汽轮机性能试验测点清单
典型的汽轮机热力、低压省煤器性能试验测点清单及测点布置图
附录A
（资料性附录）
典型的汽轮机热力性能试验测点清单及测点布置图表A.1 给出了典型汽轮机热力性能试验测点清单。
表1 典型汽轮机组热力性能试验测点清单
图A.1给出了典型汽轮机热力性能试验测点布置图。
图A.1 典型汽轮机热力性能试验测点布置图
附录B
（资料性附录）
典型的低压省煤器性能试验测点清单及测点布置图表B.1给出了低压省煤器性能试验测点清单。
图B.1给出了典型低压省煤器性能试验测点布置图。
图B.1 典型低压省煤器性能试验测点。
汽轮机各种试验
汽轮机各种试验(总9页)本页仅作为文档页封面，使用时可以删除This document is for reference only-rar21year.March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。
第二节超速试验一、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后，并网前应先做高压遮断电磁阀试验、注油试验、主气门及调速汽门严密性试验合格。
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℃。
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测点清单序号1234567891011121314151617181920212223242526272829303132 位号PI-101-1PI-101-2PI-102PI-103PI-104PI-105PI-106PI-107NAI2000200PI-10 9PI-111PI-301PI-1121PI-218PI-201PI-204PI-206PI-202PI-207PI-203PI-208 PI-209PI-210PI-403PI-108AI02000605AI02000602AI02000603FT-101FT-1 02FT-103FT-201锅炉主蒸汽流量锅炉给水流量锅炉减温水流量进1#汽轮机蒸汽流量描述炉膛出口烟气负压左炉膛出口烟气负压右低温过热器出口烟气压省煤器出口烟气压力空预器出口烟气压力引风机前烟气压力空预器出口空气压力高过热器出口烟气压力备用过热器出口集气箱压力锅炉主蒸汽压力除氧器压力双减后蒸汽压力汽包引出减压后蒸汽压汽机主气门前压力凝结器真空压力润滑油压力主油泵出口油压轴位移油压抽气压力凝结母管压力一次脉冲油压二次脉冲油压2T自用蒸汽压力锅炉汽包压力I/OAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAIAI类型配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA 配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA 配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA4～4～配电4～20mA4～配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA配电4～20mA共6页量程/ON描述-150.0～100.0-150.0～100.0-150.0～100.0-1600.0～50.0-1600.0～0.0-6000.0～0.00.0～1600.0-100.0～50.00.0～10.00.0～10.00.0～10.00.0～40.00.0～1.60.0～1.00.0～6.0-100.0～150.00.0～250.00.0～1.00.0～1.00.0～1.00.0～1.00.0～1.00.0～1.00.0～1.00.0～10.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～50.00.0～55.00.0～35.00.0～40.0t/ht/ht/ht/hHH45;HI41;LI5;LL0单位/OFF描述PaPaPaPaPaPaPaPaMPaMPaMPakPaMPaMPaMPakPakPaMPaMPaMPaM PaMPaMPaMPaMPaHH10;HI4;LI3;LL0HH4;HI4;LI3;LL0HH-62;HI-68;LI-100;LL-100HH200;HI180;LI55;LL0HH1;HI1;LI0;LL0HH1;HI1;LI0;LL0HH1;HI1;LI0;LL0HH1;HI1;LI0;LL0 HH40;HI25;LI0;LL0HH2;HI1;LI0;LL0HH10;HI4;LI3;LL0报警HH100;HI10;LI-50;LL-150HH100;HI10;LI-50;LL-150序号3334353637383940414243444546474849505152535455565758596061 626364位号FT-202FT-403AI02000904AI02000902AI02000903PI-110LT-301LT-202LT-201SI-201WP-202HZ-201AE-0001LE-101LE-301TE-106TE-107TE-303PE-3 