大唐江山天然气热电联产工程_2机组联合循环热力性能验收试验报告

1、密 级16-130186检索号16-130186杭州意能电力技术有限公司科学技术文件浙江大唐江山天然气热电联产工程#2燃气机组联合循环热力性能验收试验报告二一三年六月浙江大唐江山天然气热电联产工程#2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：目 录1 概述12 试验目的23 试验标准24 试验测点及测量仪表25 试验准备工作36 试验的进行47 试验结果计算方法48 试验计算结果69 试验期间发现的问题7附录1 机组试验测点和测量仪表清单附录2 燃机、汽机修正计算汇总表附录3 燃机气样化验报告附录4 燃机、汽机修正曲线附录5 安全技术交底记录表附录6 危险源控制措

2、施表浙江大唐江山天然气热电联产工程#2燃气机组联合循环热力性能验收试验报告摘 要 浙江大唐江山天然气热电联产工程2燃气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#2机组燃机、汽机性能验收试验的大致试验情况，并给出了修正计算后的机组出力、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 #2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有限公司出资建设的两台天然气热电联产机组。根据热力规划，确定主机配置及供热参数，主机采用哈尔滨/GE的100MW等级的燃气蒸汽联合循环热电联产机组。燃

3、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有限公司供货，型号为LC28/N38-5.20/0.55/1.60/537/254型，双压、单缸、冲动、调节抽汽凝汽式。余热锅炉岛由东方日立公司供货。2机组于2013年4月28日完成燃机并网发电，5月7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。受业主方委托，杭州意能电力技术有限公司承担#2机组热力性能考核试验，以验证燃机、汽机性能是否达到合同规定的保证值。试验结果计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ASME PTC-22的要求进行，并

4、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。现场试验结束后，燃机采样气送至广东惠州通标标准技术有限公司，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燃料种类天然气控制系统M

5、ark VIe(TMR)燃烧系统Dry Low NOx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有限公司2 试验目的根据合同规定的机组设备性能考核要求，本次试验#2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

6、备是否达到合同保证值。3 试验标准本次燃机试验主要参照燃气轮机性能试验规程（ASMEPTC22-1997）进行。本次汽机试验主要参照电站汽轮机热力性能试验验收规程（GB8117.2-2008）进行。水和水蒸汽性质参数采用工业用水和水蒸汽热力性质计算公式IAPWS-IF97计算得到。4 试验测点及测量仪表在机组性能验收试验准备阶段，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仪表，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计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

7、端电功率及功率因数采用YOKOGAWA的WT230数字功率表进行测量，并配置一台计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用随燃机一起提供的、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，并已经过实验室校验。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附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附近安装四支K型热电偶测量大气温度。4.5 大气湿度测量大气湿度采用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

8、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用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角度等则使用运行表计进行测量。5 试验准备工作5.1 燃气轮机水洗和检查在2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（

9、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 燃气轮机的稳定运行条件试验期间，2机组带基本负荷，汽机高低压主汽阀全开，在燃气蒸汽联合循环条件下正常、稳定地运行。观察透平轮间温度在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定运行条件。6 试验的进行试验时热力系统与设计热平衡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、调节阀疏水管道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 试验结果计算方

10、法7.1 燃机出力的计算与修正7.1.1 燃机出力的计算 式中， P 燃机输出功率，kW；P GTPO 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，P corr 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

11、 点火运行小时对燃机出力的修正系数。7.2 燃机热耗率的计算与修正7.2.1 燃机热耗量的计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计算得到的低位热值LHVP，可以计算得出燃机热耗量。 式中，HC 燃机热耗量，kJ/h；Wf 天然气质量流量，kg/h；LHV P 天然气低位热值，kJ/kg；7.2.2 燃机热耗率计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，HR corr 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

12、 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 汽轮机出力的计算与修正 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

13、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 试验计算结果燃机、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21试验日期/2013-6-22013-6-22试验时间/19:3020:3021:0022:003燃机试验电功率kW71320719754电功率的总修正系数/0.935690.947945修正后的电功率kW76360760676修正后电功率的平均值kW762137燃机电功率保证值kW749178燃机出力比保证值高kW12969燃机出力与保证值的偏差1.7310燃气质量流量kg/h157161577310燃气低位热值kJ/kg46

