目 录
1、锅炉调试方案
蒸汽严密性试验方案………………………………………………………2
碱煮炉方案…………………………………………………………………5
蒸汽吹扫方案………………………………………………………………12
2、汽轮机调试方案
汽轮机静态调试方案………………………………………………………17
汽轮机整套启动方案………………………………………………………24
汽轮机甩负荷试验方案……………………………………………………30
3、电气调试方案
发电机及励磁系统静态复查试验方案……………………………………32
励磁系统动态试验方案……………………………………………………35
发电机短路试验方案………………………………………………………37
发电机空载试验方案………………………………………………………40
发电机模拟并网试验方案…………………………………………………42
发电机负荷试验方案………………………………………………………45
4、热控调试方案
DEH 调试方案………………………………………………………………48
ETS 调试方案………………………………………………………………52
TSI 调试方案………………………………………………………………57
DCS 调试方案………………………………………………………………60
锅炉蒸汽严密性试验方案
1.试验目的
全面检查锅炉热态下蒸汽系统的严密性，确保锅炉安全、可靠地进行整组
试运行。
2.编制依据
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；
《电力建设施工技术规范》（锅炉机组）DL -2012；
《火电工程调整试运质量检验及评定标准》；
《电力工业锅炉检察规程》。
3.试验内容
检查锅炉附件及全部汽、水阀门的严密程度；
检查支座、吊架、吊杆、弹簧的受力情况；
检查锅炉焊口、人孔门、法兰及垫片等处的严密性；
检查汽包、联箱、各受热面部件、锅炉范围内的汽水管道严密程度和膨
胀。
4.蒸汽严密性的检查方法
在升压过程中，如发现问题，应停止升压，查明原因，消除缺陷后再进
行升压；
当蒸汽压力升至过热器额定压力时，应控制风量保持压力稳定，且勿超
压，开始对锅炉进行全面检查；
认真细致地检查以上各项，检查人员要做到耳听目看，详细观察判断，
倾听炉内有无泄漏响声。
5.检验标准
6.注意事项
升压过程中，升压、升温速度按运行规程执行;
质 量 标 准
检 验 项 目 性质 单位
合格 优良
检 验
方 法
蒸汽压力 主要 MPaA
达到过热器工作压力
()
试
验
参
数
蒸汽温度 一般 ℃
PH≤
AQC≤
观察在线仪
表
承压部件 主要 无泄漏
焊口 主要 无泄漏
人孔、法兰 主要 无泄漏
承
压
系
统 附件及汽水阀
门
一般 严密不泄漏
现场
观察
受热面 主要
膨胀自由、不卡涩，符
合设计要求
现场观察
各部管道 一般 膨胀自由、不卡涩 现场观察
支吊架 一般 无异常 现场观察
膨
胀
弹簧 一般
受力均匀，方向、位移、
伸缩正常
现场观察
升压过程中，应特别注意汽压及汽温的控制，保证锅炉各参数的正常;
升压过程中，尽量使各部受热面升温均匀;
在过热器不超额定工作压力的情况下，尽量将汽包压力升到额定工作压
力，检查受热面各部膨胀情况，并设专人记录;
检查人员必须站在检查门侧面，开门时，必须带防护手套;
在巡回检查中，发现漏泄和不严密的地方，应做好记录，以便停炉时处
理;
如发现有危害锅炉正常运行的缺陷，应按紧急停炉处理。
7.组织措施
由调试单位编写调试措施，经各方讨论通过后，由启动总指挥批准后实
施；
制造厂派人到现场技术指导；
试运时由总承包组织各方人员，统一指挥，明确分工，防止发生任何事
故；
试运过程由调试单位指挥，业主运行人员操作，安装单位维护检修，监
理公司监理。
碱煮炉、热水冲洗流程方案
1.碱煮炉、热水冲洗的目的
碱煮炉、热水冲洗的主要目的是去除新锅炉承压部件在建造过程中产生的
油脂、铁锈等杂质。碱煮炉、热水冲洗可以在锅炉安装完毕并进行过水压试验
确认无泄漏后进行。
2.碱煮炉、热水冲洗方案的编制依据
《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组）DL -2012；
《火力发电建设工程动试运及验收规程》DL/T5437-2009；
《火电工程启动调试工作规定》（1996 版）；
《火力发电厂锅炉化学清洗导则》DL/T794-2012。
3.碱煮炉、热水冲洗的准备
仔细地清除锅炉汽包内部的杂物、粉尘和油脂。确认没有工具和其它外
来物品遗忘在锅炉内；
从锅炉汽包排污阀连接临时排污管线。由于废水呈碱性，所以要把它引
至一个离锅炉足够远的地方；
汽包内部零部件要安装正确；
打开汽包高低水位检测阀、压力检测阀与顶部排气阀，然后打开汽包人
孔门；
确保热水冲洗的辅助设备，如凝结水泵、锅炉给水泵、纯水装置、锅炉
连锁系统、废气挡板等设备已具备正常开机条件；
现场水位计及中控水位应一开一备，隔离安全阀；目的是避免汽水管路
同碱水接触，以延长使用寿命；
药品（联氨溶液，氢氧化钠（NaOH）与磷酸三钠（）的
混合物，三种药品浓度均 100%配比）准备完毕；
锅炉要求的药品规格：
药 品 浓 度
联 氨 500ppm
氢氧化钠与磷酸三钠的混合物 3～4kg/m3
锅炉的炉水体积：
项目 AQC 锅炉 PH 锅炉
炉水体积(m3) 20 70
锅炉的加药量:
AQC 炉
炉水容
量
药品规格 投加标准 投入量
投加
地点
100％联氨 500PPm
NaOH 64kg
20m3
100% NaOH
与
O 的混合物
3～4
kg/m3
炉水
Na3PO4 16kg
AQC 炉
汽 包
PH 炉炉
水容量
药品规格 投加标准 投入量
投加
地点
100%联氨 500PPm
NaOH 224kg70m3
100% NaOH
与
O 的混合物
3～4
kg/m3
炉水 Na3PO4 56kg
PH 炉
汽 包
打开汽包人孔门，补水至人孔门低水位线处；
药品应配制成溶液加入锅炉汽包内，配制时将药品用水调成 20%的浓度，
搅拌均匀使药物充分溶解，不允许将固体药品直接加入汽包中；
操作中应准备好橡皮手套、塑料桶、勺子、防护眼镜等劳保用品；
药品加入之后，关闭汽包人孔门，补水至正常水位线-100mm 处。
4.碱煮炉及热水冲洗过程
操作和调整锅炉入口废气挡板加热炉水，升温速率最大不超过 65℃/h；
在加热炉水的过程中，汽包水位线将上涨，要将水位控制在 PH 锅炉
+350mm、AQC 锅炉+150mm 以下，当水位继续上涨时要及时排水，防止炉水进
入过热器内；
当锅炉汽包压力升至 ，保压 4 小时后，通过连续排污点对炉水取
样进行检测电导率值或目测油脂成分，并做好记录；
锅炉升压至额定压力 ，保压 8 小时，过程中应打开定排及联箱
排污阀排污，降低炉水电导率值，排污间隔时间控制在 2 小时一次，排污量为
额定蒸发量的 10％-15％，每次排污后取样进行检测，并做好记录；直至炉水电
导率达到 500us/cm 以下，PH 值在 9-11 之间，炉水含油脂成分符合要求；
