1、神华国华超（超）临界机组深度调试指导意见神华国华（北京）电力研究院有限公司二 OO九年四月目 录一、总则 31、目的 32、主要内容 33、适用范围 34、各相关部门的责任 3二、深度调试应完成的主要项目 5三、各专业 主要项目、主要参数应达到要求 6（一） 、锅炉专业 .61、锅炉主要参数指标 62、深度调试项目及要求 63、深度调试项目 9（二） 、汽轮机专业 .111、汽机主要参数指标 112、深度调试项目及主要要求 113、深度调试项目 13（三）热控专业 .151、 主、辅机顺控联锁保护试验 152、 自动系统的调试 153、 一次调频试验 184、AGC 试验 .185、 RB 试
2、验 .18（四）电气专业 .201、电气特殊试验项目（基建安装时项目） 202、 发电机温升试验 203、网调要求的试验项目 20（五） 、化学专业 .221、化学水质控制措施 222、化学水汽控制指标 23（六） 、环保专业 .251、主要调试项目及参数要求 252、脱硫系统调试项目及要求 253、脱硝系统调试项目及要求 26（七） 、机组经济性分析 .27附表：技术经济指标表 283一、总则1、目的本意见仅适用于国华基建机组调试工作适用。在国华基建机组中，开展深度调试，拓宽调试的项目范围，在安全可靠的前提下，提高调试的经济性、可操作性。确保对新机组投产初期的经济性指标和安全可靠性指标的改善
3、，努力实现新机组高水平投产，为企业经营创造更高的效益，同时机组在行业对标处于领先水平。2、主要内容本意见是在对原有部颁两个标准火电工程调整试运质量检验及评定标准 （建质1996111 号） 、火电工程启动调试工作规定 （建质199640 号）规定的项目和要求的基础上，根据超（超）临界机组的特点，结合实际生产过程中出现的问题，提出在基建期开展深度调试的指导意见。主要体现在以下几个方面。1、 强调机组自动化投入水平的提高；2、 强调机、炉主要辅机在安全的基础上，处于经济高效区；3、 强调机组技术经济指标达到设计要求；4、 强调影响机组性能的主要参数在设计要求范围内；5、 对一些重要项目提出明细化的
4、要求；3、适用范围本意见仅适用于国华基建机组调试工作。4、各相关部门的责任4.1、国华项目部对基建深度调试的领导和协调，适时组织检查。4.2、技术中心编制深度调试指导性意见，提出深度调试的内容和技术要求。4.3、项目公司建设生产单位对深度调试负有管理责任，参与策划，负责督促过程的实施、结果的验收。对深度调试内容进行整体安排，制定措施以满足调试单位进行深度调试的要求，并落实到基建安装和试运过程中，以确保目标的实现。组织对深度调试项目进行验收和检查。对于调试过程中，由于设备本身的设计、安装或工艺缺陷所限，不能达到的预期目标的项目，要组织进行细致的分析并出具改进意见，落实具体的实施方案。44.4、调
5、试单位调试单位应对深度调试负有实施（策划）责任。深度调试是对组调试大纲的补充和完善，今后应陆续补充到调试大纲中，以完善调试的策划。调试深度策划应结合先进的工程建设与生产管理经验，借鉴国内大型电站建设与调试的优良做法，在现有的国标和行标的基础上，进行全面优化调试程序，细化调试项目，有针对性地制定调试验收评定项目，进一步挖掘调试深度，促进调试工作的深入与调试品质的提高。深度调试工作原则上应在 168小时前完成，调试单位负有主要责任。5二、深度调试应完成的主要项目序号 项目 质量标准 备注1、 循环水泵性能试验2、 凝结水泵性能试验3、 汽轮机给水泵组性能试验4、 锅炉空气动力场试验 达到调试大纲要
6、求5、 送风机性能试验6、 引风机性能试验7、 一次风机性能试验8、 空预器漏风试验 达到性能要求9、 制粉系统优化试验10、 锅炉燃烧调整试验 达到性能要求11、 锅炉断油最低稳燃负荷试验 达到厂家设计要求12、 机组变负荷试验 满足本意见要求13、单侧主要辅机运行，机组最大出力试验达到性能要求14、 高加退出，机组最大出力试验 达到设计要求15、凝汽器半侧运行，机组最大出力试验达到设计要求16、 RUNBACK试验 满足意见本要求17、 甩负荷试验（50、100） 满足规程要求18、 发电机温升试验 达到设计要求19、 一次调频试验 达到网调要求20、 AGC试验 达到网调要求21、 AV
