某1000MW超超临界机组低负荷热耗异常分析Word文件下载.docx
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4.442
9
额定再热蒸汽温度
10
主蒸汽额定进汽量
t/h
2740.881
11
再热蒸汽额定汽量
2245.42
12
额定排汽压力
0.0049
13
额定给水温度(TRL)
299.5
14
额定转速
r/min
3000
15
热耗率(THA)
kJ/kW.h
7366
#1机组大修中进行汽动引风机改造。
驱动引风机的小汽机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。
低负荷工况时,采用再热冷段混汽到小机正常进汽。
小机排汽接入四抽管道排入除氧器,也有抽汽管道接入辅汽联箱与排汽管道接入热网的三通,需要时可以对外供热。
型号:
HNG40/32/20
型式:
单缸、单流、反动式、带中间抽汽、背压式
运行方式:
变参数、变功率、变转速
回热模式1工况:
设计功率(THA):
6.2MW(引风机效率为/%,转速为780r/min)
额定工况功率(THA):
THA工况内效率:
76.9%
最大连续功率:
8.19MW
额定进汽压力:
4.0MPa(a),温度:
475℃
额定排汽压力:
1.08MPa(a),温度:
321.5℃
供热模式1工况:
79%
1.2MPa(a),温度:
328℃
三.计算方法分析
(1)数据处理
采集的数据,经正确性检查后,按每一工况的时间段,算出各测量段的平均值,供计算机软件进行计算和分析。
手工记录的数据也按照试验的记录段进行平均值等相应计算。
对同一参数多重测点的测量,取其算术平均值。
对于压力测量,根据所测数据进行仪表零位、取样点高度和大气压力等修正,取得测量点的绝对压力。
(2)热耗
以主给水流量(DCS内总给水流量)为基准。
计算公式如下:
1号机组引风机改由小汽机驱动。
小机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。
低负荷工况排汽温度高时,采用冷段混汽到小机正常进汽。
小机排汽接入四抽管道排入除氧器,也有抽汽管道接入辅汽联箱和排汽管道接入热网的三通,需要时可以对外供热。
当驱动风机的小汽机排汽完全进入除氧器时,热耗率计算公式如下:
(式1:
汽机系统热耗,不包含驱动风机小机)
(式2:
计算煤耗所用热耗)
式中,
,
主蒸汽流量,kg/h;
再热蒸汽流量,kg/h;
给水流量,kg/h;
高压缸排汽流量,kg/h;
再热器减温水流量,kg/h;
驱动风机的小汽机进汽流量,kg/h;
主蒸汽焓,kJ/kg;
热再热蒸汽焓,kJ/kg;
高压缸排汽焓,kJ/kg;
给水焓,kJ/kg;
再热器减温水焓,kJ/kg;
驱动风机的小汽机进汽蒸汽焓,kJ/kg;
驱动风机的小汽机排入除氧器的蒸汽焓,kJ/kg;
发电机功率,MW;
小机进汽在高压缸做功,MW。
热再蒸汽流量等于高压缸排汽流量加上再热减温水流量,减去驱动风机的小汽机进汽量。
热耗计算中所用辅助流量如轴封漏汽、阀杆漏汽等测量比较困难,因此轴封漏汽、阀杆漏汽取设计值。
系统泄漏按锅炉侧和汽机侧1:
1比例分配。
(3)高、中压缸内效率:
式中:
:
进口焓、出口焓、等熵焓
(4)煤耗率计算
1)发电煤耗率
g/(kW·
h)
2)供电煤耗率
其中:
为汽轮发电机组热耗率kJ(/kW·
为锅炉效率
为管道效率,取99%
为厂用电率
(5)计算方法说明
#1机引风机改由小汽机驱动后,热耗计算方法发生了变化。
大修启动后,SIS内按新的公式进行了修改。
从电厂计算机组反平衡煤耗考虑,采用式2热耗公式。
四.实际运行情况的评估
(1)9月初SIS内机组热耗统计数据
参数名称
9月2日
#1机
#2机
差值
9月5日
负荷MW
644.7
643.7
557.1
568.9
-11.8
发电煤耗g/(kW·
291.05
284.61
6.44
294.66
285.36
9.3
热耗kJ/(kW·
8000.28
7823.29
176.99
8126.64
7848.21
278.43
锅炉效率%
94.738
94.737
0.001
95.054
94.787
0.267
机组供汽流量t/h
12.24
-12.24
13.96
