某电厂4×1000mw建设工程2号机组调试方案.doc

某电厂41000MW建设工程 2号机组调试大纲二六年七月 目 录1 前言42 编制依据63 主要设备及系统概况73.1 锅炉73.2 汽轮机113.3 发电机133.4热工控制系统143.5 海水淡化系统153.6 信息系统153.7 脱硫系统154 启动调试范围165 启动调试组织分工及各有关单位的职责165.1 启动试运的组织165.2 启动试运中各方主要职责196调试阶段工作原则227 启动调试进度安排238 调试程序248.1 分部试运调试248.2 整套启动试运269各专业调试技术措施379.1 锅炉专业379.2 汽轮机专业379.3 电气专业389.4热控专业399.5化学专业3910 机组调试的主要质量目标3911 机组整套启动试运的安全保障4011.1 启动试运工作遵循的总原则4011.2 各专业应重点防范的设备事故4011.3 防火、防爆4111.4 防触电4211.5 防止突然失去工作及保安电源4311.6 防设备丢失损坏43附录1 某电厂2号机组试运调试里程碑进度表45附录2 某电厂2号机组热控自动控制系统投运计划表46附录3 某电厂 2号机组热控主保护投运计划表49附录4 某电厂2号机组168h满负荷试运阶段化学监督指标50附录5 某电厂2号机组调整试运质量检验及评定项目52附录6 某电厂2号机组调试计划进度表57附录7 某电厂2号机组启动调试网络图631 前言1.1工程概述1.1.1某电厂新建工程为两期工程连续建设，规划容量为4台1000MW超超临界汽轮发电机组，并留有扩建的可能。一期工程安装2台1000MW超超临界汽轮发电机组，将于2006年和2007年分别建成投产。1.1.2。电厂距离杭州市409公里，向北距台州市94公里，向南距温州市直线距离80公里。1.1.3厂址位于海边，电厂燃料运输，采用铁水联运的方式，煤从矿区用铁路运输方式至黄骅港或秦皇岛港，转用海轮直接运至电厂码头。本工程在乐清湾建造5万吨兼靠10万吨级煤码头一座，泊位两个，满足41000MW机组燃煤需要。1.1.4本工程建设3000吨级综合码头一座，作为电厂卸油、大件运输、石灰石粉和石膏运输共用。综合码头引桥直接引接与厂区防浪堤堤脚道路连接后进入厂区。1.1.5本工程全部淡水采用海水淡化获得。1.1.6循环水系统采用海水直流循环冷却系统，冷却水水源为乐清湾的海水。1.1.7电厂机组以发电机变压器组接线接入500kV系统，本期厂用起动和备用电源采用220kV电源。1.1.8本期工程以500kV线路与电网连接。机组半年试生产后，年利用小时不小于6500 h，年平均年运行小时数不小于7800h。1.1.9电厂设计煤种为神府东胜煤，校核煤种为晋北煤。1.1.10机组带基本负荷并具备调峰功能。1.2某电厂业主方为华能国际电力股份有限公司。该工程由华东电力设计院负责设计； 2号机组由天津电力建设公司负责安装，某公司为2号机组主体调试单位，负责2号机组分系统、整套启动调试；该工程监理单位为上海电力建设监理公司。1.3 工程三大主机设备生产厂分别为：锅炉：哈尔滨锅炉厂有限责任公司。汽轮机：上海汽轮机厂有限责任公司。发电机：上海汽轮发电机有限公司。1.4汽轮发电机组机头朝向固定端，室内纵向布置。汽机房、除氧间和煤仓间为钢筋混凝土结构、锅炉构架为钢结构。汽机和锅炉运转层采用大平台布置。两台机组之间设大件重物起吊孔，锅炉为露天布置。两台炉合用一座钢筋混凝土单管烟囱。制粉系统采用中速磨煤机正压直吹送粉系统。送风机、一次风机、吸风机露天布置。每台炉设2台三室四电场电气除尘器。全厂水汽系统除辅助蒸汽采用母管制外，全部采用单元制设计。1.5按照计划安排，某电厂2号机组预计在2006年12月16日进入整套启动调试，2007年2月10日完成168h试运行并移交试生产。1.6本工程调试将执行火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（电建1996159号）、火电工程调整试运质量检验及评定标准（建质1996111号）和火电机组达标投产考核标准及其条文解释（国电电源2001218号，以保证整套启动调试质量和提高机组移交生产水平，实现机组基建达标投产目标。1.7为确保调试工作优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，使参加调试工作的各方对1000MW超超临界燃煤机组的调试过程及要求有较全面的了解，规范参建各方在某电厂2号机组启动调试过程中的工作行为，特制定本大纲。本大纲仅作为机组启动调试的导则和质量计划，各专业的设备、系统启动调试另行编写调试措施和反事故措施。事故处理按照有关规程、规定进行。1.8本大纲在启动试运总指挥签字批准后生效执行。2 编制依据2.1火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程（1996年版），电力部电建1996159号。2.2火电工程启动调试工作规定（1996年版），电力部建设协调司建质199640号。2.3火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)，电力部建设协调司建质1996111号。