生试验293号_#8机组整体优化后汽轮机及辅机性能试验措施.doc

华电邹县发电有限公司#8机组整体优化后汽轮机及辅机性能试验措施 批 准：尤 华 审 定：闫修峰 审 核：陈 炜 编 写：郑宏伟 刘传美 常 滨2014年8月11日- 33 -目 录一 概述- 1 -二 汽轮性能试验- 10 -三 凝汽器性能试验- 13 -四 汽动给水泵性能试验- 16 -五 循环水泵性能试验- 19 -六 保温性能试验- 21 -七 真空严密性试验- 24 -八 冷却水塔性能试验- 26 -九 试验安全组织措施- 30 -附件1 试验测点分布图- 35 -附件2 #8汽轮机试验测点清单- 36 -附件3 #8汽轮机试验系统隔离清单- 44 -#8机组整体优化后汽轮机及辅机性能试验措施一 概述1. 前言华电邹县发电有限公司8号汽轮发电机组为机组为东汽日立N1000-25/600/600型超超临界1000MW汽轮机，一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式型式，从机头到机尾依次串联，一个单流高压缸、一个双流中压缸及两个双流低压缸。高压缸呈反向布置（头对中压缸），由一个双流调节级与8个单流压力级组成。中压缸共有26个压力级。两个低压缸压力级总数为226级。机组选用250%汽泵组+125%电泵组的给水系统。为进一步推进华电集团公司1000MW机组的节能减排降耗工作，现对华电邹县发电有限公司8号机组实施整体优化改造项目，并委托华电电力科学研究院（以下简称电科院）对全厂设备进行改造后的性能鉴定试验，测定各项技术指标，为进一步提高机组运行安全性、经济性，以及评价改造效果提供技术依据。本措施由华电邹县发电有限公司和电科院共同编制、批准和执行，华电邹县发电有限公司组织并主持具体试验措施的实施。2. 主要技术参数表1 汽轮机主要技术规范序号名 称有 关 参 数1机组型号N1000-25/600/6002机组型式超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽3功率额定工况： 1000 MW 最大连续工况：1044.1 MW阀门全开：1083.5 MW4转速3000 r/min5转向逆时针（从汽轮机端向发电机端看）6凝汽器设计冷却水温设计温度21.5,夏季最高温度367通流级数热力级20级，结构级共45级其中高压缸： 1个双列调节级8个压力级中压缸：26个压力级（双流程）低压缸：226个压力级（两个双流低压缸）8末级叶片高度1092 mm9配汽方式复合调节（喷嘴调节+节流调节）10给水回热级数3级高加1级除氧4级低加11给水温度298.5（最大工况下302.4 ）12额定工况下保证热耗（扣除励磁功率）不大于 7410 kJ /kWh13凝汽器单侧运行可带75%ECR负荷运行表2 凝汽器技术规范凝 汽 器型号N-60000型冷却面积60000 m2型式双壳体、 双背压、 单流程（对每一壳体而言）排汽量热井出口凝结水含氧量 20g/L冷却水量97948.8 m3/h凝汽器不锈钢管总根数57300根(厚度0.5mm)水室试验压力0.5 MPa冷却水温20 （最高33）冷却介质循环水清洁系数0.85凝汽器设计压力4.4kPa/5.4kPa（绝对压力）凝结水温度34.3 膨胀节材料不锈钢制造东方汽轮机厂端差4.65/4.41凝 结 水 泵型式立式筒袋型型号9.5LDTNB-5PJ级数5密封形式机械密封流量（t/h）1445/1595（max）出口压力（MPa）3.26吸入压力（kPa）98.2泵转速（r/min）1489效率84.5制造沈阳水泵厂凝 结 水 泵 电 机型号YKSL630-4功率1500kW电压10kV电流转速1488 r/min制造表3 高压加热器技术规范项 目单位#1高加#2高加#3高加型号JG-1680-1A/BJG-1730-2A/BJG-1300-3A/B型式双列卧式制造哈尔滨锅炉厂传热面积m2168017301300壳侧设计温度320280240壳侧设计压力MPa(g)10.56.23.1管侧设计温度340300260管侧设计压力MPa(g)373737给水流量t/h2888.52888.52888.5给水进口温度261.7219.0189.8给水出口温度298.8261.7219.0给水出口温度端差-1.700加热蒸汽流量t/h255.481241.807114.628加热蒸汽压力MPa(a)8.244.822.27加热蒸汽温度430.5351.6499.2疏水温度267.3224.6195.4疏水出口端差5.65.65.6表4 