1号机组锅炉性能试验报告

1、TPRI合同：TPRI/T2-CA-088-2004A：TPRI/T2-RA-009-2006大唐户县第二发电厂1 号锅炉性能考核试验西安热工二六年五月：TPRI/T2-RA-009-2006：TPRI/T2-CA-088-2004A合同项目负责：西安热工项目承担部门：电站运行技术部课题起讫日期：2004 年 12 月2006 年 5 月项目：主要：大唐户县第二发电厂冯新安赵平郑鹏王巍当值值长及运行哈尔滨锅炉厂公司李正义西安热工研究吴生来刘琦孟勇郭睿肖建昌编写人：校阅人：刘琦审核：批准：摘要大唐户县第二发电厂 1 号机组锅炉为哈尔滨锅炉厂公司生产的亚临界参数、四角西安热工燃烧方式、自然循环汽包

2、锅炉，受大唐户县第二发电厂委托，电站运行技术部对 1 号机组锅炉进行了性能考核试验。本次锅炉性能试验项目包括：（1）100%ECR 工况时锅炉效率（进行两次）；（2）75%ECR、50%ECR 工况时锅炉效率；空气预热器漏风率；锅炉最大连续出力；BMCR 工况时总减温水流量测试；BMCR 工况时过热器、再热器、省煤器压降测试；BMCR 工况时空气预热器烟风侧压降测试；保证额定蒸汽温度的负荷范围试验；（9）锅炉额定出力（切）；（10）锅炉不投油最低稳燃负荷；通过试验，对锅炉及其辅机运行情况、锅炉技术性能等指标提出了评价。：电站锅炉性能考核结果评价目录1.大唐户县第二发电厂 1 号锅炉效率试验大唐

3、户县第二发电厂 1 号锅炉最大连续出力试验大唐户县第二发电厂 1 号锅炉额定出力试验4.大唐户县第二发电厂 1 号锅炉不投油最低稳燃试验大唐户县第二发电厂1 号锅炉效率试验西安热工二六年五月目录设备概况1锅炉主要技术规范1燃煤资料2试验目的2试验项目3试验依据3保证值及保证条件3锅炉效率3空气预热器漏风率3试验测点及测量方法4烟气、空气温度测量4烟气取样及分析4原煤取样及分析5灰渣取样及分析5主蒸汽流量测量5烟风道静压测量5大气条件测量56.8.运行参数. 5试验要求6数据处理6锅炉效率6空气预热器漏风率6试验实施与结果7试验实施7氧量场标定结果7锅炉效率空气预热器漏风率. 8. 1110.结

4、论11附录 1附录 2附录 3附录 4锅炉运行表盘参数锅炉性能考核试验认可书 锅炉性能考核试验原始数据锅炉性能考核试验煤、灰、渣化验大唐户县第二发电厂 1 号机组为哈尔滨锅炉厂公司生产的 HG-1025/17.5-YM 型锅炉，与哈尔滨汽轮机生产的 N300-16.7/538/538 型汽生产的 Q-300-2-20B 型发电机相匹配。受大唐户县第承担了大唐户县第二发电厂 1 号锅炉性能考轮机和东方发电机二发电厂委托，西安热工核试验。该厂 1 号机组于 2006 年 1 月通过 168 小时试验并投入商业运行。1 号锅炉的性能考核试验于 3 月 7 日至 3 月 17 日完成现场工作。1.设备

5、概况大唐户县第二发电厂 1 号锅炉为哈尔滨锅炉厂公司生产的 HG-1025/17.5-YM 引进型亚临界自然循环汽包锅炉，直流式煤粉燃烧器四角布置，切圆燃烧，一次再热，平衡通风，三分仓式空气预热器，刮板捞渣机连续固态排渣，构架，悬吊结构，锅炉运转层为混凝土大陵地区烟煤。，运转层以上为露天布置，燃用黄锅炉给水由锅炉右侧进入省煤器集箱，经省煤器蛇形管组进入省煤器出口集箱，然后由两根省煤器出口连接管引到炉前，分成三路从锅筒底部进入锅筒；在锅筒底端设置了四根集中下降管，由下降管底端的分配集箱接出 72 根分散引入管，进入水冷壁下集箱。炉膛四周为全焊式膜式水冷壁，水循环采用单汽包、自然循环。锅炉过热器由

6、五个主要部分组成：末级过热器、后屏过热器、分隔屏过热器、低温过热器、后烟道包墙和顶棚过热器；末级过热器位于水冷壁排管后方的水平烟道内，后屏过热器位于炉膛上方折焰角前，分隔屏过热器位于炉膛上方，墙水冷壁和后屏过热器之间，低温过热器位于尾部竖井烟道内，后烟道包墙和顶棚过热器部分由侧墙、前墙、后墙及顶棚组成，形成垂直下行烟道。锅炉再热器由三个主要部分组成：末级再热器、前屏再热器和墙式辐射再热器；末级再热器位于水平烟道内，在水冷壁后墙悬吊管和水冷壁排管之间，前屏再热器位于后屏过热器和水冷壁悬吊管之间，墙式辐射再热器布置在水冷壁前墙和水冷壁侧墙靠近前墙的部分。过热蒸汽温度采用两级喷水调节，第一级在分隔屏

