汽轮机性能考核试验方案.docx

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1、宁夏中宁电厂改扩建2300MW级机组工程汽轮机性能考核试验方案 付 昶 初 审： 刘振棋 朱立彤 西安热工研究院二五年五月第 43 页总目录1 汽轮机性能考核试验大纲2 汽轮机性能试验平安措施3 汽轮机性能试验组织措施附：试验工况安排宁夏中宁电厂改扩建2300MW级机组工程汽轮机性能考核试验大纲西安热工研究院二五年五月1. 试验目的验证汽轮机的运行性能是否能到达供货商所提出的性能保证值，为执行商务合同提供依据；检验汽轮机其它性能是否符合设计要求，为达标投产等提供必要的数据。表1为机组主要设计参数。表1 机组主要设计参数汽轮机制造商上海汽轮机汽轮机型号N330-16.7/537/537汽轮机型式

2、单轴、一次中间再热、双缸双排汽额定主汽门前压力MPa额定主汽门前温度537额定再热汽门前温度537铭牌出力(TRL)MW最大连续出力TMCR保证工况(THA)下出力W工作转速3000r/min加热器级数8THA工况的保证热耗78072. 试验工程2.1汽轮机热耗率验收工况(THA)2.1.1热耗率保证值为7807 kJ/kW.h。2.1.2 试验条件 汽轮机出力为330.203 MW； 额定主蒸汽及再热蒸汽参数； 背压为4.9 kPa； 补给水率为0%。2.2 出力保证值验收工况(铭牌工况TRL)2.2.1 出力保证值为330.179 MW。2.2.2 试验条件 额定主蒸汽及再热蒸汽参数； 背

3、压为11.8 kPa； 补给水率为3%。2.3 最大连续出力工况(T-MCR)2.3.1出力设计值为352.866 MW。 铭牌工况下的主蒸汽流量； 额定主蒸汽及再热蒸汽参数； 背压为4.9 kPa； 补给水率为0%。2.4 阀门全开工况(VWO)2.4.1 热耗率设计值为7790 kJ/kW.h；出力设计值为367.417 MW。2.4.2 试验条件 阀门全开； 额定主蒸汽及再热蒸汽参数； 背压为4.9 kPa； 补给水率为0%。2.5 高加解列工况2.5.1 出力设计值为330.126 MW。2.5.2 试验条件 高加解列； 额定主蒸汽及再热蒸汽参数； 背压为4.9 kPa； 补给水率为0

4、%。2.6 75%额定负荷工况2.6.1 热耗率设计值为7963 kJ/kW.h；出力设计值为247.649 MW。2.6.2 试验条件 额定主蒸汽及再热蒸汽参数； 背压为4.9 kPa； 补给水率为0%。2.7 50%额定负荷工况2.7.1 热耗率设计值为8314 kJ/kW.h；出力设计值为165.124 MW。2.7.2 试验条件 滑压运行； 背压为4.9 kPa； 补给水率为0%。3. 试验依据3.1?汽轮机性能试验规程?(ANSI/ASME PTC61996)；?火电机组启动验收性能试验导那么?(电力工业部 1998年版)；3.3 水与水蒸汽性质表：国际公式化委员会1967年工业用I

5、FC方程。4.试验测点、测量方法及仪表4.1 试验热力系统及测点布置4.1.1 试验热力系统及测点布置图见附件1、试验测点清单详见附件2。4.1.2 试验测点说明所有测点安装均应符合附件3?汽轮机性能试验测点安装说明?中的要求。4.1.2.1 主蒸汽、高压缸排汽、再热蒸汽、中压缸排汽及最终给水温度等重要测点采用双重测点；4.1.2.2 主流量测量采用ASME PTC6 标准推荐的高精度喉部取压长颈式流量喷嘴(按ASME PTC6标准校验合格)测量主凝结水流量，流量测量管段安装在5号低加出口至除氧器入口之间的凝结水管道上，流量差压由两组互成180的取压口双重取压；4.1.2.3 辅助流量测量：再

