第一篇：余熱發電工程7.5MW汽輪機機組整套啟動調試方案

珠江水泥有限公司余熱發電工程

7.5MW汽輪機機組整套啟動調試方案 簡要概述

1.1 工程簡要概述

珠江水泥余熱電廠，設備簡介整套啟動調試的目的和任務

2.1 調試目的

整套啟動調試是汽輪發電機組安裝工程的最后一道工序。通過機組整套啟動試運行，可以檢驗、考核電廠各設備及系統的制造、設計、安裝質量以及各設備及系統的運轉情況。通過試運過程中對設備的靜態、動態特性參數的調整、試驗以及讓各種可能的缺陷、故障和隱患得到充分暴露并消除之，使主、輔機及至整套發電設備滿足設計要求，以安全、可靠、穩發、滿發的優良性能將設備由基建移交生產。

2.2 啟動調試的任務

2.2.1 進行機組整套啟動、調整、試驗、并網帶負荷，通過72+24小時滿負荷試運行。

2.2.2 檢測、調試和考驗汽輪機各項控制系統的靜態、動態特性，使其滿足要求。

2.2.3 監測與考驗汽輪發電機組在各種工況下的運行狀況，使其滿足設計要求。

2.2.4 考驗機組輔機及各子系統與主機在各種運行工況下的協調性。2.2.5 記錄、采集機組所有設備和系統在各種工況下試運的原始數據，積累有關原始技術資料，為以后機組安全經濟運行和檢修提供依據。

2.2.6 試驗并確認主機、輔機和系統的最佳運行方式和最佳投用時機與條件。

2.2.7 投用和考驗機組各項自控裝置、聯鎖保護及儀表，考核投入率、精度及工作狀況。

2.2.8 進行50％及100％B-MCR甩負荷試驗，考查汽輪機調速系統動態性能可靠及安全性；主要設備技術范圍

3.1 汽輪機

型號： NZ7.5-1.05/0.2

型式： 雙壓、單缸、沖動冷凝式汽輪機。

額定出力： 7.5 MW 調節方式 DEH 控制系統

主蒸汽壓力： 1.05 MPa 主蒸汽溫度： 320 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

額定工況下汽耗： 5.51 kg/(kW.h)額定工況下熱耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造廠： 南京汽輪電機（集團）有限責任公司

3.2 發電機

額定功率： MW 定子額定電壓： kV 定子額定電流： A 冷卻方式： 全空冷

功率因數：

滿載效率：

勵磁方式

制造廠家：編制依據及標準

本措施的編制參考以下有關資料：

《 7.5MW補汽冷凝式汽輪機安裝使用說明書》 ；

《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程（1996年版）》部頒；

《電力建設施工及驗收技術規范汽輪機機組篇（1992年版）》部頒；

《火電工程啟動調試工作規定》部頒；

《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準（1996年版）》部頒；

《電力建設工程調試定額（1996年版）》部頒；

設計院的系統設計及安裝等設計資料，并參照其它電廠同類型機組新機啟動調試經驗編制。整套啟動應具備條件

5.1 整套啟動除應達到有關整套啟動的各項條款外，對汽機方面還應滿足以下要求：

5.1.1 各輔助設備及系統分部試運轉合格，各手動閥門動作靈活；各調節閥、電動門、經啟、閉試驗證明其動作正常、功能完備。且標明動作方向、掛好標牌。

5.1.2 給水管道及主蒸汽管道經水壓試驗合格。

5.1.3 各汽、水管道吹掃、沖洗完畢，經檢查驗收合格。

5.1.4 汽輪機透平油油循環沖洗結束，管路恢復，油質符合油質監督規定。

5.1.5 汽機盤車試轉符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水試驗完畢，真空系統調試結束，確認真空系統嚴密良好。

5.1.7 調節保安油系統調試結束，油泵、閥門組塊、油過濾及儀表、壓力開關各功能均正常。速關閥、調節汽門動作正常。

5.1.8 汽機DEH控制系統靜態調試完畢，拉閥試驗合格，各項性能符合制造廠設計標準，ETS、TSI部件經校驗合格。

5.1.9 熱控“DCS”能投入使用，滿足啟動要求。DEH、ETS、TSI等調試結束。機、爐、電橫向聯鎖、保護經校驗合格，各報警、記錄信號、光字牌顯示正確無誤。

5.1.10 發電機空冷系統調試完畢并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要補足品質合格的水和油等介質。

5.1.12 整套啟動汽機設備分系統一覽：

循環水泵和循環水系統

凝結水泵、凝器補水系統及凝結水系統。

發電機空冷卻系統。

真空泵及凝汽器真空系統。汽機油、潤滑、盤車系統，包括各油泵、供、排、回油及凈化、過濾、冷卻等。

主機DEH、ETS、TSI系統以及橫向聯鎖、保護等。

除氧系統。

輔助蒸汽及軸封汽系統

電動給水泵及系統。

5.2 環境和人員需要具備的條件進一步明確如下：

5.2.1 設備現場的樓梯平臺、溝道蓋板應完備齊全;照明充足，通訊方便;障礙、垃圾以及其它易燃物已經清除，消防設施備齊，消防水源充足可靠。

5.2.2 廠房土建封閉良好，防雨確實可靠。

5.2.3 調試所用儀器儀表準備就緒。現場所需規程、系統圖等已掛出、標明。系統圖與現場實際確實應相符合。備足閥門鉤、運行板手、記錄表夾、手電筒和聽棒等。

5.2.4 現場設備應有清楚的命名、編號。設備標志（如轉動機械的轉向、主要管道介質流向、操作機構的動作方向和極限位置等）均應正確明顯。

5.2.5 參與啟動的各方人員已分工明確，職責清楚。有關人員名單張榜貼出，以便聯絡。運行人員已經培訓能熟練掌握運行技術和事故處理能力，并能協助調試人員搞好專項試驗記錄。啟動現場已用紅白帶圍起，無關人員不得入內。機組整套啟動主要原則方式

6.1 空負荷試運行 機組通過首次沖轉、啟動升速直至3000轉／分，對其機械性能進行檢查考驗。當汽輪機開始升速和到額定轉速后，應完成如下工作：

6.1.1 進行各項原始記錄（包括膨脹、差脹等），繪制機組冷態啟動曲線（或結合DCS、DEH等系統采集數據），測量和監視機組振動，實測臨界轉速。檢查各軸承潤滑油回油情況。考察記錄機組相對膨脹和汽缸絕對膨脹等。

6.1.2 考察、校核DEH系統的靜態特性，檢查、復核有關整定參數。

6.1.3 做機械危急保安器噴注油試驗。

6.1.4 做主汽門嚴密性試驗。

6.1.5 汽機各項檢查完畢并確認正常后，可通知電氣專業做各項試驗。

6.2 汽機超速試驗

6.2.1 電氣試驗結束后，汽機做各項檢查，以確認汽機可以并網。

6.2.2 機組并網帶負荷，1.5～3MW負荷左右穩定運行4～6小時，然后減負荷解列，做汽機電超速（3270r/min）和機械超速試驗。

6.2.3 超速試驗完成后，機組再次并網，逐步帶滿電負荷，以進行0％～100％額定負荷的變負荷試驗以及各種設備的動態投用和各種工況出力考驗,配合熱控自動投運和調整。

6.3 機組的72+24小時滿負荷試運行，此間在負荷≥80％額定負荷時，可做汽機真空嚴密性試驗。

6.4 機組啟動調試階段以就地手動啟動方式。

6.4.1 機組就地手動啟動方式要領：

6.4.2 就地手動啟動： 6.4.3 汽壓、汽溫及真空等參數滿足條件時，汽機掛閘。選擇“就地啟動” 6.4.4 置電動主汽門關閉、自動主汽門、高壓調門全開位置，手動調整電動主汽門的旁通門來暖機、升速，并通過臨界轉速直至2800r.p.m，高調門手動啟動，此時電動主汽門打開，高調門開始關并控制轉速保持2800r.p.m。

6.4.5 輸入目標值及升速率，將轉速升至額定值。

6.4.6 在機組轉速沖到額定轉速及并網帶10％左右負荷加熱轉子試運期間，要求鍋爐保持汽溫、汽壓穩定。

6.4.7 在帶10％負荷之后，隨著負荷的增加，鍋爐蒸汽參數可逐步滑升，到80％負荷后，可根據現場情況決定是否采用定壓方式運行。

6.5 機組調試階段，DEH系統的控制方式以手動操作方式為主，如條件成熟，可試用DEH的汽機自動控制方式(高調門手動啟動、高調門曲線啟動)。汽輪機冷態啟動

7.1 冷態啟動前的準備工作：

7.1.1 系統閥門狀態應作詳細檢查，使其處于準備啟動狀態。如發現影響啟動的缺陷或問題，應及時匯報處理。

7.1.2 聯系電氣測量電機絕緣，送DCS控制系統、儀表和保護信號等有關設備的控制電源和設備動力電源，氣動閥門及執行機構還須送上穩定的壓縮空氣氣源。

7.1.3 凝汽器補水到正常水位處。

7.1.4 做輔機聯動試驗及電動門操作試驗，電動門動作時間均記錄在冊。7.1.5 準備好調試用儀器、儀表和冷態啟動前的全部原始記錄及曲線繪制儀器器具。

7.2 鍋爐已供汽至分汽缸：

7.2.1 循環水管道及凝汽器排空氣，投入循環水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入潤滑油系統。

7.2.3 投用盤車裝置。

7.2.4 輔助油系統開始工作，供油壓力0.883MPa，油溫37～45℃。

7.2.5 啟動凝結水泵投用凝結水系統。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 開啟真空泵對冷凝器抽真空，并通知暖管至電動主汽門前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 檢查并確認主汽、汽機本體各疏水門均開啟

7.2.10 發電機空冷系統投用，7.2.11 熱工各控制、監視、操作裝置送電投用。

7.2.12 作ETS危急遮斷系統等保護試驗。

7.2.13 根據鍋爐要求啟動電動調速給水泵，向鍋爐供水。

7.3 汽輪機冷態啟動程序

7.3.1 沖轉

汽輪機冷態啟動參數和控制指標：

主蒸汽壓力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽溫度： 250℃以上

凝汽器壓力： －0.04～-0.053MPa 潤滑油壓力： 0.08～0.145MPa 潤滑油溫度： 35～45℃

高壓油壓： 0.885MPa 高壓缸差脹 +3.0～-2.0mm 35℃?汽缸上、下溫差

注意：在汽輪機沖轉、滿速直至帶10％負荷期間，要求鍋爐維持上述參數基本不變，主蒸汽溫度在對應壓力下至少有50℃的過熱度。

（1）冷態啟動前檢查完畢，確認所有保護投入。

（2）遙控脫扣一次，結果正常。

（3）就地脫扣一次，結果正常。

（4）投汽輪機汽封系統。投入軸封加熱器，啟動軸封風機。均壓箱新蒸汽送汽，壓力控制30Kpa，緩慢開啟高低軸封閥。

（5）真空達到-0.06MPa。

（6）投入后汽缸噴水，控制排汽溫度≯80℃，短時間內也≯120℃。

（7）控制汽機潤滑油溫度，調節潤滑油溫度在38～45℃，油壓在0.08±0.145MPa。

（8）DEH系統進入就地手動啟動方式。

（9）真空達到 －0.07Mpa及以上。

（10）要求鍋爐將主汽參數調整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并確認。（通過分汽缸疏水、熱力管道疏水對汽溫汽壓調整）

（11）沖轉前應密切監視汽包水位，防止水位出現大的擾動。

（12）確認電動主汽門及旁路門處于關閉狀態，主汽門、調節汽門全開。汽輪機掛閘。

（13）在DEH控制器畫面上選定“就地手動啟動”。

（14）聯系值長和鍋爐專業，控制好主汽溫度和壓力，準備沖轉。

（15）緩慢開啟電動主汽門旁通門。

（16）汽機沖轉，盤車應自動脫開，停盤車。控制轉速。

（17）適當開啟旁通門，確認轉速上升。

（18）沖轉轉速到500r/min 后，手動脫扣一次，確認動作正常。

（19）進行聽音即摩擦檢查，確認機組振動正常，各軸承進、回油壓力、溫度正常，無漏油、漏汽現象。

（20）轉速到200r/min后，重新掛閘升速，穩定在500r/min，暖機30分鐘。

（21）重新作7.3.1 1～19 項檢查，確認正常。

（22）聯系鍋爐操作人員注意汽溫、汽壓及汽包水位，目標轉速800 r/min暖機時間30分鐘。

（23）緩慢開啟旁通門繼續升速。

（24）當轉速升至1200r/min時，全面檢查，暖機30分鐘（暖機的轉速及時間根據現場情況作相應的調整）。

（25）在升速和暖機的過程中，視上、下缸內外溫度。

（26）中速暖機結束后，檢查高壓內缸下缸溫度在90℃以上，汽缸整體膨脹大于1.8mm，繼續沖轉。

（27）設置目標轉速2350 r/min，按下“確認”開始升速。

（28）通過臨界轉速時，使機組平穩而快速地通過臨界轉速。（臨界轉速約1600r/min）。

（29）升速到3000 r/min后，遠方打閘一次，汽輪機重新掛閘，升速到3000r/min,此時對汽機本體及各相關管道疏水進行一次全面檢查，以確保本體及各管道疏水暢通；觀察排汽溫度。

