电厂实验项目及方法
电厂发电机电气试验方案
发电机电气试验方案批准：审核：校核：编制：一、目的为了确保泰祥热电 1发电机组在本次A级检修后能安全、稳定运行;根据此次检修性质,特制定本发电机试验方案;此次发电机试验按照大修试验标准进行;二、依据1．火电厂电气设备起动调试2.电力安装工程电气设备交接试验标准3.电力设备预防性试验规程4.电力技术标准汇编――高压电气试验5. 电力技术标准汇编――电机6. 济南发电设备厂 WX21Z-073LLT 空内冷汽轮发电机制造技术规范三、安全措施及注意事项1.为保证人身和设备安全,应严格遵守国家电网公司电力安全工作规程变电站和发电厂电气部分中有关规定;2.进行高电压试验时,为保证人身和设备安全,要求必须在试验设备周围设围栏,并有专人监护,防止有关人员误入;3.试验时试验人员与看守人员通信要通畅,没有试验人员的命令看守人员不能乱动,发现异常要尽快告知试验人员;四、发电机试验项目表五、试验方法1、定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数:测试方法：分别测量各绕组对其它绕组及地的绝缘电阻,并将所有其他绕组应同机壳做电气连接;试验步骤测量前将发电机出口电压互感器1P、2P拉出、电流互感器二次侧短接接地;测量并记录环境温度和湿度,如果绕组温度与环境温度相差较大,应测量定子膛内平均温度作为绕组温度;将所有绕组充分放电；应分相测量,每相的绕组必须头尾短接,并将非被试绕组、转子绕组短接接地;分别记录15、60s的绝缘电阻值,按照K=R60/R15计算出吸收比;测试结束后,将被测绕组回路对接地的机壳作电气连接5 min以上使其充分放电;试验结果判断依据绝缘电阻值自行规定,若在相近试验条件下,绝缘电阻值低到历年正常值l/3以下时,应查明原因；各相绝缘电阻的差值不应大于最小值的100％；吸收比≥;吸收比如果不合格时,应测量极化指数;2、定子绕组直流电阻:测试方法±3％;试验结果判断依据各相直流电阻值相互间差别以及与初次测量值比较,相差值不得大于最小值的％;相间相差= 最大值－最小值/最小值×100%与初次测量值互差=测量值－原始值/原始值×100%相间差与历年的相对变化大于1%时应引起注意;3、定子绕组直流耐压使用仪器、工具：200KVA直流高压发生器、μA表一块、试验线若干、放电棒;注意事项：做好试验前的各项准备工作；布置、落实现场的安全措施；对试验人员交待试验内容及有关注意事项；要求有关技术人员及领导到现场监督；试验前应将热工测点及转子绕组可靠接地；在试验中如发现异常现象,应立即停止试验,查明异常原因;试验步骤：用2500V兆欧表测量绕组对地绝缘及吸收比,应符合规程要求；直流耐压试验接线:1按上图将试验回路接好；2回路进行空试,记录每个阶段的空试泄漏电流值；3将高压引线接入一相绕组,其它两相绕组接地；4按、1、、2、倍的额定电压升压,每阶段停留1min,读取泄漏电流值；5升压时应注意各阶段与去年值比较;如发现明显差异,应分析原因,决定是否继续升压；6升压结束后将电压迅速回到零位,断开试验电源,将被试物充分放电；7按上述步骤进行进行其它两相试验;安全措施为保证人身和设备安全,要求必须在试验设备周围设围栏并有专人监护,防止无关人员误人;试验时试验人员与看守人员通信要通畅,没有试验人员的命令看守人员不能乱动;负责升压的人要随时注意周围的情况,一旦发现异常应立刻断开电源停止试验,查明原因并排除后方可继续试验；试验设备的布置紧凑、连接线短,选用屏蔽导线,接地线应牢固可靠；注意对试验完毕的绕组必须充分放电；试验过程中,如发现泄漏电流随时间急剧增长,或有绝缘烧焦气味、冒烟或发生响声等异常现象时,应立即降低电压断开电源停止试验,将绕组接地放电后再进行检查；4、定子绕组交流耐压：直流耐压试验合格后,按下图接好交耐试验电路；分别测量发电机三相绝缘电阻,应符合规程要求；非被试绕组电气连接后接地;被试绕组首尾连接后引出；记录绕组温度、环境温度和湿度；整定过压保护动作电压为为试验电压；升压必须从零开始,升压速度在40％试验电压以内可不受限制,其后应均匀升压,速度约每秒3％的试验电压,升至试验电压取倍Un＝ＫＶ后维持1 