大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程_2機組聯(lián)合循環(huán)熱力性能驗收試驗報告

1、密 級16-130186檢索號16-130186杭州意能電力技術有限公司科學技術文件浙江大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程#2燃氣機組聯(lián)合循環(huán)熱力性能驗收試驗報告二一三年六月浙江大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程#2燃氣機組聯(lián)合循環(huán)熱力性能驗收試驗報告編寫者： 審核者： 審批者：批準者：目 錄1 概述12 試驗目的23 試驗標準24 試驗測點及測量儀表25 試驗準備工作36 試驗的進行47 試驗結果計算方法48 試驗計算結果69 試驗期間發(fā)現(xiàn)的問題7附錄1 機組試驗測點和測量儀表清單附錄2 燃機、汽機修正計算匯總表附錄3 燃機氣樣化驗報告附錄4 燃機、汽機修正曲線附錄5 安全技術交底記錄表附錄6 危險源控制措

2、施表浙江大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程#2燃氣機組聯(lián)合循環(huán)熱力性能驗收試驗報告摘 要 浙江大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程2燃氣機組性能驗收試驗工作是應機組設備供貨合同的要求而進行的。本報告介紹了#2機組燃機、汽機性能驗收試驗的大致試驗情況，并給出了修正計算后的機組出力、熱耗率等試驗結果，為合同設備的驗收提供技術依據(jù)。關鍵詞 浙江大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程 #2燃氣機組 聯(lián)合循環(huán) 熱力性能試驗 報告1 概述浙江大唐江山天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)工程是由大唐國際發(fā)電股份有限公司出資建設的兩臺天然氣熱電聯(lián)產(chǎn)機組。根據(jù)熱力規(guī)劃，確定主機配置及供熱參數(shù)，主機采用哈爾濱/GE的100MW等級的燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電聯(lián)產(chǎn)機組。燃

3、氣輪機為PG6111FA型，經(jīng)齒輪箱與發(fā)電機連接，燃機配備干式低NOX的天然氣燃燒器。汽輪機為哈爾濱汽輪機有限公司供貨，型號為LC28/N38-5.20/0.55/1.60/537/254型，雙壓、單缸、沖動、調(diào)節(jié)抽汽凝汽式。余熱鍋爐島由東方日立公司供貨。2機組于2013年4月28日完成燃機并網(wǎng)發(fā)電，5月7日完成汽輪機并網(wǎng)發(fā)電，5月15日完成聯(lián)合循環(huán)96小時滿負荷試運后，交付商業(yè)運行。受業(yè)主方委托，杭州意能電力技術有限公司承擔#2機組熱力性能考核試驗，以驗證燃機、汽機性能是否達到合同規(guī)定的保證值。試驗結果計算按照美國機械工程師協(xié)會燃氣輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程ASME PTC-22的要求進行，并

4、參照了GE公司、哈汽公司提供的修正曲線。哈電集團派員見證了試驗的全過程?，F(xiàn)場試驗結束后，燃機采樣氣送至廣東惠州通標標準技術有限公司，進行天然氣摩爾組分、熱值、密度化驗。1.1 設備技術規(guī)范表一 燃機設計規(guī)范型號PG6111FA制造廠GE公司額定功率（標準工況）77.06MW額定循環(huán)熱耗率（標準工況）10140kJ/kWh本地保證功率（海拔125米,17 ，80%相對濕度）74.917MW本地保證循環(huán)熱耗率（海拔125米,17 ，80%相對濕度）10294kJ/kWh壓氣機級數(shù)18 級透平級數(shù)3 級透平排氣流量（標準工況）761.6t/h透平排氣溫度（標準工況）598.3燃料種類天然氣控制系統(tǒng)M

