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回热抽汽级数：

8级（3高4低1除氧）

额定工况主蒸汽流量：

911.91t/h

设计背压：

5.88kPa（24℃水温）

5.39kPa（20℃水温）

额定工况给水温度：

274.7℃

额定工况保证热耗：

7918.3kJ/kg

低压末级叶片高度：

905mm

小汽机额定背压：

6.77kPa

发电机额定功率因数：

0.85

1.2试验目的

汽机性能考核验收试验的主要目的是测得汽轮发电机组在额定300MW工况、规定的设计条件下运行的发电热耗率及五阀全开时的高、中压缸效率，作为机组热力性能的原始数据。

1.3试验标准

试验将按照电力工业部《火电机组启动验收性能试验导则》和《电站汽轮机热力性能试验验收规程》（GB8117-87），并参考美国机械工程师协会《汽轮机性能验收试验规程》（ASMEPTC6-1996）进行。

水和水蒸汽性质参数将采用“国际公式化委员会工业用方程IFC-1997”计算得到。

1.4试验范围

长兴发电厂#2汽轮发电机组。

2试验工况

#2机性能考核验收试验将安排如下工况：

序号

试验工况

负荷

工况要求

试验次数

1

100%额定负荷预备性试验

300MW

初参数额定，负荷300MW，

系统需隔离。

2

100%额定负荷正式试验

100%负荷正式试验前安排进行预备性试验，以检验试验测点、测量仪器及系统的正确性,确认系统不明泄漏量是否在合格范围内。

汽机热耗试验应进行二次，当二次试验值修正到相同的运行条件后，相差在±

1%以内，取其算术平均值作为最终试验结果，否则应进行第三次试验。

3试验测点布置及测量仪表

试验原则性热力系统、测点布置图及清单如附录。

试验过程中，将各主要试验测点处的压力、温度、流量信号就近接入英国输力强公司的采集前端（IMP采集板），而后将信号送至计算机数据采集装置进行巡测。

部分参数采用机组DAS系统采集的数据，详见附录“试验测点清单”。

3.1电气参数测量

发电机功率在发电机输出端PT、CT回路上配接0.05级的三相数字式电功率表进行测量，并测取发电机电压、电流及功率因数。

这些电气参数由一台计算机单独进行数据采集。

同时，以人工方法记录机组专配的高精度数字电能表读数，对发电机功率进行校核。

试验前应对测量回路作仔细检查，确保接线正确、无松动，严防PT短路、CT开路。

3.2流量测量

试验以除氧器进口主凝结水流量作为基准流量，采用ASME喉部取压流量喷嘴进行测量，配接2只0.1级的ROSEMOUNT3051型差压变送器。

试验前将运行用凝结水流量测量管段更换为试验专用凝结水流量测量管段。

高中压缸平衡管流量采用制造厂提供的标准喷嘴进行测量，配接0.1级的ROSEMOUNT3051型差压变送器。

试验前将平衡管上的节流孔板更换为经校验合格的标准孔板。

过热器一、二级减温水流量和再热器减温水流量通过机组DAS系统测得的流量孔板差压值，经标准流量计算获得。

试验前需对这些流量孔板作相应检查，确认无损伤，并对差压变送器进行校验。

小汽机低压主蒸汽流量采用机组DAS系统采集的数据，试验前对流量测量元件作相应检查，并对差压变送器进行校验。

主机轴封蒸汽流量通过轴封管路上的流量孔板测量，并结合设计比例进行确定，门杆漏汽流量采用流量孔板进行实测。

试验过程中，为最大程度地减小系统不明泄漏量，需对机组的明泄漏量进行测量。

凝汽器检漏流量和机组各系统取样流量可在试验记录开始前机组稳定运行时用简易装置进行测量。

