XX能源發(fā)電公司XX電廠1號機組汽輪機為哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的NZK300-16.7/537/537型亞臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸、雙排汽、直接空冷凝汽式汽輪機。配套鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司生產(chǎn)的1056t/h亞臨界一次中間再熱、燃煤自然循環(huán)汽包鍋爐，發(fā)電機為哈爾濱電機廠生產(chǎn)的QFSN-300-20型水、氫、氫冷，機端自并勵發(fā)電機,機組熱力系統(tǒng)采用單元制布置。

汽輪機設有七段不調(diào)整抽汽，高壓缸設有二段抽汽，分別供#1、#2高加；中壓缸設有二段抽汽，分別供#3高加及除氧器；低壓缸設有三段抽汽，分別供#5、#6及#7低加。

1號機組于2007年將投產(chǎn)，受電廠委托，內(nèi)蒙古電力工程院汽機所將于2009年4月對1號機組進行大修前熱力試驗，測定機組在100%負荷至80%負荷（300MW、280MW、260MW、240MW）工況的熱力試驗，測定該機組熱力系統(tǒng)的運行狀態(tài)，為機組的經(jīng)濟運行及評價大修效果提供依據(jù)。

型號：NZK300-16.7/537/537

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機組各工況下設計保證值如下表所示：

3.1 通過試驗測定汽輪機組大修前相對內(nèi)效率﹑熱耗率﹑汽耗率，為評價機組的運行狀況提供依據(jù)。

3.2 根據(jù)試驗測定機組在各個工況下的熱耗及汽耗，繪制熱力特性曲線，為機組的大修效果作出評價。

4.1 負荷調(diào)整

試驗在固定調(diào)節(jié)閥開度下進行，閥門應盡量保持在“閥點”上，試驗負荷與保證負荷之間容許有正負5%的偏差。

4.2 機組參數(shù)的調(diào)整

4.2.1 試驗時，機組的主蒸汽參數(shù)，再熱蒸汽參數(shù)應保持在額定值。

????? 其波動范圍為：

????? 主蒸汽壓力：16.7MPa±0.042MPa(±0.25%)；

主蒸汽溫度：537℃±4℃ ；

再熱蒸汽溫度：537℃±4℃；

4.2.2 試驗期間，應保持機組的功率因數(shù)在0.85，保持發(fā)電機組氫壓在額定值(0.30 MPa)。

4.2.3 試驗期間再熱器減溫水不投運。

4.2.4 排汽壓力：絕對壓力的±1.0%或0.14KPa之間大者。

4.2.5 電功率：±0.25 %。

5.1 測點布置見附圖1

5.2 測量儀表

5.2.1 功率測量：用兩表法測量發(fā)電機輸出端功率，采用經(jīng)過校驗的0.1級單相瓦特表，人工記錄。

5.2.2 壓力測量：壓力測量采用0.25級1151型壓力變送器輸入數(shù)據(jù)采集器(英國施倫伯杰公司生產(chǎn)的“3595”IMP")打印記錄。

5.2.3 溫度測量：溫度測量采用經(jīng)校驗的鎳鉻-鎳硅(分度號為k型)熱電偶或Pt100鉑熱電阻送入數(shù)據(jù)采集裝置打印記錄。

5.2.4 流量測量：流量用孔板或噴嘴測量，孔板差壓用0.25級差壓變送器輸入數(shù)據(jù)采集裝置打印記錄，噴嘴采用ASMI標準制作及校驗。

5.2.5 除氧器水位和排氣裝置熱井水位變化用人工記錄。

5.2.6 其它補水和各種泄漏、取樣水等流量用超聲波流量計或用量杯人工進行測量。

5.3?記錄方法

5.3.1所有熱電偶，鉑電阻輸出信號全部接入"IMP"數(shù)采系統(tǒng)。

5.3.2流量信號使用0.25級差壓變送器接入"IMP"數(shù)采系統(tǒng)。

5.3.3輔助人工記錄的測點：

壓力，電功率，凝汽器水位，除氧器水位，閥門開度；

5.3.4采樣間隔：

流量，電功率：每分鐘記錄一次；

壓力，溫度：每分鐘記錄一次；

液位：初始，終了各一次；

其他參數(shù)每五分鐘記錄一次。

在試驗期間關(guān)閉以下閥門，并保證嚴密性（閥門關(guān)閉后下游管道應該保持冷卻），為了正確處理可能發(fā)生的任何事故，機組運行人員對隔離的系統(tǒng)做詳細記錄，做好反事故措施。系統(tǒng)檢查及隔離如下：

6.1 蒸汽管道疏水

6.1.1 高壓主汽閥前疏水；

6.1.2 再熱主蒸汽冷端；

6.1.3 再熱主蒸汽熱端；

6.1.4 高排逆止閥前后疏水；

6.2 汽機本體和抽汽疏水

6.2.1 所有汽機本體疏水；

6.2.2 所有抽汽管疏水。

6.3 旁路系統(tǒng)