中国大唐集团公司新建火电机组168小时试运前条件检查指导意…

附件中国大唐集团公司新建火电机组168小时试运前条件检查指导意见为贯彻落实集团公司“价值思维、效益导向”理念，进一步提升机组调试质量和移交水平，确保机组投产后安全稳定运行，实现基建生产无缝衔接，打造“工期短、造价低、质量优、效益好”的精品工程，特制定本指导意见。本指导意见规定的检查不代替工程监理和质量监督站组织的质量监督检查，也不代替机组启动委员会及试运指挥部组织的工程验收检查和管理；集团公司检查结果和要求通过试运指挥部组织整改落实。本指导意见适用于集团公司全资或控股建设的300MW级及以上火电机组进入168h满负荷试运前条件检查；燃机或300MW级以下火电机组可参照执行。本指导意见规定的检查遵循“谁检查、谁签字、谁负责”原则，各级检查人员应认真履行职责，按照本指导意见规定的内容和，坚持工作没完不放过、不合标准不放过、没有记录不放过、资料不全不放过、解释不清不放过，逐项、逐条检查，确保检查质量。一、检查工作的主要职责分工1.集团公司主要职责（1）组织制定并完善集团公司新建火电机组进入168h满负荷试运前条件检查指导意见；（2）检查、指导分子公司开展新建火电机组进入168h满负荷试运前条件检查工作情况；（3）组织新建火电机组进入168h满负荷试运条件正式检查，按照集团火电项目精品工程管理办法，对启动移交阶段的168h满负荷试运条件完成情况进行综合评价。2.分子公司主要职责（1）组织对下属项目公司新建火电机组进入168h满负荷试运条件进行预检查，预检合格后，向集团公司申请正式检查；（2）按照集团火电项目精品工程管理办法，对项目公司新建火电机组168h满负荷试运条件自评结果进行复查；（3）督促项目公司对预检查和正式检查发现的问题进行整改，对整改验收情况进行复查和确认，并向集团公司报告整改结果。3.项目公司主要职责（1）负责组织新建火电机组开始168h满负荷试运前条件自查，自查合格后，向分子公司申请预检查；（2）按照集团公司精品工程管理办法，项目公司对新建火电机组进入168h满负荷试运条件完成情况进行自评；（3）组织对预检查和正式检查发现的问题进行整改和验收。二、检查的组织和程序1.对适用于本指导意见的所有火电项目，在机组进入168h满负荷试运前，由集团公司组织检查组对试运条件进行检查。2.检查组由工程管理部牵头组织，安全生产部共同参与；检查组设组长一名，下设尾工缺陷、调整试运、生产准备三个专业组。其中，尾工缺陷组和调整试运组由工程管理部负责组织，生产准备组由安全生产部负责组织。检查组成员应在所负责检查项目的检查结果报告上签字。3.分子公司和项目公司按照尾工缺陷、调整试运、生产准备对应内容，分阶段组织相关单位开展自查、复查及整改等工作。4.项目公司自查合格并通过分子公司预检后，分子公司基于自查及预检查结果向集团公司提交书面报告，并提出正式检查申请。5.集团公司接到申请后3日内组织成立检查组，按照本指导意见确定的检查内容、标准以及相关规定，对新建火电机组进入168h满负荷试运条件进行现场检查；同时，按照集团火电项目精品工程管理办法，将168h满负荷试运条件检查情况纳入精品工程启动移交阶段的综合评价。6.检查组根据现场检查情况，对机组进入168h满负荷试运条件情况出具检查报告并提出相应意见。7.项目公司负责对检查组发现的问题进行整改和验收，分子公司负责督办和复查；整改完成后，分子公司负责将整改完成情况报送集团公司工程管理部；经集团公司工程管理部审查同意后，试运指挥部方可安排机组进入168h满负荷试运行。检查程序图见附件1检查流程图。三、检查的内容和标准1.检查的主要依据检查内容和标准的主要依据是设计图纸、设备厂家要求、《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（简称“启规”）、《火力发电建设工程机组调试质量验收及评价规程》、《火力发电建设工程机组调试技术规范》、《火电工程启动调试工作规定》、《集团公司火电机组整套启动条件管理办法》、《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》、《中国大唐集团公司精品工程管理办法》、《中国大唐集团公司防止电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》等。2.检查的主要内容三个专业组检查的主要内容包括：（1）尾工缺陷组：整套启动阶段发现的问题均已整改，按设计图纸和设备安装要求完成所有土建安装工作，“启规”要求空负荷和带负荷试运阶段应完成的工作和试验均已完成并合格，所有缺陷均已消除，临时设施已拆除。具体检查内容见附件2：尾工缺陷组检查内容、标准及问题统计。（2）调整试验组：“启规”要求整套启动阶段应完成的工作和试验均已完成并合格，所有涉网试验均已完成并合格，机组考核期要求的部分深度调整试验及工作已完成并合格（该部分试验项目由项目单位与调试单位在调试大纲编制期间确定），热控保护投入率100%，自动投入率不小于95%。