汽机滑压运行优化试验.docx
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汽机滑压运行优化试验
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。
1设备概况
1.1汽轮机主要技术规范
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)
2试验目的和要求
通过试验对北方联合电力公司包头第三热电厂2号机组设备的运行状况、主要运行参数进行分析,在确保机组安全的前提下,依据机组的现有条件,有针对性地进行优化试验,从运行角度入手,提高运行经济性,降低煤耗,为实现机组性能在线监测和优化管理提供必要的依据。
具体包括:
测定机组在额定参数下4VWO、300MW工况的性能。
在4VWO、300MW工况下,测取机组的主凝结水流量、主给水流量、主蒸汽流量、主蒸汽温度和压力、再热蒸汽温度和压力、低压缸排汽压力、最终给水温度、发电机功率等参数,计算出机组的热耗率和高、中压缸效率,对机组进行评价。
测定机组在定、滑压运行方式下的性能。
在90%、80%、70%、60%等负荷工况下,通过改变主汽调节门的控制方式以及主汽压力的变化,测取机组的主凝结水流量、主给水流量、主蒸汽流量、主蒸汽温度和压力、再热蒸汽温度和压力、低压缸排汽压力、最终给水温度、发电机功率等参数,计算出机组的热耗率和高、中压缸效率,比较和分析机组在几种方式下运行的性能,提出最优运行方式和相应的曲线。
测定机组在100%、90%、80%、70%、60%负荷下的微增出力。
3试验内容和工况
根据试验目的和要求,结合机组日常运行的情况,制定了以下试验内容:
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
4试验标准及基准
4.1试验标准:
参照美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》(ASMEPTC6-2004)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。
5试验测点及仪表
主凝结水流量作为试验基准流量,采用ASMEPTC6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。
6试验方法
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,试验过程中保持阀位不变。
6.6每一试验工况调整完成,机组稳定运行半小时后,确认试验仪表及数据采集系统工作正常,开始试验记录。
数据采集装置每30秒钟记录一次;人工记录的各参数,每5分钟记录一次。
7试验概况
西安热工研究院有限公司与内蒙古电科院工作人员于2008年3月进入试验现场,开始试验准备工作。
分别进行了4VWO、100%、90%、80%、70%、60%负荷下共27个工况的各类性能试验(试验安排及进度见下表)。
整个试验过程中,机组设备状况良好,运行参数稳定,各工况系统不明泄漏率均满足试验大纲的要求,试验结果有效。
试验安排及进度表
序号
日期
时间
试验工况
主汽压力
1
2008-3-30
09:
15~09:
45
180MW-1
11.20MPa
2
2008-3-30
10:
35~11:
10
180MW-2
12.80MPa
3
2008-3-30
12:
00~12:
50
180MW-3
14.80MPa
4
2008-3-30
14:
55~15:
30
180MW-4
16.70MPa
5
2008-4-18
11:
20~12:
00
180MW-B2
11.20MPa
6
2008-4-18
16:
35~17:
15
180MW-B3
11.20MPa
7
2008-3-31
09:
15~09:
50
210MW-1
12.40MPa
8
2008-3-31
10:
50~11:
25
210MW-2
13.20MPa
9
2008-3-31
13:
20~13:
50
210MW-3
15.00MPa
10
2008-3-31
15:
50~16:
40
210MW-4
16.45MPa
11
2008-4-19
11:
40~12:
15
210MW-B2
12.90MPa
12
2008-4-19
14:
40~15:
10
210MW-B3
12.90MPa
13
2008-4-21
10:
40~11:
10
240MW-1
13.00MPa
14
2008-4-21
11:
55~12:
30
240MW-2
14.00MPa
15
2008-4-21
13:
25~14:
00
240MW-3
14.90MPa
16
2008-4-21
15:
30~16:
25
240MW-4
16.70MPa
17
2008-4-21
18:
00~18:
40
240MW-B2
14.90MPa
18
2008-4-21
19:
35~20:
00
240MW-B3
14.90MPa
19
2008-4-22
13:
15~13:
45
270MW-1
16.60MPa
20
2008-4-22
14:
45~15:
15
270MW-2
15.70MPa
21
2008-4-22
16:
20~16:
55
270MW-3
14.80MPa
22
2008-4-22
18:
10~18:
55
270MW-B2
16.60MPa
23
2008-4-22
19:
45~20:
15
270MW-B3
16.60MPa
24
2008-4-23
11:
20~12:
05
4VWO-300MW-1
14.10MPa
25
2008-4-23
12:
20~13:
05
300MW-2
16.60MPa
26
2008-4-24
18:
30~19:
00
300MW-B2
16.60MPa
27
2008-4-24
19:
30~20:
00
300MW-B3
16.60MPa
8试验数据处理和计算方法
8.1试验数据处理
选取数据采集系统记录的每一工况相对稳定的一段连续记录数据进行处理计算(包括平均值计算,仪表零位、仪表安装水位差、大气压力等修正),以此作为性能计算的依据(试验原始数据见附件2)。
同一参数多重测点的测量值取算术平均值。
8.2流量计算
主凝结水流量、再热减温水流量、过热减温水流量等用测量的差压值和介质压力及温度,根据采用的节流元件按流量计算公式来计算。
轴封漏汽流量采用设计值计算。
人工记录的各储水容器水位变化量根据容器尺寸、记录时间和介质密度将其换算成当量流量。
8.3系统不明泄漏量计算
式中:
△F—系统不明泄漏量,kg/h;
Fhwl—热井水位变化当量流量,kg/h;
Fbl—锅炉汽包水位变化当量流量,kg/h;
Fdl—除氧器水箱水位变化当量流量,kg/h;
Fml—可测量的系统明漏量,kg/h。
注:
水位下降时当量流量为正值,反之为负值。
8.4主蒸汽流量计算
式中:
Fms—主蒸汽流量,kg/h;
Ffw—最终给水流量,kg/h;
Fshsp—过热减温水流量,kg/h;
Fs—炉侧明漏量,kg/h;
△Ff—分配给炉侧的不明泄漏量,kg/h。
8.5试验热耗率计算
式中:
HRt—试验热耗率,kJ/(kW.h);
Hms—主蒸汽焓值,kJ/kg;
Hfw—主给水焓值,kJ/kg;
Hhrh—热再热焓值,kJ/kg;
Hcrh—冷再热焓值,kJ/kg;
Hrhsp—再热减温水焓值,kJ/kg;
Hshsp—过热减温水焓值,kJ/kg;
Fcrh—冷再热蒸汽流量,kg/h;
Frhsp—再热减温水流量,kg/h;
Pe—发电机终端输出功率,kW。
8.6发电机电功率计算
式中:
Pe—电功率;
Kw—仪表常数;
Kpt—电压互感器的变比;
Kct—电流互感器的变比;
W1、W2—功率变送器的实测值。
8.7试验结果的修正
按照ASMEPTC6-2004中的简化试验方法,对试验结果进行系统和参数修正。
(因为本次试验非考核性试验,故非电厂运行人员可调整的项目没有进行修正,如:
凝汽器过冷度、再热器压降等)
系统修正计算(第一类修正)包括:
a)过热减温水流量。
b)再热减温水流量。
参数修正计算(第二类修正)包括:
a)主蒸汽压力。
b)主蒸汽温度。
c)再热蒸汽温度。
d)排汽压力。
9试验结果及分析
对各工况的试验数据按照上述方法处理后,依据所述计算方法进行计算,各工况的主要结果见表1至表12。
9.14VWO、300MW工况机组性能
表14VWO、300MW工况试验结果
项目名称
单位
4VWO-300MW-1
300MW-2
试验日期
-
2008-4-23
2008-4-23
试验开始时间
-
11:
20
12:
20
试验结束时间
-
12:
05
13:
05
发电机功率