当炉水指标达到要求后，进入热水冲冼阶段，仍采取排污的方式，对锅
炉内部的水质进行间断置换，同时打开连续排污阀进行连续排污，所需时间为 4
小时左右。
5．煮炉合格的标准
锅炉汽包内壁无油污；
擦去汽包内附着物，金属表面无二次锈斑；
炉水电导率达到 500us/cm 以下，PH 值在 9-11 之间。
6.热水冲洗完毕后的操作
热水冲洗完成以后，将锅炉入口挡板关闭使其自然冷却。当汽包压力降至
，炉水温度下降至 70℃时，打开联箱定期排污阀将炉水放掉，并按照以
下步骤尽快地清洗锅炉内部：
打开所有可以操作的排泄阀放水；
当放水完毕并将残留碱液冲洗后，打开汽包人孔门清理汽包内部杂质；
汽包内部检查并清理完毕后，将工作人员随身携带的所有物品拿出汽包，
确认不要将工具或其它物品遗忘在汽包内。
7.注意事项及恢复操作
在汽包内部清理过程中，检查下面内容：
进入汽包之前，为防止意外事故发生，关闭并锁紧蒸汽或水能够进入汽
包内部的阀门；
检查锅炉汽包内部，将底部的沉积物清理出去；
紧固汽包内部零部件上的重要螺栓，防止脱落；
关闭汽包人孔门，加水至正常水位；
人孔门关闭后用纯水不断冲洗汽包内部，冲洗时应带压进行。
8.锅炉碱煮炉人员组成
总协调：
成 员：
操作人员：
巡检人员：
保驾人员：
监控及检查人员：
附：碱煮炉记录确认表
AQC 碱煮炉参数记录及确认表
水位 检 测
序号
排污
时间 开 关 电导率 PH 值
操作
人员
检测
人员
备注：
监理单位： 安装单位：
调试单位： 建设单位：
PH 碱煮炉参数记录及确认表
水位 检 测
序号
排污
时间 开 关 电导率 PH 值
操作
人员
检测
人员
备注：
监理单位： 施工单位：
调试单位： 建设单位：
蒸汽管道吹扫、打靶方案
1.蒸汽管道吹、打靶的目的
对新安装的锅炉及主蒸汽管道系统，由于在制造、安装过程中遗留在管道内
的杂物和氧化皮，如不及时清除，当锅炉运行时被带到系统各处，会造成阀门结
合面损坏，更严重的是杂物一旦被蒸汽带入汽轮机，就会引起调门故障或损坏汽
轮机叶片等重大事故。
2.蒸汽吹扫方案的编制依据
《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组）-2012；
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；
《火力发电厂汽水管道设计技术规定》；
《管道工程安装手册》；
《汽轮机、锅炉、发电机金属材料手册》；
《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）；
《火电工程启动调试工作规定》（1996 版）。
3.吹扫、打靶的准备及具备的条件
锅炉受热面、本体配管水压试验及碱煮炉结束，辅助设备安装调试完毕，
如安全阀整定、水位计恢复及锅炉下部回灰设备工作正常等；
主蒸汽管道安装及保温全部结束，管道支架按设计要求进行确认正常；
吹扫、打靶临时管道搭设结束，靶板按要求准备到位（靶板长度贯穿临
时管道，宽度为临时管径的 8%，最窄为 25mm）；
系统减温减压器、输水器、节流孔板及相关检测仪表按要求拆除或关闭
前端手动阀，退出吹扫系统；
均压箱供汽、主蒸汽旁路及与凝汽器连接管道阀门均应处于全关状态；
主蒸汽及补汽管道短接拆除，与临时管道对接，进行吹扫系统贯通；
吹扫临时管道离出口 500mm 处应开设安装靶板位置；
吹扫前吹扫方案应认真研讨学习，参与吹扫的调试人员及工具器就位后，
方可进行相关操作（工具如扳手、对讲机等）；
管道吹扫过程中应有足够的纯水。
4.吹扫、打靶的实施过程及要领
锅炉启动，AQC、PH 锅炉所有辅助设备全部开启，现场检测仪表全面
投入正常使用；
打开汽包排汽阀,锅炉启动入口挡板开始升温、升压，升温速率控制在 65
℃/H 以内；
当压力升至 MPa 时关闭汽包排汽阀，打开锅炉启动阀,继续升温升压；
当汽包压力升至额定压力的 75%时，缓慢打开主蒸汽控制阀及排泄阀进
行暖管；
压力升至额定压力时，关闭排泄阀和启动阀，锅炉汽包水位 PH-200mm、
AQC-100mm，打开锅炉控制阀进行第一次吹扫（吹扫从开阀到关闭阀门大概需
要 180s），然后关闭液压阀，进行升压，重复第一次吹扫方法进行操作；
在蒸汽吹扫时，应根据管道内杂质情况，决定靶板安装时间；
此吹扫方法采用降压法，利用锅炉介质蒸汽升至一定压力时，提高吹扫
流量的方法，瞬间打开锅炉主蒸汽控制阀门，此时通过压降提高蒸汽流量，当压
力降至一定值后，关闭控制阀重新升压，进行再次冲洗。此方法主要通过蒸汽压
力产生的高速汽流，将管道内杂质带走，同时依靠冲洗时高温蒸汽造成管壁温度
的升高和降低变化，使附着于管道内壁的氧化皮脱落后被吹出；
蒸汽吹扫时汽流对杂质的冲刷力，应大于额定工况时汽流的冲刷力，吹
管系数应大于 1（系数是吹管流量 2×蒸汽比容/额定工况流量 2×蒸汽比容），压力
控制参数根据锅炉工作压力查阅相关电力建设技术规范而定；
在蒸汽连续吹扫后（至少在 10 次以上），方可安装靶板进行打靶，在打
靶过程中，根据靶面情况，适当调整打靶时间，如靶面效果不佳，方可停止装靶，
进行继续吹扫；
具体打靶时间将根据打靶效果而定（连续打靶一般用时 48 小时左右）。
5.蒸汽吹扫、打靶合格的标准
如连续两次以上更换靶检查，靶板上冲击斑痕小于 ，且用肉眼观察斑
痕点不多于 8 个点时即可断定打靶合格。
6.吹扫、打靶注意事项
打靶应间断进行，一定要保证管道有足够的降温时间（间隔一般为 12 小
时左右）；
吹扫、打靶过程中应派专人对主蒸汽管道支架进行检查确认，如有异常
立即停止吹扫，待隐患消除后方可继续进行；
吹扫、打靶分工一定要明确，责任到人，如操作、装靶及联系人员必须
有专人负责；
吹扫、打靶过程中应对靶面冲击效果随时进行记录，冲击后的靶板应保
护好靶面，并贴上打靶次数；
打靶结束应由监理、施工单位及业主三方根据靶面情况而定。
7.人员安排
总协调：
成 员：
操作人员：
巡检人员：
保驾人员：
现场协调人员：
安装靶板人员：
附：蒸汽吹扫及打靶效果记录
汽包压力 主蒸汽压力
序号
吹扫
时间 开 关 开 关
靶面点数
（个）
靶面点深度
(mm)
操作
人员
安装
人员
备注
汽轮机静态试验调试方案
1.编制目的
检验润滑油系统设备的安装及运行情况，发现并消除油系统
存在的各种问题，按要求对润滑油系统各定值进行整定;
通过试验检查热工联锁信号动作是否正常，以保证机组的安
全运行;
按照制造厂提供的参数对系统的各部套进行调整；
校核调节保安系统热工联锁保护装置；
发现并消除系统存在的缺陷,保证机组的安全运行；
收集原始资料,作为电厂今后运行和检修的参考依据。
2.编制依据
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》;
《火电工程启动调试工作规定》1996 版;
《火电工程调整试运质量检验及评定标准》1996 版;
《 型汽轮机产品说明书》;
《 型汽轮机调节系统说明书》。
3.调试质量目标