7、作为粗调，第二级喷水在后屏和末级过热器之间，作为细调。再热蒸汽温度主要采用改变摆动燃烧器摆角作为调节，另有一级喷水减温器设置在再热器处，作事故喷水用。锅炉制粉系统采用中速磨煤机正压一次风直吹式送粉系统，配五台电力设备总厂生产的 ZGM95K 型中速磨煤机，四运一备。锅炉燃烧器采用 WR 宽调节比煤粉燃烧器，配风采用 CE 传统的大风箱结构，由隔板将大风箱分隔成若干风室，每只燃烧器共有 15 个风室 14 个喷嘴，其中顶部燃烬风室两个，中间空气风室三个，煤粉风室五个，油风室三个，下端部空气风室一个，空风室一个，除空风室外，其它各风室各布置一个喷嘴。锅炉风烟系统由一次风系统、二次风系统和对流烟道组

8、成。配有两台轴流式送风机、两台轴流式引风机、两台离心式一次风机、两台1.1.锅炉主要技术规范锅炉主要技术规范如下，锅炉最大连续出力工况参数：式三分仓空气预热器。锅炉最大连续蒸发量1025.0t/h过热器出口蒸汽压力过热器出口蒸汽温度再热蒸汽流量17.50MPa541.0842.0t/h3.79MPa3.614MPa331.0541.0280.0；再热器蒸汽压力再热器出口蒸汽压力再热器蒸汽温度再热器出口蒸汽温度给水温度锅炉额定出力工况参数：过热器出口蒸汽流量过热器出口蒸汽压力过热器出口蒸汽温度再热蒸汽流量946.0t/h17.36MPa541.0785.0t/h3.54MPa3.376MPa32

9、4541.0275.0。再热器蒸汽压力再热器出口蒸汽压力再热器蒸汽温度再热器出口蒸汽温度给水温度1.2.燃煤资料电厂燃用煤质资料见表 1。表 1煤质资料2.试验目的项 目设计煤种校核煤种 1校核煤种 2工业分析收到基低位发热量Qnet.arkJ/kg251302487022610收到基水分Mar%7.957.426.6空气干燥基水分Mad%1.951.901.48收到基灰分Aar%15.7916.8624.43干燥无灰基挥发分Vdaf%34.7735.1531.04元素分析收到基碳Car%64.6563.9958.04收到基氢Har%4.064.013.63收到基氧Oar%6.206.335.

10、08收到基氮Nar%0.840.840.76收到基硫Sar%0.510.551.46哈氏可磨系数 HGI-596070灰变形温度 DT128012901330灰软化温度ST131013301360灰熔化温度FT136013701420试验目的是为检验锅炉及空气预热器能否达到预期的性能指标，为商务索赔、机组达标验收及电厂运行提供技术依据和必要的数据。3.试验项目根据和大唐唐户县热电厂技改工程 2300MW 火电机组锅炉合同附件公司户县热电厂技改工程 2300MW 机组及烟气脱硫装置性能考核验收试验技术服务合同书锅炉效率及空气预热器试验项目包括：（1）100%ECR 工况锅炉效率；（2）75%EC

11、R 工况锅炉效率；（3）50%ECR 工况锅炉效率；（4）空气预热器漏风率。试验依据锅炉机组性能试验规程ASME PTC4.1；空气预热器试验规程ASME PTC4.3；（3）唐户县热电厂技改工程 2300MW 火电机组锅炉合同附件；（4）火电机组启动验收性能试验导则（电力工业部1998 年版）；（5）大唐公司户县热电厂技改工程 2300MW 机组及烟气脱硫装置性能考核验收试验技术服务合同书。保证值及保证条件锅炉效率保证值锅炉效率按低位发热量计算，100%ECR 工况时锅炉效率为考核工况，其保证值不小于 93.5%，同时测量 75%ECR 和 50%ECR 工况时锅炉效率及这三个工况下锅炉各项

12、热损失。保证条件100%ECR 工况时锅炉效率的保证条件为：燃用设计煤种，其煤质特性见表 1；大气温度 20，大气相对湿度 50%；汽轮机额定负荷 300MW；锅炉效率计算按 ASME PTC4.1 进行；煤粉细度R90=18%22%。5.2.空气预热器漏风率保证值空气预热器漏风率保证值，投产第一年不大于 6%；运行一年后不大于 8%。保证条件燃用设计煤种或校核煤种；汽轮机额定负荷 300MW；漏风率计算按 ASME PTC4.3 进行。试验测点及测量方法烟气、空气温度测量分别在空气预热器 A、B 两侧烟道内，按等截面网格法的原则，安装 E型铠装热电偶测量烟气温度。空气预热器进口 A、B 两个

13、烟道的测点数均为 10(孔)3(点)，空气预热器出口A、B 两个烟道的测点数均为 8(孔)3(点)。空气预热器进口空气温度测点布置在空气预热器A、B 两侧进口一次风道和二次风道内，一次风道每侧 3 孔1(点)，二次风道每侧 5 孔1(点)。上述测点将全部接入英国公司生产的 35954A IMPPC 分散式系统，试验期间每 2 秒钟测量 1 次。温度测量系统见图 1。图 1温度测量系统6.2.烟气取样及分析在空气预热器A、B 两侧烟道内，按等截面网格法的原则划分测点，空气预热器进口 A、B 两个烟道的测点数均为 10(孔)3(点)；出口 A、B 两个烟道的测点数均为 8(孔)3(点)；试验时从各

