电厂机组调试技术规范书(厂家修改版)

印度尼西亚苏门答腊

2×150 MW SUMSEL（苏姆赛尔）-5

MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2

坑口燃煤电站

×150MW)

电厂机组调试技术规范书

买方：XX电力工程有限公司

二〇一四年三月北京

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MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2×150MW)机组调试技术规范书

目 录

1. 总则. ................................................................................................................................................... 1 2. 概述. ................................................................................................................................................... 1 3. 煤质分析数据 ..................................................................................................................................... 2 4. 主要设备规范 ..................................................................................................................................... 6 5. 工作范围及规程与标准 ...................................................................................................................... 8 6．调试前期准备 .................................................................................................................................... 9 7. 工程各阶段的调试工作 .................................................................................................................... 14 8. 主要调试工作： ............................................................................................................................... 15 9. 调试设备及仪表配置 ....................................................................................................................... 23 10. 调试人员及组织机构 ..................................................................................................................... 23

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MINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2×150MW)机组调试技术规范书

1. 总则

1.1 本技术规范书适用于“INDONESIA MINE MOUTH CFSPP SUMSEL–5 (2×150

MW)”循环流化床机组的调试要求。

1.2买方在本技术规范书中提出了最低限度的技术要求，并未规定所有的技术要求和

适用的标准，卖方卖方应满足本技术规范和所列标准的要求，招、投标双方有权根据有关标准、规程和规范进行协商而提出一些补充要求。对中国及印度尼西亚有关安全等强制性标准，必须满足其要求。如两者有不同时，按最高标准要求执行。

1.3如未对本技术规范书提出偏差，将认为卖方满足规范书和标准的要求。偏差(无

论多少)都必须清楚的表示在投标文件“差异表”中。

1.4卖方须执行本规范书所列标准。有矛盾时，按现行较高标准执行。

1.5合同签订后，买方有权根据规范、标准、规程发生变化提出一些补充要求，卖方

应给以修改，且不增加费用。

1.6本规范书中数量按一台机组开列，本工程共安装两台机组。

1.7卖方在编制投标技术文件时，应按本招标书的格式及章节进行响应。

1.8 卖方应按印尼PLN的要求进行调试配合工作。同时对WTE公司(275KV输电线

路分包商)的调试工作进行指导和配合。

2. 概述

2.1厂址条件

本项目为XX电力工程有限公司在印度尼西亚承接的EPC项目。建设 2×580t/h CFB+2×175MW（净出力2×150MW）燃煤机组。电站厂址位于东经103°51′22.1″，南纬2°09′41.1 ″，座落在南SUMATRA省的MUSI BANYUASIN自治区的BAYUNG LENCIR，PULAI GADIN村，距JAMBI省JAMBI市南部约60～70公里，距离最近的PLN的AUR DURI变电站约60公里。 2.2水文气象

电厂海拔：26.9~32.2m （MSL） 年平均气压：1011.2hPa 年极端最高温度：40.0℃

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年平均环境温度：26.3℃ 年极端最低温度：13.6℃ 设计温度：31.91℃ 平均相对湿度 84.2% 年平均降雨量：2505.6mm 最大日降雨量：351mm 平均风速：0.9m/s

设计风速：37.2m/s（10m高，3分钟时距，50年重现期） 主导风向： NW、W 地震参数：

Refer to Seismic Indonesian Code SNI 03-1726-2002, Zone 3 with maximum horizontalacceleration at base rock is 0.15g and Important Factor to be considered shall be :1.4 for Building, and1.5 for Chimney.

