金昌余热发电调试大纲.docx
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金昌余热发电调试大纲
甘肃金昌2500t/d水泥余热发电工程
调试大纲
编制:
审核:
批准:
河北冶金建设集团第八工程有限公司
二0一0年十月
一.前言
为了保证甘肃金昌水泥余热电厂2500t/d水泥生产线余热发电工程(4..5MW)的分部调试和整套启动试运工作顺利进行,明确各有关单位和部门的职责范围,更好地协调好各有关单位的行动,特编制本调试大纲。
本大纲着重说明工程建设各阶段各专业调试工作要做哪些项目、由谁做、什么时候做,并对重要调试项目的原则性实施方案和执行程序,以及为保证整套启动调试的顺利实施而应采取的必要措施提出了相应的要求。
各项调试方案的编制和具体调试工作的实施,应根据调试大纲的总体要求,按照工程合同的约定:
“各主要设备单体调试以谁安装谁调试的原则执行,总体及系统调试、负荷试车、机炉电72小时联动负荷试车,由调试主体单位负责,但各安装单位、设备生产厂家必须密切配合”分别进行组织和安排,确保机组安全、可靠、经济、文明地投入运行。
二.编制依据
1.施工组织进度计划
2.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》。
3.《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。
4.《火力发电厂设计技术规程》。
5.《火电施工质量检验及评定标准》。
6.《电力建设施工及验收技术规范》。
7.《火电机组达标投产考核标准》。
8.国家和行业相关的标准、规程、规范。
9.制造厂的图纸、安装使用说明书、质保书和出厂证明文件。
10.设计文件、图纸、说明书,有关机组启动试运调试的文件、会议记录等。
三.工程设备概况及特点
1.本工程是根据环保节能的要求,利用2500t/d水泥生产线余热发电的原则立项建设的。
主要设备包括:
1.1水泥窑低压余热锅炉两台,型号为QC115/360-9.5-1.6/345,QC170/320-10.8-1.6/310蒸发量分别为9.5、10.8t/h,过热蒸汽温度为345、310℃,蒸汽出口压力为1.6Mp;杭州锅炉厂设计制造;河北冶金建设集团第八工程有限公司安装。
1.2凝汽式汽轮机一台,型号为N4.5-1.25,工作压力为1.25Mp,进汽温度320(270-390)℃;汽轮机额定转速度为3000r.p.m/min,最大出力为4.5MW,由杭州中能汽轮机厂设计制造,河北冶金建设集团第八工程有限公司安装。
1.34.5MW同步发电机一台,型号为QF-J4.5-2,额定电压10.5KV,额定电流309.3A,额定转速为3000r.p.m/min,额定励磁电流240.2A,绝缘等级为F级,杭州杭发发电设备有限公司生产,由河北冶金建设集团第八工程有限公司安装。
1.4热工自动控制装置采用计算机集散控制(DCS)系统,有设计单位负责调试,安装公司负责一次仪表设备及取源部件的安装。
1.5辅机设备、起重设备、循环冷却水设备及相关的工艺配管,由总包单位成套供货,河北冶金建设集团第八工程有限公司负责安装。
1.6工业水、消防水、启动电源等主厂房以外的公用工程配套设施,由建设单位根据总体需求量的要求负责落实到位。
1.7除盐水由设备生产专业厂家负责设备的设计、生产、安装、调试;直至提供能满足工艺需要的足量、合格的除盐水。
2.工程特点
2.1.本工程是水泥窑低压余热锅炉,与普通燃煤、燃气锅炉有很大的区别,负荷调节系统比较简单,在运行过程中控制烟气进气阀的开度对烟气进气量进行调节;因此对烟气进气阀的工作可靠性和稳定性要求特别严格。
2.2.本工程的立项意图与一般的火电工程有所不同,锅炉的产汽量及其额定出力、效率的考核不能采用一般火电厂的考核统计方法进行考核,应根据“投入产”出最优化的原则来调节发电量;不能强求“满负荷”发电而影响正常的生产。
