母线系统调试报告

母线系统调试报告（精选10篇）

篇1：母线系统调试报告

斯里兰卡普特拉姆燃煤电站工程资料

Documents of Puttalam Coal-fired Power Plant Project in Sri Lanka 编号：PCPP-HPCC-1-TS-BG-D02

UPS系统调试报告

批准： 审核： 编写：

河南

斯里兰卡普特拉姆燃煤电站工程资料

Documents of Puttalam Coal-fired Power Plant Project in Sri Lanka

目录目的……………………………………………………………………………………………1 2 设备系统简介…………………………………………………………………………………1 3 调试应具备的条件……………………………………………………………………………1 4 调试过程………………………………………………………………………………………1 5 试运小结………………………………………………………………………………………4

斯里兰卡普特拉姆燃煤电站工程资料

Documents of Puttalam Coal-fired Power Plant Project in Sri Lanka 1 目的 通过UPS系统调试，保证开关站网控室220V交流不间断电源系统，集控室220V交流不间断电源系统，各交、直流系统保护参数、告警信号正确，确认设备特性符合厂家设计要求。设备系统简介

本台机组共设2套北京大正恒业电气工程公司UPS系统分别供主机和升压站使用，集控室采用型号为PEW 1060-230/230-EN-R，网控室采用型号为PEW 1020-230/230-EN。3 调试应具备的条件

3.1 UPS室及保安段的土建工程已全部完成并经验收合格。3.2 UPS本体安装结束，管路通畅，表计完备。

3.3 UPS本体工作接地/安全接地符合标准，达到设计要求。

3.4 UPS本体盘、柜及设备标识齐全准确，一、二次设备代号已命名并书写完毕，标识清晰、齐全，符合命名标准。

3.5 UPS相关的各种仪表均经校验合格。

3.6 UPS控制、保护、信号等部分的通道和逻辑已调试完毕，且符合设计要求，并具备投运条件。

3.7 调试区域地面干净，无杂物，道路畅通，施工用脚手架杆已拆除干净，沟盖板齐全。3.8 调试区域内照明充足，有足够的数量且在有效使用期内的适合扑灭油气火灾的消防器材,通讯联络设备足够可靠。4 调试过程

调试时间为2010年3月20号到2010年3月25号 4.1 主控室UPS1交流整流-逆变调试

4.1.1 400V三相交流送电,测量其电压及相序正确，输出端断开负载(注:反相序时装置报警并闭锁输出)。

4.1.2 将手动旁路开关选至AUTO位，合上-Q001，UPS工作正常后，测量整流-逆变输出空载电压及频率，应符合设计要求。

4.1.3 合上-Q094，接入负载, 测量整流-逆变输出负载电压及频率, 应符合设计要求。4.1.4 试验完毕断开-Q094负载开关。4.2 主控室UPS1直流-逆变调试

4.2.1 220V直流送电，测量其电压及极性正确。

4.2.2 确认整流-逆变正常工作，合上-QF3，直流输入正常后，断开-Q001，测量直流-逆变输出空载电压及频率,应符合设计要求。

4.2.3 合上-Q094，接入负载, 测量直流-逆变输出负载电压及频率, 应符合设计要求。4.2.4 试验完毕断开-Q094负载开关。4.3 主控室UPS1静态旁路调试

斯里兰卡普特拉姆燃煤电站工程资料

Documents of Puttalam Coal-fired Power Plant Project in Sri Lanka 4.3.1 400V两相交流送电,测量其电压正确。

4.3.2 合上-QF1测量稳压输出正常，合上-Q094观察UPS跟踪旁路正常。

4.3.3 依次断开-Q001、-QF3，记录 UPS输出切换应无间断，测量旁路稳压输出空载电压及频率, 应符合设计要求。

4.3.4 合上-Q094，接入负载, 测量旁路稳压输出负载电压及频率, 应符合设计要求。4.3.5 试验完毕断开-Q094负载开关。4.4 主控室UPS1手动旁路调试

将手动旁路开关选至BYPASS位, 测量输出端电压及频率, 应符合设计要求。4.5 主控室UPS2、网控室UPS调试步骤同8.1-8.4 4.6 系统联调

4.6.1 当UPS带上设计负荷后，分别模拟整流-逆变向直流-逆变切换；直流-逆变向静态旁路切换，UPS输出电压、频率应符合设计要求，所带负荷应无断电情况。

4.6.2 反之，静态旁路向直流-逆变切换；直流-逆变向整流-逆变切换，UPS输出电压、频率应符合设计要求，所带负荷应无断电情况。试运小结

UPS系统调试工作已经完成，UPS系统已经具备运行条件。

篇2：母线系统调试报告

四周紧张的生产实习在实习老师的精心指导和学生的积极配合下画上了圆满的句号。本次生产实习指导小组由路正午、王振臣、魏立新、刘爽、王跃灵等老师组成。由指导教师及各班班长临时组成每周的生产实习管理小组，负责生产实习过程中的日常管理。实习目的对常用低压电器的结构、工作原理及应用增加感性认识，对机床电气控制系统的构成及工作特点加深理解。对电气工程的安装、调试等基本技能进行训练。实习内容完成t68卧式镗床电气控制系统安装及调试实验。由于时间的关系，省去了机床电气控制系统设计的过程，由同学完成电器控制系统的接线及调试工作。主要实现主电机的正反向点动，正反向常动以及主轴或进给变速时的缓转控制。实习安排自动化专业工8个班，分成3组轮换实习，分别是第一组：计控1-2班，智能1班；第二组：过程控制1-2班；第三组：工业自动化1-3班。实习中遇到的问题及解决由于本次生产实习开学就实习，所以实习所需各种元件及材料均需在假期进行准备，路正午老师付出了很多辛劳。在实习准备及进行过程中也遇到了一些问题在生产实习的准备过程中主要遇到以下问题

1、实验箱定购较难；

2、固定元器件的绝缘板，由于材料原因不能用剪板机切割，最后由几位老师自己动手切割完成；

3、实习所需元器件均需重新购置，花费较大，而经费有限，实习经费不足，只好从节俭方面出发，尽量购置便宜的元器件。在生产实习的进行过程中主要遇到以下问题

1、由于元器件质量一般，再加上学生接线过程中的不注意，致使元器件有较多损坏，后经购买备用元件解决

2、学生上课不认真听讲，接线不规范，只好逐一纠正；

3、接线完毕后，在调试过程中发现学生对系统工作原理掌握不牢，只知其然，不知其所以然。发现问题，解决问题的能力有待提高。

4、调试过程中人员拥挤，从安全性角度出发，有较大隐患。对今后生产实习的建议

1、原材料涨价导致，生产实习费用提高，学校及学院应适当提高生产实习费用；

篇3：浅析沙沱电站母线保护调试

母线发生故障的几率与线路相比, 要低一些, 但故障产生的影响面很大。这是因为母线上通常连有较多的电气元件, 母线故障将使这些元件停电, 从而造成大面积停电事故, 并可能破坏系统的稳定运行, 使故障进一步扩大, 可见母线故障是最严重的电气故障之一。因此, 利用母线保护清除和缩小故障造成的后果, 是十分必要的。

