火力发电厂锅炉、汽轮机、发电机组试验

机组试验

1 锅炉水压试验
1.1 水压试验规定：
1.1.1 大、小修后或因受热面检修后，锅炉在启动前应进行额定工作压力水压试验；在下列情况下，应进行超压水压试验：
1.1.2 运行中的锅炉每六年进行一次（一般在大修后进行）。
1.1.3 新装锅炉启动运行前。
1.1.4 锅炉受热面大面积更换后。
1.2 水压试验标准：
1.2.1 给水和过热系统的超压试验压力为设计压力的1.25倍(新安装时为设计压力的1.5倍)，再热系统的超压试验压力为设计压力的1.5倍。具体试验压力见下表，本规程只规定额定工作压力试验的具体操作，做超压力水压试验时应执行专项试验技术措施。
表9-1：锅炉水压试验压力表
系统 额定工作压力 额定水压试验压力 超压水压试验压力
给水和过热汽系统 19.95 MPa 19.95 MPa 24.94 MPa（厂家29.93MPa）
再热汽系统 3.98 MPa 3.98 MPa 5.97 MPa
1.3 水压试验范围：
1.3.1 给水和过热汽系统：自给水泵出口至过热器出口堵阀前。
1.3.2 再热器系统：自再热器冷段入口水压用堵阀到热段出口再热蒸汽管道上的水压堵阀。
1.3.3 锅炉汽水管道附件二道门前系统参加工作压力的水压试验，PCV控制阀不参加水压试验。
1.3.4 高压加热器和汽包就地水位计只参加工作压力水压试验。
1.4 水压试验前的准备：
1.4.1 检查与锅炉水压试验有关的汽水系统检修工作已结束，工作票已终结，炉膛和锅炉尾部无人工作。
1.4.2 按照打压检查票进行检查，并由机组长确认正确性。
1.4.3 过热器出口加装堵板，打开机侧主再热蒸汽管道疏水门，水压试验前、后要分别检查各膨胀指示器指示值。
1.4.4 锅炉各安全阀应采取防起座措施。
1.4.5 确认水压试验用的除盐水水质合格，上水温度一般以50～70℃为宜，炉水温度最低不低于50℃，启动电动给水泵向锅炉上水至汽包正常水位。
1.4.6 水压试验压力以就地压力表指示为准，压力表精度在0.5级以上，并与DCS压力指示进行校对。
1.4.7 水压试验前，汽轮机盘车必须连续运行，运行值班员按“水压试验措施”对汽机侧阀门检查和操作，严密监视缸温变化，并做好记录。应监视高压导管疏水管道情况，或加装正式疏水外排管道或临时拿掉疏水阀门芯来观察。
1.4.8 再热器水压试验之前在再热器出入口堵阀加装水压堵板，水压试验时要严密监视再热管道及缸体温度的变化。
1.5 水压试验操作：
1.5.1 过热器和再热器系统都需做水压试验时，应先做再热器系统，后做过热器系统；做过热器试验时再热系统要做隔绝措施。
1.5.2 水压试验由运行人员负责操作，检修维护人员负责检查，有关专业技术人员参加。
1.5.3 水压试验应设专人负责升压，升压和降压时要得到现场指挥的许可才能进行,升压速度应缓慢平稳。
1.5.4 升压过程中或超压状态下禁止一切本体及受热面检查，在停止升压，并且压力稳定后才能进行检查。
1.5.5 再热汽系统水压试验操作：
1.5.5.1 再热器水压试验时，在上水过程中，将省煤器入口至再热器入口连通门打开与锅炉上水同时进行，当再热器各空气门见水后，关闭再热器各空气门，继续向过热器系统充水，逐渐关闭见水空气门，在关闭系统最后一个空气门前，关闭上水调整门，停止上水后关闭最后一个空气门。
1.5.5.2 空气门全部关闭后，通过给水旁路上水调整门，以0.20MPa/min的升速率升压至1.0MPa时，暂停升压稳压10分钟进行检查，观察压力无变化，受热面无异常后，继续升压至额定工作压力3.98MPa。
1.5.5.3 关闭进水，在额定压力下保持20分钟，对锅炉汽水系统进行认真检查，查看有无泄漏，检查结束后开启疏水门以0.3MPa/min的速度降压。当压力降至0MPa时，全开空气门将水放净。
1.5.5.4 如需进行超压试验，则在升至工作压力全面检查无异常后，以0.2MPa的升速率升至5.97 MPa，并保持5分钟，然后缓慢降至工作压力，其他操作按工作压力试验进行降压。
1.5.6 过热器系统水压试验操作：
1.5.6.1 水压试验前应重点检查炉侧及机侧系统隔离是否彻底，确保炉侧和机侧具备打压条件。
1.5.6.2 在锅炉汽包正常水位的基础上，用电动给水泵继续向过热器系统上水，直至各过热器空气门见水后逐个关闭。
1.5.6.3 当所有过热器系统空气门见水关闭后，锅炉开始升压，注意升压初期电泵勺管应在最低位置，用给水旁路调整门控制升压速度，当给水旁路全开后,用电动给水泵勺管控制升压速度。
1.5.6.4 锅炉升压应缓慢，汽包压力1.0 MPa以下升压速度应小于0.25MPa/min，压力升至1.0 MPa时暂停升压进行检查，观察压力无变化，检查受热面无异常，稳压10分钟后继续升压。
1.5.6.5 以0.20MPa/min的升速率升压至12.0 MPa时暂停升压进行检查，观察压力无变化，受热面无异常后，继续升压至19.95MPa进行检查，观察压力无变化，受热面无异常，如需进行超压试验,可继续升压。
1.5.6.6 若进行超压试验，解列汽包就地水位计，以小于0.20MPa/min的升速率继续升压至24.94 MPa，注意后期升压应缓慢进行，防止锅炉超压。在该压力下保持5分钟，然后缓慢降压至额定压力并保持20分钟，关闭进水门，对锅炉汽水系统进行认真检查，查看有无泄漏。检查结束后开启疏水门以0.30MPa/min的速度降压。当压力降至0MPa时全开过热器系统空气门，将水放尽。
1.5.7 工作压力水压试验合格标准及注意事项：
1.5.7.1 升压过程中应监视高压加热器汽侧水位及汽侧压力变化，防止由于高加管束泄漏造成高加超压和汽轮机进水,注意监视汽轮机缸体温度。
1.5.7.2 锅炉上水水质合格，温度合格，升压过程严格执行升压速度。
1.5.7.3 降压过程要执行降压速度，打压结束后，开启过热器和再热器疏水门将积水放尽。
1.5.7.4 打压结束后，拆除过热器及再热器水压试验堵板,解除安全阀防起座措施。
1.5.8 水压试验合格标准：
1.5.8.1 受压元件金属壁和焊缝没有任何水珠和水雾的泄漏痕迹。
1.5.8.2 受压元件无残余变形。
1.5.8.3 关闭进水门或停止给水泵后，5min内压降不超过0.5MPa。