7、C试验 达到网调要求22、 深度调峰试验 达到网调要求23、 有偿无功试验 达到网调要求24、 机组正平衡法性能试验 达到设计技术经济指标 在线耗差分析软件6三、各专业深度调试主要项目、主要参数应达到要求（一）、锅炉专业1、锅炉主要参数指标BMCR BRL 75%BMCR 50%BMCR 30%BMCR序号 项 目单 位设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际1 过热蒸汽流量 t/h2 过热蒸汽出口压力 MPa3 过热蒸汽出口温度 4 再热蒸汽流量 t/h5 再热蒸汽进口压力 MPa6 再热蒸汽进口温度 7 再热蒸汽出口压力 MPa8 再热蒸汽出口温度 9 给水温度 10 省
8、煤器进口压力 MPa2、深度调试项目及要求序号 项目 质量标准 （参考）目标值 实际调试结果在设计要求的负荷范围内保持额定汽温，不得降温运行。负荷范围：额定汽温严禁超温运行 无超温1、 主蒸汽温度两侧主汽温度偏差不超过要求的范围 偏差不超过 5？在设计要求的负荷范围内保持额定汽温，不得降温运行。负荷范围：额定汽温严禁超温运行 无超温2、 再热蒸汽温度两侧再热汽温度偏差不超过要求的范围 偏差不超过 5？3、过热器减温喷水量锅炉启动时末级减温水不准投入，以确保不发生氧化皮集中脱落，造成末级过热器爆管的启动时末级减温水量不投入。7情况。任何工况下减温水量不大于设计减温水量的 1.5倍 设计减温水量4
9、、再热器减温喷水量事故状态、变工况时可以投入，稳定工况下不投入稳定工况下再热减温水不投入任何工况下小于设计报警值 设计报警值5、水冷壁管壁金属温度 任何两个壁温差小于设计值 壁温差小于设计值6、过热器管壁金属温度 任何工况下小于设计报警值 小于设计值7、再热器管壁金属温度 任何工况下小于设计报警值 小于设计值8、 分离器过热度 大于最低过热度要求 设计最低过热度占总风量比例达到设计要求 设计一次风率粉管风速、一次风口风速在设计要求范围内设计粉管风速设计一次风口风速燃烧器喷口无结渣现象 无结渣一次风量测量准确 偏差59、 一次风量磨煤机入口风量测量准确 偏差5占总风量比例达到设计要求 设计二次风
10、率风箱风压在设计要求范围内 设计风箱风压二次风量总风量、各层二次风量测量准确 偏差510、 二次风量二次风分配比例符合设计要求和实际煤种燃烧出口风温符合实际煤种要求 实际煤种磨煤机出口温度出力达到设计最大出力 设计最大出力单耗达到设计要求 设计磨煤机单耗一次风分配误差达到设计要求 冷态时5达到设计要求 热态时10煤细粉度符合设计要求 设计煤粉细度11、制粉系统优化运行磨煤机最佳通风量 设计通风量8磨煤机最佳一次风压 设计一次风压确定动态分离器转速与煤粉均匀度的关系曲线动态分离器转速调整至最佳转速煤粉分配达到要求确定各种负荷下的磨煤机投运组合方式确定不同负荷下（至少四个工况）氧量控制曲线确定合适
11、的一、二次风配比 设计一二次风比例确定摆角对再热汽温的影响确定配风方式对 Nox排放浓度的影响设计 Nox排放浓度12、锅炉优化燃烧调整炉膛出口烟气温度偏差小于50设计烟温偏差燃烧稳定 观察炉渣含碳量 设计值飞灰含碳量 设计值炉膛无结焦 观察13、 锅炉燃烧屏过无结焦 观察14、等离子、微油点火对应磨煤机入口暖风器风温满足设计要求 设计暖风器后风温引风机进行特性试验，确定最佳运行工作点 设计效率送风机进行特性试验，确定最佳运行工作点 设计效率15、 各风机出力一次风机进行特性试验，确定最佳运行工作点 设计效率16、一次风机防喘振措施制定磨煤机跳闸，RB 等情况下一次风机防喘振的有效技术措施制定
12、措施，有效漏风装置自动投入正常 漏风自动投入，运行正常17、空预器漏风间隙调节系统 空预器漏风率达到设计要求 小于保证值吹灰系统投入正常，温度、压力达到设计要求温度设计值压力设计值18、 吹灰系统吹灰系统经过优化调整 经过优化19、防止受热面超温的控制措施制定金属温度控制、管壁温度变化速率控制措施 制定措施93、深度调试项目（1）制粉系统优化运行试验（直吹）1） 通过制粉系统的性能及调整试验，确定最佳通风量、一次风压和一次风速，使制粉系统达到经济运行工况；2） 根据燃烧调整试验，按照煤质、制粉系统特点确定磨煤机出口风温、最佳煤粉细度；3） 通过热态试验，确定煤粉细度一定时的风煤比曲线；4） 通