具体检查内容见附件3：调整试运组检查内容、标准及问题统计（3）生产准备组：根据《中国大唐集团公司生产准备管理办法》等制度要求，生产准备的机构、制度、人员、器具、仪器能否满足试运及移交生产要求，设备台账、代保管是否完成。具体检查内容见附件4：生产准备组检查内容、标准及问题统计3.进入168h满负荷试运的主要条件（1）尾工缺陷组、调整试运组、生产准备组提出必须整改的问题均已整改完毕，对提出的其它问题已制定整改措施和；（2）已通过质量监督站的整套启动前监督检查，检查发现的问题均已整改完毕；无违反工程建设标准强制性条文问题；（3）已完成所有涉网试验；（4）完成RB试验（视辅机配置情况而定）；（5）发电机达到铭牌额定功率值；（6）燃煤锅炉已断油，具有等离子点火装置的等离子装置已断弧，完成锅炉最低稳燃试验；（7）低压加热器、高压加热器、除氧器已投运；（8）除尘器已投运；（9）锅炉吹灰系统已投运；（10）脱硫、脱硝装置投入，污染物排放指标满足设计要求；（11）凝结水精处理系统已投运，汽水品质已合格；（12）热控保护投入率100%；（13）热控自动装置投入率不小于95%，热控协调控制系统和AGC、AVC已投入；调节品质及扰动试验符合设计要求；（14）热控测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；（15）电气保护投入率100%；（16）电气自动装置投入率100%；（17）电气测点/仪表投入率不小于98%，指示正确率分别不小于97%；（18）机组真空严密性试验符合要求；（19）机组漏氢符合要求；（20）满负荷试运进入条件经各方检查确认签证、总指挥批准并报调度部门同意。4.机组进入168h满负荷试运条件检查报告的主要内容（1）工程概况；（2）检查的组织情况；（3）检查的实施情况；（4）检查中发现的主要问题和意见；（5）检查结论和建议，明确机组进入168h满负荷试运行条件；（6）附件：检查表及专家签字。附件：1.检查流程图2.尾工缺陷组检查内容、标准及问题统计表3.调整试运组检查内容、标准及问题统计表4.生产准备组检查内容、标准及问题统计表附件1.新建火电机组进入168h满负荷试运联合检查程序 集团公司 分子公司 项目公司 集团组织检查（3日内）现场检查否检查合格？是是 分子公司组织工程和安生联合预检否检查合格？是申请集团公司检查整改验收确认 试运指挥部决策进入168h满负荷试运开始项目公司自检，组织整改整改合格，报分子公司附件2：尾工缺陷组检查内容、标准及问题统计表表2.1尾工缺陷组检查内容和标准 一．建筑专业 序号 检查内容及标准 检查结果 1.1 基础、结构、楼地面、屋面工程 1.1.1 厂房已正式封闭，屋面排水坡向正确，排水顺畅，无渗漏。 1.1.2 主要建（构）筑物的基础沉降无异常。各沉降观测点完好，观测记录规范，符合设计和规程要求。 1.1.3 地基承载力、单桩承载力和桩身完整性必须进行检测，检测结果必须符合设计要求。 1.1.4 冷却水塔风筒应无渗漏点和渗漏痕迹，淋水均匀。 1.1.5 烟囱内筒和外筒应无腐蚀、无渗漏、无污染，结露废液排放应符合要求 1.1.6 无有害结构裂缝；混凝土结构边角方正，棱角顺直，表面无严重缺陷、污染、破损，观感良好； 1.1.7 钢结构工程应无明显变形、损伤、污染、锈蚀、防腐、防火的施工质量应符合DL5190.1的规定，压型钢板围护结构表面应平整，拼缝严密、顺直，无色差、翘边、损坏、起鼓、污染，不漏水、不漏灰，网架结构螺栓连接和焊缝焊接应符合设计要求，接缝处填嵌严密，并做防腐处理，并应符合DL5190.1的规定，平台栏杆钢梯制作安装应符合GB4053《固定式钢梯及平台安全要求》的规定； 1.1.8 楼地面、屋面完毕，聚氨脂油漆地面、耐磨地面色彩一致，表面平整，无裂缝，塑胶地板粘贴良好，接缝严密，无气泡，隐蔽验收、质量验收签证记录齐全；使用的原材料和产品质量证明文件齐全，重要材料复检合格； 1.1.9 防水地面无渗漏，排水坡向正确，隐蔽验收记录齐全；防滑地面防滑、排水满足要求 1.1.10 屋面、防水楼地面、地漏、立管、套管、阴阳角部位和卫生洁具根部等应无渗漏 1.1.11 天沟、檐沟、泛水收口、水落口、变形缝、伸出屋面管道等细部构造处理应符合设计要求和GB50207《屋面工程质量验收规范》的规定，上人屋面的女儿墙或栏杆，高度超过10m的，其净高为1100mm，高度超过20m的，其净高为1200mm 1.2 门窗工程 1.2.1 门窗工程施工完毕，门窗朝向应正确，玻璃安装牢固、无裂纹、损伤、松动，且符合GB50210的规定，门（窗）框、扇安装牢固，启闭灵活、严密，无倒翘；门（窗）框与墙体密封严密、平直、美观，质量验收记录齐全 1.2.2 门窗材料及配件质量证明文件齐全 1.2.3 建筑外窗安装牢固，窗扇有防脱落、防室外侧拆卸装置（建议删除） 1.2.4 玻璃性能符合设计要求（建议删除） 1.2.5 电子设备间、带电设备房间有防止动物进入的措施。 