大唐江山天然气热电联产工程1机组联合循环热力性能验收试验报告1.docx
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大唐江山天然气热电联产工程1机组联合循环热力性能验收试验报告1
大唐江山天然气热电联产工程1机组联合循环热力性能验收试验报告1
检索号16-130187
杭州意能电力技术
科学技术文件
浙江大唐江山天然气热电联产工程
#1燃气机组联合循环热力性能验收试验报告
二〇一三年六月
浙江大唐江山天然气热电联产工程
#1燃气机组联合循环热力性能验收试验报告
编写者：
审核者：
审批者：
批准者：
附录1机组试验测点和测量外表清单
附录2燃机修正运算汇总表
附录3#1燃机气样分析报告
附录4燃机出力、热耗率修正曲线
附录6〔汽机热力试验〕危险源预控措施表
摘要浙江大唐江山天然气热电联产工程＃1机组性能验收试验工作是应机组设备供货合同的要求而进行的。
本报告介绍了#1机组燃机、汽机性能验收试验的大致试验情形，并给出了修正运算后的机组出力、热耗率等试验结果，为合同设备的验收提供技术依据。
关键词浙江大唐江山天然气热电联产工程#1燃气机组联合循环热力性能试验
报告
1概述
浙江大唐江山天然气热电联产工程是由大唐国际发电股份出资建设的两台天然气热电联产机组。
依照热力规划，确定主机配置及供热参数，主机采纳哈尔滨/GE的100MW等级的燃气—蒸汽联合循环热电联产机组。
燃气轮机为PG6111FA型，经齿轮箱与发电机连接，燃机配备干式低NOX的天然气燃烧器。
汽轮机为哈尔滨汽轮机供货，型号为LC28/N38-5.20/0.55/1.60/537/254型，双压、单缸、冲动、调剂抽汽凝汽式。
余热锅炉岛由东方日立公司供货。
＃1机组于2013年4月25日完成燃机并网发电，5月6日完成汽轮机并网发电，5月15日完成联合循环96小时满负荷试运后，交付商业运行。
受业主方托付，杭州意能电力技术承担#1机组联合循环热力性能考核试验，以验证燃机、汽机性能是否达到合同规定的保证值。
试验结果运算按照美国机械工程师协会«燃气轮机热力性能验收试验规程ASMEPTC-22»的要求进行，并参照了GE公司、哈汽公司提供的修正曲线。
哈电集团派员见证了试验的全过程。
现场试验终止后，燃机采样气送至广东惠州通标标准技术，进行天然气摩尔组分、热值、密度化验。
1.1设备技术规范
表一燃机设计规范
型号
PG6111FA
制造厂
GE公司
额定功率〔标准工况〕
77.06MW
额定循环热耗率〔标准工况〕
10140kJ/kWh
本地保证功率〔海拔125米,17℃，80%相对湿度〕
74.917MW
本地保证循环热耗率〔海拔125米,17℃，80%相对湿度〕
10294kJ/kWh
压气机级数
18级
透平级数
3级
透平排气流量〔标准工况〕
761.6t/h
透平排气温度〔标准工况〕
598.3℃
燃料种类
天然气
操纵系统
MarkVIe（TMR）
燃烧系统
DryLowNOx
备注：
标准工况指，1个标准大气压〔1.013bar〕、15℃、60%相对湿度。
表二汽机设计规范
名称
联合循环双压抽凝式汽轮机
型号
LC28/N38-5.30/0.55/1.60/537/253型
型式
双压、单缸、冲动、抽汽、凝汽式汽轮机
额定功率（纯凝）
37.85MW
额定纯凝（抽汽）
28.15MW
额定转速
3000r/min
制造商
哈尔滨汽轮机
2试验目的
依照合同规定的机组设备性能考核要求，本次试验#1机组在100％额定负荷的燃气-汽机联合循环下运行，修正得出机组在规定运行条件下燃机的出力和热耗率以及汽轮机的出力，并与合同保证值进行比较，验证设备是否达到合同保证值。
3试验标准
本次燃机试验要紧参照«燃气轮机性能试验规程»〔ASMEPTC22-1997〕进行。
