发电厂运行规程主机部分.doc

600MW机组
集控运行规程

目 录
1.机组启动…………………………………………………………………………8
1.1检修后的验收与试验……………………………………………………………8
1.1.1目的……………………………………………………………………………8
1.1.2检查与验收……………………………………………………………………8
1.1.3分部试运……………………………………………………………………11
1.1.4化学清洗……………………………………………………………………12
1.1.5水压试验……………………………………………………………………13
1.1.6汽轮机调节系统静态调整试验……………………………………………15
1.1.7热控调节系统及保护联锁静态试验………………………………………16
1.1.8机组热控联锁保护、顺序控制系统及信号系统带工质在线传动动态试验……………………………………………………………………………16
1.1.9电气控制、联锁、保护及信号系统传动试验……………………………18
1.1.10电气设备试验……………………………………………………………18
1.1.11安全阀校验………………………………………………………………26
1.2机组启动应具备的条件………………………………………………………20
1.3组启动前的准备………………………………………………………………23
1.4机组启动………………………………………………………………………23
1.4.1基本规定……………………………………………………………………24
1.4.2冷态启动……………………………………………………………………24
1.4.3温态启动……………………………………………………………………26
1.4.4热态启动……………………………………………………………………44
1.4.5极热态启动…………………………………………………………………44
1.4.6机组启动过程注意事项……………………………………………………46
2.机组运行…………………………………………………………………………47
2.1机组运行调整的主要任务及目的……………………………………………48
2.2机组运行中控制的主要参数及限额…………………………………………48
2.3机组正常运行检查监视、维护试验…………………………………………52
2.4机组运行控制方式……………………………………………………………58
2.5锅炉燃烧调整…………………………………………………………………59
2.6主汽压力的调整………………………………………………………………60
2.7过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整……………………………………………60
2.8汽包水位的调整………………………………………………………………61
2.9锅炉排污、给水品质、炉水品质、蒸汽品质控制…………………………61
2.10锅炉吹灰与除渣………………………………………………………………64
2.11机组热控监视、控制、保护系统设备的正常运行维护……………………64
2.12机组电气监视、控制、保护系统设备的正常运行维护……………………67
2.13机组低负荷运行控制与调整…………………………………………………69
3.机组正常停运……………………………………………………………………69
3.1基本规定………………………………………………………………………69
3.2机组停运前的准备……………………………………………………………70
3.3滑参数停机……………………………………………………………………70
3.4正常停机………………………………………………………………………72
3.5机组停运后的冷却……………………………………………………………75
3.6机组停运后的保养……………………………………………………………75
3.7 机组停运后的防冻……………………………………………………………76
4.机组异常和事故预防及处理…………………………………………………78
4.1机组事故处理原则……………………………………………………………78
