公司火电建设项目调试管理办法

('公司火电建设项目调试管理办法第一章总则第一条为规范公司火电机组的调试管理工作，确保调试过程的安全、质量和进度，保证机组顺利投产，制定本办法。第二条本办法适用于公司所属新建、扩建火电建设项目，配电网、配热网及智慧能源建设项目，境外火电工程、配电网、配热网项目可参照执行。第二章管理职责第三条公司火电部（一）负责检查、指导和监督所属火电建设工程机组调试管理工作；（二）审批机组启动验收委员会组织机构，担任所属火电建设工程启动验收委员会委员；（三）负责审批所属火电建设工程启动验收委员会下设的试运指挥部，在机组整套启动调试期间，督促项目公司成立整套启动调试工作组，监督、协调和指导调试工作。第四条项目公司1（一）负责组建机组试运组织机构，是机组调试工作管理的责任单位,负责调试的全面管理，经公司火电部批准后开始工作；（二）担任启动验收委员会下设的试运指挥部总指挥，负责调试阶段的日常管理工作；负责审批调试大纲、机组整套试运方案和作业指导书；做好机组试运全过程的组织管理和协调工作；（三）负责组织设计单位、调试单位、施工单位、监理单位及制造厂将深度调试的相关要求落实到调试工作中，协调解决调试存在的问题；（四）负责与电力建设质量监督中心站、电网调度、消防部门、铁路、航运等相关单位的联系；（五）负责协调设备供货商及时供货和提供现场服务，及时为各参建单位提供设计和设备文件及资料；组织由设备供货商或其他单位承担的调试项目的实施及验收；（六）组织相关单位对机组联锁保护定值和逻辑的优化讨论和确定，组织完善机组性能试验或特殊试验测点的设计和安装；（七）负责完成各项生产准备及运行工作，包括燃料、水、汽、气、酸、碱、化学药品等物资的供应和生产必备的检测、2试验工器具及备品备件等的配备，生产运行规程、系统图册、各项规章制度和各种工作票、操作票、运行和生产报表、台帐的编制、审批和试行，生产及维护人员的配备、上岗培训及试运过程中的运行操作；设备和阀门、开关和保护压板、管道介质流向和色标、安全标识等各种正式标识牌的定制和安装，生产标准化配置等；（八）组织或委托相关单位进行机组的试运环境条件及安全工作的检查和考核，组织试运质量验收签证。第五条监理单位（一）担任试运指挥部副总指挥，全面协调调试阶段的监理工作；（二）负责授权范围内调试工作的管理,对分部试运及整套启动过程中的质量、安全、进度进行监督管理，对各参建单位的调试过程进行监督、检查和考核；（三）组织并参加分部试运及整套启动调试方案、措施、计划、制度的讨论和审核，参加分部试运及整套启动调试项目的质量验收与签证；（四）组织检查和确认整套启动试运条件，督促工程各参建单位按机组达标投产的要求完成整套启动工作；负责试运过程中的缺陷管理，建立台帐，确定缺陷性质和消缺责任单位，3组织消缺后的验收与闭环管理；（五）协调办理设备和系统代保管有关事宜；（六）组织或参加重大技术问题解决方案的讨论。第六条调试单位（一）调试单位是机组调试的执行单位，对机组的调试安全、质量、进度负责。担任试运指挥部副总指挥兼整套试运组组长，负责按照《火电建设工程机组调试管理手册》及深度调试管理办法编制调试及深度调试大纲、分部试运和整套启动调试方案，审批分部试运和整套启动试运操作票；（二）参加机组联锁保护定值和逻辑的讨论，提出修改建议；（三）负责全面检查试运机组各系统的完整性，组织分系统试运和整套启动试运条件的检查确认；（四）组织分系统试运及整套启动全过程的调试工作，全面指挥机组整套启动试运期间的试运工作，主持试运调度；（五）负责分部试运和整套启动试运调试前的技术及安全技术交底，并做好交底记录。负责提出解决调试过程中重大问题的方案或建议；负责编写调试日报、调试报告和调试工作总结；（六）按合同规定组织完成分部试运和整套启动试运中的4调试项目和试验工作，参加分部试运和整套启动试运质量验收签证，使调试各项指标满足达标要求；（七）负责对试运中的重大技术问题提出解决方案或建议，协调解决影响调试安全、进度、质量的问题；（八）在分部试运和整套启动试运中，负责监督和指导运行操作；（九）在分部试运和整套启动试运期间，协助相关单位审核和签发工作票，合理安排设备消缺时间；（十）考核期阶段，在生产单位的安排下，继续完成合同中未完成的调试或试验项目；（十一）负责每日调试简报的编制，并上报项目公司，由项目公司上报火电部。填写调试验评记录及提交整套启动阶段的有关调试记录和文件，确保调试资料及时归档，工程调试结束后提交项目公司存档。第七条项目公司运行部门（一）负责运行设备与试运设备的安全隔离措施和临时连接措施；（二）在试运指挥部的领导下，进行起停操作、运行调整、事故处理和文明生产，对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。对调试操作过程中出现的操作质量问题负责；5（三）编写操作规程和反事故措施，配合做好各项调试工作；（四）根据试运计划，负责与网调、地调进行协调；（五）参加审核调试大纲、机组整套试运方案和作业指导书；（六）参与机组移交试生产验收及相关工作；（七）对已经完成验收签证的设备和系统代保管。第八条施工单位（一）完成试运所需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的制作、安装和系统恢复工作；负责机组整套启动和性能试验需要的试验测点和设施的安装；（二）负责编报单体试运方案及试运计划，主持单体试运阶段的试运调度会，全面组织协调单体试运工作；（三）参加整套启动试运及质量验收签证，负责试运期间现场的安全、消防、治安保卫；（四）负责单体试运期间工作票安全措施的落实，对单体设备调试安全、质量、进度负责；（五）负责向生产单位办理设备及系统代保管手续；（八）负责试运阶段设备与系统的维护、消缺，使与安装相关的各项指标满足达标要求；6（九）负责试运设备与施工设备的安全隔离措施；（十）在考核期阶段，负责完成施工尾工和消除施工遗留的缺陷。第九条设计单位（一）设备供货商供货的设备与设计图纸不符时，负责对设计接口进行确认，并对设备及系统的功能进行技术把关；（二）为现场提供及时的技术服务，负责处理机组试运过程中发生的设计问题，提出必要的设计变更、修改或处理意见；（三）负责完成试运指挥部或启委会提出的完善设计工作按期完成并提交完整的竣工图。第十条设备供应商（一）按供货合同提供现场技术服务和指导，保证设备性能；（二）参加重大试验方案的讨论和实施；（三）参加设备首次试运条件检查和确认，并参加其首次受电和试运；（四）按时完成合同中规定的调试工作；（五）负责处理设备供货商应负责解决的问题，及时消除设备缺陷，协助处理非责任性的设备问题；（六）参与设备性能考核试验。7第十一条维护检修单位（一）调试过程派各专业人员熟悉设备与系统，参与调试系统设备的检查与验收；（二）参与机组移交试生产验收及相关工作。第三章管理要求第十二条调试工作组织机构（一）机组分部试运开始一个月前，项目公司申请成立试运指挥部，经公司火电部批准，全面组织协调机组的试运工作；机组整套试运前，由项目公司申请成立启委会，经公司火电部批准，负责机组整套启动阶段的重大事宜。启委会闭会期间，试运指挥部代表启委会主持整套启动试运的常务指挥工作；（二）启委会由投资方、政府有关部门、电网公司及电网调度、电力建设质量监督机构、项目公司、各主要参建单位的代表组成，设主任委员一名、副主任委员和委员若干名。主任委员由公司分管领导担任，项目所在地市级政府和省级电网公司分管领导任副主任委员；（三）启委会在整套启动前召开首次会议，协调外部条件决定整套启动时间和其他相关事宜；启动过程中如遇试运指挥部不能做出决定的重大事宜，由试运总指挥提请召开启委会临8时会议；整套启动完成后启委会召开末次会，审议试运情况和移交生产条件，协调整套启动后的未完事项，决定机组移交生产后的有关事宜并主持办理交接签字手续；（四）试运指挥部由一名总指挥和若干名副总指挥及成员组成。试运指挥部设综合管理组、分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产运行组，根据实际需要各组可下设若干个专业组；（五）试运指挥部是工程现场常设机构，在启动验收委员会领导下，代表启动验收委员会主持分步试运和整套启动试运的指挥工作。对试运中安全、质量、进度和效益全面负责；审批重大调试方案、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；（六）分部试运组负责核查机组分部试运具备条件；提出分部试运计划；负责组织实施试运调试方案和作业指导书；负责分部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；（七）整套试运组负责核查机组整套启动试运具备条件；提出整套启动试运计划；负责组织实施启动调试方案和作业指导书；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。