kW
301575.3
299277.0
主蒸汽流量
t/h
951.791
944.301
主蒸汽压力
MPa
14.205
16.707
主蒸汽温度
℃
535.5
535.2
高排压力
MPa
3.932
3.868
高排温度
℃
353.6
336.6
高压缸效率
%
83.01
78.80
再热汽压力
MPa
3.544
3.490
再热汽温度
℃
536.0
524.8
中压缸排汽压力
MPa
0.542
0.533
中压缸排汽温度
℃
280.0
271.5
中压缸效率
%
90.82
90.90
排汽压力
kPa
6.32
6.57
热井出口温度
℃
36.6
37.3
最终给水温度
℃
275.9
273.9
试验热耗率
kJ/(kW.h)
8258.9
8204.2
kcal/(kW.h)
1972.6
1959.5
修正后的主蒸汽流量
t/h
1126.439
940.474
第一类修正后的热耗率
kJ/(kW.h)
8232.0
8179.3
kcal/(kW.h)
1966.2
1953.6
第一类修正后的电功率
kW
298693.0
296255.3
第二类修正后的热耗率
kJ/(kW.h)
8061.8
8088.2
kcal/(kW.h)
1925.5
1931.8
第二类修正后的电功率
kW
350417.3
301606.6
在300MW定压工况下,机组的试验热耗率为8204.2kJ/(kW.h),经第一、二类修正后的热耗率为8088.2kJ/(kW.h),比设计值(7689.0kJ/(kW.h)高399.2kJ/(kW.h)。
机组的高压缸效率为78.80%;中压缸效率为90.90%;试验电功率为299277.0kW,修正后的电功率为301606.6kW。
在4VWO工况下,机组的试验热耗率为8258.9kJ/(kW.h),经第一、二类修正后的热耗率为8061.8kJ/(kW.h)。
机组高压缸效率为83.01%,比设计值86.30%低3.29个百分点;中压缸效率为90.82%,比设计值92.62%低1.80个百分点。
在4VWO工况下,试验主蒸汽流量为951.791t/h,修正到额定主蒸汽压力和温度条件下的主蒸汽流量为1126.439t/h;比设计值1025.000t/h大101.439t/h,即机组通流能力比设计值大9.90%。
9.2机组定、滑压经济性分析
在100%、90%、80%、70%、60%等负荷工况下,进行了机组定、滑压运行方式的经济性比对。
从热力循环理论进行分析,机组在低负荷下滑压运行时,由于进汽节流损失小,漏汽损失也小,使得机组的相对内效率比定压运行时有较大的提高,同时,由于初参数的降低,机组滑压运行的循环热效率也会降低。
因此,只有当滑压运行时汽轮机相对内效率的增加幅度大于循环热效率的下降幅度时,在此滑压参数下运行才是比较经济的。
注:
表2~表6各工况第二类修正计算时都没有进行主蒸汽压力的修正。
表2机组300MW负荷定、滑压试验结果
项目名称
单位
300MW-1
300MW-2
试验日期
-
2008-4-23
2008-4-23
试验开始时间
-
11:
20
12:
20
试验结束时间
-
12:
05
13:
05
发电机功率
kW
301575.3
299277.0
主蒸汽流量
t/h
951.791
944.301
主蒸汽压力
MPa
14.205
16.707
主蒸汽温度
℃
535.5
535.2
高排压力
MPa
3.932
3.868
高排温度
℃
353.6
336.6
高压缸效率
%
83.01
78.80
再热汽压力
MPa
3.544
3.490
再热汽温度
℃
536.0
524.8
中压缸排汽压力
MPa
0.542
0.533
中压缸排汽温度
℃
280.0
271.5
中压缸效率
%
90.82
90.90
排汽压力
kPa
6.32
6.57
热井出口温度
℃
36.6
37.3
最终给水温度
℃
275.9
273.9
修正后的主蒸汽流量
t/h
1126.439
940.474
试验热耗率
kJ/(kW.h)
8258.9
8204.2
kcal/(kW.h)
1972.6
1959.5
第一类修正后的热耗率
kJ/(kW.h)
8232.0
8179.3
kcal/(kW.h)
1966.2
1953.6
第一类修正后的电功率
kW
298693.0
296255.3
第二类修正后的热耗率
