电厂调试范围及项目样本
整套启动调试工作各专业调试范围及项目
分系统与整套启动调试工作各专业调试范围及项目第一篇汽轮机专业调试范围及项目1 前言汽轮机专业调试工作应遵守的现行规程、规范和标准：1.1《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》。
1.2《电力建设施工及验收技术规范》。
1.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。
1.4《电力基本建设工程质量监督规定》。
1.5 主辅机设备厂家产品说明书及技术要求。
2 启动调试前期工作2.1收集有关技术资料。
2.2了解机组安装情况。
2.3对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议。
2.4准备和校验调试需要的仪器仪表。
2.5 编制汽轮机组调试方案及措施。
1汽轮机组及周围蒸汽管道吹洗措施。
2.5.2电动给水泵启动调试方案。
2.5.3高压加热器试运措施。
2.5.4除氧器试运措施。
2.5.5循环水系统试运措施。
2.5.7闭式冷却水系统试运措施。
2.5.8汽轮机润滑油及调节保安系统调整试验措施。
2.5.9汽轮机旁路系统调试措施。
2.5.10汽轮发电机组振动等在线监测措施。
2.5.11各保护、联锁、检查试验项目一览表。
2.5.12汽轮机整套启动方案。
2.5.13甩负荷试验（汽轮发电机组调速系统动态特性试验）方案。
2.5.14汽轮发电机组负荷变动试验措施。
2.5.15胶球清洗及油净化装置调试措施。
2.5.16配合化学专业制定炉前给水系统酸洗或碱洗方案。
3 启动试运阶段的工作3.1分系统试运期间的工作3.1.1检查了解各辅机分部试运情况，协助施工单位处理试运出现的问题。
3.1.2各辅机保护、联锁检查试验。
3.1.3安全门检验及调节门（电动、气动）抽汽逆止门、电动门的动作检查试验。
3.1.4配合化学进行凝汽器硷洗及炉前系统清洗、钝化保养。
3.1.5循环水系统调试。
3.1.6闭式冷却水系统调试。
3.1.7辅助蒸汽系统调试。
3.1.9除氧给水系统调试。
3.1.10电动给水泵试运调试。
3.1.11机组各蒸汽管路吹洗。
火力发电厂调试技术文件材料及主要表格
8.2.2.2 调试技术文件材料及主要表式样张（说明：调试措施、调试报告等规范化的文字材料未列入样张内）
‘
设备系统安装完工启动前验收签证书
2
设备及系统代管签证书
分部试运后验收签证卡
调3-0-3-1
共2页，第1页
专业No 系统
4
分部试运后验收签证卡
调3-0-3-2
共2页，第2页专业No 系统
分系统调试及试运记录
6
调试技术交底记录
调试过程记录
8
基建机组发生的重大问题及处理记录
试运中发现的设备缺陷处理记录
10
锅炉整套启动试运行记录及运行数据统计
调3-1-3-3-1
锅炉整套启动试运行记录及运行数据统计
调3-1-3-3-2
12
汽轮机168h满负荷试运记录
调3-2-3-3-1
汽轮机168h满负荷试运记录（续）
调3-2-3-3-2
14
发电机整套启动试运电气调试记录
调3-3-3-2-1
发电机整套启动试运电气调试记录
调3-3-3-2-2
16
发电机整套启动试运电气调试记录
调3-3-3-2-3
发电机整套启动试运电气调试记录
调3-3-3-2-4
18
热控系统168h满负荷调试记录
调3-4-3-5-1
热控系统168h满负荷调试记录
调3-4-3-5-2
20
机组整套启动试运化学监督记录
调3-5-3-6-1
21
机组整套启动试运化学监督记录
调3-5-3-6-2
22
23。
【精品】电厂机组的调试大纲
电厂机组的调试大纲一．总体调试要求1.根据厂房要求编制有关调试技术进度安排。
2.设备、系统调试前的验收以及确认具备的条件。
3。
编制有关试运调试的技术措施，确认保护连锁试验工作、指导调试工作。
4。
对设备及系统提出修改意见。
5. 其他调试方面的准备工作.二．设备以及系统的调试:(下系统为通用系统,根据针对设备情况稍有变化,同时每个系统的调试措施要根据设备情况制定好）汽轮机：1．各单一系统的阀门（电动门、调整门)调试（电源正常、操作正确、开关指示正确，行程到位）。
2．单一转动机械分部试运完毕,并消除已发现的缺陷.3．全部热工装置及电气仪表校验合格.保护及信号，音响装置试验合格。
4．程控试验合格。
5．各转机、阀门闭锁、连动试验。
6．机(DCS)等保护、连锁试验全部结束。
7。
除氧器及其附属系统调试、保护试验调试。
8．加热器（高）水位、保护连锁调试。
9．润滑油系统、（抗燃油、密封油）油系统结束，油质合格. 10．发电机冷却水系统已经冲洗并检查良好。
11．给水泵调试、试验。
12．机、炉有关管道冲洗合格。
13．管道支吊架检查，安全门的整定。
14．盘车装置试验、试运、系统调整。
15．机组调速系统的静态调整合格。
三．机组的整体启动部分调试1。
启动前的试验合格2。
锅炉点火后的暖管3. 汽机的冲动4。
机组的升速、暖机、定速5。
机组的动态试验。
6. 机组解列超速试验。
四、调试后的总体要求：调试以96小时试验结束为界。
