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。
1.5 机组出力验证试验，包括以下试验工况：
（1）高加全切时，机组出力350MW，背压4.9kPa；
（2）任一低加切除时，机组出力350MW，背压4.9kPa；
1.6 机组厂用电率、供电煤耗率测试。试验工况包括100%THA工况、75%THA及50%THA负荷工况。
1.7 额定采暖抽汽工况，最大采暖抽汽工况，及最大抽汽工况试验。（视现场条件进行）
2、试验标准及依据
2.1 试验标准：按照美国机械工程师学会《汽轮机性能试验规程》(ANSI/ASME PTC6-2004)；
2.2 水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会1997年工业用IFC方程。
3、试验热力系统及测点布置
3.1 试验热力系统及测点布置图见附件I、试验测点清单详见附件II。
3.2 试验测点说明
3.2.1 主蒸汽，高压缸排汽、再热汽、中压缸排汽及最终给水温度等重要测点采用双重测点；
3.2.2 主流量测量采用低β值喉部取压ASME喷嘴测量主凝结水流量，流量测量管段安装在5号低加出口至除氧器入口之间的凝结水管道上，流量差压由两组取压口双重取压；
3.2.3 辅助流量测量：小机进汽流量、轴封漏汽、过热减温水流量、再热减温水流量等辅助流量均采用标准孔板测量；
3.2.4 排汽压力取自低压缸排汽缸上，2个排汽口布置4个测点。
4、试验用仪器仪表及测量方法
4.1 电功率的测量
取自电厂发电机出口电度表或DCS。
4.2 压力测量
用0.075级高精度德鲁克型绝对压力及相对压力变送器测量，测量值经仪表校验值、大气压力及仪表位差修正。
图2: 数据采集系统示意图
4.3 流量差压测量
差压测量采用0.075级ROSEMOUNT 3051差压变送器测量，试验前对变送器进行校验并对测量值进行仪表修正。 4.4 温度测量
400℃以上温度测量采用K 型精密级热电偶，补偿导线为精密级导线，冷端在数采系统中自动补偿，测量值经热电偶校验值修正。
400℃以下温度测量采用PT100热电阻，测量值经热电阻校验值修正。 4.5 数据采集
主机采用台式微型计算机，数据采集部分采用英国施伦伯杰公司生产的IMP 分散式数据采集系统，自动记录压力、差压、温度、电功率等值，并进行数据处理，其精度为0.02级，见图2。 4.6 储水箱水位变化量的测量
除氧器水箱、凝汽器、热井等系统内储水容器水位变化用就地水位计人工读数，或从DCS 中读数，标尺最小刻度为毫米。（各级加热器水位） 4.7 系统内明漏量的测量
漏出和漏入试验热力系统的无法隔离的明漏量，如凝结水泵和给水泵泄漏等用秒表和量筒人工测量。
5、试验仪表的校验
5.1 所有试验仪表在试验前均须经法定计量部门或法定计量传递部门校验，并具有合格证书。
5.2 试验前应校验的仪表如下: ● 电功率表(由试验单位负责)
● 电压互感器及导线二次压降 (由电厂负责) ● 电流互感器(由电厂负责)
● 压力、差压变送器(由试验单位负责)
热电偶、热电阻(由试验单位负责)
6、试验方法
6.1 试验时间
应在机组正常运行半年内进行。
6.2 预备性试验
在进行正式试验前必须进行预备性试验，预备性试验的要求与正式试验完全相同。预备性试验的目的是:
（1）确认机组是否具备试验条件，检查系统隔离并计算不明泄漏损失；
（2）检查所有试验仪表；
（3）培训试验人员；
（4）确定阀门位置。
当预备性试验结果证实所有条件均满足正式试验要求后，方可进行正式试验。如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各方同意，预备性试验可以作为正式试验。
6.3 保证值试验
