甩负荷试验措施
发电机甩负荷试验步骤
发电机甩负荷试验步骤1.准备工作：检查发电机外观是否完好，并检查所有的电气连接是否牢固。
确认发电机的电气参数和负载参数，并准备好相应的测试设备和仪器。
2.设定负荷：首先，根据发电机的额定负载能力，设定合适的负载大小。
可以通过直接连接电阻负载或者使用电子负载设备来实现。
3.启动发电机：将发电机开关切换到启动位置，并按照正常的启动程序启动发电机。
确保发电机的运行参数，如电压、频率等达到额定值。
4.稳定时间：根据实验要求，保持发电机在额定负荷下稳定运行一段时间，通常为30分钟至1小时。
这段时间内，仔细观察发电机的运行状态，包括发电机的振动、噪音、温度等指标。
5.接触负荷：在稳定时间结束后，将发电机与负载隔离，即切断负载与发电机之间的连接。
这个过程通常是通过切换断路器或者刀闸实现的。
6.观察状况：在切断负荷之后仔细观察发电机的运行状况，包括电压、电流、频率的变化以及发电机的运行噪音和振动等指标的变化情况。
7.恢复负荷：等待一段时间后，重新连接负载，并恢复正常运行。
再次观察发电机的运行状态，确保其能够正常工作。
8.数据记录和分析：在试验过程中，记录并收集相关的数据，包括电压、电流、频率等参数的变化。
根据收集的数据，进行相应的分析和评估，以确定发电机是否通过这次试验。
9.清理和总结：试验结束后，对试验设备和工作环境进行清理，整理实验数据和记录。
根据试验结果，进行总结和评价，并提出相应的改进建议。
发电机甩负荷试验是一项专业操作，在试验过程中需要严格遵守相关的安全操作规程，确保人员和设备的安全。
同时，需要根据实验的不同要求，可能会有一些额外的步骤和操作。
因此，在进行发电机甩负荷试验之前，需要详细了解相关的试验要求和操作规程，并严格按照要求进行操作。
发电机甩负荷试验步骤
发电机甩负荷试验步骤发电机甩负荷试验是对发电机进行负荷能力评估的一种重要手段。
通过此试验可以检验发电机在负荷变化时的稳定性和可靠性，为进一步使用和改进发电机提供参考依据。
一、试验前准备1. 确定试验目的：根据需要，明确试验的目的和要求，例如评估发电机的额定负荷能力或者验证发电机的性能指标等。
2. 确定试验方案：根据试验目的，制定出合理的试验方案，包括试验负荷范围、试验时间、试验环境条件等。
3. 确定试验设备和工具：根据试验方案，准备好所需的试验设备和工具，例如负荷电阻箱、电流表、电压表、频率表等。
二、试验过程1. 连接试验设备：将发电机与试验设备正确连接，确保电路连接可靠。
根据试验方案，将负荷电阻箱与发电机的输出端相连，同时根据需要连接电流表、电压表、频率表等。
2. 开始试验：启动发电机，在负荷电阻箱上设置适当的负荷阻值，使其接近或达到发电机的额定负荷能力。
记录发电机的输出电流、电压和频率等参数。
3. 增加负荷：根据试验方案，逐步增加负荷阻值，使其逐渐超过发电机的额定负荷能力。
每次增加负荷后，记录发电机的输出参数，并观察发电机的运行情况，如是否出现异常声音、振动等。
4. 达到极限负荷：持续增加负荷，直到发电机无法再提供正常的输出电流、电压和频率。
此时，记录下发电机的输出参数，并观察发电机是否出现过载保护等情况。
5. 逐步减负荷：根据试验方案，逐步减小负荷阻值，使其逐渐恢复到发电机的额定负荷能力。
每次减负荷后，记录发电机的输出参数，并观察发电机的运行情况，如是否恢复正常、是否出现异常现象等。
6. 结束试验：当发电机恢复到正常运行状态，并满足试验方案的要求时，可以结束试验。
关闭发电机和试验设备，拆除试验连接，整理试验记录和数据。
三、试验后处理1. 数据分析：根据试验记录和数据，进行数据分析，计算发电机在不同负荷下的输出电流、电压和频率等参数，评估发电机的负荷能力和稳定性。
