汽轮机热力性能试验技术培训.ppt

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1、TPRITPRI汽轮机热力性能试验技术培训汽轮机热力性能试验技术培训西安热工研究院有限公司西安热工研究院有限公司电站性能技术部电站性能技术部姚啸林姚啸林2009.3.26 2009.3.26 宜昌宜昌TPRITPRI一、汽轮机热力性能试验概述一、汽轮机热力性能试验概述二、试验的仪器仪表及测量方法二、试验的仪器仪表及测量方法三、试验条件及试验步骤三、试验条件及试验步骤四、试验结果的计算四、试验结果的计算五、联合循环电站性能测试简介五、联合循环电站性能测试简介六、机组热力性能分析六、机组热力性能分析TPRITPRI一、汽轮机热力性能试验概述一、汽轮机热力性能试验概述TPRITPRI1.1 试验目的

2、及类型试验目的及类型n n新机考核鉴定试验新机考核鉴定试验受各发电公司、电厂委托对汽机制造厂保证值进行考核；受各发电公司、电厂委托对汽机制造厂保证值进行考核；针对进口机组、国产新品牌、新型式机组的国家鉴定。针对进口机组、国产新品牌、新型式机组的国家鉴定。指标：指标：THATHA工况热耗率；工况热耗率；TRLTRL工况出力；工况出力；TMCRTMCR工况出力等工况出力等n n性能诊断试验性能诊断试验测定额定工况、部分负荷工况下的热耗率和煤耗率，评估经济性水平，确定改测定额定工况、部分负荷工况下的热耗率和煤耗率，评估经济性水平，确定改进的方向。进的方向。n n对比试验对比试验机组通流部分改造前后对

3、比试验；机组通流部分改造前后对比试验；机组大修前后性能试验。机组大修前后性能试验。n n运行优化试验运行优化试验冷端优化试验；冷端优化试验；定滑压参数优化试验。定滑压参数优化试验。TPRITPRI试验目的不同试验目的不同-试验精度要求有差别试验精度要求有差别-试试验表计有差别。验表计有差别。通常大修前后对比性试验要求相对较低，通常大修前后对比性试验要求相对较低，多用运行表计。多用运行表计。考核试验、机组通流部分改造前后对考核试验、机组通流部分改造前后对比试验、缸效率鉴定试验涉及索赔问题，要比试验、缸效率鉴定试验涉及索赔问题，要求严格，多按求严格，多按ASME PTC6ASME PTC6标准进行

4、，需要有标准进行，需要有完备的测点，试验工作量大，试验精度高。完备的测点，试验工作量大，试验精度高。TPRITPRI1.2汽轮机热力性能指标汽轮机热力性能指标n n汽轮发电机组的热耗率n n汽轮发电机组的出力n n汽耗率n n蒸汽的流量、给水的流量n n汽轮机各缸的效率n n汽轮机各轴封泄漏量，系统各部分内、外漏情况，热力系统中工质在各处的参数等 TPRITPRI1.3常用试验标准常用试验标准标标准准美国美国ASMEASMEPTC6PTC6国国际电际电工委工委员员会会IEC AIEC A，B B国国标标GB8117-2008GB8117-2008区区别别精精度度精度最高的精度最高的试验试验用最

5、好的用最好的仪仪表表HRHR不确定度不确定度全面性全面性试验试验0.25%(0.25%(湿蒸湿蒸汽汽0.37%)0.37%)简简化化试验试验0.34%(0.34%(湿蒸汽湿蒸汽0.5%)各高加的抽汽量；除氧器热平衡-除氧器的抽汽量，给水流量；求解联立方程，一般采用迭代法求解。TPRITPRI试验结果的修正试验结果的修正 通常汽轮机的所有运行参数不会都与规定值（设计通常汽轮机的所有运行参数不会都与规定值（设计值）相同，这些偏差会对试验结果产生影响，因此必须予值）相同，这些偏差会对试验结果产生影响，因此必须予以修正，以保证在相同的热力循环条件下的试验结果与规以修正，以保证在相同的热力循环条件下的试

