号机组整套启动方案

1、霍煤鸿骏铝电公司自备电厂3号机组整体启动方案批准： 林岩审核： 辛建春 刘玉鑫编写：生技部生产技术部2012-11-16霍煤鸿骏铝电公司自备电厂3号机组整体启动方案3号机组B级检修进入整套启动阶段，为了使机组安全、稳定一次启动成功，特制定本方案：1、组织机构1.1领导组织机构：组 长：林岩副组长：辛建春 刘玉鑫 张家琦 宋彪 白雪梅 王横伟组 员： 毕有富 宋吉生 马元起 张建忠 周君平 蒋伟 生技部各专业专工 职 责：1、负责确定整套启动时间，及对启动过程中遇到异常进行决策。2、负责整套启动方案审批工作。1.2调试工作组组 长：辛建春副组长：毕有富组 员：周君平 张振铎 韩景胜 梁志 张代军

2、 杨守玉 各值值长职责：1、负责整套启动调试方案制定工作。2、负责整套启动指挥工作。3、负责整套启动运行操作监督工作。4、负责各系统质量验收工作。1.3检修工作组组 长：刘玉鑫副组长：马元起 宋吉生 张家琦 宋彪 白雪梅 王横伟组 员：李志杰 毕忠凯 程耀先 刘奇 窦军华 张铎 蒋伟职 责：1、制定整套系统启动调试方案。2、负责调试过程中缺陷治理工作。3、负责各系统质量验收工作。1.4安全保障组组 长：张建忠组 员：田小虎 董建华 孟朝龙 袁青松 邹立新职 责：整套启动中安全监督指导。1.5物资供应组组 长：谢凤昌组 员：计划部物资计划人员及采购人员职 责：保证系统调试过程中临时备件供应工作。

3、1.6宣传组组 长：张广文成 员：党群工作部相关工作人员职 责：在整套启动过程中负责宣传报道工作。1.7后勤保障组组长：乔景明组员：综合部相关工作人员职责：在机组整套启动后勤保障工作。2、机组启动前的现场及设备应具备的条件2.1 现场具备的条件 现场已经彻底清扫，脚手架已拆除，场地平整，道路畅通，平台、楼梯、栏杆及其护板、沟盖板均安装齐备。 厂房内照明齐全，事故照明可靠，厂房内温度保持在6以上。 通讯电话、联系信号经过试验好用。 消防水系统经试验好用，应备足消防设备和器材。2.2 生产准备各种操作阀门标志牌齐全。配备34人进行记录。准备晃度表、听音棒、扳钩子等齐全。2.3 设备系统应具备的条件

4、 主机和辅机及管道系统保温完整，各系统油漆颜色刷完，各系统阀门有明显标志。 各汽水管道吹洗完毕。有关电动机、发电机、变压器测绝缘合格，各种调门、风门试验良好。 各系统进行调试验收合格。3、机组整套启动框架图。励磁调节空载动态试验假同期试验3号机组整套启动汽机做喷油压出试验维持3000r/min发电机出口短路试验发电机零升压空载试验满足冲动 条件安全门定砣完束锅炉点 火系统检 查锅炉风压试验锅炉水压试验辅机连锁保护装置试验阀门挡板开关试验锅炉试验合 格转速3000r/min电气做交流阻抗试验汽机冲 动系统检 查主汽气门、调门关闭试验主汽气门、调门整定试验EH油系统打压试验油系统运行辅机连锁保护装

5、置试验阀门开关试验汽机5万负荷负载试验主汽门、调门严密性试验机组做汽机超速试验80%负荷做机组真空严密性试验并网4、整套启动时间安排：序号时间操作内容验收人备注1月日时-日时3号炉给水系统、本体、阀门工作票收回，风门、电动门试验合格，汽机给水系统工作票收回，调试合格。4号炉按照锅炉水压方案进行水压试验。张代军 毕忠凯2月日时-日时3号炉本体及引、送风机检修结束工作票收回并且试转合格，进行锅炉漏风试验。毕忠凯张代军3月日时-日时汽机本体、油系统工作票收回并且具备油系统运行，投入汽机油系统运行，进行大量油系统冲洗循环同时进行EH油系统打压试验（验收人：李志杰），EH油质合格后投入盘车运行，热工进行

6、主汽门、调门整定试验（验收人：张铎），试验结束后汽机进行主汽门、调速汽门关闭试，试验时间约6-8小时（验收人：李志杰）。李志杰张铎4月日时-日时3号炉进行点火，安全门定砣实验毕忠凯张代军5日时机组进行冲转，机组转速冲至3000r/min时1、发电机进行空载、短路试验。2、发电机进行励磁调节器空载动态试验。3、发电机进行假同期试验。4、汽机保安系统进行喷油试验, 进行暖机，暖机结束后汽机进行主汽门、调门严密性试验。试验结束进行汽机超速试验。5、4号发电机组进行并网。李志杰刘俊峰、窦军华、刘奇、程耀先附件：具体方案锅炉启动方案：3号锅炉B检阀门调试方案组织机构1、参加成员：生技部点检、河南华新阀门

