汽轮机组大修前热力试验技术措施.docx

1、汽轮机组大修前热力试验技术措施汽轮机组大修前热力试验技术措施1 1前言前言 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

2、汽，分别供#5、#6 及#7 低加。1 号机组于 2007 年将投产，受电厂委托，内蒙古电力工程院汽机所将于 2009 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提供依据。2.2. 机组概况机组概况型号：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300 MW主汽压力16.7 MPa主汽温度537 再热汽压3.410 Mpa再热汽温537 额定转速3000

3、r/min额定排汽压力14.0 KPa额定主汽流量940.45 t/h再热蒸汽流量782.64 t/h补给水率0给水温度275.8 周波50HZ计算热耗率8165kJkW.h发电机额定氢压0.31 Mpa末级叶片长度(mm)620回热级数7 级汽轮机级数高缸 1 个调节级+12 个压力级、中缸 9 级、低缸 26 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/kWh汽耗率kg/kWhTHA 工况3000120.014008165.03.135VWO 工况3296380.014008171.53.204

4、TMCR 工况3186300.014008171.23.164TRL 工况3000090.030038515.83.360轴振动76m3 3试验目的试验目的 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提供依据。3.2 根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。4.4.试验的调整试验的调整 4.1 负荷调整试验在固定调节阀开度下进行，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值。其波动范围为：主蒸汽压力

5、：16.7MPa0.042MPa(0.25%)；主蒸汽温度：5374 ；再热蒸汽温度：5374；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：绝对压力的1.0%或 0.14KPa 之间大者。4.2.5 电功率：0.25 %。5 5、测、测点布置、测量仪表及记录点布置、测量仪表及记录 5.1 测点布置见附图 15.2 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，人工记录。5.2.2 压力测量：压力测量采用 0.25 级 1151

6、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 所有热电偶，铂电阻输出信号全部接入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 6系统隔离措施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该保持冷却），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详细