660MW超超临界机组集控运行规程

神华国华港电660MW超超临界机组集控运行规程PAGE360PAGE487神华江苏国华陈家港发电有限公司企业标准神华江苏国华陈家港发电有限公司企业标准660MW超超临界机组集控运行规程（试运版）2010-09-30发布2010-10-31实施神华江苏国华陈家港发电有限公司发布规程控制表版本编号签发日期下次复核日期编写人初审人复审人批准人有否修订012010-10-312011-10-31於晓博石宝全孔祥华此次修订改动内容：受控领用时间领用人说明本规程为神华江苏国华陈家港发电有限公司660MW超超临界机组集控运行规程，根据现行电力工业管理规程、规范以及设备制造厂、设计院提供的说明书、图纸、二十五项反措、300MW火电机组集控运行典型规程、600MW级火力发电机组集控运行典型规程范本等资料编制而成。若规程中内容与国家相关标准有冲突时，以国家相关标准为准。下列人员应熟知本规程：生产副总经理、总工程师、副总工程师发电生产部、安全技术部及其它生产管理部门经理及助理生产管理部门各专业人员下列人员必须严格执行本规程：发电生产部值长、专工、主管及全体集控运行人员。2010年09月30日目录TOC\o"1-2"\h\z\u1机组启动 101.1检修后的验收与试验 101.1.1总则 101.1.2检查与验收 101.1.2.1机组大、小修后应检查的项目 10（1）设备变更报告 10（2）检修工作票 11（3）消防设备及系统 11（4）环保设备及系统 111.1.2.2机组大、小修后启动前的检查内容 11（1）热机设备系统 11（2）电气设备系统 12（3）热控设备及系统 14（4）化学设备系统 14（5）公用设备系统 151.1.3分部试运 151.1.3.1辅机试转前的确认条件 151.1.3.2试运要求 161.1.3.3保护、联锁的状态确认 161.1.4化学清洗 161.1.5锅炉水压试验 171.1.5.1试验规定 171.1.5.2试验范围 171.1.5.3试验要求 181.1.5.4试验注意事项： 201.1.6汽轮机调节系统静态调整试验 211.1.7热控调节系统及保护联锁的静态试验 211.1.7.1自动调节控制系统试验 211.1.7.2执行机构 211.1.8机组热控联锁、保护、顺控及信号系统传动试验 221.1.8.1试验要求 221.1.8.2远控阀门传动 221.1.8.3热控信号系统传动 221.1.8.4热工联锁保护系统的传动操作试验 231.1.9电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验 231.1.10电气设备试验 231.1.11锅炉安全门校验 231.1.11.1要求 231.1.11.2安全门校验前应具备的条件 241.1.11.3校验标准 241.1.11.4注意事项 251.2机组启动应具备的条件 261.3机组启动前的准备 261.4机组启动基本规定 271.4.1重大操作人员到位规定 271.4.2启动状态的划分 281.4.3机组存在下列情况之一时,禁止启动 281.4.4机组存在下列情况之一时,禁止冲转或并网 291.5冷态启动 301.5.1锅炉点火前，辅助设备的启动 301.5.2锅炉上水 311.5.3锅炉冷态清洗 321.5.4汽机轴封系统投入、抽真空 321.5.5锅炉吹扫前的准备 321.5.6锅炉炉膛吹扫 331.5.7锅炉点火 341.5.8锅炉点火注意事项 351.5.9锅炉升温、升压 361.5.10热态清洗 361.5.11锅炉升温、升压注意事项 371.5.12发电机并网前的准备 371.5.13汽机冲转条件 381.5.14汽轮机启动装置任务 381.5.15汽轮机程序启动 391.5.16汽轮机冲转、并网过程的检查和操作 451.5.17汽轮机冲转、升速及发电机并网过程中的注意事项 451.5.18初负荷暖机 