本次汽机试验要紧参照«电站汽轮机热力性能试验验收规程»〔GB8117.2-2020〕进行。
水和水蒸汽性质参数将采纳工业用水和水蒸汽热力性质运算公式IAPWS-IF97运算得到。
4试验测点及测量外表
在机组性能验收试验预备时期，在电厂设备部、运行部的大力配合下，按照试验方案的要求，安装了有关的试验测量外表，各试验测点信号接入数据采集前端，然后通过电缆将信号送至运算机数据采集装置进行巡测。
在试验期间，也对机组运行数据编制报表进行采集，以供试验分析和比较。
4.1发电机电功率测量
燃机、汽机发电机端电功率及功率因数采纳YOKOGAWA的WT230数字功率表进行测量，并配置一台运算机记录其测量数据。
。
4.2燃气流量、压力和温度
燃气流量采纳随燃机一起提供的、布置在燃机入口的流量计测量。
该流量测量装置即EMERSON公司生产的质量流量计，并差不多过实验室校验。
同时用运行表计测量记录燃气供气压力、温度。
4.3大气压力测量
在进气滤网邻近安装两台试验专用高精度绝对压力变送器测量大气压力。
4.4大气温度测量
在压气机进气滤网邻近安装四支K型热电偶测量大气温度。
4.5大气湿度测量
大气湿度采纳数字式湿度计进行测量。
4.6燃机进出口压损测量
利用现场安装的ROSEMOUNT变送器测量燃机进口压损、排汽压损。
4.7汽轮机进汽流量、温度、压力
在汽轮机高压主蒸汽、低压主蒸汽进口流量孔板位置安装差压变送器，测量进口蒸汽流量，同时在高低压给水喷嘴位置安装差压变送器，测量高低压给水流量，与蒸汽流量进行比对。
在高、低压主蒸汽管道安装压力变送器测量蒸汽压力，用运行铠装热电偶测量蒸汽温度。
4.8汽轮机低压排汽压力
采纳网笼式探头和试验专用绝对压力变送器测量汽轮机低压排汽压力。
4.9其它参数
其它参数，如机组转速、运行小时数、燃机IGV角度等那么使用运行表计进行测量。
5试验预备工作
5.1燃气轮机水洗和检查
在＃1机组联合循环试验之前，进行了压气机和透平的离线水洗，利用停机间隙，电厂派人对压气机进气室、进口导叶〔IGV〕等进行了人工清洗，以保证燃机处于正常的运行状态。
5.2燃气轮机的稳固运行条件
试验期间，＃1机组带差不多负荷，汽机高低压主汽阀全开，在燃气—蒸汽联合循环条件下正常、稳固地运行。
观看透平轮间温度在15分钟内变化不超过2℃，试验各方确认机组已满足试验开始的稳固运行条件。
6试验的进行
试验时热力系统与设计热平稳图所规定的热力循环相一致，任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都予以隔离。
以下是试验时进行隔离的系统和管路：
a〕主汽阀、调剂阀疏水管道
b〕高压蒸汽、低压蒸汽的疏水管道
c〕与邻机相联的管道
d〕旁路系统和启动辅助蒸汽系统
e〕供热采暖用汽
f〕补水
g〕锅炉排污
7试验结果运算方法
7.1燃机出力的运算与修正
7.1.1燃机出力的运算
式中，P—燃机输出功率，kW；
PGTPO—燃机发电机出线端测得的输出功率，kW；
PEPC—励磁系统消耗功率，kW。
7.1.2燃机出力的修正
式中，Pcorr—燃机的修正后出力，kW；
△2—发电机功率因数对出力的修正量，kW；
F1P—大气温度对燃机出力的修正系数；
F2P—大气压力对燃机出力的修正系数；
F3P—大气湿度对燃机出力的修正系数；
F4P—燃气温度对燃机出力的修正系数；
F5P—进气压损对燃机出力的修正系数；
F6P—排汽压损对燃机出力的修正系数
F7P—发电机频率对燃机出力的修正系数；
F8P—燃料成分对燃机出力的修正系数；
FD—点火运行小时对燃机出力的修正系数。
7.2燃机热耗率的运算与修正
7.2.1燃机热耗量的运算
由试验测量得到的燃机消耗天然气流量和由天然气组分运算得到的低位热值LHVP，能够运算得出燃机热耗量。
式中，HC—燃机热耗量，kJ/h；
Wf—天然气质量流量，kg/h；
