XTS/F22TG—JB—01 湖南华银株洲火力发电公司#3机组调试大纲
5.1.1.11 磨煤机钢球装载量、球径及配比的决定。 5.1.1.12 电除尘器的检查调试：
A. 电除尘器内部检查；
B. 振打机构及除灰装置的操作试验； C. 电场空载（不通烟气）升压试验。 5.1.1.13 参加给煤机的分部试运行。 5.1.1.14 吹灰器检查试验：
A. 吹灰器单操进退试验； B. 吹灰器程序控制试验。
5.1.1.15 锅炉工作压力下的水压试验。
5.1.2 汽机专业
5.1.2.1 参加汽机各主要辅机（给水泵、开、闭式冷却水泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、凝结水泵、水环式真空泵、循环水泵、空侧、氢侧密封油泵等）的分部试运行：
A. 转动机械的试运行，一般应连续运行4～8小时； B. 转动机械应符合下列要求：
a) 转动方向正确，工作平稳，泵内无冲击现象；
b) 轴承及转动部分无不正常音响及卡涩、振动、发热现象； c) 电动机的电流无异常波动，并在正常范围内； d) 轴承油温不高于制造厂规定值（一般使用润滑油的为65～70℃，用润滑脂
的不高于80℃）；
e) 泵的出口压力稳定，并达到额定数值； f) 泵类轴密封吸入侧严密，轴封仅有少量滴水（或滴油），温度正常；
g) 轴承振动（垂直、水平、轴向）的双振幅不超过下述规定（设备合同中另有规定的，按合同要求规定执行）： n＞3000r/min，振幅≤0.04mm 2000＜n≤3000r/min，振幅≤0.05mm 1000＜n≤2000r/min，振幅≤0.08mm n≤1000r/min，振幅≤0.10mm。
5.1.2.2 完成下列系统投入条件的检查：
A. 主蒸汽及疏水系统； B. 再热汽及疏水系统； C. 汽机本体疏水系统；
D. 轴封供汽、轴封漏汽及其疏水系统； E. EH油系统；
F. 润滑油系统，顶轴油系统；
G. 除氧给水系统、凝结水系统、循环水系统、冷却水系统； H. 汽机滑销系统和汽缸定位销。
5.1.2.3 检查各监视测点取样位置的正确性：
A. EH油系统、润滑油系统、顶轴油系统的压力表，轴向位移保护、相对膨胀
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指示、转速指示、超速保护、振动测量及保护、热膨胀指示等测点； B. 主蒸汽参数、再热蒸汽参数、真空、轴承温度、汽缸壁温等测点； 5.1.2.4 组织并参加规定的冲洗及质量检查：
A. 汽机范围内蒸汽管道（轴封供汽、除氧器加热、法兰螺栓加热等）的吹洗
及质量检查；
B. 给水系统、凝结水系统的化学清洗、水冲洗及质量检查； C. 抽汽逆止阀控制气源系统吹扫及质量检查。 5.1.2.5 油系统的启动调试：
A. 交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、空侧、氢侧密封油泵、EH系统
油泵的联锁试验；
B. 油箱油位计的校核和标定；
C. 油系统的全面检查（逆止阀、溢流阀、冷油器、蓄能器、差压阀等），并
配合施工单位进行各部分油压调整；
D. 参加汽机油系统、EH油系统、发电机密封油系统的冲洗、循环。
5.1.2.6 调节系统静态调试按XTS/F22TG—QJ—03《汽机润滑油及调节保安系统调试措施》执行。
5.1.2.7 主机保护联锁试验：
A. 审核各种保护定值；
B. 抽汽逆止阀保护试验，确认符合设计要求； C. 各声光信号试验，确认符合设计要求； D. 低油压、低真空、超速、轴向位移等保护定值（配合热控专业）的调整，发电机保护动作、ETS系统、TSI系统、DEH系统保护动作的试验，并确认符合设计要求；
5.1.2.8 各辅机及系统的联锁、保护、信号试验，确认符合设计要求。 5.1.2.9 盘车系统的启动试验：
A. 盘车系统的检查和联锁试验（当润滑油压低至0.031MPa时停止盘车）； B. 各轴承油流的检查；
C. 测取大轴晃度的原始值。
5.1.2.10 除氧给水系统的启动调试：
A. 除氧给水系统的全面检查，除氧器内部和防爆措施的检查； B. 除氧器水位标尺核定，溢放水系统、排气系统检查； C. 除氧器安全阀整定；
D. 给水泵系统的全面检查及给水管路支吊架检查；
E. 电动调速给水泵的联锁保护试验，辅助油泵试运行； F. 液力耦合器试运行；
G. 电动调速给水泵的启动试运。 5.1.2.11 循环水系统的调整试验：
A. 循环水系统电动门的操作试验； B. 循环水系统通水试验及水压调整； C. 凝汽器的通水试验及支承荷载检查。 5.1.2.12 高加系统的启动调试：
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A. 高加系统的联锁试验和保护试验，高加安全阀整定检查；
