华电国际邹县发电厂#2机组整体优化改造后汽轮机及辅机性能试验措施.doc

华电国际邹县发电厂#2 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 端木彦峰 蒋保光 2014 年 4 月 10 日 -1-目 录 1.前言3 2.主要技术参数3 3.试验目的5 4.试验标准和基准6 5.试验内容及工况7 6.试验的热力系统及测点布臵7 一 汽轮性能试验10 1.预备性试验10 2.正式试验10 3.试验条件10 4.鉴定试验步骤12 二 凝汽器性能试验13 1 试验要求13 2 数据记录13 3 试验数据处理 14 三 汽动给水泵性能试验 15 1 试验运行要求15 2 试验参数要求15 3 数据记录16 4 试验结果及计算16 5 计算所需公式16 四 循环水泵性能试验18 1 试验要求18 2 计算方法18 五 保温性能试验20 1 测试等级和试验标准 20 2 试验内容、范围20 -2-3 保温效果评价标准 20 4 试验方法和测试参数 21 5 各种测试对象的测点布臵、测试方法和计算方法21 6 试验条件22 7 散热热流密度计算22 8 试验结果分析处理22 六 加热器性能试验23 1 试验条件23 2 试验步骤23 3 数据记录24 七 真空严密性试验25 1 试验条件25 2 试验方法和步骤25 3 试验测点、仪表及测量方法25 4 注意事项25 5 试验数据整理、计算26 八 试验安全组织措施27 1 试验期间各方的职责与分工27 2 试验安全措施27 3 试验组织措施29 附件 1 试验测点分布图31 附件 2#2 机组汽轮机试验测点清单32 附件 3#2 机组汽轮机试验系统隔离清单39 -3-#2 机组整体优化后汽轮机及辅机 性能试验措施 一、前言 华电国际邹县电厂#2 机组汽轮发电机组为上海汽轮机厂于 1987 年生产的 N300-16.5/550/550 型亚临界、四缸四排汽、中间再热、冲动式凝汽式汽轮发电机组。#2 机组汽轮机组 2003年采用东方汽轮机厂技术进行了增容改造，机组型号改为N330-16.18/538/538 型。为进一步推进华电集团公司主力机组 300MW 机组的节能减排降耗工作，现对华电国际邹县发电厂 2 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，通过修后热力特性试验分析评估改造效果；通过运行操作寻优系统对今后经济运行提供指导。本 试验大纲 由电科院和华电国际邹县发电厂共同编制，华电国际邹县发电厂组织并主持具体试验措施的实施。试验措施由电厂负责编写、批准和执行。二、主要技术参数 表 1 汽轮机主要技术规范 序号 名 称 单 位 参数 1 型号/N330-16.18/538/538 2 形式/亚临界、中间再热、四缸四排汽 冲动凝汽式汽轮机 3 额定功率 MW 330 4 额定主汽流量 t/h 983.3 5 额定工况高压缸效率%84.24 6 额定工况中压缸效率%92.42 7 主汽门前蒸汽额定压力 MPa 16.18 8 主汽门前蒸汽额定温度 538 -4-序号 名 称 单 位 参数 9 再热汽门蒸汽额定温度 538 10 工作转速 r/min 3000 11 额定冷却水温 20 12 额定背压 kPa 4.9 13 额定工况给水温度 263.1 14 回热级数/三高、四低、一除氧 15 额度工况下净热耗 kJ/(kWh)7953 16 额定背压 kPa 4.9 表 2 凝汽器技术规范 名称 单位 参数 型号/DTP/N-19000 型式/对分、双流程、表面冷却式 凝汽器压力 kPa 4.9 冷却面积 m2 19000 冷却水流量 t/h 36000 冷却水进口温度 20 冷却管材料/TP316L 蒸汽流量 t/h 607.8 冷却管材料 TP316L 冷却管规格 250.5(20292 根)280.7(1036 根)冷却管数量 20292+1036 冷却管有效长度 mm 11340 循环水温升 9.42 端差 4.2 水阻 m 5 清洁度/0.87 制造厂/四川东方同辉动力有限公司 表 3 高压加热器技术规范 高压加热器编号 1 2 3 型 号 JG810-1 JG1100-1 JG830-1 加热面积(m2)810 1100 830 进汽压力(MPa)4.8 3.3 1.3 进汽温度()385.56 337.78 434.44 入口水温()241.67 195 169.4 出口水温()262.78 241.67 196 出口疏水温度()247.2 200.6 175 表 4 低压加热器技术规范 低压加热器编号 1 2 3 4 型 号 JD260-JD580-II JD580-I JD550-加热面积(m2)260 2 580 580 550 -5-进汽压力(MPa)-0.08-0.016 0.17 0.38 进汽温度()56.9 123.8 231.9 292.4 入口水温()33.4 52.6 89.9 126.7 出口水温()52.6 89.5 126.7 148.5 出口疏水温度()55.6 92.5 128.7 148.5 表 5 循环水泵技术规范 名 称 水 泵 电 动 机 型 号 流量 t/h 扬程 mH2O 转速 r/min 型 号 功率 kW 电压 V 电流 A 甲循环水泵 源江 48P-35A 16200 26 370 YL1600-16/2150-1 1600 6000 200.5 乙、丙循环水泵 XL1200-320 16000 17.5 334 YL1600-16/2150-1 1600 6000 200.5 19850 21 375 表 6 小汽轮机及汽动给水泵技术规范 序号 名 称 给 水 泵 汽 轮 机 1 型号 G6-0.68(16.17)-2 型 2 型式 单缸、冲动、凝汽式 3 最大功率 6000 4 最小持续允许负荷 500 5 工作蒸汽压力 0.6832/0.7150(额定/最大)6 工作蒸汽温度 345.02/346.84(额定/最大)7 排汽压力 0.006 8 汽机临界转速(27002900)/(30003100)9 正常运行转速范围 40005600 10 危急保安器动作转速 5950 50 11 汽耗计算值 5.741(额定工况)12 汽轮机转向 自汽轮机向给水泵方向看为顺时针 13 制造厂 上海汽轮机厂 序 号 名 称 给 水 泵 1 型号 50CHTA/7 2 型式 筒式多级离心泵 3 驱动方式 小汽机(与给水泵同轴驱动)4 扬程 2282 5 转速 40005600 6 泵的效率 82 7 抽头流量 40 8 抽头压力 5.88 9 出口压力 21.424.5 10 流量 565 -6-序号 名 称 给 水 泵 汽 轮 机 11 级数 7 级叶轮 三、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，通过修后热力特性试验分析评估改造效果；通过运行操作寻优系统对今后经济运行提供指导。