<meter id="nd50t"></meter>

  1. <var id="nd50t"></var>

    <code id="nd50t"></code>
    <input id="nd50t"></input>

  2. 返回首頁 | 加入收藏

    涂先生
    電話:13819106009
    郵箱:tujianhua@126.com
    銷售經理
    林先生:0571-87605270
    ???????????? 0571-88834281
    手機:18158100157
    郵箱:570989546@qq.com
    傳 真:0571-88834281
    地 址:杭州市上城區秋濤路18號中針商務大廈705
    當前位置: 首頁 > 新聞資訊 > 技術標準

    汽動引風機改造后性能試驗報告

    2014-01-14
    ????本試驗報告主要介紹發電廠機組汽動引風機改造后熱力性能試驗的情況,包括試驗目的、試驗標準、試驗工況、試驗參數測量方法及試驗機組運行方式等。文中給出了試驗數據和結果,并對試驗結果進行了比較和分析。
    1??概述
    機組為1000MW超超臨界燃煤機組,汽輪機由上海汽輪機有限公司提供,為1000MW超超臨界、一次中間再熱、反動式、四缸四排汽、單背壓、凝汽式汽輪機,機組型號為N1000-26.25/600/600。
    2010年初機組進行了對外供熱的管路改造,對高壓缸部分排汽經減壓后從輔汽母管供汽至低壓供汽管路。熱網投運后,電廠的熱效率及經濟性得到了較大提高,但由于高排汽源至供熱管路存在近4MPa的壓降,節流損耗較大,為響應國家節能減排需要,2011年電廠采用華東電力設計院設計的回熱式小汽輪機驅動設備技術,利用部分一級再熱器出口的蒸汽進入兩臺背壓汽輪機做功帶動兩臺引風機工作,背壓機排汽代替原有的冷再汽源對外供熱,使得蒸汽能量的利用效率得到了提高。
    2011年5月受電廠方面委托,杭州意能電力技術有限公司將承擔該機組汽動引風機改造后的熱力性能試驗工作。
    1.1?機組技術規范和設計參數
    電廠汽輪發電機組的技術規范如下表1所示,汽輪機典型工況下主要參數如下表2所示。
    1??汽輪機主要技術規范
    制造廠
    上海汽輪機有限公司
    型號
    N1000-26.25/600/600?(TC4F)
    型式
    超超臨界、單軸、四缸四排汽、一次中間再熱、單背壓凝汽式
    銘牌功率
    1000?MW
    額定主蒸汽壓力
    26.25?MPa
    額定主蒸汽溫度
    600?℃
    額定熱再熱蒸汽溫度
    600?℃
    額定排汽壓力
    4.9kPa
    設計冷卻水溫度
    20?
    給水回熱級數
    8級(3高加+1除氧+4低加)
    高壓缸
    14個壓力級
    中壓缸
    2×13個壓力級
    低壓缸A
    2×6個壓力級
    低壓缸B
    2×6個壓力級
    末級葉片長度
    1146??mm
    高壓缸效率
    90.39?
    中壓缸效率
    93.30?
    低壓缸效率
    89.14?
    THA工況熱耗率
    7328?kJ/kWh
    工作轉速
    3000?r/min
    啟動方式
    高、中壓聯合啟動
    配汽方式
    全周進汽
    變壓運行負荷范圍
    30%到100%額定負荷
    ?
    表2??汽輪機典型工況主要參數
    ???????工??況
    ?項??目
    ?
    單位
    TRL
    工況
    T-MCR工況
    VWO????
