神华国华火电机组调试深度管理规定(5月5日)

1、调试管理子系统神华国华火力发电机组调试深度管理规定 GHDJ0902（M）控制表版本编号签发日期下次复核日期编写人互审人初审人复审人批准人有否修订B版2010年5月此次修订改动内容： 监督实施及完善负责人监督实施及完善执行人职务：国华电力公司项目管理部质量主管职务：国华电力下属单位工程部专业工程师前言机组启动调整试运是工程建设的最后一个阶段，是全面检验主机及其配套系统设计、制造、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证机组长周期、安全、稳定、经济、环保运行，发挥投资效益最大化的重要过程。本管理规定在充分执行国家和国华电力公司有关火电机组基建调试相关标准和管理规定的基础上，从设计、安装、分部试运、

2、整套启动试运等阶段入手，对机组的调试工作原则、调试深度项目和要求等进行了细化，对影响机组安全性和经济性的控制指标提出了基本要求。本管理规定由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司项目管理部提出，并负责解释。1 总 则1.1 中国神华能源股份有限公司国华电力分公司（以下简称神华国华电力）火力发电机组调试深度工作的目的，在于确保新建机组长周期、安全、经济、环保运行。1.2 本管理规定要求在机组的设计、施工、调试等各阶段和各环节全过程贯彻实施，项目公司是本管理规定实施的责任者，所有参建单位（设计单位、施工单位、调试单位、监理单位等）各司其职、协同配合，共同实现调试深度各项目标及要求，其中，调试单位是

3、调试深度项目的主要实施者。1.3 项目公司（基建系统）负责调试深度项目实施情况的监督工作，项目公司（生产系统）跟踪并参与调试深度工作，在调试深度项目结束后，项目公司组织工程部门、生产部门、监理单位和调试单位进行验收并签字。1.4 调试深度项目实施签证制度，签证单位由项目公司（基建系统）、项目公司（生产系统）、监理单位、调试单位组成，各项目按照整体列表方式逐项签证，式样表格请参照（附录十）；其中，试运过程中的专项试验，要独立进行签证，签证的式样格式表见（附录十一），具体项目详见“7.3。”同时，各项试验应附有完整的表格、画面或曲线等记录文件。1.4 本管理规定在编制过程中参照国华电力管控体系的相

4、关条文要求，对火力发电厂启动调试深度管理规定【GHDJ-09-02(M)】的内容进行了修编。其它未尽要求参照火力发电建设工程启动试运及验收规程【DL/T 5437-2009】、火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）【建质1996111号】等相关规程和标准执行。2 范 围本管理规定适用于国华电力公司管控的所有火力发电机组，其它类型的机组可参照执行。3 规范性引用文件下述相关标准的引用成为本管理规定的条款。凡是注明日期的文件，其随后的修改和修订均不适用于本管理规定；凡是不注明日期的文件，本管理规定将使用最新标准作为条文支持。3.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程【DL/T 5437-

5、2009】3.2 火电工程启动调试工作规定【建质199640号】3.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996版）【建质1996111号】3.4 火电机组达标投产考核标准(2006年版)3.5 火电机组启动验收性能试验导则【电综1998179号】3.6 新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法【建质199745号】3.7 中国电力优质工程奖评选办法（2008版）【中电建协工（2008）6号】3.8 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）【DL5009.1-2002】3.9 电力建设安全健康与环境管理工作规定【国电电源200249号】3.10 防止电力生产重大事故的二十五项重大要求【国电发

6、2002598号】3.11 工程建设标准强制性条文（2006年版）(电力工程部分) 【建标2006102号】3.12 火电机组启动蒸汽吹管导则【电综1998179】3.13 国华电力超/超超临界机组蒸汽吹管导则3.14 锅炉启动调试导则【DL/T 852-2004】3.15 汽轮机启动调试导则【DL/T 863-2004】3.16 除灰除渣系统调试导则【DL/T 894-2004】3.17 电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）【DL 5011-1992】3.18 电力建设施工及验收技术规范（锅炉机组篇）【DL/T 5047-1995】3.19 电力建设施工及验收技术规范（管道篇）【DL/

7、T 5031-1994】3.20 汽轮机甩负荷试验导则【电综199640号】3.21 电网运行准则【DL/T 1040-2007】3.22 电力建设工程质量监督检查典型大纲（2007版）3.23 脱硫整套启动前监检大纲电建质监【2007】26号3.24 火力发电厂热工控制系统设计技术规定【DL/T 5175-2003】3.25 电力建设施工及验收技术规范 第5部分(热工仪表及控制装置)【DL/T 5190.5-2004】3.26 火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程【DL/T 655-2006】3.27 火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程【DL/T 656-2006】3.28 火力发电

8、厂模拟量控制系统验收测试规程【DL/T 657-2006】3.29 火力发电厂开关量控制系统验收测试规程【DL/T 658-2006】3.30 火力发电厂分散控制系统验收测试规程【DL/T 659-2006】3.31 （火力发电厂厂级监控信息系统技术条件【DL/T 924-2005】3.32 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/T890.301-2004/IEC61970-301：2003】3.33 模拟量控制系统负荷变动试验导则【建质199640号】3.34 火电机组热工自动投入率统计方法【建质199640号】3.35 火力发电厂热工自动

