发电机组调试报告

2024-11-17

发电机组调试报告（精选8篇）

1.发电机组调试报告篇一

学习情境一任务二工器具的使用作业题答案简答题：

1．简述扳手的使用注意事项

（1）各类扳手不可当“榔头使用，不可用于敲击各类零部件，（2）各类扳手只是作为各类螺栓的预紧固，严禁增加力臂对螺栓进

2．简述电动扳手的操作方式

（1）接通工具电源前，请务必检查扳机开关是否工作正常并在释放时回到“OFF”位置，只有当工具完全停止后方可改变旋转方向，否则工具可能授损。

（2）开关可反向操作实现顺时针方向旋转，按压板机开关的下部

（A）侧可进行顺时针方向旋转，或上不（B）侧进行逆时针方向旋转。松开扳机开关工具即停止，在工具上进行任何工作之前，请务必关闭工具电源开关并拔下电源插头。

3．使用液压扳手的注意事项

（1）尽量使我们的工作现场干净明亮，如工作现场的大气环境存在爆炸的可能，就要停止工作，以免电动泵发出火花引起爆炸。

（2）反作用力臂，需认真的调整反作用力臂，以免发生人生、或紧固件的事故；

（3）避免工具的误操作、泵的操作遥控器只为操作者使用；

（4）避免触电，使用前应检查接地，以及其他的接线；

（5）扳手不用时应保存好；

（6）油管不要弯折，经常检查油管避免有杂物进入，如有损坏 1

要更换。

（7）在工作时保持注意，在电压不稳，或其他的一些不稳定状态下不可用；

（8）使用前应确保液压连接件都确实连接好了，油管没有缠绕，方向正确，反作用力臂安装可靠，反作用点牢固可靠，人的手或衣物尽量不要放在不安全的地方。

2.发电机组调试报告篇二

风力发电机组的调试任务是将机组的各系统有机结合在一起, 协调一致, 保证机组安全、长期、稳定、高效率地运行。调试必须遵守各系统的安全要求, 特别是关于高低压电气的安全要求和整机的安全要求, 必须遵守风电运行手册中关于安全的所有要求, 否则会有人身安全和风机安全危险。调试者必须对风机的各系统功能有相当了解, 知道在危机状态下所应采取的措施[1]。

1 风力发电机组的调试方案

在正常情况下, 兆瓦级风力发电机的调试一般只采用动态调试, 《风电机组及附属设备采购合同》中规定:设备安装完成并具备上电调试条件后, 卖方在20个工作日内完成调试。在此期间如能通过合理的优化调试方案, 尽快完成风机调试, 将极大缩短并网后的调试时间, 使机组能在短期内达到正常出力, 有效提升风电场整体发电量, 就需要静态调试。一般1.5MW使用50 k W发电机对风力发电机进行静态调试, 2MW以上使用100 k W以上的发电机。

2 调试前的准备工作

a) 调试人员具备的条件。具有电气专业知识和安全生产技能, 必须有从事风机调试工作经验, 并且经过专门的机组机型相关培训, 身体健康, 且持特种作业证书方可上岗参与调试;b) 准备登高用的安全装置。安全装置的使用应严格按照使用规范使用;c) 测试仪表。数字万用表、数字绝缘表、相序表和钳形电流各一块;d) 调试用具。进入风机工作所需的钥匙和工作中所用的辅料 (各种不同规格的扎带、备件、手电筒或头灯等) 、笔记本电脑 (具备各种调试软件和程序能正常使用) , 电源线及调试所用的通讯线、工具包2只, 一只装测试仪表一只装其它工具, 以免损坏测试仪表、绝缘手套、绝缘垫各一个, 带好手机等通讯工具, 以便需要协助时联系, 调试前了解本风场的主控电控系统、变桨、变流或变频器的生产厂家, 配备本风场的相应主控电气图、变桨控制电气原理图、变流或变频器电气原理图各一套[2]。

3 调试的内容

调试内容包括:按照调试手册完成查线、主控上电及测量、plc刷程序、面板设置、温控开关的整定值设置、通讯协议连接、变流刷程序 (或双馈机组变频器刷程序) 、变流器网侧断路器整定值的设置、185电缆线相序测量、制动电阻测量、水冷散热风扇测试、水冷循环泵旋向测试、机舱上电、液压站调试、偏航电机相序测试、偏航余压测试、凸轮计数器调试、振动开关测试、风向标和风速仪测试、提升机测试、润滑加脂测试、开关柜断路器整定值修改和延时继电器的整定值设置 (限永磁直驱机组) 、发电机内外循环参数设置及其测试、开关柜吸合实验、发电机绝缘测试、变桨三个叶片调试。

4 机组调试的过程和方法

4.1 调试流程及送电顺序

a) 双馈机组调试流程。变桨调试→机舱调试→变频器调试;b) 永磁直驱机组调试流程。主控和变流调试→机舱调试→变桨调试;c) 送电顺序。变电站→箱式变压器→变流 (或变频器) →主控 (或机舱主控) →变桨。

4.2 双馈机组调试过程和方法

4.2.1 双馈机组的机舱调试

首先按照调试手册和主控图纸完成主控接线查线, 接着用万用表对地效线是否接地进行检查, 除了底线和中性线N接地以外, 确保接线无误后, 确保第一次送电前所有的空开、负荷开关和电机保护断路器等都处于断开状态。合上机舱控制柜内690 V和400 V电源开关等待30 min, 打开柜门, 小心观察柜体内是否有异常, 用万用表和相序表检查690 V和400 V电压及相序是否正确, 然后plc刷程序、将对应风机型号的参数文件写入主控, 面板更新程序和设置。

4.2.2 变桨调试

双馈机组采用电池电压紧急收桨, 在调试之前需给变桨电池充电24 h, 要认真检查主控是否处于手动状态或维护状态。锁定叶轮方可进入轮毂, 在给变桨柜上电前, 务必确认轮毂400 V三相五线中的N线与L1、L2、L3相线序正确, N线、PE线接线正确、牢固。检查变桨柜内接线是否有松动或须接现象;主开关及各个开关是否是断开的, 避雷器的好坏。闭合主开关给变桨柜上电;按要求上电后, 再用万用表测量主电源线电压是否为400 V, 相电压为230 V;接着用电脑连接开始刷程序, 在叶片零位调试、叶片顺桨位置的确定、限位开关位置等调试完成后。在机舱内把维护状态打回正常状态, 变桨功能测试。

4.2.3 变频器调试和并网

在变频器电源输出位置测量电压及相序, 正常时输出电压要求:690 V左右, 需要变频器4 m A~20m A的设定、塔基安全链信号、变频器励磁并网的数字输出信号 (至风机主控控制) 、变频器励磁并网的数字输入信号 (来自风机主控控制) 的参数修改。若变频器和其它系统调试全部完成, 不报故障可直接并网发电 (注意:首次并网功率限为500 k W, 1 d后修改1 000 k W) 。

