汽轮机组性能考核试验 方案[1]

1、 汽轮机组性能考核试验 方案方案 批 准： 审 核： 初 审： 编 制： 设备部xx 发电有限公司 2014 年 04 月 15 日目目 录录1 概述（名称、简介）.- 1 -2 方案内容.- 2 -3 作业前应具备的条件.- 2 -4 试验标准.- 3-5 作业方法和步骤.- 4 -6 试验结果计算.- 4 -7 技术措施.- 7 -8 质量控制.- 13 -9 安全措施.- 14 -10 进度计划.- 15 -11 组织措施.- 15 -附件 1 汽轮机 THA 工况热力试验测点布置图.- 16 -附件 2 汽轮机 TRL 工况热力试验测点布置图.- 17 -附件 3 汽轮机 TMCR 工

2、况热力试验测点布置图.- 18 -附件 4 汽轮机热力试验测点清单.- 19 -附件 5 汽轮机热力试验系统隔离清单（待定）.- 23 -0汽轮机组性能考核试验汽轮机组性能考核试验方案方案1 .概述（名称、简介）概述（名称、简介）1.1. 1 1 设备系统概述设备系统概述Xx 发电有限公司 1330MW 汽轮机系上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂生产的 CZK330-16.67/0.4/538/538 型亚临界、单轴、中间再热、双缸双排汽、空冷抽汽凝汽式汽轮机。该机组额定功率 TRL 为 330MW，最大连续功率 TMCR 为351.849MW，阀门全开工况功率 6VWO 为 366.254

3、 MW。1.2.1.2.汽轮机主要参数汽轮机主要参数主要工况热力特性汇总（表格 1）项目项目单位单位TRLTRL（额定）（额定）TMCRTMCR（最大（最大连续）连续）VWOVWO（调门（调门全开）全开）THATHA （热耗（热耗考核）考核） 75%75%（出力（出力工况）工况） 50%50%（出力（出力工况）工况）出力kw330160351849366254330056247584165059汽轮发电机热耗值KJ/kWh8785.48331.48320.78354.18494.88889.4主蒸汽压力MPa16.6716.6716.6716.6716.6711.35再热蒸汽压力MPa3.73

4、43.7613.9323.5092.6011.772主蒸汽温度538538538538538538再热蒸汽温度538538538538538538主蒸汽流量t/h1139.0631139.0631196.0161056.558765.826508.876再热蒸汽流量t/h949.831955.153999.484890.144655.817443.560排汽压力kPa(a)321414141414排汽流量t/h714.836706.751738.120662.340506.370357.968补给水率300000给水温度277.6277.9281273.1253.6231.912 .方案内容方

5、案内容2.1 测试汽轮机在 THA 工况下的热耗率；2.2 测试汽轮机在 TRL 工况下的出力；2.3 测试汽轮机在 TMCR 工况下的出力；2.4 测试汽轮机在 6VWO（阀门全开）工况下的热力性能；2.5 测定汽轮机在 100%、80%、60%额定负荷下的热力性能；3 .作业前应具备的条件作业前应具备的条件3.1 人员要求3.1.1 有和利时操作系统热控逻辑组态能力的热控人员至少 2 人；3.1.2 能够熟练进行机组启停及运行调整的运行操作人员至少 12 人；3.1.3 有同试验项目经历的电科院调试人员至少 3 人；3.1.4 机务、电气、热控检修人员至少 10 人。3.2 工器具要求3.

6、2.1 测量风压、氧量、风量的热控仪器；3.3 材料、设备要求3.3.1 相关试验热控逻辑校对无误，且符合现场设备实际。3.3.2 与试验相关的系统具备试验条件。3.4 机组设备3.4.1 汽轮机及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏；3.4.2 轴封系统运行良好；3.4.3 真空系统严密性符合要求；3.4.4 高压主汽调节阀能够调整达到试验要求。汽机主汽调节阀可以实现单阀及顺序阀的正常切换。试验工况要求在顺序阀状态下进行，以负荷为基准。3.5 系统3.5.1 热力系统能在试验规定的热力循环下运行并保持稳定；3.5.2 系统隔离符合试验要求。管道、阀门无异常泄漏，不明漏量损失不超过额定工况主蒸汽