-13.96
主蒸汽流量t/h
1808.8
1792.37
15.98
1559.39
1573.80
-14.108
高压缸相对内效率%
81.64
81.57
0.075
81.02
81.45
-0.425
中压缸相对内效率%
94.07
94.85
-0.779
94.37
95.41
-1.098
背压机进汽流量t/h
20.857
17.380
汽轮机主蒸汽压力MPa
19.46
19.48
-0.017
17.47
17.61
-0.141
汽轮机主蒸汽温度℃
601.1454
597.18
3.96
599.67
594.51
5.15
再热蒸汽压力MPa
2.86
0.003
2.49
2.52
-0.0329
再热蒸汽温度℃
598.29
595.96
2.32
596.66
591.79
4.86
给水温度(省煤器)℃
269.63
271.38
-1.74
261.9
264.56
-2.66
上述数据显示,在644MW和560MW工况,#2机少量供热的情况下,#1机计算热耗分别偏高177kJ/(kW·
h)和278kJ/(kW·
h)。
日供电煤耗相差6.44g/(kW·
h)和9.30g/(kW·
(2)与大修后600MW工况的比较
#2机大修后共进行了1000MW工况(定压)、1000MW工况(阀全开)、750MW工况(滑压)和600MW工况(滑压)热耗率、供电煤耗率试验。
9月后,实际运行中在低负荷时煤耗偏差较大,尤其是600MW及以下工况。
为定量比较差异,选取了近期600MW负荷稳定的时间段,采集了计算热耗所需全部数据,采用与大修后试验时同样的测点仪表,进行了计算。
结果与大修后600MW工况进行比较。
两个工况均没有对外供热,也没有非生产用汽用水。
唯一不同的是实际工况系统没有隔离,仍有补水。
大修后试验日期为7月24日,实际工况日期为9月15日,时间段为0:
50~1:
50。
具体数据见下表。
大修后600MW
9月
600MW
指标变化
负荷
608.86
601.43
-7.43
主汽流量
1672.21
1664.61
-0.45%
主汽压力
MPa
18.6900
18.5079
-0.97%
主汽温度
603.96
598.70
-5.26
给水流量
1677.53
1669.90
-7.63
调节级压力
11.5759
11.5292
-0.40%
调节级温度
555.24
550.98
-4.25
高排压力
2.9200
2.8798
-1.38%
高排温度
343.13
339.41
-3.72
再热汽压力
2.7900
2.7511
-1.39%
再热汽温度
599.86
595.78
-4.08
一段抽汽压力
5.0800
5.0445
-0.70%
一段抽汽温度
416.23
412.62
-3.61
二段抽汽压力
2.9600
2.9271
-1.11%
二段抽汽温度
343.01
339.40
三段抽汽压力
1.4300
1.4177
-0.86%
三段抽汽温度
499.59
496.24
-3.35
中排压力
0.5700
0.5735
0.61%
中排温度
363.56
361.27
-2.29
四抽进除氧器压力
0.6085
0.6082
-0.06%
四抽进除氧器温度
364.35
360.81
-3.54
除氧器压力
0.6261
0.6270
0.15%
风机小机排汽压力
0.6400
0.7235
13.05%
#5低加进汽压力
0.2613
0.2608
-0.21%
#5低加进汽温度
244.16
243.60
#6低加进汽压力
0.1790
0.1786
-0.22%
#6低加进汽温度
169.10
169.02
#7低加进汽压力
0.1335
0.1340
0.32%
#7低加进汽温度
105.32
104.59
汽轮机背压
kPa
6.2100
6.0564
-0.15
高压缸效率
%
81.79
-0.34
中压缸效率
91.91
92.17
0.26
汽机热耗率
kJ/(kW·
7888.80
7929.75
40.95
修正后汽机热耗率
7813.99
7847.54
33.55
计算煤耗所用热耗率
7906.84
7947.30
40.46
修正后计算煤耗所用热耗率
7831.86
7864.91
33.05
不明泄漏率
0.6359
