甩负荷试验方案 OK

1、NEPRI编 号：TLSFTSFAQJ16密 级： 通辽盛发热电有限责任公司新建工程2135MW供热机组汽轮发电机组甩负荷试验方案（讨论版）编写单位：辽宁东科电力有限公司编写日期： 2007年4月10日通辽盛发热电有限责任公司新建工程2135MW供热机组汽轮发电机组甩负荷试验方案（审批页）方案编写人： 蓝 澄 宇 审 核： 批 准： 编写单位：辽宁东科电力有限公司编写日期：2007年4月10日通辽盛发热电有限责任公司新建工程2135MW供热机组汽轮发电机组甩负荷试验方案（审批页）批 准：日 期审 核：日 期监理单位北京中达联监理公司通辽项目部通辽盛发热电有限责任公司新建工程2135MW供热机组

2、汽轮发电机组甩负荷试验方案（审批页）批 准：日 期审 核：日 期审核单位通辽盛发热电有限责任公司 目 录1 编制依据32 设备系统概述33 试验目的及试验计划84 试验前应具备的条件85 甩负荷试验前的准备工作96 甩负荷试验主要操作程序108 主要测试项目及试验记录149 试验安全措施1610 甩负荷试验的组织与分工171 编制依据1.1 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）电力部电建1996159号1.2 火电工程启动调试工作规定电力部建设协调司建质199640号1.3 火电工程调整试运质量检验及评定标准电力部建设协调司建质1996111号1.4 电力建设施工及验收技术

3、规范（汽轮机机组篇）DL 5011-921.5 火电机组达标投产考核标准（2001年版）国电电源2001218号1.6 火电机组达标投产动态考核办法（2001年版）国家电力公司1.7 电力建设安全工作规程（火力发电厂部分）DL 5009.1-92能源部能源基1992129号1.8 东北电力科学研究院质量管理标准1.9 通辽盛发热电有限责任公司新建工程启动调试合同1.10汽轮机甩负荷试验导则电力部建设协调司建质199640号2 设备系统概述通辽盛发热电有限责任公司新建工程包括两台440th燃煤超高压流化床锅炉，配套两台135MW供热式中间再热双抽汽轮发电机组、热网首站以及相关设施、系统。电厂以供

4、热为主，供电为辅，热电联产。发电机为哈尔滨发电机厂生产的空冷发电机。汽轮机型号为CC135-13.24/0.98/0.25型超高压、一次中间再热、双缸、双排汽、单轴、双抽、凝汽式汽轮机。汽轮机旁路系统为高、低两级串联旁路系统，旁路容量为锅炉最大连续蒸发量的30。每台机组的汽轮机回热抽汽系统具有七段非调整抽汽，分别供给四台低压加热器、一台高压除氧器和二台高压加热器。高压给水系统采用单元制系统，每台机组共装设二台各为100容量的电动调速给水泵，正常工况一台运行，一台备用。凝结水系统装设三台凝结水泵，纯凝工况时两台运行一台备用。全厂设置一个高压辅助蒸汽联箱及一个低压辅助蒸汽联箱。在汽轮机正常运行时，

5、由汽轮机工业抽汽作为高压辅助蒸汽，供轴封、高压除氧器用汽等；采暖抽汽作为低压辅助蒸汽汽源，供生水加热器、暖风器和热网补水除氧器、加热器用汽；高压辅助蒸汽联箱可为低压辅助蒸汽联箱提供汽源。辅助设备的冷却、热交换器是以循环水或软化水做为冷却介质。抽真空系统设计有两台各为100容量的真空泵。机组还设有汽机润滑油、顶轴盘车系统，发电机空气冷却系统，汽机高压抗燃油(EH油)系统等。汽机主机采用数字电液调节(DEH)控制系统，电子设备采用了日立北京控制有限公司的HIACS-5000M系统，液压系统采用了哈尔滨汽轮机控制工程有限公司成套的高压抗燃油EH装置。机组热控采用北京国电智深控制技术有限公司的EDPF

6、-NT分散控制系统(DCS)。 汽机保安系统除设有机械式超速保安器和电子式超速保安装置外，还配有危急跳闸系统(ETS)。汽机安全监视装置(TSI)采用由Philips公司生产的MMS6000监控系统，在超出运行危险值的情况下发出报警信号和使机组跳闸。汽轮机技术规范：项 目数 值型 式：超高压、中间再热、双缸、双排汽、双轴、凝汽式型 号：CC100N135-13.240.980.25型额定功率：（抽汽冷凝）100135 MW额定转速3000 rmin转 向从机头向发电机方向看顺时针额定进汽量（抽汽冷凝）440410.13 th最大进汽量440 th最大功率142.9 MW新汽压力13.24 MP

