轴油泵。9）正常停机时应继续保持真空，直到汽轮机惰走至设备制造厂技术要求转速值时可以破坏真空。真空到零时，停止轴封供汽。惰走曲线中应记录真空的变化情况。7.4.6.2停机盘车1）转子静止后盘车装置应立即投运。2）盘车运行期间，若发现转子摩擦严重时，应停止连续盘车，改为间断盘车180°，并应迅速查明原因后消除缺陷，再投入盘车运行。3）若电动盘车投运不上，禁止用机械手段强行盘车，应采用汽轮机闷缸，转子静置冷却到热弯曲自行减少后再投入电动盘车。4）汽轮机调节级或中压第一压力级处金属温度在150℃以上时，若需要短时间停止连续盘车，应保持轴承供油正常，以防止轴承钨金过热损坏，在此期间应间断盘车。5）因工作需要短时间停止盘车运行时，应准确记录盘车停止时间、当时的转子偏心度及相位。待工作结束后，根据转子偏心度的变化值决定是否应经手动盘车180°或投入连续盘车。6）当汽轮机调节级或中压第一压力级处金属温度小于150℃后，可以停止盘车运行。7.5特殊项目调试及技术要求7.5.1编制调试措施7.5.1.1抽汽供热系统调试措施7.5.1.2空冷系统调试措施103 7.5.1.3燃气轮机燃料系统调试措施7.5.1.4燃气轮机通风系统调试措施7.5.1.5燃气轮机天然气增压系统调试措施7.5.1.6燃气轮机冷却及密封系统调试措施7.5.1.7燃气轮机水冲洗系统调试措施7.5.1.8燃气轮机CO2灭火系统调试措施7.5.1.9燃气轮机整套启动试运措施7.5.2调试项目及技术要求7.5.2.1抽汽供热系统1）检查供热汽、水系统冲洗干净应经检验合格。2）供热系统的阀门传动检查。3）供热系统及各仪表检查。4）供热系统的安全阀安装前应经过校验且有合格证书。5）供热系统的联锁、保护、报警和传动检查。6）供热系统的热网循环泵、输水泵单体试运验收。7）供热系统的投用及热态调整。8）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.2.2空冷系统1）检查空冷系统的气密性试验应合格。2）空冷系统的阀门传动检查。3）空冷系统及仪表检查。4）空冷系统的联锁、保护、报警和传动检查。5）检查确认风机试运、变频器控制、保护调整合格。6）空冷系统必须进行气压法气密性试验并且经检查验收合格，试验压力一般为35kPa.g，保持24小时，压降不大于50kPa。7）空冷凝汽器的清洗：a）空冷系统热态清洗时，要求汽轮机处于盘车状态，投入真空系统。b）空冷系统清洗所用蒸汽来自汽轮机旁路系统，也可在机组低负荷时进行清洗之合格后回收凝结水。c）热态清洗时，从凝结器管束来的含垢凝结水不能进入排汽装置，应经过临时管道排入废水集水箱，因凝结水系统是真空状态，所以排水管道应侵入水面以下，避免系统漏真空。d）热态清洗时，排汽装置内应有足够的凝结水，以保证为低压旁路提供减温水。103 e）热态清洗时，应控制排汽温度，防止过冷。8）空冷系统的投入运行：随着机组负荷的增加排汽量加大，按照风机分布配置顺序，逐步投入风机运行。9）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.2.3燃气轮机燃料系统1）燃料前置模块、过滤分离系统的测点校验及联锁保护传动。2）检查安装单位完成燃料系统管道、容器的气密性试验。3）经确认气密性试验合格后进行燃料系统管道、容器的空气-氮气-天然气的置换。气体置换时建设单位应使用便携式的检测O2、N2、天然气的专用设备进行检验并严格执行相关防火防爆规程中的规定。4）燃气电加热器的调试须在天然气置换之前完成。5）燃料前置模块的投入试运行。6）检查完成燃料模块及燃料吹扫模块的各控制阀门的调试。7）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.2.4燃气轮机通风系统1）检查完成燃气轮机通风加热系统的联锁保护传动。2）通风系统各风机的试运。3）完成调试记录和调试质量检验验收签证。4）定期检查燃气轮机通风系统，如发现风机噪声过大或者振动超标，应停风机检查并启动备用风机。7.5.2.5燃气轮机天然气增压系统1）天然气增压系统阀门、风机的联锁保护传动。2）天然气增压系统各电动、气动阀门的传动。3）增压系统的管道与容器应经气密性试验后再进行天然气置换。4）增压风机置换天然气前必须要提供合格的密封用氮气。5）天然气增压风机氮气密封装置的试运。6）天然气增压风机的试运。7）天然气增压系统的气体置换，天然气置换完成后的试运操作须执行相关防火防爆规程。8）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.2.6燃气轮机冷却及密封系统1）配合厂家调试人员完成冷却及密封系统阀门与风机的联锁保护传动。2）各冷却风机的试运。3）定期检查系统，如发现风机噪声过大或者振动超标，应启动备用风机，停止故障风机并103 检查原因消除缺陷。4）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.2.7燃气轮机水冲洗系统1）检查水冲洗水箱、系统管路应清理干净，无杂物。2）检查确认燃气轮机进行水冲洗前，各阀门开关状态无误。按制造厂规定，在压气机进口温度较低时不应进行在线水洗。在压气机进口温度极低时，压气机不能进行离线水洗，防止出现结冰现象。3）水冲洗系统热工阀门与水泵的联锁保护传动。4）冲洗水泵试运。5）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.2.8燃气轮机CO2灭火系统1）核查CO2灭火系统图纸设计与实物布置的异同；确认二者一致的情况下，再检查系统流程，完成系统巡检。2）检查完成CO2灭火系统的管道冲洗。3）检查完成CO2灭火系统管道的气密性试验。须经专业部门检查确认最终验收合格。4）灭火系统各阀门的传动。5）配合制造厂与专业安全部门，完成系统各测点的检验与模拟联锁试验。6）配合厂家完成CO2冷却装置的调试。7）完成调试记录和调试质量检验验收签证。7.5.3燃气轮机启动及空负荷整套试运7.5.3.1整套启动前应具备的条件1）现场的工作条件，设施、电源、照明等应正常投用且符合要求。2）各分系统调试完成，质量合格。3）透平油系统已投用，油压、油温正常。4）各辅助风机已启动，工作正常。5）发电机充氢结束，氢纯度合格，密封油系统工作正常。6）检查加热通风、密封冷却、灭火保护系统各阀门开关状态正常。7）如配有天然气增压设备，增压风机已启动，运行正常。8）天然气已经过燃料前置模块通到燃气轮机速比阀前。7.5.3.2启动步骤1）燃气轮机的启动控制采取一键式操作，包括盘车、冷拖、清吹、点火、升速、定速等步骤，全部由控制系统自动完成。2）辅助设备的启动由燃气轮103 机控制系统在整机启动前完成，如油泵、盘车等。如果配有独应的天然气增压风机，则应先行启动完毕。3）启动按钮按下后，燃气轮机在启动装置作用下，自动升速到清吹转速，吹扫系统开始对燃气及余热锅炉通道开始吹扫，清吹转速一般为额定转速的23%－30%。4）吹扫完成后，控制系统自动控制燃机降速到点火转速，开始点火。点火转速一般为额定转速的12%－19%。5）点火成功后，在燃气轮机启动装置与燃气轮机的共同作用下，燃气轮机自动暖机升速到自持转速。启动装置退出后，此时的转速完全由燃气轮机自身的作功来维持。自持转速一般约在2000r/min－2700r/min范围之间。6）燃气轮机作功，机组继续升速到额定转速。期间可能会有一次燃烧模式的切换。7）在额定转速后对各项技术指标进行常规性检查并记录。7.5.3.3启动过程及定速后的主要参数监视1）燃气轮机轴承及轴振动应在良好范围内，在燃烧模式切换时没有大幅波动。2）轴承金属温度不超过厂家规定的范围。3）燃烧模式切换平衡，不产生大扰动。4）燃气轮机排气扩散度在正常范围内。5）如配有增压风机，风机的运行应平衡，调节稳定，无喘振现象。7.5.3.4空负荷下的试验1）配合厂家进行燃烧调整试验。2）配套汽轮机的打闸试验。3）配套汽轮机的汽门严密性试验。4）配套汽轮机的超速试验。7.5.4燃气轮机带负荷整套试运7.5.4.1带负荷试运前应具备的条件1）燃气轮机在空负荷下运行正常，各项参数在合格范围内。2）燃气轮机在空负荷下的燃烧调整完成，燃烧状况平稳。3）燃气轮发电机空载下的电气试验完毕且应合格。4）燃气轮发电机氢冷系统工作正常，氢气温度、定子温度正常。7.5.4.2带负荷试运调试程序1）发电机并网带初负荷，检查机组运行参数，准备投入天然气性能加热器。2）按制造厂规定，带负荷运行或在空负荷下运行足够的时间后，在厂家指导下进行燃气轮机的超速试验。超速试验的要求与操作视具体型号的燃机而定。3）发电机再次并网带上低负荷后，投入天然气性能加热器，将燃机入口天然气温度加热到规定水平。103 4）燃气轮机逐渐带负荷到额定值，在此期间由厂家调试人员按调试规定完成各个负荷点下的燃烧调整试验及燃烧模式切换。5）燃烧调整完成后，机组可带满负荷运行，各项条件具备后，可进行燃气轮机的甩负荷试验。6）燃气轮机组的甩负荷试验在燃机厂家技术指导下进行，其它系统及设备条件及控制由整机调试单位负责。7）燃气轮机带负荷运行规定时间后，按制造厂要求，停机拆除GCV调节阀管道上临时滤网。再次启动带负荷后，重新进行带负荷下的燃烧调整。8）燃气轮机经过满负荷考验后，可进行发电机的氢气系统严密性试验，考核标准与汽轮发电机相同。9）在带负荷过程中，与燃气轮机配套的联合循环蒸汽轮机低压补汽系统的投入调整，投入条件应按汽轮机厂规定执行，投入补汽过程中汽轮机应运行稳定，振动、胀差等参数无明显波动。7.5.4.3带负荷试运过程中的主要控制项目1）各个工况下的轴承与轴振动。2）透平油温度。3）支持轴承、推力轴承及发电机轴承金属温度。4）各个负荷段下的燃烧稳定性与燃烧模式切换过程中机组的稳定性。5）燃机排气温度及排气温度分散度。6）天然气性能加热器出力。7）如配置有天然气增压设备，调整增压风机在全负荷行程内运行平稳，振动合格，调节灵活，无喘振故障。7.5.5燃气轮机满负荷整套试运7.5.5.1满负荷试运的条件1）因燃气轮机通常与汽轮机组成联合循环，因此满负荷试运应是指联合循环机组的满负荷整套试运。2）汽轮机侧进入满负荷试运的条件同上一条所规定。3）燃气轮机带满负荷运行，自动、保护投入率100%。4）燃气轮机的透平油质合格。7.5.5.2满负荷试运的考核标准1）燃气轮机的满负荷试运与联合循环机组的满负荷试运同步进行，负荷考核指标按联合循环总体负荷水平进行。2）考核办法与汽轮机组满负荷试运考核标准相同。7.5.6燃气轮机的停机7.5.6.1正常停机103 1）燃气轮机的正常停机，在减负荷阶段按常规方式操作，注意汽轮机调节门开度与主蒸汽压力的配合。2）燃气轮机停机前，汽轮机打闸解列，用旁路调整蒸汽压力。3）执行燃气轮机“停机”操作，燃机执行停机程序，自动降负荷直到燃机解列。解列后，压气机防喘阀自动打开。当转速降到一定值时，速比阀关闭，燃机灭火。开始隋走，转速降到又一定值时，顶轴油及盘车马达自动运行，盘车自动投入。4）记录燃机转子惰走时间。7.5.6.2事故停机出现紧急情况时，在燃气轮机控制站上直接执行“跳闸”操作，燃气轮机立即跳闸、灭火、开始隋走。7.5.6.3发生下列情况之一时，应手动执行燃机事故停机：1）运行参数超过保护值而保护拒动；2）机组内部有金属摩擦声，或轴承端部有摩擦火花产生；3）轴承断油，瓦温急剧升高，轴承冒烟；4）油系统发生泄漏，现场大量跑油；5）压气机失速，发生喘振；6）天然气管道破裂，大量泄漏；7）燃机排气管道大量漏气；8）运行中机组大量冒出黑烟；9）现场发生火灾或爆炸；10）余热锅炉发生必须立即停机的事故。103 8锅炉专业调试项目及技术要求8.1锅炉专业调试的主要依据8.1.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T-5437-20098.1.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-XXXX-20108.1.3《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T-XXXX-20108.1.4《电力建设工程预算定额》（调试工程）中国电力企业联合会8.1.5《火电工程达标投产验收规程》DL/T-XXXX-20108.1.6《压力容器安全技术监察规程》2004版8.1.7《电力安全工作规程》（热力和机械部分）8.1.8《电业安全操作规程》（热力和机械部分）8.1.9《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）DL5009.1-20028.1.10《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》DL/T435-20048.1.11《燃煤电厂电除尘器运行维护导则》DL/T461-20048.1.12《电力工业锅炉压力容器监察规程》DL612-19968.1.13《电力工业锅炉压力容器检验规程》DL647-19988.1.14《火力发电建设工程机组蒸汽吹管导则》DL/T-XXXX-20108.1.15《除灰除渣系统运行导则》DL/T895-20048.1.16《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（原国家电力公司）8.1.17《火电厂烟气脱硫工程施工质量验收及评定规程》DL/T5417-20098.1.18《火电厂烟气海水脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》DL/T5436-20098.1.19《火电厂烟气脱硫工程调整试运及质量验收评定规程》DL/T5403-20078.1.20《火电厂烟气脱硫吸收塔施工及验收规程》DL/T5418-20098.1.21《火力发电厂除灰除渣热工自动化系统调试规程》DL/T775-20018.1.22《除灰除渣系统运行导则》DL/T895-20048.1.23《燃煤电厂电除尘器运行维护导则》DL/T461-20048.1.24《燃煤电厂锅炉烟气袋式除尘工程技术规范》DL/T1121-20098.1.25设计单位提供的工程系统图纸﹑设计说明书等技术资料8.1.26设备制造厂图纸﹑质量保证书﹑安装和使用说明书﹑设计和有关该试验的文件和会议纪要，工程合同﹑协议中所规定的图纸技术文件等标准、规程、规范、导则等均以国家和行业最新版本为准。8.2调试准备工作8.2.1收集有关技术资料。8.2.2了解锅炉及其附属设备的安装情况。103 8.2.3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。8.2.4准备和校验调试需要的仪器仪表。8.2.5编写锅炉调试措施：8.2.5.1空压机及其系统调试措施。8.2.5.2启动锅炉调试措施。8.2.5.3空预器及其系统调试措施。8.2.5.4引风机及其系统调试措施。8.2.5.5送风机及其系统调试措施。8.2.5.6一次风机及其系统调试措施。8.2.5.7炉水循环泵及其系统或锅炉启动系统调试措施。8.2.5.8锅炉冷态通风试验措施。8.2.5.9燃油系统调试措施。