min；将电压降至零,拉开电源,该试验绕组试验结束；对其它各相绕组进行试验;将被试绕组接地放电,并测量绝缘和吸收比;5、转子试验转子绕组绝缘电阻测试,采用1000V摇表进行测试;转子直流电阻测试,测试在转子冷态下进行;转子交流耐压用2500V摇表进行测试;6、转子交流阻抗试验：测试方法:a隐极式转子在膛外或膛内以及不同转速下测量;b每次试验应在相同条件和相同电压下进行,试验电压峰值不超过额定励磁电压;图中1、2为转子滑环,ZQ为转子绕组励磁侧回路断开,准备好调压器、转子交流阻抗试验仪一套,并按上图连接好试验接线：在发电机0转速时膛内测量转子交流阻抗,分别测量在40V、80V、120V电压时的电流值,应测量上升值和下降值;发电机转子在膛外时测量转子交流阻抗,分别测量在40V、80V、120V电压时的电流值,应测量上升值和下降值,并在每一阶段应测量转子的绝缘电阻;按上述方法分别在发电机500r/min、1200r/min、2000r/min、3000r/min转速下测量交流阻抗值,并在每一阶段应测量转子的绝缘电阻;将测量结果代入Z=U/I式中,计算出阻抗值,与出厂或历年数值比较,不应有显着变化;在机组临界状态时,某些阶段无法维持,可以根据实际情况进行;7、发电机轴电压测量：测量发电机轴电压如下图所示：测量前将大轴上的接地保护电刷提起来;将发电机两侧轴与轴承用电刷短路,在发电机转子两端接一交流电压表V1,用交流电压表测量发电机轴上电压U1;将发电机轴与轴承经电刷短路,在励磁机侧测量轴承支座与地之间的电压U2：当U1≈U2时,说明绝缘垫绝缘良好,当U1＞U2时,说明绝缘垫绝缘不好;测量发电机大轴对地电压小于10V应分别在空载无励磁、空载额定电压及额定负荷下测量;六、安全、环境保护措施1.密切注意试验对环境的影响,试验后清理好试验场地;2.布置、落实现场的安全措施;3.对试验人员交待试验内容及有关注意事项;4.要求有关技术人员及领导到现场监督;七、试验设备清单八、现场试验记录1．大修前试验记录表1：绝缘电阻和吸收比表2：定子绕组的直流电阻表3：定子绕组泄漏电流和直流耐压表4：定子绕组的交流耐压2．大修后试验记录表5：定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数表6：定子绕组泄漏电流和直流耐压表7：转子绕组的交流阻抗和功率损耗。
火力发电厂建设土建实验室检测项目
四、混凝土
1.配合比2.稠度3.密度4.抗压强度5.抗折强度6.凝结时间7.抗渗8.含气量9.泌水率10.抗冻11.膨胀率12收缩性
五、建筑钢材
1.抗拉强度2.屈服强度3.延伸率4.冷弯5.重量偏差
十五、拉拔试验
锚筋抗拔承载力检验
十六、外加剂
1.密度或(细度)2.减水率3.性能对比试验4.凝结时间5.PH值6.钢筋锈蚀7固体物含量8比重.容重9溶解性10引气量11需水量比12烧失量
十七、高强螺栓
1、硬度2、螺栓实物最小荷载试验3、扭剪型高强度螺栓连接副预拉力复验4、高强度螺栓连接副施工扭矩检验5、高强度大六角头螺栓连接副扭矩系数复验6、高强度螺栓连接摩擦面的抗滑移系数检验
十、土工
1.密度（干、湿）2.含水率3.最大干密度、最佳含水率
十一、砼无损检验
1回弹仪法2.超声波法3.钢筋保护层厚度
十二、结构试验
1.承载力2.刚度、挠度3.抗裂度4.裂缝宽度5、钻芯法
