电厂二期15MW发电机组调试报告
汽机部分
一、各泵试验报告：
1、凝结水泵：型号4N6T，流量40m3/h，扬程60m；电机型号Y180M-2，功
率22KW，电压380V，电流42.2A。（共两台）
射水泵：型号IS125-100-250C，流量180m3/h，扬程50m，电机型号：Y225M-2功率45KW，电压380V，电流83.9A（共两台）循环水泵：型号6OOTSS-32A ，流量3000m3/h，扬程23m，轴功率211.13KW，转速970r/min ，配用功率250KW，效率89% ，出厂编号70013
电动机型号Y3556-6，功率250KW，频率50HZ，转速983r/min
额定电压6000V，额定电流30.1A。（共两台）
给水泵：型号DG85-67×9 ，流量85m3/h ，扬程67m，电动机型号YK355-2 功率250KW，转速2980r/min，额定电压6000V，额定电流30.1A 高压油泵：型号80Y100A，流量：45m3/h，扬程85m，电机型号200L1-2，功率30KW，电流56.9A，电压380V。
交流润滑油泵：型号CHY18-1，流量：20.5m3/h，扬程：35.3m，电机型号
Y132M2-6功率5.5KW，电流12.6A，电压：380V。
直流润滑油泵：型号CHY18-1，流量20.5m3/h，扬程：35.3m。
2、各泵试运情况
日期名称
电流A 压力MPa 电动机振动（丝）轴承温
度(℃)电机轴承温度(℃)
空载带负荷空载带负荷垂直水平轴向
4月29日1#凝结水泵18 27.5 0.72 0.60 2.0 1.5 0.8 45 65 4月30日2#凝结水泵15 22.7 0.72 0.61 1.8 1.3 1.0 43 63 4月29日1#射水泵10 50 0.62 0.56 2.3 2.5 1.0 44 63 4月30日2#射水泵10 50 0.62 0.56 2.5 2.1 1.3 44 65 4月27日高压油泵19 34.46 1.1 0.92 4.8 4.5 2.3 33 50 4月28日交流润滑油泵8.25 0.28 1.2 1.0 0.5 35 50 4月30日直流润滑油泵0.28 1.0 1.3 0.8 32 40
日期名称
电流A 压力MPa 电动机振动（丝）（电机）轴
承温度(℃)空载带负荷空载带负荷垂直水平轴向
5月5日3#循环泵1#瓦
13 30.2 0.25 0.18
1.0 1.2 0.5 28 2#瓦 1.3 1.1 0.7 31 3#瓦 1.5 1.3 0.9 35
5月5日4#循环泵1#瓦
13 30.2 0.25 0.18
1.5 1.8 1.0 30 2#瓦 1.8 1.5 1.2 33 3#瓦 1.8 1.6 1.0 40
4月29日给水泵1#瓦
10 24 5.5 5.0
2.1 1.8 1.0 38 2#瓦 2.0 1.8 1.0 35 3#瓦 1.8 2.0 1.0 （50）
以上各泵试运8小时，试运情况良好，可以投入运行
各电动门试验情况：
1、主蒸汽隔离门
电机型号：YDF1411-4W，电压：380V，功率：4KW，电流：10.4A
阀门型号：Z960Y-100，公称直径：300mm，公称温度：≤540℃
电动开、关时间1分30秒，手动开展或关严900圈，富裕行程1/4圈，阀门实际开度与指示一致。
2、电动主汽门
电机型号：YDF1411-4W，电压：380V，功率：4KW，电流：10.4A
阀门型号：Z960Y-100，公称直径：300mm，公称温度：≤540℃
电动开、关时间1分30秒，手动开展或关严900圈，富裕行程1/4圈，阀门实际开度与指示一致
3、循环水泵进口电动门
电机型号：YDF2100M2-4，电压：380V，功率：1.1KW，电流：4A
阀门型号：SPD941H-10C，公称通径：700mm，使用温度：≤425℃，公称压力：1.0MPa 电动开、关时间35秒，手动开展或关严450圈，富裕行程3圈，阀门实际开度与指示一致
4、循环水泵出口电动门
电机型号：YDF100M1-4，电压：380V，功率：0.75，电流：4A
阀门型号：SPD941H-10C，公称通径：600mm，使用温度：≤425℃，公称压力：1.0MPa 电动开、关时间31秒，手动开展或关严11圈，富裕行程1圈，阀门实
际开度与指示一致
5、凝汽器进水、出水电动门
电机型号：YDF2100M2-4，电压：380V，功率：1.1KW，电流：4A
阀门型号：SPD941H-10C，公称通径：700mm，使用温度：≤425℃，公称压力：1.0MPa 两侧进水门开关时间35秒，两侧出水门开关时间31秒，手动开展或关严450圈，阀门实际开度与指示一致。
6、高加危急泄水电动门
电机电压：380V，功率：0.37KW，电流：1.5A
阀门型号：Z941H-10C，使用温度：≤425℃，公称压力：1.6MPa
电动开、关时间1分30秒，阀门实际开度与指示一致
07年5月8日22时，2#机冲车空负荷试验
注：此为第二次开机，第一次开机由于高压油泵漏油，停机处理。
1、参数
主蒸汽压力：3.0MPa 主蒸汽温度：213℃真空：-0.06 MPa
主油压：0.8MPa 主油泵入口油压：0.13 MPa 膨胀：3.0mm
2、22时15分转速1200r/min
各轴瓦温度
推力瓦
1#：38℃ 2#：39.6℃ 3#：39.6℃ 4#：39.9℃ 5#：40℃
6#：40℃ 7#：38.3℃ 8#：37℃ 9#：37℃ 10#：38℃
1#瓦：50℃ 2#瓦：50℃ 3#瓦：48℃ 4#瓦：35℃
50℃ 40℃ 37℃
3、轴振动
1#瓦：49μm 3#瓦：390μm
24μm 422μm
各轴瓦振动
1#瓦2#瓦3#瓦4#瓦
垂直7μm 7μm 10μm 5μm
横向4μm 7μm 6μm 8μm
4、膨胀指示3mm，真空-0.7 MPa。
5、过临界转速3#瓦振动32μm。
6、2400r/min调速器高压油动机开始动作。
7、2550r/min调速器高压油动机停止，
2540r/min，各轴瓦温度
推力瓦
1#：44.2℃ 2#：44.7℃ 3#：45.6℃ 4#：45.8℃ 5#：47℃
6#：43.3℃ 7#：44℃ 8#：43.7℃ 9#：43℃ 10#：43.5℃
8、轴振动
1#瓦：13.4μm 2#瓦：67μm
机：8.1μm 电：34μm
9、3000r/min
主汽压2.73 MPa，主汽温358℃，真空：-0.086 MPa
主油泵出口油压：1.28 MPa，主油泵入口油压：0.095 MPa
一次脉动油压0.4 MPa，同步器行程15.5mm，高压油动机行程74mm 进油温度：32℃，排汽缸温度：56℃
各轴瓦温度
推力瓦
1#：40℃ 2#：40℃ 3#：41℃ 4#：42.5℃ 5#：43℃
6#：39℃ 7#：40℃ 8#：40℃ 9#：39℃ 10#：39℃
1#瓦：54℃ 2#瓦：56℃ 3#瓦：56℃ 4#瓦：35℃
41℃ 45℃ 45℃
轴振动
1#瓦：19.4μm 3#瓦：44μm
机：10μm 电：49μm
超速试验：
1、危急遮断器动作转速
第一次3294r/min 第二次3287 r/min 第三次3287 r/min
轴向位移油压0.44 MPa，0.245 MPa轴向位移掉
同步器行程：16mm
一次脉冲油压调到0.38 MPa
自动主汽门关闭时间<1s
调速汽门关闭时间<1s
一抽逆止门关闭时间<1s
带负荷试验：
07年5月14日8:30负荷2500KW
1、参数：
主蒸汽压力3.2 MPa，主蒸汽温度385℃，真空-0.095 MPa，主油泵入口压力0.093 MPa，主油泵出口油压1.24 MPa，一脉油压0.38 MPa，轴向位移油压0.52 MPa，油温36.2℃，同步器行程17.5mm，高压油动机行程指示70mm （注：45mm高压油动机行程为0），实际油动机行程25mm