481.5.19机组最小负荷～17%BMCR(120MW） 481.5.20负荷从17%BMCR（120MW）至50%BMCR（330MW） 481.5.21机组负荷从50%BMCR(330MW）至100%BMCR（660MW） 491.5.22汽机启动过程中注意事项 501.5.23锅炉启动过程中注意事项 501.6温、热态启动 511.6.1温、热态启动规定 511.6.2温、热态启动注意事项 512机组运行 522.1机组运行调整的主要任务及目的 522.2机组运行中控制的主要参数及限额 522.3机组正常运行检查监视、维护试验 652.4机组运行控制方式 722.5锅炉运行调整 732.6汽机运行调整 772.7机组控制、保护系统设备的正常运行维护 782.8热控保护 792.9机组低负荷运行控制与调整 803机组停运及保养 823.1机组停运 823.1.1机组停运规定 823.1.2机组停用前的准备 823.1.3机组停运时注意事项 833.1.4机组正常停用 833.1.5滑参数停机 873.2机组停运后的保养 883.2.1锅炉停运后的保养 893.2.2汽机停运后的保养 893.2.3发电机停运后的保养 903.2.4机组停运后的防冻 904机组异常和事故预防及处理 924.1事故时处理原则和要点 924.2机组事故停运 934.3机组重大事故预防 974.4机组综合性故障 1054.4.1锅炉MFT 1054.4.2锅炉RB 1064.4.3发变组保护动作跳闸 1074.4.4厂用电中断 1084.4.5控制气源失去 1104.4.6机组火灾 1114.4.7DCS故障 1144.5锅炉典型事故处理 1154.5.1锅炉主蒸汽压力异常 1154.5.2锅炉主蒸汽温度异常 1164.5.3锅炉再热蒸汽温度异常 1174.5.4锅炉给水流量低 1184.5.5锅炉汽水分离器出口温度高 1194.5.6水冷壁泄漏 1204.5.7省煤器泄漏 1214.5.8过热器泄漏 1214.5.9再热器泄漏 1224.5.10尾部烟道二次燃烧 1234.5.11过、再热器管壁超温 1244.6汽轮机异常及事故处理 1254.6.1汽轮机严重超速 1254.6.2汽轮机进水 1254.6.3汽轮机振动大 1274.6.4汽轮机大轴弯曲 1284.6.5轴向位移大 1294.6.6运行中叶片损坏或断落 1294.6.7凝汽器真空降低 1304.6.8汽轮发电机组轴承损坏 1314.7发电机异常及事故处理 1314.7.1发电机异常运行工况相关规定 1314.7.2发电机各部分的温度超过规定值 1334.7.3发电机定子升不起电压 1344.7.4发电机非全相运行 1344.7.5发电机变为电动机运行 1354.7.6发电机失磁 1354.7.7发电厂功率振荡 1364.7.8发电机定子线棒或导水管漏水 1384.7.9发电机转子接地的处理 1384.7.10发电机定子接地 1394.7.11发电机频率异常 1394.7.12发电机三相电流不平衡 1404.7.13发电机PT断线 1404.7.14发电机非同期并列 1414.7.15发电机断水 1414.7.16发电机绝缘过热监测装置报警 1425500kV系统的运行 1445.1概述 1445.2系统的运行 1445.3倒闸操作原则 1445.4倒闸操作的基本要求 1455.5500kV母线倒换运行方式的注意事项 1465.6母线电压互感器操作规定 1465.7GIS的运行 1465.8GIS装置的操作 1485.9GIS设备SF6微水在线检测系统 1505.10室外配电装置的运行 1505.11异常运行和事故处理 1516机组主要辅机的运行 1566.1辅机运行基本规定 1566.2润滑油系统 1616.3润滑油净化装置 1656.4EH油系统 1676.5密封油系统 1696.6凝结水系统 1756.7给水系统 