《核电厂汽轮机热工检测和控制技术条件》

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中华人民共和国能源行业标准

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核电厂汽轮机热工检测和控制技术条件

Specificationofinstrumentationandcontrolforturbineinnuclearpowerplant

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（征求意见稿）

（本稿完成日期：2012-03）

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

国家能源局发布

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I

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核电厂汽轮机热工检测和控制技术条件

1范围

本标准规定了核电厂汽轮机本体范围内的检测与控制技术的基本要求、成套提供的检测与控制设备

的基本要求及其试验和验收的要求。

本标准适用于1000MW级及以上容量的压水堆核电厂汽轮机组。对1000MW级以下的汽轮机组，也可参

照使用。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T20438电气/电子/可编程电子安全相关系统的功能安全(所有部分)

DL5000火力发电厂设计技术规程

DL/T5423核电厂常规岛仪表与控制系统设计规程

DL/T641电站阀门电动执行机构

DL/T996火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件

IEC61508电气、电子、可编程电子安全相关系统的功能安全（Functionalsafetyof

electrical/electronic/programmableelectronicsafety-relatedsystems）

IEC61158工业通信网络－现场总线规范（Industrialcommunicationnetworks-Fieldbus

specifications）

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

汽轮机调节系统turbinegoverningsystem

通过调节汽轮机进汽量对机组实施功率控制、频率控制、压力控制和应力控制，并对机组的负荷和

转速实施超速限制、超加速限制、负荷速降限制和蒸汽流量限制，使机组安全和经济地运行于各种工况，

满足供电质量的系统。

3.2

汽轮机保护系统turbineprotectionsystem

在汽轮发电机组重要参数越限等异常工况下及当机组发生任何预定的机械故障时，实现汽轮发电机

组提供安全停机的系统，以防止事故发生、扩大和损坏设备。

3.3

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汽轮机监视系统turbinesupervisorysystem

通过连续监视汽轮发电机组轴系及汽缸本体的机械工作参数（包括转速、偏心、键相、振动、轴向

位移、差胀等）来监视汽轮机组的运行状态的系统，并在被测参数超出预设定值时发出报警及停机信号。

3.4

汽轮机诊断系统turbinediagnosemonitoring（TDM）

采集汽轮机监视系统的数据，对轴系数据进行监视分析及故障诊断的系统。通过实时数据和状态数

据、趋势和极坐标图、频谱图和波形数据、瀑布图、轴心轨迹、瞬态数据、长期趋势的显示及事件限制

管理来诊断系统的故障。

3.5

汽轮机自动启动控制automaticturbinestart-upcontrol(ATC)