4.3 永磁机组的调试的方法

4.3.1 主控和变流调试

方法和双馈的一样, 只是调试内容有所变化。a) 按照调试手册和主控图纸完成主控接线查线, 接着用万用表对地效线是否接地进行检查, 除了底线和中性线N接地以外, 确保接线无误后给主控上电、用万用表测量动力电缆的电压是400 V, 在用相序表测量400V动力电缆相序是否正确, 然后plc刷程序、面板更新程序和设置、主控内温控开关的拨码设置;b) 变流器接线检查, 上电后更新变流器程序、通讯、水冷散热风扇测试、水冷循环泵旋向测试。

4.3.2 机舱调试

方法和上边一样, 并需要注意在机舱调试之前必须将风机维护钥匙打为维护状态。机舱接线检查无误后给机舱上电, 液压站调试、偏航测试、偏航余压测试、凸轮计数器调试、振动开关测试、风向标和风速仪测试、提升机测试、润滑加脂测试、开关柜断路器整定值修改、开关柜吸合实验、发电机绝缘测试、最后185电缆线相序校准、制动电阻测量、航空灯测试、发电机内外循环变频器参数设置及测试 (限永磁直驱2.5 MW) 。

5 调试注意事项

a) 调试之前必须使风机处于维护状态;b) 送电时, 必须有两人进行, 一人监督, 一人操作, 谨防发生触电伤亡事故;c) 调试期间, 测试急停和偏航系统时, 塔底和机舱人员沟通好, 机舱人员选好位置, 防止振动过大跌倒摔伤;d) 调试期间禁止非调试人员入内, 挂警示牌;e) 在箱变给机组送电合闸过程, 全体工作人员撤出风机, 待上电后无异常现象方可进入风机;f) 测量网侧电压和相序时必须佩戴绝缘橡胶手套;g) 进入轮毂作业时, 严格按照叶轮锁定操作规范执行叶轮锁定工作, 在变桨调试完成, 必须松开叶轮锁定[3]。

6 结语

通过对风力发电机组调试技术进行描述讲解, 也对风力发电机组在调试过程的安全注意事项作了说明。由于双馈机组和永磁直驱机组的结构设计不同, 机组调试细节也有所不同, 解说了两个机组在调试中的相同点和不同点。

参考文献

[1]中国国家标准化管理委员会.GB/T20319-2006风力发电机组验收规范[S].北京:中国国家标准化管理委员会, 2006.

[2]宋海辉.风力发电技术及工程[M].北京:中国水利水电出版社, 2009.

3.美丽人生在机组调试中绽放篇三

从2007年三峡电站创造年投产500万千瓦装机，到2013年溪洛渡、向家坝两电站创造年投产1 164万千瓦装机，三峡人不断在刷新着世界巨型水电机组的纪录。更为难得的是，在实现机组高强度投产发电目标的同时，机组安装的质量得到了同步提升。机组的摆度、振动和温度，是反映机组安装和运行水平的重要数据。据抽样检测，溪洛渡电站机组的上导摆度为0.08毫米，水导摆度为0.03毫米，而一根头发丝的直径约0.06毫米。也就是说，高达五层楼、重达2 000多吨的水轮发电机，以每分钟125转的速度高速运转时，摆动幅度只有一根头发丝！令三峡机电人引以为豪的是：向家坝、溪洛渡电站机组全部通过“首稳百日”运行考核，没有留下任何遗憾。机组的高质量、高速度投产，为社会提供了更多的清洁能源，为集团创造了巨大的经济效益。

成绩是三峡机电人参建各方团结奋斗的结果，是机组安装人追求“态度精心、过程精细、结果精品”的写照，是机电安装团队能力素质和精神品质的体现。张润时是这个团队的优秀代表。谈到他，大家都会钦佩地伸出大拇指。

他是“拼命三郎”，始终与时间和任务赛跑，与困难和问题较劲。

无论是在三峡，还是在溪洛渡、向家坝，十几年来，他对工作总是充满激情，保持着“拼命三郎”的本色。

水电站监控系统是整个电站的大脑。三峡左岸电站监控系统有近5万个控制点，如此规模的监控系统在国内、国际都没有先例，由谁牵头负责和德国公司联合开发呢？重任落到了有过联合开发经验的张润时的肩上。

2002年下半年，张润时带领他的团队奔赴德国。联合开发初期，德方要求必须照搬他们以前的项目进行编程。喜欢钻研的张润时发现德国的工程范例并不完全适合中国的技术及运行管理实际，而且德方提供的范例程序中存在一些问题，在一定条件下甚至会导致机组失控。德方似乎很看不起我方人员的水平，对他指出的问题也不屑一顾。张润时一边跟外方摆事实，一边给出解决问题的方案，并向德方详细介绍中国电站的运行环境。张润时过硬的技术水平取得了德方技术项目经理的信任，机组软件开发由外方为主变为由我方为主。张润时带领团队夜以继日地工作，多数时候从早晨8点半一直工作到凌晨1点多，仅用5个月时间就顺利完成了通常至少需要8个月才能完成的任务。在此期间，张润时的母亲不幸去世，为了让他安心工作，家里人没有告诉他，直到几个月回国后，他才知道生他养他的母亲已经与世长辞。张润时来不及为母亲守孝，又强忍悲痛投入到系统现场调试工作之中。2003年5月，在现场调试检验的高峰期，不巧赶上了“非典”肆虐。由梅耶博士领衔的德国专家不愿到人员密集的厂房，可张润时坚持每天必到，并主动承担起外方专家的责任。看到三峡人高昂的斗志，德国专家感到有点惭愧，开始从消极、逃避变成了理解、钦佩，他们克服了对“非典”的恐惧感，也积极参与到现场调试工作中。调试最高峰的那段日子里，在与张润时每天高达20多个小时并肩作战后，梅耶博士累倒了，不得不回国调养。临行前，他不断地向人夸赞张润时的身板像钢铁一样。由此，张润时得到了“铁人”的美誉。

2012年8月，他出任机电局副局长，负责溪洛渡、向家坝电站的机组调试工作。2013年，是溪洛渡、向家坝电站机组投产的高峰年。张润时和他的调试团队成功完成了3个开关站和15台机组的调试，实现了集团公司全年投产1 000万千瓦的目标。向家坝右岸电站全部80万千瓦机组取得了投产后一年内零非停的骄人成绩。成绩背后是机组安装调试人员的艰辛付出。

