启机操作票(定稿)解剖
热态启机操作票
3、旁路缓慢投入，注意减温水调整及旁路后汽温
4、检查各级疏水扩容器减温水阀确已开启，凝结水系统运行正常
6
保护未投或拒动损坏设备
1、开机前试验机组各项保护动作正常。
2、机组振动监测系统投入且工作正常，振动等各项主保护在冲转前必须可靠投入。
7
防止水冲击及大轴弯曲
4
盘车齿轮、机组动静部分
1、盘车投运前确认喷油电磁阀动作正常
2、严格执行规程，正确使用盘车装置，禁止用电机惰走投盘车
3、盘车投入后，应检查盘车电流指示正常。一般在20―22A。偏心在0.076mm以下，主机转动部位进行听音检查，发现异常及时汇报、及时处理
5
排汽门破裂、延误启动
1、凝汽器真空建立，循环水投入运行正常，缓慢开启截门或调整门，注意凝汽器真空及排汽温度变化
HJFD-FD-15-300JKCZP
序号：
操作票
（）号机组热态启动
操作开始时间：年月日时分
操作结束时间：年月日时分
操作人：班长：值长：
（）号机组热态启动操作票
此票要用钢笔填写禁止涂改
编号（操作）：
发电二分场
热态启动操作票
一目的：
规范机组热态启动调试操作，使汽轮机组工作安全、顺利进行
二适用范围：
本操作票适用于浑江发电公司300MW机组热态启动的检查和投运过程
32.
投入高、低压旁路及5%启动旁路系统运行，检查旁路不在闭锁状态，减温水投入正常，DEH设为旁路开Bypass ON方式。
33.
锅炉汽包压力接近1.0MPa时，逐渐提高备用的汽泵转速，将其出口门开启向锅炉上水，保持锅炉汽包水位平稳。将电泵投入联锁备用，启动（）前置泵，将（）汽泵冲动备用，检查再循环门应自动开启。
柴油机启动操作票
10
启动循环水泵。
11
打开示功阀。
12
按下主操作手柄，及时松开，进行无油吹车。
13
无油吹车正常后，关闭示功阀。
14
操纵推动手柄，至启动位置，启动柴油机。
15
控制柴油机转速，稳定后使操纵手柄至运行位置。
16
当柴油机转速在220r/min时，运行5—10分钟。
17
检查机组一切正常，逐步加速至600r/min，通知电气可以合闸。
柴油机启动操作票
序号
操作项目
备注
1
接值长命令准备启动柴油机。
2
检查燃油、机油、发电机轴承润滑油、调速器、增压器油质、油位正常。
3
检查柴油机冷却水阀门应在开启位置。
4
开启பைடு நூலகம்压机向空气瓶充气到2.5MPA。
5
检查盘车装置在锁住位置。
6
检查转速调节旋纽应在6格位置。
7
开启燃油出油阀。
8
打开空气瓶出气阀。
9
#1汽机启动操作票
2
辅 设 备 的 启 动 与 试 验
5 动油泵，润滑油压： 6 7 8 9 10 11 1 2
Mpa时报警，润滑油压： Mpa时报警，同时自启动 电 Mpa时报警，磁力断路油门电磁阀动作停机，润滑油压： Mpa时报警，自动停止盘车。试验合格后，选用开车油泵，备用油泵随时可启动； 启动凝结水泵，做联锁试验应正常； 检查抽汽逆止门开关情况应正常； 发电机危急按钮正常，同试超速保护动作应正常； 向射水箱补水； 启动射水泵，做联锁试验应正常； 抽真空、关真空破坏门； 送轴封，保持均压箱0.03-0.3Mpa，温度110-200℃； 冲转前应检查，汽压>30Mpa,气温350℃，真空>400mmHg,油温<25℃ 调速油压>8Mpa,润滑油压0.8-1.5Mpa，发电机、励磁机具备启动条件； 请示值长同意后，稍开自动主汽门冲转300-500转/分，暖机10-15分钟； 检查盘车装置退出情况应正常，停下盘车马达； 以100转/分的速度，将转速升至1000转/分暖机30分钟； 以300转/分的速度过临界转速后以100转/分的速度升至2400转/分，暖机10-15分钟 用10-15分钟，将转速升至3000转/分，调速系统动作转速： 转/分； 停电（汽）动油泵，注意油压； 根据油温投冷油器； 记录热膨胀指示（车头）： mm
油 系 统 启 动 及 保 护 试 验