7、检修人员、河南华新电气检修人员、长检锅炉阀门质检员、长检电气质检员、发电分场当班运行值班员。2、监表员：发电分场锅炉主值班员。3号锅炉B检阀门调试准备工作：检查相关工作票已收回，确认阀门已回装完毕，电源线已接好。联系运行将阀门送电。3号锅炉B检阀门调试操作程序：1、 调试程序： 1）、生技部点检、河南华新阀门检修人员、河南华新电气检修人员，长检锅炉阀门质检员、长检电气质检员、运行值班员，同时到达需调试阀门处。2）、河南华新阀门检修人员手动将阀门关闭，生技部点检确认阀门关闭位置合适，河南华新电气检修人员将其定位全关。3）、河南华新阀门检修人员手动将阀门全开，生技部点检确认阀门全开位置合适，河南华

8、新电气检修人员将其定位全开。4）、运行人员在盘上操作，全开全关，阀门开关灵活，无卡涩，盘前反馈准确无误。5）、调试过程，长山锅炉质检员和电气质检员全程跟踪，发现问题及时提出，由河南华新检修负责处理。3号锅炉B检阀门调试安全措施：在极限未定完前，禁止电动操作，以防止跑极限造成传动装置损坏。五、实验结果记录序号名称是否合格主给水系统电动门事故放水系统电动门对空排气系统电动门定排系统电动门蒸汽推动系统电动门省煤器再循环系统电动门主汽系统电动门3号锅炉B检风门挡板调试方案组织机构1、参加成员：生技部点检、河南华新锅炉检修人员、河南华新电气检修人员、长检锅炉质检员、长检电气质检员、自备电厂热工检修人员、

9、发电分场当班运行值班员。2、监表员：发电分场锅炉主值班员。3号锅炉B检风门挡板调试准备工作：检查相关工作票已收回。联系运行将风门挡板执行机构送电。3号锅炉B检风门挡板调试操作程序：1、 调试程序： 1）、生技部点检、河南华新锅炉检修人员、河南华新电气检修人员、长检锅炉质检员、长检电气质检员、自备电厂热工检修人员、运行值班员同时到达需调试风门处。2）、河南华新锅炉检修人员手动将风门关闭，通过观察孔观察风门是否全关、生技部点检、运行人员确认关闭位置合适，自备电厂热工人员将其定位全关。3）、河南华新锅炉检修人员手动将风门开启，通过观察孔观察风门是否全开、生技部点检、运行人员确认关闭位置合适，自备电厂

10、热工人员将其定位全开。4）、运行人员在盘上操作，全开全关，风门开关灵活，无卡涩盘前反馈准确无误。5）、在调试全过程，长山质检人员必须全程跟踪，发现问题及时提出，由河南华新检修负责处理。3号锅炉B检风门调试安全措施：在极限未定完前，禁止电动操作，以防止跑极限造成传动装置损坏。3号炉B级检修给煤机调试方案组织机构1、参加成员：生技部点检、河南华新转机检修人员、河南华新电气检修人员、长检锅炉质检员、长检电气质检员、发电分场当班运行值班员。2、监表员：发电分场锅炉主值班员。3号锅炉B检给煤机调试准备工作：检查相关工作票已收回，确认设备附近无人工作。联系运行将给煤机送电。3号锅炉B检给煤机调试操作程序：

11、1、 调试程序： 1）、生技部点检、河南华新转机检修人员、河南华新电气检修人员、长检锅炉质检员、长检电气质检员、运行值班员同时到达需调试的设备处。2）、由运行人员启动转动设备，河南华新转机检修人员，对设备进行检查是否有异音，卡涩，传动设备是否啮合平稳。经生技部点检、运行人员确认设备合格后，停止设备。3）、运行人员在盘上再次操作，设备反馈准确无误。4）、河南华新转机检修人员将工作票封闭，并交待设备可以投入运行。5）、在调试全过程，长山质检人员必须全程跟踪，发现问题及时提出，由河南华新检修负责处理。3号锅炉B检给煤机调试安全措施：1、开启转动设备后，检修人员有专门负责人检查传动装置啮合是否平稳，遇

12、到异常，立刻通知运行人员停止设备，以防造成啮合部件的损坏。3号锅炉B检后水压试验方案组织机构1、总指挥：生产厂长。2、副指挥：当值值长。3、指挥部成员：检修副总工程师、运行副总工程师、生技部主任、安监部主任、河南华新项目部经理、长检锅炉经理、运行副主任、生技部机、炉专工，发电分场机、炉主任、专工，长检锅炉和汽机质检员，河南华新锅炉检修专业人员，发电分场当班运行值班员。4、记录员：河南华新锅炉专业技术员5、监表员：发电分场锅炉主值班员3号锅炉B检后水压试验准备工作：检查相关工作票已收回，确认炉膛及尾部烟道已无人工作；做事故放水电动门、对空排气电动门可靠性试验；水压试验时压力表计应完好且指示准确；

13、工作票押回。负责本体检修、阀门检修及和水压试验有关的检修人员分别在检修交待本上交待3号锅炉可以上水并且具备打水压条件。检修人员已经全部撤离现场；汽机专业高、中压主汽门及高排逆止门已回装完毕，并在关闭状态，高、中压主汽门及高排逆止门门前疏水门已回装完毕，并在关闭状态，附近无人作业。联系化学、汽机值班员准备足够的除盐水，水质合格，水温不高于汽包壁温50，即70即可；上水前应记录一次各部膨胀指示。汽包壁温差小于40时，可适当加快上水速度；联系汽机保持除氧器水位，水温，启动给水泵，起压后开启点火小旁路调整门前、后电动门及省煤器入口电动总门缓慢开启调整门调节流量，根据汽包壁温差情况控制上水速度。当汽包上

