机组启动前及启动过程中主要试验

1、机组启动前及启动过程中主要试验320MW锅炉试验锅炉试验1、锅炉水压试验2、安全门电磁回路试验3、锅炉大联锁试验(静态)4、汽包水位保护试验5、FSSS试验：(静态)6、MFT试验锅炉水压试验1、工作压力水压试验2、超压水压试验: 超压试验时，一次汽系统压力为汽包额定压力的1.25倍，二次汽系统压力为再热器入口压力的1.5倍。3、 试验压力值(MPa) 工作 试验 超压 主蒸汽系统18.5318.5323.16 再热蒸汽系统3.82 3.82 5.73一、水压试验原则 1.1 安全门不参与水压试验，试验时关闭脉冲阀来汽门或闭塞过热器安全门。 1.2 试验顺序：次先进行再热器，再进行过热器，必须

2、等再热器放水完毕后，才能向过热器注水打压。 1.3 试验用水：除盐水，并且水中氯离子含量0.2mg/l。二、水压试验合格标准： 2.1 在关闭上水门、停给水泵后，过5分钟，汽包压力下降值不大于0.5MPa，再热压力下降值不大于0.25Mpa。 2.2 受压元件金属壁和焊缝没有泄漏痕迹。 2.3 受压元件无明显的残余变形。三、水压试验范围 3.1 再热汽系统：壁再入口堵板阀至高再出口管道上水压用堵板阀。 3.2 主蒸汽系统：自给水操作台至汽机电动主汽门前。四、水压试验准备工作 4.1 炉本体全面检查，符合上水条件。再热蒸汽系统出入口堵板阀堵板已装好。联系热工，退出水位保护。记录膨胀指示。 4.2

3、 主蒸汽和再热蒸汽管道上的有关恒力吊架及炉顶弹簧吊架用插销或定位片预以临时固定，暂当刚性吊架用。 4.3 汽水系统除压力表一次门，流量信号一次门，炉本体所有汽水电动门均应关闭，参加水压试验，汽水系统压力表正确可靠投入，就地至少有符合精度要求的压力表一块。 4.4 A、BPCV阀切除，过热器及再热器弹簧式安全门联系检修临时固定，再热器出、入口管道加堵板，再热事故喷水电动门、手动门关闭后上锁，事故喷水管道后放水门开启，管道前放水门关闭。 4.5 汽包事故放水电动门，定排程控所有电动门，再热器对空排气电动门均送电，且试验正常好用。 4.6 锅炉、汽机侧有关阀门所处状态按操作卡执行。 4.7 备有足够

4、的通讯工具。五、水压试验上水 5.1 给水系统满足上水条件后，启动电泵，给水走高加，对高加进行水压试验，注意高加水位不应该上升，否则，解列高加水压试验进行查漏。利用电动给水泵通过低负荷调门控制上水及升压速度，待各空气门冒水后，关闭各空气二道门。 5.2再热器系统可利用微量喷水来上水、打压。 5.3 上水温度控制在4550，为保证加药效果，就保持较小的上水速度，上水流量50T/H左右，上水时间不小于4小时。六、一次汽系统水压试验 6.1 压力0.98MPa时，用电泵转速控制升压速度0.244MPa/min，压力升至0.98MPa时暂停升压，进行全面检查，并稳定15分钟。 6.2 无异常情况后，继

5、续以0.244MPa/min速度升压至5.88MPa暂停升压，观察压力变化。 6.3 无异常情况后，继续升压至9.8MPa，控制升压速度为0.196MPa/min。 6.4 当压力升至11.77MPa时，暂停升压，全面检查。 6.5 无异常情况，继续升压至工作压力(18.53MPa)后，停止升压关闭上水门，全面检查无异常情况且5分钟内压力下降0.5MPa为合格。 6.6 工作压力下水压试验结束通知化学班长。 6.9 水压试验合格后，微开过热器疏水门疏水泄压，泄压速度控制在0.3MPa/min，压力降至0.0980.196MPa时，全开过热器、水冷壁、省煤器各疏放水门，全面放水。七、再热系统水压

6、试验 7.1 升压速度应缓慢，在0.98MPa以下，升压速度0.098MPa/min，达到0.98MPa后，停下检查，并稳定15分钟。 7.2 无异常情况后，继续升压，控制升压速度0.3MPa/min，升到工作压力3.82MPa后，停止升压，保持压力稳定，对再热器系统进行全面检查。 7.3 工作压力下水压试验结束。 7.4 再热汽系统水压试验合格后，严密关闭微量喷水调整门、电动门、手动门，缓开壁再入口集箱疏水门泄压，泄压速度控制在0.3MPa/min。 7.5 再热汽系统压力降至0.098-0.196MPa，开启再热器出口堵阀前放水门和再热器系统各空气门放水，拆除壁再进口管道和高再出口管道水压

