某1000MW超超临界机组低负荷热耗异常分析Word文件下载.docx
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4.442
9
额定再热蒸汽温度
10
主蒸汽额定进汽量
t/h
2740.881
11
再热蒸汽额定汽量
2245.42
12
额定排汽压力
0.0049
13
额定给水温度（TRL）
299.5
14
额定转速
r/min
3000
15
热耗率（THA）
kJ/kW.h
7366
#1机组大修中进行汽动引风机改造。
驱动引风机的小汽机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。
低负荷工况时，采用再热冷段混汽到小机正常进汽。
小机排汽接入四抽管道排入除氧器，也有抽汽管道接入辅汽联箱与排汽管道接入热网的三通，需要时可以对外供热。
型号：
HNG40/32/20
型式：
单缸、单流、反动式、带中间抽汽、背压式
运行方式：
变参数、变功率、变转速
回热模式1工况：
设计功率（THA）：
6.2MW（引风机效率为/%，转速为780r/min）
额定工况功率（THA）：
THA工况内效率：
76.9%
最大连续功率：
8.19MW
额定进汽压力：
4.0MPa（a），温度：
475℃
额定排汽压力：
1.08MPa（a），温度：
321.5℃
供热模式1工况：
79%
1.2MPa（a），温度：
328℃
三.计算方法分析
（1）数据处理
采集的数据，经正确性检查后，按每一工况的时间段，算出各测量段的平均值，供计算机软件进行计算和分析。
手工记录的数据也按照试验的记录段进行平均值等相应计算。
对同一参数多重测点的测量，取其算术平均值。
对于压力测量，根据所测数据进行仪表零位、取样点高度和大气压力等修正，取得测量点的绝对压力。
（2）热耗
以主给水流量（DCS内总给水流量）为基准。
计算公式如下：
1号机组引风机改由小汽机驱动。
小机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。
低负荷工况排汽温度高时，采用冷段混汽到小机正常进汽。
小机排汽接入四抽管道排入除氧器，也有抽汽管道接入辅汽联箱和排汽管道接入热网的三通，需要时可以对外供热。
当驱动风机的小汽机排汽完全进入除氧器时，热耗率计算公式如下：
（式1：
汽机系统热耗，不包含驱动风机小机）
（式2：
计算煤耗所用热耗）
式中，
，
主蒸汽流量，kg/h；
再热蒸汽流量，kg/h；
给水流量，kg/h；
高压缸排汽流量，kg/h；
再热器减温水流量，kg/h；
驱动风机的小汽机进汽流量，kg/h；
主蒸汽焓，kJ/kg；
热再热蒸汽焓，kJ/kg；
高压缸排汽焓，kJ/kg；
给水焓，kJ/kg；
再热器减温水焓，kJ/kg；
驱动风机的小汽机进汽蒸汽焓，kJ/kg；
驱动风机的小汽机排入除氧器的蒸汽焓，kJ/kg；
发电机功率，MW；
小机进汽在高压缸做功，MW。
热再蒸汽流量等于高压缸排汽流量加上再热减温水流量，减去驱动风机的小汽机进汽量。
热耗计算中所用辅助流量如轴封漏汽、阀杆漏汽等测量比较困难，因此轴封漏汽、阀杆漏汽取设计值。
系统泄漏按锅炉侧和汽机侧1:
1比例分配。
（3）高、中压缸内效率：
式中：
：
进口焓、出口焓、等熵焓
（4）煤耗率计算
1）发电煤耗率
g/（kW·
h）
2）供电煤耗率
其中：
为汽轮发电机组热耗率kJ（/kW·
为锅炉效率
为管道效率，取99%
为厂用电率
（5）计算方法说明
#1机引风机改由小汽机驱动后，热耗计算方法发生了变化。
大修启动后，SIS内按新的公式进行了修改。
从电厂计算机组反平衡煤耗考虑，采用式2热耗公式。
四.实际运行情况的评估
（1）9月初SIS内机组热耗统计数据
参数名称
9月2日
#1机
#2机
差值
9月5日
负荷MW
644.7
643.7
557.1
568.9
-11.8
发电煤耗g/（kW·
291.05
284.61
6.44
294.66
285.36
9.3
热耗kJ/（kW·
8000.28
7823.29
176.99
8126.64
7848.21
278.43
锅炉效率％
94.738
94.737
0.001
95.054
94.787
0.267
机组供汽流量t/h
12.24
-12.24
13.96
