调试试运及试运过程中反事故措施

1、调试、试运及试运过程中反事故措施一、电气设备调试方案电气设备调试是检验安装质量及设备质量，以及机炉是否适宜投入运行的一个重要 环节，同时也是电气安装施工中的一个重要工序，因此，电气调试工作，应按照国家有 关标准、规程和制造厂的规定，逐项进展调整试验，保证投入运行的设备符合设计和电 力法规的要求，以使设备可靠及平安运行。本工程的电气调整试验工作主要包括以下几方面的内容：一发电机及励磁系统交接试验主要交接试验工程如下：1、测量发电机定子、转子绕组绝缘电阻，直流电流以及定子绕组的吸收比。2、做发电机定子、转子绕组的交流耐压试验。3、做发电机定子绕组直流耐压试验和泄漏电流测量。4、测量发电机或励磁回路

2、连同所连接的设备的绝缘电阻及其交流耐压试验。5、定子铁芯试验。6、测量灭磁电阻器、自动同期电阻器的电阻值。7、测量次瞬间电抗和负序电抗。8、测量转子绕组的交流阻抗和功率损耗，并测录三相短路特性曲线。9、测量空载特性曲线。10、测量发电机定子开路时的灭磁时间常数。11、测量发电机自动灭磁装置分闸后的定子残压。12、测量轴电压，核对发电机相序。13、手动同期及自动准同期装置的试验。14、工作励磁和备用励磁的切换试验。15、厂用电源核相及切换。二高压电器的调整试验高压电气主要的调整试验工程如下：1、测量高压断路器油断路器和空气断路器提升杆的绝缘电阻。2、测量高压断路器的交流耐压试验以及每相导电回路的

3、电阻。3、测量断路器的固有分、合闸时间和分、合闸速度以及触头分、合闸的同时性和 分合闸线圈、合闸接触器线圈的直流电阻。4、测量操动机构合闸接触器或电磁铁及分闸电磁铁的最低动作电压。5、断路器操动试验和绝缘油试验。6、测量断路器主、辅触头的分、合闸配合时间。7、测量并联电阻器的电阻值。 三 二次回路调试 二次回路调试的主要内容如下：1、控制回路测试。2、信号回路测试。3、同期回路测试。4、直流系统监视回路测试。5、测量和继电保护回路测试。6、其它回路测试。四系统倒送电前的试调 系统倒送电前的调试内容如下：1、线路保护本侧和对侧的联合调试。2、线路参数试验。3、升压站母差保护的电流回路检查。4、远

4、动装置的联合调试。五 倒送电系统受电方案 倒送电 （系统受电 ）方案的主要内容如下：1、制定倒送电一次系统图。2、开列主要受电设备的清单。3、对 6KV 母线充电，并检查相序及两段母线间的相位。4、对 0.4KV 母线充电，并检查相序及两段母线间的相位。5、带一定负荷后检查各电流回路的相位和保护接线应正确。6、制定倒送电后的设备管理和维护规那么。7、预防及处理倒送电时异常现象发生的具体措施和方法。本工程中标后，再详细编写 ?电气调试技术措施 ?、 ?倒送电方案 ?、?单机试运方案 ?和 ?机组整体启动试运方案 ?。二、锅炉调试与试验方案一锅炉首次启动应具备的条件1、锅炉本体、给水、主汽、排污、

5、疏水、取样、加药等系统安装、试验合格并保温宀完。2、锅炉膨胀显示器安装完，校好零位。3、给水、减温水管道冲洗完并恢复。4、锅炉冷态试验完毕。5、锅炉所有热工仪表和电气仪表经检验合格，并安装、调试完毕，说明可随时投入 运行。6、各运行岗位有可靠通讯及照明。7、所有脚手架撤除，杂物清理干净，锅炉梯子平台栏杆齐全，孔洞加盖板。8、所有汽水截门、热工仪表、电气仪表、电缆挂牌、汽水门标明开关方向。9、电动门、给水及减温水门调节调试完，给水及减温水调节门性能试验完。10、各水位计水位清晰，位置正确，照明良好。11、检查各风门档板的严密性。12、平安门解体检查、研磨，试验合格。13、各转动机械按纽、联锁、联