溪洛渡、向家坝电站机组中，有7台四个厂家制造的四种新型机组，机型越陌生，张润时的劲儿就铆得越足。为了确保新机组能够按期投产、长久稳定可靠运行，他提议强化机组无水调试工作，用200%的努力去发现解决可能存在的0.1%的隐患和问题。他的这一提议得到了领导的支持和安装单位的理解。在工作最紧张的下半年，张润时始终坚守调试现场，每天和相关单位人员起早贪黑，对每个信号点逐一核对、每个画面逐字检查、每个子系统逐一反复试验、每个流程逐条测试核实，及时解决发现的隐患和问题，经常是上午还在溪洛渡工地，下午就在向家坝工地，在几乎无间隙的高强度调试工作中，调试就是他生活的全部。

有人说张润时是一个热恋机组的人，因为他心中最惦记的永远是机组。有时从国外出差回来，下了飞机不是回家，而是直奔现场。为了机组调试，他有时候十几天都想不起来给家里打一个电话，经常废寝忘食，甚至连续几天几夜不着床，累了趴在现场指挥部的桌子上打个盹，醒来接着协调指挥机组调试。周围的人感到他对工作总是有着无限的精力和激情，似乎永远不知道什么是疲倦。

他是“调试专家”，经常在机组调试中披荆斩棘、化险为夷

长期和机组“热恋”的张润时，对机组的性情了如指掌，经常在波澜不惊中化解调试过程中出现的各种难题。

在向家坝首台80万千瓦机组调试中，出现了机组空载电压无法建立的情况。电压无法建立，就好比汽车点不着火。在场的所有人都一筹莫展。张润时赶到现场，果断下令“终止试验，立刻对录波数据进行整理”！在查找录波曲线时，张润时指着一段看似平常的录波图形说：“励磁脉冲释放条件是机端电压大于10%，而实际录波曲线中为什么只达到9%？”这一句话，就指出了故障的根源，让在场的调试人员为之一振。很快故障原因找到了：是励磁系统的一个变压器输出电压偏低，需要更换配件。但是，变压器属于进口设备，从国外采购肯定影响机组投产。怎么办？张润时思考着替代解决方案。他想到了三峡电厂的备品备件。令大家惊喜的是，通过计算参数，从三峡电厂的备品备件库中找到了满足条件的配件。张润时立刻向三峡电厂请求支援，配件连夜从宜昌送往向家坝。第二天清晨七点，当配件换上再次启动机组时，运转完全正常。类似问题的处理只是张润时无数次力挽狂澜的一个缩影。他就像一名高明的医生，很多疑难杂症在他面前都能医到病除；他像一名足智多谋的统帅，能在谈笑之间决胜于千里之外。

他是“革新能手”，始终孜孜不倦地追求超越，创新提升

在传承三峡经验的基础上改进机组调试方法和理念，超越三峡标准，是张润时的信念。他在调试工作中一贯坚持精心、精细、精准的原则，实行“解决问题”与“创新提高”两手抓，不断提高机组安装的质量和水平。

2011年年底，溪洛渡左岸首台机组开始定子线棒安装。首台机组安装一般都会出现较多的问题，张润时对此早有准备，并制定了相应的预案。在下层线棒整体耐压试验时，576根已经安装到位的下层线棒多处出现原因不明的放电现象。在查看了放电故障点后，张润时为了保护设备，提出不能盲目通过加压闪络的方式查找故障。试验次数限制了，如何查找问题变得更加困难。张润时另辟蹊径，大胆假设，会不会是制造厂设计方案出了问题？然而，业主对厂家专业设计提出质疑，是厂家很难接受的事情。为消除厂家的抵触情绪，张润时拿着图纸，带着手电，和厂家代表一起爬进线棒安装部位，发现是线棒与定子拉紧螺杆间绝缘距离不够。厂家根据张润时的建议，在定子拉紧螺杆端部加装了绝缘套。当再次试验时，线棒端部放电的问题解决了。该改进措施被推广到该厂生产的其他机组。

解决问题的经验教训异常宝贵，张润时善于把正确的做法变成标准或规范，先后牵头编制了《溪洛渡电站尾水管里衬安装质量检测标准（试行）》等7个标准或规范，组织制定了《溪洛渡电站水轮发电机安装标准》等6个标准。这些规范和标准成为创精品机组的技术指南。

张润时喜欢和大家探讨技术问题，善于在“巅峰对话”中激发创新思维。溪洛渡交通洞风机改向运行及增设风机降尘方案、“两环一蝶”蜗壳蝶形边焊接工艺、转子磁轭热加垫半自动控制的创新工艺等，类似的革新还有很多。

他永不满足现有的成就，总在不断地寻求超越和提高

张润时有着一身承受压力和劳累的铮铮铁骨，更有着钢铁般的意志和坚毅！经常有人问他：对机组调试为什么会有如此的执着与激情，他说：“但凡自己愿意并且喜欢干的事情，往往就不觉得苦与累，就不会去斤斤计较、攀比与抱怨。”“拼命三郎”“调试专家”“革新能手”，诠释了张润时的乐业情怀、敬业精神、精业品质。

4.发电机组调试报告篇四

7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介整套启动调试的目的和任务

2.1 调试目的

整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。

2.2 启动调试的任务

2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。

2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。

2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。

2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。

2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。

2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。

2.2.8 进行50％及100％B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；主要设备技术范围

3.1 汽轮机

型号： NZ7.5-1.05/0.2

型式：双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。

额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统

主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h)额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造厂：南京汽轮电机（集团）有限责任公司

3.2 发电机

额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式：全空冷

功率因数：

满载效率：

励磁方式

制造厂家：编制依据及标准

本措施的编制参考以下有关资料：

《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》；

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》部颁；

《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》部颁；

《火电工程启动调试工作规定》部颁；

《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》部颁；

《电力建设工程调试定额（1996年版）》部颁；

设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。整套启动应具备条件

5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：

5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。

5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。

5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。

5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。

5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。

5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。

5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。

5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。

5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。

5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：

循环水泵和循环水系统

凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。

发电机空冷却系统。

真空泵及凝汽器真空系统。汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。

主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。

除氧系统。

辅助蒸汽及轴封汽系统

电动给水泵及系统。

5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：

5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。

5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。

5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。

5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。

5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。机组整套启动主要原则方式

6.1 空负荷试运行机组通过首次冲转、启动升速直至3000转／分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：

6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。

6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。

6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。

6.1.4 做主汽门严密性试验。

6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。

6.2 汽机超速试验

6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。

6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。

6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。

6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80％额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。

6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。

6.4.1 机组就地手动启动方式要领：

6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。

6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。

6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。

6.4.7 在带10％负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80％负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。