中国华电集团贵州乌江沙沱电站220k V系统母线采用的是双母线主接线方式, GIS结构, 共十一个间隔, 一个继保间隔、四个进线间隔、一个母联间隔、五个出线间隔。微机母线保护采用的是南京南瑞集团RCS-915AB-HB型母线保护装置, 该装置设有母线差动保护、母联充电保护、母联死区保护、母联失灵保护、母联过流保护、母联非全相保护以及断路器失灵保护等功能。适用于各种电压等级的单母线、单母分段、双母线等两端母线及以下的各种电气主接线方式, 母线上所允许所接的线路与元件数最多为21个 (包括母联) , 并可满足有母联兼旁路运行方式主接线系统的要求。

2 母线差动保护原理

母线差动保护的动作原理建立在基尔霍夫电流定律的基础上。把母线视为一个节点, 在正常运行和外部故障时流入母线电流之和为零, 而内部短路时为总短路电流。假设母线上各引出线电流互感器的变比相同, 二次侧同极性端连接在一起, 按照图1接线则在正常及外部短路时继电器中电流为0。实际上由于电流互感器有误差, 在外部短路时继电器中有不平衡电流出现, 差动保护的启动电流必须躲开最大的不平衡电流才能保证选择性。

2 校验母线差动注意的问题

校验母线差动保护时需注意区外故障电流互感器饱和的问题, 在外部短路情况下, 该母线的引出线路中, 故障线路电流是所有非故障线路电流之和。如图1, 故障线路电流很大, 其电流互感器饱和, 二次侧电流很小。此时, 差动保护的不平衡电流很大。差动保护在此情况下应不失去选择性。由于饱和CT有以下两个特点: (1) 无论一次电流有多大, 在系统发生故障瞬间, CT不可能同时发生饱和。从故障发生到CT饱和至有1/4周波的时间, CT能正确传变一次电流; (2) CT进入饱和后, 二次电流波形出现畸变、缺损, 但在一次电流过零点附近, 饱和CT二次侧仍有一个线性传变区。

RCS-915型母线保护根据CT饱和波形特点设置了两个CT饱和检测元件。CT饱和检测元件一采用自适应阻抗加权抗饱和方法, 即利用电压工频变化量起动元件自适应地开放加权算法。当发生母线区内故障时, 工频变化量差动元件ΔBLCD和工频变化量阻抗元件ΔZ与工频变化量电压元件ΔU基本同时动作, 而发生母线区外故障时, 由于故障起始CT尚未进入饱和, ΔBLCD元件和ΔZ元件的动作滞后于ΔU元件。利用ΔBLCD元件、ΔZ元件和ΔU元件动作的相对时序关系的特点, 得出抗CT饱和的自适应阻抗加权判据。此判据充分利用了区外故障发生CT饱和时差流不同于区内故障时差流的特点, 抗CT饱和, 区内故障和故障由区外转至区内时能迅速切除。

CT饱和检测元件二由谐波制动原理构成。利用了CT饱和时差流波形畸变和每周波存在线性传变区等特点, 根据差流中谐波分量的波形特征检测CT是否发生饱和。在区外故障CT饱和后发生转换性故障情况下能快速切除母线故障。

3 大差比率差动的逻辑判断问题

RCS-915AB-HB型母线保护装置对于双母线及分段母线的各种运行方式, 大差的逻辑计算有其独到的先进性.当双母线分裂运行时, 母线开关在断开位置, 如果此时弱电源侧母线发生故障, 相比较于双穆先锋运行方式下的故障而言, 短路容量小, 大差比率差动的灵敏性降低。RCS-915AB型母线保护的先进性在于:针对母线分裂运行时自动转用比率制动系数低值;母联开关处于分闸位置以及投单母或刀闸双跨时大差比率差动元件采用大差比率制动系数低值。

在现场调试过程中, 应将母联开关在分开和闭合两种情况下分别检验其大差比率制动系数。应满足规程要求的误差范围。

4 运行检修人员需注意的问题

当母线保护在投入运行中母线运行方式改变经常发生, 因此, 要求母线保护能适应母线的任意一种连接方式, 传统的双母线保护在母线连接方式改变时利用切换继电器切换二次电流, 由于母线上所连接的元件较多不能直观的看出母线的连接方式, 给运行维护造成一定的困难。RCS-915AB-HB型母线保护装置利用了隔离刀闸辅助触点判别母线运行方式, 因此, 刀闸辅助触点的可靠性直接影响到保护的安全运行。为此, 母线保护装置配置了模拟盘以减少刀闸辅助触点的不可靠性对保护的影响。

母线保护装置不断地对刀闸辅助触点进行自检, 当发现与实际不符 (如某条支路上有电流而无刀闸位置) , 则发出刀闸位置报警, 通知运行人员检修。在运行人员检修期间, 可以通过模拟盘 (见图2) 强制指定相应的刀闸位置, 保证母差保护在此期间的正常运行。

模拟盘的原理如下:

图2中, LED指示目前的各元件刀闸位置状态, S1, S2为强制开关的辅助触点。

强制开关有三个位置状态:自动、强制接通、强制断开。

自动:S1打开, S2闭合, 开入取决于刀闸辅助触点:

强制接通:S1闭合, 开入状态被强制为导通状态:

强制断开:S1、S2均打开, 开入状态被强制为断开状态。

此模拟盘, 当刀闸位置接点异常时, 通过强制开关指定正确的刀闸位置, 然后按屏上的"刀闸位置确认"按钮通知母差保护读取正确的刀闸位置。运行检修人员特别注意的是, 刀闸位置检修结束后必须及时将强制开关恢复到自动位置。否则将改变母线运行方式, 由于运行方式的改变, 保护装置内部自动调整母线差动保护的范围, 从而增大保护的不可靠性。

5 结语

RCS-915AB-HB型微机母线保护装置由于其高灵敏比率差动保护和新型的自适应阻抗加权TA饱和判据以及全中文人机界面在电力系统中运用比较广泛。但是, 在现场安装和调试过程中, 如电流互感器极性和刀闸位置接点以及保护内部逻辑判断必须仔细步步检查微机母线保护运行可靠性, 杜绝一切因调试过程检查不到位和运行过程中误操作引起的故障。

摘要：母线保护是用来保障母线安全和可靠运行的。论文以贵州乌江沙沱电站母线保护相关技术要求为研究对象, 围绕母线保护装置在调试和运行过程中相关技术原则方面进行说明。

关键词：电力系统,220kV供电系统,母线保护

参考文献

[1]DL400-91继电保护和安全自动装置技术规程[S].

