新沂通新热电汽轮机组(C15 南汽)调试措施.doc

新沂通新生物质环保热电有限公司汽轮机组调试措施，编号：SYZXQJ-YZ-001新沂通新热电有限公司汽轮机组调试措施编制单位：徐州电力试验中心 会签单位：新沂通新生物质环保热电有限公司 徐州西区环保热电有限公司 南通四建机电安装公司 南京苏安电力建设监理公司 徐州电力试验中心 批准单位：启动试运指挥部 时间：2004.10 版次：正式版前言1.概述 新沂通新热电有限公司#1汽轮机组系南京汽轮电机（集团）有限责任公司厂生产的C15-4.90/0.981型次高压、单缸、单抽、冲动式凝汽汽轮机。汽机本体为高、中、低压三段组成的单汽缸结构，通流部分为一个复速级和十一个压力级共十二级，其中第一级和第四级分别为高、中压段的调节级，高压段配汽采用提板式调节阀控制，中压段配汽采用带平衡室式旋转隔板。抽汽管路设有单向关闭汽阀。调整抽汽管路设有脉冲式安全阀。采用飞环式危急遮断器及危急遮断油门，并有手动危急遮断油门。机组回热系统共设有三级非调整抽汽，一级调整抽汽。本措施针对#1、#2汽轮机组。2 汽轮机及主要辅机设备规范2.1 汽轮机型 号 C15-4.90/0.981额定功率 15 MW 最大功率 18 MW额定转速 3000 r/min汽机临界转速 1430 r/min机组临界转速 1650（左右） r/min新蒸汽压力 4.900.20.3 MPa新蒸汽温度 470 10 15 冷却水温 20 排汽压力 5.828 kPa额定进汽量 98 t/h最大进汽量 130 t/h额定抽汽量 50 t/h最大抽汽量 80 t/h回热系统 1GJ+1CY+1DJ+1QJ 给水加热温度 153.1 高压油动机行程 155 mm低压油动机行程 100 mm机组转向 机向电： 顺时针方向制造厂家 南京汽轮电机（集团）有限责任公司厂2.2 发电机 发电机型号 QFW-18额定容量 18 MW额定电压 6300 V额定功率因数 0.80 励磁机型号 ZFL80-3000额定容量 80 kW2.3 冷凝器型 式 N-1200-2、分列二道制表面式冷却面积 1200 m2 冷却温度 25 冷却水量 3000 t/h水室内最大允许水压 0.34 MPa制造厂 南京汽轮电机（集团）有限责任公司厂2.4 高压加热器型 号 JG-140-换热面积 140 m2设计汽侧压力 1.35 MPa设计给水压力 8.0 MPa2.5 低压加热器型 号 JD-75-换热面积 75 m2设计汽侧压力 0.05 MPa设计水侧压力 0.60 MPa2.6除氧器型 号 S2002-080（旋膜式）额定工作压力 0.02 MPa最高工作压力 0.04 MPa进汽压力 0.2 MPa进汽温度 250 额定出力 100 t/h2.7 汽封加热器型 号 JQ-16-1换热面积 16 m2最大水侧压力 0.60 MPa冷却水量 30 t/h3 编制依据3.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程3.2 新沂通新热电有限公司汽机操作规程3.3 南京汽轮电机（集团）有限责任公司厂C15-4.90/0.981型15MW抽汽式汽轮机产品说明书3.4 南京汽轮电机（集团）有限责任公司厂汽轮机产品证明书3.5 火电施工质量检验及评定标准3.6 火电工程启动调试工作规定3.7 电力工业部电业安全工作规程4 本措施包括以下措施4.1 机组辅助管道吹扫措施4.2 汽轮机热工保护及电气联锁检查措施4.3 汽轮机整组启动调试措施4.4 液压调速及保安系统调试措施 机组辅助管道吹扫措施 1 概述为了保证管道系统的清洁。确保机组的安全可靠运行，在汽机及辅助供汽管道安装完毕后，必须用蒸汽对该管道进行吹扫。