十三、掺合料（粉煤灰）
1.细度2.需水量比3.烧失量4. SO3含量
十四、生石灰
1.氧化钙2.氧化镁含量3.细度
试验项目范围
检测产品名称
（原材料、半成品、产品）或检验项目
试 验 项 目 内 容
备注
一、水泥
1胶砂强度2安定性3凝结时间4标准用水量5细度6氯离子含量
二、粗骨料
1.颗粒级配、2.含泥量3泥块含量4针片状5.坚固性6、压碎指标7、表观密度8、含水率和吸水率9、堆积密度与空隙率10、岩石抗压强度
三、细骨料
备注
黑体字表示必检性。其它可选择
电厂发电机电气试验方案
电厂发电机电气试验方案Standardization of sany group #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8-HHMHGN#发电机电气试验方案批准：审核：校核：编制：一、目的为了确保泰祥热电 #1发电机组在本次A级检修后能安全、稳定运行。
根据此次检修性质，特制定本发电机试验方案。
此次发电机试验按照大修试验标准进行。
二、依据1．《火电厂电气设备起动调试》2.《电力安装工程电气设备交接试验标准》3.《电力设备预防性试验规程》4.《电力技术标准汇编――高压电气试验》5. 《电力技术标准汇编――电机》6. 济南发电设备厂 WX21Z-073LLT 空内冷汽轮发电机制造技术规范三、安全措施及注意事项1.为保证人身和设备安全，应严格遵守《国家电网公司电力安全工作规程(变电站和发电厂电气部分)》中有关规定。
2.进行高电压试验时，为保证人身和设备安全，要求必须在试验设备周围设围栏，并有专人监护，防止有关人员误入。
3.试验时试验人员与看守人员通信要通畅，没有试验人员的命令看守人员不能乱动，发现异常要尽快告知试验人员。
五、试验方法1、定子绕组的绝缘电阻、吸收比或极化指数:测试方法：分别测量各绕组对其它绕组及地的绝缘电阻，并将所有其他绕组应同机壳做电气连接。
试验步骤测量前将发电机出口电压互感器1P、2P拉出、电流互感器二次侧短接接地。
测量并记录环境温度和湿度，如果绕组温度与环境温度相差较大，应测量定子膛内平均温度作为绕组温度。
将所有绕组充分放电；应分相测量，每相的绕组必须头尾短接，并将非被试绕组、转子绕组短接接地。
分别记录15、60s的绝缘电阻值，按照K=R60/R15计算出吸收比。
测试结束后，将被测绕组回路对接地的机壳作电气连接5 min以上使其充分放电。
试验结果判断依据绝缘电阻值自行规定，若在相近试验条件下，绝缘电阻值低到历年正常值l/3以下时，应查明原因；各相绝缘电阻的差值不应大于最小值的100％；吸收比≥。
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。
发电厂锅炉水压试验试验方法及步骤
发电厂锅炉水压试验试验方法及步骤1、试验方法1.1 试压用水和水温根据《电力建设施工及验收技术规范》（化学篇）中有关要求，锅炉水压试验采用除盐水。
因水压试验后过热器和再热器中的水不能放尽，为了保护过热器和再热器不受腐蚀，故除盐水加入适量的氨和联胺，其氨的浓度为400~500毫克/升，联胺为150毫克/升。
在上水过程中，按比例加入水箱中搅拌均匀，使PH值大于9.5~10。
根据我们安装类似锅炉中同类汽包水压试验要求：水压试验时汽包壁温推荐保持值为≥35℃，故上水温度为35℃~70℃。
当汽包壁温<35℃时，则应对其进行加热。
加热汽源为辅汽联箱来。
1.2 上水系统上水系统利用1000m3和碱冲洗水箱作为上水水箱，上水泵利用碱冲洗水泵，其流程为：化学除盐水→1000m3水箱→补水泵→除氧器→临时管道→碱冲洗水箱（对除盐水进行加药→碱冲洗水泵→临时管道接至紧急放水管和下降管分配器疏水管（一次汽）或冷段入口减温水管（二次汽）1.3 加热系统1.3.1 从辅汽联箱来加热碱冲洗水箱。
