精细化调试.docx
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精细化调试
工程代号
1102－6152
密级
一般
专业代号
615
目录号
05
华电莱州发电有限公司一期
（2×1000MW）级工程
精细化调试作业指导书
编制：
审核：
批准：
山东中实易通集团股份有限公司
2011年10月
1前言
机组启动调整试运是工程建设的最后一个阶段，是全面检验主机及其配套系统设计、制造、施工、调试和生产准备的重要环节，是保证机组长周期、安全、稳定、经济、环保运行，发挥投资效益最大化的重要过程。
提高调试质量、加强调试精细化是调试工作面临的主要任务。
本指导书从分系统调试、整套启动调试等阶段入手，对机组的调试工作进行优化，对一些控制指标提出了更高要求。
2总则
2.1机组精细化调试工作的目的，在于进一步提高新建机组的安全性和经济性，使机组的各项指标在行业对标中处于领先水平。
2.2项目公司是精细化调试工作的组织者，调试单位是精细化调试工作的主要实施者，其他参建单位共同参与实现精细化调试各项目标。
2.3调试单位可根据机组特点对精细化调试项目进行适当完善与细化，精细化调试项目的策划应在调试大纲形成前完成，并在机组168小时满负荷试运前实施完毕。
3范围
本指导书适用于华电莱州发电有限公司一期工程2*1000MW级超超临界机组。
4规范性引用文件
4.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2009】
4.2《火电工程启动调试工作规定》【建质[1996]40号】
4.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996版）【建质[1996]111号】
4.4《火电机组达标投产考核标准（2006年版）》
4.5《火电机组启动验收性能试验导则》【电综[1998]179号】
4.6《新建发电机组启动试运行阶段可靠性评价办法》【建质[1997]45号】
4.7《中国电力优质工程奖评选办法（2008版）》【中电建协工（2008）6号】
4.8《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）【DL5009.1-2002】
4.9《电力建设安全健康与环境管理工作规定》【国电电源[2002]49号】
4.10《防止电力生产重大事故的二十五项重大要求》【国电发[2002]598号】
4.11《工程建设标准强制性条文（2006年版）》（电力工程部分）【建标[2006]102号】
4.12《火电机组启动蒸汽吹管导则》【电综[1998]179】
4.13《锅炉启动调试导则》【DL/T852-2004】
4.14《汽轮机启动调试导则》【DL/T863-2004】
4.15《汽轮机甩负荷试验导则》【电综[1996]40号】
4.16《电网运行准则》【DL/T1040-2007】
4.17《电力建设工程质量监督检查典型大纲》（2007版）
4.18《脱硫整套启动前监检大纲》
4.19《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》【DL/T5175-2003】
4.20《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统验收测试规程》【DL/T655-2006】
4.21《火力发电厂汽轮机控制系统验收测试规程》【DL/T656-2006】
4.22《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》【DL/T657-2006】
4.23《火力发电厂开关量控制系统验收测试规程》【DL/T658-2006】
4.24《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》【DL/T659-2006】
4.25（《火力发电厂厂级监控信息系统技术条件》【DL/T924-2005】
4.26《模拟量控制系统负荷变动试验导则》【建质[1996]40号】
4.27《火电机组热工自动投入率统计方法》【建质[1996]40号】
4.28《火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路、电缆设计技术规定》【DL/T5182-2004】
4.29《火力发电厂汽轮发电机热工检测控制技术导则》【DL/T591-1996】
4.30《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》【DL/T774-2004】