（30）滿速后，繼續暖機30分鐘，待高壓內缸下缸溫度達150℃以上，汽缸整體膨脹在2-4mm時，可進行滿速后的試驗工作。

（31）升速過程中的注意事項

a)隨時聯系鍋爐調整蒸汽參數，按冷態滑參數啟動曲線進行升溫、升壓。

b)注意汽輪機本體幾有關管道疏水應暢通，無水擊及振動現象。

c)新蒸汽參數的變化情況應和啟動曲線偏離不大。

d)注意汽缸各點膨脹均勻，軸向位移、高低壓汽缸與轉子相對膨脹等正常。

e)汽輪機各點金屬溫度，溫升、溫差不應超限。

7.3.2 首次滿速后的工作

（1）遠方打閘，檢查確認主汽門、調節汽門關閉正常。重新啟動。

（2）確認主油泵出口壓力正常后，停用啟動油泵和潤滑油泵，并將其設置在“連鎖”狀態。

（3）通知值長，進行電氣專業有關試驗。

7.3.3 并網和帶負荷暖機

（1）機組轉速穩定在3000 rpm，檢查發電機油系統、空冷系統等工作正常，在電氣試驗結束后即可做發電機并列操作。（2）全面進行熱力系統檢查。

（3）通知鍋爐控制負荷，調整汽包水位；一切就緒后即可以并網。

（4）并網后，立即接帶負荷0.6～1.5MW暖機。

（5）當排汽溫度正常后，停用自動噴水裝置。

（6）增加負荷時，注意機組振動情況和傾聽各轉動部分聲響均正常。

（7）在增加負荷過程中，應經常監視汽輪機軸向位移、推力瓦塊溫度、油溫、油壓、油箱油位等。

（8）經常分析金屬溫度變化情況，監視主蒸汽壓力、溫度及再熱器壓力溫度上升情況，不使蒸汽參數偏離啟動曲線太大。

（9）維持2～3MW負荷，要求鍋爐穩定參數，連續運行4～6小時后解列。

7.3.4 解列后完成下列試驗

（1）電氣超速試驗

（2）機械超速試驗

（3）超速試驗的檢查、注意事項：

a）試驗由專人負責指揮，應在控制室和機頭就地設專人在轉速超過3360 r/min且超速保護拒動的情況下手動打閘，確保機組的安全。

b）試驗前確認潤滑油泵，高壓啟動油泵自啟動試驗結果正常，建議為確保安全在做超速試驗時應將高壓啟動油泵手動開啟。

c）超速試驗中應有專人負責監視記錄機組的轉速、軸承油壓、油溫，各瓦振動、軸向位移、差脹、排汽溫度、調節門和主汽門位置等參數。

d）試驗中應派專人監視潤滑油壓。7.3.5 機組重新并網至額定負荷運行

（1）機組并網至升負荷過程中，主蒸汽參數滿足制造廠要求

（2）超速試驗合格，重新滿速后再次并網，并接帶1～2MW負荷，檢查機組各參數是否正常，穩定30分鐘。

（3）當負荷達2MW時檢查隔離門前及其他疏水應關閉。

（4）設置目標負荷4MW，升負荷率0.1MW/min，開始升負荷。

（5）負荷達到2.5MW后，投入補汽。開啟補汽電動門，設定補汽閥前后壓差略低于表顯壓差值，補汽閥緩慢開啟，壓差設定值必須≥0.03Mpa。

（6）負荷達4MW后，穩定60min。通知化水化驗凝結水。凝結水合格后回收除氧器。

（7）聯系值長和鍋爐人員，準備繼續升負荷。

（8）設置目標負荷6MW，升負荷率0.1MW/min，繼續升負荷。

（9）到達6KW負荷后，在DEH上按下“保持”鍵，此時主汽參數應達額定值。

（10）升負荷過程中，根據真空、油溫、水溫決定是否再投入一臺循泵。

（11）負荷到達6MW時，參數應達到額定參數，聯系化學化驗爐水，若其品質不合格，則應維持負荷進行蒸汽品質調整。

（12）負荷到達7MW后，參數穩定的情況下投入自動運行方式運行，觀察、確認自動投入后各參數是否穩定。

（13）注意在整個升負荷過程中，為了配合鍋爐汽水品質調整要求，每次加負荷時應和化學調試人員保持密切聯系。汽輪機熱態啟動

8.1 一般來說，凡停機時間在12h以內，汽輪機再啟動稱為熱態，其他情況下汽輪機啟動則稱為冷態啟動。

8.2 熱態啟動沖轉參數

8.2.1 熱態：新蒸汽溫度至少比前汽缸處上汽缸壁溫度高50℃，升速時的最大速率為500r/min。

8.2.2 蒸汽溫度在相應壓力下必須具有50℃以上的過熱度。

8.3 熱態啟動必須遵守下列規定和注意事項

8.3.1 應在盤車投入狀態下，先向軸封送汽，后拉真空，防止將冷空氣拉入缸內。向軸封送汽時應充分疏水，提高軸封溫度，使軸封蒸汽溫度接近軸封體壁溫度與高壓軸封體溫差不超過±30℃，防止送軸封汽時使軸徑冷卻，引起大軸彎曲。

8.3.2 冷油器出油溫度應維持較高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 為了防止高壓主汽門和調速汽門不嚴密，引起汽輪機自動沖轉或高溫部件受冷卻，故在鍋爐投用后和汽輪機沖轉前，凝汽器真空及主蒸汽壓力不宜維持過高。

8.3.4 在鍋爐尚有余壓的情況下，在鍋爐投用前必須投入抽氣系統建立凝汽器真空，防止低壓缸排汽安全膜動作。

8.3.5 由于自動主汽門、調速汽門、導汽管等部件停機后冷卻較快，因此啟動時 應注意這些部件的升溫速度，防止加熱過快，并注意機組振動情況。8.3.6 在增加負荷過程中，應密切注意汽缸與轉子相對膨脹的變化。

8.3.7 啟動過程中升速率、升負荷率由啟動曲線確定，以汽缸金屬不受冷卻為原則，盡快過渡到金屬溫度相應的負荷點。

8.3.8 沖轉開始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 達到500r/min后，進行主機摩擦聽音和系統檢查，并盡快結束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求盡快并網。

8.3.12 按啟動曲線繼續升負荷或暖機，以后操作和檢查與冷態啟動相同。

8.3.13 到達金屬溫度相應的負荷前升速、升負荷過程比較快，應注意觀察機組振動、膨脹、差脹、各點金屬溫度和軸承的金屬溫度、回油溫度等，必要時使用趨勢圖作仔細監視。

8.3.14 運行應有專人負責汽輪機運行平臺、潤滑油系統的檢查，遇故障及時匯報控制室。減負荷及停機操作

9.1 根據鍋爐和汽機的減負荷率，取適當值作為正常停機的減負荷率。

9.2 每降低20％負荷，停留半小時進行系統及輔機切換工作。

9.3 停機操作前應確認輔助汽母管壓力、溫度正常，潤滑油泵、盤車裝置均經試驗正常，并在自動狀態。

9.4 汽輪機正常停機程序

9.4.1 確認停機命令。

9.4.2 停機步驟開始前，開供汽管道疏水。9.4.3 試驗交、直流油泵，事故油泵，結果正常。

9.4.4 切除功率自動控制回路。

9.4.5 聯系鍋爐減負荷，在DEH上設置目標負荷5MW，減負荷率0.2MW/min。

9.4.6 負荷3MW，聯系鍋爐。

9.4.7 負荷1.5MW時蒸汽管道所有疏水開啟。

9.4.8 降負荷到1MW。

9.4.9 聯系值長，發電機解列。

9.4.10 解列后，若轉速明顯上升，須手動打閘停機，并匯報值長。

9.4.11 啟動交流潤滑油泵，檢查油壓正常。

9.4.12 手動脫扣停機，觀察所有汽門應關閉，轉速下降，將盤車切到自動位置。

9.4.13 轉速400r/min，盤車齒輪噴閥打開。

9.4.14 轉速200r/min，檢查各瓦頂軸油壓正常。

9.4.15 轉速到0，記錄惰走時間，檢查盤車裝置自動投入，否則手動投入，并注意盤車電流。

9.4.16 盤車時注意維持潤滑油溫21～35℃；若機內有明顯摩擦或撞擊聲，應停止連續盤車，改為每半小時人工旋轉轉子180°，不允許強行連續盤車。

9.4.17 臨時中斷盤車必須經調試單位、生產單位、安裝公司領導批準。

9.4.18 汽包壓力降到0.2Mpa時，破壞真空，停真空泵。

9.4.19 維持軸封供汽壓力，真空到0后，停軸封供汽，停軸加風機。9.4.20 根據鍋爐要求決定何時停電動給水泵。

9.4.21 排汽溫度低于50℃時，停凝結水泵，經值長同意，停循環水泵。

150℃方可停用盤車。?9.4.22 正常停機后汽機連續盤車直至高、中壓內上缸內壁溫度

9.4.23 停運潤滑油泵、油箱風機

9.4.24 停機操作應按程序有序地進行，次序不能顛倒，每個操作實施后都應檢查結果，臨時改變停機程序或有其他的重大操作需經調試所當班值長的批準，由電廠值長下達指令方可進行。

9.4.25 停機過程中，應有專人負責運轉平臺調節及潤滑油等系統的檢查，有異常情況及時與控制室聯系。

9.4.26 機組減負荷時負荷率的設置應根據規程的要求，不可隨意加快速度。滿負荷（72+24小時）試運行注意事項

10.1 并網后一分鐘內，DEH和DCS盤上應有功率顯示，否則應立即解列。

10.2 啟動和運行中應根據凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空氣溫度的情況投入有關自動。

10.3 在滿負荷下，應特別注意除氧器水位自動，確保其水位正常。

10.4 滿負荷情況下應注意負荷的波動情況，如果自動控制特性不理想，機組負荷波動較大，應適當降低負荷定值。

10.5 機組啟動、帶負荷運行中，應按照規程要求，定期檢查機組各系統的工作情況，及時發現異常并迅速處理。10.6 啟動過程中應經常提醒鍋爐，保持負荷與蒸汽參數的匹配。故障停機

汽輪機發生下列情況時應立即手拍危急遮斷裝置，并破壞真空緊急停機。

11.1 汽輪機轉速升高到危急遮斷器應該動作的轉速仍不動作時。

11.2 機組發生強烈振動。

11.3 清楚的聽出從設備中發出金屬響聲。

11.4 水沖擊。

11.5 軸封內發生火花。

11.6 汽輪發電機組任一軸承斷油或冒煙，軸承出油溫度急劇升高到75℃。

11.7 軸承油壓突然降低到0.02Mpa以下時，雖然已啟動事故油泵無效時。

11.8 發電機內冒煙或爆炸。

11.9 轉子軸向位移超過＋1.3或－0.7mm，同時推力瓦塊溫度急劇上升到110℃。

11.10 油系統著火，且不能很快撲滅，嚴重威脅到機組安全時。安全注意事項

12.1 整套啟動的全過程均應有各相關專業人員相互配合進行，以確保各設備運行的安全性，以便整組啟動順利完成。

12.2 整套調試過程中如發生異常情況，應迅速查明原因，由電廠運行人員按事故處理規程進行處理。12.3 調試人員在調試現場應嚴格執行《安規》及現場有關安全規定，確保現場工作安全、可靠的進行。

12.4 參加調試人員應服從命令聽指揮，不得擅自亂動設備，一切按現場有關規章制度執行，以保證整個調試工作的有序性。調試組織分工

按照部頒新啟規要求：整套啟動調試時由調試單位下達操作指令，電廠運行人員負責操作，安裝單位負責銷缺和維護。另外，電廠運行人員負責設備的運行檢查，安裝單位予以協助。本措施僅列出7.5MW新機啟動調試的程序步驟和注意事項，對未提及的內容及事故情況下的處理按照電廠運行規程執行。對特殊方式的啟動、運行、試驗以及考核試驗等，可按指揮部決定另行編制措施或按有關規程和規范進行。

第二篇：汽輪機啟動調試方案

熱電技改工程3*30MW汽輪機

調試、試運行方案

1、目的

汽輪機啟動調試是保證汽輪機高質量投運的重要環節，為圓滿完成汽輪機的啟動調試工作，按分部試運、整套啟動試運兩部分制定本方案。本方案規定了熱電技改工程汽輪機組的主機、輔助設備、熱力系統的調試及機組整套啟動調試的技術要求。

2、調試組織

a）機組啟動調試前，應成立調試試運指揮部，機組啟動調試工作應由指揮部全面協調，汽輪 機調試具體項目應由汽輪機調試專業組負責實施

b)汽輪機調試專業組應由調試、建設、生產、施工、監理、設計及制造廠等單位的工程

技術人員組成。機組整套啟動試運階段，其組長應由主體調試單位擔任。

3、資質

a)承擔汽輪機啟動調試的主體調試單位必須具備相應的資質。

b)汽輪機啟動調試的專業負責人由具有汽輪機調試驗的專業調試技術人員擔任。

c)汽輪機調試人員在調試工作中應具備指導、監督、示范操作、處理和分析問題、編寫措施和總結的能力。

d)、汽輪機啟動調試中使用的儀器、儀表必須經校驗合格。

4、調試方案

“汽輪機整套啟動調試方案”及重要的“分系統調試方案”必須經過建設、生產、施工、監理、設計、制造廠等單位的會審并必須經過試運指揮部的批準后方能實施。

5、工作程序

a)收集、熟悉、掌握汽輪機設備、系統的詳細資料。

b)編制汽輪機“調試方案”，明確汽輪機調試項目、調試步驟、試驗的方案及工作職責，并制定相應的調試工作計劃

c)向參與調試的單位進行“調試方案”技術交底。d)做好調試前儀器儀表的準備和參加設備系統的驗收及檢查啟動條件。e)進行分系統調試與汽輪機整套啟動調試，并完成全過程的調試記錄。f)按汽輪機啟動調整試運質量檢驗及評定要求對調試項目的各項質量指標進行檢查驗收與評定簽證，經驗收合格后移交試生產。

g)汽輪機啟動調試工作完成后，調試單位應編寫“調試技術總結報告”。

二、分部調試及試運

1、調試內容：

1）分部試運包括單體調試、單機試運和分系統試運兩部分。

2）單體調試是指各種執行機構、元件、裝置的調試，單機試運是指單臺輔機的試運。

3）分系統試運是指按系統對其動力、電氣、熱控等所有設備進行空載和帶負荷的調整試運。部分分系統項目需要在整套啟動階段繼續進行調整試驗。

2、工作分工

汽輪機分部試運的單體調試、單機試運由施工單位（省安裝公司）技術負責，分系統試運由調試單位（省安裝公司、項目組）技術負責。

3、分部試運前的準備與條件

(1)試運區的場地、道路、欄桿、護板、消防、照明、通信等必須符合規定及試運工作要求，并要有明顯的警告標志和分界。

(2)分部試運設備與系統的土建、安裝工作已結束，并已辦理完施工驗收簽證。(3)試運現場的系統、設備及閥門已掛牌。

(4)試轉設備的保護裝置校驗合格并可投用。因調試需要臨時解除或變更的保護裝置已確認。

(5)分部試運需要的測試儀器儀表已配備完善并符合要求。

(6)編制“工程調試質量驗評項目劃分表”、“分系統調試記錄”、“分系統調整記錄”、“分系統調整試運質量檢驗和評定表”，并經監理、建設、施工單位確認通過和試運指揮部批準。

4、分部試運要求 1)編寫“調試方案” 2)“調試方案”技術交底。3)施工單位匯總安裝試驗記錄：

1）新設備分部試運行前靜態檢查表； 2）管道、容器、水壓、風壓試驗檢驗簽證； 3）設備/電動機聯軸器中心校準簽證； 4）潤滑油油質狀況及記錄； 5）管道水（油）沖洗質量檢驗記錄； 6）電動機及電纜絕緣測量記錄； 7）設備接地電阻測量記錄； 8）電動機試轉記錄；

9）連鎖保護試驗及信號校驗項目清單及檢查簽證；

10）試運系統儀表、控制器校驗匯總表；

11）DCS（或PLC）相關功能實現匯總表；

12）試運系統電動門、氣動門校驗簽證清單；

13）新設備分部試運行申請單；

14）試轉設備單機靜態檢查驗收；

15）“單機試運”、“單體調試”驗收簽證；

16）系統靜態檢查驗收及新設備分部試運申請單。

5、單體、單機試運要求

1)由施工單位完成單體試驗的各項工作，并將I/O一次調整校對清單、一次元件調整校對記錄清單、一次系統調校記錄清單匯總后遞交調試單位。2)校驗電動機本體的保護應合格，并能投用。

3)在首次試轉時，應進行電動機單機試轉，確認轉向、事故按鈕、軸承振動、溫升、聲音等正常。

4)電動機試轉時間以各軸承溫升達到穩定并且定子繞組溫度應在限額之內，試運時間應連續運轉最少4h，且溫度穩定。

5)試運合格后，由施工單位完成輔機單機試轉記錄及合格簽證。

6、分系統試運要求

1)由施工單位匯總（包括壓力容器）單機試轉記錄及驗收簽證，確認工作已完，并填寫“分部試運申請單”經監理、項目組許可后，才能進行分系統調試。2)試運前,系統保護經校驗必須合格，并能投用。