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0HH100;HI85;LI0;LL0HH100;HI85;LI0;LL0℃℃℃℃℃℃HH400;HI360;LI180;LL0HH600;HI445;LI420;LL0℃℃℃℃℃℃HH800;HI455;LI425;LL0单位/OFF描述报警共6页9798991001011021031041051061071081091101111121131141151161 171****9120位号TI-207-2-ATI-207-2-BTI-207-3-ATI-207-3-BTI-207-4-ATI-207-4-BTI-204-5TI-202TI-210TI-211TI-212TI-213TI-216-1TI-216-2TI-203-ATI-203-BTI-203-CTI -205-1TI-205-2TI-205-3TI-205-4TI-205-5TI-205-6TI-214-1描述主推力瓦温度3主推力瓦温度4汽轮机后轴承瓦温度1发电机前轴承瓦温度1汽机前轴承瓦温度1汽机前轴承瓦温度2发电机前轴承瓦温度2排汽室温度凝汽器冷却水出口温度凝汽器进汽温度凝汽器冷却水进口温度凝结水温度冷油器出口温度1冷油器出口温度2发电机铁芯温度1发电机铁芯温度2发电机铁芯温度3发电机绕组温度1发电机绕组温度2发电机绕组温度3发电机绕组温度4发电机绕组温度5发电机绕组温度6发电机后轴承回油温度I/ORTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDR TDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTDRTD备用备用汽包液位调节阀除氧器液位调节阀主蒸汽温度调节阀双减后温度调节阀RTDRTDAOAOAOAOPt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt 100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt100Pt10 0Pt100Pt100Pt100Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀共6页量程/ON描述0.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～400.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～150.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～100.00.0～100.0 单位/OFF描述℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃℃HH100;HI45;LI35;LL0HH100;HI45;LI35;LL0HH105;HI95;LI0;LL0HH105;HI9 5;LI0;LL0HH105;HI95;LI0;LL0HH105;HI85;LI0;LL0HH105;HI85;LI0;LL0HH1 05;HI85;LI0;LL0HH105;HI85;LI0;LL0HH105;HI85;LI0;LL0HH105;HI85;LI0;L L0HH70;HI65;LI0;LL0HH100;HI38;LI0;LL0报警HH100;HI85;LI0;LL0HH100;HI85;LI0;LL0HH100;HI85;LI0;LL0HH100;HI85;L I0;LL0HH100;HI85;LI0;LL0HH100;HI85;LI0;LL0HH100;HI85;LI0;LL0HH80;H I70;LI40;LL0HH100;HI42;LI0;LL0121AI020********AI020********AI020********AI020410011251261 27128LV-101LV-301TV-106TV-107序号129130131132133134135136137位号TV-303PV-301LV-102PV-107LI-202BI-101BI-102BI-103PV-218 描述快速加热器温度调节阀除氧头压力调节阀二次给水调节阀双减压力调节阀热井液位调节阀炉排变频控制鼓风机变频控制引风机变频控制汽包引出蒸汽减压调节备用备用备用汽包液位硬手操除氧器液位硬手操除氧头压力硬手操二次给水硬手操主蒸汽温度硬手操双减温度硬手操双减压力硬手操快速加热器硬手操汽包引出蒸汽减压手操热井液位硬手操备用备用备用备用炉排变频鼓风机变频引风机变频回油温度报警65℃轴承温度报警85℃发电机铁芯温度85℃I/OAOAOAOAOAOAOAOAOAOAOAOAODIDIDIDIDIDIDIDIDIDIDIDIDIDIDO DODODODODO类型Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀Ⅲ型;气开阀NONONONONONONONONONONONONONONONONONONONO共6页硬手操硬手操硬手操硬手操硬手操硬手操硬手操硬手操硬手操硬手操DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制DCS控制量程/ON描述单位/OFF描述报警138AO020********AO020********AO02041403141142143144145146 