2.4火电机组达标投产考核标准（2001版）及其条文解释，国家电力公司国电电源2001218号。2.5电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL5009.1-92，能源部能源基1992129号。2.6电业安全工作规程（热力和机械部分），电力部电安生1994227号。2.7电业安全工作规程（发电厂和变电所部分）DL 408-91，能源部1991.3.18。2.8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2000.9.28。2.9某公司与华能国际电力股份有限公司签定的调试合同。2.10华东电力设计院设计说明书及有关设计图纸。2.11制造厂家产品说明书及图纸资料。3 主要设备及系统概况3.1 锅炉3.1.1 锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行垂直管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构型锅炉、露天布置燃煤锅炉。日本三菱公司为技术支持方。锅炉还采用日本三菱公司的PM（Pollution Minimum）主燃烧器和MACT（Mitsubishi Advanced Combustion Technology）型低NOx分级送风燃烧系统，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、循环泵启动系统，调温方式除煤/水比外，还采用烟气调节挡板、燃烧器摆动、喷水等方式。3.1.2 锅炉采用无分隔墙的八角反向双火焰切圆燃烧方式。每台锅炉共设有48只直流燃烧器，在热态运行中一、二次风均可上下摆动，摆动角度能达到设计值，最大摆角为30。燃烧器共分6层，每层设8只燃烧器，每层燃烧器由同一台磨煤机供给煤粉。在燃烧器上部设有过燃风喷嘴，目的是降低NOx的生成量及降低机械未完全燃烧损失和防止燃烧器区域受热面的高温腐蚀。3.1.3 锅炉采用二级点火方式：高能电火花点火器主油枪煤粉燃烧器。油燃烧器的总输入热量按30%B-MCR计算。3.1.4 锅炉设计的主要尺寸及数据： 炉膛断面（宽深高）320841567066400 mm炉膛容积28000m3炉膛有效辐射受热面（EPRS）11500m2（含分隔屏和后屏过热器）6400 m2（不含分隔屏和后屏过热器）燃烧器区域受热面积1353 m2上排一次风中心到屏底距离22.4m炉膛容积热负荷82.7kW/ m3炉膛截面热负荷4.59MW/ m2燃烧器区域壁面热负荷1.72MW/ m2炉膛有效投影辐射受热面热负荷201.3kW/ m2炉膛出口烟气温度1000屏式过热器底部烟气温度13003.1.5 锅炉主要参数编号项 目单 位设计煤种校核煤种1过热蒸汽流量t/h2952.542952.542过热蒸汽压力MPa(g)27.5627.563过热蒸汽温度6056054再热蒸汽流量t/h244624465再热器进口压力MPa(g)6.146.146再热器出口压力MPa(g)5.945.947再热器进口温度3773778再热器出口温度6036039省煤器入口温度29829810预热器进口一次风温度25.825.811预热器进口二次风温度232312预热器出口一次风温度314.4316.413预热器出口二次风温度323.7325.914锅炉排烟温度（未修正）123.1130.615锅炉排烟温度（修正后）121.7123.116锅炉保证效率（LHV）BRL工况%93.6517锅炉不投油最低稳定负荷%BMCR353518空气预热器漏风率（一年内）%6619空气预热器漏风率（一年后）%8820NOx排放量mg/Nm33603603.1.6 锅炉燃烧制粉系统3.1.6.1燃烧器燃烧器采用无分隔墙的8角双火球切圆燃烧方式，全摆动式燃烧器。共设6层一次风口，三层油风室，一层燃尽风室，十层辅助风室和四层附加风室AA(Additional Air) 在喷嘴上7.2m处。整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器共48支，布置于前后墙，形成二个反向切圆，每层煤粉喷嘴分成上下淡浓两相喷口，在主燃烧器的上方为OFA喷嘴。AA燃尽风与OFA风一起构成MHI的MACT低NOx燃烧系统。3.1.6.2 烟风系统锅炉烟风系统采用平衡通风方式，满足锅炉在燃用设计煤种时从启动至最大连续蒸发量（BMCR）的风量和排出烟气量的需要，且满足燃用校核煤种的需要。锅炉启动时向油燃烧器提供燃烧风。每台锅炉配有二台密封风机，一台运行、一台备用，向磨煤机及磨煤机进口风门提供密封风。锅炉冷一次风向给煤机和磨煤机出口风门提供密封风。3.1.6.3 制粉系统采用正压冷一次风机中速磨煤机直吹式制粉系统，一台锅炉配置6台高效可靠的中速磨煤机和皮带称重式给煤机，5台运行、1台备用。煤粉细度为200目筛中通过率为80%。每台磨煤机出口引出4根煤粉管道（管径为711.2X10）至炉前经煤粉分配器分成8根煤粉管道（管径为508X10），炉前煤粉分配器保证煤粉的均匀分配。在八角煤粉燃烧器前，煤粉管道经过浓淡分离器进行二次分配后接入煤粉喷嘴。