集团公司《火电机组整套启动深度调试管理办法》(2011版试行稿)

1、火电机组深度调试管理办法(整套启动部分)1 目的以整套启动作为深度调试重点，规范调试方案、措施、的编制，规范调试项目的工艺过程、验收标准、管理要求。提高集团公司新建火电机组投产水平，保证机组投产后经济指标、技术指标达到优良值，使机组实现长周期、可靠、稳定、高效运行。2 适用范围本办法适用于集团公司系统股新建火电机组。本办法仅明确各阶段关键项目的深度调试要求，办法中未明确的调试项目仍按相关文件、手册和规程执行。本办法作为集团公司火电建设工程调试管理手册、专业化管理火电新机组启动试运管理规定、火电工程关键节点质量督查管理办法、新建火电机组168小时试运质量验收管理办法、新建火电机组移交生产后专项评

2、价管理办法等启动试运及验收相关规定的支持性文件。3 职责3.1 集团公司总部3.1.1负责集团公司火电机组深度调试有关文件的编制、修订与解释。3.1.2指导并督促项目建设管理单位对关键节点调试工作的精细化程度进行控制和督查。3.1.3指导并跟踪督查深度调试报告中整改问题的完成情况。3.2项目建设管理单位3.2.1负责贯彻落实集团公司火电工程深度调试的有关要求。3.2.2根据深度调试的具体要求，组织进行各节点调试工作的质量控制和督查工作。3.2.3负责对各节点深度调试报告中提出问题的落实及不符合项关闭、确认工作，并上报集团公司工程部备案。3.3调试单位3.3.1遵守集团公司深度调试的要求，对集团

3、公司火电工程进行调试工作。3.3.2对不满足深度调试的项目内容进行整改，并由项目建设管理单位进行确认。3.3.3完成深度调试报告，并提出具体问题的落实和优化意见。4 规范性引用文件4.1火力发电建设工程启动试运及验收规程【DL/T5437-2009】4.2火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）【建质1996111号】4.3火电工程启动调试工作规定【建质199640号】4.4火电机组达标投产考核标准(2006年版)4.5火电机组启动验收性能试验导则【电综1998179号】4.6防止电力生产重大事故的二十五项重大要求【国电发2002598号】4.7工程建设标准强制性条文（2006年版）(

4、电力工程部分)【建标2006102号】4.8 新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法【建质199745号】4.9集团公司火电工程达标投产考核办法4.10火电建设工程调试管理手册4.11集团公司火电工程关键节点质量督查管理办法4.12火电机组启动蒸汽吹管导则【电综1998179号】4.13锅炉启动调试导则【DL/T852-2004】4.14汽轮机启动调试导则【DL/T863-2004】4.15汽轮机甩负荷试验导则【电综199640号】4.16电网运行准则【DL/T1040-2007】4.17电力建设工程质量监督检查典型大纲（2007版）4.18脱硫整套启动前监检大纲4.19火力发电厂热工控制系

5、统设计技术规定【DL/T5175-2003】4.20火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程【DL/T655-2006】4.21火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程【DL/T656-2006】4.22火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程【DL/T657-2006】4.23火力发电厂开关量控制系统验收测试规程【DL/T658-2006】4.24火力发电厂分散控制系统验收测试规程【DL/T659-2006】4.25（火力发电厂厂级监控信息系统技术条件【DL/T924-2005】4.26能量管理系统应用程序接口(EMS-API)第301部分：公共信息模型(CIM)基础【DL/T890.301-20

6、04/IEC61970-301：2003】4.27模拟量控制系统负荷变动试验导则【建质199640号】4.28火电机组热工自动投入率统计方法【建质199640号】4.29火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定【DL/T5182-2004】4.30火力发电厂汽轮发电机热工检测控制技术导则【DL/T591-1996】4.31火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程【DL/T774-2004】4.32工业自动化仪表气源压力范围和质量【GB/T 4830-1984】4.33锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定【DLGJ116-1993】4.34火电厂烟气脱硫工程调试试运及质量验收评定规程

7、【DL/T5403-2007】4.35火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标【DL/T997-2006】4.36石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范【DL/T998-2006】4.37火电厂大气污染物排放标准【GB13223-2003】4.38固体污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法【GB/T16157-1996】4.39火电厂烟气脱硫工程技术规范【石灰石/石灰-石膏法）【HJ/T179-2005】4.40火电厂烟气脱硫设计技术规程【DL/T 5196-2004】4.41燃煤烟气脱硫设备性能测试方法【GB/T215082008】4.42燃煤烟气脱硝技术装备【GB/T21509

8、2008】4.43湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范【DL/T986-2005】4.44固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）【HJ/T75-2007】4.45固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及监测方法（试行）【HJ/T76-2007】4.46电力建设施工及验收技术规范 第四部分 电厂化学【DL/T5190.4-2004】4.47超临界火力发电机组水汽质量标准【DL/T912-2005】4.48火力发电厂化学调试导则【DL/T1076-2007】4.49火力发电厂化学设计技术规程【DL/T5068-2006】4.50电力基本建设热力设备化学监督导则【DL/T 889-2004】4.51