B. 高加系统电动门操作试验，调节阀操作试验，各阀门操作试验； C. 高加注水试验；
D. 配合热控专业标定各加热器水位。 5.1.2.13 密封油系统的启动调试：
A. 密封油泵联锁、保护试验； B. 密封油压、密封油差压调整； C. 密封油系统投运。
5.1.2.14 发电机氢系统检查及充氢：
A. 参加发电机氢系统管道吹扫及吹扫质量检查；
B. 参加发电机整体风压试验，检验泄漏量符合“规范”要求； C. 检查投氢前所具备的条件，应符合投氢措施要求； D. 采用置换法进行发电机充氢。 5.1.2.15 水环式真空泵系统调试：
A. 水环式真空泵联锁试验； B. 抽真空试验。
5.1.2.16 胶球清洗装置启动调试：
A. 胶球泵联锁试验； B. 电动推杆操作试验； C. 胶球清洗装置投运。
5.1.2.17 组织进行开、闭式冷却水系统、润滑油净化系统、发电机水冷系统、辅助蒸汽系统、抽汽回热系统的分系统试运行。 5.1.2.18 其它系统的检查和调试：
A. 发电机氢冷系统的全面检查和各阀门的操作试验； B. 发电机水冷系统的全面检查和各阀门的操作试验； C. 其它各电动门、调整门的操作试验。
5.1.3 电气专业
5.1.3.1 检查一、二次设备的安装工作是否全部结束，各单元的试验记录是否符合“电气设备交接试验标准篇”规定的要求。
5.1.3.2 检查各系统电气设备的控制、音响和灯光信号是否正确无误。
5.1.3.3 检查各保护装置应该投入的跳闸压板及安全设施是否投入，自动和联锁回路是否正常。
5.1.3.4 检查各母线电压数值，相序、相位、仪表指示是否正常。 5.1.3.5 各保护装置的整定及检查，应能正确动作。
5.1.3.6 发电机—变压器组、厂用电源回路的继电保护控制回路相互动作试验及电气保护与汽机、锅炉工艺联锁的检查试验。
5.1.3.7 ECS系统的计算机综合调试，模拟试验，逻辑条件测试，动作试验。 5.1.3.8 检查发电机测温系统、主变测温及冷却系统，应具备投入使用的条件。 5.1.3.9 一次电流通电检查试验，一次电压通电检查试验。
5.1.3.10 审核给水泵等大容量重要电动机的绝缘试验及保护调试记录。
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5.1.3.11 负责会同有关专业调试人员进行锅炉辅机联锁、汽机各辅机联锁的试验，发电机与汽机主汽门的保护联动试验。
5.1.3.12 检查发电机及与之相联的油管路绝缘垫的绝缘电阻是否合格。
5.1.3.13 厂用电源与备用电源定相，备用电源自投试验，保安电源投、切试验，不停电电源自投试验。
5.1.3.14 主变零起升压试验。
5.1.4 热控专业
5.1.4.1 检查检测元件、取样装置的安装情况、校验记录、仪表管路严密性试验记录、仪表管路、变送器的防护措施。
5.1.4.2 保护系统的开环调试，动作试验。
5.1.4.3 自动调节系统的模拟调试，信号方向检查，无扰动切换试验，跟踪试验，闭锁试验，静态参数计算。
5.1.4.4 参加调节机构（阀门、挡板、给煤机等）的检查，并进行特性试验。 5.1.4.5 与锅炉配合进行风量测量装置的标定。
5.1.4.6 执行机构检查，远方操作试验，基地式调节器的检查、调试。
5.1.4.7 FSSS、MCS、SCS、DEH等系统的计算机综合调试，模拟试验，逻辑条件测试。DEH混合仿真试验。ETS、TSI系统综合调试，动作试验。 5.1.4.8 DAS系统计算机综合调试，各种功能的试验。 5.1.4.9 程控系统调试及综合调试，动作试验。
5.1.4.10 配合锅炉、汽机专业对所辖范围内的热工仪表，热工保护、联锁及信号装置进行全面检查试验，并确认指示正确，动作可靠。
5.1.5 化学专业 5.1.5.1 对锅炉超水压试验期间的水质进行监督。
5.1.5.2 锅炉本体化学清洗方案的制定、实施及清洗质量检查。
5.1.5.3 炉前低压给水系统、高压给水系统化学清洗方案的制定、实施及清洗质量检查。
5.1.5.4 高低压给水系统冷态冲洗期间的供水质量监督及冲洗效果检查。 5.1.5.5 参加汽机透平油，EH系统抗燃油滤油后的油质检查，油务监督。 5.1.5.6 对绝缘油、机械用油的油质检查。 5.1.5.7 氢气纯度的质量监督。
5.1.5.8 发电机交接试验时，内冷水水质监督。
5.2 机组启动期间的工作
5.2.1 锅炉专业
5.2.1.1 锅炉首次点火启动按电厂《锅炉运行规程》和XTS/F22TG－GL－01《锅炉整套启动方案》中相关部分执行。
5.2.1.2 锅炉蒸汽管道吹洗按XTS/F22TG－GL－02《锅炉吹管方案》执行。 5.2.1.3 配合化学专业控制汽水品质。
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