主、辅机保护及试验
运行岗位“三制”管理规定
XXXX能源有限责任公司管理制度xxL3-001-AQ08运行岗位“三制”管理规定（试行）2015-10-20发布 2015-10-30实施XXXX能源有限责任公司发布运行岗位“三制”管理规定第一章总则第一条运行交接班制，设备巡回检查制，设备定期试验、轮换制，简称“三制”，是及时发现、消除设备异常和事故隐患，保证设备安全运行的一项重要措施，运行人员必须认真执行。
第二条为了规范做好燃机发电部各岗位交接班工作，认真执行巡回检查制度和设备定期试验、切换工作，杜绝因交接班不清楚、检查和定期工作不到位而造成设备异常运行或事故发生，特制订本规定。
第三条本规定根据上级主管部门的有关规定，同时参照同行业的实践经验并结合本厂的具体情况制订。
第二章交接班管理第四条运行交接班管理是交班与接班之间交清情况，明确交接班双方在运行上的职责，保证电厂安全生产的一项重要制度。
第五条交接班双方应本着对安全、经济运行负责的原则，相互创造条件，主动多做工作，为建立良好的交接班秩序而努力。
第六条运行交接班工作必须按规定时间交接班，不得随意更改。
如遇交班时间已到而接班人员尚未到岗时，交班人员不得擅离岗位，必须待接班人员前来接班并办完交接班手续后，交班人员方可离岗。
第七条正常交接班工作就正点进行,接班人员应提前20分钟到现场，按规定内容做好接班前的检查准备工作。
第八条各岗位对口交接班。
交班人员必须履行向接班人员口头交班的义务，详细交清本班运行情况，主要包括：所发生的异常情况及其初步分析，采取的措施及注意事项；对重要的设备变动或设备缺陷，要到现场向接班人员交待清楚。
接班人员有权向交班人员提出询问，包括要求交班人员到现场交接。
接班人员在接班检查中发现异常情况，应立即与交班人员联系并向接班机组长或值长汇报。
第九条交班前30分钟、接班后30分钟内，原则上不进行重大操作和办理工作票，特别情况例外。
第十条在事故处理或进行重要的倒闸操作时，不得进行交接班。
6.AGC试验作业指导书
版本2000B 热工室工作文件JDX/03/RG/03-06版本2000B 热工室工作文件JDX/03/RG/03-06目录1 概述 ............................................................................................... 错误！未定义书签。
2 应用范围 ....................................................................................... 错误！未定义书签。
3 引用标准、规程、规范 ............................................................... 错误！未定义书签。
4 使用仪器、仪表及精度等级 ....................................................... 错误！未定义书签。
5 试验条件 ....................................................................................... 错误！未定义书签。
6 试验方法 ....................................................................................... 错误！未定义书签。
7 安全技术措施 ............................................................................... 错误！未定义书签。
8 组织分工 ....................................................................................... 错误！未定义书签。
青州调试大纲 (2).
青州中联水泥有限公司余热发电工程启动调试方案2008年8月目录1 编制目的-------------------------------------------------- 22 工程概况-------------------------------------------------- 23 编制依据-------------------------------------------------- 24 组织与分工------------------------------------------------ 35 启动试运调试---------------------------------------------- 5 5.1分部试运 ------------------------------------------------- 5 5.2整套启动试运 --------------------------------------------- 55.3试生产阶段 ----------------------------------------------- 66 技术、安全措施-------------------------------------------- 67 启动调试项目---------------------------------------------- 6 7.1 分系统调试项目：---------------------------------------- 6 7.2 整套启动试运阶段调试项目：------------------------------ 81 编制目的机组启动调试是火电建设工程的一个关键阶段，其基本任务是按照国家标准和部颁规程、规范及设备文件，根据设计特点，对主机、辅机等设备及其配套系统，公用设备及系统进行调整、试验、试运，对暴露、发现的设备、设计、施工、安装问题提出整改技术方案和建议，使新安装的机组能安全顺利地完成整套启动试运行并移交生产，形成生产能力，发挥投资效益。
电厂调试大纲
电厂调试大纲People should have great ideals. October 2, 2021山西晋城煤业集团成庄1×50MW 资源综合利用电厂调试大纲山西世纪中试电力科学技术有限公司2005年6月摘要本文主要论述了山西晋城煤业集团成庄1×50MW资源综合利用电厂整套机组调试过程中,每个专业的调试范围及项目、组织分工、反事故措施以及人员、仪器、仪表配备情况,阐述了编写本方案的依据.是机组整套启动调试的纲领性文件.关键词锅炉汽机发电机热控化学1 前言机组启动调试工作是新建机组建设中的一个关键阶段,是机组建设中的最后一道工序,它是对机组的设计、设备、安装可行性的最终实现;它的基本任务是使新安装机组顺利地完成启动试运行,并通过调整试验使机组达到安全、稳定、经济的商业运行水平,发挥投资效益;启动调试工作需要设计、制造厂家、安装、调试及建设、生产等单位密切配合,经过锅炉、热机、热控、电气、化学等多专业共同协作完成;因此,机组启动调试是多单位、多工种、多系统、多程序的系统工程,必须以科学的管理方法来组织实现机组的启动调试和试运;本调试大纲是机组启动调试过程中总的指导性文件,它主要是确定机组启动调试试运组织机构和职责分工,明确调试范围和项目、调试程序、制定机组启动调试的重要原则方案和质量保证措施,对启动调试工作过程起指导作用;2 编制依据火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程原电力工业部电建1996159号；火电工程启动调试工作规定原电力工业部建设协调司建质199640号；火电工程调整试运质量检验及评定标准原电力工业部建设协调司建质1996111号；电力建设施工及验收技术规范原电力工业部现行版本、全套；火电工程质量监督站质量监督检查典型大纲试行原电力工业部建设协调司建质199584号；火电机组热工自动投入率统计方法原电力工业部建设协调司建质199640号；模拟量控制系统负荷变动试验导则原电力工业部建设协调司建质199640号；调试措施、调试报告编制标准DZB07--1998；电气设备交接实验规程；二十五项反事故技术措施；制造厂图纸和说明书、质量保证书等；设计院提交的设计资料和调试有关文件、会议纪要等;3 