7、试验堵板等临时设施，恢复管路。八、水压试验注意事项 8.1 水压试验过程中必须统一指挥，升压和降压必须要得到现场指挥者的许可方可进行。 8.2 水压试验前、后要分别检查各膨胀指示器指示值。 8.3 要有专人监视就地及远传压力表，试验时以就地压力表为准，精度必须符合要求，上下经常联系，防止超压。 8.4 升压过程中或达到额定压力之后，发现个别阀门漏水或关闭不严，操作或检修该阀门必须得到现场指挥者同意，并采取安全措施，降压至安规规定压力以下，方可处理或操作。 8.5 一次汽系统升压时，应注意再热汽系统的压力情况，防止再热系统超压。 8.6 升压过程中，压力不正常地升高，甚至超压，可以采取下列措施：

8、 8.6.1 开启事故放水门。 8.6.2 紧急停给水泵。 8.6.3 开启连排或定排。 8.6.4 开启集箱疏水门。 8.7 升压过程中或超压状态下禁止一切本体及受热面检查，在停止升压，并且压力稳定后才能进行检查。 8.8 机侧应注意监视电动主闸门后上下管壁温度及汽缸温度的变化、尤其调节级温度的变化情况；发现汽缸温度降低或上下缸温差增大时，要立即查找原因。 8.9 凝汽器保持低水位；注意高低加水位应正常。 8.10 加强对盘车电流、大轴晃动的检查，注意对汽缸的听音检查。 8.11 打水压期间，采用关闭高、低加汽侧放水的方法对高低加进行查漏。 8.12 打压期间，加强对设备的巡视检查，发现一般

9、的阀门、法兰、管道泄漏、要及时汇报，并联系处理。 8.13 如阀门、法兰、管道等严重泄漏，危及其它设备的安全时，应立即停止打水压，并放水；同时要采取相应的措施，减小损失。 8.14 如发现汽轮机汽缸法兰的结合面、汽封等处有水冒出，或汽缸各处温差有超过规定值时，要立即停止电泵运行，中断锅炉上水，锅炉迅速进行放水，同时，要检查全开汽轮机缸体的所有疏水，并及时汇报有关领导。 8.15 水压试验结束后，应拆除各临时措施，开启各脉冲汽源门、取样门、汽包加药门，恢复系统正常，并做好记录。 安全门电磁回路试验 注意事项 a)安全门电磁回路试验应当由当班值长下令，专人操作。试验以运行人员为主，热工和炉检人员配

10、合。无关人员应远离试验现场。 b)安全门电磁回路试验应逐台进行，试验一台恢复一台。安全门试验方法 a)汽包A安全门置手动位。 b)关闭汽包A安全门脉冲汽源手动门。 c)从DCS画面操作打开汽包A安全门，就地检查汽包A安全门脉冲阀“开”杠杆应抬起， “安全门动作”声光报警；从DCS画面操作停止，就地检查汽包A安全门脉冲阀“开”杠杆应落下，汽包A安全门“己开”指示正确。 d)从DCS画面操作关闭汽包A安全门，就地检查汽包A安全门脉冲阀“关”杠杆应抬起；从DCS画面操作停止，就地检查汽包A安全门脉冲阀“关”杠杆应落下，汽包A安全门“己关”指示正确。 e)打开汽包A安全门脉冲汽源手动门。 f)运行人员

11、从DCS系统画面和滚动报警确认汽包A安全门压力开关正常后，汽包安全门置自动位。锅炉大联锁试验(静态)1 投入锅炉大联锁。2 分别启动两台预热器、两台引风机、两台送风机、两台一次风机。(逆程序启动，应拒动并报警)。3 分别停止一台预热器运行，延时2分钟同侧引风机、送风机、一次风机均跳，各跳闸转机风门动作应正常，另一侧各转机应运行正常。4 分别停止一台引风机运行，同侧送风机跳闸，一次风机不跳闸，预热器不跳，另一侧各转机不应跳闸。5 停止两台送风机，将联跳A引风机，A、B一次风机；B引风机不跳。汽包水位保护试验 汽包的水位保护试验在启动前和停炉后用上水和放水的方法进行，严禁用信号短接的方法进行模拟传

12、动替代。汽包水位计应以差压式（带压力修正回路）水位计为基准。汽包水位保护试验步骤a)上水至-250mm，“水位低值”信号消失。b)上水至-150mm，“水位低值”信号消失。c)上水至-100mm，“水位低值”信号消失。d)上水至+100mm，“水位高值”信号报警。e)上水至+150mm，“水位高值”信号报警，事故放水门自动打开，放水至高值自动关闭事故放水门。f)上水至+150mm，同时开启过热器安全门，“水位高值”报警，关闭安全门9秒后，水位仍高值，事故放水自动开启。g)上水至+250mm，“水位高值”信号报警，同时高值信号存在时MFT动作，记忆首次跳闸信号“汽包水位高”。h)打开定排放水至-

13、100mm，“水位低值”报警。i)放水至-150mm，“水位低值”报警，同时闭锁定排。j)放水至-250mm，“水位低值”信号报警，同时低信号存在时MFT动作，记忆首次跳闸信号“汽包水位低”。FSSS试验：(静态) 1 、手动MFT试验 2、 自动MFT试验手动MFT试验 a)启动2台预热器、引风机、送风机、一次风机、5台密封风机、磨煤机、给煤机，开启燃油速断阀（如由于保护原因启不来，可由热工人员解除保护或模拟信号）。 b)单独按下其中一个MFT按钮，各转机不应跳闸。 c)同时按下两个MFT按钮，将联跳两台一次风机、5台磨煤机、给煤机、关闭燃油跳闸阀(各油枪手动门应在关闭位)、关闭油枪各三用阀

