宁海调试大纲

宁海调试大纲 4600MW #1 编写：上海调试所 2005 年 4 月 21 日 审核：上海调试所 2005 年 4 月 25 日 批准：上海调试所 2005 年 4 月 30 日 会审单位及代表： 国华浙能发电有限责任公司代表： 年 月 日 上海电力监理咨询有限公司代表： 年 月 日 天津电力建设安装工程公司代表： 年 月 日 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 1 页 共101页 年 月 日 1 2 3 4 5 6 7 8 9. 10. 11 12 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 2 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 3 页 共101页 为确保调试工作能优质、有序、准点、安全、文明、高效地进行，使工程能达 到“更安全、更可靠、更先进、更经济、更、更环保；创国际一流”的“六更 一创”要求，并使参加调试工作的各方对国产引进型600MW燃煤机组的调试过程及要求有较全面的了解，特制定本启动调试大纲。 调试大纲是机组启动调试阶段纲领性文件，通过调试技术纳总和各参战单位的 协作配合，贯彻执行调试大纲，最终使整个机组高水平地完成调试工作，顺利地达 标投产及工程创优。 本大纲适用于浙江国华宁海发电厂新建工程（4×600MW）#1机组及公用系统的启动调试过程，调试单位及各参建单位必须遵守本调试大纲。 1.1工程概况 浙江国华宁海发电厂新建工程（4×600MW机组）锅炉、汽轮机、发电机组分别 由上海锅炉有限公司、上海汽轮机有限公司、上海汽轮发电机有限公司采用引进技 术制造。该工程由浙江国华浙能发电有限责任公司建设，浙江省电力设计院设计， 上海电力咨询有限公司负责工程安装与调试监理，四川省江电建设监理有 限责任公司负责设计和土建监理，天津电建公司负责#1和#2机组的安装，浙江省电建公司负责#3和#4机组的安装，机组的投产顺序分别为#2、#3、#1和#4机组，其中，上海电力建设启动调整试验所负责#2和#1机组及全厂公用系统调试，浙江省电 力试验所负责#3和#4机组及GIS部分调试，#2机组计划于2005年12月31日完成机组调试投入商业运行，#1机组计划于2006年12月31日完成机组调试投入商业运行。 1 .2设备概况 1.2.1 锅炉为上海锅炉有限公司制造的型号为SG-2028/17.5-M908，亚临界、一次中 间再热、固态排渣、平衡通风、四角切园燃烧、控制循环汽包炉，其主要参 数如下（BMCR）： 蒸汽流量： 2028 t/h 蒸汽压力： 17.5MPa 主蒸汽温度： 541? 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 4 页 共101页 再热出口蒸汽流量： 1677.7 t/h 再热进口蒸汽压力 3.84MPa 再热出口蒸汽压力 3.66MPa 再热蒸汽温度： 541? 给水温度： 279? 排烟温度： 130? 最低不投油稳燃负荷 30% 锅炉效率： 93.51% 1.2.2 汽轮机为上海汽轮机有限公司生产的N600-16.7/538/538引进型中间再热凝汽 式汽轮机组，额定功率600.243MW 。其主要参数如下(THA)： 额定功率： 600.243MW 主蒸汽压力： 16.7MPa 主蒸汽流量： 1758.29 t/h 再热蒸汽压力： 3.162MPa 再热蒸汽流量： 1469.3t/h 主蒸汽温度： 538? 再热蒸汽温度： 538? 额定冷却水温 20? 凝汽器背压 4.9kPa 热耗： 7745.5kJ/kW 1.2.3 发电机为上海汽轮发电机有限公司制造的QSFN-600-2 水氢氢冷却汽轮发电 机组。其主要参数如下： 额定功率 (对应THA工况)： 600MW 额定容量： 667MVA 三相 额定电压： 20kV 额定电流： 19.25kA 最大连续功率： 756 MW 额定转速： 3000 r/min 功率因素（滞后）： COS,=0.9 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 5 页 共101页 频率： 50Hz 额定氢压： 0.4MPa 励磁方式： 静态励磁 冷却方式： 水氢氢（定子线圈水冷、定子铁芯、转子绕组氢冷） 发电机出口断路器为ABB公司制造的HEC-7型SF6断路器。其主要参数如下： 额定电压： 30kV 额定电流： 24000A 额定开断电流： 160kA 1.2.4 锅炉系统简述 (1) 制粉系统: 制粉系统采用中速磨正压冷一次风直吹式系统，每台锅炉设6座圆筒形钢制原煤仓,每座原煤仓几何容积为664m 33(有效容积531 m);每台 锅炉配置6台HP983中速磨煤机、6台国产皮带式电子称重给煤机。磨煤机密 封空气系统采用两台离心式风机,其中一台运行,一台备用; 磨煤机配有蒸汽 灭火系统。 (2) 烟风系统：烟风系统为平衡通风，一次风系统包括2台动叶可调轴流式 一次风机，二次风系统包括2台动叶可调轴流送风机，烟气系统包括2台双 室四电场电除尘器、2台动叶可调轴流式引风机，2台空气预热器为三分仓回 转再生式预热器,另外每台锅炉设置2台扫描冷却风机。4台锅炉合用一座高 度210m的四管集束钢内筒、钢筋混凝土烟囱。 (3) 燃油系统：锅炉采用#0轻柴油点火及助燃，二级点火方式：高能点火枪 点燃轻柴油，轻柴油再点燃煤粉。每根油枪最大出力为2.75t/h，12支油枪总 出力可带25％MCR负荷，采用机械雾化方式。燃油储存系统设2座2000m 3钢制储油罐，可满足四台炉点火、助燃及启动锅炉的用油。来油方式为油轮 运输，经油轮输油泵（或卸油泵）送入储油罐。 (4) 除灰渣系统：除灰渣系统采用灰、渣分除。除灰系统采用正压气力输送 方式将省煤器和电除尘器各灰斗内的排灰输送至灰库。灰库布置在煤罐附近， 两炉共设1座原灰库，1座粗灰库，1座细灰库，每座灰库容积为1300m3国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 6 页 共101页，直 径为12m。锅炉渣采用刮板捞渣机排渣，由输送机送入渣仓(渣仓储存容积120 3)m 储存，再用汽车运至灰场。 1.2.5 汽机系统简述 (1) 主蒸汽、再热蒸汽、给水系统 ? 主蒸汽、再热蒸汽系统采用单元制。主蒸汽管道及再热蒸汽管道均采用 2-1-2布置，主蒸汽主管管材采用A335P91，再热热段为A335P22，其他管道 采用12Cr1MoV,系统设30%BMCR高低压串联的气动控制旁路。 ? 给水系统采用单元制。除氧水箱中的水由给水泵升压经过高压加热器加热 后进入锅炉省煤器。每台机组设置2台50%容量的汽动给水泵、1台30%容量 的启动电动调速给水泵、3台高压加热器（带大旁路系统）。 ? 凝结水系统。从凝汽器热井出来的凝结水由凝结水泵升压后经凝结水精处 理装置、轴封冷却器和低压加热器加热后进入除氧器。系统设有凝结水补水 箱、2台100%凝结水泵和4台低压加热器。凝结水补充水由凝结水补充水箱 供应,每台机组各设置一台容量为400 m 3 的补充水箱。 ? 抽汽系统。汽轮机设有8段非调整抽汽分别供至高压加热器、高压除氧器 及低压加热器。汽轮机4段抽汽在机组正常运行时除向高压除氧器提供加热 蒸汽外还向给水泵汽轮机提供驱动蒸汽及辅汽蒸汽系统用汽。 ? 辅助蒸汽系统。辅助蒸汽系统汽源来自启动锅炉蒸汽、再热冷段蒸汽及4 段抽汽三个汽源，从辅助蒸汽联箱引出蒸汽到各用汽点。4台机组设有全厂辅 助蒸汽母管。新建工程设置1台35t/h燃油启动锅炉。 ? 冷却水系统。闭式冷却水采用除盐水为冷却水，每台机组设置2台100% 容量闭式循环冷却水热交换器、2台闭式循环冷却水泵和1台膨胀水箱。开式 循环冷却水来自循环水源。 1.2.6 电气部分 (1) 发变组系统及主接线 本期工程单元机组采用发电机-变压器组单元制接线，发电机出口装设断路器 （GCB），经主变压器升压后接入500kV系统。发电机采用自并励静止励磁系统， 励磁系统采用进口设备。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 7 页 共101页 由于装设了GCB，机组的起停电源由500KV系统通过主变压器倒送给厂用工作 变压器获得，整个起停工程无须厂用电切换，从而避免了厂用电切换对厂用电系统的 负面影响。 装设了GCB后，机组同期并网、解列均可通过GCB实现，不引起500KV系统接线的变动，保持完整串运行，提高500KV系统的可靠性。 500kV电气主接线采用3/2断路器接线，本期建设3个断路器完整串和1个不完整串。第1、3个断路器完整串各接有1回主变500kV进线和1回主变500kV出线，第2个断路器完整串2回主变500kV进线。1个不完整串各接有1回高压备用变压器500kV进线。 (2) 高压备用电源接线 本期工程设1台高压备用变压器，电源引自500kV GIS，使用1个500kV断路器间隔和1回500kV电力电缆。 (3) 厂用电电压及中性点接地方式 中压厂用电采用6kV电压，低压厂用电压为380V。200kW及以上电动机采用6kV电压，200kW以下电动机采用380V电压。 高压厂变6.3kV中性点采用低电阻接地方式，单相接地时跳闸；全厂380V系统采用中性点直接接地方式。 (4) 中压厂用电接线 每台机组配置2台相同的、容量各为38MVA的高压厂变。每台机组的6kV厂用母线分为A、B两列，分别对应与高压厂变A和B的低压侧绕组。 ＃1、＃2、＃3、＃4机组共用1台容量为38MVA的停机/备用变压器。备用变 自身不带公用负荷运行。 6kV输煤配电装置设有A、B两段母线，分别由6kV的1A、3A段和6kV的2A、4A段供电。 厂外淡水泵房的2回电源分别来自＃2机6kV母线B段和＃3机6kV母线B段。 (5) 低压厂用电接线 低压厂变成对配置、互为备用（暗备用）。两个低压母线分别对应于中压系统 的 A列母线和B列母线。正常运行时联络断路器断开，当其中一台厂变退出运行时， 可手动进行切换，不考虑自动投入的方式。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 8 页 共101页 除了输煤MCCA和MCCB段外，低压MCC均有2个进线刀闸，有2个电源。但不考虑备用电源自动投入的方式。 每台机组设有2段保安MCC，每段保安MCC设置有2个正常电源，1个保安柴油机供电的电源，当2个正常电源都消失时，柴油发电机组将会自动起动。 (6) 交流不停电电源（UPS） 每台机组配置二套80kVA UPS装置。二套UPS装置输出端子之间不作电气连接。 (7) 直流系统 直流系统由110V和220V直流系统组成。每台机组设有2组110V阀控式铅酸蓄电池（每组8h放电容量为800Ah）和1组220V阀控式铅酸蓄电池（8h放电容量1000Ah）。 1.2.7 热工部分 本工程安装的4×600MW国产亚临界燃煤发电机组是按带基本负荷考虑，但考虑 电网建设规模和发展，机组将具有较好的调峰性能，能适应夜间低负荷运行，能在 冷态、温态、极热态几种方式启动和升负荷，并有“快速减负荷(RUNBACK)”的能力，可在定压和滑压方式下运行。 本工程为单元机组，采用机、炉、电集中控制方式。其热工自动化水平将以保证 机组的安全和经济运行为目标，以分散控制系统（DCS）作为机组监视和控制的核心， 由DCS实现机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）、发电机——变压器组及厂用电控制等功能。配以汽机电液 控制系统（DEH）、汽机紧急跳闸系统（ETS）、汽机安全监控系统（TSI）、自动电压调节装置（AVR）和自动准同期装置（ASS）等自动化设备，以及辅助盘等构成一 套完整的自动化控制系统，如锅炉、汽机、发电机——变压器组及厂用电系统（ECS）进行控制和监视。 本工程四台机组均采用单元制炉机电集中控制和四机一控布置方式。 本工程全厂控制系统的总体架构分为三层网络，即：厂级自动化信息网（包括 SIS和MIS的IT信息网）；单元机组控制网、辅助系统集中监控网及升压站网控系 统网；现场总线网。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 9 页 共101页 1.2.8运煤部分 本工程运煤系统按规划容量2400MW、输煤量1500t/h设计，系统为双路，一路 运行，一路备用，也可双路同时运行。皮带宽度为1400mm，控制方式为就地及 远方程控方式。来煤采用海陆船运，码头设2个3.5万吨级泊位，设四台1500t/h 抓斗卸船机，卸下煤可直接由皮带进煤仓或进入2个储量为38.7万吨的圆形煤 罐。 1.2.9电厂化学部分 (1) 锅炉补给水处理水源取自杨梅岭水库，经过凝聚、澄清、过滤等净化处理后 做为化学补给水处理水源及生活、工业、消防用水，净水系统设有三台600t/h 的机械搅拌澄清池和三台200t/h空气擦洗滤池及其它辅助设备。化学补给水系 统由活性炭过滤器、一级除盐、二级除盐系统组成，共三个系列，单系列出力 135~175t/h，出水水质为：电导率?0.3～0.2μs/cm（25?）、二氧化硅?0.01mg/L。 (2) 凝结水采用氨化混床精处理，每两台系统合用一套体外酸碱再生系统。 (3) 循环冷却水处理采用加氯处理方式。 (4) 废水处理 化学水处理车间和主厂房等排出的各类废水，通过各自的收集系统收集后 送至废水系统集中处理车间进行处理。主要处理的废水有：含酸碱废水、含悬 浮物废水和含悬浮物及重金属废水。含酸碱废水主要是补给水系统再生废水， 处理工艺是将废水进行酸碱中和处理排放或重新利用；含悬浮物废水主要为主 厂房杂排水经过PH调整槽、反应槽、混合槽、斜板澄清池处理合格后排放或重 新利用；含悬浮物及重金属废水主要是锅炉化学清洗废液、锅炉烟气侧冲洗水、 机组启动或事故时排水，处理工艺是通过曝气、投加次氯酸钠、调节PH后凝聚 澄清、再调节PH 、过滤处理使之达标。 1.2.10 水工部分 (1) 本工程的淡水水源取自杨梅岭水库，补给水泵房布置在杨梅岭水库大坝东 侧的龙顶山上。从补给泵房至电厂相距约14.0km（直线距离）。本期安装 3台水泵，将水送至水库坝顶的高位水池，然后经2条D529×7输水管道 自流送往电厂厂区。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 10 页 共101页 (2) 本工程的循环冷却水系统采用单元制供水系统。每台600MW机组配循环 水泵两台，即系统构成为一机二泵一管一沟制。循环冷却水系统采用扩大 单元制（循环水泵为固定叶泵）直流供水。其供水概况如下：四台机组设 两根DN4800引水管、每只引水管采用多点取水方式从铁港取水，引水至 循环水泵房进水间，经拦污栅、旋转滤网滤除杂质后进入循泵房吸水池。 1.2.11 外部除灰系统及贮灰场 新建工程干灰场采用厂区东侧海涂灰库方案。干灰用汽车运至贮灰场。粉煤 灰筑坝，调湿碾压。灰场可利用堆灰高度按9.55m计，有效贮灰容积为478，1043m，可供电厂贮存灰渣12年左右。灰场堆满后，启用本灰库东侧的 西山外侧滩涂，可再贮灰20年。 1.2.12 厂区内设独立的消防水系统，消防水源为厂区生活水和净化水站澄清水，并 3设有700m的消防水池两座。在主厂房油系统设置水喷雾、水喷淋消防系统， 油罐灭火采用固定式泡沫灭火。另外还设置了火灾报警及自动消防区域,火灾时在检测区域发出声光报警信号的同时在集控室内也将显示声光报警信号。 并通过烟烙烬自动灭火系统对集控楼的0m层动力中心、6.9mUPS室、工程师室、电子设备间及单元控制室，升压站继电器楼的通信载波机室、继电器室、 UPS室进行灭火。通过自动喷水灭火系统对集控楼4.2m、11.1m层电缆夹层、汽机房9.0m层电缆夹层、汽机润滑油系统、密封油箱、汽机油管道、电动给 水泵油箱、输煤皮带层、主变压器、厂用变压器、启动/备用变压器、运煤栈桥、柴油发电机室、升压站继电器楼、除灰除尘综合楼的电缆夹层进行灭火。 1.2.13 烟气脱硫系统：本烟气脱硫装置与主体工程4×2028t/h锅炉配套，烟气脱硫采用炉后石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫系统设计最大处理烟气量为 34×2016610Nm/h（引风机出口烟气量），脱硫效率不小于90％，脱硫装置的可利用率95％。 FGD系统由以下几个主要系统组成：石灰石浆液制备系统、烟气系统、烟气 再热系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、工艺水系统等。 本工程4号机组还设有脱硝处理装置。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 11 页 共101页 2. 2.1 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 电建[1996]159号文颁发。 2.2 《火电工程启动调试工作规定》 建质[1996]40号文颁发。 2.3 《电力建设施工及验收技术规范》 电技[1994]20号文颁发。 2.4 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版） 建质[1996]111号文颁发。 2.5 《火电机组启动蒸汽吹管导则》 电综[1988]179号 2.6 《火力发电厂锅炉化学清洗导则》 DL—T794—2001 2.7 《汽轮机甩负荷试验导则》 建质[1996]40号文颁发。 2.8 《火电机组热工自动投入率统计方法》 建质[1996]40号文颁发。 2.9 《火电机组达标投产考核标准》（2004年版） 中国电力建设企业协会[2004]版。 2.10 《电力建设安全健康与环境管理工作规定》 国电电源[2002]49号文颁发。 2.11 《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》 国电发[2000]589号文颁发。 2.12 《浙江国华宁海发电厂新建4×600MW工程1、2号机组和公用系统分系统及 整套启动调试书》。 2.13 《国家电力公司火电优质工程评选办法(2004年版)》 国电火[2004]1号颁发。 2.14 《火电机组启动验收性能试验导则》 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 12 页 共101页 电综[1998]179号颁发。 2.15 《锅炉启动调试导则》 DL/T852-2004 2.16 《汽机启动调试导则》 DL/T863-2004 2.17 《电力建设工程预算定额——第六册 调试》 中国电力企业联合会 2002－07－30发布。 2.18 《浙江国华宁海发电厂新建4×600MW工程创精品工程规划》 浙江国华浙能发电有限公司 2004－05－16发布。 2.19有关设备的订货技术协议书、说明书及原电力工业部有关规定等。 