华能玉环发电厂#4汽轮发电机组C修前后热力性能试验报告(共14页).doc

《华能玉环发电厂#4汽轮发电机组C修前后热力性能试验报告(共14页).doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《华能玉环发电厂#4汽轮发电机组C修前后热力性能试验报告(共14页).doc（14页珍藏版）》请在淘文阁 - 分享文档赚钱的网站上搜索。

1、精选优质文档-倾情为你奉上密 级 16-检索号 16-杭州意能电力技术有限公司科学技术文件浙江华能玉环电厂4汽轮发电机组C修前后热力性能试验报告二一一年四月浙江华能玉环电厂4汽轮发电机组C修前后热力性能试验报告编 写 者：审 核 者： 审 批 者： 目 录附录1 #4机组C修前后原始数据汇总表附录1 #4机组C修前后原始数据汇总表专心-专注-专业摘 要 本文介绍了浙江华能玉环电厂4汽轮发电机组C修前后热力试验的情况，包括试验目的、试验标准、试验工况、试验参数测量方法及试验机组运行方式等。文中给出了试验数据和结果，并对试验结果进行了分析。关键词 浙江华能玉环电厂 4汽轮机组 C修 热力性能 试验

2、报告1 概述浙江华能玉环电厂41000MW工程是国家“863”计划引进超超临界机组技术、逐步实现国产化的依托工程，汽轮机为上海汽轮机厂和德国SIEMENS公司联合设计制造的N1000-26.25/600/600(TC4F)型1000MW超超临界、一次中间再热式、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机。4号机组于2007年11月25日投产，于2011年1月22日连续运行414天后转入C级检修，2月18日结束检修并网发电。为了解机组在检修前后主要性能指标的变化情况，杭州意能电力技术有限公司分别于1月、3月上旬对4汽轮机进行C修前后的热力性能试验。玉环电厂4汽轮机的主要技术规范如表

3、1。表1 4汽轮机主要技术规范制造厂商上海汽轮机有限公司和德国SIEMENS公司联合设计制造汽轮机型号N1000-26.25/600/600（TC4F）汽轮机型式超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式铭牌功率1000 MW额定主蒸汽压力26.25 MPa（a）额定主蒸汽温度600额定热再热蒸汽温度600主蒸汽额定进汽量2733 t/h额定排汽压力4.4/5.39 kPa设计冷却水温度20额定给水温度（TMCR）292.5热耗率（TMCR）7316 kJ/kW.h给水回热级数（高加除氧低加）8(3+1+4)高压缸效率90.39%中压缸效率93.31%低压末级叶片长度1145.8

4、 mm1.1 试验目的1.1.1 通过试验测定机组在C修前后的机组出力及热耗率；1.1.2通过试验测定机组在C修前后的高中压缸效率；1.1.3通过试验测定机组在C修前后凝汽器端差及高压加热器运行性能；1.1.4 通过试验测定机组在C修前后的厂用电率；1.1.5通过试验测定机组在C修前后的供电煤耗率。1.2 试验标准本次试验参照GB/T 8117.2-2008汽轮机热力性能验收试验规程有关内容进行。水和水蒸汽性质参数采用“工业用水和水蒸汽热力性质计算公式IAPWS-IF97”计算得到。1.3 试验范围华能玉环电厂4汽轮发电机组。2 试验工况4机组C修前后试验工况均为TMCR、750MW负荷工况。

5、3 试验情况介绍3.1 试验测量方法及仪表本次试验是常规性热力性能试验，以前后对比为主要目的，试验测量参数主要借用电厂生产实时系统采集数据。为此，在试验前预先编制了数据采集文件，在试验进行时记录和保存试验数据，个别参数采用试验专用仪表进行测量，具体如下：3.1.1 发电机电功率测量 在发电机输出端PT、CT回路上配接0.1级的三相数字式电功率表进行测量，并测取发电机电压、电流及功率因数，这些电气参数由一台计算机单独进行数据采集。3.1.2 压力测量低压缸排汽压力和大气压力采用高精度压力变送器进行测量，并接入FLUCK 2625进行巡测。其余压力测量均采用机组运行数据。3.1.3 温度测量中排温

6、度采用试验表计接入FLUCK 2625进行巡测，其余温度参数采用机组运行数据。3.1.4 水位测量除氧器水箱水位、凝汽器水位采用机组运行数据。3.2 试验参数记录间隔由FLUCk 2625及机组生产实时系统采集的试验参数每30秒钟记录1次，其它人工记录项目每5分钟记录1次。3.3 试验时机组运行方式试验前，按原则性热力系统的要求进行了阀门隔离，机组主、辅设备按设计要求投入运行，协调控制投入。为了保证机组负荷的稳定，试验前撤出AGC，向电网调度申请“固定负荷运行”。3.4 试验时热力系统隔离状况试验前，对热力系统主要进行如下的隔离操作：关闭主汽管路、冷再管路、热再管路、高旁管路、低旁管路、抽汽管