6、验结果与规定值进行比较定值进行比较 n n第一类修正（系统修正）第一类修正（系统修正）热平衡计算或查修正曲线热平衡计算或查修正曲线n n第二类修正（参数修正）第二类修正（参数修正）查修正曲线查修正曲线n n老化修正老化修正 TPRITPRI系统修正系统修正n n加热器进、出口端差n n抽汽管道压损n n过热减温水流量n n再热减温水流量n n给水泵和凝结水泵焓升n n凝结水过冷度n n系统贮水量变化TPRITPRI参数修正参数修正n n主蒸汽压力n n主蒸汽温度n n再热蒸汽温度n n再热汽压损n n排汽压力 TPRITPRI一类（系统）修正条件一类（系统）修正条件n n主汽流量等于试验时的主

7、汽流量主汽流量等于试验时的主汽流量n n系统中任何一点的储水量不变，无减温水，无补给系统中任何一点的储水量不变，无减温水，无补给水水n n无抽汽管道散热损失无抽汽管道散热损失n n给水泵和凝结水泵的焓升取其规定值给水泵和凝结水泵的焓升取其规定值n n最低压力的给水加热器的进水焓值取试验排汽压力最低压力的给水加热器的进水焓值取试验排汽压力对应的饱和水焓，减去规定的过冷度，加上按规定对应的饱和水焓，减去规定的过冷度，加上按规定循环加入凝结水热量引起的温升循环加入凝结水热量引起的温升n n加热器的端差为规定值加热器的端差为规定值n n各缸效率保持试验值不变各缸效率保持试验值不变TPRITPRI一类修

8、正计算的步骤一类修正计算的步骤n n计算在规定的加热器疏水端差及出口端差，抽汽管道计算在规定的加热器疏水端差及出口端差，抽汽管道压损压损(无散热无散热)下的抽汽量下的抽汽量(抽汽压力用试验压力抽汽压力用试验压力)用除氧器的饱和温度加给水泵规定焓升后的给水温度作高加进用除氧器的饱和温度加给水泵规定焓升后的给水温度作高加进水温度，用进水水温度，用进水 温和疏水端差来确定疏水温度；温和疏水端差来确定疏水温度；用实测抽汽压力加上规定压损为进汽压力，查饱和温度，根据用实测抽汽压力加上规定压损为进汽压力，查饱和温度，根据终端差得出出水温度。终端差得出出水温度。n n根据加热器热平衡求出新的抽汽量根据加热器

9、热平衡求出新的抽汽量n n计算通过汽轮机各抽汽级后的蒸汽流量计算通过汽轮机各抽汽级后的蒸汽流量(设设w1)w1)，主汽，主汽流量取实测值流量取实测值n n算出各组算出各组(即试验值即试验值)n n算出各段新压力算出各段新压力 ，不得超过不得超过1 1，若超过若超过1 1则进行第二次计算则进行第二次计算 TPRITPRI二类（参数）修正计算二类（参数）修正计算n n当主蒸汽参数、再热蒸汽参数、再热器压降当主蒸汽参数、再热蒸汽参数、再热器压降和排汽压力偏离额定值时，需进行二类修正和排汽压力偏离额定值时，需进行二类修正计算计算n n修正值由汽轮机制造厂提供的修正曲线来确修正值由汽轮机制造厂提供的修正

10、曲线来确定定 n n对于主蒸汽压力、温度偏离规定值，要对主对于主蒸汽压力、温度偏离规定值，要对主蒸汽流量进行修正蒸汽流量进行修正 TPRITPRI关于老化修正关于老化修正 ASME PTC6 ASME PTC6规程规定新机的考核试规程规定新机的考核试验应在机组首次带负荷运行后的八周内进验应在机组首次带负荷运行后的八周内进行，如电厂条件限制，不能进行试验，可行，如电厂条件限制，不能进行试验，可以将试验推迟到首次内部大检查，排除任以将试验推迟到首次内部大检查，排除任何影响汽轮机性能的故障后进行。何影响汽轮机性能的故障后进行。TPRITPRI老化的概念老化的概念n n汽轮机组运行状态和状况对汽轮机本

11、体损耗汽轮机组运行状态和状况对汽轮机本体损耗的积累。损耗的形式主要有：蠕变、疲劳、的积累。损耗的形式主要有：蠕变、疲劳、侵蚀和腐蚀。这四种形式产生和发展的机理侵蚀和腐蚀。这四种形式产生和发展的机理都与时间有关都与时间有关n n老化只是纯粹由于时间的推移而导致汽轮机老化只是纯粹由于时间的推移而导致汽轮机性能的下降，而不包括积垢、轴封漏汽量的性能的下降，而不包括积垢、轴封漏汽量的增加等因素增加等因素n n美国能源部的统计表明，电厂热耗率平均每美国能源部的统计表明，电厂热耗率平均每1010年上升年上升3 3，机组起停频繁，机组性能不稳，机组起停频繁，机组性能不稳定性能老化就越严重定性能老化就越严重T

