汽轮机并网前各项实验
汽机启动步骤(冷态中压缸启动)
汽机启动步骤(冷态中压缸启动)汽机启动步骤(冷态中压缸启动)1、各辅助系统投运正常，汽机具备冲转：冲转条件：主汽温度/压力：8.73MPa/380-420℃；再热温度/压力：1.1MPa/330℃；高中压缸上下温差小于42℃；真空小于-87KPa；油温40-46℃。
2、高缸预暖(高压缸第一级后汽缸内壁温度低于150℃)：条件：汽机处于跳闸状态，盘车运行正常，凝汽器真空小于-87KPa，冷再压力大于0.7MPa，冷再过热度大于28℃。
步骤：调整导汽管疏水阀开度20%左右；RFV阀截止阀开，联关VV阀；RFV阀开至10%；20min后RFV阀开至30%；20min后RFV阀开至55%；调整预暖阀和疏水阀，维持高压缸内蒸汽压力应当增压至0.39-0.49MPa，汽缸温升率小于50℃/h；高压第一级缸温达到150℃结束。
3、阀壳预暖（CV内壁或外壁温度小于150℃）：条件：主汽温高于271℃；MSV、CV与汽缸导汽管上疏水阀打开；汽机挂闸；步骤：将“阀壳预暖”置“投入”，则MSV2开启至21%；当CV阀蒸汽室内外壁金属温差大于80℃时“切除”，则MSV2关闭；当温差小于70℃时再开启；如此反复，至CV阀内外壁温度大于180℃且温差小于50℃时结束，打闸。
4、选择冲转方式：冲转方式只能在挂闸之前选择，一经挂闸，将不可能更改；DEH将启动方式默认为中压缸启动方式。
5、汽机挂闸：按“汽机跳闸”按钮后，弹出“复位”键，选中并“执行”后，机组将挂闸，确认左右侧中压主汽门开启。
6、将“阀位限制”置100%。
7、将“暖机”置“投入”：暖机置投入后，在汽机400rpm前CV将开启并锁定开度，直至3000rpm时手动切除暖机；暖机投入只有在100rpm之前设定才有效，若不设暖机投入，则在升速时只开启ICV阀，CV阀保持关闭状态；在任何转速下，将暖机置“切除”，则CV阀将关闭。
8、设定目标转速为200rpm，升速率设定为100rpm/mim；确认MSV1和MSV2开启，然后ICV逐渐开启，转速达到200rpm，盘车自停。
汽轮机调节系统的试验与调整
汽轮机调节系统的试验与调整汽轮机调节系统的试验与调整1、调节系统试验的目的是什么？调节系统试验的目的是：（1）确定调节系统的静态特性、速度变动率、迟缓率及动态特性等，可以全面确定调节系统的工作性能；（2）通过试验发现发现正常运行中不易发现的缺陷，并正确分析原因，为消除缺陷提供必要的、可靠的依据。
2、什么是调节系统静止试验？调节系统静止试验是在汽轮机静止状态下，启动高压辅助油泵，对调节系统进行试验。
由于汽轮机处于静止状态，试验时干扰因素少，可获得比较准确的结果。
对于新安装和检修后的机组，通过静止试验可将各机构的关系调整到符合设计要求，为保证安全、可靠启动和运行提供必要条件。
对存在缺陷或经过改进的机组，通过静止试验测得各机构的相互关系，与设计数据进行比较，找出产生缺陷的原因或判断改进的效果。
3、静止试验可以测得哪些项目？静止试验可以测得：（1）调速器信号（滑阀位移或一次脉冲油压）与油动机行程、二次脉冲油压间的关系；（2）油动机行程与各调节汽阀开度的关系；（3）调速器滑阀及油动机的工作行程；（4）同步器的工作范围；（5）传动放大机构的迟缓率。
静止试验的记录项目主要有：调速器滑阀行程（或一次脉冲油压）、油动机行程、各调节汽阀开度、同步器行程及二次脉冲油压等。
4、如何进行静止试验？静止试验时，汽轮机还未运转，故主油泵不工作，压力油由高压辅助油泵供给，转速信号由人工产生。
对低速离心调速器的机组，拆除调速器的主弹簧，装设一个专用工具来移动滑阀位置；对高速弹簧片调速器，可利用同步器来移动调速器错油门活塞的位置；对液压调速器，则切断原来的一次脉冲油路，另用人工产生的可调节油压代替。
为使试验符合运行情况，应将油温保持在45℃±5℃的范围内。
试验时，移动调速器滑套或改变一次脉冲油压，待油动机开始关闭时作第一次记录，以后每移动一次记录一次，直至油动机全关，全部记录点不少于8个。
油动机全关后再进行开启方向试验。
手动同期并网实验报告
一、实验目的本实验旨在通过手动同期并网实验，了解并掌握手动同期并网的操作步骤、原理以及注意事项，提高对电力系统运行和维护的理解和认识。
二、实验原理手动同期并网是指将一台发电机与电网同期并列，使发电机输出的电能与电网电能同步，实现发电机的正常运行。
手动同期并网主要涉及电压、频率和相位三个方面的调整。
三、实验器材1. NPe3101汽轮机调速器2. SADT-300P同期检测仪3. XF-98型发电机4. 交流电源5. 电流表、电压表、频率表6. 同期开关四、实验步骤1. 准备工作（1）将发电机与交流电源连接，检查发电机、调速器、同期检测仪等设备是否正常。
（2）调整发电机转速至3000转/分。
（3）将发电机系统及待并系统侧转为热备用。
2. 发电机升压（1）投入发电机励磁，逐渐升压至发电机定子电压接近额定值。
（2）记录发电机定子电压、电流、频率等参数。
3. 同期开关投入（1）投入发电机开关的同期开关。
（2）观察同期并列盘上的电压误差、频率误差和相位误差。
4. 电压调整（1）根据同期并列盘上的电压误差，调整励磁电流，使发电机电压与电网电压相等。
（2）记录调整后的电压、电流、频率等参数。
5. 频率调整（1）根据同期并列盘上的频率误差，调整发电机转速，使发电机频率与电网频率相等。
（2）记录调整后的电压、电流、频率等参数。
6. 相位调整（1）根据同期并列盘上的相位误差，调整发电机励磁电流，使发电机电压与电网电压同相位。
（2）记录调整后的电压、电流、频率等参数。
7. 整步表调整（1）将同期并列盘上的整步表切至投入位置。