3 3.1 启动试运的组织 根据浙江国华宁海发电厂新建工程(4×600MW机组)调试方式的实际情况，并结合原电力部有关启动调试的规定，在浙江国华宁海发电厂新建工程＃1&＃2机组及公用系统的调试工作中将组建试运行指挥部以及下属的各类分支机构，以便组织和 指挥调试工作按步骤、有条理地展开。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 13 页 共101页 启动验收委员会 试运指挥部 试运办 综合组 （业主） 试生产组（业主） 调试监理 消防保卫组 生产准备组（业主） 验收工作组（业主） 分部试运行组(安装、调试所) 整套试运行组(调试所) 化学专业组 锅炉专业组 汽机专业组 热工专业组 电气专业组 燃料组 土建组 消防组 3.1.1 启动验收委员会 启动验收委员会由投资方、建设、监理、施工、调试、生产、设计、电网调度、 质监、锅监、制造厂等有关单位的代表组成。启委会必须在整套启动前组成并开始 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 14 页 共101页 工作，直到办完移交试生产手续为止。启委会在机组整套启动试运前，审议试运指 挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套 启动的时间和其他有关事宜；在完成整套启动试运后，审议试运行指挥部有关整套 启动试运和交接验收情况的汇报、协调整套启动试运行后未完事项、决定机组移交 试生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。 3.1.2试运指挥部 （1）试运指挥部由总指挥和副总指挥组成，设总指挥一名，副总指挥若干名。由 总指挥与上海电力工程监理咨询公司、天津电建公司、浙江火电安装公司、上海调 试所、浙江中试所、浙江国华浙能发电有限责任公司等单位协商后，提出任职人员 名单，上报工程主管单位北京国华发电有限责任公司任命批准。 （2）试运指挥部从分部试运开始的一个月前组成并开始工作，办完正式移交生产 手续后结束。按照浙江国华宁海发电厂新建工程的具体情况，试运行指挥部由天津 电建公司、浙江火电安装公司的项目经理、浙江省电力设计院设总、上海调试所、 浙江中试所的项目经理、上海电力工程监理咨询公司总监、四川省江电建设监理有 限责任公司总监、浙江国华浙能发电有限责任公司负责人等组成，其主要职责是全 面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面 负责；审批启动调试方案和措施；协调解决启动试运中的重大问题；组织、领导和 协调试运指挥部各下属机构及调试各阶段的交接签证工作。试运指挥部下设机构有： 分部试运组、整套试运组、验收检查组，生产准备组、试生产组、综合组。各组下 设若干个专业组。专业组的成员，由总指挥与有关单位协商任命，并报工程主管单 位备案。 （3）试运指挥部分设试运办，负责日常事务的处理。 3.1.3分部试运组 分部试运组由天津电建公司、浙江火电安装公司、上海调试所、浙江中试所、 浙江省电力设计院、上海电力工程监理咨询公司、浙江国华浙能发电有限责任公司、 制造厂等有关单位的代表组成。设组长一名，副组长2—3名，#1、#2机分部试运组 组长由天津电建公司担任，副组长分别由上海调试所、浙江中试所、浙江火电安装 公司、上海电力工程监理咨询公司、浙江国华浙能发电有限责任公司担任。其主要 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 15 页 共101页 职责是负责分部试运阶段的组织协调、统筹安排和指挥领导工作；核查分部试运(单机及分系统)阶段应具备的条件；组织和办理分部试运后的验收签证及提供必要资料。 3.1.4整套试运组 整套试运组由上海调试所、浙江中试所、天津电建公司、浙江火电安装公司、 上海电力工程监理咨询公司、浙江国华浙能发电有限责任公司、制造厂等有关单位 的代表组成。设组长一名，#1、#2机由上海调试所出任的副总指挥兼任，副组长三 名，由天津电建公司/浙江火电安装公司、上海电力工程监理咨询公司、浙江国华浙 能发电有限责任公司担任。整套试运组下设若干个专业组，设组长一名，副组长2—3名，组长由上海调试所/浙江中试所担任，副组长由天津电建公司/浙江火电安装公司、上海电力工程监理咨询公司、浙江国华浙能发电有限责任公司等单位担任。其主要 职责是负责核查机组整套启动试运应具备条件，提出整套启动试运计划；负责组织 实施启动调试方案和措施；负责整套启动试运的现场指挥和专业协调工作；审查有 关试运和调试报告。 3.1.5验收检查组 验收检查组由浙江国华浙能发电有限责任公司、天津电建公司、浙江火电安装 公司、上海调试所、浙江中试所、浙江省电力设计院、四川省江电建设有限责任公 司、上海电力工程监理咨询公司等有关单位的代表参加。设组长一名，副组长若干 名。组长由浙江国华浙能发电有限责任公司出任的副总指挥兼任。其主要职责是负 责验收签证，核准分部试运验收单的手续，未经核准不得试运；负责核查建筑安装 和调整试运质量验收及评定结果记录、安装调试记录、图纸资料和技术文 件的核查评定及其交接工作；组织对厂区外与市政公用单位有关工程的验收或核查 其验收评定结果；协调设备材料、备品配件、专用仪器和专用工具的清点移交工作。 3.1.6生产准备组 生产准备组由浙江国华浙能发电有限责任公司的人员组成。设组长一名、副组 长若干名，组长由浙江国华浙能发电有限责任公司出任的副总指挥兼任。其主要职 责是负责核查生产准备工作，包括运行和检修人员的配备、培训情况，所需的规程、 制度、措施、系统图、记录簿和表格、各类工作票和操作票、设备铭牌、阀门编号 牌、管道流向标志、安全用具、生产维护器材等准备情况。 3.1.7综合组 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 16 页 共101页 综合组由浙江国华浙能发电有限责任公司、上海电力工程监理咨询公司、天津 电建公司、浙江火电安装公司、上海调试所、浙江中试所等单位的代表组成。设组 长一名、副组长若干名，组长由浙江国华浙能发电有限责任公司出任的副总指挥兼 任，主要职责是负责试运指挥部的文秘、资料、后勤服务等综合管理工作；发布试 运信息；核查协调试运现场的安全、消防和治安保卫工作 3.1.8 试生产组 试生产组由天津电建公司、浙江火电安装公司、上海调试所、浙江中试所、浙 江省电力设计院、上海电力工程监理咨询公司、浙江国华浙能发电有限责任公司等 有关单位的代表组成，主要设备厂派员参加。设组长一名、副组长若干名，组长由 浙江国华浙能发电有限责任公司副总指挥兼任，主要职责是负责组织协调试生产阶 段的调试、消缺和实施未完项目等。 3.1.9专业组 根据本工程实际情况，分部试运组和整套试运组下设汽机、锅炉、电气、热控、 化学、燃料、土建、消防等专业组，组长的主要职责是参加调度会，汇报本专业组 计划完成情况，接受试运指挥部命令，带领本专业组按计划和要求组织实施和完成 本专业组试运工作，专题研究、解决调试过程中的重大技术难题或问题；协调各成 员单位间的配合。 3.2 启动试运中各方主要职责 3.2.1 启动试运总指挥 全面组织领导和协调机组启动试运工作，对试运中的安全、质量、进度和效益 全面负责，审批主要调试方案和措施，协调解决启动试运中的重大问题，组织领导 和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。 3.2.2 浙江国华浙能发电有限责任公司 全面协助试运行指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理，参加试运各阶段 工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决合同执行中的问题和 外部关系等；协调上海调试所、浙江中试所二个调试单位的工作关系，负责与电网 调度的联系如报送资料、索取定值、落实并网事项等；负责落实通信、远动装置的 调试；组织按时完成由制造厂或其他承包单位负责的调试项目；组织落实机组性能 试验测点安装图及性能试验相关问题；以及组织整个工程档案资料的移交、归挡等。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 17 页 共101页 3.2.3 天津电建公司、浙江火电安装公司 负责完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施；组织编审分部试运阶 段的方案和措施；全面完成分部试运工作及分部试运后的验收签证；提交分部试运 阶段的记录和文件；做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施，和临时连 接设施；根据浙江国华浙能发电有限责任公司的委托做好机组整套启动和性能试验 需要的试验测点和设施的安装工作，负责进行设备检查，及时消除设备缺陷，协助 在调试阶段对试用设备的监护，积极做好文明启动工作；移交试生产前，负责试运 现场的安全、消防、治安保卫；在试生产阶段，仍负责消除施工缺陷，提交与机组 配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等。确保各项指标满足达标指标要求， 根据达标要求做好资料工作。 3.2.4上海调试所 按合同负责编制调试大纲，分系统及机组整套试运的方案与措施；按合同提供 或复审分部试运阶段的调试方案和措施；参加分系统试运后的验收签证；全面检查 启动机组所有系统的完整性和合理性；按合同组织协调并完成启动试运全过程中的 调试工作,负责提出解决启动试运中重大问题的方案或建议；上海调试所是机组整套 启动试运的纳总单位，负责安排机组试运的总体计划；对其他单位承担的调试项目 进行监督检查和技术把关；确认其是否具备试运条件；提出启动调试所需物资清单； 填写调整试运质量验评表；提交整套启动试运阶段有关调试的记录和文件；提出调 试报告和调试工作总结；确保各项指标满足达标指标要求，根据达标要求做好资料 工作。 3.2.5 浙江国华浙能发电有限责任公司（生产准备部门） 在机组整套启动前，负责完成各项生产准备工作，包括燃料、水、汽、气、酸、 碱等物质的供应；配合调试进度，及时提供电气、热控等设备的运行定值；参加分 部试运及分部试运后的验收签证；配合施工单位做好运行设备与试运设备的安全隔 离措施和临时连接设施；在启动试运中，在调试专业指导下负责试运过程中设备的 操作、运行调整、事故处理并配合施工单位文明生产，对运行中发现的各种问题提 出处理意见或建议；组织运行人员配合调试单位做好各项调试工作和性能试验；移 交试生产后，全面负责机组的安全运行和维护管理工作。确保各项指标满足达标要 求，根据达标要求做好资料工作。按原电力部电可[1997]06号、建质[1997]45号联 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 18 页 共101页 合颁发的“新建发电机组启动试运阶段可靠性评价办法”的要求，做好相关可靠性 管理工作。 3.2.6 上海电力工程监理咨询公司 上海电力工程监理咨询公司按照项目法人的委托，对调试过程中的质量、安全、 进度进行控制，并负责协调各有关单位的工作关系。组织并参加调试方案、措施的 讨论，组织并参加对重要调试项目的质量验收与签证。组织并参加对调试过程中重 大技术问题解决方案的讨论。审核和批准调试单位的质保措施，并负责督促执行。 组织检查和确认进入分系统及整套启动试运条件。 根据国家电力公司有关安全管理规定，进行安全调试的管理；代表项目法人审 核并批准调试单位的调试安全措施，并督促调试过程中各项安全措施的落实和执行； 代表项目法人对现场文明调试工作进行监督和检查。 主持审查调试计划、调试措施。参与协调工程的分系统试运行和整套试运行工 作。根据达标要求做好各项工作，督促各参建单位完成各项达标工作。 3.2.7 浙江省电力设计院、四川省江电建设监理有限责任公司 负责必要的设计修改；提交完整的竣工图。设计监理对设计院的工作进行确认， 并参与工程验收检查工作。 3.2.8 制造单位 按合同进行技术服务和指导，保证设备性能；完成合同中规定的调试工作；及 时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题。 现场服务人员必须严格遵守有关的安全规程和本工程的安全工作规定，服从试运指 挥部的管理。国华宁海发电厂要统一协调制造厂现场服务与消缺人员的安全监护。 3.2.9 电网调度部门 及时提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；核查机组的通信、远动、 保护、自动化和运行方式等实施情况；及时审批机组的并网申请，以及可能影响电 网安全运行的试验方案，发布并网或解列命令等。 4 4.1 在试运指挥部领导下的分部试运和整套启动试运组全面领导各专业组进行机组 的启动调试工作，各专业组长(或其代理人)对本专业的试运工作全面负责，重点做好国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 19 页 共101页 本专业的组织及与其它专业协调配合工作。 4.2 试运机组的运行值长从分系统试运起，接受整套启动试运组的领导，按照试运方 案或调试负责人要求指挥运行人员进行监视和操作，如发现异常及时向整套启动试 运组汇报，并根据具体情况直接或在调试负责人指导下，指挥运行人员进行处理。 4.3 运行专业负责人在试运工作方面，按调试措施或调试要求组织本专业运行人员进 行监视和操作，如发现异常应及时向调试人员汇报，并根据实际情况直接或在专业 调试人员指导下进行处理。 4.4 运行人员在正常运行情况下，须遵照有关规程进行操作监护，在进行调试项目工 作时，遵照有关调试措施或专业调试人员要求进行操作监护，如果调试人员的要求 影响人身与设备安全，运行人员有权拒绝操作并及时向上一级指挥机构汇报。在特 殊情况下，按整套启动试运组要求进行操作监护。 4.5 在试运中发现故障，若暂不危及设备和人身安全，安装和运行人员均应向专业调 试人员或整套启动试运组汇报，由专业调试人员决定后再处理，不得擅自处理或中 断运行，若发现危及设备和人身安全的故障，可根据具体情况直接处理，但要考虑 到对其它系统设备的影响，并及时通知现场指挥及有关人员。 4.6 调试人员在进行调试工作前须向安装、运行人员做好技术交底工作，以便尽早做 好准备工作和配合工作。在调试过程中若发现异常情况，指导运行人员恢复稳定运 行状态；若发生故障，指导运行人员处理，在紧急情况下，调试人员可以立即采取 措施。 4.7 试运期间，制定拉送电制度,设备的送、停电等操作严格按有关规程和工作票制 度执行。在设备及系统代保管前，设备及系统的动力电源拉、送电工作由安装单位 负责；在设备及系统代保管后，由生产单位负责。 4.8 安装人员在试运期间负责运行设备的维护和消缺。在处理缺陷时，必须征得专业 调试人员的同意，办理相关的工作票手续后方可进行。对运行中的设备，安装人员 不得进行任何操作，除非发现运行中设备出现事故并危及设备或人身安全时，可在 就地采取紧急措施，并即告专业调试人员。 4.9设备制造厂现场服务人员负责完成或指导完成供货设备的单体调试或系统投入。 如涉及到其它设备系统时，必须征得专业人员同意后方可进行。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 20 页 共101页 5 5.1 汽机专业 5.1.1 启动调试前期工作 (1) 收集有关技术资料。 (2) 了解机组安装情况。 (3) 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。 (4) 准备和校验调试需用的仪器仪表。 (5) 编制汽机专业调试措施。 5.1.2 启动试运阶段工作 5.1.2.1 分系统试运工作 (1) 检查了解各辅机分部试运情况，协助施工单位处理试运出现的问题。 (2) 各辅机保护、联锁检查试验。 (3) 安全门校验及调节门、抽气逆止门、电动门动作检查试验。 (4) 汽轮机组辅助蒸汽管道吹洗。 (5) 循环水系统调试。 (6) 开式循环水系统调试。 (7) 闭式循环水系统调试。 (8) 辅助蒸汽系统调试。 (9) 凝结水与凝补水系统调试。 (10) 除氧低压给水系统调试。 (11) 电动给水泵调试。 (12) 汽动给水泵调试。 (13) 小汽轮机调节保安系统调试。 (14) 高低压加热器系统静态调试。 (15) 真空系统静态调试。 (16) 抽汽加热器及疏水系统静态调试。 (17) 轴封汽系统调试。 (18) 汽轮机润滑油及盘车顶轴系统调试。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 21 页 共101页 (19) 发电机冷却水、氢及密封油系统调试。 (20) 调节系统静态调试。 (21) 配合热工DEH静态调试。 (22) 热工信号及联锁保护检查试验。 (23) 汽门关闭时间测试。 (24) 凝汽机胶球清洗系统调试。 (25) 配合汽轮机油净化装置调试。 (26) 汽机旁路系统调试。 (27) 进行凝汽器、炉前系统及炉本体化学清洗的配合工作。 (28) 配合主厂房消防报警、喷淋系统调试。 (29) 进行锅炉点火吹管的配合工作。 (30) 发电机线棒流量试验 5.1.2.2 整套启动试运阶段调试工作 (1) 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运。 (2) 热控信号及联锁保护校验。 (3) 各分系统投运。 (4) 汽轮机带负荷工况的检查和各典型负荷振动的测量。 (5) 机组冷态启动调试。 (6) 汽机OPC试验。 (7) 汽机危急保安器调整试验。 (8) 汽机超速试验。 (9) 高加汽侧冲洗。 (10) 机组温态及热态启动。 (11) 机组振动监测。 (12) 机组并网带负荷调试。 (13) 高低压加热器投运及高加切除试验。 (14) 真空严密性试验。 (15) 主汽门及调速汽门严密性试验。 (16) 甩负荷试验(50%、100%)。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 22 页 共101页 (17) 自动调节装置切换试验。 (18) 变负荷试验及RB试验配合工作。 (19) 主机保护投入，检查定值。 (20) 配合调试热工专业投入自动。 (21) 运行数据记录统计分析。 (22) 设备缺陷检查记录。 (23) 168小时连续试运行值班。 (24) 编制各类试运调试总结报告。 5.2 锅炉专业 5.2.1 启动调试前期工作 (1) 收集有关技术资料。 (2) 了解锅炉安装情况。 (3) 对设计、安装和制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议。 (4) 准备和校验测试需用的仪器仪表。 (5) 编制锅炉调试措施。 5.2.2启动试运阶段工作 5.2.2.1分系统试运工作 (1) 参加锅炉机组范围内各主要辅机的分部试运工作，掌握试运情况和问题，确认其 是否符合整套启动条件。 (2) 对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查。 (3) 组织检查各汽水电动门、烟风调节档板及隔绝门档板。 (4) 锅炉点火系统调试。 (5) 空压机系统调试。 (6) 烟风系统分系统试验调试。 (7) 锅炉通风试验及冷态动力场试验。 (8) 除灰除渣系统(炉内)调试。 (9) 炉外输灰输渣系统调试。 (10) 吹灰系统调试。 (11) 配合炉前冲洗系统调试。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 23 页 共101页 (12) 炉水循环泵系统调试。 (13) 燃油系统调试。 (14) 进行给水、减温水系统的管道冲洗。 (15) 空予器系统调试。 (16) 上煤系统调试。 (17) 锅炉疏水排污系统调试。 (18) 蒸汽管路吹管。 (19) 配合冷却水系统、取样加药及排污等系统的试运工作。 (20) 进行锅炉化学清洗和冲洗工作。 (21) 汽包内部装置检查。 (22) 检查锅炉膨胀系统。 (23) 配合化学专业进行锅炉保养工作。 (24) 配合制造厂进行电除尘气流均布试验工作。 (25) 制粉系统及灭火系统锅炉部分调试。 (26) 配合制造厂电除尘器振打试验。 (27) 启动锅炉调试。 (28) 等离子点火调试（特殊项目，由调试专题会讨论研究）。 5.2.2.2整套启动试运阶段调试工作 (1) 热工信号及报警系统动作检查试验。 (2) 辅机设备事故按钮、联锁及保护试验。 (3) 系统及辅机设备程控启、停检查试验。 (4) MFT保护静态试验。 (5) 燃油系统运行压力调整。 (6) 油枪程控启停动作检查试验。 (7) 配合热工进行火焰监视器投入及调整。 (8) 给水及减温水系统、上煤及燃油系统、烟风及制粉系统和除灰出渣等分系统的投 入及调整。 (9) 锅炉本体疏水排污系统调试。 (10) 安全阀校验及蒸汽严密性试验。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 24 页 共101页 (11) 进行洗硅运行，控制汽水品质。 (12) 配合汽机和电气专业进行汽机试转和发电机试验。 (13) 发电机并入电网后，指导运行人员进行整套机组带负荷、燃烧调整、维持蒸汽 参数在要求范围内。 (14) 制粉系统热态调试。 (15) 燃烧调整试验。 (16) 锅炉低负荷断油试验。 (17) 带负荷运行和满负荷试验。 (18) 进行甩负荷试验(50%、100%)。 (19) MFT动作试验。 (20) 指导运行操作，检查设备及系统运行情况。 (21) 配合热工专业投入自动及RB试验工作。 (22) 机、电、炉横向保护试验。 (23) 试运数据记录统计分析。 (24) 记录设备缺陷及其处理情况。 (25) 168小时试运行值班。 (26) 编制各类试运调试总结报告。 5.3 电气专业 5.3.1 启动调试前期工作 (1) 收集有关技术资料。 (2) 熟悉电气一次主接线，对机组的继电保护自动装置进行全面了解。 (3) 熟悉启动范围内电气设备的性能特点及有关一、二次回路图纸和接线。 (4) 编制电气调试措施。 (5) 准备和校验调试需用的试验设备及仪器、仪表。 5.3.2 启动试运阶段工作 5.3.2.1分系统试运工作 (1) 电气控制系统ECS调试。 (2) 高压备用变压器及公用系统受电调试。 (3) 厂用系统受电工作。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 25 页 共101页 (4) 直流系统调试。 (5) 高压厂变保护系统调试。 (6) 发电机变压器组的保护系统调试。 (7) 发电机励磁调节器及系统的调试。 (8) 主变压器冷却控制系统调试与投运。 (9) 同期系统调试。 (10) 发电机、变压器、厂用变压器的控制，信号、保护的传动试验。 (11) 应急柴油发电机系统调试。 (12) 检查、了解直流系统、信号系统。 (13) 保安电源系统调试及试运。 (14) 厂用辅机系统调试。 (15) 不停电电源系统调试及试运。 (16) 厂用电切换系统调试。 (17) 机组故障录波系统调试。 5.3.2.2整套启动试运阶段调试工作 (1) 厂用工作电源与备用电源定相，备用电源自投试验。 (2) 机、电、炉大联锁试验。 (3) 机组升速前的检查及升速过程中的试验。 (4) 机组定速后的电气整套试验。 发电机短路试验。 发电机—主变高压侧短路试验。 发电机—高厂变在高厂变低压侧的短路试验。 发电机开路试验。 发电机—主变—厂高变带500KV母线开路试验。 主变冲击试验。 (5) 励磁调节器试验。 (6) 发电机同期系统定相并网试验。 (7) 厂用电切换试验。 (8) 进行主变压器、高压厂变系统试验。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 26 页 共101页 (9) 发电机变压器组测量系统带负荷检验。 (10) 发电机变压器组带负荷试验及试运行。 (11) 励磁系统带负荷试验及试运行。 (12) 机组甩负荷试验。 (13) 机组带负荷过程中的其它试验工作。 (14) 配合发电厂厂用系统试运。 (15) 168小时试运行值班。 (16) 编制各类试运调试总结报告。 5.4 热控专业 5.4.1 启动调试前期工作 (1) 熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点。 (2) 掌握所采用的热控设备的技术性能，对新型设备的技术难题进行调研和搜集资到 料，并制定相应的措施。 (3) 检查热工控制系统的原理图和组态图。 (4) 编制主要控制系统调试措施。 (5) 参加大型和重要的热控设备出厂前的调试和验收。 5.4.2启动试运阶段工作。 5.4.2.1分系统试运工作。 (1) 检查测量元件、取样装置的安装情况及校验记录，仪表管路严密性试验记录，表 管、变送器防护措施记录。 (2) 检查执行机构及基地调节器的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。 (3) 了解有关一次元件及特殊仪表的校验情况。 (4) 参加调节机构的检查，进行特性试验。 (5) 了解调节仪表、顺控装置和保护装置的单体调校情况。 (6) 参加分散控制系统的受电、软件恢复和相应试验。 (7) 计算机硬件检查和I/O通道精度检查。 (8) 分散控制系统组态检查及参数修改。 (9) 检查热控用气源的质量和可靠性。 (10) 提出控制系统逻辑修改方案。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 27 页 共101页 (11) 锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）调试。 (12) 机组数据采集系统(DAS) 调试。 (13) 机组自动调节系统(MCS) 调试。 (14) 程序控制系统(SCS) 调试。 (15) 汽机数字电液控制系统(DEH) 调试。 (16) 给水泵小汽机电液控制系统(MEH)调试。 (17) 汽机旁路控制系统(BPS) 调试。 (18) 汽机监视系统(TSI) 调试。 (19) 锅炉保护联锁系统调试。 (20) 汽机保护联锁系统调试。 (21) 锅炉吹灰顺控系统调试。 (22) 锅炉烟气排放连续监督装置调试。 (23) 补给水处理顺控系统调试。 (24) 凝结水精除盐处理顺控系统调试。 (25) 废水处理顺控系统调试。 (26) 净水处理顺控系统调试。 (27) 除灰顺控系统调试。 (28) 除渣顺控系统调试。 (29) 输煤顺控系统调试。 (30) 机、电、炉大联锁试验。 (31) 凝汽器胶球清洗控制系统调试。 (32) 锅炉上煤控制系统调试 (33) 卸煤及煤场控制系统调试 (34) 轻油卸、贮油系统的控制系统调试 (35) 炉外输灰、输渣控制系统调试 (36) 启动锅炉控制系统调试 (37) 制氢站控制系统调试 (38) 消防水泵控制系统调试 (39) DCS公用网部分调试 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 28 页 共101页 (40) 辅助厂房BOP控制系统调试 (41) AGC控制装置调试 (42) 等离子点火控制调试（特殊项目） 5.4.2.2整套启动试运阶段调试工作 (1) 在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入各种热控装置及模拟量控制系统。 (2) 控制系统投入后，检查调节质量，整定动态参数，根据运行工况，做扰动试验， 提高调节品质。 (3) 投入各项主机保护。 (4) 投入汽机电液控制系统。 (5) 运行工况稳定后，投入协调控制系统。 (6) 协调控制系统负荷变动试验。 (7) 配合有关专业进行其他试验。 (8) 各控制系统投运试验。 (9) 变负荷及RB试验。 (10) 进行机组甩负荷试验(50%、100%)。 (11) 机组168小时试运行值班。 (12) 处理与调试有关的缺陷及事故。 (13) 记录和统计试运情况及数据。 (14) 编制各类试运调试总结报告。 5.5 化学专业 5.5.1 启动调试前期工作 (1) 了解工程情况收集资料。 (2) 编写调试措施。 (3) 废水系统、净水系统凝聚剂小型试验。 (4) 有关药品纯度、浓度等指标的鉴定。 (5) 化学清洗小型试验。 5.5.2启动试运阶段工作 5.5.2.1分系统试运工作 (1) 净水系统调试。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 29 页 共101页 (2) 锅炉补给水处理系统调试。 (3) 废水和污水处理系统的调试。 (4) 凝汽器、炉前系统及炉本体化学清洗。 (5) 制氢设备调试。 (6) 给水及炉内加药系统调试。 (7) 取样系统调试。 (8) 循环水加药处理装置及系统调试 (9) 凝结水精处理再生系统调试 (10) 凝结水精处理系统调试。 (11) 发电机冷却水处理系统调试。 (12) 启动炉加药装置调试。 5.5.2.2分系统试运化学监督 (1) 炉本体系统、炉前系统冲洗水质的监督。 (2) 蒸汽吹管阶段加药系统投入及调试。 (3) 蒸汽吹管阶段化学监督。 (5) 机组油质监督（电厂）。 (6) 净水预处理系统调试指标达到设计要求，程控装置的投入。 (7) 锅炉补给水处理调试，指标达设计要求。 (8) 经常性及非经常性废水处理调试指标达设计要求。 (9) 凝结水精除盐处理系统调试，指标达设计要求. 凝结水精除盐处理再生系统调试，指标达设计要求。 (10) 循环水加药系统调试，指标达设计要求。 (11) 启动炉加药调试，指标达设计要求。 (12) 循环水处理站次氯酸钠装置调试，指标达设计要求。 5.5.2.3整套启动试运阶段调试工作。 (1) 投入机组的取样装置及加药系统。 (2) 废液的排放达到国家规定的排放标准。 (3) 对给水、炉水、蒸汽品质的监督。 (4) 除氧器除氧效果监督。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 30 页 共101页 (5) 发电机冷却水质监督。 (6) 锅炉及热力系统停运时防腐监督。 (7) 参加168小时试运行值班。 (8) 指导化验工作及监督水汽品质。 (9) 记录统计设备运行工况及参数。 (10) 编制试运阶段各类总结报告。 5.6 公用系统 (1) 启动锅炉（1×35 t/h）调试（锅炉）。 (2) 全厂辅助蒸汽供汽系统调试（汽机、锅炉）。 (3) 牵头统调卸煤系统及煤罐部分调试（锅炉）。 (4) 卸油及贮油系统部分调试（锅炉）。 (5) 牵头统调全厂消防水系统及消防泵调试（汽机）。 (6) 牵头统调全厂雨排水系统调试（汽机）。 (7) 牵头统调全厂暖通系统调试（汽机）。 (8) 配合全厂IT管理系统调试（热工）。 上海调试所负责#1机组分系统和整套启动调试工作及全厂公用系统的调试 工作，浙江中试所负责#3机组分系统和GIS部分以及整套启动调试工作。 6 6.1 分系统试运程序 三级验收及质检见证点（W点）、 建立分系统停工待检点（H点）已签证 设备及系统检查 试运文件包 组织学习调试方案和措施 分系统试运 有关单位签证 根据工程需要交生产单位代保管 再次试转时履行“第二种试运转申请单”和“设备送拉电”手续 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 31 页 共101页 6.1.1分系统试运的方案和措施 分系统试运调试措施作为分系统调试的指导性文件，由相关调试单位根据 系统实际情况进行编、审、批。重要调试措施如《厂用电倒送电措施》、《锅 炉化学清洗措施》、《锅炉吹管措施》《机组整套启动调试措施》等必须由试 运总指挥批准。其他调试措施的审批层次由调试单位编制，经会审批准后实施。 6.1.2三级验收及W、H点检查 三级验收及W、H点检查是分部试运应具备的基本条件之一。 三级验收按部版《火电施工质量检验和评定标准》进行；建设/生产单位的“W”、 “H”点的检查验收是按工程合同或有关规定进行。 6.1.3分部试运文件包 分部试运文件包分单体调试、单机试转文件包和分系统试转文件包。其中 单体调试、单机试转文件包由安装完成，分系统试转文件包由调试单位完成， 两文件包完成后分别由监理公司审查。 单体调试、单机试转文件包，内容包括： （1） 经批准的试运方案或措施（施工单位提供）； （2） 已完成的设备及系统的静态验收签证表（施工单位提供）； （3） 已会签的新设备分部试运申请单（施工单位提供）； （4） 单机试转技术记录表格和试转质量检验及评定签证单（施工单位提供）； （5） 试转范围流程图或系统图（施工单位提供）； （6） 电气、热工保护投入状态确认表（施工单位提供）； 分系统试转文件包，内容包括： （1） 已完成的单机试转质量检验及评定签证单（施工单位提供）； （2） 已完成的新设备分部试运行前静态检查表（施工单位提供）； （3） 设计变更单的封闭（施工单位提供）； （4） 未完项目清单（施工单位提供）； （5） 经批准的试运措施（调试单位提供）； （6） 电气、热工保护投入状态确认表（施工单位、调试单位提供） （7） 分系统试转技术记录表格和试转质量检验及评定签证单（试转结束后由调试 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 32 页 共101页 单位提供）。 6.1.4分部试运设备及系统检查签证 分部试运前的签证有： （1） 施工单位对分部试转项目进行静态检查，填写《新设备分部试运行前静态检 查表》（附录二）并做出评价； （2） 监理、施工单位质检部门和分部试运组各方代表对施工单位提出的《新设备 分部试运行申请单》（附录四）进行审议，包括对《静态检查表》和《电气、 热工保护投入状态确认表》（附录三）进行确认，并会签； （3） 对施工单位提出的未完项目进行讨论，确认必须在分部试运前整改处理的项 目已经处理完毕，剩余项目允许在分部试运后限期整改和处理，未经验收签 证的设备系统不准进行分部试运。 6.1.5分部试运 分部试运由单机试运和分系统试运组成。单机试运是指单台辅机的试运（包括 相应的电气、热控保护），分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有 设备及其系统进行空载和带负荷的调整试运。分系统试运必须在单机试运合格后 才可进行。进行分系统试运目的是通过调试，考验整个分系统是否具备参加整套 试运的条件。分系统试运结束后，填写附录五《分系统试转记录》。 6.1.6分部试运后的签证 每项分部试运项目试运合格后应由施工、调试、监理、建设/生产等单位及时 验收签证。合同规定由设备制造厂负责的单体调试项目，由施工单位组织监理、 建设/生产、调试等单位检查、验收；合同规定由设备制造厂负责安装并调试的项 目，由国华宁电工程部组织监理、建设/生产、调试等单位检查、验收；验收不合格的项目不能进入分系统和整套试运。 在分系统试运结束后，各项指标达到《调试验标》和达标要求，由调试单位 组织施工单位、调试单位、建设/生产单位、监理单位的代表签署《调试验标》的有关验评表。工程调试质量检验评定的项目和签证范围由《工程调试质量检验评 定项目划分表》规定。 6.1.7分部试运后的代保管 经分部试运合格的设备和系统，如由于生产或调试需要继续运转时，可交生 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 33 页 共101页 产单位代行保管，由生产单位负责运行、操作、检查，但消缺、维护工作及未完 项目仍由施工单位负责。未经建设/生产、监理、调试、和施工单位代表验收签字 的设备系统，不得“代保管”，不准参加整套启动调试。 设备及系统的代保管，由施工单位填写《设备及系统代保管签证书》（附录 六） 6.1.8分部试运后的再试运 对再次试转的设备及系统，由需要单位提出申请，填写“第二种试运转申请单” （附录七）和“设备送拉电”单，并得到调试、生产单位确认，方可实施。 6.2 整套启动程序及技术管理 机组整套启动试运是指设备和系统在分部试运合格炉、机、电第一次整套 启动时锅炉点火开始，至完成满负荷试运，移交试生产为止的启动试运工作。 6.2.1整套启动程序 整套启动前必须完成的分系统调试项目完成签证 提出整套启动申 请报告 组织学习调试方案和措施 编制整套启动计划 启动委员会审议启整套启动 整套启动前质量监督检查 动前的准备工作 前检查 实施整套启动试运调试 机组整套试运结束 办理移交签证 机组移交、进入试生产运行阶段 （1） 整套启动调试措施、计划 整理试运记录 填写规定表格、《调试验标》签证 编制调试报告 整套启动调试措施、计划由调试单位负责编写，建设/生产、监理、施工等单位 共同讨论、修改。整套启动调试措施、计划需经试运指挥部总指挥批准后方可 实施。 （2） 整套启动申请报告 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 34 页 共101页 整套启动申请报告由试运指挥部向启动委员会提出。 （3） 整套启动前质量监督 整套启动试运前，监理/建设单位负责联络上级质量监督机构，组织各参建 单位对设计、制造、土建、安装、调试等施工质量、生产准备情况进行全面监 督检查，并对整套启动试运前的工程质量和分部试运质量提出综合评价，对机 组是否具备《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》规定的整套启动 的条件进行确认，并报告启委会。 （4） 启委会审议启动前的准备工作 启委会在机组整套启动前召开全体会议，审议试运指挥部有关机组整套启 动准备情况的汇报、协调整套启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其 它有关事宜。 （5） 整套启动前系统检查 由监理负责组织建设/生产、监理、调试、施工等单位组成检查组，根据整套启 动调试措施的要求及北京国华电力公司基建管理文件《火力发电工程控制节点 应具备条件》对机组启动前的条件、系统进行全面检查和确认。 （6） 实施整套启动试运调试 由调试单位组织机、电、炉、热、化、燃料等各专业组实施整套启动试运调试 计划，完成《启规》和合同要求的各项试验内容，做好各项调试记录，完成满 负荷168小时连续试运行。 （7） 机组整套启动试运结束 由试运总指挥上报启委会同意后，宣布满负荷试运结束，由试生产组接替整套 试运组的试运领导工作。对暂时不具备处理条件而又不影响安全运行的项目， 由试运指挥部上报启委会确定负责处理单位和完成时间。 （8） 办理移交签证 整套启动试运结束后，由试运指挥部提请召开启委会会议，听取并审议整套试 运和移交工作情况的汇报，办理移交试生产的签字手续。 6.2.2整套启动试运阶段的技术管理 （1） 在整套启动试运中，调试、建设/生产、施工各单位对设备的各项运行数据（如 振动、膨胀、温度、汽水品质、机组主要运行参数等）、设备缺陷、异常情况 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 35 页 共101页 及其处理情况，做出详细记录。 （2） 完成机组整套启动试运后，由调试单位和建设/生产、施工和监理单位按《调 试验标》规定的统一格式进行各专业验收签证。 （3） 机组整套试运结束，调试单位在一个半月内向建设/生产单位移交整套调试 资料。 （4） 机组试运结束后，由试运指挥部综合组组织调试、建设/生产、施工单位立即填写（附录八～十四）中的数据。负责填写单位规定如下： 序 号 记录表名称 负责填写单位 备 注 附录八 机组满负荷试运阶段技术经济指标记录表 建设/生产单位 附录九 机组满负荷主要运行指标记录表 建设/生产单位 附录十 机组试运过程记录表 建设/生产单位 附录十一 汽机振动情况记录表 调试单位 附录十二 机组热工自动装置投入情况统计表 调试单位 附录十三 机、炉主要保护投入记录表 调试单位 附录十四 汽、水品质记录表 建设/生产单位 6.3 调试工作要求 （1）自分部试运开始，任何辅机试运必须在DCS上操作且相关保护系统投入，以 确保辅机试运的安全。 （2）机组调试过程中，所有保护、连锁完成试验后，必须进行验收、签证。 （3）每个系统试运前必须进行安全、质量的检查验收，单机试运不合格不得进入分 系统调试，分系统试运不合格不得进入整套调试，以确保机组调试质量达到达标标 准。 （4）分系统或整套试验前，各项基本条件必须满足。 （5）分系统调试完成后执行代保管程序。 （6）DCS控制策略的修改、强制等执行《机组联锁保护及逻辑的修改、解除管理程 序》。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 36 页 共101页 7 依据现代大型机组的安装工作的顺序，系统的特点及重要程度，将国华宁海 发电厂600MW机组的调试工作分为8个节点进行控制，调试单位在多个节点调试 开始前，分别编制“节点调试进度计划及工作内容”、“节点开始前需完成的调试 项目和具备的条件”、“节点调试中需投用的热控设备及测量元件清单”。以作为施 工单位工作参考。工程参建各方都应及时完成各自所承担的合同任务，使整个机 组调试的质量、进度得到保证。 7.1工程主要调试顺序(具体项目及时间安排见“宁海发电厂机组调试网络图”): DCS复原调试 化学制水 厂用电受电 锅炉冷态通风试验 锅炉点火化学清洗 锅炉蒸汽吹管 机组整套启动 并网带初负荷 机组带负荷试验 机组满负荷试运行（168 h） 机组移交商业运行。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 37 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 38 页 共101页 7.2 机组启动调试阶段主要控制节点 （1） 机组DCS复原调试。 （2） 化学制水。 （3） 厂用电受电。 （4） 锅炉冷态通风试验。 （5） 机组化学点火清洗。 （6） 机组点火吹管。 （7） 机组整套启动。 （8） 机组168小时满负荷试运行。 7.3 主要项目调试方案 7.3.1 机组DCS装置复原调试方案 7.3. 1.1设备概况 浙江国华宁海新建工程4×600MW机组控制系统由西门子公司提供的 TELEPERM —XP型分散控制系统（DCS）构成，共15对DPU。主要完成机组的数据采集（DAS）、模拟量控制（MCS）、顺序控制（SCS）、锅炉炉膛安全监控（FSSS）等系统的控制及汽机数字电液控制系统（DEH）、锅炉给水泵汽机控制（MEH）、汽机旁路控制（BPS）、发电机——变压器组及厂用电系统的操作、显示。 7.3.1.2调试目的 DCS控制装置在出厂前应已经过试验合格，但经过长途运输及现场安装可能产 生偏差，必须再进行复原调试、校验和调正，使其达到出厂的标准，为今后各系统 的冷态调试和热态投运创造条件。 7.3. 1.3调试范围 DCS装置内所有接地回路、卡件供电、电源电缆、通讯电缆、预制电缆以及装 置的各类卡件、输入回路、输出回路、系统程序、模拟量通道、开关量通道。 7.3. 1.4复原调试应具备的条件 （1）土建工作已完成并已做好清洁工作，整个机房已具备防尘、防静电、照明及消 防安全保卫等条件。 （2）机房的空调已具备投运条件，能保证装置正常工作必须的温度、湿度。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 39 页 共101页 （3）机柜、CRT操作盘安装就位,通讯电缆已连接完毕。 （4）电源电缆已接好，UPS已具备正式受电条件。 （5）机柜接地工作已完成。 7.3.1.5调试项目 （1）接地回路确认。 （2）电源电缆及绝缘确认。 （3）通讯电缆连接正确性确认。 （4）机柜受电及供电电压检查。 （5）卡件插入。 （6）预制电缆安装及检查。 （7）程序加载。 （8）卡件通道及精度检查。 7.3 1.6考核标准 （1）装置电缆的绝缘必须符合制造厂和国家标准。 （2）模拟量输入、输出卡件精度应符合制造厂合同的标准。 开关量信号输出后其相应的继电器动作应正确。 7.3.2 厂用电受电调试方案 7.3.2.1设备概况 本工程4台机组电气部分以500kV一级电压接入系统，厂用电电压为6kV，低 压为0.4kV，低压厂变为干式变压器。 7.3.2.2调试目的 通过厂用电受电调试的工作，使全厂6kV、0.4kV电源系统进入工作状态，为机组各系统、各设备进入试运转创造条件。通过厂用电受电调试、检验线路、开关、 变压器的性能、质量、动作特性、操作规程是否合理，分析及解决所遇到的技术问 题，使机组厂用电源系统达到可靠、安全状态提供。 7.3.2.3调试范围 （1）高压备用变压器。 （2）厂用6kV、0.4kV。 （3）低压厂用变压器。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 40 页 共101页 7.3.2.4受电前应具备的条件 （1）受电范围内的土建工作全部结束,门锁齐全,道路畅通,经验收符合受电条件并通 过质检。 （2）列入受电范围内的一、二次电气设备已全部安装完毕，安装记录完整,电气单体试验记录完整并经检验合格。照明、通风、消防、通讯系统已完工。并经工程质 量监督部门检查合格，证明能满足厂用电系统带电要求。 （3）范围内的直流系统、UPS系统安装调试完毕，经验收合格并投入使用。 （4）对有关的二次回路按图纸逐相进行操作,应符合设计要求。一、二次设备静态 试验校验工作结束，继电保护试验及整定完毕，符合国标和制造厂要求。试验报告 齐全并通过验收和质检。 （5）已建立试运班组，人员已上岗位。 （6）各种运行标示牌已准备就绪，各设备的代号已编写完毕。 （7）受电前对试验范围内所有电气设备和现场进行一次全面的清理检查,所有电气设备的外壳应接地良好。 （8）测量受电范围内的设备绝缘电阻应合格，交、直流高低压熔丝完好。（并准 备一定数量的备件） （9）受电范围内的开关应在断开位置,受电开关已推至试验位置,投入各组PT。 （10）核对继电保护定值,检查CT变比与要求相符。 （11）准备受电所有的仪器、仪表、图纸资料。 （12）按要求投入受电设备的保护。 7.3.2.5调试项目 （1）高压备用变压器冲击试验。 （2）6kV工作段母线受电。 （3）6kV输煤段受电。 （4）汽机变、锅炉变、脱硫变、循泵变、暖通变、码头变、照明变、除尘变、公用 变、厂前区变、化水变、除灰变、输煤变、检修变、淡水升压变冲击，0.4kV相应各PC段受电。 7.3.2.6考核标准 （1）线路、变压器受电及冲击试验时，应做到PT二次回路电压正常，相序正确。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 41 页 共101页 （2）各电气开关操作灵活，动作正常，故障时，保护装置能及时动作。 （3）受电时各项技术指标达到有关规定和要求。 7.3.3 化学制水调试方案 7.3.3.1调试目的 通过对化学制水设备的调试工作，检查设备及系统的安装质量，试转各辅机设 备，整定系统中各报警保护信号及装置，对化学一、二级除盐制水设备进行树脂加 装、再生、运行等一系列制水工艺流程的调试，最终制出合格的除盐水，通过调试 获得化学制水的各技术指标和数据，并达到最佳状态，使运行人员能熟练地掌握化 学制水操作过程。 7.3.3.2调试范围 （1）化学制水预处理系统。 （2）化学制水除盐系统。 （3）化学制水再生系统。 7.3.3.3调试项目 （1）系统检查并与安装图纸对照无差错。 （2）系统中调节阀、电动阀、安全阀整定、校验、操作试验。 （3）各类泵、风机试转。 （4）各报警信号、保护动作定整及校验。 （5）阳、阴、混交换器空塔通水及布水试验。 （6）除二氧化碳器脱碳试验。 （7）活性碳过滤装置调试。 （8）树脂的预处理和再生。 （9）一、二级除盐装置投用制水调试。 （10）一、二级除盐装置运行周期试验。 （11）再生系统投用试验。 （12）加药系统加药量试验。 7.3.3.4调试工艺 （1）在装置中加入活性碳并浸泡24小时，然后反复进行空气擦洗，反洗、正洗至出水合格。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 42 页 共101页 （2）树脂的预处理和再生工艺： ? 用5~8%盐酸注入阳、阴塔，浸泡时间为8小时以上并冲洗到中性。 ? 对阳塔进行2倍剂量酸再生，并冲洗合格。 ? 用5~8%盐酸和4%氢氧化钠依次注入阴塔将强阴离子交换树脂，各浸泡8小时以上，并冲洗到中性。 ? 强阴交换器进行2倍剂量碱再生，并冲洗合格。 ? 混床中阳、阴离子交换树脂的预处理方法同上述。 ? 导电度、Na表、PH、硅表在调试初期不投入。 （3）澄清器制水及加药调试投入工艺。 （4）重力式滤池制水及调试。 7.3.3.5考核标准 （1）除盐水出水水质标准： 阳离子交换器出水：Na?300μg/l 阴离子交换器出水：DD?10μs/cm(25?) SiO2?100μg /l 混合床离子交换器出水：DD?0.3～0.2μs/cm(25?) SiO2?20μg/l （2）除盐装置出力达到设计值。 7.3.4 锅炉冷态通风试验方案 7.3.4.1设备概况 浙江国华宁海新建工程4×600MW机组锅炉为上海锅炉厂有限公司生产的引进 型亚临界一次中间再热、控制循环汽包炉，采用摆动燃烧器四角布置，切向燃烧， 正压直吹式制粉系统，单炉膛?型露天布置，全钢架结构，平衡通风，固体排渣。锅 炉共配置了六台HP983型中速磨，燃烧器设六层煤粉喷嘴（A、B、C、D、E、F层），在这之间设七层二次风喷嘴燃烧器（AA、AB、BC、CD、DE、EF、FF层）及顶部设有OFA二次风喷嘴，在二次风风室内共配置三层重油枪喷嘴（AB、CD、EF层），采用摆动结构除OFA单独摆动外其余喷嘴联在一起成一摆动系统。一次风自一次风 机出口，一部分经过预热器加热为进磨煤机热风，一部分作为磨煤机压力冷风，经 磨煤机后分四角送煤粉进入炉膛。二次风自送风机出口经预热器加热进入大风箱由 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 43 页 共101页 风门档板调节按要求分布于各二次风喷口进入炉膛。 一次风机：动叶可调轴流式（BMCR工况） 3 风量：74.65m/s，风压：8721Pa。 引 风 机：动叶可调轴流式（BMCR工况） 3 风量：435.04m/s，风压：4155Pa。 送 风 机：动叶可调轴流式（BMCR工况） 3 风量：222m/s，风压：2922Pa。 3密封风机：风量：11.7m/s， 风压：6382Pa。 7.3.4.2试验目的 对于新安装锅炉进行冷态通风试验目的是为锅炉整套启动和热态燃烧提供调整 时的参考，并检验燃烧设备制造及安装质量。冷态模拟试验是在冷态试验中动量比 与热态时动量比相等的条件下进行的。 7.3.4.3调试范围 （1）锅炉燃烧系统（一次风机、密封风机） （2）锅炉烟风系统（送风机、引风机） 7.3.4.4试验应具备的条件 （1）空气预热器分部试转合格并经验收签证，有关联锁保护经校验后具备投用 条件。 （2）引风机分部试转合格并经验收签证，有关联锁保护经校验后具备投用条件。 （3）送风机分部试转合格并经验收签证，有关联锁保护经校验后具备投用条件。 （4）一次风机分部试转合格并经验收签证，有关联锁保护经校验后具备投用条 件。 （5）风烟系统有关表计具备投用条件（大风箱差压、炉膛负压、预热器出口风 压、辅机电流等）。 （6）风烟系统有关风门挡板（包括大风箱小风门）和调节门校验合格，确认风 门挡板内外实际开度一致调节门调节性能良好，并且风门实际开度与遥控CRT指示 一致，所有风门挡板集控室能操作。 （7）压缩空气系统安装完毕，并向控制系统供气。 （8）各燃烧器摆角调整至零度 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 44 页 共101页 （9）试验所需测点均按要求安装完毕并经验收确认。 （10）试验所需测试平台及其他临时设施均按要求安装完毕并经验收确认。 （11）在最下层二次风喷嘴以下1.5米处搭设满炉膛平台要求能承受20人重量，四角燃烧器旁搭设简易爬梯，要求能承受4人重量，高于满炉膛测试平台的脚手架 必须割除。 （12）在水平烟道高温过热器后，距底向上3米处，沿炉膛宽度搭设平台，要求 每层平台能安全上下能承受5人。 （13）试验所需照明（包括临时照明）及电源均按要求安装完毕并经验收确认。 （14）炉底水封具备投用条件。 （15）确认炉本体、预热器、给煤机、磨煤机、检查孔关闭；给煤机下煤档板及 磨煤机石子煤门、电除尘灰斗、冷灰斗、省煤器放灰斗关闭。 （16）锅炉各段烟风道内有碍动力场试验的脚手架必须拆除，而且将烟风道清扫 干净。 （17）密封风机试转合格并经验收签证具备投用条件。 （18）扫描冷却风机试转合格并经验收签证具备投用条件。 （19）锅炉烟风系统风压试验合格。 （20）有关空气动力场试验的临时测点已安装完毕。 7.3.4.5试验项目 （1）一次风测平，通过对一次风速的测量，调整同层一次风四角的风速偏差， 同时检查一次风管的安装质量。 （2）二次风挡板调整。 （3）磨煤机进口风量装置标定。 （4）二次风风量装置标定。 （5）炉内最底层一次内中心平面“米”字面风速测量，以测绘强风环直径、弱 风区域的大小。 （6）炉膛出口气流分布测量，通过测量以测取炉膛出口风速的均匀性。 7.3.4.6考核标准 一次风测评标准是同一层一次风风管之间风速偏差小于?5%，水平烟道出口风速标准是同一层风速不均匀系数小于0.25。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 45 页 共101页 7.3.5 机组化学清洗方案 7.3.5.1设备概况 浙江国华宁海发电厂4×600MW机组配置的锅炉是上海锅炉有限公司生产。该 锅炉最大连续蒸发量为2028 t/h，亚临界压力中间一次再热控制循环炉，单炉膛п型露天布置。炉膛由膜式水冷壁组成，下水包内每根水冷壁的入口处装有不同口径的 节流孔板，当运行工况变化时循环仍然均匀可靠。炉前布置三台低压头炉水循环泵， 采用CC循环系统，下水包与省煤器之间有一再循环管作锅炉启动时用，炉膛水冷壁 除炉底和墙式再热器部位外，均采用内螺纹管。 给水管道布置于锅炉左侧，该单路给水管经过止回阀和电动闸阀后进入省煤器 进口集箱，流经省煤器管组中间集箱和悬吊管，然后汇集在省煤器出口集箱，从省 煤器出口集箱引入汽包，并与汽包内炉水混合。混合后的水沿汽包底部长度方向布 置的6根大直径下降管流至汇合集箱，随后分别于3只BCP相接，BCP将炉水增压后经出口阀进入下水包。炉水在下水包内经滤网、节流孔板进入炉膛四周的水冷壁， 水冷壁内的汽水混合物汇集至上集箱后进入汽包。汽水混合物在汽包内分离后的饱 和蒸汽经导汽管进入过热器，饱和水则与省煤器来的给水混合后继续循环。 凝汽器为N—34000—1型双壳体、双流程表面式，由凝汽器A和凝汽器B组成，本凝汽器按汽轮机主蒸汽流量1581t/h闭式循环工况设计。主凝区和管束顶部迎 汽区冷却管均为钛管，凝汽器A、 B共有冷却管38906根，该凝汽最高工作温度不 超过80:C。为保证凝汽器传热性能，还配置一套胶球清洗装置，凝汽器钛管脏污或 损漏带70,负荷，真空不低于650mmHg，排汽温度不超出54:C时，允许单个壳体运行，进行半边清洗和堵管。 7.3.5.2 化学清洗目的 由于新建机组在制造、储藏、安装等过程中在金属受热面会产生氧化皮、焊渣、 腐蚀结垢等产物。为了机组在整套启动时的受热面内表面清洁，防止受热面因结垢、 腐蚀发生事故；并使机组在整套启动时能够有一个优良的汽水品质，机组在整套启 动前必须进行化学清洗，清除这些污染产物，并在金属表面形成良好的保护膜。 7.3.5.3 化学清洗范围 锅炉水冷壁、汽包、下水包、水冷壁、炉前系统、凝汽器汽侧。 7.3.5.4化学清洗应具备的条件 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 46 页 共101页 （1）原水予处理、锅炉补给水处理系统、设备状态良好，能满足清洗时的供水条件。 （2）化学清洗所用药品均应验收合格，应由购货方提供合格证或质保书。所有清洗 药品分类、整齐、堆放于清洗现场。 （3）应有可靠的电源、汽源、水源供化学清洗用。 （4）清洗现场下水道施工结束并畅通无阻，供热力系统冲洗排放用。 （5）废水系统已具备贮存处理清洗废液的条件。 （6）参加化学清洗的设备和管道（含临时设备和管道），均应按清洗系统图和设计 要求安装结束，并经验收试转、水压试验合格，已具备投运条件。启动炉供汽， 加热设施已具备。 （7）化学清洗前汽包内的装置如汽水分离器、波形板干燥器，下水包内的水冷壁进 口的节流孔板均应拆除。 （8）化学清洗所用的设备，各系统的电动门及操作机构已校验结束，位置正确。 （9）炉水循环泵注水系统、疏水系统、压缩空气系统、燃油系统、锅炉点火设备及 系统均已具备投运条件，锅炉试点火完成，炉水循环泵的注水泵应有二路电源（一 路备用）以防单路失电时化学清洗液进入炉水循环泵电机腔内。 （10）清洗系统的热工测量仪表如压力、温度、流量均已校验合格具备投运测量条 件。 （11）清洗系统的化学测量装置如取样管、监视管、腐蚀指示片均已加工装设完备。 取样管应装冷却器，并有足够的冷却水量。 （12）锅炉本体的保温和清洗系统内的设备，管道的保温工作已结束，临时系统 的简易保温已完成。锅炉烟风道与脱硫系统的接口挡板应关闭严密并经确认。 （13）化学分析用的仪器、试剂、玻璃器皿、电炉、取样瓶等已准备，测量仪器已 经校正，工作曲线已作好，试剂标定结束，标定好的PH玻璃电极不少于2支， 清洗现场的临时分析室内应有洗涤用水源（自来水、除盐水）、电源、下水道 及足够的照明。 （14）凝汽器碱洗前底部已支撑好，碱洗结束冲洗干净后应具备贮水条件。 （15）清洗现场有足够的照明、完备的通讯、地面平整、道路通畅，锅炉本体及风 道内部的脚手架及杂物已清除，无妨碍其自由膨胀的异物。生产用电梯具备投 运条件并由专人值班。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 47 页 共101页 （16）各有关专业根据本措施制定相应的操作卡和反事故措施，并经技术交底，参 加清洗的人员已掌握清洗的技术要求。 （17）化学清洗步骤的工艺要求、清洗系统图、控制内容均已制成图表张贴现场。 （18）现场检修值班人员配备齐全、并备有必需的抢修材料。 （19）在试运指挥部领导下成立化学清洗领导小组，并建立拉送电制度、联系协调 制度等有关制度。 7.3.5.5化学清洗介质与流程 (1) 凝汽器汽侧碱洗,炉前系统是碱洗+10%EDTA清洗，水冷壁、汽包、下水包、省 煤器是碱洗+10%EDTA酸洗。凝汽器汽侧碱洗时清洗介质温度为50?, 炉前系统清洗时介质温度为135?, 水冷壁、汽包、下水包、省煤器清洗时介质温度为135?。 (2) 循环流程 ? 凝汽器汽侧碱洗流程 凝汽器 凝泵 凝结水精除盐旁路 轴加 凝结水泵再循环管 ? 炉前系统/炉本体/省煤器/清洗流程 除氧器旁路 #8,#5低加 前置泵 临时管 凝泵出口 凝结水精除盐旁路 轴加 #3、#2、#1高加 省煤器 汽包 BCP集箱 临时管 下水包 BCP (3) 锅炉过热器是否进行化学清洗将依据在现场测定其锈垢量数值后再决定。 7.3.5.6化学清洗考核标准 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 48 页 共101页 （1）清洗后的金属表面应清洁，基本上无残留氧化物和焊渣，无明显金属粗晶析出 的过洗现象。不应有镀铜现象。 22（2）腐蚀指示片平均腐蚀速度小于8g/ (m?h), 腐蚀总量应小于 80g/ m, 除垢率不小于90%为合格，除垢率不小于95%为优良。 （3）清洗后的表面应形成良好的钝化保护膜，不应出现二次锈蚀和点蚀。 （4）固定设备上的阀门、仪表不应受到损伤。 7.3.5.7 机组化学清洗液的处理和排放 化学清洗后排放的碱液、EDTA等废液由工业废水池集中回收，以及经化 学处理后，达到环保排放标准后，进行排放。 7.3.6 锅炉吹管方案 7.3.6.1设备概况 浙江国华宁海工程4×600MW机组锅炉为亚临界压力一次中间再热控制循环 汽包炉。锅炉采用摆动式燃烧器，四角布置、切向燃烧，正压直吹式制粉系统，单 炉膛，п型露天布置，全钢架悬吊结构，平衡通风，固体排渣。 设备规范、特性、参数（BMCR）： 序号 名称 单位 数值 1. 过热蒸汽流量 t/h 2028 2. 过热蒸汽出口压力（表） MPa 17.5 3. 过热蒸汽出口温度 ? 541 4. 再热蒸汽流量 t/h 1677.7 5. 再热蒸汽进口压力（表） Mpa 3.84 6. 再热蒸汽出口压力（表） Mpa 3.66 7. 再热蒸汽进口温度 ? 323 8. 再热蒸汽出口温度 ? 541 9. 省煤器进口给水压力（表） MPa 19.26 10. 省煤器进口给水温度 ? 279 11. 汽包压力（表） MPa 18.88 7.3.6.2吹管目的 新安装的机组因为制造、安置、储存、运输等方面的原因，在受热面 及蒸汽管道内不同程度地残存着沙粒、氧化铁皮、加工铁屑、焊渣、未冲洗掉的化学清洗物。 机组投产后，这些物质存在于受热面内，容易引起受热面管子堵塞、爆管及高温腐 蚀；若被带入汽机内，则将危及汽轮发电机组的安全运行。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 49 页 共101页 7.3.6.3吹管范围 锅炉各过热器、再热器、受热面管束及其联络管道； 主蒸汽管道及冷、热段再热蒸汽管道； 高、低压旁路管道； 汽动给泵高压蒸汽管道； 冷段至轴封汽管道； 一二次汽减温水管道； 7.3.6.4吹管前必须具备的条件 （1）酸洗临时系统已拆除，系统恢复正常。 （2）锅炉风烟系统辅机分系统试转、通风试验及冷态空气动力场试验结束，并经验 收合格，系统恢复正常。 （3）锅炉酸洗工作结束，并经验收合格，系统恢复正常。 （4）吹管临时管路安装结束，并且在装设靶板架、集粒器、消声器，临时系统保温 完整、支撑稳固、膨胀方向已确定并留有足够间隙，经验收合格。 （5）吹管系统的阀门经验收合格。其中临冲门控制开关接至控制室，启闭时间符合 吹管要求。 （6）排汽口（消音器）周围设警戒区，落实保卫部门专人看守。 （7）蒸汽吹管用抛光靶板已经全部备齐。 （8）给水系统及锅炉冲洗合格。 （9）减温水管道将流量孔板拆除加套管连接并且水侧冲洗合格。 （10）燃油系统验收合格，油循环正常，FSSS燃油部分调试结束，油枪能正常投运。 （11）机组疏放水系统畅通。 （12）吹管系统命铭挂牌结束。（包括临时系统） （13）电视火焰、电视水位、炉膛出口烟温探针具备投用条件。 （14）预热器吹灰系统，喷水灭火装置具备投用条件。 （15）凝结水泵试转结束，经验收合格，凝结水系统具备投用条件。 （16）启动给泵试转结束，经验收合格，除氧给水系统具备投用条件。 （17）真空泵试转结束，经验收合格，真空系统具备投用条件。 （18）汽机油系统正常盘车试转合格，盘车具备投用条件。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 50 页 共101页 （19）高压旁路、低压旁路调门具备开关条件。 （20）主汽门、高排逆止门阀芯拆除，装上临时阀芯。 （21）所有接至凝汽器的疏水管断开，接至大气。 （22）化学加药、取样、制水系统具备投用条件。 （23）临时系统安装结束，经验收合格，具备投用条件。 （24）冲管系统可在DCS上操作，某些系统自动可投入，如风烟系统（风量、炉膛 负压），给水系统（除氧器水位、凝汽器水位） （25）风烟系统送、引风机、空预器及其系统联锁保护投用。 （26）炉手动MFT按钮、风量低、炉膛压力高、低、全燃料中断、单元火检故障、 水冷壁压力低（炉水泵进口压力低）、炉水泵差压低等保护投用 （27）给水系统给泵、凝泵、循泵、盘车、真空泵、闭式泵、氢水油系统保护投用。 （28）DCS系统具备冲管系统数据采集（每5秒钟一次，并编制简单程序，实时反 映冲动系数K值） （29）公用系统投入正常运行（包括仪用压缩空气系统，闭冷水系统，开冷水系统， 消防水 系统，辅助蒸汽系统）。 （30）在锅炉进水和升压过程中定期抄录锅炉膨胀指示器。 （31）制粉系统已完成分部试运可初步试投。 （32）炉底排渣系统、输煤系统已完成分部试运可投用。煤场已进煤，具备上煤条 件。 （33）锅炉烟风道与脱硫系统的接口挡板应关闭严密并经确认。 7.3.6.5吹管的方式、方法 采用锅炉点火升温升压后，自产蒸汽降压冲管。锅炉吹管用燃料以采用燃油为主； 在吹管的后一阶段，创造条件试投运制粉系统，为整套启动作准备。 7.3.6.6吹管系统的主要特点 （1）在再热器冷段设置集粒器以收集一次汽系统吹出的杂物，一、二次汽系统串联 吹管。吹管中控制参数估计为，当汽包压力6.0MPa左右开临冲门，压力降到3.0MPa左右开始关临冲门，汽温在（350～420）?范围内。 （2）排汽口设置消音器，以减少噪声污染。 （3）高压主汽门及中联门采用吹管阀套（由制造厂提供），以简化系统，减少焊口 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 51 页 共101页 及系统恢复时的二次污染。 （4）吹管采用快速启、闭的临冲门要求启闭时间＜60s，以减少临冲门启闭过程中 的热力损失。 7.3.6.7冲管系统流程：一、二次汽串吹系统（见机组吹管系统图） 汽包?过热器?主蒸汽管?主汽门冲管套阀?临冲门?集粒器?冷再管?再热器? 热再管?中联门套阀?靶板?排汽管?消声器。 7.3.6.8考核标准 （1）冲动系数K>1（其中过热器K>1.4）。 （2）连续二次吹管后，第二次靶板斑痕点少于第一次，靶板斑痕粒度为0.2～0.5mm， 数量小于5个。即为吹管合格。 （3）靶板可用铝材制成，宽度?25mm，长度为临吹管直径。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 52 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 53 页 共101页 7.3.7. 汽动给水泵调试方案 7.3.7.1设备概况 浙江国华宁海发电厂600MW机组给水系统中配备了二台汽动给水泵， 每台给水泵的额定容量为锅炉给水量的 50%BMCR，二台汽动给水泵是利用主汽轮机的抽汽、辅助蒸汽（低压汽）及锅炉冷再热汽（高压汽）作为汽 源。 汽轮机规范： 型号： NK63/71型 型式： 单缸、单流、冲动、纯凝汽式、新汽内切换 最大功率： 10MW 额定功率： 6.155 MW 连续运行调速范围： 2800～6100r/min 额定转速： 5178 r/min 危急遮断器动作转速： 5600～5671r/min 盘车转速： 40r/min 低压蒸汽温度： 324.7? 低压蒸汽压力： 0.7083MPa(a) 高压蒸汽温度： 538? 高压蒸汽最高温度： 546? 高压蒸汽压力： 16.7MPa 高压蒸汽最高压力： 17.5MPa 排汽压力： 6.28kPa(a) 相对内效率： >81% 汽耗： 5.27kg/kw?h 转向： 从给水泵侧看为顺时针方向 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 54 页 共101页 7.3.7.2应具备的条件及检查 (1)设备及系统安装结束，安装记录及技术资料以文件包型式完成。 (2)试转涉及到的系统管道、阀门（手动、电动、调节）经验收合格， 与本系统相连的而不属于此调试范围的系统能有效地隔离。 (3)CRT显示系统能准确地显示温度、压力、流量、真空等数据。 (4)闭冷水系统投入连续运行，系统压力及温度能投入自动控制。 (5)蒸汽管道的冲洗吹扫工作已经完成，管道按要求恢复正常。 (6)润滑油系统冲洗完毕，油质经化验合格, (7)小汽轮机主油泵试运结束。 (8)凝结水及补给水系统投运正常。 (9)除氧器汽、水系统安装完毕，经冲洗合格，能正常投用。 (10)给泵密封水系统投运正常。 (11)给泵暖泵管冲洗工作已经完成，管道按要求恢复正常。 (12)有关热工自动控制装置投运正常。 (13)确认前置泵进口滤网已加40目以上细网。 (14)小汽轮机调节保安系统静态试验完毕，各项技术指标符合要求。 (15)本体保护试验及辅机（主泵、前置泵）联锁试验正常。 (16)汽动给水泵试运转人员的组织分工明确，各自岗位的检查工作完 成。 (17)消防系统已能应付紧急事件。 (18)试运转场地平整，照明、通讯设施良好。 7.3.7.3调试项目及汽动给泵试转 （1）汽泵前置泵试运转 ?汽泵前置泵试转前的检查： 前置泵马达单转结束。 前置泵已经与马达联轴器连接好。 前置泵的润滑油已按要求加好。 前置泵密封冷却水冲洗已经结束，并已投入运行。 试转系统的注水工作已结束。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 55 页 共101页 系统上的仪表和附件已处于投用状态。 向除氧器上水至正常位置。 ?汽动给水泵的前置泵的起动 用手在联轴器盘转前置泵轴，以用惯性惰走确认其转动是否平稳。 ?首次起动前置泵几秒钟以确认其动态特性如转子转向、声音特性（有无 异常响声）、振动情况、 起动电流、仪表功能（压力表）、惰走特性 （惰走时间）。 ?若在首次起动过程中未发现任何异常，则待其停止后即可重新起动并开 始试转。 ?通过主给水泵的再循环门进行试运转。 ?在连续试运期间，记录压力、温度、轴承振动、转速及电流等。 （2）小汽轮机单机试运转（首次起动采用辅汽汽源） ?小汽轮机起动前检查： 小汽轮机的油冲洗已完成，油系统已能投运。 汽机和给泵的联轴器已分开。 冷油器已能投运，润滑油温度保持40?以下。 小汽轮机的联锁试验已结束。 辅汽系统投运正常。 小汽轮机的油系统投运 启动真空泵，确认凝汽器真空正常。 ?小汽轮机启动 小汽轮机启动，升速率根据制造厂的升速曲线进行。 冷态升速率为每分钟100 r/min，热态升速率为每分钟200 r/min。 当汽机转速达到600 r/min。（冷态）按“脱扣”按钮,进行摩擦检查。在600 r/min状态下至少暖机20分钟。 暖机结束后，将转速设定到1800 r/min，在1800 r/min状态下暖机25分钟。 小汽轮机升速至3000 r/min，冷态升速率每分钟250～300 r/min。热态自600 r/min后，可直接升速至最低工作转速3000 r/min，升速率为每分钟300 r/min。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 56 页 共101页 ?小汽轮机冲转与升速过程中的注意事项： 升速过程中，在一阶临界转速（2353 r/min）附近，应避免停留。 随时注意小汽轮机前／后轴承处振动，小汽轮机在连续运行转速 时不得超过0.076mm，在越过临界转速时不超过0.125mm。 小汽轮机转速升高后，注意润滑油温度，当冷油器出口油温达45 ?时打开冷却水进出阀门投入冷油器；注意轴承回油温度应小于 65?，最高不超过75?。 ?小汽轮机升速至3000 r/min试验： a．充油试验 b．电超速试 c．机械超速试验 （3）汽动给泵试运转 ? 汽动给泵试运转前的准备工作： 小汽轮机的单体启动试验已经完成。 小汽轮机与泵联轴器连接工作已完成。 汽动给泵的基础螺栓和螺母正确地紧固好。 给水系统注水已完毕，除氧器水位正常(为水箱中心线上1050mm)。 最小流量控制阀的功能检查已经完毕，并用手动操作使该阀全开，同时打开最 小流量控制阀前后隔绝阀。 ? 汽动给泵的起动 启动汽动给泵的前置泵。 冲转汽动给泵，汽动给泵启动方式与小汽轮机启动方式一样。 在汽动给泵运行过程中密切注意轴承金属温度?轴承回油温度?振 动等参数。 记录各项运行数据，测量泵组各道轴承的振动。 汽动给泵升至2800 r/min，在锅炉具备进水条件后开启汽泵出口门向 锅炉进水。 根据锅炉要求调整小机转速（转速范围：2800～5500 r/min） ? 主机在低负荷时做小机高?低压汽源切换试验。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 57 页 共101页 主机负荷达40％时逐步关闭小机蒸汽管道及本体疏水阀 汽动给泵运行正常后根据需要投入给水自动调节装置。 ? 汽动给水泵的停用操作 汽动给泵逐渐减负荷到零，关闭出口电动阀。 将转速降到3000 r/min后，将汽动给泵脱扣，检查高?低压主汽门 及调门全关，开启有关蒸汽管道和本体疏水阀，记录汽动给泵惰走 时间。 关闭小机排汽蝶阀。 确认汽动给泵转速降至零，前置泵和汽动给水泵的主油泵仍维持运 行30分钟以上。 7.3.8整套启动调试方案 7.3.8.1调试目的 机组整套启动调试是全面检验主机及配套的设备制造、设计、施工、调试和生 产准备各方质量的重要环节，是保证机组能安全、可靠、经济、文明地投入生产、 形成生产能力，发挥投资效益的关键性程序，通过机组的整套启动调试，及时发现 问题和采取解决对策，消除由于各种原因造成的设备和系统中存在的缺陷，逐步使 主、辅机设备、系统达到设计的额定工况和出力，使机组能以安全、可靠、稳定的 运行状态移交给电厂。 7.3.8.2调试范围 （1）锅炉所有辅机及系统。 （2）汽机所有辅机及系统。 （3）电气所有辅机及系统。 （4）热控DCS系统及所有PLC程控装置。 （5）化学所有辅机及系统。 7.3.8.3调试项目 （1）机组冷态启动。 （2）机组轴系振动测量。 （3）电气试验。 （4）机组并网及带初负荷暖机。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 58 页 共101页 （5）汽轮机额定转速试验及超速试验。 （6）锅炉蒸汽严密性试验及安全门整定。 （7）制粉系统和燃烧系统的调试。 （8）汽水品质的调试。 （9）热控保护和自动装置的投用。 （10）厂用电切换试验。 （11）机组热态启、停试验及转子惰走试验。 （12）真空严密性试验。 （13）汽轮机主汽门、调门严密性试验及活动试验。 （14）机组50%、100%甩负荷试验。 （15）协调控制系统负荷变动试验。 （16）机组AGC装置投用试验及RB试验。 （17）机组断油全燃煤最低负荷试验。 7.3.8.4机组整套启动需具备的基本条件 总体部分： （1）整套启动组织机构已成立，启动验收委员会会议已召开，并做出准备进入整 套试运阶段的决定。启委会对整套启动的准备工作，安全要求、质量要求已审议通 过。 （2）投入使用的土建工程和生产区域的设施，已按设计施工完成并进行验收，生 产区域的场地平整、道路畅通，照明、通讯良好，平台栏杆和沟道盖板齐全，脚手 架、障碍物、易燃物、建筑垃圾已清除干净，满足试运要求。与整套启动相关的需 签证的建安项目已全部完成。 （3）调试、运行及安装人员均已分值配齐，运行人员已经培训并考试合格。试验 措施、整套启动方案已经会审修改，经试运指挥部批准，出版发放齐全。 （4）生产单位已将运行所需的规程、制度、系统图表、记录表格、运行工具、保 护联锁定值准备齐全。 （5）参加试运的设备和系统与相邻的尚在施工中的汽水管道、电气系统及其它系 统已做好必须的隔离。 （6）消防设备和系统、电梯已经地方政府相关职能部门验收合格，已可投用。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 59 页 共101页 （7）系统命名、挂牌结束，各管道系统经保温后色环、流向指示已标明。 （8）必须在整套启动试运前完成的分部试运，调试和整定的项目，均已全部完成， 并进行验收签证，分部试运技术资料齐全。需验收文件中的不合格项已全部封闭。 （9）配套送出的输变电工程应满足机组满发的要求。 （10）质监中心站按“质监大纲”检查后同意进入整套启动试运阶段。 （11） 完成并网前的安全性评价工作。 （12）主要工作程序及启动曲线张贴现场。 