目录1、编制目的2、编制依据3、调试质量目标4、系统及主要设备技术规范5、调试应具备的条件6、调试方法与步骤7、调试记录项目8、职责分工9、安全注意事项10、附录1 编制目的1.1为了指导及规范系统及设备的调试工作,保证系统及设备能够安全正常投入运行,制定本措施。

1.2测取和掌握机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调节汽门开度等主要参数随时间的变化规律,以便分析考核调节系统的动态调节品质;1.3考核机、炉、电设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力1.4检查设备的运行情况,检验系统的性能,发现并消除可能存在的缺陷。

2 编制依据2.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版》2.2《电力建设施工及验收技术规范》汽轮机组篇(1992年版2.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(1996年版2.4《火电工程启动调试工作规定》(1996年版2.5《电力建设安全工作规程》(火力发电厂部分2.6《电力建设安全施工管理规定》3 调试质量目标符合部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版》中有关系统及设备的各项质量标准要求3.1 机组甩负荷后,最高飞升转速不应使危急保安器动作。

3.2 调节系统动态过程应能迅速、稳定,并能有效地控制机组空负荷运行。

专业调试人员、专业组长应对调试质量的关键环节进行重点检查、控制,发现问题应及时向上级领导汇报,以便协调解决,保证调试工作顺利进行。

4 系统及主要技术规范4.1主要设备情况汽轮机:制造厂:南京汽轮机电机(集团有限责任公司型号:N50-8.83/535型式:高温高压、单缸、单轴、凝汽式汽轮机额定工况功率50MW发电最大工况功率58MW主蒸汽阀前主蒸汽额定压力: 8.83±0.49MPa(a主蒸汽阀前主蒸汽额定温度:535±510℃主蒸汽额定流量:217t/h额定转速: 3000r/min冷却水温(额定/最高:30℃/33℃旋转方向:从汽机端向发电机端看为顺时针最终给水温度: 217.4额定工况/夏季工况219.2℃热耗(TMCR工况计算值: 9274.3KJ/kW.h热耗(TMCR工况保证值: 9328.2KJ/kW.h汽耗(TMCR工况计算值: 3.688kg/kW.h汽轮机单个转子的临界转速: 1562.3r/min发电机:供应商:南京汽轮机电机(集团有限责任公司型号.:QFW-60-2额定功率:60MW额定电压:10.5kV额定电流: 4124A功率因数:0.80(滞后Delay额定频率:50Hz效率:≥98.2%冷却方式:空冷 Air cooling励磁方式:自并励静止励磁方式5. 调试应具备的条件5.1 汽机专业应具备的条件5.1.1 汽机主、辅机设备无缺陷,操作机构灵活、运行正常,主要监测控制仪表准确。

5.1.2 ETS、SCS、TSI等功能检查和调节系统静态特性符合要求。

5.1.3 危急保安系统(包括电气超速、机械超速等动作可靠、合格,注油试验动作正常。

5.1.4 远控和就地停机装置经试验可靠。

5.1.5 主汽门、调门严密性试验合格,DEH系统油质合格,各汽阀门杆无卡涩.5.1.6 手动停机试验时各主汽门、调门能迅速关闭无卡涩;各抽汽逆止门和抽汽电动第2页门及本体疏水门联锁动作正常,关闭迅速、严密。

