汽机、发电机联锁试验

燃气-蒸汽联合循环分轴机组燃机FCB（孤岛运行）功能测试试验方案一、试验目的依据《南方区域并网发电厂辅助服务管理实施细则（修订稿）》、《南方区域发电厂并网运行管理实施细则（修订稿）》及《###电厂黑启动技术协议》要求，具备FCB的机组每两年做一次FCB功能能力测试。

本次试验##机组FCB的目的是####开关断开后，##燃机转为孤岛运行模式，应能迅速稳定，并能带厂用电运行，且FCB启动联跳汽机逻辑由“0”变为“1”。

余热锅炉不停炉，不超压；燃机不停机，不超速；燃机发电机不过压；各6KV工作段、400V工作段、保安段不失压；各辅机运行正常无跳闸。

二、联合循环机组FCB试验方案机组FCB试验总体流程：本次试验在##/#机组停机情况下，降负荷先将##汽轮发电机按操作票正常停运，维持真空，控制好汽包水位。

调整##然机负荷30MW左右，在NCS手动断开####开关，##燃机转为孤岛运行模式，控制系统应能迅速稳定转速，并能带厂用电运行，且FCB启动联跳汽机逻辑由“0”变为“1”。

(一)试验应具备的条件附表1 ##燃气轮机FCB试验条件检查项目序号项目确认打“√”1 FCB试验技术方案已经会审批准；FCB试验已取得电网调度的同意2 汽轮机已停运，####开关已断开3 辅机参数正常4 真空在正常值5 旁路运行正常，汽包水位正常，放水阀操作正常6 辅汽已切换至邻机供7 燃机有功负荷在30MW稳定运行，重要参数显示正常8 燃机调节系统无异常9 EH油、润滑油蓄能器投入10 润滑油系统联锁保护投入（交、直流油泵，盘车，顶轴油泵，密封油泵）11 直流油泵试运正常12 电超速及机械超速保护投入正常13 主机联锁保护投入14 燃机发变组已按投退卡正常投入保护，保护装置运行正常15 主及值班燃料压力、流量控制阀、IGV阀等调节灵活16 机组主、辅机设备的仪控和电气联锁保护投入17 仪控确认燃机FCB逻辑正常18 仪控、电气等专业已做好FCB试验的录波设置19 检查柴油发电机处于旋转热备用状态，不并网。

焦作万方热电厂2×350MW机组#6机组机炉电大联锁试验措施编制：审核：批准：焦作万方热电厂检修部二〇一四年八月目录1.设备及系统概述2.联锁保护清单3.试验范围及相关项目4.组织与分工5.试验前应具备的条件6.调试程序和步骤7.安全注意事项1 设备及系统概述机炉电大联锁试验由ETS、FSSS、电气保护柜组成，包括DI、DO等控制模块和DPU控制器等。