    工況
    THA
    工況
    發電機功率
    MW
    1000
    1040.01
    1060.44
    1000
    設計熱耗率
    kJ/kWh
    7662
    7364
    7381
    7328
    主蒸汽壓力
    MPa(a)
    26.25
    26.25
    26.25
    26.25
    主蒸汽溫度
    600
    600
    600
    600
    高壓缸排汽壓力
    MPa(a)
    6.245
    6.295
    6.471
    5.946
    高壓缸排汽溫度
    373.2
    374.3
    379.4
    362.9
    再熱蒸汽壓力
    MPa(a)
    5.613
    5.659
    5.815
    5.35
    再熱蒸汽溫度
    600
    600
    600
    600
    中壓缸排汽壓力
    MPa(a)
    0.633
    0.651
    0.667
    0.618
    低壓缸排汽壓力
    kPa(a)
    9.6
    4.9
    4.9
    4.9
    主蒸汽流量
    kg/s
    808.065
    808.065
    832.307
    760.376
    再熱蒸汽流量
    kg/s
    665.405
    670.017
    688.829
    632.773
    低壓缸排汽流量
    kg/s
    441.34
    444.94
    455.276
    423.695
    補給水率
    %
    3
    0
    0
    0
    給水溫度
    296.3
    296.7
    298.8
    292.5
    1.2?試驗目的
    1)?測定汽輪發電機組在100%、75%、50%額定負荷運行工況的背壓機相對內效率、背壓機-引風機組合效率;
    2)?測定汽輪發電機組在100%、75%、50%額定負荷運行工況下現有供熱方式與原有供熱方式的經濟性對比指標數據。
    1.3?試驗標準
    本次試驗為機組常規性熱力性能試驗,將參照《電站汽輪機熱力性能試驗驗收規程》(GB8117.2-2008)進行。
    水和水蒸汽性質參數將采用國際水和水蒸汽熱力性質學會(IAPWS)于1997年通過并于1998年發表的工業用水和水蒸汽熱力性質計算公式IAPWS-IF97計算得到。
    1.4?試驗范圍
    某電廠汽輪發電機組。
    1.5?試驗工況
    1、100%額定負荷試驗工況完成時間:2011-6-2???20:30~23:10
    2、75%額定負荷試驗工況完成時間:2011-6-2???23:50~00:50
    3、50%額定負荷試驗工況完成時間:2011-6-3???02:10~03:00
    ?
    2??試驗參數測量
    本次試驗測量參數主要借用機組DCS系統采集的運行參數,通過通訊點在SIS系統中采集得到。
    對于凝汽器背壓、大氣壓力測點,在試驗測點上安裝試驗專用高精度壓力變送器,并將信號接入FLUKE2625數據采集儀進行測量采集。
    在試驗過程中,還需手工記錄試驗參數,如主機高調門及背壓機調門開度、引風機出口靜葉擋板開度、DEH部分數據等。
    3??機組運行方式及系統隔離
    3.1??機組的運行方式
    為了保證機組負荷的穩定,試驗前撤出AGC,向電網調度申請固定負荷運行”,由于運行人員對背壓機調閥的調節特性尚未完全掌握,機組協調控制仍舊投入。
    試驗之前,對機組主要的運行參數進行調整。主蒸汽、再熱蒸汽溫度盡可能保持額定,主汽壓力在部分負荷工況下采用電廠常規運行方式。
    試驗過程中,機組主要運行參數的波動允許值如下表4所列。
    表4??運行中參數的最大波動和允差
    序號
    參數
    觀測平均值與規定值之間的
    最大允差
    在任何一個試驗過程中,每一觀測值偏離觀測平均值的最大允差
    1
    主蒸汽壓力
    絕對壓力的±2%
    2
    主蒸汽、
    再熱蒸汽溫度
    ±8℃
    ±4℃
    3
    發電機功率
    ±5.0%
    ±3.0%
    ?
