超超超临界机组深度调试指导书(共68页)

1、超/超超临界机组深度(shnd)调试指导书- 0 -1 前言(qin yn)机组启动调整试运是工程建设的最后一个(y )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。 近年来，超/超超临界机组已经成为火电工程建设的主流机组，提高调试质量、加强调试深度是调 试工作面临的主要任务。 本指导书在充分执行国家和国华电力公司基建调试相关标准和管理规定的基础上，从设计、安装、 分系统调试、 整套启动调试等阶段入手， 对机组的调试工作进行优化， 对一些控制指标提出了更高要求。 本指导书由中国神华能源

2、股份有限公司国华电力分公司提出。 本指导书由中国神华能源股份有限公司国华电力分公司归口并负责解释。 本指导书起草单位：河北省电力研究院。 本指导书主要起草人：郭义辉、孙心利、李路江、李宁、杜建桥、杨守伟、唐广通、汪潮洋、张立、 常永亮、王斌、殷、张洪涛、王二忠、孙小军、杨杰、郁金星、闫维明等。2 总则2.1 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）超/超超临界机组深度调试 工作的目的， 在于进一步提高新建机组的安全性和经济性， 使机组的各项指标在行业对标中处于领先水 平。 2.2 项目公司是深度调试工作的组织者， 调试单位是深度调试工作的主要实施者， 其他参建单位共同参

3、与实现深度调试各项目标。 2.3 调试单位可根据机组特点对深度调试项目进行适当完善与细化， 深度调试项目的策划应在调试大纲 形成前完成，并在机组 168 小时满负荷试运前实施完毕。 2.4 本指导书在编制过程中参照国华电力管控体系的相关条文要求，对火力发电厂启动调试深度 管理规定 【GHDJ-09-02(M)】的内容进行了细化。3 范围本指导书适用于国华电力公司所属全资和控股公司的新建、扩建、改建超/超超临界机组，其他类 型的机组可参照执行。4 规范性引用文件下述相关标准的引用成为本指导书的条款。 凡是注明日期的文件， 其随后的修改和修订均不适用于 本指导书；凡是不注明日期的文件，本指导书将使

4、用最新标准作为条文支持。 4.1 火力发电建设工程启动试运及验收规程 【DL/T5437-2009】 4.2 火电工程启动调试工作规定 【建质199640 号】 4.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准 （1996 版） 【建质1996111 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】- 1 -4.6 新建发电机组启动(qdng)试运行阶段可靠性评价(pngji)办法 【建质199745 号】 4.7 中国电力优质工程奖评选(pngxun)办法（2008 版）【中电建协工（2008）6 号】 4.8 电力建设安全

5、工作规程 （火力发电厂部分） 【DL5009.1-2002】 4.9 电力建设安全健康与环境管理工作规定 【国电电源200249 号】 4.10 防止电力生产重大事故的二十五项重大要求 【国电发2002598 号】 4.11 工程建设标准强制性条文（2006 年版） (电力工程部分) 【建标2006102 号】 4.12 火电机组启动蒸汽吹管导则 【电综1998179】 4.13 国华电力超/超超临界机组蒸汽吹管导则 【Q/GH0012008】 4.14 锅炉启动调试导则 【DL/T 852-2004】4.15 汽轮机启动调试导则 【DL/T 863-2004】 4.16 汽轮机甩负荷试验导则

6、 【电综199640 号】 4.17 电网运行准则 【DL/ T1040-2007】 4.18 电力建设工程质量监督检查典型大纲 （2007 版） 4.19 脱硫整套启动前监检大纲 4.20 火力发电厂热工控制系统设计技术规定 【DL/T 5175-2003】 4.21 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】 4.22 火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程 【DL/T 656-2006】 4.23 火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程 【DL/T 657-2006】 4.24 火力发电厂开关量控制系统验收测试规程 【DL/T 658-2006】 4.25 火

7、力发电厂分散控制系统验收测试规程 【DL/T 659-2006】 4.26 （ 火力发电厂厂级监控信息系统技术条件 【DL/T 924-2005】 4.27 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】 4.28 模拟量控制系统负荷变动试验导则 【建质199640 号】 4.29 火电机组热工自动投入率统计方法 【建质199640 号】 4.30 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/T 5182-200