1.3 装饰装修 1.3.1 装饰装修工程施工完毕，隐蔽验收、质量验收记录齐全 1.3.2 装饰装修工程施工符合设计，主控制室室内环境检测符合要求，变更设计手续齐全，装修材料性能证明文件齐全 1.3.3 外墙和顶棚抹灰层与基层、饰面砖与基层粘结牢固，粘贴强度检验合格，报告齐全 1.3.4 大型灯具、电扇及其他设备安装牢固 1.3.5 装饰装修预埋件、连接件的数量、规格、位置和防腐处理符合要求，安装牢固 1.3.6 护栏安装牢固，护栏高度、栏杆间距、安装位置符合设计要求 1.3.7 外墙涂料、压型钢板围护材料、受力构件等符合设计要求；密封材料性能检验合格。 1.3.8 装饰观感良好，顶棚、墙面、地面无污染痕迹及清洁见本色，无基建遗留物 1.4 给排水工程 1.4.1 给排水工程施工完毕，隐蔽验收、质量验收记录齐全 1.4.2 管材和阀门等材料选用符合设计；管路系统和设备水压试验无渗漏，灌水、通水试验签证记录齐全 1.4.3 管道排列整齐、连接牢固，坡度、坡向正确；支吊架、伸缩补偿节、穿墙套管等安装位置符合设计，设备及管道系统油漆均匀、美观、无锈蚀，设备及管道清洁见本色 1.4.4 消火栓、箱安装位置应正确，标识醒目；箱内栓口位置、朝向、高度正确，设施齐全，且符合GB50016、GB50229及GB50242的规定。 1.4.5 生活饮用水管道应冲洗、消毒合格，水质检验应合格。 1.5 建筑电气工程 1.5.1 建筑电气工程施工完毕，隐蔽验收、质量验收记录齐全 1.5.2 电气设备安装符合设计要求，接地装置安装正确，电阻值测试符合规范规定 1.5.3 开关、插座、灯具安装规范，大型灯具牢固性试验和照明系统全负荷试验记录齐全 1.5.4 建（构）筑物和设备的防雷接地可靠、可测，接地电阻测试符合设计或规范规定，签证记录齐全 1.6 通风及空调工程 1.6.1 通风与空调系统施工完毕，隐蔽验收、质量验收记录齐全 1.6.2 通风与空调系统调试合格，功能正常，记录齐全 1.6.3 通风与空调设施风管和传动装置的外露部位及进、排口防护措施到位 1.7 电梯工程 1.7.1 竖井验收合格，交付安装记录齐全 1.7.2 电梯工程施工完毕，验收记录齐全 1.7.3 层门强迫关门装置动作正常 1.7.4 安全部件整定封记完好；绳头组合安全可靠，电气接地可靠 1.7.5 电梯工程已取得地方有关部门安全准用证 1.8 室外场地、道路、沟道、盖板 1.8.1 室外场地平整、道路通畅，满足消防要求，排水通畅，无积水； 1.8.2 沟道顺直、平整，排水坡度、坡向正确，无渗漏、积水、杂物，伸缩缝处理应符合设计要求 1.8.3 沟盖板铺设平稳、顺直、缝隙一致，无破损、裂纹等缺陷 1.9 消防 1.9.1 全厂水消防、气体消防设施已施工完成，内部验收合格，投入使用； 1.9.2 燃油罐区和油泵房（或燃气罐区、加压站、开关站）防雷、防静电接地合格，火灾报警和消防设施符合规定；围栏符合要求，警示标识齐全； 1.9.3 液氨罐区防雷、防静电接地合格，火灾报警和消防设施符合规定；围栏符合要求，警示标识齐全； 1.9.4 氢站防雷、防静电接地合格，火灾报警和消防设施符合规定；围栏符合要求，警示标识齐全； 1.9.5 煤场火灾报警及消防设施符合规定； 1.9.6 试运各厂房消防栓可靠，消防水压力合格； 1.9.7 油区、电气设备区域火灾检测和泡沫灭火系统可靠，消防器材配备齐全，位置符合要求。 1.9.8 变压器区域喷淋设施齐全，投入使用；事故油池已按设计填铺石子，油水分离池施工完成，具备投用条件； 1.9.9 油罐、气罐、液氨罐、氢气罐等有防晒降温要求的设备，已安装防护设施。 1.10 整套启动试运环境 1.10.1 所有分部试运用的临时设备和系统已经拆除，与试运无关的设备、材料已经移除。 1.10.2 试运区域与运行和施工区域有效隔离，危险区设有明显的隔离措施和警示标志。 1.10.3 试运区域梯子、步道、平台、栏杆、护板等已按设计安装完毕。 1.10.4 室内、外沟道清理干净，不积水、无杂物，盖板平整齐全。各类管道、沟道、检查井、箱池、孔洞等有正式围栏或正式盖板。 1.10.5 电子设备间、带电房间内运行与非运行区域用遮拦隔离，房间已封闭上锁，具备代保管条件。 1.10.6 厂内通讯装置能正常投用 1.10.7 试运区域内场地平整，无积水，无杂物，无施工痕迹 1.10.8 试运区域内道路通畅，满足消防要求，排水通畅，无积水。 二．锅炉专业 序号 检查内容及标准 检查结果 2.1 锅炉本体、附属机械、燃料供应系统验收合格 　 2.2 炉顶吊挂装置受力均匀，锁紧销已拆除；所有设备安装二次灌浆已经完成，强度达到规定要求； 　 2.3 受热面设备膨胀中心、膨胀方向、膨胀间隙应符合DL/T5210.2的规定，受热面设备膨胀间隙验收合格 　 2.4 安全阀安装验收合格 　 2.5 平台、栏杆应齐全、稳固，安装规范，栏杆、踢脚板高度及间距符合GB4053.3的规定，平台、扶梯、栏杆验收合格，各层平台标高、载荷标识齐全；系统实现“八不漏”； 　 2.6 除尘设备安装验收合格 　 2.7 有保温要求的设备、管道等保温完成，外护板全部完成（个别部位可留有检查缝隙）；保温外表成型美观，无损坏、污染，主要部位的膨胀缝及膨胀间隙应符合设计要求 　 