7、路、小机进汽管路等汽管路上的疏水阀、旁路阀；关闭凝结水管路、给水管路等水管路上疏放水阀门及其旁路阀；关闭辅机本体（高加、除氧器、低加、给泵等）上的疏放水阀门及其旁路阀；关闭除氧器溢流、放水隔离阀；关闭除氧器向空排汽阀；关闭各加热器的水侧旁路阀，高、低加热器正常投入；关闭各加热器的危急疏水阀，高、低加热器投正常疏水；主机轴封由本机自供，关闭其他汽源；小机用汽由四抽供，关闭其他汽源；除氧器用汽由四抽供，关闭辅汽至除氧器用汽隔离阀；关闭汽轮机高、低压旁路阀，并确保关闭严密；关闭冷再至辅汽隔离阀、四抽至辅汽隔离阀，辅汽母管由相邻机组供汽；关闭凝结水至闭式水箱补水，闭式水箱补水由凝输泵供；关闭凝结水至定

8、冷水箱补水，定冷水箱补水由凝输泵供；关闭凝结水至磨煤机灭火蒸汽减温水隔离阀；关闭凝结水至凝结水储水箱隔离阀及其旁路阀；关闭凝结水管路上的开车放水隔离阀；给水泵密封水回水回收至凝汽器，以免出现较大的工质泄漏；尽量减少过热器减温水流量，少投或不投再热器减温水流量；停止锅炉对外疏水、排汽，关闭吹灰隔离阀； 化学汽水取样工作仍照常进行；试验前，将凝汽器补水至较高水位，然后关闭补水旁路隔离阀、关闭主调节阀及其前隔离阀、关闭辅调节阀及其前隔离阀。4 试验计算说明4.1 本次试验对机组热耗率以及机组出力试验值进行了参数偏离设计值的修正计算，修正的项目有：主汽温度、热再温度、再热器减温水流量以及低压缸排汽压力

9、，还对C修前后TMCR工况下主汽压力进行了修正。 4.2 本次试验除凝汽器压力、中压缸排汽温度采用试验表计进行测量外，大部分采用机组运行数据进行计算。本次试验计算结果主要用于C修前后试验结果进行比较，即考虑C修前后的相对变化量，而不是考虑试验结果的绝对准确性。5 试验结果及其分析5.1机组热耗率本次试验热耗率计算以性能考核试验时的热再容积流量作为试验基准流量，4机组C修前后热耗率及出力试验结果如下表2。表2 4机组C修前后机组试验结果参数单位修前修后TMCR750MWTMCR750MW高调门开度%100.332.7100.430.6补汽阀开度%0000发电机功率MW982.4749.2991.

10、6752.5主汽压力MPa26.1721.7526.1021.91主汽温度595.0594.6593.0593.2主蒸汽流量t/h2635.11982.62656.91972.1试验热耗率kJ/kWh7449.97524.17428.77505.5修正后热耗率kJ/kWh7420.57592.97400.17586.3修正后发电机功率MW965.9736.9972.2730.0由上表可知，C修后机组出力有所上升而热耗率有所下降，说明经过检修机组经济性有一定地提高。C修后TMCR工况下再热器减温水流量高达92.6t/h，占主汽流量的3.5%，使机组运行热耗率增加0.4%，使机组供电煤耗率提高1.

11、14g/kWh。因此建议在机组正常运行期间尽量少投或不投再热器减温水，以提高机组运行经济性。5.2 高、中压缸效率表3 4机组C修前后高中压缸效率参数单位修前修后TMCR750MWTMCR750MW高调门开度100.332.7100.430.6高压缸效率88.584.488.483.4中压缸效率92.592.693.093.1从表3 可知，C修前后TMCR工况下高中压缸效率基本保持一致。由于该机组采用节流调节，当机组负荷为750MW时，随着高压调门开度的下降，高压缸效率也随之下降。C修后750MW工况下高压缸效率比修前下降了约1个百分点，可能与修前试验时高压调门开度略大些有关。从表3的试验数据

