汽轮机竣工资料

调试目录调试目录一、汽轮机部分（一）汽轮机调试报告1、循环水系统调试2、凝结水系统调试3、润滑油系统及盘车装置调试4、调节保安系统调试5、阀门及连锁保护传动调试6、真空系统调试7、轴封系统调试8、热控控制、监视系统及连锁保护调试9、整体启动及空负荷试运10、带负荷调试11、停机调试（二）汽轮机分系统试运质量报验单及评定表1、循环水系统质量评定表2、润滑油系统质量评定表3、调节保安系统质量评定表4、真空系统质量评定表5、轴封供汽质量评定表6、热控控制、监视系统及连锁保护质量评定表7、空负荷质量评定表8、带负荷质量评定表9、整体带负荷质量评定表汽轮机保护系统签证及调试记录1、主汽门严密性试验记录2、静态特性试验记录3、超速试验记录4、真空严密性试验记录5、甩负荷试验记录6、直流油泵、给水泵振动数值记录7、射水泵、凝结泵、高压油泵、交流油泵振动数值记录8、给水泵试运记录9、盘车装置试验记录10、高压油泵试运记录11、凝结泵试运记录12、射水泵试运记录13、直流油泵试运记录14、交流油泵试运记录15、凝结器、发电机空冷、冷油器试运记录16、调速汽门严密性试验记录17、危急保安器喷油试验记录18、连锁保护试验记录19、电动阀门试验记录20、汽轮机轴瓦振动及绝对膨胀记录热控部分热控调试报告1、DCS 系统调试2、DAS 系统调试3、FSSS 系统调试4、MCS 系统调试5、SCS 系统调试6、ETS 系统调试调试记录及评定表1、主机监控仪表调试评定表2、主机跳闸保护系统调试评定表3、事件顺序记录系统调试评定表4、锅炉热控保护、信号系统定值确认表5、主机跳闸试验记录6、汽轮机热控静态调试记录7、调动阀门行程调试记录8、FSSS 静态调试记录9、DCS 系统接地及供油回路检查记录9、油系统连锁保护试验记录10、DCS 停机连锁试验记录11、凝结水泵连锁试验记录12、射水泵连锁试验记录13、热控质量评定表14、顺序控制系统调试评定表15、模拟量控制系统调试评定表16、计算机监视系统调试评定表衢州元立金属制品有限公司二期烧结带冷余热发电 7MW 机组机组整体启动调试报告目目 录录一、设备概况二、编制依据三、整组启动调试目的与任务四、整组启动应具备的条件五、整组启动程序及原则六、调试阶段各辅助设备、系统的投用七、汽轮机冷态启动试验八、汽轮机热态启动试验九、汽轮机停机十、组织机构一、设备概况一、设备概况1 概况：元立金属制品有限公司余热发电工程汽轮发电机组是由青岛捷能汽轮机集团股份有限公司制造的 BN7-1.96/0.3 型单缸补汽凝汽式汽轮机。本机采用的是数字电-液调节系统(DEH)，主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节气阀组成。本机的保安系统除了采用传统的机械-液压式保安装置外，增加电调装置、仪表检测系统的电气保护。保安系统主要由危机遮断器、危急遮断油门、油路遮断阀、试验控制阀、启动阀、主汽门、补汽阀等组成、TSI 检测系统、电调器超速保护系统等组成。本汽轮机主要由转子部分和静子部分组成。转子部分包括套装转子、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括气缸、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。本机采用涡轮-齿轮机械盘车装置。盘车小齿轮套装在带螺旋槽的涡轮轴上，通过投入装置，可以实现盘车投入。盘车电机起动同时，接通盘车润滑油路的电磁阀，投入润滑。机组主要辅机设备包括循环水泵 2 台、凝结水泵 2 台、射水泵 2 台、主油泵、高压电动油泵、交流辅助油泵、直流辅助油泵各 1 台。2 设备规范、特性、参数2.1 汽机主要技术数据额定功率：7000KW最大功率：8635KW额定转速：3000r/min进汽温度：335额定进汽量：29t/h额定补汽汽量：13t/h冷却水温度：27额定补汽压力：0.3MPa额定排气压力：0.007 MPa临界转速：1452 r/min盘车速度;9 r/min2.2 发电机技术规范型号：QF-J7.5-2额定功率：7.500KW额定电压：10500额定电流：515.5A空载励磁电压：33V 满载励磁电压：142V 空载励磁电流：90A 满载励磁电流：266A功率因数：0.8转速：3000 转/分接法：Y冷却方式：空冷励磁方式：有刷励磁绝缘等级：F/F2.3 调节保安系统转速摆动值：15 r/min转速不等率：3-5%调速迟缓率：0.25%调节器调速范围：0-3180 r/min主油泵压增：1.1 MPa电调超速保护：3270 r/min危机遮断器动作转速：3300-3360 