2 锅炉安全门校验
2.1 安全阀校验原则：
2.1.1 机组大修或安全阀解体检修后均应对安全阀启座及回座压力进行校验。
2.1.2 安全阀校验整定工作应在试验指挥组的统一领导下进行，运行人员负责锅炉蒸汽压力的控制，检修维护人员负责具体校验。
2.1.3 安全门校验应按压力由高到低顺序逐个进行, 安全阀实际整定启动动作数值与计算数值的偏差不得超过0.5％。
2.1.4 弹簧式安全阀应使用安全阀辅助校验装置进行校验，辅助校验装置必须经过技术鉴定，并由经验丰富的专人操作，校验后，应抽查一、两个安全阀做实际排汽试验，以证明辅助校验方法的准确性。
2.1.5 安全阀校验时必须制定专用的安全技术措施，检修、运行负责人应在场。
2.2 安全阀校验条件：
2.2.1 锅炉检修工作已结束，满足锅炉点火启动要求。
2.2.2 高、低压旁路系统试验正常。
2.2.3 DCS系统显示、联锁、保护正常投入。
2.2.4 各安全阀冷态检查合格。
2.2.5 就地已安装校验合格且精度在0.5级及以上的压力表，安全阀启座及回座压力以就地压力表指示为准。
2.2.6 校验现场与集控室之间应配置足够和可靠的通讯联络工具。
2.3 安全门校验准备工作：
2.3.1 锅炉点火。
2.3.2 以0.2MPa/min逐渐升温升压，直至主汽压力5MPa。
2.3.3 对汽水系统进行全面检查，确认系统正常无泄漏。
2.3.4 对各安全阀进行详细检查，确认各安全阀无内漏。
2.4 再热器安全门校验操作：
2.4.1 逐步开大高旁，将再热蒸汽压力升高到3.5MPa。
2.4.2 闭锁所有安全阀，将再热器入口安全阀逐个解开闭锁进行整定。
2.4.3 继续升高再热入口压力，当安全门动作时，及时记录动作压力。
2.4.4 逐步关小高旁，当再热蒸汽入口压力降至4.26MPa时，再热器入口7号安全阀应自动回座，记录回座压力。
2.4.5 闭锁再热器入口7号安全阀，用同样的方法校验其它再热器入口安全阀及出口安全阀。
2.5 汽包安全阀及过热器出口安全阀校验操作：
2.5.1 联系热工闭锁EBV阀电控回路。
2.5.2 调整锅炉燃烧率，缓慢控制高、低压旁路阀，以0.20MPa/min的速度升高主汽压力至15.5MPa，解开6号汽包安全阀机械闭锁，确认其它汽包安全阀已闭锁。
2.5.3 在6号汽包安全阀装设液压校验装置。
2.5.4 调整液压校验装置，使安全阀动作。
2.5.5 降低液压加载力使安全阀回座。
2.5.6 详细记录启、回座时蒸汽压力及当时的液压加载力和弹簧高度。
2.5.7 检查6号汽包安全阀无内漏，闭锁过热器6号汽包安全阀。
2.5.8 用同样的方法校验其它汽包安全阀及过热器出口安全阀。
2.6 EBV阀校验操作：
2.6.1 检查EBV－A阀手动隔离阀开启，投入EBV－A阀电控回路。
2.6.2 以0.2MPa/min的升压率将主汽压力升高至18.13MPa。此时EBV－A阀应正确动作，压力降至17.77 MPa时应回座，否则通知热工调整直至合格为止。
2.6.3 检查EBV－A阀回座后无内漏，关闭该EBV－A阀手动隔离阀。
2.6.4 同以方法整定EBV－B阀。
2.7 安全阀校验注意事项：
2.7.1 安全门整定期间锅炉主保护必需正常投入，汽轮机作好防进水措施。
2.7.2 安全阀动作时，蒸汽压力大幅度波动,要注意给水压力波动对蒸汽温度的影响，重点对汽包水位和汽温进行控制。
2.7.3 安全阀整定期间要保持锅炉燃烧稳定,主汽温度控制在480℃以下。
2.7.4 安全阀整定时除就地调整人员外，其他人员不得靠近。
2.7.5 安全阀校验过程中，如出现异常情况，应立即停止校验工作。
2.7.6 安全阀整定结束蒸汽降压后，解除各安全阀机械闭锁并打开EBV阀手动隔离阀。
表9-2：锅炉安全门试验压力表（单位：MPa）
序号 设备位置 数量 型号 整定压力 回座压力 排放量t/h 备注
1 汽包安全阀1 1 1749WB 19.95 18.92 280 83.22%BMCR
2 汽包安全阀2 1 1749WB 20.15 19.55 284
3 汽包安全阀3 1 1749WB 20.35 19.74 288 83.22%BMCR
4 汽包安全阀4 1 1749WB 20.55 19.93 293
5 汽包安全阀5 1 1749WB 20.55 19.93 293
6 汽包安全阀6 1 1749WB 20.55 19.93 293
7 过热器出口1 1 1740WD 18.31 17.76 178 17.16%BMCR
8 过热器出口2 1 1740WD 18.35 17.80 179
9 过热器出口EBV阀1 1 1538VX 18.13 17.77 116
10 过热器出口EBV阀2 1 1538VX 18.13 17.77 116
11 再热器入口1 1 1705RWB 4.29 4.16 196 86.24%BMCR
12 再热器入口2 1 1705RWB 4.33 4.20 198
13 再热器入口3 1 1705RWB 4.38 4.25 200
14 再热器入口4 1 1705RWB 4.42 4.29 203
15 再热器入口5 1 1705RWB 4.42 4.29 203
16 再热器入口6 1 1705RRWB 4.42 4.29 244
17 再热器入口7 1 1705RRWB 4.42 4.29 244
18 再热器出口1 1 1785WD 3.99 3.87 134 15.89%BMCR
19 再热器出口2 1 1785WD 4.20 4.07 141
注：汽包＋过热器出口安全阀总排放量≈100.38%BMCR主汽流量
再热器系统安全阀总排放量≈102.19%BMCR再热蒸汽流量