工程设备概况山西晋城煤业集团成庄1×50MW资源综合利用电厂位于晋城市成庄矿区内,承担矿区所需电力负荷的供应;本工程是由北京华宇工程有限公司设计,山西电力建设三公司安装,我公司承担整套启动调试工作;该厂工程设计为1×50MW环保节能性机组,机组配套锅炉是济南锅炉集团公司生产的1×260t/h锅炉,型号为YG-220/；汽轮机为南京汽轮电机集团有限责任公司生产的冷凝式汽轮机；发电机为南京汽轮电机集团有限责任公司生产,型号为QFW-60-2；冷凝式汽轮机DCS系统为北京和利时工程有限公司的MACS 3 集散控制系统;除尘器采用双室四电场静电除尘器;分系统试运不属于我方调试范围,机组整套启动前各分系统应已结束;分系统项目如下：汽机部分1 主辅机保护、联锁试验；2 安全门检验及调节门、抽汽逆止门、电动门等的动作检查试验；3 空冷凝汽器及炉前系统清洗、钝化保养；4 辅机循环水、冷却水系统调试；5 辅助蒸汽系统调试；6 凝结水及补水系统调试；7 除氧给水系统调试；8 电动给水系统试运调试；9 机组各蒸汽管路冲洗；10 抽汽加热器及疏水系统调试；11 真空系统调试；12 抽汽加热器及疏水系统调试；13 轴封供汽系统调试；14 发电机内冷却水系统调试；15 调节保安系统调试；17 主汽门严密性试验；锅炉部分1 锅炉机组主要设备及系统进行检查；2 各汽水系统电动阀门、烟风系统调节挡板及有关电动和手动风门试验；3 锅炉侧工业水系统、取样、加热及排汽等辅助系统；4 烟风系统的冷态通风试验,返料器、流化风、二次风、冷渣器、密封风等用风系统流量测量装置的检验核对；5 锅炉安全阀；6 锅炉本体膨胀系统；7 锅炉蒸汽管路及蒸汽系统相关管路的蒸汽吹扫；8 主辅机保护联锁检查及试验；9 循环流化床孔板阻力、料层流化的冷态试验,确定最佳点火方式；10 循环流化床锅炉返料器返料特性的冷、热态分析研究；11 设备各阶段存在的有关问题和缺陷记录;电气部分1 了解厂用系统带电工作；2 了解启动备用电源系统试运工作；4 进行电流.电压回路及同期回路的检查工作;5 引送风机系统电气调试；6 一次风机系统电气调试；7 空预系统电气调试；8 燃油系统电气调试；9 吹灰系统电气调试；10 冷却水系统电气调试；11 凝结水系统电气调试；12 除氧给水系统电气调试；13 主润滑油顶轴油系统电气调试；14 发电机水冷系统电气调试；15 发电机密封油系统电气调试；16 真空泵系统电气调试；17 轴封系统电气调试；18 疏水系统电气调试19 凝结水精处理系统电气调试；20 工业水系统电气调试；22 除灰除渣系统电气调试；23 输煤系统电气调试；24 电除尘系统电气调试;热控部分1 测量元件、取样装置的安装情况及校验记录、仪表管路严密性试验记录,表管、变送器的防护措施；2 执行机构及基地调节器的安装情况,并已完成远方操作试验；3 一次元件及特殊仪表已经校验；4 调节机构的检查,进行特性试验；5 调节仪表、顺控装置和保护装置的单体校验；6 分散控制系统的受电和软件恢复；7 计算机系统硬件检查和I/O通道精确度检查；8 分散控制系统组态检查及参数修改；9 热控用气源的质量和可靠性；10 风量测量装置的标定；11 汽轮机监视系统调试；12 计算机监视系统调试与投入；13 主辅机联锁及保护试验；14 模拟量控制系统的开环试验及静态整定；15 主机保护、旁路控制系统调试及开环试验；16 分散控制DCS系统技术指标检查；17 汽包水位炉膛火焰工业电视监视系统的检查与调试；18 热工信号逻辑报警系统调试；19 化学分析仪表调试；20 配合烟气连续监测系统调试；21 空调系统调试；22 辅助系统集中监控系统如水、灰等的调试;化学部分1 原水预处理设备的调试；2 除盐系统的调试；3 辅机循环水处理系统调试；4 凝结水处理系统的调试；5 废水中和处理系统的调试包括生活污水处理系统；6 锅炉化学清洗及锅前系统清洗；7 分系统试运化学监督；8 汽水取样系统调试；9 加药系统的调试;5 调试范围及调试项目本期工程调试范围为1炉1机的整套机组启动调试,各专业调试项目如下：汽机部分启动调试前期工作1 收集并熟悉有关的技术资料；2 了解机组安装情况；3 准备调试所需的仪器、仪表；4 编制汽轮机组的调试措施;整套启动试运阶段的工作1 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运；2 汽轮机冲转及带负荷试验；3 变负荷试验；4 进行72小时满负荷连续试运行；5 进行消缺后的24小时满负荷连续试运行;锅炉部分启动调试前期工作1 收集并熟悉有关的技术资料；2 了解机组安装情况；3 准备调试所需的仪器、仪表；4 编制锅炉调试措施和调试方案；整套启动试运阶段的工作1 整套启动前准备性检查试验；2 指导运行人员按启动方案及运行规程的要求进行锅炉启动点火操作,调整燃烧,控制升温升压速度,完成启动前有关工作；3 疏水及排污系统调试；4 安全阀校验及蒸汽严密性试验；5 配合汽机和电气专业进行汽机试转和发电机试验；6 发电机并入电网后,指导锅炉运行人员进行整套机组带负荷,调整燃烧,维持良好的蒸汽参数,确保锅炉达到要求范围内的各项指标；7 返料器热态调试,确定理想的循环物料运行方式；8 针对粗料床进行给煤机落煤调整试验,维持正常床温；9 针对流化床锅炉进行不同一次风量和二次风量的调试,研究床温与汽温变化特性；10 分析研究不同负荷下料层高度变化及其对应风室风压、料层差压的对应关系,确定单位时间最佳排渣量；11 进行变负荷试验,了解不同负荷下流化床的适应性；12 进行冷渣器热态运行调整试验,在设备允许的条件下保证良好运行状态；13 配合汽机与电气专业进行带负荷、超速等试验；14 灰渣系统的带负荷试验；15 给煤系统的带负荷试验；16 吹灰系统的带负荷试验；17 进行72小时连续满负荷试运行；18 进行机组消缺后的24小时连续满负荷试运;电气部分启动调试前期工作1 收集相关技术资料；2 熟悉电气一次主接线,全面了解机组的继电保护和自动装置；3 了解设备安装和单体调试情况；4 编制电气整套启动调试措施；5 准备试验仪器、仪表;整套启动试运1 测量发电机系统的绝缘电阻；2 在汽轮机不同转速时,测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流阻抗、功率损耗；3 额定转速下工作试验;主要有短路试验,空载试验,保护定值检查试验,录制发电机灭磁时间常数,测量发电机一次残压及相序.再次检查二次回路的完整性及相序.向量的正确性；4 进行发电机定相试验;假同期试验、同期并网试验；5 机组并网后带负荷试验；6 投入发电机变压器保护及励磁系统；7 主变压器及高压厂用变压器系统充电试验；8 发电机启动调试；9 发电机变压器组带负荷试验及试运行；10 发电厂监控调试；11 发电厂厂用电源系统调试；12 高压备用公用变压器；13 升压站调试；14 自动励磁调节系统投运调试；15 高压厂用电源带负荷切换试验；16 进行72小时连续满负荷试运行；17 进行机组消缺后的24小时连续满负荷试运;18 进行72小时连续满负荷试运行；19 进行机组消缺后的24小时连续满负荷试运;热工部分启动调试前期工作1 熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点；2 掌握所采用的热控设备的技术性能,对新型设备和有技术难题的设备进行学习、调研和收集资料；3 审查热工控制系统的原理图和组态图；4 了解热工安装和单体调试情况；5 编制主要控制系统的调试措施;整套启动调试1 在机组整套启动过程中,根据运行情况,投入各种热控装置及模拟量控制系统；2 模拟量控制系统投入后,检查调节质量,整定动态参数,根据运行工况做扰动试验,提高调节品质；3 投入各项主机保护；4 运行工况稳定后,投入协调控制系统；5 配合有关专业进行带负荷和变负荷试验；6 参加72小时连续满负荷试运行；7 参加机组消缺后的24小时连续满负荷试运;化学部分启动前期工作1 了解工程情况,收集资料；2 编写调试和措施;整套启动试运1 投入加药系统；2 协助、监督运行人员的操作调整,配合热工专业完成化学仪表和程控装置的投入；3 对炉水及蒸汽品质监督；4 凝结水、疏水回收监督；5 监督除氧器的除氧效果；6 锅炉及热力系统停运时防腐监督；7 记录统计设备运行情况及参数；8 参加72小时连续满负荷试运行；9 参加机组消缺后的24小时连续满负荷试运;6 整套启动调试进度计划1 机组首次启动空负荷试验汽机及电气等各项试验：2005年8月6日—8月10日2 机组首次并网发电：2005年8月15日3 机组完成72小时满负荷试运：2005年8月15日—8月30日4 机组完成24小时满负荷试运：2005年9月5日上述调试进度计划是根据现场实际工作进度日期为完成截止日期.