8、4】 4.31 火力发电厂汽轮发电机热工检测控制技术导则 【DL/T 591-1996】 4.32 火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程 【DL/T 774-2004】 4.33 工业自动化仪表气源压力范围和质量 【GB/T 4830-1984】 4.34 锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定 【DLGJ116-1993】 4.35 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】 4.36 火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标 【DL/T997-2006】 4.37 石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范 【DL/T998-2006】 4.38 火电厂

9、大气污染物排放标准 【GB13223 2003】 4.39 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】- 2 -4.40 火电厂烟气(yn q)脱硫工程技术规范【石灰石/石灰(shhu)-石膏(shgo)法）【HJ/T179-2005】 4.41 火电厂烟气脱硫设计技术规程 【DL/T 5196-2004】 4.42 燃煤烟气脱硫设备性能测试方法 【GB/T215082008】 4.43 燃煤烟气脱硝技术装备 【GB/T215092008】 4.44 湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范 【DL/T986-2005】 4.45 固定污染源烟气排放连续监测技术

10、规范 （试行） 【HJ/T75-2007】 4.46 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】 4.47 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】 4.48 超临界火力发电机组水汽质量标准 【DL/T912-2005】 4.49 火力发电厂化学调试导则 【DL/T1076-2007】 4.50 火力发电厂化学设计技术规程 【DL/T5068-2006】 4.51 电力基本建设热力设备化学监督导则 【DL/T 889-2004】 4.52 火力发电厂超滤水处理装置验收导则 【DL/Z952-2005】 4.5

11、3 火电厂反渗透水处理装置验收导则 【DL/T951-2005】 4.54 火力发电厂锅炉化学清洗导则 【DL/T794-2001】 4.55 国华电力超/超超临界机组化学清洗导则 【Q/GH0022008】 4.56 化学监督导则 【DL/T246-2006】 4.57 水汽集中取样分析装置验收标准 【DL/T665-1999】 4.58 火力发电厂在线工业化学仪表检验规程 【DL/T677-1999】 4.59 火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则 【DL/T956-2005】 4.60 火电厂汽水化学导则 第 4 部分：锅炉给水处理 【DL/T805.4-2004】 4.61 火电厂汽

12、水化学导则 第 1 部分：直流锅炉给水加氧处理 【DL/T805.1-2002】 4.62 水电解制氢设备 【JB/T 5903-1996】 4.63 氢气站设计规范 【GB50177-2005】 4.64 城镇污水处理厂污染物排放标准 【GB18918-2002】 4.65 生活杂用水标准 【CJ/T49-1999】 4.66 火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准 【GB12145-2008】 4.67 发电机内冷水处理导则 【DL/T1039-2007】 4.68 大型发电机内冷却水质及系统技术要求 【DL/T801-2002】 4.69 污水综合排放标准 【GB89781996】 4.

13、70 氢气使用安全技术规程 【GB4962-1985】 4.71 L-TSA 汽轮机油 【GB11120-89】 4.72 电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则 【DL/T 571-2007】 4.73 电厂用运行矿物汽轮饥油维护管理导则 【GB/T 14541-2005】- 3 -5 术语、定义和缩略语5.1 辅机故障减负荷（RB） runback 当部分主要辅机发生故障跳闸， 使锅炉最大出力低于给定负荷时， 机组协调控制系统(CCS) 将机组 负荷快速降低到实际所能达到的相应出力， 并能控制机组在允许参数范围内继续运行称为辅机故障减负 荷；RB试验是通过真实的辅机跳闸来检验机组在故障下的运行能

14、力和CCS的控制性能，RB功能的实现为 机组在高度自动化运行方式(fngsh)下的安全性提供了保障。 5.2 模拟量控制系统(kn zh x tn)(MCS) modulating control system 通过前馈和反馈作用对机炉及辅助系统的过程参数(cnsh)进行连续自动调节的控制系统的总称。 包含过程 参数的自动补偿和计算、自动调节、控制方式无扰动切换以及偏差报警等功能。 5.3 协调控制系统(CCS) coordinated control system 对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制， 使机组尽快响应调度的负荷变 化要求，并保持主蒸汽压力和机炉各主要运

15、行参数在允许的范围；在一些特定的工况下，通过保护控制 回路和控制方式转换保持机组的稳定和经济运行；主要包括机组负荷指令控制、汽炉主控、压力设定、 频率校正、辅机故障减负荷等控制回路；它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统。 5.4 控制子系统 control subsystem 构成机炉CCS的机炉各主要参数的调节系统，主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、锅炉 给水控制系统、汽温控制系统等。 5.5 自动发电控制(AGC）automatic generation control 根据电网负荷指令，控制发电机有功功率的自动控制系统。 5.6 负荷变动试验load change t