符合《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996 版）中有
关系统及设备的各项质量标准要求，全部检验项目合格率 100%，优
良率 90%以上，满足机组整套启动要求。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监控，发现问题应及时向上级领导汇
报，以便协调解决，保证启动调试工作顺利进行。
4.调试对象及简要特性介绍
油系统主要由：主油泵、油箱、交流润滑油泵、直流事故油
泵、高压电动油泵、注油器、盘车装置、冷油器、油管路、油净化装
置、过滤器、热工联锁保护装置及监测仪表等组成；
调节系统采用南京科远公司的数字电液控制系统。南汽轮机
数字电液控制系统，由计算机控制部分（也称数字控制系统）和 EH
液压执行机构组成，系统控制精度、自动化水平高，它能实现升速
（手动或自动），配合电气并网，电负荷控制（阀位控制或功频控
制），及其他辅助控制，并与 DCS 通讯，控制参数在线调整和超速保
护功能等，使汽轮机适应各种工况并长期安全运行；
为了保证汽轮机安全运行,防止设备出现损坏,除要求调节系
统动作准确可靠外,还装备了必要的保安装置, 本系统包括机械液压
保安装置和电气保护装置两部分，机组设置了三套遮断装置：手拍危
急遮断装置；超速脱扣的危急遮断器；电动脱扣的电磁保护装置；
调节系统的主要功能有：冲转前可远方自动挂闸，整定伺服
系统静态关系，启动前的控制，转速控制，负荷控制，并网带初负荷，
负荷反馈控制，负荷限制，快减负荷，阀位限制，主汽压力控制，主
汽压力低保护，补汽控制，负荷限制、调节阀阀位限制，超速停机等。
5.调试应具备的条件
润滑油系统安装完毕及设备存在的缺陷处理完毕；
油循环工作结束，油质经化验合格并附有检验报告；
油箱及滤网已清理且油箱内有足够的润滑油；
现场施工用的临时性脚手架已拆除；
有关热工仪表安装完毕，动作正常；
现场照明充足且备有足够的消防器材；
润滑油温控制在 35～45℃，油温低于 10℃时，禁止启动油泵，
油温低于 21℃时，机组不能进行盘车和冲转；
润滑油系统运行时油净化装置应一起投运；
润滑油系统冷油器应具备投运条件，以便在调试过程中投入；
危急遮断器系统安装完毕,各汽门、油动机、电磁阀和电液
转换器安装完毕；
试验前应准备好下列仪表： ～, 0～ 的
级标准压力表各两快，数字式测温仪一个。
6.调节系统主要技术规范
速度变动率应满足 3～6%的要求；
调速系统迟缓率小于或等于 %；
当汽轮机在额定蒸汽参数下维持空转时,转速摆动不小于
1rpm；
在额定蒸汽参数下,汽轮机甩负荷时,系统能够维持空转,不会
引起危急遮断器动作。
保护主要技术参数
转速升至额定转速的 110%（3300rpm）；
轴向位移控制 到 + 之间；
润滑油压力低于 ；
凝汽器真空低至；
ETS 系统其他信号发出停机。
8.调试步骤方法
调试步骤
高压电动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵启停及油压调整→
进行联锁试验→定速后油压调整→低油压遮断试验。
各油泵的启停及油压调整
油泵启动前工作;
辅助设备具备中控启动条件；
检查油泵出口压力表应符合标准；
应指定专人在油泵就地监视和检查油泵运行情况，与中
控室的通讯联系应畅通，以便于及时发现并迅速处理油泵异常运行情
况。
润滑油系统联锁保护试验前的工作
油泵运转正常后,对出口油压及轴承润滑油压进行复查及调整，
油泵出口油压 ，润滑油系统油压 至 之间。
润滑油系统的联锁试验
油泵联锁试验：投入高压电动油泵联锁,主油泵出口油压低
于 1MPa 高压电动油泵应自启；润滑油压低于 ,压力开关发出
信号,交流润滑油泵应自启;油压低于 ,压力开关发出信号，
直流润滑油泵应自启;
盘车装置联锁试验：润滑油压<，盘车装置应联
锁自停。
润滑油压低遮断试验
在 ETS 试验操作面板,将“润滑油压低跳闸保护”投入，油压低于
,压力开关发出信号，汽轮机跳闸。
危急遮断系统静态调试
启动高压电动油泵,调整出口压力在 左右，确认电
磁保护装置在断电位置,危急遮断油门复位；
拉出危急遮断手柄,危急遮断系统处于挂闸状态,安全油压
建立。危急遮断指示器显示挂闸，记录安全油压；
检查主汽门活动装置处于正常位置，主汽门缓慢开启，观
察启动油压变化情况；
主汽门开启后，检查行程应符合要求，记录启动油压；
依次进行手拍危急遮断器手柄，控制室手动停机和汽机跳
机保护试验，主汽门应在 1 秒内迅速关闭；
打开喷油阀检查油路是否畅通。
调速系统静态调试
利用 DDV 阀手动旋钮，控制油动机全关或全开，进行调
门机械定位；
通过阀位控制器对油动机进行阀位标定（按油动机实际行
程对阀位控制器进行调零、调满，并利用 4-20mA 信号源对反馈进行
调零、调满）；
DEH 阀位标定后，对 DEH 进行模拟试验，利用信号发生器
模拟操作汽轮机转速、机组启动及并网等，并通过 DCS 进行转速设
定，则增大或减小油动机开度。
9.调试的组织与分工
施工单位应负责试运的组织、联系及具体试验过程中的配合
工作,负责设备与系统的检修、消缺和维护；
生产单位参与调试并负责有关试验项目的操作工作；
调试单位负责调试措施的编写,指导调试工作；
监理单位负责协调有关调试工作,对安装和调试质量的结果
进行监督。
10.质量检验标准
《电力建设施工技术规范》（汽轮机发电组）DL
-2012;
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》 ;
系统的静态调试结束后应该办理设备系统分部试运后调试
质量签证单;
系统的动态投运应该通过整套启动试运后分项验收签证。
11.试验记录项目
各辅助油泵的压力整定记录项目：油温、泵出口油压、轴
承润滑油压等；
各辅助油泵的低油压联动记录项目:交流润滑油泵及直流事
故油泵联动时的油压值 、油温；
主油泵出力检查记录项目:进口油压、出口油压、润滑油压、
油温；
联锁保护项目；
低油压联锁记录项目；
各执行机构行程校核记录项目：各油动机油缸行程及阀杆
行程；
低油压遮断试验记录项目：报警值、压力开关动作时的油
压值、油温。
12.职业健康安全及环境保护措施
试验操作人员熟练掌握设备状况及运行规程,以保证操作的
准确、熟练；
试验过程如发生事故应立即停止试验,由运行人员进行处理；
在超速试验前必须检查油泵的联锁保护情况；
为保证试验的正常进行,与试验无关的人员不应在现场停留；
现场应备有足够的消防器材；
外漏油液必须用容器盛存,集中处理,不得随意倾倒。
余热发电汽机整套启动调试方案
1.技术规范
序号 名 称 工 况 单 位 数 值
1 额定功率 MW 9
2 主蒸汽压力 MPa
3 主蒸汽温度 ℃
4 主蒸汽流量 t/h
5 补汽蒸汽压力 MPa
6 补汽蒸汽温度 ℃ 饱和
7 补汽蒸汽流量 t/h
8 循环水温度 ℃ 20
9 额定排汽压力 kPa 7
10 额定转速 rpm 3000
11 旋转方向 从汽轮机向发电机看为顺时针
12 给水温度 额定工况 ℃
13 冷凝器面积 m2 1200
14 级数 9