14、测点处抽取的烟气样，首先在各自烟道的混合罐内混合，然后进入分析仪分析，所用分析仪表有：德国M&C 公司生产的M&C PMA30型顺磁式氧量仪、ROSEMOUNT 公司生产的 BINOS 1004 紫外型 NO 分析仪、BINOS 100 型红外式 CO2 仪、BINOS1000 型红外式 CO 仪，每 15 分钟测量 1 次。烟气采样分析系统见图 2。图 2烟气采样分析系统原煤取样及分析原煤取样位置在每台给煤机的落煤管上。试验期间对所有投运磨煤机进行轮流取样，每轮采样间隔 30 分钟，所采样品将被及时放入密封容器。试验期间所采样品按四分法缩分成 4 份，一份由大唐户县第二发电厂化学分析室进行工

15、业分析；一份提供给供货商；一份送由电力工业发电用煤质量监督检验中心进行工业分析、元素分析和发热量测定，并将结果作为锅炉效率计算的依据；余下的一份留在大唐户县第二发电厂备用。灰渣取样及分析飞灰取样在空气预热器出口烟道内采用零压等速法，按网格法划分测点逐点取样，每点采样 5 分钟，取样有效时间与锅炉试验工况时间相等，所用设备为 PND-32型烟道飞灰采样枪装置。大渣的取样在除渣机出口处，大渣取样每 15 分钟 1 次。以上样品在试验结束后按四分法分成 4 份，具体分配方法同原煤取样，分析内容为灰、渣可燃物含量分析。主蒸汽流量测量主蒸汽流量的测量采用间接法，即取设备自带的给水流量流量测量结果之和。6

16、.6.烟风道静压测量测量结果与减温水烟风道静压测点布置在空气预热器 期间在烟风道压力测点用U 型管压力计进6.7.大气条件测量烟道、一次风道和二次风道上，试验量，每 1015 分钟 1 次。在送风机附近用干、湿球温度计测量干、湿球温度；用膜盒式压力计测量大气压力，每 15 分钟测量 1 次。6.8.运行参数主要运行参数测量采用表盘或计算机打印，每 30 分钟记测 1 次。7.试验要求（1）考核试验由（电厂、锅炉供货商、热工）参加，并就试验的所有问题充分协商，达成一致。正式试验前，需经有关各方认可，机组运行状态已达到满意状态。确认锅炉机组各主辅机能正常运行，并满足试验要求：锅炉机组各主辅机能连续

17、稳定运行，能适应正常负荷变化的要求；蒸汽温度、压力均能满足设计的技术规范；过热器、再热器减温水投运正常；送引风机、一次风机调节门，一、二次风调节挡板，操作灵活、指示正确。大唐户县第二发电厂应准备足够数量的性能考核试验用煤，并在试验前取样进行煤的工业分析及发热量测定，其结果供量应介于如下允许范围：确认；试验用煤的工业分析及发热Mar Aar Qnet.v.ar4%；+5-10%；10%。（4）试验开始前，锅炉吹灰结束，试验期间，不吹灰、不排污、不进行任何干扰工况的操作。任何一方不得随意要求改变运行方式。若发生异常，试验决。（5）在进行正式试验之前，将进行一些辅助性工作及预备性试验。协商解（6）试

18、验开始前，锅炉连续运行时间大于 72 小时，试验前 3 小时锅炉应保持试验负荷，且运行稳定，正式试验持续时间大于 4 小时；试验期间主要运行参数应介于如下允许范围：3%；2%；5；5。锅炉蒸发量 过热蒸汽压力过热蒸汽温度再热蒸汽温度（7）试验前所有测试仪表将经国家计量部门的校验，以确保测量数据准确无误。（8）试验中如发生意外、设备故障或事故，运行应按规定进行处理，并及时通知试验数据处理锅炉效率试验原始。经可靠性检查后，计算算术平均值。锅炉效率计算采用热损失法，计算依据 ASME PTC4.1。锅炉效率计算的修正方法，按 ASME PTC4.1 所载公式进行；灰渣比例采用：大渣 10%，飞灰 9

19、0%；（4）100%ECR 负荷锅炉效率试验共做 2 个平行工况，其它负荷各做 1 个工况。 100%ECR 锅炉效率两次平行试验结果偏差不大于 0.5 个百分点时，取两次试验效率的算术平均值作为最终结果，否则应再次进行试验。8.2.空气预热器漏风率空气预热器漏风率计算采用 ASME PTC 4.3。A、B 两台空气预热器将分别计算，两台空气预热器的漏风率不进行平均。即：空气预热器进口B 侧氧量（%）（AB）空气预热器出口A 侧氧量（%）（AB）空气预热器出口B 侧氧量（%）（AB）9.2.锅炉效率在锅炉效率试验之前对运行的每一套制粉系统进行了煤粉取样，筛分结果如下表3，结果表明各制粉系统煤粉

20、细度能够满足效率试验的要求。锅炉效率试验在机组 100%ECR、75%ECR 和 50%ECR（即 300MW、225MW 和 150MW ）3 个负荷下进行，100%ECR 负荷效率试验为考核工况，共做了两个平行工况，其它负荷均做 1 个工况，试验结果见表 4。从表 4 可以看出，100%ECR（300MW）负荷试验工况 T-01 和工况 T-02 锅炉效率均达到保证值 93.50%，实测锅炉效率分别为 94.30%和 94.31%，修正后的锅炉效率分别为 94.42%和 94.40%。75%ECR（225MW）工况 T-04 和 50%ECR（150MW）工况 T-06 下锅炉效率实测值分