2. 结果总结：根据数据分析的结果，对试验结果进行总结和归纳，得出对发电机性能的评价和结论，提出改进和优化建议。
发电机甩负荷试验步骤
发电机甩负荷试验步骤1.准备工作在进行发电机甩负荷试验之前，首先需要对发电机进行一些准备工作。
a.检查发电机的运行状态，确保其处于正常停机状态。
b.清理发电机的外部表面，确保表面干净和干燥。
c.检查并记录发电机的相关技术指标，如额定输出功率、电压、频率等。
2.连接试验装置将发电机与试验装置连接起来，以便进行负荷甩动试验。
根据试验装置的具体要求，可能需要连接电缆、电阻箱、电流表、电压表等设备。
3.执行试验前操作a.调整试验设备，确保其正常工作。
b.检查发电机的防护装置和冷却系统是否正常工作，并进行必要的维护。
c.检查试验装置的接线是否正确，确保试验装置与发电机的电气连接良好。
4.启动发电机按照发电机的启动程序启动发电机，并确保其工作稳定。
观察发电机的运行参数，如转速、电压、频率等，并记录它们的数值。
5.增加负荷根据试验要求，逐步增加发电机的负荷，并观察发电机的运行参数的变化。
此时，应关注电压、频率、电流、功率因数等指标，并记录它们的变化。
6.负荷稳定在最大负荷达到稳定状态后，保持负荷不变，并继续观察发电机的运行参数。
此时，发电机的电压和频率应保持在规定范围内，电流和功率因数也应保持相对稳定。
7.逐步减小负荷在负荷稳定后，逐步减小发电机的负荷，并观察发电机的运行参数的变化。
此时，同样需要关注电压、频率、电流、功率因数等指标，并记录它们的变化。
8.停机在试验结束后，按照发电机的停机程序停机。
检查发电机的运行状态，确保其正常停机。
9.数据处理与分析整理试验数据，并进行相应的数据处理与分析。
通过对试验数据的分析，可以评估发电机在不同负荷工况下的性能和稳定性。
10.编写试验报告根据试验数据和分析结果，编写发电机甩负荷试验报告。
报告应包括试验目的、试验装置、试验步骤、试验数据、结果分析等相关内容。
甩负荷实验操作方法
甩负荷实验操作方法6 试验方法及步骤6.1 试验方法6.1.1 本次试验采用常规法，在机组带预定负荷的情况下，使发电机油开关跳闸，使机组实现不停机甩负荷，同时测量汽轮机及发电机的动态特性；6.1.2 试验分两种工况进行，50％额定负荷工况和100％额定负荷工况。
根据机组甩50％负荷后的动态特性决定是否进行甩100％额定负荷试验∶a 转速超调量小于5％时，可进行甩100％额定负荷试验；b 转速超调量大于或等于5％时，应停止进行甩100％额定负荷试验；6.1.3 甩50％负荷时，投运电动给水泵，汽泵A(或B)投入热备用；6.1.4 甩100％负荷时，投运电动给水泵和汽泵A(或B)，汽泵B(或A) 处于热备用状态。
6.2 试验步骤6.2.1 机组启动前的静态试验6.2.1.1 EH油系统联锁试验及蓄能器检查；6.2.1.2 润滑油系统联保护试验；6.2.1.3 DEH功能测试，包括阀门特性、甩负荷仿真试验及OPC 功能试验等；6.2.1.4 主汽门、调节汽门关闭时间测定；6.2.1.5 进行机组ETS保护试验；6.2.1.6进行下列顺控试验∶a 汽机防进水保护；b 凝结水系统连锁保护试验；c 高、低压加热器；6.2.1.7 锅炉各安全门处与集控室之间装妥灯光联络信号或采取其他通讯手段，经试验无误；6.2.1.8 汽机机头与集控室之间装妥灯光联络信号或采取其他通讯手段，经试验无误。
6.2.2 机组启动后进行的工作6.2.2.1 就地及远方打闸试验；6.2.2.2 喷油试验；6.2.2.3 超速试验(包括103％、110％电超速和110％机械超速)；6.2.2.4 主汽门、调节汽门严密性试验；6.2.2.5 阀门活动试验。