8.2.5.10暖风器及其系统调试措施。8.2.5.11吹灰器及其系统调试措施。8.2.5.12锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管道吹管措施。8.2.5.13锅炉蒸汽严密性试验及安全门整定调试措施。8.2.5.14制粉系统调试措施8.2.5.15除渣系统调试措施。8.2.5.16除灰系统调试措施。8.2.5.17炉外输灰系统调试措施。8.2.5.18输煤系统调试措施。8.2.5.19锅炉疏水、放空及排污系统调试措施。8.2.5.20锅炉燃烧初调整措施。8.2.5.21锅炉整套启动调试措施。8.2.5.22锅炉反事故措施。8.2.5.23锅炉联锁保护检查试验项目一览表。8.2.6配合有关专业制定启动调试有关的措施：8.2.6.1配合化学专业编制锅炉化学清洗方案。8.2.6.2配合汽机专业编制汽轮机甩负荷试验措施。8.2.6.3配合热工专业编写机、炉、电大联锁试验措施。8.2.7准备电动、气动、液动阀门传动验收记录表、锅炉主辅机联锁保护检查试验表、各类试运记录表、调试各大节点进入条件确认表、分系统及整套启动调试质量验收表、锅炉启动曲线等。8.2.8配合施工单位进行单机试运。103 8.2.9协助施工单位处理试运出现的问题。8.3分系统调试项目及技术要求8.3.1分系统调试项目下面列出了不同机组锅炉专业一般包含的分系统调试项目，每个建设工程可根据机组的实际选型，选择适用的项目。8.3.1.1空压机及其系统调试8.3.1.2启动锅炉调试8.3.1.3空预器及其系统调试。8.3.1.4引风机及其系统调试。8.3.1.5送风机及其系统调试。8.3.1.6一次风机、密封风机及其系统调试。8.3.1.7炉水循环泵及其系统或锅炉启动系统调试。8.3.1.8锅炉冷态通风试验。8.3.1.9燃油系统调试。8.3.1.10暖风器及其系统调试。8.3.1.11吹灰器及其系统调试。8.3.1.12制粉系统冷态调试。8.3.1.13除渣系统调试。8.3.1.14除灰系统调试。8.2.1.15炉外输灰系统调试。8.3.1.16输煤系统调试。8.3.1.17燃烧器静态检查及调整。8.3.1.18锅炉疏水、放空气及排污系统调试。8.3.1.19锅炉联锁保护传动试验。8.3.1.20锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管道吹洗。8.3.1.21参加汽包内部装置检查。8.3.1.22参加锅炉膨胀系统检查。8.3.1.23视工程实际情况安排整套启动前锅炉工作水压试验。8.3.1.24配合施工单位进行锅炉整体风压试验。8.3.1.25配合化学专业进行锅炉化学清洗工作。8.3.2分系统调试及技术要求8.3.2.1空压机系统试运1）确认空压机、冷干机相关单机调试验收签证。103 2）储气罐安全门安装前应校验合格，具有检验合格证书。3）空压机、冷干机相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。4）检查并投入空压机冷却系统。5）启动空压机，配合相关压缩空气管道吹扫。6）空压机分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.2启动锅炉调试1）确认启动锅炉相关单体调试验收签证。2）确认启动锅炉烘炉、煮炉工作结束。3）启动锅炉相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。4）确定启动锅炉吹管方案，进行启动锅炉吹管工作。5）进行启动锅炉蒸汽严密性试验。6）配合启动锅炉安全门整定。7）启动锅炉整套试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.3空预器及其系统调试1）确认空预器相关单体调试验收签证。2）空预器相关润滑油系统及各冷却水的检查与传动试验。3）空预器相关系统风门、挡板的冷态检查传动验收，及相关逻辑传动。4）空预器相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。5）空预器火灾报警装置检查传动试验。6）空预器冲洗水、消防水系统检查与试验。7）空预器吹灰汽源管道吹扫工作。8）空预器及相关系统静态检查验收。9）空预器分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.4引风机及其系统调试1）确认引风机相关单体调试验收签证。2）引风机相关润滑、液压系统及各冷却水的检查与传动试验。3）引风机相关系统风门、挡板的冷态检查传动验收及相关逻辑传动试验。4）引风机相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。5）引风机及相关系统静态检查验收。6）引风机分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.5送风机及其系统调试1）确认送风机相关单体调试验收签证。2）送风机相关润滑、液压系统及各冷却水的检查与传动试验。103 3）送风机相关系统风门、挡板的冷态检查传动验收及相关逻辑传动试验。4）送风机相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。5）送风机及相关系统静态检查验收。6）送风机分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。7）烟风系统具备通风条件后，根据现场实际情况，通过送、引风机实做炉膛正、负压保护。8.3.2.6一次风机、密封风机及其系统调试1）确认一次风机、密封风机相关单体调试验收签证。2）一次风机、密封风机相关润滑、液压系统及各冷却水的检查与传动试验。3）一次风机、密封风机相关系统风门、挡板的冷态检查传动验收及相关逻辑传动试验。4）一次风机、密封风机相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。5）一次风机、密封风机及相关系统静态检查验收。6）一次风机、密封风机分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.7炉水循环泵及其系统或锅炉启动系统调试1）确认炉水循环泵相关冷却系统管道、泵注水系统相关管道冲洗合格。2）确认炉水循环泵保护液排放干净后，用符合制造厂要求的除盐水对炉水泵进行注水。3）炉水泵冷却水系统检查与传动试验。4）炉水泵相关系统阀门冷态检查传动验收，及相关逻辑传动。5）炉水泵相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑的检查传动。6）炉水泵及相关系统静态检查验收。7）锅炉上水后，进行炉水泵分系统试运，填写相关试运记录表并进行验收签证。8）锅炉酸洗过程中进行炉水泵试运时，炉水泵必须保持连续注水。8.3.2.8锅炉冷态通风试验1）对送风系统及各二次风流量测量装置进行风量系数标定工作。2）对各磨煤机入口风量测量装置进行风量系数标定工作。3）进行各磨煤机出口输粉管一次风量调平试验。4）进行各轴流风机喘振保护试验。5）对烟风、制粉系统各热工测点、表计指示准确性进行检查确认。8.3.2.9燃油系统调试1）确认燃油系统相关单体调试验收签证，确认燃油系统相关管道冲洗合格。2）油泵联锁试验及低油压报警试验。3）进行电磁阀、速断阀联锁保护试验。4）进行油枪冷态雾化状态及出力检查。5）燃油循环试验。103 8.3.2.10暖风器及其系统调试1）确认暖风器及其系统相关单机调试验收签证。2）暖风器疏水罐安全门安装前应校验合格，具有检验合格证书。3）确认暖风器相关蒸汽管道吹扫合格。4）暖风器及其系统相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。8.3.2.11吹灰器及其系统调试1）确认吹灰器相关单体调试验收签证。2）吹灰蒸汽管道安全门安装前应校验合格，具有检验合格证书。3）确认吹灰器汽源管道已冲洗合格。4）吹灰器及其系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。8.3.2.12储仓式制粉系统冷态调试1）确认磨煤机、給煤机、給粉机等相关单体调试验收签证。2）磨煤机相关润滑油及冷却水系统的检查与传动试验。3）各关断及调节风门挡板冷态检查传动验收，及相关逻辑传动。4）磨煤机、给煤机联锁、保护检查传动试验。5）测定装球量与电流关系曲线。6）给粉机转速调整及最低转速确定。7）磨煤机防爆系统调试。8）磨煤机及相关系统静态检查验收。9）磨煤机分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.13直吹式制粉系统冷态调试1）确认磨煤机、給煤机等相关单体调试验收签证。2）磨煤机相关液压、润滑油及冷却水系统检查与传动试验。3）各关断及调节风门挡板冷态检查传动验收，及相关逻辑传动。4）磨煤机、给煤机联锁保护及程控检查传动试验。5）磨煤机防爆系统调试。6）磨煤机、给煤机及相关系统静态检查验收。7）给煤机分系统试运，配合热工进行给煤机皮带称重校验工作。8）磨煤机分系统试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.14除灰系统调试1）检查并确认除灰系统相关单体调试验收签证。2）除灰空压机及其系统调试。3）相关阀门、测点检查传动试验。103 4）配合除灰管路吹扫及系统严密性试验。5）除灰系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。6）除灰系统程控试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.15炉外输灰系统调试1）检查并确认炉外输灰系统相关单体调试验收签证。2）输灰空压机及其系统调试。3）炉外输灰系统相关阀门、测点检查传动试验。4）配合炉外输灰管路吹扫及系统严密性试验。5）灰库及其系统调试。a）气化风机及加热系统调试。b）干式卸料装置和湿式卸料装置调试。c）灰库顶部袋式除尘器调试。6）炉外输灰系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。7）炉外输灰系统程控试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.16除尘系统调试1）确认除尘系统相关单体调试验收签证。2）电除尘器应确认各电场冷态空载升压试验合格；袋式、电袋复合式除尘器应确认滤袋预喷涂工作结束。3）相关阀门、测点检查传动试验。4）配合除尘器气流分布试验。5）配合除尘器严密性试验。6）电除尘器振打及加热装置调试；袋式、电袋复合式除尘器的滤袋喷吹装置调试；袋式、电袋复合式除尘器入口烟气冷却装置调试。7）除尘系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑的检查传动。8）除尘系统程控试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.17干式除渣系统调试1）确认除渣系统相关单体调试验收签证。2）渣斗液压关断门、碎渣头系统调试。3）钢带机、清扫链及其系统调试。4）一级、二级碎渣机及其系统调试。5）斗提机及其系统调试；或负压输送系统的调试。6）缓冲仓、渣仓及其系统调试。7）除渣系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。103 8）除渣系统程控试运，填写试运记录表并进行验收签证。9）热态调试：调节冷却风门的开度，使炉底渣冷却符合运行要求。8.3.2.18湿式除渣系统调试1）确认除渣系统相关单体调试验收签证。2）除渣液压系统调试。3）捞渣机及其系统调试。4）碎渣机及其系统调试。5）冲渣泵及其系统调试。6）除渣系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。7）除渣系统程控试运，填写试运记录表并进行验收签证。8）除渣系统热态调试：调节湿式除渣给水平衡。8.3.2.19输煤系统调试1）检查并确认输煤系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）皮带机及其系统调试。4）冲洗水及除尘系统调试。5）参加堆取料机系统调试。6）输煤系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。7）输煤系统程控试运，填写试运记录表并进行验收签证。8.3.2.20燃烧器静态检查及调试1）旋流燃烧器调整a）旋流燃烧器旋转方向及同心度检查确认。b）旋流燃烧器内、外二次风配比的调整。c）旋流燃烧器旋流强度的调整。d）旋流燃烧器外二次风开度的调整。2）直流燃烧器调整a）直流燃烧器摆动喷嘴水平位置的一致性调整。b）直流燃烧器摆动喷嘴摆动试验，对上下摆动角度进行检查。c）直流燃烧器摆动执行机构联动试验。3）油枪、点火枪定位及冷态调整a）检查油枪、点火枪的气动执行器进退行程是否到位。b）检查稳燃器的出口气流旋转方向是否符合设计要求。c）按照点火器说明书设计要求调整点火枪、油枪头部与稳燃器端面的相对距离。103 d）检查油枪、点火枪连接软管长度是否满足摆动喷嘴上下最大幅度摆动的要求。8.3.2.21锅炉疏水、放空气及排污系统调试1）确认相关单机调试完成并签证。2）锅炉疏水扩容器安全门安装前应校验合格，具有检验合格证书。3）锅炉疏水、放空气及排污系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。8.3.2.22锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管道吹管1）确定锅炉蒸汽吹管方案。2）提供锅炉蒸汽管路吹管系统图，并对临时系统提出要求。3）检查消音器、集粒器、靶板器设计及安装情况。4）蒸汽吹管温度与压力测控点选择。5）对蒸汽吹管所要投运系统进行全面检查。6）对蒸汽吹管临时系统进行检查。7）对吹管临时控制门进行传动、操作试验。8）预算锅炉吹管期间所需的燃油、燃煤及除盐水量。9）吹管过程中检验吹管系数是否满足要求，有必要时进行适当调整。8.3.2.23炉膛安全监控系统（FSSS）的试验1）炉膛吹扫允许条件的检查试验。2）锅炉MFT静态试验，锅炉主保护仿真试验原则上要求各热工测点实际动作。3）锅炉OFT静态试验。4）燃油泄漏试验。5）油枪程控启停操作检查试验。6）各制粉系统启动、停止允许条件检查传动试验。7）各制粉系统保护跳闸及其联锁条件检查传动试验。8）火检冷却风机联锁试验。9）其它热工信号及报警系统的检查试验。8.3.2.24参加受热面金属壁温测点检查。8.3.2.25参加汽包内部装置检查。8.3.2.26参加锅炉膨胀系统检查。8.3.2.27配合锅炉整体风压、水压试验。8.3.2.28配合化学专业进行锅炉化学清洗工作。8.4整套启动调试项目及技术要求8.4.1空负荷阶段的调试工作8.4.1.1检查确认锅炉各系统已完成分部试运，具备整套启动的条件。