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1、xxx电厂2660MW机组锅炉性能考核试验方案 西安热工研究院有限公司2011年5月版本更新记录版本编号更新日期版本说明编制审阅批准A2011-5-25初版，提交各方讨论稿孟桂祥姚胜施延洲目 录1前言12设备概述13试验目的34试验依据45试验工况设置56测量项目及方法57试验仪器、仪表校验88试验条件及要求89试验内容及方法910试验程序1111试验数据处理1412试验结果的确认1413试验组织机构15附件 1 试验所需仪器及材料16附件 2 DCS记录数据清单171 前言xxx电厂新建2660MW超临界机组，锅炉为超临界参数、变压运行直流炉，一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣
2、、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器。设计煤种：淮南煤，校核煤种为淮北煤和混煤。采用中速磨煤机冷一次风正压直吹式制粉系统，每台炉配6台中速磨煤机，燃烧设计煤种时，5台运行，1台备用。根据供货合同规定，在每台机组完成168小时试运后，根据业主安排将进行性能考核试验工作。本方案为锅炉性能考核中各项试验的指导性文件，制定了试验的方法及为确保测试精度所应采取的测试手段。2 设备概述2.1 本工程装设二台660MW超临界机组。锅炉为超超临界参数、变压直流炉、一次中间再热、单炉膛平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型锅炉，采用三分仓回转式空气预热器（空预器不拉出方式布置脱
3、硝装置）。设计煤种：淮南煤，校核煤种为淮北煤和混煤。2.2 锅炉的主蒸汽和再热蒸汽的压力、温度、流量等要求与汽轮机的参数相匹配，最大连续蒸发量最终与汽轮机的VWO工况相匹配。锅炉出口蒸汽参数为25.40MPa(g)/571/569。锅炉蒸汽的参数见表1。表1 锅炉主要参数表过热蒸汽：最大连续蒸发量(B-MCR)2101t/h额定蒸发量(BRL) 2001t/h额定蒸汽压力（过热器出口）25.40MPa(g)额定蒸汽温度（过热器出口）571再热蒸汽：蒸汽流量（B-MCR/BRL）1761.8/1673.1t/h进口/出口蒸汽压力（B-MCR）4.72/4.52MPa.g进口/出口蒸汽压力（BRL
4、）4.48/4.29MPa.g进口/出口蒸汽温度（B-MCR）322/569进口/出口蒸汽温度（BRL）317/569给水温度（B-MCR/BRL）283/280表2 锅炉热力特性（B-MCR工况）项 目单位BMCRBRL干烟气热损失LG%4.624.58氢燃烧生成水热损失LH%0.180.17燃料中水份引起的热损失Lmf%0.020.02空气中水份热损失LmA%0.090.09未燃尽碳热损失Luc%0.590.59辐射及对流热损失LR%0.170.19未计入热损失LuA%0.30.3计算热效率 (按ASME PTC4.1计算)%89.9890.01计算热效率(按低位发热量)%94.0294.
5、05制造厂裕量Lmm%0.350.35保证热效率(按低位发热量)%-BMCR工况(不低于)%-BRL工况(不低于) %93.7%燃料消耗量t/h275.7264.9炉膛容积热负荷 （ 85 kW/m3）kW/m384.5181.19炉膛断面热负荷 （4.24.88MW/m2）MW/m24.8194.63燃烧器区域壁面热负荷MW/m21.7941.723空气预热器进风温度27/2327/23空气预热器出口热风温度一次风温度337334二次风温度343339省煤器出口空气过剩系数/1.21.2炉膛出口过剩空气系数/1.21.2空气预热器出口烟气修正前温度133132空气预热器出口烟气修正后温度12
