660MW机组锅炉性能考核试验方案A版.docx

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660MW机组锅炉性能考核试验方案A版

xxx电厂2×660MW机组

锅炉性能考核试验方案

西安热工研究院

2021年5月

版本更新记录

版本编号

更新日期

版本说明

编制

审阅

批准

A

2011-5-25

初版，提交各方讨论稿

孟桂祥

姚胜

施延洲

1前言

xxx电厂新建2×660MW超临界机组，锅炉为超临界参数、变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器。

设计煤种：

淮南煤，校核煤种为淮北煤和混煤。

采用中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配6台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，5台运行，1台备用。

根据供货合同规定，在每台机组完成168小时试运后，根据业主安排将进行性能考核试验工作。

本方案为锅炉性能考核中各项试验的指导性文件，制定了试验的方法及为确保测试精度所应采取的测试手段。

2设备概述

2.1本工程装设二台660MW超临界机组。

锅炉为超超临界参数、变压直流炉、一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器〔空预器不拉出方式布置脱硝装置〕。

设计煤种：

淮南煤，校核煤种为淮北煤和混煤。

2.2锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配，最大连续蒸发量最终与汽轮机的VWO工况相匹配。

锅炉出口蒸汽参数为2MPa（g）/571/569℃。

锅炉蒸汽的参数见表1。

表1锅炉主要参数表

过热蒸汽：

最大连续蒸发量（B-MCR）

2101t/h

额定蒸发量（BRL）

2001t/h

额定蒸汽压力〔过热器出口〕

2MPa（g）

额定蒸汽温度〔过热器出口〕

571℃

再热蒸汽：

蒸汽流量〔B-MCR/BRL〕

1761.8/1673.1t/h

进口/出口蒸汽压力〔B-MCR〕

4.72/4.52

进口/出口蒸汽压力〔BRL〕

4.48/4.29

进口/出口蒸汽温度〔B-MCR〕

322/569℃

进口/出口蒸汽温度〔BRL〕

317/569℃

给水温度〔B-MCR/BRL〕

283/280℃

表2锅炉热力特性〔B-MCR工况〕

项目

单位

BMCR

BRL

干烟气热损失LG

%

氢燃烧生成水热损失LH

%

燃料中水份引起的热损失Lmf

%

空气中水份热损失LmA

%

未燃尽碳热损失Luc

%

辐射及对流热损失LR

%

未计入热损失LuA

%

计算热效率（按ASMEPTC4.1计算）

%

计算热效率（按低位发热量）

%

制造厂裕量Lmm

%

保证热效率（按低位发热量）

%

-

-

BMCR工况（不低于）

%

-

-

BRL工况（不低于）%

%

>93.7%

燃料消耗量

t/h

炉膛容积热负荷〔≤85kW/m3〕

kW/m3

2〕

MW/m2

燃烧器区域壁面热负荷

MW/m2

空气预热器进风温度

℃

27/23

27/23

空气预热器出口热风温度

一次风温度

℃

337

334

二次风温度

℃

343

339

省煤器出口空气过剩系数α

/

炉膛出口过剩空气系数α

/

空气预热器出口烟气修正前温度

℃

133

132

空气预热器出口烟气修正后温度

℃

128

127

表3煤质要求

项目