通辽金煤化工有限公司热电机组调试启动方案#1汽轮机B12-4.9/1.2型#2汽轮机B6—4.9/1.9型次高温、次高压背压式汽轮机调试方案２００9年5月25日产品型号：#1汽轮机B12—4。
9/1.2型＃2汽轮机B6-4。
9/1。
9型产品型式：次高温、次高压背压式汽轮机生产厂家：东方汽轮机有限公司文件名称：启动大纲编制单位：山东电力设备检修安装有限公司编制：审核：审定：批准：日期：年月日前言一、根据国家电力部颁发的《电力工业技术管理法规》等有关规定，根据东方汽轮机有限公司提供的《安装使用说明书》、设备技术资料、辅助设备、安装资料等，编写制定B12-4.9/1.2型和B6—4。
电气调试方案样本
附件五: 宁波热电股份有限公司三期改造扩建安装工程电气施工技术方案( 调试部分) 目录一、调试的准备工作1、调试内容2、准备工作二、 110kV升压站部分1、 110kV变压器2、 110kV断路器3、 110kV互感器4、 110kV避雷器5、 110kV隔离开关6、 110kV穿墙套管7、 110kV母线三、 10kV母线室部分1、 10kV母线2、 10kV断路器3、 10kV互感器4、 10kV避雷器5、 10kV保护电容器6、 10kV电力电缆7、 10kV开关柜8、 10kV厂用变压器9、 10kV高压电动机四、 400V母线室部分1、 400V母线2、 400V开关柜( 包括动力电缆)3、 400电动机4、接地网五、发电机及发电机小室1、发电机2、发电机小室3、发电机励磁装置六、主控室( 包括所有二次) 部分1、主控室控制保护屏等检查2、直流电源部分3、保护装置部分4、监控装置部分5、直流回路系统试验6、交流回路系统试验7、同期系统七、起动试验准备八、倒送电试验1、准备工作要点2、到送电内容要点3、试运行管理九、发电机起动试验1、发电机起动试验应具备的条件及准备工作2、结线相位核对3、动态试验4、定相、假同期及并网十、带负荷试验1、发电机带负荷试验2、线路及主变带负荷试验十一、发电机试运行及后期工作1、参加96小时的试运行值班2、起动调试后期工作十二、附调试设备配备计划十三、保证调试质量技术的技术措施一、调试准备1、调试内容: ( 包括静态试验及起动试验)⑴12MW发电机组及配套设备;⑵主控室;⑶110kV升压站;⑷6kV母线室;⑸400V母线室。
2、准备工作⑴熟悉设计图纸、随设备提供的技术文件和电力部门确认的有关继电保护数据等技术资料, 编写作业指导书;⑵确定本工程调试适用的规范和标准, 以及当地供电部门有关的补充规定;⑶根据本工程情况安排调试人员, 优先安排熟悉同类型工程的调试人员;⑷由调试责任工程师向调试人员进行技术交底, 并形成书面文件;⑸组织安全学习, 并针对本工程情况对调试人员进行安全交底;⑹组织调试人员学习本项目有关安全保卫文明卫生规定, 确保工作中遵章守纪。
洁晋电厂调试范本
忻州洁晋发电厂电气设备交接试验报告山西省电力建设三公司电气试验室2013年7月电气设备交接性试验报告工程名称：忻州洁晋发电厂2*12MW 报告名称：发电机及高压电机试验人员：审核：调试单位：山西省电建三公司电气试验室2013年7月一、发电机试验1.1、#1发电机试验1.1.1铭牌:1.1.2试验项目及数据1.1.2.1测量定子绕组的绝缘电阻及吸收比:温度: 22℃湿度：36%1.1.2.2测量定子绕组的直流电阻：1.1.2.2.1 实测值1.1.2.2.2 厂家值1.1.2.2.3 换算值1.1.2.3励磁回路绝缘电阻: 1000 V 温度:22℃湿度：36% 正极对地：1500 MΩ;负极对地：1500 MΩ1.1.2.4轴承座的绝缘电阻: 500 V 温度: 22℃湿度：36%500MΩ1.1.2.5测量转子绕组的绝缘电阻及吸收比：温度: 22℃湿度：36%1.1.2.6测量转子绕组的直流电阻：1.1.2.7直流耐压及泄漏电流 :温度: 22℃湿度：36%1.1.2.8绕阻的交流耐压：温度: 22℃湿度：36%1.1.2.9测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗1.1.3使用仪器仪表：结论: 合格试验人员:1.2、#2发电机试验1.2.1铭牌:1.2.2试验项目及数据1.2.2.1测量定子绕组的绝缘电阻及吸收比:温度: 22℃湿度：36%1.2.2.2测量定子绕组的直流电阻：1.2.2.2.1 实测值1.2.2.2.2 厂家值1.2.2.2.3 换算值1.2.2.3励磁回路绝缘电阻: 1000 V 温度:22℃湿度：36% 正极对地：1000 MΩ;负极对地：1000 MΩ1.2.2.4轴承座的绝缘电阻: 500 V 温度: 22℃湿度：36%500MΩ1.2.2.5测量转子绕组的绝缘电阻及吸收比：温度: 22℃湿度：36%1.2.2.6测量转子绕组的直流电阻：1.2.2.7直流耐压及泄漏电流 :温度: 22℃湿度：36%1.2.2.8绕阻的交流耐压：温度: 22℃湿度：36%1.2.2.9测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗1.2.3使用仪器仪表：结论: 合格试验人员:二．高压电动机试验2.01、#1给水泵2.01.1.铭牌:2.01.2.试验项目:2.01.2.1.测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：34%2.01.