方案签批页
目录
前言---------------------------------------------------------2 一汽轮机热耗率试验方案---------------------------4 二汽轮机额定出力试验方案-----------------------14 三汽轮机最大出力试验方案-----------------------17 四机组供电煤耗试验方案--------------------------20 五汽轮机热力特性试验方案-----------------------23 六附录
附录1 试验设备、仪器(表)清单-------------------25 附录2 性能试验系统隔离清单---------------------26 附录3 性能试验仪表测点清单---------------------28 附录4 试验测点布置图------------------------------31
前言
河南神火发电有限公司“上大压小”发电工程汽轮机，为东方电气集团东方汽轮机有限公司制造的600MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。高、中压缸采用合缸结构，两个低压缸为对称分流式，机组型号为N600-24.2/566/566。
机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器、给水泵汽轮机及厂用汽。
给水泵为2台50％容量的汽动给水泵和一台30%容量的启动备用电动给水泵。
汽轮机主要技术规范如下：
型号：N600-24.2/566/566
型式：超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机
额定功率：600MW MW
最大功率：675.585MW（VWO）
额定工况参数：
主蒸汽压力：24.2MPa
主蒸汽温度：566℃
主蒸汽流量：1695.2t/h
高排/再热蒸汽压力： 4.425/3.982MPa
高排/再热蒸汽温度：315.7/566℃
再热蒸汽流量：1393.180t/h
额定背压(绝对)： 4.4/5.4kPa
最终给水温度：282.1℃
额定工况净热耗：7504kJ/kWh
维持额定负荷的最高排汽压力：11.8kPa
额定转速：3000r/min
试验方案参照河南神火发电有限公司与东方电气集团东方汽轮机有限公司签订的技术合同和美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》（ASME PTC6－1996）以及中华人民共和国原电力工业部《火电机组启动验收性能试验导则》
（1998年版）（电综[1998]179号）及电厂的具体需要而编制，主要包括以下几个方面的内容：
1汽轮机热耗率试验
2汽轮机额定出力试验
3汽轮机最大出力试验
4机组供电煤耗试验
5汽轮机热力特性试验
一汽轮机热耗率试验方案
1试验目的
1.1在制造厂规定的运行条件下，测定3VWO工况下汽轮发电机组的热耗率，考核汽轮机的热耗率是否达到保证值7504kJ/kWh。
1.2在3VWO工况下，通过试验测定汽轮机的高、中压缸相对内效率。
1.3分析热力系统运行主要参数，评价热力系统的运行状况，为今后生产管理和节能降耗提供必要的原始数据。
2试验标准与依据
2.1试验标准
2.1.1美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》（ASME PTC6-1996）；
2.1.2国际公式化委员会(IFC)《具有火用参数的水和水蒸汽性质参数手册》（1967年工业用IFC公式计算）；
2.2试验依据
2.2.1东方电气集团东方汽轮机有限公司《汽轮机热力特性计算书》；
2.2.2设计、制造技术文件、资料，以及相关的合同文件；
2.2.3试验基准为阀点。
3 机组额定工况主要技术规范
发电机功率：600.0MW
主蒸汽压力：24.2MPa
主蒸汽温度：560℃
主蒸汽流量：1695.2t/h
汽轮机排汽压力：4.9kPa
补充水流量：0 t/h
最终给水温度：282.1℃
额定工况热耗：7504kJ/kWh
4试验仪器及测量方法
试验热力系统按设计的热力系统进行，其原则性热力系统及测点布置图见附录4。试验仪器仪表清单见附录3，试验中使用的仪器仪表均经法定计量部门校验合格。
4.1主凝结水流量测量
采用符合ASME PTC6-1996标准高精度低β值喉部取压长颈流量喷嘴测量主凝结水流量。流量测量管段安装在#7低加出口的水平凝结水管道上，流量差压由两组互成180°的取压孔用0.075级ROSEMOUNT差压变送器测量。
4.2发电机功率的测量
发电机出口电功率采用现场电气功率计测量。功率计精度为0.1%。
4.3温度测量
200℃以下采用0.1级热电阻与温度变送器，200℃以上采用0.4级ROSEMOUNT温度变送器测量。
4.4压力及辅助流量的测量
1MPa以下压力用0.075级ROSEMOUNT压力变送器测量，1MPa以上压力使用0.075与0.1级ROSEMOUNT压力变送器测量。排汽压力采用网络式探头测量，布置于凝汽器与排气缸接口的喉部，每个凝汽器按面积平均布置4个网络探头，一共8个。
再热器减温水流量利用现场孔板测量，轴封漏汽与给水泵密封水进、回水流量加装了孔板，以上辅助流量采用0.1级ROSEMOUNT差压变送器测量。4.5水位测量