12、PRITPRI对汽轮机性能老化的修正方法对汽轮机性能老化的修正方法 n n焓降法n n德国DIN标准 n n国际电工委员会IEC标准 n nASME标准 TPRITPRI焓降法焓降法n n初次启动后立即进行焓降效率试验与正式试验作比较初次启动后立即进行焓降效率试验与正式试验作比较n n试验需将阀门全开，若汽轮机在首次启动后不能立即带满负荷，试验需将阀门全开，若汽轮机在首次启动后不能立即带满负荷，则通过把主汽压力降低到调节阀全开而又不超过出力限制来进则通过把主汽压力降低到调节阀全开而又不超过出力限制来进行内效率试验行内效率试验n n通过焓降试验再利用小偏差法计算出缸效率变化对机组热耗率通过焓降试

13、验再利用小偏差法计算出缸效率变化对机组热耗率影响影响 如上汽如上汽300MW300MW机组机组n n HPHP11 HR HR 0.2065 0.2065n n IPIP 1 1 HR HR 0.29950.2995n n LPLP 1 1 HR HR 0.45100.4510 焓降试验虽是个好办法，但往往在机组初次并网时，没有焓降试验虽是个好办法，但往往在机组初次并网时，没有条件进行试验。条件进行试验。TPRITPRI德国德国DIN标准标准 n n4个月内不计老化n n5-12个月 0.1%n n13-24个月 0.06%TPRITPRI国际电工委员会国际电工委员会IEC标准标准n n2-1

14、2个月 n n12-24个月 TPRITPRIASME标准标准 修正计算按照修正计算按照ASME PTC6R-1985ASME PTC6R-1985中的老化修正曲线及公中的老化修正曲线及公式进行式进行 n n运行运行N N个月后，热耗率恶化百分数的估计值个月后，热耗率恶化百分数的估计值=其中：其中：MW MW 汽轮机功率；汽轮机功率；P0 P0 初压力；初压力；f f 对石化燃料机组取对石化燃料机组取1.01.0，对核电机组取，对核电机组取0.70.7；BF BF 基本系数，按照机组投入运行的月数来查取。基本系数，按照机组投入运行的月数来查取。TPRITPRI我院对老化试验研究的结果我院对老化

15、试验研究的结果 我院于我院于1991199319911993年在福州电厂两台年在福州电厂两台350MW350MW机组上进行了老化试验，结果表明：机组上进行了老化试验，结果表明：机组大修后，首次启动半年机组热耗机组大修后，首次启动半年机组热耗率相对升高了率相对升高了0.60.6，而在以后运行两年时间，而在以后运行两年时间内，热耗只升高内，热耗只升高0.20.30.20.3，正常运行情况下，正常运行情况下，机组性能老化主要集中于启动后的半年内，机组性能老化主要集中于启动后的半年内，再往后随着结垢及轴封漏汽等内部损失的增再往后随着结垢及轴封漏汽等内部损失的增加而减缓，热耗升高的幅度也逐渐降低。超加而

16、减缓，热耗升高的幅度也逐渐降低。超过过2 2年机组性能老化程度几乎不再增加。年机组性能老化程度几乎不再增加。TPRITPRI实测与计算数据举例实测与计算数据举例时间时间实测热实测热耗上升耗上升用用ASMEASME方法方法用用IECIEC方法方法月月%7 70.6040.6040.2620.2620.4550.45510100.7050.7050.3280.3280.5850.58514140.8100.8100.4260.4260.8590.85926260.8940.8940.6360.6361.3301.330以福州电厂三菱公司350MW机为例 TPRITPRI4.3试验测量不确定度试验测

17、量不确定度n n全面性试验 石化燃料再热循环机组：0.25%在湿蒸汽区运行的机组：0.37%n n简化试验 石化燃料再热循环机组：0.34%在湿蒸汽区运行的机组：0.50%TPRITPRI影响因素：n n仪表系统不确定度n n时间变化性不确定度n n空间变化性不确定度TPRITPRI示示例例参数参数对热耗率不确定度对热耗率不确定度的影响的影响 各参数测量不确定度各参数测量不确定度热耗率分热耗率分不确定度不确定度U UHRiHRi(%)(%)热耗率分热耗率分不确定度不确定度U UHRiHRi的平方的平方仪表系统仪表系统不确定度不确定度U UI I()()时间变化时间变化性不确定性不确定度度U U

