下载文档原格式
![DLT5437-2009火力发电建设工程启动试运及验收规程[1]1](https://img.taocdn.com/s1/m/b2fa09146c175f0e7cd13779.png)
DL ICS27-100F20备案号：J935-1009中华人民共和国电力行业标准P DL/T 5437－2009火力发电建设工程启动试运及验收规程Code for fossil power construction project from the unit commissioning to completed acceptance2009-07-22发布 2009-12-01实施中华人民共和国国家能源局发布目次前言 (Ⅱ)1范围 (1)2 总则 (2)3机组的试运和交接验收 (3)3.1 通则 (3)3.2 机组试运的组织与职责分工 (4)3.3 分部试运阶段 (14)3.4 整套启动试运阶段 (15)3.5 机组的交接验收 (21)3.6 特殊情况说明 (21)4 机组的考核期 (22)5 工程的竣工验收 (26)附录A（资料性附录）各阶段试运条件检查确认表 (27)附录B（资料性附录）设备或系统代保管交接签证表 (30)附录C（资料性附录）机组移交生产交接书 (31)条文说明 (37)I前言本标准是根据《国家发展改革委办公厅关于印发2007年行业标准修订、制定计划的通知》(发改办工业[2007]1415号)的要求安排制定的。
本标准在起草过程中参照原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》，结合我国电力体制改革的新形势和火力发电建设的发展及工程建设的成功经验和实际情况，旨在规范火力发电建设工程机组的试运、交接验收、达标考核及竣工验收工作，提高火力发电工程的建设质量，充分发挥火力发电建设投资的效益。
本标准中附录A、附录B、附录C均为资料性附录。
本标准由中国电力企业联合会提出。
本标准由电力行业火电建设标准化技术委员会归口并负责解释。
本标准主要起草单位：华北电力科学研究院有限责任公司、中国电力建设企业协会。
本标准参加起草单位：广东电网公司电力科学研究院、东北电力科学研究院有限责任公司、上海电力建设启动调整试验所、河南电力建设调试院。
火电项目168小时试运前验收检查标准依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》、《中国大唐集团公司生产准备管理办法》、《中国大唐集团公司发电企业运行管理办法》、《火电工程调整试运质量检验及验收评定标准》、《火电工程调试技术手册》等制度标准的相关内容，并结合攸县项目实际情况，制定检查标准。
本检查标准分生产准备、调试试运和尾工缺陷三部分。
一、生产准备部分1、生产现场安全文明设施齐全（主要项目见附件1）；2、生产试运的相关机构健全，生产制度齐全；参建各方人员分工明确，职责到位，监督到位；安全管理制度（标准）已建立；3、各项生产基础准备工作完成（主要项目见附件2）；4、生产人员数量、培训、持证上岗满足要求，生产部门、部门各专业责任划分明确，设备分工详细具体；5、安全工器具，防护用具和化验、检测仪器、维护工具齐全。
二、调试试运部分1、分部试运（包括单机试运、分系统试运）通过质量验收，六方验证签字完整（如按规定设备厂家不参加试运，即为五方验证）、调试资料齐全（主要项目见附件3），验收后设备、系统由发电部代管；2、调试方案及措施己经全部审批完毕，其中整套启动试运计划、重要调试方案及措施己经总指挥批准，并已组织相关人员学习，完成安全和技术交底；3、机组空负荷试运项目完成（主要项目见附件4）；4、机组带负荷试运项目完成（主要内容见附件5）；5、满负荷试运条件满足要求（具体条件见附件6）；6、机组自动控制系统调试完成、品质负荷要求，投运率不小于95%（主要项目见附件7,具体试验要求见附件8）；7、调试期间各专业主要试验项目完成（主要项目见附件9）；8、机组主要热控、电气保护设置正确、正常投入（主要项目见附件10）；9、环保设施正常，气水排放满足要求；10、主机、辅机出力符合要求，满足需要；11、运行指标不同负荷下均达设计值（指标设计值标准见附件11）；12、热力系统阀门无泄漏（热力系统阀门列表及测点统计见附件12）。
