汽机专业事故汇编.docx
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汽机专业事故汇编
汽机专业事故汇编
二0一一年八月十二日
前言
贵州华电桐梓发电公司在建2*600MW超临界机组，计划于2012年年底实现单投。
近几年来，从相同类型机组调试过程来看，由于设备缺陷引起的质量问题较多。
另外，调试过程中的误操作、逻辑设计错误和检查不到位等情况也时有发生，个别机组在调试过程中已经暴露和发生了安装、调试等质量问题，影响了机组启动试运的进展。
调试质量管理已经成为工程质量管理的重点之一。
为交流经验、吸取教训，使桐梓发电公司2*600MW超临界机组在以后的调试、商业运行中避免类似问题发生，少走弯路，我们从各相同类型电厂收集典型事故资料，整理汇编成册。
请各位认真学习，仔细分析，从中吸取经验教训，以便在以后的调试工作中能有所帮助。
生产准备部汽机专业
2011.8.12
目录
1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
1.1给水自动跟踪不良、造成机组超温
1.2协调控制系统组态存在缺陷,造成机组超压
1.3水煤比严重失调，造成机组汽温急剧下降
1.4主蒸汽温度骤降，造成汽机保护动作跳闸
1.5一次调频引起负荷波动、导致温度低保护动作跳机
1.6冲转时高排逆止门不能全开、造成冷再管道剧烈振动
1.7高排压力高保护误动，造成机组跳闸
1.8汽轮机旁路故障、保护动作掉闸
2汽机本体、主机保护及油系统
2.1保护误动，造成AST电磁阀动作
2.2安装质量问题，造成汽轮机#8轴瓦温度高
2.3润滑油冷却器冷却容量不足、造成润滑油温偏高
2.4低压缸胀差偏大，影响机组安全运行
2.5VV阀未开、高压缸闷缸运行、造成转子损坏
2.6顶轴油管开裂，造成顶轴油压低
2.7机组跳闸后、润滑油中断造成轴瓦烧损事故
2.8维护人员误操作，造成“润滑油压低”保护动作跳机
2.9高压调门晃动大、造成引起负荷波动
2.10旁路阀拒关、高温蒸汽进入低压缸造成低压缸严重变形
2.11安装残留物清理不净，造成喷嘴损坏、轴瓦磨损
2.12滑销系统卡涩、造成汽轮机大轴永久弯曲
2.13汽机跳闸后，交、直流润滑油泵未联动造成断油烧瓦
2.14冲转过程中、轴振大打闸停机
2.15汽机挂闸作试验，造成低压缸安全膜破裂
2.16阀门流量曲线有问题、造成机组负荷不正常波动
3辅汽、轴封汽系统
3.1轴封压力过高、导致油中进水
3.2切换辅汽时、造成小机转速骤升
4高、低压加热器及回热抽汽系统
4.1操作调整不当，造成高加解列
4.2出水口防冲刷铁板变形严重，造成高加不能正常投运
4.3疏水不畅，造成高加疏水管道振动大
4.4安装设计问题、造成二、三级抽汽联络管断裂
4.5由于安装问题，#5抽管道在排汽缸内管段爆破
5除氧器、给水系统
5.1汽泵前置泵电机驱动端轴承烧损
5.2小机超速保护动作跳闸引起机组跳闸停机
5.3除氧器水箱顶部高加正常疏水备用进口堵板崩开，造成除氧器、凝汽器水位难以维持，申请停机
5.4人为误操作、造成除氧器溢水
5.5人为误操作，造成除氧器进水
5.6操作不当，造成电泵入口滤网堵头加强筋呲开
5.7疏水不充分，造成小汽进汽温度急剧下降
5.8交接班交待不清，接班操作中造成汽泵再循环开启
5.9检查不到位、小机油系统进水
5.10试运期间几起给水泵轴瓦损坏事故
5.11电泵入口滤网堵塞，被迫停机处理
5.12汽动给水泵组反转超速、造成设备损坏报废
5.13小机主汽门误关，造成机组减负荷
5.14小机转速失灵，手动打闸
5.15疏水不充分，造成小机转速突降
5.17小机跳闸后油中进水
5.18电泵入口压力低跳闸
6凝结水系统
6.1检修质量差、造成凝结水精处理装置出口蝶阀法兰垫片呲开