2.8 设备、阀门、管道标识符合要求； 　 2.9 转动机械有防止人员意外伤害的防护网或防护罩等设施； 　 2.11 输煤、灰、渣系统安装完毕，验收合格，分部试运完成 　 2.12 脱硫、脱硝装置及其系统安装验收合格，冷态调试完成，系统运行正常，无堵塞、无泄漏、无异常磨损；脱硫、脱硝、除尘、废水处理等环保设备已分部试运完备，具备分系统试运和整套试运条件； 　 2.13 在任何情况下，管道吊架吊杆倾斜度：刚性吊架吊杆不得大于3°，弹性吊架吊杆不得大于4°，吊杆螺栓有防松措施，吊杆受力均匀，符合设计要求，整套启动投入的热力设备及管道系统保温和罩壳施工验收合格 　 2.14 燃油罐区和油泵房设备及其管道系统安装、冲洗验收合格，分部试运合格；防雷、防静电接地经测试合格，消防灭火器材配备符合规定 　 2.15 液氨罐区和设备及其管道系统安装验收合格，分部试运合格；防雷接地经测试合格，消防灭火器材配备符合规定 　 2.16 锅炉附属系统、脱硫、脱硝装置及其系统焊接质量检测、验收合格，记录齐全 　 2.17 烟风煤系统的炉膛、烟道密封良好，无泄漏，挡板开关方向正确、操作灵活，动作可靠 　 2.18 设备及管道系统油漆均匀、美观，无锈蚀，小口径管道布置合理、工艺美观，管道穿平台、格栅、墙面、屋面处理合理、美观 　 2.19 输煤、卸煤系统喷淋、吸尘、冲洗等设备合格； 　 2.20 锅炉本体检修电梯验收合格，具备使用条件； 　 2.21 锅炉、除尘器等设备本体照明基本完成或采取临时措施，满足照明要求； 　 2.22 设备表面清洁见本色，设备及系统标识醒目、齐全、统一、规范；设备及管道油漆全部完成； 　 三．汽机专业 序号 检查内容及标准 检查结果 3.1 汽轮发电机组及附属机械和辅助没备安装验收合格；附属机械和辅助设备系统分部试运合格 　 3.2 主（再热）蒸汽、高低压旁路、轴封送气管道蒸汽吹扫和低压给水管道水冲洗合格，签证记录齐全 　 3.3 吹扫、冲洗临时设施已经移除，系统恢复完成； 　 3.4 汽轮机低压缸真空严密性试验合格 　 3.5 发电机整体严密性试验合格 　 3.6 发电机内冷水系统循环冲洗结束，水质合格 　 3.7 主、附机油系统安装验收合格，冲洗完毕，油质检验合格 　 3.8 顶轴油泵及其系统安装验收合格；顶轴油泵出口油压和轴颈顶起高度调整完毕 　 3.9 盘车装置试运合格，啮合及脱开灵活可靠 　 3.10 管道支吊架安装、调整验收合格；所有设备安装二次灌浆已经完成，强度达到规定要求； 　 3.11 辅助设备安全阀冷态校验合格 　 3.12 有保温要求的设备、管道等保温完成，外护板全部完成（个别部位可留有检查缝隙） 　 3.13 设备、阀门、管道标识符合要求； 　 3.14 转动机械有防止人员意外伤害的防护网或防护罩等设施； 　 3.15 事故放油门安装位置符合强制性条文的规定 　 3.16 汽轮机焊接工程焊接及检验一览表的内容齐全，压力管道焊接分项工程验收评定表、焊接记录齐全 　 3.17 四大管道等汽水管道及焊口材质复核、金相检验、无损检验等全部完成，报告齐全 　 3.18 设备及管道系统油漆均匀、美观，无锈蚀，小口径管道布置合理、工艺美观，管道穿平台、格栅、墙面、屋面处理合理、美观。设备本体和设备基础检修的平台、扶梯、栏杆验收合格，各层平台标高、载荷标识齐全，孔洞盖板牢固可靠；系统实现“八不漏” 　 3.19 汽机房行车等起吊设备、有关压力容器已经过政府技术监督和安全部门的检测，验收合格； 　 3.20 保温外表成型美观，无损坏、污染，主要部位的膨胀缝及膨胀间隙应符合设计要求 　 3.21 设备表面清洁见本色，设备及系统标识醒目、齐全、统一、规范；设备及管道油漆全部完成； 　 四．电气专业 序号 检查内容及标准 检查结果 4.1 主接地网、全厂防雷接地电阻测试结果符合规范要求（《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065-2011等）；电气设备接地可靠，标识齐全醒目 　 4.2 电气测量仪表检定合格，报告齐全 　 4.3 变压器、电抗器设备无渗油，油位正常，外观表面清洁无污染，相色标识正确，变压器油质化验合格，气体继电器、温度计及压力释放阀校验合格 　 4.4 直流系统投运正常，保安电源投切可靠 　 4.5 柴油发电机单体调试及启动试运验收合格 　 4.6 带电区域电缆防火封堵严密，防火阻燃施工完毕，防火封堵密实，不透光亮，工艺美观，防火隔板、耐火衬板安装牢固 　 4.7 电缆表面清洁，绑扎牢固、间距一致，多余扎线已清理 　 4.8 电动机外壳及高压电缆铠装层、屏蔽层分别与接地网直接连接，接地线截面应符合设计要求和GB50169的规定，接地规范、可靠，有明显接地标识 　 4.9 电气特殊项目试验完成，报告齐全 　 4.10 发电机、变压器、动力中心、电缆夹层等重点部位消防设施投入运行； 　 4.11 事故排油设施完成； 　 4.12 变压器区域、开关站区域围栏齐全； 　 4.13 电气安全警告标示牌内容和悬挂位置正确、齐全； 　 