（2）根据整步表的转动情况，对频率和电压进行细致的调整。
8. 并网（1）当整步表的指针顺时针缓慢旋转到达0位之前10度左右时，手动合上发电机开关。
（2）观察并网后的发电机运行情况，记录电压、电流、频率等参数。
五、实验结果与分析1. 电压调整通过调整励磁电流，使发电机电压与电网电压相等，实现了电压的同期。
汽轮机实验实训总结报告
一、引言汽轮机作为火力发电厂的核心设备，其性能直接影响着发电效率和安全性。
为了更好地理解汽轮机的工作原理和运行机制，提高操作技能，我们进行了为期两周的汽轮机实验实训。
本次实训涵盖了汽轮机的基本原理、运行参数、故障诊断以及操作技能等多个方面。
以下是本次实训的总结报告。
二、实训内容1. 汽轮机基本原理通过实训，我们学习了汽轮机的工作原理、结构组成以及各个部件的功能。
我们了解到，汽轮机是将热能转化为机械能的装置，主要由高温高压的蒸汽流过叶片，使叶片旋转，从而带动轴和发电机转动。
2. 汽轮机运行参数实训中，我们学习了汽轮机的主要运行参数，如主蒸汽压力、温度、流量、转速、振动、轴向位移等。
通过对这些参数的监测和分析，可以判断汽轮机的运行状态，及时发现和排除故障。
3. 汽轮机故障诊断我们学习了汽轮机常见的故障类型及诊断方法。
通过分析振动、轴向位移、转速等参数的变化，可以初步判断故障原因，并采取相应的措施进行排除。
4. 汽轮机操作技能实训过程中，我们进行了汽轮机启动、并网、加减负荷、停机等操作。
通过实际操作，我们掌握了汽轮机的操作规程和注意事项，提高了操作技能。
三、实训收获1. 理论知识与实践相结合本次实训将理论知识与实践操作相结合，使我们更加深入地理解了汽轮机的工作原理和运行机制，提高了我们的专业素养。
2. 操作技能的提高通过实际操作，我们掌握了汽轮机的操作规程和注意事项，提高了操作技能，为今后从事相关工作打下了基础。
3. 团队合作精神的培养实训过程中，我们学会了与他人协作，共同完成任务。
这有助于培养我们的团队合作精神，提高我们的沟通能力和组织协调能力。
四、实训不足与改进措施1. 实训时间不足由于实训时间有限，部分内容未能深入讲解和操作。
在今后的实训中，应适当延长实训时间，确保学生充分掌握所学知识。
2. 实训设备有限实训过程中，部分设备由于故障或维护等原因无法正常使用，影响了实训效果。
在今后的实训中，应加强设备的维护和管理，确保实训设备的正常运行。
开封_1汽轮机摩擦检查启动方案[2010[1].7.10]
![开封_1汽轮机摩擦检查启动方案[2010[1].7.10]](https://img.taocdn.com/s3/m/20e5e2d4360cba1aa811da93.png)
中电投河南电力有限公司开封发电分公司#1汽轮机摩擦启动检查方案开封发电分公司2010年05月10日目录一、目的 (1)二、组织措施 (1)三、安全措施 (2)四、运行措施 (3)五、危险点分析预控措施 (8)六、附表 (10)一、目的2008年12月17日＃1机组完成168小时满负荷试运投入生产运行，2010年5月15日＃1机组停运进行A级检修。
为了降低机组热耗值，在本次A级检修中将汽轮机隔板汽封的径向间隙按照设计标准值的下差减0.10mm进行调整；轴端汽封、围带汽封（阻汽片叶顶汽封）的径向间隙按照设计标准值的下差减0.10mm --0.15mm进行调整。
为了保证此次检修后机组的安全启动，防止因摩擦振动问题造成人身和设备损坏，特制定本方案。
二、组织措施2.1 领导小组组长：赵景阳副组长：乔永生王晓峰发电公司：田永昌要振宏刘建民姬辉陈凯监理公司：魏斌检修公司：黄淑营职责负责机组摩检全面工作，负责摩检方案的审核和各项安全、技术措施的落实，组织、协调、指导和决定机组大修后摩检启动过程中出现的重大问题。
2.2 工作小组组长：乔永生副组长：田永昌发电公司：要振宏丁民薛爱轩刘建民刘超姬辉张永恒陈凯生技部专工安全监察部专工发电部专工维护部专工当值值长及运行值班人员维护部汽机班相关人员检修公司：徐枪声范瑞君郭涛监理公司：张强朱纪东职责2.2.1 生产技术部负责组织、协调和督促各部门工作，并监督各项技术措施的落实。
摩擦启动检查期间，由河南试验院完成现场汽轮机振动监测，并给予技术指导。
2.2.2 安全监察部负责监督、检查各项安全措施的落实。
2.2.3 发电运行部明确以值长为中心的调度指挥系统，提高运行人员操作的正确性，分工的明确性、指挥的统一性，各当班值长统一指挥启动工作。
汽机专业负责安排好启动前的准备和启动操作工作，并做好危险点分析和事故预想。
2.2.4 设备维护部督促、协调检修公司做好机组启动摩检的准备工作和设备缺陷消除工作，并做好启动摩检过程中的人员分工检查。
组汽轮机通流间隙质量控制暂行规定[1]
![组汽轮机通流间隙质量控制暂行规定[1]](https://img.taocdn.com/s3/m/383858c46137ee06eff9183c.png)
中电投蒙东能源集团有限责任公司火电机组汽轮机通流间隙质量控制暂行规定1 目的加强蒙东能源新（扩）建火电机组汽轮机通流安装间隙及汽轮机检修通流间隙质量控制管理，在保证机组安全运行的前提下，把通流间隙科学的调整至最佳值，最大限度的减少漏汽损失，提高机组热效率，提高新机组投产及机组检修质量水平。
2 适用范围蒙东能源新(扩)建火电工程项目及已投产火电机组。
3 职责3.1 发电事业部归口管理火电机组汽轮机通流间隙质量控制管理工作。
3.1.1 负责蒙东能源火电机组汽轮机通流间隙质量控制暂行规定有关文件的编制、修订与解释。
3.1.2 负责蒙东能源火电机组汽轮机通流间隙质量控制工作监督、检查、协调和指导。