2.编制依据
《电力建设施工技术规范》;
《火电工程启动调试工作规定》1996 版;
《 多级混压凝汽式汽轮机产品使用说明
书》;
《 多级混压凝汽式汽轮机调节保安系统说
明书》。
3.试运系统和范围
汽机所属给水系统、凝结水系统、补汽系统、润滑油系统、真空
系统、循环水系统及其它系统等。
4.调试目的
通过对整套机组启、停，进行必要的调试，使系统达到满负荷安
全运行要求。
5.冲转及动态试验
首次冷态启动
应具备的条件
启动现场地面平整，通道、楼梯畅通无障碍物、可燃物；
并配备必要的消防器材；
汽机所辖各设备的命名、编号应清楚、设备标志正确（如
转动机械方向、管道的流向、色环、操作机构的动作方向等）；
电厂应准备好启动所需的测振仪、听棒、测温枪等工具；
与启动有关的热力管道保温完好；
蒸汽压力、温度、流量应能满足机组启动的需要；
给排水系统畅通；
机组启动有关的所有阀门均校验良好；
热工信号、主、辅机联锁、停机保护装置校验合格；
热工控制系统工作结束，静态试验合格，具备投用条件；
热力系统上所有安全门校验合格；
所有参加机组启动人员应配齐，组织分工明确、人员名
单以书面形式张帖在现场指挥部；
盘车、给水、汽封加热器、均压箱及冷却水等系统均投
运正常。
冲转条件
主汽压力 以上；主汽温度 250℃以上；上下缸温差<50℃；
润滑油压在 ～；油温在 35℃-45℃之间；抽真空至-80KPa
以上。
冲转
汽轮机冷态启动参数和控制指标：
主汽压力： ≥
主汽温度： ≥250℃
真 空： ≤-80KPa
润滑油压力：
润滑油温度： 35-45℃
控制油压： ≥
汽轮机挂闸前，确认主汽门、高调门、混汽补汽门关闭。
阀门标定结束后，汽轮机挂闸，此时主汽门全开，高调门、混汽补汽
门处于关闭状态；
在 DEH 上设定目标转速 500rpm，升速率 100rpm/min；
在 DEH 画面上，按下“进行”，在画面上确认转速上升；
汽机冲转后，检查盘车应脱开；
冲转转速到 500rpm 后，手动脱扣一次，确认动作正常后,
立即恢复挂闸，转速升至 500rpm；
升速过程中确认机组振动正常、无异音、各轴承进、回油
压力、温度正常、无漏油漏汽现象；
升速到 1200rpm，进行中速暖机；上下汽缸温差在 50℃以
内，机组绝对膨胀及轴向位移等相关参数应正常；
机组绝对膨胀＞1mm, 轴向位移 到 +，联系
锅炉操作人员注意主汽温、汽压及汽包水位；
目标转速设置 2500rpm，升速率 100rpm/min，按“进行”继
续升速，通过临界转速时，升速率增加到 480rpm，使机组平稳而快
速地通过临界转速；
升至 2950rpm 后，对机组各参数进行检查，确认正常。
喷油试验
机组维持 2950rpm（2920～2980rpm）,旋转喷油阀旋钮，汽轮机
飞环动作，主汽门、调节汽门迅速关闭，汽轮机转速下降，立即复位，
将转速升至 3000rpm。
超速试验
103%超速试验
在 超 速 实 验 画 面 ， 点 击 “ 103% 超 速 ” 按 钮 ， 转 速 自 动 升 为
3090rpm，当实际转速达到 3090rpm 时，103%超速保护动作。
110%电气超速试验
点击“110%超速”按钮则转速目标值自动设为 3305rpm，实际转速
超过 3300rpm 时，110%超速保护动作。
机械超速试验
点击“机械超速”按钮，则转速设定值自动设为 3365rpm。
危急遮断器动作连续试验三次，其三次动作转速误差要求：
第一、二次动作转速差不得超过 ％，即转速相差不超过 18rpm，
转速相差在规定范围内，则试验合格；第三次动作转速与第一、二次
动作转速的平均值之差不超过 1％，即转速相差不超过 30rpm，转速
相差在规定范围内，则试验合格；危急遮断器在额定转速的 109～111
％之间动作。
复位
在超速实验画面中，点击“复位”按钮后，可终止正在进行的超速
保护实验，恢复试验前的状态；
并网、升负荷
并网后机组自动带 5%的初始负荷，防止逆功率保护动作；
根据锅炉工况，按升负荷曲线缓慢带负荷。
补汽投入
补汽投入前阀门的状态应为：补汽阀关闭、疏水阀打开、
补汽暖管阀打开；
允许投入补汽的条件:机组功率大于 30%、补汽压力、温度
达到设计值；
进入补汽控制面板，点击“打开补汽快关阀”，再点击“手动
补汽投入”，根据补汽压力调整阀门开度。
停机
退出补汽系统，机组降负荷，准备停机；
检查油泵联锁投用正常；
手拍危机遮断器，记录转子惰走时间；
转速降至 500rpm 时，破坏真空系统；
转速到“0”时，投盘车。
首次冷态启动升速曲线
rpm 3000rpm
3000
2500rpm
2000
1200rpm
1000
500rpm
0
30 60 90 120 150 180 分
汽轮机甩负荷试验方案
1.试验准备及要求
汽轮发电机组所有试验结束，机组已并网；
调节系统调节灵敏，运行正常；
自动主汽门、调速汽门关闭时间符合要求、严密性合格，各
联锁装置动作良好；
机组喷油试验、超速试验正常，手动危急保安器动作良好；
电气和锅炉专业各设备经检查状况良好，锅炉安全门经调试
动作可靠；
检查与甩负荷相关的联锁保护装置及发电机保护装置设置和
投入情况，保证能满足试验条件的要求；
现场各转速表计检查正常，厂用电源供应可靠；
发电机主开关和灭磁开关跳合正常。
2.试验步骤
解除 ETS 画面中的发变组故障保护；
试验一般按照甩 50%、100%额定负荷两级进行，当汽轮机负
荷在 50%、100%额定负荷时，断开发电机主开关，甩去全部负荷；
当甩 50%额定负荷后，转速超调量大于等于 5%时，应立即
中断试验，不再进行甩 100%负荷试验，对汽轮机调节及保护系统进
行全面检查，如发现异常应及时处理，待恢复正常后重新进行试验；
查询试验前后转速变化趋势图，记录试验数据；
试验结束后，机组转速稳定 3000rpm，并网。
3.试验参与人员
调试单位：
安装公司:
监理单位：
相关厂家：
发电机及励磁静态复查试验方案
1.试验准备及要求
励磁柜和发电机保护柜及同期柜控制电源已具备送电条件；
励磁柜和发电机保护柜及同期柜所有二次接线已经完成；
所有 PT 和 CT 安装结束，且二次接线完成。
2.试验步骤
发电机系统静态复查，检查所有 CT，PT 相序、极性及二次
回路；
励磁系统静态复查，检查装置采集的 CT，PT 相序与极性，
输入输出的电量和非电量；
发电机同期系统静态复查；
发电机保护及励磁回路传动试验；
机电联锁回路传动试验（发电机保护与主汽门关闭、ETS 动
作及发电机超温）。
保护屏及励磁静态试验记录：
保护装置型号 DPR303G
加载故障信号 面板信号灯指示情况
加载对应传动信号 信号继电器动作情况保护传动试验
投入应用出口一/二/三 出口继电器动作情况
分断 52G
分断灭磁开关
关闭主汽门
联锁信号试验
装置故障
励磁屏静态试验记录
保护装置型号 DVR-2000B
通过程序选择相应故障时 面板故障信号灯指示情况
保护传动试验
通过面板转换开关选择方式时 面板运行信号灯指示情况
通道输入开关分/合信号
通道故障信号分别发信号到 DCS，观察显示情况
