淄博煤矿热电调试方案

淄博岭子煤矿热电有限公司汽轮机分部、整套试运调试方案TOC\o"1-2"\h\z\u一.汽轮机分部试运调试方案（措施） 241、油系统高、低压电动油泵分部试运调试措施 242、油系统循环清洗调试措施 253、低油压联动实验调试措施 264、手拍危急遮断器及防火控制器实验调试措施 275、“紧急停机”按钮保护实验调试措施 276、润滑油低油压停机保护实验调试措施 287、高调门及旋转隔板阀门自动调零调幅功能实验调试措施 288、103%OPC保护静态实验调试措施（DEH在仿真状态下） 289、发电机故障保护动作联动汽机关闭主汽门停机实验措施 2910、发电机油开关跳闸联动汽机关闭主汽门停机实验措施 2911、热工电气保护实验措施 3012、循环水泵及循环水系统调试措施： 3013、凝结水系统分部试运调试措施 3114、#1、2射水泵分部试运调试措施 3215、汽封不送汽，凝结器抽真空调试措施 3316、真空系统上水检漏调试措施 3317、高加保护实验： 3418、启动盘车装置调试措施 34二、汽轮机整体试运调试措施 341、下列情况下，严禁启动汽轮机： 342、冷态启动前的准备与检查工作 353、启动辅机 354、冲转与升速 375、发电机并列及带负荷 41三、热态启动 44四、汽轮机组的停机 45五、紧急事故解决 47D．发电机组启动电气实验方案 48一、发电机、励磁机静态实验 48二、发电机组启动前必须具有条件 52三、启动前准备工作 53四、实验进行中的安全措施 53五、发电机的动态实验 54六、发电机同期并网操作 60TOC\o"1-2"\h\z\uA、编制依据、调试启动组织机构及职责一、合用范围本方案仅合用于岭子煤矿热电有限公司#2机组调试启动。二、编制依据1、《电力建设施工及验收技术规范》2、《火力发电厂基本建设工程启动验收规程》3、《火电工程调整试运质量检查及评估标准》4、各设备厂家提供的技术资料。5、煤炭工业部济南设计院的设计图纸6、《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）7、我公司质量/环境/职业健康安全管理体系文献三、调试启动组织机构总指挥：副总指挥：机构成员：电气调试：仪表调试：消缺人员：四、调试启动组织机构职责1、全面组织、领导和协调机组调试启动工作。2、审批重要调试启动方案和措施。3、对试运中的安全、质量、进度全面负责。4、负责组织成立运营组、验收组、综合组，并负责制定相关职责。5、负责调试期间的外部协调。6、协调解决启动试运中的重大问题。7、审议运营中有关机组调试启动工作准备情况。汽轮机分部及整体试运调试方案（措施）一.汽轮机分部试运调试方案（措施）1、油系统高、低压电动油泵分部试运调试措施1）对汽轮机的油系统进行具体检查，安装工作已结束，现场设备及系统已达成调试条件。2）高压油泵，交、直流润滑油泵的轴承油位正常，油质良好，冷却水畅通。3）主油箱已灌注合格的汽轮机油，油质良好。主油箱油位计灵活、准确，油位在“上限”值，滤网前、后油位差不大于50mm。4）汽轮发电机组各轴承入口油管已加装临时滤网，滤网规格不低于100目。5）下列阀门应关闭：⑴主油箱第二道事故放油门及放水门⑵#1、2、3冷油器油侧放油门⑶交流润滑油泵出口油门⑷直流事故油泵出口油门⑸高压油泵出口油门6）下列阀门应启动：⑴主油箱第一道事故放油门⑵#1、2、3冷油器出、入口油门⑶交流润滑油泵入口油门⑷直流事故油泵入口油门⑸高压油泵入口油门⑹油系统各压力表一、二次表门7）调试环节：1）各油泵联锁均在“解除”位置。2）高压油泵，交、直流润滑油泵送电前测电机绝缘应合格，送上动力电源。3）各油泵的电机事先已通过单机试运转正常，转向对的，靠背轮已连接好。4）试运顺序：A-交流润滑油泵→B-直流事故油泵→C-高压油泵A-交流润滑油泵试运：⑴启动交流润滑油泵，注意电流、压力、泵组振动、声音等应正常。⑵缓慢启动出口油门，向油系统充油。检查管路应无泄漏及渗油等情况，全面检查无异常后全开出口油门。⑶检查汽轮发电机组各轴承回油应正常，润滑油压应在0.08～0.12MPa范围内。如油压过高或过低时，可调整溢油阀使之达成正常值。⑷试运时间60分钟左右，正常后停泵。⑸试运期间发生异常情况时，应立即停止调试，查明因素且消除后再开泵试运。B-直流事故油泵试运：环节同上。C-高压油泵试运：⑴启动高压油泵，注意电流、压力、泵组振动、声音等应正常。⑵缓慢启动出口油门直至全开，注意管路应无泄漏等异常情况。⑶全面检查无异常后，停止交流润滑油泵。检查调速油压、润滑油压应正常。⑷试运时间60分钟左右，正常后停泵。⑸试运期间发生异常情况时，应立即停止调试，查明因素且消除后再开泵试运。2、油系统循环清洗调试措施1）高压油泵，交、直流润滑油泵已通过开、停调试，且合格。2）调试环节：⑴在汽轮发电机组各轴承入口油管处加装临时滤网，滤网规格不低100目，轮流启动高压油泵及交、直流润滑油泵，轮流启动时间可根据现场情况拟定。⑵三台冷油器均投入，冷油器出口油温最高不超过60℃，一般在50～55℃之间，高油温清洗一段时间后，冷油器可投入适量冷却水，使冷油器出口油温减少至30℃左右，交替冷、热油温进行循环清洗。⑶进入主油箱及油系统的循环油应始终用滤油机过滤（补充新油也不例外），应经常检查板框式滤油机滤油纸的清洁情况，根据清洁情况及时更换滤油纸。⑷为了加大油循环清洗的油量，可事先拆除汽轮发电机组各轴承上瓦，将下瓦缝隙封堵好，以防油中的杂质进入下瓦。采用措施后可将各轴承进油管的临时滤网拆除。⑸油系统循环清洗达成下列规定期方为合格：①从主油箱和冷油器放油点取油样化验，油质透明，含水分合格。②各临时滤网在通油4小时后拆检，应无金属颗粒、锈皮、砂粒等杂质，纤维体仅有微量。③油循环清洗完毕后，拆除各临时滤网，将下瓦封堵的材料清除，清扫后复装汽轮发电机组各轴承上瓦，并清理主油箱及滤网以及滤油器滤网。④拆检几处油管路，观测油管内是否清洁。3、低油压联动实验调试措施1）高压油泵，交、直流润滑油泵已通过开、停调试，且合格。2）关闭交、直流润滑油泵出口门。3）交、直流润滑油泵低油压联动及盘车装置自停实验：①联锁在“解除”位置，电调人员送上热工信号及保护电源。②启动高压油泵，检查调速油压、润滑油压应正常。③启动盘车，投入盘车联锁。④投入交、直流润滑油泵的联锁。由热控人员调整润滑油压力开关，当油压降至0.055MPa时发信号报警，并联动交流润滑油泵。⑤解除交流润滑油泵联锁，停止交流润滑油泵。由热控人员调整润滑油压力开关，当油压降至0.055MPa时发信号，降至0.045MPa时发信号报警，并联动直流事故油泵。⑥解除直流事故油泵联锁，停止直流事故油泵。由热控人员继续调整润滑油压力开关，油压降至0.055、0.045MPa时分别发信号，油压降至0.015MPa时发信号报警，并自动停止盘车装置运营。