r/min仪表超速保护：3390 r/min润滑油压：0.08-0.12 MPa2.4 整定值排汽压力高限报警：0.017 MPa排汽温度高限报警：80高压电动油泵开启时主油泵出口压力：1.0 MPa润滑油压报警：0.055 MPa润滑油压交流电动油泵投入：0.04 MPa润滑油压直流电动油泵投入：0.03 MPa润滑油压停机：0.02 MPa电动盘车不到投入：0.015 MPa回油温度报警：65轴瓦温度报警：85回油温度停机：70轴瓦温度停机：100二、编制依据1、青岛捷能汽轮机集团股份有限公司BN7-1.96/0.3 型补汽凝汽式汽轮机安装使用说明书2、电力建设施工及验收技术规范DL5011-923、火电工程调整试运质量检验及评定标准4、汽轮机启动调试导则 DL/T 863-20045、其他相关技术资料与图纸三、整组启动调试目的与任务1、整组启动调试目的：通过机组整组启动调试，全面检验考核设备的制造、安装、设计质量和性能，并在设备的静态、动态运转过程中及时发现问题，消除由于各种原因造成的设备系统中存在的缺陷，逐步使主辅机设备系统达到设计的额定工况和出力，完成机组 72 小时+24 小时试运行，使机组以安全、可靠、稳定生产的状态交给电厂。3.2 启动调试的任务3.2.l 进行机组整组启动、并网、带负荷、72 小时满负荷试运行。3.2.2 检测与考核汽轮机 DEH 控制系统静态、动态性能。3.2.3 检测与考核汽轮机发电机组在各种工况下的振动状况(汽机测振)及轴承、推力轴承温度正常。3.2.4 投用并考验机组各主机辅机及系统能否适应机组各种工况的运行。3.2.5 记录及收集机组设备和系统各种工况下的运行参数和状况。3.2.6 试验并确认主机、辅机及系统最佳的投用方式及运行方式。3.2.7 投用并考验机组各项保护及自动控制装置的工作状况。四、整组启动的条件1、措施实施应具备的条件1.l 现场设备、场地、平台、楼梯、通道均应整齐，照明充足，通讯良好，障碍物和易燃物已消除，消防设施完整，并有专人负责消防和保卫工作。1.2 厂房封闭良好，不漏水，机组的试运行区域划分明确，作出标记。1.3 现场需用的规程、系统图、阀门扳手、运行日志及数据记录表格等已备妥，调试用的仪器、仪表已准备就绪，管道保温良好，油管下方的热管道已采取防火措施。l.4 参与机组启动的各方人员均已配齐，所有人员对组织分工、各自的职责都已明了，各方面(电厂、安装、调试)参与启动人员的姓名、专业均已张贴现场，便于工作联系。启动现场用红白带围起，无专用符号者不准入内，现场所有人员各自的行动以不妨碍运行操作为原则。2、整组启动设备、系统应具备的条件2.l 各辅机设备及转动机械经分部试转合格，各手动阀门均经开关检查，各调节阀、电动阀动作试验正常。2.2 有关受压容器均经过水压试验合格，安全阀动作校验良好，各有关的汽水、油管路均已冲洗干净，油系统和油质经验收合格，符合机组的启动需要及要求。2.3 汽机盘车试转结束，已可投用。2.4 汽机真空系统试转结束，真空系统捉漏试验结束。2.5 发电机空气、水系统调试结束，处于可投用状态。2.6 热控控制系统已处于可投用状态，汽机 DEH、TSI 基地式调节装置已处于可投用的状态，功能能满足机组启动的需要。2.7 汽机本体 ETS、TSI 均己校验合格，各报警信号、光字牌显示良好。2.8 化学已准备足够的启动补水水源，凝结水除盐装置冷态调试结束，具备投用条件。五、机组启动主要原则1、机组调试可分为下述三个阶段进行。1.1 从机组冲转到额定转速试运转，包括做汽机主汽门、调门严密性试验、汽机超速试验，汽机停机时测量惰走曲线(每 3 分钟记录转速一次，直至汽机转子停转)。还要完成电气试验。1.2 机组带负荷试验(0100负荷，进行机组调整抽汽投用及各种设备的动态投用及出力工况考验)。1.3 机组的 72 小时满负荷试运行(大于 80负荷以上，做真空严密性试验)。1.4 72 小时试运行停机消缺后，启动带满负荷进行 24 小时试运行后移交生产。2、机组第一次冲转用电动主闸门旁路阀启动为主。3、机组第二次冲转开始的调试阶段可用 DEH 控制转速，控制方式以操作员自手动为主，在条件成熟时可试用 DEH 的另外一种控制方式，即按曲线汽轮机自动控制。4、启动时注意上、下缸金属温差50。六、整组启动调试阶段各辅机和设备、系统的投用1、投用工业水系统2、油系统(含 EH 油系统)盘车的投用3、调速系统静态试验4、汽机保护联锁校验5、凝结水系统投用6、投用循环水系统7、主蒸汽系统暖管8、抽真空9、轴封送汽七、汽轮机冷态启动试验1、检查汽机冲转条件已满足l.1 主蒸汽压力 1.96 MPa（上限 2.4MPa，下限 1.6MPa），主蒸汽温度 335（上限 390，下限 270）。