篇4：母线系统调试报告

关键词：计量自动化；变电站；母线；电量

作者简介：刘小华（1977-），男，广东南雄人，广东电网公司惠州供电局，电力技术工程师。（广东?惠州?516000）

中图分类号：TM63?????文献标识码：A?????文章编号：1007-0079（2012）27-0143-02

在深化推进“四分”线损工作的进程中，变电站线损工作的开展得以以计量自动化系统的建立为契机，以变电站母线电量不平衡率（以下简称为母平）分析为总抓手，创造性地实现了变电站线损的有机监控。一般而言，母线的输入电量、输出电量之间的差值称为不平衡电量，不平衡电量与输入电量的比值称为母线不平衡率，母线电量不平衡率＝（输入母线电量之和－输出母线电量之和）/输入母线电量之和×100％。计量自动化系统的推广应用极大地改变了变电站母平分析的模式，一改过去人工统计分析低效率、高差错率的矛盾。在电网建设如火如荼的浪潮中，电网规模日益增大，变电站数量节节攀升，如何高效地解决庞大的母线电量不平衡率分析显得尤为重要。建立于计量遥测系统基础上的计量自动化系统的应用尤其是批量统计全网变电站母线电量不平衡功能，为分析人员解放了劳动力，提高了工作效率。同时计量自动化系统功能存在一定程度的不成熟与不完善，这也给母平分析工作带来了一些挑战。因此推行以计量自动化系统为平台的变电站母线电量不平衡分析，辅以人工分析处理，围绕这一核心，开展降低变电站母线电量不平衡率工作，是防止各类计量差错发生、检验线损计量系统是否准确的重要手段，同时也杜绝跑、冒、滴、漏等情况，保证计量准确性。

一、母平分析理论与依据

线损率是供电企业重要的技术经济指标之一，变电站母线电量不平衡率是衡量供电企业变电站线损率高低的尺度。通过变电站母线不平衡率的计算分析，可以判别变电站母线各计量装置的运行是否正常，有利于发现计量差错，减少电量损失。

计量遥测系统包括计量自动化系统、变电站计量采集终端、计量遥测通道，是集自动采集、监控、分析和计量管理于一体的应用平台。计量自动化系的应用使得变电站母线电量不平衡分析变得比过去更为简单易行。

变电站采集器终端把分散于变电站每个计量点的电能表数据采集回来，通过计量遥测系统通道把数据传送回主站，经过服务器分析处理，把数据发布于计量自动化系统WEB页面上，经过后期的加工处理，计量自动化系统把计算统计好的变电站母线电量展现在分析人员面前。依据计量自动化系统，针对母线电量不平衡率不合格的母线寻找异常地方，分析原因。

二、应用实施措施

1.设专人每日监控计量自动化系统

计量自动化系统为我们提供了日母平统计和月母平统计功能，通过每日监看前一天的变电站母线电量不平衡情况，及时有效地发现母线电量不平衡中的异常情况，公布异常原因，下达处理措施，经过解决，跟踪观察一度出现母平异常的母线，有力地巩固母平分析成果。长期有效的日母平监控形成了较好的累积效应，把一些小问题细化消除，抑制了大的母平异常情况的出现。

2.母平分析机制

在每日母平监控的基础上，也要大力开展月母平分析，归口部门把月母平分析纳入绩效考核，计量部每月修编母线不平衡分析报告，统计上一个月母平异常情况，提出解决措施。月母线电量不平衡率与日母线电量不平衡率原理类似，计量自动化系统计算每个月的母线电量的差值除以每个月的输入电量。同时母线电量平衡采用黄绿灯预警机制原则（取绝对值，见表1）：220kV及以上母线不平衡率小于等于0.5%为绿灯，介于0.5%到1%之间的为黄灯，大于1%的为红灯；110kV及以下母线不平衡率小于等于1%为绿灯，介于1%到2%之间的为黄灯，大于2%的为红灯。

通过预警机制，将亮红灯的母线纳入重点处理范围，按电压等级、变电站母线、计量点逐级细化分析，拟定相应对策。

3.母平分析原因与对策

总体而言，引起“母线电量”不平衡有设备及人员的原因（图1）。设备的原因主要有：母线瓷瓶或电器设备绝缘水平低，有漏电现象发生；电流、电压互感器及电能表计误差；电压互感器二次压降及计量二次回路故障引起的计量误差，电能表或计量遥测系统通道故障。人员的原因主要有：更换电流互感器、电能表后由于计量自动化系统的倍率、表底读数变更，计算电量时没有按新倍率、新表底计算电量；更换操作机构、计量器具引起的计量回路接线错误；电能表抄表差错等。

（1）由设备引起的母线电量不平衡的对策。加强对设备的运行维护，每年对互感器、电能表进行周期检定，对存在误差或者异常的设备进行及时的处理或更换，保证计量装置的准确度。同时，加强对各计量点负荷的监控，确保接在互感器二次回路的实际负荷尽可能保证准确计量，即在互感器额定负荷的25%～100％范围内。

对于电能表和计量遥测系统通道故障，及时更换故障电能表，与通信专业协同解决计量遥测系统通道故障。

（2）对于人员原因造成的计量差错，如由于更换计量装置出现的倍率、读数差错等情况，主要是因为没有严格执行相关的制度。解决这类问题必须先加强对相关作业人员的技能培训，提高作业人员的技能水平，工作中按照营销一体化作业指导书的标准化作业流程进行，完成后及时在计量自动化系统更新相关参数。在计量二次回路工作时，如果需把计量回路电缆拆开，应在拆线前做好记录，接线后要认真检查，通电后及时用校验仪做带电接线检查，发现错误及时纠正。

（3）除了设备及人员的原因能导致母线电量不平衡之外，计量自动化系统本身的参数设置不正确也能促使母线电量不平衡率超标，主要是母线电量统计公式设置，计量点的参数设置，计量点功率方向设置，旁路计量点代路运行设置有问题。因此，在检查母平统计公式、计量点参数设置时需要细心和耐心，避免因计量自动化系统参数设置错误导致母线电量不平衡率超标。

在日常工作中，如果新投产的变电站母线电量不平衡率不在合格范围内，应先检查母线电量统计公式设置，计量点的参数设置，然后核对各计量点的数据是否正常；如果是正常运行的母线电量不平衡率发生较大变化，超出合格范围，应该检查变化日期前后母线各计量点的数据，检查是否存在新增负荷未加入统计或者有计量点的电量没采集上，然后具体分析是现场电能表故障还是采集器采集异常，又或是数据上传至主站出现异常，查找出原因后再及时进行相应的处理。

篇5：母线系统调试报告

通信地址及邮编

联系人

联系电话参加培训人员

硬件配置

pC机

摄像头

网络接入

内存

CpU

接入方式

接入速度

调试内容

运行状况

调试结果

备注

AVCON终端是否可以正常登陆服务器

AVCON终端的音频接受和发送是否正常

AVCON终端的视频接受是否正常

AVCON终端的电子白板是否正常使用

AVCON终端的电子共享屏幕是否正常使用

AVCON终端的会议讨论是否正常使用

AVCON终端的Avmeenger是否正常使用

AVCON终端软件是否正常使用:□是□否

对此次培训的评价:□很满意□满意□一般□不满意

对此软件的评价:□很满意□满意□一般□不满意

篇6：阴极保护系统调试方案

阴极保护系统通电前，应在所有趁热是装置出进行自然腐蚀电位的测量，并做好记录。通电后，应逐步调节通电电流，知道通电点的保护点位大道极限电位（-1.2V），电源设备应保持在此电位值，知道管道被充分极化，达到阴极保护准则的规定值（-0.85——-1.2v）,并记录电源设备输出的电压、电流值。

