锅炉机组净出力净热耗和辅助功率保证值试验大纲.docx
《锅炉机组净出力净热耗和辅助功率保证值试验大纲.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《锅炉机组净出力净热耗和辅助功率保证值试验大纲.docx(20页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
锅炉机组净出力净热耗和辅助功率保证值试验大纲
锅炉机组净出力净热耗和辅助功率保证值试验大纲
1.前言
2×50MW火力发电厂两台机组由工程有限责任公司承建。
1.1锅炉
1.1.1锅炉主要参数
锅炉出力T/h
过热器出口蒸汽压力MPa(a)
过热器出口蒸汽温度℃
空气预热器入口风温℃
1.1.2设计燃料特性
低位发热量kJ/kg
C(重量百分比)%
H(重量百分比)%
O(重量百分比)%
N(重量百分比)%
S(重量百分比)%
A(重量百分比)%
W(重量百分比)%
V(重量百分比)%
1.2汽轮
N57-5-8.83/535型汽轮机为汽轮机厂生产的高压、单缸、凝汽式机组。
其主要设计参数如下:
额定出力(THA)57.5MW
主汽压力8.83MPa(a)
主汽温度535℃
排汽压力4.9KPa(a)
转速3000rpm
1.3发电机
QF 型汽轮发电机由电机厂制造。
其主要设计参数如下:
额定容量MVA
额定功率MW
额定电压KV
额定电流KA
额定转速3000rpm
额定功率因数
额定频率50Hz
2.机组性能及保证值
性能试验在下述条件下进行:
a.设计煤种(见1.1.2节)
b.循环水温℃
c.功率因数
d.环境干球温度℃
e.环境湿球温度℃
f.相对湿度%
g.大气压力KPa
2.1锅炉性能
2.1.1锅炉蒸发量
在100%MCR工况下,其蒸发量不小于220t/h,即满足汽轮机阀门全开时(VWO)的最大进汽量。
2.1.2过热器出口蒸汽压力
在100%MCR工况下,其额定主汽压力应满足于9.9±3%MPa(a)。
2.1.3过热器出口蒸汽温度
在100%MCR工况下,其额定主汽温度应满足于540±5℃。
2.1.4锅炉效率
在设计工况THA(55MW)下,基于煤的低位发热量(LHV)计算的锅炉效率为90.5%。
2.1.5空气预热器漏风
在THA工况下,空气预热器漏风率应不高于10%。
2.2辅助功率
在THA工况下,机组总辅助功率应不大于4783Kw。
2.3性能保证值
2.3.1净输出功率
在THA工况下,承包人应保证在主变高压端测量的机组净输出功率(NUEO)不小于50000Kw。
2.3.2净热耗
在THA工况下,承包人应保证机组净热耗(NUHR)不大于11502KJ/KWh(基于燃料低位热值LHV)。
机组净热耗由如下公式计算:
kJ/kWh
式中:
THR------汽轮发电机组热耗。
kJ/kWh
ηc------修正后的锅炉效率(THA)%
GUEO------机组毛输出功率kW
NUEO------机组净输出功率kW
3.试验目的
验证机组在上述规定的条件下其性能是否达到中-马合同中所规定的保证值。
4.试验标准及法规
4.1ASME标准及法规
PTC4.1–1974锅炉
PTC6–1996汽轮机试验法规
PTC6S(reportl988)汽轮机常规性能试验简化规程
4.2水蒸汽性质图表(西德)1981
5.仪表标定
试验所需的主要仪器仪表应由中国国家法定授权单位标定,其标定证书应在试验前提交给业主并作为试验报告的附件。
6.试验方法
6.1试验工况
6.l.l预备性试验
正式试验前,应按正式试验要求做预备性试验,其目的如下:
a.确定机组是否具备正式试验条件。
b.检查所有与试验相关仪表。