7、a（a）新汽温度535 再热蒸汽量（抽汽冷凝）384.35358.8 th再热蒸汽压力（抽汽冷凝）3.6323.357 MPa再热蒸汽温度535 额定工业抽汽量120 th额定工业抽汽压力0.981 MPa（a）额定工业抽汽温度353 最大工业抽汽量180 th额定采暖抽汽量100 th额定采暖抽汽压力0.25 MPa（a）额定采暖抽汽温度224.3 最大采暖抽汽量220 th排汽压力（抽汽凝汽）2.94.9 kpa额定给水温度（抽汽凝汽）250245.5 冷却水温度（额定最高）20/33 加热器数2GJ+1CY+4DJ级数1C+5P+9+1+26P（=28级）最终给水温度（抽汽/冷凝)249

8、.7 / 245.5 汽耗（抽汽凝汽）4.4163.038 kgkw.h热耗（抽汽凝汽）5684.18244.2 kJkw.h锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司采用引进的Alstom公司的循环流化床锅炉技术进行技术设计，并完全按照引进技术所确定的原则进行施工设计和制造的HG-440/13.7-L.HM28型循环流化床锅炉。锅炉主要由炉膛、高温绝热分离器、自平衡“U”形回料阀和尾部对流烟道组成。燃烧室蒸发受热面采用膜式水冷壁，水循环采用单汽包、自然循环、单段蒸发系统。采用水冷布风板，大直径钟罩式风帽，具有布风均匀、防堵塞、防结焦和便于维修等优点。燃烧室内布置双面水冷壁来增加蒸发受热面。燃烧室内布置

9、屏式级过热器和屏式热段再热器，以提高整个过热器系统和再热器系统的辐射传热特性，使锅炉过热汽温和再热汽温具有良好的调节特性。锅炉采用2个内径为8.08米的高温绝热分离器，布置在燃烧室与尾部对流烟道之间，外壳由钢板制造，内衬绝热材料及耐磨耐火材料,分离器上部为圆筒形，下部为锥形。防磨绝热材料采用拉钩、抓钉、支架固定。高温绝热分离器回料腿下布置一个非机械型回料阀，回料为自平衡式，流化密封风用高压风机单独供给。回料阀外壳由钢板制成，内衬绝热材料和耐磨耐火材料。耐磨材料和保温材料采用拉钩、抓钉和支架固定。以上三部分构成了循环流化床锅炉的核心部分物料热循环回路，煤与石灰石在燃烧室内完成燃烧及脱硫反应。经过

10、分离器净化过的烟气进入尾部烟道。尾部对流烟道中布置级、级过热器、冷段再热器、省煤器、空气预热器。过热蒸汽温度由在过热器之间布置的两级喷水减温器调节，减温喷水来自于给水泵出口，高加前。冷段再热器和热段再热器中间布置有一级喷水减温器，减温水来自于给水泵中间抽头。级、级过热器、冷段再热器，烟道采用的包墙过热器为膜式壁结构，省煤器、空气预热器烟道采用护板结构。为防止因炉内爆炸引起水冷壁和炉墙的破坏，燃烧室与尾部烟道包墙均采用水平绕带式刚性梁来防止内外压差作用造成的变形。锅炉设有膨胀中心，各部分烟气、物料的连接烟道之间设置性能优异的非金属膨胀节，解决由热位移引起的密封问题，各受热面穿墙部位均采用国外成熟

11、的密封技术设计，确保锅炉的密闭性。锅炉钢构架采用高强螺栓连接，按7度地震裂度设计。锅炉采用支吊结合的固定方式，除分离器筒体和空气予热器为支撑结构外，其余均为悬吊结构。锅炉技术参数：项 目单位设计参数过热蒸汽最大连续蒸发量（BMCR）t/h440过热蒸汽出口汽压MPa13.7过热蒸汽出口温度540再热蒸汽流量t/h388.3再热蒸汽进口压力MPa3.82再热蒸汽出口压力MPa3.62再热蒸汽进口温度368.2再热蒸汽出口温度540给水温度249.4锅炉效率89.3排烟温度142锅炉的启动燃烧器设计总点火容量为28BMCR，设有2支床下启动燃烧器和4支床上启动燃烧器；2支床下启动燃烧器的总启动负荷

