300MW机组整套启动程序

1、300MW机组整套启动程序见附录一整套启动前系统的完善见附录二整套启动前要完善的重要试验整套启动阶段告化学启循环水泵告化学启工业水泵启空压机，维持厂用压缩空气系统压力正常启除盐水泵，向凝汽器、补充水箱、膨胀水箱、定冷水箱、真空泵汽水分离器内补水正常投入主油箱电加热器；自动启动一台主油箱排烟风机，主油箱负压保持在1020mm水柱；当油温大于10度时，启动交流油泵和高压密封油泵，系统正常后投入联锁；向备用冷油器注油后，关闭注油联通阀；根据油质情况投运油净化装置EH油温不低于10度，低于21度不宜长期运行EH油温达43度时，调整冷油器冷却水量，系统保持在43度54度的油温下运行启EH油泵，系统正常投

2、联锁第一次冲转前采用置换法对发电机充氢：氢气压力（MPa）：0.30.02氢气纯度（）：98（最低95）；氢气绝对湿度（g/m3）：4。用C02制换空气用H2制换CO2机内氢气升压启动润滑油系统启空侧交流密封油泵，直流密封油泵联锁开关投入；启氢侧交流密封油泵，直流密封油泵联锁开关投入；启发电机密封油系统首次启动或大修后的第一次启动应采用就地手动方式盘车，冲转前连续盘车不能少于4小时，若盘车中断应重新计时。盘车启动时，油温不得低于21度，润滑油压大于0.05MPA当油温大于或等于21度时，启动顶轴油泵，检查顶轴油压8.2710.34MPA，系统正常后投联锁发电机气体置换启动顶轴油泵启动发电机水冷

3、系统，向发电机送水，维持冷却水压低于氢压0.050.1MPA投入盘车连续运行启定子冷却水泵测量转子的偏心度小于或等于0.076mm投入开式冷却水系统、闭式水系统、凝结水系统锅炉上水：上水前关闭主给水两只电动闸阀，开启旁路给水电动截止阀，省煤器入口空气阀，汽包空气阀，汽包水位计水侧，汽侧各阀门，投入各水位计运行。给水系统各疏水阀门，省煤器再循环阀均关闭。联系汽机，启动给水泵或凝结水泵向锅炉给水管道充水。将给水控制置于手动，稍开给水旁路调节阀向锅炉上水，用控制调节阀的开度或给水泵转速的方法控制上水速度。待省煤器入口空气阀冒水后将其关闭，如只需向省煤器充水，则停止上水，否则，继续上水。待汽包水位达1

4、00mm时，则停止上水并开启省煤器再循环阀。若做水压试验，则提前关闭过热器系统各疏放水阀，开启其各级空气阀，继续上水。当汽包空气阀冒水后，将其关闭并继续上水，然后依次关闭过热器系统冒水的空气阀，直至末级过热器出口联箱空气阀喷出连续水柱时将其关闭，停止上水。投入辅助蒸汽系统启硅泵，维持除氧器正常水位，投除氧器加热水温至80度上水要求：锅炉启动前的检查工作结束并确认正常，告汽机锅炉需要上水。锅炉上水前宜进行水质化验且合格，若锅炉原有水，经化验合格，则可进或放至汽包水位100mm处，否则，需放尽炉水重新上水。锅炉上水温度应确保大于20度，且与汽包壁温差不超过28度。锅炉上水宜缓慢均匀，锅炉由无水开始

5、上至点火水位，冬季不少于4小时，夏季不少于2小时，若进水温度与汽包壁温差较大，应减慢上水速度。上水至汽包100mm水位时停止上水，开启省煤器再循环阀。并密切监视汽包水位变化，如水位下降，应立即查明原因，予以消除。上水前各记录膨胀指示一次，分析膨胀指示是否正常。启动电泵或汽前泵锅炉上水开启两只邻炉加热集箱的疏水阀及其进汽电动阀。 微开邻炉加热集箱进汽手动阀进行暖管，注意防止管道和加热集箱产生水击。 经充分疏水暖管后，关闭各疏水阀，全开进汽手动阀，再缓慢逐个开启各水冷壁下集箱进汽手动阀，炉水加热过程中，注意监视膨胀指示，汽源压力不低于0.8MPA。 加热过程应缓慢进行，控制炉水饱和温度温升率小于或

