下降 励磁电流 上升 下降 6、上述试验结束后，操作励磁屏进行减磁操作，分断励磁开关。通知操作人员将汽轮机转速降到0，将发电机出线小室柜由工作位置摇至抽出位置，确认后拆除短路排。（由安装公司人员进行）
7、短路排拆除确认后，恢复原接线，按照要求安装完毕，方可进行下道试验。（参与调试各单位）
发电机相序校核试验
一、试验参与人员
需要调试单位、安装公司、保护及同期装置厂家、发电机制造厂家人员配合。 二、试验准备及要求
1、将核相序仪器（高压核相仪、低压核相仪）准备到位。
2、确认发电机PT、励磁PT手车在工作位置，将隔离柜手车摇至工作位置，将发电机并网柜手车摇至抽出位置。
3、确认发电机所有保护已经投入，各联锁压板投入。
4、准备好通讯工具，联络在控制室和一楼电气室之间，明确联络责任人。（调试及安装单位） 三、试验步骤
1、投入励磁，建立发电机电压与电网电压一致。（调试单位、励磁厂家配合） 2、检查发电机运行正常后，通知安装单位准备核相序。
3、首先核对二次相序，在发电机PT、励磁PT柜测量PT二次侧相序应为正相序。
4、在发电机保护屏及发电机励磁屏核对PT二次侧相序应为正相序。
5、二次相序核对完毕后，核对一次相序，在发电机保护屏启动自动同期装置，观察同期启动后，通知安装单位做好数据监控。
6、分别核对发电机与系统侧相序及相位。记录表格如下： 表格一：
发电机PT 发电机PT 与系统侧对应 保护屏PT 机端相序 保护屏 系统相序 对应情况 表格二： 校核开关 系统侧 A相 B相 发电机并网柜(52G) C相 A相 A相 B相
待并侧 A相 B相 C相 B相 C相 C相 测试结果 Ua Ua Ua Ub Ub Ub Ua Ua Uc Uc Uc Uab Uab Uab Ubc Ubc Ubc Ub Ub Uca Uca Uca 二次相序 电压 二次相序 同期相序 发电机模拟并网试验
一、试验参与人员
需要调试单位、安装公司、保护及同期装置厂家、发电机制造厂家人员配合。 二、试验准备及要求
1、汽轮发电机组所有试验结束，具备模拟并网条件。
2、确认发电机PT、励磁PT、隔离柜手车在工作位置，将发电机并网柜手车摇至试验位置。
3、发电机保护全部投入。 三、试验步骤
1、建立发电机电压与电网电压一致，调节发电机频率与电网频率一致。（调试单位、励磁厂家配合）
2、启动自动同期装置，装置自动检测发电机与系统侧电压、频率、相位角，如不在设定范围内，自动进行调节。
3、当达到同期条件后，同期装置发出合闸信号，此时发电机并网柜应合闸。 4、确认发电机并网柜合闸后，在保护装置上应有合位指示，后手动进行分闸。
5、自动同期模拟并网后，按照手动同期操作步骤，进行手动同期模拟并网操作。
发电机负荷试验
一、试验参与人员
需要调试单位、安装公司、建设单位、保护及同期装置厂家、发电机制造厂家人员配合。 二、试验准备及要求
1、汽轮发电机组所有试验结束，机组已并网。 2、确认发电机所有运行信号正常，机组运行正常。 3、发电机保护全部投入。 三、试验步骤
1、测量发电机保护的电流相位。
2、再次核对电流、电压二次相位的正确性，各测量表计的正确性。 3、带负荷下的轴电压测量。
4、发电机带足够负荷下的励磁装置试验。
（四）. 热控专业设备调试内容:
DEH系统调试措施
1、调试目的
按照ZH200的技术规范，配合机组调试及运行要求，有步骤地调整和试验DEH的设计控制功能。逐步投入汽机CPC及ETS等功能，以满足机组整组启动、机组运行以及汽机各项性能试验的控制要求和保护要求。安全、优质地保障汽轮机各项功能的实现。 2、调试对象及范围
控制系统为江阴众合提供的数字电液调节系统。控制对象为 15MW 凝汽式汽轮发电机。控制范围为汽轮发电机的转速、负荷控制系统及保护系统等。 3、调试方法和流程
1） 前期调试的技术准备工作：
（1）生产厂家负责DEH系统的的软、硬件的测试、维护及调试技术指导，安装单位负责安装方面的消缺并配合调试，调试单位负责 整定值及调试工作。 （2) 对照机组热力系统及 汽轮机厂提供的系统图，审核汽机电液调节系统（DEH）的控制功能组态图；
(3) 审核 DEH控制仪表接线图，根据实际的调试情况 .