对于非岩石地基，地震动峰值加速度为需进行相应修正，根据初步设计的地勘资料：根据《Design method of earthquake resistance for buildings》SNI-1726-2002标准，其场地土为medium soil。

3. 煤质分析数据

3.1 煤质成分（设计煤种） S/N Name Design Coal Range Worst Coal Type Coal Type 44.48 38.1-48.74 48.74 18.17 15.37 54.80 16.22 1 Whole water content M[t] % 2 Proximate Analysis 3 Inherent Moisture Mad 4 Ash content[arb] % 5 Volatile matter[daf] % 6 Fixed Carbon 7 Ultimate Analysis 14.05 10.47-18.16.07 7 1.89-15.37 54.23 40.98-80.44 22.63 17.91-25.26 2

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8 Carbon[arb] % 9 Hydrogen[arb] % 10 Oxygen[arb] % 11 Nitrogen[arb] % 12 Sulphur[arb] % 13 Low heating value(LHV) as receivedbasis kCal/kg 14 High heating value(HHV) as 15 HGI receivedbasiskCal/kg 36.09 31.32-38.03 2.76 9.83 0.58 0.19 2956 3369 2.76-2.88 8.41-10.66 0.57-0.62 0.11-0.4 2688-3084 3070-3523 28.38 2.61 3.89 0.61 0.4 2628 3059 69 300 76.82 69.00-94.00 300 / 16 Coal Size(grain size) mm 3.2 灰成分及灰熔点（设计煤种）

S/N Name 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Silicon dioxide SiO2 % Alumina Al2O3 % Design Coal Type 61.19 22.93 7.45 0.69 0.05 1.95 1.69 1.68 0.68 0.20 1.49 CoalRange Worst Coal Type 25.84 - 82.98 55.83 5.74 - 35.96 26.68 2.73 - 34.91 0.10 - 2.10 0.01 - 0.78 0.49 - 13.57 0.63 - 7.64 0.09 - 9.64 0.16 - 1.89 0.02 - 0.30 0.29 - 9.44 9.59 2.09 0.07 1.86 1.03 0.09 0.19 0.36 2.21 Ferric oxide Fe2O3 % Titanium dioxide TiO2 % Mangano-manganic oxide Mn3O4 % Calcium oxide CaO % Magnesia MgO % Sodium oxide Na2O % Kali K2O % pentoxide P2O5 10 Phosphorus 11 12 % Sulfur trioxide SO3 % Ash Fusion Temperature DSSP didn’t DSSP didn’t provi3

proviMINE MOUTH CFSPP SUMSEL-5 (2×150MW)机组调试技术规范书

12.1 Deformation / / / / / / / / / / / / / / / / 1060 1080 1090 1100 1130 1150 1170 1190 TemperatureoC 12.2 Softening TemperatureoC 12.3 12.4 12.5 Hemispherical TemperatureoC Flowing TemperatureoC Deformation TemperatureoC 12.6 Softening TemperatureoC 12.7 12.8 3.3入炉煤粒度要求

Hemispherical TemperatureoC Flowing TemperatureoC 为保证最佳锅炉性能，煤粒度曲线如下：dmax=20mm，d50=2.2mm。

图3-1 煤粒度曲线

3.4石灰石粉

石灰石粉成分如表下表所示：

编号 1 2 全水 碳酸钙 CaCO3 名称 单位 % % 数值 0.22 95.82 4

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3 4 5 碳酸镁 MgCO3 其它 烧失量 % % % 0 3.96 43.63 为保证最佳锅炉性能，石灰石粒度曲线如下：dmax=1.5mm，d50=0.45mm

图3-2 石灰石粒度曲线

3.5启动床料

为了满足锅炉性能的要求，启动床料粒度要求如下：dmax=3mm，d50=0.6mm

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4. 主要设备规范

4.1锅炉

锅炉采用东方锅炉股份有限公司生产的循环流化床、一次中间再热、全钢结构、露天布置、自然循环汽包锅炉。

锅炉容量及主要参数，主蒸汽的压力、温度、流量等应与汽轮机参数相匹配。锅炉B—MCR工况对应汽轮机的VWO工况。 过热蒸汽流量(t/h) 过热蒸汽压力（MPa.g） 过热蒸汽温度(℃) 再热蒸汽流量(t/h) 再热蒸汽进、出口压力(Mpa.g) 再热蒸汽进、出口温度(℃) 给水温度(℃) 表4-1锅炉参数表 B-MCR 580 13.8 540 477.014 2.90/2.73 336/540 253 T-MCR 541.2 13.8 540 446.687 2.71/2.55 330/540 249 6