-13.96
主蒸汽流量t/h
1808.8
1792.37
15.98
1559.39
1573.80
-14.108
高压缸相对内效率％
81.64
81.57
0.075
81.02
81.45
-0.425
中压缸相对内效率％
94.07
94.85
-0.779
94.37
95.41
-1.098
背压机进汽流量t/h
20.857
17.380
汽轮机主蒸汽压力MPa
19.46
19.48
-0.017
17.47
17.61
-0.141
汽轮机主蒸汽温度℃
601.1454
597.18
3.96
599.67
594.51
5.15
再热蒸汽压力MPa
2.86
0.003
2.49
2.52
-0.0329
再热蒸汽温度℃
598.29
595.96
2.32
596.66
591.79
4.86
给水温度（省煤器）℃
269.63
271.38
-1.74
261.9
264.56
-2.66
上述数据显示，在644MW和560MW工况，#2机少量供热的情况下，#1机计算热耗分别偏高177kJ/（kW·
h）和278kJ/（kW·
h）。
日供电煤耗相差6.44g/（kW·
h）和9.30g/（kW·
（2）与大修后600MW工况的比较
#2机大修后共进行了1000MW工况（定压）、1000MW工况（阀全开）、750MW工况（滑压）和600MW工况（滑压）热耗率、供电煤耗率试验。
9月后，实际运行中在低负荷时煤耗偏差较大，尤其是600MW及以下工况。
为定量比较差异，选取了近期600MW负荷稳定的时间段，采集了计算热耗所需全部数据，采用与大修后试验时同样的测点仪表，进行了计算。
结果与大修后600MW工况进行比较。
两个工况均没有对外供热，也没有非生产用汽用水。
唯一不同的是实际工况系统没有隔离，仍有补水。
大修后试验日期为7月24日，实际工况日期为9月15日，时间段为0：
50～1：
50。
具体数据见下表。
大修后600MW
9月
600MW
指标变化
负荷
608.86
601.43
-7.43
主汽流量
1672.21
1664.61
-0.45%
主汽压力
MPa
18.6900
18.5079
-0.97%
主汽温度
603.96
598.70
-5.26
给水流量
1677.53
1669.90
-7.63
调节级压力
11.5759
11.5292
-0.40%
调节级温度
555.24
550.98
-4.25
高排压力
2.9200
2.8798
-1.38%
高排温度
343.13
339.41
-3.72
再热汽压力
2.7900
2.7511
-1.39%
再热汽温度
599.86
595.78
-4.08
一段抽汽压力
5.0800
5.0445
-0.70%
一段抽汽温度
416.23
412.62
-3.61
二段抽汽压力
2.9600
2.9271
-1.11%
二段抽汽温度
343.01
339.40
三段抽汽压力
1.4300
1.4177
-0.86%
三段抽汽温度
499.59
496.24
-3.35
中排压力
0.5700
0.5735
0.61%
中排温度
363.56
361.27
-2.29
四抽进除氧器压力
0.6085
0.6082
-0.06%
四抽进除氧器温度
364.35
360.81
-3.54
除氧器压力
0.6261
0.6270
0.15%
风机小机排汽压力
0.6400
0.7235
13.05%
#5低加进汽压力
0.2613
0.2608
-0.21%
#5低加进汽温度
244.16
243.60
#6低加进汽压力
0.1790
0.1786
-0.22%
#6低加进汽温度
169.10
169.02
#7低加进汽压力
0.1335
0.1340
0.32%
#7低加进汽温度
105.32
104.59
汽轮机背压
kPa
6.2100
6.0564
-0.15
高压缸效率
％
81.79
-0.34
中压缸效率
91.91
92.17
0.26
汽机热耗率
kJ/（kW·
7888.80
7929.75
40.95
修正后汽机热耗率
7813.99
7847.54
33.55
计算煤耗所用热耗率
7906.84
7947.30
40.46
修正后计算煤耗所用热耗率
7831.86
7864.91
33.05
不明泄漏率
0.6359