13、过热态试验，确定动态分离器转速与给煤量的关系曲线；5） 通过热态试验，确定动态分离器转速与煤粉均匀度的关系曲线； 6） 对磨辊和磨碗的间隙、磨煤机的通流面积进行调整；（2）锅炉燃烧优化调整在锅炉通常运行的负荷下，通过改变影响燃烧的各个因素来确定锅炉燃烧系统的运行方式，从而保证锅炉的汽温、汽压、蒸发量、灰渣灰含碳、氧量等各个主要运行参数能达到设计要求，保证锅炉燃烧着火稳定、火焰中心适当、火焰分布均匀、配风合理、避免结焦等，尽量使机组安全稳定经济运行，同时为热控各相关自动控制的调整提供依据。1） 根据机组热负荷调整制粉系统和燃烧器的投运方式，控制燃烧中心位置，防止受热面结焦；并确定各种负荷下的磨煤
14、机投运组合方式；2） 根据负荷变化，调整风量使过量空气系数保持在合理的范围内；3） 投入氧量自动，氧量定值应经煤质发热量或在线飞灰含碳量进行修正，或根据 DCS中热效计算模块进行修正，并确定不同负荷下氧量控制曲线；4） 检查大风箱，一、二次风挡板动作正常，防止局部缺氧燃烧；确定合适的一、二次风配比，使煤粉完全燃烧；5） 改变燃烧器摆角试验；确定摆角对再热汽温的影响；6） 改变燃料风、辅助风、燃尽风配比试验，确定对 Nox排放量的影响；7） 调整消旋风运行方式，使炉膛出口烟气温度偏差小于 50。（3）空预器漏风率优化调整1） 按照设计要求，热态投入漏风密封装置，进行空预器漏风率测定，并达到空预器
15、漏风率小于保证值；2） 根据一、二次风和烟气的进出口差压制定合理的吹灰周期；3） 各负荷下三大风机不超设计负荷。（4）一次风机、引风机、送风机性能试验及耗电率、单耗（性能试验）101） 对引风机进行特性试验，确定最佳运行工作点和高效工作区；2） 对送风机进行特性试验，确定最佳运行工作点和高效工作区；3） 对一次风机进行特性试验，确定最佳运行工作点和高效工作区；4） 检查空预器的漏风情况，并及时消除，加强空预器吹灰、减少阻力；5） 根据“制粉系统优化运行试验”的试验结果及时调整一次风压和风量，控制磨煤机通风量和一次风压在最佳范围内运行；6） 对氧量和炉膛差压投入自动，确定合适送风机动叶开度；7）
16、 通过对运行数据的分析，寻找风烟系统阻力因素，并加以消除；8） 制定磨煤机跳闸，RB 等情况下防止一次风机喘振的技术措施。 （5）过、再热温度调整及减温水量控制1） 锅炉主、再热蒸汽温度在要求的负荷范围内达到额定参数。水冷壁、过热器、再热器金属管壁不超标；2） 保证主汽减温水量控制在设计要求范围内，再热汽减温水在非事故状态下禁止使用；3） 通过燃烧调整试验，掌握制粉系统投运方式对锅炉过、再热汽温的影响；4） 合理控制锅炉氧量、火焰中心位置、燃烧器投运方式，尽量利用燃烧调整的方式控制蒸汽温度；5） 通过燃烧调整，根据情况调节风量或上下层给煤量、燃烧器摆角；6） 通过运行参数分析，修正燃水比，确定
17、不同负荷下分离器出口温度或焓值的修正曲线；7） 配合汽机专业制定控制给水温度在设计范围内的措施，使给水温度在设计范围内；8） 保证吹灰器的投入率，合理进行受热面吹灰；（6）吹灰优化调整1） 在机组带负荷后，具备吹灰器热态投运条件时，及时进行吹灰器的热态调试和投运；2） 逐步摸索吹灰的最佳时间间隔，并保证吹灰器的投入率；3） 优化吹灰程序、吹灰参数、吹灰频次、吹灰顺序等，降低吹灰介质损失，同时保证锅炉汽温正常、减温水量在设计要求范围内、锅炉无结渣、排烟热损失低、受热面吹损程度低。（7）提供防止受热面超温的控制措施对超（超）临界锅炉高温受热面防止氧化皮的产生，制定金属温度控制、管壁温度变化速率控制
18、措施，任何运行方式下严禁金属温度超温运行，避免管壁温度剧烈变化。11（二）、汽轮机专业1、汽机主要参数指标THA VWO TRL TMCR 75% TRL 50% TRL 30% TRL 高加全切序号 项 目 单 位设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际 设计 实际1 机组功率 MW2 主蒸汽进汽流量 t/h3 主蒸汽压力 MPa4 主蒸汽温度 5 高压排汽压力 MPa6 高压排汽温度 7 再热蒸汽流量 t/h8 中压缸进口压力 MPa9 中压缸进口温度 11 平均背压 KPa12 给水温度 13 补水量 %14 低压排汽量 t/h15 热耗 kj/kw.h122、深度调试
