《燃煤电站现场施工-分部及整套启动调试方案.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《燃煤电站现场施工-分部及整套启动调试方案.doc（22页珍藏版）》请在taowenge.com淘文阁网|工程机械CAD图纸|机械工程制图|CAD装配图下载|SolidWorks_CaTia_CAD_UG_PROE_设计图分享下载上搜索。
1、燃煤电站现场施工分系统调试及整套启动方案1 概况2115MW燃煤电站将安装两台115MW的单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机燃煤机组。锅炉型式：高压循环流化床汽包炉,固态排渣、轻油点火.锅炉为紧身封闭、岛式布置、全钢架悬吊结构。蒸汽轮机为单轴、双缸、两排汽、凝汽式汽轮机，设计额定出力115MW。型号为N115-9.32。发电机型号为WX21Z-073LLT。本工程以150kV一级电压接入系统，本期出线共两回，150kV厂内配电装置采用双母线接线。发电机以发电机-变压器组单元接线方式接入150kV厂内配电装置，发电机出口装设断路器，每台机设一台高压厂用工作变压器。本期不设高压厂用备用变压器。150k
2、V厂内配电装置为业主地区负荷建设两个出线间隔。厂用电系统采用6kV和0.38 / 0.22kV两级电压。本期工程采用单元控制室的控制方式，并设置网络控制室，150kV开关站的控制部分在网控室内实现。本期工程单元机组电气系统的监控进入与热工专业合并的单元DCS系统。本期工程为机、炉、电单元集中控制，两台单元机组设一个集中控制室。单元机组的监控采用DCS，仪用空压站纳入公用DCS监视和控制，循环水泵房采用DCS的远程控制站接入公用系统DCS中。辅助车间采用集中与就地相结合的控制方式。根据施工网络计划，机组的调试工作任务繁重，需要解决好与各方面的协调工作，提前介入，精心调试，力争提前完工。下面就各分
3、系统调试、蒸汽吹管及机组整套启动进行原则方案的描述。锅炉水压试验请参见锅炉专业施工方案相关内容。2 分系统调试原则方案2.1电除尘升压试验方案2.1.1 概述电除尘器安装完毕后，为了判断电除尘阴阳极板，绝缘瓷轴，绝缘瓷套的安装质量，最终调整和检查电除尘高压程控柜、低压程控柜以及各种保护功能，故进行电除尘升压试验。2.1.2 升压应具备的主要条件2.1.2.1电除尘机务安装工作已结束，电场内清扫完毕，极板绝缘合格。2.1.2.2除尘低压程控柜、高压程控柜的一、二次电缆接线工作已结束，并检查接线正确。2.1.2.3电除尘安全联锁柜及相关回路安装就绪，联锁可靠。2.1.2.4电除尘顶部、上下通道照明
4、充足，道路畅通，各类孔洞门已关闭，并有明显的“高压危险”的表识牌。2.1.2.5升压区域有明显的警告标志，严禁无关人员在升压期间未经许可擅自进入升压区域。2.1.2.6通讯畅通，人员分工明确。2.1.3 试验步骤及试验内容2.1.3.1 除尘整流变空载升压试验（1）在空载升压试验前12小时，投入绝缘子室加热器，使绝缘子室内的温度在露点以上。（2）打开整流变的高压隔离开关，在整流变输出端接一高压分压器，用于测量高压侧电压。电场侧则需可靠接地。（3）启动高压程控柜，“手动”调节输出电压，升压过程中不应出现变压器闪络、电压跃变等异常情况。（4）升压时校对在高压侧测得的电压数据与高压程控柜盘上高压侧电
5、压表指示是否相符，如果有偏差，调节高压程控柜接口单元上的电位器，使盘表电压指示正确。（注：由于变压器空载输出时脉动较大，故电位器的调整最终应以带电场时为准。）（5）升压时检查过电压限制。（6）记录各整流变低压侧空载电流（A）以及对应高压侧输出电压（kV）。 2.1.3.2 整流变短路试验（1）在整流变高压侧输出端“串接”一直流电流表后可靠接地。（2）合上开关启动高压程控柜，“手动”调节高压整流变输出电流由零缓慢上升，读取高压侧电流表上监测到的电流值（mA）与程控柜上盘表电流比较，调节高压程控柜上接口单元上的电位器，使两表计指示一致。（3）检查过流限制值。（4）记录各整流变短路试验时，高低压侧电
