1、火电项目168小时试运前验收检查标准火电工程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方法?、?中国大唐集团公司发电企业运行管理方法?、?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，并结合攸县工程实际情况，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局部。一、生产准备局部1、生产现场平安文明设施齐全主要工程见附件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；平安管理制度标准已建立；3、各项生产根底准备工作完成主要工程见附件2；4、生产人员
2、数量、培训、持证上岗满足要求，生产部门、部门各专业责任划清楚确，设备分工详细具体；5、平安工器具，防护用具和化验、检测仪器、维护工具齐全。二、调试试运局部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、调试资料齐全主要工程见附件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，其中整套启动试运方案、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，完成平安和技术交底；3、机组空负荷试运工程完成主要工程见附件4；4、机组带负荷试运工程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
3、控制系统调试完成、品质负荷要求，投运率不小于95%主要工程见附件7,具体试验要求见附件8；7、调试期间各专业主要试验工程完成主要工程见附件9；8、机组主要热控、电气保护设置正确、正常投入主要工程见附件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、尾工缺陷局部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132.机组缺陷统计表附件14附件1：试运现场平安文明主要检查内容1消防和生产电梯已验收合格，临时消防器材
4、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现场脚手架已撤除，道路畅通，沟道和孔洞盖板齐全，楼梯和步道扶手、栏杆齐全且符合平安要求；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平安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：生产准备各项根本工作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
5、定值、逻辑保护定值修改或投停等各项管理制度己公布并配齐，在主控室有完整放置。4试运设备、管道、阀门、开关、保护压板、平安标识牌等标识齐全，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、平安工器具、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
6、品台账，并做好清点验收，制定一年期的备品配件采购方案；9整套启动前，签订技术监控效劳合同，技术效劳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，无重大缺陷或影响平安生产的缺陷。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工程应落实相关单位代为检验。附件3：分部试运主要检查工程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
7、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、平安稳定装置、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环保设施经监理和工程建设单位验收，具备使用条件，并符合当地环保部门要求；附件4：空负荷试运工程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
8、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，到达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、锅炉平安门校验对超临界及以上参数机组，主汽系统平安门校验在带负荷阶段完成和本体吹灰系统平安门校验。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完成规定的调试工程和电网要求的涉网特殊试验工程；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工程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
9、到达铭牌额定功率值；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，且调节品质根本到达设计要求；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
10、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
11、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528min3主汽压力控制系统主汽压力 MPa MPa50s MPaTF方式主蒸汽温度控制系统主蒸汽温度5120min0.7513炉膛压力控制系统炉膛压力150Pa30Pa1min100 Pa风量控制系统风压/风量150Pa/50t/h30Pa/20t/h50s1%一次风压控制系统一次风压力300Pa60Pa50s0.751100 Pa磨煤机一次风量控制系统磨煤机入口一次风量5%1%20s5%磨煤机出口温度控制系统磨煤机出口温度35min3除氧器
12、水位控制系统除氧器水位100mm-20min20mm加热器水位控制系统高加、低加水位30mm-0.75110mm凝汽器水位控制系统凝汽器水位50mm-8min0.75120mm其他辅助设备自动控制系统-0.751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
13、变化速率 (% Pe/min)221.5/实际负荷变化速率( % Pe/min)1.0/负荷响应纯迟延时间(s)12090 90/负荷偏差 (% Pe)335主汽压力(MPa)0.60.50.6主汽温度()108103再热汽温度 ()1210124炉膛压力 (Pa)20015020025烟气含氧量(%)/1结论附件9：调试期间各专业主要试验工程锅炉专业共14项：1)锅炉主保护传动试验；2)锅炉蒸汽严密性试验；3)锅炉平安阀整定试验；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
14、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)除尘指标性能及比照试验；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
15、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
16、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)发电机性能参数比照。 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
17、)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。 环化专业监督工程共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；
18、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、电气保护工程 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;
19、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) 炉膛压力高值；8) 炉膛压力低值；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；1
20、5) 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) 别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
21、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，本附件以攸县工程为例1、综合指标序号指标名称单位100%75
22、%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/kWh2汽轮机热耗kJ/kWh3锅炉保证热效率%4发电厂用电率%5烟尘mg/m1010106二氧化硫mg/m3535357氮氧化物mg/m5050502、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/kWh2机侧主汽温度5665665663机侧再热汽温5665665554机侧主蒸汽流量t/h178213058755机侧再热蒸汽流量t/h151911337766低压缸排汽压力kPa7低压缸排汽流量t/h10378125878高加出口给水温度9真空严密性Pamin27027027010小
23、汽轮机进汽压力MPa11小汽轮机进汽温度 12小汽轮机进汽排汽压力MPa13小汽轮机进汽轴承金属温度 14小汽轮机进汽轴向位移mm15小汽轮机进汽振动mm16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 00020#2高加疏水端差 21#3高加出水端差 00022#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/(kW.h)32高压缸第一段焓降kJ/(kW.h)33高压缸第二段焓降kJ/(kW.h)34高压缸内效率%35中压缸第一段焓降kJ/(kW.h)136中压缸第二段焓降kJ/(kW.h)37中压缸内效率kJ/(kW.h)38低压缸第一段焓降kJ/(kW.h)39低压缸第二段焓降kJ/(kW.h)40汽动给水泵组效率%41凝结水泵效率%85%-42一抽压力MPa43二抽压力MPa44三抽压力MPa45四抽压力MPa46五抽压力MPa47六抽压力MPa48七抽压力MPa49八抽压力MPa50一抽温度 51二抽温度 52三抽温度 53四抽温度 54五抽温度
