核电厂汽轮机性能考核试验不合格问题分析
汽轮机机械超速不合格原因分析及改进
１ １ ， ７ ３ ７ ７ ｒｒｉ ， 急 遮 断 器 飞 锤 打 １ ％ 即 ６ ０～ ７ ０／ ｎ时 危 ａ
急 遮断器 飞锤 与钩 间隙过大 的 因素 ； 之后 ， 汽轮机 对
危急保安器解体检查 ， 确认保安器滑 阀、 弹簧、 钩等 各部 件外 观完好 ， 机 械 损伤 ， 部件 无 卡 涩现 象 ， 无 各 排 除了危 急保安 器滑 阀 、 簧 、 弹 钩等 部件变形或 损坏
正常动作 ， 对防止机组超速 十分重要 。如果保安系
统失灵将 引发 机组过 分超 速 ， 即使 时 间很短 ， 也可能
引起 严重事 故 。
长时间运行过程中， 发生位移， 使飞锤偏 心距减小 ， 汽轮机危 急遮 断器 飞 锤 飞 出的离 心 力增 大 ， 导致 机 械超 速不合 格 。
（ 兰州石化公 司化肥厂 ， 甘肃 兰州 ７ ０ ６ ３００） 摘 要 ： 兰州石化公 司化肥厂动力车间 ２× ８ １ ＭＷ 汽轮发 电机组 １汽轮机已运行 １ ２年 ， 在一次超速试验 中危急保安 器不动作 ， 经过对相关部件检查 ， 最终确定主要原因是危急遮断器螺钉松动 ， 造成 机械超速不合格。针对 这种情况 ， 通过计算危急保安的偏 心距 ， 不断调整螺 钉在 飞锤 中的位置 ， 并经过机 械超速试 验验证 ， 最终解决 了机械 超速不合 格 的问题 ， 保证 了汽轮机的安全运行 。
针对 以上 原 因 ， 首先 对 汽轮 机危 急遮 断 器飞锤 与钩 间隙进行 了测量 ， 量结 果 为 ０ ８ｒ 完 全满 测 ．５ ｍ， ａ
足厂家 给定 的技 术 要 求 （ ． ０ ８～１０ ｍ） 排 除 了危 ．ｍ ，
福清核电3号机组整体气密性试验不合格分析与处理
福清核电3号机组整体气密性试验不合格分析与处理摘要：福清核电3号机组为ALSTOM/M310核电TA 1100-78型发电机，发电机整体气密性试验的合格是机组稳定正常安全运行的必要前提。
2016年05月13日，执行3号发电机整体气密性试验，24小时标准压降为74mbar，结果不合格。
本文对多种可能造成发电机整体气密性试验不合格的原因进行了分析讨论，并从中确定导致气密性试验不合格的原因为：发电机外漏、密封瓦存在故障。
然后在此基础上提出发电机气密性试验不合格的预防措施及改进建议。
关键词：发电机；气密性试验；密封瓦0 前言福清核电3#、4#机组为ALSTOM/M310核电TA 1100-78型发电机，为东电公司与法国Alstom公司合作生产的大型四级半转速同步发电机。
该发电机的冷却型式采用“水氢氢”，即：发电机定子线圈采用水内冷却，定子铁心采用氢气外冷却，转子线圈采用氢气内冷却。
发电机整体气密性试验作为发电机安装及调试的重大试验，发电机合格的气密性是机组稳定正常安全运行的必要前提，通过向发电机内部充入额定压力为0.3MPa的压缩空气，测量计算24小时气体泄漏量，检测发电机密封性能是否满足厂家要求。
按下面公式计算泄漏压降：式中：△P ── 24小时泄漏压降，mbarPi ── 试验开始时机内气体压力（表压），mbarPf ── 试验终止时机内气体压力（表压），mbarTi ── 试验开始时机内气体平均温度，℃Tf ── 试验终止时机内气体平均温度，℃D ── 试验连续进行的时间，小时hPatmi──试验开始时当地大气绝对压力，mbarPatmf──试验终止时当地大气绝对压力，mbar合格标准：24小时压力降小于20mbar。