6、流值。2.1.3.3 空电场升压试验（1）在完成所有整流变的空载试验和短路试验后，恢复设备接线、拆除试验接线，检查接线正确后，进行空电场升压试验。（2）将欲升压电场的整流变高压侧隔离开关手柄打到“电场”位置，使整流变输出接入电场。（3）解除安全联锁，启动高压程控柜，采用“手动”操作，使输出电压缓慢上升，升压后应注意整流变高低压侧电流及电场电压变化，检查电场状况，记录相关电压值。2.1.3.4 绘制电场伏安特性曲线2.2 高压电机试运方案2.2.1 概述高压电机试运包括本工程范围内的所有6kV电机的试运，目的是全面检验高压电机是否满足设计功能、设备制造质量是否可靠、安装质量是否优良。2.2.2
7、高压电机试运应具备的条件2.2.2.1 电机安装通过验收检查合格；2.2.2.2 绕组的直流电阻、绝缘电阻和吸收比经检查合格；2.2.2.3 电机轴承的绝缘电阻合格；2.2.2.4 定子绕组的绝缘试验合格；2.2.2.5 定子绕组的极性及其连接方式正确；2.2.2.6 转子应转动灵活，无卡塞现象；2.2.2.7 电机外壳已按规范可靠接地；2.2.2.8 电机的冷却通风、润滑及测温系统已正常投运；2.2.2.9 高压开关经试验合格，远方、就地的控制功能正常；2.2.2.10 电机的保护、联锁功能正常。2.2.3 高压电机的空载试运2.2.3.1 检查合格后汇报试运指挥组，由指挥组发令开始空载试运
8、，打开地刀，将相应开关推至工作位置合闸，初次试转应确定电机转向，如发现电机转向有误，应立即跳开关，并更换接入电机的任意两相电缆，然后重新启动电机；2.2.3.2 记录电机的空载启动时间和电流；2.2.3.3 检查电机本体各方向的振动情况；2.2.3.4 定时检查电机本体及轴承的温度；2.2.4 高压电机的负载试运2.2.4.1 高压电机的负载试运应在空载试运合格后进行，运行后应无噪音或强烈的嗡嗡声；2.2.4.2 用听针抵在电机外壳或轴承外罩上，仔细听辨定子或轴承内的运转声音，外壳上听到的应是均匀的嗡嗡声，轴承上听到的应是均匀的沙沙声；2.2.4.3 电机的转速应平稳，无明显的震动现象，定时检
9、查电机本体及轴承的温度，不得超标；2.2.4.4 断开相应开关，记录惰走时间。2.3 锅炉清洗方案2.3.1 化学清洗目的本工程的高压循环流化床汽包炉。按原电力部火力发电厂锅炉化学清洗导则SD135-86中的有关规定，基建炉在制造、储运和安装过程中不可避免地会形成氧化铁皮、腐蚀产物和焊渣，并会带入砂子、尘土、水泥和保温材料碎渣等含硅杂质。此外，设备在出厂时还可能涂有油脂类的防腐剂。这些杂质如果在锅炉投运前不除掉，会产生危害，所以，在机组投运前必须进行化学清洗，以除掉附留在热力设备表面的杂质，保证机组安全经济运行。通过水冲洗将制造和安装过程中可能进入设备和系统的氧化铁皮、铁锈、焊渣、迟砂、保温材
10、料等杂物冲洗掉，提高系统的清洁度；通过碱煮，除去系统内的油性物质、含硅化合物；通过EDTA化学清洗，除去系统内的金属腐蚀产物，并在金属表面形成致密的保护膜，减缓热力设备的腐蚀。2.3.2 调试工作范围清洗药品质量检查、小型试验与模拟试验；制作腐蚀指示片和监视管；清洗泵的试运；系统严密性检查；管路冲洗(包括化学清洗的临时管路)；蒸汽加热升温试验；碱液配制、循环碱洗(当系统含油量较高时选用)；配制清洗液，蒸汽加热或锅炉点火升温进行化学清洗；汽包、水冷壁下联箱检查，腐蚀指示片检查，清洗效果鉴定。2.3.3 调试依据及标准火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程火电工程启动调试工作规定火电工程调整试运
11、质量检验及评定标准火力发电厂锅炉化学清洗导则技术规范书制造厂提供的设备图纸及锅炉清洗方案2.3.4 调试应具备的条件2.3.4.1 锅炉及辅助系统具备点火条件，水位计、压力表计已经校正，过热器烟温测点、空预器温度测点、临时温度测点、临时取样器、炉墙保温已经完成；2.3.4.2 邻炉或启动锅炉可提供辅助蒸汽；2.3.4.3 服务水、除盐水系统可投入运行；2.3.4.4 废水系统可投入运行；2.3.4.5 化学清洗临时系统，清洗液配制系统安装完毕；不参加化学清洗的设备和管道已全部隔离和闷堵好；2.3.4.6 清洗所需药品已经备齐并经抽样检查合格；2.3.4.7 消防系统可投入使用；2.3.4.8