6、等于28度/小时，控制汽包上下壁温差最大不超过56度，汽包水位不超过+100mm，若水位过低，应查明原因并进行补水，若水位过高，可利用连续排污或定排放水保持正常水位。 加热期间可适当开启高温过热器出口向空排汽门。 当汽包平均壁温达到100120度时，可缓慢关闭水冷壁下集箱各进汽阀。 关闭邻炉加热集箱的进汽阀。开启邻炉加热集箱的疏水阀，充分疏水后关闭。 加热结束后，联系化学化验炉水。点火时将汽包水位放至100mm，并将以上操作做好详尽记录。锅炉本体部分检查： 炉膛及烟道内已无人工作，清洁无杂物，炉墙完好，人孔门及检查孔封好，各燃烧器外形良好，角度正确，其摆动执行机构灵活可靠，无堵焦现象。 锅炉本

7、体、汽水管道、风烟管道的支、吊架完整。 各膨胀指示器完整、刻度清晰、指针无卡涩变形并指在0位。 各风门、挡板开关灵活，开度与实际位置指示正确，传动装置良好。 汽包就地水位计刻度明了，指示清晰，照明充足，水位计阀门开关灵活。 各管道阀门连接完整牢固、汽包、联箱、管道、风烟道和炉墙保温完整良好。 安全门及电磁泄放阀完整良好，无防碍动作的杂物，消音器连接良好。 各吹灰器无损坏变形、传动灵活、方向正确、位置指示明了、正确，且全部在退出位置。 空预密封间隙装置经冷态调整合格。 炉底水封槽内应无杂物，并保持一定量的溢水，溢水管畅通。 冷灰斗及捞碴机和碎碴机内无杂物，焦块和积灰，捞碴机内水位正常。 检查省煤

8、器、空预器下灰管畅通，投入冲灰器，且水封良好，锁气器完好备用，下灰插板已开启。 各安全阀、排汽阀、排汽管畅通，装设牢固。 转动机械的安全遮栏及防护罩完整牢固、靠背轮连接完好，地脚螺丝无松动，并经冷态试运合格。其附近无影响转动的杂物。 转动机械轴承润滑油油量充足，油位指示正常，油质合格。 转动机械冷却水系统投入正常。 各压力变送器、水位变送器一次阀以及就地水位计投入运行。 燃油系统各阀门，油枪无漏油现象，电磁快关阀及调节阀动作正确。开启吹扫蒸汽母管上各疏水阀。 联系联系启动供油泵，建立炉前燃油循环，油压、油温正常，蒸汽吹扫系统投入正常。 油枪附近备有足够的消防器材。 现场地沟，孔洞盖板、围栏、防

9、护设施牢固完好。 对各类风机、水泵、制粉系统、除碴、除灰系统，电除尘器，压缩空气系统等按规程进行检查并具备启动条件。 热工仪表检查完好。投DEH、CCS、TSI、ETS及热工仪表电源 轴封供汽必须具有不小于14度的过热度；轴封蒸汽与转子表面之间的温差应保证最小，最大不得超过111度。轴封联箱暖管。开启辅助汽源至轴封供汽联箱供汽门向轴封供汽 开启所有本体和管道疏水门 锅炉底部加热 投主机轴封，启轴封风机，正常后投轴抽联锁 锅炉点火前准备 启动真空泵抽真空，真空抽至40kpa（27） 炉膛吹扫 确认各真空泵入口蝶阀关闭锅炉点火阶段调整燃油母管油压在正常范围内（2.43.2MPA），一般要求为2.9

10、MPA左右。 开启燃油母管进油跳闸阀，确认燃油跳闸阀在关位。 确认火检冷却风机运行正常，保证风压大于4000PA，并投入其联锁。 投入炉膛烟温探针，关闭再热器侧烟气挡板。开启油枪前进油手动阀及蒸汽吹扫手动阀，确认油枪前油压正常。 根据BMS“炉膛点火”画面及状态信息图，确认点火条件已满足，“允许启动”指示灯亮。选择最下层对角两只油枪分别进行程控点火，油枪点燃后，及时调整油压，保持油压在规定范围内，使油枪雾化良好。油枪点程序如下： 顺控点火信号进油枪开吹扫电磁阀进行油枪吹扫（时间为一分钟）关吹扫电磁阀进点火器打火2秒开油角阀（见火）停止打火（点火器打火持续时间为10秒钟）退点火器。 若点火失败，