当通电后管道电位发生正向偏移，应立刻检查极性并纠正；当对周围建、构筑物有干扰影响是，应在接近构筑物上进行同步测量；当存在交、直流干扰影响时，应对干扰阴极保护系统的有效性影响进行测量，测量应在阴极保护系统运行及断电情况下进行。在这两种情况下，应至少保持24小时的连续管地电位数据，按照阴极保护准则指标，评价阴极保护的有效性。

阴极保护站恒电位仪控制电位值的调试确定原则是：管线各处管地电位以沿线各点的断电电位处于‐0.85~‐1.2V的合理范围内，即不处于低于‐0.85V的欠保护状态，又不超过‐1.2V的过保护状态（按绝对值）。必须以断电电位来评价，不能以通电电位来判定。为使控制电位合理，并作为今后管理的基础参数，需及时反馈管线断电电位并多次调试，才能确定合理的控制电位值。

阴极保护测试内容包括：

A、阳极地床接地电阻；

B、C、绝缘接头绝缘性能； 阴极通电点电位（通电电位、断电电位），相对硫酸铜参比电

极；

D、设备输出电流、电压。

篇7：烟气脱硫调试报告

调试报告

***热电有限责任公司

***分公司1、2号热水锅炉脱硫改造工程

调试报告

****环保设备制造有限公司

2015年12月

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

目录

一、概述...................................................................................................88

二、工程概况...........................................................................................88

三、前期准备...........................................................................................89

四、试运过程...........................................................................................90

五、调试的质量控制..............................................................................93

六、试运过程出现的问题及处理结果..................................................94

七、结论...................................................................................................94

八、启动/运行的几点建议及注意事项.................................................95

1、浆液制备与输送系统..................................................................95

2、烟气系统......................................................................................95

3、气力输灰系统..............................................................................95

九、其他相关事宜..................................................................................95

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

一、概述

***热电有限公司***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程，是由哈尔滨菲斯德环保设备制造有限公司总承包承建，采用炉外石灰石混配掺烧脱硫工艺。

该工程于2015年12月成立试运指挥部，并从成立之日起开始工作。2015年12月16日开始工艺系统单体试运，2015年12月18日开始分系统试运，#

1、#2机组于2015年12月20日开始168小时试运，调试工作历时7天。从调试的实施过程和结果来看，在各级领导的关怀和领导下，在工程参加各方的共同努力和大力支持下，克服了设备、系统等技术问题，于2015年12月27日按计划完成#

1、#2机组168小时试运。

在调试过程中，各个参加单位认真贯彻执行启规和调试大纲的规定，圆满地完成了调试大纲规定的各项调试任务和技术指标，设备、系统运行状态、参数均达到了合同要求，调试过程检验验收项目全部优良。

二、工程概况

***热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程，FGD装置设计为两炉一仓工艺，脱硫效率不低于95%，每套装置包括烟气系统、输灰系统和供应系统。

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

三、前期准备

哈尔滨***环保设备制造有限公司对***热电有限公司***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程的调试工作非常重视，体现哈尔滨菲斯德企业创造完美品质的精神，统筹安排，组织多名工艺、电气、机务和热控专业调试人员组成敬业精神、技术过硬、结构合理的调试队伍。2015年12月调试人员便陆续进入呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程的施工现场。该工程的前期准备从调试策划、技术培训、调试大纲/措施编写出版各个环节抓起，从“精心组织、精心指挥、精心调试，确保安全、优质、按期投产、为业主提供满意服务”为目标，始终坚持“安全第一、优质服务，顾客至上”的原则。

按照合同规定哈尔滨菲斯德调试人员对呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程的运行、检修人员进行了讲课培训和现场实习。参照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，调试大纲和整套启动试运通过试运指挥部组织审核并经试运指挥部总指挥批准，分系统调试措施在哈尔滨菲斯德内部经过认真、严格的审批出版。为了控制试运全过程的安全、质量、进度，进行了精心的调试策划，根据本工程特点，结合实际安装进度，制定了科学、客观、合理的调试整体进度计划，使得试运过程完全可控，为呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程的顺利

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

进行打下良好基础。

技术培训：2015年12月20——22日 讲课培训：2015年12月20——22日 现场培训：2015年12月23——27日

调试策划：编制调试整体进度计划——10/10

调试大纲出版——10/10 整套启动措施出版——10/10

四、试运过程

在启动试运指挥部的直接领导下，在参战各单位的密切配合、共同努力下，呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程按计划完成了DCS系统带电、电气系统带电、设备单体试运、分系统试运及整套试运，并于2015年12月27日完成了系统168h试运。

调试在工程进入单体试运便成为试运纳总、牵头的角色，以调试促安装、以调试促进度。该工程调试在充分的前期准备基础上，进行了认真、细致的试运组织工作。根据“调试大纲”要求，按照“调试整体进度计划”，将每个调试阶段的任务、每个调试工序的条件、每个调试项目的安排都统筹考虑、合理安排，并制定相应的阶段计划。为落实调试整体进度计划，调试每天组织试运碰头会。

对每一主要工序调试人员在调试措施的基础上，结合现场实

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

际，提出更详尽具体的条件要求，作为制定阶段计划的依据。在试运过程中根据实际情况，不定期地汇总关于系统、设备、设计、施工、调试等方面的缺陷，作为消缺的依据，并落实到人、限期解决。

合理的计划能否转变为成果，关键在于计划实施过程中的控制，该过程控制必须把握计划中隐含的难点、热点问题，抓住关键项目，力克主要矛盾，轻重缓急有序，全面统筹考虑。为了控制计划事实过程，当天安排的工作必须完成。无不可抗拒因素而未完成任务者，加班务必完成。

在计划制定和实施过程中，充分发挥各方主动能动性，以合同为基础，尽量满足业主要求。该工程试运过程主要节点如下：

技术交底情况

浆液制备与输送系统技术交底：2015-12-15 烟气系统技术交底：2015-12-15 气力输灰系统技术交底：2015-12-15 电器系统、热控系统技术交底：2015-12-15 DCS调试措施技术交底：2015-12-15 整套启动试运措施技术交底：2015-12-15 设备单体试运情况：

DCS系统带电：措施技术交底：2015-12-15 脱硫岛系统带电：2015-12-15 阀门传动：2015-12-16

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

设备单体试运：2015-12-16 分系统试运：

烟气系统试运：2015-12-21 气力输灰系统试运：2015-12-21 电气系统、自控系统试运：2015-12-21 整套启动试运情况： 生石灰进料：2015-12-23 启动脱硫引风机：2015-12-23 脱硫实验结果： 168h试运情况： 2015-12-25启动烟气系统 2015-12-25启动气力输灰系统 2015-12-25关烟气旁路挡板门 进入168h试运。

到2015-12-27完成168h试运，FGD装置继续运行。FGD装置试运期间，各项技术指标均达到设计和合同要求。

脱硫保证效率≥ 95 %。

烟气SO2排放浓度≤ 200 mg/Nm； 脱硫装置Ca/S(mol/mol)≤ 1.53。脱硫装置出口烟气温度 ≥70 ℃。

392 ***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

五、调试的质量控制

呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程调试大纲中对调试的质量控制和管理进行了严格的规定，同时制定了切实可行的质量控制措施。在调试实施过程中，对分部试运和整套启动试运的质量管理和质量监督进行了分部管理，质量目标明确到调试过程的每一步，对质量和安全问题做到事前准备、事中控制、事后分析，从而保证了调试质量，同时进一步保证了调试工作全部按计划优质完成。各种签证及时、手续完备，所有已经签证项目优良。全部实现了调试大纲规定的安全、质量及各项技术控制目标。