每台锅炉配置6台能适应中速磨煤机正压直吹式制粉系统运行的给煤机，通过调节给煤机的转速，控制给煤量以满足锅炉需要。3.1.6.4 一次风系统系统内设两台轴流式动叶可调式一次风机。3.1.6.5 二次风系统系统设两台轴流式动叶可调式送风机。3.1.6.6 火焰检测冷却风系统系统设有两台火焰检测冷却风机，一运一备。向炉膛电视摄像机、泄漏探测器、导管和火焰监测器提供冷却风。3.1.7 烟气系统每台锅炉两台静叶可调轴流式引风机。配置2台三室四电场电气除尘器。3.1.8 点火及助燃油锅炉点火及启动助燃油采用零号轻柴油。一期、二期共用一套供油系统，按一期工程容量考虑。锅炉点火采用高能电弧点火装置，二级点火系统，由高能电火花点燃轻柴油，然后点燃煤粉。油枪采用回油压力式机械雾化。每炉各角装设3层油枪和高能点火器，每层设1根油枪和高能点火器，共装设24根油枪和高能点火器。每根油枪出力2500kg/h，总输入热量按30%B-MCR考虑，油枪额定出力时系统进油量57000kg/h。现在A层PM燃烧器浓侧改为等离子燃烧器。锅炉采用的等离子点火系统由等离子点火设备及其辅助系统组成，等离子点火设备由等离子发生器、等离子燃烧器、电源柜、隔离变压器等组成，辅助系统由载体空气系统、冷却水系统、图像火检系统、热控系统、冷炉制粉系统、等离子燃烧器壁温监测系统、等离子一次风速监测系统等组成。锅炉冲管时即采用等离子点火。3.1.9锅炉启动系统和设备锅炉设内置式启动系统，由启动循环泵、启动分离器、贮水箱、疏水扩容器、水位控制阀（WDC阀）、凝结水疏水泵等设备组成。每台炉设二只启动分离器。启动分离器为圆形筒体结构，外径为1114，内径为850mm，筒身长3.7m，直立式布置。分离器的设计除考虑汽水的有效分离，还考虑起动时汽水膨胀现象。每台锅炉设有一只分离器贮水箱，外径为1188mm，内径为900 mm，筒身长度为13.8m。启动系统带有立式单级启动循环泵。启动循环泵的出力为740t/h，扬程为1.3MPa，电动机功率为600kW。3.2 汽轮机3.2.1 技术规范汽轮机由上海汽轮机厂有限责任公司提供 ，德国西门子为技术支持方。汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、8级回热抽汽。其主要参数如下：名称单位数值型式/超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机制造厂商/上海汽轮机有限公司和西门子联合设计制造型号/N1000-26.25/600/600（TC4F）额定功率MW1000额定主蒸汽压力MPa(a)26.25额定主蒸汽温度600额定热再热蒸汽压力MPa(a)5.35额定热再热蒸汽温度600额定背压kPa(a)4.4/5.4保证热耗率kJ/kW.h7316转速r/min3000转向（从汽轮机向发电机看）/顺时针抽汽级数级8汽轮机外形尺寸（长宽高）m29 X10.4X 7.75(汽机中心线以上)低压末级叶片长度：11145.8mm通过临界转速时轴颈双振幅相对振动值：0.15mm回热系统：三高、四低、一除氧机组启动方式：高中压缸联合启动方式机组运行方式：滑压运行（补汽调节阀调频）定滑方式运行3.2.2机组旁路系统每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统。机组的旁路容量按40%BMCR设置。3.2.3补汽调节阀汽轮机采用补汽调节阀技术。补汽调节阀能在汽机运行中遥控试验，还具备检修后单独开闭试验的性能。在汽轮机处于零功率和TMCR功率之间时，补汽调节阀通常处于关闭状态，但随时可根据电网频率变化起到调频作用。在不补汽状态下机组可连续、稳定地实现TMCR工况。当功率从TMCR工况增大时，补汽调节阀才开启，将蒸汽从主汽门后调节汽阀前引出补入高压缸通流部分第五级之后，以满足流量增加的要求，在夏季工况和VWO工况时补汽阀处于开启状态。补汽调节阀具有提高变负荷速率的功能，有利于提高电网的稳定性。3.2.4 其它3.2.4.1 高压缸为二个进汽口，进汽口中心位于中分面。中压缸二个进汽口位于汽缸下半；高、中压阀数量少，均为一个主阀配一个调阀，阀门直接背于汽缸。3.2.4.2 机组调节方式为滑压调节（定-滑），高中压模块整体发货，低压模块工厂组装，部件交货。3.2.4.3 整个汽轮机的大修周期为12年。3.3 发电机发电机为上海汽轮发电机有限公司和西门子联合设计制造的水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。发电机主要技术参数： 铭牌功率：1000 MW 额定容量：1056MVA 额定电压：27kV 功率因数：0.9效率： 99%励磁方式：无刷励磁冷却方式：定子线圈水冷；定子铁芯、转子绕组氢冷。3.4热工控制系统 3.4.1 本机组的控制系统采用分散控制系统(DCS)，机组辅助控制系统通过通讯方式接入DCS，以满足机组的自动化水平要求。DCS系统能够实现对单元机组主辅机及系统的检测、控制、报警、联锁保护、诊断、机组启/停、正常运行操作、事故处理和操作指导等功能。以CRT和键盘作为机组的主要监视和控制手段，设置少量必要的紧急事故停止和启动按钮，以便在DCS出现故障时，确保机组安全停运。