103 8.4.1.2辅机设备事故按钮、联锁及保护传动试验；程控启停试验；MFT保护静态试验及机炉电大联锁试验、相关热工信号及报警系统传动试验、配合进行保安电源切换试验。8.4.1.3检查锅炉主保护全部在投入状态。8.4.1.4按试运计划指导运行人员进行锅炉启动前的检查准备工作。8.4.1.5指挥运行人员逐步投入有关系统。进行锅炉上水、冷态冲洗、点火和热态冲洗等有关操作，严格控制汽水品质。8.4.1.5对于汽包锅炉，在点火前，水位保护应采用水位实际变化的方式进行校验。8.4.1.7锅炉点火后，进行燃油系统运行压力调整、自动投入和油枪程控启停试验，油燃烧器燃烧调整试验。8.4.1.8锅炉点火后，应投入空气预热器吹灰系统。机组负荷满足条件时，及时进行吹灰汽源切换。8.4.1.9给水及减温水系统、疏水放空气及排污系统、制粉系统和输煤、除尘、除灰、除渣及脱硫等系统的投入及调整试验。8.4.1.10锅炉按冷态启动曲线升温、升压到汽机冲转参数。8.4.1.11配合汽机专业进行汽轮机首次冲转及有关试验工作。8.4.1.12配合电气专业进行电气试验及发电机首次并网工作。8.4.1.13配合汽机专业进行汽轮机汽门严密性试验和超速试验工作。8.4.1.14配合化学专业进行锅炉汽水品质改善工作。8.4.1.15进行锅炉蒸汽严密性试验及安全门整定工作（对于亚临界锅炉，汽包、主汽、再热汽系统安全门的热态整定工作在此阶段完成；对于超临界锅炉，此阶段只能进行再热汽系统安全门的热态整定工作）。8.4.2带负荷阶段的调试工作8.4.2.1安全门整定完毕后，检查所有的安全门均在工作位置。8.4.2.2按照锅炉升温、升压曲线逐步带负荷。8.4.2.3根据机组带负荷及汽水品质的情况逐步投入制粉系统运行。8.4.2.4制粉系统投运后，需进行必要的调整试验。1）设定合理的制粉系统运行一次风量/给煤量曲线。2）根据各制粉系统的煤粉细度取样分析结果，调整煤粉细度符合设计要求。a）中间储仓式制粉系统通过改变粗粉分离器折向挡板来调整煤粉细度。b)直吹式制粉系统通过改变分离器的折向挡板位置或旋转分离器转速来调整煤粉细度。8.4.2.5进行磨煤机切换和锅炉燃烧初调整试验。1）一次风母管压力定值设定及曲线优化。2）一次风量与给煤量配比曲线设定及调整。3）氧量的标定、飞灰可燃物和大渣可燃物分析。103 4）总风量与锅炉蒸发量、给煤量曲线设定及调整。5）氧量与锅炉负荷曲线设定及调整。6）一次、二次风量配比调整试验。7）锅炉配风调整试验。8）燃烧器摆动火嘴的调整试验。9）烟气挡板调整试验。10）旋流燃烧器旋流强度调整试验。8.4.2.6进行锅炉汽温调整试验，包括各级减温水、烟气挡板、喷燃器摆角的调整试验。8.4.2.7在机组带大负荷后，投入炉本体程控吹灰系统。8.4.2.8对于超临界锅炉，分离器、过热器安全门整定试验应安排在机组负荷大于70%ECR后。锅炉蒸汽严密性试验随机组升负荷过程同步进行。8.4.2.9配合进行火检信号调整试验。8.4.2.10投入锅炉四管泄漏监视系统。8.4.2.11控制汽水品质，对于汽包炉进行洗硅运行。8.4.2.12进行给水泵的并列、切换试验。8.4.2.13配合热控专业投入自动控制系统及其调整试验。8.4.2.14进行锅炉断油试验。8.4.2.15配合厂家进行空预器间隙热态调整试验。8.4.2.16机组满负荷试运行。8.4.2.17配合热控专业进行机组负荷变动试验。8.4.2.18配合汽机专业进行机组甩负荷试验。8.4.2.19锅炉温态、热态启动试运工作。8.4.3连续168小时满负荷试运8.4.3.1机组启动，逐步升负荷至满负荷稳定运行。8.4.3.2机组运行工况满足《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T-5437-2009规定的进入连续168小时满负荷试运行各项条件，并进行验收签证。8.4.3.3进行机组连续168小时满负荷试运行考核。8.4.3.4完成机组连续168小时满负荷试运验收签证、调试质量验收签证、调试质量评价。8.4.3.5组织进行试运技术指标统计工作。8.5特殊项目调试及技术要求8.5.1编写调试措施8.5.1.1等离子点火系统调试措施。8.5.1.2微油点火系统调试措施。103 8.5.1.3锅炉冷态炉膛空气动力场试验措施。8.5.1.4锅炉脱硝系统调试措施。8.5.1.5锅炉脱硫系统调试措施。8.5.1.6循环流化床锅炉高压流化风机及其系统调试措施。8.5.1.7循环流化床锅炉冷态通风试验措施。8.5.1.8循环流化床锅炉给煤系统调试措施。8.5.1.9循环流化床锅炉床料添加及石灰石添加系统调试措施。8.5.1.10余热锅炉调试措施。8.5.2调试项目及技术要求8.5.2.1等离子点火系统调试1）确认等离子点火系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）等离子点火冷却水系统检查与传动试验。4）等离子点火压缩空气系统检查与传动试验。5）等离子点火系统冷态拉弧试验及图像火检系统检查验收。6）等离子点火系统相关联锁、保护、启停、报警等逻辑传动试验。7）等离子点火系统热态调整试验。8.5.2.2微油点火系统调试1）确认微油点火系统相关单体调试验收签证。2）确认微油系统相关管道冲洗合格。3）相关阀门、测点检查传动试验。4）微油点火系统相关联锁、保护、启停、报警等逻辑传动试验。5）微油点火枪冷态雾化状态及出力检查。6）微油点火系统热态调整试验。8.5.2.3锅炉冷态炉膛空气动力场试验1）相关阀门、测点检查传动试验。2）试验所用仪器、器材进行校核与安装。3）检查炉内燃烧器区域内脚手架布置符合要求，摄像平台搭设符合要求。4）燃烧器冷态检查和调整。5）启动引、送、一次风机并进行相应的风量调整。6）进行各种工况下燃料风、辅助风风门或燃烧器一、二次风门特性试验。7）在设定的各种工况下进行炉内空气动力场测量或一、二次风射流烟花示踪。8）测量炉膛切圆大小或射流中心回流区大小及位置103 ，根据试验情况进行相应的冷态或热态调整，使锅炉空气动力场工况合理。8.5.2.4SCR脱硝系统调试。1）确认脱硝系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）各种介质管道的吹扫。4）相关系统设备及管道的严密性试验。5）相关系统设备及管道的氮气置换。6）消防及喷淋降温系统调试。7）SCR反应器冷态调试：a）配合进行反应器入口气流均布性试验。b）配合进行反应器喷氨管流量的调平试验8）采用液氨作为还原剂的进行首次卸氨工作，首次卸氨不能超过液氨储罐容积的50％。9）如果采用尿素作为还原剂，对热解及水解装置调试。10）采用压缩空气系统调试及声波吹灰器调试；采用蒸汽吹灰的进行管道吹扫及打压试验。11）脱硝系统相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。12）填写试运记录表并进行验收签证。8.5.2.5SNCR脱硝系统调试。1）确认脱硝系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）尿素存储及溶解装置调试。4）喷枪检查与传动试验。5）采用液氨或氨水做为还原剂进行液氨存储及蒸发装置的调试。6）压缩空气或蒸汽雾化试验。7）脱硝系统相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。8）填写试运记录表并进行验收签证。8.5.2.6石灰石－石膏湿法脱硫系统调试。1）确认脱硫系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）工艺水系统调试。4）石灰石卸料及存储系统调试。5）石灰石浆液制备及存储系统调试。6）吸收塔系统调试7）烟风系统调试103 8）石膏脱水系统调试9）脱硫废水系统调试10）脱硫系统相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。11）填写试运记录表并进行验收签证。8.5.2.7干法/半干法脱硫系统调试1）确认脱硫系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）工艺水系统调试。4）石灰卸料及存储系统调试。5）石灰消化系统调试。6）吸收塔系统调试。7）预除尘器系统调试。8）二级除尘器及脱硫灰输送系统调试。9）飞灰输送系统调试。10）脱硫系统相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。11）填写试运记录表并进行验收签证。8.5.2.8海水脱硫系统调试。1）确认脱硫系统相关单体调试验收签证。2）相关阀门、测点检查传动试验。3）工艺水系统。4）海水供排水系统调试。5）海水供排水系统调试。6）SO2吸收系统调试。7）海水恢复系统调试。8）脱硫系统相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。9）填写试运记录表并进行验收签证。8.5.2.9循环流化床锅炉高压流化风机及其系统调试1）确认高压流化风机及其系统相关单体调试验收签证。2）高压流化风机及其系统相关润滑、液压系统及各冷却水的检查与传动试验。3）高压流化风机及其系统相关风门挡板、测点的冷态检查传动验收。4）高压流化风机及其系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。5）高压流化风机及相关系统静态检查验收。6）高压流化风机及其系统试运，填写试运记录表，并进行验收签证。103 8.5.2.10循环流化床锅炉冷态通风试验1）对二次风系统及各二次风流量测量装置进行标定。2）对一次风系统风量测量装置进行标定。3）对播煤风和高压流化风系统风量测量装置进行标定。4）进行各轴流风机喘振保护试验。5）对烟风、给煤系统各表计进行检查。6）进行锅炉流化试验，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；回料阀最小返料风量试验；进行布风装置均匀性检查。8.5.2.11循环流化床锅炉给煤系统调试1）确认给煤机及其系统相关单体调试验收签证。2）给煤机及其系统相关风门挡板、测点的冷态检查传动验收。3）给煤机及其系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。4）给煤机及相关系统静态检查验收。5）给煤机系统试运，填写试运记录表，并进行验收签证。8.5.2.12循环流化床锅炉床料添加及石灰石添加系统调试1）确认床料添加及石灰石输送系统相关单体调试验收签证。2）床料添加及石灰石输送系统相关风门挡板、测点的冷态检查传动验收。3）床料添加及石灰石输送系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。4）床料添加及石灰石输送系统静态检查验收。5）床料添加及石灰石输送系统试运，填写试运记录表，并进行验收签证。8.5.2.13锅炉单侧辅机运行调整1）锅炉辅机相关阀门、测点检查传动试验。2）锅炉辅机单侧运行相关的联锁、保护、启停、报警等逻辑传动试验。3）进行锅炉单侧辅机运行工况的切除与并列调整工作。4）进行锅炉单侧辅机出力运行与系统的配合调整并进行参数优化。5）记录锅炉单侧辅机出力运行的参数。8.5.2.14锅炉给水、减温水调节阀流量特性试验1）确认给水、减温水调节阀相关单体调试验收签证。2）给水、减温水冷态检查传动验收，及相关逻辑传动。3）配合进行调节门漏流量测定。4）配合进行自动调节门流量特性试验。8.5.2.15余热锅炉分系统调试1）确认余热锅炉相关单体调试验收签证。103 2）余热锅炉相关系统阀门、挡板及测点的冷态检查传动验收，及相关逻辑传动。3）余热锅炉各辅机程序启、停逻辑、保护、联锁、报警传动试验。4）锅炉疏水、放空气及排污系统相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。5）余热锅炉相关联锁、保护、启停程控、报警等逻辑传动试验。6）配合锅炉整体风压、水压试验。7）参加受热面金属壁温测点检查。8）参加汽包内部装置检查。9）参加检查锅炉膨胀系统。10）配合化学专业进行锅炉化学清洗工作。11）余热锅炉过热器、再热器系统及蒸汽管道吹管。8.5.3整套启动调试及技术要求8.5.3.1脱硝系统整套启动调试整套启动从烟气满足喷氨条件投入脱硝装置开始，到完成168小时满负荷试运为止。1）脱硝系统在线检测系统CEMS调试。2）喷氨管热态调平及均布性试验。3）热态喷氨联锁、保护、报警等逻辑传动4）氨逃逸的控制调整。5）SNCR脱硝系统热态调试：CEMS调试、不同负荷的喷氨量、不同喷枪层、不同燃烧器层投入最佳组合的优化。6）SNCR＋SCR联合脱硝工艺调试项目参考SCR及SNCR相关调试内容。8.5.3.2脱硫系统整套启动调试脱硫系统整套启动从烟气进入脱硫装置开始，到完成168小时满负荷试运为止。1）脱硫系统热态调试过程中，相应投入工艺水系统、吸收塔SO2吸收系统、烟风系统、石灰石存储及制备系统、石膏脱水及存储系统、滤液水系统、废水系统等。2）热态校核烟气在线监测系统CEMS仪表。3）脱硫系统的PH计、密度计、液位计等热工仪表进行热态校核。4）热态进行相关联锁、保护、报警等逻辑传动试验。5）海水脱硫热态调试要求海水排放的各项参数达到海水水质排放要求。6）干法/半干法脱硫系统调试要求控制吸收塔出口反应温度、吸收塔内运行压差、调节吸收塔与二级除尘器的脱硫灰平衡达到设计值。8.5.3.3循环流化床锅炉整套启动调试1）检查确认循环流化床锅炉各系统已完成分部试运和锅炉吹管工作，具备锅炉整套启动条件。2）投入循环流化床锅炉主保护及辅机设备事故按钮、联锁、保护。103 3）按试运计划安排指导运行人员进行循环流化床锅炉启动前的检查准备工作。4）指挥运行人员逐步投入有关系统。进行锅炉上水、冷态冲洗、点火和热态冲洗等有关操作，严格控制汽水品质。5）对汽包锅炉，锅炉水位保护投入，并实做汽包水位高、低保护试验。6）给水系统、减温水系统、烟气系统、疏水及排污系统投用及调整试验。7）循环流化床锅炉按冷态启动曲线升温、升压到汽机冲转参数。8）对于循环流化床锅炉，进行给煤系统热态调试。当锅炉大量投入燃煤，应及时投入石灰石进行燃烧调整试验。a）燃煤粒度调整。b）一次风量曲线设定及调整。c）二次风量、风压曲线设定及调整。d）炉膛回料器差压曲线设定及调整。e）床温的调整。f）床压的调整。g）外置床的调整。h）流化风压力及流量的设定及调整。i）氧量与锅炉负荷曲线设定及调整。j）石灰石投入量的设定及调整。k）冷渣器的投入及调整。9）配合汽机专业进行汽机首次冲转及有关试验工作。10）配合化学专业进行锅炉汽水品质改善工作。11）配合电气进行电气试验及发电机首次并网工作。12）配合汽机专业进行汽轮机汽门严密性试验和超速试验工作。13）进行锅炉蒸汽严密性试验及安全门整定工作。安全门整定完毕后，检查所有的安全门均在工作位置。14）按照锅炉升温、升压曲线逐步增加负荷。15）控制汽水品质，进行洗硅运行。16）机组满负荷试运行。17）配合热控专业投入自动控制系统及其调整试验。18）配合热控专业进行机组负荷变动试验。19）配合汽机专业进行机组甩负荷试验。