火电项目试运前验收检查标准.docx
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火电项目试运前验收检查标准
火电项目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预备治理方法»、«中国大唐集团公司发电企业运行治理方法»、«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形，制定检查标准。
本检查标准分生产预备、调试试运和尾工缺陷三部分。
一、生产预备部分
1、生产现场安全文明设施齐全〔要紧项目见附件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；安全治理制度〔标准〕已建立；
3、各项生产基础预备工作完成〔要紧项目见附件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、爱护工具齐全。
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〔要紧项目见附件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，其中整套启动试运打算、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〔要紧项目见附件4〕；
4、机组带负荷试运项目完成〔要紧内容见附件5〕；
5、满负荷试运条件满足要求〔具体条件见附件6〕；
6、机组自动操纵系统调试完成、品质负荷要求，投运率不小于95%〔要紧项目见附件7,具体试验要求见附件8〕；
7、调试期间各专业要紧试验项目完成〔要紧项目见附件9〕；
8、机组要紧热控、电气爱护设置正确、正常投入〔要紧项目见附件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治理，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：
试运现场安全文明要紧检查内容
1〕消防和生产电梯已验收合格，临时消防器材预备充足且摆放到位，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〕保温顺油漆完整，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：
生产预备各项差不多工作
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、爱护定值、逻辑爱护定值修改或投停等各项治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、爱护压板、安全标识牌等标识齐全，无锈蚀等情形，成品爱护好，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预备完毕
7〕在机组整套启动前，完成点检定修的所有预备工作；
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打算；
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、电梯爱护人员到位。
11〕各项调试工作已完成，无重大缺陷或阻碍安全生产的缺陷。
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：
分部试运要紧检查项目
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形。
2〕机组润滑油、操纵油、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形。
4〕保安电源切换试验及必须运行设备保持〔护〕情形。
5〕热控系统及装置电源的可靠性。
6〕通信、爱护、安全稳固装置、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试验和电超速爱护通道试验并投入爱护；
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刻；
7〕完成汽轮机阀门严密性试验和机械超速试验；完成汽轮机坚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时期完成〕和本体吹灰系统安全门校验。
附件5：
带负荷试运要紧内容
1〕机组分时期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专门试验项目；
3〕按要求进行机组甩负荷试验，测取相关参数；
4〕在条件许可的情形下，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〕凝聚水精处理系统已投运，汽水品质已合格；
8〕热控爱护投入率100%；
9〕热控自动装置投入率不小于95%，热控和谐操纵系统已投入，且调剂品质差不多达到设计要求；
10〕热控测点/外表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；
11〕电气爱护投入率100%；
12〕电气自动装置投入率100%；
13〕电气测点/外表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；
14〕满负荷试运进入条件差不多各方检查确认签证、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：
要紧自动操纵系统
1）和谐操纵系统
2）主汽压力自动操纵系统；
3）主汽温操纵自动操纵系统；
4）再热汽温操纵自动操纵系统；
5）炉膛压力操纵自动操纵系统；
6）风量氧量操纵自动操纵系统；
7）一次风压自动操纵自动操纵系统；
8）给水操纵自动操纵系统；
9）除氧器水位操纵自动操纵系统；
10）加热器水位操纵自动操纵系统；
11）凝汽器水位操纵自动操纵系统；
12）其他辅助操纵自动操纵系统。
附件8:
自动调剂系统品质指标要求
1、要紧自动调剂系统定值扰动试验指标要求
依据«火力发电厂模拟量操纵系统验收测试规程»，600MW等级机组要紧自动调剂系统定值扰动试验指标的要求见表1。
表1：
要紧自动调剂系统性能测试指标〔600MW等级机组〕
操纵
系统
被调量
扰动量
动态
最大偏差
稳固时刻
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
给水操纵系统
中间点温度
±5℃
<2℃
<8min
0.75～0.9
±3℃
主汽压力
操纵系统
主汽
压力
±0.3MPa
<0.1MPa
<50s
0.75～0.9
±0.1MPa
TF方式
主蒸汽温度操纵系统
主蒸汽温度
±5℃
<1℃
<20min
0.75～1
±3℃
炉膛压力
操纵系统
炉膛压力
±150Pa
<30Pa
<1min
0.75～0.9
±100Pa
风量
操纵系统
风压/风量
±150Pa/±50t/h
<30Pa/＜20t/h
<50s
0.75～0.9
±1%
一次风压
操纵系统
一次风压力
±300Pa
<60Pa
<50s
0.75～1
±100Pa
磨煤机一次风量操纵系统
磨煤机入口一次风量
±5%
<1%
<20s
0.75～0.9
±5%
磨煤机出口温度操纵系统
磨煤机出口温度
±3℃
<0.6℃
<5min
0.75～0.9
±3℃
除氧器水位操纵系统
除氧器水位
100mm
---
<20min
0.7～0.8
±20mm
加热器水位操纵系统
高加、低加水位
30mm
---
---
0.75～1
±10mm
凝汽器水位操纵系统
凝汽器水位
50mm
---
<8min
0.75～1
±20mm
其他辅助设备自动操纵系统
---
---
---
---
0.75～1
设定值邻近稳固
结论
2、和谐操纵系统变负荷扰动指标要求
依据«火力发电厂模拟量操纵系统验收测试规程»，600MW等级直吹式机组和谐操纵系统负荷变动指标的要求如表2。
表2：
和谐操纵系统负荷变动及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
和谐负荷变动测试
AGC负荷跟随试验动态指标
和谐及AGC操纵稳态指标