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4.2 汽轮机

汽轮机采用东方汽轮机厂生产的超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

型 号： N175-13.24/535/535 额定工况(T-MCR+0%MAKE UP)参数如下： 功率：

175MW

13.24MPa（a） 535℃

主汽门前主蒸汽压力： 主汽门前主蒸汽温度： 主蒸汽流量：

541.2t/h

再热蒸汽流量： 446.687/h

535℃

2.571MPa（a）

中联门前再热蒸汽温度： 中联门前再热蒸汽压力：

汽轮机排汽量： 373.229t/h 汽轮机排汽压力（背压）： 给水温度：

0.009MPa（a） 249.7℃

冷却水设计温度： 32℃

汽轮机保证热耗： 8520kJ/kW.h 转子旋转方向：

顺时针（从机头看）

汽轮机VWO工况功率： 回热级数： 4.3 发电机

185.628MW 2高加＋1除氧＋4低加

发电机采用济南发电设备厂生产的自并励静止励磁、空冷型发电机。 型 号： WX21Z-092LLT 额定功率： 额定电压：

175MW 15.75kV

额定功率因数： 频率：

0.85 (滞后)

7

50Hz 7547A 3000r/min

额定电流： 额定转速：

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相数： 磁极数：

YY

2

3

定子线圈接法： 冷却方式：

空冷

短路比(保证值)： 效率(保证值)： 绝缘等级： 励磁方式：

0.51

98.84%

F级（温升按B级考核）

静态励磁

5.工作范围及规程与标准

5.1工作范围

按《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009）》、《火电工程启动调试工作规定(电力工业部建设协调司1996年5月)》、《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》，以及招标人与业主签订的EPC主合同关于2×150MW（净出力）火力发电机组的启动和调试要求（详见附件1和附件2），工作范围包括但不限于：

5.1.1本电厂范围内的主设备及其全部辅助设备和系统的各个专业的调试； 5.1.2公用设施及系统各个专业的调试；

5.1.3电厂外围设备及其系统各个专业的调试（包括：场外取水系统、275kV输电线

路（2×6km））；

5.1.4配合厂家完成主厂房内小程控、公用系统和外围系统的PLC程控及其他系统

的调试；

5.1.5负责全厂EPC主合同范围内电气保护整定值的计算（包括275kv系统部分的

保护定值计算），配合热工保护定值的最终确认以及负责EPC主合同范围内电气与热工的热态整定工作；

5.1.6参加单体调试，见证单体和确认调试，并提出调试意见； 5.1.7 电厂性能保证试验的配合工作。

5.2 本标段遵照的规程与标准

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1、《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009 2、《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质[1996]40号

3、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力部建设协调司建质[1996]111号 4、《电力建设工程预算定额调试篇》（中电联技经02-48） 5、《电气设备交接试验规程》GB50150-2006 6、《二十五项反事故技术措施》 7、《汽轮机甩负荷试验导则》

8、《模拟量控制系统负荷变动试验导则》 9、《火电机组机组热工自动投入率统计方法》 10、《锅炉启动调试导则》 DL/T852-2004

11、《循环流化床锅炉启动调试导则》DL/T340-2010 12、《汽轮机启动调试导则》DL/T863-2004 13、《除灰除渣系统调试导则》DL/T894-2004

14、以及国家及国家电力公司最新颁布的验收标准，国家和行业颁布的标准、规程、规范的要求及设备厂家供货合同规定的标准。

15、招标人与业主签订的EPC主合同规定的国际标准和印尼当地标准(详见合同附件4《甲方与业主签订的EPC主合同的技术要求》)。

(说明:上述标准、规范和规程等均应为最新版和现行版，若在本项目合同签订后，国家及有关部门对上述标准进行更新，则应按最新版本执行)