18、t t()()空间变化空间变化性不确定性不确定度度U Us s()()总不确总不确定度定度U UT T单单位位p p主汽主汽压压力力0.065 0.065%/%/%0.0840.0840.0560.0560.1010.101%0.0070.0074.25E-054.25E-05t t主汽温度主汽温度0.155 0.155%/%/0.3540.3540.1260.1260.3750.3750.0580.0583.39E-033.39E-03p p冷再冷再热压热压力力0.033 0.033%/%/%0.0920.0920.0680.0680.1150.115%0.0040.0041.44E-051

19、.44E-05t t冷再冷再热热温度温度0.094 0.094%/%/0.3540.3540.0960.0960.3660.3660.0340.0341.17E-031.17E-03p p热热再再热压热压力力0.050 0.050%/%/%0.0910.0910.0710.0710.1150.115%0.0060.0063.27E-053.27E-05t t热热再再热热温度温度0.105 0.105%/%/0.3540.3540.1630.1630.3890.3890.0410.0411.68E-031.68E-03t t最最终给终给水温度水温度0.073 0.073%/%/0.3540.35

20、40.0280.0280.3550.3550.0260.0266.79E-046.79E-04t t最后一最后一级级加加热热器器进进水水温度温度0.020 0.020%/%/0.3540.3540.0270.0270.3550.3550.0070.0074.81E-054.81E-05t t给给水水泵泵出水温度出水温度0.083 0.083%/%/0.3540.3540.0280.0280.3550.3550.0300.0308.72E-048.72E-04t t除氧器出水温度除氧器出水温度0.125 0.125%/%/0.3540.3540.0250.0250.3540.3540.0440.

21、0441.98E-031.98E-03t t主凝水温度主凝水温度0.212 0.212%/%/0.3540.3540.0260.0260.3540.3540.0750.0755.66E-035.66E-03w w主凝水流量主凝水流量1.072 1.072%/%/%0.2680.2680.1320.1320.2990.299%0.3200.3201.03E-011.03E-01w w汽汽动泵动泵耗汽量耗汽量0.035 0.035%/%/%0.6930.6930.1270.1270.7050.705%0.0250.0256.01E-046.01E-04w w减温水流量减温水流量0.019 0.01

22、9%/t/h%/t/h0.2860.2860.7180.7180.7730.773t/ht/h0.0140.0142.06E-042.06E-04p p排汽排汽压压力力0.089 0.089%/%/%0.0910.0910.0240.0241.7121.7121.7121.712%0.1520.1522.32E-022.32E-02第一类修正第一类修正1.000 1.000%/%/%0.0300.0300.0000.0000.0300.030%0.0300.0309.00E-049.00E-04w w系系统统隔离隔离1.000 1.000%/%/%0.0130.0130.0000.0000.0

23、130.013%0.0130.0131.65E-041.65E-04P P发电发电机出力机出力1.000 1.000%/%/%0.2240.2240.0540.0540.2300.230%0.2300.2305.30E-025.30E-02 1.96E-011.96E-01热耗率测量总不确定热耗率测量总不确定度度(%)(%)0.4430.443TPRITPRI4.4试验结果的比较试验结果的比较n n阀点基准法阀点基准法 若保证值是以阀点为基准的，则需通过各阀点分别给出设若保证值是以阀点为基准的，则需通过各阀点分别给出设计和试验出力与热耗曲线，将两条曲线进行比较，在额定负荷计和试验出力与热耗曲线

24、，将两条曲线进行比较，在额定负荷处读取两条曲线的差值，作为比较的结果。处读取两条曲线的差值，作为比较的结果。为了准确比较大修前后高压缸效率的变化为了准确比较大修前后高压缸效率的变化,应尽可能安排应尽可能安排阀点工况试验，使用阀点工况下的高压缸效率用于比较。阀点工况试验，使用阀点工况下的高压缸效率用于比较。n n节流阀基准节流阀基准 对于单阀或多阀一致动作的机组，每一试验热耗与设计对于单阀或多阀一致动作的机组，每一试验热耗与设计热耗的比较都在负荷为阀门全开点负荷相同的百分数时进行热耗的比较都在负荷为阀门全开点负荷相同的百分数时进行n n规定负荷基准规定负荷基准 经修正后的负荷偏离规定负荷不超过经