考虑了一般情况下的实际调试进度影响因素及空余时间误差;详细的调试进度计度请参见有关后续的调试方案;我们还将根据现场实际情况修改调试进度计划,尽量在现场条件允许的情况下做到保质保量地提前完成整套启动调试任务;7 启动调试的组织及分工职责启动试运的组织机组整套启动之前建设、监理、施工、调试、生产、设计、电网调度、制造厂等有关单位代表组成启动委员会;由业主任命启动委员会主任一名,副主任委员和委员若干名;该委员会工作直至机组办完移交试生产手续为止,其主要职责是领导和协调机组整套启动试运工作及外部条件；审议和决定机组整套启动试运工作中的重大事宜;在机组分部试运开始的一个月前,成立由建设、监理、施工、调试、生产、设计等单位代表组成的机组试运指挥部,设总指挥一名,副总指挥若干名,该指挥部工作直至机组办完移交试生产手续为止;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,试运指挥部在其领导下开展工作;在试运指挥部下,成立由建设、监理、施工、调试、生产、设计等单位代表组成的分部试运组、整套试运组、验收检查组、生产准备组、综合组和试生产组;各组分别设组长一名,副组长2—3名,一般由各单位出任试运指挥部副总指挥的人兼任;具体负责机组的分部试运、整套启动调试、验收检查和生产准备等日常工作;参与机组启动试运有关单位的主要职责建设单位全面协助试运指挥部做好机组启动试运全过程中的组织管理,参加试运各阶段的工作检查协调、交接验收和竣工验收等日常工作,协调解决合同执行中的问题和外部关系等;出任验收检查组和综合组的组长;施工单位完成启动需要的建筑和安装工程及试运中临时设施的施工；配合机组整套启动调试试运工作；按有关要求做好自检、迎检工作；做好试运设备与运行或施工中设备的安全隔离措施；负责试运现场的安全、消防、治安保卫、消缺检修和文明启动等工作；提交与机组配套的所有文件资料、备品配件和专用工具等;全面负责组织分部试运工作,出任分部试运组组长;负责编制调试大纲、机组整套启动试运的调试方案和措施；了解分部试运工作及试运后的验收签证；全面检查机组所有系统的完整性和合理性；负责组织协调并完成机组启动试运全过程中的调试工作；负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案或建议；填写调整试运质量验评表；提交调试报告;出任整套试运组组长;生产单位负责完成机组整套启动前各项生产准备工作；负责提供电气、热控等设备的运行整定值；参加分部试运及试运后的验收签证；做好运行设备与试运设备的安全隔离措施；负责试运中的操作、事故处理和文明生产；对运行中发现的问题提出处理意见或建议；移交试生产后,全面负责机组的安全运行和维护管理工作等;出任生产准备组和试生产组组长;设计单位负责机组试运过程中出现的必要的设计修改；提交完整的竣工图;制造单位按合同进行技术服务和指导,保证设备性能；及时消除设备缺陷；处理制造厂应负责解决的问题；协助处理非责任性的设备问题;电网调度提供归其管辖的主设备和继电保护装置整定值；核查机组的通信、远动、保护、自动化和运行方式等实施情况；及时审批机组的并网申请,以及可能影响电网安全运行的试验方案,发布并网或解列命令等;监理单位按合同进行机组启动试运全过程的监理工作;8 试运期间防止机组非计划停运的反事故措施机组启动调试工作是新建机组的一个关键阶段,防止试运期间机组非计划停运反事故措施,是使机组顺利完成启动试运行,达到安全、稳定、经济的调整试运目的保证;试运期间机组非计划停机的因素很多,涉及设计、施工、调试、运行、制造厂家、监理、生产等参建单位;因此,必须以科学的管理方法来组织机组的启动调试和试运;在启委会的领导下,各单位责任落实,层层把关,以实现共同目标;我公司在调试组织机构的运作中,明确调总是调试现场具体调试工作的总指挥,从整套调试试运开始,负责各单位,各专业之间的调试和消缺协调工作;各专业负责人为各专业的安全、质量、技术第一负责人,我公司安全体系、质量体系的有效工作是防止非计划停运的有力保证;工作重点是：1 落实质量验收制度,不合格的项目不能带到下道工序；2 严格执行工作票制度；3 加强试运中的指导、示范操作和监护；4调试人员必须以高度的责任心和责任感来对待调试工作,牢固树立“精心组织,确保安全,认真调试,精益求精,创造精品工程”的思想;在编制调试措施和实施调试过程中,要采取可靠的措施保证人身和设备安全,各专业要根据国家电力公司2000年颁布的防止电力生产重大事故的二十五项重点要求编制反事故措施,确保在调试期间不发生事故;锅炉专业防止炉膛及烟风道瓦斯爆炸1 在可能存在瓦斯气体的烟风道和炉膛装设瓦斯泄放排空管及对应阀门、防爆门;2 锅炉尽量避免长期低负荷和空气量不足的情况下运行;3 加强煤质和颗粒度的分析并及时调整,避免燃烧不完全形成瓦斯沉积;4 紧急停炉后,及时检查给煤机完全停运,停炉压火前,料层温度须降低至800～820℃以下、氧量提高到％以上;5 加强锅炉火焰工业电视的维护和火检的维护,以使其能正常投入运行;防止锅炉尾部再燃烧1 尾部烟道各部测温元件在安装前必须认真校验,有校验合格证方可安装；2 运行中密切注意尾部烟道负压和温度的变化情况,异常时必须查明原因,采取措施及时处理；3 加强旋风分离器的严密性和返料器的连续运行状态检查；4 随时检查锅炉燃烧情况,不得出现锅炉冒黑烟和燃油雾化不良现象;防止锅炉超压、超温1 各压力、温度测量元件安装前,必须经过校验,有合格校验报告后方可安装；2 锅炉进行水压试验前,必须做好防止超压的安全措施,专人负责到位；3 锅炉进行安全门复跳前,电磁或机械泄放阀须校验合格、投入自动位置；4 锅炉运行人员必须严密监视锅炉各部壁温、烟温和汽温,严格按措施规定执行,不得私自放大；5 对锅炉烟温调整挡板和减温水调节门,要在投运前进行认真调试和检查,有问题及时联系安装消除;防止锅炉汽包满水和缺水1 汽包各水位计及水位取样变送器安装时,必须保证与汽包正常水位中心线持平,并有严格记录、签证,各水位计及采样器中心线误差在合格范围内；2 汽包水位计水侧取样管孔位置,必须低于汽包水位停炉保护动作值,并应有足够的裕量；3 汽包水位测量系统应采取正确的保温、伴热防冻措施,以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性；4 运行人员应经常检查各水位计的偏差值,并查明其原因；5 严格按照运行规程及各项制度对水位测量系统进行检查及维护,机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对验证,并进行汽包水位计的热态调整及校核,做好调试专项记录和报告；6 汽包水位保护在锅炉启动前应进行实际传动校验,用上水法进行高水位保护试验,用排污门放水方法进行低水位保护试验,严禁用信号短接法进行模拟传动试验；7 当运行中无法判断汽包实际水位时必须紧急停炉；8 出现电源中断紧急停炉时,等电源恢复时根据水位校准状态和当时的紧急处理情况适量补水,如就地水位计不能叫出水位时不能强行补水;防止料层大面积严重结焦1 严格控制料层的运行温度850～1000℃,点火期间、调峰或煤质波动期间最高不得突破1060℃；2 严格确定热态最低流化风量和风压,控制各负荷下料层高度适当,防止流化不良造成的局部高温；3 定期检查烟风系统档板和风机出、入口档板,确保其开度位置正确；4 一次风、二次风风机启动、停止必须严格按调试要求及有关运行规定进行操作；5 流化风正压侧的密封效果及漏风量应严格控制在允许范围内;6 严格控制返料器物料工作温度不得超限,一般情况下不得超过970℃;7 随时调整风机运行时的风量,保持其热平衡,避免温度不均匀现象出现;8 严格控制入炉燃料的颗粒度适中,避免死料存在;9 严格保证放渣、放灰管的密封,防止漏风形成复燃结焦;10 点火期间,入炉引子煤折算到床料中的低位发热量不得超过5500kJ/kg;11 点火期间温度上升时需要严格控制风量与燃料的平衡关系;汽机专业防止汽轮机大轴弯曲1 