20）锅炉温态、热态启动试运工作。8.5.3.4余热锅炉整套启动调试103 1）检查确认余热锅炉各系统已完成分部试运和锅炉吹管工作，具备锅炉整套启动条件。2）余热锅炉主保护及辅机设备事故按钮、联锁、保护投入。3）按试运计划安排指导运行人员进行余热锅炉启动前的检查准备工作。4）指挥运行人员逐步投入有关系统。进行锅炉上水、冷态冲洗和热态冲洗等操作，严格控制汽水品质。5）给水系统、减温水系统、烟气系统、疏水及排污系统投用及调整试验。6）锅炉上水和启动过程中，保证汽包上、下壁温差不超过40℃。7）锅炉启动前实做汽包水位保护。8）余热锅炉按冷态启动曲线升温、升压到汽机冲转参数。9）配合汽机专业进行汽机首次冲转及有关试验工作。10）配合化学专业进行锅炉汽水品质改善工作。11）配合电气专业进行电气试验及发电机首次并网工作。12）配合汽机专业进行汽轮机汽门严密性试验和超速试验工作。13）进行锅炉蒸汽严密性试验及安全门整定工作。安全门整定完毕后，检查所有的安全门均在工作位置。14）按照锅炉升温、升压曲线逐步增加负荷。15）控制汽水品质，进行洗硅运行。16）机组满负荷试运行。17）配合热控专业投入自动控制系统及其调整试验。18）配合热控专业进行机组负荷变动试验。19）配合汽机专业进行机组甩负荷试验。20）锅炉温态、热态启动试运工作。103 9电气专业调试项目及技术要求9.1电气专业调试的主要依据9.1.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T-5437-20099.1.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-XXXX-20109.1.3《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T-XXXX-20109.1.4《电力建设工程预算定额》（调试工程）中国电力企业联合会9.1.5《火电工程达标投产验收规程》DL/T-XXXX-20109.1.6《电气设备交接试验标准》9.1.7《继电器校验规程》9.1.8《电气指示仪表检验规程》9.1.9《大、中型同步发电机励磁系统技术要求》GB/T7409.1～3-19979.1.10《大型汽轮发电机自并励静止励磁系统技术条件》DL/T650-19989.1.11《大型汽轮发电机交流励磁机励磁系统技术条件》DL/T843-20039.1.12《电力系统稳定器整定试验导则》Q/GDW-143-20069.1.13《电力工业技术管理办法》9.1.14《电力系统自动装置检验条例》9.1.15《电力建设安全工作规定》9.1.16《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（原国家电力公司）9.1.17设计院提交的设计图纸资料9.1.18厂家的设备说明书及技术标准9.1.19业主提供的技术协议、会议纪要等9.2调试准备工作9.2.1收集和熟悉图纸资料。9.2.2熟悉发变组及励磁系统的一次系统。9.2.3熟悉发电机设备的性能特点，对励磁系统中各个装置进行全面了解。9.2.4熟悉发变组及励磁系统的一、二次回路图纸和接线及制造厂提供的调试资料。9.2.5准备调试仪器、仪表、工具及材料。9.2.6在安装过程中，深入现场，熟悉设备和系统，发现问题及时提出修改意见。9.2.7编写电气调试措施：9.2.7.1启动电源高压系统站内受电调试措施9.2.7.2启动变及厂用系统受电调试措施9.2.7.3高压输电线路及发电厂升压站调试措施9.2.7.4励磁系统调试措施103 9.2.7.5发变组保护及自动装置系统调试措施9.2.7.6厂用部分保护及自动装置系统调试措施9.2.7.7保安电源系统调试措施9.2.7.8电气整套启动调试措施9.2.8配合热控专业编制机、炉、电大联锁保护试验措施。9.2.9配合汽轮机专业编制机组甩负荷试验措施。9.2.10做好各种检查、记录和验收表格准备工作。9.3分系统调试项目及技术要求9.3.1分系统调试项目9.3.1.1升压站系统调试9.3.1.2启动变系统调试9.3.1.3厂用电快切系统调试（3kV-10kV）9.3.1.4发电机同期系统调试9.3.1.5发变组保护系统调试9.3.1.6主变压器、高压厂用变压器本体系统调试9.3.1.7发变组故障录波系统调试9.3.1.8励磁系统调试9.3.1.9厂用送配电系统调试9.3.1.10厂用母线系统调试9.3.1.11直流电源系统调试9.3.1.12中央信号系统调试9.3.1.13保安电源系统调试9.3.1.14事故照明系统调试9.3.1.15电除尘系统调试9.3.1.16厂用电切换系统调试（400V）9.3.1.17不停电电源（UPS）系统调试9.3.1.18全厂辅机系统调试9.3.2分系统调试及技术要求9.3.2.1升压站系统调试包括保护装置、监控装置、安全自动装置的静态调试及相关二次回路的核查传动工作，TV、TA二次回路核查及极性确认，断路器、隔离刀闸二次回路核查传动工作。1）保护、监控及安全自动装置静态试验核查，定值设置与定值单一致，动作值符合整定值允许范围、逻辑功能正确、版本认证满足调度要求。103 2）二次回路的核查，保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。3）TV、TA二次回路核查及极性确认，极性符合保护设计要求。4）断路器、隔离刀闸二次回路核查传动，就地、远方合分，五防闭锁核查，断路器防跳、非全相、重合闸功能的传动，就地、远方位置及报警信号正确。5）整套传动，各项保护功能动作确认断路器动作情况，报警信号动作情况。9.3.2.2启动变系统调试包括保护装置的静态调试及相关二次回路的核查传动工作，TV、TA二次回路核查及极性确认，断路器、隔离刀闸二次回路核查传动工作，本体非电量保护、有载调压系统、测温、冷却系统二次回路核查工作。1）保护装置静态试验核查，定值设置与定值单一致，动作值符合整定值允许范围、逻辑功能正确。2）二次回路的核查，保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。3）TV、TA二次回路核查及极性确认，极性符合保护设计要求。4）断路器、隔离刀闸二次回路核查传动，就地、远方合分，五防闭锁核查，断路器防跳、非全相、重合闸功能的传动，就地、远方位置及报警信号正确。5）变压器本体重瓦斯保护、调压瓦斯保护、轻瓦斯保护、压力释放保护、油面温度保护、绕组温度保护、冷却系统全停保护二次回路的核查，确认非电量保护屏保护动作与就地一致，确认报警信号动作情况。6）有载调压系统远方、就地升降分接头传动工作，确认远方、就地分接头显示一致，急停功能正确，确认报警信号动作情况。7）测温系统就地、远方显示一致，能够可靠报警，并且启动冷却系统和保护装置。8）冷却系统能够根据设计要求可靠启动，手、自动启动冷却系统核查，电源切换回路核查，各组冷却器工作、备用功能核查，冷却器全停保护功能核查，确认报警信号动作情况。9）整套传动，各项保护功能动作确认断路器动作情况，报警信号动作情况。9.3.2.3厂用电快切系统调试（3kV－10kV）包括厂用快切装置的静态调试及相关二次回路的核查传动工作，厂用断路器二次回路核查传动工作。1）切换装置静态试验核查，定值设置与定值单一致，动作值符合整定值允许范围、逻辑功能正确。2）二次回路的核查，保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。3）TV、TA二次回路核查及极性确认，极性符合保护设计要求。4）断路器二次回路核查，手动正常、事故切换功能的传动。5）整套传动，各项切换功能动作确认断路器切换情况，报警信号动作情况。103 9.3.2.4发电机同期系统调试包括自动准同期装置的静态调试及相关二次回路的核查传动工作，并网断路器二次回路核查传动工作。1）同期装置静态试验核查，定值设置与定值单一致，动作值符合整定值允许范围、逻辑功能正确。2）二次回路的核查，保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。3）TV二次回路核查及极性确认，极性符合同期系统设计要求。4）同期系统二次回路核查，手动、自动准同期功能的传动。5）整套传动，各项同期功能动作确认断路器动作情况，与热工专业配合核查DEH允许回路及DCS启动回路，核查隔离刀闸联锁回路，确认报警信号动作情况。9.3.2.5发变组保护调试包括保护装置的静态调试及相关二次回路的核查传动工作，TV、TA二次回路核查及极性确认，断路器、隔离刀闸二次回路核查传动工作。1）保护装置静态试验核查，定值设置与定值单一致，动作值符合整定值允许范围、逻辑功能正确。2）二次回路的核查，保护、信号、操作及控制回路与设计图纸一致。3）TV、TA二次回路核查及极性确认，极性符合保护设计要求。4）断路器、隔离刀闸二次回路核查传动，就地、远方合分，五防闭锁核查，断路器防跳、非全相、重合闸功能的传动，就地、远方位置及报警信号正确。5）整套传动，各项保护功能动作确认断路器动作情况，报警信号动作情况。9.3.2.6主变压器、高压厂用变压器本体系统调试包括变压器本体非电量保护、有载调压系统、测温、冷却系统二次回路核查传动工作。1）变压器本体重瓦斯保护、调压瓦斯保护、轻瓦斯保护、压力释放保护、油面温度保护、绕组温度保护、冷却系统全停保护二次回路的核查，确认非电量保护屏保护动作与就地一致，确认报警信号动作情况。2）变压器有载调压系统二次回路的核查，远方、就地升降分接头传动工作，确认远方、就地分接头显示一致，急停功能正确，确认报警信号动作情况。3）变压器测温系统就地、远方显示一致，能够可靠报警，并且启动冷却系统和保护装置。4）变压器冷却系统二次回路核查，手、自动启动冷却系统核查，电源切换回路核查，各组冷却器工作、备用功能核查，冷却器全停保护功能核查，确认报警信号动作情况。9.3.2.7发变组故障录波系统调试包括保护装置的静态调试及相关二次回路的核查传动工作。1）故障录波装置静态试验核查，定值设置与定值单一致，启动值符合整定值允许范围、逻103 辑功能正确。2）二次回路的核查，开入、模入、信号回路与设计图纸一致。3）TV、TA二次回路核查及极性确认，极性符合装置设计要求。4）各组开入回路核查并进行远方传动工作。5）确认报警信号动作情况。9.3.2.8励磁系统不带电状态确认1）励磁系统一次设备完好无损，柜体安装良好，无变形。2）盘柜柜体可靠接地，各个盘柜间接地铜排应相连，并与地网可靠连接。3）盘柜间一次、二次接线与制造厂图纸和设计图纸相符。4）为主励磁机提供励磁功率的工励和备励设备输出极性一致（三机常规励磁系统）。5）励磁系统硬件设置参数、内部制造厂的配线与工程实际要求相符。9.3.2.9励磁系统带电状态确认1）励磁调节器工作电源、励磁调节器内部软件、参数设置版本符合发电机电气参数的要求。核查励磁调节器机端电压、机端电流、有功、无功、转子电流等模拟量准确性确认过励限制器、欠励限制器、过激磁限制器等限制器的功能正确2）励磁变压器二次回路核查，确认励磁变一、二次连接母线相序正确，TA极性和变比正确，确认励磁变压器的本体试验完成。3）确认灭磁开关回路接线与制造厂图纸及设计图纸相符，核查灭磁装置的一次母线连接紧固，确认所用灭磁电阻规格、转子过压保护的配置参数和功能符合设计要求，确认灭磁开关合闸、分闸操作正常（触头接触良好，就地指示正确），确认灭磁开关的合闸、分闸动作电压和动作时间，符合灭磁开关标准的要求。4）确认整流柜回路接线与制造厂提供图纸及设计院设计图纸相符，核查检查整流柜内一次母线连接紧固，确认整流柜内的可控硅一次快熔保险规格、整流柜所用的可控硅容量符合设计要求，确认整流柜交直流刀闸分、合位置良好，刀闸就地指示正确，励磁系统其它设备（转子接地装置等）及二次回路核查。9.3.2.10励磁系统调试1）核查励磁调节器输出至外部装置的信号的正确性。2）核查励磁调节器输出模拟量的准确性。3）励磁变压器与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。4）励磁灭磁装置与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。5）励磁整流装置与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。6）励磁系统其它设备与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。7）进行主机励磁装置及系统调试，完成励磁系统开环试验（假负载试验）。103 9.3.2.11厂用送配电系统调试断路器、隔离开关二次回路试验，整组传动试验。9.3.2.12厂用母线系统调试母线系统二次回路核查及调试，保护、信号动作试验，绝缘检查装置试验。9.3.2.13直流电源系统调试直流屏、直流电源回路及二次回路调试、试运行。9.3.2.14中央信号系统调试系统二次回路核查，装置及通电验收，系统联调，试运行。9.3.2.15保安电源系统调试回路系统调试，投运试验。9.3.2.16事故照明系统调试切换装置验收，系统回路核查与切换试验。9.3.2.17电除尘系统调试装置验收、二次回路调试，空载升压试验及振打投运试验。9.3.2.18厂用电切换系统调试（400V）二次回路核查，切换试验。9.3.2.19不停电电源（UPS）系统调试回路核查、切换试验及试运行。9.3.2.20全厂辅机系统调试保护装置验收，定值设置与定值单一致，动作值符合整定值允许范围、逻辑功能正确，回路核查，操作试验，电动机空载试转。9.3.2.21填写分系统调试质量验收表，由监理单位组织完成验收签证。9.4整套启动调试项目及技术要求9.4.1整套启动前应完成下列工作9.4.1.1向电厂、施工等有关单位和参加启动调试的人员进行电气启动试验措施的技术交底。9.4.1.2组织有关人员对电气一次系统和二次回路进行联合大检查，协调各方完成试验所需的一切准备工作。9.4.1.3进行发电机—变压器组控制、信号、保护的传动试验。9.4.1.4确认TV、TA二次极性，测量二次回路负担。负载9.4.1.5转子线圈绝缘电阻确认，转子线圈对地绝缘应合格。9.4.1.6励磁变电压相序核查，相序应为正序，电压幅值符合设计要求。9.4.1.7进行同期系统模拟试验。9.4.1.8进行厂用快切模拟试验。103 9.4.1.9进行机、炉、电大联锁试验。9.4.2空负荷阶段调试工作9.4.2.1在汽轮机不同转速及超速试验后，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗、功率损耗，按照GB50150-2006的要求，发电机转子的绝缘电阻不宜低于0.5MΩ，Q/HBW14701-2008在相同的测试条件下，交流阻抗、功率损耗变化不宜大于10%。9.4.2.2励磁系统同步电压测量测试，同步电压的波形、相序和幅值应符合设计要求。9.4.2.3发电机变压器组短路试验，检查各组TA二次幅值、相位、变比符合设计要求，保护装置采样值及盘表指示正确性，检查发电机、主变压器、高厂变及发变组差动保护动作值符合整定值要求，录取发电机短路特性，同时录取励磁机负荷特性。