12、可知，高压调门开度从100下降到32.7，高压缸效率降低约4个百分点，表明调门节流损失过大。因此建议电厂对高压调门进行运行优化，使机组在满足负荷快速响应的条件下，能适当增加高压调门开度以提高机组运行经济性。本次C修期间更换了大部分主汽及再热汽的温度元件，在计算高、中压缸效率时采用的主汽温度测点与2009年B修有所不同，由此将直接影响高、中压缸效率的计算值。5.3 回热系统5.3.1 高压加热器性能表4 4机组C修前后TMCR工况下高压加热器性能表参数名称单位设计值C修前试验值C修后试验值高加A高加B高加A高加B1号高加加热器温升20.522.623.720.019.2加热器上端差-1.71.4

13、1.7-1.6-1.3加热器下端差5.611.19.810.98.62号高加加热器温升5649.347.852.352.8加热器上端差06.58.0-0.50.4加热器下端差5.68.29.26.97.43号高加加热器温升2923.925.126.927.2加热器上端差04.13.1-0.5-0.7加热器下端差5.67.77.86.86.7表4列出了4机组C修前后高压加热器的性能数据。在本次C修前试验时发现2高加温升不足，使得#1高加温升有所提高，回热系统的经济性有所下降。建议本次C修期间，对#2高加A/B进行解体检查，特别是给水进口水室处密封面是否完整等。检修时对#13高加进行解体，对水室隔

14、板的螺母脱落、密封垫片损坏等现象进行了消缺处理。与C修前相比，C修后#13高加上端差均有不同程度的降低，其中#2高加上端差下降幅度最大，有7左右。#2高加温升提高了4，#3高加温升提高了2.5，而#1高加温升下降了3.6。C修后由于#2/3高压加热器温升的提高，使最终给水温度从修前的287.5提高到修后的291.7，给水温度的提高，增加了机组回热效率，提高了机组经济性。采用制造厂提供的修正曲线计算，加热器端差下降使机组热耗率下降了0.21%，折算到机组供电煤耗率为0.6g/kWh（假定平均供电煤耗率为290g/kWh计算），说明高压加热器经过C级检修取得了显著的经济效益。5.4 通流参数从表5

15、试验值与设计值的对比可看出：除六抽外，缸内通流参数与设计值均较接近，高中压缸内通流状况正常；六抽温度比设计值明显偏低，特别是C修后六抽A蒸汽温度仅比相应压力下的饱和温度高10，容易造成抽汽管路积水，导致汽轮机跳机时引发进水事故，因此建议正常运行过程中该抽汽逆止门后管道疏水阀保持全开。表5 4机组C修前后TMCR工况下通流参数通流参数压力设计值(MPa)压力试验值(MPa)温度设计值()温度试验值(）C修前C修后C修前C修后主蒸汽26.2526.1726.10600595.0593.0一段抽汽7.767.7207.79400.5396.0396.2高压缸排汽5.955.815.80362.935

16、9.3358.0热再热蒸汽5.355.505.50600599.0600.8三段抽汽2.262.372.36465.2466.0466.5四段抽汽1.121.171.18365.4364.7366.4五段抽汽0.620.6370.640286.1289.4289.4六段抽汽0.240.2570.262185.6.141.2138.2183.0174.55.5 凝汽器端差表6 4机组C修前后凝汽器运行特性参数单位修前修后TMCR750MWTMCR750MW凝汽器进口循环水温度11.511.19.18.8凝汽器出口循环水温度24.120.421.617.9凝汽器循环水温升12.69.412.59.

17、1低压缸排汽压力A测量值kPa3.73.22.92.5低压缸排汽压力B测量值kPa4.33.33.72.9热井水温A24.421.322.119.3热井水温B32.728.131.426.7凝汽器端差6.145.416.075.35凝汽器过冷度3.413.701.441.45由表6可知，C修前后凝汽器端差基本一致。由于C修后试验时循环水温度比修前低，根据凝汽器特性曲线，在其它参数相同的条件下，循环水进口温度越低，则凝汽器端差将越大。因此如考虑循环水进口温度的影响，则经过凝汽器清洗等工作后，C修后凝汽器端差有一定程度的下降。试验期间，在测量真空破坏阀密封水A溢流量过程中，发现溢流水流至热井坑后，

18、该股约300kg/h的流量消失了。开大密封水则在其出口能看到溢流水流出。经检查管路布置，发现该密封水溢流接至凝汽器A前水室循环水至汽机房海水坑放气门后，推测由于该阀门关闭不严，而循环水回水管有一定的真空，导致密封水溢流被吸入循环水系统。因此建议电厂更换该放气阀，避免更多空气进入循环水回水管内。5.6 厂用电率及供电煤耗率4机组C修前后厂用电率及供电煤耗率如表7所示。在本计算中机组管道效率取0.98。 由于C修前后汽机热耗率、锅炉效率均有不同程度地提高，C修后机组供电煤耗率也有相应的下降幅度。表7 4机组厂级指标参数单位修前修后TMCR750MWTMCR750MW机组热耗率kJ/kWh7420.