6、动试验、保护动作试验及灯光、音响、信号、报警 装置试验完毕可靠。14、锅炉运行人员经运行规程、平安规程学习，考试合格。配齐检修人员。15、主蒸汽管道吹扫和临时管安装完。16、启动领导小组成立且有明确分工，安排值班表，现场值班，协调工作。17、工业水、消防水系统应处于投入状态。二主蒸汽管吹扫1、吹扫目的由于在安装过程中，主蒸汽管道内和过热器管道内不可防止残存有铁屑、炉渣及杂 物等。它将直接影响机组的平安运行，危及汽轮机的寿命，而且直接影响蒸汽品质。所 以，锅炉和其它机组并汽之前，必须对主蒸汽管道进展严格的蒸汽吹扫工作。保证机组 的平安正常运行。2、蒸汽吹扫的范围锅炉过热器系统，主蒸汽管道。公共蒸

7、汽母管。主汽母管至汽机自动主汽门前。3、蒸汽吹扫前的准备工作及具备的条件： 1锅炉烘、煮炉完毕，被吹管道水压试验合格，支吊架安装完。 2按照吹扫系统图装好临时管，临时管接至厂房外4m 左右，排汽中不准对着建筑物、电线等。排汽口应向上倾斜 2030°。临时排汽管支架应结实， 且能满足膨胀要求， 同时能承受排汽反作用力，临时排汽管内径应大于被吹扫管道内径。 3吹扫前严格校正各水位计以锅炉就地水位计为准 。4备有足够的锅炉用水，并保持随时供水状态。5吹扫时锅炉汽门要求快速开关，要求阀门开关灵活，做可靠性试验，记录开关 行程时间。6被吹扫管道上流量孔板应予以撤除。7准备吹扫用的铝板 10 块

8、。靶板宽为排汽管内径的 8%，长度纵贯管子内径。4、吹扫方案和参数本炉采用蓄热降压吹扫方式。1参数控制 吹扫汽包初始压力应符合设计要求系数，吹扫时主蒸汽温度控制在设计要求温度范 围内。2吹扫方案：该炉点火启动升压正常，燃烧稳定后，即可进展吹扫该炉的过热器 管系和主蒸汽管道。3吹扫步骤 1随着锅炉的点火启动升压即开场对主汽管进展暖管，暖管升温速度控制在小于20 C /分。2当锅炉的负荷到达吹扫参数时，缓慢开启主汽门，用稳定方式试吹一次。然后关 闭主汽门升压、升温、到达吹扫参数时，进展降压吹扫。第一阶段可吹68 次。3第一阶段吹扫完毕后，降压、停炉 12 个小时。冷却管道。记录锅炉膨胀一次，且全面

9、检查锅炉系统情况4第二阶段吹扫前上靶板，每次吹扫后，检验靶板结果。到达吹扫要求即可完毕吹 扫。 4吹扫验收标准 吹扫合格与否取决于靶板冲击斑痕，在保证吹扫参数的前提下，连续更换两次靶板， 经调试、电厂、施工三方确认靶板被冲击班痕的粒度不大于0.8m m,且肉眼可见斑痕,不多于 8 点为合格。5吹扫考前须知 1在吹扫过程中运行人员必须紧守岗位,密切注视汽压、汽温及汽包水位。 2在吹扫过程中严禁在吹扫系统周围停留,非工作人员制止擅自操作。 3吹扫期间,有关领导、消防、保卫、质量、平安、医务人员亲临现场值班。4在更换靶板时与调试人员随时取得联系,并派人监视执行, 保证操作人员的平安5在吹扫过程中锅炉

