汽机运行规程修改稿.doc

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1、汽机运行规程修改稿.txt看一个人的的心术，要看他的眼神；看一个人的身价，要看他的对手；看一个人的底牌，要看他的朋友。明天是世上增值最快的一块土地，因它充满了希望。汽机运行规程修改稿.txt如果你同时爱几个人，说明你年轻；如果你只爱一个人，那么，你已经老了；如果你谁也不爱，你已获得重生。积极的人一定有一个坚持的习惯。汽轮机运行规程（c25-8.83/0.981型）东营市金源热力有限公司批准：审核：编写：目 次1 范围2 引用标准3 汽轮机组技术规范3.1 汽轮机技术规范3.2 发电机技术规范3.3 辅机设备技术规范4 汽轮机组保护、联锁设置4.1 停机保护4.2 电超速保护4.3 抽汽逆止门保

2、护4.4 润滑油系统联琐4.5 控制油系统联琐4.6 控制油压差4.7 除氧器联锁、保护4.8 高加、低加联锁、保护4.9 给水泵联锁、保护4.10 凝结泵联锁、保护4.11 射水泵联锁、保护4.12 三段水泵联锁、保护 4.13 热工信号报警、试验4.14 安全阀整定值5 汽轮机组保护、联锁的试验5.1冷态开机前保护试验5.2 机组大修后或保护装置检修后保护试验5.3下列情况应做超速试验5.4下列情况应做危急遮断器喷油试验5.5 停机保护试验5.6 电超速保护试验5.7 抽汽逆止门保护试验5.8 润滑油系统联锁试验5.9 控制油系统联锁试验5.10 除氧器联锁、保护试验5.11 高加联锁、保

3、护试验5.12 低加联锁、保护试验5.13 循环水泵及旋转滤网联锁试验5.14 凝结泵联锁试验5.15 射水泵、生活泵、消防泵、疏水泵联锁试验5.16 调节系统静态试验5.17 主汽门严密试验5.18 调速汽门严密试验5.19 主汽门活动试验5.20 调速汽门活动试验5.21 旋转隔板活动试验5.22 抽汽逆止门活动试验5.23 注油试验5.24 超速试验6 汽轮机的启动6.1 额定参数启动6.1.1 启动前的准备与检查6.1.2 辅助设备、系统的投运6.1.3 暖管与升速6.1.4 并列与带电负荷6.1.5 带热负荷6.1.6 汽轮机过负荷运行6.1.7 机组启动完毕后的检查项目及要求6.2

4、 滑参数启动6.3 热态启动7 汽轮机的停机7.1 额定参数停机7.1.1 停机前的准备工作7.1.2 停热负荷操作7.1.3 减电负荷操作7.1.4 打闸、停机操作7.1.5 打闸后操作7.1.6 转予静止后的操作7.2 滑参数停机8 辅助设备的投入、停止8.1 除氧器的启动、停止及解并列8.2 给水泵的启动、停止8.3 循环水泵及旋转滤网的启动、停止8.4 高加的投入、停止8.5 低加的投入、停止8.6 减温、减压器的投入、停止8.7 冷油器的投入、停止8.8 凝汽器运行中半边投入、停止8.9 母管系统运行方式及解、并列8.10 冷油器滤网清洗8.11 胶球清洗的投、停8.12 法兰螺栓加

5、热装置8.13 均压箱的投入8.14 冷却塔工作原理8.15 一般动力设备启、停通则9 汽轮机的日常维护9.1 汽轮机组运行中的维护9.2 定期工作9.3 仪表、保护装置的维护9.4 油务管理制度9.5 汽、水、油质量标准9.6 机组运行参数限额10 机组异常及事故处理10.1 事故处理的原则及顺序10.2 紧急停机的条件和步骤10.3 故障停机的条件和步骤10.4 汽轮机全甩负荷10.5 汽轮机负荷骤变或波动10.6 汽轮机严重超速10.7 轴向位移增大10.8 差胀增大10.9 不正常振动和异音10.10 水冲击10.11 轴承瓦温及回油温度异常10.12 主蒸汽参数异常10.13 凝汽器

