优化调试工作要求.docx
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优化调试工作要求
达标创优调试工作要求
1、设备安装过程中,调试专业人员深入现场,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。
2、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。
3、在厂用电受电三个月前编制完成调试计划、调试深度策划、机组启动调试大纲等文件,并上报项目公司。
4、针对调试深度策划内容,进行与之相关的技术、安全培训和交流。
5、在分部试运前提出分系统试运中必需的临时设施和测点等的设计、加工和安装要求,项目公司负责组织落实。
6、积极配合单机、单体调试工作,参加单机、单体试运验收,审查并确认施工交付调试中间验收检查单的各项目完成情况。
7、承担发变组保护系统、启备变保护系统和升压站保护系统的单体调试工作。
8、分系统试运前应具备的条件按照国华电力公司《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程实施管理规定》和《火力发电厂关键节点具备条件规定》的要求执行;同时,按照国华电力公司《调试文件包管理规定》的要求完成系统试运前后的检查和签证。
9、在分系统试运前,对参加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。
10、工程节点及各系统试运之间的先后顺序应按照以下具体要求合理安排:
1、锅炉风机试运前,电除尘完成升压试验;
2、机组化学清洗开始前,应完成锅炉冷风动力场试验;
3、锅炉冷态通风试验前,脱硫系统应具备冷态通风试验条件;
4、机组化学清洗完成20日内,锅炉点火吹管;
5、凝结水精处理系统调试应在机组吹管前完成;
6、无旁路设计的脱硫系统,应在机组首次点火前具备投运条件;
7、机组点火吹管前,汽轮机润滑油系统及顶轴、盘车装置和真空系统具备连续投用条件;
8、机组点火前,锅炉具备投粉燃烧和除灰、除渣条件等;
9、机组整套启动前,脱硝SCR系统具备投用条件。
11、根据属地电网要求,及时完成以下特殊试验项目,并且在机组整套启动试运前提交正式试验报告(不仅限于此):
a)发电机定子绕组端部振动特性分析;
b)发电机定子绕组端部表面电位测量;
c)发电机转子通风孔检查试验;
d)发电机定子冷却水流量分配试验;
e)接地电阻测试;
f)变压器耐压试验;
g)变压器变形试验。
12、在热控系统DCS控制逻辑组态调试期间,全面检查和优化联锁逻辑,并严格执行逻辑修改的审批程序,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。
13、根据工程达标创优规划,组织编写调试创优工作的实施细则,组建包括各单位技术人员参加的专业小组,分工负责,各自把关,确保调试创优目标的实现。
14、认真执行《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》和《火电工程启动调试工作规定》以及经批准的《调试大纲》的各项程序规定,一个程序调试未通过验收,绝不能进入下一个调试阶段。
15、检查督促《调试大纲》的编制审批工作;根据审定大纲,检查督促分系统和整套启动调试方案、措施和反事故措施的编审工作,并跟踪督促执行。
16、按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的规定,依据国华公司发布的关于机组空负荷、带负荷和满负荷以及进入168小时试运的条件对照检查,协助试运指挥部严把入门关,确保试运质量。
17、严格按照《电力工程达标投产管理办法》,行业优质工程申报条件和本规划及其实施细则的要求,检查指导深度调试与验收工作,对照标准与各项技术指标,严格审查调试记录与验收签证,不达标不通过,未经试运指挥部批准不得进入下一步程序。
18、检查督促调试工作的规范化管理,检查调试文件包制度执行情况,检查调试《验标》的符合情况,保证调试工作数据真实,记录准确,报告规范,签证及时完整,不漏项,不甩项。