3.3压力测量

各主要试验测点的压力参数和大气压力采用0.1级的ROSEMOUNT3051型压力变送器进行测量，部分参数采用DAS系统数据。

试验前应量取各测点和变送器之间的高度差，以便对压力测量值作位差校正。

汽机排汽压力在低压缸排汽喉部水平面上安装8只网笼探头，分别将传压管持续倾斜向上引至凝汽器外部，接至绝对压力变送器进行测量。

3.4温度测量

试验主要温度信号采用高精度热电偶或热电阻温度测量元件进行测量，部分对试验结果影响不大的信号可采用运行测点。

3.5水位测量

试验过程中，为确定系统泄漏量，需对凝汽器热井、除氧器水箱和汽包水位进行测量。

凝汽器热井和除氧器水箱水位由就地加装玻璃管水位计进行测量，或采用机组DAS显示值，汽包水位采用机组DAS显示值。

4机组运行方式及系统隔离

4.1机组的运行方式

试验时，机组需按原则性热力系统的方式运行，并满足各试验工况的边界条件。

试验前根据试验工况要求调整机组运行方式，并将机组负荷调整到位，机组初参数要保持额定值。

机组控制方式采用DEH系统阀位控制方式，撤出“功率回路”和“调压回路”，DEH负荷开环控制。

辅机按设计要求投运，并将参数调整到最佳状况，以提高机组循环热效率。

试验前按隔离要求将热力系统进行隔离，在试验进行过程中，应保持参数稳定，保持高压调门开度不变。

主要参数的允许最大波动值见表1：

表1：

运行中主要参数的最大波动和允差

参数

观测平均值与设计值之间的最大允差

观测值急剧波动偏离观测平均值的最大允差①

主蒸汽压力

绝对压力的±

3%

2%

主蒸汽、

再热蒸汽温度

±

8℃

4℃

3

发电机功率

5.0%②

注：

①急剧波动指频率大于读数频率两倍的波动。

②指经过修正的负荷在额定负荷的±

5.0%以内。

4.2热力系统的隔离

在进行每次试验前，需对机组的热力系统进行隔离操作：

●隔绝本机向辅汽系统供汽，隔绝本机与其它机组的汽水联系，辅汽由邻机供；

●隔绝各加热器的危急疏水阀及汽水系统的疏水阀、旁路阀，如疏水阀有明显内漏，在确定不影响机组安全运行的前提下，将气动疏水阀前后隔离阀关严；

●如锅炉暖风器投运，隔离其与汽机侧的汽水联系；

●停止锅炉的连排、定排及吹灰；

●停止向凝汽器补充化补水，汽、水的化学取样照常进行；

●确认主机及小汽机轴封由本机供，关闭辅汽至轴封电动隔离阀，使辅汽与轴封充分隔离。

●隔离凝结水至闭式水箱补水，改由凝结水输送泵补水；

如确认试验过程中闭式水箱水位下降较少，可停运凝结水输送泵以减少辅机功耗。

5试验的准备工作

5.1测量仪表

试验前应按测量项目要求，准备好专用的试验测量仪表，并经具备相当资质的专业单位校验合格，由相关专业人员按试验要求在现场将试验专用仪表接好。

按要求编制好DAS系统中的试验测点报表。

5.2热力系统状况

试验要求各运行设备能正常投运，隔离汽水系统的阀门应能正常操作，关闭严密无内漏。

完成系统隔离后，热力系统向外不明泄漏量应控制在主蒸汽流量的0.3%以内，若实际试验时发现泄漏超过这一指标值，则需对系统隔离工作仔细检查，努力消除系统外漏,试验最大允许不明泄漏量为0.5%。

试验结果计算时，不明泄漏量不大于主蒸汽流量的0.1%部分全部计入锅炉侧，超出部分锅炉分摊60%，汽机分摊40%。

5.3试验人员的组织分工

为保障试验各项工作的顺利开展，建议设试验总负责人一名，协调组织试验的各项准备工作，落实安排试验时间，指挥现场试验的正常进行，并负责试验时出现的紧急情况的决策和处理。

