XTS/F22TG—JB—01 湖南华银株洲火力发电公司#3机组调试大纲

作，调试工作完成后移交电厂作为原始资料。

6.4.2 在启动调试和试运行中出现的问题及其解决办法均须详细记录。 6.4.3 在启动调试和试运行过程中，要做好下列原始资料的记录：

A. 试运行期间的燃料计量、化学分析、热值测定及各阶段点火用油计量； B. 金属监督要测量蒸汽管道上蠕胀点的原始记录；

C. 各阶段电度表底数的记录（发电机、厂用、送出）； D. 锅炉膨胀的原始记录；

E. 汽机转子冷态弯曲值原始记录；

F. 土建方面测量主厂房及主要设备基础沉降观察点、标高。

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第七章 整套启动试运行要点

7.1 锅炉第一次点火及蒸汽管道吹洗要点

7.1.1 点火前一个月内完成锅炉化学清洗和高、低压给水系统，凝结水系统的化学清洗。

锅炉化学清洗采用盐酸清洗水冷壁、省煤器等水侧部分。

高、低压给水系统、凝结水系统的管道采用柠檬酸清洗，高加、低加、凝汽器、除氧器采用碱洗。

吹管临时系统中，靶板前的临时管道连接在化学清洗临时系统中参加清洗，以使吹管靶板能正确反映系统情况。

7.1.2 若条件具备，在锅炉点火前利用辅助蒸汽，进行汽机抽汽、汽封管道及进汽管道的吹洗。

7.1.3 锅炉点火前进行工作压力下的水压试验。水压试验前将锅炉出口的堵板阀关闭，同时汽机启动盘车装置盘车并打开所有的本体疏水阀。水压试验用电动调速给水泵升压。

7.1.4 锅炉第一次点火采用燃油方式。热控FSSS系统同步投入运行并进行动态调整，因此在锅炉第一次点火前必须完成FSSS系统的静态调试和模拟试验工作。 7.1.5 锅炉升压严格按“锅炉冷态启动升压曲线”执行。

7.1.6 锅炉第一次点火、吹管采用电动调速给水泵向锅炉给水。

7.1.7 锅炉过热器、再热器系统吹洗采用一阶段加氧吹洗的方法，稳压、蓄能降压相结合以蓄能降压为主。采用白天吹管，晚上停炉的方式进行吹管。吹洗中间至少停炉大冷却一次，停炉冷却时间不少于12小时，以便提高吹洗效果，减少吹洗次数。

7.1.8 吹管期间，锅炉必须加强定期排污，每班应定排两次。当炉水含铁量较大时（＞1000ug/l），必须加大定排强度，每班应定排四次。停炉冷却时若条件允许，尽量将锅炉及系统内的水换掉。若炉水含铁量过大时（＞3000ug/l），必须采用整炉换水的方法降低含铁量。

7.1.9 吹管期间，应控制炉膛出口烟气温度不得超过538℃。 7.1.10 吹管期间，空预器吹灰器应投入运行，每班应吹灰两次。 7.1.11 吹管期间，汽机连续盘车并打开所有本体疏水阀。

7.1.12 正式吹管前应进行一至两次试吹，以检验临时系统安装是否牢固、是否有泄漏。试吹参数应低于正式吹管参数，以确保安全。

7.1.13 吹洗完毕停炉时，锅炉采用带压放水、干燥保养的防护措施，并放空系统内所有的水。

7.2 机组第一次整套启动、并网要点

7.2.1 本阶段锅炉采用全燃油方式运行，汽机采用高中压缸联合启动的方式冲转。

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7.2.2 汽机第一次冲转，热控DEH同步投入，采用“操作员自动”方式开机。 7.2.3 当出现下列情况之一时，紧急打闸停机：