除氧器水箱水位和凝汽器水位使用液位变送器测量。
4.6系统明漏量测量
试验期间对机组系统中无法隔离的可见漏流量，由试验人员用量筒和秒表现场进行测量。
4.7试验数据采集与采样频度
主、辅流量差压、压力、温度采用IMP分布式数据采集系统(编号：QJ1-00Q104)测量记录，每3秒采集一次，每60秒记录一次采样平均值。发电机
出口电功率用功率计的积分功能，对试验期间的发电机出口电功率进行累计，由累计值求得平均功率。系统明漏量人工测量记录。
5 试验方法和试验项目
5.1试验条件
5.1.1设备条件
5.1.1.1主、辅机设备正常投入运行，设备和系统无异常泄漏。
5.1.1.2试验前完成汽水流量平衡试验，与电厂共同检查设备的内外漏情况，列出泄漏阀门清单，由电厂处理，使得系统不明漏率小于额定主蒸汽流量的0.1-0.3%，超过0.1%的部分，汽机、锅炉的分配比例需要电厂、制造厂、试验院共同协商解决。如果系统不明漏率>0.3%，则应查找原因并予以消除后才能进行试验。5.1.1.3汽轮机调速系统工作正常。
5.1.2系统条件
试验前按照附录2提供的系统隔离清单对系统进行隔离，使得机组系统呈完全单元制方式运行，所有与外界有联系的汽、水阀门关闭严密，如果电、汽动（调）门存在泄漏，需要关闭手动门。试验期间，机组不补水、不排氧、锅炉不排污、不吹灰、化学取样水全部关闭。
5.1.3运行条件
试验期间热力系统按照设计热平衡图所规定的热力循环运行并保持稳定。5.1.3.1高、低压加热器及除氧器按设计运行方式运行，其疏水按设计方式正常运行。
5.1.3.2除氧器、小机汽源由四段抽汽供给，滑压运行。
5.1.3.3尽量减少蒸汽参数、凝结水流量、各储水容器水位的上下波动。
5.1.3.4不投或尽量少投再热器减温水，如果必须投减温水，则应保持减温水在试验持续时间内恒定。
5.1.3.5发电机氢冷系统的氢压和氢气纯度调整在额定值，试验期间停止补氢，内冷水箱停止补水。
5.1.3.6提前上好煤，试验期间辅机正常运行，保持稳定，不进行启停操作，以保证试验时燃烧稳定，运行参数达到要求。
5.1.3.7机组试验时各监视段压力不超过设计最大值。主要运行参数满足表1-1要
求，再热蒸汽温度两侧偏差不超过5℃。
表1-1 主要运行参数满足的要求
5.2 热耗率试验
5.2.1试验准备
5.2.1.1投入凝结水流量喷嘴，确保主管道上阀门无漏流。
5.2.1.2安装试验测点和数据采集系统，并对数据采集系统进行调试。
5.2.1.3电厂运行人员按照系统隔离清单进行热力系统隔离，由试验院检查系统的隔离情况，如有必要需要在试验前关闭有关手动门。
5.2.1.4调整运行参数，使运行参数符合试验大纲的要求。
5.2.1.5切除最后开启高压调门，保持前三个高压调门全开。
5.2.1.6 试验前关闭凝汽器补水手动门。
5.2.1.7机组运行系统按要求调整好稳定半小时后方可进行试验，每个工况试验持续2小时。
5.2.2预备性试验
5.2.2.1预备性试验的目的是检查汽轮机和设备是否具备了试验的条件，检查仪表、试验热力系统旁路和泄漏的隔离情况，并使试验人员熟悉自己的职责。
5.2.2.2预备性试验完成后，对测取的数据进行分析和计算，以便在正式试验前改进和调整。若试验符合正式试验的所有要求，则也可作为正式试验。
5.2.3正式试验
在预备性试验结束并证明各项技术条件均已达到正式试验的要求后进行两次正式试验。两次试验结果经一、二类修正后的偏差应小于0.25%，如超过0.25%，则应查明原因进行第三次试验，如果三次试验结果偏差仍超过0.25%，则三次试验结果全部作废，否则全部有效。
两次试验之间不能连续进行，必须调整高压主汽调节阀，使负荷至少变化15%，同时系统恢复补水、排污、排氧等，再调整到与前一试验之间工况相同的条件下进行。
5.2.4试验项目
包括3VWO1、3VWO2工况试验。
6热力性能的计算和修正
6.1试验数据的处理
6.1.1计算出采集数据的算术平均值，再经过仪表零位、高差、大气压力、仪表校验值等修正后作为试验原始测量数据；
6.1.2对于同一参数、多重测点的情况，其测量值取各测点的算术平均值； 6.1.3根据人工记录的各储水容器水位变化量、容器尺寸、记录时间和介质密度计算出当量流量；
6.2计算方法 6.2.1发电机功率
T W P h e /=
W h ——试验期间的电功率对时间的累计值MWh T ——试验持续时间h
6.2.2主凝结水流量
4
12
124
βρεπ
-?=
f c p d
C W kg/s
C ——喷嘴流出系数
ε——膨胀系数 ，m/m·℃
d ——运行状态下的喷嘴喉部直径，m ΔP——喷嘴前后差压，Pa ρf1——被测量的介质密度，kg/m 3
β ——运行状态下的喷嘴喉部与管道直径之比
6.2.3给水流量
通过求解各高压加热器、除氧器能量平衡和流量平衡方程，得出给水流量W fw 。
()()11111d e e i o fw h h W h h W -?=-?
()()()21122222d d e d e e i o fw h h W h h W h h W -?+-?=-? ()()()()322133333d d e e d e e i o fw h h W W h h W h h W -?++-?=-?
()()()c co c co e e co d n en h h W h h W h h W -?=-?+-???
?