(4) 按照机组调试的进度计划和汽机机务调试的工作进对应的调试工作计划，并制定调试技术措施。 2) DEH保护功能试验
(1)静态模拟各种条件，对DEH的超速保护（103%），机组负荷预测（LDA）及电网甩负荷（CIV）等OPC功能进行试验；
(2) DEH调节功能试验（包括各种回路、功能的切投试验）
(3) DEH、ETS接口检查试验：
（4） 检查试验DEH同电气准同期间的AS（自动并网）或MS（手动并网）接口； （5） 检查DEH与ETS、ETS与FSSS的跳闸接口。 3) 整套启动调试：
(1） 配合汽机机务，在汽机整套启动前做机、炉、电大联锁试验，阀门试验和DEH功能试验；
（2） 汽机整套启动中投入DEH转速控制、阀门切换等功能，并配合机务做汽机ETS电超速试验和机械超速试验；
（3） 随着运行工况的不断变化，逐步整定DEH中的各项功能、参数，使汽机控制更加安全可靠。
（4）根据机组运行的实际情况，逐步投入负荷控制等其他功能，并根据工况整定控制参数和优化控制功能，满足负荷控制的要求； （5） DEH配合汽机，做电气开关跳闸机组甩负荷试验；
ETS 系统调试方案
1 编制目的
根据设计院和相关资料，检查ETS系统是否符合系统设计要求，并在相关人员的配合下，完成对ETS系统的调试，使系统设备在完好的正常下，实现设计功能，满足机组安全、稳定地运行。 2. 调试范围 1） 停机项
（1）保护关主汽门 （2）电调装置停机 （3）手动停机
河北鸿科碳素有限公司 余热发电项目设备调试大纲
编制：
审核：
批准：
青岛捷能电力设计有限公司
河北鸿科碳素余热发电项目部
一. 工程概况：
河北鸿科碳素有限公司煅烧炉余热发电项目装机容量为2×11.9t/h中温中压余热锅炉+1×4.5MW凝汽式汽轮发电机组，本期2台余热锅炉为露天布置。
二. 调试人员组织与分工：
调试总指挥：丁邦平
副总指挥：张志科、魏喜堂、赵龙岐 调度、协调组：组长：赵龙岐
组员：梁锁廷、赵保中、冯春义、陈小平 锅炉调试组：组长：韩国胜 组员：张矿生、梅建中 电气调试组：组长：李俊宏、王林
组员;许元小、闫敏、李利峰、开关厂家、DCS厂家、综保 汽机调试组：组长：徐晓
组员：杜俊义、梁绍龙、于晓明、王新建、刘欢 化水保障组; 组长; 孟庆利
组员：丁维祖、高文元、陈喜梅 设备检修组：组长; 陈小平
组员;刘新旗、李建军、高会新、张志生 安全保障组：组长：魏喜堂 组员：梁继兴、陈小平 后勤服务组：组长：张志科
组员：邢密霞、王国廷、何利强
技术服务组：浙江中控厂家人员、中电保护厂家人员、汽轮机售后人员、发电机售后人员、开关厂家人员、锅炉厂家人员。
系统设备的试运行要在调试总指挥、副总指挥的统一领导下进行，各分组组长负责试运期间的各种试验及运行方式安排，对调试期间出现问题进行处理，组员进行常规检查、操作和运行记录等工作，各分组人员发现问题时，应及时处理、汇报。
三. 调试主要内容：
（一）. 锅炉专业设备调试内容：
1 锅炉结构简述：
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 名称 锅炉型号 额定蒸发量 额定蒸汽压力 额定蒸汽温度 给水温度 冷空气温度 入口烟气温度 减温方式 地震烈度 形式及参数 QC34.5/850-11.9-3.82/450 11.9t/h 3.82 MPa 450 ℃ 104 ℃ 20 ℃ 850℃ 喷水减温 7度 3）、给水、炉水、蒸汽质量控制标准 序号 水样名称 分析项目 硬度 PH 溶氧 Fe Cu PH DD PO43- SiO2 Cl- Na+ SiO2 Fe 单位 控制标准 备注 25℃ 25℃ 25℃ μmol/L ＜2.5 μg/L 8.5-9.2 μg/L ≤7 μg/L ≤50 μg/L ≤10 9.4-10.5 μs/cm ≤500 mg/l 5-15 mg/l ≤2.0 mg/l ≤4.0 μg/L ≤15 μg/L ≤20 μg/L ≤20 1 给 水 2 炉 水 3 蒸 汽
锅炉烘炉方案
一、烘炉的目的和适用范围
由于新砌筑的锅炉炉墙及高温烟道采用大量的可塑料和黏合剂，其中
都含有大量的水分，如不事先将这些水分去掉而直接投入运行生产，会因水分蒸发膨胀等物理特性造成炉墙及烟道结构损坏和破裂，增加漏风量，影响运行的安全性、经济性，并会降低锅炉的出力，缩短锅炉的使用寿命；因此新锅炉投入运行前，都必须进行炉墙及烟道砌筑料的烘烤，并且保证其烘烤程度合格。
二、烘炉前应具备的条件及准备工作
1、锅炉本体及其附属设备全部组装完毕，炉墙及高温烟道砌筑保温全部完毕，耐火混凝土超过自然养护期。
2、安全附件、热工电气仪表，全部安装完毕，标明名称，并经检验合格能随时投入运行。
3、各部位膨胀指示器调整到零位。
