黄岛锅炉性能试验文件性能试验技术程序A版.doc
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工程代号
密级
一般
专业代号
605
目录号
黄岛电厂2×660MW机组
锅炉性能试验大纲
（讨论稿）
编制：
审核：
批准：
山东电力研究院
山东中实易通集团股份有限公司
2006年10月
1
1.前言
华电国际邹县电厂四期工程2×1000MW机组锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司（DBC）/东方日立锅炉有限公司（BHDB）与日本巴布科克-日立公司（BHK）联合设计、制造的高效超临界参数变压直流锅炉。
受华电国际邹县电厂委托，山东电力研究院承担了华电国际邹县电厂2×1000MW机组锅炉性能考核及达标验收试验。
试验前，山东电力研究院提供锅炉性能试验大纲，由参与试验各方讨论后确定。
编写本文件的依据：
（1）电站锅炉性能试验规程ASMEPTC44.1版
（2）空气预热器性能试验规范ASMEPTC4.3
（3）山东黄岛发电厂#5、6机组性能试验合同书及其附件
（4）火电机组启动验收性能试验导则。
2.设备简介
华电国际邹县电厂四期工程2×1000MW机组DG3000/26.15-II1型锅炉为高效超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、运转层以上露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。
设计煤种与校核煤种为兖矿煤和济北煤矿的混煤。
锅炉水冷壁采用下部螺旋盘绕上升和上部垂直上升膜式壁结构，螺旋盘绕区布置内螺纹管。
启动系统有两个启动分离器和一个储水罐，配备一台再循环泵，具有快速启动能力。
采用前后墙对冲燃烧方式，48只HT-NR3低NOX燃烧器分三层布置在炉膛前后墙上。
过热器为辐射对流型，低温过热器布置于尾部竖井后烟道，屏式过热器和高温过热器布置于炉膛上部。
过热蒸汽温度采用水煤比和两级喷水减温控制。
高温再热器布置于水平烟道，低温再热器布置于尾部竖井前烟道，再热汽温采用尾部烟气挡板调节，在低再出口至高再进口管道上设置事故喷水减温器。
锅炉采用双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，每炉配6台磨煤机，5台磨煤机运行带BRL负荷。
2.1锅炉主要技术规范
锅炉的主要设计参数见表1。
表1锅炉的主要设计参数
项目
单位
B-MCR
BRL
锅炉蒸发量
t/h
3033
2889
过热器出口蒸汽压力
MPa（a）
26.25
26.11
过热器出口蒸汽温度
℃
605
605
再热蒸汽流量
t/h
2469.7
2347.1
再热器进口蒸汽压力
MPa（a）
5.1
4.841
再热器出口蒸汽压力
MPa（a）
4.9
4.641
再热器进口蒸汽温度
℃
354.2
347.8
再热器出口蒸汽温度
℃
603
603
省煤器进口给水温度
℃
302.4
298.5
2.2燃料特性
煤质资料见表2
表2煤质资料
项目
符号
单位
设计煤种
校核煤种
1.工业分析
收到基全水份
Mt
％
8.00
10.00
空气干燥基水份
Mad
％
2.48
2.51
收到基灰份
Aar
％
24.40
27.75
干燥无灰基挥发份
Vdaf
％
39
37.73
收到基低位发热量
Qnet.ar
kJ/kg
21271
19053
kcal/kg
5080