6、真空下降10.14 监视段压力升高10.15 周波变化10.16 运行中叶片断落10.17 供热压力异常10.18 油系统工作失常10.19 DEH系统异常10.20 管道故障10.21 高加故障10.22 低加故障10.23 给水泵故障10.24 循环水泵故障10.25 除氧器故障10.26 发电机故障10.27 锅炉灭火10.28 厂用电故障10.29 转动设备故障10.30 现场失火1、范围本标准规定了威海市南郊热电有限公司#1和#2汽轮机组本体和附属设备机械及主蒸汽、凝结水、给水、工业水、消防水、等系统的正常运行、启停操作、维护及事故预防、处理等方面的技术规定。它是机组安全运行的技术保

7、证，是热电企业标准的主要组成部分。本标准适用于东营市金源热力有限公司#1汽轮机及其辅助设备和系统的运行维护与事故处理。2、引用标准2.1中华人民共和国水利电力部1962（62）水电技字第31号颁布，部颁62汽轮机组运行规程。2.2中华人民共和国水利电力部1983（83）水电电生字第47号颁布，部颁83火力发电厂高压加热器运行维护守则。2.3中华人民共和国电力三段部1982（82）水电技字第63号颁布电力三段技术管理法规（试行）。2.4中华人民共和国电力部1994年电安生1994227号颁布，电业安全工作规定（热力和机械部分）。2.5国标GB/T1.11993标准化工作导则。2.6山东省能源建筑

8、设计院，及设备生产厂家提供的技术资料。3、汽轮机组技术规范3.1汽轮机技术规范序号项 目 单 位 设计值 备 注 1汽轮机型号CC258.83/0.981 2汽轮机型式高压、单缸、单抽汽、冲动式 3额定功率MW25 4最大功率MW30 5额定转数r/min3000 6转向顺时针从机头向机尾看 7主蒸汽压力MPa8.83 8主蒸汽温度535 9额定工况主蒸汽流量t/h152功率25 MW 10额定工况给水温度221 11额定工况汽耗kg/kw.h6.226 12额定工况热耗kJ/kw.h7306 13额定工况背压MPa0.0035绝对压力 14额定工况冷却水温20 15纯冷凝工况主蒸汽流量t/h

9、96 16纯冷凝工况给水温度202 17纯冷凝工况汽耗kg/kw.h3.956 18纯冷凝工况热耗kg/kw.h10311 19纯冷凝工况背压MPa0.0047绝对压力 20纯冷凝工况冷却水温20 21额定三段抽汽压力MPa0.981 22额定三段抽汽温度275.5 23额定三段抽汽流量t/h80 24最大三段抽汽流量t/h130 29汽轮机临界转数r/min1807 30汽轮机级数19 31汽轮机长度m8.35 32汽轮机总重t106 33制造厂南京汽轮机厂3.2发电机技术规范序号项 目单 位设计值备 注 1发电机型号QFW302C 2型式空冷式发电机 3额定功率MW30 4转数r/min3

10、000 5定子额定电压V10500 6定子额定电流A2062 7功率因数0.8 8额定频率HZ50 9效率97.4% 10制造厂南京汽轮机厂3.3辅助设备技术规范3.3.1除氧器技术规范：序号项 目单位设计值 备 注 1除氧器型式旋膜式 2除氧器型号HMC150 3除氧头筒体规格mm162412外径壁厚 4除氧水箱筒体规格mm303216外径壁厚 6除氧水箱有效容积m350 7除氧器工作压力MPa0.49 8除氧器工作温度158 9水塔、水箱设计温度300 10水塔、水箱试验压力MPa0.98 11水塔、水箱设计压力MPa0.65 12除氧器汽源压力MPa257.313额定出力t/h1503.