25、修正后的负荷偏离规定负荷不超过5 5。在此范围内，。在此范围内，将试验结果与规定负荷下的保证值加以比较将试验结果与规定负荷下的保证值加以比较 TPRITPRI五、联合循环电站性能测试简介五、联合循环电站性能测试简介TPRITPRI试验目的试验目的 n n测定联合循环机组整体的性能n n测定余热锅炉性能n n测定其它设备的性能测定机组投产时的性能，对供货商提供的保证值进行考核。TPRITPRI试验内容试验内容 1.1.性能考核试验项目性能考核试验项目1.11.1联合循环性能试验项目联合循环性能试验项目 n n100%100%负荷性能保证条件下联合循环输出功率负荷性能保证条件下联合循环输出功率n

26、n100%100%负荷性能保证条件下联合循环热耗率负荷性能保证条件下联合循环热耗率TPRITPRI试验内容试验内容 1.21.2余热锅炉性能试验项目余热锅炉性能试验项目 n n出力：余热锅炉高压出力：余热锅炉高压/再热再热/低压蒸汽流量、低压蒸汽流量、压力和温度压力和温度n n设备出、入口间水汽侧压力总损失设备出、入口间水汽侧压力总损失n n烟气侧压力总损失烟气侧压力总损失n n余热锅炉高压过热器和再热器的喷水量余热锅炉高压过热器和再热器的喷水量TPRITPRI试验标准试验标准w wASME PTC22 Performance Test Code On Gas TurbinesASME PTC

27、22 Performance Test Code On Gas Turbines美国机械工程师协会美国机械工程师协会燃气轮机性能试验规程燃气轮机性能试验规程w wISO 2314 Gas turbines ISO 2314 Gas turbines Acceptance tests Acceptance testsISO ISO 燃气轮机验收试验规程燃气轮机验收试验规程AMENDMENT AMENDMENT 1:Acceptance 1:Acceptance tests tests for for combined-cycle combined-cycle power plantspower

28、plants附件附件1 1：联合循环电站验收试验规程：联合循环电站验收试验规程w wASME ASME PTC46 PTC46 Performance Performance Test Test Code Code On On Overall Overall Plant Plant PerformancePerformance美国机械工程师协会美国机械工程师协会全厂性能试验规程全厂性能试验规程w wANSI/ASME PTC4.4 ANSI/ASME PTC4.4 燃机余热锅炉性能试验规程燃机余热锅炉性能试验规程w wASME PTC6.2 ASME PTC6.2 联合循环蒸汽轮机性能试验规程

29、联合循环蒸汽轮机性能试验规程PERFORMANCE PERFORMANCE TEST TEST CODE CODE 6.2 6.2 On On STEAM STEAM TURBINES TURBINES IN COMBINED CYCLES IN COMBINED CYCLES TPRITPRI规程简介规程简介n n试验对象ASME PTC22ASME PTC22；ISO2314ISO2314单独考核燃气轮机单独考核燃气轮机PTC46PTC46；ISO2314 Amendment 1ISO2314 Amendment 1考核整个联合循环考核整个联合循环TPRITPRI试验条件试验条件n n试验

30、的时间：试验的时间：供货合同中的约定；供货合同中的约定；验验收收试试验验应应在在供供应应商商完完成成调调试试后后立立即即进进行行，否否则则至少应在可靠性运行开始后三个月内进行；至少应在可靠性运行开始后三个月内进行；试验前应将燃机交给制造商进行检查和清洁；试验前应将燃机交给制造商进行检查和清洁；如如果果试试验验必必须须推推迟迟进进行行，应应就就老老化化和和脏脏污污的的影影响响达成协议。达成协议。n n试验持续时间：试验持续时间：进进入入热热稳稳定定状状态态后后，开开始始性性能能试试验验。试试验验持持续续1 1个个小时。小时。TPRITPRI测点布置图测点布置图TPRITPRI测点布置图测点布置图

