3#高的原因.docx
《3#高的原因.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《3#高的原因.docx（41页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
3#高的原因
.
山西大唐国际云冈发电有限责任公司
3号机组热耗指标大原因分析报告
华北电力科学研究院责任有限公司
2010年10月
华北电力科学研究院有限责任公司科技档案审批单
报告名称：
山西大唐国际云冈发电有限责任公司3号机组热耗指标大原因分析报告
报告编号：
汽机/经济－－2010出报告日期：
2010年10月
保管年限：
长期密级：
一般
试验负责人：
刘双白试验地点：
山西大唐国际云冈发电有限责任公司
参加试验人员：
刘涛
参加试验单位：
华北电力科学研究院有限责任公司、山西大唐国云冈发电有限责任公司
试验日期：
2010年10月打印份数：
10
拟稿：
刘双白校阅：
审核：
生产技术部：
批准：
目录
前言
13、4号机组性能对比测试方法
24号机组流量分析
33号机组基准流量选择
43、4号机组260MW工况性能测试
53号机组主汽流量与调节级压力的关系
6总结及建议
附件一试验数据汇总表
附件二性能试验汽机侧隔离清单
前言
山西大唐国际云冈发电有限责任公司3、4号机组为300MW亚临界、一次中间再热、燃煤、直接空冷、抽汽供热凝汽式发电机组，已于2009年底完成基建调试。
3、4号机组投产后，生产运行统计一直存在着3号机组煤耗高的问题，在大唐国际领导的关心关怀下，云冈、华北电科院、东方汽轮机共同努力，对3号机煤耗高原因进行了逐步深入分析，华北电力科学研究院有限责任公司进行了多次测试分析，近两年来开展的工作如下：
Ø2009年4-5月，3、4号机进行了性能保证值验收试验。
Ø2009年6月，测试3号机组过桥汽封漏汽量。
Ø2009年7月，3号机组揭缸前性能试验。
Ø2009年10月，3号机进行了揭缸后的热耗试验。
Ø2010年1月，3号机调节级压力异常上升分析，煤耗高原因分析。
Ø2010年4月，3、4号机进行了阀门内外漏的就地检查测试，并就地检查凝结水系统管路的布置走向，以检查机组的内外漏情况和凝结水系统是否有非设计旁路及其他串入的管路。
Ø2010年4月与电厂及大唐国际相关领导一起到东方汽轮机厂进行探讨。
Ø2010年5月28日与东汽、云冈电厂一起针对3、4机进行了三阀点、4阀点工况下对比试验，以便摸清两台机组在阀点等同工况下的实际运行情况及参数对比。
Ø2010年8月20日针对3、4号机进行了小修后热耗试验。
本次对比分析，进行了3、4号机热耗对比性能测试，详细检查系统及设备状况、分析热工测点准确性、分析流量测量孔板和喷嘴装置的准确性、分析主要设备对比性能，判断3号机组的实际性能水平。
找出了3号机组热耗高的原因，修正了主汽流量与调节级压力的对应关系，建议电厂将修改后的主汽流量关系植入到DCS系统中，并在生产报表中得到应用，指导生产运行。
13、4号机组性能对比测试方法
由于电厂煤质不好、无法满负荷运行，3、4号机组对比试验负荷为260MW，两台机组采用滑压方式，基本相同的机组背压下，两台机组都进行了详细的系统隔离。
4号机组一直运行稳定，参数、系统状况都比较好，4号机组的测试数据是本次试验的重要对比参照，因此，首先对4号机组的性能进行了测试计算。
1.1凝结水及给水管路流量测试检查
4号机组凝结水、给水管路上的流量测量装置共有如下5组：
序号
位置
节流装置形式
KKS码
DCS采用
有性能试验测点
1
轴封加热器入口
孔板
LCA95CF101
采用
无
2
7号低加出口
孔板
LCA70CF101
没采用
有
3
5号低加出口
ASME喷嘴
_
采用
有
4
给水泵入口
孔板
LAB21CF101，LAB22CF101
采用
-
5
高加出口
长颈喷嘴
LAB80CF101-3
采用
无
1.2对比试验测量准备
1.2.1在5号低加出口凝结水流量ASME喷嘴、7号低加出口凝结水流量孔板上加装了电科院性能试验测点。
1.2.2人工记录如下流量测点就地表头差压：
Ø炉侧给水平台3个流量测点
Ø5号低加出口电厂用凝结水流量测点