3)試運前,冷卻水系統和潤滑油系統、控制油系統、汽源管路必須沖洗并符合標準。

4)試運前,必須清理輔機本體及其出、入口通道，并檢查確認清潔、無任何雜物。5)試運前,檢查確認輔機的進、出口閥門開關方向與控制開關指示、就地開度指示一致。

6)試運前,檢查確認分散控制系統（DCS）操作、連鎖保護、數據采集的正確性的功能的完整性。

7)試運中電動機電流不應超過額定電流。

8)對配有程控系統的輔機，不能認為該輔機試運驗收合格。

9)試運時，轉動機械軸承溫度、軸承振動值均應在驗收標準范圍之內。試運行時間應連續運行4h～8h且軸承溫度穩定。

10)試運合格后，完成分系統試運記錄及驗收簽證（調整試運質量檢驗評定表）。11)調試技術部門對分部試運階段的單機、分系統試運記錄，驗收簽證和質量評定表，連鎖保護清單，二次調校清單及機組整套試運前準備工作進行檢查驗收，經驗收確認后，方可進入機組整套試運階段。

7、分系統調試項目及調試要求 1）冷卻水系統

a)DCS（或PLC）操作控制功能實現及連鎖保護投用。

b）冷卻水泵試運轉及采取臨時措施進行系統母管和冷卻器循環沖洗。系統母管和冷卻器循環沖洗2h后，停泵放水（泵必須斷電）。重復循環沖洗至水質清潔、無雜物。

c）系統中各附屬機械設備的冷卻水在投用前應進行管道排放沖洗。d）冷卻水泵啟動調試

e）系統投運調整（冷卻器投運，各附屬機械及設備的冷卻水投用）。f）冷卻水泵連鎖保護動態校驗。

g)完成調試記錄及調試質量驗收評定簽證。2)凝結水泵及凝結水系統

a)DCS操作控制功能實現及連鎖保護投用。b)凝結水泵試運轉及系統試運調整：

c）凝結水泵試運轉（再循環運行方式），泵連續試運轉時間為8h。d）凝結水系統試運及系統沖洗，達到系統水質清潔、無雜物。

e）應完成的自動調整：除氧器水位自動控制動態調整；凝結水泵最小流量調整；凝汽器補水調節裝置調整、凝汽器水位調整；凝結水旁路閥調整。f）電氣連鎖保護調試。

g）完成調試記錄及調試質量驗收評定簽證。3）、循環水泵及循環水系統（1）、調試內容

a）DCS（或PLC）操作控制功能實現及連鎖保護投用。b)循環水泵試運轉及系統投運：

1）循環水泵試運轉及系統試運調整；

2）循環水泵及系統報警信號、連鎖保護校驗； 3）循環水泵停運。

c)試運轉：

1）水泵試運轉及系統調試； 2）系統沖洗。

d)冷卻塔投運：

1）水池補水系統調試。

2）冷水塔淋水槽、填料檢查及淋水均布調整。

e)完成調試記錄及調試質量驗收評定簽證。（2）、調試注意事項

a)首次啟動循環水泵時，應先啟動循環水泵幾秒鐘，以檢查其動態情況：有無異常響聲、振動情況、儀表功能、系統及泵有無泄漏點等。

b)循環水泵首次啟動前應解除泵出口電動蝶閥聯動開啟的控制功能，閥門開啟改為手動控制，防止循環水管道水沖擊。當循環水母管在空管狀態下啟動循 環水泵時，也應執行以上操作方式。

c)循環水管充水驅趕空氣，必須待系統管道空氣放盡后關閉凝汽器水側空氣門。4）除氧給水系統試運。

a)管道系統沖洗。

b)除氧器投用調試： 1）除氧器水沖洗及清理； 2）除氧器安全門動作檢驗； 3）除氧器水位、壓力連鎖保護校驗； 4）除氧器投運及停運；

5）除氧給水系統報警信號、連鎖保護校驗。

h)完成調試記錄及調試質量驗收評定簽證。5）電動給水泵進口管靜壓沖洗。（1）、調試內容

a)DCS（或PLC）操作控制功能實現及連鎖保護投用。

b)電動給水泵進口管靜壓沖洗（除氧器調試時對低壓給水管道一并沖洗）。

c)電動給水泵試運轉及潤滑油、工作油系統調整： 1）輔助油泵（稀油站）試運轉及潤滑油系統調整： 2）電動給水泵的監測設備、儀表和連鎖保護靜態試驗； 3）電動機試運轉；

4）電動給水泵帶負荷試運轉（再循環）； 6）潤滑油、工作油系統調整及連鎖保護校驗。

d)電動給水泵停運。

(2)、調試注意事項

a)電動給水泵試運轉應在稀油站油系統沖洗完畢和油質經化驗合格后進行。

b)除氧器汽、水系統的設備和管道安裝完畢后沖洗合格。

c)給水系統上的安全閥安裝前應經水壓校驗合格。

d)電動機試運轉時間一般為4h，電動給水泵試運轉時間一般為8h。7）主機潤滑油、頂軸油系統及盤車裝置調試（1）、調試內容

a)DCS操作控制功能實現及連鎖保護投用。

b)潤滑油、頂軸油系統及盤車裝置調試： 1）交流、直流輔助油泵試運轉。

2）確認油系統管道（包括頂軸油管道）沖洗驗收合格，并且油箱清理后已換上合格的潤滑油，汽輪機潤滑油質量標準見GB/T7596。

3）潤滑油系統、頂軸油系統及盤車裝置的監儀表和聯鎖保護等靜態校驗合格。4）潤滑油泵及系統調試：油箱低油位跳閘校驗，交流輔助油泵啟動及系統油壓調整，直流輔助油泵啟動，交流輔助油泵、直流輔助油泵自啟動連鎖校驗。5）頂軸油系統調試:頂軸油泵試轉及出口壓力調整,頂軸油壓分配調整及軸頸頂起高度調整。

6）盤車裝置調試：盤車裝置投運，盤車裝置自動投用和停用連鎖校驗。7）連鎖保護項目調試：潤滑油壓達I值低油壓，聯動交流潤滑油泵自啟動；潤滑油壓達II值低油壓，聯動直流潤滑油泵（事故油泵）自啟動，同時機組跳閘停機；潤滑油壓達III值低油壓，聯動盤車停止。c)完成調試記錄及調試質量驗收評定簽證。（2）、調試注意事項

a)潤滑油系統油循環沖洗合格后，油箱應重新充入合格的汽輪機潤滑油。汽輪機潤滑油質量標準見GB/T7596。

b)潤滑油系統應做超壓試驗，保證管道及接口無泄漏。

c)調整汽輪發電機組各軸承頂軸油進口閥，按制造廠要求分配頂軸油，使高壓油把軸頸頂離軸瓦，一般軸頸頂起高度需小于0.02mm。

d)盤車裝置嚙合和脫開時與轉子應無碰撞和振動，轉子轉動應平穩。e)盤車投運應監視電動機電流和轉子偏心度指標不超過限值。f)潤滑油壓調整應符合制造廠的要求。g)潤滑油事故排油系統應能隨時投運。8）汽輪機調節保安系統及控制油系統（1）、調試內容

a)DEH操作控制功能實現及連鎖保護投用。

b)安全油系統調整。

c)控制油（調節油）系統調試： 1）油泵出口溢流閥調整。2）高壓蓄能器調整。3）低壓蓄能器調整。

4）連鎖保護調整：油箱油位保護，按制油（調節油）油泵啟動條件、跳泵條件調整。

d)高、中壓主汽閥和調節汽閥油動機位移調整。

e)高、中壓主汽閥和調節汽閥油動機關閉時間靜態測定。

f)調節保安系統靜態調整。

g)完成調試記錄及調試質量檢驗評定簽證。（2）、調試注意事項

a)高、中壓主汽閥和調節汽閥油動機總關閉時間靜態測定中，應注意關閉連鎖抽汽逆上門。

b)配合熱工DEH調整油動機位置。9）輔助蒸汽系統 4.3.15.1 調試內容

a)輔助蒸汽母管管道蒸汽吹管 1）減溫減壓裝置調整； 2）輔助蒸汽母管蒸汽吹管。b)輔助蒸汽母管安全閥整定。c)用輔助蒸汽母管汽源吹掃： 1）除氧器加熱用蒸汽管 2）汽輪機軸封蒸汽管； 3）化學水處理加熱蒸汽管；

d)完成調試記錄及調試質量檢驗評定簽證。（2）、調試注意事項

a)根據管道系統運行參數決定的吹管參數蒸汽，應汽源可靠，蒸汽清潔，并要求有足夠的流量與過熱度。

b)吹管過程中要加強管道疏水，防止水沖擊。

c)一般采用穩壓吹管，每次吹管時間控制在5min～10min之內，兩次沖管的間隔時間宜為10min～15min之間，直到排汽清潔為止，且沖洗次數不應少于3次。

10）回熱加熱系統（1）、調試內容

a)抽汽逆止門調整及連鎖保護校驗。b)加熱器連鎖保護檢驗及投用： 1)加熱器水位連鎖保護校驗；

2）水位保護投用（應與加熱器投用同時進行）。c)加熱器汽側沖洗與投運：

1）低壓加熱器解除連鎖開啟危急疏水閥，待水質合格后恢復連鎖，再切回到逐級自流至凝汽器；

2）高壓加熱器解除連鎖開啟危急疏水閥，在機組帶負荷約30%時微開加熱器進汽閥對加熱器進行暖管，當溫度穩定后再開大加熱器進汽閥直到開足，待水質合格后恢復連鎖，切到逐級自流至除氧器； 3）加熱器汽側投運應按低壓到高壓的順序進行。d)完成調試記錄及調試質量檢驗評定簽證。（2）、調試注意事項

a)加熱器汽側安全門應在安裝前校驗好。

b)在不采用隨機啟動方式時，加熱器汽側投運應按低壓到高壓的順序進行，停運時應按高壓至低壓的順序進行。投運時就充分暖管放疏水。

c)機組首次整套啟動調試時，高壓加熱器宜在機組并列后帶低負荷時由低壓至高壓逐臺投用。

d)高壓加熱器高水位III值的連鎖運作應報警并同時打開汽側危急疏水閥及水側旁路閥，關閉加熱器水側進出口閥和抽汽隔離閥、逆止閥、上級疏水閥。e)低壓加熱器高水位III值的連鎖動作應報警并同時打開汽側危急疏水閥及水側旁路閥，關閉加熱器水側進出口閥和抽氣隔離閥、逆止閥、上級疏水閥。11）真空系統 4.3.17.1 調試內容

a)真空系統灌水嚴密性檢查，灌水要求應按制造廠的規定。b)射水泵試運轉：電動機試轉，泵組試運轉。c)射水泵連鎖保護校驗。d)真空系統嚴密性試驗。

e)完成調試記錄和調試質量檢驗評定簽證。4.3.17.2 調試注意事項

a)真空系統嚴密性檢查范圍：低加蒸汽及疏水管路、凝汽器汽測、低壓缸的排汽部分，以及當空負荷時處于真空狀態下的輔助設備與管道。b)射水泵試運轉時，試運轉30min內的系統真空值應大于40kPa。12）軸封系統（1)、調試內容

a)軸封系統蒸汽供汽管道吹掃：

1）輔助蒸汽至軸封系統的蒸汽供汽管用輔助蒸汽進行吹管； 2）主蒸汽至軸封系統的蒸汽供汽管用主蒸汽進行吹掃。

b)軸封系統減溫水管道水沖洗。啟動凝結水泵，用除鹽水沖洗管道直到沖洗水質清潔為止。c)軸封系統投運：

1）軸封系統蒸汽供汽減溫裝置調整；

2）軸封系統蒸汽供汽減壓裝置調整及安全門校驗； 3）軸封蒸汽壓力調整裝置調整；

4）軸封冷卻器投運及軸冷風機試運轉調整； 5）軸封系統投用。

d）完成調試記錄和調試質量檢驗評定簽證。（2）、調試注意事項

a)禁止向靜止的汽輪機轉子供軸封汽，以避免轉子產生熱彎曲。

b)汽輪機熱態啟動投用軸封汽時，高、中、低壓軸封供汽溫度與轉子軸封

區間金屬表面溫度應匹配，不應超過制造廠允許的偏差值。

c)機組停機惰走期間，在凝汽器的抽氣設備停用和凝汽器真空值到零

之前，不應停用軸封蒸汽。

第三篇：發電廠300MW機組鍋爐整套啟動調試大綱

ddd發電廠300MW機組鍋爐整套啟動調試大綱 設備概況

ddd發電廠1×300MW機組配套的HG-1025/18.2-YM6型鍋爐系哈爾濱鍋爐有限責任公司引進美國ABB-CE公司技術設計制造的亞臨界壓力、一次中間再熱，Ⅱ型布置、控制循環汽包爐，鍋爐設計燃用煙煤，采用鋼球磨中間儲倉式熱風送粉系統、部分擺式噴嘴、平衡通風、固態間斷排渣，鍋爐本體為全鋼架懸吊結構。

鍋爐采用直流式燃燒器、四角布置、切園燃燒；每角燃燒器共有14只噴嘴，其中一次風噴嘴4只、二次風噴嘴8只，三次風噴嘴2只。

一、二次噴嘴采取間隔布置，三次風位于最頂層。本爐設有兩層簡單機械霧化油槍和一層側點火空氣霧化油槍，它們分別裝于第三、五層（自下向上數）和最上層一次風噴口邊的前后墻上，各油槍均配有高能點火裝置，設計的主油槍入口額定工作壓力為3.43MPa，油槍最大總出力為21.6噸／時，可滿足鍋爐30%BMCR的要求。

與本省已投運的電站鍋爐相比，本鍋爐燃燒器設計上有以下幾個新特點：從型式上講，采用了多種燃燒器，最底層的一次風噴口采用蒸汽引射的雙通道自穩式煤粉燃燒器，其余三層一次風采用水平濃淡煤粉燃燒器，頂部兩層三次風組合形成雙通道引射式燃燒器，為提高低負荷時投用燃燒器的靈活性，在最上層一次風噴口邊設置了側點火油槍裝置。從噴嘴擺動方式上講，采用了部分噴嘴擺動和手動、自動擺動等多種擺動方式，不同噴嘴擺角差異較大，其中除下層二次風噴嘴、下油槍層噴嘴、底層一次風噴嘴、頂層三次風噴嘴固定外，頂部三只0FA噴嘴可手動調整上擺30o、下擺5o，其余噴嘴由氣缸帶動作分組整體擺動，上三層風下擺動27和20o，二次風可上下擺動30o，通過噴嘴的擺動實現了對再熱汽溫的粗調，各角燃燒器自下而上的排列順序為二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。

鍋爐采用二級減溫對過熱汽溫進行控制，第一級設于低過到分隔屏前的管道上，第二級設在末過前的連接管上。在墻再入口管上設置了事故噴水裝置。為加快鍋爐冷、熱態啟動速度，本爐還裝有5%MCR的啟動旁路系統。為了控制鍋爐啟停時爐膛出口煙溫不超過538℃，保護再熱器不超溫，在爐膛出口裝設了煙氣溫度探針。

根據燃燒特性，鍋爐在爐膛、對流受熱面、空預器等區域布置了墻式、長伸縮式吹灰器，吹灰采用微機程序控制。

鍋爐熱控設備采用機、電、爐單元集中方式分散控制系統(DCS)，為上海代表工業公司的MAX1000型系統，具有自動化程度高技術密集的特點，DCS系統所含功能性系統有：機爐協調控制系統(CCS)，數據采集系統(DAS)，鍋爐安全監控系統(FSSS)，機組輔機順序控制系統（SCS），汽輪機配置數字電液控制DEH-Ⅲ系統等。