12、凝结水系统、高压给水系统、凝结水输送泵等设备具备投运条件；2.3.4.9 清洗箱和临时系统内的阀门经单体调试后应严密不漏，动作灵活；2.3.4.10 现场照明和通讯设施完善，场地整洁；2.3.4.11 现场操作及化验人员熟悉本系统后方可加入工作现场；2.3.4.12 试验室分析用药剂、仪器应配齐待用，清洗阶段必需的记录报表齐全；2.3.4.13 化学清洗临时系统已经静态验收检查合格。2.3.5 调试程序及主要内容2.3.5.1 炉前系统化学清洗的范围和方式（1）化学清洗的范围：凝结水系统和给水系统的主要管路。（2）清洗方法：凝汽器和除氧器采用人工清扫的办法，除去内部可能存在的杂物或铁锈。炉前系
13、统的清洗采用水冲洗加碱洗的办法，先启动凝结水泵，用大流量的除盐水进行冲洗，保证凝结水和给水管路内流速大于1.0ms。在水冲洗过程中应适时改变流量，利于将存积在管路弯头处的杂物冲出，直至出水澄清；再用配置好的碱液进行循环清洗，并保持碱液温度在80左右，至碱液中磷酸盐含量和pH值趋于平衡时结束碱洗；排尽炉前系统内的碱液，启动凝结水泵进行冲洗至出水pH8.4，再用pH10、联胺含量为200mg/L左右的除盐水对加热器本体进行水冲洗和湿法保养。(如碱液温度达不到规定要求，可考虑采用复合剂清洗的方法)（3）清洗流程图（4）炉前系统化学清洗工作内容 清洗泵试运行； 炉前系统碱洗前水冲洗： 清洗液升温试验及
14、清洗液的配置； 炉前系统循环碱洗； 碱洗过程中定时取样分析； 炉前系统碱洗后水冲洗； 炉前系统清洗结束后设备保养。2.3.5.2 炉本体化学清洗的范围和方式（1）炉本体化学清洗的范围：锅炉本体水冷壁、汽包和省煤器。（2）清洗方法：清洗采用移动式清洗装置，清洗用药采用速溶型的EDTA二钠盐，以方便现场药品配制和保证溶液中有效成分的充分溶解，同时在清洗液中添加联胺以降低清洗时药液中三价铁的含量，提高清洗后期的钝化效果。采用凝结水泵进行变流量水冲洗，以提高冲洗质量。在清洗剂的配制和往炉子里上药时，采用专用清洗车作为动力。（3）酸洗流程图（4）炉本体化学清洗工作内容 清洗箱内部人工清扫，系统严密性试验
15、； 清洗泵试运行； 炉本体碱煮前水冲洗； 煮炉用清洗液的配置和锅炉上药； 锅炉点火煮炉； 碱煮后系统水冲洗； EDTA清洗液的配置和锅炉上药； 锅炉点火进行EDTA化学清洗和钝化； 清洗和冲洗废液处理； 清洗期间定期进行取样分析。（5）锅炉的停用保护：最后冲洗结束后，立即将含有200 mg/l联氨、pH值用氨水调节至10.0的保护液注入锅炉。同时，在汽侧充入氮气保护(保持0.0340.069MPa压力的正压)。2.4 蒸汽冲管方案2.4.1 目的锅炉过热器，再热器管内及其蒸汽管道内部的清洁程度，对机组的安全经济运行及能否顺利投产关系重大。为了清除在制造、运输、保管、安装过程中残留在过热器、再热
16、器及管道中的各种杂物(如焊渣、氧化锈皮、砂子等)必须对锅炉的过热器、再热器及蒸汽管道进行蒸汽冲洗，以防止机组运行中过、再热器爆管和汽机通流部分损伤，提高机组的安全性和经济性，并改善运行期间的蒸汽品质。2.4.2 冲管标准机组蒸汽冲管应严格遵循以下有关规程：部颁火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）；部颁电力建设施工及验收技术规范锅炉篇（1996年版）；部颁火电工程启动调试工作规定；部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）；部颁火电施工质量检验及评定标准锅炉篇（1996年版）；火电机组启动蒸汽吹管导则（1998年）；厂家运行维护手册；2.4.3 蒸汽冲管质量标准2
17、.4.3.1靶板：靶板材质：铜质或铝质靶板；靶板尺寸：宽度约为管径8%，长度大于等于管径。各冲管进程的试冲阶段一般不放置靶板，待确认该系统工作正常后(试吹结束后，至少吹洗4次以上)于相应靶板位置放入靶板，直至靶板上斑痕数量和尺寸满足标准要求。高、低压旁路系统、轴封管道的冲管不用靶板检验。2.4.3.2质量标准：根据部颁火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）的规定，蒸汽冲管的质量标准为：在被吹洗管末段的临时排汽管内（或排汽口处）装设靶板，靶板可用铜板或铝板抛光制成，其宽度约为排汽管内径的8%、长度纵贯管子内径；在保证冲管系数前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上冲击斑痕粒度不大于0.5