7、流量的0.3%。3.6 运行条件3.6.1 调整燃烧状态，使汽轮机参数满足要求，汽轮机运行参数尽可能调整到设计值并保持稳定，其偏差平均值不应超过表2规定的范围；表2 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再热器压力降50%/抽汽压力5%/抽汽流量5%/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%3.6.2试验前对系统进行补水，使除氧器、排汽装置保持高水位，试验期间停止补水，停锅炉排污，停锅炉吹灰；除氧水箱及锅炉汽包水位维持恒定，排汽装置水位稳定，无大波动；各加热器水位正常、稳

8、定；3.6.3 各工况试验进行时，应保持凝结水流量、给水流量保持稳定。除氧器水位自动调整宜切至手动，以保持凝结水流量的稳定。3.6.4 不投或尽量少投减温水。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；3.6.5 发电机氢冷系统的氢压及氢纯度调整在额定值。3.7 仪表条件3.7.1 所有试验仪表校验合格，工作正常；3.7.2 测试系统安装及接线正确；3.7.3 数据采集系统设置正确，数据采集正常。4.4. 试验标准试验标准4.1 试验标准： GB/T 8117.2-2008汽轮机热力性能验收试验规程 ；美国机械工程师协会汽轮机性能试验规程(ASME PTC6-2004)。 34.2

9、水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会 1967 年工业用 IFC 方程。5.5.作业方法和步骤作业方法和步骤5.1 机组运行参数调整到额定值并保持稳定，其偏差及波动符合表二中规定的要求；回热系统正常投入且各附属设备运行正常。5.2 根据试验工况（负荷）的要求，调整高压调节阀阀位（顺序阀执行） ，在试验过程中保持阀位不变。5.3 机组运行严格按照系统隔离清单隔离系统，试验系统隔离清单见附件 3。热力系统应按照设计热平衡图所规定的热力循环进行，任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都必须进行隔离，无法隔离的流量要进行测量，系统不明漏量不应超过额定工况主蒸汽流量的 0.3%。5.4 机组稳定

10、运行半小时以上，并确认试验仪表及数据采集系统工作正常后，开始试验记录，每一工况试验持续时间大于 4 小时。数据采集装置采集频率为每 30 秒钟记录一次，人工记录的各参数，读数频率为 5 分钟。5.5 向系统补水，调整除氧器水箱水位、热井水位至较高值，保持各加热器水位正常、稳定，停止补水。试验期间，保持除氧器水箱水位、热井水位稳定变化，避免出现剧烈波动。5.6 不投或少投过热器减温水及再热器减温水，且保持减温水流量在试验持续时间内稳定；5.7 正式试验前先进行预备性试验，预备性试验在额定主、再热蒸汽参数、额定排汽压力的条件下进行，试验负荷约 330MW，其要求与正式试验相同。特别指出：特别指出：

11、在试验进行中，除影响机组安全的因素外，不得对机组设备及热力系统作任何操作，停止向系统外排污、排水、排汽。6.6.试验结果计算试验结果计算6.16.1 试验数据处理试验数据处理选取数据采集系统记录的每一工况相对稳定的一段连续记录数据进行平均值计算和仪表校验值、零位、高差、大气压力等的修正，作为性能计算的依据。对同一参数多重测点（左、右或前、后）测量时，取其算术平均值。各储水容器水位变化量根据容器尺寸、记录时间和介质密度将其换算成当量流量；6.26.2 流量计算流量计算凝结水流量、最终给水流量、过热器减温水流量、再热器减温水流量和轴封漏气流量等，用测量的差压值和介质压力及温度，根据节流元件按流量计

12、算公式来计算。主凝结水流量按下式计算(见ASME PTC6-2004及GB/T2624-93)。式中： C喷嘴流出系数(该系数经校验得到)； 流体的膨胀系数； d运行状态下的喷嘴喉部直径，m； p喷嘴差压，Pa； f1实测介质的密度，kg/m3； 实际运行状态下的喷嘴喉部直径与管道直径之比。人工记录的各储水容器水位变化量根据容器尺寸、记录时间和介质压力及温度将其换算成当量流量。6.36.3 系统不明泄漏量计算（其中水位下降为正，上升为负）系统不明泄漏量计算（其中水位下降为正，上升为负）mldlblhwlFFFFF-式中：F系统不明泄漏量，kg/h； Fhwl热井水位降变化当量流量，kg/h；

