汽动引风机背压机性能试验报告.doc

密 级 检索号 杭州意能电力技术有限公司科学技术文件国电北仑电厂#7汽轮发电机组汽动引风机改造后性能试验报告二一一年六月国电北仑电厂#7汽轮发电机组汽动引风机改造后性能试验报告编写者： 审核者： 审批者： 参加人员：杭州意能：蔡洁聪、陆诚、楼可炜、叶蔚蔚等 国电北仑：陈建县、胡伟锋、杨成银等目 录1 概述12 试验参数测量33 机组运行方式及系统隔离34 试验计算方法55 试验结果说明及分析5附表1：热力性能（验收）试验质量控制实施情况表附表2：（汽机热力试验）危险源预控措施表摘 要 本试验报告主要介绍了北仑发电厂7机组汽动引风机改造后热力性能试验的情况，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比较和分析。关键词 北仑发电厂 7机组 汽动引风机 试验报告1 概述国电北仑发电厂7机组为1000MW超超临界燃煤机组，汽轮机由上海汽轮机有限公司提供，为1000MW超超临界、一次中间再热、反动式、四缸四排汽、单背压、凝汽式汽轮机，机组型号为N1000-26.25/600/600。2010年初三期#6、#7机组进行了对外供热的管路改造，对高压缸部分排汽经减压后从辅汽母管供汽至低压供汽管路。热网投运后，电厂的热效率及经济性得到了较大提高，但由于高排汽源至供热管路存在近4MPa的压降，节流损耗较大，为响应国家节能减排需要，2011年初国电北仑电厂采用华东电力设计院设计的回热式小汽轮机驱动设备技术，利用部分一级再热器出口的蒸汽进入两台背压汽轮机做功带动两台引风机工作，背压机排汽代替原有的冷再汽源对外供热，使得蒸汽能量的利用效率得到了提高。2011年5月受电厂方面委托，杭州意能电力技术有限公司将承担该机组汽动引风机改造后的热力性能试验工作。1.1 机组技术规范和设计参数国电北仑发电厂#7汽轮发电机组的技术规范如下表1所示，汽轮机典型工况下主要参数如下表2所示。表1 北仑7汽轮机主要技术规范制造厂上海汽轮机有限公司型号N1000-26.25/600/600 （TC4F）型式超超临界、单轴、四缸四排汽、一次中间再热、单背压凝汽式铭牌功率1000 MW额定主蒸汽压力26.25 MPa额定主蒸汽温度600 额定热再热蒸汽温度600 额定排汽压力4.9kPa设计冷却水温度20 给水回热级数8级（3高加+1除氧+4低加）高压缸14个压力级中压缸213个压力级低压缸A26个压力级低压缸B26个压力级末级叶片长度1146 mm高压缸效率90.39 中压缸效率93.30 低压缸效率89.14 THA工况热耗率7328 kJ/kWh工作转速3000 r/min启动方式高、中压联合启动配汽方式全周进汽变压运行负荷范围30%到100%额定负荷表2 汽轮机典型工况的主要参数表 工 况 项 目单位TRL工况T-MCR工况VWO 工况THA工况发电机功率MW10001040.011060.441000设计热耗率kJ/kWh7662736473817328主蒸汽压力MPa（a）26.2526.2526.2526.25主蒸汽温度600600600600高压缸排汽压力MPa（a）6.2456.2956.4715.946高压缸排汽温度373.2374.3379.4362.9再热蒸汽压力MPa（a）5.6135.6595.8155.35再热蒸汽温度600600600600中压缸排汽压力MPa（a）0.6330.6510.6670.618低压缸排汽压力kPa（a）9.64.94.94.9主蒸汽流量kg/s808.065808.065832.307760.376再热蒸汽流量kg/s665.405670.017688.829632.773低压缸排汽流量kg/s441.34444.94455.276423.695补给水率%3000给水温度296.3296.7298.8292.51.2 试验目的1) 测定汽轮发电机组在100、75%、50%额定负荷运行工况的背压机相对内效率、背压机引风机组合效率；2) 测定汽轮发电机组在100、75%、50%额定负荷运行工况下现有供热方式与原有供热方式的经济性对比指标数据。