4.31《工业自动化仪表气源压力范围和质量》【GB/T4830-1984】
4.32《锅炉炉膛安全监控系统设计技术规定》【DLGJ116-1993】
4.33《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】
4.34《火电厂石灰石一石膏湿法脱硫废水水质控制指标》【DL/T997-2006】
4.35《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》【DL/T998-2006】
4.36《火电厂大气污染物排放标准》【GB13223—2003】
4.37《固体污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》【GB/T16157-1996】
4.40《火电厂烟气脱硫工程技术规范【石灰石/石灰-石膏法）》【HJ/T179-2005】
4.41《火电厂烟气脱硫设计技术规程》【DL/T5196-2004】
4.42《燃煤烟气脱硫设备性能测试方法》【GB/T21508—2008】
4.43《燃煤烟气脱硝技术装备》【GB/T21509—2008】
4.44《湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范》【DL/T986-2005】
4.45《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》（试行）【HJ/T75-2007】
4.46《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及监测方法》（试行）【HJ/T76-2007】
4.47《电力建设施工及验收技术规范第四部分电厂化学》【DL/T5190.4-2004】
4.48《超临界火力发电机组水汽质量标准》【DL/T912-2005】
4.49《火力发电厂化学调试导则》【DL/T1076-2007】
4.50《火力发电厂化学设计技术规程》【DL/T5068-2006】
4.51《电力基本建设热力设备化学监督导则》【DL/T889-2004】
4.52《火力发电厂超滤水处理装置验收导则》【DL/Z952-2005】
4.53《火电厂反渗透水处理装置验收导则》【DL/T951-2005】
4.54《火力发电厂锅炉化学清洗导则》【DL/T794-2001】
4.56《化学监督导则》【DL/T246-2006】
4.57《水汽集中取样分析装置验收标准》【DL/T665-1999】
4.58《火力发电厂在线工业化学仪表检验规程》【DL/T677-1999】
4.59《火力发电厂停（备）用热力设备防锈蚀导则》【DL/T956-2005】
4.60《火电厂汽水化学导则第4部分：
锅炉给水处理》【DL/T805.4-2004】
4.61《火电厂汽水化学导则第1部分：
直流锅炉给水加氧处理》【DL/T805.1-2002】
4.62《水电解制氢设备》【JB/T5903-1996】
4.63《氢气站设计规范》【GB50177-2005】
4.64《城镇污水处理厂污染物排放标准》【GB18918-2002】
4.65《生活杂用水标准》【CJ/T49-1999】
4.66《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》【GB12145-2008】
4.67《发电机内冷水处理导则》【DL/T1039-2007】
4.68《大型发电机内冷却水质及系统技术要求》【DL/T801-2002】
4.69《污水综合排放标准》【GB8978—1996】
4.70《氢气使用安全技术规程》【GB4962-1985】
4.71《L-TSA汽轮机油》【GB11120-89】
4.72《电厂用磷酸酯抗燃油运行与维护导则》【DL/T571-2007】
4.73《电厂用运行矿物汽轮饥油维护管理导则》【GB/T14541-2005】
5术语、定义和缩略语
5.1辅机故障减负荷（RB）runback
当部分主要辅机发生故障跳闸，使锅炉最大出力低于给定负荷时，机组协调控制系统（CCS）将机组负荷快速降低到实际所能达到的相应出力，并能控制机组在允许参数范围内继续运行称为辅机故障减负荷；RB试验是通过真实的辅机跳闸来检验机组在故障下的运行能力和CCS的控制性能，RB功能的实现为机组在高度自动化运行方式下的安全性提供了保障。
5.2模拟量控制系统（MCS）modulatingcontrolsystem
通过前馈和反馈作用对机炉及辅助系统的过程参数进行连续自动调节的控制系统的总称。