符号

单位

设计煤种

校核煤种1

校核煤种2

煤炭品种

淮南煤

淮北煤

混煤

1、元素分析

收到基碳

Car

%

50.78

收到基氢

Har

%

收到基氧

Oar

%

收到基氮

Nar

%

收到基硫

Sar

%

0.92

2、工业分析

全水份

Mt

%

空气枯燥基水分

Mad

%

3

收到基灰份

Aar

%

枯燥无灰基挥发份

Vdaf

%

3、收到基低位发热量

MJ/kg

4、哈氏可磨系数

HGI

55

73

50

5、磨损指数

AI

mg/kg

42

41

6、游离二氧化硅

SiO2

%

7、灰熔点

8、变形温度

DT

℃

>1450

>1450

>1400

软化温度

ST

℃

>1450

>1450

>1400

半球温度

HT

℃

>1450

>1450

>1500

流动温度

FT

℃

>1450

>1450

>1500

灰成分

二氧化硅

SiO2

%

三氧化二铁

Fe2O3

%

三氧化二铝

Al2O3

%

氧化钙

CaO

%

氧化镁

MgO

%

氧化钠

Na2O

%

氧化钾

K2O

%

二氧化钛

TiO2

%

三氧化硫

SO3

%

3试验目的

性能试验的目的是为了考核锅炉供货合同中规定的性能保证条款，主要考核以下内容：

3.1在下述工况条件下，锅炉最大连续出力〔B-MCR〕与汽机VWO进汽量相匹配，锅炉最大连续出力〔B-MCR〕2101t/h

1〕燃用设计煤种；

2〕额定给水温度；

3〕过热蒸汽温度和压力为额定值，再热蒸汽出口温度和压力为额定值；

4〕蒸汽品质合格。

3.2在下述工况条件下，锅炉保证热效率9%〔按低位发热量〕

1〕燃用设计煤种；

2〕大气温度20℃

3〕大气相对湿度76%；

4〕锅炉带额定负荷BRL工况下；

5〕锅炉热效率计算按ASMEPTC4.1进行计算及有关工程的修正；

6〕煤粉细度在设计规定的范围内；

7〕NOX排放率不大于330mg/Nm3；

8〕补水率0%，热风再循环不投入，过剩空气系数保持设计值；

9〕飞灰含碳量不大于8%。

3.3在下述工况条件下，空气预热器的漏风率〔单台〕在投产第一年内不高于6%，运行1年后不高于8%。

一次风漏风率为30%。

1〕燃用设计煤种；

2〕锅炉负荷在最大蒸发量〔BMCR〕时。

3.4在下述工况条件下，不投用等离子装置时最低稳燃负荷不大于35%BMCR。

1）燃用设计煤种；

2）煤粉细度在设计规定的范围内。

3.5在下述工况下，脱硝装置不运行时，锅炉NOx的排放浓度不超过330mg/Nm3〔O2=6%，干态〕。

1〕燃用设计煤种及校核煤种；

2〕BMCR工况；

3〕保证对应工况的锅炉保证效率

4〕煤粉细度在规定的范围内

3.6在下述工况条件下，过热器、再热器、省煤器的实际汽、水侧压降数值不超过设计值。

1〕BMCR工况；

2〕锅炉给水品质合格。

3.7在下述工况条件下，烟风系统压降实际值与设计值的偏差不大于10%。

1）燃用设计煤种；

2〕BMCR工况。

3.8满足下述条件时，滑压运行〔定一滑运行方式〕在35%～100%BMCR范围内过热蒸汽能维持其额定汽温；在50％～100%B-MCR时再热蒸汽能维持额定汽温。

汽温偏差不超过±5℃。

1〕燃用设计煤种；

2〕过剩空气系数保持设计值；

3〕过热器、再热器各部位均不得有超温现象。

4试验依据

4.1锅炉设备技术协议

4.2ASMEPTC4.1?

锅炉机组性能试验规程?

4.3原电力部标准?

火电机组启动验收性能试验导那么[电综（1998）179号]?

4.4GB13223-2003?

火电厂大气污染物排放标准?

