火电项目168小时试运前验收检查标准711.docx
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火电项目168小时试运前验收检查标准711
火电项目168小时试运前验收检查标准
依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》、《中国大唐集团公司生产准备管理办法》、《中国大唐集团公司发电企业运行管理办法》、《火电工程调整试运质量检验及验收评定标准》、《火电工程调试技术手册》等制度标准的相关内容，并结合攸县项目实际情况，制定检查标准。
本检查标准分生产准备、调试试运和尾工缺陷三部分。
一、生产准备部分
1、生产现场安全文明设施齐全（主要项目见附件1）；
2、生产试运的相关机构健全，生产制度齐全；参建各方人员分工明确，职责到位，监督到位；安全管理制度（标准）已建立；
3、各项生产基础准备工作完成（主要项目见附件2）；
4、生产人员数量、培训、持证上岗满足要求，生产部门、部门各专业责任划分明确，设备分工详细具体；
5、安全工器具，防护用具和化验、检测仪器、维护工具齐全。
二、调试试运部分
1、分部试运（包括单机试运、分系统试运）通过质量验收，六方验证签字完整（如按规定设备厂家不参加试运，即为五方验证）、调试资料齐全（主要项目见附件3），验收后设备、系统由发电部代管；
2、调试方案及措施己经全部审批完毕，其中整套启动试运计划、重要调试方案及措施己经总指挥批准，并已组织相关人员学习，完成安全和技术交底；
3、机组空负荷试运项目完成（主要项目见附件4）；
4、机组带负荷试运项目完成（主要内容见附件5）；
5、满负荷试运条件满足要求（具体条件见附件6）；
6、机组自动控制系统调试完成、品质负荷要求，投运率不小于95%（主要项目见附件7,具体试验要求见附件8）；
7、调试期间各专业主要试验项目完成（主要项目见附件9）；
8、机组主要热控、电气保护设置正确、正常投入（主要项目见附件10）；
9、环保设施正常，气水排放满足要求；
10、主机、辅机出力符合要求，满足需要；
11、运行指标不同负荷下均达设计值（指标设计值标准见附件11）；
12、热力系统阀门无泄漏（热力系统阀门列表及测点统计见附件12）。
三、尾工缺陷部分
尾工和缺陷实行动态滚动管理，设立监理和业主双责任人。
1.机组尾工统计表（附件13）
2.机组缺陷统计表（附件14）
附件1：
试运现场安全文明主要检查内容
1）消防和生产电梯已验收合格，临时消防器材准备充足且摆放到位，消防系统、火灾报警全部投运正常；
2）电缆和盘柜防火封堵合格；
3）现场脚手架已拆除，道路畅通，沟道和孔洞盖板齐全，楼梯和步道扶手、栏杆齐全且符合安全要求；
4）保温和油漆完整，现场整洁；
5）试运区域与运行或施工区域已实现有效的物理隔离；
6）安全和治安保卫人员已上岗到位；
7）现场通信设备通信正常；
8）设备铭牌、阀门编号牌、管道介质流向标志、围栏、盖板、孔洞防护等；
9）保温完整、照明齐全。
10）现场接地系统完善；
附件2：
生产准备各项基本工作
1）启动试运需要的燃料（煤、油、气）、化学药品、环保耗品、检测仪器及其它生产必需品已备足和配齐。
2）生产人员己全部持证上岗到位，岗位职责明确。
3）运行规程、系统图、保护定值、逻辑保护定值修改或投停等各项管理制度己颁布并配齐，在主控室有完整放置。
4）试运设备、管道、阀门、开关、保护压板、安全标识牌等标识齐全，无锈蚀等情况，成品保护好，主设备、阀门标示牌牌齐全，双重编号（汉语名称和KKS编码）完整、正确。
。
5）运行必需的操作票、工作票、专用工具、安全工器具、记录表格和值班用具、备品配件等已备齐；
6）生产信息化报表及办公系统初具规模，具备试运条件（如两票系统、生产任务系统、“三讲一落实”系统、巡点检系统、综合报表系统、SIS系统、耗差系统、运行绩效系统），发电部监盘手写表报准备完毕