2、各轴瓦温度
1）、推力瓦
1#：48.57℃ 2#：50.74℃ 3#：49.13℃ 4#：46.02℃ 5#：44.18℃
6#：44℃ 7#：44.41℃ 8#：44.17℃ 9#：43.15℃ 10#：42.19℃
推力瓦回油温度44.34℃，43.44℃
2）、各瓦温
1#瓦：60℃ 2#瓦：61.9℃ 3#瓦：56.4℃ 4#瓦：48℃
3）、轴振动测量
机：14μm 电：12μm
38μm 32μm
负荷9000KW 时间：07年5月14日14:18
1、参数：
主蒸汽压力3.2 MPa，主蒸汽温度418℃，真空-0.095 MPa，主油泵入口压力0.095 MPa，主油泵出口油压1.24 MPa，一脉油压0.37 MPa，轴向位移油压0.45 MPa，一抽压力0.51 MPa，二段抽汽压力0.13 MPa，三段抽汽压力-0.04 MPa，同步器行程18.5mm，高压油动机行程80mm，指示实开25mm，膨胀5.5mm。
2、各轴瓦温度
1）、推力瓦
1#：58.41℃ 2#：62.17℃ 3#：64.02℃ 4#：59.39℃ 5#：55.09℃
6#：54.48℃ 7#：53.85℃ 8#：50.98℃ 9#：48.60℃ 10#：48.12℃2）、各瓦温
1#瓦：67.9℃ 2#瓦：67℃ 3#瓦：60.4℃ 4#瓦：49.9℃
3）、轴振动测量
机：50μm 电：24μm
84μm 18μm
负荷11000KW 时间：07年5月15日14:55
1、参数：
主蒸汽压力3.05 MPa，主蒸汽温度418℃，主蒸汽流量（炉）78.3t，主油泵入口压力0.092 MPa，主油泵出口油压1.24 MPa，一脉油压0.37 MPa，轴向位移油压0.4 MPa，一抽压力0.52 MPa，二段抽汽压力0.16 MPa，三段抽汽压力-0.042 MPa，同步器行程19mm，高压油动机行程82mm，实开37mm，真空-0.096 MPa，润滑油压0.14 MPa，膨胀5.5mm。
2、各轴瓦温度，进油温度37℃
1）、推力瓦
1#：56.32℃ 2#：60.92℃ 3#：64.17℃ 4#：60.2℃ 5#：54.97℃
6#：54.3℃ 7#：52.75℃ 8#：48.16℃ 9#：45.45℃ 10#：44.95℃2）、各瓦温
1#瓦：68.4℃ 2#瓦：66.2℃ 3#瓦：55.8℃ 4#瓦：47.7℃
3）、轴振动测量
机：44μm 电：92μm
24μm 17μm
负荷12300KW 时间：07年5月15日16:33
1、参数：
主蒸汽压力3.0 MPa，主蒸汽温度424℃，主油泵入口压力0.092 MPa，主油泵出口油压1.24 MPa，一脉油压0.37 MPa，轴向位移油压0.394MPa，一抽压力0.7MPa，二段抽汽压力0.23 MPa，三段抽汽压力-0.03 MPa，真空-0.096 MPa，同步器行程20.5mm，高压油动机行程97mm，实开52mm，润滑油压0.15 MPa，膨胀7mm。
2、各轴瓦温度
1）、推力瓦
1#：58.05℃ 2#：61.92℃ 3#：64.76℃ 4#：61.01℃ 5#：56.34℃
6#：56.79℃ 7#：55.63℃ 8#：50.40℃ 9#：45.74℃ 10#：45.28℃2）、各瓦温
1#瓦：68.3℃ 2#瓦：66.2℃ 3#瓦：55.2℃ 4#瓦：47.4℃
3）、轴振动测量
机：45μm 电：92μm
28μm 15μm
17:45高加投汽运行30分钟：
蒸汽压力：0.3 MPa，蒸汽温度：300℃，进水温度：100℃，出水温度：153℃。
负荷15000KW 时间：07年5月16日16:55
1、参数：
主蒸汽压力3.2 MPa，主蒸汽温度448℃，主油泵入口压力0.09 MPa，主油泵出口油压1.24 MPa，轴向位移油压0.36MPa，一抽压力0.09MPa，二段抽汽压力0.6 MPa，三段抽汽压力-0.025 MPa，同步器行程21.5mm，高压油动机行程95mm，实开50mm，润滑油压0.15 MPa，膨胀7.8mm，进油温度
37.9℃，排汽缸温度45℃。
2、各轴瓦温度
1）、推力瓦
1#：61.74℃ 2#：64.83℃ 3#：67.18℃ 4#：64.43℃ 5#：64.20℃
6#：62.38℃ 7#：62.11℃ 8#：55.47℃ 9#：47.55℃ 10#：46.78℃2）、各瓦温
1#瓦：46.71℃ 2#瓦：49.79℃ 3#瓦：54.6℃ 4#瓦：47℃
3）、轴振动测量
机：24.1(25)μm 电：67μm
20.4(26)μm 16μm
振动表测振
1#瓦2#瓦3#瓦4#瓦
垂直10μm 22μm 7μm 24μm
横向25μm 22μm 13μm 17μm
轴向20μm 13μm 12μm 24μm
07年5月17日14:40投抽汽运行
一、投入前参数
电负荷6500KW，主蒸汽压力3.4MPa，主蒸汽温度435℃，一抽压力
0.7 MPa，二脉油压0.38 MPa
二、投入后
一抽压力0.75 MPa，调压器行程为0，高压油动机行程78mm，低压油动机行程55mm，
一抽压力0.8 MPa，调压器行程0.5mm，高压油动机行程80mm，低压油动机行程53mm
一抽压力0.9 MPa，调压器行程为3，高压油动机行程82mm，低压油动机行程53mm，
07年5月12日22:15投除氧器
一、投运前参数
电负荷4000KW，主蒸汽压力3.3MPa，主蒸汽温度402℃，二抽压力0.19 MPa，真空-0.095 MPa
二、投运后参数
除氧器压力0.01 MPa，水温102℃，进汽调整门开度30%左右，运行稳定。
低加投运随机启动，随负荷增加，低加出水温度逐步升高，在负荷12000KW时，低加出水温度可升至68℃左右。
调试总结：
一、07年4月16日进入新兴电厂二期机组调试，对安装的设备及系统进行检查、
试运，存在下列问题。
1、循环水泵没有放气门，进出水管道没有放水门，对以后系统解列无法进
行。
2、凉水塔水池水位不足，水泵灌水时灌不满水，排不尽泵体内空气，水泵
上水不正常。
3、循环水泵一台运行，另一台开泵运行，水泵不上水，凉水塔水池水位差
别大（注：原设计两个水池隔离），一台水泵发生问题，另一台水泵开不起来，循环水中断
4、凝结水泵没有水封，运行时水泵进入空气，造成水泵上水不正常，发生
凝汽器满水现象
5、汽机本体速度级后疏水、一段抽汽疏水排地沟不合理，影响开机抽真空。
6、均压箱新蒸汽没有根部一次口，均压箱没有温度表，无法调整均压箱温
度。
7、凝结水再循环管放水门安装位置不合理，机组运行时放水影响真空，应
将放水排地沟装在出口母管上。
8、前汽封没有进汽调整门，运行时汽封无法调整。
9、前汽封一挡泄气接二段抽汽口，压力不等，泄气泄不出,增大前汽封漏汽。
10、除氧器没有安全门，高加未装安全门。
11、给水泵、凝结水泵、射水泵没有联轴器防护罩，运行时不安全。
12、给水泵来水没有压力表，不能监视给水压力。
13、主蒸汽母管疏水排大气不安全，应排地沟。
二、影响运行人员操作的问题
1、凝结水泵坑没有梯子；
2、4.5米夹层均压箱处没有过路平台；
3、1#除氧器与2#除氧器各联络门位置太高，无法操作,应制作平台、梯子等。
对以上问题，均应进行更改解决
三、通过调试存在遗留问题
1、主油箱未装玻璃管液位计，不便观察油箱油位；
2、事故放油管没有接通事故油箱；
3、补充油箱没有安装；
4、凝结水泵上水不正常，建议降低水泵安装高度，更换水泵
四、建议
1、机组在低负荷运行时，凝汽器补水采用除盐水补水，满足水泵高水位运
行，提高水泵出口压力，消除水泵上水不均及压力摆动。