13、Fbl 锅炉汽包水位变化当量流量，kg/h； Fdl 除氧器水箱水位变化当量流量，kg/h； Fml 可测量的系统明漏量，kg/h。412124fcpdCq56.46.4 主蒸汽流量主蒸汽流量FFFFFFshsblfwms-s式中：Fms主蒸汽流量，kg/h； Ffw最终给水流量，kg/h； Fshsp过热减温水流量，kg/h； Fs 炉侧明漏量，kg/h。6.56.5 热耗率计算热耗率计算试验热耗率及高、中压缸效率计算，按照 ASME PTC6-2004 及 ASME PTC6A-2000方法计算。根据测量的凝结水流量（或给水流量）计算得出各高压加热器和除氧器的抽汽量和最终给水流量，再由计算

14、出的过热减温水流量得到主蒸汽流量。从而计算试验热耗率。热耗率计算公式为：erhsprhspshspshspchchffwffwrhrhmsmsPHGHGHGHGHGHGHR式中： 机组试验热耗率，kJ/(kW.h)；HR，主蒸汽流量，t/h；主蒸汽焓，kJ/kg；msGmsH，再热蒸汽流量，t/h；再热蒸汽焓，kJ/kg；rhGmsH，给水流量，t/h；给水焓，kJ/kg；ffwGffwH ，高压缸排汽流量，t/h；高压缸排汽焓，kJ/kg；chGchH ，过热减温水流量，t/h；过热减温水焓，kJ/kg；shspGshspH，再热减温水流量，t/h；再热减温水焓，kJ/kg；rhspGrhs

15、pH 机组实测输出功率，kW。eP6.66.6 一类修正（系统修正）计算一类修正（系统修正）计算一类修正（系统修正）计算按照 ASME PTC6A-2000 的方法，将试验热力系统修正到设计额定条件。修正项目包括：各储水容器的水位变化；各加热器端差；抽汽管道压损；再热减温水流量；过热减温水流量；凝结水泵和给水泵焓升；凝结水过冷度。6.76.7 二类修正（参数修正）计算二类修正（参数修正）计算二类修正（参数修正）计算采用制造厂提供的修正曲线进行。参数修正包括：主蒸汽压力；主蒸汽温度；再热蒸汽温度；再热蒸汽压损；排汽压力。7 7 技术措施技术措施7.1 预备性试验（阀全开试验）试验目的：检查整个热

16、力系统泄漏量（流量平衡）和测试数据采集系统，并测试汽轮机在额定负荷工况下的热力性能。试验要求：按照系统隔离清单进行热力系统隔离；主汽调节阀顺序阀状态，并确保调门开度不随主蒸汽压力波动；试验负荷约330MW；向系统补水，调整除氧器水箱、凝汽器热井水位至较高值，保证试验期间不向系统补水。然后将除氧器上水调整门切换为手动，以保证试验期间凝结水流量的稳定，除氧器水箱、凝汽器热井水位因系统的状况稳定变化，避免出现剧烈波动；主汽压力、温度、再热蒸汽温度等参数调整到尽量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；7运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%025%主蒸汽温度16K4K最终给水温度6K/电功率/0254

17、%功率因数/104%工况稳定后连续记录各项试验参数1-2个小时。试验结束，进行下一工况的调整；若当天不再进行试验，则恢复系统。7.1.1 6VWO（六阀全开试验）试验目的：测试汽轮机在 6VWO 工况下的热力性能。试验要求：按照系统隔离清单进行热力系统隔离；主汽调节阀6个调门全开，调门控制切换为手动，以确保调门开度不随主蒸汽压力波动；试验负荷约350MW；向系统补水，调整除氧器水箱、凝汽器热井水位至较高值，保证试验期间不向系统补水。然后将除氧器上水调整门切换为手动，以保证试验期间凝结水流量的稳定，除氧器水箱、凝汽器热井水位因系统的状况稳定变化，避免出现剧烈波动；主汽压力、温度、再热蒸汽温度等参

18、数调整到尽量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%025%主蒸汽温度16K4K最终给水温度6K/电功率/0254%功率因数/104%工况稳定后连续记录各项试验参数1-2个小时。试验结束，进行下一工况的调整；若当天不再进行试验，则恢复系统。7.1.2 高中压轴封漏汽流量试验试验目的：确定高中压轴封漏汽流量占再热蒸汽流量的比例和真实的中压缸效率试验要求：主汽调节阀为5阀全开运行方式；试验负荷300MW；主汽压力等参数调整到尽量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；轴封漏汽量试验分两个试验进行，分别为降低主蒸汽温度而再热蒸汽温度保持在额定值附近和降低再热蒸汽温度