6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。汽轮机冷态启动

7.1 冷态启动前的准备工作：

7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。

7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。

7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。

7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。

7.2 锅炉已供汽至分汽缸：

7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入润滑油系统。

7.2.3 投用盘车装置。

7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。

7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

7.2.10 发电机空冷系统投用，7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。

7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。

7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。

7.3 汽轮机冷态启动程序

7.3.1 冲转

汽轮机冷态启动参数和控制指标：

主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上

凝汽器压力：－0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃

高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差

注意：在汽轮机冲转、满速直至带10％负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。

（1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。

（2）遥控脱扣一次，结果正常。

（3）就地脱扣一次，结果正常。

（4）投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。

（5）真空达到-0.06MPa。

（6）投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。

（7）控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。

（8）DEH系统进入就地手动启动方式。

（9）真空达到－0.07Mpa及以上。

（10）要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整）

（11）冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。

（12）确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。

（13）在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。

（14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。

（15）缓慢开启电动主汽门旁通门。

（16）汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。

（17）适当开启旁通门，确认转速上升。

（18）冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。

（19）进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。

（20）转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。

（21）重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。

（22）联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。

（23）缓慢开启旁通门继续升速。

（24）当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。

（25）在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。

（26）中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。

（27）设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。

（28）通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约1600r/min）。

（29）升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察排汽温度。

（30）满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。

（31）升速过程中的注意事项

a)随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。

b)注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

c)新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。

d)注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。

e)汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。

7.3.2 首次满速后的工作

（1）远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。

（2）确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。

（3）通知值长，进行电气专业有关试验。

7.3.3 并网和带负荷暖机

（1）机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2）全面进行热力系统检查。

（3）通知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。

（4）并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。

（5）当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。

（6）增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。

（7）在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。

（8）经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。

（9）维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。

7.3.4 解列后完成下列试验

（1）电气超速试验

（2）机械超速试验

（3）超速试验的检查、注意事项：

a）试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。

b）试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。

c）超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。

d）试验中应派专人监视润滑油压。7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行

（1）机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求

（2）超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。

（3）当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。

（4）设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。

（5）负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。

（6）负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。

（7）联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。

（8）设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。

（9）到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。

（10）升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。

（11）负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。

（12）负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。

（13）注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。汽轮机热态启动

8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。

8.2 热态启动冲转参数

8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。

8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。

8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项

8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。

8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。

8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。

8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。

8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求尽快并网。

8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。

8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。

8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。减负荷及停机操作

9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。

9.2 每降低20％负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。

9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。

9.4 汽轮机正常停机程序

9.4.1 确认停机命令。

9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。

9.4.4 切除功率自动控制回路。

9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min。

9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。

9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。

9.4.8 降负荷到1MW。

9.4.9 联系值长，发电机解列。

9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。

9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。

9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。

9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。

9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。

9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。

9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。

9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。

9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。

9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。

9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。

150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度

9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机

9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。

9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。

9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。满负荷（72+24小时）试运行注意事项

10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。

10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。

10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。

10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。

10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。故障停机

汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。

11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。

11.2 机组发生强烈振动。

11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。

11.4 水冲击。

11.5 轴封内发生火花。

11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。

11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。

11.8 发电机内冒烟或爆炸。

11.9 转子轴向位移超过＋1.3或－0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。

11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。安全注意事项

12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。

12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。

12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。调试组织分工

5.发电机组调试报告篇五

循环流化床锅炉是国际上20世纪70年代中期发展起来的新型燃烧技术，它的成功应用使循环流化床锅炉获得了迅速发展，由于循环流化床锅炉自身的特点，在运行操作时不同于层燃炉和煤粉炉，一旦运行中不能满足其诸多热工参数的特殊要求，极易造成锅炉出力不足、燃烧效率低、磨损严重、床温偏高、分离效率低、回料器堵灰、结礁停炉等现象，因此，对循环流化床锅炉机组联动协调控制的设计与安装调试进行探讨具有较强的现实意义。

2循环流化床锅炉动态特性分析

循环流化床锅炉在动态特性上不同于煤粉炉，主要表现在循环流化床锅炉燃烧室内流化层大热容量的热平衡特性。这种特性及其随运行工况不同而变化的特性，造成了循环流化床锅炉燃烧过程实现自动控制的困难。

3循环流化床锅炉自动控制系统

循环流化床锅炉与普通锅炉相比耦合关系更复杂，各参数间的耦合关系如表1所示。

从表1可看出，给水流量和减温水流量与循环流化床锅炉其它变量间的耦合关系较弱，可以独立自成系统，因此，循环流化床锅炉的汽包水位控制和减温水控制与煤粉炉一样。燃烧控制一直是公认的难题，循环流化床锅炉燃烧控制的系统如下。

3.1 给煤量控制系统

由于循环流化床锅炉煤粒较粗，燃烧过程复杂，并且由于其燃烧室内的床料具有相当大的热惯性和蓄热能力，因此当给煤量改变后，主蒸汽压力的响应比煤粉锅炉的迟延和惯性要大得多，经实际测算，对于一台125MW循环流化床锅炉，仅纯迟延就有5～15min。循环流化床锅炉的非线性强，又具有时变特性，难以建立有效的预估和补偿手段。锅炉压力调节回路也曾尝试使用“直接能量平衡”的控制结构，但“热量信号”并不比主蒸汽压力信号变化灵敏，所以调节效果不太理想。根据试验结果，即使采用主蒸汽流量前馈的控制结构，变负荷时主蒸汽压力的调节品质也难以得到理想效果。因此建议配备循环流化床锅炉的机组最好运行在 “机跟炉”方式下，由锅炉根据机组负荷指令调节给煤量，汽轮机调节主蒸汽压力。

3.2 一次风压控制系统

一次风压力控制系统的目的是为保持一次风压与给煤量相匹配。一次风压通过调节一次风机入口挡板的开度进行调节，一次风压设定值是燃料量指令和床温测量值与给定值偏差的函数。

3.3 床温控制系统

循环流化床一般将床温控制在850～900℃，这是最佳脱硫、脱硝的温度范围。根据锅炉的要求，调节床温的手段一是通过调节一、二次风的配比;二是通过调节给煤量。但是通过调节一、二次风配比来调节床温的调节能力有限，通过调节燃料量调节床层温度，必然使锅炉主蒸汽压力发生波动。因此在调试中对床温自动控制回路进行了修改，仅用一次风量进行调节。为保证床料的良好流化，一次风量必须控制在一定范围内，在床温的控制回路设置了死区，在床温与给定值的偏差大于死区后才调整一次风流化风门。由于一次风流化风门的床温调节只是在±30℃，因此当床温大幅度改变时，需要通过改变一次风压力设定值来进行联合调节。采用一次风流化风门和一次风入口挡板进行床温联合调整的控制结构如图1所示。[next]

3.4 二次风控制系统

二次风控制系统的目的是为了助燃和经济燃烧，包括二次风压、二次风量控制2个部分。二次风压通过调节送风机入口挡板开度进行调节，设定值是燃料量指令的函数;二次风量通过二次风档板进行调节，设定值是燃料量指令和氧量调节器输出的复合函数值。

