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档 号 0102—8051—001
档案馆号

铝电公司热电厂技改4×330MW机组工程4号机组锅炉专业性能试验方案

立卷单位 内蒙古国电电力工程技术研究院
起止日期 05月20日至 05月20日
保管期限 长 期
密 级

负 责 人: 杨虎

试验人员: 杨虎 韩宇 闫志伟 王鹏辉

措施编写: 王鹏辉

措施校阅: 杨虎

措施初审: 石瑞林

措施审核: 杨虎

措施批准:

批准日期: 9月28日

目 录
1. 综 述 1
1.1 前言 1
1.2 试验目的 1
1.3 锅炉性能试验内容 1
2. 系统概述 1
2.1总体布置 1
2.2 汽水系统 2
2.3 燃烧系统 2
2.4 点火系统 3
2.5锅炉主要技术参数为: 3
2.6 额定工况、 BMCR工况及其它工况下主要参数: 4
2.7 配风参数 5
2.8锅炉主要附属设备规范 5
2.9锅炉热力特性参考值( 设计煤种) 5
2.10 燃煤特性 6
3. 试验条件 7
4．试验要求 8
5.试验内容及方法 8
5.1锅炉最大连续出力( BMCR) 8
5.2 锅炉额定出力( ECR) 9
5.3 锅炉热效率试验 9
5.4 锅炉断油最低稳燃负荷测试 10
5.5 空预器漏风测试 10
5.6 汽水系统压降测试 10
5.7 厂用电率及供电标准煤耗测试 12
5.8 制粉系统性能试验 12
5.9 散热测试( 锅炉岛、 汽机岛) 13
5.10 污染物排放测试 13
5.11主设备(汽轮发电机、 锅炉辅机、 汽轮机辅机)噪声测试 14
5.12 粉尘测试 14
6. 安全措施 14
7. 组织与分工 15
8. 试验仪器及型号 15
9. 引用标准、 规程、 规范 16
附件1. 锅炉热效率试验措施 17
附件2. 锅炉断油最低稳燃负荷测试措施 26
附件3. 制粉系统性能试验措施 31