1.2 连续盘车 4h 以上。1.3 凝汽器真空0.025MPa。1.4 高压油压0.95MPa，润滑油压 0.10.02MPa 油温 405，油箱油位 225125mm。1.5 联系热工投入轴向位移、润滑油压低及 EH 油压低、轴瓦温度高、支持轴承和推力轴承温度高脱扣保护。2、冲转与升速到 3000r/min 的操作：2.l 做好人员分工，汇报值长，联系热工，确认总保护开关已投用。2.2 向外拉足脱扣器，使危急遮断器复位。(可通过操作员站进行遥控复位或现场手操复位)2.3 复置电磁遮断保护装置。2.4 开足自动主汽门。2.5 按 DEH 操作要求由操作员选择(请参阅说明书)，首次启动则操作电动主汽门的旁路门进行冲转。2.6 汇报值长，通知锅炉、电气值班员，得值长冲转命令后，执行冲转操作。以下操作以电动主汽门旁路门冲转为例阐述，其他启动方式操作见说明书。2.7 汽轮机冲转后注意盘车应自动甩开，手柄至汽轮机侧(否则立即停机)。盘车联锁保护在“投”位置。7.2.8 汽轮机冷态额定参数启动时间分配如下a、冲转后升速至0500r/min5minb、检查并维持500 r/min15minc、均匀升速至500l200r/min10mind、检查并维持1200r/min60mine、均匀升速至12002400r/min10min(1452r/min 为轴系临界转速，应迅速平稳通过)f、检查并维持2400r/min30ming、缓慢升速至24003000r/min15min合计：145min2.9 转速 500r/min 暖机结束后，全面检查机组运行情况。2.10 升速过程中应严格控制升速率 100r/min(过临界转速时除外)，并保证调节级后上缸温差及法兰螺栓与法兰温差均小于 50。2.11 升速过程中(通过临界转速时除外)机组振动不得超过 0.03mm。在冷态启动时一旦超过该数值，则应降低转速直至振动消除，并维持此转速运转 30min 再升速；如振动仍未消除需再次降速运转 l20min 再升速；若振动仍未消除，则必须停机检查。2.12 注意排汽温度，正常值 39，负荷运行上限值 80，空负荷时上限值 120，超过上限时应投入喷水装置。2.13 转速升至 2800r/min 左右，注意调速系统投入并工作正常。2.14 当调速系统投入正常工作时，检查高压调节阀关小，此时由高压调节阀控制进汽量；开足电动主汽门，关闭其旁路门。2.15 由操作员控制机组，升速至 3000r/min。2.16 升速过程中逐渐提高凝汽器真空，全速后投入低真空保护。2.17 根据主油泵投入情况，逐渐关小高压电动油泵出口门(注意主油泵出口油压应正常)，停高压电动油泵，然后开启高压电动油泵出口门备用。2.18 全速后，对机组进行全面检查，一切正常后，进行调节保安系统试验。2.19 密切监视真空、轴承温度、风温及时投入冷油器、空冷器，及时调节凝汽器水位。2.20 汽轮机达到额定转速后的试验。2.20.1 首次启动达到额定转速后手动脱扣汽机，检查自动主汽门、高低压调门关闭正常后重新挂闸升速至 3000r/min，并进行测振。2.20.2 进行汽机充油活动试验，动作正常，记录动作转速及油压。3、汽轮机超速试验3.1 电超速保护试验：由电气断开发电机油开关，此时调节汽阀应关闭，待 24s 时自动开启，维持 2950r/min。3.2 电磁遮断保护试验3.2.1 用 505 面板进行升速，当转速升速到 3270r/min 时，电磁遮断保护动作 DEH发 ETS 信号，主汽门、调节汽阀关闭。3.2.2 后将启动阀退至低限位置，在 DCS 中，点击复位。3.3 危急遮断器试验机组转速升至额定转速 110-112%时，飞锤在离心力大于弹簧的压紧力，向外飞出，打拖危急遮断油门的挂钩，使危急遮断油门滑阀动作，切断保安油路。待转速降低到 102%额定转速左右时，飞锤复位。3.4 汽机机械超速动作试验3.4.1 试验要求与条件：a.机组 3000r/min，调节保安系统动作灵活，机组无异常情况。b.试验前手打“危急遮断器”(手动脱扣器)，自动主汽门和调节汽门动作灵活，关闭严密。c.危急遮断器经注油试验合格；危急遮断油门手动试验动作灵活方可进行试验。d.确定各转速表正确，设专人记录转速，监视转速和各轴承振动。超过限值，立即打闸停机。e.超速试验在纯凝工况下进行。f.超速试验前自动主汽门、调节阀严密性试验合格。g.危急遮断器超速试验应进行三次，前两次脱扣转速差额不得超过 0.6%额定转速，第三次动作转速和前两次平均数额不得超过 1%。h.各种联锁已整定好。i.机组长期运行后停机，其健康状况不明或机组大修前严禁作超速试验。3.4.2 试验步骤：a.