6.2凝结水再循环调节阀通流量过大，造成管道冲击和凝泵过电流
6.3凝汽器水位开关与变送器偏差大，造成凝泵跳闸
6.4密封冷却水有杂质、造成凝泵机械密封烧损
6.5凝泵密封水调节阀故障、造成凝结水压力波动
6.6压力开关漏水、造成凝结水泵跳闸
6.7凝结水倒流、造成凝结水泵入口滤网垫子哧开
7凝结器真空系统
7.1低真空保护误动，机组跳闸
7.2水环真空泵抱死
7.3真空系统有漏点，造成真空下降
7.4运行人员误操作、造成凝汽器真空低跳闸
7.5凝结器真空系统漏点、造成真空下降
8循环水系统
8.1循环水泵推力轴承烧损
8.2操作不当，造成冷却塔溢流
8.3循环水泵跳闸后出口门失电无法关闭，造成低真空保护动作
9开式水系统
9.1电机选型偏小、开式泵过电流
9.2开式泵电机过流保护动作、两台开式泵跳闸
10疏放水系统
10.1高压主汽阀座疏水管道泄漏
10.2疏水管设计不合理、造成#6低加不能投运
10.3疏水不畅、冲转时造成瓦振大打闸停机
1.主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
1.1.给水自动跟踪不良、造成机组超温
1.1.1事故经过
机组负荷控制方式为手动，机组负荷400MW，总燃料量170T/H，给水流量1100T/H，两台汽动给水泵运行，给水泵自动投入；5套制粉系统运行。
机组由400MW负荷准备第一次升负荷至600MW，逐渐增加给煤量至220T/H。
造成锅炉受热面短时间严重超温，屏式过热器出口最高温度达到656℃，高温过热器出口温度最高达到605℃。
1.1.2事故原因
给水自动跟踪不良，值班员发现处理不及时造成煤水比严重失调，导致受热面严重超温。
1.1.3防范措施
1）由于机组处于调试阶段，设备的运行特性没有完全掌握，设备的自动处于调试阶段需要观察和完善，因此机组进行负荷调整时值班员要注意分阶段进行操作，每次加、减负荷的幅度不超过50MW，在调整负荷前要初步计算好当时的煤水比和负荷燃料比，进行一阶段的操作后要注意观察相关参数（氧量、给水流量、分离器入口温度、屏过出口温度、高过出口温度、再热蒸汽温度、一、二级减温水和事故减温水流量、烟气挡板的开度、主汽压力和负荷的变化），待参数基本稳定，减温水调节门在正常的调节范围后再继续进行下一阶段的操作。
2）在给水自动投入期间，值班员要注意观察分离器入口温度以及给水控制站的温度偏差值，发现偏差过大自动不跟踪，要果断切除给水自动,手动调整给水量，给水因给水泵不能增加要果断减燃料降负荷，严禁给水不够强制带负荷。
3）锅炉在进行加、减给水，增加给煤量时因为热惯性存在较大的延迟，值班员要注意观察和总结经验，避免猛增、猛减燃料量和给水量,造成参数上下长时间过调。
4）为防止受热面超温，锅炉运行中要注意观察受热面的金属温度，其中屏式过热器出口金属温度不允许超过610℃，高温过热器出口金属温度不允许超过590℃，金属温度超过规定值时要采取措施,严禁金属温度长时间超过规定值运行。
1.2协调控制系统组态存在缺陷,造成机组超压
1.2.1事故经过
机组为CCS协调控制方式，机组负荷指令570MW，主汽压力设定值23.5MPa，主汽温度设定值560℃，给水流量1746T/H，燃料量210T/H，调门的控制方式为顺序阀控制，#1、2调节阀全开，#3调门开度70%。
为检验某地煤的制粉和燃烧情况，启动D制粉系统运行，后发现磨煤机堵煤，停止给煤机运行；随后F磨煤机润滑油泵和液压油泵因就地控制柜故障跳闸延时跳F制粉系统，此时A、B、E、C制粉系统出力达到51.8T/H，之后A制粉系统失去火检跳闸，值班员通过改变协调负荷指令改变机组负荷为500MW，汽机调门快速关闭，主汽压力升高至26.8MPa。
值班员手动改变主汽压力定值，汽轮机高调门快速开启，机组负荷瞬间波动至630MW。