14、、关闭过热器和再热器减温水总门，记忆首次跳闸原因“手动MFT”。320MW汽轮机试验汽轮机试验1、汽机调节系统静态试验、汽机调节系统静态试验2、主机喷油试验3、主汽门、调门严密性试验4、超速试验5、机、炉、电大联锁试验、机、炉、电大联锁试验汽机调节系统静态试验 试验条件 a)汽轮机大修后，应进行调节系统调整试验。汽轮机小修或调节系统部套解体后，可根据需要由检修人员进行调节系统部分静态调整试验。 b)汽轮机油系统工作全部结束，油循环正常，并确认油质合格，方可进行调节系统静态试验。 c)检查确认电动主闸门、旁路系统处于关闭状态。确保汽轮机无进水、进汽的可能。 d）试验应在汽机预暖前进行。 e)开启

15、电动主闸门后、再热热段及高中压缸本体所有疏水。 f)关闭夹层联箱进汽电动门、手动门、至汽缸加热左右分门。开启夹层联箱疏水门。 g)DEH工作正常。 h)启动高压启动油泵，一台EH油泵运行。EH油压14.50.5MPa，油温3855。 i)解除低油压,低真空等保护静态试验步骤 a)DEH硬手操盘“自动/手动”钥匙置“手动位” b)选择CRT阀门试验画面 c)“手动停机”及“紧急停机”按钮在正常位，按“挂闸”按钮，DEH显示盘上“挂闸”灯亮。 使安全油系统中电磁阀组件的AST和OPC电磁阀处在正常工作状态。 d)用“手动”方式分别开关“高中压主汽门”、“高压调门”、“中压调门”（全行程），通过DE

16、H显示画面并派人就地观察各门应开关灵活，无卡涩现象，并与就地指示相符。 e)按紧急停机钮或就地脱扣按钮，“高中压主汽门”，“高中压调门”均应关闭，并就地确认 试验完毕，联系热工恢复解除的保护。恢复DEH钥匙开关自动位，并投入“操作员自动”主机喷油试验一、喷油试验试验条件 1.机组3000rpm定速后即可进行喷油试验。 2.整个试验过程中，润滑油温度应维持在4045之间。 3.机械超速试验前1h内，不进行喷油试验。 4.喷油试验必须由副控以上人员进行操作，机组长进行监护。 5.喷油试验时应严密监视汽轮机各轴承的振动及各金属温度和回油温度，超过规定值应立即手动停机。 6.试验过程中如机组跳闸后，注

17、意及时启动交流润滑油泵。 7.试验过程中，若振动增大，未查明原因并采取措施前不得继续试验，若振动情况异常，应立即打闸停机。 8.若试验过程中汽机跳闸， 要按正常停机处理；若跳闸原因不明，不得启动机组，必须查明原因后方可允许启动。二、试验步骤 1.机组转速在3000rpm稳定运行，打开DEH中“EH试验”画面。 2.按下“喷油试验”按钮，指示灯亮。 3.选中“高压保安油隔离”电磁阀“4YV”在弹出的小操作盘上按下“隔离”，电磁阀带电，颜色变红，“高压保安油已隔离”字样出现并闪烁。 4.1分钟后选中“喷油”电磁阀“2YV”在弹出的小操作盘上按下“开启”，电磁阀打开，“飞环已击出”字样闪烁，“危急遮

18、断器飞环击出”声光报警，记录就地危急遮断器飞环击出喷油压力 MPa。 5.选中“喷油”电磁阀“2YV”在弹出的小操作盘上按下“关闭”，电磁阀关闭，就地危急遮断器飞环击出喷油压力降为0。 6.点击“挂闸”按钮，检查“挂闸”按钮颜颜变红，“飞环已击出”字样消失，“危急遮器飞环击出”声光报警消失。 7.1分钟后选中“高压保安油隔离”电磁阀“4YV”在弹出的小操作盘上按下“连通”，电磁阀失电，颜色变绿， “高压保安油已隔离”字样消失。 8.按下“喷油试验”按钮，指示灯熄灭，试验退出。喷油试验的原理与工艺原理 喷油试验是在机组正常运行时，将低压透平油注入危急遮断器飞环腔室，依靠离心力将飞环压出的试验。东

19、方汽轮机厂的汽轮机喷油试验用油按图样设计取自低压透平润滑油。喷油试验工艺流程 按下“喷油试验”按钮，此时遮断隔离阀组的隔离控制阀4YV带电，高压保安油的排油被截断，遮断隔离阀组上的行程开关ZS4的常开触点断开、ZS5常开触点闭合，并对外发信号，DEH检测到该信号后，使复位试验组的喷油电磁阀2YV带电，透平油压力油被注入危急遮断器飞环腔室，危急遮断器飞环被击出，打击危急遮断装置撑钩脱扣，试验成功。 危急遮断电指示器发出飞环压出信号，DEH检测到上述信号使复位试验阀组的喷油电磁阀2YV失电，复位电磁阀1YV带电，使危机遮断装置的撑钩复位。在检测到机械遮断机构上设置的行程开关ZS2常开触点断开的信号