11、应重新进行炉膛吹扫。油枪正常停运时的顺序为：顺控停运信号进点火器延时2秒关油角阀开吹扫电磁阀同时点火器打火30秒退点火器吹扫持续1分钟时间到关吹扫电磁阀退油枪。就地或从火焰CRT画面上观察油枪着火情况，着火距离合适，火焰应均匀、稳定，不直冲对角也不触及炉墙。开启空预器吹灰辅助汽源的手动阀和电动阀，投入空气预热器吹灰程控，烧油期间，设置吹灰程序为连续吹灰。锅炉点火后，投连排运行。当汽包压力达0.2MPA时或根据锅炉要求，投入旁路系统。高加水侧注水后投入水侧运行。检查主机保护投入情况：除机跳炉保护外，其余保护均投入。炉膛吹扫：1、检查：确认压缩空气系统正常。 开启连排、加药及汽水取样一次阀（也可在

12、点火后开启， 在汽包压力达到0.150.2MPA时，关闭汽包、过热器全部空气门）。 确认燃油压力、温度正常及油枪吹扫蒸汽压力、温度正常。确认过热器、再热器各空气阀，省煤器再循环阀在开启状态。启动一次火检冷却风机（交流火检冷却风机无故障应启交流火检冷却风机）。2、炉膛吹扫： 投入锅炉总联锁开关。 确认冷却风压正常。投入空预主、辅电机联锁，启动空预器辅电机，确认其风烟挡板自动开启。待空预器主电机启动条件满足后启空预器主电机，辅电机自动停运。依次启动一组引、送风机，调整米炉膛出口压力在50100PA，风量控制在总风量的3040%之间。此时，可进行油泄漏试验。确认油枪各角阀和进油跳闸阀关闭，油泄漏试验

13、成功或旁路。确认排粉机、给粉机、一次风机、电除尘器全停。 确认汽包水位正常。确认所有辅助风挡板全开。 确认炉膛无火。 调整喷燃器在水平位置。根据BMS“炉膛吹扫”画面及状态信息图，确认所有吹扫条件均已满足，“吹扫允许”灯亮，按下“吹扫启动”按钮，“吹扫进行”灯亮，吹扫5分钟后，发出“吹扫完成信号，MFT复归。 根据升温升压启动曲线，逐渐增加燃料量和风量（自下至上对角增投油枪）。根据炉水饱和温度的温升率和升压率控制升温升压的速度，升温要求为：主蒸汽温升速度1.52.0度/分钟，再热蒸汽温升速度1.02.0度/分钟。炉水的温升率如下表：主蒸汽压力MPA0.980.985.885.889.89.81

14、8.3温升率(度/小时)28563036升压率MPA0.010.030.050.06当汽包压力达到0.1MPA时，冲洗并对照汽包水位计。当汽包压力达到0.150.2MPA时，关闭汽包、过热器全部空气门，同时联系投入高、低压旁路，开启主、再热器疏水阀，投入连排、加药、汽水取样。当汽包压力达0.50.6MPA时,冲洗并对照水位计，并通知检修人员热紧螺栓，冲洗仪表管道。当汽包压力达到1.01.5MPA时，反冲洗减温器。升温升压期间，在向汽包给水时应关闭省煤器再循环阀，停止给水时应开启省煤器再徨阀以保护省煤器。连续给水时，省煤器再循环阀不再开启，以避免给水短路。冲转前根据水质情况可进行一次定期排污。可

15、根据汽温情况关闭主、再热器疏水阀，调节烟气挡板。按升温升压曲线，增投油枪，逐渐增加燃烧率，控制并网前炉膛出口温度不高于540度。当锅炉主汽压力3.9MPA，主汽温度350度，再热汽温300度，水位正常，蒸汽品质合格，联系汽轮机冲转。锅炉点火 锅炉升温升压 汽轮机冲转冲转参数：主蒸汽压力3.55.0MPA；主汽温度316360度；再热汽温250300度；凝汽器真空87KPA左右；低压缸排汽温度小于79度；主油箱油位180mm；主机润滑油压0.0960.1236MPA；油温3845度；主机EH油压12.414.5MPA，油温4354度；汽缸上、下温差小于42度；大轴偏心小于0.076mm；汽机胀差