LHVP—天然气低位热值，kJ/kg；
7.2.2燃机热耗率运算
燃机单位出力所需消耗的燃料气热量，称为机组热耗率。
式中，HR—燃机热耗率试验值，kJ/kWh。
7.2.3燃机热耗率的修正
式中，HRcorr—修正后燃机热耗率，kJ/kWh；
G1HR—大气温度对燃机热耗率的修正系数；
G2HR—大气压力对燃机热耗率的修正系数；
G3HR—大气湿度对燃机热耗率的修正系数；
G4HR—燃气温度对燃机热耗率的修正系数；
G5HR—燃气进气压损对燃机热耗率的修正系数；
G6HR—燃机排汽压损对燃机热耗率的修正系数；
G7HR—发电机频率对燃机热耗率的修正系数；
G8HR—燃料成分对燃机热耗率的修正系数；
GD—点火运行小时对燃机热耗率的修正系数
7.3汽轮机出力的运算与修正
—修正后汽轮机出力，kW；
P—汽轮发电机出线端测得的电功率，kW；
PE—汽轮发电机励磁消耗的的电功率，kW；
F1P—高压主蒸汽压力对汽轮机出力的修正系数；
F2P—高压主蒸汽温度对汽轮机出力的修正系数；
F3P—低压主蒸汽压力对汽轮机出力的修正系数；
F4P—低压主蒸汽温度对汽轮机出力的修正系数；
F5P—凝汽器排汽压力对汽轮机出力的修正系数。
8试验运算结果
燃机、汽机试验结果汇总如下表所示：
表3燃机试验结果汇总表
序号
名称
单位
工况1
工况2
1
试验日期
//
2013-6-2
2013-6-2
2
试验时刻
//
19:
30~20:
30
21:
00~22:
00
3
燃机试验电功率
kW
73470
73518
4
电功率的总修正系数
//
0.9653
0.9711
5
修正后的电功率
kW
76241
75830
6
修正后电功率的平均值
kW
76036
7
燃机电功率保证值
kW
74917
8
燃机出力比保证值高
kW
1119
9
燃机出力与保证值的偏差
％
1.49
10
燃气质量流量
kg/h
15880
15924
10
燃气低位热值
kJ/kg
46670
46670
11
燃机试验热耗率
kJ/kWh
10087
10109
12
热耗率的总修正系数
//
0.9982
0.9961
13
修正后的热耗率
kJ/kWh
10126
10169
14
修正后热耗率的平均值
kJ/kWh
10147
15
热耗率保证值
kJ/kWh
10294
16
燃机热耗率比保证值低
kJ/kWh
147
17
燃机热耗率与保证值的偏差
％
-1.42
表4汽机试验结果汇总表
序号
名称
符号
工况1
工况2
1
试验日期
//
2013-6-2
2013-6-2
2
试验时刻
//
19:
30~20:
30
21:
00~22:
00
3
汽机试验电功率
kW
34850
34837
4
电功率的总修正系数
//
0.883301
0.883157
5
修正后的电功率
kW
39980
39973
6
修正后电功率的平均值
kW
39977
7
汽机电功率保证值
kW
37850
8
汽机出力比保证值高
kW
2127
9
汽机出力与保证值的偏差
％
5.32
在上面的表3、表4中，列出了本次试验的要紧运算结果。
从表中数据来看，两个工况的燃机修正后电功率平均值为76036kW，比保证值74917kW高1119kW〔高1.49%〕；两个工况的燃机修正后热耗率平均值为10147kJ/kWh，比保证值10294低147kJ/kWh〔低1.42%〕，燃机的出力、热耗率均能够达到合同保证值。
两个工况的汽机修正后电功率平均值为39977kW，比保证值37850kW高2127kW〔高5.32%〕，汽机的出力能够达到合同保证值。
9试验期间发觉的问题
在试验过程中，发觉余热锅炉排汽区域的温度测点与烟囱上方的温度测点存在明显反常的温度倒挂现象，在反复确认测量环节准确无误后，判定是余热锅炉一部分烟气未经受热面，直截了当旁通进入烟囱所致。
