DCS运行规程.docx
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DCS运行规程
DCS运行规程（草稿）
热控部分
第一章DCS系统及功能
第一节DCS控制系统简介
第二节机组的主要控制系统
1、DAS--数据采集系统
2、MCS--模拟量控制系统
3、SCS--顺序控制系统
4、FSSS--炉膛安全监控系统
5、ESC--电气控制系统
6、DEH--汽机数字电液控制系统
7、TSI--汽机本体监测仪表系统
8、ETS—汽机紧急跳闸系统
9、热工信号报警系统
第三节机组的主要保护、报警
1、机组主要报警、保护及定值
2、机组连锁
3、触发锅炉MFT的条件
4、机组主要检测仪表
第二章机组的启动
第一节启动前保护、连锁实验
1、DEH传动试验。
2、轴向位移保护试验
3、抽汽逆止门保护试验
4、发电机差动保护试验
5、汽轮润滑油机低油压试验
6、低真空保护试验
7、AST电磁阀试验
8、EH油压低试验
9、手动试验
10、超速试验
11、给水泵静态试验
12、循环水泵静态联动试验
13、凝结水泵、射水泵试验
14、阀门、档板电动远方操作试验
15、高加试验
16、锅炉水位保护实验
17、锅炉FSSS实验
18、主汽压力高保护实验
第二节机组启动前仪表检查
第三节启动前保护连锁的投运
第四节机组禁止启动条件
第五节机组运行参数
1、锅炉正常运行的主要参数
2、汽轮机正常运行的主要参数
第三章事故处理
第一节DCS、DEH、TSI故障处理
第二节仪表及传感器故障处理
第一章DCS系统及功能
第一节系统简介
DCS操作系统采用贝加莱控制系统。
控制室由7台操作员站组成，分别监控机、炉、电、化水、燃料系统、汽机ETS，设一值长站。
另在工程师室设工程师站一台。
化水和燃料系统控制站设在就地。
其他控制站设在电子设备间。
燃油泵房、循环水系统设远程I/O站。
TSI柜设在电子设备间。
后备监控设备主要设置电视监控，用于监控锅炉水位、燃料输送系统等。
DCS设置有独立于I/O的硬接线方式连接的跳闸继电器接线回路，以确保停汽轮机、发电机、停锅炉信号的发出，这些信号按钮放置在操作台上。
其中危急操作开关包括：
1）交、直流润滑油泵的启动停止；
2）真空破坏门；
3）锅炉对空排气门、事故放水门；
4）手动停机、停炉、发电机解列；
5）热工信号的解除与确认按扭等硬接线操作设施；
第二节机组主要的控制系统
1、DAS--数据采集系统
主要功能：
工艺过程变量的扫描、处理及显示。
过程变量包括一次参数、二次参数（计算值）以及设备运行状态。
显示：
包括操作显示、成组显示、棒图显示、模拟图显示、趋势图显示、报警显示等。
制表打印。
包括定时制表、请求打印、事故追忆打印、事故顺序记录（SOE）等。
历史数据存储和检索。
2、MCS--模拟量控制系统
模拟量控制系统主要包括以下项目：
2.1.机组协调主控制系统
2.2.送风控制
2.3.炉膛压力控制
2.4.燃料控制
2.5.给水控制
2.6.过热蒸汽温度控制
2.7.再热蒸汽温度控制
2.8.汽封压力控制
2.9.除氧器压力控制
2.10.除氧器水位控制
2.11.凝汽器水位控制
3、SCS--顺序控制系统
3.1.送风机系统
3.2.引风机系统
3.3.空预器系统
3.4.秸杆燃烧系统
3.5.秸杆输送系统
3.6.汽机润滑油系统
3.7.凝结水泵系统
3.8.凝汽器真空系统
3.9.高、低加系统
3.10.除氧器系统
3.11.汽机轴封系统
3.12.汽机疏水系统
3.13.电动给水泵系统
3.14.循环水泵系统
4、FSSS--炉膛安全监控系统
FSSS主要包括炉膛安全保护系统和燃烧器控制系统两部分：
4.1.炉膛安全保护系统：
主要包括MFT、OFT、炉膛吹扫、燃油泄露试验、火焰监视等功能。
4.2.燃烧器控制系统：
主要包括对油跳闸阀、回油阀、油枪、点火器、油阀、输料阀、风门等的控制,并对油、秸杆燃烧器的安全点火、投运和切除做连续监视和控制。