安装验收严格执行有关规定,办理四方验收签证;2 机组启动前检查大轴弯曲晃度值,不许超过原始值的;3 启动前严格控制各轴承油温,启动后严密监视汽机的振动和轴瓦温度,任何情况下超过相应允许值,应立即打闸停机;4 热态启动前,应充分暖管、加强疏水,汽温控制要比汽缸壁温最高点温度高80℃～100℃,严格控制蒸汽过热度不得少于50℃;5 机组启动前,应检查汽缸上、下壁温差不超限；启动过程中,严密监视机组的胀差、轴向位移等重要数据;6 机组在跳闸或甩负荷后,应查明原因,如不影响机组安全,应在汽机避开临界转速区后尽快恢复机组运行;7 停机后,必须严密注视加热器、高压缸排汽、凝结水补水、旁路减温水、除氧器等各阀门的位置和严密性,以及水位和汽缸温度,防止汽机进水;8 机组正常启／停前,应检查顶轴、盘车装置及电源正常可靠;防止汽轮机油系统着火1 检查油系统的管道及部件的布置远离高温管道;2 检查油系统的管道要有牢固的支吊架和隔离罩;3 油系统的阀门与法兰有可能漏油的部位附近敷设有热管道或其它热体时,这些热体保温应坚固、完整,其外表覆盖有铁皮,外表面温度不得超过50℃;4 运行中,应加强对油压、油温监视和定期巡查系统管路,防止漏油现象发生;5 事故油箱能保证随时可用,主油箱事故排油门醒目、动作灵活、可靠;6 油系统安装完毕应进行打压试验;防止汽轮机超速1 精心操作,认真检查,防止油系统进水;2 严格油质化验制度,启动前、带负荷中、72小时试运前,都应取样化验油质,并有合格报告,以防止调速、保安部套出现卡涩现象;3 保证汽水品优良,减少门杆结垢;4 定期进行危急保安器充油试验;5 主汽门、调速汽门的严密性符合要求;6 危急保安器动作、电超速保护试验正常;。
锅炉机组检修后的检查和试验
锅炉机组检修后的检查和试验第一节检修后的检查与验收锅炉机组在新安装或检修后，热力工作票必须全部注销，运行人员应详细了解设备异动情况，对设备进行全面检查验收。
一锅炉外部检查1 检修用的脚手架及其它材料、工具和垃圾等应全部清除干净。
2 锅炉风室防爆门应完整无损。
3 炉顶和运转层各通道、地面及运行层周围清洁无杂物且通道安全、畅通。
4 各部照明完好，事故照明可靠。
5 平台、楼梯、围栏、盖板应完整，符合安规要求。
6 各处挡板、连杆应灵活好用，各部销子牢固，铭牌及开关指示应齐全、准确、明显。
7 各吹灰设备配套齐全，经试运无故障。
8 锅炉设备附近的消防用具完好且有足够数量。
9 各膨胀指示器应完整，指示正确，刻度清楚。
10 锅炉机组内的支吊架完好，管道保温完整，炉墙及各风道烟道完整严密无裂缝。
11 一、二次风机、返料风机,引风机经调试结束并符合要求，同时使各风门挡板处于关闭位置﹙引风机入口、出口挡板关闭﹚。
观察孔、检查孔、人孔门开关灵活，关闭严密，固定牢靠。
12 盘面清洁，DCS各种指示与实际相符。
13 通讯设备、联系信号、常用工具、表格记录本齐全。
14 所有检修工作票注销。
15 安全门正常投入，检查排汽管连接牢固。
二锅炉内部检查1 燃烧室、旋风筒、烟道、风道等内部检查无人，清洁无杂物。
2 各受热面完整无损且无结焦、积灰现象。
3 燃烧室（包括风室）、旋风分离器、返料器的耐磨耐火材料无明显裂纹及起壳现象。
4 锅炉床面、冷渣器和返料器内无杂物。
5 风帽无堵塞、损坏,变形,脱落,脚手架全部拆除,床料填加完毕。
6 燃料给煤口不应有损坏现象，二次风喷嘴应完好，无结焦.7 检查炉内各测压、测温元件无严重磨损、烧坏。
8 检查完毕后,严密关闭各人孔门.三汽水系统检查1 检查汽水系统阀门、法兰、门杆螺丝应坚固，无松动和明显缺陷，保持完好，盘根应有足够的压紧余隙，手轮完整，固定牢固，阀杆洁净，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活。
2 各放水门、疏水门及空气门应完好并处于相应的位置。
汽轮机启动前的保护试验
汽轮机启动前的保护试验为保证汽轮机的正常运行和在事故状态下能紧急安全地停运，防止设备损坏，在汽轮机启动前需确保各项联锁和保护动作正常。
主要保护试验有汽轮机主保护ETS试验、机电联锁试验和辅机联锁试验，辅机联锁试验包括凝结水泵联锁、真空泵联锁以及三台油泵的低油压联锁保护等。
1.汽轮机启动方式概述汽轮机的启动过程就是将转子由静止或盘车状态加速至额定转速并带负荷至正常运行的过程，根据不同的机组和不同的情况，汽轮机的启动有不同的方式。
按照启动过程的新蒸汽参数可分为滑参数启动和额定参数启动。
按照启动前汽缸温度水平可分为冷态启动和热态启动。
2.滑参数启动锅炉与汽轮发电机组同时启动，锅炉点火升压的同时，汽轮机利用锅炉的低参数过热蒸汽进行暖机升速、带负荷。
由于汽轮发电机组是在汽温、汽压等参数不断变化的情况下启动暖机、升速、并网和承接少量负荷的，故称为滑参数启动滑参数启动要求司炉人员严格控制、精细调整锅炉负荷，保证新蒸汽的升温和升压速度符合汽机启动的参数要求，以防止新蒸汽参数突变造成汽轮机金属温升不均匀或者过快导致胀差过大。
滑参数启动的优点有:（1）滑参数启动使汽轮机启动和锅炉启动同步进行，因而大大缩短了启动时间。
使用锅炉启动初期的低参数蒸汽来暖机、升速和带部分负荷，减少了热能损失和汽水损失。
（2）滑参数启动中，金属加热过程是在低参数下进行的，且冲转、升速是全周进汽，因此加热较均匀，金属温升速度比较容易控制。
（3）滑参数启动时，锅炉的启动要满足汽轮机暖机升速的要求，锅炉可用调节燃烧强度（即控制进炉燃料量）来控制启动工况。
滑参数启动时，因蒸汽的容积流量大，对改善水循环和汽包上下壁温差有利。
，3.额定参数启动当主蒸汽压力、温度达到额定参数时，开始对汽轮机冲转。
该启动方式主蒸汽参数较稳定易调整，比较适用于一些母管制机组，但要控制好暖管、暖机的各项操作，防止高温高压蒸汽对汽轮机金属产生较大热冲击。
4.冷态启动各厂家机组对汽轮机启动方式的划分方法并不相同。
热机试验(辅机和保护试验)
㈡煤粉取样和筛分—测定煤粉细度
—从风粉气流中抽取煤粉样，送实验室 及标准筛进行筛分。
应采用煤粉等速取样管—取样管入口处速 度和取样点处主气流速度的偏差值不大 于±10%。按此要求，当气流速度为 20～30m/s时，取样管内、外静压差的 波动不应大于50～l00 Pa。
㈢原煤取样—进行煤的成分分析
应使所取煤样具有代表性。
⑵连锁开关断开时，各转机可任意启停。
4.试验条件（教材P27－28）
㈠在大小修后、机组启动前进行；联系电气、 热工人员到场；
㈡试验前已完成各分部试验－润滑油系统运 转、转机启停试验、事故按钮和信号试验、 风门档板试验；
㈢已送上电源－操作电源（静态试验）或动 力电源（动态试验）
5.试验方法
㈠按顺序依次启动各转机，投入连锁（连锁开 关置于闭合位置）；
课堂作业五
8.钢球磨中储式系统的主要试验项目有哪 些?分别需确定哪些内容?
煤粉管道及燃烧器的布置
⑶磨辊加载压力试验
—保持磨煤机出力和通风量不变，在不 同加载压力下测定系统运行各参数，以 求得满足磨煤出力所需的较合适的加载 压力。 ⑷磨煤机出力特性试验 —风煤比值按给定的值变化，在不同磨 煤机出力(直至磨煤机最大出力)下测定系 统运行各参数。
⑸煤粉分配性能试验
—在不同风量工况下测定各一次风管的风 速，粉量，为改善燃烧器的风粉均匀及锅 炉燃烧调整提供依据。 ㈢风扇磨直吹式系统 ⑴纯空气通风特性试验 —在不同通风量下测定磨煤机的提升压头、 磨煤机功率，通风效率和分离器阻力，以 便为进行新旧碾磨件通风特性对比及设备 改进提供依据。 在试验同时，进行冷态一次风量调平试验。
㈡汽包水位保护－增大给水流量或开事故 放水，使水位变化至保护动作值，检查 保护装置是否动作；
电厂汽轮机从首次启动前到带满负荷需要进行的20项试验
汽轮机作为火力发电厂的三大主机设备之一，它的作用是将蒸汽的热能转化为动能，带动发电机将动能转化为电能。
汽轮机从启动到带满负荷要进行哪些试验呢！下面我们就来梳理一下：1、阀门传动试验阀门传动试验是通过在DCS上操作与人员就地核对的方式来检验系统中阀门接线是否正确，就地开关状态与DCS是否一致及开关是否灵活，有无卡涩现象，排查出问题及时处理。
阀门传动试验对于不带调节功能的电动，气动和液动阀门只进行开关状态试验，判断其开关位置与DCS一致和开关灵活、无卡涩；对于带调节功能的阀门还需进行相应刻度的校核试验，一般是从0%到100%开度内进行开关试验，首先从0%开始，以5%开度为一个阶段进行开操作，直到100%，再以5%为一个阶段关到0%，进行校核。