16、大于0.75mm且小于15.7mm；轴向位移在0.9mm范围内；采用操作员控制自动方式，按下“单阀”按钮，按下挂闸按钮，检查高压调门、中压主汽门、中压调门全开，高压主汽门全关。挂闸前确认高、中压主汽门，高中压调门在全关位置，“单阀”控制灯亮。全关机组疏水系统 挂闸前确认高、中压主汽门，高、中压调门在全关位置，“单阀”控制灯亮；全关机组疏水系统 启动密封备用油泵；退出高低压旁路，确认再热汽压至零；打开画面302，点击“LATCH TURBINE”按钮，打开RCM操作面板，点击“YES”，关闭操作面板；点击“RESET ETS”按钮，打开RCM操作面板，点击“YES”，关闭操作面板；汽轮机挂闸成功

17、，汽机状态由“TRIP”变成“RESET”，观察DEH及就地中压主汽门自动开启至全开；点击“RUN”按钮，则中压门应缓慢开启至全开；点击“TARGET”按钮，输入目标值“600”，点击“ENTER”确认；点击“ACC RATE”按钮，输入升速率“100”，点击“ENTER”确认。点击“GO/HOLD”按钮，点击“GO”机组开始升速；当机组转速大于或等于3rpm时，检查盘车装置应自动脱扣，否则立即手动打闸；随机投入低加汽侧运行；检查高排逆止门自动开启；机组转速大于200rpm时，检查顶轴油泵应自动停运；汽机转速升至600rpm，（就地或远方使汽机跳闸，当转速升至250转/分时重新挂闸升至600r

18、pm），自动保持，此时应进行下列操作：（1）就地检查汽轮发电机转动部分声音正常，必要时可脱扣进行磨擦检查（2）确认顶轴油泵盘车电机已自动停运，否则手动停运（3）确认低压缸喷水已自动开启，否则手动开启，查低压缸排汽温度小于79度（4）检查各轴承振动、回油情况，润滑油压、油温均正常（5）查汽轮机所有监视仪表工作正常； 点击“TARGET”按钮，输入目标值“2030”，点击“ENTER”确认；点击“ACC RATE”按钮，输入升速率“100”，点击“ENTER”确认； 点击“GO/HOLD”按钮，点击“GO”机组开始升速；机组转速达2030rpm时，自动保持，汽轮机暖机；中压主汽门前进汽温度达260

19、度及以上时，开始计算暖机时间，并根据机组启动前的高中压转子金属温度从“冷态启动转子加热规程”曲线中查出最长的加热时间定为中速暖机时间。任何情况下不得缩短该暖机时间；注意检查凝汽器，除氧器，加热器水位正常，倾听各转动部分声音正常，各系统辅机运行正常；当油温大于43度，启动冷油器供水泵，正常后投入联锁，调整润滑油温正常； 在加热过程中，主汽温不得超过427度，而再热汽温应保持在260度以上；转速进入临界区，注意升速率自动设置为500rpm/min，注意机组振动情况，各振动值不得超限； 冲转升速 中速暖机 退出高低压旁路系统,并严格监视汽温汽压变化。在汽轮机冲转及中速暖机期间，维持蒸汽参数稳定。当汽

20、缸膨胀达68mm，中压静叶持环金属温度达230以上时，汽机暖机结束，就地检查汽缸膨胀良好，并确认蒸汽室内壁金属温度大于或等于主汽压下对应的饱和蒸汽温度TS=T1+1.36(T2T1)，式中TS为蒸汽室内表面实际金属温度，T1/T2分别为蒸汽室外/内壁热电偶测量金属温度；点击“TARGET”按钮，输入目标值“2900”，点击“ENTER”确认；点击“ACC RATE”按钮，输入升速率“100”，点击“ENTER”确认。点击“GO/HOLD”按钮，点击“GO”机组开始升速；当机组转速达2900rpm时，按下“TV/GV”按钮，打开RCM操作面板，点击“YES”，关闭操作面板；阀门切换开始，高调门逐