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 通过对加热器疏水水位的调整试验，获得最佳的加热器传热效果，即最佳的出水温度和疏水端差。3.5 提高加热器逐级疏水能力。3.6 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。3.7结合机组实施的凝汽器及机组真空系统的整体节能优化项目，分析评价真空系统的改造效果。四、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）；4.2JB/T 3344-1993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 -7-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 IFC1997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。五、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、加热器性能试验、循环水泵性能试验、凝汽器真空严密性试验、机组保温性能试验、给水泵组性能试验，试验工况表见表 7（试验日期以实际负荷申请时间为准）。-8-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。六、试验的热力系统及测点布置 6.1 测点布臵示意图见附录 1；6.2 测点清单见附录 2；6.3 系统隔离清单见附录 3；6.4 测量仪表 6.4.1 电功率的测量 发电机功率采用现场电度表测量。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 主凝结水流量测量采用长颈喷嘴，测点布臵4号低加出口至除氧器入口之间的凝结水管道上。6.4.3.2 流量测量装臵的差压均采用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 整体优化试验工况表 序序时间时间 试验工况试验工况 试验条件试验条件 阀序阀序 持续持续 -9-号号 时间时间 1.试验准备会、试验测点安装等 主机性能试验、凝汽器性能试验、给水泵试验 2.预备性 3.3VWO1（300MW）系统隔离 3VWO 2 小时 4.3VWO2（300MW）系统隔离 3VWO 2 小时 5.315MW 系统隔离 顺序阀 2 小时 6.300MW 系统隔离 顺序阀 2 小时 7.270MW 系统隔离 顺序阀 2 小时 8.240MW 系统隔离 顺序阀 2 小时 9.210MW 系统隔离 顺序阀 2 小时 定滑定试验 10.300MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 11.270MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 12.240MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 13.210MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 加热器水位调整 14.300MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 15.300MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 16.300MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 循泵运行性能试验 17.270MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 18.270MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 19.270MW 系统隔离 顺序阀 8 小时 -10-一 汽轮机性能试验 1预备性试验 预备性试验在 315MW 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)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；(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 315MW、300MW、270MW、240MW、210MW 工况正式试验 保持机组为顺序阀运行，保持机组负荷 315MW、300MW、270MW、240MW、以及 210MW，系统隔离。2.3 定滑定试验 300MW、270MW、240MW、210MW 工况定滑定试验 保持机组为顺序阀运行，保持机组负荷，系统隔离。调整主汽压力进行试验，其他参数尽量接近设计值。首先按正常运行主蒸汽压力进行第一个工况的试验，然后上下各浮动两个点进行试验，每个点相差 0.5MPa，每个主汽压力调整稳定后，连续运行 1 个小时进行试验。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 -11-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；锅炉连排、定排、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 1 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 10 4 再热蒸汽温度 10 4 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；-12-3.3.5 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。