大唐鲁北发电有限公司#1机组
大修后热力性能试验大纲
批准：
审定：
审核：
编写：
山东电力研究院
二○一二年七月 2
参加工作单位：山东电力研究院
大唐鲁北发电有限公司
工作人员：
山东电力研究院：郑威
大唐鲁北发电有限公司： 张凯 刘思军 颜景鲁 杨学武
项目负责人：郑威
工作时间： 2012年7月3日 至 2012年7月6日 3 大唐鲁北发电有限公司#1机大修后热力性能试验大纲
1 试验目的
受大唐鲁北发电有限公司委托，进行#1机组大修后的热力性能试验。本次试验有三个目的，分别为⑴由热力性能试验，确定机组的热耗率，以及高压缸、中压缸效率，为大修提供对比数据和今后运行参考；⑵进行机组的凝汽器性能试验，对比低压缸排汽通道优化前、后效果；⑶进行凝泵改变频后的性能试验，得到凝结水泵（含变频器）在典型工况下耗电功率，为修订运行规程及节能量确认提供依据。
2 机组技术规范
2.1 汽轮机技术规范
序号 名 称 有 关 参 数
1 机组型号 N330-17.75/540/540
2 机组型式 单轴三缸双排汽中间再热凝汽式
3 热耗率验收工况(THA) 3VWO
4 转向 逆时针（从汽轮机端向发电机端看）
5 通流级数 高压缸：11个压力级
中压缸：12个压力级
低压缸：2*5个压力级
6 额定主蒸汽压力 17.75MPa
7 额定主蒸汽温度 540℃
8 额定再热蒸汽进口压力 3.6846MPa
9 额定再热蒸汽进口温度 540℃
10 主蒸汽额定进汽量 919 t/h
11 额定排汽压力 4.9kPa
12 末级叶片高度 1055mm
13 给水回热级数 2级高加＋1级除氧＋4级低加
14 额定给水温度 253℃
15 THA毛热耗率 7658.8kJ/kW.h
2.2 凝汽器技术规范
序号 名称 单位 有 关 参 数
1 型号 ---- N-18000
2 形式 ---- 对分单流程表面式
3 背压 MPa 0.0049 4 4 冷却面积 ㎡ 18000
5 冷却水量 t/h 43000
6 冷却水压 MPa 0.25
7 冷却水进口温度 ℃ 20
8 凝汽量 t/h 671.2
9 冷却倍率 ---- 64
10 冷却水管内流速 m/s ≤2.2
11 流程数 ---- 1
12 清洁系数 ---- 0.9
13 凝汽器管材 ----
TA1
14 冷却管长 mm 12420
15 冷却管径 mm Φ19×0.7 /(共2466 根)
16 冷却管径 mm Φ19×0.5 /(共21986根)
17 水室设计压力 MPa 0.45
18 汽轮机排汽量 t/h 695.83
19 凝汽器进出水管径 mm Φ2020×11
20 凝汽器水阻 mH2O 4.5
21 生产厂家 ---- 北京重型电机厂
2.3凝结水泵改造前技术规范
凝结水泵 台数 2 台
流量 855 m3/h
扬程 280 m
容量 100%
型号 350/600SBNL(6)-S
凝结水泵
电动机 额定功率 900 kW
电压 6 kV
电流 101.7 A
转速 1480 rpm
型式 Y800-2-12
大修期间，北京中唐电工程咨询有限公司按照合同能源管理模式对该机组凝结水系统进行了改造。加装了一台一拖二高压变频器，拆除了凝结水泵的末级叶轮，增设了两台减温水泵。
3 试验标准和基准
DL/T 1078-2007《表面式凝汽器运行性能试验规程》。
DL/T 932-2005《凝汽器与真空系统运行维护导则》。
Standards for steam surface condensers，tenth edition，Heat Exchange Institute (HEI)， 5 2006(美国传热学会标准)。
JB/T 3344-1993《凝汽器性能试验规程》。
电站汽轮机热力性能试验验收试验规程第2部分：方法B-各种类型和容量的汽轮机宽准确度试GB/T 8117.2-2008/IEC60953-2:1990《汽轮机热力性能验收试验》。
GB/T6422-2009《用能设备能量测试导则》。
水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会IFC-1967 公式。
试验基准：定负荷。
4 试验工况及时间
机组负荷 试验日期 试验开始时间 试验结束时间 试验内容 循泵运行方式
330MW 2012-7-4 9:00 9:10 真空严密性 两泵并联
330MW 2012-7-4 9:10 11:30 汽轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能 两泵并联
300MW 2012-7-4 11:30 14:30 汽轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能 两泵并联
270MW 2012-7-4 14:30 17:30 轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能 两泵并联