4.2事故停机的操作………………………………………………………………79
4.3紧急停机的操作………………………………………………………………80
4.4锅炉异常及事故处理…………………………………………………………82
4.4.1锅炉水冷壁漏泄……………………………………………………………82
4.4.2锅炉过热器漏泄……………………………………………………………83
4.4.3锅炉再热汽泄漏……………………………………………………………83
4.4.4锅炉省煤器泄漏……………………………………………………………84
4.4.5汽包水位异常………………………………………………………………84
4.4.6蒸汽温度超限………………………………………………………………86
4.4.7尾部烟道、空预器发生再燃烧……………………………………………86
4.4.8制粉系统故障 ……………………………………………………………87
4.4.9安全门动作…………………………………………………………………89
4.5 汽轮机异常及事故处理………………………………………………………90
4.5.1 汽轮机振动大………………………………………………………………90
4.5.2 轴向位移增大………………………………………………………………91
4.5.3 汽轮机水冲击………………………………………………………………92
4.5.4 运行中叶片损坏或断落……………………………………………………92
4.5.5 凝汽器真空降低……………………………………………………………93
4.5.6 机组负荷晃动………………………………………………………………94
4.5.7 机组频率不正常……………………………………………………………95
4.5.8 润滑油系统故障……………………………………………………………95
4.5.9 EH油压低…………………………………………………………………97
4.5.10 DCS故障…………………………………………………………………97
4.5.11 油系统着火………………………………………………………………98
4.6发电机异常及事故处理………………………………………………………98
4.6.1发电机异常的处理方法……………………………………………………98
4.6.2发电机各部分的温度超过规定值…………………………………………99
4.6.3发电机漏氢…………………………………………………………………99
4.6.4发电机定子升不起电压……………………………………………………100
4.6.5发电机氢系统着火…………………………………………………………100
4.6.6发电机非同期并列…………………………………………………………100
4.6.7发电机变为同步电动机运行………………………………………………100
4.6.8发变组保护动作……………………………………………………………101
4.6.9发电机失磁…………………………………………………………………101
4.6.10发电机振荡或失去同步…………………………………………………102
4.6.11电压回路断线……………………………………………………………102
4.6.12发电机非全相运行………………………………………………………102
4.6.13电流互感器二次回路断线………………………………………………103
4.6.14定子绕组进水压力低……………………………………………………103
4.6.15定子水导电率高…………………………………………………………103
4.6.16发电机定子线棒或导水管漏水…………………………………………103
4.6.17碳刷发生火花的原因和处理……………………………………………104
4.7机组综合性故障………………………………………………………………105
4.7.1一台汽动给水泵跳闸………………………………………………………105
4.7.2厂用电中断…………………………………………………………………105
4.7.3 RUNBACK降负荷50%………………………………………………………106
5.500KV/220KV升压站的运行……………………………………………………107
5.1 概述…………………………………………………………………………107