11、3.2给水泵技术规范3.3.2.1 #1、#2、#3给水泵序号项 目单位设计值 备 注 1型号DG150160T 2扬程m1540 3流量m3/h1404给水温度158 5给水泵转数r/min2980 6必需汽蚀余量m4.1 7给水泵效率%72 8轴功率KW816 9制造厂 沈阳水泵厂3.3.2.2 #1、#2、#3给水泵电动机技术规范序号项 目单位设计值 备 注 1型号YKS10002 2额定功率KW1000 3额定电压V10000 4额定电流A70.2 5转数r/min2982 6冷却方式水冷 7防护等级IP54 8绝缘等级F9制造厂重庆赛力盟电机厂3.3.2.3 #1、#2、#3液力偶合

12、器技术规范序号项 目单位设计值 备 注 1型号YOTcg500A/3000 2额定负荷输出功率KW1000 3额定负荷输出转数r/min2980 4额定转差率%1.53 5功率范围KW6701640铭牌数据 6输入转数r/min2980 7调速范围 11/5 8旋转方向顺时针从电机方向 9轴承型式滚动轴承 10启动油泵功率KW3铭牌数据11启动油泵电流A6.4铭牌数据 12制造厂烟台禹成机械有限公司3.3.2.4 #4给水泵序号项 目单位设计值 备 注 1型号DG45807 2扬程m560 3流量m3/h454给水温度158 5给水泵转数r/min2950 6必需汽蚀余量m4.5 7给水泵效率

13、%55 8轴功率KW124.8 9制造厂 沈阳水泵厂3.3.2.5 #4给水泵电动机技术规范序号项 目单位设计值 备 注 1型号Y315L12 2额定功率KW160 3额定电压V380 4额定电流A292.1 5转数r/min2980 6冷却方式水冷 7防护等级IP44 8绝缘等级F9制造厂重庆赛力盟电机厂3.3.3 加热器技术规范3.3.3.1 #1高加加热器序号项 目单位设计值 备 注 1型号JG180 2型式立式盘形管式 3传热面积m2180 4壳程设计压力MPa1.8 5管程设计压力MPa17.6 6壳程工作压力MPa1.65 7管程工作压力MPa16 8加热器外径mm1100 9制造

14、厂泰兴宁兴机械有限公司3.3.3.2 #2高压加热器序号项 目单位设计值 备 注 1型号JG180 2型式立式盘形管式 3传热面积m2180 4壳程设计压力MPa2.8 5管程设计压力MPa17.6 6壳程工作压力MPa2.57 7管程工作压力MPa16 8加热器外径mm11009制造厂泰兴宁兴机械有限公司3.3.3.3 #1低压加热器序号项 目单位设计值 备 注 1型式表面式 2传热面积m2120 3壳程设计压力MPa0.1耐压试验压力1.875 MPa 4管程设计压力MPa1.5耐压试验压力1.875MPa 5制造厂南京汽轮机厂3.3.3.4 #2低压加热器序号项 目单位设计值 备 注 1

15、型式表面式 2传热面积m2120 3壳程设计压力MPa0.4耐压试验压力0.5 MPa 4管程设计压力MPa1.5耐压试验压力1.5 MPa 5制造厂南京汽轮机厂3.3.3.5轴封加热器序号项 目单位设计值 备 注 1型号JQ231 2加热水量t/h50 3传热面积m2234管程设计压力 MPa 1.8 5制造厂南京汽轮机厂3.3.4凝汽器序号项 目单位设计值 备 注 1型号N200012形式分裂两道制表面式 2冷却面积m22000 3冷凝工况排汽压力MPa0.0049绝对压力 4凝汽器水阻MPa0.04125冷却水压力MPa0.4 6冷却水进口温度207冷却水量t/h56008凝汽器净重t3