9.4.2.4检查修正励磁调节器测量显示的发电机电流、励磁电压、励磁电流是否正确。9.4.2.5当发电机短路电流额定时，测量各可控硅整流柜的输出电流，检查均流系数应大于0.85。9.4.2.6发变组空载试验，零起升压后检查各组TV二次幅值、相序、变比符合设计要求，确认保护装置采样及盘表指示正确性，录取发电机空载特性，测量发电机轴电压。9.4.2.7检查修正励磁调节器测量显示的发电机电压、励磁电压、励磁电流是否正确。9.4.2.8励磁系统手动方式下的试验（如果是双套调节器，应分别进行试验）：1）励磁系统手动方式零起升压试验。检查手动方式零起升压过程平稳。发电机电压的超调量满足相关标准的要求。2）检查励磁系统手动方式调节范围，应满足发电机正常运行的要求。3）进行励磁系统手动方式阶跃试验。依照行业标准，检查波形是否满足要求。4）进行励磁系统手动方式下的灭磁试验，计算灭磁时间常数。9.4.2.9励磁系统自动方式下的试验（如果是双套调节器，应分别进行试验）：1）励磁系统自动方式下，零起升压试验。依照行业标准，检查波形是否满足要求。2）励磁系统自动方式调压范围检查。依照行业标准，检查调压范围是否满足要求。3）励磁系统自动方式下的+5%、+10%阶跃试验。依照行业标准，检查波形是否满足要求。4）励磁系统自动方式下灭磁试验，测量计算灭磁时间常数。9.4.2.10励磁系统中各种运行方式之间的切换试验：1）励磁调节器自动/手动之间相互切换试验。检查切换功能应稳定、可靠。在切换过程中，机端电压不发生大的扰动。2）励磁调节器两个通道之间运行方式的相互切换试验。检查切换功能应稳定、可靠。在切换过程中，机端电压不发生大的扰动。（如果有两套励磁调节器）9.4.2.11发电机过激磁限制检查103 为验证V/Hz限制器的工作情况，临时降低过激磁的定值。在发电机定子电压额定时，增加调节器的给定值，直至V/Hz限制器动作，检查V/HZ限制器的功能。也可通过汽轮机降低转速，直至V/Hz限制器动作。记录限制器动作时的发电机电压和频率。检查试验过程中，检查发动机频率测量准确。9.4.2.12模拟TV断线的情况，检查励磁调节器的自动切换功能：1）模拟一组TV断线时，通道之间自动方式的切换试验。检查切换过程中，机端电压是否发生大的扰动。2）模拟两组TV均断线时，励磁调节器自动→手动切换试验。检查切换过程中，机端电压是否发生大的扰动。9.4.2.13测量灭磁后发电机定子残压及相序，录取发电机灭磁时间常数。9.4.2.14进行发电机同期系统定相并网试验，带母线零起升压试验，核查同期用TV极性，进行发电机变压器组与系统侧TV二次定相。9.4.2.15假同期试验，核查增、减速回路和增、减磁回路是否正确，分别进行手、自动假同期试验，同时进行录波，根据波形情况适当调节并网断路器导前时间。9.4.2.16并网试验，进行自动准同期并网，同时录波。9.4.3带负荷阶段调试工作9.4.3.1进行保护及测量回路检查，各保护、自动装置及盘表显示正确。9.4.3.2检查励磁调节器测量显示的有功、无功是否正确。9.4.3.3不同负荷下测量轴电压，按照Q/HBW14701-2008的要求，轴电压不宜大于10V。9.4.3.4不同负荷下测电流回路相位及差动保护的差流。9.4.3.5不同负荷下测三次谐波定子接地保护用TV二次电压，并根据所测数据对该保护进行定值校核。9.4.3.6机组在进行厂用电切换前，应对工作电源与备用电源在一次侧进行核相，相序应一致。9.4.3.7机组有功负荷满足试验条件时进行高压厂用电源（工作与备用）带负荷切换试验，包括正常手动切换试验和事故快速切换试验，同时通知运行人员做好预防措施。9.4.3.8进行励磁调节器运行方式的切换试验：1）两套调节器自动方式之间的相互切换试验。检查切换过程中，机端电压、无功功率是否发生大的扰动。2）励磁调节器自动、手动方式的相互切换试验。检查切换过程中，机端电压、无功功率是否发生大的扰动。3）两套调节器手动方式之间的相互切换试验。检查切换过程中，机端电压、无功功率是否发生大的扰动。9.4.3.9负载阶跃试验（如果是双套调节器，应分别进行试验），励磁调节器自动方式下，带负载阶跃试验。依照行业标准，检查波形是否满足要求。9.4.3.10励磁系统低励限制功能检查，103 在发电机不同有功负荷下，加入负阶跃信号，检查欠励限制器的限制功能。在限制动作后，应能限制发电机无功的下降，且保证发电机工作稳定。最终限制定值应根据发电机进相试验的试验结果整定。9.4.3.11整定并网后调整无功的速率，进行远方调整无功，记录发电机无功功率的变化。即远方操作一次增减磁，发电机的无功变化大约为多少，无功调整速度，应满足运行人员日常调节无功的要求。9.4.3.12过励限制器的检查，通过临时降低定值，加入阶跃信号，使转子电流超过限制值。检查转子电流的限制作用，并在一定延时后，转子电流自动返回到限制的启动电流值。在限制动作时，应能保证发电机工作稳定。9.4.3.13在发电机带额定负荷情况下，检查整流柜的均压、均流情况，及各个元件的温升应满足设计要求。9.4.3.14无功补偿功能检查，发电机带一定有功负荷后，投入无功补偿功能。当无功补偿整定点由低向高调整，无功应增加。当由高向低调整时，无功应减少。此时调差系数是负，否则为正。并根据相邻机组的整定值，整定调差系数。9.4.3.15监控系统检查：包括系统性能测试、系统带负荷试验、各系统信号接口联调、逻辑闭锁检查、系统稳定性检查。9.4.3.16满负荷下测电流回路相位及差动保护的差流。9.4.3.17进行甩负荷试验时，跳开发电机的出口开关，不灭磁，记录甩负荷前后发电机的运行参数，并录波检查发电机机端电压的最大值。9.4.4连续168小时满负荷阶段调试工作9.4.4.1参加机组168小时试运行值班。9.4.4.2处理与调试有关的缺陷及异常情况。9.4.4.3解决试运期间出现的各种技术问题。9.4.4.4作好机组试运记录，定期采录和统计运行数据。9.4.4.5填写电气专业整套启动试运质量验收表和调试质量评价表，完成验收签证和评价签证。9.5特殊项目调试9.5.1编写调试措施9.5.1.1燃机变频启动系统调试措施。9.5.2分系统调试及技术要求9.5.2.1变频启动系统不带电状态确认：1）变频启动系统一次设备完好无损，柜体安装良好，无变形。2）盘柜柜体可靠接地，各个盘柜间接地铜排应相连，并与地网可靠连接。3）盘柜间一次、二次接线与制造厂图纸和设计图纸相符。4）为整流器提供的电源与逆变器输出相序一致。5）变频启动系统硬件设置参数、内部制造厂的配线与工程实际要求相符。103 6）整流器、逆变器冷却循环水水质满足要求，循环水系统运行正常。9.5.2.2变频启动系统带电状态确认：1）变频启动系统工作电源、内部软件、参数设置版本符合发电机电气参数的要求。核查变频启动系统发电机转速、机端电压、机端电流、有功、无功、转子电流等模拟量准确性。2）变频启动系统二次回路核查，确认隔离变压器一、二次连接母线相序正确，TA极性和变比正确，确认隔离变压器的本体试验完成。3）确认各隔离刀闸回路接线与制造厂图纸及设计图纸相符，核查各隔离刀闸的一次母线连接紧固，确认各隔离刀闸合闸、分闸操作正常（触头接触良好，就地指示正确），确认各隔离刀闸的合闸、分闸动作时间，符合变频启动逻辑的要求。4）确认整流、逆变柜回路接线与制造厂提供图纸及设计院设计图纸相符，核查整流、逆变柜内一次母线连接紧固，确认整流、逆变柜内的可控硅一次快熔保险规格及柜内所用的可控硅容量符合设计要求，确认整流、逆变柜交直流刀闸分、合位置良好，刀闸就地指示正确，变频启动系统其它设备（隔离变压器保护装置等）及二次回路核查。9.5.2.3变频启动系统调试：1）核查变频启动系统输出至外部装置的信号的正确性。2）核查变频启动系统输出模拟量的准确性。3）核查变频启动系统与DCS系统之间的二次回路正确性。4）隔离变压器保护与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。5）各隔离刀闸与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。6）整流、逆变装置与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。7）变频启动系统其它设备与DCS系统、发变组保护和励磁调节器之间的二次回路传动试验。8）变频启动系统逻辑流程检查及冷拖试验（燃机不点火）。9）变频启动系统用于其它机组启动的切换试验。9.5.3整套启动调试及技术要求9.5.3.1变频启动系统满足逻辑流程要求，当燃机达到相应转速时，自动投入和退出励磁系统。9.5.3.2燃机点火后达到相应转速时，变频启动系统自动退出。103 10热控专业调试项目及技术要求10.0前言10.0.1本部分所列调试工作，主要包括分散控制系统（DCS）调试、机组附属及外围设备程序控制系统调试。10.0.2热工仪表、化学分析仪表、压力、温度、流量、液位开关和变送器的校验，热工信号、二次回路检查、执行机构调试均属单体调试范围，未列入本部分。10.1热控专业调试的主要依据10.1.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T-5437-200910.1.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-XXXX-201010.1.3《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T-XXXX-201010.1.4《电力建设工程预算定额》（调试工程）中国电力企业联合会10.1.5《火电工程达标投产验收规程》DL/T-XXXX-201010.1.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）10.1.7《模拟量控制系统负荷变动试验导则》（建质[1996]40号）10.1.8《火电机组热工自动投入率统计方法》（建质[1996]40号）10.1.9《电力建设施工及验收技术规范第5部分：热工自动化》DL/T5190.5-200410.1.10《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》DL/T-1056-200710.1.11《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》DL/T774-200410.1.12设计单位提交的设计图纸资料10.1.13制造厂家的设备说明书及技术标准10.1.14业主提供的技术协议、会议纪要等标准、规程、规范、导则等均以国家和行业最新版本为准。10.2调试准备工作10.2.1收集有关技术资料。10.2.2准备和校验测试需要的仪器仪表。10.2.3熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点。10.2.4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。10.2.5审查热控系统原理图和组态图。10.2.6编制调试措施：10.2.6.1分散控制系统（DCS）受电及复原调试措施。10.2.6.2顺序控制系统（SCS）调试措施。10.2.6.3锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）调试措施。10.2.6.4模拟量控制系统（MCS）调试措施。103 10.2.6.5协调控制系统（CCS）调试措施。10.2.6.6给水泵小汽机监视仪表与保护系统（MTSI、METS）调试措施。10.2.6.7给水泵小汽机电液控制系统（MEH）调试措施。10.2.6.8汽轮机旁路控制系统（BPS）调试措施。10.2.6.9汽轮机监视仪表与保护系统（TSI与ETS）调试措施。10.2.6.10汽轮机电液控制系统（DEH）调试措施。10.2.6.11机炉电大联锁试验措施。10.2.6.12机组附属及外围设备程序控制系统调试措施。10.2.7编制各种传动检查记录和验收表格，做好传动试运准备工作。10.3分系统调试项目及技术要求10.3.1分系统调试项目下面列出了不同机组一般包含的分系统调试项目，每个建设工程可根据机组的实际选型，选择适用的项目。10.3.1.1配合厂家进行分散控制系统的受电和复原调试。10.3.1.2分散控制系统组态检查，参数和定值核查。10.3.1.3顺序控制系统调试。10.3.1.4锅炉炉膛安全监控系统调试。10.3.1.5模拟量控制系统调试。10.3.1.6给水泵小汽机监视仪表与保护系统调试。10.3.1.7给水泵小汽机电调系统调试。。10.3.1.8汽轮机旁路控制系统调试。10.3.1.9汽轮机监视仪表与保护系统调试。10.3.1.10汽轮机电液控制系统调试。10.3.1.11机组附属及外围设备程序控制系统调试。10.3.2分系统调试及技术要求10.3.2.1配合厂家进行分散控制系统受电和复原调试1）检查DCS系统受电条件，要求DCS系统机柜正确安装就位、各机柜内设备安装完成，机柜间预置电缆和网络通讯电缆安装完成,DCS系统电源接线完成、机柜接地与绝缘符合厂家要求,工程师站、电子间装修完成，室内环境整洁、照明充足、环境温度、湿度符合厂家要求。2）DCS控制系统受电，完成机柜、工程师站、历史站、操作员站、打印机等DCS系统设备受电。3）对各控制器进行软件恢复，检查工程师站、历史站、操作员站、各控制器及模件功能，确认系统处于正常工作状态，无异常、无报警。4）DCS系统I/O模件检查和通道测试，103 根据DCS系统IO清册检查IO模件类型和数量，进行通道测试。5）控制系统冗余检查，对系统电源、通讯网络和控制器进行冗余切换试验。6）安装打印机，完成打印机功能配置，检查报警打印功能。7）测试SOE功能，事件顺序和分辨率满足要求。8）历史追忆功能和趋势功能检查。10.3.2.2分散控制系统组态检查，参数、定值核查在进行此项工作前，建设单位应已向调试单位提供有效保护、报警定值及逻辑图、系统图、电缆清册、PI图、SAMA图等图纸和有关设备厂家资料。1）根据设计院提供的电缆清册检查核对DCS系统组态I/O清单。2）按照设计院提供的PI图，对各系统操作画面进行检查和完善。3）根据逻辑图和自动调节系统原理图（SAMA图），逐项进行组态检查。4）根据有效定值清单对DCS系统组态的定值进行核查。10.3.2.3顺序控制系统调试1）检查调试应具备的条件，相关的检测仪表、开关和执行机构安装和单体调试已完成，二次回路接线完成且接线正确，电源和气源具备调试条件。2）进行相关执行机构的遥控手操联合传动试验。3）进行联锁、保护逻辑传动试验；建立联锁、保护条件，相关设备动作正确，画面显示正确。3）功能组及子功能组传动试验。4）顺序控制系统与其它控制系统之间的联调试验。5）配合其它专业进行相关设备分系统试运。10.3.2.4锅炉炉膛安全监控系统调试1）检查调试应具备的条件，相关的检测仪表、开关和执行机构安装和单体调试已完成，二次回路接线完成且接线正确，电源和气源具备调试条件。2）进行相关执行机构的遥控手操联合传动试验。3）火检系统调试，进行电源冗余切换试验、通道传动检查和参数初步设定。