3 机组大联锁试验
3.1 试验目的：验证联锁回路逻辑及联动对象动作正确。
3.2 试验时间：机组冷态启动前。机组大小修及联锁回路检修后均需进行大连锁试验。
3.3 试验条件：
3.3.1 锅炉处于冷态未点火。
3.3.2 汽机、电气、锅炉各联锁保护分别试验合格。
3.3.3 试验时，6KV、10 KV动力开关置”试验”位。
3.3.4 发变组母线刀闸在断位。
3.3.5 检修工作票已收回，检修安全措施已拆除。
3.4 试验方法：
3.4.1 闭合主开关。
3.4.2 汽轮机挂闸。
3.4.3 FSSS置仿真状态，模拟点火允许条件，复归MFT，将各磨煤机、油枪仿真运行，并投入保护，投入大连锁保护。
3.4.4 分别模拟汽机跳闸，发电机主开关跳及锅炉MFT动作。
3.4.5 检查保护动作正常，记录试验结果。
3.4.6 恢复试验前状态。

4 DEH静态试验
4.1 试验条件：
4.1.1 试验应在机组冷态启动前进行；热态启动前若调节系统没经过检修一般不做试验。
4.1.2 试验在锅炉点火前或锅炉未打水压时进行；要求主蒸汽及再热蒸汽管道无压，并放尽管道积水。
4.1.3 主机润滑油系统、EH油系统运行，机组处于盘车状态。
4.2 试验步骤：
4.2.1 启动氢密封备用油泵，出口油压正常。
4.2.2 联系热工投入DEH系统运行正常。
4.2.3 在DEH操作面板上退出“AUTO”方式，LCD显示“MAN”，使汽机在手动方式。
4.2.4 联系热工投入ETS系统运行。
4.2.5 联系热工解除跳机保护信号，确认DEH“超速保护”在“投入”位置，DEH无报警信号。
4.2.6 在DEH上按“挂闸”按钮，DEH显示“挂闸”正常，“挂闸”灯亮，“跳闸”灯灭，ETS机组挂闸通道显示灯亮，跳闸通道显示灯灭，DEH显示RSV1、RSV2全部开启，就地检查两个中压主汽门开启，检查安全油压正常。
4.2.7 按主汽门“增”键或“减”键，DEH画面显示主汽门开度从0％至100％，再从100％减至0。
4.2.8 记录输入50％、100％实际阀门开度值。
4.2.9 高压调门、中压调门与主汽门操作相同。
4.2.10 分别做高压主汽门、高压调门、中压调门开关试验。
4.2.11 在试验中，检查TV、GV、IV、RSV动作过程中两侧基本同步平稳，无卡涩，无跳动现象。
4.2.12 记录试验数据和操作过程。
4.2.13 试验完毕，手动打闸，恢复原运行方式。

5 汽轮机手动打闸试验
5.1 试验目的：
验证汽机远方跳闸按钮接线正确，就地跳闸装置动作可靠，汽机跳闸系统工作正常。
5.2 试验时间:
机组启动前，调节保安系统检修后。
5.3 试验条件：
5.3.1 汽机在盘车状态具备挂闸条件。
5.3.2 试验在锅炉点火前进行。主蒸汽及再热蒸汽管道无压，并放尽管道积水，旁路在切除方式下。
5.3.3 在DEH控制方式为“操作员自动”。
5.3.4 在DEH的“限制器设定值”上，分别将高负荷限制、低负荷限制、主汽压力限制退出。
5.3.5 在DEH画面上检查高中压主汽门、调速汽门关闭。
5.3.6 由热控人员解除已闭合的各跳机信号，检查各跳机信号消失。
5.4 试验方法：
5.4.1 在DEH操作员面板上点击“挂闸”按钮，检查机组安全油压正常，就地检查跳闸杠杆在正常位置， “遮断”信号消失。显示“挂闸”正常，机组挂闸。
5.4.2 在DEH的画面上，开启高、中压主汽阀，按正常启动方式打开其余各汽门。
5.4.3 分别在集控室按紧急停机按钮及在就地将跳闸杠杆推至遮断位置各一次，检查高、中压主汽门及高、中压调门迅速关闭。
5.4.4 试验完毕，应恢复解除的的信号。

6 ETS保护装置试验
6.1 试验目的：
验证汽机各保护通道正常，逻辑正确，汽机保护联锁正确。
6.2 试验时间：
机组大小修后和保护装置校核整定后，机组启动前。
6.3 试验条件：
6.3.1 汽机具备挂闸条件；且在锅炉上水前。联系热控模拟各跳闸条件。
6.3.2 试验前检查所有工作票收回，检修安全措施已拆除。
6.3.3 检查主汽管道确无压力。
6.3.4 当汽机挂闸后，注意检查汽机转速不应增加，机组盘车运行正常。
6.4 试验方法：
6.4.1 汽机挂闸，开启高、中压主汽门及调门。
6.4.2 开启各段抽汽逆止门及电动门，开启高排逆止门。
6.4.3 联系热控人员逐项模拟短接信号。
6.4.4 汽机跳闸后，检查高、中压主汽门及调门、各段抽汽逆止门及电动门。高排逆止门关闭正常。
6.4.5 记录确认各项保护动作值与设定值相符。
6.4.6 跳闸项目包括：
6.4.6.1 机组润滑油压低；
6.4.6.2 汽机轴向位移大；
6.4.6.3 机组轴振大；
6.4.6.4 机组轴承振动大；
6.4.6.5 汽轮机110％电超速(ETS和DEH系统)；
6.4.6.6 EH油压低；
6.4.6.7 排汽装置压力高；
6.4.6.8 锅炉MFT动作；
6.4.6.9 DEH失电；
6.4.6.10 发电机跳闸；
6.4.6.11 高压缸上下缸温差大于56℃。

7 汽轮机AST电磁阀试验
7.1 试验条件：
7.1.1 无汽机跳闸信号。
7.1.2 汽轮机挂闸后，即可作高压遮断模快的活动试验。
7.2 试验方法：（暂无）

8 汽轮机润滑油压低跳机试验
8.1 试验条件：
8.1.1 润滑油系统、密封油系统及顶轴、盘车装置运行。
8.1.2 此项试验机组启动前运行。
8.2 试验方法：
8.2.1 ETS盘面状态正确。
8.2.2 就地缓慢开启润滑油试验块1号通道泄油门，注意试验块1号通道油压变化。
8.2.3 当1号通道油润滑压降至0.06MPa， ETS显示为润滑油压低1、3号指示灯亮。
8.2.4 同样方法缓慢开启试验块2号通道泄油门，当油压降至0.06MPa，ETS盘油压低2、4号指示灯亮，同时汽轮机跳闸，AST失电，DEH盘跳闸灯亮。