根据试验规程，保证值试验需进行重复试验。两次试验修正后的结果偏差不应超过0.25%。如果两次试验结果相对偏差超过规定值，则应查明原因进行第三次试验，如果三次试验结果与平均值的相对偏差仍超过规定值，则三次试验结果全部作废，否则全部有效。结果取两次有效试验修正后的平均值。
同一工况进行重复试验时，必须调节高压主汽调节阀，使负荷至少变化5%，同时系统恢复补水、排污等，再调整到与前一工况相同的条件下进行试验。
本次试验中，对THA热耗率工况项目，进行重复试验，即每个项目进行两次。
6.4 试验系统隔离
6.4.1 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进行。任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都必须进行隔离，无法隔离的流量要进行测量，系统不明漏量不应超过主蒸汽流量的0.1% （标准要求）。系统不明漏量超出0.3%时，试验无效。
以下是典型的试验时必须隔离的系统和流量:
（1）主蒸汽、再热汽、抽汽系统等的管道和阀门疏水；
（2）主蒸汽高、低压旁路及旁路减温水；
（3）加热器危急疏水至凝汽器；
（4）加热器给水、凝结水大小旁路及再循环；
（5）加热器壳侧疏水、放气和水侧放水、放气；
（6）汽轮机辅助抽汽；
（7）水和蒸汽取样；
（8）除氧器放水、溢流、放气及与其它机组连接的抽汽和轴封供汽平衡管；（9）补水；
（10）定排、吹灰、放汽、疏水。
6.4.2 试验时由试验单位根据机组运行热力系统拟订《系统隔离清单》(试验开始前提供)交电厂运行人员。电厂运行人员必须熟悉《系统隔离清单》中需进行隔离的阀门的名称、编号和所在位置。根据实际情况，将要隔离的阀门分为二组：第一组(A)是机组正常运行时可以长期隔离的阀门(如:管道、阀门的疏水等)；第二组(B)是试验前必须隔离，但试验后要立即恢复的阀门(如:定排、除氧器放气、补水等)。试验前可分期、分批进行隔离操作。
通常大多数需隔离的阀门属于第一组，这些阀门的隔离操作和检查工作量相当大，应在试验前几天就开始进行。
6.4.3 试验前由电厂运行人员进行阀门隔离操作，试验人员在现场检查并确认隔离，已经隔离的阀门应挂有明显的标牌。
系统隔离的优劣对试验结果的准确度有着非常重大的影响，应特别予以重视，仔细隔离和严格检查。
6.5 试验前机组运行状况调研
在机组试验前，电厂必须进行一次详细的机组运行状况调研，检查和分析机组主、辅设备，运行参数和热力系统等是否满足试验要求，特别是热力系统阀门的泄漏情况，提出详细的系统、阀门消缺清单和主辅设备消缺清单，在停机期间安排消缺。
6.6 试验持续时间和读数频率
稳定运行半小时后开始试验，预备性试验和正式试验每一工况持续时间为2小时，IMP数据采集系统采集时间间隔为30秒，人工记录数据读数时间间隔为5
分钟。
7、试验条件及要求
7.1 机组设备条件
7.1.1 汽轮机及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏。
7.1.2 轴封系统运行良好。
7.1.3 真空系统严密性符合要求。
7.1.4 高压主汽调节阀能够调整到试验规定负荷及试验要求的阀位上。
7.2 系统条件
7.2.1 热力系统能在试验规定的热力循环下运行并保持稳定。
7.2.2 系统隔离符合试验要求。管道、阀门无异常泄漏，不明漏量损失最大不超过0.3%。
7.3 运行条件
7.3.1 调整燃烧状态，使汽轮机参数满足要求，汽轮机运行参数尽可能调整到设计值并保持稳定，其偏差平均值不应超过表2规定的范围。
7.3.2 试验前对系统进行补水，使除氧器、凝结水箱保持较高的水位，试验期间停止补水，除氧器水箱维持恒定，凝汽器热井水位稳定变化，无大的波动。7.3.3 各加热器水位正常、稳定。
7.3.4 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。
7.3.5 发电机氢冷系统的氢压及氢纯度调整在额定值。