驱动风机的小机进汽压力
2.78
2.7436
驱动风机的小机进汽温度
477.47
469.61
驱动风机的小机进汽流量
38.43
40.76
驱动风机的小机排汽压力
0.64
驱动风机的小机排汽温度
329.89
335.36
驱动风机小机的热耗量
MJ/h
10981.76
10554.72
不考虑不明泄漏量时
7966.09
77.29
7883.51
69.52
7983.64
76.80
7900.88
69.02
说明：
1）主汽流量由给水流量考虑锅炉侧不明泄漏计算。
2）不明泄漏率取修后试验实测值。
3）系统不明泄漏量按锅炉侧和汽机侧1:
（3）简要分析
1）与大修后600MW工况相比，9月运行工况，平均负荷低7.43MW，主汽流量低7.60t/h，比例为-0.45％，与调节级压力偏低比例0.40％相当，表明通流部分基本正常。
2）机组其它监视段压力、温度基本也正常。
3）汽机热耗率和计算煤耗用热耗率，9月工况较大修后增大约40kJ/（kW·
经参数修正后增大约33kJ/（kW·
考虑到9月实际的运行工况，热力系统的隔离情况、机组的泄漏情况等应较大修后差，热耗增大33kJ/（kW·
h）属正常范围。
4）通过以上分析，可以认为，#1机组状态是正常的。
SIS内计算热耗率过高，应该是计算程序和方法上有偏差，不符合实际状态。
通过分析有以下几项原因：
①热耗计算公式中背压机进汽流量原先取的是两台机的平均值，需调整为两台背压机总和。
9月5日后进行了调整，计算值有所下降（600MW工况计算值降低约10kJ/（kW·
h））但仍偏高。
②低负荷时，机组对外供热对热耗影响较大。
在两台机组均处于较低负荷运行时，供热的#2机热耗优势更明显。
③中压缸缸效偏差较大，主要原因中压缸排汽参数选取的是四抽的参数，#1机改汽动引风机后，背压机排汽排挤四抽致使四抽压力、温度相同负荷较以前高。
另一个重要因素是，中排压力的水柱高度修正。
上表计算中，中排压力采用的均是DEH中的点，点名中压缸排汽压力（汽机侧/电机侧）点号IPPP1/P2。
但是就地变送器有约9.8米的安装高度，DCS最终指示没有考虑。
如果直接引用计算，则出错。
④大修后600MW试验工况机组不明泄漏量就偏大，计算中炉侧考虑了一半的泄漏，使得主汽流量低于给水流量。
9月15日数据，取大修后600MW工况不明泄漏率计算，热耗结果较之偏大33kJ/kWh。
但是，SIS计算中未考虑不明泄漏量，在系统泄漏增大（这完全可能）、负荷降低泄漏量所占比例增加后，热耗结果偏差就愈加凸显。
上表最后，在不考虑不明泄漏的同等数据下，修正后热耗达7900.88kJ/kWh，增加36kJ/kWh，比大修后工况高69kJ/kWh。
⑤DCS计算中，补水流量没有考虑。
且实际补水流量计量不准。
⑥SIS中计算值，每1分钟采集数据一次，计算一个热耗，当日热耗取每分钟热耗的平均值。
在运行工况波动较大的情况下，每分钟的热耗没有太大意义，不能代表机组的实际状况。
仅在机组全日负荷波动较小的情况下，才与实际情况相符。
五.结论及建议
（1）#1机组主要运行参数（汽温汽压、真空、给水温度）正常，各级抽汽压力、温度参数未见异常，与修后600MW试验工况数据接近。
机组9月15日600MW工况数据，经同等方法计算后，修正热耗较大修后同工况增大约33kJ/kWh。
（2）驱动风机小机的流量、热耗量正常，小机性能无变化。
（3）#1机反平衡计算热耗偏大的重要原因：
①与#2机相比，低负荷时没有供热，影响热耗较大。
②SIS计算中未考虑不明泄漏量。
大修后600MW工况试验结果表明，机组不明泄漏量偏大（达主汽流量的0.64％）。
试验计算中炉侧考虑了一半的泄漏，使得主汽流量低于给水流量，影响热耗降低。
我们认为，运行两个月后，系统不明泄漏会增大（这完全可能），同时负荷降低泄漏量所占比例增加，使得热耗结果偏大愈加凸显。
（4）建议仔细检查系统。
通过补水量补水率估算不明泄漏率（补水流量表记校核）。
（5）重点检查系统内漏。
即使得正常系统短路的阀门。
内漏的增大使得热耗增加，但除了在流量上有所显示外，其它运行参数上并不明显反映。
本次分析的两个工况因为负荷略有差别，不易通过流量变化判断。
内漏增大是最有可能的原因。
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