其主要功能有：
1）炉膛吹扫
2）燃油泄露试验
3）燃烧器管理
4）火焰检测
5）灭火保护
6）炉膛压力保护
7）燃油跳闸（OFT）
5、ESC--电气控制系统
电气控制系统主要功能:
5.1．发电机主变压器的顺序控制
5.2．厂用高低压电源的控制
6、DEH--汽机数字电液控制系统
汽机DEH包括电调装置和整套润滑油系统。
DEH对机组的转速及负荷进行控制,包括以下功能：
6.1．具有：
操作员自动”、“手动”二种运行方式。
6.2．汽机的同步和带负荷。
1）汽轮发电机组的自动同期。
2）汽机负荷限制。
电调装置的操作显示设备安装在主控制台上，运行人员能在升速过程的任何阶段进行控制监视；同时系统能连续监视升速过程；并能显示所有与升速相关的参数，对运行人员提供指导。
6.3.该装置能监视主机状态、汽轮发电机组辅助设备状态。
6.4.阀门试验。
运行人员可在操作台上对阀门进行试操作，可实现阀门开闭状态的在线离线试验。
6.5.甩负荷维护空转
当机组从满负荷甩至零负荷时，该系统能自动控制汽机转速，防止机组超速跳闸，等待重新并网。
6.6.当CCS投入时，电调系统满足锅炉跟踪、汽机跟踪、机炉跟踪、定压滑压运行、手动等运行方式的要求。
且各种运行方式间能实现无扰切换。
6.7.该系统在带负荷运行中，能使汽轮发电机组及其主要辅助设备按设定要求自动启停。
6.8.显示、报警、打印。
电调系统的CRT屏幕，提供汽轮机启动和运行过程中的全部信息（如参数曲线等）及每一步骤的操作指导。
6.9.该系统具有检查输入信号的功能，一旦出现故障时，给出报警，但仍能维持机组安全运行无需运行人员干预。
该装置具有内部自诊断和偏差检测装置，当该系统发生故障时，能切换到手动控制，同时切换所有动作输出，并发出报警。
6.10.该装置具有最大、最小和负荷变化率限值的功能。
7、TSI--汽机本体监测仪表系统
该装置包括如下功能
7.1.转速测量
7.2.轴承振动
7.3.轴向位移
7.4.胀差
7.5.汽缸膨胀
7.6.提供相位信号
7.7.油箱油位
8、ETS—汽机紧急跳闸系统
8.1.ETS是与TSI相配合监视汽轮机一些重要信号并保证汽轮安全的系统。
8.2.ETS监视的参数有如下11项,当超过极限值时,关闭全部汽轮机进汽阀门,紧急停机。
8.2.1.MFT
8.2.2发电机跳闸
8.2.3.超速
8.2.4.轴向位移大
8.2.5.真空低
8.2.6.润滑压低
8.2.7.汽机轴承振动大
8.2.8.轴瓦温度和回油温度高
8.2.9.排汽温度高
8.2.10.主汽温度上下限保护
8.2.11.DEH停机
9、热工信号报警系统
分散控制系统的CRT报警，适用与全部报警信号，并可通过打印机打印出其报警时间、性质和报警恢复时间。
第三节机组主要报警、保护
1、机组主要报警、保护及定值
序号
项目
单位
数值
备注
1
汽机超速103%
r/min
3090
报警，opc电磁阀动作，关闭调速汽门延时3秒重新开调速汽门。
2
汽机电超速110%
r/min
3300
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，锅炉MFT、跳发电机
3
汽机超速111%
r/min
3330
危急保安器动作停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，
锅炉MFT、跳发电机
4
DEH失电
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，
锅炉MFT、跳发电机
5
轴向位移大Ⅰ值
mm
±0.8
报警
6
轴向位移大Ⅱ值
mm
+1.4
停机关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，锅炉MFT、跳发电机
7
轴振大Ⅰ值（振动位移峰峰值）
mm
0．127
报警
8
轴振大Ⅱ值（振动位移峰峰值）
mm
0.254
停机，
9
胀差Ⅰ值
mm
报警
10
胀差Ⅱ值
mm