1 概述1.1 现象描述2016年05月13日开始，执行3号发电机整体气密性试验，24小时标准压降为74mbar，结果不合格。
1.2 后果及潜在风险发电机在压缩空气状态下整体气密性试验不合格，反应发电机运行期间氢气泄漏率可能不合格。
汽轮机组真空严密性不合格原因分析与解决
汽轮机组真空严密性不合格原因分析与解决摘要：亚齐火电项目机组的设计额定负荷为11万千瓦（2台），其中2#机组真空严密性试验多次不合格，按照常规的思路和方法进行反复的检查和调整，效果均不明显。
但机组在正常运行时凝汽器的真空度可以达到负93.7千帕左右，真空泵停止后，真空度会迅速下降，达不到试验合格标准。
此缺陷不但影响机组安全运行，同时影响机组移交，施工方按照常规电厂真空查漏的方法进行了多次查漏和消缺工作，仍达不到试验要求。
最后组织各方专业人员采取思维发散方式，对可能的原因进行分析和排除法，最后找到产生问题的根本，处理后试验合格。
关键词：真空严密性试验；真空度；下降率；泄漏一、概述亚齐火电项目两台2×110MW燃煤机组，汽轮机设计为抽汽凝汽式机组，进入调试阶段后，真空严密性试验不合格，按要求做灌水试验超过五次，反复对相关系统管路上的焊缝和法兰部位进行检查，效果均不明显，无法满足合格标准。
但机组在正常运行时，凝汽器的真空度可以维持到一个较高水平，最高可以达负93.7千帕左右（一台真空泵运行），只要真空泵停止，真空度会迅速下降，达不到试验要求的时间就会因真空度低跳机。
施工方按照常规电厂真空查漏的方法进行了多次查漏和消缺工作，每次完成后重新试验时均达不到要求，最后组织各方专业人员采取思维发散方式，对可能的原因进行分析和试验排除法，找到产生问题的根本，处理后试验合格。
二、真空系统灌水查漏试验凝汽器灌水试验均按照厂家资料和相关标准进行操作，灌水至凝汽器喉部上300mm位置，前两次灌水试验均以检查凝汽器本体及其与之相连的管道上的焊缝和法兰位置，主要检查的具体部位有：凝汽器外壳焊缝和取样、液位接头部位；高、低压加热器的事故疏水管道及阀门、法兰；高加事故疏水扩容器管道及接口位置；低压加热器外壳接口及取样点；低压加热器汽侧疏放水管道及阀门、法兰；低压加热器汽侧启动排汽管道及阀门、法兰；低压加热器汽侧水位计；各级水封；凝汽器抽空气管道及阀门、法兰；凝汽器真空破坏门及管道、法兰；低压缸及结合面、低压缸上部安全膜；中、低压缸联通管部位的法兰；凝结水收集箱及其管道及阀门、法兰；凝汽器放水门及其管道、法兰；真空泵入口管道及逆止阀门；凝结水泵及其连接的管道、法兰、阀门、盘根、滤网；凝汽器补水箱、补水管道及其阀门、法兰；汽机本体上所有的测量元件接头漏气检查；通过对上述部位的检查和处理，完成后再次进行真空严密性试验，真空下降率约为1.2KPa/min，试验结果仍与合格要求差距较大。
关于发电厂汽轮机运行中常见问题及解决对策分析
关于发电厂汽轮机运行中常见问题及解决对策分析发电厂汽轮机作为电力发电的核心设备之一，其正常运行对于电厂的稳定运行和电力供应具有重要意义。
在汽轮机的运行过程中常会遭遇一些问题，包括燃烧不稳定、温度过高、压力波动等。
本文将对发电厂汽轮机运行中的常见问题进行分析，并提出相应的解决对策。
燃烧不稳定是常见的问题之一。
这可能会导致汽轮机的功率不稳定，甚至造成停机。
燃烧不稳定的原因包括燃料质量不稳定、燃料供应不足、燃烧室设计不合理等。