16、7.59制造厂南京汽轮机厂3.3.5发电机空气冷却器序号项 目单位设计值备 注1型号LRW6502最大压力MPa0.1963功率KW6504风量m3/s185水压降MPa0.01816风阻压降pa431.27冷却水温度338耗水量t/h2209制造厂南京汽轮机厂3.3.6减温减压器技术规范3.3.6.1 1减温减压器序号项 目单位设计值 备 注 1型号WY50t/h-9.8/540-1.27/300-15/1582进口公称通径mm1333出口公称通径mm325 4一次蒸汽压力MPa9.8 5一次蒸汽温度540 6二次蒸汽压力MPa1.27 7二次蒸汽温度304.5 8减温水压力MPa15 9减

17、温水温度158 10额定出力t/h50 11制造厂江苏盐阜电站阀门辅机制造有限公司3.3.6.2 #2减温减压器序号项 目单位设计值 备 注 1型号WY60t/h-9.8/540-0.686/254-15/1582进口公称通径mm1333出口公称通径mm426 4一次蒸汽压力MPa9.8 5一次蒸汽温度540 6二次蒸汽压力MPa0.686 7二次蒸汽温度254 8减温水压力MPa15 9减温水温度158 10额定出力t/h60 11制造厂江苏盐阜电站阀门辅机制造有限公司3.3.6.3 #3减温减压器序号项 目单位设计值 备 注 1型号WY 1t/h-9.8/540-0.1/120-1.2/5

18、02进口公称直径mm203出口公称直径mm133 4减温减压器前压力MPa9.8 5减温减压器前温度540 6减温减压器后压力MPa0.1 7减温减压器后温度120 8减温水压力MPa1.1 9减温水温度50 10额定出力t/h1 11制造厂江苏盐阜电站阀门辅机制造有限公司3.3.7 射水式抽汽器技术规范序号项 目单位设计值 备 注1型号TD-182正常水压力MPa 0.413正常水耗量t/h 1504正常抽气量Kg/h12.55制造厂江苏连运港市新海机械厂3.3.8 盘车装置技术规范序号项 目单位设计值 备 注1盘车转速r/min5.842制造厂南京汽轮机厂3.3.9 油箱技术规范名 称长宽

19、高（cm）容积（m3）备注主油箱432628051630 12控制油箱138118140600（L）3.3.10热交换器技术规范名 称数量型号冷却水量t/h油量L/min冷却面积m2润滑油冷油器3YL40117.5800403.3.11 连续排污扩容器技术规范名 称设计压力MPa设计温度容积（m3）备注连排扩容器 1.1 370 5.5 制造厂青岛畅隆3.3.12 其它动力设备规范：名称型号流量m3/h扬程米功率KW转数电压电流V/A循环水泵600S-32TJ268427.535097010000/27循环水泵32Sh-2259402963074010000/47.8凝结水泵150N11021

20、00116752950380/69.8低加疏水泵3N6226128222950380/42.2工业水泵IS1006520010050222900380/57.6射水泵8sh1328841452950380/68.9直流油泵80Y60A4549132950220/68.7交流油泵80Y60A4549132950380/29高压油泵150Y1501801501602950380/242轴加风机AZY-06.87-008.0-014806870Pa32900380/6.31控制油泵41440380/8.8盘车电机111460380/22.55胶球泵125SS-2110021111460380/22.

21、55主油箱排烟机AP1V-01.25-006.0-014801500Pa2.22840380/4.9 4、汽轮机保护、联锁设置4.1 停机保护（ETS）及停机装置：机组运行时，达到下列任一条件将迅速关闭自动主汽门、调速汽门、中压旋转隔板、低压旋转隔板、抽汽阀，紧急停机。4.1.1 发电机故障。4.1.2 汽轮机超速至3300r/min。4.1.3 轴向位移1.3mm或0.7mm。4.1.4 轴承回油温度75（#14支持轴承回油）。4.1.5 轴瓦温度110（#14支持轴承瓦块、#110推力面工作瓦块）。4.1.6 冷凝器真空0.061MPa。 4.1.7 润滑油压0.02 MPa。4.1.8