19、而主蒸汽温度保持在额定值附近。运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%025%最终给水温度6K/电功率/0254%功率因数/104%试验工况主蒸汽温度再热蒸汽温度变主蒸汽温度试验500510537变再热蒸汽温度试验537500510工况稳定后连续记录各项试验参数1-2个小时。7.27.2 THATHA 热耗保证值试验热耗保证值试验 试验要求：按照系统隔离清单进行热力系统隔离；主汽调节阀顺序阀状态，并确保调门开度不随主蒸汽压力波动；9试验负荷约330MW；向系统补水，调整除氧器水箱、凝汽器热井水位至较高值，保证试验期间不向系统补水。然后将除氧器上水调整门切换为手动，以保证试验期间凝结水流量的稳定，

20、除氧器水箱、凝汽器热井水位因系统的状况稳定变化，避免出现剧烈波动；主汽压力、温度、再热蒸汽温度等参数调整到尽量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%025%主蒸汽温度16K4K最终给水温度6K/电功率/0254%功率因数/104%工况稳定后连续记录各项试验参数6个小时。试验结束，进行下一工况的调整；若当天不再进行试验，则恢复系统。7.3 TRL（额定工况）试验试验目的：测试汽轮机在 TRL 工况下的出力试验要求：按照系统隔离清单进行热力系统隔离；主汽调节阀为顺序阀运行方式；主汽压力、温度和再热蒸汽温度调整额定参数；试验负荷约330MW左右；低压缸排汽压力调

21、整到32.032.0kPa；向系统补水，调整除氧器水箱、凝汽器热井水位至较高值，保证试验期间不向系统补水。然后将除氧器上水调整门切换为手动，以保证试验期间凝结水流量的稳定，除氧器水箱、凝汽器热井水位因系统的状况稳定变化，避免出现剧烈波动；主汽压力、温度、再热蒸汽温度、排汽压力等参数调整到尽量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力/025%主蒸汽温度16K4K排汽压力25%104%最终给水温度6K/电功率/0254%功率因数/104%工况稳定后连续记录各项试验参数4个小时。试验结束，进行下一工况的调整；若当天不再进行试验，则恢复系统。7.4 TMCR（最大工况）

22、试验试验目的：测试汽轮机在 TMCR 工况下的出力试验要求：与TRL工况试验的要求基本相同，只是将汽轮机排汽压力调整至正常运行值即可。按照系统隔离清单进行热力系统隔离；主汽调节阀为顺序阀运行方式；试验负荷约350MW；向系统补水，调整除氧器水箱、凝汽器热井水位至较高值，保证试验期间不向系统补水。然后将除氧器上水调整门切换为手动，以保证试验期间凝结水流量的稳定，除氧器水箱、凝汽器热井水位因系统的状况稳定变化，避免出现剧烈波动；主汽压力、温度、再热蒸汽温度、排汽压力等参数调整到尽量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；运行参数允许偏差允许波动11主蒸汽压力/025%主蒸汽温度16K4K排汽压力25

23、%104%最终给水温度6K/电功率/0254%功率因数/104%工况稳定后连续记录各项试验参数4个小时。试验结束，进行下一工况的调整；若当天不再进行试验，则恢复系统。7.5 240MW 负荷试验试验目的：测试汽轮机 240MW 负荷下的热力性能试验要求：按照系统隔离清单进行热力系统隔离；主汽调节阀为顺序阀运行方式；试验负荷约240MW；向系统补水，调整除氧器水箱、凝汽器热井水位至较高值，保证试验期间不向系统补水。然后将除氧器上水调整门切换为手动，以保证试验期间凝结水流量的稳定，除氧器水箱、凝汽器热井水位因系统的状况稳定变化，避免出现剧烈波动；主汽压力、温度、再热蒸汽温度、排汽压力等参数调整到尽