低压加热器技术规范加 热 器 编 号单位5号低压加热器6号低压加热器加热器型式U形管、卧式加热器数量11汽机调节阀全开（VWO）工况凝结水侧流量t/h22792279进口压力(工作压力 暂定)MPa(a)33进口温度135.5110.7进口热焓kJ/kg570.6465出口温度158.2135.5出口热焓kJ/kg668.1570.6最大允许压降MPa0.080.08最大允许流速m/s33凝结水端差2.82.8抽汽侧流量t/h88.97693.811进口压力MPa(a)0.6340.345进口温度315.4242.5进口热焓kJ/kg3092.22950.2最大允许压降MPa0.0350.035进入加热器的疏水流量t/h/89温度/141.1热焓kJ/kg/594.2排出加热器的疏水流量t/h89182.8温度141.1116.3热焓kJ/kg594.2488.1疏水端差5.65.6汽机最大连续出力（T-MCR）工况凝结水侧流量t/h21812181进口压力(工作压力 暂定)MPa(a)2.82.8进口温度134.1109.5进口热焓kJ/kg564.5459.8出口温度156.6134.1出口热焓kJ/kg661564.5抽汽侧流量t/h84.288.9进口压力MPa(a)0.6080.331进口温度315.8243进口热焓kJ/kg3093.72951.7进入加热器的疏水流量t/h84.2温度139.7热焓kJ/kg588.1排出加热器的疏水流量t/h84.2173.1温度139.7115.1热焓kJ/kg588.1482.9#7、8低压加热器加 热 器 编 号单位7号低压加热器8号低压加热器加热器型式U形管、卧式加热器数量22换热面积m214001600凝结水流量t/h进口压力MPa(a)进口温度进口热焓kJ/kg出口温度出口热焓kJ/kg最大允许压降MPa最大允许流速m/s凝结水端差抽汽流量t/h86.687170.588进口压力MPa(a)0.1610.009进口温度162.491.7进口热焓kJ/kg2796.42653.9最大允许压降MPa0.050.05进入加热器的疏水流量t/h26.947温度110.792.6热焓kJ/kg465388排出加热器的疏水流量t/h26.94744.228温度92.641.5热焓kJ/kg388174表5 循环水系统技术规范循 环 水 泵型式88LKXA-30.3型立式斜流泵流量33480 m3/h扬程30.3m转速370 r/min效率87.1制造长沙水泵厂循 环 水 泵 电 机型号YKSL3650-16/2600-1型功率3650 kW电压10k V电流279.2 A转速370 r/min绝缘等级F接线型式4Y功率因数0.8制造湘潭电机厂辅助冷却水泵型式36LKXA-26型立式斜流泵流量3996 m3/h扬程26 m制造长沙水泵厂辅助冷却水泵电机型号YKSL5004-8型功率450 kW电压10k V电流35.3 A转速745 r/min绝缘等级制造湘潭电机厂胶 球 清 洗 泵型号125SS-22流量30 L/s扬程24 m吸上真空高度5 m凉 水 塔冷却面积12000 m2塔总高165 m进风口标高10.0 m（相对高程）填料底标高10.25 m（相对高程）填料顶标高11.25 m（相对高程）喉部标高112.482m（相对高程）塔底部直径142292m塔喉部直径66.500m塔顶直径71.176m竖井平面尺寸4.84.8m竖井高度17.3m循环水冷却倍率55循环水浓缩倍率5.0控制循环水不结垢系数B小于0.2表6 小汽轮机及汽动给水泵技术规范 小 机型式单缸、凝汽式 控制系统W505数字式调速器额定功率15890MW最高工作转速5203r/min （按汽泵控制）汽源高压汽源中压汽源辅助汽源蒸汽参数1.124.87MPa,温度350.61.041.12 MPa,温度389.63930.61.2 MPa,温度245390排汽压力5.14 kPa制造厂家西门子公司 汽 泵型式卧式离心泵型号BGM-CH密封形式衬套密封转向从驱动端看为顺时针额定出口压力31.309MPa额定流量1714.6 m3/h最高工作转速5203 r/min吸入温度183.3效率 85.6% 最小流量647 m3/h制造日本日立有限公司小 机 油 系 统小机交流润滑油泵小机直流润滑油泵功率45kW功率5.1kW电压380 V电压220 V电流43.6 A电流21.7 A转速2900rpm转速3000 r/min出口压力1.2 MPa出口压力0.1 MPa流量60.1m3/h流量20.6m3/h制造德国ALLWER公司制造德国ALLWER公司油箱容积8250 L制造西门子汽 泵 前 置 泵型号DV-CH额定流量1714.6t/h进口温度183.3扬程108.85 mh2O转速1500 r/min效率86汽 泵 前 置 泵 电 机型号ICFT-CHN11功率690 kW电压10kV电流48 A转速1485 r/min绝缘等级功率因数0.85制造东芝三菱电气公司3. 