21、别为 94.31%和 94.50%，修正后的锅炉效率分别为 94.63%和 94.86%，四个工况锅炉效率均较高，究其原因主要是 1 号锅炉制粉系统煤粉细度较细，煤粉燃烧充分，飞灰和大渣可燃物均较低，同时锅炉的排烟温度均较设计值低。225MW 和150MW 负荷下的飞灰和大渣可燃物含量均较300MW 负荷下的飞灰和大渣可燃物含量低，225MW 和 150MW 负荷锅炉效率试验与 300MW 负荷锅炉效率试验燃煤区别不大，不同的主要是运行氧量的差别，300MW 负荷锅炉效率试验是考核工况，运行氧量基本按照设计值确定，225MW 和 150MW 负荷锅炉效率试验运行氧量完全由运行 设定，很有可能

22、300MW 负荷锅炉效率试验运行氧量不是最佳值，可能偏小一些，这也说明 1 号锅炉在运行氧量的设定，二次风的配比，一次风的最佳风量选取方面还有一定的潜力可挖。另外，为方便运行了解锅炉运行中的实际风量的大小，将整个锅炉效率试验过程中表盘氧量与实测氧量的对应关系列出，如表 5，从表中可以看出两侧表盘氧量的平均值与两侧实测氧量的平均值相差不大。测点位置一二三四五六七八1外4.84.64.75.56.45.86.26.524.64.54.75.05.55.56.16.23内4.84.74.65.15.35.35.55.4平均值5.3测点位置一二三四五六七八1外5.25.86.06.05.14.74.7

23、4.725.45.85.75.75.24.94.54.83内5.75.95.65.95.25.24.35.0平均值5.3测点位置一二三四五六七十1外3.73.73.23.33.13.13.23.83.63.923.63.23.23.03.52.93.43.83.53.73内3.33.43.03.03.22.93.53.63.73.6平均值3.4表 6 中列出了整个锅炉效率试验过程中表盘排烟温度与实测排烟温度的对应关系，从该表中可以看出，各工况下表盘排烟温度较实测排烟温度两侧均高出近 20，主要因为表盘排烟温度测点选取的位置不具代表性。各工况运行参数的表盘见附录 1 锅炉运行表盘。表 3煤粉筛分

24、结果表 5表盘氧量与实测氧量的对应关系表 6表盘排烟温度与实测排烟温度的对应关系电负荷（MW）空预器出口表盘排烟温度（）空预器出口实测排烟温度（）A 侧B 侧A 侧B 侧300MW（T-01）145.7147.3125.1124.2300MW（T-02）145.8148.6126.2126.4225MW（T-04）130.4134.6113.1112.1150MW（T-06）103.6121.688.8102.9电负荷（MW）空预器进口表盘氧量（%）空预器进口实测氧量（%）A 侧B 侧A 侧B 侧300MW（T-01）4.452.823.733.06300MW（T-02）4.062.723.7

25、33.17225MW（T-04）4.704.454.504.82150MW（T-06）4.484.564.845.16项目B 磨煤机C 磨煤机D 磨煤机E 磨煤机分离器挡板开度%45454545细度R90%6.012.89.611.6R200%0.40.40.40.4表 4锅炉效率试验结果（1）项目100%ECR-1100%ECR-275%ECR50%ECR工况号T-01T-02T-04T-06运行参数电负荷MW299.5300.8225.1150.3过热蒸汽流量t/h1007.31010.9708.3476.9过热蒸汽压力MPa16.4416.8515.7311.76过热蒸汽温度540.45

26、36.9538.2539.3再热蒸汽压力MPa3.043.062.221.48再热蒸汽温度535.4534.5538.2540.7煤质资料收到基碳Car%57.6757.6759.1056.39收到基氢Har%3.383.383.713.54收到基氮Nar%0.350.355.645.38收到基氧Oar%8.958.950.770.73全硫St,ar%0.800.800.910.98收到基水分Mar%12.2012.2014.2513.96空干基水分Mad%2.892.892.762.68收到基灰分Aar%16.6516.6515.6219.02挥发分Vdaf%33.4533.4530.393

27、0.74低位发热量Qnet.arkJ/kg22100221002201021090空预器进口烟气氧量 O2A%3.733.734.504.84B%3.063.174.825.16CO2A%15.4315.4414.7514.46B%16.0215.9414.4514.10排烟温度A380.5382.3362.2332.4B373.7374.4354.7325.6空预器出口烟气氧量 O2A%4.584.625.305.89B%3.903.995.616.23CO2A%14.6614.6314.0513.49B%15.2715.1913.7613.17排烟温度A125.1126.2111.388.

28、8B124.2126.4112.1102.9大气干球温度15.317.612.86.8湿球温度7.09.07.23.6相对湿度%8102640大气压力kPa96.1496.8496.7496.59飞灰可燃物A%0.590.640.520.44B%1.130.950.720.53大渣可燃物%1.871.710.762.81表 4锅炉效率试验结果（2）9.3.空气预热器漏风率空气预热器漏风率试验与 100%ECR 锅炉效率试验同时进行，试验结果见表 7。从表 7 可以看出，两个工况空气预热器漏风率 A 侧平均值为 4.86%，B 侧平均值为 4.43%，均小于保证值 6%。表 7空气预热器漏风试验