⑦实验合格后，恢复至正常状态。4）高压油泵低油压联动实验：①启动高压油泵，油压正常后投入联锁。②停止高压油泵，当调速油压降至1.8MPa时，高压油泵自启动。③解除联锁，停止高压油泵。 4、手拍危急遮断器及防火控制器实验调试措施※实验环节：1）高压油泵，交、直流润滑油泵已通过调试，且实验合格。2）实验环节：⑴高压油泵运营。⑵拉出防火控制器手柄。⑶用启动阀将自动主汽门全开、全关灵活后，再开至全开位置，检查旋转隔板在全开位置。⑷用硬手键启动调节汽门。⑸用自动主汽门活动滑阀关、开自动主汽门正常后，将活动滑阀恢复原位。⑹手拍危急遮断器解脱滑阀，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板应迅速关闭（关闭时间应少于1秒钟），抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。⑺旋回启动阀复位，然后逆时针方向转动启动阀将主汽门全开，检查旋转隔板在全开位置。⑻用硬手键启动调节汽门。⑼手推防火控制器手柄，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板迅速关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。⑽实验结束，旋回启动阀。5、“紧急停机”按钮保护实验调试措施1）对汽机保安系统进行具体检查，现场已达成调试条件。2）实验环节：①高压油泵运营。联系热控人员送上保护系统电源。②拉出防火控制器手柄。③用启动阀将自动主汽门开20～30%，检查旋转隔板在全开位置。④用硬手键启动调节汽门。⑤手按操控盘的“紧急停机”按钮，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板迅速关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。⑥实验结束，恢复正常状态。6、润滑油低油压停机保护实验调试措施※实验环节：1）高压油泵运营。2）拉出防火控制器手柄。3）用启动阀将自动主汽门开20～30%，检查旋转隔板在全开位置。4）用硬手键启动调节汽门。5）解除交、直流润滑油泵联锁，汽机ETS保护开关放在“投”位置。6）由热控人员调整润滑油压力开关，当油压降至0.03MPa时，保护动作，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。7）实验结束，恢复正常状态。7、高调门及旋转隔板阀门自动调零调幅功能实验调试措施1）高压油泵运营。2）拉出防火控制器手柄。用启动阀将自动主汽门启动20～30%。3）DEH操作画面切换至“电调实验”窗口，当整定窗口所示条件均满足时，按亮“允许整定”按钮，按CV或IV“开始整定”按钮，“整定中”的灯会亮，阀门会自动开关一次，计算机自动记录油动机的零位和幅值。4）在实验中“整定失败”灯假如亮，表达整定功能没有正常进行，需重新进行此功能。5）机组正常运营中，此功能已经被闭锁。6）注意：通常机组功能已经整定完毕，不要容易进行此功能。8、103%OPC保护静态实验调试措施（DEH在仿真状态下）※实验环节：1）高压油泵运营。2）拉出防火控制器手柄，用启动阀开主汽门。3）投入仿真方式：DEH操作画面切换至“电调实验”窗口，按亮“仿真锁”按钮，按亮“仿真投入”按钮，“仿真状态”指示灯亮，表白DEH已进入仿真状态。运营人员可按照机组运营环节进行仿真。4）点击“103%OPC保护实验”键，“103%实验允许”灯亮后，输入“目的转速”3100转/分，升速率100转/分，按“OK”键。5）当转速指示到3090转/分时，103%OPC保护动作，调节汽门、旋转隔板关闭，但主汽门不关闭。6）待转速到3060转/分后，调节汽门重新启动。7）切除仿真方式：按灭“仿真投入”按钮时，“仿真状态”指示灯灭，表白已退出仿真方式。8）实验结束，恢复正常状态。9、发电机故障保护动作联动汽机关闭主汽门停机实验措施※实验环节：1）高压油泵运营。2）用启动阀开起自动主汽门20～30%，检查旋转隔板应在全开位置。3）用硬手键启动调节汽门，联系电气合上发电机油开关。4）投入ETS保护开关。由电气使“发电机故障保护”动作，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。5）旋回启动阀，复位保护，用启动阀将自动主汽门启动20～30%，用硬手键启动调节汽门。6）联系电气再次合上发电机油开关。7）投入ETS保护开关，手拍危急遮断器解脱滑阀，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。联动发电机油开关跳闸。8）实验结束，恢复正常状态。10、发电机油开关跳闸联动汽机关闭主汽门停机实验措施※实验环节：1）高压油泵运营。2）用硬手键启动调节汽门。3）用启动阀开起自动主汽门20～30%。联系电气合上发电机油开关。4）投入ETS保护开关，由电气使“发电机油开关跳闸”保护动作，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板快速关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。5）实验结束，恢复正常状态。11、热工电气保护实验措施（1）实验的项目：1）轴向位移达+1.2mm时停机。2）110%电气超速（3300转/分）停机。3）DEH控制器超速（3300转/分）停机。4）轴承回油温度达75℃停机。5）真空减少至-60KPa时停机。（2）实验方法：1）高压油泵运营。2）用启动阀开起自动主汽门20～30%。3）用硬手键启动调节汽门。4）联系热控人员投入某一项保护联锁，手动调整保护达成规定的规定数值，保护动作，自动主汽门、调速汽门、旋转隔板迅速关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。5）旋回启动阀，复位保护。6）各项实验方法基本相同，应逐项进行实验，达成合格。12、循环水泵及循环水系统调试措施：（1）对循环水系统进行具体的检查，安装工作结束，现场已达成调试条件。（2）#1、2循环水泵轴承油位正常，油质良好。（3）冷却水塔水池已补至正常水位。（4）下列阀门应关闭：⑴冷油器工业水总门。⑵发电机冷风器工业水总门。⑶循环水系统各放水门。⑷#1、2循环水泵出口门。⑸循环水至冷油器滤水器排污门。⑥循环水至发电机冷风器滤水器排污门。（5）下列阀门应启动：①#1、2循环水泵入口门。②发电机冷风器分段出、入口水门。③冷油器分段出、入口水门。④#1、2排水门。