将机组协调控制方式切换为汽机跟随后机组负荷和压力逐渐恢复正常。
1.2.2事故原因
协调控制系统组态存在缺陷，值班员在改变负荷输出指令（由570MW变为500MW）后汽机调门关闭过快导致主汽压力瞬间升高，值班员改变压力定值（降低压力定值）后汽轮机调门快速开启导致负荷瞬间上升至630MW。
1.2.3防范措施：
1）积极和调试所联系完善协调控制系统；
2）值班员在协调方式调整负荷时要注意观察主汽压力、设定主汽压力和当前主汽压力偏差、机组负荷、负荷指令和当前负荷偏差，如发现主汽压力和机组负荷变化过快或协调运行不稳定要立即将协调方式切换为汽机跟随方式运行，在锅炉主控进行机组的负荷调整操作。
1.3水煤比严重失调，造成机组汽温急剧下降
1.3.1事故经过
机组启动升负荷至330MW，锅炉主汽温度520℃，机侧主汽温度518℃；3套制粉系统运行，2支启动油枪投入；机组控制方式为机跟踪，FM自动投入。
2台磨煤机同时断煤，另一台磨煤机处于间歇断煤状态，值班员立即增投2支启动油枪并将磨煤机自动切换为手动调节。
5分钟后过热器开始进水，锅炉各受热面温度开始急剧下降，值班员将启动油流量由11.3T/H提升到21.4T/H并开始降低给水流量，30分钟后锅炉主汽温度降低至最低320℃，机前主汽温度降低至325℃，高压导汽管开始冒汽伴随汽轮机#1瓦轴振升高至110mm/s。
之后经过降低给水流量和启动1台给煤机，受热面温度逐渐回升，50分钟后主汽温度恢复正常，汽轮机异常现象消失。
1.3.2事故原因
2台磨煤机断煤前给水流量1100T/H，燃料总量（加燃油量）相当于150T/H，水煤比7.3为正常。
磨煤机断煤后（另一台磨煤机来煤处于不稳定状态）燃料总量（加燃油量）降低至81T/H，给水流量没有及时降低，仍然在1100T/H，水煤比增加至13.5，煤水比严重失调，造成主蒸汽温度急剧下降。
后将给水流量降低至580T/H并启动一台给煤机带42T/H煤量（此时总煤量相当96T/H），水煤比降至6.0，锅炉沿程汽温开始逐渐回升。
1.3.3存在的问题
1）值班员异常处理经验不足，在给煤机运行不稳定频繁断煤的情况下没有注重汽水系统温度的监视和调整，磨煤机断煤后减水、增投油枪和提升燃油量不及时造成煤水比严重失调。
2）值内工作安排不到位，在给煤机频繁断煤同时，除氧器水位和压力大幅度波动等异常情况下，没有组织力量协助值班员进行监视和操作，造成异常处理中监视和操作不到位。
3）值长和值班员执行事故处理规程不到位，在主蒸汽温度急剧降低，机前主蒸汽温度降温幅度远高于50℃/10min的情况下，没有果断、严格地执行运行规程，对汽轮机的安全构成了严重的威胁。
4）值内对断煤的事故预想不够，机组启动各给煤机频繁断煤没有引起足够的重视，班前会安全交底不到位。
1.3.4防范措施
1）强化值班员异常情况下判断处理能力，提高值班员操作水平。
2）值长在机组运行工况异常的情况下，应合理安排和组织力量协助操作。
3）加大机组事故处理规程的学习和执行力度，防止事故扩大和发生恶性设备损坏事故。
4）各值认真组织学习二十五项反措，举一反三，防止类似事件发生。
1.4主蒸汽温度骤降，造成汽机保护动作跳闸
1.4.1事故经过
机组调试中，负荷590MW，机组CCS协调投入；电负荷增加，由于锅炉热负荷没有跟上，给水流量自动增加并过调，流量最高至1962t/h，A/B小机转速达5772rpm；主蒸汽温度开始下降，过热度从186℃开始下降，在此期间主汽温6分钟从554℃降至464℃，下降了90℃，汽机ETS保护动作跳闸，转子惰走时间52min，就地投盘车无法启动；关闭汽机本体疏水，各抽汽疏水及高排通风阀进行闷缸，同时采取行车进行强制盘车。
1.4.2事故原因
1）机组协调控制状态下，电负荷增加后因锅炉热负荷未跟上，给水自动过调而引起汽温骤降，未及时减给水流量、降电负荷、增加热负荷。