控制系统包括数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）(含旁路控制系统)、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、电气控制（ECS）以及公用系统等。机组DCS控制系统硬件采用西屋公司的OWATION系统，控制系统应用软件由某公司设计组态。3.4.2全厂控制系统按“两室三点”的布置方式。“两室”即中央集中控制室和包括脱硫，输煤的辅助控制室；“三点”即集中控制点和脱硫控制点，输煤控制点。集中控制室布置在主厂房固定端。3.4.3 全厂辅助车间控制采用PLC程控，最终连网后组成辅助生产系统控制网进入集中控制室监控。3.4.4 全厂辅助车间生产系统的控制：化学补给水、净水、反渗透、废水、凝结水精除盐、海水淡化、制氯/加氯控制集中在化学水处理控制室。3.4.5 灰、渣、电除尘系统在就地设置独立控制室，煤系统设立独立的控制室。3.4.6 化学补给水系统采用现场总线控制系统（FCS）加上位机控制。3.4.7 水、灰两个系统最终连网后组成辅助生产系统控制网，可在机组集控室的3台辅助生产系统操作员站上实现水、灰系统的集中监控。3.5 海水淡化系统 本工程全部淡水采用海水淡化获得，淡化工艺为混凝澄清超滤装置反渗透装置。经絮凝澄清后的海水进入6组浸入式超滤系统，出力为3200 t/h，经过海水升压泵及高压泵之后进入6套反渗透装置，出力为1440t/h，制取的淡水一部分水供给工业水系统，作为全厂的生产服务用水，另一部分经二级反渗透供给生活用水及锅炉补给水处理系统。海水淡化的附属系统包括加药装置、清洗装置等。海水淡化系统为一二期公用系统。3.6 信息系统电厂的信息系统分为SIS、MIS两部分，SIS系统通过DCS、辅助生产控制网、TDM等的通讯收集实时数据，向MIS提供所有机组的实时信息。3.7 脱硫系统3.7.1 机组脱硫系统采用一炉一塔方案，设有两台增压风机，吸收塔型式为喷淋式，每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉燃用脱硫设计煤种BMCR工况时的烟气量，脱硫效率按不小于95%设计。最小可调能力与单台炉不投油最低稳燃负荷（即35%MCR工况，燃用设计煤种的烟气流量）相适应。3.7.2 石灰石浆液系统采用单元制，即一炉一套石灰石日用粉仓、石灰石浆液箱、石灰石浆液泵等设备。4 启动调试范围本次调试工作范围：按照合同要求,某公司承担2号机组分系统及整套启动调试。具体执行火力发电厂基本建设启动及竣工验收规程（1996年版）、火电工程启动调试工作规定（1996年版）。5 启动调试组织分工及各有关单位的职责5.1 启动试运的组织根据某电厂41000MW建设工程的实际情况，结合原电力部有关启动调试的规定，在某电厂41000MW建设工程2号机组起动调试工作中组建启动验收委员会、试运指挥部以及下属的各类分支机构，以便组织和指挥调试工作，使调试工作按步骤、有条理地展开。5.1.1 启动验收委员会启动验收委员会由华能国际电力股份有限公司、地方政府、投资方、监理、施工、调试、设计、电网调度、质监、锅监、制造厂、玉环电厂等有关单位的代表组成。启动验收委员会应在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。启动验收委员应在机组整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其它有关事宜；在完成机组整套启动试运后，审议试运指挥部有关整套启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运行后未完事项、决定机组移交试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。5.1.2 试运指挥部试运指挥部由总指挥、常务副总指挥和副总指挥组成，总指挥1名，常务副总指挥1名、副总指挥若干名。 试运指挥部在分部试运前组成并开始工作，办完正式移交生产手续后结束。试运指挥部主要职责是全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施；协调解决启动试运中的重大问题；组织、领导和协调试运指挥部各下属机构及调试各阶段的交接签证工作。试运指挥部下设机构有：分部试运组、整套启动组、验收检查组、生产准备组、综合组、试生产组。分部试运组下设锅炉、汽机、电气、热控、化水（脱硫）、输煤、灰渣7个专业组；整套试运组下设锅炉、汽机、电气、热控、化水（脱硫）、输煤、灰渣7个专业组；验收检查组下设质量验收组、资料验收组、备件验收组；生产准备组下设运行生产准备组、检修生产准备组；综合组下设后勤小组和保安小组；试生产组由试生产小组、维护消缺组、尾工清理组组成。5.1.2.1 分部试运组分部试运组设组长1名，副组长若干名，分部试运组下设7个专业组，各专业组设组长1名，副组长3名。其主要职责是负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作；组织和办理分部试运后的验收签证及提供必要资料。