后经停机检查确认，是余热锅炉受热面鳍片与管壁间隙过大，密封不严导致一部分锅炉烟气旁路进入后部烟道。
这部分锅炉烟气未通过各受热面，给机组的正常运行带来明显的不利阻碍。
该部分旁路烟气导致燃机排气压降明显减少，汽机高压主蒸汽流量减少，低压主蒸汽流量增加，建议电厂及早排除该运行缺陷，增加机组运行的经济性。
附录1机组试验测点和测量外表清单
测点名称
外表型式
数量
位置
大气压力
绝压变送器
2
GT中心线旁
大气湿度
电子湿度计
1
靠近GT进口
大气温度
K型热电偶
4
压气机进口
天然气流量
质量流量计
1
天然气管路
天然气供气压力
压力变送器
1
天然气管路
天然气供气温度
热电偶
1
天然气管路
燃机进气压损
差压变送器
1
进气管道
天然气低位发热量、密度
取样化验
天然气管路
燃机排气压损
压力变送器
1
燃机排气口
总点火小时
DCS记录值
高压主蒸汽流量
差压变送器
1
高压进汽管道
高压主蒸汽压力
压力变送器
1
高压进汽管道
高压主蒸汽温度
热电偶
2
高压进汽管道
低压主蒸汽流量
差压变送器
1
低压进汽管道
低压主蒸汽压力
压力变送器
1
低压进汽管道
低压主蒸汽温度
热电偶
2
低压进汽管道
汽轮机排汽压力
绝压变送器
1
汽机低压缸排汽
燃机发电机输出电功率
三相电功率表
1
发电机PT&CT接线端
燃机发电机功率因数
汽机发电机输出电功率
三相电功率表
1
发电机PT&CT接线端
汽机发电机功率因数
附录2燃机修正运算汇总表
工况一
参数
符号
单位
额定值
试验值
出力
热耗率
发电机净出力
P
kW
73470
10087
功率因数的修正
Ppf
kW
0.85
0.9963
170
大气温度的修正系数
k1
℃
17.0
22.10
0.962
1.01
大气湿度的修正系数
k2
%
80
77.21
1.0003
0.9998
大气压力修正系数
k3
mbar
1005
992
0.987
1.0007
发电机频率修正系数
k4
Hz
50
49.99
0.9999
1.0001
燃气温度的修正系数
k5
℃
32
38.0
0.99999
0.999736
进气压损修正系数
k6
mmH2O
79
95.7
0.997
1.001
排汽压损修正系数
k7
mmH2O
324
116.5
1.01955
0.98729
燃气成分修正系数
k8
%
46679
47990.0
0.99995
0.99998
老化修正系数
1.004
0.998
总修正系数
％
0.9653
0.9982
修正后终值
76241
10126
保证值
74917
10294
与保证值的偏差
%
1.77
-1.63
工况二
参数
符号
单位
额定值
试验值
功率
热耗率
试验数值
Pt
kW
73518
10109
功率因数的修正
Ppf
kW
0.85
0.9928
170
大气温度的修正系数
k1
℃
17.0
21.17
0.968
1.008
大气湿度的修正系数
k2
%
80
71.69
1.0004
0.9996
大气压力修正系数
k3
mbar
1005
992
0.987
1.0007
发电机频率修正系数
k4
Hz
50
49.99
0.9999
1.0001
燃气温度的修正系数
k5
℃
32
38.0
0.99999
0.999736
进气压损修正系数
k6
mmH2O
79
96.4
0.9968
1.001
排汽压损修正系数
k7
mmH2O
326
113.2
1.01950
0.987340
燃气成分修正系数
k8
%
46679
47990.0
0.99995
0.99998
老化修正
341h
1.004
0.998
总修正系数
％
0.9711
0.9961
修正后的
75830
10169
保证值
74917
10294
与保证值的偏差
%
1.22
-1.22