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，锅炉MFT、跳发电机
11
凝汽器真空低Ⅰ值
MPa
0．075
报警
12
凝汽器真空低Ⅱ值
MPa
0．06
停机，
13
发变组保护动作
联跳停机
14
轴承回油温度高Ⅰ值
℃
65
报警
15
轴承回油温度高Ⅱ值
℃
75
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，锅炉MFT、跳发电机
16
支持轴承瓦温高Ⅰ值
℃
95
报警
17
支持轴承瓦温高Ⅱ值
℃
105
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，锅炉MFT、跳发电机
18
正推力瓦温高Ⅰ值
℃
95
报警
19
正推力瓦温高Ⅱ值
℃
105
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀，锅炉MFT、跳发电机
20
后汽缸排汽温度
21
后汽缸排汽温度
22
手动跳汽轮机
停机，关闭主汽门、调速汽门、抽汽调节阀、锅炉MFT、跳发电机
23
抗燃油压低Ⅰ值
MPa
24
抗燃油压低Ⅱ值
MPa
25
润滑油压低Ⅰ值
MPa
0.08
报警
26
润滑油压低Ⅱ值
MPa
0.055
启动交流润滑油泵
27
润滑油压低Ⅲ值
MPa
0.04
启动直流润滑油泵
28
润滑油压低Ⅳ值
MPa
0.029
停机
29
润滑油压低Ⅳ值
MPa
0.015
停盘车
30
高加水位高Ⅰ值
mm
31
高加水位高Ⅱ值
mm
32
低加水位高Ⅰ值
mm
33
低加水位高Ⅱ值
mm
34
锅炉MFT
停炉、DEH减负荷、关供热抽汽电动门、回转隔板全开
35
手动停炉
停机，跳发电机
31
DCS失电、故障
停机、炉、跳发电机
32
33
34
2、机组连锁
2.1.连锁
2.1.1.吸、送风机任一跳闸，快速减负荷至MW。
2.1.2.锅炉灭火，快速减负荷至MW。
2.1.3.循环水泵跳闸且凝汽器真空低至-0.08MPa，快速减负荷至MW。
2.1.4.运行凝结水泵跳闸，备用凝结水泵未联动，延时5秒快速减负荷至MW。
2.1.5.三抽压力高至？
MPa，快速减负荷至5MW。
2.2.抽汽逆止门保护
2.2.1.抽汽逆止门的控制为水压控制，分由三路：
一路控制一、二、三段抽汽逆止门，二路控制四、五、六段抽汽逆止门，三路控制供热抽汽逆止门。
2.2.2.当发电机油开关跳闸或自动主汽门关闭时，联锁关闭抽汽逆止门。
控制室操作盘上还装有抽汽逆止门手动操作开关。
2.3.其它联锁保护
2.3.1主汽门关闭联关#1高加进汽电动门。
2.3.2.主汽门关闭联关#2高加进汽电动门。
2.3.3.主汽门关闭联关门杆漏汽电动门。
2.3.4.主汽门关闭联关四轴至母管电动门。
2.3.5.主汽门关闭联关五轴至母管电动门。
2.3.6.主汽门关闭联关快速关闭阀和对外供热电动门。
2.3.7.发电机油开关跳闸联关快速关闭阀和对外供热电动门。
2.3.8.调速级压力低2.5MPa联关快速关闭阀和对外供热电动门。
2.4.汽轮机油系统联锁
2.4.1.润滑油压低0.08MPa报警。
2.4.2.润滑油压低0.07MPa，联动交流润滑油泵。
2.4.3.润滑油压低0.06MPa，联动直流润滑油泵。
2.4.4.润滑油压低0.03MPa，联跳盘车。
2.4.5.润滑油压低1.8MPa，联动高压启动油泵。
2.4.6.轴承回油温度高65°C报警。
2.4.7.抗燃油油箱油位低至200mm联动EH供油泵。
2.4.8.抗燃油压力低11.2MPa联动备用供油泵。
2.4.9.抗燃油油温低于20°C联跳供油泵。
2.4.10.抗燃油油温低于20°C电加热器投入。
2.4.11.抗燃油油温高于20°C电加热器停止。
2.4.12.抗燃油油温高于57°C联动冷却油泵、联开冷油器出水电磁阀。
2.4.13.抗燃油油温低于38°C联跳冷却油泵、联开冷油器出水电磁阀。