24、量接近设计值，并保持稳定，如下表所要求；运行参数允许偏差允许波动主蒸汽压力3%025%主蒸汽温度16K4K排汽压力25%104%最终给水温度6K/电功率/0254%功率因数/104%工况稳定后连续记录各项试验参数1-2个小时。试验结束，进行下一工况的调整；若当天不再进行试验，则恢复系统。8 8 质量控制质量控制8.1 熟悉有关图纸和资料。8.2 编写调试措施或方案，并按有关规定进行审核。8.3 对试运技术文件包进行确认。8.4 试验过程中分部进行，每个负荷段都要稳定一段时间，确保燃烧稳定后再进行试验。8.5 对系统进行技术评价，编写调试报告，并按有关规定进行审核。序号序号机组扩容试验项目机组扩

25、容试验项目试验单位试验单位带负荷时间带负荷时间1锅炉额定出力试验未确定2汽机额定出力试验未确定两组试验同时进行，要求带满负荷时间大于4小时3锅炉最大出力试验未确定4汽机最大出力试验未确定两组试验同时进行，要求带额定负荷时间4小时5汽轮发电机组的热耗试验未确定6锅炉热效率试验未确定两组试验同时进行，要求带满负荷时间大于6小时9.9.安全措施安全措施9.1 参与试验的人员应严格遵守电力部、电力公司制订的安全规程及相关规定，工作时注意个人人身安全及设备安全。9.2 在进行试验及试验准备工作时，应注意脚下孔洞、沟道，避免跌落受伤。9.3 非工作需要尽量避免在主汽管道、高压给水管道、抽汽管道、疏水等高温

26、、高压13管道的法兰、阀门及压力容器的水位计等处长期停留，避免烫伤。必须在以上等处工作时，应加快速度，尽快离开。9.4 在进行标准仪表更换和校验工作时，应注意更换及校验的仪表是否带有自动或保护功能，对带有自动或保护功能的仪表除不得已，不要触动，以免保护误动，引起停机事故。试验测试工作完成后，应对更换的各个仪表逐个恢复，并确认仪表工作正常后，方可离开。9.5 更换压力变送器时，应确认二次门关严后，才能卸开接头，压力变送器量程应与所测压力相符，避免压力变送器损坏。9.6 试验仪器用电源，应由专业电气人员接取，并应有接地线，在测量电压正常后，才能打开仪器电源开关。仪器电源应在检修电源或照明电源盘接取

27、，不得在运行设备、阀门的专用盘上接取，以免引起事故。9.7 试验人员不得触动运行设备，尽量远离旋转设备，记录时应注意避近免无意触动控制开关或按钮。试验时如发现设备故障或异常情况，应立即报告运行人员，尽早处理。9.8 试验期间如机组发生异常，运行人员按运行规程进行相应处理，必要时终止试验；试验期间任何引起机组工况变化的操作（如凝结水流量的调整、加热器的投、退，水泵的切换，再循环门的开启等）均应及时通知西安热工研究院有关试验负责人员。10 进度计划进度计划根据网调批准负荷日期确定。11 组织组织措施措施11.1. 发电部负责与电网调度联系，事先作好可能发生的锅炉灭火、发电机解列的准备；试验燃用的煤

28、质及飞灰的化验分析，并提前将化验结果通知调试、试验人员。运行人员负责试验过程中的操作、例行检查及运行参数的记录。11.2. 设备部配合进行试验工作；负责试验现场的安全、消防、设备的消缺检修、治安保卫等工作。11.3. 电科院负责编制试验措施；在试验过程中担任技术总负责，负责向所有参与试验工作人员进行技术交底，并作好事故预想，指导运行人员进行有关操作及调整；提交相应试验报告。11.4. 试验指挥监督组参加试验工作并检督本措施的实施。15附件附件 1 1 汽轮机汽轮机 THATHA 工况热力试验测点布置图工况热力试验测点布置图附件附件 2 2 汽轮机汽轮机 TRLTRL 工况热力试验测点布置图工况

29、热力试验测点布置图17附件附件 3 3 汽轮机汽轮机 TMCRTMCR 工况热力试验测点布置图工况热力试验测点布置图18附件附件 4 4 汽轮机热力试验测点清单汽轮机热力试验测点清单一、压力和流量测点压力测 点 名 称单位额定参数仪表型号（待定）P1主蒸汽门前压力左MPa16.67P2主蒸汽门前压力右MPa16.67P3调节级后压力MPa11P4高压缸排汽压力MPa3.639P5再热汽门前压力左MPa3.275P6再热汽门前压力右MPa3.275P7中压缸排汽压力MPa0.781P8低压缸进汽压力MPa0.781P9低压缸排汽压力 A1kPa13.5P10低压缸排汽压力 A2kPa13.5P1