147148149150DI-101DI-301DI-302DI-102DI-106DI-107DI-108DI-303DI-218DI-202151DI00000000152DI00000001153DI00000002154DI000000031551561 57158159160DO-101DO-102DO-103DO-201-1DO-202-1DO-203-1序号161162163164165166167168169位号DO-204-1DO-205-1DO-210-1DO-201-2DO-202-2DO-203-2DO-204-2DO-2 05-2DO-210-2描述发电机绕组温度85℃凝汽器真空报警-68Kpa汽机超速8%报警回油温度大于85℃停机轴承瓦温度100℃停机铁芯温度105℃停机绕组温度105℃停机凝汽器真空低停机-60汽机超速12%停机I/ODODODODODODODODODODODODODODODO类型NONONONONONONONONONONONONONONO量程/ON 描述单位/OFF描述报警170DO020********DO020********DO020********DO020********D O020********DO02060206共6页———————————————————————————————————————————————。
二次再热汽轮机性能考核试验介绍
二次再热汽轮机性能考核试验介绍根据热力学原理，在朗肯循环中增加再热次数可以提高循环的平均吸热温度，并且降低排汽湿度减小湿汽损失。
平均吸热温度提高，排汽湿度减小均可以改善热力循环的经济性。
针对二次再热汽轮机，我国2013年前就已开始着手修建二次再热示范电站。
当前，二次再热汽轮机在国内已投产。
针对这种新机型，文献对其经济性进行了理论计算和分析，但是由于缺少实际的运行数据，这些计算还只停留在理论分析阶段，实际的二次再热汽轮机经济性到底如何，还需要进行新机的性能考核试验进行实测。
因为在文献[8]上没有现成的算例可供参考，所以如何进行该机型汽轮机的性能考核试验是摆在性能试验工作者面前的一项新挑战。
在二次再热汽轮机的新机考核试验方面国内的学者专家还研究得比较少。
本文即介绍该机型的新机考核试验，在实际中验证该机型的经济性。
由于二次再热汽轮机当前还处于试运营阶段，牵涉面较广，所以本文结合国内某二次再热汽轮机实际性能考核试验做示意性介绍。
1 二次再热汽轮机热力系统二次再热，顾名思义，即比一次再热汽轮机多一次再热。
国产某二次再热汽轮机蒸汽流程见下图1所示，图1中高压加热器（以下简称高加）、低压加热器（以下简称低加）、除氧器和给水泵等辅机由于和常规一次再热汽轮机相同，所以未画出。
图1 二次再热汽轮机蒸汽流程图Fig.1 Double reheat steam turbine flow chart图2为该二次再热系统的温熵图。
高加、低加和除氧器的配置比常规机组稍多，共4台高加，1台除氧器和5台低加。
给水驱动方式为汽动给水泵方式，布置一台100%额定流量的汽动给水泵。
二段抽汽和四段抽汽在进各自高加之前布置蒸汽冷却器。
两台蒸汽冷却器按照能量梯级利用原理串联布置。
蒸汽冷却器加热的部分给水在1号高加出口处与高加加热的部分给水汇合为最终给水。
图2 二次再热温熵图Fig.2 Double reheat temperature-entropy diagrams具体各级抽汽的引出位置和编号见下表1所示：表1 汽轮机回热抽汽介绍Table 1 Steam turbine extraction presentation编号 引出位置 对应加热器编号 1段抽汽 超高压缸排汽管道 1号高加 2段抽汽 高压缸缸体 2号高加 3段抽汽 高压缸排汽管道 3号高加 4段抽汽 中压缸缸体 4号高加 5段抽汽 中压缸缸体 除氧器 6段抽汽 中压缸排汽口 6号低加 7段抽汽 低压缸缸体 7号低加 8段抽汽 低压缸缸体 8号低加 9段抽汽 低压缸缸体 9号低加 10段抽汽低压缸缸体10号低加2 系统测点布置关于性能试验测点布置，由于比一次再热汽轮机多一个超高压缸，所以在做性能试验时一定要提前布置超高压缸的测点。
汽轮机试验项目及方法
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。
大唐乌沙山电厂机组性能试验测点清单及测点图
大唐乌沙山电厂工程600MW机组（汽机专业）性能试验测点清单、性能试验测点图华北电力科学研究院有限责任公司2004年12月20日一、流量差压测点A：高压轴封漏汽至轴封压力调节联箱B：中压轴封漏汽至轴封压力调节联箱C：轴封压力调节联箱至低压缸轴封供汽D：低压缸轴封漏汽至轴封冷却器F：高排至轴封压力调节联箱G：4段抽汽至给水泵汽轮机I：高压轴封漏汽至中压缸排汽W：轴封压力调节联箱溢流至8号低加X：高压门杆漏汽至3号高加二、压力测点三、温度测点四、功率测点五、水位测点说明：共计138个测点，其中：1.流量差压测点12个：订购符合ASME PTC6标准的长颈喷嘴1套，根据需要订购安装孔板多套。