5、ark VIe(TMR)燃燒系統(tǒng)Dry Low NOx備注：標準工況指，1個標準大氣壓（1.013bar）、15 、60%相對濕度。表二 汽機設計規(guī)范名稱聯(lián)合循環(huán)雙壓抽凝式汽輪機型號LC28/N38-5.30/0.55/1.60/537/253型型式雙壓、單缸、沖動、抽汽、凝汽式汽輪機額定功率(純凝)37.85MW額定純凝(抽汽)28.15MW額定轉速3000r/min制造商哈爾濱汽輪機有限公司2 試驗目的根據(jù)合同規(guī)定的機組設備性能考核要求，本次試驗#2機組在100額定負荷的燃氣-汽機聯(lián)合循環(huán)下運行，修正得出機組在規(guī)定運行條件下燃機的出力和熱耗率以及汽輪機的出力，并與合同保證值進行比較，驗證設

6、備是否達到合同保證值。3 試驗標準本次燃機試驗主要參照燃氣輪機性能試驗規(guī)程（ASMEPTC22-1997）進行。本次汽機試驗主要參照電站汽輪機熱力性能試驗驗收規(guī)程（GB8117.2-2008）進行。水和水蒸汽性質(zhì)參數(shù)采用工業(yè)用水和水蒸汽熱力性質(zhì)計算公式IAPWS-IF97計算得到。4 試驗測點及測量儀表在機組性能驗收試驗準備階段，在電廠設備部、運行部的大力配合下，按照試驗方案的要求，安裝了有關的試驗測量儀表，各試驗測點信號接入數(shù)據(jù)采集前端，然后通過電纜將信號送至計算機數(shù)據(jù)采集裝置進行巡測。在試驗期間，也對機組運行數(shù)據(jù)編制報表進行采集，以供試驗分析和比較。4.1 發(fā)電機電功率測量燃機、汽機發(fā)電機

7、端電功率及功率因數(shù)采用YOKOGAWA的WT230數(shù)字功率表進行測量，并配置一臺計算機記錄其測量數(shù)據(jù)。4.2 燃氣流量、壓力和溫度燃氣流量采用隨燃機一起提供的、布置在燃機入口的流量計測量。該流量測量裝置即EMERSON公司生產(chǎn)的質(zhì)量流量計，并已經(jīng)過實驗室校驗。同時用運行表計測量記錄燃氣供氣壓力、溫度。4.3 大氣壓力測量在進氣濾網(wǎng)附近安裝兩臺試驗專用高精度絕對壓力變送器測量大氣壓力。4.4 大氣溫度測量在壓氣機進氣濾網(wǎng)附近安裝四支K型熱電偶測量大氣溫度。4.5 大氣濕度測量大氣濕度采用數(shù)字式濕度計進行測量。4.6 燃機進出口壓損測量利用現(xiàn)場安裝的ROSEMOUNT變送器測量燃機進口壓損、排汽壓

8、損。4.7 汽輪機進汽流量、溫度、壓力在汽輪機高壓主蒸汽、低壓主蒸汽進口流量孔板位置安裝差壓變送器，測量進口蒸汽流量，同時在高低壓給水噴嘴位置安裝差壓變送器，測量高低壓給水流量，與蒸汽流量進行比對。在高、低壓主蒸汽管道安裝壓力變送器測量蒸汽壓力，用運行鎧裝熱電偶測量蒸汽溫度。4.8 汽輪機低壓排汽壓力采用網(wǎng)籠式探頭和試驗專用絕對壓力變送器測量汽輪機低壓排汽壓力。4.9 其它參數(shù)其它參數(shù)，如機組轉速、運行小時數(shù)、燃機IGV角度等則使用運行表計進行測量。5 試驗準備工作5.1 燃氣輪機水洗和檢查在2機組聯(lián)合循環(huán)試驗之前，進行了壓氣機和透平的離線水洗，利用停機間隙，電廠派人對壓氣機進氣室、進口導葉（