根据汽轮机转子的热应力和运行参数，优化设置升速率和升负荷率，实现寿命管理，自动完成机组

由盘车至额定负荷启动的全过程。

3.6

零转速zerospeed

作为汽轮机处于静止状态的定义，当汽轮机的转速低于该值时，即认为汽轮机正处于静止状态。

3.7

独立性原则principleofindependence

当检测信号采用冗余配置时，信号应从取样点开始确保其相互的独立。

4技术要求

4.1总体技术要求

4.1.1在15%～100%的额定功率范围内，反应堆功率控制系统按自动方式工作，在±10%额定功率阶跃

负荷变化或每分钟±5%额定功率的线性负荷变化的情况下能恢复平衡条件，不会引起停堆、蒸汽排放或

稳压器泄压。在0～100%额定功率范围内可进行手动控制。汽轮机控制系统的设计应满足上述工况。

4.1.2汽轮机仪表和控制系统的设计要求：汽轮机控制和保护系统能满足在各种运行模式及工况下，

应能保证机组安全、可靠地运行，应提供必要的信息与控制能力使汽轮机的系统和设备能安全、灵活、

简单、有效地运行，当机组发生故障或事故时，应能使机组安全停机。

4.1.3采用的检测、控制、保护仪表以及检测、控制设备应在相似条件下有成功应用的经验，质量可

靠，技术先进，能保证安全经济运行，并符合国家相关标准。不应选用国家宣布淘汰或将淘汰的产品。

各种仪表控制设备应按安装地点的不同，分别满足防爆、防火、防水、防腐、防尘等有关要求，并符合

DL/T5182中的相关规定。

4.1.4根据不同的核电厂运行工况以及内、外部实际的影响应考虑下列设计原则：

a)在正常运行及对于预期运行事件要考虑提供设备计划维护和检修服务的可能性；

b)与核电厂安全及机组运行可靠性相关的控制系统采用单一故障准则、冗余性和独立性准则、故

障安全准则、可试验性和可维修性准则。

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4.1.5提供的检测、控制、保护和设备应适应电厂自动化监控技术发展的要求并符合DL5000和DL/T

5423的规定。测量和控制设备（或成套装置）的功能、性能及配置的数量应使汽轮机在各种状态下能

自动快速安全启动、并网，直至带满负荷，并具备在正常运行时能接受电网调度指令平稳调整负荷的功

能，在故障状态时能自动处理，直至安全停机。

4.1.6根据用户要求配套提供的现场总线智能仪表或设备，应符合IEC61158及相关国际标准，宜采

用相关现场总线协议的诊断、管理软件，实现对变送器和执行器的标定、组态、诊断等远程维护工作。

4.1.7应提出汽轮机本体所有测点清单及布置位置、安装要求，汽轮机的控制和保护要求。测点内容

包括提出的各测点在不同负荷（或不同状态启动时）的正常值、允许偏差范围、异常报警值、故障时的

极限值及事故停机保护的动作值。

4.1.8用于性能计算的测点应在相关资料中提出对应的性能计算公式。

4.1.9控制要求文件应包括：汽轮机在各种启动方式下启动时以及正常运行中相关设备（如盘车装置、

轴封系统、旁路系统、冷却系统、真空系统、抽汽系统、疏水系统、油系统等）的控制要求和步序，控

制策略等详细说明和相关逻辑、调节原理图。

4.1.10保护要求文件应包括停机和防止汽轮机进水等各种事故工况下的保护逻辑原理图及其说明。保

护要求及相应的逻辑原理图应由汽轮机厂负责并最终确定，且应符合相关的安全规范。

4.1.11随本体供应的成套控制装置应提供详细的使用说明、控制和保护逻辑图、原理接线图、装置设

备软硬件说明、调试维护说明、安装说明、设备清单等资料。

4.2仪表检测技术要求

4.2.1仪表检测总体要求

4.2.1.1设备本体和管道上应提供满足被测汽、水、油等介质压力和温度要求的测点开孔，并提供满

足压力和温度的元件固定座。对高温高压的汽水介质测点，还应提供保护套管（保护套管与固定座或管

道焊接），并提供测温元件的安装接口数据（连接螺纹及插入深度等）。固定座和保护套管尺寸应采用

国家标准的规定。当测温测点处于高温高压管道上，且采用焊接方式时，还应在相应管道上有符合要求

的开孔。针对汽缸本体温度测点，其保护套管延长管长度应大于汽缸保温层厚度，以便于在线更换和维

护测温元件，并且其安装方式应能在不开缸的情况下更换测温元件。

4.2.1.2在设备本体和管道上测量压力、流量、液位及各种取样分析仪表测点应预留取样孔并配供取

样短管和一次阀门，取样孔的位置和所配取样短管及一次阀门的材料和尺寸应符合DL/T5182的规定。

4.2.1.3在本体范围内的传感器、检测元件的接线应引至厂供接线盒，接线盒的位置应便于安装和维

护。接线盒内的端子数应满足用户的需要，应预留电缆的屏蔽端子。各检测和控制设备供电回路均应有

独立的接线端子。

4.2.1.4在设备和管道上留有的测点不仅应满足运行监视和控制的需要，还应满足性能试验的要求。

对于高温高压或具有腐蚀性的介质内的温度的性能试验测点，其保护套管的材质应耐高温高压或腐蚀。

4.2.1.5根据汽机本体制造标准，设置防进水测点。

4.2.1.6用于汽轮机保护系统的测点如凝汽器真空、润滑油压、安全油压等应采用多点取样方式。

4.2.2远传测温元件

4.2.2.1配套提供的热电阻、热电偶测温元件应采用绝缘、铠装式，安装于不易拆卸、更换场合的测

温元件应采用双支型。

4.2.2.2热电偶宜采用K型或E型，精度2级及以上；热电阻宜采用PT100型，精度B级及以上。采

用热电阻时，应配套提供四线制或三线制的接线设备。

4.2.3就地指示温度表

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4.2.3.1配套提供的就地指示温度表可采用双金属温度计，就地指示温度/压力/液位表的表盘直径应