7）在机组整套启动前，完成点检定修的所有准备工作；
8）建立随机备品配件、事故备品、轮换性备品、消耗性备品台账，并做好清点验收，制定一年期的备品配件采购计划；
9）整套启动前，签订技术监控服务合同，技术服务单位进入现场跟踪调试；
10）整套启动前，消防、工程车辆、暖通空调、电梯维护人员到位。
11）各项调试工作已完成，无重大缺陷或影响安全生产的缺陷。
12）固废处理已落实有资质单位进行处理（如储灰场建成，灰、渣、石膏等可另行对待）；
13）相关实验室已具备化（检）验条件、化（检）验周期性长的且不具备检验条件的项目应落实相关单位代为检验。
附件3：
分部试运主要检查项目
1）锅炉、汽轮机（燃机）、电气、热控、化学五大专业的分部试运完成情况。
2）机组润滑油、控制油、变压器油的油质及SF6气体的化验结果。
3）发电机封闭母线微正压装置投运情况。
4）保安电源切换试验及必须运行设备保持（护）情况。
5）热控系统及装置电源的可靠性。
6）通信、保护、安全稳定装置、自动化和运行方式及并网条件，微机五防系统正常投入。
7）储煤和输煤系统。
8）除灰和除渣系统。
9）废水处理及排放系统。
10）脱硫、脱硝系统和环保监测设施等；
11）电气设备试验报告齐全；
12）省（市）电网调度进行启动前检查通过；
13）环保设施经监理和项目建设单位验收，具备使用条件，并符合当地环保部门要求；
附件4：
空负荷试运项目
1）锅炉点火，按启动曲线进行升温、升压，投入汽轮机旁路系统；
2）系统热态冲洗；
3）按启动曲线进行汽轮机启动；
4）完成汽轮机空负荷试验。
机组并网前，完成汽轮机OPC试验和电超速保护通道试验并投入保护；
5）完成电气并网前试验；
6）完成机组并网试验，带初负荷和暖机负荷运行，达到汽轮机制造商要求的暖机参数和暖机时间；
7）完成汽轮机阀门严密性试验和机械超速试验；完成汽轮机维持真空工况下的惰走试验；
8）完成锅炉蒸汽严密性试验和膨胀系统检查、锅炉安全门校验（对超临界及以上参数机组，主汽系统安全门校验在带负荷阶段完成）和本体吹灰系统安全门校验。
附件5：
带负荷试运主要内容
1）机组分阶段带负荷直到带满负荷；
2）完成规定的调试项目和电网要求的涉网特殊试验项目；
3）按要求进行机组甩负荷试验，测取相关参数；
4）在条件许可的情况下，宜完成机组性能试验项目中的锅炉（燃机）最低负荷稳燃试验、自动快减负荷（RB）试验。
附件6：
进入满负荷试运的条件
1）发电机达到铭牌额定功率值；
2）燃煤锅炉已断油，具有等离子点火装置的等离子装置已断弧；
3）低压加热器、除氧器、高压加热器已投运；
4）除尘器已投运；
5）锅炉吹灰系统已投运；
6）脱硫、脱硝系统已投运；
7）凝结水精处理系统已投运，汽水品质已合格；
8）热控保护投入率100%；
9）热控自动装置投入率不小于95%，热控协调控制系统已投入，且调节品质基本达到设计要求；
10）热控测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；
11）电气保护投入率100%；
12）电气自动装置投入率100%；
13）电气测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；
14）满负荷试运进入条件已经各方检查确认签证、总指挥批准；
15）连续满负荷试运已报请调度部门同意。
附件7：
主要自动控制系统
1）协调控制系统
2）主汽压力自动控制系统；
3）主汽温控制自动控制系统；
4）再热汽温控制自动控制系统；
5）炉膛压力控制自动控制系统；
6）风量氧量控制自动控制系统；
7）一次风压自动控制自动控制系统；
8）给水控制自动控制系统；
9）除氧器水位控制自动控制系统；
10）加热器水位控制自动控制系统；
11）凝汽器水位控制自动控制系统；
12）其他辅助控制自动控制系统。
附件8:
自动调节系统品质指标要求