6、8127表3 煤质要求项 目符号单位设计煤种校核煤种1校核煤种2煤炭品种淮南煤淮北煤混煤1、元素分析收到基碳Car%55.4050.7844.44收到基氢Har%3.603.383.16收到基氧Oar%6.415.805.76收到基氮Nar%0.980.900.63收到基硫Sar%0.450.920.692、工业分析全水份Mt%6.207.306.8空气干燥基水分Mad%1.631.020.96收到基灰份Aar%26.9630.9238.52干燥无灰基挥发份Vdaf%30.5025.0826.53、收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg21.6120.0118.124、哈氏可磨系数HGI55
7、73505、磨损指数AImg/kg42416、游离二氧化硅SiO2%7.6410.147、灰熔点8、变形温度DT145014501400软化温度ST145014501400半球温度HT145014501500流动温度FT145014501500灰成分二氧化硅SiO2%56.2556.7454.12三氧化二铁Fe2O3%4.404.393.98三氧化二铝Al2O3%32.4129.2035.88氧化钙CaO%1.233.011.11氧化镁MgO%0.710.920.91氧化钠Na2O%0.680.470.3氧化钾K2O%0.861.030.84二氧化钛TiO2%1.451.240.79三氧化硫S
8、O3%0.531.150.513 试验目的性能试验的目的是为了考核锅炉供货合同中规定的性能保证条款，主要考核以下内容：3.1 在下述工况条件下，锅炉最大连续出力（B-MCR）与汽机VWO进汽量相匹配，锅炉最大连续出力（B-MCR） 2101 t/h1） 燃用设计煤种；2） 额定给水温度；3） 过热蒸汽温度和压力为额定值，再热蒸汽出口温度和压力为额定值；4） 蒸汽品质合格。3.2 在下述工况条件下，锅炉保证热效率93.70%（按低位发热量）1）燃用设计煤种；2）大气温度203）大气相对湿度76%；4）锅炉带额定负荷BRL工况下；5）锅炉热效率计算按ASME PTC4.1进行计算及有关项目的修正；
9、6）煤粉细度在设计规定的范围内；7）NOX排放率不大于330mg/Nm3；8）补水率0%，热风再循环不投入，过剩空气系数保持设计值；9）飞灰含碳量不大于8%。3.3 在下述工况条件下，空气预热器的漏风率（单台）在投产第一年内不高于6 %，运行1年后不高于 8 %。一次风漏风率为 30 %。1）燃用设计煤种；2）锅炉负荷在最大蒸发量（BMCR）时。3.4 在下述工况条件下，不投用等离子装置时最低稳燃负荷不大于35%BMCR。1） 燃用设计煤种；2） 煤粉细度在设计规定的范围内。3.5 在下述工况下，脱硝装置不运行时，锅炉NOx的排放浓度不超过 330 mg/Nm3（O2=6%，干态）。1）燃用设
10、计煤种及校核煤种；2）BMCR工况；3）保证对应工况的锅炉保证效率4）煤粉细度在规定的范围内3.6 在下述工况条件下，过热器、再热器、省煤器的实际汽、水侧压降数值不超过设计值。1） BMCR工况；2） 锅炉给水品质合格。3.7 在下述工况条件下，烟风系统压降实际值与设计值的偏差不大于10%。1) 燃用设计煤种；2） BMCR工况。3.8 满足下述条件时，滑压运行（定一滑运行方式）在35%100%BMCR范围内过热蒸汽能维持其额定汽温；在50100% B-MCR时再热蒸汽能维持额定汽温。汽温偏差不超过5。1） 燃用设计煤种；2） 过剩空气系数保持设计值；3） 过热器、再热器各部位均不得有超温现象
11、。4 试验依据4.1 锅炉设备技术协议4.2 ASME PTC 4.1 锅炉机组性能试验规程4.3 原电力部标准火电机组启动验收性能试验导则电综(1998)179号4.4 GB13223-2003 火电厂大气污染物排放标准4.5 有关联络会议纪要。5 试验工况设置依据试验内容拟安排表4所示的试验工况。表4 试验工况设置工况工况描述负荷试验内容试验时间T-00辅助性试验BRL空预器进出口烟温、氧量代表点标定8小时T-01预备性试验BRL锅炉效率，NOx排放浓度，空预器漏风率4小时T-02正式试验1BRL锅炉效率，NOx排放浓度，空预器漏风率4小时T-03正式试验2BRL锅炉效率，NOx排放浓度，