1. 综 述
1.1 前言
铝电公司热电厂技改4×330MW机组工程4号机组已于 年10 月完成168 小时试运而且投产发电。
根据新建机组达标规定, 在机组试生产期间将进行锅炉机组性能考核试验。试验由内蒙古国电电力工程技术研究院和发电厂共同承担完成。试验标准依照GB10184—88《电站锅炉性能试验规程》及相关引用标准。
1.2 试验目的
根据电力部有关文件要求, 对新建达标机组进行全面性能考核试验, 并经过试验检验设备制造厂提供的各项保证值, 对设备及投产状况给予全面技术评价, 为发电厂的调度及以后机组的稳定运行提供可靠依据。
1.3 锅炉性能试验内容
锅炉热效率测定。
空气预热器漏风测定。
锅炉最大连续出力。
锅炉额定出力。
汽水系统压降。
最低不投油稳燃负荷。
厂用电率和供电煤耗率测试
制粉系统性能试验。
磨煤机单体耗能试验
污染物排放测试
主设备( 汽轮发电机、 锅炉辅机、 汽轮机辅机) 噪声测试。
粉尘测试。
散热测试。
合同规定的其它试验内容。
2. 系统概述
2.1总体布置
本机组锅炉主设备为武汉锅炉厂生产的型式为亚临界自然循环汽包炉, 双进双出钢球磨正压冷一次风直吹式制粉系统, 四角布置, 切向燃烧方式, 尾部双烟道布置, 烟气挡板调节再热汽温, 喷水减温控制过热汽温, 容克式三分仓回转式空气空预器, 固态出渣, 一次再热, 平衡通风, 全钢构架, 露天岛式布置。
2.2 汽水系统
锅炉给水经高压给水管, 接入直径φ406×55mm省煤器入口集箱, 流经77排省煤器蛇形管, 进入直径φ273×50mm省煤器中间集箱, 再流经124根直径φ60×11mm省煤器悬吊管后, 进入直径φ273×50mm省煤器出口集箱, 再经过3根直径φ219×26mm引入管把给水引入汽包。省煤器布置在尾部竖井烟道低温过热器下方, 由水平蛇形管束组成, 直径为φ51mm, 材料为20G, 2管绕制。省煤器采用顺列布置。为防止形成烟气走廊造成局部磨损, 在靠近前、 后包墙管烟气流入口处加装阻流板, 上部两排及全部弯管处装有内、 外防磨瓦板。省煤器平均烟速小于8m/s( BMCR工况) 。在锅筒下降管和省煤器入口管道之间装有再循环管, 在锅炉启动时向省煤器供水, 防止省煤器汽化, 达到保护省煤器的目的。
锅炉再热器系统分二级, 为低温再热器和高温再热器。低温再热器布置在锅炉尾部竖井前烟道, 高温再热器位于水平烟道内, 布置在水冷壁后墙悬吊管和汽冷排管之间。再热蒸汽调温以烟气挡板调节为主, 喷水调温为辅助调节手段。烟气挡板分别布置低再和省煤器下方, 每一烟道各布置左、 中、 右侧烟气挡板, 型式为分隔仓式。挡板布置在烟温约400℃的区域, 挡板的动作经过连杆相联执行机构操作。在再热蒸汽的进口管道上, 装有事故喷水减温器, 作为事故紧急喷水用, 以保护再热器。微量喷水接在低温再热器出口和高温再热器进口间的管道上, 控制进入高温再热器两侧的蒸汽温度偏差。
2.3 燃烧系统
本锅炉炉膛尺寸为14172(宽)×12956(深), 燃烧器区域炉膛截面的四个角, 即前后水冷壁和两侧水冷壁各被切掉968mm, 呈八角形状, 大切角炉膛为燃烧器出口射流两侧创造良好的补气条件, 减少射流两侧的压差, 有利于炉内空气动力场的组织, 火焰不易偏斜, 炉膛充满度好, 避免出现局部还原性气氛、 局部高温和气流冲刷水冷壁等现象, 从而避免造成受热面结渣。
为满足锅炉燃烧器性能设计要求(包括稳燃、 燃烬、 低负荷稳燃能力、 防高温腐蚀、 低NOx排放等), 燃烧器采用大风箱、 大切角、 四角切圆、 OFA高位布置、 直流百叶窗式摆动燃烧器, 在炉内形成双切圆燃烧, 假想切圆分别为ф931mm和ф1091mm, 平均燃烧角3度。为了减少炉膛出口和水平烟道的烟温偏差, 最上层二次风采用反切布置, 反切10度, 反切切圆为ф mm和ф2325mm。为了保证煤粉的充分燃尽, 从燃烧器最上层一次风口中心线到分隔屏下沿设计有较大的燃烧高度。另外, 独特的水平浓淡煤粉喷口以及采用燃烧器分组拉开式布置及合理配风, 可有效控制NOx排放量。
本燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术, 以提高锅炉低负荷运行能力, 水平浓淡煤粉燃烧器是利用煤粉进入燃烧器一次风喷嘴体后, 经百叶窗的离心分离作用, 将一次风气流分成浓淡两部分; 两部分之间用垂直隔板分开。浓相气流的煤粉浓度高着火特性好, 即使在低负荷情况下, 浓相气流的风粉比仍可保持在较合适的范围内, 使着火特性不会明显恶化。高温烟气回流区又充分为煤粉着火提供了热源, 这两者的结合为低负荷稳燃提供了保证。淡相部分(背火侧)外侧带侧边风, 能有效防止炉内高温腐蚀。