试验目的3.1 分析试验工况下，热力系统各点参数，并进行热经济性计算，测定各项技术指标，为进一步提高机组运行安全性、经济性，拟定完善运行方案，以及评价改造效果提供技术依据。3.2 通过机组的整体优化性能鉴定试验，为机组在现有状况下能够达到的各项技术经济指标进行分析评价提供可靠的依据。3.3 在系统隔离运行状态下进行试验，测定汽轮机组在隔离状态下，机组的热耗率、汽耗率、煤耗率及高、中压缸效率、加热器端差、各辅机和系统的特性参数。 3.4测量循环水泵的流量、扬程、轴功率和效率等性能指标，为其安全经济运行提供技术数据。3.5分析评估凝汽器及机组真空系统的严密性，以便在结合机组整体节能优化项目实施过程中，为真空系统是否需要更新改造提供依据。3.6 提高加热器逐级疏水能力。4. 试验标准和基准4.1试验标准采用国家标准电站汽轮机热力性能验收试验规程（GB/T 8117.1-2008）。4.2 DL/T 1078-2007凝汽器性能试验规程。4.3 参照ASME PTC 12.2-1998表面式凝汽器性能试验规程。4.4 DL/T 932-2005凝汽器与真空系统运行维护导则。4.5 Standards for steam surface condensers，ninth edition，Heat Exchange Institute (HEI)，1995(美国传热学会标准)。4.6参照GB 5578-1985固定式发电用汽轮机技术条件。4.7 GB/T 3216-2005回转动力泵水力性能验收试验2级。4.8火力发电厂保温材料工程热态考核测试和评价规程(DL/T-934-2005)。4.9热力设备红外检测导则(DL/T-907-2004)。4.10火电机组启动验收性能试验导则（原电力工业部1998年）。4.11设备及管道保温效果的测试及评价(GB8174-87)。4.12火力发电厂保温材料技术条件(DL/T-776-2001)。4.13火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则(DL/T-936-2005)。4.14 DL/T 839-20033大型锅炉给水泵性能现场试验方法程。4.15 B/T 5862-1991 汽轮机表面式给水加热器性能试验规程。4.16参照ASME PTC12.1-2000 表面式给水加热器性能试验规程。4.17水和水蒸汽性质计算采用国际公式化委员会IF97水蒸汽性质公式。4.18汽轮机组设计技术性能以制造厂提供的技术文件为依据。5. 试验内容及工况机组的鉴定试验包括：汽轮机性能试验、凝汽器性能试验、循环水泵性能试验、凝汽器真空严密性试验、机组保温性能测试试验、给水泵组性能试验、加热器水位调整试验、冷却水塔性能试验，试验工况表见表7（试验日期以实际负荷申请时间为准）。如果因其它原因而导致试验不能如期进行，可根据现场情况另行安排。6. 试验的热力系统及测点布置6.1 测点布置示意图见附录1。6.2 测点清单见附录2。6.3 系统隔离清单见试验措施。6.4 测量仪表6.4.1 电功率的测量发电机功率采用运行表计来测量。其他辅机电流采用运行表计测量，厂用电采用运行的厂用电电度表测量。6.4.2 压力(真空)测量用0.075级精度绝对压力及表压力变送器测量，并于试验前对变送器进行校验和仪表修正。6.4.3 流量的测量6.4.3.1 主凝结水流量采用流量孔板测量。6.4.3.2 流量测量装置的差压均采用0.075级差压变送器测量。6.4.4 温度测量温度测量采用E型精密级热电偶。 6.4.5 储水箱水位变化量的测量除氧器水箱、凝汽器热井水箱等系统内储水容器水位变化取自DCS数据，最小刻度为毫米。6.4.6 系统内明漏量的测量漏出和漏入试验热力系统的无法隔离的明漏量，其它用秒表和量筒人工测量。