将系统设置“机械超速”位置。b.操作员站提升转速到 3000r/min，缓慢提升转速至危急遮断器动作，注意主汽门、调节阀未关闭，记录动作转速。c.待转速降至额定转速 102%时，重新挂闸，定速在 3000r/min。d.重复进行二次试验。e.复置危急遮断试验装置到正常位置。f.升速过程中若转速高达 3360r/min 危急遮断器不动作或出现异常情况，应立即打闸停机。g.若转速不合格应停机调整。3.5 汽机主汽门、调门严密性试验3.5.1 主汽压力应稳定，发电机在介列状态，转速稳定在 3000r/min。3.5.2 关闭主汽门，调门开足，做主汽门严密性试验3.5.3 主汽门开足，关闭调门做调门严密性试验3.5.4 检查汽机转速下降能否达到 1000r/min 以验证主汽门和调门严密性。3.6 投入低真空、电磁遮断保护。3.7 交电气做有关试验。4、发电机并网至额定负荷4.1 汽轮发电机并入电网的条件：4.1.1 汽轮机空负荷运行 20min 一切正常；4.1.2 各种试验全部结束；4.2 机组并列后，通知锅炉将主蒸汽参数恢复至额定值运行，并投入电超速保护。4.3 汽轮机升速控制按照安装使用说明书第一分册起动曲线5、升速过程应密切监视：5.1 油温、油压、油位5.2 轴承温度及回油5.3 油泵运行状况及切换5.4 气缸膨胀、转子轴向位移、胀差5.5 气缸上下半温差5.6 机组振动6、汽轮机真空系统严密性试验6.1 联系电气调整并稳定机组负荷在额定负荷的 80以上。6.2 联系锅炉尽量保持主汽压力及温度稳定。6.3 记录当时蒸汽参数及真空、热电负荷数据。6.4 停用射水泵，注意真空变化情况。6.5 每隔一分钟记录真空读数一次，至第八分钟止，(如真空下降速度较快，应停止试验，恢复正常方式运行)。6.6 启动射水泵，检查真空逐渐回升至正常数值。6.7 求出第三分钟至第八分钟的每分钟真空平均下降值，对照标准。6.8 试验结束，汇报值长，并记录入薄。八、汽轮机热态启动试验热态启动根据停机时间和气缸金属温度分为：热态启动和半热态启动。1、热态启动的原则1.1 转子弯曲度不超过 0.06mm1.2 上、下缸金属温差501.3 进汽温度应比汽轮机最热部件高 50，防止处于高温状态的部件被冷却1.4 在盘车状态下向轴封供汽，后抽真空，轴封汽应是高温蒸汽1.5 盘车时间不少于 4 小时1.6 在中速以下，汽轮机振动超过 0.03mm 时停机，重新盘车1.7 严密监视胀差变化2、热态启动的操作2.1 热态启动方式与额定参数冷态起动相同，升速和带负荷时间缩短，按照按照使用说明书第一分册。2.2 维持真空在 0.046MPa 以上2.3 冲转前润滑油温不低于 40九、汽机停机（一）正常停机操作步骤：1、汇报值长，联系锅炉、电气、化学值班员，减负荷：2、减负荷过程中，前汽缸壁温度下降速率2/min。3、注意差胀变化，当差胀达0.5mm 时，停止减负荷，稳定一段时间后再减负荷。4、根据凝汽器水位开启凝结水再循环门。5、负荷减至零，联系电气解列发电机。启动交流润滑油泵，检查油压应正常。6、打闸停机，观察主汽门、调节阀关闭。7、关闭电动主汽门。8、开启真空破坏门。9、转子静止，真空到零，停用轴封汽，停轴加风机，停射水抽气器，记录惰走时间。(脱扣后每 3 分钟记录一次转速，直至大轴转速至“0”，以便测画惰走曲线)10、转速到零，开启盘车进油门，投入连续盘车，检查盘车运行正常。11、调整冷油器冷却水门，停用空冷器冷却水。12、排汽温度低于 45，停用凝汽器循环水和凝泵。13、根据锅炉要求，停给水泵。14、投入连续盘车 12h，上汽缸壁温降至 150以下时停止连续盘车，可改 30分钟间断盘车盘动转子 180 度计 4 小时，再每隔 60 分钟盘动转子 180 度直至下缸内壁温度100时可停止盘车。15 停用交流润滑油泵和排烟风机。16、关闭进汽总门，自动主汽门前压力到零，开启防腐汽门。（二）故障停机、事故预防及处理故障停机是机组出现异常情况时，采用的紧急停机的方式。瞬间切断进汽，甩去所带全部负荷。故障停机时遵照以下原则处置。1、在最短时间内对事故的性质、范围作出判断。2、迅速解除对人身设设备的危险。3、在保证设备不受损坏的情况下，尽快恢复供电。4、防止误操作。A 故障停机当发生下列情况时，应立即停机。1、转速超过 3360r/min，危急遮断器不动作2、轴承座振动超过 0.07mm3、主油泵发生故障4、调节系统异常5、转子轴向位移超过限定值，轴向位移保护装置不动作6、轴承回油温度超过 70或轴瓦金属温度超过 1007、油系统着火并且不能很快扑面时8、油箱油位突然降到最低油位以下9、发生水冲击10、机组有不正常的响声11、主蒸汽管破裂12、真空降到 0.025MPa 以下B 主蒸汽压力和温度超出规范的规定1、主蒸汽压力超出允许变化上限时，应节流降压。