31、TPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRITPRI试验结果计算试验结果计算n n热耗率计算热耗率计算式中：式中：PTGHR(t)PTGHR(t)：试验条件下的联合循环机组热耗率：试验条件下的联合循环机组热耗率kJ/kWhkJ/kWhQFG(t)QFG(t)：燃料流量：燃料流量kg/hkg/hLHV(t)LHV(t)：燃料低位热值：燃料低位热值kJ/kgkJ/kgHF(t)HF(t)：试验温度下的燃料热焓：试验温度下的燃料热焓kJ/kgkJ/kgPTGPO(t)PTGPO(t)：试验条件下的联合循环机组输出功率：试验条件下的联合循环机组输出功率kWkW TPRITPRI试验结果修正

32、试验结果修正n n燃气轮机性能试验的修正曲线不具有通用性燃气轮机性能试验的修正曲线不具有通用性n n使用制造商提供的性能曲线使用制造商提供的性能曲线n n修正项目修正项目 大气温度大气温度 大气压力大气压力 大气湿度大气湿度 发电机功率因数发电机功率因数 循环水入口温度循环水入口温度 循环水流量循环水流量 燃料入口温度燃料入口温度 燃料成分燃料成分 机组老化机组老化 透平转速透平转速n nTPRITPRI燃机试验的特点和注意事项燃机试验的特点和注意事项n n需需要要约约束束和和测测量量的的边边界界条条件件多多，并并对对试试验验结结果果有有较较大大的影响；的影响；n n只要可能，就尽早进行试验；

33、只要可能，就尽早进行试验；n n需需要要将将试试验验条条件件控控制制在在试试验验各各方方同同意意的的范范围围之之内内，避避免免燃燃气气轮轮机机在在远远离离设设计计或或规规定定条条件件下下运运行行，而而不不能能做做出精确的修正；出精确的修正；n n试试验验前前很很多多工工作作需需要要各各方方协协商商完完成成，并并达达成成一一致致，避避免不确定度的增加和对试验结果产生较大的影响。免不确定度的增加和对试验结果产生较大的影响。n n燃燃气气轮轮机机、余余热热锅锅炉炉、蒸蒸汽汽轮轮机机在在系系统统上上紧紧密密连连接接在在一一起起，必必须须分分清清各各个个系系统统的的边边界界，以以便便考考核核其其各各自自

34、的的性性能能是是否否达达到到合合同同上上的的保保证证值值。应应该该在在合合同同中中就就边边界界做做出出明明确确规规定定，在在测测点点布布置置时时遵遵循循相相应应规规定定，避避免免在在验收试验时发生争执。验收试验时发生争执。TPRITPRI六、机组热力性能分析六、机组热力性能分析TPRITPRI6.1 影响汽轮机热经济性的因素影响汽轮机热经济性的因素n n第一类（汽轮机本体）：第一类（汽轮机本体）：如高压缸、中压缸、低压缸如高压缸、中压缸、低压缸内效率内效率(包括主汽门、调门损失包括主汽门、调门损失)；轴封漏汽量等的影；轴封漏汽量等的影响。响。n n第二类（热力系统方面的影响）：第二类（热力系统

35、方面的影响）：抽汽回热加热器进抽汽回热加热器进出口端差、抽汽管道压损、给水泵小汽轮机效率出口端差、抽汽管道压损、给水泵小汽轮机效率(小小汽机进汽量汽机进汽量)、给水泵焓升、给水泵焓升(给水泵效率给水泵效率)、凝结水泵、凝结水泵焓升、过热器、再热器减温水量、补水量、各容器水焓升、过热器、再热器减温水量、补水量、各容器水位变化、凝汽器过冷度、热力系统中汽水泄漏、发电位变化、凝汽器过冷度、热力系统中汽水泄漏、发电机功率因数、发电机氢压等偏离设计值而产生的影响。机功率因数、发电机氢压等偏离设计值而产生的影响。n n第三类（运行参数的影响）：第三类（运行参数的影响）：如主蒸汽温度、主蒸汽如主蒸汽温度、主

36、蒸汽压力，再热器压损、再热蒸汽温度、汽轮机背压等偏压力，再热器压损、再热蒸汽温度、汽轮机背压等偏离额定值而产生的影响。离额定值而产生的影响。TPRITPRI6.2分析计算的方法分析计算的方法 n n缸效率的影响：小偏差法，制造厂数据或曲线n n等效热降法n n热力性能计算程序n n热力特性书：热平衡图，修正曲线等TPRITPRI缸效率变化对机组经济性影响的分析方法缸效率变化对机组经济性影响的分析方法 机机组类组类型型H H与与HRHR变变化关系化关系I I与与HRHR变变化关系化关系L L与与HRHR变变化关系化关系国国产产125MW125MW0.16500.16500.35930.35930