3.5 引风控制系统

炉膛压力通过引风机入口挡板的开度进行调节。为减少炉膛压力的波动，加快调节速度，在引风控制系统中加入送风机入口挡板和一次风机入口挡板开度的指令前馈信号。

4大型循环流化床机组的联动控制分析

湖南一大型火电厂6号机组由2台125MW循环流化床锅炉、1台200MW联合供热式汽轮机组成，在安装调试过程中，采用了以锅炉调节有功功率、汽轮机调节主蒸汽压力的“机跟炉自动”方式，取得了良好效果。运行结果表明在锅炉基本方式下进行变负荷，虽然速率较慢，但是主蒸汽压力稳定，给煤量的波动也较小，是一种适合于循环流化床锅炉的控制方式(平面设置见图2、3)。

4.1二台循环流化床锅炉、一台汽轮机的联动控制

该火电厂机组的配置采用2台125MW循环流化床锅炉、1台200MW联合供热式汽轮机。这种控制方式在循环流化床锅炉中应用不多，相当于锅炉母管制并列运行。在联动协调控制系统的设计与调试中，除了要设计锅炉主控制器回路，还要设计2台锅炉的负荷分配回路，负荷分配器的输出送至2台锅炉的锅炉主控，既可使2台锅炉同时投入联动运行，又可只将其中1台锅炉投入运行，另1台锅炉带基本负荷运行。每台锅炉的锅炉主控输出分别送至4台给煤机，可将其中任意1台或4台投入自动。2台锅炉负荷分配的控制结构如图4所示。

在6号机组的安装调试中，首先尝试了“炉跟机自动”方式，因为2台循环流化床锅炉的迟延特性和热惯性单台循环流化床锅炉的要大，造成主蒸汽压力和有功功率的波动，试验过程以失败告终。后来经改进调试方案后，在6号机组的调试中，将协调联动控制系统改成了“机跟炉自动”方式，将2台锅炉投入自动调节机组有功功率，汽轮机调节主蒸汽压力，进行了幅值为l0MW、变负荷速率为lMW/min的负荷变动试验，取得了良好的效果，变负荷过程中机组主要参数的变化情况见表2，机组主要参数的响应曲线见图3，

4.2 抽汽工况下的联动控制

抽汽工况下抽汽量的变化对于有功功率调节回路是一个大的扰动量，会导致有功功率快速变化。如果能将抽汽流量转换成有功功率指令，再叠加到功率调节器给定值上是一个最理想的方法，但汽轮机厂提供的理论数据与实际值总有一定的差异，抽汽流量测量又不可避免地存在一定误差，因此只有当有功功率的测量值与给定值出现偏差后，使锅炉主控制器按比正常调节快1-2倍的速度动作，以尽快补偿因抽汽量变化引起的有功功率偏差。

5125MW循环流化床热水锅炉主要热工测点布设分析

应DCS系统控制需要，125MW循环流化床锅炉主要热工测点布设方式如下(见图2、图3)。DCS中各测点数据能及时、准确反映锅炉运行状况，便于操作人员启、停炉和负荷调整操作，同时，也便对锅炉各系统正常运行进行科学实时监控，为事故分析处理提供技术保证。[next]

5.1温度测点布置

a.床下启动燃烧器内套壁稳1点。

b.冷风室温度2点。

c.炉膛温度采用分层布置，料床温度4点、密相区温度4点、稀相区温度4点、炉膛出口温度4点。

d.每台分离器进/出口、下降管、回料阀各1点。

e.各级省煤器、空气预热器进/出口分左右各布置2点。

f.水系统、风系统视工艺需要布置测点

5.2压力测点布置

a.点火油压1点。

b.冷风室压力2点。

c.料床压力4点。

d.密相区压力2点。

e.炉膛出口压力6点。

f.分离器进/出口、各级省煤器、空气预热器进/出口烟气压力分左右各布置2点。

g.水系统、风系统视工艺需要分布测点。

5.3流量测点布置

5.3.1流量测点

a.一次风2点。

b.上一次风4点。

c.下一次风2点。

d.二次风总风1点。

e.点火风总风1点。

f.供水流量1点。

5.3.2风量仪表选型分析

由于空间限制，工艺管道布置很难满足风量计对测量直管段长度的要求，影响了测量精度，因此，对于循环流化床锅炉风量的测量，根据现场情况考证，不赞成加大投资，刻意追求测量精度，主张在相对准确的前提下保证测量信号的稳定性更为实际。经过对几种流量计的比较，最终选用传统的机翼式测风装置。对于大尺寸风管道，也可以考虑选用热导式风量计，主要是减少压力损失，安装方便，但要注意热导式风量计是点测量，一定要在标定的前提下，找准代表平均流速的测量点，以确定热导式风量计的插入位置。对于直管道很短的风量测量可以考虑选用横截面积式风量计，但要注意横截面积式风量计相对于其它差压式风量计，测量信号很小，必须选用精度微差压变送器;也可以考虑选用V内锥式流量计。无论选用那种流量计，测出的风量最终都要转换成标准状态下的风量显示

5.4其它测点

5.4.1氧量表

烟气含氧量的测量对于指导循环流化床锅炉的运行十分重要，一般在省煤器出口烟道两侧各设一个氧量测点，也可以在空气预热器出口烟道两侧设1点，用于检测空气预热器漏风情况。

5.4.2电动执行器

电动执行器是提高循环流化床锅炉自动化水平必不可少的执行单元。它可以大大减少一线工人的劳动强度，及时应对故障处理。在资金允许的情况先，建议送风机出口风门、二次风机出口风门、引风机入口风门、上下一次风各风门、高压风机出口风门、二次风风门选用电动每年。送风机、引风机、二次风机如选用变频电机，可以考虑取消相应的电动门。由于很少操作回料系统的输送风风门、松动风风门及拨煤风风门等，可以选用手动门就地操作。

5.4.3风机参数监测

风机是电厂的重要主附设备。一旦出现故障，巡检不及时，必然会给电厂造成很大的经济损失且易扩大事故。因此，风机参数的在线监测十分重要。主要监测的参数有风机电流、定子温度、轴承温度和风机振动等。

6结束语

综上所述，循环流化床技术作为高效、洁净、低污染的燃煤技术，在我国将得到越来越广泛的应用。通过对原125MW循环流化床锅炉设计热工测点的设计和两年的实际运行证明，热工测点数量、测点布置及仪表选型基本能够满足生产运行需要。