4、烘炉人员学习好烘炉措施，明确烘炉的目的、方法和步骤，熟悉锅炉热力系统，对锅炉运行有一定的经验。
三、烘炉的步骤和方法
1、将过热器的空气阀开启，省煤器至锅筒的再循环门开启，其它各阀门均处于关闭状态。
2、锅炉上合格的软化水，应低于正常水位，给水温度控制在30℃左右。 3、调整煅烧炉出口烟道风门开度为20%，余热锅炉出口风门开度100% ，根据制定的温度曲线图，慢慢加热 高温烟道砌筑料和炉墙。
4、测温点留在省煤器前边，待烘烤完毕，测定灰浆残余水分，达到2.5~3%，既烘炉合格。
8、烘炉温度及时间见下表 序号 升温范围（℃） 升温速度（℃） 所需时间（时） 累计时间（时） 1 常温~100 5℃/4小时 48 48 3 100~150 5℃/4小时 48 96 5 150~220 3℃/4小时 48 144 6 220±10 保温 24 168 注：220℃保温完毕后，可取灰浆检测水分，合格后即可结束。 四、烘炉期间注意事项
1、炉水沸腾后，要进行连续排污，排污门每隔8小时要进行逐个定期排污，每个排放10~20秒，定期排污前水位应上至最高水位，排污后立即降至正常水位。
2、烘炉期间每2小时填写一次排烟温度变化记录，各膨胀指示器膨胀记录。
3、除留设的排汽门外，其它与炉外大气相通的孔、门、给煤口均需关闭，不得随意打开。
4、为方便增减火势，随时控制烘炉温度，可在流化室人孔门附近安装一块临时排烟测温表。
5、烘炉人员要严格按烘炉曲线进行烘炉，发现温度偏离曲线控制点，要及时进行温度调整；发现偏离烘炉曲线过多时，要及时汇报。
6、烘炉人员要严格监视锅炉水位，及时调整水位在正常水位，不得缺水。
锅炉煮炉方案 一、 煮炉的目的
消除锅炉及其受热面管系、集箱及汽包内壁上的污染物，避免其溶解于水影响蒸汽品质，同时可提高锅炉的热效率。
1.煮炉可在烘炉后紧接着进行，也可在烘炉后期同时进行。 2.按锅筒、集箱锈污情况计算的加药量如表：
药 品 加药量（每立方炉水） 锈薄 氢氧化钠 磷酸三钠
3.药品按100％纯度计算。
4.当无Na3PO4时可用1.5倍Na2CO3代之。
5.将药液配制成20％浓度的溶液， 且需由技术员按实际浓度换算配制。
二、煮炉前的准备
1. 建设方负责准备好化学处理药品、漏斗。即：煮炉用的氢氧化钠和磷酸三钠各200kg，并将氢氧化钠和磷酸三钠各200kg分别配成20％浓度的溶液备用。
2. 检查加药、取样管路及相关设备已全部调试合格。
3. 锅炉经联动试验合格处于备用状态，确认主汽电动门处于关闭状态。 4. 锅炉、化学分析等各部分的操作人员均全部到岗。 5. 煮炉由运行人员操作。 三、煮炉
1. 开启给水旁路门，向炉内送水，当汽包水位在汽包中心线-150mm时，停止上水。
2-3Kg 2-3 Kg 锈厚 3-4Kg 3-4Kg
6、除已受电的运行设备，其它一次系统所有开关、刀闸均在分闸位置，小车开关在试验位置，接地刀闸均在合闸状态。
7、已制定落实厂用电运行方式及安全保障措施。
8、所有启动运行设备标志齐全，环境整洁，道路通畅，照明良好，门锁完好，配有消防设施。
9、安装单位根据机组额定电流预先制做好短路铜排,以备短路试验使用，短路点设置在发电机并网开关下端。
10、准备好试验所需工具：数字式万用表、相序表、高压相序测试仪等。 11、准备好联络用对讲机，以便现场与集控室联络。
12、发动机差动保护退出，投入后备保护，将过流保护的延时改为0秒；过电压保护整定在130V、0秒。
五、试验的组织分工 1、建设单位：
整组启动试验中运行设备的操作，安全措施的实施、检查及与调度的联系，协调现场各方关系，对试验中出现的情况组织分析，最终决定。
2、安装公司：
整组启动试验中所需临时设施的安装拆卸工作，启动试验及试运行中的设备检查消缺工作，配合调试单位进行调试。
3、监理单位：
协调现场各方的关系，对本试验方案的安全措施组织实施、检查。 4、制造厂家：
配合运行人员操作及参数修改。 5、调试单位：
负责现场试验的实施，指挥和控制试验流程，督促本方案和安全措施的实施，协调现场各方的关系。
六、调试中的安全注意事项
1、所有参加调试人员均应服从统一指挥，不得擅自操作任何一、二次电气设备。
2、调试前试验人员应认真检查被调试机组的设备状况，具备启动调试条件后方可进行试验。
3、试验前应认真检查接线的正确性。二次接线应保证：PT二次不得短路和CT二次不得开路。
4、系统的一切运行操作都应按操作程序执行。
5、调试中出现异常情况，应立即跳开灭磁开关，拉开有关电源开关，严格服从启动指挥部的统一领导。
发电机、励磁系统静态复查试验方案
一、试验参与人员
需电厂运行人员、电气安装单位、调试单位、保护及同期装置制造厂、励磁装置制造厂配合。 二、静态复查项目
1、发电机系统静态复查，重点检查CT，PT相序、极性、二次接地方式回路检查；（需电气安装调试人员配合）