30、1低压缸排汽压力 B1kPa13.5P12低压缸排汽压力 B2kPa13.5P13七段抽汽压力 AkPa81.9P14七段抽汽压力 BkPa91.9P15六段抽汽压力MPa0.237P166 号低加进汽压力MPa0.225P17五段抽汽压力MPa0.542P185 号低加进汽压力MPa0.515P19四段抽汽压力MPa0.781P20除氧器进汽压力MPa0.742P21三段抽汽压力MPa1.678P223 号高加进汽压力MPa1.628P232 号高加进汽压力MPa3.530P24一段抽汽压力MPa5.641P251 号高加进汽压力MPa5.472P26凝泵出口压力MPa2.5P27主凝结水压

31、力MPa2.0P28给泵出口压力MPa20P29最终给水压力MPa20P30高压平衡鼓漏汽压力左上MPa119压力测 点 名 称单位额定参数仪表型号（待定）P31高压平衡鼓漏汽压力右下MPa1P32再热减温水总管压力MPa7P33轴封冷却器进汽压力kPa95P34大气压力kPa100流量F1主凝结水流量一kPa200F2主凝结水流量二kPa200F3再热减温水流量kPa200F4过热减温水流量kPa200F5高压平衡鼓漏汽流量 1kPa100F6高压平衡鼓漏汽流量 2kPa100F7高压平衡鼓漏汽流量 3kPa100F8高压平衡鼓漏汽流量 4kPa100二、温度测点序号测点名称单位额定参数仪表

32、型号备注T1主蒸汽门前温度左 1538T2主蒸汽门前温度左 2538T3主蒸汽门前温度右 1538T4主蒸汽门前温度右 2538T5调节级后温度500DCS 数据T6高压缸排汽温度 1322.2T7高压缸排汽温度 2322.2T8再热汽门前温度左 1538T9再热汽门前温度左 2538T10再热汽门前温度右 1538T11再热汽门前温度右 2538T12中压缸排汽温度 1331.7T13中压缸排汽温度 2331.7T14低压缸进汽温度 1331.7T15低压缸进汽温度 2331.7T16六段抽汽温度197.4借用运行T176 号低加进汽温度196.3借用运行T18五段抽汽温度290.0借用运行

33、20T195 号低加进汽温度289.1借用运行T20四段抽汽温度331.7借用运行T21除氧器进汽温度330.2借用运行T22三段抽汽温度436.3借用运行T233 号高加进汽温度436.0借用运行T242 号高加进汽温度321.8借用运行T25一段抽汽温度379.9借用运行T261 号高加进汽温度379.4借用运行T27热井出水温度51.8借用运行T28凝泵出口温度52.0借用运行T297 号低加进水温度52.9借用运行T307 号低加疏水温度58.5借用运行T31冷渣器回水温度90借用运行T326 号低加进水温度90借用运行T336 号低加疏水温度95.6借用运行T346 号低加出水温度1

34、21.3借用运行T355 号低加疏水温度126.9借用运行T365 号低加出水温度135.6借用运行T37主凝结水温度150.2T38除氧器下水温度 1167.3借用运行T39除氧器下水温度 2167.3借用运行T40除氧器下水温度 3167.3借用运行T413 号高加进水温度 1170.8T423 号高加进水温度 2170.8T433 号高加疏水温度176.4借用运行T443 号高加出水温度202.2T452 号高加进水温度202.2T462 号高加疏水温度207.8借用运行T472 号高加出水温度243.0T481 号高加进水温度243.0T491 号高加疏水温度248.6借用运行T501

35、 号高加出水温度271.2T51最终给水温度 1271.2T52最终给水温度 2271.2T53高压平衡鼓漏汽温度左上32021T54高压平衡鼓漏汽温度右下320T55再热减温水总管温度172T56轴封冷却器进汽温度350T57轴封冷却器疏水温度90三、电气测点编号测点名称测试范围试验仪表W1发电机有功电功率-WT3000W2励磁功率-DCS DATA四、水位测点编号测点名称单位测试范围试验仪表L1除氧器水箱水位mmmm单位的标尺串接运行信号L2凝汽器热井水位mmmm单位的标尺串接运行信号L3锅炉汽包水位mmmm单位的标尺DCS数据注：部分试验测点的安装工作需要热工和电气专业相关人员的配合。注