5.2 220KV/500KV系统的运行……………………………………………………108
5.3 变压器的运行………………………………………………………………111
6.机组主要辅机的运行…………………………………………………………118
6.1辅机运行基本规定……………………………………………………………118
6.2润滑油系统的运行……………………………………………………………118
6.3 EH油系统的系统运行…………………………………………………………124
6.4给水系统的运行………………………………………………………………126
6.5循环水系统的运行……………………………………………………………145
6.6胶球清洗系统的运行…………………………………………………………150
6.7开式冷却水系统的运行………………………………………………………151
6.8闭式冷却水系统的运行………………………………………………………153
6.9凝结水系统的运行……………………………………………………………155
6.10精处理系统的运行…………………………………………………………162
6.11定子水系统的运行…………………………………………………………180
6.12辅助蒸汽系统的运行………………………………………………………182
6.13真空系统的运行……………………………………………………………184
6.14制粉系统的运行……………………………………………………………185
6.15风烟系统的运行……………………………………………………………192
6.16吹灰系统的运行……………………………………………………………201
6.17炉前油系统运行……………………………………………………………205
6.18炉水泵系统的运行…………………………………………………………206
6.19 全厂仪用空压机运行 ………………………………………………………210
6.20除灰除渣系统的运行………………………………………………………217
6.21电除尘器的运行……………………………………………………………224
6.22变压器系统的运行…………………………………………………………231
6.23继电保护系统的运行………………………………………………………235
6.24厂用电系统运行……………………………………………………………259
6.25电动机的运行………………………………………………………………267
6.26直流系统的运行……………………………………………………………270
6.27 UPS系统的运行……………………………………………………………277
6.28密封油系统的运行…………………………………………………………286
6.29发电机氢气系统的运行……………………………………………………289
6.30柴油发电机的运行…………………………………………………………294
6.31轴封系统运行………………………………………………………………294
7．附录……………………………………………………………………………297
7.1锅炉设备概况…………………………………………………………………297
7.2汽机设备概况…………………………………………………………………312
7.3发电机设备概况………………………………………………………………356
附表1锅炉主要设计参数…………………………………………………………387
附表2过热器、再热器、省煤器受热面管子规范………………………………391
附表3水冷壁受热面管子规范……………………………………………………392
附表4过热器、再热器管子报警温度……………………………………………393
附表5设计煤种和校核煤种资料…………………………………………………394
附表6燃油品质资料………………………………………………………………395
附表7燃烧器主要设计参数………………………………………………………396
附表8安全阀整定压力及排放量汇总表…………………………………………397
附表9水蒸汽压力与饱和温度对照表……………………………………………398
附图1锅炉冷态启动曲线（停炉自然冷却55小时后）…………………………399