9、火力发电厂超滤水处理装置验收导则【DL/Z952-2005】4.52火电厂反渗透水处理装置验收导则【DL/T951-2005】4.53火力发电厂锅炉化学清洗导则【DL/T794-2001】4.54化学监督导则【DL/T246-2006】4.55水汽集中取样分析装置验收标准【DL/T665-1999】4.56火力发电厂在线工业化学仪表检验规程【DL/T677-1999】4.57火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则【DL/T956-2005】4.58火电厂汽水化学导则 第 4 部分：锅炉给水处理【DL/T805.4-2004】4.59火电厂汽水化学导则 第 1 部分：直流锅炉给水加氧处理【DL/

10、T805.1-2002】4.60水电解制氢设备【JB/T 5903-1996】4.61氢气站设计规范【GB50177-2005】4.62城镇污水处理厂污染物排放标准【GB18918-2002】4.63生活杂用水标准【CJ/T49-1999】4.64火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准【GB12145-2008】4.65发电机内冷水处理导则【DL/T1039-2007】4.66大型发电机内冷却水质及系统技术要求【DL/T801-2002】4.67污水综合排放标准【GB89781996】4.68氢气使用安全技术规程【GB4962-1985】4.69L-TSA 汽轮机油【GB11120-89】4.

11、70电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则【DL/T 571-2007】4.71电厂用运行矿物汽轮饥油维护管理导则【GB/T 14541-2005】4.72集团公司生产系统加强新（扩）建机组过程参与重要节点质量控制管理办法4.73集团公司新（扩）建机组生产运营准备工作管理制度5 整套启动阶段深度调试内容5.1 整启前准备阶段序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1逻辑优化（包括操作画面）1）针对前一阶段试运发现的有关逻辑问题进行优化。满足机组安全可靠经济运行逻辑修改按照程序审批后确认执行，有专门台账记录。项目公司工程部建立台账2系统完整性检查1）要求整套启动所有系统的设备、阀门、测点、表计等已

12、按设计要求安装及完成相应的试验。系统按照设计院PID图、IO清单（对应KKS编码）；单体、分系统试验完成对照确认PID图、IO清单（对应KKS编码）；检查验收单体、分系统试验资料。监理组织；施工、调试单位提供验收资料3机组辅机联锁保护校验1）编制逻辑校验单；在整套启动前对所有联锁保护进行校验，模拟试验送信号必须在就地。显示准确、动作正常根据逻辑校验单，由运行人员在调试人员指导下，逐条进行操作确认验收，安装、调试、监理、生产、工程管理单位签字确认。调试提供逻辑校验单；运行验收4机组顺控启、停试验1）编制逻辑校验单；在整套启动前对系统顺控进行校验，风烟、输煤、除灰、除渣等系统要实做。显示准确、动作

13、正常根据逻辑校验单，由运行人员在调试人员指导下，逐条进行操作确认验收，安装、调试、监理、生产、工程管理单位签字确认。调试提供逻辑校验单；运行验收5全厂辅机油质检查1）编制全厂辅机清单（可分专业、系统），定期检查油质。油质指标符合设计、制造厂要求根据清单，验收、检查化验报告。项目公司生产运行建立定期检查台账6全厂消防系统检查1）消防系统调试完毕，经过相关部门验收，重点部位定期进行试喷演练。符合设计要求，经过消防部门验收资料签证齐全，监理、管理单位旁站、验收。项目公司安监部建立台账7全厂安全门检查1）编制全厂安全门清单，确认安全门均经校验并在保证期限内。铭牌、规格、参数符合设计、制造厂家要求，动作

14、值符合标准要求根据清单，验收、检查校验记录。施工提供鉴定记录报告；项目公司安监部建立台账8汽动给水泵8.1小机监控仪表系统（MTSI）1）供电电源检查 交流回路双路电源接地测试、绝缘测试、供电电压等级测试； 冗余切换正常，电源监视系统具备报警功能。1)汽机主轴初始位置定位：符合制造厂规定；2)探头固定：螺丝齐全、牢固，用漆点封；3)位移模拟试验：不大于允许基本误差；4)测点投入率100%；5)报警信号投入率100%；6)报警信号动作正确率100%；7)保护信号投入率100%；8)保护信号动作正确率100%。调试、监理、生产、工程管理单位验收签证确认。2) 信号检查 要求现场信号均接有屏蔽电缆；

15、 对于轴向位移、高缸胀差、低缸胀差等信号，测试其线性区较好的一段，将量程范围调整至该段中； 检查报警信号和保护信号的逻辑和定值设置是否正确。3）通道测试及装置功能检验 检查TSI卡件各通道的组态应正确； 检查及设置报警、保护定值； 测试系统精度检查； 测试模拟量输出信号的精度； 模拟报警、保护动作，各继电器输出应正确。4）系统联调 传感器与显示仪表联调； 模拟报警、跳机情况。8.2小汽机电液控制系统及跳闸保护系统（MEH/METS）1）系统检查及准备 检查电源的正确性与绝缘性，确认电源盘，模件电源和风扇电源接线正确； 主要控制设备的现场设备复原和设备静态功能恢复，进行系统的I/O检查。1)转速