汽机出力修正运算汇总表
工况一
试验值
设计值
偏差
修正系数
主汽压力
MPa
4.62
5.28
-0.66
0.883301
主汽温度
℃
537.5
536.8
0.67
1.000375
排汽压力
kPa
7.55
6.1
1.45
0.989000
低压蒸汽压力
MPa
0.54
0.55
-0.01
0.997880
低压蒸汽温度
℃
244.11
252.7
-8.59
0.999500
总修正系数
0.871624
试验汽机净功率
MW
34.85
修正后功率
MW
39.98
合同保证值
MW
37.85
与保证值偏差
%
5.64
工况二
试验值
设计值
偏差
修正系数
主汽压力
MPa
4.62
5.28
-0.66
0.883157
主汽温度
℃
537.2
536.8
0.40
1.000375
排汽压力
kPa
7.58
6.1
1.48
0.989000
低压蒸汽压力
MPa
0.54
0.55
-0.01
0.997902
低压蒸汽温度
℃
244.13
252.7
-8.57
0.999500
总修正系数
0.871501
试验汽机净功率
MW
34.84
修正后功率
MW
39.97
合同保证值
MW
37.85
与保证值偏差
%
5.64
附录3#1燃机气样分析报告
附录4燃机出力、热耗率修正曲线
汽轮机出力修正曲线
附录5热力性能〔验收〕试验安全技术交底记录表
部门〔专业〕：
项目名称：
江山燃机#1机组性能验收试验
交底时刻：
2021.6.2
项目负责人：
秦攀
交底地点：
集控会议室
交底人：
秦攀
参加人员：
杭州意能：
秦攀陈小波
江山燃机：
奚岩张健
哈电集团：
孙贞观
安全交底内容：
1、正确着装，正确佩戴安全帽；
2、高温防烫、高空防坠；
3、防止误碰运行设备；
4、遵守现场安规
技术交底内容：
1、试验组织分工
2、试验具体内容
3、试验仪器设备安装位置及其要求；
4、试验期间所需记录参数
备注：
附录6〔汽机热力试验〕危险源预控措施表
（ZDS/04/0HS03-02）
项目名称：
江山燃机#1机组性能验收试验
√
序号
危险源描述
拟采取操纵措施
操纵措施实施确认
√
1
用木桶、木箱、砖搭临时铺板来代替正规脚手架
不承诺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
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
√
4
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
√
5
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
√
6
生产场所照明不足
携带专用照明灯具。
确认
√
7
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、接地爱护；4.严格安全监督治理。
确认
√
8
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.发觉绝缘破旧,赶忙联系电工处理。
确认
√
9
高温介质
1.进入现场前，正确着装。
2.幸免长时刻停留或靠近可能受到烫伤的地点。
3.加强防护。
确认
√
10
未按规定正确着装
1.提高安全意识；2.必须正确着装。
确认
√
11
噪声
1.严格遵守操作规程2.幸免长时刻停留在噪声过大的地点。
3.如需要，配备护耳器。
确认
√
12
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
√
13
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
确认人：
秦攀
升级会员 