2 联锁保护清单2.1 发电机保护信号(两路)到ETS跳汽机。

通过跳机去联跳锅炉。

2.2汽机跳闸后，电气取左侧和右侧主汽门关信号启动逆功率保护，跳发电机。

2.3 汽机跳闸后，发三路信号去FSSS（三取二），发MFT。

2.4 炉跳闸后，MFT动作发信号送到ETS跳汽机。

通过主汽门关闭启动逆功率保护，跳发电机。

3 试验范围及相关项目机炉电大联锁试验。

4 组织与分工4.1运行部：提供联锁保护整定值和设备启停操作；4.2检修部：负责逻辑强制，信号短接，联锁动作情况校对；4.3本措施未涉及的部分按运行规程执行。

5 调试前应具备的条件5.1 ETS系统实验完成。

5.2 FSSS系统实验完成。

5.3 电气保护系统实验完成6 试验程序和步骤6.1试验前状态6.1.1锅炉状态1)送、引风机运行2)锅炉吹扫完成3)MFT复位6.1.2汽机状态1)汽机ETS复位2)汽机挂闸4)汽机RSV打开6.1.3电气状态1)手动合开关(根据实际情况可调整)2)加上逆功率信号6.2 联锁试验6.2.1锅炉手动打闸锅炉跳闸汽机跳闸电气跳闸，主开关断开完成后：炉复位(包括锅炉吹扫，MFT复位)汽机复位(包括汽机复位，DEH投自动，汽机RSV打开)电气复位(包括手动合开关，加上逆功率信号)6.2.2 汽机打闸汽机跳闸锅炉跳闸电气跳闸完成后：炉复位(包括锅炉吹扫，MFT复位)汽机复位(包括汽机复位，DEH投自动，汽机RSV打开)电气复位(包括手动合开关，加上逆功率信号)6.2.3 触发电气跳闸指令电气跳闸汽机跳闸锅炉跳闸7 安全注意事项7.1 试验时必须按规程作业, 以免造成对设备的损害。

调试方案报审表工程名称：创冠环保（惠安）垃圾焚烧发电工程编号：JNZN/CGHB-QJ-015主辅机联锁保护试验方案签字表试运指挥部代表（签字）：年月日建设单位代表（签字）：年月日调试单位代表（签字）：年月日监理单位代表（签字）年月日创冠环保（惠安）垃圾焚烧发电厂1×15MW机组工程主辅机联锁保护试验方案批准：审核：编制：济南中能电力工程有限公司2010年8月18日目录一、目的 (2)二、编制依据 (2)三、辅机联锁保护内容 (2)四、主机联锁保护内容 (3)五、调试组织分工 (3)六、调试具备条件 (3)七、辅机联锁保护试验步骤 (4)八、主机联锁保护试验步骤 (7)九、安全注意事项 (9)十、环境保护控制 (9)十一、重要危险源辨识及防范措施 (9)一、目的1.1 通过对联锁保护的试验调整，对联锁保护逻辑进行实际检验，从而达到优化逻辑的目的；1.2 检验执行器及联锁保护通道的正确性、灵敏性，保证其动作的可靠性，确保机组的安全运行。

二、编制主要依据2.1 《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》2.2 《火力发电厂基本建设工程起动及竣工验收规程》（电力工业部1996.3）2.3 《火电工程启动调试工作规定》（电力工业部建设协调司1996.5）2.4 《火电施工质量检验及评定标准》汽机篇2.5 《创冠环保（惠安）垃圾焚烧发电厂调试大纲》2.6 设计院设计资料及相关图纸2.7 厂家设备说明书及使用维护手册2.8 设备安装使用说明书三、辅机联锁保护内容3.1 循环水泵联锁3.2 疏水系统联锁3.3 除氧给水系统联锁保护3.4 凝结水系统联锁3.5射水系统联锁四、主机联锁保护内容4.1 当汽轮机转速超过3090rpm时, OPC电磁阀保护动作，调节汽门关闭，延时3 秒后，调节汽门开启；4.2当汽轮机转速超过3150rpm时,转速表超速报警；4.3当汽轮机转速达3270～3300r/min，TSI电气超速保护动作，由ETS装置自动停机；4.4 当主油出口油压低至1.0MPa给出报警信号；4.5 当润滑油压低至0.054MPa时，启动辅助油泵，并发出声光报警信号；4.6当润滑油压力降至0.039MPa时，启动直流事故油泵，并发出声光报警信号；4.7当润滑油压力降至0.03MPa时发出停机信号，主继动器电磁阀动作，主汽门、调速汽门及抽汽逆止门关闭，并发出声光报警信号；4.8 真空降至—83KPa时发出真空低声光报警信号，当真空降至—61KPa，由ETS装置经三取二逻辑发出停机信号，继电器动作停机；4.9 发电机主保护动作时，ETS控制系统发出停机信号，使继电器电磁阀动作；4.10 DEH失电保护；4.11 手动停机保护；4.12轴向位移大于+1.0（-0.6）mm报警；4.13轴向位移大于+1.3（-0.7）mm停机；五、调试的组织与分工5.1 调试人员包括电厂、安装施工单位、DCS厂家、设备厂家及监理单位人员。