附图2锅炉温态启动曲线（停炉冷却24小时）…………………………………399
附图3锅炉热态启动曲线（停炉冷却8小时）…………………………………400
附图4典型高压汽轮机的冷却时间………………………………………………401
附图5不同增减负荷率的循环指数………………………………………………402
附图6变负荷推荐值——滑压和顺序阀方式……………………………………403
附图7主汽门前启动蒸汽参数……………………………………………………404
附图8空负荷和低负荷运行导则…………………………………………………405
附图9冷态启动转子加热…………………………………………………………406
附图10高压缸冷态不带旁路启动………………………………………………407
附图11高压缸温态不带旁路启动………………………………………………408
附图12高压缸热态不带旁路启动………………………………………………409
附图13高压缸极热态不带旁路启动……………………………………………410
附图14高中压缸联合冷态带旁路启动…………………………………………411
附图15高中压缸联合温态带旁路启动…………………………………………412
附图16高中压缸联合热态带旁路启动…………………………………………413
附图17高中压缸联合极热态带旁路启动………………………………………414
附图18中压缸冷态带旁路启动…………………………………………………415
附图19中压缸温态带旁路启动…………………………………………………416
附图20中压缸热态带旁路启动…………………………………………………417
附图21中压缸极热态带旁路启动………………………………………………418
附图22发电机出力曲线…………………………………………………………419
附图23发电机V形曲线…………………………………………………………420
附图24发电机特性曲线…………………………………………………………421
1.机组启动
1.1检修后的验收与试验
1.1.1目的
1.1.1.1明确机组大、小修后设备和系统检查的工作内容。
1.1.1.2规范机组大小修后设备验收项目和试验内容。明确修后机组启动准备工作程序，保证机组启动顺畅和安全、经济运行。
1.1.2 检查与验收
1.1.2.1机组大、小修后应该检查的项目
1）设备异动报告
A）设备异动报告齐全，无遗漏。
B）异动报告内容完整，无涂改，有异动原因和异动后设备、系统更改图。
C）异动报告有编写、审核、批准及异动开始执行时间。
2）检修的工作票
A）检修工作票全部收回，工作票内容无涂改。
B）检修工作票合格率达到100％。
C）检修工作票内容与实际现场验收内容相符，工作票有验收和注销盖章
3）消防设备及系统
A）详细检查修消防设备、系统齐全，完整。
B）检修后消防设备必须经过就地试验，具备投入使用条件。
C）特殊消防设备必须经过就地和远方试验。试验时，由消防部门组织设备部和运行人员共同进行。
D）就地配置消防器材必须有消防液、气配置时间和负责人签字。
E）消防器材操作把手必须有铅封，检查所有消防栓、消防水枪、消防水皮带按照消防要求具备随时投入状态。放置消防器材部位要有明显标志。
F）消防水压力正常。特殊消防泡沫压力正常，泡沫在规定失效期内
F）现场消防通道有明显箭头和通道指示灯。
4）环保设备及系统
A）环保设备、系统完整齐全，具备投入条件。
B）所有监视废气、废水、粉尘等监视仪表完整，检修后的监视仪器经过上级有关部门检验，并且有检验合格证，合格证在有效期内。
C）重要环保设备（比如废水处理、烟气脱硫设备）大修后必须在机组运行时，经过严格的运行调试，达到大修前水平才能投入运行。
1.1.2.2机组大、小修启动前的检查内容
1）热机设备系统
A）热机设备、系统机组检修工作完工，所有工作票注销。
B）楼梯、栏杆、平台应完整，通道及设备周围无妨碍工作和通行的杂物。
C）所有的烟、风道系统应连接完好，各人空门、检查孔关闭，管道支吊牢固，保温完整。
D）锅炉本体各处膨胀指示器正常。
E）所有的吹灰器及锅炉出口烟温探针均应退出炉外。
F）炉膛火焰电视摄像装置完好。
G）所有的吹灰器及锅炉出口烟温探针均应退出炉外。
H）锅炉冷灰斗水封良好，无积灰，溢水正常。
I）汽轮机本体各处保温完整。
J）汽轮机各高中、压主汽门,调门及控制机构正常。
