电厂汽轮机热力性能验收试验大纲.docx

1、电厂汽轮机热力性能验收试验大纲600MW机组汽轮机性能试验大纲 新力电业咨询公司 2008 年 05 月 30 日项目负责： 项目负责： 编 写： 初 核：审 核： 审 核：批 准： 批 准：项目参加：项目参加： 目 录1 概述 12 机组的主要技术规范 13 试验标准 24 试验项目及试验条件 35 试验仪器仪表 66 试验运行方式和要求 67 试验步骤 88 隔离措施 89 试验计划和持续时间 910 组织分工 911 安全注意事项 1012 试验报告撰写 1013 附录：2汽轮机性能试验测点清单 102600MW机组汽轮机性能试验大纲1 概述 2600MW汽轮机是哈尔滨汽轮机有限公司引进

2、西屋技术生产制造的N60024.2/566/566 型超临界、一次中间再热、三缸四排气、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。根据有关规范规定，需要完成机组的汽轮机热力性特试验工作。其目地是得到机组的实际性能水平，并与设计要求对比，同时对汽轮机和热力系统进行比较全面的能损分析，为今后机组的运行、维护提供准确可靠的技术依据。2 汽轮机主要技术规范项 目单 位数 据汽轮机型号N600-24.2/566/566发电机功率MW600额定主蒸汽压力MPa24.2额定主蒸汽温度566额定再热蒸汽温度566平均背压KPa5.2配汽方式复合配汽（喷嘴调节节流调节）额定转速r/min3000THA工况保证热耗率kJ/(k

3、W.h)7565给水回热级数8级（3高加1除氧4低加）3 试验规范和标准3.1试验标准：(1) GB811787电站汽轮机性能试验规程。 (2) 火电机组启动验收性能试验导则 电综1998179号 (3) 汽轮机性能试验合同(4) 火电机组达标投产考核标准(2001年版) 国电电源2001218号(5) 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)(6) 电力安全工作规程3.2 水和水蒸气性质： 自行拟合的高精度简化模型，于2000年通过鉴定，精度超过目前通用的IFC-67标准公式3.3 主流量基准： 给水流量3.4 试验基准：阀位基准，负荷基准4 试验项目及试验条件4.1汽轮机热

4、耗率保证值的验收工况（THA）在下列设计运行条件下，测定汽轮机热耗率，并与设计值进行比较（设计热耗率为7565 kJ/kWh）。a. 3VWO；b. 发电机出力 600 kW；b. 汽轮机主汽阀前蒸汽压力 24.20 MPa；c. 汽轮机主汽阀前蒸汽温度566 ；d. 再热器压损10%；e. 汽轮机中压主汽阀前蒸汽温度566 ；f. 汽轮机平均背压0.0052 MPa；g. 补给水率为0%；h. 汽轮机运行热力系统及参数条件参照热耗保证的热平衡图THA工况进行循环系统调整和隔离；i. 全部回热系统正常运行，疏水逐级自流，但不带厂用辅助蒸汽。j. 汽动给水泵满足规定给水参数。k. 发电机效率98

5、.9，额定功率因数0.90，额定氢压。l. 修正计算。其中包括：一类修正，即系统修正；二类修正，即参数修正。得到修正后的热耗和发电机功率值。一类修正根据试验数据计算或按制造厂提供的修正曲线进行；二类修正计算根据制造厂提供的修正曲线进行。m. 功率修正后将偏离600MW。根据本工况和4VWO试验工况的结果，得到调节汽阀全开的轨迹线，从曲线上经过内插或外推，得到600MW的最终热耗值。4.2汽轮机最大出力试验（VWO）VWO工况：汽轮发电机组在调节阀全开，其它条件同TMCR工况时，汽轮机的进汽量不小于105的铭牌工况（TRL）进汽量，试验负荷为TMCR出力：648.7MW。测定汽轮发电机出力，满足