1796.8除氧器及加热器系统 1906.9旁路系统 1976.10轴封系统 1996.11凝汽器真空系统 2006.12循环水系统 2026.13开式冷却水系统 2116.14闭式冷却水系统 2126.15快冷系统 2136.16定子冷却水系统 2156.17辅助蒸汽系统 2196.18启动锅炉 2206.19制粉系统 2316.20风烟系统 2406.21吹灰系统 2586.22炉前油系统 2616.23微油点火装置 2656.24压缩空气系统 2696.25脱硝系统 2746.26锅炉启动循环泵系统 2766.27火检冷却风系统 2816.28暖风器 2836.29变压器系统的运行 2846.30厂用电系统运行 2986.31直流系统 3126.32电动机运行 3216.33发电机氢气系统 3266.34柴油发电机 3326.35励磁系统 3406.36UPS系统 3467机组设备介绍 3547.1锅炉设备介绍 3547.2汽机设备介绍 3807.3发变组设备介绍 4038、附录 430附表１：水蒸汽压力与饱和温度对照表 430附表2:机组热力计算表 432附表3：安全阀整定压力及排放量汇总表 442附表4：汽水系统保护报警温度 443附图1：锅炉压力负荷曲线 446附图2：锅炉冷态启动曲线 446附图3：锅炉温态启动曲线 447附图4：锅炉热态启动 447附图5：锅炉极热态启动 448附图6：锅炉蒸汽流量与负荷关系曲线 448附图7：过量空气系数与负荷关系曲线 449附图8：燃烧器摆动角度与负荷关系曲线 449附图9：过热器减温水量与负荷关系曲线 450附图10：各级受热面焓值和压力曲线 450附图11：一次汽侧各级受热面汽温与负荷关系曲线 451附图12：再热器各级受热面汽温与负荷关系曲线 452附图13：烟空气温度与负荷关系曲线 453附图14：烟气阻力及压力与负荷关系曲线 454附图15：后烟井调温挡板开度与负荷关系曲线 455附图16：锅炉计算热效率与负荷关系曲线 456附图17：主汽阀壁许可温差 456附图18：主调阀壁许可温差 457附图19:高压缸壁许可温差 458附图20:高压转子许可温差 459附图21:中压转子许可温差 460附图22:主蒸汽管道的暖管－温度准则X1 461附图23:主蒸汽管路的暖管－温度准则X2 462附图24:汽机暖机－温度准则X4 463附图25:汽机暖机－温度准则X5 464附图26:汽机暖机－温度准则X6 465附图27:冲转－温度准则X7A 466附图28:冲转－温度标准X7B 467附图29:温度准则X8 468附图30：凝汽器压力限制曲线 469附图31：轴封供汽温度曲线 469附图32:允许空气进入轴封的时间与转子平均温度的关系曲线 470附图33：压力负荷曲线 470附图34：环境温度启动曲线 471附图38：极热态启动曲线 475附图39：发电机V型曲线 476附图40：发电机出力曲线 477附图41：发电机特性曲线 478

1机组启动1.1检修后的验收与试验1.1.1总则1.1.1.1明确机组大、小修后设备和系统检查的工作内容。规范机组大小修后设备验收项目和试验内容。明确检修后机组启动准备工作程序，保证机组启动顺畅和安全、经济运行。1.1.1.2机组检修结束后，经过检修的设备系统应有完整的技术记录、文件及试验、检验报告，并由安全技术部组织按照检修工艺规程、试验规程、检修技术方案、改造项目的设计方案和技术要求、检修工作任务书及相关的安全、技术验收规范进行分项验收合格。1.1.1.3为了检查机组检修后的质量，以及掌握运行参数和特性，各系统应按检修工艺规程、试验规程质量标准和运行规程要求进行单体及顺控传动、保护试验和分部试运，做好试运记录，由发电生产部运行人员和安全技术部共同确认合格。1.1.1.4对于需要机组启动后或并网后方可进行的试验项目，应由安全技术部做出相应安排，组织制订启动试验技术措施，经过总工程师审批后执行。