鍋爐主要特性參數如下： 1.1 鍋爐主要設計性能參數

機組功率 過熱蒸汽流量 過熱蒸汽出口壓力 過熱蒸汽出口溫度 再熱蒸汽流量 再熱蒸汽進口壓力 再熱蒸汽出口壓力 再熱蒸汽進口溫度 再熱蒸汽出口溫度 給水溫度

1.2 煤質資料（工業分析）

應用基水份 應用基灰份 可燃基揮發份 應用基低位發熱量

設計煤種 7.74 32.78 23.2 18920

校核煤種 9.8 36.43 22.46 17070

單位 ％ ％ ％ kJ/kg

MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4

ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273

單位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃

1.3 鍋爐配備主要輔機型號及臺數 名稱 送風機 一次風機 引風機 爐水循環泵

臺數 2 2 2 3

型 號

FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e

LUVC250×2-410/2

備 注

軸流、動葉可調 冷一次風機 軸流、靜葉可調 筒式銅球磨 排粉風機 空預器 電除塵 4 2 2

MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880

三分倉、容克式

RWD/TL-1-230×2×32 三電場 鍋爐整套啟動前應具備的條件

2.1 鍋爐冷態空氣動力場試驗已結束，并已提供有關數據。

2.2 鍋爐已完成主蒸汽和再熱蒸汽管的沖管，各管道系統已全部恢復正常。在沖管階段發現的有關缺陷已全部消除，結尾項目和必要的修改項目均已處理完畢。

2.3 爐循泵對低壓注水水質的要求比調試階段鍋爐對給水水質的要求高得多，為了縮短調試工期、節約除鹽水，有必要安裝兩臺爐循泵專用低壓注水泵，注水泵間設置滿足爐循泵運行中安全要求的聯鎖保護，并做到在機組的任何運行工況下，注水泵都不會喪失電源。機組啟動前，上述工作應完成并檢驗合格。

2.4 鍋爐工作壓力下的水壓試驗合格。汽包、過熱器、再熱器安全門均在投用狀態。PVC閥已整定好，一次門開啟，電源送上，并投入自動狀態。

2.5 電除塵氣流均布試驗、空升試驗、振打試驗等已結束，可投入使用。2.6 鍋爐機組的安裝及消缺工作（包括爐本體、煙道、一二次汽系統）均已結束，燃燒室、煙風道、空預器、電除塵內部確已無人工作，腳手架已全部拆除，內部雜物清理干凈；各看火孔、打焦孔、人孔門、檢查門均已關閉。

2.7 鍋爐給水系統以及一、二次汽系統減溫水管道已經沖洗干凈，具備進水條件。

2.8 準備好足夠的輕柴油和符合設計要求的原煤及合格的化學除鹽水，制水能力能夠滿足啟動階段的要求。

2.9 鍋爐輔機冷卻水、沖灰水、出灰、出渣系統均已具備通水、通氣條件，灰渣系統可以投用。

2.10 鍋爐各輔機均已試轉結束，具備投用條件。

2.11 熱控氣源已具備使用條件，空壓機的自動聯鎖功能正常。2.12 鍋爐燃油系統已充油備用，各調節閥、快關閥已經調試正常。2.13 各風門、擋板、電動閥門均已送氣、送電。所有軟、硬手操動作正常。2.14 制粉系統各設備均已試轉合格，給粉機轉速校驗合格并空轉48小時以上；粉倉內部清理干凈，密封性符合要求，機械粉標指示正確。

2.15 鍋爐各電氣大聯鎖、熱工保護、輔機自身聯鎖保護、光字牌信號等均已校驗合格。

2.16 鍋爐安全監控系統（FSSS）調試結束。CRT畫面顯示的系統狀態、參數等應正確。

2.17 協調控制系統、輔機順控系統均已調試合格，打印設備已具備隨時打印數據條件。

2.18 所有熱工儀表校好，指示正確，限位報警已整定好，正確可用。2.19 原煤倉加入合格的原煤，并是供工業分析數據，輸煤系統可靠投入。2.20 檢查制粉系統（蒸汽）滅火裝置可用，防爆門應符合規程要求。2.21 分別啟動各制粉系統排粉機進行通風試驗，檢查各風門是否靈活、方便，動態校驗磨入口負壓、差壓、制粉系統各點負壓是否正確。

2.22 調整各組火嘴暫處于水平狀態。

2.23 爐膛火焰、汽包就地水位等工業電視系統監視及爐膛出口煙溫探針具備投用條件，火檢冷卻風機調試結束并處于備用。

2.24 檢查本體各吊件無松動，彈簧吊架臨時固定應解除，各部位膨脹間隙合格，膨脹指示器指針處于零位。

2.25 設備和系統的保溫工作已全部結束，儀表管，變送器的加熱防凍裝置可用，系統應標明介質流向，管道涂色符合要求。

2.26 鍋爐定期排污，連續排污擴容器設備完整，閥門位置正確，事故放水系統正常。

2.27 爐本體及預熱器吹灰器已調整試驗完畢，程控功能正常。蒸汽吹灰系統完整可用。

2.28 現場消防設施齊全可用。特別加強對燃燒器區域的油槍及預熱器部位的消防巡視與檢查值班。增加臨時照明，及時清理漏油。空預器的清洗水箱充足水備用，清洗水系統試驗合格。

2.29 現場環境清潔，道路暢通。臨時設施和腳手架盡量拆除。各平臺欄桿安全可靠。下水道暢通，陰溝蓋板齊全。各處照明充足，生活設施已投用。

2.30 設備及系統所有閥門，風門等各部件均已統一命名，掛牌齊全。運行規程、系統圖、運行日志表等齊全，工具、勞保用品齊全。各崗位備有正式通訊裝置，信號可靠。

2.31 集控室、計算機等重要場所空調裝置已能投用。2.32 汽機高、低壓旁路系統已調試結束，具備使用條件。2.33 鍋爐化學加藥系統調試完畢，備好藥品。2.34 老廠來汽已具備供汽條件。

2.35 廠用電源可靠，自投功能正常。柴油發電機處于備用狀態。2.36 工作照明良好，事故照明可隨時投用。

2.37 調試、安裝、運行三方人員配備齊全，名單張榜公布，分工明確。2.38 電梯經電廠驗收合格，可以投運。2.39 備足Φ6.3、5.1、4.2mm油槍霧化片。3 鍋爐整套啟動方案 3.1 鍋爐進水

3.1.1 鍋爐進水前汽機高、低壓給水系統已經清洗結束，水質合格。聯系化學制備足夠的除鹽水。

3.1.2 進水前應檢查鍋爐各疏、放水門，空氣門在點火位置。3.1.3 爐循泵注水排氣工作完成，低壓冷卻水已投入。

3.1.4 聯系汽機投入除氧器加熱，水溫70～110℃，檢查電動給水泵使其處于備用狀態。

3.1.5 檢查關閉鍋爐給水總門，開啟旁路隔絕門。3.1.6 鍋爐進水方式有兩種： 3.1.6.1 通過鍋爐上水泵上水；

3.1.6.2 通過給水泵上水。啟動電動給水泵，向鍋爐緩慢進水。上水時間：夏季不少于2小時，冬季不少于4小時。

3.1.7 當水上至汽包可見水位時，減慢進水速度。當水進至汽包水位計+200mm處時，停止鍋爐進水，關閉省煤器出口排氣閥。

3.1.8 充分檢查三臺爐水循環水泵，將爐循泵所有儀表及聯鍋保護都投運。3.1.9 嚴格按鍋爐運行規程、爐水循環泵調試大綱仔細、全面檢查爐水循環泵，確認已經具備啟動條件，逐一啟動鍋爐循環水泵（三臺泵運行）。在泵啟動過程中及啟動后應密切監視泵的運行，詳細記錄各有關參數。

3.1.10 聯系汽機維持輔汽聯箱壓力穩定（0.8～0.9MPa）。鍋爐具體點火時間可視現場情況由試運指揮組決定。3.2 鍋爐點火

3.2.1 點火前2小時，可聯系汽機全開高、低旁路，對過熱器、再熱器抽真空。抽真空時應關閉過、再熱器系統疏水門與空氣門。抽真空完畢后，關閉高、低壓旁路，并恢復上述疏水門、空氣門在點火位置。

3.2.2 點火前8小時通知電除塵投入瓷瓶加熱，點火前2小時，投入電除塵斗加熱與振打裝置。

3.2.3 點火前1小時，投入沖灰水及除渣系統。

3.2.4 點火前通知熱工，投入爐膛出口煙溫探針監測系統，爐膛火焰監視，汽包水位監視工業電視系統投用正常。

3.2.5 啟動火焰監視冷卻風機，檢查火檢及爐膛火焰監視器冷卻風系統。3.2.6 通知燃油泵房啟動燃油泵，打油循環。

3.2.7 根據鍋爐安全監控系統FSSS的吹掃條件進行逐項檢查與操作，按預熱器、引送風機的啟動條件，依次啟動兩組預熱器及引、送風機，控制入爐總風量＞30%，對油系統進行輕油泄漏試驗和爐膛的吹掃工作，投入鍋爐總聯鎖。

3.2.8 檢查油槍點火條件許可后，對角投入下層兩只油槍，檢查油槍霧化良好，待著火正常后，調整爐膛負壓-49～-98Pa，30分鐘后切換到下層另兩只對角油槍運行。點火1小時后投入下層四只油槍。

3.2.9 鍋爐點火后即通知化學人員，根據要求開啟連排至定排擴容器排污閥。

3.2.10 當汽包壓力達0.172MPa時，投入汽機高、低壓旁路，關閉各空氣門（應事先對Ⅰ、Ⅱ級旁路暖管）。

3.2.11 鍋爐點火后即開啟5%啟動旁路。

3.2.12 鍋爐點火后應投入空預器吹灰程控，定期對預熱器吹灰。3.2.13 在鍋爐沒有建立起連續給水流量之前，省煤器再循環門應處于開啟位置。

3.3 鍋爐升溫、升壓

3.3.1 嚴格按鍋爐冷態啟動曲線（見附圖）控制升溫升壓速度，通過投、停油槍，調整油壓等方式控制燃燒率。

3.3.2 在油槍投運初期，應加強對燃燒情況的檢查與監視，避免油槍缺角運行。

3.3.3 當鍋爐建立起連續給水流量后，即可關閉省煤器再循環門。3.3.4 升壓過程中應定期檢查記錄鍋爐各部位膨脹情況，并作好記錄。3.3.5 汽包壓力升至0.2～0.3MPa時，沖洗汽包就地水位計。

3.3.6 汽包壓力升至0.3～0.5MPa時，通知安裝人員熱緊螺絲，并通知熱工對儀表管路進行排污與沖洗。投入給水流量表等。

3.3.7 鍋爐升溫、升壓過程中應嚴格控制燃燒率使爐膛出口煙溫在538℃以下，直到汽機達到同步轉速。

3.3.8 鍋爐第一次整組啟動，其間各專業試驗由現場指揮決定。3.4 鍋爐蒸汽嚴密性試驗及安全門校驗（見大綱）。3.5 配合汽機沖轉、暖機、并網。

3.5.1 當汽機側過熱蒸汽壓力升至3.9～4.0MPa時，過熱汽溫350℃，再熱汽溫300℃，匯報值長，聯系汽機沖轉（熱態、半熱態開機參數由汽機決定）。

3.5.2 在汽機升速中，應滿足汽機參數的要求。可通過調整高、低壓旁路，啟動旁路或改變燃燒率來維持主汽壓及一、二次汽溫在規定范圍內。汽機沖轉期間，盡量避免使用減溫水，防止汽溫大幅度波動。

3.5.3 在汽機沖轉至3000r/min時，鍋爐應對燃燒、油槍、冷灰斗、主要輔機，包括制粉系統及設備作全面檢查（此時汽機、電氣作試驗），退出煙溫探針。

3.5.4 當確認機組已并網后，關閉鍋爐有關疏水門，視機組帶初負荷的情況增投第二層油槍，逐步升負荷。

3.6 鍋爐制粉、投粉、升負荷、洗硅。

3.6.1 按啟動曲線進行升溫、升壓，配合汽機做好低負荷暖機。3.6.2 啟動制粉系統。

3.6.2.1 當汽包壓力5.0MPa，電負荷達50MW以上，二次風溫達177℃以上即可啟動一組制粉系統進行冷爐制粉。

3.6.2.2 啟動制粉系統，當磨出口風溫達60℃以上時，即刻給煤，調節熱風門，使磨出口溫度≯80℃。

3.6.2.3 制粉系統運行正常后，通知化學取樣測定煤粉細度，調整折向門開度，控制煤粉細度合適。

3.6.2.4 制粉系統啟動正常后，應及時調整燃燒，加強汽溫水位的調整。同時應加強對制粉系統設備的巡回檢查，特別是磨煤機大瓦溫度，各段壓差，磨后溫度、鎖氣器、粉標動作是否正常等監視。3.6.2.5 根據燃燒情況及粉倉位適時啟動第二套制粉系統。3.6.3 鍋爐投粉

3.6.3.1 當粉倉粉位達2～3m，高溫對流過熱器后煙溫達450℃，二次風溫達177℃以上，即可投粉。

3.6.3.2 投粉前爐內燃燒穩定，油槍霧化良好，汽溫、汽壓、水位穩定。3.6.3.3 投粉時應按自下而上的原則對角逐只投入（應最先投用B層），單只著火穩定后，再投下一只。如投粉不著火應立即停止相應給粉機，進行充分吹掃后再重新投入。投粉時，給粉機應從低速逐漸升至所需要轉速，投用D層給粉機時，可相應投入側點火油槍運行。

3.6.3.4 投粉過程中要嚴密監視分隔屏、后屏、高過、高再壁溫，適當調整減溫水量，禁止超溫運行。

3.6.3.5 當汽包壓力達10.0MPa時，按化學要求開始洗硅。

3.6.3.6 當負荷達100～150MW時，要求汽機啟動一臺汽泵與電泵并列運行。適時進行給水方式切換。

3.6.3.7 當負荷達150MW以上時，要求汽機啟動第二臺汽泵，當第二臺汽泵并列運行后，可將電動給水泵退出運行，投自動備用。投入給水自動（三沖量），加強監視，若給水自動失靈，立即切換手動控制。

3.6.3.8 負荷大于150MW，且總燃油量≤6噸／時，即可投用電除塵器，配合汽機投用高加。

3.6.4 鍋爐斷油全燒煤

3.6.4.1 鍋爐第一次斷油可機組負荷達80%MCR以上情況下進行，并具備下列條件方可斷油：

a.爐膛溫度在1400℃以上，給粉機運行12只以上；

b.機、爐、電設備運行工況穩定，燃燒工況良好，汽壓、汽溫正常，制粉系統運行正常，給粉機下粉均勻，運行穩定，雙側粉倉粉位≥3m。

c.煤粉細度符合規程要求。

d.由上至下逐層停用主油槍，相應增加燃煤量，保持負荷、汽壓、汽溫、水位正常。加強鍋爐風量與燃燒情況的調整與監視，在主油槍全部停用后，可視燃燒情況逐只停用側點火油槍。