12、空预器漏风率4小时T-04锅炉额定出力试验1BRL锅炉出力；过热器减温水量；各级受热面壁温1小时T-05锅炉额定出力试验2BRL锅炉出力；过热器减温水量；各级受热面壁温1小时T-06锅炉最大连续出力试验BMCR锅炉出力及效率；过热器、再热器和省煤器汽水阻力；汽水品质；NOx排放浓度2小时T-07锅炉无助燃最低稳燃负荷测试35%BMCR低负荷稳燃能力4小时6 测量项目及方法6.1 流量测量如果汽机试验同时进行，主蒸汽流量由汽机试验计算结果提供。如果锅炉试验单独进行，主蒸汽流量采用DCS记录的给水流量。一、二次风流量采用DCS记录数据，每分钟记录一次。6.2 温度测量空预器进口烟温按照标准规定的点
13、数采用等截面网格法标定，标定后选取多代表点，并在这些点的位置布置校验合格的II级精度K型铠装热电偶，用校验合格的K型补偿导线接入英国Solartron 公司生产的IMP（Isolated Measurement Pod）分散式数据采集系统。数据采样周期2秒，每30秒系统自动记录一次该时间段内的平均值。排烟温度的测量同样按等截面网格法标定后选取较多的代表点布置校验合格的II级精度K型铠装热电偶。最终热偶信号由校验合格的K型补偿导线接入IMP分散式数据采集系统。数据记录周期同空预器进口烟温。图1 IMP分散式数据采集系统空预器进口风温采用经校验合格的II级精度K型铠装热电偶测量，信号接入IMP分散
14、式数据采集系统。数据记录方式同前。IMP分散式数据采集系统如图1所示。6.3 烟气成份测量图2 烟气取样分析系统空气预热器进、出口烟气成分亦按照国家标准GB10184-88规定的点数采用等截面网格法标定，标定后选取多代表点。采用烟气取样管抽取烟气样品，抽取的样品用橡胶管引至特制的烟气混合器进行预处理。之后再将混合后的烟气样品引至德国M&C公司生产的烟气前处理装置清洁、除湿、冷却后接入ROSEMOUNT公司生产的NGA2000型烟气分析仪。典型的烟气取样分析系统如图2所示。烟气成份分析的主要项目有：O2、CO、CO2、NO。ROSEMOUNT公司的NGA2000型烟气分析仪具有输出电流信号的功能
15、，再辅之以IMP分散式数据采集系统，烟气成份分析数据可实现实时监测。6.4 原煤取样试验期间从运行的给煤机上每30分钟取样一次，每台每次取约5kg样，装入桶内密封好。装原煤样的桶除非在加入或取出样品时才允许打开，否则应保证密封良好。取样结束后，全部样品混合均匀，缩分为4份，每份约5kg。电厂、锅炉厂、TPRI各执一份，留底备用一份。原煤全水分应在取样结束后立即送交电厂化验室分析，并以此分析结果作为正式的锅炉效率计算的煤质全水分的依据。样品的元素分析需送交TPRI的煤特性化验室进行分析，考虑到原煤水分有可能散失，因此TPRI的煤特性化验室仅提供空气干燥基的工业分析、元素分析及发热量的报告，最终用
16、于正式的锅炉效率计算的煤质数据应经过电厂化验室提供的全水分修正后进行。6.5 飞灰取样飞灰采用等速取样枪在电除尘器入口烟道上进行连续等速取样，每15分钟取样一次。试验结束后，样品混合均匀，缩分为4份，电厂、锅炉厂、TPRI各执一份，留底备用一份。6.6 炉渣取样炉渣的取样通常是在炉底捞渣机排渣口处接取，每15分钟取样一次，每次约1kg。试验工况结束后，全部样品混合均匀，缩分为4份，每份约1kg，电厂、锅炉厂、TPRI各执一份，留底备用一份。6.7 大气条件测量在送风机入口附近开放空间，用膜盒式大气压力计测量大气压力。用干湿球温度计测量干、湿球温度，经查表得出环境相对湿度。每15分钟测量一次。6
17、.8 压力测量以下项目压力测量主要用于计算过热器、再热器系统及省煤器阻力过热器系统进出口压力、低温再热器进口压力、高温再热器出口压力：利用现场运行用的压力变送器，根据DCS记录数据计算。省煤器进、出口压力：利用现场运行用的压力变送器，根据DCS记录数据计算。以下项目的压力测量主要是用于计算锅炉烟、风系统的压降空预器进口一、二次风风压：可利用空预器漏风率试验测点测量。空预器出口一、二次风风压：同样可利用空预器漏风率试验测点测量。磨煤机进口一次风静压：可利用磨煤机性能试验测点测量。上述压力参数，记录周期最长不超过5分钟。6.9 运行参数记录在进行试验时，DCS中所有主、辅机的运行参数均为测量项目。
