热锅炉性能报告Word格式.docx
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该余热锅炉配备两台给水泵和两台除氧器水泵。
4.1余热锅炉主要设计参数
项目
单位
性能保证工况
高压主蒸汽出力：
高压主蒸汽流量
t/h
262.3
高压主蒸汽压力
MPa
12.9
高压主蒸汽温度
℃
567.5
热再蒸汽出力（含中压主汽和再热蒸汽）：
热再蒸汽流量
309.14
热再蒸汽压力
3.005
热再蒸汽温度
551.5
低压主蒸汽出力：
低压主蒸汽流量
43.16
低压主蒸汽压力
0.38
低压主蒸汽温度
239.9
排烟温度
88.6
锅炉效率
%
88.20
4.2燃料特性
燃机设计燃料为国家西气东输的天然气，其特性值如下：
成分
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C5H12
C6＋
CO2
N2
体积百分比（%）
96.1
1.74
0.58
0.28
0.03
0.09
0.62
0.56
高位发热量
38.62MJ/m3
低位发热量
34.81MJ/m3
4.3性能保证设计条件
环境温度：
21.4℃
大气压力：
100.6kPa
相对湿度：
72.44%
循环冷却水温度：
24.1℃
排污：
0%
补给水：
燃用设计燃料
运行模式：
100%负荷条件下稳定运行
蒸汽轮机背压：
5.92kPa
燃机在端点的排气总压降（静压）：
3.1kPa
燃机排气流量：
2318.4×
103kg/h
燃机排气温度：
591.1℃
蒸汽轮机高压缸排汽压力：
3.237MPa
蒸汽轮机高压缸排汽温度：
371.4℃
蒸汽轮机高压缸排汽流量：
71.336kg/s
4.4主要辅机
4.4.1给水泵（两台）
生产厂家：
湘潭电机股份有限公司
型式：
高、中压一体式定速泵
型号：
YKS560－2
转速：
2981r/min
额定功率：
2240kW
4.4.2除氧器水泵（两台）
定速泵
YKK355－2
2968r/min
250kW
5试验仪器
序号
名称
仪器编码
测量范围
测量精度
数量
1
顺磁测氧仪
GL1-00G002、GL1-00G003
0～20.9%
±
0.1%
2台
2
烟气预处理器
GL1-02Q027、GL1-02Q028
/
4
K型热电偶
GL1-06G008
20支
5
测温表
GL3-04G018
0～1300℃
0.4级
1个
6
大气压力表
GL3-08G004
0.1kPa
1台
7
干湿球温湿度计
GL3-08G003
0.1℃/0.1%
8
电力品质分析仪
GL1-04G020、GL1-04G021
0.2级
6试验主要测量项目
6.1烟气取样及分析：
在余热锅炉出口烟囱取样，送烟气分析仪分析烟气成分，每5分钟一次。
6.2空气含湿量及温度测量:
用干湿球温度计测量环境空气含湿量以及环境温度,每15分钟一次。
6.3大气压力测量：
用大气压力表测量环境大气压，每30分钟一次。
6.4汽水取样分析：
分别取给水、再热蒸汽、过热蒸汽样进行品质分析。
6.5余热锅炉进、出口烟气温度测量：
在余热锅炉进出口按网格法布点，用0.4级K型热电偶测量，每5分钟一次。
6.6余热锅炉进口烟道压力测量：
在燃气轮机排气扩散段静压测点处测量。
6.7燃料取样：
试验期间在燃料流量测量装置前对燃料进行取样。
6.8辅机电耗：
在高压给水泵、除氧器水泵电气二次部分安装功率表，测量其功率。
6.9其他运行参数测量:
采用经过校验合格的表盘表计测量,每分钟一次。
由于整体性能考核试验与余热锅炉性能试验同时进行，余热锅炉进口烟道温度、进口烟道压力分别采用燃气轮机排气温度、燃气轮机出口压损测量值。