山西电网省调机组大修和改造后涉网试验管理规定第一章总则第一条为了加强山西电网省调机组大修和改造后试验工作的管理，明确职责，优化流程，切实做好发电机组涉网试验管理工作，特制定本办法。
第二条本规定明确了发电机组大修和改造（包括供热、环保、增容等）后涉网试验管理的工作职责、工作范围和工作流程、评价与考核等要求。
第三条本规定适用于所有省调发电机组。
省调发电机组大修和改造后需进行的试验项目按照《关于明确省调机组大修及供热、环保等改造后涉网试验审查改造有关事项的通知》（调计字…2012‟76号）执行。
第二章职责分工第四条调度控制中心调度计划处是机组大修和改造后涉网试验工作的归口管理部门。
负责统筹安排机组检修计划和试验计划，负责机组调峰能力试验结果审查和认定，负责机组性能参数和环保参数接入审查。
第五条调度控制中心自动化处负责发电机组AGC、AVC 相关试验的管理，负责进行试验组织，负责AGC、AVC调节性能试验结果的审查和认定。
第六条调度控制中心系统处负责发电机组进相试验、一次调频试验、调速系统参数测试、励磁系统PSS参数测试的管理。
负责进行试验组织，负责上述试验结果的审查和认定。
第七条山西电力科学研究院（简称电科院，下同）负责审查发电企业大修和改造（包括供热、环保、增容等）方案（大修任务书），提出涉网试验项目建议。
负责对发电机组涉网试验结果进行认定，收集现场试验确认单，并填写发电机组涉网安全性试验完成确认表。
第八条各省调电厂负责提供发电企业大修和改造（包括供热、环保、增容等）方案（大修任务书），并按期组织完成相关试验工作。
第三章工作要求及流程第九条省调发电企业于机组大修及供热、环保等改造工作开工前15个工作日，将检修方案（大修任务书）通过省调OMS系统报送省调发电检修管理专责。
省调发电检修管理专责对检修方案（大修任务书）进行初审后，于3个工作日内将检修方案（大修任务书）发电科院进行审查。
第十条电科院对检修方案（大修任务书）进行审查，内根据检修内容提出涉网试验项目，填写发电机组涉网安全性试验项目确认表（附录1），并对涉网试验项目所涉及的相关系统、设备检修、改造工作内容进行简要说明，在5个工作日报送省调发电检修管理专责。
第一节喷油试验一、试验条件：1、试验应在专业人员现场监护指导下进行。
2、机组定速后（2985～3015r/min）。
3、高压胀差满足要求。
4、机组控制在“自动”方式。
5、DEH电超速试验未进行。
6、机械超速试验未进行。
7、喷油试验按钮在允许位。
二、试验方法：1、检查汽轮机发电机组运行稳定；2、润滑油冷油器出油温度保持在35～45℃；3、在OIS上进入“超速试验”画面，按“试验允许”键，使其处于试验位；4、在“超速试验”画面上选择“喷油试验”，试验完毕，在OIS该画面上显示“成功”或“失败”信号。
5、做好试验相关记录。
第二节超速试验一、超速试验：超速试验应在有关人员指导及监护下，有关专业技术人员配合下进行。
（一）在下列情况下应做提升转速试验：1、汽轮机安装完毕，首次启动时。
2、汽轮机大修后，首次启动时。
3、做过任何有可能影响超速保护动作的检修后。
4、停机一个月以上，再次启动时。
5、甩负荷试验之前。
6、危急保安器解体或调整后。
（二）下列情况禁止做提升转速试验：1、汽轮机经过长期运行后停机，其健康状况不明时。
2、停机时。
3、机组大修前。
4、严禁在额定蒸汽参数或接近额定参数下做提升转速试验。
5、控制系统或者主汽门、调门、抽汽逆止门有卡涩现象或存在问题时。
6、各主汽门、调门或抽汽逆止门严密性不合格时。
7、任意轴承振动异常或任一轴承温度不正常时。
8、就地或远方停机功能不正常。
9、调速系统不稳定、有卡涩、转速波动大。
（三）超速保护试验前的条件：1、值长负责下达操作命令。
2、机组3000r/min后，并网前应先做高压遮断电磁阀试验、注油试验、主气门及调速汽门严密性试验合格。