16、est 在一定的负荷变化范围内，CCS负荷指令以确定的变化速率和变动量，单方向增加负荷和减少负荷 的试验，以考核CCS在不同负荷下稳定工况之间的转换能力。 5.7 AGC负荷跟随试验 AGC-load-follow-test CCS模拟在AGC控制方式下的负荷跟随试验。由调度中心或CCS负荷给定回路发出负荷变化指令，在 一定的负荷变化范围内以确定的负荷变化速率进行双向变动试验，以考核CCS的负荷响应能力和适应负 荷连续变化的能力。 5.8 动态品质指标 transient performance specification 指控制系统在受到内外扰动时，动态调节过程中被调参数偏离新给定值的允许偏

17、差指标。 5.9 稳态品质指标steady-state performance specification 指机组负荷变动率小于1%Pe/min， 且无明显内外扰动时， 被调参数偏离给定值的允许偏差以及对控 制系统稳定性的要求。Pe为机组额定负荷。 5.10 过渡过程衰减率decay ratio 定值扰动试验中， 被调参数首次过调量(M1)与第二次过调量(M2)的差值与首次过调量(M1)之比称为 过渡过程衰减率，用表示：=（M1-M2)/M1 5.11 稳定时间 settling time- 4 -从扰动试验开始到被调参数进入新稳态值的允许偏差范围内不再(b zi)越出时的时间。 5.12 实

18、际(shj)负荷(fh)变化速率actual-load-change rate 实际负荷变化速率(%Pe/min) =实际负荷变化量Pe/变化时间t(t为从负荷指令开始变化至实 际负荷变化达到新的目标值所经历的时间)。 5.13 负荷响应纯迟延时间 dead time of load response 负荷扰动试验开始后实际负荷变化的迟延时间， 即从负荷指令开始变化的时刻到实际负荷发生与指 令同向连续变化的时刻所经历的时间。 5.14 湿法烟气脱硫系统（FGD） Flue Gas Desulfurization 5.15 选择性催化还原法烟气脱硝系统（SCR） Selective Cataly

19、tic Reduction 5.16 连续排放监测系统（CEMS） Continuous Emission Monitoring System 5.17 超滤 ultrafiltration 利用超滤膜为过滤介质，以压力差为驱动力的一种膜分离过程。在一定的压力下，当水流过膜表面 时，只有水分子、无机盐及小分子物质能够透过膜，而水中的悬浮物、胶体、微生物等物质则不能透过 膜，从而达到净化水质的目的。过滤精度一般在0.01m0.1m之间。 5.18 污染指数 SDI（Silt & density index） 用来表征水中悬浮物等杂质数量的一种参数，一般采用15min测定法。 5.19 化学清洗

20、chemical cleaning 采用化学药剂及其水溶液与被清洗设备或管线表面污垢发生化学反应而去除污垢的方法。 5.20 钝化膜 passivation membrane 为防止被清洗得金属表面产生二次浮锈，通过化学方法在金属表面形成的一种临时性保护膜。 5.21 氢电导率 cation conductivity 水样经过氢型强酸阳离子交换树脂交换后测得的电导率称为氢电导率。 5.22 无铜系统 the system without copper alloys 与水汽接触的部件和设备不含铜合金材料的系统称为无铜系统，否则称为有铜系统。 5.23 挥发处理 all volatile trea

21、tment (AVT) 锅炉给水除氧、加氨和联氨的处理。 5.24 加氧处理 oxygenated treatment (OT) 锅炉给水加氧的处理。 5.25 汽轮机热耗率验收工况（THA） Turbine Heat Acceptance 5.26 主燃料丧失（MFT） Master Fuel Trip 5.27 油燃料丧失（OFT） Oil Fuel Trip6 深度调试质量目标6.1 三个100%目标 6.1.1 机组分部试运的质量检验优良率 100%； 6.1.2 机组整套试运的质量检验优良率100%；- 5 -6.3.3 机组调整试验项目完成率100%。 6.2 六项一次成功目标 6