4）根据锅炉炉膛安全监控系统所设计的联锁、保护项目逐项进行传动试验，联锁、保护动作正常，所设计的所有联动设备动作正常，报警及首出显示正常。5）功能组及子功能组逻辑功能测试。6）锅炉炉膛安全监控系统与其它控制系统联调模拟传动试验。7）与其它控制系统的联调试验。8）配合进行分系统试运。10.3.2.5模拟量控制系统调试1）检查调试应具备的条件，相关的检测仪表、开关和执行机构安装和单体调试已完成，103 二次回路接线完成且接线正确，电源和气源具备调试条件。2）进行执行机构遥控手操联合传动试验，检查各个执行机构的动作方向的正确、检查线性度、死区、精度和动作速率等，无震荡、卡涩现象。3）根据相关资料检查和初步设定模拟量信号量程及相关系数，检查水位、流量、风量校正回路及孔板、喷嘴参数。4）检查和预设定模拟量控制系统各自动控制回路的调节参数。5）对模拟量控制系统进行静态仿真试验，检查自动控制回路各项功能，包括自动控制回路跟踪、手/自动方式切换、给定值设定、自动控制回路超驰、闭锁、限制及报警等各项逻辑功能。6）进行AGC信令通道检查，检查电网中调控制指令和协调控制系统之间的通讯，检查电网中调控制指令和协调控制系统接收指令之间的精度、死区和迟延。7）设置静态参数，检查AGC控制回路控制方式切换、负荷和速率设定及限幅、闭锁等各项逻辑功能。8）与其它控制系统的联调试验。9）配合机炉专业进行分系统试运，部分自动控制回路投入和调整。10.3.2.6给水泵小汽机监视仪表及保护系统调试1）检查调试应具备的条件，相关的检测仪表单体调校已完成，二次回路接线完成且接线正确，制造厂家、参建单位已共同确认给水泵小汽机转子机械零位。2）装置通电及软件恢复。3）传感器安装检查。4）电源及测量回路检查。5）传感器与显示仪表联调。6）量程及报警、保护定值设置。7）按照保护项目逐项进行保护传动试验。8）与其它控制系统的联调试验。9）配合进行给水泵小汽机试运与试验。10.3.2.7给水泵小汽机电调系统调试1）检查调试应具备的条件。相关的检测仪表和开关单体调校已完成，二次回路接线完成且接线正确，给水泵小汽机油质满足厂家要求，阀门及电磁阀、伺服阀、卸载阀等相关控制组件安装就位，油动机的开、关行程定位完毕，功能正常，符合设计要求。2）完成阀门整定工作，阀门线性、死区、精度和动作速率等满足要求，无震荡、卡涩等现象。3）完成参数初始设置。4）进行静态仿真试验，包括手动／自动／遥控切换及监控功能调试、转速控制回路调试，要求控制功能正常，状态显示正常，符合运行要求。103 5）与其它控制系统的联调试验。6）配合进行给水泵小汽机试运与试验。7)配合厂家人员进行动态参数整定，提高调节指标。10.3.2.8汽轮机旁路控制系统调试1）完成旁路控制系统机柜受电和软件恢复工作，系统工作正常。2）相关的检测仪表、开关和执行机构安装和单体调试已完成，二次回路接线完成且接线正确。3）进行汽轮机旁路控制系统阀门遥控手操联合传动试验。4）按照旁路控制系统设计功能逐项进行联锁、保护逻辑传动试验。5）压力、温度自动控制回路静态参数检查与功能试验。6）与其它控制系统的联调试验。10.3.2.9汽轮机监视仪表及保护系统调试1）检查调试应具备的条件，相关的检测仪表单体调校已完成，二次回路接线完成且接线正确，制造厂家、参建单位已共同确认汽轮机转子机械零位。2）装置通电及软件恢复。3）传感器安装检查。4）电源及测量回路检查。5）传感器与显示仪表联调。6）量程及报警、保护定值设置。7）根据所设计的汽轮机联锁、保护项目逐项进行传动试验，联锁、保护动作正常，所设计的所有联动设备动作正常，报警及首出显示正常。8)与其它控制系统的联调试验。10.3.2.10汽轮机电液控制系统调试1）检查调试应具备的条件。相关的检测仪表和开关单体调校已完成，二次回路接线完成且接线正确，汽轮机油质满足厂家要求，阀门及电磁阀、伺服阀、卸载阀等相关控制组件安装就位，油动机的开、关行程定位完毕，功能正常，符合设计要求。2）进行阀门整定工作，要求阀门线性、死区、精度和动作速率等满足运行要求，无震荡、卡涩等现象。3）静态参数检查与设置。4）进行静态仿真试验，检查各项逻辑控制功能。包括手动／自动／遥控方式切换试验、转速控制回路调试、负荷控制回路调试、超速保护功能调试、阀门管理回路调试、在线试验功能调试、运行自动控制方式回路调试，要求控制功能正常，状态显示正常，符合运行要求；视厂家设计情况进行自启动控制方式回路调试。5）与其它控制系统的联调试验。103 10.3.2.11机组附属及外围设备程序控制系统调试1）机组附属及外围设备程序控制系统调试主要有输煤系统程控系统调试、除灰系统程控系统调试、除渣系统程控系统调试、吹灰系统程控系统调试、凝结水精处理系统程控系统调试、补给水处理系统程控系统调试、废水系统程控系统调试等。2）对于PLC控制系统及基于PLC控制实现的辅控网系统，配合设备厂家进行调试。包括配合厂家进行系统的受电和软件恢复，进行执行机构遥控手操联调试验、调节回路试验、逻辑保护与程控功能试验。3）对于纳入DCS系统的机组附属及外围设备程序控制系统调试，调试基本程序与技术要求与主设备DCS系统调试基本程序与技术要求相同。4）配合其他专业进行相关系统的调试与试运。10.3.2.13完成机组整套启动前设备与保护的传动试验工作，完成机炉电大联锁试验，检查热工控制设备与系统，做好整套启动前的准备工作。10.3.2.14填写热控分系统调试质量验收表，由监理单位组织完成验收签证。10.4整套启动调试项目及技术要求10.4.1在机组整套启动试运过程中，根据运行条件和需要逐步投入顺序控制系统、锅炉炉膛安全监控系统、模拟量控制系统、给水泵小汽机监视仪表及保护系统、给水泵小汽机电调系统、汽轮机旁路控制系统、汽轮机监视仪表及保护系统、汽轮机电液控制系统、机组附属及外围设备程序控制系统等相关热工控制系统与设备，直至按设计项目全部投入运行；维护好热工控制设备与系统，保障热工控制设备与系统的正常运行。10.4.2汽轮机旁路控制系统调整试验10.4.2.1随主设备投入旁路控制系统。10.4.2.2进行动态参数整定，提高调节指标。10.4.3汽轮机电液控制系统调整试验10.4.3.1随主设备逐步投入汽轮机电液控制系统各项功能。10.4.3.2配合厂家进行汽轮机电液控制系统控制回路动态参数调整，提高调节品质，满足控制要求。10.4.3.3配合汽轮机专业进行喷油试验、阀门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验、甩负荷试验等各项试验。10.4.3.4配合协调控制系统的投入与调整试验。10.4.4模拟量控制系统调整试验10.4.4.1掌握被控对象的动态特性，必要时进行实验测试控制对象动态特性。10.4.4.2根据所获得的被控对象动态特性，整定自动控制系统的动态参数。10.4.4.3根据运行条件和需要逐步试投各项自动控制系统。103 10.4.4.4进行自动控制系统定值扰动试验，调整动态参数，提高调节品质，满足控制要求。10.4.5协调控制系统（CCS）调试10.4.5.1机组运行工况稳定，条件具备后，试投协调控制系统各协调控制方式。10.4.5.2进行各种控制方式的无扰切换试验，保障实现无扰切换功能。10.4.5.3进行负荷变动试验和机前压力定值扰动试验，整定动态参数，提高调节品质，满足控制要求。10.4.5.4正式投入协调控制系统。10.4.6配合其它专业完成试运和试验工作10.4.6.1配合汽轮机专业进行设备和系统的投入、试运和试验。10.4.6.2配合锅炉专业进行设备和系统的投入、试运和试验。10.4.6.3配合电气专业进行各项试验。10.4.7参加事故分析，协助解决试运过程中出现的问题。10.4.8参加试运值班10.4.8.1监控热控系统与设备运行状态。10.4.8.2处理与调试有关的缺陷及事故。10.4.8.3记录和统计运行情况及数据。10.4.9完成连续168小时满负荷试运工作。10.4.10填写热控专业整套启动试运质量验收表和调试质量评价表，完成验收签证和评价签证。103 11化学专业调试项目及技术要求11.1化学专业调试的主要依据11.1.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T-5437-200911.1.2《火力发电建设工程机组调试技术规范》DL/T-XXXX-201011.1.3《火力发电建设工程调试质量验收及评价规程》DL/T-XXXX-201010.1.4《电力建设工程预算定额》（调试工程）中国电力企业联合会10.1.5《火电工程达标投产验收规程》DL/T-XXXX-201011.1.6《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》GB/T12145-200811.1.7《氢气使用安全技术规程》GB4962-200811.1.8《氯气安全规程》GB11984-200811.1.9《电厂用运行中汽轮机油质量标准》GB7596-200811.1.10《运行中变压器油质量标准》GB7595-200811.1.11《电力建设施工验收技术规范》（水处理与制氢篇）DL/T-5210.6-200911.1.12《大型发电机冷却水及系统技术要求》DL/T801-200211.1.13《电力建设安全工作规定》DL/T5009.1-200211.1.14《电力基本建设热力设备化学监督导则》DL/T889-200411.1.15《化学监督导则》DL/T246-200611.1.16《火力发电厂水汽化学监督导则》DL/T561-199511.1.17《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-200111.1.18《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》DL/T956-200511.1.19《超临界火力发电机组水汽质量标准》DL/T912-200511.1.20《运行中发电机用油质量标准》DL/T1031-200611.1.21《电力安全工作规程》（热力和机械部分）11.1.22《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000]589号）11.1.23《安全生产工作规定》（国家电网总2003-407号）11.1.24调试工程项目化学专业设计、设备技术资料及相关技术协议。11.2调试准备工作11.2.1收集调试工程项目化学专业设计、设备技术资料及相关技术协议。11.2.2检查并了解施工单位的设单体调试、单机试运情况，并已通过验收签证。完成现场设备检查，发现问题及时提出修改意见。11.2.3准备调试仪器、仪表、工具及材料。11.2.4编写化学专业调试措施：11.2.4.1净水预处理系统系统调试措施11.2.4.2化学制水系统调试措施103 11.2.4.3制氢站系统调试措施11.2.4.4机组化学清洗调试措施11.2.4.5机组加药系统调试措施11.2.4.6机组取样分析系统调试措施11.2.4.7循环水加氯系统调试措施11.2.4.8循环水处理系统调试措施11.2.4.9海水淡化反渗透系统调试措施11.2.4.10机组精处理系统调试措施11.2.4.11机组试运化学监督调试措施11.2.4.12工业废水处理系统调试措施11.2.4.13机组含煤废水处理系统调试措施11.2.4.14机组辅机循环冷却水加药处理系统调试措施11.2.5提出启动调试物质准备清单及临时设施和测点安装图，交建设和施工单位实施。11.2.6准备系统试运、整套试运具备的条件检查确认表。11.2.7准备好传动检查和调试记录表。11.3分系统调试项目及技术要求11.3.1分系统调试项目下面列出了不同机组化学专业一般包含的分系统调试项目，每个建设工程可根据机组的实际选型，选择适用的项目。11.3.1.1预处理系统11.3.1.2化学制水系统11.3.1.3制氢系统11.3.1.4凝结水精处理系统11.3.1.5超滤（微滤）反渗透系统11.3.1.6加药、取样分析系统11.3.1.7循环水处理系统11.3.1.8海水淡化反渗透系统11.3.1.9化学清洗11.3.1.10吹管期间的化学监督11.3.2分系统调试及技术要求11.3.2.1净水预处理系统1）预处理系统包括混凝、澄清（机械搅拌式、石灰混凝澄清）、过滤（砂滤、活性碳）设备。2）滤料（石英砂、活性碳）质量应符合国家及行业相关标准。103 3）所有滤料均应在系统冲洗完成后装填。4)石英砂滤料在装填前应冲洗澄清，滤料分级正确。5)完成系统所有测点和阀门的检查。6)完成所有阀门开关操作试验。7)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，确定工艺系统合理性和完整性；有明显错误必须进行更改；查漏和水压试验合格。8)完成所有设备空载时启动、停运程序检查并对其合理性加以完善。9)完成整个系统空载时的保护功能试验并对其合理性加以完善。10)澄清池首次注水前应对固体杂物进行彻底清理，注水后应对各排放点放水冲洗转动搅拌机至少1小时，确定有无机械松动和机械卡涩。11)完成各加药泵行程出力性能试验。12)混凝、澄清设备第一次启动应逐级进行。13)混凝澄清器应首先建立活性泥渣层；开始调试加药时，出力应降低，混凝剂剂量应加大（推荐提高为双倍运行设计剂量），搅拌机转速应降低（推荐为200rpm-300rpm）；但上述各值应根据现场澄清质量确定；直至出水澄清。当预处理后出水有膜处理时，禁止采用聚丙烯酰胺助凝剂。14)逐渐提高混凝澄清器出力至50%出力并维持稳定运行，确定此工况的加药量、搅拌机转速、排泥周期、叶轮合理高度等运行数据。15)逐渐提高混凝澄清器出力至100%出力并维持稳定运行，确定此工况的加药量、搅拌机转速、排泥周期、叶轮合理高度等运行数据。16)上述过程应注意观察第一反应室、第二反应室取样的泥渣沉降比和矾花情况。17)当混凝澄清同时进行石灰处理时，应始终控制出水pH值为10.1左右；以保证硬度除去效果。18)混凝澄清出水合格后方可进入过滤器或滤池，维持运行，观察运行参数；试验运行程序。19)根据系统出力和出水质量分析系统性能。11.3.2.2化学制水离子交换除盐系统1)补给水处理（离子交换除盐）系统包括离子交换阴阳床、除碳器、混床。2)离子交换树脂质量、石英砂滤料应符合国家及行业相关标准3)所有滤料均应在系统冲洗完成后装填。4)石英砂滤料在装填前应冲洗澄清，滤料分级正确。5)完成系统所有测点和阀门的检查。6)完成所有阀门开关操作试验。7)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，确定工艺系统合理性和完整性；有明显错误必须进行更改。离子交换器内的金属材料应为1Cr18Ni9Ti，垫片应为聚四氟，狭缝应用塞尺检查，防止有树脂泄露，查漏和水压试验应合格，硫酸再生系统应禁止采用衬胶防腐。103 8)完成所有设备空载时启动、停运程序检查并对其合理性加以完善。9)完成整个系统空载时的保护功能试验并对其合理性加以完善。10)滤料装填前应系统进行彻底冲洗；滤料装填前应分级正确并冲洗至澄清，装填后应用5%盐酸浸泡24小时，然后冲洗到中性。11)完成喷射器试喷射试验。