37、.31480.3148国国产产200MW200MW0.17690.17690.35200.35200.30810.3081国国产产300MW300MW0.16710.16710.36440.36440.27470.2747国国产产200MW200MW东东汽汽0.20010.20010.27230.27230.38110.3811国国产产200MW200MW哈汽哈汽0.20230.20230.26900.26900.37840.3784国国产产300MW300MW0.16870.16870.30490.30490.27890.2789引引进进型型300MW300MW0.20650.20650.2

38、9950.29950.50160.5016引引进进型平圩型平圩600MW600MW0.20650.20650.28800.28800.48400.4840引引进进型哈三型哈三600MW600MW0.20510.20510.28740.28740.44920.4492引引进进型吴型吴泾泾600MW600MW0.20510.20510.28140.28140.44920.4492由小偏差法计算得出，或是由制造厂提供TPRITPRI轴封漏汽的影响轴封漏汽的影响 机机组类组类型型门门杆和杆和轴轴封漏封漏量量对热对热耗的耗的影响影响%一段一段轴轴封占封占门门杆杆轴轴封封总总影影响中的分响中的分额额%至中

39、至中压压缸漏汽缸漏汽量量对热对热耗率耗率的影响的影响%国国产产200MW200MW0.740.744949/引引进进型型300MW300MW0.450.4557570.460.46引引进进型型600MW600MW0.420.4247470.400.40GE 350MWGE 350MW0.300.3048480.340.34对实际运行机组的实测表明，轴封漏量都比设计值大0.61.0倍经验证明大修中将轴封间隙调整到设计值，或采用新型汽封减少轴封漏量是提高机组经济性的有效手段。TPRITPRI加热器给水端差加热器给水端差 名称名称 给给水端差水端差HH kJ/kg kJ/kgQ Q kJ/kgkJ/

40、kg%1#GJ1#GJ10 kJ/kg10 kJ/kg原原设计设计基基础础上增加上增加10 10 kJ/kgkJ/kg+5.0967+5.0967+12.2718+12.2718-0.0436-0.04362#GJ2#GJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.2763-0.2763+0.1374+0.1374-0.0283-0.02833#GJ3#GJ10 kJ/kg10 kJ/kg-1.2341-1.2341-2.0324-2.0324-0.0253-0.02535#DJ5#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.4422-0.4422-0.037-0.0376#DJ6#DJ10 kJ/k

41、g10 kJ/kg-0.4108-0.4108-0.034-0.0347#DJ7#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.2731-0.2731-0.023-0.0238#DJ8#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.3364-0.3364-0.028-0.028采用等效焓降法TPRITPRI抽汽管道压损抽汽管道压损 名称名称抽汽抽汽压损压损 kJ/kgkJ/kgr r kJ/kgkJ/kgH H kJ/kgkJ/kgQ Q kJ/kg kJ/kg%1#GJ1#GJ4%4%原原设设计计基基础础上上增加增加4%4%13.313.313.713.76.80726.807216.544816.

42、5448-0.064-0.0642#GJ2#GJ4%4%121211.111.1-0.9281-0.92810.57060.5706-0.0295-0.02953#GJ3#GJ4%4%10.410.49.219.21-1.4663-1.4663-2.2056-2.2056-0.0266-0.0266除氧器除氧器4%4%7.87.80 0-0.3254-0.3254-0.027-0.0275#DJ5#DJ4%4%6.46.46.66.6-0.2689-0.2689-0.022-0.0226#DJ6#DJ4%4%5.45.48.08.0-0.2260-0.2260-0.019-0.0197#DJ7

43、#DJ4%4%4.84.84.74.7-0.1534-0.1534-0.013-0.0138#DJ8#DJ4%4%4.34.33.63.6-0.1369-0.1369-0.011-0.011TPRITPRI疏水端差疏水端差 名称名称 rr 疏水端差疏水端差HH kJ/kg kJ/kg Q Q kJ/kgkJ/kg%1#GJ1#GJ10 kJ/kg10 kJ/kg原原设计设计基基础础上增加上增加10 10 kJ/kgkJ/kg-0.02172-0.021720.009120.00912-0.0022-0.00222#GJ2#GJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.22143-0.22143-0