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：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)；系统补水，使除氧器水位、凝汽器水位保持在较高位臵，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；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；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臵；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；保证设备及系统稳定运行 30 分钟；投入试验仪表，检查测试仪表，确认工作正常；按规定要求，开始试验记录，保证连续记录不小于 2 个小时。-13-二 凝汽器性能试验 1试验要求 11 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；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.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；13 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 1 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 15 4%再热蒸汽温度 15 4%电功率 5kW 3%电压 5V 冷却水入口温度 5 1 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。15 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 21 试验一个工况为 1 小时，冷却水温至少每 2.5min 读一 -14-次，其他读数至少每 5min 读一次；22 IMP 采集的各参数每 30 秒记录一次；23 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1234 式中：1传热管流速修正系数；2冷却水温修正系数；3管束清洁度系数；4热负荷修正系数。3.4 凝汽器端差 ts2 tstw2 3.5 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，。-15-三 汽动给水泵性能试验 1试验运行要求 11 汽轮机组、给水泵、给水泵前臵泵、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，波动幅度不应超过表 1 的要求。表 1 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 -16-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 无线采集的各参数每 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；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，MPa m给水的平均密度，kg/m3 Z1、Z2 给水泵进、出口至基准面的距离，m u1、u2给水泵进、出口水流速，m/s 5.2 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)-17-式中：EM1轴密封装臵泄漏流量损失 EM2泵体散热损失 qmi轴密封泄漏流量，kg/s qmz给水泵流量，kg/s h1i、h2i给水泵进出口水比焓，J/kg Pex泵体的散热损失功率，取 10W/(m2)A泵体表面积，m2 e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/s cph冷却水的定压比热容，J/(kg)1i、2i冷却水进出口温度，-18-四 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 通过切换循环水泵高低速来调节循环水泵的出口流量，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，试验要求真空下降率小于 200Pa/min；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 122122122-ZZgVVgPPH 式中：H 扬程，m；-19-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 3600gHGPu 式中：Pu泵有效功率，kW；G 出口流量，t/h。2.3 效率%100PPgrgru 式中：Pgr电动机输入功率，kW；gr，分别为电动机和泵效率，%-20-五 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：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)；热力设备红外检测导则(DL/T-907-2004)；火电机组启动验收性能试验导则（原电力工业部 1998 年）；设备及管道保温效果的测试及评价(GB8174-87)；火力发电厂保温材料技术条件(DL/T-776-2001)；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、1-4 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 -21-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 25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 1 设备、管道及附件表面温度标准 设备管道内介质温度 100-250 250-400 450-500 550 保温外表面温度 35 40 45 50 当环境温度高于 25时，设备、管道及其附件保温结构的表面温升不得超过 25。