    3.2??熱力系統隔離
    在進行每次試驗前,需對機組的熱力系統進行隔離操作,以最大程度地減小系統的內漏和外漏,試驗期間大致的隔離項目如下所列。請電廠運行部門配合制訂具體的閥門隔離清單,并成立專門的閥門隔離小組,在試驗期間負責閥門隔離、泄漏檢查等工作。
    l?隔絕各加熱器的危急疏水閥及汽水系統的疏水閥、旁路閥,如疏水閥有明顯內漏,在確定不影響機組安全運行的前提下,需將氣動疏水閥前、后的隔離閥關嚴;
    l?除氧器向空排汽閥盡可能關小或關閉;
    l?隔離凝結水至閉式水箱補水,改由凝結水輸送泵補水;
    l?停止鍋爐吹灰、放汽等汽水損失。
    試驗期間對外供熱流量較大,為保證機組的安全性,本次試驗期間熱井補水調閥投入自動,保持熱井水位的穩定,認為補水量基本與對外供熱流量持平。
    另由于供熱管路的布置,機組汽動引風機的背壓機排汽經輔汽母管后對外供熱,輔汽母管與相鄰機組的輔汽母管隔離門無法關閉。
    3.3??試驗持續時間及參數記錄間隔
    每個負荷段試驗的持續時間為1~2小時,試驗開始前還需一定時間用來準備工作及機組參數穩定時間,每個試驗工況的正式記錄時間不少于1小時。
    由機組DCS系統、FLUKE采集的試驗參數,每1分鐘記錄1次,其它人工記錄項目則根據實際需要確定參數記錄時間間隔。
    4?試驗計算方法
    1、背壓機的相對內效率(含閥門壓損)采用進、排汽的焓降變化與理想焓降的比值計算,背壓機-引風機組合效率通過引風機的實際有效功率與背壓機實際消耗的蒸汽熱能之間的比值(焓降效率方法)來計算得到;
    2、各試驗負荷下機組現有與原有對外供熱方式下的經濟性對比計算的前提是按照相同的供熱流量(認為供熱參數均達到熱用戶要求),相同的發電機電功率的前提下,僅僅由冷再汽源節流降壓供熱、引風機、增壓風機電能驅動的運行方式與一級再熱器出口部分蒸汽經背壓機做功帶動引風機,并撤銷增壓風機,背壓機排汽對外供熱的運行方式比較。即改造前后機組對外生產的熱產品與電產品相同,比較兩種方式下的煤耗指標、廠用電指標及經濟性收益指標。因此背壓機用汽在一級再熱器的吸熱煤耗與引風機、增壓風機節省的電功率價值進行對比,便可比較出改造前后的經濟性收益。
    ?
    5?試驗結果與說明分析
    5.1?試驗計算結果
    本次試驗各負荷工況所采集的計算數據如下表所列:
    表5?各試驗工況試驗數據表
    序號
    名稱
    單位
    100%負荷
    75%負荷
    50%負荷
    1
    試驗日期
    /
    2011-6-2
    2011-6-2
    2011-6-3
    2
    試驗時間
    /
    20:30-23:10
    23:50-00:50
    02:10-03:00
    3
    發電機功率
    MW
    994.8?
    750.3
    500.8
    4
    高壓調門1開度
    %
    85?
    45
    35?
    5
    高壓調門2開度
    %
    85
    45
    35
    6
    背壓機A調門開度
    %
    75.4
    63.5
    63.9
    7
    背壓機B調門開度
    %
    62.1
    54.2
    56.8
    8
    引風機A出口靜葉開度
    %
    80.3
    76.9
    75.2
    9
    引風機B出口靜葉開度
    %
    85.2
    78.6
    76.3
    10
    背壓機A轉速
    r/min
    5241
    4412
    3411
    11
    背壓機B轉速
    r/min
    5381
    4558
    3579
    12
    主蒸汽壓力
    MPa
    26.88
    20.88
    14.31
    13
    主蒸汽溫度
    588.5
    587.7
    593.5
    14
    冷再蒸汽壓力
    MPa
    5.67
    4.24
    2.82
    15
    冷再蒸汽溫度
    344.46
    341.60
    350.94
    16
    冷再蒸汽焓值
    kJ/kg
    3036.74
    3066.19
    3122.33
    17
    背壓機進汽母管壓力
    MPa
    5.30
    4.25
    2.99
    18
    背壓機進汽母管溫度
    487.95
    500.01
    473.06
    19
    背壓機進汽母管蒸汽焓值
    kJ/kg
    3402.69
    3443.06
    3396.59
    20
    背壓機A進汽流量
    t/h
    60.08
    39.63
    26.08
    21