22、.2.1 升压站及厂用系统受电一次成功； 6.2.2 锅炉点火一次成功； 6.2.3 汽轮机首次冲转一次成功； 6.2.4 机组首次并网一次成功； 6.2.5 甩负荷等重大试验一次成功； 6.2.6 机组168小时满负荷试运一次成功。 6.3 九项零目标管理 6.3.1 调试人员指挥造成的误操作为零； 6.3.2 调试期间电气和热控保护误动、拒动为零； 6.3.3 调试原因造成设备损坏事故为零； 6.3.4 调试原因造成机组停运为零； 6.3.5 机组整套启动前未签证项目为零； 6.3.6 调试原因影响试运进度的事件为零； 6.3.7 满负荷试运前非自动状态为零； 6.3.8 168小时满负荷

23、试运前未完深度调试项目为零； 6.3.9 机组移交后调试未完项目为零。 6.4 168 小时满负荷试运目标 6.4.1 热控和电气自动投入率100%； 6.4.2 热控和电气保护投入率100%； 6.4.3 程控投入率100%； 6.4.4 热控和电气(dinq)仪表投入率100%； 6.4.5 整套试运期间汽水(qshu)品质合格率100； 6.4.6 电除尘投入(tur)率100%； 6.4.7 高加投入率100%； 6.4.8 机组断油全燃煤运行； 6.4.9 机组真空严密性0.2kPa/min； 6.4.10 发电机漏氢6Nm3/day； 6.4.11 汽轮发电机最大轴振70m； 6.

24、4.12 脱硫、脱硝效率达到设计要求； 6.4.13 168小时满负荷试运的启动次数：1 次； 6.4.14 168小时连续运行平均负荷率95%；其中满负荷连续运行时间96小时； 6.4.15 脱硫、脱硝装置与主机同时移交生产。- 6 -7 深度调试工作原则和要求7.1 工程设计和施工阶段 7.1.1 项目公司组织设计、安装、监理等参建单位根据指导书中对相关责任单位的工作要求（系统设计 和核算、设备安装和单体、单机试运等），制定相应的规划或策划书，督促实施并检查验收。 7.1.2 调试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，是否 满足防止电力生产重大事故的二

25、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。 7.1.3 调试单位应参与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。 7.1.4 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、 深度调试策划、 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。 7.1.5 在调试过程中， 调试单位应合理安排分系统试运计划， 协调解决调试与安装及调试

26、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。 7.1.6 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。 7.1.7 针对深度调试策划内容，进行与之相关的技术、安全培训和交流。 7.1.8 相关责任单位应按照调试工作必需的临时设施和测点要求完成设计、 加工和安装工作， 项目公司 负责组织落实。 7.2 分部试运阶段7.2.1 调试单位应积极配合单机、单体调试工作(gngzu)，参与单机、单体试运验收。 7.2.2 系统试运前应具备的条件按照(nzho)国华电

27、力公司 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收(ynshu)规程实施 管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。 7.2.3 在系统调试或试验前， 调试单位应对参与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。 7.2.4 调试单位应协调解决工程节点及各系统试运之间的先后顺序，具体内容如下： 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）锅炉冷风动力场试验前，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

28、炉具备点火吹管条件； e）机组化学清洗开始前，给水泵前置泵的试运必须完成； f）凝结水精处理系统调试应在机组吹管前完成； g）无旁路设计的脱硫系统，应在机组吹管前具备投运条件。 h）机组点火吹管前，汽轮机润滑油系统及顶轴、盘车装置具备连续投用条件；- 7 -i）机组点火吹管前，锅炉具备投粉燃烧和除灰、除渣条件等。 j）超/超超临界机组必须采用稳压吹管； k）机组整套启动前，脱硝SCR系统具备投用条件。 7.2.5 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（空冷机组为排汽装置）、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，

29、并通过四级验收； c）烟风系统试运的过程中完成压力、流量、温度等测点的在线验证，为动力场试验的标定工作 提供条件； 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。 7.2.6 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，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， 为整套试运期间自动控制系统的高 质量投入奠定基础。 7.2.7 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。 7.3 整套启动试运阶段7.3.1 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深度调试项目落实到计

30、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）等独立性 较强的试验在试运中穿插进行；负荷变动、一次调频、AGC试验、脱硫RB试验配合、RB试验、甩负荷试 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。 7.3.2 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，对深度调试应具备的技 术条件和安全条件进行盘点， 详细确认和落实深度调试的实施计划， 评估各深度调试项目的安全风险并 落实风险预控措施。 7.3.3 调试单位应严格按照DL/T657-2006 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