3、机组带20%额定负荷连续运行4 h后，全面检查汽轮机及控制系统各项要求合格，逐渐减负荷到15MW，切换厂用电，机头手动打闸停机，高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门应关闭无卡涩，BDV阀动作正常，确认有功到零与电网解列，机组转速下降；待转速下降低于3000r/min后，重新挂闸，恢复机组转速3000r/min，维持主汽压力5.88～6.86MPa，主汽温度450～500℃。
目录前言---------------------------------------------------------2一汽轮机热耗率试验方案---------------------------4二汽轮机额定出力试验方案-----------------------14三汽轮机最大出力试验方案-----------------------17四机组供电煤耗试验方案--------------------------20 五汽轮机热力特性试验方案-----------------------23六附录附录1 试验设备、仪器(表)清单-------------------25附录2 性能试验系统隔离清单---------------------26附录3 性能试验仪表测点清单---------------------28附录4 试验测点布置图------------------------------31前言XX神火发电XX“上大压小”发电工程汽轮机，为东方电气集团东方汽轮机XX 制造的600MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。
高、中压缸采用合缸结构，两个低压缸为对称分流式，机组型号为N600-24.2/566/566。
机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器、给水泵汽轮机及厂用汽。
给水泵为2台50％容量的汽动给水泵和一台30%容量的启动备用电动给水泵。
汽轮机主要技术规X如下：型号：N600-24.2/566/566型式：超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率：600MW MW最大功率：675.585MW（VWO）额定工况参数：主蒸汽压力：24.2MPa主蒸汽温度：566℃主蒸汽流量：1695.2t/h高排/再热蒸汽压力： 4.425/3.982MPa高排/再热蒸汽温度：315.7/566℃再热蒸汽流量：1393.180t/h额定背压(绝对)： 4.4/5.4kPa最终给水温度：282.1℃额定工况净热耗：7504kJ/kWh维持额定负荷的最高排汽压力：11.8kPa额定转速：3000r/min试验方案参照XX神火发电XX与东方电气集团东方汽轮机XX签订的技术合同和美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》（ASME PTC6－1996）以及中华人民XX国原电力工业部《火电机组启动验收性能试验导则》（1998年版）（电综[1998]179号）及电厂的具体需要而编制，主要包括以下几个方面的内容：1汽轮机热耗率试验2汽轮机额定出力试验3汽轮机最大出力试验4机组供电煤耗试验5汽轮机热力特性试验一汽轮机热耗率试验方案1试验目的1.1在制造厂规定的运行条件下，测定3VWO工况下汽轮发电机组的热耗率，考核汽轮机的热耗率是否达到保证值7504kJ/kWh。
新机组并网前涉网试验项目及试验流程2009年8月13-14日，江苏电力调度通信中心在南京组织召开了“江苏电网2009年度统调电厂二次系统暨电能质量技术监督工作会议”，其中有关涉及新建机组涉网试验及其运行管理方面的规定，对我公司热电公司新建机组具有指导意义。
一、新建机组涉网试验项目按照电监会有关机组进入商业运行规定，省公司印发了《江苏省电力公司办理新建发电机组进入商业运营管理工作规定(试行)》(苏电发展(2009 )729号)，文件规定进入商业运营的条件是“统调机组在连续带负荷运行试验前完成了国家电监会22号令《电网运行规则(试行)》第20条规定的并网运行必需的试验项目:机组励磁系统建模试验、调速系统实测建模试验、PSS参数整定试验、进相运行、自动发电控制(AGC)、自动电压控制(AVC)、一次调频等，其性能和参数符合电网安全稳定运行需要。