机、炉、电大联锁试验步骤一试验前应具备的条件：1 锅炉处于冷态，未点火。

2 EH油泵运行正常，汽轮机处于盘车状态，具备挂闸条件。

3 发变组处于启动前状态，所有地线已拆除。

4 试验顺序是炉跳机，机跳电，电跳机、机跳炉。

二试验步骤：1 热工强制已存在的锅炉MFT条件，确认锅炉无MFT条件。

2 检查汽机是否存在跳闸条件，如有，则通知热工强制。

3 检查发变组A/B保护屏所有压板均未投入（启动发电机出口断路器失灵保护压板必须退出），发电机出口6刀闸在分位。

4 网控退出发电机出口断路器启动失灵所有压板，退出发电机出口中开关重合闸压板。

5 网控得值长令拉开发电机出口两个断路器，拉开断路器两侧隔离刀闸。

6 拉开220V直流母线上发电机DC 220V励磁启励电源开关。

7 检查发变组A、B保护屏保护出口动作指示灯不亮，否则手动复位。

8 投入发变组A、B保护屏关主汽门压板、跳灭磁开关一、二线圈压板、跳发电机出口断路器一、二线圈压板、启动86G1 86G3 86G5压板。

9 汽轮机挂闸，中主门开启正常，主跳闸及机械跳闸电磁阀动作正常。

10 网控合上发电机出口两个断路器。

11 手动合上发电机灭磁开关。

12 热工将锅炉汽包水位强制为高三值380mm，并释放一MFT动作条件。

13 检查锅炉MFT光字报警，汽轮机跳闸，发电机出口断路器及灭磁开关跳闸。

14 将发变组保护动作出口继电器复位，热工重新强制锅炉MFT条件，汽轮机挂闸，合发电机出口断路器及灭磁开关，检查机跳炉保护投入。

15 继保短接发变组保护动作条件，使发变组保护动作。

16 检查发电机出口断路器及灭磁开关跳闸，汽轮机跳闸，锅炉MFT光字报警。

17 试验结束后，热工解除锅炉、汽机的强制条件，退出发变组所有保护压板，发电机及升压站恢复至启动前状态，检查汽轮机处于盘车状态。

1。

汽轮机组联锁、保护整定值及功能说明一．汽轮机主保护二．DEH联锁保护1．EH油温联锁（发讯元件：温度控制器）油温升至54℃，冷却水出水电磁阀打开油温升至55℃，冷却泵自启动油温降至38℃，冷却泵自停油温降至35℃，冷却水出水电磁阀关闭2．油位联锁EH油箱油位：560mm 高Ⅰ值报警（油位开关71/FL1）430mm 低Ⅰ值报警(油位开关71/FL2)300mm 低Ⅱ值报警(油位开关71/FL1)200mm 串300mm证实跳机(油位开关71/FL2)3．低油压联锁(63MP)EH油压≤11.2MPa,备用EH油泵自投，(打开20/MPT试验电磁阀或就地打开其旁路门，则备用EH油泵自启动)。

4．OPC保护：（当带部分负荷小网运行时，该保护不要求动作）(发讯设备：OPC板)其任一条件a.汽轮机转速≥103%，额定转速(即3090rpm)（转速探头，3取2）b.机组甩负荷≥30%,额定负荷时，发电机跳闸。

（BR和IEP>30% 3取2）满足，OPC电磁阀动作，调门快关，机组转速降至3000rpm以后，调门开启，维持空转。

5．MFT RUN BACK：其任一条件a.机组额定参数，额定负荷运行，锅炉MFT动作(降负荷速率为67MW/min)b.发电机失磁保护动作(降负荷速率为135MW/min)满足，机组从额定负荷125MW，自动快降至27MW。

三．其他主要保护1．发电机断水保护：当发电机转子或定子进水流量降至5t/h，同时进水压力降至0.05MPa 或升至0.5MPa时，延时30秒保护动作，使发电机油开关跳闸、同时主汽门、调门、抽汽逆止门关闭。

(流量孔板和电接点压力表)2．抽汽逆止门保护，当主汽门关闭或发电机油开关跳闸时，通过联锁装置使抽汽逆止门电磁阀动作，气控关闭1-5级抽汽逆止门。

3．高加水位保护（电接点水位计）a.当#1、#2高加水位高至Ⅰ值(550mm加650mm)，高加危急疏水门自动打开；b.当#1高加水位高至Ⅱ值(650mm加850mm),报警保护动作，关闭#1高加进水门、1-2级抽汽逆止门及电动门，给水自动走旁路。