19、调试中发现的设备、系统运行异常,必须及时分析,找出对策,彻底消除隐患,保证最佳的运行状态。
20、试运过程中严格检查节点条件,把住入门关,切实落实分部试运、整套启动、带负荷试运、进入168试运等各个阶段试运应具备的条件,真正做到不具备试运条件的不进行试运,试运中发生的问题及时解决,保证各分系统在试运结束后都能满足运行条件,不留尾工。
21、提前安排脱硫、脱硝装置的分系统调试工作,确保脱硫、脱硝装置不拖机组试运的后腿,确保脱硫、脱硝装置与机组同步通过168小时满负荷试运。
22、对分系统调试、整套启动和机组168小时满负荷试运行完成如下指标要求:
(一)质量目标分解和测量
序号
专业
工作内容
质量标准
1、分系统试运
1.1
所有专业
整套启动前,完成所有分系统调试项目
分系统签证率100%
1.2
所有专业
机组重要联锁保护
采用就地加信号或测点实际动作方式进行试验
1.3
汽轮机
不送气封情况下,真空系统静态试抽
背压<60kPa(在标准大气压下)
1.4
汽机
发电机定子冷却水流量超声波测试和热水流试验
JB-T6228-2005《汽轮发电机绕组内部水系统检验方法及评定》
1.5
汽机
发电机静态风压试验
≤8Nm3/d(折算到氢气介质)
16
汽机
检查主油箱射油器的尺寸、可调逆止门的开度,进行油压调整
油压已按照汽轮机轴系中心修正且达到设计值
1.7
汽机
顶轴油压分配及轴颈顶起高度调整
轴颈顶起高度达到设计值,并经启停油泵验证
1.8
汽机
测试主气门、调速气门关闭时间
各阀门关闭时间小于300ms
1.9
汽机
加热器水位显示调校
静态就地水位、远传水位显示一致,无偏差
1.10
锅炉
锅炉风速、风量测量装置检查和标定
多个试验工况标定系数之间的偏差≤5%
1.11
锅炉
锅炉一次风调平
冷态同层一次风喷口风速偏差≤5%(沿线最长的风管应调为正偏差)
1.12
锅炉
锅炉进行交替大流量变温度冲洗
炉水铁离子含量<100μg/L
1.13
锅炉
机组稳压吹管
吹管过程安排不少于两次大冷却,大冷却时间不少于12h;每次打靶时间不少于5min
1.14
电气
柴油发电机组大出力试验
柴油发电机正常联锁启动的负荷
1.15
电气
电源二次回路接线检查
不存在寄生回路
1.16
电气
发电机/变压器组非电量保护
热工保护和断水保护进行实际模拟传动
1.17
电气
启备变差动保护极性检查
对Yy接线启备变,在投运前用一次通流法检查
1.18
热控
机组DCS系统复原测试
全部测点均经过通道精度测试,并且精度达到标准要求
1.19
热控
各个执行器线性度测试
执行器实际反馈与指令的偏差值≤3%
1.20
热控
ETS系统保护传动试验
就地测点实际动作方式进行
1.21
热控
SOE系统测试
使用高精度的,具有SOE测试功能的专用仪器对现场SOE采集系统进行测试,并留有记录
1.22
热控
热控盘柜供电电源检查
双路电源带负荷冗余切换,结果正常
1.23
热控
信号屏蔽性检查
电缆屏蔽层接地符合设计要求
1.24
热控
取样点位置正确性检查
“三取二”信号就地采样具有相互独立性
1.25
化学
填料检测
离子交换器所用树脂、石英砂等填料应由有资质单位检测
1.26
化学
发电机内冷水冲洗水质控制
硬度近于0μmol/L、二氧化硅≤20μg/L、电导率≤2μS/cm
1.27
化学
机组化学清洗废液处理
留有详细的记录
1.28
化学
启动前汽轮机油质化验监督
破乳化时间≤60min,水分≤100mg/L,颗粒度≤NAS7(明确取样点和滤油方式的要求)
1.29
化学
启动前抗燃油油质化化验监督
水分≤1000mg/L,颗粒度≤NAS5
2、整套启动试运
2.1
汽机
热力循环系统泄漏量
80%额定负荷以上时,不明泄漏量≤0.1%
2.2
汽机
主气门、调速气门严密性
满足《汽轮机调节控制系统试验导则》要求
2.3
汽机
机组真空严密性
≤300Pa/min
2.5
汽机
机组轴系振动(轴振)
≤70μm
2.6
汽机
发电机漏氢量
≤80Nm3/d
2.7
汽机
甩100%负荷
转速飞升<3300r/min,甩负荷后锅炉不灭火,机组可快速并网
2.8
汽机
抽汽逆止门活动试验
机组带负荷时进行抽汽逆止门带负荷活动试验,检验逆止门是否存在卡涩现象
2.9
汽机
高、低压加热器运行端差