18、且全部采用DCS记录数据，每分钟打印或存盘记录一次。7 试验仪器、仪表校验7.1 所有试验仪器、仪表均需经过法定计量部门或法定计量传递部门校验，并具有在有效期内的合格证书。7.2 烟气分析仪本身不具备校验证书，但用于每次试验前对其进行标定的标准气体具备法定计量部门提供的有效校验证书。7.3 此外对于由电厂提供的烟气取样不锈钢管、橡胶管、烟气混合器、烟气前处理装置等在试验前应进行严密性试验。8 试验条件及要求8.1 试验前应具备的条件8.1.1 机组能正常运行。8.1.2 主要运行表计经过校验，投运正常，指示正确。8.2 自动控制系统运行可靠。8.3 运行参数记录打印或存盘投入正常运行。8.4
19、给水流量，过热器、再热器喷水流量表计经校验合格。8.5 试验期间煤质应符合技术协议中的煤质要求，其工业分析的允许变化范围为：干燥无灰基挥发份 =5%（绝对值）收到基全水份 =4%（绝对值）收到基灰份 =5%（绝对值）收到基低位发热量 =10%（相对值）灰的变形温度（校核煤种） =-508.6 试验稳定负荷期间，主要运行参数允许波动范围见表4。表4 运行参数允许波动范围参 数 名 称单位允许波动范围主蒸汽流量%3主蒸汽压力%2主蒸汽温度-5+5再热蒸汽温度-5+58.7 送风机、引风机、一次风机、磨煤机、给水泵和除渣系统等无故障，各风、烟门挡板操作灵活。8.8 试验前4小时进行一次吹灰。8.9
20、试验前，非试验系统已隔离。8.10 试验期间锅炉运行工况由锅炉制造厂家提出，经电厂和试验单位认可。8.11 试验期间不得进行任何干扰运行工况的操作，如：吹灰、打焦等，否则需征得试验负责人的同意方可进行。若遇到危及设备和人身安全的意外情况，运行人员有权按规程进行紧急出理，处理完毕后通知试验负责人。8.12 试验期间，试验人员若发现测试数据有异常，应及时向试验负责人汇报，以便及时处理。8.13 在进行不投油最低稳燃负荷试验前，应制定详细的运行和安全措施。参与试验的机组运行人员应作好事故预想，做好应急操作的一切准备。在锅炉出现灭火的情况时能做到有条不紊，严格遵照运行规程执行相应操作。燃油系统投入备用
21、，并能快速投用助燃油。8.14 额定负荷锅炉效率试验前，锅炉机组应连续正常运行3天以上。试验前12小时中，前9小时锅炉机组运行负荷应不低于试验负荷的75%，后3小时锅炉应维持预定的试验负荷。8.15 试验前，所有参加试验人员应通晓本方案。9 试验内容及方法9.1 锅炉效率9.1.1 辅助性试验在BRL稳定负荷下，分别在空气预热器进、出口烟道截面，按等截面网格法原则，逐点抽取烟气样及测量烟气温度，分析烟气氧含量。以O2代表点亦作为其它烟气成份的取样代表点。辅助性试验结束后，电厂、锅炉厂、TPRI应对测试结果予以确认签字后方为有效。9.1.2 预备性试验在正式试验前，按正式试验的要求，进行一次预备
22、性试验，其目的是：9.1.2.1 确认所有测试仪器、仪表的可靠性与准确性，保证试验顺利进行；9.1.2.2 培训试验人员的测试操作水平；9.1.2.3 对正式试验工况进行预验证。如果预备性试验结束后，经考核试验三方共同确认，预备性试验的试验条件满足正式试验的要求，可将预备性试验作为正式试验处理。9.1.3 正式试验9.1.3.1 按规程要求，锅炉效率考核试验必须进行平行工况的试验。因此，即使预备性试验经确认符合正式试验要求，已转为有效的正式试验，还仍必须进行第二个工况的试验。9.1.3.2 正式试验工况由锅炉厂在技术协议要求范围内设定，并经电厂及考核试验方确认同意，三方在试验工况联络单上签字后