锅炉部分： （1）冷态通风试验结束，数据整理完毕，并经制造厂认可，以利提供燃烧调整时 参考。 （2）蒸汽吹管工作结束，临时系统拆除。 （3）锅炉制粉系统具备投运条件。 （4）电除尘空载升压试验正常，振打及加热装置经试验正常；电除尘进口烟气均 布试验结束。 （5）锅炉吹灰器静态单体及程控试验合格。 （6）锅炉及辅助设备、系统的保护、联锁、控制、信号等均已静态试验完毕。并 验收签证。 汽机部分： (1) 各辅机设备及转动机械均经分部试转合格，各手动阀门均经灵活性检查，各 调节阀，电动阀动作试验正常。 (2) 各系统分系统试运合格，与设备和系统有关的保护、联锁、控制、信号等均 已静态试验完毕。并验收签证。 (3) 各受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作性能良好，各有关的汽水、油 管路均已冲洗干净，油系统和油质经有关部门和人员验收合格，符合机组的启动需 要及要求。 (4) 汽机盘车、顶轴油装置试转结束，已可投用。 (5) 汽机真空泵及真空系统试转结束，真空系统密封试验结束。 (6) 发电机氢、油、水系统调试结束，处于可投用状态，发电机氢系统气密性试 验合格，发电机漏气量小于制造厂规定。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 60 页 共101页 (7) 汽机本体ETS、TSI均已校验合格。 (8) 高、低压旁路冷态调试已结束，已具备满足机组启动及事故备用的需要。 (9) 发电机充氢所需二氧化碳及储氢系统已准备就绪。 (10) 汽机防进水保护校验结束。 电气部分： (1) 启/备变、厂高变及其厂用电系统调整试验均已合格。 (2) 柴油发电机组及其保安电源系统调整试验均已合格。 (3) 直流系统、UPS电源系统调整试验均已合格。 (4) 输、变电配电装置调整试验均已合格。 (5) 接地和防雷保护装置调整试验均已合格。 (6) 发电机—主变压器保护装置及系统调整试验均已合格。 (7) 发电机同期装置及系统调整试验均已合格。 (8) 发电机励磁装置系统调整试验均已合格。 (9) 发电机、主变、启/备变、厂高变等电气设备的控制、保护、测量、和信号装 置调整试验均已合格。 (10) 高压厂用电源的自动切换装置调整静态试验均已合格。 (11) 远动装置调整试验均已合格。 (12) 表盘、开关、发电机、变压器、电缆、母线等施工完毕，油漆完工，封堵工 作结束，验收合格。 (13) 电气设备交接试验结束，试验报告齐全，并经验收合格，电气回路操作、指 示正常，符合设计要求。 (14) 继电器经整定，整定值符合规定，试验合格。变压器接头位置按运行要求整 定。 (15) 声光信号、报警装置投入使用。 (16) 所有电气设备在冷备用状态并有适当的安全保护措施。 (17) 所有电气设备外壳可靠接地。 (18) 所有一次设备上的临时接地线及短路线均应拆除。 (19) 发电机耐压试验结束。 (20) 发电机绝缘测量合格。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 61 页 共101页 (21) 已做好发电机空负荷及并网、带负荷时的各项试验准备工作。 热控部分： (1) DAS测点校对完毕，测点显示、趋势记录、报警及打印可正常投用。 (2) ETS、DEH、MEH系统信号及回路校验、冷态试验完成，可正常投用。 (3) SCS系统信号及回路校验、静态试验、联锁及保护试验完成，可正常投用。 (4) FSSS系统信号及回路校验、静态试验、联锁保护及程控完成，可正常投用。 (5) CCS执行机构调试完毕，冷态试验完成。 (6) TSI测量信号显示正常，保护输出信号正常。 (7) SOE回路试验结束，即时打印正常。 (8) 机组设备、系统及其横向、纵向保护验收合格，投入运行。 (9) 旁路系统冷态试验完成，可正常投用。 (10) 光示牌报警确认显示正常。 (11) 就地显示表计齐全，校验合格，能正确指示。 (12) 机组大联锁试验完毕。 化学部分： (1) 原水、补水具备连续制水能力，除盐水箱贮水充足，具备向机组连续补水条 件，水量满足要求。 (2) 凝结水精处理设备具备投运及再生条件。 (3) 汽水分析室具备化学分析条件，分析所需的药品、仪器、记录报表等均已准 备就绪，表计校正定位完毕。 (4) 取样装置已调整能正常投入运行。取样一次门均已开启，取样冷却水畅通。 (5) 炉内处理，给水处理的药品备齐。 (6) 化学加药系统试转、冲洗、水压结束，药量配好备足，能投入正常运行。 (7) 机组各类化学仪表安装结束，校验合格，能投入使用。 (8) 炉内加药液注入控制系统能投入正常运行。 (9) 贮氢站具备投运条件。 除灰、输煤、制粉系统： (1) 出灰系统，高低压冲灰水系统、石子煤排放系统，炉底渣排放系统，灰浆排 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 62 页 共101页 放系统，炉底灰斗、碎渣机已经过试投运，情况正常。 (2) 输煤系统应在带负荷试运前具备投用条件。 (3) 磨煤机、给煤机及制粉系统应在带负荷试运前具备投用条件。 7.3.8.5主要调试程序 在空负荷和带负荷二个阶段的调试过程中，将按《启规》规定完成包括机 组甩负荷在内的各项调试项目。 （1）空负荷调试 机组空负荷调试是在机组分系统经分部试转合格后进行的。其主要包括下 列内 容：按启动曲线开机；机组轴系振动的监测；电气试验、并网带初负荷； 汽轮机额定转速试验；汽机超速试验；锅炉蒸汽严密性试验及安全门的整定。 空负荷调试的主要程序： ? 热工信号及联锁保护校验： ? 各分系统的投入。 ? 机组首次启动： 锅炉点火，按冷态曲线升温、升压。 投用汽机轴封汽系统和真空系统。 汽机冲转、暖机、定速。 机组振动监测。 机组定速后，进行手动脱扣试验，充油试验。 电气试验。 机组首次并网试验低负荷暖机。 机组解列汽机超速试验。 汽机主汽门、调速汽门严密性试验。 停机，汽机惰走时间测定。 锅炉蒸汽严密性试验及安全门的整定。 （2）机组带负荷调试。 机组带负荷调试是在完成各项空负荷的基础上进行的，主要包括：制粉系统和 燃烧系统的初调整；汽水品质的调试；投入各系统及热工保护和自动；厂用电切换 试验；启停试验；真空严密性试验；甩负荷试验；协调控制系统负荷变动等试验。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 63 页 共101页 ? 新启用系统投入： 输煤系统。 制粉系统。 吹灰系统。 除灰、除渣及除尘系统。 ? 机组带负荷调试： 汽机加热器投运。 制粉系统运行，锅炉投粉。 锅炉吹灰系统投入。 机组升负荷，化学汽水品质的监督。 厂用电切换试验。 热控自动调节和控制系统特性试验，并投入相对应调节系统。 进行给水系统、汽温系统、燃烧系统等自动系统的投入试验，锅炉断油，电除 尘投入，断油稳燃试验。 汽机真空严密性试验。 投入机组协调控制系统。 机组变负荷试验。 机组热态启动试验。 （3）机组甩负荷试验 甩负荷试验采用方式即：突然断开发电机主断路器，机组与电网解列，甩 50% 额定负荷或100%额定负荷，测取汽轮机调节系统动态特性和机组有关 运行参数。 7.3.8.6考核标准 按照《火电工程调整试运质量检验及评定标准》中第5、6章“机组空负荷 整套调试”、“机组带负荷整套调试”规定的技术指标考核。 7.3.9机组168小时满负荷连续试运行调试方案 7.3.9.1调试目的 机组通过168小时满负荷连续试运行考核，确认机组各项技术质量指标优良程 度，检验热控系统调节品质，从而证实机组具备可靠稳定的生产能力。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 64 页 共101页 7.3.9.2调试范围 机组机、电、炉、热控、化学各专业所有的系统与设备。 7.3.9.3调试项目 (1) 机组负荷达到额定值稳定运行。 (2) 锅炉断油、燃煤、电除尘装置投用。 (3) 汽机投用全部高加。 (4) 汽水品质符合要求。 (5) 热控自动、保护、仪表投用率100%。 (6) 机组保持稳定、满负荷运行168小时，考核各项技术指标。 7.3.9.4. 必备条件 (1) 机组完成带负荷调试和甩负荷试验。 (2) 机组负荷达到额定数值。 (3) 锅炉断油、全燃煤，电除尘投用。 (4) 汽机投高加。 (5) 汽水品质符合要求。 (6) 热控自动装置投入率100%。 (7) 热控保护投入率100%。 (8) 热控仪表投入率100%。 (9) 电气自动装置投入率100%。 (10) 电气保护投入率100%。 (11) 电气仪表投入率100%。 7.3.9.5.调试程序 (1) 机组启动。 (2) 机组带满负荷。 (3) 机组满足进168小时满负荷试运行的各项必备条件。 (4) 机组进行168小时满负荷试运行考核。 (5) 机组连续稳定满负荷运行168小时，考核各项技术指标。 (6) 完成168小时满负荷试运行后移交生产单位，转入试生产阶段。 8 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 65 页 共101页 本着“从严管理，精心调试，追求卓越，服务满意”的质量方针，在本工程调试 中制定如下目标： 8.1 零缺陷管理目标 （1）调试过程中调试质量事故为零。 （2）调试过程中损坏设备事故为零。 （3）满负荷试运及试生产期间机组“MFT”误动为零。 （4）机组启动未签证项目为零。 （5）调试原因影响机组进度为零。 （6）机组移交调试未完项目为零。 （7）启动调试非自动状态为零。 （8）因电缆信号干扰引起设备事故为零。 8.2 调试质量目标 （1）机组保护投入率100%。 （2）自动投入率100%。 （3）全部仪表投入率100%。 （4）机组真空严密性?－0.25kPa/min。 （5）发电机漏氢量?5Nm 3/d。 （6）汽轮机最大轴振?0.06mm。 （7）调整试运期燃油耗油2号机?4500t、1号机?4000t。 （8）不投油最低稳燃负荷率%（BMCR）?30%。 （9）汽水品质分阶段100%合格。 （10）从点火吹管至完成168小时满负荷试运的天数?90天。 （11）完成168小时满负荷试运的启动次数2次。 （12）机组调试的质量检验分项合格率100%。 （13）机组试运的质量检验整体优良率＞95%。 （14）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。 （15）机组调试业主满意率100%。 （16）主要调试项目质量一次成功。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 66 页 共101页 9.1调试质量管理体系 9.1.1 为实现本所的质量方针和质量目标100%的满意率，在工程调试项目中严格执 行我所的质量管理体系的各项要求及《火电工程启动调试工作规定》、《火电工程 调整试运质量检验及评定标准》、《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。 9.1.2 确定必要的调试工作环境和设备，并保证达到调试质量所提出的要求。 9.1.3 编制符合工程要求的调试大纲，并进行会审。 9.1.4 编制调试措施，对相关人员进行技术交底。 9.1.5 对安装完成的设备和系统进行检查和确认，不允许产生因工程急需而减少这 一工序。 9.1.6 认真做好调试过程中的质量记录，确保整个调试过程的可追溯性。 9.1.7 做好调试项目状态标识，控制调试进度。 9.1.8 通过工程情况汇报，实现对各专业调试工作质量的监控。 9.1.9 对调试中的不合格项目进行控制，及时分析原因制定纠正措施。 9.1.10 对潜在不合格项目进行相应的预防措施，杜绝隐患。 9.1.11 对各阶段的试验项目按《火电工程调整试运质量检验及评定标准》进行验收。 9.1.12 及时与业主沟通，了解业主的需求，更好为业主服务。 9.1.13 工程中及工程结束对业主进行回访，做到业主满意。 9.1.14 项目部质量管理体系图 项目经理 质管员 资料员 汽电热化锅机气控学炉兼兼兼兼兼 专专专专专职职职职职 业业业业业质质质质质负负负负负管管管管管 责责责责责员员员员员 人人人人人 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 67 页 共101页 9.2 调试质量保证措施 9.2.1 建立启动调试组织机构。通过调试使机组达到各项调试技术指标和稳定运行 地移交建设单位。 9.2.2 启动调试准备 （1）根据施工综合总进度,编制启动调试总进度的目标计划。 （2）在启动调试开始前，编制《启动调试质量检验项目划分表》。 （3）在充分收集有关资料和文件的基础上，编写各专业启动调试技术措施。 9.2.3 检验和测试设备的控制 （1）对启动调试中所使用的计量器具、仪器仪表和测试设备，在启动调试前核对 其精密度和准确度，必须符合调试检测的要求。 （2）所使用的计量器具、仪器仪表和测试设备经地方政府授权的定点单位鉴定和 持有在有效期内的鉴定证书。 9.2.4 启动调试质量记录 （1）按照原电力工业部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996 年版）》的要求，结合工程的实际情况，编制《质量检验及评定表》。 （2）认真完成调试记录，并编入竣工技术资料、移交建设单位。 9.2.5 分部试运控制 （1）分部试运严格执行文件包，对安装移交的设备和系统进行必要的检验，不允 许因工程急需而接受不合格的设备和系统。 （2）分部试运中及时征求业主的意见，做到业主满意。 （3）在分部试运阶段调试中，进行分系统的交接验收和文件包制度。 （4）分部试运项目的措施编写与实施。 9.2.6 不符合项目报告及纠正。 （1）对潜在不合格项目进行相应的预防措施，杜绝隐患。 （2）启动调试过程中执行不符合项目报告及纠正。 （3）对工程在启动调试中发现设计、施工、设备与系统不合格品，填写“工程联 系单”，向监理和业主报告进行处理和纠正。 9.2.7 整套试运控制 （1）负责编写机组整套启动试运的计划、方案与措施。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 68 页 共101页 （2）组织协调并实施完成整套启动试运中的调试工作。 （3）按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》规定程序 完成空负荷调试、带负荷调试及168小时满负荷试运，使机组安全稳定运行 和达到各项技术指标。 （4）在机组整套启动试运中，按规定逐步投入各设备系统的各项保护、各项程控 和自动调节装置。 （5）负责对试运运行中存在问题向调试总指挥、试运指挥部汇报试运情况及提出 处理意见。 （6）在机组结束168小时满负荷试运后一个半月内编写好启动调试技术报告，并 交有关单位。 10 10.1 安全、环境、文明管理目标 （1）重大设备损坏事故：0起 （2）人身伤亡事故： 0起 （3）重大环境污染事故：0起 10.2 调试安全、环境、文明管理体系 10.2.1 在机组调试中将严格执行国电公司的《安全生产工作规定》、《电力建设安 全健康与环境管理工作规定》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要 求》，在机组调试过程中严格遵守职业安全卫生和环境管理体系所规定的各 项要求和职责，调试措施中必须含有安全及环境管理条款，以保证机组调试 工作安全、有序地进行。 10.2.2 项目部安全、环境、文明管理体系 项目经理 安环管员 汽电热化锅兼兼兼兼兼机气控学炉国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 69 页 共101页职职职职职专专专专专安安安安安 业业业业业环环环环环 负负负负负管管管管管责责责责责员员员员员人 人人人人 10.3 管理及预防措施 10.3.1总体部分 (1) 严格执行《安全生产法》，按职业安全卫生和环境管理体系要求开展各项工 作。 (2) 在调试大纲中编制安全、环境预防措施。 (3) 在调试措施中应有必须具备的安全、环境条件。 (4) 定期召集安全、环境管理会议，解决各专业或项目部本身存在的各种问题。 (5) 建立二级管理网络，项目经理为第一责任人，各专业负责人为管理责任人。 10.3.2安全管理及预防措施 (1) 对调试工作中的安全状况进行分析，发现不符合及时采取纠正措施，对潜在 问题采取预防措施。 (2) 在机组调试中将严格执行国电公司的《安全生产工作规定》、《电力建设安 全健康与环境管理工作规程》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要 求》。项目部按此进行定期和不定期的执行情况自查。 (3) 参加试运行人员，工作前应熟悉有关安全规程、运行规程及调试措施,试运 行安全措施和试运停,送电联系制度等。 (4) 参加试运行人员,工作前应熟悉现场系统设备,认真检查试验设备,工具必须 符合工作及安全要求。 (5) 对已运行设备有联系的系统进行调试,应办理工作票,同时采取隔离措施,必 要的地方应设专人监护。 (6) 高空作业时，严格执行相关的安全规程。 (7) 试运前必须查明炉膛,空气预热器,烟道,风道,电气除尘器以及其它容器内的 人员已全部撤出。 (8) 锅炉点火阶段防熄火及漏油事故,应加强检查燃油系统及燃烧情况。 (9) 安全门的调整必须由两个以上的熟练人员在安全技术负责人的指挥下进行。 (10) 吹管的排汽口方向应距设备或建筑物在20m以上。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 70 页 共101页 (11) 吹管的临时管道、消声器、临冲门的支架结构应能承受吹管时的最大推力和 留有膨胀余地。 (12) 蒸汽吹管的排气范围和操作场所应设警戒区，防烫伤或击伤事故；跨越临时 管道需搭设临时过桥。 (13) 吹管拆装靶板应有专人指挥和联系。 (14) 吹管过程中应严禁超过临时管道、部件的承受压力，临时管道应进行强度核 算，临时系统应组织专业人员验收签证。 (15) 试运中应经常检查油系统是否漏油，严防油漏至高温设备及管道上。 (16) 在机组甩负荷试验期间当机组发生下列异常时应立即在机头或主控打闸停 机： ? 汽机转速达到机组允许最高转速。 ? 调速系统摆动无法维持机组空转。 ? 汽轮发电机组轴瓦温度超限。 ? 汽轮发电机组振动超过定值。 ? 主汽温度下降超过规定值。 ? 汽轮机差胀，轴位移超限。 ? 调节级温降率与甩负荷前5分钟的温度比平均下降大于2.5?/分。 (19)发现下列情况，应打闸停机(在甩负荷打闸停机时应降低真空确保机组安全)。 ? 机组发现强烈振动或摩擦。 ? 机组超速跳闸后，转速仍不下降。 ? 因轴瓦油温或瓦温超限。 (20) 若锅炉泄压手段失灵，锅炉超压时应立即停炉。 (21) 停机后机组转速不能正常下降，应查明原因，采取一切措施切断汽源。 (22) 若甩负荷试验在汽轮机机械超速试验一个月外进行，则需重新复校汽轮机超 速试验。 (23) 电气设备及系统的安装调试工作全部完成后，在通电及启动前应检查是否已 经做好下列工作。 ? 通道及出口畅通，隔离设施完善，孔洞堵死，沟道盖板完整，屋面无漏雨， 渗水情况。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 71 页 共101页 ? 照明充足，完善，有适合于电气灭火的消防措施。 ? 房门、网门、盘门该锁的已锁好，警告标志明显齐全。 ? 人员组织配备完善，操作保护用具齐备。 ? 工作接地和保护接地符合设计要求。 ? 通讯联络设施足够可靠。 ? 所有开关设备都处于断开位置。 (24) 上列各项工作检查完毕并符合要求后，所有人员应离开将要带电的设备及系 统。非经指导人员许可登记，不得擅自再进行任何检查和检修工作。 (25) 带电或启动条件齐备后，应有指挥人员按技术要求指挥操作，操作应按《电 业安全工作规程》有关规定实行。 (26) 在配电设备及母线送电以前，应先将该段母线的所有回路断开，然后再接通 所需回路，防止窜电至其它设备。 (27) 发电机及具有双回路电源的系统，并列运行前应核对相位。 (28) 电气设备在进行耐压试验前，应先测定绝缘电阻。用摇表测定绝缘电阻时， 被测设备应确定与电源断开，试验中应防止与人体接触，试验后被试设备必 须放电。 (29) 热控冲洗仪表管前应与运行人员取得联系，冲洗的管应固定好。初次吹管压 力一般应不大于0.49MPa，吹管时管子两端均应有人并相互联系。初次冲洗 时，操作一次门应有人监护，并先作一次短暂的试开。 (30) 运行中的表计如需要更换或修理而退出运行时，仪表阀门和电源开关的操作 均应遵照规定的顺序进行泄压、停电后，在一次门和电源开关处应挂“有人 工作，严禁操作”标示牌. (31) 远方操作设备及调节系统执行器的调整试验，应在有关的热力设备，管路未 冲压前进行，否则应与有关部门联系并采取措施，防止误排汽，排水伤人。 (32) 被控设备，操作设备，执行器的机械部分，限位装置和闭锁装置等，未经就 地手动操纵调整并证明工作可靠的不得进行远方操作。进行就地手动操作调 整时，应有防止他人远方操作的措施。 (33) 在远方操作调整试验时操作人与就地监护人应每次操作中相互联系，及时处 理异常情况。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 72 页 共101页 (34) 成套控制装置和自动调节系统试投前应使机组处于稳定运行工况，使有关设 备,系统工作正常，并采取必要的保护措施。试运中应密切注意机组的运行情 况及被试验设备系统各个部分的动作情况如有异常则应立即停止试验。 (35) 搬运和使用化学药剂的人员应熟悉药剂的性质和操作方法，并掌握操作安全 注意事项和各种防护措施。 (36) 化学清洗系统时的安全检查，应符合下述要求： ? 与化学清洗无关的仪表及管道应隔绝。 ? 临时安装的管道应与清洗系统图相符。 ? 对影响安全的扶梯孔洞沟盖、脚手架、要作妥善处理。 ? 清洗系统所有管道焊接应可靠，所有阀门、法兰、以及水泵的盘根均应严密， 应设防溅装置，防备漏泄时药液四溅。还应备有毛毡、胶皮垫朔料布、和卡子 以便漏液时包扎。 ? 玻璃转子流量计应有防护罩。 ? 高温介质的管道必须保温。 (37) 清洗过程中应有检修人员值班，随时检修清洗设备的缺陷。 (38) 清洗过程中应有医护人员值班并备有相应的急救药品。 10.3.3 冬季机组防冻预防措施 (1) 严冬季节试运,现场要考虑防冻措施,厂房空调、暖通系统要确保正常投用， 厂房内温度不得低于5?，以确保不冻坏设备。 (2) 在气温低于-2?时，锅炉的炉本体、冷却水、循环水、工业水、凝结水、除 氧器等容器和系统要采取放水、保温、防冻等措施，防止管道、设备、阀门 冻坏。夜间厂房大门要及时关闭。 (3) 热控仪表、信号管、电机等设备在冬季时做好防冻工作，加热装置要确保完 好、可用，并有专人负责投用。 (4) 在气温低于-2?时,户外容器、水箱、化学除盐水系统要做好防冻措施。 10.3.4 环境管理及预防措施 (1) 化学清洗前检查临时系统安装质量,防止管道泄漏。 (2) 化学清洗临时系统的酸泵、取样点、化验站和监视管附近需设水源，用胶皮 软管连接，以备阀门或管道泄漏时冲洗用。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 73 页 共101页 (3) 化学制水、化学清洗产生的废液，应经综合处理后达标排放。 (4) 锅炉吹管的临时管道排放口应加消声器，减少蒸汽排放时产生的噪音。 (5) 在调试中产生的废渣、废气、废液、污水、噪音项目，要在调试方案、措施 中予以明确，通过各种可靠措施力求减少到最低限度，其排放的去向应有明 确规定，禁止乱排放，严格遵守地方环保法规。 10.3.5 文明调试管理及预防措施 (1) 树立文明调试的意识，工作完、场地洁。 (2) 调试用的工具，器具应保护、保养好，确保器具的完好。 (3) 调试用的试验与测量仪器、仪表应维护、保养，经检定合格，并在准用期内。 (4) 不在调试现场禁止吸烟区内吸烟。文明，安全行为一贯化。 (5) 调试人员统一着装，佩带相应标志，各种行为符合相应的规定。 (6) 严格执行调试技术纪律，不得随意修改设计图纸、制造厂技术要求、部版规 程规定，要变更技术要求、规范等，须经有关方面确认批准后，方可进行。 (7) 加强对设备成品保护，在调试过程中，采取有效方法，不使成品受到损伤。 (8) 化学专业用的固、液体药品，要有检验后的合格证，物品的堆放位置明确、 标识明显，并确保安全距离，防止质变。 (9) 办公室内的生活用品，文件等归放整齐，合理。做好防火、防雨、防盗措施， 定期进行大扫除，保持室内整洁。 10.4重大事故预防措施 10.4.1 防止汽轮机磨轴烧瓦事故措施 1) 机组启动前各油泵应试运合格，联锁可靠，保证运行中润滑油压降低后交、直流油泵 能可靠投入，并保持足够油压。机组启动过程中应由专人监视各轴承润滑油压及流量。 2) 在冷油器切换前必须排净备用冷油器内的空气，充满油后再停下运行的冷油器，并注 意监视油压。 3) 机组定速后进行油泵切换时，应密切注意各润滑油压值，如有意外应迅速及时抢合备 用油泵。 4) 机组进行超速保护功能试验、打闸试验等重要试验时，应在试验前投入备用油泵的运 行。 5) 机组运行中如出现异常情况，如厂用电失去、保安电源故障、DCS系统失灵等，应及国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 74 页 共101页 时采取措施，抢合备用交流或直流油泵。 6) 为防止备用油泵因长期放置使泵内存留空气影响泵的运转，机组在运行中须定期启动 交直流润滑油泵，确认电流、油压等正常后方可停泵投备用状态。 7) 机组在运行阶段应严密监视油系统各滤网差压。发现问题及时处理。 8) 做好油系统冲洗循环工作，保证油质清洁，尽早投入油净化装置。 10.4.2 制粉系统防爆措施 为防止制粉系统发生爆炸事故，制定如下措施： 1) 制粉系统在投运前应完成风压试验并验收合格。 2) 加强调整、控制磨煤机出口风粉混合物温度不超过80?，并及时掌握煤种的变化情况， 以便加强监视和巡查。 3) 蒸汽消防系统调试结束，具备投入条件。 4) 磨煤机正常停用后，对磨煤机和一次粉管充分吹扫；磨煤机紧急停运，应采取措施， 防止积粉自燃。 5) 磨煤机停运后应严密监视磨出口温度，发现有异常温升现象应及时应采取措施，防止 磨内发生自燃现象。 6) 调平一次风管的阻力，保证煤粉管中的输粉速度大于18m/s，以免煤粉沉积或粉管堵粉，保证供粉均匀。 7) 加强煤场管理，防止易燃、易爆物品进入磨煤机。 10.4.3防止汽轮机大轴弯曲 1）现象： , 汽机转子偏心超限； , 连续盘车4小时不能恢复到正常值； , 临界转速时，机组振动显著增大。 2）原因： , 汽机冲转时，大轴弯曲值大于76,m； , 汽缸上下温差大超过41.7?，造成热弯曲； , 汽轮机发生振动或动静部分发生碰磨； , 汽机启动、停机或停机后操作维护不当造成汽缸进水或冷气。 3）措施： 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 75 页 共101页 , DEH测振、TSI仪表指示正确，汽机振动保护投入； , 汽轮机每次冲转前及停机后，投入盘车装置测量偏心度及盘车电流正常； , 冲转前若转子发生弹性热弯曲，应适当加长盘车时间，待偏心度达正常值时 方可冲转； , 汽轮机上下缸温度差大于41.7?转子偏心超限值76,m时，禁止汽轮机冲转； , 机组冲转，盘车脱扣后，待汽机转速在600r/min时，方可停顶轴油泵； , 汽机脱扣后，转速下降至600r/min时启动三台顶轴油泵； , 确认顶轴油泵母管压力13MPa-14MPa； , 确认#5瓦顶轴进油压力正常； 密封监视各道轴承金属温度，推力轴承温度及轴承回油温度。 10.4.4防止炉膛灭火放炮 1）、加强煤质的分析和配煤管理工作，提前将原煤质量变化情况通知运行人员， 及时采取相应措施，加强监视调整，避免燃烧不稳，造成锅炉灭火。 2）、锅炉安装结束或大修结束后，启动前必须对MFT保护进行校验。 3）、锅炉MFT保护不得随意解除，因故需解除时，应经启动指挥部批准，并采取 相应的安全措施。 4）、保证热工仪表、保护和备用电源,可靠防止失去电源造成锅炉灭火。 5）、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）投入运行，点火前严格按系统规定的程序进 行锅炉通风吹扫和点火操作。锅炉点火前必须进行不少于5分钟的吹扫，吹 扫完成后方可以进行点火操作。 6）、确保油枪不向炉膛漏油，油枪点火后加强燃烧调整，确保完全燃烧。 7）、煤粉燃烧器的投、停，按先投风后投粉和先停粉后停风的顺序进行，并调整 好燃烧。锅炉运行时应保持合理的风煤比，严禁低氧燃烧。 8）、锅炉低负荷运行时严禁制粉系统隔层运行，否则应投油助燃。 9）、当锅炉在负荷<60%或燃烧不稳定时，禁止投运炉膛和烟道吹灰器。 10）、当锅炉灭火后，要立即停止燃料供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。锅炉熄火 后必须进行5分钟的后吹扫，吹扫完成后方可以将吸风机、送风机停运。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 76 页 共101页 11）、重新点火前必须对锅炉进行通风吹扫。 10.4.5防止空预器内残余物质燃烧 1）、锅炉启动前应投运预热器红外热点探测装置，确认装置报警回路正常。 2）、锅炉点火前，雾化蒸汽疏水应彻底，保持一定的过热度。 3）、锅炉投油时雾化空气和雾化蒸汽压力应保持正常。 4）、锅炉启动初期和低负荷油煤混浇时，应派专人检查着火与燃烧情况，发现问 题及时进行燃烧调整。要尽可能缩短煤、油混烧时间。 5）、燃油调节时应尽量避免油压的大幅度波动。 6）、辅助风挡板应随油枪的投、停和油压的变化进行调整，保持适当的辅助风与 炉膛差压和辅助风挡板开度。 7）、控制适当的风量，避免应风量过低和过高而造成燃烧不良。 8）、锅炉点火后应及时投入预热器连续吹灰。 9）、锅炉运行期间应加强对预热器进出口烟温的监视。尤其在热备用状态和预热 器突然故障停转情况下，若有异常，应立即查明原因，并采取相应措施。 10）预热器消防水应保持随时可用。 10.4.6防止风机喘振 1）、烟风系统风压试验合格。 2）、定期检查轴流风机出入口档板，确保其开关位置正确。 3）、定期检查空预器密封装置的密封效果，使其漏风量在允许范围内。 4）、随时调整两台并列运行的引风机（送风机）的负荷，保持其平衡。 10.4.7安全门的调整 , 安全门的调整必须由两个以上的熟练工人在专业技术负责人的指挥下进行。 , 安全门调整前应确认所有的安全门门座内水压试验用临时堵头均已取出，门座密 封面完好无损。 安全门导向环和喷嘴环所处的位置应符合出厂所规定的最终位置，并由厂家铅封确 认,两环下的堵孔要堵死。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 77 页 共101页 10.5 人身伤亡事故预防措施 10.5.1 触电预防措施 10.5.1.1 触电原因 （1） 由于设备损坏或外壳带电，引起人员接触电。 （2） 由于调试人员接触带电线路，同时未正确采取相应的措施，引起触电。 （3） 人员在使用电源箱时，接触电源箱内的破损插座或带电的裸线引起触电。 （4） 由于内部接线桩松脱或接地不良引起外壳带电，造成触电。 （5） 由于接地或外壳绝缘不良，引起外壳带电，造成触电。 10.5.1.2 控制措施 （1） 使用前检查外壳接地，发现问题，及时整改。 （2） 严格执行安全规程和工作票制度，并实施作业监护。 （3） 使用前检查，确保电源箱内开关、插座的完好、有效的接地、裸线或接地桩 的绝缘。 （4） 使用前检查，确保移动电源盘内开关、插座的完好、有效的接地或接地桩的 绝缘。 （5） 使用前检查，确保电器设备有效的接地。 10.5.2 灼伤、烫伤预防措施 10.5.2.1 灼伤、烫伤原因 （1） 现场作业时遇蒸汽泄漏或碰上无保温热源。 （2） 化学溶液溅到人体。 10.5.2.2 控制措施 （1） 安全教育，按规定穿着工作服。 （2） 指定化学药品安全控制措施处理。 10.5.3 火灾预防措施 10.5.3.1 火灾原因 （1） 润滑油泄漏遇明火燃烧。 （2） 燃油泄漏遇明火燃烧。 （3） 煤粉泄漏沉积自燃。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 78 页 共101页 10.5.3.2 控制措施 （1） 加强巡视，遇泄漏及时处理并通知相关方清扫。 （2） 加强巡视，遇泄漏及时处理并通知相关方清扫。 （3） 加强巡视，遇泄漏及时处理并通知相关方清扫。 11. 浙江国华宁海发电厂新建（4×600MW机组）工程＃2机组计划调试工期为9个月，从2005年4月开始（热控DCS装置调试准备）到2005年12月底。＃1机组计划调试工期为10个月从2006年3月开始（热控DCS装置调试准备）到2006年12月底结束。调试控制节点工期分别如下： 11.1机组调试主要控制节点工期 2 1 机组热控DCS装置复原调试 1 2005.05.20 2006.03.10 机组化学制水 2 2005.05.05 2006.04.25 机组厂用电受电 3 2005.07.28 2006.04.05 机组锅炉冷态通风试验 4 2005.08.20 2006.08.10 机组化学清洗 5 2005.09.20 2006.09.14 机组蒸汽吹管 6 2005.10.05 2006.10.02 机组整组启动及带负荷试2005.10.22 2006.10.20 7 验 机组首次并网 8 2005.10.24 2006.10.23 机组168小时满负荷试转完2005.12.31 2006.12.31 9 成 11.2机组节点工期分解（根据实际工期进行调整） 总节点(宁海工程) 化学制出合格水（注：用临时电源和气源） 5/5 1 (4.27已完成) 启动锅炉点火送气 2 9/4 DCS复原调试开始 4/20 3 (5.19已完成) 厂用电受电 4 7/28 锅炉化学清洗完成 5 9/20 机组冲管开始 6 10/5 机组冲转开始 7 10/22 机组首次并网 8 10/24 机组满负荷168小时试运完成 9 12/31 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 79 页 共101页 化学制水（原水由水库供，中和水池可用，且具备中和处理能力） 化水变临时受电 1 4/10 化学仪、杂用气系统调试 2 4/11-14 化学净水，污水系统调试 3 6/28 化学废水调试 4 6/28 化学补给水系统调试 5 4/16-4/28，7/30程控 启动炉产汽（如果锅炉水压用汽，进度提前4个月） 启动炉热控仪表调试 1 7/24-8/7 启动炉烟风系统调试 2 8/5-8/7 给水泵调试 3 8/8-8/10 启动炉加药系统调试 4 8/5--8/10 启动炉烘煮炉结束 5 9/1 启动炉吹管、安全门校验 6 9/2-9/3 供汽 7 9/4 DCS复原 系统检查、受电(临时电源) 1 4/20-4/22 硬件检查及复位 2 4/23-4/25 程序加载 3 4/26-4/27 通道试验及精度测试 4 4/28-5/20 厂用电受电 升压站二次系统调试 1 6/25 6kV受电系统试验 2 5/1-6/15 0．