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。
2、降低真空度保证试验：减少冷却水量，使真空降低至0.0125MPA（绝压）汽轮机能否保证额定出力。
3、降低蒸汽参数保证出力试验：将锅炉蒸汽压力降至1.1MPA(绝压)320℃试验汽轮机是否仍能保证额定出力.
4、停车后开盖各种检查：注意叶轮、叶片有无走动。隔板开挡及叶轮隔板间隙的距离是否与安装一样，轴承、汽封及齿轮表面有无损伤痕迹或磨损，转动转子测量轴之弯度，联轴器端面、叶轮、推力盘的晃度，复查汽缸中分面的水平是否与安装时相同，将各试验及测量记录与制造厂空车记录及地安装记录详加比较作出结论。
（四）记录
以上试验都必须有详细记录，最后与其它安装记录一起进入档案
汽轮机静态试验方案 DEH/ETS静态试验方案 1.目的 为确保在机组运行期间油动机运作正常且异常工况下能紧急停运，在机组大小修后或停机超过七天以上，需做试验来验证回路、逻辑以及定值准确性。 2.责任分工 运行人员：根据工期安排，提前两天通知检修单位退回相关工作票，检查 相关系统是否具备送电和运行条件；负责打印相关试验签证单并确认试验正确性。通知生技部、维护部配合试验。 热控人员：配合运行人员按工期完成试验；模拟相关信号；确认试验正确性。 生技部：确认试验正确性 3.试验条件 1）D EH/ETS空制系统检修完成并送电； 2）D EH继电器柜检修完成并送电； 3）汽轮机调节保安系统检修完成； 4）T SI系统检修完成并送电； 5）汽机EH油系统检修完成并送电（EH油循环合格），且油泵运行，油压正常； 6）汽机润滑油系统检修完成并送电，且油泵运行，油压正常； 7）汽机盘车系统检修完毕并投运； 8）汽轮机主汽门、调门检修完成；
9）强制复位MFT（如果锅炉侧检修完毕的后，按FSSS试验方案执行）。 4.试验项目及方法 4.1阀门开度线性试验 试验条件以及范围：主汽阀前无蒸汽（在阀门整定期间，转速大于100r/min时, 应将机组打闸）；该试验只针对：CV1、CV2 CV3 CV4 ICV1、ICV2、 MSV2 试验方法：1、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全关，由热工人员按零位校验、满位校验、全行程校验的步骤完成阀门开度线性试 验及整定，汽机专业人员、运行人员现场确认“全关” 和“全开”位置 （油动机检修后、卡件更换后必须执行此步骤，该步骤完成后再执行下一 步，否则跳步）。 2 、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全 关，热控人员进入逻辑中，把相应油动机切换至手动模式操作，分 别给0% 25% 50% 75% 100%提令，由运行人员和机务人员就地共同确认 就地阀门开度是否卡涩、行程是否对应。 4.2油动机快关试验 试验目的：测定油动机自身动作时间，手动打闸汽机，要求所有油动机从全开到全关的快关时间常数＜0.15s。测定总的关闭时间，要求从打闸到 油动机全关时间＜0.4s。 试验方法：汽轮机挂闸，开启各阀门，然后手动打闸。 试验记录：通过SOE记录查看汽轮机各阀门从全开到全关（从打闸指令到全关）所经过的时间。 4.3手动机械遮断（就地）：汽轮机挂闸后，手拉机头停机机构。 4.4手动停机按钮（控制台）：汽轮机挂闸，手打集控室停机按钮。 4.5 DEH转速传感器故障：汽轮机挂闸，然后由热工人员拔卡件，模拟DEH专 感器故障。 4.6汽轮机超速》3300rpm （电气超速） 4.6.1汽轮机挂闸，热工人员拆除DEH至ETS转速跳闸回路硬接线，并在DEH 逻辑中模拟汽轮机转速（三取二，每次只能同时模拟两个），汽轮机跳闸。恢复转速性号
河南神火焦电厂3MW 余热发电项目安装工程 汽轮机调试方案 1．概况 1．1 河南神火集团公司焦电厂3MW余热发电项目安装工程，由汽轮机和发电机组设备是由山东青能动力有限公司设计并提供设备。汽轮机设计参数如下：型号：单缸中温中压凝汽式机组； 额定进汽参数： P=， T=350℃； 额定排汽参数：排汽压力 Pt=，排汽温度 t=80 ℃；汽 轮机额定转速： n=3000r/min ； 发电机设计参数如下： 型号： QFB1-3-2 额定转速： n=3000r/min ； 额定功率： P d=3000r/min ； 输出电压： V=6300伏； 功率因数： cos￠=； 1．2 本机组调节系统采用全液调节系统。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、磁力断路油门、轴向位移遮断器、自动主汽门等装置组成。机组 油系统由主油箱、交流离心油泵 1 台、交流齿轮油泵 1 台、手摇泵 1 台、冷油器 2 台、注油器、滤油器、润滑油调节阀等设备组成。 2．组织机构 2．1 由设备厂家、安装单位和使用单位运行人员组成调试小组，组长由建设单位人员担任，副组长由青能调试人员担任和施工单位调试负责人员担任。