12)树脂装填后应用5%盐酸和5%氢氧化钠轮流浸泡12小时，然后分别反洗至出水无色。13)树脂首次再生时应采用双倍正常值剂量。14)首次再生完毕后，应顺次投入阳床、除碳器、阴床、混床。15)正常再生时氢氧化钠浓度不宜大于2%。16)正常运行后试验运行控制功能程序并分析周期制水量、水质等系统功能。11.3.2.3超滤（微滤）、反渗透系统1)完成系统所有测点和阀门的检查。2)完成所有阀门开关操作试验。3)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，完成现场设备检查；确定工艺系统合理性和完整性。4)完成空载时启动、停运、运行程序检查并对其合理性加以完善。5)完成整个系统空载时的保护功能试验并对其合理性加以完善。6)对整个管道系统进行彻底冲洗，并对系统间的各个水箱进行仔细清理，最后用纯棉布擦拭干净。冲洗时应在每个膜柱入口前解开排水并冲洗干净，防止固体硬颗粒进入膜柱。7)完成各加药泵行程出力试验。8)逐次投入超滤（微滤）、反渗透系统。9)首次投运时，两个系统的排水门、产水门应全开；投入各加药系统30分钟后；逐渐关闭排水门，直至两个系统的产水率到设计值。稳定运行6小时，检查各测量仪表显示无异常。10)试验两个系统的各设计功能并调节各参数。11)正常运行后分析系统的产水质量和出力等性能。11.3.2.4电除盐EDI系统1)完成系统所有测点和阀门的检查。2)完成所有阀门开关操作试验。3)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，完成现场设备检查；确定工艺系统合理性和完整性。4)完成整个系统空载时的保护功能试验并对其合理性加以完善。5)对整个管道系统进行彻底冲洗，并对系统间的各个水箱进行仔细清理。6)对EDI系统进行彻底冲洗，冲洗水采用除盐水。103 7)正常启动EDI系统，首次启动时浓水排放门需全开。8)产水水质正常后逐渐关小浓水阀门设定流量。9)稳定运行6-8小时，检查各测量仪表显示无异常。10)试验系统的各设计功能并调节各参数。11)正常运行后分析系统的产水质量和出力等性能。11.3.2.5凝结水精处理系统1）完成系统测点与阀门检查。2）完成所有阀门开关操作试验。3)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，现场设备检查；确定工艺系统合理性和完整性。离子交换器内的材料应为金属1Cr18Ni9Ti，垫片应为聚四氟，狭缝应用塞尺检查，防止有树脂泄露，查漏和水压试验应合格。4）完成空载时爆膜、反洗、铺膜的程序检查并对其合理性加以完善。5)完成空载时树脂输送、再生、启动、停运程序检查并对其合理性加以完善。6)完成整个系统空载时的保护功能试验并对其合理性加以完善。7）完成喷射器试喷射试验。8）树脂装填后应用5%盐酸和5%氢氧化钠轮流浸泡12小时，然后分别反洗至出水无色。9)在再生塔内对完成树脂首次再生，再生时应采用双倍正常值剂量。10)将再生好的树脂输送到交换器（阴床、阳床或混床）内备用。11)试验精处理系统的自动运行、自动再生、启动、停运等所有功能并调整各控制参数。12)正常再生时氢氧化钠浓度不宜大于4%。13)正常运行后应分析周期制水量、水质等系统功能。11.3.2.6制氢系统1)完成系统所有测点和阀门的检查。2)完成所有阀门开关操作试验。3)完成设备现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况。4)系统（制氢系统和储氢系统）气密性试验合格。5)10%氢氧化钠试运行：配置10%氢氧化钠依据设备说明书试运性，氢气排入大气。6)试运行条件下，投入所有自动控制，完成各报警、保护功能试验；检查自动调节偏差。7)试验启动和停运程序。8)试运48小时后停机；排掉稀碱液，用除盐水冲洗系统，并清理碱液过滤器。9)配制运行碱液向系统内注入碱液。10)对储气系统注水并用氮气吹扫氢气管路。11）按正常程序启动制氢设备，向储氢系统送气。103 12）分析制氢设备的氢气纯度和出力等性能。13）最后试验制氢设备的自动启、停、运行功能。14）完成汽机厂房和制氢站之间的管路置换与吹扫。11.3.2.7加药系统1)完成系统所有测点和阀门的检查。2)完成所有阀门开关操作试验。3)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，确定工艺系统合理性和完整性。4)完成整个系统的保护、报警功能试验并对其合理性加以完善。5)整个加药系统进行彻底冲洗。6)完成各加药泵行程-出力试验。11.3.2.7取样分析系统1)完成系统所有测点和阀门的检查。2)完成所有阀门开关操作试验。3)完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，确定工艺系统合理性和完整性。4)完成整个系统的保护、报警功能试验并对其合理性加以完善。5)机组启动期间，定期（每8小时）打开高温架一次阀门、二次阀门、排污阀门冲洗几分钟，低温架排污门定期（每8小时）开到最大进行冲洗至澄清。6)待机组运行时检查各分析仪表数据的正确性。11.3.2.8循环水处理系统1)循环水处理系统的设备包括加药、混凝、澄清、过滤、膜处理、反渗透等设备。这些设备的调试参见前面的内容。2)循环水加氯循环水加氯分为两种方式；一种为真空加氯机的方式，一种为电解制氯的方式。a）完成系统所有测点和阀门的检查。b）完成所有阀门开关操作试验。c）完成现场检查并了解安装单位的设单体调试、单机试运情况及设备检查；确定工艺系统合理性和完整性。d）完成真空加氯机系统的正压密封（氮气）试验和抽真空试验；电解制氯系统的水压试验合格。e）完成加氯系统的联锁、保护试验，试验时对氯气浓度测点必须采用真实氯气。f）完成空载时启动、停运、运行程序检查并对其合理性加以完善。g）待循环水系统试运正常后，投运加氯系统。h）103 投运后，应用氨水检查真空加氯系统有无泄露；电解制氯系统应检查各运行参数是否正常。11.3.2.9循环水处理的运行监督1）循环水系统注水前应对水塔系统进行仔细清理，清除内部杂物和泥土。2）自循环水泵首次启动试运到机组连续168小时满负荷试运结束，应监督循环水处理的防垢、防腐指标，该指标应参考设计值或由阻垢剂生产厂家提供。3）当监督发现有结垢倾向时，应及时联系安装或运行人员进行水塔排污。4）当机组进入连续168小时满负荷试运时，应按照机组正常运行的要求，每8小时监督试验一次；并按照试验结果，控制适当的排污水流量和浓缩倍率。11.3.2.10海水淡化系统海水淡化系统当采用多级反渗透的方式时，其调试参见“11.3.2.3超滤（微滤）、反渗透系统”。11.3.2.11化学清洗1)化学清洗的范围：对于汽包锅炉，凝结水系统和高压给水系统进行大流量水冲洗即可，当系统含油时应进行碱洗。对水冷壁系统、汽包水侧和省煤器应进行酸洗。对于直流锅炉，凝结水系统和高压给水系统含油时应进行碱洗；当系统较干净时，可进行大流量水冲洗。省煤器、水冷壁系统应进行酸洗。两种类型锅炉的过热器系统和再热器系统不宜进行酸洗，在化学清洗时应注入联氨+氨水保护液。2)化学清洗的工艺：对于汽包锅炉，酸洗介质可采用盐酸、EDTA、柠檬酸、甲酸羟基已酸混合酸，不宜采用氢氟酸；对于直流锅炉，酸洗介质可采用EDTA、柠檬酸、羟基乙酸；不宜采用氢氟酸和盐酸。酸洗后必须进行大流量的冲洗和柠檬酸漂洗。汽包锅炉的钝化可采用亚硝酸钠钝化、联氨钝化、双氧水钝化、磷酸盐钝化。直流锅炉的钝化可采用联氨钝化、双氧水钝化，不宜采用亚硝酸钠钝化和磷酸盐钝化。两种类型的锅炉宜尽量采用柠檬酸酸洗、水冲洗、柠檬酸漂洗、双氧水钝化的工艺；该工艺对环境只释放碳、氢、氧、氮、铁等元素，对环境的影响最小。奥氏体不锈钢进行清洗时，选用的缓蚀剂和清洗剂不应含有易产生晶间腐蚀的的敏感离子Cl-、F-离子和硫元素，同时还应进行应腐蚀和晶间腐蚀试验；化学清洗用水需采用除盐水。3)酸洗前必须进行小型试验，实验内容包括缓蚀剂的腐蚀速率、垢量、清洗工艺的模拟，缓蚀剂的腐蚀速率应符合行业标准。4)按照行业标准，化学清洗后应在20天内锅炉点火蒸汽吹管；否则应进行锅炉防锈蚀保养。5）对酸洗临时系统应进行水压试验、模拟循环试验，然后对过热器进行冷热水摸管检查。6）化学清洗的实施与控制：a）清洗循环方式的选择◆对于自然循环汽包锅炉宜采用下述循环方式：清洗箱→清洗泵→临时管→省煤器→汽包→水冷壁上集箱→四周水冷壁→103 水冷壁下集箱→临时管→清洗箱清洗箱→清洗泵→临时管→左半侧水冷壁下集箱→对应的左半侧水冷壁管→…→右半侧水冷壁管→右半侧水冷壁下集箱→临时管→清洗箱（左右半侧水冷壁能切换方向）◆对于强制循环汽包锅炉宜采用下述循环方式：清洗箱→清洗泵→部分给水管→省煤器→汽包→集中下降管↑↑↓↑水冷壁↓↑↑↓└←←←←←←←←←←←←←←←下水包←炉水循环泵◆对于直流锅炉宜采用下述循环方式：清洗水箱（配药点）→清洗泵→高压加热器→省煤器→水冷壁→启动分离器→清洗水箱无论上述哪种循环方式，都必须使得各清洗部位流量均匀、没有死角。b）药品的浓度药品的浓度同除垢的效果、腐蚀速率有关。盐酸浓度宜控制在5%。对于EDTA和柠檬酸的酸洗浓度，锅炉酸洗时EDTA浓度5%、柠檬酸3.5%即可。通常缓蚀剂的浓度宜控制在0.3%。c）清洗液的温度清洗液的温度同溶垢速度和腐蚀速度有关。过高会影响缓蚀剂的性能，加大腐蚀速率；过低则降低溶垢速度。盐酸酸洗温度在55℃、柠檬酸酸洗温度在80℃、EDTA在130℃为宜。d）清洗流速清洗流速同溶垢速度和腐蚀速度有关。一般控制酸洗流速在0.3-0.5米/秒为宜，冲洗流速应尽量提高。e）酸洗时间酸洗时间通常是指酸洗液在清洗系统中循环流动的时间。因为清洗的化学反应随清洗剂的不同而异，所以清洗所需的时间也随清洗液的种类而不同。进行清洗时，实际时间应根据化学监督的数据来控制，接触酸液总的时间应小于10小时。f）防止酸洗中断或酸液泄露的措施103 加强进酸前的模拟循环操作；严格执行水压试验；严格焊接质量；阀门解体检修合格；特别废旧管道应禁用；升温试验时检查阀门前后的温差。确认酸洗所有药品进厂后在加药；执行防止酸液泄露措施；在化学水设备故障情况下不进行加药；酸洗设备在酸洗前进行试运转；电气供应有隐患时不进行酸洗。严格认真完成水压试验，水压试验时应认真检查有无系统内漏；系统隔绝措施要全面并严格执行；制定措施以经常检查隔绝系统的严密性；酸洗前确认系统内无卡涩阀门的杂物；确认下降管节流孔板牢固不被冲掉；制定措施以应对泄漏引起的事故，防止事故扩大。g）保证清洗质量和钝化效果的措施进行小型试验，选择正确合理的清洗（钝化）工艺；正确选择使用缓蚀剂；监测清洗流速或检查电机电流，有时泵进出口短路或下降管管口节流孔板开裂、泵工作不正常等会导致清洗流速低；检查确保系统管道内无杂物；加强加药的监督，确保加药量和种类正确；加强加药的监督，确保加药缓慢均匀加入，使参数不超过控制标准，防止局部过浓；确认清洗流速，防止过大造成过洗；合理选择有机酸的清洗浓度，防止铁过饱和；正确设计清洗系统，消除冲洗死角（包括清晰水箱）。确保酸洗后冲洗流量不要过低，保证检测数据不失真；清洗前必须取实际清洗使用的缓蚀剂进行缓蚀效率试验；清洗终点判断要准确，避免出现清洗不彻底或过洗现象；清洗液位过低，流速不匀。h）清洗质量的验收和清洗废液的处理按照DL/T794-2001火力发电厂锅炉化学清洗导则执行。11.3.2.12吹管期间的化学监督1）炉前系统试运期间首次上水前，应对除氧器和凝汽器内部进行检查清理。如内部有泥土和杂物必须清理干净，清理时应进行人工清扫并用软管进行水冲洗。在机组试运期间必须再次对内部进行检查清理并至少进行两次的全部放空。锅炉吹管前测试炉前系统内除盐水取样电导必须逐渐降低且出水含铁量小于100ppb。2）锅炉吹管首次上水时，需投入给水和凝结水加药系统，控制给水pH值在9.3-9.5、联氨在10ppb-50ppb范围内。上水到锅炉正常水位后，进行至少一次整炉放水。或按照以下执行：汽包锅炉应全开排污门、直流锅炉应全开启动分离器排污门进行连续冲洗，连续冲洗到取样澄清透明，在排放口取样时铁应小于200ppb，方可锅炉点火。直流锅炉首次上水时应投入凝结水精处理装置。3）锅炉点火后，汽包锅炉控制炉水pH值在9-10，炉水采用磷酸盐处理，磷酸根含量在2mg/l-10mg/l范围内，吹管期间炉水pH值降低时应采用氢氧化钠进行调节恢复；直流锅炉给水处理采用还原性处理工况，吹管后期测定蒸汽的铁、二氧化硅等指标。吹管期间应对各取样管进行冲洗；吹管期间应尽量进行排污，并利用吹管冷炉期间进行至少两次整炉放水。4）吹管期间，炉水的铁含量应逐渐下降到500ppb以下，蒸汽二氧化硅含量应降低到100ppb以下。11.4整套启动调试项目及技术要求11.4.1空负荷阶段11.4.1.1机组整套启动第一次锅炉上水时,103 即应投入给水和凝结水加药，直流锅炉应投入凝结水精处理装置，除氧器加热投入进行热力除氧。完成锅炉的冷态冲洗；点火升压后应投入炉水加药处理系统；至冲转前，应冲洗各取样器至取样水的颜色无变化。首次冲转后，汽包锅炉应尽量全开连续排污，直流锅炉应从启动放水管路进行排污，使炉水水质有提高趋势并符合相关措施标准。11.4.1.2电厂化学运行人员应依据调试要求做好化学分析检测工作。11.4.2带负荷阶段11.4.2.1机组带负荷后，汽包锅炉机组的凝结水和疏水的铁含量大于400ppb时应预排放。11.4.2.2凝结水和疏水回收后，汽包锅炉机组即应投入凝结水精处理装置。11.4.2.3直流锅炉机组投入后应正常投入运行。11.4.2.4循环冷却水处理应按措施进行正常加药处理并维持合理的浓缩倍率。11.4.2.5带负荷阶段机应继续采取连续排污、整炉换水等措施继续改善水质，对于汽包锅炉应进行洗硅步骤降低炉水含硅量，最后达到相关标准。11.4.2.6根据汽水品质改善情况逐渐投入化学分析仪表。11.4.2.7电厂化学运行人员应依据调试要求做好化学分析检测工作。11.4.3连续168小时满负荷试运阶段11.4.3.1机组整套启动期间的水汽质量控制标准应按照DL/T889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导则》确定。水汽指标应逐渐改善并有向好趋势，并最后达到验评各阶段标准。11.4.3.2机组整套启动期间降低炉水和蒸汽二氧化硅的措施：机组试运期间，尽量全开连续排污；及时投运精处理装置；停机时机，进行整炉放水并清理和滤网；及时冲洗取样管。11.4.3.3机组整套启动期间的其它工作：正常投入加药系统、取样分析系统，投入加药自动；正常投入凝结水精处理系统；正常投入循环水处理系统；完成机组汽轮机油和变压器油的监督工作；完成机组内冷水系统和氢气系统的监督工作。11.4.3.4机组试运期间水汽质量劣化的处理：按照DL/T889-2004《电力基本建设热力设备化学监督导则》中的“三级处理原则”进行。11.4.3.5填写化学专业整套启动试运质量验收表和调试质量评价表，完成验收签证和评价签证。11.5特殊项目调试11.5.1编写调试措施11.5.1.1多级闪蒸低温多效海水淡化系统调试措施11.5.2项目调试及技术要求11.5.2.1多级闪蒸低温多效海水淡化系统1）完成系统所有测点和阀门的检查。2）完成所有阀门开关操作试验。