6．调试前期准备

6.1前期准备工作内容包括，但不限于：

1) 收集图纸资料。

2) 编写调试大纲、调试方案、作业指导书。 3) 编写调试工期网络图。

4) 编写机组各节点调试进度计划。 5) 参加设计联络会。 6) 准备各专业试验仪器。

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7) 编写调试质量文件。

8) 提出设计、设备的各方面的问题和缺陷，并提出改进建议。

9) 负责全厂EPC主合同范围内电气保护整定值的计算（包括275kv系统部分的保护定值计算），配合热工保护定值的最终确认以及负责EPC主合同范围内电气与热工的热态整定工作。

6.2 编写调试大纲

调试大纲的内容包括：调试组织机构、机组各节点调试进度计划、分系统调试、整套启动的总体规划。 6.3 编写调试方案及试验措施 6.3.1 汽机专业:

包括但不限于:

1) 真空系统系统调试方案。 2) 凝结水系统调试方案。 3) 辅助蒸汽系统调试方案。 4) 汽轮机控制油系统调试方案。 5) 汽轮机调节安全系统调试方案 6) 汽轮发电机组密封油系统调试方案

7) 主蒸汽、再热汽及高低压旁路系统调试方案。 8) 汽轮机轴系振动监测系统调试及试验方案。 9) 发电机密封油系统调试方案。 10) 汽轮机润滑油净化系统调试方案。 11) 汽轮机盘车装置调试方案。 12) 除氧给水系统调试方案。 13) 机组抽汽回热系统调试方案。 14) 汽轮机轴封系统调试方案。 15) 胶球清洗系统调试方案。 16) 汽轮机整组启动调试方案。 17) 循环水系统调试方案。

18) 汽轮机润滑油及顶轴油系统调试方案。

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19) 各保护、联锁、检查试验项目一览表。 20) 机组空调、暖通系统调试方案。 21) 汽轮发电机组负荷变动试验方案。 22) 甩负荷试验（50%、100%）。 23) 机组孤岛运行试验（FCB）。

24) 汽轮发电机组整套启动试运安全技术措施。

6.3.2 锅炉专业:

包括但不限于:

1) 锅炉整套启动调试方案。

2) 引风机、一次风机、二次风机、高压流化风机、播煤风机等及其系统调试方案。

3) 锅炉蒸汽冲管系统调试方案。 4) 辅助蒸汽及燃油管道吹扫方案。 5) 锅炉空气预热器系统调试方案。 6) 锅炉点火及燃油系统调试方案。

7) 过热蒸汽和再热蒸汽温度调节系统调试方案。 8) 锅炉疏水排污系统调试方案。

9) 锅炉蒸汽严密性试验及安全门调试方案。 10) 锅炉冷态调整试验方案 11) 锅炉燃烧调整试验方案。 12) 锅炉低负荷断油试验调试方案 13) 锅炉吹灰系统调试方案。 14) 锅炉除灰、除渣系统调试方案。 15) 锅炉电除尘器系统调试方案。 16) 锅炉输煤系统调试方案。 17) 锅炉密封风系统调试方案。 18) 锅炉冷却风系统调试方案。

19) 配合有关专业制定启动调试有关的措施，如炉前系统水冲洗措施、锅炉范围内自动装置投入措施等

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6.3.3 电气专业:

包括但不限于:

1) 厂用临时受电调试方案（包括采用施工电源为275kv升压站、化水、取水口等先期送电系统）。 2) 开关装置调试方案。 3) 厂用电系统调试方案。 4) 柴油发电机组系统调试方案。 5) 变压器试运系统调试方案。

6) 电气故障录波分析装置系统调试方案。 7) 电气专业现场调试工作安全守则。 8) 电气（一次系统）反事故安全技术措施。 9) 电气（二次系统）反事故安全技术措施。 10) 电气保护装置系统调试方案。 11) 励磁系统调试方案。

12) 发—变组继电保护系统调试方案。

13) 发电机定子绕组三相及电气系统的短路试验调试方案。 14) 发电机同期系统检查及试验调试方案。 15) 电气整套启动调试方案。 16) 厂用电切换分系统调试方案。