19、57592.97400.17586.3锅炉效率93.2993.1093.8093.92厂用电率3.8054.1113.7344.180机组发电煤耗g/kWh276.9284.0274.7281.2机组供电煤耗g/kWh287.9296.1285.3293.55.7 热耗率计算中基准流量问题 汽机热耗率计算公式如下：式中：HR发电机输出端功率计算的试验热耗率，kJ/kWh；P发电机输出端功率，由高精度数字电功率表实测得到，kW；GMS、HMS主蒸汽流量、焓值；GHRH、HHRH热再蒸汽流量、焓值；GFW、HFW最终给水流量、焓值；GCRH、HCRH冷再蒸汽流量、焓值；GRH、HRH再热器减温水流

20、量、焓值；在相同负荷工况下，机组运行时进汽压力/温度变化不大，对焓值的影响有限。因此直接影响热耗率计算准确性的参数为流量和机组出力。在玉环电厂14机组的常规试验过程中，作为机组热耗率计算基准流量运行给水流量测量存在较大的误差。汽机热耗率试验结果的准确性是建立在基准流量准确性的基础之上的，主蒸汽、再热蒸汽流量均由基准流量通过流量平衡及热量平衡计算而得，因此若基准流量偏离1，则对热耗率的影响也为1。给水、凝结水流量数据如表8所示。省煤器进口给水流量一次元件为喷嘴，其刻度差压40kPa，对应的流量为3200t/h，从表8中可知，机组运行给水流量与试验计算给水流量偏差为2.5%以上，若采用运行给水流量

21、计算机组热耗率，将使机组热耗率偏大2.5%以上。#4机组凝结水系统仅在精处理进口处有流量测点，根据电厂热工提供的资料，该流量测量一次元件对应的刻度差压为60kPa，流量为2100t/h。在TMCR工况下，其差压值超过60kPa，流量显示值超过了2100t/h。从表8中可知，机组运行凝结水流量偏大在10%以上。由此可知，机组运行的省煤器进口给水流量与凝结水流量的测量精度均不符合试验要求，鉴于玉环电厂在除氧器进口没有凝结水流量测点，因此建议电厂可在除氧器进口凝结水管路上增加经校验合格的流量喷嘴或孔板，以该流量作为热耗率计算的基准流量，提高热耗率试验结果的准确性。表8 给水、凝结水流量偏差参数单位修

22、前修后TMCR750MWTMCR750MWSIS给水流量差压kPa28.8015.7328.6815.44SIS锅炉给水流量40CXC01041CFA01St/h2741.02044.92722.92026.0试验计算给水流量t/h2674.61988.12658.21953.4给水流量偏差%2.482.862.433.72SIS凝结水流量差压kPa60.1734.7363.9937.55SIS凝结水流量t/h2101.71649.72167.91659.5试验计算凝结水流量t/h1895.81418.51870.81402.8凝结水流量偏差%10.8111.8415.8918.306 试验总

23、结总体来看，C修后#4机组运行比较正常，整体保持着较高的运行水平，系统严密性、凝汽器系统、给水系统等均运行良好。1）从机组高、中压缸效率可知，4机组高中压缸通流效率处于较高的水平，机组运行热力性能稳定。2）试验期间发现机组再热器减温水流量偏大，在TMCR工况下再热器减温水流量高达92.6t/h，使机组运行供电煤耗率提高1.14g/kWh。因此建议电厂在机组正常运行期间尽量少投或不投再热器减温水，以提高机组运行经济性。3）通过C级检修，13高加上端差均有不同程度的下降，特别是2高加温升有显著提高，使机组供电煤耗率降低约0.6g/Wh。4）凝汽器前水室循环水至汽机房海水坑放气门存在关闭不严情况，导

24、致真空破坏阀密封水溢流进入循环水，建议电厂更换该放气阀门，避免更多空气进入循环水回水管内。5）由于机组基准流量偏差较大，建议电厂增加除氧器进口的凝结水流量高精度测量装置。附录1 #4机组C修前后原始数据汇总表参数名称单位C修前C修后TMCR750MWTMCR750MW试验日期2011-1-52011-1-62011-3-22011-3-2试验时间15:00-15:4018:25-19:2014:35-16:0017:50-19:10发电机输出功率MW982.37749.22991.59752.46高压厂变功率MW37.3830.8037.0331.45大气压力MPa0.1020.1030.10