12、为8BMCR ，4支床上启动燃烧器的总启动负荷为20BMCR。床下启动燃烧器布置在水冷风箱的下部，用四只非金属补偿器与水冷风箱相连接，冷、热态的胀差由非金属补偿器吸收。4支床上启动燃烧器分别置于两侧水冷壁上、距离布风板约3m高处、每侧墙上各2支床上启动燃烧器，床上启动燃烧器与水冷壁为固定连接，随着水冷壁的胀、缩而移动。本工程所用的启动燃料为0#轻柴油，每支床下油枪出力为1250kg/h，每支床上油枪出力为1550kg/h，床上、床下油枪的雾化方式均为简单机械雾化式，床上、床下油枪和对应的点火器的伸缩执行机构为气动式。锅炉安装有8台安全门，其中汽包安装两台，过热器出口集箱两台，再热器冷段三台、再

13、热器热段一台。锅炉输煤系统：原煤经皮带送入碎煤机室，在碎煤机室经过两级破碎后，粒度合格的原煤进入炉前煤斗。锅炉给煤系统：锅炉采用四点给煤，最后一级给煤机带两个给煤点的方式运行, 第一级称重给煤机接受原煤仓落煤，经过第二级皮带给煤机的落煤后进入第三级埋刮板给煤机至位于炉膛后部的回料阀的回料管线上的两个给煤口， 再与循环物料混合后送入燃烧室内燃烧。每台锅炉两路给煤，每路按100容量设计。煤种特性参数：煤 种单位设计煤种校核煤种备注收到基碳分Car36.0232.45设计煤种为烟煤；最大准许粒径10mmd501.5mmd 200m不大于10%收到基氢分Har2.362.37收到基氧分Oar9.671

14、0.54收到基氮分Nar0.580.5收到基硫分St.ar0.320.32收到基灰分Aar19.0522.32收到基水分Mt3231.5挥发分 Vdaf49.4649.03低位发热量Qnet.v.arMJ/Kg13.2317.71名称符号单位设计煤种校核煤种灰变形温度DT10901070灰软化温度ST13301350灰熔化温度FT14501450每台锅炉底部设计了两套风水联合式滚筒冷渣器，渣经冷渣器、链斗送至渣仓。渣仓下部布置了双轴加湿搅拌器、干式散装机及渣库加湿水泵。冷却后的渣温一般不大于150，最高不超过220。冷却介质为软化水。每台锅炉尾部配置一台电袋复合式除尘器。每台电除尘器下设6个灰

15、斗，每个灰斗下设置一台仓泵，在运行中负责灰斗中灰的输送任务。QF-135-2型发电机是由哈尔滨电机有限责任公司生产，在技术上具有以下特点：转子是空内冷，转子线圈为空心含银铜导线，风路特点为：短风路、快流速、分段冷却，较好地解决了转子冷却的难题。整长的转子槽楔加两端的阻尼环、阻尼齿组成完整的阻尼系统，提高了发电机的抗负序能力。槽内放置弹性装置，解决了热膨胀和槽楔松动问题。定子线棒采用进口少胶带，利用进口数控六轴自动包带机包扎，嵌入铁芯后整体进行VPI真空压力浸渍，大大提高了介电性能和整体性、可靠性。端部短渐开线和双屏蔽结构，有效地避开了基频和倍频，防止了局部过热和端部漏磁。机壳采用薄壁钢板焊接、

16、分瓣式结构、铁芯悬挂在机壳内，形成了弹性减震结构。励磁系统采用静态励磁。发电机技术规范：项 目数 值型 号：QF-135-2型额定功率135 MW（保证值）额定功率因数0.85（滞后）额定电压13.8 kV额定电流6645 A额定转速3000r/min额定频率50 Hz相数3定子线圈接法Y额定效率98.69%（保证值为98.6）发电机定转子绝缘等级F级（按B级考核）超瞬变电抗（饱和）Xd”21.78 短路比（保证值）0.565承担负序能力稳态I2（标么值）8 暂态I22t10 秒强励顶值电压（恒电流）不小于2倍额定励磁电压强励持续时间不小于20秒电压响应比不小于2倍额定励磁电压/秒噪声（距机壳