    背壓機B進汽流量
    t/h
    55.05
    37.26
    25.66
    22
    冷再汽混合流量(未吸熱部分)
    t/h
    0
    0
    13.76
    23
    背壓機A排汽壓力
    MPa
    1.18
    1.11
    0.99
    24
    背壓機B排汽壓力
    MPa
    1.18
    1.12
    0.96
    25
    背壓機A排汽溫度
    300.11
    344.69
    359.92
    26
    背壓機B排汽溫度
    304.89
    349.37
    360.27
    27
    背壓機A排汽焓
    kJ/kg
    3047.16
    3144.67
    3179.37
    28
    背壓機B排汽焓
    kJ/kg
    3057.59
    3154.38
    3180.67
    29
    鍋爐效率*
    %
    94
    93
    92
    30
    背壓機軸封汽及管路損耗汽流量*
    t/h
    4
    3
    2
    31
    改造前兩臺引風機功率*
    kW
    9000
    6700
    4940
    32
    改造前兩臺增壓風機功率*
    kW
    3561
    2080
    1260
    注:帶*部分數據由電廠方提供。
    本次試驗各負荷工況計算結果如下表所列:
    表6各試驗工況計算結果數據表
    序號
    名稱
    單位
    100%負荷
    75%負荷
    50%負荷
    1
    試驗日期
    /
    2011-6-2
    2011-6-2
    2011-6-3
    2
    試驗時間
    /
    20:30-23:10
    23:50-00:50
    02:10-03:00
    3
    發電機功率
    MW
    994.8
    750.3
    500.8
    4
    背壓機A相對內效率(含閥門壓損)
    %
    82.89
    74.39
    66.19
    5
    背壓機B相對內效率(含閥門壓損)
    %
    80.35
    72.50
    64.21
    6
    引風機A-背壓機A組合效率
    %
    60.77
    59.69
    55.69
    7
    引風機B-背壓機B組合效率
    %
    66.43
    65.65
    56.25
    8
    一級再熱器出口供背壓機用汽流量
    t/h
    115.13
    76.89
    37.98
    9
    冷再汽混合流量(未吸熱部分)
    t/h
    0
    0
    13.76
    10
    背壓機AB用汽流量
    t/h
    115.13
    76.89
    51.74
    11
    背壓機軸封汽及管路損耗汽流量*
    t/h
    4
    3
    2
    12
    #7機組對外供熱流量
    t/h
    111.13
    73.89
    49.74
    13
    冷再蒸汽焓值
    kJ/kg
    3036.74
    3066.19
    3122.33
    14
    背壓機A排汽焓
    kJ/kg
    3047.16
    3144.67
    3179.37
    15
    背壓機B排汽焓
    kJ/kg
    3057.59
    3154.38
    3180.67
    16
    背壓機AB用汽在一級再熱器吸熱量
    GJ/h
    42131.33
    28977.26
    14189.63
    17
    該部分吸熱折算成標煤耗量(考慮爐效)
    t/h
    1.53
    1.06
    0.53
    18
    改造前兩臺引風機功率*
    kW
    9000
    6700
    4940
    19
    改造前兩臺增壓風機功率*
    kW
    3561
    2080
    1260
    20
    廠用電下降率
    %
    1.256
    1.171
    1.240
    21
    改造后煙風道阻力增加量*
    kPa
    0.8
    0.8
    0.8
    22
    風機質量流量
    kg/s
    1072.69
    887.90
    684.64
    23
    風機進口介質密度
    kg/m3
    0.85
    0.86
    0.88
    24
    風機多消耗功率