9第四章深度调试阶段管理第十三条机组深度调试阶段以整套启动作为重点，规范调试方案、措施、的编制，规范调试项目的工艺过程、验收标准、管理要求。提高新建火电机组投产水平，保证机组投产后经济指标、技术指标达到优良值，使机组实现长周期、可靠、稳定、高效运行。（一）火电机组实施深度调试，深度调试须严格按照《火电建设工程机组调试管理手册》规定的项目进行，整套试运时间应不少于45天，相关要求在工程服务合同中约定；（二）机组进入整套启动前，调试单位应会同工程管理单位、生产单位、安装单位和监理单位，对深度调试应具备的技术条件和安全条件进行盘点，详细确认和落实深度调试的实施计划，评估各深度调试项目的安全风险并落实风险预控措施；（三）调试单位应严格按照DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》的要求完成自动调节系统定值扰动试验、负荷变动试验等，并做好试验数据、画面和原始曲线等记录文件的留存，整理文件以备验收和检查；（四）整套启动试运期间，应完成包含深度调试在内的所有空负荷、带负荷及满负荷整套启动试运项目，以及并网安全10性评价试验项目和特殊试验项目（详见附表）；（五）发电机进相、PSS试验、励磁动态调整、自动电压控制（AVC）、负荷变动、一次调频、AGC试验、脱硫RB试验配合、RB试验、甩负荷试验等整套启动中重大调试项目必须在自动和协调控制系统全面投入并优化调整后进行；（六）机组试运过程中，生产单位应按时统计机组、燃煤燃油、除盐水、工业水消耗量、机组发电量、厂用电量等重要能耗指标。调试单位按照性能试验标准进行机组锅炉效率、发电煤耗、厂用电率、供电煤耗等重要指标的初步测算，同时，调试单位将测算结果与机组各项设计值进行比对，查找影响机组经济性的主要因素，并进行现场整改或提供整改的技术依据和建议措施；（七）机组在进入168小时满负荷试运前，项目公司向公司火电部提出申请，火电部组织进行机组168前的深度调试质量检查，对现场深度调试情况进行评估确定机组能否进入168小时满负荷试运行；（八）因存在客观原因未完成的深度调试项目，项目公司应提出书面清单，说明原因、制定方案，在机组6个月的考核期内解决。经过努力未达到验收标准的深度调试项目，调试单位应提供报告，说明原因，提出解决建议，进行后续改进；11（九）深度调试工作完成后，调试单位负责编写深度调试的技术报告，提交项目公司。项目公司同时完成深度调试总结工作，会同调试单位的深度调试的技术报告以及相关数据、曲线、验收签证存档。第五章满负荷试运条件管理第十四条试运机组在进入168小时满负荷试运前，由项目公司组织填写《机组进入168小时满负荷试运条件确认表》（详见《火电建设工程机组调试管理手册》附录B.5），经公司火电部审核确认后，机组方可开始进入168小时满负荷试运行。第十五条试运机组在进入168小时满负荷试运前，保护和主要仪表必须100%投入，自动投入率大于95%且主要自动必须全部投入。第十六条试运机组在进入168小时满负荷试运前，主要试验项目、主机主要参数和辅机主要性能指标等主控项必须符合设计要求，其他项按分类合格率需达到90%以上。第六章移交生产第十七条试运机组在完成168小时满负荷试运时，由项12目公司填写《机组完成168小时满负荷试运结果确认表》，经审核后报公司火电部确认后，可认定机组168小时满负荷试运结束。以此为界面，移交生产单位管理，并办理机组移交生产临时交接手续。第十八条机组168小时满负荷试运结束后一个月内，召开启委会会议，听取并审议有关单位整套试运和交接验收工作情况的汇报，以及施工尾工、调试未完成项目和遗留缺陷的工作安排，作出启委会决议，并办理机组正式移交生产交接手续。第七章附则第十九条本办法由公司火电部负责解释。第二十条本办法自发布之日起施行。13机组调试项目1.整启前准备阶段（29个项目）序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1逻辑优化（包括操作画面）1）针对前一阶段试运发现的有关逻辑问题进行优化。满足机组安全可靠经济运行逻辑修改按照程序审批后确认执行，有专门台账记录。项目公司工程部建立台账2系统完整性检查1）要求整套启动所有系统的设备、阀门、测点、表计等已按设计要求安装及完成相应的试验。系统按照设计院PID图、IO清单（对应KKS编码）；单体、分系统试验完成对照确认PID图、IO清单（对应KKS编码）；检查验收单体、分系统试验资料。监理组织；施工、调试单位提供验收资料3机组辅机联锁保护校验1）编制逻辑校验单；在整套启动前对所有联锁保护进行校验，模拟试验送信号必须在就地。显示准确、动作正常根据逻辑校验单，由运行人员在调试人员指导下，逐条进行操作确认验收，安装、调试、监理、生产、工程管理单位签字确认。调试提供逻辑校验单；运行验收4机组顺控启、停试验1）编制逻辑校验单；在整套启动前对系统顺控进行校验，风烟、输煤、除灰、除渣等系统要实做。显示准确、动作正常根据逻辑校验单，由运行人员在调试人员指导下，逐条进行操作确认验收，安装、调试、监理、生产、工程管理单位签字确认。调试提供逻辑校验单；运行验收5全厂辅机油质检查1）编制全厂辅机清单（可分专业、系统），定期检查油质。油质指标符合设计、制造厂要求根据清单，验收、检查化验报告。项目公司生产运行建立定期检查台账14序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分6全厂消防系统检查1）消防系统调试完毕，经过相关部门验收，重点部位定期进行试喷演练。符合设计要求，经过消防部门验收资料签证齐全，监理、管理单位旁站、验收。项目公司安监部建立台账7全厂安全门检查1）编制全厂安全门清单，确认安全门均经校验并在保证期限内。铭牌、规格、参数符合设计、制造厂家要求，动作值符合标准要求根据清单，验收、检查校验记录。施工提供鉴定记录报告；项目公司安监部建立台账8汽动给水泵8.1小机监控仪表系统（MTSI）1）供电电源检查\uf0d8交流回路双路电源接地测试、绝缘测试、供电电压等级测试；\uf0d8冗余切换正常，电源监视系统具备报警功能。1)汽机主轴初始位置定位：符合制造厂规定；2)探头固定：螺丝齐全、牢固，用漆点封；3)位移模拟试验：不大于允许基本差；4)测点投入率100%；5)报警信号投入率100%；6)报警信号动作正确率100%；7)保护信号投入率100%；8)保护信号动作正确率100%。调试、监理、生产、工程管理单位验收签证确认。2)信号检查\uf0d8要求现场信号均接有屏蔽电缆；\uf0d8对于轴向位移、高缸胀差、低缸胀差等信号，测试其线性区较好的一段，将量程范围调整至该段中；\uf0d8检查报警信号和保护信号的逻辑和定值设置是15序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分否正确。3）通道测试及装置功能检验\uf0d8检查TSI卡件各通道的组态应正确；\uf0d8检查及设置报警、保护定值；\uf0d8测试系统精度检查；\uf0d8测试模拟量输出信号的精度；\uf0d8模拟报警、保护动作，各继电器输出应正确。4）系统联调\uf0d8传感器与显示仪表联调；\uf0d8模拟报警、跳机情况。8.2小汽机电液控制系统及跳闸保护系统（MEH/METS）1）系统检查及准备\uf0d8检查电源的正确性与绝缘性，确认电源盘，模件电源和风扇电源接线正确；\uf0d8主要控制设备的现场设备复原和设备静态功能1)转速控制符合要求；2)手动/自动/遥控控制方式跟踪正确，切换无扰；3)阀门在线试验功能、保护在线试验功能合理；4)各项保护功能合理、动作正确；5)仪表投入率100%；正确率≥98%。调试试验、运行确认；监理检查验收。16序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分恢复，进行系统的I/O检查。2）控制系统的功能测试\uf0d8模拟各种参数，进行控制功能测试及参数检查，同时检查MEH与其它系统接口信号的正确性；\uf0d8模拟跳闸信号，检查METS保护定值、保护信号、保护逻辑正确，低压主汽阀、低压调节汽阀、切换阀动作正确，SOE记录、跳闸首出等显示正确；\uf0d8与液压系统的联动调试及有关配合试验。3）动态模拟试验\uf0d8连接仿真回路，使阀门实际动作，进行各项试验；17序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分\uf0d8配合汽机专业进行阀门关闭时间测试；\uf0d8复位小汽机，依次做各保护跳闸试验。