18、mm，且0.2mm0.5mm的斑点不多于5点即认为吹洗合格。2.4.4 冲管需投运系统及应具备条件2.4.4.1 对工作场所的要求：与尚在继续施工的现场及有关系统之间已有可靠的隔离(绝)；冲管临时管道、消音器周围已设置明显的警戒线和警示牌，并安排专人值守，禁止人员靠近；妨碍通行和有着火危险的脚手架及障碍已拆除；沟道盖板，梯子，平台拦杆齐全，地面平整清洁，工作人员能安全通行；具备充足可靠的照明、通风及消防设施，消防通道畅通；锅炉房电梯投用。2.4.4.2 对投运公用系统的要求：冲管期间下列公用系统已经分系统试运转结束/办理签证/记录齐全，并投运：厂用电系统(厂用动力电源、事故电源和照明电源)；循
19、环水、开/闭式冷却水、服务水系统；化补水、取样（炉水、给水、凝结水）、加药系统；仪用压缩空气系统；辅助蒸汽系统；消防系统；空调暖通系统。2.4.4.3 对汽机侧的要求：冲管期间，汽机岛下列系统的分系统调试应结束并取得签证，具备投用条件：凝结水系统、电动给水泵组及给水管道阀门系统；除氧器及辅汽加热；主机润滑油/盘车系统/发电机密封油系统；汽机真空系统调试结束，具备投入条件；汽机侧疏水系统；汽机房污水、污油排放系统；各抽汽电动截止阀关严；汽机低压缸后缸喷水具备投用条件；主蒸汽、冷再、热再、高旁管道疏水阀液位控制投用；各贮水箱，凝汽器热井，除氧器水箱补足除盐水；除氧器进汽加热管道冲洗结束，除氧器具备
20、加热条件；化学监督用仪表装置已装好，具备投用条件；凝汽器具备投用条件；TSI仪表安装完成；汽机缸温测点投用。2.4.4.4对锅炉侧的要求：冲管期间，锅炉侧下列系统的分系统调试应结束并取得签证，具备投用条件：冲管前，应进行锅炉的水冲洗；冲管期间，水位电视应投入运行，电接点水位计也应投入；烟风系统分系统调试已结束并签证合格，具备投运条件；厂区燃油系统、炉前点火油系统，其管道应吹扫干净，油枪动作正常；石灰石系统、加沙系统可投用；汽水系统的定排、连排、疏水、放空气、省煤器再循环；锅炉房污水池排放系统；酸洗阶段的临时设施已全部拆除，系统恢复；各系统的管道、阀门、挡板等调试和保温工作已完成，各人孔门、看火
21、孔、检查孔门等完整良好，所有阀门、挡板开关灵活，指示正确；各膨胀点膨胀位移时不受阻碍，膨胀指示器安装正确；吹灰系统冷态调试结束，吹灰器全部在退出位置。2.4.4.5对冲管临时设施的要求：冲管临时管道系统安装合格经验收签证；冲管临时管的安装，建议安装单位在靶板前的临时管道焊口上采用氩弧焊打底工艺进行焊接，且建议临时管在安装前进行喷砂处理，以提高冲管效果；临时管、排汽管的安装应留有膨胀间隙并固定牢固，以承受排汽对管道的作用力；在各临时管段的最低点应有疏水管，疏水管的安装位置及排汽方向应指向安全处；冲管临时门的压力等级和开关时间满足要求，阀门开关灵活；检查人员通道处的蒸汽管道上已有临时保温措施，靶板
22、装设处已有牢固的平台；排放口装设消音器。下列临时措施已采取：汽泵的高/低压蒸汽流量喷嘴的临时旁路管已安装；汽机主汽门、中联门阀芯取出，加装保护管，去汽机侧加堵封闭，临时管从临时门盖法兰处引出；高压缸排汽逆止阀临时压紧装置已压紧，确保关闭严密，临时管从逆止阀临时门盖处接入，去汽机侧加堵封闭；高旁阀阀芯抽出，加装保护管，后接临时手动冲管阀；高旁管路、轴封汽管道上的临时手动冲管阀已接好；靶板检查器以及靶板（两种规格）应固定牢靠，拆装靶板方便，在更换靶板时可保证工作人员的安全；准备好足够的铝质靶板（两种规格），铝板应抛光，无肉眼可见斑痕；冲管系数计算用巡测仪接线完成、调试合格。2.4.4.6 对仪控侧
23、的要求：BMS系统应调试完毕，可以投用；CCS系统中燃油控制/炉膛压力控制/热井、除氧器水位控制等均可投用；DAS系统中参与冲管过程控制的参数指示应投用；SOE系统中与投运辅机及系统相关的、及MFT信号中除汽机/发电机/旁路外的所有SOE记录功能已具备投用条件；BTG盘相关设备报警功能调试结束，可以投用；所有投运设备/系统的联锁、保护投入，定值整定正确；汽包水位高高/低低MFT强制；DCS中试验数据报表采集功能调试完毕，采集记录表已做好，并确认能正常工作。2.4.5 蒸汽冲管范围、方法、系统流程冲管采用蓄能降压法，当锅炉升压至冲管压力，迅速全开临时冲管控制阀。此时由于汽包内压力骤降，汽包内的水