汽机润滑油低油压联锁试验步骤汽机润滑油低油压联锁试验是为了确保汽机润滑系统在低油压情况下能够正常运行，保护汽机设备的安全运行，以下是该试验的步骤：1.准备工作a.检查润滑系统的设备和仪器，确保其完好无损。

b.检查润滑油储罐的油位，确保其油量充足。

c.确保试验前的清洗和排空工作已经完成。

d.确保试验区域的安全措施已经完善。

2.开始试验a.将润滑系统的油泵启动，观察其运行状态。

b.在低油压状态下，逐步降低油泵的出口压力，观察润滑油压力表的读数。

c.在降低过程中，观察是否有异常噪音或者其他异常现象。

d.当油压降到设定的低油压触发值时，润滑系统应该触发联锁装置，进入保护状态。

3.观察并记录a.在联锁保护状态下，观察润滑系统是否停止供油。

b.确保润滑系统的其他部分，如油泵及其电机等是否正常运行。

c.观察并记录润滑油压力表的读数，确认其维持在低油压状态下。

d.观察并记录润滑系统其他关键指标，如油温、油液流量等。

4.恢复正常状态a.在试验结束后，恢复润滑系统的正常工作状态。

b.对试验期间可能产生的故障或异常进行检查和排除。

c.进行润滑系统运行记录和数据分析，以便更好地评估其工作性能。

5.结束试验a.完成试验后，记录试验结果和数据分析，包括低油压触发值、保护状态维持时间等。

b.对试验过程中的问题和改进意见进行总结和反馈。

c.编写试验报告，包括步骤、结果、分析和总结等内容。

在进行汽机润滑油低油压联锁试验时，需要严格按照上述步骤进行操作，确保试验的准确性和有效性。

同时，还要保证试验过程中的安全措施，如佩戴个人防护装备，并有专人监控和指导试验过程，以确保试验顺利进行。

试验结果和数据分析对于后续设备维护和升级有重要意义，需要进行详细记录和总结，以便未来的参考与改进。

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。

一、保护信号及联锁试验.1、做发电机主断路器和自动灭磁开关拉合闸试验及联锁试验正常。

2、发变组保护传动及联锁试验正确，保护控制回路信号正常。

3、厂用电系统低电压联锁试验联动正常。

4、做机组各辅机电机保护联锁试验及事故按钮跳闸试验正常。

二、发电机的绝缘测量发电机绝缘电阻测量一般在机组停运和检修工作票终结，于有关接地线拆除和接地隔离开关拉开后进行。

绝缘测量既能复查机组检修后设备是否完好，还可以取得检修后机组的原始数据，作为运行中参考比较的技术资料。

1、发电机定子绕组绝缘标准：使用1000~2500v专用摇表测量，其绝缘电阻应符合以下要求：电机的75℃绝缘应不低于以下数值：R75℃=Un/1000+0.01Pn在不同的温度下，其绝缘电阻可按下式换算：~Rt= R75℃*2(75- t)/10；10分钟对1分钟的绝缘电阻比值，不小于2倍；各相绝缘电阻差异倍数不大于2；将此绝缘电阻值与相近条件下（温度、湿度）的初次值和制造厂家提供的交接实验数值，或上次大修时测得的结果进行比较，若低于前者的1/3~1/5，则应查明原因予以消除。

并且，其绝缘吸收比应不小于1.3。

2、发电机励磁回路绝缘标准；使用500~1000v摇表测量，其对地绝缘电阻应不小于0.5M，否则应查明原因予以消除，未消除时不得启动。

3、发电机励端轴承的绝缘标准：使用1000v摇表测量，轴承座对地绝缘件的绝缘电阻值应不低于1M。

三、发电机整体气密性实验1、新安装或大修结束的发电机，总装后必须进行整体气密性实验，对于因故障停机进行漏氢消缺工作的发电机，启动前必须进行整体气密性实验，合格后方可充氢置换。