    kW
    1010.09
    826.55
    619.77
    25
    風機多消耗功率折算成標煤耗
    t/h
    0.13
    0.11
    0.08
    26
    發電煤耗增加(因背壓機用汽吸熱增加及汽源損耗)
    t/h
    1.98
    1.40
    0.75
    27
    扣除煙風道流阻增加因素后發電煤耗增加值
    t/h
    1.85
    1.29
    0.67
    28
    節省的風機電功率折算成標煤量
    t/h
    3.57
    2.50
    1.80
    29
    供電煤耗減少量(風機電功率折算的標煤收益-發電煤耗增加量)
    t/h
    1.72
    1.21
    1.13
    30
    相應的供電煤耗率減少量
    g/kWh
    1.729
    1.613
    2.256
    31
    標煤價格*
    /
    850
    850
    850
    32
    供熱價格*
    /
    95
    95
    95
    33
    稅后上網電價*
    元/度
    0.457
    0.457
    0.457
    34
    該負荷下機組總體經濟性收益
    元/小時
    4172.43
    2915.44
    2264.94
    35
    該負荷年運行小時數*
    小時
    1500
    4000
    2000
    36
    該負荷下年節省標煤量
    t
    2580
    4840
    2260
    37
    該負荷下年經濟收益
    萬元
    625.86
    1166.17
    452.99
    注:帶*部分數據由電廠方提供。
    按照100%、75%、50%額定負荷段的年運行小時數,汽動引風機改造后現有的供熱方式下與原有供熱方式對比,每年可節省標煤約9680噸,年經濟收益為2245.02萬元。
    5.2?試驗結果說明及分析
    1、表6中引風機-背壓機的組合效率是根據引風機A、B的有效功率與背壓機A、B各自消耗的熱能量的比值計算而來,背壓機A、B消耗的熱能根據各自所用汽源的進排汽參數及流量計算所得。由于引風機7A、7B出口煙氣流量測點嚴重堵塞,無法進行引風機7A、7B風量測試工作,因此在引風機A、B的有效功率計算中假設引風機A、B側的風量分配均勻,使得引風機A、B的有效功率計算值較為平均,因此最終計算所得的引風機-背壓機A、B的組合效率互相之間會產生一定的偏差。
    2、在經濟性指標計算中主要考慮了背壓機所用汽源在一級過熱器中的吸熱所多消耗的煤量,并與引風機及增壓風機原有消耗電功率進行對比。另外還考慮了背壓機軸封耗汽(直接排空)及沿途管路所產生的汽水損失,導致了對外供熱流量的減少,該部分作為損耗計算在多消耗的發電煤耗里。
    3、汽動引風機改造后由于煙風管路布置不合理使得煙風出口阻力增加了0.8kPa,由此帶來引風機的功耗增加。應電廠方要求,單獨計算了引風機增加的功耗,并在經濟性計算中把該部分損耗折算成標煤耗,作為可以預見的節能潛力,在計算多消耗的發電煤耗中予以扣除。
    4、汽動引風機改造的經濟性收益主要來自于兩個方面,一是消除了原先冷再汽源供熱時的節能降壓損失及低負荷引風機出口靜葉擋板小開度時節流損耗;二是用蒸汽熱能替代電能由熱、電兩種產品的價格差所帶來的經濟收益。
    5、低負荷時由于風量下降引風機的功耗需求降低幅度大于背壓機汽源參數的下降幅度,導致在600MW負荷以下背壓機排汽溫度過高,對機組的安全性及經濟性均有不利影響。從表6的13行~15行數據發現,100%負荷時背壓機的排汽焓與冷再焓值相差不多,而到75%負荷時背壓機的排汽焓比冷再焓值高出80~90?kJ/kg,50%負荷時雖然背壓機進汽混合了部分冷再汽源,但排汽焓比冷再焓仍高出50~60?kJ/kg。在同樣達到供熱參數的情況下,供熱部分收益只與流量相關,因此高焓值的供熱蒸汽顯然是不劃算的。若按照75%負荷時背壓機排汽參數接近冷再焓值計算,每小時可節約0.25t標煤,經濟收益212元/小時。
    建議對外供熱運行時,嚴格控制背壓機的排汽溫度,通過冷再汽源與一級再熱器出口汽源的混合比例,使得背壓機排汽參數剛好達到供熱需要,這樣可以減少背壓機所用汽源在一級再熱器中的吸熱,降低機組整體的煤耗率。
    上一頁下一頁

    版權所有:杭州迪卡能源技術有限公司 ? 浙ICP備12043259號-1

    荣成市| 西青区| 方山县| 化州市| 新晃| 镇平县| 乳源| 宝清县| 靖江市| 三亚市| 万安县| 昌都县| 米脂县| 剑河县| 留坝县| 彝良县| 天全县| 越西县| 钟祥市| 新巴尔虎左旗| 泰宁县| 隆化县| 浦北县| 双鸭山市| 万山特区| 桐庐县| 汉寿县| 永胜县| 泊头市| 姜堰市| 长汀县| 布拖县| 永胜县| 会理县| 临颍县| 涿州市| 光山县| 南投市|