24、大量汽化，利用此蒸汽对系统进行冲洗，待压力降到一定值后关闭控制阀，向锅炉补水至正常水位，然后再次升压，重复上述冲洗操作，直至冲管合格为止。本工程冲管采用主蒸汽系统和再热蒸汽系统串联冲洗的方法，高旁管路在主蒸汽系统和再热蒸汽系统冲洗的过程中串插进行，低旁和其余小系统的冲洗应安排在主蒸汽系统和再热蒸汽系统冲洗干净后进行。冲洗流量大的大系统宜采用降压冲洗，小系统则可采用稳压冲洗。2.4.6 蒸汽冲管步骤2.4.6.1 检查满足检查清单及下列要求：每次冲管前必须确认下列条件满足：确认冲管蒸汽流程、各阀门、堵板状态正确；确认所有临时性管道外观正常；确认所有永久性和临时性支吊架(包括所有弹簧和恒力支吊架)
25、外观、荷载正常，管道处于自由状态；运行操作人员就位、设备正常。2.4.6.2 启动锅炉辅机（按运规要求）2.4.6.3 投运汽机侧辅机（按运规要求）2.4.6.4 开启所有投用疏水阀、放空气阀的手动隔离阀2.4.6.5 点火、升压2.4.6.6 暖管、试吹：当切换系统或冲管管道处于冷态时，必须进行低压暖管和试吹。冲管系统首次试吹压力（MPa）第2次试吹压力（MPa）最终试吹压力（MPa）汽温（）主蒸汽和再热蒸汽系统1.53.05.0400高压旁路1.02.04.0低压旁路1.01.53.0轴封蒸汽系统1.01.51.5锅炉点火后打开临冲门旁路阀、连续投用主汽、热再、冷再、高旁永久性管道上的液位
26、控制电动疏水阀，进行暖管、疏水；为了避免因管道内积水而发生水击、设备损坏和人员伤害，各阶段的试吹初始压力不得超过上表所列数值；如果系统发生水击，应立即切断蒸汽并进行疏水、暖管；按升压要求逐步升高试吹压力，使系统经受考验并逐步探索补水规律。试吹时加强汽包水位监视，在冲管初期，汽包就地水位计应有专人监视，并与集控室保持联系，以核对水位。冲管前保持正常水位，维持少量补水，临冲门打开前，运行人员应做好思想准备，控制好水位，在供水可靠的前提下，打开临冲门。开门后，先不增加补水量，以提高冲洗效果。关门前，提高给水泵转速，增大补水量。门全关后，如水位不继续下降，可减少补水量，补水至正常水位。投用除氧器辅汽加
27、热尽量提高补水温度，且水量应充足。2.4.6.7 将锅炉汽包压力升至所需的冲管压力，按下述冲管程序进行冲管：冲管前维持汽包水位正常；冲管前5分钟确认所有系统、设备、参数正常；冲管前1分钟再次确认所有系统、设备、参数正常；临冲阀授电；全开临冲阀，然后根据汽包压力和冲管系数情况全关临冲阀；切断临冲阀电源（拆装靶板时）；锅炉补水至正常水位；升压至冲管压力，准备下一次冲管。（除了更换靶板外，旁路阀始终保持开启状态）2.4.6.8 重复冲管过程，直至靶板显示管道系统清洁、满足验收标准要求。3 整套启动方案根据招标文件本工程的工作范围从安装、调试直至168小时整套试运行、可靠性运行结束后交付商业运行。本调
28、试试运方案根据以往工程的施工经验将本工程的整套试运组织与程序作一安排。3.1 目的3.1.1 机组的整套启动调试工作是火电建设工程的重要组成部分，是全面检验机组主机及其配套的附属设备在制造、设计、施工、调试、生产准备情况质量的重要环节，是保证机组能安全、可靠、经济、文明地投入生产、形成生产能力、发挥投资效益的关键性程序，是一项复杂而细致的系统性工程。为了优质高效、积极稳妥、有条不紊地做好机组整套启动调试的各项工作，确保本机组工程安全、优质、经济、文明的投产，特编制本启动调试方案。3.1.2 整套启动调试工作必须在遵守国家标准和法规的同时，还必须严格执行火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规范、
29、火电工程启动调试工作条例和2115MW电站工程通用技术规范书以及部颁的法规、规程、规范和反事故措施。3.2 试运组织3.2.1 机组整套启动试运是指从机电炉第一次整套启动时锅炉点火，到完成满负荷试运移交试生产为止，整套启动试运阶段的工作必须由启动验收委员会进行审议、决策。3.2.2 启动验收委员会由业主、质监、监理、施工、调试生产、设计、电网调度、制造厂等有关单位组成，启动验收委员会必须在整套启动前组成并开始工作，直到办完移交试生产手续为止。（此条款只是我方建议，具体组成与实施尚需与业主方和相关部门协商落实）启动验收委员会在整套启动试运前，审议试运指挥部有关机组整套启动准备情况的汇报、协调整套