Ø精处理出口凝结水流量测点
Ø1、2号汽动给水泵入口流量测点
Ø小汽轮机进汽总管流量测点
Ø2号小机入口蒸汽流量测点
1.2.3其余测点采用DCS系统及PI数据库系统。
24号机组流量分析
2.1系统状况
经过详细检查，4号机组泄漏的阀门有：
①汽轮机本体疏水集管泄漏（186.2℃）。
②5段抽汽逆止门后疏水漏（243.8℃）。
③4段抽汽逆止门后疏水漏（274.2℃）。
④2、3号高加及7号低加危机疏水漏。
上述疏水泄漏不影响凝结水、给水系统水侧流量计算。
试验前还重点检查了影响凝结水给水管路流量对应关系的放水管路，未发现有泄漏的。
2.2流量测量
对DCS系统显示流量、用就地差压计算、用5号低加出口喷嘴核算流量见图：
2.3流量对比原则：
原则1：
对于同一个流量装置及相同变送器测量的流量，DCS显示流量应该与差压计算流量完全一致。
原则2：
没有流体进出的管路流量相等。
原则3：
凝结水管路及给水管路考虑流体进出应质量守恒。
原则4：
同一流量装置不同的取压孔测试流量应一致。
2.4流量分析
2.4.1违反原则1：
Ø精处理出口凝结水流量：
DCS显示613t/h，采用就地差压计算流量695t/h，检查流量计算准确性。
Ø给水泵入口流量：
DCS显示858t/h，采用就地差压计算流量920t/h，由于就地人工记录流量差压是2分钟一次,而且差压比较小,可能会存在记数误差,就地差压计算流量仅供参考，从测试结果看给水泵再循环调门不严，请电厂予以检查。
2.4.2违反原则4：
Ø5号低加出口凝结水流量：
DCS显示581t/h，采用试验测点691t/h。
计算中，DCS测点测量差压46.7kPa，比电科院测量差压65kPa低，检查DCS测点的准确性。
2.4.3满足原则
5号低加出口性能试验测点
Ø计算的凝结水流量691t/h与7号低加出口685t/h、精处理出口695t/h相一致；
Ø计算的给水流量732t/h比差压计算流量低14t/h，基本一致；
Ø考虑5号低加出口安装的是经过校验的ASME喷嘴，具有较高的可信度。
因此，5号低加出口ASME喷嘴性能试验测点测量流量具有高精度，作为4号机组的性能试验基准流量。
33号机组基准流量选择
3.1系统状况
经过详细检查，3号机组泄漏的阀门有：
①260MW试验工况高旁后温度336.9/336.8℃，比高排平均温度328.7℃高，高旁泄漏。
②260MW试验工况高旁后温度123.6/147.8℃，远高于排汽温度47.3℃，低旁泄漏。
③除氧器溢流、放水母管温度很高，泄漏。
④1号高加危机疏水温度44.5℃，实际上1号高加疏水漏，就地管道温度很高，并伴有很强的汽流冲刷噪音，请电厂热工人员检查测点的准确性。
上述第3项泄漏影响凝结水到给水系统水侧流量计算。
3.2流量测量
对DCS系统显示流量、用就地差压计算流量见图：
3.3流量分析
3.3.1DCS显示精处理出口凝结水流量746t/h，与5号低加出口凝结水流量749t/h一致，表面看起来能够证明两个流量测点的准确性。
经过详细检查，发现精处理出口凝结水流量孔板就地差压为42.23kPa，与4号机同样位置的流量差压39.8kPa基本一致（采用同样尺寸的孔板），而在DCS系统中显示差压为77.2kPa。
因此，DCS系统该测点存在错误，也误导了在之对3号机组性能的判断。
3.3.2给水泵入口流量：
DCS显示862t/h，采用就地差压计算流量977t/h，由于就地人工记录流量差压是2分钟一次,而且差压比较小,可能会存在记数误差,就地差压计算流量仅供参考，从测试结果看给水泵再循环调门不严，请电厂予以检查。
3.3.35号低加出口流量751t/h、7号低加出口流量848t/h差异太大，无法相互印证。
3.3.4由于有凝泵再循环，精处理出口流量应略比5号低加出口流量大，而测试结果却相反，因此，5、7号低加出口流量都不可信，不能用来作为3号机热耗计算的基本流量。
3.43、4号机流量对比分析
对比分析以两台机的就地差压计算的凝结水流量为准：
3、4号机组给水、过热减温水、再热减温水均一致。
凝结水系统中精处理出口凝结水流量3号机略高。
可基本判断3、4号机组性能相近。
本次性能分析中初步选取精处理出口流量作为3号机组热耗分析的基准流量，并考虑4号机组同位置流量与基准流量的对应关系。