??∑=44331 1234e e e e c fw ds sh rh W W W W W W W W W ++++=+++
W e1、W e2、W e3、W e4——#1、2、3高加、除氧器用汽量， t/h W fw ——经过高加给水流量， t/h W c ——主凝结水流量， t/h W sh ——过热蒸汽减温水流量， t/h W rh ——再热蒸汽减温水流量， t/h
W ds ——除氧器水位变化当量流量（水位上升为正，下降为负），t/h h e1、h e2、h e3、h e4——#1、2、3高加、除氧器进汽焓， kJ/kg h d1、h d2、h d3、h co ——#1、2、3高加疏水焓、除氧器出水焓， kJ/kg h o1、h i1、h o2、h i2、h o3、h i3——#1、2、3高加进、出水焓， kJ/kg h c ——进入除氧器主凝结水焓， kJ/kg
6.2.4主汽流量
ms fw sh lk W W W W =+-
W lk ——系统不明泄漏量, t/h
6.2.5冷再热蒸汽流量
32
1
1
cr ms hvl bn on en n n W W W W W W ===----∑∑∑∑
∑on
W
——高压前轴封漏至中压缸漏汽量, t/h
∑=3
1n bn
W
——高压后轴封漏汽量, t/h 2
1
hvl
n W
=∑——高压门杆二漏汽量, t/h
6.2.6热再热蒸汽流量
rh cr hr W W W +=
6.2.7热耗率
()()()()
ms ms fw hr rh hr cr rh hr rh g
W h h W W h h W h W HR P ?-+-?-+?-=
HR ——热耗率，kJ/kWh W ms ——主蒸汽流量，t/h h ms ——主蒸汽焓，kJ/kg W hr ——热再热蒸汽流量，t/h h hr ——热再热蒸汽焓，kJ/kg W cr ——冷再热蒸汽流量，t/h h cr ——冷再热蒸汽焓，kJ/kg h fw ——最终给水焓，kJ/kg W rh ——再热蒸汽减温水流量，t/h h rh ——再热蒸汽减温水焓，kJ/kg P g ——发电机输出功率，MW
6.2.8 缸效率
cl
c
h h h h --=
00η
h o ——汽轮机高、中压缸进汽焓，kJ/kg h c ——汽轮机高、中压缸排汽焓，kJ/kg
h cl ——汽轮机高、中压缸排汽等熵膨胀终点焓，kJ/kg
6.3修正计算
修正计算以制造厂提供的热力特性计算书为基准。
6.3.1第一类修正（系统修正）
6.3.1.1抽汽管道压损；
6.3.1.2加热器进口、出口端差；
6.3.1.3凝结水泵和给水泵焓升；
6.3.1.4减温水流量；
6.3.1.5除氧器水位变化量；
6.3.1.6凝结水过冷度；
6.3.1.7发电机损失（功率因数、电压、氢压、转速）；
6.3.1.8小汽轮机用汽量（效率）
6.3.2第二类修正（参数修正）
6.3.2.1主蒸汽压力；
6.3.2.2主蒸汽温度；
6.3.2.3再热蒸汽温度；
6.3.2.4再热器压降；
6.3.2.5排汽压力。
6.4试验计算结果比较
采用阀点为基准，即通过阀点试验结果与保证值（7504kJ/kWh）进行比较。
7试验组织与分工
7.1成立由河南省电力公司电力科学研究院，电厂汽机、锅炉、热工和电气人员和东方电气集团东方汽轮机有限公司参加的试验小组。
7.2试验的分工
7.2.1河南省电力公司电力科学研究院负责以下工作
7.2.1.1提供主要试验仪表（ASME流量喷嘴、压力变送器、差压变送器、温度变送器、功率变送器、数据采集装置等）；
7.2.1.2制订试验方案；
7.2.1.3现场试验条件的检查，
7.2.1.4试验过程的技术指导；
7.2.1.5试验结果的计算和分析，
7.2.1.6试验报告的编写和打印。
7.2.2河南神火发电有限公司负责以下工作
7.2.2.1加装热电偶套管、网笼探头及配套阀门、接头、管道的定购；
7.2.2.2组织测点的安装，包括喷嘴及临时管道阀门的安装，压力取样管焊接、一、二次门及接头的安装、温度套管的安装等；
7.2.2.3对系统泄漏进行治理，使机组泄漏率达到试验要求；
7.2.2.4给水流量孔板、发电机出口功率计及其他常规试验仪表及有关表计的校验，提供现场有关流量装置计算书、发电机出口功率计校验证书等相关资料；7.2.2.5有关试验测点压力变送器与差压变送器的安装与DCS测点趋势分组与数据拷贝；
7.2.2.6负荷及运行方式的调整；
7.2.2.7试验期间提供人员配合。
7.2.3东方电气集团东方汽轮机有限公司负责以下工作
7.2.3.1见证现场试验过程；
7.2.3.2提供试验所需修正曲线、热平衡图等资料。
8数据记录
现场试验数据采用计算机记录。
9安全措施
9.1人身安全
9.1.1进入现场应按电厂要求着装，工作时注意脚下孔洞、沟道，避免碰伤、摔伤造成的人身伤害。
9.1.2高处作业必须正确佩戴合格的防护用品，防止高空坠落造成的人身伤害。
9.1.3进入现场必须佩戴合格的防护用品，与电厂交叉作业时，应注意高空坠落物，防止物体打击造成的人身伤害。
9.1.4在机房长时间工作时，应佩戴耳塞，防止噪声造成的人身伤害。
9.1.5非工作需要尽量避免在主汽管道、高压给水管道、抽汽管道、疏水等高温、高压管道的法兰、阀门及压力容器的水位计等处长期停留，避免高温烫伤造成的人身伤害。必须在以上等处工作时，应加快速度，尽快离开。
9.1.6试验仪器用电源，应由专业电气人员接取，检查电线、电器是否老化，功能是否正常，并应有接地线，防止触电造成的人身伤害和短路引起的火灾。
9.1.7进行现场试验处在高温环境时，应做好防暑措施，不可疲劳工作，准备充足的饮用水及防暑药品。
