性能试验方案.doc

锅炉性能试验方案1试验目的验证锅炉机组的运行性能是否能达到锅炉供货商对其提供产品所作的性能保证，检验锅炉其它性能是否达到设计要求，为甲方提供准确、可靠的技术数据。2试验依据l 锅炉性能试验规程ASME PTC 41998l 火电机组启动验收性能试验导则l 相关技术文件3试验项目及其条件31 空气预热器漏风311 空气预热器漏风率达到设计值3% 。312 空气预热器漏风保证条件：l 燃用设计煤种；l 设计的Ca/S 摩尔比；l 锅炉达到BMCR 运行工况。32 额定工况下锅炉效率321 锅炉效率保证值为（按高位热值、BECR 工况）322 锅炉效率保证条件：l 燃用设计煤种；l Ca/S 摩尔比达到设计值；l 进风温度达到要求；l 蒸汽品质合格；l 入炉煤和石灰石的粒度在设计范围以内；l 过量空气系数达到设计值。33 无气助燃稳定运行最低负荷331 无气助燃稳定运行最低负荷不大于30BMCR（主蒸汽温度510；主蒸汽流量66t/h）。332 无气助燃稳定运行最低负荷保证条件：l 入炉煤和石灰石的粒度在设计范围以内；l 无自动控制投入；l 燃用设计煤种。34 高加全切工况下运行参数测试341 高加全切工况下锅炉各主要参数应达到设计参数；342 高加全切工况下锅炉保证条件：l 燃用设计煤种；l Ca/S 摩尔比达到设计值；l 过热蒸汽、压力达到额定值；l 再热蒸汽进出口温度、压力达到额定值；l 冷却水入口温度达到设计值；l 机组电负荷25MW；l 机组补水率为0。35 锅炉最大连续运行工况（BMCR）参数测试351 锅炉出力（BMCR）为220t/h。当机组达到最大出力时，便开始试验，并一直继续到条件迫使结束此试验时为止，或参加试验人员宣布试验结束。l 燃用设计煤种；l Ca/S 摩尔比达到设计值；l 燃煤粒度和石灰石粒度达到设计值；l 给水温度达到额定值；l 过热蒸汽、压力达到额定值；l 蒸汽品质合格；l 汽轮机TCC 状态的要求、在主蒸汽上抽取设计流量的辅助蒸汽；l 达到设计补水率。4试验测点为满足试验的要求，需要布置如下测点：l 原煤取样点：布置在给煤机入口下煤管，每台给煤机1 个；l 石灰石取样点：布置在石灰石料斗；l 撞击式飞灰取样点：布置在空气预热器出口水平烟道，每侧烟道1 个；l 炉底大渣取样点：布置在除渣器或安装临时排渣管；l 烟气成分取样点：空气预热器出、入口烟道。每侧烟道进口侧布置8 个，出口处布置6 个；l 烟气温度测点：同烟气取样点；l 环境温度、大气压力测点：布置在送风机入口附近处（避风、遮阳处）；l 蒸汽流量：采用DCS 上运行记录值；l 给水流量：采用临时安装的高精度的凝结水流量喷嘴；l 汽水系统主要压力采用DCS 上运行记录值（或单独布置高精度压力变送器）；l 汽水系统温度采用DCS 运行测点；l 在烟风道的相应位置上布置测点，用于测量静压、差压；l 大气湿度：布置在送风机入口附近处（避风、遮阳处），采用干湿球温度计进行测量。5试验仪器本次性能试验主要仪器、仪表及设备采用德国进口测试设备，具体如下：l NGA 2000 烟气分析仪；l M&C 烟气预处理箱；l M&C CO2 测试仪；l M&C PMA 30 氧量计；上述仪器均为现场采用标准气体样瓶自行标定。l T 型热电偶；l K 型热电偶；l 秒表；l 标准毕托管；l 遮板式毕托管；l 大气压计；l 电子微压计；l 倾斜式微压计；l 红外测温仪；l IMP 数据采集板；l EIC 数据采集仪；l 差压变送器。6测量内容及方法61 原煤、石灰石取样投运给煤机和石灰石下料管每15 分种取样一次，每次取样2kg。取样结束后，将所有样品缩分成4 份，每份约10kg，如图1 所示。煤质化验内容为：工业分析、发热量和元素分析；石灰石化验内容为：CaCO3、MgCO3 和H2O。原煤、石灰石取样采用自制取样铲。原煤、石灰石取样有效时间与锅炉试验工况时间相等，但取样开始和结束时间应视燃料从采样点到送入炉膛所需的时间适当提前，以保证样品能代表试验期间所用燃料。