2、励磁系统静态复查，重点检查CT，PT相序、极性，输入输出的电量和非电量；（需励磁厂家、电气安装调试人员配合）
3、调速系统静态复查；（需电气、热工、汽机安装调试人员配合）
4、发电机同期系统静态复查；（需制造厂家、电气安装调试人员配合） 5、发电机及励磁主保护回路传动试验；（需电气安装调试人员配合） 6、机电联锁回路传动试验；（需电气、热工、汽机安装调试人员配合） 7、主要测量回路复查。（需电气安装调试人员配合）
发电机空载试验
一、试验参与人员
需要调试单位、安装公司、保护及同期装置厂家、发电机制造厂家人员配合。 二、试验准备及要求
1、确认发电机并网柜、隔离柜手车在试验位置，将发电机PT、励磁PT手车由试验位置摇至工作位置，并确认。
2、将发电机保护投入，励磁过电压保护退出。
3、试验数据依据励磁调节装置、发电机保护装置及实际测量数据显示对比后记录。
4、励磁机、发电机试验开始必须在汽轮发电机组冲转到额定转速（3000r/min）稳定后进行。
6、试验开始后需要建设单位运行人员检查发电机运行参数有无异常，观察三相电压是否正常。
6、试验过程中发现异常应立即停止试验，检查排除异常后继续进行。
三、试验步骤
1、按照汽轮机转速记录永磁机电压。
2、按照励磁屏操作步骤，建立发电机励磁。（调试单位进行，励磁厂家配合）
3、将发电机定子电压平稳升至1000V，（PT变比10000/100），检查保护装置及计量表计电压正常；继续增磁至2500V，检查保护装置及计量表计电压正常；继续按照记录数据表增磁，到额定电压。（调试单位进行，励磁厂家配合）
4、先做上升特性曲线，然后做下降特性曲线，匝间耐压5分钟。
盘表 上升 测量表 盘表 下降 测量表 上升 下降 上升 下降 上升 下降 发电机定子一次电压 发电机定子二次电压 转子电压 励磁电流 5、匝间耐压5分钟后，进行减磁操作，直至将电压降到最低后，方可进行下道试验。（参与调试各单位）
发电机短路特性试验
一、试验参与人员
需要调试单位、安装公司、保护及同期装置厂家、发电机制造厂家人员配合。 二、试验准备及要求
1、由安装单位将验所需短路铜排安装到位，铜排安装位置在发电机出口电流互感器母线侧。
2、试验所需电流测量仪表准备到位。 3、发电机并网柜手车摇至试验位置，并确认。
4、试验数据依据励磁调节装置、发电机保护装置及实际测量数据显示对比后记录。
5、试验开始必须在汽轮发电机组冲转到额定转速（3000r/min）稳定后进行。
6、试验开始后需要建设单位运行人员检查发电机运行参数有无异常，严密监控发电机定子绕组各部位温度，观察三相电流是否平衡，短路点运行情况。
7、试验过程中发现异常应立即停止试验，检查排除异常后继续进行。 二、试验步骤
1、汽轮机动态试验结束后，通知操作人员将汽轮机转速降到500r/min，将发电机出线小室柜由试验位置摇至工作位置，并确认。（安装公司进行）
2、汽轮发电机组冲转到额定转速（3000r/min）稳定后，按照励磁屏操作步骤，建立发电机励磁。（调试单位进行，励磁厂家配合）
3、将发电机定子电流平稳升至发电机额定电流的50%，检查保护装置及计量表计电流正常；继续增磁至电机额定电流，检查保护装置及计量表计电流正常；继续按照记录数据表增磁，到额定电流正常后，进行减磁操作，每减少100A左右稍停，直至将电流降到零。（调试单位进行，励磁厂家配合）
4、在发电机保护装置及励磁调节装置观察发电机电流相位是否正确。 5、调节过程中按照记录数据表记录发电机定子三相电流、发电机转子电压和转子电流，作出发电机短路特性上升、下降曲线，记录于表格中。（调试单位进行，励磁厂家配合）
盘表 上升 测量表 盘表 下降 测量表 上升 下降 上升 发电机定子一次电流 发电机定子二次电流 转子电压
汽轮机油循环方案
一.滤油前具备条件：
1、油系统设备及管道全部装好，清理干净并严密封闭。 2、所有管道已按要求进行酸洗(不锈钢管道除外）。 3、油已按要求备好 ，油的型号： 46号透平油 。
4、各油泵的电机经空载试运行，情况正常；节流孔板等可能限制流量部件均取出。
5、滤油设备、及临时设施已准备就位
6、油系统设备、管道表面及周围环境清理干净，无易燃物，工作区域周围无明火作业。
7、备好砂箱、灭火器等消防用具。
8、确定事故排油系统连接正确，阀门操作灵活并关严加好保护罩，事故排油井内清理干净。 二、冲洗前检查与准备工作：
1、准备冲洗用的材料、设备、加工冲洗用的备用部件。
2、按照油箱、净化油装置及油管路的各种冲洗系统图，连接冲洗系统并组合临时冲洗管路。
3、冲洗系统连接完毕后应进行系统性检查，检查时按冲洗阶段进行： 第一阶段：进行油箱及管道的自循环冲洗。 第二阶段：进行轴承供油管道的冲洗。 第三阶段：进行调节系统冲洗。
4、在进行注油清洗前，应清理并注意检查净化油装置及贮油箱内部清洁、应无污，各支吊架应牢固可靠，检查各系统连接是否正确。