1、主要自动调节系统定值扰动试验指标要求
依据《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》，600MW等级机组主要自动调节系统定值扰动试验指标的要求见表1。
表1：
主要自动调节系统性能测试指标（600MW等级机组）
控制
系统
被调量
扰动量
动态
最大偏差
稳定时间
衰减率ψ
稳态指标
备注说明
标准
实测
标准
实测
标准
实测
标准
实测
给水控制系统
中间点温度
±5℃
<2℃
<8min
～
±3℃
主汽压力
控制系统
主汽
压力
±MPa
<50s
～
±MPa
TF方式
主蒸汽温度控制系统
主蒸汽温度
±5℃
<1℃
<20min
～1
±3℃
炉膛压力
控制系统
炉膛压力
±150Pa
<30Pa
<1min
～
±100Pa
风量
控制系统
风压/风量
±150Pa/±50t/h
<30Pa/＜20t/h
<50s
～
±1%
一次风压
控制系统
一次风压力
±300Pa
<60Pa
<50s
～1
±100Pa
磨煤机一次风量控制系统
磨煤机入口一次风量
±5%
<1%
<20s
～
±5%
磨煤机出口温度控制系统
磨煤机出口温度
±3℃
<0.6℃
<5min
～
±3℃
除氧器水位控制系统
除氧器水位
100mm
---
<20min
～
±20mm
加热器水位控制系统
高加、低加水位
30mm
---
---
～1
±10mm
凝汽器水位控制系统
凝汽器水位
50mm
---
<8min
～1
±20mm
其他辅助设备自动控制系统
---
---
---
---
～1
设定值附近稳定
结论
2、协调控制系统变负荷扰动指标要求
依据《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》，600MW等级直吹式机组协调控制系统负荷变动指标的要求如表2。
表2：
协调控制系统负荷变动及AGC负荷跟随测试指标
（600MW等级直吹式制粉系统直流炉机组）
参数
指标
协调负荷变动测试
AGC负荷跟随试验动态指标
协调及AGC控制稳态指标
备注
说明
合格标准
优良标准
测试值
标准
测试值
标准
测试值
负荷指令变化速率（%Pe/min）
2
2
/
实际负荷变化速率（%Pe/min）
≮
≮
≮
/
负荷响应纯迟延时间（s）
120
90
90
/
负荷偏差（%Pe）
±3
±3
±5
±
主汽压力（MPa）
±
±
±
±
主汽温度（℃）
±10
±8
±10
±3
再热汽温度（℃）
±12
±10
±12
±4
炉膛压力（Pa）
±200
±150
±200
±25
烟气含氧量（%）
/
/
/
±1
结论
附件9：
调试期间各专业主要试验项目
锅炉专业（共14项）：
1）锅炉主保护传动试验；
2）锅炉蒸汽严密性试验；
3）锅炉安全阀整定试验；
4）锅炉点火升温、升压试验；
5）A/B一次风机性能及效率试验；（可在168试运后进行）
6）A/B送风机性能及效率试验；（可在168试运后进行）
7）A/B联合风机性能及效率试验；（可在168试运后进行）
8）锅炉燃烧初调整试验；
9）不同负荷性能参数比对优化调整试验；（可在168试运后进行）
10）除尘指标性能及对比试验；
11）锅炉断油最低出力试验；
12）磨煤机额定出力及单耗试验；（可在168试运后进行）
13）磨煤机最大出力试验；
14）炉本体吹灰系统热态调整试验。
汽机专业（共18项）：
1）汽机主保护传动试验；
2）汽轮发电机组摩擦检查试验；
3）润滑油系统试验；
4）主汽门、调门、抽汽逆止门关闭试验；
5）危急保安器打闸试验；
6）危急保安器注油试验；
7）主汽门、调门、高旁阀门、抽汽逆止门、凝结水及给水再循环门严密性试验；
8）汽轮机超速试验；
9）主要辅机运行设备与备用设备切换试验；
10）抽汽逆止门活动性试验；
11）真空严密性试验；