6、以下条件： a. 四个高压调节阀全开；c. 汽轮机主汽阀前蒸汽压力 24.20 MPa；d. 汽轮机主汽阀前蒸汽温度566 ；e. 汽轮机中压主汽阀前蒸汽温度566 ；f. 汽轮机背压0.0052 MPa；g. 补给水率为0%；h. 汽轮机运行热力系统及参数条件参照VWO工况的热平衡图进行循环系统调整和隔离。i. 全部回热系统正常运行，疏水逐级自流，但不带厂用辅助蒸汽。j. 汽动给水泵满足规定给水参数。k. 发电机效率99，额定功率因数0.90，额定氢压。经过一、二类修正后，得到修正计算后的热耗和发电机功率。经过修正计算后的结果，与最大连续保证值648.7 MW和最大设计流量1913t/h进行

7、比较。4.3 汽机额定出力试验汽机额定出力试验和汽轮机热耗率保证值的验收工况（THA）试验同步进行。将3VWO工况修正后的出力和THA设计功率600MW对比。4.14.3的各项试验，如果再预定时间内无法完成现场试验，需要各方协商老化修正的方法。4.4 机组供电煤耗测试根据ASME PTC46，采用正、反平衡结合的方法计算机组煤耗，根据汽轮机3VWO工况的主蒸汽、再热蒸汽、过热蒸汽减温水、再热蒸汽减温水等流量，得到锅炉的输出热量，根据同时测量的锅炉效率和厂用电率，计算得到机组的供电煤耗。修正范围：燃料特性、循环水温度、空气温度和湿度、燃料温度、发电机功率因素。4.5 附加试验项目4.5.1 流量

8、平衡试验在汽轮机热耗试验前，应先进行系统不明漏泄量检查试验，汽轮机、锅炉等系统隔离后，记录除氧器、凝汽器水位变化，计算系统漏泄量，如果不明漏泄率大于0.3%，应查找原因并解决，如试验前无法处理，应由各方协商解决办法。4.5.2 高、中压缸过桥漏汽量测量试验为得到准确的热耗结果，需要测量过桥漏汽量。该试验包含2个工况，调门全开，机组出力550MW：1）主汽温度额定，再热汽温530；2）主汽温度530，再热汽温额定；试验中，一、二次汽温差别越大，结果月准确可靠。应尽量使用烟气侧的调整方式，尽量调整一、二次汽温。另外，该试验参数稳定性要求很高，需要尽可能减少负荷、一、二次汽温的波动。4.5.3 厂用

9、电率测试利用现场运行表记分别测量机组在各工况下稳定运行时，机组单元内所用耗电设备和部分公用负荷的厂用电率，为供电煤耗的计算提供依据 。5 试验仪器仪表5.1 主要试验数据以专用仪表测量值为基准，次要计算数据采用机组DAS和DEH运行监测系统储存的历史数据。对于差别过大的有疑问的测量值，应查找原因，协商处理。5.2 发电机输出功率用两只0.1级单相功率表测量。5.3 以给水流量为主流量基准，流量测量的一次测量元件为现场运行的标准节流件，二次仪表为0.1级差压变送器。A、B小汽机进汽流量、A、B侧再热减温水流量测量的一次元件均为现场运行的标准流量孔板或喷嘴，二次仪表为0.1级差压变送器。凝结水流量

10、也用 0.1级差压变送器测量。5.4 主蒸汽、高压缸排汽、再热蒸汽、汽机排汽压力、给水、主凝结水和高加、除氧器进汽压力、汽轮机背压等均采用0.1或0.2级表压力或绝对压力变送器测量。5.5 主蒸汽、高压缸排汽、再热蒸汽温度,给水、主凝结水、高低加进汽、高低加出入水和疏水等温度,采用工业一级E型铠装热电偶测量。5.6 现场需要另装的温度、压力、差压变送器，试验数据由Fluke小型数据采集系统采集。5.7 大气压用0.2级精密空盒式大气压表测量。6 试验运行方式和要求 （1）机组所有主、辅设备处于正常完好状态,运行稳定。 （2）所有试验测点齐全, 安装位置正确。DAS和DEH示值准确。 （3）与相