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.01.2.3.定子绕组的交流耐压试验: 温度:26℃湿度：34%2.01.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:2.02、#2给水泵2.02.1.铭牌:2.02.2.试验项目:2.02.2.1.测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：34%2.02.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.02.2.3.定子绕组的交流耐压试验: 温度:26℃湿度：34%2.02.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:2.03、#3给水泵2.03.1.铭牌:2.03.2.试验项目:2.03.2.1.测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：34%2.03.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.03.2.3.定子绕组的交流耐压试验: 温度:26℃湿度：34%2.03.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:2.04.1.铭牌:2.04.2.试验项目:2.04.2.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：32%2.04.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.04.2.3定子绕组的交流耐压试验: 温度: 26℃湿度：32%2.04.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:2.05.1.铭牌:2.05.2.试验项目:2.05.2.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：32%2.05.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.05.2.3定子绕组的交流耐压试验: 温度: 26℃湿度：32%2.05.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:2.06.1.铭牌:2.06.2.试验项目:2.06.2.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：32%2.06.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.06.2.3定子绕组的交流耐压试验: 温度: 26℃湿度：32%2.06.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:2.07.1.铭牌:2.07.2.试验项目:2.07.2.1测量绕组的绝缘电阻和吸收比: 温度:26℃湿度：32%2.07.2.2.测量定子绕组的直流电阻温度: 26℃2.07.2.3定子绕组的交流耐压试验: 温度: 26℃湿度：32%2.07.3.试验仪器、仪表:结论: 合格试验人员:三、#1发电机母线PT试验3.1 #1发电机母线电压互感器（1P）试验报告3.1.1.铭牌:3.1.2试验项目:3.1.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26℃湿度：28％3.1.2.2测量电压互感器一次绕组的直流电阻:3.1.2.3检查变压比:3.1.2.4检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性3.1.2.5测量电压互感器的空载特性:3.1.2.6交流耐压试验温度: 26℃湿度：28％3.1.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:3.2 #1发电机母线电压互感器（2P）试验报告3.2.1铭牌:3.2.2试验项目:3.2.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26℃湿度：28％3.2.2.2测量电压互感器一次绕组的直流电阻:3.2.2.3检查变压比:3.2.2.4检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性3.2.2.5测量电压互感器的空载特性:3.2.2.6交流耐压试验温度: 26℃湿度：28％3.2.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:3.3 #1发电机母线电压互感器（3P）试验报告3.3.1铭牌:3.3.2试验项目:3.3.