20、后，遮断隔离阀组的隔离控制阀4YV才能失电。危险点预控 1 试验时注意隔离阀隔离正常，就地位置开关到位，DCS信号正确，方可进行下一步喷油试验； 2 喷油后注意就地检查2ZS位置信号的变化和DCS信号转换正确； 3 喷油切除后不要人为操作隔离阀退出，应通过试验顺控程序，判断汽机危机遮断器复位正常，延时后自动恢复隔离阀为解除状态； 4 喷油切除后注意检查危机遮断器复位正常，如果不正常可由技术支持部汽机、热控人员紧急做相应处理；主汽门、调门严密性试验一、主汽门、调门严密性试验条件 1.机组未并网。 2.转速在29953000r/min。 3.主汽门及调速汽门无卡涩现象，高、中压调速汽门指示与实际位

21、置正确。 4.交流润滑油泵运行正常。 5.真空应正常（大于90Kpa）。 6.机组保护装置好用投入运行。 7.试验结束时主汽压应不低于8.35Mpa，汽轮机转速合格值n =（试验时汽压/额定汽压）1000 r/min。 8.主汽门全关而调门全开时，应保证汽轮机转速降到1000r/min以下。二、主汽门、调门严密性试验步骤 1.启动交流润滑油泵。 2.打开CRT上的“超速试验”操作盘，按下“主汽门严密性”按钮，该按钮上的指示灯亮。 3.这时高压主汽门和中压主汽门全关，而调节汽门打开至全开位置。 4.从主汽门关闭开始计时，要严密监视转速下降情况，并记录过程时间。 5.转速低于2000rpm时启动顶

22、轴油泵运行。 6.试验中注意各轴承的振动、轴承温度变化情况。 7.主汽门严密试验结束后，可再按“主汽门严密性”钮，退出试验程序恢复汽轮机3000rpm。 8.打开CRT上的“超速试验”操作盘，按下“调门严密性”按钮，该按钮上的指示灯亮。 9.这时高压主汽门和中压主汽门全开，而调门全关。 10.从调门关闭开始计时，要严密监视转速下降情况，并记录过程时间。 11.转速低于2000rpm时启动顶轴油泵运行。 12.试验中注意各轴承的振动、轴承温度变化情况。 13.严密试验结束后，再按“调门严密性”钮，退出试验程序恢复汽轮机3000rpm。 14.试验结束后，必须将DEH硬手操盘上的钥匙开关置向“投入

23、”位置。三、主汽门、调门严密性试验安全注意事项 1.若试验过程中汽机跳闸，要按正常停机处理，待查明跳闸原因后重新启动。若跳闸原因不明，不得启动机组，必须查明原因后方可允许启动。 2.若试验过程中机组超速，要立即手动打闸停机，并按正常停机处理。 3.严密性试验必须由副控以上人员进行操作，机组长进行监护。试验过程中安排专人监视机组振动、轴向位移、胀差、轴承温度、油膜压力。 4.整个试验过程中，润滑油温度应维持在4045之间。 5.试验前，停止夹层加热，停止高、低加汽侧运行。 6.严密性试验前，注意启动交流润滑油泵。 7.试验过程转速30%，同时联跳锅炉MFT； 2、 锅炉水位高MFT动作联跳汽轮机

24、，汽轮机主汽门关闭跳闸通过逆功率或程跳逆功率保护动作再联跳发电机。 3、发电机主保护动作，跳汽轮机，负荷30%时汽轮机再联动锅炉MFT。320MW发电机试验发电机试验1、发电机短路试验2、发电机空载试验3、发电机假同期试验4、发电机气密试验发电机气密试验 并网前试验并网前试验序号试验项目可同时进行的其它工作和项目备注1发电机短路试验发电机短路试验发变组电流回路检查2发电机空载试验发电机空载试验（用调节器I通道手动模式进行）发变组电压回路检查空载情况下调节器I通道试验调节器I通道的手动模式升压（调节范围）、阶跃就地进行调节器I通道的手动-自动控制模式切换调节器I通道的自动模式升压、阶跃远方进行I

25、通道零起升压试验调节器I通道测定V/Hz限制功能空载情况下调节器II通道试验调节器II通道的手动模式升压（调节范围）、阶跃就地进行调节器II通道的手动-自动控制模式切换调节器II通道的自动模式升压、阶跃调节器II通道测定V/Hz限制功能空载情况下的通道切换试验3发电机假同期试验发电机假同期检查励磁调节器与同期装置的配合顺控并网逻辑检查电气试验的安全措施电气试验的安全措施 1、 发电机、主变、高厂变、发电机、主变、高厂变、220KV 配电配电设备、励磁系统设备检修结束，三级验收设备、励磁系统设备检修结束，三级验收合格，具备整组启动条件。合格，具备整组启动条件。 2、 发变组保护、励磁调节器、线路