采集的样品应立即密封存放，缩制煤样应尽快进行。62 飞灰取样通过装设在空气预热器出口水平烟道上的撞击式飞灰取样枪，采集锅炉飞灰样品。所取飞灰样品的缩制程序同原煤样完全一样。化验内容为：灰中可燃物含量。63 炉底大渣取样大渣取样位置在炉底排渣口处或者临时排渣口处。渣样的缩制程序同原煤样完全一样，化验内容为：渣中可燃物含量。64 烟气温度测量在空气预热器进出口烟道布置的温度测点进行。试验开始前，打开测孔，按照网格法布置好热电偶并将测孔密封良好。采用经过标定的T 型、K 型热电偶，通过IMP 数据采集系统，将空气预热器进出口烟温记录到计算机中，试验期间每5 秒记录一次。烟气温度测量65 烟气成分测量烟气采样在空气预热器进、出口烟道烟气取样点进行。烟气采样点采用多代表点布置，即每个测孔布置一个取样点。烟气取样管取样端固定在取样点处，用橡胶管将每个烟道取得的烟气样经烟气混合器混合，送NGA2000 分析烟气成分。每1015 分种测量一次。66 大气参数测量在送风机入口附近，用干湿球温度计和大气压计测量干湿球温度和大气压力，每15 分种测量一次。67 汽水系统参数测量记录、打印锅炉蒸发量、压力、温度、差压、给水温度、流量等主汽系统参数；记录、打印再热器系统各个参数，每30 分种记录一次。68 烟风系统参数测量记录、打印空气预热器出入口烟（风）道静压等参数，每20 分种记录一次。7试验条件71 试验前具备的条件711 确认锅炉各主要辅机能正常运行，并满足试验要求。l 锅炉各主要辅机能连续运行，能适应正常负荷变化的要求；l 蒸汽温度、压力均能满足设计的技术规范；l 过热器、减温水（烟气调节挡板）能正常投入；l 送引风机、一次风机调节挡板操作灵活、指示正确；l 正式试验前，须经有关各方认可，机组运行状态达到满意程度。712 机组严密性检查l 消除烟风系统不应有的泄漏；l 消除汽水系统不应有的泄漏。713 锅炉汽温、给水、风量调节系统能投入运行。714 锅炉吹灰系统能够正常投入，所有受热面能保持正常的清洁度。715 所有参与试验的仪器仪表检定合格。716 确定储存足够的、符合试验规定的燃料和石灰石。717 试验前机组连续、正常运行3 天以上，正式试验前的12 小时中，前9 小时机组运行负荷不低于试验负荷的75，后3 小时应维持试验负荷。72 试验期间的要求721 锅炉燃用设计煤种（符合试验规定的），设计Ca/S 摩尔比。722 试验期间主要运行参数允许波动范围如下：锅炉蒸发量3蒸汽压力2过热蒸汽温度 540+5-10 723 试验期间锅炉不吹灰、不排污，不进行任何干扰试验工况的操作。724 试验前进行有关系统的隔离，定排、连排、暖风器停用。8试验程序锅炉性能试验按以下步骤进行。81 预备性试验811 确定锅炉以及整个电厂是否具备实施试验的合适条件。812 氧量场标定。在额定负荷，分别于空气预热器进出口烟道截面，按等面积原则，逐点抽取烟气样，测量各点氧量以获得烟道界面氧量分布场。求得氧量代表点，且以氧量代表点作为烟气取样代表点。813 评估存储的试验用煤是否符合大纲对煤质的要求。l 检查入厂煤的化验结果；l 检查入炉煤的化验结果；l 在煤场实地取样，并进行煤的工业分析和发热量测试。814 预备性试验期间进行少量的参数调整，了解和掌握锅炉的某些参数达到新的稳定所需要的时间。815 检查仪器、仪表，参与试验的人员熟悉使用仪器并掌握试验步骤。82 验收试验821 正式试验开始前的工作l 试验前4 小时锅炉各受热面吹灰一次，并确认系统隔离情况；l 确认试验仪表准备就绪；l 试验前2 小时进行运行调整，确保锅炉蒸发量、汽温、汽压在试验允许的范围内。表盘氧量、风量配比合理。烟气分析仪开始校验；l 试验前1 小时，冷渣器除渣。关闭连续排污和定期排污；l 正式试验宣布开始前，试验各方代表确认工况、确认试验仪器仪表、确认人员资格，并在试验认可书上签字；822 试验测量时间l 锅炉效率4 小时l 其它试验2 小时823 试验工况从开始直至结束，锅炉各参数应尽可能保持稳定。