节流降压无效时应作为故障停机。2、主蒸汽压力低于允许变化的下限 0.2MPa 时，应降低负荷3、主蒸汽温度超出允许变化的上限 5，运行 30 分钟后仍不能降低，应作为故障停机，全年运行累计不超过 400 小时4、主蒸汽温度低于允许变化的下限 5，应降低负荷C 排汽真空降低规定：1、机组负荷在 40%额定负荷以上时，真空不低于 0.0867MPa2、机组负荷在 20-40%额定负荷时，真空不低于 0.0800MPa3、机组负荷在 20%额定负荷以下时，真空不低于 0.0720 MPa十、组织分工元立带冷余热发电装置系统工程元立带冷余热发电装置系统工程启动委员会组织架构启动委员会组织架构为确保元立带冷余热发电装置系统机组试运的安全和质量，顺利通过 72 小时试运，达到机组投运后能够长周期安全经济运行的目的，特成立机组工程试运指挥部和各工作小组，请各参建单位按照各自的责任分工严格执行。一、试运指挥部总指挥：郑祖强副总 指 挥：潘伟明蒋国长组员：罗志敏雷群军程瑞根许杨理罗谷丰二、整套试运各专业组：（1）、锅炉专业组：组员：雷群军孙建波赵江川（2）、汽机专业组：组员：罗志敏沈明强娄杰（3）、电气专业组：组员：许杨理邹伟忠 陈 云罗翔（4）、热控专业组组员：程瑞根王国新王韬杨浩（5）、消缺组：组员：王国新 沈明强 孙建波 姜胜良 狄元军 张华波 王会尼 葛国平（6）、安全组组员：罗谷多 张永朝 袁燕青三、后勤保障组组员：车国瑜 李鹏超7MW 汽汽轮轮发发电电机机组组启启动动程程序序设备设备本体本体启启 动动 前前 检检 查查仪表仪表系统系统电气电气系统系统油系油系统统汽水汽水系统系统循环水循环水系统系统附属附属设备设备油油系系统统投投入入保保安安系系统统静静态态试试验验凝凝结结水水泵泵启启动动循循环环水水泵泵启启动动中中速速暖暖机机、定定速速暖暖管管、疏疏水水抽抽真真空空冲冲转转、低低速速暖暖机机保保安安系系统统动动态态试试验验并并电电网网设备试运方案审核签证验收卡设备试运方案审核签证验收卡概述：衢州元立 2*116m2烧结带冷机余热发电工程机组整体启动调试方案编制、审核于 2011 年 8 月 25 日进行最后一次评定，符合 电力建设施工及验收技术规范和火力发电工程调整试运质量检验及评定标准 中之规定，汽轮机组整体启动方案经工程建设、生产、安装单位的有关工程技术人员共同评定确认，本次机组整体启动方案符合部颁标准，可以进入整体启动运行阶段。特此签证会签单位：建设单位（签字）：日期：监理单位（签字）：日期：安装单位（签字）：日期：生产单位（签字）：日期：调试单位（签字）：日期：循环水系统质量评定表循环水系统质量评定表生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：项目检验项目质量评定评定结果循环水泵及循环水系统连锁及保护信号项目齐全、动作真确项目齐全热工仪表及 CRT 显示指示正常指示正常循环水泵轴承振动符合设计要求符合要求轴承温度70符合要求电 动 机 电流符合设计要求符合要求出口压力符合设计要求符合要求盘根60，泄露正常泄露正常泵性能符合设计要求，带负荷运行正常符合要求管道系统严密性无泄漏无泄漏冲洗清洁、无杂物清洁阀门灵活、可靠、符合设计要求灵活可靠冷却塔淋水分布均匀淋水均匀凝结水系统质量评定表凝结水系统质量评定表项目检验项目质量评定评定结果凝结水泵及凝结水系统连锁及保护信号项目齐全、动作真确项目齐全热工仪表及 CRT 显示指示正常指示正常凝结水泵轴承振动符合要求符合要求轴承温度符合要求符合要求电 动 机 电流符合要求符合要求出口压力符合要求符合要求盘根符合要求符合要求泵性能无泄漏无泄漏管道系统严密性清洁清洁冲洗灵活可靠灵活可靠阀门投运正常投运正常再循环系统投运正常投运正常生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：润滑油系统质量评定表润滑油系统质量评定表项目检验项目质量评定评定结果主机润滑油系统及盘车装置连锁及保护信号项目齐全、动作真确项目齐全热工仪表及 CRT 显示指示正常指示正常润滑油泵（交流、直流）轴承振动符合设计要求符合要求轴承温度符合设计要求符合要求电 动 机 电流符合设计要求符合要求出口压符合设计要求符合要求泵性能符合设计要求符合要求管道系统严密性无泄漏无泄漏冲洗清洁、无杂物清洁阀门灵活、可靠、符合设计要求灵活可靠排油烟风机投运正常投运正常冷油器无泄露、投运正常投运正常事故排油系统能随时投运能随时投运润滑油压符合设计要求符合要求盘车装置自动及手动投运盘车电动机电流符合设计要求符合要求生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：调节保安系统质量评定表调节保安系统质量评定表项目检验项目质量评定评定结果汽轮机调节保安系统及控制油系统连锁及保护信号项目齐全、动作真确项目齐全热工仪表及 