6.2.3 甩负荷前的工作6.2.3.1 甩负荷试验已经调度部门批准，具体时间已经确定；6.2.3.2 将本机厂用电系统切换至外供，以保证本机组甩负荷后各辅助设备的供电；6.2.3.3 将#5机辅助蒸汽汽源切换至临机供汽，除氧器及大小机轴封供汽汽源切换至辅助蒸汽系统供汽；6.2.3.4 切除凝结水精处理装置；6.2.3.5 锅炉操作盘上设四名运行人员负责汽包水位、炉膛负压、汽温、汽压及制粉系统的调整，PCV阀按钮和手操MFT按钮处也应设专人负责；6.2.3.6 汽机运行方面应设专人负责低旁快开及监视瓦温、振动、转速、凝结水系统、给水系统，在机头停机手柄及机控室停机按钮处应各有一人负责在紧急情况下的打闸停机工作；6.2.3.7 主汽及再热汽出、入口每个安全门处均设专人值班，每处应不少于两人，并在安全门启跳手柄上拴妥绳索，以备紧急时手动拉启；6.2.3.8 检查确认下列系统处于要求状态：a 高、低加投入正常运行；b 主、再热蒸汽参数和真空符合规程要求；c 真空破坏手动门已全开，电动门在遥控位置并能可靠操作；d 各程控疏水手动门均操作可靠；e 机组EH油系统及润滑油系统各项参数在要求范围内运行正常，EH油系统蓄能器投入运行；f 旁路系统置于"手动"位置，低旁处于热备用状态(开度2～4％)；g 机组的各项保护及自动均已投入；6.2.3.9 将转速信号、油动机行程信号、甩负荷信号及各有关信号接入数据采集装置并调整好；6.2.3.10 解除锅炉油枪解列时蒸汽吹扫及退枪程序，要求再次投入时不受影响，能迅速投入；6.2.3.11 甩负荷试验前20分钟将机组负荷调至所需的甩负荷工况点（50％及100％额定负荷），在机组工况稳定后记录一次机组运行参数；6.2.3.12 甩负荷试验前20分钟，各有关操作、测试、安全监视及指挥人员均应已到位；6.2.3.13 甩负荷试验前15分钟进行下列调整工作：a 凝汽器水位在正常偏高水位；b 除氧器维持正常水位运行；c 投入全部12支油枪，减少D磨给煤量；6.2.3.14 甩负荷试验前10分钟将下列自动置手动位置：a 汽包水位；b 炉膛负压；c 锅炉汽温、汽压。
300MW机组50%甩负荷试验措施
机组甩负荷50%试验操作及反事故措施1.1试验目的：1.1.1检查汽轮机调速系统在甩负荷时的控制性能是否良好；测取甩负荷时调速系统的动态过程。
（甩负荷后的稳定转速、转速飞升的最高值、甩负荷后的过渡过程及转速振荡次数）1.1.2考验汽轮机及附属设备在甩负荷时的适应能力。
1.1.3考验锅炉设备及运行人员承受甩负荷的能力，测取锅炉在甩负荷过程中压力、温度、水位的变化特性。
1.1.4检验发电机甩负荷后励磁系统的特性。
1.2试验应具备的条件：1.2.1甩负荷试验应在机组带165MW负荷运行，蒸汽参数保持额定值。
1.2.2机组的运行方式为：滑压、炉跟机、协调投入。
1.2.3确认汽轮机静态特性良好，速度变动率4--5%，迟缓率不大于0.2%。
1.2.4汽轮机主汽门、调门严密性试验合格且关闭时间不大于0.5S。
1.2.5高中压主汽门、中调门活动试验正常。
1.2.6各段抽汽逆止门、高排逆止门联锁良好。
1.2.7 AST电磁阀活动试验正常。
1.2.8汽轮机危机保安器注油试验动作灵活、无卡涩。
1.2.9汽轮机超速试验（OPC、电超速、机械超速）合格，动作正常。
1.2.10确认手动遮断器动作良好。
1.2.11汽轮机交流润滑油泵、高压启动油泵、直流润滑油泵启动、联锁试验正常。
1.2.12汽包、过热器、再热器安全伐及PCV整定完毕、调试合格。
1.2.13汽轮发电机组各轴振、轴承振动合格，各辅机性能良好。
1.2.14除氧器、汽泵给水泵、轴封系统备用汽源暖管、投入。
1.2.15高低加、除氧器水位保护动作良好。
1.2.16确认EH油系统各蓄能器投入正常。
1.2.17在机头装设精密数字转速表一只。
1.2.18 DCS系统各功能良好，SOE（机组跳闸的历史追忆）系统正常投入。
