某发电厂汽轮机性能试验计算结果的分析

胡中强， 阮圣奇

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司 华东分公司， 安徽 合肥 230031)

某发电厂汽轮机性能试验计算结果的分析

胡中强， 阮圣奇

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司 华东分公司， 安徽 合肥 230031)

某发电厂5号机组经过综合升级改造后，机组进行了一系列性能试验，但是结果表明机组热耗偏高，经过现场多次试验和对结果的分析，得出对机组热耗影响较大的主要因素。

汽轮机；升级改造；热耗

0 引言

发电机组的热力性能是评价一台发电机组的重要指标，在机组进行升级改造或者大修后都应对机组进行细致准确的热力性能试验，以测定机组的性能和经济性。而当汽轮机组因某些原因造成热力参数与设计值产生偏差时(如：主蒸汽压力、温度、中间再热温度和压损、排汽压力、给水温度、不明泄漏量等)，对机组的热力性能均会产生一定影响。[1]

某发电厂5号汽轮机原系上海汽轮机有限公司生产的N300-16.7/538/538型亚临界、中间再热、反动、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机，出厂编号F156，机组于1996年投产。2012年汽轮机进行综合升级改造，由上海汽轮机有限公司负责改造，将原汽轮机高、中压内、外缸整体更换。

机组于大修结束后进行了相应的热力试验，包括机组增容试验、300MW顺序阀试验等，但是试验结果表明该汽轮机热耗偏高，经过现场试验和对结果的仔细分析，现将主要原因及分析结果陈述如下。

1 机组热力计算问题

1.1 一级过热减温水流量问题

该机组12月12日进行了300MW顺序阀试验，过热器一级减温水前、后蒸汽温度趋势如图1所示。

图1所示时间段为10:00-11:00，30秒采样间隔。根据各个时刻点的热平衡计算，过热器一级减温水为18.48t/h，而实际机组DCS数据平均值为16.11 t/h。

1.2 二级过热减温水流量问题

同时，12月12日进行了300MW顺序阀试验，过热器二级减温水前、后蒸汽温度趋势如图2所示。

图2所示时间段为10:00-11:00，30秒采样间隔。根据各个时刻点的热平衡计算，过热器二级减温水为5.30t/h，而实际机组DCS数据平均值为0.00 t/h。

1.3 再热减温水流量问题

12月12日进行了300MW顺序阀试验，再热器减温水前、后蒸汽温度趋势如图3所示。

图3所示时间段为10:00-11:00，30秒采样间隔。根据各个时刻点的热平衡计算，再热器减温水为4.11t/h，实际机组DCS数据平均值为0.00 t/h。

12月12日试验现场DCS拷屏画面如图4所示。

1.4 增容试验5VWO工况减温水流量问题

机组大修后增容试验5VWO工况下过热器一、二级减温水和再热器减温水流量计算原理同上，计算结果如表1所示。

表1 增容试验5VWO工况减温水流量

表1结果表明大修后5VWO工况过热器减温水流量明显偏小，按照DCS采集数据计算，以主给水流量为基准，5VWO工况汽轮机修正后热耗8153 kJ/(kW·h)，实际修正后热耗8319 kJ/(kW·h)。

1.5 除氧器进口凝结水流量问题

长径喷嘴流出系数和雷诺数有一个理论上的关系式

计算出的结果是0.99219。[2]

上式计算结果即理论流出系数，是评定喷嘴校验误差不确定度中的主要部分e1。根据计算，e1值为1.2%，将喷嘴流量不确定度剩余3项e2、e3和eΔp全部考虑进去，根据流量测量节流装置校验规程的要求，最终误差介于±(1.2%～2%)之间。

表2 不确定度e1计算

注：1、d20：流量测量装置在20℃水温环境下节流件内径； 2、dgz：流量测量装置在试验工况时水温环境下节流件内径； 3、D20：流量测量装置在20℃水温环境下管道内径； 4、Dgz：流量测量装置在试验工况时水温环境下管道内径。