9、化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定【DL/T 5182-2004】3.36 火力发电厂汽轮发电机热工检测控制技术导则【DL/T 591-1996】3.37 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程【DL/T 774-2004】3.38 工业自动化仪表气源压力范围和质量【GB/T 4830-1984】3.39 锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定【DLGJ116-1993】3.40 火电厂烟气脱硫工程调试试运及质量验收评定规程【DL/T 5403-2007】3.41 火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标【DL/T 997-2006】3.42 石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范【D

10、L/T 998-2006】3.43 火电厂大气污染物排放标准【GB13223 2003】3.44 固体污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法【GB/T 16157-1996】3.45 火电厂烟气脱硫工程技术规范【石灰石/石灰-石膏法）【HJ/T 179-2005】3.46 火电厂烟气脱硫设计技术规程【DL/T 5196-2004】3.47 燃煤烟气脱硫设备性能测试方法【GB/T 215082008】3.48 燃煤烟气脱硝技术装备【GB/T 215092008】3.49 湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范【DL/T 986-2005】3.50 固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）【HJ/

11、T 75-2007】3.51 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/T 76-2007】3.52 电力建设施工及验收技术规范 第4部分 (火力发电厂化学篇)【DL/T 5190.4-2004】3.53 超临界火力发电机组水汽质量标准【DL/T 912-2005】3.54 火力发电厂化学调试导则【DL/T 1076-2007】3.55 火力发电厂化学设计技术规程【DL/T 5068-2006】3.56 电力基本建设热力设备化学监督导则【DL/T 889-2004】3.57 火力发电厂超滤水处理装置验收导则【DL/Z 952-2005】3.58 火电厂反渗透水处理装置验收

12、导则【DL/T 951-2005】3.59 火力发电厂锅炉化学清洗导则【DL/T 794-2001】3.60 国华电力超/超超临界机组化学清洗导则3.61 化学监督导则【DL/T 246-2006】3.62 水汽集中取样分析装置验收标准【DL/T665-1999】3.63 火力发电厂在线工业化学仪表检验规程【DL/T 677-1999】3.64 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则【DL/T 956-2005】3.65 火电厂汽水化学导则 第1部分：直流锅炉给水加氧处理【DL/T 805.1-2002】3.66 火电厂汽水化学导则 第4部分：锅炉给水处理【DL/T 805.4-2004】3.

13、67 水电解制氢设备【JB/T 5903-1996】3.68 氢气站设计规范【GB50177-2005】3.69 城镇污水处理厂污染物排放标准【GB18918-2002】3.70 生活杂用水标准【CJ/T 49-1999】3.71 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准【GB12145-2008】3.72 发电机内冷水处理导则【DL/T 1039-2007】3.73 大型发电机内冷却水质及系统技术要求【DL/T 801-2002】3.74 氢气使用安全技术规程【GB4962-2008】3.75 L-TSA汽轮机油【GB11120-89】3.76 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则【DL/T 57

14、1-2007】3.77 电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则【GB/T 14541-2005】3.78 火电施工质量检验及评定标准（电气篇）【DL/T 5161.117-2002】3.79 属地电网两个细则（××区域并网发电厂辅助服务管理实施细则及××区域发电厂并网运行管理实施细则）3.80 国华公司基建管控体系相关调试管理制度- 76 -4 术语、定义和缩略语（详见附录十三）5 调试深度质量目标5.1 168 小时满负荷试运必须具备的基本条件5.1.1 热控保护投入率100%；5.1.2 热控自动装置投入率不小于95%，热控协调控制系统已投入，且调节品质

15、基本达到设计要求；5.1.3 热控测点和仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；5.1.4 电气保护投入率100%；5.1.5 电气自动装置投入率100%；5.1.6 电气测点和仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；5.1.7 汽水品质合格率100；5.1.8 除尘器投入率100%；5.1.9 高加投入率100%；5.1.10 机组断油全燃煤运行；5.1.11 机组真空严密性0.15kPa/min（空冷），机组真空严密性0.3kPa/min（湿冷）；5.1.12 发电机漏氢10Nm3/day；5.1.13 汽轮发电机最大轴振70m；5.1.14 脱硫、脱硝效率达到设计

16、要求；5.2 168 小时满负荷试运结束必须同时满足的基本条件5.2.1 系统泄漏率1；5.2.2 热控保护投入率100%；5.2.3 热控自动装置投入率不小于95%，热控协调控制系统已投入，且调节品质基本达到设计要求； 5.2.4 热控测点和仪表投入率不小于99%，指示正确率分别不小于98%；5.2.5 电气保护投入率100%；5.2.6 电气自动装置投入率100%；5.2.7 汽水品质合格率100；5.2.8 电气测点和仪表投入率不小于99%，指示正确率分别不小于98%；5.2.9 168小时连续运行平均负荷率90%；其中满负荷连续运行时间96小时； 5.2.10 脱硫、脱硝装置与主机同时