14、水至0mm时，关闭点火小旁路调整门及各电动门，省煤器入口电动门，此时观察一段时间水位应稳定否则查明原因。记录锅炉各部膨胀指示一次；一切正常后，联系汽机关闭高压缸入口电动主闸门。用点火小旁路缓慢上水，当锅炉上水至各空气门见水时，将其关闭，停止上水，通知检修。水压试验要求汽包壁温35以上。3号锅炉B检后水压试验操作程序：1、 水压试验程序： 1）、通知检修和试验负责人开始试验；2）、用点火小旁路缓慢上水升压，控制升压速度不大于0.3Mpa/min，当压力升至10.0Mpa以上时，控制升压速度不大于0.2Mpa/min；3）、 当升至汽包工作压力11.38Mpa时，停止升压，保持5min，压降不大于

15、0.5Mpa为合格。再微开上水门保持汽包压力11.38Mpa时，进行全面检查；4）、水压试验结束后用炉水取样门降压，其泄压速度不大于0.5 Mpa/min，待压力降至零时，开启各空气门、疏水门，用事故放水将汽包水位放至正常水位。3号锅炉B检后水压试验安全措施：开启给水管路疏水门、省煤器入口电动门及上水调节门前后电动门，应微开上水调节门，以防止给水管道冲击振动；启动给水泵前对锅炉的汽包事故放水一二次电动门、过热器对空排气一二次电动门、给水管路各电动门，必须做远传开关试验并好用可靠；就地及远传盘前压力表完好且指示准确，并进行汽包就地压力与远传压力对照，将差值记录在大账上；与水压试验相关工作票必须全

16、部收回，并确认炉膛及尾部烟道已无人工作；进行超水压试验时，必须经电厂总工程师批准，方可进行。当压力升至汽包工作压力时，应解列各云母水位计，联系检修解列各安全门。当上水门故障无法关闭且汽包压力急剧升高有超压危险时，应立即开启对空排汽或事故放水一二次电动门，并立即停止给水泵运行。3号锅炉B检送风机调试方案组织机构1、参加成员：生技部点检、河南华新转机检修人员、河南华新电气检修人员、长检锅炉质检员、长检电气质检员、发电分场当班运行值班员。2、监表员：发电分场锅炉主值班员。3号锅炉B检送风机调试准备工作：检查相关工作票已收回。联系运行人员将送风机电机送电。联系运行人员将送风机执行机构送电。联系运行人员

17、将送风机机械腰瓦及端瓦冷却水手动门全开，确保送风机冷却水系统畅通。3号锅炉B检送风机调试操作程序：1、调试程序：1）、生技部锅炉点检、河南华新转机检修人员、运行值班员同时到达需要试转的风机处。2）、运行值班员确认风机人孔门已封闭，再次确认风机电机已送电、挡板执行机构已送电，冷却水已投入，其他相关设备已恢复。3）、河南华新转机检修一名人员站在送风机事故按钮旁。4）、运行值班员通知司炉可以起风机。5）、风机启动后，达到正常转速，检修人员确认风机运行正常，运行人员用测振仪测定风机腰瓦、端瓦水平、轴向、垂直三向振动及轴承温度并记录。6）、运行人员在盘上操作风机挡板执行器，全关至全开，挡板开关灵活，无卡

18、涩，盘前反馈准确无误。7）、在调试全过程，长山质检人员必须全程跟踪，发现问题及时提出，由河南华新检修负责处理。3号锅炉B检送风机试验安全措施：与风机试转相关工作票必须全部收回，并确认风机及炉膛及尾部烟道已无人工作。送风机事故按钮旁站一名检修人员，其他人员全部站在风机电机对面，保持一定的安全距离。如风机振动过大或风机轴承有异音立即启动事故按钮，停止风机运行。确认风机运行正常后事故按钮旁检修人员方可撤离。五、实验结果记录序号名称腰瓦震动端瓦震动腰瓦轴承温度端瓦轴承温度11号送风机22号送风机3号锅炉B检引风机调试方案组织机构1、参加成员：生技部点检、河南华新转机检修人员、河南华新电气检修人员、长检

19、锅炉质检员、长检电气质检员、发电分场当班运行值班员。2、监表员：发电分场锅炉主值班员。3号锅炉B检引风机调试准备工作：检查相关工作票已收回。联系运行人员将引风机电机送电。联系运行人员将引风机执行机构送电。联系运行人员将引风机机械腰瓦及端瓦冷却水手动门全开，确保引风机冷却水系统畅通。3号锅炉B检引风机调试操作程序：1、调试程序：1）、生技部锅炉点检、河南华新转机检修人员、运行值班员同时到达需要试转的风机处。2）、运行值班员确认风机人孔门已封闭，再次确认风机电机已送电、挡板执行机构已送电，冷却水已投入，其他相关设备已恢复。3）、河南华新转机检修一名人员站在引风机事故按钮旁。4）、运行值班员通知司炉