10、故障按本炉运行规程处理。6吹扫时应有人对吹扫管道进展检查。 三锅炉蒸汽严密性试验1、主蒸汽管道吹扫完毕后继续升压进展严密性试验。2、在整个升温升压过程中,力求平缓,均匀并注意记录。3、整个升压速度控制,应根据锅炉额定工作压力进展划分。4、在到达工作压力后,保持一段时间进展全面检查。 1检查锅炉焊口、人孔、手孔和法兰等处严密性。2检查锅炉附件和全部汽水阀门的严密性。3汽包联箱处各受热面部件和锅炉范围的汽水管道的膨胀情况及各支座、吊杆、 吊架和弹簧、受力位移和伸缩情况是否正确。5、考前须知 1无关人员远离法兰、堵头、人孔、手孔、水位计等处。 2检查结果准确记录,存在问题及时处理。3带压情况不准处理

11、发现问题。四平安阀整定1、整定平安阀的准备工作1准备好调整平安阀的工具，劳保用品和通讯设施。 2平安阀附近照明充足。3平安阀限制起跳卡子取掉。4校对水位计一次。5准备 0.5 级标准压力表一块。 6蒸汽严密性试验完毕，即可进展平安阀整定。2、平安阀调整压力标准按规格要求工作平安阀启座压力为 1.06 倍工作压力。控制平安阀为 1.04倍工作压力， 回座压力根据实际情况由各方协商确定，但不低于汽机带满负荷最低压力。平安阀整定值应符合锅炉随机图纸中的有关要求。3、调整程序及考前须知 1调整平安阀以就地压力表 0.5 级标准表为准。 2平安阀整定顺序按启座压力上下依次进展。3调整好疏水门开度逐渐升压

12、至平安阀动作压力。升压应缓慢、平稳，观察和记 录启回座压力。4假设出现不回座等异常现象，应停炉处理，其它事故按本炉规程处理。 5平安阀调整完毕后，做出标记。6调试应有专人负责记录、调整和联络。7甲、乙方有关人员应到现场参加定压。 8无关人员应远离现场，以防意外。五 72 小时试运及 24小时试运1、前阶段发现的问题、缺陷、修改工程、结尾工程，均已全部处理完毕。主蒸汽吹 扫后恢复完毕。2、锅炉附属系统有可靠保证，可以满负荷运行。3、点火升压过程中，为了冷却过热器，对空排汽稍开一些。4 、点火升压过程应按本措施和 ?运行规程 ?执行。5、运行中化学应按规程进展化学监视。6、72 小时试运。六试运期

13、考前须知1、锅炉运行人员应学习该炉的运行规程和事故处理规程，并以考试合格和全员了解 本措施和调试程序，做好与各专业的配合工作。2、电厂准备试运中所需仪器、仪表、专用工具、运行规程、记录表格、操作票、检 修票及命令票、运行系统挂图，负责运行工作。3、整个试运期间由试运指挥部统一指挥。4、试运期间由调试人员负责指挥，运行工操作。安装人员负责消缺检修。严禁非运 行人员擅自操作。5、在试运期间严格执行命令票、操作票、检修工作票。6、试运期间假设遇到设备发生事故，运行人员应按本炉事故规程处理。7、消防系统及各种消防设备必须能随时投入使用，现场日夜有专人值班。8、试运期间化学水车间按规程规定进展汽水品质监

14、视。9、试运期间医务人员应昼夜值班。三、汽轮发电机调试措施一汽轮发电机调试程序见以下图：二汽轮机组的调整、启动、试运行1、主机启动前整定试验工作1汽轮发电机组安装完毕，主机启动前，对系统及辅机设备应进展单机及分部试 运工作，未经调整试运行的设备，不得投入生产。2汽轮发电机组的设备调整、启动试运操作程序及要求应按制造厂规定及本机组 的 ?汽轮机组运行规程 ?执行3调整试运工作应到达以下要求： 1检查各系统设备的安装质量应符合设计图纸、制造厂文件及?电建规程 ?等规定的要求，方可进入设备调试工作。2检查各系统、设备的通风、照明、防火、卫生等，应满足运行平安和操作、检修 方便。3经检查调整后各设备的