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
1.5
/
实际负荷变化速率（%Pe/min）
≮1.5
≮1.5
≮1.0
/
负荷响应纯拖延时刻（s）
120
90
90
/
负荷偏差（%Pe）
±3
±3
±5
±1.5
主汽压力（MPa）
±0.6
±0.5
±0.6
±0.3
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：
调试期间各专业要紧试验项目
锅炉专业〔共14项〕：
1）锅炉主爱护传动试验；
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）汽机主爱护传动试验；
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）危险保安器打闸试验；
6）危险保安器注油试验；
7）主汽门、调门、高旁阀门、抽汽逆止门、凝聚水及给水再循环门严密性试验；
8）汽轮机超速试验；
9）要紧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）凝聚水泵性能试验；
18）50%甩负荷试验。
电气专业〔共26项〕：
1）电气主爱护传动试验；
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）爱护装置现场试验〔包含发变组爱护、线路爱护、启备变爱护、母差爱护、厂用电爱护〕；
11）电测外表现场试验；
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）热工主爱护传动试验；
2）DCS电源切换试验；
3）DEH操纵系统要紧试验〔阀门在线活动试验；单阀顺阀切换试验〔如厂家不承诺做，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；甩负荷时转速操纵试验〕；
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）运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）要紧自动系统调剂品质试验；
7）和谐操纵系统稳态负荷、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及和谐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：
机组要紧热控、电气爱护项目
机炉电大联锁爱护：
1〕汽轮机跳闸，通过逆功率爱护动作联跳发电机，联动锅炉MFT；
2〕锅炉MFT动作联跳汽轮机,通过逆功率爱护动作联跳发电机；
3〕发电机主爱护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。
汽机要紧爱护〔17项〕:
1）OPC超速爱护；
2）DEH电超速;
3）TSI超速爱护;
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）主机胀差大爱护〔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要紧爱护〔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）再吹扫要求；
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）再热器失去爱护；
18）APS要求〔如有〕；
19）继电器柜爱护动作；
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。
电气主爱护〔32项〕：
1）发变组差动爱护〔如有〕；
2）发电机差动爱护；
3）发电机匝间爱护；
4）发电机定子接地爱护；
5）发电机转子接地爱护；
6）发电机定子过负荷爱护；
7）发电机负序过负荷爱护；
8）发电机失磁爱护；
9）发电机失步爱护；
10）发电机频率专门爱护；
11）发电机过励磁爱护；
12）发电机逆功率爱护；
13）发电机复压过流爱护；
14）发电机非电量爱护；
15）起停机爱护；
16）误上电爱护；
17）发电机定子过电压爱护；
18）发电机功率突降爱护；
19）主变差动爱护；
20）主变零序差动爱护〔如有〕；
21）主变高压侧后备爱护；
22）主变接地零序爱护；
23）主变过励磁爱护；
24）主变非电量爱护；
25）断路器闪络爱护；
26）断路器失灵启动爱护；
27）断路器非全恩爱护；
28）厂变差动爱护；
29）厂变高压侧后备爱护；
30）厂变分支后备爱护；
31）厂变分支零序爱护；
32）厂变非电量爱护。
附件11：
机组要紧指标及运行指标设计值标准〔被查单位应依照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
299.86
318.43
343.63
2
汽轮机热耗
kJ/kWh
7591.00
7769.40
8135.30
3
锅炉保证热效率
%
90.57
90.67
89.31
4
发电厂用电率
%
5.50
6.20
7.60
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
7591.00
7769.40
8135.30
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
6.15
6.15
6.15
7
低压缸排汽流量
t/h
1037
812
587
8
高加出口给水温度
℃
279.70
261.50
239.50
9
真空严密性
Pa／min
270
270
270
10
小汽轮机进汽压力
MPa
0.97
0.76
0.54
11
小汽轮机进汽温度
℃
368.00
374.90
372.70
12
小汽轮机进汽排汽压力
MPa
0.0072
0.0072
0.0072
13
小汽轮机进汽轴承金属温度
℃
75.00
75.00
75.00
14
小汽轮机进汽轴向位移
mm
±0.8
±0.8
±0.8
15
小汽轮机进汽振动
mm
0.12
0.12
0.12
16
汽轮发电机组振动
17
#1高加出水端差
℃
-1.7
-1.7
-1.7
18
#1高加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
19
#2高加出水端差
℃
0
0
0
20
#2高加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
21
#3高加出水端差
℃
0
0
0
22
#3高加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
23
#5低加出水端差
℃
2.8
2.8
2.8
24
#5低加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
25
#6低加出水端差
℃
2.8
2.8
2.8
26
#6低加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
27
#7低加出水端差
℃
2.8
2.8
2.8
28
#7低加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
29
#8低加出水端差
℃
2.8
2.8
2.8
30
#8低加疏水端差
℃
5.6
5.6
5.6
31
调剂级焓降
kJ/（kW.h）
77.7
81.6
68.8
32
高压缸第一段焓降
kJ/（kW.h）
282.1
272.3
266.7
33
高压缸第二段焓降
kJ/（kW.h）
85.8
81.7
79.7
34
高压缸内效率
%
86.08
86.66
87.77
35
中压缸第一段焓降
kJ/（kW.h）
177.9
184.4
186.2
36
中压缸第二段焓降
kJ/（kW.h）
194.5
203.4
211.2
37
中压缸内效率
kJ/（kW.h）
92.82
93.7
94.05
38
低压缸第一段焓降
kJ/（kW.h）
228.5
233.7
220.1
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