17) 275KV升压站远动、通讯和保护系统调试方案。

18) 275kv输电线路系统调试方案（部分工作由wte负责完成）。 19) 275kv升压站系统调试方案。 20) 火灾报警系统。 21) 照明系统 22) 全厂接地系统

23) 全厂电气设备定值计算（包括275kv系统部分的保护定值计算） 24) 广播呼叫系统 25) 通信系统（电话系统）

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6.3.4 热控专业:

包括但不限于:

1) 机组协调控制系统调试方案。 2) 锅炉炉膛安全监控系统调试方案。 3) 机组跳闸保护系统（ETS）调试方案。 4) 汽轮机监视、保护系统调试方案。 5) 机组顺序控制系统调试方案。

6) 汽轮机数字式电液控制系统（DEH）调试方案。 7) 机组高低压旁路控制系统调试方案。 8) 机组模拟量控制系统调试方案。 9) 机组计算机监视系统调试方案。

10) 机组分散控制系统受电及软件恢复调试方案。 11) 辅机联锁和保护试验文件。 12) FSSS系统调试方案。 13) 机组联锁保护试验方案。 14) 机组RB试验方案。 15) 机组AGC调试方案。 16) 机组输煤系统程控调试方案。 17) 机组循环水加药系统程控调试方案。 18) 机组锅炉取样加药系统程控调试方案。 19) 机组ESP系统程控调试方案。 20) 机组水网系统程控调试方案。 21) 机组除灰渣系统程控调试方案。

6.3.5 化学专业:

包括但不限于:

1) 锅炉炉本体及炉前系统清洗调试方案。 2) 蒸汽管道吹洗阶段水汽质量监督方案。 3) 给水及炉水加药系统调试方案。 4) 机组汽水取样系统调试方案。 5) 锅炉补给水处理系统调试方案。

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6) 热力设备停运保护方案。 7) 汽水分析仪表调试方案。

8) 整组启动期间化学监督调试方案。 9) 河边取水及取水管线系统调试方案。 10) 污废水处理系统调试方案 11) 原水预处理系统调试方案。 12) 制氯及加氯系统调试方案。 13) 循环水系统调试方案。

7. 工程各阶段的调试工作

7.1在工程设计和施工阶段的工作：

7.1.1参加工程设计审查及施工图会审，对系统设计布置，设备选型，启动调试设施是否合理等提出意见和建议。

7.1.2收集和熟悉图纸资料，制定调试计划。

7.1.3准备好调试使用在检定期内的仪器、仪表、工具及材料。

7.1.4 在设备安装过程中，经常深入现场，熟悉设备和系统，发现问题要及时以书面形式提交招标人。

7.1.5负责编写机组整套启动调试大纲和试运行指导书以及汽机、锅炉、电气、热工和化学等专业分系统试运调试指导书或措施，并报招标人（启动委员会）审定。提出启动调试物资准备清单及临时设施，报请招标人审定后交安装单位实施，但此项工作必须同安装单位加强配合，不得造成安装单位返工。 7.2在单体（机）试运、分系统试运和整套启动试运阶段的工作：

7.2.1负责会同招标人共同审核安装单位提交的单体（机）调试措施和指导书，并负责会同招标人在单体（机）调试报告上签字验收。 7.2.2负责制定分系统、整套启动试运阶段试运网络图。

7.2.3负责制定分系统、整套启动试运调试指导书、措施并进行技术交底。 7.2.4负责各辅机的分系统试运工作，会同招标人确认各辅机具备参加整套启动试运的条件。

7.2.5在分系统试运和整套启动试运中，承担指挥工作，参加试运行值班，主持分系统试运、整套试运组交接班会议。

7.2.6指挥运行操作及对设备系统进行调整，按照调试指导书进行各项调试工作，逐

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项投入各设备和系统的保护、自动、顺序控制系统。接带负荷，使机组达到满负荷，并完成各项试验，在完成各项试验的基础上，使机组满负荷安全稳定运行并完成可靠性运行要求。