30、启动的外部条件、决定机组整套启动的时间和其他有关事宜；在完成整套启动试运后审议试运指挥部有关整套启动的汇报以及可靠性试运和性能试验准备情况的汇报、协调整套启动试运后的未完事项、决定机组移交生产后的有关事宜、主持移交试生产的签字仪式、办理交接手续。3.2.3 试运指挥部下设调试试运组、验收检查组、生产准备组、综合组和试生产组等。其主要职责是：全面组织、领导和协调机组启动试运工作；对试运中的安全、质量、进度和效益全面负责；审批启动调试方案和措施；启动验收委员会成立后，在主任委员的领导下，筹备启委会全体会议，启委会闭会期间，代表启动验收委员会主持整套启动试运的常务指挥工作；协调解决启动试运中的重大问
31、题；组织、领导、检查和协调试运指挥部各组及各阶段的交接签证工作。3.2.4 调试试运组是整套启动试运的现场指挥机构。调试试运组的主要职责是：负责核查机组整套启动试运应具备的条件；提出整套启动试运计划；负责组织实施启动调试方案和措施；全面负责整套启动试运的现场指挥和具体协调工作。作为整套启动的现场值班指挥，对设备及系统的启动、调试运行或停运检修消缺发布指令，协调参加整套启动调试的各方齐心协力，搞好机组整套启动试运工作。调试试运组下设汽机、锅炉、电气、化水、热工、煤灰调试专业组，专业调试负责人和运行值长协调当值指挥运行工作。操作命令通过值长（机组长）向下布置执行。3.3 机组整套启动试运行应具备的
32、基本条件整套启动试运按三个阶段进行，即：空负荷试运，带负荷试运，满负荷试运。整套启动试运阶段应具备条件：3.3.1 锅炉部分下列设备或系统经分部试运合格，有关的联锁、保护、信号及调节装置调试完毕，可正常投运，并已办理验收签证：3.3.1.1 一次风机、二次风机、高压风机、引风机、空预器及相应的调节挡板、隔离挡板调试完毕, 有关信号及联锁保护投入。3.3.1.2 锅炉汽水系统、排污系统、调试完毕，可以投用。 3.3.1.3 空预器吹灰器、火灾探测装置、水喷雾系统调试完毕, 可以投用。3.3.1.4 锅炉本体吹灰系统安装、静态调试完毕。3.3.1.5 炉膛安全监视及燃烧器系统调试完毕，可以投用。3
33、.3.1.6 汽包双色和电接点水位计调试完毕，可以投用。3.3.1.7 石灰石给料系统调试完毕，可以投用。3.3.1.8 加沙系统调试完毕，可以投用。3.3.1.9 炉底渣系统调试完毕、气化风系统、加湿水系统可以投用，飞灰系统可以投运。3.3.1.10 各人孔门、防爆门、看火孔完整良好。3.3.1.11 锅炉汽水取样系统、加药系统调试完毕，可以投用。3.3.1.12 辅助蒸汽系统调试完毕，可以投用。3.3.1.13 点火及助燃系统调试完毕，给煤机及相应的风门、挡板调试完毕。3.3.1.14 过热器减温水、再热器减温水系统调试完毕；空压机系统调试完毕，可以投用。3.3.1.15 锅炉水压试验合格
34、, 汽水系统各阀门等部件严密不漏。3.3.1.16 锅炉通风试验已完成。3.3.1.17 锅炉本体化学清洗工作已完成。3.3.1.18 锅炉及有关蒸汽管道已完成冲管。3.3.1.19 锅炉安全门静态调试结束。3.3.1.20 锅炉MFT及机、炉、电联锁试验合格。3.3.1.21 锅炉各金属温度、各膨胀指示器可以投用。3.3.2 汽轮机部分3.3.2.1 下列设备及系统经分部试运合格, 与设备和系统有关的联锁、保护、表计信号及调节装置调试完毕，投运正常, 并已办理验收签证。 -循环水泵、循环水及胶球清洗系统 -工业冷却水泵及其系统 -仪用空压机及压缩空气系统 -凝结水泵及凝结水系统（ 包括除盐水
35、补水系统） -凝汽器抽真空系统 -电动给水泵组及除氧给水系统 -汽机润滑油系统 -主机EHC油系统 -主机盘车系统 -旁路系统 -加热抽汽系统、电动门、逆止门 -辅助蒸汽及轴封系统 -加热器疏水及汽轮机本体、主蒸汽、再热蒸汽管道疏水系统 -发电机定子冷却水系统3.3.2.2 汽轮机润滑油系统油循环结束, 油质符合标准。3.3.2.3 EHC抗燃油系统油循环结束, 油质符合标准。3.3.2.4 汽轮机DEH静态特性试验正常。3.3.2.5 凝汽器真空系统灌水试验结束, 系统严密不漏，试抽真空正常3.3.2.6 汽轮机监测系统TSI调试完毕, 可以投用。3.3.2.7 旁路系统调试完毕。3.3.2