为控制风箱与炉膛的压差, 在每个角燃烧器二次风室内均装有测压套管。
每组燃烧器的16个空气喷嘴, 燃烧器喷口为摆动式, 为调整方便, 所有喷口均设有拉杆和定位机构, 经过拉杆和定位机构驱动喷嘴绕固定于燃烧器风箱前端连接角钢上的轴承作上下摆动。允许在定位机构上临时加套管来增加摆动力。在热态时不作摆动, 按需要可逐一喷嘴进行调整。为了对经过空气喷嘴的气流进行导向和防止喷嘴的变形, 在空气喷嘴内装设竖直的导流隔板。
2.4 点火系统
点火油燃烧器作为锅炉启动时点火和低负荷稳燃用。每角燃烧器共设有三层油点火燃烧器, 四角共十二只油点火燃烧器, 总热功率按锅炉燃料总放热量30%BMCR设计, 每层油枪的热功率为7.5%, 单只油枪热功率22MW, 油枪采用简单机械雾化喷嘴, 设计额定出力为1900kg/h, 炉前油系统分界处油压3.0MPa, 油系统总出力22.8t/h。油点火装置中设置有可伸缩的高能点火器, 可直接点燃燃油。油点火燃烧器的空气喷嘴同时也作为煤燃烧时的二次风喷嘴, 为了油火焰的燃烧稳定, 在油点火燃烧器主空气喷嘴中设置了专门的稳焰叶轮。同时锅炉点火也可采用微油点火煤粉燃烧器, 在每个角的下层一次风布置一层微油点火装置, 单支油枪设计额定出力为160～190kg/h。 微油点火完成后, 该喷嘴兼作煤粉喷嘴用。
2.5锅炉主要技术参数为:
u 锅炉型号: WGZ-1217/18.4-1
u 锅炉名称: 1217 t/h亚临界自然循环汽包炉
u 额定蒸发量: 1217t/h
u 过热器出口汽压: 18.4MPa
u 过热器出口温度: 543℃
u 再热蒸汽流量: 976.7t/h
u 再热器进口压力: 4.02MPa
u 再热器出口压力: 3.8MPa
u 再热器进口温度: 327.4℃
u 再热器出口温度: 542℃
u 给水温度: 285℃
u 排烟温度: 124.9℃
u 一次风入口温度: 28.9 ℃
u 二次风入口温度: 23.3℃
u 预热器出口一次风温: 341.8℃
u 预热器出口二次风温: 359.8℃
u 磨煤机入口风温: 211℃
u 锅炉计算效率: 92.9%
2.6 额定工况、 BMCR工况及其它工况下主要参数:
项 目
单位
VWO
T-MCR
THA
TRL
94％THA
75％THA
50％THA
高加全切
过热器出口流量
t/h
1190
1122
1052
1122
1180
770
512
860
过热器出口温度
℃
543
543
543
543
543
543
543
543
过热器出口压力
MPa
18.4
18.4
18.31
18.4
18.4
17.96
17.81
18.1
再热器出口流量
t/h
976.7
925.6
871.1
920
969.3
648.8
439.1
840.8
再热器进口压力
MPa
4.02
3.82
3.6
3.79
3.99
2.66
1.78
3.53
再热器出口压力
MPa
3.8
3.62
3.4
3.59
3.78
2.52
1.68
3.34
再热器进口温度
℃
327.4
323.8
316.1
322.8
327.1
297.3
287.5
321
再热器出口温度
℃
542
542
542
542
542
542
542
542
省煤器进口温度
℃
285
281.4
277.1
281
284.5
258.1
235.3
178.7
减温水温度
℃
180.6
180.6
177.8
180.6
177.8
166.1
151.1
178.9
2.7 配风参数:
项目
单位
设计煤种数值
校核煤种数值
单只煤粉喷嘴热功率
MW
37.8
37.8
二次风速度
M/S
44
43
二次风温度
℃
342
343
二次风率
%
78
77.8
二次风中周界风份额
%
7.47
7.47
二次风中间隙风份额
%
6.12
6.12
二次风阻力
Pa
1030
1030
一次风速度
M/S
23
25.6
一次风率
%
17
17.2
一次风温度
℃
115
115
一次风阻力
Pa
500
550
一次风喷嘴间距
mm
～6216
～6216
2.8锅炉主要附属设备规范:
项 目
单位
送风机
引风机
一次风机
型号