9.1.8车辆运行途中不和驾驶员交谈，使之专心驾驶，杜绝疲劳及酒后驾驶、超速违章驾驶；雨雪天气谨慎驾驶，防止交通事故造成的人身伤害和设备损坏。
9.1.9设备装箱时，不可超重，防止搬运时发生身体损伤。
9.2设备安全
9.2.1确保电源电压220V，在测量电压正常后，才能打开仪器电源开关。仪器电源应在检修电源或照明电源盘接取，不得在运行设备、阀门的专用盘上接取，防止毁坏仪器设备，以免引起事故。
9.2.2更换压力变送器时，应确认二次门关严后，才能卸开接头，压力变送器量程应与所测压力相符，避免压力变送器损坏。
9.2.3温度和压力变送器应远离裸露的法兰和高温阀门，避免高温损坏。
9.2.4仪器设备应有资质的人员操作，防止因操作不当造成仪器设备的损坏。
9.2.5在进行标准仪表更换和校验工作时，应注意更换及校验的仪表是否带有自动或保护功能，对带有自动或保护功能的仪表除不得已，不要触动，以免保护误动，引起停机事故。试验测试工作完成后，应对更换的各个仪表逐个恢复，并确认仪表工作正常后，方可离开。
9.2.6试验人员不得触动运行设备，尽量远离旋转设备，记录时应注意避近免无意触动控制开关或按钮。试验时如发现设备故障或异常情况，应立即报告运行人员，尽早处理。
9.2.7试验期间如机组发生异常，运行人员按运行规程进行相应处理，必要时终止试验；试验期间任何引起机组工况变化的操作（如加热器的投、退，水泵的切换，再循环门的开启等）均应及时通知有关试验负责人员。
10环境保护
10.1进入现场禁止吸烟，防止因吸烟引起的火灾。
10.2试验仪器通电前应检查电线、电器是否老化，功能是否正常，并应有接地线，防止短路引起的火灾。
10.3试验用电脑和仪器设备试验结束，尽快关闭，减少电磁污染。
10.4仪器设备使用过程中产生的废旧电线、废旧电池应按现场指定位置丢弃，防止污染环境。
11危险点分析
11.1利用现场测点时，测点信号接线应有电厂热工人员来进行，接线前应仔细检查测点是否带自动或保护，如带自动或保护，则由电厂领导签字并在退出自动或保护后才能进行，以免保护误动，引起停机事故。
11.2发电机功率信号的接取应有电厂热工人员来完成，接取前应确认信号是否带自动或保护。
11.3应监视汽轮机的胀差、轴向位移、振动、推力瓦温度、支撑瓦温度的变化，如出现异常变化，应立即向试验总指挥报告。
二汽轮机额定出力试验方案
1试验目的
额定出力试验主要考核机组在切除高加和高背压工况下的机组运行适应能力，同时记录相关参数。
2试验标准与依据
2.1试验标准
2.1.1中华人民共和国原电力工业部《火电机组启动验收性能试验导则》（1998年版）（电综[1998]179号）；
2.1.2国际公式化委员会(IFC)《具有火用参数的水和水蒸汽性质参数手册》（1967年工业用IFC公式计算）；
2.2试验依据
2.2.1东方电气集团东方汽轮机有限公司《汽轮机热力特性计算书》；
2.2.2设计、制造技术文件、资料，以及相关的合同文件；
3汽轮机主要技术规范
机组切高加工况的主要技术规范：
发电机功率：600MW
主蒸汽压力：24.2MPa
主蒸汽温度：560℃
主蒸汽流量：1432.48t/h
排汽压力： 4.9kPa
最终给水温度：190.1℃
机组高背压工况的主要技术规范：
发电机功率：600MW
主蒸汽压力：24.2MPa
主蒸汽温度：560℃
主蒸汽流量：1857.100t/h
排汽压力：11.8kPa
最终给水温度：287.7℃
4试验仪器
同《热耗率试验方案》。
5试验测点及测量方法
试验热力系统及测点布置图见附录4，测点及仪器仪表清单见附录3。
6试验方法及试验项目
6.1切除高加运行试验在80％额定负荷以下，退出高加运行，然后机组逐渐带负荷至额定负荷，保持试验负荷不变，稳定30分钟后开始试验，按试验要求记录各参数，试验进行1小时。
6.2高背压试验，调整机组真空，使背压达到11.8kPa，机组逐渐带负荷至额定，保持试验负荷不变，稳定30分钟后开始试验，按试验要求记录各参数，试验进行1小时。
7 数据记录
现场试验数据采用计算机记录。
8安全措施
8.1人身安全
8.1.1进入现场应按电厂要求着装，工作时注意脚下孔洞、沟道，避免碰伤、摔伤造成的人身伤害。
8.1.2高处作业必须正确佩戴合格的防护用品，防止高空坠落造成的人身伤害。
8.1.3进入现场必须佩戴合格的防护用品，与电厂交叉作业时，应注意高空坠落物，防止物体打击造成的人身伤害。
8.1.4在机房长时间工作时，应佩戴耳塞，防止噪声造成的人身伤害。
8.1.5非工作需要尽量避免在主汽管道、高压给水管道、抽汽管道、疏水等高温、高压管道的法兰、阀门及压力容器的水位计等处长期停留，避免高温烫伤造成的
人身伤害。必须在以上等处工作时，应加快速度，尽快离开。
8.1.6试验仪器用电源，应由专业电气人员接取，检查电线、电器是否老化，功能是否正常，并应有接地线，防止触电造成的人身伤害和短路引起的火灾。
8.1.7进行现场试验处在高温环境时，应做好防暑措施，不可疲劳工作，准备充足的饮用水及防暑药品。
8.1.8车辆运行途中不和驾驶员交谈，使之专心驾驶，杜绝疲劳及酒后驾驶、超速违章驾驶；雨雪天气谨慎驾驶，防止交通事故造成的人身伤害和设备损坏。
8.1.9设备装箱时，不可超重，防止搬运时发生身体损伤。
8.2设备安全
8.2.1在进行切除高加运行试验的操作中，应先将负荷降低至80％额定负荷以下，然后逐渐加负荷。在升负荷过程中，加强对各压力级的监视，特别是对高加抽汽后几级的压力监视，一旦超压，应立即降负荷至正常压力范围之内。
8.2.2在进行高背压试验操作中，一般采用缓慢开启#7、#8低加壳侧放空气门或真空破坏门的方法进行，当背压达到11.8kPa，逐渐将负荷带至额定值。注意监视各段压力不能大于设计值，一旦超限，立即降负荷至正常压力范围之内，试验期间，#7、#8低加壳侧放空气门或真空破坏门应有人值守。