旋转二极管故障信号
联锁信号试验
同期装置发出增磁/减磁信号 励磁柜接收信号显示情况
3.试验参与人员及分工
建设单位：
自动同期装置 DPR301AS
加载故障信号 面板信号灯指示情况
传动试验
加载对应传动信号 信号继电器动作情况
发增速/减速信号到 DEH
调节试验
发升压/降压信号到励磁装置
出口继电器动作情况
手动同期装置 DPR301MS
手动增/减速
调节试验
手动升/降压
电压指针指示情况
待并侧电压增减时
频率指针指示情况同步表指示
待并侧与系统侧相位变化时 相位指针指示情况
同步继电器 同步表指示到同期条件时 接点动作情况
负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施安全措施、联
系调度，配合监理协调现场各方关系；
调试单位：
负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，督促本方案实施；
安装公司：
负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中
的设备消缺，积极配合调试单位的工作；
监理单位：
协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及安全措施；
设备厂家：
配合调试人员操作及修改设备参数。
励磁系统动态试验方案
1.试验准备及要求
确认励磁调节器装置电源已送，A/B 两套装置参数应设置无
误；
3YH 及 4YH 柜电压互感器高压熔断器应牢固，防止脱落；
52S、3YH 及 4YH 柜应在工作位置，52G 柜应在试验位置；
检查 52S、3YH 及 4YH 柜内小空开应合上，熔断器应完好
无损；
试验所需测量工具应准备到位；
永磁机及励磁机接线正确；
永磁机频率-电压特性试验在汽轮发电机组冲转过程中进行。
2.试验步骤
汽轮发电机组转速在 500rpm、1000 rpm、1500 rpm、2000
rpm、2500 rpm、3000 rpm 时，记录永磁机电压；
记录表格如下：
转速（rpm） 500 1000 1500 2000 2500 3000发电机永
磁机特性
试验
永磁机电压
(V) 汽轮发电机组转速稳定在 3000 rpm 时，选择 A/B 通道自动升
压，升压过程中注意跟踪通道与运行通道的数据比较；
运行通道自动升压到额定电压的 95％（内部设定），跟踪通
道应保持一致；
运行通道手动升压至额定电压，如跟踪通道电压一直上升而
不见有下降趋势，立即退出通道，待稳定后再手动升压至额定电压；
运行通道和跟踪通道各相关数据平稳后，可进行通道切换试
验，手动/自动切换试验，增/减磁试验；
A/B 两通道均要完成上述试验。
3.试验参与人员及分工
建设单位：
负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施安全措施、联
系调度，配合监理协调现场各方关系；
调试单位：
负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，督促本方案实施；
安装公司：
负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中
的设备消缺，积极配合调试单位的工作；
监理单位：
协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及安全措施；
设备厂家：
配合调试人员操作及修改设备参数。
发电机短路特性试验方案
1.试验准备及要求
将试验短路铜排安装到位，铜排安装位置在发电机并网柜
（52G）电流互感器母线侧；
试验所需钳形表、万用表等测量工具准备到位；
确认发电机并网柜（52G）手车在试验位置；
试验应在汽轮发电机组稳定在额定转速 3000rpm 后进行；
励磁调节装置和发电机保护装置采集的数据对比无误；
检查发电机运行参数有无异常，严密监控发电机定子绕组各
部位温度。
2.试验步骤
按照励磁屏操作步骤，建立发电机励磁；
将发电机定子电流平稳升至 687A（CT 变比 1000/5），确认发
电机保护装置及计量表计电流正常后平稳增磁，到额定电流 687A 后，
进行平稳减磁操作，直至将电流降至最低，以上操作均按照记录表中
的参数进行；
按照记录表中的发电机定子三相电流、发电机转子电压和励
磁电流数据，绘制出发电机上升、下降短路特性曲线；
发电机短路试验记录表：
上升发电机定子
一次电流 下降
上升发电机定子
二次电流 下降
上升
转子电压
下降
上升
励磁电流
下降
上述试验合格后，断开灭磁开关，通知操作人员将汽轮机转
速降到 500rpm，将发电机出线小室隔离柜（52S）由工作位置摇至试
验位置，拆除短路排；
短路排拆除确认后，恢复控制柜接线，柜门按照要求恢复完
毕，方可进行下步试验。
3.试验参与人员
建设单位：
负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施安全措施、联
系调度，配合监理协调现场各方关系；
调试单位：
负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，督促本方案实施；
安装公司：
负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中
的设备消缺，积极配合调试单位的工作；
监理单位：
协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及安全措施；
设备厂家：
配合调试人员操作及修改设备参数。
发电机空载试验方案
1.试验准备及要求
确认发电机并网柜（52G）、隔离柜（52S）手车在试验位置，
将发电机 PT（3YH）、励磁 PT（4YH）手车由试验位置摇至工作位
置；
发电机保护定值投入，励磁过电压保护退出；
汽轮发电机组稳定在额定转速 3000rpm；
励磁调节装置和发电机保护装置采集的数据正确无误；
2.试验步骤
按照励磁屏操作步骤，建立发电机励磁；
发电机定子电压平稳升至 10000V（PT 变比 10000/100），确
认发电机保护装置及计量表计电压正常后平稳增磁，到额定电压
倍，匝间耐压 5 分钟后，进行平稳减磁操作，直至将电压降至最低，
以上操作均按照记录表中的参数进行；
根据记录表数据，绘制发电机的上升和下降空载特性曲线。
发电机空载试验记录表格：
上升发电机定子
二次电压 下降
上升发电机定子
二次电压 下降
上升
转子电压
下降
上升
励磁电流
下降
3.试验参与人员及分工
建设单位：
负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施安全措施、联
系调度，配合监理协调现场各方关系；
调试单位：
负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，督促本方案实施；
安装公司：
负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中