调试技术质量目标

调试过程中调试质量事故为零；

调试过程中损坏设备事故为零；

调试过程中引起人身安全事故为零；

调试过程中造成机组事故为零；

启动未签证项目为零； 保护投入率100%； 自动投入率>90%； 仪表投入率100%；

各设备运行状况达到规程质量要求； 系统运行各项参数达到设计要求；

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

争取整套启动试运一次成功

在调试实施过程中，特别强调安全的重要性，在进行技术交底及工作交底时，贯彻“三同时交底制度”，即交代工作的同时，进行安全文明施工和技术交底。进入调试阶段严格执行工作票制度，同时加强反事故措施和检查，从而保证了调试工作的安全、质量、工期，全面完成了调试大纲规定的目标。

六、试运过程出现的问题及处理结果

1、震动筛溢料过多。经改造下料管后正常。

七、结论

呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程自调试准备工作开始就以“精心组织、精心指挥、精心调试，确保安全、优质、按期投产，为业主提供满意服务”为整体目标，在调试实施前严格措施和各项管理制度的编制、指定，在调试实施过程中，严格执行措施和管理制度，严格控制各项质量技术指标，使调试工作中的各项安全、质量、技术指标均达到了调试大纲和设计要求，调试的整体质量优良。该工程已经过168h满负荷连续试运行考核。设备/系统运行稳定、正常、性能良好，各项参数及技术指标均达到合同要求。脱硫运行人员参与了工程 调试全过程，现已熟悉掌握本烟气脱硫装置的启停操作和运行控制。总之，呼伦贝尔安泰热电有限公司鄂温克热力分

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

公司2×29mw锅炉脱硫改造工程已具备生产运行条件。

八、启动/运行的几点建议及注意事项

1、浆液制备与输送系统

（1）、定期检查石灰仓夜位。

（2）、浆液制备要严格温度和浓度，密度计要定期校验。（3）、浆液罐有料位时，搅拌器不能停止运行。（4）、浆液泵停运时，浆液管线必须冲洗，防止堵管。

2、烟气系统

（1）、启动脱硫引风机时，必须通知锅炉值长，防止造成锅炉负荷波动。

（2）、启停脱硫引风机时，必须严格操作规程。

3、气力输灰系统

每套仓泵为一个独立的输送单元。

空气母管上设有压力变送器并与输送系统联锁。系统运行时母管压力≥0.6MPa。当压力低于0.6MPa时输送系统将自行停运。

九、其他相关事宜

本装置配备1台电脑监视系统运行状态，监盘运行人员对公

***热力分公司2×29mw锅炉脱硫改造工程

调试报告

用系统分别重点监控，并对其他系统随时翻阅，发现报警及时处理。

有备用设备的设备运行期间要定期切换。

篇8：水泵调试报告20160618

一、生活水泵房调试整改情况

1、病房楼生活水泵机组，门诊医技楼生活水泵机组，空调补水水泵机组，现已全部调试完毕，设备已经正常通水使用，设备运行正常。

2、空调补水控制柜电流表不显示是接头松动，已整改，运行正常。

3、水箱配套的三套电消毒器已调试完成，运行正常。

4、水箱浮球阀漏水关不死已全部整改，已正常全部投入使用。

5、水箱接地已接好，整改完成。

6、部分螺栓过短未符合国标标准的，已全部更换。

7、病房楼生活水泵机组管道出口法兰漏水已整改完成。

8、管道、机组、控制柜的标示已粘贴完毕。

二、换热机房调试整改情况

1、八台循环泵以及控制柜已全部通电，已经进行正反转单机点动调试，运行正常。水泵因为楼层内管道漏水，毛小凤安排检修，水泵未灌水排气未长时间运转。

2、八台换热器已灌水，二次侧进水出水管道已通水，除中区1#换热器法兰漏水，其余均运行正常。

3、八台换热器及管道已进行过冲洗。

4、管道、水泵、控制柜的标示已粘贴完毕。

三、相关问题与协调

1、水泵房集水井污水控制柜开机故障，水泵额定电流10A,1#热继电器选型错误(最大5A)，2#热继电器调节错误（在6.8A档）。已现场通知毛小凤，望督促整改。

2、换热机房中区1#换热器法兰漏水，我司已经通知厂家，近期安排整改。

3、循环泵因为管道无水未长时间运转，如需开机，请先排气，以免水泵气蚀造成干烧。

4、关于换热机房循环泵压力不足问题：

因我司没有设计院图纸，根据现场了解，换热机房换热器二次侧进水由病房楼屋顶水箱与门诊医技水泵机组提供，二次侧出水进入各楼层支管，最后回水管接口与循环泵机组进水口连接，进水与回水压力静压力基本相等。循环泵的作用只是起到当二次侧热水温度下降，增加管道水循环换热量，保证二次侧出水温度。并不是起补水和增压的作用，补水和增压由病房楼屋顶水一期工程水泵采购与安装

箱与门诊医技水泵机组提供。望请按正常运行工况使用设备，以免水泵缺水气蚀、水泵闷打发热造成干烧。

5、换热机房一次侧热水电动阀需要在换热器罐体增加温度探头及相关控制器，根据出水温度调节阀门开度来恒定出水温度，已经和上海建工做过相关交流。

四、相关照片

一期工程水泵采购与安装

篇9：母线系统调试报告

检查数量：全数检查。

检验方法：观察检查。

4.22.2 火灾自动报警系统在连续运行120h 无故障后，按本规范附录C 规定填写调试记录表。

★ 多内核CPU的性能测试Unix系统

★ 单片机通信性能探究专业论文

★ 客户关系管理系统论文

★ 医疗设备管理系统论文

★ 酒店管理系统论文

★ 性能的近义词

★ 分布式通用航空服务站系统探讨论文

★ 销售管理系统专业论文

★ 柔性管理在大学生教育管理中发挥的作用论文

篇10：调试报告(修改稿)..