四.系统启动的组织和责任分工
1.机组启动的组织结构
1.1试运指挥部试运指挥部由一名总指挥和若干名指挥组成,试运指挥部的总指挥由工程总包单位委派;试运指挥部的职责是全面组织、领导和协调启动试运行工作,审批启动调试方案和措施,对启运过程的安全、质量、进度负责;主持整套启动的指挥、协调工作。
并负责检查各专业组各阶段的移交签证工作。
试运指挥部根据工作需要,下面应设若干个试运组。
1.2.1分部试运组:
由施工、调试、建设、生产、设计、监理和主要设备生产厂派员参加,组长由主体施工单位担任,主要职责是负责分部试运行阶段的组织协调、统筹安排、指挥领导和试运后的验收签证、资料移交工作。
1.2.2整套试运组:
由调试、施工、生产、建设、设计、监理和主要设备生产厂派员参加,组长由主体调试单位担任,主要职责是负责核查整套启动试运行应具备的条件,提出整套启动试运的计划,负责组织实施启动调试方案和措施;全面负责整套启动试运的现场指挥和协调工作。
1.2.3验收检查组:
由建设、施工、生产、设计、监理等单位代表组成,建设单位担任组长,主要职责是负责建筑安装施工和调整试运质量验收及评定结果、安装调试记录、图纸资料和技术文件的核查和交接以及有关的设备材料、备品备件、专用仪器专用工具的交接工作。
在上述小组的基础上,建设单位还应相应设立生产准备组、综合组、试生产组等机构,以便全面做好生产人员培训、生产管理制度的建立、安全设施的完善等工作,为今后安全、高效地全面投入生产做好充分的准备。
2.参加机组启动试运有关单位的主要职责
2.1.建设单位:
建设单位应全面协助启运指挥部做好机组启动全过程的组织管理,参加试运各阶段的检查和协调、交接验收和竣工验收的日常工作;协调解决合同履行和外部关系等问题,
2.2.施工单位:
按照工程合同约定,负责编审分部试运阶段的方案和措施,完成单机试运、分部试运和分部试运后的签证验收工作,提交分部试运阶段的记录和有关文件、资料;做好试运设备的安全保护和隔离措施。
设备移交前负责试运现场的安全、消防和维修消缺工作;设备移交时应同时向建设单位提交与机组配套的所有文件资料、备品备件、专用仪器和专用工具等。
2.3.调试单位:
负责编制调试大纲、分系统及机组整套启动试运的方案和措施;提出或复审分部试运阶段的调试方案和措施;参加分部试运后的签证;全面检查启动机组所有系统的完整性和合理性;按合同组织协调并完成启动试运全过程的调试工作。
负责提出解决启动试运中重大技术问题的方案或建议;填写调整试运质量检验评定表,提交调试报告和调试工作总结。
2.4.建设单位:
在机组整套启动试运前负责完成各项生产准备工作,包括燃料、物资、人员培训、生产制度的建立等;参加分部、分系统试运后的验收签证,做好运行设备与试运设备的隔离措施。
在启动试运过程中负责设备代管和单机试运后的启/停操作、运行调整和事故处理,对运行中发现的各种问题提出处理意见或建议。
设备移交生产后,全面负责设备安全运行和维护管理工作。
3.分部试运、分系统试运和整套启动试运的责任介定
3.1.分部试运分部试运是指设备单体调试和单机试运行,分部试运应以施工单位为主,调试单位和设备生产厂家配合;有些特殊设备合同规定必须由生产厂家完成的,由生产厂家独立调试,但必须通过建设单位组织调试单位、监理单位和生产单位的验收,验收不合格的项目不能进入分系统试运行。
分部试运行的记录和报告应由实施单位整理、提供。
分部试运合格后由施工、调试、建设、生产、监理等单位及时进行验收签证。
3.2.分系统试运分系统试运是指单机试运合格后,与相关容器、管道连接构成独立的系统,以气或水代料进行试运行。
分系统试运期间的调试工作一般由调试单位牵头施工单位配合完成(合同规定由设备制造厂负责完成的除外)。