的设备消缺，积极配合调试单位的工作；
监理单位：
协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及安全措施；
设备厂家：
配合调试人员操作及修改设备参数。
发电机模拟并网试验方案
1.试验准备及要求
汽轮发电机组具备模拟并网条件；
发电机 PT（3YH）、励磁 PT（4YH）、隔离柜（52S）手车应
处于工作位置，发电机并网柜（52G）应处于试验位置；
发电机保护、同期装置按定值清单应全部投入；
准备好通讯工具，联络控制室与中压电气室，明确联络责任
人；
并网信号已强制。
2.试验步骤
将发电机电压、频率调至与电网保持一致；
确认发电机运行参数正常后，准备核相序；
核对二次相序，在 3YH、4YH 柜测量 PT 二次相序应为正相
序；
核对发电机保护屏及发电机励磁屏采集 PT 二次相序应为正
相序；
二次相序核对无误后，启动同期装置，核对一次相序；
核对二次相序记录表格：
发电机 PT 3YH Ua Ub Uc Uab Ubc Uca
励磁 PT 4YH Ua Ub Uc Uab Ubc Uca
发电机二次
电压相序
系统 PT 2YH Ua Ub Uc Uab Ubc Uca系统二次电
压相序
机端相序 Uc Ub
系统相序 Uc Ub同期相序 保护屏
对应情况
核对一次相序记录表格：
校核开关 系统侧 待并侧 测试结果
A 相 A 相
B 相 B 相
C 相 C 相
A 相 B 相
A 相 C 相
发电机并网
柜(52G)
B 相 C 相
确认一二次相序正确的情况下，启动自动同期装置，装置自
动检测发电机与系统侧电压、频率、相位角，如不在设定范围内，装
置应自动调节电压、频率和相位角；
当达到同期条件后，同期装置发出合闸信号，此时发电机并
网柜（52G）应合闸；
确认发电机保护装置上有合位指示后，自动同期并网成功，
进行手动分闸；
自动同期模拟并网后，按照手动同期操作步骤，投入同期及
对象（同期对象）开关，电压、频率及相位角与电网如不一致，通过
手动调节电压、频率及相位角，满足同期条件时，操作合闸按钮，保
护装置上合位指示灯亮，手动模拟并网成功。
自动同期纪录表如下：
并网开关 52G 手车位置 试验位置
电压差 同期装置发调速信号
频率差 同期装置发调压信号
相位角差 同期装置发合闸信号
试验记录
开关正常合闸 52G 开关正常分闸
3.试验参与人员及分工
建设单位：
负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施安全措施、联
系调度，配合监理协调现场各方关系；
调试单位：
负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，督促本方案实施；
安装公司：
负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中
的设备消缺，积极配合调试单位的工作；
监理单位：
协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及安全措施；
设备厂家：
配合调试人员操作及修改设备参数。
发电机负荷试验方案
1.试验准备及要求
汽轮发电机组所有试验结束，机组已并网，并带一定的负荷；
机组运行参数正常；
发电机保护装置和励磁调节器相应的保护全部投入；
测量工具准备到位。
2.试验项目
发电机保护装置和测控装置采集的电流、电压的相位应正确；
各测量表盘所示数据应正确；
发电机保护装置采集的零序电压和零序电流应在允许范围内；
差动保护装置的差流应正常；
励磁调节器采集的电压电流信号应正常；
DCS 采集的电流、电压、有功功率、无功功率、频率、功率
因数应与发电机保护装置相符合。
电流回路测量记录表：
名称 电流（A） 相位角（°） 备注
A
B中性点CT411
C
A
B机端CT481
C
A
B励磁CT431
C
电压回路测量记录表：
名称 电压（V） 备注
UAB
UBC
UCA
UA
UB
2YH
UC
UAB
UBC3YH
UCA
差动回路差流测量记录表：
名称 A相差流 A相制动 B相差流 B相制动 C相差流 C相制动
发电机
发电机零序电压、电流测量记录表：
名称 零序电压（V） 零序电流（A）
3.试验参与人员及分工
建设单位：
负责整组启动试验中运行设备的巡检与操作，实施安全措施、联
系调度，配合监理协调现场各方关系；
调试单位：
负责现场试验的实施、指挥和控制试验流程，督促本方案实施；
安装公司：
负责整组启动试验中临时设施的安装拆卸，启动试验及试运行中
的设备消缺，积极配合调试单位的工作；
监理单位：
协调现场各方的关系，组织实施本试验方案及安全措施；
设备厂家：
配合调试人员操作及修改设备参数。
DEH 系统调试方案
1.调试目的：
按照DEH系统的技术规范，配合机组调试及运行要求，有步骤地
调整和试验DEH的设计控制功能。逐步投入汽机OPC及ETS等功能，
以满足机组整组启动、运行以及各项性能试验的控制要求和保护要求。
2.编制依据：
《火电厂启动调试规程》
《火力发电建设工程启动试运及验收规程及规程》
《DEH现场安装调试手册》
《DEH技术说明书》
3.调试对象及范围：
该控制系统为南京汽轮机厂提供的数字电液调节系统。主要控制
汽轮发电机的转速、负荷系统及保护系统。
4.调试的组织与分工
调试的组织
DEH系统的调试由安徽海螺川崎工程有限公司、设备厂家、业主
单位调试指挥部、监理公司及安装单位共同完成。
调试的分工
厂家负责DEH系统的调试。并提供调试所需的整定值及
相关资料;
安装公司负责安装方面的单机调试并配合系统调试;
设备厂家负责系统的软、硬件测试及调试技术指导;
监理公司负责工程全面监理。
5.调试方法和流程：
前期调试的技术准备工作：
审核汽轮机调节系统（DEH）的控制功能逻辑图；
审核DEH控制仪表外部端子接线图;
按照机组调试的进度计划和汽机机务调试的工作进度制定
对应的调试工作计划。
DEH系统的上电与测试：
根据系统技术文本检查控制系统机柜间及工程师站和操作
员站的通讯情况；
配合DEH系统调试人员进行系统机柜上电前的硬件检查工
作，包括柜内元件配置核查和机柜绝缘、接地测量;
系统机柜上电后，配合设备厂家调试人员进行系统软件恢复，
包括系统界面监控与程序组态软件;
系统机柜上电后，根据硬件组态，检查各个控制器的逻辑地
址是否与配置对应，并进行系统网络调试。
分系统调试：
按技术质量要求和调试验收质量要求，对安装公司接线的标
准、质量进行检查;
按照机组分系统调试的进度要求，对安装单位的各个单体调
试进行检查，并要求安装单位提供合格的单体调试试验报告和仪表校
验报告。技术条件满足的要办理验收手续；
根据各个测点的具体情况，检查变送器配电模块(TAI8)的供
电跳线；
检查模拟量信号，包括信号的量程、报警值等；
数字量I/O卡通道的校验。就地模拟信号，检查I/O卡及画面
的信号情况。
执行机构校验：
机务汽机油循环结束、油质化验合格后进行油系统的恢复，
