1、鲁北电厂供热影响缸效、煤耗经济性分析本文重点分析了供热造成再热蒸汽节流，造成汽缸效率变化，并且对煤耗和循环效率，经济性产生的影响。一、鲁北电厂热力试验所得数据说明1、汽轮机试验热耗率计算公式Ht=(Gms-Gss)*(ims-ifw)+Gch*(irh-ich)+Gss*(ims-iss)+Grs*(irh-irs)/PeGms-主汽流量ims-主蒸汽焓Grh-再热蒸汽流量irh-再热蒸汽焓Gfw-最终给水流量ifw-最终给水焓Gch-冷再热蒸汽流量ich-冷再热蒸汽焓Gss-过热器减温水流量iss-过热器减温水焓Grs-再热器减温水流量irs-再热器减温水焓Pe-发电机输出功率A、第一类修正
2、（系统修正） 第一类修正计算按照ASME PTC62004的方法，将试验热力系统变量修正到设计条件下。修正项目包括：加热器端差；抽汽管道压损； 再热器减温水流量；过热器减温水流量；系统中各储水容器水位变化量；凝结水泵和给水泵的焓升；凝汽器凝结水的过冷度；按照上述规定的修正项目，重新进行回热系统热平衡迭代计算和内功率计算，最后计算出修正后的热耗率和电功率，修正计算结果见附件。B、第二类修正（参数修正）设计工况下的热耗率为：HR=Ht/（C1C2C3C4C5）式中：C1、C2、C3、C4、C5依次为主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、低压缸排汽压力对热耗率的修正系数。设计工况下的发电机
3、功率为： Per=Pe/（K1K2K3K4K5）式中：K1、K2、K3 、K4 、K5依次为主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、再热压损、低压缸排汽压力对功率修正系数。以上各修正系数由制造厂给出的修正曲线查得，修正曲线见汽轮机性能试验附件。2、1号机缸效和热耗值a、为了分析机组目前的运行状况和经济指标，对额定出力工况和其他部分负荷工况的热耗率仅进行了二类修正，以供分析计算机组目前的发供电煤耗率。低负荷240MW工况，机组滑压运行，不修正主汽压力对试验结果的影响。名称单位330MW工况300MW工况270MW工况240MW工况发电机有功功率MW325.3294 300.0781 273.445
4、1 246.0298 高压缸效率%83.41 81.49 78.93 78.93 中压缸效率%91.30 91.36 91.31 91.28 试验热耗率kJ/kW.h8408.11 8375.43 8420.33 8472.37 修正后热耗率kJ/kW.h7807.33 7845.96 7911.00 8042.22 修正后电功率MW348.8645 323.9460 290.5069 257.6386 名称单位供热工况1供热工况2供热工况3发电机有功功率MW294.0644 284.3664 273.0784 供热流量t/h34.5012 60.1064 90.0888 高压缸效率%81.4
5、7 81.58 81.43 中压缸效率%89.40 89.03 88.27 试验热耗率kJ/kW.h8338.19 8257.81 8112.15 修正后热耗率kJ/kW.h7797.03 7761.35 7665.03 修正后电功率MW316.3612 307.9220 293.7900 b、对考核（3VWO）工况，根据规程要求，进行一、二类修正。1号机缸效率较设计值偏低是机组热耗率没有达到厂家提出的计算热耗值7658.8kJ/kW.h的主要原因，下表为机组高、中、低压缸效率与设计值比较：名 称3VWO1工况3VWO2工况THA工况（设计值）高压缸效率（%）81.9581.9386.8中压缸
6、效率（%）91.2991.3192.54低压缸效率（%）87.7687.9188.04试验热耗率8393.928414.88一类修正后电功率286.9327284.0426一类修正后热耗率8314.018323.24二类修正后的电功率311.9743311.6615二类修正后的热耗率7735.277735.183VWO工况下热耗率经修正后平均值为：7735.23kJ/kW.h，发电机功率经修正后平均值分别为：311.8179MW，机组热耗率达到了制造厂的保证值7812kJ/kW.h。高压缸效率偏低的原因分析如下：主蒸汽参数测点位置至主汽门有一定距离，产生一定的管道压损，主汽门前临时滤网产生一定
7、压损；机组长时间运行，汽封间隙变大，建议大修期间检查并调整汽封间隙；机组通流部分效率较设计值低。3、2号机缸效和热耗值a、为了分析机组目前的运行状况和经济指标，对额定出力工况和其他部分负荷工况的热耗率仅进行了二类修正，以供分析计算机组目前的发供电煤耗率。低负荷240MW工况，机组滑压运行，不修正主汽压力对试验结果的影响。名称单位330MW工况300MW工况270MW工况240MW工况发电机有功功率MW329.2274 298.7792269.2139 239.2146 高压缸效率%82.32 80.53 77.51 77.70 中压缸效率%92.58 92.56 92.54 92.49试验热耗
8、率kJ/kW.h7899.59 7956.10 8007.07 8087.41 修正后热耗率kJ/kW.h7811.99 7925.917998.818111.01 修正后电功率MW338.5041305.078.6 274.284 239.2181 b、对考核（3VWO）工况，根据规程要求，进行一、二类修正。1号机缸效率较设计值偏低是机组热耗率没有达到厂家提出的计算热耗值7658.8kJ/kW.h的主要原因，下表为机组高、中、低压缸效率与设计值比较：名 称3VWO1工况3VWO2工况VWO1工况VWO2工况THA工况（设计值）VWO工况（设计值）高压缸效率81.6381.5783.5583.