A. 低压缸排汽温度达121℃； B. 润滑油回油温度达82℃； C. 支持轴承温度达113℃； D. 推力轴承温度达107℃；

7.2.4 汽机第一次冲转前采用置换法对发电机充氢。当发电机内氢气参数达下列数值时，发电机充氢结束：

氢气压力（MPa）： 0.3±0.02；

氢气纯度（%）： 98（最低为95）； 氢气绝对湿度（g/m3）: ＜4。

7.2.5 汽机定速后，当排汽温度≥79℃时，投入后汽缸喷水减温器。当汽机完成调速系统（DEH）动态整定试验后，进行电气试验。 7.2.6 第一次并网时，采用自动准同期装置并网。

7.2.7 并网后，带负荷15MW运行1小时，再升负荷至30MW，运行4小时，然后解列进行汽机超速试验。超速试验时，锅炉尽量维持过热汽压力7～8MPa。

7.2.8 超速试验后，锅炉升压至10MPa以上，进行汽机主汽门和调门的严密性试验。

7.2.9 主汽门、调门严密性试验后，停机，测转子惰走时间。

7.2.10 汽机停机后，盘车，保持真空。锅炉降压至4MPa，打开启动旁路，整定再热器安全阀。然后升压至80％额定压力整定过热器安全阀和汽包安全阀，并进行蒸汽严密性试验。

7.2.11 停炉。停炉后的锅炉防护及系统状况与准备阶段相同。 7.2.12 本阶段应投入空预器吹灰器，每班应吹灰两次。

7.3 机组带负荷调试要点

7.3.1 本阶段机组启动按电厂“运行规程”启动。

7.3.2 机组并网，接带负荷后，当锅炉参数达到投入制粉系统要求时，投入制粉系统。

7.3.3 锅炉运行要严格按XTS/F22TG-HX-04《锅炉洗硅措施》要求执行，应根据水质情况逐步增加负荷。

7.3.4 当凝结水含铁量＜1000ug/l时，投入凝结水精处理系统，并进行调试。 7.3.5 当排烟温度达110℃时，投入电除尘器。

7.3.6冷态启动时，高加随机投运；热态启动时，当负荷30MW以上时，投入高加。 7.3.7 高加、低加投入后，应及时投入加热器水位自动调节系统。 7.3.8 负荷≥150MW时，进行厂用电的切换和自投试验。

7.3.9 负荷180MW以上时进行断油试验，应能断油稳定燃烧。

7.3.10 负荷180MW时开始投入MCS各系统，投入各热控自动调节系统，并逐步提高调节品质。

7.3.11 试投吹灰、放灰等程控系统，并进一步调试。 7.3.12 负荷240MW以上时，进行真空严密性试验。

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7.3.13 机组100％负荷后，进行变动负荷试验。

7.3.14 当MCS各子系统投入后，试投模拟量控制系统，并进行模拟量控制系统变动负荷试验。

7.3.16 当机组带100％负荷且各调试项目完成后，若条件具备，采用常规法甩50％和100％负荷各一次。

7.3.17 在本阶段试运行中，机组可能因各种原因而跳机，跳机后根据处理情况采用温态或热态启动，以对机组各种工况下的启动性能进行考核。

7.3.18 当负荷达到310MW时对机组进行全面检查，并对各项参数进行记录，热控专业应检查DAS、FSSS、SCS、MCS、DEH、ETS、TSI系统运行情况。 7.3.19 在带负荷的全过程中，均应对机组的振动进行监测。

7.4 168小时满负荷试运行要点

本阶段原则上不安排调试工作，机组按电厂“运行规程”启动、并网、接带负荷，各系统的投入也按电厂“运行规程”执行。

若有因条件限制或设备原因而未能完成的调试工作，应在本阶段完成。 当机组满足下列各项条件时，进入168小时满负荷试运行：

A.机组带310MW负荷连续运行（负荷波动不超过5%，即15.5MW）； B.锅炉断油，全投煤； C.投入高加、电除尘器； D.汽水品质合格；

E.热控和继电保护装置投入率100％； F.热控自动装置投入率≥90％； G.模拟量控制系统投入运行且调节品质合格。

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