4kV受电系统试验 3 5/5-6/20 厂用电受电 4 7/28 循环水系统调试 循环水及开式冷却水系统调试 1 7/20-8/10 循环水加药系统调试 2 7/25-8/15 锅炉通风试验 闭式冷却水系统调试 1 7/30-8/7 空压机系统调试 2 8/4-7 烟风系统风门、挡板调试. 3 7/20-8/15 空预器间隙调整 4 8/1-8/7 送引风机、一次风机试转 5 8/9-8/12 通风试验 6 8/20-9/5 电除尘调试 7 7/20-8/5 电除尘均布试验 8 8/25-9/5 锅炉点火酸洗 凝结水系统调试 1 8/10-8/20 精除盐系统调试 2 8/15-9/15 辅汽系统调试 3 9/1-9/3 酸洗系统检查及整改 4 9/4-9/6 酸洗泵（前置泵）试转及系统水压试验 5 9/1-9/3 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 80 页 共101页 系统冲洗及炉水泵试转 6 9/7-9/11 燃油系统调试（供储油部分） 7 8/18-9/1 燃油系统调试（炉前） 8 9/2-9/6 锅炉试点火 9 9/12-9/13 锅炉点火酸洗 10 9/14-9/20 凝结水补给水系统调试 11 7/28-8/10 制氢系统调试 12 7/25-8/25 锅炉疏水、排污系统调试 （本体） 13 9/5-9/6 空预器吹灰系统调试 （辅汽） 14 9/5-9/12 锅炉吹管 输煤系统调试（码头-煤场） 1 8/10-8/30 磨煤机、给煤机试转 2 9/01-10/5 锅炉灰、渣系统调试（炉内） 3 9/20-10/3 锅炉灰、渣系统调试（炉外） 4 9/1-9/20 电动给水泵试转及系统冲洗 5 9/4-9/7 汽机轴封系统调试 6 9/25-9/29 凝汽器真空系统调试（包括真空系统灌水验漏） 7 9/27-10/3 汽机润滑油系统调试 8 9/20-9/25 汽机盘车及顶轴油系统调试 9 9/26-10/1 吹管临时系统检查、完善 10 10/2-10/4 化学加药、取样系统调试 11 9/20-10/3 汽机旁路系统调试 12 9/21-10/4 柴油发电机调试 13 7/20-8/10 锅炉蒸汽吹管 14 10/5-10/12 输煤系统调试（煤场-煤仓） 15 8/16-10/2 热控控制系统调试 计算机装置复原调试 1 4/20-5/20 DAS系统调试 2 5/21-10/21 MCS冷态调试 3 6/1-10/21 SCS系统调试 4 6/1-10/21 FSSS（油） 5 8/15-9/10 DEH系统调试 6 9/23-10/4 MEH系统调试 7 10/17-10/20 FSSS调试（煤） 8 9/10-10/4 汽机旁路系统调试 9 9/25-10/5 TSI系统调试 10 9/25-10/1 ETS调试 11 9/25-10/1 锅炉吹灰程控调试 12 9/10-9/17 化水程控调试 13 4/30-5/30 凝结水精处理程控调试 14 9/15-10/5 输煤程控调试 15 7/25-10/5 灰、渣、石子煤系统程控调试 16 9/1-10/15 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 81 页 共101页 给煤机程控调试 17 10/1-10/5 锅炉MFT校验（点火酸洗部分） 18 9/10-9/11 锅炉MFT校验 19 10/21-10/22 机电炉连锁保护校验 20 10/20-10/22 MCS热态调试 21 10/24-12/4 负荷变动试验 22 12/1-12/4 机组空负荷试验 小机EH油系统调试 1 9/15-9/17 小机润滑油系统调试 2 9/18-9/20 汽动给水泵小汽机试转 3 10/25-10/26 汽动给水泵带泵试转 4 10/27-10/28 EH油系统调试 5 9/21-9/23 发电机密封油系统调试 6 9/25-10/2 发电机氢冷却系统调试 7 9/25-10/2 汽机本体疏水系统调试 8 9/20-9/30 发电机冷却水系统调试 9 9/25-10/2 DEH功能确认 10 10/19-10/21 机组整套启动空负荷试验 11 10/22-10/29 锅炉安全门校验及蒸汽严密性试验 12 10/30-10/31 机组启动带负荷试验 凝汽器胶球清洗装置调试 1 11/1-11/5 机组整套带负荷调试 2 11/1-11/26 机组带负荷洗硅 3 11/3-11/15 厂用电快切 4 11/1-11/6 50%甩负荷试验 5 11/26 100%甩负荷试验 6 11/27 停机消缺 7 11/28-12/16 机组带满负荷168小时试运转 机组带满负荷168小时试运转 1 12/17-12/31 12.1节油措施 (1) 提高分系统试运的质量，安装单位严把施工质量关，确保系统内部清洁，严 密不漏，测点正确，设备投入可靠，使分系统在联合启动时能按要求顺利投入，减少机组 启动后分系统的消缺项目和缩短等待时间。 (2) 提高燃油管道及压缩空气管道的清洁度，保证各油枪顺利投入。必要时应进行油 枪的解体清扫、检修工作，并要求制造厂家提供油枪冷态雾化试验和出力标定数据、提供 不同流量的喷嘴，以利于燃油量调整。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 82 页 共101页 (3) 提高油枪的调试质量，保证油枪动作正常，点火顺利。尤其是在每次启动前，进行 油枪、点火枪进退功能传动，保证油枪处在完好状态，并能随时投入。 (4) 锅炉点火前应尽早投入除氧加热系统，提高给水、炉水温度，缩短冷态升压时间。 (5) 在进入整套启动前，按化学监督措施做好冷态冲洗工作，确认水质合格后才能点火 试运。 (6) 热紧工作应及早组织好，缩短等待时间。 (7) 蒸汽吹管采用一、二次汽串吹的方式，在保证质量的前提下减少吹管的次数和时间。 在吹管后期，尽早安排投粉，以节约燃油。 (8) 做好热工信号电缆的检查工作，确保不发生因电缆信号干扰发生停机事故。 (9) 精处理根据凝结水水质情况尽早投入，缩短带负荷洗硅时间，即缩短低负荷试运时 间。 (10) 在带负荷及满负荷试运期间，根据机组的试运情况，合理的增减油枪，避免不必 要的燃油消耗；在确保锅炉运行安全的前提下，尽早断油。 (11) 汽机专业采取措施，提前进行暖机工作，减少暖机时间，达到降低油耗的目的。 (12) 汽机升速、定速过程中，合理安排电气、汽机试验工作穿插进行，缩短空载试验 时间。 (13) 有关方面做好设备备品、备件的准备工作，试运期间一旦出现缺陷能及时消除， 减少低负荷等待时间。 (14) 试运指挥部应提前安排好煤、水、油、电的供应及与电网调度的联系，使机组在 试运时，减少等待时间。 (15) 合理制定调试计划，制定各阶段的调试程序和目标，以便各方做好组织和安排工 作。 12.2 根据引起宁海工程600MW机组轴系振动的因素,在安装和调试中应加强以下 的工作和对策: (1) 确保机组汽缸膨胀滑销系统热态能可靠地运行。“猫爪”与轴承座间用螺栓相联 结并留有适当的间隙,使能自由胀缩, 轴承座两侧压板留有足够的间隙允许轴 承座在基础台板上轴向滑动。前轴承座穿过“猫爪”的螺栓与孔、螺母, 猫爪平 面间均留有足够的间隙,允许猫爪自由热胀,此外在启动前向各轴承座的键和各 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 83 页 共101页 轴承的压板注入润滑脂，以减少热胀位移的摩擦阻力。 (2) 按制造厂的要求完成各轴承找中工作 汽轮机、发电机组轴承，由高压转子，中压转子、两低压转子及中间轴， 发电机转子和励磁机转子组成。除励磁机外，每一转子各自支承于两径向轴承 上，有11个轴承。轴承找中时，可按各联轴器未连接情况下，联轴器平面处 于张口和错位值加以调整。对每个转子的静扰度，最后总装时，借助于各轴承 处不同的抬高量（抬高量中还要考虑各轴承支座热态不同热胀），进行各跨转 子静扰度于垂直方向上的叠加，将轴子调整成在热态成为连续光滑弧线，使转 子在旋转时只承受扭矩而无附加的弯矩作用，以确保轴系具有良好的振动特 性。 (3) 因轴系的临界转速高于各转子的各自的临界转速值，因此在机组启、停过程中， 均应密切透视各轴承的振动值，并迅速越过临界转速。同时在保持机组暖机时， 要避开低压叶片的共振转速。 (4) 防止联轴器中心找正偏差大，将发电机定子、转子和复水器等大件尽早就位， 以减少负载引起的基础沉降的影响，将复水器灌水至运行位置以模拟运行状态 时进行找正。同时针对自联轴器中心初找至机组启动相隔时间较长，采取不同 阶段多次找正。 为防止联轴器联接时的同心度偏差大，应认真检查联轴器端面凸肩的晃度， 将其控制在?0.02mm的范围内。严格控制联轴器联接螺栓的紧固力矩，做到与 制造厂标准偏差小于5%，复校联轴器联接的同心度符合部颁标准。联轴器联 接螺栓在对称位置的重量偏差量小于3克/套。联轴器的凸缘和垫片凹口要相 匹配以达到定中心之作用，借助于改变联轴器的垫片厚度，可调整冷态各转子 相对应静子的位置以确保热态达到设计的动、静间隙值。 (5) 汽轮机通流部分的动、静部件之间，为避免碰磨，须保留有一定的间隙，汽缸 端壁的前、后汽封、转子通过隔板中心的隔板汽封以及动叶顶部的围带汽封的 安装要符合制造厂家的要求。由于上、下缸温差及低压汽封温度过高或过低造 成缸的变形而引起动、静间的摹擦。因此在机组的启动及运行调试过程中须严 格控制如下参数： ? 进入汽机各主汽阀的蒸汽温度差保持在13.9?以下。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 84 页 共101页 ? 控制主汽阀入口处的蒸汽温度，使调节级后蒸汽温度和金属温度相匹配；调 节级后的蒸汽温度不大于金属温度111.1?或小于55.6?。 ? 主汽阀蒸汽室内的深孔热电偶与浅孔热电偶的最大温差小于83.3?。 ? 进入汽机汽封内的蒸汽温度应保持13.9?以上的过热度，以防止蒸汽带水冷 却轴颈而造成转子收缩引起振动。 ? 低压汽封蒸汽温度下限为121.1?，上限为176.7?。 ? 汽缸上、下缸温差小于41.7?，最大不超过55.6?。 ? 低压排汽缸蒸汽温度小于79.4?，最大不超过121.1?。 一旦发现汽缸上、下缸温差突然上升至55.6?，或抽汽、蒸汽管道有振 动，则怀疑汽机进水的事故在进行中，为防止进水对汽机可能导致的损伤： 叶片与围带损伤，推力轴承损伤，转子裂损，持环裂损，转子永久弯曲，固 定部件永久变形和汽封齿破碎等。必须紧急停机，关闭进汽或抽汽管道的隔 离阀，开启全部在抽汽管道上和汽轮机受影响区域内的疏水阀等防进水操作。 (6) 各轴承在安装中要严格按照制造厂家的要求进行。同时对油系统管道的油冲洗 要符合制造厂家的油质颗粒度要求，以防止运行中轴瓦乌金受损引起机组振 动。运行调试中为防止油膜不稳，润滑油进油温度须维持在37.7-48.9?内。 (7) 根据引进西屋300MW氢冷发电机组的经验，发电机氢密封瓦如果热胀不均或 膨胀不畅易引起振动，发电机氢密封瓦对密封油温度的影响较敏感。发电机 内的氢温差如果过大，易造成发电机转子热胀不均而引起轴系动不平衡。同 样，励磁机内的风温差如果过大，也易造成发电机转子热胀不均而引起轴系 动不平衡。因此在机组运行调试中须维持氢、油、水系统如下参数： ? 发电机轴承进油温度维持在37.7-48.9?。 ? 发电机密封瓦进油温度维持在43-49?。 ? 发电机冷却水温略高于氢温2-3?。 ? 发电机氢冷却器出口氢温略高于密封油温且各氢冷却器出口的氢温差维持 在2-3?内。 ? 励磁机的左右风温差维持在2-3?内。 机组运行中的氢、油、水温度调节一般为：氢温?氢侧密封油温?空侧密 封油温?轴承进油温。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 85 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 86 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 87 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 88 页 共101页 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 89 页 共101页 附录二： 编号： 装置名称： 电动机电气部分 铭牌：制造厂 ，型号 出厂日期 ，编号 电压 V，电流 A，周率 Hz 功率 kW，转速 r/min 连接型式 防护型式 装置名称： 旋转机械装置部分 铭牌：制造厂 ，型号 出厂日期 ，编号 风压(或扬程) kPa(m)，转速 r/min 流量 m3/h 表符合× 符合, 1．外观检查 评价： 设备清洁度 • 铭牌完整 • 符合设计 • 2．接地 搭接片及螺钉检查合格 • 搭接片对接地连接截面合格 • 3．三相对地绝缘 • 4．设备系统检查 系统完整性 • 加油点及油位 • 冷却水及密封水 • 对轮连接及保护罩 • 空载盘运灵活无卡 • 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 90 页 共101页 5．现场条件 照明充足 • 通道畅通 • 通讯满足 • 盖板齐全 • 施工单位： 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 91 页 共101页 附录三： 编号： 序报警值 跳闸值 信号 所属 投入 项 目 报警地点 备注 号 来源 系统 状态 整定 实际 整定 实际 施工单位： 调试单位： 监理单位： 生产单位： 建设单位： 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 92 页 共101页 附录四： 申请施工单位： 编号： 序 项 目 一次系统草图（范围、规格等数据） 号 1 设备名称： 2 要求试转日期： 年 月 日 3 申请人： 年 月 日 4 试转负责人： 年 月 日 5 验收签证： 机 电 仪 (1)施工单位签名： (2)工程监理签名： 6 试运转条件确认： 机 电 仪 (1)施工单位签名： (2)调试单位签名： (3)建设单位签名： 7 设备调试组批准： 试运指挥组会签： 8 运行组签名： 收到日期 ： 申请单传递：由(4)试转负责人送(5)、(6)会签后再送(7)设备调试 组签证，重要调试项目由设备调试组送试运指挥组会 签命令运行组签证执行试转送电运行操作。 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 93 页 共101页 附录五： 分系统试转记录 工程项目： 责任人： 系统名称 试转日期 试转概况 转向正确? 声音正常? 试转时间 h 试转评价 合格? 不合格? 位置 ? ― ? ? ― ? ? ― ? ? ― ? ? ― ? 时间 振 动 （ 微 米 ） 位置 温时间 度 试（运 ?记） 录 电流 进口压力 出口压力 进口温度 出口温度 内容 （A） （MPa） （MPa） （?） （?） 时间 运 行 工 况 仪测 表量 备注 记录 年 月 日 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 94 页 共101页 附录六： 编号： 工 程 机组号 项目名称 代 保 管 范 围 分部试运后的评语及验收签证情况(包括存在问题及处理意见) 经建设、生产单位复查，上述范围内需代保管的设备及系统已符合设备代保 管的基本条件，根据工程需要，自 年 月 日 时起该设备及系统交 电厂代保管，并要求与正式运行设备及系统同样对待，按电厂的运行 操作规程进行严格管理，直至新机组移交生产单位商业运行为止。 施工单位代表签字： 年 月 日 调试单位代表签字： 年 月 日 监理单位代表签字： 年 月 日 建设单位代表签字： 年 月 日 生产单位代表签字： 年 月 日 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 95 页 共101页 附录七： ------------------------------------------- 申请单位_______________________________ 设备名称_______________________________ 要求试转日期_________________ 申请人______________ 试运转负责人_________________ 调试单位确认_________________ 运行负责人(值/班长)_________________ 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 96 页 共101页 附录八： MW168 年 月 日 项目 单位 数值 项目 单位 数值 h kW.h 运行小时 发电量 kW.h kW.h 供电量 厂用电 实际 实际 g/kW.h g/kW.h 发电煤耗 供电煤耗 设计 设计 实际 自动 厂用电率 热控 % % 保护 投入率 设计 仪表 燃油量 实际 燃煤量 实际 t t 设计 设计 耗水量 实际 t 设计 填调试负责人 施工单位 表调试单位 监理单位 人 生产单位 建设单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 97 页 共101页 附录九： MW 年 月 日 时 锅炉主要运行指标 汽机主要运行指标 发电机主要运行指标 项 目 单位 数值 项 目 单位 数值 项 目 单位 数值 MPa MPa MW 汽包压力 主蒸汽压力 有功功率 MPa MVAR 过热蒸汽压力 主蒸汽温度 ? 无功功率 Pa kV 过热蒸汽温度 ? 凝汽器真空 定子电压 t/h kA 过热蒸汽流量 凝结水温度 ? 定子电流(A) MPa kA 再热器入口蒸循环水入口温? 定子电流(B) 汽压力 度 MPa kA 再热器出口蒸运行给水泵 台 定子电流(C) 汽压力 MPa Hz 再热蒸汽温度 ? 给水压力 周波 t/h MPa 再热蒸汽流量 一段抽汽压力 功率因数 cos, MPa 排烟温度 ? 二段抽汽压力 定子线圈温度 ? (一般/最高) MPa 给水温度 ? 三段抽汽压力 定子铁芯温度 ? (一般/最高) t/h MPa 给水流量 四段抽汽压力 定子冷却水入口? 温度 MPa 磨煤机运行台台 五段抽汽压力 定子冷却水出口? 数 温度 t/h MPa µm/cm 总煤量 六段抽汽压力 定子冷却水导电 度 t/h MPa V 总燃油量 七段抽汽压力 发电机励磁电压 MPa A 一次风温 ? 八段抽汽压力 发电机励磁电流 MPa V 二次风温 ? 主油泵出口油励磁机励磁电压 压 kg/s MPa A 一次风量 抗燃油压力 励磁机励磁电流 kg/s MPa MPa 二次风量 润滑油压力 发电机氢气压力 Pa % 炉膛负压 润滑油温度 ? 发电机氢氧纯度 % MPa 烟气含氧量 调节级后压力 冷氢温度 ? t/h 运行炉水循环台 凝结水流量 热氢温度 ? 泵 t/h MPa 过热器减温水闭冷水温度 ? 油/氢差压 量 t/h 再热器减温水 量 调试单位 安装单位 监理单位 生产单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 98 页 共101页 附录十： No： 序日 期 启停机、停号 动炉、解列年 月 日 锅炉 汽机 汽机 并最高 连续 解停停 方原因及 点火 冲转 定速 网 负荷 运行 列 机 炉 式 其它 时间 调试单位 安装单位 监理单位 生产单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 99 页 共101页 附录十一： 单位：µm #1 #2 #3 #4 #5 #6 #7 #8 #9 #10 #11 时间 运行状态 轴承 方向 , － ? 轴承 , － ? 轴承 , － ? 轴承 , － ? 轴承 调试单位 安装单位 监理单位 生产单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 100 页 共101页 附录十二： No： 序号 自动装置名称 投入时间及最长 累计运行时间(h) 连续运行时间 安装单位 监理单位 生产单位 调试单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 101 页 共101页 附录十三： No： 序号 名 称 投入时间 总计 投入率 安装单位 监理单位 生产单位 调试单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 102 页 共101页 附录十四： 年 月 日 序 下列负荷时化验值 名称 单位 标准 评价 号 启动前 移交前 25% 50% 75% 100% μg/l SiO2 μmol/l 硬度 给 PH值 μg/l NH 24水 μg/l 溶氧 PH值 炉 μg/l SiO 2 水 含盐量 mg/l μg/ kg SiO 蒸 2 μg/ kg Na+ μg/ kg Fe+ 汽 PH值 μg/l SiO 2凝 μmol/l 硬度 结 μg/l Fe+ 水 μg/l Na+ 调试单位 安装单位 监理单位 生产单位 国华宁海新建（4×600MW）＃1&＃2机组工程及公用系统调试大纲 第 103 页 共101页