9、5786.888.12中压缸效率92.5792.6192.4992.5292.5492.53低压缸效率87.7887.6586.6986.6488.0487.17试验热耗率7861.747854.727897.007863.18一类修正后电功率300.3502298.8451336.5972342.3294一类修正后热耗率7794.207796.687803.087791.73二类修正后的电功率308.0033307.9415342.3215342.2327二类修正后的热耗率7729.97719.117732.317728.743VWO工况、VWO工况下热耗率经修正后平均值为：7724.51k
10、J/kW.h、7730.53kJ/kW.h，发电机功率经修正后平均值分别为：307.9724MW、342.2771MW，利用这两个工况的试验结果计算得到机组THA工况下的热耗率为7728.37 kJ/kW.h，机组热耗率达到了制造厂的保证值7812kJ/kW.h。高压缸效率较设计值偏低，VWO工况高压缸效率偏低4.56个百分点，导致热耗率上升约82 kJ/kW.h。高压缸效率偏低的原因分析如下：主蒸汽参数测点位置至主汽门有一定距离，产生一定的管道压损，主汽门前临时滤网产生一定压损，如主汽压损按1.8%计算，约影响高压缸效率1.7个百分点；机组长时间运行，汽封间隙变大，建议大修期间检查并调整汽封
11、间隙；机组通流部分效率较设计值低。二、总结名称单位330MW工况300MW工况270MW工况240MW工况1号机高压缸效率%83.41 81.49 78.93 78.93 2号机高压缸效率%82.32 80.53 77.51 77.70 差值%1.090.961.421.231号机中压缸效率%91.30 91.36 91.31 91.28 2号机中压缸效率%92.58 92.56 92.54 92.49差值%-1.28-1.2-1.23-1.211号机修正后热耗率kJ/kW.h7807.33 7845.96 7911.00 8042.22 2号机修正后热耗率kJ/kW.h7811.99 792
12、5.917998.818111.01 差值kJ/kW.h-4.66-79.95-87.81-68.791号机修正后电功率MW348.8645 323.9460 290.5069 257.6386 2号机修正后电功率MW338.5041305.0786 274.284 239.2181 差值kJ/kW.h10.360418.867416.225618.4205由以上数据可以看出：1、 在不供热的条件下，随负荷降低，高压缸效率降低，而中压缸效率几乎不变。2、 供热工况中，由于中压调门节流，随着供热流量增加，中压缸效率下降，高压缸做功比例增大，效率升高。在热力试验时，同负荷下，供热流量30 t/h时
13、与不供热相比，中压缸效率下降1.96%，供热流量90 t/h时与不供热相比，中压缸效率下降3.04%。3、 汽机发电净热耗位NHR=7800kj/kw.h标准煤发热值为：7000kcal/kg假设管道效率为98%，锅炉效率为93%，厂用电率为8%，供电煤耗=7800kj/kW.h/4.1868kj/kcal/7000kcal/kg/0.98/0.93/(1-8%)=0.3174kg/kWh=317.4g/kWh经过计算，高缸效率下降1%，影响热耗18 kJ/kW.h，折合煤耗0.73 g/kWh。中缸效率下降1%，影响热耗26.8kJ/kW.h，折合煤耗1.09g/kWh。低压缸效率下降1%，
14、影响热耗43 kJ/kW.h，折合煤耗1.74g/kWh。供热量影响煤耗计算公式为：供热影响煤耗降低的克数：2.25*1吉焦/万千瓦时。供热流量与热量换算：吉焦=2.97034*吨4、根据1号机热力试验数据：1）供热34.5t/h时，负荷294MW，供热影响煤耗降低34.5*2.97034*2.25/29.4=7.84 g/kWh。高压缸效几乎无变化，中压缸效下降1.96%，低压缸效没有试验数据，估计下降2%以上，因缸效下降影响煤耗升高大约6 g/kWh以上，故低供热量经济性不明显，如低压缸效率降低估算的太保守，还可能因供热增加煤耗。2）供热90t/h时，负荷273MW，供热影响煤耗降低90*
15、2.97034*2.25/27.3=22.03 g/kWh。高压缸效升高2.5%，中压缸效下降3.04%，低压缸效没有试验数据，估计下降3%，因缸效下降影响煤耗升高大约6.71g/kWh以上，故随供热量增加经济性较为明显。以上分析只是基于缸效、供热所影响的煤耗，供热所影响到的低加抽汽、凝汽器相关参数未进行计算分析，另外在计算发电成本和供热成本时很难分摊比较合理，本人在大学的毕业设计就是供热、供电煤耗合理分配，当初也是按几个估算的比例进行相关计算，发电成本高、收益有限；供热效益高，分为两部分：一部分是社会效益，另一部分是电厂效益。电厂为了提高供热效益，将无法完全确认的成本转为发电，而现行的标准没有明确的计算方法。特别是当供热量大幅增加时，机组煤耗增加，补水也增加。一般通过采用“等效热降”方法计算供热量变化对煤耗的影响。供热负荷增加，减少了被冷源带走的热量，提高了机组热循环效率和电厂的经济效益，但供热流量越大煤耗增加越多，抽汽焓越高煤耗也增加越多，如汽轮机进汽量不变，发电负荷将减少。