所有阀门以一个系统为单位按照清单逐一进行传动，将问题如实记录，并联系相关人员进行处理。
2、辅机设备联锁保护试验。
主要针对汽机侧辅机设备进行联锁保护动作试验。
联锁保护试验在单体试运完成后系统具备试验条件后进行。
针对低压辅机设备则进行动态联锁保护试验，通过强制保护跳闸或者短接测点及手动停止检验备用设备是否联启。
高压辅机设备则将开关打至试验位，用同样的方法进行试验，从而检查联锁逻辑的正确性。
汽机侧高压设备有：电动给水泵电机，凝结水泵电机，开式循环水泵电机和闭式循环水泵电机及循环水泵电机。
低压设备有：真空泵，定冷水泵，密封油主油泵，密封油循环油泵，给水泵供油泵，辅助油泵，轴加风机，EH循环油泵，EH主油泵，润滑油输油泵，润滑油回油泵及密封油排油烟风机，交流润滑油泵，直流润滑油泵及密封油直流润滑油泵等。
3、DEH静态试验DEH静态试验是汽轮发电机在初次起动前和大修后必须进行的试验之一，其主要目的是检验汽轮机数字电液调节系的可靠性。
DEH静态试验主要试验内容为汽轮机主保护在达到动作条件时能否进行正确动作，试验由运行和热控人员配合完成，具体要求根据试验清单和操作票执行。
4、汽轮机挂闸和打闸试验。
300MW火电厂机组RB试验措施
十里泉电厂＃6机组RB试验说明RB是指机组各种主要辅机故障时，协调控制系统使机组自动减至与运行辅机出力相适应或保持锅炉最低稳燃的目标负荷，同时保证机组的安全、经济运行。
1.RB试验1.1RB试验必须具备的条件1.1.1机组主要辅机运行正常1.1.2机组的主要保护如：FSSS、汽机保护、发电机保护、水位保护等要投入运行，且动作可靠。
1.1.3相关的系统和联锁要投入运行，如旁路控制系统、辅汽至除氧器电动门。
1.1.4各控制子系统和机组协调控制系统要运行在自动方式，且经过严格的负荷摆动试验，调节质量满足要求。
1.1.5DEH（汽轮机数字电液控制系统）电调运行具备良好的负荷响应特性。
1.2试验数据和设备对于主要的参数如主蒸汽压力、机组负荷、炉膛压力、汽包水位、调门开度等要有数据记录，为试验后的数据分析作准备。
1.3试验方法1.3.1我厂此次设臵送风机RB、引风机RB、给水泵RB，RB允许负荷均为200 MW，各种RB的目标负荷为190MW。
1.3.2根据各种RB的特性确定和运行人员的经验确定RB的速率，DEH降负荷的速率为150MW/分钟。
1.3.3进行实际的RB试验1.3.3.1检查机组的主辅机运行正常，所有的主保护运行正常。
1.3.3.2各控制子系统和协调控制系统运行正常1.3.3.3制作条件进行RB试验。
2.几点说明2.1机组的目标负荷确定，除考虑对应设备的带负荷能力外，还要考虑机组的最低稳燃负荷（暂定为180 MW）、环境条件的变化来确定整个机组的最大可能出力。
2.2每种工况RB根据运行经验确定在锅炉侧切除火嘴的速率为2秒钟一个。
2.3给水泵RB的发出条件：考虑电泵联动不成功，运行人员手动开启电泵，操作电泵抢水的实际情况，暂按汽泵跳闸后，电泵未运行延时10秒发RB信号。
2.4在RUNBACK方式下，将一级减温，二级减温，再热事故喷水调门自动关闭，在关闭的同时产生10秒的闭锁脉冲，10秒钟内运行人员无法操作。
锅炉汽机的一些试验
锅炉汽机的一些试验一、机炉电大联锁试验1、试验条件（1）确认所有检修工作已结束，工作票已注销。
（2）将试验设备操作电源及各位置表计投入并确认其指示正确。
(3)厂用压缩空气系统已正常，母管压力应维持在0.55～0.80 MPa。
(4) 试验设备按启动前检查操作项目进行全面检查，一切正常后可进行试验。
(5) 试验时远方、就地应有专人监视，试验完毕，将试验结果填在试验记录本内。
(6)试验前应确认阀门开关试验、转机拉合闸试验、燃油系统严密性试验、锅炉总联锁静态传动试验、锅炉保护试验、程控装置试验、辅机及辅机附属设备的联动及保护试验、主机阀门试验、主机保护试验等均已完成。
2、试验步骤及内容：(1).机组联锁试验前相关热工、电气人员到现场。
(2).启动A、B空预器。
(3).将两台引、送风机电机开关送到试验位，投入相关油站，并启动两台引、送风机。
(4).启动一台火检探头冷却风机。
(5).由热工人员强制“风量小于40％”、“风量大于30％”、“汽包水位高”、“汽包水位低”热工信号。
(6).检查锅炉具备吹扫条件后，油泄漏试验选择“跳过”，启动锅炉吹扫。
(7).锅炉吹扫完毕，开启油跳闸阀，MFT复位。
(8).将两台一次风机电机开关送入试验位，投入其电机油站，并启动两台一次风机。
(9).将一台密封风机电机开关投入试验位，并启动密封风机。
(10).将三台磨煤机电机开关送入试验位，由热工人员强制三台磨的“磨煤机启动允许”信号，启动三台磨煤机。
(11).由热工人员强制各“给煤机启动允许信号”，解除“断煤延时跳给煤机”保护，检查各给煤机进口插板在关位，启动各给煤机。
(12).启动汽机交流油泵、EH油泵，并检查油压正常。
(13).启动一台内冷水泵，检查出口流量、压力正常。
(14).由热工人员强制“凝汽器真空低”信号。
(15).汽机控制选择“操作员自动”。
(16).启动密备油泵，汽机挂闸。
(17).检查确认各段抽汽电动门和逆止门全部开启，检查四抽至除氧器电动门、四抽至小汽轮机进汽电动门开启，汽机高、低压疏水门关闭。
发电机组启动前应做哪些电气试验？
发电机组启动前应做哪些电气试验？一保护信号及联锁试验.1．做发电机主断路器和自动灭磁开关拉合闸试验及联锁试验正常。
2．发变组保护传动及联锁试验正确，保护控制回路信号正常。
3．厂用电系统低电压联锁试验联动正常。
4．做机组各辅机电机保护联锁试验及事故按钮跳闸试验正常。
二发电机的绝缘测量发电机绝缘电阻测量一般在机组停运和检修工作票终结，于有关接地线拆除和接地隔离开关拉开后进行。
绝缘测量既能复查机组检修后设备是否完好，还可以取得检修后机组的原始数据，作为运行中参考比较的技术资料。
1．发电机定子绕组绝缘标准：使用1000~2500v专用摇表测量，其绝缘电阻应符合以下要求：a）、电机的75℃绝缘应不低于以下数值：R75℃=Un/1000+0.01Pn在不同的温度下，其绝缘电阻可按下式换算：~Rt= R75℃*2(75- t)/10.b) 10分钟对1分钟的绝缘电阻比值，不小于2倍。
c) 各相绝缘电阻差异倍数不大于2。
d) 将此绝缘电阻值与相近条件下（温度、湿度）的初次值和制造厂家提供的交接实验数值，或上次大修时测得的结果进行比较，若低于前者的1/3~1/5，则应查明原因予以消除。
并且，其绝缘吸收比应不小于1.3。
2．发电机励磁回路绝缘标准；使用500~1000v摇表测量，其对地绝缘电阻应不小于0.5M，否则应查明原因予以消除，未消除时不得启动。
3. 发电机励端轴承的绝缘标准：使用1000v摇表测量，轴承座对地绝缘件的绝缘电阻值应不低于1M。
三发电机整体气密性实验1.新安装或大修结束的发电机，总装后必须进行整体气密性实验，对于因故障停机进行漏氢消缺工作的发电机，启动前必须进行整体气密性实验，合格后方可充氢置换。
H2实验方法及标:先通入干净的压缩空气，压力稍低于额定氢压，在此压力下检查和消除可能存在的漏点。
然后将机内气压升至额定氢压，稳定开始记时，每小时记录一次机内气压。
实验持续24小时，整体气密性实验每昼夜最大允许漏气量（0.1MPA）四空载特性实验1.发电机空载特性指：发电机以额定转速空载运行时其电动势E0与励磁电流If之间的关系曲线。
热工保护联锁试验制度
热工保护联锁试验制度1总则为规范新机投产和机组检修后应做的保护连锁试验内容和范围，现制定机组新机和等级检修的试验方法和试验规定。
2保护联锁试验时间保护联锁试验应在下列情况下进行:2.1设备检修后应做保护联锁试验;2.2保护系统(设备、定值、逻辑等)变更后，应进行试验，以验证其正确性;2.3保护定期试验，应按运行规程执行，严格做好运行中试验的安全措和技术措施。
3保护联锁试验验收保护联锁试验验收分为三级:3.1班组验收的试验项目:一般辅机保护联锁试验和所有挡板、阀门的试验;3.2专业部级验收的试验项目:主要辅机保护联锁及功能组试验;3.3厂级验收的试验项目:机、炉、电大联锁和汽轮机跳闸保护及锅炉跳闸保护。
3.4所有保护连锁试验项目运行均应参与试验和验收。
4试验方法试验方法宜尽量采用物理试验方法，即在测量设备输入端实际加入被测物理量的方法，尽量采用实际设备运转方式实现。