向电科院提供喷嘴和孔板的校验报告及相关管道的参数。
2.压力测点51个：订购网笼探头8个。
新增加压力测点的传压管及阀门（材料、规格）要求按工艺标准施工且集中布置，螺母为M20×1.5mm，按正式测点挂牌并维护，必须考虑到试验时的有关人员操作方便和安全（例如开关一、二次阀门），必要时搭设支架和平台，压力变送器由试验方提供。
对于利用热工原有压力测点的由电厂热工专业人员提供压力变送器的校验报告，并且在DCS中对各压力参数进行修正（水位高差，仪表误差等修正），无其它特殊要求。
3.温度测点71个：试验用温度套管要求采用标准件，内径≥Φ8mm，插入深度保证在1/4～3/4管径范围内，且不小于75mm。
对于Φ100mm以下管道采用斜插套管安装，以保证插入深度。
新增加的温度测点由设计院、施工单位及建设单位协商采购并安装温度套管及热偶或者热阻，进入DCS。
无法进入DCS的温度测点须将补偿导线接到就地端子箱。
对于利用热工原有温度测点的由电厂提供测温元件的校验报告，并且在DCS中对各温度参数进行修正（误差修正，冷端补偿），无其它特殊要求。
4.电功率测点1个。
5.水位测点3个。
6.根据“汽机技术协议”，试验采用ASME PTC6 标准，上述测点清单即根据该标准编制。
600MW汽轮机性能试验测点清单
可在运行表计一次门后加三通、二次门、传压管、接头
P33
一段抽汽压力
抽汽电动门前，靠近缸体处
是
一次门，二次门、传压管、接头
P34
1号高加进汽压力
加热器进汽管道上，
靠近加热器处
是
可在运行表计一次门后加三通、二次门、传压管、接头
P35
凝结水泵门后加三通、二次门、传压管、接头
网笼探头、一、二次门、传压管、接头
P13
低压缸排汽压力B1
排汽喉部
是
网笼探头、一、二次门、传压管、接头
P14
低压缸排汽压力B2
排汽喉部
是
网笼探头、一、二次门、传压管、接头
P15
低压缸排汽压力C1
排汽喉部
是
网笼探头、一、二次门、传压管、接头
P16
低压缸排汽压力C2
排汽喉部
是
网笼探头、一、二次门、传压管、接头
T43
除氧器下水温度1
除氧器下水A管至A汽泵前置泵
加装温度套管
T44
除氧器下水温度2
除氧器下水B管至B汽泵前置泵
加装温度套管
T45
除氧器下水温度3
除氧器下水C管至电泵前置泵
加装温度套管
T46
3号高加进水温度1
加热器进水管，靠近加热器
加装温度套管
四大管道
T47
3号高加进水温度2
加热器进水管
不加装
借用运行温度套管
热井出水温度
热井出口总管
不加装
借用运行温度套管
T30
8A号低加进水温度
加热器进水管
不加装
借用运行温度套管
T31
8B号低加进水温度
加热器进水管
汽轮机从首次启动到带满负荷的20项试验
汽轮机从首次启动到带满负荷的20项试验汽轮机作为火力发电厂的三大主机设备之一，它的作用是将蒸汽的热能转化为动能，带动发电机将动能转化为电能。
汽轮机从首次启动到带满负荷要进行哪些试验呢？下面我们就来梳理一下：1、阀门传动试验阀门传动试验是通过在DCS上操作与人员就地核对的方式来检验系统中阀门接线是否正确、就地开关状态与DCS是否一致及开关是否灵活，有无卡涩现象，排查出问题及时处理。
阀门传动试验对于不带调节功能的电动、气动和液动阀门只进行开关状态试验，判断其开关位置与DCS一致，开关灵活、无卡涩;对于带调节功能的阀门还需进行相应刻度的校核试验，一般是从0%到100%开度内进行开关试验,首先从0%开始，以5%开度为一个阶段进行依次开操作，直到100%,再以5%为一个阶段依次关到0%,进行校核。
所有阀门以一个系统为单位按照清单逐一进行传动，将问题如实记录，并联系相关人员进行处理。
2、辅机设备联锁保护试验。
主要针对汽机侧辅机设备进行联锁保护动作试验。
联锁保护试验在单体试运完成后系统具备试验条件后进行。
针对低压辅机设备则进行动态联锁保护试验,通过强制保护跳闸或者短接测点及手动停止，检验备用设备是否联启。
高压辅机设备则将开关打至试验位，用同样的方法进行试验，从而检查联锁逻辑的正确性。
汽机侧高压设备有：电动给水泵电机，凝结水泵电机，开式循环水泵电机和闭式循环水泵电机及循环水泵电机。
低压设备有：真空泵，定冷水泵，密封油主油泵，密封油循环油泵，给水泵供油泵，辅助油泵，轴加风机，EH循环油泵，EH主油泵，润滑油输油泵，润滑油回油泵及密封油排油烟风机，交流润滑油泵，直流润滑油泵及密封油直流润滑油泵等。
3、DEH静态试验DEH静态试验是汽轮发电机在初次起动前和大修后必须进行的试验之一,其主要目的是检验汽轮机数字电液调节系的可靠性。
DEH静态试验主要试验内容为汽轮机主保护在达到动作条件时能否进行正确动作，试验由运行和热控人员配合完成，具体要求根据试验清单和操作票执行。
汽轮机组性能考核试验方案[1]
![汽轮机组性能考核试验方案[1]](https://img.taocdn.com/s3/m/fad0af6d0975f46527d3e1c2.png)
汽轮机组性能考核试验方案批准：审核：初审：编制：设备部xx发电有限公司2014年04月15日目录1 概述（名称、简介） (1)2 方案内容 (2)3 作业前应具备的条件 (2)4 试验标准 (13)5 作业方法和步骤 (13)6 试验结果计算 (14)7 技术措施 (4)8 质量控制 ...................................................................................... 错误!未定义书签。