23、，方可开始试验。9.1.3.3 正式试验持续时间为4小时。9.1.3.4 试验结束后，锅炉应在试验工况下继续稳定运行1小时，以便进行试验工况的复核。9.1.3.5 试验结束后，三方必须对记录数据予以确认，签字后结束。9.2 锅炉额定出力试验9.2.1 投用ABCDE(或BCDEF)磨煤机，当机组电负荷达到额定负荷时，投入自动控制系统，运行参数稳定后开始记录附录所列参数，数据持续记录1小时。9.2.2 切换磨煤机，改变磨煤机的投运方式，磨煤机切换后维持负荷为额定负荷不变，待运行参数稳定后开始记录附录所列参数，数据持续记录1小时。9.2.3 稳定负荷期间，各投运燃烧器功率应保持一致，锅炉主蒸汽参数
24、保持额定值。9.3 锅炉最大出力试验9.3.1 当机组电负荷小于660MW时，运行方式及升负荷速率按运行规程要求。9.3.2 当机组电负荷大于660MW时，升负荷应缓慢进行，按1% MCR/分钟控制。每升高3% MCR负荷，应对机组的主要运行参数进行观察1020分钟，以便判断进一步升高负荷的可能性，确认主、辅设备运行安全时，再重复上述步骤。9.3.3 当出现与设备安全运行相关的参数超限，且调整无效时，则不应再继续升负荷，且应适当减负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常。或者当锅炉出力达到设计要求且参数正常时，亦停止升负荷。此时锅炉已达到最大出力。9.3.4 当锅炉出力达到最大出力2101t/
25、h时，试验三方在试验工况联络单上签字后方可进入2小时的考验期，验证是否能够在该出力下连续稳定运行。9.3.5 在锅炉最大出力试验中，同时记录省煤器进口压力、过热器出口压力、汽包压力、低温再热器进口压力、高温再热器出口压力以及烟风系统阻力、NOx排放浓度等。9.4 锅炉不投油最低稳燃负荷试验9.4.1 燃烧器编组方式试验期间，投运相邻的燃烧器，在负荷较低时不允许有断层。在最低稳燃负荷时应投运相邻的两层燃烧器。9.4.2 运行方式及降负荷速率9.4.2.1 当机组电负荷大于70% MCR(或根据规程规定的数值)时，降负荷采用定压运行方式，降负荷速率采用2%MCR/分钟。9.4.2.2 在降负荷过程
26、中，运行人员应按运行规程停运燃烧器并注意调整主、辅机主要运行参数在正常的范围内。9.4.2.3 当机组负荷小于70% MCR且大于50% MCR时，降负荷采用滑压运行方式，降负荷速率采用2% MCR/分钟。9.4.2.4 机组负荷由50% MCR继续下降时，降负荷采用滑压运行方式，降负荷速率为1% MCR/分钟。每降低3% MCR负荷，应观察1020分钟，并对炉膛火焰温度、空预器入口烟气氧含量以及机组的主要运行参数进行测试，以便判断进一步降低负荷的可能性，确认燃烧稳定及设备运行安全时，再重复上述步骤。9.4.2.5 当出现与设备安全运行相关的参数超限或炉膛负压波动较大(正常运行负压的100Pa
27、)，燃烧不稳，火焰检测信号部分已消失，则不应再继续降负荷，且应适当增加负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常或燃烧稳定、不打闪，火焰检测正常。9.4.3 当锅炉出力降至不投油最低稳燃负荷BMCR负荷的35时，试验三方在试验工况联络单上签字后方可进入4小时的考验期，考核锅炉低负荷的稳燃能力。9.4.4 在锅炉不投油最低稳燃负荷运行期间，应进行炉膛火焰温度测量及空预器入口烟气取样分析。9.4.5 锅炉其它主要运行参数均应按前述测量方法进行记录。10 试验程序10.1 锅炉效率试验10.1.1 辅助性试验10.1.1.1 调整负荷至试验要求，试验三方(电厂、锅炉厂、TPRI)共同对工况进行确认，并
28、在试验工况联络单上签字。10.1.1.2 维持工况稳定半小时以上后，开始进行空预器进出口烟温、氧量的标定。10.1.1.3 标定期间严密监视运行工况是否偏离要求，测试数据是否异常。10.1.1.4 标定结束后，试验三方负责人应对所有测试数据进行确认无误后签字。10.1.1.5 通知运行人员试验结束，工况可进行调整。10.1.2 预备性试验10.1.2.1 在预计的试验工况开始前4小时，锅炉进行一次全面吹灰，负荷升到试验负荷。10.1.2.2 预计的试验开始时间前1小时由锅炉厂提出锅炉运行工况，试验三方确认可行后由电厂运行人员调整工况至试验要求。非试验系统进行隔离(具体的隔离范围由试验前协商确定