调试小组人员由汽机、热工和电气运行人员组成。 2．2 各专业范围内的调试工作由负责其专业的副组长组织协调，需要两个或两个以上专业配合、协调完成的调试工作由组长负责组织协调； 2．3 必须服从统一指挥，紧密配合，不得违章指挥或违章操作； 2．4 每步调试工作应做好信息反馈； 3．调试具备条件 3．1 汽轮、发电机组设备及系统安装完成，油循环合格，各辅机设备单体试车合格； 3．2 电气到送电完成，装置单体调试完成； 3．3 热工各测量装置、仪表、控制仪器安装、单体调试完成； 3．4 锅炉调试完成，锅炉负荷满足需要； 3．5 主蒸汽管道吹管合格，管道恢复； 4．安全环境条件 4．1 锅炉、汽轮机、电气控制室间联系通道畅通，场地平整，临边栏杆完善，管沟、孔洞有盖板，照明齐全； 4．2 厂房内消防水管、消防装置、灭火器配备齐全，能随时投入使用； 4．3 严禁无关人员进入调试现场，无关物品清除现场； 5．调试方案 5．1汽轮机静、动态试验项目 5．1． 1汽机静态试验项目 5．1． 1．1电动交流油泵启动试验； 5．1． 1．2电动直流油泵启动试验；
盛丰钢铁18MW机组汽轮机静态试验 一、试验阶段要求及措施： 1.试验阶段机组一切准备工作就绪； 2.油脂合格； 3.有关热工、仪表完好，热工信号、报警信号良好并投入。 4.DCS控制系统调试完毕，比投入。 5.启动高压油泵出口油压正常1.9-2.0MPa,油温35-45℃。 6.切断新蒸汽源。 二、危急保安器手动打闸试验 1、高压油泵运行，油压正常。 2、危急遮断器复位、挂闸。 3、顺时针旋转调压阀后，逆时针旋转调压阀。自动主汽门开启及调整行程。 4、手动危急遮断器、自动主汽门、调速气门、抽气逆止阀、联动速关，并发出信号。然后将 危急遮断器复位，重新挂闸。 5、控制室电磁阀打闸试验同上两条。 三、轴向位移试验 实验值：-1.0至1.0mm -1.5至1.5停机 四、低真空试验。 -86KPa发出报警信号-60KPa停机 五、低油压试验 0.055MPa报警 0.04MPa启动交流油泵 0.03MPa启动直流油泵 0.02MPa停机 0.015MPa停盘车 六、振动试验 轴振汽轮机前后轴≤80um 正常160um报警250um停机 瓦振≤30um优≤50um合格≥70um停机 七、胀差试验： 1.5mm 3mm至-2mm 报警4mm至-3mm停机 绝对膨胀-11.6 mm 根据现场实际定 八、推力瓦温试验 瓦温：85℃报警100℃停机轴承回油温度65℃报警70℃停机 九、超速试验 DEH 3270r/min TSI 3390 r/min 超速停机 十、发电机主保护动作，联跳自动主汽门、调速气门、抽气管道阀关闭 十一、凝汽器液位650mm 下限200mm-上限1000mm 距油箱顶板 油箱油温300 mm 下限150 mm -上限400mm 十二、汽轮机转速连锁 停盘车≥15 启顶轴油泵小于等于200 r/min 停顶轴油泵≥210 r/min
汽轮机调节系统静态调试总结报告 一、汽轮机调节 汽轮机调节系统的动态特性是指调节系统从一个稳定工况变化到另一个稳定工况的过渡过程,这些过程可能是稳定的,也可能是不稳定的。若过程是稳定的,调节系统动作结束时能达到新的稳定工况,否则调节系统就会无休止地动作,当然这种系统是无法使用的。 纯凝汽式机组是按电负荷的需求来调整工况的。抽汽式机组，在设计范围内既可以按电负荷的需求来调节工况，也可以按热负荷的需要来调节工况。因此，汽轮机调节系统要适应其实际工况要求，还必须具备一些基本要求。 1、机组运行中负荷的摆动，应在允许的范围内。当运行方式改变时，调节系统应能保证从这一运行方式平稳地过渡到另一运行方式，而不能有较大或较长时间的不稳定状态出现。这一要求就是要保证汽轮机在设计范围内的任何工况下都能稳定地运行。为此，调速不等率、迟缓率、调压不等率等各项指标，都必须控制在合理的范围内。 2、在设计范围内，机组能在高频率、低参数情况下带满负荷，供热机组能达到供汽出力，且汽压波动应在允许范围内。这就要求调节系统中各部套的工作范围（如行程、油压等）必须有一定合理的裕度。 汽轮发电机正常运行时，汽轮机发出的主力矩和发电机担负的反力矩间是平衡的。当发电机的反力矩增大时，如果汽轮机的进汽量不变，则汽轮机的转速就要降低；当发电机的反力矩减小时，若汽轮机不改变进汽量，则汽轮机转速就要升高。汽轮机调节的原理，就是以汽轮机主力矩和发电机反力矩失衡时转速的变化脉冲信号，控制汽轮机的进汽量，从而保证在新的工况下，汽轮机的主力矩和发电机的反力矩重新平衡，并维持汽轮发电机的转速基本