7.2.7自动调节系统设计由相关承包商提出，按业主要求负责组态的承包商在组态前提供调节框图设计、提供辅机控制逻辑图，由业主审查确认。

8. 主要调试工作：

8.1 单体调试期间的工作

单体调试期间参加单体运行后的验收签证。 8.2分系统试运期间的工作

A 汽机专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）参加汽机专业组范围内各主要辅机的单体试运工作，掌握试运情况和问题，

协助施工单位处理试运出现的问题，确认其是否符合系统调试的条件。对汽机专业组范围内的主要设备及系统进行检查。 2）主机、辅机保护、联锁检查试验。

3）安全门动作值验收，调节门、抽汽逆止门、电动门等的动作检查及调整试验。 4）配合承包单位对凝汽器碱洗及炉前系统清洗、钝化的保养工作。 5）辅机循环水、冷却水系统调试。 6）生活水、消防水系统调试。 7）辅助蒸汽系统调试。 8）凝结水及补水系统调试。

9）除氧给水系统调试（包括除氧器上水系统的调试）。 10）电动给水系统调试。 11）机组各蒸汽管路吹扫。 12）真空系统调试。

13）抽汽回热系统及疏水系统调试。 14）轴封供汽系统调试。 15）发电机冷却水系统调试。

16）调节保安系统及控制油系统调试。 17）顶轴油系统、盘车装置及净化装置调试。

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18）旁路系统投用调试。 19）润滑油系统调试。 20）主汽门严密性试验。 21）真空严密性试验。

22）配合热工做好DEH系统的调试。 23）配合热工做好DCS系统的调试。 24）回热系统的调试。 25）EH油系统调试。

26）所有分系统调试项目的调整试运质量检验及评定要求。 B 锅炉专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）参加锅炉机组范围内各主要辅机的单体试运工作，掌握试运情况和问题，确

认其是否符合整套启动条件。

2）对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查。

3）组织检查、整定和试验安全阀（包括PCV阀）、各汽水电动阀门、烟、风

调节挡板及门。

4）工业水系统、取样及排污等系统的试运工作。 5）空压机系统的试运工作。 6）引风系统调试。 7）二次风系统调试。 8）一次风系统调试。 9）高压流化风系统调试。

10）锅炉冷态空气动力场试验（风量、风速标定；布风板阻力特性试验；布风

均匀性试验；料层阻力试验；临界流化风量）。 11）锅炉燃烧调整试验。

12）给煤系统调试及给煤机给煤量标定。 13）石灰石系统调试。

14）除渣系统（含冷渣器、干渣输送机、斗式提升机及渣库附属设备）调试。 15）除灰系统调试。 16）输煤设备系统调试。 17）燃油系统调试。

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18）锅炉膨胀系统检查。 19) 锅炉化学清洗工作。

20）锅炉蒸汽管路吹洗及蒸汽严密性试验。 21) 配合锅炉整体风压试验。 22）主辅机保护联锁检查及试验。

23）锅炉火检装置及冷却风机系统的调试。 24）配合热工做好FSSS系统试验。 25）配合热工做好DCS系统试验。 C 电气专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）厂用辅机系统调试。 2）启动备用电源系统。 3）保安电源（含UPS）系统。 4）发电机---变压器组试验及试运。

5）网控系统及配合线路调试（保护装置等）。 6）主辅机保护联锁检查试验。

7）配合生产运行单位对保护定值进行检查。 9）励磁系统试验及试运。

10）配合热工DCS系统试验及网控微机监控系统检查试运。 11）全厂直流系统调试。 12）厂用电系统调试。 13）柴油发电机调试

14）配合进行远动系统、计费系统、系统通信调试。 15) 输煤程控系统调试。

16）负责自动同期装置调试及同期系统检查。 17）275kv升压站系统调试。 18）火灾报警系统调试。 19）照明系统调试。 20）全厂接地系统试验。 21）广播呼叫系统试验。 22）通信系统（电话系统）试验。