2 吹扫范围2.1 主蒸汽至均压箱2.2 主蒸汽至汽封加热器3 吹扫路线及临时管道连接3.1 新蒸汽至均压箱管路在汽封减温减压器前断开。3.2 新蒸汽至汽封加热器在喷射器入口法兰处断开。3.3 均压箱至前、后汽封管路在进汽缸汽封腔室前断开，减温减压器拆除加临时短接与均压箱连接，吹扫汽封支管。3.4 滤汽器滤网拿掉；缓装新蒸汽至汽封加热器、至均压箱管路中的节流孔板。 3.5 汽封压力分配阀控制在最低位置。4 吹扫前应具备的条件4.1 吹扫临时系统连接正确；4.2 管道及临时管道安装工作全部结束，支吊架齐全；4.3 管道保温工作完成；4.4 吹扫范围内各道路畅通，照明充足。4.5 排汽口周围的可燃物清除。5 吹扫步骤5.1 检查吹扫系统管路各阀门的开关状态。5.2 利用#1炉吹管结束前的余压进行吹扫。5.2 吹扫时新蒸汽压力维持1.0MPa。5.3 每一流程吹扫34次，每次510分钟，间隔510分钟。吹扫分两阶段进行：） 吹扫至汽封加热器喷射器前；吹扫至均压箱减温减压器前。） 吹扫前后汽封管路。6 安全注意事项6.1 吹扫管道前，主厂房内场地平整，沟道盖板安装完毕，道路畅通；6.2 排汽口附近应有专人监护并设警戒线。6.3 吹扫系统有关阀门必须挂警告牌；6.4 整个吹扫过程应有专人统一指挥。 主蒸汽 滤网去掉 第二阶段 去前汽封 去后汽封 均压箱 排汽口 至汽封加热器 排汽口 汽封及辅助管道吹扫示意图汽轮机热工保护及电气联锁检查措施 1 检查目的 通过对汽轮机组主要热工保护及电气联锁的动态检查，检查其动作的正确性和可靠性，以期保证机组的安全运行。2 检查范围2.1 汽机本体保护2.2 汽机主要辅助设备的联锁及保护 3 检查前应具备的条件3.1 各场地平整无杂物堆积，走道通畅，孔洞盖板完好，栏杆完整。3.2 场区、设备附近及各表盘、水位计、油位计处应有充足照明。3.3 热工保护及电气联锁回路静态检查完毕，所有参加检查的设备已安装完毕，并验收合格。3.4 凝汽器、冷却水塔、除氧水箱、射水箱及各容器内部清理干净，各滤网清理干净。3.5 汽机油循环结束，油质经化验验收合格。3.6 各种阀门开关灵活，方向正确。各阀门均已编号挂牌。3.7 各表计经校验合格，并标明限额红线。4 汽轮机组热工保护及电气联锁检查 4.1 汽机本体保护：4.1.1 检查前的要求4.1.1.1 高压交流油泵，交、直流润滑油泵试运正常。4.1.1.2 机隔离汽门及旁路门关闭严密，当自动主汽门开启后，应无蒸汽漏入汽轮机。4.1.1.3 调速系统静态检查结束，自动主汽门、调速汽门动作正常。4.1.1.4 凝结水泵试运正常。4.1.2 停机保护： 试验时关闭机隔离汽门及其旁路门，并且隔离严密；开启自动主汽门，启动凝结水泵，投入水控装置，开启抽汽逆止门。4.1.2.1 手动停机按钮，使磁力断路油门动作，关闭主汽门，关#1抽、#2抽逆止门、关调整抽汽电动门，同时发出“主汽门关闭”和“抽汽逆止门关闭”报警。4.1.2.2、手动关抽汽门逆止门，发“抽汽逆止门关闭”报警，复位开抽汽门逆止门。4.1.2.3、自动主汽门打开、抽汽逆止门打开、调整抽汽电动门打开，总保护和以下各单项保护投入，满足以下条件之一磁力断路油门动作，主汽门关闭、抽汽逆止门关闭、关调整抽汽电动门，并发出“主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”及相应报警。 