1.1.1.5在各项检修试验完工后，应由总工程师组织启动前的冷态验收会，盘点各专业和部门的工作情况，完成向发电生产部的书面交待事项，签署检修竣工启动许可证交给值长，方可允许机组总体启动。机组启动前由发电生产部编制机组启动计划，经总工程师批准后执行，遇有延误启动的，值长应注明原因。1.1.1.6机组大修经整套试运后，应进行机组性能试验，评价检修总体效果。试验项目一般应有：机组在不同负荷下主机及主要辅机运行的稳定性、锅炉热效率、汽轮机热耗率和汽耗率、机组补水率、汽门严密性、真空严密性、水汽品质合格率、热工保护及自动投入率、空预器漏风率、发电机漏氢率等。对经过技术改造的设备和系统，应对其进行专项性能测试。1.1.1.7机组停机临修或节检后的启动，应对检修过的系统验收或按需要对设备及相关系统进行整体验收。1.1.2检查与验收1.1.2.1机组大、小修后应检查的项目（1）设备变更报告（A）按照国华发电管控体系《变更管理子系统》规定，安全技术部应在设备系统投运前规定的时间内向发电生产部递交设备系统变更报告。（B）检查设备变更报告的完整性和有效性。（C）检查设备变更报告与现场的符合性。（D）检查变更后的系统安全、健康、环保方面的符合性。（E）永久性变更报告内容完整。报告包括：变更原因和变更内容，审核、批准及异动开始执行时间。运行人员应检查设备异动工程申请单中安全措施及执行情况。设备永久性变更工程结束后，应有完整的技术记录、文件及试验、检验报告；设备永久性变更工程竣工验收单应由异动工程方、设备永久性变更管理方、安监、环保主管人员认可签字；设备变更竣工报告，以及变更后设备、系统技术资料及交底说明；维修项目部、安全技术部、发电生产部及总工程师对设备永久性变更报告进行审核、签字确认。（F）在设备实施永久变更完毕投入运行前，设备永久变更方必须保证安全、环保、接线、传动、标志、电缆、开关等符合要求。（G）设备变更完毕投入运行应安全可靠，运行方式灵活，不影响其它系统可靠运行。设备变更后,相应的图纸、规程应进行修改,并向运行部门及运行人员交底,必要时进行培训。（2）检修工作票（A）机组检修后启动前工作票应全部终结或收回，拆除所有临时安全措施，恢复固定安全措施，并且进行统计归类。（B）运行人员应按检修工作的项目对现场及设备系统进行详细检查，确认检修工作确己结束，对发现的缺陷及时记录在案，并予以消除。（C）按相应的技术要求和标准进行验收，具备试转条件。（3）消防设备及系统（A）详细检查检修的消防设备系统齐全、完整。（B）检修后消防设备必须经过就地试验，具备投入使用条件。（C）特殊消防设备必须经过就地和远方试验。试验时，由消防主管部门组织安全技术部和运行人员共同进行。（D）就地配置消防器材必须有配置的时间和负责人签字，确认未过期失效。（E）消防器材操作把手必须有铅封，检查所有消防栓、消防水枪、消防水带具备随时投入条件，放置消防器材部位要有明显标志。（F）消防水压力正常，泡沫消防系统处于备用状态，气体消防系统阀门处于规定位置，消防报警系统及自动控制系统工作正常。（G）现场消防通道畅通，并有明显箭头和通道指示灯。（H）消防水池水位保证大于6.5m。（4）环保设备及系统（A）环保设备及系统完整齐全，具备投入条件。（B）所有监视废气、废水、粉尘等仪表完整，具备投运条件，检修后的监视仪器经过上级有关部门检验，并且有检验合格证，合格证在有效期内。（C）重要环保设备（比如废水处理、电除尘、烟气脱硫、脱硝设备）大修后必须在机组运行时，经过严格的运行调试，达到国家、地方排放标准才能投入运行。1.1.2.2机组大、小修后启动前的检查内容（1）热机设备系统（A）根据检修内容及变更情况，确认热机设备、系统检修工作全部完工，缺陷已消除，所有工作票已终结或收回，具备试运条件。（B）临时设施拆除，现场清洁整齐，楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作、通行和影响本体膨胀的杂物。