建议电厂查找5号低加出口ASME喷嘴、7号低加出口孔板流量高的原因：
检查是否有流量进入这段管路，并在给水管路中流回；如果没有这样的管路，应该怀疑节流装置有问题，有条件的话，将ASME喷嘴拆下检查，如果没有损坏，建议重新标定后回装。
43、4号机组260MW工况性能测试
4.1测试计算结果
机组号
—
3号机
4号机
试验时间
—
2010/10/21
2010/10/22
试验工况
单位
260MW
260MW
高调门1开度
%
41.51
44.06
高调门2开度
%
41.79
44.04
高调门3开度
%
4.81
（0.05）
高调门4开度
%
0.04
0.12
主蒸汽流量
t/h
837.43
832.49
发电机功率
MW
260.18
260.11
主蒸汽压力
MPa
15.87
16.24
主蒸汽温度
℃
538.66
538.38
一段抽汽流量
t/h
42.02
45.67
二段抽汽流量
t/h
50.12
49.37
高排压力
MPa
3.25
3.04
高排温度
℃
331.87
322.03
再热蒸汽压力
MPa
3.05
2.85
再热蒸汽温度
℃
542.15
539.59
再热蒸汽流量
t/h
741.15
717.65
三段抽汽流量
t/h
30.26
33.45
四段抽汽流量
t/h
59.77
53.06
五段抽汽流量
t/h
27.58
28.28
连通管蒸汽压力
MPa
0.47
0.47
连通管蒸汽温度
℃
295.02
289.35
连通管蒸汽流量
t/h
642.30
621.63
六段抽汽流量
t/h
26.72
17.29
七段抽汽流量
t/h
52.60
55.59
排汽压力
kPa
10.79
9.61
过热减温水流量
t/h
103.51
103.37
再热减温水流量
t/h
22.946
18.644
主凝结水流量
t/h
712.139
690.667
主给水流量
t/h
743.989
729.789
不明漏量
t/h
10.123
0.702
不明漏率
%
1.209
0.084
试验热耗率
kJ/kWh
8955.11
8901.77
修正后热耗率
kJ/kWh
8967.42
8970.29
修正后发电机功率
MW
264.909
258.715
4.1本体性能分析
4.1.1高压缸通流部分
1）高压缸效率
本次对比试验260MW工况，3号机高压缸效率76.02%，4号机高压缸效率75.97%；在验收试验300MW工况，3号机高压缸效率79.65%（2009年7月），4号机高压缸效率79.99%（2009年5月）。
表明3、4号机组具有相同的高压缸性能。
2）高调门开度
2009年4-5月机组刚投产高调门开度对比
机组号
单位
3号机
4号机
试验时间
—
2009/4/10
2009/5/2
发电机功率
MW
302.87
300.6
高调门1开度
%
54
97
高调门2开度
%
54
97
高调门3开度
%
9.1
18.5
高调门4开度
%
0
0
主蒸汽压力
MPa
16.15
16.373
排汽压力
kPa
17.52
17.16
3阀点同负荷主汽压力对比（修正到同负荷）
机组号
单位
3号机
4号机
试验时间
—
2010/5/27
2010/5/27
发电机功率
MW
220.850
220.850
高调门1开度
%
100
100
高调门2开度
%
100
100
高调门3开度
%
100
100
高调门4开度
%
0
0
主蒸汽压力
MPa
10.847
10.653
真空
kPa
-79.086
-79.240
调节级压力
MPa
8.23
8.059
4阀点同负荷主汽压力对比（修正到同负荷）
机组号
单位
3号机
4号机
试验时间
—
2010/5/28
2010/5/28
发电机功率
MW
244.47
244.47
高调门1开度
%
100
100
高调门2开度
%
100
100
高调门3开度
%
100
100
高调门4开度
%
100
100
主蒸汽压力
MPa
11
11.048
排汽压力
kPa
-78.71
-78.99
调节级压力
MPa
9.27
9.17
260MW滑压运行数据对比