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D 热工控制专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）参加确定单个设备和分系统的控制逻辑。

2）对安装单位热控测点及设备进行监督，以保证质量。 3）检查测量元件、取样装置的安装情况及校验记录。

4）检查电动执行装置及控制回路的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。 5）检查调节机构及控制回路的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。 6）检查电磁阀及控制回路的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。 7）检查电机及控制回路的安装情况，配合安装单位进行远方操作试验。 8）检查水位等工业电视的安装情况，配合安装单位进行整体试验。 9）检查有关一次元件及特殊仪表的校验情况。 10）检查热控用气源的质量和可靠性。

11）检查分散控制系统（DCS）、可编程控制系统（PLC）等相关设备的安装

情况。

12）计算机系统硬件设备进一步核实和I/O通道检查。

13）配合分散控制系统厂家进行接地、屏蔽、跨接线及设置开关位置等情况检

查。

14）配合厂家进行分散控制系统的受电和软件复原。 15）分散控制系统组态参数检查修改。

16）进行测量元件、取样装置和分散控制系统（DCS）、可编程控制系统（PLC）

的联调。

17）进行电动执行装置、调节机构等设备和分散控制系统（DCS）、可编程控

制系统（PLC）的联调。

18）进行电磁阀、电机等设备和分散控制系统（DCS）、可编程控制系统（PLC）

的联调。

19）配合锅炉专业和制造厂进行风量测量装置的标定试验。 20）汽轮机监视系统调试。 21）计算机监视系统调试与投入。 22）事件顺序记录系统调试及投入。 23）主辅机联锁及保护试验。

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24）汽机电液控制系统调试及仿真试验。 25）模拟量控制系统的开环试验及静态整定。 26）顺序控制系统调试及模拟试验。 27）主机保护、旁路控制系统调试及试验。 28）锅炉炉膛安全监控系统调试及模拟试验。 29）热工信号逻辑报警系统调试。 30）配合烟气连续监测系统调试和验收。

31）配合采暖通风和空气调节系统控制系统调试和验收。 32）辅助系统集中监控系统（如水、灰、渣等）的调试和验收。 33）电气系统进入DCS系统的调试。 34）模拟量控制系统调试。 35）配合锅炉吹灰程控调试和验收。 E 化学专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）锅炉补给水处理系统调试。 2）凝结水系统及再生装置的调试。 3）辅机循环水处理系统调试。 4）机组化学清洗的监督检查。

5）分系统试运及可靠性运行期间化学监督。 6）汽水取样系统调试。 7）加药系统的调试。 8）配合热控程控系统调试。 9）污废水处理系统调试。

10）河边取水及取水管线系统调试。 11）原水预处理系统调试。 12）制氯及加氯系统调试。

8.3整套启动试运时的调试工作

A 汽机专业调试范围及项目，包括但不限于：

1) 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运。 3）DEH联调、仿真试验。

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3）汽机侧设备顺控功能组启动及高、低加随机启动。 4）汽轮机冲转及带负荷试验。 5）空冷系统投运。 6）变负荷试验。 7）汽机超速试验。 8）真空严密性试验。

9）甩负荷试验（50%、100%）。 10）机组孤岛运行试验（FCB）。 11）参加168小时安全运行值班。 12）参加30天可靠性运行值班。

B 锅炉专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）整套启动前准备性检查试验。 2）锅炉侧设备顺控功能组启动。

3）指导运行人员按启动指导书及运行规程的要求进行点炉操作，调整燃烧，控

制升温升压速度，完成启动前有关工作。 4）疏水及排污系统调试。 5）安全阀校验及蒸汽严密性试验。 6）配合化学专业，控制汽水品质。

7）配合汽机和电气专业进行汽机试转和发电机试验。

8）发电机并入电网后，指导运行人员进行整套机组带负荷，调整燃烧，维持蒸

汽参数在要求的范围内。 9）床温、床压与设计值比较。

10）给煤系统运行，锅炉投煤，燃烧初调整试验（含燃料配比，启动燃烧器床温与炉膛出口烟温控制与调整，燃料量的控制与调整，燃料粒度配比的控制与调整，大渣及飞灰含碳量调整，最小稳态负荷确定）。 11）床温、床压曲线。