4×6MW玻璃熔窑烟气余热发电项目

整机启动前验收 调试工作汇报材料

邯郸市科达电力安装有限责任公司 沙河市长城玻璃有限公司余热发电调试项目部

二〇一三年六月

各位领导、各位专家：

沙河市长城玻璃有限公司4×6MW玻璃熔窑烟气余热发电项目分系统调试工作基本结束，整机（或机组整套）启动即将开始。从2013年1月18日进厂，到4月5日，历时75天，项目调试组在调试总指挥的统一领导下，对机组的调试工作进行了周密策划，精心准备，合理地组织和科学地安排，各参建单位团结协作，密切配合，先后完成了锅炉、汽轮机、发电机和热控等各专业分系统调试工作。为了尽快实现整机（或机组整套）启动，针对启动前应具备的条件和具体要求，项目部全体调试人员与各参建单位密切协作，做了大量深入细致、行之有效的工作。下面我代表邯郸市科达电力安装有限责任公司沙河市长城玻璃有限公司余热发电调试项目部，就整机（或机组整套）启动前调试工作简要汇报如下：

一、调试质量目标

1、工程合格率100%；

2、整套启动及满负荷试运前各项条件具备，且文件闭环；

3、保护、仪表、程控投入率100%；动作正确率100%；

4、自动投入率100%，且品质优良；

5、完成满负荷试运的启动次数≦2次；

6、主机轴振≦0.03mm;

7、机组真空严密性≦0.10kp/min；

8、汽水品种整套试运阶段100%合格；

9、实现厂用带电、锅炉酸洗、点火冲管、投电气主保护、汽机冲转、机组并网、满负荷试运等项目一次成功；

10、全部调试项目做到：方案、措施齐全，试运规范，数据真实，结论正确，报告完整。

二、调试工作组织机构和体系建设

成立了项目调试小组，实行调试总指挥负责制，调试小组组长为总指挥，所有参与调试人员按调试总指挥指令进行工作。

调试小组：组长： 安志海（兼调试总指挥）副指挥：高继芳 耿建红 卢寿池 刘清顺

组员：段金平周广太 韩文奇 吴喜增 郭玉珍 刘建强 吴伟晓 韩国珍 宋新民 孔学军 张云山 郝治国 苗华民 耿荣典 赵福田 索志民 刘王平李增方

汽机小组组长：周广太 锅炉小组组长：刘清顺 电气小组组长：郭玉珍 热工小组组长：刘建强 安全小组组长：杜少培

三、调试主要内容

1、整体工程单体调试，包括锅炉煮炉、蒸汽吹管、循环水系统调试、凝结水系统调试、射水泵及真空系统调试等。

2、分部试运，包括锅炉专业调试、汽机专业调试、电气专业调试、化学制水系统调试、热控专业调试等。

3、整体试运转，整体试运进行整体控制系统调试，进行打闸试验、停机惰走试验、调速汽门严密性试验、电气试验等相关试验。

四、调试工作主要节点完成情况

1、#1机组调试

1）、锅炉调试过程

2013年1月20日开始对炉的烟风、汽水系统各阀门、挡板的开、关检查和远方操作进行试验。3月22日完成全部系统检查试验项目。2013年3月23日8:00开始低温煮炉，25日24:00煮炉结束。2013年3月25日14:00开始进行蒸汽吹管工作。吹管采用降、稳压法，共计吹管79次（包括高压吹管、抵押吹管）。2013年3月26日19:00结束吹管。

2013年3月28日14:00，锅炉首次整套启动并炉进行带负荷试运，至4月2日配合汽机和电气完成各种试验，具备发电条件。

2）、汽机调试过程

2013年3月18日开始，分别对润滑油系统、凝结水系统、调节保安系统、循环水系统、505系统、轴封系统进行调试。

3月28日8:00，首次冷态启动汽轮机冲转，3月29日4:00，进行了带负荷试验。调试期间进行的主要试验有505调整、打闸试验、电气试验、停机惰走试验、调速汽门严密性试验、超速试验、功率回路投入试验、主汽门活动试验。机组整体试运行工作主要包括各种辅机设备的使用、汽轮机冲转、发电机动态试验。

机组整体启动后做了以下试验：（1）505调试试验

在机组首次启动后，505系统首次投入动态运行，转数稳定，升数平稳，满足安全运行要求。

（2）打闸试验

在机组3000r/min空转时，检查机组运行正常。就地打闸危急遮断器或控制台手动打停机按钮，迅速关闭自动主汽门、调速汽门，试验良好。

（3）主调门严密性试验

在汽机首次启动时，做主、调门严密性试验。试验时主蒸汽压力为1.6Mpa。先做主汽门严密性试验，汽机3000r/min空转时，缓慢关闭主汽门，同时调速汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下，再做调门严密性试验，汽机3000r/min空转，缓慢关闭调速汽门，同时主汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下。主、调门严密性都合格。

（4）汽轮机冲至额定转数，运行约3小时暖机，解列做超速试验。汽机3000r/min空转，用505缓慢提升转数至危急遮断器装臵动作，记录撞击动作转速。动作转速为3202r/min、3214r/min、3203r/min。

（5）汽机额定转数运行时，主汽门活动试验，操作自动汽门开度由全开减至约80%，再恢复全开。试验时机组的正常运行不受影响。

（6）汽机惰走试验

汽机打闸停机，不破坏真空，测定真空状态下汽机惰走时间，测得惰走时间为22min。

3）、电气调试过程

电气专业完成了发电机励磁系统回路检查和静态调试、高压柜的分系统调试及电气主设备的单体试验。配合热工进行了机电大连锁试验。

2013年3月29日，对发电机进行了以下动态试验：

发电机短路试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式接入，CT三相电流平衡，极性、相序正确。

发电机空载试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式投入，电压缓慢平稳，PT三相电压平衡、相序正确。励磁调节器自动方式投入，电压三相电压平衡正确。匝间试验13600V正常。

发电机假同期试验：利用发电机出口开关，进行一次核相工作；拉开上隔离刀闸，投入发电机同期开关TK，手动、自动准同期装臵均能使发电机出口开关正常合闸。同期系统正常。

保护装臵试验：进行了发电机保护装臵静态调试，保护装臵动作正确，二次交流回路接线正确。

4）、热控调试

首先进行了仪表、管路、电动执行元件、锅炉与汽机主机联锁保护系统等分系统调试，然后进行整套启动调试。

调试完成了机组DCS的I/O通过检查及精度检查检测确认，完成了汽机监视系统（TST）、主机数字电液控制系统（DEH）、汽机主跳闸系统（ETS）回路及静态调试。整体启动汽机定速3000rpm，电气做动态试验，调试圆满完成。

机组整体试运行与2013年3月29日18时开始，4月1日19时进行了发电机组72小时试运行考核。最大发电功率6600kW，最小发电功率4000kW，平均发电功率5300kW。

2、#2机组调试

1）、锅炉调试过程

2013年3月16日开始对炉的烟风、汽水系统各阀门、挡板的开、关检查和远方操作进行试验。3月22日完成全部系统检查试验项目。

2013年3月17日8:00开始低温煮炉，20日24:00煮炉结束。2013年3月21日14:00开始进行蒸汽吹管工作。吹管采用降、稳压法，共计吹管79次（包括高压吹管、抵押吹管）。2013年3月23日19:00结束吹管。

2013年3月24日14:00，锅炉首次整套启动并炉进行带负荷试运，至3月26日配合汽机和电气完成各种试验，具备发电条件。

2）、汽机调试过程

2013年3月24日开始，分别对润滑油系统、凝结水系统、调节保安系统、循环水系统、505系统、轴封系统进行调试。3月24日22:00，首次冷态启动汽轮机冲转，3月25日1:00，进行了带负荷试验。调试期间进行的主要试验有505调整、打闸试验、电气试验、停机惰走试验、调速汽门严密性试验、超速试验、功率回路投入试验、主汽门活动试验。机组整体试运行工作主要包括各种辅机设备的使用、汽轮机冲转、发电机动态试验。

