#1机组修后性能试验措施Word下载.docx
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1055mm
13
给水回热级数
2级高加＋1级除氧＋4级低加
14
额定给水温度
253℃
15
THA毛热耗率
7658.8kJ/kW.h
2.2凝汽器技术规范
名称
单位
1
型号
----
N-18000
2
形式
对分单流程表面式
3
背压
MPa
0.0049
4
冷却面积
㎡
18000
5
冷却水量
t/h
43000
6
冷却水压
0.25
7
冷却水进口温度
℃
20
8
凝汽量
671.2
9
冷却倍率
64
10
冷却水管内流速
m/s
≤2.2
11
流程数
12
清洁系数
0.9
13
凝汽器管材
TA1
14
冷却管长
mm
12420
15
冷却管径
Φ19×
0.7/（共2466根）
16
0.5/（共21986根）
17
水室设计压力
0.45
18
汽轮机排汽量
695.83
19
凝汽器进出水管径
Φ2020×
20
凝汽器水阻
mH2O
4.5
21
生产厂家
北京重型电机厂
2.3凝结水泵改造前技术规范
凝结水泵
台数
台
流量
855
m3/h
扬程
280
m
容量
100%
350/600SBNL（6）-S
电动机
额定功率
900
kW
电压
kV
电流
101.7
A
转速
1480
rpm
型式
Y800-2-12
大修期间，北京中唐电工程咨询有限公司按照合同能源管理模式对该机组凝结水系统进行了改造。
加装了一台一拖二高压变频器，拆除了凝结水泵的末级叶轮，增设了两台减温水泵。
3试验标准和基准
DL/T1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》。
DL/T932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》。
Standardsforsteamsurfacecondensers，tenthedition，HeatExchangeInstitute（HEI），2006（美国传热学会标准）。
JB/T3344-1993《凝汽器性能试验规程》。
电站汽轮机热力性能试验验收试验规程第2部分：
方法B-各种类型和容量的汽轮机宽准确度试GB/T8117.2-2008/IEC60953-2:
1990《汽轮机热力性能验收试验》。
GB/T6422-2009《用能设备能量测试导则》。
水和水蒸汽性质表：
国际公式化委员会IFC-1967公式。
试验基准：
定负荷。
4试验工况及时间
机组负荷
试验日期
试验开始时间
试验结束时间
试验内容
循泵运行方式
330MW
2012-7-4
9:
00
真空严密性
两泵并联
11:
30
汽轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能
300MW
14:
270MW
17:
轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能
240MW
20:
5试验测点及测量方法
5.1电功率测量：
发电机有功功率采用现场功率变送器测量，记录运行数据；
凝结水泵电能计量采用现场多功能电能表，试验开始、结束分别记录电能表表码及对应记录时间。
5.2压力测量
（1）自动主汽门前蒸汽压力、高排压力、再热汽门前蒸汽压力、中压缸排汽压力、凝汽器真空用电科院0.1级压力变送器测量；
循环水进、出水压力用电科院0.1级压力变送器测量。
（2）一抽、二抽、三抽、四抽、五抽、六抽、七抽压力取用现场运行数据；
（3）主给水压力、给水泵出口母管压力、过热器减温水压力、再热器减温水压力取用现场运行数据；
（4）大气压力用电科院0.1级压力变送器测量。
DCS取数清单见附件。
5.3温度测量
自动主汽门前温度，再热汽门前温度，高压排汽温度，中压缸排汽温度，蒸汽冷却器出水温度用电科院工业Ⅰ级E型热电偶测量；
给水温度，#7高加进水、出水、疏水温度，#6高加进水、疏水温度，除氧器水温，#4低加进出水、疏水温度，#3低加进水、疏水温度，#2低加进水、疏水温度，#1低加进水疏水温度，过热器减温水温度，再热器减温水温度等取用现场运行数据；
凝汽器热井水温、循环水进水温度、循环水出水温度等用电科院工业Ⅰ级E型热电偶测量。
5.4流量测量：
主给水流量采用现场差压变送器测量，信号接入试验专用IMP数据采集系统，同时记录运行数据；
过热减温水流量、再热减温水流量、凝结水流量用现场差压变送器测量，记录运行数据；
凝泵出口凝结水流量采用0.1级试验专用差压变送器测量，同时记录运行数据。
5.5储水箱水位测量：