9 发电机断水保护试验
9.1 试验条件：
9.1.1 新安装的机组或系统检修后，机组处于冷态状态。做此项试验。
9.1.2 发电机已充氢（或风压），内冷水系统处于正常运行状态。
9.1.3 将DEH置于手动控制，汽机挂闸，确认发变组出口刀闸确在断开位置，退出失灵保护压板，合上发电机出口开关，投入断水保护。
9.2 试验方法：
9.2.1 检查内冷水系统运行稳定，内冷水温和内冷水压力正常。
9.2.2 检查内冷水泵运行正常且投自动，备用泵备用正常。联系电气退出内冷水断水保护。
9.2.3 缓慢调整再循环门，当压力降至运行泵进出口压差小于0.14MPa时，画面报警，备用泵应联启正常。
9.2.4 继续开大再循环门，画面上发“定子绕组进出水压差低”报警。
9.2.5 继续降低母管压力，画面上发“定子绕组进出水压差过低”报警。延时30秒触发内冷水断水保护信号。同样方法作另一台内冷水泵的联锁实验。
9.2.6 试验完毕后，调整冷却水母管压力正常，保持自动状态，一台泵运行，另一台投备用。联系电气投入内冷水断水保护。

10 抽汽逆止门活动试验
10.1 试验条件：
10.1.1 要求负荷400MW以下。
10.1.2 机组回热系统全部投入，运行稳定，无缺陷。
10.2 试验方法：
10.2.1 试验过程中，每一抽汽逆止门应分别试验，压力由低到高。试验时要迅速，以免影响热力系统运行稳定。
10.2.2 试验时派专人在就地检查逆止门动作情况，抽汽逆止门关闭，即可恢复。对照就地与LCD状态应一致。
10.2.3 做1至3抽逆止门试验时，应注意待高加水位稳定后再进行下一逆止门试验。试验过程中发生水位高导致加热器解列时，应注意监视段压力、负荷的变化，根据情况采取相应措施。
10.2.4 试验前、后分别记录机组负荷、主再热蒸汽参数、加热器水位、除氧器水位、压力、温度，给水和5号低加出口凝结水温度。
10.2.5 在LCD上调出抽汽逆止门操作窗，关闭抽汽逆止门，就地检查抽汽逆止门关闭，通知主值迅速开启逆止门。
10.2.6 确认试验逆止门全开后，用同样的方法试验其它各逆止门。

11 高中压主汽门、调速汽门成组活动试验
11.1 试验条件：
11.1.1 机组运行正常、稳定，DEH运行在操作员自动方式，DEH无故障报警。
11.1.2 提前通知调度：汽轮机试验期间需暂时退出“AGC”控制方式。
11.1.3 阀门活动试验时机组推荐负荷范围10%～60％额定负荷范围，其高调门开度不大于24%。
11.1.4 机组各阀门无故障信号且高中压主汽门“OPEN”回馈信号均显示正常。
11.1.5 确认VALVE POSITION（阀位控制）在“IN”位；阀门选择单阀控制方式。
11.1.6 试验期间投入“功率回路”，使试验期间保持负荷不变。
11.1.7 确认高低压旁路阀关闭。
11.1.8 试验期间应有专人在现场阀门旁观察阀门动作情况。
11.1.9 确认锅炉汽包水位正常。
11.1.10 试验步骤执行操作票。
11.2 阀门试验步骤：
11.2.1 主汽门活动试验：按下“TV1”或“TV2”按钮，按钮变红，再按下关闭按钮，该按钮变红，与试验主汽门相对应的“GV1、GV4”或“GV2、GV3”逐渐关闭， GV关闭后，该试验主汽门迅速关闭。按下复位按钮，试验主汽门迅速重新开启，当其全开后，该侧的两个调节阀恢复打开接带负荷，恢复原来开度。
11.2.2 高调门活动试验，按下“GV”按钮，按钮变红，再按下关闭按钮，该按钮变红，相对应的GV阀门关闭，GV关闭后，按下复位按钮，试验的GV开始恢复原来开度。
11.2.3 中压主汽门活动试验：按下“RSV1”或“RSV2”按钮，按钮变红，再按下关闭按钮，该按钮变红，与试验主汽门相对应的“IV1、IV3” 或”IV2、IV4”逐渐关闭， IV关闭后，该试验主汽门迅速关闭。按下复位按钮，试验主汽门迅速重新开启，当其全开后，该侧的调节阀恢复打开接带负荷，恢复原来开度。
11.2.4 中调门活动试验，按下试验按钮，按钮变红，再按下关闭按钮，该按钮变红，相对应的IV阀门关闭，IV关闭后，按下复位按钮，试验的IV开始恢复原来开度。
11.2.5 结束试验；退出“功率回路”控制；阀门切至“顺阀”方式。
11.2.6 通知调度，试验结束，可投入“AGC”控制。