（6）调试措施：1）＃1、2循环水泵联锁在“解除”位置。2）#1、2循环水泵送电前应测电机绝缘合格，将两台循环水泵电机送电。3）启动#1、2循环水泵顶部排空气门，有水溢出时关闭顶部排空门，启动#1循环水泵，注意空负荷电流、压力、泵组振动、声音、格兰等情况应正常。4）启动#1循环水泵出口门，注意电流、压力、管路、格兰等应无异常。5）试运时间60分钟左右。6）试运期间如发生异常情况时，应立即停止调试。7）试运#2循环水泵时，环节同上。（7）循环水泵动态掉闸联动实验：1）启动#1循环水泵，投入#2泵联锁。2）停止#1循环水泵（或就地按事故按钮），#2泵自投。3）投入#1泵联锁，停止#2循环水泵（或就地按事故按钮），#1泵自投。4）解除#1泵联锁，关闭#1泵出口门，停泵。5）实验结束，恢复正常状态。13、凝结水系统分部试运调试措施（1）对凝结水系统进行具体检查，安装工作结束，现场已达成调试条件。（2）凝汽器水位计完好，考克门位置对的。（3）凝结水泵手动盘车正常，轴承油位正常，油质良好。（4）联系化水运营值班人员准备好足够的软化水备用。（5）下列阀门应关闭：1）凝汽器汽侧放水门2）汽封加热器凝结水旁路门3）#1、2、3低压加热器凝结水旁路门4）凝结水至除氧器门5）凝结水母管放水门6）#1、2、3凝结水泵出口水门（6）下列阀门应启动：1）#1、2、3凝结水泵入口水门2）#1、2、3凝结水泵空气门3）汽封加热器凝结水出、入口门4）凝结水再循环门开1/2左右5）#1、2、3低压加热器凝结水出、入口门6）凝结水至各阀门密封水总门（7）调试环节：1）联系化水运营值班人员，开补水门，水位至水位计3/4处时，关闭补水门。2）凝结水泵联锁在“解除”位置。3）#1、2、3凝结水泵送电前应测电机绝缘合格，联系将其送电，4）启动#1凝结水泵，注意电流、压力、泵组振动、声音等应正常。5）缓慢启动#1凝结水泵出口门，注意压力及汽封加热器、低压加热器、凝结水管路等应正常。全面检查无异常后，全开出口水门。6）试运时间在60分钟左右。7）调试期间如发生异常情况时，应立即停止调试，解决好后再调试。8）试运#2、3凝结水泵时，环节同上。（8）#1、2、3凝结水泵动态掉闸联动实验：1）启动#1凝结水泵，投入联锁。2）停＃1凝结水泵（或就地按事故按钮），#2或#3泵联动启动。3）停＃2或#3凝结水泵（或就地按事故按钮），#1泵联动启动。4）解除联锁，停止#1凝结水泵。实验结束，恢复正常状态。（9）凝结水母管低水压联动实验：1）启动一台凝结水泵，投入联锁。2）逐渐关小运营凝结水泵的出口水门（或拨凝结水母管电接点压力表），当凝结水母管压力降至0.3MPa时，联动备用凝结水泵，凝结水母管压力恢复。3）停止原运营凝结水泵，全开出口水门。4）实验另一台泵时，环节同上。5）实验结束，解除联锁，停止运营凝结水泵。14、#1、2射水泵分部试运调试措施（1）对#1、2射水泵及所属系统进行具体检查，安装工作结束，现场已达成调试条件。（2）#1、2射水泵轴承油位正常，油质良好。（3）射水箱补水至正常水位。（4）调试环节：1）检查射水泵联锁在“解除”位置。2）#1、2射水泵送电前测电机绝缘应合格，将#1、2射水泵送电。3）启动#1射水泵，注意电流、压力、泵组振动、声音等应正常。4）启动#1射水泵出口水门，注意出口压力应在0.4MPa以上，管路无泄漏。5）试运时间在60分钟左右。6）试运期间如发生异常情况时，应立即停止调试。7）试运#2射水泵时，环节同上。（5）动态掉闸联动实验：1）启动#1射水泵，投入联锁。2）拉掉#1射水泵开关（或就地按事故按钮），#2泵自投。3）停＃2射水泵，#1泵联动启动。4）解除联锁，停止运营射水泵。实验结束，恢复正常状态。15、汽封不送汽，凝结器抽真空调试措施※调试环节：1）蒸汽、真空系统的疏水排空门均已关闭。2）运营1台射水泵。3）启动一台射水抽气器空气门，注意各真空表计的指示情况。4）真空不再升高时，记录各真空数值（真空达成-40KPa为合格）5）如实验不合格时，应查找泄漏点，检查各有关的疏放水是否关严，根据现场实际情况，拟定有无必要进行真空系统上水检漏实验。16、真空系统上水检漏调试措施※调试环节：1）汽轮机本体及辅助设备、系统已安装完毕，现场已达成调试条件。2）上水检漏调试前，应先进行真空系统抽真空实验，不合格时再进行本操作。3）凝汽器下部弹簧处置放临时立柱或千斤顶支撑。将蒸汽系统排地沟的疏、放水门关闭。4）联系化水值班人员，本机开软化水补水门上水检漏。5）注意凝汽器汽侧水位上升情况（安排专人看水位），最高可上至接近汽轮机末级叶片下沿处。6）随时检查系统有无漏水处，必要时可停止上水加以消除，消除后再继续上水。7）上水结束后，关闭补水门，全面检查并做好记录（此状态最佳保持12小时）。8）检漏结束后，如凝结水经化验不合格或视现场情况拟定不回收时，启动放水门排地沟放掉。17、高加保护实验：1）高加保护、水位计、电动门送电。2）启动凝结水泵，调整水压1.0MPa，投入保护水源。3）启动给水泵，启动给水泵再循环。4）启动#1、#2高加进、出水电动门，高加注水，高加联成阀启动。5）启动#1、#2高加进汽电动门。6）投入高加保护及一、二抽逆止门联锁。7）由热工分别向#1、#2高加水位差压发讯器内注水，当水位升至800mm报警，高加紧急放水电动门自动打开。8）当水位升至1000mm，高加保护电磁阀动作，给水自动切换至旁路，同时联锁关闭#1、#2高加进汽电动门及1、2段抽汽逆止门，高加解列，并启动高加给水旁路，关闭高加进、出水电动门，水位降至600mm，紧急放水电动门关闭。9）实验完毕，恢复系统正常。18、启动盘车装置调试措施1）盘车电机送电前测绝缘应合格，将其送电。2）点动盘车电机，察看转向应对的。3）拉出接合器销子，手推盘车接合杠杆，逆时针转动盘车手轮至限位点。4）启动盘车，投入联锁，对机组进行听音检查，仔细测听汽轮机通流部分、汽封、油档及发电机风挡等处应无摩擦声，内部无异音。5）盘车装置应连续运营2小时且无异常后，停止盘车装置运营。二、汽轮机整体试运调试措施1、下列情况下，严禁启动汽轮机：1）自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门卡涩不能关闭严密时。2）任何一个保护装置工作失常时（如：危急遮断器、汽机ETS保护等）3）重要表计之一失灵时（如：转速表、主汽温度、轴向位移等）4）高压油泵，交、直流润滑油泵，盘车装置不能正常投入时。5）上、下汽缸温度差超过50℃时。6）机组在盘车状态时有明显的摩擦声或有异音时。7）油质不合格或主油箱油位低于运营规程规定的最低油位时。8）DEH控制器故障时。2、冷态启动前的准备与检查工作1）对汽轮机所属设备系统进行全面、具体的检查，设备的分部实验调试工作所有结束，设备及现场卫生已清扫干净，现场的沟、孔洞用盖板盖好，常用照明及事故照明良好。