3 联系电气检查油泵电机绝缘，接地良好，送上电源； 4 油箱底部放水后，启动电动油泵打循环，检查高压油压0.8-1.0Mpa，润滑油压0.08-0.15Mpa 5 危急保安器挂上、断开，系统各部应正常； 6 盖板下电磁阀试验正常； 7 请仪表同志配合：
⑴ 试验轴向位移动作应正常，表计指示正确；
#1 汽 轮 发 电 机 启 动 操 作 票
#2机组启动操作票(至冲车)
启动#2顶轴油泵，检查各瓦顶轴油压正常，#1顶轴油泵投备用。
33
投入主机盘车运行。检查盘车电流（ ）A、转子偏心（ ）μm,轴承、轴封处及汽缸内无异音。
34
维持发电机气体压力在0.3～0.4 MPa。
35
当发电机气体压力至0.2MPa时启动#2定冷水泵运行，调整定冷水流量100t/h左右，维持定冷水压力＜发电机气体压力0.05MPa，#1定冷水泵投备用。
36
点火前8～24小时投入电除尘灰斗加热器、保温箱加热。
37
点火前2小时投入连续振打系统。
38
点火前2小时投入电除尘输灰及省煤器、脱硝输灰系统运行。
39
联系启动锅炉，投入中、低辅系统，维持中压辅汽联箱压力0.6～1.0MPa，温度280～350℃，低辅压力0.4MPa，温度200～250℃。
40
联系化学检查凝结水精处理在旁路运行状态。将凝汽器水位补至1050～1450 mm，凝结水管道注水排空结束，变频启动#2凝结水泵运行，#1凝结水泵变频热备用。
52
冷态闭式循环冲洗结束水质指标：贮水箱出口水质优于下列指标Fe＜100μg/L；PH值9.2～9.6。实际值：Fe：（ ）μg/L；PH值：（ ）
53
锅炉空预器吹灰蒸汽系统暖管。
54
进行一次风、二次风暖风器系统暖管。
55
检查轴封系统具备投入条件，轴加水封注水，投入主机、小机轴封系统运行，控制轴封供汽压力27～30KPa，启动#2轴加风机，#1轴加风机投备用，调整轴封母管温度180～260℃，主机低压轴封温度121～177℃，小机后轴封供汽温度160～200℃。（轴封投运前，前箱两侧加千分表，并记录原始值左侧mm，右侧mm）
43
检查锅炉本体各疏水、排空气门开启，放水门关闭，记录锅炉膨胀指示一次。
垃圾电厂启炉启机启动操作票总结
垃圾电厂启炉启机启动操作票总结垃圾电厂是一种将垃圾转化为能源的设施，通过垃圾焚烧发电的方式，将垃圾中的有机物燃烧产生高温，再利用高温产生蒸汽驱动发电机发电。
垃圾电厂的启炉启机启动操作票是确保电厂安全运行的重要文件，下面将对垃圾电厂启炉启机启动操作票进行总结。
一、操作票的基本信息垃圾电厂启炉启机启动操作票是由电厂运行管理部门根据垃圾电厂启动操作规程制定的，包含以下基本信息：1. 操作票编号：每个操作票都有唯一的编号，便于管理和追踪。
2. 操作票名称：明确操作票的内容，例如“垃圾电厂启炉启机启动操作票”。
3. 操作票的编制日期和编制人员：记录操作票的编制时间和责任人员，方便日后的查证和追溯。
4. 操作票的审核和批准人员：操作票需要经过专业人员的审核和批准，确保操作的正确性和安全性。
二、操作票的操作步骤垃圾电厂启炉启机启动操作票主要包含以下操作步骤：1. 准备工作：包括检查设备和工具是否准备就绪，确认电源和燃料供应是否正常。
2. 启动辅助设备：首先需要启动辅助设备，如给水泵、风机、除尘器等，确保辅助设备正常运行。
3. 启动主设备：启动主设备，如炉膛、锅炉、蒸汽发生器等，确保主设备正常运行。
4. 检查运行参数：启动后需要检查运行参数，如温度、压力、流量等，确保参数在正常范围内。
5. 调试设备：根据设备的特性和工艺要求，进行设备的调试和优化，确保设备能够稳定运行。
6. 监控运行状态：启动后需要对设备的运行状态进行实时监控，及时发现和处理异常情况。
7. 完成启动：当设备运行正常，各项参数稳定后，即可完成启动操作。
三、操作票的注意事项在执行垃圾电厂启炉启机启动操作票时，需要注意以下事项：1. 操作人员应具备相关的操作技能和丰富的工作经验，熟悉设备的启动流程和操作规程。
2. 操作人员应仔细阅读操作票的内容，了解操作的具体要求和注意事项。