当现场采用物理试验法有困难时，应确保测量设备校验准确的前提下，可以在现场测量设备处模拟试验条件。
不宜采用在控制柜内输入端子处模拟试验条件的简单试验方法，同一设备跳闸的多个跳闸条件，实际测试实验一项后，其它跳闸条件可只测试到DO出口不必带外部设备。
5试验要求5.1试验前，应配合相关专业完成分部试运工作;5.2试验前应填写规定格式的试验单，试验单应包括试验时间、试验项目、试验内容、试验方法等;5.3每项试验合格后，应有参加试验人员签字;5.4试验合格后交付运行，如再有变动，必须履行有关手续并重新试验;5.5试验时发现有不正常现象，要分析和查找原因，直至彻底解决存在的隐患，才能移交运行;5.6试验中模拟的试验条件应有详细记录，试验后应立即恢复至正常状态;5.7为了保证保护联锁试验的顺利进行，机组检修后应留有足够的试验时间，A检宜留4-5天、B检3-4天、小修宜留1-2天、D检1天以上时间，并应明确列入检修计划，时间紧张可穿插在检修时间内，但是必须合理安排检修工期和检修项目，保证试验项目的系统全部检修作业结束。
热工保护定值和保护传动联锁试验管理制度
热工保护定值和保护传动联锁试验管理制度为了加强和规范热工保护定值和保护联锁试验工作管理，根据《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》（DL／T 774- 2004）、《发电厂热工仪表及控制系统技术监督导则》（DL／T 1056-2007）、集团公司《火力发电机组A级检修管理导则》（Q/CDT 106 0001-2008）、国电公司《防止电力生产重大事故二十五项重点要求》，结合我电厂的实际情况，制定自备电厂热工保护定值核查和保护传动联锁试验管理制度。
一、管理职责分工1.1 生产技术部职责1.1.1 生产技术部是公司热控保护联锁试验管理的职能部门。
1.1.2 掌握设备热控保护联锁设备运行情况，建立热控保护联锁试验、定值台帐1.1.3 根据机组联锁保护试验分级表及设备检修情况，制定机组大、小修后的联锁保护试验项目。
1.1.4 组织实施检修机组热控保护联锁试验项目，办理检修机组热控保护联锁试验单(设备试运行单)，并对试验准确负责。
1.2 检修车间热控专业职责1.2.1 建立保护联锁试验、保护定值台帐，及时做好热控保护联锁试验记录。
1.2.2 参加机组大、小修后的保护联锁试验，确认试验结果。
1.2.3 负责执行保护联锁试信号强制及现场信号模拟发信工作，对执行准确负责，并及时做好记录。
1.2.4 根据设备检修或日常维护消缺情况，提出保护联锁试验需增加的项目。
1.2.5 负责编制和修订热控保护联锁试验管理标准。
1.3 发电车间职责1.3.1 建立保护联锁试验、保护定值台帐，做好热控保护联锁试验记录。
1.3.2 根据运行实际工况，提出保护联锁试验需要增加的项目。
1.3.3 按机组保护联锁试验项目，组织安排机组联锁试验项目运行各项操作。
1.3.4 提供机组热控保护联锁试验表，在试验中填写保护联锁试验结果，并经参加签字确认后将原搞由运行部保存，另复一份送生产技术部。
二、热工保护传动试验：2.1试验前应满足的条件：1）对于运行机组，机组运行稳定，负荷在60%以上，各报警系统无报警信号，保护联锁系统所涉及的单体设备运行正常。
9.RB试验作业指导书
9.RB试验作业指导书⽬录1 概述 (1)2 RB控制原理 (1)3 应⽤范围 (2)4 引⽤标准、规程、规范 (2)5 使⽤仪器、仪表及精度等级 (2)6 试验条件 (2)7 试验⽅法 (3)8 安全技术措施 (3)9 组织分⼯ (4)10 附件：试验记录表 (5)1 概述设备简述（主设备概况、运⾏参数、控制设备概况、控制内容等）。
2 RB控制原理协调控制系统RB功能主要包括：机组最⼤可能出⼒运算回路、RB激活回路、RB限速回路以及FCB功能。
当机组由于辅机故障发⽣RB时，协调控制系统运⾏在汽机跟随⽅式，汽机主控维持当前机前压⼒，锅炉主控开环迫降负荷⾄机组所允许的最⼤负荷，参与RB运算的项⽬主要包括：（锅炉燃料、引风机、送风机、⼀次风机、给⽔泵等）。
RB项⽬及单台辅机最⼤负荷、负荷迫降率Run Back（RB）功能是协调控制系统（CCS）的重要组成部分，设计的⽬的是保证在辅机故障跳闸后，协调控制系统⾃动迫降负荷⾄机组所允许的预定值，保证机组在此⼯况下的安全、经济、稳定运⾏。
⽬前，电⽹要求机组在CCS正常投⼊运⾏后，均需进⾏RB试验。
RB试验是协调控制系统乃⾄整个热控系统在调试及投运过程中的⼀个综合性重要试验项⽬。
RB试验不仅是检验协调控制系统及其它⾃动控制系统调节品质和性能，以及在辅机故障跳闸后的抗⼲扰能⼒，⽽且通过RB试验对其控制回路进⾏逐步的调整和优化，使热控系统在最佳⼯况下运⾏，从⽽实现机组的全程负荷控制，保证热控系统在最佳⼯况下运⾏以及系统在各种⼯况下安全、稳定运⾏，RB试验对机组的整体性能及⾃动化⽔平的提⾼有重⼤的意义。
RB试验的技术指标及控制品质要求，应根据机组的不同类型⽽定，总的原则是保证机组各主要运⾏参数控制在机组所承受的安全范围内，不引起停机、停炉等保护动作。
3 应⽤范围适⽤于200MW及以上、热控系统采⽤DCS控制、采⽤CCS进⾏负荷控制的机组。
4 引⽤标准、规程、规范4.1 《⽕⼒发电⼚分散控制系统在线验收测试规程》。
《火电工程启动调试工作规定》、《模拟量控制系统负荷变动试验导则》、《火电机组热工自动投入率统计方法》
电力工业部司局文件建质[1996]40号关于颁发《火电工程启动调试工作规定》等四个规程的通知各网、省（直辖市、自治区）电力公司，南方电力联营公司、华能集团公司，中电联，电规总院，上海电建局，西北电建总公司：为适应我国火电建设大机组发展的需要，规范火电机组的启动调试及交接验收工作，我部通过电建[1996]159号文颁发了《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》。
为配合其执行，现将与之配套的《火电工程启动调试工作规定》、《模拟量控制系统负荷变动试验导则》、《火电机组热工自动投入率统计方法》、《汽轮机甩负荷试验导则》等四个规程颁发给你们，请遵照执行，并将执行中的问题及时报部建设协调司。
附件：1. 《火电工程启动调试工作规定》2. 《汽轮机甩负荷试验导则》3. 《模拟量控制系统负荷变动试验导则》4. 《火电机组热工自动投入率统计方法》电力工业部建设协调司一九九六年五月二十二日附件1《火电工程启动调试工作规定》1. 总则1.1. 为加强火电工程调试工作的管理，明确启动调试工作部门的任务和职责范围，提高调试工作水平，根据《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》的精神，制定本规定。
12 本规定适用于新（改、扩）建火电工程的启动调试工作。
凡承担火力发电机组启动调试工作及与机组启动调试工作有关的单位均应执行本规定。
13 火电工程的启动调试工作应由具有相当资质等级的调试单位承担。
14 工程建设单位在确定工程施工单位的同时，应明确具体承担调试的单位，签订委托合同。
调试单位宜及早参与设备选型、初步设计审查等与工程建设有关工作，确保调试工作的顺利进行。
2. 启动调试的工作任务与职责2.1. 启动调试工作是火电基本建设工程的一个关键阶段，基本任务是使新安装机组安全顺利地完成整套启动并移交生产。
投产后能安全稳定运行，形成生产能力，发挥投资效益。
22 启动调试工作要按国家标准和部颁规程、规范及设备文件的要求进行。
热工现场定期试验、校验和抽检制度
热工现场定期试验、校验和抽检制度热工制字(04)号批准:罗存存审定:李海瑜审核:谭泽勇景润利编制:张林昌大唐略阳发电厂热工分场二??四年十月一日发布热工现场定期试验、校验和抽检制度 1总则1.1 为提高热控设备的准确性和可靠性，促进火电厂的安全经济运行，根据《中国大唐集团公司热工技术监督制度》的规定，特制定本制度。
1.2 热控系统和热工设备统称为热控设备，其范围包括: 1.2.1 热控系统1.2.1.1 热工参数检测、显示、记录系统;1.2.1.2 自动调节系统;1.2.1.3 保护、联锁及工艺信号系统;1.2.1.4 程序控制系统;1.2.1.5 量值传递系统。