分系统试运合格后由调试、建设、生产、监理等单位及时进行验收签证。
已验收签证的系统,如生产或试运需要继续运行时,由生产单位进行操作和代管,代管期间的施工缺陷由施工单位消除,其它缺陷由建设单位组织施工等有关单位完成。
3.3.整套启动试运整套启动试运是指构成大系统的各分系统试运合格验收签证后,指挥部各组人员已经到位,启动计划、方案和措施已经总指挥批准,确认各分系统的连接已能满足试运要求,炉、机、电联成大系统,从锅炉点火(进烟气)开始到完成满负荷(最大负荷)试运(72h)移交试生产为止。
整套启动试运期间的调试工作由调试单位组织完成,对调试工作质量负责。
五.调试单位的调试组织机构、人员构成和责任分工
1.本工程的系统调试工作由“河北冶金建设集团第八工程有限公司担任”,河北冶金建设集团第八工程有限公司具有火电建设三级资格,同时具有电力设施安装、维修、调试四级资格。
“河北冶金建设集团第八工程有限公司”通过江西省技术监督局依照GB/T15481-2000istISO/IEC17025:
1999标准的计量认证/审查认可,取得110KV/25MW及以下发、变、配电装置,电力拖动设备、工业生产过程自动化控制,热工控制工程的交接和预防性试验资格。
2.现场调试单位的组织机构和专业人员的情况介绍
调试项目负责人:
锅炉专业负责人:
电气专业负责人:
热控专业负责人:
汽机专业负责人:
化学专业负责人:
六.启动调试各阶段的调试项目
依照《启动调试工作规定》结合本工程合同到特点制定启动各阶段的调试项目分工分列如下:
1.分部试运行阶段:
(施工单位负责编写方案和措施并完成单机试运行工作)
1.1电气施工单位应完成的调试工作和时间要求
1.1.1电力变压器本体(包括母线系统)的调试和试运;应在辅机单机试运行前完成。
1.1.2送配电设备(包括高低开关柜、动力箱、控制屏台、控制箱、直流电源等)调试和试运行;应在辅机单机试运行前完成。
1.1.3厂用辅机设备电气检查调试和试运;在锅炉分部调试前完成。
1.1.4电源切换、事故照明、中央信号、联络信号和所有电气连锁装置的检查测试和模拟试验;在分系统调试前完成。
1.1.5发电机(母线系统)按GB50150-02规定的所有静态调试项目;在整套启动调试前完成。
1.2热工仪表施工单位应完成的调试工作和时间要求
1.2.1数据采集和变送单元(包括热电耦、热电阻,压力、差压、流量、温度变送器和传感器)调试,应重点检查变送单元的量程和线性特征;应在锅炉分部试运行前完成。
1.2.2盘上常规仪表(包括指示仪表、记录仪表、手操设备等)单体调试(功能检查、量程和报警参数设定);应在锅炉分部试运行前完成。
1.2.3自控装置(DCS)自动控制、数据复原、实时记录和追忆以及I/O连接检查的调试;应在锅炉分系统试运行前完成。
1.2.4辅机连锁顺序控制、锅炉保护、汽轮机保护等功能的调整和确认;应在锅炉和汽轮机分系统试运行前完成。
1.3锅炉施工单位应完成的调试工作和时间要求
1.3.1炉前管道系统冲洗试验,包括锅炉给水管路的串水冲洗和检查;应在锅炉分系统试运行前完成。
1.3.2锅炉化学清洗(加药煮炉)试验;应在锅炉烘炉结束后、管道吹扫前进行。
1.3.3锅炉管道的吹扫试验,是指锅炉本体管道(主蒸汽出口阀前)的吹扫,试验应在煮炉工作结束,检查合格后进行。
1.3.4锅炉工作压力(安全阀动作值)的调整和试验;应在锅炉管道吹扫后同时完成。
1.4工艺配管施工单位应完成的调试工作和时间要求
1.4.1除氧器、附属软水系统管路串水冲洗和检查;应在锅炉分系统试运行前完成。
1.4.2循环冷却水、消防水等工业用水系统管道串水冲洗和检查;应在气轮机分系统调试前完成
1.4.3管道的吹扫试验包括锅炉主蒸汽出口阀至主蒸汽集箱的管道、主蒸汽集箱本体以及从主蒸汽集箱至汽轮机主汽门前(或直到汽轮机进汽口前短节接管,要求对主汽门要有相应的检查保护措施)的管道吹扫(打靶),要求编写专门的方案,这部分工作要求在汽轮机启动前十天内完成。