3. 操作人员应在操作前对设备进行全面检查，确保设备和工具的完好性和可靠性。
某电力公司机组启停操作票使用说明
机组停运操作票（定参数停机）#机组值别：值长：主值：年代日机组启停操作票使用说明1.每次机组启动、停机，要求值长、主操作员要仔细填写本操作票；2.本操作票将整个启停过程分为几个主要阶段，每个主要阶段的工作由当值值长发令后操作；3.每个阶段的工作由机组值班员履行，履行一项打“√”，关于有选择框“□” 、“（）”的，也要求仔细进行选择和填写；4.启停过程中，有些操作的先后序次可能会有变化，关于这些操作，本操作票不作严格的序次规定，值班员应依据当机遇组的运转状况进行操作；但要求整个启停操作的完好性，全部操作工程都要打“ √”或简要说明；5.值班员在启、停过程中采集的打印资料等请附在操作票后，作为机组启停资料存档。
6.汽机停机过程中主要控制指标工程报警值跳闸或打闸值偏爱度（ mm）0.076轴振动（ mm）0.1250.250高压胀差（ mm）9.52/-3.810.28/-4.56低压胀差（ mm）15.24/-0.2617.5/-1.02汽缸内外壁温差℃4283轴向位移 mm± 0.9± 1.0汽缸上、下温差℃4256低压缸排汽温度℃79121（延时 5 秒）凝汽器真空 kpa16.920.3汽轮机轴承金属温度℃107113推力轴承金属温度℃99107轴承回油温度℃汽轮机停机前主要参数（主值）：主蒸汽压力MPa主汽温度 A/B℃再热汽压力MPa再热汽温 A/B℃7782调理级金属温度 1/2℃凝汽器真空kPa 高压缸上 / 下缸温度℃中压压缸上 / 下缸温度℃停机操作票（主值）编号：开始操作时间：年月日时分终了时间月日时分操作任务#机组停机操作票顺操作项目备注√号机组停运前，对全部设施进行一次全面检查，将所发现的缺点记1.录在设施缺点记录本上，以便停机后进行办理。
2.值长依据停机时间长短控制好原煤斗煤位。
3.汽机沟通润滑油泵联动或启动实验合格。
4.汽机直流润滑油泵联动或启动实验合格。
汽机启动操作票
3 检查各转动设备油质合格，油位正常。 4 联系热工投入所有仪表、信号/保护、自调门电源。
各仪表一次门开启、表记完整齐全。
5 联系电气所有辅机电动机绝缘合格并送电。
6 联系热工所有电动门送电，试验动作正常。 7 投用仪用压缩空气系统，检查储气筒压力0.55MPa以上，供气分门
开启。
8 循环水塔补水正常，启动循环水泵运行，至辅机冷却水系统投入
1 时间
热机操作票
年月日
顺序 18 19 20 21 22 23 24 25 26
三 27 28 29
30
31 32 33 34 35
36
37
Hale Waihona Puke 38 39操作项目 启动一台射水泵运行，关真空破坏门，抽真空达40Kpa以上。 轴封系统暖管正常后根据情况投轴封。 锅炉升温升压同时，主棋、旁路及汽缸夹层加热系统暖管、疏水。 根据锅炉要求投旁路系统。 根据锅炉要求启动一台给水泵运行，投联锁，高加注水，随机启动。 按滑参数启动曲线进行升温升压。 按机组冲转条件检查符合要求。 检查ETS、TSI、DEH盘面等投入正确。 主汽压1.0MPa，主蒸汽温度280±10℃，再热蒸汽温度220℃，主再 热蒸汽两侧温差不大于17℃，化验蒸汽品质合格，锅炉运行稳定， 真空达80KPa，开启汽机所有至阔容器疏水门，汽轮机可冲转。 汽轮机冲转操作： 汽轮机按操作员自动方式冲转。 把手动、自动钥匙打至自动 在OIS自动控制画面按“挂闸”按钮。按“运行”按钮，检查高、中 压主汽门开启。开启一、二、四、五、六段抽汽至加热器电动门、 气动逆止门并投自动。 在OIS自动控制画面选择“单阀控制”。设定目标转速500r/min，升 速率100r/min/min。按“进行”按钮，检查CV、ICV按1：3比例开启， 机组开始冲动。 当转速＞4.5r/min时，检查盘车装置自动脱扣，停止盘车电机运行。 机组冲动后投入夹层加热装置。 汽轮机达500r/min时，进行摩擦检查，低速暖机5min。 