汽轮机运行经济性及其管理

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1、汽轮机运行经济性及其管理第一节实测热耗率与设计值的对比分析一、机组实测热耗率（WH机组）平圩电厂机组热耗率设计值与实测值表如下：热耗率（KJ/KW.H）负荷（KW）机组工况主蒸汽流量（t/h）主蒸汽参数（Mpa/C）再热蒸汽参数（Mpa/C）排汽压力（Kpa）设计值8005600四阀全开1815.3116.67/5373.23/5375.40考核试验值8007564三阀滑压1783.516.67/528.23.17/522.54.52大修前试验值91435501918.816.20/522.13.34/534.37.

2、6590904501550.413.24/519.92.72/525.56.59大修后试验值89555501914.815.56/527.93.29/541.56.8090774501558.012.91/525.32.72/534.94.11中修前试验值8362599四阀全开1856.016.70/523.93.36/534.63.0883375441698.015.13/535.03.07/5402.86中修后试验值842159916.71/540.63.25/4.408544476三阀滑压14.99/532.2

3、2.77/3.602、热耗率值分析平圩电厂600MW机组运行中热耗率较高，高出设计值约400KJ/（KW.H）主要有以下原因：（1）机组在设计、制造等方面存在问题，如汽轮机叶片设计落后，低压缸倒数第三级以前的叶片都是直叶片。（2）1991年机组大修前性能试验时，机组热耗率比考核试验高出约1127.5KJ/（KW.H），主要有以下原因：蒸汽参数较低，主蒸汽温度低于设计值10—20oC，汽压也较低。热力系统存在泄漏，特别是内漏较严重。高压缸通流效率降低。系统和一些设备处于非正常状态，如为解决除氧器溶氧不合格问题，由冷再热

4、引一股蒸汽直接通入凝汽器热井加热凝结水等。机组真空状况不好，当时胶球清洗装置投入不正常，凝汽器铜管结垢严重，系统泄漏量也较大。主辅设备的性能退化和工作状态偏离设计工况。主流量误差，估计3%的偏差带来热耗率的偏差。（3）1996年机组中修前、后性能试验时，机组热耗较1991年大修前后性能试验值大大降低。主要原因如下：蒸汽参数有较大的提高，主汽温度，主汽压力接近设计值。机组运行方式恢复正常（如再热至凝汽器加热停用）高、中压缸通流效率明显提高。机组的真空状况明显改善，真空系统严密性提高。由于厂里对许多气动疏水阀进行修理、更

5、换，使热力系统的内漏量大大减少。二、北仑港电厂2号机组（G/A）首次大修前、后热耗率对比分析G/A机组首次大修前、后试验实测结果如下名称单位大修前大修后发电机功率MW602.7615.3试验热耗率KJ/（KWh）8058.28047.1高压缸效率%84.7285.05中压缸效率%91.0291.92修正后热耗率KJ/（KWh）8042.97979.3由上表数据可知，大修后机组热耗率比大修前机组热耗率降低63.63KJ/KWh，相对降低0.79%；大修后高压缸效率比大修前提高0.34%（绝对值）；大修后中压缸效率比大修

6、前提高0.90%（绝对值）。大修后机组运行的经济水平较大修前有所提高，这主要是机组本体通流效率提高的结果。效率提高的原因是由于大修期间在中压缸上采取了较多的检修措施。第二节运行煤耗率统计与分析1、平圩电厂运行煤耗率统计平圩电厂机组投运后第一年和最近一年的运行煤耗率如下表：时间发电量厂用电率发电用原煤量燃油量发电原煤耗率发电标煤耗率供电标煤耗率年万KWh%ttg/KWHg/KWHg/KWH19902381985.9810720501277845033835919963381974.9166720843924933333

7、512、平圩电厂机组热力特性的试验分析平圩电厂于1996年4月机组中修后，请省电力试验研究所进行一次较完整的热力试验。机组共有四个调速汽门，试验选择了10个工况，分别是60%、70%、75%、80%、100%额定负荷的定压运行和60%、70%、75%、80%、90%额定负荷的三阀滑压和定压运行。试验中机组不参与二次调频，循环水系统为双机三台循环水泵母管运行，尚有一台备用，流量测量以给水流量为准。通过试验可以发现以下问题：（1）在300—540MW范围内，三阀滑压运行比定压运行的顺序阀好。（2）主汽温偏差大，减温水量大

8、。（3）再热器出口汽温偏差大。（4）汽轮机通流效率较低，试验结果显示，高中压缸效率明显低于设计值。（5）系统泄漏。（6）3台高加总体情况良好，但存在一个问题即疏水端差大。（7）真空系统良好，基本满足设计要求。（8）汽动给水泵出力下降。（9）在进行540MW工况试验时，﹟2高压加热器故障停役，﹟1高压加热器事故疏水开启，使汽耗率、热耗率均明显增加