机组号
—
3号机
4号机
试验时间
—
2010/10/21
2010/10/22
高调门1开度
%
41.51
44.06
高调门2开度
%
41.79
44.04
高调门3开度
%
4.81
0
高调门4开度
%
0
0
发电机功率
MW
260.18
260.11
主蒸汽压力
MPa
15.87
16.24
排汽压力
kPa
10.79
9.61
从以上几组数据可看出，在机组投产初期，同条件下，3号机组的阀门开度比4号机组要小，但在2010年的几次试验中，这种差异并不明显。
请电厂追溯检修工作及运行条件差异，寻找同负荷下阀门开度由有差异到一致的原因。
从高压缸实际运行效率和调门开度看，3、4号机组高压缸并无显著差异，具有显著一致性。
可以判断，通流部分也是一致的，运行也算正常。
在喷嘴组没有大的缺陷条件下，建议不必更换喷嘴组。
不过，不管是哪个工况，高压缸效率明显偏低，增大了热耗。
应特别关注高压缸通流部分汽封间隙的调整，从我们掌握的东汽300MW机组的高压缸实际水平来看，都比这些值要高，建议在有条件时调整好汽封间隙。
在300MW工况，高调门开度不大，造成比较大的节流损失，可考虑进行滑压曲线的优化。
4.1.2中压缸通流部分
在验收试验300MW工况，3号机中压缸效率92.05%（2009年7月），4号机高压缸效率93.42%（2009年5月）。
测试中压缸效率含有过桥汽封漏汽造成的影响，漏汽量越大，中压缸效率越高，实际中压缸效率约低2%左右。
中压缸运行正常。
4.1.3低压缸通流部分
由于3、4号机组都存在比较多的内外漏，无法对低压缸效率进行测量。
4.1.4轴封间隙情况
09年5月，对3机组轴封系统过桥汽封漏汽量进行了测试，在验收试验中进行了轴封关键流量的测试，测试结果见下表：
轴封漏汽测试结果
3号机
4号机
设计
单位
t/h
t/h
t/h
高压门杆二段漏汽去除氧器1
1.21
1.12
2.89
高中压跨桥汽封漏汽量4
18.16
-
9.55
高压后汽封漏汽量
5.69
17.11
5.36
高压后汽封漏汽去轴封联箱A
1.89
5.70
1.78
高压后汽封漏汽去轴加K
0.17
0.50
0.16
高压后汽封漏汽去除氧器流量2
3.57
10.74
3.36
中压后汽封漏汽
0.64
1.92
0.60
中压后汽封一漏去轴封联箱A
0.46
1.40
0.44
中压后汽封二漏去轴加K
0.16
0.50
0.16
中压门杆漏汽到轴封联箱SSR
0.41
1.22
0.38
低压轴封流量
1.16
3.49
1.09
表中过桥汽封漏汽是设计值的两倍，4号机高压后汽封漏汽量是设计值的3倍。
在本次260MW对比试验中，轴封系统自密封还没有完成，3号机组辅汽到轴封供汽调门开度29.5%，4号机组辅汽到轴封供汽调门开度6.4%，表明汽轮机轴封间隙比较大。
建议在有条件的情况下对轴封间隙进行调整。
4.2回热系统
3号机组回热系统工作正常，4号机组3号高加下端差13℃，高于设计值7.4℃，建议电厂考虑进行水位调整，降低下端差。
4.3系统内外漏
3号机组不明漏量偏大，达到了10t/h，建议电厂进行查找治理。
3号机组有几处比较大的内漏，请电厂予以治理。
53号机组主汽流量与调节级压力的关系
建议3号机主汽流量采用上图所示的调节级压力对应关系。
6总结及建议
6.13号机热耗与4号机组处于同一个水平，根据调节级压力与主汽流量关系对DCS系统主汽流量进行修改。
6.23、4号机组的运行效率偏低，请电厂加大治理系统内外漏的力度，重点解决本报告中列出的阀门不严的情况。
6.33号机组高压缸喷嘴组工作正常，不必更换。
6.4建议电厂热工对DCS系统中测点错误进行整改。
6.5轴封间隙较大，建议有条件时进行整改。
6.63号机组主要问题如下
序号
缺陷
1
260MW试验工况高旁后温度336.9/336.8℃，比高排平均温度328.7℃高，高旁泄漏。
2
260MW试验工况高旁后温度123.6/147.8℃，远高于排汽温度47.3℃，低旁泄漏。
3
除氧器溢流、放水母管泄漏。
4
1号高加危机疏水温度44.5℃，实际上1号高加疏水漏，就地管道温度很高，并伴有很强的汽流冲刷噪音，请检查测点的准确性，并检修此调门。
5