1.2.2 热工设备1.2.2.1 检测元件(温度、压力、流量、转速、振动、物位、位移、火焰等一次传感器);1.2.2.2 仪表取源管路(一次门后的管路及阀门等);1.2.2.3 二次线路(补偿导线、补偿盒、热控电缆、电缆槽架、支架、二次接线盒及端子排等);。
1.2.2.4 显示、记录仪表及控制设备(指示、记录、累计仪表、数据采集装置、调节器、操作器、执行器、运算单元及辅助单元等); 1.2.2.5 保护联锁及工艺信号设备(保护、联锁设备、光字牌、信号灯及音响装置等);1.2.2.6 顺序控制装置(顺序控制器、顺序控制用电磁阀、气动装置及开关信号装置等);1.2.2.7 过程监视控制计算机(包括DCS、PLC等);1.2.2.8 计量标准器具及装置。
1. 3热控设备定期校验和抽查校验的任务是通过对热控设备执行正确的周期性强检与定期的抽查检定，保证现场投运的热控设备处于完好、准确、可靠状态，以满足安全生产要求。
2. 定期校验2.1 热工仪表及控制装置的定期校验应随机、炉大、小修同时进行。
2.2 热工仪表中的主要仪表检定周期为半年一次;2.3 热工仪表中的次要仪表检定周期不得超过一年。
2.4 对特殊参数仪表应按照国家计量检定规程和技术说明书的规定要求，严格执行定期检查和校验工作。
热力发电厂机炉电考试：机炉电考专业篇测试题
热力发电厂机炉电考试：机炉电考专业篇测试题1、问答题简述高压缸快速冷却系统的流程？正确答案：快冷装置甲集气箱→隔离门→高排抽真空管→高压缸→高压导管疏水及高压缸疏水管→本疏扩→凝汽器。
2、问答题汽轮机各段（江南博哥）抽汽的位置是什么？正确答案：高压缸排汽管设一个抽汽口为一段抽汽，二段抽汽在中压缸第五级后，三段抽汽在中压缸第九级后，四段抽汽为中压缸排汽、五、六、七段抽汽分别在低压缸两端第二级后、第三级后、第四级后。
3、问答题凝结泵汽化的现象是什么？正确答案：1）出口压力大幅摆动；2）电机电流摆动；3）泵声音异常，振动增大；4）泵出口流量下降；5）泵体发热。
4、问答题除氧器的排氧门何时开启？何时关闭？正确答案：在除氧器投运时开启；在除氧器解列时关闭。
5、问答题汽轮机启动前应做哪些试验？正确答案：1）远方、就地打闸试验；2）信号及报警光字试验；3）各辅机联锁、保护试验，主机保护试验；4）低真空试验；5）低油压试验；6）调速汽门静态试验；7）机炉大联锁试验。
6、问答题主密封油泵故障怎么办？正确答案：1）检查交直流密封油泵应联动，氢/油压差正常，油压正常2分钟后直流密封油泵自动停止；2）查明原因后尽快处理；3）若短时间内不能恢复主密封油泵运行，应注意监视密封油压、真空油箱油位、氢气纯度，直流系统供电正常；4）当主密封油泵跳闸，而交直流油泵未联动，应手动启动交流或直流密封油泵，保持氢/油压差正常，查明主密封油泵跳闸原因。
7、问答题给水箱的水源有哪些？正确答案：凝结水，高加疏水，暖风器疏水连排来汽。
8、问答题高压转子的结构特点是什么？正确答案：汽轮机高压转子为整锻转子。
为了避免套装叶轮的缺陷，高压转子上的11级叶轮全部由整锻加工车制而成。
叶轮与主轴为一个完整的实体。
9、问答题给水泵的启动步骤是什么？正确答案：1）检查给水泵具备启动条件；2）启动给水泵辅助油泵，检查油压正常，各轴承回油畅通；3）启动所选给水泵，注意启动电流及返回时间；4）投入电机空冷器；5）当润滑油压大于0.3MPa时，检查辅助油泵自停；6）给水流量小于120t／h时，检查再循环门自动开启；7）及时调节各冷却器冷却水，保证各温度在正常范围；8）开启给水泵出口门，根据要求开启中间抽头电动门；9）逐步提高给水泵转速，保证压力及流量满足炉要求，投入勺管自动；10）当给水流量达260t／h时，检查在循环门自动关闭；10、问答题汽轮机的轴向推力是如何平衡的？正确答案：1）高中压缸反向布置，低压缸对称分流。
火力发电厂二类障碍、异常的认定标准（修订）
《二类障碍、异常的认定标准》（修订）1 二类障碍认定标准设备、设施、系统等不能完成其规定的功能达到一定程度，但未构成一类障碍，应认定为二类障碍，包括但不限于下列情况：1.1 发供电设备被迫停止运行或停止备用。
1.1.1 主要辅助设备或公用系统被迫停止运行、非计划检修、停止备用或计划检修延期，时间超过24小时。
1.1.2 厂内6kv及以上输变电设备(包括直配线，母线)的异常运行，被迫停止运行或停止备用。
1.1.3 厂外6—35kv供电线路开关掉闸，时间超过4小时。
1.1.4 三台及以上给煤机故障，12小时内不能恢复正常。
1.1.5 运行中的400V段、热控控制柜主电源及以上电压等级发电设备保护装置越级跳闸。
1.1.6 锅炉发生MFT。
1.2 热力设备发生下列情况之一者：1.2.1 运行中发电设备的主要参数（会导致设备、机组跳闸或者需要紧急停运的参数）异常，如主汽温，再热汽温，主汽压，再热汽压，汽包水位，炉膛负压，锅炉管壁温度，汽背压，除氧水箱水位等，超出运行规程规定的数值及时间（指与跳闸值或紧停值最接近的一级报警值的数值），尚不构成紧急停运条件或者尚未跳闸的。
1.2.2 锅炉煤仓原煤温度达到100℃，4小时内恢复不到正常值。
1.2.3 锅炉、压力容器、压力管道的安全阀、安全门拒动。
1.2.4 锅炉水压试验超过批准压力。
1.2.5 锅炉来油总速断阀拒动、误动。
1.2.6 各种油类、油脂串入蒸汽系统，生活用汽系统造成污染。
1.2.7 主要生产设备被淹，被冻，影响正常运行和备用。
1.2.8 向检修设备、系统误送水、汽、油等介质。
1.2.9 汽轮机调速系统异常，引起机组负荷波动达10%，时间超过6小时。
1.2.10 汽机主汽门、调速汽门等定期试验有卡涩现象，8小时内不能消除。
1.2.11 机组启、停机因调整不当，引起主要控制指标，锅炉主要参数及汽轮机本体参数超过规程规定。
1.2.12 汽机打闸停机，抽汽逆止门拒动。
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主、辅机保护及试验1 汽机保护与联锁试验1.1 机组试验通则1.1.1 检修后的检查验收1.1.1.1 机组大、小修后，有关设备系统的变更应有设备异动报告。
1.1.1.2 运行人员应在各系统、设备试运转时参加验收工作，在验收时应对设备进行详细的检查，完成验收工作后，方可办理工作票终结手续，并作好相应记录。
1.1.1.3 检查中若发现设备存在缺陷，不能确保机组安全运行时，应及时向检修工作负责人提出。
并记入设备缺陷单，设备缺陷在投运之前必须消除。
1.1.1.4 为检修工作而采取的临时设施应拆除，原设施已恢复。
现场整洁，各通道畅通无阻，栏杆完整，照明良好，保温齐全，各支吊架完整牢固。
1.1.1.5 机组本体、给水系统、工业冷却水系统、油系统、循环水系统、抽汽加热器系统、发电机系统等设备完整，设备内部无杂物。
1.1.1.6 管道阀门连接良好，阀门开、关灵活，手轮完整，标示牌齐全，并有符合《电力工业技术管理法规》所规定的漆色标志。
1.1.1.7 集控室、就地盘、就地控制柜配置齐全，声光报警装置完好。
各操作盘上的仪表、键盘、鼠标、操作按钮完整好用、CRT显示器清晰并有可靠的事故照明，声光报警信号良好。
1.1.2 设备试验总则1.1.2.1设备试验方法分静态、动态两种；静态试验时，6KV辅机仅送试验电源，400V低压动力有空气开关的设备或用直流控制合闸的设备只送试验电源,用交流控制合闸的设备送上动力电源；动态试验时，操作、动力电源均送上。
动态试验必须在静态试验合格后方可进行；1.1.2.2 机组保护、联锁试验前，热工人员应强制满足有关条件后方可进行试验；1.1.2.3 各联锁、保护及事故按钮试验动作应准确可靠，声光报警、画面状态显示正常。
1.1.2.4 机组大小修后，必须进行主、辅设备的保护联锁试验，试验合格后才允许设备试转。
1.1.2.5 临修或设备系统检修、保护和联锁的元器件及回路检修后，必须进行相应的试验且合格，其它保护联锁只进行投、停检查。
1.1.2.6 运行中设备的试验，应做好局部隔离工作，不得影响运行设备的安全，对于试验中可能造成的后果，应做好事故预想。
1.1.2.7 试验后应恢复强制条件，并在可靠投入相应的保护联锁后，不得随意改动，否则应经过规定的审批手续。
1.1.2.8 试验结束，做好系统及设备的恢复工作，校核保护定值必须正确，同时应分析试验结果，做好详细记录。
1.1.2.9 进行联锁试验前，应先进行就地及集控室手动启、停试验并确认合格。