9大机9.1主机数字电液控制系统（DEH）1）供电电源检查\uf0d8交流回路双路电源接地测试、绝缘测试、供电电压等级测试；\uf0d8冗余切换正常，电源监视系统具备报警功能。1)转速控制静态小于额定转速±0.1%、动态小于额定转速±0.2%；2)负荷控制静态小于额定负荷±0.5%；3)FA/PA切换功能、阀门在线试验功能合理；4)手/自动控制方式合理；5)超速保护、功率不平衡保护、主汽压力低保护动作正确；6)LCD主要参数投入率100%，正确率≥98%。调试试验、运行确认；监理检查验收。运行确认；监理检查验收；调试提供记录、报告及验评。2）调门线性度检查\uf0d8每个调速汽门按照10%的线性阶跃加指令，分别开关动作一次；\uf0d8记录实际反馈值和与指令值的偏差值。3）转速信号冗余配置检查、屏蔽检查和超速保护功能检查\uf0d8DEH中三个转速信号必须分配于三个不同的专18序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分用测速卡件中；\uf0d8DEH超速保护功能具备软逻辑和硬回路的两路设置，硬回路直接送ETS系统，软逻辑进行DEH系统中的相应控制。4）冷态调试\uf0d8模拟量输入信号检查：功率、压力与转速信号、热电偶及热电阻温度信号；\uf0d8检查开关量信号：汽机挂闸信号(ASL)、并网信号BR、高\\中主汽门开关信号及同期、协调、旁路等接口开关量信号；检查汽机挂闸回路、AST回路、OPC回路、阀门试验回路，系统上电后，进行内部控制逻辑检查、试验，参数整定，以及阀门伺服19序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分卡件校验；\uf0d8调节阀门的调校：对阀门的油动机LVDT及控制伺服卡件进行联合调校。5）功能仿真试验和检查\uf0d8控制逻辑静态检查和静态参数设置；\uf0d8调节功能试验（包括各种回路、功能的切投试验）；\uf0d8保护功能试验；\uf0d8阀门活动试验；\uf0d8ATC功能检查；\uf0d8配合机务进行阀门关闭时间测试试验；\uf0d8接口检查试验。9.2监控仪表系统（TSI）1）供电电源检查\uf0d8交流回路双路电源接地测试、绝缘测试、供电电压等级测试；1)汽机主轴初始位置定位：符合制造厂规定；2)探头固定：螺丝齐全、牢固，用漆点封；3)位移模拟试验：不大调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评20序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分\uf0d8冗余切换正常，电源监视系统具备报警功能。于允许基本误差；4)测点投入率100%；5)报警信号投入率100%；6)报警信号动作正确率100%；7)保护信号投入率100%；8)保护信号动作正确率100%。2）信号检查\uf0d8要求现场信号均接有屏蔽电缆；\uf0d8对于轴向位移、高缸胀差、低缸胀差等信号，测试其线性区较好的一段，将量程范围调整至该段中；\uf0d8检查报警信号和保护信号的逻辑和定值设置是否正确。3）通道测试及装置功能检验\uf0d8检查TSI卡件各通道的组态应正确；\uf0d8检查及设置报警、保护定值；\uf0d8测试系统精度检查；\uf0d8测试模拟量输出信号的精度；21序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分\uf0d8模拟报警、保护动作，各继电器输出应正确。4）系统联调\uf0d8传感器与显示仪表联调；\uf0d8模拟报警、跳机情况。9.3主机跳闸保护系统（ETS）1）装置功能测试和信号冗余检查\uf0d8检查组态应合理正确，并通过模拟信号，依次检查I/O通道、各项保护功能、各项试验功能；\uf0d8检查汽机ETS信号中，各个跳闸条件信号是否均采用硬接线接入的设计方案（与DEH系统兼容时，避免站间引用点）；1)汽机主轴初始位置定位：符合制造厂规定；2)探头固定：螺丝齐全、牢固，用漆点封；3)位移模拟试验：不大于允许基本误差；4)分项投入保护：满足运行需要；5)配合超速试验：转速表指示准确，记录动作值准确；6)保调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评22序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分\uf0d8配置数量是否满足冗余设计要求，是否满足分散性原则（接入点不允许在同一卡件上）。护投入率100%；7)动作正确率100%。2）可靠性检查\uf0d8供电电源检查；\uf0d8AST电磁阀供电电源检查；\uf0d8检查润滑油压低、EH油压低、真空低信号的配置及保护开关回路和试验电磁阀回路的正确性。3）传动试验\uf0d8检查各项保护逻辑是否合理，定值设置是否正确；\uf0d8制定试验方案、做好试验记录；\uf0d8试验时检查相对模拟量23序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分信号，保护定值是否正确，同时观察SOE记录是否正确。4）其他静态测试\uf0d8对转速回路采用信号发生器加转速信号，测试转速检测情况，整定超速定值；\uf0d8通道试验，进行四只AST跳闸电磁阀通道试验；\uf0d8接口检查试验。10调节系统静态参数测试1）完成调节系统静态参数测试工作，以500Hz的采样频率，记录试验如下参数的变化；厂家、调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评24序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分2）进行转速模拟信号、一次调频转速偏差信号、总阀位指令、油动机行程反馈测试。调节汽阀总关闭时间小于0.3s11冷态主阀关闭试验1）机组的主汽阀/再热汽阀关闭时间试验。小于0.3s调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评12机组大联锁保护试验1→）发电机故障发电→机跳闸汽机跳闸（电跳机）\uf0d8锅炉复置（无MFT）、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机合闸；\uf0d8模拟发电机差动保护动作。检查发电机跳闸、汽机跳闸（主汽门关闭）、负荷＜30%旁路快开、锅炉复置。调试试验、运行确认；监理检查验收、签证。运行确认；监理检查验收；调试提供记录、报告及验评2）ETS→保护动作汽→机跳闸发电机跳闸（机跳电）检查汽机跳闸（主汽门关闭）、发电机跳闸、负荷＜30%旁路快开、锅炉复置。25序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分\uf0d8锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机合闸（逆功率保护投入）；\uf0d8按汽机手动停机按钮。3）ETS→保护动作→汽机跳闸锅炉MFT（机跳炉）\uf0d8锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机不合闸；\uf0d8解除旁路快开保护，实“际模拟EH”油压低信号。检查汽机跳闸（主汽门关闭）、旁路未开、锅炉MFT。4）ETS→保护动作→汽机跳闸锅炉MFT（机跳炉）\uf0d8锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电检查汽机跳闸（主汽门关闭）、负荷＞30%旁路快开、锅炉MFT。26序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分机不合闸；\uf0d8旁路快开保护投入，实“”际模拟润滑油压低信号。5）锅炉MFT→汽机→跳闸发电机跳闸（炉跳机、机跳电）\uf0d8锅炉复置、汽机挂闸（主汽门开启）、发电机合闸（逆功率保护投入）；\uf0d8按锅炉手动跳闸按钮。检查锅炉MFT、汽机跳闸（主汽门关闭）、旁路快开、发电机跳闸。13高低压旁路试验1）功能试验和检查\uf0d8高压旁路压力调节门机前压力、低压旁路压力调节门热再热压力、高压旁路温度调节门冷再热温度、低压旁路温度调节门凝汽器蒸汽温度、控制功能的检查和静态预调整试验；\uf0d8高压、低压旁路调门及旁路联锁动作正确。