解决对策可以是加强燃料质量检验，确保燃料质量的稳定；优化燃料供应系统，确保燃料供应充足；并且对燃烧室进行调整，确保燃烧的稳定性。
温度过高也是常见的问题之一。
温度过高可能会导致汽轮机叶片变形甚至运行失效。
温度过高的原因包括汽轮机转速过高、冷却系统故障、进出口温度不平衡等。
解决对策可以是降低汽轮机转速，控制在正常范围之内；加强冷却系统的日常维护和检修，确保冷却效果良好；通过调整进出口温度平衡热量分配。
压力波动也会给汽轮机的运行带来问题。
压力波动的原因有很多，包括供水系统异常、燃烧不稳定等。
解决对策可以是加强供水系统的维护和检修，确保供水的稳定性；解决燃烧不稳定问题，增加燃烧的可靠性。
还有一些其他常见的问题，如振动过大、噪音过大等。
这些问题可能会导致设备的损坏，甚至危及人员安全。
解决对策可以是加强设备的日常维护和检修，及时发现和解决问题；优化设备运行状态，降低振动和噪音；并加强对设备操作人员的培训，提高人员操作的规范性和技术水平。
发电厂汽轮机运行中的常见问题包括燃烧不稳定、温度过高、压力波动等，这些问题都会对设备的正常运行和电力供应造成不利影响。
通过加强设备的维护和检修，优化设备运行状态，加强操作人员的培训等措施，可以有效解决这些问题，确保汽轮机的稳定运行和电力供应的可靠性。
某电厂汽轮发电机组性能下降的原因分析及提升建议
某电厂汽轮发电机组性能下降的原因分析及提升建议摘要：核电汽轮发电机组的出力性能与电厂经济效益直接相关，近年来国内外多台运行机组出现了不同程度的出力下降的情况，逐渐呈现性能下降机理复杂、下降程度大、出现频率高等特点。
本文以某核电厂3号机组性能下降的现象进行了原因分析，并给出出力提升建议，为后续同类型机组的性能诊断提供相关借鉴。
关键词：汽轮发电机组；性能下降；出力提升1引言核电厂汽轮发电机组会随着运行周期逐渐增加出现性能下降的趋势，近年来国内多家核电机组的出力不足现象呈现低龄化发展，即部分投产周期较小的机组也出现了电功率值低于额定运行工况现象，严重影响电厂的经济效益。
造成汽轮发电机组出力不足的根本原因往往是多个因素耦合作用的结果，例如关键设备性能下降、热力系统严密性不足、主蒸汽调阀开度限值等。
本文以某核电厂3号机组的性能下降原因进行了深入分析，通过横纵向对比方式进行了原因定位，并给出合理化的出力提升建议。
2问题背景该核电厂3号机组为单轴、三缸、四排汽带有汽水分离再热器的半转速（1500rpm）、凝汽式、冲动式汽轮机[1]，其设计TMCR（连续最大运行）额定工况下的机组出力值为1089MWe，机组调试阶段的性能考核试验值为1103.5MWe，相关参数如下图所示：设计出力值调试考核试验设计海水温度设计凝汽器背压（MWe）（MWe）（℃）（kPa）TMCR：1089TMCR：1103.520.9 5.1SCR：1070SCR：1083.530.18.1图1 某核电厂3号机组性能参数在2022年进入春节调停后，该3号机组重新上行后的电功率稳定在1074MWe,相较于调停前1086MWe下降12MWe，如下图2所示。
在该状态下继续提升电功率值会触发3GRE358KA调阀开度限值报警，主蒸汽阀门开度已到限值，调停前后的机组性能差距已经严重影响到了电厂正常运行的经济效益。
图2 某电厂3号机组调停前后电功率曲线3原因分析经过对该机组自商运以来的二回路热力系统参数进行收集分析，发现该电厂3号机组的蒸汽发生器出口压力值存在异常，后续就主蒸汽压力的异常现象展开进一步技术分析。