21、渐关小，主汽门逐渐全开；阀门切换完毕，机组转速稳定在2900rpm；升速至2900 rpm进行阀切换 升速过程中的试验点击“TARGET”按钮，输入目标值“3000”，点击“ENTER”确认；点击“ACC RATE”按钮，输入升速率“100”，点击“ENTER”确认。点击“GO/HOLD”按钮，点击“GO”机组开始升速；当机组转速达3000rpm时，机头手动打闸或集控手动打闸，观察所有主汽门、调速汽门、抽汽逆止站应迅速关下，汽机转速迅速下降；汽机重新挂闸、冲转至3000 rpm定速。维持“空负荷和低负荷运行指导”图表中所给出的背压限制值；检查主油泵工作正常，停运交流润滑油泵、密备油泵；对机组进

22、行全面检查；投入氢冷器冷却水； 开机前，定子三相开路，将正负滑环提起，断开转子绕组与励磁回路的连接线，使转子绕组与励磁系统脱开。进行发电机转子交流阻抗测量试验时，为防止在测量时造成转子接地短路，必须在电源回路接入隔离变压器。在汽轮机不同转速时测量发电机转子绕组的绝缘电阻（每升500r/min测一次）。倾听汽轮机内部声音有无异常；监测轴承和轴振动；检查记录推力轴承及各轴承金属回油温度；汽机缸体胀差、总胀、轴向位移及TSI装置参数指示正常；检查缸体金属温度及误差值；检查汽机本体和管道疏水是否正常；DEH和辅机设备运行正常。 3000 rpm定速 发电机参数 进行危急保安器充油试验，记录动作转速和油

23、压值，确认主油泵出口压力正常后，停止润滑油泵和高压油泵，并置于“自动”位置备用，稳定运行30分钟采用哈尔滨电机厂生产的QFSN-300-2-20型汽轮发电机。视在功率（MW）：353额定功率（MW）：300最大连续输出功率（MW）：330 额定功率因数：0.85(滞后)额定电压（kV）：20额定电流（kA）：10.190额定励磁电压（计算值）（V）：365额定励磁电流（计算值）（A）：2642空载励磁电压（V）：116空载额定电流（A）：1093 效率（计算值）（）：99.02频率（Hz）：50额定转速（r/min）：3000相数：3定子绕组接线方式：YY定子、转子绕组绝缘等级：F稳态负序能力

24、I2（）：10短路比：0.6定子每相直流电阻（75）（）：0.00228转子绕组直流电阻（75）（）：0.1253同步电抗（xd）（）：186.1进相运行（COS0.95超前）：连续旋转方向（从发电机端看）：逆时针发电机转子临界转速（单跨计算值）（r/min）：一阶1290 二阶 3453额定工作氢压（MPa）：0.3氢气纯度（）：96氢气湿度（g/m3）：15充氢容积（插转子后）（m3）：73漏氢量（保证值）（m3/d）：10 发电机在3000r/min定速时的检查：发电机本体油、水各项参数符合机务部分的要求，无异常报警信号。定子冷却水流量、压力正常，冷却水管路无泄漏。 定子冷却水温度控制在

25、进水温度455，出水温度80，水压0.2MPa。 封闭母线温度指示与外壳箱相同，约为环境温度。检查P.T1、P.T2、P.T3一次保险投入，P.T1、P.T2、P.T3在工作位置，投入P.T二次回路保险。送上AVR柜交直流电源。送上AVR整流柜辅助直流电源，风扇交流电源。送上灭磁柜交直流电源。AVR控制通道置于手动调节通道。投入#1主变压器冷却器动力电源。按制造厂规定，选好“工作”、“辅助”、“备用”冷却器及工作位置。检查高厂变信号系统正常，投入#1高厂变风扇电源。保安电源处于备用状态；事故照明处于备用状态。检测氢气系统无渗漏，做好消防准备工作。 拆除短路点K1，恢复母线。将主变高压侧短路（短

26、路点见图一中的“短路点K2”），合上5001开关，断开50016刀闸，断开50016-1、50016-2接地刀闸，投入发电机差动保护、发电机对称、不对称过负荷、发电机复合电压过流、主变重瓦斯、主变冷却器故障保护、发电机断水、热工保护，投入发-变组故障录波装置。退出强励装置及自动电压调整装置。在额定转速下，合上FMK，手动调节励磁，在不同的定子电流下，分别读取定子三相电流、转子电流，直至额定定子电流为止，并记录。检查发-变组差动、主变差动、主变零序电流保护、母差保护。试验完毕，跳开FMK，拆除短路点K2。在拆除短路排时，先接入地线，做好安全措施。用短路排在发电机出口C.T.之后和主变之前将定子三