2.5.加热器系统联锁保护
2.5.1.低压加热器联锁保护
2.5.1.1低加水位低报警：
400mm
2.5.1.2.低加水位高报警：
800mm
2.5.2.高压加热器联锁保护
2.5.2.1.#1高加水位高900mm联开高加危急泄水电动门。
2.5.2.2.#1高加水位高1200mm，高加水位高保护动作高加解列，联开高加旁路电动门，联开高加进出水电动门，联关一、二段抽汽逆止门及高加进汽电动门。
2.5.2.3.#1高加水位低300mm联关高加危急泄水电动门。
2.5.2.4.#2高加水位高900mm联开高加危急泄水电动门。
2.5.2.5.#2高加水位高1200mm，高加水位高保护动作高加解列，联开高加旁路电动门，联关高加进出水电动门，联关一、二段抽汽逆止门及高加进汽电动门。
2.5.2.6.#2高加水位低300mm联关高加危急泄水电动门。
2.5.3.除氧器联锁保护
2.5.3.1.除氧器压力高报警：
0.5MPa
2.5.3.2.除氧器压力低报警：
0.32MPa
2.5.3.3.除氧器水位低报警：
1800mm
2.5.3.4.除氧器水位高报警：
2200mm
2.5.3.5.除氧器水位高2300mm联开除氧器溢水电动门。
2.5.3.6.除氧器水位低1800mm联关除氧器溢水电动门。
2.6.循环水系统联锁
2.6.1.甲、乙循环水泵跳闸互为联动。
2.6.2.循环水泵启动联开出口门。
2.6.3.循环水泵停止联开出口门。
2.7.射水抽汽系统联锁
2.7.1.射水母管压力低0.15MPa联动#2射水泵。
2.7.2.#1射水泵跳闸联动射水泵。
2.8.凝结水系统联锁
2.8.1.凝汽器水位低报警：
400mm.
2.8.2.凝汽器水位高报警：
1200mm.
2.8.3.甲、乙凝结水泵跳闸互为联动。
2.8.4.凝结水母管压力低报警：
0.65MPa
2.9.给水泵的联锁保护
2.9.1.k给水泵润滑油压低0.09MPa联动给水泵辅助油泵。
2.9.2.给水泵润滑油压低0.05MPa联跳给水泵。
2.9.3.给水母管压力低11.5MPa联动备用给水泵。
2.9.4.给水泵跳闸互为联动。
2.9.5.给水泵密封水压差低报警：
0.01MPa.
2.9.6.给水泵密封水压差小于0.01MPa且密封水回水温度高90°C跳给水泵。
2.9.7.给水泵液力偶合器工作油回油温度高报警：
110°C
2.9.8.给水泵液力偶合器工作油回油温度高130°C联跳给水泵。
2.9.9.给水泵液力偶合器工作油进油温度高报警：
70°C
2.9.10.给水泵液力偶合器润滑油回油温度高报警：
65°C
2.9.11.给水泵液力偶合器润滑油回油温度高70°C联跳给水泵。
2.9.12.给水泵液力偶合器润滑油进油温度高报警：
55°C
2.9.13.给水泵液力偶合器轴承温度高报警：
90°C
2.9.14.给水泵液力偶合器润滑油压力低0.09MPa联动液力偶合器辅助油泵。
2.9.15.给水泵液力偶合器润滑油压力低0.05MPa联跳给水泵。
2.9.16.给水泵液力偶合器润滑油压力高0.25MPa联跳液力偶合器辅助油泵。
3、触发锅炉MFT的条件
3.1.吸风机跳闸
3.2.送风机跳闸
3.3.风量低于低低值
3.4．汽包水位高高（690mm）延时10s
3.5.汽包水位低低（265mm）延时2s
3.6.炉膛压力高高
3.7.炉膛压力低低
3.8.主蒸汽温度高高（555℃）延时10s
3.9.三级过温度高高（555℃）延时10s
3.10.二级过温度高高（495℃）延时10s
3.11.一级过温度高高（465℃）延时10s
3.12.油枪跳闸
3.13.手动停炉
3.3.DCS失电
4、机组主要检测仪表
4.1.转速表。
4.2.各系统流量仪表
4.3.转子轴向位移指示。
4.4.高、中压主汽阀、调节阀的阀位指示。
4.5.高、低旁路阀位、温度指示。
4.6.凝汽器、加热器、除氧器、疏水箱水位计及油箱油位计。
4.7.润滑油、EH油系统的压力表.