5.1.2.2 整套试运组整套试运组设组长1名，副组长若干名。整套试运组下设7个专业组，各专业组设组长1名，副组长2名。其主要职责是负责核查机组整套启动试运应具备条件，提出整套启动试运计划；负责组织实施启动调试方案和措施；负责整套启动试运的现场指挥和专业协调工作；审查有关试运和调试报告。 试 运 组 织 机 构 图启动验收委员会试运指挥部生产准备组验收检查组整套启动组分部试运组整套试运组化水脱硫组输煤组热控组电气组汽机组锅炉组综合组分部试运组试生产组土建组灰渣组5.1.2.3 验收检查组验收检查组设组长1名，副组长若干名，验收检查组下设3个专业组，各专业组设组长1名，副组长若干名。其主要职责是负责验收签证，核准分部试运验收单的手续；负责安装工程施工和调整试运质量验收及评定结果记录、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查评定及其交接工作；组织对厂区外与市政公用单位有关工程的验收或核查其验收评定结果；协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。5.1.2.4 生产准备组生产准备组设组长1名、副组长若干名。其主要职责是负责核查生产准备工作，包括运行和检修人员的配备、培训情况，所需的规程、制度、措施、系统图、记录簿和表格、各类工作票和操作票、设备铭牌、阀门编号牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材等准备情况。5.1.2.5 综合组 综合组设组长1名、副组长3名，其主要职责是：负责试运指挥部的文秘、资料、后勤服务等综合管理工作；发布试运信息；核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作等。5.1.2.6 试生产组 试生产组设组长1名、副组长若干名，其主要职责是：机组试生产期间设备的运行、维护和消缺；对施工单位和调试单位试运结束后的尾工进行清理；负责组织协调调试生产阶段的调试、消缺和实施未未完项目等。5.1.2.7 专业组根据本工程实际情况，分部试运组和整套试运组分别下设锅炉、汽机、电气、热控、化水（脱硫）、输煤、灰渣7个专业组。组长的主要职责是参加调度会，汇报本专业组计划完成情况，接受试运指挥部命令，带领本专业组按计划和要求组织实施和完成本专业组试运工作，专题研究、解决调试过程中的重大技术难题或问题；协调各成员单位间的配合。5.2 启动试运中各方主要职责5.2.1 试运总指挥全面组织领导和协调机组启动试运工作，对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责，审批主要调试方案和措施，协调解决启动试运中的重大问题，组织领导和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。5.2.2 玉环电厂（建设单位、生产单位）全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段工作的检查协调、交接验收和竣工验收等日常工作；协调解决合同执行中的问题和外部关系等；负责与电网调度的联系，如报送资料、索取定值、落实并网事项等；负责落实通信、远动装置的调试；组织按时完成由制造厂或其它承包单位负责的调试项目；组织落实机组性能试验测点安装图及性能试验相关问题；以及组织整个工程档案资料的移交、归档等。在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物质的供应；根据调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行定值；在启动试运中，负责设备代保管和单机试运后的启停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议；组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能试验；移交试生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作。确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。5.2.3 施工单位负责完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施；组织编审分部试运阶段的方案和措施；全面完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；提交分部试运阶段的记录和文件；做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施和临时连接设施；根据某电厂的委托做好机组整套启动需要的试验测点和设施的安装工作，负责进行设备检查，及时消除设备缺陷，积极做好文明启动工作；移交试生产前，负责试运现场的安全、消防、治安保卫；在试生产阶段，仍负责消除施工缺陷，提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。