12）发电机漏氢试验；
13）汽轮机惰走试验；
14）汽轮机温态、热态、极热态启动试验；
15）汽轮机焓降试验；
16）汽动给水泵组性能试验；
17）凝结水泵性能试验；
18）50%甩负荷试验。
电气专业（共26项）：
1）电气主保护传动试验；
2）发电机及其附属设备现场试验；
3）变压器及其附属设备现场试验；
4）升压站开关类设备现场试验；
5）全厂互感器类设备现场试验；
6）升压站避雷器及接地装置现场试验；
7）直流充电机及其附属设备试验；
8）蓄电池组检测试验；
9）直流系统、UPS系统相关试验；
10）保护装置现场试验（包含发变组保护、线路保护、启备变保护、母差保护、厂用电保护）；
11）电测仪表现场试验；
12）通信设备现场试验；
13）自动化设备现场试验；
14）故障录波装置现场试验；
15）发电机（发变组）短路试验；
16）发电机零起升压试验；
17）励磁系统空载试验；
18）励磁系统建模试验；
19）AVC功能试验；
20）假同期试验；
21）同期并网试验；
22）厂用电切换试验；
23）励磁系统负载试验；
24）进相试验；
25）PSS相关试验；
26）发电机性能参数对比。
热控专业（共10项）：
1）热工主保护传动试验；
2）DCS电源切换试验；
3）DEH控制系统主要试验（阀门在线活动试验；单阀顺阀切换试验（如厂家不允许做，需厂家提供说明材料）；AST在线活动试验；阀门严密性试验功能；甩负荷时转速控制试验）；
4）TSI系统功能试验（转速、轴向位移、轴承振动、胀差、缸胀、偏心等功能测试），或提供TSI系统元器件的校验报告；
5）计算机监视系统功能试验（DCS分级、声光报警、功能；历史数据曲线记录、SOE记录功能试验）；
6）主要自动系统调节品质试验；
7）协调控制系统稳态负荷、变负荷试验
8）RB功能试验（送风机、引风机、一次风机、磨煤机（如有）和给水泵）；
9）AGC功能试验（升级负荷及稳态偏差试验）；
10）DEH及协调系统一次调频功能试验（投退及死区试验、动态调频试验）。
环化专业监督项目（共14项）：
1）机组启动冷态冲洗监督；
2）机组启动热态冲洗监督；
3）汽轮机冲转化学监督；
4）锅炉洗硅运行；
5）机组空负荷整套试运过程中的化学监督；
6）机组带负荷整套试运过程中的化学监督；
7）发电机冷却水的化学监督；
8）变压器油的投运监督；
9）氢气品质的化学监督；
10）汽轮机油质的化学监督；
11）EH油质的化学监督；
12）脱硫系统投运监督；
13）脱硝系统投运监督；
14）除尘系统投运监督。
综合试验:
1）机电炉大联锁试验；
附件10：
机组主要热控、电气保护项目
机炉电大联锁保护：
1）汽轮机跳闸，通过逆功率保护动作联跳发电机，联动锅炉MFT；
2）锅炉MFT动作联跳汽轮机,通过逆功率保护动作联跳发电机；
3）发电机主保护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。
汽机主要保护（17项）:
1）OPC超速保护；
2）DEH电超速;
3）TSI超速保护;
4）机械超速;
5）凝汽器低真空;
6）主机润滑油低油压;
7）主机轴承振动大;
8）主机大轴振动大;
9）主机转子轴向位移;
10）主机胀差大保护（如有）；
11）主机轴承温度高（如有）；
12）主油箱油位低；
13）DEH失电；
14）DEH故障；
15）EH油压低；
16）蒸汽温度过热度≤110℃;
17）操作台手动停机或就地手动脱扣。
锅炉MFT主要保护（22项）:
1）手动停炉按钮；
2）一次风机全停；
3）引风机全停；
4）送风机全停；
5）空预器全停；
6）送风机全停；
7）炉膛压力高Ⅱ值；
8）炉膛压力低Ⅱ值；
9）总风量低低；
10）火检冷却风丧失；
11）全炉膛灭火；
12）油枪点火失败3次；
13）再吹扫请求；
14）全燃料丧失；
15）给水流量低（延时20S）；
16）给水流量极低（延时3S）；