9 安全措施 ...................................................................................... 错误!未定义书签。
10 进度计划 (13)11 组织措施 (14)附件1汽轮机THA工况热力试验测点布置图 (1)附件2 汽轮机TRL工况热力试验测点布置图 (2)附件3 汽轮机TMCR工况热力试验测点布置图 (2)附件4 汽轮机热力试验测点清单 (4)附件5 汽轮机热力试验系统隔离清单（待定） ......................... 错误!未定义书签。
汽轮机组性能考核试验方案1 .概述（名称、简介）1.1设备系统概述Xx发电有限公司1×330MW汽轮机系上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂生产的CZK330-16.67/0.4/538/538型亚临界、单轴、中间再热、双缸双排汽、空冷抽汽凝汽式汽轮机。
该机组额定功率TRL为330MW，最大连续功率TMCR为351.849MW，阀门全开工况功率6VWO为366.254 MW。
1.2.汽轮机主要参数主要工况热力特性汇总（表格1）12 .方案内容2.1测试汽轮机在THA工况下的热耗率；2.2测试汽轮机在TRL工况下的出力；2.3测试汽轮机在TMCR工况下的出力；2.4测试汽轮机在6VWO（阀门全开）工况下的热力性能；2.5测定汽轮机在100%、80%、60%额定负荷下的热力性能；3 .作业前应具备的条件3.1 人员要求3.1.1有和利时操作系统热控逻辑组态能力的热控人员至少2人；3.1.2能够熟练进行机组启停及运行调整的运行操作人员至少12人；3.1.3有同试验项目经历的电科院调试人员至少3人；3.1.4机务、电气、热控检修人员至少10人。
汽轮机性能试验
PTC 6S – 1988(R2003) 《Procedures for Routine Performance Test of Steam Turbines》
PTC 6 REPORT – 1985(R2003) 《Guidance for Evaluation of Measurement Uncertainty in Performance Tests of Steam Turbines 》
仪器的校验四计算试验数据的整理平均仪表修正水柱高度修正零位较正大气压热耗率计算热耗率吸热量功率质量平衡能量平衡凝汽器高压缸中低压缸锅炉发电机除氧器给水泵高压加热器低压加热器el热耗率计算模型边界第一组修正系统修正主要考虑回热系统和发电机的修正热平衡计算方法查修正图表的方法第二组修正参数修正对汽轮机主要影响参数的修正修正图表的方法排汽焓的计算ueepelep排汽损失不确定度025034ptcreportptc191试验结果与保证值的比较阀点基准负荷基准五试验报告试验数据及各种图表等五其它试验汇报结束谢谢
…
二、试验方法
成立试验小组，明确任务和职责。 试验前达成书面协议
• 试验的目的、试验标准 • 采用试验方法，全面试验或简化试验 • 试验时间、试验工况、保证值、热耗率定义、试验结果的比较 • 试验测点的位置布置和数量、关键测点的安装和使用的仪器 • 试验系统的隔离，不明泄漏量要求 • 试验结果的计算方法，修正内容等 • 使用的水蒸气公式 • 其它试验相关内容，特别是无法完全满足标准要求的地方作出明
压力测量 0.1％，0.25％
取压孔、仪表管、水柱修正 排汽压力使用网笼探头
温度测量 0.5℃
位置，深度，保温
其它测量
机械功率、湿度、转速、时间、水位等。
#2汽轮机大修后试验项目汇总表
检修部
孙伟
五
热工试验
1、汽机主保护及联锁试验
检修部
付永雄
2、热工表计校验
检修部
付永雄
备注：各项试验工作负责人应根据工作内容编写具体措施，并做好试验记录记入大修档案。
具备转子冲转前，无侠
启动验收
1、冲动转子立即关闭自动主汽门，倾听缸内动静部件有无摩擦声音
发电部
黄庆侠
2、振动测量（从1000转/分开始每增500转测量轴承┴├⊙振动）
发电部
黄庆侠
每个转速下稳定10分钟
3、测量调速系统动作转速
发电部
黄庆侠
4、手动危急遮断器检查自动主汽门、关闭情况
＃2汽轮机组大修后试验项目汇总表
序号
试验项目
负责单位
负责人
备注
一
汽机辅机启动试验（冷态）
1、凝结水泵
发电部
黄庆侠
检修配合
2、射水泵
发电部
黄庆侠
检修配合
3、高压油泵、交直流油泵
发电部
黄庆侠
检修配合
4、循环水泵
发电部
黄庆侠
检修配合
5、给水泵
发电部
黄庆侠
检修配合
二
启动前的各项联锁试验
发电部
黄庆侠
热工配合
三
10、真空严密性试验（12 KW）
发电部
黄庆侠
11、从带负荷开始，进行正常记录。
发电部
黄庆侠
12、惰走记录（有停机机会时做）
发电部
黄庆侠
四
电气试验
1、发电机试验
检修部
孙伟
2、发电机空载特性试验
检修部
孙伟
3、发电机转子交流阻抗试验
汽轮机巡检项目样本
汽轮机巡检项目样本一、基础外观检查1、整体外观观察汽轮机的外壳是否有明显的变形、裂缝或腐蚀迹象。
检查外壳的油漆是否完好，有无剥落现象。