36、：部分试验测点的安装工作需要热工和电气专业相关人员的配合。22附件附件 5 汽轮机热力试验系统隔离清单汽轮机热力试验系统隔离清单（待定）（待定）序号阀门名称类型执行情况备注主、再热蒸汽和抽汽系统主、再热蒸汽和抽汽系统1主汽管道主管疏水门至疏水扩容器A2左侧主蒸汽管道疏水门至疏水扩容器A3右侧主蒸汽管道疏水门至疏水扩容器A4高旁旁路阀A5给水至高旁减温水电动调节门A6高压缸通风管路至排汽装置A7高压缸通风阀疏水至疏水扩容器A8高排逆止门前、后疏放水门至疏水扩容器A9辅助蒸汽至高排逆止门前倒暖A10冷再至轴封系统A11冷再至辅汽系统C12低压旁路阀A13低压旁路管道疏放水至排汽装置A14再热热段母

37、管疏放水至疏水扩容器A15左侧再热热段管道疏水至疏水扩容器A16右侧再热热段管道疏水至疏水扩容器A17二段抽汽电动门后疏水至疏水扩容器18二段抽汽逆止门前疏水至疏水扩容器A19二段抽汽逆止门后疏水至疏水扩容器A20一段抽汽电动门后疏水至疏水扩容器A21一段抽汽逆止门前疏水至疏水扩容器A22一段抽汽逆止门后疏水至疏水扩容器A23三段抽汽电动门后疏水至疏水扩容器A24三段抽汽逆止门前疏水至疏水扩容器A25三段抽汽逆止门后疏水至疏水扩容器A26四段抽汽一次电动门后疏水至疏水扩容器A27四段抽汽二次电动门后疏水至疏水扩容器A28四段抽汽逆止门前、后疏水至疏水扩容器A29四段抽汽至辅助蒸汽系统C30五段

38、抽汽电动门后疏水至疏水扩容器A2331五段抽汽逆止门前疏水至疏水扩容器A32五段抽汽逆止门后疏水至疏水扩容器A33六段抽汽电动门后疏水至疏水扩容器A34六段抽汽逆止门前疏水至疏水扩容器A35六段抽汽逆止门后疏水至疏水扩容器A本体疏水系统本体疏水系统12 号高压主汽阀阀座下疏水至疏水集管A21 号高压主汽阀阀座下疏水至疏水集管A32 号高压主汽阀阀座上疏水至疏水集管A41 号高压主汽阀阀座上疏水至疏水集管A51 号中压联合汽阀疏水至疏水集管A62 号中压联合汽阀疏水至疏水集管A7主机轴封供汽管道减温器前后疏水至疏水集管A给水系统给水系统1一号、二号、三号高加连续排汽至除氧器C2除氧器连续排气C3

39、除氧器启动排气A4除氧器溢放水至疏水扩容器A5除氧器溢放水至锅炉疏水箱A6前置泵入口虑网放水门（3 路）A7A 汽泵再循环A8B 汽泵再循环A9高加旁路门A汽机辅汽系统汽机辅汽系统1冷再至辅汽系统A2四段抽汽至辅汽C3辅汽至空预器吹灰A4辅汽至暖风器A5辅汽至磨煤机消防用汽A6#1、#1 机辅汽联络门C7辅汽至空预器吹灰C8辅汽磨煤机A9辅汽至小机调试用汽A10辅汽至除氧器C2411辅汽联箱疏水至锅炉疏水箱A加热器疏放水系统加热器疏放水系统1一号高加连续排汽至除氧器C2一号高加危急疏水至疏水扩容器调整门A3一号高加危急疏水至疏水扩容器手动门C4二号高加连续排汽至除氧器C5二号高加危急疏水至疏水