kJ/(kW.h)
8173.6
8088.2
kcal/(kW.h)
1952.2
1931.8
第二类修正后的电功率
kW
300796.5
301606.6
由表2可以看出:
在300MW工况下,当主汽压力由16.707MPa降低到14.205MPa(此时4个高压调门均已全开)时,机组高压缸效率由78.80%上升到83.01%,而机组热耗率由定压运行时的8088.2kJ/(kW.h)上升到8173.6kJ/(kW.h)。
可见在300MW负荷下,机组定压运行比滑压运行的经济性好。
表3机组270MW负荷定、滑压试验结果
项目名称
单位
270MW-1
270MW-2
270MW-3
试验日期
-
2008-4-22
2008-4-22
2008-4-22
试验开始时间
-
13:
15
14:
45
16:
20
试验结束时间
-
13:
45
15:
15
16:
55
发电机功率
kW
267218.2
270113.8
268042.3
主蒸汽流量
t/h
824.257
835.940
830.242
主蒸汽压力
MPa
16.679
15.808
14.881
主蒸汽温度
℃
535.9
536.6
536.3
高排压力
MPa
3.465
3.535
3.527
高排温度
℃
328.5
337.1
343.1
高压缸效率
%
76.92
77.48
78.30
再热汽压力
MPa
3.128
3.190
3.184
再热汽温度
℃
530.0
534.0
534.2
中压缸排汽压力
MPa
0.482
0.491
0.490
中压缸排汽温度
℃
275.6
278.8
279.5
中压缸效率
%
91.27
91.16
91.00
排汽压力
kPa
7.72
8.08
7.99
热井出口温度
℃
40.4
41.3
41.1
最终给水温度
℃
266.3
267.8
267.9
试验热耗率
kJ/(kW.h)
8305.0
8370.4
8395.0
kcal/(kW.h)
1983.6
1999.2
2005.1
修正后的主蒸汽流量
t/h
822.924
884.233
936.120
第一类修正后的热耗率
kJ/(kW.h)
8269.2
8327.9
8350.4
kcal/(kW.h)
1975.1
1989.1
1994.5
第一类修正后的电功率
kW
262997.0
265325.8
263264.8
第二类修正后的热耗率
kJ/(kW.h)
8133.4
8181.9
8209.1
kcal/(kW.h)
1942.6
1954.2
1960.7
第二类修正后的电功率
kW
268408.1
270495.8
268143.0
由表3在270MW工况下,当主汽压力由16.679MPa降低到15.808MPa时,机组高压缸效率由76.92%上升到77.48%,机组热耗率由定压运行时的8133.4kJ/(kW.h)上升到8181.9kJ/(kW.h);当主蒸汽压力最终降低到14.881MPa时,机组高压缸效率继续上升到78.30%,而机组的热耗率进一步上升到8209.1kJ/(kW.h)。
可以看出,热耗率的变化是一个随主蒸汽压力降低而升高的过程。
这是因为随着主蒸汽压力的降低,循环热效率逐渐降低而汽轮机内效率逐渐增高,但循环热效率的降低占主导地位,所以随着主蒸汽压力的降低热耗率逐步升高。
可见:
在270MW负荷下,机组定压运行的经济性较好。
表4机组240MW负荷定、滑压试验结果
项目名称
单位
240MW-1
240MW-2
240MW-3
240MW-4
试验日期
-
2008-4-21
2008-4-21
2008-4-21
2008-4-21
试验开始时间
-
10:
40
11:
55
13:
25
15:
30
试验结束时间
-
11:
10
12:
30
14:
00
16:
25
发电机功率
kW
239852.2
240482.0
237578.7
239791.5
主蒸汽流量
t/h
751.114
749.508
738.812
745.129
主蒸汽压力
MPa
13.136
14.065
14.998
16.670
主蒸汽温度
℃
535.6
535.5
535.5
536.6
高排压力
MPa
3.148
3.141
3.069
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