3）完成现场检查并了解安装单位的单体调试、单机试运情况，完成现场设备检查；确定工艺系统及相关逻辑合理性和完整性并加以完善。103 4）完成所有启动、停运逻辑传动试验。5）完成保护传动工作。6）给系统内注入海水至正常水位，启动真空系统建立真空。7）建立海水循环并投入加热系统。8）逐渐建立海水、淡水、浓盐水的流量至正常。9）调整各运行参数至正常。10）投入淡化系统的自动控制。11）连续运行考核系统各设计指标。12）完成启停及出力调整试验。103 附录A（资料性附录）调试大纲编写的基本要求A.1调试大纲是机组调试过程中科学组织和规范管理调试过程、有效协调各参建单位关系、保证机组安全、可靠、按期、经济、文明地投入生产的重要的纲领性文件。A.2每个工程项目须编写一个调试大纲。A.3调试大纲编写内容宜包含下列内容：1．封面标题：XXXX工程X×XXXXMW机组调试大纲；文件编号；编制人；审核人；批准人；编写单位；日期。编制人为调试单位调试总工程师；审核人为调试单位授权的领导；批准人为试运指挥部总指挥。2．会审单位代表签字页会审单位代表宜为：施工、设计、监理、生产、建设、主要设备制造厂家等单位现场主要领导（项目经理）。3．调试单位内部审批单及目录按照各调试单位内部文件审批单格式要求即可；列出调试大纲的目录。4．调试大纲正文部分调试大纲正文宜包含下列内容：4.1前言其内容一般包含：描述工程名称、工程地点、工程规模；说明建设单位、设计单位、主体施工单位、主体监理单位、主体调试单位、生产单位；计划投产日期。4.2调试大纲编制依据主要包括：国家或行业现行的有关电力建设（特别是针对机组调试、设计、施工、安全等方面）的标准、法规、规程、规范、规定等；设备制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书等；设计单位提交的设计文件、图纸、说明书等；建设单位发布的有关工程建设管理的文件、会议纪要等。4.3机组设备系统概况及特点依据设计单位的设计资料和建设单位的设备订货情况，按照锅炉、汽轮机、电气、热控、化学五大专业及外围系统的顺序，分别对主机设备和附属系统及辅机设备的制造厂商、设备技术参数进行描述，并对本工程中采用的新技术、新工艺、新设备等特点进行介绍。通过这些描述和介绍，达到对本工程的机组设备系统概况及特点有个轮廓性了解。103 4.4启动试运的组织与职责分工按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DT/L－5437－2009）第3.2章节中的规定，结合本建设工程的具体情况，对试运组织和参建各单位的职责进行明确。4.5调试阶段工作原则及管理程序按照本规范第5章“机组调试工作的基本原则和程序”，结合本建设工程的具体情况，经参建各单位共同讨论协商确定。4.6调试范围及项目依据设计单位的设计资料和建设单位的调试委托合同，明确分系统和整套启动调试范围及项目。对于不在调试委托合同中的一些系统和设备或试验项目，也明确列出，并按照建设单位的委托，明确调试或试验责任单位。4.7调试措施编制计划清单依据调试范围及项目，列出本工程应编制的调试措施清单。对于不在调试委托合同中的一些系统和设备，也明确列出，并按照建设单位的委托，明确调试措施编制责任单位。4.8重要调试项目原则方案对于重要调试项目的原则调试方案给予说明和确定。重要调试项目一般应包括：机组厂用电受电、锅炉和热力系统化学清洗、锅炉及热力系统蒸汽吹管、整套启动试运等。4.9主要调试项目计划工期及控制节点依据建设单位制定的一级网络计划和工程现场的实际进度情况，按照调试过程先后的逻辑关系，将下列主要调试项目作为控制节点，列出计划工期：（1）锅炉补给水系统调试（计划完成时间）（2）DCS系统受电及复原调试（计划完成时间）（3）厂用电系统受电（计划完成时间）（4）锅炉本体及热力系统化学清洗（计划完成时间）（5）锅炉点火吹管（计划完成时间）（6）机组首次整套启动试运（计划开始时间）（7）机组168小时满负荷试运（计划完成时间）4.10调试安全、质量目标及保障措施依据建设单位和调试单位对建设工程机组调试期间安全和质量的要求，列出机组调试期间的安全目标和质量目标，以及保障这些目标实现的具体措施。4.11防止重大事故的措施按照《国家电网公司发电厂重大反事故措施（试行）》（国家电网生〔2007〕883号），分别列出锅炉、汽轮机、电气、热控、化学专业在机组调试期间防止发生重大事故的措施。也可将此章节省略，将其内容分别在锅炉、汽轮机、电气、热控、化学专业调试措施中单独编写。103 4.12降低消耗，缩短工期的措施依据调试经验，列出机组调试期间降低消耗和缩短工期的措施。4.13机组调试计划网络图依据建设单位的一级网络计划，用图示的方法，绘出机组从锅炉点火吹管至满负荷试运结束的调试计划网络图。103 附录B（资料性附录）调试措施编写的基本要求B.1调试措施是机组和设备系统调试过程中重要的指导性文件。B.2分部试运阶段，每个调试项目都应编写一个调试措施；整套启动试运阶段，每个专业都应根据本专业在机组整套启动试运阶段的工作，编写相应的调试措施或试验措施。B.3调试措施编写内容宜包含下列内容：1．封面标题：XXXX工程X号机组XXXX设备和系统调试措施；文件编号；编制人；审核人；批准人；编写单位；日期。一般的调试措施的编制人为调试单位该专业调试人员；审核人为调试单位该专业调试负责人；批准人为调试单位工程项目部调试总工程师（项目经理）；重要的调试措施的编制人为调试单位该专业调试负责人，审核人为调试单位项目部调试总工程师（项目经理），批准人为试运指挥部总指挥。2．调试措施审查单一般的调试措施由监理单位该专业监理工程师审查即可。重要的调试措施由监理单位组织参建各单位相关专业人员集体会审。在调试措施正式印刷出版时，监理审查单宜附于调试措施中。3．调试单位内部审批单或目录按照调试单位内部文件审批单格式要求即可；列出调试措施的目录。4．调试措施正文部分调试措施正文宜包含下列内容：4.1设备系统概述描述本调试项目的设备技术参数及系统情况。4.2编制依据本调试措施编制的依据。4.3调试范围及目的说明本调试项目的调试范围及目的。4.4调试前应具备的条件说明本调试项目调试前应具备的条件。103 4.5调试工作内容及程序详细说明本调试项目的工作内容及程序。4.6联锁保护逻辑及定值详细说明本调试项目所涉及的联锁保护逻辑及定值。4.7调试质量的检验标准依据《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》，说明本调试项目的调试质量验收内容及标准。4.8组织与分工依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》，对本调试项目的调试组织机构及参建各单位的职责进行说明。4.9工作危险源及环境和职业健康管理对本调试项目的工作危险源进行分析，并制定出防范措施，对环境和职业健康提出要求。4.10调试项目记录内容说明本调试项目所使用的仪器设备和应记录的内容。4.11附录重要设备启动或性能曲线等。103 附录C（资料性附录）调试报告编写的基本要求C.1对应每个调试项目（或调试措施）应有一个调试报告，另外，还应有一个机组总体调试报告（综合报告）。C.2调试报告应全面、真实反映调试过程和调试结果，结论明确。C.3调试报告编写内容宜包含下列内容：1．封面标题：XXXX工程X号机组XXXX设备和系统调试报告；或XXXX工程X号机组调试报告；文件编号；编制人；审核人；批准人；编写单位；日期。分系统调试报告，编制人为调试单位该专业调试人员；审核人为调试单位该专业调试负责人；批准人为调试单位该工程调试项目部调试总工程师（项目经理）；整套启动调试报告，编制人为调试单位该专业调试负责人，审核人为调试单位该专业负责人，批准人为调试项目部调试总工程师（项目经理）。机组总体调试报告的编制人为该工程调试项目部调试总工程师（项目经理），审核人和批准人为调试单位有资格的负责人。2．调试单位内部审批单或目录按照调试单位内部文件审批单格式要求即可；列出调试报告的目录。3．调试报告正文部分调试报告正文宜包含下列内容：3.1设备及系统简介3.2调试过程简介描述调试开始日期和时间，调试完成的工作，调试过程中发现的问题及处理情况，调试结束日期和时间等。3.3设备系统评价及结论对所调试设备及系统运行情况和能力给予评价，作出调试后的结论。3.4调试后仍遗留的问题及处理建议对调试后设备和系统仍遗留的问题进行描述，提出原因分析意见和处理建议，或维持继续运行应注意的安全事项。3.5附录3.5.1每个调试项目的调试报告中宜附录：103 1）调试措施技术和安全交底记录；2）测点、阀门、挡板、开关、回路、装置等传动验收记录；3）联锁保护逻辑传动验收记录；4）调试应具备的条件检查验收记录；5）试运设备和系统参数记录；6）试验曲线等。3.5.2机组总体调试报告中宜附录：1）机组整套启动试运条件检查确认表；2）机组进入满负荷试运条件检查确认表；3）机组结束满负荷试运条件检查确认表；4）机组整套启动试运过程记录表；5）额定负荷时主要运行参数记录表；6）整套试运汽轮发电机组轴振情况记录表；7）机组168小时连续满负荷试运电量统计表；8）机组热工保护投入情况及投入率统计表；9）机组热工自动调节系统投入情况及投入率统计表；10）机组热工测点投入情况及投入率统计表；11）机组电气保护投入情况及投入率统计表；12）机组电气自动装置投入情况及投入率统计表；13）机组电气测点投入情况及投入率统计表；14）机组化学监督指标统计表；15）机组满负荷试运主要指标统计表；16）整套试运综合质量考核指标评定表；17）机组168小时连续满负荷试运主要参数每日的曲线。103 附录D（资料性附录）D.1电动阀门、挡板传动验收记录见表D.1。表D.1电动阀门、挡板传动验收记录表工程名称：系统名称：序号阀门、挡板名称KKS编码开时间关时间富裕量反馈指示传动结果备注施工单位：调试单位：监理单位：建设单位：生产单位：年月日103 D.2调节阀门、挡板传动验收记录见表D.2。表D.2调节阀门、挡板传动验收记录表工程名称：系统名称：序号阀门、挡板名称KKS编码传动结果备注指令％反馈％指令％反馈％指令％反馈％指令％反馈％指令％反馈％0255075100施工单位：调试单位：监理单位：建设单位：生产单位：年月日103 D.3电气开关传动验收记录见表D.3。表D.3电气开关传动验收记录表工程名称：系统名称：序号开关名称KKS编码就地传动操作员站传动保护传动联锁传动备注动作情况信号指示动作情况信号指示动作情况信号指示施工单位：调试单位：监理单位：建设单位：生产单位：年月日103 D.4操作及联锁保护逻辑传动验收记录见表D.4。表D.4操作及联锁保护逻辑传动验收记录表工程名称：系统名称：序号传动项目传动结果备注施工单位：调试单位：监理单位：生产单位：建设单位：　　　年月日103 附录E（资料性附录）E.1系统试运条件检查确认见表E.1。表E.1系统试运条件检查确认表工程机组专业：系统名称：序号检查内容检查结果备注结论经检查确认，该系统已具备系统试运条件，可以进行系统试运工作。施工单位代表（签字）：年月日调试单位代表（签字）：年月日监理单位代表（签字）：年月日建设单位代表（签字）：年月日生产单位代表（签字）：年月日103 附录F（资料性附录）F.1调试联络单格式见表F.1。表F.1调试联络单填写单位部门主送单位填写人签字抄送单位填写日期内容：专业负责人意见：签字：日期：调总意见：签字：日期：主送单位意见：签字：日期：处理结果：闭环确认人：年月日103 附录G（资料性附录）G.1调试措施技术及安全交底记录见表G.1。G.1调试措施技术及安全交底记录表调试项目主持人交底人交底日期交底内容1．宣读《XXXX调试措施》；2．讲解调试应具备的条件；3．描述调试程序和验收标准；4．明确调试组织机构及责任分工；5．危险源分析和防范措施及环境和职业健康要求说明；6．答疑问题。参加人员签到表姓名单位姓名单位103 附录H（资料性附录）H.1设备系统试运记录表详见表H.1。表H.1设备系统试运记录表工程名称：设备系统名称：设备铭牌动力设备生产厂家型号驱动设备型式额定出力出口压力额定功率kW额定电压V额定电流A额定转速rpm转动方向从被驱动设备向动力设备看：分部试运稳定运行工况参数记录试运日期XX.XX.XX－XX.XX试运时间h转动方向运转声音启动电流A稳定电流A转速rpm出力入口压力出口压力介质温度℃温度记录位置动力设备轴承被驱动设备轴承电机绕组数据振动记录位置动力设备轴承被驱动设备轴承数据满负荷试运工况参数记录出力入口压力出口压力介质温度℃稳定电流A转速rpm温度记录位置动力设备轴承被驱动设备轴承电机绕组数据振动记录位置动力设备轴承被驱动设备轴承数据测试仪表说明仪表型号：检验证编号：有效期：记录人负责人103 附录J（资料性附录）J.1整套启动试运条件检查确认见表J.1。表J.1整套启动试运条件检查确认表工程机组检查节点：机组整套启动试运条件序号检查内容检查结果结论经检查确认，该机组已具备整套启动试运条件，可以进入整套启动试运。施工单位代表（签字）：年月日调试单位代表（签字）：年月日监理单位代表（签字）：年月日建设单位代表（签字）：年月日生产单位代表（签字）：年月日批准（总指挥签字）：年月日103 J.2机组进入满负荷试运条件检查确认见表J.2。表J.2机组进入满负荷试运条件检查确认表工程机组检查节点：机组进入满负荷试运条件序号检查内容检查结果结论经检查确认，该机组已具备进入满负荷试运条件，可以连续满负荷试运。施工单位代表（签字）：年月日调试单位代表（签字）：年月日监理单位代表（签字）：年月日建设单位代表（签字）：年月日生产单位代表（签字）：年月日批准（总指挥签字）：年月日103 J.3机组结束满负荷试运条件检查确认见表J.3。表J.3机组结束满负荷试运条件检查确认表工程机组检查节点：机组结束满负荷试运条件序号检查内容检查结果结论经检查确认，该机组已具备结束满负荷试运条件，可以结束满负荷试运，移交生产。施工单位代表（签字）：年月日调试单位代表（签字）：年月日监理单位代表（签字）：年月日建设单位代表（签字）：年月日生产单位代表（签字）：年月日批准（总指挥签字）：年月日103 附录K（资料性附录）K.1保护临时退出审批单见表K.1。表K.1保护临时退出审批单工程机组（一联）编号：申请人：退出保护名称：退出保护原因：保护退出方式：（软开关、置逻辑点、解接线端子）审核人：批准人：监护人：（退出时）（恢复时）保护退出时间：年月日时分操作人：保护恢复时间：年月日时分操作人：…………………………………………………………………………………………………………………工程机组（二联）编号：申请人：退出保护名称：退出保护原因：保护退出方式：（软开关、置逻辑点、解接线端子）审核人：批准人：监护人：（退出时）（恢复时）保护退出时间：年月日时分操作人：保护恢复时间：年月日时分操作人：103 条文说明5.2.2.2-1在传动检查时，施工单位须配合完成的工作主要有：被传动设备的电源、气源供给，解线和恢复，施加信号等就地工作。5.2.2.3-5若将带负荷阶段中的部分试验项目移至168小时连续满负荷试运后进行，则应由整套试运组组长写明原因，报请试运指挥部总指挥批准。103'