12 高中压主汽门、调速汽门严密性试验
12.1 试验时间：
12.1.1 汽轮机大、小修后。
12.1.2 高中压主、调汽门解体检修后。
12.1.3 汽轮机超速试验前。
12.2 试验条件：
12.2.1 机组已升速至额定转速，阀门切换已完毕且未并列。
12.2.2 机组运行稳定，无异常报警，DEH正常运行，汽机上、下缸温、振动、膨胀正常。
12.2.3 定速暖机结束。
12.2.4 无其它试验进行。
12.2.5 主再蒸汽管道疏水及汽机本体疏水阀开启。
12.2.6 维持主汽压力不低于50%额定主汽压力；开启高旁及高排通风阀，维持再热压力不低于50%额定再热压力。
12.2.7 试验过程中应保持汽温、汽压稳定，维持额定背压。
12.2.8 保持氢密封备用油泵，交流润滑油泵运行。
12.2.9 确认汽轮机有关保护投入正常，机跳炉保护已退出。
12.3 高中压主汽门严密性试验试验方法：
12.3.1 DEH运行方式 “操作员自动”。
12.3.2 在DEH操作画面中调出阀门严密性试验操作窗口。
12.3.3 打开DEH画面的阀门试验，查阀门为单阀控制，各主调节阀开度相同。
12.3.4 点击阀门严密性试验窗口下的高压主汽阀/中压主汽阀按钮，并确认。
12.3.5 检查所有的高压主汽阀和中压主汽阀全部关闭，高压调节阀和中压调节阀处于开启状态，转子转速下降，记录惰走时间。
12.3.6 在进汽参数额定的情况下，转速降至1000r/min以下合格。
12.3.7 如参数低于额定值，确定严密性合格的转速应按下式计算：合格转速=试验时主汽压力÷额定主汽压力×1000 r/min。
12.3.8 试验完毕取消主汽门严密性试验，汽机打闸，然后进行汽机的挂闸、复位工作，汽机重新定速3000r/min。
12.3.9 当机组转速至额定转速后，保持主、再热汽压力、温度的稳定，准备作高中压调节阀的严密性试验。
12.4 调速汽门严密性试验试验方法：
12.4.1 DEH运行方式 “操作员自动”。
12.4.2 在DEH操作画面中调出阀门严密性试验操作窗口。
12.4.3 打开DEH画面的阀门试验，查阀门为单阀控制，各调节阀开度相同。
12.4.4 在严密性试验操作窗口中选择“调门严密性试验”并确认。
12.4.5 点击阀门严密性试验窗口下的高压调节阀/中压调节阀按钮，并确认。
12.4.6 查所有的高压调节阀和中压调节阀全部关闭，高压主汽阀及中压主汽阀处于全开状态，转子转速下降，记录惰走时间。
12.4.7 高中压调门全关后，转速降至计算值以下为严密性合格。
12.4.8 如参数低于额定值，合格转速的计算方法同主汽门严密性试验。
12.4.9 试验完毕取消主汽门严密性试验，汽机打闸，然后进行汽机的挂闸、复位工作，汽机重新定速3000r/min。
12.4.10 停止润滑油泵及氢密封油泵运行。
12.5 注意事项：
12.5.1 试验期间时尽量保持主、再热汽压力及背压稳定。
12.5.2 转速下降过程中要注意时间、转速、蒸汽参数和背压值。
12.5.3 转速下降过程中，注意润滑油压的变化。转速降至2100r/min时，应启动顶轴油泵。监视油压力正常。
12.5.4 如果汽门严密性不合格，禁止启动汽轮机。
12.5.5 试验过程中应注意机组各轴承的振动情况。尤其当转子通过临界转速区时，如轴的振动超过限值应立即手动打闸停机。
12.5.6 主汽阀、调节阀严密性试验应分别进行，调速汽门严密性试验应在主汽门严密性试验结束后进行。

13 汽轮机超速保护试验
13.1 超速保护整定值：
13.1.1 危急遮断器动作转速整定值为3270～3330r/min。
13.1.2 DEH、ETS电超速保护整定值均为3300r/min。
13.2 下列情况下应做超速保护试验：
13.2.1 汽轮机安装完毕，首次启动时。
13.2.2 汽轮机经大修后，首次启动时。
13.2.3 做过任何有可能影响超速保护动作值的检修后。
13.2.4 停机一个月以上，再次启动时。
13.2.5 甩负荷试验之前。
13.3 试验条件及注意事项：
13.3.1 机组并网带20％负荷，主、再热汽温维持在450℃左右且运行7小时以上，然后减负荷，解列发电机，定速3000r/min。
13.3.2 超速保护试验应得到值长同意，在专人监护下进行，并有专业技术人员在场。
13.3.3 超速试验前，机组做远方打闸和就地手动打闸试验合格，主调汽门应无卡涩。
13.3.4 带负荷前应做喷油试验并合格，超速试验之前严禁做喷油试验。
13.3.5 当机械超速试验实际动作值高于3300r/min时，才可做电超速实际值试验；做机械超速试验前，电超速试验应合格且保护在投入状态。
13.3.6 超速试验前，主汽阀、调节阀的严密性试验应合格。
13.3.7 DEH运行方式为“操作员自动”。
13.3.8 做超速试验时，机组应维持较低的背压，汽温维持在450℃左右，主汽压力不高于7MPa；并全面检查各项参数正常。
13.3.9 在超速升速过程中，当转速升至3330r/min，而未动作应立即手动打闸，检查高中压主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭，以及各相应联锁动作阀门动作正常。
13.3.10 机组超速试验跳闸后，重新挂闸后的升速率设定为：200～300r/min。
13.3.11 超速试验跳闸后，当转速降至3000r/min以下时再重新挂闸。
13.3.12 机械超速应进行两次，两次动作转速差不超过0.6％。
13.3.13 试验时不宜在高转速下停留，注意平稳升速，防止转速失控。
13.3.14 在超速试验升速过程中，应注意监视机组轴承及轴振动正常，设专人监视机组各轴承振动及瓦温的变化；试验过程中，若振动增大，未查明原因并采取措施前不得继续试验，若振动情况异常，应立即打闸停机。
13.3.15 严密监视转子的转速、振动和轴承温度等参数，达到紧急停机条件应立即停机。
13.3.16 主机氢密封备用油泵和交流润滑油泵保持运行，检查润滑油压正常，低油压联锁投入。
13.3.17 解除机跳炉联锁保护。
13.3.18 试验前，停止高、低加汽侧运行。
13.3.19 整个试验过程中，润滑油温度应维持在43～46℃之间。
13.3.20 机组每次超速遮断后，“目标转速”自动复归到“0 r/min”；当降至2100r/min以下时应立即启动顶轴油泵运行。
13.4 103％超速保护（OPC）试验方法：
13.4.1 机组转速稳定在额定转速。
13.4.2 设定目标转速为3100r/min，设定升速率为50r/min，经确认后开始升速。
13.4.3 当转速升到3090r/min，OPC电磁阀动作，DEH 、LCD显示，所有高压调节阀和中压调节阀关闭，转速下降，记录动作转速。
13.4.4 当转速低于3090r/min时，GV、IV阀位返回原来位置。将目标转速设定为3000r/min。维持转速为额定转速3000r/min。
13.5 DEH电超速保护试验方法：
13.5.1 机组转速稳定在额定转速。
13.5.2 通知热控人员暂时将DEH电超速保护定值设定为3050 r/min。
13.5.3 设定目标转速为3060r/min，设定升速率为50r/min，经确认后开始升速。
13.5.4 机组转速达3050r/min时，DEH电超速保护动作，高中压主汽门、调速汽门应迅速关闭。
13.5.5 试验完毕，重新挂闸升速，维持3000 r/min。
13.5.6 通知热控人员恢复DEH电超速保护定值为3300 r/min。
13.6 机械超速、ETS电超速保护联合试验方法：
13.6.1 机组转速稳定在额定转速。
13.6.2 通知热控人员将DEH电超速保护定值暂时设定为3330 r/min。
13.6.3 通知热控人员将DEH的OPC超速保护强制。
13.6.4 设有专人在就地及主控负责随时准备打闸, 打闸转速值为3310r/min及以上。
13.6.5 设定目标转速为3310r/min，设定升速率为150r/min，经确认后开始升速。
13.6.6 机组升速至2000r/min以上时，要求加强监视；当机组遮断后，立即记录遮断转速值，同时确认机组转速应趋于下降，高中压主、调汽门均已关闭，然后判断保护动作情况：当ETS电超速保护动作时，其对应转速为3300r/min且有报警显示；当撞击子动作后，就地机械跳闸表显示为零。
13.6.7 机组遮断若为ETS电超速保护动作时，说明撞击子动作转速高于3300r/min,下一步继续做机械超速试验前，应先将ETS电超速保护进行抑制,并将DEH电超速保护值暂时设定为3330r/min；机组遮断若为机械超速保护动作时，下一步仍应进行一次机械超速试验，待机械超速试验完毕后，将ETS电超速保护定值暂时设定为3050r/min，试验方法同DEH超速保护试验方法。
13.7 单独机械超速保护试验方法：
13.7.1 机组转速稳定在额定转速。
13.7.2 通知热控人员将DEH电超速保护值暂时设定为3330r/min。
13.7.3 通知热控人员将DEH的OPC超速保护强制。
13.7.4 通知热控人员将ETS电超速保护进行抑制。
13.7.5 设有专人在就地及主控负责随时准备打闸，打闸转速值为3330r/min及以上。
13.7.6 设定目标转速为3310r/min，设定升速率为150r/min，经确认后开始升速。
13.7.7 机械超速保护正常动作范围为3270～3330r/min；当机组遮断后，及时记录动作转速值，同时确认机组转速应趋于下降，高中压主、调汽门均已关闭，并确认就地机械跳闸表显示应为零。
13.7.8 重新挂闸、升速至额定转速。
13.7.9 要求机械超速保护试验必须进行两次。
13.7.10 若撞击子动作转速值不合格时，应依照厂家要求进行调整，撞击子调整后必须重新进行超速试验，直至撞击子动作转速合格为止。
13.8 完成ETS电超速保护试验，试验方法同DEH电超速保护试验。
13.9 机组超速试验完毕后，维持机组3000r/min，全面检查机组各项参数应正常，做好各项参数试验记录。
13.10 通知热控人员：将DEH电超速保护设定值恢复为3300r/min；将ETS电超速保护设定值恢复为3300r/min并解除保护抑制功能；恢复DEH的OPC超速保护功能。