1.4.4控制油、润滑油系统管道的酸洗、钝化、油冲洗试验检查;要求在油箱注油外循环前完成。
1.5汽轮机安装施工单位应完成的调试工作和时间要求
1.5.1配合电气专业完成汽轮机辅机单机试运行,包括锅炉给水泵、循环冷却水泵、凝结水泵、射水泵、高压油泵、交流电动油泵、直流润滑油泵等;应在汽轮机分系统调试前完成。
1.5.2冷凝器、冷油器、发电机风冷器通水和压力试验,冷油器试压应在油循环过滤前进行,冷凝器、发电机风冷器试压应在油分系统试运行时同时完成。
1.5.3汽轮机透平油的外循环、内循环试验,内循环必须在外循环后,经过检验油质合格的基础上,在汽轮机各进油口处安装过滤网后才能进行,要求在汽轮机启动前十天内完成。
1.5.4轴封抽气器(射水抽气)和真空系统的检查和试验,在水、汽分系统试验合格的基础上进行,一般是在汽轮机启动前同时进行。
1.5.5配合热工专业完成轴向位移、润滑油压、轴瓦温度、振动等汽轮机保护参数的设定,一般在油内循环时进行
1.5.6危急保安器、油门遮断器、磁力断路油门等汽轮机保护装置动作可靠性试验,要求在油打完内循环、调节器清洗后进行一次,汽轮机正式启动前进行一次,汽轮机启动后在低中速暖机时再进行一次。
2.整套启动分系统试运应完成的调试工作(试验单位主持编写方案、有关单位配合完成调试工作)
2.1锅炉启动的分系统调试项目
2.1.1锅炉水、汽系统投运包括严密性和安全阀的调整和确认,锅炉水位监视、调节、报警系统的调整和确认,锅炉负荷变动试验等;应在锅炉启动后,对外送汽前完成。
2.1.2锅炉安全运行及预防事故的措施。
2.2汽轮机启动的分系统调试项目
2.2.1汽轮机启动条件的确认包括辅机的控制和联锁状态确认,轴封和系统真空严密性的确认,汽轮机安全保护装置的动作试验和确认。
2.2.2汽轮机第一次启动程序方案包括油系统启动,凝结水泵启动和循环门的调节,冷却水泵启动和调节,暖机曲线,膨胀量、油压、油温、振动、凝汽器集水箱水位等运行参数的实时监测与记录等,应有详细的措施和指定责任人。
2.2.3汽轮发电机组自动调节系统的调整以及超速保护动作试验与整定,超速动作的设定值应为额定转速的110~112%之间,如实际动作值不在该范围内应予调整,直至三次动作符合要求;特别注意:
如达到额定转速113%保护装置尚未动作时,应尽快拍打危急保安器停机,防止过分超速损害设备。
2.2.4机组甩负荷试验以及主汽门严密性试验,一般放在72h负荷试验后停机时进行。
2.2.5汽轮发电机组安全运行及预防事故的措施。
2.3电气分系统启动调试项目
2.3.1电气系统整套启动条件的确认包括电气一次、二次接线正确性的确认(控制、信号、保护和传动结构的模拟动作试验),继电保护整定值和同期检测装置动作试验,电气设备绝缘水平的确认,发电机励磁装置工作特性试验和确认
2.3.2发电机空载特性、短路特性、励磁机负荷特性、定子感应耐压、定子残压和灭磁时间常数测定,应在发电机定速建立电压时、并网带负荷前进行。
2.3.3发电机核相并网72h带最大负荷,励磁系统自动调节功能试验;核相和并网操作过程应以操作票的形式详细规定操作程序和要求,严防发生误操作造成恶性事故。
2.3.4配合汽轮机专业进行甩负荷试验,记录发电机和励磁调节装置的有关参数(超调量、震荡次数、稳定时间等)。
2.3.5电气系统安全运行及预防事故的措施。
2.4热控分系统启动调试项目
2.4.1协同控制系统的调试包括锅炉监控、保护,汽轮机监控、保护,辅机连锁保护和自动切换等功能的投入试验以及模拟量指示和调节系统的调整与修正。
2.4.1计算机监视和集中控制系统的投入和调整试验。
2.4.2锅炉和发电机运行参数实时记录曲线和系统软件复原测试。
2.4.3热控系统安全运行及预防事故的措施.