29、结果10.结论通过此次锅炉效率试验，可以得出以下结论：（1）100%ECR 负荷两个工况锅炉效率实测值分别为 94.30%和 94.31%，平均值为 94.31%，修正后的锅炉效率为 94.42%和 94.40%，平均值为 94.41%，高于保证值 93.50%。达到了合同保证值要求。（2）75%ECR 和 50%ECR 负荷下锅炉效率实测值分别为 94.31%和 94.50%，修正后的锅炉效率分别为 94.63%和 94.86%。（3）空气预热器漏风率A 侧为 4.86%，B 侧为 4.43%，均小于保证值 6%。达到了合同保证值要求。项目100%ECR-1100%ECR-2工况号T-01T

30、-02空气预热器ABAB煤质资料（见表 4）大气干球温度（见表 4）湿球温度（见表 4）大气压力kPa（见表 4）空预器进口氧量%3.733.063.733.17空预器进口%15.4316.0215.4415.94空预器出口氧量%4.583.904.623.99空预器出口%14.6615.2714.6315.19空气预热器漏风率%4.744.414.994.44项目100%ECR-1100%ECR-275%ECR50%ECR工况号T-01T-02T-04T-06各项热损失未燃碳热损失%0.250.230.150.22干烟气热损失%4.524.534.524.18水分热损失%0.110.110.

31、120.11氢生成的水的热损失%0.270.270.270.24空气中水分热损失%0.010.010.020.02辐射和对流热损失%0.190.190.260.39不可测量热损失%0.350.350.350.35锅炉效率%94.3094.3194.3194.50修正后的锅炉效率%94.4294.4094.6394.86附录 1锅炉运行表盘参数（1）锅炉效率试验表盘参数项目100%ECR100%ECR75%ECR50%ECR工况号T-01T-02T-04T-06机组电负荷MW299.5300.8225.1150.3过热蒸汽流量t/h1007.31010.9708.3476.9过热蒸汽压力MPa1

32、6.4416.8515.7311.76过热蒸汽温度540.4536.9538.2539.3低温过热器出口蒸汽温度414.7415.3432.9444.1一级减温器后蒸汽温度409.5411.4393.0333.7后屏过热器出口蒸汽温度A505.7507.7501.5505.6B513.6517.9527.4543.5二级减温器后蒸汽温度A505.6507.7501.1499.1B504.3509.9502.5507.1末级过热器出口蒸汽温度A540.7539.4537.0537.6B536.6534.4537.1539.5一级过热器减温水阀门开度%21.512.649.554.8一级过热器减温

33、水量t/h0.0038.838.3二级过热器减温水阀门开度A%1.83.32.017.9B%19.819.738.239.5二级过热器减温水量At/h5.35.45.24.7Bt/h5.04.99.77.0再热蒸汽压力MPa3.053.032.221.48再热蒸汽温度535.6536.2538.2540.7再热器 进口蒸汽温度A309.5309.5288.8292.9B309.1309.4288.4292.6再热器 进口蒸汽压力a3.233.212.331.55BMPa3.233.212.331.55减温器后再热蒸汽温度A310.1310.5289.0293.4B304.6304.9269.8

34、290.6再热器出口蒸汽温度A535.0538.7547.6545.3B535.8534.8532.9536.9再热器出口蒸汽压力a3.053.032.211.47BMPa3.073.052.221.48再热器减温水阀门开度A%0.00.00.00.0B%3.73.23.83.6再热器减温水量At/h0.00.00.00.0Bt/h0.00.00.00.0给水流量t/h1040.81054.9686.7447.7给水压力MPa17.9718.2216.6312.44给水温度266.7266.8247.4226.7汽包压力MPa17.5817.8416.3412.20汽包水位mm-18-25-2

35、1-23炉膛负压Pa-86.97-29.30-77.36-43.03锅炉效率试验表盘参数（2）项目100%ECR100%ECR75%ECR50%ECR工况号T-01T-02T-04T-06风箱炉膛差压AkPa0.880.970.750.65BkPa0.870.940.740.64一次风机进口A14.516.213.67.7B13.816.513.69.5一次风机调门开度A%62.764.256.739.9B%64.964.856.840.0一次风机马达电流AA87.888.480.180.5BA92.591.281.859.5一次风机出口压力AkPa12.8112.7712.8912.54Bk

36、Pa12.9712.8512.8912.15空预器进口一次A30.532.030.124.0B29.131.729.227.0空预器进口母管一次风压AkPa11.6811.5312.0311.75BkPa11.6811.5312.0311.75空预器出口热一次A333.6332.5315.9289.0B329.3328.9313.0291.3空预器出口一次风压AkPa11.711.612.111.8BkPa11.811.712.111.8送风机进口A13.315.812.97.2B12.916.113.27.8送风机调门开度A%56.257.444.527.0B%58.559.647.228.