20、可以起风机。5）、风机启动后，达到正常转速，检修人员确认风机运行正常，运行人员用测振仪测定风机腰瓦、端瓦水平、轴向、垂直三向振动及轴承温度并记录。6）、运行人员在盘上操作风机挡板执行器，全关至全开，挡板开关灵活，无卡涩，盘前反馈准确无误。7）、在调试全过程，长山质检人员必须全程跟踪，发现问题及时提出，由河南华新检修负责处理。3号锅炉B检引风机试验安全措施：与风机试转相关工作票必须全部收回，并确认风机及炉膛及尾部烟道已无人工作。引风机事故按钮旁站一名检修人员，其他人员全部站在风机电机对面，保持一定的安全距离。如风机振动过大或风机轴承有异音立即启动事故按钮，停止风机运行。确认风机运行正常后事故按钮

21、旁检修人员方可撤离。五、实验结果记录序号名称腰瓦震动端瓦震动腰瓦轴承温度端瓦轴承温度11号引风机22号引风机3号锅炉B级检修安全门调试定砣方案3号锅炉在此次B级检修中，安全门脉冲阀进行了解体检修，并将脉冲阀弹簧进行了更换。按照电力工业部电力工业锅炉压力容器监察规程第9章安全保护装置及仪表有关规定，对三号锅炉四台安全门进行调试定砣。具体方案如下： 一、安全门调试组织机构1.1总指挥：霍煤鸿骏自备电厂总工程师。1.2副指挥：霍煤鸿骏自备电厂生技部副主任、霍煤鸿骏自备电厂运行副主任、霍煤鸿骏自备电厂安监部主任、河南华新项目部副经理、长检项目部锅炉专业副经理。 1.3现场指挥：当班值长1.4组织成员：

22、自备电厂生技部锅炉、热工专工；自备电厂发电一分厂专工；自备电厂安监部相关专业专工；长检项目部锅炉专业专工；自备电厂热工检修专工；自备电厂发电一分厂当班运行班长、值班员；河南华新锅炉专业班长、技术员；自备电厂热工检修班长、技术员；长检项目部锅炉专业质检员。1.5记录员：河南华新锅炉检修专业班长、技术员；自备电厂热工检修班长、技术员。1.6调试员：河南华新锅炉检修专业人员；自备电厂热工检修专业人员。1.7监表员：自备电厂发电一分厂当班主值班员。安全门调试技术措施2.1 定砣准备工作： 通知汽机值班员锅炉安全门调试定砣，要求严密关闭电动主闸门，开启主闸门后疏水门。 对空排汽、事故放水、集汽联箱疏水门

23、必须试验好用，并装有就地操作开关。联系汽机凝疏门具备投入条件。 投入两块就地水位计，远方水位计校验准确，并配有对讲机等通讯设备。 锅炉汽包压力、主蒸汽压力、给水压力表校验准确。 安全门脉冲阀压力继电器定值正确。 汽包、主蒸汽安全门、取样门应处于关闭位置。 整定时以汽包，集汽联箱就地压力表为准，DCS及远方汽包、过热蒸汽压力表应进行校正。 安全门压力继电器定值正确，否则找热工人员进行校准。2.2 整定压力为：动作值安全门名称工作安全门控制安全门动作压力(MPa)回座压力(MPa)动作压力(MPa)回座压力(MPa)汽包安全门12.2911.0611.9510.75过热器安全门10.589.531

24、0.299.262.3 整定方法： 启动吸、送风机，锅炉通风5-10分钟后，调整合适锅炉风量，相继投入两只下层对角油枪。根据升压速度情况，投入一只下层相应的上层油枪，启动一套制粉系统。锅炉升温、升压速度按启炉滑起速度控制在充许范围内。当主汽压力升至3.9MPa时，通知检修对安全门脉冲管路吹扫，并连接进汽法兰。当锅炉压力升到8.9MPa时，通知组织机构所有人员做好调试的准备工作。锅炉安全门调试要按照“由高到低”的原则进行。锅炉升压速度及压力稳定控制，使用锅炉对空排汽门和给煤量大小相结合的方式控制。当压力升至12.29MPa时，锅炉主值班员保持压力，进行汽包工作脉冲安全门的启动调试，启、回座压力合

25、乎要求。并做好启、回座压力、动作时间记录。 其它安全门调试仿上述进行。安全门启、回座压力误差不得大于正负0.1Mpa。脉冲安全门调整试验完毕后，通知热工人员将主控室的安全门联锁开关送电，进行安全门的远方操作启回座试验。合格后，锅炉安全门进行热控回路试验，按12.29MPa、11.95MPa、10.58MPa、10.29MPa的顺序依次由高到低进行实际排汽试验，分别至安全门的动作压力，校验安全门灵活性，若发现不启座或过早启座，应查明原因重新进行调整，直到完好为止。 汽包、主蒸汽安全门调整试验工作全部完毕后，对锅炉进行降温、降压，通过给煤量、油枪和对空排汽控制降压、降温速度，当压力降至4.0Mpa

26、后，锅炉熄火。2.4 安全门调试注意事项： 校验锅炉安全门，应按锅炉启动曲线控制升温、升压速度，升温速度不许大于1.5/min。升压过程中，监视汽包上下壁温差不许超过40，严格监视过热器管壁温度不许超过规定值 屏式过热器的壁温超过允许值时，用增加通汽量或适当减少燃料量的方法调整。 安全门动作时，注意汽包水位变化，及时调整，保持水位稳定。 司炉可记录主控压力与就地压力表的误差，供运行调整的控制数据。 安全门一经校验合格后应加锁或加铅封。三、安全门调试安全措施 3.1 调试安全门之前，全面检查系统正确无误，排汽管应牢固。3.2 在调试中注意安全，看好平台站脚位置，防止高空坠落。3.3 调整安全门之

