汽轮机性能考核试验方案(38页)

方案签批页目录前言---------------------------------------------------------2 一汽轮机热耗率试验方案---------------------------4 二汽轮机额定出力试验方案-----------------------14 三汽轮机最大出力试验方案-----------------------17 四机组供电煤耗试验方案--------------------------20 五汽轮机热力特性试验方案-----------------------23 六附录附录1 试验设备、仪器(表)清单-------------------25 附录2 性能试验系统隔离清单---------------------26 附录3 性能试验仪表测点清单---------------------28 附录4 试验测点布置图------------------------------31前言河南神火发电有限公司“上大压小”发电工程汽轮机，为东方电气集团东方汽轮机有限公司制造的600MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机。

高、中压缸采用合缸结构，两个低压缸为对称分流式，机组型号为N600-24.2/566/566。

机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器、给水泵汽轮机及厂用汽。

给水泵为2台50％容量的汽动给水泵和一台30%容量的启动备用电动给水泵。

汽轮机主要技术规范如下：型号：N600-24.2/566/566型式：超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机额定功率：600MW MW最大功率：675.585MW（VWO）额定工况参数：主蒸汽压力：24.2MPa主蒸汽温度：566℃主蒸汽流量：1695.2t/h高排/再热蒸汽压力： 4.425/3.982MPa高排/再热蒸汽温度：315.7/566℃再热蒸汽流量：1393.180t/h额定背压(绝对)： 4.4/5.4kPa最终给水温度：282.1℃额定工况净热耗：7504kJ/kWh维持额定负荷的最高排汽压力：11.8kPa额定转速：3000r/min试验方案参照河南神火发电有限公司与东方电气集团东方汽轮机有限公司签订的技术合同和美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》（ASME PTC6－1996）以及中华人民共和国原电力工业部《火电机组启动验收性能试验导则》（1998年版）（电综[1998]179号）及电厂的具体需要而编制，主要包括以下几个方面的内容：1汽轮机热耗率试验2汽轮机额定出力试验3汽轮机最大出力试验4机组供电煤耗试验5汽轮机热力特性试验一汽轮机热耗率试验方案1试验目的1.1在制造厂规定的运行条件下，测定3VWO工况下汽轮发电机组的热耗率，考核汽轮机的热耗率是否达到保证值7504kJ/kWh。

1.2在3VWO工况下，通过试验测定汽轮机的高、中压缸相对内效率。

1.3分析热力系统运行主要参数，评价热力系统的运行状况，为今后生产管理和节能降耗提供必要的原始数据。

2试验标准与依据2.1试验标准2.1.1美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》（ASME PTC6-1996）；2.1.2国际公式化委员会(IFC)《具有火用参数的水和水蒸汽性质参数手册》（1967年工业用IFC公式计算）；2.2试验依据2.2.1东方电气集团东方汽轮机有限公司《汽轮机热力特性计算书》；2.2.2设计、制造技术文件、资料，以及相关的合同文件；2.2.3试验基准为阀点。

3 机组额定工况主要技术规范发电机功率：600.0MW主蒸汽压力：24.2MPa主蒸汽温度：560℃主蒸汽流量：1695.2t/h汽轮机排汽压力：4.9kPa补充水流量：0 t/h最终给水温度：282.1℃额定工况热耗：7504kJ/kWh4试验仪器及测量方法试验热力系统按设计的热力系统进行，其原则性热力系统及测点布置图见附录4。

试验仪器仪表清单见附录3，试验中使用的仪器仪表均经法定计量部门校验合格。

4.1主凝结水流量测量采用符合ASME PTC6-1996标准高精度低β值喉部取压长颈流量喷嘴测量主凝结水流量。

流量测量管段安装在#7低加出口的水平凝结水管道上，流量差压由两组互成180°的取压孔用0.075级ROSEMOUNT差压变送器测量。

4.2发电机功率的测量发电机出口电功率采用现场电气功率计测量。

功率计精度为0.1%。

4.3温度测量200℃以下采用0.1级热电阻与温度变送器，200℃以上采用0.4级ROSEMOUNT温度变送器测量。

4.4压力及辅助流量的测量1MPa以下压力用0.075级ROSEMOUNT压力变送器测量，1MPa以上压力使用0.075与0.1级ROSEMOUNT压力变送器测量。