油动机关闭时间符合要求。

5.1.7 主油箱油质确认合格,各高压辅助油泵、交、直流润滑油泵联锁正常、可靠。

5.1.8 高、低加疏水自动和手动调节均正常。

5.1.9 旁路系统“自动”和“手动”方式均正常、可靠。

5.1.10 汽封自动调节系统功能正常,汽封备用汽源能可靠投入。

5.2 锅炉专业应具备的条件5.2.1 锅炉主、辅设备无重大缺陷,运行正常。

5.2.2 锅炉过热器安全门及泄压阀经整定合格,过热器向空排汽门、各减温水门开关灵活、动作准确可靠、关闭严密。

5.2.3锅炉各大风机工作正常,烟风档板等操作灵活、准确可靠。

5.3 电气专业应具备的条件5.3.1 自动准同期并网试验正常,符合要求。

5.3.2 厂用电带负荷切换试验和不停电电源切换试验正常。

5.3.3 励磁调节系统工作正常,灭磁保护等各项保护联锁能够可靠投入。

5.3.4 发电机主开关、灭磁开关能正常跳合。

5.3.5 各项电气保护能正常动作。

5.3.6 保安电源能可靠投入使用。

5.4 热控专业应具备的条件5.4.1 DEH、ETS、TSI、SCS等系统装置无故障,投用正常可靠。

5.4.2 机、炉、电大联锁试验动作正常,符合要求。

5.4.3 锅炉各项主保护已经过确认,动作可靠。

5.4.4 汽机各项主保护已经过确认,动作可靠。

5.4.5 汽机各主要重大辅机系统的逻辑功能经电厂、调试、监理等各方联合检查、确认无误,各项联锁保护动作正确、可靠。

5.4.6主机调速保安系统动作快速、准确、可靠。

经各方确认:试验合格,调速保安系统具备甩负荷条件。

5.4.7 机组负荷升降试验及负荷摆动试验动作正常,符合要求。

5.4.8 用于监视的主要监视仪表准确、可靠。

5.4.9 DCS系统运行正常,测点指示、事故追忆和趋势曲线打印等工作可靠,需记录的参数趋势图已设置好,参数储存速度必须达到每秒一次。

5.4.10 甩负荷时需测取的参数、测点与自动记录仪逐一校对过,连接调试完好,处于随时测取参数状态。

5.5 测试技术准备5.5.1 配备必须的仪器、仪表,并校验、标定、调试好,以达到准确、可靠、好用。

5.5.2 对各个重要监测点应逐个落实检查。

5.5.3 试验记录表格、试验工具、通讯器材配备齐全。

5.5.4 与自动记录仪器相连的所有传感器、连接线、测点等已检查确认无误、可靠。

5.5.5 DAS系统已作好采集数据的准备。

5.5.6 机头已装有精密数字式转速表,并有专人监视。

5.6 其他方面5.6.1 甩负荷试验方案经总指挥批准,试验组织机构成立,职责分工明确。

5.6.2 试验监测仪器、接线准备就绪,试验通讯联络可靠。

5.6.3 试验人员熟悉安全、技术措施并分值配齐。

5.6.4 各种应急措施准备就绪并完成试验操作演习。

5.6.5 试验中,机、炉、电等各专业应加强联系、高度警惕,及时消除隐患,确保人身、设备安全。

5.6.6 电网调度同意进行甩负荷试验。

.6. 调试方法与步骤6.1 调试方法6.1.1 甩负荷试验采用合上临时刀闸同时切除发电机主开关和灭磁开关的方式,使机组与电网解列,甩去全部电负荷,同时测取调节系统动态特性。

6.1.2 试验安排6.1.2.1 根据一般要求,甩负荷试验拟按50%、100%额定负荷两个工况依次进行,每次试验的结果经甩负荷试验领导小组研究后决定是否进行下一步试验。

当甩50%额定负荷后,转速大于或等于5%即3150转应停止甩100%负荷试验。

6.1.2.2 试验运行工况6.1.2.2.1 甩50%额定负荷试验时,主蒸汽参数、真空符合试验要求,电负荷25MW.6.1.2.2.2 甩100%额定负荷试验时,主蒸汽参数、真空维持额定,电负荷50MW。

6.2 试验步骤6.2.1 甩负荷前的检查与操作6.2.1.1 维持机组的主蒸汽参数、凝汽器真空均保持在额定值,发电机功率达到甩负荷试验要求值,全面检查机组运行状况,确认正常,各项运行指标符合试验要求,稳定运行一小时,轴振动应符合要求。