全面检查确认各部正常，用10min升速至1100r/min，暖机10min。 按检查项目全面检查各部正常，加热器疏水逐级自流，水质不合格 开启动放水调整。 中速暖机结束后，设定升速率100-150r/min/min，目标转速2300r/min， 用10min升速至2300r/min，暖机20min。（升速至1200r/min时顶轴油泵 应自停，否则手动停止） 全面检查确认各部正常，用10min升速至3000r/min，暖机30min,（过 临界转速时任意轴承振动≥0.1㎜立即打闸停机）。全面检查无异常， 当排汽温度＞80℃时，低压缸喷水自动投入，否则手动投入。 根据情况做手动及远方打闸试验，注油试验 。 恢复正常后，停止润滑油泵运行，注意油压变化，并将其投入自动。
300MW机组启动操作票
编号：__________ 操作任务：＃机组冷态启动（无启动蒸汽）页码:1/9 开始时间年月日时分结束时间年月日时分序号操作内容执行情况1值长令：＃机组冷态启动。
2明确机组启动原因及对机组启动的相关要求。
3检查所有检修工作结束，工作票已全部收回，确认安措已全部拆除，机组具备启动条件，同时准备好开机前的所有检查卡、操作票。
4联系输煤运行人员向# 原煤仓上煤。
5联系化学值班人员准备足够的水、氢及二氧化碳，并做好化验工作。
6联系电除尘值班员投入电磁转轴加热器，并开启灰斗加热装置。
7联系热工投入FSSS、DCS装置，各项功能试验正常。
8联系热工人员投入炉膛火焰监视、就地水位监视工业电视。
9联系热工人员检查主机保护投入正常，DEH、TSI、ETS系统正常，各仪表投入完好，信号系统正常，操作员站完好已投入运行。
10联系检修测量发电机、主变及高厂变绝缘：发电机定子____MΩ、转子____MΩ、主变____M Ω、高厂变____MΩ，确认绝缘合格。
11联系整流室进行主变、高厂变的倒送电操作。
12检查主机的高压缸调节级金属温度___℃、中压持环温度___℃，确定机组的启动参数。
13检查炉内：脚手架拆除，受热面完整清洁，火嘴正常无焦，确认无人工作后关闭各人孔门、看火孔。
14检查炉外：照明良好，走道通畅，楼梯栏杆完整，炉墙及各部管道保温完整，吹灰器齐全完整并退出，测量及控制仪表的附件位置正确齐全，试验各风烟挡板、风门开关灵活，位置指示正确。
15联系化学启动一台工业水泵。
16启动厂用空压机系统，维持仪用压缩空气压力在0.55～0.65MPa之间,并对仪用压缩空气储气罐疏水。
17燃油系统检查：联系检修清理各油枪雾化片，试验各油枪进退良好，点火装置打火正常，油系统各阀门开关灵活，试验燃油跳闸阀、油循环阀、各油枪油角阀和吹扫阀动作灵活，关闭严密，位置状态指示正确，各油压表、汽压表投入。
18检查各系统：做各阀门开关试验，要求各阀门开关灵活，门杆无弯曲、卡涩现象，销子牢固、法兰结合面镙丝拧紧，手轮配套齐全，试验各电动门开关灵活，方向正确，试验完后将各阀门置于机组启动前位置。
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号机组冷态启动操作票机组启动前状态：汽轮机态锅炉态发变组态调节级金属温度℃冲转参数：主蒸汽压力 5.9 MPa主蒸汽温度 340 ℃再热汽压力 1.0 MPa再热汽温度 300 ℃№值长：单元长：操作员：年月日至年月日附件：测量不同转速下转子交流阻抗试验步骤1、发电机升速，测不同转速下转子交流阻抗。
2、转子交流阻抗试验时将灭磁回路断开。
3、利用发电机残压核对发电机相序，试验在1200转进行，在发电机一次侧测量电压及相序，发电机三相电压应对称，相序应符合要求。
如电压低继续升转速。
步骤：1、拆除发电机软连接母排。
2、发电机、励磁变所有保护均投入，发变组非电量保护投入，保护出口跳灭磁开关。
发电机定子过电压保护定值整定为1.32倍额定电压,同时励磁系统过电压保护定值也作修改，保证空载试验电压升至1.3倍发电机额定电压时保护不动。