2、连接部件查看各连接管道、法兰的连接处是否有泄漏的痕迹，如油渍、水渍等。
检查螺栓、螺母等紧固部件是否松动。
3、基础支座检查汽轮机的基础支座是否稳固，有无下沉、倾斜的情况。
观察支座与地面的连接处是否有裂缝。
二、润滑系统检查1、油箱检查油箱的油位是否在正常范围内。
观察油的颜色和透明度，判断是否有变质或污染的情况。
2、油泵聆听油泵运行时的声音，是否有异常的噪音或振动。
检查油泵的进出口压力是否正常。
3、油过滤器查看油过滤器的压差表，判断是否需要清洗或更换滤芯。
4、油路管道检查油路管道是否有泄漏现象。
观察管道的保温层是否完好。
三、调节系统检查1、调速器检查调速器的工作状态，是否能够准确地调节汽轮机的转速。
查看调速器的反馈信号是否正常。
2、调节阀观察调节阀的动作是否灵活，有无卡涩现象。
检查调节阀的密封性能，是否有蒸汽泄漏。
四、蒸汽系统检查1、进汽管道检查进汽管道的保温层是否完好，有无过热现象。
聆听进汽管道内是否有异常的气流声。
2、主汽阀查看主汽阀的开关动作是否灵活，到位情况是否良好。
检查主汽阀的密封面是否有磨损或泄漏。
3、排汽管道观察排汽管道是否有振动过大的情况。
检查排汽管道的疏水装置是否正常工作。
五、转子和叶片检查1、转子检查转子的轴颈表面是否有磨损、划痕或锈蚀。
测量转子的轴向和径向跳动，判断是否在允许范围内。
2、叶片观察叶片的表面是否有损伤、腐蚀或结垢。
检查叶片的根部固定情况，有无松动迹象。
六、轴承系统检查1、径向轴承测量径向轴承的油温、油压是否正常。
检查轴承的瓦面是否有磨损、划痕或剥落。
2、推力轴承检查推力轴承的推力瓦块温度是否均匀，有无过热现象。
测量推力轴承的轴向位移是否在规定范围内。
七、密封系统检查1、轴端密封检查轴端密封的泄漏量是否符合要求。
观察密封装置的磨损情况。
汽轮机性能试验标准及试验方法
汽轮机性能试验标准及试验方法
一、试验目的和范围 二、 试验标准及基准 三、 试验内容 四、 试验时间及次数 五、 试验热力系统及测点布置 六、 试验仪表及其测量方法 七、 系统的隔离 八、 试验条件 九、 试验结果的计算 十、 试验结果的比较 十一、 十一、 试验报告解读 试验标准比较
6
汽轮机性能试验标准及试验方法
分为内漏隔离阀门和外漏隔离阀门。内漏主要影 响汽轮机热耗率；外漏除了影响热耗率外，还造 成汽水损失、补水率过大。如果系统外漏严重的 话，此时进行的热力试验结果将会出现较大的系 统偏差。因此，必须对阀门泄漏的情况予以Fra bibliotek视。26
汽轮机性能试验标准及试验方法
七、 系统的隔离
1.应隔离的流量； 2.应隔离或测量的流量； 3.隔离方法； 4.无法隔离及测量的处理；
汽轮机性能试验标准及试验方法
七、 系统的隔离
2.应隔离或测量的流量 前面提到需要隔离但无法实时隔离的流量； 减温水流量； 密封水供回水流量，包括给水泵、凝泵等。
30
汽轮机性能试验标准及试验方法
七、 系统的隔离
3.隔离方法 双重阀，并在其间加装疏水管阀或指示器； 法兰堵板； 观察检查排入大气的蒸汽（例如安全门、阀杆）； 已知关闭后无泄漏的阀（经双方试验证实），在试验 前和试验过程中不对其进行操作； 用示踪指示器表明泄漏存在； 对通向凝汽器的蒸气管，用管壁温度指示； 对于绕过给水加热器的旁路管，测量旁路与凝结水、 给水管交混点三通前后的温度；
11
汽轮机性能试验标准及试验方法 2.GB/T 8117.1-2008（方法A）
“GB/T 8117.1-2008”汽轮机热力性能验收试验规程是对 电站汽轮机热力性能验收试验规程“GB/T 8117-1987” 进行修订后得到的，并为满足我国电力工业发展和国际 贸易的需要，所以整个标准将对应分为方法A-大型凝汽 式汽轮机高准确度试验、方法Ｂ各种类型和容量的汽轮 机宽准确度试验等部分，用不同的方法实施汽轮机热力 性能验收试验和评估汽轮机热力性能，且各部分可单独 使用。
200MW及以上机组热力试验必要测点
200MW及以上机组热力试验必要测1．汽轮机·主凝结水流量（在最后一级低压加热器出口装设长颈或标准喷嘴）、压力及凝结水泵出口温度。
·主给水流量、压力、温度（#1高压加热器出口）·给水泵汽轮机进汽流量（进汽管道）·过热器、再热器减温水流量、压力、温度（给水泵出口及泵抽头）·主蒸汽、再热蒸汽压力、温度（主汽门前）·高压调节级后压力、温度，中压缸和低压缸进汽压力、温度（进汽导管）·高压缸、主汽轮机、给水泵汽轮机排汽压力、温度（排汽管）·加热器进汽压力、温度（进汽口）进、出口水温度（加热器水侧）疏水温度（疏水管调节阀前）·除氧器进汽压力、温度，水箱压力·轴封供汽压力、温度2．锅炉·预热器进出口烟温及静压·排烟温度·汽包压力·过热汽出口压力·原煤取样·沉降灰取样·飞灰取样·炉渣取样·给煤量·给粉取样·磨煤机风量，进、出口压力·密封风风量·除尘器进、出口粉尘取样、静压·送、引风机和一次风机流量，进、出口静压及温度注：其它试验数据可采用运行表计或数据采集系统。
以上测点为必要测点，各类型机组还应根据实际系统、试验目的，进一步确定测点及位置。
附件2发电机组热力性能和技术经济指标报告-----------电厂 -------# 机组填表时间-----------一、试验性能数据二、技术经济指标。
大唐乌沙山电厂机组性能试验测点清单及测点图