≤设计值,详见《汽轮机技术协议》
2.10
汽机
凝汽器端差及凝结水过冷度
凝汽器端差:
低压侧为4.992℃;高压侧为5.051℃。
凝结水过冷度≤0.5℃)
2.11
锅炉
锅炉过热、再热两侧汽温偏差
≤5℃
2.12
锅炉
锅炉主、再热汽温
能稳定维持额定参数±5℃
2.13
锅炉
机组受热面壁温
无超温及偏差超过50℃的情况
2.14
锅炉
四管泄漏监测装置
能区分吹灰信号并全程投入
2.15
锅炉
最低稳燃试验
≤30%
2.16
锅炉
空顶器漏风
≤4%
2.17
锅炉
过热器管道压损(BMCR工况)
≤2.2MPa
2.18
锅炉
再热器管道压损(BMCR工况)
≤0.19MPa
2.19
锅炉
省煤器管道压损(BMCR工况)
≤0.22MPa
2.20
锅炉
安全门校验
进口安全门符合ASME标准
2.21
锅炉
煤粉细度
确定煤粉分离器与煤粉细度的动态曲线
2.22
锅炉
排烟温度
≤121℃
2.23
锅炉
锅炉飞灰、排渣含碳量
<3.75%
2.24
电气
转子交流阻抗测试
符合下列规定:
1应在静止状态下的定子膛内、膛外和在超速试验前、后的额定转速下分别测量;
2对于显极式电机,可在膛外对每一磁极绕组进行测量。
测量数值相互比较应无明显差别;
3试验时施加电压的峰值不应超过额定励磁电压值。
2.25
电气
发电机残压测试
在TV二次侧测量残压幅值及相序,发电机相序应和电网一致
2.26
电气
保护相量检查
测量不同负荷下的机端零序电压和中性点3次谐波电压值,优化3次谐波原理定子接地保护定值
2.27
电气
程序逆功率停机试验
主汽门关闭后逆功率保护应可靠灵敏动作
2.28
电气
甩负荷试验
发电机电压最大值≤115%Ue
2.29
热控
AGC试验
实际变负荷速率≥山东电网要求
2.30
热控
RB动态试验
RB触发后复归前无需人为干预,并最终达到某一稳定工况;各主要参数不会引起机组跳闸;各主要自动回路不解除
2.31
热控
模拟量变负荷试验
满足DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》要求
2.32
热控
主要自动回路定制扰动试验
满足DL/T657-2006《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》要求
2.33
热控
精处理系统调试
系统出力≥设计值
出水水质达到设计值
2.34
化学
发电机定子冷水水质
pH值(25℃)7.0~9.0
电导率(25℃)≤2μS/cm
硬度<2.0μg/L
含铜量≤40μg/L
2.35
化学
超(超超)临界锅炉点火前给水水质
pH值(25℃)9.2~9.6
电导率(25℃)≤0.65μS/cm
SiO2≤30μg/L
含铁量<50μg/L
含铜量≤30μg/L
2.36
化学
超(超超)临界汽轮机冲转蒸汽品质
电导率(25℃)≤0.5μS/cm
SiO2≤30μg/L
含铁量<50μg/L
含铜量≤15μg/L
含钠量≤20μg/L
2.37
化学
超(超超)临界机组运行给水品质
pH值(25℃)9.2~9.6
电导率(25℃)≤0.10μS/cm
SiO2≤5μg/L
含铁量<3μg/L
含铜量≤7μg/L
2.38
化学
超(超超)临界机组运行蒸汽品质
电导率(25℃)≤0.10μS/cm
SiO2≤5μg/L
含铁量<3μg/L
含铜量≤1μg/L
含钠量≤2μg/L
2.39
化学
系统补水率
超超临界机组<1%
2.40
环保
系统脱硫率
≥98%
2.41
环保
全部烟道阻力
≤2560P
2.42
环保
脱硫装置负荷调节范围
符合设计
2.43
环保
脱硫出口烟气SO2浓度
≤29.16
2.44
环保
脱硫出口烟尘浓度
≤5mg/Nm3
2.45
环保
系统脱硝率
≥85%
2.46
环保
氨的消耗量
≤0.6t/h
2.47
环保
氨的逃逸率
≤3ppm
2.48
环保
脱硝系统风压压降
≤1000Pa
3、168h满负荷试运
3.1
—
连续运行时间
≥168h
3.2
—
平均负荷率
≥90%
3.3
—
连续满负荷时间
≥96h
3.4
—
热控自动投入率
≥95%(建议100%)
3.5
—
热控保护投入率
100%