2）检查各动力设备联锁在“解除”位置，各动力设备测绝缘合格，动力送电。3）实验机电联系信号良好，有关的设备系统调整到待启动状态。4）检查主油箱油位在正常高限位置，油位计灵活准确，透平油油质合格。5）准备好操作工具、听音棒、测振表及各种记录本等。6）准备足量的灭火器及其他消防器材，无关人员不准在试运现场长时间逗留。7）全面检查机组所属设备系统正常后，报告启动试运总指挥，经批准后方可启动辅机设备。3、启动辅机（1）启动交流润滑油泵：1）油泵联锁在“解除”位置。2）启动交流润滑油泵。3）检查汽轮发电机组各轴承回油应正常。4）油泵联锁投在“联动”位置。5）将直流事故油泵的联锁也投在“联动”位置。（2）启动盘车装置：1）盘车联锁在“解除”位置。2）拉出接合手柄限位销，手压接合手柄，逆时针方向转动盘车手轮至限位点。3）启动盘车，倾听汽轮机内部声音应正常，投入联锁。4）汽轮机启动前，盘车装置应连续运营2小时及以上时间。（3）启动排烟风机：1）合上排烟风机开关。2）检查风机振动、声音应正常。（4）主蒸汽管暖管疏水：（一段暖管）1）启动电动主汽门前疏水门。2）微开主蒸汽总门之旁路门，保持压力0.2～0.3MPa暖管20～30分钟，再按0.1～0.15MPa/分的速率将压力升到额定值，注意温升率不大于5℃/分。3）全开总汽门，关闭旁路汽门，根据汽温上升情况适当关小疏水门。4）暖管过程中注意管路应无振动，检查管路膨胀和支吊架等应无异常。（5）启动高压油泵：1）启动高压油泵，注意电流、压力应正常。2）停止交流润滑油泵。3）检查调速、润滑油压应正常。（6）做调速系统静态实验：1）确认电动主汽门关闭严密。2）拉出防火控制器手柄。3）用启动阀将自动主汽门启动，检查旋转隔板在启动位置。4）用硬手键启动调节汽门。5）手拍危急遮断器解脱滑阀（或防火控制器手柄），检查自动主汽门、调速汽门、旋转隔板应迅速关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。6）旋回启动阀手轮，复位抽汽逆止门液控装置电磁阀。7）用启动阀将自动主汽门启动20～30%，检查旋转隔板在启动位置，用硬手键开启调节汽门。8）手拍防火控制器手柄，检查自动主汽门、调速汽门、旋转隔板应迅速关闭，抽汽逆止门液控装置电磁阀动作。9）实验结束，旋回启动阀。（7）启动循环水泵：1）联锁在“解除”位置。2）启动一台循环水泵，注意电流、压力应正常。3）将备用泵联锁投入。（8）启动凝结水泵：1）联锁在“解除”位置。2）启动一台凝结水泵，注意电流、压力应正常。（9）启动射水泵：1）联锁在“解除”位置。2）启动1台射水泵，注意电流、压力应正常，投入联锁。3）启动射水抽气器空气门，凝汽器抽真空。（10）投汽封加热器：1）启动汽封加热器抽风机，检查器内真空在–5～-10KPa。2）适当启动高、低压汽封漏汽门。3）根据情况适当启动疏水门。（11）投用均压箱：1）微开均压箱进汽门，暖体结束后关闭疏水门。2）调整进汽门，保持箱内压力0.02～0.03MPa。3）启动前、后汽封进汽门，汽封送汽。（12）发电机冷风器送冷却水：（也可在发电机并列后送冷却水）1）检查冷风器各分段水门在启动位置。2）启动冷风器入口总水门。4、冲转与升速（1）冲动前应具有下列条件：1）真空不低于-60～-70KPa。2）油温在35～40℃之间。3）调速油压不低于1.96MPa，润滑油压不低于0.08MPa。4）主蒸汽温度400℃及以上值，主蒸汽压力4.0MPa及以上值。5）连续盘车时间不少于2小时。（2）冲转：（初次启机用手动启机方式）1）当具有冲转条件时，报告启动试运总指挥，并告知锅炉、电气值班人员。2）投入汽机ETS保护。不投：①低真空停机②发电机故障③油开关跳闸3）拉出防火控制器手柄，检查高、中压油动机应在关闭位置（监视CRT上阀门位置图）。用启动阀全开自动主汽门，检查旋转隔板应在启动位置。4）在DEH操作界面上选择“电调控制”方式，超速实验钥匙开关置于“正常”。5）点击“运营”按钮，设定“目的转速”1200转/分，“升速率”100转/分，点击“OK”键，调速汽门应启动。6）全开一次开机汽门，用二次开机汽门冲动转子。转子冲动后，盘车应脱开并自动停止。（当发现未脱开时，应立即打闸停机）7）冲动后转速提高至500转/分，进行摩检。在此转速下暖机20分。8）仔细倾听汽轮机通流部分、汽封、油档、发电机两端风挡、励磁机等处应无摩擦声，内部无异音，对机组进行全面具体的检查，无异常后可继续升速。9）开大二次开机汽门升速至800转/分，在此转速下暖机20分。10）升速至1200转/分，目的值与给定值一致时，显示“暖机”灯亮，逐渐开大直至全开二次开机汽门，在此转速下暖机30分。11）升速至2500转/分：(1)按“目的转速”键，输入数字2500，按“OK”键，显示目的转速2500转/分。(2)速率不变，按“OK”键，高压调门增开，汽机开始升速。(3)过临界转速区时，自动显示“正在过临界”，速率自动变为400转/分，临界转速区为1600～1800转/分，目的转速不得设在此区域内。(4)升速至2500转/分，目的值与给定值一致时，“暖机”灯亮，在此转速下暖机15分钟。(5)过临界转速时，应特别注意各轴承瓦振不得超过100um。12）升速至3000转/分：(1)按“目的转速”键，输入数字3000，按“OK”键，显示目的转速3000转/分。(2)速率不变，按“OK”键，高压调门增开，汽机开始升速。(3)升速至2950转/分时，升速率自动改为50转/分；升速至3000转/分，目的值与给定值一致时，显示“暖机”灯亮，13）升速过程中有异常现象，可随时按“保持”键停止升速，但临界转速区域DEH不接受任何修改速率的指令。14）拟定主油泵已投入工作，安全油压1.86～2.06MPa，润滑油压0.08～0.12MPa，停止高压油泵（先投入联锁，再关闭出口门，然后停泵），注意各部油压应正常。15）对机组进行全面具体的检查，测量各轴承振动，并做好记录。16）升速及暖机时间对照表序号操作项目时间（分）1冲转到500转/分听音及摩擦检查52500转/分低速暖机203均匀升速至800转/分34在800转/分下暖机检查205均匀升速至1200转/分46在1200转/分下暖机检查307升速至2500转/分88在2500转/分下暖机检查109均匀升速至3000转/分1010在3000转/分下暖机，检查及并列15合计125分17）机组定速后，进行全面检查，确认一切正常，交给电气做有关实验。18）膨胀差达+1.5mm时，投入法兰加热装置。19）用凝结水再循环水门及放水门保持凝汽器水位，联系化学化验凝结水水质，合格后倒入除氧器，投入凝结水泵联锁。