电厂汽轮机热力性能验收试验大纲.docx
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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：
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初核：
审核：
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批准：
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项目参加：
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目录
1概述1
2机组的主要技术规范1
3试验标准2
4试验项目及试验条件3
5试验仪器仪表6
6试验运行方式和要求6
7试验步骤8
8隔离措施8
9试验计划和持续时间9
10组织分工9
11安全注意事项10
12试验报告撰写10
13附录：
2汽轮机性能试验测点清单10
2×600MW机组
汽轮机性能试验大纲
1概述
2×600MW汽轮机是哈尔滨汽轮机有限公司引进西屋技术生产制造的N600—24.2/566/566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
MW
600
额定主蒸汽压力
MPa
24.2
额定主蒸汽温度
℃
566
额定再热蒸汽温度
℃
566
平均背压
KPa
5.2
配汽方式
复合配汽（喷嘴调节＋节流调节）
额定转速
r/min
3000
THA工况保证热耗率
kJ/（kW.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）GB8117—87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[1998]179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[2001]218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7565kJ/kWh）。
a.3VWO；
b.发电机出力600kW；
b.汽轮机主汽阀前蒸汽压力24.20MPa；
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0.0052MPa；
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98.9％，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T－MCR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T－MCR出力：
648.7MW。
测定汽轮发电机出力，满足以下条件：
a.四个高压调节阀全开；
c.汽轮机主汽阀前蒸汽压力24.20MPa；
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0.0052MPa；
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648.7MW和最大设计流量1913t/h进行比较。
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。
4.1~4.3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ASMEPTC46，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
主蒸汽压力
±3.0％
绝对压力的±2％
主蒸、再热蒸汽温度
±15℃
±4℃
排汽压力
+2.5％/-10%
±5％
再热压降
±50％
给水温度
±6℃
负荷
±5％
±3％
电压
±5.0％
功率因数
不规定
±1.0％
转速
±5.0％
±0.25％
（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8kPa，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，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。
（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
600MW
2小时
2
3VWO工况
580MW
3小时
3
最大出力试验（VWO）
630MW
2小时
4
THA出力试验
580MW
3小时
与3VWO工况同时进行
5
供电煤耗
600MW
3小时
与3VWO工况同时进行
6
过桥漏汽测量试验
600
3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，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
MPa
4
高厂变功率
MW
5
高压缸进汽压力1
MPa
6
高压缸进汽压力2
MPa
7
调节级后压力
MPa
8
一段抽汽压力
MPa
9
高压缸排汽压力1
MPa
10
高压缸排汽压力2
MPa
11
中压缸进汽压力1
MPa
12
中压缸进汽压力2
MPa
13
三段抽汽压力
MPa
14
中压缸排汽压力
MPa
15
四段抽汽压力
MPa
16
五段抽汽压力
MPa
17
六段抽汽压力
MPa
18
七A段抽汽压力1
kPa
19
七B段抽汽压力2
kPa
20
八A段抽汽压力1
kPa
21
八B段抽汽压力2
kPa
22
低压缸排汽压力1
kPa
23
低压缸排汽压力2
kPa
24
低压缸排汽压力3
kPa
25
低压缸排汽压力4
kPa
26
抽汽至1号高加进汽压力
MPa
27
抽汽至2号高加进汽压力
MPa
28
抽汽至3号高加进汽压力
MPa
29
4抽至除氧器进汽压力
MPa
30
小汽机进汽压力
MPa
31
抽汽至5号低加进汽压力
MPa
32
抽汽至6号低加进汽压力
MPa
33
轴加进汽压力
kPa
34
最终给水压力
MPa
35
再热减温水压力
MPa
36
主凝结水压力
MPa
37
大气压力
kPa
精密大气压力表
38
主蒸汽温度1
℃
39
主蒸汽温度2
℃
40
调节级温度
℃
41
一段抽汽温度
℃
42
高压缸排汽温度1
℃
43
高压缸排汽温度2
℃
44
中压缸进汽温度1
℃
45
中压缸进汽温度2
℃
46
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1
℃
52
七段抽汽温度2
℃
53
八段抽汽温度1
℃
54
八段抽汽温度2
℃
55
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
℃
58
4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
℃
63
1号高加疏水温度
℃
64
2号高加疏水温度
℃
65
3号高加疏水温度
℃
66
5号低加疏水温度
℃
67
6号低加疏水温度
℃
68
7号低加疏水温度1
℃
69
7号低加疏水温度2
℃
70
8号低加疏水温度1
℃
71
8号低加疏水温度2
℃
72
轴加疏水温度
℃
73
锅炉给水温度
℃
高加旁路混合点后
74
1号高加出水温度
℃
75
2号高加出水温度
℃
76
3号高加出水温度
℃
77
3号高加入水温度
℃
78
再热减温水温度
℃
79
除氧器出水温度1
℃
80
除氧器出水温度2
℃
81
5号低加出水温度
℃
82
6号低加出水温度
℃
83
7号低加出水温度1
℃
84
7号低加出水温度2
℃
85
8号低加入水温度1
℃
86
8号低加入水温度2
℃
87
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/h
91
再热减温水流量1
t/h
92
再热减温水流量2
t/h
93
1号高压调节阀开度
%
94
2号高压调节阀开度
%
95
3号高压调节阀开度
%
96
4号高压调节阀开度
%
97
除氧器初始水位
mm
98
除氧器终止水位
mm
99
热井A初始水位
mm
100
热井A终止水位
mm
101
热井B初始水位
mm
102
热井B终止水位
mm
103
给水流量差压A
KPa
104
给水流量差压B
KPa
105
给水流量差压C
KPa
106
再热器减温水流量1
t/h
107
再热器减温水流量2
t/h
108
主给水流量
t/h
最终值
109
高压凝汽器真空
KPa
110
低压凝汽器真空
KPa
111
循环水进水温度1
℃
112
循环水进水温度2
℃
113
循环水出水温度1
℃
114
循环水出水温度2
℃
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