电力调度机构已出具“发电机组和接入系统设备(装置)满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求的意见”。
二、新建机组涉网试验流程及运行管理省调也于年初印发了《江苏电网发电机组涉网试验管理办法》(苏电调(2009 )264 号)，对涉网试验的项目和内容、工作流程及运行管理进行了进一步明确，有关要求如下:1、新建机组在168小时试运前应完成所有涉网试验。
2、试验流程为:⑴、电厂应在试验开始前五个工作日向省调提出书面涉网试验申请，并提交经启委会批准的试验方案。
其中AGC、一次调频监测系统联调试验应与省调沟通，提交“AGC调试信息”和“一次调频监控系统联调试验信息”表；进相运行和AVC试验应与省调运方处联系确定试验方案。
⑵、电厂应按试验方案在省调批准的试验时间开展各项试验工作。
⑶、在试验完成后，试验单位及时向电厂提交有关试验报告和完整的试验数据(记录试验时间和试验结果)。
⑷、电厂向省调提出机组正式投运申请，提交相关试验报告。
⑸、经省调核实后批准机组进入168试运行。
3、在完成规定涉网试验后，试验单位应抓紧完成涉网试验报告的编制，发电企业应及时提出AGC、一次调频、进相运行、AVC等功能的投运申请，省调及时向有关部门出具“发电机组和接入系统设备(装置)满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求”报告，未办理有关手续的机组将按未具备相应功能进行考核。
7、汽轮机热耗性能试验方案7.1 试验目的检测机组汽轮机的热力特性，提供汽轮机在热耗率验收（THA）工况的热耗率、高中压缸效率，为机组达标提供依据。
7.2 编写依据标准7.2.1 试验标准依据《汽轮机热力性能验收试验规程》(ASME PTC6-1996)，不明泄漏量损失不超过0.3%。
7.2.2 试验标准依据《火电机组启动验收性能试验导则》。
7.2.3 水和水蒸汽性质表：采用国际公式化委员会IFC公式(1967)。
7.2.4 基准：阀点。
7.3 试验项目7.3.1 系统汽水量平衡试验。
7.3 2 系统不明泄漏量检查试验。
7.3.3 机组的热耗率验收（THA）工况的全面热力试验。
7.4 试验用仪表和仪器7.4.1 试验中采用的仪表温度：采用A级热电阻(Pt100)和I级热电偶(E型)。
压力：采用精度为0.075级的压力变送器。
流量：主流量采用ASME长颈喷咀，及精度为0.075级的差压变送器；辅助流量采用标准孔板，及精度为0.075级的差压变送器。
电功率：采用GXM305型0.05级功率变送器测量。
所有仪表均应校验合格，并在检定有效期内使用。
7.4.2 采集系统全部测点采用分布式采集系统，主要设备有：IMP数据采集板(12块)、便携式计算机(1台)、电源箱若干个等。
7.5 试验组织分工7.5.1 试验单位7.5.1.1 负责试验方案的编写。
7.5.1.2 负责完成现场测试工作。
7.5.1.3 负责测试工作中的安全、质量控制。
7.5.1.4 负责完成数据处理及报告编写工作。
7.5.2 电厂电气专业7.5.2.1 电厂电气专业负责发电机输出端PT、CT的校验与二次压降的测量。
协助接入标准功率表，提供电流互感器变流比、电压互感器变压比（互感器精度要在0.2级以上）。
7.5.2.2 将周波稳定在50Hz左右，调整好有功和无功，使功率因数在设计值附近。
7.5.3 电厂热工专业7.5.3.1 根据试验要求装、拆所需仪表，并进行检查核对，不符合要求的应更换。
7.5.3.2 协助检查各测点情况。
7.5.3.3 协助试验单位读取部分DCS数据。
7.5.4 电厂汽机专业根据试验要求进行操作；负责设备的安全运行。
7.5.5 电厂锅炉专业根据试验要求进行操作；负责设备的安全运行。