5、在开始冲洗前，开动润滑油净化装置及油箱上和排烟风机，整个冲洗过程中保持排烟风机运行。
6、拆除各轴承进油管上的节流孔后，以保证油的流量。
7、检查并清洗轴承座，保证内部清洁、无杂物。 8、备好与主控室联系的工具（对讲机…） 三、油循环冲洗：
第一阶段：油箱与净油装置及滤油机自循环冲洗 1、先检查系统连接是否正确。
2、关闭油箱上所有排油阀门，把滤油机出口管插入油箱，并固定好，滤油机的入口管与油缸连接好或插入油桶，开启滤油机向油箱内注油
3、注满油后，开启净化装置的循环泵，向净油装置供油 ，将滤油机入口管接在油箱底部的事故放油箱上，一定要关严事故放油门。清洗滤油装置的滤网及其底部的杂物，完成后再补油至净油装置。 第二阶段：油箱及轴承供油管冲洗 1、重新检查系统是否连接正确。
2、把滤油装置内部的油打回油箱，清理杂物后再补油。
3、启动交流润滑油泵，向轴承供油—冲油。开启净化油装置，沿途检查管道接口严密无漏。
4、如有条件，可开启直流润滑油泵。控制各泵出口门，注意监视油泵电机的电流超过额定电流。最理想的情况下是使两台泵都在满负荷下运行，达到高速冲洗效果。
5、注意油箱的油位，应保持在正常油位，不足时应补油。 6、检查各轴承的回油（轴承箱不应有溢油现象），如回油量少，可关闭其它轴承进油门；没进油门时可在进油管上加堵板，以保证足够的油量冲洗轴承。依次按上述方法冲洗其它各轴承，每个轴承这样冲洗1小时。
7、如果单只轴承供油管冲洗时，出口压力过高（大于额定值）则应同量冲洗两个或多个轴承。
8、冲洗进行2小时或发现回油滤网上的积垢增多时，应停止冲洗，提出回油滤网进行清洗，清除杂物。
9、滤网完成清洗以后，重新开启两台油泵，使每个轴承都通油，并观察两台不应过载；然后关闭直流油泵，立即观察一台泵是否过载；如果过载，重新调整轴承进油量，调整单台泵在满足负荷下运行而不发生过载。
10、设专人监视油位及各轴承箱的流油情况，如泄漏堵塞、溢油等应及时处理，必要时停止循环。
11、在开始冲洗8小时以后，或油温升至50~60℃时，此间用锤打击油管焊接处二次，每次10分钟，并开启排烟风机。
12、开启循环24小时以后，停止润滑油泵，清理回油滤网并打开各轴承箱，清理杂物。
13、上述各种清理完毕并恢复后开启交直流润滑油泵，继续冲洗。 14利用升温、降温靠热应力和锤击振动来清除油系统内部的杂物。 15、在油垢循环进行24小时之后，开始进行系统清洁度分析 。 16、继续进行油垢循环，直到系统清洁度合格。 第三阶段：凋节系统的油冲洗 1、冲洗前的准备：
1）冲洗主油泵出口时将其逆止阀阀芯抬起，使冲洗油从主油泵排出。 2）将主油泵上盖顶起20㎜，使主油泵出口、入口管道内的冲洗油排出。 3）冲洗高、中、低压油动机有关管道时，将防火滑阀调到常开位置。 4）尽可能拆除前箱内各油管的节流孔板（做好标记并保存好）。 2、冲洗步骤及要求 要求：
1）确认在前面两段油循环中油压基本合格。
2）开启高压启动油泵时（因第一次启动）应仔细检查、监视其电流振动、出压力及泵体和轴承的温度并设专人维护的记录。 步骤：
1）冲洗主油泵的进出口管道8小时（关闭Ⅱ号射油器截门开启Ⅰ号射油器截门）。
2）调节控制油管道冲洗8小时。 3）各轴承处油管冲洗8小时。
A、为了保证润滑油管道的冲洗效果，有必要时用高压启动油泵
对轴承重新进行大流量的冲洗。
B、具体情况下可参考第二阶段的轴承冲洗方法。 四、油质分析及合格检测标准
在油系统开始24小时后对油质进行清洁度分析，取样分析标准如下： 1、在清洗中开始8小时内每隔2小时对滤油网清洗一次。
2、冲洗中如经分析发现杂质忽增忽减，无减少趋势说明有污染源，应及时分析清楚。
3、在取样化验过程中应避免外界尘土落在油样中，不准用手或其它硬物拨动颗粒，应保持颗粒原来形状的前提下分析。 4、粒度的合格等级如下： A、按平面尺寸为准观测分析
B、平面两个方向尺寸的最大颗粒不超过0.25㎜ C、尺寸在0.125—0.254㎜之间的颗粒数不多于5个 D、软性颗粒烟、布等颗粒允许稍大于0.254㎜ E、当有少量软性颗粒时应继续循环至少2小时 5、根据厂家要求油循环达下方要求为合格：
A、从油箱和冷油器放油点取油样化验，油质透明、含水分合格。
B、各滤网，在通油4小时后无金属颗粒、锈皮、砂粒等杂物，纤维体仅有微量。
五、系统的恢复
整个润滑系统冲洗完毕停止油循环后，开始系统恢复。进行各项工作时，一定要保证没有杂质再混入系统。
1、打开轴承箱，取出盖油槽的绸布，恢复正瓦口，扣好轴承盖 2、恢复各轴承进油管的节流孔板，注意不要装错、装翻。
3、所有恢复完毕，检查系统正确，在运行中每隔一周必须启动润滑油泵，使系统运行1小时，并沿途检查。
六、安全及其它注意事项：