22、手动停机。4.1.9 轴承振动0.07。4.1.10 胀差超限。4.2 超速保护： DEH中设计了三道防止汽机超速的措施，即103%超速保护、110%电气超速跳闸和112%机械超速跳闸。4.3 抽汽逆止阀保护4.3.1下列任一情况抽汽逆止阀关闭4.3.1.1 抽汽逆止阀保护投入，发电机油开关跳闸。4.3.1.2 抽汽逆止阀保护投入，主汽门关闭。4.3.1.3 手动抽汽逆止阀保护开关。4.3.2 下列任一情况抽汽逆止阀开启4.3.2.1 手动抽汽逆止阀复位。4.3.2.2 就地手动复位。4.4 润滑油保安系统联锁4.4.1 油压联锁4.4.1.1 润滑油压0.15 MPa,交流润滑油泵自停。4.

23、4.1.2 润滑油压0.05 MPa,交流润滑油泵自启动。4.4.1.3 润滑油压0.04MPa,直流润滑油泵自启动。4.4.1.4 润滑油压0.015 MPa,盘车自停。4.4.1.5 主油泵出口压力1.3 MPa高压油泵自启动。4.4.2 主油箱油位报警4.4.2.1主油箱油位高至 200 mm报警。4.4.2.2主油箱油位低至 200 mm报警。4.5 控制油系统联锁4.5.1 控制油泵联锁。4.5.1.1 控制油泵跳闸，备用泵联动。4.5.1.2 控制油泵压力低于2.5MPa,备用泵联动。4.5.2控制油箱油位报警。4.5.2.1控制油箱油位高+100 mm报警。4.5.2.2 控制油

24、箱油位低100 mm报警。4.6.1控制滤油器压差0.05MPa报警。4.6.2控制油温45或35报警。4.7 除氧器联锁保护4.7.1除氧器压力保护。4.7.1.1 除氧器压力升至 0.55 报警。4.7.1.2 除氧器压力升至0.6 MPa时,安全阀动作。4.7.2除氧器水位保护。4.7.2.1 除氧器水位升至1000 mm水位高值报警。4.7.2.2 除氧器水位升至1050 mm水位高值报警,溢水电动门自动打开。4.7.2.3 除氧器水位降至800 mm溢水电动门自动关闭。4.7.2.4 除氧器水位降至600 mm水位低值报警。4.8 高加及低加联锁保护4.8.1 高加水位升至 650

25、mm,水位高值报警。4.8.2 高加水位升至 800 mm,水位高值报警,相应危急泄水电动阀打开。4.8.3 任一高加水位升至950 mm时,高加水位保护动作,动作内容:高加联成阀动作,高加旁 电动阀开启,出入口电动阀关闭,#1.2 高加进汽电动阀关闭。4.8.4 高加水位降至150 mm报警。4.8.5 高加保护电磁阀可就地手动开启或关闭。4.8.6 高加保护电磁阀可手动操作台控制开关开启或关闭。4.8.7 低加水位升至270 mm，水位高一值报警。4.8.8 低加水位升至360 mm，水位高二值报警。4.8.9 低加水位降至120 mm报警。4.9 给水泵联锁保护4.9.1 给水泵跳闸联锁

26、母管制方式下：三台给水泵之间任意运行泵跳闸，备用泵联动。4.9.2给水泵低水压联动。给水冷母管压力13MPa时，CRT画面报警。 当给水冷母管压力 12.5 MPa时,备用给水泵联动。 给水热母管压力12.5MPa时，CRT画面报警。4.9.3 调速给水泵油系统保护联锁4.9.3.1 当润滑油油压0.1 MPa时,给水泵拒启动。4.9.3.2 当润滑油油压0.1 MPa时,辅助油泵自启动。4.9.3.3 当润滑油油压 0.06 MPa时,给水泵跳闸。4.9.3.4 当润滑油油压0.15 MPa时,辅助油泵自停。4.9.3.5 工作油泵出口油压0.3MPa，CRT画面报警。4.9.3.6 滤油器