ASN-2124/900
AN-30/V13+4
DFG20.5F-C6B
风机全压
Pa
4148.7
5297.6
15573
风机流量
M3/S
156.64
325.93
59.2
介质温度
℃
20
117
28.9
风机轴功率
KW
732
1850
1332
全压效率
%
86
83
80
风机转速
r/min
1490
740
1450
电机功率
KW
800
2200
1500
2.9锅炉热力特性参考值( 设计煤种)
名称
符号
单位
BMCR
BECR
排烟损失
q2
％
5.14
4.91
气体( 化学) 未完全燃烧损失
q3
％
0.41
0.39
固体( 机械) 未完全燃烧损失
q4
％
1.6
1.60
散热损失
q5
％
0.19
0.22
灰渣物理热损失
q6
％
0.3
0.30
计算热效率( 按低位发热量)

％
7.64
7.42
制造厂效率裕量

％

0.38
计算热效率( 按低位发热量)

％
92.36
92.58
保证热效率( 按低位发热量)

％

92.2
计算燃料消耗量

kg/h
168340
146350
空预器进风温度

℃

一次热风进风温度

℃
28.9
28.9
二次热风进风温度

℃
23.3
23.3
炉膛容积热负荷
qV
KW/m3
111.90
97.28
炉膛断面热负荷
qF
MW/m2
5.06
4.40
水冷壁壁面热负荷
qB
MW/m2
0.18
0.16
水冷壁高温区壁面热负荷
qB
MW/m2
1.30
1.13
空气预热器出口热风温度

一次热风温度

℃
341.8
336.5
二次热风温度

℃
359.8
351.1
炉膛出口空气过剩系数

％
1.25
1.25
空气预热器出口烟气修正前温度

℃
140.9
135.7
空气预热器出口烟气修正后温度

℃
135.5
129.8
2.10 燃煤特性
名 称 及 符 号
单位
设计煤种
校核煤种I
工
业
分
析
收到基全水分 Mar
%
6.42
6.00
收到基灰分 Aar
%
27.31
32.3
干燥无灰基挥发分 Vdaf
%
14.00
20.04
空干基水分 　 Mad
%
1.08
0.8
收到基低位发热量 Qnet,ar
kJ/kg
21642
0
元
素
分
析
收到基碳 Car
%
56.80
52.638
收到基氢 Har
%
2.49
2.837
收到基氧 Oar
%
3.65
3.686
收到基氮 Nar
%
1.02
0.645
收到基全硫 St,ar
%
2.31
1.867
灰
熔
融
性
变形温度 DT
℃
1200
1320
软化温度 ST
℃
1270
1340
流动温度 FT
℃
1340
1400
煤粉气流着火温度 IT
℃
/