31、扰动试验、负荷变动试验等，并做好试验数据、画面(humin)和原始曲线等记录文件的留存，整理 文件以备验收(ynshu)和检查。 7.3.4 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(qdng)试运期间完成下 列性能试验项目或性能试验准备工作： a）锅炉断油最低稳燃负荷试验（达到设备制造厂保证值） ； 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检测） ； c）机组RB试验； d）汽轮机单阀、顺序阀切换试验； e）机组滑压运行曲线初步修正和优化。 7.3.5 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

32、负荷工况下辅机发生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。 7.3.6 项目公司（基建系统）负责深度调试项目实施情况的监督工作，项目公司（生产系统）跟踪并参- 8 -与深度调试工作，在深度调试项目结束后，项目公司组织工程部门、生产部门、监理单位和调试单位进 行验收并签字闭环。 7.3.7 深度调试项目实施签证制度，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，普通试验项目按照整体列表方式逐项签证，式样表格请参照（附录？）；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？），具体项目详见（附录？）。 7.3.8 机组试运过程中，

33、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。 调试单位按照性能试验标准进行机组锅炉效率、 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，并进行现场整改或提供整改的技术依据和建议措施。 7.3.9 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深度调试质量检查，对现场深度调试情况进行评价并 出具检查报告。 7.4 机组168小时满负荷试运后7.4.1 如

34、因客观原因，存在未完成(wn chng)的深度调试项目，在条件具备后，项目公司（生产系统）组织调试单 位在机组(jz)考核期内完成。 7.4.2 项目公司应完成(wn chng)调试项目结束后的深度调试总结工作， 为国华电力其他工程的深度调试提供可借 鉴的经验。8 深度调试项目及要求8.1 分部试运阶段 8.1.1 序号 汽机专业 分系统 深度调试项目 系统阀门优化 冷却水水量分配优化 1 开、 闭式冷 却水系统 系统冲洗 切换试验 深度调试要求 所有系统的冷却水调节门均能够全程投入自动。 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。 根据现场情况调整各冷却水管道的冲洗流量， 确

35、保 系统末端的冷却水管道也能得到足够流量冲洗。 进行开、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。 闭式循环水系统的水质要求较高，必须定期监测。 闭冷水水质监测 一旦发现闭冷水质变差，要查找原因，及时隔离， 并更换受污染水。 2 闭冷水系 统 冬季防冻 系统严密性 闭冷泵运行方式优化 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。 系统运行时根据补水量检查系统严密性， 查找系统 漏点。 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。- 9 -序号 3分系统 辅机循环 水系统深度调试项目 液控蝶阀开关时间优化深度调试要求

36、 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。 实现两机三泵运行，北方机组，冬季实现单机单泵 运行。 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。 优化各凝补水用户的运行方式， 实现机组正常运行 时凝补泵停运备用。 凝补泵未设计旁路的，应增设旁路系统。 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。 对凝结水管道及杂用管道进行冲洗， 对带有喷嘴的 管道，有条件的要检查实际喷淋效果。 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

37、运行安全。 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。 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，试验过程不影响系统运行，如 影响采取措施解决。 进行凝泵带负荷状态下的工/工频、 工/变频手动切4循环(xnhun)水系 统循环水系统(xtng)运行方式优化 循环泵事故(shg)互联试验 凝补水系统运行方式优化 系统优化 凝结水再循环管道振动治 理 凝结水管道冲洗 凝结水溶氧 凝结水精处理 系统补水量5凝补水系 统6凝结水系 统事故互联试验手动切换试验 凝结水主调门流量特性试 验 凝结水指标控制 凝泵密封水优化 凝泵变频器投运换试验，切换过

38、程不影响系统运行，如影响采取措 施解决。 绘制流量特性曲线。 凝结水溶氧低于 30ug/l，过冷度低于设计值。 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。 灌水试验应在机组管道疏水系统安装完毕后进行， 灌水高度应在凝汽器喉部以上， 真空系统相关的设 备、管道 100参加试验。 对灌水试验未包括的系统进行检查， 抽真空值达到 75kPa 以下。 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。高水位灌水试验7真空系统不投轴封试抽真空试验真空系统泄漏(xilu)治

39、理- 10 -序号分系统深度(shnd)调试项目 真空泵运行(ynxng)方式优化 降低真空泵工作液温度 轴封减温水系统优化 泵运行台数。深度调试要求 机组正常运行时， 根据真空泄漏情况尽量减少真空 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。 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。 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。 在最高真空条件下，确认多级水封筒水封效果良 好。 保证轴封不冒汽的前提下， 将轴封系统漏空气量降 至最低。 除氧器辅助蒸汽汽源和工作汽源全过程无