20）根据油温投入冷油器，保持冷油器出口油温在40±5℃范围内。21）升速过程中，注意调整轴封汽压。22）排汽温度升高到80℃时，可启动排汽缸冷却水进行降温，但不得超过120℃。23）升速过程中应注意下列事项：①发现有不正常声音和振动时应降速，查明因素并消除后方可升速。②调节级处上、下缸温差不超过50℃。③相对膨胀在+3～-1mm以内。④汽轮机振动不超过30um，过临界转速时振动不超过100um。⑤机组应迅速平稳通过临界转速，严禁硬闯临界转速。24）电气实验结束后，汽机按规定继续进行各种实验。（3）手动打闸停机实验：1）将自动主汽门关50%。2）手拍危急遮断器（或防火控制器手柄），检查主汽门、调速汽门、旋转隔板应迅速关闭。3）旋回启动阀，复位DEH保护。4）用启动阀启动自动主汽门，5）点击“运营”按钮，设定“目的转速”3000转/分，“升速率”改为300转/分，点击“OK”键，恢复汽轮机3000转/分。6）根据调速油压情况，适时开停高压油泵。（4）103%OPC实验：1）在DEH硬手操器上，实验钥匙开关置“超速实验”位置。2）将各抽汽逆止门、抽汽电动门投入联锁。3）点击“103%OPC保护实验”键，“103%实验允许”灯亮后，输入“目的转速”3100转/分，升速率100转/分，按“OK”键。4）当转速指示到3090转/分时，“103%OPC保护”动作，调节汽门、旋转隔板关闭，但主汽门不关闭。5）转速下降至3000转/分以下，观测调速汽门自动启动，维持3000转/分稳定运行。（5）机械超速实验：1）将硬手操盘上“实验钥匙”开关置于“超速实验”位置。2）切除ETS接受DEH发出的110%电超速停机保护。3）将喷油实验滑阀置于No.2位置，数秒后#2指示杆跳起，#2飞锤已与危急遮断器杠杆脱开，这时#1飞锤处在警戒状态。4）将DEH操作界面切至“电调实验”画面，点击“实验允许”键，灯亮后，点击“110%验允许”键，“超速实验允许”灯亮。5）点击“目的转速”键，输入3360，按“OK”键。“变化率”输入100，按“OK”键。6）机组转速向目的转速靠近。到危急遮断器动作，#1危急遮断器电指示器红灯亮，注意主汽门、调速汽门、旋转隔板应关闭，记录动作转速。7）转速降至3000转/分，启动阀复零，重新挂闸，恢复3000转/分。8）将喷油实验操作滑阀置于No.1位置，数秒后，#1指示杆跳起，#2飞锤处在警戎状态。同样方法做#2危急遮断器实验。9）实验完毕，恢复正常状态，将硬手操盘上实验钥匙开关置于“正常”位。（6）110%电超速实验：1）将硬手操盘上“实验钥匙”开关置于“超速实验”位。2）联系热控人员送上110%电超速保护电源。3）将DEH“电调控制”画面切至“电调实验”画面，点击“实验允许”键，灯亮后，点击“110%验允许”键，“超速实验允许”灯亮。4）点击“目的转速”键，“输入3300，按“OK”键。“变化率”输入100，按“OK”键。5）转速上升至3300转/分时，汽机跳闸，检查自动主汽门、调门、抽汽逆止门自动关闭，转速下降。6）在DEH硬手操盘上，实验钥匙开关置“正常”位。7）汽机重新挂闸，恢复机组3000转/分。（7）喷油实验：1）空负荷喷油实验条件：⑴机组转速维持3000转/分。⑵高压油泵及润滑油泵实验良好，投入联锁开关。2）空负荷喷油实验环节：⑴机组维持3000转/分，全面检查机组运营正常。⑵将操作滑阀手柄置“No.1”位置。⑶#1喷油滑阀被顶起，2秒钟后按下#1喷油滑阀不放松，压力油喷进No.1危急遮断器。⑷#1飞锤压出，危急遮断器动作，No.1危急遮断器指示灯亮。⑸放开#1喷油滑阀，注意危急遮断器飞锤复位，指示灯熄灭。⑹将操作滑阀扳手置于“0”位，危急遮断器杠杆复位，#1喷油滑阀回复。⑺用同样方法实验No.2危急遮断器，实验完毕，将操作滑阀用销子锁牢。（8）自动主汽门严密性实验：（停机时做此项实验）1）机组维持3000转/分，全面检查机组运营正常。2）用启动阀或自动主汽门活动滑阀全关自动主汽门。3）转速下降至1000转/分及以下为合格，打闸停机。4）重新挂闸，启动主汽门，用DEH控制器升速到3000转/分。（9）调速汽门严密性实验：（停机时做此项实验）1）机组维持3000转/分，全面检查机组运营正常。2）用DEH控制器全关调速汽门。3）转速下降至1000转/分及以下为合格。4）用DEH控制器升速到3000转/分。5、发电机并列及带负荷一、并列：1）检查电动主汽门前、后主蒸汽压力基本相同时，可全开电动主汽门，关闭一、二次开机汽门。向电气发出“注意”、“可并列”信号。2）当电气方面发出同期申请后，按亮同期按钮，DEH即进入同期方式，同时DEH发出“同期允许”信号，电气此时根据情况，发出同期增或减信号，调整机组目的转速，以满足同期规定。DEH收到同期增、减信号后，转速在2985～3015转/分内，以当前的变化率变化，将机组带到同步转速。3）电气发来“注意”“已并列”信号后，DEH自动带3%负荷。投入低真空保护、发电机跳闸、油开关跳闸、振动超限及水压逆止门等保护。4）根据发电机风温情况，投发电机冷风器冷却水。二、带负荷：1）按下列规定带负荷暖机：序号操作项目时间（分）1带1000～1500KW负荷暖机302增负荷至10MW负荷103在10MW负荷下暖机304增负荷至20MW负荷155在20MW负荷下暖机306均匀加负荷至额定值25MW25合计140分2）调节级处下缸温度达350℃以上时，关闭下列疏水门：⑴导汽管疏水门。⑵4、5、6段抽汽水压逆止门前、后疏水门。⑶汽机监视段疏水门、车室疏水门、旋转隔板疏水门。⑷1、2段抽汽水压逆止门前疏水门。3）负荷10MW，根据低加水位投入低加疏水泵。4）门杆漏汽压力达0.6MPa时，倒至除氧器。5）抽汽压力达成0.65MPa时，可进行除氧器汽源切换操作。6）负荷达17.5MW时，可投入工业调整抽汽，进行脉冲式安全阀整定校验动作试验：（动作压力暂定为1.3MPa）①微开工业抽汽总汽门后疏水门，启动工业抽汽逆止门前疏水门，暖管。②按亮“供热方式”按钮进入“准备供热”状态。“准备供热”状态进入后，一方面进入“IV阀控”状态。③点按“IV阀控”栏内的增、减按钮，改变IV总阀位给定值（单位为%），从而控制调门开度，来控制抽汽压力。④抽汽温度的升高速率不超过4℃/分。当抽汽压力达成0.5～0.6MPa时,分别手动提起两个脉冲式安全阀的重锤杠杆，使安全阀动作，放下重锤杠杆后，安全阀应回座且严密不漏汽。⑤将一个脉冲式安全阀的重锤杠杆上加重物后，设定“目的压力”为1.3MPa，设定“升压率”0.02MPa/分，点击“进行”。⑥当抽汽压力达成1.3MPa时，实验安全阀应动作，安全阀动作后立即减少抽汽压力，注意安全阀回座应正常。⑦用上述方法实验另一个安全阀，其动作压力可整定的比前一个安全阀低0.02～0.03MPa左右，两个安全阀动作实验应分别作两次且合格。