1.2.19甩负荷控制器、灭磁开关Q7控制器已接好线。
1.2.20发电机励磁调节器调试良好，在“自动”状态下运行。
1.2.21主、副励磁机、发电机试验合格；发电机过电压保护能正常动作。
电厂机组甩50%负荷试验
机组甩50％负荷试验一，操作要点：1)试验前启动柴油发电机一次，正常后处于备用状态。
2)试启动主机交直流润滑油泵、交流启动油泵及顶轴油泵，试启小机直流油泵。
3)AVR在自动位置。
4)确认机组各参数正常。
5)锅炉等离子拉弧。
6)提前关小甚至全关过热汽减温水，防止甩负荷时汽温突降。
7)F磨煤机走空旋转备用。
8)解除MFT跳一台小机保护。
9)361阀置自动，并事先稍开预暖管道10)旁路置手动方式，并事先稍开预暖管道，后关闭。
11)锅炉上水调门置手动于80%开度。
12)倒计时10S打跳一台磨煤机。
13)倒计时5S打跳另一台磨煤机。
14)A磨煤机保持50T/H左右煤量。
15)甩负荷时立即降低给水量至600T/H左右，分离器水位正常后启动BCP运行。
继续降低锅炉上水量。
16)注意主汽压和主汽温的调整，发现异常立即手动MFT。
17)发电机出口开关拉开后，锅炉MFT动作，重新吹扫并点火18)汽轮机转速下降至2000rpm时，汽机挂闸并冲转至1500rpm，维持。
19)锅炉点火后，汽轮机继续冲转至3000rpm，并网20)检查并调整下列参数：A．严格控制分离器水位。
B．跳闸磨煤机出口温度的调整，防止磨煤机着火事故。
C．炉膛压力的调整。
D．除氧器和凝汽器水位。
E．汽机排汽温度F．轴封压力和温度。
G．氢气温度。
H．主机润滑油温度I．加强对机组振动、轴瓦温度、回油温度、胀差、轴向位移的监视。
J．发动机出口电压。
二．操作注意事项：1）注意提前关小主蒸汽喷水。
2）甩负荷时立即降低给水量。
3）甩负荷前先拉等离子。
4）注意磨煤机出口温度调整，防止着火事故。
5）甩负荷时马上开启旁路系统，注意再热汽压和排汽温度的变化。
6）发现下列情况应打闸停机：A．转速大于3300/min。
B．调速系统无法维持机组空转。
C．振动超过规定值。
D．轴瓦温度超限E．主汽温、再热汽温超限F．密封油失去G．差胀、轴向位移、上下缸温差、真空、高缸排汽及低缸排汽温度超限H．汽机第一级温度比甩负荷前突降100度以上I．灭磁开关先于801动作。
甩负荷措试验措施
广东国华粤电台山发电有限公司一期工程（2×600MW）机组汽轮机由上海汽轮机有限公司生产的引进型凝汽式汽轮机（N600－16.7/538/538），旁路配置为30％高压旁路及40％低压旁路。
本汽轮机为四缸四排汽中间再热凝汽式汽轮机。
其特点是采用数字电液调节系统，操作简便，运行安全可靠。
高中压分缸，低压采用双流程结构。
1.1主要技术规范1.1.1 汽轮机规范制造厂：上海汽轮机有限公司型式：亚临界、单轴、四缸四排汽、高中压缸双流程型号： N600－16.7/538/538主蒸汽压力： 16.7MPa主蒸汽温度： 538℃额定功率： 600MW再热汽压力： 3.218 MPa再热汽温度： 538℃排汽压力： 5.9kPa热耗： 7850kj/kW.h主蒸汽流量： 1791.993t/h再热蒸汽流量： 1491.165t/h额定转速： 3000r/min给水温度：额定工况273.8 ℃额定冷却水温： 24℃1.1.2发电机制造厂：上海汽轮发电机有限公司型号： QFSN－600－2额定功率： 600MW额定电压： 20kV工作转速： 3000r/min励磁方式：静态励磁冷却方式：水氢氢额定氢压: 0.4 MPa2.编写依据按部颁《火电发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》规定，机组在带负荷调试期间要对汽轮机进行甩负荷试验，本措施是依据部颁《汽轮机甩负荷导则（1996年版）》，结合本机组特点，参照制造厂说明书，设计院的系统、设计资料而编写本汽轮机甩负荷试验措施。