1.3.2 从辅汽联箱来接至汽包连排管加热汽包。
1.3.3 从辅汽联箱来接至邻炉加热管对水冷壁进行加熱。
1.3.4 从辅汽联箱来接至除氧器对除盐水进行加热。
1.4 升压系统升压泵采用天津通用机械厂生产的3D -S - 40/22型电动试压泵2台，进行升压工作。
一次汽系统升压：利用低过进口集箱疏水管进行升压。
二次汽系统升压：利用再热冷段减温水管进行升压。
1.5 放水系统1.5.1 省煤器放水：利用入口集箱疏水点接至排水母管排入地沟。
1.5.2 水冷壁放水：利用上水管接至排水母管放水。
1.5.3 过热器放水：利用其疏水管接至排水母管放水。
1.5.4 再热器放水：利用低再上水管放水。
1.6 放空气利用设备上所有放空管作放空气用。
2、试验步骤2.1 气压试验为了保证水压试验一次成功，在锅炉上水前对整个系统进行风压试验，试验压力为0.4~0.6MPa，以便于提前发现泄漏点，及时清除泄漏隐患。
300MW火电厂机组RB试验措施
十里泉电厂＃6机组RB试验说明RB是指机组各种主要辅机故障时，协调控制系统使机组自动减至与运行辅机出力相适应或保持锅炉最低稳燃的目标负荷，同时保证机组的安全、经济运行。
1.RB试验1.1RB试验必须具备的条件1.1.1机组主要辅机运行正常1.1.2机组的主要保护如：FSSS、汽机保护、发电机保护、水位保护等要投入运行，且动作可靠。
1.1.3相关的系统和联锁要投入运行，如旁路控制系统、辅汽至除氧器电动门。
1.1.4各控制子系统和机组协调控制系统要运行在自动方式，且经过严格的负荷摆动试验，调节质量满足要求。
1.1.5DEH（汽轮机数字电液控制系统）电调运行具备良好的负荷响应特性。
1.2试验数据和设备对于主要的参数如主蒸汽压力、机组负荷、炉膛压力、汽包水位、调门开度等要有数据记录，为试验后的数据分析作准备。
1.3试验方法1.3.1我厂此次设臵送风机RB、引风机RB、给水泵RB，RB允许负荷均为200 MW，各种RB的目标负荷为190MW。
1.3.2根据各种RB的特性确定和运行人员的经验确定RB的速率，DEH降负荷的速率为150MW/分钟。
1.3.3进行实际的RB试验1.3.3.1检查机组的主辅机运行正常，所有的主保护运行正常。
1.3.3.2各控制子系统和协调控制系统运行正常1.3.3.3制作条件进行RB试验。
2.几点说明2.1机组的目标负荷确定，除考虑对应设备的带负荷能力外，还要考虑机组的最低稳燃负荷（暂定为180 MW）、环境条件的变化来确定整个机组的最大可能出力。
2.2每种工况RB根据运行经验确定在锅炉侧切除火嘴的速率为2秒钟一个。
2.3给水泵RB的发出条件：考虑电泵联动不成功，运行人员手动开启电泵，操作电泵抢水的实际情况，暂按汽泵跳闸后，电泵未运行延时10秒发RB信号。
2.4在RUNBACK方式下，将一级减温，二级减温，再热事故喷水调门自动关闭，在关闭的同时产生10秒的闭锁脉冲，10秒钟内运行人员无法操作。
变电站工程试验检测项目计划
变电站工程试验检测项目计划1. 试验项目：变电站主要设备的型式试验- 目的：验证变电站主要设备的性能和质量是否符合设计要求，确保设备能够正常运行。
- 内容：- 变压器型式试验：包括空载试验、短路试验、负载试验等； - 断路器型式试验：包括动稳定特性试验、短路开断试验、匝间和回路阻抗试验等；- 隔离开关型式试验：包括额定电流试验、合闸试验、分闸试验等；- 继电保护设备型式试验：包括定时特性试验、过电压试验、过流试验等；- 母线型式试验：包括短路试验、电阻测量试验等。