37、9送风机马达电流AA35.440.727.424.0BA37.338.228.723.9送风机出口压力AkPa1.621.941.140.78BkPa1.621.891.160.80空预器进口二次A16.419.115.710.1B16.019.015.810.4空预器进口二次风压AkPa1.51.81.10.8BkPa1.51.81.10.8空预器出口二次A326.7325.5311.4291.0B322.8322.4310.6291.6空预器出口二次风压AkPa0.70.90.60.6BkPa0.60.80.50.5空预器进口烟温A372.2369.9346.7318.9B356.4355

38、.4333.8307.7空预器进口烟气压力AkPa-0.9-0.8-0.7-0.5BkPa-0.8-0.7-0.6-0.5空预器出口烟温A145.7145.8130.4103.6B147.3148.6134.6121.6锅炉效率试验表盘参数（3）项目100%ECR100%ECR75%ECR50%ECR工况号T-01T-02T-04T-06空预器出口烟气压力AkPa-1.8-1.7-1.3-0.9BkPa-1.7-1.6-1.2-0.8空预器进口氧量A%4.454.064.704.48B%2.822.724.464.56空预器出口氧量A%5.455.106.327.61B%4.334.256.9

39、18.16引风机进口压力AkPa-2.09-2.02-1.45-0.91BkPa-2.08-2.01-1.45-0.90引风机调门开度A%47.650.035.123.5B%56.459.244.032.1引风机马达电流AA113.5114.293.183.5BA118.2120.396.083.1引风机出口烟气温度A120.4120.8111.087.0B121.6122.9115.4100.3引风机出口烟气压力AkPa0.270.320.03-0.22BkPa0.310.390.03-0.27AA 层二次风%1001004045A 层%3030305A 层燃油风%1001005530B 层

40、%303080B 层燃油风%1001005010C 层%3030305中间空气风室 1%1001005045中间空气风室 2%100100200D 层%30303510C 层燃油风%1001005540E 层%00100上端部风室%0050OFA1%6060150OFA2%0050锅炉效率试验表盘参数（4）项目100%ECR100%ECR75%ECR50%ECR工况号T-01T-02T-04T-06制粉系统 A给煤机给煤量t/h31.7331.5030.0820.05磨煤机出口温度79.377.379.977.2磨煤机进口总风量t/h81.879.782.865.6磨煤机进口风压kPa8.58

41、.58.54.0磨煤机马达电流A34.032.133.229.0制粉系统 B给煤机给煤量t/h31.7131.40-磨煤机出口温度76.776.5-磨煤机进口总风量t/h77.275.2-磨煤机进口风压kPa8.58.4-磨煤机马达电流A39.233.7-制粉系统 C给煤机给煤量t/h31.0229.8929.8520.71磨煤机出口温度74.276.284.180.5磨煤机进口总风量t/h99.497.8100.688.0磨煤机进口风压Pa7.77.67.54.7磨煤机马达电流A35.634.733.829.8制粉系统 D给煤机给煤量t/h31.5331.3430.1923.57磨煤机出口温

42、度76.676.477.676.9磨煤机进口总风量t/h77.679.181.869.3磨煤机进口风压kPa8.27.98.55.0磨煤机马达电流A32.133.831.427.6制粉系统 E给煤机给煤量t/h-磨煤机出口温度-磨煤机进口总风量t/h-磨煤机进口风压kPa-磨煤机马达电流A-附录 2锅炉性能考核试验认可书附录 3锅炉性能考核试验原始数据附录 4锅炉性能考核试验煤、灰、渣化验大唐户县第二发电厂1 号锅炉最大连续出力试验西安热工二六年五月目录1.设备概况1设备概况1试验目的1试验项目1试验依据1保证值及保证条件1锅炉最大连续出力1保证额定蒸汽温度负荷范围1过热器、再热器、省煤器压降

43、2总减温水流量2空气预热器烟风侧压降2试验测点及测量方法2试验要求3数据处理3试验实施与结果3试验实施3锅炉最大连续出力试验结果3保证额定蒸汽温度负荷范围试验结果4锅炉过热器、再热器、省煤器压降试验结果49.5.空气预热器烟风侧压降. 410.结论5附录 1锅炉运行表盘参数附录 2锅炉性能考核试验认可书设备概况设备概况、锅炉最大连续出力参数及设计煤质资料请参考1 号锅炉效率试验报告。试验目的本试验旨在验证锅炉最大连续出力性能指标及在锅炉最大连续出力工况下汽温特性、汽水及风烟系统压降、总减温水量等是否能够达到锅炉供货商对其提品所作的技术保证，为执行商务合同提供依据；同时为电厂运行及达标投产等提供

44、技术依据和必要的数据。3.试验项目户县热电厂技改工程 2300MW 火电机组锅炉合同附件根据和大唐唐公司户县热电厂技改工程 2300MW 机组及烟气脱硫装置性能考核验收试验技术服务合同书，锅炉最大连续出力试验包括以下内容。锅炉最大连续出力试验；蒸汽温度测量；过热器总减温水量测量；过热器、再热器、省煤器汽水侧压降测量；空气预热器烟风侧压降测量。4.试验依据（1）电站锅炉性能试验规程GB10184-1988；（2）唐户县热电厂技改工程 2300MW 火电机组锅炉合同附件；（3）火电机组启动验收性能试验导则（电力工业部1998 年版）；（4）大唐公司户县热电厂技改工程 2300MW 机组及烟气脱硫装

45、置性能考核验收试验技术服务合同书。保证值及保证条件锅炉最大连续出力保证值锅炉最大连续出力保证值不小于 1025t/h。保证条件燃用设计煤种或校核煤种，其煤质特性见1 号锅炉效率试验额定给水温度；过热蒸汽温度、压力为额定值；中的表 1；再热蒸汽蒸汽品质合格。5.2.保证额定蒸汽温度负荷范围温度和再热蒸汽压力为额定值；保证值锅炉在定压运行时，保证在（60100）%BMCR 负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度都能达到额定值；锅炉在滑压运行时，保证在（50100）%BMCR 负荷内过热蒸汽和再热蒸汽温度都能达到额定值，允许偏差5 。保证条件燃用设计煤种或校核煤种；过剩空气系数保持设计值；过热器、再热器各部位