14 汽轮机危急遮断器喷油试验
14.1 试验目的：
检验危急保安装置飞锤无卡涩，能可靠动作。
14.2 试验时间：
14.2.1 机组运行2000小时以上。
14.2.2 机组正常带负荷运行中的定期试验。
14.3 机组定速3000r/min，转速切换为调阀控制，未并网之前试验方法：
14.3.1 确认机组运行稳定，各项参数正常。汽机各转速计指示正常为3000r/min。
14.3.2 指定专人在汽机机头缓慢开启喷油试验手动门，并注意喷油油压的变化。
14.3.3 随着油压的升高，注意检查危急跳闸器撞击子（飞锤）飞出正常，跳闸杆打至跳闸位，就地薄膜阀上方的油压泄去而打开，汽机各进汽阀迅速关闭。
14.3.4 记录飞锤动作时的喷油油压，并与以前的记录比较，如有差异应进行分析，联系维护处理。
14.3.5 关闭喷油手动门，然后进行汽机的挂闸与复位的工作，记录挂闸转速，重新定速3000r/min。
14.4 机组正常带负荷运行中试验方法：
14.4.1 确认机组运行稳定，各项参数正常。汽机各转速指示正常为3000r/min。
14.4.2 指定专人在汽机机头，将喷油试验隔离杆打至“试验位置” 并保持。在整个试验过程中不能放开；注意监视遮断油压应无下降。
14.4.3 缓慢开启喷油试验阀，观察试验压力表指示的变化。
14.4.4 随着油压的升高，注意检查撞击子（飞锤）飞出正常，跳闸杆打至跳闸位；薄膜阀上方的油压维持正常。
14.4.5 记录飞锤动作时的喷油试验油压指示值，并与以前的记录比较，如有差异应进行分析，联系维护处理。
14.4.6 关严注油试验手动门，就地重新挂闸。
14.4.7 确认超速跳闸装置油压正常后，将试验手柄慢慢返回至正常位置。
14.4.8 将试验记录数据与原有数值比较，判定危急保安器动作是否正常。
14.4.9 试验结束。
14.5 注意事项：
14.5.1 飞锤飞出后，应立即关闭喷油试验阀，以防飞锤长时间与触发器磨擦，损坏设备。
14.5.2 此项试验只能在机组正常运行时或汽轮机冲转至3000r/min后进行。
14.5.3 试验过程中，必须保证试验手柄一直保持在试验位置，否则将导致机组误跳。
14.5.4 试验手柄切至正常位置前，应确认油压正常，否则将导致机组误跳。

15 汽轮机真空严密性试验
15.1 试验条件：
15.1.1 机组带80%及以上负荷且稳定运行。
15.1.2 备用水环真空泵分离水箱水位正常，入口蝶阀开关灵活动作正确。
15.1.3 真空系统运行正常，排汽背压不高于25kPa。
15.1.4 检查空冷风机运行良好, 试验前将空冷风机运行方式及转速控制均切为手动控制。
15.1.5 查看气候稳定且风速较小。
15.1.6 试验期间维持轴封压力不低于80kPa。
15.2 试验方法：
15.2.1 试验备用真空泵启动正常，停止备用真空泵，稳定5分钟。
15.2.2 将空冷风机转速控制切至手动位，试验过程中维持空冷风机转速不变。
15.2.3 试验过程中维持汽轮机主汽压力和进入空冷凝汽器的蒸汽量不变。
15.2.4 记录试验前机组负荷、空冷风机运行台数及转速、排汽压力、排汽温度、环境温度。
15.2.5 停止运行的真空泵，记录好时间。
15.2.6 每隔一分钟记录机组排汽压力、排汽温度。
15.2.7 试验时间10分钟，取后5分钟排汽压力上升值的平均数为最终试验计算结果。
15.2.8 试验结束后，及时启动真空泵恢复机组真空。
15.2.9 真空严密性评价标准：合格：≤200Pa/min。优良：≤100Pa/min。
15.2.10 试验结束，检查机组运行正常，做好记录。
15.3 试验注意事项：
15.3.1 试验过程中如果排汽压力超过报警值，则立即中止试验。
15.3.2 试验过程中不进行机侧汽水系统的其他操作。
15.3.3 机组出现异常情况，应中止试验。