15、技术性能，应符合制造厂及设计的有关的规定。 4吹扫和冲洗各系统，使之到达充分的干净，以保证机组平安经济的投入运行。 5提供完整的设备、系统安装记录及技术文件，验收记录，作为试运行和生产的原 始资料和依据。4汽轮发电机组整套启动前，应由安装单位与参加启动试运生产人员配合完成以 下工作工程：1汽水管道的吹扫和冲洗； 2冷却水系统通水试验和冲洗； 3真空系统灌水严密性试验； 4高、低压加热器查漏打压试验； 5油系统试运、调整和油循环，直至到达油质化验合格。6调节保安系统静态定值的整定和试验；7盘车装置的试验；8抽汽逆止阀与传动装置的调整试验；9配合热工、电气进展以下保护及联锁装置、远方操作装置的试验

16、； 1各电动阀门行程试验；2凝结水泵相互联动试验；3射水泵相互联动试验；4低压缸喷水试验；5调节、保安系统试验； 6冷却、调速、润滑等附属系统安装完毕，验收合格，分部试运情况良好； 7高加保护装置试验。8与电气局部有关试验工作三主、辅机及系统调试准备工作1、汽轮机辅助设备试运行1真空系统严密性检查合格， 前、后轴封不送汽的情况下， 应为 350mmH2O 左右， 抽气器工作时，本身的真空度应不低于设计值760mmH2O。2凝结水泵、循环水泵及有关系统试运完毕，能投入使用。3润滑油系统和盘车装置均试运完毕，能投入使用。4射水抽气器和射水泵均试运完毕，能投入使用。5供轴封蒸汽和投入轴封抽汽器后，系

17、统的真空应能保持正常的真空值 718mmH2O 以上。2、油系统的清洗与油质干净处理方案1油系统设备与管道的清洗1为了确保油系统调速系统、调压系统、保安系统和润滑系统在汽轮机运行中 能正常工作，应对各系统中的设备或部件和管道进展彻底清洗。2油系统中的设备和部件全部解体清洗。3拆卸清洗时，要在拆卸前记好各零件的相对位置如调节弹簧的压缩量或调节螺 母旋入扣数等，并测量好各部间隙和尺寸，必要时，可在相应部位作好标记，做到所有 部件原拆、原装。4清洗完毕后，进展装配时，要严格按照装配图纸进展，并确保到达原装配质量水 平。5对油箱和轴承箱等处要用绸布擦洗，用和好的白面进展擦拭。6对输油管道要彻底去除内部

18、的铁锈和杂物。7管道处理完毕后， 要在内部涂以 A46 号汽轮机油， 并在两端加堵， 确保内部清洁。 8管道清洗完毕后，二次安装前，应用枯燥的压缩空气将管子内部吹扫一次。 9各轴承进油管与设备连接处，以采用装设过滤网方法，进展油循环及滤油，直至 油质合格，方可撤除。2油质的处理程序1严把汽轮机油采购质量关，逐桶油进展取样检测化验，防止劣质油、不合格油混 放油箱。2进展汽轮机油过滤处理时，首先进展主油箱与油净化器间的循环滤油不经过汽 轮机内部。经化验合格后，再进入汽轮机润滑系统油循环至油化验合格。当润滑系统滤 油循环合格后，方可允许向调节系统充油。3为确保油系统滤油质量，须在撤除油过滤网前，进展

19、启动高压油泵进展高压油流 强制性循环，直至各过滤网干净无杂物。3、调节、保安系统静态动作试验 为确保汽轮机发电机组平安经济的正常运行，调节系统的平安性、稳定性、可靠性 尤为重要。为解决制造、加工、装置等误差造成的缺陷，主机启动前对调节、保安系统 进展静态动作试验。1试验的目的和要求 1汽轮机调节系统试验的主要目的是：测取调节系统的特性，从而确定系统的工作 性能动、静不等率缓慢以及动态特性等，以便为发现和消除缺陷提供可靠依据。2试验要求： 安排熟练的技术人员，按规定试验工程认真实施。 严格执行试验措施，各项试验记录准确可靠。 全面分析缺陷、异常情况。采取正确、有效措施，使各项技术性能、达标。2保