17、1米处，额定功率时）不大于90分贝（A级）3 试验目的及试验计划3.1 试验目的考核汽轮机调节系统的动态特性，评定调节系统的动态品质。附带考核循环流化床锅炉快速变负荷特性，并检查机组和各配套辅机及系统对甩负荷工况的适应能力。3.2 试验计划(1) 50额定负荷，即70MW甩到零；(2) 100额定负荷，即135MW甩到零。4 试验前应具备的条件4.1 汽机调节系统静态试验合格，速度变动率为45%，迟缓率0.2%，调节系统各部套无卡涩现象，电调经甩负荷模拟试验。4.2 高、中压主汽门关闭时间0.50秒。4.3 高、中压调节汽门关闭时间0.50秒。4.4 高、中压主汽门和调节汽门严密性均能在额定参

18、数下将汽轮机转子转速降至1000r/min以下（非额定参数应符合修正公式的修正值）。4.5 汽轮机超速保护装置良好，电超速、机械超速保护动作值应在110额定转速范围内，103的OPC超速经试验动作正确，之后控制转速定速正确。4.6 机组各轴承振动在合格范围内。4.7 汽机高压缸排汽逆止门及各段抽汽逆止门动作灵活。4.8 除氧器及汽封备用汽源和切换设施可靠。4.9 各加热器及管道上的安全门在超压时均能正常动作。4.10 锅炉安全门、对空排汽门功能正常。4.11 锅炉汽包和除氧器事故放水门开关良好。4.12 锅炉一、二级减温水系统阀门开关灵活，严密性良好。4.13 热控系统有关汽机、锅炉热工自动、

19、保护、联锁等装置整定数据正确，动作正常，主要有以下项目：(1) 锅炉燃烧管理系统（FSSS）；(2) 汽机安全监控系统(TSI)；(3) 机、炉、电联锁保护系统；(4) 除氧器水位及高、低加水位保护；(5) 汽机疏放水系统；(6) 辅机联锁保护。4.14 发电机主断路器和灭磁开关合、跳闸良好。4.15 励磁系统经过模拟试验，电压调节安全可靠。4.16 厂用直流供电系统处于完好状态，事故供电系统经考核试验确实可靠。4.17 热控DCS系统及常规主要监视仪表指示正确。4.18 汽机调速油系统在试验前取样化验，油质合格。4.19 机组已经整套启动试运的考验，能够适应工况变化的运行方式。4.20 甩负

20、荷试验方案已经有关部门审查批准，参加试验人员熟悉本方案。4.21 甩负荷试验计划已报请调度批准。5 甩负荷试验前的准备工作5.1 为防止危急遮断器意外卡涩，甩负荷前应进行危急遮断器喷油试验。5.2 高、中压主汽门和高、中压调门活动试验正常，无卡涩现象。5.3 高、低压旁路处于热备用状态，高、低压旁路调节阀前、后管路疏水门在试验前2小时左右开启暖管。5.4 涉及机组安全的自动装置设专人监护，一旦“自动”失灵，立即手动。5.5 高、低压加热器在甩负荷试验时投入。5.6 甩负荷前汽机润滑油冷油器出口油温保持在4045。5.7 凝汽器和除氧器保持较高水位。5.8 凝结水泵和给水泵备用泵联锁保护动作正确

21、。5.9 投入启动辅汽汽源供厂用辅助蒸汽。5.10 下列保护在试验时切除：(1) 汽机低真空跳机；(2) 汽包水位高及低引起MFT保护；(3) 发电机跳闸引起MFT保护；(4) 汽轮机跳闸引起MFT保护；(5) 锅炉MFT保护联跳汽机；(6) 炉膛压力低引起MFT保护。5.11下列自动调节器在甩负荷试验时可以切为手动控制：(1) 汽包水位；(2) 主汽压力；(3) 主汽温度；(4) 再热汽温度；(5) 送、引风调节。5.12 进行直流电源和事故照明的可靠性试验。5.13 试验测试仪器准备好。(1) 瞬态数据采样装置。(2) 热控DCS系统及机组常规监视仪表。5.14 锅炉侧准备：5.14.1

22、对床上床下共6只油枪进行检查，并试投1轮，确保油枪可远控切停投运。5.14.2 鉴于循环流化床锅炉热惯性大特点，为确保甩负荷后锅炉不超温超压，建议准备两种方式：a.确认锅炉侧泄压序列 (生火管路阀、再热器对空排汽阀、过热器疏水门，做好手拉过热器右侧安全门的准备)；b.减温水系统的准备，通常状况下，减温水手动门处于全开状态，如果调节门在小开度时特性不好，即调节门开得很小，可能也有较大的减温水量，可安排运行人员在就地调节手动门配合减温水量调节。5.14.3 根据实际情况，甩负荷试验前10min，锅炉进行1次排渣。6 甩负荷试验主要操作程序6.1 试验前2小时主要工作及操作(1) 保持阀门活动试验所