表7 试验工况表序号日期时间负荷汽机试验阀序12014-8-149:00-17:001000MW预备性试验顺序阀22014-8-169:00-17:001000MW主机、定滑定、凝汽器、给泵、循泵顺序阀32014-8-179:00-17:00900MW主机试验三阀全开42014-8-189:00-17:00800MW主机、定滑定、凝汽器、给泵、循泵顺序阀52014-8-199:00-17:00600MW主机、定滑定、凝汽器、给泵、循泵顺序阀62014-8-209:00-17:00900MW加热器水位调整试验1顺序阀72014-8-219:00-17:00900MW加热器水位调整试验2顺序阀72014-8-209:00-17:001000MW冷却水塔性能试验顺序阀82014-8-219:00-17:001000MW保温试验顺序阀二 汽轮机性能试验1. 预备性试验预备性试验在满负荷工况下进行，在试验后留有足够的计算和分析时间，其目的：1.1 确认机组是否具备试验条件，检查系统隔离并计算不明泄漏量，原则上系统不明漏量应控制在国标要求范围之内；1.2 检查所有试验仪表是否处于正常工作状态；当预备性试验结果证实，所有条件均已满足正式试验要求后，方可进行正式试验。如果预备性试验满足正式试验要求，可作为一次正式试验。2. 正式试验2.1 3VWO工况正式试验分别调整主汽调阀到三阀全开（3VWO），主汽压力尽量保持在设计值附近，负荷由阀位决定，其他参数尽量维持设计值（其中三阀全开要求第四个阀全关）。2.2 1000MW、800MW、600MW工况正式试验保持机组为顺序阀运行，保持机组负荷1000MW、800MW以及600MW，系统隔离。以上工况调整后，机组稳定运行30分钟后开始记录，每个工况不少于2小时。3. 试验条件3.1设备条件 主辅设备齐全，运行状态正常、稳定，辅助设备及管道阀门无异常泄漏。轴封系统运行良好。真空系统严密性符合要求。3.2系统条件系统无异常泄漏，系统隔离能满足试验规定的热力系统要求。对在试验中无法隔离的流量应进行测量。系统不明漏量不应超过试验主蒸汽流量的0.1%。试验中应隔离的主要系统：主蒸汽、再热蒸汽及抽汽系统各管道阀门疏水；各级加热器主凝结水或给水的大小旁路、再循环系统，各级加热器事故疏水及疏水排地沟系统，各级加热器壳侧放水及排气系统，各级加热器水室排气系统；辅助汽水管道及与其他机组连通管道，厂用蒸汽系统；水和蒸汽的化学水取样系统；锅炉吹灰、放汽、疏水系统；化学补充水；其他与热力系统无关的汽水管道、疏水管道。3.3 运行条件3.3.1 运行参数应尽量接近额定值，并保持稳定，其平均值偏差及波动值不应超过下表范围：表8 试验参数允许变化范围运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%0.25%主蒸汽温度104再热蒸汽温度104抽汽压力5%/抽汽流量5%/排汽压力2.5%1.0%最终给水温度3/电功率/0.25%3.3.2系统能够调整在规定的热力系统下运行，并在整个试验过程中保持稳定。3.3.3机组退出中调协调控制（AGC），解列一次调频；3.3.4保持凝结水流量稳定，凝结水调整门切手动控制，并将其开度调整为尽可能维持除氧器水位不变，在试验中维持其开度，不作调整；3.3.5以负荷为基准运行，要求负荷波动满足上表要求。3.3.6在试验过程中，除影响机组的安全因素外，不得对机组设备及热力系统作与试验无关的任何操作。3.3.7试验时，为保证机组运行稳定，尽可能用设计煤种。3.4仪表条件3.4.1所有试验仪表齐全、校验合格、工作正常。3.4.2测试仪表安装及接线正确，满足试验要求。3.4.3功率变送器接线正确、运行稳定。4. 鉴定试验步骤鉴定试验要求值班运行人员按以下步骤进行操作：4.1 严格按照系统隔离清单进行隔离，隔离完成后由试验单位人员检查，使之符合试验要求 (尽量达到无内漏、无外漏)；4.2 系统补水，使除氧器水位、凝汽器水位保持在较高位置，在完成其他系统隔离后，关闭补充水，并在整个试验期间不得补水；4.3调整运行参数，使符合试验要求的运行条件，并在整个试验期间保持稳定；4.4调整阀位，使机组阀位按照试验要求的阀位运行，完成阀位调整后，整个试验期间保持固定位置；试验时阀位的判别可依据以下参数进行：关闭的阀门后的压力同调节级后压力参数相同，即可认为该阀门已关闭；4.5 保证设备及系统稳定运行30分钟；4.6 投入试验仪表，检查测试仪表，确认工作正常；4.7按规定要求，开始试验记录，保证连续记录不小于2个小时。三 凝汽器性能试验1. 