⑧若安全阀动作后不回座，经采用措施无效时，应打闸停机解决。7）投入调整抽汽向外网供汽：⑴在“IV阀控”方式，点按“IV阀控”栏内的增、减按钮，改变IV总阀位给定值（单位为%），⑵抽汽温度的升高速率不超过4℃/分。当抽汽压力达成高于供热母管压力0.05MPa时,启动供热电动阀门向外供汽。⑸达成所需流量后，投入“工业抽汽压力回路”。⑹关闭所有疏水门。⑺操作过程中应注意机组负荷、调门开度、机组振动、轴向位移、胀差、轴承温度等。⑻热负荷和电负荷不得同时增长。应注意热负荷增长速度与暖机紧密配合。热负荷增长与暖机时间表热负荷（t/h）增长速度（t/h）暖机时间（min）10115251.5205021075以上2.5158）并列及带负荷应注意事项：①根据胀差及汽缸金属温差停用法兰加热装置，并列及带负荷过程中，要严格按照机组升温、升压曲线控制汽温、汽压。②在增负荷过程中若任一轴承振动超过40um，停止增负荷，查明因素并及时报告有关领导，若振动忽然增长达50um，应故障停机。③在增负荷及暖机过程中，应注意轴向位移、相对膨胀、汽缸膨胀情况。④严格监视各轴承温度，应保持油温、油压、回油温度在正常范围内。⑤注意检查除氧器、凝汽器、高、低加水位在在正常范围内。⑥润滑油温保持在35～45℃之间。9）冷油器出口油温达40℃时，投冷油器：⑴微开进水总门，开分段入口水门、水侧空气门，空气门冒水后关闭。⑵用入口水门，调整冷油器出口油温，保持在40±5℃。三、机组负荷带至2.0MW时进行下列工作：1）关闭主蒸汽管道上的所有疏水门。2）关闭所有到本体高、低压疏水膨胀箱的疏水门。四、低压加热器随机投入，注意运营情况应正常。1）投入前准备工作：⑴各温度、压力表齐全可靠。⑵各水位计投入。⑶联系热工人员投入各仪表及报警装置。⑷各疏水器动作灵活可靠。⑸检查凝结水、疏水、抽汽、空气系统在备用状态。2）低压加热器的投入：⑴机组启动时，低压加热器随机启动。⑵汽轮机在带负荷过程中，注意各低压加热器疏水应畅通，水位应正常。五、负荷增长至17.5MW时，投高压加热器：●水侧投运，给水走高加：1）检查系统各阀门位置正常。联系热工各电动门、仪表，保护送电。启动1、2抽管道疏水门。2）投入高加保护水源，缓慢启动高加注水门，启动高加水侧放气门，有水冒出时关闭，并注意高加汽侧水位变化。3）当高加水侧压力达成给水压力后，关闭注水门，高加联成阀应自动打开，高加内部压力不应下降。启动#1、2高加出、入口水门。4）启动高加出口逆止阀手轮，缓慢关闭高加给水旁路门，注意给水流量变化，投入高加保护。●汽侧投运，高加送汽：1）联系锅炉投高加汽侧，微开#1、2高加进汽门，打开汽侧放水门，压力保持0.05～0.10MPa暖体15分钟，关闭放水门。2）缓慢启动高加进汽门，控制给水温升2℃/分直到给水温度达额定。关闭1、2抽管道疏水门。3）将#2高加疏水倒入#1高加，#1高加汽侧压力大于除氧器压力0.3MPa时,#1高加疏水倒入除氧器。注意高加水位变化。六、真空严密性实验：1）报告值长，告知电气、锅炉值班人员，将负荷稳定在20MW。2）记录真空、负荷、排汽温度等运营参数。3）关闭射水抽气器空气门，凝汽器真空缓慢下降。4）每分钟记录真空一次，共做3分钟。5）实验时如真空下降过快超过-3.0KPa或真空降至-75KPa、排汽温度高于70℃应停止实验。6）真空下降速度大于-0.67KPa/分，应停止实验找出因素，消除故障后再做此实验。7）实验结束后，立即启动空气门，恢复正常真空。七、负荷带至25MW，全面检查机组无异常后，报告启运总指挥，经批准后可将机组转入72小时试运营。八、机组72小时试运营结束后，在主机各项重要指标、性能达成设计规定后，预定停机进行消缺工作。如机组无需停机消缺，亦可转入24小时试运，视情况办理交接手续。三、热态启动（1）汽缸调节级下缸温度在200℃以上时称为热态启动。（2）热态启动的操作规定：1）先向轴封送汽后抽真空，前轴封送高温汽源。2）主蒸汽温度应高于汽缸最高点温度50～80℃，且有50℃以上的过热度。3）盘车应连续运营，特除情况停盘车，恢复后连续盘车不少于2小时，测大轴挠度应小于原始值30um。4）启动前上、下汽缸温差不超过50℃。5）胀差在允许范围内。（3）热态启动时，升速率可取“100～200转/分。（4）DEH系统控制升速到500转/分，低速暖机5分钟，进行检查和听音，确认正常后，再升速到3000转/分。（5）冲转过程中检查各轴承温度及回油温度正常，调整冷油器出口油温正常。（6）升速时，特别注意机组振动情况，如有明显增大时立即打闸停机，查明因素后再决定是否再次启动。（7）主汽门、调门等部件，停机后冷却较快，在热态启动初期应注意这些部件的温升速度，防止加热过快。（8）定速后，应尽快并列带负荷，在负荷加至上次停机前缸壁温度的过程可尽快进行，以后的加负荷过程仍按冷态启动启动的相应程序接着进行下去。四、汽轮机组的停机（1）停机前请示试运总指挥并经其批准。（2）停机前的准备工作：1）准备好停机操作票和必要工具，联系有关岗位做好停机准备。2）实验高压油泵，交、直流润滑油泵应正常。3）确认DEH自动/手动钥匙开关在“自动”位置，确认“操作员自动”灯亮。4）将汽封汽源切至备用汽源。（3）停机：1）与有关岗位联系退出工业抽汽：⑴在DEH-CRT画面中选择“工业抽汽控制”面板。⑵解除“工业抽汽压力回路”。⑶设定“目的压力”低于供热母管压力0.05MPa，设定“升压率”0.02MPa/分，点击“进行”。⑷工业抽汽压力、流量至零，关闭工业抽汽电动门及工业抽汽总门，停减温水。⑸点击“工业抽汽投入”灯灭。⑹检查旋转隔板开度至全开。⑺操作过程中应注意机组负荷、调门开度，机组振动、轴向位移、胀差、轴承温度等。2）以1000KW/分的速度均匀减少电负荷，控制转子与汽缸相对膨胀值不得超过规定极限值。3）当二段抽汽压力降至0.7MPa时，#5高加疏水倒至#4低加。4）随时注意调整汽封，注意均压箱压力、温度，以防止高压前轴封急剧冷却，增大负差胀。5）减负荷过程中，根据凝汽器水位变化情况，及时调整再循环门，保持凝汽器水位。6）负荷减至10MW时，将低加疏水倒至凝汽器，停止低加疏水泵。7）机组负荷减至6000KW时，启动导汽管、汽缸及抽汽管道等疏水门。8）当二抽压力降至0.6MPa时，将除氧器汽源切至备用汽源。9）门杆漏汽压力0.6MPa关至除氧器门，开排地沟疏水门。10）负荷5000KW时，主蒸汽管疏水排大气。11）减负荷至“0”时，应注意调节汽门开度应正常，解除汽机ETS保护，联系电气发电机解列。12）减负荷过程中应注意：⑴保持轴封供汽。⑵上下缸温差小于50℃。⑶汽缸温度不应有突降，降温速度不应超过2℃/分。⑷及时调整油温、风温，必要时停用冷油器和冷风器。⑸若负荷减不到零，严禁发电机解列。