1.3 试验标准本次试验为机组常规性热力性能试验，将参照电站汽轮机热力性能试验验收规程（GB8117.2-2008）进行。水和水蒸汽性质参数将采用“国际水和水蒸汽热力性质学会（IAPWS）于1997年通过并于1998年发表的工业用水和水蒸汽热力性质计算公式IAPWS-IF97”计算得到。1.4 试验范围北仑发电厂7汽轮发电机组。1.5 试验工况1、100%额定负荷试验工况完成时间：2011-6-2 20:3023:102、75%额定负荷试验工况完成时间：2011-6-2 23:5000:503、50%额定负荷试验工况完成时间：2011-6-3 02:1003:002 试验参数测量本次试验测量参数主要借用机组DCS系统采集的运行参数，通过通讯点在SIS系统中采集得到。对于凝汽器背压、大气压力测点，在试验测点上安装试验专用高精度压力变送器，并将信号接入FLUKE2625数据采集仪进行测量采集。在试验过程中，还需手工记录试验参数，如主机高调门及背压机调门开度、引风机出口静叶挡板开度、DEH部分数据等。3 机组运行方式及系统隔离3.1 机组的运行方式为了保证机组负荷的稳定，试验前撤出了AGC，向电网调度申请“固定负荷运行”，由于运行人员对背压机调阀的调节特性尚未完全掌握，机组协调控制仍旧投入。试验之前，对机组主要的运行参数进行调整。主蒸汽、再热蒸汽温度尽可能保持额定，主汽压力在部分负荷工况下采用电厂常规运行方式。试验过程中，机组主要运行参数的波动允许值如下表4所列。表4 运行中参数的最大波动和允差序号参数观测平均值与规定值之间的最大允差在任何一个试验过程中，每一观测值偏离观测平均值的最大允差1主蒸汽压力绝对压力的2%2主蒸汽、再热蒸汽温度843发电机功率5.0%3.0%3.2 热力系统隔离在进行每次试验前，需对机组的热力系统进行隔离操作，以最大程度地减小系统的内漏和外漏，试验期间大致的隔离项目如下所列。请电厂运行部门配合制订具体的阀门隔离清单，并成立专门的阀门隔离小组，在试验期间负责阀门隔离、泄漏检查等工作。l 隔绝各加热器的危急疏水阀及汽水系统的疏水阀、旁路阀，如疏水阀有明显内漏，在确定不影响机组安全运行的前提下，需将气动疏水阀前、后的隔离阀关严；l 除氧器向空排汽阀尽可能关小或关闭；l 隔离凝结水至闭式水箱补水，改由凝结水输送泵补水；l 停止锅炉吹灰、放汽等汽水损失。试验期间对外供热流量较大，为保证机组的安全性，本次试验期间热井补水调阀投入自动，保持热井水位的稳定，认为补水量基本与对外供热流量持平。另由于供热管路的布置，#7机组汽动引风机的背压机排汽经辅汽母管后对外供热，辅汽母管与#6机组的辅汽母管隔离门无法关闭。3.3 试验持续时间及参数记录间隔每个负荷段试验的持续时间为12小时，试验开始前还需一定时间用来准备工作及机组参数稳定时间，每个试验工况的正式记录时间不少于1小时。由机组DCS系统、FLUKE采集的试验参数，每1分钟记录1次，其它人工记录项目则根据实际需要确定参数记录时间间隔。4 试验计算方法1、背压机的相对内效率（含阀门压损）采用进、排汽的焓降变化与理想焓降的比值计算，背压机引风机组合效率通过引风机的实际有效功率与背压机实际消耗的蒸汽热能之间的比值（焓降效率方法）来计算得到；2、各试验负荷下机组现有与原有对外供热方式下的经济性对比计算的前提是按照相同的供热流量（认为供热参数均达到热用户要求），相同的发电机电功率的前提下，仅仅由冷再汽源节流降压供热、引风机、增压风机电能驱动的运行方式与一级再热器出口部分蒸汽经背压机做功带动引风机，并撤销增压风机，背压机排汽对外供热的运行方式比较。