16、控制符合要求；2)手动/自动/遥控控制方式跟踪正确，切换无扰；3)阀门在线试验功能、保护在线试验功能合理；4)各项保护功能合理、动作正确；5)仪表投入率100%；正确率98%。调试试验、运行确认；监理检查验收。2）控制系统的功能测试 模拟各种参数，进行控制功能测试及参数检查，同时检查MEH与其它系统接口信号的正确性； 模拟跳闸信号，检查METS保护定值、保护信号、保护逻辑正确，低压主汽阀、低压调节汽阀、切换阀动作正确，SOE 记录、跳闸首出等显示正确； 与液压系统的联动调试及有关配合试验。3）动态模拟试验 连接仿真回路，使阀门实际动作，进行各项试验； 配合汽机专业进行阀门关闭时间测试； 复位小

17、汽机，依次做各保护跳闸试验。9大机9.1主机数字电液控制系统（DEH）1）供电电源检查 交流回路双路电源接地测试、绝缘测试、供电电压等级测试； 冗余切换正常，电源监视系统具备报警功能。1)转速控制静态小于额定转速0.1%、动态小于额定转速0.2%；2)负荷控制静态小于额定负荷0.5%；3)FA/PA 切换功能、阀门在线试验功能合理；4)手/自动控制方式合理；5)超速保护、功率不平衡保护、主汽压力低保护动作正确；6)LCD 主要参数投入率100%，正确率98%。调试试验、运行确认；监理检查验收。运行确认；监理检查验收；调试提供记录、报告及验评。2）调门线性度检查 每个调速汽门按照10%的线性阶跃

18、加指令，分别开关动作一次； 记录实际反馈值和与指令值的偏差值。3）转速信号冗余配置检查、屏蔽检查和超速保护功能检查 DEH中三个转速信号必须分配于三个不同的专用测速卡件中； DEH超速保护功能具备软逻辑和硬回路的两路设置，硬回路直接送ETS系统，软逻辑进行DEH系统中的相应控制。4）冷态调试 模拟量输入信号检查：功率、压力与转速信号、热电偶及热电阻温度信号； 检查开关量信号：汽机挂闸信号(ASL)、并网信号BR、高中主汽门开关信号及同期、协调、旁路等接口开关量信号；检查汽机挂闸回路、AST回路、OPC回路、阀门试验回路，系统上电后，进行内部控制逻辑检查、试验，参数整定，以及阀门伺服卡件校验；

19、调节阀门的调校：对阀门的油动机LVDT及控制伺服卡件进行联合调校。5）功能仿真试验和检查 控制逻辑静态检查和静态参数设置； 调节功能试验（包括各种回路、功能的切投试验）； 保护功能试验； 阀门活动试验； ATC功能检查； 配合机务进行阀门关闭时间测试试验； 接口检查试验。9.2监控仪表系统（TSI）1）供电电源检查 交流回路双路电源接地测试、绝缘测试、供电电压等级测试； 冗余切换正常，电源监视系统具备报警功能。1)汽机主轴初始位置定位：符合制造厂规定；2)探头固定：螺丝齐全、牢固，用漆点封；3)位移模拟试验：不大于允许基本误差；4)测点投入率100%；5)报警信号投入率100%；6)报警信号动

20、作正确率100%；7)保护信号投入率100%；8)保护信号动作正确率100%。调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评2）信号检查 要求现场信号均接有屏蔽电缆； 对于轴向位移、高缸胀差、低缸胀差等信号，测试其线性区较好的一段，将量程范围调整至该段中； 检查报警信号和保护信号的逻辑和定值设置是否正确。3）通道测试及装置功能检验 检查TSI卡件各通道的组态应正确； 检查及设置报警、保护定值； 测试系统精度检查； 测试模拟量输出信号的精度； 模拟报警、保护动作，各继电器输出应正确。4）系统联调 传感器与显示仪表联调； 模拟报警、跳机情况。9.3主机跳闸保护系统（ETS）1）装置功能

21、测试和信号冗余检查 检查组态应合理正确，并通过模拟信号，依次检查I/O通道、各项保护功能、各项试验功能； 检查汽机ETS信号中，各个跳闸条件信号是否均采用硬接线接入的设计方案（与DEH系统兼容时，避免站间引用点）； 配置数量是否满足冗余设计要求，是否满足分散性原则（接入点不允许在同一卡件上）。1)汽机主轴初始位置定位：符合制造厂规定；2)探头固定：螺丝齐全、牢固，用漆点封；3)位移模拟试验：不大于允许基本误差；4)分项投入保护：满足运行需要；5)配合超速试验：转速表指示准确，记录动作值准确；6)保护投入率100%；7)动作正确率100%。调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验