4.14 所有设备或系统按规程要求完成电气接地或接零保护； 　 4.15 所有电气设备名称、编号齐全，书写醒目、正确； 　 4.16 各类盘、屏安装固定方式符合设计，盘、屏正面及背面均应有名称、编号；二次配线正确，标示清晰； 　 4.17 直流电源系统、保安电源系统投用正常，符合设计；UPS装置试验合格，投用正常；事故照明切换正常； 　 4.18 电缆头制做及接线工艺符合规范要求；电缆沟盖板齐全，沟内清洁无杂物，排水良好；电缆托架无变形，电缆上无杂物，有盖板的托架覆盖齐全；电缆防火封堵，阻燃隔离带等设施按设计施工并符合规范要求； 　 4.19 烟囱、冷却塔、主厂房、风机支架等高耸建筑物或构筑物、设备等已按设计要求完成防雷接地施工，接地电阻经检测合格； 　 4.20 全厂防雷及过电压保护设施齐全、完好，全厂接地系统施工基本完成，接地电阻检测合格； 　 4.21 设备表面清洁见本色，标识醒目、统一规范，电缆排列及电缆桥（构）架整齐，接线工艺整齐，仪表管路布置合理、整齐，柜（箱）无缺损附件，柜（箱）门关闭严紧，无施工遗留物 　 五．热控专业 序号 检查内容及标准 检查结果 5.1 合金钢取样部件光谱分析复查合格，报告齐全 　 5.2 一次测量部件、变送器和开关量仪表校验合格，报告齐全 　 5.3 锅炉火焰监视装置安装、调试合格 　 5.4 汽轮机轴向位移、转速、振动等TSI测量装置及缸温、轴温、线圈温度等安装调试完毕 　 5.5 计算机及监控系统的信号电缆屏蔽接地验收合格，接地电阻测试值符合设计要求 　 5.6 带电区域电缆防火封堵严密，防火阻燃施工完毕 　 5.7 对易受损区域的仪表设备、管路安装后有防护和隔离措施，露天安装的热控装置有防雨、防冻措施 　 5.8 执行机构的开关方向标识清晰，拉杆动作灵活、平稳、无卡涩，拉杆长度小于5m，电动阀门朝向合理，便于维护和检修，电动头可靠接地 　 5.9 设备表面清洁见本色，标识醒目、统一规范，就地设备、仪表、阀门标识统一、齐全、字迹清晰、系挂牢固、无污染 　 5.10 各种设备、管道上的测量仪表已安装完成，或已采取安全可靠的临时封堵措施，保证不泄露； 　 5.11 电缆排列及电缆桥（构）架整齐，接线工艺整齐，仪表管路布置合理、整齐，柜（箱）无缺损附件，柜（箱）门关闭严紧，无施工遗留物 　 六．化学专业 序号 检查内容及标准 检查结果 6.1 锅炉本体及炉前系统化学清洗合格，签证记录齐全；清洗废液处理合格 　 6.2 锅炉补给水水质合格，系统在线测量仪表和程控装置运行正常 　 6.3 发电机内冷水水质(pH值、导电度、含铜量)符合规程规定 　 6.4 制氢站安装、分部试运验收合格，氢气纯度、湿度符合标准 　 6.5 机组汽水品质在线测量仪表校验合格 　 6.6 凝结水精处理设备具备投运条件 　 6.7 循环水加氯、阻垢，缓蚀系统安装验收合格，调试完毕 　 6.8 烟气在线检测装置具备投运条件 　 6.9 炉内加药和取样系统安装完毕，调试合格，具备投运条件 　 6.1 废水处理系统安装验收合格，调试完毕 　 18 油区、燃气区、氢气区、氨区等危险区设备、管道已经过专项验收，设备、管道系统具备安全使用条件； 　 6.11 设备表面清洁见本色，标识醒目、统一规范，就地设备、仪表、阀门标识统一、齐全、字迹清晰、系挂牢固、无污染 　 七．职业健康安全与环境 序号 检查内容及标准 检查结果 7.1 特种人员应经专项培训，持证上岗，并建立特种作业人员台账 　 7.2 应编制绿色施工策划，并组织实施，按GB/T50640《建筑工程绿色施工评价标准》的规定进行评价 　 7.3 特种设备安装前应按规定报政府相关部门备案 　 7.4 特种设备使用前，经专业机构检测取得许可证，登记标识置于该特征设备显著位置 　 7.5 制定危险品运输、储存、使用、 　 7.6 各类易燃易爆品储存区、储罐区与建筑物之间的安全距离应符合GB50229《火力发电厂与变电站设计防火规范》及GB15603《常用化学危险品贮存通则》的规定 　 7.7 爆炸危险场所及危险品仓库内，采用防爆型电气设备，开关装在室外 　 7.8 酸碱容器和管道封闭严密，无泄漏 　 7.9 劳动防护用品的采购、验收、保管、发放、使用、报废应符合规定 　 7.10 应建立灾害预防与应急管理体系，职责明确 　 7.11 根据工程所在地域可能发生的自然灾害及安全事故，制定专项预案和储备必备物资 　 7.12 应定期组织预案演练、评价，并形成记录 　 7.13 重点防火区域和防火部位警示标志醒目 　 7.14 重点防火区域之间的电缆沟道、输煤栈桥、运煤隧道及油管沟等防火隔离措施应可靠 　 7.15 主厂房区域、油罐区、储煤场等安全出口、紧急疏散及消防通道应畅通，标识醒目 　 7.16 厂区植被恢复良好，不应有较大面积裸露的土方，实施效果应符合水土保持，挡土墙、护坡等质量应符合设计要求 　表2.2机组尾工统计表 机组号 专业 尾工项目 计划完成日期 责任单位 监理责任人 业主责任人 注1.遗留尾工应不影响机组168h满负荷试运行及投产，相应的临时处理方案及措施应经过试运指挥部批准。