27、相短路（短路点见图一中的“短路点K1”），投入发电机复合电压过流、发电机断水保护、发电机对称过负荷保护、热工保护压板，投入发电机差动保护并作用于信号，投入发-变组故障录波装置。退出强励装置及自动电压调整装置。在额定转速下，合上Q0、Q1、FMK，手动调节励磁，在不同的定子电流下，分别读取定子三相电流、转子电流，直至额定定子电流为止，并记录。检查发电机差动保护、对称、不对称过负荷保护，另外检查8组C.T电流二次回路极性与正确性。试验完毕，跳开FMK，拆除短路点K1。在拆除短路排时，先接入地线，做好安全措施。注意：在20%IN时,检查三相电流的对称性及转子电流是否正常，如定子三相电流严重不平衡或有

28、其他异常现象，应立即断开灭磁开关，查明原因。 发电机三相稳定短路试验 变压器输出端三相开路，合上主变5001开关，检查50016、50016-1、50016-2、2101、2201在断开位置。退出强励、强减及自动电压跟踪调整装置，投入发电机差动、发-变组差动、主变差动、高厂变差动、发电机复合电压过流、对称、不对称过负荷、非电量所有保护，解除灭磁开关与汽机等的联动装置。额定转速下，合上灭磁开关，手动调节励磁，缓慢升压，在表三中各电压点停留读数，在30%UN(6kV左右)巡视发电机、母线等回路有无异常，检查三相电压是否对称，相应转子电流是否与出厂时相符，在异常情况下应立即切断励磁，停机查明原因。在

29、额定电压下，检查发电机各部分无异常后，检查发电机定子接地、发电机过电压、发电机低频、发电机转子接地保护和发电机复合电压过流、失磁、失步、逆功率、程跳逆功率、高厂变复合电压过流、发电机过激磁保护的电压回路。再继续升压，直至1.3UN(26kV)。在此电压下停留5分钟，进行匝间绝缘考核，在此时间内，每分钟记录一次数据,然后缓慢降压。在试验的过程中，严禁中途反向调节励磁，试验的始终须有专人对发电机进行监视，运行人员应密切监视零序电压及接地信号装置，一旦异常，立即断开灭磁开关。发电机-变压器组短路特性试验 拆除短路点K2，断开主变5001开关，断开50016刀闸，在图一中的两个短路点K3、K4接上短路

30、排，投入发电机差动保护、发电机对称、不对称过负荷、发电机复合电压过流、主变重瓦斯、主变冷却器故障保护、发电机断水、热工保护、高厂变重瓦斯、高厂变冷却器故障。在额定转速下，合上FMK。调节发电机励磁电流，直至高厂变的输出侧短路电流为额定值或相关工作人员要求的值。记录Uab、Ubc、Uca、Ia、Ib、Ic、If、Uf。检查高厂变差动、发-变组、主变差动、高厂变A、B分支过流、限时速断、高厂变复合电压过流。试验完毕，跳开FMK，拆除短路点K3、K4。在拆除短路排时，先接入地线，做好安全措施。 发电机-高厂变短路试验 发电机空载特性试验 分别在空载及50MW、100MW、150MW、200MW、25

31、0MW、300MW负载状态下测量发电机轴电压。测录发电机开路灭磁时间常数，利用发电机残压测定发电机相序。测量残压和相序时，要做好安全措施，使用绝缘手套、绝缘垫。 发电机灭磁时间常数及残压、相序的测量 变压器输出端三相开路，检查50016、50016-1、50016-2、2101、2201在断开位置。退出强励、强减及自动电压跟踪调整装置，投入发电机差动、发-变组差动、主变差动、高厂变差动、发电机复合电压过流、对称、不对称过负荷、非电量所有保护，解除灭磁开关与汽机等的联动装置。现场派人监听设备的声音。额定转速下，合上灭磁开关，手动调节励磁，缓慢升压，在表三中各电压点停留读数，在30%UN(6kV左