20、护系统方面1汽轮机转速超过额定转速的 1112%，即到达 33303360 转/分危急遮断器动作， 同时发出停机信号。2汽机轴向位移量达 +1.0或-0.6毫米时发出信号，当轴向位移量为 +1.3或-0.6 毫米 时，磁力断路油门动作。3冷凝器真空降至0.044MPa绝对时，发出报警信号，降至 0.039MPa绝对 时，发出保护信号停机。4当润滑油压降至0.055MPa表压时，起动高压电动油泵，润滑油压降至0.04MPa 时，起动直流电动泵，润滑油压降至 0.03MPa时发出停机信号。5推力轴承回油温度达65 C时发信号，至75 C时，发出停机信号。6磁力断路油门是承受超速、轴向位移、轴承回油

21、温度、润滑油压、低真空保护等 电气信号而动作，使主汽门动作而停机。同时关闭高、低压调节阀及抽汽止回阀。 3调节、保护系统静止试验调节系统静止试验是在汽轮机静止状态下，启动电动调速油泵进展试验。注意保持油温在3545C工况下按以下程序进展试验1启动电动调速油泵2启动排油烟机，检查风机应无振动、异音等现象； 3检查各轴承的回油孔，观察是否有足够的油流通过； 4操纵盘车装置， 盘动转子， 监听汽轮机内部有无金属磨擦声及碰撞声等不正常声。 5将绝对膨胀指示器调整到零位。6接通通往自动主汽门操纵座的高压油，旋转手轮，开启自动主汽门，检查各部有 无卡涩现象。7危急遮断油门的动作试验拉动“复位手柄，使油门挂

22、钩复位，调节汽阀即开启，将主汽门开至 1/3 开度，手 推遮断手柄，调节汽阀、低压调节汽阀关闭，记下主汽门关闭时间试验 23 次。8轴向位移保护装置试验调整发讯装置或模拟信号，当位移为 +1.0mm,发报警信号；当位移为+1.3mm时， 发停机声光信号；试验完毕后，发讯装置仍调回原始位置。9轴承回油温度高保护装置试验模拟轴承回油温度达65C时，发出报警信号，达75C时电磁阀动作停机并发出保护 信号。10润滑油压保护装置试验当润滑油压降低时，由压力继电器发出讯号，0.055MPa报警并联动交流电动油泵，油压降至0.004MPa时，电动直流油泵自动起动，油压降至0.03MPa时发停机保护信号。11

23、 冷凝器低真空保护试验当冷凝器真空降至-0.087MPa绝对时，发出报警信号；降至 0.061MPa绝对 时发出停机保护信号。12油开关跳闸保护试验 当发电机保护动作主油开关跳闸时，应立即关闭主汽门停机。13手动停机试验手按紧急停机按钮，主汽门、调节汽门低压油动机应立即关闭停机。 23 秒钟后，磁 力断路油门复位，调节汽阀、低压油动机开启。14抽汽电磁阀联锁试验当主汽门关闭时，抽汽电磁阀应动作并切断水源，使抽汽逆止阀关闭。也可远方操作或就地手动试验，并记录关闭时间。 15同步器电机增、减负荷试验。16各声、光信号，机电联系信号试验。4、主汽管暖管 1主蒸汽管道的暖管需分两段进展，自主汽母管隔离

24、阀至电动主汽门前为一段， 从电动主汽门至自动主汽门为另一段。2将主汽管路有关疏水门全部开启。3缓慢开启主隔离阀的旁路门，将管道内的蒸汽压力逐渐提高至0.20.3MPa，在此压力下暖管 30 分钟以后，按每分钟增加 0.20.3MPa 的速度提高到正常压力，然后逐 渐开大隔离阀直至全开。 4升压暖机时要随时注意检查管道的膨胀情况和支吊架的工作情况，发生水冲击 等异常时应关小汽源门，开大疏门，适当延长暖管时间。5、油系统的检查与启动1检查油箱中的油位是否正常，油质是否可靠A46汽轮机油。经化验油中应无积水。2油箱和冷油器的放油门应关闭严密并加锁，通往仪表管路上的阀门应翻开。 3启动排油烟机，再启动