包含过程参数的自动补偿和计算、自动调节、控制方式无扰动切换以及偏差报警等功能。
5.3协调控制系统（CCS）coordinatedcontrolsystem
对动态特性差异较大的锅炉和汽轮发电机组进行整体负荷平衡控制，使机组尽快响应调度的负荷变化要求，并保持主蒸汽压力和机炉各主要运行参数在允许的范围；在一些特定的工况下，通过保护控制回路和控制方式转换保持机组的稳定和经济运行；主要包括机组负荷指令控制、汽炉主控、压力设定、频率校正、辅机故障减负荷等控制回路；它直接作用的执行级是锅炉控制系统和汽轮机控制系统。
5.4控制子系统controlsubsystem
构成机炉CCS的机炉各主要参数的调节系统，主要包括锅炉燃烧控制系统、汽轮机控制系统、锅炉给水控制系统、汽温控制系统等。
5.5自动发电控制（AGC）automaticgenerationcontrol
根据电网负荷指令，控制发电机有功功率的自动控制系统。
5.6负荷变动试验loadchangetest
在一定的负荷变化范围内，CCS负荷指令以确定的变化速率和变动量，单方向增加负荷和减少负荷的试验，以考核CCS在不同负荷下稳定工况之间的转换能力。
5.7AGC负荷跟随试验AGC-load-follow-test
CCS模拟在AGC控制方式下的负荷跟随试验。
由调度中心或CCS负荷给定回路发出负荷变化指令，在一定的负荷变化范围内以确定的负荷变化速率进行双向变动试验，以考核CCS的负荷响应能力和适应负荷连续变化的能力。
5.8动态品质指标transientperformancespecification
指控制系统在受到内外扰动时，动态调节过程中被调参数偏离新给定值的允许偏差指标。
5.9稳态品质指标steady-stateperformancespecification
指机组负荷变动率小于1%Pe/min，且无明显内外扰动时，被调参数偏离给定值的允许偏差以及对控制系统稳定性的要求。
Pe为机组额定负荷。
5.10过渡过程衰减率decayratio
定值扰动试验中，被调参数首次过调量（M1）与第二次过调量（M2）的差值与首次过调量（M1）之比称为过渡过程衰减率，用Ψ表示：
Ψ=（M1-M2）/M1
5.11稳定时间settlingtime从扰动试验开始到被调参数进入新稳态值的允许偏差范围内不再越出时的时间。
5.12实际负荷变化速率actual-load-changerate
实际负荷变化速率（%Pe/min）=实际负荷变化量ΔPe/变化时间Δt（Δt为从负荷指令开始变化至实际负荷变化达到新的目标值所经历的时间）。
5.13负荷响应纯迟延时间deadtimeofloadresponse
负荷扰动试验开始后实际负荷变化的迟延时间，即从负荷指令开始变化的时刻到实际负荷发生与指令同向连续变化的时刻所经历的时间。
5.14湿法烟气脱硫系统（FGD）FlueGasDesulfurization
5.15选择性催化还原法烟气脱硝系统（SCR）SelectiveCatalyticReduction
5.16连续排放监测系统（CEMS）ContinuousEmissionMonitoringSystem
5.17超滤ultrafiltration
利用超滤膜为过滤介质，以压力差为驱动力的一种膜分离过程。
在一定的压力下，当水流过膜表面时，只有水分子、无机盐及小分子物质能够透过膜，而水中的悬浮物、胶体、微生物等物质则不能透过膜，从而达到净化水质的目的。
过滤精度一般在0.01μm～0.1μm之间。
5.18污染指数SDI（Silt&densityindex）用来表征水中悬浮物等杂质数量的一种参数，一般采用15min测定法。
5.19化学清洗chemicalcleaning
采用化学药剂及其水溶液与被清洗设备或管线表面污垢发生化学反应而去除污垢的方法。
5.20钝化膜passivationmembrane
为防止被清洗得金属表面产生二次浮锈，通过化学方法在金属表面形成的一种临时性保护膜。
5.21氢电导率cationconductivity
水样经过氢型强酸阳离子交换树脂交换后测得的电导率称为氢电导率。
5.22无铜系统thesystemwithoutcopperalloys
与水汽接触的部件和设备不含铜合金材料的系统称为无铜系统，否则称为有铜系统。
5.23挥发处理allvolatiletreatment（AVT）锅炉给水除氧、加氨和联氨的处理。
5.24加氧处理oxygenatedtreatment（OT）锅炉给水加氧的处理。
5.25汽轮机热耗率验收工况（THA）TurbineHeatAcceptance
5.26主燃料丧失（MFT）MasterFuelTrip