试验要求1.1 汽轮机组、凝汽器、真空泵、循环水泵及相关设备处于正常运行状态，并能长期稳定运行.1.2 试验前影响试验结果的各项参数应保持稳定，至少半小时.如主蒸汽、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、汽轮机功率、冷却水流量等。在试验期间的主机回热系统和凝汽器的运行工况应保持稳定。 1.3 机组采用单元制运行，除了汽轮机排汽外，其余各种进入凝汽器的疏水、补充水和水封回水(或蒸汽)等应予以切除。对个别不能切除的，则在整理试验结果中就应考虑额外进入凝汽器的各种水量(或蒸汽量)。表9 各参数的允许波动范围运行参数试验平均值与规定值的允许偏差试验允许偏离平均值的允许幅度主蒸汽压力3%2%主蒸汽温度154%再热蒸汽温度154%电功率5kW3%电压5V冷却水入口温度51冷却水流量5%1.4 试验所用的仪器和精度应根据标准和试验要求事先加以确定，各种仪器仪表需进行校验检查，经有关方面确认合格方可使用，必要时在试验后立即复校。对测量方法的选择，可根据试验条件和要求来确定。1.5 在预备性试验工况完成后，如果试验符合条件，结果达到要求，亦可作为正式试验工况。1.6 试验每一工况的时间应连续足够长，以保证试验结果的精确性和一致性，对每一工况来说通常为1小时。2数据记录2.1 试验一个工况为1小时，冷却水温每2.5min读一次，其他读数是每5min读一次；2.2 IMP采集的各参数每30秒记录一次；2.3 试验各工况中的各种数据应同时读取。3试验数据处理3.1 凝汽器热负荷Q = GwCp(tw2tw1)式中：Gw循环水流量，kg/h； Cp循环水平均比热，kJ/kg.； tw1循环水进口温度，； tw2循环水出口温度，。3.2 传热系数K = Q / ( ATm )Tm (tw2tw1) / ln ( tstw1 )/( tstw2)式中：A凝汽器管束总体传热面积，m2 ；Tm对数平均温差，。ts排汽压力下对应的凝结水温度，。3.3 清洁系数K= K计算j1j2j3j4式中：j1传热管流速修正系数；j2冷却水温修正系数；j3管束清洁度系数；j4热负荷修正系数。3.4 凝汽器端差ts2 tstw23.5 凝汽器水阻：Ps=P1P2式中：P1循环水进口压力P2循环水出口压力3.6 凝结水过冷度Tsc = ts tc式中：ts 凝汽器压力对应下的饱和温度，；tc 凝结水温度，。四 汽动给水泵性能试验1试验运行要求11汽轮机组、给水泵、给水泵前置泵、除氧器及相关设备处于正常运行状态，并能长期稳定运行。12试验前影响试验结果的各项参数应保持稳定，至少半小时。主蒸汽、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、汽轮机功率等；在试验期间的主机回热系统应保持稳定。13试验期间，给水泵采取两泵并列运行方式，保持试验给水泵的转速稳定。14试验时通过改变小汽轮机的转速来改变给水泵的扬程。15试验时，应关闭试验泵的中间抽头；锅炉再热器所需的减温水由另外一台给水泵提供。16试验所用的仪器和精度应根据标准和试验要求事先加以确定，各种仪器仪表需进行校验检查，经有关方面确认合格方可使用，必要时在试验后立即复校，对测量方法的选择，可根据试验条件和要求来确定。17每一试验工况的时间应连续足够长，以保证试验结果的精确性和一致性，对每一工况来说，记录时间通常为1小时。18如无安全方面的原因，试验中不对机组进行与试验无关的一切操作。19试验过程中，加强监视，确保机组安全稳定运行，如遇异常现象，则停止试验，按运行规程处理。2试验参数要求应尽可能保证主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、给水泵流量、给水泵出口压力、给水泵转速在试验过程中保持稳定，波动幅度不应超过下表的要求。表10 试验参数允许波动范围测定量单位最大允许波动范围主蒸汽压力%0.25主蒸汽温度4再热蒸汽温度4给水泵流量%6%给水泵扬程%6%给水泵转速%2%3数据记录3.1 试验时，参数调整稳定一小时后开始记录，记录时间为1小时；3.2 采集的各参数每30秒记录一次；3.3 现场运行表计的各参数每1min记录一次；3.4 手工记录数据每5min记录一次；3.5 试验各工况中的各种数据应同时读取.4.试验结果及计算4.1计算#1-#3高加、除氧器下水管线阻力和各工况下给水系统阻力，确定机组运行工况下给水系统的阻力；4.2汽动给水泵性能采用GB32161989C中的计算方法，绘制汽动给水泵的特性曲线（H-Q、P-Q、-Q）；4.3分析数据，计算给水泵组实际运行效率，以确定应改造的设备和方案。