4.5有关联络会议纪要。

5试验工况设置

依据试验内容拟安排表4所示的试验工况。

表4试验工况设置

工况

工况描述

负荷

试验内容

试验时间

T-00

辅助性试验

BRL

空预器进出口烟温、氧量代表点标定

8小时

T-01

预备性试验

BRL

锅炉效率，NOx排放浓度，空预器漏风率

4小时

T-02

正式试验1

BRL

锅炉效率，NOx排放浓度，空预器漏风率

4小时

T-03

正式试验2

BRL

锅炉效率，NOx排放浓度，空预器漏风率

4小时

T-04

锅炉额定出力试验1

BRL

锅炉出力；过热器减温水量；各级受热面壁温

1小时

T-05

锅炉额定出力试验2

BRL

锅炉出力；过热器减温水量；各级受热面壁温

1小时

T-06

锅炉最大连续出力试验

BMCR

锅炉出力及效率；过热器、再热器和省煤器汽水阻力；汽水品质；NOx排放浓度

2小时

T-07

锅炉无助燃最低稳燃负荷测试

35%BMCR

低负荷稳燃能力

4小时

6测量工程及方法

6.1流量测量

如果汽机试验同时进行，主蒸汽流量由汽机试验计算结果提供。

如果锅炉试验单独进行，主蒸汽流量采用DCS记录的给水流量。

一、二次风流量采用DCS记录数据，每分钟记录一次。

6.2温度测量

空预器进口烟温按照标准规定的点数采用等截面网格法标定，标定后选取多代表点，并在这些点的位置布置校验合格的II级精度K型铠装热电偶，用校验合格的K型补偿导线接入英国Solartron公司生产的IMP〔IsolatedMeasurementPod〕分散式数据采集系统。

数据采样周期2秒，每30秒系统自动记录一次该时间段内的平均值。

排烟温度的测量同样按等截面网格法标定后选取较多的代表点布置校验合格的II级精度K型铠装热电偶。

最终热偶信号由校验合格的K型补偿导线接入IMP分散式数据采集系统。

数据记录周期同空预器进口烟温。

空预器进口风温采用经校验合格的II级精度K型铠装热电偶测量，信号接入IMP分散式数据采集系统。

数据记录方式同前。

IMP分散式数据采集系统如图1所示。

6.3烟气成份测量

空气预热器进、出口烟气成分亦按照国家标准GB10184-88规定的点数采用等截面网格法标定，标定后选取多代表点。

采用烟气取样管抽取烟气样品，抽取的样品用橡胶管引至特制的烟气混合器进行预处理。

之后再将混合后的烟气样品引至德国M&C公司生产的烟气前处理装置清洁、除湿、冷却后接入ROSEMOUNT公司生产的NGA2000型烟气分析仪。

典型的烟气取样分析系统如图2所示。

烟气成份分析的主要工程有：

O2、CO、CO2、NO。

ROSEMOUNT公司的NGA2000型烟气分析仪具有输出电流信号的功能，再辅之以IMP分散式数据采集系统，烟气成份分析数据可实现实时监测。

6.4原煤取样

试验期间从运行的给煤机上每30分钟取样一次，每台每次取约5kg样，装入桶内密封好。

装原煤样的桶除非在参加或取出样品时才允许翻开，否那么应保证密封良好。

取样结束后，全部样品混合均匀，缩分为4份，每份约5kg。

电厂、锅炉厂、TPRI各执一份，留底备用一份。

原煤全水分应在取样结束后立即送交电厂化验室分析，并以此分析结果作为正式的锅炉效率计算的煤质全水分的依据。

样品的元素分析需送交TPRI的煤特性化验室进行分析，考虑到原煤水分有可能散失，因此TPRI的煤特性化验室仅提供空气枯燥基的工业分析、元素分析及发热量的报告，最终用于正式的锅炉效率计算的煤质数据应经过电厂化验室提供的全水分修正后进行。