17、移交生产。6 调试深度工作原则6.1 工程设计和施工阶段6.1.1 项目公司组织设计、安装、监理等参建单位根据本管理规定中对相关责任单位的工作要求，制定相应的规划或策划，督促实施并检查验收。具体要求如下：a） 各系统在设计过程中，要全面考虑合理性，如：设备选型裕量，设备电源分配，系统管道受力分析、核算和工艺流程、走向布置等。b） 系统管道和容器的冲洗和清理应达到的标准或要求，安装应达到的精度，以及单机、单体试运必须达到的基本质量目标等，必须在施工单位的有关文件（如：施工组织设计）中明确体现。6.1.2 调试单位和技术监督单位应参加工程设计审查和施工图会审，对系统布置、设备选型、工艺流程是否合理

18、，是否满足防止电力生产重大事故的二十五项重点要求和电力工程建设标准强制性条文的规定提出意见和建议。6.1.3 调试单位和技术监督单位应参与DCS系统设计，并参加设计联络会，提出修改意见和建议；参加DCS出厂前的组态学习；参加DCS出厂验收工作；参加DCS系统的保护、联锁逻辑和热控定值的审核及修订；根据最终确定的联锁保护逻辑和定值，编制机组联锁保护试验传动表。6.1.4 调试单位根据现场施工情况和进度安排，在厂用受电三个月前编制完成调试计划、调试深度策划、机组启动调试大纲等文件，并上报项目公司，项目公司应在厂用受电一个月前完成审批工作。6.1.5 针对调试深度策划内容，调试单位应进行与之相关的技

19、术、安全培训和交流。项目公司应有针对性地组织技术人员对调试关键技术进行调研。6.1.6 主体施工单位应合理安排分部试运计划，项目公司应协调解决调试与安装及调试中各节点之间的顺序安排，以达到“分部试运促安装”，“精细策划保试运”的目的。6.1.7 在设备安装过程中，调试专业人员应深入现场，熟悉系统和设备，对发现的问题及时以书面形式提交监理单位和项目公司（基建系统），并提出解决问题的建议和意见。6.1.8 设计联络会期间，性能试验责任单位应及时提出有关性能试验所需条件的各项技术要求，项目公司负责组织落实。6.1.9 调试单位在分部试运前提出分系统试运中必需的临时设施和测点等的设计、加工和安装要求，

20、项目公司负责组织落实。6.2 分部试运阶段6.2.1 调试单位应积极配合单机、单体调试工作，参加单机、单体试运验收，审查并确认施工交付调试中间验收检查单的各项目完成情况。6.2.2 综合考虑机组发变组保护系统、启备变保护系统和升压站保护系统的重要性和对机组长周期安全运行的重大影响，上述部分的单体调试工作由主体调试单位承担更为科学、合理。但是，工作内容和报价等应在调试合同中明确体现。6.2.3 调试单位应参与电气保护定值的计算输入条件的审核，并在保护传动过程中对发现的不合理的定值提出修改意见或建议。6.2.4 分系统试运前应具备的条件按照国华电力公司火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施管

21、理规定和火力发电厂关键节点具备条件规定的要求执行；同时，按照国华电力公司调试文件包管理规定的要求完成系统试运前后的检查和签证。6.2.5 在分系统试运前，调试单位应对参加试运的各单位代表进行详细的技术和安全交底，确保试运工作安全、有序、顺利进行。6.2.6 工程节点及各系统试运之间的先后顺序应按照以下具体要求合理安排：a） 锅炉风机试运前，电除尘完成升压试验；b） 机组化学清洗开始前，应完成锅炉冷风动力场试验；c） 锅炉冷态通风试验前，脱硫系统应具备冷态通风试验条件；d） 机组化学清洗完成20日内，锅炉点火吹管；e） 凝结水精处理系统调试应在机组吹管前完成；f） 无旁路设计的脱硫系统，应在机组

22、首次点火前具备投运条件；g） 机组点火吹管前，汽轮机润滑油系统及顶轴、盘车装置和真空系统具备连续投用条件；h） 机组点火前，锅炉具备投粉燃烧和除灰、除渣条件等；i） 机组整套启动前，脱硝SCR系统具备投用条件。 6.2.7 优化调试程序，减少工质和材料消耗a） 系统的冲洗、吹扫应结合系统试运同步进行；b） 凝汽器或凝结水箱、除氧器等汽水容器在上水进行系统冲洗或设备试运前必须人工清理干净，并通过四级验收；c） 在设备试运的过程中，必须完成相关系统压力、流量、温度等测点的投入和在线验证；d） 合理调整工期，尽量缩短化学清洗与锅炉吹管的时间间隔。6.2.8 根据属地电网要求，及时完成以下特殊试验项目

23、,并且在机组整套启动试运前提交正式试验报告（不仅限于此）：a） 发电机定子绕组端部振动特性分析；b） 发电机定子绕组端部表面电位测量；c） 发电机转子通风孔检查试验；d） 发电机定子冷却水流量分配试验；e） 接地电阻测试；f） 变压器耐压试验；g） 变压器变形试验。6.2.9 调试单位应全面检查、分析和确认系统测点的准确性，并对影响测量准确性的测点提出安装位置变更、计算公式修正等意见，并落实整改。6.2.10 在热控系统DCS控制逻辑组态调试期间，调试单位必须全面检查和优化联锁逻辑，并严格执行逻辑修改的审批程序，提早检查和优化热控模拟量控制系统逻辑，并且在机组吹管期间逐步投入和调整，为整套试运