46、均不得超温。5.3.过热器、再热器、省煤器压降5.3.1 保证值过热器、再热器、省煤器的实际水汽侧压降数值不超过设计值。5.3.2 保证条件BMCR 工况；炉水品质合格。5.4.总减温水流量保证值总减温水量的实际值在设计值的（50150）%范围内。保证条件燃用设计煤种或校核煤种；BMCR 工况；过热汽温为额定值，过热器各部位均不得超温。5.5.空气预热器烟风侧压降保证值空气预热器烟风侧压降实际值与设计值的偏差不大于 10%。保证条件燃用设计煤种或校核煤种；BMCR 工况；6.试验测点及测量方法试验测点及测量方法与1 号锅炉效率试验中要求相同，请参见该部分内容。试验要求燃用设计煤种。试验记测期间

47、主要运行参数允许波动范围如下：锅炉蒸发量 过热蒸汽压力过热蒸汽温度再热蒸汽温度3%；2%；5；5。（3）试验过程中不吹灰、不排污、不进行任何干扰试验工况的操作。（4）试验前进行系统8.数据处理，定排、连排、暖风器停用。锅炉最大连续蒸发量采用记测的给水流量与过热器减温水流量之和。试验实施与结果试验实施2006 年 3 月 15 日 18:0020:00 进行了锅炉最大连续出力试验，工况T-03，试验期间同时记测了锅炉过热蒸汽、再热蒸汽温度、锅炉过热器总减温水流量、汽水系统压力、空气预热器烟风侧压降及 NOx 排放量。该工况运行参数的表盘见附录 1 锅炉运行表盘，煤质分析参见1号锅炉效率试验中附录

48、 4 煤、灰、渣化验9.2.锅炉最大连续出力试验结果锅炉最大连续出力试验结果见表 1。表 1锅炉最大连续出力试验结果表 1 显示，锅炉最大连续出力（给水流量与过热器减温水量之和）为 1152.7t/h，高于保证值 1025t/h；过热器总减温水量为 13.4t/h，锅炉最大量续出力工况总减温水项目数值项目数值机组电负荷MW321.0汽包压力MPa18.10过热蒸汽流量t/h1099.6锅炉最大连续出力t/h1152.7过热蒸汽压力MPa16.73入炉总量t/h134.5过热蒸汽温度537.5投运磨煤机ABCD过热器减温水量1 级t/h3.02 级t/h10.4煤质资料收到基碳Car%60.67

49、再热器出口蒸汽压力MPa3.31收到基氢Har%3.71再热器出口蒸汽温度539.4收到基氧Oar%8.51再热器减温水量1 级t/h0收到基氮Nar%0.342 级t/h0收到基硫Sar%0.70给水流量t/h1139.3收到基水分Mar%12.60给水压力MPa18.49收到基灰分Aar%13.47给水温度271.7低位发热量Qnet.arkJ/kg23350设计值为 0t/h，超过设计值。9.3.保证额定蒸汽温度负荷范围试验结果保证额定蒸汽温度负荷范围试验与锅炉最大连续出力试验（T-03）、100%ECR 锅炉效率试验（T-01）、75%ECR 锅炉效率试验（T-04）、50%ECR 锅

50、炉效率试验（T-06）同时进行，另外在 2006 年 3 月 15 日 23:0000:20 进行了锅炉 60%BMCR 负荷下的定T-05，试验结果如表 2。压运行汽温试验，工况从表 2 可以看出，锅炉在定压运行时，在（60100）%BMCR 负荷范围内过热蒸汽和再热蒸汽温度都能达到额定值 541 5 ； 锅炉在滑压运行时， 在（50100）%BMCR 负荷范围内过热蒸汽和再热蒸汽温度亦都能达到额定值 541 5。表 2保证额定蒸汽温度负荷范围试验结果9.4.锅炉过热器、再热器、省煤器压降试验结果锅炉过热器、再热器、省煤器压降试验结果见表 3。锅炉过热器压降设计值为 1.373MPa，再热器

51、压降设计值为 0.176MPa，省煤器压降设计值为 0.392MPa，从表 3 可以看出锅炉过热器压降为 1.370MPa，低于保证值；再热器压降为 0.179MPa，与保证值相当；省煤器压降为 0.390MPa，低于保证值。表 3锅炉汽水阻力（BMCR 工况）9.5.空气预热器烟风侧压降空气预热器烟风侧压降试验结果见表 4。空气预热器一次风道压降设计值为 0.43kPa，二次风道压降设计值为 0.98kPa，烟道压降设计值为 1.24kPa。从表 4 可以看出，空气预热器一次风道压降 A 侧为 0.333kPa，项目数值省煤器进口给水压力MPa18.487汽包压力MPa18.097过热器出口

52、蒸汽压力MPa16.727再热器进口蒸汽压力MPa3.4945再热器出口蒸汽压力MPa3.3155省煤器压降MPa0.390过热器压降MPa1.370再热器压降MPa0.179项目100%BMCR100%ECR75%ECR60%BMCR50%ECR工况号T-03T-01T-04T-05T-06机组电负荷MW321.0299.5225.1195.0150.3过热蒸汽流量t/h1099.61007.3708.3612.4476.9过热蒸汽压力MPa16.7316.4415.7316.8811.76过热蒸汽温度537.5540.4538.2537.9539.3再热器出口蒸汽压力MPa3.313.04