12）上部炉膛压差随锅炉负荷变化曲线。 13）炉膛全压降与锅炉负荷关系曲线。 14）冷态、温态、热态启动。

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15）滚筒冷渣器带负荷试验。 16）锅炉吹灰系统投入。 17）断油试验。

18）带负荷运行与满负荷试验。 19）变负荷试验。

20）配合热工专业做好FSSS和DCS系统试验。 21）除尘器投运试验。 22）MFT动作试验。 23）灰渣系统的带负荷试验。 24）输煤系统的带负荷试验。 25）吹灰系统的带负荷试验。

26）配合其它专业进行甩负荷试验和孤岛运行试验。 27）参加168小时安全运行值班。 28）参加30天可靠性运行值班。

C 电气专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）投入发电机变压器保护及励磁系统。

2）在汽轮机不同转速时，测量发电机转子绕组的绝缘电阻及交流电阻、功率损

耗。

3）额定转速下工作试验。

4）进行发电机同期系统定相并网试验。 5）机组并网后带负荷试验。 6）AGC控制装置投运调试。

7）配合其它专业进行甩负荷试验和孤岛运行试验。 8）参加168小时安全运行值班。 9）参加30天可靠性运行值班。

D 热工控制专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）在机组整套启动过程中，根据运行情况，投入各种热控装置及模拟量、开关

量控制系统。

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2）模拟量控制系统投入后，检查调节质量，整定动态参数，根据运行工况做扰

动试验，提高调节品质。 3）投入各项主辅机保护。 4）投入DEH控制系统。

5）运行工况稳定后，投入协调控制系统。 6）协调控制系统负荷变动试验。 7）AGC试验。

8）配合其它专业进行甩负荷试验和孤岛运行试验。 9）机组RB功能试验。

10）参加168小时安全运行值班。 11）参加30天可靠性运行值班。

E 化学专业调试范围及项目，包括但不限于：

1）投入锅炉补给水程控系统。

2）配合热工专业完成化学仪表和程控装置的投入。

3）调整化学水处理设备（包括过滤系统、锅炉补给水、废水处理、原水预处理

和制氯及加氯系统等）的出力和出水质量达到设计要求（按程控要求）。 4）锅炉炉水及蒸汽品质监督。 5）凝结水、疏水回收监督。 6）监督除氧器的除氧效果。 7）锅炉及热力系统停运时防腐监督。 8）参加168小时安全运行值班。 9）参加30天可靠性运行值班。

F原水系统调试及整套启动调试 G 275kV输电线路调试和试运。

8.4启动调试后期的工作：

8.3.1继续完成合同中规定，但未完成的调试项目。

8.3.2由调试单位负责投入AGC控制系统。AGC试验放在可靠性运行前进行。

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8.3.3编写和整理调试报告、试运记录以及与调试有关的技术资料移交。 8.3.4办理竣工资料交接，协助甲方向业主移交。

9. 调试设备及仪表配置

卖方需要准备满足本合同工程调试所需的全部仪器、仪表、设备、工具和材料，所有仪器和仪表的使用和校验有效期均应在本工程工期时间内。。

10. 调试人员及组织机构

10.1调试人员配置

卖方现场服务人员应具有下列资质： 10.1.1遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度； 10.1.2有较强的责任感和事业心，按时到位；

10.1.3 了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能

够正确地进行调试各项工作； 10.1.4 身体健康，适应现场工作的条件。

10.2卖方须在进厂前半年提供如下调试人员情况表供甲方审查。卖方须更换不合格

的现场调试人员。

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本工程计划调试人员名单

姓名

性别 年龄 拟任职务 专业 学历 职称 调试资格经历

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