3.试验目的考核汽轮机调节系统动态特性。
.4.试验要求4.1 试验按甩50%、100%额定负荷二个阶段进行，调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。
（甩50%额定负荷后转速超调量不大于5%，否则，将不可进行100%甩负荷试验；甩100%额定负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。
）4.2 甩负荷时，机组联锁保护全部投入（机组大联锁保护解除）；回热系统全部投入；锅炉不停炉，不超压；汽机不停机，不超速；发电机不过压。
机甩负荷试验方案
机甩负荷试验方案一、试验的目的与要求1、试验目的：甩负荷试验是机组在带负荷工况下进行的汽轮机调节系统的动态特性试验，甩负荷试验的主要目的是测取机组甩负荷时DEH调节系统的动态过程，考核DEH调节系统的动态性能，应达到《火力发电厂汽轮机控制系统在线验收规程》的标准。
并检验机、炉、电各主机及其配套辅机系统在甩负荷工况下的适应能力。
2、试验要求：1）机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作，且DEH 控制系统的动作过程能迅速稳定，并能有效地控制机组维持空负荷运行。
2）根据记录，各部件的动态特性应能符合要求。
3）锅炉不超压，汽包、过热器安全门不动作，发电机不过压。
4）机、炉、电相关辅机及系统工作正常，厂用电切换正确、可靠，抽汽逆止阀的动作正确、可靠。
二、试验条件1、机组经过整套试运试验，性能良好，机、炉、电各主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，各运行参数均在正常范围内。
2、DEH系统功能正常，能在各种方式下运行。
3、自动主汽门、调节汽门开关动作灵活无卡涩，关闭时间符合设计要求，汽门严密性试验合格。
4、抽汽逆止门连锁动作正常，能关闭严密。
5、危急遮断系统动作可靠，超速试验合格，手动停机装置动作正常。
汽机主保护试验正常。
6、TSI系统已投入使用，功能正常。
7、甩负荷试验前应试转交、直流辅助油泵、高压油泵及盘车，连锁动作正常，油质合格。
8、高加保护试验合格，水位运行正常。
高、低压加热器投入运行。
9、热工和电气各种保护连锁功能正常，切除一些不必要连锁（如发电机主保护）。
10、锅炉安全监视系统（FSSS）已投入使用，功能正常。
11、交、直流厂用电源可靠，能确保正常运行和事故状态下的供电要求。
12、发电机主断路器和灭磁开关跳合正常。
13、DAS系统记录和追忆功能正常。
14、甩50%负荷试验时6KVⅣ段、400VⅣ段，由工作分支改为备用分支带。
甩100%负荷试验时由本机带厂用电。
甩负荷试验前机组厂用电已试验合格，切换正常，否则应不允许带厂用电做甩负荷试验。
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甩负荷试验措施TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施TPRI 合同编号：TPRI/TR-CA-014-20XXA 措施编号：TPRI/TR-TS-QJ-004沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机西安热工研究院有限公司二○一六年五月TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施编写：校核：批准：陈余土廖军林赵景涛TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施目录1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.