25、交流电动油泵，检查有无漏油现象，油路是否畅通，油 压是否正常。4检查润滑油温度不低于 35C，高于45C时，应投入冷油器。6、投入冷凝器与抽真空系统 1 凝汽器系统投入顺序是：先启动循环水泵，再启动凝结水泵，最后启动射水泵 和射水抽汽器。 2启动循环水泵的操作步骤如下：1 检查冷凝系统已具备启动条件： 2检查循环泵入口门开启、水封及冷却水门开启。3将循环水泵、出口阀的联锁断开；4 启动循环水泵，运转正常后，投出口门联锁，出口门自动开启； 5当冷凝器出口管放空气门有水流出时，关闭空气门；6开启冷凝器出口管电动门；7投入水泵联锁。 4启动凝结水泵操作步骤如下：1检查凝结水系统应具备启动条件检查热水

26、井水位在 2/3 以上，开启入口、水平 衡门、水封门；2水泵联锁断开；3启动凝结水泵运转正常后开启出口水门。5抽真空1冷凝器真空系统应具备启动条件；2射水泵联锁断开，入口门应开启；3启动射水泵，运转正常后，开启出口水门； 四汽轮机冲转、暖机和升速1、汽轮机冲转、暖机和升速 1开启电动调速油泵：2按开机操作票程序和机组冷态起动曲线进展起动； 3汽轮机冲动时应具备以下条件： 1冷凝器真空度应在 0.06MPa 以上；2冷油器出口油温不低于 25C；3各轴承回油处油流正常；4润滑油压为 0.080.12MPa。 4慢慢开启电动旁路门冲转，冲动后，注意检查盘车应自动脱扣。 5 保持汽机转速在 400转

27、/分下测听内部声响， 检查监听通流局部、汽封和主油泵、 各轴承等处应无磨擦声、异音；暖机检查 20 分钟。 6在低速暖机过程中要对以下各项工作进展检查：1各轴承的温升情况；2各部的膨胀情况；3汽轮机振动情况；4各压力表工作是否正常，读数是否准确；5使真空逐渐上升至 0.08MPa 以上；6冷油器出油温应保持在3545C之间，当冷油器出口油温高于 45C时，冷油器水 侧应投入。7低速暖机一切正常后，可逐渐开大旁路门，慢慢升速至1200 转/分进展中速暖机，历时 20 分钟再检查以上各项，待一切正常后，继续升速至 2500 转/分高速暖机，历 时 10 分钟。8高速暖机一切正常后，继续升速至调节系

28、统动作转速，记录此时的转速与调速 油压。停顿电动调速油泵。9在通过临界转速 14301649 转/分时，应迅速而平稳，并记录临界转速时机 组的振动值。 10升速过程中要注意以下事项： 1当机组发生不正常声响或振动超过允许值时，应降低转速进展检查。2当油系统有不正常现象 如油温过高或过低等 迅速找出原因， 并采取有效措施。3 当发现汽轮机膨胀有显著异常变化时，应停顿升速并进展检查，待缺陷消除前方 可升速。11当调节系统动作后，进汽量由调节汽阀控制，可逐渐全开旁路门。 12开启电动主汽门，关闭旁路门。13在升速过程中，汽轮机冷凝系统的真空度也在逐渐提高。启动完毕后，检查 真空度是否到达设计要求，提

29、高真空度时，转速会自动升高，应防止升速过快。 14根据管道及汽机温升情况逐渐关小主汽管、导管疏水门。 15在空负荷运行情况下，调整同步器手轮启动时调在下限位置，使转速稳定在 3000 转/分，此时应保证以下各项：1主油泵油压压增即主油泵进出口压差为0.98MPa，要求主油泵进口油压为O.IMPa,出口油压为 1.08MPa。2各轴承温升应正常，油量应充足。3各种测量仪表的读数应正确，并记录读数。4排汽缸温度不应超过100 C。五汽轮机空负荷运行试验1 、调节保安系统动作试验 1 空负荷试验空负荷试验是在汽轮机定速后和无励磁的情况下进展。转速及调速器和油动机的行 程关系，可通过升高转速和降低转速