22、评2）可靠性检查 供电电源检查； AST电磁阀供电电源检查； 检查润滑油压低、EH油压低、真空低信号的配置及保护开关回路和试验电磁阀回路的正确性。3）传动试验 检查各项保护逻辑是否合理，定值设置是否正确； 制定试验方案、做好试验记录； 试验时检查相对模拟量信号，保护定值是否正确，同时观察SOE记录是否正确。4）其他静态测试 对转速回路采用信号发生器加转速信号，测试转速检测情况，整定超速定值； 通道试验，进行四只AST跳闸电磁阀通道试验； 接口检查试验。10调节系统静态参数测试1）完成调节系统静态参数测试工作，以500Hz的采样频率，记录试验如下参数的变化；厂家、调试试验、运行确认；监理检查验收

23、。调试提供记录、报告及验评2）进行转速模拟信号、一次调频转速偏差信号、总阀位指令、油动机行程反馈测试。调节汽阀总关闭时间小于0.3s11冷态主阀关闭试验1）机组的主汽阀/再热汽阀关闭时间试验。小于0.3s调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评12机组大联锁保护试验1）发电机故障发电机跳闸汽机跳闸（电跳机） 锅炉复置（无MFT）、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机合闸； 模拟发电机差动保护动作。检查发电机跳闸、汽机跳闸（主汽门关闭）、负荷30%旁路快开、锅炉复置。调试试验、运行确认；监理检查验收、签证。运行确认；监理检查验收；调试提供记录、报告及验评2）ETS保护动作汽机跳闸发电

24、机跳闸（机跳电） 锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机合闸（逆功率保护投入）； 按汽机手动停机按钮。检查汽机跳闸（主汽门关闭）、发电机跳闸、负荷30%旁路快开、锅炉复置。3）ETS保护动作汽机跳闸锅炉MFT（机跳炉） 锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机不合闸； 解除旁路快开保护，实际模拟“EH油压低”信号。检查汽机跳闸（主汽门关闭）、旁路未开、锅炉MFT。4）ETS 保护动作汽机跳闸锅炉MFT（机跳炉） 锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机不合闸； 旁路快开保护投入，实际模拟“润滑油压低”信号。检查汽机跳闸（主汽门关闭）、负荷30%旁路快开、锅炉MFT。5）锅炉MFT汽机跳闸发电

25、机跳闸（炉跳机、机跳电） 锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机合闸（逆功率保护投入）； 按锅炉手动跳闸按钮。检查锅炉MFT、汽机跳闸（主汽门关闭）、旁路快开、发电机跳闸。13高低压旁路试验1）功能试验和检查 高压旁路压力调节门机前压力、低压旁路压力调节门热再热压力、高压旁路温度调节门冷再热温度、低压旁路温度调节门凝汽器蒸汽温度、控制功能的检查和静态预调整试验； 高压、低压旁路调门及温度调门的全开全关逻辑试验； 高压、低旁减温水隔绝阀的开关联锁逻辑的试验； 汽机旁路与DEH接口的检查试验。旁路联锁动作正确。 调试试验、运行确认；监理检查验收、签证。调试提供记录、报告及验评2）模拟试验 远操旁

26、路系统阀门； 模拟各种信号，进行手动、自动方式切换； 模拟各种信号，将回路投入自动，改变调节回路的设定值； 将旁路系统投入自动，模拟锅炉启动。3）高低压旁路热态试验旁路系统投入自动机组启动期间满足运行要求。14汽机轴封及真空系统投用1）汽封系统正常投入，并进行热态调整工作，主机真空系统投入时，背压小于10kPa，否则查找真空系统漏点。背压小于10kPa调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评；施工单位负责查漏15机组集中取样系统投用1）加强取样管路冲洗，确保取样具有代表性，要求冷热态冲洗期间每 4 个小时至少冲洗一次采样管，加强取样管排污。调试试验、运行确认；监理检查验收。调

27、试提供记录、报告及验评；生产运行负责冲洗并记录16精处理系统投用1）前置过滤器、粉末树脂覆盖过滤器除铁效率试验：测量过滤器进出口铁含量，同时记录过滤器流量、进出口压力、运行时间以及制水量；投入条件为凝结水含铁量小于1000g/L。系统压差和进出水水质均应在设计范围内。调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评2）最大出力试验：通过调节单台设备的进出水手动阀的开度，记录设备达到设计出力时的压差和出水水质。17机组加药系统投用1）加药泵出力试验：加药泵保持工频运行，记录加药泵行程分别在20%、40%、60%、80%、100%时的流量；满足各种工况下的水汽品质要求调试试验、运行确认；

28、监理检查验收调试提供记录、报告及验评2）自动加药：要求随机组负荷变化自动进行加药量调整，使得药品连续均匀地加入热力系统，范围为 20%-100%。18锅炉冷态清洗1）给水水温控制在70以上。 给水Fe100ppb、分离器疏水Fe200ppb时冷态冲洗完成调试指导，运行操作并确认，监理检查验收；提交水质报告。运行按照操作卡进行工作并提供水质报告19锅炉一次汽系统工作压力试验1）冷态清洗合格后进行，主汽管道须加固、高旁须确保在整个试验中关闭，二次汽系统须做好相应措施。受热面无泄漏检查受热面空20输煤系统辅助系统的投用1）喷淋、除尘、冲洗水、煤水处理、除铁、称重等系统投用，保证输煤系统安全、文明运行