7数据处理方法
7.1余热锅炉出力：
高压给水流量的实测值作为高压过热蒸汽流量的实测值，高压过热蒸汽压力、温度取高压过热器出口蒸汽压力、温度。
高压给水流量测点在过热器减温水管道之前，因此不需要计算高压减温水流量。
中压给水流量的实测值作为中压过热蒸汽流量的实测值，冷再蒸汽流量取高压缸排气流量的设计值，即：
式中：
Wscr：
冷再蒸汽流量；
Wsh：
高压蒸汽流量。
热再蒸汽流量取中压给水流量实测值、再热器减温水流量实测值与冷再蒸汽流量之和，热再蒸汽压力、温度取再热器出口蒸汽压力、温度。
低压给水流量的实测值作为低压过热蒸汽流量的实测值，低压过热蒸汽压力、温度取低压过热器出口蒸汽压力、温度。
7.2余热锅炉效率计算采用热损失法，公式如下：
ηsg：
余热锅炉热效率；
hgi：
锅炉进口烟气温度下的烟气焓；
hgo：
锅炉出口烟气温度下的烟气焓；
hgr：
参考温度下的烟气焓；
floss：
锅炉的对流、辐射热损失，该值取设计值0.5%。
7.3燃机排气流量根据余热锅炉能量平衡法进行计算，公式如下：
WGT：
燃机排气流量；
Qst1：
高压蒸汽所含热量；
Qst2：
热再蒸汽所含热量；
Qst3：
低压蒸汽所含热量；
Qstr：
冷再蒸汽所含热量；
Qwl：
锅炉进口凝结水所含热量；
Qgs：
高、中压给水泵前后焓增；
Qpre：
燃料预热器吸热量；
Qpw：
锅炉排污水所含热量；
高压蒸汽流量；
Wsr：
热再蒸汽流量；
Wsl：
低压蒸汽流量；
Wsc：
冷再蒸汽流量（与中压过热蒸汽混合之前）；
Wwl：
锅炉进口凝结水流量；
Wgsh：
给水泵出口高压给水流量；
Wgsm：
给水泵出口中压给水流量；
hs1：
高压过热蒸汽焓；
hs2：
热再蒸汽焓；
hs3：
冷再蒸汽焓；
hs4：
低压过热蒸汽焓；
hw1：
锅炉进口凝结水焓；
hpre1：
燃料预热器进口给水焓；
hpre2：
燃料预热器出口给水焓；
hgs1：
给水泵入口给水焓；
hgs2：
中压给水泵出口给水焓；
hgs3：
高压给水泵出口给水焓；
7.4余热锅炉烟气阻力包括余热锅炉余热锅炉入口烟道、余热锅炉本体、及余热锅炉出口至烟囱出口的流阻，即：
ΔP=ΔPs+ΔPd
ΔP：
烟气流阻即全压降；
ΔPs：
实测烟气静压降；
ΔPd：
烟气动压降，动压根据燃机排气流量计算。
7.5余热锅炉汽水系统压降：
高压过热器压降为高压汽包压力与过热器出口压力之差；
中压过热器压降为中压汽包压力与中压过热器出口压力之差；
低压过热器压降为低压汽包压力与低压过热器出口压力之差；
再热器压降为再热器进口冷再蒸汽管道压力与再热器出口热再蒸汽管道压力之差；
高压省煤器压降为高压省煤器进口给水管道与高压汽包压力之差。
7.6试验数据采用算术平均值方法处理。
7.7试验的最终结果以实测值按照供货商提供的修正曲线进行修正后的数值作为性能保证值与合同规定的性能保证值进行比较。
8试验结果
2008年5月29日21:
00～22:
00进行了机组的预备性试验，检验仪器仪表的可靠性与准确性，培训测试人员。
2008年5月30日21:
15～22:
15进行了机组100％联合循环基本负荷正式试验，试验前工况维持稳定运行两小时以上，试验期间机组负荷377.86MW，锅炉运行参数保持稳定。
8.1燃料成分分析
95.772
1.927
0.323
0.125
0.017
0.593
1.194
8.2试验测量数据
数值
大气压力
Pa
100170
干球温度
22.45
湿球温度
15.11
相对湿度
％
45.06
干烟气中氧气体积含量
13.79
燃气轮机排气温度
590.45
锅炉出口烟温