不变。 二、引用标准及设备规范 1、引用标准 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 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 2、设备规范 1)油箱容积：6.3m3 2)冷油器：型式：卧式双联冷却面积：20m2 冷却水量：50t/h 3)滤油器：流量：24m3/h 过滤精度：25ｕｍ允许压损：＜0.08Mpa 4)电动辅助油泵：型号80YL-100 流量30～60m3/h 扬度98～103m 转速 2950r/min 电机功率37KW 效率54％生产厂浙江水泵总厂 5)直流事故油泵型号2CQ12.5/3.6 流量12.5m3/h 出口压力0.36MPa 转 2950r/min 电机功率5.5KW 电机电压220V DC 生产厂浙江仙居县特种齿轮油 泵厂 三、调节系统 两段调节抽汽的冷凝式汽轮机的调节系统是以旋转阻尼为感受元件的全液压式调节系统。该调节系统能将汽轮机转速及两段调整抽汽压力进行自调，三个被调量中一个改变时，其他两个被调量基本保持不变（允许变动量为15%-20%）。整个调节系统可分为调速和调压两个部分。 1、调速部分
53 北重阿尔斯通公司超临界600MW 汽轮机 技术特点及其热力性能考核试验 钟 平1,徐晓春2,邵文长1 1.西安热工研究院有限公司苏州分院,江苏苏州 215011 2.平圩第二发电有限责任公司,安徽淮南 232089 [摘 要] 介绍了平圩第二发电公司3号机组由北重阿尔斯通公司制造的首台超临界600MW 汽 轮机的主要技术特点,并对机组性能考核试验的热耗率、出力及缸效率等试验结果进行了分析。机组的热耗率为7463.5kJ/(kW h),经济性居于国内领先水平。 [关 键 词] 600MW 机组;超临界;热力性能;考核试验;热耗率;缸效率[中图分类号] T K267 [文献标识码] A [文章编号] 1002-3364(2008)06-0053-04 收稿日期: 2007-11-06 作者简介: 钟平(1977-),男,工程硕士,西安热工研究院有限公司苏州分院工程师,主要从事电站汽轮机性能研究。 自1959年GE 公司生产的世界首台125M W 超临界火电机组在美国投运以来,超临界汽轮机组历经多年的发展和完善,单机功率不断增大,初参数不断提高。我国近期建设的国产超临界600M W 机组将成为今后电网中的主力机型,超临界发电技术已作为一种高效、节能和环保的发电技术在全国推广应用。早期我国投产的超临界600M W 等级大型机组均为进口机组,例如我国首台投产的超临界600M W 机组为华能石洞口第二发电厂1号机组,其汽轮机为ABB 公司生产。此后,盘山电厂的俄罗斯超临界500M W 机组、后石电厂的三菱公司超临界600M W 机组相继投产。 随着超临界机组国产化的发展,由哈尔滨汽轮机厂设计生产的首台超临界600MW 汽轮机在华能沁北电厂投产,而由北重阿尔斯通公司生产的首台超临界600M W 汽轮机也于2007年3月在平圩第二发电公司投产。 1 汽轮机特点 1.1 补汽阀 北重阿尔斯通公司的超临界600M W 汽轮机进汽采用节流调节全周进汽方式,无调节级,有两个调节汽阀,还设置两个补汽阀。 补汽阀设计是在主蒸汽流量高于热耗率保证(TH A)工况的流量时才开始过载补汽,并在调节汽阀全开(VWO)工况时所有调节汽阀和补汽阀均全开。补汽是从主汽阀后、调节汽阀前引出部分新蒸汽,经节流降低参数后进入高压第8级动叶后空间,与缸内主流蒸汽混合后在后面各级继续膨胀做功。从设计角度考虑,过载补汽技术可以提高机组的运行灵活性,使机组具备快速响应过载的能力。补汽阀的设计将同时提高机组在补汽阀开启前所有工况的经济性,但在高于TH A 工况后开启补汽阀时所引出的部分主蒸汽将牺牲一定的经济性。 1.2 汽缸结构型式 北重阿尔斯通公司超临界600M W 汽轮机为四缸四排汽的结构型式,汽轮机包括1个反向单流的高压模块,1个分流的中压模块和2个分流的低压模块。
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。
具体方法如下： 节系统的静态特性试验 调节系统的静态特性试验包括空负荷试验和带负荷试验。通过试验求取调节系统各个部套的特性和整个系统的静态特性线，从中验证调节系统的静态工作性能是否满足运行要求。 （一）空负荷试验 1、试验目的 空负荷试验是汽轮发电机无励磁空转运行工作下进行的。空负荷试验应测取：感受机构和传动放大机构的静态特性试验线；同步器的工作范围；感受机构和放大机构的迟缓率，并且检查机组能不能空负荷运行。空负荷试验包括同步器工作范围和空负荷升速、降速试验。测定同步器在高、中限位置和速度变动率在不同位置时，转速和油动机的关系。 2、试验方法和步骤 （1）降同步器分别放在高、中限位置进行试验。 （2）对于设计速度变动率在3％～6％范围内可调的系统，试验时，速度变动率放在3％、4％、5％三个位置分别进行，验证实际值是否与设计值相符合。 （3）缓慢操作自动主汽阀或者电动主汽阀的旁路阀，转速下降尽量慢一些，转速每下降20r/min要记录一次，测点数应不少于8个，直到油动机全开为止。 （4）缓慢开启自动主汽阀或者电动主汽阀的旁路阀，使转速升高，每上升20r/min记录一次，直到旁路阀全开为止。