调试试验、运行确认；监理检查验收、签证。调试提供记录、报告及验评27序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分温度调门的全开全关逻辑试验；\uf0d8高压、低旁减温水隔绝阀的开关联锁逻辑的试验；\uf0d8汽机旁路与DEH接口的检查试验。2）模拟试验\uf0d8远操旁路系统阀门；\uf0d8模拟各种信号，进行手动、自动方式切换；\uf0d8模拟各种信号，将回路投入自动，改变调节回路的设定值；\uf0d8将旁路系统投入自动，模拟锅炉启动。3）高低压旁路热态试验旁路系统投入自动机组启动期间满足运行要求。14汽机轴封及真空系统投用1）汽封系统正常投入，并进行热态调整工作，主机真空系统投入时，背压小于10kPa，否则查找真空系背压小于10kPa调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评；施工单位负责查漏28序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分统漏点。15机组集中取样系统投用1）加强取样管路冲洗，确保取样具有代表性，要求冷热态冲洗期间每4个小时至少冲洗一次采样管，加强取样管排污。调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评；生产运行负责冲洗并记录16精处理系统投用1）前置过滤器、粉末树脂覆盖过滤器除铁效率试验：测量过滤器进出口铁含量，同时记录过滤器流量、进出口压力、运行时间以及制水量；投入条件为凝结水含铁量小于1000μg/L。系统压差和进出水水质均应在设计范围内。调试试验、运行确认；监理检查验收。调试提供记录、报告及验评2）最大出力试验：通过调节单台设备的进出水手动阀的开度，记录设备达到设计出力时的压差和出水水质。17机组加药系统投用1）加药泵出力试验：加药泵保持工频运行，记录加药泵行程分别在20%、40%、60%、80%、100%时的流量；满足各种工况下的水汽品质要求调试试验、运行确认；监理检查验收调试提供记录、报告及验评2）自动加药：要求随机组29序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分负荷变化自动进行加药量调整，使得药品连续均匀地加入热力系统，范围为20%-100%。18锅炉冷态清洗1）给水水温控制在70℃以上。给水Fe≤100ppb、分离器疏水Fe≤200ppb时冷态冲洗完成调试指导，运行操作并确认，监理检查验收；提交水质报告。运行按照操作卡进行工作并提供水质报告19锅炉一次汽系统工作压力试验1）冷态清洗合格后进行，主汽管道须加固、高旁须确保在整个试验中关闭，二次汽系统须做好相应措施。受热面无泄漏检查受热面空20输煤系统辅助系统的投用1）喷淋、除尘、冲洗水、煤水处理、除铁、称重等系统投用，保证输煤系统安全、文明运行。能按设计要求投入相关系统须在整套启动前完成调试，验收签证资料齐全，上煤过后，现场环境清洁、文明。调试提供记录、报告及验评21电动给水泵1）密封水调整能正常回收，不影响真空，油中不带水定期检查油质，查看运行参数22启动炉水循环泵1）168前每次停炉进行电机注水：开启注水管路冲洗阀，对注水管路进行冲洗，合格后再进电机。水质化验合格后（PH＞6.5），方可进行注水；控制注水的水质和注水流量，直到排放管冒水化验合格后为止。检查水质报告运行提供水质报告23升温升压控制1）按照启动曲线进行升温制造厂家启动曲线不超过调试指导，运行操作监调试提供曲线30序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分升压；2℃/min视；提交实际参数曲线和报告2）监视受热面壁温。不允许有长时间超温的测点及偏差大于50℃情况。运行提供历史参数24制粉系统调整（对应微油、等离子）1）投用蒸汽加热器或者烟道油枪加热器，冷炉投用制粉系统，调整制粉系统各项参数。锅炉稳定燃烧检查有防止二次燃烧的措施调试提供记录报告25锅炉热态清洗1）控制启动分离器入口温度在170～230℃左右。分离器出口水质Fe≤100ppb汽水品质报告运行提供汽水品质报告26机组带旁路运行1）根据旁路容量，投入2套以上制粉系统运行过热器、再热器出口蒸汽品质。SiO2不超过100μg/kg，钠离子不超过20μg/kg。汽水品质报告运行提供汽水品质报告27空冷岛冲洗1）水汽品质试验：增加二氧化硅及浊度分析数值；铁离子含小于500μg/L汽水品质报告运行提供汽水品质报告2）空冷凝汽器冲洗凝结水铁离子含量测试。浊度≤2NTU，Fe≤500ppb，SiO2≤30ppb运行提供汽水品质报告28脱硫系统1）脱硫系统分系统试运必须在机组分部试运期间完成，脱硫系统调试进度计划必须满足主机的调试进度要求。见《火电厂烟气脱硫工程调试试运及质量验收评定规程》【DL/T5403-2007】脱硫系统调试进度必须满足主机的调试进度要求，相关系统须在整套启动前完成调试，验评表、签证资料齐全远达环保提供记录、报告及验评31序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分29脱硝系统1）在机组整套启动前完成下列分系统调试和工作（包括相关的阀门、表计、系统严密性、系统吹扫清洗、喷淋系统试验等）\uf0d8SCR反应器及辅助系统（包括吹灰器）；\uf0d8完成注氨系统（稀释风机的试运应与烟风系统同步完成）；\uf0d8完成液氨卸载和存储系统；\uf0d8其他系统（如干除灰系统、压缩空气系统、安全辅助设施等）。\uf0d8催化剂已装完；\uf0d8已进氨。见国家电投集团《调试管理手册》脱硝系统调试进度必须满足主机的调试进度要求，相关系统须在整套启动前完成调试，验评表、签证资料齐全2.空负荷阶段（3个大项）序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1汽机冲转32序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1.1参数优化1）根据机炉的运行工况，对厂家启动参数和启动曲线进行优化，调整启动参数控制；满足汽机冲转调试指导；运行监视操作，提交参数曲线调试提供记录、曲线及报告2）应择机进行冷、温、热、绝热态启动方式试验，收集整理相关数据，提交运行。满足汽机冲转1.2汽水品质控制1）严格执行化学汽水监督要求化学汽水标准调试指导；运行监视操作，提交汽水品质报告提交汽水品质报告2）冲转前加强蒸汽品质取样分析，汽轮机冲转时蒸汽品质暂时允许放宽至过热蒸汽SiO2不超过100μg/kg，钠离子不超过20μg/kg，但应采取措施，并在4小时内达到SiO2≤15μg/kg，钠离子≤5μg/kg。蒸汽品质不合格，汽轮机不应冲转；SiO2≤15μg/kg，钠离子≤5μg/kg3）主机冲转后要加强对凝结水质量的监督，适当增加化验次数，测定硬度、铁，并观察水样是否澄清；硬度＞5μmol/l4）当凝结水澄清、铁离子含量降到≤1000μg/L时，投入凝结水处理装置，以保证锅炉给水水质合格；铁离子含量降到≤1000μg/L5）冲转后加强凝结水取样，如水样浑浊或硬度大于5μmol/L时凝结水不予回收。硬度大于5μmol/L1.3冲转检查1）检查汽轮机各轴承瓦振、轴振幅值及相位、推力和支承轴承温度、汽缸胀差等。低于设计值调试提供报告1.4惰走曲线1）正常停机惰走（不破坏真空）。与厂家曲线相符提交实际惰走曲线进行比较调试提供记录和曲线2电气试验33序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分2.1转子交流阻抗测量1）试验前测量一次回路设备中的绝缘电阻；确认各设备绝缘电阻合格调试、运行联合逐项核查、确认；监理验收调试提供记录、曲线及报告2）在不同转速(盘车、超速前额定转速、超速后额定转速)下测量转子交流阻抗；3）试验前确认励磁输出与发电机转子间的连接已断开，确认各种状态正确，试验后恢复励磁输出与发电机转子间的连接；4）测试与出厂数据和同型号机组试验数据进行核对。2.2发变组短路试验1）试验前在小电流下对全部带电电流二次回路进行检查防止开路；1）确认发电机出口及中性点PT一、二次保险完好并投入运行，各PT一次接地良好2）数值相位应一致3）误差应在允许范围以内，符合设计要求。4）数值相序应一致5）误差应在允许范围以内，符合设计要求。