29、。能按设计要求投入相关系统须在整套启动前完成调试，验收签证资料齐全，上煤过后，现场环境清洁、文明。调试提供记录、报告及验评21电动给水泵1）密封水调整能正常回收，不影响真空，油中不带水定期检查油质，查看运行参数22启动炉水循环泵1）168前每次停炉进行电机注水：开启注水管路冲洗阀，对注水管路进行冲洗，合格后再进电机。水质化验合格后（PH6.5），方可进行注水；控制注水的水质和注水流量，直到排放管冒水化验合格后为止。检查水质报告运行提供水质报告23升温升压控制1）按照启动曲线进行升温升压；制造厂家启动曲线不超过2/min调试指导，运行操作监视；提交实际参数曲线调试提供曲线和报告2）监视受热面壁温

30、。不允许有长时间超温的测点及偏差大于50情况。运行提供历史参数24制粉系统调整（对应微油、等离子）1）投用蒸汽加热器或者烟道油枪加热器，冷炉投用制粉系统，调整制粉系统各项参数。锅炉稳定燃烧检查有防止二次燃烧的措施调试提供记录报告25锅炉热态清洗1）控制启动分离器入口温度在170230左右。分离器出口水质Fe100ppb汽水品质报告运行提供汽水品质报告26机组带旁路运行1）根据旁路容量，投入2套以上制粉系统运行过热器、再热器出口蒸汽品质。SiO2 不超过 100g/kg，钠离子不超过 20g/ kg。汽水品质报告运行提供汽水品质报告27空冷岛冲洗1）水汽品质试验：增加二氧化硅及浊度分析数值；铁离

31、子含小于500g/L汽水品质报告运行提供汽水品质报告2）空冷凝汽器冲洗凝结水铁离子含量测试。浊度2NTU，Fe500ppb，SiO230ppb运行提供汽水品质报告28脱硫系统1）脱硫系统分系统试运必须在机组分部试运期间完成，脱硫系统调试进度计划必须满足主机的调试进度要求。见火电厂烟气脱硫工程调试试运及质量验收评定规程【DL/T5403-2007】脱硫系统调试进度必须满足主机的调试进度要求，相关系统须在整套启动前完成调试，验评表、签证资料齐全远达环保提供记录、报告及验评29脱硝系统1）在机组整套启动前完成下列分系统调试和工作（包括相关的阀门、表计、系统严密性、系统吹扫清洗、喷淋系统试验等） SC

32、R 反应器及辅助系统（包括吹灰器）； 完成注氨系统（稀释风机的试运应与烟风系统同步完成）； 完成液氨卸载和存储系统； 其他系统（如干除灰系统、压缩空气系统、安全辅助设施等）。 催化剂已装完； 已进氨。见中电投集团调试管理手册脱硝系统调试进度必须满足主机的调试进度要求，相关系统须在整套启动前完成调试，验评表、签证资料齐全5.2 空负荷阶段序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1汽机冲转1.1参数优化1）根据机炉的运行工况，对厂家启动参数和启动曲线进行优化，调整启动参数控制；满足汽机冲转调试指导；运行监视操作，提交参数曲线调试提供记录、曲线及报告2）应择机进行冷、温、热、绝热态启动方式试验，

33、收集整理相关数据，提交运行。满足汽机冲转1.2汽水品质控制1）严格执行化学汽水监督要求化学汽水标准调试指导；运行监视操作，提交汽水品质报告提交汽水品质报告2）冲转前加强蒸汽品质取样分析，汽轮机冲转时蒸汽品质暂时允许放宽至过热蒸汽 SiO2 不超过 100g/kg，钠离子不超过 20g/ kg，但应采取措施，并在 4 小时内达到 SiO215g/ kg，钠离子5g/ kg。蒸汽品质不合格，汽轮机不应冲转；SiO215g/ kg，钠离子5g/ kg3）主机冲转后要加强对凝结水质量的监督，适当增加化验次数，测定硬度、铁，并观察水样是否澄清；硬度5mol/l4）当凝结水澄清、铁离子含量降到1000g/

34、L 时，投入凝结水处理装置，以保证锅炉给水水质合格；铁离子含量降到1000g/L5）冲转后加强凝结水取样，如水样浑浊或硬度大于 5mol/L 时凝结水不予回收。硬度大于 5mol/L1.3冲转检查1）检查汽轮机各轴承瓦振、轴振幅值及相位、推力和支承轴承温度、汽缸胀差等。低于设计值调试提供报告1.4惰走曲线1）正常停机惰走（不破坏真空）。与厂家曲线相符提交实际惰走曲线进行比较调试提供记录和曲线2电气试验2.1转子交流阻抗测量1）试验前测量一次回路设备中的绝缘电阻；确认各设备绝缘电阻合格调试、运行联合逐项核查、确认；监理验收调试提供记录、曲线及报告2）在不同转速(盘车、超速前额定转速、超速后额定转