3.1.2 锅炉保温表面温度评价标准 锅炉炉墙及保温表面温度不超过 45。3.2 保温材料表面散热损失标准 表 2 保温外表面允许最大散热损失值 W/m2 管道内介质温度 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 最大散热损失 58 93 116 140 163 186 209 215 244 262 279 296 314 3.3 测试对象必须同时符合 7.1 和 7.2 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 -22-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 270MW 以上，无较大波动。除了室外锅炉顶层少数位臵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/m2 TW表面温度，K TF环境温度，K 表面换热系数，W/(m2K)上式中室内布臵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)室外布臵的热力设备和管道表面换热系数：w0.711.63；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。-23-六 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 1 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臵运行正常，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 1 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 16 4 再热蒸汽温度 16 4 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 -24-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，直至水位显示装臵满水或将要满水。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臵按照这一个水位值抬高，并重新调整疏水自动调节装臵。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。-25-七 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。-26-4.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。-1-八 试验安全组织措施 1.试验期间各方的职责与分工 1.1 华电国际邹县发电厂 1.1.1 负责试验现场的总指挥及各方的协调工作；1.1.2 负责试验系统的维护及处理，保证达到试验要求；1.1.3 负责试验系统的隔离工作（隔离清单由试验单位提供），调整运行工况，维持机组参数的稳定运行；1.1.4 负责试验期间负荷的申请及联系；1.1.5 在华电电科院的指导下，指派专人负责试验单位的仪器仪表安装，提供必要的安装条件；1.1.6 负责试验压力测点一次门的操作；1.1.7 提供试验单位现场仪器仪表停放及工作场所；1.1.8 提供试验所需的电厂资料。1.2 华电电力科学研究院 1.2.1 试验仪器及仪表的购臵、维护及校验；1.2.2 试验仪器及仪表的调试；1.2.3 提供试验隔离清单，检查系统隔离实施情况；1.2.4 配合运行人员调整试验要求工况，为运行人员提供指导；1.2.5 确认试验开始及结束时间，组织试验各方确认试验工况(包括负荷及参数的稳定)；1.2.6 负责试验数据的采集、记录；1.2.7 试验结束时，认可试验原始数据的有效性；1.2.8 负责提供给各试验参加单位原始数据；2.试验安全措施 2.1 质量、职业健康、安全和环境管理体系实施措施 2.1.1 试验质量过程控制 严格按照华电电力科学研究院质量/环境/职业健康安全“三标一体”管理体系对整个试验工作实行过程控制，科学管理、精心试验、严格把关，确保试验及试运工作全过程安全优质。-2-在试验前，必须对试验人员进行技术交底。整个试验过程严格按照批准的方案进行，试验内容不漏项。试验完成后及时进行数据处理、计算和报告编写。2.1.2 本项目潜在危险源 表 1 汽轮机热力性能试验危险源辨识及预控措施表 序号 危险点（危险等级）危险点及 习惯性违章描述 预控措施 项目 安全员签字 项目 负责人签字 1 高温灼烫（显著风险）高温汽水管道或容器引起烫伤 1)进入高温工作现场必须穿着工作服，衣领和袖口必须扣好。2)尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地方，如果必须长时间停留，应及时进行人员更替。3)对高温设备有操作，应戴帆布手套，穿厚底鞋。4）在高温设备环境作业，备好烫伤药膏、包扎材料等急救用品。2 高处坠落（显著风险）脚手架搭建用材、跨距、踏板宽度、护栏、联结等不规范。检查脚手架符合规范。高处作业人员身体健康状况不适 工作作业人员不应有妨碍高处作业病症 不使用或不正确使用防护器具 1）在没有脚手架或在没有栏杆的脚手架上工作，高度超过 1.5 米时，必须使用安全带，或采取其他可靠的安全措施。2）较高处作业需设置安全网。3）安全带的挂钩或绳子应挂在结实牢固的构件上，或专为挂安全带用的钢丝绳上。禁止挂在移动或不牢固的物件上。4）高处作业一律使用工具袋。3 作业环境恶劣（一般风险）采光、照明不好 改善照明，且注意炉内、容器内或洞内作业，使用安全行灯。高温、高湿度环境 注意防暑降温。4 体力负荷超限（一般风险）连续工作时间太长 1）保证充足的休息和良好的饮食。2）定期身体健康检查。3）加强试验安全监护。项目人员配备不足 管理者熟悉项目工作量和工作人员能力，配足项目人员。2.2 安全措施 -3-2.2.1 人身安全 2.2.1.1 所有参加试验的人员