3.6
—
热控仪表投入率
100%
3.7
—
电气保护投入率
100%
3.8
—
电气仪表投入率
100%
3.9
—
仪表指示准确率
100%
3.10
—
机组轴振
≤66μm
3.11
—
发电机漏氢量
≤8Nm3/d
3.12
—
水、汽二氧化硅、铁、溶解氧、pH值
符合标准要求
3.13
—
连续平均脱硫率
≥98%
3.14
—
连续平均脱硝率
≥85%
3.15
—
完成168h满负荷试运启动次数
≤2次
3.16
—
主机汽轮机油质
≤NAS7
3.17
—
EH抗燃油
≤NAS5
3.18
—
168h试运期间补水率
<1%
3.19
—
168h试运期间系统泄漏率
≤1‰
3.20
—
从首次点火吹管至完成168h满负荷试运燃油用量
首台机组≤2000t;
(二)项目文件质量目标与分解
序号
项目文件
检查要求
1、调试项目准备阶段
1.1
调试资质文件
已提供
1.2
调试安全、健康、环境认证文件
已提供
1.3
调试项目部成立通知
已提供,已明确项目文件管理人员
1.4
调试相关权限授权书
已提供
2、调试项目实施阶段
2.1
工程《调试大纲》
已编制并经审批,下发各单位备案
2.2
《创优规划》相关文件
已编制并经审批
2.3
强制性条文实施计划
已编制并经审批
2.4
强制性条文实施记录
在调试措施中落实相关条目
2.5
调试项目文件编号原则
已明确,且满足本项目文件体系要求
2.6
移交调试项目文件编目
已制定详细案卷列表、相关题名和内容
2.7
调试使用设备台账
附效验报告并且在有效期内
2.8
调试措施目录
已编制并经审批
2.9
调试签证项目目录
已编制并经审批
2.10
调试条件检查表
已编制,并在调试开始前完成闭环
2.11
阶段性工作调试、试验报告
已编制,并形成正式报告
2.12
阶段性质量监督检查文件
已编制,并按时完成签证
3、整套启动后的调试资料
3.1
整套启动后相关数据表格
机组满负荷试运后7天内提供
3.2
调试总结
机组满负荷试运后7天内提供
3.3
调试资料
机组满负荷试运后45天内提供
3.4
调试资料移交签证
已办理
24、每项调试工作进行前对照如下条件检查卡逐项检查,务必达到条件:
1.厂用带电
序号
厂用电带电前应确认内容
施工
监理
调试
发电部
1.
带电区域的消防设施可靠投入。
2.
厂用电受电范围已经明确。
3.
厂内高压带电区域的所有建筑项目完成,并经监理验收合格。
4.
厂用UPS电源安装调试完毕,并验收合格,投人使用。
5.
机组DCS系统设备安装、复原试验完,与厂用系统受电有关的盘柜接线全部完成,厂用电源控制系统调试完,并验收合格,具备投运条件。
6.
带电范围内的一、二次电气设备安装、调试完毕,并验收合格。
7.
带电设备电气交接试验完毕,继电保护按有关部门提供的定值整定、校验合格,各测量表计检定合格,单体试验报告齐全。
8.
直流屏安装完毕,校验、调试完毕,并验收合格,投人使用。
9.
主(网)控室内调度通信系统能投入使用,通话正常。
10.
带电范围内各种运行标示牌己准备就绪,各设备代号已编好并印贴完毕,一次设备有明显标识牌。
11.
厂外输配电线路已经具备电源送入厂内的条件。
12.
厂用电受电前应具备分部试运行开始的条件,并已制定设备试运计划,达到分部试运稳妥、连续进行的条件。
13.
试运行指挥部组织机构成立,各专业组人员到位,职责分工已明确。
14.
受电措施经过试运行指挥部批准,并成立受电指挥小组,明确指挥系统和参加人员,并组织专门的交底,明确责任。
15.
受电措施已经报电网调度,并征得同意,电网做好受电准备工作。
16.
受电前经过电力质监分站监检合格,确认具备受电条件。
17.
厂用电受电后的管理方式已明确。
18.
设备操作工具齐全,并放在设备间内,便于使用。
19.
做好受电后代保管运行的准备。
2.机组化学清理
机组化学清洗后20天内进行点火吹管,在清洗工作进行前,要对点火吹管所需投运设备、系统及条件进行一次盘点,与点火吹管有关工作剩余工作量,应在20天内完成。
序号
机组化学清洗前应确认内容
施工
监理
调试
发电部
1.
化学清洗所涉及区域的场地应平整,照明充足,道路畅通,孔洞及沟道盖板齐全,平台及楼梯的防护栏杆齐全、可靠。
2.