11、临机组及外界的联络阀门,排地沟的疏、放水阀门能够关闭严密，以保证试验期间机组汽水系统隔离的成功。 （4）机组按单元制系统隔离完毕，切除本机备用汽、厂用汽。给水泵密封水回收。 （5）机、炉所有排地沟疏、放水门关死。 （6）回热系统正常投运。高、低压加热器均保持有水位运行。加热器疏水系统采用正常疏水方式运行，事故疏水阀关闭。 （7）旁路系统及冷再的所有疏水袋水位检测正常，疏水阀能够在运行中保持关闭。试验期间解除汽轮机旁路的热备用。 （8）中压缸进汽门前的所有本体疏水门后的隔离门手动关死。 （9）试验期间锅炉停止吹灰、燃油加热和电除尘用汽。停止化学补充水,如需补水, 应安排在两次试验间隙内进行。试验

12、中如有影响工况的操作, 应与试验负责人联系。 （10）试验中应避免对锅炉制粉系统作启、停操作。（11）试验期间各水箱容器的水位, 如除氧器水箱、各加热器水位应保持相对稳定。试验中，应投入燃烧自动，汽温自动，高、低加水位自动，并在试验中维持凝汽器水位的稳定。 （12）试验前，通过补水，将除氧器水位调整到运行允许的上限位置，确保试验期间不对系统补水。 （13）试验时尽量不投过热器、再热器减温水或调整到最小。 （14）试验时锅炉调整燃烧,使各参数尽量达到规定数值，并相对稳定，且满足下表要求： 主要参量容许偏差和容许波动范围参 数 量试验参数平均值与规定值最大容许偏差每一观测值偏离观测平均值的最大允差

13、主蒸汽压力3.0绝对压力的2主蒸、再热蒸汽温度154排汽压力+2.5/-10%5再热压降50给水温度6负荷53电压5.0功率因数不规定1.0转速5.00.25 （15）为了保持凝结水流量的稳定，禁止人为的调整凝结水箱水位、除氧器水箱水位及凝结水系统水侧调整门。（16）试验前机组应事先解除AGC方式和DEH速度回路，解除CCS机组遥控，保证试验中所有调节汽阀位置固定。3VWO工况试验中，先在顺序阀状态下，全开调门，再由热工专业将4号阀置于手动方式，缓慢关完并保持。（17）试验前，电厂热工专业根据本大纲后的测点清单编写计算机数据采集清单。试验中，所有数据采样间隔均为1分钟。（18）试验前，新力公司

14、和电厂热工专业的技术人员，需要联合考察重要测点的数据采样死区（门槛值），尽量将死区设置得最小，以便完整记录试验数据。原则上，重要压力测点的死区按不大于指示值的0.1%设置，重要温度按0.5设置。 （19）如果需要，试验前应安排一次设备检修，消除本体疏水阀的泄漏，和其它阀门、管道的内外泄漏；完成有关测点、仪表的消缺、校验。（20）试验中若循环水温高，背压高于8 kPa，则应增开一台循泵。7 试验步骤 （1）由运行人员按试验要求进行系统隔离，按工况要求的运行方式将负荷带到预定位值，调整新蒸汽参数、再热蒸汽参数并将其稳定在规定的范围内。（2）在每一试验工况下，应稳定负荷运行3小时。其中在后2小时内对