19、项目及主要要求序号 项目 质量标准 标准值 实际调试结果主汽压力优化 主汽压力设计值主汽温度优化 主汽温度设计值再热蒸汽压力优化 再热蒸汽压力设计值1、 主、再热蒸汽参数优化再热蒸汽温度优化 再热蒸汽温度设计值2、 启动参数优化及启动方式确认 符合设计要求凝汽器端差优化 凝汽器端差设计值凝汽器真空优化 凝汽器真空设计值凝结水过冷度优化 凝结水过冷度设计值3、凝汽器端差、真空值优化真空严密性试验 真空严密性设计值高压侧真空优化 高压侧真空设计值4、 高、低压背压优化 低压侧真空优化 低压侧真空设计值各加热器上端差优化 各加热器上端差设计值各加热器下端差优化 各加热器下端差设计值各加热器水位优化
20、各加热器设计正常水位值各抽汽管道压损 抽汽管道压损设计值各抽汽点压力 各抽汽点压力设计值各抽汽点温度 各抽汽点温度设计值5、 高、低压加热器水位、端差、疏水优化各抽汽点流量 各抽汽点流量设计值小 汽 机 高、低压汽源切换试验6、 小汽机试验无电泵启动试验7、 滑压定值优化 根据机组运行高效点，对滑压曲线进行优化两机三泵运行真空 设计真空8、 循环水系统运行方式优化 低负荷真空优化 设计真空高、中压疏水阀门泄漏检查 无泄漏高压旁路泄漏检查 无泄漏9、 系统泄漏低压旁路泄漏检查 无泄漏10、 循环水泵性能试验 循环水泵特性试验，确定最佳运行工作点 效率设计值11、 凝结水泵性能试验 凝结水泵特性试
21、验，确定最佳运行工作点 效率设计值12、 汽轮机给水泵组性能试验 汽动给水泵组特性试验，确定最佳运行工作点 效率设计值13、 单侧主要辅机运行机组最大出力试验 达到设计出力 出力设计值14、 高加退出试验最大出力试验 达到设计出力 出力设计值15、 凝汽器半侧运行试验 达到设计出力 出力设计值133、深度调试项目（1）机组真空的优化调整1） 进行真空严密性试验，合格标准为真空下降率小于 300Pa/min。加强对背压、环境温度、抽空气和凝结水温度、凝结水过冷度、凝结水溶氧等运行参数的综合分析，找出影响机组真空的主要原因，制定处理措施；2） 对主机真空系统灌高水位查漏，并消除漏点；3） 注意凝泵
22、密封水压力的调整，轴加水封筒的注水排气，真空破坏门注水等，避免真空泄漏；4） 注意对轴封汽压力的调整。保证轴封汽不外冒，低压轴封处不漏真空；5） 维持真空泵的工作液温度在较低水平； 6） 调整背压保持在阻塞背压以上；7） 观察凝结水过冷度的变化，使过冷度尽量保持在设计值。（2）机组回热系统运行优化1） 加强对加热器端差的记录、分析，发现端差变大及时分析、处理。当加热器内有空气等不凝结气体，开大加热器抽空气门至端差正常，当加热器传热管脏污可在隔离时进行清洗，如水位过高淹没了管束，则要调整至正常水位；2） 投运过程中按照厂家规定严格控制温度变化率，维持水位在正常位置，提高高加投入率；3） 提高加热
23、器水位自动投入率，保证加热器有水位运行，保证加热器下端差在设计值范围内；4） 定期记录加热器及抽汽参数，发现抽汽压损高于设计值，应及时查找原因，重点查看逆止门和电动门的开度；5） 加强对汽机、锅炉侧给水温度的对比，检查高、低加旁路门是否存在泄漏，及时采取措施；6） 具备条件后，关闭疏水阀门并确认关闭严密，设有自动疏水器的疏水系统应及时投运。（3）机组主再热蒸汽参数优化1） 在设计曲线基础上，优化机组的滑压运行曲线，并输入机组 DCS，实现机组的自动滑压运行；2） 在机组规程规定的安全范围内，尽量保持较高的主汽温度和再热温度；3） 机组部分负荷时，从耗差分析角度对主汽压力、高压调门顺序阀进行优化
24、，使主汽压力耗差+高压缸效率耗差+给水泵组耗差=最小值。（4）主要辅机性能试验及优化运行1、 机组处于低负荷工况下，机组主要辅机运行方式的优化；2、 循环水泵性能试验，确定最佳运行工作点；3、 凝结水泵性能试验，确定最佳运行工作点；4、 汽轮机给水泵组性能试验确定最佳运行工作点；5、 条件满足时及时关闭辅机再循环阀门，避免再循环管道剧烈振动，降低辅机的能耗；6、 降低水泵出口压力的富裕量，尽量使水泵工作在最佳效率点，避免在大流量和小流量下（效率低点）工作；7、 调整冷却水量、冷却水温度在设计值，对不需要投入冷却水的系统实施隔离，降低开、闭冷泵能耗；8、 合理安排启、停机过程中辅机系统的运行方式