29、)10.1.2.3 工况调整结束后稳定运行至少半小时以上且试验三方已在试验工况联络单上签字确认后方可进行正式的数据记录。10.1.2.4 数据记录期间应严密监视运行工况是否偏离要求，测试数据是否异常。10.1.2.5 锅炉厂在整个试验过程中应派员在各个岗位进行监督。10.1.2.6 预计的试验持续时间满足后，试验三方负责人应对所有测试数据进行确认无误后签字，试验才告结束。如煤质现场工业分析数据满足试验要求，则相应预备性试验也转为正式试验。10.1.3 正式试验正式试验程序完全与预备性试验一致，不再赘述。10.2 锅炉额定出力试验10.2.1 由制造厂试验负责人提出锅炉运行工况，电厂试验负责人按
30、试验工况要求令电厂运行人员进行工况调整。10.2.2 按“试验方法”一节进行不同燃烧器编组方式试验。10.2.3 不同燃烧器编组方式试验结束后，按“试验方法”一节进行不同给水温度试验。10.2.4 每一试验工况稳定后，试验三方在工况联络单上签字后，方可进行运行参数记录。10.3 锅炉最大出力试验10.3.1 由锅炉厂试验负责人提出锅炉运行工况，电厂试验负责人按试验工况要求令电厂运行人员进行工况调整。10.3.2 在升负荷过程中应密切监视影响主、辅机安全性的参数等。10.3.3 试验期间升负荷过程按“试验方法”一节规定。10.3.4 当出现与设备安全运行相关的参数超限，且调整无效时，则不应再继续
31、升负荷，且应适当减负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常。或者当锅炉出力达到设计要求且参数正常时，亦停止升负荷。10.3.5 此时锅炉已达到最大出力，将进入2个小时的考验期。10.3.6 试验三方在工况联络单上签字后，锅炉正式进入2个小时的考验期。10.3.7 在考验期仍应密切关注影响主、辅机安全运行的主要参数。10.3.8 2个小时的考验期通过后，即告试验结束。10.4 锅炉不投油最低稳燃负荷试验10.4.1 开始降负荷前，确保燃油泵正常运行，试投油枪正常，检查油、煤火检正常。10.4.2 由锅炉厂试验负责人提出锅炉运行工况，电厂试验负责人按试验工况要求令电厂运行人员进行工况调整。10.4
32、.3 在降负荷过程中应密切监视炉膛温度、炉膛负压、火检信号、空预器进口烟气氧含量、影响主、辅机安全性的参数等等。10.4.4 低负荷时，随时做好投入助燃油的准备。但应冷静判断，防止锅炉灭火放炮。10.4.5 运行人员应与试验人员保持密切合作，遇到问题及时分析，以作出正确判断。10.4.6 按“试验方法”一节所述进行降负荷操作。10.4.7 当出现炉膛负压波动较大，燃烧不稳，火焰检测信号部分已消失，则不应再继续降负荷，且应适当增加负荷，配合进行相应调整使设备运行参数正常或燃烧稳定、不打闪，火焰检测正常。10.4.8 至此锅炉负荷即降至不投油最低稳燃负荷，将进入连续4个小时的考验期。10.4.9
33、试验三方在工况联络单上签字后，锅炉正式进入4个小时的考验期。10.4.10 在考验期仍应密切关注炉膛负压、炉膛温度、火检信号、影响主、辅机安全运行的主要参数。10.4.11 试验结束后立即送交原煤样至电厂化验室进行工业及发热量分析。10.5 各项试验程序共同部分10.5.1 试验前隔离非试验系统，试验结束后通知运行人员恢复隔离系统。10.5.2 每一工况开始后，在运行的给煤机上开始取煤样。10.5.3 试验结束后立即送交原煤样至电厂化验室进行工业及发热量分析。11 试验数据处理11.1 各温度测点数据根据热偶校验结果进行修正。11.2 空预器进口烟温，以进口截面的各代表点算术平均值计；空预器出