（4）电气发来“注意，已解列”信号，发电机解列，注意转速不得升高，若转速升高，控制不住时，应手打解脱滑阀，紧急停机。（5）按下列环节打闸停机：1）手按解脱滑阀，检查自动主汽门、调速汽门、旋转隔板、抽汽逆止门应关闭。2）启动低压交流油泵，保持润滑油压正常。3）关闭电动主闸门，启动主汽门前、导汽管及汽机本体所有疏水门。4）转速降至1500转/分时，停止射水泵，用真空破坏门控制真空。转速到零时，真空接近到零。5）转子静止后，启动盘车装置进油门，投入盘车装置，并记录惰走时间。6）如无特殊规定，应连续盘车至下汽缸温度小于150℃。如有检修规定，需停连续盘车时，则按有关规定执行。7）真空到零时，停止轴封供汽及轴封加热器，真空不到零，严禁停汽封。8）停止凝结水泵。9）根据油温、风温，停冷油器及发电机冷风器。10）转子静止后，排汽缸温度降至50℃时，停止循环水泵，将自投开关解除，关闭其出口门。11）关闭主蒸汽管道上的进汽电动总门。12）启动抽汽管道及主蒸汽管道上所有疏水门，消压后关闭。13）电动主闸门后压力到“0，启动防腐汽门。五、紧急事故解决（1）事故解决原则：在试运期间机组发生事故时，应立即停止故障设备的运营，事故的解决应迅速、果断，应以保证人身、不损坏或尽量少损坏设备为原则。并采用相应措施防止事故蔓延，必要时应保持非故障设备运营。（2）汽轮机在下列情况下应紧急故障停机并破坏真空：1）转速升至3360转/分而危急遮断器不动作时。2）机组忽然发生强烈振动，振动值忽然增长了50um，或有明显的金属撞击和磨擦声音。3）汽轮机发生水冲击或汽温急剧下降50℃。4）机组任一轴承断油冒烟，轴承回油温度忽然升高超过75℃，或轴承金属温度急剧升高达成100℃。5）轴封出现火花。6）油系统着火无法扑灭时。7）油箱油位忽然降到最低油位以下无法补充时。8）轴向位移超过+1.2mm保护不动作，推力瓦块温度急剧上升或达成105℃。9）润滑油压降至0.02MPa，启动辅助油泵无效时。10）真空减少到-60KPa时。（3）破坏真空紧急停机环节：1）按“紧急停机”按钮或解脱滑阀，启动交流润滑油泵，检查自动主汽门、调速汽门、旋转隔板、各抽汽逆止门应关闭。2）向电气发“注意，机器危险”信号，告知电气解列发电机，如发电机已解列，检查转速应下降。3）启动润滑油泵。4）停射水泵，启动真空破坏门，保持轴封正常供汽。5）停止工业抽汽，关闭对外供汽门。6）关闭电动主闸门。7）其他操作按正常停机环节进行。8）注意机内声音、振动、胀差、惰走时间等。9）将事故情况报告值长、班长及有关领导。D．发电机组启动电气实验方案一、发电机、励磁机静态实验1、测量定子线圈的绝缘电阻和吸取比（2）各相线圈的吸取比不应小于1.3。（3）各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于2。（4）测量完毕后应放电。2、测量定子线圈的直流电阻（1）测量仪表：采用0.2级QJ44型直流双臂电桥测量；（2）测量时应准确地测量绕组的温度，应在冷态状态下进行，线圈表面的温度与周边空气之差应大于±3℃,温度计用校正过的酒精温度计且不少于六只;（3）定子直流电阻测定:换算公式:R75=[(234.5+75/（234.5+T）]·R1规定必须在电机各相相应引出端头上进行，不允许涉及有外引线。（4）测试结果规定：各相或各分支线圈的气流电阻，在校正厂由于引线长度不同而引起的误差后，互相差别应不超过其最小值的2%，与产品出厂时测得的相应数值比较，其相对变化亦不应大于2%。3、转子线圈绝缘电阻的测定（1）使用仪表采用1000V兆欧表测量；（2）测量时将碳刷提起，将兆欧表的火线接于转子滑环上；地线接于转子轴上（不直接在机座或电机外壳上）。（3）测量结果规定绝缘电阻不低于0.5兆欧。4、转子线圈直流电阻值的测定（1）使用仪表采用0.2级QJ44型双臂电桥。（3）转子线圈直流电阻的测定：公式：R75=[（235+75）/（235+t）]·R1（4）测量结果数值与产品出厂数值比较，其差别应不超过2%；5、定子线圈直流耐压实验和泄漏电流测量（1）使用仪器JGS-70KV晶体管直流升压器一套；（2）实验电压为额定电压的3倍，即31.5KV；（3）实验电压按级0.5倍额定电压分阶段升高，每阶段停留1分钟，登记表计稳定期的泄漏电流值。三相应以同一的升压速度分阶段升高；（4）实验前应将定子绕组引出套管表面擦干净，并用软铜线围绕几圈后接至高压屏蔽线的屏蔽层上，消除表面池漏电流对实验结果的影响。（5）实验结果在规定的实验电压下，泄漏电流应符合下列规定：1）泄漏电流应有随时间延长而增大；2）各相泄漏电流的差别应不大于最小值的50%，当最大泄漏电流在20微安以下者，各相间差值不作规定，但应与出厂实验值基本相符；3）泄漏电流随电压不成比例地显著增长时，应注意分析。6、发电机定子线圈的交流耐压实验（1）使用仪器仪表TAR-12KVA/30KV实验变压一套（三相电源）静电电压表电流表0.5级1000毫安电压表0.5级0~150V限流水电阻2只过电压保护放电架及球隙一套。（2）实验电压（1.5Ue+2250）伏，即18000伏；（3）耐压时间为1分钟；（4）实验应是每相对其它两相及地进行；（5）过压保护选择，球间放电电压整定为实验电压的110%即19800伏，并使在实验电压下一分钟内不放电，R2限流水电阻阻值按1欧/1伏考虑；（6）过电流保护选择，动作值可按1.3倍电容电流整定，但不得超过实验设备的额定电流，R1限流水电阻阻值按1欧/1伏考虑；（7）升压实验电压，严禁用冲击合闸加压的方式。应采用零升压的方式，升压速度一般从1/3实验电压值到满值时应历时10~15秒种，减少电压也同样操作，在耐压连续时间内应保持电压稳定。（8）实验结论：耐压前的绝缘电阻、吸取比与耐压后的绝缘电阻吸取比在换算到同温度下测试数值时应无显著下降现象；（9）实验过程中应注意监视，防止也许发生的电压或电流谐振现象。7、转子线圈的交流耐压实验（1）使用仪器仪表交流实验升压器TSB-6KVA/20KV一套（单相交流电源220V）；测压电阻器一套（或静电电压表Q3）；电压表0~60V（交流）一块0.5级；电流表0.5级0~1000mA一块；1000伏兆欧表、2500伏兆欧表。（2）实验电压为出厂实验电压的75%（3）实验耐压时间为1分钟；（4）耐压后测定绝缘电阻与耐压前测定绝缘电阻的数据应基本相符，使用1000伏兆欧表；发电机为隐极式转子线圈时交流耐压采用2500伏兆欧表测量，连续时间为1分钟。17、发电机和励磁回路连同所连接的所有设备的交流耐压实验（2）耐压时间为一分钟；（3）用2500伏兆欧表测绝缘的方法，但规定稳定一分钟，实验时应将发电机转子拆开。