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26℃湿度：28％3.3.2.2测量电压互感器一次绕组的直流电阻:3.3.2.3检查变压比:3.3.2.4检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性3.3.2.5测量电压互感器的空载特性:3.2.2.6交流耐压试验温度: 26℃湿度：28％3.3.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:四．发电机出线保护TA试验4.1.铭牌:4.2.试验项目:4.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26 ℃湿度：28%4.2.2检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性.4.2.3检查变流比:4.2.4绕组连同套管对外壳的交流耐压试验:4.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:五．发电机中性点保护TA试验5.1.铭牌:5.2.试验项目:5.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26 ℃湿度：28%5.2.2检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性.5.2.3检查变流比:5.2.4测量保护用电流互感器二次绕组的直流电阻: 温度: 26 ℃5.2.5保护用绕组的励磁特性曲线：5.2.6绕组连同套管对外壳的交流耐压试验:5.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:六、#2发电机母线PT试验6.1 #2发电机母线电压互感器（1P）试验报告6.1.1.铭牌:6.1.2试验项目:6.1.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26℃湿度：28％6.1.2.2测量电压互感器一次绕组的直流电阻:6.1.2.3检查变压比:6.1.2.4检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性6.1.2.5测量电压互感器的空载特性:6.1.2.6交流耐压试验温度: 26℃湿度：28％6.1.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:6.2 #2发电机母线电压互感器（2P）试验报告6.2.1铭牌:6.2.2试验项目:6.2.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26℃湿度：28％6.2.2.2测量电压互感器一次绕组的直流电阻:6.2.2.3检查变压比:6.2.2.4检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性6.2.2.5测量电压互感器的空载特性:6.2.2.6交流耐压试验温度: 26℃湿度：28％6.2.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:6.3 #2发电机母线电压互感器（3P）试验报告6.3.1铭牌:6.3.2试验项目:6.3.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26℃湿度：28％6.3.2.2测量电压互感器一次绕组的直流电阻:6.3.2.3检查变压比:6.3.2.4检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性6.3.2.5测量电压互感器的空载特性:6.2.2.6交流耐压试验温度: 26℃湿度：28％6.3.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:七．发电机出线保护TA试验7.1.铭牌:7.2.试验项目:7.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26 ℃湿度：28%7.2.2检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性.7.2.3检查变流比:7.2.4绕组连同套管对外壳的交流耐压试验:7.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:八．发电机中性点保护TA试验8.1.铭牌:8.2.试验项目:8.2.1测量绕组的绝缘电阻: 温度: 26 ℃湿度：28%8.2.2检查单相互感器引出线的极性:经检查,此组互感器引出线的极性均呈减极性.8.2.3检查变流比:8.2.4测量保护用电流互感器二次绕组的直流电阻: 温度: 26 ℃8.2.5保护用绕组的励磁特性曲线：8.2.6绕组连同套管对外壳的交流耐压试验:8.3.使用仪器、仪表:结论: 合格试验人员:九、同期装置试验报告摘要：对同期装置试验的目的、方法、标准进行阐述，对试验结果进行分析判断，并给出试验结论。
万载#2机组调试项目表
分、合闸时间；测量断路器主触5.
头分、合闸的同期性；测量断路器合闸6.