CRT 显示指示正常指示正常交流油泵轴承振动符合设计要求符合要求电 动 机 电流符合设计要求符合要求出口压力符合设计要求符合要求直流油泵压力符合设计要求符合要求温度35-45符合要求管道系统严 密 性 试验无泄露无泄露油冲洗符合设计要求、经验收合格符合要求自动主汽门关闭时间1S1S调节汽阀关闭时间1S1S自 动 主 汽门、调节汽阀 控 制 情况自动主汽门、调节汽阀开、关无卡涩、无晃动动作灵活无卡涩、动作灵活生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：真空系统质量评定表真空系统质量评定表项目检验项目质量评定评定结果真空系统连锁及保护信号项目齐全、动作真确项目齐全热工仪表及 CRT 显示 指示正常指示正常管道系统严密性无泄漏无泄漏冲洗清洁、无杂物清洁阀门灵活、可靠、符合设计要求 符合要求凝汽器真空系统灌水试验无泄漏无泄漏系统抽真空符合设计要求，真空达MPa符合要求生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：轴封供汽质量评定表轴封供汽质量评定表项目检验项目质量评定评定结果轴封系统连锁及保护信号项目齐全、动作真确项目齐全热工仪表及 CRT 显示指示正常指示正常管道系统严密性无泄漏无泄漏冲洗清洁、无杂物清洁阀门灵活、可靠、符合设计要求符合要求减温装置投运正常投运正常轴封压力调整装置投运正常投运正常生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：热控控制、监视系统及连锁保护质量评定表热控控制、监视系统及连锁保护质量评定表序号项目报警 跳闸评定结果1就地打闸正常2轴向位移1.03润滑油压低0.055MPa 报警4轴承温度85报警5轴承回油温度65报警6凝汽器真空0.025MPa7电超速保护3270r/min8仪表超速保护3390r/min9危急遮断动作转速3300-3360 r/min10胀差3mm/2mm11轴承座振动0.07 12发电机主保护动作正常13生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：空负荷质量评定表空负荷质量评定表项目检验项目质量评定评定结果汽轮机空负荷试验危急保安器远方及就地打闸试验连锁自动主汽门、调节汽阀关闭，并信号指示正确符合要求调节汽阀严密性试验调节汽阀全关时，汽轮机转速应在 10 分钟内降至1000 转/分以下符合要求电超速额定转速的 112%符合要求机械超速额定转速的 109-111%符合要求生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：整体带负荷质量评定表整体带负荷质量评定表项目检验项目质量评定评定结果汽轮机满负荷整套试运连续运行时间72h24h72h24h连续稳定带负荷符合要求符合连续平均负荷率80%合格合格连续满负荷时间24H 合格合格热工自动投入率60%合格合格保护装置投入率100%符合要求主要热控仪表投入率100%符合要求汽轮机组轴承振动0.03 合格合格调节系统调节汽门灵活无卡涩灵活无卡涩汽水品质符合设计要求符合要求汽轮机润滑油油质符合设计要求符合要求机组及管道保温外壁温度50（室内温度 25）符合生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：甩负荷记录甩负荷记录功率（单位：kw）振动情况（单位：m）1 瓦2 瓦3 瓦4 瓦水平垂直水平垂直水平垂直水平垂直138081239482生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：超速试验记录超速试验记录第一次电超速：第一次电超速：3270 r/min第二次机械超速：第二次机械超速：3308 r/min第三次机械超速：第三次机械超速：3298 r/min评价：合格生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：表表 B.1B.1 辅机及辅助系统试运记录辅机及辅助系统试运记录 N No o:试运单位：试运日期：9 月 2 日试运设备名称：试运概况：转向正确 声音正常 试运时间 4h评价：合格 不合格试运记录：（振动）单位：m转速r/min振动情况1 