32、右)巡视发电机、母线等回路有无异常，检查三相电压是否对称，相应转子电流是否与出厂时相符，在异常情况下应立即切断励磁，停机查明原因。在额定电压下，检查发电机各部分无异常后，检查发电机定子接地、发电机过电压、发电机低频、发电机转子接地保护和发电机复合电压过流、失磁、失步、逆功率、程跳逆功率、高厂变复合电压过流、发电机过激磁保护的电压回路。再继续升压，直至1.3UN(26kV)。在此电压下停留5分钟，进行匝间绝缘考核，在此时间内，每分钟记录一次数据,然后缓慢降压。在试验的过程中，严禁中途反向调节励磁，试验的始终须有专人对发电机进行监视，运行人员应密切监视零序电压及接地信号装置，一旦异常，立即断开灭磁

33、开关。 发电机轴电压的测量拆除励磁变6kV临时电源，励磁变高压侧与发电机封闭母线恢复正常接线；AVR手动零起升压试验；AVR手动方式空载闭环特性试验；AVR手动、自动切换试验；AVR自动方式空载闭环特性试验；AVR10阶跃响应特性试验；AVR频率响应特性试验。 变压器零起升压（包括高厂变 自动励磁调节器试验 发电机P.T与500kV线路P.T二次核相；检查发电机P.T、500kV线路P.T二次相位、相序。发电机相序与系统相序相同；发电机电压频率与系统频率相同；发电机电压与系统电压最大误差应在10以内；主变5001开关断开，断开主变5001开关点控制电源，主变线路侧隔离开关7101、7101-1

34、、7101-2接地刀闸拉开，主变升压到500KV，合上主变710开关控制电源，做假同期试验。 发电机自动准同期正式并网试验。 假同期并网试验 自动励磁调节器的调试,调试完毕投入运行。投入下列保护：发电机纵差保护；发变组纵差保护主变压器纵差保护；高厂变纵差保护发电机过激磁保护t2；发电机对称过负荷保护t2发电机不对称过负荷保护t2；发电机复合电压过发电机逆功率保护t2；发电机程序逆功率发电机过电压保护；发电机低频保护发电机励磁变过流；发电机励磁回路过负荷保护t2发电机失磁保护t1；发电机失磁保护t2、t3发电机失步保护；励磁故障（紧急）励磁故障（非紧急）；励磁过流动作发电机3V0定子接地保护；发

35、电机转子一点接地t2变压器零序电流保护；发电机失灵保护断路器闪络保护；发电机非全相保护发电机误上电保护；高厂变复合电压过流高厂变A分支复合电压过流；高厂变A分支限时速断；高厂变B分支复合电压过流高厂变B分支限时速断；非电量保护轻负荷下，进行励磁系统的相互切换试验。检查失磁、失步、程跳逆功率、发电机误上电、发电机励磁回路过负荷保护。在P7080MW时，检查所有C.T二次数值及相位。 在发电机负荷50以上时，进行轴电压测量。厂用电系统切换前，必须进行6KV工作电源与备用电源的一次系统核相工作，正确无误后方可进行厂用电切换试验。 运行稳定后，厂用电切换至高厂变运行，测量高厂变差动保护，在差动保护的相

36、位测定确认正确，方可投入保护运行。在P50MW时，检查发-变组、高厂变电流相位，并绘出六角图。 在P100MW时，检查差动保护及零序电流保护，零序功率方向保护、电流保护。检查发电机阻抗保护、定子接地、过励磁、失步、逆功率、失磁、低频等保护装置。在汽机进行甩50%、100%负荷试验时，测录发电机电流、电压和励磁系统超调量、稳定时间等参数。根据电气要求投入“AUTO SYNC”，发变组出口开关合上后，电气并网；机组并网后，立即退出炉膛烟温探针。根据水质情况进行定期排污 发电机并网机组并网后应尽快带上5%初负荷至少暖机30min，0.5KW/MIN升负荷至30MW，暖机4小时； 初始负荷暖机 超速试