6、热减温水流量、过热减温水流量、轴封系统局部泄漏流量等辅助流量均采用标准孔板测量；4.1.2.4 排汽压力采用网笼式探头测量，网笼式探头布置于凝汽器及排汽缸接口的喉部，每个排汽口均匀布置2个网笼式探头。4.2 测量方法及仪表图1: 电功率接线图4.2.1 电功率测量：采用0.05级精度功率变送器测量，三相两表法接线见图1；4.2.2 压力测量：用0.075级高精度 ROSEMOUNT 3051型绝对压力及相对压力变送器测量，测量值经仪表校验值，大气压力及仪表位差修正(相对压力变送器)；4.2.3 流量差压测量：差压测量采用0.075级ROSEMOUNT 3051差压变送器测量，于试验前对变送器进

7、展校验并进展仪表修正；4.2.4 温度测量：温度测量采用J型或E型精细级热电偶，补偿导线为精细级导线，冷端在数采系统中自动补偿，测量值经热电偶校验值修正；4.2.5 数据采集：主机采用台式微型计算机，数据采集局部采用英国施伦伯杰公司生产的IMP分散式数据采集系统，自动记录压力、差压、温度、电功率等值，并进展数据处理，其精度为0.02级，见图2；4.2.6 储水箱水位变化量的测量：除氧器水箱、凝汽器热井等系统内储水容器水位变化用就地水位计人工读数，或从DCS中读数，标尺最小刻度为毫米；4.2.7 系统内明漏量的测量：漏出与漏入试验热力系统的无法隔离的明漏量，如凝结水泵与给水泵泄漏等用秒表与量筒人

8、工测量。4.3 试验仪表的校验4.3.1 所有试验仪表在试验前均须经法定计量部门或法定计量传递部门校验,并具有合格证书。4.3.2 试验前应校验的仪表如下： 功率变送器 电压互感器及导线二次压力降 电流互感器 压力、差压变送器 热电偶 主凝结水流量喷嘴5.1 机组设备5.1.1 汽轮机及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏；5.1.2 轴封系统运行良好；5.1.3 真空系统严密性符合要求；5.1.4 高压主汽调节阀能够调整到试验规定负荷的阀位上，油动机升程指示正常，符合设计曲线，负荷限制器能正常投入且保持阀位在试验时不变。5.2 系统5.2.1 热力系统能在试验规定的热力循环下运行并保持稳定；5

9、.2.2 系统隔离符合试验要求。管道、阀门无异常泄漏，不明漏量损失不超过额定工况主蒸汽流量的0.3%。5.3 运行条件5.3.1 调整燃烧状态，使汽轮机参数满足要求，汽轮机运行参数尽可能调整到设计值并保持稳定，其偏差平均值不应超过表2规定的范围；表2 运行参数允许偏差与允许波动运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%0.25%主蒸汽温度164再热蒸汽温度164再热器压力降50%/抽汽压力5%/抽汽流量5%/排汽压力2.5%1.0%最终给水温度6/电功率/0.25%功率因数/1.0%转速5%0.25%5.3.2 试验前对系统进展补水，使除氧器、凝汽器保持较高的水位，试验期间停顿补水，除氧器水箱及锅

10、炉汽包水位维持恒定，凝汽器热井水位稳定变化，无大的波动；5.3.3 各加热器水位正常、稳定；5.3.4 不投或尽量少投减温水。如果必须投减温水，那么应保持减温水在试验持续时间内恒定；5.3.5 发电机氢冷系统的氢压及氢纯度调整在额定值 。5.4 仪表条件5.4.1 所有试验仪表校验合格，工作正常；5.4.2 测试系统安装及接线正确；5.4.3 数据采集系统设置正确，数据采集正常。特别指出：在试验进展中，除影响机组平安的因素外，不得对机组设备及热力系统作任何操作, 停顿向系统外排污、排水、排汽。6.1 试验方法6.1.1 试验时间：应在机组正常运行半年内进展。6.1.2 预备性试验在进展正式试验

11、前必须进展预备性试验，预备性试验的要求及正式试验完全一样。预备性试验的目的是： 1)确认机组是否具备试验条件，检查系统隔离并计算不明泄漏量； 2)检查所有试验仪表； 3)培训试验人员； 4)确定阀门位置。当预备性试验结果证实所有条件均满足正式试验要求后，方可进展正式试验。如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各方同意，预备性试验可以作为正式试验。6.1.3 热耗率保证值试验根据试验规程，保证值试验需进展重复试验。两次试验修正后的结果偏差不应超过0.25%。如果两次试验结果相对偏差超过规定值，那么应查明原因进展第三次试验，如果三次试验结果及平均值的相对偏差仍超过规定值，那么三次试验结果全部作废，