8.2.3确保电源电压220V，在测量电压正常后，才能打开仪器电源开关。仪器电源应在检修电源或照明电源盘接取，不得在运行设备、阀门的专用盘上接取，防止毁坏仪器设备，以免引起事故。
8.2.4更换压力变送器时，应确认二次门关严后，才能卸开接头，压力变送器量程应与所测压力相符，避免压力变送器损坏。
8.2.5温度和压力变送器应远离裸露的法兰和高温阀门，避免高温损坏。
8.2.6仪器设备应有资质的人员操作，防止因操作不当造成仪器设备的损坏。
8.2.7在进行标准仪表更换和校验工作时，应注意更换及校验的仪表是否带有自动或保护功能，对带有自动或保护功能的仪表除不得已，不要触动，以免保护误动，引起停机事故。试验测试工作完成后，应对更换的各个仪表逐个恢复，并确认仪表工作正常后，方可离开。
8.2.8试验人员不得触动运行设备，尽量远离旋转设备，记录时应注意避近免无意触动控制开关或按钮。试验时如发现设备故障或异常情况，应立即报告运行人员，尽早处理。
8.2.9试验期间如机组发生异常，运行人员按运行规程进行相应处理，必要时终止试验；试验期间任何引起机组工况变化的操作（如加热器的投、退，水泵的切换，再循环门的开启等）均应及时通知有关试验负责人员。
9环境保护
9.1进入现场禁止吸烟，防止因吸烟引起的火灾。
9.2试验仪器通电前应检查电线、电器是否老化，功能是否正常，并应有接地线，防止短路引起的火灾。
9.3试验用电脑和仪器设备试验结束，尽快关闭，减少电磁污染。
9.4仪器设备使用过程中产生的废旧电线、废旧电池应按现场指定位置丢弃，防止污染环境。
10危险点分析
10.1利用现场测点时，测点信号接线应有电厂热工人员来进行，接线前应仔细检查测点是否带自动或保护，如带自动或保护，则由电厂领导签字并在退出自动或保护后才能进行，以免保护误动，引起停机事故。
10.2发电机功率信号的接取应有电厂热工人员来完成，接取前应确认信号是否带自动或保护。
10.3应监视汽轮机的胀差、轴向位移、振动、推力瓦温度、支撑瓦温度的变化，如出现异常变化，应立即向试验总指挥报告。
汽轮机静态试验 一、润滑油压保护试验： 1.全开A、B油泵进出口阀门。 2.控制油压调节旁路阀关闭，开启调节阀前后截断阀，调节阀投自动，设定压力为0.9MPa。 3.润滑油压调节阀旁路阀关闭，开启调节阀前后截断阀设自动。 4.启动A油泵。 5.投入润滑油低油压自启动，润滑油总管压力低联锁，总联锁复位。 6.手控润滑油调节压力阀油压降至0.15MPa时，报警并自启动B油泵，投入B 油泵操作开关，撤除润滑油低油压自启动保护，停A油泵，继续控制润滑油油压至0.1MPa时联锁停车电磁阀动作。 7.重复再做一次A油泵自启动试验。 注意：做此试验前必须投入隔离气密封。试验结束后恢复原状态。 二、控制油压保护试验： a.全开A、B油泵进出口阀门。 b.润滑油压调节阀旁路阀关闭，开启调节阀前后截断阀调节阀投自动，设 定压力为0.245MPa。 c.控制油压调节阀旁路阀关闭，开启调节阀前后截断阀投自动。 d.启动A油泵。 e.投入控制油低油压自启动保护，总联锁复位。 f.手控控制油调节压力阀油压降至0.7MP a时报警并自启动B油泵，投入 B油泵操作开关停A油泵，继续控制油压至0.5MPa时联锁停车电磁阀动作。 g.重复再做一此A油泵自启试验。 注意：做此试验前必须投入隔离气密封。 三、蓄能器性能试验： a.启动A油泵。 b. B 油泵投入自启动联锁总联锁复位。 c.危急遮断装置复位，自动主汽门复位，手动打开自动主汽门。 d.手动停A油泵，B油泵自启动，停车联锁电磁阀不动作。 e.投入B油泵操作开关，可以重复再做一次。 四、危急遮断器试验： 1.全开A、B油泵进出口阀门，启动A油泵。 2.总联锁复位，危急遮断器复位，自动主汽门复位，手动开启自动主汽门。 3.手打危急遮断器，自动主汽门关闭， 4.危急遮断器及自动主汽门复位，重复再做一次。 五、轴向位移、轴振动、轴承温度、超速模拟联锁试验： 1.配合仪表，在仪表控制盘上分别做模拟试验。 2.轴向位移≥0.5mm时报警，≥0.7mm时电磁阀动作。 3.汽轮机轴振动≥31mm时报警，≥50mm时电磁阀动作。 4.压缩机轴振动≥65mm时报警，≥96mm时电磁阀动作。 5.汽轮机转速≥12047r/min时报警，≥13252r/min电磁阀动作。
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。记录动作油压 合格标准： 充油实验大部分是在汽轮机转速不超过额定转速的条件下，检验危急保安器的活动情况，因此要求充油实验时危急保安器的动作转速为2900-2950r／min相当于超速实验时 3300-3360r／min。目的是活动飞锤。 第二节超速试验 ?103%超速:通过感知转速快关高中压各调门,转速下降至额定值复位该保护. ?AST110%电超速:包含TSI和DEH两个保护,原理一样,都是感知转速,达到110%时动作 跳机. DEH的110%超速通过DEH卡件发0指令关闭高中压主汽门和调整门和LV，TSI的110%超速会发跳闸信号送到ETS柜，进行危机遮断，会使高中压主汽门和调整门以及LV上的快速卸荷阀动作，卸掉动力油。 DEH和TSI的电超速一个动作信号，一个动作油动机的动力来源，相当于是双保险。 哈哈，如下图：
机械超速:通过机头的飞环(锤)在离心力作用下克服弹簧的拉力并飞出使机头安全油机 械滑阀泄油口打开泄掉安全油,从而作用于跳机.做机超试验时应先作好各方面的安全措施后解除所有电超速保护,设定目标转速3360RPM,开始升速,动作转速应在110-111%之间,连续作两次,且动作转速之差不大于千分之六. 一、（机械）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 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。