100.03
高压给水流量
kg/s
69.866
高压给水温度
145.8
高压给水压力
17.423
中压给水流量
15.072
中压给水温度
143.80
中压给水压力
5.1638
低压给水流量
13.327
低压给水温度
143.0
低压给水压力
2.228
燃料预热器出口水温
23.14
燃料预热器出口水压
2.506
燃料预热器水侧流量
3.029
凝结水温度
39.22
凝结水压力
2.593
再热器一级减温水流量
0.16
再热器二级减温水流量
0.27
炉侧冷再蒸汽温度
365.06
炉侧冷再蒸汽压力
2.931
8.3余热锅炉效率计算结果
烟气中O2质量百分数
15.4029
烟气中CO2质量百分数
5.0401
烟气中H2O质量百分数
4.6163
烟气中N2质量百分数
73.6812
烟气中Ar质量百分数
1.2595
锅炉进口烟气焓值
kJ/kg
636.31
锅炉出口烟气焓值
89.10
参考温度下烟气焓值
7.24
86.49
说明：
上表中烟气焓值为相对于15.6℃时相对值。
余热锅炉效率实测值86.49％，低于设计值（88.20％）。
8.4余热锅炉出力
实测值
修正后值
保证值
70.194
72.861
11.5
564.6
567.34
热再蒸汽出力：
83.902
86.721
85.872
2.854
547.8
551.49
12.638
11.989
0.35
241.56
245.16
余热锅炉出力测试结果见上表，修正后值是根据锅炉厂提供的修正程序修正到保证工况的数值。
从上表可以看出，修正后余热锅炉高压主蒸汽流量低于保证值，未达到设计要求；
修正后热再蒸汽流量、低压蒸汽流量均高于保证值，各段蒸汽温度均达到了设计要求。
8.5燃机排气流量计算
高压主蒸汽焓值
3521.483
热再蒸汽焓值
3564.591
冷再蒸汽焓值
3154.033
低压蒸汽焓值
2948.889
凝结水焓值
166.482
燃料预热器入口给水焓值
606.777
燃料预热器出口给水焓值
99.324
高压给水焓增
22.765
中压给水焓增
6.312
燃机排气流量
647.14
燃料预热器入口水温测点在其再循环管道之后，因此取中压给水温度作为燃料预热器入口水温计算燃料预热器入口给水焓值；
取低压给水温度、压力作为给水泵入口给水参数计算高、中压给水焓增。
8.6排烟系统阻力计算
锅炉进口处烟气静压
kPa
2.21
静压测点处烟道截面积
m2
33.183
标态下烟气密度
kg/m3
1.270
锅炉进口处烟气密度
0.406
锅炉进口处烟气流速
m/s
48.02
锅炉进口处烟气动压
0.468
锅炉烟气阻力
2.678
修正后烟气阻力
2.670
实测余热锅炉烟气阻力2.678kPa，修正后为2.670kPa，低于保证值（3.1kPa）。
8.7排烟温度
余热锅炉排烟温度实测100.03℃，修正后为98.82℃，高于保证值（88.6℃），未达到设计要求。
8.8辅机电耗
＃2给水泵功率
kW
1756.1
1980
试验期间仅＃2给水泵运行，其电耗低于保证值（1980kW），除氧器水泵及＃1给水泵未投，总辅机电耗低于保证值（2460kW）。
8.9汽水系统压降
高压省煤器入口压力
12.378
高压汽包压力
11.845
高压省煤器压降
0.533
0.6
高压过热器压降
0.345
0.63
中压汽包压力
2.964
中压蒸汽压力
中压过热器压降
0.033
0.08
低压汽包压力
0.383
低压过热器压降
0.06
冷再蒸汽压力
再热器压降
0.077
从上表可以看出：
高压省煤器、高压过热器、中压过热器、低压过热器、再热器压降均低于保证值，达到了设计要求。