2）“主蒸汽过热度低”保护动作，汽机跳闸，汽缸受到急剧冷却而变形，造成盘车启不动的严重结果，严重威胁汽轮机的安全。
1.4.3防范措施
1）当出现电负荷与热负荷不匹配时，应及时采取措施，解除相关操作自动进行手动调节；
2）当出现汽温下降时，应严格按规程规定处理，如汽温在10分钟内下降50℃应严格执行25项反措规定进行打闸停机，防止汽轮机发生水冲击。
1.5一次调频引起负荷波动、导致温度低保护动作跳机
1.5.1事故经过
机组调试中，负荷180MW，主汽温470℃左右,准备试运汽泵时，“温度低”保护动作，汽机跳闸。
1.5.2故障原因
电网负荷波动，机组一次调频功能使机组负荷升至35%，温度低保护动作，汽机跳闸（温度低保护：
汽轮机负荷大于35%时主蒸汽入口温度小于478℃）。
1.5.3防范措施
1）汽机负荷升至30%后，主蒸汽温度应保持在480℃以上，避免负荷波动造成保护动；
2）运行人员要熟练掌握保护逻辑设置条件，作好危险点预防与控制。
1.6冲转时高排逆止门不能全开、造成冷再管道剧烈振动
1.6.1事故经过
某上汽厂600MW机组，采用高压缸启动，机组冲转至2900rpm，进行阀门切换后，冷再管道剧烈震动，经检查系高排逆止门忽开忽关引起，手动打闸停机。
1.6.2事故原因
汽机一旦挂闸，OPC母管建立油压，压缩空气便送至高排逆止门气缸，使其处于自由状态，汽机冲转后由蒸汽将其顶开，如果此时汽量不足，此门便不能全开，致使冷再管道剧烈振动。
1.6.3防范措施
冲转时先强制打开高排通风阀，当高压缸排汽压力高于高排逆止门后压力时（约1000转/分）关闭高排通风阀。
1.7高排压力高保护误动，造成机组跳闸
1.7.1事故经过
机组负荷600MW，5套制粉系统运行，2台汽泵运行，主/再热汽温537/535℃，发电机无功181MVAR；机组跳闸，“主汽门关闭、主燃料跳闸、小机跳闸”光字牌报警发出，厂用电由高厂变自动切至高备变运行。
系统周波由50降至49.5Hz；汽包压力由17.18Mpa升至18.04Mpa，锅炉左侧过热器安全阀动作，17.0Mpa回座。
1.7.2事故原因
查保护首出为汽机跳闸，根据ETS后备盘显示为高排压力高跳闸。
机组跳闸后，热工对高排压力开关进行检查，无感应电、绝缘良好、定值良好，压力开关未动作。
运行过程中高排压力一直在正常范围内。
高排压力高ETS动作原因不明。
1.7.3防范措施
1）请示总工同意，暂时解除高排压力高保护。
2）会同有关部门进行保护改造，防止其误动。
1.8汽轮机旁路故障、保护动作掉闸
1.8.1事故经过
机组负荷450MW，AGC投入，旁路系统为手动方式运行，锅炉5套制粉系统运行。
单元长按照值里培训计划在旁路控制屏上向运行人员讲解旁路系统的投入过程，为了进一步详细讲解，将旁路系统由手动方式切到自动方式,1分钟后机组跳闸，SOE首出原因为旁路系统故障。
1.8.2事故原因
1）此次非停的直接原因是单元长安全意识淡薄，对设备系统的特点及缺陷状况了解不全面，简单地认为将旁路系统由手动方式切到自动方式短时间内不会有什么异常情况发生，将A侧低旁由手动方式切为自动方式后，致使旁路系统故障A侧低旁开启，造成机组跳闸。
2）此次非停的重要原因是该低旁系统“自动”方式是不稳定的工作状态（在旁路系统功能完好正常情况下，低旁在手—自动方式之间切换是不会出现问题的。
然而，在调试阶段，低旁在自动方式曾发生过异常现象。
由于无法调出旁路控制系统内部的固化逻辑，我们曾多次联系厂家及调试单位，准备在明年机组小修期间彻底查明原因并消除隐患。
鉴于此，为了保证机组安全运行，暂定旁路系统手动方式）。
3）发电部曾下发过该旁路系统存在的缺陷并制定了相应的安全技术措施，但就旁路系统的方式没有作出明确的规定，也是此次非停的重要原因。
1.8.3防范措施
1）认真组织学习各项规章制度，严格执行运行规程和安全规程。