824 试验结束后，参加试验的各方代表进行试验复核：l 所有样品确认并封存；l 所有记录签字认可，并复印给试验各方代表；83 试验次数额定工况下锅炉效率试验项目做两个平行工况，其它项目做一个工况。84 试验工况的舍弃在试验过程中或计算结果时发现观测到的数据有严重的异常情况，则此工况试验应予以舍弃；或者受影响的部分是在试验的开始或结束时，则应予以部分舍弃。如果为达到试验目的而有必要时，应重做被舍弃的试验工况。9数据处理91 试验原始记录的处理试验原始记录经可靠性检查后，计算算术平均值。92 锅炉效率锅炉效率计算采用热损失法。热损失包括：未燃碳热损失、干烟气带走的热损失、燃料中水分引起的热损失、氢生成的水分带走的热损失、空气中水分带走的热损失、石灰石中水分带走的热损失w、一氧化碳引起的热损失、辐射对流热损失、灰渣显热损失、CaCO3煅烧热损失、合成硫酸盐放热和不可测热损失。锅炉效率的修正依据ASME PTC 4.01998 所述方法进行。灰渣比例的划分1：经试验各方协商取70：30 或按设计值取。93 水和蒸汽性质本试验中涉及到的水和蒸汽性质计算依据IFC67 标准进行。94 锅炉出力根据以往的经验，锅炉表盘蒸发量与汽轮机实测结果偏差不大。因此，本试验中将记录表盘蒸发量。10组织机构为了配合本次性能试验顺利进行，试验组织机构须在试验开始之前建立。设试验总指挥2 人，由调试单位和电厂有关领导担任；设技术负责人1 人， 调试单位负责全部试验测试工作并提供最终试验报告；业主负责试验的组织协调、测点安装、运行操作、工况的调整与稳定运行，同时由下列部门和人员给以配合：运行人员：负责工况调整及稳定运行并记录有关表盘运行数据；热试组：配合进行测试；化学车间：进行入炉煤工业分析、灰渣含碳量测试、入炉煤粒径分析等；热工人员：负责按照试验措施进行有关系统或设备自动保护的投入与解除以及表计的消缺等；电气人员：配合布设仪器用电源、安装功率表、记录有关运行数据等；检修人员：配合有关测点的加工、安装及拆除，搭设必要的脚手架等。汽轮机性能试验方案2、汽机性能考核项目2.1汽机性能保证值考核项目汽机额定出力：主汽额定温度 535额定功率 25MW汽机额定工况热耗：额定功率 25MW热耗 6.213 kg/kW.h汽机最大出力：主汽额定温度 535 最大功率 30MW2.2 锅炉性能非保证值试验项目75%额定负荷下热耗试验 50%额定负荷下热耗试验3、保证值条件3.1主要参数的试验平均值与额定值的允许范围参数名称允许偏离范围参数名称允许偏范围主蒸汽压力5%主蒸汽温度8给水温度8发电机功率5%3.2每个测量值偏离平均值的允许范围参数名称允许偏离范围参数名称允许偏离范围主蒸汽压力2%主蒸汽温度6给水温度6发电机功率2%3.3汽机性能试验方法遵守国家标准汽轮机热力试验规程（GB-8117-87）4、试验方法及试验条件4.1预备性试验预备性试验安排在正式试验之前进行，其目的在于：4.1.1确定设备及系统是否具备进行试验的条件；4.1.2对流量进行平衡，检查不明泄漏量；4.1.3检查试验仪表工作状态，培训试验记录人员；4.1.4在试验后留有足够的时间，分析计算试验数据和处理存在的问题；4.1.5试验要求与正式试验完全相同，经试验各方认可，预备性试验可作为一次正式试验。4.2正式试验4.2.1按系统隔离清单进行系统隔离，使之符合试验要求；4.2.2试验前对系统补水，使凝汽器和除氧器保持较高水位，试验过程中不再补水；4.2.3调整机组阀位或负荷，使其满足试验工况的要求，并保持稳定；4.2.4调整燃烧状态，使主蒸汽参数满足要求，并尽可能减少过热器的减温喷水量；4.2.5当系统和设备运行正常，并保证稳定运行1小时后，开始记录，每个工况连续记录不少于1小时；4.2.6试验期间停止一切无关操作，按试验运行要求，并加强监视。