注2.尾工应实行动态滚动管理，设立监理和业主双责任人，限期完成，最终不应超过机组考核期。表2.3机组缺陷统计表 机组号 专业 缺陷名称 计划完成日期 责任单位 监理责任人 业主责任人 注1.遗留缺陷应不影响机组168h满负荷试运行及投产，相应的临时处理方案及措施应经过试运指挥部批准。注2.缺陷应实行动态滚动管理，设立监理和业主双责任人，限期完成，最终不应超过机组考核期。附件3调整试运组检查内容、标准及问题统计表3.1机组空负荷试运项目完成情况检查表 序号 检查项目 完成情况 存在问题 1 锅炉点火，按启动曲线进行升温、升压，投入汽轮机旁路系统； 2 系统热态冲洗，空冷岛冲洗（对于空冷机组）； 3 按启动曲线进行汽轮机启动； 4 完成汽轮机空负荷试验。机组并网前，完成汽轮机OPC试验和电超速保护通道试验并投入保护； 5 完成电气并网前试验； 6 完成汽轮机阀门严密性试验和机械超速试验；完成汽轮机维持真空工况下的惰走试验； 7 完成机组并网试验，带初负荷和暖机负荷运行，达到汽轮机制造商要求的暖机参数和暖机时间； 8 完成锅炉蒸汽严密性试验和膨胀系统检查、锅炉安全门校验（对超临界及以上参数机组，主汽系统安全门校验在带负荷阶段完成）和本体吹灰系统安全门校验。 注：对于燃气-蒸汽联合循环机组，空负荷试运一般包括机组启动装置投运试验，燃气轮机首次点火和燃烧调整，机组轴系振动监测，并往前的电气试验，以及预热锅炉和主汽管道的吹管等。表3.2机组带负荷试运项目完成情况检查表 序号 检查项目 完成情况 存在问题 1 机组分阶段带负荷直到带满负荷； 2 完成规定的调试项目和电网要求的涉网特殊试验项目； 3 按要求进行机组甩负荷试验，测取相关参数； 4 在条件许可的情况下，宜完成机组性能试验项目中的锅炉（燃机）最低负荷稳燃试验、自动快减负荷（RB）试验（视辅机配置情况）。 注：对于燃气-蒸汽联合循环机组，带负荷试运一般包括燃机燃烧调整，发电机假同期试验，发电机并网试验，低压主蒸汽切换试验，机组超速保护试验，余热锅炉安全门校验等规定的调试项目和电网要求的涉网特殊试验项目。 表3.3自动控制系统具备情况检查表 序号 系统项目 投运率 备注说明 1 协调控制系统 2 主汽压力自动控制系统 3 主汽温控制自动控制系统 4 再热汽温控制自动控制系统 5 炉膛压力控制自动控制系统 6 风量氧量控制自动控制系统 7 一次风压自动控制自动控制系统 8 给水控制自动控制系统 9 除氧器水位控制自动控制系统 10 加热器水位控制自动控制系统 11 凝汽器水位控制自动控制系统 12 其他辅助控制自动控制系统 注：机组主要自动调节系统性能测试指标、协调控制系统负荷变动及AGC负荷跟随测试指标等，根据所检查机组设备情况，选择对应类型机组检查标准进行检查。表3.4调试期间主要试验项目 序号 试验项目 1 锅炉专业 1.1 锅炉主保护传动试验； 1.2 锅炉蒸汽严密性试验； 1.3 锅炉安全阀整定试验； 1.4 锅炉点火升温、升压试验； 1.5 锅炉燃烧初调整试验； 1.6 锅炉断油最低出力试验； 1.7 炉本体吹灰系统热态调整试验。 2 汽机专业 2.1 汽机主保护传动试验； 2.2 汽轮发电机组摩擦检查试验； 2.3 润滑油系统试验； 2.4 主汽门、调门、抽汽逆止门关闭试验； 2.5 危急保安器打闸试验； 2.6 危急保安器注油试验； 2.7 主汽门、调门严密性试验； 2.8 汽轮机超速试验； 2.9 主要辅机运行设备与备用设备切换试验； 2.10 抽汽逆止门活动性试验； 2.11 真空严密性试验； 2.12 发电机漏氢试验； 2.13 汽轮机惰走试验； 2.14 甩负荷试验。（视辅机配置情况） 3 电气专业（共26项）： 3.1 电气主保护传动试验； 3.2 发电机及其附属设备现场试验； 3.3 变压器及其附属设备现场试验； 3.4 升压站开关类设备现场试验； 3.5 全厂互感器类设备现场试验； 3.6 升压站避雷器及接地装置现场试验； 3.7 直流充电机及其附属设备试验； 3.8 蓄电池组检测试验； 3.9 直流系统、UPS系统相关试验； 3.10 保护装置现场试验（包含发变组保护、线路保护、启备变保护、母差保护、厂用电保护）； 3.11 电测仪表现场试验； 3.12 通信设备现场试验； 3.13 自动化设备现场试验； 3.14 故障录波装置现场试验； 3.15 发电机（发变组）短路试验； 3.16 发电机零起升压试验； 3.17 励磁系统空载试验； 3.18 励磁系统建模试验； 3.19 AVC功能试验； 3.20 假同期试验； 3.21 同期并网试验； 3.22 厂用电切换试验； 3.23 励磁系统负载试验； 3.24 进相试验； 3.25 PSS相关试验； 3.26 发电机性能参数对比。 