、润滑油压0.02MPa； 、发电机主保护动作； 、轴向位移+1.3mm、-0.6mm； 、真空-0.061MPa； 、当汽轮机转速3330转/分； 、轴承回油温度75； 、汽轮机轴承、发电机轴承振动0.05mm； 、轴承瓦温110；4.1.3、报警当满足以下条件之一,发出相应声光报警：4.1.3.1 自动主汽门后压力5.1MPa4.1.3.2 自动主汽门后压力4.6MPa4.1.3.3 自动主汽门后温度480 4554.1.3.4 真空-0.087MPa 真空-0.073MPa真空-0.061MPa4.1.3.5 均压箱压力29.4kPa均压箱压力2.94kPa4.1.3.6 均压箱温度2004.1.3.7 主汽门关闭4.1.3.8抽汽逆止门关闭4.1.3.9盘车停止 4.1.3.10危急遮断器动作4.1.3.11发电机油开关跳闸4.1.3.12电超速保护动作4.1.3.13发电机差动报护动作4.1.3.14逆止门电磁阀压力0.3MPa4.1.3.15高加水位800mm 200mm4.1.3.16低加水位400mm 100mm4.1.3.17凝泵出口压力0.3MPa4.1.3.18射水泵出口压力0.4MPa4.1.3.19汽轮机、发电机轴承瓦块温度1004.1.3.20汽轮机、发电机轴承瓦块温度1104.1.3.21汽轮机、发电机轴承回油温度654.1.3.22汽轮机、发电机轴承回油温度754.1.3.23汽轮机转速3050转/分 汽轮机转速3360转/分4.1.3.24油箱油位+130mm 油箱油位-130mm4.1.3.25汽轮机轴承振动30um4.1.3.26汽轮机轴承振动50um4.1.3.27轴向位移 1.0mm 1.3mm -0.6mm4.1.3.28主油泵出口油压0.9MPa4.1.3.29润滑油压，0.08MPa0.055MPa0.04MPa0.02MPa0.015MPa0.12MPa4.1.3.30冷油器出口油温35 冷油器出口油温454.1.3.31发电机铁芯温度报警5 低油压联锁5.1 当润滑油压0.08MPa时，报警；5.2 当润滑油压0.055MPa时，自启动交流润滑油泵，报警；5.3 当润滑油压0.04MPa时报警，自启动直流润滑油泵；5.4 当润滑油压0.02MPa时，报警、停机，同时联跳发电机 。5.5 当润滑油压0.015MPa时，停盘车 。5.7 当主油泵出口压力0.9MPa时，自启动高压交流油泵，报警；5.8电控油泵出口压力2.5 MPa时自启动另一台备用泵。6 高加水位保护6.1 高加水位800mm时报警同时开高加危急放水电动门。6.1 高加水位200mm时关高加危急放水电动门；7 电超速保护 启动电动油泵，开自动主汽门，电气送发甩负荷信号，调节汽门、旋转隔板关闭，经6s后复位。8 给水泵联锁给水母管压力6.8MPa，按序号自启动备用联锁泵。 两台给水泵互为联锁。9 凝结水泵联锁 二台凝结水泵互为联锁。 当凝结水压力0.3MPa，备用泵自启动。10 射水泵联锁二台射水泵互为联锁。 当射水泵出口母管压力0.30MPa，备用泵自启动。11 循环水泵 二台循环水泵互为联锁。汽轮机整组启动调试措施1 整组启动目的通过汽轮机主机及其辅助设备和系统的试运行，考验设计、制造及安装质量，暴露并消除缺陷，经过小时试运行后移交生产。2 整组启动范围2.1 汽轮机组及全部辅助设备2.2 参加启动的主要系统2.2.1 汽轮机主蒸汽系统；2.2.2 汽轮机抽汽回热系统；2.2.3 汽轮机真空系统；2.2.4 汽轮机给水除氧系统；2.2.5 汽轮机凝结水系统；2.2.6 汽轮机循环水系统；2.2.7 汽轮机油系统； 2.2.8 汽轮机疏水系统；2.3 与3.1、3.2有关的热工仪表、热工保护及电气联锁系统。3 试运应具备的条件3.1 现场应具备的条件3.1.1 各场地面平整无杂物堆积，走道通畅，孔洞盖板、护栏完整3.1.2 场区、设备附近及各表盘、水位计、油位计处应照明充足。3.1.3 备足消防器材，消防水系统能正常投用。3.1.4 各岗位间联系信号完好，并能正常使用。 3.1.5 机房温度应在5以上，并备有防寒防冻设施。