24、期间自动控制系统的高质量投入奠定基础。6.2.11 加强调试管理、规范调试程序，做到文件包完整、交底全面、检查到位、记录准确、质量优良。6.3 整套启动试运阶段6.3.1 机组进入整套启动前，调试单位应会同项目公司、安装单位和监理单位，对调试深度应具备的技术条件和安全条件进行盘点，详细确认和落实调试深度的实施计划，评估各调试深度项目的安全风险，制定并落实风险预控措施。6.3.2 调试单位制定合理的整套启动调试计划，并将整套启动期间的调试深度项目落实到计划中，协调各个项目之间的顺序安排。如：发电机进相、PSS试验、励磁动态调整、自动电压控制（AVC）、甩负荷试验等独立性较强的试验在试运中穿插进行

25、；负荷变动、一次调频、AGC试验、脱硫RB试验配合、RB试验等应在自动和协调控制系统全面投入并优化调整后进行。6.3.3 调试单位应严格按照DL/T 657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程的要求完成自动调节系统定值扰动试验、负荷变动试验等，并做好试验数据、画面和原始曲线等记录文件的留存，整理文件以备验收和检查。6.3.4 调试单位应调整各系统及设备处于正常运行方式，在机组带负荷试运阶段，完成设备定期切换试验。6.3.5 为达到机组长周期、安全、稳定、经济运行的长远目标，调试单位应在整套启动试运期间完成所有影响机组安全性的性能试验项目，如：a） 锅炉断油最低稳燃负荷试验（达到设备制

26、造厂保证值）；b） 机组轴系振动试验（包括变油温、变排汽温度等各种工况的振动监测）；c） 机组RB试验；d） 机组滑压运行曲线初步修正和优化；e） 凝汽器半侧运行试验；f） 单辅机最大出力试验；g） 高加事故切除试验。h） 汽轮机单阀、顺序阀切换试验（有此功能的机组，并经过与设备制造厂协商）等。6.3.6 整套启动试运完成前，根据属地电网要求，及时完成以下特殊试验和涉网试验项目（不仅限于此）：a） 发电机励磁系统相频、幅频特性试验；b） 励磁系统负载阶跃试验；c） 励磁系统的静差率测试试验；d） 发电机空载阶跃响应试验；e） 系统电抗Xe计算试验；f） 发电机调差系数整定试验；g） 发电机励磁

27、系统灭磁试验；h） 汽机调速系统动态参数测试。6.3.7 为了满足电网深度调峰的需要，调试单位应制定联锁和自动控制逻辑的优化措施，完成机组在低负荷工况下（50%以下）一次风机、送风机、引风机、给水泵等辅机发生单侧跳闸时平稳过渡的试验，为机组的安全稳定运行提供技术保障。6.3.8 机组试运过程中，项目公司（生产系统）应按时统计机组除盐水消耗量、燃煤消耗量、燃油消耗量、机组发电量、厂用电量等重要能耗指标。调试单位根据运行参数进行机组锅炉效率、发电煤耗、厂用电率、供电煤耗等重要指标的初步测算，同时，调试单位应将测算结果与机组各项设计值进行比对，查找影响机组经济性的主要因素，并提供机组经济运行的技术建

28、议和措施。6.3.9 机组进入168小时满负荷试运前，项目公司（基建系统）向国华电力公司项目管理部提出申请，项目管理部组织进行机组168小时满负荷试运前的调试深度质量检查，对现场调试深度工作情况进行评价并出具检查报告。6.4 机组168小时满负荷试运后6.4.1 如因客观原因，存在未完成的调试深度项目，在条件具备后，项目公司（生产系统）组织调试单位在机组考核期内完成。6.4.2 调试单位应完成调试项目结束后的调试深度总结工作，为国华电力其它工程的调试深度提供可借鉴的经验。6.4.3 168小时满负荷试运后一周内，调试单位应提交机组安全和经济运行的书面指导意见。7 调试深度项目及要求7.1 分部

29、试运阶段7.1.1 汽机专业序号分系统调试深度项目调试深度要求1闭式冷却水系统系统阀门所有系统的冷却水调节门均能够全程投入自动。冷却水水量分配调整根据试运需要合理调配各用户冷却水量，尽量降低水泵能耗。系统冲洗各闭式冷却水冷却器进水前，水质必须达到化学水质监督要求。切换试验分别进行闭冷泵事故互联试验和手动切换试验，试验过程不影响系统运行。运行中系统严密性系统运行时根据补水量判断系统严密性，并查找系统漏点。冬季防冻冬季运行时保持系统循环正常，未循环的管道采取保温或放尽水等措施防止结冻。闭冷泵运行方式调整采取两用一备运行方式的机组，进行单台泵运行试验，合理投入第二台闭冷泵。2开式冷水系统及辅机循环水

30、系统阀门所有系统的冷却水调节门均能够全程投入自动。系统冲洗各开式冷却水冷却器进水前，水质必须达到化学水质监督要求。切换试验分别进行开冷泵事故互联试验和手动切换试验，试验过程不影响系统运行。冬季防冻冬季运行时保持系统循环正常，未循环的管道采取保温或放尽水等措施防止结冻。3循环水系统液控蝶阀开关时间根据试运情况对液控蝶阀开关时间、缓闭时间进行调节，确保辅机循环水泵启停时系统平稳，无水锤现象。循环水系统运行方式进行两机三泵运行试验；及单机单泵运行试验。循环泵事故互联试验进行循环水泵事故互联试验，互联过程不影响机组正常运行。水塔配水方式进行水塔循环水配水方式试验，要求全塔配水均匀。4凝补水系统凝补水系