（5）按照上述方法，把同步器放在中限位置，重新做一遍。 （6）试验中，记录：转速与油动机行程以及一次油压、二次油压、随动错油阀行程、控制油压的关系线。 （二）带负荷试验 1、试验目的 带负荷试验是机组并入网内运行时，通过增、减负荷来测取：油动机行程与负荷的关系；同步器行程与油动机行程的关系；油动机行程与各个调节阀开度的关系；各个调节阀开度与前后压力的关系。检查调节系统在各个负荷下运行是否稳定，在负荷变化时有无长时间的不稳定情况出现。 试验总记录的项目：负荷、新蒸汽流量、油动机行程、调节阀开度、调节阀前后压力、调节级汽室压力、同步器行程、电网频率、新蒸汽压力和温度、真空度等。 2、试验方法和步骤 （1）空负荷点的记录就用并网前的记录，因并网后，负荷很难调到零。 （2）从空负荷到满负荷之间的测点应不少于12点，在空负荷及满负荷附近，测点密一些，因系统静态特性线两端较陡，故测点多一些，从而使图形绘制较正确。 （3）带负荷试验应选定电网频率比较稳定的时间进行，一般在夜里10点以后进行。
河南神火焦电厂3MW余热发电项目安装工程 汽轮机调试方案 1．概况 1．1河南神火集团公司焦电厂3MW余热发电项目安装工程，由汽轮机和发电机组设备是由山东青能动力有限公司设计并提供设备。汽轮机设计参数如下：型号：N3-1.3单缸中温中压凝汽式机组； 额定进汽参数：P=1.3MPa，T=350℃； 额定排汽参数：排汽压力Pt=-0.08MPa，排汽温度t=80℃； 汽轮机额定转速：n=3000r/min； 发电机设计参数如下： 型号：QFB1-3-2 额定转速：n=3000r/min； 额定功率：P d=3000r/min； 输出电压：V=6300伏； 功率因数：cos￠=0.8； 1．2本机组调节系统采用全液调节系统。保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、磁力断路油门、轴向位移遮断器、自动主汽门等装置组成。机组油系统由主油箱、交流离心油泵1台、交流齿轮油泵1台、手摇泵1台、冷油器2台、注油器、滤油器、润滑油调节阀等设备组成。 2．组织机构 2．1由设备厂家、安装单位和使用单位运行人员组成调试小组，组长由建设单位人员担任，副组长由青能调试人员担任和施工单位调试负责人员担任。
调试小组人员由汽机、热工和电气运行人员组成。 2．2各专业范围内的调试工作由负责其专业的副组长组织协调，需要两个或两个以上专业配合、协调完成的调试工作由组长负责组织协调； 2．3必须服从统一指挥，紧密配合，不得违章指挥或违章操作； 2．4每步调试工作应做好信息反馈； 3．调试具备条件 3．1汽轮、发电机组设备及系统安装完成，油循环合格，各辅机设备单体试车合格； 3．2电气到送电完成，装置单体调试完成； 3．3热工各测量装置、仪表、控制仪器安装、单体调试完成； 3．4锅炉调试完成，锅炉负荷满足需要； 3．5主蒸汽管道吹管合格，管道恢复； 4．安全环境条件 4．1锅炉、汽轮机、电气控制室间联系通道畅通，场地平整，临边栏杆完善，管沟、孔洞有盖板，照明齐全； 4．2厂房内消防水管、消防装置、灭火器配备齐全，能随时投入使用； 4．3严禁无关人员进入调试现场，无关物品清除现场； 5．调试方案 5．1 汽轮机静、动态试验项目 5．1．1 汽机静态试验项目 5．1．1．1 电动交流油泵启动试验； 5．1．1．2 电动直流油泵启动试验；
给水泵汽轮机的试验 8.1MEH静态试验 8.1.1规定：在小汽轮机大修后、调节系统检修后、开机前应进行MEH静态试验 8.1.2试验条件 8.1.2.1检查小机油箱油位正常，油质化验合格，油系统各阀门位置正确； 8.1.2.2启动小机油箱排烟风机； 8.1.2.3启动一台交流油泵，检查油系统正常无泄漏； 8.1.2.4检查小机调节保安系统各部套位置正确，电超速保护试验钥匙开关置“正常”位，MEH显示遮断，高、低压主汽门及调门全关，控制方式在“手动”方式； 8.1.2.5联系热工解除汽泵的有关保护。 8.1.3试验步骤 8.1.3.1在MEH上按“ETS RESETTED”,检查小机跳闸信号消失。 8.1.3.2遥控操作MEH面板“MSV OPEN”，开启小机主汽门，“TRIPPED”灯灭，“RESETTED”灯亮，安全油压建立，主汽门开启。 8.1.3.3在MEH操作面板上将小机切至手动控制。 8.1.3.4设定“MAN REFERENCE”指令为100%，检查高低压调门缓慢全开，无卡涩和跳动现象，核对MEH操作盘调门阀位指示器与就地阀门开度相符，完毕后关闭汽轮机调门。