3.1.6 现场公布运行主要控制指示及启动曲线。3.2 设备系统应具备的条件3.2.1 所有参加试运的设备已安装完毕验收合格。3.2.2 凝汽器及真空系统已灌水检查，严密性良好，开射水泵，抽真空应在0.04MPa左右。3.2.3 凝汽器、除氧水箱、射水箱、工业水箱及各容器内部清理干净，各滤网清理干净。3.2.4 汽水管道经冲洗（扫）后验收合格 。3.2.5 油循环结束，油质经化验验收合格。3.2.6 液压保安系统静态试验结束，远操同步器转动方向正确 。3.2.7 各种阀门开关灵活，方向正确，保证严密可靠。各阀门均已编号挂牌，各安全门必须经过校验合格。3.2.8 各表计经校验合格，并标明限额红线。3.2.9 热工保护、联锁、自动设备及灯光音响都已校验正常。3.2.10 补给水能可靠供给。3.2.11 盘车测量大轴原始弯曲值及方位 。3.2.12 与启动无关的汽水系统及设备应可靠隔离，其有关阀门应关闭，挂牌、切断电源并加锁。3.2.13 事故电源应处于可靠备用状态。3.2.14 整组启动前，阶段分系统试运及启动准备工作经生产和建设单位认可。4 启动试运计划4.1 第一阶段：开机升速至3000转/分，进行以下试验工作：4.1.1 监测机组各轴瓦振动情况。4.1.2 汽轮机调节保安系统试验。4.1.3 电气试验。4.1.4 提升转速试验。4.2 第二阶段： 满负荷后进行72小时试运行。4.2.1 机组在完成第一阶段试运工作后，若机组试运正常，即可投入回热系统接带电负荷(或热负荷)至额定工况，进行机组带负荷试验。试验结束后检查机组无重大异常，即计时72小时试运转。4.2.2 72小时试运行结束后，在10000kW负荷下进行真空严密性试验。4.2.3 机组解列后，在额定汽压、汽温、正常真空下进行汽轮机自动汽门严密性等项试验，试验后停机消缺。4.3 第三阶段：开机带满负荷进行24小时试运行后正式移交生产。5 汽轮机启动 具体操作步骤和其它未提到的事项，按电厂运行规程及有关规定执行。5.1 冷态启动 机组启动方式视现场情况定。5.1.1、 启动前准备工作 5.1.1.1 仔细检查汽轮机、发电机及附属设备处于备用状态。5.1.1.2 准备好各种操作工具和试验仪表等。5.1.1.3 对油、汽、水等各系统全面检查结束，符合启动条件。5.1.1.4 开启交流润滑油泵进行油循环，检查各轴承回油应正常，投入盘车装置。5.1.1.5 按阀门卡检查各阀门处于正确状态。5.1.1.6 进行保护、联锁、灯光音响装置试验。5.1.1.7 开启循环水泵向凝汽器供水、开工业水向射水箱补水。5.1.1.8 联系化学向凝汽器热水井补水，正常后。开启凝结水泵向凝汽器打再循环。5.1.1.9 联系化学向除氧器补水至正常水位，根据锅炉需要启动给水泵。5.1.1.10 同步器、置于低限位置，抽汽控制信号置切除位置。5.1.2 暖管前的准备工作5.1.2.1 检查油系统正常，各阀门位置正确后，调整润滑油压0.0780.147MPa，启动盘车并投入联锁。5.1.2.2 操作(或联系有关专业)启动辅助系统，使其处于运行或备用状态。5.1.2.3 危急遮断器在掉闸位置。调压器在切除位置。5.1.3 暖管 锅炉点火后，通知锅炉开启锅炉来汽门旁路门进行一段暖管，待电动主汽门前压力达0.20.3MPa 后，开启锅炉来汽门、电动主汽门的旁路门。进行二段暖管，即对主蒸汽管路和均压箱暖管，每段暖管约2030分钟。暖管结束后，开启电动主汽门，并关闭其旁路门并根据门前后温度调整其疏水门。启动高压交流油泵待运行正常后，仃交流润滑油泵。转入备用状态并投入联锁保护。5.1.4 汽轮机启动：5.1.4.1 启动参数及要求 主蒸汽压力 3.00MPa 以上 主蒸汽温度 300 以上 调速油压 0.9MPa 润滑油压 0.078至0.147MPa 冷油器出品油温 25至45启动射水抽汽，凝汽器真空在0.04MPa以上。