排汽压力采用网络式探头测量，布置于凝汽器与排气缸接口的喉部，每个凝汽器按面积平均布置4个网络探头，一共8个。

再热器减温水流量利用现场孔板测量，轴封漏汽与给水泵密封水进、回水流量加装了孔板，以上辅助流量采用0.1级ROSEMOUNT差压变送器测量。

4.5水位测量除氧器水箱水位和凝汽器水位使用液位变送器测量。

4.6系统明漏量测量试验期间对机组系统中无法隔离的可见漏流量，由试验人员用量筒和秒表现场进行测量。

4.7试验数据采集与采样频度主、辅流量差压、压力、温度采用IMP分布式数据采集系统(编号：QJ1-00Q104)测量记录，每3秒采集一次，每60秒记录一次采样平均值。

发电机出口电功率用功率计的积分功能，对试验期间的发电机出口电功率进行累计，由累计值求得平均功率。

系统明漏量人工测量记录。

5 试验方法和试验项目5.1试验条件5.1.1设备条件5.1.1.1主、辅机设备正常投入运行，设备和系统无异常泄漏。

5.1.1.2试验前完成汽水流量平衡试验，与电厂共同检查设备的内外漏情况，列出泄漏阀门清单，由电厂处理，使得系统不明漏率小于额定主蒸汽流量的0.1-0.3%，超过0.1%的部分，汽机、锅炉的分配比例需要电厂、制造厂、试验院共同协商解决。

如果系统不明漏率>0.3%，则应查找原因并予以消除后才能进行试验。

5.1.1.3汽轮机调速系统工作正常。

5.1.2系统条件试验前按照附录2提供的系统隔离清单对系统进行隔离，使得机组系统呈完全单元制方式运行，所有与外界有联系的汽、水阀门关闭严密，如果电、汽动（调）门存在泄漏，需要关闭手动门。

试验期间，机组不补水、不排氧、锅炉不排污、不吹灰、化学取样水全部关闭。

5.1.3运行条件试验期间热力系统按照设计热平衡图所规定的热力循环运行并保持稳定。

5.1.3.1高、低压加热器及除氧器按设计运行方式运行，其疏水按设计方式正常运行。

5.1.3.2除氧器、小机汽源由四段抽汽供给，滑压运行。

5.1.3.3尽量减少蒸汽参数、凝结水流量、各储水容器水位的上下波动。

5.1.3.4不投或尽量少投再热器减温水，如果必须投减温水，则应保持减温水在试验持续时间内恒定。

5.1.3.5发电机氢冷系统的氢压和氢气纯度调整在额定值，试验期间停止补氢，内冷水箱停止补水。

5.1.3.6提前上好煤，试验期间辅机正常运行，保持稳定，不进行启停操作，以保证试验时燃烧稳定，运行参数达到要求。

5.1.3.7机组试验时各监视段压力不超过设计最大值。

主要运行参数满足表1-1要求，再热蒸汽温度两侧偏差不超过5℃。

表1-1 主要运行参数满足的要求5.2 热耗率试验5.2.1试验准备5.2.1.1投入凝结水流量喷嘴，确保主管道上阀门无漏流。

5.2.1.2安装试验测点和数据采集系统，并对数据采集系统进行调试。

5.2.1.3电厂运行人员按照系统隔离清单进行热力系统隔离，由试验院检查系统的隔离情况，如有必要需要在试验前关闭有关手动门。

5.2.1.4调整运行参数，使运行参数符合试验大纲的要求。

5.2.1.5切除最后开启高压调门，保持前三个高压调门全开。

5.2.1.6 试验前关闭凝汽器补水手动门。

5.2.1.7机组运行系统按要求调整好稳定半小时后方可进行试验，每个工况试验持续2小时。

5.2.2预备性试验5.2.2.1预备性试验的目的是检查汽轮机和设备是否具备了试验的条件，检查仪表、试验热力系统旁路和泄漏的隔离情况，并使试验人员熟悉自己的职责。

5.2.2.2预备性试验完成后，对测取的数据进行分析和计算，以便在正式试验前改进和调整。

若试验符合正式试验的所有要求，则也可作为正式试验。

5.2.3正式试验在预备性试验结束并证明各项技术条件均已达到正式试验的要求后进行两次正式试验。

两次试验结果经一、二类修正后的偏差应小于0.25%，如超过0.25%，则应查明原因进行第三次试验，如果三次试验结果偏差仍超过0.25%，则三次试验结果全部作废，否则全部有效。