34、口烟温以出口截面各代表点算术平均值计。11.3 空预器进出口烟气成份分析数据以试验前后烟气分析仪校验记录进行修正。11.4 整个试验期间的温度、烟气成份分析等数据以时间步长上记录的数据算术平均值计。11.5 空预器进口风温以一、二次风温用一、二次风量加权平均计算。11.6 锅炉效率的修正锅炉效率按锅炉制造厂提供的修正曲线或ASME标准进行修正。12 试验结果的确认12.1 若电厂化验室提供的入炉煤分析数据符合试验要求，则试验结果自动有效。12.2 若电厂化验室提供的入炉煤分析数据不符合试验要求，应由试验三方协商是否试验有效。若试验无效需更换试验煤后再次进行试验。12.3 对于锅炉效率考核试验：
35、12.3.1 锅炉效率试验在BRL两个平行工况下测试，若两个工况测量结果差值小于0.4%，取其平均值作为锅炉效率的最终结果并用来与保证值进行比较。若差值大于0.4%，则将安排进行第三次测试，并选取三个测量结果中较接近的两个值的平均值作为锅炉效率的最终结果，用来与保证值进行比较。12.3.2 正式的性能计算需在对符合试验偏差的两次试验的煤样、灰渣样做进一步的分析后才能进行。即使上述两次试验正式的性能计算结果(指锅炉热效率)超出允许的偏差范围，试验也应是有效的。且同样以两次试验正式的性能计算结果的平均值作为考核试验的最终结果。13 试验组织机构试验总指挥由电厂派员担任，负责指挥试验的全部工作，协调
36、各方相互友好地协作，下达试验的开始和结束时间，仲裁各方意见，确保试验顺利进行。总指挥锅炉厂试验负责人电厂试验负责人TPRI试验负责人煤灰分析热工仪表设备检修运行当值试验小组检修、化学值长试验联络附件 1 试验所需仪器及材料序号名 称数 量提供单位用 途01K型热电偶40支热工院排烟温度测量4支热工院空预器进口风温20支热工院空预器进口烟温测量02II级精度补偿导线1000m热工院热偶信号连入采集系统03烟气混合器5个热工院混合烟气样04烟气前处理装置2套热工院烟气样的清洁、冷却、除湿05O2分析仪2套热工院烟气中O2分析06NO分析仪1套热工院烟气中NO分析07CO分析仪1套热工院烟气中CO分
37、析08CO2分析仪1套热工院烟气中CO2分析09标准气体（N2=99.99%）1瓶热工院气体分析仪标定10标准气体（O2=4%）1瓶热工院气体分析仪标定11标准气体（O2=8%）1瓶热工院气体分析仪标定12标准气体（NO=2000ppm）1瓶热工院气体分析仪标定13标准气体（CO=200ppm）1瓶热工院气体分析仪标定14标准气体（CO2=15%）1瓶热工院气体分析仪标定15飞灰等速取样装置2套热工院取飞灰样16IMP数据采集系统1套热工院数据记录1735951C数据采集前端5块热工院数据采集18通讯电缆200 m热工院连接IMP采集板19橡胶管500 m热工院烟气取样20电源线5A200 m
38、热工院仪器连线21大气压力计1只热工院测量大气压力22干湿球温度计1只热工院测量环境相对湿度23对讲机1对热工院通讯2412钢管150 m电厂烟气取样管25电源盘2个电厂仪器供电附件 2 DCS记录数据清单参数名称单位参数名称单位电负荷MW送风机动调开度A/B主蒸汽流量t/h送风机马达电流A/BA主蒸汽压力MPa一次风机动调开度A/B主蒸汽温度一次风机马达电流A/BA级再热器进口汽压MPa引风机动调开度A/B级再热器出口汽压MPa引风机马达电流A/BA级再热器进口汽压MPa磨煤机入口温度A/B/C/D/E/F级再热器出口汽压MPa磨煤机出口温度A/B/C/D/E/F级再热器进口汽温磨煤机压差A
39、/B/C/D/E/FPa级再热器出口汽温给煤机转速A/B/C/D/E/Fr/min级再热器进口汽温给煤量A/B/C/D/E/Ft/h级再热器出口汽温磨煤机冷风门开度A/B/C/D/E/F给水压力MPa磨煤机热风门开度A/B/C/D/E/F给水温度分离器挡板开度A/B/C/D/E/F给水流量t/h一次风流量A/Bt/h过热器级减温水流量t/h二次风流量A/Bt/h过热器级减温水流量t/h送风机进口风温A/B过热器减温水压力MPa空预器入口烟温A/B再热器减温水流量t/h空预器出口一次风温A/B再热器减温水压力MPa空预器出口二次风温A/B省煤器出口水温空预器出口一次风压A/BkPa炉膛负压Pa空预器出口二次风压A/BkPa省煤器入口烟温运行氧量A/B排烟温度A/B