5.1.4.3挂上危急遮断器，拉出危急遮断器复位阀。5.1.4.4投入润滑油压低及超速保护。连续盘车不小于4小时。5.1.4.5调整均压箱内压力 2.9429.4kPa 开启均压箱向汽封供汽门5.1.4.6 对各汽、水系统进行全面检查，并确认正常。5.1.4.7 开启主汽门冲转，转速到500转分后。关小主汽门倾听机组内部声音，但不能使转子静止，此时盘车装置应自动脱开。正常后3分钟内升至500转分，进行低速暖机2030分钟，进行全面检查。5.1.4.8 用10分钟左右时间升速到1200转分，暖机2040分钟进行全面检查。用58分钟左右时间升速至2500转/分，在过临界(机组转子临界为1649 转/分，汽轮机转子临界为1430转/分)时应平稳、迅速，不能停留，注意调速系统开始动作。进行高速暖机2030分钟。5.1.4.9 全面检查机组状况，机组正常，用同步器升速至3000转/分。具体升速时间分配见表一、图一。注意：在升速过程中如遇机组振动超标，应果断打闸停机。经试运指挥组分析研究后，决定是否再次启动。 升速程序首次开机(分)正常开机（分)热态开机(分)0至500转/分522500转/分暖机2583500至1200转/分101031200转/分暖机301551200至25005532500转/分暖机151022500至300010102总时间10060205.1.4.9 机组全速检查正常后，将主汽门关到13位置，分别进行手拍危急遮断按钮、手操控制按钮动作磁力断路油门等保护动态试验，均应动作正常。5.1.4.10 机组各轴承振动指标： 通过临界转速时不超过150 额定转速下不超过30 一切正常后，确认主油泵工作正常后，停电动油泵，第一次停电动油泵时应注意调速油压变化，防止断油。5.1.4.11 在进行空负荷下电气试验时，排汽温度不得超过100。5.1.4.12 在调试人员主持下，按运行规程进行汽机超速试验和调速系统静态特性试验。一：正常开机升速曲线5.2 热态启动5.2.1 汽轮机热状态划分 凡停机时间在12小时以内，前汽缸复速级上部汽缸壁温度在300以上，下部汽缸壁温度在250以上为热态，其它为冷态。5.2.2 冲转条件及注意事项：5.2.2.1 蒸汽温度高于复速级上部汽缸壁温度50805.2.2.3 主蒸汽压力：保证主蒸汽过热度5080时相对应的蒸汽压力。5.2.2.4 冲转前至少连续盘车4小时。5.2.2.5 汽缸前部上、下缸温度差不大于50。5.2.2.6 先送汽封、后抽真空、冲转前真空维持在8090kPa左右，汽封管路应充分暖管疏水。5.2.2.7 冲转前应按不同热状态开关疏水，当汽缸前部下半内壁金属温度在300以上时（热状态）仅开启抽汽管道各疏水门，当汽缸前部下半内壁金属温度在300以下时，开启本体、导汽管、阀门、各抽汽管道疏水门。5.2.2.8 其它条件按冷态启动准备。5.2.3 冲转 5.2.3.1 具备冲转条件后，应尽快冲转，冲转至500/分，全面检查，一切正常后，尽快升至3000转/分并接带负荷至与缸温所对应的负荷点。启动时间分配表见表一。5.2.3.2 升速、升负荷过程中若振动超限，立即降速、降负荷，若无效立即打闸停机。6 并网带负荷6.1.1 机组空转正常，汽机、电气试验工作结束后，联系电气并网。6.1.2 投入汽机真空低及发电机主保护。升负荷与暖机时间见下表 。升负荷程序首次(分)正常(分)500kW暖机55500kW至2000kW1510暖机30102000kW至5000kW3010暖机30155000kW至12000kW3015总时间14065图二：正常升负荷曲线6.1.4当负荷升至5000kW时，开启三级抽汽投入低加；负荷升至8000kW以上时，可投入高加。