3.2 安生部负责火电机组汽轮机通流间隙质量控制工作的监督与协调管理。
3.3 项目公司（发电公司）项目公司（发电公司）是火电机组汽轮机通流间隙质量控制工作责任主体。
3.3.1 负责贯彻落实蒙东能源火电机组汽轮机通流间隙质量控制管理文件要求。
3.3.2 负责火电机组汽轮机通流间隙质量控制工作的策划并组织自查，同时监督和检查施工单位或检修单位的落实情况。
4工作程序4.1 项目公司（发电公司）成立由分管基建（生产）工作的副总经理（副厂长）为组长的火电机组汽轮机通流间隙质量控制管理工作组。
工作组由相关专业技术管理人员及外聘专家组成。
4.2 工作组全程参与火电机组汽轮机通流间隙调整，严格按照本暂行规定的相关要求控制安装或检修工艺质量。
4.3 工作组要形成火电机组汽轮机通流间隙质量检查验收报告，上报发电事业部备案。
4.4 发电事业部将对照检查验收报告组织抽查。
5 汽封间隙控制标准经过与哈尔滨汽轮机厂研究院及设备配套检修公司技术人员的充分讨论，结合哈尔滨汽轮机厂对山东十里泉电厂、珠江麻湾电厂通流改造的实际经验，为了提高机组的缸效率，降低机组热耗值，建议采取以下标准控制汽轮机汽封间隙。
5.1 针对300MW、600MW等级的哈尔滨汽轮机厂生产的机组，轴端汽封、隔板汽封的径向间隙按照设计标准值的下差减0.05mm进行调整；围带汽封（阻汽片叶顶汽封）的径向间隙按照设计标准值的下差减0.10mm-0.15mm进行调整。
汽轮机典型试验讲解
高中压主汽门、调门严密性试验
一、试验目的：
确定汽轮机的高、中压主汽门和高、中压调门严密 性符合设计要求，能满足机组安全、稳定运行的需 要，并为以后机组的运行提供参考。
二、机组出现以下情况，需要进行汽门严密性试验：
1、汽门新安装或经过大、小修改造。 2、机组甩负荷试验前。 3、根据运行中的异常情况，决定需要进行汽门严密 性试验。
12、就地和集控室均设专人监视机组转速和机组振 动，若试验过程中，机组振动、轴承金属温度、 回油温度、轴向位移、低压缸排汽温度和高压缸 排汽口金属温度等参数变化异常，应立即停机。
13、定值修改和恢复应设专人监护。
三、试验方法和步骤：
1、汽轮机启动前将超速保护定值从3300r/min临时 降低至2950r/min。
2、投入汽机启动SGC，正常自动启动。
3、在汽轮机启动过程中记录汽机转速及高中压主 汽门、调门指令。
4、确认汽机转速达到2950r/min时超速保护动作， 汽机跳闸，检查高中压主汽门、调门关闭，并测 定关闭时间。
5、试验完成后，恢复超速保护定值至3300r/min。
小机危急保安器注油试验
一、试验目的： 1、检验小机危急保安器是否工作正常。 2、当转速超过规定值时，确保危急保安器能正常动作
月后启动。
二、试验条件以及注意事项：
1、运行主管等与试验有关人员必须到场，试验方案及 分工应明确，有专人在机头负责“紧急停机”按钮 ，且试验用的仪表和工具已经准备就绪。
3、试验前机组运转正常，无异常现象和报警。 4、高中压主汽门、调门、补汽门静态全行程活动性试
验、调速系统静态特性严密性试验，高 中压主汽门、调门、高排逆止门、高排通风阀活 动性试验，集控室手动紧急停机按钮试验，就地 手动紧急停机试验，抽汽逆止阀试验合格后方可 进行。
月17日汽轮机冲转、并网、升负荷至200MW总结二值(1)
12月17日汽轮机冲转、并网、升负荷至200MW总结12月17日，1号机汽轮机#8瓦翻瓦结束，机组重新启动，汽机冲转方式还是采用高中压缸联合启动模式，汽轮机定速3000rpm后并网成功，并成功升负荷至200MW，做机组电气试验，现将本次启动过程总结如下：一、冲转：本次冲转仍为高中压缸联合启动：1、冲转参数：主汽压力6.55MPa，主汽温度393℃，高旁阀开度9.44%，；再热汽压0.09 MPa，再热汽温377℃，低旁阀开度90%，；汽轮机偏心：28.79um，润滑油供油温度40℃给煤量34t/h，省前流量828t/h2、冲转步骤：⑴在汽轮机自动控制中选“高中压缸联合启动”，挂闸，检查高排逆止门联锁开启，V-V阀在开启位【注】本次启动前电科院进行逻辑修改为：高中压缸联合启动模式下，挂闸成功后，高排逆止门联锁开启；当CV开度达3%时，V-V阀联关（实际当CV开度达7%时，V-V阀才联关）⑵冲转：17:00目标转速500rpm，升速率100rpm，汽轮机开始升速，定速500rpm后，应东汽厂专家要求，汽轮机转速达500rpm时，暖机40分钟。
17:33，监盘发现高旁阀开度由9.44%突变至0，且远方无法动作，主汽压由6.14MPa逐渐降低至3.91MPa，再热汽压由0.09MPa，升至0.63MPa，判断高旁已开，就地检查高旁阀确已全开，联系厂家就地关闭高旁阀，远方关闭低旁阀，汽轮机升速至1500rpm，成功避免由于旁路关闭造成汽轮机进汽量突然增大而伤害汽轮机的事故发生，在1500rpm稳定10分钟后，应东汽厂专家要求，汽轮机继续升转速至3000rpm，18:17汽轮机定速3000rpm，升转速期间，各轴瓦振动，瓦温，回油温度均在正常范围内，#9瓦Y振动最大86um，#3瓦温度最高94.7℃，之前最高的#8瓦温度明显好转，最大为92.8℃。
⑶汽轮机定速3000rpm后，润滑油供油压力0.199MPa，停运MSP，TOP后供油压力为0.187MPa，电科院就地将润滑油压调至0.236MPa。
电厂汽轮机从首次启动前到带满负荷需要进行的20项试验
汽轮机作为火力发电厂的三大主机设备之一，它的作用是将蒸汽的热能转化为动能，带动发电机将动能转化为电能。
汽轮机从启动到带满负荷要进行哪些试验呢！下面我们就来梳理一下：1、阀门传动试验阀门传动试验是通过在DCS上操作与人员就地核对的方式来检验系统中阀门接线是否正确，就地开关状态与DCS是否一致及开关是否灵活，有无卡涩现象，排查出问题及时处理。
