汽机滑压运行优化试验..doc

汽机滑压运行优化试验 编 制：西安院 内蒙古电科院 北方联合电力临河热电厂 临河热电厂1、2号汽轮机是东方汽轮机厂设计、生产的C300/235-16.7/0.35/537/537型亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机。为了解机组状况，进一步挖掘机组节能潜力，降低机组供电煤耗，寻找机组的最佳滑压运行曲线，经与西安热工研究院有限公司、内蒙古电科院合作，并参阅包头第三热电厂同型机组优化运行试验结论，针对机组实际工况，进行滑压运行的优化性能试验。 设备概况 机组型号：C300/235-16.7/0.35/537/537 型式：亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽器式汽轮机 额定功率：300MW 额定转速：3000r/min 额定主蒸汽压力：16.7MPa 额定主蒸汽温度：537℃ 额定再热蒸汽温度：537℃ 额定主蒸汽流量：915.7t/h 额定背压：4.9kPa 给水回热系统：3高加+1除氧器+4低加 保证热耗率：7689.0kJ/(kW.h) 试验目的和要求 试验内容和工况 3.1 定压运行方式试验 试验工况 1 2 3 4 5 机组负荷(MW) 300 270 240 210 180 主汽压力(MPa) 16.7 16.7 16.7 16.7 16.7 主汽温度(℃) 537 537 537 537 537 再热汽温度(℃) 537 537 537 537 537 3.2 滑压运行方式试验 试验工况 1 2 3 机组负荷(MW) 300 270 270 主汽压力(MPa) 14.10 15.70 14.80 主汽温度(℃) 537 537 537 再热汽温度(℃) 537 537 537 试验工况 4 5 6 机组负荷(MW) 240 240 240 主汽压力(MPa) 14.90 14.00 13.00 主汽温度(℃) 537 537 537 再热汽温度(℃) 537 537 537 试验工况 7 8 9 机组负荷(MW) 210 210 210 主汽压力(MPa) 15.00 13.20 12.40 主汽温度(℃) 537 537 537 再热汽温度(℃) 537 537 537 试验工况 10 11 12 机组负荷(MW) 180 180 180 主汽压力(MPa) 14.80 12.80 11.20 主汽温度(℃) 537 537 537 再热汽温度(℃) 537 537 537 3.3 机组微增出力试验 机组负荷 MW 300 270MW 240MW 机组背压 kPa 7 9 11 7 9 11 6 8 10 机组负荷 MW 210MW 180MW 机组背压 kPa 6 8 10 6 8 10 试验标准及基准 .1 试验标准：参照美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》(ASME PTC6－2004)中的简化试验方法和中国国家标准《电站汽轮机热力性能验收试验规程》(GB8117－87)。 4.2 水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会1967年工业用IFC水和水蒸汽状态方程。 4.3 试验基准：负荷基准、阀位基准。 试验及 主凝结水流量作为试验基准流量，采用ASME PTC6标准推荐的高精度喉部取压长径式流量喷嘴测量；再热减温水流量、过热减温水流量等辅助流量采用现场安装的标准流量孔板测量。 在保证试验精度及不影响机组安全运行的前提下，一部分测点借用电厂运行监视测点。 测量仪表： 电功率：串接电厂运行变送器信号。 压力：采用内蒙古电科院提供的0.075级Rosemount3051型压力变送器测量，部分压力参数采用电厂运行仪表测量。 流量差压：主凝结水流量差压采用精度为0.075级Rosemount3051型差压变送器测量。再热减温水流量及过热减温水流量差压串接电厂运行仪表。 温度：采用E型精密级热电偶测量，部分温度参数采用电厂运行仪表测量。 数据采集：采用英国Solarton公司生产的IMP分散式数据采集系统，自动记录压力、差压、温度等信号，进行数据自动采集、存储和处理，采集系统精度为0.02级。 水位：采用DAS系统的数据监视和记录，主要包括汽包水位、除氧器水位、凝汽器热井水位和各加热器水位。 试验 6.1 按系统隔离清单要求进行系统隔离。 6.2 向系统补水，使除氧器水箱和凝汽器热井至较高水位，各加热器水位正常，维持试验进行中不向系统补水。 6.3 不投或少投减温水，如果必须投减温水，则应保持减温水流量在试验持续时间内稳定。 6.4 调整运行参数，使之满足试验要求。维持参数稳定，确保主要参数的偏差及波动值符合试验规程要求。 6.5 根据试验工况的要求，调整高压调节阀阀位