油循环工作是汽轮机发电机组完成安装任务，即将使其投入生产的最后一个环节。因此要求每个参加冲洗工作人员，必须保证安全，认真对待。 1、在循环冲洗过程中，严格按电力安全规有关条例执行。 2、系统开始注油后，周围5m内不准有明火作业。
3、油箱及油管道附近必须设置足够数量的油类灭火器。 4、临时电源要按规定安装，电源必须安全可靠。
5、进行油箱清理时，照明要用安全电压，应穿专用工作服，完毕后，不准有杂质或工具忘在油箱内。
汽轮机的调试方案
一． 汽轮发电机组启动的目的
1. 检查鉴定新装机组其主汽系统、凝结水、给水、射水系统、循环水系统、轴封真空系统、疏放水系统、油系统、调速系统、汽机保护系统、辅机系统及其设备的运行性能，对新装设备及热力系统进行运行考核，为连续运行、安全
投入生产创造条件。
2. 检查测取汽轮机运转、升速过程中各项主要技术指标变化及经济性，检验安装质量及制造质量。
3. 调速系统性能参数整定及超速等保护试验，以及试运中的消缺。 4. 测取汽轮机运行参数，检验汽轮机运行性能及有关表计指示的正确性。 二、汽机及其辅机设备的技术参数 1.汽轮机主要技术参数 产品型号 额定功率 最大功率 额定转速 旋转方向 额定进汽压力及变化范围 额定进汽温度及变化范围 额定进汽量/最大进汽量 额定排汽压力 给水回热级数 额定转速时振动值 正 常 最 高 MW MW r/min MPa ℃ t/h ℃ ℃ MPa mm KD28-3 4.5 5 3000 顺汽流方向看为顺时针 3.82 (绝对) 435 20 33 0.005 (绝对) 无回热 ≤0.03 (全振幅) 临界转速时振动值 ≤0.15 (全振幅) mm 三、启动前应达到和具备条件 1.调整与试运行工作应达到下列条件：
（1）检查各系统设备的安装质量，应符合设计图纸、制造厂技术文件及规范要求。 （2）检查各系统及设备的设计质量，应满足运行安全和操作检修的方便。 （3）检查、调整并单机试运考核各设备的性能，应符合制造厂的规定。 （4）吹扫或冲洗各系统达到充分的洁净，以保证机组的安全经济地投入运行。
（5）提出整套系统技术文件资料，随机资料，安装记录资料，检查校对，并作为生产运行的原始资料。
2. 汽轮机及其附属机械、辅助设备的试运现场，必须具备以下条件： （1）厂区内场应平整，道路（包括消防道路）畅通。
（2）试运范围内的施工脚手架已全部拆除，环境卫生清理干净，现场的沟道及孔洞盖板齐全，有正规的楼梯，通道过桥，栏杆及其护板。 （3）现场备有足够的消防器材，消防水系统有足够的压力并处于备用状态。
（4）厂房试运机组范围内，按设计做好各层地面。
（5）生活用的上下水道畅通，工业水充足，卫生设施能正常使用。 （6）厂房和厂区的排水系统正常，积水能排至厂外。
（7）现场有足够的照明，事故照明系统完整可靠，并处于备用状态。 （8）运行现场应保持温度，汽机房应封闭，门窗齐全。
（9）厂房内的各岗的通讯设备安装齐全，调试完毕，正式投入使用。在试运期增设的临时岗位，应有可靠的通讯联络。
3. 汽轮机组及其附属机械、辅助设备和系统在试运前应具备以下条件： （1）设备及各系统按要求安装完毕，并经验收合格。
（2）完成设备和管道保温工作，涂色标志明显，并标有介质流向，管道支、吊架安装调整牢固可靠。
（3）基础混凝土及二次灌浆层达到设计强度。 （4）具备可靠的操作和动力电源。
（5）各水位计和油位计标好最高和最低，正常工作位置的标志。 （6）转动机械应加好符合要求的润滑油脂，油位正常。
（7）各有关电动、气动、液动阀件，经调整试验，动作灵敏、正确、可靠。
（8）各指示和记录仪表及信号、音响装置已装设齐全，并经校验调整准确。
（9）设备及表计清理、擦试干净并标注名称。 4. 启动调试运行检测应具备条件
（1）试运过程中安装公司应组织检修人员待命，并能达到专业检修的技能人员，跟班待命，厂维修人员协助。
（2）试运期间，除控制室岗位外，应在冷凝器、热水凝结泵、除氧器、给水泵、循环水泵就地位置增设临时岗位，甲乙双方配合值班。 （3) 准备好启动用检测工具（如听振棒、振幅表、转速表、手电筒等）。 四. 机组启动前的调整与试验 1. 汽轮机真空系统严密性检查
汽轮机本体启动前对凝汽器的汽侧、低压缸的排汽部分以及当空负荷时处于真空状态下的辅助设备与管道，应进行真空严密性检查。
2.抽真空试验应具备条件：
(1) 真空系统严密性检查合格，排大汽各阀门均应关闭。 (2) 凝结水泵、循环水泵及系统试验试运完毕。 (3）润滑油、密封油系统和盘车装置等均试运完毕。 2.1抽真空应达到的要求：
(1)关闭进入抽汽器的空气总门，启动抽气器。 (2)当抽气器运行稳定后，工作水压力0.4Mpa，工作水流量达48T/H时，开启抽气器空气总门，待真空逐渐上升，在不送轴封时真空应不低于0.07Mpa
的情况下，启动时系统真空应不少于0.055－0.06Mpa（400－450mmHg）。