12、否那么全部有效。结果取两次有效试验修正后的平均值。同一工况进展重复试验时，必须调节高压主汽调节阀，使负荷至少变化15%，同时系统恢复补水、排污等，再调整到前一工况一样的条件下进展试验。6.1.4 试验系统隔离6.1.4.1 试验时热力系统应严格按照设计热平衡图所规定的热力循环进展。任何及该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都必须进展隔离，无法隔离的流量要进展测量，系统不明漏量不应超过额定工况主蒸汽流量的0.3%；以下是典型的试验时必须隔离的系统与流量： 1)主蒸汽、再热蒸汽、抽汽系统等的管道与阀门疏水； 2)主蒸汽高、低压旁路及旁路减温水； 3)加热器危急疏水至凝汽器； 4)加热器给水、

13、凝结水大小旁路及再循环； 5)加热器壳侧疏水、放气与水侧放水、放气； 6)汽轮机辅助抽汽； 7)水与蒸汽取样； 8)除氧器放水、溢流、放气及及其它机组连接的抽汽与轴封供汽平衡管； 9)补水； 10)锅炉连排、定排、吹灰、放汽、疏水。6.1.4.2 试验前由国电热工研究院根据机组热力系统拟订?系统隔离清单?交运行人员。运行人员必须熟悉?系统隔离清单?中需进展隔离的阀门的名称、编号与所在位置。根据实际情况，将要隔离的阀门分为三组：第一组(A)是机组正常运行时可以长期隔离的阀门(如：管道、阀门的疏水等)；第二组(B)是试验期间(通常3天5天)可以暂时隔离的阀门(如：加热器危急疏水与凝结水、给水旁路等

14、)；第三组(C)是试验前必须隔离，但试验后要立即恢复的阀门(如：锅炉连排、定排、除氧器放气、补水等)。试验前可分期、分批进展隔离操作。通常大多数需隔离的阀门属于第一组与第二组，这些阀门的隔离操作与检查工作量相当大，应在试验前几天就开场进展。6.1.4.3 试验前由运行人员进展阀门隔离操作，试验人员在现场检查并确认隔离，已经隔离的阀门应挂有明显的标牌。系统隔离的优劣对试验结果的准确度有着非常重大的影响，应特别予以重视，仔细隔离与严格检查。6.1.5 试验前机组运行状况调研在机组试验前，公司必须进展一次详细的机组运行状况调研，检查与分析机组主、辅设备运行参数与热力系统等是否满足试验要求，特别是热力

15、系统阀门的泄漏情况，提出详细的系统、阀门消缺清单与主辅设备消缺清单，在停机期间安排消缺。6.1.6 试验持续时间与读数频率稳定运行半小时后开场试验，预备性试验与正式试验每一工况持续时间为2小时，IMP数据采集系统采集时间间隔为30秒，人工记录数据读数时间间隔为5分钟。6.2 试验步骤6.2.1 按试验要求进展系统隔离，并进展检查，满足要求后，试验各方代表会签；6.2.2 除氧器与凝汽器补水至较高水位，以维持试验进展中不向系统补水；6.2.3 调整运行参数，使之尽可能到达设计值，并维持参数稳定，偏差及波动值符合试验规程要求；6.2.4 调整高压主汽调节阀阀位，使阀位、负荷及各参数满足试验规定值，

16、并记录各油动机升程；6.2.5 调整发电机功率因素在0.850.90之间，氢压及氢气纯度在额定值；6.2.6 机组设备及系统进入稳定运行半小时至1小时；6.2.7 检查数据采集系统及一、二次仪表，确认工作正常，试验记录人员进入指定位置；6.2.8 按规定时间统一开场试验数据采集与记录；6.2.9 试验完毕，由试验负责人汇总试验采集数据及人工记录数据，确认有效，试验各方代表会签；6.2.10 在进展正式试验前先进展预备性试验。预备性试验后，需有时间整理数据，初步计算试验结果与系统不明漏量，在预备性试验结果证实所有条件已满足正式试验要求后，方可进展正式试验。如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各