时触头的弹跳时间；测量分、合闸线7.
圈及合闸接触器线圈的绝缘电阻和直流电阻；断路器操动机构8.的试验。
3
发电机电压器感互JDZX10（两台）
1.测量绝缘电阻；交流耐压试验；2.3.一次绕组的直流电阻；空载电流和励磁4.
⑦、#2汽机热态轴承振动高调试；
⑧、#2汽机热态低真空保护调试；
⑨、#2汽机热态与电气保护联合调试；
⑩、#2汽机在额定负荷时作甩负荷试验；
未做
需要
19
汽机危急遮断器复位装置还未安#2装（调试时损坏，现备品已购回等。江西火电安装）
尾工部分，需要完成
20
高位油箱还未注油。．
21
公用设备#3给水泵试转时电机轴承温度高，电机已返厂修理，修后试转时温度还是高，还要处理。现未处理。
炉电动主汽门门套损坏，电机未#2.
接线
21
#12、炉的炉顶电动葫芦未装。
22
布袋除尘器上电动葫芦没有接线、．
调试。
汽机专业
1
#1.2凝结水泵
已试
未做
需要
2
射水泵#1.2
已做
未做
需要
3
#3给水泵
已做
未做
需要
4
交流高压油泵
已试
未做
需要
5
交流润滑油泵
已试
未做
需要
6
直流润滑油泵
已试
未做
需要
7
低油压联锁试验
已试
未做
需要
8
主蒸汽管冲管
已冲
已做
否
9
电厂调试方案
目录1、概述及说明2、机组调试原则方案3、机组启动必备条件4、机组整套启动调试质量目标5、质量保证体系6、专业调试方案概述7、调试安全和文明8附：8.1调试方案措施一览表8.2启动委员会组成和职责8.3重要危险源辨识及防护措施1、概述及说明1、重钢长寿新区CCPP-CDQ项目二期分系统调试及整套启动工程CDQ区域一台25MW汽轮机组、CCPP扩建区域一台90T余热锅炉及配套一台25MW 汽轮机组、CCPP区域220T锅炉及配套2台25MW汽轮发电机组以及周边外围施工范围内的机务、电气、热控的分系统调试及整套启动工程。
2、主要设备2、1锅炉2、2汽轮机2、3发电机3 .编制说明3. 1本技术方案所提出的调试项目、内容及质量目标，主要是按电力工业部《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》，电力工业部建设协调司《火电工程启动调试工作规定》及有关工程设计说明规定编写的。
3. 2本方案主要说明机组在整套启动的原则方案及整套启动时的必备条件、调试项目、调试时间安排以及现场各方人员组成，做好各自责任范围内的工作，顺利完成整套启动任务。
3. 3与本方案相配套的措施有“锅炉整套启动调试措施”、“汽机整套启动调试措施”、“电气整套启动调试措施”、“机组整套启动期间水汽质量监督措施”等相关专业调试内容。
2机组调试原则方案2.1机组调试分为分部调试和整套启动调试两部分组成，在分部调试阶段的主要工作是：分系统启动试运的方案和措施；提出分部试运阶段的调试方案和措施；参加分部试运后的验收签证；全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性。
2.2分部试运阶段2.2.1分部试运阶段应从高压厂用母线受电开始至整套启动试运开始为止。
2.2.2分部试运包括单机试运和分系统试运两部分。
单机试运是指单台辅机的试运。
分系统试运是指按系统对其动力、电气、热控等所有设备进行空载和带负荷的调整试运223分部试运应具备的条件是：相应的建筑和安装工程已完工并按《验标》验收合格；运行需要的建筑和安装工程的记录等资料齐全；一般应具备设计要求的正式电源；组织落实，人员到位，分部试运的计划、方案和措施已审批交底。
调试项目清单
九州方园光伏电站调试项目调试范围及主要工作量一、调试范围1、35KV系统电气设备的高压试验2、35KV系统继电保护、综合自动化、二次回路传动、整组试验3、35KV系统箱式变压器试验、10KV干式变压器试验及开闭所试验4、380V低压配电装置及逆变器、直流柜电气调试5、太阳能光伏方阵、汇流箱电气调试5、全场接地电阻测试二、主要工作量1高压试验部分35KV系统电流互感器、电压互感器、氧化锌避雷器、断路器、箱式变压器、高压电力电缆、动态无功补偿装置、接地变及消弧线圈、站用变等。