(3)供轴封蒸汽和投入轴封抽气器后，系统的真空应能保持正常的真空值。
3. 疏水膨胀水箱及系统的冲洗检查 1) 冲洗的质量要求
(1) 凡是与汽机下汽缸、凝结器汽侧连接管路，一定要冲洗干净。 (2) 有关真空系统的管道，必须连接严密不漏。
(3) 由于阀门小，而且多，管道细而长，一般最易被轻视，所以必须重视，切不可疏忽大意。 2)检查
(1) 经过拆除全部阀门、管道，应逐一进行吹洗 ，一根根的进行检查，然后才能在安装连接。
(2) 其严密性随抽真空同时检查，它是真空系统的重要组成部分，必须认真进行。
(3) 对几个连通大气相通的阀门，必须做水压试验，严格检查其阀门的严密性。 5. 油系统
1. 油管道清洗及油循环。
油管道清洗执行油管安装打砂措施(不锈钢管道除外）。 2.油系统的几项试验调整。 电动油泵试验调整。
(1) 试润滑油管路较低的报警油压0.07Mpa。
(2) 润滑油压保持在0.08－0.12Mpa（表）范围内。 (3）校核0.02Mpa报警信号。
（4）校核0.015Mpa停机油压及电磁阀等。 （5）校核润滑管路润滑油压（可固定一个值）。
（6）初定油泵出口油压，同联动的切换油压的指示值，以做汽机空转停机时的切换油压校对准确，并做记录。 （7）低油压报警试验（用手动）。
3。 汽轮机启动前（空转前）的几项保护装置试验检查： （1）膨胀指示器的位置检查。
（2）自动控制主汽门动作灵活、可靠、信号准确。与各保护系统连接均符合要求，一项项检查无误。
（3）电动隔离门远方、手动可靠、严密、指示信号准确。 （4）电磁铁动作：控制均灵敏、及时、可靠。 （5）调速器动作灵敏自如、上下活动无卡涩现象。 （6）真空报警及停机保护试验：
当真空降落至0.067 Mpa时报警、音响、闪光 当真空降至0.03Mpa时，通过中间继电器，断控制压力油泄放，停机、声响、闪光、指值准确。
（7）润滑油温控制试验检查：
当油温>65℃时报警、声响、光闪。
当油温>75℃时停机的一系列过程检查无误合格。
（8）检查推力轴承远控测温装置的准确、灵敏、误差值。
（9）盘车装置检查指示位置准确，分合自如，本身润滑 完好。
（10）手动检查危急遮断器动作灵活，操纵保护系统可靠，间隙合格。 （11）调压器解除位置正确。
（12）凝结泵、射水泵均应切换试验，信号、音响准确。 4.调速系统静态特性试验 拉阀实验合格。
5. 汽轮机空转后、停机时，保护装置的较验试验： （1）危急保安器的超速试验：
记录：次数、动作转速、间隙值。
同时检查及观察控制主汽门、主汽门动作准确迅速可靠。 调速器动作状，有无声响、闪光、指示等准确性。 （2）DEH调速103%、109%超速实验。 （3）惰走试验：
作：真空——时间 曲线
转速——时间 曲线
1. 热膨胀指示器检查。
2. 汽轮油泵自启动的切换检查校核。 6. 动态特性试验：
甩负荷试验必须按讨论决定的甩负荷试验方案进行，不得轻易进行。 五、安装后汽轮机试运行： 1试运前的准备：
为了确保汽轮机在安装后一次顺利启动，除在安装时保证质量外，在安装后
启动试运前，必须做好一系列准备与检查。
1）新蒸汽管路吹扫：清除管路中可能积存的杂物、管壁铁屑、焊渣。 2）真空系统严密性检查及试验合格。
3）凝结水泵试运行，经4小时以上运行合格。 4）油系统清洗、循环合格。 （1）透平油化验合格。
（2）灌入油箱后，清洁管路通油后各项指标合格。 （3）临时装置油管滤网妥当，并经油循环24小时后，检查换新或清洗过。 （4）油箱应换用新透平油、油位在最高处。
5）机组阀门等应处在规程要求的正确位置，经检查无误。 6）电气试验：
汽轮机试运前应做电气试验：如绝缘试验、耐压试验等， 应符合发电机组试启动前的电气要求准备。 7)通知锅炉、供汽暖管。（按规程进行）
8)油系统试验与调整以及复校，开动高压油泵，作如下工作：
试验控制主汽门，使压力油注入危急遮断器、轴向位移遮断器、电磁阀， 开动主汽门，再手打油路遮断器、轴向位移遮断器、电磁阀，分别观察能否关闭主汽门。
9)凝结器系统启动：（见热力系统图）
（1）凝结器灌水应按规定的水位，并启动运行。
（2）循环泵启动供水运行。
（3）主汽管暖管后，准备投入抽气器。
（4）汽轮机冲动转子，真空不得低于0.055－0.06Mpa。 （5）盘车装置使用可靠。
（6）冲动转子转动后，方准向轴封供汽。 2. 安装后第一次汽轮机启动程序： 1)空负荷试运行：
（1）汽轮发电机组安装完毕后，启动前的各项准备工作均已妥当，即可通知锅炉送汽，做汽轮机第一次空负荷试运行。 （2）在启动前应具备下列条件——各水泵试验试运正常、盘车装置良好、调速系统静态试验调整完毕、油温25℃～45℃、所有仪表已装好并调试、全部管道及其附件已保温，所有大小附属设备亦已安装试验完毕。 (3)动前必须先盘转转子，应无声音或卡住现象。