6.5飞灰取样

飞灰采用等速取样枪在电除尘器入口烟道上进行连续等速取样，每15分钟取样一次。

试验结束后，样品混合均匀，缩分为4份，电厂、锅炉厂、TPRI各执一份，留底备用一份。

6.6炉渣取样

炉渣的取样通常是在炉底捞渣机排渣口处接取，每15分钟取样一次，每次约1kg。

试验工况结束后，全部样品混合均匀，缩分为4份，每份约1kg，电厂、锅炉厂、TPRI各执一份，留底备用一份。

6.7大气条件测量

在送风机入口附近开放空间，用膜盒式大气压力计测量大气压力。

用干湿球温度计测量干、湿球温度，经查表得出环境相对湿度。

每15分钟测量一次。

6.8压力测量

以下工程压力测量主要用于计算过热器、再热器系统及省煤器阻力

过热器系统进出口压力、低温再热器进口压力、高温再热器出口压力：

利用现场运行用的压力变送器，根据DCS记录数据计算。

省煤器进、出口压力：

利用现场运行用的压力变送器，根据DCS记录数据计算。

以下工程的压力测量主要是用于计算锅炉烟、风系统的压降

空预器进口一、二次风风压：

可利用空预器漏风率试验测点测量。

空预器出口一、二次风风压：

同样可利用空预器漏风率试验测点测量。

磨煤机进口一次风静压：

可利用磨煤机性能试验测点测量。

上述压力参数，记录周期最长不超过5分钟。

6.9运行参数记录

在进行试验时，DCS中所有主、辅机的运行参数均为测量工程。

且全部采用DCS记录数据，每分钟打印或存盘记录一次。

7试验仪器、仪表校验

7.1所有试验仪器、仪表均需经过法定计量部门或法定计量传递部门校验，并具有在有效期内的合格证书。

7.2烟气分析仪本身不具备校验证书，但用于每次试验前对其进行标定的标准气体具备法定计量部门提供的有效校验证书。

7.3此外对于由电厂提供的烟气取样不锈钢管、橡胶管、烟气混合器、烟气前处理装置等在试验前应进行严密性试验。

8试验条件及要求

8.1试验前应具备的条件

8.1.1机组能正常运行。

8.1.2主要运行表计经过校验，投运正常，指示正确。

8.2自动控制系统运行可靠。

8.3运行参数记录打印或存盘投入正常运行。

8.4给水流量，过热器、再热器喷水流量表计经校验合格。

8.5试验期间煤质应符合技术协议中的煤质要求，其工业分析的允许变化范围为：

枯燥无灰基挥发份Δ=±5%〔绝对值〕

收到基全水份Δ=±4%〔绝对值〕

收到基灰份Δ=±5%〔绝对值〕

收到基低位发热量Δ=±10%〔相对值〕

灰的变形温度〔校核煤种〕Δ=-50℃

8.6试验稳定负荷期间，主要运行参数允许波动范围见表4。

表4运行参数允许波动范围

参数名称

单位

允许波动范围

主蒸汽流量

%

±3

主蒸汽压力

%

±2

主蒸汽温度

℃

-5~+5

再热蒸汽温度

℃

-5~+5

8.7送风机、引风机、一次风机、磨煤机、给水泵和除渣系统等无故障，各风、烟门挡板操作灵活。

8.8试验前4小时进行一次吹灰。

8.9试验前，非试验系统已隔离。

8.10试验期间锅炉运行工况由锅炉制造厂家提出，经电厂和试验单位认可。

8.11试验期间不得进行任何干扰运行工况的操作，如：

吹灰、打焦等，否那么需征得试验负责人的同意方可进行。

假设遇到危及设备和人身平安的意外情况，运行人员有权按规程进行紧急出理，处理完毕后通知试验负责人。

8.12试验期间，试验人员假设发现测试数据有异常，应及时向试验负责人汇报，以便及时处理。

8.13在进行不投油最低稳燃负荷试验前，应制定详细的运行和平安措施。

参与试验的机组运行人员应作好事故预想，做好应急操作的一切准备。

在锅炉出现灭火的情况时能做到有条不紊，严格遵照?

运行规程?