（C）机组所有汽、水、油、烟、风、燃料、灰渣、气等系统完整、阀门附件齐全完好、支吊架牢固、膨胀指示器正确清晰、管道保温完整、介质流向、漆色及标志正确完整，无膨胀受阻。各种表计齐全，指示正确。（D）锅炉内部检查：锅炉各受热面及烟道清洁无杂物，锅炉内部检修临时措施拆除，各受热面、防磨板的支撑、固定可靠，烟气导流板、隔板牢固，受热面密封、保温完整。（E）锅炉外部检查：汽（水）、烟、风、燃料（包括燃油）等各系统完整，支吊架完整牢固，管道、风烟道、受热面保温良好，各膨胀指示器刻度清晰、指示正确，汽水分离器水箱水位计、安全门各部件齐全完好，各系统的阀门外形完整，传动装置牢固，标志牌名称正确齐全。（F）锅炉燃烧器完好、摆动及调节机构动作正常，二次风调节挡板动作灵活、内部位置和外部指示一致、位置正确，火焰监视电视、工业电视系统齐全完好、炉膛火检冷却系统完好，火检冷却风机具备投运条件，燃油系统具备启动条件。（G）锅炉吹灰器及炉膛出口烟温探针完好，并均退出炉外。（H）锅炉各受热面、烟道及空预器清洁无杂物，检查孔、人孔门已严密封闭，空预器润滑油系统、吹灰、转速测量系统、着火报警系统及灭火系统完好。（I）汽轮机本体、管道各处保温完整、无油污染，符合要求。（J）汽轮机各高中压主汽门、调门及控制机构正常，传动良好。（K）汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀，初始位置指示正确。（L）各安全门完好，检验合格。（M）主油箱事故放油门关闭，悬挂“重要阀门、禁止操作”标示牌。（N）转动设备地脚螺丝无松动迹象，靠背轮连接牢固，防护罩完好。（O）各转动设备轴承润滑系统良好（润滑脂、润滑油油质合格）。（P）汽轮机润滑油、密封油及EH油冲洗、循环结束，油质符合标准，设备系统完整具备投入条件。（Q）凝结水、给水系统冲洗合格。（R）确认凝汽器灌水查漏试验合格（A、B级检修）,试抽真空正常。（2）电气设备系统（A）确认电气所有检修工作结束，按有关规程规定试验合格、工作票终结。确认系统和设备无人工作，设备系统周围清洁无杂物，接地线、短路线等临时安全措施已拆除，设备标志、着色正确齐全。（B）用2500V兆欧表测量发电机的定子绝缘，确认绝缘电阻值不得低于1000MΩ（安装中），极化指数≥2。（C）定子绕组通水前的绝缘电阻应达到以下规定：（a）发电机75℃的绝缘电阻应不低于以下值：R（75℃）=UN/（1000+0.01Pn）式中：R（75℃）绕组在75℃时的绝缘电阻（兆欧）UN绕组的额定电压（伏）Pn发电机的额定容量（千伏安）（b）在不同的温度下，其绝缘电阻可使用下面的公式来换算：Rt=R75℃×2（75-t）/10式中：Rtt℃时的绝缘电阻t测量时的温度（℃）（c）极化指数≥2吸收比≥1.6。（d）各相绝缘电阻差异倍数≤2。温度℃7570605040302010绝缘电阻MΩ2.43.396.7913.5827.1554.31108.61217.22（e）绝缘电阻值降低到上次正常值的1/3以下时，应查明原因后，方可启动。不同温度与绝缘电阻的对应关系：（D）用500V兆欧表，测量发电机的转子绝缘，一般绝缘电阻值≥10MΩ。最小值应≥1MΩ,吸收比≥1.6。当转子绝缘受潮，绝缘电阻值＜10MΩ时，未进行彻底干燥前不得进行大于400V的交流耐压试验。（E）用1000V兆欧表测量发电机轴承绝缘电阻未通润滑油时应≥10MΩ，通润滑油后应≥1MΩ，用500V兆欧表测量发电机的密封支座及中间环绝缘电阻应≥1MΩ。（F）确认发变组出口开关，灭磁开关传动试验正常，位置信号一致。（G）确认发电机转子的励磁回路接地监测装置正常，无异常信号。（H）检查励磁变、励磁整流柜完好，励磁回路清洁，冷却系统正常，无异常或报警信号。（I）检查发电机中性点单相变压器完好，接线正确，投入良好。（J）检查发电机出口PT完好，在工作位置。（K）检查发电机大轴接地碳刷装置完好。