编制目的编制依据机组概况设备规范调试前必须具备的条件调试项目及方法控制验收的技术标准安全注意事项仪器、仪表10. 附录TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施1 编制目的考核汽轮机DEH的控制功能，评定DEH及系统的动态品质；考核自动励磁调节器的调压性能；对相关自动/联锁/保护的特性进一步进行检验；考核机、炉、电各主、辅机的动作灵活性及适应性。
2 编制依据《火力发电建设工程启动试运及验收规程》 DL/T 5437-20XX；《火电工程启动调试工作规定》电力工业部建质[1996]40号文；《电力建设施工质量验收及评价规程》DL/T ；《火电工程调整试运质量检验及评定标准》电力工业部建质[1996]111号文；《电力建设安全工作规程》；《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发598号；《汽轮机甩负荷试验导则》电力工业部建质[1996]40号文；《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T711-1999；《C350//566/566型汽轮机调节保安系统说明书》哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；《C350//566/566型汽轮机启动运行维护说明书》哈尔滨汽轮机厂有限责任公司；沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机技术协议。
3 机组概况沾化汇宏一电一期4号机组汽轮机是哈尔滨汽轮机厂设计、生产的超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。
高中压、低压转子均是无中心孔合金钢整锻转子，型号：C350//566/566。
汽轮机调节控制系统采用数字电液式调节系统，采用和利时MACS 控制系统。
旁路系统采用35%B-MCR容量的高低压串联旁路系统。
锅炉给水系统配置两台50%容量汽动给水泵组和一台35%容量的电动调速给水泵组，机组正常运行为汽泵运行，电泵作为启动及备用泵。
4 设备规范汽轮机1TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施型号：C350//566/566 制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司额定出力：350 MW 最大计算功率： 383 MW 主蒸汽压力：MPa(a) 主蒸汽温度：566 ℃高压缸排汽口压力： MPa(a) 高压缸排汽口温度：℃再热蒸汽压力：MPa(a) 再热蒸汽温度：566 ℃主蒸汽进汽量：t/h 再热蒸汽进汽量：t/h 给水温度：℃额定背压： MPa(a)QFa-350-2 350 MW MVA 10806 A 22 kV %发电机型号：额定功率：额定容量：功率因数：额定电流：额定电压：效率：制造厂：山东济南发电设备厂有限公司额定频率：50 Hz 额定转速：3000 r/min 相数： 3 定子绕组连接方式：YY 励磁方式：静止励磁冷却方式：空冷5 调试前必须具备的条件实施措施应具备的组织条件成立沾化汇宏一电一期4号机组甩负荷试验领导组织机构。
成立各单位技术人员参加的甩负荷试验指挥组、运行操作组、测试组和设2TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施备监护组。