执行相应操作。

燃油系统投入备用，并能快速投用助燃油。

8.14额定负荷锅炉效率试验前，锅炉机组应连续正常运行3天以上。

试验前12小时中，前9小时锅炉机组运行负荷应不低于试验负荷的75%，后3小时锅炉应维持预定的试验负荷。

8.15试验前，所有参加试验人员应通晓本方案。

9试验内容及方法

9.1锅炉效率

9.1.1辅助性试验

在BRL稳定负荷下，分别在空气预热器进、出口烟道截面，按等截面网格法原那么，逐点抽取烟气样及测量烟气温度，分析烟气氧含量。

以O2代表点亦作为其它烟气成份的取样代表点。

辅助性试验结束后，电厂、锅炉厂、TPRI应对测试结果予以确认签字前方为有效。

9.1.2预备性试验

在正式试验前，按正式试验的要求，进行一次预备性试验，其目的是：

9.1.2.1确认所有测试仪器、仪表的可靠性与准确性，保证试验顺利进行；

9.1.2.2培训试验人员的测试操作水平；

9.1.2.3对正式试验工况进行预验证。

如果预备性试验结束后，经考核试验三方共同确认，预备性试验的试验条件满足正式试验的要求，可将预备性试验作为正式试验处理。

9.1.3正式试验

9.1.3.1按规程要求，锅炉效率考核试验必须进行平行工况的试验。

因此，即使预备性试验经确认符合正式试验要求，已转为有效的正式试验，还仍必须进行第二个工况的试验。

9.1.3.2正式试验工况由锅炉厂在技术协议要求范围内设定，并经电厂及考核试验方确认同意，三方在试验工况联络单上签字后，方可开始试验。

9.1.3.3正式试验持续时间为4小时。

9.1.3.4试验结束后，锅炉应在试验工况下继续稳定运行1小时，以便进行试验工况的复核。

9.1.3.5试验结束后，三方必须对记录数据予以确认，签字后结束。

9.2锅炉额定出力试验

9.2.1投用ABCDE（或BCDEF）磨煤机，当机组电负荷到达额定负荷时，投入自动控制系统，运行参数稳定后开始记录附录所列参数，数据持续记录1小时。

9.2.2切换磨煤机，改变磨煤机的投运方式，磨煤机切换后维持负荷为额定负荷不变，待运行参数稳定后开始记录附录所列参数，数据持续记录1小时。

9.2.3稳定负荷期间，各投运燃烧器功率应保持一致，锅炉主蒸汽参数保持额定值。

9.3锅炉最大出力试验

9.3.1当机组电负荷小于660MW时，运行方式及升负荷速率按?

运行规程?

要求。

9.3.2当机组电负荷大于660MW时，升负荷应缓慢进行，按1%MCR/分钟控制。

每升高3%MCR负荷，应对机组的主要运行参数进行观察10~20分钟，以便判断进一步升高负荷的可能性，确认主、辅设备运行平安时，再重复上述步骤。

9.3.3当出现与设备平安运行相关的参数超限，且调整无效时，那么不应再继续升负荷，且应适当减负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常。

或者当锅炉出力到达设计要求且参数正常时，亦停止升负荷。

此时锅炉已到达最大出力。

9.3.4当锅炉出力到达最大出力2101t/h时，试验三方在试验工况联络单上签字前方可进入2小时的考验期，验证是否能够在该出力下连续稳定运行。

9.3.5在锅炉最大出力试验中，同时记录省煤器进口压力、过热器出口压力、汽包压力、低温再热器进口压力、高温再热器出口压力以及烟风系统阻力、NOx排放浓度等。

9.4锅炉不投油最低稳燃负荷试验

9.4.1燃烧器编组方式

试验期间，投运相邻的燃烧器，在负荷较低时不允许有断层。

在最低稳燃负荷时应投运相邻的两层燃烧器。

9.4.2运行方式及降负荷速率

9.4.2.1当机组电负荷大于70%MCR（或根据规程规定的数值）时，降负荷采用定压运行方式，降负荷速率采用2%MCR/分钟。

9.4.2.2在降负荷过程中，运行人员应按?

运行规程?