2）加强安全培训、提高职工安全意识，进一步规范运行人员的工作行为，杜绝工作随意性，严格执行操作票制度，层层把关。
3）布置各项工作时必须进行危险点分析，认真做好异常情况下的事故预想并制定有效的安全措施。
4）进一步规范缺陷管理，针对设备缺陷制定相应的措施，防止事故的发生。
2.汽机本体、主机保护及油系统
2.1保护误动，造成AST电磁阀动作
2.1.1事故经过
机组操作员站发出“汽轮机一通道跳闸阀动作”报警信号，运行通知热工人员检查，热工人员迅速至就地检查汽轮机跳闸电磁阀，经检查发现汽轮机一通道跳闸阀已失电动作，但AST电磁阀电源正常，至主控电子间检查ETS保护柜发现ASP1跳闸，油压报警，证明汽轮机一通道跳闸阀确实已掉电，同时ETS保护盘来63－1/LV1-1汽轮机真空保护开关动作,初步判断为真空开关误动作导致电磁阀动作（此时机组真空正常），就地检查真空开关确实动作，判断此开关定值已偏离原校验定值。
由于ETS保护柜中的真空保护无法手动解列，热工人员现场将偏离定值开关调回，复位ETS保护柜，操作员站报警消失，系统恢复正常。
2.1.2事故原因
我厂汽轮机真空保护设计控制逻辑为2套保护，#1/#2低压缸各1套，每套保护有4个压力开关，设计逻辑为4个压力开关分为2组，每组中有1个压力开关动作则动作一路电磁阀，而就地电磁阀设计为两路串联，即2路电磁阀中均有1个动作则机组跳闸。
发生定值偏离的压力开关为SOR型，此开关符合定检要求，可认定为开关质量问题。
2.1.3防范措施
1）鉴于目前AST电磁阀设计原理（防止拒动），经与会人员认真讨论认为目前使用的“测点双或与”对应“电磁阀双或与”保护逻辑合理，不需要进行变更。
2）从取样系统安全考虑，将现有控制逻辑中的#1/#2低压缸中的2组压力开关在逻辑搭接中互换，以此提高系统可靠性。
3）从信号报警角度考虑，将电磁阀通道动作报警接入机组事故喇叭报警系统；
4）上述措施举一反三，热控专业同步考虑“汽轮机润滑油压力低保护”和“汽轮机EH油压力低保护”的完善工作。
2.2安装质量问题、造成汽轮机#8轴瓦温度高
2.2.1事故经过
汽轮机首次启动，冲转至3000rpm，正常带负荷至262MW；从主机运行情况看，低压转子轴承轴瓦温度高，其中以6瓦、8瓦温度最高。
现将主机轴承温度在空载和带负荷时的参数记录如下：
空载时（轴承进油温度44.42℃，轴承回油温度59℃，润滑油压176KPa）：
轴瓦
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
温度（℃）
68
67
72
75
86
96
85
106
74
82
67
油压（KPa）
150
162
159
175
171
162
159
机组带255MW负荷时（轴承进油温度44.7℃，轴承回油温度60℃，润滑油压173KPa。
）
轴瓦
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
温度（℃）
70
68
73
81
80
94
90
107
74
82
67
油压（KPa）
142
163
139
163
162
150
150
2.2.2事故原因
1）该500MW汽轮机组均在原机型基础上经过了较大的改型，其各项安装标准均需经过运行的进一步检验，才能得到验证。
对比各轴瓦在运行中的温度值偏差较大（67—107℃），可以明确肯定机组轴瓦负荷分配需要经过进一步检验、修正，以保证汽轮机各轴瓦负荷分配处于一个比较合理的水平。
2）在施工过程中，因厂家专家要求，除对轴承各部尺寸进行测量外，未做任何调整工作，但从测量数据可以看出，#8瓦瓦口间隙偏小。
2.2.3处理过程
1）机组停运后，对八瓦轴承标高进行了处理，将8瓦径向标高下降0.10mm。
检查#8偏接触（并不严重），进行修研处理；