即改造前后机组对外生产的热产品与电产品相同，比较两种方式下的煤耗指标、厂用电指标及经济性收益指标。因此背压机用汽在一级再热器的吸热煤耗与引风机、增压风机节省的电功率价值进行对比，便可比较出改造前后的经济性收益。5 试验结果与说明分析5.1 试验计算结果本次试验各负荷工况所采集的计算数据如下表所列：表5 各试验工况试验数据表序号名称单位100%负荷75%负荷50%负荷1试验日期/2011-6-22011-6-22011-6-32试验时间/20:3023:1023:5000:5002:1003:003发电机功率MW994.8 750.3500.84高压调门1开度%85 4535 5高压调门2开度%8545356背压机A调门开度%75.463.563.97背压机B调门开度%62.154.256.88引风机A出口静叶开度%80.376.975.29引风机B出口静叶开度%85.278.676.310背压机A转速r/min52414412341111背压机B转速r/min53814558357912主蒸汽压力MPa26.8820.8814.3113主蒸汽温度588.5587.7593.514冷再蒸汽压力MPa5.674.242.8215冷再蒸汽温度344.46341.60350.9416冷再蒸汽焓值kJ/kg3036.743066.193122.3317背压机进汽母管压力MPa5.304.252.9918背压机进汽母管温度487.95500.01473.0619背压机进汽母管蒸汽焓值kJ/kg3402.693443.063396.5920背压机A进汽流量t/h60.0839.6326.0821背压机B进汽流量t/h55.0537.2625.6622冷再汽混合流量（未吸热部分）t/h0013.7623背压机A排汽压力MPa1.181.110.9924背压机B排汽压力MPa1.181.120.9625背压机A排汽温度300.11344.69359.9226背压机B排汽温度304.89349.37360.2727背压机A排汽焓kJ/kg3047.163144.673179.3728背压机B排汽焓kJ/kg3057.593154.383180.6729锅炉效率*%94939230背压机轴封汽及管路损耗汽流量*t/h43231改造前两台引风机功率*kW90006700494032改造前两台增压风机功率*kW356120801260注：带*部分数据由国电北仑电厂方提供。本次试验各负荷工况计算结果如下表所列：表6各试验工况计算结果数据表序号名称单位100%负荷75%负荷50%负荷1试验日期/2011-6-22011-6-22011-6-32试验时间/20:3023:1023:5000:5002:1003:003发电机功率MW994.8750.3500.84背压机A相对内效率(含阀门压损)%82.8974.3966.195背压机B相对内效率(含阀门压损)%80.3572.5064.216引风机A-背压机A组合效率%60.7759.6955.697引风机B-背压机B组合效率%66.4365.6556.258一级再热器出口供背压机用汽流量t/h115.1376.8937.989冷再汽混合流量（未吸热部分）t/h0013.7610背压机AB用汽流量t/h115.1376.8951.7411背压机轴封汽及管路损耗汽流量*t/h43212#7机组对外供热流量t/h111.1373.8949.7413冷再蒸汽焓值kJ/kg3036.743066.193122.3314背压机A排汽焓kJ/kg3047.163144.673179.3715背压机B排汽焓kJ/kg3057.593154.383