35、速)下测量转子交流阻抗；3）试验前确认励磁输出与发电机转子间的连接已断开，确认各种状态正确，试验后恢复励磁输出与发电机转子间的连接；4）测试与出厂数据和同型号机组试验数据进行核对。2.2发变组短路试验1）试验前在小电流下对全部带电电流二次回路进行检查防止开路；1）确认发电机出口及中性点PT 一、二次保险完好并投入运行，各PT 一次接地良好2）数值相位应一致3）误差应在允许范围以内，符合设计要求。4）数值相序应一致5）误差应在允许范围以内，符合设计要求。调试、运行联合逐项核查、确认；监理验收；调试提供记录、曲线及报告2）检查发电机，主变，高厂变的电量保护和非电量保护按照检验要求投退，保护的出口跳

36、灭磁开关；3）要监视发电机滑环、发电机出线罩、变压器等设备，监视发电机各项参数（定子线棒温度、发电机内冷水温度、氢温等），发现异常及时向试验指挥人员汇报；4）由于主变阻抗的影响，发电机机端已有足够大电压，可以在此时检查电压二次回路，如有电压回路有问题可以提前解决，节省试验时间；5）用电流表测量各组带电电流的幅值和向量，与各监测处电流进行对比；6）测量差动用 TA 中性点电流，保证接线正确；7）试验中录取发变组三相短路特性曲线，与制造厂出厂试验曲线进行比较。2.3定子接地试验1）一次模拟接地，进行数据测量、记录，试验时退出保护跳闸压板。调试组织；运行配合调试提供记录、曲线及报告2.4发变组空载试

37、验1）试验前在小电压下对全部带电电压二次回路进行检查防止短路，确认主变及发电机的中性点接地；数值相序应一致；误差应在允许范围以内，符合设计要求。调试、运行联合逐项核查、确认；监理验收调试提供记录、曲线及报告2）检查发电机，主变，高厂变的电量保护和非电量保护按照检验要求投退；3）监视发电机滑环、发电机出线罩、变压器等设备，监视发电机各项参数（定子线棒温度、发电机内冷水温度、氢温等），发现异常及时向试验指挥人员汇报；4）用电压表测量各带电处电压幅值和相序，与各监测处电压进行对比；5）发电机升到 1.05 倍额定电压，在此电压下监听主变应无异常；6）录取发电机带主变开路特性下降和上升曲线，录取发电机

38、三相电压,发电机励磁电压，励磁电流录制空载特性曲线与出厂曲线作比较。2.5发电机残压测试1）首先在PT二次测量残压幅值、相序，在一次幅值不大于 400V 的情况在一次PT处和机端避雷器处进行测量，如一次幅值过高应采取措施进行测量，相序应和电网一致。如发电机一次残压不是很高，在发电机PT侧直接测量一次残压，利用相序表测量发电机一次相序。调试组织、查验；运行配合调试提供记录、曲线及报告2.6轴电压测试1）在空载额定电压下和 50%、100%负荷下测量大轴两端电压、励端轴电压、励端轴瓦对地电压，测量方式和结果应正确。调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2.7空负荷下励磁系统试验1）

39、励磁调节器手动和自动方式试验，录制发电机电压曲线，保证发电机电压在规定范围内稳定、平滑的调节；检查切换过程的正确性，切换时录取发电机电压曲线应无明显波动调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2）零起升压试验，录制发电机电压曲线。保证发电机电压，电压振荡次数，调节时间都在规定的范围内；3）通道切换试验及PT断线保护试验；4）励磁系统灭磁试验，录取发电机定子电压衰减曲线、励磁电流等相关电气量曲线，测定灭磁时间常数，并检查灭磁开关和灭磁电阻。2.8发变组带母线零起升压试验1）试验前需确认发电机出口PT、主变高压侧PT、厂变工作进线PT、母线PT已投入运行。确认试验母线已经腾空；调试组

40、织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2）检查二次电压回路电压值及相序，并进行核相，检查相关表计指示正确。测量发电机定子二次残压，如值较小，在发电机出口PT处测量一次残压幅值及相序。2.9检同期试验1）额定电压下发电机机端电压与主变高压侧电压、厂变低压侧电压进行电压六角图测量。测量结果应和理论值一致调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2.10假同期试验1）按试验要求确认各种保护投退正确，现场做好防护措施,严防试验过程中隔离刀闸误合闸；调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2）根据试验结果，对定值进行相应优化、修改。3汽机试验3.1超速试验1）并网暖机