H2实验方法及标:先通入干净的压缩空气，压力稍低于额定氢压，在此压力下检查和消除可能存在的漏点。

然后将机内气压升至额定氢压，稳定开始记时，每小时记录一次机内气压。

实验持续24小时，整体气密性实验每昼夜最大允许漏气量（0.1MPA）四、空载特性实验1、发电机空载特性指：发电机以额定转速空载运行时其电动势E0与励磁电流If之间的关系曲线。

207A级检修机炉电联锁试验方案批准：审核：编制：吴三寅华润电力湖北有限公司2011年03月25日207A检修机炉电联锁试验方案1、编制目的：为规范及指导207A检修启动前机、炉、电联锁试验工作；确保汽轮机、锅炉、发变电组联锁和保护功能正常投入；保证机组整套启动工作的顺利进行及发电机组的安全运行，特制定本方案。

2、编制依据：2.1部颁《电业安全工作规程》热力和机械部分2.2部颁《电业安全工作规程》发电厂和变电所电气部分2.3《火力发电厂热工自动化系统检修运行维护规程》 DL/T 774-2004 2.4《华润电力湖北有限公司主机运行规程》2.5《华润电力湖北有限公司辅机运行规程》2.6《华润电力湖北有限公司207A检修文件》3、机、炉、电联锁逻辑关系（见附页）：4、试验条件：4.1 确认所有检修工作已结束，工作票已注销。

4.2 将试验设备操作电源及各位置表计投入并确认其指示正确。

4.3 厂用压缩空气系统已正常，母管压力应维持在0.55～0.80 MPa。

4.4 试验设备按启动前检查操作项目进行全面检查，一切正常后可进行试验。

4.5 试验时远方、就地应有专人监视，试验完毕，将试验结果填在试验记录本内。

4.6试验前应确认阀门开关试验、转机拉合闸试验、燃油系统严密性试验、锅炉总联锁静态传动试验、锅炉保护试验、程控装置试验、辅机及辅机附属设备的联动及保护试验、主机阀门试验、主机保护试验等均已完成。

5、试验步骤及内容：5.1 机组联锁试验前相关热工、电气人员到现场。

5.2 启动A、B空预器。

5.3 将两台引、送风机电机开关送到试验位，投入相关油站，并启动两台引、送风机。

5.4 启动一台火检探头冷却风机。

5.5由热工人员强制“风量小于40％”、“风量大于30％”、“汽包水位高”、“汽包水位低”热工信号。

5.6 检查锅炉具备吹扫条件后，油泄漏试验选择“跳过”，启动锅炉吹扫。

5.7 锅炉吹扫完毕，开启油跳闸阀，MFT复位。

汽轮发电机试车方案 施工单位 监理单位 建设单位

审核 审核 编制 姜军洪 批准 批准 审核 质量 批准 安全 1.编制说明 1.1本方案仅适用于陕西神化60万吨甲醇汽轮发电机组的试运行。 1.2电气、自控专业的调试按各专业的技术要求进行。 1.3.1制造厂家（青岛汽轮机厂、四川东风机厂）提供的图纸、使用说明书及其它相关技术资料；

1.3.2?电力建设施工及验收规范?（汽轮机机组篇）（5011-92） 1.4试车分工 1.4.1施工单位：机组的机械、工艺、电气、仪表的安装调试工作，试车方案的编制，试车实施中工作；

1.4.2建设单位：试车条件的确认，指挥和操作，蒸汽管线的吹扫，并负责水、电、汽（气）、油的供给；

1.4.3监理单位：试车条件的确认，指导和参与试车； 1.4.4制造厂家：试车条件的确认，指导和参与试车； 1.5本方案的未尽事宜，以制造厂专家的指导为准。 2.机组主要操作参数; 发电机组停车联锁一览表