9、IGV）等進行了人工清洗，以保證燃機處于正常的運行狀態(tài)。5.2 燃氣輪機的穩(wěn)定運行條件試驗期間，2機組帶基本負荷，汽機高低壓主汽閥全開，在燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)條件下正常、穩(wěn)定地運行。觀察透平輪間溫度在15分鐘內(nèi)變化不超過2，試驗各方確認機組已滿足試驗開始的穩(wěn)定運行條件。6 試驗的進行試驗時熱力系統(tǒng)與設計熱平衡圖所規(guī)定的熱力循環(huán)相一致，任何與該熱力循環(huán)無關的其它系統(tǒng)及進、出系統(tǒng)的流量都予以隔離。以下是試驗時進行隔離的系統(tǒng)和管路：a） 主汽閥、調(diào)節(jié)閥疏水管道b） 高壓蒸汽、低壓蒸汽的疏水管道c） 與鄰機相聯(lián)的管道d） 旁路系統(tǒng)和啟動輔助蒸汽系統(tǒng)e） 供熱采暖用汽f） 補水g）鍋爐排污7 試驗結果計算方

10、法7.1 燃機出力的計算與修正7.1.1 燃機出力的計算 式中， P 燃機輸出功率，kW；P GTPO 燃機發(fā)電機出線端測得的輸出功率，kW；PEPC 勵磁系統(tǒng)消耗功率，kW。7.1.2 燃機出力的修正式中，P corr 燃機的修正后出力，kW； 2 發(fā)電機功率因數(shù)對出力的修正量，kW；F1P 大氣溫度對燃機出力的修正系數(shù)； F2P 大氣壓力對燃機出力的修正系數(shù)；F3P 大氣濕度對燃機出力的修正系數(shù)；F4P 燃氣溫度對燃機出力的修正系數(shù)；F5P 進氣壓損對燃機出力的修正系數(shù)；F6P 排汽壓損對燃機出力的修正系數(shù) F7P 發(fā)電機頻率對燃機出力的修正系數(shù)；F8P 燃料成分對燃機出力的修正系數(shù)；FD

11、 點火運行小時對燃機出力的修正系數(shù)。7.2 燃機熱耗率的計算與修正7.2.1 燃機熱耗量的計算由試驗測量得到的燃機消耗天然氣流量和由天然氣組分計算得到的低位熱值LHVP，可以計算得出燃機熱耗量。 式中，HC 燃機熱耗量，kJ/h；Wf 天然氣質(zhì)量流量，kg/h；LHV P 天然氣低位熱值，kJ/kg；7.2.2 燃機熱耗率計算燃機單位出力所需消耗的燃料氣熱量，稱為機組熱耗率。 式中，HR 燃機熱耗率試驗值，kJ/kWh。7.2.3燃機熱耗率的修正式中，HR corr 修正后燃機熱耗率，kJ/kWh ；G1HR 大氣溫度對燃機熱耗率的修正系數(shù)； G2HR 大氣壓力對燃機熱耗率的修正系數(shù)；G3HR

12、 大氣濕度對燃機熱耗率的修正系數(shù)； G4HR 燃氣溫度對燃機熱耗率的修正系數(shù)；G5HR 燃氣進氣壓損對燃機熱耗率的修正系數(shù)；G6HR 燃機排汽壓損對燃機熱耗率的修正系數(shù)；G7HR 發(fā)電機頻率對燃機熱耗率的修正系數(shù)；G8HR 燃料成分對燃機熱耗率的修正系數(shù)；GD 點火運行小時對燃機熱耗率的修正系數(shù)7.3 汽輪機出力的計算與修正 修正后汽輪機出力，kW ；P 汽輪發(fā)電機出線端測得的電功率，kW；PE 汽輪發(fā)電機勵磁消耗的的電功率，kW；F1P 高壓主蒸汽壓力對汽輪機出力的修正系數(shù)； F2P 高壓主蒸汽溫度對汽輪機出力的修正系數(shù)；F3P 低壓主蒸汽壓力對汽輪機出力的修正系數(shù)；F4P 低壓主蒸汽溫度對