c.培训试验人员。
预备性试验项目如下:
项目/负荷
THA
汽轮发电机组热耗
*
锅炉效率
*
预备性试验如果符合正式试验的全部技术要求,其结果经中-马双方认可,可以作为性能试验的一部分。
6.1.2正式试验
正式试验的内容和工况安排如下:
项目/负荷
THA
100%MCR
锅炉效率
*
锅炉出力
*
汽轮发电机组热耗
*
汽轮发电机组输出功率
*
净功率输出
*
主蒸汽压力
*
*
主蒸汽温度
*
*
空气预热器漏风率
*
汽轮机排汽压力
*
6.2测量项目
6.2.1锅炉主要测量项目
6.2.1.1煤取样
在给煤机前原煤管道上每隔30分钟取一次煤样,经混合、缩分后,将样品分成三份装入密闭容器中,一份送当地实验室进行分析,一份给业主,另一份密封留存。
6.2.1.2烟气成分分析
按照网格法测量原理,将烟道测量横截面分成若干个相等的小截面,在每个小截面的中心抽取烟气样品。
用烟气分析仪分析空气预热器入口和出口烟道烟气中的CO2,O2和CO百分比含量。
6.2.1.3烟气和空气温度的测量
按照上述网格法测量原理,测量空气预热器入口和出口的烟气温度;测量送风机出口和一次风机出口的空气温度。
6.2.1.4飞灰取样
在空气预热器出口烟道抽取飞灰样品,实验室分析含碳量。
6.2.1.5渣取样
试验结束后,在渣井收取渣样,实验室分析含碳量。
6.2.1.6省煤器和空气预热器灰斗灰取样
用收集器收取省煤器和空气预热器灰斗灰,实验室分别分析各自的含碳量。
6.2.1.7环境温度测量
用干湿球温度计测量环境温度。
6.2.2汽轮机主要测量项目
6.2.2.1压力测量
压力测量采用0.1和0.25级GP及AP变送器。
冷凝器压力取压装置采用网笼探头。
6.2.2.2温度测量
温度测量采用0.4级的E型铠装热电偶。
6.2.2.3流量测量
A.主凝结水流量采用ASME低β比、喉部取压流量喷嘴装置进行测量。
该装置包括前后直管段,稳流栅及喷嘴,并经整体标定。
B.补给水流量采用孔板测量。
C.下述流量采用制造厂提供的设计值计算:
a.主汽阀阀杆漏汽;
b.轴封供汽及轴封漏汽量;
c.主抽汽器及轴封抽汽器用汽量。
6.2.2.4水位测量
除氧器和热井水位采用标尺测量。
6.2.3发电机电功率测量
6.2.3.l发电机输出功率测量
汽轮发电机输出功率采用三表法测量,电压和电流信号分别采自布置在发电机端的电压和电流互感器。
6.2.3.2净功率测量
机组净功率采用三表法测量,信号采自主变高压端。
6.2.3.3辅助功率测量
辅助功率等于发电机输出功率与机组净功率之差。
6.3试验仪表
6.3.1锅炉试验仪表清单见表1;
6.3.2汽轮发电机试验仪表清单见表2。
6.4测点布置
6.4.1锅炉测点布置示意图见附图1;
6.4.2汽水系统测点布置示意图见附图2;
6.4.3发电机电功率测量接线图见附图3。
表l锅炉试验仪表清单
序号
试验项目
仪表
精度
1
烟气温度
E型热电偶
0.75
2
烟气中CO2,O2和CO的分析
Testo300M型烟气分析仪
±0.2%
3
烟气中飞灰取样
动压平衡型等速取样仪
/
4
送风机出口空气温度
E型热电偶
0.75
5
一次风机出口空气温度
E型热电偶
0.75
6
原煤分析
实验室
7
灰渣碳含量
实验室
8
主汽压力PX102
EJA变送器
0.1
9
主汽温度TW102A;TW102B
E型热电偶
0.4
10
给水温度TW310A;TW310B
E型热电偶
0.4
11
相对湿度
干湿球温度计
表2汽轮发电机组试验仪表清单
序号
试验项目
数量
测点编号
仪器仪表
精度
1.
主汽压力
1
PX101
EJA变送器
0.1
2.
主汽温度
2
TW101A,B
E型热电偶
0.4
3.