41、后，电超速完成后，进行机械超速试验；进行两次，偏差不大于0.6%，且不大于3330转/分调整试验，运行、监理确认调试提供记录、曲线及报告3.2阀门严密性试验1）主汽阀/再热阀严密性试验在主、再热压力皆在额定值的50以上的工况下，机组下降转速低于规定值。调整试验，运行、监理确认调试提供记录和报告3.3热态阀门关闭时间测试1）热态阀门关闭时间测试0.3s调整试验，运行、监理确认调试提供记录和报告5.3 带负荷阶段序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1厂用电切换试验1）试验前确认投入开关和保护柜相应快切压板，快切装置运行正常，快切装置的整定参数和功能开关位置准确；切换正常调整试验，监理验收；

42、运行确认。调试提供记录、曲线、验评及报告2）每次切换完成后观察就地开关防跳继电器是否动作，防止快切装置出口继电器粘连；3）厂用电切换录波应录取能反映开关动作的分支开关的电流量和母线电压；4）进行开关偷跳启动切换试验；5）试验前充分做好厂用失电事故预想。2除灰系统运行优化调整1）投粉后，除灰系统根据实际运行情况调整控制逻辑中的输灰压力和输灰管道吹扫时间的设定值，使系统运行合理、经济；在煤种变化时能满足机组运行要求调试试验，运行操作确认调试提供记录、曲线及报告2）投粉后，定期检查输灰管道是否疏通，防止堵灰。3除渣系统运行优化调整1）根据排渣温度进行冷却风优化调节。在煤种变化时能满足机组运行要求调试

43、试验，运行确认调试提供记录、曲线及报告4吹灰系统运行优化调整1）吹灰（温度、压力）参数的优化；受热面能正常工作，排烟温度在正常范围内，能满足机组运行要求厂商调试；施工配合；调试查验；监理验收；运行确认调试提供记录、曲线及报告2）吹灰器组合投运方式试验；3）优化吹灰（长、短）周期试验；4）吹灰对锅炉（吹灰前后炉膛温度、排烟温度、汽温、汽压）的影响试验；5）吹灰器的投入率不小于95%。95%5输煤系统运行优化调整1）程控投用，输煤系统出力经调整达到最佳工况。达到设计要求验收签证资料齐全，提供最佳工况参数调试提供记录、曲线及报告6火焰检测系统1）检测每个火检探头、工业电视和烟温探针处的火检冷却风都必

44、须满足压力和流量的要求；满足厂家要求调试试验，运行确认调试提供验收记录2）热态调整过程中，调整火检强度至合理范围。油、煤火检互相不偷窥调试试验，运行确认7炉管泄漏细调1）在负荷70%以上，进行装置工况热态调整。能过滤杂音，状态正常厂商校核；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供验收记录8辅机最大出力1）检验单台辅机最大出力（送、引、一次风机、给水泵、凝泵、循泵等）。稳定工况2小时以上记录参数调试提供记录、曲线、报告及签证9蒸汽严密性试验1）主、再热汽压必须达到额定压力，且保持稳定，检查锅炉各部分严密不泄漏。参数稳定，膨胀正常受热面不泄漏记录参数并签证调试提供验评10汽温控制1）在设计要求的负荷

45、范围内保持额定汽温，不得降温运行；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及验评2）不超温运行；温度不超过设计值3）两侧主汽温度偏差不超过设计要求的范围；不超过设计要求4）通过运行参数分析，修正燃水比，确定不同负荷下分离器出口温度或焓值的修正曲线。11锅炉安全门校验1）锅炉带负荷至80%BMCR以上进行校验，监视壁温不超温启跳、回座符合要求厂商校核；施工配合；调试查验；监理验收；运行确认。厂家提供校验报告，调试提供验评12减温水控制1）保证过热度，保证壁温不超；控制汽温在正常范围调试查验；监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及验评2）再热蒸汽减温水正常工况下尽可能不投入。13壁温监视

46、1）制定防止受热面超温的控制措施；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供参数1）各级受热面管壁在各负荷下的监视与调整；升降负荷时，无相邻（3点以上）同时超温或测点长时间（5min）超温报警2）稳定工况下，小于设计报警值；不超过限值3）稳定工况下，任何两个壁温差小于设值；4）稳定工况下，水冷壁四面墙平均汽温偏差控制。不大于3014空预器出入口氧量的标定、NOx测量装置进行标定1）至少进行两个工况的标定，如果两工况标定系数大于5%，进行第三工况的标定，对三个工况取平均值作为标定系数，对DCS显示氧量及NOx进行标定。调试查验；监理验收；运行确认。调试提供记录及报告15滑压运行试验1）现场进行机组滑

47、压运行曲线初步优化工况试验。调试查验；监理验收；运行确认。调试提供曲线及报告16泄漏量试验1）检查阀门内漏。满足补水率达到设计要求调整试验，监理确认调试提供记录及报告17高、低加系统运行优化调整1）先进行加热器水位控制、危急疏水自动投用调试；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供参数及报告2）高加事故切除试验。主汽温变化3018凝结水系统运行优化调整1）凝泵运行方式优化，找出最佳运行工况。保证安全情况下最经济提交参数报告19给水系统运行优化调整1）给水泵运行方式优化，找出最佳运行工况。保证安全情况下最经济提交参数报告20燃烧调整20.1磨煤机出力试验1）磨煤机最大出力试验。风煤比按给定值变化逐