600MW机组 汽轮机性能试验大纲 新力电业咨询公司2008 年05月30 日
项目负责：项目负责：编写：初核：审核：审核：批准：批准：项目参加：项目参加：
目录 1 概述 (1) 2 机组的主要技术规范 (1) 3 试验标准 (1) 4 试验项目及试验条件 (2) 5 试验仪器仪表 (4) 6 试验运行方式和要求 (5) 7 试验步骤 (7) 8 隔离措施 (7) 9 试验计划和持续时间 (8) 10 组织分工 (8) 11 安全注意事项 (9) 12 试验报告撰写 (9) 13 附录：2汽轮机性能试验测点清单 (11)
2×600MW机组 汽轮机性能试验大纲 1 概述 2×600MW汽轮机是哈尔滨汽轮机有限公司引进西屋技术生产制造的N600—24.2/566/566 型超临界、一次中间再热、三缸四排气、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。根据有关规范规定，需要完成机组的汽轮机热力性特试验工作。其目地是得到机组的实际性能水平，并与设计要求对比，同时对汽轮机和热力系统进行比较全面的能损分析，为今后机组的运行、维护提供准确可靠的技术依据。 2 汽轮机主要技术规范 3 试验规范和标准
3.1试验标准： (1)GB8117—87电站汽轮机性能试验规程。 (2) 火电机组启动验收性能试验导则电综[1998]179号 (3) 汽轮机性能试验合同 (4) 火电机组达标投产考核标准(2001年版) 国电电源[2001]218号 (5)火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版) (6)《电力安全工作规程》 3.2水和水蒸气性质：自行拟合的高精度简化模型，于2000年通过鉴定，精度超过目前通用的IFC-67标准公式 3.3主流量基准：给水流量 3.4试验基准：阀位基准，负荷基准 4 试验项目及试验条件 4.1汽轮机热耗率保证值的验收工况（THA） 在下列设计运行条件下，测定汽轮机热耗率，并与设计值进行比较（设计热耗率为7565 kJ/kWh）。 a.3VWO； b.发电机出力 600 kW； b. 汽轮机主汽阀前蒸汽压力 24.20 MPa； c. 汽轮机主汽阀前蒸汽温度566 ℃； d. 再热器压损10%； e. 汽轮机中压主汽阀前蒸汽温度566 ℃； f. 汽轮机平均背压0.0052 MPa； g. 补给水率为0%； h. 汽轮机运行热力系统及参数条件参照热耗保证的热平衡图THA工况进行 循环系统调整和隔离； i. 全部回热系统正常运行，疏水逐级自流，但不带厂用辅助蒸汽。 j. 汽动给水泵满足规定给水参数。 k. 发电机效率98.9％，额定功率因数0.90，额定氢压。 l. 修正计算。其中包括：一类修正，即系统修正；二类修正，即参数修正。
中华人民共和国国家标准 电站汽轮机热力性能 验收试验规程 Rules for power plant steam turbine thermal acceptance tests 国家机械工业委员会1987-08-13批准 1范围和目的 1.1范围 UDC621.165.018 ∶621.311.22 GB8117—87 1988-01-01实施 本标准主要适用于火力发电厂的凝汽式汽轮机的热力性能验收试验。有些条款也适用于其他型式和用途的汽轮机，如背压式、抽汽式汽轮机的热力性能验收试验。 假如出现了一些未被本标准条款所包罗的复杂或特殊情况，由买方和卖方在签订合同之 前协商确定解决方案。 1.2目的 制订本标准的目的是提出进行汽轮机热力性能验收试验的程序和原则，以使求得的试验 结果能够用来验证制造厂提供的下列保证： a.汽轮机组的热耗率或热效率； b.汽轮机组的汽耗率或热力效率； c.最大主蒸汽流量和(或)最大输出电功率。 制造厂对上述保证及其条件要阐述完整、清晰而无矛盾。 2符号、单位、名词术语和定义 2.1符号、单位 本标准有关参量的符号、单位按表1 规定。 表1
注：表中方括号内系原使用单位，下同。 2.2下标、上标和定义 本标准有关参量符号的下标、上标及其定义按表2 规定。 表2
有关参量效率
注：1)参见 4.2.1 条。 2)符号和添标的解释用图见图 1。 图 1 符号和下标的解释用图 (a)再热回热凝汽式汽轮机；(b)没有给水加热的纯凝汽式或背压式汽轮机； 注：图中点的号码对其他各种类型汽轮机的相同项目而言都是相同的；例如，点 9 总是 表示给水泵的进口处。点 8 可以是在点 9 的下游到点 11 之间的任意地点。 2.3 保证值和试验结果的定义 为了定量说明一台汽轮机或汽轮机组的热力性能，通常采用一些技术参量，保证值就是 这些参量值中的一个或几个。据以提出保证值所相应的技术条件称为保证条件。试验结果是 对应于保证条件下的这些参量的试验测定值。 注：这些参量的一般定义总是非常明确的，但其细节在不同场合下可以各不相同，因而 必须引起充分注意。 2.3.1 热耗率 对于一台带有给水回热系统的电站汽轮机组，热耗率是重要的考核指标。热耗率的定义 为该汽轮机系统从外部热源取得的热量与其输出功率之比，即： = Σ( M h j ) 式中 M j ——质量流量； Δh j ——焓升。 HR P (1) 对于一台具体的汽轮机组，必须规定一个热力循环系统，以便用来作为提出性能保证及 进行试验评价的依据。这个热力系统应尽量简单，而且要尽可能与试验时的热力循环系统相 同。 对于如图 1(a)所示的汽轮机组，其热耗率可定义为：