26、保护传发变组保护、励磁调节器、线路保护传动结束，定值和特性符合要求，三级验收动结束，定值和特性符合要求，三级验收合格，具备投运和动态调试条件。合格，具备投运和动态调试条件。 3、 调节器静态试验合格。调节器静态试验合格。 4、 设备标志齐全完整。设备标志齐全完整。 5 、生产现场有碍安全文明生产的临时设施、生产现场有碍安全文明生产的临时设施及杂物已清理干净。及杂物已清理干净。 6 、现场消防设施完善可靠、充足，具备使用条、现场消防设施完善可靠、充足，具备使用条件。件。 7 、通讯设施齐全，联系方便；照明及通风设备、通讯设施齐全，联系方便；照明及通风设备完好。完好。 8 、各项试验项目的记录表格

27、和安全用具均已准、各项试验项目的记录表格和安全用具均已准备好。备好。 9 、由于部分试验交给试验人员进行，在进行试、由于部分试验交给试验人员进行，在进行试验时应密切联系，运行人员加强监视发电机各参验时应密切联系，运行人员加强监视发电机各参数，发现有异常，按事故处理进行。数，发现有异常，按事故处理进行。 10 、试验接线防止、试验接线防止PT短路接线（接刀闸，内装短路接线（接刀闸，内装保险丝小于保险丝小于1A）、）、CT开路。开路。 11 、试验中对励磁调节器软件参数做的修改，要、试验中对励磁调节器软件参数做的修改，要做好记录，并在试验结束后要全部恢复。做好记录，并在试验结束后要全部恢复。发电机

28、并网发电机并网前试验的检查前试验的检查 1 电气一次、电气二次检查试验接线无误。电气一次、电气二次检查试验接线无误。 2 查崤查崤221（崤（崤222）开关、崤）开关、崤221（崤（崤222）甲刀闸在断开位置，操作电源已断开。甲刀闸在断开位置，操作电源已断开。 3 发变组恢备工作结束。发变组恢备工作结束。 4 退出发变组保护退出发变组保护“关主汽门出口压板关主汽门出口压板”、临时解除崤临时解除崤221（崤（崤222）断路器常开辅助）断路器常开辅助接点到汽机接点到汽机DEH回路接线，在机组并列前回路接线，在机组并列前注意恢复此接线。注意恢复此接线。发电机短路试验发电机短路试验发电机短路试验目的发

29、电机短路试验目的 1 检查发电机变压器所有的保护、测量、以检查发电机变压器所有的保护、测量、以及相关电流回路，确保电流回路无开路现及相关电流回路，确保电流回路无开路现象；象； 2 检查定子三相电流的对称性；检查定子三相电流的对称性； 3 由短路特性曲线结合空载特性曲线求取发由短路特性曲线结合空载特性曲线求取发电机的一些重要参数。电机的一些重要参数。试验条件试验条件 1 由检修人员在崤由检修人员在崤221（222）甲地刀闸处）甲地刀闸处临时加装一短路线，并将崤临时加装一短路线，并将崤221（222）甲）甲地刀闸合上，短路线的容量与主变高压侧地刀闸合上，短路线的容量与主变高压侧额定电流相对应额定电

30、流相对应(835A)、厂、厂61A(62A)、厂、厂61B(62B)开关解备，小车拉至柜外。开关解备，小车拉至柜外。 2 发电机转速稳定在发电机转速稳定在3000rpm，确认热工，确认热工已拆除送往已拆除送往DEH的的“发电机合闸发电机合闸”信号。信号。 3 合上崤合上崤221(222)开关，取下其操作保险。开关，取下其操作保险。 4 根据检修要求退出相关保护（发变组差动、主根据检修要求退出相关保护（发变组差动、主变差动、逆功率保护、程跳逆功率保护、主变不变差动、逆功率保护、程跳逆功率保护、主变不接地保护、转子两点接地保护）；励磁系统压板接地保护、转子两点接地保护）；励磁系统压板全部投入。全部

31、投入。 5 断开崤断开崤221(222)中地刀闸，崤中地刀闸，崤#1(#2)机中地刀机中地刀闸在合位置。闸在合位置。 6 查发电机冷却系统正常投入（特别注意氢冷升查发电机冷却系统正常投入（特别注意氢冷升压泵），各部位温度正常。压泵），各部位温度正常。 7 查查#1(#2)主变冷却器已正常投入。主变冷却器已正常投入。 8 查励磁系统查励磁系统Q4开关在断开位置且其操作开关在断开位置且其操作保险已取下。保险已取下。 9 在在220KV配电室、主变处、发电机转子配电室、主变处、发电机转子滑环处、灭磁室内检修派专人临视，并与滑环处、灭磁室内检修派专人临视，并与试验指挥人员保持联系。试验指挥人员保持联系

32、。 10断开断开#2发电机励磁发电机励磁Q6开关并断开操作电开关并断开操作电源；源； 11在在#2机机220KV配电室、配电室、#2主变、发电机主变、发电机转子滑环、转子滑环、#2发电机发电机PT小间派专人监护，小间派专人监护，并与试验指挥人员保持联系。查发电机冷并与试验指挥人员保持联系。查发电机冷却系统正常投入（特别注意氢冷升压泵），却系统正常投入（特别注意氢冷升压泵），各部位温度正常各部位温度正常 发电机短路发电机短路试验内容及方法试验内容及方法 1 手动感应调压器在最低位置，合上手动感应调压器在最低位置，合上Q3开开关，查手动感应调压器输出电压为零。关，查手动感应调压器输出电压为零。 2