4.8.轴承温度表。
4.9.凝汽器真空表。
4.10.主蒸汽、再热蒸汽、高中低压缸排汽压力及温度表。
4.11.主要的汽缸金属温度表。
4.12.机组振动记录表。
4.13．汽机总胀及胀差表。
4.14.主蒸汽、凝结水流量表。
4.15.汽包水位计。
4.16.炉膛负压表。
4.17.水处理仪表
4.18.发电机电压表、电流表、频率表、同步表、主变温度表
4.19.发电机有功功率表和无功功率表
第二章机组的启动
第一节机组启动前联锁、保护试验
1、DEH传动试验。
DEH控制系统仿真试验（仅是初稿）
1.1.检查电动主闸门及其旁路门、对外供热电动门及手动门在关闭位置，检查高压启动油泵、抗燃油供油泵运行正常。
1.2.检查DEH处于自动状态，各保护开关在解除位置。
1.3.按下“挂闸”按钮，主汽门、抽汽调节阀应开启。
1.4.按下“GV控制”按钮，按钮变红后，按下“摩擦检查”按钮，按钮变红后，DEH自动设置转速目标值为500r/min？
进行升速，此时应注意调速汽门的动作情况（室内和就地）。
1.5.转速升至500r/min，DEH自动将转速目标值设置为零，调速汽门关闭，迅速下降。
1.6.再次按下“摩擦检查”按钮退出摩擦检查,按下“目标值”按钮设置目标转速为3000r/min，按下“升速率”按钮设置升速率为300r/min，然后按下“进行”按钮，按钮变红后机组开始升速，此时应注意调速汽门的动作情况（室内和就地）。
1.7.机组3000r/min，进入DEH仿真试验画面，按下“同期允许”按钮，按钮变红后，进入升速控制画面，按下“自动同期”按钮。
1.8.“自动同期”按钮变红后，进入DEH仿真试验画面，操作“同期+”、“同期—”按钮，观察转速给定值的变化。
每操作一次，转速给定值增加或降低1r/min。
1.9.待转速给定值与实际转速一致时，按下“并网”按钮，按钮变红后，DEH自动带初始负荷。
1.10.进入功率控制画面，设置负荷目标值为--？
MW、变负荷率为？
MW/min，然后按下“进行”按钮，此时注意调速汽门的动作情况。
1.11.机组负荷升至？
W，投入快减功能，由热工送入吸风机跳闸信号，观察快减功能动作情况，机组负荷应快减至30MW。
1.12.解除快减功能，恢复？
MW负荷运行，重新投入快减功能，由热工送入送风机跳闸信号，观察快减功能动作情况，机组负荷应快减至？
MW。
1.13.解除快减功能，恢复？
MW负荷运行，重新投入快减功能，由热工送入锅炉灭火信号，观察快减功能动作情况，机组负荷应快减至？
MW。
1.14.解除快减功能，恢复?
MW负荷运行，重新投入快减功能，由热工送入循环水泵跳闸且凝汽器真空降至-0.08MPa的信号，观察快减功能动作情况，机组负荷应快减至?
MW。
1.15.解除快减功能，恢复?
MW负荷运行，重新投入快减功能，由热工送入凝结水泵跳闸、备用凝结水泵不联动，延时5?
秒的信号，观察快减功能动作情况，机组负荷应快减至?
MW。
1.16.解除快减功能，恢复?
MW负荷运行，重新投入快减功能，由热工送入三抽压力高1.35MPa?
的信号，观察快减功能动作情况，机组负荷应快减至5MW。
1.17.解除快减功能，恢复?
MW负荷运行，进入功率控制画面，按下“多阀控制”按钮，进行单阀控制切多阀控制试验，注意调速汽门开度的变化，切换时间为120?