可磨系数
HGI
68

冲刷磨损指数
Ke
/

灰
分
分
析
二氧化硅 SiO2
%
52.30

氧化钙 CaO
%
2.68

氧化镁 MgO
%
2.31

三氧化二铁 Fe2O3
%
5.33

三氧化二铝 Al2O3
%
33.12

氧化钾 K2O
%
0.76

氧化钠 Na2O
%
0.24

氧化钛 TiO2
%
0.00

三氧化硫 SO3
%
0.72

3. 试验条件
3.1 机组经调试运行, 各主机、 辅机能正常运行并满足试验要求; 各风、 烟门挡板操作灵活。
3.2 烟、 风、 煤、 汽、 水等系统无泄漏, 与试验无关的系统应关闭或隔绝。
3.3 锅炉部分的所有受热面在试验开始时应保持正常运行时的清洁度。
3.4 具有足够的尽量接近设计煤种的试验燃料。
3.5 对所有参与试验的仪器仪表进行校验和标定。
3.6 各测试仪表、 取样设备现场安装就绪并经过调整。
3.7 试验期间不允许进行任何有可能干扰试验工况的操作, 如排污、 吹灰、 打焦等。
3.8 火检信号能正常投入, 自动控制系统运行可靠。
3.9 锅炉燃烧及制粉系统经过运行调整。
4．试验要求
4.1 试验要求
4.1.1 机组稳定时间:
锅炉性能试验前, 机组应连续正常运行3天以上。正式试验前的前12小时中, 前9小时, 机组运行负荷应不低于试验负荷的75%, 后3小时应维持预定试验负荷。
4.1.2 主要参数波动范围:
蒸发量D( t/h) : ±3%
主蒸汽压力p( MPa) : 额定汽压±2%且不超过最高许用工作压力
+5
-10
蒸汽温度tgr( ℃) : 额定汽温
+5
-10
再热蒸汽温度tzr(℃) 额定汽温
4.1.3 试验持续时间:
测定锅炉效率时: 工况稳定时间>0.5h, 试验持续时间≥2h。
4.1.4 试验工况维持:
试验工况开始后直至结束时, 锅炉燃烧工况、 燃料量、 主汽流量、 再热器流量、 给水流量、 汽包水位、 过剩空气系数、 配风情况、 制粉系统投运方式以及所有试验需控制的温度压力流量等参数应尽可能保持一致和稳定。
5.试验内容及方法
5.1锅炉最大连续出力( BMCR)
5.1.1 试验目的: 检验锅炉机组设计最大连续蒸发量及保证值要求的其它内容。
5.1.2 注意事项:
机组升负荷过程中应严密监视各主汽、 再热汽系统的汽温、 汽压及各受热面管壁温度, 如有超出范围的情况, 经调整无法维持时, 运行人员应先降负荷维持运行并通知试验负责人。
5.1.3 试验中应监测的内容:
a·锅炉蒸发量、 蒸汽压力与温度。
b·炉水和蒸汽品质。
c·汽水系统的安全性。
d·减温水系统运行适应性。
e·受热面的沾污情况及金属壁温。
f·锅炉各辅机、 热力系统及自控装置的适应能力等。
试验中还应严密监测锅炉其它参数。
5.1.4 机组达到试验工况应保持2小时以上。
5.2 锅炉额定出力( ECR)
5.2.1 试验目的: 检验锅炉机组设计额定蒸发量, 以及在额定负荷下的各项参数是否达到设计和有关规定的要求, 并检验锅炉机组在额定负荷下的运行适应能力。
5.2.2 注意事项: 锅炉需经燃烧调整至运行最佳工况, 并维持至所有测量工作结束。
5.2.3 试验中应监测的内容:
a·锅炉蒸发量、 蒸汽压力与温度。
b·炉水和蒸汽品质。
c·汽水系统的安全性。
d·减温水系统运行适应性。
e·各段空气、 烟气温度。
f·受热面的沾污情况及金属壁温。
g·锅炉各辅机、 热力系统及自控装置的适应能力等。
试验中还应严密监测锅炉其它参数。
5.2.4 试验方法