3.6.4.2 鍋爐全部斷油后，仍應維持油系統循環保持油壓穩定及吹掃蒸汽正常可用。若斷油后發現燃燒不穩并判明鍋爐未熄火后，應立即投主油槍助燃，查明原因并消除，為再次斷油創造條件。

3.7 鍋爐滿負荷連續試運行

3.7.1 鍋爐斷油全燒煤后，逐漸機組負荷升至300MW運行，并根據鍋爐運行規程的有關規定，進行調整和維持。

3.7.2 何時進入168小時連續運行計時，由試運指揮組決定。

3.7.3 在鍋爐試運行期間，應加強定期工作（如測量粉倉位，清理木屑分離器等）并做好運行數據、設備缺陷及其處理情況的記錄。啟動過程中的安全注意事項： 4.1 人身安全

4.1.1 機組啟動試運應按啟動驗收委員會批準的整套啟動措施進行，試運行中進行的各項試驗應有專門的試驗措施，試驗人員應服從指揮的統一安排。

4.1.2 現場一切安全事項按《電業工作安全規程》執行。4.2 設備安全

4.2.1 防止鍋爐滅火放炮

4.2.1.1 嚴格執行有關防止鍋爐滅火放炮的規定。

4.2.1.2 要求燃用煤種盡量接近設計煤種，原煤工業分析每班一次，并將結果通知運行人員。

4.2.1.3 試運行期間每班分析一次煤粉細度，及時調整粗粉分離器折向門和制粉出力，保證煤粉細度合適。

4.2.1.4 加強煤中“三塊”的處理，減少煤中雜物，定期清理木塊及木屑分離器。

4.2.1.5 粉倉吸潮閥開度合適，保持粉倉內煤粉適當干度，按規定進行定期降粉工作。

4.2.1.6 加強對運行火嘴的檢查，發現給粉機卡澀及下粉不均時應及時處理。

4.2.1.7 調整每臺給粉機出力，保持給粉均衡，控制一次風出口風速25～28m/s。一次風管堵塞，疏通應緩慢謹慎，不可將大量煤粉突然送入爐膛，以防爆燃，禁止使用氧氣等可燃氣體吹掃、疏通堵粉管道。

4.2.1.8 投粉時應對角投入，不允許層給粉機單角運行或層給粉機非對角運行。

4.2.1.9 投粉時應有專人監視著火情況，保證燃燒良好，若投粉不著火應立即停止送粉，詳細查明原因后方可再投。

4.2.1.10 做好鍋爐安全監控系統FSSS的調試和投入工作，保證其動作及時、可靠。

4.2.1.11 判斷鍋爐發生滅火時，應立即緊急停爐，切除所有進入爐膛的燃料，加強吹掃，嚴禁強制爐膛吹掃條件，不利用爆燃法點火。

4.2.2 防止鍋爐缺滿水

4.2.2.1 要求兩只就地水位計指示清晰可辨。

4.2.2.2 所有二次水位指示正確，并經常與就地水位進行校對，事故放水系統處于良好備用狀態。

4.2.2.3 給水調節“自動”好用，發現失靈，立即切至“手動”。4.2.2.4 注意給水壓力的變化及給水泵運行是否正常，發現異常應及時查明原因。

4.2.2.5 汽壓、負荷大幅度波動時，應判明虛假水位的影響，避免由虛假水位造成給水調節失衡。

4.2.3 防止過熱器、再熱器超溫爆管。

4.2.3.1 鍋爐啟動及運行過程中，在高、低旁未開，汽機未沖轉前，應投入爐膛出口煙溫探針，嚴格控制爐膛出口煙溫不超過538℃。

4.2.3.2 調整、保持燃燒工況穩定，注意避免三次風大量攜帶煤粉，控制高過的兩側溫差不超過50℃。

4.2.3.3 盡量使用過熱器Ⅰ級減溫，合理使用Ⅱ級減溫。

4.2.3.4 嚴密監視各段汽溫、壁溫、合理調整各級減溫水，避免受熱面局部超溫。

4.2.3.5 在任何運行工況，過熱器、再熱器壁溫都不得超過相應的最高允許溫度。

4.2.4 防止空預器發生二次燃燒。4.2.4.1 空預器二次燃燒的原因判斷：

a.由于鍋爐不完全燃燒給預熱器蓄熱元件帶來的可燃性沉積物，在有氧氣存在和一定溫度的情況下會發生自燃，并導致金屬融化和燒蝕，這就是空預器著火，即二次燃燒。

b.當鍋爐頻繁啟停和設備熱備用時，由于燃燒不良及鍋爐余熱的影響，是空預器最易發生二次燃燒的時期。c.調試期間，應采取相應措施防止燃油倒入低壓蒸汽吹掃系統，由預熱器蒸氣吹掃將燃油噴在空預器受熱面上。

d.如果正常運行的預熱器煙氣和空氣出口溫度異常升高，或是停運中的預熱器煙氣入口和空氣出口溫度異常升高，而且無法用當時的運行情況解釋時，應予以極大關注，則很可能是預熱器內部著火了。

4.2.4.2 預熱器著火時應急措施： a.切斷鍋爐燃料供應，緊急停爐。

b.解列風機，關閉預熱器煙氣進口及空氣出口擋板，嚴禁打開人孔門。c.打開預熱器冷、熱端沖洗管路上的閥門，投入沖洗水，同時檢查疏水斗是否暢通，所有疏水管應全部開啟。

d.維持預熱器轉動，以保證全部受熱面得到消防水流。

e.只有確認二次燃燒已被徹底熄滅時，才能關閉清洗水閥門，當進入預熱器內部檢查時，可以手持水龍，撲滅任何殘存的火源。

f.二次燃燒撲滅后，短期內應留人看守，以防復燃。

g.若不是燃油倒入蒸汽系統所引起的預熱器二次燃燒，應先用蒸汽滅火，視具體情況再決定是否進行預熱器水沖洗。

4.2.4.3 防止預熱器二次燃燒的措施：

a.周密計劃，認真消缺，盡量減少鍋爐的啟停次數。

b.經常檢查燃油系統的運行狀況，對霧化不良，冒黑煙或漏油的油槍及時處理。保證油槍對角投入，保持爐內良好的燃燒方式。

c.堅持預熱器吹灰，并做好燃油系統與蒸汽吹掃母管的隔絕工作。d.停爐較長時間，應對預熱器受熱面進行檢查，是否保持清潔（必要時可水沖洗受熱面）。

e.加強監視煙、風溫度指示，尤其在熱備用狀態和預熱器突然故障停轉的情況下，更應密切監視預熱器上部煙風溫度的變化。

4.2.5 防止鍋爐煤粉管堵管的措施：

a.認真校對給粉機轉速，DAS所顯示的給粉機轉速應與就地實際轉速保持一致。

b.在168試運初期，手動操作使各臺給粉機出力均勻，條件滿足時投燃燒自動。

c.保持一次風速不低于22m/s（煤粉管內流速），鍋爐投粉后密切監視一次風靜壓，若發現靜壓測點堵則應及時聯系處理。經常檢查一次風動壓是否正常。發現管內動壓明顯降低，應及時降低給粉機轉速，正常后方可升至需要轉速。

4.2.6 遇有其它異常事故應按照鍋爐運行規程處理。

第四篇：興義電廠#2機組B修后整套啟動方案

貴州興義電力發展有限公司

#2機組B修后電氣整套啟動方案

批準：

審核：

編寫：

2013年8月19日

1.前言

興義電廠2號機組于2011年7月15日至8月30日進行了投產后的第一次B級檢修，為了保證機組在B級檢修修后聯合啟動的順利進行，特編寫該試驗啟動措施。目的是使參加機組整套啟動的工作人員對試驗內容心中有數，保證質量和安全，對試驗過程清楚，分工職責明確，順利完成#2機組B修后的有關發電機組設備的檢查、試運工作。

2.啟動調試范圍

2.1 如附圖電氣主接線圖所示，本次啟動試驗范圍內的一次設備包括: 2.1.1 ＃2發電機及其離相封閉母線；

2.1.2 ＃2發電機的機端PT柜、勵磁變壓器和中性點接地變壓器柜； 2.3.3 ＃2主變壓器（三相）；

2.4.4 ＃2機高壓廠用變壓器、#2脫硫及公用變以及各自的6kV封閉母線和中性點電阻柜、#2機勵磁變；

2.5.5 ＃2主變500kV側避雷器、電流互感器以及至500kV開關站的引線、5021斷路器、50216隔離開關、502117接地刀閘。2.2電氣主設備主要技術參數: 2.2.1發電機主要技術參數

型 號：QFSN－600－2YHG 額定容量：667MVA 額定功率：600MW 額定無功：510.8Mvar 額定頻率：50Hz 額定轉速：3000ｒ／ｍｉｎ

額定功率因素：0.9 額定定子電壓：20000V 額定定子電流： 19245A 額定勵磁電壓：421.8V 額定勵磁電流：4128 A 絕緣等級：F級（按B級溫升使用）冷卻方式：水-氫-氫 勵磁方式：機端變靜止勵磁

制造廠：哈爾濱電機廠有限責任公司 2.2.2主變壓器主要參數

型號：DFP-240000/500（三臺）額定容量：720MVA 額定電壓：550√3－2×2.5%/20 kV 額定電流：755.8＋2×2.5%/12000 A 連接組別：I1（Yn/Δ－11）短路阻抗：14.66％ 負載損耗：451.274kW 空載電流：0.08% 空載損耗：116.736kW 冷卻方式：ODAF 制造廠：南通曉星變壓器有限公司 2.2.3高壓廠用變壓器主要參數

型號：SFF10-CY-50000/20 額定容量：50000/27000-27000KVA 額定電壓：20±2×2.5%/6.3-6.3kV 額定電流：1443.4/2744-2744A 聯接組別：Dyn1-yn1 短路阻抗：11.26% 負載損耗：217.65kW 空載電流: 0.06% 空載損耗：22.37kW 冷卻方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造廠：特變衡陽變壓器有限公司 2.2.4 #2脫硫及公用變主要參數

型號：SF10-CY-27000/20 額定容量：27000KVA 額定電壓：20±2×2.5%/6.3kV 額定電流：779.4/2474.4A 聯接組別：Dyn1 短路阻抗：12.07% 負載損耗：114.2kW 空載電流: 0.10% 空載損耗：17.52kW 冷卻方式；ONAN/ONAF 60/100％ 制造廠：特變衡陽變壓器有限公司 2.2.5 #2機勵磁變

型號：2SCB9-6600/20 額定容量：6600KVA 額定電壓：20±2×2.5%/0.89kV 額定電流：191/4281A 聯接組別：Yd11 短路阻抗：7.89% 冷卻方式；AN/AF 60/100％ 制造廠：廣東順特變壓器有限公司

3.啟動試驗的項目、目的

3.1通過發變組空載條件下的勵磁系統動態特性試驗，檢驗勵磁系統的動態調節性能指標，測錄相關試驗數據，為今后該機組的運行、檢修提供原始數據。

4.啟動組織指揮關系

4.1 由興義電廠安全生產和技術管理部、檢修維護部、運行一部、運行二部等組成聯合啟動小組，由其協調和決定與整套啟動有關的事宜。

4.2由于機組整套啟動時已具備并網條件，所以廠站內的設備操作要經調度命令執行。4.3 當值值長負責電氣整套啟動試驗中的指揮工作，并負責必要的監護工作。4.4 當值運行人員負責運行的操作工作，以及按運行規程及事故處理規程處理事故、障礙等。

4.5啟動試驗開始后，啟動范圍內設備屬調度部門調度的設備必須經值班調度員許可后方可進行操作。

4.6 啟動試驗完畢后，啟動范圍內的設備均視為運行設備，運行設備正常操作由運行部門負責。

4.7 凡是已運行系統內施工、調試、檢修的人員均應辦理工作票，才能進行工作。

5.啟動試驗前應具備的條件

5.1啟動前有關發電機、主變、高廠變、機端PT、勵磁變、脫硫變、封閉母線等一次設備檢修結束，高壓試驗工作結束，且全部合格，主變、高廠變套管末屏接地正常，鐵心接地正常。經過相關部門驗收，具備整組啟動條件。

5.2 帶電設備油、氣化驗合格，油位正常，相色正確，絕緣良好，報告齊全。5.3發變組保護、勵磁系統等二次設備試驗工作完畢，且全部合格。發變組保護、廠用快切裝置、同期裝置、發變組故障錄波裝置等已按電廠整定值正確整定并已經做了開關傳動試驗。

5.4 測量發電機定子及轉子繞組、勵磁變壓器高低壓側繞組、發電機出口母線及電壓互感器的絕緣電阻均應合格。發電機交、各PT一次回路熔斷器檢查正常。5.5 發電機交、直流耐壓試驗通過并合格。

5.6 在發電機升速試驗前將發電機轉子正負滑環與勵磁一次回路的連接處拆除，在拆除時要注意異物不能掉入勵磁封閉母線內。

5.7 發電機定子水內冷系統、主變及高廠變風冷系統均已運轉正常,可以投入運行。內冷水導電率要滿足規程要求。5.8 機、爐、電大聯鎖試驗合格。

5.9 照明設施完善、通訊暢通（集控室與發電機小室，網控的通訊暢通）、場地整潔。5.10防雷、接地設施完善，且符合要求。消防設施齊全。

5.11啟動試驗中的各臨時接線連接完成。高壓專業測量發電機轉子交流阻抗的試驗工作準備就緒。二次專業需測錄的發電機各電氣量具體要求如下：發電機定子電壓、發電機定子電流、發電機勵磁電流、發電機勵磁電壓，勵磁變壓器交流側電流。（該數據直接從DCS發變組畫面獲取）

5.12運行部門做好保證廠用電正常供電的措施，避免因＃2機組的啟動調試影響其它設備的正常運行。

5.13本次檢修所涉及回路改接的相關回路接線已經檢查。并保證從開關本體電流互感器端子到保護裝置整個二次回路接線的正確性，防止出現保護死區。

5.14所有待啟動（復電）設備的繼電保護定值按正式定值通知單要求整定好并核對正確，壓板投退符合要求。

5.15所有待啟動（復電）設備的所有保護投入正常運行。5.16.斷開勵磁變高壓側與發電機的連接線，從6kV工作ⅡB段6號柜臨時電源開關上接6kV電纜至勵磁變壓器高壓側，電纜載面大于ZR-YJV22-6（3X120）以上。電纜高壓試驗合格，6號柜內的保護裝置投入運行，定值按照整定書要求輸入。5.17.檢查6kVⅡA、6kVⅡB段上的工作電源進線開關621、623應在試驗位置，#2脫硫及公用變低壓轉接開關605、6kV脫硫及公用B段工作電源進線開關606在試驗位置。

6.啟動前系統運行方式與設備狀態

6.1 500kV興金甲線在運行狀態； 6.2 興義電廠側5201開關在冷備用狀態；

6.3廠用電運行方式：6kVⅡA段、6kVⅡB段、6kV脫硫及公用B段由#01啟備變供電；622、624、607、608在合閘狀態，621、623、605、606在試驗位置。

7.繼電保護臨時措施：

7.1 確認興義電廠已按正式定值單投入所有待啟動設備所有保護，投退好壓板； 7.2 各項試驗過程中＃2發變組設備的其他保護措施由指揮組確定，保證故障時可靠跳閘，確保＃2發變組設備以及系統的安全。