1.2 汽轮机试验1.2.1 自动主汽门严密性试验1.2.1.1试验目的：检查高、中压自动主汽门的严密程度。
1.2.1.2试验条件：（1）确认DEH在“自动”控制方式，且工作正常。
（2）机组未并网，主机转速维持3000 r/min，且运行正常。
（3）启动高压辅助油泵，确认高压辅助油泵运行正常。
（4）联系热工，解除汽机自动主汽门关闭跳炉、停机保护。
1.2.1.3试验步骤：（1）将主汽压力升到额定值或达到额定值的50%以上，并维持主汽压、主汽温稳定，主蒸汽必须保持50-800C的过热度。
（2）确认高、中压自动主汽门处于全开状态。
（3）就地关闭安全油隔离总阀后，打开西侧高压自动主汽门安全油泄油阀，缓慢关闭自动主汽门。
（4）确认高、中压自动主汽门关闭，室内在DEH控制盘上点击“主汽门严密性试验”按钮进行试验计时，转速应逐渐下降。
（5）当转速降至某一稳定值(1000 r/min或以下)时，DEH控制盘上出现“试验合格”，及时记录试验结束时的转速、主汽压力。
（6）就地打闸停机，关闭自动主汽门和调节汽门。
（7）关闭自动主汽门泄油阀，打开安全油隔离总门。
（8）重新挂闸冲转，确认高、中压自动主汽门以及调速汽们已经开启，并重新设定目标转速。
（9）通过DEH设置目标转速3000r/min，升速率100r/min并按“进行”按键。
（10）转速升至3000 r/min,全面检查。
（11）确认主油泵工作正常，投入高压辅助油泵联锁开关停高压辅助油泵。
（12）记录严密性试验情况，给出分析及结果。
若试验时主汽压力达不到额定值，则自动主汽门关闭后机组转速应能降到n=1000×P（实际）/13.24 （r/min）。
（13）试验结束，汇报值长。
1.2.1.3 注意事项：（1）试验过程中严格监视膨胀、轴向位移、真空、振动及缸温变化。
锅炉运行严格监视主、再汽压、汽温及汽包水位变化。
（2）为防止高排温度超标，可以在转速下降后再提升再热汽压力。
（3）两侧自动主汽门应同时进行严密性试验。
1.2.2 飞锤式危急保安器注油试验1.2.2.1 试验条件：（1）汽轮机连续运行2000小时后。
（2）机组安装或大修后第一次启动做超速试验前。
（3）机组升速至3000r/min定速后调节系统稳定。
（4）高压辅助油泵运行。
（5）凝结水泵运行，检查液压控制系统正常。
1.2.2.2 试验步骤：顺序操作项目1接到值长关于空负荷注油试验的命令，做好充分准备。
2机组升速至3000r/min，全面检查机组运行正常。
3确认高压辅助油泵运行。
4将机组转速维持2950r/min。
5将喷油试验油门手柄旋至“试验NO.1”位置，并保持在该位置。
6将NO.1喷油试验装置按钮向下按约半分钟，被试的飞锤式危急保安器即有油注入。
7用DEH将机组转速向3000r/min提升。
如果危急遮断器在3000r/min状态下不动作，则提升机组转速至3020r/min左右，危急遮断器应动作。
8NO.1超速指示灯出现红色亮光指示，表示NO.1飞锤已经动作。
9将NO.1喷油试验装置按钮松开，#1喷油油门回到原来正常位置。
10NO.1超速指示器灯红色亮光指示消失，然后把试验油门缓慢切回到原来正常位置。
11将机组转速恢复至3000r/min。
12同上述一样方法试验NO.2飞锤式危急保安器。
13试验完毕，恢复正常，汇报值长，记录。
1.2.3飞锤式危急保安器超速试验1.2.3.1 试验条件：（1）机组安装或大修后。
（2）机组连续运行6个月。
（3）飞锤式危急保安器解体或调整后。
（4）甩负荷试验前。
（5）停机一个月后再启动时。
（6）机组带10%额定负荷连续4小时后解列发电机后进行（主蒸汽过热度应大于80℃）。
（7）试验前手打危急遮断装置，自动主汽门、调节汽门动作迅速，关闭严密。
（8）DEH工作正常；（9）机组振动情况正常，轴向位移及胀差正常。
（10）电超速109%保护试验合格。
（11）再热蒸汽温度和真空正常。
（12）联系热工，解除锅炉FSSS系统中“汽机跳闸-MFT”保护。
（13）将DEH的OPC及ETS的超速保护功能切除。
（14）试验时，主蒸汽压力为6.0Mpa,主蒸汽温度为4500C。
1.2.3.2 安全措施：（1） 飞锤式危急保安器动作转速应为3300-3360 r/min，试验应进行两次，且两次动作转速差不超过0.6%n0,复位转速应高于工作转速50 r/min左右。
（2） 机组转速达到3360r/min，而飞锤式危急保安器未动作，应立即打闸停机。
（3） DEH盘上将试验开关切至机械超速位置。
（4） 机组解列并且应在30 min内完成试验。
（5） 试验时，调节汽门若大幅度晃动，应打闸停机。
（6） 禁止在试验过程中发生主汽温度大幅波动的情况。
（7） 试验过程中必须有专人监视机组振动、轴向位移及胀差。
1.2.3.3 试验步骤：顺 序操作项目一、超速试验前的准备1机组已维持10%额定负荷运行4小时，方可进行试验。
2全面检查机组运行正常，无异常现象。
3全面检查DEH系统运行正常。
4全面检查ETS系统运行正常。
5在5分钟内将负荷减至零，机组解列，维持机组3000r/min。
6联系热工，确认解除锅炉FSSS系统中“汽机跳闸—MFT”保护。
7启动高压辅助油泵运行。
8检查各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门 “操作允许”指示灯亮。
9汽轮机手打遮断试验：运行人员手打危急遮断装置手柄，“自动主汽门关闭”信号发出，机组转速下降。
10检查各自动主汽门、调门、抽汽逆止门、高排逆止门动作迅速，关闭严密。
11汽轮机重新挂闸，维持机组3000r/min。
二、OPC试验1记录蒸汽参数：主蒸汽压力 MPa，主蒸汽温度#1/#2 / ℃再热蒸汽压力 MPa，再热蒸汽温度#1/#2 / ℃真空- Kpa2在DEH“手操面板”画面上，点击“OPC 方式”按钮，即投入OPC保护3在DEH的操作面板上，设置目标转速3100 r/min，升速率50 r/min。
单击“进行”按钮。
4观察汽机转速上升至 （3090左右） r/min时，DEH操作面板的“总图”画面上显示“OPC动作”字样。
5观察高、中压调节汽门自动关闭，机组转速下降。
6汽机转速下降至3090 r/min以下，且OPC保护动作已过3.0秒，高、中压调节汽门应自开启，维持3000 r/min稳定运行。
7记录超速状态下汽机最大振动， # 瓦处,振动 um三、电超速试验1在DEH“手操面板”画面上，点击“OPC 禁止”按钮，OPC保护即被禁止。
2检查各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门 “操作允许”指示灯亮。
3联系热工，更改电超速动作值为3050 r/min。
4记录蒸汽参数：主蒸汽压力 MPa，主蒸汽温度#1/#2 / ℃再热蒸汽压力 MPa，再热蒸汽温度#1/#2 / ℃真空- Kpa5在DEH的操作面板上，设置目标转速3060 r/min，升速率50 r/min。
单击“进行”按钮。
6汽机转速升至3050 r/min左右后，汽机跳闸。
检查各高、中压主汽门，高、中压调节汽门，各抽汽逆止门，高排逆止门动作迅速，关闭严密。
7记录超速状态下汽机最大振动， # 瓦处,振动 um8汽轮机重新挂闸，维持机组3000r/min。
9联系热工，恢复电超速动作值为3270 r/min（109%）。
四、机械超速试验1检查各抽汽逆止门、抽汽电动门、高排逆止门 “操作允许”指示灯亮。
2联系热工将转速钥匙开关切至机械超速位置。
记录蒸汽参数：3主蒸汽压力 MPa，主蒸汽温度#1/#2 / ℃再热蒸汽压力 MPa，再热蒸汽温度#1/#2 / ℃真空- Kpa4输入转速的目标值3360r/min，升速率50r/min，机组升速。
5机组升速至3330～3360r/min时，飞锤式危急保安器动作，“自动主汽门关闭”信号发出，对应的超速指示灯出现红色亮光指示。
记录飞锤式危急保安器动作转速r/min。
6检查机组各自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门、高排逆止门关闭严密，机组转速应下降。
7记录超速状态下汽机最大振动， # 瓦处,振动 um8联系热工将转速钥匙开关切至“投入”位置。
9机组挂闸，维持机组转速3000r/min。
10按上述步骤再进行一次超速试验，记录动作转速 r/min。