5.计算所需公式5.1 给水泵的扬程H = (p2-p1)/mg + (Z2-Z1) + (u22-u12)/2g式中：p1、p2 给水泵进、出口压力，MPam给水的平均密度，kg/m3Z1、Z2 给水泵进、出口至基准面的距离，mu1、u2给水泵进、出口水流速，m/s5.2 给水泵效率=m(p2-p1)+g(Z2-Z1)/h2-h1+g(Z2-Z1)+EM +EX式中：m给水泵进、出口平均比容，m3/kg EM单位质量流体机械能修正项 EX 单位质量流体机械损失能量5.3 给水泵单位质量流体机械能修正项EM =EM 1+EM 2 = (qmi/qmz)(h2i-h1i)+PexA(e-a)式中：EM1轴密封装置泄漏流量损失EM2泵体散热损失qmi轴密封泄漏流量，kg/sqmz给水泵流量，kg/sh1i、h2i给水泵进出口水比焓，J/kgPex泵体的散热损失功率，取10W/(m2) A泵体表面积，m2e泵内水温，a环境温度，5.4 给水泵单位质量流体机械损失能量EX = qmi cph (2i-1i)/ qmz式中：qmi润滑油冷却水流量，kg/scph冷却水的定压比热容，J/(kg)1i、2i冷却水进出口温度，五 循环水泵性能试验1.试验要求1.1 汽轮机组、凝汽器、真空泵、循环水泵及相关设备处于正常运行状态，并能长期稳定运行。1.2 试验前影响试验结果的各项参数应保持稳定至少半小时，如主蒸汽、再热蒸汽温度、主蒸汽压力、汽轮机功率、冷却水流量等。在试验期间的主机回热系统和凝汽器的运行工况应保持稳定。1.3 通过切换循环水泵出口蝶阀上来调节循环水泵的出口流量，如果出口蝶阀无法调节，则通过开启不同循环水泵的运行方式来改变循环水流量。务必严格监视凝汽器循环冷却水进口压力在运行规程允许的范围之内。1.4 流量测点之前的支路流量必须测量。1.5 试验所用的仪器和精度应根据标准和试验要求事先加以确定，各种仪器仪表需进行校验检查，经有关方面确认合格方可使用，必要时在试验后立即复校。对测量方法的选择，可根据试验条件和要求来确定。1.6 机组真空系统严密性应在规定的范围之内。1.7 在预备性试验工况完成后，如果试验符合条件，结果达到要求，亦可作为正式试验工况。1.8 试验每一工况的时间应连续足够长，以保证试验结果的精确性和一致性，对每一工况来说通常为1小时。每个试验工况调整结束，稳定20分钟之后开始记录数据。数据采集系统每30秒采集数据一次，人工记录每2分钟记录数据一次。2.计算方法2.1扬程式中：H 扬程，m；平均密度，kg/m3；g 重力加速度，9.81m/s2；P1，P2分别为泵进出口压力，Pa；V1，V2分别为泵进出口水流速，m/s；Z1，Z2分别为泵进出口压力表中心标高，m；2.2有效功率式中：Pu泵有效功率，kW；G 出口流量，t/h。2.3效率式中：Pgr电动机输入功率，kW；gr，分别为电动机和泵效率，%六 加热器水位调整试验1.试验条件1.1机组在额定负荷工况条件下，稳定运行，其偏差不应超过表11规定的范围。1.2加热器及关联设备运行正常，与加热器有关的各项参数基本符合设计值。1.3检测加热器进、出水温、疏水出口温度、蒸汽进口压力、温度、水位测试仪表齐全可靠。1.4疏水调节阀及其控制装置运行正常，各水位取样管道无堵塞，无泄漏。1.5加热器管子表面应清洁。1.6加热器汽侧的凝结水量应连续排放并保持正常的水位。1.7加热器的汽侧不应积聚非凝结气体。蒸气中常有一些非凝结气体，这些气体如在加热器中积聚，会使加热器的传热性能恶化。试验时为防止这一情况发生，要对排气阀进行调整，放掉一定数量的蒸汽，以使液体通过加热器时温升最大，而且稳定。表11 运行参数允许偏差和允许波动运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%0.25%主蒸汽温度164再热蒸汽温度164再热汽压降50%/排汽压力2.5%1.0%最终给水温度6/电功率/0.25%功率因数/1.0%转速5%0.25%2.试验步骤2.1 联系热工人员解除需调整加热器水位自动调整保护系统，由主控运行人员手动调整加热器水位。2.2 记录加热器各项参数(进、出口水温、疏水出口温度、进汽压力、温度、疏水调节阀开度、加热器水位等)，作为调试前初始参数。2.3 调整液位控制器的设定值，使水位以一定幅度上升。这一幅度不宜过大，每次以2050mm为佳，并且根据疏水温度的变化情况适当调整。