秒。
单阀控制切多阀控制完毕后，再按下“单阀控制”按钮，进行多阀控制切单阀控制试验，注意调速汽门开度的变化，切换时间为120?
秒。
1.18.进入阀门试验画面，按下“阀门试验进入”按钮，按钮变红后，按下“主汽门”按钮，选定主汽门，按下“关闭”按钮，观察主汽门的关闭情况，主汽门关至80%后自动开启。
1.19.检查阀门控制方式为单阀控制，进入阀门试验画面，按下“阀门试验进入”按钮，按钮变红后，按下“#1调门”按钮选定#1调门，按下“关闭”按钮，#1调门的开度下降，#2、3、4调门的开度上升，待#1调门停止下降后，按下“复位”按钮，恢复原运行方式。
1.20.用相同的试验方法活动#2、3、4调门，试验完毕，再次按下“阀门试验进入”按钮，退出阀门试验。
1.21.进入功率控制画面,设置负荷目标值为?
MW、变负荷率为2MW/min?
，然后按下“进行”按钮，此时注意调速汽门的动作情况。
1.22.负荷升至55?
?
MW后，进入仿真试验画面，按下“并网”按钮，甩负荷到零，注意观察转速的飞升情况。
2、轴向位移保护试验
2.1.联系热工人员到现场，检查高压启动油泵、EH供油泵运行正常。
2.2.投入轴向位移保护开关及汽机保护总开关。
2.3.检查DEH处于“自动”状态，按下“挂闸”按钮，开启自动主汽门、抽汽调节阀。
2.4.利用仿真将调速汽门开10%。
2.5.联系热工送出轴向位移大+0.8mm，轴向位移大-0.8mm，检查轴向位移大报警信号正常。
2.6.联系热工送出轴向位移大+0.9mm，轴向位移大-1.0mm，轴向位移保护动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽调节阀应关闭。
2.7.试验结束，联系热工解除轴向位移大信号，解除轴向位移保护开关及汽机保护总开关。
2.8.正常运行中，联系热工人员用短接法做轴向位移大+0.8mm或轴向位移大-0.8mm发信号报警试验，同时解除轴向位移保护开关。
3、抽汽逆止门保护试验
3.1.联系热工、电气人员共同进行该项试验。
检查高压启动油泵、EH供油泵运行正常。
3.2.启动一台凝结水泵运行，维持水压0.8MPa～1.?
MPa。
3.3.检查抽汽逆止门电磁阀送电，保护开关在“解除”位置。
3.4.将抽汽逆止门控制开关由“解除”位置打至“关闭”位置，电磁阀通电开启。
3.5.将抽汽逆止门控制开关打至“开启”位置，电磁阀断电关闭，然后将抽汽逆止门控制开关打至“解除”位置。
3.6.按下“挂闸”按钮，开启主汽门、抽汽调节阀。
3.7.检查油开关跳闸信号发出，投入抽汽逆止门保护开关，抽汽逆止门保护动作，保护电磁阀关闭。
3.8.解除抽汽逆止门保护开关，将抽汽逆止门控制开关打至开启位置，抽汽逆止门保护电磁阀关闭。
3.9.合上发电机油开关，投入抽汽逆止门保护开关。
3.10.手按停机按钮，自动主汽门关闭，抽汽逆止门保护动作，保护电磁阀打开。
3.11.解除抽汽逆止门保护开关，将抽汽逆止门控制开关打至开启位置，抽汽逆止门保护电磁阀关闭。
3.12.试验结束，断开发电机油开关，停止凝结水泵运行。
3.13.正常运行中，进行抽汽逆止门的活动试验，试验应关闭抽汽逆止门保护电磁阀后截门和联络门分段进行，防止影响负荷变动过大。
4、发电机差动保护试验
4.1.联系热工人员到现场，检查高压启动油泵、EH油泵运行正常。
4.2.投入发电机保护开关及汽机保护总开关。
4.3.按下“挂闸”按钮，开启自动主汽门、抽汽调节阀。
4.4.利用仿真将调速汽门开10%。
4.5.由热工送出“发电机差动保护动作”信号，自动主汽门、调速汽门、抽汽调节阀应关关闭。
4.6.试验结束，解除发电机保护开关及汽机总开关，恢复有关系统。
5、汽轮润滑油机
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