2、满负荷运行时，水泵运行正常可采用再循环自动调节门来调整凝汽器水
位。
五、主机运行情况
主机通过带负荷试验，证明机组性能良好，满足设计要求。纯凝情况运行，机组能从低负荷升到满负荷，最高电负荷能升到16MW。各轴承、轴震动都在优良状况，最大振动值20～25μm（瓦振）。在升负荷时，从3000KW 升至6000KW阶段时，负荷波动比较大些，在1000KW左右，可能由于电网波动干扰。速度变动率比较平坦的原因，但其他负荷运行时都比较平稳。
投调压器运行时，投入时比较平稳，没有波动现象。调压器升压时平稳，各油动机动作正常。
由于外网没有热负荷，压力由0.7 MPa升到0.9 MPa时，电负荷稳定，抽汽压力稳定，待热负荷在满负荷时考验。
河北建设集团安装工程有限公司
二OO七年六月
新兴铸管电厂二期C15-3.43/0.981型汽轮机惰走试验记录
时间(min) 转速（r/min）真空（MPa 时间(min) 转速（r/min）真空（MPa 18:55:00 3000 0.1 19:04:30 720 0.064 18:55:30 2700 0.096 19:05:30 640 0.062 18:56:00 2400 0.093 19:06:30 580 0.06 18:56:30 2200 0.091 19:07:30 500 0.056 18:57:00 2000 0.09 19:08:30 450 0.052 18:57:30 1900 0.088 19:09:30 400 0.048 18:58:00 1800 0.086 19:10:30 350 0.044 18:58:30 1700 0.084 19:11:30 300 0.04 18:59:00 1600 0.082 19:12:30 250 0.036 18:59:30 1500 0.08 19:13:30 200 0.032 19:00:00 1400 0.078 19:14:30 180 0.028 19:00:30 1300 0.076 19:15:30 160 0.024 19:01:00 1200 0.074 19:16:30 140 0.02 19:01:30 1100 0.072 19:17:30 120 0.017 19:02:00 1000 0.07 19:18:30 100 0.015 19:02:30 900 0.068 19:19:30 50 0.01 19:03:30 800 0.066 19:20:30 0 0.005 结论：汽轮机惰走试验合格
新兴电厂二期C15-3.43/0.981型汽轮机自动主汽门严密性试验记录时间
转速（r/min）真空（MPa 时间(min) 转速（r/min）真空（MPa (min)
0 3000 -0.085 4 1421 -0.074
0.5 2680 -0.085 4.5 1305 -0.073
1 2435 -0.085 5 120
2 -0.070
1.5 2227 -0.083 5.5 1103 -0.070
2 203
3 -0.081 6 1016 -0.069
2.5 1853 -0.079 6.5 938 -0.068
3 1699 -0.079 7 863 -0.060 3.5 1555 -0.075
主汽压力3.3MPa
主汽温度390℃
结论：自动主汽门严密性试验合格
新兴电厂二期C15-3.43/0.981型汽轮机真空严密性试验记录
时间(min) 负荷（KW）真空（MPa 排汽温度(℃) 备注
0 10500 0.095 36
1 0.095
2 0.095
3 0.0945
4 0.0945
5 0.0945
结论真空严密性试验合格
新兴电厂二期C15-3.43/0.981型汽轮机调速汽门严密性试验记录
时间(min) 转速（r/min）真空（MPa 时间(min) 转速（r/min）真空（MPa
0 3096 -0.08 4 1463 -0.076
0.5 2755 -0.08 4.5 1345 -0.075
1 2487 -0.081 5 1241 -0.074
1.5 2256 -0.081 5.5 1140 -0.072
2 2067 -0.081 6 1052 -0.070
2.5 1888 -0.081 6.5 970 -0.070
3 1732 -0.08 7 897 -0.069
3.5 1587 -0.079
主汽压力3.3MPa
主汽温度390℃
结论：调速汽门严密性试验合格
电气专业调试报告 HUA system office room 【HUA16H-TTMS2A-HUAS8Q8-HUAH1688】
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司 发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月 科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期： 2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司 调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨 目录
1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18) 1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。
东方汽轮机有限公司 川能投四川会东鲁南风场首批机组调试总结报告 东汽风电调试部 2014年4月
目录 1、项目概况 (1) 1.1工程概况 (1) 1.2机组配置 (1) 1.3机组简介 (2) 2、调试准备工作 (2) 2.1调试工作组织机构 (2) 2.2调试技术文件准备 (7) 2.3调试备件准备 (8) 3、项目质量管理体系 (8) 3.1调试过程质量控制 (9) 3.2职业健康及绿色施工 (9) 4、具体调试措施 (10) 4.1静态调试 (10) 4.2动态调试 (11) 5、调试施工完成情况 (13) 5.1调试主要工作完成节点 (13) 5.2调试质量评估 (13) 6、总结 (14)
一、项目概况 1.1 工程概况 川能投四川会东鲁南风电场位于会东县鲁南乡、堵格乡、岔河乡境内，场址位于鲁南山脉山脊地带，山脊呈东北-西南走向，地势较开阔、山脉起伏相对较小，海拔高度2800m～3160m，距会东县政府所在地距离约15km、距西昌市约250km。风电场长度约9.5km，平均宽度约1km，风电场面积约10km2，其中心地理坐标约为东经 102°41′57.78″，北纬26°37′40.5″。工程装机49.5MW,共安装33台东汽FD93H-1.5MW高原型风电机组。 1.2 机组配置 变桨系统：阜特 齿轮箱：南高齿 发电机：东风电机 主控系统：阜特 液压系统：旭阳 叶片：艾朗 变频器：科陆新能
1.3 机组简介 东汽FD93H型风力发电机组是按照德国Repower公司的License 技术制造的3叶片、上风向、变桨距、主动偏航、叶轮直径93米、额定功率1500KW的双馈异步风力发电机组，主要技术数据如下： 类型：双馈异步风电机组 额定功率： 1500KW 额定频率： 50Hz 额定电压： 0.69kV 同步转速： 1500rpm 额定转速： 1800rpm 转速范围： 1000~1800rpm（动态可以到2000rpm） 额定风速： 11m/s（空气密度1.225kg/m3） 切入风速： 3m/s 切出风速： 25m/s 二、调试准备工作 2.1 调试工作组织机构 针对川能投四川会东鲁南风场项目，东汽以项目制建立调试领导小组，在调试工作中实行统一指挥，标准化管理，调试工作组成员由项目经理、调试负责人（兼安全员）、物资管理员、调试人员组成，