精处理出口凝结水流量差压测点取值有误
6
给水泵再循环调门可能不严，检查核实
7
5号低加出口凝结水流量喷嘴工作不正常，检查原因
8
7号低加出口凝结水流量孔板不正常，检查原因
9
高压缸效率低
10
高中压过桥汽封漏汽量大
11
260MW工况无法实现自密封，轴封供汽开度达到29.5%，轴封间隙很大
12
3号机组不明漏量偏大，达到了10t/h
13
260MW工况热耗偏高
6.74号机组主要问题如下
序号
缺陷
1
汽轮机本体疏水集管泄漏（186.2℃）。
2
5段抽汽逆止门后疏水漏（243.8℃）。
3
4段抽汽逆止门后疏水漏（274.2℃）。
4
2、3号高加及7号低加危机疏水漏。
5
精处理出口凝结水流量计算有误
6
给水泵再循环调门可能不严，检查核实
7
5号低加出口凝结水流量测试差压偏小，检查差压变送器是否合格
8
3号高加下端差13℃，高于设计值7.4℃
9
高压缸效率低
10
260MW工况无法实现自密封，轴封供汽开度6.4%
11
260MW工况热耗偏高
附件一试验数据汇总表
名称
单位
3号机组
4号机组
主给水流量1
kPa
37.620
38.046
汽包水位2
mm
191.126
-100.515
#31给煤机瞬时给煤量
t/h
40.287
34.315
#34给煤机瞬时给煤量
t/h
39.221
37.830
机前主蒸汽压力1
Mpa
15.806
16.179
调节级后蒸汽压力
Mpa
9.458
9.083
功率
MW
260.067
260.212
主给水流量2
kPa
37.347
38.183
汽包水位3
mm
208.050
-90.245
汽包压力1
mm
17.111
17.527
#32给煤机瞬时给煤量
t/h
37.272
35.657
#35给煤机瞬时给煤量
t/h
37.070
35.321
机前主蒸汽压力2
Mpa
15.804
16.171
调节级后蒸汽压力
MPa
9.451
9.101
发电机功率3
MW
260.209
259.901
主给水流量3
kPa
37.406
37.800
汽包水位4
mm
207.414
-105.362
#33给煤机瞬时给煤量
t/h
39.266
36.565
机前主蒸汽压力3
Mpa
15.811
16.180
调节级后蒸汽压力
Mpa
9.451
9.099
发电机功率1
MW
260.249
260.214
高压旁路入口蒸汽压力1
Mpa
15.810
16.178
低压旁路入口蒸汽压力1
Mpa
2.986
2.791
低压旁路入口蒸汽压力2
Mpa
2.988
2.785
低旁减温减压器后蒸汽压力
Mpa
-0.005
0.001
高旁减温水调节阀开度反馈
%
-0.662
-0.350
低旁减温水调节阀开度反馈
%
-0.270
-0.264
低旁减压阀开度反馈
%
-0.049
-0.148
高压旁路入口蒸汽压力2
MPa
15.806
16.200
高旁减温减压器后蒸汽压力
MPa
3.177
2.984
高旁减压阀开度反馈
%
-0.023
0.082
#33给水泵勺管位置反馈
%
29.861
29.221
电网频率
Hz
49.945
49.993
汽轮机阀位（阀位设定点）
%
67.581
69.832
发电机功率
MW
260.431
260.286
实际转速
Rpm
2999.683
3000.328
目标负荷
MW
301.090
260.813
高旁减温阀前蒸汽温度
℃
516.726
526.633
高旁减温阀后蒸汽温度1
℃
336.911
315.812
高旁减温阀后蒸汽温度2
℃
335.858
317.878
低旁减温阀前蒸汽温度
℃
517.082
520.263
低旁减温阀前蒸汽温度1
℃
123.634
49.599
低旁减温阀前蒸汽温度2
℃
147.765
49.832
左侧一级过热器减温水流量
kPa
40.358
56.551
左侧一级过热减温喷水调门开度反馈
%
83.246
100.452
右侧一级过热器减温水流量
kPa
18.098
18.637
右侧一级过热减温喷水调门开度反馈
%
45.226
44.711
左侧二级过热器减温水流量
kPa
32.952
1
升级会员 