K）汽轮机滑销系统完好，缸体能自由膨胀。
L）排汽缸安全门完好。
M）主油箱事故放油门关闭，加铅封。
N）转动设备地脚螺丝无松动迹象，靠背轮连接牢固，防护罩完好。
O）各转动设备轴承润滑系统良好（润滑脂、润滑油油质合格），
P）润滑油设备系统完整具备投入条件。
2）电气设备系统
A）确认电气所有检修工作结束，工作票注销。确认电气设备各处所挂地线，短路线，标示牌，脚手架等安全设施已拆除，常设栅栏，警告牌已恢复。
B）摇测发电机的定子绝缘，确认绝缘电阻值不得低于1000MΩ（安装中），极化指数≥2（10分钟）。
C）绕组通水前定子绕组应达到以下规定的绝缘值（厂家说明书）
a) 电机75℃的绝缘电阻应不低于以下值：
R（75℃）=UN/（1000+0.01Pn）
式中：R（75℃）---绕组在75℃时的绝缘电阻（兆欧）
UN-----绕组的额定电压（伏）
Pn-----发电机的额定容量（千伏安）
在不同的温度下，其绝缘电阻可使用下面的公式来换算：
Rt= R75℃×2（75-t）/10
式中：Rt-----t℃时的绝缘电阻
t -----测量时的温度（℃）
b)10分钟对1分钟的绝缘电阻比值即极化指数不小于2倍。60秒/15秒绝缘电阻吸收比不小于1.6。
c）各相绝缘电阻差异倍数不大于2。
d）绝缘电阻值降低到历年正常值的1/3以下时，应查明原因。
D）用500V摇表，摇测发电机的转子绝缘，确认绝缘电阻值10MΩ以上（厂家规定）。最小值不得低于0.5MΩ。
E）确认发发变组出口开关，灭磁开关试验正常。
F）确认发电机转子的励磁回路接地监测装置动作正常。
G）检查励磁变、励磁功率柜完好。
H）检查发电机中性点接地柜完好。
I）检查发电机出口PT完好。
J）检查发电机大轴接地碳刷装置完好。
K）发电机已充氢，压力、纯度、湿度、温度合格。
L）继电保护、自动装置、仪表齐全完好，保护和自动装置的压板投入正确。
M）主变封母、高压套管、瓷瓶清洁，封闭母线微正压装置投入正常。
N）变压器冷却风扇运转良好，变压器油位正常，油质合格（色普检查）。
O）所有电动机与转动机连接靠背轮连接牢固，地脚螺丝无松动现象。
P）所有电动机检修后在与转动设备连接前，经过转动方向试转正常。
Q）所有电气设备保护、联锁试验合格具备投入条件。
R）所有电机轴承润滑冷却系统良好。
S）柴油发电机系统以及蓄电池系统和其它保安系统完好投入正常。
T）大修后的发电机启动前还应具备下列条件
a）绝缘试验合格，风压、水压试验合格。
b）有设备变更的图纸资料。
c）设备标志齐全。
3）热控设备及系统
A）热控的就地设备完整良好，各类变送器、热电偶、压力表校验合格。热控设备的线路连接良好，测绝合格。
B）热控的DCS控制系统经过静态、动态测试系统工作正常具备运行条件。
C）热控设备的保安电源系统投入正常。
4）化学设备系统
A）制水系统、污水处理系统、精处理系统、制氢系统的设备完好具备投入条件。
B）各类药品齐全具备化学运行条件。
C）煤、水、油、汽取样、化验设备齐全具备运行条件。
D）各类在线检测仪表齐全，校验合格。
E）化学制水设备各类树脂在失效期内，最少具备两列制水运行条件。
F）化学除盐水箱、凝补水箱制满合格的除盐水。
5）公用设备系统。
A）生产指挥系统电话畅通（厂内、厂外）。
B）全厂消防水系统正常、消防设施齐全。特殊消防设备完好具备投入条件。
C）全厂特殊消防呼叫广播系统投入正常。
D）全厂制冷站、热网站的设备、系统完好具备随时投运的条件。
E）全厂仪用空压机及系统完好具备投入条件。
F）启动锅炉设备、系统完好具备随时启动条件。
G）检查省煤器的排灰斗内无杂物，投入水封水。
H）电除尘的振打装置，排灰系统正常。
I）输煤翻车机、斗轮机、碎煤机、采样机、皮带称、翻车衡、除铁器、J除尘设备、木块分离器等，以及各转运站皮带和传动托辊良好具备投运条件。
J）输煤系统特殊消防系统具备投入条件，皮带拉绳开关良好。
K）输煤皮带各转运站和皮带间报警和广播系统正常。
L）斗轮机防风闭锁装置投入正常。
M）除灰电除尘设备良好，震打装置和浊度仪具备投入条件。
N）干除灰的系统具备投入条件（输灰管道、空压机系统设备、仓泵、储灰罐）。
O）渣系统储渣、放渣设备、冲回水系统、石子煤系统设备具备投入条件。
P）电除尘绝缘子电加热投入，灰斗的料位计正常。
Q）电除尘整流变完好具备投入条件。