40、扰切换。 通过试验确定除氧器工作汽源投入的负荷点。 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。 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。 机组带负荷试运期间， 进行高、 低压汽源切换试验， 确保给水泵汽轮机转速不波动且能够适应甩负荷 等恶劣工况。 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。 绘制电泵在不同转速下工作油温曲线。 根据轴承温度优化各轴瓦的油量。 甩负荷试验时， 应注意保证给水泵最小流量和避免 给水泵汽蚀。 确定给水泵并泵和退泵时机组负荷， 备用泵停运备 用，尽量降低厂用电。 给水泵事故互联过程不影响

41、机组安全稳定运行。 确定单台给水泵和多台给水泵运行时机组的最大 带负荷能力。 阀门开关行程符合厂家要求,调门总关闭时间小于 600ms，主汽门总关闭时间小于 500ms。 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。 按照机组高、中压主汽门的易卡涩程度，制定合理 的高、 低旁配合控制逻辑， 实现防止机组超速功能。 机组启动过程中，旁路系统应实现自动控制。- 11 -轴封系统检查 8 轴封系统 多级水封筒密封试验 轴封系统热态调整 除氧器汽源切换 抽汽投入负荷点 9 除氧系统 除氧器及管路振动 除氧器排氧阀开度优化汽动给水泵汽源切换(qi hun)试验无电泵启动(qd

42、ng)试验 电动(din dn)给水泵不同转速工作 油温度变化试验 各轴瓦油量分配 10 给水系统 甩负荷工况给水泵安全性 给水泵运行方式优化 给水泵事故互联试验 给水泵最大出力试验 小汽轮机阀门行程和关闭 时间测试 蒸汽吹扫，防止旁路泄漏 11 旁路系统 机组防止超速功能设计 旁路系统与机组启动序号分系统深度调试项目 旁路系统快开设计深度调试要求 设计有旁路快开功能的机组， 应保证旁路处于热备 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，否则取消快开功能。 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。 使就地液位

43、计与远传液位计一致， 并实际调校各液 位开关动作值，使之准确动作。 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。 危急疏水阀门应布置在疏扩附近，并采用调节阀。 低加抽空气管道应分别接至凝汽器，避免相互排 挤。 a) 机组吹管前，完成部分防进水保护功能测试； b) 机组 DEH 系统形成后，全面复查各项汽轮机防 进水保护功能。 泄漏率达到优良值(换算成氢气6Nm3/day） 氢气系统各仪表、 氢气干燥器等与氢气系统同步投 运。 调整定冷水流量，实际确认流量开关动作值。 定子冷却水箱实现充氮且自动控制压力。 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

44、器采用碱性树脂等措 施加以解决。 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。 通过进行这两个试验，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大于 8。 启动前润滑油油质达到 NAS7， 启动后油质不恶化。 严格按照说明书要求： 当油温达到 40以上时， 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。 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。 就地手动放油，实际校验油压开关动作值。 加装放空气管道，确保高压油泵出力正常。 油净化装置与润滑油系统同时投运。 顶起高度按

45、厂家要求调整完毕后， 应至少启停一次 顶轴油泵进行复查。 盘车应能实现自动投入。高低(god)加汽侧灌水 除氧器系统(xtng)灌水 各管路(un l)疏水门布置 危急疏水阀门 抽空气管道12抽汽回热 系统汽轮机防进水保护 发电机风压试验 13 氢气系统 系统仪表投运 流量开关实际校验 定子冷却水箱 定子冷却水 PH 值 定子冷却水流量与压力调 整 定子线棒流量测试和热水 流试验 油系统清洁度 系统压力调整 15 主机润滑 油系统 系统检查 实际校验油压开关 高压油泵 油净化装置投运 16 顶轴盘车 系统 顶起高度调整 盘车装置投运14定子冷却 水系统- 12 -序号分系统 试验深度调试项目

46、高压备用密封油供油能力深度调试要求 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。 通过试验确认密封油差压范围， 在这个范围内既能 保证氢气不泄漏又保证发电机不漏油。 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。 EH 油压力未波动至报警值并有一定安全余量。 启动前 EH 油油质达到 NAS5，启动后油质不恶化。 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。 采用信号和阀门实际动作的混合仿真方式， 试验项 目应包括 DEH 设计的所有功能。 现场实测