31、统运行方式凝补泵未设计旁路的，应增设旁路系统。各凝补水用户的运行方式，实现机组正常运行时静压补水。5凝结水系统凝结水再循环管道振动治理凝结水再循环管路经常发生振动，对此应重点关注并加以解决。凝结水管道冲洗对凝结水杂用管道进行冲洗，管路冲洗干净后再安装喷嘴，有条件的要检查实际喷淋效果。凝结水溶氧溶氧超标的应与化学专业共同分析原因，对负压系统要进行查漏处理。凝结水精处理凝结水压力有超压可能时，应及时与化学沟通，采取措施保证精处理装置运行安全。系统补水量凝结水系统再循环运行时，根据系统补水量判断凝结水系统严密性，查找漏点。事故互联试验完善凝结水系统控制逻辑，进行凝泵工/工频、工/变频事故互联试验，试

32、验过程不影响系统运行，如影响采取措施解决。手动切换试验进行凝泵带负荷状态下的工/工频、工/变频手动切换试验，切换过程不影响系统运行，如影响采取措施解决。凝泵密封水优化调整密封水量使其最小化，设计有自密封系统的实现自密封。凝泵变频器投运及运行方式优化凝泵设计有变频装置的，应分别进行凝泵工频、变频试运，并同步完成；同时在带负荷运行时进行变频运行方式优化。6真空系统高水位灌水试验灌水试验应在机组管道疏水系统及低压加热器疏水、放空气系统安装完毕后进行，灌水高度应在凝汽器喉部以上，尽量扩大真空系统检漏范围。宜进行低压缸风压试验。厂家有明确要求的按照厂家要求执行。不投轴封试抽真空试验对灌水试验未包括的系统

33、进行检查，对真空系统漏点进行初步查找。真空系统泄漏治理在真空建立起来的各个阶段，如空负荷、带负荷阶段都要对真空系统的泄漏进行检查，发现问题及时处理。降低真空泵工作液温度采取清理换热器、换水等措施维持真空泵工作液温度在较低值。7轴封系统轴封减温水系统机组在轴封系统自密封前后，减温水调门自动均能够稳定投入。轴封系统检查安装过程中确认汽封供、回汽管道安装正确，低压供汽管道在凝汽器内不被冷却，轴封系统疏水设计合理，确保轴封系统投入时管道不振动。轴封系统吹扫根据现场情况，尽可能在接近各轴封入口处短接进行轴封系统吹扫。多级水封筒密封试验在最高真空条件下，确认多级水封筒水封效果良好。轴封系统热态调整保证轴封

34、不冒汽的前提下，将轴封系统漏空气量降至最低。8除氧系统除氧器汽源切换除氧器辅助蒸汽汽源和工作汽源全过程无扰切换。抽汽投入负荷点通过试验确定除氧器工作汽源投入的负荷点。除氧器及管路振动投入除氧器加热后检查除氧器及管路振动情况，如振动大采取措施解决。除氧器排氧阀开度优化合理控制除氧器排氧阀开度，保证除氧效果的同时降低蒸汽损失。9给水系统无电泵启动试验电动泵与汽动泵并存的机组，启动过程中不启动电动给水泵，使用汽动给水泵上水。电动给水泵不同转速工作油温度变化试验绘制电泵在不同转速下工作油温曲线。各轴瓦油量分配根据轴承温度优化各轴瓦的油量。小汽轮机阀门行程和关闭时间测试阀门开关行程符合厂家要求,进行调门

35、、主汽门关闭时间测试，关闭时间符合厂家要求。汽动给水泵最低可用转速试验汽动给水泵最低可用转速达到设计要求10旁路系统蒸汽吹扫，防止旁路泄漏高、低压旁路正式系统参与蒸汽吹扫，未参加吹扫的部分管道要进行人工清理。旁路系统与机组启动机组启动过程中，旁路系统应实现自动控制。旁路系统运行调整按照设计进行旁路系统运行和调整。对于设计快开功能的旁路系统，应保证高、低旁管路处于热备用状态（如增设暖管管道），防止对管路产生较大的冲击，影响机组安全。11抽汽回热系统高低加汽侧灌水实际标定高低加就地液位计零点，并完成远传液位静态标定；校验各液位开关动作值，使之准确动作。除氧器系统灌水使就地液位计与远传液位计一致，并

36、实际调校各液位开关动作值，使之准确动作。各管路疏水门布置从防进水角度检查各管路疏水门布置，确保各管路疏水畅通。危急疏水阀门危急疏水阀门应布置在疏扩附近，并采用调节阀。抽空气管道低加抽空气管道应分别接至凝汽器，避免相互排挤。凝泵抽空气管道也要单独布置。抽汽逆止门关闭时间测试抽汽逆止门关闭动作检查及关闭时间测试。12汽轮机防进水试验保护吹管前机组防进水机组吹管前，根据机组情况，完成吹管必备防进水保护功能测试。机组整套启动防进水机组整套启动前，全面复查各项汽轮机防进水保护功能。13氢气系统发电机风压试验泄漏率达到优良值(10Nm3/day）系统仪表投运氢气系统压力、温度、纯度、湿度等表计与氢气系统同