XXX公司标志 XXX-0X-2013 XXXXXXX电厂#1机组 自动电压控制（AVC）装置试验报告 XXXXXXXX公司 201X年X月
XXXXXXXXXXXXXXX公司科技档案审批单报告名称：XXXXXXXXXXX后自动电压控制（AVC）装置试验报告报告编号：出报告日期： 保管年限：长期密级：一般 试验负责人：试验地点： 参加试验人员： 参加试验单位： 试验日期：打印份数：份 拟稿：校阅： 审核：生产技术部： 批准： 目录 1．概述 2．引用标准 3．试验基本条件 4．AVC装置相关安全性能试验 5．本地控制调节性能试验 6．远方控制调节性能试验 7．试验结论 8．附录
1、概述 。 为了检验X号机组自动电压控制系统（AVC）的功能是否正常，进行X号机组AVC 试验，主要内容有：1）验证AVC装置调节的安全性能。2）本地控制下AVC装置的调节性能。3）远方控制下AVC装置的调节性能。 2、引用标准 继电保护和安全自动装置技术规程GB 14285-2006 静态继电保护及安全自动装置通用技术条件DL/T 478-2001 电力系统实时数据通信应用层协议 DL476-1992 国调电网自动电压控制技术规范（试行） 自动电压控制AVC系统技术协议书 发电厂自动电压控制（AVC）装置在线调试的有关要求 3、试验基本条件 在进行X号机组AVC相关试验前，满足以下条件： 1)X号机组已完成AVC静态调试。 2)完成AVC装置参数整定。 3)完成AVC装置程序组态。 4)X号机组并网运行。 5)确认调度主站端量测数据与电厂端基本一致。 6)A VC中控单元与RTU通讯无误。 7)调度主站下发指令值和AVC中控单元显示值一致。 4、AVC装置相关安全性能试验 在进行X号机组AVC安全性能试验前确认AVC装置处于远方控制，退出AVC装置执行终端增/减磁出口压板，X号机组对应执行终端电源上电。 4.1 母线电压越高闭锁功能检查 在AVC装置中，设置母线电压高闭锁值低于当前运行电压，投入X号机组相对应
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月
科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告 编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期：2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨
目录 1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18)
1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。 通过满负荷的连续考验，几次开停、并网，各一、二次设备及其保护、信号、仪表等均良好，无异、未出现放电、过热、误动、拒动、错发信号等。达到了机组投入商业运行要求。 2、分系统调试 2.1发电机控制、保护、信号回路传动试验 2.1.1控制及信号回路传动试验： （1）发电机出口开关动作分、合闸，指示灯指示正确，后备保护装置显示正常，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）在同期屏动作合闸时，各同期开关位置正确，并且合闸回路闭锁可靠。（3）发电机出口开关柜隔离刀控制可靠，信号正确。 2.1.2保护及信号回路传动试验 （1）差动保护（整定值：纵差 4In ）纵差保护：模拟差动保护动作，装置参数显示正确，保护动作能可靠跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与之对应的信号。 （2）后备保护（整定值：过流 4.7A 过负荷：3.78A 过压 137V）过电流保护、过电压保护、过负荷保护：模拟各保护动作，装置参数显示正确，保护动作可靠，并且过流及过压保护动作跳开主开关及灭磁开关，综合控制系统能发出与
1设备系统简介 华润电力唐山丰润有限公司工程安装两台350MW超临界燃煤供热机组，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉型号为B&WB-1140/25.4-M，是北京巴布科克?威尔科克斯有限公司生产的超临界参数、螺旋炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、紧身封闭的型锅炉，锅炉设有大气扩容式的内置式启动系统。配套汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的CC300/N350-24.2/566/566型，超临界、单轴、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机，配套发电机是哈尔滨电机厂有限责任公司制造的QFSN-350-2型，水－氢－氢冷却、静态励磁发电机。 本锅炉采用美国B&W公司SWUP超临界直流燃煤锅炉的典型布置。汽水分离器及贮水箱布置在炉前，炉膛由下部的螺旋膜式水冷壁和上部的垂直膜式水冷壁构成。炉膛出口布置屏式过热器，炉膛折焰角上方布置后屏过热器和末级过热器，高温再热器布置在水平烟道处。尾部竖井由隔墙分隔成前后两个烟道，前烟道布置低温再热器，后烟道布置低温过热器和省煤器。来自高加的给水首先进入省煤器进口集箱，然后经过省煤器管组和悬吊管进入省煤器出口集箱。水从省煤器出口集箱经一根炉膛下降管被引入位于炉膛下部的水冷壁进口集箱，然后沿炉膛向上经螺旋水冷壁进入水冷壁中间集箱。从水冷壁中间集箱出来的工质再进入上部的垂直水冷壁，由水冷壁出口集箱经连接管进入出口混合集箱，充分混合后进入锅炉前部的汽水分离器。在本生点以下负荷，给水经炉膛加热后，工质流入汽水分离器，分离后的热态水通过341管道排入疏水扩容器，通过疏水泵进入冷凝器。分离出的蒸汽进入锅炉顶棚、对流烟道侧包墙和尾部竖井包墙，然后依次流经低温过热器、屏式过热器、后屏过热器和末级过热器，最后由主汽管道引出。当机组负荷达到本生点以上时，启动系统将被关闭进入热备用状态，锅炉处于直流运行状态。 过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至后屏过热器之间。同时为消除汽温偏差，屏式过热器至后屏过热器汽水管路左右交叉布置。再热器
此文档下载后即可编辑 发电机纯电阻负载试验方案工程名称：东莞区域省级通信枢纽楼建设项目 发电机组安装及配套环保工程委托单位：中国移动通信集团广东有限公司东莞分公司编写单位：东莞市荣光技术工程有限公司 编写日期：2011年9月25日 发电机纯电阻负载试验方案 一：工程概况
2000KW发电机组壹台，型号3156B ，该发电机组12小时额定输出功率为常用功率 1820KW 、备用功率 2000KW 。为保证备用电源安装验收要求，制定本试验方案。二：试验依据 1、本工程低压配电设计图纸； 2、GB/—2009/ISO8528-6:2005《往复式内燃机驱动的交流发电机 组第6部分：试验方法》 三：试验方法 1：启动机组，检查排烟管是否漏烟； 2：在空载状态下观察机组的水温、机油压力、有无异常震动、异响、漏油、漏水、排烟是否正常、发电机输出电压、频率是否正常； 3. 发电机组12小时额定功率为 1820 KW,利用检测单位的盐水缸作负 载试验，负载取设计要求 1820 KW。其中空载10分钟,25%负载30分钟、50%负载60分钟、75%负载60分钟、100%负载120分钟。发电机额定输出功率为 1820KW试验至100%，即 1820 KW.