17、方同意，可以作为一次正式试验。7.1 数据采集系统记录的每一工况试验数据用“数据处理计算程序进展处理，包括平均值计算、零位、水柱、大气压力、仪表校验值等项的修正。7.2 同一参数多重测点的测量值取算术平均值。7.3 人工记录的各储水容器水位变化量根据容器尺寸、记录时间与介质密度将其换算成当量流量。7.4 电功率经电压互感器及导线二次压力降与功率因数修正。7.5 主凝结水流量按下式计算(见ASME PTC61996及GB/T262493)。式中： C喷嘴流出系数(该系数经校验得到)； 流体的膨胀系数； d运行状态下的喷嘴喉部直径，m； p喷嘴差压，Pa； f1实测介质的密度，kg/m3； 实际运

18、行状态下的喷嘴喉部直径及管道直径之比。7.6 试验热耗率及高、中、低压缸效率计算，按照ASME PTC61996及ASME PTC6A1982方法计算(低压缸效率以排汽有效能终点为准(UEEP)。7.6.1 试验热耗率按下式计算。式中： Ffw给水流量(由实测的主凝结水流量经除氧器与高压加热器热平衡计算出高压加热器出口给水流量得出)，kg/h； Hms主蒸汽焓值，kJ/kg； Hfw主给水焓值，kJ/kg； Fcrh冷再热流量，kg/h； Hhrh热再热焓值，kJ/kg； Hcrh冷再热焓值，kJ/kg； Frhsp再热减温水流量，kg/h； Hrhsp再热减温水焓值，kJ/kg； Fssp过

19、热减温水流量，kg/h； Hssp过热减温水焓值，kJ/kg； Pc发电机终端输出功率，kW； Pexc采用静态励磁时发电机端供给励磁变压器的功率，kW。7.6.2 高、中压缸效率是根据实测的进出高、中压缸蒸汽的参数来确定，低压缸效率是由低压缸的进汽参数，排汽压力及通过整个汽轮机的能量平衡得出的低压缸排汽焓来计算。7.7 按照ASME PTC61996及 ASME PTC6A1982 的方法对试验热耗率进展系统与参数修正。7.7.1 系统修正包括： 各储水容器的水位变化； 各加热器端差； 抽汽管道压损； 再热减温水流量； 过热减温水流量； 凝结水泵与给水泵焓升； 凝结水过冷度。7.7.2 参数

20、修正包括： 主蒸汽压力； 主蒸汽温度； 再热蒸汽温度； 再热蒸汽压损； 排汽压力。VUUVTS平衡盘漏汽LLKXANMBAKWS M XUWBNTV温度压力流量SSRGJ1GJ2GJ3CFDJ8DJ7DJ6附件1 宁夏中宁发电有限责任公司2330MW汽轮机性能考核试验测点布置图DJ5附件2 宁夏中宁发电有限责任公司2300MW汽轮机性能考核试验测点清单A压力测点序号测点名称单位额定参数检测范围KKS码热工院试验测点编号测点位置安装要求1自动主汽门前蒸汽压力AMPa0-20TEST-P-MSAA侧自动主汽门前见测点安装说明：，2自动主汽门前蒸汽压力BMPa0-20TEST-P-MSBB侧自动主汽

21、门前见测点安装说明：，3调节级压力MPa0-20TEST-P-FirSta调节级后见测点安装说明：，4高压缸排汽压力MPa0-5TEST-P-HEXAA侧高排逆止门前见测点安装说明：，5再热蒸汽压力AMPa0-5TEST-P-RHAA侧中压主汽门前见测点安装说明：，6再热蒸汽压力BMPa0-5TEST-P-RHBB侧中压主汽门前见测点安装说明：，7中压缸排汽压力MPa0-2TEST-P-IEXAA侧中低压连通管上见测点安装说明：，8低压缸排气压力A1kPa0-20TEST-P-LEXA1凝汽喉部安装网笼探头见测点安装说明：，9低压缸排气压力A2kPa0-20TEST-P-LEXA2凝汽喉部安装

22、网笼探头见测点安装说明：，10低压缸排气压力B1kPa0-20TEST-P-LEXB1凝汽喉部安装网笼探头见测点安装说明：，11低压缸排气压力B2kPa0-20TEST-P-LEXB2凝汽喉部安装网笼探头见测点安装说明：，121段抽汽压力MPa0-10TEST-P-1E1段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前见测点安装说明：，131号高加进汽压力MPa0-10TEST-P-1HHS1号高加进汽口见测点安装说明：，142号高加进汽压力MPa0-5TEST-P-2HHS2号高加进汽口见测点安装说明：，153段抽汽压力MPaTEST-P-3E3段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前见测点安装说明：，163号高加进汽