36、.8 各水箱、油箱上足合格的水和油。3.3.2.9 汽机跳闸保护系统、防进水保护及报警试验完毕。3.3.2.10 高、低压加热器具备投用条件，疏水泵调试完毕可投用。3.3.3 电气部分3.3.3.1 150kV升压站运行正常，主变间隔调试完成。3.3.3.2 故障录波器调试完毕, 可以投用。3.3.3.3 主变、高压厂变静态调试完毕具备投运条件。3.3.3.4 发电机已按规范要求完成各项静态试验并合格, 具备启动条件。3.3.3.5 全厂厂用电系统具备启动条件。3.3.3.6 220V、110V直流系统工作正常, 容量足够。3.3.3.7 UPS可靠、正常，切换试验均良好。3.3.3.8 机组
37、整套启动范围内的电气设备调试完毕, 绝缘合格, 切换试验正常, 随时可启动投运。3.3.3.9 发-变组保护试验和各种跳闸报警试验调试结束, 并投入运行。 3.3.3.10 柴油发电机已调试完毕，可随时启动。3.3.3.11 励磁系统启动前调试项目完成，励磁系统保护可起用。3.3.3.12 发-变组开关远方操作试验、远方跳合闸试验符合要求。3.3.3.13 全厂电缆防火封堵和隔墙等设施齐全。3.3.3.14 电能计量设备可投运。3.3.4 热工部分3.3.4.1 DCS分散控制系统工作正常(BMS、SCS、DAS、CCS等)3.3.4.2 汽机电液控制系统（DEH）系统全部功能试验完成，各主汽
38、门、调门、中联门开关特性、联锁试验正常。模拟试验正确。3.3.4.3 集控室操作台硬操按钮全部调试完毕, 能起后备保护作用。3.3.4.4 基地式调节装置静态调整完毕，具备投运条件。3.3.4.5 有关变送器，电磁阀，压力、温度、流量及位置开关，气动、电动、液动等操作装置调整校验结束，处于正常工作状态。3.3.4.6 高低压旁路控制系统调试结束，具备投用条件。3.3.4.7 汽机润滑油系统，抗燃油系统，发电机氢油水等辅助系统联锁保护功能调试完成可投用。3.3.4.8 历史数据记录、事故顺序记录（SOE）、报表打印及操作员操作记录、报警系统调试完毕。3.3.4.9 炉膛火焰电视可投用。3.3.4
39、.10 锅炉烟气氧量测量回路可投用。3.3.4.11 机电炉大联锁试验正常，投入运行。3.3.4.12 汽机危急跳闸保护、防进水保护，汽机监测系统TSI调试完毕，锅炉MFT模拟试验正常，保护投入。3.3.4.13 机组其它热工控制装置，程控装置调试完成可投用。3.3.5 燃料部分3.3.5.1 上煤皮带机系统调试完毕。3.3.5.2 输煤计量设备调试完毕。3.3.5.3 碎煤机及辅助设备调试完毕。3.3.5.4 煤码头卸煤系统调试完毕。3.3.5.5 煤场已贮足原煤，煤斗清理、封闭工作已结束, 可以进煤到煤斗。3.3.6 输灰部分3.3.6.1 除尘系统调试完毕；3.3.6.2 除灰、除渣系统
40、调试完毕。3.3.6.3 灰库可以投用。3.3.7 化水部分3.3.7.1 海水淡化系统及补给水处理系统运行正常，程控装置投运正常。3.3.7.2 化学加药、取样系统具备投用条件，药品已备足。3.3.7.3 化学废水处理设备及系统具备投运条件, 确保废水排放符合相关法规.3.3.7.4 除盐水箱已储存足够数量的合格除盐水。3.3.8 其它应具备的条件3.3.8.1 整套启动范围内的土建工程和生产区域的设施, 已按设计完成并进行了验收。生产区域的场地已平整, 道路畅通, 平台栏杆和沟道盖板齐全, 脚手架、障碍物、易燃物、建筑垃圾等已经清除。3.3.8.2 调试、运行及检修人员均已分值配齐, 运行
41、人员已经培训并考试合格, 整套启动方案和措施报审完毕, 并按进度向有关参与试运的人员交底（包括安全交底），做好安全防范措施。3.3.8.3 生产准备已将运行所需的规程、制度、系统图表、记录表格、安全用具、运行工具、仪表等准备齐全。3.3.8.4 有关照明(包括事故照明)、通讯联络设备和按设计要求的防寒、采暖通风设施已安装调试完毕, 能正常投入使用。3.3.8.5 试运区域的消防水源可靠, 消防设施齐全, 消防保卫工作均已落实。消防、电缆封堵、油系统防火设施已经消防部门检查验收合格，并有上级部门的正式书面文件。3.3.8.6 燃油系统的卸油、输油、储油和泵房等能正常投入使用。3.3.8.7 与其