汽包水位、除氧器水位、热井水位等储水容器水位变化用现场水位变送器测量。
5.6所用现场仪表均在校验周期内。
6.试验条件
6.1机组设备条件：
6.1.1机组及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏。
6.1.2轴封系统运行良好。
6.1.3真空严密性符合要求。
6.1.4凝结水泵变频器运行，保持凝结水主调阀（除氧器水位控制阀）全开，凝结水系统再循环阀全关。
6.2系统条件：
6.2.1热力系统应严格按照设计热平衡图所规定的热力循环运行并保持稳定。
6.2.2系统隔离应符合试验要求，管道、阀门应无异常泄漏，机组单元制运行无任何流量进出设计所规定的热力循环。
系统内工质依次流经规定的设备，不存在任何旁路及再循环。
系统不明泄漏量不应超过主蒸汽流量的0.5%。
重点隔离以下系统：
⏹主蒸汽、再热汽、抽汽系统各管道、阀门疏水；
⏹主、再热蒸汽的高、低压大旁路及旁路减温水；
⏹加热器疏水旁路、疏水直排凝汽器及危急疏水；
⏹各加热器壳侧放水、放汽，水侧放水放气；
⏹汽轮机辅助抽汽（厂用汽）；
⏹水和蒸汽取样；
⏹除氧器放水、溢流、排氧，及与其他机组连接的抽汽；
⏹补水，化学加药；
⏹锅炉排污、吹灰、放汽、疏水。
6.3运行条件
6.3.1汽轮机运行参数尽可能达到设计值并保持稳定，试验期间各主要参数允许偏差值及波动值不应超过下表规定的范围：
运行参数
试验平均值与设计值的允许偏差
试验参数的最大允许波动
主蒸汽温度
±
16℃
4℃
主蒸汽压力
3%
0.25%
再热蒸汽温度
电功率
功率因数
不做具体规定
1%
主凝结水差压
给水温度
6℃
6.3.2汽包水位、除氧器水位、热井水位稳定变化，无波动。
试验前将除氧器水位和凝结水储水箱补至高水位，试验期间停止补水。
6.3.3各加热器水位正常、稳定。
检查各个加热器的安全阀，应动作正常。
6.3.4试验前将除氧器排氧门关闭或关至最小。
6.3.5在试验进行中，除非影响机组安全的因素出现，否则不得进行任何调整机组设备或热力系统的操作。
6.4仪表条件
6.4.1所有校验仪表校验合格，工作正常。
6.4.2测试系统安装及接线正确。
6.4.3数据采集系统设置正确，数据采集正常。
7.试验方法
7.1系统隔离
试验前由运行人员根据试验负责单位的要求拟定系统隔离清单，电厂组织人员批准后实施。
试验前由电厂运行人员进行阀门隔离，试验人员在现场进行检查并确认。
7.2试验持续时间及读数频率
7.2.1试验持续时间：
每个试验工况稳定后记录持续时间为2小时。
7.2.2读数频率：
数据采集的频率为30秒。
8.试验程序
8.1按试验要求严格进行系统隔离并确认。
8.2凝结水泵变频器运行，保持凝结水主调阀（除氧器水位控制阀）全开，凝结水系统再循环阀全关。
8.3试验前将水位补至高水位，试验期间停止向系统补水。
8.4调整运行参数，使运行工况稳定在试验要求的工况。
8.5工况调整完毕后稳定运行足够时间。
8.6检查试验仪表，记录人员进入指定位置。
8.7经试验各方确认后按规定时间统一开始数据采集和记录。
9.试验结果的计算及修正
9.1原始数据的处理：
计算平均值，压力进行大气压与标高修正。
9.2按照GB8117.2-2008的方法进行计算及修正。
10.试验的组织与分工
10.1试验组织
总指挥：
现场总协调：
岳向力刘思军
试验负责人：
10.2试验分工
电厂：
1.配合试验测点的更换工作。
2.负责试验的现场指挥与协调。
3.负责调整试验运行工况，保持机组稳定运行。
4.提供试验所需的技术资料。
研究院：
1.编制试验大纲与试验测点清单。
2.检查和确认测点的完善情况，使之满足试验要求。
3.负责试验的数据采集、处理、计算和分析。
4.试验报告的完成。
11安全措施及注意事项:
为确保试验期间主辅设备安全,试验表计的更换,设备、阀门的操作及设备的消缺应依据GB26164.1-2010《电业安全工作规程》、电厂有关运行规程、电厂有关操作票制度及有关审批手续，机组现场工作的管理规定。
（1）机组运行发现异常，危及安全时，运行值班人员应及时处理，试验停止，试验人员迅速撤离现场。
（2）参加试验人员，应服从指挥，按要求的项目及记录间隔仔细记录，发现仪表异常应立即报告。
（3）试验记录人员必须熟悉仪表读数记录方法，准确无误地记录，试验完毕，记录表交试验工作人员。
（4）记录人员未经允许，不得擅自触动电厂运行设备及有关试验设备。
（5）更换仪表及试验期间注意事项见下表：
危险点及注意事项
预防措施
现场如有临时电源，试验人员要注意用电安全。
试验结束时及时切断电源，并做好电源线的防护，防止进水漏电。
汽机侧主汽压力、主汽温度、高排压力、高排温度、再热压力、再热温度由于将现场测点更换为试验专用元件，DCS中没有显示。