甩负荷试验要在甩负荷试验指挥组统一领导下，进行试验措施讨论会审、条件确认、准备工作实施、试验日期安排、试验过程中指挥及试验后的工作。
调试单位负责甩负荷试验技术措施制定、指导运行操作、试验数据的测试及整理。
运行单位负责甩负荷试验中运行设备的各项操作及事故处理，并协助调试单位作好试验过程中各运行参数的记录。
汽轮机制造厂现场专家应参与甩负荷试验的全过程，并负责甩负荷试验的技术指导和监护。
施工单位负责运行设备的监护、消缺和临时测试仪器设备的安装并协助调试单位做好甩负荷试验的测试工作。
监理单位负责甩负荷过程的监督。
4号机组甩负荷试验领导组织机构负责试验的领导组织及协调工作。
组织机构试验领导组及总指挥现场指挥组设备监护组运行操作组测试组实施措施应具备的技术条件主要设备无重大缺陷，操作执行机构灵活可靠，主要监视仪表准确。
汽机调节系统静态试验达到设计要求，油系统油质合格。
汽机保安系统试验动作可靠，电超速、机械超速试验合格，手动停机装置动作正常。
汽机主汽门、调门关闭时间符合要求，阀门活动试验及严密性试验合格。
汽机抽汽逆止门联锁动作正常，关闭严密，关闭时间符合要求。
汽机润滑油供油系统切换试验，泵联锁动作正常，油系统油质合格。
高、低压加热器水位自动调节正常，联锁保护动作正确。
凝汽器疏水扩容器喷水减温自动可靠。
低压汽缸喷水减温装置能正常投入。
3TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施辅助蒸汽汽源、除氧器汽源及汽动给水泵汽源切换试验已完成，备用汽源应能自动投入。
锅炉再热器安全阀、过热器安全阀应调试校验合格。
锅炉炉膛、燃烧器和受热面没有结焦及堵灰现象。
锅炉制粉系统、燃烧系统初调试验已完成。
锅炉过热器、再热器各级减温水阀严密性试验符合要求。
锅炉汽水品质(PH，Fe，SiO2)达到设计要求。
发变组保护已按保护定值单要求全部投入，并工作正常。
主变高压侧断路器和灭磁开关跳、合正确。
发电机励磁系统工作正常。
高压厂用电源已切换至备用电源，且厂用电系统运行正常。
柴油发电机调试工作结束，并投于热备用状态。
汽水管道的布置及支吊架的设置能经得起甩负荷时对管道系统产生的冲击。
DEH、BMS、DAS、SCS、CCS、ETS及基地式调节装置静态调试及功能试验结束后能正常工作或投入自动，重要参数显示准确。
机组主、辅设备的热工和电气联锁保护校验正常、动作可靠，并能满足试验要求。
机组已经过冷、热态启动和变工况运行，运行情况正常。
负荷变动试验时。
高、中压调门灵活，无卡涩、突跳现象。
试验用的仪器、仪表校验合格，并已接入测量系统。
试验时计算机打印准备就绪。
运行已制定出相应的操作措施和反事故措施。
测试人员安排就绪并经过演习，各岗位人员布置已落实。
试验现场备有足够的消防器材，并配有专职消防人员。
已经会审批准，甩负荷试验已取得电网调度的同意。
试验条件检查项目及准备性试验全部完成，重要操作岗位人员布置已落实。
6 调试项目及方法试验项目在ECS上手动跳开发电机出口断路器，使机组与电网解列，通过甩去50%及100%额定负荷两个阶段试验，考核汽机调节系统和自动励磁调节器的动态特性。
试验要求4TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施甩负荷时，机组联锁保护除以下四项外，其余保护全部投入，抽汽回热系统联锁保护全部投入。
甩负荷前机组撤出CCS控制方式，汽机采取DEH功率控制、锅炉采取“手动”控制；解除机、炉、电大联锁中锅炉MFT联跳汽轮机保护联锁；解除锅炉MFT联跳电动给水泵保护；高、低压旁路系统自动解除，检查高压旁路关闭严密。
甩负荷前，辅助蒸汽切为辅汽联箱供汽。
甩负荷前，除氧器汽源切为辅助蒸汽供汽。
甩负荷前，汽动给水泵汽源切为辅汽供汽，启动电动给水泵，与汽泵并列运行。