停运燃烧器并注意调整主、辅机主要运行参数在正常的范围内。

9.4.2.3当机组负荷小于70%MCR且大于50%MCR时，降负荷采用滑压运行方式，降负荷速率采用2%MCR/分钟。

9.4.2.4机组负荷由50%MCR继续下降时，降负荷采用滑压运行方式，降负荷速率为1%MCR/分钟。

每降低3%MCR负荷，应观察10~20分钟，并对炉膛火焰温度、空预器入口烟气氧含量以及机组的主要运行参数进行测试，以便判断进一步降低负荷的可能性，确认燃烧稳定及设备运行平安时，再重复上述步骤。

9.4.2.5当出现与设备平安运行相关的参数超限或炉膛负压波动较大（正常运行负压的±100Pa），燃烧不稳，火焰检测信号局部已消失，那么不应再继续降负荷，且应适当增加负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常或燃烧稳定、不打闪，火焰检测正常。

9.4.3当锅炉出力降至不投油最低稳燃负荷BMCR负荷的35％时，试验三方在试验工况联络单上签字前方可进入4小时的考验期，考核锅炉低负荷的稳燃能力。

9.4.4在锅炉不投油最低稳燃负荷运行期间，应进行炉膛火焰温度测量及空预器入口烟气取样分析。

9.4.5锅炉其它主要运行参数均应按前述测量方法进行记录。

10试验程序

10.1锅炉效率试验

10.1.1辅助性试验

10.1.1.1调整负荷至试验要求，试验三方（电厂、锅炉厂、TPRI）共同对工况进行确认，并在试验工况联络单上签字。

10.1.1.2维持工况稳定半小时以上后，开始进行空预器进出口烟温、氧量的标定。

10.1.1.3标定期间严密监视运行工况是否偏离要求，测试数据是否异常。

10.1.1.4标定结束后，试验三方负责人应对所有测试数据进行确认无误后签字。

10.1.1.5通知运行人员试验结束，工况可进行调整。

10.1.2预备性试验

10.1.2.1在预计的试验工况开始前4小时，锅炉进行一次全面吹灰，负荷升到试验负荷。

10.1.2.2预计的试验开始时间前1小时由锅炉厂提出锅炉运行工况，试验三方确认可行后由电厂运行人员调整工况至试验要求。

非试验系统进行隔离（具体的隔离范围由试验前协商确定）

10.1.2.3工况调整结束后稳定运行至少半小时以上且试验三方已在试验工况联络单上签字确认前方可进行正式的数据记录。

10.1.2.4数据记录期间应严密监视运行工况是否偏离要求，测试数据是否异常。

10.1.2.5锅炉厂在整个试验过程中应派员在各个岗位进行监督。

10.1.2.6预计的试验持续时间满足后，试验三方负责人应对所有测试数据进行确认无误后签字，试验才告结束。

如煤质现场工业分析数据满足试验要求，那么相应预备性试验也转为正式试验。

10.1.3正式试验

正式试验程序完全与预备性试验一致，不再赘述。

10.2锅炉额定出力试验

10.2.1由制造厂试验负责人提出锅炉运行工况，电厂试验负责人按试验工况要求令电厂运行人员进行工况调整。

10.2.2按“试验方法〞一节进行不同燃烧器编组方式试验。

10.2.3不同燃烧器编组方式试验结束后，按“试验方法〞一节进行不同给水温度试验。

10.2.4每一试验工况稳定后，试验三方在工况联络单上签字后，方可进行运行参数记录。

10.3锅炉最大出力试验

10.3.1由锅炉厂试验负责人提出锅炉运行工况，电厂试验负责人按试验工况要求令电厂运行人员进行工况调整。

10.3.2在升负荷过程中应密切监视影响主、辅机平安性的参数等。

10.3.3试验期间升负荷过程按“试验方法〞一节规定。

10.3.4当出现与设备平安运行相关的参数超限，且调整无效时，那么不应再继续升负荷，且应适当减负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常。

或者当锅炉出力到达设计要求且参数正常时，亦停止升负荷。

10.3.5此时锅炉已到达最大出力，将进入2个小时的考验期。

10.3.6试验三方在工况联络单上签字后，锅炉正式进入2个小时的考验期。

10.3.7在考验期仍应密切关注影响主、辅机平安运行的主要参数。

10.3.82个小时的考验期通过后，即告试验结束。

10.4锅炉不投油最低稳燃负荷试验

10.4.1开始降负荷前，确保燃油泵正常运行，试投油枪正常，检查油、煤火检正常。

10.4.2由锅炉厂试验负责人提出