大唐乌沙山电厂工程600MW机组（汽机专业）性能试验测点清单、性能试验测点图华北电力科学研究院有限责任公司2004年12月20日一、流量差压测点A：高压轴封漏汽至轴封压力调节联箱B：中压轴封漏汽至轴封压力调节联箱C：轴封压力调节联箱至低压缸轴封供汽D：低压缸轴封漏汽至轴封冷却器F：高排至轴封压力调节联箱G：4段抽汽至给水泵汽轮机I：高压轴封漏汽至中压缸排汽W：轴封压力调节联箱溢流至8号低加X：高压门杆漏汽至3号高加二、压力测点三、温度测点四、功率测点五、水位测点说明：共计138个测点，其中：1.流量差压测点12个：订购符合ASME PTC6标准的长颈喷嘴1套，根据需要订购安装孔板多套。
向电科院提供喷嘴和孔板的校验报告及相关管道的参数。
2.压力测点51个：订购网笼探头8个。
新增加压力测点的传压管及阀门（材料、规格）要求按工艺标准施工且集中布置，螺母为M20×1.5mm，按正式测点挂牌并维护，必须考虑到试验时的有关人员操作方便和安全（例如开关一、二次阀门），必要时搭设支架和平台，压力变送器由试验方提供。
对于利用热工原有压力测点的由电厂热工专业人员提供压力变送器的校验报告，并且在DCS中对各压力参数进行修正（水位高差，仪表误差等修正），无其它特殊要求。
3.温度测点71个：试验用温度套管要求采用标准件，内径≥Φ8mm，插入深度保证在1/4～3/4管径范围内，且不小于75mm。
对于Φ100mm以下管道采用斜插套管安装，以保证插入深度。
新增加的温度测点由设计院、施工单位及建设单位协商采购并安装温度套管及热偶或者热阻，进入DCS。
无法进入DCS的温度测点须将补偿导线接到就地端子箱。
对于利用热工原有温度测点的由电厂提供测温元件的校验报告，并且在DCS中对各温度参数进行修正（误差修正，冷端补偿），无其它特殊要求。
4.电功率测点1个。
5.水位测点3个。
6.根据“汽机技术协议”，试验采用ASME PTC6 标准，上述测点清单即根据该标准编制。
汽机性能试验
汽轮机性能试验
5.试验条件 每次试验开始前各项要求符合大纲的规定，稳定 运行状态应得到各方同意认可 后开始正式试验。
5.1 热力系统条件
1） 热力系统能在试验规定的热力循环(热平衡图) 下运行并保持稳定。
2） 系统隔离符合规程要求。管道阀门无异常泄漏。
汽轮机性能试验
5.2 机组设备条件 1） 机组在试验工况运行稳定，汽轮机及辅助设备运行正常、
认有效并签字。
汽轮机性能试验
7.试验要点 1）试验负荷点一般不少于四个，包括额定负荷点和50%额定
负荷点。 2）第一次试验又叫预备性试验，与流量平衡试验同时进行。
要求试验时机组不明泄露总和不得大于满负荷时主蒸汽流 量的0.5%。 3）试验应进行两次重复性试验，两次在同一工况点，其修 正后热耗率相差不大于0.5%。如大于0.5%，应在进行一次 测试。 4）停止外来补水，补水率为0。 5）汽机缸效率试验应在固定调节阀的开度下进行，此时发 门开度应保持在阀点上，通过保证开启阀门完全开启，关 闭阀门完全关闭，来消除阀门节流损失对缸效率影响。
P —— 发电机输出功率（kW）
*注：计算时发电机输出功率为发电机端点实测出力。
汽轮机性能试验
8.3 A·0计算法计算给水流量
1）通过测量的凝结水差压计算出凝结水流量； 2）假设给水流量是凝结水流量的A0倍； 3）假设假象的抽气流量是实际抽气流量的A0倍； 4）通过试验来确定计算热力平衡图时所需要的温
汽轮机性能试验
3.试验热力系统及测点布置 3.1测点布置原则 1) 所有测点附近管道内不应有挡板、弯头、涡流区、
管道外应有足够的空间，便于操作； 2)尽量应有原有测点，减少管道开孔数量； 3)压力测点安装位置尽量按流体流向布置在温度测
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高厂变有功功率
试验时在备用PT\CT端子上安装试验专用功率表测量
除氧器进水温度
T55
除氧器出水温度1
T56
除氧器出水温度2
T57
除氧器出水温度3
T58
三号高加进水温度
T59
三号高加疏水温度
T60
二号高加进水温度
T61
二号高加疏水温度
T62
一号高加进水温度
T63
一号高加出水温度
T64
一号高加疏水温度
T65
最终给水温度1（机侧）
建议在给水旁路汇合点后加装
T66
最终给水温度2（机侧）
同T7
T21
#1小汽机进汽温度
T22
#2小汽机进汽温度
T23
中压缸排汽温度1
靠近中压缸排汽口
T24
中压缸排汽温度2
靠近中压缸排汽口
T25
A低压缸进汽温度
靠近低压缸进汽口
T26
B低压缸进汽温度
靠近低压缸进汽口
T27
五段抽汽温度
T28
五号低加进汽温度
同T7
T29
6段抽汽温度1
在分管上
T30
6段抽汽温度2
T10
高压缸排汽温度（右1）
T11
高压缸排汽温度（右2）
T12
二号高加进汽温度
同T7
T13
热再热蒸汽温度（左1）
/
T14
热再热蒸汽温度（左2）
T15
热再热蒸汽温度（右1）
/
T16
热再热蒸汽温度（右2）
T17
三段抽汽温度
同T6
T18
三号高加进汽温度
同T7
T19
四段抽汽温度
同T6
T20
四抽至除氧器进汽温度
P44
凝泵出水母管压力
P45
凝结水进除氧器处压力
P46
给水泵出口母管压力
P47
最终给水压力
P48
过热器减温水总管压力（机侧）
流量测点正压侧并三通
P49
再热器减温水总管压力（机侧）