DDV阀的安装等；
DEH汽机阀门的调校，配合设备厂家对阀门的油动机行程
（LVDT传感器）及阀门控制进行调校；
DEH阀门试验
汽机挂闸，通知机务人员配合，对主汽门和高压调门进行阀门标
定试验，检查和调整主调门指令与反馈的线性对应关系。
功能试验和检查：
DEH保护功能试验
静态模拟各种条件，对DEH系统的OPC、AST功能进行联锁试验。
DEH、ETS与其他装置接口信号检查：
检查试验DEH同DCS间的接口信号；
检查试验DEH同电气同期装置间的AS（自动并网）或
MS（手动并网）接口信号；
检查DEH与ETS、ETS与GP的跳闸接口信号。
整套启动调试：
配合汽机机务，在汽机整套启动前做机、炉、电联锁试验，
阀门试验和DEH功能试验；
汽机启动首先进行的是DEH转速控制，转速到3000转后，配
合机务做汽机喷油试验，电超速试验和机械超速试验；
随着运行工况的不断变化，逐步整定DEH中的各项功能、参
数，使汽机控制更加安全可靠。
带负荷运行调试：
根据机组运行的实际情况，逐步投入负荷控制等其他功能，
并根据工况整定控制参数和优化控制功能，满足负荷控制的要求；
DEH配合汽机，做电气开关跳闸机组甩负荷试验；
根据机组带负荷的运行情况，配合CCS协调系统投入ADS负
荷调节等功能。
6.安全技术要求：
调试人员首次进入调试现场前要进行安规考试，并必须要定
期实行安规学习；
所有调试试验工作应严格按照《电力生产安全规定》的要求
进行，以保障人身和设备安全；
所有调试试验工作必须符合制造厂厂家文件中规定的安全技
术条件；
设备投用应依据机务要求进行，做好必要的防事故措施；
非调试人员不得随意拆、接与保护系统有关的线和设备；
试运期间投入或切除相应保护联锁时，应对信号回路进行细
致检查，确认无误后方可进行。
ETS 系统调试方案
1.编制目的
根据设计院提供的资料，检查ETS系统是否符合系统设计要求，
并在相关人员的配合下，完成ETS系统调试，使系统实现设计功能，
满足机组安全、稳定地运行。
2.编制依据
《火电工程启动调试工作规定》电力部建设协调司建质（1996
版）；
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；
《电力建设施工质量验收及评定规程》;
《电力建设安全工作规程 (火力发电厂部分) 》-2002 ;
ETS设备厂家提供的相关操作、维护手册及逻辑图纸等资料;
南京汽轮机集团股份有限公司、ETS设备厂家提供的图纸。
3.调试对象及范围
系统简介
XXX有限公司9MW余热发电机组危急遮断系统在机组运行过程
中对相关重要参数进行监视。当电机故障跳闸时,它能自动启动关闭
回路快速关闭主汽门(各主汽阀和调节阀)，紧急停机、停泵，从而保
护机组设备的安全。本ETS由机械-液压、电气-液压两种方式构成。
既故障保护可采用机械、电气两种方式,但进汽阀的关闭最终总有赖
于液压调节保安系统。
系统功能
ETS装置内部逻辑利用超紧凑单元式可编程控制器（PLC)实现,
为了提高ETS装置的安全可靠性、本系统采用了冗余结构，按双通道
逻辑回路设计。从现场来的输入信号，同时在两PLC进行独立逻辑程
序处理后,再经过同一个端口输出总保护跳机信号。
停机项
发电机保护关主汽门；
主蒸汽电动截止阀关闭故障；
电调装置停机；
手动停机；
轴向位移大；
凝汽器真空过低(三取二)；
润滑油压低(三取二)；
TSI超速停机；
径向瓦块温度高；
推力瓦块温度高；
轴瓦震动大；
汽轮机轴承回油温度高；
发电机轴承回油温度高。
试验
OPC1试验；
OPC2试验；
AST1试验；
AST2试验。
4.调试的组织与分工
调试的组织
ETS系统的调试由调试单位、设备厂家、安装公司、监理公司、
业主单位项目部共同完成。
调试的分工
安徽海螺川崎工程有限公司负责系统调试,并提供所需用的
各类资料及整定值；
安装公司负责设备安装及单体调试，并配合系统调试；
ETS厂家负责自身产品的调试和消缺，并对现场技术指导；
监理公司负责协调有关调试工作并对工程全面监理。
5.调试应具备的条件
ETS系统所需的一次元器件单体校验完毕，并已安装、接线
完毕；
ETS系统盘内主要接线完毕；
ETS系统具备带电调试要求；
ETS控制逻辑图齐全；
调试所需仪器设备齐全；
消防设备齐全，现场照明充足；
汽机的油系统和阀门具备联动条件。
6.调试方法与步骤
一次元器件的检验
根据一次元器件说明书及热工整定值,进行校验整定；
认真做好一次元器件校验与记录。
电源回路的检查
电源等级质量及电源熔断器符合设备设计使用要求；
ETS系统回路设备的绝缘电阻符合要求。
静态调试
检查一次元器件安装是否符合要求；
保护回路信号输入正确，逻辑检查正确，电缆连接正确；
对所有信号回路进行校验，保证正确无误；
检查回路是否有接地，绝缘是否符合要求。
热态调试
在试运期间，检查各信号是否与实际工况一致，并进行在线
调试，检查各跳闸动作是否准确；
检查试运中各缺陷，并进行调整处理；
统计ETS系统在试运中各一次元器件、设备投入率及动作正
确率。
7.安全注意事项
参加调试人员必须在工作前，充分了解熟悉调试设备与系统，
认真检查调试所使用的工器具是否符合安全工作要求；
进行系统调试工作前，应全面了解系统的设备状态，与运行
设备有联系的，应采取隔离措施，防止误排汽、排水、排油；
远方调试时，操作人员与监视人员密切配合，操作时相互联
系及处理异常；
投入相应保护联锁时，应得到机组试运领导批准，合理安排；
试运期间进行调试维护工作，需办理工作票，认真实施“二票
三制”制度；
调试中应正确佩戴安全帽，正确使用安全用品，严格遵守《电
力建设安全规程》；
严禁在控制室内吸烟，在计算机上玩或输入非法游戏或软件；
非调试人员不得随意拆、接与保护系统有关的线和设备；
试运期间投入或切除相应保护联锁开关时，应对信号回路进
行细致检查，确认无误后方可进行。
TSI 系统调试方案
1.调试目的：
TSI作为主机的安全保护和监测系统，对汽轮机转子运行状态和
汽缸机械状态参数进行连续测量监视，记录，对于超限数值予以报警
或发出跳机信号，调试目的在于确保TSI系统的正常工作。
2.编制依据：
设计及随机提供的图纸资料；
《火电工程启动调试工作规定》；
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；
《电力建设施工质量验收及评定规程》；
《电力建设安全工作规程 》 -2002。
3.调试对象及范围：
调试对象为汽轮机厂提供的汽机监测仪表。TSI的工作原理为通
过涡流式探头，产生脉冲或电平等信号，通过前置器转化为模拟信号
输入监测器，监测器则将电信号转换成仪表的读数，并为DCS、DEH
和ETS系统提供输出信号。
4.调试的组织与分工
调试的组织
TSI调试工作由调试单位、安装公司、监理公司、设备厂家共同
完成。
调试的分工
调试单位负责汽机、监视保护系统的调试，并提供调试所需
的整定值及相关资料；
安装公司负责安装方面的消缺，并配合调试；
设备厂家负责系统的软、硬件测试、维护及调试技术指导；
监理公司负责工程全面监理。