不小于100mm，精度等级应不低于1.5级。

4.2.3.2当测量腐蚀性介质或黏性介质时，应采用具防腐性能的仪表或配套提供隔离设备。安装在振

动场合的就地指示仪表应采用抗振型仪表。

4.2.4变送器

4.2.4.1配套提供的变送器宜采用智能型，应采用二线制，输出为4～20mA模拟量标准信号，精度等

级不低于1.0级。

4.2.4.2根据用户要求配套的现场总线智能变送器宜采用Profibus、FF等主流现场总线协议或Hart

协议的产品。

4.2.4.3当响应时间和可靠性满足要求时，主要辅机的联锁保护信号可采用模拟量变送器。

4.2.4.4主要辅机的联锁保护信号采用开关量仪表时，不应采用电接点式压力、温度指示表。

4.2.4.5用于汽轮机停机保护的仪表应至少采用三个独立取样的仪表，并遵循独立性原则。采用开关

量仪表时，其切换差应是固定的。

4.3执行机构技术要求

4.3.1配套的阀门电动装置和电动执行机构应满足DL/T641的相关要求。

4.3.2配套提供的电动执行机构宜采用一体化型式。

4.3.3成套提供的电（气）动控制调节阀门，其电（气）动阀门控制设备的模拟量控制信号应为直流

4mA～20mA，并符合下列要求：

a)开关量宜为无源触点信号；

b)调节阀门应有位置反馈信号，反馈装置应与阀门本体成套，输出的模拟量信号应为直流4mA～

20mA；

c)气动调节阀门宜具有三断保护功能；关断阀门应在失电或失气的情况下，根据工艺要求向安全

方向动作；

d)电动阀门应有就地操作手段。

4.3.4配套提供的关断阀门应有阀门终端位置开关，且在开、关方向各有2对独立的动合、动断接点，

触点容量应不小于220VAC/3A或220VDC/1A。

4.3.5电动式调节执行机构（如有采用）全行程时间应满足系统调节时间要求。

4.4主要调节与控制回路的技术要求

4.4.1应配置汽封供（排）汽压力、温度自动控制设备或方案，包括不同状态下的各系统启动及切换

顺序和参数整定值；相关调节阀门的阀门特性，控制说明等文件。

4.4.2汽轮机抽汽管道（包括高压缸排气）止回阀宜采用失电、失气关闭的阀门，各抽汽管上和汽缸

本体上的疏水阀宜采用失电、失气打开的阀门。当采用失电失气关闭的止回阀和失电失气打开的疏水阀

时，电磁阀应能长期带电。

4.4.3汽轮机设置的低压缸喷水装置、水幕保护装置、疏水扩容器喷水装置应根据该装置的特点提供

相关的自动设备及控制方案。

4.4.4汽轮机应有凝汽器水位自动调节和控制。应提供凝汽器水位的正常允许变化范围和水位异常时

应采取的相关措施。对于设有高、低压凝汽器的汽轮机应按高、低压侧凝汽器分别提出水位测量点的开

孔位置，并提出各自的正常运行值、报警值、保护值以及相应调节和联锁要求及逻辑原理图。

4.4.5对属于汽轮机本体范围内的阀门应配套提供执行机构。

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4.5汽机监视系统的技术要求