17）再热器失去保护；
18）APS请求（如有）；
19）继电器柜保护动作；
20）分离器出口温度高（或过热器汽温高、水冷壁温度高）；
21）脱硫系统跳闸；
22）给水泵全停。
电气主保护（32项）：
1）发变组差动保护（如有）；
2）发电机差动保护；
3）发电机匝间保护；
4）发电机定子接地保护；
5）发电机转子接地保护；
6）发电机定子过负荷保护；
7）发电机负序过负荷保护；
8）发电机失磁保护；
9）发电机失步保护；
10）发电机频率异常保护；
11）发电机过励磁保护；
12）发电机逆功率保护；
13）发电机复压过流保护；
14）发电机非电量保护；
15）起停机保护；
16）误上电保护；
17）发电机定子过电压保护；
18）发电机功率突降保护；
19）主变差动保护；
20）主变零序差动保护（如有）；
21）主变高压侧后备保护；
22）主变接地零序保护；
23）主变过励磁保护；
24）主变非电量保护；
25）断路器闪络保护；
26）断路器失灵启动保护；
27）断路器非全相保护；
28）厂变差动保护；
29）厂变高压侧后备保护；
30）厂变分支后备保护；
31）厂变分支零序保护；
32）厂变非电量保护。
附件11：
机组主要指标及运行指标设计值标准（被查单位应根据机组实际提供设计值，本附件以攸县项目为例）
1、综合指标
序号
指标名称
单位
100%
75%
50%
设计值
实际值
设计值
实际值
设计值
实际值
1
供电煤耗
g/kWh
2
汽轮机热耗
kJ/kWh
3
锅炉保证热效率
%
4
发电厂用电率
%
5
烟尘
mg/m³
10
10
10
6
二氧化硫
mg/m³
35
35
35
7
氮氧化物
mg/m³
50
50
50
2、汽机侧指标
序号
指标名称
单位
100%
75%
50%
设计值
实际值
设计值
实际值
设计值
实际值
1
汽轮机热耗
kJ/kWh
2
机侧主汽温度
℃
566
566
566
3
机侧再热汽温
℃
566
566
555
4
机侧主蒸汽流量
t/h
1782
1305
875
5
机侧再热蒸汽流量
t/h
1519
1133
776
6
低压缸排汽压力
kPa
7
低压缸排汽流量
t/h
1037
812
587
8
高加出口给水温度
℃
9
真空严密性
Pa／min
270
270
270
10
小汽轮机进汽压力
MPa
11
小汽轮机进汽温度
℃
12
小汽轮机进汽排汽压力
MPa
13
小汽轮机进汽轴承金属温度
℃
14
小汽轮机进汽轴向位移
mm
±
±
±
15
小汽轮机进汽振动
mm
16
汽轮发电机组振动
17
#1高加出水端差
℃
18
#1高加疏水端差
℃
19
#2高加出水端差
℃
0
0
0
20
#2高加疏水端差
℃
21
#3高加出水端差
℃
0
0
0
22
#3高加疏水端差
℃
23
#5低加出水端差
℃
24
#5低加疏水端差
℃
25
#6低加出水端差
℃
26
#6低加疏水端差
℃
27
#7低加出水端差
℃
28
#7低加疏水端差
℃
29
#8低加出水端差
℃
30
#8低加疏水端差
℃
31
调节级焓降
kJ/
32
高压缸第一段焓降
kJ/
33
高压缸第二段焓降
kJ/
34
高压缸内效率
%
35
中压缸第一段焓降
kJ/
36
中压缸第二段焓降
kJ/
37
中压缸内效率
kJ/
38
低压缸第一段焓降
kJ/
39
低压缸第二段焓降
kJ/
40
汽动给水泵组效率
%
41
凝结水泵效率
%
85%
-
-
42
一抽压力
MPa
43
二抽压力
MPa
44
三抽压力
MPa
45
四抽压力
MPa
46
五抽压力
MPa
47
六抽压力
MPa
48
七抽压力
MPa
49
八抽压力
MPa
50
一抽温度
℃
51
二抽温度
℃
52
三抽温度
℃
53
四抽温度
℃
54
五抽温度
℃
55
六抽温度
℃
56
七抽温度
℃
升级会员 