4.3试验系统隔离试验系统为独立的热力系统，与试验无关的其它系统必须与试验系统隔离。试验前根据机组全面性热力系统图制定隔离清单，并召集有关运行人员进行讨论，确定隔离清单和隔离方法。对不能严密关闭的电动门或气动门，要求关闭其手动隔离门。正式试验时，应严格按照隔离清单对系统进行认真的隔离。为节省时间，隔离工作可由试验当天的运行人员完成，试验前由试验人员进行检查、核对。对不能长时间隔离的系统，应在每个工况试验开始前进行隔离，结束后恢复。由于系统隔离会造成部分辅助热力系统不能正常投入或保持备用，要求运行人员加强监视，谨慎操作。4.4试验运行为保证试验的准确性，在试验过程中对机组运行参数稳定性有严格要求，需要运行人员（特别是锅炉）精心操作、细心调整。由于系统隔离和参数稳定的要求，如无安全方面的原因，试验进行中，汽机不进行任何操作。为保持参数稳定，需要采取必要的措施，如除氧器水位调整门切手动控制，锅炉退出协调控制方式等，会造成机组调整手段减少，应加强对机组的监视。试验过程中停止补水，停任何向外排污、排水、排汽，不吹灰，停化学取样，辅汽与邻机完全隔离。应采取适当措施保证机组在正常、安全运行的条件下满足试验要求。为达到某些试验工况的要求，还需要采取一些特殊的措施。对试验运行时的机组的参数及其它调整不进行运行考核。试验期间，机组处于非正常状态，且对试验参数稳定要求较高，应尽可能安排经验丰富的运行人员进行试验操作，并精心操作、加强监视。5、试验前的准备工作试验对机组运行的要求主要是机组中主要设备应工作正常，运行中应保持系统的隔离状态，并维持机组运行状态的稳定。具体的要求叙述如下：5.1对设备系统的要求5.1.1试验前，锅炉的煤种尽可能接近设计煤种，以维持机组状态的稳定；5.1.2主辅机设备齐全，工作正常，无异常泄漏；5.1.3调速汽门能控制在固定位置，调速系统无卡涩、晃动，调节汽门的行程和重叠度正常，满足要求。5.1.4回热系统正常投入；加热器保持水位运行，危急疏水门关闭，疏水按设计方式运行。5.1.5汽封调节站能维持正常压力；5.1.6机组能够稳定运行；5.2试验运行5.2.1运行人员应按试验要求，配合作好系统隔离及试验调整工作，熟悉系统隔离后的热力系统运行方式。5.2.2调整锅炉燃烧状态，使主蒸汽、再热蒸汽参数满足试验要求，并尽可能减少过热器减温水量。5.2.3根据试验要求调整机组阀位或负荷，使机组在试验负荷下稳定运行。5.2.4在各工况试验前对系统进行补水，使凝汽器和除氧器保持较高的水位，试验过程中不得补水。5.2.5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。5.2.6试验过程中停止任何向外排污、排水、排汽，不吹灰，停化学取样，辅汽与邻机完全隔离。应采取适当措施保证机组正常、安全运行。5.2.7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；5.2.8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。6 试验的测量及测点6.1试验结果的准确与否，在很大程度上取决于主要测量元件的精度，因此在试验前所有仪表必须经过校验，同时对关键参数的测量方法也提出了要求：6.1.1电功率的测量可采用现场功率表测量，但电厂应提供相应的校验合格证书。6.1.2 流量的测量试验以凝结水流量或给水流量作为主流量测量。主流量与电功率成正比，是必须高精度测量的流量。应当用标准流量测量节流装置测量这类流量，要求从节流元件前后并列取两对差压信号，分别接到两台差压测量仪表，以便同时取得两个互相独立的测量值进行核对。 经试验各方协商同意也可采用现场流量表测量主流量，电厂提供相应的校验合格证书。同时记录主蒸汽流量作为参考。辅助流量的测量（如给水泵密封水等）如现场未安装表计可用经校验合格的超声波流量仪测量。6.1.3 压力的测量压力以现场表计为准，电厂提供相应的校验合格证书，大气压力采用空盒式标准大气压力表测量。