机组整体启动后做了以下试验：（1）505调试试验

在机组首次启动后，505系统首次投入动态运行，转数稳定，升数平稳，满足安全运行要求。

（2）打闸试验

在机组3000r/min空转时，检查机组运行正常。就地打闸危急遮断器或控制台手动打停机按钮，迅速关闭自动主汽门、调速汽门，试验良好。

（3）主调门严密性试验

在汽机首次启动时，做主、调门严密性试验。试验时主蒸汽压力为1.6Mpa。先做主汽门严密性试验，汽机3000r/min空转时，缓慢关闭主汽门，同时调速汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下；再做调门严密性试验，汽机3000r/min空转，缓慢关闭调速汽门，同时主汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下。主、调门严密性都合格。

（4）汽轮机冲至额定转数，运行约3小时暖机，解列做超速试验。汽机3000r/min空转，用505缓慢提升转数至危急遮断器装臵动作，记录撞击动作转速。动作转速为3202r/min、3214r/min、3203r/min。（5）汽机额定转数运行时，主汽门活动试验，操作自动汽门开度由全开减至约80%，再恢复全开。试验时机组的正常运行不受影响。

（6）汽机惰走试验

汽机打闸停机，不破坏真空，测定真空状态下汽机惰走时间，测得惰走时间为22min。

3）、电气调试过程

电气专业完成了发电机励磁系统回路检查和静态调试、高压柜的分系统调试及电气主设备的单体试验。配合热工进行了机电大连锁试验。

2013年3月25日，对发电机进行了以下动态试验：

发电机短路试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式接入，电流缓慢平稳，CT三相电流平衡，极性、相序正确。

发电机空载试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式投入，电压缓慢平稳，PT三相电压平衡、相序正确。励磁调节器自动方式投入，电压三相电压平衡正确。匝间试验13600V正常。

发电机假同期试验：利用发电机出口开关，进行一次核相工作；拉开上隔离刀闸，投入发电机同期开关TK，手动、自动准同期装臵均能使发电机出口开关正常合闸。同期系统正常。

保护装臵试验：进行了发电机保护装臵静态调试，保护装臵动作正确，二次交流回路接线正确。

4）、热控调试

首先进行了仪表、管路、电动执行元件、锅炉与汽机主机联锁保护系统等分系统调试，然后进行整套启动调试。

调试完成了机组DCS的I/O通过检查及精度检查检测确认，完成了汽机监视系统（TST）、主机数字电液控制系统（DEH）、汽机主跳闸系统（ETS）回路及静态调试。整体启动汽机定速3000rpm，电气做动态试验，调试圆满完成。

机组整体试运与2013年3月26日23时开始，3月29日23时进行了发电机组72小时试运行考核。最大发电功率6600kW，最小发电功率4000kW，平均发电功率5300kW。

3、#3机组调试

1）、锅炉调试过程

2013年3月20日开始对炉的烟风、汽水系统各阀门、挡板开、关检查和远方操作进行试验。3月21日完成全部系统检查试验项目，通过试验确认，各系统能够安全投入运行。

2013年3月21日18:00开始低温煮炉，23日24:00煮炉结束；经检查，煮炉效果良好。

2013年3月24日10:00开始进行蒸汽吹管工作。吹管采用降、稳压法，共计吹管53次（包括高压吹管、抵押吹管）。2013年3月25日19:00结束吹管工作，经检查，系统吹管合格。

2013年3月26日14:00，锅炉首次整套启动并炉进行带负荷试运，至3月29日配合汽机和电气完成各种试验，具备发电条件。

2）、汽机调试过程

2013年3月11日开始，分别对润滑油系统、凝结水系统、调节保安系统、循环水系统、505系统、轴封系统进行调试。3月20日8:00，首次冷态启动汽轮机冲转，3月23日4:00，进行了带负荷试验。调试期间进行的主要试验有505调整、打闸试验、电气试验、停机惰走试验、调速汽门严密性试验、超速试验、功率回路投入试验、主汽门活动试验。机组整体试运行工作主要包括各种辅机设备的使用、汽轮机冲转、发电机动态试验。机组整体启动后做了以下试验：（1）505调试试验

在机组首次启动后，505系统首次投入动态运行，转数稳定，升数平稳，满足安全运行要求。

（2）打闸试验

在机组3000r/min空转时，检查机组运行正常。就地打闸危急遮断器或控制台手动打停机按钮，迅速关闭自动主汽门、调速汽门，试验良好。

（3）主调门严密性试验

在汽机首次启动时，做主、调门严密性试验。试验时主蒸汽压力为1.6Mpa。先做主汽门严密性试验，汽机3000r/min空转时，缓慢关闭主汽门，同时调速汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下；再做调门严密性试验，汽机3000r/min空转，缓慢关闭调速汽门，同时主汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下。主、调门严密性都合格。

（4）汽轮机冲至额定转数，运行约3小时暖机，解列做超速试验。汽机3000r/min空转，用505缓慢提升转数至危急遮断器装臵动作，记录撞击动作转速。动作转速为3202r/min、3214r/min、3203r/min。

（5）汽机额定转数运行时，主汽门活动试验，操作自动汽门开度由全开减至约80%，再恢复全开。试验时机组的正常运行不受影响。

（6）汽机惰走试验

汽机打闸停机，不破坏真空，测定真空状态下汽机惰走时间，测得惰走时间为22min。

3）、电气调试过程 电气专业完成了发电机励磁系统回路检查和静态调试、高压柜的分系统调试及电气主设备的单体试验。配合热工进行了机电大连锁试验。

2013年3月29日，对发电机进行了以下动态试验：

发电机短路试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式接入，电流缓慢平稳，CT三相电流平衡，极性、相序正确。

发电机空载试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式投入，电压缓慢平稳，PT三相电压平衡、相序正确。励磁调节器自动方式投入，电压三相电压平衡正确。匝间试验13600V正常。

发电机假同期试验：利用发电机出口开关，进行一次核相工作；拉开上隔离刀闸，投入发电机同期开关TK，手动、自动准同期装臵均能使发电机出口开关正常合闸。同期系统正常。

保护装臵试验：进行了发电机保护装臵静态调试，保护装臵动作正确，二次交流回路接线正确。

4）、热控调试

首先进行了仪表、管路、电动执行元件、锅炉与汽机主机联锁保护系统等分系统调试，然后进行整套启动调试。

调试完成了机组DCS的I/O通过检查及精度检查检测确认，完成了汽机监视系统（TST）、主机数字电液控制系统（DEH）、汽机主跳闸系统（ETS）回路及静态调试。整体启动汽机定速3000rpm，电气做动态试验，调试圆满完成。

机组整体试运与2013年3月31日8时开始，4月3日15时进行了发电机组72小时试运行考核。最大发电功率6600kW，最小发电功率4000kW，平均发电功率5300kW。

4、#4机组调试 1）、锅炉调试过程

2013年3月21日开始对炉的烟风、汽水系统各阀门、挡板的开、关检查和远方操作进行试验。3月22日完成全部系统检查试验项目，通过试验确认，各系统能够安全可靠投入运行。

2013年3月23日8:00开始低温煮炉，25日24:00煮炉结束；经检查，煮炉效果良好。

2013年3月25日14:00开始进行蒸汽吹管工作。吹管采用降、稳压法，共计吹管71次（包括高压吹管、抵押吹管）。2013年3月26日19:00结束吹管工作，经检查，系统吹管合格。