27、前，厂房内所有高空作业均应停止。3.4 调整安全门时，非工作人员不准进入炉本体，更不能靠近排汽管。3.5 安全门调试中应有可靠的通讯联络设备。电气试验方案3号发电机组B检启机电气试验方案 自备电厂3号发电机组B级检修工作完成具备启动条件，为保证发电机绝缘良好、发变组保护装置及二次回路完整及正确性，特制订本方案。3号发变组参数：名称设备参数保护配置发电机型号：QF1002额定有功：100MWRCS-985ARCS974AG主变压器SFP9120000/121额定容量：120000kVA高压厂用变压器型号：SF1016000/13.8额定容量：16000 kVA一、组织机构1.领导小组组 长： 林

28、岩副组长： 辛建春 刘玉鑫 成 员： 刘 奇 窦军华 程耀先 郑志才（1）负责整个试验过程的指挥并协调各职能组现场工作。（2）负责审定和批准送电调试方案。（3）负责组织试验调试工作。（4）负责监督试验过程的安全和质量。操作和调试的准备情况，安排启动过程， 2.运行操作组组 长：毕有富 副组长：当值值长 杨守玉成 员：电气班长 电气运行当值人员。职 责：（1）负责调试期间操作工作及运行设备的监视工作。（2）以值长为试验工作的发令者，指挥协调机组试验进程等，并及时通报，以防止因信息不畅通、联系不及时造成的不安全事件发生。3.调试工作组组 长： 隋福田 副组长： 李海燕 任青杰成 员： 自控分厂人员

29、 河南华新电气人员 励磁调节器厂家人员职 责：（1）负责3号发变组电气试验测试、相别核对，3号发电机励磁调节器试验工作。（2）负责组织3号发变组电气试验的过程监督与质量验收工作。（3）负责组织3号发电机励磁调节器试验的质量监督与验收工作。（4）负责3号发电机交流阻抗和绝缘电阻测试试验工作。（5）负责3号发电机短路试验工作。（6）负责3号发电机空载电压试验工作。（7）负责3号发电机轴电压、轴电流测量试验工作。4、安全监督组组 长：张建忠 成 员：董建华 袁青松 曲亚平 任青杰职 责：（1）负责整个送电过程安全监督。审查送电范围内的消防设施应符合有关规定的要求，一旦发生火情，立即组织采取有效的抢救

30、措施。（2）负责对“两票三制”的落实执行情况进行检查监督。（3）负责对每项作业的安全技术措施进行检查。（4）检查作业人员对本方案的熟知程度。（5）检查工作负责人在作业前是否对作业组成员进行安全交底和技术交底。二、起动前的准备工作1. 检查电气一、二次设备，均在良好状态，具备投运条件， 电流互感器二次回路均无开路，电压互感器二次回路均无短路。2. 检查3号主变出口803开关及8031、8032刀闸、133开关、8030接地刀闸均在断开位置，3号主变中性点接地刀闸在合闸位置。3. 检查3号发电机灭磁开关在断开位置。4. 将6kV厂用A、B段进线613A、613B开关手车拉至检修位置。5. 在3号发

31、电机出口母线安装短路板一组，短路容量满足试验要求（见图一）。6. 励磁试验电源选用6千伏厂用段“临时启励电源开关”，励磁变高压侧与发电机出口母线的连接母线处断开并做好标识，励磁试验电源电缆按正相序接入励磁变高压侧。输入继电保护定值（见附表：3号机起励临时电源开关保护定值单），保护及开关传动正确。7. 将3号发变组保护A、B屏发电机定子过电压保护定值调整为120V，时限为0秒，其余定值执行3号发变组继电保护定值单。8. 检查所有二次回路接线正确牢固，无开路现象，电压互感器二次无短路现象。9. 网络监控NCS、DCS、远动及遥测系统正常运行。10. 启动试验所用的仪器、仪表已准备完毕。11. 参加

32、本试验的全体检修及试验人员、电气运行人员认真学习并掌握此方案。三、3号发电机组试验项目：1. 发电机不同转速下转子线圈交流阻抗和绝缘电阻测试；(60分钟)2、发电机短路试验时：测量发电机组CT二次各绕组电流幅值、相位及发电机差动保护差流； (60分钟)3.发电机空载试验时：测量发电机组PT二次各绕组电压幅值，二次电压核相；（30分钟） 4. 发电机空载状态下励磁调节器试验；（40分钟）5. 发电机假同期试验；（30分钟）6. 发电机负荷状态下测量主变电流幅值、相位，检查主变差动保护差流及110kV母线差动保护差流；（30分钟）7. 发电机并网后励磁调节器的动态试验；（60分钟）8. 高厂变带负

33、荷后测量高厂变电流幅值、相位，检查高厂变差动保护差流；测量6kV厂用A、B段进线PT二次电压幅值与二次电压核相。（30分钟）9、发电机轴电压、轴电流测量（30分钟）四、试验步骤：1. 发电机不同转速下转子线圈交流阻抗和绝缘电阻测试(高压)1.1 退出发电机转子一点接地保护，试验完毕投入。1.2 分别测发电机转数为0转/分、500转/分、1000转/分、1500转/分、2000转/分、3000转/分时的发电机转子线圈交流阻抗和绝缘电阻。2发电机短路试验时测量发电机组CT二次各绕组电流幅值、相位及发电机差动保护差流。2.1 做短路试验时短路接地线已拆除，具备试验条件，应将励磁变高压侧6KV励磁试验