6.空调调试验收报告篇六

致：我公司（公司）于2013年5月签订承接的调度大楼中央换季维修工程，现已全部按要求维修、调试完毕。恭请贵公司给予验收为谢。现将本次维修工程所用配件统计如下表：

备注：以上为材料数量清单，价格清单另附。

申请人：）

年月日（手机：篇二：空调系统检测验收报告

通风与空调工程材料、设备出厂合格证汇总表......................................3 设备进场验收记录......................................................................................4 设备基础验收记录......................................................................................4 隐蔽工程验收记录......................................................................................5 风机盘管水压试验检验记录......................................................................6 风管强度检验记录......................................................................................7 风管系统漏风量测试记录..........................................................................8 风管系统漏光检验记录..............................................................................9 现场组装除尘器、空调机组漏风量检验记录........................................10 水系统管道强度（严密性）检验记录....................................................11 空调水系统管道和冷剂管道冲（吹）洗记录........................................12 冷凝水管道通水试验记录........................................................................13 制冷系统气密性试验记录........................................................................14 净化空调系统风管清洗记录....................................................................15 设备单机试运转记录................................................................................16 阀门试验记录............................................................................................17 风管与配件制作检验批质量验收记录表................................................18 风管与配件制作检验批质量验收记录表................................................19 风管部件与消声器制作检验批质量验收记录表....................................20 风管系统安装检验批质量验收记录表....................................................21 风管系统安装检验批质量验收记录表....................................................22 通风与空调工程材料、设备出厂合格证

及进场检验（试验）报告汇总表

技术负责人：质检员：年月日设备进场验收记录

设备基础验收记录

隐蔽工程验收记录

b-4-4篇三：空调验收报告

空调验收报告 xxxxxxxx 2010 年 9 月 25 日

第一部分前言

第二部分设备验收报告

一、验收组成员组成二、验收时间安排

三、验收工作安排

四、验收依据

五、验收内容

1、实物外观检查

2、机具构成件检查

3、性能指标测试情况

4、随机证件性文件验收情况

六、技术资料验收

七、备件、工具验收

八、验收过程中存在的问题及厂方整改情况

九、遗留问题

十、验收结论

第三部分附件（存档资料）

第一部分前言 2010年9月21日，xxxxxxxx收到由xxxx购买的空调一批（5套），并于于9月25日在xxxxxxx验收，对新机具进行了清点验收、运行，以及随机证件性文件验收情况。这批空调的型号和出厂编号：

型号kfr-72lw/k1(72539l1)-n4 3 套：

1、出厂编号：室内机-938150001886；室外机-83712029827；

2、出厂编号：室内机-938150001027；室外机-83712027623；

3、出厂编号：室内机-938150001242；室外机-83712029826；型号kfr-32gw(32556)d1-n1 2套：

1、出厂编号：室内机-0392302268938；室外机-035220043875；

2、出厂编号：室内机-039230268928；室外机-035220043638；本着严格从实的验收原则，也为了在工作中能更好的安全使用和保养该设备，验收了这批空调。

第二部分设备验收报告

一、验收时间

2010年9月22日和2010年9月25日。

二、验收地点 xxxxxxxx

三、验收依据 1.xxxxx字〔2009〕22号文件《xxxx新购设备验收管理办法》。2.实物的运转状况。

四、验收内容

1、机具外观检查情况

1)机具共有5套，数量核实正确； 2）外观良好，无缺陷、破损。

2、开箱检查情况

1）依据装箱单检查、核对设备、附件、随机配件、随机资料等都相符； 2）空调表面没有受潮、锈蚀等受损迹象； 3）核实到货实物与购买合同相一致。

3、性能指标测试情况

按照设备出厂的有关指标、性能等技术参数对设备和附件进行性能指标测试，经过调试检测，设备室外主机运转正常，室内机运行正常。

4、随机证件性文件验收情况

验收核对随机证件及相关资料：产品使用说明书每套1本；出厂合格证每套2份。

五、技术资料验收

技术资料包括：

1.格力空调产品说明书；

六、备件、工具验收

无。

七、验收过程中存在的问题及厂方整改情况

无。

八、遗留问题

无。

九、验收结论

根据xxxxx〔2009〕22号文件《xxxx新购设备验收管理办法》的有关要求，经过对开箱前检查，开箱检查，性能检查，随机证件性文件等进行了验收，该设备性能正常，能投入正常使用。

结论：设备性能验收合格，供方同意交付，需方同意接受。篇四：中央空调竣工报告

工程竣工报告

工程名称：

建设地点：

建设单位: 施工单位:

一、工程概况：

工程名称工程地点开工日期初验日期建设单位设计单位监理单位施工单位

完成日期

二、设备描述

三、工程施工情况：

我司于年月日组建工程施工项目部，开始进驻施工现场，依据《施工合同》和工程建设有关规范、法律法规等要求进行施工。项目部实行项目经理工程负责制。

项目施工前建立一套方法科学、行之有效的现场工作制度及流程，严格执行施工过程的各项工作。工程于年月日项目部组织技术人员对室内工程进行完工自检初验，现已达到单位工程完工验收条件。

施工过程中对单位工程的项目质量和安全管理体系、施工组织设计、施工方案及各种施工计划等文件报批；工程所采用的主要材料、半成品、成品、构配件、器具和设备等均按规定进行现场验收并签署相关文件；对施工测量放样及对关键工序等进行验收记录；现场进行各项检测、调试和试验记录。

四、工程质量验收情况

7.浅谈机组锅炉蒸汽吹管调试方案篇七

1 吹管机理简介

蒸汽吹管的原理就是利用蒸汽的动量来冲刷附着在锅炉管壁内部的各种杂质。因此, 确保吹管时的蒸汽动量高于机组最大运行工况的蒸汽动量, 即可保证吹管剩余的杂质在正常运行工况下不会被冲刷下来, 从而达到吹管的目的。为此, 吹管导则引入吹管系数K, 作为吹管期间监测吹管质量的参数, 其定义如下:吹管系数= (吹管时的蒸汽流量) 2× (吹管时蒸汽比容) / (额定负荷蒸汽流量) 2× (额定负荷时的蒸汽比容) 。其中蒸汽流量的平方乘以蒸汽比容就是蒸汽的动量。因此只要保证吹管过程中, 各处的吹管系数K能大于1, 也就保证了吹管的质量。所以导则对此明确规定“被吹系统各处的吹管系数K均应大于1”。然而, 在实际工程应用中, 动量测量很难, 因此常选用简易的压差法替代。即:

吹管系数

△P—蒸汽流经采区段后的压降;

c—平均流速;

ξ—阻力系数;

V—蒸汽比容;

g—重力加速度;