180.6716背压机AB用汽在一级再热器吸热量GJ/h42131.3328977.2614189.6317该部分吸热折算成标煤耗量(考虑炉效)t/h1.531.060.5318改造前两台引风机功率*kW90006700494019改造前两台增压风机功率*kW35612080126020厂用电下降率%1.2561.1711.24021改造后烟风道阻力增加量*kPa0.80.80.822风机质量流量kg/s1072.69887.90684.6423风机进口介质密度kg/m30.850.860.8824风机多消耗功率kW1010.09826.55619.7725风机多消耗功率折算成标煤耗t/h0.130.110.0826发电煤耗增加(因背压机用汽吸热增加及汽源损耗)t/h1.981.400.7527扣除烟风道流阻增加因素后发电煤耗增加值t/h1.851.290.6728节省的风机电功率折算成标煤量t/h3.572.501.8029供电煤耗减少量(风机电功率折算的标煤收益发电煤耗增加量)t/h1.721.211.1330相应的供电煤耗率减少量g/kWh1.7291.6132.25631标煤价格*元/吨85085085032供热价格*元/吨95959533税后上网电价*元/度0.4570.4570.45734该负荷下机组总体经济性收益元/小时4172.432915.442264.9435该负荷年运行小时数*小时15004000200036该负荷下年节省标煤量t25804840226037该负荷下年经济收益万元625.861166.17452.99注：带*部分数据由国电北仑电厂方提供。按照100%、75%、50%额定负荷段的年运行小时数，汽动引风机改造后现有的供热方式下与原有供热方式对比，每年可节省标煤约9680吨，年经济收益为2245.02万元。5.2 试验结果说明及分析1、表6中引风机背压机的组合效率是根据引风机A、B的有效功率与背压机A、B各自消耗的热能量的比值计算而来，背压机A、B消耗的热能根据各自所用汽源的进排汽参数及流量计算所得。由于引风机7A、7B出口烟气流量测点严重堵塞，无法进行引风机7A、7B风量测试工作，因此在引风机A、B的有效功率计算中假设引风机A、B侧的风量分配均匀，使得引风机A、B的有效功率计算值较为平均，因此最终计算所得的引风机背压机A、B的组合效率互相之间会产生一定的偏差。2、在经济性指标计算中主要考虑了背压机所用汽源在一级过热器中的吸热所多消耗的煤量，并与引风机及增压风机原有消耗电功率进行对比。另外还考虑了背压机轴封耗汽（直接排空）及沿途管路所产生的汽水损失，导致了对外供热流量的减少，该部分作为损耗计算在多消耗的发电煤耗里。3、汽动引风机改造后由于烟风管路布置不合理使得烟风出口阻力增加了0.8kPa，由此带来引风机的功耗增加。应电厂方要求，单独计算了引风机增加的功耗，并在经济性计算中把该部分损耗折算成标煤耗，作为可以预见的节能潜力，在计算多消耗的发电煤耗中予以扣除。4、汽动引风机改造的经济性收益主要来自于两个方面，一是消除了原先冷再汽源供热时的节能降压损失及低负荷引风机出口静叶挡板小开度时节流损耗；二是用蒸汽热能替代电能由热、电两种产品的价格差所带来的经济收益。5、低负荷时由于风量下降引风机的功耗需求降低幅度大于背压机汽源参数的下降幅度，导致在600MW负荷以下背压机排汽温度过高，对机组的安全性及经济性均有不利影响。从表6的13行15行数据发现，100%负荷时背压机的排汽焓与冷再焓值相差不多，而到75%负荷时背压机的排汽焓比冷再焓值高出8090 kJ/kg，50%负荷时虽然背压机进汽混合了部分冷再汽源，但排汽焓比冷再焓仍高出5060 kJ/kg。在同样达到供热参数的情况下，供热部分收益只与流量相关，因此高焓值的供热蒸汽显然是不划算的。