8.并網的運行方式

8.1 并網方式選擇

#2發電機組用5021開關與500kV系統并網。

9.安全措施

9.1 參加試驗的工作人員必須熟悉設備規范，試驗項目及要求各自職責明確，避免發生人身及設備的安全事故。

9.2 試驗時若發生異常情況，應立即停止試驗，待分析處理完畢后方可繼續進行試驗。9.3 啟動范圍內的設備，均應懸掛警示牌，在發電機、6kV小室、發電機小室設專人看守，非試驗人員不得入內。

9.4 試驗前必須對所有參加試運的設備逐一檢查。

9.5 試驗前必須仔細檢查CT、PT一次末屏接地情況，發電機中性點地刀、主變中性點地刀、PT、CT二次回路。

9.6 在CT二次回路上帶電工作時嚴防開路，在PT二次回路上帶電工作時嚴防短路。9.7 試驗引線的絕緣必須良好，嚴防短路。9.8整個試驗中機組水冷系統必須投入。

9.9空載試驗時發變組保護投退情況見附件保護壓板投退表，高壓廠變、脫硫及公用變保護按正常方式投入。

9.10發電機組空載試驗過程中，必須解除發變組保護關主汽門出口壓板。

9.11運行人員對此次試驗進行技術交底完畢。試運過程中要加強設備的巡視、檢查工作。試運中要作好事故預想（特別是關于啟動電源），以保證設備安全。

10.啟動調試內容及步驟

10.1測量發電機轉子繞組的絕緣電阻及交流阻抗。10.1.1試驗目的

檢查發電機在升速過程中有無不穩定的匝間短路現象，并將轉子繞組交流阻抗的測試數據與機組初次投運時測試原始數據進行比較。10.1.2試驗前系統運行方式

試驗前確認5021開關、50216刀閘在分位，并斷開其控制電源。確認502117地刀在合位，并斷開其控制電源。10.1.3試驗注意事項

1)試驗電壓的峰值不應超過額定勵磁電壓。2)試驗時勵磁回路中的滅磁開關應斷開。

3)試驗時如發現轉速升高后，交流阻抗突然減小很多，要查明原因，及時匯報。10.1.4試驗要求

試驗時應在汽機啟動曲線上要求穩定停留的轉速下進行交流阻抗膛內試驗，其中額定轉速下交流阻抗的測取，應在超速試驗前、后各作一次。超速試驗結束后，發電機停下，恢復發電機轉子正負滑環與勵磁一次回路的連接板，準備進行下一步試驗。10.2發電機—變壓器組空載試驗 10.2.1 試驗目的

檢查一次設備的絕緣情況；檢查電壓回路，錄制發變組空載特性。10.2.2試驗前系統運行方式

試驗前確認5021開關、50216刀閘在分位，并斷開其控制電源，所有臨時接地線全部拆除。確認502117地刀在分位并斷開其控制電源。10.2.3 注意事項

1)發電機轉速保持在（3000±5）r/min 2)試驗采用發電機、主變壓器和高壓廠用變、脫硫變同時升壓的方法進行，試驗中要對發電機、主變壓器、高壓廠用變、脫硫變以及500kV開關站設專人監視。一旦有異常立即停止升壓。3)發變組保護按空載方式投入。檢查并投入發電機端PT的一、二次保險或空開；高廠變、脫硫及公用變低壓側進線PT的一、二次保險或空開；500kV線路PT電壓端子箱中的PT二次保險或空開。

4)升壓前將發電機過壓保護的整定值設為110V、0秒，升壓過程中發電機機端電壓不能超過22000V（1.1倍額定電壓）、主變高壓側電壓不能超過550kV。

5)在整個試驗過程中，監盤人員必須嚴密監視盤表的變化，若有緊急情況，應立即滅磁，同時報告指揮人員。10.2.4 試驗前準備工作

1)保護人員和勵磁調節器廠家人員設置好勵磁調節器做空載試驗的參數。2)將發電機出口PT：TV1、TV2、TV3送至工作位置，合上發電機PT端子箱內的所有電壓空開。

3)拆除#2機勵磁變高壓側線纜，從 6kV備用開關柜放一顆臨時電纜至#2機勵磁變高壓側并接好線纜；

4)按照新整定勵磁變臨時定值輸入6kV備用開關綜合保護裝置，傳動試驗正常。二次班將該備用開關分合閘按鈕接至6kVII段進門處。10.2.5試驗步驟

1）運行人員合上6kV臨時電源開關，在勵磁小室就地合上FMK滅磁開關。2）試驗人員就地手動緩慢升壓，錄制發電機空載特性試驗數據。

3）進行發變組空載特性上升和下降過程的測試，錄取發電機端電壓、勵磁電流和勵磁電壓，監視標準表及其它監控系統上的讀數。發電機機端電壓最高點為1.0倍額定電壓，堅持5分鐘。

4）空載特性試驗完成后，進行發電機滅磁時間常數測試試驗。在空載額定電壓下測錄勵磁回路的滅磁時間常數、以及自動滅磁開關分閘后發電機定子殘壓。

5）試驗完畢后減磁至最低位置，斷開FMK開關，斷開6kV臨時電源開關及其操作電源，作好相應的安全措施，恢復#2機勵磁變高壓側連接電纜。10.3發電機在空載時勵磁調節器試驗 10.3.1試驗目的

由于自動勵磁調節器為閉環控制系統，而其靜態試驗只能模擬開環情況，對于各項動態性能指標則無法確定，為此需要在發電機空載情況下，通過各種閉環方式下的試驗判定裝置全面性能的好壞，調整裝置的各項設置參數，使其各項動態調節品質達到國標的要求；測錄發電機定子開路的滅磁時間常數和自動滅磁開關分閘后發電機定子殘壓。

10.3.2試驗前系統運行方式

試驗前確認5021開關、50216刀閘在分位，并斷開其控制電源，所有臨時接地線全部拆除。確認502117地刀在分位，并斷開其控制電源。10.3.3試驗注意事項

① 試驗中勵磁系統各部分(調節器、整流裝置及集控室儀表盤)都必須有人密切監視，如有異常應立即匯報試驗負責人并及時處理，必要時應立即中止試驗，待查明原因后再進行。

② 試驗結束后拆除測量儀表及儀器應小心，不得造成誤碰帶電部位，二次線恢復必須正確無誤。

③ 試驗中嚴禁PT短路、CT開路，同時ＰＴ回路也不得開路，以免“斷線檢測”單元失靈導至發電機空載強勵擊穿絕緣。④ 發電機過壓保護定值已改為110V、0s跳閘。10.3.4試驗步驟

1)現場按照規程要求，由勵磁廠家人員進行空載時勵磁系統相關參數校核試驗。2)試驗結束后，恢復發電機過電壓保護定值。10.4 5021開關假同期試驗。10.4.1試驗前系統運行方式

試驗前確認5021開關、50216刀閘、502117地刀在分位。10.4.2 試驗時的注意事項

1)必須解除電氣至DEH的并網信號，或在DEH中強置脫網信號，防止汽機超速。10.4.3 試驗前的準備工作

1)熱工專業工作人員在DCS上強置50216刀閘的合位信號。

2)運行人員在#2發變組測控裝置上將“NCS控制/DCS控制”轉換開關扭至“DCS控制”。10.4.4試驗內容

1)運行人員在DCS上用“單步”并網程序進行5021假并列合閘試驗。檢查同期裝置及同期合閘回路的正確性，試驗結束匯報調度。2)運行人員在DCS手動拉開5021開關。

3)試驗結束熱工專業工作人員解除DEH中強置的脫網信號，解除在DCS上強置的50216刀閘的合位信號。10.5 ＃2發電機同期并網及帶負荷檢查主變高壓側CT極性。10.5.1 試驗時的注意事項

1)發電機轉速保持在（3000±5）r/min。2)檢查電氣至DEH的并網信號已恢復。

3)發電機并網前控制發電機機端電壓比系統電壓略高、發電機頻率比系統頻率略高，保證機組并網后略帶有功和無功。10.5.2 試驗前的準備工作

1)檢查除發變組保護C柜的“5021聯跳發變組”保護之外的所有保護已投入，投入2發變組保護A、B、C柜上所有出口壓板。“5021聯跳發變組”保護在機組并網后再投入。

2）檢查確認5021開關、50216刀閘、502117地刀在分位，621、623、605、606開關在試驗位置，并在分位狀態。10.5.3 試驗內容 1)合上50216刀閘。

2)用同期裝置將5021開關將#2機按照正常并網步驟并網。

3)根據現場發電機帶負荷情況，緩慢升負荷，當主變高壓側負荷達到220MW時，穩定負荷，電氣二次班人員對#2主變高壓側A相套管CT二次電流進行核相。（此時二次電流約0.21A左右）

4)#2主變A相套管CT二次電流核相正常后，再往上升負荷。

#

附圖1：#2機電氣主接線

注：本次不做短路試驗，附圖中D1-D5短路點設置取消

第五篇：07火電工程機組整套啟動試運后質量監督檢查典型大綱

火電工程機組整套啟動試運后質量監督檢查典型大綱

[2005]57號 總 則

1.0.1 依據《建設工程質量管理條例》、《工程質量監督工作導則》和《電力建設工程質量監督規定》，為統一電力建設工程質量監督工作的程序、方法和內容，規范工程建設各責任主體和有關機構的質量行為，加強電力建設工程質量管理，保證工程質量，確保電網安全、保障人民生命、財產安全，保護環境，維護社會公共利益，充分發揮工程項目的經濟利益和社會效益，制定火電、送變電工程11個階段性質量監督檢查典型大綱。

凡接入公用電網的電力建設工程項目，包括各類投資方式的新建、擴建或改建的火電建設工程，均應按上述相關典型大綱的規定進行質量監督檢查。

1.0.2 《火電工程機組整套啟動試運后質量監督檢查典型大綱》(以下簡稱本《大綱》)適用于各電力建設工程質量監督中心站(以下簡稱中心站)對火電建設工程機組整套啟動試運后的工程質量進行監督檢查。1.0.3 機組整套啟動試運是機組按《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程》(以下簡稱《啟規》)和《火電工程調整試運質量檢驗及評定標準》(以下簡稱《調試驗標》)規定的啟動試運條件、調試工作內容和質量標準，完成空負荷調試、帶負荷調試和滿負荷試運等三個階段全部調試工作的全過程；是對機組相關的建筑、安裝工程的設計、設備和施工質量的動態考核；也是對機組調整試驗工作質量的考核。機組整套啟動試運后的質量監督檢查，是判定工程質量是否符合設計規定，符合國家和行業的相關標準，能否保證機組安全、可靠、穩定地移交生產的重要環節和手段。

1.0.4 質量監督檢查以重點抽查的方法進行。檢查工程建設各責任主體質量行為時，對火電工程各《大綱》中內容相同的條款一般只抽查一次。凡經檢查符合規定、在后續工程中又未發生情況變化者，一般不再重復檢查。

1.0.5 根據工程設計中采用新設備和新技術的具體情況，電力建設質量監督中心站(以下簡稱中心站)可結合工程的實際特點，補充編制其具體的監督檢查細則，也可編制對本工程監督檢查的《實施大綱》，保證監督檢查的針對性和全面性。

1.0.6 對國外引進設備工程質量監檢的技術標準，按供貨技術合同約定執行；在合同中未作規定或規定不明確或國內、外技術標準有較大差異時，按由建設單位組織相關單位協商確定，并報主管部門批準的標準執行。

1.0.7 受社會監督的工程項目(4.3.1)由相關專業小組分別檢查。質量監督檢查的依據

下列文件中的條款通過本《大綱》的引用而成為本《大綱》的條款。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單(不包括勘誤的內容)或修訂版均不適用于本《大綱》，然而，鼓勵根據本《大綱》達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本適用于本《大綱》。

① 工程建設各責任主體：指參與工程建設的建設勘察設計、施工、調試、監理及生產運行等單位。② 有關機構：指工程施工過程中參與試驗、檢測工作的各類試驗室。

①

② 1

《建設工程質量管理條例》中華人民共和國國務院令[2000]第279號 電建質監[2005]52號 《電力建設工程質量監督規定》(暫行)建質[2003]162號 《工程質量監督工作導則》

建標[2000]219號 《工程建設標準強制性條文》(房屋建筑部分)建標[2000]241號 《工程建設標準強制性條文》(電力工程部分)GB 50300—2001 《建筑工程施工質量驗收統一標準》 GB/T 50326—2001 《建設工程項目管理規范》 GB 50319—2000 《建設工程監理規范》

電建[1996]59號 《火力發電廠基本建設工程啟動及竣工驗收規程》 國電電源[2002]896號 《電力建設工程施工技術管理導則》 建質[1996]40號 《火電工程啟動調試工作規定》 建質[1996]40號 《汽輪機甩負荷試驗導則》

建質[1996]40號 《火電機組熱工自動投入率統計方法》 勞部發[1996]276號 《蒸汽鍋爐安全技術監察規程》 勞鍋字[1990]8號 《壓力容器安全技術監察規程》 DL 647—2004 《電站鍋爐壓力容器檢驗規程》 DL 612—1996 《電力工業鍋爐壓力容器監察規程》 DL/T 889—2004 《電力基本建設熱力設備化學監督導則》 GB 50150—1991 《電氣裝置安裝工程電氣設備交接試驗標準》 《電力建設施工及驗收技術規范》系列文件 《火電施工質量檢驗及評定標準》系列文件 DL/T 5072—1997《火力發電廠保溫油漆設計規程》 DL/T 793—2001《發電設備可靠性評價規程》 DL/T 904—2004《火力發電廠技術經濟指標計算方法》 電建[1995]543號《電力建設文明施工規定及考核辦法》

有關國家、地方和電力行業標準，制造廠標準、本工程全部有效設計圖紙和技術文件、工程內部相關技術協議等質量監督檢查應具備的條件

3.0.1 按設計規定的內容和技術標準，全部建筑、安裝施工項目已完成，已經驗收、簽證完畢。3.0.2 機組按《啟規》和《火電工程啟動調試工作規定》(以下簡稱《調試規定》)的程序和項目，完成了全部調整試NT作；已按《調試驗標》檢查驗收、簽證完畢；已由試運總指揮報經啟動委員會同意后，宣布機組滿負荷試運工作結束；建設單位已向生產單位提交機組啟動驗收報告。

3.0.3 機組分部試運階段和整套啟動試運階段的各項調試計劃，試運措施、方案、調試報告和驗收簽證整理完畢，并完整、齊全、規范。調整試運、消缺維護和工程監理等工作記錄、管理臺賬已收集齊全、基本整理完畢。移交生產的施工技術文件、資料已基本整理完畢或已移交。

3.0.4 按本《大綱》規定的檢查內容、步驟和方法，工程質量監督站已組織各責任主體進行了予監檢，對檢查中發現的質量問題已整改完畢。

3.0.5 機組按設計規定的技術條件，正處于額定工況或大負荷工況下正常運行。監督檢查的內容和要求

4.1 對工程建設各責任主體質量行為的監督檢查 4.1.1 對建設單位質量行為的監督檢查：

4.1.1.1 認真貫徹執行《啟規》的各項規定，全面協助和配合試運指揮部作好機組啟動試運全過程的組織管理工作。未因其工作不到位或失誤而造成質量、安全事故或延誤調試進度等問題。