G—质量流量。

上面的公式只有在一个假设比容不变的小区段才成立。换言之, 只有在比容不变的小区段内, 吹管系数才等于压差比, 否则将出现重大误差。而实际工程中, 不可能将锅炉过、再热器分成无数个小段并安装压力测点用于监视, 一般只在过、再热器的进出口安排压力测点。过、再热器蒸汽在吹管过程中不断的膨胀流动, 沿蒸汽流程, 压力逐渐下降, 比容增大, 流速增加, 动量越来越大, 因此入口处的动量必然小于整段内的平均值。为此, 吹管导则在附录A中, 特别对压差法在吹管中的应用做了阐述, 认为保证吹管工况和额定工况下的过、再热器差压比大于1.4, 即可保证过热器入口处的吹管系数K大于1。所以, 用差压比值来代替的吹管系数, 标准数值应大1.4而非大于1。

2 一步法吹管的注意事项及其相应问题的分析

采用一步法可减少吹管过程中的系统改动工作量, 因此, 某电厂三期工程1×600Mw锅炉为亚临界汽包炉的吹管即采用降压一步法方案。为保证吹管质量, 在严格审核调试方案及广泛调研基础上, 发现以下三个方面是采用降压一步法吹管时必须注意的事项。

2.1 吹管系数的选择

由于对导则理解不深或者其它的原因, 很多调试单位在选择吹管系数时, 往往将用差压比值计算出来的K大于1作为吹管期间监测吹管质量的标准。由于前面已经详细介绍了两者之间的区别, 这里不在累叙, 只是再次重申, 无论是采用稳压法吹管的超临界锅炉, 还是采用降压法吹管的汽包炉, 只要K值是由过、再热器的进出口差压计算出来的, 必须要保证K值大于1.4才能保证吹管质量。

2.2 吹管系数的计算

吹管系数是一个比值, 因此分母的大小将对K值产生直接的影响。如果选取较大的分母 (△P额定) , 则在同样的吹管工况下, K值将变小。这也意味着要保证相同的K值, 必须选取较大的吹管差压。这也表示额定工况的差压值选的越大, 达到相同K值时, 吹洗的质量更高。根据锅炉的设计参数可见, 锅炉在BMCR工况下的过、再热器进出口差压是最大的。因此在吹管过程中, 宜采用锅炉BMCR工况下的参数作为导则中的“额定工况”, 否则将导致吹管系数被人为放大, 放宽了吹管标准。

2.3 靶板安装问题

调试单位提供的锅炉吹管调试方案讨论稿中, 对于过、再热系统的串联降压吹管流程, 并没有要求在过热器出口安装靶板, 仅在中联门设一道靶板。这样的吹管流程实际上是只校验再热器的吹管质量, 而忽略了过热器, 明显违反了“锅炉吹管采用一步法时应分别检查主汽及再热汽管道的吹管质量”导则要求。在新的方案中, 纠正了这一错误, 要求在临冲门后和中联门门后都安装靶板, 分别作为过、再热器的检验靶板。只有两者都合格, 锅炉吹管才能认为合格。

采用上述措施后, 某厂于2009年7月15日~24日对#6炉进行了为期9天的吹管, 共计吹管194次 (另外还试吹6次) , 耗煤约2250吨。第187次靶板经有关参与单位评议合格后, 接着不装靶板吹管5次后, 第193、194次吹管靶板连续两次合格 (靶板斑痕点数3个, 粒度均为0.2mm) , 完成蒸汽吹管。其中, 从第33次起, 再热器吹管靶板就已合格, 再热器严重地过度吹洗。这样虽保证了吹管质量, 但如此大的耗能和耗时, 在讲究节能、高效的今天还是不能令人满意的。究其原因, 主要有如下两点:

一是采用一步法吹管, 处于上游的过热器由于集粒器和再热器阻力的存在, 造成压降低, 吹管系数小 (过热器的K值仅为1.45左右) , 难以合格。因此要保证过、再热器都能充分吹洗干净, 必须提高蒸汽参数和增加吹洗次数。

二是由于蒸汽参数提高和吹洗次数增加, 临冲门故障率大增。为解决临冲门问题, 在吹管期间被迫多次停炉, 从而延长了吹管时间。

3“改良二步法”的简介及优点

3.1 两步法的定义

吹管导则中对两步法的定义是“第一阶段吹洗过热器、主蒸汽管道和冷再蒸汽管道, 第二阶段再进行全系统的吹洗”。

3.2 传统二步吹管法存在的问题

由于第一阶段过热器已经吹洗合格, 在第二阶段加入再热器进行全系统吹洗时, 过热器吹洗其实是多余的。如此安排就存在一个问题, 即过热器过度吹洗。

3.3 简介改良二步法

改良二步法即先进行全系统吹洗。流程如下:汽包—过热器—主蒸汽管—主汽门—临冲门—靶板—冷再管—集粒器—再热器—热再管—中联门—靶板—排汽管—消声器。

其工作安排与前面介绍的降压一步法完全相同, 但在吹管质量检查时有所区别, 仅以中联门后的第二道靶板合格为标准 (这与以前同类型机组调试过程中所采用的检验方法一致) , 目的在于将容易吹洗合格的再热器先吹洗干净。全系统吹洗完成后, 由安装单位对吹管系统进行改动, 除去再热器和集粒器, 对过热器进行单吹。具体流程如下:汽包—过热器—主蒸汽管—主汽门—临冲门—靶板—排汽管一消声器。此阶段去除了集粒器和再热器的阻力, 因此, 在同等参数下, 一次汽吹管效果明显提高, K值增加了0.2左右, 同时还避免了再热器的过吹问题。

3.4 改良后的效果验证

某厂#8号炉于2010年6月30日19∶01进行第一次试吹, 至2010年7月1日01∶35结束。第一阶段吹管结束, 共吹管24次, 靶板合格, 再热器吹管合格。第二阶段再进行过热器单吹, 锅炉停炉冷却12小时, 于2010年7月1日15∶18锅炉再次点火, 至7月2日1∶50共吹管79次, 其中第49、50次 (总计) 连续两次二次汽靶板合格 (斑痕点数3个, 粒度为0.2mm) , 第76、77、78次连续多次靶板合格 (一次汽靶板斑痕点数2个, 粒度为0.2mm) 。本次吹管共耗时3天, 吹管总数79+24=103次, 耗煤607吨 (其中97吨油用于稳燃和更换等离子阴极头) 。在此期间还进行了小机高压汽侧吹管、高低旁路以及过热器、再热器减温水管道汽侧的吹管。其中再热器减温水系统汽侧冲洗3次, 每次3分钟;过热器一、二级减温水汽侧吹管3次, 每次3分钟。均为目视清洁。高旁吹管3次, 低旁吹管10次。

结束语

综上所述, 采用改良的二步法除在第一阶段结束后需进行系统改动、增加工作量外, 与导则中规定的其余两种方式相比, 它能节约燃料和吹管次数, 并解决了过热器或再热器的过度吹损问题, 减小吹管造成的锅炉寿命损失。能有效消除一步法和传统二步法所带来的问题, 对同类型机组有较好的推广价值。