4.试验过程中按GB/的试验项目记录8项，输出电流、输出电压、频率、功率、室温、柴油机油压、冷却水温度、柴油机转速等。 四：耗油量 发电机组型号：3516B 发动机型号：3516 备用功率：2000KW 主用功率：1820KW 耗油量（以全负载计）公升/小时 五：检测人员： 六：安全措施： 1. 每次发电机检测指定专人担任现场安全监督负责人，负责检测现场安全监督工作，包括： ⑴吊卸安全：确定电缆及盐水缸吊卸位置；督促非吊卸工作人员不得
调试用仪器仪表----------------------------------------- 5 说明-------------------------------------------------- 5 发变组保护A 1柜------------------------------------------ 6 1.一般性检查---------------------------------------------- 6 2.版本信息---------------------------------------------- 6 3.交流采样---------------------------------------------- 7 4.发电机差动保护10 5.发变组差动保护-------------------------------------------- 12 6.主变差动保护---------------------------------------------- 15 7.高厂变差动保护-------------------------------------------- 18 9.发电机阻抗保护-------------------------------------------- 24 10.发电机失磁保护------------------------------------------- 25 11.发电机失步保护----------------------------------------- 26 12.发电机过电压保护--------------------------------------- 26 13.发电机过激磁保护----------------------------------------- 26 14.发电机低频保护----------------------------------------- 26 15.发电机定子对称过负荷保护27 16.发电机定子不对称过负荷保护27 17.发电机逆功率保护--------------------------------------- 28 18.发电机程跳逆功率保护----------------------------------- 29 19.发电机匝间保护------------------------------------------- 29
XXXX电厂网络设备调试报告 一、网关加密设备 根据国网公司《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求，在山东省电力公司安排部署下，山东XXX有限公司于2012年6月在XXXX电厂部署纵向加密认证装置及调试。在完成本阶段的工作后现将工程实施情况做出说明。一、工程介绍 根据国网公司《全国电力二次系统安全防护总体方案》要求，计划在XXX 电厂部署纵向加密认证装置，保证实时业务的加密传输，非实时、保护业务的明文传输。根据现场环境及客户的要求本次装置部署在路由器与交换机之间，保证所有业务VPN都通过纵向加密装置传输。具体网络拓扑结构请参见下图： XXXX电厂节点网络拓扑图 实现在部署完成的节点对纵向加密装置进行远程监控、配置、管理。二、本阶段实施情况
本阶段工程于XXXX电厂部署百兆RJ45电口纵向加密设备一台。 完成XXX电厂两台百兆RJ45电口纵向加密设备的部署，实现实时业务加密通信；非实时、保护业务明文通信。转发给公司的业务数据传输正常。并在配置中考虑了在未来非实时、保护业务接入密通的需要，能够较快的实现业务的明密通转换。在设备接入的情况下充分考虑到现有网络中交换机与路由器的互连，中心节点网管机对交换机、路由器的远程管理。在设备的配置中保证厂站端交换机的网管正常。通过现场测试与阶段性运行，设备接入后厂站端交换机、路由器网管功能全部正常。 完成一台纵向加密的安装调试，设备运行状况正常。 三、调试报告 首先通过网线连接设备的eth4接口，打开纵向加密管理工 1对设备的基本参数进行配置 2配置vlan
3配置路由 4配置隧道
5配置策略 6将隧道对应的证书导入 至此，纵向加密配置完成。 XXXXXXXXXXX(安装)调试工程师；XXX XXXXXXXXXXXXX(记录)人员；XXXXX
发电机组调试方案 一、工程概况： 工程参与单位： １、建设单位：***房地产开发有限公司 ２、设计单位：中国***设计工程有限公司 ３、监理单位：***工程监理有限公司 ４、施工单位：***房屋开发建设有限公司 该工程是广州***开发有限公司兴建的商住楼，位于广州市***，北靠***城市广场，西临***交通方便，地理位置优越。 ***大厦配备一台800KW柴油发电机，15秒内应急自起动与市电进行电气机械连锁,防止并列运行,消防时作消防应急电源,平时可作重要负荷备用电源。此方案即专门针对此发电机组试运行而制订。 二、设备试运转的目的与范围： （一）目的：安装的最后阶段就是设备试运转及其调整试验。通过设备单机、无负荷运转，检查机械和各系统联动的实际状况，并通过运转过程中必要的调整试验使机械和各系统联动达到正常运转，符合使用要求。 （二）范围： 1、柴油发电机组空载、带载整车试运转 三、设备试运转的依据和标准： 1、GB50231-98《机械设备安装工程施工及验收通用规范》； 2、GB50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范》； 3、ZJQ00-SG-006-2003《建筑电气工程施工工艺标准》 3、设计图纸及设计修改、变更资料； 4、设备技术文件。
四、调试工作机构图： 五、设备运转应具备的条件 (一)参与试运转的设备及其附属装置（包括：电气、仪表等），均应按设计图纸以及设备技术文件全部施工完毕，且经检查验收质量符合要求。工程相应施工记录及资料应齐全，设备的电气（仪表）控制等装置均应按系统检验完毕，应符合试运转要求。（二）试运转需要空载、带载运行均能满足试运转要求；（三）试运转需用的材料、检测仪器，施工机具、安全防护设施及用具，应备齐且能满足试运转要求。 （四）对大型、复杂且十分重要的设备，应制订单项运转方案或运转操作规程。设备试运转及调试方案，应经监理、建设单位审查审批同意后，试运转方可正式进行。 （五）参加试运转的人员，应熟悉设计，了解工艺流程及原理；熟悉设备技术文件，了解的构造及性能；掌握试运转程序及设备操作方法；
前言 双钱集团（重庆）轮胎有限公司#1锅炉系无锡华光锅炉股份有限公司生产的UG—75/3.82—M41型中温中压循环流化燃烧锅炉，配青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的CC12—3.43/1.67/0.785型抽汽式汽轮机。 该机组由重庆渝经能源技术设计研究院设计，江苏华能电力建设有限公司安装，由重庆赛迪监理公司进行工程监理，陕西盾能电力科技有限公司负责锅炉调试。1#锅炉于2008年8月开始烘炉， 2008年8月25日烘炉结束, 2008年9月18日开始煮炉，随后完成了#1锅炉过热器及主蒸汽管道的蒸汽吹扫，蒸汽严密性试验及安全门调整，2008年12月17日进行72小时试运，于12月20日完成72 小时试运,机组停运消缺，试运期间，锅炉本体，辅助机械和附属系统工作正常，膨胀、严密性、轴承温度及振动等符合要求，锅炉蒸汽参数均能达到设计要求，燃烧稳定，可长期安全运行。
目录1．机组简介 2. 单体试运 3. 冷态试验 4. 烘炉 5. 煮炉 6. 锅炉及蒸汽系统的吹扫 7. 蒸汽严密性试验及安全门调整 8. 除尘、除渣系统 9. 整套机组启动及带负荷试运 10. 结论及存在问题
1．机组简介 1.1 设备布置 1#锅炉系无锡华光锅炉股份有限公司生产的UG—75/3.82—M41型中温中压，自然水循环，循环流化燃烧，高温旋风分离，固态排渣，室外布置，全钢架悬吊结构锅炉，锅炉设计燃料为烟煤。 锅炉呈“Π”型布置，全钢架结构，炉膛四周布满了膜式水冷壁。锅炉本体外形尺寸为高*宽*深=33850mm×12000mm×16248mm，汽包中心线标高为31850mm，在炉膛出口布置两个并列的高温绝热旋风分离器，高温过热器、低温过热器布置在尾部烟道上方，省煤器、空气预热器布置在尾部垂直烟道内。 锅炉配备一次风机、二次风机及引风机各一台，返料风机二台，三台全封闭称重式皮带给煤机，采用高效布袋式除尘器除尘。 本锅炉过热蒸汽采用表面减温的方式，在高、低温过热器之间布置有表面式减温器，减温器采用给水作为减温水。 流化床布风板有效面积为7.7m2，布风板上布置有266只钟罩式风帽，以利于床面上均匀布风，风帽间的风板上填保温混凝土和耐火混合混凝土。空气分为一次风和二次风，一次风与二次风的比例为6:4，一次风由风室两侧进入风室，由布风板下经风帽进入燃烧室，二次风由布风板上从前、后墙分二层送入炉膛。布风板为水冷布风板，有二个放渣管，两个风室放灰管。 燃煤从炉前煤仓经三台全封闭称重式皮带给煤机进入三根落煤管，给煤机内有送煤风，落煤管内有播煤风，以防煤管堵塞。播煤风
汇能电厂调度自动化系统调试报告 甲方：神木县汇能化工有限公司乙方：陕西扬子电力有限公司 - 1 - 榆林汇能清洁能源电厂调度自动化系统工程调试报告 2014年5月 目录 工程调试报告. . . . . . . . . . . 3 一、数据网络方面. . . . . . . . . . . 5 一）、网络连接方案及地址分配 图.. . . . . 5 二）、5040路由器与3600交换机使用说明与配置文 档. . . . . . 9 二、纵向加密认证网关. . . . . . . . 30 1、一平面纵向加密网关I区配置. . . . . . . . 30 2、一平面纵向加密网关II区配置. . . . . . . . 34 3、二平面I区加密配置. . . . . . . . 40 4、二平面I区加密配置. . . . . . . . 44 三、远动RTU方面. . . . . . . .