7.3.6 试验期间停止吹灰，关闭各汽水取样门，及除氧器脱氧门。
7.4 仪表条件
7.4.1 所有试验仪表校验合格，工作正常。
7.4.2 测试系统安装及接线正确。
7.4.3 数据采集系统设置正确，数据采集正常。
7.5 在试验进行中，除影响机组安全的因素外，不得对机组设备及热力系统作任何操作, 停止向系统外排污、排水、排汽。
8、试验程序及步骤
8.1 按试验要求进行系统隔离，并进行检查，满足要求后，试验各方代表会签。
8.2 除氧器和凝汽器补水至较高水位，以维持试验进行中不向系统补水。
8.3 调整运行参数，使之尽可能达到设计值，并维持参数稳定，偏差及波动值符合试验规程要求。
8.4 如机组设置连排，则需要如下操作：关闭试验机组锅炉至连排排污门及连排扩容器至除氧器门。
8.5 调整高压主汽调节阀阀位，使阀位、负荷及各参数满足试验规定值，并记录。
8.6 调整发电机功率因数在额定功率因数左右，氢压及氢气纯度在额定值。
8.7 机组设备及系统进入稳定运行足够时间(一般是半小时至一小时)。检查数据采集系统及一、二次仪表，确认工作正常，试验记录人员进入指定位置。
8.8 按规定时间统一开始试验数据采集和记录。
8.9 试验结束，由试验负责人汇总试验采集数据及人工记录数据，确认有效，试验各方代表会签。
8.10 在进行正式试验前先进行预备性试验。预备性试验后，需有时间整理数据，初步计算试验结果和系统不明漏泄损失，在预备性试验结果证实所有条件已满足正式试验要求后，方可进行正式试验。如果预备性试验满足正式试验要求，经试验各方同意，可以作为一次正式试验。
试验过程的步骤控制如下表所示：
9、试验结果的计算和修正
9.1 数据处理
9.1.1 数据采集系统记录的每一工况试验数据进行处理，包括平均值计算、零位、水柱、大气压力、仪表校验值等项的修正。 9.1.2 同一参数多重测点的测量值取算术平均值。
9.1.3 人工记录的各储水容器水位变化量根据容器尺寸、记录时间和介质密度将其换算成当量流量。
9.1.4 电功率经电压互感器及导线二次压降和功率因数修正。 9.1.5 主凝结水流量计算（见ASME PTC6及ASME MFC-3M-1989）
4
12
124
βρεπ
-????=
f c p d
C q
式中： C —— 喷嘴或孔板流出系数(该系数经校验得到)；
ε——流体的膨胀系数； d ——运行状态下的喷嘴喉部直径，m ； Δp ——喷嘴或孔板差压，Pa ； ρf1 ——实测介质的密度，kg/m 3；
β——实际运行状态下的喷嘴或孔板喉部直径与管道直径之
比。
9.2 试验热耗及高、中、低压缸效率计算
按照ASME PTC6-1996及ASME PTC6A-1982方法计算（低压缸效率以排汽有
效能终点为准(UEEP或TEP)）。
9.2.1 试验热耗计算公式为：
净热耗={[Wt(Ht—Hf)＋Wr(?HR)]–对外供热吸热量}/(kWg－ΣkWi)
式中：Wt主蒸汽流量，kg/h；
Wr——再热蒸汽流量，kg/h；
Ht——主汽门入口主蒸汽焓，kJ/kg；
△Hr——经再热器的蒸汽焓差，kJ/kg；
Hf——最终给水焓，kJ/kg；
kWg——发电机终端输出功率，kW；
∑i kW——当采用静态励磁时各项所消耗的功率，kW。
9.3 试验热耗率的修正
按照汽轮机厂家提供的修正曲线对试验热耗率进行系统和参数修正：
9.3.1 系统修正包括：
●各储水容器的水位变化；
●各加热器端差；
●抽汽管道压损；
●再热减温水；
●凝结水泵和给水泵焓升；
●凝结水过冷度。
9.3.2 参数修正包括：
●主蒸汽压力；
●主蒸汽温度；
●再热汽温度；
●再热汽压损；
●排汽压力；
●老化修正；
●临时滤网修正。
10、试验安全措施
10.1 参加试验的人员及运行人员必须了解试验内容、试验运行方式及试验操作
方法，运行人员应严格按试验要求进行操作调整。如试验中需进行一些影响试验工况稳定的操作或调整机组运行方式时，运行人员应通知试验负责人，与试验负责人协商后方可进行操作。