25、20.102主蒸汽压力MPa26.1721.7526.1021.91主蒸汽温度595.0594.6593.0593.2高压缸排汽压力MPa5.8124.3535.8024.337高压缸排汽温度359.3356.2358.0355.3热再热蒸汽压力MPa5.5004.1185.4974.106热再热蒸汽温度599.0604.4600.8603.6低压缸进汽压力MPa0.6410.4910.6400.490低压缸进汽温度283.0290.9284.3289.8低压缸排汽压力AkPa3.7383.1702.9032.450低压缸排汽压力BkPa4.3033.3353.7052.857一级抽汽压力MP

26、a7.7205.8447.7885.874一级抽汽温度396.0392.8396.2393.7三级抽汽压力MPa2.3731.7942.3571.770三级抽汽温度466.0471.4466.5469.7四级抽汽压力MPa1.1740.9141.1850.915四级抽汽温度364.7374.2366.4373.7五级抽汽压力MPa0.6370.4920.6400.490五级抽汽温度289.4297.3289.4295.3六级抽汽压力MPa0.2570.2150.2620.202六级抽汽温度A141.2184.4138.2173.2六级抽汽温度B183.0193.8174.5188.1#1高加进

27、汽压力MPa7.3405.6127.4715.690#1高加进汽温度393.2391.8394.1392.3#2高加进汽压力MPa5.6434.2345.6844.207#2高加进汽温度358.3355.8357.5355.0#3高加进汽压力MPa2.3191.7512.2841.721#3高加进汽温度466.8472.2467.4470.4最终给水压力MPa30.3525.1030.3425.10最终给水温度287.2270.6291.8274.3#1高加出水温度287.5270.7291.7274.2参数名称单位C修前C修后TMCR750MWTMCR750MW#1高加进水温度264.424

28、8.7272.1256.0#1高加疏水温度274.8257.9281.9266.5#2高加进水温度216.4203.4219.8206.5#2高加疏水温度225.1209.8226.9211.7#3高加进水温度191.9180.0192.7180.4#3高加疏水温度199.6186.1199.5185.7热井水温A24.3821.3022.0919.30热井水温B32.7328.0631.4326.69循环水进口温度11.4611.089.128.83循环水出口温度24.0920.4421.5717.92除氧器水箱初水位mm2946295729842993除氧器水箱终水位mm294429662

29、9942993附录2 #4机组C修前后试验计算结果汇总表参数单位C修前C修后TMCR750MWTMCR750MW试验日期2011-1-52011-1-62011-3-22011-3-2试验时间15:00-15:4018:25-19:2014:35-16:0017:50-19:10发电机功率MW982.37749.22991.59752.46主蒸汽压力MPa26.1721.7526.1021.91主蒸汽温度595.0594.6593.0593.2主蒸汽流量t/h2635.11982.62656.91972.1#1高加进汽流量t/h152.4101.1133.885.4#2高加进汽流量t/h255

30、.1172.9286.4191.2冷再热蒸汽流量t/h2214.81698.92223.81685.9再热减温水流量t/h77.714.792.643.4热再热蒸汽流量t/h2292.51713.72316.41729.3除氧器水位变化当量流量t/h-0.40.2-0.60.0高压缸效率%88.584.488.483.4中压缸效率%92.592.693.093.1试验发电热耗率kJ/kWh7449.97524.17428.77505.5修正后热耗率kJ/kWh7420.57592.97400.17586.3修正后发电机功率MW965.9736.9972.2730.0修正后锅炉效率93.2993

31、.1093.8093.92厂用电率3.814.113.734.18修正后发电煤耗g/kWh277.3284.3275.0281.6修正后供电煤耗g/kWh288.3296.5285.7293.9主汽压力对热耗率修正系数f2,HR-0.02497-0.04849主汽温度对热耗率修正系数f2,HR-0.15706-0.15456-0.21704-0.19510热再热温度对热耗率修正系数f4,HR-0.021010.094590.016430.07620排汽压力对热耗率的修正系数f10,HR0.143361.059540.260191.44507再热减温水流量对热耗率修正系数f11,HR-0.334

32、93-0.08442-0.39608-0.25020主蒸汽压力对负荷修正系数f2,L0.286150.55563主蒸汽温度对负荷修正系数f2,L0.361580.346240.499660.43705热再热温度对负荷修正系数f4,L0.08524-0.36995-0.06666-0.29805排汽压力对负荷修正系数f10,L-0.14107-1.05012-0.25604-1.43223再热减温水流量对负荷修正系数f11,L-2.26927-0.57197-2.68359-1.69517热耗率总修正系数f,HR0.996051.009150.996151.01076出力总修正系数f,L0.983230.983540.980490.97012