调试、运行联合逐项核查、确认；监理验收；调试提供记录、曲线及报告2）检查发电机，主变，高厂变的电量保护和非电量保护按照检验要求投退，保护的出口跳灭磁开关；3）要监视发电机滑环、发电机出线罩、变压器等设备，监视发电机各项参数（定子线棒温度、发电机内冷水温度、氢温等），发现异常及时向试验指挥人员汇报；4）由于主变阻抗的影响，发电机机端已有足够大电压，可以在此时检查电压二次回路，如有电压回路有问题可以提前解决，节省试验时间；5）用电流表测量各组带电电流的幅值和向量，与各监测处电流进行对比；6）测量差动用TA中性点电流，保证接线正确；7）试验中录取发变组三相短路特性曲线，与制造厂出厂试验曲线进行比较。34序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分2.3定子接地试验1）一次模拟接地，进行数据测量、记录，试验时退出保护跳闸压板。调试组织；运行配合调试提供记录、曲线及报告2.4发变组空载试验1）试验前在小电压下对全部带电电压二次回路进行检查防止短路，确认主变及发电机的中性点接地；数值相序应一致；误差应在允许范围以内，符合设计要求。调试、运行联合逐项核查、确认；监理验收调试提供记录、曲线及报告2）检查发电机，主变，高厂变的电量保护和非电量保护按照检验要求投退；3）监视发电机滑环、发电机出线罩、变压器等设备，监视发电机各项参数（定子线棒温度、发电机内冷水温度、氢温等），发现异常及时向试验指挥人员汇报；4）用电压表测量各带电处电压幅值和相序，与各监测处电压进行对比；5）发电机升到1.05倍额定电压，在此电压下监听主变应无异常；6）录取发电机带主变开路特性下降和上升曲线，录取发电机三相电压,发电机励磁电压，励磁电流录制空载特性曲线与出厂曲线作比较。2.5发电机残压测试1）首先在PT二次测量残压幅值、相序，在一次幅值不大于400V的情况在一次PT处和机端避雷器处进行测量，如一次幅值过高应采取措施进行测量，相序应和电网一致。如发电机一次残压不是很高，在发电机PT侧直接测量一次残压，利用相序表测量发电机一次相序。调试组织、查验；运行配合调试提供记录、曲线及报告2.6轴电压测试1）在空载额定电压下和50%、100%负荷下测量大调试组织、查验；调试提供记录、35序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分轴两端电压、励端轴电压、励端轴瓦对地电压，测量方式和结果应正确。运行配合、验收曲线及报告2.7空负荷下励磁系统试验1）励磁调节器手动和自动方式试验，录制发电机电压曲线，保证发电机电压在规定范围内稳定、平滑的调节；检查切换过程的正确性，切换时录取发电机电压曲线应无明显波动调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2）零起升压试验，录制发电机电压曲线。保证发电机电压，电压振荡次数，调节时间都在规定的范围内；3）通道切换试验及PT断线保护试验；4）励磁系统灭磁试验，录取发电机定子电压衰减曲线、励磁电流等相关电气量曲线，测定灭磁时间常数，并检查灭磁开关和灭磁电阻。2.8发变组带母线零起升压试验1）试验前需确认发电机出口PT、主变高压侧PT、厂变工作进线PT、母线PT已投入运行。确认试验母线已经腾空；调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2）检查二次电压回路电压值及相序，并进行核相，检查相关表计指示正确。测量发电机定子二次残压，如值较小，在发电机出口PT处测量一次残压幅值及相序。2.9检同期试验1）额定电压下发电机机端电压与主变高压侧电压、厂变低压侧电压进行电压六角图测量。测量结果应和理论值一致调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2.10假同期试验1）按试验要求确认各种保护投退正确，现场做好防护措施,严防试验过程中隔离刀闸误合闸；调试组织、查验；运行配合、验收调试提供记录、曲线及报告2）根据试验结果，对定值进行相应优化、修改。3汽机试验36序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分3.1超速试验1）并网暖机后，电超速完成后，进行机械超速试验；进行两次，偏差不大于0.6%，且不大于3330转/分调整试验，运行、监理确认调试提供记录、曲线及报告3.2阀门严密性试验1）主汽阀/再热阀严密性试验在主、再热压力皆在额定值的50％以上的工况下，机组下降转速低于规定值。调整试验，运行、监理确认调试提供记录和报告3.3热态阀门关闭时间测试1）热态阀门关闭时间测试＜0.3s调整试验，运行、监理确认调试提供记录和报告3.带负荷阶段（47个项目）序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分1厂用电切换试验1）试验前确认投入开关和保护柜相应快切压板，快切装置运行正常，快切装置的整定参数和功能开关位置准确；切换正常调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线、验评及报告2）每次切换完成后观察就地开关防跳继电器是否动作，防止快切装置出口继电器粘37序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分、连；3）厂用电切换录波应录取能反映开关动作的分支开关的电流量和母线电压；4）进行开关偷跳启动切换试验；5）试验前充分做好厂用失电事故预想。2除灰系统运行优化调整1）投粉后，除灰系统根据实际运行情况调整控制逻辑中的输灰压力和输灰管道吹扫时间的设定值，使系统运行合理、经济；在煤种变化时能满足机组运行要求调试试验，运行操作确认调试提供记录、曲线及报告2）投粉后，定期检查输灰管道是否疏通，防止堵灰。除渣系统运行优化调整1）根据排渣温度进行冷却风优化调节。在煤种变化时能满足机组运行要求调试试验，运行确认调试提供记录、曲线及报告1吹灰系统运行优化调整1）吹灰（温度、压力）参数的优化；受热面能正常工作，排烟温度在正常范围内，能满足机组运行要求厂商调试；施工配合；调试查验；监理验收；运行确认调试提供记录、曲线及报告2）吹灰器组合投运方式试验；3）优化吹灰（长、短）周期试验；4）吹灰对锅炉（吹灰前后炉膛温度、排烟温度、汽温、汽压）的影响试验；5）吹灰器的投入率不小于95%。≥95%2输煤系统运行1）程控投用，输煤系统出力经调整达到设计要求验收签证资料调试提供记38序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分优化调整达到最佳工况。齐全，提供最佳工况参数录、曲线及报告3火焰检测系统1）检测每个火检探头、工业电视和烟温探针处的火检冷却风都必须满足压力和流量的要求；满足厂家要求调试试验，运行确认调试提供验收记录2）热态调整过程中，调整火检强度至合理范围。油、煤火检互相不偷窥调试试验，运行确认4炉管泄漏细调1）在负荷70%以上，进行装置工况热态调整。能过滤杂音，状态正常厂商校核；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供验收记录5辅机最大出力1）检验单台辅机最大出力（送、引、一次风机、给水泵、凝泵、循泵等）。稳定工况2小时以上记录参数调试提供记录、曲线、报告及签证6蒸汽严密性试验1）主、再热汽压必须达到额定压力，且保持稳定，检查锅炉各部分严密不泄漏。参数稳定，膨胀正常受热面不泄漏记录参数并签证调试提供验评7汽温控制1）在设计要求的负荷范围内保持额定汽温，不得降温运行；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及验评2）不超温运行；温度不超过设计值3）两侧主汽温度偏差不超过设计要求的范围；不超过设计要求4）通过运行参数分析，修正燃水比，确定不同负荷下分离器出口温度或焓值的修正曲线。39序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分8锅炉安全门校验1）锅炉带负荷至80%BMCR以上进行校验，监视壁温不超温启跳、回座符合要求厂商校核；施工配合；调试查验；监理验收；运行确认。厂家提供校验报告，调试提供验评9减温水控制1）保证过热度，保证壁温不超；控制汽温在正常范围调试查验；监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及验评2）再热蒸汽减温水正常工况下尽可能不投入。10壁温监视1）制定防止受热面超温的控制措施；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供参数1）各级受热面管壁在各负荷下的监视与调整；升降负荷时，无相邻（3点以上）同时超温或测点长时间（5min）超温报警2）稳定工况下，小于设计报警值；不超过限值3）稳定工况下，任何两个壁温差小于设值；4）稳定工况下，水冷壁四面墙平均汽温偏差控制。