34、电源投入。2.2检查发变组一、二次系统无异常情况，检查发电机出口封闭母线处三相短路板已接好，设专人看护测温，同时带好对讲机与单控室保持联系，试验中出现异常及时向试运总指挥汇报。2.3 3号发变组保护按正常投入。2.4 退出“发电机差动保护”压板。2.5发电机短路试验： 发电机短路电流最高为：1.2In=1.24922=5906A 投入励磁调节器模拟通道（手动调节方式），合上6KV厂用A段励磁试验电源开关，合上3号发电机灭磁开关，缓慢调节使发电机定子电流平稳上升至最大电流，在电流分别为2000A、4000A、5906A时做记录，然后平稳降低发电机转子电流使定子电流平稳降至零。2.6发电机定子电流

35、4000A时试验人员检查发电机差动保护差流、测量各组CT二次绕组电流值及电流相位。（具体见附表I）2.7对记录数据进行认真分析，确认发电机短路特性合格后。退出励磁调节器，拉开灭磁开关及6KV厂用段励磁试验电源开关。2.8将6KV厂用段励磁试验电源小车开关拉至检修位置，拆除4号发电机出口母线的短路板，恢复母线正常运行。3. 发电机空载试验：测量发电机1YH、2YH、3YH电压互感器二次电压相序、幅值及相互之间电压核相。3.1 投入3号发电机出口PT。3.2 3号发变组保护按正常投入。3.3 发电机空载特性试验：投入励磁调节器模拟通道（手动调节方式），合上灭磁开关、6KV厂用A段励磁试验电源开关，

36、平稳提升3号发电机定子电压，测录3号发电机空载特性上升曲线；3号发电机电压最高升至1.05倍的额定电压14.49KV(二次105V)，并维持5分钟；然后将电压平稳下降，测录下降曲线, 最后将电压下调至0。核对发电机空载特性曲线应无异常。3.4 测量3号发电机出口电压互感器二次电压幅值、相序。（具体见附表II）3.5 上述工作完成,将6KV厂用A段励磁试验电源小车开关拉至检修位置。励磁变拆除试验电源电缆，恢复励磁变高压侧母线，励磁调节器恢复正常运行方式。4.发电机空载状态下励磁调节器试验：4.1检查3号发电机803开关及8031、8032刀闸在开位，110kV母线PT在投运状态。4.2 3号发变

37、组保护按正常投入。4.3发电机空载时励磁调节器试验： 发电机空载零起升压试验4.3.2 AVR调节规律检查 FCR整定范围检查 通道切换试验4.3.5 PT断线保护功能检查 3%阶跃试验 V/F限制功能检查5.假同期试验：5.1 检查3号发电机803开关及8031、8032刀闸在开位。 5.2 3号发变组保护按正常投入。5.3 试验人员在发变组保护C屏上拆开端子4D74端子接线并包好绝缘，拆开4D73端子接线包好绝缘，用短路线短接4D1与4D73端子，使电压切换继电器动作。5.4 观察指针式电压表、微机自动准同期装置及同步检查继电器TJJ指示正确，用803开关进行自动假同期合闸试验正确。5.

38、5 待试验结束后拉开803开关，试验人员在发变组保护C屏将4D1,4D73之间短线拆除，并恢复4D73、4D74端子排接线。5.6将3号发变组保护A、B屏发电机定子过电压保护定值调整为正常运行时的定值。5.7恢复3号发变组保护A、B屏发电机定子过电压保护定值定值执行3号发变组继电保护定值单。6.发电机带负载试验6.1 发电机并网运行方式。6.2 3号发变组保护按正常投入。6.3 退出110KV母差保护“母差保护压板”及跳各元件压板。6.4 退出3号机“主变差动保护”压板。6.5 测量发电机出口PT二次电压幅值、相序，与母线二次电压核相（具体见附表IV）。6.6 3号发电机带50MW（2092）

39、负荷，测量主变各组CT二次绕组电流值、相位、主变差动保护差流（具体见附表）。6.7 测量3号机“主变差动保护”差流，正确后投入“主变差动保护”压板。6.8 测量110KV母差保护差流，正确后投入110KV母差保护“母差保护压板”及跳各元件压板。7、发电机并网后励磁调节器试验7.1 AVR调节规律检查7.2 FCR整定范围检查7.3 通道切换试验8、 高厂变带负荷试验8.1 退出“高厂变差动保护”压板。8.2 3号高厂变带8000kVA负荷。8.3 测量高压厂用进线PT二次电压幅值、相序，并与母线二次电压核相（具体见附表）。8.4 测量高厂变各组CT二次绕组电流值、相位、高厂变差动保护差流（具体

40、见附）。8.3 测量3号高厂变“高厂变变差动保护”差流，正确后投入“高厂变差动保护”压板。9、发电机轴电压、轴电流测量（30分钟）9.1 发电机带有功30MW，测定发电机轴电压。9.2 测量前将轴上原有的接地碳刷提起。9.3 将发电机两侧轴与轴承用铜刷短路，用电压表测量发电机的轴电压，并在励磁机侧量轴承支座与地之间的轴电压。9.4 将励磁机侧轴与轴承用铜刷短路，测量轴承支座与地之间电压.9.5 将汽轮机侧轴与轴承用刷短路，测量励磁机侧轴承支座与地之间的电压。9.6 安全注意事项：试验人员及读表人员应穿绝缘鞋，戴绝缘手套，着装要符合要求。测量时注意测量用电刷不要绞进轴里。试验人员提起接地碳刷时，