23、压力MPaTEST-P-3HHS3号高加进汽口见测点安装说明：，174段抽汽压力MPa0-1TEST-P-4E4段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前见测点安装说明：，18除氧器进汽压力MPa0-1TEST-P-DEAS除氧器进汽口前，进汽调整门后见测点安装说明：，195段抽汽压力MPa0-1TEST-P-5E5段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前见测点安装说明：，205号低加进汽压力MPa0-1TEST-P-4LHS5号低加进汽口见测点安装说明：，216段抽汽压力kPa2550-500TEST-P-6E6段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前见测点安装说明：，226号低加进汽压力kPa2550-500TEST-P

24、-6LHS6号低加进汽口见测点安装说明：，237号低加进汽压力kPa1280-200TEST-P-7LHS7号低加进汽口见测点安装说明：，248号低加进汽压力kPa610-100TEST-P-8LHS8号低加进汽口见测点安装说明：，25凝结水(除氧器入水)压力MPa0-2TEST-P-CON流量喷嘴正压侧见测点安装说明：，26凝泵出水压力MPa0-2TEST-P-CPO凝结水泵出口总管上见测点安装说明：，26给泵出水压力MPa280-30TEST-P-FPO给泵出口见测点安装说明：，27平衡盘漏汽压力AMPa0-2TEST-P-toBP(A)流量孔板正压侧见测点安装说明：，28平衡盘漏汽压力B

25、MPa-TEST -P-toBP(B)流量孔板正压侧见测点安装说明：，29轴封冷却器进汽压力kPa1100-200TEST-P-CFS轴封冷却器进汽口见测点安装说明：，30再热减温水压力MPa100-20TEST-P-RHDS给水泵三级抽头出口见测点安装说明：，31大气压力kPa100200-B温度测点序号测点名称单位额定参数检测范围KKS码热工院试验测点编号测点位置安装要求1自动主汽门前温度A537500-600TEST-T-MSAA侧自动主汽门前见测点安装说明：，2自动主汽门前温度B537500-600TEST-T-MSBB侧自动主汽门前见测点安装说明：，3高压缸排汽温度A300-400T

26、EST-T-HEXAA侧高排逆止门前见测点安装说明：，4高压缸排汽温度B300-400TEST-T-HEXBB侧高排逆止门前见测点安装说明：，5再热蒸汽温度A537500-600TEST-T-RHAA侧中压主汽门前见测点安装说明：，6再热蒸汽温度B537500-600TEST-T-RHBB侧中压主汽门前见测点安装说明：，7中压缸排汽温度300-400TEST-T-IEXAA侧中低压连通管上见测点安装说明：，8中压缸排汽温度300-400TEST-T-IEXBB侧中低压连通管上见测点安装说明：，91段抽汽温度400-500TEST-T-1E1段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前，相应压力测点下游1-2

27、倍管径处见测点安装说明：，101号高加进汽温度300-400TEST-T-3HHS1号高加进汽口见测点安装说明：，112号高加进汽温度300-400TEST-T-2HHS2号高加进汽口见测点安装说明：，123段抽汽温度400-500TEST-T-3E3段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前，相应压力测点下游1-2倍管径处见测点安装说明：，133号高加进汽温度282400-500TEST-T-3HHS3号高加进汽口见测点安装说明：，144段抽汽温度300-400TEST-T-4E4段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前见测点安装说明：，15除氧器进汽温度300-400TEST-T-DEAS除氧器进汽口前，进汽调

28、整门后见测点安装说明：，165段抽汽温度200-300TEST-T-5E5段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前，相应压力测点下游1-2倍管径处见测点安装说明：，175号低加进汽温度200-300TEST-T-5LHS5号低加进汽口见测点安装说明：，186段抽汽温度100-200TEST-T-6E6段抽汽电动调节门及抽汽逆止门前，相应压力测点下游1-2倍管径处见测点安装说明：，196号低加进汽温度100-200TEST-T-6LHS6号低加进汽口见测点安装说明：，208号低加进水温度0-100TEST-T-8LHI8号低加进口凝结水管道上见测点安装说明：，218号低加疏水温度0-100TEST-T-8