不大于30℃11空预器出入口氧量的标定、NOx测量装置进行标定1）至少进行两个工况的标定，如果两工况标定系数大于5%，进行第三工况的标定，对三个工况取平均值作为标定系数，对DCS显示氧量及NOx进行标定。调试查验；监理验收；运行确认。调试提供记录及报告12滑压运行试验1）现场进行机组滑压运行曲线初步调试查验；监调试提供曲线40序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分优化工况试验。理验收；运行确认。及报告13泄漏量试验1）检查阀门内漏。满足补水率达到设计要求调整试验，监理确认调试提供记录及报告17高、低加系统运行优化调整1）先进行加热器水位控制、危急疏水自动投用调试；调试查验；监理验收；运行确认。调试提供参数及报告2）高加事故切除试验。主汽温变化＜30℃18凝结水系统运行优化调整1）凝泵运行方式优化，找出最佳运行工况。保证安全情况下最经济提交参数报告19给水系统运行优化调整1）给水泵运行方式优化，找出最佳运行工况。保证安全情况下最经济提交参数报告20燃烧调整20.1磨煤机出力试验1）磨煤机最大出力试验。风煤比按给定值变化逐步增加磨煤机出力，当磨煤机接近堵煤时，即认为磨煤机出力达到极端，应在此工况下，试验寻找稳定、经济的单台磨煤机最大出力；能连续稳定运行2小时调试查验；监理验收；运行确认。调试提供参数、曲线及报告20.2给煤量与风量关系试验1）在不堵磨的前提下，通过现场试验对厂家曲线进行优化，以期提供更低的风煤比。不堵煤出口温度正常能自动投用情况下长期稳定运行调整试验，运行确认，提交曲线调试提供参数、曲线及报告20.3煤粉细度调整1）改变分离器转速（折向挡板开度），取样化验煤粉细度，绘制分离器转速（折向挡板开度）与煤粉制粉系统出力能满足机组要求，灰渣含碳量不调试查验；监理验收；运行确认。提交曲调试提供参数、曲线及报告41序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分细度关系曲线，作为煤粉细度调整的依据；超标线1）调节分离器转速（折向挡板开度）合适，维持磨煤机出口温度一定，改变磨煤机一次风量，取样化验煤粉细度，绘制一次风量与煤粉细度关系曲线作为煤粉细度调整的依据。调试提供参数、曲线及报告20.4煤粉分配均匀性试验1）通过调整分离器转速（折向挡板开度），分析粉管细度均匀性的变化，做定性分析。分离器均匀性＜15%；折向挡板＜30%调整试验，运行确认提交报告调试提供参数、曲线及报告20.5双进双出制粉系统1）要进行单进单出、单进双出、双进单出等试验。满足运行要求调整试验，运行、监理确认调试提供参数、曲线及报告20.6变氧量试验1）在典型工况点（70%、100%）进行变氧量试验，分析氧量变化对NOx排放、辅机耗功、灰渣未完全燃烧热损失、干烟气损失、锅炉热效率、高再进出口烟温及其偏差、启动分离器出口汽温及其偏差、分隔屏出口汽温及其偏差、高再壁温偏差及末过壁温偏差的影响，进而确定不同负荷下氧量控制曲线。至少三个工况，要求进行定量分析，并给出指导结论调整试验，运行、监理确认，提交报告调试提供参数、曲线及报告20.7一、二次风配比试验1）调整一、二次风配比；达到最佳燃烧工况调整试验，运行确认提交参调试提供参数、曲线及报2）调整内、外二次风配比。42序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分数告20.8燃烧器垂直摆角试验1）燃烧器摆角试验，确定摆角对再热汽温、主蒸汽压力和温度、受热面壁温的影响，绘制曲线。调整汽温在正常范围减少减温水用量调整试验，运行确认，提交曲线调试提供参数、曲线及报告20.9尾部烟气挡板调整试验1）烟气挡板开度与过再热汽温、主汽温的关系，绘制曲线。调整试验，运行确认提交曲线调试提供参数、曲线及报告20.10变风箱差压试验1）分析风箱差压变化对NOx排放、主要辅机电流、锅炉热效率、再热汽温偏差、高再进出口烟温偏差的影响。确定最佳风箱压差。调整试验，运行确认提交报告调试提供参数、曲线及报告20.11CCOFA风、SOFA风投运组合试验1）测量炉膛温度、灰渣含碳量、排烟温度、NOX排放量、高再进出口烟温、启动分离器、分隔屏出口汽温、高再壁温、末过壁温，分析不同的CCOFA风、SOFA风投运组合对锅炉经济性、环保性和安全性的影响。至少三个工况，确定最佳的CCOFA风、SOFA风投运组合。并给出指导意见调整试验，运行确认提交报告调试提供参数、曲线及报告20.12SOFA风水平摆动试验1）SOFA风水平摆角组合，分析不同的SOFA风水平摆角组合对高再进出口烟温及其偏差、启动分离器出口汽温及其偏差、分隔屏出口汽温及其偏差、高再壁温偏差及末过壁温偏差的影响。至少三个工况，要求进行定量分析，并给出指导意见调整试验，运行确认，提交报告调试提供参数、曲线及报告20.1改变燃烧器配1）确定配风方式，NOx排放浓度达达到设计要求调整试验，运调试提供参43序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分3风试验到设计要求。行确认提交参数数、曲线及报告20.14磨煤机投运组合试验1）监测排烟温度、灰渣含碳量，主要分析其对锅炉热效率、汽温、汽压及减温水变化的影响。至少三种组合方式均能满足机组运行要求调整试验，运行确认提交参数调试提供参数、曲线及报告20.15变煤粉细度试验1）在某一磨煤机组合下，通过改变各台磨煤机煤粉细度，分析不同的煤粉细度对灰渣未完全燃烧热损失、干烟气损失、汽温汽压、锅炉热效率及NOX排放的影响。至少三种组合方式均满足机组运行要求调整试验，运行确认调试提供参数、曲线及报告20.16变一次风压试验1）改变一次风压，监测排烟温度、高再入口烟温、灰渣含碳量、NOX排放量、主要辅机电耗，掌握一次风压对锅炉热效率和NOX的影响，确定较合理的一次风压。均能满足机组运行要求调整试验，运行确认调试提供参数、曲线及报告20.17制定防止炉膛、屏过等结焦的措施、并实施1）制定防止炉膛、屏过等结焦的措施、并实施。炉膛无较严重结焦；屏过无较严重结焦调整试验，监理确认提交措施调试提供记录及报告21最低稳燃试验1）试验结果达到或优于设计值。最低稳燃负荷达到厂家要求，至少稳定连续运行2小时调整试验，监理验收提交参数报告调试提供参数、曲线及报告44序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分22单、顺序阀切换试验1）单、顺序阀切换试验。阀切换过程中及切换后机组稳定运行；瓦温、振动等参数在正常值范围内调整试验，监理验收；运行确认。调试提供报告（须征得厂家同意进行试验）23机组正常停运1）机组至少进行一次滑参数停运。参照厂家曲线实际停机曲线调试提供曲线24机炉辅机及辅助设备切换试验1）定期对辅机及辅助设备切换试验。动作正常调试指导，运行操作、记录查看运行记录25真空严密性试验1）负荷在80%以上时，进行真空下降速率试验；水冷0.2kpa/分空冷0.1kpa/分调整试验，监理验收；运行确认；进行签证调试提供记录及曲线2）关闭运行真空泵入口阀（或停运真空泵）；3）通过精密真空压力表计，检测真空下降数值；4）计时8分钟，取后5分钟下降值除于5，即为真空下降速率值.26机组振动试验1）在机组各负荷点(20%、40%、60%、80%、100%)测量各轴承瓦振、轴振幅值及相位、各瓦金属温度；各瓦轴振动在70µm以下，推力和支承轴承温度低于设计值调整试验，监理验收；运行确认。调试提供报告2）完成变排汽温度和变润滑油温试验。27凝汽器半侧运行试验1）实现凝汽器半侧运行，确定凝汽器半侧运行时机组的最大出力。调整试验，监理确认45序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分28漏氢测试1）检查氢系统无漏泄，阀位状态正常；调整试验，监理验收；运行确认。调试提供报告2）在额定氢温、氢压，无补氢的工状下，进行24小时的漏泄量测试，而后推算出标氢漏量。＜8NM3/d29空冷岛风机优化试验1）确认空冷风机超频运行时温度、电流等未超规定值，空冷风机具备长时间超频运行能力；温度、电流等未超规定值调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录及报告2）空冷负荷应有裕量，在极端气温下仍可满负荷运行。