参考文献

8.发电机组调试报告篇八

【关键词】300MW火电机组;电气调试问题;预防控制

火电机组在正式投入使用时，需要对机组进行一系列的专业检查，一般情况下，都是从直流电气调试到交流电气调试，从单个元件的电气调试到整体的电气调试，电压从380伏到220千伏。之所以开展电气试验，主要是为了检查电气一次、二次元件的设计工艺、制造工艺、安装工艺和调试工艺的成效，在检查过程中发现问题并解决问题，保证机组可以正常投入使用。所以现阶段，如何能顺利、安全的将机组电气启动的实验完成，是电气调试人员面临的重大问题，也是调试实验的最终目标。

一、设备配合问题以及解决方法

当机组完成了调试作业之后，处于首次启动状态时，机组内部的所有元件同时处于工作状态，其中包括了：回路、所有电气一次、二次设备。这些设备同时处于开启模式，设备之间会存在相互影响，某个设备由于机组内部的影响，出现无法工作的状态，或者是不正常工作状况，都是最常见的问题。比如：双套配置转子接地保护，是为了保护转子的运转安全，但是在使用过程中，基本上只能投入一套，一旦同时将双套投入使用，就会触发报警反应。并且双套配置转子接地保护的冲突问题，电气调试人员已经都知道了，除此之外，在调试过程中还存在其他的问题。

（一）线性灭磁电阻影响转子交流阻抗测量

2012年6月13日，在xx300MW整套机组处于调试状态时，当时机组的定速为3050r/min，调试人员对发电机两端的碳刷位置，开展了转子交流阻抗测量工作。当转子两端施加的电压为220伏时，转子内部流经的电流值为125安，这个数值远超过交流阻抗出厂测量的标准值（31安），所以电源开关会出现跳闸保护动作。

经过了详细的检查之后，这个机组励磁系统使用的职能化灭磁柜中，存在线性灭磁电阻和晶闸管跨接器，这两者的灭磁电阻值为2欧。当灭磁开关处于断开状态时，开关内部的辅助触点就会自动触发晶闸管跨接器，这就会出现跨接器晶闸管导通的状况，换句话说：就是转子绕组与线性灭磁电阻直接并联在一起。一旦给转子绕组直接施加电压，就会出现线性灭磁电阻分流的问题，当时经过计算得出分流电流值约为95安。

后来将灭磁电阻回路拆开后，对转子交流阻抗进行二次测量，这一次测量的数值与机组的出厂值基本上保持一致。

（二）轴电压抑制器影响转子接地保护

2011年5月16日，xxx电厂的300MW机组，对发电机开展了短路实验，当机组两端的电流处于8千安，励磁电流为1.125千安，机组内部的励磁电压为100伏的状态时，发变组内部的保护B柜会发出“转子一点接地报警”的信号。

后来马上停机开展检查工作，检测结果为：转子绝缘状态正常，发出警报信号的主要原因是灭磁电阻柜内的绝缘值最大为18千欧，但是这个机组B柜转子接地保护的报警值最大为20千欧，所以才会产生报警反应。通过详细的分析研究可以知道，这个机组柜内存在轴电压抑制回路，并且带有阻容原理，所以才会影响接地绝缘的阻抗值。再加上这个机组轴电压不高，所以取消轴电压抑制回路对整体效果没有什么影响，综合考虑之后，对轴电压抑制回路开展了拆除工作。然后对灭磁电阻柜绝缘值重新测量，测得的结果超过了2.8兆欧，然后重新开启了机组，转子没有发出警报信号。

（三）断路器防跳回路的问题

Xxx电厂的1#启备变断路器在调试过程中，断路器的分合作业只能进行一次，然后就会保持在跳闸的位置，与此同时，操作箱的跳、合闸警报灯亮起。当时只能断开操作电源，再次送上，才能够再次合闸操作。在实践过程中，出现的这种情况，属于操作箱合闸监视回路电阻与断路器本体防跳继电器不相符问题的范畴，并且是一个具有代表性的典型例子。这个问题最主要的特点就是：防跳继电器不能回到原来的位置，闭锁合闸回路，所以断路器不能产生合闸的动作。

针对这种问题，我们可以在合闸监视回路中安装一个断路器常闭触点，并保持串联状态，当合闸动作发生之后，开合闸监视回路就会被强制性断开，这样防跳继电器就可以恢复原来的位置。也就是说，虽然操作箱合闸监视回路电阻与断路器本体防跳继电器不相符，也可以正常运转。

（四）设备冲突问题

在整个调试过程中，新加入的设备之间的影响是最大的，它们会相互制約，相互影响，在运转过程中会相互冲突，并且这些问题都比较复杂，隐蔽，在检修过程中，比较难以发觉和解决。

所以当我们在生活中碰到了这类问题，需要在日常的调试过程中，对碰到的问题进行分析，并按照问题性质进行归纳，找到出现这类问题的根本原因和问题之间的规律。这样就可以防患于未然，在问题还没有发生之前就制定好解决方案。比如：在调试过程中，启动实验中会出现的设备冲突问题就是常见的问题，应当结合自身的实际情况，制定出相应的解决方案，保证机组的正常运转。

二、其他问题以及防控措施

除了上述的调试问题之外，在300MW火电机组电气中还存在一些其他的问题。

（一）试验操作问题

操作问题主要是调试人员在调试过程中，操作手法的问题，试验操作问题的主要类型包括了：操作不到位、操作错误、操作漏项等，主要原因包括了操作人员工作不仔细，人员缺乏实践经验。

针对这类问题，首先应当调整工作人员的态度，科普试验操作的重要性，让员工感受到责任;然后对新进的员工，进行专题培训，在实操做过程中，应当让老员工来带领新员工开展工作。

（二）设计问题

以笔者的经验来看，设计问题也是机组调试过程中常见的问题之一，虽然许多设计问题在分系统和静态检查的调试过程中，会被系统觉察并解决，但是也会存在小部分的问题，并且只能够在正式运营过程中才能被发现。

针对这类问题，首先应当计算励磁变变比设计对整个机组的影响，然后找出设计不恰当的励磁电压分压电阻，这样就能解决大部分的设计问题。当然，也存在少数没能解决的问题，一般是错误选择主变差动电流互感器的问题，整个问题比较复杂，从制作——装运——安装，需要长时间的检测。

三、结束语

本文介绍了300MW火电机组的操作方法和特点、在电气调试过程中出现的问题，并详细研究了产生问题的原因，以及解决问题的办法，希望对相关工作者有所帮助。

参考文献

[1]杨新，揭其良，毕德忠.300MW火电机组孤网运行控制策略[J].内蒙古电力技术，2013，05：94-100.