5.27油燃料丧失（OFT）OilFuelTrip
6精细化调试质量目标
6.1三个100%目标
6.1.1机组分部试运的质量检验优良率100%；
6.1.2机组整套试运的质量检验优良率100%；
6.1.3机组调整试验项目完成率100%。
6.2六项一次成功目标
6.2.1升压站及厂用系统受电一次成功；
6.2.2锅炉点火一次成功；
6.2.3汽轮机首次冲转一次成功；
6.2.4机组首次并网一次成功；
6.2.5甩负荷等重大试验一次成功；
6.2.6机组168小时满负荷试运一次成功。
6.3九项零目标管理
6.3.1调试人员指挥造成的误操作为零；
6.3.2调试期间电气和热控保护误动、拒动为零；
6.3.3调试原因造成设备损坏事故为零；
6.3.4调试原因造成机组停运为零；
6.3.5机组整套启动前未签证项目为零；
6.3.6调试原因影响试运进度的事件为零；
6.3.7满负荷试运前非自动状态为零；
6.3.8168小时满负荷试运前未完精细化调试项目为零；
6.3.9机组移交后调试未完项目为零。
6.4168小时满负荷试运目标
6.4.1热控和电气自动投入率100%；
6.4.2热控和电气保护投入率100%；
6.4.3程控投入率100%；
6.4.4热控和电气仪表投入率100%；
6.4.5整套试运期间汽水品质合格率100％；
6.4.6电除尘投入率100%；
6.4.7高加投入率100%；
6.4.8机组断油全燃煤运行；
6.4.9机组真空严密性≤0.2kPa/min；
6.4.10发电机漏氢≤6Nm3/day；
6.4.11汽轮发电机最大轴振≤70μm；
6.4.12脱硫、脱硝效率达到设计要求；
6.4.13168小时满负荷试运的启动次数：
1次；
6.4.14168小时连续运行平均负荷率≥95%；其中满负荷连续运行时间＞96小时；
6.4.15脱硫、脱硝装置与主机同时移交生产。
7精细化调试工作原则和要求
7.1工程设计和施工阶段
7.1.1项目公司组织设计、安装、监理等参建单位根据指导书中对相关责任单位的工作要求（系统设计和核算、设备安装和单体、单机试运等），制定相应的规划或策划书，督促实施并检查验收。
7.1.2调试单位应参加工程设计审查和施工图会审，对系统布置、设备选型、工艺流程是否合理，是否满足《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和《电力工程建设标准强制性条文》的规定提出意见和建议。
7.1.3调试单位应参与DCS系统设计并参加设计联络会，提出修改意见和建议；参加DCS出厂前的组态学习；参加DCS出厂验收工作；参加DCS系统的保护、联锁逻辑和热控定值的审核及修订；根据最终确定的联锁保护逻辑和定值，编制机组联锁保护试验传动表。
7.1.4调试单位根据现场施工情况和进度安排，在厂用受电三个月前编制完成调试计划、精细化调试策划、机组启动调试大纲等文件，并上报项目公司，项目公司应在厂用受电一个月前完成审批工作。
7.1.5在调试过程中，调试单位应合理安排分系统试运计划，协调解决调试与安装及调试中各节点之间的顺序安排，以达到“分部试运促安装”，“精细策划保试运”的目的。
7.1.6在设备安装过程中，调试专业人员应深入现场，熟悉系统和设备，对发现的问题及时以书面形式提交监理单位和项目公司（基建系统），并提出解决问题的建议和意见。
7.1.7针对精细化调试策划内容，进行与之相关的技术、安全培训和交流。
7.1.8相关责任单位应按照调试工作必需的临时设施和测点要求完成设计、加工和安装工作，项目公司负责组织落实。
7.2分部试运阶段
7.2.1调试单位应积极配合单机、单体调试工作，参与单机、单体试运验收。
7.2.2系统试运前应具备的条件按照《火力发电建设工程启动试运及验收规程》【DL/T5437-2009】的要求执行；同时，按照要求完成系统试运前后的检查和签证。
7.2.3在系统调试或试验前，调试单位应对参与试运的各单位代表进行详细的技术和安全交底，确保试运工作安全、有序、顺利进行。
7.2.4调试单位应协调解决工程节点及各系统试运之间的先后顺序，具体内容如下：
a）锅炉风机试运前，电除尘完成升压试验；
b）机组化学清洗开始前，应完成锅炉冷风动力场试验；
c）锅炉冷风动力场试验前，脱硫系统应具备冷态通风试验条件；
d）机组化学清洗完成20日内，锅炉具备点火吹管条件；
e）机组化学清洗开始前，给水泵前置泵的试运必须完成；
f）凝结水精处理系统调试应在机组吹管前完成；
g）无旁路设计的脱硫系统，应在机组吹管前具备投运条件。
h）机组点火吹管前，汽轮机润滑油系统及顶轴、盘车装置具备连续投用条件；
i）机组点火吹管前，锅炉具备投粉燃烧和除灰、除渣条件等。