3）30保护向量检查试验1）在不同的负荷下，检查保护向量，对装置采集数据进行分析，检查正确后把保护投入，对数值进行记录；数值符合设计要求调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及报告2）对电压、电流、无功、有功等参数在不同采集监测点进行观察比较，各处采集数值应一致，进行记录；3）在不同负荷下测量发电机负序电流；4）测量不同负荷下的机端开口三角电压和中性点电压的三次谐波电压值，对定子接地保护定值进行优化；3次46序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分5）在发电机半载和满载工况下分别测量发电机三次谐波和发电机轴电压，并有专业人员进行一次核相，确认一次侧的相序正确。3次31带负荷下励磁系统试验1）励磁系统负载电压给定阶跃试验时，应首先单通道时行阶跃试验，参数确认后再将确认的参数设置到另一通道，切换到另一通道运行，进行另一通道的阶跃试验，两通道的阶跃响应应一致；两通道的阶跃响应应该一致调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及报告2）励磁系统带负荷电压给定阶跃试验时，阶跃量应从小到大试验，以清楚记录有功功率波动为止；3）励磁系统带负荷调节器试验过程中，试验项目有可能造成励磁跳闸，应做好事故预想，避免慌乱；4）由于励磁调节器有低励磁限制功能,在整定失磁保护的动作阻抗值与整定励磁调节器的低励磁限制曲线时，做到低励磁限制先于失磁保护动作,避免发电做低励磁限制试验或正常进相运行时,失磁保护动作，造成励磁跳闸。32程序逆功率停机试验1）测量主气门完全关闭后逆功率的数值，根据测量值优化保护定值。保护应可靠灵敏动作。调整试验，监理验收；运行调试提供记录、曲线及报47序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分确认。告33发电机温升试验1）在满负荷阶段，对定冷水、氢冷系统要进行调整试验。发电机温升控制在一个安全、经济范围内调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及报告34发电机进相试验1）确定不同负荷下进相能力。满足电网要求提交进相试验曲线调试提供记录、曲线及报告35电力系统稳定器(PSS)试验1）PSS调节回路试验。满足电网要求。提交PSS试验曲线调试提供记录及报告36无功自动控制装置(AVC)试验1）进行(AVC)试验满足电网要求：1）合格率：AVC调节达到99%以上；2）机组AVC装置在2分钟内调整到位为合格。提交试验数据报告调试提供记录及报告37发电机励磁电压自动调整（AVR）带负荷试验1）按照电网要求进行试验满足电网要求提交试验数据报告调试提供记录及报告38MCS整定投入1）子系统回路静态检查\uf0d8各调节系统手自动切换无扰，设计有多种控制方式的回路在各控制方式切换时无扰；\uf0d8被调量选择正确，设定值模块设置合理上下限；切换后变频器及工频调节回路正常工作，无扰动。调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录及报告48序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分\uf0d8调节回路切手动的条件应至少包括被调量或主要参与调节参数品质坏；\uf0d8回路应至少设置如下报警：设定值与被调量偏差大、调节器输出与调节器反馈偏差大、被调量或主要参与调节参数品质坏；\uf0d8设有变频调节设备的工/变频切换可在调节回路投自动的情况下进行；\uf0d8主要动力设备调节回路（如引风机静叶调节回路）设有过流保护，即辅机接近最大允许电流时禁止辅机出力上升；\uf0d8送、引风机调节设置炉膛负压方向性闭锁（RB时该回路如对机组调节产生不良效果应在RB时予以屏蔽）；\uf0d8给水控制系统（中间点焓值/温度调节回路）应设有超温保护，即水冷壁出口温度（或其他参考温度）超过预定值，则快速加水防止超温引起机组工况恶化。2）热态调试\uf0d8投自动前应考虑主调信号设定值49序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分是否安全合理，应检查各信号是否正常，调节阀动作是否灵活，执行机构能否动作，调节参数是否合理，跟踪是否良好；\uf0d8将各系统投入自动后，观察该系统被调量的响应曲线，再微调参数，直到品质最佳，各自动须在该系统稳定运行的情况下投入，并通知运行人员注意监视；\uf0d8根据系统运行状况及早试投以下自动：炉膛负压控制系统、储水箱水位控制系统、除氧器水位控制系统、除氧器压力控制系统、点火油压力控制系统、供油压力控制系统并进行相应的参数调整。3）机组主要调节系统开环特性试验\uf0d8调试期间应做如下系统开环特性试验：燃料量阶跃扰动（扰动量5%）、给水量阶跃扰动（扰动量5%）、汽机调门阶跃扰动试验（扰动量5%）、燃烧器摆角阶跃扰动试验（扰动量10%）、再热器喷水阶跃扰动试验（扰动量10%）、过热减温水阶跃扰动试50序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分验（扰动量10%）；\uf0d8试验至少在70%及100%负荷点进行，以不危及机组运行安全为原则，为MCS、CCS及机组运行调整提供依据。4）炉膛负压方波定值扰动测试（其他类似）\uf0d8以300Pa扰动幅度，方波持续时间为15s，对炉膛负压进行3周期方波扰动；\uf0d8设有增压风机调节回路的机组做该试验时增压风机调节回路与引风机调节回路均投入自动；\uf0d8调节系统不发散。炉膛负压偏差＜100Pa39热工自动调节系统定值扰动试验1）主汽压力调节系统（汽机跟随方式）：扰动量0.5MPa动态最大偏差小于0.1MPa，稳定时间小于10分钟，衰减率0.9～1；调整试验，监理验收；运行确认；提供曲线调试提供记录、曲线及报告2）主汽压力调节系统（协调方式）：扰动量0.5MPa动态最大偏差小于0.1MPa，稳定时间小于10分钟，衰减率0.9～1；调试提供记录、曲线及报告3）一级主汽温度调节系统：扰动量5℃动态最大偏差小于1℃，稳定时间小于20分钟，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告51序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分4）二级主汽温度调节系统：扰动量5℃动态最大偏差小于1℃，稳定时间小于20分钟，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告5）再热温度调节系统：扰动量5℃动态最大偏差小于1℃，稳定时间小于20分钟，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告6）给水调节系统：中间点焓值扰动量50-100kj/kg动态最大偏差小于10-20KJ/kg，稳定时间小于20分钟，衰减率0.9～1；调试提供记录、曲线及报告7）炉膛压力调节系统：扰动量150Pa动态最大偏差小于30Pa，稳定时间小于1分钟，衰减率0.75～0.9；调试提供记录、曲线及报告8）总风量（氧量）调节回路：扰动量100t/h动态最大偏差小于20t/h，稳定时间小于1分钟，衰减率0.75～0.9；调试提供记录、曲线及报告9）一次风压力调节系统：扰动量300Pa动态最大偏差小于60Pa，稳定时间小于50秒，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告10）磨煤机一次风量控制系统：扰动量5%动态最大偏差小于1%，稳定时间小于20秒，衰减率0.75～0.9；调试提供记录、曲线及报告11）磨机出口风温调节系统：扰动动态最大偏差小于调试提供记52序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分量3℃0.6℃，稳定时间小于5分钟，衰减率0.75～0.9；录、曲线及报告12）除氧器水位调节系统：扰动量100mm动态最大偏差小于20mm，稳定时间小于20分钟，衰减率0.7～0.8；调试提供记录、曲线及报告13）除氧器压力调节系统：扰动量50KPa动态最大偏差小于20KPa，稳定时间小于1分钟，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告14）加热器水位调节系统：扰动量30mm（立式50mm）动态最大偏差小于30mm，稳定时间小于10分钟，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告15）凝汽器水位调节系统：扰动量50mm动态最大偏差小于20mm，稳定时间小于8分钟，衰减率0.75～1；调试提供记录、曲线及报告16）增压风机入口压力调节系统：扰动量150Pa动态最大偏差小于30Pa，稳定时间小于1分钟，衰减率0.75～0.9；调试提供记录、曲线及报告17）吸收塔浆液pH调节系统：扰动量0.2动态最大偏差小于0.05，稳定时间小于20分钟，衰减率0.9～1。