5.2.4 调试单位按合同负责编制调试大纲，分系统及机组整套启动试运的方案与措施；按合同提供或复审分部试运阶段的调试方案和措施；参加分系统试运后的验收签证；全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的调试工作；负责提出解决启动试运中重大问题的方案或建议；负责安排机组试运的总体计划；对其它单位承担的调试项目进行监督检查和技术把关，确认其是否具备试运条件；提出启动调试所需物资清单；填写调整试运质量验评表；提交整套启动试运阶段有关调试的记录和文件；提出调试报告和调试工作总结；确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料工作。5.2.5 监理单位按照玉环电厂的委托，对调试过程中的质量、安全、费用、进度等进行控制，对调试过程中的信息进行管理，并负责协调各有关单位的工作关系；组织并参加调试方案、措施的讨论；组织并参加对重要调试项目的质量验收与签证；组织并参加对调试过程中重大技术问题解决方案的讨论；审核并批准调试单位的质保措施，并负责督促执行；组织检查和确认进入分系统或整套启动试运的条件。根据有关安全管理规定，进行安全调试的管理；代表玉环电厂审核并批准调试单位的调试安全措施，并督促调试过程中各项安全措施的落实和执行；代表玉环电厂对现场文明调试工作进行监督和检查。主持审查调试计划、调试措施；参与协调工程的分系统试运和整套试运工作。根据达标要求做好各项工作，督促各参建单位完成各项达标工作。5.2.6 设计单位负责必要的设计修改；提交完整的竣工图。5.2.7 制造单位按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；完成合同中规定的调试工作；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题。现场服务人员必须严格遵守有关的安全规程和本工程的安全工作规定，服从监理单位的管理。监理单位要统一协调制造厂现场服务与消缺人员的安全监护。5.2.8 电网调度部门及时提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；核查机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；及时审批机组的并网申请，以及可能影响电网安全运行的试验方案，发布并网或解列命令等。6调试阶段工作原则6.1 在试运指挥部领导下的整套启动试运组，全面领导各专业组进行机组的整套启动调试工作，各专业组长(或其代理人)对本专业的试运工作全面负责，重点做好本专业的组织及与其它专业协调配合工作。6.2 试运机组的运行值长从分系统试运起，接受整套启动试运组的领导，按照试运方案或调试负责人要求指挥运行人员进行监视和操作，如发现异常及时向整套启动试运组汇报，并根据具体情况直接或在调试负责人指导下，指挥运行人员进行处理。6.3 运行专业负责人在试运工作中，按调试措施或调试要求组织本专业运行人员进行监视和操作，如发现异常应及时向调试人员汇报，并根据实际情况直接或在专业调试人员指导下进行处理。6.4 运行人员在正常运行情况下，应遵照有关规程进行操作监护，在进行调试项目工作时，应遵照有关调试措施或专业调试人员要求进行操作监护，如果调试人员的要求影响人身与设备安全，运行人员有权拒绝操作并及时向上一级指挥机构汇报。在特殊情况下，应按整套启动试运组要求进行操作监护。6.5 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专业调试人员或整套启动试运组汇报，由专业调试人员决定后再处理，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，并及时通知现场指挥及有关人员。6.6 调试人员在进行调试工作前应向安装、运行人员做好技术交底工作，以便尽早做好准备工作和配合工作。在调试过程中若发现异常情况，指导运行人员恢复稳定运行状态；若发生故障，指导运行人员处理，在紧急情况下，调试人员可以立即采取措施。6.7 试运期间，设备的送、停电等操作严格按有关规程的工作票、操作票制度执行。在设备及系统代保管前，设备及系统的动力电源送、送电工作由安装单位负责；在设备及系统代保管后，由生产单位负责。6.8 安装人员在试运期间负责运行设备的维护和消缺。在处理缺陷时，应征得专业调试人员的同意，办理相关的工作票手续后方可进行。对运行中的设备，安装人员不得进行任何操作，除非发现运行中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，并立即告知专业调试人员。6.9 设备制造厂现场服务人员，负责完成或指导完成供货设备的单体调试或系统投入。如涉及到其它设备系统时，应及时征得专业人员同意后方可进行。7 启动调试进度安排7.1 本工程启动调试工作总体上可分为三个阶段：分部试运阶段、整套启动阶段和试生产阶段，各阶段应进行的工作及完成日期详见附录1 某电厂41000MW建设工程2号机组试运调试里程碑进度表。