七.调试质量主要控制点
1.分部试运行阶段
1.1锅炉专业
1.1.1炉前管道冲洗
1.1.2锅炉化学清洗
1.1.3锅炉管道吹扫
1.1.4锅炉严密性试验
1.1.5锅炉安全阀整定
1.2汽轮机专业
1.2.1冷却循环水系统及冷凝器、冷油器、风冷器密封性试验
1.2.2凝结水循环及集水箱水位控制试验
1.2.3油管酸洗及润滑油净化处理
1.2.4汽轮机调速及保安系统试验
1.2.5轴封及真空系统试验
1.3电气专业
1.3.1高压开关及变压器本体调试
1.3.2控制保护装置调试及系统模拟试验
1.3.3励磁系统静态试验
1.4热控专业
1.4.1模拟量控制(调节)系统调试
1.4.2顺序连锁控制系统的调试
1.4.3计算机监视系统调试
2.整套启动试运行阶段
2.1.机组整套启动试运条件的确认
2.2.整套启动试运组织、人员、调试方案、调试设备
2.3.锅炉部分
2.3.1锅炉启动升压控制
2.3.2锅炉严密性试验和安全阀整定
2.3.3负荷变动时锅炉烟气进气系统控制和调整
2.3.4锅炉运行记录
2.4汽轮机部分
2.4.1汽轮机首次冲转技术指标控制
2.4.2汽轮机额定转速性能测试
2.4.3汽轮机超速试验
2.4.4主机控制油、润滑油系统调整
2.4.5汽轮机负荷运行记录
2.5电气部分
2.5.1发电机空载励磁系统调试
2.5.2发电机短路特性试验
2.5.3发电机空载特性试验
2.5.4发电机同期检查试验
2.5.5发电机保护装置试验
2.5.6发电机励磁自动调节系统带负荷试验
2.5.7发电机负荷运行记录
2.6热控部分
2.6.1计算机监视系统投入
2.6.2模拟量控制(调节)系统
2.6.3主机跳闸保护系统投入
2.6.4炉、机负荷运行技术参数实时记录曲线
八、汽轮机首次启动方案
1、汽轮机首次冲转前应具备的条件
1.1必备条件
1.1.1汽轮发电机组本体设备及附属设备安装完毕且二次灌浆养护期满;
1.1.2所有电气、自控仪表安装完毕并调试合格;
1.1.3汽水系统、油系统管路安装完毕,保温基本完成;
1.1.4锅炉具备供汽条件,主蒸汽管吹扫合格;
1.1.5汽机房配置了必要的消防设施;
1.1.6汽机运行层栏杆安装完毕,汽机运行层整洁、无油泥杂物等。
1.2油循环及附属设备试运行
1.2.1油循环:
1.2.1.1油管酸洗完毕并且全部封闭复位后方可进行油循环工作;
1.2.1.2在发电机后轴承处将进油管和回油总管连通,并将1#、2#、3#、4#轴承进油管盲板隔离;
1.2.1.3用滤油机将合格汽轮机油注入油箱;
1.2.1.4将交流油泵进口阀门全开,出口阀门开启1/4。
点动交流油泵,确定转动方向是否正确。
正常后启动交流油泵,开大出口阀门;
1.2.1.5停交流润滑油泵,按4.1.4.条操作程序启动高压油泵进行油循环;
1.2.1.6两台冷油器及滤油器应轮流投入冲洗,滤油器每天每回路清洗一次;
1.2.1.7外循环时间以2~3天为宜;具体看滤网清洁程度而定,外循环结束后将各个轴承油路接通,并在进油口处加装80目铜滤布;
1.2.1.8内循环时间以4~5天为宜,在轴承进口铜滤布上检查无金属颗粒或焊渣等杂质即合格;
1.2.1.9内循环铜滤网每天清洗2~3次,同时滤油机应同步过滤油箱中的油;
1.2.1.10油循环时应交替使用交流油泵、齿轮油泵和直流油泵;
1.2.1.11油循环合格后,将铜滤网拆除。
4#瓦及轴承绝缘板及绝缘套安装复位。
1.2.2循环水泵试运行:
1.2.2.1用手盘动水泵转子,应无卡涩或响声;
1.2.2.2开启水泵进水阀门,出水阀门开启1/3,凝汽器上进口阀门全开。
点动电机检查转动方向是否正确;
1.2.2.3确认转向无误后,启动循环水泵,将出水阀门全开,检查循环水压力,电机电流等是否正常;轴承温度、振动是否合格。
1.2.2.4循环水泵单机试运行时间为2小时,两台循环水泵分别单独进行单机试运行。
1.2.3凝结水泵试运行:
1.2.3.1向冷凝器汽补充软化水,至热水井全满,在水泵启动后再确定是否再补水;