25、，尽量缩短辅机运行时间，尽可能不采用旋转备用的方式，辅机达到停运条件时及时停运。14（三）热控专业1、 主、辅机顺控联锁保护试验1） 任 何 设 备 启 动 前 ， 必 须 完 成 联 锁 保 护 试 验 ；2） 设 备 的 启 动 ， 必 须 以 顺 控 方 式 在 DCS 进 行 ；3） 对 所 有 辅 机 的 联 锁 、 保 护 进 行 实 际 动 作 试 验 ， 检 查 保 护 定 值 和 内 部 逻 辑 的 正 确 性 及 动 作 正 确 可 靠 ；4） 对 机 组 重 要 保 护 ， 应 采 用 就 地 加 信 号 方 式 进 行 保 护 传 动 试 验 ， 确 保 准 确 可 靠
26、 ， 同 时 对 测 点 周 围 环境 进 行 分 析 ， 制 定 有 效 措 施 ， 防 治 因 环 境 影 响 对 信 号 产 生 干 扰 ， 造 成 信 号 误 发 ， 保 护 误 动 ；5） DEH、 TSI、 ETS 的 各 项 功 能 测 试 。 在 机 组 168 小 时 试 运 开 始 前 依 据 DL/T996-2006 火 力 发 电 厂 汽轮 机 电 液 控 制 系 统 技 术 条 件 和 DL/T1012-2006 火 力 发 电 厂 汽 轮 机 监 视 和 保 护 系 统 验 收 测 试 规 程 完 成 DEH、 TSI、 ETS 各 项 功 能 的 测 试 ， 并
27、将 DEH 的 顺 序 阀 控 制 功 能 投 入 ；6） 顺 控 系 统 的 功 能 测 试 。 在 机 组 168 小 时 试 运 开 始 前 依 据 DL/T658-2006 火 力 发 电 厂 开 关 量 控 制 系统 验 收 测 试 规 程 进 行 机 、 炉 侧 和 机 组 级 顺 控 功 能 的 测 试 ， 使 各 项 顺 控 功 能 达 到 设 计 的 水 平 ；7） 锅 炉 炉 膛 安 全 监 控 系 统 的 功 能 测 试 。 在 机 组 168 小 时 试 运 开 始 前 依 据 DL/T655-2006 火 力 发 电 厂锅 炉 炉 膛 安 全 监 控 系 统 验 收
28、测 试 规 程 进 行 锅 炉 炉 膛 安 全 监 控 系 统 功 能 的 测 试 ， 使 各 项 功 能 达 到设 计 的 水 平 。 锅 炉 灭 火 保 护 在 进 行 机 组 各 项 试 验 时 均 应 投 入 。2、 自动系统的调试1） 模拟量控制系统的功能测试应在 168试运前完成。验收指标严格按照建质1996111 号火电工程调整试运质量检验及评定标准规定的最小连续投运时间和累积运行时间考核，且考核表必须签字留档。2） 单体自动应随着设备的投入而投入。机组级协调系统应在机组达到 40负荷时开始投入，40%-100%Pe范围内可稳定投入。调节品质满足 DL/T657-2006火力发电
29、厂模拟量控制系统验收测试规程中的规定。3） 给水、过热汽温、再热汽温、送风、引风自动能在全程投入，调节品质满足 DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程中的规定。4） 为提高调节品质，必要时应进行对象特性试验，如：给水调节门特性试验、电动调速给水泵特性试验、汽动调速给水泵特性试验、给水泵最小流址再循环控制门特性试验、过热蒸汽温度动态特性试验、再热蒸汽温度动态特性试验、减温水调节门特性试验、摆动燃烧器特性试验、一次风门风量特性试验等。5） 对自动控制系统进行定值扰动测试，测试结果满足控制子系统性能测试要求表格。6） 对机炉协调系统进行负荷扰动试验，试验结果满足见机炉协调系统性
30、能测试要求表格。测试方法采用机组负荷指令三角波负荷变化扰动测试。变负荷速率设定为 2Pe/min，负荷变动幅度为 10Pe，以三角波的形式反复变化 3个周期，考察各主要被调量（机组负荷、主汽压力及主、再热汽温度等）的稳定性。机炉协调系统性能测试要求负荷变动试验动态品质指标 稳态品质指标直吹式机组指标参数 负荷指令变化速率%Pe/min 2 2 3600MW等级及以上机组15允许值 1.5 1.5 2.2 实际负荷变化速率%Pe/min 实测值允许值 120 90 90 负荷响应纯迟延时间 s实测值允许值 3 3 3 1.5负荷偏差%Pe实测值允许值 0.6 0.5 0.5 0.3主汽压力 MP
31、a实测值允许值 10 8 8 3主汽温度实测值允许值 12 10 10 4再热汽温度实测值炉膛压力 Pa 允许值 200 150 150 100实测值允许值 1烟气含氧量%实测值16控制子系统性能测试要求动态最大偏差(最大超调量) 稳定时间 衰减率()控制系统 被调量 扰动量允许值 实测值 允许值 实测值 允许值 实测值主蒸汽温度控制系统 主蒸汽温度 5 1 20min 0.751再热蒸汽温度控制系统 再热蒸汽温度 5 1 20min 0.751炉膛负压控制系统 炉膛压力 150Pa 30Pa 1min 0.750.9风量氧量控制系统 风压/差压氧量150Pa 30Pa 30s1min0.75