驱动风机的小机进汽压力
2.78
2.7436
驱动风机的小机进汽温度
477.47
469.61
驱动风机的小机进汽流量
38.43
40.76
驱动风机的小机排汽压力
0.64
驱动风机的小机排汽温度
329.89
335.36
驱动风机小机的热耗量
MJ/h
10981.76
10554.72
不考虑不明泄漏量时
7966.09
77.29
7883.51
69.52
7983.64
76.80
7900.88
69.02
说明:
1)主汽流量由给水流量考虑锅炉侧不明泄漏计算。
2)不明泄漏率取修后试验实测值。
3)系统不明泄漏量按锅炉侧和汽机侧1:
(3)简要分析
1)与大修后600MW工况相比,9月运行工况,平均负荷低7.43MW,主汽流量低7.60t/h,比例为-0.45%,与调节级压力偏低比例0.40%相当,表明通流部分基本正常。
2)机组其它监视段压力、温度基本也正常。
3)汽机热耗率和计算煤耗用热耗率,9月工况较大修后增大约40kJ/(kW·
经参数修正后增大约33kJ/(kW·
考虑到9月实际的运行工况,热力系统的隔离情况、机组的泄漏情况等应较大修后差,热耗增大33kJ/(kW·
h)属正常范围。
4)通过以上分析,可以认为,#1机组状态是正常的。
SIS内计算热耗率过高,应该是计算程序和方法上有偏差,不符合实际状态。
通过分析有以下几项原因:
①热耗计算公式中背压机进汽流量原先取的是两台机的平均值,需调整为两台背压机总和。
9月5日后进行了调整,计算值有所下降(600MW工况计算值降低约10kJ/(kW·
h))但仍偏高。
②低负荷时,机组对外供热对热耗影响较大。
在两台机组均处于较低负荷运行时,供热的#2机热耗优势更明显。
③中压缸缸效偏差较大,主要原因中压缸排汽参数选取的是四抽的参数,#1机改汽动引风机后,背压机排汽排挤四抽致使四抽压力、温度相同负荷较以前高。
另一个重要因素是,中排压力的水柱高度修正。
上表计算中,中排压力采用的均是DEH中的点,点名中压缸排汽压力(汽机侧/电机侧)点号IPPP1/P2。
但是就地变送器有约9.8米的安装高度,DCS最终指示没有考虑。
如果直接引用计算,则出错。
④大修后600MW试验工况机组不明泄漏量就偏大,计算中炉侧考虑了一半的泄漏,使得主汽流量低于给水流量。
9月15日数据,取大修后600MW工况不明泄漏率计算,热耗结果较之偏大33kJ/kWh。
但是,SIS计算中未考虑不明泄漏量,在系统泄漏增大(这完全可能)、负荷降低泄漏量所占比例增加后,热耗结果偏差就愈加凸显。
上表最后,在不考虑不明泄漏的同等数据下,修正后热耗达7900.88kJ/kWh,增加36kJ/kWh,比大修后工况高69kJ/kWh。
⑤DCS计算中,补水流量没有考虑。
且实际补水流量计量不准。
⑥SIS中计算值,每1分钟采集数据一次,计算一个热耗,当日热耗取每分钟热耗的平均值。
在运行工况波动较大的情况下,每分钟的热耗没有太大意义,不能代表机组的实际状况。
仅在机组全日负荷波动较小的情况下,才与实际情况相符。
五.结论及建议
(1)#1机组主要运行参数(汽温汽压、真空、给水温度)正常,各级抽汽压力、温度参数未见异常,与修后600MW试验工况数据接近。
机组9月15日600MW工况数据,经同等方法计算后,修正热耗较大修后同工况增大约33kJ/kWh。
(2)驱动风机小机的流量、热耗量正常,小机性能无变化。
(3)#1机反平衡计算热耗偏大的重要原因:
①与#2机相比,低负荷时没有供热,影响热耗较大。
②SIS计算中未考虑不明泄漏量。
大修后600MW工况试验结果表明,机组不明泄漏量偏大(达主汽流量的0.64%)。
试验计算中炉侧考虑了一半的泄漏,使得主汽流量低于给水流量,影响热耗降低。
我们认为,运行两个月后,系统不明泄漏会增大(这完全可能),同时负荷降低泄漏量所占比例增加,使得热耗结果偏大愈加凸显。
(4)建议仔细检查系统。
通过补水量补水率估算不明泄漏率(补水流量表记校核)。
(5)重点检查系统内漏。
即使得正常系统短路的阀门。
内漏的增大使得热耗增加,但除了在流量上有所显示外,其它运行参数上并不明显反映。
本次分析的两个工况因为负荷略有差别,不易通过流量变化判断。
内漏增大是最有可能的原因。
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