R）烟气在线检测设备完好齐全具备投入条件。
S）烟气脱硫设备系统完好，具备投入条件。
T）燃料油区储油罐及供锅炉柴油设备、系统完整齐全，具备投入条件，储油罐的油位指示正确，特殊消防设施齐全。储油量满足锅炉点火要求。
1.1.3 分部试运
1.1.3.1辅机试转确认条件及要求
1）动机械设备试运应在确认检修（安装）工作结束，安全措施拆除，工作票已终结或有试运联系单，根据设备部检修负责人要求由值长或主值统一下令进行。
2）主要仪表或保护失灵，脚手架未拆除，现场检修工器具未清理等情况时，任何人均不得下达试运行操作命令。
3）电机检修后应检查电机接线良好，并单独试验其转动方向是否符合设备要求。
4）转动机械试转启动操作应在集控室进行，就地应有人站在转动机械事故按钮旁监视。
5）电动机送电前应确认操作CRT画面开关在“停止”位置,停止期限超过15天，启动前必须进行电机测绝缘，合格后方可送电。
6）6kV辅机试转和空预器大修后试转，值班人员应到现场负责监护。
7）同一条母线不得同时进行启动两台及以上6kV辅机。
8）辅机电动机，在冷态下只允许启动两次，但间隔时间不得小于5分钟；进行风机动平衡校核试验时，两次启动间隔时间不小于2小时。
9）辅机试运时，应保证就地与集控室通讯联络畅通，现场照明充足以满足试运需要。
10）与试转的有关的各风门、挡板开度，位置指示，事先应校验准确，CRT指示与就地位置指示相符，操作电源应送电，切换手柄在电动位置。
11）辅机试运时有关机械、电气检修人员应到现场。
1.1.3.2试运要求（时间、标准）
1）送风机、一次风机启动前，应先启动引风机，以防炉膛正压。
2）空预器、引、送、一次风机连续试运行时间2～4小时，磨煤机空转不得超过5分钟，其它转机的试运行不得少于30分钟。
3）凝结泵、电动给水泵试运行在锅炉具备上水条件时进行。试验时间不得小于2小时。
4）试运时，试验其最大负荷下工况，电流不超过规定值，并保持适当炉膛负压，在试转过程中，风机动叶、静叶应调节灵活，风机无失速现象，风门、挡板开关灵活，关闭严密。
5）空预器的试运，应试验电动机与辅助空气马达、盘车马达的切换良好，无卡涩现象。
6）所有辅机的试转均应符合规程规定，参数无超限现象，有问题应及时停止其运行，等彻底消除缺陷后方可重新试转。
1.1.3.3保护、联锁的状态确认
1）保护、联锁的信号通道测试－回路正常，无断线或短路、接地现象。
2）保护、联锁的电源送入，CRT画面有关设备、系统保护、信号显示、报警状态正常。
3）机组停运状态下，保护、信号电源送入后，有关设备闭锁装置起作用，如锅炉减温水调节门、电动门不能开启。
1.1.4 化学清洗
1.1.4.1 锅炉化学清洗方案与措施，可参照SD135－86《火力发电厂锅炉化学清洗导则》中规定原则拟定。进行清洗时做好监督，洗后做好检查、评定与总结。清洗液的排放要符合环保有关标准。
1.1.4.2锅炉清洗应根据垢量或运行年限确定。为了监督炉管沉积率，每年锅炉炉前、后墙水冷壁各割一根管进行垢量测定，当水冷壁垢量达到或超过300～400g/㎡，应安排化学清洗。
1.1.5 水压试验
1.1.5.1试验规定
1） 锅炉经大修后或因受热面泄漏检修后的锅炉（如省煤器、水冷壁、过热器、再热器）一般应进行额定工作压力的水压试验。
2） 超压试验：一般两次大修（6-8年）一次。根据设备具体状况，经集团公司锅炉监督部门同意，可适当延长或缩短间隔时间。超压试验一般应结合大修进行，并列入该次大修特殊项目。
3） 有下列情况之一时，也应进行超压试验：
A） 停运一年以上的锅炉恢复投运时。
B） 锅炉改造、炉承压部件经重大修理或更换后，如水冷壁更换管数在50％以上，过热器、再热器、省煤器等部件成组更换，汽包进行了重大修理时。
C） 锅炉严重超压达1.25倍工作压力以上时。
D） 锅炉严重缺水后受热面大面积变形时。
E） 根据运行情况，对设备安全可靠性有怀疑时。
4）水压试验必须制定专用措施，超压试验必须由总工程师批准后进行。水压试验和超压试验的压力规定如下：
名 称
设计压力
水压试验压力
超压试验压力
省煤器、水冷壁、、过热器
19.79MPa
19.79MPa
29.68MPa
再热器
4.3MPa
4.3MPa
6.45MPa
按美国CE公司ASME 规范：省煤器、水冷壁、过热器超压试验为设计压力的1.5倍即29.68a，再热器超压试验为设计压力的1.5倍即6.45MPa。