论核电厂汽轮机整机启动和调试中存在的问题及解决方法
论核电厂汽轮机整机启动和调试中存在的问题及解决方法摘要：随着我国电力装机容量的大幅增加，目前核电机组已经成为发电的主要方向之一，核电机组的安全稳定运行意义十分重大，因此总结核电机组的调试经验和教训，提高调试质量，为提高可靠性的机组具有重要的意义。
关键词：汽轮机；调试；解决方法；冲转；常规岛引言：基于我国社会经济的迅猛发展，电力行业发展也突飞猛进，装机容量不断增加。
当前我国核电机组已经普遍使用，装机容量不断增加，而核电机组运行的稳定性对人类社会发展有着显著的影响。
基于此，本文结合了某核电厂汽轮机的整机调试，对核电汽轮机组调试过程中存在的问题进行分析与探讨，总结经验和教训，从而提高机组的可靠性，确保机组的安全稳定运行。
1.汽轮机的整机冲转介绍常规岛整组启动试验是一个综合性试验，牵涉系统和配合部门众多，文件准备和系统完整度准备需要做的工作较多。
常规岛整组启动是指常规岛各系统按照核电厂启动需求，各系统按照逻辑顺序启动，最终达到汽轮机冲转并网的要求。
尽早暴露汽轮机安装过程中隐藏的各种问题提前解决，为后续临界后核蒸汽冲转和并网扫清障碍。
2.调试问题描述及现场诊断处理2.1汽机1#瓦温度异常升高2.1.1异常情况一号机热试期间，第一次冲转时，汽轮机组挂闸后，机组转速开始攀升，过程中主控监视发现1号瓦温度迅速上升，在机组转速约200~250rpm时刻手动打闸。
打闸后，在汽机转速下降过程中1号瓦温度先上升到约158.1度后有下降过程，然后又再次上升到177.5度后重新下降。
在此过程中，偏心与温度出现同步变化，现场听音检查无明细剐蹭异音，过程中1号瓦温度有波动现象，至盘车状态1号瓦温仍约90℃左右。
2.1.2 原因分析与处理事件发生后，经专家讨论对1号轴瓦进行了解体检查，在机组降温达到检修条件后，进行1号轴瓦翻瓦解体，发现1号轴瓦上、下瓦均有明显磨损迹象，其中上瓦磨损较轻（图1），下瓦较严重（图2）。
同时，1号轴颈表面也有明显的磨损（图3），表现为在轴向对应轴瓦宽度范围内均有磨痕，最深沟痕深度约0.15~0.2mm左右。
汽轮机真空严密性不合格原因分析与解决措施
汽轮机真空严密性不合格原因分析与解决措施摘要：真空严密性试验是确定汽轮机真空系统是否泄漏的重要方法，尽管真空严密性试验与机组负荷、轴封压力、排汽温度、凝结水温度、凝结水过冷度等机组运行参数密切相关，但真空系统的安装质量也是真空系统严密的重要保障，真空严密性试验结果作为基建期机组达标投产和合同考核的重要指标，也反映了施工单位的安装水平。
关键词：汽轮机；真空严密性；不合格；解决措施1真空严密性差的危害如果说汽轮机的真空程度的严密性较差的话，那么就会出现各种危害，主要集中体现在以下三个方面:第一个方面是一旦真空严密性降低，那么就会有更多的空气进入到真空系统中去，如果这些空气没有及时的被真空泵抽走的话，汽轮机的机组压力与排汽温度数值就会不断攀升，致使汽轮机工作效率降低，最终导致能源消耗的增加，严重的情况就会影响到汽轮机的安全运行，大量的空气进入到真空系统，此时就会拉低蒸汽与冷却水的热交换系数，从而出现气体排出与冷却水温度差距较大。
第二个方面是如果说进入到真空系统中的空气能够被及时的排出之外，但是此时需要抽气器与真空泵相互的配合使用，这就会导致不必要的资源浪费。
第三个方面是如果真空系统进入大量的空气之后，此时冷凝器的冷度就会变大，从而让水中的溶氧度攀升，久而久之就会对低压设备有严重的腐蚀。