换装压力变送器过程中可能引起蒸汽泄漏。
1、运行人员加强对锅炉侧参数的监视。
2、确保变送器一、二次门关闭严密。
更换仪表时使用梯子或在脚手架上工作时，可能出现摔伤。
1、使用梯子时，必须确认梯子架设稳定，并且有两人以上进行监护。
2、在脚手架上工作时，工作人员必须佩戴安全带并且固定牢靠，防止摔伤。
信号线布置时应注意美观、有序，远离高温管道、阀门，尽量不穿过运行人员行走的空间；
如信号线通过运行人员巡检区域，应设安全警示告牌。
仪表更换后应保持现场环境干净整洁。
更换仪表后及时将现场打扫干净，不留杂物,保证不对现场环境造成影响。
附件试验前各部门需要配合的工作
1热工需要配合的工作
以下压力测点需要将现场压力变送器（压力表）拆除换接试验专用仪表，由于更换测点及试验期间这些测点在DCS中没有显示，请电厂确认这些测点是否参与调节和保护并做好安全组织措施。
该工作应于2012年7月3日前完成。
测点名称
测点位置
备注
自动主汽门前蒸汽压力
主汽门前
更换运行仪表
高压缸排汽压力
高压缸排汽管
再热汽门前蒸汽压力
再热汽门前
中压缸排汽压力（甲乙）
中压缸排汽管道
试验测点
低压缸排汽压力（甲乙）
凝汽器喉部
凝泵出口压力
凝泵出口
循环水进水压力（甲乙）
更换就地表
循环水出水压力（甲乙）
凝泵出口凝结水流量
并联运行仪表
给水流量
炉侧省煤器入口前
借用现场变送器
以下温度测点需要将现场热电偶（热电阻）拆除换接试验专用仪表，由于更换测点及试验期间这些测点在DCS中没有显示，请电厂确认这些测点是否参与调节和保护并做好安全组织措施。
自动主汽门前蒸汽温度（甲乙）
再热汽门前蒸汽温度（甲乙）
再热主汽门前
借用运行套管
中压缸排汽温度（甲乙）
循环水进水温度（甲乙）
循环水出水温度（甲乙）
凝泵出口水温
热井水温
试验完成后，按指定的时间间隔和时间间段从DCS中读取下表中的数据，时间段由试验具体时间确定，时间间隔为每1分钟取一次，试验前将测点做成趋势组储存，该工作应于2012年3月8日前完成。
试验后将数据存储为文本文件的格式移交给试验人员。
温度测点表：
运行测点
实测值
T1
主汽温度甲
√
T2
主汽温度乙
T3
调节级温度
T4
高排温度甲
T5
高排温度乙
T6
一抽温度
T7
#7高加进汽温度
T8
再热温度甲
T9
再热温度乙
T10
二抽温度
T11
蒸汽冷却器进汽温度
T12
#6高加进汽温度
T13
三抽温度
T14
除氧器进汽温度
T15
中排温度甲
T16
中排温度乙
T17
四抽温度
T18
#4低加进汽温度
T19
五抽温度
T20
#3低加进汽温度
T21
六抽温度
T22
#2低加进汽温度
T23
七抽温度
T24
省煤器入口给水温度
T25
蒸冷器出水温度
T26
蒸冷器进水温度
T27
#7高加出水温度
T28
#7高加进水温度
T29
#7高加疏水温度
T30
#6高加出水温度
T31
#6高加进水温度
T32
#6高加疏水温度
T33
除氧器下水温度
T34
除氧器进口凝结水温度
T35
#4低加出水温度
T36
#4低加进水温度
T37
#4低加疏水温度
T38
#3低加进水温度
T39
#3低加疏水温度
T40
#2低加进水温度
T41
#2低加疏水温度
T42
#1低加进水温度
T43
#1低加疏水温度
T44
轴加出水温度
T45
轴加进水温度
T46
T47
T48
过热器减温水温度
T49
再热器减温水温度
T50
循环水进水温度
T51
循环水出水温度
T52
低压缸排汽温度
T53
压力测点表：
P1
主汽压力甲
P2
主汽压力乙
P3
调节级压力
P4
高排压力甲
P5
高排压力乙
P6
一抽压力
P7
#7高加进汽压力
P8
再热压力甲
P9
再热压力乙
P10
二抽压力
P11
蒸汽冷却器进汽压力
P12
#6高加进汽压力
P13
三抽压力
P14
除氧器进汽压力
P15
中排压力甲
P16
中排压力乙
P17
四抽压力
P18
#4低加进汽压力
P19
五抽压力
P20
#3低加进汽压力
P21
六抽压力
P22
#2低加进汽压力
P23
七抽压力
P24
#1低加进汽压力
P25
省煤器入口给水压力
P26
给水泵出口母管压力
P27
真空01
P28
真空02
P29
过热器减温水压力
P30
再热器减温水压力
P31
除氧器进口凝结水压力
P32
凝泵出口母管压力
流量、功率及其他测点表：
L1
除氧器入口凝结水流量
L2
省煤器入口给水流量
L3
前置泵流量
L4
过热器减温水流量
L5
再热器减温水流量
L6
发电机有功功率
MW
L7
厂用电功率
L8
启备变功率
L9
除氧器水位
L10
凝汽器热井水位
L11
各高调门开度
%
鲁北1号机组凝结水系统试验记录单
参数
N1.