2.4 逐次抬高水位，直至水位显示装置满水或将要满水。加热器高水位应低于过热蒸汽冷却段出口。2.5 按上述方法再逐次降低水位，以观察回复性是否良好。如果起始调整点是在几何零水位点，那么回复时，还应该将水位降至低水位点观察，然后再恢复到零水位点。2.6 现场工作结束后，恢复加热器自动保护运行。2.7 绘制水位调整曲线图曲线图包括疏水水位、出口压力、给水出口温度、疏水端差等。2.8 确定最佳水位:分析水位调整曲线，找出最佳水位点。最佳水位确定应依据下列原则：2.8.1 任何情况下，给水出口温度不致下降。2.8.2 水位作较小幅度的上升，能导致疏水温度(疏水端差)大幅度下降，说明水位偏低；而水位虽作了大幅度上升，但疏水温度(疏水端差)下降幅度不大，则说明水位已基本符合要求。2.8.3 对大部分加热器，抬高水位能使疏水端差达到或逼近设计值，这时的水位是可取的。个别加热的端差值可以小于设计值，这时的容器内真实水位一般都较高，这样的水位是不可取的。根据以上原则，定出一个合适的水位值，并把所有的水位取样装置按照这一个水位值抬高，并重新调整疏水自动调节装置。3.数据记录3.1主凝结水差压采集频率为30秒；3.2压力、温度数据采集频率为30秒；3.3为保证试验结果的正确性和一致性，每个试验应连续运行足够长的时间，对单个试验来讲，在稳定条件下，试验的记录时间不少于30分钟； 3.4每次调整设定值后，必须稳定515min，然后记录各参数。七 保温性能试验1.测试等级和试验标准1.1 测试等级：二级。1.2 试验标准：1.2.1 火力发电厂保温材料工程热态考核测试和评价规程(DL/T-934-2005)；1.2.2 热力设备红外检测导则(DL/T-907-2004)；1.2.3 火电机组启动验收性能试验导则（原电力工业部1998年）；1.2.4 设备及管道保温效果的测试及评价(GB8174-87)；1.2.5 火力发电厂保温材料技术条件(DL/T-776-2001)；1.2.6 火力发电厂热力设备耐火及保温检修导则(DL/T-936-2005)。2.试验内容、范围2.1 试验内容：机组散热测试主要是对保温结构表面温度、环境温度、风速进行测量，本次试验对表面温度测量主要采用红外热成像法。2.2试验范围：汽机侧设备：汽轮机高中压缸、给水泵汽轮机、除氧器、1-3高压加热器、5-8低压加热器、本体疏水扩容器、管道疏水扩容器、各辅助设备。汽机侧管道:主蒸汽管道、再热蒸汽管道（热段）、再热蒸汽管道（冷段）、主给水管道、凝结水管道、1-8级抽汽系统管道、高低加疏水和事故防水管道、除氧器下降管和溢流管道、小汽轮机进汽管道、辅助蒸汽系统管道、轴封系统管道、各热力系统疏水管道等。3.保温效果评价标准3.1 保温材料表面温度评价标准根据设备及管道保温效果的测试及评价GB8174-87、热力设备红外检测导则和火力发电厂保温材料工程热态考核测试和评价规程DL/T-934-2005的要求。3.1.1一般设备和管道保温表面温度评价标准当环境温度低于27时，设备、管道及其附件保温结构的表面温度不得超过50。具体标准为：表12 设备、管道及附件表面温度标准设备管道内介质温度100-250250-400450-500550保温外表面温度35404550当环境温度高于27时，设备、管道及其附件保温结构的表面温升不得超过25。3.2 保温材料表面散热损失标准表13 保温外表面允许最大散热损失值W/m2管道内介质温度50100150200250300350400450500550600650最大散热损失58931161401631862092152442622792963143.3测试对象必须同时符合3.1和3.2的要求可视为合格。4.试验方法和测试参数4.1试验方法本次试验采用表面温度测试法进行。先用红外热象仪对被测保温结构外表面进行整体扫描，反映出保温结构外表面温度的分布，然后对各重点部位进行详细测量，做好记录，见附表。4.2测试参数根据DL/T-934-2005标准，各部位测量的参数有：设备的表面温度及相应的表面积、环境温度和环境风速。5.各种测试对象的测点布置、测试方法和计算方法5.1管道根据等温段的分布，对管道的温度和等温长度进行分段测试，用加权平均法计算管道的平均温度。5.2筒形设备根据筒体等温段分布，对筒体的温度和等温环进行分段测试，对封头或端盖进行测试，用加权平均法计算管道的平均温度。5.3立方体设备在各平面的壁面上划分若干个正交网络，纵横间隔为2米，高温部分可适当增加密度进行测试，用加权平均法计算管道的平均温度。