汽轮机组大修前热力试验 技术措施

1、汽轮机组大修前热力试验 技术措施 1.前言 xx能源发电公司xx电厂1号机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的nzk300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。配套锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的1056t/h亚临界一次中间再热、燃煤自然循环汽包锅炉,发电机为哈尔滨电机厂生产的qfsn-300-20型水、氢、氢冷,机端自并励发电机,机组热力系统采用单元制布置。 汽轮机设有七段不调整抽汽,高压缸设有二段抽汽,分别供#1、#2高加;中压缸设有二段抽汽,分别供#3高加及除氧器;低压缸设有三段抽汽,分别供#5、#6及#7低加。 1号机组于2021年将

2、投产,受电厂委托,x省古电力工程院汽机所将于2021年4月对1号机组进行大修前热力试验,测定机组在100%负荷至80%负荷(300mw、280mw、260mw、240mw)工况的热力试验,测定该机组热力系统的运行状态,为机组的经济运行及评价大修效果供应依据。 2.机组概况 型号:nzk300-16.7/537/537 机组主要技术规范 型式 亚临界、一次中间再热、双缸、双排汽、直接空冷凝汽式 额定功率 300mw 主汽压力 16.7mpa 主汽温度 537 再热汽压 3.410mpa 再热汽温 537 额定转速 3000r/min 额定排汽压力 14.0kpa 额定主汽流量 940.45t/h

3、 再热蒸汽流量 782.64t/h 补给水率 0 给水温度 275.8 周波 50hz 计算热耗率 8165kj/kw.h 发电机额定氢压 0.31mpa 末级叶片长度(mm) 620 回热级数 7级 汽轮机级数 高缸1个调整级+12个压力级、中缸9级、低缸2×6级 旋转方向 面对机头向发电机方向看为顺时针方向 机组各工况下设计保证值如下表所示: 项目 发电机端功率(kw) 排汽压力(mpa) 补给水率 % 热耗率 kj/kw·h 汽耗率 kg/kw·h tha工况 300012 0.0140 0 8165.0 3.135 vwo工况 329638 0.0140

4、0 8171.5 3.204 tmcr工况 318630 0.0140 0 8171.2 3.164 trl工况 300009 0.0300 3 8515.8 3.360 轴振动 76m 3.试验目的 3.1通过试验测定汽轮机组大修前相对内效率热耗率汽耗率,为评价机组的运行状况供应依据。 3.2依据试验测定机组在各个工况下的热耗及汽耗,绘制热力特性曲线,为机组的大修效果作出评价。 4.试验的调整 4.1负荷调整 试验在固定调整阀开度下进行,阀门应尽量保持在“阀点”上,试验负荷与保证负荷之间容许有正负5%的偏差。 4.2机组参数的调整 4.2.1试验时,机组的主蒸汽参数,再热蒸汽参数应保持在额定

5、值。 其波动范围为: 主蒸汽压力:16.7mpa±0.042mpa(±0.25%); 主蒸汽温度:537±4; 再热蒸汽温度:537±4; 4.2.2试验期间,应保持机组的功率因数在0.85,保持发电机组氢压在额定值(0.30mpa)。 4.2.3试验期间再热器减温水不投运。 4.2.4排汽压力:肯定压力的±1.0%或0.14kpa之间大者。 4.2.5电功率:±0.25%。 5、测点布置、测量仪表及记录 5.1测点布置见附图1 5.2测量仪表 5.2.1功率测量:用两表法测量发电机输出端功率,采用经过校验的0.1级单相瓦特表,人工记

6、录。 5.2.2压力测量:压力测量采用0.25级1151型压力变送器输入数据采集器(英国施伦伯杰公司生产的“3595”imp")打印记录。 5.2.3温度测量:温度测量采用经校验的镍铬-镍硅(分度号为k型)热电偶或pt100铂热电阻送入数据采集装置打印记录。 5.2.4流量测量:流量用孔板或喷嘴测量,孔板差压用0.25级差压变送器输入数据采集装置打印记录,喷嘴采用asmi标准制作及校验。 5.2.5除氧器水位和排气装置热井水位变化用人工记录。 5.2.6其它补水和各种泄漏、取样水等流量用超声波流量计或用量杯人工进行测量。 5.3 记录方法 5.3.1全部热电偶,铂电阻输出信号全部接入

7、"imp"数采系统。 5.3.2流量信号使用0.25级差压变送器接入"imp"数采系统。 5.3.3辅助人工记录的测点: 压力,电功率,凝汽器水位,除氧器水位,阀门开度; 5.3.4采样间隔: 流量,电功率:每分钟记录一次; 压力,温度:每分钟记录一次; 液位:初始,终了各一次; 其他参数每五分钟记录一次。 6.系统隔离措施 在试验期间关闭以下阀门,并保证严密性(阀门关闭后下游管道应当保持冷却),为了正确处理可能发生的任何事故,机组运行人员对隔离的系统做具体记录,做好反事故措施。系统检查及隔离如下: 6.1蒸汽管道疏水 6.1.1高压主汽阀前疏水; 6.