4551
2.哈氏可磨度
HGI
64
62
3.磨损系数
Ke
5．6
5．8
4.元素分析
收到基碳
Car
％
53.80
48.40
收到基氢
Har
％
3.95
3.85
收到基氧
Oar
％
8.14
7.85
收到基氮
Nar
％
1.11
1.25
收到基硫
Star
％
0.60
0.90
5.灰熔化温度
灰变形温度
DT（T1）
℃
1270
1200
灰软化温度
ST（T2）
℃
1350
1290
灰熔化温度
FT（T3）
℃
1410
1350
6.灰分析资料
二氧化硅
SiO2
％
58.61
56.03
三氧化二铝
Al2O3
％
23.20
22.79
三氧化二铁
Fe2O3
％
6.50
6.67
氧化钙
CaO
％
2.90
6.48
氧化镁
MgO
％
1.49
2.40
氧化钾
K2O
％
2.02
1.79
氧化钠
Na2O
％
0.71
0.89
氧化锰
MnO
％
0.14
0.19
三氧化硫
SO3
％
1.63
2.28
其它
％
2.8
0.48
2.3锅炉给水及蒸汽品质要求
2.3.1锅炉给水质量标准
补给水量：
正常时（按B-MCR的2%计） 60.7t/h
启动或事故时（按B-MCR的12%计）364t/h
补给水制备方式：
一级除盐加混床系统
锅炉给水质量标准：
（采用联合处理方式）
总硬度：
0μmol/L
溶解氧：
30-200μg/L（加氧处理）
铁：
≤10μg/kg
铜：
≤2μg/kg
二氧化硅：
≤20μg/kg
pH值（CWT工况）：
8.0-9.0（加氧处理）
电导率（25℃）：
≤0.15μS/cm
钠：
≤5μg/kg
锅炉补给水质量标准：
电导率（25℃）：
≤0.20μS/cm
二氧化硅：
≤20μg/kg
2.3.2蒸汽品质要求
钠：
≤5μg/kg
二氧化硅：
≤20μg/kg
电导率（25℃）：
≤0.20μS/cm
铁：
≤10μg/kg
铜：
≤2μg/kg
3.性能试验项目
性能试验项目主要以《山东黄岛发电厂#5、6机组性能试验合同书》为依据，同时增加了部分达标验收项目。
（1）锅炉最大连续出力（B-MCR）试验；
（2）锅炉热效率试验（BRL工况）；
（3）空气预热器漏风率试验（BRL工况）；
（4）锅炉断油最低出力（不投油最低稳燃负荷）试验；
（5）制粉系统出力试验（大纲另出）；
（6）磨煤机单耗试验（大纲另出）；
（7）锅炉散热（保温）测试（大纲另出）
4.保证值及保证条件
4.1在下述工况条件下，锅炉最大连续出力（B-MCR）为3033t/h
（1）燃用1.3.1条中所给定的煤种；
（2）额定给水温度；
（3）过热蒸汽温度和压力为额定值，再热蒸汽进、出口温度和压力为额定值。
（4）蒸汽品质合格。
4.2在下述工况条件下，锅炉保证热效率93.8%（按低位发热量）
（1）燃用设计煤种；
（2）大气温度20℃，暖风器不投运，大气相对湿度63%；
（3）锅炉带额定负荷BRL工况下；
（4）省煤器出口过剩空气系数保持设计值；
（5）锅炉热效率计算按ASMEPTC498版进行计算及有关项目的修正，其中散热损失一项按ASMEPTC4.1版ABMA曲线取值；
（6）煤粉细度在设计规定的范围内（R90=21%）。
（7）燃尽风投运。
（8）煤粉均匀性系数n=0.9±0.1。
4.3在下述工况条件下，空气预热器的漏风率（单台）在投产第一年内不高于6%，运行1年后不高于8%。
一次风漏风率不高于35%。
（1）燃用1.3.1条中所给定的煤种；
（2）锅炉负荷在额定蒸发量（BRL）时。