1.1.5.2试验范围
1）省煤器、水冷壁和过热器部分，自给水泵出口至汽轮机高压缸电动主汽门前。
2）再热器部分，从再热器冷段水压试验堵板门至再热器出口。
3）锅炉本体部分管道附件。
4）汽包就地水位计及炉水循环泵只参加工作试验，不参加超压试验。
1.1.5.3试验要求
1） 水压试验按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行省煤器、水冷壁和过热器水压试验。
2） 水压试验用水必须采用除盐水，并要加药处理，即加入200mg/L左右的联氨，并用氨水调节pH值至10以上。
3） 水压试验压力以汽包就地压力表指示为准。压力表精度在1.5级以上，且具有两只以上不同取样源的压力表投运，以便进行校对。
4） 启动电动给水泵，经省煤器向锅炉进水，从开始进水至汽包上部可见水位，进水时间控制在冬季4～5小时，其它季节为2～3小时，进水温度≥20℃。
5） 上水至汽包上部的可见水位，停止进水，关闭省煤器进口门。并通知检修人员对锅炉受热面、管道、阀门进行一次全面检查。
6） 开启过热器二级减温水进水门和再热器减温水的进水门，用减温水向过热器和再热器连续进水。
7） 待锅炉空气门有连续水流出现，逐只关闭空气门，当关闭最后两只空气门前，应适当降低进水量，注意压力上升情况。
8） 当所有空气门关闭后，水压试验开始。
9） 当汽包压力为2.1MPa将炉水泵补水停止，改为内部循环水冷却。
10） 关闭过热器减温水门，调节再热器的减温水门，以每分钟O.3MPa的速度升压，当压力升至4.3MPa时，稳定压力，交付检修人员检查。
11） 再热器水压试验结束后，关闭再热器减温水阀门，开启、中压主汽门前疏水门，以每分钟O.3MPa的降压速度降压，当压力降至3.0MPa时由检修人员拆除安全门轧具，然后以同样的降压速度降压至零。
12） 开启过热器二级减温水进水门，调节减温水流量，以每分钟0.3MPa的升压速率升至16MPa，稳定压力，由检修人员对锅炉汽包、过热器安全门加装轧具然后继续升压，当压力达到19.79MPa时，稳定压力，交付检修人员检查。
13） 若进行超压试验，则必须由检修人员在工作压力下检查完毕，得到检修人员通知后方可以相同的升压速度升压至29.68MPa，维持此压力5分钟，然后以每分钟O.3MPa的降压速度降至工作压力，再由检修人员检查泄漏情况。
14） 省煤器、过热器和水冷壁水压试验结束后，开启某只取样门或疏水门，以每分钟0.3MPa的降压速度降压。当锅炉压力降至16MPa时，由检修拆除安全门轧具，然后以同样的降压速度降压至零。水压试验按先低压后高压的顺序进行，即先进行再热器水压试验，再进行省煤器、水冷壁和过热器水压试验。
15） 若进行超压试验，则必须由检修人员在工作压力下检查完毕，得到检修人员通知后方可以相同的升压速度升压至29.68MPa，维持此压力5分钟，然后以每分钟O.3MPa的降压速度降至工作压力，再由检修人员检查泄漏情况。
16） 工作压力试验的合格标准：
A) 受热元件金属壁和焊缝无任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
B) 关闭进水阀，停止升压后，5分钟内汽包降压不超过0.5MPa，再热器降压不超过0.25MPa。
17）超水压试验合格标准：
A) 受热元件金属壁和焊缝无任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
B) 受热元件无明显的残余变形。
1.1.5.4试验注意事项
1） 锅炉水压实验前，汽轮机侧应做好主蒸汽、再热汽管道的隔绝措施，防止水进入汽轮机。
2） 当汽包的上部可见水位后，应停止进水，改用减温水继续向受热面进水，当汽包满水后，应适当减少进水量，各受热面的空气门在未溢水前必须开启，直到有水连续流出、将空气完全排尽后方可关闭。
3） 当汽包或再热器压力的升至接近水压试验规定压力时，应适当降低升压速度，以防超压。
4） 当一次系统进行水压试验时，应注意监视二次系统压力，防止减温水阀门泄漏，造成二次系统超压。
5） 锅炉各阀门的水压试验应先试验二次门，后试验一次门。
6） 水压试验结束后，若锅炉即将启动，则无需进行保养，当汽包的压力泄至O. 2MPa时，开启空气门，泄压至零后放水至汽包正常水位。