13、汽輪機出力的修正系數(shù)；F5P 凝汽器排汽壓力對汽輪機出力的修正系數(shù)。8 試驗計算結果燃機、汽機試驗結果匯總如下表所示：表3 燃機試驗結果匯總表序號名 稱單位工況1工況21試驗日期/2013-6-22013-6-22試驗時間/19:3020:3021:0022:003燃機試驗電功率kW71320719754電功率的總修正系數(shù)/0.935690.947945修正后的電功率kW76360760676修正后電功率的平均值kW762137燃機電功率保證值kW749178燃機出力比保證值高kW12969燃機出力與保證值的偏差1.7310燃氣質(zhì)量流量kg/h157161577310燃氣低位熱值kJ/kg46

14、7154671511燃機試驗熱耗率kJ/kWh102941023712熱耗率的總修正系數(shù)/1.012751.0074913修正后的熱耗率kJ/kWh101871018414修正后熱耗率的平均值kJ/kWh1018615熱耗率保證值kJ/kWh1029416燃機熱耗率比保證值低kJ/kWh10817燃機熱耗率與保證值的偏差1.05表4 汽機試驗結果匯總表序號名稱符號工況1工況21試驗日期/2013-6-22013-6-22試驗時間/19:3020:3021:0022:003汽機試驗電功率kW34460346954電功率的總修正系數(shù)/0.859210.865575修正后的電功率kW40107400

15、836修正后電功率的平均值kW400957汽機電功率保證值kW378508汽機出力比保證值高kW22459汽機出力與保證值的偏差5.93在上面的表3、表4中，列出了本次試驗的主要計算結果。從表中數(shù)據(jù)來看，兩個工況的燃機修正后電功率平均值為76213kW，比保證值74917kW高1296kW（高1.73%）；兩個工況的燃機修正后熱耗率平均值為10186 kJ/kWh，比保證值10294低108 kJ/kWh（低1.05%），燃機的出力、熱耗率均可以達到合同保證值。兩個工況的汽機修正后出力平均值為40095kW，比保證值37850kW高2245kW（高5.93%），汽機的出力可以達到合同保證值。9

16、 試驗期間發(fā)現(xiàn)的問題在試驗過程中，發(fā)現(xiàn)余熱鍋爐排汽區(qū)域的溫度測點與煙囪上方的溫度測點存在明顯反常的溫度倒掛現(xiàn)象，在反復確認測量環(huán)節(jié)準確無誤后，判斷是余熱鍋爐一部分煙氣未經(jīng)受熱面，直接旁通進入煙囪所致。后經(jīng)停機檢查確認，是余熱鍋爐受熱面鰭片與管壁間隙過大，密封不嚴導致一部分鍋爐煙氣旁路進入后部煙道。這部分鍋爐煙氣未經(jīng)過各受熱面，給機組的正常運行帶來明顯的不利影響。該部分旁路煙氣導致燃機排氣壓降明顯減少，汽機高壓主蒸汽流量減少，低壓主蒸汽流量增加，建議電廠及早消除該運行缺陷，增加機組運行的經(jīng)濟性。附錄1 機組試驗測點和測量儀表清單測點名稱儀表型式數(shù)量位置大氣壓力絕壓變送器2GT 中心線旁大氣濕度電

17、子濕度計1靠近GT進口大氣溫度K型熱電偶4壓氣機進口天然氣流量質(zhì)量流量計1天然氣管路天然氣供氣壓力壓力變送器1天然氣管路天然氣供氣溫度熱電偶1天然氣管路燃機進氣壓損差壓變送器1進氣管道天然氣低位發(fā)熱量、密度取樣化驗天然氣管路燃機排氣壓損壓力變送器1燃機排氣口總點火小時DCS記錄值高壓主蒸汽流量差壓變送器1高壓進汽管道高壓主蒸汽壓力壓力變送器1高壓進汽管道高壓主蒸汽溫度熱電偶2高壓進汽管道低壓主蒸汽流量差壓變送器1低壓進汽管道低壓主蒸汽壓力壓力變送器1低壓進汽管道低壓主蒸汽溫度熱電偶2低壓進汽管道汽輪機排汽壓力絕壓變送器1汽機低壓缸排汽燃機發(fā)電機輸出電功率三相電功率表1發(fā)電機PT&CT接