8.1.3.5按下“脱扣”按钮脱扣小机，检查主汽门及调门应迅速关闭。 8.1.3.6静态试验合格，恢复各解除的保护。 8.2小机油泵低油压联锁试验 8.2.1小机主油泵油压低联锁及跳闸联动试验 a）检查两台主油泵应具备启动条件。 b）启动一台主油泵，检查油系统正常，另一台油泵投入联锁。 c）热控短接联锁油压开关，备用油泵应自启动。 d）用同样方法试验另一台油泵。 e）启动一台主油泵，另一台投入联锁，按运行泵事故按扭，检查运行泵跳闸，备用泵联启，用同样方法试验另一台泵自投。 f）试验完毕，恢复试验前状态。 8.2.2 小机润滑油压低联动试验 a）启动主油泵，检查盘车已具备投入条件。 b）投入盘车，检查运行正常。 c）小机复位挂闸。 d）联系热工短接润滑油压0.15MPa接点，直流油泵应联动。 e）短接润滑油压0.08MPa接点，小机应跳闸。 f）短接润滑油压0.04MPa接点，盘车应自停。 g）试验完毕恢复为正常方式。 8.3小机润滑油压跳闸试验： 8.3.1试验条件：
第２６卷第４期 ２０１２年７ 月ＰＯＷＥＲ ＥＱＵＩＰＭＥＮＴ Ｖｏｌ．２６，Ｎｏ．４ Ｊｕｌｙ．２０１２ 收稿日期：２０１２－０４－２３ 作者简介：刘向民（１９７７－），男，工程师，主要从事汽轮机及其热力系统性能试验研究。 Ｅ－ｍａｉｌ：ｌｉｕｘｉａｎｇｍｉｎ＠ｓｐｅｒｉ．ｃｏｍ．ｃｎ 联合循环汽轮机热力性能试验方法的研究 刘向民 （上海发电设备成套设计研究院，上海２００２４０） 摘 要：介绍了燃气轮机改联合循环发电的汽轮机热力性能试验，给出了试验方案、计算方法、修正方法和试验不确定度计算方法，分析了试验结果，提出了优化试验方案的建议。通过试验得出：热耗率总不确定度为±０．４２０，发电机功率总不确定度为±０．３５５％，表明了该试验方案能够保证试验结果的准确、有效。 关键词：联合循环；汽轮机；热力性能；试验方法；改造 中图分类号：ＴＫ２６７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１６７１－０８６Ｘ（２０１２）０４－０２２６－０４ Ｒｅｓｅａｒｃｈ ｏｆ Ｓｔｅａｍ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｔｈｅｒｍａｌ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｔｅｓｔ Ｍｅｔｈｏｄ ｏｆＧａｓ Ｔｕｒｂｉｎｅ Ｕｎｉｔ Ｅｘｐａｎｄｅｄ ｔｏ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ ＬＩＵ Ｘｉａｎｇ－ｍｉｎ （Ｓｈａｎｇｈａｉ Ｐｏｗｅｒ Ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，Ｓｈａｎｇｈａｉ ２００２４０，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｔｅｓｔ ｏｆ ａ ｇａｓ ｔｕｒｂｉｎｅ ｕｎｉｔ ｅｘｐａｎｄｅｄ ｔｏ ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｃｙｃｌｅ ｉｓ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ．Ｔｅｓｔ ｐｒｏｇｒａｍ，ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ，ｃｏｒｒｅｃｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ａｎｄ ｔｅｓｔ ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎ ｍｅｔｈｏｄ ａｒｅ ｇｉｖｅｎ．Ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｉｓ ａｎａｌｙｚｅｄ ａｎｄ ｒｅｃｏｍｍｅｎｄａｔｉｏｎ ｆｏｒ ｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇ ｔｈｅ ｐｌａｎ ｉｓ ｐｒｅｓｅｎｔｅｄ．Ｉｔ ｉｓ ｏｂｔａｉｎｅｄ ｔｈｏｕｇｈ ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｏｔａｌ ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ ｏｆ ｈｅａｔ ｒａｔｅ ｉｓ±０．４２０ ａｎｄ ｔｈｅ ｔｏｔａｌ ｕｎｃｅｒｔａｉｎｔｙ ｏｆ ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ ｏｕｔｐｕｔ ｉｓ±０．