序号 位号 测点控制名称 单位 报警设定制 联锁设定制 低 高 低 高 1 TIA—6403A\B 自动主汽门后蒸汽温度指示报警 ℃ 420 445 2 TIA—6404 后汽缸排汽温度指示报警 ℃ 30 50 3 TIA—6409 减温器后蒸汽温度指示报警 ℃ 153 163 4 TIA—6410 凝汽器进汽温度指示报警 ℃ 60 5 TIA—6411 凝汽器凝结水温度指示报警 ℃ 60 6 TIA—6412 循环水进水温度指示报警 ℃ 27 37 7 TIA—6414 循环水出水温度指示报警 ℃ 33 34 8 TIA—6416 A\B 冷油器进口水温度指示报警 ℃ 33 9 TIA—6418 A\B 冷油器进口油温度指示报警 ℃ 50 10 TIA—6419A\B 冷油器出口油温度指示报警 ℃ 45 11 TIA—6426 空冷器出口风温度指示报警 ℃ 42 12 TIRAS—6427A-J 主推力瓦块温度报警联锁 ℃ 85 100 13 TIRAS—6428A-B 汽轮机前轴承瓦温度报警联锁 ℃ 85 100 14 TIRAS—6430A-B 推力轴承回油温度报警联锁 ℃ 65 70 15 TIRAS—6431 汽轮机前轴承回油温度报警联锁 ℃ 65 70 16 TIRAS—6432 汽轮机后轴承回油温度报警联锁 ℃ 65 70 17 TIRAS—6433 发电机前轴承温度报警联锁 ℃ 85 100 18 TIRAS—6434A-B 汽轮机后轴承轴瓦温度报警联锁 ℃ 85 100 19 TIRAS—6435A-B 发电机前轴承轴瓦温度报警联锁 ℃ 85 100 20 TIRA—6436 发电机后轴承回油温度报警 ℃ 65 21 TIA—6437A-F 发电机测量线圈温度指示报警 ℃ 70 22 TIA—6438A-F 发电机测量铁芯温度指示报警 ℃ 70 23 TIA—6439 空冷器进口风温度指示报警 ℃ 45 24 TIA—6403A-B 自动主汽门后蒸汽压力报警 Mpa 3.136 3.626

大修后机组启动前试验项目汇总一、汽机联锁保护项目1 汽轮机ETS试验:1) 润滑油压低保护试验。

2) EH油压低保护试验。

3) 低真空保护试验。

4) 轴向位移保护试验。

5) 胀差保护试验。

6) 轴振保护试验。

7) 电超速保护试验(0PC超速、DEH电超速和TSI电超速)。

8) 紧急停机保护试验（就地/远方）。

9) 发电机故障保护试验。

10) MFT跳机试验。

11) DEH故障停机。

12) 推力瓦温度高二值停机试验13) 机组的大联锁保护试验。

14) 供热抽汽联锁保护试验（现在无联锁保护逻辑、定值）。

2 辅助设备联动及保护试验：1) 润滑油压低联锁保护试验（高压启动油泵；交流、直流润滑油泵）。

2) 各级抽汽逆止门、高排逆止门、抽汽电动门关阀保护试验。

3) EH油泵联锁试验4) 顶轴油泵联锁保护试验。

5) 主油箱排烟风机联锁试验。

6) 给水泵联锁保护试验。

7) 各气动门、电动门、调整门开关试验。

8) 高、低压加热器、除氧器水位保护试验。

9) 空冷风机联锁保护试验。

10) 轴加风机联锁保护试验。

11) 水环真空泵联锁保护试验。

12) 凝结水泵联锁保护试验。

13) 高、低旁联锁保护试验。

14) 循环水泵联锁保护试验。

15) 主汽门、调门活动试验。

二、电气试验项目1、辅机及厂用电系统联锁试验1）机组各辅机电机保护联锁试验及事故按钮跳闸试验。

2）厂用电系统低电压联锁试验。

3）高压厂用电系统快切试验。

4）低压厂用电系统备自投试验。

（低压厂用段和空冷段）5）机组UPS电源切换试验。

6）事故照明电源切换试验。

2、发变组保护信号及联锁试验1）发电机主断路器、自动灭磁开关、6KV进线分支开关拉合闸试验及事故按钮跳闸试验。

2）发变组保护传动及联锁试验，保护控制回路信号检查。

3）机组大联锁保护试验。

3、发电机绝缘电阻测量4、发变组特性试验1）发电机转子交流阻抗试验。

2）发电机短路试验。

3）发电机空载试验。

4）发电机同期装置试验（假同期试验）。