40、扩容器调整门A6二号高加危急疏水至疏水扩容器手动门C7三号高加连续排汽至除氧器C8三号高加危急疏水至疏水扩容器调整门A9三号高加危急疏水至疏水扩容器手动门C10五号低加运行排汽至排汽装置C11五号低加危急疏水至排汽装置调整门A12五号低加危急疏水至排汽装置手动门C13六号低加运行排汽至排汽装置C14六号低加危急疏水至排汽装置调整门A15六号低加危急疏水至排汽装置手动门C16七号低加运行排汽至排汽装置C17七号低加危急疏水至排汽装置调整门A18七号低加危急疏水至排汽装置手动门C凝结水系统凝结水系统1排汽装置底部放水门A2A、B 凝泵入口滤网前管道放水门A3凝泵出口再循环A4凝结水至凝结水储水箱A

41、5凝结水至发电机定子冷却水A6凝结水至辅汽供轴封减温器A7凝泵出口至真空泵补水A8凝泵出口至闭式冷却水补水A9凝结水至磨煤机消防减温器A10凝结水至采暖系统减温器A11凝结水至燃油伴热蒸汽减温器A12凝结水储水箱至凝汽器补水门、旁路门C137 号低加旁路门A25146 号低加旁路门A155 号低加旁路门A165 号低加出口放水至 A 列外雨水井A锅炉系统锅炉系统1汽包事故放水电动门A2汽包连排至连排扩容器手动门、电动门C3汽包连排至定排扩容器手动门、旁路门A4省煤器集箱疏水手动门、电动门A5省煤器再循环疏水门A6后墙水冷壁下集箱疏水门A7侧墙水冷壁下集箱疏水门A8汽包水位计疏水门A9前墙水冷壁

42、下集箱疏水门A10集中下降管疏水门A11低过进口集箱疏水门A12高过出口集箱疏水门A13ERV 阀疏水门A14减温水母管疏水门A15前包墙下集箱疏水门A16后包墙下集箱疏水门A17后竖井侧墙下集箱疏水门A18再热器出口集箱疏水门A19锅炉侧管道疏水门A20锅炉吹灰手动门C其他系统其他系统1机、炉各处汽水化学取样门C试验前通知关闭注：每次试验前都要进行系统隔离，系统隔离对性能考核试验至关重要，应该引起足够重视。在阀门类型一列中，A 代表机组正常运行期间处于关闭状态的阀门，正式试验前应由运行人员对其进行检查确认，对存在泄漏的尽可能给予消除，若不能消除泄漏，请做好记录；C 代表试验前关闭，试验后可以

43、打开的阀门。26汽轮机组性能考核试验汽轮机组性能考核试验监护保障措施监护保障措施1 .概述（名称、简介）概述（名称、简介）为保障我公司 1 号机组安全稳定进行机组性能考核试验特制定此保障措施。1.11.1 设备系统概述设备系统概述内蒙古京科发电有限公司 1330MW 汽轮机系上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂生产的 CZK330-16.67/0.4/538/538 型亚临界、单轴、中间再热、双缸双排汽、空冷抽汽凝汽式汽轮机。该机组额定功率 TRL 为 330MW，最大连续功率 TMCR 为 351.849MW，阀门全开工况功率 6VWO 为 366.254 MW。1.2.1.2.汽轮机主要参

44、数汽轮机主要参数主要工况热力特性汇总（表格 1）项目项目单位单位TRLTRL（额定）（额定）TMCRTMCR（最大（最大连续）连续）VWOVWO（调门（调门全开）全开）THATHA （热耗（热耗考核）考核） 75%75%（出力（出力工况）工况） 50%50%（出力（出力工况）工况）出力kw330160351849366254330056247584165059汽轮发电机热耗值KJ/kWh8785.48331.48320.78354.18494.88889.4主蒸汽压力MPa16.6716.6716.6716.6716.6711.35再热蒸汽压力MPa3.7343.7613.9323.5092.

45、6011.772主蒸汽温度538538538538538538再热蒸汽温度538538538538538538主蒸汽流量t/h1139.0631139.0631196.0161056.558765.826508.876再热蒸汽流量t/h949.831955.153999.484890.144655.817443.560排汽压力kPa(a)321414141414排汽流量t/h714.836706.751738.120662.340506.370357.968补给水率300000给水温度277.6277.9281273.1253.6231.9272 .方案内容方案内容2.1 测试汽轮机在 THA 工况下的热耗率；2.2 测试汽轮机在 TRL 工况下的出力；2.3 测试汽轮机在 TMCR 工况下的出力；2.4 测试汽轮机在 6VWO（阀门全开）工况下的热力性能；2.5 测定汽轮机在 100%