18、線端燃機發(fā)電機功率因數(shù)汽機發(fā)電機輸出電功率三相電功率表1發(fā)電機PT&CT接線端汽機發(fā)電機功率因數(shù)附錄2 燃機修正計算匯總表工況 一參數(shù)符號單位額定值試驗值出力熱耗率發(fā)電機凈出力PkW7132010294功率因數(shù)的修正PpfkW0.850.9989170大氣溫度的修正系數(shù)k117.026.970.9281.026大氣濕度的修正系數(shù)k2%8077.941.00020.9998大氣壓力修正系數(shù)k3mbar10059950.98951.0006發(fā)電機頻率修正系數(shù)k4Hz5050.021.00010.9999燃氣溫度的修正系數(shù)k53236.80.9999890.999789進氣壓損修正系數(shù)k6m

19、mH2O7982.90.99881.0003排汽壓損修正系數(shù)k7mmH2O308122.51.02000.986918燃氣成分修正系數(shù)k8%46715.347990.00.999920.99999老化修正系數(shù)448h1.00420.9978總修正系數(shù)0.935691.01275修正后終值7636010187保證值7491710294與保證值的偏差%1.93-1.04工況 二參數(shù)符號單位額定值試驗值功率熱耗率試驗數(shù)值PtkW7197510237功率因數(shù)的修正PpfkW0.850.9991170大氣溫度的修正系數(shù)k117.025.030.941.02大氣濕度的修正系數(shù)k2%8081.840.999

20、91.0002大氣壓力修正系數(shù)k3mbar10059960.99051.0005發(fā)電機頻率修正系數(shù)k4Hz5050.001.00010.9999燃氣溫度的修正系數(shù)k53237.10.9999890.999777進氣壓損修正系數(shù)k6mmH2O7983.40.998751.00032排汽壓損修正系數(shù)k7mmH2O315.5124.91.01950.98728燃氣成分修正系數(shù)k8%46715.347990.00.999920.99999老化修正448h1.00420.9978總修正系數(shù)0.947941.00749修正后的7606710184保證值7491710294與保證值的偏差%1.54-1.07

21、汽機出力修正計算匯總表工況 一試驗值設計值偏差修正系數(shù)主汽壓力MPa4.615.28-0.670.881478主汽溫度537.9536.81.121.000688排汽壓力kPa8.916.12.810.978000低壓蒸汽壓力MPa0.520.55-0.030.996401低壓蒸汽溫度245.60252.7-7.100.999571總修正系數(shù)0.859205試驗汽機凈功率MW34.46修正后功率MW40.11合同保證值MW37.85與保證值偏差%5.96工況 二試驗值設計值偏差修正系數(shù)主汽壓力MPa4.635.28-0.650.884114主汽溫度537.9536.81.051.000688排

22、汽壓力kPa8.596.12.490.982000低壓蒸汽壓力MPa0.530.55-0.020.996669低壓蒸汽溫度245.77252.7-6.930.999619總修正系數(shù)0.865573試驗汽機凈功率MW34.69修正后功率MW40.08合同保證值MW37.85與保證值偏差%5.90附表3 #2燃機氣樣分析報告 附表4 燃機出力、熱耗率修正曲線汽輪機出力修正曲線附表5 熱力性能（驗收）試驗安全技術交底記錄表部門（專業(yè)）：項目名稱：江山燃機電廠#2機組性能驗收試驗交底時間：2013.5.30項目負責人：秦 攀交底地點：集控會議室交底人：秦 攀參加人員：杭州意能： 秦 攀 陳小波江山燃機： 奚 巖 張 健哈電集團： 孫貞觀安全交底內(nèi)容：1、正確著裝，正確佩戴安全帽；2、高溫防燙、高空防墜；3、防止誤碰運行設備；4、遵守現(xiàn)場安規(guī)技術交底內(nèi)容：1、試驗組織分工2、試驗具體內(nèi)容3、試驗儀器設備安裝位置及其要求；4、試驗期間所需記錄參數(shù)備注：附錄6 （汽機熱力試驗）危險源預控措施表(ZDS/04/0HS 03-02)項目名稱：江