4.1.1.2 機組啟動試運工作中，指揮部下設的各工作組的人員充實、分工明確、責任落實、工作到位，未發生因其工作配合不協調或失誤而延誤調試工作進度等問題。

4.1.1.3 因故尚待消除的缺陷和需完善項目的工作計劃已安排并落實。對于暫時不具備處理條件，且不影響機組安全運行的項目，已報試運指揮部對其處理方案、負責單位和完成時間審查完畢，同意延期完成。4.1.1.4 會同試運指導部的驗收檢查組，主持各類施工、調試和設備技術資料的移交工作。移交資料的內容、要求和時間安排已確定。移交工作符合《啟規》和《調試驗標》的規定。對于特殊情況已作出具體的安排。

4.1.1.5 督促、檢查監理單位對機組已完成的施工和調試項目質量驗收、簽證完畢。

4.1.1.6 對未完的調試項目和機組性能試驗的工作計劃已制定，其相關的準備工作已基本落實。4.1.1.7 主持工程建設各責任主體進行機組建設質量總評，《調試驗標》中“機組建設質量總評表”驗填準確、規范。

4.1.1.8 對與機組移交生產有關電網調度事宜、與地方政府相關部門主管的外部條件事宜均已落實，能保證機組順利投產。

4.1.2 對勘察設計單位質量行為的監督檢查：

4.1.2.1 工程建設中形成的全部設計變更等文件，已歸類、分析、統計完畢，其分析、統計表已繪制完成。已確定的待完善項目的方案已制定或已提出項目清單和設計工作計劃。4.1.2.2 工程竣工圖卷冊目錄已編制完成，出版移交計劃已制定。4.1.3 對監理單位質量行為的監督檢查：

4.1.3.1 配合機組整套啟動試運的各專業人員充實，分工和職責明確、工作到位，在試運過程中，有效地發揮監理作用。

4.1.3.2 全部施工、調試項目質量檢查驗收已完畢，簽證規范，驗簽單位齊全。4.1.3.3 對調試項目進行全過程的監理，保證調試質量。

4.1.3.4 對施工單位的消缺工作進行全過程的監理，并檢查驗收完畢。

4.1.3.5 整套啟動試運的監理日志、重要消缺項目的旁站記錄、會議紀要和質量問題臺賬等技術文件和資料完整、齊全，書寫清晰，且規范。

4.1.3.6 督促、檢查施工和調試單位，在施工或調試過程中形成的各類技術文件、資料均完整、齊全、準確、規范。

4.1.4 對施工單位質量行為的監督檢查：

4.1.4.1 配合機組整套啟動試運的組織機構人員充實，分工和職責明確，工作到位。試運過程中未發生因消缺維護工作不到位，而引發的的安全、質量問題。

4.1.4.2 因故尚未消除的缺陷和需要完善的項目工作計劃已經落實，對暫時不具備施工條件，并且不影響機組安全運行的項目，其技術方案、時間安排已報試運指揮部審定。

4.1.4.3 整套啟動試運的工作日志、消缺記錄完整、清晰、真實、規范。重大消缺項目已經驗收、簽證。4.1.4.4 整套啟動試運期間形成的設計變更、技術洽商、會議紀要以及其他類型的技術文件、資料完整、齊全。

4.1.4.5 按規定移交生產單位的技術文件、資料和備品、備件以及專用工具，已隨機組移交或已形成移交清冊，并確定移交時間。

4.1.4.6 中心站在工程各階段性監督檢查時提出的整改項目，已全部處理完畢，其檢查驗收或認定手續完備，管理閉環。整改項目匯總清冊完整、清晰、規范。4.1.5 對調試單位質量行為的監督檢查：

4.1.5.1 機組整套啟動試運各專業組的分工明確、工作到位，人員配備滿足調試工作需要。未發生因調試指揮不當而造成的設備或人身安全事故。

4.1.5.2 機組整套啟動試運中，空負荷調試、帶負荷調試和滿負荷試運三個階段調試的范圍、程序、項目和調試前具備的條件均符合《啟規》和《調試驗標》以及《調試規定》的要求，并符合本工程設計的實際情況。

4.1.5.3 各項調整試驗嚴格按批準的方案和措施執行。調試結果符合設計和設備制造廠以及《調試驗標》的規定(國外引進設備的質量標準按本《大綱》1.0 6條執行)。

4.1.5.4 機組整套啟動試運中，按《調試驗標》規定的階段、專業和項目全部驗收、簽證完畢。驗收簽證填寫準確、規范。

4.1.5.5 機組整套啟動試運各階段中，按《調試驗標》和本《大綱》規定的項目所采集的主要參數和技術經濟指標以及機組整套啟動試運記錄完整、齊全、真實、準確。采集和統計方法符合《調試驗標》和《啟規》及《火力發電廠技術經濟指標計算方法》等規定。

4.1.5.6 分系統調試和機組整套啟動試運各階段的調試報告已編制完成。

4.1.5.7 調試報告的基本內容完整、規范。編寫層次清晰、語言規范。準確敘述項目的調試內容、過程、出現的問題和處理的結果以及調試的實際效果與質量評定結論，對尚存問題和處理建議的說明準確，為機組安全運行和技術改進提供可靠的依據。4.1.6 對生產單位質量行為的監督檢查：

4.1.6.1 整套啟動試運中未發生因運行操作原因造成的設備或人身安全問題。

4.1.6.2 生產管理、運行操作和檢修維護的組織機構已就序，并正常運轉，具備接收機組進行生產管理的能力。

4.1.6.3 各類試驗室的人員、管理制度和設備管理的準備工作均已就序，具備開展相關試驗和技術監督工作的條件。

4.1.6.4 各類生產運行用物料的采購供應和必需的儲備數量正常。各類備品、備件、專用儀器和工、器具已經齊備。

4.1.6.5 技術檔案室的人員到位，管理制度和設備齊備，環境條件符合規定要求，已正常開展工作。4.1.6.6 設備和閥門的命名和編號、管道色環和介質流向等標識已經完善，符合《火力發電廠保溫油漆設計規程》規定。

4.1.6.7 全廠的勞動安全、職業健康和環境保護等方面的生產運行條件滿足國家和電力行業相關規定的標準。

4.2 對技術文件和資料的監督檢查

4.2.1 施工設計圖紙、制造廠家技術文件、資料、設計變更、技術洽商和竣工圖或竣工圖目錄清單及其提交計劃。

4.2.2 機組整套啟動試運調試方案和技術措施。調試工作記錄和調試技術總結。4.2.3 機組整套啟動試運過程記錄表。

4.2.4 通過DCS打印的(包括主要參數)機組滿負荷試運階段的實際負荷曲線。4.2.5 機組滿負荷試運階段設備和工藝系統投運情況一覽表。

4.2.6 機組滿負荷試運階段主要參數和主要技術經濟指標統計一覽表。

4.2.7 機組滿負荷試運階段，保護系統、程控系統和監測儀表投運情況一覽表及其投入率統計結果。4.2.8 機組整套啟動試運階段自動調節系統投運情況一覽表。開關量、模擬量清單，精度校驗統計表，通道校驗結果。

4.2.9 機組整套啟動試運階段各類保護系統動作和拒動、誤動的統計和原因分析結果一覽表。4.2.10 按《啟規》和《調試驗標》規定，對機組分系統和整套啟動試運以階段、專業和分項劃分的調整試運質量檢驗評定統計表。

4.2.11 《調試驗標》規定的建筑、安裝靜態質量評定匯總表、工程安全文明生產檢查評分表、機組整套試運綜合質量指標考核和機組建設質量總評表。

4.2.12 機組整套啟動試運階段主機和汽動給水泵及主(備)變壓器等的各種油質、發電機內冷水質、機組汽水品質、煤質分析和化學監督技術記錄及分析報告。

4.2.13 機組整套啟動試運階段暴露的各類主要缺陷和處理情況一覽表、重大質量問題的原因分析和處理結果報告及會議記錄或紀要等文件。

4.2.14 施工和調試未完項目清單以及完成計劃。

4.2.15 中心站在各階段質量監督檢查中，提出的整改項目的處理結果匯總表。4.2.16 地方消防主管部門對全廠消防系統核發的同意使用書面文件。

4.3 對工程實體質量的監督檢查

4.3.1 受社會監督的工程項目(由相關專業組分別檢查)：

4.3.1.1 按設計范圍和規定的技術條件全廠消防系統(消防水、泡沫滅火、煙霧報警和自動滅火)已全部施工、調試完畢，經地方消防主管部門檢查合格，正常投用。消防器材按規定品種和數量擺放正確。4.3.1.2 電除塵設備及其控制系統投運正常。煙氣排放符合國家或地方政府規定的環境保護標準。干除灰設備及控制系統投運正常、無泄漏，符合設計規定。

4.3.1.3 同期建設的機組煙氣脫硫和脫氮系統，已按設計規定全部施工完畢。分部試運和系統冷態調整試運工作已經完畢，具備通煙氣進行熱態調整試運的條件。

4.3.1.4 煙氣在線監測系統的監測儀表和設備按設計配置齊全、狀態完好，監測系統投運正常。4.3.1.5 按設計范圍，工業廢水、生活污水和生活飲用水等處理系統已經調試合格，并正常投運，水質符合設計規定和國家標準。

4.3.1.6 廠內各部生產運行區域和廠界的噪聲符合國家環境保護標準。4.3.2 土建工程和運行環境：

4.3.2.1 機組各建(構)筑物符合設計規定。其結構安全和使用功能滿足設備及其工藝系統運行操作和維護檢修的需要。

4.3.2.2 全廠基準坐標點和水準點完好無損，保護可靠。大型建(構)筑物和重要混凝土基礎沉降觀測計劃明確，觀測記錄和其曲線真實、規范，并按計劃連續觀測。絕對沉降量和不均勻沉降量不超過設計值或相關技術標準。

4.3.2.3 各主、輔廠房屋面無滲漏。地下室和各類溝、坑底面無滲漏和積水。全廠排水管、溝完好、通暢。

4.3.2.4 建筑物內、外墻面、地面和樓梯踏步面層無裂紋或破損。梁柱和各類混凝土基礎的棱角順直無磕棱碰角。門窗密封性能完好、配件無缺損、開關靈活。

4.3.2.5 各類溝道蓋板齊全、順直，放置平穩無蹺動，其室外部分應密封良好，不滲水。4.3.2.6 廠區道路暢通、平整無裂紋、無積水，坡度符合設計規定。路牙順暢無破損。4.3.2.7 機組各建筑物的內、外裝修面均應清潔無二次污染，成品保護良好。4.3.2.8 水工系統的取水、過濾、沉砂功能正常，滿足機組在設計工況下運行的需要。

4.3.2.9 冷卻水塔筒壁、壓力管涵和溝道接口無滲漏。冷卻塔淋水正常、無水溜。貯灰壩體無沉降、變形和開裂。

4.3.2.10 各主、輔廠房內運行環境良好，無施工痕跡，無生產垃圾。各運行層面清潔、整齊，無積水、無油跡。設備和管道系統油漆完好、表面清潔、色調明快、物見本色。采暖、通風良好、照明充分無死色，符合設計規定、滿足安全的要求。各處環境噪聲符合勞動保護和職業健康的標準。

4.3.2.11 各類設備、閥門的命名、編號、掛牌正確、齊全、統一、規范。管道的油漆、色環、介質流向等標識符合《火力發電廠保溫油漆設計規程》。各類標識的位置醒目、易見。

4.3.2.12 廠區環境整潔，無施工痕跡、無生產垃圾，照明良好，綠化效果良好、環境美觀。4.3.3 鍋爐專業：

4.3.3.1 鍋爐能按設計程序和規定曲線啟動和停運，且平穩、正常。

4.3.3.2 在機組額定工況下，鍋爐蒸發量和蒸汽參數符合設計值。鍋爐負荷適應能力強，在機組變工況條件下，能穩定運行，各受熱面金屬和其進出口煙氣溫度及左右偏差值均符合設計規定。4.3.3.3 直流鍋爐蒸發受熱面的水動力工況正常，符合設計規定。能保證鍋爐穩定運行。

4.3.3.4 各受熱面和承壓部件無泄漏或爆管。如曾發生泄漏或爆管，已查明原因，妥善處理，消除后患。4.3.3.5 鍋爐各部膨脹均勻、正常，無受阻現象。膨脹記錄真實、準確。4.3.3.6 各受熱面吊掛裝置工作狀態正常，符合制造廠規定。4.3.3.7 爐墻無顯著晃動、尾部受熱面無顯著振動。

4.3.3.8 吹灰系統投運正常，程控功能符合設計規定，吹灰器伸、縮自如，無卡澀，其蒸汽管道壓力穩定、無滲漏。

4.3.3.9 爐頂、爐墻密封性能良好無泄漏，保溫性能符合設計規定，爐頂罩殼和爐墻護板表面溫度符合規定標準。

4.3.3.10 燃油系統工作正常，設備和管道系統無滲漏。供油量、油壓、加熱溫度符合設計規定。油槍霧化良好。點火系統功能可靠，動作靈活，工作正常。

4.3.3.11 輸煤系統各卸煤、輸煤設備運行正常。其除塵、沖洗設備投運正常、效果良好，光照充分，總體運行環境良好。

4.3.3.12 原煤倉、煤粉倉無堵塞，煤位或粉位表計指示準確。斷煤信號動作可靠。煤閘板開、關靈活。粉倉下粉鎖氣器動作靈活。滅火系統正常投入使用。防爆門完好。抽氣管、木屑分離器、給煤機等裝置和設備投運正常。

4.3.3.13 除灰、除渣設備及其工藝系統設備完好，運轉正常。無漏灰、漏水等現象。

4.3.3.14 各類爐外管道系統嚴密無滲漏，且膨脹自如無阻。支吊架工作狀態符合設計規定。保溫罩殼完好無損，其表面溫度符合設計或規定標準。

4.3.3.15 附屬機械和輔助設備及其工藝系統按設計范圍和規定程序，全部投入滿負荷試運行，運行平穩、正常，系統無滲漏，其運行參數、調節性能均滿足鍋爐額定或變工況運行的要求。轉動機械的軸承振動、溫度和噪聲等主要控制指標符合設計和《驗評標準》規定。軸端的密封及其冷卻效果良好，設備的就地表計等附件齊全、完好。

4.3.3.16 電除塵器各電場全部投運，并工作正常。振打裝置按設計程序工作正常，效果良好。各灰斗落灰順暢無積灰。其加熱裝置正常投入，效果滿足設計要求。電除塵器殼體膨脹自由不受阻，其保溫及鐵皮罩殼完整無損，保溫效果符合設計和《調試驗標》規定。各層步道、梯子、欄桿完好、通暢，無雜物，照明齊全、完好。

4.3.3.17 各類壓力容器、熱力設備工作正常、無滲漏，膨脹不受阻。保溫罩殼完好，表面溫度符合設計和《調試驗標》規定。

4.3.3.18 煙、風、煤等管道運行正常，無滲漏、無振動、膨脹自如。保溫表面溫度符合設計和《驗評標準》規定。支吊架安裝正確，其工作狀態符合設計規定。

4.3.3.19 鍋爐鋼架沉降觀測點保護完好，鋼架沉降無異常。觀測文件、資料齊全、完整、規范。觀測單位和人員具有相應資質和資格。

4.3.3.20 機組整套啟試運前質監檢查提出的整改項目已處理完畢，已經驗收、簽證規范。4.3.4 汽機專業：

4.3.4.1 汽輪發電機組能按設計程序和規定曲線啟動和停機。汽輪發電機組負荷適應能力強，在各種工況下，均能平穩、正常運行。其熱膨脹、軸振、軸瓦溫度、凝汽器或直接空冷式汽輪機排汽裝的真空、抽汽參數等主要控制指標均符合設計規定。主油泵切換時各部油壓正常。