5.4阀门和支吊架根据DL/T-934-2005标准，采用当量长度修正法进行修正计算。6.试验条件试验期间锅炉负荷维持在800MW以上，无较大波动。除了室外锅炉顶层少数位置其余测定环境风速均不超过0.5m/s。7.散热热流密度计算根据被测物的表面温度、环境温度，按下式计算散热热流密度：Q=(TW-TF)式中：Q热流密度，W/m2TW表面温度，KTF环境温度，K表面换热系数，W/( m2K)上式中室内布置的热力设备和管道的表面换热系数取数标准见下式：平面换热系数：=9.77+0.07(TW-TF)圆筒壁换热系数：=9.42+0.05(TW-TF)室外布置的热力设备和管道表面换热系数：；w风速。8.试验结果分析处理根据设备和管道的测试结果，用加权平均法进行表面温度和表面散热量计算。八 真空严密性试验1.试验条件1.1 机组正常运行，负荷应稳定在80额定负荷。1.2 凝汽器真空正常，运行参数稳定。1.3 检查一台真空泵运行正常，解除另一台真空泵“备用”，低真空保护解除。1.4 真空泵A、B进口门开启、关闭正常。2.试验方法和步骤采用停真空泵方法进行。试验前，联系值长，维持机组负荷在80%额定负荷，保持运行工况稳定，通知各有关人员到位。记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及其低压缸排汽温度。开始进行真空严密性试验，操作员同时停真空泵A、B，凝汽器真空下降到真空保护值时，下令停止试验，开启真空泵A或真空泵B。3.试验测点、仪表及测量方法3.1主要试验用仪器仪表在试验前均经法定计量单位校验合格。3.2 数据采集：3.2.1联系值长，维持机组负荷在80%额定负荷，保持运行工况稳定，通知各有关人员到位。3.2.2记录试验前的机组负荷、凝汽器真空及其低压缸排汽温度。3.2.3全停真空泵。3.2.4每30s记录一次凝汽器真空值，共记录8分钟。3.2.5启动真空泵。3.2.6取后5分钟的下降值，求得平均值，算出真空平均下降速度。4.注意事项试验时，如真空下降至真空保护值或排汽温度上升至排汽温度保护值，或者凝汽器真空下降速度过快，应立即停止试验，开启真空泵抽气门，恢复真空系统运行。5.试验数据整理、计算根据数据采集系统采集的数据，取后5分钟的下降值，计算真空严密性数据。九 冷却水塔性能试验1 试验标准1.1 按电力规划管理局颁布的工业冷却塔测试规程（DL/T1027-2006）。1.2冷却塔的设计资料及图纸2 冷却塔试验2.1 测试前的准备工作2.1.1 收集冷却塔的设计、施工和运行管理方面的主要资料和情况，电厂应提供冷却塔的平面图和断面图，循环水系统图，冷却塔性能曲线。2.1.2 冷却塔试验开始前，对冷却塔进行全面检查，按设计和试验要求消除冷却塔各部分的缺陷（无法消除的缺陷除外），以保证冷却塔在良好的运行工况下进行试验。2.1.3 准备好经校验合格的测试仪表，测试前准备到位，确保仪器设备工作正常。2.1.4 试验时保持机组负荷及真空稳定，试验工况稳定后尽量少调整，保证循环水出水温度波动尽量小。2.1.5 冷却塔集水池的补水门、排水门及循环水至复用水池补水门应关闭并保持住，不得有漏流。2.1.6 冷却塔的进水量和水温保持稳定。2.2 试验测点的安装及测试方法2.2.1 气象参数：在距冷却塔15m处，大气干、湿球温度采用机械通风式阿期曼干湿表对干、湿球温度值进行测量；大气压力采用空盒式大气压力表测量。仪表安放在通风遮阳处。另外，用一台旋杯式微风仪监测环境风速。2.2.2 进、出塔水温：进塔水温在塔内中央竖井放置二支水银温度计测量；出塔水温在冷却塔的回水沟内各放置二支水银温度计测量。水银温度计测量范围0-50，并用热电偶测温仪校核。2.2.3 进塔水量：采用日本富士FLC型便携式超声波流量计测量循环水流量。2.2.4 塔内气温：在塔内四个通道上按照等环面积布置温度测点共设置40个测点，采用干湿球通风温度计测量，出塔空气被视做饱和湿空气处理，其相对湿度取100%（即视为干、湿球温度相等）。2.2.5 塔内风速分布：测点布置同2.2.4，在4.2m以上高度用MSF型数字式风速表测量。全塔共设置40个测点根据测量风速的平均值计算进塔风量。2.2.6 汽机真空及负荷：在机组运控室，自动记录。2.2.7 在塔的各项参数调整稳定后进行测试。每一工况持续测试时间50-60分。大气风速、风向、大气压力，进塔空气干球、湿球温度和进塔、出塔水温，每隔10分测量一次，塔内平均风速和风温每工况测试一次。2.