阀门传动试验对于不带调节功能的电动，气动和液动阀门只进行开关状态试验，判断其开关位置与DCS一致和开关灵活、无卡涩；对于带调节功能的阀门还需进行相应刻度的校核试验，一般是从0%到100%开度内进行开关试验，首先从0%开始，以5%开度为一个阶段进行开操作，直到100%，再以5%为一个阶段关到0%，进行校核。
所有阀门以一个系统为单位按照清单逐一进行传动，将问题如实记录，并联系相关人员进行处理。
2、辅机设备联锁保护试验。
主要针对汽机侧辅机设备进行联锁保护动作试验。
联锁保护试验在单体试运完成后系统具备试验条件后进行。
针对低压辅机设备则进行动态联锁保护试验，通过强制保护跳闸或者短接测点及手动停止检验备用设备是否联启。
高压辅机设备则将开关打至试验位，用同样的方法进行试验，从而检查联锁逻辑的正确性。
汽机侧高压设备有：电动给水泵电机，凝结水泵电机，开式循环水泵电机和闭式循环水泵电机及循环水泵电机。
低压设备有：真空泵，定冷水泵，密封油主油泵，密封油循环油泵，给水泵供油泵，辅助油泵，轴加风机，EH循环油泵，EH主油泵，润滑油输油泵，润滑油回油泵及密封油排油烟风机，交流润滑油泵，直流润滑油泵及密封油直流润滑油泵等。
3、DEH静态试验DEH静态试验是汽轮发电机在初次起动前和大修后必须进行的试验之一，其主要目的是检验汽轮机数字电液调节系的可靠性。
DEH静态试验主要试验内容为汽轮机主保护在达到动作条件时能否进行正确动作，试验由运行和热控人员配合完成，具体要求根据试验清单和操作票执行。
4、汽轮机挂闸和打闸试验。
煤气发电80MW汽轮机操作规程2017最新版
N80-13.2/535/535汽轮机运行及事故处理规程湖北金盛兰冶金科技有限公司能源动力厂编制：审核：批准：第一章: 汽轮机的基本结构及性能第一节: 概述机组汽轮机为N80-13.2/535/535型高温、超高压、一次中间再热、凝汽式汽轮机,结构型式为单缸单排汽，汽缸由前、中、后三段通过垂直法兰螺栓连接为一体。
因进汽参数较高，为减小汽缸应力，增加机组启停及变负荷的灵活性，高压部分设计为双层缸。
汽缸的中低压部分采用单层缸隔板套结构。
为简化汽缸结构和减小热应力，高压和中压阀门与汽缸之间都是通过管道联接。
高压阀布置在汽机机头侧运行层上面，中压阀置于汽缸中压进汽段左右两侧。
机组总长9.4m，高压通流部分设计为反向流动，高压和中压进汽口都布置在前汽缸中部，是整个汽轮机工作温度最高的部位。
来自锅炉过热器的新蒸汽通过两根主蒸汽管分别进入左右两个高压主汽调节阀，再经4根∅133×17高压主汽管和装在前汽缸的4个高压进汽管分别从上下方向进入前汽缸内缸中的喷嘴室，然后进入高压通流部分。
蒸汽经1个单列调节级和8个压力级做功后，由前汽缸前端下部的2个高压排汽口排出，汇合并经1根冷段再热汽管去锅炉再热器，管上装一个抽汽止回阀和一个电动闸阀。
在第6级后设第1段抽汽口供NO.2HPHTR。
在第9级后（高压排汽）设第2段抽气口供NO.1HPHTR。
再热蒸汽通过2根热段再热汽管进中压联合汽阀，再经2根∅410×55再热进汽管从前汽缸外缸中部下半进入中低压通流部分。
中低压部分共有14个压力级，蒸汽做功后，由后汽缸排汽口向下排入凝汽器。
在第13级后设第3段回热抽汽口供除氧器，在第17级后设第4段回热抽汽口供NO.4LPHTR，在第19级后设第5段回热抽汽口供NO.5LPHTR，在第21级后设第6段回热抽汽口供NO.6LPHTR。
除氧给水系统配置一台GCM-300/80型额定出力为300m³/h的旋膜式除氧器、两台100TSB-JC型电动变频给水泵、两台高压加热器，正常运行时一台给水泵运行一台给水泵备用；给水泵带中间抽头向锅炉再热器提供事故减温水；凝结水系统配置两台6.5LDTN-11型电动凝结水泵、一台轴封加热器、三台低压加热器，凝结水泵正常运行时一用一备；上水系统配有500m³除盐水箱及三台上水泵向除氧器、凝汽器补水，并向锅炉提供反上水和过热器反冲洗用水；循环冷却水系统配置三台流量分别为7000m3/h的循环水泵，其中一台为变频泵，正常运行时两用一备，主要向机组的凝汽器、主机冷油器、发电机空冷器等提供冷却水；旁路系统配备高压旁路及低压旁路，用于机组启动、停止时配合锅炉及汽机的运行；抽真空系统配置两台100%容量的水环式真空泵，用于在机组启动、运行、停止期间维持排汽装置真空度。
手动准同期并网实验实验报告
手动准同期并网实验实验报告电力系统实验报告电力系统实验报告学院：核技术与自动化工程学院专业：电气工程及其自动化指导老师：顾珉姓名：许学号：新200706050209实验一发电机组的启动与运转实验一实验目的1 了解微机调速装置的工作原理和掌握其操作方法。
2 熟悉发电机组中原动机（直流电动机）的基本特征。
3 掌握发电机组起励建压，并网，接列和停机的操作。
二原理说明在本实验平台中，原动机采用直流电动机模拟工业现场的汽轮机或水轮机，调速系统用于调整原动机的转速和输出的有功功率，励磁系统用于调整发电机电压和输出的无功功率。
装于原动机上的编码器蒋转速信号以脉冲的形式送入THLWT-3型微机调速装置，该装置将转速信号转换成电压，和给定电压一起送入ZKS-15型直流电机调速装置，采用双闭环来调节原动机的电枢电压，最终改变原动机的转速和输出功率。
三实验内容与步骤1 发电机组起励建压（1）先将试验台的电源插头插入控制柜左侧的大四芯插座（两个大四芯插座可通用）。
接着依次打开控制柜的“总电源”，“三相电源”，“单相电源”的电源开关，再次打开试验台的“三相电源”“单相电源”开关。