53、2.221.921.48再热器出口蒸汽温度539.4535.4538.2537.9540.7B 侧为 0.300kPa；二次风道压降 A 侧为 0.883kPa，B 侧为 0.916kPa；烟道压降 A 侧为 1.09kPa，B 侧为 1.05kPa；均低于保证值。表 4烟风压降（BMCR 工况）空气预热器结论根据试验结果，可以得出以下结论：锅炉最大连续出力为 1152.7 t/h，高于保证值 1025.0t/h。在BMCR 工况，过热器总减温水量为 13.4t/h，超过设计值。锅炉在定压运行时，在 60%100%BMCR 负荷范围内过热蒸汽和再热蒸汽温度都能达到额定值 5415；锅炉在滑压运

54、行时，在 50%100%BMCR 负荷范围内过热蒸汽和再热蒸汽温度亦都能达到额定值 5415。锅炉过热器压降为 1.370MPa，低于保证值；再热器压降为 0.179MPa，与保证值相当；省煤器压降为 0.390MPa，低于保证值。空气预热器一次风道压降 A 侧为 0.333kPa，B 侧为 0.300kPa；二次风道压降 A 侧为 0.883kPa，B 侧为 0.916kPa；烟道压降 A 侧为 1.09kPa，B 侧为 1.05kPa；均低于保证值。项目空气预热器A空气预热器 B空气预热器进口烟气压力Pa-800-900空气预热器出口烟气压力Pa-1890-1950空气预热器进口一次风压力

55、Pa1250012400空气预热器出口一次风压力Pa1216712100空气预热器进口二次风压力Pa22672217空气预热器出口二次风压力Pa13831300空气预热器烟气侧压降Pa10901050空气预热器一次风压降Pa333300空气预热器二次风压降Pa883916附录 1锅炉运行表盘参数（1）锅炉最大连续出力试验表盘参数项目BMCR60%BMCR 定压工况号T-03T-05机组电负荷MW321.0195.0过热蒸汽流量t/h1099.6612.4过热蒸汽压力MPa16.7316.88过热蒸汽温度537.5537.9低温过热器出口蒸汽温度418.9427.6一级减温器后蒸汽温度414.6

56、391.1后屏过热器出口蒸汽温度A509.2499.6B518.0525.6二级减温器后蒸汽温度A505.8499.1B508.9502.9末级过热器出口蒸汽温度A547.4539.3B537.3536.0一级过热器减温水阀门开度%7.751.0一级过热器减温水量t/h0.038.4二级过热器减温水阀门开度A%17.61.9B%25.437.7二级过热器减温水量At/h6.25.1Bt/h6.57.1再热蒸汽压力MPa3.211.92再热蒸汽温度539.4537.9再热器 进口蒸汽温度A316.4277.6B316.8277.3再热器 进口蒸汽压力a3.392.01BMPa3.392.01减温

57、器后再热蒸汽温度A317.6277.8B313.5237.6再热器出口蒸汽温度A539.9545.5B533.5532.2再热器出口蒸汽压力a3.201.91BMPa3.221.92再热器减温水阀门开度A%0.00.0B%3.73.8再热器减温水量At/h0.00.0Bt/h0.00.0给水流量t/h1139.3599.2给水压力MPa18.4917.60给水温度271.8238.9汽包压力MPa18.1017.32汽包水位mm-23-26炉膛负压Pa-10.07-66.37锅炉最大连续出力试验表盘参数（2）项目BMCR60%BMCR 定压工况号T-03T-05风箱炉膛差压AkPa0.920.

58、78BkPa0.900.78一次风机进口A15.39.9B15.410.5一次风机调门开度A%66.450.6B%68.450.5一次风机马达电流AA90.280.2BA93.774.5一次风机出口压力AkPa13.1212.74BkPa13.2112.70空预器进口一次A31.126.0B31.026.2空预器进口母管一次风压AkPa11.8411.99BkPa11.8411.99空预器出口热一次A336.8309.5B333.3307.1空预器出口一次风压AkPa11.912.0BkPa11.912.0送风机进口A14.69.7B15.49.7送风机调门开度A%62.738.8B%63.9

59、40.1送风机马达电流AA47.226.8BA43.726.6送风机出口压力AkPa2.121.15BkPa2.081.16空预器进口二次A18.312.8B18.512.6空预器进口二次风压AkPa1.91.1BkPa1.91.1空预器出口二次A330.9305.8B326.9305.7空预器出口二次风压AkPa0.90.7BkPa0.80.6空预器进口烟温A376.8339.0B361.6326.7空预器进口烟气压力AkPa-0.8-0.6BkPa-0.7-0.6空预器出口烟温A148.8123.1B151.6130.3锅炉最大连续出力试验表盘参数（3）项目BMCR60%BMCR 定压工况

60、号T-03T-05空预器出口烟气压力AkPa-1.8-1.1BkPa-1.7-1.1空预器进口氧量A%4.65.0B%2.94.8空预器出口氧量A%5.76.9B%4.37.6引风机进口压力AkPa-2.19-1.25BkPa-2.17-1.25引风机调门开度A%55.732.0B%63.741.0引风机马达电流AA126.490.2BA132.691.2引风机出口烟气温度A124.2102.8B126.1108.4引风机出口烟气压力AkPa0.48-0.01BkPa0.52-0.02AA 层二次风%10030A 层%5020A 层燃油风%10060B 层%508B 层燃油风%10025C 层