2）机组再次并网运行至今，#8轴瓦温度下降至96℃，处于一个比较稳定的水平，能够满足机组正常运行，但其温度仍偏高，还需进一步研究及处理。
2.3润滑油冷却器冷却容量不足、造成润滑油温偏高
2.3.1事故经过
某汽轮机组，润滑油系统设置了三台冷却器和AMOT温控三通调整阀，三通阀布置在冷却器的出口，自动调整冷却器出口冷油和冷却器入口短路管来的热油混合比例，其出口调温范围为41-42℃；机组第一次冲转，三台冷却器投入运行，冷却器出口油温达到46℃，为保证机组安全运行，采取冷却器外壳淋水的临时措施，出口温度降至43℃，但仍不能保证汽轮机组润滑油供油温度要求，汽轮机轴瓦温度升高，其中#6、#7、#8轴瓦温度均达到或超过了100℃，上述问题的存在，严重影响到机组的安全运行。
2.3.2事故原因
1）主要原因：
冷却器结构不合理，冷却容量不足；
2）次要原因：
系统设计不合理，润滑油冷却器冷却水供水为循环水，回水与其它冷却器回水相连存在压力排挤现象，造成循环水回水不畅，现场测量流量，将其它回水切除后，润滑油冷却器冷却水流量为470T/H，投入后润滑油冷却器冷却水流量为350T/H。
2.3.3采取措施
1）机组停运后对冷却器进行解体改造，采取了在管板外圈补加钢板的措施，将间隙缩小至5mm。
2）将润滑油冷却器冷却水回水接至凝汽器循环水回水管，避免压力排挤，保证冷却水流量。
3）经初步改造后，润滑油温一直保持在41℃。
2.4低压缸胀差偏大，影响机组安全运行
2.4.1事故经过
某机组经168试运后，正常运行情况下低压胀差为+20mm左右，当机组事故跳闸后，低压胀差会急剧上升至+25.5mm左右，超过了跳机保护动作值（报警值为+22.7mm、-0.76mm，跳机动作值为+23.5mm、-1.52mm），转子静子并经过盘车4.5小时后才能恢复到+20mm左右，汽缸温度下降到冷态状态时，其低压差胀下降到4mm左右；若机组跳闸后要尽快恢复，则必须退掉低压缸胀差保护，这样会发生机组动静碰磨的危险。
2.4.2防范措施
1）机组正常运行中应加强对低压差胀的监视，发现增大时应查明原因，采取措施消除。
2）低压缸轴封汽温度最高不能超过195℃，正常运行维持在140℃-180℃之间。
3）当机组跳闸后需立即恢复时，必须经总工同意后才能退出低压缸胀差保护，在保护退出期间应加强对机组振动、轴向位移等参数的监视。
4）停机后需重新对低压缸胀差探头进行检查、定位。
2.5VV阀未开、高压缸闷缸运行、造成转子损坏
2.5.1事故经过
某600MW机组第一次冲转，采用中压缸启动方式，经过200rPM摩擦检查和中速暖机后，升速至3000rPM；机组定速后进行了润滑油压力调整，事故润滑油泵联启试验，就地和主控打闸试验，闭锁阀闭锁试验，主跳闸电磁阀试验，DEH在线试验及推力瓦磨损试验，然后开始电气试验；这时“高压排汽缸金属温度高”动作，汽机跳闸。
停机后，对跳闸原因进行检查，发现是因CV1（高调门）关闭、行程开关未正确闭合，引起VV阀关闭，导致高压转子闷缸运行。
闷缸发生后，各方对闷缸情况进行了分析，确认了高压缸闷缸的原因，但未发现闷缸运行对机组造成根本性损坏，遂决定机组继续试运；第二次采取中压缸方式的温态启动，转速升至1700rpm过临界时#2瓦轴振曾达14丝，当时认为汽封可能有碰磨，渐渐振动又恢复正常;定速后#2瓦振动由7.4丝慢慢降到4.4丝，随后进行了发电机短路试验、发电机空载试验、发/变组短路试验、励磁系统闭环试验等电气试验，进行了润滑油压调整，完成变油温试验、变真空试验、旁路扰动试验，停机后锅炉进行蒸汽严密性试验，安全阀整定等工作。
其后根据调试工作安排，又进行了两次冲转，完成了升压站电气试验,超速试验等工
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