37、步投运。14定子冷却水系统流量开关实际校验调整定冷水流量，实际确认流量开关动作值。定子冷却水箱定子冷却水箱实现充氮且自动控制压力。定子冷却水水质针对定子冷却水pH值偏低的情况，采取尽早投入凝结水补水、加药、离子交换器采用碱性树脂等措施，按照大型发电机内冷却水质及系统技术要求DL/T 801-2002的要求，最终控制定子冷却水pH、电导率、硬度、铜、溶氨量、溶氧量等指标合格。定子冷却水流量与压力调整定子冷却水系统充分排气，保证定子冷却水流量和压力皆在厂家要求范围内且保持稳定。定子线棒流量测试和热水流试验通过试验，确认各线棒流量分配均匀，保证机组带负荷后同层线棒出水温差不超过设计报警值。15主机润

38、滑油系统油系统清洁度启动前润滑油油质达到NAS7，机组启动后润滑油颗粒度不恶化。系统压力调整严格按照说明书要求：当油温达到正常运行要求时，调整润滑油系统的调压装置，汽轮机大轴中心线润滑油压满足说明书要求。注油前，油箱内件系统检查检查射油器出口可调逆止门开度、双射油器的安装位置、逆止门方向等，确保油系统工作正常。实际校验油压开关就地手动放油，实际校验油压开关动作值。高压油泵加装放空气管道，确保高压油泵出力正常。油净化装置投运油净化装置与润滑油系统同时投运。16顶轴盘车系统顶起高度调整顶起高度按厂家要求调整完毕后，应至少启停一次顶轴油泵进行复查。盘车装置投运盘车应能实现自动投运功能17发电机密封油

39、系统高压备用密封油供油能力试验密封油系统正式油源失去，高压备用油泵能够迅速投入，在不同的氢压下调节差压在正常值。最佳密封油差压通过试验确定密封油差压安全运行的范围。发电机风压波动试验调整差压正常后，静态进行发电机内风压的大幅度波动试验，密封油系统能够保持差压在正常值。18EH油系统主机、调节门同时开关试验EH油压力未波动至报警值并有一定安全余量。油质控制汽轮机启动前EH油油质达到NAS5，并且启动后油质颗粒度不恶化。EH油系统油压试验EH油系统油压试验应在主机挂闸后进行，试验范围包括所有EH油系统，试验油压不低于说明书要求。19主机调节保安系统机组仿真试验采用信号和阀门实际动作的混合仿真方式，

40、试验项目应包括DEH设计的所有功能。测定主机阀门行程和关闭时间阀门开关行程符合厂家要求,阀门总关闭时间小于300ms。20疏放水系统带负荷泄漏情况检查现场测试存在内漏的阀门（包括安全门），并安排合适机会进行处理。疏放水阀门控制优化根据现场情况采取及时关闭阀门、投运自动疏水器、减少不必要的阀门开启等方法，减少阀门冲刷和高品质蒸汽的浪费。21直接空冷系统空冷风机叶片角度优化风机试运时对风机叶片角度进行调整，提高冷却性能。防冻性能优化针对现场实际情况，对空冷岛的防冻逻辑和控制方式进行优化，满足现场实际防冻要求。各列空冷散热片温度分布空冷岛运行时对各列散热片温度分布进行检查，发现温度异常的要采取措施调

41、整。人工清洗管道内部安装过程中对空冷岛管道进行人工清洗，提高空冷岛的清洁度。换热片外部清洗机组启动前对空冷岛换热片进行外部清洗，提高换热效果。风压试验空冷系统静态风压试验，系统泄漏率5kPa/day。高水位试验在排汽管路堵板拆除前，进行排汽装置及管路灌水试验。凝结水过冷度空冷岛区域内，凝结水过冷度达到设计值。超频试验确认空冷风机超频运行时温度、电流等未超规定值，空冷风机具备长时间超频运行能力。7.1.2 锅炉专业序号系统调试深度项目调试深度要求1仪用、厂用及输送用压缩空气系统联锁试验，运行参数检验a) 试验正常、动作正常；b) 联锁响应快速并且准确；c) 检查仪用压缩空气品质（含油、含水等）；

42、d) 在仪用压缩空气用户的最远端测试压力波动情况。2启动锅炉系统（燃油型）油枪出力及雾化试验a) 点火前必须进行油枪雾化检查及出力测定试验，确保油枪能满足烘炉、煮炉等阶段的升温升压要求；b) 在不同油压下进行雾化试验，进而确定燃油压力的最佳运行范围。启动锅炉的烘炉、煮炉和吹管a) 烘炉、煮炉严格按照烘、煮炉曲线执行；b) 吹管系数1，排汽管蒸汽目测洁净。锅炉安全门整定整定压力误差0.07MPa。炉膛吹扫每次点火前必须进行充分的通风，30%额定风量通风时间不少于5分钟。3除灰系统仓泵内部清洁度的检查要求清理干净，无杂物、无死角。（清理工作在施工单位范围内）输送管路吹扫吹扫压力达到运行设计值，逐管