真空系统的高低是与漏气程度有关的，然而漏气程度的高低又与负荷的大小有关。
基于上述的相互影响因素，相关规章制度规定，在进行真空系统的严密性测试的试验过程中，负荷的大小必须在规定额定负荷的八成之下进行。
此时测试的真空降速应该不大于0．4kPa/min，如果超所上述的数值，那么此时的试验不合格。
与此同时，如果说真空系统的压强小于87kPa，温度数值高于60℃，那么这时候就要马上停止进行试验。
2案例概述2.1设备概况某电厂汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机，给水泵汽轮机为单缸、双流、凝汽式，排汽向下直接排入主机凝汽器。
核电汽轮机机调试中存在的问题及处理方法
核电汽轮机机调试中存在的问题及处理方法摘要：本文简要地阐述了AP1000核动力蒸汽透平机组的特性，着重分析了在机组运行中遇到的一些问题，并根据具体情况提出了一些对策，得到了较好地解决，对类似装置的试车具有一定的借鉴意义。
关键词：核电汽轮机组：问题分析：处理引言核电设备的试车周期长，工艺控制严格。
某AP1000核电厂采用了美国的第三代核能技术和三菱公司的蒸汽涡轮技术。
在实际运行中，发现了汽轮机转子顶起高度不够，汽轮机主蒸汽疏水阀门控制不当，汽轮机盘车时的电流变化较大等问题。
通过对设备运行过程中出现的故障进行理论剖析，并结合实际进行故障排除，取得了良好的效果。
1、机组简介某核电厂AP1000型核动力涡轮是由日本三菱公司生产的。
汽轮机主体阀包括4台高压主汽阀，4台高压调节阀，6台再加热主汽阀，6台再加热调节阀。
高压主汽阀是一种带有预启阀的调节阀，它是通过主汽阀来对启动初期的速度进行控制的，在速度达到额定速度1500 r/min后，将主汽阀控制切换为调节阀控制。
汽轮机润滑油系统的基本构成单元包括了油净化、储存、输送单元、轴承润滑、顶轴、盘车单元、排油烟单元，高压控制油单元和事故排油单元等。
从油母管道中流出的机油，在通过不同的滤清器后，被送到两个顶部轴向油泵中。
上轴油由上轴油泵增压，然后通过上轴油母管，再通过每个支承的上轴油分支管道输送到各个支承轴承。
在蒸汽透平机3~8号瓦和发电机9~10号瓦中，分别配有顶轴油，在每个顶轴油分支管道中都装有一个流量调节阀，用来控制流入每个轴承的顶轴油的流量。
然后，上轴油流入到发电机轴承中，上轴油的流速由节流孔的直径来控制[1]。
2、调试中的主要问题分析及处理2.1发电机转子顶起高度不足2.1.1问题描述在开启了润滑油系统之后，某AP1000机组开启了顶轴油泵 B，它的出口压力为13.4 MPa，测得了发电机大轴顶起高度：9号瓦0.02 mm,10号瓦0.06 mm，这并不符合大轴顶起高度超过0.07 mm可以启动盘车的要求。
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核电厂汽轮机性能考核试验不合格问题分析
摘要：核电厂因其本身的特殊性更加强调机组的安全稳定运行，所以在执行汽
轮机热力性能试验时需寻找安全运行与结果精确的一个平衡点。
核电厂与常规火
电厂不同，它更加强调机组运行的安全性，所以在执行汽轮机热力性能考核时需
在确保机组安全稳定运行的前提下提高试验准确性。
根据现场汽轮机性能考核试
验不合格的结果进行分析，探讨相关的解决方法。
关键词：核电厂；汽轮机、性能考核试验；问题分析