（2）将控制柜上的“原动机电源”开关旋到“开”的位置，此时，实验台上的“原动机启动”光字牌点亮，同时，原动机的风机开始运转，发出呼呼的声音。
（3）按下THLWT-3型微机调速装置面板上的“自动/手动”键，选定自动方式，开始默认方式为自动方式。
（4）按下THLWT-3型微机调速装置面板上的“启动”键，此时，装置上的增速灯闪烁，表示发电机正在启动。
当发电机组转速上升到1500rpm时，THLWT-3型微机调速装置面板上的增速灯熄灭，启动完成。
（5）当发电机转速接近或略超过1500rpm时，可手动调整使转速为1500rpm，即按下THLWT-3型微机调速装置面板上的“自动/手动”键，选定“手动”方式，此时“手动”指示灯会被点亮。
按下THLWT-3型微机调速装置面板上的“+”或“—”键即可调整发电机转速。
(2)汽轮机静态、动态试验项目
汽轮机静态、动态试验项目
一、汽机启动前的试验：
1、循环水泵试运及联锁试验、凝汽器循环水过水试验。
2、凝结泵试运及联锁试验。
3、射水泵试运及联锁试验、抽真空试验。
4、给水泵试运及联锁试验。
5、轴加风机试运。
6、高压油泵、交流润滑油泵、直流油泵试运、投盘车试验。
7、电液调系统静态特性测定与试验。
二、保安系统静态试验：
1、汽轮机挂闸、打闸
2、DEH打闸试验。
3、控制台停机试验。
4、ＥＴＳ控制屏停机试验
5、低真空保护试验。
6、轴位移保护试验。
7、低油压联锁保护试验。
8、１、２、３、４＃瓦、推力瓦温度高保护试验。
9、１、２、３、４＃瓦、推力瓦回油温度高保护试验。
10、胀差保护试验。
12、１、２、３、４＃瓦振动大保护试验。
13、发电机故障保护试验。
三、启动后动态试验：
1、定速手动打闸试验。
2、自动主汽门，调节汽门严密性试验。
3、ＯＰＣ超速、电超速、机械超速试验。
4、并网带负荷试验。
5、除氧器汽侧投入试验。
6、真空严密性试验。
7、甩负荷试验。
8、汽轮机惰走时间测定。
金晖调试
2012/10/28。
并网操作步骤
并网操作步骤
测控柜：
1、汽轮机冲转前2KLP18、2KLP19两个黄色压板解除；
2、复位1FA、2FA、3FA、4FA；
3、21QK打至远方控制
同期柜：
4、检查1#同期点灯灭；
5、TK在退出位置；
DEH柜：
6、低调门油压低解除；
汽轮机：
7、汽轮机冲转至3000转；
高压室：
8、发电机并网开关推至工作位，开关选择远控位；
励磁柜：
9、六个开关送电（1QS、2QS、3QS、1KKA、1KKB、2KKA、2KKB）
10、投入置位61LP压板保护；
11、通道选择A或B；
12、合灭磁开关；
13、选择恒功率因数运行方式；
14、旋转起磁开关，检查电压升值10KV；
15、通过增磁或减磁调整电压10.5KV；
16、解除置位61LP压板保护；
测控柜：
17、投入2KLP18、2KLP19两个黄色压板保护；
同期柜：
18、WY开关选择“双侧有压”；
19、STK开关选择投入位置；
20、同期装置选线器选择“自动”；
21、QK开关“解除闭锁”；
22、TK开关选择“自动准同期”；
DEH电脑：
23、发送“同期允许”信号；
同期柜：
24、“同期允许”灯亮；
25、选择“1AN”同期1#点按下；
26、检查准同期装置参数；
27、按下QA启动同期工作（同步表顺时针旋转）；
28、同期装置自动发出“合闸”信号；
29、同期装置“闭锁”灯亮；
测控柜：
30、“21KK”绿灯灭，红灯亮，并网成功；
同期柜：
31、“TK手/自动同期”退出。
汽轮机汽门严密性、超速试验方案
9 汽轮机转速低于 2950rpm 时应启动交流油泵、高压备用密封油泵。
10 利用旁路控制主、再热汽压力稳定。
11 记录转速最后下降稳定的转速值
，下降耗时
转速下降至 1000*[P/P0]r/min 以下时试验合格。
分钟，检查
12 高中压主汽门严密性试验结束打闸，在 DEH“自动”方式，重新挂闸升速 至 3000r/min。
常。 3.7. TSI、振动监测装置指示准确，就地转速表与 DCS 转速表核对一致。
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5 号机组汽轮机超速试验方案
3.8. 就地和控制室间有可靠通讯手段。 3.9. 解列发变组，维持汽轮机 3000rpm/min 运行。 4 试验步骤 4.1 OPC 保护试验 4.1.1 检查 DEH 画面上“OPC 方式”开关中“103 禁止” 、“110 禁止”置于“取 消”位置，设定目标转速 3100rpm/min，升速率 50rpm/min 进行 103%保护试验。 4.1.2 转速至 3090 rpm/min 时，检查 GV、IV、各段抽汽逆止门关闭正常，机组 转速下降并维持 3000 rpm/min 运行。 4.1.3 记录动作值后将最高转速记录清零。 4.2 电超速保护试验 4.2.1 联系热工检查电超速保护投入正常，修改电超速保护动作值 3200rpm/min。 4.2.2 在 DEH 画面上将“OPC 方式”开关中“103 禁止”置于“禁止”位置、“110 禁止”置于“取消”位置。 4.2.3 设定目标转速 3250r/min，升速率 50rpm/min，进行 DEH 电超速保护试验。 4.2.4 汽轮机转速升至 3200 r/min，检查电超速保护动作正常，TV、GV、RV、 IV 关闭，机组跳闸联动正常，记录动作值后将最高转速记录清零。 4.2.5 电超速试验结束后，联系热工恢复电超速保护动作值为正常值。 4.2.6 机组转速降至 2900rpm 后将“OPC 方式”开关中“103 禁止”置于“取消” 位置，重新挂闸恢复到 3000rpm/min。 