27、前油压0.25MPa，CRT画面报警。4.9.3.7 滤油器后油压0.1MPa，CRT画面报警。 4.9.3.8 当工作油出油温度 85 时,CRT画面报警。4.9.3.9 当工作油出油温度 90时,给水泵跳闸。4.9.3.10 给水泵轴承温度 70 时，CRT画面报警。4.9.3.11 给水泵轴承温度 80 时，给水泵跳闸。4.9.3.12 给水泵电机轴承温度85 时，CRT画面报警。4.9.3.13 给水泵电机轴承温度95 时，给水泵跳闸。4.9.3.14 给水泵电机定子线圈温度135时，CRT画面报警。4.9.3.15 给水泵电机定子线圈温度140时，给水泵跳闸。4.10 凝结水泵联锁4

28、.10.1任一凝结泵跳闸可联动任一备用凝结泵。4.10.2凝结水压力低至 0.8 MPa，可联动备用凝结泵。4.11 射水泵联锁4.11.1 运行泵跳闸，备用泵联动。4.11.2 射水泵出口压力低至 0.35 MPa，可联动备用射水泵。4.13 热工信号报警试验4.13.1 某一保护动作或控制参数超限时,光字牌亮,警铃响。4.13.2 某一参数超限或动力设备跳闸，DCS语言报警或报警显示。4.13.3 对光字牌、警铃进行手动试验。4.14 安全阀整定值（需要重新整定）1减温减压器安全阀：1.32 M pa2减温减压器安全阀：0.726 M pa3减温减压器安全阀：0.14M pa三抽安全阀：1

29、.62MPa ；四抽安全阀：0.835MPa ；#1高加安全阀：1.74MPa；#2高加安全阀：2.7MPa；#2低加安全阀：0.38MPa；除氧塔安全阀：0.6MPa ；除氧水箱安全阀：0.6MPa ；低压缸安全膜：排汽压力高于大气压；混温联箱安全阀：0.685MPa；控制油溢油阀：3.85MPa； 润滑油溢油阀：0.15MPa；5、汽轮机组保护、联锁的试验5.1 冷态开机前，应做如下保护试验。5.1.1 就地手动打闸试验。5.1.2 室内手动停机试验。5.1.3 轴向位移保护。5.1.4 低油压试验。5.1.5 转速表超速试验。5.1.6 低真空保护试验。5.1.7 发电机跳闸按钮试验。5

30、.1.8 DEH紧急停机试验5.2 机组大修后或保护装置检修后，应做如下保护试验。5.2.1 低真空保护试验。5.2.2轴向位移保护试验。5.2.3低油压保护试验。5.2.4高压加热器水位保护试验。5.2.5自动主汽门、调速汽门严密性试验。5.2.6真空严密性试验。5.2.7各辅助设备电动机事故按钮联动试验。5.2.8电控油压低跳机试验。5.2.9机电联锁试验。5.3下列情况，应做超速试验。5.3.1新安装机组或机组大修后第一次启动。5.3.2调整系统检修后或超速保护本身有缺隐消除后。5.3.3机组运行累计2000小时。5.3.4停机时间连续一个月及以上再启动时。5.4下列情况应做危急遮断器喷

31、油试验。5.4.1超速试验前，机组定速未并网时，但喷油试验后30分钟内，不要做超速试验。5.4.2试验滑阀检修后。5.4.3机组大、小修后定速并网前。5.5 热工信号试验5.5.1 联系热工将仪表、保护及相关设备送电。5.5.2 检查光字牌亮灭状态正常。5.5.3 按下热工信号试验按纽试验，光字牌亮，警铃响。5.5.4 松开热工信号试验按纽，光字牌恢复正常。5.5.5 按下热工信号确认按纽，警牌静音。5.5.6 联系热工分别送上三段抽汽压力异常、四段抽汽压力异常、主汽温度高、主汽压力高信号，检查相应光字牌报警正常。5.6 控制油系统联锁试验5.6.1 检查控制油系统正常，控制油泵送电。5.6.