2系统继电保护包括：35KV变压器保护测控装置、35KV线路保护测控装置、差动保护装置、综合自动化装置、功率控制柜等。
3 380V/220V母线及低压配电设备、直流系统、交流不间断电源（UPS）等。
三、调试方案及步骤1收集设备的资料集出厂试验报告，检查设备二次接线应符合设计要求。
2编制各分项工程作业指导书及技术、安全措施。
3调试工序安排电气设备高压试验及保护静态调试工作在设备安装就位后进行；二次回路传动及整组试验在电缆铺设及二次配线完成后进行；调试工作应与安装紧密配合，制定合理的工序，保证工序有序进行。
4编制作业指导书4.1 35KV电气设备调试作业指导书4.2 继电保护调试作业指导书5主要试验及调试检验项目5.1变压器试验5.1.1测量绕组连同套管的直流电阻5.1.2检查所有分接头的变压比5.1.3检查变压器的三相组别5.1.4测量绕组连同套管的绝缘电阻及吸收比5.1.5铁芯接地线引出套管对外壳的绝缘电阻5.1.6绝缘油试验5.1.7绕组连同套管交流耐压试验5.1.8额定电压下的冲击合闸试验5.2电流互感器试验5.2.1测量绕组的绝缘电阻；5.2.2检查电流互感器的引出线的极性；5.2.3测量电流互感器的励磁特性曲线；5.2.4检查电流互感器的变比；5.2.5绕组连同套管对外壳的交流耐压；5.3电压互感器试验5.3.1测量绕组的绝缘电阻；5.3.2测量一次绕组的直流电阻；5.3.3检查电压互感器的引出线的极性；5.3.4测量电压互感器的空载电流和励磁特性；5.3.5检查电压互感器的变比；5.4高压断路器试验5.4.1测量拉杆的绝缘电阻；5.4.2测量每相导电回路的直流电阻；5.4.3交流耐压试验；5.4.4断路器的分、合闸时间及同期性测量；5.4.5测量断路器分、合闸线圈的绝缘电阻及直流电阻；5.4.6断路器操动机构的机械试验；5.5电力电缆试验5.5.1测量绝缘电阻；5.5.2测量直流电阻；5.5.3直流耐压试验及泄漏电流测量；5.5.4检查电缆线路的相位；5.6金属氧化物避雷器试验5.6.1测量金属氧化物避雷器及基座绝缘电阻；5.6.2测量金属氧化物避雷器的工频参考电压和持续电流；5.6.3测量金属氧化物避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流；5.7动态无功补偿装置试验5.7.1电容器交流耐压试验；5.7.2内部变压器试验（参照变压器试验项目）；5.7.3户外隔离刀闸直流电阻及耐压试验；5.7.4变压器本体油位计及温度计校验；5.8全场接地网接地电阻试验5.8.1测试连接与同一接地网的各相邻设备接地线之间的电气导通情况，以直流电阻表示，直流电阻不应大于0.2欧。
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电厂调试范围及项目
7.1 汽轮机专业
7.1.1 启动调试前期工作
(1) 收集有关技术资料;
(2) 了解机组安装情况;
(3) 对设计、安装和制造等方面存在的问题和缺陷提出改进建议;
(4) 准备和校验调试需用的仪器仪表;
(5) 编制调试方案和措施。
7.1.2 启动试运阶段工作
7.1.2.1 分系统试运工作
(1) 检查了解各辅机分部试运情况, 协助施工单位处理试运中出现的问题;
(2) 各辅机保护、联锁检查试验;
(3) 安全门校验及调节门、抽气逆止门、电动门动作检查试验;
(4) 汽轮机组辅助蒸汽管道吹洗;
(5) 循环水系统调试;
(6) 辅助蒸汽系统调试;
(7) 凝结水系统调试;
(8) 除氧、低压、给水系统调试;
(9) 电动给水泵调试;