4.4在下述工况条件下，不投油最低稳燃负荷不大于30%B-MCR。
（1）燃用设计煤种；
（2）煤粉细度在设计规定的范围内（R90=21%）。
（3）不投油最低稳燃负荷至少经过四小时的验收试验。
5.试验目的
该锅炉性能试验目的是为检验锅炉能否达到预期的有关性能指标，为电厂运行提供技术依据。
6、试验条件
6.1对燃料的要求
6.1.1试验所用煤种在质量和分析特性上应尽可能接近设计煤种。
锅炉验收试验时使用的设计煤种，其工业分析的允许变化范围为：
干燥无灰基挥发份Δ=±5%（绝对值）
收到基全水份Δ=±4%（绝对值）
收到基灰份Δ=+5%（绝对值）
－10%
收到基低位发热量Δ=±10%（相对值）
灰的变形温度（校核煤种）Δ=-50℃
6.1.2试验前，电厂应提供试验用煤的元素分析和工业分析或者可能的试验用煤的燃料分析资料。
6.1.3在审核上面资料的基础上，再讨论一个混煤程序，以使得实际燃用的煤种尽可能接近设计煤种。
6.1.4正式试验前一周，应燃用同意的混合后的燃料，然后才能进行正式试验。
在正式试验前提供混煤样品的工业分析、元素分析和低位热值（净发热量NCV）。
6.1.5应将对试验用煤的要求、最终的详细的试验过程以及所有其他特殊的必要工作通知电厂上煤人员。
6.1.6在整个试验过程中要保证有足够的燃料。
建议至少要提供20天的用煤量。
6.2对运行的要求
6.2.1试验开始前机组已经连续运行3天以上,在试验前的最后12个小时中,前9个小时大于75%试验负荷,后3个小时在试验负荷运行。
6.2.2每次试验前的稳定阶段开始时，机组应达到下述条件。
机组的运行方式已经在试验前的会议上得到双方同意。
并且确定是否投入暖风器。
l锅炉已经在规定的试验负荷下稳定运行，燃用试验煤种。
l过热器出口的蒸汽压力和温度维持在设计值。
l试验期间磨煤机的运行参数（煤/风比例），燃烧器的调整设置，风箱的状态，已经双方认可，以获得最佳燃烧工况。
l在试验期间不得采用”非正常”运行方式。
l所有磨煤机均可用。
l吹灰工作已经结束，试验期间暂停吹灰。
应确定好试验前的吹灰时间，以确保能够做到试验期间不吹灰。
l终止所有的排污程序，将排污阀门进行隔离。
试验期间暂停排污。
在后面试验过程中也应记住在试验以前安排进行排污。
l锅炉自动控制全部可投用。
l试验期间，炉膛负压表和氧量表等表计能投入并指示正确；
l试验期间锅炉不投油助燃，锅炉不吹灰、不打焦、不排污；
l试验过程中，不进行制粉系统的切换和启停等影响锅炉稳定的调整；
l试验稳定阶段和试验阶段运行参数应满足以下要求
参数
短时间的波动
长时间的波动
蒸汽压力
4%
3%
给水流量
4%
3%
省煤器出口的氧量
1.0%O2（干）
0.5%O2（干）
给水温度
10℃
5℃
蒸汽温度
10℃
5℃
过热器/再热器减温水流量
40%减温水流量
N/A
燃料量
10%
N/A
6.2.3要保证所有的部门知道试验正在进行之中，保证任何工作都不会影响锅炉运行，除非得到所有有关单位的同意–特别是锅炉仪表、控制或投入使用的试验用的辅助装置。
6.2.4运行人员应明确在整个试验过程中机组要维持在规定的负荷。
每个工况试验时间不小于4小时，每次调整到试验工况，至少稳定运行2小时再进行试验；
6.2.5所有的阀门应在正常运行的位置，但是排污阀门和所有的疏水阀门要进行双重隔离。
6.2.6一旦调整到试验工况，不再进行风压、风量的调整。
6.3说明
以上要求仅针对TMCR、BMCR工况下的试验项目而言，其它试验要求参见相关独立程序。
7．测试项目与方法
7.0试验仪器