试验应设运行负责人一名，由试验时的当值值长（或机组长）担任，主要负责负荷申请、指挥运行人员按试验要求进行隔离操作和工况调整，确保机组稳定运行。

试验应设技术负责人一名，负责试验准备、试验实施及数据整理、编写报告等工作。

安装单位参加试验前的准备和试验过程中的配合工作，主要有试验测点的安装、试验仪器仪表和有关设备的安装、信号电缆的现场布置，以及其它有关配合工作。

试验时电厂除负责机组运行操作和监护外，还应安排机务人员进行系统隔离和恢复工作，仪控人员进行DEH调门信号强制，以及配合DAS系统数据拷贝，电气人员进行发电机输出功率信号的接线，并安排人员参加试验数据记录。

6试验的进行

6.1试验前机组应具备的条件

机组设备状况完好，所有系统及辅机能按设计要求正常投运，汽水系统需隔离的阀门均可严密隔离。

试验测点及测量仪表的安装工作结束，压力、差压变送器已完成现场零位确认和放气，所有仪表已正常投运，采集系统经检查、调试、试投，证明系统正确、可靠。

机组辅助系统的有关自清洗滤网，如循环水泵进口旋转滤网、开式泵进口滤网，在试验前应进行一次清洗，其它滤网应确保在试验进行中能维持正常运行状态。

对凝汽器水侧管路进行一次反冲洗，以确保冷却水管足够清洁，具有良好的换热效果。

全面进行一次锅炉炉膛和空预器吹灰，以确保试验过程中炉膛和空预器出口烟温符合要求。

汽水系统品质合格，确保试验过程中不因汽水品质超标而影响试验的正常进行。

除氧器向空排汽阀应关闭。

循环水泵和系统阀门的运行方式已根据试验对真空的要求进行适当调整。

将除氧器水位调节阀置手动，以避免因凝结水流量波动对测量值造成的影响。

发电机功率因数尽量调整至额定值0.85左右，并在试验过程中尽可能维持该值。

试验的技术交底工作已完成，记录人员已经过相应培训。

在预备性试验前应安排几次流量平衡试验和检查性试验，以确保试验的顺利进行。

6.2试验热力系统的隔离

试验前，应按试验热力系统隔离清单所列的要求，对机组的汽水系统进行细致的隔离工作，尽力杜绝热力系统的内、外漏现象。

系统隔离的效果可由预备性试验进行验证，系统的不明泄漏量经试验各方确认符合试验要求后，方可进行正式试验。

6.3试验工况的调整

每次试验前应按4.1中所述的要求将机组负荷调整到位，主要参数要尽量调整到规定条件（参考热平衡图）。

试验工况调整好后应保持机组稳定运行，尽量减少影响试验进行的运行操作。

6.4试验的进行

在进行100%额定负荷工况试验时，应使机组处于部分进汽运行状态。

为避免阀点修正带来的试验结果误差，在满足试验条件的前提下，可使机组处于五个高压调门全开，第六个高压调门全关的运行状况。

在270MW以下负荷运行时，通过DEH强制将第六阀全关，而后缓慢平稳地升负荷，直至五个高压调门全开，待试验条件满足后，在此负荷点进行试验。

6.5试验记录

每一个工况试验持续时间不小于1.5小时，前0.5小时为机组稳定运行时间，同时可进行机组的系统隔离工作。

试验连续记录时间不小于1小时。

试验结束后由试验总负责人通知运行负责人恢复机组正常运行状态。

本次试验大部分数据由计算机数据采集系统采集，每30秒自动记录一次数据。

机组DAS系统的数据报表每5分钟进行一次数据存盘。

发电机功率每30秒自动记录一次。

人工记录的热井水位、除氧器水位及轴封压力等参数等每5分钟记录一次。

6.6试验注意事项

发电机输出功率、电压、电流等电气参数测量接线、拆线工作应由电气人员完成。

试验人员不得擅自触动运行设备及仪表。

试验期间若出现突发事件危及设备或人身安全时，试验自动终止。

试验记录人员应尽快离开现场，交由运行人员处理。

7试验结果计算

试验结果计算将依照国标《电站汽轮机热力性能试验验收规程》（GB8117-87）并参考美国机械工程师协会《汽轮机性能验收试验规程》（ASMEPTC6-1996）所述的方法进行。