No.1高加加热蒸汽压力
1
PX211
EJA变送器
0.1
4
No.1高加加热蒸汽温度
1
TW211
E型热电偶
0.4
5
No.2高加加热蒸汽压力
1
PX212
EJA变送器
0.1
6
No.2高加加热蒸汽温度
1
TW212
E型热电偶
0.4
7
除氧器加热蒸汽压力
1
PX213
EJA变送器
0.1
8
除氧器加热蒸汽温度
1
TW213
E型热电偶
0.4
9
汽轮机排汽压力
2
PX207A,B
EJA变送器
0.1
10
.最终给水压力
1
PX30l
1151GP变送器
0.25
11
最终给水温度
2
TW301A,B
E型热电偶
0.4
12
No.1高加出口水温
1
TW302
E型热电偶
0.4
13
No.2高加出口水温
1
TW303
E型热电偶
0.4
14
No.2高加入口水温
1
TW304
E型热电偶
0.4
15
No.2高加入口水压
1
PX304
1151GP变送器
0.25
16
除氧器入口水温
1
TW401
E型热电偶
0.4
17
除氧器入口水压
1
PX40l
1151GP变送器
0.25
18
除氧器出口水温
2
TW305A,B
E型热电偶
0.4
19
主凝结水流量差压
2
FE402A,B
流量喷嘴
0.15
20
喷嘴入口水压
1
PX402
1151GP变送器
0.25
21
喷嘴入口水温
1
TW402
E型热电偶
0.4
22
热井出口水温
1
TW408
E型热电偶
0.4
23
补给水压力
1
PX409
1151GP变送器
0.25
24
补给水温度
1
TW409
E型热电偶
0.4
25
补给水流量
1
EF409
孔板
标准孔板
26
No.1高加疏水温度
1
TW501
E型热电偶
0.4
27
No.2高加疏水温度
1
TW502
E型热电偶
0.4
28
轴封及阀杆漏汽压力
(除氧器进口)
1
PX208
1151GP变送器
0.25
29
轴封及阀杆漏汽温度
(除氧器进口)
1
TW208
E型热电偶
0.4
30
除氧器水位
1
LE40l
标尺
1mm
31
热井水位
1
LE409
标尺
1mm
32
大气压力
1
PX601
1151AP变送器
0.25
33
环境温度
1
TW603
E型热电偶
0.4
34
发电机出力
1
W701
2533功率表或变送器
0.2
35
电流互感器
3
W702A,B,C
LMZB-105000/5A
(运行仪表)
0.2
36
电压互感器
3
W703A,B,C
JDZJ-10
0.3
37
净功率
1
W801
2533功率表或变送器
0.2
38
电压互感器
3
W802A,B,C
JDCF-l45THW(运行仪表)
0.2
39
电流互感器
3
W803A,B,C
LB-145THW2x600/IA20VA
(运行仪表)
0.2
6.5试验条件
6.5.1试验系统隔离
试验系统必须为独立的热力循环系统。
从试验负荷稳定开始直至试验结束期间,与试验无关的汽水系统必须隔离,须隔离的主要系统如下:
a.旁路系统;
b.给水再循环管道;
c.HP和LP加热器旁路管道;
d.给水加热器放汽和事故放水阀;
e.其它与试验无关的汽水系统。
6.5.2试验期间应燃烧设计煤种。
6.5.3试验期间锅炉应停止吹灰和排污。
6.5.4运行条件稳定的要求
a.试验时,各运行参数应尽量调整到设计值,并维持稳定,其最大允差和波动量应符合下表规定:
参数名称
允差
允许波动量
主汽压力
±3%(abs)
±0.25%(abs)
主汽温度
±5℃
±4℃
排汽压力*
±2.5%(abs)
±1.0%(abs)
电功率
±5%
±0.25%
功率因数
±1%
*如果无法达到设计或额定的排汽压力,可按协议在另一排汽压力下进行试验,其值由制造厂提供的修正曲线进行修正。
b.试验时除出现危及设备及人身安全的情况外,不得对机组进行会导致影响试验结果准确性的任何操作。
c.为获得稳定的凝结水流量,除氧器水箱水位应手动调节。
6.6试验持续时间及读数频率
6.6.1试验持续时间
负荷
试验时间
THA