３５５％．Ｉｔ ｉｓ ｓｈｏｗｅｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｔｅｓｔ ｐｒｏｇｒａｍ ｃａｎ ｅｎｓｕｒｅ ａｃｃｕｒａｔｅ ａｎｄ ｖａｌｉｄ ｒｅｓｕｌｔｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｃｏｍｂｉｎｅｄ ｃｙｃｌｅ；ｓｔｅａｍ ｔｕｒｂｉｎｅ；ｔｈｅｒｍａｌ ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ；ｔｅｓｔ ｍｅｔｈｏｄ；ｒｅｔｒｏｆｉｔ 一座以天然气为燃料的燃气轮机电厂装有４台９Ｅ级燃气轮机发电机组，在运行一段时间后，需要改造成联合循环，利用燃气轮机排出的余热发电，以进一步提高发电厂的热经济性，为此进行了扩建工程，安装了４台余热锅炉和２台汽轮机。该扩建工程项目规定了必须对汽轮机的热力性能保证值进行考核。对联合循环中汽轮机的热力性能试验，国内至今尚无专门标准可循，因此在实际工作中以ＧＢ／Ｔ ８１１７．１《大型凝汽式汽轮机高准确度试验》［１］作为参考，综合考虑了试验的准确度、实施难易度和试验成本等因素，研究制定了试验方案。 １ 试验方案 该汽轮机为单压、无再热、直接冷凝式的引进汽轮机，其额定主蒸汽压力为４．２０２ＭＰａ，主蒸汽温度为５０３℃。额定工况下汽轮机热力性能保证值：热耗１１ １０２ｋＪ／（ｋＷ·ｈ），发电机输 出功率１０７ ２９１ｋＷ。额定工况热平衡图见图１ 。 图１ 额定工况的汽轮机热平衡图
＃3汽轮机机械超速试验方案 一、试验依据 武汉汽轮机厂说明书、《汽机运行规程》、《25项反措》以及超高压汽轮机运行导则要求。 二、试验目的 验证汽轮机机械超速飞锤的真实动作转速，确认超速过程中动作转速在允许范围内，避免发生机组超速事故。 三、试验前应具备的条件 1、DEH、TSI超速静态试验已完成，主机保护试验完成。 2、就地/远方手动停机试验已完成。 3、机组带25～30%额定负荷暖机结束并解列。 4、机组相关控制数据（汽缸温差、胀差、轴承温度、油压等等）均在允许范围内，没有系统异常报警。 5、润滑油、抗燃油油质合格。 6、机组振动合格。 7、机组各转速表指示正常、显示准确。 8、高中压主、调门无摆动、卡涉。 9、各抽汽逆止门、电动门、高排逆止门开关正常无卡涉现象。 10、主汽压力＜4.5Mpa、主再热汽温＜450℃。 四、试验前的准备工作 1、机组并网带25～30％额定负荷暖机3～4小时结束。 2、辅助蒸汽母管至轴封供汽投入，高低压轴封供汽温度、压力正常。 3、启动交流润滑油泵，润滑油压正常升高。 4、启动调速油泵，电流、油压正常。 5、开启排汽缸喷水。 6、高低加正常投入状态，加热器水位正常。 7、除氧器、凝汽器、补充水箱水位正常。 8、稍开开启本体、管道疏水排放5分钟。 9、解除电超速保护。 10、高低压旁路暖管充分，随时准备投入。 11、通知锅炉、电气准备超速试验。 五、试验主要操作程序
1、得值长命令逐渐减少机组负荷至零，控制减负荷速度，注意主汽门前汽压＜4.5Mpa。 2、随着机组负荷的减少逐渐开大轴封供汽调整门，关闭轴封一漏至5、6抽门，控制轴封供汽压力在0.08～0.12Mpa。 3、确认调速油泵、交流润滑油泵工作正常，油压正常，请示值长解列发电机，注意机组转速飞升。 4、解除电超速保护。 5、转速稳定在3000r/min后可以开始进行试验。 6、在DEH操作面板上将“超速试验”子画面打开，点击“OPC”试验并确认，目标转速变成“3095r/min”，转速上升至3090r/min，OPC保护动作调门关闭，同时发出OPC动作报警。 7、转速低于3000r/min调门开启，转速稳定在3000r/min，就地将超速试验切换阀切至＃2飞锤，＃2喷油杆弹出。 8、在DEH操作面板上将“超速试验”子画面打开，点击“MOST”试验并确认，目标转速变成“3365r/min”，转速上升至＃1飞锤动作，主调门、抽汽逆止门关闭、发出跳闸报警、＃1飞锤动作指示灯亮，此时应记录动作转速。 9、转速低于3050r/min机组挂闸，稳定转速在3000r/min，就地将超速试验切换阀切至＃1飞锤，＃1喷油杆弹出。 10、重复“8”进行＃2飞锤试验。 11、试验结束后，将转速稳定在3000r/min，停止调速油泵和交流润滑油泵运行。 12、投入电超速保护，按照值长命令并网接待负荷。 13、并网后若无异常情况，30MW负荷前可以适当加快加负荷速度，30MW 后按照启动曲线升温升压加负荷。 六、试验安全注意事项 1、试验过程中安排专人在机头监视就地转速，升速过程中应每10r/min 向控制室通报机组转速。 2、试验过程中如果机组转速超过3360 r/min而超速保护未动作，应立即远方或就地打闸停机。 3、密切监视机组的运行情况；如有异常；应停止升速；并根据具体情况决定是否停机。 3、超速试验应在负荷到零30分钟内完成。 4、试验中任一轴承振动值比正常值突增0.03mm以上时，应立即紧急停