检查旁路减温系统投入自动方式。
试启主机交、直流润滑油泵正常并且保持交流润滑油泵运行。
调节系统动态过程应迅速稳定，并能有效地控制汽轮机在空负荷状态下稳定运行。
甩负荷后，汽轮机应能维持空负荷稳定运行，不停机，不超速；锅炉安全门不动作；发电机不过压。
测取动态过程中各参数随时间变化的趋势，衡量调节系统动态特性品质。
操作要点甩负荷的运行方式应按本措施进行，甩负荷后的操作应依电厂运行规程及事故处理规程进行。
转速超过3300 r/min若保护不动作，立即打闸停机。
甩负荷前，确保过电压保护在投入状态，过压保护出口关主汽门的压板退出。
如有过电压则保护跳灭磁开关。
低压缸排汽温度超过80℃减温水阀未开，立即手动开启，若减温水阀全开后低压缸排汽温度继续升高，则开启减温水阀旁路手动门。
若低压缸排汽温度继续升高至121℃，应手动打闸停机。
锅炉给水调节甩50％额定负荷前，汽泵与电泵并列运行。
甩负荷后，视情况，若辅助蒸汽量不足，汽泵手动停运，用电泵给锅炉上水。
锅炉给水量按水煤比控制，转为湿态后可根据要求改变给水量。
锅炉燃料调节5TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施甩50％额定负荷时，提前投入等离子系统，三台磨煤机运行，在甩负荷前5秒时停止C磨煤机，甩负荷前3秒时停止B磨煤机，只保留A磨运行，甩负荷后视情况及时恢复机组带负荷运行。
甩100％额定负荷时，甩负荷前1秒手动锅炉MFT。
待试验结束，视情况恢复机组带负荷运行。
甩负荷后的压力调节6.. 甩负荷前将高低压旁路切为手动模式，并确认高旁阀在关闭状态，低旁阀投入联锁，甩负荷后检查低压旁路阀联锁开启。
6.. 甩100％额定负荷后立即手动开PCV阀，逐渐将主汽压力降低至以下，锅炉尽快恢复运行。
试验前机组运行工况调整确认项目见附录5。
数据测量甩负荷试验记录表见附录6。
甩负荷试验录波记录项目见附录7。
甩负荷试验计算机打印记录项目见附录8。
试验步骤试验当天检查厂用电切换装置投运正常。
柴油发电机机组试转正常后投入热备用状态。
试验前二小时试验前，机组应在该试验负荷下稳定运行至少2小时。
将发电机的功率调到预定值。
确认试验期间必须检查的参数、项目和指定操作人员(参见附录3、4、5)。
试验前对设置在控制室、继电器室、锅炉现场和汽机现场之间的临时通讯设施进行试联络，验证呼叫联络系统已能进行试验进程的信号联络。
确认各专业试验仪器连接正确、处于工作状态。
确认机组在稳态运行的状态。
确认辅汽汽源、除氧器汽源、汽泵汽源已切换完成。
确认除氧器、凝汽器水位控制正常。
确认DEH无异常报警。
确认励磁系统运行正常。
6TPRI西安热工研究院有限公司调试技术措施甩负荷前30分钟将厂用电切换至启备变。
将旁路切为手动控制，低旁暖管后关闭并投入联锁。
主蒸汽、再热蒸汽减温水控制投自动。
甩负荷试验前10分钟。
发出“距甩负荷试验还有10分钟”的通告。
确认试验的监督、观察人员已在各自规定的位置上。
确认凝汽器、除氧器、高压和低压加热器的水位正常。
确认旁路系统处于手动，并在关闭状态。
确认旁路减温水阀处于自动，并在关闭状态。
确认电网周波在50±。
甩负荷试验前1分钟发出“距甩负荷试验还有1分钟”的通告。
进行试验初试状态参数记录。
甩负荷试验开始开始10秒钟倒计时，启动汽轮机试验装置、电气录波仪；甩负荷时从10秒开始倒计时，倒计时至“0”时手动跳开发电机出口开关。
开始甩负荷；所有观察者均应记录指定其负责记录的各参数的“最大值”、“最小值”。
如果下列各点均满足，则认为甩负荷试验结束，汽机视情况恢复带负荷：汽机转速恢复正常；在现场未发现异常情况；待汽机转速稳定后，在附录6、7中记录相关数据；试验数据整理根据记录整理出最高转速以及转速、调门行程和保护动作的全过程时间及变化幅值。