4.3 机械超速保护试验 4.3.1 将 DEH 画面中“OPC 方式”开关内“103 禁止”置“禁止”位，“110 禁止” 置于“取消”位置，检查就地机械超速保护试验手柄位置位于“正常”位置。 4.3.2 联系热工检查电超速保护投入正常，修改电超速保护动作值修改为 3360 rpm/min。 4.3.3 设定目标转速 3360rpm/min 升速率 50rpm/min，进行第一次机械超速试验 试验。 4.3.4 机组转速升至 3300 检查危急保安器动作正常，TV、GV、RV、IV 关闭，机 组跳闸联动正常，记录动作值后将最高转速记录清零。 4.3.5 转速降至 2900rpm/min 将“OPC 方式”开关中“103 禁止” 置于“取消” 位置，重新挂闸冲转到 3000r/min，停高压密封备用、交流润滑油泵，投联锁备
发电机甩负荷试验合格标准
发电机甩负荷试验合格标准
甩负荷试验是在汽轮发电机并网带负荷情况下，突然拉掉发电机主断路器，使发电机与电力系统解列，观察机组的转速与调速系统各主要部件在过渡过程中的动作情况，从而判断调速系统的动态稳定性的实验。
甩负荷试验应在调速系统运行正常，锅炉和电气设备运行情况良好，各类安全门调试动作可靠的条件下进行。
甩负荷试验，一般按甩负荷的1/2、3/4及全负荷3个等级进行。
甩额定负荷的1/2、3/4负荷实验合格后，才可以进行甩全负荷实验。
试验时，主蒸汽压力为额定压力的50%以上，凝汽器背压小于5kPa，汽轮机调节汽门或主汽门单独进行；阀门关闭后汽轮机稳定转速≤（试验时压力/额定压力）×1000r/min为合格。
汽轮机汽门严密性试验的目的是检验汽门是否严密，在机组甩负荷时，防止机组超速。
汽门严密性试验一般安排在汽轮机并网前进行。
DEH_NK汽轮机综合控制系统操作说明书KVIEW
...............DEH-NTK系列汽轮机综合控制系统操作说明书南京科远控制工程有限公司1.DEH-NTK系统的操作 (3)1.1 并网前操作 (3)1.2 并网后操作 (8)1.3 其它画面操作 (14)1.DEH-NTK系统的操作1.1 并网前操作并网前操作，主要在转速控制画面中完成1.1.1 阀位标定机组启动前，应使用阀位标定检测伺服系统是否工作正常。
在“转速控制画面”中点击“进入阀位标定”按钮。
在“阀位标定”画面中点击“实验投入”，即可以设定调门开度。
阀位标定完成后点击“实验切除”。
1.1.2 远方挂闸DEH-NK具有远方挂闸功能，点击“挂闸”按钮，则启动电磁阀将得电30S。
如果在30S 内就组挂闸，电磁阀将不再得电。
机组挂闸后，抽汽调门全部打开。
1.1.3 启动方式选择DEH-NK具有三种启动方式：就地启动、高调门手动启动、高调门曲线启动。
1.1.3.1 就地启动机组首次启动时，应使用就地启动方式。
选择就地启动方式前，应确认电动主汽门及其旁路完全关闭。
点击“就地启动”按钮，再点击“进行”按钮。
就地启动投入后将自动将目标转速设置为2800，高调门同时缓慢打开。
1.1.3.2高调门手动启动通过点击“高调门手动启动”按钮，再点击进入转速设定，设置目标转速和升速率，再点击“进行”按钮，机组即运行于高调门手动启动方式。
1.1.3.3高调门曲线启动通过点击“高调门曲线启动”按钮，再点击进入曲线选择，参照汽缸温度选择相应升速曲线（曲线1对应冷态；曲线2对应温态，曲线3对应热态，曲线4对应极热态），再点击“进行”按钮，机组即运行于高调门曲线启动方式。
注意，使用高调门曲线启动前，升速曲线应设置正确。
1.1.4 摩擦检查通过点击“摩检投入”按钮，再点击“进行”按钮，机组即投入摩擦检查。
摩擦检查结束后应点击“摩检投入”按钮，退出摩擦检查。
1.1.5 超速实验1.1.5.1 103%超速实验通过点击“进入超速实验”按钮，进入超速实验画面，点击“103%超速”按钮，再点击“进行”按钮，即进入103%超速实验，转速目标值自动设为3095。
火电厂汽轮机整套启动调试那些事~~~
火电厂汽轮机整套启动调试那些事~~~机组安装完毕之后，并网发电是机组建设最后的任务。
汽轮发电机组在建设过程中，先历经单体调试、分系统调试和整套启动调试三大调试阶段。
其中单体调试主要是对设备进行单体试转，包括电机的试转（不带负荷）、阀门的验收等，同时也包括对各项参数仪表的验收。
单体调试结束之后，分系统调试开始对设备进行带负荷试验，同时对设备的保护联锁试验进行验收，这个过程是机组调试最重要的阶段。
这个阶段调试质量的好坏，将直接影响下一步的整套启动和机组今后的机组质量。
综合以往的经验，分系统调试阶段没有处理好的问题，都会在整套启动阶段集中暴露。
因此，分系统调试阶段质量，是衡量一个现场调试单位和调试人员水平和责任心的重要指标。
分系统调试的主要包括工业水系统调试、循环水系统调试、除氧给水系统调试、凝结水系统调试、真空系统调试、轴封系统调试、润滑油系统调试、汽轮机调节保安系统调试、汽轮机抽汽回热及辅汽系统调试、旁路系统调试、再热系统调试等。
当然不同的机组会有一些设备和系统上的差异，但是整体上符合《火力发电建设工程启动试运及验收规程》的相关要求。
我们从通用的角度讲，工业水系统需要为现场设备提供冷却水，所以工业水系统调试需要放在最前面，他和压缩空气系统一样，是最先两个需要完成的系统。
其次润滑油和调节油滤油的效果存在很多不可控因素，所以两套油系统要尽快安装并且提前进入滤油阶段。
我们把分系统结束到机组完成168小时验收，称为机组的整套启动阶段，当然这个过程也包括锅炉侧。
一般135MW以下机组普遍的考核周期是72h+24h，目前一些垃圾机组、生物质机组、工业园供热机组等普遍适用的这个考核制。