一）、实时数据采集测 试. . . . . . 二）、数据转发测 试. . . . . . . . 50 四、电能量计费方面. . . . . . . 52 五、调度自动化设备一览表. . . . . . 52 - 2 - . 48 . . 48 工程调试报告 根据设计方案及调度中心对并网电厂电力调度自动化的要求，实现电厂远动信息“直调直采”的原则，保证远动信息和电能量数据信息采集的完整性和可靠性，甲、乙双方经过友好协商签定合同，根据合同要求乙方负责完成调度自动化系统设备的供货和安装调试工作，保证所需信息的准确性与可靠性，负责光纤通道的畅通，负责电厂与省调及地调所需信息的可靠传输所需的协议、地址码、信息表的建立并协助电厂与省调地调各专业联调配合的协调、联络工作，完成调度自动化系统联调工作。乙方现已于2014年5月结束调试，陕西调度双平面网调度自动化系统均已调试完毕，完成合同要求工作，具体如下： 一、乙方已完成网络设备路由器、交换机的安装及与相关设备厂家的网络连接，完成网络设备的设置及功能测试，第一平面网通过省调榆林汇聚路由器接入陕西省电力数据调度网，第二平面网直接接入榆林地调核心路由器，完成与省调、地调联调。厂站调度自动化设备与网调、省调、地调数据传输正常，达到三级调度要求。
目录 1、编制依据 2、试验目的 3、试验项目 4、试验前必须具备的条件 5、调节系统静止试验 6、调节系统静态特性曲线试验 7、调速试验现场组织措施 8环境、职业健康、安全风险因素控制措施 1、编制依据 《电力建设施工及验收技术规范》、南汽厂C15—4.9/0.981型15MW抽汽式汽 轮机说明书、调节系统说明书、调节系统图纸和有关资料。 2、试验目的 C15—4.90/0.981型15MW抽汽式汽轮机安装后，通过启动整定调速系统的工作点以及确定调节系统的工作性能，应满足制造厂和汽机启动、带负荷的要求。 3、试验项目
3.1调节系统静态试验项目: 3.1.1交流油泵、直流油泵自启动试验 3.1.2自动主汽门关闭时间测定 3.1.3电超速、磁力断路油门试验。 3.1.4润滑油压低联动停机、停盘车试验 3.1.5主汽门及调节汽门严密性试验 3.1.6危急遮断器动作试验 3.1.7调节系统静态特性试验 3.1.8调压器静态特性试验 4、试验前必须具备的条件 4.1汽轮机组所有设备安装完毕，分部试运转合格，安装人员已全部撤离现场。 4.2油质合格、油循环结束，拆除各轴承临时滤网，节流孔板安装完毕。 4.3油系统上各压力、温度仪表全部安装到位，并投入运行。 4.4试验所需仪器、工具、器具齐全。 4.5试验组织措施及人员均已落实、试验场地符合要求、照明充足。 4.6启动交流油泵，油压、油温均达到正常运行要求。 4.7油系统设备周围应设置必要的消防器材。 5、调节系统静止试验
试验时必须将汽轮机电动主汽门、主汽门及旁路关闭严密。启动交流油泵，然后进行下列各项试验。 5.1交流油泵、直流油泵自启动试验 5.1.1试验目的：主要测取当调速油压或润滑油压降低到整定值时，交流油泵和直流油泵是否能自动投入运行。 5.1.2试验要求：（1）当调速油压降至0.9Mpa时，交流高压油泵是否能自动投入运行。（2）润滑油压降至0.055Mpa-0.05Mpa时，交流润滑油泵是否能自动投入运行。（3）润滑油压降至0.04Mpa时，直流润滑油泵是否能自动投入运行。 5.1.3试验方法： 5.1.3.1投入保护、停高压交流油泵，当油压下降至0.9Mpa时，高压交流油泵自动投入运行。 5.1.3.2投入保护、停交流润滑油泵（或关闭出油门），当油压下降至0.05Mpa 时交流润滑油泵自动投入运行。 5.1.3.3投入保护、停交流润滑油泵（或关闭出油门），当油压下降至0.04Mpa时直流润滑油泵自动投入运行。 5.2主汽门关闭时间测定： 5.2.1试验目的：主要测取有关汽轮机安全保护装置动作后，自动主汽门能否在规定时间快速关闭。 5.2.2试验要求：主汽门关闭时间〈1.0s。 5.2.3试验方法：合上手拍危急遮断使自动主汽门处于全开状态，然后手动脱扣装置，记录主汽门关闭时间。（电秒表计时） 5.3磁力断路油门、超速保护动作试验 5.3.1试验目的：检查磁力断路油门、超速保护电磁阀动作是否灵活，动作后油压是否符合要求。
目录 1. 设备系统概述 2. 调试报告编写依据 3. 调试范围 4. 组织及分工 5. 调试程序 6. FGD整套启动调试情况分析 7. 168小时满负荷运行 8. 调试结论 9. 调试质量的检验 10 问题与建议 附图：168h中典型的CRT上FGD系统画面。
公司1、2号机组 烟气脱硫工程整套启动调试报告 电厂位于广东省台山市铜鼓镇，电厂首期为23600MW燃煤火力发电机组，每台机组建设一套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气—气换热器，进入鼓泡式吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气—气换热器再热，然后从现有烟囱中排入大气。 该工程由北京博奇电力科技有限公司总承包，采用了日本EBARA荏原制作所的CT-121FGD技术。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故罐、工艺水系统为两套共用；增压风机冷却水使用电厂闭冷水。2004年11月11日到11月18日完成1号机组烟气脱硫装置的整组调试，报告如下： 1．设备系统概述 1.1主要设计数据 1.1.1 原煤 电厂燃用神府东胜煤。锅炉设计使用的原煤资料如表1所示。 表1 锅炉设计使用的原煤资料
表2 煤质微量元素含量表 1.1.2 电厂主要设备参数 与脱硫系统有关的主设备参数见下表3。 表3 1、2 号国产机组主要设备参数
1.1.3 气象条件，见下表4。 表4 气象条件 1.1.4 锅炉排烟设计参数
FGD设计工况为锅炉BMCR工况，燃用设计煤种，FGD入口烟气参数见表5。 表5 FGD入口烟气参数
电气专业调试报告公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]
编号：汇能电厂1#机组/电气 陕西神木汇能化工有限公司 发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组 调试报告 江苏华能建设集团有限公司 编制时间：2014年6月 科技档案审批单 报告名称：陕西神木汇能化工有限公司发电工程1×30MW+1×150T/h发电机组调试报告编号：汇能电厂1#机组/电气报告日期： 2014年5月 保管年限：长期密级：一般 调试负责人：王琨调试地点：汇能化工有限公司 调试人员：胡小兰董博 调试单位：江苏华能建设集团有限公司 编写：胡小兰 审核：王琨 目录