(4)推上危急遮断器在工作位置，主汽门处于开启的准备位置，缓慢地开启通门，待汽供到控制主汽门前暖管，疏水门开启，准备冲转子。
(5)投入电调装置，待转子开始转动，200转时停顶轴油泵，使转子转速在400-500r/min。马上借助听棒听机内、轴承内有无异常杂音。如一切正常，即可向轴封慢慢供汽。在这个时间可检查辅机运行情况，时间约45～60分钟(以电调为准)。将转速再提到800～1200r/min，维持2小时暖机。
(6)运行情况正常，轴承轴承温度已达30～35℃范围，即可超越临界转速（临界转速约1826 r/min）。
汽轮机由1200 r/min以300r/min的速度，均匀升速到2500 r/min，通过临界转速时，应迅速平稳地越过，不得停留。同时主油泵将起作用(以电调为准)。
(8) 通过DEH电调控制汽机转速到达3000 r/min。
(9)查膨胀指示器、振动、轴承温度、油压等。若轴承温度已到35～45℃时，慢慢投入冷油器的冷却水，使进油度维持在35～45℃之间。
(10)在3000 r/min至少1～2小时，一切情况正常稳定后，做超速试验，试验动作三次符合标准后可以停机，停机时记录惰走曲线。
注：超速试验合格标准 第一次与第二次动作转速之差不超过额定转速的0.6%，第三次动作转速与前二次动作转速平均值之差不得额定转速的1% 。 （11）在汽轮机暖机升速过程中，通知电气人员可做发电机升压前准备工作。定速检查后至超速试验前通知电气做实验。 2) 第一次空负荷停机后工作：
（1) 消除空负荷运行中的缺陷。 （2) 正常停机后的维护维修工作。
（3) 停机后，对有无发现问题时，均须进行检查。 （4) 做好第二次运行准备。
3 第二次启动，安装后汽轮发电机组带负荷72小时试运行。 1)空负荷运转设备检查； 2)带负荷试运行；
（带负荷试运行前段启动至3000 r/min的操作如前）
3）为使汽轮发电机能安全顺利运行，经验证明带负荷由500～1000KW时，应运行一小时，随后每隔半小时，增加1000～2000Kw，以至直接带到满负荷，
随后运行72小时（运行时应每2小时填写一次运行日志）。 4. 带负荷后注意事项：
（1）负荷改变时，必须调整汽封供汽。
（2 当负荷在1000KW暖机的，汽温在400℃以上时关闭疏水门。
(3)检查调速汽阀杆工作情况，甚至要活动一下，防止咬住。加负荷同时要注意调速汽门杆、油动机平稳灵活，没有卡住或跳动现象。（每次加负荷前暖机时均应检查调速汽杆工作）
(4)带负荷运行正常参数（见规程规定）
新蒸汽的压力，超变化范围，按规定减荷，新蒸汽温度，超变化范围，按规定增荷，冷却水温度，最高≯33℃，发电机周波允许变化范围（50±0.5）HZ。最高排汽温度≯60℃，空负荷短时间≯100℃，轴向位移≯0.3mm。 5)带负荷72小时运行后的停机与检查工作。
(1)减负荷速度1000KW时，注意调速系统的工作情况 .
(2)当负荷低于500KW时，发电机可以解列，负荷降到零时，接到停机命令，可进行停机操作，并做惰走曲线记录。
(3) 汽轮机停转后接入盘车。
当排汽温度开始降到40℃左右时，即可停止循环泵，停止循环水泵后，应检查循环水泵的润滑情况，以备二次起动。
（三）. 电气专业设备调试内容
电气起动试验方案
一、调试目的
通过电气试验，对将要投入运行的电气一次、二次设备进行全面检查，对发电机、励磁系统、发电机保护等设备进行系统考核，确保机组安全、可靠的投运。
二、调试对象（主设备参数） 1、发电机
发电机基本技术数据
额定功率 5MW 额定功率因数 0.8 (滞后) 额定电压 10.5kV 额定电流 343.7A 额定转速 3000r/min 频率 50HZ 相数 3
极数 2 定子线圈接法 Y 额定励磁电流 258.4 A 绝缘等级 F
冷却方式 密闭循环空气系统 励磁方式 静止可控硅励磁 允许强励持续时间 20s
冷却水温度： 设计冷却水温度≤33℃ 冷却后空气温度： < 40℃ 三、调试流程
1、发电机、励磁系统静态复查（电气动态实验应在静态实验合格情况下方可进行）
2、发电机空载试验、发电机出口三相短路试验； 3、发电机相序校核试验； 5、发电机模拟并网试验； 6、发电机并网及带负荷试验 四、系统启动条件
1、电气的一次、二次设备已全部安装、调试完毕，符合设计及启动规程要求。
2、安装、单机调试的技术资料、试验报告齐全，并经相关部门审查通过。 3、所有电气设备名称编号清楚、正确，带电设备设有警告标志。供电部门同意并网（从建设方拿到并网协议），厂用电倒送电工作完成。
4、机、炉、电联动试验完毕，机炉方面可满足电气试验要求，经指挥部批准后方可进行试验。
5、有关一次设备包括厂用电各系统的操作、控制、音响信号、联锁及所有保护的传动已完成，保护定值正确。