6.1.4 温度的测量 汽机热力试验时，工作介质的温度大部分是用接触式测量方法测定的，表计所指示的数值是感温元件感温端的温度。感温元件的保护套管必须安装在能够很好的受到流体冲刷的部位。感温元件的感温端要与套管底部紧密接触。温度采用现场表计测量，电厂提供相应的校验合格证书。6.2 试验测点1.主蒸汽压力 2.主蒸汽温度 3.调节级压力 4.调节级温度 5.一段抽汽压力 6.一段抽汽温度 7.二段抽汽压力 8.二段抽汽温度 9.高压缸排汽压力 10.高压缸排汽温度 11.中压缸进汽压力 12.中压缸进汽温度 13.三段抽汽压力 14.三段抽汽温度 15.四段抽汽压力 16.四段抽汽温度 17.五段抽汽压力 18.五段抽汽温度 19.真空 20.轴封母管压力 21.轴封母管温度 22.凝汽器热井水温 23.凝结水泵出口压力 24.轴封冷却器进水温度 25.轴封冷却器出水温度 26.一号低加进水温度 27.号低加进汽压力 28.一号低加进汽温度 29.二号低加进水温度 30.二号低加进汽压力 31.二号低加进汽温度 32.除氧器进汽压力 33.除氧器进水温度 34.二号高加进水温度 35.二号高加进汽压力 36.二号高加进汽温度 37.一号高加进水温度 38.一号高加进汽压力 39.一号高加进汽温度 40.一号高加出水温度 41.给水压力 42.给水温度 43.一号高加疏水温度 44.二号高加疏水温度 45.一号低加疏水温度 46.二号低加疏水温度 47.发电机功率 48.给水流量 49.凝结水流量 50.过热器减温水量 机组散热测试方案1 试验目的火电厂设备、管道及其附件均为热力设备，其热能损失及热污染是影响经济发电和环境的主要因素之一。本次试验的目的就是根据中华人民共和国国家标准设备及管道保温效果的测试与评价（GB8174-87）对热力设备的表面温度和散热损失进行测试，以确定、评价其保温效果，为火电厂节约能源、提高生产效益、改善劳动条件、防止操作人员烫伤提供依据。2 试验依据2.1 中华人民共和国国家标准设备及管道保温效果的测试与评价（GB8174-87）2.2 中华人民共和国国家标准设备及管道保温技术通则（GB4272-84）2.3 中华人民共和国国家标准高温作业分级（GB/T4200-1997）2.4 中华人民共和国国家标准设备及管道保温设计导则（GB8175-87）2.5 火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程原电力工业部 （1996年版）2.6 本工程设计资料及相关图纸。4 试验内容4.1 测试范围4.1.1 汽机部分：主蒸汽管道、汽机高压缸、低压缸、主给水管道、生产抽汽管道、轴封加热器、除氧器、各高、低压加热器、各段抽汽管道等。4.1.2 锅炉部分：主蒸汽管道、汽包、锅炉炉墙、一次风管、二次风管、烟道、空气预热器、下降管等热力部件及管道。4.2 试验等级根据中华人民共和国国家标准设备及管道保温效果的测试与评价 (GB8174-87)中的规定进行等级评定。4.3 测试项目4.3.1 设备、管道及附件外表面温度。4.3.2 设备、管道及附件外表面热流密度。4.3.3 环境温度。4.3.4 环境风速。5 组织与分工5.1 组织形式 在试运指挥部的领导、组织下，由试验单位牵头，试验、生产和安装单位有关人员共同组成环保试验组。5.2 职责分工5.2.1 安装单位5.2.1.1 负责试验平台、扶梯及护栏的装设及完善工作。5.2.1.2 提供保温材料在使用密度下的导热系数或图表。5.2.1.3 负责清除影响正常试验的缺陷，以保证试验能正常进行。5.2.2 生产单位5.2.2.1 提供试验期间锅炉、汽机及辅助设备的运行记录。5.2.2.2 提供全厂热力系统图。5.2.2.3 负责提供当地近五年的平均环境温度及气象资料。5.2.3 测试单位5.2.3.1 负责试验方案的编制及试验全过程的质量保证。5.2.3.2 负责测试仪器的检定及效准。