(10) 高、低压加热器系统调试;
(11) 真空系统调试;
(12) 抽汽加热器及疏水系统调试;
(13) 轴封系统调试;
(14) 汽轮机润滑油及盘车顶轴油系统调试;
(15) 发电机空冷及密封油系统调试;
(16) 调节系统静态调试;
(17) 配合热工DEH静态调试;
(18) 热工信号及联锁保护检查试验;
(19) 汽门关闭时间测试;
(20) 进行锅炉点火吹管;
(21) 工业水系统调试;
(22) 配合安装单位进行除氧器安全阀校验;
7.1.2.2 整套启动试运阶段调试工作
(1) 各种水、汽、油分系统及真空系统检查投运;
(2) 热控信号及联锁保护校验;
(3) 各分系统投运;
(4) 给水泵带负荷工况的检查和各典型负荷工况下振动的测量;
(5) 机组冷态启动调试;
(6) 发电机空冷系统投入;
(7) 汽轮机OPC试验;
(8) 汽轮机危急保安器调整试验;
(9) 汽轮机超速试验;
(10) 高压加热器汽侧冲洗;
(11) 机组温态及热态启动;
(12) 机组振动监测;
(13) 机组冲转、并网及带负荷调试;
(14) 高、低压加热器投运及高压加热器切除试验;
(15) 真空严密性试验;
(16) 主汽门及调速汽门严密性试验;
(17) 甩负荷试验(50%、 100%);
(18) 自动调节装置切换试验;
(19) 变负荷试验;
(20) 主机保护投入, 检查定值;
(21) 配合热工专业投入自动;
(22) 运行数据记录统计分析;
(23) 设备缺陷检查、记录;
(24) 72+24小时连续试运行值班。
7.2 锅炉专业
7.2.1 启动调试前期工作
(1) 收集有关技术资料;
(2) 了解锅炉安装情况;
(3) 对设计、安装和制造方面存在的问题和缺陷提出改进建议;
(4) 准备和校验测试需用的仪器仪表;
(5) 编制调试方案和措施。
7.2.2 启动试运阶段工作
7.2.2.1 分系统试运工作
(1) 参加锅炉机组范围内各主要辅机的分部试运工作, 掌握试运情况和问题, 确认其是否符合整套启动条件;
(2) 对锅炉机组范围内的主要设备及系统进行检查;
(3) 参加检查汽包内部装置
(4)组织检查各汽水电动门、烟风调节档板及隔绝门档板;
(5) 锅炉点火系统调试;
(6) 参加空压机系统调试;
(7) 烟风系统调试;
(8) 锅炉冷态通风试验;
(9) 除灰、除渣系统调试;
(10) 输煤和上煤系统调试;
(11) 吹灰系统调试;
(12) 石灰石系统调试;
(13) 燃油系统调试;
(14) 参加电除尘系统调试;
(15) 空气预热器系统调试;
(16) 碎煤系统调试;
(17) 锅炉排污系统调试;
(18) 主蒸汽管路吹管;
(19) 配合取样加药及排污等系统的试运工作;
(20) 配合锅炉化学煮炉和冲洗工作;
(21) 检查锅炉膨胀系统;
(22) 配合化学专业进行锅炉保养工作;
(23) 配合制造厂进行主厂房通风及集中空调的调试。
(24) 配合锅炉灭火系统调试;
7.2.2.2 整套启动试运阶段调试工作
(1) 热工信号及报警系统动作检查试验;
(2) 辅机设备事故按钮、联锁及保护试验;
(3) 系统及辅机设备程控启、停检查试验;
(4) MFT保护静态试验;
(5) 燃油系统运行压力调整;
(6) 油枪程控启停动作检查试验;
(7) 石灰石系统投入;
(8) 给水及减温水系统、上煤及燃油系统、烟风系统和除灰除渣等分系统的投入及调整;
(9) 锅炉本体疏水排污系统调试;
(10) 安全阀校验及蒸汽严密性试验;
(11) 配合汽轮机和电气专业进行汽轮机试转和发电机试验;
(12) 发电机并入电网后, 指导运行人员进行整套机组带负荷、燃烧调整、维持蒸汽参数在要求范围内;
(14) 碎煤系统热态调试;
(15) 燃烧调整;
(16) 锅炉低负荷断油试验;
(17) 带负荷运行和满负荷试验;
(18) 配合甩负荷试验(50%、 100%);