15、机组的参数进行连续采样，大气压和水位至少每十分钟采样一次，其余所有参数至少1分钟采样1次。（3）在下一工况试验开始前，将除氧器水位补至高位。在机组稳定及采样期间，不应对制粉系统作启停操作。8 隔离措施试验时必须保证工质沿着设计流程流动，全力消除系统的内外泄漏，这是试验成功的必要条件。具体的项目有： （1）试验期间热力系统停止补水、排污，而将这些操作放在各工况试验前进行；手动隔离凝补水箱与凝汽器间的进、出管道。 （2）停用厂用汽，试验期间，厂用汽由相临机组提供。 （3）试验前发现的系统所有外漏，均需手动隔离。 （4）切断机组与邻机之间的所有汽水联系。 （5）尽量切断凝结水杂项母管的所有对外供水，

16、如有可能，改由其它设备提供。 （6）试验期间，化学车间停止采样、排污。 （7）试验前应使压缩空气供气压力达到设计要求，使气动阀门能够关闭严密。对于汽轮机本体疏水，抽汽疏水，必要时手动关闭严密，在CRT 上确认疏水温度均已正常。汽轮机高低压旁路完全切除并关闭疏水。 （8）所有回热加热器的事故疏水关闭严密，关闭加热器的启动、连续放气阀。 （9）凝泵、给泵再循环门关闭严密。闭式水、发电机定子冷却水等由除盐水提供，给水泵密封水应回收至凝汽器。 （10）除氧器溢水门、放水门应手动关闭严密，除氧器向空排气门应调至最小。 （11）中压缸进汽前的所有本体疏水门前、后的隔离门手动关闭严密，防止高品质蒸汽的泄漏。

17、 （12）锅炉停止吹灰。 （13）汽机旁路及冷再的所有疏水袋水位检测正常，疏水阀能够在运行中保持关闭。试验期间解除旁路的热备用。9 试验计划和持续时间试验计划和持续时间见下表序号项 目负 荷持续时间备注1流量平衡试验600MW2小时23VWO工况580MW3小时3最大出力试验（VWO）630MW2小时4THA出力试验580MW3小时与3VWO工况同时进行5供电煤耗600MW3小时与3VWO工况同时进行6过桥漏汽测量试验6003小时注：持续时间为稳定和记录时间，不包括热力系统隔离时间(大约1小时)。10 组织分工 （1）新力电业咨询公司负责整个机组试验的全面技术工作。并负责试验数据的收集、整理和

18、结果的处理计算，提交试验报告。 （2）电厂应指派一名试验总指挥，负责组织、指挥和协调机、炉、热、电和运行各专业，根据试验大纲和新力公司试验负责人的要求进行试验。试验前，需要筹备足够数量的设计煤种，以便机组带满出力，并有利于保持参数稳定。 （3）电厂热工专业负责对试验大纲中所列测点进行校验及进行DAS编程，并在试验时负责数据的采集工作。（4）电厂电气专业应在试验前按大纲要求负责两块0.1级瓦特表的接线工作。（5）电厂试验负责人应按大纲要求在试验前负责组织对热力系统进行隔离。当系统出现不明泄漏量超标时，负责协调电厂内部及时予以处理。同时带领参试人员做好试验前的全面检查和运行督导以及试验时的人工抄表

19、工作。11 安全注意事项 （1） 开始试验之前，由新力公司试验负责人向全体参试人员作技术交底。参试人员应清楚自己的职责范围。试验由总指挥宣布试验开始，并由试验负责人通知当班值长，机、炉、电的运行人员按试验要求调整操作。 （2）设备操作由当班运行人员负责，当有影响试验要求的运行操作时，在不影响安全的前提下，应征得试验负责人同意。 （3）运行人员应作好事故预想，以便出现紧急情况时能尽快处理。 （4）当出现紧急情况或事故状态，应立即停止试验，参试人员应退后，由运行人员按规程处理，恢复正常运行后方可继续试验。（5）试验准备和试验抄表工作，须执行有关安全规程规定，确保人身和设备安全。（6）本试验规模很大