32、2 分别对1、#2控制油泵进行启、停试验。5.6.3 启动一台控制油泵，另一台控制油泵投备用，用手按运行泵事故按纽，两台泵进行互为跳闸联动试验。5.6.4 启动一台控制油泵，投入控制油压低联锁，停运行泵，压力低于2.0Mpa备用泵自启动。5.6.5 联系热工短接“控制油压低至2.5MPa”接点，分别试验两台控制油泵低油压联动。5.6.6 联系热工分别送上控制油箱油位高100mm接点，控制油箱油位低100mm接点，及控制油滤油器压差大信号检查相应报警正常。5.6.7 手动投停电加热装置，试验投停正常。5.6.8 联系热工分别送上控制油温高及控制油温低信号，试验热工信号报警正常。5.7 润滑油系统

33、联锁试验5.7.1 检查润滑油系统正常。5.7.2 汽机总保护开关在“投入”位置，保护分开关在“退出”位置。5.7.3 各油泵及盘车联锁开关打至“解除”位置。5.7.4 启动直流油泵在直流润滑油泵出口门全开的情况下，对零压系统进行全容量启动试验，运行15分钟，停直流润滑油泵。5.7.5 启动交流润滑油泵。5.7.6 投入调速油泵联锁，调速油泵自启动。5.7.7 投入交流润滑油泵联锁，试验润滑油压0.15MPa交流油泵自停。5.7.8 投盘车及盘车联锁。5.7.9 试验交、直流润滑油泵联动及盘车跳闸联锁。5.7.10 手动开启、停止调速油泵。5.7.11 联系热工送上主油箱油位高、低信号，检查光

34、字牌报警正常。5.8 调节系统静态试验5.8.1 做好防止汽轮机进汽进水措施。5.8.2 检查调节保安部套完好，各部套及保护联锁位置正确。5.8.3 启动一台控制油泵。5.8.4 启动高压油泵。5.8.5 手摇同步器全开，全关主汽门，检查开关灵活无卡涩现象。5.8.6 操作DEH全开全关调速汽门，中低压旋转隔板，检查开关灵活无卡涩现象。5.8.7 全开主汽门，用启动阀关闭、开启主汽门。5.8.8 全开调速旋转隔板，手拍危急遮断器，检查主汽门、调节汽门、中、低压旋转隔板关闭同步器自动复零。5.8.9 手摇同步器开启主汽门，中、低压旋转隔板10。5.8.10 手按操作台上停机按纽，检查保安系统动作

35、正常。5.8.11 手摇同步器开启主汽门，联系检修通过前轴承箱上手孔分别拨动1、2危急遮断油门，检查保安系统动作正常。5.8.12 手摇同步器开启主汽门，将试验油门分别转至试验1位置，联系检修通过前轴承座上手孔拨动1危急遮断油门挂钩，检查1危急遮断指示器指示“遮断”字样，主汽门不关闭，手按1喷油试验滑块推块复位1危急遮断油门，用同样方法试验2危急遮断器。5.8.13 关闭主汽门。5.8.14 停高压油泵，控制油泵。5.9 DCS动作停机保护试验5.9.1 做好防止汽轮机进汽进水措施。5.9.2 保护总开关在投入位置，保护分开关在退出位置。5.9.3 同步器自动复零保护投入同步器在“零”位。5.