汽轮机发电机组热力性能考核试验作为机组在商运后验证机组热耗率和最大
连续出力是否能达到制造厂保证值的试验，其试验结果作为机组性能验收的依据，并为电厂今后经济运行提供原始资料。
由于汽轮机性能的全面考核试验需要加装
大量测点，成本较高，逐渐不为各电站接受。
随着近年来测量技术的发展，满足
高精度要求而又费用较低的简化试验逐渐在机组投产后得到广泛应用。
简化试验
仅精确测量计算热耗率所必须的物理量，通过修正曲线计算得到机组的各项考核
指标。
1 某汽轮发电机组考核试验方案简介
该核电厂汽轮机反应堆M310改堆型属于2代半压水堆堆型，其2回路汽轮
发电机组系东方汽轮机有限公司生产单轴三缸、四排汽带有汽水分离再热器的半
转速（1500 r/min）、凝汽式、冲动式汽轮机，额定工况设计出力1 089 MW、夏
季工况设计出力1 070 MW。
试验按照ASME PTC6-1996 （美国国家标准汽轮机性能试验规程）简化试验
的要求布置和安装试验测点。
共设置48个压力测点（包括大气压力）、32个温
度测点、6个流量差压测点、2组电功率测点和2个水位测点。
对试验结果影响
较大的重要测点，如主蒸汽压力、蒸汽发生器进水温度、汽轮机排汽压力等采用
双重或多重测点测量。
试验前机组运行足够长的时间，并已达到稳定工况，即反应堆冷却剂及其辅
助工艺系统稳定运行；真空系统严密性符合要求；汽水分离再热器水位维持稳定，除氧器水箱及凝汽器热井水位缓慢变化，无较大波动；试验期间不对机组进行有
可能影响试验精度的其他操作。
试验期间主机、辅机、管道和阀门没有异常泄漏。
系统不明泄漏率不超过满负荷运行时主蒸汽流量的0.1%。
如果不明泄漏率不满足
要求，参与试验的各方应协商确定不明泄漏率的允许值。
试验要求需在100%功率平台下稳定运行48 h，各运行参数基本稳定且接近设计值。
试验数据采集前应按照设计热平衡图所规定的热力循环对汽轮发电机组相
应系统进行隔离，隔绝任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量。
针对上述要求制定了相应的隔离阀门清单，其中包括以下几个部分：a) 主蒸汽、抽汽系统的疏水旁路阀；b) 水和蒸汽取样阀；c) 主蒸汽至STR （辅助蒸汽转
换系统）阀门；d) 加热器及MSR （汽水分离再热器）危机疏水至凝汽器手动阀；
e) 凝汽器补水阀；f) 蒸汽发生器排污阀。
2 试验带来的风险及相应应对措施
2.1 蒸发器排污系统隔离引发的风险及应对措施
在设计的标准热平衡图中没有考虑到蒸发器排污，根据试验方案需在试验开
始前对其进行隔离。
蒸发器排污的作用是排除蒸发器二次侧的污垢，保证二回路
水质良好，蒸发器排污流量较大，全开约70 t/h，且没有测量具体流量的手段。
隔离蒸发器排污系统根据运行技术规范需记录1个第二组I0 （第二组运行事件），
1台机组不能同时存在5个第二组I0否则需要在24 h内向NS/SG （蒸发器冷却停堆模式）模式后撤，即正常运行最多只能同时存在4个第二组I0。
不仅如此，隔离蒸发器排污可能造成二回路水质恶化，二回路水质钠-阳电导关系如果恶化迅速可能使二回路水质进入水质4区，根据运行规范如水质进入4区则需在24 h功率运行后向NS/SG模式针对以上风险制定了如下应对措施：a) 试验前确认二回路水
质状况，其钠-阳离子电导率性能必须在规范水质2区以内稳定运行；b) 试验期间应密切监视2回路水质变化，如恶化速度缓慢则继续试验，迅速恶化至水质4区