若按照75%负荷时背压机排汽参数接近冷再焓值计算，每小时可节约0.25t标煤，经济收益212元/小时。建议对外供热运行时，严格控制背压机的排汽温度，通过冷再汽源与一级再热器出口汽源的混合比例，使得背压机排汽参数刚好达到供热需要，这样可以减少背压机所用汽源在一级再热器中的吸热，降低机组整体的煤耗率。附表1、热力性能（验收）试验质量控制实施情况表工程项目名称： 国电北仑电厂7机组汽动引风机改造后性能试验报告ZDS/05/06/006-02/2002质量控制点质量检查控制内容完成情况及存在问题QC1制定试验方案已完成QC2试验测点测量仪器和数据处理的准备已完成QC3试验前准备工作已完成QC4预备性试验已完成QC5正式试验已完成QC6试验数据的处理已完成QC7试验报告的编写已完成项目负责人：楼可炜日期：2011 年 6 月 19 日附表2 （汽机热力试验）危险源预控措施表项目名称：国电北仑电厂7机组汽动引风机改造后热力性能试验作业时间： 编号：WX-16-2005-05序号危险源描述拟采取控制措施控制措施实施确认1用木桶、木箱、砖搭临时铺板来代替正规脚手架不允许以物品临时搭建来代替脚手架。确认2高处作业，未配备或未正确使用安全带1. 配备安全带，使用前检查；2. 安全带的挂钩或绳子应挂在结实牢固的构件上；3. 培训确保能正确使用。确认3高处作业，人员身体异常1. 制止其登高作业；2. 饮酒者、精神状况不佳者，禁止登高作业。3. 项目负责人应了解作业人员的身体状态和精神状况。确认4生产场所未配备安全帽或未正确佩带安全帽1. 任何人进入生产现场，必须戴安全帽；2. 加强安全意识，并培训确保能正确使用。确认5高空落物1. 进入现场必须戴安全帽；2. 注意现场警戒标示,不许随意逗留穿越；3. 上下层同时工作时，中间搭设严密牢固的防护隔板、罩棚或其他隔离措施。确认6高处作业时传递工具或仪器1. 高处作业时，传递工具及材料不许上下投掷。2. 仪器设备和工具应安放牢靠，防止坠落；必要时用绳索固定或用手扶持。3. 高处作业时使用工具袋。确认7生产场所有沟、孔、洞,楼梯无防护栏，地面滑1. 注意现场警示标示； 2. 作业人员注意自身防护。确认8生产场所照明不足携带专用照明灯具。确认9生产场所道路不通畅1. 作业人员注意不许在通道处堆置物品；2. 发现生产场所道路不通畅，立即联络业主并督促处理。确认10电气工器具、仪器设备漏电、带电1. 定期检验电气工器具、仪器设备；2. 配备绝缘鞋；3. 接入漏电断路器、接地保护；4. 严格安全监督管理。确认11湿手触摸开关或带电设备1. 湿手不准触摸开关或带电设备；2. 发现绝缘破损，立即联系电工处理。确认12高温介质1. 进入现场前，正确着装。2. 避免长时间停留或靠近可能受到烫伤的地方。3. 加强防护。确认13高温天气1. 注意气象预报，尽量避开高温时段。2. 所部夏季发放防暑降温用品；3. 现场如有人中暑，及时送医院治疗。确认14未按规定正确着装1. 提高安全意识；2. 必须正确着装。确认15体力负荷超限1. 合理安排工作量；2. 每年安排体检。确认16火灾产生的烟气1. 工作人员应熟悉现场紧急逃生通道；2. 必要时进行演习训练，并提供防护用具确认17噪声1. 严格遵守操作规程；2. 避免长时间停留在噪声过大的地方。3. 如需要，配备护耳器。确认18未经技术安全交底1. 认真做好交底，有针对性讲解危险源及预防措施，交底人与被交底人双方签字；2. 对无安全措施或未经安全技术交底的项目，工作人员有权拒绝作业。确认19使用CRT查看机组运行参数查询前需经电厂人员许可或要求运行人员调用参数画面。确认20电子室接线开具工作票，按规定由电厂（专业）人员完成接线。确认注：作业开始前，负责人应首先进行安全及技术交底、任务分配，并落实控制措施确认人。确认人：楼可炜