33、 合上发电机励磁回路合上发电机励磁回路K1、K2、K3、K4刀闸和刀闸和KQK1、KQK2、Q7、Q6开关，略开关，略加励磁电流，观察各有关参数显示有无变加励磁电流，观察各有关参数显示有无变化。化。(检查发检查发变组所有变组所有CT二次应无开路二次应无开路)。 3 缓慢升励磁电流，使发电机定子电流为缓慢升励磁电流，使发电机定子电流为2400A (对应二次电流对应二次电流1A)，对电流回路及，对电流回路及二次设备进行全面检查二次设备进行全面检查(包括检查各差动保包括检查各差动保护护CT极性极性)，如有异常，立即降励磁电流到，如有异常，立即降励磁电流到零，断开零，断开Q6、Q7开关，查明原因，如无

34、异开关，查明原因，如无异常，待显示稳定后，记录各有关参数值。常，待显示稳定后，记录各有关参数值。 4 逐步增加励磁电流，使发电机定子电流依逐步增加励磁电流，使发电机定子电流依次升至次升至3600A(1.5A)、4800A(2A)、6000A(2.5A)、7200A(3A)、8400A (3.5A)、8600A(4A)、8180A(4.246A)，检修录取，检修录取发电机定子三相电流、定子电压、发电机发电机定子三相电流、定子电压、发电机转子电流、电压等参数。转子电流、电压等参数。 5 降励磁电流到零，断开降励磁电流到零，断开Q6、Q7开关，取开关，取下其操作保险；装上崤下其操作保险；装上崤221

35、(222)开关的操作开关的操作保险，断开崤保险，断开崤221(222)开关，发电机短路试开关，发电机短路试验结束。验结束。 6 恢复拆除的热工接线。恢复拆除的热工接线。 7 做安措（拉开做安措（拉开K1K4刀闸，拉开高厂刀闸，拉开高厂变变A、BPT一次刀闸，合上发电机出口地刀一次刀闸，合上发电机出口地刀），检修拆除临时接地线后，拉开崤），检修拆除临时接地线后，拉开崤221(222)甲地刀闸。甲地刀闸。 7投入发变组保护投入发变组保护A、B柜发电机失磁保护柜发电机失磁保护、发电机失步保护、主变相间后备保护、发电机失步保护、主变相间后备保护、逆功率保护、定子过负荷保护、发变组差逆功率保护、定子过负

36、荷保护、发变组差动、主变差动、发电机差动、高厂变差动动、主变差动、发电机差动、高厂变差动、主励磁机差动保护、启停机保护、误上、主励磁机差动保护、启停机保护、误上电保护以及电保护以及II崤五线线路保护柜所有保护压崤五线线路保护柜所有保护压板。板。发电机空载试验发电机空载试验 发电机空载试验目的发电机空载试验目的 1 测量发电机空载情况下发电机转子电流、测量发电机空载情况下发电机转子电流、定子电压的关系。定子电压的关系。 1.1若转子电流很大，定子电压较低，励磁若转子电流很大，定子电压较低，励磁电压降低，可能励磁回路短路；电压降低，可能励磁回路短路； 1.2额定电压下的转子电流较额定空载励磁额定电

37、压下的转子电流较额定空载励磁电流明显增大时，可以判定转子绕组有匝电流明显增大时，可以判定转子绕组有匝间短路或定子铁芯片间有短路故障；间短路或定子铁芯片间有短路故障； 1.3监视定子电压是为了防止电压回路断线监视定子电压是为了防止电压回路断线或电压表卡，发电机电压升高失控，危及或电压表卡，发电机电压升高失控，危及绝缘；绝缘； 1.4监视定子电流是为了判断发电机出口及监视定子电流是为了判断发电机出口及主变高压侧有无短路现象。主变高压侧有无短路现象。 2 测量主励磁机负载情况下励磁电流和励测量主励磁机负载情况下励磁电流和励磁机输出电压的关系。磁机输出电压的关系。 3 测量发电机空载时间常数。测量发电

38、机空载时间常数。发电机空载试验条件发电机空载试验条件 发电机维持额定转速，发电机空载，发变发电机维持额定转速，发电机空载，发变组录波器进入试验状态，发电机过电压保组录波器进入试验状态，发电机过电压保护值临时改为护值临时改为120V、0S、退出发电机过励、退出发电机过励磁保护、磁保护、#2机励磁调节器通道机励磁调节器通道I、II V/Hz限限制临时改为制临时改为110%。 查发一变组保护全投查发一变组保护全投入正确（转子两点接地保护、主变不接地入正确（转子两点接地保护、主变不接地保护不投，其他保护全部投入；励磁系统保护不投，其他保护全部投入；励磁系统XB3压板不投，其他压板全部投入）。压板不投，