32、0.9一次风压控制系统一次风压力 300Pa 60Pa 50s 0.751磨煤机一次风量控制系统 磨入一次风流量 5% 1% 20s 0.750.9磨煤机出口温度控制系统 磨煤机出口温度 3 0.6 5min 0.750.9除氧器水位控制系统 除氧器水位 l00mm 20mm 20min 0.70.8除氧器压力控制系统 除氧器压力 50kPa 20kPa 1min 0.751加热器水位控制系统 加热器水位 立式 50mm卧式 30mm立式 50mm卧式 30mm0.751凝汽器水位控制系统 凝汽器水位 50mm 20mm 8min 0.751其他自动 定值扰动 不振荡、给定值附近0.75117
33、3、 一次调频试验1） 在机组最低稳燃负荷额定负荷的范围内允许投入一次调频。按照（当地电网）电网规定：一次调频死区： 2r/min（0.03333HZ）响应时间： 响应滞后时间应不超过3 秒稳定时间应不超过60 秒；功频调差系数： 系统速度变动率：=5%一次调频负荷下限： 最低稳燃负荷一次调频负荷上限： 额定（最大）负荷2）一次调频试验投入 DEH一次调频后，由热工人员强制改变给定转速值，进行试验，检查一次调频动作情况，观察DEH、MCS 系统对机组负荷、主汽压力等参数的响应能力和调节效果，并对相关的调节参数进行修正。一次调频的指标应满足电网的上述规定，机炉协调系统性能满足自动调节指标的要求。
34、一次调频试验应进行两种及以上的不同频率下的试验，根据机组额定出力，应达到对应的负荷变化。建议进行下表所列频率下的一次调频试验。序号 转速 频率 负荷变化1 3005 r/min 50.083 Hz - MW2 2995 r/min 49.917 Hz + MW3 2990 r/min 50.167 Hz - MW4 3010 r/min 49.833 Hz + MW3）不同负荷点的一次调频试验根据不同电网和电厂的要求，可依据上述步骤在 60%、80%、90%负荷点分别进行一次调频试验。4、AGC 试验调节性能满足当地电网对AGC的要求：调节速率：超临界定压运行直流炉机组为机组额定有功功率的1（
35、以当地电网为准） ；调节精度：调节允许的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） ；响应时间：火电机组 AGC 响应时间应小于 1分钟（以当地电网为准） 。5、 RB 试验（1）RB 试验的质量要求1） 在实际进行机组 RB功能分项动态试验过程中，禁止人工干预，所有保护必须按规定定值投入；RB 动作到“新的稳定工况后 5分钟”的整个过程，自动不得解除。2） RB动作时，主汽温度、再热汽温度、炉膛负压、风量、氧量等自动调节回路动作良好，主汽压力、主汽温度、再热汽温、主汽流量、给水流量、总风量、总煤量、氧量、炉膛负压、除氧器水位等运行参数波动范围不危及机组安全和
36、不引起机组保护动作跳闸，即认为该项 RB试验合格。（2）机组设计的 RB功能磨煤机、送风机、引风机、一次风机、空气预热器、给水泵。（3）不同负荷下的 RB试验为保证机组的安全以及试验的可靠性，针对发生 RB不同的辅机需要进行两种工况的试验，中负荷，负荷在 7590之间；高负荷，负荷在 90100之间。18（四）电气专业1、电气特殊试验项目（基建安装时项目）1） 定子绕组内冷水流量试验；2） 电气设备（发电机、变压器、避雷器、GIS 等）接地导通试验；3） 主变、高压厂变空载损耗试验；4） 主变零起升压试验；5） 500kV GIS 局放超声波试验（包括 CT、PT 局放试验） ；6） SF6
37、气体抽样全分析试验；7） 发电机定子绕组端部振型模态试验；8） 发电机起晕试验。2、 发电机温升试验发电机分别在最大连续出力和额定出力下稳定运行，保持定子电流稳定，停止对冷却水系统所有的操作，试验需要持续(56)小时。温度限值温度限值序号 测量项目 单位 测点位置 测温方法国家标准 设计值1. 定子内冷水出水水温 每个线圈出水口 埋置检温计法 852. 定子绕组温度 每个槽内上下层 线圈之间 埋置检温计法 1203. 转子绕组 电阻法 1154. 定子铁芯温度 定子铁芯 埋置检温计法 1203、网调要求的试验项目序号 基本功能 调试条件 考核指标 实际调试 效果1. 一次调频 具备，需全网联合