4 热控专业 4.1 热工主保护传动试验； 4.2 DCS电源切换试验； 4.3 DEH控制系统主要试验（阀门在线活动试验；单阀顺阀切换试验（如厂家不允许做，需厂家提供说明材料）；AST在线活动试验；阀门严密性试验功能；甩负荷时转速控制试验）； 4.4 TSI系统功能试验（转速、轴向位移、轴承振动、胀差、缸胀、偏心等功能测试），或提供TSI系统元器件的校验报告； 4.5 计算机监视系统功能试验（DCS分级、声光报警、功能；历史数据曲线记录、SOE记录功能试验）； 4.6 主要自动系统调节品质试验； 4.7 协调控制系统稳态负荷、变负荷试验 4.8 RB功能试验（送风机、引风机、一次风机、磨煤机（如有）和给水泵）（视辅机配置情况确定）； 4.9 AGC功能试验（升级负荷及稳态偏差试验）； 4.10 DEH及协调系统一次调频功能试验（投退及死区试验、动态调频试验）。 5 环化专业监督项目 5.1 机组启动冷态冲洗监督； 5.2 机组启动热态冲洗监督； 5.3 汽轮机冲转化学监督； 5.4 锅炉洗硅运行； 5.5 机组空负荷整套试运过程中的化学监督； 5.6 机组带负荷整套试运过程中的化学监督； 5.7 发电机冷却水的化学监督； 5.8 变压器油的投运监督； 5.9 氢气品质的化学监督； 5.10 汽轮机油质的化学监督； 5.11 EH油质的化学监督； 5.12 脱硫系统投运监督； 5.13 脱硝系统投运监督； 5.14 除尘系统投运监督。 6 综合试验 6.1 机电炉大联锁试验。调试期间未完成试验项目登记表 序号 机组号 专业 未完成项目 未完成原因 计划及措施 表3.5机组主要热控、电气保护项目 序号 机组主要热控、电气保护项目 1 机炉电大联锁保护 1.1 汽轮机跳闸，通过逆功率保护动作联跳发电机，联动锅炉MFT； 1.2 锅炉MFT动作联跳汽轮机,通过逆功率保护动作联跳发电机； 1.3 发电机主保护动作，联跳汽轮机、锅炉MFT动作。 2 汽机主要保护 2.1 OPC超速保护（视机组型式确定）； 2.2 DEH电超速; 2.3 TSI超速保护; 2.4 机械超速（如有）; 2.5 凝汽器低真空; 2.6 主机润滑油低油压; 2.7 主机轴承振动大; 2.8 主机大轴振动大; 2.9 主机转子轴向位移; 2.10 主机胀差大保护（如有）； 2.11 主机轴承温度高（如有）； 2.12 主油箱油位低； 2.13 DEH失电； 2.14 DEH故障； 2.15 EH油压低； 2.16 蒸汽温度过热度≤110℃; 2.17 操作台手动停机或就地手动脱扣。 3 锅炉MFT主要保护 3.1 手动停炉按钮； 3.2 一次风机全停； 3.3 引风机全停； 3.4 送风机全停； 3.5 空预器全停； 3.6 炉膛压力高Ⅱ值； 3.7 炉膛压力低Ⅱ值； 3.8 总风量低低； 3.9 火检冷却风丧失； 3.10 全炉膛灭火； 3.11 油枪点火失败3次； 3.12 再吹扫请求； 3.13 全燃料丧失； 3.14 给水流量低； 3.15 给水流量极低； 3.16 再热器失去保护； 3.17 APS请求（如有）； 3.18 继电器柜保护动作； 3.19 分离器出口温度高（或过热器汽温高、水冷壁温度高）； 3.20 脱硫系统跳闸； 3.21 给水泵全停。 4 电气主保护 4.1 发变组差动保护（如有）； 4.2 发电机差动保护； 4.3 发电机匝间保护； 4.4 发电机定子接地保护； 4.5 发电机转子接地保护； 4.6 发电机定子过负荷保护； 4.7 发电机负序过负荷保护； 4.8 发电机失磁保护； 4.9 发电机失步保护； 4.10 发电机频率异常保护； 4.11 发电机过励磁保护； 4.12 发电机逆功率保护； 4.13 发电机复压过流保护； 4.14 发电机非电量保护； 4.15 起停机保护； 4.16 误上电保护； 4.17 发电机定子过电压保护； 4.18 发电机功率突降保护； 4.19 主变差动保护； 4.20 主变零序差动保护（如有）； 4.21 主变高压侧后备保护； 4.22 主变接地零序保护； 4.23 主变过励磁保护； 4.24 主变非电量保护； 4.25 断路器闪络保护； 4.26 断路器失灵启动保护； 4.27 断路器非全相保护； 4.28 厂变差动保护； 4.29 厂变高压侧后备保护； 4.30 厂变分支后备保护； 4.31 厂变分支零序保护； 4.32 厂变非电量保护。未投入热控、电气保护项目登记表 序号 机组号 专业 未投入保护项目 未投入原因 预防措施 表3.6机组主要指标及运行指标设计值标准 序号 指标名称 单位 100% 75% 50%  设计值 实际值 设计值 实际值 设计值 实际值 1 综合指标               1.1 锅炉保证热效率 %             1.2 烟尘 mg/m³             1.3 二氧化硫 mg/m³             1.4 氮氧化物 mg/m³             2 汽机侧指标               2.1 汽轮机热耗 kJ/kWh             2.2 机侧主汽温度 ℃             2.3 机侧再热汽温 ℃             2.4 机侧主蒸汽流量 t/h             2.5 机侧再热蒸汽流量 t/h             2.6 低压缸排汽压力 