调试提供记录、曲线及报告53序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分40协调控制系统（CCS）1）静态检查\uf0d8机组基本方式、锅炉跟随方式、汽机跟随方式及协调控制方式四种运行方式相互切换无扰；\uf0d8机组在锅炉跟随方式、汽机跟随方式及协调控制方式下定、滑压（如设置）相互切换无扰；\uf0d8CCS设有负荷闭锁增减回路，且触发条件合理、功能实现正常；\uf0d8CCS还具有自动减负荷（RB）和频率校正回路。切换无扰调整试验，监理验收；运行确认。调试提供记录、曲线及报告2）热值校正回路（BTU）\uf0d8BTU回路能够正常投入，投入后可以根据燃料-功率（主汽流量）对应关系修正燃料，回路投切无扰；\uf0d8回路修正所用燃料量、功率等数据应为负荷稳定时间段数据。投切无扰3）开环试验\uf0d8计算各函数校正块的数据，设置自动控制系统组态中各模拟量的量程，各功能块的静态参数，设置各高低报警和偏差报警的上下限值；\uf0d8对于各子自动控制系统模拟其运54序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分行条件，做开环调节试验，检查信号流程、方向，做手自动的无扰切换试验、跟踪试验、动作方向试验、联锁动作试验；\uf0d8对于协调控制系统，做各运行方式：负荷控制方式、汽机跟随方式、锅炉跟随方式、手动控制方式的无扰切换试验。4）负荷指令三角波变化扰动测试：机组协调控制方式，负荷指令变化幅度为10%Pe，变速率为2%Pe，进行3周期扰动。机组主要参数偏差同AGC试验要求(见下面)5）低负荷（50%Pe）辅机跳闸试验\uf0d8机组低负荷工况（50%左右），并列运行的两台重要辅机其中一台故障跳闸；\uf0d8试验分为送风机、引风机、空预器、一次风机及给水泵几项分别进行试验；\uf0d8辅机跳闸后5分钟内无需运行人员干预并最终达到某一稳定工况。辅机跳闸后至稳定工况期间机组参数不危及安全及引起跳闸，各主要自动回路在机组稳定之前自动不解除。41协调控制系统变负荷试验1）协调系统投入负荷变化率设为2％/min，控制指标见附表2《机炉协调系统性能测提交变负荷试验曲线调试提供曲线及报告55序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分试要求》。42AGC控制方式下的协调控制负荷跟随试验1）AGC功能投入，调节性能满足当地电网对AGC的要求：1）调节速率：额定有功功率的1％（以当地电网为准）；2）调节精度：调节允许偏差量为机组额定有功功率的1％（华北）、2％（华东）、（以当地电网为准）；3）响应时间：应小于1分钟（以当地电网为准）。提交AGC方式下的负荷响应曲线调试提供曲线及报告43RB试验1）分项进行RB动态试验：包括磨煤机、空气预热器（模拟）、送风机、引风机、一次风机、给水泵。RB试验合格标准：1）RB动态试验过程中，禁止人工干预，所有保护按规定定值投入；2）RB动作到“新的稳定工况后5分钟”的整个过程中，自动不得解除；3）运行参数波动范围不危及机组安全和不引起机组保护动作跳闸。4）试验未达到上述标准，试验算不合格，必须重新做提交每个RB分项试验的动作曲线调试提供曲线及报告44机组50%、100%甩1）先进行机组50％甩负荷试验、成功后进行100％建质[1996]40号《汽轮机甩负荷试验导则》提交甩负荷转速曲线调试提供曲线、报告及验56序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分负荷评45一次调频试验1）按照电网要求进行试验1）一次调频死区：±2r/min（以当地电网为准）；2）响应时间：响应滞后时间应不超过3秒（以当地电网为准）；3）稳定时间应不超过60秒（以当地电网为准）；4）系统速度变动率：δ<5%（以当地电网为准）。提交一次调频试验曲线调试提供曲线及报告46脱硫系统1）脱硫系统带负荷阶段必须完成一次脱硫系统正常停运，确保冲洗完成，防止系统管路堵塞。管路无堵塞现象检查、确认远达环保提供记录2）脱硫系统带负荷自动和试验\uf0d8增压风机入口压力自动调节；\uf0d8石灰石浆液制备系统密度自动调节；\uf0d8吸收塔浆液PH控制自动调节；\uf0d8石膏浆液排出自动回路调节；\uf0d8石膏厚度调整控制。符合设计要求检查、确认曲线参数；验收签证远达环保提供参数曲线3）进入168满负荷试运前脱硫系统运行试验1)脱硫系统累计运行时间不得低于72小时；2)脱硫系统连续运行时间不得低于24小时；3)脱检查、确认参数；验收签证远达环保提供验评57序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分硫系统进入168满负荷试运前8小时脱硫效率必须连续达到设计要求；4)已产出石膏。47脱硝系统1）保证稀释风机与烟风系统同时启动。(1)当SCR进口烟温达到250℃时投用吹灰器。(2)当SCR进口烟温300℃以上即可开始投入脱硝系统（包括相关表计）在机组带负荷阶段应完成下列试验：(3)注氨隔栅流量分配的调整（粗、细调整）。(4)简单的脱硝效率测量。(5)不同脱硝效率下的氨气逃逸测量。符合设计要求检查、确认参数；验收签证1）当机组进入168满负荷试运前脱硫系统运行试验。1)脱硝系统累计运行时间不得低于72小时；2)脱硝系统连续运行时间不得低于24小时；3)脱硝系统进入168满负荷试运前8小时脱硝效率必须连续达到设计要求；4)在线仪表必须准检查、确认参数；验收签证58序号项目深度调试内容考核标准管理要求责任划分确投入。594.专项试验（57项）序号试验项目试验阶段结果1汽机低油压联锁试验整套启动前2机组调节系统参数静态参数测试整套启动前3主机阀门关闭时间测试整套启动前4UPS切换试验整套启动前5保安电源联锁试验整套启动前6热控系统电源切换试验整套启动前7锅炉燃油泄漏试验首次点火前8炉膛吹扫试验首次点火前9DEH仿真试验DEH静态调整完毕10DEH调门迟缓率试验调门静态调整完毕11汽轮发电机组打闸试验挂闸后及空负荷阶段12机电炉大联锁试验整套启动前13发电机转子交流阻抗、功耗及绝缘电阻测量不同转速下14汽机喷油试验空负荷15汽机惰走试验空负荷16电气空负荷试验额定转速下17同期试验空负荷18发电机并网试验空负荷19汽机阀门严密性试验空负荷20汽轮发电机组超速试验带负荷暖机后21汽轮机抽汽逆止门活动试验空负荷或低负荷22ETS在线通道试验空负荷23汽轮发电机组润滑油压调整试验定速后24主油泵特性试验冲转过程中60序号试验项目试验阶段结果25主机润滑油泵自启动试验空负荷、带负荷阶段26汽轮发电机组振动监测试验启动及带负荷过程27汽机阀门活动试验带负荷阶段28机组真空严密性试验高于80％额定负荷29发电机漏氢量测试试验带负荷阶段30高加切除试验带负荷阶段31锅炉单侧辅机最大出力试验带负荷阶段32锅炉蒸汽严密性试验带负荷阶段（汽包炉在空负荷阶段）33锅炉安全门校验带负荷阶段（汽包炉在空负荷阶段）34氧量标定带负荷阶段35变氧量试验带负荷阶段36低负荷稳定燃烧试验带负荷阶段3750%额定负荷甩负荷及甩无功试验带负荷阶段38100%额定负荷甩负荷试验带负荷阶段39机组调节系统参数动态参数测试带负荷阶段40单阀、顺序阀切换试验，优化阀门特性（有此功能的机组，并与厂家商议）带负荷阶段41系统隔离试验（泄漏量测试）满负荷阶段42励磁自动电压调节器带负荷试验带负荷阶段43继电保护带负荷校验带负荷后44测量发电机的轴电压50％和额定负荷下45逆功率停机实验带负荷后46厂用电切换试验高于30％额定负荷61序号试验项目试验阶段结果47机组励磁系统参数动态测试空负荷48PSS试验高于80％额定负荷49发电机进相试验额定负荷50AVC试验带负荷阶段51脱硫PH值扰动试验带负荷阶段52自动调节对象特性试验空负荷、带负荷阶段53自动控制系统不同负荷下的定值扰动测试带负荷阶段54机组负荷变动试验机组带满负荷后55一次调频试验负荷变动试验完成56AGC试验负荷变动试验完成57RB试验168小时满负荷试运前62',)