1.概述 (3) 2.分系统调试 (3) 3.开机前及升速时的测试 (10) 4.短路状态时的测试 (11) 5.空载状态时的测试 (13) 6.带负荷及72小时满负荷试运中的测试 (17) 7.调试中发现问题及改进意见 (18) 8.调试结论 (18) 1、概述： 陕西神木汇能化工有限公司发电工程，发电机、主变压器及厂用电系统的单体试验、分系统及整套启动调试，由江苏华能建设集团有限公司负责。在业主、安装、监理等有关各方的大力协作配合下，于2014年3月15日完成发电系统倒送电，经5月1日至8日发电系统空负荷测试，于2014年5月9日 1 时 52 分并网发电，于 6月10 日完成满负荷连续72小时试运，又接着完成了24小时试运，后即转入商业运行。 在本报告中，列举出各项分系统、整套调试、检验的详细数据，并作了逐项分析、判断，得出明确结论。凡有出厂数据可供对比者（如发电机空载、短路特性）均一一对比分析。各测试、检验项目（如极性、绝缘电阻、相序、电压、电流、差流、残压、轴压、灭磁、同期、励磁、联锁、传动、保护、信号、手自切换等）均达到了合格，良好的要求。
山东泉兴水泥有限公司余热发电项目 1 × 10MW 汽 轮 机 启 动 调 试 方 案 及 措 施 洛阳中重建筑安装工程有限责任公司 2010-7-6
编制审核批准监理
目录 1 、汽轮机组启动调试目的 2、编制依据 3、润滑油及调节保安系统调试 4 、凝结水系统调试 5 、循环水系统调试 6、射水泵及真空系统调试 7、汽机保护、联锁、检查试验项目 8 、试运组织
汽轮机组启动调试方案 1 、目的 为加强山东泉兴水泥有限公司余热发电工程汽轮机组调试工作管理 , 明确启动调试工作的任务和各方职责 , 规范调试工作的项目和程序 , 使调试工作有组织、有秩序地进行 , 全面提高调试质量 , 确保机组安全、可靠、经济、文明地投入生产 , 根据火电厂机组的实际情况和同类型机组启动调试的经验 , 特制订本方案。 机组启动调试是安装工程的最后一道工序 , 通过启动调试使机组达到验标规定的技术指标。本方案仅作为机组启动的试运导则 , 提供机组调整试运指导性意见。 本方案在实施过程中的修改、调整 , 届时由启动验收领导小组决定。 2、编制依据： 2.l 《火力发电基本建设工程启动及验收规程及相关规程》 (1998 〉 : 2.2 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》 ; 2.3 《火电工程启动调试工作规定》 ; 2.4 《火电机组达标投产考核标准及相关规定》 (1998 年版 ); 2.5 《电力建设施工及验收技术规范》 ( 汽机篇 ): 2.6 《电力基本建设工程质量监督规定》 ; 2.7 《安装使用说明书》 ( 设备厂 ) 3 、设备系统简介 3.1 、主机设备规范 本机组为洛阳中重发电设备有限公司生产的 BN10-1.6/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。为纯低温、低压余热发电单缸、冲动、补汽式汽轮机。 3.1.1 、主要技术参数 主汽门前蒸汽压力 1.6Mpa ± 0.2Mpa 主汽门前蒸汽温度320℃ +50 ℃ ,-20 ℃ 补汽压力0.35Mpa +0.2Mpa,-OMpa 补汽温度155℃ +15 ℃ ,-15℃ 设计发电功率：进汽48.41t／h、补汽4t／h 10MW 冷却水温度：正常25℃最高33℃ 转速 300Or/mⅰn 汽轮机转子临界转速 1580~1630r/min
浅谈火电厂D C S系统调试的质量控制 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
浅谈火电厂D C S系统调试的质量控制1 引言 火电厂分散控制系统(DCS)是以微机为基础，根据系统控制的概念，融合了计算机技术、控制技术、通信技术和图形显示技术，实现集中管理，分散控制。它根据火电厂工艺特性，将控制系统分成若干独立子系统，由相应的分布式处理单元独立完成，分布式处理单元可根据功能和地理位置分散布置。DCS的各子系统分工协作，并行工作，得用系统通信网络进行数据交换，共享系统资源。特别是电气控制系统纳入DCS后，DCS已成为火电厂完整的控制系统。 由于DCS系统已成为火电厂控制、监视的主要设备，因此DCS安装完毕后进行的调试就成为火电厂建设的一项重要工作，监理人员对DCS 系统的调试质量必须进行有效的控制。系统调试是对工程质量进行系统检验、并使其的功能得以正常发挥的过程。调试不但能及时发现问题进行改进，而且正式运行后的效果往往较好。反之，如调试效果不好，对存在的质量问题不及时改进，既会浪费能源又影响机组出力。所以，在系统工程调试阶段对DCS的质量控制十分重要。 监理人员在调试阶段首先要审查工程承包商提出的调试方案和调试报告，并报业主审批通过。具体调试过程要在监理的监控下完成，并填好相应的记录及调试结果，报业主签证认可。监理审查调试报告是控制工程调试质量的重点和关键。一个合理、可行、完整的调试报告是整个
系统顺利调试的前提；掌握准确、真实的调试数据和结果是系统调试的真实反映，同时也是竣工验收和将来系统运行中检查故障的重要依据。审查完调试报告后，即可按报告中的步骤控制系统调试。 2 DCS系统调试 DCS调试的具体过程根据其调试的阶段，应包括硬件、仪表的测定和调试；系统指标及软件调试；系统调试。 调试前审查的施工单位调试报告应包括以下几部分：工程概况；调试依据；调试前准备工作；调试方法及步骤；调试的具体时间安排和使用的仪器、仪表清单；人员的组织安排。调试报告后应附带填表形式。对于调试报告，应审查其合理性、可行性、完整性。对各个阶段的调试周期应统筹规划，确保调试时间的连续性。经监理审查后的调试报告，应上交业主审核通过后，才着手下一步的调试工作。 调试前的准备工作，作为质量控制的一部分，首先要检查DCS系统是否施工完毕，是否符合设计、有关文件、国家标准和规范要求。如DCS 系统是否按合同要求配置、屏柜安装是否正确、电缆敷设是否正确、接地系统是否正确等等。最好在正式调试前，进行调试培训，明确各人职责，做到岗岗有人。 2.1硬件、仪表的测定和调试
1、工程概况 2、调试依据 3、设备参数 4、仪器设备 5、装置调试 6、调试结论
发电机保护装置调试报告 1、工程概况 2、调试依据 2.1《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版）。 2.2《火力发电建设工程启动试运及验收规程》DL/T5437-2009。 2.3《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-2006。 2.4《继电保护和安全自动装置技术规程》GBT14825-2006。 2.5厂家技术说明书及图纸。 2.6设计院施工图。 3、设备参数 3.1产品型号：CSC-360E系列 3.2额定交流数据 3.2.1额定交流电流In：5A。 3.2.2额定交流电压：Un:100V,100/√3V 3.2.3额定频率fn：50HZ。 3.3额定直流数据 220V，允许变化范围80%~115%。 3.4生产厂家：北京四方继保有限公司 4、仪器设备 三相试验装置一台 单相试验仪一台 交流电流表一块 交流电压表一块 数字万用表一块 常规及专用工具一套 兆欧表500V、1000V、2500V 各一台 足够的试验测试线 5、装置调试 5.1通电前检查 5.1.1所有互感器的屏蔽层的接地线均已可靠接地，装置外壳已可靠接地。 5.1.2装置面板型号指示、端子号指示、装置铭牌、额定参数、出厂日期及编号等标注完整、正确。 5.1.3装置端子螺丝、固定螺丝紧固可靠，外观无明显变形及划痕。 5.1.4装置背部厂家配线正确无误。外部回路配线正确无误。 5.1.5发电机出口及发电机中性点电流互感器、电压互感器的型号、变比和等级一致。 5.1.6电压电流回路所接电缆线芯截面满足设计和规程要求。 5.1.7对照图纸检查发电机保护回路二次元件连接正确，回路满足设计要求。 5.1.8检查发电机主开关在断开位置。 5.1.9检查发电机出口电压互感器一次保险确已取下。 5.1.10检查MK开关在断开位置。 5.2绝缘检查