(19) MFT动作试验;
(20) 指导运行操作, 检查设备及系统运行情况;
(21) 配合热工专业投入自动;
(22) 试运数据记录统计分析;
(23) 记录设备缺陷及其处理情况;
(24) 72+24小时试运行值班。
7.3 电气专业
7.3.1 启动调试前期工作
(1) 收集有关技术资料。
(2) 熟悉电气一次主接线, 对机组的继电保护自动装置进行全面了解。
(3) 熟悉启动范围内电气设备的性能特点及有关一、二次回路图纸和接线。
(4) 准备和校验调试需用的试验设备及仪器、仪表;
(5) 编制调试方案和措施。
7.3.2 启动试运阶段工作
7.3.2.1 分系统试运工作
(1) 110kV升压站受电调试;
(2) 启备变及厂高变保护及系统调试;
(3) 发电机变压器组的保护及系统调试;
(4) 发电机励磁调节器及系统调试;
(5) 主变压器冷却控制系统调试与投运;
(6) 同期装置的调试及同期系统的检查;
(7) 发电机、变压器、厂用变压器的控制, 信号、保护的传动试验;
(8) 检查、了解直流系统、信号系统;
(9) 参与厂用重要辅机系统试运;
(10) 参与不停电电源系统调试及试运;
7.3.2.2 整套启动试运阶段调试工作
(1) 厂用工作电源与备用电源核相, 备用电源自投试验;
(2) 机、电、炉大联锁试验;
(3) 机组升速前的检查及升速过程中的试验;
(4) 机组定速后的电气整套试验;
(5) 励磁调节器试验;
(6) 发电机同期系统核相并网试验;
(7) 厂用电切换试验;
(8) 进行主变压器、高压厂变系统试验;
(9) 发电机变压器组测量系统带负荷检验;
(10) 发电机变压器组带负荷试验及试运行;
(11) 励磁系统带负荷试验及试运行;
(12) 甩负荷试验(50%、 100%);
(13) 机组带负荷过程中的其它试验工作;
(14) 配合发电厂厂用系统试运;
(15) 72+24小时试运行值班。
7.4 热控专业
7.4.1 启动调试前期工作
(1) 熟悉热力系统及主、辅机的性能和特点;
(2) 掌握所采用的热控设备的技术性能, 对新型设备的技术难题进行调研和搜集资料, 并制定相应的措施;
(3) 审查热工控制系统的原理图和组态图;
(4) 编制调试方案和措施。
7.4.2 启动试运阶段工作
7.4.2.1 分系统试运工作
(1) 检查测量元件、取样装置的安装情况及校验记录、变送器防护措施记
录;
(2) 检查执行机构及基地调节器的安装情况, 配合安装单位进行远方操作试验;
(3) 了解有关一次元件及特殊仪表的校验情况;
(4) 参加调节机构的检查, 进行特性试验;
(5) 了解调节仪表、顺控装置和保护装置的单体调校情况;
(6) 参加分散控制系统的受电、软件恢复和相应试验;
(7) 计算机硬件检查和I/O通道精度检查;
(8) 分散控制系统组态检查及参数修改;
(9) 检查热控用气源的质量和可靠性;
(10) 提出控制系统逻辑修改方案;
(11) 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS)调试;
(12) 数据采集系统(DAS)调试;
(13) 模拟量控制系统(MCS)调试;
(14) 顺序控制系统(SCS)调试;
(15) 汽轮机数字电液控制系统(DEH)调试;
(16) 给水泵控制系统调试;
(17) 汽轮机紧急跳闸系统(ETS)调试;
(18) 汽轮机监视系统(TSI)调试;
(19) 锅炉保护联锁系统调试;
(20) 汽轮机保护联锁系统调试;
(21) 机、电、炉大联锁试验;
7.4.2.2 整套启动试运阶段调试工作
(1) 在机组整套启动过程中, 根据运行情况, 投入各种热控装置及模拟量控制系统;
(2) 控制系统投入后, 检查调节质量, 整定动态参数, 根据运行工况, 做扰动试验, 提高调节品质;。