热力试验管理规定 第一章总则 第一条为规范店塔发电公司机组热力试验管理工作，通过机组性能试验，充分了解机组设备特性，为机组经济运行提供技术依据，保证机组安全、稳定及经济运行，特制定本规定。 第二条本规定适用于店塔发电公司的汽轮发电机组热力性能试验。 第二章组织与职责 第三条组织体系 （一）本规定的执行主体为生产技术部； （二）本规定的相关部门设备维护部和运行部。 第四条责任与权限 （一）生产技术分管负责人； 1. 审批本规定修订意见建议书； 2. 审批店塔发电公司机组性能试验实施途径和重大试验项目。 （二）生产技术部负责人； 1. 担任本规定的负责人； 2. 负责组织制定本实施规定； 3. 负责全面督促、检查、指导本部门设备主管推进本规定的实施； 4. 负责收集并提出本规定的修订意见和建议，及时向分管领导汇报本规定在执行中的反馈意见。 （三）生产技术部A级主管；
1. 担任本规定的执行人； 2. 贯彻落实本规定，检查评价标准执行情况； 3. 收集在性能试验管理过程中的信息，并及时检查、分析、评估和反馈； 4. 负责组织所属人员对性能试验查出的问题进行分析整改。 （四）设备维护部及运行部负责人。 1. 对涉及本部门性能试验项目配合工作负责，确保设备安全、可靠、经济运行； 2. 负责组织所属人员对性能试验查出的问题进行分析整改。 第三章管理内容与要求 第五条机组试验的种类和目的 （一）新机试验：主要针对机组出厂保证值进行考核试验，通过试验取得热力系统数据并与制造厂设计数据进行比较，以验证设计和制造是否达到保证的经济指标，为制造厂改进设计和改进加工工艺提供经验资料，为鉴定新机组是否达设计值提供依据； （二）达标试验：按原电力部颁新启规（《火电机组启动验收性能试验导则》1998.3）的要求，新机组移交生产必须有达标投产试验报告； （三）专题试验：为查清机组运行真实水平，充分挖掘机组的经济运行潜力，找出机组最佳运行方式，以便对发电厂负荷进行经济分配并为制定生产指标和经济运行提供依据，如测试机组各种负荷下的热耗和煤耗、缸效率和锅炉效率等，分析经济性差的原因，以便制定技术改造、运行优化、计划检修措施。 第六条试验实施途径
汽轮机系统的静态特性试验 调节系统的静态特性试验包括空负荷试验和带负荷试验。通过试验求取调节系统各个部套的特性和整个系统的静态特性线，从中验证调节系统的静态工作性能是否满足运行要求。 （一）空负荷试验 1、试验目的 空负荷试验是汽轮发电机无励磁空转运行工作下进行的。空负荷试验应测取：感受机构和传动放大机构的静态特性试验线；同步器的工作范围；感受机构和放大机构的迟缓率，并且检查机组能不能空负荷运行。空负荷试验包括同步器工作范围和空负荷升速、降速试验。测定同步器在高、中限位置和速度变动率在不同位置时，转速和油动机的关系。 2、试验方法和步骤 （1）降同步器分别放在高、中限位置进行试验。 （2）对于设计速度变动率在3％～6％范围内可调的系统，试验时，速度变动率放在3％、4％、5％三个位置分别进行，验证实际值是否与设计值相符合。 （3）缓慢操作自动主汽阀或者电动主汽阀的旁路阀，转速下降尽量慢一些，转速每下降20r/min要记录一次，测点数应不少于8个，直到油动机全开为止。 （4）缓慢开启自动主汽阀或者电动主汽阀的旁路阀，使转速升高，每上升20r/min 记录一次，直到旁路阀全开为止。 （5）按照上述方法，把同步器放在中限位置，重新做一遍。 （6）试验中，记录：转速与油动机行程以及一次油压、二次油压、随动错油阀行程、控制油压的关系线。 （二）带负荷试验 1、试验目的 带负荷试验是机组并入网内运行时，通过增、减负荷来测取：油动机行程与负荷的关系；同步器行程与油动机行程的关系；油动机行程与各个调节阀开度的关系；各个调节阀开度与前后压力的关系。检查调节系统在各个负荷下运行是否稳定，在负荷变化时有无长时间的不稳定情况出现。
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：
DEH/ETS静态试验方案 1.目的 为确保在机组运行期间油动机运作正常且异常工况下能紧急停运，在机组大小修后或停机超过七天以上，需做试验来验证回路、逻辑以及定值准确性。 2.责任分工 运行人员：根据工期安排，提前两天通知检修单位退回相关工作票，检查相关系统是否具备送电和运行条件；负责打印相关试验签证单并确认试验正确性。通知生技部、维护部配合试验。 热控人员：配合运行人员按工期完成试验；模拟相关信号；确认试验正确性。 生技部：确认试验正确性 3.