4.3.4.2 機組在額定工況下，各項主要運行參數、技術指標均符合設計及銘牌規定。汽機全部檢測和保護裝置投用正常。

4.3.4.3 汽輪機在額定工況下，各部金屬溫度正常，符合規定標準。兩側主蒸汽、再熱蒸汽進汽溫度偏差值符合規定。旁路系統按要求能正常投入，其調節和保護功能符合設計規定。

4.3.4.4 整套啟動試運期間，經翻瓦檢抽查，各軸頸、推力盤和烏金以及發電機密封瓦均光潔無損傷。頂軸系統和盤車裝置的投、退和運行正常。

4.3.4.5 汽輪機快速冷卻系統和防進水裝置投用正常。

4.3.4.6 汽輪機調節油、軸承潤滑油和發電機密封油的壓力、溫度符合設計規定，其壓力調節裝置的調節功能可靠、準確。油質的各項技術指標符合《驗收規范》和《調試驗標》的規定。

4.3.4.7 發電機定子的氫氣和內冷水的工作壓力以及物理、化學性質指標均符合設計和《調試驗標》的規定。

4.3.4.8 附屬機械及其工藝系統按設計范圍和規定技術條件，全部投人滿負荷試運行，且運行平穩、正常。其運行參數，調節性能均滿足主機額定或變工況運行的要求。設備和系統嚴密無滲漏。軸承的振動、溫度和運行噪聲等主要控制指標符合設計和《調試驗標》規定。軸端密封效果良好，溫度正常。軸承油位正常，油擋無滲油。設備的就地表計等附件齊全、完好。

4.3.4.9 輔助設備及其工藝系統，按設計范圍和規定技術條件，全部投入滿負荷試運行。運行平穩、無晃動，內、外均無滲漏，運行參數符合規定，能適應主機額定或變工況運行的要求。液位、安全門、就地儀表等附件齊全、完好，且工作正常。

4.3.4.10 各類管道系統均嚴密無滲漏、膨脹自由無受阻現象。支吊架布設合理，其工作狀態符合設計要求。各種閥門無內漏、開關靈活、位置指示正確。各種濾網材質正確、完好無破損，其前后差壓正常。4.3.4.11 機組已按《汽輪機甩負荷試驗導則》規定完成甩50％和甩100％負荷試驗，試驗結果符合設計規定，并已出具正式報告。

4.3.4.12 各類熱力設備和管道、保溫罩殼完好，表面溫度符合設計和《調試驗標》規定。4.3.4.13 機組整套啟動試運前質監檢查提出的整改項目，已處理完畢，已經驗收、簽證完畢。4.3.5 電氣專業：

4.3.5.1 電氣系統的各項試驗按電氣專業機組整套啟動試驗措施的內容、要求已全部完成。試驗結果符合《電氣設備交接試驗標準》以及廠家技術標準的規定。調試報告完整、齊全、規范，結論明確。4.3.5.2 機組首次啟動，在不同轉速下發電機轉子線圈的動態測量值：線圈絕緣電阻、交流阻抗、功率損耗以及軸電壓等無明顯變化。

4.3.5.3 發電機空載下勵磁系統調試，發電機勵磁系統帶負荷試驗已完成，勵磁系統的各項功能、參數、工作穩定性符合設計要求和設備制造廠家規定。

4.3.5.4 發電機短路特性、空載特性等試驗結果符合廠家的規定。

4.3.5.5 發電機(或發變組)啟動試運過程中，對電流、電壓二次測量和保護回路的定值和向量等進行了全面檢查，結果正確，記錄完整、清晰。

4.3.5.6 發電機同期系統定相并網試驗成功，波形記錄清晰；有關電網安全的保護、自動裝置已按電網管理、調度部門的要求完成試驗。

4.3.5.7 發電機運行參數正常，有功、無功出力達到設計規定值；鐵芯、線圈、冷卻介質溫度在正常范圍內。

4.3.5.8 發電機出線無過熱現象。漏氫檢測裝置在正常投運狀態。封閉母線箱體密封良好，微正壓裝運行正常。

4.3.5.9 變壓器投運正常，無滲油、超溫和異響情況；絕緣油按期進行的監督試驗，結果合格。

4.3.5.10 繼電保護和自動裝置按設計套數全部投入，無誤動和拒動現象；定值清單和統計一覽表齊全、規范。

4.3.5.11 電氣測量指示(儀表指示和DCS系統顯示)準確、一致。

4.3.5.12 廠用電快切裝置功能正常，廠用電工作電源和備用電源的手動切換試驗和模擬事故切換試驗(空負荷、帶負荷不同條件下)動作正確，波形記錄清晰。

4.3.5.13 主要電動機運轉平穩，出力達到設計值；電流不超限，鐵芯、軸承溫度和振動在正常范圍內。4.3.5.14 直流系統，保安電源系統，UPS裝置工作正常；全廠照明、通信系統投用正常。4.3.5.15 電除塵器升壓、振打、加熱等電氣設備和控制系統投用正常。4.3.5.16 各部電纜的防火設施完善。運行環境清潔、無積水。

4.3.5.17 按《調試驗標》完成全部電氣系統調試項目的質量驗收、簽證，并齊全、規范。4.3.5.18 整套啟動試運前質量監督檢查提出的整改問題已處理完成，已經驗收、簽證規范。4.3.6 熱控專業：

4.3.6.1 不停電電源(UPS)供電可靠。儀控壓縮空氣壓力和供氣品質符合設計和相關規程規定。全廠熱工設備的接地符合設計和規程規定。

4.3.6.2 分散控制系統(DCS)投運正常、功能完善、可靠。打印機、拷貝機、操作員站和工程師站均正常運行，且無死機現象。

4.3.6.3 鍋爐爐膛安全監控系統(FSSS)投運正常、功能完善、可靠。主控室內設置的火焰監視工業電視可視效果良好。

4.3.6.4 計算機數據采集系統(DAS)投運正常。CRT圖像顯示正確，畫面清晰。各類運行參數、控制指標的數據和其精度符合設計規定，滿足機組穩定運行的要求。

4.3.6.5 熱控自動調節系統(MCS)包括基地式調節系統的投入率及其調節品質符合設計和《調試驗標》的規定。

4.3.6.6 汽輪機數字電液調節系統(DEH)和汽動給水泵汽輪機數字電液調節系統(MEH)均運行正常、功能完善、可靠，符合設計規定。

4.3.6.7 順序控制系統(SCS)全部投運，功能正常、可靠。附屬機械、輔助設備的聯鎖保護全部投運，功能正常、可靠。

4.3.6.8 事故順序記錄儀(SOE)功能齊全、正常、投運可靠。

4.3.6.9 程控系統全部正常投運。其系統的步序、邏輯關系、運行時間和輸出狀態均符合設計規定，并符合工藝過程的要求。

4.3.6.10 各類保護裝置按設計規定全部投入運行。保護邏輯符合設計規定，滿足機組安全、穩定運行的要求，并具備在線試驗的功能。機組整套試運行期間，主要保護無拒動或誤動。

4.3.6.11 全廠各類儀表、變送器、傳感器及其一次元件按設計規定的型式、規格和精度裝設齊全，并全部投入運行，并指示準確、清晰。其計量檢查標識齊全、粘貼位置正確，且均在檢定有效期內。

4.3.6.12 全廠就地熱控裝置和設備全部投運、功能正常、可靠。控制箱、接線盒內部清潔、封閉良好，掛牌統一、規范。執行機構動作準確、可靠。

4.3.6.13 全廠熱工信號系統完善，符合設計和機組安全運行的需要。報警信號在CRT或光字牌上的顯示準確、清晰。

4.3.6.14 高、低壓旁路控制系統的自動和保護裝置功能正常；高、低旁路能按要求正確投入運行，其調節和保護功能正確、可靠。

4.3.6.15 主控制室和電子設備間的照明充分。室內溫度、相對濕度以及噪聲等環境控制指標符合相關規定。

4.3.6.16 整套啟動試運前質監檢查提出的整改項目，已處理完畢，已經驗收、簽證完畢。4.3.7 化學專業：

4.3.7.1 原水預處理工藝有足夠的深度，滿足反滲透等膜技術裝置的要求，能保證鍋爐補給水處理系統長期穩定運行。

4.3.7.2 反滲透系統運行正常，功率和脫鹽率符合設計和廠家要求。4.3.7.3 除鹽系統運行正常，功率和水質符合設計要求。4.3.7.4 鍋爐補給水系統程控裝置運行正常，符合設計要求。

4.3.7.5 凝結水精處理系統功率和水質符合設計要求，程控系統投運正常。4.3.7.6 汽水取樣和加藥系統完善，投運正常。

4.3.7.7 鍋爐的給水水質，蒸汽品質，凝結水、爐水和疏水水質符合制造廠家或規程規定。4.3.7.8 發電機內冷卻水水質(pH值、導電度、硬度)符合廠家要求和規程規定。

4.3.7.9 發電機氫冷系統的氫氣純度、濕度符合廠家要求，漏氫量符合《調試驗標》規定。

4.3.7.10 循環水加氯裝置及系統符合設計要求。循環水含氯量符合設計要求。循環水的阻垢、緩腐處理系統符合設計要求，運行正常，濃縮倍率達到設計要求。

4.3.7.11 化學在線監測儀表指示正確，記錄清晰、完整。化學運行報表清楚、齊全、準確。

4.3.7.12 工業廢水和生活污水及飲用水處理系統，調試合格，運行正常，功率和排水水質符合設計和國家標準。

4.3.7.13 化學試驗室的化學監督和環境監測工作開展正常，符合規定。各項試驗報告、記錄完整、齊全、規范。質量監督檢查的步驟和方法

5.1 檢查步驟

5.1.1 鑒于電力建設工程的技術特點，質量監督檢查以階段性檢查方式為主，結合不定期巡檢并隨機抽查、抽測的方式進行。階段性工程質量監督檢查按自查、預監檢和正式監督檢查三個步驟進行。5.1.2 自查：

由工程質量監督站督促工程建設各責任體，按本《大綱》規定的內容和要求對質量行為、《強制性條文》執行情況和工程實體質量及技術文件、資料進行自查，對發現的問題認真整改，符合要求后，書面報告工程質監站，并申請預檢。5.1.3 預監檢：

由工程質監站負責，組織工程建設各責任體，按本《大綱》規定的內容和要求，對質量行為、《強制性條文》執行情況和工程實體質量及技術文件、資料進行全面檢查。檢查完畢對工程質量做出客觀、公正、恰當的評價，對存在的問題進一步整改。整改完畢經監理單位確認，且形成管理閉環資料后，由工程質監站提前7天向中心站提出正式監督檢查的書面申請。

工程建設各責任主體均應認真準備好關于工程建設管理和工程質量狀況的書面匯報材料(匯報的主要內容見5 2 3條)。5.1.4 正式監檢：

中心站接到工程質監站的質量監督檢查申請后，應在不超過7天之內組織相關專業質監工程師組成監檢組，按本《大綱》規定的內容和要求，對各方主體的質量行為、《強制性條文》執行情況和工程實體質量及技術文件、資料進行重點檢查和隨機抽查，并且核查預監檢中提出的整改項目。

工程質監站和建設單位負責接受監檢的組織工作，其他各責任主體必須全程認真配合檢查。

5.2 檢查方法

5.2.1 監督檢查組可按本階段工程所涉專業分專業小組，按本《大綱》規定的內容和要求，在受監單位的相關專業人員配合下，進行檢查工作。

5.2.2 檢查一般采取：大會聽取匯報后，分專業小組以查閱資料、座談詢問、現場查看、抽查實測等方法進行。在專業小組檢查的基礎上，經監檢組討論評議，形成對本階段工程質量的綜合評價和檢查結論，然后，以大會形式通報工程建設各責任主體。

5.2.3 工程建設各責任主體迎檢匯報材料的編寫，應結合本《大綱》的內容和要求，并力求簡明、清晰、真實、準確地反映本單位在工程建設的組織管理、質量管理方面的工作情況；反映實體質量和成果以及存在問題和改進措施等方面的情況并認真填寫附表1～附表8。匯報的主要內容一般為：

5.2.3.1 建設單位：工程概況，工程建設的組織管理，工程質量目標和質量管理措施，里程碑進度計劃和實際進度控制，整套啟動試運的組織管理，機組總體質量，移交生產所具備的條件，整套啟動試運中發生的質量問題和處理結果，遺留問題和處理計劃，經驗教訓和改進措施。

5.2.3.2 設計單位：工程設計概況和技術特點，設計指導思想和工作原則，設計質量控制措施，技術供應和工代現場服務，機組整套啟動試運質量與設計規定符合性的評估，發生的重大設計變更，竣工圖移交情況，遺留設計問題和處理計劃，設計變更統計和原因分析及改進措施。

5.2.3.3 施工單位：施工承包范圍和主要工程量，質量管理體系及其運行效果，施工質量目標，質量管理工作和質量控制效果，工程實體質量，實際施工進度，整套啟動試運的組織管理和維護消缺，發生的質量問題和處理結果，遺留問題和處理計劃，經驗教訓和改進措施。

5.2.3.4 調試單位：調試工作范圍和主戛調試項目，調試工作指導思想和工作原則，質量目標和控制措施，領導組織和人員配備，機組整套啟動試運質量、主要參數和技術經濟指標統計，調試技術文件編制和出版，發生的質量問題和處理結果，遺留問題和處理計劃，經驗教訓和改進措施。

5.2.3.5 監理單位：監理工作范圍，工作指導思想和工作原則，組織機構設置和人員配備，對工程質量目標的響應，監理工作的組織管理，對施工質量和調整試驗質量的控管，整套啟動試運質量驗評結果統計，對工程質量的評估，發生的質量問題和處理結果，遺留問題和處理計劃，經驗教訓和改進措施。5.2.3.6 生產單位：機組整套啟動試運情況及其生產管理，對機組移交生產的人員組織、生產技術管理和物質保證等方面所具備的條件，發生的質量問題和處理結果，遺留問題和處理意見，經驗教訓和改進措施。

5.2.3.7 工程質監站：預監檢情況匯報。檢 查 評 價

6.0.1 各監檢專業小組檢查結束，經組內評議，對本專業的工程質量提出評價意見和整改要求以及改進工作的建議。同時，形成書面資料。

6.0.2 經監檢組評議后，對本階段工程建設質量行為、《強制性條文》執行情況和實體質量及技術文件、資料作出綜合評價和檢查結論。

6.0.3 以大會形式通報各專業小組的質量評價意見和整改要求以及改進工作建議。監檢組通報綜合評價及檢查結論。

6.0.4 對檢查結論滿足本《大綱》要求者，可頒發本階段工程《質量監督檢查結論簽證書》。會后，質監中心站出具正式質量監督檢查報告。主送本階段工程質量監督檢查的相關受檢單位和其主管部門。抄送電力建設工程質量監督總站和地方政府委托監督工作的主管部門。

6.0.5 由建設單位負責組織完成監檢組提出的整改要求，由監理單位正式檢查驗收后，經工程質監站確認并書面報送質監中心站備案。