流量测点正压侧并三通
P50
高压门杆漏汽至高排压力A
在加装的流量测点正压侧取压管上并三通，另接二次门、变送器接头，试验时安装临时仪表
在分管上
T31
6号低加进汽温度
同T7
T32
7段抽汽温度1
靠近抽汽口
T33
7段抽汽温度2
靠近抽汽口
T34
7号低加进汽温度1
靠近加热器进口
T35
7号低加进汽温度2
靠近加热器进口
T36
8段抽汽温度1
靠近抽汽口
T37
8段抽汽温度2
靠近抽汽口
T38
8号低加进汽温度1
靠近加热器进口
T39
8号低加进汽温度2
靠近加热器进口
需要孔板计算书
F2
过热器减温水
在机侧减温水总管上重新加装流量孔板，并安装阀门、变送器接头
需要孔板计算书
F3
再热器减温水流量
在机侧减温水总管上重新加装流量孔板，并安装阀门、变送器接头，试验时安装临时仪表
需要孔板计算书
F4
凝结水进除氧器流量差压1
在＃5低加出口至除氧器的管道上安装旁路，试验时安装临时凝结水流量标准喷嘴，取两组信号，需要安装阀门、变送器接头，试验时安装临时仪表（差压变送器）
P51
高压缸后轴封漏（供）汽压力M
同上
P52
中压缸后轴封漏（供）汽压力P
同上
P53
高排至轴封供汽压力H
同上
P54
低压轴封供汽压力S
同上
P55
轴加进汽压力
P56
大气压力
1.3
编号
测点名称
现有测点情况
具体要求
位置
备注
F1
四抽至小汽机蒸汽流量
在原有变送器二次门前并三通，另接二次门、变送器接头，试验时安装临时仪表
P13
热再蒸汽母管压力（左1）
P14
热再蒸汽母管压力（左2）
P15
热再蒸汽母管压力（右1）
P16
热再蒸汽母管压力（右2）
P17
三段抽汽压力
P18
三号高加进汽压力
P19
四段抽汽压力
P20
除氧器进汽压力
P21
#1小汽机进汽压力
P22
#2小汽机进汽压力
P23
中压缸排汽压力1
在靠近中压缸排汽口处开孔
P24
中压缸排汽压力2
T40
热井出水温度
T41
凝结水泵出口母管温度
T42
轴加出水温度
T43
轴加进汽温度
T44
轴加疏水温度
T45
8号低加进水温度
T46
8号低加疏水温度
T47
7号低加出水温度
T48
7号低加疏水温度
T49
6号低加进水温度
T50
6号低加疏水温度
T51
5号低加进水温度
T52
5号低加出水温度
T53
5号低加疏水温度
T54
建议在给水旁路汇合点后加装
T67
过热器减温水温度(机侧)
加装
T68
再热器减温水温度(机侧)
加装
T69
高压门杆漏汽至高排温度A
加装
T70
高压缸后轴封漏（供）汽温度M
加装
T71
中压缸后轴封漏（供）汽温度P
加装
T72
高排至轴封供汽温度H
加装
T73
低压轴封供汽温度S
加装
1.2
编号
测点名称
现有测点情况
具体要求
同F6
需要孔板计算书
1.4
编号
测点名称
现有测点情况
具体Байду номын сангаас求
备注
1
除氧水箱水位
已有变送器
从变送器上并接信号即可
2
热水井水位
已有变送器
从变送器上并接信号即可
3
补充水箱水位
已有变送器
从变送器上并接信号即可
4
发电机有功功率
试验时在备用PT\CT端子上安装试验专用功率表测量
5
功率因数
试验时在备用PT\CT端子上安装试验专用功率表测量
1
1.1
编号
测点名称
现有测点情况
具体要求
位置
备注
T1
自动主汽门前温度（左1）
T2
自动主汽门前温度（左2）
T3
自动主汽门前温度（右1）
T4
自动主汽门前温度（右2）
T5
调节级后蒸汽温度
DEH
T6
一段抽汽温度
在靠近抽汽口的管道处
T7
一号高加进汽温度
在靠近加热器的管道处
T8
高压缸排汽温度（左1）
T9
高压缸排汽温度（左2）
位置
备注
P1
自动主汽门前压力（左1）
P2
自动主汽门前压力（左2）
P3
自动主汽门前压力（右1）
P4
自动主汽门前压力（右2）
P5
调节级后蒸汽压力
P6
一段抽汽压力
P7
一号高加进汽压力
P8
高压缸排汽压力（左1）
P9
高压缸排汽压力（左2）
P10
高压缸排汽压力（右1）
P11
高压缸排汽压力（右2）
P12
二号高加进汽压力
P36
七号低加进汽压力1
P37
七号低加进汽压力2
P38
八号低加进汽压力1
P39
八号低加进汽压力2
P40
低压缸排汽压力1
在每个低压缸排汽口安装2个网笼探头，并将表管引至低压缸外适当位置，安装一次门、表管、二次门、变送器接头，试验时接临时仪表
P41
低压缸排汽压力2
P42
低压缸排汽压力3
P43
低压缸排汽压力4
F5
凝结水进除氧器流量差压2
F6
高压门杆漏汽至高排流量A
采购并安装孔板，需要安装阀门、变送器接头，试验时安装临时仪表（差压变送器）
需要孔板计算书
F7
高压缸后轴封漏（供）汽流量M
同F6
需要孔板计算书
F8
中压缸后轴封漏（供）汽流量P
同F6
需要孔板计算书
F9
高排至轴封供汽流量H
同F6
需要孔板计算书
F10
低压轴封供汽流量S
同上
P25
A低压缸进汽压力
在靠近低压缸进汽口处开孔
P26
B低压缸进汽压力
同上
P27
五段抽汽压力
靠低压缸分管上加装
P28
五号低加进汽压力
P29
六段抽汽压力1
靠低压缸分管上加装
P30
六段抽汽压力2
靠低压缸分管上加装
P31
六号低加进汽压力
P32
七段抽汽压力1
P33
七段抽汽压力2
P34
八段抽汽压力1
P35
八段抽汽压力2