（L）大修后的发电机启动前风压、水压试验合格。（M）发电机已充氢，氢气压力、纯度、湿度、温度合格，本体完好，无渗漏油、气、水现象。（N）继电保护、自动装置、仪表齐全完好，工作正常，保护和自动装置的压板投入正确。（O）主变、高厂变、励磁变、封闭母线、高压套管、瓷瓶清洁，接地线接地良好，离相封闭母线微正压装置投入自动（压力在500～2000Pa,最高不得＞4000Pa,否则将会损坏压力控制器），运行正常。（P）主变压器冷却装置电源良好，风扇、潜油泵运转正常，变压器油位正常，油质合格，瓦斯继电器内无气体，各部分无渗漏油现象。（Q）所有电动机周围清洁无杂物，外壳接地良好，与转动机械连接的靠背轮连接牢固，地脚螺栓无松动现象。（R）电动机检修后在与转动设备连接前，应经过试转，转动方向正确。（S）所有电气设备保护、联锁试验合格，具备投入条件。（T）带有轴承润滑冷却系统的电动机，轴承润滑冷却系统良好。（U）电气一次回路检修或可能引起接线变动时应进行核相，同期点有同期定相报告。（V）发电机滑环清洁，隔板完好，安装牢固。（W）发电机碳刷回装完毕，刷架、刷握、刷辫完好，回路清洁。碳刷规格正确，型号一致，无过短、破裂、导线断股、短路、接地、卡涩等现象，各碳刷压力均匀（机组盘车停运前根据要求取下碳刷）。（X）机组厂用电系统正常，运行方式正确，快切装置可完好投入。（Y）机组直流、UPS系统正常无报警，直流充电装置运行正常，蓄电池浮充电运行，直流、UPS母线电压合格。（Z）机组保安电源系统正常，柴油发电机组处于联动备用状态。（3）热控设备及系统（A）热控一次元件及管路系统完整，风压取样管路吹扫干净，设备标志正确、清楚，防冻伴热接线完整可正常投入。（B）热控的就地设备完整良好，露天设备应有相关防潮防雨措施。各类变送器、热电偶、热电阻、压力表校验合格。热控设备的线路连接良好，测绝缘合格。（C）执行机构校验合格，动作灵活正确，开度指示正确，断气、断电保护试验合格，限位开关正确牢固，仪用气源管路无泄漏，压力正常。（D）热控信号、联锁、保护顺序控制传动试验合格，热控的DCS控制系统经过静态、动态测试，系统工作正常具备运行条件。（E）热控设备的保安电源系统投入正常。（4）化学设备系统（A）补给水处理、汽水取样和加药、凝结水精处理、循环水加药、废水处理、发电机定冷水处理、氢气系统等设备完好，具备投运条件。（B）各类药品齐全，具备使用条件。（C）各种取样、化验设备齐全具备运行条件。（D）各类在线检测仪表齐全，校验合格。（E）化学除盐水箱制满合格的除盐水。（5）公用设备系统（A）生产指挥系统电话畅通。（B）正常及事故照明完好。（C）全厂消防系统正常、消防设施齐全，特殊消防设备完好投入。（D）全厂工业水、闭式冷却水、暖通系统完好具备投运条件。（E）全厂排、放水系统通畅。（F）全厂厂用、仪用、除灰空压机及系统完好，具备投运条件。（G）启动锅炉及辅汽系统具备投运条件。（H）检查省煤器的排灰斗内无杂物。（I）电除尘的振打装置，输灰系统正常。（J）输煤斗轮机、碎煤机、采样机、皮带秤、除铁器、除尘设备、犁煤器、木块分离器等，以及各转运站皮带和传动托辊良好具备投运条件。（K）输煤特殊消防系统具备投运条件，皮带保护装置良好。（L）输煤皮带各转运站和皮带间报警系统正常。（M）斗轮机防风闭锁装置投入正常。（N）除灰电除尘设备良好，振打装置和浊度仪具备投入条件。（O）干除灰系统（输灰管道、空压机系统设备、仓泵、储灰罐）具备投入条件。（P）排渣系统储渣、放渣设备、石子煤排放设备具备投入条件。（Q）电除尘绝缘子电加热投入，灰斗的料位计正常。（R）电除尘整流变完好，具备投入条件。（S）烟气在线检测设备完好齐全，具备投入条件。（T）烟气脱硫、脱硝设备系统完好，具备投入条件。（U）油区储油罐及供油设备、系统完好，具备投入条件，储油罐的油位指示正确，特殊消防设施齐全，储油量满足锅炉点火要求。