1、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 日第 2 页 共 14 页项目负责： 项目负责： 编 写： 初 核：审 核： 审 核：批 准： 批 准：项目参加： 项目参加：第 3 页 共 14 页目 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 .10第 1 页 共 14 页2600MW机组汽轮机性能试验大纲1 概述
2、2600MW 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 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
3、调节节流调节）额定转速 r/min 3000THA 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 试验规范和标准第 2 页 共 14 页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
4、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 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 TH
5、A 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，即参数修第 3 页 共 14 页正。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（V
6、WO）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
7、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。第 4 页 共 14 页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
8、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
9、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 和第 5 页 共 14 页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
10、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
11、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
12、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。第 6 页 共 14 页（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
13、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
14、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第 7 页 共 14 页清单。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
15、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
16、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。第 8 页 共 14 页（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
17、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
18、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 组织分工第 9 页 共 14 页（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
19、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
20、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
21、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。第 10 页 共 14 页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。第 11 页 共 14 页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
22、 1 MPa6 高压缸进汽压力 2 MPa7 调节级后压力 MPa8 一段抽汽压力 MPa9 高压缸排汽压力 1 MPa10 高压缸排汽压力 2 MPa11 中压缸进汽压力 1 MPa12 中压缸进汽压力 2 MPa13 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 1 kPa19 七 B 段抽汽压力 2 kPa20 八 A 段抽汽压力 1 kPa21 八 B 段抽汽压力 2 kPa22 低压缸排汽压力 1 kPa23 低压缸排汽压力 2 kPa24 低压缸排汽压力 3 kPa25 低压缸
23、排汽压力 4 kPa第 12 页 共 14 页26 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 MPa29 4 抽至除氧器进汽压力 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 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
24、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 第 13 页 共 14 页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
25、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 第 14 页 共 14 页86 8 号低加入水温度 2 87
26、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 1 t/h92 再热减温水流量 2 t/h93 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 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 A KPa104 给水流量差压 B KPa105 给水流量差压 C KPa106 再热器减温水流量 1 t/h107 再热器减温水流量 2 t/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 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