4.5.1汽轮机监视仪表包括安装在汽轮机本体上的传感器探头、变送器（包括传感器延长电缆，前置

器）。

4.5.2监视参数至少应包括：

a)汽缸绝对膨胀；

b)汽缸与转子的相对膨胀（高压差胀、低压差胀）；

c)轴承相对振动；

d)轴承绝对振动；

e)汽轮机转速（包括零转速）；

f)偏心信号；

g)键相；

h)轴向位移；

i)阀门位置、阀门安全油压力、支持轴承温度、推力轴承温度、轴承回油温度的监测仪表。

4.5.3用于汽轮机跳闸的测点，应设置独立的冗余通道。用于汽轮机保护的转速测量探头和用于汽轮

机调节的转速探头应分开设置，至少应分别满足三重冗余。还应提供汽轮机就地转速指示表。

4.5.4制造厂应负责汽轮发电机组整个安全监视系统的设计。汽轮机组（包括发电机）的各种监视信

号的测量设备应由汽轮机厂负责提供，包括设备选型、说明书、安装方式、提供的安装附件、接线方式

等。

4.5.5重要的测量信号采用多个测点的冗余设计原则，重要的报警及跳机信号送往其他系统时应采用

硬接线的连接方式。应采用冗余的电源模块，电源切换时不应引起误发或拒发信号。

4.5.6汽轮机本体监视仪表的输出用于汽轮机保护和控制的冗余模拟量信号及其转换后的冗余开关量

信号应采用不同的监视、控制模件（包括继电器模件），并直接输出可靠的冗余信号至汽轮机保护、汽

轮机调节系统。

4.5.7振动信号用于汽轮机跳闸时，宜有防止单点振动信号故障误跳汽轮机的保护逻辑，但其逻辑不

应造成汽轮机振动越限的保护拒动。振动跳闸的判断逻辑也可在汽轮机监视系统构成后送入汽轮机保护

系统控制装置，但送至汽轮机保护系统的信号应可靠冗余信号。

4.6汽轮机调节系统的技术要求

4.6.1汽轮机调节系统应满足机组各种启动方式，并适应汽轮机不同启动状态的要求，并达到DL/T996

标准的性能和指标要求。

4.6.2汽轮机从冲转、并网、带基本负荷，直至带满负荷全过程均能投入自动控制，并能实现负荷限

制、快速降负荷、停机保护的功能。当部分或全部甩负荷时，通过汽轮机旁路控制系统动作及汽轮机调

节系统的作用，不会引起停堆和停机。

4.6.3转速控制范围应能从盘车转速直至机组额定转速。转速调节精度优于额定转速的±0.1%，转速

调节的迟缓率（ε）应满足DL/T996的要求。

4.6.4汽轮机调节系统应能在各种启动方式和不同启动状态下设定升速率，使汽轮机由盘车状态均衡

地升至额定转速。升速率可以由运行人员设定，也可以由汽轮机的自动控制系统（ATC）给出的信号确

定。

4.6.5汽轮机调节系统应根据自动同期系统的指令完成汽轮发电机的转速匹配，保证发电机能自动地

同步并网。发电机并网后，汽轮机应迅速带基本负荷。

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4.6.6汽轮机调节系统应在汽轮机同期并网后，根据要求的负荷变化率实现从基本负荷直至最大负荷