18、测量次瞬间电抗Xd"、Xq"和负序电抗X2（1）使用仪器仪表：交流三相调压设备20KVA；电流互感器0.2级20~600A/5A；交流电压表0.5级0~300伏一只；交流电压表0.5级5安、10安、100安各一块；单相功率表0~5安0~300伏0.5级一只；升流隔离变压器一套。（2）电抗值不做规定，已有制造厂实验数据时，可不做此项实验；（3）采用静测法测量次瞬间电抗Xd"、Xq"，方法简使，受谐波影响小，在发电机定子线圈中通入50Hz的实验电源模拟次瞬间变化过程的一种测量方法。实验以通入电流为准，规定通入为定子额定电流值的5~25%，即可满足测量准确度。（4）实验环节1）将定子线圈中性点接好，转子线圈经电流表短接；3）测量表计应尽量远离大电流和强磁场。实验过程中不允许转动转子；4）实验电源以通入电流为准，在5~25%Ie（定子额定电流）稳定读取其它各表值；5）实验完毕切断电源，整理好记录。19、测量发电机和转子支座轴承的绝缘电阻（1）使用仪表：1000伏兆欧表；（2）测试结果：绝缘电阻应不低于0.5兆欧；（3）测试条件：发电机转子大轴脱离轴瓦测量，保护油管所有连通状况下测量。二、发电机组启动前必须具有条件1、发电机组有关的一、二次设备安装，调试工作已所有结束，并经检查合格。静态实验报告经启动委员会审核通过。2、发电机及其配套设施的电气设备，厂用配电系统各项电气实验已完，均符合GB50150-91电气设备交接实验标准的规定及电力建设安全工作规范的规定。并经单机试运合格。3、发电机组所有的控制、保护、测量、信号、联锁回路接线必须对的，绝缘合格，各回路模拟动作实验，应符合设计规定并且动作可靠。4、同期回路经倒送电检查验证发电机与系统电压相位，相序应一致模拟实验操作操动，同期闭锁可靠。5、所有开关及刀闸均已命名编号，带电及准备带电的设备已挂上相应的标示警告牌，并加锁。6、消防设施完善，通讯设施应能满足运营规定。7、发电机级其周边的设施均已清理干净，保证巡视和检查的道路畅通。三、启动前准备工作1、根据发电机各项实验规定，准备好相应的检测仪器、仪表和设备。2、准备好有关图纸及技术资料，保护整定值复查无误。3、准备一个能承受4000安电流铜排作为三相短路实验用的短接线。4、检查发电机PT一、二次保险（熔断器）应完好，并有备品。5、汽机调速增减方向与汽门开度调节，及操作开关增减动作方向相一致，主控与汽机室联锁的指挥信号动作对的可靠。6、增减励磁方向与发电机电压升降方相一致。7、责任工程师对参与实验的工作人员进行具体的技术交底和明确的责任分工。四、实验进行中的安全措施1、参与起动实验的电气实验人员必须认真学习本实验方案，熟悉规定的方法环节。2、整个起动过程中的实验操作均按本措施进行，起动过程中提出的修改意见，未经方案批准人批准，概不执行；3、在一次设备上工作，必须确认励磁刀闸。灭磁开关、刀闸隔离开关，断路器等均在断开位置；4、各项实验操作必须有明确的操作人和监护人；5、发电机升压前应复查一次电气设备上的临时短路线、接地线、接地刀闸已拆除和断开；6、一次电气设备的检查。操作均由安装调试人员组织进行，电流二次回路不得开路，电压二次回路不得短路；7、进行与系统有关的一次设备操作必须填写操作票并经批准后方可执行操作。8、复查与本系统有关的静态电气实验项目应所有做完并且合格。五、发电机的动态实验1、发电机转子绕组交流阻抗和功率损耗实验（1）使用仪表：交流电流表0~5~10A0.5级交流电压表150~3000.5级低功率因数功率表0~300V/0~10A功率因数为0.20.5级1000V兆欧表自制铜刷棒（2）实验规定：在膛外、膛内情况下分别进行，膛内应分别在超速前、后不同转速下进行，一般可分为0、500、1000、1500、2023、2500、3000。（3）在膛内测试时：定子回路必须断开，即发电机空转；转子滑环碳刷提起与转子绕组分开，直接用自制铜棒接在滑环上；（4）在膛外测试时：转子最佳与周边的铁磁牲相距0.5米以上距离，有钢筋的地面0.3米上；（5）验电源波形为正弦波，最佳采用线电压，以避免高次谐波的影响；（6）条件是：发电机空转，转子滑环碳刷提起与转子绕组分开，用自制的黄铜丝网（铜刷）接触棒接在转子滑环上，进行测试；（7）实验方法和环节：1）合上电源，调节电压至转子额定电压的1/1.414倍；2）逐渐减少电压，每下降实验电压的15~20%后，待表计稳定后，同时读记电压、电流和功率数值；3）电压降至零后断开电源；4）根据实验测得数值，画出阻抗与电压关系曲线和损耗与电压关系曲线；3、发电机三相短路特性实验（1）使用仪表：交流电流表 0.5级0~5A三块；直流电流表 0.5级0~15~30A一块；直流电压表 0.5级0~600V一块；直流毫伏表 0.5级0~45~75mV一块；分流器 0.2级500~800A/75mV三块。（2）实验条件：1）发电机在额定转速下稳定运营；2）发电机出口断路器应在断开位置，短路点选在发电机出口断路器下侧.3）灭磁开关闭合可靠，发电机保护所有完善并投入。（3）实验环节2）接好实验线路，测量表记连接对的.3）合上灭磁开关Mk，并投入转子一点接地保护，断开其它运营发电机的转子一点接地保护。4）慢慢增长励磁电流，在一次电流为600A时，二次实验电流表及盘上监视的定子电流表指示均为1A时，检查其三相电流的对称性。6）调节励磁使定子电流降至零时，断开灭磁开关。7）停机后，机组处在静止状态，拆除定子线圈三相短路的铜排。（4）注意事项：1）短路线应尽量采用有足够的容量，三相连接必须良好。2）定子和转子回路的测量仪表不在同一地，应事先装设和规定联系信号。3）实验中若定子电流三相不对称，应停止实验，停机后查明因素，最佳实验前先核对回路的对称性。4、发电机空载特性实验和励磁负载特性实验（1）使用仪表：交流电压表0.5级0~75~150伏 三块直流电压表0.5级0~300~600伏 一块直流电流表0.5级0~15~30安 一块直流毫伏表0.5级0~45~75毫伏 一块数字转速表 一块测时秒表 一块数字万用表 一块相序表 一块（2）实验条件：1）发电机在额定转速下稳定运营；2）发电机定子回路开路（发电机出口断路器在断开位置）；3）合上发电机PT刀闸并打开过电压保护压板；4）将发电机过流、差动、零序、等保护投入；5）合上励磁刀闸1G。（3）方法和环节1）接好实验线路，发电机至额定转速且维持不变；2）合上灭磁开关Mk，慢慢调节励磁电流，在机端电压升至3KV（二次30V左右时检查电压回路是否对的、盘上仪表及实验仪表指示是否一致正常，再升到额定电压10.5KV，检查三相电压对称性和相序）；3）在无异常的情况下，逐渐增长电压至1.3额定电压Ue即13.5KV（二次仪表指示为136.5V）连续5分钟。对定子线圈做闸间耐压、实验记录定子三相电压、转子电压、转子电流、励磁机励磁电压、电流和周波、转数，然后慢慢降压至零，切断灭磁开关；4）在