47、调速汽门特性曲线，并校核 DEH 内设定曲 线。 阀门开关行程符合厂家要求,阀门总关闭时间小于 300ms。 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。 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。 夏季运行时对风机叶片角度进行调整， 提高冷却性 能。 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。 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整。 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。 机组启动前对空冷岛换热片进行外部

48、清洗， 提高换 热效果。 尽量增大冲洗流量， 采取逐列冲洗和温度交替变化 的方法，每列冲洗后都要进行化验，铁离子含量低 于 500ppb，SiO2 含量低于 50ppb。冬季热态冲洗要 保证空冷岛的最小防冻流量，不发生冻结情况。 空冷系统静态风压试验，系统泄漏率小于 10kPa /24h。 空冷岛区域内，凝结水过冷度达到设计值。 测试机组冬季时， 在不同环境温度不同负荷下的最 佳运行背压。 测试机组实际的阻塞背压曲线。- 13 -17主机(zhj)密封 油系统(xtng)最佳(zu ji)密封油差压 发电机风压波动试验 主机调节门同时开关试验18EH 油系统系统清洁度 EH 油系统油压试验 机

49、组仿真试验19主机调节 保安系统测定调速汽门的特性曲线 测定主机阀门行程和关闭 时间 带负荷泄漏情况检查20疏放水系 统 疏放水阀门控制优化空冷风机叶片角度优化 防冻性能优化 各列空冷散热片温度分布 人工清洗管道内部 换热片外部清洗 21 直接空冷 系统 热态冲洗风压试验 凝结水过冷度 最佳背压测试 阻塞背压测试序号分系统深度(shnd)调试项目 超频试验(shyn)深度(shnd)调试要求 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。8.1.2 序号锅炉专业 系统 深度调试项目 深度调试要求 a) 检查各辅机及相关系统的安装情况，是否符合 设计要求及安全稳

50、定运行的需要，能进行系统 优化的可提出优化方案； 对锅炉范围内的图纸、 技术 协议、 主要设备及系统进行 检查 b) 协助施工单位处理单体试运出现的问题； c) 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； d) 及时提供性能试验所需测点、孔板等的加工和 安装图纸，并指定安装位置和提出技术要求。 （注：若性能试验在调试单位标段范围内） 仪用、 厂用 及输送用 压缩空气 系统 空压机之间的联锁试验， 主 要包括事故互联、 卸载、 荷 载试验 a) 试验正常、动作正常； b) 联锁响应快速并且准确。 a) 点火前必须进行油枪雾化及出力测定试验，确 保油枪能满足烘炉、煮炉等阶段的升温升压

51、要 油枪出力及雾化试验 启动锅炉 系统 启动锅炉的烘炉、 煮炉和吹 a) 管 锅炉安全门整定 炉膛吹扫 电除尘及仓泵系统 内部清洁度的检查 输送管路吹扫 b) 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。 烘炉、煮炉严格按照烘、煮炉曲线执行； 吹管系数1，排汽管蒸汽目测洁净。1分系统调 试前23整定压力误差0.07MPa。 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。 要求清理干净，无杂物、无死角。 （清理工作在施 工单位范围内） 吹扫压力达到运行设计值，逐管吹扫，排气干净。 a) b) 所有阀门开关灵活，准确，到位； 系统内所有热工、电

52、气测点显示正常、准确。4除灰系统(xtng)除灰程控 加热(ji r)和气化系统 灰库系统(xtng)大梁、灰斗、灰库加热器及灰斗、灰库气化风机的 调试在机组吹管前调试完毕，具备投用条件。 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。 在机组吹管前，除渣及卸渣设备具备投运条件。 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。 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。- 14 -5除渣系统除渣程控 除木块、除铁器的调试6输煤系统 联锁保护校验及程控试验序号系统深度调试项目 原煤仓料位 煤仓疏

53、松设备深度调试要求 首次上煤前必须完成调校，且在 DCS 显示准确。 首次上煤前调试完毕，经操作和试验正常。 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) 事故互联、低油压联锁准确，能够无扰切换； c) 所有联锁功能应在 DCS 实现。 检查压力和流量、流速测点安装位置，对影响测量 准确性的提出意见，并落实整改。 在风机首次试转时，调试单位测量喘振压力，施工 单位对开关进行校验。 a) 必须进入烟风道内部对挡板实际位置与外部 执行器指示进行详细核对； 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。 a) 安装前检查缩孔开关正