根据上述计算，判定此喷嘴不具备高质量计量特性，和一般的主给水流量喷嘴一样，误差在±2%。

1.6 省煤器入口主给水流量问题

省煤器入口流量检测采用长径喷嘴，由于省煤器入口工作条件恶劣，长期处在高温、高压条件下，测量结果不确定度较大，而且本身此流量喷嘴设计流量测量结果不确定度为±2%，实际应用中表明大多数亚临界级别及以上机组主给水流量不准，流量明显偏大。[3]

2 主给水流量基准试验结果

以主给水流量为基准，大修后增容试验5VWO工况和300MW负荷顺序阀工况计算结果对比如表3所示。

表3 热耗计算结果

考虑两次试验结果不确定度以及高压缸效率的影响，两次试验结果基本一致，平均热耗8354kJ/(kW·h)。

表3的计算同样表明5号机主给水流量喷嘴流量测量结果存在一定不确定性。

3 凝结水流量为基准试验结果

以除氧器进口凝结水流量为基准，大修后增容试验5VWO工况和300MW负荷顺序阀工况计算结果对比如表4所示。

表4 热耗计算结果

300MW顺序阀试验的计算结果显示，如果以凝结水流量为基准，修正后热耗8490 kJ/(kW·h)。增容试验5VWO工况，同样以凝结水流量为基准，修正后热耗8517 kJ/(kW·h)。

考虑两次试验结果的不确定度以及高压缸效率的影响，两次试验结果一致。平均热耗8504kJ/(kW·h)。

计算结果表明显然除氧器进口凝结水流量喷嘴测量数据稳定性很好。

4 汽轮机热耗评估

某发电厂5号汽轮机经大修综合升级改造，高、中压缸整体更换，按照目前汽轮机各状态参数分布以及辅机状态分析，汽轮机热耗在8100～8150 kJ/(kW·h)之间，表3、表4计算结果表明以主给水流量和凝结水流量为基准的热耗计算结果偏大。

5号汽轮机低压缸在大修中未改造，还是原F156机型低压缸，因而考虑将省内和省外F156机型中排压力和除氧器进水流量进行比较。以皖能国安发电有限公司1、2号汽轮机以及云南国投曲靖发电公司1号汽轮机试验结果为参考(以这3台汽轮机为参考，原因是都安装了除氧器进口ASME流量喷嘴，结果可靠)，根据中排压力和温度数据分析，判断某发电厂5号汽轮机满负荷纯凝工况除氧器进口凝结水流量725t/h，对应主蒸汽流量937t/h，汽轮机修正后热耗8142kJ/(kW·h)。

5 机组供热工况供电煤耗

根据上述分析，计算机组供热工况下机组供电煤耗，以某发电厂5号机组年平均供热蒸汽流量38 t/h计算，5号机组满负荷供热工况汽轮机热耗为8022kJ/(kW·h)，对应供电煤耗322g/(kW·h)(以锅炉效率91.60%，厂用电率6.17%计算)。

6 结论

该发电厂5号机组供电煤耗322g/(kW·h)，除汽轮机组热耗偏高以外，5号机组锅炉效率偏低、厂用电率高也是主要原因，锅炉效率升高1%、厂用电率降低1%，供电煤耗都将分别降低3.4g/(kW·h)左右。

[1] 赵伟光. 火力发电厂汽轮机组效率及热力系统节能降耗定量分析计算[R].沈阳：东北电力科学研究院，2007.

[2] 饶红德.汽轮机试验技术[M].北京：中国电力出版社，2010.

[3] 桑贤波，崔传涛，陈碧雯.汽轮发电机组热耗率计算[J].应用科技,2013.

[责任编辑：程蓓]

Analysis of Calculation Results of Performance Test of Steam Turbine in a Power Plant

HUZhong-qiang,RUANSheng-qi

(ChinaDatangCorporationScienceandTechnologyResearchInstituteCo.,Ltd.EasternChinaBranch,Hefei230031,China)

No.5 unit of a power plant is upgraded, and the unit is carried out a series of performance tests. But the results show that the unit heat rate is high, after the analysis of the results of the field tests, and the main factors of influence on the heat rate are found.

steam turbine; upgrade; heat rate

2015- 06- 10

胡中强(1984-)，男，上海人。主要从事热力设备及系统节能、优化和故障诊断的研究工作。 E-mail:loner4840@163.com。

TK268

A

1672-9706(2015)03- 0056- 05