则立刻终止试验并恢复一切水质净化手段，待水质合格且稳定后再另行开始试验。
2.2 水和蒸汽取样系统隔离引发的风险及应对措施
水和蒸汽取样系统包括REN（核取样系统）蒸发器上下取样及SIT（给水化学
取样系统）。
二者均未在设计的热平衡图中，根据试验方案需在试验前进行隔离。
隔离REN系统蒸发器上下取样阀门会造成下游KRT（辐射监测系统）取样不可用
及PAMS（事故后监测）仪表不可用，需要记录2组第二组I0。
对于一个试验来说，记录3组第二组I0对机组稳定运行很不利。
隔离SIT系统会使主控室失去二
回路水质监测。
在蒸发器排污系统被隔离的情况下无法检视二回路水质是有很大
风险的。
针对上述情况采取了以下应对措施来优化试验方案：a) REN取样管路较少
（每个蒸发器2路，共6路），在取样管路下游均有稳定的取样流量，这部分流
量是可进行测量的，所以本着机组安全第一的原则试验时不隔离这部分取样，改
为用精密量筒测量以减小风险；b) SIT系统取样管路较多，对二回路水质进行监测，运行期间其每一路取样流量均较小，但没有可明确测量的仪表，试验时可预
留一列取样管线用于主控监视水质，并采用超声波流量计测量其流量。
2.3 其它阀门隔离引发的风险及应对措施
2.3.1 凝汽器补水及二回路加药隔离引起的风险及应对措施
机组正常运行工况凝汽器补水阀是自动补水的，二回路加药系统也是连续投
用的。
二者投用均会造成热平衡图以外的水和能量进入二回路，造成试验结果不
准确。
隔离凝汽器补水阀可能会造成试验时凝汽器水位下降，隔离二回路加药系
统也会在一定程度上影响二回路水质。
所以在试验前先将凝汽器补水至较高水位（建议1.1 m），并密切监视二回路水质，如水质恶化至4区则二回路加药和蒸
发器排污一同投用。
2.3.2 危机疏水阀隔离引起的风险及应对措施
危机疏水阀是加热器及MSR危机疏水至凝汽器手动阀。
如果打开则造成热平
衡图以外的水和能量损失。
危机疏水阀如被隔离可能会造成二回路容器疏水不畅，造成水位上升引发报警。
而危机疏水阀手动阀较大，操作困难，如触发高水位报
警可能无法及时恢复这些阀门的状态，对机组安全稳定运行带来不便。
危机疏水阀的自动阀门在机组稳定运行期间是处于自动关闭状态的，只有在
触发高水位逻辑时才会自动打开疏水。
试验前可使用红外线热成像仪对这些阀门
进行检查，如果没有内漏则在试验期间可不隔离本路手动阀，改为主控监视自动
阀状态，从而降低试验风险和隔离工作量。
3 结语
核电汽轮机热力性能考核试验与常规火电厂的侧重点略有不通，火电厂更关
注经济效益，试验设计工况较多，而核电厂则更多地需要机组的安全稳定运行。
所以核电厂在执行考核试验时需根据机组状况对试验方案进行相应优化调整，以
确保在试验不影响机组稳定运行的前提下提高试验的精确程度，主要应注意考虑
以下几方面：a) 试验期间机组状态可控，包括二回路状态监控，换热器水位控制等，如遇到紧急情况可迅速对机组状态干预使其尽快恢复正常稳定运行状态；b) 试验期间机组的安全冗余性能强，严格控制试验可能记录的I0数量，留有一定的I0余量，以应对不可预期的紧急状况；c) 在确保以上两个前提的条件下尽可能满足ASME-PTC6 （美国国家标准汽轮机性能试验规程）的要求，机组尽可能接近设计热平衡图的状态，降低试验的不确定度，以确保试验结果的准确。
参考文献：
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