火电项目168小时试运前验收检查标准711Word下载.docx
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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
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
TF方式
主蒸汽温度控制系统
主蒸汽温度
1℃
20min
～1
炉膛压力
150Pa
30Pa
1min
100Pa
风量
风压/风量
150Pa/±
50t/h
30Pa/＜20t/h
1%
一次风压
一次风压力
300Pa
60Pa
磨煤机一次风量控制系统
磨煤机入口一次风量
5%
20s
磨煤机出口温度控制系统
磨煤机出口温度
0.6℃
5min
除氧器水位控制系统
除氧器水位
100mm
---
20mm
加热器水位控制系统
高加、低加水位
30mm
10mm
凝汽器水位控制系统
凝汽器水位
50mm
其他辅助设备自动控制系统
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
负荷指令变化速率（%Pe/min）
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
5
主汽压力（MPa）
主汽温度（℃）
10
8
再热汽温度（℃）
12
4
炉膛压力（Pa）
200
150
25
烟气含氧量（%）
1
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；
7）A/B联合风机性能及效率试验；
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；
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；
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
供电煤耗
g/kWh
汽轮机热耗
kJ/kWh
锅炉保证热效率
%
发电厂用电率
烟尘
mg/m³
6
二氧化硫
35
7
氮氧化物
50
2、汽机侧指标
机侧主汽温度
℃
566
机侧再热汽温
555
机侧主蒸汽流量
t/h
1782
1305
875
机侧再热蒸汽流量
1519
1133
776
低压缸排汽压力
kPa
低压缸排汽流量
1037
812
587
高加出口给水温度
9
真空严密性
Pa／min
270
小汽轮机进汽压力
MPa
11
小汽轮机进汽温度
℃
小汽轮机进汽排汽压力
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
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
20
#2高加疏水端差
21
#3高加出水端差
22
#3高加疏水端差
23
#5低加出水端差
24
#5低加疏水端差
#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
33
高压缸第二段焓降
34
高压缸内效率
中压缸第一段焓降
36
中压缸第二段焓降
37
中压缸内效率
38
低压缸第一段焓降
39
低压缸第二段焓降
40
汽动给水泵组效率
41
凝结水泵效率
85%
-
42
一抽压力
43
二抽压力
44
三抽压力
45
四抽压力
46
五抽压力
47
六抽压力
48
七抽压力
49
八抽压力
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
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