48、步增加磨煤机出力，当磨煤机接近堵煤时，即认为磨煤机出力达到极端，应在此工况下，试验寻找稳定、经济的单台磨煤机最大出力；能连续稳定运行2小时调试查验；监理验收；运行确认。调试提供参数、曲线及报告20.2给煤量与风量关系试验1）在不堵磨的前提下，通过现场试验对厂家曲线进行优化，以期提供更低的风煤比。不堵煤出口温度正常能自动投用情况下长期稳定运行调整试验，运行确认，提交曲线调试提供参数、曲线及报告20.3煤粉细度调整1）改变分离器转速（折向挡板开度），取样化验煤粉细度，绘制分离器转速（折向挡板开度）与煤粉细度关系曲线，作为煤粉细度调整的依据；制粉系统出力能满足机组要求，灰渣含碳量不超标调试查验；监理

49、验收；运行确认。提交曲线调试提供参数、曲线及报告1）调节分离器转速（折向挡板开度）合适，维持磨煤机出口温度一定，改变磨煤机一次风量，取样化验煤粉细度，绘制一次风量与煤粉细度关系曲线作为煤粉细度调整的依据。调试提供参数、曲线及报告20.4煤粉分配均匀性试验1）通过调整分离器转速（折向挡板开度），分析粉管细度均匀性的变化，做定性分析。分离器均匀性15%；折向挡板30%调整试验，运行确认提交报告调试提供参数、曲线及报告20.5双进双出制粉系统1）要进行单进单出、单进双出、双进单出等试验。满足运行要求调整试验，运行、监理确认调试提供参数、曲线及报告20.6变氧量试验1）在典型工况点（70%、100%）

50、进行变氧量试验，分析氧量变化对NOx排放、辅机耗功、灰渣未完全燃烧热损失、干烟气损失、锅炉热效率、高再进出口烟温及其偏差、启动分离器出口汽温及其偏差、分隔屏出口汽温及其偏差、高再壁温偏差及末过壁温偏差的影响，进而确定不同负荷下氧量控制曲线。至少三个工况，要求进行定量分析，并给出指导结论调整试验，运行、监理确认，提交报告调试提供参数、曲线及报告20.7一、二次风配比试验1）调整一、二次风配比；达到最佳燃烧工况调整试验，运行确认提交参数调试提供参数、曲线及报告2）调整内、外二次风配比。20.8燃烧器垂直摆角试验1）燃烧器摆角试验，确定摆角对再热汽温、主蒸汽压力和温度、受热面壁温的影响，绘制曲线。调

51、整汽温在正常范围减少减温水用量调整试验，运行确认，提交曲线调试提供参数、曲线及报告20.9尾部烟气挡板调整试验1）烟气挡板开度与过再热汽温、主汽温的关系，绘制曲线。调整试验，运行确认提交曲线调试提供参数、曲线及报告20.10变风箱差压试验1）分析风箱差压变化对NOx排放、主要辅机电流、锅炉热效率、再热汽温偏差、高再进出口烟温偏差的影响。确定最佳风箱压差。调整试验，运行确认提交报告调试提供参数、曲线及报告20.11CCOFA风、SOFA风投运组合试验1）测量炉膛温度、灰渣含碳量、排烟温度、NOX排放量、高再进出口烟温、启动分离器、分隔屏出口汽温、高再壁温、末过壁温，分析不同的CCOFA风、SOF

52、A风投运组合对锅炉经济性、环保性和安全性 的影响。 至少三个工况，确定最佳的CCOFA风、SOFA风投运组合。并给出指导意见调整试验，运行确认提交报告调试提供参数、曲线及报告20.12SOFA风水平摆动试验1）SOFA风水平摆角组合，分析不同的SOFA风水平摆角组合对高再进出口烟温及其偏差、启动分离器出口汽温及其偏差、分隔屏出口汽温及其偏差、高再壁温偏差及末过壁温偏差的影响。至少三个工况，要求进行定量分析，并给出指导意见调整试验，运行确认，提交报告调试提供参数、曲线及报告20.13改变燃烧器配风试验1）确定配风方式，NOx排放浓度达到设计要求。达到设计要求调整试验，运行确认提交参数调试提供参数、曲线及报告20.14磨煤机投运组合试验1）监测排烟温度、灰渣含碳量，主要分析其对锅炉热效率、汽温、汽压及减温水变化的影响。至少三种组合方式均能满足机组运行要求调整试验，运行确认提交参数调试提供参数、曲线及报告20.15变煤粉细度试验1）在某一磨煤机组合下，通过改变各台磨煤机煤粉细度，分析不同的煤粉细度对灰渣未完全燃烧热损失、干烟气损失、汽温汽压、锅炉热效率及NOX排放的影响。至少三种组合方式均能满足机组运行要求调整试验，运行确认调试提供参数、曲线及报告20.16变一次风压试验1）改变一次风压，监测排烟温度、高再入口烟温、灰渣含