39、其他压板全部投入）。 发电机空载试验内容及方法发电机空载试验内容及方法 1 检查崤检查崤222甲地、崤甲地、崤222甲地刀闸已拉开、甲地刀闸已拉开、崤崤222甲刀闸已拉开。（三相动力保险已取甲刀闸已拉开。（三相动力保险已取下）下） 2 检查励磁调节器为就地控制，检查励磁调节器为就地控制，I通道在手通道在手动模式，依次合上动模式，依次合上KQK1、KQK2、Q7、Q4开关，缓慢增加励磁电压，检查励磁回开关，缓慢增加励磁电压，检查励磁回路输出是否正常，逐步升高发电机电压；路输出是否正常，逐步升高发电机电压； 3 发电机电压升至发电机电压升至6KV时，电气二次人员核对时，电气二次人员核对#2发电机发

40、电机1PT、2PT、3PT电压值、相序等数据，记电压值、相序等数据，记录调节器输出电压、电流和发电机定子电压、转录调节器输出电压、电流和发电机定子电压、转子电压、转子电流；一次人员检查发电机、主变、子电压、转子电流；一次人员检查发电机、主变、励磁整流柜等一次设备的运行状况，检查无异常励磁整流柜等一次设备的运行状况，检查无异常后继续升压。后继续升压。 4 励磁电流向一个方向缓慢升压至额定电压的励磁电流向一个方向缓慢升压至额定电压的30(6kV)，检查三相电压是否对称，检查三相电压是否对称(测量测量PT二次电二次电压为压为30V，开口三角电压应为零，开口三角电压应为零)，记录发电机三，记录发电机三

41、相电压，发电机转子电流、电压等数据。定子电相电压，发电机转子电流、电压等数据。定子电压每升压每升10(2kV)时停留，记录有关数据，录取发时停留，记录有关数据，录取发变组上升空载特性曲线。最高升至变组上升空载特性曲线。最高升至110Ue(22kV)，在最高点停留，在最高点停留5分钟，并每分钟记录分钟，并每分钟记录一次各参数值一次各参数值 5 以与升压相同的分段点缓慢降压并在各点停留，以与升压相同的分段点缓慢降压并在各点停留，同时读取定子电压、转子电流、电压数值，录取同时读取定子电压、转子电流、电压数值，录取发电机降压特性曲线。发电机降压特性曲线。 6 降励磁电流到零，断开降励磁电流到零，断开Q

42、7、Q6、KQK1、KQK2开关并取下其操作保险，发电机仍保持额开关并取下其操作保险，发电机仍保持额定转速。检修人员测量发电机定子绕组残压。定转速。检修人员测量发电机定子绕组残压。 7 在升压过程中，在在升压过程中，在50额定电压后，应密切注额定电压后，应密切注意检查发电机、主变、高厂变、母线、意检查发电机、主变、高厂变、母线、PT等一、等一、二次设备应无异常；如定子三相电压有差别，以二次设备应无异常；如定子三相电压有差别，以最高相电压为升压监视电压。最高相电压为升压监视电压。 8 试验时无论电压上升或下降，励磁电流只能按试验时无论电压上升或下降，励磁电流只能按升或降一个方向调节，严禁中途反向

43、调节，如不升或降一个方向调节，严禁中途反向调节，如不慎反方向调节，必须重做试验。慎反方向调节，必须重做试验。发电机假同期试验发电机假同期试验 发电机假同期发电机假同期试验目的试验目的 1 检查励磁调节器与同期装置的配合。检查励磁调节器与同期装置的配合。 2 顺控并网逻辑检查。顺控并网逻辑检查。 3 同期装置增减磁功能检查。同期装置增减磁功能检查。 4 整定导前时间检查。整定导前时间检查。 5 同期装置二次回路检查。同期装置二次回路检查。发电机假同期发电机假同期试验条件试验条件 1 拉开崤拉开崤221（222）甲刀闸并加销，确认）甲刀闸并加销，确认热工已拆除主开关送往热工已拆除主开关送往DEH的

44、的“发电机合发电机合闸闸”信号接线，其他安措施按照发电机正信号接线，其他安措施按照发电机正常并网的要求执行，联系五原变向空线路常并网的要求执行，联系五原变向空线路充电。充电。 2 电检试验接线完毕，准备试验。电检试验接线完毕，准备试验。 3 投入发电机、变压器、线路保护。投入发电机、变压器、线路保护。发电机假同期发电机假同期试验方法及内容试验方法及内容 1 由运行人员在画面上按下顺控并网按钮由运行人员在画面上按下顺控并网按钮,观察各开关应顺序合上观察各开关应顺序合上,自动升压、自动准自动升压、自动准同期并网。同期并网。 2 在同期装置调励磁时，观察增减磁的幅在同期装置调励磁时，观察增减磁的幅度