42、它机组有关的公用设备和系统已做好必要的隔离。3.3.8.8 集控室、汽轮机主厂房#1、#2机之间已做好隔离工作。3.3.8.9 上下水、电梯等已按设计要求投入。3.3.8.10 设备命名、挂牌工作已全部结束, 气、汽、水、油各种介质管道按规定已涂色或色环, 并标明介质流向。3.3.8.11 保温油漆工作已按设计完工, 并验收合格。3.3.8.12 管道支吊架冷态安装完工, 并验收合格。3.3.8.13 生活后勤工作已经落实。3.3.8.14 厂区内排污、排涝系统试运正常，暖通系统设施调试完毕，投运正常。3.4 机组整套启动程序机组整套启动试运阶段是从机、炉、电等第一次整套启动时锅炉点火开始到满
43、负荷 168小时试运合格移交试生产为止。整套启动前, 必须经启动验收委员会检查、验收、批准、确认。质监中心站按“质监大纲”确认并同意机组进入整套启动试运阶段。机组整套启动试运行分“空负荷试运、带负荷试运和满负荷试运”三个阶段进行：第一阶段空负荷试运:锅炉启动点火升压，汽机按冷态启动曲线开机。在启动过程中对机组轴系振动监测，并进行调节保安系统有关参数的调整、汽机空负荷、电气空负荷等试验。第二阶段带负荷试运:完成第一阶段调试任务后，机组实现并网带负荷，锅炉洗硅、汽水品质调整，投用低、高压加热器，电气设备带负荷试验，汽机超速试验，燃烧调整试验，锅炉安全门校验，汽门活动试验，真空严密性试验，各类保护和
44、自动装置的投入和调整试验，电除尘投运，机组带100%负荷运行，机组协调控制系统负荷摆动试验，RB试验，甩负荷试验，停机等试验。第三阶段满负荷168小时试运：机组按运行规程启动，并网带负荷，当机组达到满负荷、投高加、投电除尘、投自动，机组即进入168小时满负荷连续试运，试运结束后动态移交电厂并准备下一步可靠性运行。3.4.1 第一阶段机组整套启动程序 3.4.1.1 按运行规程启动投运下列系统： 投入厂用电系统运行。 投入消防水系统运行。 投入DCS系统运行。 投入TSI、DEH、汽机保安系统等控制装置。 化水系统投入运行。 投入工业水系统运行。 投入循环冷却水系统运行。 凝汽器进水，投入凝结水
45、系统：启动一台凝泵用合格水向除氧器上水，投入加药系统。另一台凝泵备用，投自动。 投入压缩空气系统运行，检查空气压力应在0.40.60MPa范围内。 投入汽机润滑油系统，高压抗燃油系统：检查油箱油位、油温正常，启动交流润滑油泵，润滑油压在0.07850.147MPa的范围内，直流油泵作备用。启动一台高压抗燃油泵，另一台备用，油压在14MPa左右。启动顶轴油泵，投盘车。在润滑油系统投运时必须先启动低压交流油泵，将低压油管路中的空气赶尽后，才能启动高压交流油泵。投盘车时必须先启动顶轴油泵。3.4.1.2 启动电动给水泵向锅炉上水，同时对锅炉水系统进行水冲洗，直至水质合格。当汽包水位进至正常水位50m
46、m后停止进水，关闭进水阀，开启省煤器再循环阀。进水时必须严格控制汽包上下壁温差不大于40。3.4.1.3 汽机盘车系统投运：投入盘车，检查大轴偏心度，记录原始数据。机组首次启动前必须连续盘车24小时。 3.4.1.4 发电机定子冷却水系统投运，水质符合要求。3.4.1.5 依次启动锅炉空预器、引风机、高压风机、二次和一次风机，一次风机增压风机。3.4.1.6 床上物料装填至规定要求。3.4.1.7 主机轴封系统投运。3.4.1.8 开启真空泵，凝汽器开始抽真空。当凝汽器真空上升至汽机厂规定要求后，锅炉具备点火条件。3.4.1.9 投运旁路系统。其投运原则是：先投汽侧，再投水侧，先投级，再投级；先撤水侧，再撤汽侧，先撤级，再撤级。3.4.1.10 投入高、低压加热器水侧运行。3.4.1.11 锅炉燃油系统泄漏试验和炉膛吹扫。3.4.1.12 锅炉点火，按冷态启动曲线升温升压。投汽机低压缸喷水自动。3.4.1.13 开启辅汽至除氧器水箱隔离阀，对除氧器进行加热。3.4.1.14 机组采用压力法滑参数启动。3.4.1.15 当汽机冲转参数满足要求时，进行汽机冲转前检查准备：DEH盘面检查。3.4.1.16 汽轮机升速过程应严格遵守制造厂的暖机时间进行暖机，同时检查汽缸膨胀值，高压内缸下缸温度以及凝汽器背压。3.4.1.17 机组升速至额定转速过程中进行