kPa             2.7 低压缸排汽流量 t/h             2.8 高加出口给水温度 ℃             2.9 真空严密性 Pa／min             2.10 小汽轮机进汽压力 MPa             2.11 小汽轮机进汽温度 ℃             2.12 小汽轮机进汽排汽压力 MPa             2.13 小汽轮机进汽轴承金属温度 ℃             2.14 小汽轮机进汽轴向位移 mm             2.15 小汽轮机进汽振动 mm             2.16 汽轮发电机组振动               2.17 #1高加出水端差 ℃             2.18 #1高加疏水端差 ℃             2.19 #2高加出水端差 ℃             2.20 #2高加疏水端差 ℃             2.21 #3高加出水端差 ℃             2.22 #3高加疏水端差 ℃             2.23 #5低加出水端差 ℃             2.24 #5低加疏水端差 ℃             2.25 #6低加出水端差 ℃             2.26 #6低加疏水端差 ℃             2.27 #7低加出水端差 ℃             2.28 #7低加疏水端差 ℃             2.29 #8低加出水端差 ℃             2.30 #8低加疏水端差 ℃             2.31 调节级焓降 kJ/(kW.h)             2.32 高压缸第一段焓降 kJ/(kW.h)             2.33 高压缸第二段焓降 kJ/(kW.h)             2.34 高压缸内效率 %             2.35 中压缸第一段焓降 kJ/(kW.h)             2.36 中压缸第二段焓降 kJ/(kW.h)             2.37 中压缸内效率 kJ/(kW.h)             2.38 低压缸第一段焓降 kJ/(kW.h)             2.39 低压缸第二段焓降 kJ/(kW.h)             2.40 汽动给水泵组效率 %             2.41 凝结水泵效率 %             2.42 一抽压力 MPa             2.43 二抽压力 MPa             2.44 三抽压力 MPa             2.45 四抽压力 MPa             2.46 五抽压力 MPa             2.47 六抽压力 MPa             2.48 七抽压力 MPa             2.49 八抽压力 MPa             2.50 一抽温度 ℃             2.51 二抽温度 ℃             2.52 三抽温度 ℃             2.53 四抽温度 ℃             2.54 五抽温度 ℃             2.55 六抽温度 ℃             2.56 七抽温度 ℃             2.57 八抽温度 ℃             2.58 一抽抽汽量 t/h             2.59 二抽抽汽量 t/h             2.60 三抽抽汽量 t/h             2.61 四抽抽汽量 t/h             2.62 五抽抽汽量 t/h             2.63 六抽抽汽量 t/h             2.64 七抽抽汽量 t/h             2.65 八抽抽汽量 t/h             3 锅炉侧指标               3.1 锅炉保证热效率 %             3.2 总热损失 %             3.3 干烟气中飞灰热损失 %             3.4 干烟气热损失 %             3.5 燃料中水分及含氢热损失 %             3.6 空气中带入水蒸气的热损失 %             3.7 未完全燃烧热损失 %             3.8 辐射热损失 %             3.9 不可计损失 %             3.10 锅炉厂裕度 %             3.11 炉侧主汽温度 ℃             3.12 炉侧再热汽温 ℃             3.13 A/B一次风机压升 Pa             3.14 A/B一次风机风量 m3/s             3.15 A/B一次风机效率 %             3.16 A/B送风机压升 Pa             3.17 A/B送风机入口容积流量 m3