16 测量发电机转子交流阻抗、功耗及绝缘电阻值（机组大修后必做，小修根据情况决定是否做）
16.1 机组冲转前的检查：
16.1.1 灭磁开关在断开位置。
16.1.2 将转子接地保护保险断开。
16.1.3 励磁系统五级刀闸断开。
16.1.4 汽轮机组具备冲转条件。
16.2 在发电机转速为0，500，1000，1500，2000，2500，3000r/min时测量发电机转子交流阻抗和功率损耗及其绝缘电阻值（由高压试验人员完成）。

17 发变组PT核相及CT测向量（PT、CT拆线后及回路改动后必做，包括发电机出口PT、高厂变分支PT、主变出口PT，发电机出口和中性点CT、主变和高厂变套管CT、高压厂用电进线开关CT、发变组出口开关CT）
17.1 发变组PT核相
17.1.1 工作票已完工，检修设备具备运行条件。
17.1.2 汽轮机组冲转正常，发电机具备起励升压条件。
17.1.3 发变组出口500kV CVT二次小开关合入，发电机出口PT、高厂变分支PT正常投入。
17.1.4 发变组保护按照启动规定投入。
17.1.5 发电机起励升压至额定值。
17.1.6 用未进行检修及拆线的PT对需要的PT进行核相。如果所有发变组PT都需要核相，则以启备变串PT为基准与发变组PT进行核相。
17.2 CT测向量
17.2.1 工作票已完工，检修设备具备运行条件。相关CT试验合格，检修人员有交待。
17.2.2 汽轮机组冲转正常，发电机具备起励升压条件。
17.2.3 除需测向量CT所带差动保护阻抗保护、方向保护退出外，其他发变组保护按照启动规定投入。差动保护退出时不能同时退出发变组瓦斯保护、速断保护、定子接地保护。
17.2.4 如果仅侧发电机出口CT向量，可以在发动机短路试验时做。
17.2.5 如果涉及到发变组其他位置CT，需要带负荷才能测时，发电机起励升压至额定值。
17.2.6 发电机并网，调节负荷至CT测量需要的数值。
17.2.7 测量发电机、变压器CT二次电流相量。检查发电机、主变压器、发变组差动保护差流。正确后投入发电机差动保护压板。

18 发变组空载试验
18.1 工作票已完工，检修设备具备运行条件。
18.2 发变组出口刀闸断开，高压厂用电各段母线工作电源进线开关在拉出位置。
18.3 发变组出口500kV CVT二次小开关合入，发电机出口PT、高厂变分支PT正常投入。避雷器在工作位置。
18.4 发变组保护按照启动规定投入。
18.5 汽轮机组冲转正常，转速维持在3000r/min，发电机具备起励升压条件。
18.6 发电机励磁系统选择手动升压。
18.7 合上灭磁开关，手动调节励磁将发电机电压缓慢升至50%额定电压，检查发电机出口三组PT、高厂变四组PT、500kV侧PT二次电压应正常。
18.8 将发电机电压升至额定，检查上述PT二次电压应正常，相序应正确，检查开口三角电压值，并进行发电机出口与主变高压侧、6KV、10KV电源工作进线二次核相工作。核对表盘及DCS测量数值。
18.9 发电机电压额定时，测量发电机的轴电压。完成后将发电机电压降至最低，跳开灭磁开关。检查主变、高厂变、发电机等一次设备有无异常。
18.10 检查主变、高厂变、发电机等一次设备无异常后，合上灭磁开关，调节励磁电流，开始录制发电机变压器组空载特性曲线，上升、下降各取8点，分别为11KV、15kV、17kV、18kV、19kV、20kV，在额定电压20kV这点必须读取。在发电机电压超过额定值后，退过激磁保护出口压板。注意：定子电压最高不得超过1.1倍额定电压。读取数值时，发电机电压不得来回调整。
18.11 录制灭磁时间常数。定子电压在额定值时，启动录波器，跳开灭磁开关，录取定子电压、转子电压、转子电流数值及波形。
18.12 测量发电机残压及相序，测量时应先测量PT二次电压，经折算后，若一次电压超过500V，不得进行一次测量。

19 发变组短路试验
19.1 工作票已完工，检修设备具备运行条件。
19.2 汽轮机组冲转正常，转速维持在3000r/min。
19.3 发电机各辅助系统运行正常，具备起励升压条件。
19.4 发变组出口刀闸断开，高压厂用电各段母线工作电源进线开关在拉出位置。
19.5 发变组出口短路点K1短路良好，投入主变全部冷却器，高厂变冷却器投自动。
19.6 励磁系统具备启动条件。
19.7 检查发电机出口封闭母线与主变连接无异常，启动封母微正压装置，启动发电机母线出口冷却风机。
19.8 投发电机断水保护、主变非电量保护，其它发变组保护压板一律断开。
19.9 发电机励磁系统选择手动升压。
19.10 合上灭磁开关，缓慢调节发电机定子电流为2500A（二次为0.5A）时，检查发电机出口8组CT、主变高压侧4组CT有无开路，检查励磁变3组CT有无开路。
19.11 继续升流检查保护定值：发电机差动(一次值3849A、二次值0.7698A)，主变差动保护动作值（一次值10500A ，二次值2.1 A），发变组差动（一次值10500A ，二次值2.1 A）。检查后将CT二次恢复正常接线，然后将发电机定子电流缓慢升至发电机额定电流（一次值19245A， 二次值3.849A），检查发电机、主变压器、发变组差动保护差流。测量发电机、变压器CT二次电流相量。正确后投入发电机差动保护压板。
19.12 升流至发电机电流为额定时，测量发电机出口PT二次电压值并计算主变短路电抗值。
19.13 上述工作结束后，将励磁降至最低，跳开灭磁开关。
19.14 录制发电机变压器组三相短路特性曲线，上升、下降各读取8点，分别为5000A、7000A、9000A、11000A、13000A、15000A、17000A、19245A。最大定子电流为额定值时，读取发电机转子电压、转子电流值，并核对各仪表及DCS测量的准确性。在升流过程中，不要太快，防止发电机温升过快，安装单位要有人监视发电机、励磁装置、短路点有无异常。当值运行人员监视发电机定子线圈温度 ，定子铁芯温度,定子线圈出口水温度,发电机冷氢温度。并记录启动前及电流额定时上述各测点的温度值并打印清册。
19.15 上述工作结束后，调节发电机电流为额定值，跳开灭磁开关，测量灭磁时间常数。
19.16 在发电机出口处做三相短路线并接地，拆除K1点短路线。
19.17 进行高厂变A 6kV侧短路试验，将短路试验车推至6kV A段K2短路点,并检查短路试验车无异常。
19.18 拆除在发电机出口PT处做的三相短路接地线。
19.19 开启A高厂变冷却器。
19.20 投发电机断水保护，发电机差动保护,主变、A高厂变非电量保护。其它发变组保护压板一律断开。
19.21 发电机励磁系统选择手动升压。
19.22 合灭磁开关，用手动励磁缓慢升流做A高厂变6kV A段K2点短路试验。将电流升至二次约为0.06A(一次为300A)，检查A高厂变、6kV A段工作进线开关CT二次有无开路，然后升流核对高厂变差动保护定值（一次值375.375A，二次值0.15A）。完成后将高厂变差动保护CT二次恢复正常。将发电机定子电流缓慢升至厂高变额定电流（一次值750.55A, 二次值0.3A）,检查发变组差动保护，高厂变差动保护、主变差动保护差流。测量高厂变及6kV A段CT二次电流相量。核对表盘及DCS测量的准确性。
19.23 上述工作结束后，调节励磁为最低，跳开灭磁开关。
19.24 在发电机出口处做三相短路线并接地，拆除K2点短路线。
19.25 按照19.17～19.24的顺序，做10kV A段K3短路点、6kV B段K4短路点、10kV B段K5短路点短路试验。
19.26 5个点的短路试验都做完后，恢复措施，按照需要启动机组。