54、常； b) 缩孔安装后调节灵活正常，且开度指示准确。 严格按照设备说明书要求对叶片角度、动作范围、 角度一致性和开关限位等进行验证和调整。 绘制不同开度下电流、压力、流量曲线。 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。 a) 冷态同层一次风喷口风速偏差不大于3%； b) 热态运行后，如果偏差大于3%，需进行热态 调平。 同层燃烧二次风挡板开度偏差不大于3%。 同一指令下，摆角偏差控制在3%内。 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

55、位置， 有重 位差的要求热工人员在校验变送器时进行修 正。风机油(jyu)站压力(yl)和流量测点 轴流风机喘振开关(kigun)校验风机出、入口挡板调试7烟风系统一次风管缩孔安装情况的 检查和确认 风机动、静叶片调试 风机出力调节特性试验 风速、风量测量装置标定一次风调平 挡板动作试验 燃烧器摆角试验 （四角切圆燃烧系统）汽水系统测点 8 汽水系统 分离器水位自动调节 集水箱水位自动调节 点火器及油枪定位 9 点火系统 油枪速关阀及手阀检查 油枪出力及雾化试验在疏水阀门自动状态下，能按照设计准确调节。 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

56、位高、低等相关联锁动作正确。 符合设计要求。 严密、不渗油、不漏气（汽） 。 点火前必须进行油枪雾化及出力测定试验。- 15 -序号系统深度调试项目 点火系统联锁试验深度调试要求 动作准确、灵活，响应快速。 a) 不采取其他助燃措施的情况下，依靠等离子 (微油)点火实现稳压吹管、空冷岛冲洗、机组 启动、机组滑停等关键点调试，且在实施的过无油/节油程中各参数(cnsh)正常、可控； b) 对锅炉不同(b tn)出力下的飞灰可燃物进行化验； c) 在暖风器疏水水质(shu zh)合格后，及时进行疏水回 收。 a) 逐个检查燃烧器（内二次风、外二次风）安装 角度是否与设计一致（旋流燃烧器） ； b)

57、 检查燃烧器安装角度与设计是否一致 （直流燃 烧器） 。 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） ；试验前10炉内动力 场试验贴壁风测量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 改变 SOFA 风投运层数 11 制粉系统 调门特性试验至少进行 3 个工况，水平烟道垂直截面至少进行六 层以上风速测量； 至少进行 2 个工况，水平烟道至少进行六层以上风 速测量。 绘制冷热风门特性曲线。 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

58、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12过再热减 温水管道 系统冲洗管路系统冲洗行减温器反冲洗； 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。 a) 给水水温不小于 70120；给水铁含量不大 于 200ppb； b) 变流量冲洗 15%BMCR35%BMCR； 排水铁含量不 大于 100ppb（取样时流量在 30%BMCR） 。 分离器温度 190；当省煤器入口水质铁含量不大 于 50

59、ppb、 启 动 分 离 器 出 口 水 质 铁 含 量 不 大 于 100ppb 时热态冲洗合格。 a) 制定防止制粉系统、原煤仓自燃爆炸的措施； b) 制定防止尾部烟道二次燃烧的措施。冷态冲洗(chngx)13蒸汽(zhn q)吹管 热态冲洗(chngx)设备、系统安全措施- 16 -序号系统深度调试项目深度调试要求 a) 充分利用除氧器、凝汽器（排汽装置）储水能 力，正式补水系统不满足要求时，根据吹管的 补水量要求，增加临时补水系统，应在酸洗前吹管补给水、排水系统具备投运条件，以备酸洗大流量冲洗用； b) 吹管前给水系统必须能保证 50%BMCR 以上的给 水能力；大量的冲洗水外排，若正

60、式系统不满 足要求时，需增设临时系统或设计变更。 a) 临吹门前，集粒器前后，消音器前需有压力测参与吹管的临时系统点； b) 消音器前临时管道必须有温度测点且保温。 a) 吹管计时前， 过再热器减温水流量计需投运正 常； b) 吹管系数的计算应满足“国华公司吹管导则” 的计算要求； c) 计算分离器处吹管系数时， 流量值不能包含减 温水流量。 a) 所有导气管断开，疏水外接，并监视温度； b) 所有缸温测点正常投运；吹管过程的关键要点不投盘车情况c) 严密监视(jinsh)凝结水温度不大于 100； d) 所有(suyu)进凝结水系统的疏水断开， 接临时管引出(yn ch) 厂房外。 a) 每