凝汽式机组真空严密性试验的程序及重要性 电厂凝汽式汽轮机组的真空每下降1KPa，机组的热耗将增加70kj/kw，热效率降低1.1%。射水抽气器或水环真空泵的作用就是抽出凝汽器的不凝结气体，以维持凝器的真空。 凝汽器中形成真空的成因是，由于汽轮机的排汽被冷却成凝结水，其比容急剧缩小。当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器汽侧形成高度真空，它是汽水系统完成循环的必要条件。 正是因为凝汽器内部为极高的真空，所以所有与之相连接的设备都有可能因为不严而往凝汽器内部漏入空气，加上汽轮机排汽中的不凝结气体，如果不及时抽出,将会逐渐升高凝汽器内的压力值，真空下降，导致蒸汽的排汽焓值上升，有效焓降降低，汽轮机蒸汽循环的效率下降。 一、真空严密性差的危害 1.排汽压力和排汽温度就会上升，这无疑要降低汽轮机组的效率， 2.蒸汽与冷却水的换热系数降低，导致排汽与冷却水出水温差增大。 3.凝汽器过冷度过大，系统热经济性降低，凝结水溶氧增加，可造成低压设备氧腐蚀。 对于汽轮机来说，真空的高低对汽轮机运行的经济性有着直接的关系，真空高，排汽压力低，有效焓降较大，被循环水带走的热量越少，机组的效率越高，当凝汽器内漏入空气后，降低了真空，有效焓降减少，循环水带走的热量增多。 二、真空严密性试验
做真空严密性试验时，负荷应在80%额定负荷（有的机组是在额定负荷）下进行。真空下降速度小于0.4kpa/min为合格，超过时应查找原因。另外，在试验时，当真空低于87kpa，排汽温度高于60℃时，应立即停止试验，恢复原运行工况。 1、试验条件： 凝汽器真空正常，并处于稳定状态。 机组负荷应稳定在80％以上额定负荷。 试验时应保持机组负荷及其运行参数稳定。 新安装或大修后的机组应进行真空严密性试验。 机组正常运行，可每月进行一次。 2、试验步骤： 维持机组负荷在480MW以上，保持运行工况稳定。 记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及其低压缸排汽温度。 全停真空泵。 每30S记录一次凝汽器真空值，共记录5分钟。 启动真空泵。 取后3分钟的下降值，求得平均值算出真空平均下降速度。 3、真空严密性评价标准如下： 1)优：0.133KPa/分（1mmHg/分）。 2)良：0.266KPa/分（2mmHg/分）。 3)合格：0.399KPa/分（3mmHg/分）。 4、试验注意事项：
汽轮机试验项目及方法-标准化文件发布号：（9556-EUATWK-MWUB-WUNN-INNUL-DDQTY-KII
汽轮机试验项目及方法如下 （一）一般试验及安全装置的性能测定 1、临界转速的测定：在起动升速时用振动表测下大约在3400-3900转/分时，振幅不得大于0.15MM.。 2、振动的测定：在起动升速到5550转/分后用振动表在轴承附近从垂直、轴向、横向测定振幅不得超过0.03MM.。 3、危急遮断器跳闸转速的测定及跳闸后最高转速的测定：此项试验可在空车达到5550转/分后用调速器升速作试验，应试验三次以上，记录跳出时的转速其差别应在55转/分以内。 4、超速试验：作超速15%试验历时5分钟。 5、测定主汽门的关闭时间：危急遮断器跳开后，用秒表测量主汽门动作及完全关闭所需的时间。 6、降低油压记录主汽门自动关闭时的调节油压（此试验可在主机起动前或停车后开辅助油泵进行）。 7、起动后每隔10分钟作各种运行记录，注意各轴承温度（不得超过65℃）出油温度（不得超过60℃）。 在后汽缸导板处测量汽缸之轴向膨胀。 在汽缸与齿轮箱连接猫爪处测横向膨胀。
8、停车后每隔30秒钟记录转速惰走曲线。 9、注意记录汽轮油泵自动起动时主机转速及油压。 10、作冷凝器铜管处的漏水试验。 11、作72小时全负荷连续运行试验。 （二）调速系统 1、汽轮机在稳定负荷及连续运转的情况下，记录转速的变化。 2、增减汽轮机负荷为额定负荷的25%，记录运转的变化。 3、增减汽轮机负荷为额定负荷的100%，记录其转速的变化。 4、空车时手动调速器记录其转速的变化。 5、在汽轮机运转时做试验，测量调速系统的静态曲线即调速副油压与转速的关系，油动机活塞升程与负荷的关系，副油压与油动机升程的关系，转速与负荷的关系。 6、将汽轮机由各负荷突然降至空负荷测定瞬时最高转速及稳定后的转速变化与时间（此条件看电厂方面可能，可在挂满500KW，1000KW，1500KW负荷时突然拉开电闸作试验，最好用示波器及摄影来测定，以求得准确的结果）。 （三）热效率性能及保证试验 1、无抽汽时40%额定负荷及空车汽耗试验。
试验措施 XXXXXX联产工程 一号机组汽轮机性能 试验措施 措施编号： 措施编写： 措施审核： 措施批准： 山东电力建设调整试验所 2018－03－21 公司信息。。。。。。。。。
调试（试验）方案报审表
目录 1、试验目的及试验内容 (4) 2、试验标准及依据 (5) 3、试验热力系统及测点布置 (5) 4、试验用仪器仪表及测量方法 (5) 5、试验仪表的校验 (6) 6、试验方法 (7) 7、试验条件及要求 (9) 8、试验程序 (10) 9、试验结果的计算和修正 (11) 10、试验安全措施 (12) 11、试验的组织机构及分工 (13) 12、试验的时间安排 (15) 13、试验竣工及验收 (16) 附件I、性能试验测点布置图 附件II、性能试验测点清单 附件III、热力系统隔离清单 附件IV、危险点分析与预防措施