23、允许的负荷，进行高、中压主汽门及调门活动试验。(2) 进行汽机低油压保护试验。(3) 辅助汽源暖管，旁路系统检查准备。(4) 与地区调度进一步明确试验时间。(5) 通告“试验前2小时”。6.2 试验前1小时主要工作及操作(1) 保持拟进行试验的负荷，确定运行蒸汽参数，起动或停用相应的附属设备。(2) 电气操作员将厂用电切换至启动备用变供电。(3) 机组高、低压旁路因只有手动状态，稍开进行暖管，或开启旁路前后疏水门暖管。(4) 热控DCS系统及常规记录仪时间对照。(5) 通告“试验前1小时”。6.3 试验前30分钟主要工作及操作(1) 机、炉投运设备运行情况确认良好。(2) 进行操作盘报警信号指

24、示灯试验。(3) 确认励磁电压调节器在自动位置。(4) 确认专用测试仪器准备工作全部结束。(5) 通告“试验前30分钟”。6.4 试验前10分钟主要工作及操作(1) 投创下2只油枪、床上1只油枪。(2) 保持试验负荷及参数，各岗位操作人员全部进入岗位。(3) 确认汽包水位、除氧器水位及凝结器水位均正常。(4) 开启除氧器备用汽源进汽门。(5) 确认DEH控制是在“自动控制方式”。(6) 确认机、炉、电各项可能引起跳闸的参数均在规定范围内。(7) 通告“试验前10分钟”。6.5 试验前5分钟主要工作及操作(1) 系统周波保持500.2Hz。(2) 记录人员进入各自岗位，记录甩负荷试验前参数。(3

25、) 电气操作人员进入岗位。(4) 通告“试验前5分钟”。6.6 试验前2分钟主要工作及操作(1) 根据试验负荷情况，关闭左/右两侧原煤斗下插板，给煤机维持空载运行。(2) 通告“试验前2分钟”。6.7 试验前倒计时：10、9、8、7、6、5、4、3、2、1、05 秒： 起动试验测量记录仪表。0 秒： 发电机与系统解列，注意汽包水位，调节给水量；记录人员记录过渡过程最高值（或最低值）及稳定值；监视发电机励磁调节器工作情况及发电机电压，若超过预想值手拉灭磁开关解除联锁。6.8 甩负荷后动态应变操作(1) 过热器/再热器压力、高/低压旁路控制见本方案“7 甩负荷时锅炉的运行控制”；(2) 确认已将燃

26、料量减到相应值，保持炉膛负压在规定值范围内；(3) 监视主汽、再热汽温度保持在允许范围内；(4) 监视汽轮机转速达到111%额定转速而超速保护未动作时立即手动紧急停机；(5) 在汽机转速稳定后才可进行必要的调整，保持其额定转速；(6) 确认除氧器备用汽源投入，汽封汽源正常，给水泵未汽化；(7) 监视汽机各系统有关测点温度值，当确认有水倒流入汽缸时立即停机。(8) 确认汽轮机下列指示仪表的数值在允许范围内： 轴向位移及胀差 轴振动 推力瓦及支持轴承温度 高压缸排汽温度及低压缸排汽温度 凝汽器真空6.9 试验结束试验测试项目全部完成后，机组空转稳定运行，通告“试验结束、重新并网”，锅炉正常投煤，调

27、整一级给煤机转速，开启原煤斗下插板，按规程进行机组恢复操作。7 甩负荷时锅炉的运行控制7.1甩 50ECR负荷时所调整的运行状况：电负荷70MW，主蒸汽压力7.0 MPa,主蒸汽、再热蒸汽平均温度510，维持风室压力14.0 kPa左右，一次风量在140 km3/h，氧质量分数维持在4左右，两侧原煤斗下插板关闭，给煤机正常运行，维持空载，投床下 2只油枪、床上1只油枪，床温约 800；汽轮机高、低压加热器都投入，厂用蒸汽由低压母管供汽，1台电动给水泵运行，另1台电动给水泵热备用状态，高 、低压旁路开启5进行暖管备用。7.2 甩100ECR负荷时所调整的运行状况:电负荷135MW，主蒸汽压力13