3、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发电机空载试验（上升曲线、下降曲线分别做）。
期间测量发电机轴电压。
试验完毕后逆变灭磁。
4、连接发电机软连接母排。
发电机短路试验：步骤1、确认＃1发变组5012、5013开关及各侧刀闸及间隔接地刀闸在断开位。
2、现场作措施安装发电机出口短路母排、高厂变、高公变低压侧3个分支短路线（低压侧两个进线开关与CT之间）、发变组出口短路线（5012、5013开关与CT之间）。
3、停用＃1发变组5012、5013开关失灵保护。
4、投入发电机差动保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机低压保持过流保护、发电机转子过负荷保护、发电机转子接地保护、发电机过激磁保护、发电机周波保护、励磁变速断保护、励磁变过流保护、过电压保护（临时整定为0.4Un、0秒，试验结束后恢复原定值）、发电机断水保护等电量及非电量保护，以上保护出口只跳灭磁开关。
5、退出主变差动保护、定子接地保护、发电机失磁保护、发电机逆功率保护、发电机程跳逆功率保护、发电机失步保护、发电机突加电压保护。
6、解除励磁调节器强励回路7、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发电机短路试验（上升曲线、下降曲线分别做）。
试验期间进行部分保护定值试验。
试验完毕后逆变灭磁。
8、现场做措施拆除发电机出口短路母排。
高厂变低压侧短路试验：步骤1、检查高厂变、高公变3个分支短路线（短路点在3个分支进线开关与进线CT之间）已安装好。
2、投入发电机差动保护、主变差动保护、高厂变差动保护、发电机对称过负荷保护、发电机不对称过负荷保护、发电机过激磁保护、发电机周波保护、励磁变速断保护、励磁变过流保护、主变复压过流保护、高厂变、高公变高压侧复压过流保护、高厂变、高公变低压侧分支过流保护、发电机过电压保护（临时整定为0.4Un、0秒，试验结束后恢复原定值）、发电机断水保护、主变重瓦斯、高厂变、高公变重瓦斯、主变冷却器全停等电量及非电量保护，以上保护出口只跳灭磁开关。
将主变、高厂变、高公变轻瓦斯保护临时改为跳闸。
3、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行高厂变低压侧短路试验（上升曲线、下降曲线分别做）。
试验完毕后逆变灭磁。
试验期间进行部分保护定值检查。
4、现场作措施拆除高厂变、高公变3个分支短路线。
发变组500KV侧短路试验：步骤1、检查发变组出口短路线（5013及5012开关与CT之间）已安装好。
2、退出500KVⅡ母线差动保护，＃1发变组5012及5013开关失灵保护已退出。
3、投入发变组保护，过电压保护（临时整定为0.4Un、0秒，试验结束后恢复原定值），保护出口只跳灭磁开关。
将主变、高厂变、高公变轻瓦斯保护临时改为跳闸。
4、合上发变组出口50131、50122刀闸。
5、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发变组高压侧短路试验（上升曲线、下降曲线分别做）。
试验完毕后逆变灭磁。
期间进行部分保护相位测试。
6、拉开发变组出口50131、50122刀闸。
7、投入500KVⅡ母线差动保护，＃1发变组5012及5013开关失灵保护。
8、现场作措施拆除发变组出口短路线（5013及5012开关与CT之间）。
发变组空载特性试验：步骤1、投入发变组保护，动作后跳灭磁开关。
将主变、高厂变、高公变轻瓦斯保护临时改为跳闸2、发电机定速3000rpm后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发变组空载特性试验（上升曲线、下降曲线分别做）。
试验完毕后逆变灭磁。
期间进行部分保护测试。
定子接地保护检查：机组达3000转／分时做试验步骤1、现场作措施在发电机出线侧A相挂接地线。