20 发变组同期回路检查及假同期试验
20.1 将以下信号接入录波器：自动准同期装置的导前合闸脉冲、主变高压侧电压、Ⅰ母线电压、Ⅱ母线电压、差电压、机组出口断路器辅助接点。
20.2 检查并确认发变组“关主汽门”保护压板已打开，发变组出口断路器合闸位置启动热工DEH调速回路接线已断开。检查并确认发变组出口刀闸在断开位置，断开其动力电源。
20.3 将发电机电压升至额定值，维持发电机转速及电压在额定值。
20.4 在DCS强制发变组出口刀闸在合位。
20.5 分别调整发电机转速使发电机频率低于和高于系统频率0.2Hz,在DCS操作“#1同期点选择”和“启动同期工作”，将DEH投入自动，同期系统将自动起动5013（2号机组为5021）断路器的自动同期继电器，观察自动准同期装置通过DEH电液调速装置自动调整发电机转速的情况，监视同期表的指示。自动准同期装置应能自动调整发电机频率与系统频率趋于一致。并自动将5013（2号机组为5021）断路器合闸（同时进行录波，从所录波形观察，断路器应在一次系统两侧相角差为0°位置合上。如在非0°位置合闸，则应修改整定的导前时间。）。试验结束后退出DEH自动，断开5013（2号机组为5021）断路器。
20.6 分别调整发电机电压低于和高于系统电压35,在DCS操作“#1同期点选择”和“启动同期工作”，将DEH投入自动，观察自动准同期装置通过AVR励磁调节器自动调整发电机电压的情况；监视同期表的指示。自动准同期装置应能自动调整发电机电压与系统电压趋于一致，并自动将5013（2号机组为5021）断路器合闸（同时进行录波，从所录波形观察，断路器应在一次系统两侧相角差为0°位置合上。如在非0°位置合闸，则应修改整定的导前时间。）。试验结束后退出DEH自动，断开5013（2号机组为5021）断路器。
20.7 解除DCS强制的发变组出口刀闸合位信号。
20.8 用同样的方法做与另一母线的假同期。。
20.9 用同样的方法做与雁塔线的假同期。
20.10 试验结束后将发电机电压降至零,跳开灭磁开关。
20.11 送上发变组出口刀闸动力电源。
20.12 恢复发变组“关主汽门”保护压板，恢复发变组出口断路器合闸位置启动热工DEH调速回路接线。

21 厂用电切换试验
21.1 机组并网后，维持发电机有功负荷为100MW。试验前应做好措施，以防止切换不成功时厂用电源失电影响机组运行。
21.2 将6kV、10kV工作进线开关推入工作位置。
21.3 将6kV厂用电A段自动切换装置投入并联快切方式。用DCS进行6kV厂用电A段备用进线开关向工作进线开关并联自动切换。此时工作进线开关应先合上，备用进线开关应后跳开。试验过程中用录波器进行录波。
21.4 用DCS进行6kV厂用电A段工作进线开关向备用进线开关并联自动切换。此时备用进线开关应先合上，工作进线开关应后跳开。试验过程中用录波器进行录波。
21.5 6kV厂用电A段快切试验成功后,将A段倒至工作进线开关。模拟保护动作启动快切，快切装置应先跳开工作进线开关，后自动合上备用进线开关。试验过程中用录波器进行录波。
21.6 用相同方法进行6kV厂用电B段、10kV厂用电A段、10kV厂用电B段切换试验。
21.7 快切试验成功后,将机组高压厂用电切换为高厂变带。四套快切装置均按要求投入运行。
22 柴油发电机组的启动试验
22.1 启动试验步骤
22.1.1 检查柴油发电机出口开关在“分闸”位。
22.1.2 检查柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关在“自动”位。
22.1.3 检查柴油发电机组机头控制面板无报警。
22.1.4 检查柴油发电机组机头控制面板紧急停机按钮在拔出位置。
22.1.5 检查柴油发电机组燃油油位正常。
22.1.6 检查柴油发电机组机油油位正常。
22.1.7 检查柴油发电机组水位正常。
22.1.8 检查蓄电池浮充电压在24V以上。
22.1.9 检查油箱内燃油储量充足。
22.1.10 将柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“运转”位。
22.1.11 检查机组起动正常。
22.1.12 等待电压和频率达到额定值时，出口开关自动合上。
22.1.13 机组运行10分钟后，将柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“停机”位。
22.1.14 机组停止运行，出口开关自动断开。
22.1.15 将柴油发电机组机头控制面板启动方式选择开关置“自动”位。
22.2 定期启动试验规定
22.2.1 按规定进行柴油机组的定期启动试验。
22.2.2 进行定期启动试验时应通知电气及机务维护人员。
22.2.3 机组检修期间进行柴油发电机带负荷试验，检查柴油发电机的带负荷能力。