7 热负荷的投入7.1当电负荷达到4000-5000kW时才可投入抽汽控制信号。7.2投入抽汽前，抽汽管道上各阀门前后加强疏水，使管道处于热态。7.3开启抽汽逆止门。7.5 开启抽汽压力信号的阀门，当抽汽压力达到0.60.8MPa时，旋转隔板电液转换器在投入位置，此时可开启电动门向热用户送汽。注意事项：1. 调整抽汽投入前，若抽汽口压力已高于供汽压力，应降低电负荷2. 在并入热网前，抽汽口压力应高于热网压力0.05MPa；3. 热负荷的增加速度不应大于5t/min。4. 电负荷和热负荷不得同时调整。8 停机8.1 停机前试验电动油泵运行正常。8.2通知电气减负荷。8.3电负荷降至7000kW时，切除调压器，停高加和除氧器。8.4电负荷降至3600kW时,均压箱投入主蒸汽。停机过程中适当开启机本体及管道的疏水。8.5 负荷至0，接到主控室发来“已解列”信号后，关小主汽门至13位置，手拍危急遮断按钮，注意检查主汽门是否关闭严密。并记录打闸时间。8.6 降速至2500转/分时，停抽气器和轴封加热器，及时调整真空破坏门和汽封压力，使转子静止时真空接近零。8.7 转子静止后，应连续盘车至汽缸温度低于150后方可停止盘车。8.8 排汽缸温度降到50以下时停循环水泵。8.9 盘车停止后，停电动油泵，停冷油器。 其正常操作及事故处理按电厂汽轮机运行与事故处理规程执行。9运行主要控制指标 额定 范围9.1 主蒸汽参数： 压力 4.90MPa 4.605.10MPa 温度 470 4554809.2 凝汽器真空： -0.087 MPa以上9.3 润滑油压： 0.08至0.15 MPa9.4 轴向位移： 小于1 mm -0.6+1.3 mm停机9.5 周波： 500.5HZ9.6 冷油器出口油温： 35459.7 轴承回油温度： 65 9.8 排汽温度： 带负荷65 空负荷1009.9 轴承振动： 30 50停机9.10 调整抽气额定工作压力 0.7851.275MPa 10 滑参数启动10.1 启动参数及要求 主蒸汽压力 1.5MPa以上。 主蒸汽温度 250以上。 其它启动参数及要求与冷态启动相同10.2 启动前的准备工作与冷态启动相同。10.3 暖管及注意事项 暖管工作及过程与冷态启动相同。 在暖管过程中应根据主汽压力及时调整均压箱压力。10.4 冲转条件及注意事项 10.4.1 当主蒸汽参数达到要求时，开启主汽门冲转，转速到400转分后。关小主汽门倾听机组内部声音，但不能使转子静止，此时盘车装置应自动脱开。正常后3分钟内升速至400转分，进行低速暖机15分钟，进行全面检查。10.4.2 用10分钟升速到1200转分，暖机30分钟进行全面检查。10.4.3 用58分钟升速至2500转/分，在过临界(机组转子临界为1735 转/分，汽轮机转子临界为1470转/分)时应平稳、迅速，不能停留，注意调速系统开始动作。进行高速暖机10分钟。10.4.4 全面检查机组状况正常后，用同步器升速至3000转/分。10.4.5 每次升速前应与锅炉专业联系，在首次启动中可根据现场具体情况适当延长暖机时间。10.5 并网带负荷10.5.1 机组空转正常，汽机、电气试验工作结束后，联系电气并网。10.5.2 并网后投入汽机真空低及发电机主保护。升负荷暖机时间见下表 。升负荷程序滑启(分)400 kW 暖机102000 kW 暖机205000 kW 暖机20 以上数据在首次启动中，可根据现场具体情况适当调整，为下一步工作和今后运行提供有关数据。10.6高、低压加热器及除氧器投运:10.6.1 高压加热器、低压加热器的疏水采用逐级自流运行方式。