2、发电机定速后，励磁系统用外接电源采用备用通道（BFCR）缓慢增加励磁电流进行发电机定子接地保护检查试验。
试验完毕后逆变灭磁。
3、现场作措施拆除发电机出线侧A相接地线。
励磁系统试验：步骤1、现场作措施恢复发电机出口与励磁变正式连接。
2、发电机定速3000rpm后，合上整流柜交直流隔离刀闸，进行励磁系统试验，项目如下：自动励磁调节器（AVR）零起升压试验励磁系统强励倍数测试自动及手动电压调节范围测量自动、手动切换及主调节器、备用调节器切换发电机电压/频率特性测试操作试验发电机空载跃响应试验灭磁试验及转子过电压保护试验保护、限制试验发电机灭磁时间常数的测量3、励磁系统所有试验结束后，逆变灭磁，断开灭磁开关。
核相及同期系统效验：步骤1、500KVⅡ母线停电。
2、退出励磁调节器及DEH中发电机出口开关合闸辅助接点。
3、合上50131、50132刀闸，合上5013开关。
4、发电机定速3000rpm后，合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，用AVR方式升发电机电压至额定。
5、进行500kVⅡ母线PT二次电压与#1主变PT二次电压定相。
6、进行同期系统检验。
7、同期系统检验正确后，逆变灭磁，拉开整流柜交直流隔离刀闸；拉开5013开关，拉开50131、50132刀闸；8、恢复500KVⅡ母线运行。
9、白巴#1线停电。
10、合上50121、50122刀闸，合上5012开关。
11、发电机定速3000rpm后，合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，用FCR方式零起升发电机电压至额定。
12、进行同期系统检验。
13、同期系统检验正确后，逆变灭磁，拉开整流柜交直流隔离刀闸；拉开5012开关，拉开50121、50122刀闸；14、恢复白巴#1线运行。
假同期并网试验：步骤：1、检查发电机变组、高厂变、高公变、励磁变所有保护均投入。
2、退出励磁调节器及DEH中发电机出口开关合闸辅助接点。
3、检查50131、50132、50121、50122刀闸确在断开位。
4、发电机定速3000rpm后，用AVR方式升发电机电压至额定。
5、做条件进行5013开关假同期试验（合5013开关三次），用示波器测量电压波形及开关合闸时间。
6、做条件进行5012开关假同期试验（合5012开关三次），用示波器测量电压波形及开关合闸时间。
7、试验结束后断开5013、5012开关，逆变灭磁，断开灭磁开关；恢复励磁调节器及DEH中发电机出口开关合闸辅助接点，恢复假同期试验所做条件。
机组与系统并网：步骤1、退出发电机失磁、逆功率、程跳逆功率、失步保护；发变组其余保护正常投入。
2、合上＃1发变组50131、50132刀闸，＃1发电机准备在500KVⅡ母线并网。
3、合上励磁整流柜交直流隔离刀闸，确认励磁输出在最低位置，启励用AVR方式升发电机电压至额定，发电机电压至额定后选择5013开关同期，启动自动准同期装置，5013开关同期点并网，并列后带一定的初始负荷；检查发变组保护正常后投入发电机失磁、逆功率、程跳逆功率、失步保护。
4、合上#1发变组50121、50122刀闸，5012开关同期环并。
励磁系统参数测试：1、励磁调节器试验。
校验P、Q测量切换试验10％阶跃试验AVR、FCR、恒无功和恒功率因数整定范围试验AVR运行方式下，发电机电压调差率测定（试验条件为有功功率约零，无功功率为额定）2、调节器甩负荷试验（可与机组甩负荷试验一起进行）3、励磁PSS试验，试验期间有功0.8Pn以上，在电压阶越给定试验阶段发电机无功波动50MW,每次时间小于10秒，要重复多次。
在50%和100%负荷下检查差动保护的差流值额定负荷下测量发电机轴电压检查测量回路及CRT指示正确在50%和100%负荷下检查发电机定子接地保护三次谐波数值带负荷情况下厂用电切换试验：发电机进相试验：1、厂用电源由启动变供电情况下发电机进相试验2、厂用电源由厂用变供电情况下发电机进相试验试验顺序待定：。