28、.24MPa，主蒸汽、再热蒸汽平均温度 535，维持风室压力14.0 kPa左右，一次风量180 km3/h，氧质量分数维持在4左右，两侧原煤斗下插板关闭，给煤机正常运行，维持空载，投床下 2只油枪、床上1只油枪，床温约 860，汽轮机高、低压加热器都投入，厂用蒸汽由低压母管供汽，1台电动给水泵运行，另1台电动给水泵热备用状态，高、低压旁路开启5进行暖管备用。7.3 甩负荷试验采用电气人员手动发电机油开关、自动跳灭磁开关方法，使机组与电网解列，甩去全部负荷。锅炉在甩 100负荷前1Os时打开生火管路阀对空排汽；注意维持床温，随时投煤升负荷。7.4 锅炉主要参数的变化与控制：甩负荷的过程对锅炉是

29、一个极大的扰动，锅炉的主要参数:主汽压力、再热汽压力、汽包水位、炉膛负压和主再热汽温、流化风量(一次风量)、床温、风室压力、燃料量等如控制不当，均会产生极大波动，甚至导致锅炉压力过高安全门动作，过热器、再热器严重超温，锅炉床温急剧下降而无法投煤，炉内流化不良结焦而紧急停炉等。结合本循环流化床锅炉的特点建议主要参数的运行控制如下: 7.4.1 蒸汽压力控制甩负荷试验采取在甩负荷前20S，降低给煤机转速至零而断煤，利用锅炉热惯性维持电负荷不变。在甩负荷试验前10S,开始打开集汽箱生火管路阀，保证在甩负荷时生火管路阀已全开，以减少主蒸汽压力的飞升。同时，在甩负荷后立即开始全开低压旁路，同时逐渐全开高

30、压旁路(3050100)，保证再热器系统不超压。甩50负荷时，生火管路阀打开后，如果压力下降较快马上关闭，主要通过高低压旁路泄压。甩l00负荷时，生火管路阀提前打开，而且一直保持开的状态直到汽轮机并网，其次高压旁路打开的速度视再热蒸汽的压力情况而定；甩负荷试验时，汽轮机高中调节门瞬时关闭，高低压旁路已有5开度进行暖管，随着甩负荷后立即开始全开低压旁路，甩 100负荷，打开再热器出口对空排汽门。7.4.2 主蒸汽、再热蒸汽温度：因为锅炉热惯性的问题，蒸汽温度会有少许变化，尤其投了小量的煤来确保床温不要降得过快以便配合汽轮机并网升负荷时；根据实际情况可投入减温水，但要避免汽温起伏变化。7.4.3

31、流化风量： 锅炉冷态试验时得出的临界流化风量为100km3/h，50负荷正常流化风量为140 km3/h左右，100负荷正常流化风量为180 km3/h左右。在甩完负荷到并网这段时间内，如果床温下降过快，调整降低流化风量到120 km3/h左右。7.4.4 床温床压甩负荷试验控制风室压力在12-14 kPa正常范围内；床温最低在640以上。7.4.5 燃料量： 燃料量控制包括油量和煤量的控制，甩负荷前给煤机空转，零给煤量，投2只床下油枪，床上1只油枪；一是保持床温；二是防止锅炉超温超压。8 主要测试项目及试验记录8.1主要测试项目如下：(1) 机组实际转数；(2) 发电机位置开关动作信号；(3

32、) 高、中压油动机行程；(4) 发电机有功功率；(5) 高压、低压旁路开度；(6) 主、再热蒸汽压力及温度；(7) 高压缸排汽压力及温度；(8) 汽机调节级压力及温度。8.2 汽机汽门关闭时间测试记录汽门名称跳闸电磁阀延时(秒)汽门油动机关闭时间(秒)跳闸至汽门关闭时间(秒)高压主汽门(TV1)高压主汽门(TV2)高压调节汽门(GV1)高压调节汽门(GV2)高压调节汽门(GV3)高压调节汽门(GV4)中压主汽门(RSV1)中压主汽门(RSV2)中压调节汽门(IV1)中压调节汽门(IV2)备注：试验时间： 试验时EH油压： 试验时EH油温度：8.3 机组甩负荷试验数据汇总表序号试验记录项目单位动 态 数 据甩前值最大值最小值稳定值1机组实际负荷 MW2转速r/min3高压调节汽门油动机行程mm4中压调节汽门油动机行程mm5EH油压MPa6主油泵入口油压MPa7润滑油压MPa8主蒸汽压力MPa9主蒸汽温度10再热蒸汽压力MPa11再热蒸汽温度12调节级后压力MPa13调节级后温度1