虽然考核周期减半，但是并不影响对机组性能的检测。
接来来的文字，我们通过整套启动的整个过程，从机组冲转前试验的试验检查、机组冲转过程、机组定速、机组并网几个方面详细分析过程中存在的不安全因素和存在的问题，为各位同行提供一定的借鉴。
本文为本人经验总结，由于本人是热控专业出身，难免对于一些汽机专业的问题把控不透，如有错误还请指出。
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第一节喷油试验一、试验条件：1、试验应在专业人员现场监护指导下进行。
2、机组定速后（2985～3015r/min）。
3、高压胀差满足要求。
4、机组控制在“自动”方式。
5、DEH电超速试验未进行。
6、机械超速试验未进行。
7、喷油试验按钮在允许位。
二、试验方法：1、检查汽轮机发电机组运行稳定；2、润滑油冷油器出油温度保持在35～45℃；3、在OIS上进入“超速试验”画面，按“试验允许”键，使其处于试验位；4、在“超速试验”画面上选择“喷油试验”，试验完毕，在OIS该画面上显示“成功”或“失败”信号。
5、做好试验相关记录。
第二节超速试验一、超速试验：超速试验应在有关人员指导及监护下，有关专业技术人员配合下进行。
（一）在下列情况下应做提升转速试验：1、汽轮机安装完毕，首次启动时。
2、汽轮机大修后，首次启动时。
3、做过任何有可能影响超速保护动作的检修后。
4、停机一个月以上，再次启动时。
5、甩负荷试验之前。
6、危急保安器解体或调整后。
（二）下列情况禁止做提升转速试验：1、汽轮机经过长期运行后停机，其健康状况不明时。
2、停机时。
3、机组大修前。
4、严禁在额定蒸汽参数或接近额定参数下做提升转速试验。
5、控制系统或者主汽门、调门、抽汽逆止门有卡涩现象或存在问题时。
6、各主汽门、调门或抽汽逆止门严密性不合格时。
7、任意轴承振动异常或任一轴承温度不正常时。
8、就地或远方停机功能不正常。
9、调速系统不稳定、有卡涩、转速波动大。
（三）超速保护试验前的条件：1、值长负责下达操作命令。
2、机组3000r/min后，并网前应先做高压遮断电磁阀试验、注油试验、主气门及调速汽门严密性试验合格。
3、机组带20%额定负荷连续运行4 h后，全面检查汽轮机及控制系统各项要求合格，逐渐减负荷到15MW，切换厂用电，机头手动打闸停机，高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门、高排逆止门应关闭无卡涩，BDV阀动作正常，确认有功到零与电网解列，机组转速下降；待转速下降低于3000r/min后，重新挂闸，恢复机组转速3000r/min，维持主汽压力5.88～6.86MPa，主汽温度450～500℃。
（四）试验前的准备：1、校对集控室与机头转速表，以制造厂提供的危急遮断器转速表为准，其它为参考。
2、夹层加热装置停止运行，高中压胀差值在允许范围以内。
3、采用单阀运行。
4、将辅汽汽源倒为备用汽源，维持汽压0.6～0.78MPa之间；除氧器汽源由辅汽供，四抽至除氧器电动门关闭。
5、关闭高压封漏汽至除氧器手动门，门杆漏汽至三抽手动门。
6、停止#1、2、3高加及#5、6低加汽侧运行，关闭一、二、三、五、六抽汽电动门。
7、做DEH电超速及机械超速试验时，由热工将TSI超速保护切除。
8、启动电动给水泵向锅炉供水。
9、全面检查机组主、辅设备及系统运行正常，各参数在正常范围内并记录相关参数。
10、确认交、直流油泵在正常备用状态。
二、DEH电超速试验：（一）检查机组满足以下条件：1、转速在3000r/min。
2、机组处于“解列”状态。
3、机组处于“定速”状态。
4、机组处于“自动控制”状态。
5、退出ETS电超速保护，检查ETS保护中的DEH停机保护投入。
（二）试验方法：1、由热工人员去掉TSI保护线。
2、OSI进入超速试验画面后，将“超速试验”设为“电气”位。
3、升速率设为180r/min/min。
4、修改目标转速值3360r/min。
5、在超速试验画面按“进行”按钮。
6、机组升速至到打闸，若机组转速超过3300r/min时仍未动作，应立即打闸停机。
7、试验完毕，将“超速试验”设为“正常”位。
8、在转速降到3000r/min以下时，重新挂闸升速至3000r/min。
三、103%电超速保护试验：（一）检查机组满足以下条件：1、转速在2985～3015r/min。
2、机组处于“脱网”状态。
3、机组处于定速状态。
4、机组处于“自动控制”方式。
（二）试验方法：1、在“超速试验”画面上，按“103%超速试验按钮”置“开始”位。
2、升速率设为100r/min/min。
3、修改目标转速至3100r/min。
4、在超速试验画面按“进行”按钮。
5、机组升速，当机组转速至3090r/min时，检查OPC动作，高、中压调门关闭，转速开始下降至目标转速3000r/min。
6、试验完毕，机组恢复3000r/min，按“103%超速试验按钮”置“停止”位。
四、机械超速试验：（一）检查机组满足以下条件：1、转速在2985～3015r/min。
2、机组处于“解列”状态。
3、机组处于“定速”状态。
4、机组处于“自动控制”方式。
5、退出ETS电超速保护。
（二）试验方法：1、在OIS进入“超速试验”画面后，设“超速试验”为“机械”位。
2、升速率设为180r/min/min。
3、修改目标转速至3360r/min。
4、按OIS画面上发出“进行”指令。
5、机组升速，直到打闸。
若机组转速升至3360r/min仍未动作，立即打闸停机。
6、试验完毕，将“超速试验”设为“正常”位。