N2.
对外供汽量
N3.
外供蒸汽压力
N4.
外供蒸汽温度
N5.
供热减温水流量
N6.
减温水温度
N7.
减温水压力
Mpa
N8.
凝结水流量
N9.
主调阀开度
N10.
凝结水泵电流
N11.
6kv系统电压
N12.
凝泵电机耗功
N13.
变频器输出电压
N14.
变频器输出电流
N15.
变频器输出频率
HZ
N16.
凝泵进口压力
N17.
凝泵进口水温
N18.
N19.
N20.
精处理后压力
N21.
除氧器压力
N22.
主调阀前压力
N23.
主调阀后压力
N24.
大气压
Pa
N25.
减温水泵运行电流
N26.
减温水泵运行电压
V
N27.
凝泵电能表起始表码
N28.
凝泵电能表终止表码
N29.
凝泵PT/CT变比
2运行需要配合的工作
由于试验期间许多温度、压力测点解除，运行没有显示，请提前做好安全组织措施。
试验时运行人员尽力调整机组参数满足试验措施的要求并力求保持机组稳定运行。
提供系统隔离清单，试验前由运行人员、电力研究院工作人员按照隔离清单逐项进行检查。
3在运转层汽轮机旁接一220V电源（根据现场需要是否接入）
4需要电厂提供的技术材料
（1）凝结水流量节流装置计算书
（2）凝结水进出口管道尺寸
5系统隔离清单
一．蒸汽、旁路系统及抽汽系统
执行
阀门名称
1.
1号机主汽管疏水气动门
2.
1号机主汽A支管疏水气动门
3.
1号机主汽B支管疏水气动门
4.
1号机高压导管疏水气动门
5.
1号机主汽平衡管疏水气动门
6.
1号机高压缸倒暖门
7.
1号机高压缸疏水气动门
8.
1号机高压缸抽真空门
9.
1号机高压缸抽真空门前疏水器旁路门
10.
1号机再热冷段疏水气动门
11.
1号机再热热段疏水气动门
12.
1号机再热热段A支管疏水气动门
13.
1号机再热热段B支管疏水气动门
14.
1号机中联门疏水气动门
15.
1号机中压导管疏水气动门
16.
1号机高旁减压阀
17.
1号机高旁减温水调节门
18.
1号机高旁减温水管道放水、放气门
19.
1号机A低旁减压阀
20.
1号机B低旁减压阀
21.
1号机A低旁减温水调节门
22.
1号机B低旁减温水调节门
23.
1号机A低旁减温水旁路门
24.
1号机B低旁减温水旁路门
25.
1号机高旁暖管一、二次门
26.
1号机低旁暖管一、二次门
二．高低加系统
1号机1号低加水侧放水一次门
1号机1号低加水侧放水二次门
1号机1号低加汽侧放水一次门
1号机1号低加汽侧放水二次门
1号机1号低加水侧充氮进气门
1号机1号低加汽侧充氮进气门
1号机2号低加水侧放水一次门
1号机2号低加水侧放水二次门
1号机2号低加汽侧放水一次门
1号机2号低加汽侧放水二次门
1号机2号低加水侧充氮进气门
1号机2号低加汽侧充氮进气门
1号机3号低加水侧放水一次门
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