8、1.2再热主蒸汽冷端; 6.1.3再热主蒸汽热端; 6.1.4高排逆止阀前后疏水; 6.2汽机本体和抽汽疏水 6.2.1全部汽机本体疏水; 6.2.2全部抽汽管疏水。 6.3旁路系统 6.3.1高压旁路门; 6.3.2高压旁路减温水阀门; 6.3.3高压旁路前、后疏水阀; 6.3.4低压旁路门; 6.3.5低压旁路减温水阀门; 6.3.6低压旁路前疏水阀。 6.4辅助蒸汽联箱 6.4.1冷再供辅汽; 6.4.24段抽汽到联箱; 6.4.3启动锅炉至辅助蒸汽联箱阀门; 6.4.4辅助蒸汽联箱到除氧器供汽。 6.5加热器 6.5.1全部加热器水侧旁路门; 6.5.2全部加热器紧急疏水门。 6.6给

9、水和除氧器 6.6.1锅炉蒸汽吹灰停止运行 6.6.2锅炉给水系统再循环门; 6.6.3锅炉连排扩容器疏水门; 6.6.4锅炉连排到除氧器门; 6.6.5除氧器紧急放水门; 6.6.6暖风器疏水门; 6.6.7热网疏水门。 6.7排汽装置 6.7.1补水门和紧急补水门; 6.7.2凝聚水至除盐水箱; 6.7.3生水加热器冷凝水门; 6.7.4高、低压加热器紧急疏水门。 6.8其它 6.8.1化学加药; 6.8.2化学取样; 6.8.3凝聚水至空调、辅助蒸汽联箱、燃油加热减温水及补水门。 7.试验方法 7.1试验预备工作就绪后,先进行预备性试验以检查运行设备及系统隔离的状态,检查测量仪表是否符合

10、试验要求,向运行人员交底。 7.2预备性试验前应进行空冷岛的冲洗及真空严密性试验,(试验在240-260mw负荷下进行)其真空下降值应不大于0.3kpa/min。 7.3试验时间支配及试验步骤: 试验机组负荷调整至300mw、280mw、260mw、240mw四个负荷工况点下进行。 7.3.1试验时机组应保持负荷、主汽温度主汽压力、再热蒸汽温度、再热蒸汽压力稳定。 7.3.2切断机组与外系统的汽水管道,关闭锅炉的连排定排锅炉停止蒸汽吹灰,切断除氧器的外供汽源,除氧器由本机抽汽供汽,系统隔离完毕。 7.3.3机组在试验前10分钟停止补水保持凝汽器与除氧器水位稳定。 7.3.4试验时,回热系统按“

11、试验原则性热力系统”运行,各加热器的进汽门进出水门全开,旁路门关闭。 7.3.5试验工况稳定30分钟,试验记录60分钟,主要参数每分钟记录一次,其余参数每5分钟记录一次。 7.3.6试验结束通知当班值长恢复原运行方式,调整负荷,在下一负荷点连续进行试验。 8.安全、职业健康、环境保护留意事项 8.1试验工作人员应专心负责,听从指挥,发觉设备和仪表异常马上通知试验负责人。 8.2试验工作人员不得操作现场任何设备,确保人身和设备安全。 8.3试验期间工作人员必需佩戴相应防护装具及工作服,做好防烫伤、噪声等危害健康的事故预案。 8.4运行人员不得随便转变机组运行方式和工况,如确需进行操作调整,应与试

12、验负责人协商后进行。试验期间如出现事故,应马上停止试验,运行人员按规程规定进行处理。 8.5试验中如出现异常,使试验结果出现偏差,应马上停止试验,待查明原因后再进行试验。 8.6试验结束后,机组恢复正常运行,根据“三标一体”的要求,保证“工完、料净、场地清”,材料垃圾必需堆放到指定的垃圾场,对环境造成污染的废弃物必需按锡林发电公司指定地点进行回收。 9.试验数据处理 9.1每次试验结束后,参与试验各方应共同审读试验数据并确认计算所需的记录数据。 9.2试验采用的蒸汽性质表、图依据为第6届国际蒸汽品质会议(1963年)制订的图表。 9.3蒸汽膨胀过程线以以下实测状态点为依据,参考制造厂的设计资料,在h-s图上逐点逐段连接而成:1主蒸汽、2再热蒸汽冷段、3再热蒸汽热段、4中压缸排汽、5低压缸进汽、6汽轮机排汽(过程线终端),其中的1、2、3、4、5状态点均可能由实测的蒸汽压力和温度值确定,6状态点应落在排汽压力线上,该点的焓值等于排汽焓减去排汽损失。 9.4系统设备条件的修正 试验中热力系统的运行条件与对应的保证条件不符时,应进行修正,修正计算的原则:令试验实测的主蒸汽流量和通流部分效率(即蒸汽的膨胀过程线)保持不变,依据流量平衡和能量守衡定律、汽轮机在变工况下运行时性能变化的规律,用逐次靠近法求出当系统的运行条件转化为保证条件时的输出电功率