7、记录机械转速飞环动作转速及复位转速，并复位转速表。
8、待转速降到3000r/min以下时，重新挂闸升速到3000r/min。
注：若机械转速动作试验不合格，应停机后适当调整危急遮断器飞环的调整螺母，再进行超速试验，直到合格。
（三）超速试验合格的试验标准：危急遮断器提升转速试验应做两次，其动作转速应满足下列要求：1、两次动作转速之差应小于18r/min；2、两次试验的动作转速均在3300～3330r/min范围内。
五、ETS电超速试验：（一）检查机组满足以下条件：1、转速在3000r/min。
2、机组处于“解列”状态。
3、机组处于“定速”状态。
4、机组处于“自动控制”状态。
5、检查ETS电超速保护投入，DEH停机保护切除。
（二）试验方法：1、在OIS进入“超速试验”画面后，设“超速试验”为“电气”位。
2、升速率设为180r/min/min。
3、修改目标转速至3360r/min。
4、按OIS画面上发出“进行”指令。
5、机组升速直到打闸，若机组转速升至3300r/min仍未动作，立即打闸停机。
6、试验完毕，将“超速试验”设为“正常”位。
7、待转速降到3000r/min以下时，重新挂闸升速到3000r/min。
六、机组超速保护试验注意事项：1、提升转速试验必须由专人进行操作，由专人监护，盘前停机按钮及机头打闸停机手柄应制定专人负责，异常时打闸停机。
专人负责监视机组振动，并与指挥人员保持密切联系，振动异常时应立即打闸停机。
2、试验前应先进行手动打闸试验正常。
3、每次提升转速试验时，在3200r/min以上的高速区域停留时间不得超过1min，应注意升速平稳，防止转速突然升高。
4、DEH及ETS电超速试验时，汽轮机转速超过3300r/min超速保护未动作，应立即打闸停机。
5、机械超速试验时，汽轮机转速到3360r/min，危急遮断器飞环未动作，应立即打闸停机，待查明原因并采取相应措施后方可进行试验。
6、试验过程中，若振动增大，未查明原因并采取措施消除前不得继续试验，若振动情况异常，应及时打闸停机。
7、若危急遮断器动作转速不合格，应停机进行调整。
8、每次超速遮断转速降到3000r/min以下时，应及时启动交流润滑油泵，并注意严密监视润滑油压维持在0.08～0.12MPa，润滑油温维持在40～45℃。
9、提升转速试验的全过程应控制在30min完成。
第三节高压遮断电磁阀试验一、以下情况做高压遮断电磁阀试验：1、机组每次启动前且主、再热系统无压力时。
2、机组正常运行中高压遮断电磁阀定期试验时。
二、试验方法：1、机组运行中在OIS上进入“遮断电磁阀试验”画面，按“电磁阀试验”按钮，将其置为试验位，按“6YV”按钮，将其置为“试验”。
2、当试验进行时，电磁阀试验画面上相应位置将变成“红色”，试验状态显示出“成功”。
3、试验完毕“红色”消失，将“电磁阀试验”按钮置为“正常”位。
注：7YV、8YV、9YV试验同6YV试验。
两个遮断电磁阀不能同时试验。
第四节阀门试验一、阀门严密性试验：试验应在有关人员指导及监护及相关专业技术人员配合下进行。
（一）以下情况应做阀门严密性试验：1、高、中压主汽门及高、中压调门解体检修后。
2、机组大修后。
3、甩负荷试验前。
4、超速试验前。
（二）高、中压主汽门严密性试验：1、试验允许条件：（1）机组处于操作员自动控制方式。
（2）机组转速大于2990r/min。
（3）机组处于解列状态。
（4）未进行注油试验、机械超速试验、电气超速试验及高压遮断电磁阀试验。
（5）无阀门伺服故障信号。
2、试验过程：（1）试验期间主汽压力应保持在50%以上额定气压.正常真空和发电机脱网状态下进行。
（2）机组定速3000r/min，关闭四只主汽门，其转速应下降至n转速以下，“n”可按下式进行计算：n=p/po×1000r/min（p=试验时压力、po=主蒸汽额定压力）。
3、试验方法：（1）进入“阀门严密性试验”画面，将“严密性试验”设为“试验”位。
（2）在OIS“阀门严密性试验”画面中按“主汽门试验”按钮，则高中压主汽门应关闭，汽轮机控制方式由“自动”切至“手动”方式，转速下降，严密性试验开始计时。
（3）与DEH计算出“可接受转速”比较，判定阀门严密性。
（4）试验结束后，汽轮机手动打闸，重新挂闸升速至3000r/min。
（5）试验完毕，应将“严密性试验”恢复至“正常”位置。
（三）高中压调门严密性试验：1、进入“阀门严密性试验”画面，将“调门试验”设为“试验”位。
2、在OIS“阀门严密性试验”画面中按“调门试验”按钮，则高、中压调速汽门应关闭，汽轮机控制方式由“自动”切至“手动”方式，转速下降，严密性试验开始计时。
3、与DEH计算出“可接受转速”比较，判定阀门严密性。
4、试验结束后，汽轮机手动打闸，重新挂闸升速至3000r/min。
5、试验完毕，应将“严密性试验”恢复至“正常”位置。
二、阀门活动试验：（一）试验允许条件：1、机组在操作员自动方式下。
2、所有主汽门全开。
3、无CV、ICV、MSV伺服板故障信号。
4、机组功率在150～210MW之间。
5、不在CCS控制方式。
6、高调门处于单阀方式。
（二）活动试验方法：1、调整机组负荷在150～210MW内，退出CCS协调控制。
2、在OIS上进入“阀门活动试验”画面，按“试验开关”按钮，将其置为“试验”位。
（三）高压MSV和CV试验：1、按“MSV1、CV2、CV4”按钮，选择“投入”，“MSV1、CV2、CV4”开始试验。
此时CV2、CV4以一定的速率关闭，当CV2和CV4全关时，MSV1开始关闭。
当MSV1全关后立即开至全开位，CV2、CV4开始以关时的速率打开。
2、以同样的方法试验“MSV2、CV1、CV3”。