7.6 测试条件7.6.1 设备条件7.6.1.1 主机和全部辅机运行正常稳定，无异常泄漏。
7.6.1.2 调节系统无卡涩和晃动现象。
7.6.2 系统条件由于采用单元制方式运行，系统与外界完全隔离。
系统不明泄漏量不超过最大主蒸汽量的0.3％。
7.6.3 仪表条件各测量仪表安装正确、数量齐全、运行正常，采集系统运行正常。
7.6.4 运行条件在试验中，除安全因素外，不得进行与试验无关的操作。
各运行参数应保持稳定并符合下列要求：运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力±3% ±0.25%主蒸汽温度±16℃±4℃再热蒸汽温度±16℃±4℃再热汽压降±50% /排汽压力±2.5% ±1.0%最终给水温度±6℃/电功率/ ±0.25%功率因数/ ±1.0%7.7 试验方法7.7.1 试验程序7.7.1.1 预备性试验预备性试验是正式试验前所必须进行的试验步骤，包括真空严密性试验、系统汽水量平衡试验、系统不明泄漏量检查试验。
其目的在于检查试验用仪表和仪器的运行和测试状态，检查系统设备运行条件和系统的隔离效果，培训试验人员，确定阀门位置。
预备性试验应留有足够的计算和分析时间。
如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各方同意，预备性试验可以作为正式试验。
7.7.1.2 正式试验预备性试验合格后，可进行正式试验。
正式试验必须在所要求的工况稳定运行1小时以上。
7.7.1.3 重复试验为保证试验的精度和正确，可根据现场情况由试验领导小组决定对THA工况进行重复性试验。
同一工况进行重复试验时，必须调整高压调阀，使负荷至少变化5%，同时系统恢复补水、排污等，再调整到前一工况相同的条件下进行试验。
7.7.2 试验步骤7.7.2.1 进行系统隔离，使之符合试验要求（在试验进行前提供详细的隔离清单）。
试验期间停止一切无关操作，停止向系统外排污和排水，也不得向系统内补水。
7.7.2.2 调整机组负荷，使之在试验条件下稳定运行。
试验工况以汽轮机进汽阀阀点为基准。
确认主机工作正常。
7.7.2.3 调整发电机功率因数在设计值左右，氢压及氢气纯度在额定值。
7.7.2.4 调整燃烧，使主再热蒸汽参数尽可能接近设计值。
7.7.2.5 试验前如有可能应调整循环水量，使排汽压力尽可能接近设计值。
7.7.2.6 适当提高凝汽器热井、除氧器水箱水位至较高位置，以便维持试验期间不补水能正常运行（可在试验正式记录前20分钟进行）。
7.7.2.7 回热系统按正常运行方式投入，调整各加热器的水位至正常水位。
7.7.2.8 不投或尽量少投再热器减温水。
如果必须投减温水，则应尽可能保持减温水流量在试验持续时间内恒定。
7.7.2.9 设备及系统正常后，稳定1小时以上，开始记录，试验时间要求2小时。
7.7.3 试验的安全措施7.7.3.1 整个试验由试验单位指派一名试验负责人负责整个试验的协调。
7.7.3.2 电厂运行人员根据试验方案进行系统的隔离和运行条件的调整。
进行系统隔离时，如果隔离的手动截止阀对设备安全运行有重大影响，那么在试验期间必须派专人手拿对讲机在阀门边监护。
机组遇紧急情况，负责人立即指挥就地监护人员打开该阀门。
7.7.3.3 试验过程中，如果遇到异常情况需要改变运行条件或设备隔离以保证机组安全，运行人员任何时候均可采取所需行动，并告之试验负责人。
7.8 测点清单表1 温度测点清单1 主汽温度 4 每个支管道两点2 调节级温度 13 高压缸排汽温度 2 每个支管道两点4 再热汽温 4 每个支管道两点5 中低压连通管汽温 2 每个支管道一点6 一段抽汽温度 17 三段抽汽温度 18 四段抽汽温度 19 五段抽汽温度 110 六段抽汽温度 111 轴封汽温 1 轴封供汽总管12 凝结水温 1 凝结水泵进口管13 凝结水泵出口水温 114 轴加进汽温 115 8号低加入口水温 116 7号低加出口水温 117 6号低加进口水温 118 6号低加出口水温 119 5号低加入口水温 120 5号低加出口水温 121 除氧器进水温度 1 长径喷嘴前后22 