火电项目小时试运前验收检查标准Word格式文档下载.docx
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分部试运主要检查项目
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）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、安全稳定装置、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试验和电超速保护通道试验并投入保护；
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阶段完成）和本体吹灰系统安全门校验。
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）完成规定的调试项目和电网要求的涉网特殊试验项目；
3）按要求进行机组甩负荷试验，测取相关参数；
4）在条件许可的情况下，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，且调节品质基本达到设计要求；
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ψ
稳态指标
备注说明
标准
实测
给水控制系统
中间点温度
±
5℃
<
2℃
8min
0.75～0.9
3℃
主汽压力
控制系统
主汽
压力
0.3MPa
0.1MPa
50s
TF方式
主蒸汽温度控制系统
主蒸汽温度
1℃
20min
0.75～1
炉膛压力
150Pa
30Pa
1min
100Pa
风量
风压/风量
150Pa/±
50t/h
30Pa/＜20t/h
1%
一次风压
一次风压力
300Pa
60Pa
磨煤机一次风量控制系统
磨煤机入口一次风量
5%
20s
磨煤机出口温度控制系统
磨煤机出口温度
0.6℃
5min
除氧器水位控制系统
除氧器水位
100mm
---
0.7～0.8
20mm
加热器水位控制系统
高加、低加水位
30mm
10mm
凝汽器水位控制系统
凝汽器水位
50mm
其他辅助设备自动控制系统
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
负荷指令变化速率（%Pe/min）
2
1.5
/
实际负荷变化速率（%Pe/min）
≮1.5
≮1.0
负荷响应纯迟延时间（s）
120
90
90
负荷偏差（%Pe）
3
5
主汽压力（MPa）
0.6
0.5
0.3
主汽温度（℃）
10
8
再热汽温度（℃）
12
4
炉膛压力（Pa）
200
150
25
烟气含氧量（%）
1
附件9：
调试期间各专业主要试验项目
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；
7）A/B联合风机性能及效率试验；
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；
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；
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）发电机性能参数对比。
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）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：
机组主要热控、电气保护项目
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;
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）再吹扫请求；
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）再热器失去保护；
18）APS请求（如有）；
19）继电器柜保护动作；
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
供电煤耗
g/kWh
299.86
318.43
343.63
汽轮机热耗
kJ/kWh
7591.00
7769.40
8135.30
锅炉保证热效率
%
90.57
90.67
89.31
发电厂用电率
5.50
6.20
7.60
烟尘
mg/m3
6
二氧化硫
35
7
氮氧化物
50
2、汽机侧指标
机侧主汽温度
℃
566
机侧再热汽温
555
机侧主蒸汽流量
t/h
1782
1305
875
机侧再热蒸汽流量
1519
1133
776
低压缸排汽压力
kPa
6.15
低压缸排汽流量
1037
812
587
高加出口给水温度
279.70
261.50
239.50
9
真空严密性
Pa／min
270
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
小汽轮机进汽排汽压力
0.0072
13
小汽轮机进汽轴承金属温度
75.00
14
小汽轮机进汽轴向位移
mm
0.8
15
小汽轮机进汽振动
0.12
16
汽轮发电机组振动
17
#1高加出水端差
-1.7
18
#1高加疏水端差
5.6
19
#2高加出水端差
20
#2高加疏水端差
21
#3高加出水端差
22
#3高加疏水端差
23
#5低加出水端差
2.8
24
#5低加疏水端差
#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）
77.7
81.6
68.8
32
高压缸第一段焓降
282.1
272.3
266.7
33
高压缸第二段焓降
85.8
81.7
79.7
34
高压缸内效率
86.08
86.66
87.77
中压缸第一段焓降
177.9
184.4
186.2
36
中压缸第二段焓降
194.5
203.4
211.2
37
中压缸内效率
92.82
93.7
94.05
38
低压缸第一段焓降
228.5
233.7
220.1
39
低压缸第二段焓降
升级会员 