7.1试验数据的整理

对所有人工和计算机自动采集的试验数据进行整理和辅助计算。

压力数据需进行大气压和仪表位差修正，不作仪表校验值修正。

根据凝汽器、除氧器和汽包水位变化值计算出水位变化的当量流量，扣除试验前测得的系统明泄漏量，即为系统不明泄漏量。

通过试验测得的主凝结水、过热器、再热器减温水等流量测量元件的差压值，计算出流量。

7.2热耗率的计算

以试验测得的除氧器进口凝结水流量为基准，通过各加热器的热平衡计算，确定除氧器和高加的抽汽流量，而后分别求得最终给水流量、主蒸汽流量、高压缸排汽流量和热再流量等主要流量。

通过机组热平衡计算得出机组作功的总热耗量，从而求得热耗率。

以发电机输出端功率计算的试验热耗率计算式如下：

式中：

HR—发电机输出端功率计算的试验热耗率，kJ/kWh；

P—发电机输出端功率，由高精度数字电功率表实测得到，kW；

GMS、HMS—主蒸汽流量、焓值；

GHRH、HHRH—热再蒸汽流量、焓值；

GFW、HFW—最终给水流量、焓值；

GCRH、HCRH—冷再蒸汽流量、焓值；

GSH、HSH—过热器减温水流量、焓值；

GRH、HRH—再热器减温水流量、焓值；

以上流量单位为kg/h，焓值单位为kJ/kg。

7.3主给水流量的计算

以进入除氧器的凝结水流量为基准流量，通过高加、除氧器热平衡来计算最终给水流量如下：

GC—除氧器进口凝结水流量，实测得到；

GEX1、GEX2、GEX3、GEX4—#1、#2、#3、#4抽至各加热器流量，由加热器热平衡计算得到；

GDEA—除氧器水位变化当量流量，由水位变化折算得到，水位下降取正；

GVEN—除氧器向空排汽流量，可取估计值。

流量单位均为kg/h。

7.4主蒸汽流量的计算

主蒸汽流量计算式如下：

GBOI—汽包水位变化当量流量，由水位变化折算得到，水位下降取正；

GUL—系统不明泄漏量，由凝汽器、除氧器、汽包水位变化当量流量之和扣除实测的明泄漏量得到；

k—系统不明泄漏量分配到锅炉侧的比例。

7.5冷再蒸汽流量的计算

冷再蒸汽流量计算式如下：

GL1、GL2、GL3—分别为高压门杆漏汽、高中压缸间轴封漏汽、高压缸后轴封总漏汽量，参考设计值；

GBAL—高中压缸平衡管流量，实测得到。

7.6热再蒸汽流量的计算

热再蒸汽流量计算式如下：

7.7热耗率和功率的修正计算

为了便于与设计值比较，应对试验热耗率和电功率进行以下8项修正：

主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热器压降、过热器减温水流量、再热器减温水流量、低压缸排汽压力和发电机效率。