瓦2 瓦3 瓦4 瓦水平垂直水平垂直水平垂直水平垂直13002334242130001322668124试运记录：（温度）单位：转速瓦温1 瓦2 瓦3 瓦4 瓦1300 r/min504745413000r/min57575651运行工况：（温度）单位：转速回油温度1 瓦2 瓦3 瓦4 瓦1300 r/min404240403000r/min42454849备注：调试单位：施工单位：运行单位：监理单位：表表 B.1B.1 辅机及辅助系统试运记录辅机及辅助系统试运记录 N No o:试运单位：试运日期：9 月 2 日试运设备名称：试运概况：转向正确 声音正常 试运时间 h评价：合格 不合格试运记录：（油压）单位：mpa油压油压调节油压控制油压润滑油压油泵出口油压运行前0.150.20.151.05试运记录：（油压）单位：mpa转速油压调节油压控制油压润滑油压500 r/min0.20.980.123000r/min0.181.040.12备注：调试单位：施工单位：运行单位：监理单位：调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称循环水系统调试项目名称1#循环水泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作过程中，单体试运正常，系统完善，人员到位。主要工作内容设备名称1#循环水泵完成的工作项目冲洗相关管道，并查漏。试验数据及分析冲洗干净，无漏点。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称循环水系统调试项目名称2#循环水泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作过程中，单体试运正常，系统完善，人员到位。主要工作内容设备名称2#循环水泵完成的工作项目冲洗相关管道，并查漏。试验数据及分析冲洗干净，无漏点。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称凝结水系统调试项目名称1#凝结水泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作过程中，单体试运正常，系统完善，人员到位。主要工作内容设备名称1#凝结水泵完成的工作项目1#凝结水泵试运，系统冲洗，查漏，联锁装置试验。试验数据及分析冲洗干净，无漏点。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称凝结水系统调试项目名称2#凝结水泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作过程中，单体试运正常，系统完善，人员到位。主要工作内容设备名称2#循环水泵完成的工作项目1#凝结水泵试运，系统冲洗，查漏，联锁装置试验。试验数据及分析冲洗干净，无漏点。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称盘车装置调试项目名称盘车装置试验调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作已束，油质经化验合格，检查各轴承回油温度正常，人员到位。主要工作内容设备名称盘车装置完成的工作项目投入盘车装置，试验联锁，倾听机组内部声音试验数据及分析启动盘车电机，进行连续盘东大轴，倾听机组内部，前后轴无明显金属摩擦声。试验结果：正常。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称油系统调试项目名称高压油泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作已束，单体试运正常，系统完善，油质经化验合格，工作人员到位。主要工作内容设备名称高压油泵完成的工作项目高压油泵试运行，系统是否漏油。试验数据及分析启动高压油泵，运行过程中检查系统是否漏油，系统无漏点。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称调试项目名称1#射水泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作已束，单体试运正常，系统完善，工作人员到位。主要工作内容设备名称1#射水泵完成的工作项目射水泵试运行，系统冲洗，查漏，联锁装置试验。试验数据及分析启动射水泵，运行过程中无漏水情况。