7.2 分部试运主要工作进度，以施工单位编制的辅机分部试运日程表为依据，个别辅机或系统由于条件限制或施工工艺上的冲突，不能如期进行试运，可以略作调整，但必须保证在整套启动试运前，完成试运行并通过分系统试运验收。7.3 根据业主要求，几个主要项目的控制工期安排如下：2006.7.20 厂用系统带电2006.7.30 锅炉水压试验2006.10.32006.10.23 锅炉本体及炉前系统化学清洗2006.11.10 锅炉首次点火2006.12.19 汽机首次冲转2006.12.23 2号机组并网2006.2.12.10 2号机组168h试运、移交试生产7.4 锅炉本体化学清洗时需锅炉点火，机组应具备点火条件。7.5 在锅炉首次点火冲管阶段制粉系统、输煤系统、除灰、除渣、除石子煤系统应试运完毕，具备投粉冲管的条件。8 调试程序8.1 分部试运调试8.1.1 分部试运阶段是从高压厂用母线受带电开始，到机炉电首次联合整套启动锅炉点火前的整个时期，包括单机试运和分系统试运两部分内容。其目的是使所有的辅机和系统都经过试运，达到其设计工作性能，通过分系统试运验收，具备参加整套启动的条件。8.1.2 分部试运由施工单位负责安排、组织和实施，并制定相应的书面试运措施、计划和质量目标。调试单位和生产单位参加分部试运。分系统和部分重要辅机的分部试运，由调试单位负责，并制定相应技术措施。8.1.3 单体调试和单机试运合格后，才能进入分系统试运。并由施工单位向调试单位办理相应的中间调试移交手续。8.1.4 分部试运期间应进行的主要项目有：(1) 厂用电系统带电；(2) 所有辅机单体试运和单机试运；(3) 所有分系统调整试运；试运的范围应包括参加2号机组整套试运的全部分系统，试运后按照火电工程调整试运质量检验及评定标准中“工程质量验评范围”第一阶段分系统调试所列的项目，逐项进行验评签证；(4) 进行所有热控系统检查、通电及调试；锅炉首次点火前必须完成炉侧除负荷、汽压、汽温自动控制以外的全部系统和机侧凝结水、主给水、循环水、工业水、电动给水泵、汽动给水泵、真空、润滑及顶轴油、盘车、EH油、除氧器、辅汽及疏放水等系统的DAS、SCS、调节、保护和监视系统的全部调试工作；其余的热控系统调试工作，凡在冷态可以进行的，原则上都应在汽机首次冲转前完成；(5)锅炉水压试验；(6)锅炉冷态通风检查、风量标定、一次风调平；(7)锅炉及炉前系统化学清洗；(8)锅炉蒸汽冲管；(9)电动给水泵试运；(10)汽动给水泵试运(11)汽机油循环；(12)电气设备交接试验；(13)电气设备及保护调试。8.1.5分部试运工作得以顺利进行应具备的条件，详见各专业的相应调试措施。8.2 整套启动试运8.2.1整套启动试运是指由机炉电第一次联合整套启动开始，到完成168h满负荷试运移交生产为止的机组试运行阶段。8.2.2整套启动试运工作由启动委员会和试运总指挥领导，整套试运组负责组织有关人员按照有关调试方案进行整套启动调试。在168h试运合格完成后，由试生产组接替整套试运组的试运领导工作。8.2.3所有参加整套启动试运的设备和系统，必须经过单体和分系统试运，并经验收签证合格。任何未经试运或未经验收签证或分部试运中发生问题未处理完善的设备和系统，均不得参加整套启动试运。8.2.4机组整套启动试运应具备的条件8.2.4.1 总体部分(1) 整套启动试运组织机构已成立，启动验收委员会会议已召开，并做出准备进入整套启动试运阶段的决定。启动验收委员会对整组启动试运的准备工作，安全要求、质量要求已审议通过。(2) 投入使用的土建工程和生产区域的设施，已按设计施工完成并进行验收，生产区域的场地平整、道路畅通，照明、通讯良好，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾已清除干净，满足试运要求。与整套启动相关的需签证的建安项目已全部完成。(3) 调试、运行及安装人员均已分值配齐，运行人员已经培训并考试合格。试验措施、整套启动试运方案已经会审修改，经试运指挥部批准，出版发放齐全。(4) 生产单位已将运行所需的规程、制度、系统图表、记录表格、运行工具、保护联锁定值准备齐全。(5) 参加试运的设备和系统与运行中及尚在施工中的汽水管道、电气系统及其它系统已做好必须的隔离。(6) 消防设备和系统、电梯已按要求投用。(7) 系统命名、挂牌结束，各管道系统经保温后色环、流向指示已标明。(8) 必须在整套启动试运前完成的分部试运，调试和整定的项目，均已全部完成，并进行验收签证，分部试运技术资料齐全。需验收文件中的不合格项已全部封闭。(9) 配套送出的输变电工程应满足机组满发满送出的要求。(10) 质监中心站按“质监大纲”检查后同意进入整套启动试运阶段。(11) 主要工作程序及启动曲线张贴现场。8.2.4.2 锅炉部分(1) 冷态通风试验结束，数据整理完毕，并经制造厂认可，以利提供燃烧调整时参考。(2) 锅炉酸洗工作结束，系统恢复正常。(3) 蒸汽吹管工作结束，临时系统拆除。(4) 燃油系统循环正常。(5) 电除尘器空载升压试验正常，振打及加热装置经试验正常；电除尘器进口烟气均布试验结束。(6) 锅炉吹灰器静态单体及程控试验合格。(7) 各分系统试运合格，与设备和系统有关的保护、联锁、控制、信号等均已静态试验完毕，并验收签证。