43、吹扫，排气干净。除灰程控a) 所有阀门开关灵活，准确，到位；b) 系统内所有热工、电气测点显示正常、准确。加热和气化系统灰库加热器及灰斗、灰库气化风机的调试在机组点火吹管前调试完毕，具备投用条件。严密性试验必须以系统最高运行压力进行打风压试验，全面查找系统漏点并彻底消除。灰库系统在机组吹管前，灰库具备进灰条件，且放干灰和湿灰设备能够投入使用。4除尘系统除尘装置内部清洁度检查要求清理干净，无杂物、无死角。（清理工作在施工单位范围内）配合进行振打试验电除尘器升压试验前4小时，能够连续投入运行配合进行大梁与灰斗加热装置调试电除尘器升压试验前24小时，具备连续投入条件升压试验统筹和纳总分部试运进度，在

44、锅炉冷态通风试验前应完成电除尘器升压试验。5除渣系统除渣程控在机组吹管前，除渣及卸渣设备具备投运条件。6输煤系统除木块、除铁器的调试检查除木块、除铁器位置是否合理，能否满足全部除去设计尺寸范围内的木块、铁器的要求。联锁保护校验及程控试验皮带首次转动前所有保护校验完毕，且动作准确，设备试转必须实现程控操作，严禁就地启动。原煤仓a) 首次上煤前必须完成原煤仓料位调校，且在控制室画面上显示准确。b) 首次上煤前必须完成封闭验收。除尘设备投运输煤系统带负荷试运前必须具备连续投运条件。冲洗水设备和系统调试通过系统带水试运，全面检查输煤系统冲洗水排水的合理性，达到现场清洁，排水通畅，没有死角。防水、防爆检

45、查a) 检查和检验电气盘柜的防水、防爆功能良好；b) 检查输煤系统电缆防火封堵完整。煤仓疏松设备首次上煤前调试完毕，经操作和试验正常。7空预器系统传动和检查所有报警信号正常，联锁准确。密封间隙调整a) 锅炉首次点火前完成密封间隙自调装置的初调整；b) 点火后随热负荷变化逐步投入自动；c) 调整过程中应避免转子与密封片的长时间碰摩。吹灰器a) 首次点火前必须完成程控传动，具备连续投入条件；b) 吹灰管路在首次点火前必须利用辅助蒸汽严格吹扫干净。消防水和排水首次点火前，空预器消防水系统必须具备投用条件，并且检查排水管路畅通。火灾报警首次点火前，火灾报警系统必须投运正常，信号灵敏准确。8燃烧系统挡板

46、动作试验同层燃烧二次风挡板开度偏差不大于±3%。燃烧器摆角试验（四角切圆燃烧系统）同一指令下，摆角偏差控制在±3%内。检查和调整a) 逐个检查和调整燃烧器内二次风、外二次风叶片安装角度是否与设计一致，内部动作与外部指示器显示是否一致（旋流燃烧器）；b) 检查燃烧器安装角度与设计是否一致（四角切圆直流燃烧器）。9烟风系统油站a) 提早开始油循环和油管路冲洗，油质不合格不允许进入轴承室和液压装置；b) 液压油油质达到NAS7，润滑油油质达到NAS9；（其它辅机如：斗轮机、翻车机等的液压油、乌金瓦润滑油等均应执行此标准。），c) 事故互联、低油压联锁准确，能够无扰切换；d) 所有

47、联锁、保护逻辑应由DCS实现，不设就地控制箱（设计优化）；e) 油站加热器加热能力的检查和验证。轴流风机喘振开关校验在风机首次试转时，调试单位测量喘振压力，施工单位根据测量结果对开关进行校验。风机出、入口挡板调试a) 必须进入烟风道内部对挡板实际位置与外部执行器指示以及DCS画面上的位置状态进行详细核对，挡板应动作灵活且动作方向一致，并且在醒目的位置准确标记。b) 联络挡板门应严密不卡涩，保证单侧风机运行时，另一侧停运的风机不倒转。一次风管缩孔安装情况的检查和确认a) 安装前检查缩孔开关正常；b) 缩孔安装后调节灵活正常，且开度指示准确。风机动、静叶片调试严格按照设备说明书要求对叶片角度、动作

48、范围、角度一致性和开关限位等进行验证和调整。风机出力调节特性试验绘制不同开度下电流、压力、流量曲线。风速、风量测量装置检查和标定a) 测量装置表管必须进行吹扫和检漏检查；b) 试验工况标定系数之间的偏差应不大于5%，并以算术平均值作为标定系数。一次风调平a) 冷态同层一次风喷口风速偏差不大于±3%；b) 热态运行后，如果偏差过大，需进行热态调平。10汽水系统汽水系统测点a) 检查水冷壁(螺旋管圈和垂直管路)、过热器（屏过、高过）、再热器（低再、高再）的金属测温热电偶安装到位,确认其显示正确；b) 检查汽水系统压力测点与变送器的位置，有重位差的要求热工人员在校验变送器时进行修正。分离器