5.调试方法及流程：
监测仪表送电前
检查每个监测器的短接块位置是否与设计相一致；
检查前置器到仪表的屏蔽线的接线；
检查电源电压是否与要求一致；
检查每个回路绝缘及接地是否合格。
监测仪表送电后
检查每个监测器显示是否正常；
前置放大器电压是否为24V。
探头的线性检查
为保证监测器系统的准确性，需在现场作线性检查得出探头与监
测体表面间的距离与输出电压的对应关系。
探头的安装
探头安装由安装公司机务负责，安装时应注意支架的刚度及探头
的固定，以防发生探头发生移动。
安装轴位移探头前，需将大轴顶向负推力瓦面（具体的大轴冷端
零点位置要根据制造厂要求而定），在此状态下安装相应的探头，保
证初始位置的准确。
探头安装的初始位置，即探头距被测表面间隙如下表（安装间隙
值最终以制造厂提供的数值为准）：
项目 转速 汽机轴位移 振动
距离（mm） ± / /
在安装探头的同时，在框架上对监测器进行零位设置，使仪表指
示与安装位置一致。
整组启动前的联调
整组启动前还需与汽机专业配合，对报警跳机等作系统联调。试
验时，将输入监测器的信号断开，采用稳压电源提供报警电压值，模
拟报警、跳机情况，检查继电器动作是否正常，并检查主机跳机电磁
阀能否动作。
6.调试前应具备的条件：
一次传感器已经过校验；
机柜已安装完毕；
前置器与机柜间的接线已正确接好；
油循环已结束，可以揭瓦安装探头。
7.安全技术要求：
所有进入现场的调试人员必须通过安规考试；
所有调试试验工作应严格按照《电力生产安全规定》的要求
进行，以保障人身和设备安全；
所有调试试验工作必须符合制造厂厂家文件中规定的安全技
术条件；
设备投用依据机务要求进行，做好必要的防事故措施。
分散控制系统（DCS）调试方案
1.编制目的
在计算机上电时主要应完成对各分散处理单元（DPU）和辅助设
备上电，电源机柜上电。计算机系统软件恢复工作主要有如下项目：
工程师站系统及应用软件的安装; 操作员站、DPU分布处理单元应用
软件的安装。
2.编制依据
《火力发电建设工程启动试运及验收规程》；
《电力建设施工质量验收及评定规程》；
《电力建设施工技术规范》热工仪表及控制装置
（-2012）；
《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》
（GB50172—2012）；
《火力发电厂计算机监视系统设计技术规定（试行）》
（NDGJ91—89）；
能源部基工（1992）90号《火力发电厂电子计算机监视系统
在线验收测试暂行规定（试行）》。
3.调试对象及范围
DCS电源系统；
工程师工作站、服务器、控制系统的网络；
操作员站的功能检测；
DPU及其控制机柜（I/O模件）。
4.调试的组织与分工
调试的组织
整个调试工作由调试单位、安装公司、电厂、设备厂家共同完成。
调试的分工
调试单位负责汽机、监视保护系统的调试，并提供调试所需
的整定值及相关资料；
厂家负责系统的软、硬件的测试、维护及调试技术指导；
安装单位负责系统设备安装方面的消缺，并配合调试；
监理公司负责工程全面监理，并协调工作。
5.调试流程
交货试验
系统安装（工作站安装、DPU恢复、通讯环路恢复、系统配
置检查等等）
检查安装工作竣工通知和移交报告；
检查部件的清洁程度（无安装灰尘）。
控制系统预调试（出厂验收）
测试验收报告；
检查文件的完整性。
恢复控制系统
目标：向控制系统部件提供电压，并能按组态数据加载。
条件：
控制预调试/FAT进行完毕；
控制系统机柜所有的I/O模件均退出，所有保险丝及断路器
均已断开；
安装备用蓄电池；
按电缆清单连接所有的系统电缆（连接DPU机柜、控制台盘、
操作台、CRT、PRINTER、热工信号装置等等设备）；
交流/直流配电按电气技术进行测试完毕；
集控室、电子室、工程师站的照明、消防的安装工作已结束，
未安装的盘柜孔洞应加临时盖板。土建、装修工作结束且验收签证完
结；
主控室、电子室、工程师站的环境条件经工程质检部门检查
合格，满足DCS运行规定要求；
DCS接地网安装工作结束并已验收完毕；
建设单位已制定出有关电子室、工程师站、操作员站等DCS
系统涉及到的场所的管理规定；
集控室、电子室、工程师站、电缆层等处的消防设施安全，
不能投运的应采取临时措施;
测试交流/直流配电，进行绝缘测试；
地线漏电测试；
、极性、额定电压等的检查；
220VAC/DC用户的接通：
控制器上电；
用户平台（工程师站及操作员站）上电；
24VDC机柜供电单元的接通。
FAT状态的恢复（软件加载）：
目标：现场控制系统达到完成时具备的状态。
条件：
控制系统部件的接通；
用户软件可在存储介质中使用；
所有部件均与母线系统连接。
系统测试
电源的冗余切换：
将一路电源开关投入位置，控制系统供电应正常；
将两路电源开关均投入，控制系统供电应正常；停一路电
源系统供电应正常。
服务器结构式网络测试：
检查操作员站、工程师站与服务器之间Internet网络是否已经连通，
冗余测试。
检查服务器、控制器之间的网络是否已经连通，冗余测试。
通道测试
通道测试在安装单位的配合下进行，选取一些模件测试：
在AI模件的端子加入所需的模拟量信号，检查系统内部及画
面显示的量程、单位是否与实际相符，精度是否满足要求；
在DI模件的端子加入所需的开关量信号，检查系统内部显示
的开关量状态是否正常；
在AO模件接线端子上，向现场调节系统送出的4~20mA信号，
在AO通道检测是否正常和准确；
在DO模件的端子测量系统送出的开关量是否正常；
在SOE模件的端子加入所需的开关量信号，检查系统内部显
示的开关信号状态是否正常。
功能测试
用户画面检查（系统模拟图），检查模拟图是否与实际相符，
画面上的各种设备状态信号是否与现场实际情况相符；
标准画面检查，包括：流程图画面、监控参数画面、调节参
数画面、设备状态显示、系统状态显示、趋势和报警画面等；
报警画面显示，包括：报警功能、报警禁止和恢复、报警确
认、报警过滤和分类显示；
屏幕拷贝功能测试；
功能检查，包括：历史趋势、操作记录、报警记录、数据一
览、组态程序及报表打印等；
的接口功能测试；
打印机制表功能检查：检查表格数据项及报表格式是否满足
要求，数据是否正确；
与其他系统的软接口测试。
受电及软件加载、具体检查方法、内容、程序、步骤应符合
技术协议或规范。
6.系统运行：
系统恢复完成后，一般不再停运DCS系统；
所有的工程师站及操作员站原则上不再停运，打印机可以停
运。
7.调试应具备的技术要求：
主控室、电气室、工程师室的照明、消防安装工作已经结束；
土建、装修工作结束；
复原调试范围内的设备安装接线工作已结束；
UPS电源系统可用；
环境条件满足技术文件中的有关规范要求。
8.安全注意要求：
一切操作和试验必须符合文件中规定的安全技术条件；
一切操作和试验必须符合电力部《电力生产安全规定》；
现场应具备足够的消防器材；
安全用电，防止人身触电；
不准在电子间、工程师站吸烟；
不准在电子间、工程师站使用手机等高频电磁通讯设备；
设备通电前必须查对电源，确认电压等级和接线与设计图纸
相符，接地回路完善后方可送电。