汽轮机调节系统静态调试总结报告 一、汽轮机调节 汽轮机调节系统的动态特性是指调节系统从一个稳定工况变化到另一个稳定工况的过渡过程,这些过程可能是稳定的,也可能是不稳定的。若过程是稳定的,调节系统动作结束时能达到新的稳定工况,否则调节系统就会无休止地动作,当然这种系统是无法使用的。 纯凝汽式机组是按电负荷的需求来调整工况的。抽汽式机组，在设计范围内既可以按电负荷的需求来调节工况，也可以按热负荷的需要来调节工况。因此，汽轮机调节系统要适应其实际工况要求，还必须具备一些基本要求。 1、机组运行中负荷的摆动，应在允许的范围内。当运行方式改变时，调节系统应能保证从这一运行方式平稳地过渡到另一运行方式，而不能有较大或较长时间的不稳定状态出现。这一要求就是要保证汽轮机在设计范围内的任何工况下都能稳定地运行。为此，调速不等率、迟缓率、调压不等率等各项指标，都必须控制在合理的范围内。 2、在设计范围内，机组能在高频率、低参数情况下带满负荷，供热机组能达到供汽出力，且汽压波动应在允许范围内。这就要求调节系统中各部套的工作范围（如行程、油压等）必须有一定合理的裕度。 汽轮发电机正常运行时，汽轮机发出的主力矩和发电机担负的反力矩间是平衡的。当发电机的反力矩增大时，如果汽轮机的进汽量不变，则汽轮机的转速就要降低；当发电机的反力矩减小时，若汽轮机不改变进汽量，则汽轮机转速就要升高。汽轮机调节的原理，就是以汽轮机主力矩和发电机反力矩失衡时转速的变化脉冲信号，控制汽轮机的进汽量，从而保证在新的工况下，汽轮机的主力矩和发电机的反力矩重新平衡，并维持汽轮发电机的转速基本
不变。 二、引用标准及设备规范 1、引用标准 DL5011—1992 电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇 JB37—1990 汽轮机调节系统技术条件 JB1273—1986 汽轮机控制系统性能试验规程 DL/T 711－1999汽轮机调节控制系统试验导则 2、设备规范 1)油箱容积：6.3m3 2)冷油器：型式：卧式双联冷却面积：20m2 冷却水量：50t/h 3)滤油器：流量：24m3/h 过滤精度：25ｕｍ允许压损：＜0.08Mpa 4)电动辅助油泵：型号80YL-100 流量30～60m3/h 扬度98～103m 转速 2950r/min 电机功率37KW 效率54％生产厂浙江水泵总厂 5)直流事故油泵型号2CQ12.5/3.6 流量12.5m3/h 出口压力0.36MPa 转 2950r/min 电机功率5.5KW 电机电压220V DC 生产厂浙江仙居县特种齿轮油 泵厂 三、调节系统 两段调节抽汽的冷凝式汽轮机的调节系统是以旋转阻尼为感受元件的全液压式调节系统。该调节系统能将汽轮机转速及两段调整抽汽压力进行自调，三个被调量中一个改变时，其他两个被调量基本保持不变（允许变动量为15%-20%）。整个调节系统可分为调速和调压两个部分。 1、调速部分
1 范围 本标准规定了电力基本建设工程新建、扩建、改建火电机组汽轮机的主机、辅助设备、热力系统的调试及机组整套启动调试的技术要求。 本标准适用于国产125MW容量及以上容量的凝汽式汽轮机组，其他类型汽轮机组的启动调试亦可参照执行。进口机组按制造厂说明书的要求进行启动调试，若制造厂无这方面具体说明时，也可以参照本标准执行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修改版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T7596 电厂用运行中汽轮机油质量标准 DL/T571 电厂用搞燃油验收、运行监督及维护管理导则 DL/T607 汽轮发电机漏水、漏氢的检验 DL/T651 氢冷发电机氢气湿度的技术要求 DL/T711 汽轮机调节控制系统试验导则 3 总则 编写目的 火力发电厂汽轮机启动调试是保证汽轮机高质量投运的重要环节，为适应电力工业的发展并规范汽轮机的启动调试工作，按分部试运、整套启动试运两部分制定本标准。 启动调试组织 a）机组启动调试前，由启动验收委员会批准下设试运指挥部，试运指挥部代表启动验收委员会主持套启动试运的常务指挥工作。 b) 机组启动调试工作应由试运指挥部全面协调，汽轮机调试具体项目应由汽轮机调试专业组负责实施 c) 汽轮机调试专业组应由调试、建设、生产、施工、监理、设计及制造厂等单位的工程 技术人员组成。机组整套启动试运阶段，其组长应由主体调试单位担任。
调试资质 a) 承担汽轮机启动调试的主体调试单位必须具备相应的资质。 b) 汽轮机启动调试的专业负责人由具有汽轮机调试验的专业调试技术人员担任。 c) 汽轮机调试人员在调试工作中应具备指导、监督、示范操作、处理和分析问题、编写 措施和总结的能力。 计量管理 汽轮机启动调试中使用的仪器、仪表必须根据有关规定进行管理，并经有资质的计量单位校验合格，在有效期内使用。 调试措施 “汽轮机整套启动调试措施（方案）”及重要的“分系统调试措施”必须经过建设、生产、施工、监理、设计、制造厂等单位的会审并必须经过试运指挥部的批准后方能实施。 调试工作程序 a) 收集、熟悉、掌握汽轮机设备、系统的详细资料。 b) 负责编制工程“调试大纲”中规定的汽轮机部分的“调试措施（方案）”，明确汽轮机调试项目、调试步骤、试验的方案及工作职责，并制定相应的调试工作计划与质量、职业健康安全和环境管理措施。“调试措施”的主要内容参见附录A。 c) 向参与调试的单位进行“调试措施”技术交底。 d) 做好调试前仪器仪表的准备和参加设备系统的验收及检查启动条件。 e) 进行分系统调试与汽轮机整套启动调试，并完成全过程的调试记录。 f) 按汽轮机启动调整试运质量检验及评定要求（参见附录 C ）对调试项目的各项质量指标进行检查验收与评定签证，经验收合格后移交试生产。 g) 汽轮机启动调试工作完成后，调试单位应编写“调试技术总结报告”。 4 分部试运 通则 a) 分部试运包括单体调试、单机试运和分系统试运两部分。 b) 单体调试是指各种执行机构、元件、装置的调试，单机试运是指单台辅机的试运。 c) 分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运。