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调试过程记录调试过程记录专业名称汽机专业系统名称调试项目名称2#射水泵试运调试单位调试截止日期调试具备条件检查情况安装工作已束，单体试运正常，系统完善，工作人员到位。主要工作内容设备名称2#射水泵完成的工作项目射水泵试运行，系统查漏，联锁装置试验。试验数据及分析启动射水泵，运行过程中无漏水情况。发生异常情况及处理无与施工、设计单位联系情况畅通、协调建设单位监理单位生产单位调试单位调速汽门严密性试验调速汽门严密性试验在在 3000r/min 时手动按住电磁阀使调速汽门关闭时手动按住电磁阀使调速汽门关闭，分钟转子分钟转子惰走至惰走至 600r/min 以下以下评价：合格评价：合格生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：危急保安器喷油试验危急保安器喷油试验开始试验转速：开始试验转速：r/min动作转速：动作转速：r/min评价：合格评价：合格生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：联锁保护记录单联锁保护记录单系统：系统：专业：专业：编号：编号：序号试验内容试验方法试验结果备注主机跳闸试验1集控室紧急跳闸按钮实际动作正常2汽机头紧急跳闸钮实际动作正常3轴向位移（1.0mm）TSI 柜 模拟正常4轴承润滑油压低（0.02MPa）就地模拟正常5112%电超速（3360r/min，转速表）就地模拟正常6凝汽器真空低（-0.025MPa）就地模拟正常7发电机组主保护跳闸就地模拟正常8发电机跳闸发变组模拟正常9轴瓦回油温度高（75）就地模拟正常10轴瓦瓦块温度高（75）就地模正常拟1112131415生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：汽机整套启动进行的试验汇总汽机整套启动进行的试验汇总序号试验内容进行阶段结果1汽轮发电机组摩擦检查试验汽轮机 500r/min2汽轮机组润滑油压调整试验3000 r/min3主油泵特性试验800-3000 r/min4主汽门严密性试验汽机空负荷阶段5汽轮发电机组振动检测冲转至满负荷6汽轮机组手动脱扣试验汽机挂闸后7超速试验带 20%负荷 4 小时后8真空严密性试验80%额定负荷9汽轮机惰走试验停机阶段10调速系统特性试验额定转速生产单位负责人：日期：调试专业负责任：日期：汽机静态调试记录汽机静态调试记录序号试验内容试验方法结果签字一、凝结水泵联锁试验1压力联锁降低 1#泵出口压力至0.03MPa2#泵启动二、射水泵联锁试验1压力联锁降低 1#泵出口压力至0.03MPa2#泵启动降低 2#泵出口压力至0.03MPa1#泵启动三、射水抽汽器的试运1真空系统干抽开启凝汽器甲、乙两侧空气门及真空系统所有阀门，真空应能达到MPa四、测定自动主汽门关闭时间1主汽门关闭时间应小于 1 秒打闸五、危急遮断油门动作试验1主汽门装置动作通过前轴承座上手孔，拨动危急遮断油门的挂钩，使其脱扣六、危急遮断及复位装置动作试验1危急遮断门应复位挂钩手拉“复位”手柄七、磁力断路油门动作试验1磁力断路油门动作手按热工盘“停机”按钮，要手拉磁力遮断油门卡销复位八、电磁阀动作试验1电磁阀动作，调节汽门关闭，电磁阀失电后，调节汽门重新开启人为给电磁铁通电九、电超速保护装置试验1调节汽阀关闭，断电后重新打开人为短接发电机油开关十、轴向位移动作试验10.6mm 时，报警；1.0mm 时跳机回路动作热工仪表模拟信号十一、低油压保护试验1主 油 泵 出 口 压 力1.0MPa，闪光灯报警器报警，高压电动油泵启动投主油泵联锁2润 滑 油 压 降 至-0.04MPa 时，交流电动油泵启动关闭冷油器进油阀，降低润滑油压3润 滑 油 压 降 至0.03MPa 时，闪光灯报警，同时直流泵启动4低值停机0.02MPa5当 润 滑 油 压 升 至0.015MPa 时，停盘车开启冷油器进油阀，润滑油压升高十二、低真空保护模拟试验1停机回路动作投真空联锁开关施工单位调试单位建设单位整机调试验收签证单整机调试验收签证单项目名称项目名称衢州元立衢州元立 2*116m2烧结带冷机余热发电工程烧结带冷机余热发电工程分项内容分项内容余热机组整机调试余热机组整机调试建设单位建设单位元立金属制品有限公司元立金属制品有限公司调试单位调试单位调试日期调试日期经过对该机组全面系统的调整试验和经过对该机组全面系统的调整试验和 72 小时的满负荷运行，各小时的满负荷运行，各系统设备及整机性能符合设计要求系统设备及整机性能符合设计要求，达到国家相关质量验收标准达到国家相关质量验收标准，准准予交付，投入生产。予交付，投入生产。建设单位建设单位监理单位监理单位安装单位安装单位