44、.3691-0.3691-0.0046-0.00463#GJ3#GJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.10298-0.10298-0.0086-0.00865#DJ5#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.02318-0.02318-0.0019-0.00196#DJ6#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.02849-0.02849-0.0024-0.00247#DJ7#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.04622-0.04622-0.0039-0.00398#DJ8#DJ10 kJ/kg10 kJ/kg-0.07843-0.07843-0.0065-0.0065TPRI

45、TPRI系统中辅助汽水系统流量变化对经济性系统中辅助汽水系统流量变化对经济性的影响的影响(按按1%主汽流量计主汽流量计)名称名称HH kJ/kg kJ/kg Q Q kJ/kgkJ/kg%过热过热器减温水器减温水2.070592.070595.35495.3549-0.0332-0.0332再再热热器减温水器减温水-1.6764-1.67641.60801.6080-0.20016-0.20016小汽机用汽量小汽机用汽量-7.84-7.84-0.65216-0.65216给给水大旁路水大旁路2.070592.070595.35495.3549-0.0332-0.0332锅锅炉排炉排污污及及补补

46、水水-3.1879-3.18794.83584.8358-0.44913-0.44913 1%补水率和锅炉排污率使热耗率增加35kJ/kWh，l%再热减温水使热耗率增大约15 kJ/kWh。因此，在保证锅炉安全运行的前题下，应尽量少喷再热减温水。TPRITPRI系统内漏对经济性的影响系统内漏对经济性的影响名称名称HH kJ/kg kJ/kg Q Q kJ/kgkJ/kg%高旁漏至冷再高旁漏至冷再热热-3.47-3.47-3.747-3.747-0.1672-0.1672低旁漏至凝汽器低旁漏至凝汽器-11.9-11.9-0.9940-0.9940主汽漏至凝汽器主汽漏至凝汽器-15.656-15.

47、656-5.166-5.166-1.11-1.11冷再冷再热热漏至凝汽器漏至凝汽器-11.909-11.909-5.166-5.166-0.795-0.795热热再再热热漏至凝汽器漏至凝汽器-11.909-11.909-0.993-0.9933#GJ3#GJ危急疏水漏至凝汽器危急疏水漏至凝汽器-1.1451-1.1451-0.0947-0.09472#GJ2#GJ危急疏水漏至凝汽器危急疏水漏至凝汽器-1.5647-1.5647-0.1295-0.12951#GJ1#GJ危急疏水漏至凝汽器危急疏水漏至凝汽器-2.4962-2.4962-0.4652-0.4652-0.1889-0.1889除氧器

48、放水漏至凝汽器除氧器放水漏至凝汽器-0.6014-0.6014-0.0497-0.04975#DJ5#DJ事故疏水漏至凝汽器事故疏水漏至凝汽器-0.3437-0.3437-0.0284-0.02846#DJ6#DJ事故疏水漏至凝汽器事故疏水漏至凝汽器-0.2056-0.2056-0.0170-0.01707#DJ7#DJ事故疏水漏至凝汽器事故疏水漏至凝汽器-0.0944-0.0944-0.0078-0.00781 1抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-13.088-13.088-5.166-5.166-0.8943-0.89432 2抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-9.795-

49、9.795-0.8161-0.81614 4抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-7.84-7.84-0.6522-0.65225 5抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-5.837-5.837-0.484-0.4846 6抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-4.087-4.087-0.3389-0.33897 7抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-2.901-2.901-0.2403-0.24038 8抽管道疏水漏至凝汽器抽管道疏水漏至凝汽器-1.628-1.628-0.1347-0.1347TPRITPRI运行参数对经济性的影响运行参数对经济性的影响以引进型以引进型30

50、0MW300MW机组为例，在机组为例，在5VWO5VWO阀门开度不变时阀门开度不变时n n主汽压力变化主汽压力变化0.1MPa0.1MPa时，热耗率变化时，热耗率变化0.0370.040.0370.04n n主汽温度变化主汽温度变化1 1，热耗率变化，热耗率变化0.0280.0370.0280.037n n热再热温度变化热再热温度变化1 1，热耗率变化，热耗率变化0.0250.025n n排汽压力每提高排汽压力每提高1kPa1kPa，热耗率提高，热耗率提高0.50.760.50.76 控制主、再热参数尽量在额定值附近，加强对凝汽器真空系统性控制主、再热参数尽量在额定值附近，加强对凝汽器真空系统