7） 做超压试验时，应将就地水位计、炉水泵及热控仪表、变送器解列，锅炉本体严禁有人逗留。
8） 过热器水压试验时应将PCV阀解列，关闭PCV阀的进汽阀和PCV阀的手动隔绝阀。
9） 水压试验时，在受压设备区域内，无关人员不得停留。
10） 水压试验的升压过程应由专人负责升压，升降压应缓慢、平稳。要设专人负责管理空气门、事故放水门。
11） 试验前应对疏水门、事故放水门做开关灵活性试验，保证超压时能够快速降压。
1.1.6 汽轮机调节系统静态调整试验
1.1.6.1 汽轮机大修、汽轮机小修或调节系统部套解体后应进行调节系统静态调整试验，试验一般由检修人员进行。
1.1.6.2 汽轮机油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格后，方可进行调节系统静态调整试验。
1.1.6.3 静态调整试验应在锅炉点火前完成。
1.1.6.4 先启动EH油泵，排除油系统内空气，系统稳定后,根据试验要求调节油压、油温。
1.1.6.5 在电厂中主要完成的是高、中压自动主汽门和高、中压油动机关闭的时间和热工DEH的有关试验结果。
1.1.6.6 运行人员应将调节系统静态调整试验结果与设计或以前相比，有无明显差别。
1.1.7 热控调节系统及保护联锁的静态试验
1.1.7.1自动调节控制系统试验
1) 手动/自动切换试验：按设计要求达到无扰切换，扰动量应小于±1％阀位量程。
2) 跟踪精度试验，手动状态时，有积分作用调节器输出信号应跟踪手动操作信号。跟踪精度应小于±1％阀位量程。
3) 软手操作及备用手动操作器的输出保持特性检查：环境温度为200C±150C,2小时内不应大于±1％；环境温度为500C时，2小时内不应大于±2％。
4) 监控功能试验：偏差及绝对值报警值参数按系统测试规程中的规定值整定。
5) 系统开环试验：对调节系统输入模拟信号，检查系统的调节功能（比例、积分、微分）和运算功能等，输出信号及动作方向应符合设计要求。
6) 参数整定：静态参数按设计要求整定，动态参数根据经验或计算结果整定。
7) 按各自动调节系统的SAMA图，逐项试验，检查其功能回路符合要求。
1.1.7.2执行机构
1) 调节系统在手动状态时，执行机构的动作方向和位置应与手动操作信号相对应。
2) 调节系统在自动状态时，执行机构动作方向和位置应与调节器输出信号相对应。
3) 用手动操作信号检查执行机构的动作，应平稳、灵活、无卡涩、无跳动。全行程时间符合制造厂家的规定。
4) 、检查执行机构的开度，应与调节机构开度和阀位表指示相对应。
5) 带有自锁保护的执行机构应逐项检查其自锁保护的功能。
6) 行程开关和力距开关应调整正确。
7) 对于DEH系统，应进行电液伺服控制器，小滑阀和自动主汽门油动机之间的量程、线性、刚度、控制线圈颤动量、阻尼等调试，电液转换器的切换试验。
8) 对于纯电调式DEH系统的静态试验，应进行DEH阀门的量程、线性等调试。
1.1.8 机组热控联锁、保护、顺序控制系统及信号系统带工质在线传动动态试验
1.1.8.1试验要求
1）联锁试验必须在检修工作结束，工作票收回并注销，转动设备启、停及辅机的联锁和保护试验完毕后进行。
2）试验必须经过当值值长的同意，电气、热控人员在场共同进行。
3）试验时，6KV以上设备只送操作电源，380V设备操作电源和动力电源同时送入。试验时应关闭给煤机的下煤插板。
4）将气动执行机构压缩空气送入。
5）试验时合格后，将试验情况详细记录在试验日志和运行的记录薄内。
1.1.8.2远控阀门传动
1）将阀门手动控制在一个合适的开度（距关向或开向均留有一定行程）。
2）电动试验开关方向应正确（不正确时，热控人员应倒接线），就地有“停止按钮”的停止试验应正常。行程开关接点及其手自动切换开关应动作正常。
3）将电动或气动阀门（挡板）全关，用手动摇出预留行程，由热控人员定好终断（限位）接点，校对就地与CRT画面指示一致，并处于关位。
4）将电动或气动阀门（挡板）全开，用同样的方法调整好全开预留行程，由热工人员确定好开处终断信号，校对就地与CRT画面指示一致，并处于开位。
5）记录电动或气动阀门（挡板）全开、全关时间，行程及开、关预留行程。
6）远方电动或气动全开、全关操作一次，检查开度指示、灯光、信号正确