稳定–1小时;读数-2小时;稳定–1小时
100%MCR
稳定–0.5小时;读数-0.5小时
6.6.2读数频率
温度5分钟
压力5分钟
凝结水流量1分钟
辅助流量5分钟
烟气中的CO2,O2和COl5分钟
飞灰取样60分钟
原煤取样30分钟
灰、渣取样30分钟
水位15分钟
电功率1分钟
大气压力15分钟
环境温度15分钟
相对湿度15分钟
6.6.3一经宣布试验结束,其后未出现双方共同认为必须否定的理由,试验数据是有效的。
7.试验结果的计算及修正
7.l试验数据处理
将试验期间记录的有效数据作算术平均,并进行各项修正,修正的项目包括:
仪表标定偏差;水柱标高;大气压力和环境温度。
7.2.1锅炉热效率计算
式中:
ηg.------锅炉热效率%
LHV------燃料低位热值kJ/kg
L------锅炉总的热损失kJ/kg
Lp------排渣热损失%
Lp=0.03
L=Luc+Lg+Lmf+Lh+Lβ+Lma+LCO
7.2.1.1Luc------总的干灰渣中未燃尽碳热损失kJ/kg
Luc=33727*Wdp*Cav
式中:
33727------灰渣中所含碳的热值kJ/kg
Wdp------入炉燃料总的干灰渣量kg/kg
A------入炉燃料的灰分含量kg/kg
Cav------总干灰渣中平均碳含量kg/kg
Cav=0.10Cs+0.82Cf+0.03Ceco+0.05Cah
0.1;0.82;0.03;0.05------分别为单位干灰渣中大渣、飞灰、省煤器灰斗灰和空预器灰斗灰所占的份额kg/kg
Cs-----大渣的碳含量kg/kg
Cf------飞灰的碳含量kg/kg
Ceco------省煤器灰斗灰的碳含量kg/kg
Cah------空预器灰斗灰的碳含量kg/kg
7.2.1.2Lg------干烟气热损失
Lg=Wg*Cpg*(Tg--Tra)kJ/kg
式中:
Wg------干烟气量kg/kg
Cpg------干烟气的平均比热kJ/kg℃
Tg-------排烟温度℃
Tra------参照温度℃
CO2;O2;N2;CO-----分别为干烟气中CO2;O2;N2;CO组分的体积百分含量%
N2=100-CO2-O2-CO
S------燃料中硫的含量kg/kg
Cb------每千克入炉燃料燃尽碳的重量kg/kg
Cb=C–Wdp*Cav
C-----燃料中碳的含量kg/kg
Tpa------一次风机出口空气温度℃
Wpa------一次风机流量NM3/h
Tfa------送风机出口空气温度℃
Wfa------送风机流量NM3/h
7.2.1.3Lmf------燃料中水分引起的热损失
kJ/kg
式中:
W------燃料中水分含量kg/kg
Hrv------参照温度下的饱和蒸汽焓kJ/kg
Hg------在分压力Pmg和排烟温度Tg下的蒸汽焓,参见水蒸汽表kJ/kg
PA*Wmg.(CO2+CO)
Pmg=kgf/cm2
150Cb+Wmg.(CO2+CO)
PA-------大气压力kgf/cm2
Wmg------烟气中水分含量kg/kg
Wmg------8.936H+W+Wma*Wa
8.936------每千克氢燃烧生成8.936千克水
H------燃料中氢的含量kg/kg
Wma------每千克入炉干空气中水分的含量kg/kg
φ------相对湿度
Ps------参照温度Tra下的饱和蒸汽压力kgf/cm2
Wa------干空气量kg/kg
0.7685------每千克标准空气氮的重量kg/kg
N------燃料中氮的含量kg/kg
7.2.1.4Lh------氢燃烧生成水引起的热损失
Lh=8.936*H*(Hg–Hrv)kJ/kg
式中:
H------燃料中氢的含量标kg/kg
7.2.1.5Lβ------散热损失
Lβ=β*HHV
式中:
β------由ASMEPTC4.1图8确定的散热损失系数%
HHV------燃料的高位热值kJ/kg
7.2.1.6Lma------空气中水分引起的热损失kJ/kg