利用运行仪表和试验仪器仪表结合起来测量。
运行数据将采用DCS和人工记录两种方式。
试验仪器的数据记录将使用数据采集系统或人工记录。
根据试验前的检查和运行数据确定是否对部分仪器仪表进行再校验。
原则性的试验仪器参见附件1。
7.1需要测量的参数
7.1.1汽水流量：
l给水流量采用锅炉设备自带的流量孔板或喷嘴测量，DCS记录数据。
l减温水流量通过每一只减温器的热平衡来计算或DCS记录。
l主汽流量测量采用给水流量数据。
l再热蒸汽流量由高加抽汽量、再热器减温水量和漏汽量计算得到或由汽轮机试验得出。
7.1.2烟气分析：
烟气取样点应布置在两台省煤器出口烟道、两台空气预热器出口烟道。
空气预热器的烟道上使用多点采样。
使用多组分烟气分析仪确定烟气中各组分的含量。
记录方式为数据采集系统或人工记录。
每一次试验前都要用标准气样和干空气对分析仪进行校验，每一次试验结束后进行复检。
试验结果要根据校验得到的漂移值进行修正。
氧量、一氧化碳、NOx、CO2的取样系统的典型的示意图附件2。
省煤器出口和预热器出口的取样探头参见附件3。
1）省煤器出口
分析省煤器出口烟气中的氧气和一氧化碳含量。
在每台省煤器出口烟道的等面积的中心进行烟气取样。
每个烟道取样点为8×3，每个测点内包括三只探头，每侧烟道总共有24个取样位置，共计48个取样位置。
2）空气预热器出口
分析空气预热器出口的烟气中的氧气和一氧化碳含量。
在每台空气预热器出口烟道的等面积的中心进行烟气取样。
每个烟道取样点为8×3，每个测点内包括三只探头，每侧烟道总共有24个取样位置，共计48个取样位置。
7.1.3温度测量
除了计算各项热损失所必需的温度以外，试验期间，还要测量蒸汽、水、烟气、空气的所有温度。
温度测量使用经过标定的K型热电偶。
热电偶的电信号输出每隔30秒钟（或者采用其他认为合理的时间间隔）用数据采集系统记录一次。
和烟气分析一样，在空气预热器出口和入口烟道也要用多点测量。
试验前，要测量两台暖风器出口管道的风温和所有的空气预热器入口管道内的风温。
1）空气温度
在下列位置用热电偶测量或采用DCS记录。
l空气预热器二次风入口管道风温
l空气预热器一次风入口管道风温
2）烟气温度
在下列位置用热电偶测量按照等面积方法选取于管道内的测点处的烟气温度或DCS记录。
l省煤器出口管道（空气预热器入口）48支热电偶8X3网格
l空气预热器出口管道48支热电偶8X3网格
在两侧烟道内，热电偶和烟气取样探头一起，温度测量点和烟气取样点相同。
3）靠近送风机入口的环境条件（温度）：
用干湿球温度/湿度计测量。
4）金属温度：
利用DCS系统记录。
7.1.4辅机功率:
所有辅机的电源电压、电机电流和功率从DCS和安装于控制盘上的电压表、电流表读出。
7.1.5环境湿度：
用干湿球温度计测量。
7.1.6调节装置、挡板的位置：
由DCS得到，挡板的设定值可以由DCS或者直接观测得到。
7.1.7运行仪表读数:
利用DCS或人工记录。
7.1.8性能试验需要加装的测点清单见附件5
7.2需要利用DCS记录的参数
DCS数据记录清单另外给出。
7.3数据记录频率
7.3.1人工读数：
人工记录数据的时间间隔为10分钟。
如果有些参数可能出现无法预料的较大波动，要增加该参数的记录频率并通知有关的观测人员。
7.3.2DCS读数：
利用DCS记录的运行数据，其记录频率在试验前确定。
每一次试验结束后，应尽快地把DCS的数据记录以合适的格式传递到软盘或者其他介质上，以便编辑MICROSOFTEXCEL。
DCS的数据拷贝应由双方保留。