XXXXXX有限责任公司2×350MW超临界汽轮机为东方电气集团东方汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽汽供热、湿冷凝汽式汽轮机。工业抽汽为非调整抽汽、采暖抽汽为可调整抽汽，机组按照“以热定电”的原则设计。表1为机组主要设计参数及保证值。 1、试验目的及试验内容 为了验证1号机组是否达到合同中规定的性能要求，特进行本次试验。 试验主要包括以下的内容： 1.1 根据流量平衡试验确定热力系统的严密性，计算机组在隔离状况下的不明泄漏率是否满足标准要求； 1.2 预备性试验，全面测定汽轮机及其热力系统参数，以检验设备性能、系统参数、试验仪器是否符合正式试验要求，并培训试验人员；流量平衡试验可以与预备性试验合并进行。 1.3 汽轮机热耗率试验，包含以下工况： （1）THA （3VWO）工况，机组负荷350MW，背压4.9kPa； （2）75% （2VWO）THA工况，机组负荷262.5MW，背压4.9kPa； （3）50% （2VWO）THA工况，机组负荷175MW，背压4.9kPa； 1.4 汽轮机出力验收试验，包括以下试验工况： （1）TRL能力工况下保证出力，负荷350MW，背压11.8kPa； （2）TMCR工况下机组出力，负荷370.8MW，背压4.9kPa； （3）VWO工况下汽轮机最大进汽量（1166t/h），背压4.9kPa，阀门全开。
汽轮机调节系统静态特性试验 一、目的 3 T8 o8 h1 I2$ E9 J' D 为检验机组大修后调速保安系统的性能，为机组创造安全、可靠的启动条件，特制定本试验规定。 6 p/ N" u# W! C 二、引用标准： 7 Q$ V4 D N/ ~- W0 K DL5011—1992电力建设施工及验收技术规范汽轮机组篇 JB37—1990汽轮机调节系统技术条件 $$ K: }0 K6 o; u; v JB1273—1986汽轮机控制系统性能试验规程 DL/T 711－1999汽轮机调节控制系统试验导则 5 H3 ], Z/ A: ? T9860型xx汽轮机厂资料 三、试验项目, C& ^+ t1 g: {& v+ `*F9 P"z6 U" Q 1、汽轮机调节系统静态特性试验(包括静止试验、空负荷试验、带负荷试验)和保安系统试验。 2、汽轮机调节系统动态特性试验。
! h7 M7 C( H3 q5 }/ [8 e& _ 四、试验测量项目及仪表精度 4 ~! c: ^5 T' I( H$ x* S! m' R " g9 C$ i' E2 y9 a4 `/ 表1调节系统静态特性试验的测量变量和仪表精度序号测量变量仪表精度 1功率±0.2% 2转速±0.1% 3蒸汽流量±0.5% 4主蒸汽压力±1% , Y" A- z) m: Z# I 5主蒸汽温度±5℃ 6调节级后蒸汽压力±1% 7抽汽蒸汽压力±1% 8调速汽阀油动机行程±1% 1 T8 G 2 M1 w: O3 D( U 9可调整抽汽油动机行程±1% u+ c9 u6 A9 a/ m& L0 S* E
10抽汽速关阀行程±1% 7j( B, d. u- g 11调节系统主油压±0.5% 12调节系统调节油压±0.5% 4 z u, r' f. E 5 ]+ P, d! s 13保护系统安全油压±0.5% 7 \' L* |0 F& s- J% J 14调节、保护系统油温度±1℃ 15同步器±1% 表9调节系统动态特性试验的测量变量和仪表精度序号测量变量仪表精度 1发电机定子电流±2% 9 b. q$ y9 I7 U 2发电机有功功率±0.5% + N! ^; d5 i# _8 r8 w 3转速±0.1% 8 o4 p+ E4 G% C6 \+M% P0 @* u 4同步器±1% 5主蒸汽压力±1% 4 E% P) b( h" {% V" d3 6主汽调节汽阀油动机行程±1%
汽轮机运行规程修改 （真空xx试验） 汽轮机运行规程修改补充规定 原汽轮机运行规程第48页，2.13真空严密性试验： 2.13真空xx试验 2.1 3.1汇报机组长值长，通知锅炉及有关人员将负荷保持在80％以上稳定运行。 2.1 3.2试验时凝汽器真空92KPa以上，试验备用真空泵正常。 2.1 3.3试验前，记录负荷、凝汽器真空、排汽温度。 2.1 3.4解除真空泵联锁，停真空泵，进口碟阀自动关闭，注意真空下降速度。 2.1 3.5半分钟后开始记录，每隔半分钟记录一次凝汽器真空值。 2.1 3.6五分钟后，启动真空泵，开启进口碟阀，恢复真空，投入真空泵联锁。 2.1 3.7取后三分钟真空下降值，求得真空下降平均值。 2.1 3.8试验过程若真空急剧下降，则立即启动真空泵，恢复真空，停止试验，查明原因。 2.1 3.9试验过程中真空不允许低于87kpa。 2.1 3.10真空xx的评价标准： 合格： ≤0.4KPa/min， 优：
每分钟下降≤0.13KPa， 良： 每分钟下降＞0.13KPa且≤0.27KPa。 修改后为： 2.13真空xx试验的操作及要求 2.1 3.1试验目的： 通过凝汽器真空严密性试验判断凝汽器真空系统的空气泄漏情况。若试验结果表明真空严密性较差，无法满足考核试验要求时，需要组织查找空气泄漏点并进行相应的处理。 2.1 3.2试验条件： 1、汽轮机、锅炉机辅助设备运行正常、稳定、无泄漏，轴封系统运行良好。 2、试验时热力系统应严格按照设计热平衡图所规定的热力循环运行并保持稳定。 3、汽轮机运行参数应尽可能保持稳定。 4、试验前确认运行真空泵及备用真空泵运行正常，且凝汽器真空在92KPa 以上。 5、试验仪表校验合格、工作正常。 6、试验时时，联系热控专业人员到达现场，防止真空泵启停时其进口气动门打不开。2.13.3试验方法及注意事项： 1、汇报机组长值长，通知锅炉及有关人员将负荷保持在80％以上，保持主蒸汽、再热蒸汽、真空、给水温度、抽汽参数稳定运行。 2、试验前，记录负荷、凝汽器真空、排汽温度。