1.2.3.2用手盘动转子,应无卡涩或响声;
1.2.3.3开启凝结水泵进出口阀门,再循环门全开,至除氧器阀门关闭。
点动电机,检查转动方向是否正确;
1.2.3.4确认转向无误后,启动凝结水泵,检查凝结水压力、电机电流等是否正常;轴承温度、振动是否合格。
1.2.3.5凝结水泵单机试运行时间1小时,两台凝结水泵分别进行单机试运行。
1.2.4射水泵试运行:
1.2.4.1向射水池补充水至正常水位;
1.2.4.2用手盘动射水泵转子,应无卡涩和响声;
1.2.4.3将水泵进、出水阀门全开,点动电机,检查转子方向是否正确;
1.2.4.4确认转向无误后,启动射水泵,检查水压及电机电流是否正常;轴承温度、振动是否合格。
1.2.4.5射水泵单机是试运行时间为1小时,两台射水泵分别单独进行单机试运行。
1.2.5抽真空试验:
1.2.5.1将交流油泵启动,检查油系统是否正常;
1.2.5.2将循环水泵启动,循环水投入,检查循环水系统是否正常;
1.2.5.3将凝结水泵启动,关闭低加及至除氧器阀门,全开再循环阀门;
1.2.5.4疏水膨胀箱上所有阀门关闭;
1.2.5.5启动射水泵,开启空气门,检查真空情况;一般应不低于-0.055MPa。
如达不到应采用灌水法或火焰法检查泄漏情况并消除之。
1.2.5.6必要时向前后汽封送汽以提高真空度,但送汽时间不宜过长,且送汽时应由专人连续盘动转子,停止送汽后由专人定时盘车。
2、冲转前的有关试验
2.1各项准备工作就绪后,通知锅炉供汽。
2.2油系统投入,检查油压、油温等是否正常,投入电盘。
2.3数字调节器组态
2.3.1调节器的操作、维护必须有专人负责。
有关操作、维护说明见调节器用户手册。
2.3.2按照汽轮机、发电机运行要求组态。
2.3.3组态经运行验证后,应设定程序密码,以防随意改动。
2.4保安系统静态手动试验:
2.4.1现场手动紧急停机,速关阀应能迅速关闭,同时调节汽阀迅速关闭;
2.4.2电动紧急停机,速关阀应能迅速关闭,同时调节汽阀迅速关闭;
2.5暖管、疏水:
2.5.1将主蒸汽管疏水全开,微开锅炉电动门,将主汽压力控制在0.25Mpa左右暖管,仔细检查管道及吊架的膨胀情况;
2.5.2在20~30min后,渐开隔离门,以不大于0.1~0.15Mpa/min的升压速度升至正常压力,温升速度不大于5C°/min。
直至全开隔离门;
2.5.3暖管过程中,疏水阀冂全开,应全面检查管道及吊架的膨胀情况。
3.冲转、低速暖机:
3.1暖管结束,各项条件具备后方可冲转;
3.2启动循环水泵,将循环水系统投入;
3.3启动凝结水泵,将凝结水系统投入,将热井水位保持在1/3~3/4高度;
3.4启动射水泵、抽真空并根据实际情况确定是否投入轴封送汽系统;
3.5将危急遮断油门合闸,开启电调系统冲转,当转速超过盘车转速时,盘车齿轮脱开,盘车电机停转,手柄锁住;
3.6用听音棒听音检查汽缸,前后汽封、轴承等处应无异常响声;
3.7在600r.p.m.左右低速暖机20~30分钟,全面检查机组的膨胀、油压、油温等情况;
3.8调整轴封送汽使低速暖机真空维持在约-0.065Mpa左右;
4.定速:
4.1低速暖机结束后以200r.p.m./分钟左右的升速,转速接近1640r.p.m.(汽轮机转子临界)加速平稳越过;
4.2全面检查机组的振动、膨胀、油压、油温、水位等情况。
油温如超过45℃可将冷油器冷却水投入;
4.3通过临界转速后,在2150r.p.m.左右汽机稳定转速,全面检查一次膨胀、振动、油温、油压、真空等情况;
4.4高速暖机40~60分钟,再次全面检查;
4.5一切无误后继续升速,直到定速。
5.保安系统动态试验:
5.1定速后暖机10分钟左右才开始做保安试验;
5.2手拍危急遮断油门,速关阀应能迅速关闭,同时调节汽阀迅速关
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