修正曲线以制造厂提供的修正曲线为依据。

热力性能（验收）试验记录表

工程项目名称：

试验工况：

ZDS/05/06/006-1/2002

时刻

小时：

分

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

备注：

记录人：

校核人：

日期：

年月日

热力性能（验收）试验质量控制实施情况表

ZDS/05/06/006-02/2002

质量控制点

质量检查控制内容

完成情况及存在问题

QC1

制定试验方案

QC2

试验测点测量仪器和数据处理的准备

QC3

试验前准备工作

QC4

预备性试验

QC5

正式试验

QC6

试验数据的处理

QC7

试验报告的编写

项目负责人：

热力性能（验收）试验使用仪器一览表

ZDS/05/06/006-03/2002

被测参数名称

仪器名称

仪器量程

计量编号

备注

长兴四期300MW机组性能考核试验测点清单（1/4）

测点名称

测点位置

备注

压力

PT01

主蒸汽压力A

主汽门A前

靠近主机供货边界

PT02

主蒸汽压力B

主汽门B前

PT03

高压缸排汽压力

高压缸排汽管

尽可能靠近排汽口

PT04

热再热蒸汽压力A

再热主汽门A前

靠近再热主汽门

PT05

热再热蒸汽压力B

再热主汽门B前

PT06

中压缸排汽压力

中低压连通管

连通管中部水平管上

PT07

低压缸排汽压力A

凝汽器喉部

喉部等面积均布8只网笼探头，探头呈45°

安装，取压管倾斜向上引至运行层。

PT08

低压缸排汽压力B

PT09

低压缸排汽压力C

PT10

低压缸排汽压力D

PT11

低压缸排汽压力E

PT12

低压缸排汽压力F

PT13

低压缸排汽压力G

PT14

低压缸排汽压力H

PT15

一级抽汽压力

一级抽汽管

尽可能靠近抽汽口

PT16

#1高加进汽压力

#1高加进汽管

尽可能靠近高加进汽口

PT17

#2高加进汽压力

#2高加进汽管

PT18

三级抽汽压力

三级抽汽管

PT19

#3高加进汽压力

#3高加进汽管

PT20

四级抽汽压力

四级抽汽管

PT21

除氧器进汽压力

除氧器进汽管

尽可能靠近除氧器进汽口

PT22

五级抽汽压力

五级抽汽逆止阀前

PT23

#5低加进汽压力

#5低加进汽管

尽可能靠近低加进汽口

PT24

六级抽汽压力

六级抽汽管

PT25

#6低加进汽压力

#6低加进汽管

PT26

七级抽汽压力

七级抽汽管

七抽就地压力表接三通

PT27

八级抽汽压力

八级抽汽管

八抽就地压力表接三通

PT28

小汽机排汽压力A1

小汽机A排汽管

每排汽管等截面均布两只网笼探头，探头呈45°

PT29

小汽机排汽压力A2

PT30

小汽机排汽压力B1

小汽机B排汽管

PT31

小汽机排汽压力B2

PT32A

凝汽器水位上方压力A

凝汽器水位上方

水位上方，钛管以下，距热井出水侧管壁1m左右。

PT32B

凝汽器水位上方压力B

PT33

凝结水母管压力

凝泵出口母管

PT34

除氧器进口凝结水压力

试验流量喷嘴前

流量喷嘴正压侧取压管接三通

PT35

#3高加进口给水压力

#3高加进口给水母管

就地压力表接三通

PT36

最终给水压力

高加出口给水母管

高加旁路阀后

长兴四期300MW机组性能考核试验测点清单（2/4）

PT37

高中压缸轴封母管压力

高中压缸轴封母管

PT38

高中压缸平衡管压力

高中压缸平衡管

其中一个孔板正压侧接三通

PT39

大气压力

汽机房

PT40

调节级压力

调节级后

运行仪表管接三通

PT41

过热器减温水压力

过热器减温水母管

运行测点

PT42

再热器减温水压力

再热器减温水母管

PT43

小汽机低压进汽压力

小机低压主汽母管

小机低压主汽流量孔板试验用差压变送器或运行测点正压侧取压管接三通

温度

TT01

主蒸汽温度A1

TT02

主蒸汽温度A2

TT03

主蒸汽温度B1

TT04

主蒸汽温度B2

TT05

高压缸排汽温度A

TT06

高压缸排汽温度B

TT07

热再热蒸汽温度A1

热再压力前尽可能靠近再热主汽门

TT08

热再热蒸汽温度A2

TT09

热再热蒸汽温度B1

TT10

TT11

中压缸排汽温度A

连通管水平管上压力测点后