8.10汽水品质
标准值
高压汽包炉水
SiO2
mg/l
0.348
＜0.45
PH
9.26
9～10
中压汽包炉水
1.108
＜1.5
9.23
低压汽包炉水
0.288
＜2.0
9.12
9～11
高压饱和蒸汽
电导率
μs/cm
0.396
≤0.3
μg/kg
9.2
≤20
中压饱和蒸汽
0.319
2.6
低压饱和蒸汽
5.4
高压过热蒸汽
0.371
8.7
中压过热蒸汽
0.138
3.3
低压过热蒸汽
0.376
4.3
再热蒸汽
0.429
6.3
从上表可以看出,炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽、再热蒸汽品质基本合格，仅个别项目略微超标，原因是启动时间短，试验前排污不够。
8.11修正量列表
根据锅炉厂修正程序计算得到修正量列表（见下表），流量和压降的修正用偏差系数乘以实际测量值；
温度的修正用实际测量值减去偏差量。
预测值
偏差量
偏差系数
72.859
72.521
-0.338
1.0047
564.76
-2.74
85.87
83.082
-2.788
1.0336
547.81
-3.69
12.642
0.6534
0.9483
236.3
-3.6
余热锅炉烟气阻力
3.1
3.1098
0.0098
0.9970
余热锅炉排烟温度
88.9
90.11
1.21
9建议
9.1运行过程中高压主蒸汽一级减温水量较大，建议修改控制参数，适当减少减温水量，提高高压主蒸汽温度，提高机组经济性。
9.2高压主蒸汽量、压力比设计值偏低，且减温水流量偏大，说明高压蒸发面吸热不足，同时引起再热蒸汽流量偏低（修正后达到要求），低压蒸汽出力偏大，排烟温度偏高，建议对高压蒸发面及炉内烟气通道进行检查，消除烟气短路现象。
9.3建议对燃料预热器进行调整，优化运行，提高机组经济性。
10结论
10.1机组负荷377.86MW稳定运行，余热锅炉效率为86.49％，低于设计值（88.20％）。
10.2修正后高压主蒸汽流量（70.194kg/s）比保证值（72.861kg/s）低，热再蒸汽流量（86.721kg/s）高于保证值（85.872kg/s），低压蒸汽流量（12.638kg/s）高于保证值（11.989kg/s），各段蒸汽温度均达到了设计要求。
10.3根据余热锅炉能量平衡计算得到燃机排气流量647.14kg/s。
10.4修正后余热锅炉排烟阻力（2.670kPa）低于设计值（3.1kPa），达到了设计要求。
10.5修正后排烟温度（98.82℃）高于设计值（88.6℃），未达到设计要求，排烟温度偏高。
10.6试验工况下，＃2给水泵功率（1756.1kW）低于保证值（1980kW）；
试验期间仅＃2给水泵运行，总辅机电耗低于保证值（2460kW）。
10.7试验工况下，高压省煤器、高压过热器、中压过热器、低压过热器、再热器压降均低于保证值，达到了设计要求。
10.8试验工况下，余热锅炉汽水品质基本达到要求。
二、75％负荷余热锅炉试验报告
每套联合循环机组配备一台武汉锅炉股份有限公司生产的无补燃三压再热型余热锅炉，为了验证＃1余热锅炉的技术性能能否达到合同规定的性能保证要求，河南电力试验研究院受中原燃气电力有限公司委托对该余热锅炉进行性能考核试验。
测试余热锅炉在75％负荷下主要经济指标，了解机组运行的经济性。
3.1ASMEPTC4.4-1981《GasTurbineHeatRecoverySteamGeneratorsPerformanceTest
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