a· 机组达到额定电负荷后, 保持试验负荷稳定不变, 按附表全面记录测试锅炉参数和各主要辅机的运行数据。
b·在机组自动控制系统投入情况下, 以高加全投和全切两种投运方式改变锅炉给水温度, 保持机组负荷为额定工况, 维持锅炉出口蒸汽压力和温度在额定值, 按附表全面记录测试锅炉参数和各主要辅机的运行数据, 检验锅炉机组的运行适应能力。
c· 在机组自动控制系統投入和负荷不变的情况下, 改变磨煤机编组投入方式1～2次, 保持锅炉出口蒸汽压力和温度在额定值按附表记录锅炉参数和各主要辅机的运行数据, 检验锅炉机组的运行适应能力。
5.3 锅炉热效率试验
5.3.1试验目的: 经过反平衡法测量并计算机组投产后锅炉热效率, 是否达到设计要求。并得出各项热损失值进而为今后电厂的运行提供依据。
5.3.2试验要求: 在额定负荷下两次正式试验热效率偏差不超过1%, 取其算术平均值, 否则进行第三次试验。
5.3.3 注意事项: 试验工况调整好以后, 应稳定运行>30分钟, 试验持续时间应不少于2小时
5.3.4 试验方法( 详见附件1锅炉热效率试验措施)
5.4 锅炉断油最低稳燃负荷测试
5.4.1 试验目的: 为了确定本锅炉不投油助燃能够长期稳定燃烧所达到的最低负荷。
5.4.2 注意事项:
a·试验前需检查和确认火焰监测装置和灭火保护装置的性能良好;
b·试验应以3%～10%额定负荷的幅度逐级降低锅炉负荷, 并在每级负荷下保持15～30分钟直至燃烧稳定的最低负荷;
c·在降低锅炉负荷过程应密切监测炉膛内燃料着火情况、 炉膛负压及过剩空气系数。在每级试验时, 均需观测和记录各主要运行参数。试验中的给水温度应和设计值相近, 最低稳燃负荷下的试验持续时间应不少于2小时。
5.4.3 试验方法( 详见附件2锅炉断油最低稳燃负荷试验措施)
5.5 空预器漏风测试
5.5.1 试验目的: 测试机组在额定工况下燃用设计煤种空预器的漏风率。
5.5.2 试验方法: 经过多代表点法对空预器进出口烟气进行氧量分析。试验仪器为TESTO350便携式烟气分析仪。
5.6 汽水系统压降测试
5.6.1 试验目的: 检验和考核机组在额定工况下汽水系统的阻力和压差是否满足设计要求。汽水系统压降包括从省煤器进口至末级过热器出口压降和从低温再热器进口至高温再热器出口压降两部分。
Δp=p′-p″
式中: Δp——汽水系统或管组的压差, Pa;
p′、 p″——分别为汽水系统或管组进、 出口实测的静压, Pa。
5.6.2 汽水系统或管组的阻力Δpz(即流动阻力)可根据系统或管组实测进、 出口静压差按下表计算确定。表中, 当流体向上流动时, Δpzw 前为”-”号; 当流体向下流动时, Δpzw 前为”+”号。
表 汽水系统管组阻力计算
名称
阻力Δpz( Pa)
备注
锅炉垂直管组
Δp±Δpzw
Δpzw 为管道重位压差
汽水混合
物管屏和管道
当所测管道重位压差和进、 出口动压差与流动阻力相比很小时
Δp
—
当管道重位压差和进、 出口动压差较大而不能忽略时
Δp±Δpzw-Δpd
Δpd 为管道进、 出口动压差
过热器
一般情况下
Δp
—
对某一过热器部件进行深入分析研究时
Δp±Δpzw-pd
—
再热器
p±Δpzw-Δpd
—
省煤器及给水管道
Δp±Δpzw
—
5.6.3 管组或管道重位压差Δpzw(Pa)用管道(组)进、 出口平均压力和实测温度值并按下式计算:
= 9.807
式中: ΔH——管道进、 出口之间高度差, m;
——管道中流体的平均真实密度, kg/m3。
5.6.4 管道进、 出口动压差Δpd (Pa)按下式计算:

式中: 、 ——管道进、 出口流体密度, kg/m3;
、 ——管道进、 出口流体速度, m/s。
5.6.4测试项目:
项 目
单位
数值
考核要求
末级过热器出口蒸汽压力
MPa

/
省煤器进口给水压力
MPa

末级过热器出口压力表高差
m

省煤器进口压力表高差
m

从省煤器进口至末级过热器出口总压降
MPa

低温再热器进口压力
MPa

高温再热器出口压力
MPa

低温再热器进口压力表高差
m

高温再热器出口压力表高差
m

从低温再热器进口至高温再热器出口总压降
MPa

5.7 厂用电率及供电标准煤耗测试
5.7.1 试验目的: 经过试验统计机组厂用电率并计算出机组带额定负荷( ECR) 时的机组供电煤耗指标并检验和考核机组的供电煤耗是否达到合同、 设计和有关规定的要求。
5.7.2 试验项目及计算公式:
a·发电厂用电率是指统计期内厂用电量与发电量的比值。统计试验期间高厂变的实际耗电量与试验期间发电量。
计算公式为
Wd = Wcy – Wkc
式中:
e——发电厂用电率, % ;
Wd ——发电用的厂用电量, kW.h;
Wf ——统计期内发电量, kW.h;
Wcy——统计期内厂用电量, kW.h;
Wkc——统计期内应扣除的非生产用厂用电量, kW.h。
b·锅炉热效率测试
c·汽机热耗率测试
d·供电标准煤耗 bg=Qhr*1000/29271ηbηp
式中: bf为机组的标准发电煤耗, g/kwh;
qhr为汽机热耗, kJ/kwh ;
ηb为锅炉热效率,%;
ηp为系统管道效率,%;
5.8 制粉系统性能试验
5.8.1 试验目的: 锅炉验收试验中, 为评定制粉系统特性以及测定锅炉机组热效率、 净效率或进行某些运行特性试验提供数据, 需对主要特性参数(磨煤机出力、 耗电量、 通风量和煤粉细度)进行测定。
5.8.2 试验测量项目:
a·煤粉细度
b·磨煤机出力
c·磨煤机通风量
d·磨煤机耗电量和制粉系统总耗电量
e·磨煤机单体耗能及制粉系统单体耗能
5.8.3 试验方法( 详见附件3制粉系统性能试验措施)
5.9 散热测试( 锅炉岛、 汽机岛)
5.9.1试验目的: 机组散热测试的目的就是为了考核机组运行中散热损失的技术经济特性, 确定机组散热情况是否符合设计保证值或有关规定, 如在锅炉正常运行条件下, 环境温度为25℃时, 锅炉的炉墙表面温度不超过45℃等, 确保机组运行的散热损失达到最小, 使机组处于最佳经济运行状态。
5.9.2 测试内容: 机组散热损失测试主要是对机组保温结构表面温度和散热量的测量。
5.9.3测试范围: 在汽机高、 中、 低压缸、 主蒸汽管道、 再热蒸汽管道、 给水管道、 高温抽汽管道、 高、 低旁路蒸汽管道、 锅炉炉墙、 炉顶部、 汽包、 燃烧器区域、 锅炉烟风道等处至少取5点( 包括管道弯头、 炉墙拐角等部位) 进行保温结构的表面温度、 环境温度及散热量的测量。
5.9.4试验方法:
a·采用热流计及红外测温仪直接测试机组的设备、 管道及其附件保温结构的热流密度及表面温度。采用便携式干湿球温度计直接测试各测点处的环境温度。
b·根据机组设计说明书确定散热总表面积( 包括炉墙、 汽水管道等)
5.10 污染物排放测试
5.10.1 试验目的: 考验机组环保设施的使用效果, 测试环保设备及设施的性能是否达到合同( 或设计) 要求, 测定机组运行中污染物的排放。
5.10.2 测试项目: 机组运行时向环境排放的烟尘、 氮氧化物、 二氧化物应经过试验进行监测, 以上各项指标的监测可结合机组的其它性能试验进行。测量仪器使用TESTO350烟气分析仪和崂山应用烟尘自动分析仪。
5.10.3测试试验的测点布置应在除尘器的出口烟道上, 采样孔尽可能选在烟道两侧, 孔数不小于4个。试验持续时间为1小时, 采样间隔5分钟。
5.10.4设计有排烟脱硫装置的机组, 首先应经过脱硫装置调整试验, 将脱硫装置调整到设计能力, 然后进行SO2排放监测。
5.10.5二氧化硫排放测试试验时锅炉应燃用设计煤种或事先商定的试验煤种, 机组负荷大于90%额定电负荷。
5.10.6锅炉排烟中的烟尘、 NOx\、 SO2浓度, 根据GB13223- 《火电厂大气污染物排放标准》要求换算为标准状态干烟气中过量空气系数为1.4时的质量浓度。
5.11主设备(汽轮发电机、 锅炉辅机、 汽轮机辅机)噪声测试
5.11.1 试验目的: 检查机组主、 辅机运行噪声值和主要生产场所噪声水平, 以评价机组环境噪声是否符合设计和技术规范规定的指标, 并为机组噪声控制提供依据。
5.11.2 试验在无雨、 无雪、 风力小于4级( 5.5m/s) 的气象条件下测量。
5.11.3 机组出力大于90%额定负荷, 被测设备处于运行状态。
5.11.4 测量仪器使用便携式精密声级计, 距被测设备1.0m处进行测量。
5.11.5 测试范围: 对汽机各轴承、 发电机、 励磁机、 各给水泵、 锅炉各风机、 各磨煤机、 给煤机、 燃烧器、 输煤栈桥、 灰浆泵房、 灰渣泵房、 集控室及其它现场值班室和操作间的噪声强度值进行等时间间隔测量并记录数据。
5.12 粉尘测试
5.12.1 试验目的: 经过测量工作场所的生产性粉尘的浓度, 确定工作人员接触生产性粉尘作业危害程度的大小, 评价厂房空气含尘量是否满足劳动防护规范的要求, 为劳动保护提供科学管理的依据。
5.12.2 使用便携式粉尘浓度计在各工作场所进行粉尘浓度测量。要求粉尘浓度计的探头距设备1m、 距水平支撑面1.2m处测量。
5.12.3 机组出力大于90%额定负荷, 被测设备处于运行状态。
5.12.4 测试范围: 对锅炉炉顶、 汽包、 炉墙四周、 烟风道、 燃烧器、 空预器、 给煤机、 磨煤机、 输煤皮带间、 除尘器、 汽机房0m、 汽机房运转层、 除氧间、 集控室及其它现场值班室和操作间的粉尘含量进行等时间间隔采样并记录相关数据。
6. 安全措施
6.1 试验过程中应严格遵守《电力工业安全工作规程》及《集控运行规程》中的相关部分, 不得有违规行为。
6.2 试验应在试验负责人的统一领导下进行, 任何人不得私自行动。
6.3 最大出力试验时应防止过热器超温爆管事故, 最低不投油稳燃负荷试验应防止灭火事故。
6.4 试验中如发生危及设备及人身安全的意外情况, 运行人员有权按规程进行紧急处理, 并告知试验负责人终止试验。
6.5 未尽事宜由各方现场协商解决。
7. 组织与分工
7.1 锅炉性能试验是锅炉调试的一项重要的内容, 所有参于试运人员均应听从试运指挥组的领导。
7.2 调试单位负责试验方案的拟定, 担任试验过程中设备操作的技术指导, 并直接负责试验的测量、 计算数据整理等工作。
7.3 安装单位或检修单位负责试验测点的安装, 试验所需的脚手架的搭设, 临时照明的装设等试验准备工作, 并组织实施试验。试验过程中负责设备维护和缺陷处理。
7.4 运行人员负责正常的运行操作及维护, 协助调试人员进行试验工作及检查。
7.5 各方人员应各负其职, 各负其责, 发现问题及时向上汇报, 如发现危及人身及设备的重大事故隐患时, 有权也有责任当即进行处理, 随后向有关人员汇报。
8. 试验仪器及型号
仪 器 名 称
型 号
数量
备 注
烟气分析仪
TESTO350
1台