29、LHD8号低加疏水调整门前见测点安装说明：，227号低加出水温度0-100TEST-T-7LHO8号低加出口凝结水管道上见测点安装说明：，237号低加疏水温度0-100TEST-T-7LHD7号低加疏水调整门前见测点安装说明：，246号低加进水温度100-200TEST-T-6LHI6号低加进口凝结水管道上见测点安装说明：，256号低加疏水温度100-200TEST-T-6LHD6号低加疏水调整门前见测点安装说明：，265号低加进水温度100-200TEST-T-5LHI5号低加进口凝结水管道上见测点安装说明：，275号低加出水温度100-200TEST-T-5LHO5号低加出口凝结水管道上见

30、测点安装说明：，285号低加疏水温度100-200TEST-T-5LHD5号低加疏水调整门前见测点安装说明：，29除氧器出水温度A100-200TEST-T-DEAOA除氧器下水管上，A泵入口电动门前见测点安装说明：，30除氧器出水温度B100-200TEST-T-DEAOB除氧器下水管上，B泵入口电动门前见测点安装说明：，313号高加进水温度100-200TEST-T-3HHI3号高加进口给水管道上见测点安装说明：，323号高加出水温度236200-300TEST-T-3HHO3号高加出口给水管道上见测点安装说明：，333号高加疏水温度200-300TEST-T-3HHD3号高加疏水调节门前

31、见测点安装说明：，342号高加出水温度252200-300TEST-T-2HHO2号高加出口给水管道上见测点安装说明：，352号高加疏水温度200-300TEST-T-2HHD2号高加疏水调节门前见测点安装说明：，361号高加出水温度200-300TEST-T-1HHO1号高加出口给水管道上见测点安装说明：，371号高加疏水温度200-300TEST-T-1HHD1号高加疏水调节门前见测点安装说明：，38最终给水温度A200-300TEST-T-FFWA给水大旁路后给水管道上见测点安装说明：，39最终给水温度B200-300TEST-T-FFWB给水大旁路后给水管道上见测点安装说明：，40凝汽

32、器热井出水总管温度0-100TEST-T-HWOAA侧热井出水管道上见测点安装说明：，41轴封冷却器进汽温度180100-200TEST-T-CFS轴冷进汽管道上见测点安装说明：，42轴封冷却器疏水温度360-100TEST-T-CFD轴冷疏水调整门前见测点安装说明：，43轴封冷却器进水温度0-100TEST-T-CFI轴冷进口凝结水管道上见测点安装说明：，C流量测点序号测点名称单位额定参数检测范围KKS码热工院试验测点编号测点位置安装要求1凝结水流量At/h-TEST-F-CONA5号低加出口至除氧器入口凝结水管道上见测点安装说明：，2凝结水流量Bt/hTEST-F-CONB3过热器一级减温

33、水流量At/h-TEST-F-SHD1A见测点安装说明：，4过热器一级减温水流量Bt/h-TEST-F-SHD1B见测点安装说明：，5过热器二级减温水流量At/h-TEST-F-SHD2A见测点安装说明：，6过热器二级减温水流量Bt/h-TEST-F-SHD2B见测点安装说明：，7再热器减温水流量t/h-TEST-F-RHDA见测点安装说明：，8小机进汽总流量t/h-TEST-F-STUR四段抽汽至小机进汽总管上见测点安装说明：，10平衡盘漏汽流量At/h-TEST-T-toBP(A)机上侧平衡盘漏汽管道上见测点安装说明：，11平衡盘漏汽流量Bt/h-TEST -T-toBP(B)机下侧平衡盘

34、漏汽管道上见测点安装说明：，D功率测点序号测点名称单位额定参数检测范围KKS码热工院试验测点编号测点位置安装要求1电功率kW-TEST-W-GWA发电机出口PT、CT试验端子见测点安装说明：52电功率kW-TEST-W-GWB发电机出口PT、CT试验端子见测点安装说明：5E水位测点序号测点名称单位额定参数检测范围KKS码热工院试验测点编号测点位置安装要求1除氧器水位mm-TEST-L-DEA除氧器-2凝汽器A水位mm-TEST-L-CONA凝汽器-3凝汽器B水位TEST-L-CONB 凝汽器汽轮机性能试验平安措施一、总那么1. 为贯彻电力生产“平安第一，预防为主的方针，确保承包企业下称乙方及发