8.2.4.3 汽轮机部分(1) 各辅机设备及转动机械均经分部试运合格，各手动阀门均经灵活性检查，各调节阀，电动阀动作试验正常。(2) 各分系统试运合格，与设备和系统有关的保护、联锁、控制、信号等均已静态试验完毕，并验收签证。(3) 各受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作性能良好，各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需要及要求。(4) 汽轮机盘车、顶轴油装置试转结束，已可投用。(5) 汽轮机真空泵及真空系统试运结束，真空系统密封试验结束。(6) 发电机氢、油、水系统调试结束，处于可投用状态，发电机氢系统气密性试验合格，发电机漏气量小于制造厂规定值。(7) 汽轮机本体ETS、TSI均已校验合格。(8)机组旁路系统冷态调试已结束，已具备满足机组启动及事故备用的需要。(9) 发电机充氢所需二氧化碳及储氢系统已准备就绪。(10) 汽轮机防进水保护校验结束。8.2.4.4 电气部分(1) 高备变、厂高变及其厂用电系统调整试验均已合格。(2) 柴油发电机组及其保安电源系统调整试验均已合格。(3) 直流系统、UPS电源系统调整试验均已合格。(4) 输、变电配电装置调整试验均已合格。(5) 接地和防雷保护装置调整试验均已合格。(6) 发电机主变压器保护装置及系统调整试验均已合格。(7) 发电机同期装置及系统调整试验均已合格。(8) 发电机励磁装置及系统调整试验均已合格。(9) 发电机、主变、高备变、厂高变等（工作变、公用变）电气设备的控制、保护、测量和信号装置调整试验均已合格。(10) 高压厂用电源的快速切换装置调整试验均已合格。(11) 远动装置调整试验均已合格。(12) 表盘、开关、发电机、变压器、电缆、母线等施工完毕，油漆完工，封堵工作结束，验收合格。(13) 电气设备交接试验结束，试验报告齐全，并经验收合格，电气回路操作、指示正常，符合设计要求。(14)保护已按整定值整定，试验合格。变压器分接头位置已按运行要求调整。(15) 声光信号、报警装置投入使用。(16) 所有电气设备在冷备用状态并有适当的安全保护措施。(17) 所有电气设备外壳可靠接地。(18) 所有一次设备上的临时接地线及短路线均已拆除。(19) 发电机耐压试验结束。(20) 发电机变压器及系统绝缘测量合格。(21) 已向电网调度部门提交机组并网申请。8.2.4.5 热控部分(1) DAS测点校对完毕，测点显示、趋势记录、报警及打印可正常投用。(2) ETS、DEH、MEH系统信号及回路校验、冷态试验完成，可正常投用。(3) SCS系统信号及回路校验、静态试验、联锁及保护试验完成，可正常投用。(4) FSSS系统信号及回路校验、静态试验、联锁、保护及程控试验完成，可正常投用。(5) MCS执行机构调试完毕，冷态试验完成。(6) TSI测量信号显示正常，保护输出信号正常。(7) SOE回路试验结束，即时打印正常。(8) 机组设备、系统及其横向、纵向保护验收合格，投入运行。(9) 旁路系统冷态试验完成，可正常投用。(10) 光示牌报警确认显示正常。(11) 就地显示表计齐全，校验合格，能正确指示。(12) 机组大联锁试验完毕。8.2.4.6 化学部分(1) 原水、补水具备连续制水能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水条件，水量满足要求。(2) 凝结水精处理设备具备投运及再生条件，精除盐系统在带负荷时具备投用条件。(3) 汽水分析室具备化学分析条件，分析所需的药品、仪器、记录报表等均已准备就绪，表计校正定位完毕。(4) 取样装置已调整，能正常投入运行。取样一次门均已开启，取样冷却水畅通。(5) 炉内处理，给水处理的药品备齐。(6) 化学加药系统试转、冲洗、水压结束，药量配好备足，能投入正常运行。(7) 机组各类化学仪表安装结束，校验合格，能投入正常运行。(8) 炉内加药液注入控制系统能投入正常运行。(9) 制氢站具备投运条件。8.2.4.7 除灰、输煤、制粉系统(1) 除灰系统，高低压冲灰水系统、石子煤排放系统，炉底渣排放系统，灰浆排放系统，炉底灰斗、碎渣机具备投用条件。(2) 输煤系统具备投用条件。(3) 磨煤机、给煤机及制粉系统应具备投用条件。8.2.5 机组整套启动调试的主要程序机组整套启动试运可分为三个阶段：第一阶段为空负荷调试阶段：应完成的主要工作有机组按启动曲线开机；机组轴系振动监测；调节保安系统有关参数的调试和整定；电气试验、并网带初负荷；超速试验。机炉电首次联合启动准备，锅炉点火、汽轮机冲转、定速、电气试验，机组首次并网，解列后进行超速试验；该阶段还将进行再热器安全门调校。第二阶段为带负荷调试阶段：机组分阶段带负荷直至满负荷。在此期间，一般应完成下列主要调试项目：制粉系统及燃煤系统初调整；汽水品质调试；相应的投入和试验各种保护及自动装置；厂用电切换试验；启停试验；主汽门严密性试验；真空严密性试验；协调控制系统负荷变动试验（参照部颁模拟量控制系统负荷变动试验导则；汽机旁路试验；甩负荷试验（参照部颁汽轮机甩负荷试验导则）。程序是：机组再次启动，投入制粉系统后进行燃烧初调整，分阶段压力波动洗硅，按各启动调试方案（措施）