38、试验1、转速死区：2r/min2、响应时间：响应滞后时间应不超过3 秒3、稳定时间应不超过60 秒；4、速度变动率应不高于5%；目前的EMS 系统并不能完全计算出所有机组的4 个指标（转速死区、响应时间、稳定时间和速度变动率），目前只对机组一次调频性能主要考核速度变动率这一项指标。2.励磁系统（包括PSS）、低励限制、强励功能具备且能满足要求并网发电厂不得擅自退出发电机组的自动励磁调节装置或低励限制、强励功能。3. 高频切机、低频切机 根据电网要求设置4. 安全稳定控制装置 根据电网要求设置5. AVC 装置 根据电网要求设置 1、合格率：AVC 调节达到99%以上2、机组AVC 装置在2 分
39、钟内调整到位为合格6. AGC功能 具备且能满足要求AGC 设备不能与机组同步投产，该机组不能并网运行。1、可用率指标要求，为98%。2、调节速率超临界定压运行直流炉机组为机组额定有功功率19的1.0%；3、调节允许的偏差量为机组额定有功功率的1；4、响应时间。火电机组AGC 响应时间应小于1 分钟。7. RTU 或远动工作站 具备且能满足要求8. 调度数据网络设备 具备且能满足要求9. 相量测量装置 根据电网要求设置10. 二次系统安全防护设备 需确认11. 电量采集装置 具备且能满足要求12. 基本调峰 具备且能满足要求 火电机组的基本调峰标准应达到额定容量的5013. 深度调峰 具备且能
40、满足要求 按机组实际性能，为电网提供深度调峰服务14. 有偿无功调节 需征电网同意指发电机组在发电工况时，在迟相功率因数0.8 至1 范围内向电力系统发出无功功率,或在进相功率因数0.97 至1 范围内向电力系统吸收无功功率所提供的服务。15. 基本无功调节 具备且能满足要求20（五）、化学专业1、化学水质控制措施1） 整套启动阶段汽水品质调试方案由调试监理组织各相关部门讨论审批。方案中严格执行 DL/T889-2004电力基本建设热力设备化学监督导则及超临界机组汽水品质指标的要求，过程中坚持水汽品质不合格绝不增加负荷进入新阶段的调试原则。2） 应确保分析数据真实可靠，对出现的问题及时纠偏和预
41、警。3） 在线化学分析仪表应投运。4） 精处理系统在条件具备时及早投运，为水汽品质合格提供保证。5） 水汽品质超标应及时向试运指挥部汇报，必要时提出降低机组负荷的建议。6） 系统进行水冲洗前须对凝汽器和除氧器水箱进行人工彻底清理。7） 冷态冲洗采取分段方式，从凝结水系统开始，先采取排放冲洗方式，在铁含量小于 1000g/L 时及时投入凝结水精处理进行循环冲洗，节约除盐水消耗。对于超临界机组，精处理对于净化水汽品质是重要的手段。8） 低压给水系统冲洗结束后，除氧器即投入蒸汽加热进行给水除氧，尽可能降低除氧器出水溶氧量，用除氧后的水对高压给水及锅炉进行冷态冲洗。9） 稳压吹管时，应加强锅炉水汽冲洗
42、，为整套启动过程中水汽品质合格提供保证。10）在汽轮机首次冲车、高、低压加热器首次投入过程中，应对疏水加强对的监测，不合格的疏水不应回收至凝汽器和除氧器。11）给水加氧系统应调试完毕，条件具备后投入给水加氧。212、化学水汽控制指标质量标准序号 系统 检验项目 单位标准值 期望值 实际调试指标氢电导率（25） S/cm 0.15 0.10溶解氧 g/L 7铁 g/L 5 3铜 g/L 2 1钠 g/L 3 2二氧化硅 g/L 10 5pH(25C) 全挥发处理8.89.3（有铜给水系统）9.29.6（无铜给水系统）9.19.4（凝汽器管为铜管、换热器管均为钢管）pH(25C) 加氧处理 8.0
43、9.07.08.0（无铜给水系统）联氨，全挥发处理 g/L 30TOC g/L 200氢电导率(25C)， 加氧处理 S/cm 0.15 0.101、 给水溶解氧，加氧处理给 g/L3015050g/L250g/L（无铜给水系统）钠 g/kg 3 2氢电导率（25） S/cm 0.15 0.10二氧化硅 g/kg 10 5铁 g/kg 5 32、 蒸汽铜 g/kg 2 1硬度 mol/L 0钠 g/L 5溶解氧 g/L 203、 凝结水氢电导率（25 ） S/cm 0.20 0.15氢电导率（25) S/cm 0.15 0.10钠 g/L 3 1铜 g/L 2 1铁 g/L 5 34、精处理后