30、的试验过程反映出来。1试验时，除要保持油压和油温分别为1.08MPa，油温为3545C外，还应尽可能使主蒸汽、真空度等参数维持在额定值，以消除这些参数对试验准确度的影响。2测取同步器在高、中、低限位置时，调速器特性和传动机构特性。 2调节保安系统的整定试验：1 第一脉冲油压的整定：操作同步器，使转速能在额定值附近调节错油门螺钉，使第一脉冲油压为0.39MPa左右或按出厂定值调整 。2自动主汽门严密性试验：在调速汽门全开的状态下， 关闭自动主汽门 3 分钟后， 转速能降至 2000转/分以下或 2000 转 /分为合格。3调速汽门严密性试验： 在自动主汽门全开位置，用电超速磁阀关闭调速汽门， 将

31、时间继电器切除 ，人为 地将电磁阀翻开，关闭调速汽门 3分钟后，转速能降至 2000转/分及以下为合格。4同步器工作范围整定：操作同步器，使转速能在额定转速的96%106 %范围内调整 2880-3180r/min。2、汽轮机的超速试验1超速试验须在手动试验动作正常前方可进展。2作超速试验时，应设专人监视危急遮断器，其任务是待危急遮断器动作后发出 信号，或超过动作转速后，而仍不动作时，将手打危急遮断油门停机。 3超速试验具体操作方法如下：1适当开启旁路门，关闭电动主蒸汽门并令专人负责看管，以便危急时将其关闭。2将自动主汽门开启30m m，并派专人看守。3 派熟练的专业检修人员调整错油门螺杆。4

32、旋转同步器手轮逆时针方向逐渐提升转速至3180转/分，然后顺时针方向旋转错油门上部螺杆使转速逐渐升高。 当转速升高至 3360 转/分，危急遮断器仍未动作， 应 立即手动脱扣停机。5飞锤击出后，危急遮断油门动作，此时主油门、调节汽阀及低压调节汽阀应立即 关闭，抽汽阀联动装置的电磁铁也应动作，并发出信号。6立即将错油门及同步器退回初始位置。7迅速顺时针方向旋转主汽门操纵座手轮，使其处于全关位置，当转速下降到3050转/分以下时即可拉出危急遮断及复位装置之“复位手柄，使危急遮断油门复位。8逆时针方向旋转主汽门操纵座手轮，翻开自动主汽门维持3000转 /分。9超速试验连续进展三次， 前两次动作转速差

33、不超过额定转速的 0.6%，第三次动作 转速和前两次平均值不应超过额定转速的1%，10在试验中调速油压降低时，注意及时启动交流电动调速油泵运行。3、调节系统的静态特性试验 1调节系统的静态特性试验是在汽轮机处于无励磁空运转的情况下进展的。静态 特性试验包括以下几项内容：1主油泵进出口油压差与转速变化的关系感应机构的特性曲线。2主油泵进出口油压差与油动机行程变化的关系传动机构的特性曲线。 3检查同步器的上下限是否适宜。4检查汽轮机空负荷运转是否正常。5测定感应机构的缓慢率。2做静态特性试验时具体操作方法如下：1将同步器调整到下面三个位置分别进展试验： 同步器放在中间位置 3050 转 / 分；

34、同步器放在高限位置 3180 转 / 分； 同步器放在低限位置 2880 转 / 分。2按预定试验措施，专职试验人员分工到位。3将同步器置于低限位置，全开自动主汽门，全开电动主汽门之旁路门，关闭电动 主汽门。待转速稳定后，发出第一次记录信号，按下表的要求进展第一次记录。4缓慢关小电动主汽门进口旁路门，使转速缓慢下降。要求转速下降速度为10 转/分。每降低 50 转记录一次，直到自动主汽门节流降至油动机全开为止。5降速试验完毕后，按上述方法再开启自动主汽门做升速试验。6同步器在低限位置试验完毕后，用同样的方法进展同步器在中限及高限位置的试 验。7试验过程中应注意： 升速试验不允许有降速现象； 降