应尽可能每隔10分钟进行一次，结果应代表前十分钟DCS记录数据的平均值。
如果不能以此速度进行备份，则应在试验结束时进行，以得到整个试验期间的过程记录。
7.3.3数据采集系统：
数据采集系统应设定30秒钟记录一次数据。
如果有必要，可以对这个间隔进行调整。
8、取样方法与样品处理
l应在效率保证值试验和预备性试验期间进行原煤取样。
l预备性试验期间可以适当降低取样频率。
l原煤取样应在整个试验期间在运行给煤机上定期取样。
l取样工具完备。
8.1原煤取样
l在试验开始前，应将合适的容器放置在运行的给煤机处。
容器上必需带有密封的盖子，只有当把取得的煤样放进该容器时才可以打开盖子。
l每台投运给煤机每1小时取样1次，每次取样2kg。
l取样位置为煤仓下部靠近落煤管的捣煤口。
l取样结束后，将所有煤样倒在一起，在干净的地面上形成一个锥体，迅速混合。
大量的样品被逐渐缩分成试验室需要的样品，方法可以是“堆成锥形然后四等分”，或者，如果有制样设备，就用机械的方法制样。
减少样品的每一步，都是去掉样品的一半，直到剩下的煤样的数量能够装满需要的瓶子数。
当剩下的煤样的数量能够满足试验室分析要求的时候，把这些煤样摊成大约125–150mm厚的“薄饼”。
用铲子沿着“薄饼”的四周取样，轮流装进每一只瓶子。
瓶子一装满，就盖上密封的盖子。
l要确保在瓶子贴上正确的标签，然后转移到一个安全的地方供有关单位选用。
l将所有样品缩分为4份，每份约5kg。
设备供货方和用户方各1份，留底备用1份，山东电力研究院1份，由山东电力研究院煤检试验室进行煤质化验。
煤质化验内容为工业分析、发热量和元素分析。
l原煤取样有效时间与锅炉试验工况时间相等，但取样开始和结束的时间应视燃料从采样点到送入炉膛所需的时间适当提前，以保证样品能代表试验期间所用燃料。
l采集的煤样应立即密封保存，缩制煤样应尽快进行。
8.2炉渣取样及处理
l仅在效率试验中取样。
l在捞渣机出口附近定期取样。
取样的频率在试验前确定。
l炉渣样渣样的缩制程序同原煤样完全一样。
由山东电力研究院煤检试验室进行化验，化验内容为灰渣中可燃物含量。
8.3飞灰取样
l仅在效率试验中取样。
l飞灰取样在两台空气预热器出口（电除尘入口）管道撞击式飞灰取样器取得。
试验前将其排空。
试验结束后立即取样。
l飞灰样的缩制程序同原煤样完全一样。
由山东电力研究院煤检试验室进行化验，化验内容为灰中可燃物含量。
8.4样品的分配和分析
l试验获得的入炉煤、飞灰、炉渣样应制作四份样品，设备供货方和用户方各1份，留底备用1份，研究院1份，由山东电力研究院煤检试验室进行化验分析。
l试验取得的煤、灰、渣样品经过缩分处理后，放在较厚的贴有标签的塑料袋内，并用胶带封紧袋口。
煤样需要密封，以防水分蒸发。
在交付电力研究院煤检实验室化验前，一定要妥善保管，防止丢失和塑料袋破损。
l留底备用样品交试验委托方保管。
当试验各方对化验结果发生异议，且再次化验仍不能消除分歧后，启封留底备用样品，对其进行化验，其化验结果作为最终结果。
留底备用样品主要用于最后仲裁，一般不能启封。
留底备用样品保管期在试验报告完成且试验各方均无异议后，方可销毁。
9、试验数据分析与处理
9.1数据分析
1）温度
对数据采集系统记录的温度数据进行检查，剔除明显错误的数据。
确定正式试验期间的最大值、最小值、算术平均值。
每一只热电偶的平均值均将依据校验资料进行修正，校验资料使用校验过程记录表中合适的数据和常规插值程序。
算术平均值用于计算。
对DCS记录的温度数据进行整个试验期间的平均。