41、要注意安全，试验完毕后要负责恢复，其他人禁动。五、 安全措施1所有参加本次试验人员应学习本措施，并熟悉受电系统和设备的运行规程。试验前要任务明确，试验时要精力集中，分工明确，服从统一指挥，不得擅自离开自己的岗位。2. 为确保整个试验过程安全进行，所有操作均应严格执行有关操作规程；试验工作须至少由两人来完成，并做好安全措施。3.送电前应联系相关部门做好联合检查，以便提早发现设备缺陷，及时处理。3在进行测量工作时应认真核实线号，表计档位应准确。用试验设备测量时应小心谨慎，防止CT开路， PT短路和接地。4.如试验过程中发生异常，试验工作应立即停止，由电气运行人员或检修人员处理好后再继续进行。5.

42、在整个送电过程中，每个参加送电的人员和与送电有关的人员始终应遵守电力安全工作规程的有关规定，不得违反。所有人都有权有责任制止任何违反电力安全规程的行为。附表I名称幅值（A）相位（）名称幅值（A）相位（）A411A451B411B451C411C451A421A461B421B461C421C461A431A471B431B471C431C471A441A481B441B481C441C481差流A相B相C相发电机附表II名称幅值（V）相序1YH、2YH、3YH核相A612B612C612A622B622C622A622B622C622A632B632C632A632B632C632附表III名

43、称幅值（V）相序系统电压核相C710B622C622附表名称幅值相序与母线电压核相A612B612C612A622B622C622A622B622C622A632B632C632A632B632C632A710B710C710A710B710C710A710B710C710附表名称幅值（A）相位（）名称幅值（A）相位（）A491A551B491B551C491C551A501A561B501B561C501C561A511A571B511B571C511C571A521A581B521B581C521C581A310A591B310B591C310C591差流A相B相C相主变110KV母差附表

44、名称幅值相序与母线电压核相A615-B615-C615-A-615B-615C-615A615B615C615A615B615C615A613B613C613附表名称幅值（A）相位（）名称幅值（A）相位（）A611B611C611A621A411B621B411C621C411A411A421B411B421C411C421A671A711B671B711C671C711A441A441B441B441C441C441差流A相B相C相高厂变图一：附表：3号机起励临时电源开关保护定值单（保护装置：DVP-623B）变压器名称序号整定项目、变量代号装置型号一次值二次值作用结果起励临时电源开关 1C

45、T变比 CnDVP-623B02速断定值Sdd300AA3速断时间Sds0.05s跳闸4过流定值Gld100AA5过流时间Gls0.3s跳闸6过负荷定值Gfhd52AA7过负荷时间Gfhs15s跳闸8高压侧接地定值I0hd2A9高压侧接地时间I0hs1s信号10低压侧零序过流定值I0ld1200A10A11低压侧额定电流 Ie5A12低压侧零序定时限时间 S10s13低电压定值dyd10V14低电压时间dys99s15过电压定值gyd7200V120V16过电压时间gys1.0s跳闸17低电压闭锁定值dyb100V18速断投、退sd.on19过流投、退gl.on20过负荷投、退gf.on21重

46、瓦斯投、退zs.of22高压接地投、退Ih.on23低压零序过流投、退Il.of24低电压投、退dy.of25低压零序反时限投、退fs.of26过电压投、退gy.on27低压闭锁投、退db.of说明：1、定值以一次值为准，二次值根据现场CT实际变比计算。2、对于清单中未列项目，均不需进行设定。3、高压侧接地定值为临时定值，正式定值需在实测整个6kV系统电容电流后计算。4、速断保护的0.05秒时限是装置本身要求的。汽机试验方案3号机组汽门严密性试验方案汽门严密性试验，汽门严密性试验应在机组超速试验前进行。1、汽门严密性试验时应具备以下条件：1.1 高压油泵正常运行中，交、直流润滑油泵处于正常联动

47、备用中。1.2 停止法兰螺栓加热装置及旁路系统。1.3 关闭各段抽汽电动门。1.4 关闭汽缸疏水。1.5关闭门杆漏汽门。1.6 轴封供汽导辅助汽源带。1.7 发电机未并网。1.8 未进行其他任何试验。1.9 DEH运行方式“转速控制”状态。1.10 转速大于2990r/min。1.11 试验时汽轮机在3000r/min运行，主汽压力应高于50额定主汽压力，凝汽器真空正常。2、主汽汽门严密性操作步骤：2.1点击“电调主控”按钮进入电调系统画面。2.2点击“电调试验”按钮进入电调试验画面。2.3点击主汽门活动“试验允许”按钮，检查汽门严密性试验中“试验允许”灯变亮。2.4检查4个试验条件应全部满足