Lma=Wma*Wa*(Hg–Hrv)
7.2.1.7Lco------由于CO引起的热损失kJ/kg
7.2.2修正到标准或保证值条件
偏离保证值条件按ASMEPTC4.1进行修正,修正后的锅炉效率为ηc。
7.2.3空气预热器漏风率按下式计算
式中:
AL------空气预热器漏风率%
CO2’;CO2”------分别为空气预热器入口和出口烟气中CO2的百分含量%
7.3汽轮发电机组试验数据的计算和修正
7.3.1试验工况热耗率计算公式
式中:
THRt.----汽轮发电机组热耗(试验工况)kJ/kWh
Gms----主蒸汽流量kg/h
Hms----主蒸汽焓kJ/kg
Gfw----最终给水流量kg/h
Hfw----最终给水焓kJ/kg
KW1---发电机端子输出电功率(试验工况)kW
7.3.2.最终给水流量
根据凝结水流量,对高压加热器、除氧器进行热平衡计算得出各级抽汽量及最终给水流量。
7.3.2.1No.1高加热平衡方程
Gfw*(Ho1–Hi1)=G1*(Hs1–Hd1)
式中:
Gfw------最终给水流量,kg/h
G1------No.1高加抽汽量,kg/h
Ho1-------No.1高加出口水焓,kJ/kg
Hi1-------No.1高加入口水焓,kJ/kg
Hs1------No.1高加入口蒸汽焓,kJ/kg
Hd1------No.1高加疏水焓,kJ/kg
7.3.2.2No.2高加热平衡方程
Gfw*(Ho2–Hi2)=G2*(Hs2–Hd2)+G1*(Hd1–Hd2)
式中:
G2-------No.2高加抽汽量,kg/h
Ho2------No.2高加出口水焓,kJ/kg
Hi2-----No.2高加入口水焓,kJ/kg
Hs2------No.2高加入口蒸汽焓,kJ/kg
Hd2------No.2高加疏水焓,kJ/kg
7.3.2.3除氧器热平衡方程
G3*Hs3+Gve*Hve+(G1+G2)*Hd2+Gc*Hc=Gfw*Hd3+Ggs*Hgs+Gej*Hgs
式中:
G3------除氧器抽汽量,kg/h
Gve------主汽阀杆漏汽量,(设计值)kg/h
Gc------凝结水流量,kg/h
Ggs------轴封供汽量(设计值),kg/h
Gej------抽汽器用汽量(设计值),kg/h
Hs3------除氧器入口抽汽汽焓,kJ/kg
Hve------主汽阀杆漏汽焓,kJ/kg
Hc------除氧器入口凝结水焓,kJ/kg
Hd3------除氧器出口水焓,kJ/kg
Hgs------除氧器饱和汽焓kJ/kg
7.3.2.4除氧器流量平衡方程
式中:
Gds.------除氧器水箱水位变化的当量流量,水位下降为正,反之为负Kg/h
上述四个方程联立,可求出最终给水流量及各级抽汽量。
7.3.3主蒸汽流量计算
式中:
Gun------系统不明泄露量kg/h
Ght------冷凝器热井水位变化的当量流量,水位下降为正,反之为负。
kg/h
7.3.4发电机输出功率计算
发电机输出功率采用三表法测量,三相荷载应保持稳定。
发电机输出功率计算公式为:
式中:
KWl----发电机输出功率(试验工况)kW
kW
kW
kW
式中:
KWa,KWb,KWc----分别为a,b,c相发电机输出功率;
KCTa,KCTb,KCTc----分别为a,b,c相电流互感器变比;
KPTa,KPTb,KPTc----分别为a,b,c相电压互感器变比,以线对中性电压为准。
Wa,Wb,Wc----分别为a,b,c相瓦特表示值。
7.3.5机组净输出功率的计算
机组净输出功率按如下公式计算:
KW3=KWNa+KWNb+KWNc
式中:
KW3------机组净输出功率(试验工况)kW
KWNa,KWNb,KWNc----分别为a,b,c相净输出功率;
KCTNa,KCTNb,KCTNc.----分别为a,b,c相电流互感器变比;
KPTNa,KPTNb,KPTNc----分别为a,b,c相电压互感器变比;
WNa,WNb,WNc.----分别为a,b,c相电功率(仪表示值