240MW 2012-7-4 17:30 20:30 轮机性能、凝汽器性能、凝结水泵耗能 两泵并联
5试验测点及测量方法
5.1电功率测量：发电机有功功率采用现场功率变送器测量，记录运行数据；凝结水泵电能计量采用现场多功能电能表，试验开始、结束分别记录电能表表码及对应记录时间。
5.2压力测量
（1）自动主汽门前蒸汽压力、高排压力、再热汽门前蒸汽压力、中压缸排汽压力、凝汽器真空用电科院0.1级压力变送器测量；循环水进、出水压力用电科院0.1级压力变送器测量。
（2） 一抽、二抽、三抽、四抽、五抽、六抽、七抽压力取用现场运行数据；
（3） 主给水压力、给水泵出口母管压力、过热器减温水压力、再热器减温水压力取用现场运行数据；
（4）大气压力用电科院0.1级压力变送器测量。
DCS取数清单见附件。
5.3 温度测量 6 自动主汽门前温度，再热汽门前温度，高压排汽温度，中压缸排汽温度，蒸汽冷却器出水温度用电科院工业Ⅰ级E型热电偶测量；给水温度， #7高加进水、出水、疏水温度，#6高加进水、疏水温度，除氧器水温，#4低加进出水、疏水温度，#3低加进水、疏水温度，#2低加进水、疏水温度，#1低加进水疏水温度，过热器减温水温度，再热器减温水温度等取用现场运行数据；凝汽器热井水温、循环水进水温度、循环水出水温度等用电科院工业Ⅰ级E型热电偶测量。
DCS取数清单见附件。
5.4流量测量：主给水流量采用现场差压变送器测量，信号接入试验专用IMP数据采集系统，同时记录运行数据；过热减温水流量、再热减温水流量、凝结水流量用现场差压变送器测量，记录运行数据；凝泵出口凝结水流量采用0.1级试验专用差压变送器测量，同时记录运行数据。
5.5储水箱水位测量：汽包水位、除氧器水位、热井水位等储水容器水位变化用现场水位变送器测量。
5.6所用现场仪表均在校验周期内。
6.试验条件
6.1机组设备条件：
6.1.1机组及辅助设备运行正常、稳定、无异常泄漏。
6.1.2轴封系统运行良好。
6.1.3真空严密性符合要求。
6.1.4凝结水泵变频器运行，保持凝结水主调阀（除氧器水位控制阀）全开，凝结水系统再循环阀全关。
6.2系统条件：
6.2.1热力系统应严格按照设计热平衡图所规定的热力循环运行并保持稳定。
6.2.2系统隔离应符合试验要求，管道、阀门应无异常泄漏，机组单元制运行无任何流量进出设计所规定的热力循环。系统内工质依次流经规定的设备，不存在任何旁路及再循环。系统不明泄漏量不应超过主蒸汽流量的0.5%。重点隔离以下系统：
主蒸汽、再热汽、抽汽系统各管道、阀门疏水；
主、再热蒸汽的高、低压大旁路及旁路减温水；
加热器疏水旁路、疏水直排凝汽器及危急疏水；
各加热器壳侧放水、放汽，水侧放水放气；
汽轮机辅助抽汽（厂用汽）；
水和蒸汽取样；
除氧器放水、溢流、排氧，及与其他机组连接的抽汽；
补水，化学加药；
锅炉排污、吹灰、放汽、疏水。
6.3运行条件
6.3.1汽轮机运行参数尽可能达到设计值并保持稳定，试验期间各主要参数允许偏差值及波动值不应 7 超过下表规定的范围：
运行参数 试验平均值与设计值的允许偏差 试验参数的最大允许波动
主蒸汽温度 ±16℃ ±4℃
主蒸汽压力 ±3% ±0.25%
再热蒸汽温度 ±16℃ ±4℃
电功率 ±0.25%
功率因数 不做具体规定 ±1%
主凝结水差压 ±1%
给水温度 ±6℃
6.3.2汽包水位、除氧器水位、热井水位稳定变化，无波动。试验前将除氧器水位和凝结水储水箱补至高水位，试验期间停止补水。
6.3.3各加热器水位正常、稳定。检查各个加热器的安全阀，应动作正常。
6.3.4试验前将除氧器排氧门关闭或关至最小。
6.3.5在试验进行中，除非影响机组安全的因素出现，否则不得进行任何调整机组设备或热力系统的操作。
6.4仪表条件
6.4.1所有校验仪表校验合格，工作正常。
6.4.2测试系统安装及接线正确。
6.4.3数据采集系统设置正确，数据采集正常。
7.试验方法
7.1系统隔离
试验前由运行人员根据试验负责单位的要求拟定系统隔离清单，电厂组织人员批准后实施。试验前由电厂运行人员进行阀门隔离，试验人员在现场进行检查并确认。
7.2试验持续时间及读数频率
7.2.1试验持续时间：每个试验工况稳定后记录持续时间为2小时。
7.2.2读数频率：数据采集的频率为30秒。
8.试验程序
8.1按试验要求严格进行系统隔离并确认。
8.2凝结水泵变频器运行，保持凝结水主调阀（除氧器水位控制阀）全开，凝结水系统再循环阀全关。
8.3试验前将水位补至高水位，试验期间停止向系统补水。
8.4调整运行参数，使运行工况稳定在试验要求的工况。
8.5工况调整完毕后稳定运行足够时间。
8.6检查试验仪表，记录人员进入指定位置。
8.7经试验各方确认后按规定时间统一开始数据采集和记录。
9.试验结果的计算及修正
9.1原始数据的处理：计算平均值，压力进行大气压与标高修正。
9.2按照GB8117.2-2008的方法进行计算及修正。