1.1.3分部试运1.1.3.1辅机试转前的确认条件（1）转动机械试运应在确认检修（安装）工作结束，临时设施己拆除，现场条件符合试转要求。根据安全技术部专业负责人提出试运申请单，由值长统一下令进行。（2）能盘动的辅机应盘动若干圈，确认转动灵活，各表计完整齐全，仪表、信号及保护能正常投入，具备试运条件。（3）辅机联锁保护系统已调试完毕，试验合格。电机或电缆检修后应检查电机接线良好，并空载试验转向正确。（4）转动机械试转操作应在操作画面上进行，就地应设专人监视。（5）电动机应测绝缘合格后送电。（6）辅机试运时，应保证就地与集控室通讯联络畅通，现场照明充足。（7）试转设备有关的阀门（风门、挡板）开度位置指示应事先校验准确，操作画面指示与就地位置指示相符，操作电源应送电，切换手柄在“远方”位置。（8）转机试运时，确认转机润滑油箱油位、轴承油位正常（1/2～2/3油位）、油质良好，冷却水（密封水）投入正常。（9）辅机试运时有关机械、电气相关专业人员应到现场。1.1.3.2试运要求（1）在首次试转时应对电动机进行单机试转，确认转向、事故按钮、轴承振动、温升、声音等正常。（2）电动机试转时间以各轴承温升达到稳定（15分钟内温升小于1℃）时，并且定子绕组温度应在限额之内为计时开始点，试运时间应连续运转2～4小时，且轴承温度稳定。（3）电动机试转合格后才能与辅机连接试转，辅机试转时，其保护联锁系统应投运，试转时转机轴承温度、振动均应在验收标准限额之内，试运时间应连续运行在4～8小时且轴承温度稳定（15分钟内温升小于1℃）。（4）辅机及电机试转时，应持续记录电机电流、轴承温度、振动等数值，大型辅机停止时应记录其惰走时间。（5）辅机试运中轴承温度、振动、电流、介质参数应符合厂家规定，辅机振动厂家无规定时，可按本规程6.1章辅机运行总则规定执行。（6）所有辅机的试转均应符合规程规定，参数无超限现象，否则及时停止其运行，待彻底消除缺陷后方可重新试转。1.1.3.3保护、联锁的状态确认（1）保护、联锁的信号通道测试回路正常，无断线、短路、接地现象。（2）保护、联锁的电源投入正常，操作画面有关设备、系统保护、信号显示、报警状态正常。（3）保护、联锁静态传动试验完成，试验结果正常，能够正常投入。（4）机组停运状态下，保护、信号电源投入后，有关设备闭锁装置应起作用。1.1.4化学清洗1.1.4.1锅炉清洗应根据垢量或运行年限确定。为了监督炉管沉积率，在大修前的最后一个小修期割水冷壁管（在水冷壁管热负荷最高处向火侧180度部位处割管取样），用洗垢法测定垢量，当垢量达到或超过200～300g/㎡时，应安排化学清洗。1.1.4.2正常的清洗间隔年限为5～10年，当运行水质和锅炉内的检查出现异常情况时，经过技术分析可安排提前清洗。当锅炉运行己达上述年限而垢量较低，估计到下次大修时不会超过规定垢量的上限，且无明显腐蚀现象，可延长清洗间隔。1.1.4.3锅炉化学清洗方案与措施，可参照DL/T794－2001《火力发电厂锅炉化学清洗导则》中规定原则拟定。进行清洗时做好监督，洗后做好检查、评定与总结。清洗液的排放要符合环保有关标准。1.1.5锅炉水压试验1.1.5.1试验规定（1）锅炉水压试验分为额定工作压力试验和超压试验两种。（2）锅炉经大修后或因受热面大面积泄漏检修后（如省煤器、水冷壁、过热器、再热器）一般应进行额定工作压力的水压试验。（3）超压试验：一般两次大修做一次。根据设备具体状况，经集团公司或省电力公司锅炉监察部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。超压试验一般应结合大修进行，并列入该次大修特殊项目。（4）有下列情况之一时，也应进行超压试验：（A）新安装或迁移的锅炉投运前。（B）停运一年以上的锅炉恢复投运时。（C）锅炉改造、承压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50%以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换时。