5.2.3.3 负责现场试验及原始数据记录、分析及计算。5.2.3.4 负责编写试验报告及效果评价。6 试验应具备的条件6.1 试验期间，机组、锅炉及附属设备应在额定负荷下正常运行，不允许随意出现增减负荷的操作。 6.2 试验应尽量排除和减少外界因素的影响，原则上满足一维稳定传热条件。6.3 室外试验应在无雨、无雪、风速小于0.5m/s的气象条件下进行。6.4 环境温度应距离被测位置1米处测得，并应避免其他热源的影响。6.5 试验应满足所用测试方法的要求。6.6 完成测试仪器、仪表的检定或校准，保证仪器、仪表功能的完好性、量值的准确性。6.7 试验前检查被测设备、管道及附件运行情况，消除影响正常测试的缺陷。7 试验方法及频次7.1 测试仪器7.1.1 DEM6型三杯风向风速表。7.1.2 红外测温仪。7.1.3 热电偶温度计。7.1.4 HFM-101型热流计。7.1.3 卷尺。7.2 测点布置7.2.1 热力管道的测试：根据现场情况尽量等间隔布置测点。7.2.2 热力设备及其附件的测试：在其表面等面积均匀布置测点。7.2.3 锅炉本体的测试：在锅炉每一层平台的甲侧墙、乙侧墙、前墙、后墙上等距离各布置两个测点。7.2.4 空气预热器和烟道的测试：在其前、后、甲、乙侧壁上等距离各布置两个测点。7.3 测试方法7.3.1 环境温度用热电偶温度计在距测点1米处测得。7.3.2 环境风速用风向风速仪在测点处测得，为1分钟平均风速。7.3.3 设备及管道的外表面温度用HFM-101型热流计和红外测温仪测得。7.3.4 设备及管道的外表面散热损失用HFM-101型热流计测得。7.4 测试频次 试验期间在不同时段先后进行三次测试，按此三组有效数据统计计算。测试的重复性根据测试数据的偏差范围决定。7.5 数据处理7.5.1 测试数据按下列方法进行统计计算。7.5.1.1 管道保温结构的表面温度按求算术平均值的方法处理。7.5.1.2 设备保温结构的表面温度和散热损失按求表面积加权平均值的方法处理。7.5.2 对于设备、管道及其附件保温结构的散热损失如为常年运行工况，应将测试数据换算成当地年平均温度条件下的相应值；如为季节运行工况则应换算成当地运行期平均温度条件下的相应值，按下式换算：q=q(T1-Tm)/(T1-Tm)式中： q 换算后的散热损失，W/m2； q 测试的散热损失，W/m2； T1 设备、管道及其附件的保温结构年(或当地运行期)平均外表面温度，K； T1 测试时的设备、管道及其附件的保温结构外表面温度，K； Tm 当地年(或当地运行期)平均环境温度，K； Tm 测试时的环境温度，K。7.5.3 对于管道可将单位面积散热损失换算成单位长度的散热损失值，按下式换算：q1=qsD式中： q1 单位管长的散热损失，W/m； qs 单位面积的散热损失，W/m2； D 保温结构外径，m；8 质量控制措施8.1 测试质控8.1.1 为确保试验数据的准确、可靠，试验时间选在72小时连续满负荷试运期间进行。8.1.2 试验前对所有测试仪器进行校准，仪器的计量检定在有效期内。8.1.2 测试应作出误差分析和误差估计，要求测试结果重复测试误差不超过8，综合误差不超过20。 8.2 数据处理质控8.2.1 计算数据人员，应理解分析方法中的计算公式及各种计算模式。数据和计算模式验证准确后方可投入计算。8.2.2 数据处理、数值修约及数据统一按数值修约规则（GB8170-87）执行。8.2.3 数据计算后，经质控人员复核，项目负责人审核后方可用于报告中。9 验收评价标准 测试结果按以下标准及资料的有关规定进行分析和评价。9.1 中华人民共和国国家标准设备及管道保温效果测试与评价（GB8174-87）。9.2 中华人民共和国国家标准设备及管道保温设计导则（GB8175-87）。10 安全措施10.1 试验及配合人员必须熟悉电业建设安全工作规程。