2013年4月1日14:00，锅炉首次整套启动并炉进行带负荷试运，至4月1日配合汽机和电气完成各种试验，具备发电条件。

2）、汽机调试过程

2013年3月3日开始，分别对润滑油系统、凝结水系统、调节保安系统、循环水系统、505系统、轴封系统进行调试。3月25日8:00，首次冷态启动汽轮机冲转，4月4日4:00，进行了带负荷试验。调试期间进行的主要试验有505调整、打闸试验、电气试验、停机惰走试验、调速汽门严密性试验、超速试验、功率回路投入试验、主汽门活动试验。机组整体试运行工作主要包括各种辅机设备的使用、汽轮机冲转、发电机动态试验。

机组整体启动后做了以下试验：（1）505调试试验

在机组首次启动后，505系统首次投入动态运行，转数稳定，升数平稳，满足安全运行要求。

（2）打闸试验

在机组3000r/min空转时，检查机组运行正常。就地打闸危急遮断器或控制台手动打停机按钮，迅速关闭自动主汽门、调速汽门，试验良好。

（3）主调门严密性试验

在汽机首次启动时，做主、调门严密性试验。试验时主蒸汽压力为1.6Mpa。先做主汽门严密性试验，汽机3000r/min空转时，缓慢关闭主汽门，同时调速汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下；再做调门严密性试验，汽机3000r/min空转，缓慢关闭调速汽门，同时主汽门保持全开，观察转数下降至1000r/min以下。主、调门严密性都合格。

（4）汽轮机冲至额定转数，运行约3小时暖机，解列做超速试验。汽机3000r/min空转，用505缓慢提升转数至危急遮断器装臵动作，记录撞击动作转速。动作转速为3202r/min、3214r/min、3203r/min。

（5）汽机额定转数运行时，主汽门活动试验，操作自动汽门开度由全开减至约80%，再恢复全开。试验时机组的正常运行不受影响。

（6）汽机惰走试验

汽机打闸停机，不破坏真空，测定真空状态下汽机惰走时间，测得惰走时间为22min。

3）、电气调试过程

电气专业完成了发电机励磁系统回路检查和静态调试、高压柜的分系统调试及电气主设备的单体试验。配合热工进行了机电大连锁试验。

2013年4月1日，对发电机进行了以下动态试验：

发电机短路试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式接入，电流缓慢平稳，CT三相电流平衡，极性、相序正确。发电机空载试验：检查各项工作准备好以后，励磁调节器手动方式投入，电压缓慢平稳，PT三相电压平衡、相序正确。励磁调节器自动方式投入，电压三相电压平衡正确。匝间试验13600V正常。

发电机假同期试验：利用发电机出口开关，进行一次核相工作；拉开上隔离刀闸，投入发电机同期开关TK，手动、自动准同期装臵均能使发电机出口开关正常合闸。同期系统正常。

保护装臵试验：进行了发电机保护装臵静态调试，保护装臵动作正确，二次交流回路接线正确。

4）、热控调试

首先进行了仪表、管路、电动执行元件、锅炉与汽机主机联锁保护系统等分系统调试，然后进行整套启动调试。

调试完成了机组DCS的I/O通过检查及精度检查检测确认，完成了汽机监视系统（TST）、主机数字电液控制系统（DEH）、汽机主跳闸系统（ETS）回路及静态调试。整体启动汽机定速3000rpm，电气做动态试验，调试圆满完成。

机组整体试运与2013年4月2日8时开始，4月5日15时进行了发电机组72小时试运行考核。最大发电功率6600kW，最小发电功率4000kW，平均发电功率5300kW。

五、调试工作完成情况

1、锅炉专业

应完成分系统调试27项，截止目前已完成27项，项目完成率100%；分系统条件检查确认34项，已完成34项，分系统条件检查确认率100%；分系统验评27项，已完成27项，验评率100%；

2、汽机专业

应完成分系统调试48项，截止目前已完成48项，项目完成率100%；分系统条件检查确认53项，已完成53项，分系统条件检查确认率100%；分系统验评48项，已完成48项，验评率100%；

3、电气专业

应完成分系统调试56项，截止目前已完成56项，项目完成率100%；分系统条件检查确认68项，已完成68项，分系统条件检查确认率100%；分系统验评56项，已完成56项，验评率100%；

4、热控专业

应完成分系统调试35项，截止目前已完成35项，项目完成率100%；分系统条件检查确认38项，已完成38项，分系统条件检查确认率100%；分系统验评35项，已完成35项，验评率100%；

5、化学专业

应完成分系统调试7项，截止目前已完成7项，项目完成率100%；分系统条件检查确认8项，已完成8项，分系统条件检查确认率100%；分系统验评7项，已完成7项，验评率100%；

6、综合文件完成情况

调试小组根据机组特点和业主要求，并依据《火力发电基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）、《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（2006年版）、《火电工程启动调试工作规定》等规程标准和规定，编制了从分系统调试到整套启动调试的《质量检验及评定表》。机组整体启动前应完成的分系统调试项目共173项，截至目前已完成173项，验评率100%。

在机组调试过程中，编写了各专业调试措施、大纲、方案、规划等167份。其中本工程按4大专业细化分解，共组织编写了15个调试方案。15个调试方案分别是：《锅炉煮炉施工技术措施》、《锅炉蒸汽吹管方案》、《循环水系统调试技术措施》、《凝结水系统调试技术措施》、《射水泵及真空系统调试技术措施》、《厂用电受电方案》、《发电机整套启动调试方案》、《发电机保护系统调试方案》、《发电机励磁系统调试方案》、《模拟量控制系统（MCS）调试方案》、《主机监视及保护系统（TST&ETS）调试方案》、《数据采集系统（DAS）调试方案》、《顺序控制系统（SCS）调试方案》、《数字电液调节系统（505）调试方案》。

六、调试期间存在的问题

1、在调试过程中，发现调速汽门杆有卡涩现象。对门杆进行解体、研磨，重新装配后故障排除。

2、在调试过程中，发现汽轮机本体保温有局部潮湿现象。经认真分析，认为可能是汽机本体安装的疏水管道接头垫片蒸汽泄漏所致。为此停机，对疏水管道的进行查漏消缺。

3、在调试过程中，发现机组的真空有明显降低，调试组组织人员进行点蜡烛的办法进行查漏，发现凝结器喉部部位法兰结合面法兰垫片泄漏所致，致使机组真空下降。通过更换垫片消缺堵漏，使机组真空完全合格达标。

七、整套启动试运的有关准备

1、机组已完成单体、单机及分部试运，整体启动前的调试和整改项目已全部完成，并办理签证；

2、整体启动前的分系统调试项目已全部完成，并办理签证；

3、试运指挥部及各专业人员已全部到位，职责分工明确。

4、机组整套启动的计划及措施经各单位专业人员认真讨论及会签后，已经通过总指挥批准。

5、生产准备工作已经做好，运行人员全部到位，岗位职责明确，运行规程和制度已经配齐，设备、管道、阀门已经命名标示齐全。

6、运行现场的消防、安全和治安保卫验收合格。

综上所述，本项目机组经过整套试运行，已具备带负荷生产能力，能够投入运行，调试认为该工程已满足整体启动前的监检条件。