35、包方下称甲方在生产现场测试工作人员的人身及设备平安，特制订本措施。2. 乙方在签订合同时，根据承包测试的工程制订出本行业平安作业规定，及技术措施一并执行。在开工前要求对有关工作人员进展学习、考核，以便工作人员熟悉、执行本措施与行业平安作业的规定。3. 乙方在甲方生产现场测试工作过程中，必须指定负责人以及平安员或兼职，监视工作人员平安作业。4. 制止乙方工作人员擅自超越合同以外其它工程的作业，以及擅自进入非作业区域、容器，防止发生意外。5. 需要进展合同规定的设备隔离测试工程时，必须先办理工作票。二、对工作人员平安及服装的要求1. 工作人员应掌握触电窒息急救法、心肺复苏法，并具有关烧伤、烫伤、外

36、伤、气体中毒等急救常识，以及消防知识。2. 工作人员进入生产现场，着装必须符合以下规定：2.1 工作服的纽扣、袖口必须扣好，工作服不得有易被转动、移动的机器绞、钩住的局部。2.2 必须带上平安帽，系紧帽带。2.3 制止带围巾，穿长衣服。2.4 工作服不得采用尼龙、化纤混纺的面料，以防遇火燃烧加重烧伤程度。2.5 制止打赤脚、穿拖鞋、凉鞋、或湿脚。2.6 女性工作人员制止穿裙子、穿高跟鞋，长发必须盘牢在平安帽内。3. 防触电措施3.1 乙方作业用仪器设备所使用的电源，必须自带并串接漏电保护器，进电端电源的泊接必须及甲方用工部门的人员联系，由甲方电工给予办理，制止擅自泊接。3.2 行灯必须用36V

37、电源，潮湿或周围全是金属的地方，必须使用12V电源，制止使用36V以上电源。行灯变压器应放在容器外的地方，其外壳应接地。3.3 雷雨天气制止在避雷针、避雷器、线路塔杆、变压器下、以及室外电气设备接地线处停留。3.4 不得用湿手去触摸电源开关或其它电气设备的外壳，不得使用已损伤或裸漏电线。制止碰触已损伤或裸漏的有电或无电的任何电线，制止拉扯任何有电或无电的电线。3.5 不得擅自翻开任何电气、控制盘柜，制止进入电气、探伤等试验场地。3.6 发现有人触电时，应先切断电源，或用绝缘材料移开电源线，使触电人脱离电源，并进展急救，否那么制止接触带电者。如在高空作业，抢救时必须注意防止高空坠落。4. 防高空

38、坠落、机械、热、爆炸伤害措施4.1 制止进入未采取平安措施并未办理工作票的凝汽器、加热器等。4.2 制止靠近、碰触现场设备的旋转与移动局部。以及静止备用设备指随时可能启动的旋转与移动局部。制止靠近设备的吸风口、风机及给水泵调节传动连杆，电动、气动、液动阀门杆、汽轮机盘手柄等。上述设备固定局部的测试制止戴手套。并注意手、身体、工器具及转动、移动局部保持有足够的平安距离含传动杆移动范围。4.3 制止踩攀栏杆、采样管道、仪用气管道、设备、电缆、支吊架、盘柜、防护罩，以及在其上行走、坐立。4.4 应尽可能防止靠近与停留在可能受到烫伤的地方。例如：汽、水、燃油管道的法兰盘、阀门、煤粉系统与锅炉烟道的入孔

39、及检查孔，以及汽水平安门及排放口，热交换设备及汽包的水位计等处。4.5 发生设备异常运行可能危及人身平安时，应及时撤离危险区域，不准接近该设备或在该设备附近停留。4.6 制止移动、触按、操作现场的设备、开关、阀门、标示牌、围栏、孔盖等。4.7 不得围观其它作业现场，以防发生异常时被伤及。4.8 制止在吊物或高处有施工的地点下方通行或停留。制止在行走的行车、卸船机、卸煤机、卸煤小车、装卸机、门吊等所行走的轨道上行走、停留。制止攀爬上述设备。4.9 制止靠近石子煤、煤输送皮带无论运行或静止的。4.10 制止随意动用现场的消防器材、设施。4.11 制止利用钓钩来上升或下降人员。4.12 制止靠近崩紧或随时收紧的绳索。4.13 制止触动阀门手轮、操作把手、阀门执行机构等。4.14 生产现场严禁烟火及吸烟。油泵房、油区、制氢站、危险品库，蓄电池室制止带入火种，并