崂应自动烟尘( 气) 测试仪
3012H系列
1台

双级旋风子飞灰等速取样装置

1套

旋转多点式煤粉取样装置

1套

热流计
HFM215型
1台

靠背管
1m
1根

电子微压计

1台

便携式干湿球温度计
HM34C( 芬兰)
1台

精密声级计
TES1357
1台

便携式粉尘浓度计

1台

红外测温仪

1台

振动筛

1套
电厂化学提供
电子天平

1台
电厂化学提供
9. 引用标准、 规程、 规范
9.1 DL/T-5047-1995《电力建设施工及验收技术规范》锅炉机组篇( 96年版) 。
9.2 DL5031-94《电力建设施工及验收技术规范》管道篇( 96年版) 。
9.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》( 96年版) 。
9.4 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》( 96年版) 。
9.5 《火电工程启动调试工作规定》( 96年版) 。
9.6 DL612-96《电力工业锅炉压力容器监察规程》。
9.7 《蒸汽锅炉安全监察技术规程》。
9.8 GB10184-88《电站锅炉机组性能试验规程》。
9.9 《火电机组启动验收性能试验导则》。
9.10 GB5468—91《锅炉烟尘测试方法》
9.11 DL/T414— 《火电厂环境监测技术规范》
9.12 GB13223- 《火电厂大气污染物排放标准》
9.13 《中华人民共和国消防条例》。
9.14 内蒙古国电电力工程技术研究院与建设单位签订的调试合同。
9.15 设备制造商的技术标准及有关资料
附件1. 锅炉热效率试验措施
1.系统概述
1.1 总体布置
本机组锅炉主设备为武汉锅炉厂生产的型式为亚临界自然循环汽包炉, 双进双出钢球磨正压冷一次风直吹式制粉系统, 四角布置, 切向燃烧方式, 尾部双烟道布置, 烟气挡板调节再热汽温, 喷水减温控制过热汽温, 容克式三分仓回转式空气空预器, 固态出渣, 一次再热, 平衡通风, 全钢构架, 露天岛式布置。
1.2 锅炉主要技术参数为:
u 锅炉型号: WGZ-1217/18.4-1
u 锅炉名称: 1217 t/h亚临界自然循环汽包炉
u 额定蒸发量: 1217t/h
u 过热器出口汽压: 18.4MPa
u 过热器出口温度: 543℃
u 再热蒸汽流量: 976.7t/h
u 再热器进口压力: 4.02MPa
u 再热器出口压力: 3.8MPa
u 再热器进口温度: 327.4℃
u 再热器出口温度: 542℃
u 给水温度: 285℃
u 排烟温度: 124.9℃
u 一次风入口温度: 28.9 ℃
u 二次风入口温度: 23.3℃
u 预热器出口一次风温: 341.8℃
u 预热器出口二次风温: 359.8℃
u 磨煤机入口风温: 211℃
u 锅炉计算效率: 92.9%
1.3锅炉热力特性参考值( 设计煤种)
名称
符号
单位
BMCR
BECR
排烟损失
q2
％
5.14
4.91
气体( 化学) 未完全燃烧损失
q3
％
0.41
0.39
固体( 机械) 未完全燃烧