20、，全体试验人员应按运行规程及本措施，认真有序的进行操作。为了维持主要参数的稳定，防止试验结果报废，应由主、副值负责监盘。与试验有关的重要操作由值长统一下达指令，运行人员在执行时应遵照有关安全规程，保障设备和人身安全。12 试验报告撰写 性能试验完成后，安徽省电力科学研究院在较短时间内完成试验报告的编写，试验报告的内容包括：概述、试验规范和基准、试验仪器仪表、试验方法及过程、计算过程、试验结果、试验结果分析及评价、试验数据汇总等。13 附录：汽轮机性能试验测点清单序号测点名称单位备 注1发电机功率MW标准单相功率表，2表法接线2发电机功率因素3发电机氢压MPa4高厂变功率MW5高压缸进汽压力1M

21、Pa6高压缸进汽压力2MPa7调节级后压力MPa8一段抽汽压力MPa9高压缸排汽压力1MPa10高压缸排汽压力2MPa11中压缸进汽压力1MPa12中压缸进汽压力2MPa13三段抽汽压力MPa14中压缸排汽压力MPa15四段抽汽压力MPa16五段抽汽压力MPa17六段抽汽压力MPa18七A段抽汽压力1kPa19七B段抽汽压力2kPa20八A段抽汽压力1kPa21八B段抽汽压力2kPa22低压缸排汽压力1kPa23低压缸排汽压力2kPa24低压缸排汽压力3kPa25低压缸排汽压力4kPa26抽汽至1号高加进汽压力MPa27抽汽至2号高加进汽压力MPa28抽汽至3号高加进汽压力MPa294抽至除氧

22、器进汽压力MPa30小汽机进汽压力MPa31抽汽至5号低加进汽压力MPa32抽汽至6号低加进汽压力MPa33轴加进汽压力kPa34最终给水压力MPa35再热减温水压力MPa36主凝结水压力MPa37大气压力kPa精密大气压力表38主蒸汽温度139主蒸汽温度240调节级温度41一段抽汽温度42高压缸排汽温度143高压缸排汽温度244中压缸进汽温度145中压缸进汽温度246三段抽汽温度47中压缸排汽温度48四段抽汽温度49五段抽汽温度50六段抽汽温度51七段抽汽温度152七段抽汽温度253八段抽汽温度154八段抽汽温度255抽汽至1号高加进汽温度56抽汽至2号高加进汽温度57抽汽至3号高加进汽温度

23、584抽至除氧器进汽温度59抽汽至小汽机进汽温度60抽汽至5号低加进汽温度61抽汽至6号低加进汽温度62轴加进汽温度631号高加疏水温度642号高加疏水温度653号高加疏水温度665号低加疏水温度676号低加疏水温度687号低加疏水温度1697号低加疏水温度2708号低加疏水温度1718号低加疏水温度272轴加疏水温度73锅炉给水温度高加旁路混合点后741号高加出水温度752号高加出水温度763号高加出水温度773号高加入水温度78再热减温水温度79除氧器出水温度180除氧器出水温度2815号低加出水温度826号低加出水温度837号低加出水温度1847号低加出水温度2858号低加入水温度186

24、8号低加入水温度287轴加进水温度88热井出口水温度89主凝结水流量kPa采集差压和补偿后的流量90小汽机进汽流量t/h91再热减温水流量1t/h92再热减温水流量2t/h931号高压调节阀开度%942号高压调节阀开度%953号高压调节阀开度%964号高压调节阀开度%97除氧器初始水位mm98除氧器终止水位mm99热井A初始水位mm100热井A终止水位mm101热井B初始水位mm102热井B终止水位mm103给水流量差压AKPa104给水流量差压BKPa105给水流量差压CKPa106再热器减温水流量1t/h107再热器减温水流量2t/h108主给水流量t/h最终值109高压凝汽器真空KPa110低压凝汽器真空KPa111循环水进水温度1112循环水进水温度2113循环水出水温度1114循环水出水温度2