37、验包括103额定转速0PC动作试验，机械超速试验，电超速试验110额定转速；103额走转速0PC超速保护试验；OPC开关转到“超速试验允许”位置，设定升速率50rmin，目标转速3100 rmin ，按下“升速”钮，转速至3090 rmin ，高、中压调门应关闭，OPC超速试验结束，开关放在切除位置。机械超速试验：设定升速率50rpmmin，目标转速3300rpm，将危急遮断器试验盘上超速试验开关转到切除位置，按下“升速”按钮，观察危急保安器动作转速并记录，转速超过3310 rmin 机械超速不动作，应立即手动脱扣汽机，停机调整危急遮断器飞锤。电超速保护试验（110额定转速）：将危急遮断器试验

38、盘上超速试验开关转到投入位置，设定升速率50 rmin，目标转速3300 rmin ，按下“升速”键，升速,观察DEH电超速动作转速并记录，转速超过3300 rmin 时立即手动脱扣。超速试验注意事项：做超速试验时应确定专人指挥，机头和控制室分别设人监视转速，当转速超过3310rpm时进行手动打闸；机械超速分别动作两次,二次动作转速的差应不大于18 rmin 。超速试验时应专人负责监视机组振动、轴向位移、胀差、排汽缸温度、轴承温度和发电机密封油压。降荷正常解列超速试验 重新并网 并网带负荷后的试验机组带负荷汽机控制要点：机组并网后应尽快带上5%初负荷至少暖机30min，在此期间，若主汽温每上升

39、3度，则暖机时间增加1分钟，同时投入高加汽侧运行；5%初负荷暖机结束，汽机可升负荷；机组升负荷过程中，应按变负荷推荐值定压方式所确定的升负荷率升负荷且应按下表保持机组负荷与蒸汽参数相匹配，一般升负荷率设定为2MW/min 序号负荷主蒸汽压力表主蒸汽温度再热蒸汽温度MWMPA度度1154032023049335280360673803204908445040051501195304906225167537537当机组负荷30MW时，检查下列所有疏水门自动关闭；主蒸汽总管疏水阀、左侧主蒸汽管道疏水阀、右侧主蒸汽管道疏水阀、左侧主蒸汽导管疏水右侧主蒸汽导管疏水、高压缸调节级后疏水阀、高压外缸疏水阀，

40、一段抽汽管道疏水阀、二段抽汽管道疏水阀。当机组负荷达45MW时，查低压缸喷水自动关闭：当四段抽汽压力高于0.147MPA时，将除氧器汽源切至四抽供给； 当三抽压力比除氧器压力高0.3MPA时，倒换高加疏水； 当机组负荷达60MW时，检查下列所有疏水门自动关闭：（完成2台汽动给水泵的进汽系统暖管工作和给水暖管工作及盘车） 再热蒸汽总管疏水阀、左侧再热蒸汽管道疏水阀、右侧再热蒸汽管道疏水阀、左侧中压联合汽阀疏水阀、右侧中压联合汽阀疏水阀、左侧及右侧中压导汽管疏水阀、三段抽汽管道疏水阀、四段抽汽至除氧器管道疏水阀、四段抽汽至小机管道疏水阀、五段及六段抽汽管道疏水阀；检查辅助汽源自动倒换正常，辅汽联箱

41、压力正常。 机组负荷达80MW（100），启动一台汽动给水泵检查轴封汽源自动倒换正常，轴封母管压力正常。机组负荷达120MW（150）时，启动另一台汽动给水泵，正常后，停运电动给水泵；机组负荷达180MW时，根据要求，尽快从单阀切至顺序阀；根据机组运行情况，切除“IMP LOOP”或“MW LOOP”回路，联系炉、电主值投入CCS热控系统；投入机跳炉保护，并检查其它保护及热控自动装置均已投入正常；按照启动带负荷曲线加至负荷至规定负荷。机组带负荷锅炉控制要点：初带负荷15MW，汽机低负荷暖机，在此期间，维持蒸汽参数稳定。暖机结束后，按照升温升压曲线带负荷。饱和蒸汽压力与温度对照表： 压力（MPA）0.10.51.01.52.03.04.0饱和温度99.63151.85179.88192.28212.37233.84250.33压力(MPA)5.07.010.012.016.018.020.0饱和温度263.92285.8310.96324.64347.32356.96365.71 负荷与蒸汽参数对照表： 负荷（MW）主蒸汽压力（MPA）主蒸汽温度（度）154.2330304.9340606