44、凝结水二氧化硅 g/L 10 5二氧化硅 g/L 10除盐水箱进水电导率（25 C) S/cm 0.15 0.10除盐水箱出口电导率（25 C) S/cm 0.405、锅炉补给水TOC g/L 200电导率（25） S/cm 5铜 g/L 40硬度 mol/L 26、发电机冷却水pH(25C) 7.09.022（六）、环保专业1、主要调试项目及参数要求序号 项目 质量标准 标准值 实际调试效果1、 脱硫增压风机压力控制自动投入 炉膛负压不受影响2、根据机组负荷和入口二氧化硫浓度，确定脱硫浆液循环泵的优化运行方式3、 优化脱硫吸收塔浆液密度定值 密度设计值4、 脱硫浆液 pH值实现自动控制，小于
45、0.1 PH设计值5、 脱硫废水排放指标，满足环保排放要求能够正常投运 废水合格指标6、脱硫系统设计煤种下，脱硫效率大于 95% 设计脱硫效率7、 无旁路脱硫系统1、 烟气事故喷淋保护系统自动投入2、 喷淋效果达到设计要求3、 引风机负压控制系统自动投入，满足系统要求保护投入喷淋后烟温达到设计值引风机自动投入供氨量 设计值氨逃逸率不大于 3ppm 设计值氨氮摩尔比 设计值SO2/SO3转化率小于 1% 设计值8、 脱硝系统脱硝效率不小于设计值 设计脱硝效率2、脱硫系统调试项目及要求1） 合理控制增压风机的动叶开度，动叶调节以增压风机入口压力为主，同时参考锅炉负荷、烟气量和引风机参数等，同时可通
46、过控制旁路挡板门差压在较低范围内，降低增压风机能耗。引入锅炉负荷、引风机参数、烟气量等前馈，提高增压风机对锅炉负荷跟踪的调节能力。2） 优化除雾器冲洗水的冲洗步序，降低系统阻力，减少水耗。3） 在较低负荷时减少系统液气比，降低吸收塔阻力，减少增压风机出力。4） 根据机组负荷和入口二氧化硫浓度，优化浆液循环泵运行组配，节约循泵电耗。5） 合理调整吸收塔液位，在保证各项指标的前提下，尽量保持合理的低液位运行，降低氧化风机电耗。6） 合理优化吸收塔浆液密度定值，尽量保持低密度水平，减缓浆液循环泵和石膏排出泵叶轮磨损，节约更换费用，同时降低了上述设备的运行电流值。7） 在保证脱硫效率前提下尽量低 PH
47、值运行，减少石膏中石灰石含量，降低石灰石粉耗。减少石膏中亚硫酸盐含量。3、脱硝系统调试项目及要求1） 根据氮氧化物浓度，合理调整供氨量。2） 根据烟气特性合理调整吹灰程序，防止催化剂污堵。3） 合理选择与调整喷氨方式，优化氨氮摩尔比减少氮氧化物排放。23（七）、机组经济性分析应经常性对机组能耗分布进行分析（采用耗差软件） ，并采取相应的调整措施，保持机组的整体高效性，适应于性能试验之外的任何运行条件。对影响机组经济性的因素进行半定量分析和评价（最终分析由性能试验结果确定） ，确定机组节能潜力。在对上述因素进行分析后，给出影响煤耗偏差的具体数据，确定机组可以达到的最佳煤耗水平，并通过调整试验达到
48、指标要求。通过正平衡法计算给出机组主要技术经济指标，机组发电煤耗、厂用电率、锅炉效率、汽机热耗达到设计值。对于不能达到指标要求的情况，应对照设计，通过对系统的分析给出各个重要参数对经济性的影响程度，通过调整使指标达到设计值。1、在保证机组运行安全的基础上，调整系统运行方式使之符合设计要求；2、在保证机组运行安全的基础上，调整系统运行参数使之符合设计或性能保证要求；3、调整锅炉汽机辅机运行工况点使之在高效区运行；4、备用设备应处在备用状态，并定期切换。参数见附表：技术经济指标表24附表：技术经济指标表序号 系统 项目 单位 设计值 实际调试结果1. 不明漏量 %2. 锅炉侧不明泄漏 %3. 汽机侧不明泄漏 %4. 高中压疏水阀门泄漏 %5.机组泄漏损失高、低压旁路泄漏量 %6. 一级过热减温水流量7. 二级过热减温水流量8.减温水再热蒸汽减温水流量9. 热二次风风温10. 二次风暖风器后风温11. 一次风暖风器后风温12. 风机进口温度13. 送风机出口风温14. 一次风机出口风温15.风烟系统热一次风风温16. 一次风机电流 A17. 一次风机效率 %18. 送风机电流 A19. 一次风机效率 %20. 引风机电流 A21. 一次风机效率 %22.锅炉主要辅机功率磨煤机电流 A23. 给水泵驱动汽轮机效率 %24. 汽动给水泵效率 %25. 循环水泵电流 A26. 循环水泵效率