的功率控制，功率指令来自运行人员手动设定。负荷变化率可由运行人员设定或由汽轮机控制系统的热

应力监控系统给出。

4.6.7汽轮机在正常运行中，汽轮机调节系统应配合反应堆功率控制系统实现功率或进汽压力控制功

能，并具有一次调频功能。在重要运行参数超过允许值时，汽轮机调节系统应有完善的负荷限制功能，

包括汽轮机在功率调整方式时的压力限制功能。

4.6.8汽轮机调节系统的转速不等率应能根据机组的状态和电力系统的要求在3%～6%范围内连续可

调。

4.6.9汽轮机调节系统根据不同运行工况，宜具有改变进汽方式的功能（阀门管理功能）。

4.6.10汽轮机调节系统宜具有在线调试所有进汽阀门工作可靠性的功能。阀门在规定负荷条件下进行

在线试验时，不应对机组产生较大的扰动(阀门试验功能)。

4.6.11宜根据机组特性决定是否配置超速限制功能（OPC）。当汽轮机出现超速时，能自动关闭高压

和中压调节门，待汽轮机转速恢复后，再重新开启这些阀门。

4.6.12汽轮机调节系统应有汽轮机超速跳闸保护功能（OPT）。保护跳闸信号应取自三只独立的测试

元件，以三取二逻辑直接启动跳闸回路。汽轮机调节系统用于汽轮机跳闸保护的控制器工作周期（包括

信号采集时间）应满足保护跳闸的时间要求。

4.6.13汽轮机高中压调节阀（或主汽阀）的位置反馈信号应是双重的。高中压主汽阀的位置开关，除

满足汽轮机本体保护控制要求外，还应在高中压主汽门关闭后提供其终端位置开关作为联锁停止发电机

和反应堆的触点信号。

4.6.14汽轮机调节系统如有ATC功能时，应保证热应力不超过允许范围和使汽轮机适应快速启动和负

荷变化的需要。

4.6.15汽轮机调节系统的可靠性设计准则应按照故障降级原则考虑，即根据故障的性质和范围退出部

分控制功能，但最终只能降低到保留转速控制的水平。当转速控制功能因故障失效时，应立即停机。不

允许采用手动控制转速方式。

4.7汽轮机保护系统的技术要求

4.7.1汽轮机应有独立于机械超速保护的电气超速保护装置；电气超速保护信号在送往硬接线保护回

路的同时也送汽轮机控制器保护回路，使超速保护实现软、硬双重冗余保护。电气超速保护与汽轮机其

他重要参数越限停机的保护构成汽轮机保护系统。除了自动实现汽轮机保护外，还应设置独立于DCS

系统的就地及紧急控制盘的手动停机按钮，满足多样性要求，就地及紧急控制盘的手动停机保护按钮应

直接通过硬接线接至跳闸电磁阀。

4.7.2汽轮机保护系统应采用多通道的保护设计，汽轮机保护系统应能保证保护停机信号产生到高压

主汽阀和中压截止阀完全关闭的时间小于0.5s。用于汽轮机跳闸的泄油电磁阀应采用失电打开（泄油）

方式，电磁阀应为可靠的多重化设置。

4.7.3汽轮机保护系统可采用经权威机构认证、符合GB/T20438和IEC61508标准要求的安全相关系

统。也可选用满足保护要求的分散控制系统或PLC，并采用独立的冗余系统。

4.7.4与反应堆保护和控制及非安全级DCS之间的重要接口信号应采用硬接线。

4.7.5汽轮机保护系统应能在线试验任意一个跳闸信号保护通道和任意一个泄油电磁阀通道。在线试

验应包括阀门严密性试验、汽轮机保护通道试验及汽轮机超速保护试验。

4.7.6汽轮机保护系统关闭主汽门后，应具备运行人员对油系统远方复位的功能，且只有复位后才能

重新开启主汽门和调节汽门。

4.7.7汽轮机保护系统纳入DCS系统时，汽轮机厂应负责提供全部的跳闸条件和与被控设备的接口及

连接要求（包括保护输出点的数量、容量、电压等级、动作时间）以及控制装置的安全要求。

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4.7.8汽轮机跳闸的主要条件如下（最终应由汽轮机厂提出和确定）：