10.2 鉴于现场测试位于高空和高温区域，因此，测试人员工作前应系好安全带，以防高空坠落；测试表面温度时，勿用手触摸以防烫伤。10.3 测试人员应按仪器说明书的规定操作仪器，严禁违章操作。10.4 测试人员进入现场必须戴安全帽、穿好棉制工作服、绝缘鞋及防护手套。10.5 参加测试人员必须严格遵守安全规程，与测试无关的设备，严禁动用。发电机性能试验方案一 发电机温升试验1 试验目的 为考核发电机的的温升，决定在投运后对发电机进行温升试验。2 试验依据GB1029-93三相同步电机试验方法GB/T7064-1996透平型同步电机技术要求。3 额定参数型号：QFNW-30-2额定功率:30MW 功率因数:0.85（滞后）额定电压:10.5KV4 试验内容在冷却介质温度不超过额定温度条件下，在额定负荷的75%、90%和100%下，依次测量以下数据：测发电机定子绕组的温升（检温计法，测温元件制造厂已埋设）测发电机定子冷却水的温升（检温计法，测温元件制造厂已埋设）测发电机定子铁心的温升（检温计法，测温元件制造厂已埋设）测量发电机转子线圈的平均温升（直流压降法）测量发电机氢冷器进出口风温（检温计法，测温元件制造厂已埋设）5 试验方法5.1试验方法采用直接负荷法，即在发电机直接带负荷的工况下，直接测量发电机的温升。试验时，应保持发电机的转速在额定转速，端电压尽可能保持稳定，为此试验中应将电压调节器AVR改投手动调节位置。发电机各参量尽可能保持稳定，定子冷却水水流量保持额定并稳定，并保持均衡稳定。试验需按多个有功工况进行（具体工况选择按现场实际情况确定）。调整好负荷，在发电机稳定运行1小时后，开始测量发电机定子电流、电压，发电机有功、功率因数，转子碳刷压降，并测量发电机定、转子线圈温度、铁芯及发电机进出、风温度。做好记录。测量间隔为每1520分钟一次，直到发电机各部分温度稳定为止（以每小时温度变化不大于1）。发电机转子线圈温度采用直流压降法，即根据测量到的发电机转子电流（在转子分流器上接直流毫伏表）、转子压降（扣除碳刷压降后），计算 出转子线圈的平均温度，见下式， 式中： t转子线圈平均温度； R0转子线圈在温度为t0时的直流电阻值； Uf 、If测量时转子的电压、电流值。5.2 测量发电机的调整特性曲线发电机的特性曲线为保持功率因数一定、发电机电压和频率为额定时，发电机定子电流与转子电流间的关系，Is=f（If）。试验时保持发电机电压和频率为额定，维持发电机有功功率为75%额定有功功率，分别调整功率因数为0.75、0.85、0.9，记录定子电流、转子电流值。保持发电机电压和频率为额定，维持发电机有功功率为90%额定有功功率，分别调整功率因数为0.75、0.85、0.9，记录定子电流、转子电流值。保持发电机电压和频率为额定，维持发电机有功功率为100%额定有功功率，分别调整功率因数为0.75、0.85、0.9，记录定子电流、转子电流值(具体工况可根据实际情况再商议)。5.3测量结果分析根据测量结果分析整理，绘制出cos=0.85时发电机定、转子温升曲线；根据调整特性的测量，绘制出发电机的调整特性曲线。根据上述试验结果及发电机各部件发热限制最终绘出发电机在相应冷却介质温度下的出力限制，PQ图。6 试验要求及注意事项6.1 参加试验的所有人员应遵守部颁安规的要求，当出现危及设备及人身安全事故时，运行人员有权终止试验，并通知试验人员撤离现场，进行事故处理。6.2运行人员应尽量保持机组的稳定运行，并按照试验要求进行调整。6.3读表要求同时进行，特别是转子电流电压值要同时读取。二 发电机效率试验1 试验目的为考核发电机的效率，决定在投运后对发电机进行效率试验。2 试验依据GB1029-93三相同步电机试验方法GB/T7064-1996透平型同步电机技术要求。GB5321-85用量热法测定大型交流电机的损耗及效率。3 额定参数型号：QFNW-30-2额定功率:30MW 功率因数:0.85（滞后）额定电压:10.5KV发电机冷却方式：空冷4 试验内容试验时要求发电机下列参数达到额定