（D）锅炉严重超压达1.25倍工作压力及以上时。（E）锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。（F）根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。（5）水压试验必须制定专项措施，由总工程师批准后执行。水压试验和超压试验的压力规定如下：系统额定工作压力水压试验压力超压试验压力备注主蒸汽系统30.15MPa30.15MPa33.16MPa再热汽系统6.16MPa6.16MPa9.24MPa1.1.5.2试验范围（1）一次汽系统：（A）自给水泵出口至主汽门前之间的受热面及各部件连接管道。（B）受压部件附属的排空管、疏水管至相应的二次门。（C）其余的附属管路：吹灰管路、取样管路、排污管路、热力试验管路、减温水管路至相应的一次门。（D）锅炉启动循环泵只参加工作压力试验，不参加超压试验。（2）二次汽系统部分：（A）自再热冷段入口堵阀至再热器热段出口堵板。（B）受压部件附属的排空管、疏水管至相应的二次门。（C）减温水管路至相应的一次门。1.1.5.3试验要求（1）水压试验一般应按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行过热器系统水压试验。（2）检查与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结。实验前应对锅炉水压试验部件弹簧吊架安装加固装置。（3）水压试验用水应采用除盐水，上水前应化验水质合格，水中氯离子含量小于0.2mg/L，并调节pH值至9-10。（4）省煤器入口和再热器入口已装设两只以上不同取样源的精度为1.5级的就地压力表，以便进行校对，且控制室内省煤器入口和再热器入口压力指示已经校验正确。水压试验压力以就地压力表指示为准。（5）所需通讯工具准备齐全。（6）锅炉所有安全门应采取防起座措施，PCV电磁阀的控制开关处于“OFF”位置，防止水压试验时开启。做超压试验前应解列不参加超压试验的部件，并进行可靠隔离。（7）检查锅炉汽水系统与汽轮机确已隔绝，汽轮机高压主汽门后疏水门，高排逆止门前疏水门，中压主汽门后疏水门应打开，严防汽机本体进水。（8）水压试验时环境温度应在5℃以上，否则应有可靠的防冻措施。（9）上水时间控制在冬季4～5小时，其它季节为2～3小时,水压试验水温按制造厂规定的数值控制。无规定时，上水温度一般应控制在30～70℃。上水温度与启动分离器壁温之差小于28℃,防止产生过大的热应力。（10）在锅炉进水前，应按运行操作卡检查汽水系统阀门处于正确状态，后屏过热器出口集箱至锅炉吹灰供汽门后等不参加水压试验压力的仪表和附件的管路阀门都应可靠隔离。（11）再热器水压试验之前应检查再热器出口水压试验堵板、入口水压试验用堵阀已加好。（12）过热器系统水压试验时，锅炉上水用汽泵前置泵或电动给水泵进行，各空气门见连续水流后关闭。（13）再热器水压试验时，利用电动给水泵用再热器减温水管道进水、升压。过热器正常水压试验、超压水压试验时，利用汽泵或临时升压泵升压。（14）过热器系统的水压试验（A）待过热器上满水后，各空气门有连续水流出现，逐个关闭空气门，当关闭最后一个空气门前，应适当降低给水量，注意压力上升情况。（B）系统上满水后关闭进水门，通知安全技术部安全监察主管检查受热面是否发生泄漏，受热面的膨胀是否正常。若发现异常，立即查明原因，并予以消除。（C）额定压力水压试验时，以每分钟不大于O.2MPa的速度升压，当省煤器入口压力升至30.15MPa时，稳定压力，进行全面检查。以每分钟不大于O.1MPa的速度继续升压至33.16MPa稳定10分钟后，再以每分钟不大于0.1MPa的速度降压至30.15MPa，进行全面检查。（D）过热器水压试验结束后，应以每分钟不大于O.2