35、速试验时不允许有升速现象。4、试验结果的整理与分析1根据所测数据，绘出调节系统静态特性曲线。2求出同步器在上下限位置时，汽轮机空负荷运转的稳定转速，应为额定转速的 106%即 3180 转/分；同步器在低限位置时其稳定转速应为额定转速的96%即 2880转/分。3根据所绘制的感应机构的特性曲线用下式计算调速器本体的缓慢率。3=A n/ OX 100%式中： n升降曲线间隙对应的转速差转/分 0额定转速转 /分六汽轮机组带负荷试运行1 、带负荷试运行前应具备的条件 1 汽轮机组空负荷试运行正常。2调节系统空负荷试验合格，各项自动保护及联动装置动作正常。 3发电机空载电气试验完毕。4调试人员、运行

36、人员、施工人员配合试运维护和检修工作。5现场平安保卫人员均已配置齐全。6运行人员必须经考试合格， 试运转方案应向有关参加试运行的人员作技术交底。7生产单位必须将运行所需的运行规程、现场系统挂图、记录表格、运行日志和 平安用具等准备齐全。投入的设备和管道有明显的名称和标志。8各类辅助设备及有关配套工程均已试运合格，并可随时投入运行。2、汽轮机组带负荷运行 1 带负荷试验是在汽轮发电机组并入电网运行时进展，其主要目的是测取调节汽 门特性，这是因为油动机开度和汽轮机功率的关系。试验过程中要求主汽压力、温度、 真空度和周波等参数稳定在额定值。 2试验要求：1 测取负荷与油动机行程关系；2测取同步器行程

37、与油动机行程关系；3检查调节系统负荷不稳定点的位置。 3汽轮机组在带电负荷运行中，应严格执行 ?汽轮机运行规那么 ?及制造厂安装使 用说明的规定。甲方负责操作运行，乙方负责检修维护，在试运过程中，双方密切配合， 顺利完成机组试运任务。 4并网后立即带上 1000KW 负荷，停留 10 分钟对机组进展全面检查，然后以每 分钟 200KW 的速度增加到 3000KW ，在此负荷下暖机 1015 分钟进展全面检查，再以每 分钟 300KW 的速度增至 6000KW 暖机 1015 分钟，然后再以每分钟 300KW 的速度带至 额定负荷。在额定负荷下连续运行 72 小时。5由于某种原因不能带满负荷时，

38、由启动验收委员会决定应带的最大允许负荷。 6在 72 小时试运行过程中，按规定作出详细记录。3、汽轮机带热负荷运行 1汽轮机组带电负荷试运行正常后，即可进展带热负荷运行。2当电负荷到 1/4 额定负荷后，即可接带热负荷。3检查供热系统，应处于准备投入的正常状态。4检查调压器膜盒，应充满凝结水，排出空气。将通往抽汽管上的阀门翻开。5用调压器顶部的手轮将调压器弹簧全部松开。 6将第二次脉冲油路的节流窗口手柄徐徐翻开，随着第二次脉冲油压的建立，低 压调节阀逐渐关小，抽汽汽压也逐渐升高到0.686MPa,此时调压器即可投入。7将平安阀调整到计算位置，调整调压器手轮，逐步提高抽汽压力，使平安阀动 作，平安阀调整合格后，即可向管网送汽。8调整调压器手轮，使抽汽压力逐渐到达用户要求数值，开启抽汽管边上的隔离 阀，开场向外供汽。9从抽汽方式变为纯冷凝方式运行时，应先缓慢关闭抽汽电动隔离阀，然后再脱 开调压系统，具体操作按操作规程执行。10热负荷和电负荷不得同时增加。应注意热负荷增加速度与暖缸严密配合。11在增减热电负荷中，及时关闭抽汽管道疏水门，应注意均压箱的压力变化。 七汽轮机组停机1、汽轮机减负荷 1汽轮机组卸负荷时应通知锅炉车间和主控制室做好准备并对交、直流电动油泵进展试验2活动自动主汽门，抽汽逆止阀是否是有卡涩现象。3先逐渐减热