试验条件 1）DEH/ETS控制系统检修完成并送电； 2）DEH继电器柜检修完成并送电； 3）汽轮机调节保安系统检修完成； 4）TSI系统检修完成并送电； 5）汽机EH油系统检修完成并送电（EH油循环合格），且油泵运行，油压正常； 6）汽机润滑油系统检修完成并送电，且油泵运行，油压正常； 7）汽机盘车系统检修完毕并投运； 8）汽轮机主汽门、调门检修完成； 9）强制复位MFT（如果锅炉侧检修完毕的后，按FSSS试验方案执行）。 4.试验项目及方法 4.1阀门开度线性试验 试验条件以及范围：主汽阀前无蒸汽(在阀门整定期间，转速大于100r/min时，应将机组打闸)；该试验只针对:CV1、CV2、CV3、CV4、ICV1、ICV2、 MSV2。 试验方法：1、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全关，由热工人员按零位校验、满位校验、全行程校验的步骤完成阀门开度 线性试验及整定，汽机专业人员、运行人员现场确认“全关”和“全 开”位置（油动机检修后、卡件更换后必须执行此步骤，该步骤完成
后再执行下一步，否则跳步）。 2、启动EH油泵、润滑油泵，待油压正常后。汽机挂闸，所有阀全关， 热控人员进入逻辑中，把相应油动机切换至手动模式操作，分别给 0%、25%、50%、75%、100%提令，由运行人员和机务人员就地共同确 认就地阀门开度是否卡涩、行程是否对应。 4.2 油动机快关试验 试验目的：测定油动机自身动作时间，手动打闸汽机，要求所有油动机从全开到全关的快关时间常数<0.15s。测定总的关闭时间，要求从打闸到油动 机全关时间<0.4s。 试验方法：汽轮机挂闸，开启各阀门，然后手动打闸。 试验记录：通过SOE记录查看汽轮机各阀门从全开到全关（从打闸指令到全关）所经过的时间。 4.3 手动机械遮断（就地）：汽轮机挂闸后，手拉机头停机机构。 4.4 手动停机按钮（控制台）：汽轮机挂闸，手打集控室停机按钮。 4.5 DEH转速传感器故障：汽轮机挂闸，然后由热工人员拔卡件，模拟DEH传感器故障。 4.6 汽轮机超速≥3300rpm（电气超速） 4.6.1 汽轮机挂闸，热工人员拆除DEH至ETS转速跳闸回路硬接线，并在DEH 逻辑中模拟汽轮机转速（三取二，每次只能同时模拟两个），汽轮机跳闸。恢复转速性号和硬接线。 4.6.2 汽轮机挂闸，热工人员退出DEH至ETS转速跳闸软回路，并在DEH逻辑中模拟汽轮机转速（三取二，每次只能同时模拟两个），汽轮机跳闸。恢复转速性号和投入跳闸软回路。 4.6.3 汽轮机挂闸，热控人员在TSI机柜模拟汽轮机转速≥3300rpm（三取二，每次只能模拟两个），汽轮机跳闸。 4.7轴向位移非常高（≤－1.65mm，≥1.20mm）：汽轮机挂闸，然后由热工在TSI 机柜模拟轴向位移非常高，汽轮机跳闸。 4.8 高缸胀差非常高（≤－6.60mm，≥11.60mm）：汽轮机挂闸，然后由热工在TSI机柜模拟高缸胀差非常高，汽轮机跳闸。
中国化学工程第三建设有限公司内蒙古中煤蒙大新能源化工年产50万吨工程塑料项目工程循环水场/泵房背压式汽轮机单机试车 施工方案（措施） 会签：批准： 审核： 编制： 中国化学工程第三建设有限公司 2015 年6月4日
目录 1.0工程概况 2.0编制依据 3.0汽轮机主要性能数据表 4.0单机试车所具备的条件 5.0汽轮机单机试运 6.0汽轮机停机 7.0汽轮机带负荷试验 8.0关键设备操作方法及二次油原理 9.0汽轮机报警及联锁/停机一览表 10.0机组试车安全措施 11.0质量目标与保证措施 12.0机组试车进度计划 13.0劳动力安排 附表1：JHA分析记录表
1.0工程概况 1.1 工程概况 内蒙古中煤蒙大新能源化工年产50万吨工程塑料项目循环水场/泵房循环水泵：7210-P-001A/B为汽轮机驱动，汽轮机制造商为杭州中能汽轮动力有限公司。 本单机试车主要是对汽轮机的基建设计、施工质量、设备安装质量进行综合鉴定。对汽轮机的机械性能、热力学能、调节保安系统及润滑系统功能作评价。检查机组本体各运动部件运转是否正常、机组的润滑、冷却、密封、吹扫系统，调节、控制、报警、联锁系统等工作是否正常，是否满足生产要求。 本机前期安装工作已全部完成，并通过验收，各项安装指标符合厂家技术要求，具备开车试车条件，为保证试车期间各项工作顺利进行，特编制本方案。 2.0编制依据 2.1 背压式汽轮机使用说明书<<由杭州中能汽轮机动力有限公司提供>> 2.2 DL5190.3-2012电力建设施工技术规范——汽轮发电机组 2.3 SHT3514-2001石油化工设备安装工程质量检验评定标准 2.4 SHT3538-2005石油化工机器设备安装工程施工及验收通用规范 2.5 GB50231-2010 机械设备安装工程施工及验收通用规范 2.6 SH3505-2010石油化工施工安全技术规程 3.0汽轮机组主要性能数据表： 汽轮机型号：B72H 进汽压力： 4.1396MPa（A） 进汽温度：415℃ 排汽压力：0.768MPa（A） 冷却水温度：≤30℃