与化学清洗有关的给排水系统正常投入,废水处理系统正常投入或满足清洗要求。
3.
清洗区域按功能隔离清楚,设置安全警示牌,存放药品、酸、碱的区域应有特训警示标志。
4.
配药、加药和回收现场应接有可靠的冲洗用水,备有0.5%的苏打水和0.3%硼酸以及凡士林、药棉、纱布等应急药品。
5.
清洗所需的通信设施应保证畅通。
6.
化学清洗现场应备有一定数量的石灰粉,作酸液泄漏时中和使用。
7.
化学清洗组织机构建立,分工明确。
8.
化学清洗方案措施已经审核批准。
9.
化学清洗相关药品符合措施要求,并经现场抽样复检合格。
10.
危险源辨识和环境因素控制工作已完成,并逐项采取了预防措施。
11.
化学清洗现场应有专门的医务人员值班。
12.
锅炉具备点火条件,完成油枪点火试验。
13.
锅炉补给水系统正常运行,供水量及供水品质满足清洗要求,制备足够的补给水。
14.
机组中低、高压给水系统等验收合格。
15.
工业水,开、闭式循环水等冷却水系统能满足化学清洗用水要求。
16.
凝结水系统试运合格,具备投人条件。
17.
厂用及仪用压缩空气系统已正常投运。
18.
厂用蒸汽及除氧器加热系统能正常投入运行。
19.
化验用药品、仪器仪表齐全,性能可靠。
20.
清洗用水、电、汽、气等满足清洗需要。
21.
化学临时清洗泵至少留有一台备用,同时备有两路不同的电源。
22.
化学清洗所需临时措施应全部施工完毕,经验收合格。
23.
运行人员培训完毕,已经上岗,必需的工具已配备。
24.
化验用药品、仪器、仪表按作业指导书准备完毕。
3.锅炉点火吹管
序号
锅炉点火吹管前应确认内容
施工
监理
调试
发电部
1.
主厂房土建施工已经完毕,有碍通行的脚手架已拆除,沟道盖板齐全,楼梯、步道平台、栏杆完好,现场所有杂物清理干净;锅炉电梯投人运行;消防器材齐全,消防通道杨通;主控室内空调系统投运。
2.
吹管临时管线周围的燃油、润滑油及电缆等部位已采取可靠的隔离、防燃措施。
3.
锅炉吹管方案措施已经审核批准。
4.
机组冷却水系统调试完毕,具备投运条件。
5.
辅助蒸气系统吹扫合格,系统调试完,可以投入使用。
6.
化学补给水系统、加药取样系统调试完,具备使用条件,并储备足够的合格除盐水,能保证在吹管期间连续供应。
7.
输煤、除灰、除渣设备及系统安装、调试完,具备投入条件。
8.
仪用、杂用压缩空气系统投运。
9.
锅炉化学清洗工作结束,清洗临时系统拆除,汽包及下水包内部已经清理验收,并已经已经封闭。
10.
吹管临时系统设计完成后,经有资质的设计单位校核,确认无误后方可施工。
11.
吹管临时系统安装结束,支架设置合理,局部保温完并经业主、监理组织检查合格。
12.
吹管用靶板准备充足,吹管用的临时消音器安装完毕。
13.
锅炉本体安装工作结束,炉墙、管道保温完好。
14.
锅炉各受热面金属壁温测点安装完毕,并经校验、验收合格。
15.
锅炉吹灰器安装完已处于退出位置,空预器吹灰器能正常投运。
16.
电除尘灰斗加热系统调试完毕,电除尘器气流分布试验、振打、升压试验完毕,具备投入条件。
17.
锅炉所有烟风系统内风门挡板、汽水系统内阀门检查传动、逻辑试验完毕,具备使用条件。
18.
锅炉空预器、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、密封风机、火检冷却风机分部试运结束,锅炉烟风系统具备使用条件。
19.
锅炉冷态通风试验、冷态炉膛空气动力场试验完成。
20.
锅炉膨胀系统各处膨胀指示器安装齐全。
21.
锅炉汽水系统、烟风系统及燃烧系统支吊架按设计调整完毕。
22.
锅炉暖风器汽源管路吹扫完毕,暖风器疏水泵试运结束,具备投入条件。
23.
空预器辅助蒸汽吹灰系统、消防水系统调试完毕,具备投入条件。
24.
燃油系统、蒸汽雾化系统、吹扫系统
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