j）超/超超临界机组必须采用稳压吹管；
k）机组整套启动前，脱硝SCR系统具备投用条件。
7.2.5优化调试程序，减少工质和材料消耗。
a）系统的冲洗、吹扫应结合系统试运同步进行；b）凝汽器（空冷机组为排汽装置）、除氧器等汽水容器在上水进行系统冲洗或设备试运前必须人工清理干净，并通过四级验收；
c）烟风系统试运的过程中完成压力、流量、温度等测点的在线验证，为动力场试验的标定工作提供条件；
d）合理调整工期，尽量缩短化学清洗与锅炉吹管的时间间隔。
7.2.6在热控系统DCS控制逻辑组态调试期间，调试单位必须全面检查和优化联锁逻辑，提早检查和优化热控模拟量控制系统逻辑，并且在机组吹管期间逐步投入和调整，为整套试运期间自动控制系统的高质量投入奠定基础。
7.2.7加强调试管理、规范调试程序，做到文件包完整、交底全面、检查到位、记录准确、质量优良。
7.3整套启动试运阶段
7.3.1调试单位制定合理的整套启动调试计划，并将整套启动期间的精细化调试项目落实到计划中，协调各个项目之间的顺序安排。
如：
发电机进相、PSS试验、励磁动态调整、自动电压控制（AVC）等独立性较强的试验在试运中穿插进行；负荷变动、一次调频、AGC试验、脱硫RB试验配合、RB试验、甩负荷试验等应在自动和协调控制系统全面投入并优化调整后进行。
7.3.2机组进入整套启动前，调试单位应会同项目公司、安装单位和监理单位，对精细化调试应具备的技术条件和安全条件进行盘点，详细确认和落实精细化调试的实施计划，评估各精细化调试项目的安全风险并落实风险预控措施。
7.3.3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。
7.3.4为达到机组长周期、安全、稳定、经济运行的长远目标，调试单位应在整套启动试运期间完成下列性能试验项目或性能试验准备工作：
a）锅炉断油最低稳燃负荷试验（达到设备制造厂保证值）；
b）机组轴系振动试验（包括变油温、变排汽温度等各种工况的振动检测）；
c）机组RB试验；
d）汽轮机单阀、顺序阀切换试验；
e）机组滑压运行曲线初步修正和优化。
7.3.5为了满足电网精细化调峰的需要，调试单位应制定联锁和自动控制逻辑的优化措施，完成机组在低负荷工况下辅机发生跳闸时平稳过渡的试验，为机组的安全稳定运行提供技术保障。
7.3.6项目公司（基建系统）负责精细化调试项目实施情况的监督工作，项目公司（生产系统）跟踪并参与精细化调试工作，在精细化调试项目结束后，项目公司组织工程部门、生产部门、监理单位和调试单位进行验收并签字闭环。
7.3.7精细化调试项目实施签证制度，签证单位由项目公司（基建系统）、项目公司（生产系统）、监理单位、调试单位组成，普通试验项目按照整体列表方式逐项签证，；试运过程中的专项试验，要独立进行签证。
7.3.8机组试运过程中，项目公司（生产系统）应按时统计机组除盐水消耗量、燃煤消耗量、燃油消耗量、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。
7.3.9机组进入168小时满负荷试运前，项目公司（基建系统）组织进行机组168小时满负荷试运前的精细化调试质量检查，对现场精细化调试情况进行评价并出具检查报告。
7.4机组168小时满负荷试运后
7.4.1如因客观原因，存在未完成的精细化调试项目，在条件具备后，项目公司（生产系统）组织调试单位在机组考核期内完成。
7.4.2项目公司应完成调试项目结束后的精细化调试总结工作，为其他工程的精细化调试提供可借鉴的经验。
8精细化调试项目及要求
8.1分部试运阶段
8.1.1汽机专业
序号
分系统
精细化调试项目
精细化调试要求
1
开、闭式冷却水系统
系统阀门优化
所有系统的冷却水调节门均能够全程投入自动。
冷却水水量分配优化
根据试运需要合理调配各用户冷却水量，尽量降低水泵能耗。
系统冲洗
根据现场情况调整各冷却水管道的冲洗流量，确保系统末端的冷却水管道也能得到足够流量冲洗。
切换试验
进行开、闭冷泵事故互联试验和手动切换试验，试验过程不影响系统运行。
2
闭冷水系统
闭冷水水质监测
闭式循环水系统的水质要求较高，必须定期监测。
一旦发现闭冷水质变差，要查找原因，及时隔离，并更换受污染水。
冬季防冻
冬季运行时保持系统循环正常，未循环的管道采取保温或放尽水等措施防止结冻。
系统严密性
系统运行时根据补水量检查系统严密性，查找系统漏点。
闭冷泵运行方式优化
采取两用一备运行方式的机组，进行单台泵运行试验，合理投入第二台闭冷泵。
3
辅机循环水系统
液控蝶阀开关时间优化
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