48、。2.5点击“主汽门严密性试验”按钮，主汽门应关闭，机组转速开始下降。2.6待汽轮机转速降至试验可接受转速（ ）r/min以下后，点击“停止严密性试验”按钮。2.7恢复主汽门活动“试验允许”按钮。 2.8将机组转速重新升至3000r/min，进行调门严密性试验。3、调速汽门严密性试验操作步骤：3.1点击“电调主控”按钮进入电调系统画面。3.2点击“电调试验”按钮进入电调试验画面。3.3点击主汽门活动“试验允许”按钮，检查汽门严密性试验中“试验允许”灯变亮。3.4检查4个试验条件应全部满足。3.5点击“调速汽门严密性试验”按钮，14号调速汽门应关闭，机组转速开始下降。3.6待汽轮机转速降至试验可

49、接受转速（ ）r/min以下后，点击“停止严密性试验”按钮。3.7恢复主汽门活动“试验允许”按钮。 3.8阀门严密性试验结束后，3.9试验全部结束，汇报值长准备做超速试验。4、汽门严密性试验注意事项4.1试验时注意汽轮机振动情况，如振动超过规定值，应打闸，停止试验。4.2试验前通知锅炉运行人员保持主汽压力稳定。4.3若严密性试验不合格，应查明原因并设法消除，否则禁止启动汽轮机。4.4监视胀差及排汽室温度的变化。4.5主汽门或调速汽门分别全关而另一汽门全开时，应保证汽轮机转速降至1000r/min以下为合格。4.6试验时汽轮机转速下降过程中，注意主机润滑油压的变化。3号机组超速试验方案超速试验：

50、机组冷态启动，应暖机将汽缸温度加热到150以上，方可做超速试验。1、超速试验条件1.1 危急保安器经过就地及远方手动打闸试验正常，主蒸汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门关闭严密。1.2 调速系统能维持汽轮机空转运行。1.3 汽轮机主机任一瓦振动值未超过0.05mm。1.4 具备两块以上准确的转速表。1.5 主蒸汽压力2.0MPa4.0MPa，主蒸汽温度400450。1.6 超速试验前，禁止做危急保安器喷油试验，但在3000r/min时定速应做危急遮断器飞锤喷油试验。1.8 润滑油温度应保持在4045之间。1.9 高压油泵投入运行中，交、直流润滑油泵处于正常联动备用中。1.10 停止汽缸法兰加热装置

51、。1.11 关闭各段抽汽电动门。1.12 关闭汽缸疏水。1.13关闭门杆漏汽门。1.14 发电机未并网。2、OPC超速试验步骤2.1确认OPC超速限制保护在投入位置。2.2点击“电调主控”按钮进入电调画面。2.3点击“电调试验”按钮进入电调试验画面。2.4点击主汽门活动“试验允许”按钮。2.5点击103试验按钮。2.6设定目标转速3100r/min，升速率50 r/min/min开始升速。2.7当机组转速升至3090r/min时，14号调速汽门应关闭，机组转速开始下降。2.8当机组转速降至3030r/min时，14号调速汽门应缓慢开启，机组转速开始上升。2.9点灭103试验按钮，进行机械超速试

52、验。2.10 OPC超速保护试验结束，记录OPC超速限制保护实际动作转速。3、机械超速操作步骤3.1 联系热工、汽机检修人员做3号机飞锤超速试验。3.2 将换向滑阀指针对准2位置，检查2号滑阀喷油按钮应顶起，2号滑阀应移开。3.3 点击DCS系统 “电调主控”按钮，进入电调系统。3.4 点击“电调试验” 按钮，进入电调试验系统。3.5 点击“试验允许” 按钮，试验允许灯亮。3.6 按亮机械超速试验允许按钮。3.7 设定转速目标值3300r/min，升速率200r/min。3.8转速升到（ ）r/min时，危急遮断器动作，自动主汽门、调速汽门关闭。3.9记录1号飞锤动作转速：r/min3.10转

53、速降至2999r/min，重新挂闸恢复3000r/min。3.11将换向滑阀指针对准1位置，检查1号滑阀喷油按钮应顶起，1号滑阀应移开。3.12点击DCS系统 “电调主控”按钮，进入电调系统。3.13点击“电调试验” 按钮，进入电调试验系统。3.14点击“试验允许” 按钮，试验允许灯亮。3.15按亮机械超速试验允许按钮。3.16设定转速目标值3300r/min，升速率200r/min。3.17转速升到（ ）r/min时，危急遮断器动作，自动主汽门、调速汽门关闭。3.18记录2号飞锤动作转速：r/min3.19将换向滑阀指针扳至中间位置3.20转速降至2999r/min，重新挂闸恢复3000r/

54、min。3.21超速试验结束后做好记录，汇报值长。4、超速试验过程中注意事项4.1 试验时转速已达到3360r/min而危急保安器未动作，应手打危急保安器，停止试验。4.2 试验过程中设专人监视主油泵出、入口油压、就地转速表，负责就地手动打闸。4.3 机械超速试验时，转速下降到飞锤复位后方可重新挂闸。机械超速试验进行两次，要求两次动作值相差小于0.6%。4.4 试验时，应严密监视机组转速、振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数变化。4.5 试验过程中，必须由专人严密监视机组的振动情况，并与指挥人保持密切联系，若汽轮机振动增大，未查明原因之前，不得继续作提升转速试验，振动异常应立即打闸停机。4.6 做超速试验时汽轮机排汽温度应在80以下。4.7每次提升转速在3200r/min以上的高速区停留时间不得超过1min。4.8转速上升过程中机械超速提前于电超速保护动作时，待转速降至3000r/min，机组重新挂闸，恢复3000r/min运行，停止进行超速试验。3号机组真空严密性试验