10.2 对于在试验中的非正常操作，运行人员应预先做好事故预想，制定相应的预防及处理措施。运行人员尤其是注意所有系统隔离阀门的操作，在机组运行异常时要恢复机组正常运行方式。
10.3 试验时若机组发生异常情况停止试验，试验人员要撤离现场，由运行人员按运行规程处理。所有试验人员必须遵守电业安全规程。
10.4 试验危险点控制，参见附件2。所有运行人员及试验人员必须遵守附件2中危险点预防措施中的规定。运行人员尤其是注意所有系统隔离阀门的操作，在机组运行异常时要恢复机组正常运行方式。
10.5 调试所现场工作人员应遵守作业安全措施票中制定的各项安全措施，现场运行测点的安装及拆除必须由电厂热工人员操作，禁止调试所人员擅自接拆正常运行测点。试验中，临时接线做好安全警示标识。
10.6 本措施中未尽事宜按电厂运行规程进行相应操作处理。
11、试验的组织机构及分工
11.1 试验的组织机组
为了保证试验工作顺利进行，应成立一个现场试验领导小组，由公司领导担任组长，公司有关部门和试验各方参加。领导小组负责组织和协调试验前期准备，机组消缺，测点安装以及试验时工况调整、系统隔离和异常事故处理等工作。
试验总指挥：XXX （电厂）
试验技术负责人：
调试所：XXX
电厂：XXX XXX
汽轮机厂：XXX
试验现场指挥：
电厂：当值值长
11.2 试验期间各方的主要职责
11.2.1电厂
?负责试验现场的总指挥及各方的协调工作；
?负责试验中各个系统的维护及处理，保证达到试验要求；
?负责试验系统的隔离工作（隔离清单由试验单位提供），调整运行工况，
维持机组参数的稳定运行；对一些特殊的试验工况，如切除高加、低加等工况，制定相应的操作措施，做好事故预想；清楚试验中借用运行的测点及特殊的试验隔离措施，并做好相应的事故预想（电厂运行）；
?负责试验压力测点一次门的操作（电厂运行）；
?负责试验期间负荷的申请及联系（电厂运行）；
?指派专人配合试验单位安装仪器仪表，提供必要的安装条件，如脚手架
搭设、借用运行测点的拆除等（电厂热工）；具体如下：
?试验中借用运行的温度测点，需要电厂热工人员确认不带调节或保护功能（或采取强制等措施）。运行温度测点元件（热电偶或热电
阻）由热工人员拆下，试验用元件由调试所试验人员负责安装。
?试验中借用运行的压力测点，需要电厂热工人员确认不带调节或保护功能（或采取强制等措施）。借用的压力变送器或压力表由电厂
热工人员拆下，试验用压力变送器由调试所试验人员负责安装。对
有些运行压力测点，也可采取串接电流至试验数据采集系统的方法。
具体测点，安装测点时确定。
?试验中借用运行的流量差压测点，需要电厂热工人员确认不带调节或保护功能（或采取强制等措施）。借用的差压变送器由电厂热工
人员拆下，试验用压差变送器由调试所试验人员负责安装。对有些
运行流量测点，也可采取串接电流至试验数据采集系统的方法。具
体测点，安装测点时确定。
?负责采取适当的强制措施，配合运行人员调整到试验所需的工作（如VWO工况、焓降试验工况等）
?负责试验用功率变送器（测量发电机功率及励磁变功率）与相应的PT、
CT之间的接线工作（电厂电气）。
?负责确认试验工况所需负荷下电气保护或限制不发生误动作，或采取适
当的强制措施（电厂电气）。
?提供试验单位现场仪器仪表停放及工作场所。
11.2.2 试验单位（调试所）
?试验仪器及仪表的安装及调试；
?提供试验隔离清单，检查系统隔离实施情况；
?配合运行人员调整试验要求工况，为运行人员提供指导；
?确认试验开始及结束时间，组织试验各方确认试验工况(包括负荷及参数
的稳定)；
?负责试验数据的采集、记录。
12、试验的时间安排
试验各工况的时间安排如下表：
13、试验竣工及验收
附件II、热力系统隔离清单（最终清单试验前提供）
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。