当1级抽汽压力达到0.35MPa时，倒高压加热器疏水至除氧器， 关闭高压加热器疏水至低压加热器的疏水门。10.6.2 除氧器汽源在2级抽汽压力达不到0.35MPa 时，通过1级抽汽经减压阀供给，在2级抽汽压力达0.35MPa 时，也应给予补充。液压调速及保安系统调试措施1 设备概况 机组采用数字电液调节系统,保安系统设有飞环式危急遮断器及复位装置、危急遮断油门、双联电磁阀、喷油试验装置等。 油系统采用双级注油器供油方式，并配有一台高压电动油泵、一台交流电动润滑油泵和一台直流电动润滑油泵，主油箱设计最高油位时：容量6.95立方米。润滑油系统备有两台冷油器，可一台运行一台备用，在冷油器出口管道装有润滑油压过压阀和滤油器。2 调试前应具备的条件2.1 各设备部套按照制造厂的要求，安装完毕并验收合格。2.2 油系统各转动设备经分部试运正常，并验收合格。2.3 油系统油循环结束，油质应符合电力建设施工及验收技术规范(汽轮机机组篇)第“9.6”项的要求（或制造厂的要求），经验收合格。2.5 油系统各油管道及接口均严密无泄漏。2.6 有关热工表计应经校验合格、安装正确、齐全完整。在调试工作中，主要表计将临时换成0.4级或以上的标准表（见附表）。2.7 热工保护调整结束并切除(与试验有关部分)。2.8 试验现场照明充足，道路畅通，油系统附近无易燃物，无明火作业，消防器材齐全。2.9 调试所需的仪器测量工具，记录表格和人员准备就绪。3 调试内容3.1 调速保安系统的调整与试验。3.2 汽轮机静止状态下的实验。3.3 汽轮机运转状态下的试验4 调试方案4.1 纯凝汽工况调速系统静态特性试验。4.1.1 试验要求4.1.1.1 新蒸汽参数尽可能维持额定值；4.1.1.2 试验工作应在危急遮断器手动及超速试验合格后，在发电机解列状态下进行；4.1.1.3 505E输出信号及调节系统DEH的阀位标定。4.1.2.1 试验目的 测取505E输出转速信号与油动机行程之间的关系。4.1.2.2 试验方法4.1.2.2.1 DEH阀位标定后，DEH进行模拟试验操作。4.1.2.2.2 利用信号发生器模拟转速信号，可以模拟机组启动，模拟并网），使油动机开度从小到全开，再从全开到最小，往返一次，转速每变化25rpm记录一次有关数据，在整个操作过程中，应连续平稳，严禁有反方向操作。4.1.2.2.3 记录项目同步器位置、油动机行程、转速、4.1.3 汽轮机静态下调试 在汽轮机安装工作全部接速后现场经过清理就可以进行调试。操作启动阀，主汽门开启1015mm。4.2.4.1.5手拍危急遮断装置试验。按动手柄行程为12mm，主汽门调节汽门旋转隔板应关闭，抽汽联动装置动作，热工系统发停机信号，危急遮断指示器指示“遮断”。4.2.5 危急遮断油门试验及复位试验通过前轴承座手孔拨动危急遮断油门挂钩，使其脱扣，装置动作指示器指示“遮断。主汽门调节汽门旋转隔板关闭。抽汽联动装置动作。然后操作危急遮断复位装置手柄，危急遮断油门“复位”，危急遮断指示器指示“正常”。也可操作启动阀复位。 4.2.6 起动阀试验 操作启动阀控制主汔门自动关闭器开启及复位危急遮断油门。同步器在最上端时建立复位油，其下移5mm是切断复位油，开启自动关闭器。、系统安装完毕后不应使机组立即投入运行，而应取下电液转换器，用随机提供的冲洗板把进油和回油短路进行循环冲洗，直致油质化验合格后再安上电液转换器，进行系统油路冲洗。开启电动油泵调整油压再3.5MP。控制油压低油泵切换试验。DEH的阀位标定首先按照油动机电液传动机构等图纸对错油门及电液转换器进行初步找中，电液转换器在电电流为零时，其输出位置在零位这是可以调整杠杆机构使错油门在中间位置，即油动机可以停留在某一个位置，为确保机组安全，可使油动机缓慢向关闭方向移动，调整好可锁紧调节螺母。接着可采用可提供双极性电流