49、水位自动调节在疏水阀门自动状态下，能按照设计准确调节。集水箱水位自动调节a) 检查确认集水箱水位的准确性；b) 疏水泵出口调门按照设计进行调节；c) 集水箱水位高、低等相关联锁动作正确。11燃油及点火系统（包括等离子、微油点火系统）系统联锁控制逻辑检查a) 必须全面检查和验证点火系统联锁保护的合理性和正确性；b) 对采用等离子或微油点火系统的，必须综合考虑与常规点火方式对联锁控制的不同要求。油库控制柜检查检查控制柜防火、防爆功能良好。油管路系统检查a) 系统进油前必须利用蒸汽吹扫干净，通过验收；b) 防静电措施到位、完整；c) 与不参与试运的系统隔离严密，措施合理；d) 系统标识和挂牌齐全、清

50、晰。点火器及油枪定位检查符合设计要求。油枪速关阀及手阀检查严密、不渗油、不漏气（汽），速关阀动作准确、灵活且时间正常。油循环a) 采用分阶段循环方式，先进行旁路循环，并定期清理滤网至基本无杂物后再进行主路循环；b) 必须在循环冲洗至滤网无杂物后，再逐个投入系统压力、流量等有关测点；c) 油循环前必须全面考虑对已运行机组的影响。油枪出力及雾化试验点火前必须进行油枪雾化检查及出力测定试验。点火系统联锁试验动作准确、灵活，响应快速。油泄漏试验a) 检查和验证油泄漏试验程序合理性；b) 所有油角阀必须参与油泄漏试验，但为保证安全，系统进油后应逐个拆下油枪软管，目测油角阀前手动阀打开后，管口有无漏油现象

51、；c) 每一次OFT触发和在燃油系统投运时发生MFT，炉膛吹扫前必须进行油泄漏试验。运行调整油泵出口和系统压力等严格按照设计的正常运行方式进行调整。12炉内动力场试验风门特性试验燃料风、辅助风风门调节特性或燃烧器一、二次风门特性试验。动力场分布a) 燃烧器回流区测量（旋流燃烧器）b) 切圆直径测量（直流燃烧器）贴壁风测量a) 改变旋流强度进行燃烧器区域贴壁风测量（主要改变风量）；b) 每直流燃烧器（四角切圆）变风箱差压下贴壁风测量，间隔34根水冷壁管进行一组数据测量。改变SOFA水平摆角进行水平烟道风速测量至少进行3个工况，水平烟道垂直截面至少进行六层以上风速测量；改变SOFA风投运层数至少进

52、行2个工况，水平烟道至少进行六层以上风速测量。试验数据分析全面分析试验结果，为热态调整提供依据。13制粉系统油站调试a) 弹簧加载或液压加载的调整，与设计压力值的对比确认；b) 润滑油系统油压、油量调整至正常运行要求；c) 磨煤机及润滑油系统联锁保护传动检查和验证；d) 所有联锁、保护逻辑应由DCS实现，不设就地控制箱（设计优化）。防爆检查检查系统防爆功能应合理、齐全。系统严密性检查进行系统冷态通风和风压试验，全面查漏和消缺。消防灭火功能检查a) 试运前消防系统必须具备投用条件；b) 检查和验证灭火、防爆设计是否合理、全面。折向挡板或动态分离器转速检查a) 检查分离器折向挡板动作灵活，内外部动

53、作一致、准确；b) 核对动态分离器不同频率下的转速，应准确，线性度良好。通风检查a) 检查各部分通风阻力是否达到设计要求；b) 检查各部位密封风风量是否合理。调门特性试验绘制冷、热风门特性曲线。14过再热减温水管道系统冲洗管路系统冲洗a) 在冲洗前要求不安装调门和流量计；b) 水冲洗时，冲洗流量不小于1.5倍设计流量，次数不少于5次，每次5分钟，在点火前完成；在锅炉点火带压后，利用蒸汽通过排污管路进行减温器反冲洗；c) 启动系统暖管水至减温水系统的管路需按上述要求进行冲洗；d) 要求减温系统在吹管前具备投运条件，系统冲洗合格并恢复安装完毕；e) 冬季调试时，要求系统保温完好、伴热投运。15锅炉

54、疏放水和放空系统系统检查和设计优化检查疏放水和放空系统流程、布置和管道走向的合理性，应满足正常运行的要求，并且应满足疏水及时回收、节约工质等经济性要求，不满足要求的进行改造和变更。16炉水循环泵高、低压冷却水系统冲洗a) 系统冲洗水源必须满足设备厂家要求；b) 不具备条件的高压水源管路应采用低压水反冲方式进行冲洗；c) 冲洗过程中应采用分段冲洗方式，并彻底排除系统中的空气。电机腔充水和排气电机腔现场首次注水必须按照厂家要求严格保证水质。最小注水量调整最小注水流量必须严格按照设备厂家要求进行准确调整。锅炉化学清洗期间的特殊操作a) 锅炉化学清洗期间，可适当增大注水流量，并严格保证注水的连续投入；b) 化学清洗结束时，必须在锅炉彻底疏放水后，对泵壳进行疏水、充水的反复操作，确保化学溶液彻底排除。启动试运a) 首次启动试运前，必须全面检查泵进出口差压取样管安装的正确性及变送器的准确性；b) 必须严格按照设备说明书进行首次试转中的电流、转向、排空气等检查和操作；c) 注水压力必须达到设计要求，并保证