45、。检查同期装置工作正常度。检查同期装置工作正常,录取同期合闸录取同期合闸点，然后断开崤点，然后断开崤222开关，退出开关，退出TK。 3 分析录波图，整定导前时间。分析录波图，整定导前时间。 4 如需要，再进行一次同期合闸，校对导如需要，再进行一次同期合闸，校对导前时间。前时间。 5 试验结束，断开崤试验结束，断开崤222开关，退出励磁，开关，退出励磁，断开断开Q7开关。（恢复崤开关。（恢复崤222甲刀闸甲刀闸“断开断开”位置闭锁崤位置闭锁崤222开关合闸信号，联系热工人开关合闸信号，联系热工人员恢复主开关合闸到员恢复主开关合闸到DEH的接线、恢复的接线、恢复#2机励磁调节器机励磁调节器I、I

46、I通道通道V/Hz限制定值）。限制定值）。发电机气密试验发电机气密试验 发电机气密试验条件发电机气密试验条件 1 确认确认#2发电机密封瓦系统没有检修工作。发电机密封瓦系统没有检修工作。 2 发电机内冷水系统、密封油系统已经开发电机内冷水系统、密封油系统已经开始正常运行，油箱油位在正常范围之内。始正常运行，油箱油位在正常范围之内。 3 发电机氢气冷却器已经通水。发电机氢气冷却器已经通水。 4 向发电机内充仪用压缩空气的软管已经向发电机内充仪用压缩空气的软管已经连接。连接。 5 准备联系使用的对讲机一对。准备联系使用的对讲机一对。 机内充0.3MPa清洁干燥的空气，要求24小时内气体压力下降不超

47、过0.01Mpa（泄漏量小于8 m3）。发电机气密试验发电机气密试验实施步骤实施步骤 1 与汽机点检员、当值值长做好联系。与汽机点检员、当值值长做好联系。 2 值长通知运行人员检查发电机氢气系统值长通知运行人员检查发电机氢气系统的阀门：关闭对空排气门的阀门：关闭对空排气门217、260、250、240、；关闭补氢门、；关闭补氢门201、202、203、204、206、211、214关闭；关闭二氧化碳进气关闭；关闭二氧化碳进气门门216；检查氢气系统中阀门；检查氢气系统中阀门247、257、267、277确已关闭。确已关闭。 3 检修人员用对讲机联系运行人员，并缓检修人员用对讲机联系运行人员，并

48、缓慢打开仪用压缩空气进气门慢打开仪用压缩空气进气门271、272，保，保证充气压力速率在证充气压力速率在0.001Mpa/Min左右。左右。 4 运行人员注意监视空侧密封油压高于发电机内氢运行人员注意监视空侧密封油压高于发电机内氢压压0.030.07Mpa；空、氢侧密封油压差小于；空、氢侧密封油压差小于1.5Kpa；尤其是在压力刚刚建；尤其是在压力刚刚建 立起来的时候，要密切注意密封油压的跟踪情况。立起来的时候，要密切注意密封油压的跟踪情况。 5 通知汽机点检员、运行人员检查发电机氢侧油箱通知汽机点检员、运行人员检查发电机氢侧油箱油位正常。油位正常。 6 当发电机内充入压缩空气至当发电机内充入

49、压缩空气至0.1MPa，缓慢开启，缓慢开启阀门阀门248、249，,充入一定量氟里昂，氟里昂的用充入一定量氟里昂，氟里昂的用量按发电机内空腔体积的量按发电机内空腔体积的3350g/m3计算，即计算，即3.9千克。为确保发电机安全，充氟里昂的过程应缓慢千克。为确保发电机安全，充氟里昂的过程应缓慢进行，充气过程中多次停顿，让环境温度对充气管进行，充气过程中多次停顿，让环境温度对充气管道进行升温，防止管道结露并保证管道入口温度无道进行升温，防止管道结露并保证管道入口温度无剧烈变化。整个充气过程要监视线棒温度，使线棒剧烈变化。整个充气过程要监视线棒温度，使线棒确无明显降温现象发生，以保证绕组的安全。氟

50、利确无明显降温现象发生，以保证绕组的安全。氟利昂充注完成后关闭阀门昂充注完成后关闭阀门248、249，继续充入压缩空，继续充入压缩空气。气。 7 检修人员在检修人员在0.2MPa气压下，用肥皂水检气压下，用肥皂水检漏，仔细查找冷却器各部，汽励端端盖上漏，仔细查找冷却器各部，汽励端端盖上下接口、端盖与本体、套管固定法兰、套下接口、端盖与本体、套管固定法兰、套管出线、中性点排污管路及各入孔门、接管出线、中性点排污管路及各入孔门、接线板、发电机人孔门等位置是否有漏气现线板、发电机人孔门等位置是否有漏气现象，尤其重点检查最新更换的套管密封垫、象，尤其重点检查最新更换的套管密封垫、氢冷器、人孔密封垫的密封情况。使用卤氢冷器、人孔密封垫的密封情况。使用卤素检漏仪检查时，不可用风扇直接吹向被素检漏仪检查时，不可用风扇直接吹向被检查部位。仪器在被检查部位的移动速度检查部位。仪器在被检查部位的移动速度应小于应小于30mm/s。 8 漏点消除后，将压力升至漏点消除后，将压力升至0.3Mpa将进气将进气门门271、272、270阀门关闭并悬挂阀门关闭并悬挂“禁止禁止操作操作”警示牌，稳定半个小时后对上述各警示牌，稳定半个小时后对上述各处检漏，直