两次试验之间不能连续进行，必须调整高压主汽调节阀，使负荷至少变化15%，同时系统恢复补水、排污、排氧等，再调整到与前一试验之间工况相同的条件下进行。

5.2.4试验项目包括3VWO1、3VWO2工况试验。

6热力性能的计算和修正6.1试验数据的处理6.1.1计算出采集数据的算术平均值，再经过仪表零位、高差、大气压力、仪表校验值等修正后作为试验原始测量数据；6.1.2对于同一参数、多重测点的情况，其测量值取各测点的算术平均值； 6.1.3根据人工记录的各储水容器水位变化量、容器尺寸、记录时间和介质密度计算出当量流量；6.2计算方法 6.2.1发电机功率T W P h e /=W h ——试验期间的电功率对时间的累计值MWh T ——试验持续时间h6.2.2主凝结水流量412124βρεπ-∆=f c p dC W kg/sC ——喷嘴流出系数ε——膨胀系数 ，m/m·℃d ——运行状态下的喷嘴喉部直径，mΔP——喷嘴前后差压，Paρf1——被测量的介质密度，kg/m 3β ——运行状态下的喷嘴喉部与管道直径之比6.2.3给水流量通过求解各高压加热器、除氧器能量平衡和流量平衡方程，得出给水流量W fw 。

()()11111d e e i o fw h h W h h W -⨯=-⨯()()()21122222d d e d e e i o fw h h W h h W h h W -⨯+-⨯=-⨯()()()()322133333d d e e d e e i o fw h h W W h h W h h W -⨯++-⨯=-⨯()()()c co c co e e co d n en h h W h h W h h W -⨯=-⨯+-⨯⎪⎭⎫ ⎝⎛∑=44331 1234e e e e c fw ds sh rh W W W W W W W W W ++++=+++W e1、W e2、W e3、W e4——#1、2、3高加、除氧器用汽量， t/hW fw ——经过高加给水流量， t/hW c ——主凝结水流量， t/hW sh ——过热蒸汽减温水流量， t/hW rh ——再热蒸汽减温水流量， t/hW ds ——除氧器水位变化当量流量（水位上升为正，下降为负），t/hh e1、h e2、h e3、h e4——#1、2、3高加、除氧器进汽焓， kJ/kgh d1、h d2、h d3、h co ——#1、2、3高加疏水焓、除氧器出水焓， kJ/kgh o1、h i1、h o2、h i2、h o3、h i3——#1、2、3高加进、出水焓， kJ/kgh c ——进入除氧器主凝结水焓， kJ/kg6.2.4主汽流量ms fw sh lk W W W W =+-W lk ——系统不明泄漏量, t/h6.2.5冷再热蒸汽流量3211cr ms hvl bn on en n n W W W W W W ===----∑∑∑∑∑on W ——高压前轴封漏至中压缸漏汽量, t/h∑=31n bn W——高压后轴封漏汽量, t/h 21hvln W=∑——高压门杆二漏汽量, t/h 6.2.6热再热蒸汽流量rh cr hr W W W +=6.2.7热耗率()()()()ms ms fw hr rh hr cr rh hr rh g W h h W W h h W h W HR P ⨯-+-⨯-+⨯-=HR ——热耗率，kJ/kWhW ms ——主蒸汽流量，t/hh ms ——主蒸汽焓，kJ/kgW hr ——热再热蒸汽流量，t/hh hr ——热再热蒸汽焓，kJ/kgW cr ——冷再热蒸汽流量，t/hh cr ——冷再热蒸汽焓，kJ/kgh fw ——最终给水焓，kJ/kgW rh ——再热蒸汽减温水流量，t/hh rh ——再热蒸汽减温水焓，kJ/kgP g ——发电机输出功率，MW6.2.8 缸效率clc h h h h --=00η h o ——汽轮机高、中压缸进汽焓，kJ/kgh c ——汽轮机高、中压缸排汽焓，kJ/kgh cl ——汽轮机高、中压缸排汽等熵膨胀终点焓，kJ/kg6.3修正计算修正计算以制造厂提供的热力特性计算书为基准。