除氧器水箱出水温度 323 给水泵进口水温 3 每台泵一个24 3号高加入口水温 125 2号高加入口水温 126 1号高加入口水温 127 1号高加出口水温 128 最终给水温度 2 给水旁路三通的下游29 轴加疏水温度 130 8号低加疏水温度 2 每根管各一点31 7号低加疏水温度 2 每根管各一点32 6号低加疏水温度 133 5号低加疏水温度 134 3号高加疏水温度 135 2号高加疏水温度 136 1号高加疏水温度 137 6号低加进汽温度 138 5号低加进汽温度 139 除氧器进汽温度 140 1号高加进汽温度 141 2号高加进汽温度 142 3号高加进汽温度 143 小汽轮机进汽温度 244 高压缸轴封漏汽温度 1 制造厂内加工45 中压门杆漏汽温度 1 制造厂内加工46 再热器减温水温度 1 总管47 循环水进口温度 248 循环水出口温度 2表2 压力测点清单序号名称数量备注1 主汽压力2 每个支管道一点2 调节级压力 13 高压缸排汽压力 2 每个支管道一点4 再热汽压 2 每个支管道一点5 中压缸排汽压力 2 连通管，每个支管道一点(建议在制造厂内加工)6 主机排汽压力8 每个凝汽器喉部4点共8点，带网笼探头7 小机排汽压力 28 一抽压力 19 三抽压力 110 四抽压力 111 五抽汽压力 112 六抽汽压力 113 七抽汽压力 214 八抽汽压力 215 轴封压力轴封供汽总管16 凝结水泵出口压力17 6号低加进汽压力 119 小机进汽压力 2 流量测量处20 主凝结水流量测量处压力 1 喷嘴测量段上21 除氧器进汽压力 122 1号高加进汽压力 123 2号高加进汽压力 124 3号高加进汽压力 125 给泵进口压力 3 各台泵一点26 3号高加入口水压力 127 最终给水压力 128 轴加压力 129 高压轴封漏汽压力 130 再热器减温水压力 1 总管表3 水位、流量与功率测点清单1 除氧器水位 1 人工计数2 凝汽器热井水位 2 人工计数3 过热减温水流量 1 总管加装标准孔板4 再热减温水流量 1 总管加装标准孔板5 除氧器入口凝结水流量 2 专用ASME喷嘴6 高压缸轴封漏汽至除氧器流量 1 加装标准孔板7 小汽轮机进汽量 2 利用运行用的标准孔板8 给水泵密封水 1 利用运行用的标准孔板9 发电机功率 110 励磁变功率 17.9 试验结果的计算对采集系统及人工记录的数据进行平均处理，然后经高度差、仪表零位、校验值和大气压修正，再经合理判别后作为原始数据进行计算。
7.9.1 流量的计算除氧器入口凝结水流量采用ASME喷咀标准公式计算。
过热减温水流量、再热减温水流量、高压缸轴封至除氧器漏汽流量、小汽机进汽流量采用标准孔板计算公式计算。
高压缸前后轴封二挡漏汽量、中压缸后轴封一挡漏汽量根据“高中压轴封至低压轴封漏汽流量”按设计比例分配。
高压门杆漏汽量、高压缸前后轴封三挡漏汽量、中压缸后轴封二挡漏汽量根据主蒸汽流量按比例估算。
7.9.2 系统不明泄漏量系统不明泄漏量应为系统储水量变化量与系统明漏量之差。
=-G G Gun12式中，G 1----系统储水变化折合当量流量；BL DL CL 1G G G =G ++其中，热井水位变化G =G G CL CLA CLB +，向下取正(下同)； G DL ----除氧器水位变化； G BL ----汽包水位变化； G 2-----现场实测的明漏量。
7.9.3 给水流量计算3RHW SHW HP3D DB DL CW FW G -G -G -G +G +G +G =G式中G CW ------除氧器入口凝结水流量，根据标准喷咀计算； G DB ------除氧器进汽量； H P 3D G ----HP3高加疏水流量。
7.9.4 1号高加和2号高加抽汽流量的计算HTRd1B11i 1o FW B1)h (h )h (h G G η--⨯=式中B1G ------HP1高加抽汽量； 1o 1i h ,h ----HP1高加进出给水焓；d1B1h ,h ----HP1高加进汽焓与疏水焓；HTR η-------加热器的散热损失系数，100%。