a)汽轮机超速；

b)汽轮机凝汽器真空低；

c)汽轮机润滑油压力低；

d)汽轮机轴向位移大；

e)汽轮机胀差大；

f)汽轮机和发电机轴和（或）轴承振动大；

g)发电机跳闸；

h)反应堆保护系统跳闸；

i)手动停机；

j)其他。

4.8汽轮机诊断系统的技术要求

机组宜配置TDM，TDM系统宜与TSI一体化设计，实现最佳接口方式。

TDM应实现在线轴承金属温度监视和诊断功能以及在线振动监视和诊断功能。

4.9汽轮机自动盘车装置的技术要求

汽轮机自动盘车装置应具有自动检查投入盘车条件、自动程序投入盘车、远方操作以及接受相关保

护信号停止盘车的功能。

4.10堆机协调控制的技术要求

4.10.1汽轮机与反应堆之间的仪控接口信号形式及数量应能满足机组启动、停止、正常运行、异常及

事故工况监视和控制要求。

4.10.2汽轮机与反应堆之间的保护和控制接口信号应采用硬接线连接，按冗余和实体隔离的原则设

计。开关量信号应采用无源干接点。

4.10.3汽轮机功率调节应与反应堆功率调节相匹配，以防止反应堆超功率。

4.10.4汽轮机调节系统应具备高压缸入口压力限制和蒸汽流量限制功能。

4.10.5反应堆到汽轮机的重要保护信号应满足定期试验的要求。

4.10.6汽轮机与反应堆之间的接口应根据具体工程至少设置下列信号：

a)反应堆至汽轮机的接口信号：

1)反应堆保护系统来的汽轮机停机保护信号；

2)反应堆ATWT来的汽轮机停机保护信号；

3)反应堆要求的快速甩负荷信号；

4)反应堆压力模式触发信号。

b)汽轮机至反应堆的接口信号：

1)汽轮机保护状态信号；

2)汽轮机负荷设定参考值信号；

3)汽轮机开度参考值信号；

4)高压缸入口压力测量值；

5)高压缸入口压力参考值；

6)汽轮发电机接入电网的状态信号；

7)操作员蒸汽流量参考值；

8)频率控制信号；

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9)频率贡献信号；

10)汽轮机流量或压力限制模式/负荷控制模式状态信号；

11)汽轮机快速甩负荷信号；

12)电功率信号；

13)汽轮机手/自动控制模式。

4.11控制系统硬件要求

4.11.1所有装置和设备应满足RG1.180的要求。

4.11.2系统响应时间应满足：所有用于控制和保护的模拟量输入信号的扫描和更新频率应该至少满足

5次/秒；所有用于控制和保护的开关量输入信号的扫描和更新频率应该至少满足10次/秒；为了支持

快速采集回路，模拟量输入信号的扫描频率应能够达到8次/秒；为了支持快速采集回路，开关量输入

信号的扫描频率应能够达到20次/秒；

4.11.3控制系统应至少满足：I/O通道预留不少于15%，空余插槽不少于20%，通讯负荷率不大于30%

（以太网的负荷应小于15%），处理器模块负荷不大于50%，电源预留负荷不小于40%，调节灵敏度不

大于0.06%，控制和保护可用率大于99.99%，电子仪器测量精度不大于0.1%。

4.11.4检测设备包括各种检测分析仪表、取样元件、发信元件、传感器，以及成套检测装置等。控制

设备包括阀门电动（气动、液动）执行机构、电磁阀、成套控制装置等。同一工程中，应使配套的仪表

和控制设备选型统一。

4.11.5汽轮机厂配套提供的各种检测、控制设备的形式规范和技术功能，除在技术上已有明确规定外，

应能由用户根据实际要求进行选择。

4.11.6汽轮机厂配套提供的所有检测、控制设备，都应提供详细的型号、规范、安装地点、数量、制

造厂家。必要时还应提供测点（元件、控制装置）的用途、功能、安装要求及有关制造厂家的说明书。

4.11.7配套提供的控制装置机柜布置在控制室的防护标准为IP32，布置在主厂房内为IP54，布置在

室外为IP56。

5试验和验收

5.1出厂试验和验收

5.1.1配套提供的检测、控制设备在出厂前，应进行检查和试验。

5.1.2出厂检查和试验应能证明下列各项：

a)所供设备符合有关技术条件和安全规范；

b)安全装置和保护装置动作正确；

c)达到供货合同规定的保证值；

d)满足供货合同规定的其他特殊要求。

5.1.3汽轮机厂应将检查和试验资料按合同规定提交给用户。对重要的检查和试验应邀请用户派代表

参加，并应在试验前规定的时间内通知用户代表。用户参加检验的装置，汽轮机厂应提出检查与试验的

项目、方法及判定准则，经用户确认后，作为装置的检验依据。出厂验收前，厂家应将厂内测试报告提

交给用户。

5.1.4出厂前的试验项目至少应包括：

a)外观检查；

b)电源切换试验；

c)绝缘试验；

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d)环境条件