2. 试验项目：变电站安全与保护试验- 目的：验证变电站的安全保护系统的可靠性和有效性，确保变电站在各类故障情况下能够及时断开故障电路，保护设备和人员的安全。
- 内容：- 电气检测与调试：包括电线电缆的绝缘电阻测试、接地电阻测试等；- 漏电保护试验：包括漏电动作时间试验、漏电保护接地电阻试验等；- 避雷器试验：包括避雷器击穿电压试验、过电压试验等；- 故障指示器试验：包括故障指示器的动作特性试验、报警试验等；- 火灾自动报警试验：包括火灾自动报警系统的灵敏度试验、声光报警试验等。
3. 试验项目：变电站运行试验- 目的：验证变电站整体系统的运行性能和可靠性，检测系统各参数是否符合设计和运行要求。
- 内容：- 系统电压稳定性试验：包括负荷性能试验、电压调整试验等；- 系统频率稳定性试验：包括负荷性能试验、频率调整试验等；- 继电保护试验：包括跳闸试验、故障记录试验等；- 氧化亚氮试验：包括氧化亚氮检测、清洗试验等；- 变电站运行稳定性试验：包括连续运行试验、负荷波动试验等。
以上是变电站工程试验检测项目计划的一些主要内容，具体的项目计划还需根据具体变电站的设计要求和运行情况进行定制。
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
四、定子绕组交流耐压 3.试验方法 串联谐振计算要点：
准确测知被试品单相对地电容量。
计算工频试验电流I。 计算理论电抗，匹配组合。 根据实际能组合的电抗计算回路参数。 谐振频率控制在45-55Hz。
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
二、定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数 2.试验方法
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
二、定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
2.试验方法
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
二、定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
2.试验方法
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
三、定子绕组泄漏电流和直流耐压
2.试验条件
泄漏电流随电压不成比例显著增长时，应注意分析。
试验时，微安表应接在高压侧，并对出线套管表面加屏 蔽，采用低压屏蔽法接线；冷却水质应透明纯净，无机 械混杂物，导电率在水温20℃时应不大于1.0μ s/cm。 3.试验目的 直流泄漏电压较高，所以直流泄漏试验能进一步发现绝 缘的缺陷。
4）参见 GB 20160—2006《旋转电机绝缘电阻测试》
发电机电气预防性试验项目、标准、试验方法
二、定子绕组绝缘电阻、吸收比或极化指数
2.试验方法 被试发电机应与其他设备断开。 充分放电，15min以上（大型电机）。 额定电压为 5000V～12000V,采用 2500V～5000V 兆欧 表，额定电压为 12000V 以上,采用 2500V～10000V 兆 欧表，量程一般不低于10000MΩ。 同相首尾连接，非被试相接地。 发 200MW 及以上机组推荐测量极化指数，当 1min 的 绝缘电阻在5000MΩ 以上（在 40℃时），可不测极化 指数。
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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”。