.6.2.1.2 主汽门、调门活动试验正常。

6.2.1.3 高、低加投入运行时将水位维持在较低位置。

6.2.1.4 已作好汽轮发电机组振动监测准备工作。

6.2.1.5 派专业人员手动控制旁路系统6.2.1.6 试验前将交流润滑油泵投入运行,直流油泵、高压启动油泵投备用。

6.2.1.7 电动给水泵已根据负荷要求调整好。

6.2.1.8 锅炉汽温、汽压、炉膛负压、汽包水位、档板控制和风量等主要自动控制改第4页为手动控制。

6.2.1.9 手操过热器向空排汽阀开关一次，动作正常。

. 6.2.1.10 运行人员将汽包水位调整好。

6.2.1.11 甩负荷时需切换的管道（特别是旁路管道）应处于热备用状态，预先充分暖管和疏水。

6.2.1.12 厂用电源切换为#2 主变运行，400V 保安电源系统投柴油发电机组（如果有）自启动联锁，不停电电源系统投电源切换联锁。

6.2.1.13 确认各项热控联锁保护按具体试验要求投入或切除。

6.2.1.14 上述各项工作检查确认后，向试验总指挥汇报：机组已具备甩负荷试验条件。

6.2.2 甩负荷试验操作步序 6.2.2.1 试验总指挥通知值长联系省调即将进行甩负荷试验，并征得省调同意。

6.2.2.2 试验前十分钟，DCS 作成组数据打印，试验人员作参数记录，试验监测设备检查、送电，所有参试人员各就各位。

6.2.2.3 试验前一分钟，试验总指挥下达试验准备令。

DCS 作成组数据打印，试验人员作参数记录，系统和记录检查，确认试验条件具备。

6.2.2.4 试验前三十秒，手抄记录各监测参数初始值。

6.2.2.5 各试验人员准备就绪，由试验总指挥发令，开始十秒钟倒计时。

6.2.2.6 倒计时至零，电气人员拉开试验刀闸，应联跳发电机主开关、灭磁开关，甩掉全部电负荷。

6.2.3 甩负荷后的检查 6.2.3.1 检查确认发电机主开关、灭磁开关已断开。

6.2.3.2 严密监视机组转速，谨防汽轮发电机组超速。

6.2.3.3 检查确认调速汽门和各抽汽逆止门已迅速关闭，相关疏水门自动打开。

6.2.3.4 检查确认旁路在甩负荷后立刻自动开启，否则立刻切至“手动”方式开启。

6.2.3.5 检查除氧器汽源已自动切换为辅汽（或备用汽源）供给；检查轴封供汽系统能自动维持轴封蒸汽压力。

6.2.3.6 检查调整汽包水位应正常。

6.2.3.7 监视调节系统动作情况。

6.2.3.8 检查厂用电、保安电源应正常。

6.2.3.9 检查机组各瓦振动、瓦温、回油温度、轴向位移、差胀、凝汽器真空等重要参数是否正常。

6.2.3.10 机组甩负荷后，记录各监测参数峰值、稳定值。

6.2.3.11 机组维持空负荷运转，全面检查机组运行状况正常后结束试验。

6.2.3.12 审核试验记录，各方确认试验结果。

6.2.3.13 试验总指挥通知值长可以并网，并根据缸温接带负荷。

第5页7. 调试记录项目 7.1 录波器测量项目 7.1.1 发电机有功功率 7.1.2 发电机二次侧电压 7.1.3 发电机励磁电压 7.1.4 断路器分、合信号 7.2 TSI、数据采集仪测量项目记录机组各瓦的轴振和瓦振和汽轮机转速 8 职责分工按照国内新《启规》有关规定，各方职责如下： 8.1 安装单位： 8.1.1 负责系统的隔离工作。

8.1.2 负责试运设备的检修、维护及消缺工作。