14、7154671511燃机试验热耗率kJ/kWh102941023712热耗率的总修正系数/1.012751.0074913修正后的热耗率kJ/kWh101871018414修正后热耗率的平均值kJ/kWh1018615热耗率保证值kJ/kWh1029416燃机热耗率比保证值低kJ/kWh10817燃机热耗率与保证值的偏差1.05表4 汽机试验结果汇总表序号名称符号工况1工况21试验日期/2013-6-22013-6-22试验时间/19:3020:3021:0022:003汽机试验电功率kW34460346954电功率的总修正系数/0.859210.865575修正后的电功率kW40107400

15、836修正后电功率的平均值kW400957汽机电功率保证值kW378508汽机出力比保证值高kW22459汽机出力与保证值的偏差5.93在上面的表3、表4中，列出了本次试验的主要计算结果。从表中数据来看，两个工况的燃机修正后电功率平均值为76213kW，比保证值74917kW高1296kW（高1.73%）；两个工况的燃机修正后热耗率平均值为10186 kJ/kWh，比保证值10294低108 kJ/kWh（低1.05%），燃机的出力、热耗率均可以达到合同保证值。两个工况的汽机修正后出力平均值为40095kW，比保证值37850kW高2245kW（高5.93%），汽机的出力可以达到合同保证值。9

16、 试验期间发现的问题在试验过程中，发现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，判断是余热锅炉一部分烟气未经受热面，直接旁通进入烟囱所致。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。这部分锅炉烟气未经过各受热面，给机组的正常运行带来明显的不利影响。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，建议电厂及早消除该运行缺陷，增加机组运行的经济性。附录1 机组试验测点和测量仪表清单测点名称仪表型式数量位置大气压力绝压变送器2GT 中心线旁大气湿度电

17、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

18、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 燃机修正计算汇总表工况 一参数符号单位额定值试验值出力热耗率发电机净出力PkW7132010294功率因数的修正PpfkW0.850.9989170大气温度的修正系数k117.026.970.9281.026大气湿度的修正系数k2%8077.941.00020.9998大气压力修正系数k3mbar10059950.98951.0006发电机频率修正系数k4Hz5050.021.00010.9999燃气温度的修正系数k53236.80.9999890.999789进气压损修正系数k6m

19、mH2O7982.90.99881.0003排汽压损修正系数k7mmH2O308122.51.02000.986918燃气成分修正系数k8%46715.347990.00.999920.99999老化修正系数448h1.00420.9978总修正系数0.935691.01275修正后终值7636010187保证值7491710294与保证值的偏差%1.93-1.04工况 二参数符号单位额定值试验值功率热耗率试验数值PtkW7197510237功率因数的修正PpfkW0.850.9991170大气温度的修正系数k117.025.030.941.02大气湿度的修正系数k2%8081.840.999

20、91.0002大气压力修正系数k3mbar10059960.99051.0005发电机频率修正系数k4Hz5050.001.00010.9999燃气温度的修正系数k53237.10.9999890.999777进气压损修正系数k6mmH2O7983.40.998751.00032排汽压损修正系数k7mmH2O315.5124.91.01950.98728燃气成分修正系数k8%46715.347990.00.999920.99999老化修正448h1.00420.9978总修正系数0.947941.00749修正后的7606710184保证值7491710294与保证值的偏差%1.54-1.07

21、汽机出力修正计算汇总表工况 一试验值设计值偏差修正系数主汽压力MPa4.615.28-0.670.881478主汽温度537.9536.81.121.000688排汽压力kPa8.916.12.810.978000低压蒸汽压力MPa0.520.55-0.030.996401低压蒸汽温度245.60252.7-7.100.999571总修正系数0.859205试验汽机净功率MW34.46修正后功率MW40.11合同保证值MW37.85与保证值偏差%5.96工况 二试验值设计值偏差修正系数主汽压力MPa4.635.28-0.650.884114主汽温度537.9536.81.051.000688排

22、汽压力kPa8.596.12.490.982000低压蒸汽压力MPa0.530.55-0.020.996669低压蒸汽温度245.77252.7-6.930.999619总修正系数0.865573试验汽机净功率MW34.69修正后功率MW40.08合同保证值MW37.85与保证值偏差%5.90附表3 #2燃机气样分析报告 附表4 燃机出力、热耗率修正曲线汽轮机出力修正曲线附表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：江山燃机电厂#2机组性能验收试验交底时间：2013.5.30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/04/0HS 03-02)项目名称：江