36、9.4 检查保安系统各部套位置正确。5.9.5 启动一台控制油泵。5.9.6 启动调速油泵。5.9.7 手摇同步器，开启主汽门。5.9.8 操作DEH，开启调速汽门旋转隔板各10。5.9.9 按下保护动作复归按纽，投入动作停机保护分开关。5.9.10 联系热工送上停机信号，检查主汽门、调速汽门、中低压旋转隔板、低压旋转隔板关闭，同步器自动复“零位”，危急遮断器指示“遮断”字样，“主汽门关闭”光字牌亮，“确认”热工信号。5.9.11 联系热工断开动作停机信号。5.9.12 手按“保护动作复归”按纽。5.9.13 就地复位AST电磁阀，检查危急遮断指示器指示“正常”字样。5.9.14 联系热工退出

37、DCS动作停机保护分开关。5.10 用相同的方法试验下列保护：5.10.1 DEH动作停机保护。5.10.2 轴向位移停机保护。5.10.3 机组超速停机保护。5.10.4 轴承温度高停机保护。5.10.5 支持推力轴瓦温度高停机保护。5.10.6 发电机油开关跳闸停机保护。5.10.7 真空低停机保护。5.10.8 润滑油压低停机保护。5.11 电超速保护试验5.11.1 检查主汽系统，正常保安部套及相关保护联锁开关在规定位置。5.11.2 启动调速油泵。5.11.3 启动一台控制油泵。5.11.4 开启主汽门、调速汽门及旋转隔板。5.11.5 按下保护动作复归按纽，联系热工投入电超速保护分

38、开关。5.11.6 联系热工送上超速103信号，检查调速汽门、中低压旋转隔板关闭。5.11.7 联系热工断开超速103信号，延时2.53秒检查调速汽门中、低压旋转隔板开启。5.11.8 关闭主汽门、调速汽门、旋转隔板。5.11.9 恢复热工、电气信号正常状态。5.11.10 停调速油泵、控制油泵。5.12抽汽逆止门保护试验5.12.1 检查主蒸汽系统正常，调节部套相关保护联锁位置正确。5.12.2 启动调速油泵。5.12.3 检查凝结水系统正常，启动一台凝结泵再循环运行。5.12.4 就地手动开启抽汽逆止门电磁阀，检查各段抽汽逆止门关闭。5.12.5 将操作台上抽汽逆止门控制开关打至“手动关”

39、位置，检查各段抽汽逆止门关闭。5.12.6 联系电气送上“发电机油开关合闸”信号。5.12.7 手摇同步器开启主汽门。5.12.8 手按保护动作复归按纽，联系热工投入抽汽逆止门保护分开关。5.12.9 手摇同步器关闭主汽门，检查各段抽汽逆止门关闭。5.12.10 手摇同步器开启主汽门。5.12.11 用操作台上控制开关手动开启抽汽逆止门。5.12.12 按下保护动作复归按纽。5.12.13 联系电气送上“发电机油开关跳闸”信号，检查各段抽汽逆止门关闭。5.12.14 手摇同步器关闭主汽门。5.12.15 停调速油泵、凝结水泵。5.13 高加联锁保护试验5.13.1 检查凝结水系统正常，高加保护

40、水系统正常，启动凝结泵再循环运行。5.13.2 就地手动开启高加保护电磁阀，检查保护水压力正常。5.13.3 就地手动关闭高加保护电磁阀。5.13.4 就地手动开启高加保护电磁阀。5.13.5 将操作台上高加保护开关转向“投入”位置，检查高加保护电磁阀动作，高加出入口门关闭，事故放水全开，进汽电动门全关。5.13.6 将操作台上高加保护开关转向“解除”位置，检查高加保护电磁阀复位。5.13.7 联系热工分别送上1、2高加水位高值值及水位低信号，检查报警及保护动作正常。5.13.8 将操作台高加保护开关打至“投入”位置，检查高加保护电磁阀关闭，高加出入口电动门打开，高加旁路电动门关闭，将高加保护开关置于“自动”位置。5.13.9 启动一台给水泵。5.13.10 高加注水，检查联成阀开