2）烟气分析
下列数据应完备：
每一侧空气预热器入口和出口氧量的完整记录。
每一台仪器试验前和试验后的校验数据。
检查和剔除明显的错误数据后，如果有必要应对每一个正式试验期间记录的数据值进行漂移校验、修正（假定在试验期间，任何漂移都是线性的）。
后面的计算都应使用经过修正的试验期间的算术平均值。
9.2试验工况舍弃
在试验过程中或整理试验结果时，发现记录的数据中有严重的异常情况，应考虑将此试验工况舍弃；如果受影响的部分是在试验的开头或结尾，则可部分舍弃；如有必要，应重做该工况试验。
凡出现下列情况之一时，该试验工况作废：
（1）试验燃料特性超出事先规定的范围，即
干燥无灰基挥发份Δ=±5%（绝对值）
收到基全水份Δ=±4%（绝对值）
收到基灰份Δ=+5%（绝对值）
－10%
收到基低位发热量Δ=±10%（相对值）
灰的变形温度（校核煤种）Δ=-50℃
（2）蒸发量或蒸汽参数波动超出试验规定的范围。
（3）锅炉效率试验两个平行工况效率测量结果超出事先规定的偏差范围，建议为0.5%。
9.3计算
9.3.1锅炉热效率
锅炉热效率试验依据ASMEPTC4《锅炉机组性能试验规程》中热损失法（以低位发热量计算），锅炉热效率按下式计算：
式中：
hg—锅炉热效率，%
—燃料应用基低位发热量，kJ/kg;
—对应每千克入炉燃料总的输入物理热，kJ/kg;
L—锅炉每千克入炉燃料总的热损失，根据本锅炉情况按下式计算：
—灰渣中未燃尽碳的热损失，kJ/kg;
—干烟气热损失，kJ/kg;
—入炉燃料中水分引起的热损失，kJ/kg;
—氢燃烧生成水分引起的热损失，kJ/kg;
—空气中水分引起的热损失，kJ/kg;
—表面辐射和对流的热损失，kJ/kg;
—不可测量热损失，kJ/kg；除以上损失外，其他各项热损失只取常数，包括如ASMEPTC4.1中提到的灰渣显热损失、灰渣中的氢含量等引起的损失等；
由于试验条件和锅炉性能的保证条件会有一些偏离，计算的锅炉效率值在与保证值比较前需进行修正，修正方法应依据制造厂家提供的修正曲线进行修正。
1）空气预热器入口空气的加权温度应根据一次风和二次风温度的算术平均值以及一次风和二次风流量的设计值进行计算。
空气预热器入口空气温度的加权值的计算程序如下：
这里：
tA8=空气预热器入口空气的加权温度，℃
MA8=空气预热器入口的空气质量流量，kg/s
下标P和S代表一次风和二次风。
这个公式是假定空气比热不变情况下的简化公式。
2）灰渣比例各方事先商定，建议为88：
12。
3）锅炉效率计算的基准温度为20℃（环境温度）
4）不可计数的热损失LUA经协商采用设计值0.26％。
5）散热损失按ASMEPTC4.1版ABMA曲线取值；
9.3.2锅炉最大连续负荷
锅炉最大连续负荷应为锅炉给水流量。
9.3.3锅炉辅机输入热量
锅炉辅机每一台电机的电耗输入的热量应用下式计算：
这里：
V：
测量的平均电压
A：
测量的平均电流
Pf：
制造商提供的功率因数
E：
制造商提供的效率
η：
电机驱动效率，取为0.97。
P：
辅机电机功率
9.3.4低负荷断油稳燃
锅炉断油稳燃负荷等于实测锅炉给水流量。
9.3.5空预器漏风率
1）未经修正的空气预热器泄露率
未经修正的空气预热器泄露率AL由下式给出：
ASMEPTC4.3中7.03
这里：
WG14=进入空气预热器的湿烟气量，kg/kg燃料
WG15=离开空气预热器的湿烟气量，kg/kg燃料
WG14、WG15由
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