1、对汽轮机出力裕度的探讨第 l 期 2002 年 1 月热机技术 49匾对汽轮机出力裕度的探讨华东电力设计院王文元郁欣内容摘要 该文从汽轮机的佩节阀门全开(vwo) 时的进汽量规定的演变过程以厦近 20 年来投产的多台 600M机组实际运行情况提出机炉容量的选择和匹配应结合不同地区的宴际情况,并与技术进步相应适.建立机组进汽量 VW(vTMCR 比值的规定改为不小于 103%.关键词】“ 大火规“汽轮机出力 VWOTIVlCR 裕量建议新编的“火力发电厂设计技术规程(DL5O 吣一2000)“汽轮机设备节的第 10.1.7 条,对汽轮机的调节阀门全开(wO)时进汽量的规定与 94 年版规程相比进
2、行了修改,笔者为此提出不同意见,供大家讨论一,汽轮机的调节阀门全开(VWO)时的进汽量规定的演变.在我国改革开放前的“火力发电厂设计技术规程“ 中,不论是 75 年版还是 79 年版,均没有这方面的规定.因为以前多为中小型机组,汽轮机没有调节阀门全开这个工况的概念,对锅炉的额定蒸发量也都是固定不变的标准值,如配 50MW 汽轮机的锅炉额定蒸发量为 220t/h,配 I(OMW 的锅炉额定蒸发量为 420t/h.随着改革开放,我国引进 j 美国 CE,西屋等公司的制造技术,EBASCO 公司的设计技术,从进口整套发电设备中也吸收了一些技术,因而逐步形成了铭牌工况(TELL),最大连续出力工况(T
3、MCR),调门全开工况(VWO)及超压 5%工况(VWO+5%oP)等概念.有些工程中,还按中国习惯增加了在设计背压及额定出力下的机组热耗率考核工况(1m).在 1984 年出版的“火力发电厂设计技术规程(SDJ184)“中,在第 6.1.1 条中规定:“锅炉的最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽量工况相匹配,宜为汽轮机额定进汽量的 108110%“.这里所说的汽轮机最大进汽量工况,如果不考虑 5%OP,则就是调门全开工况(VWO). 在“火力发电厂设计技术规程(DL5O00 94)“的第 6.1.1.2 条中规定:“锅炉的最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽量工况相匹配“.在条文说明中 ,解释如下:
4、过去,我国锅炉的最大连续蒸发量系取用汽轮机在额定工况时所需的蒸汽量(即汽轮机在额定进汽参数,额定真空,无厂用抽汽和补水率为 0 时,发出额定功率时的计算汽耗量)再加上考虑汽轮机的设计制造误差(1% 15%),汽轮机老化(1%),真空下降 (3%), 汽水损失 (1.5%)及厂用抽汽等囡索引起的增加汽量,约 8%10%故过去锅炉最大连续蒸发量一般取为汽轮机额定工况进汽量的 108%110%近年来,大容量的引进型机组及国外的有关标准中都规定:“锅炉的最大连续蒸发量应与汽轮机最大进汽量工况相匹配“.这里的汽轮机最大进汽量系指汽轮机进汽压力超压 5%.调节汽门全开工况时的进汽量(如不允许超压 5%,则
5、为调节汽门全开工况时的进汽量).该工况时的进汽量相对于汽轮机额定工况时进汽量(汽轮机在额定进汽参数,额定真空,无厂用抽汽,补水率为 0 时发出额定功率所需的汽耗量),裕度将大于 8%10%(如不考虑超压 5%工况,只考虑调节汽门全开工况的机组,则其裕度小于 8%).目前我国生产的引进型300MW 汽轮机组,锅炉最大连续蒸发量为汽轮机额定工况进汽量的 1l2.9%,引进型 600MW 机组为112.O%从上述的解释中可知,如果不考虑 5%OP 工况,则有 810%的裕度已是足够的.在新版的“火力发电厂设计技术规程(DI500(O2000)“的第 8.1.1 条第二款中规定:“ 锅炉的最大连续蒸发
6、量宜与汽轮机调节阗全开时的进汽量相匹配.“在第 10.1.7 条中规定:“ 汽轮机的调节阀门全开时的进汽量,宜不小于汽轮机最大连热机技术第 1 期200“2 年 1 月续出力(TMcR)时进汽量的 105%“.就是锅炉的最大连续蒸发量宜不小于汽轮机最大连续出力时进汽量(TSTCR)的 105%,在条文说明中,对上述两条是这样解释的:汽轮机最大连续出力(qvTCR) 是机组的保证出力.规定汽轮机的调节阀 ru 全开(Vw0)时的进汽量为 TMCR 时进汽量的 l05%,是因为考虑到制造厂设计和制造中存在误差及运行老化对汽耗的影响.并应留有调节裕度.锅炉最大连续蒸发量(BMcR)宜与汽轮机的调节阀
7、全开工况下的进汽量相匹配若机组允许超压,则宜与汽轮机调节阀全开且超压工况下的进汽量相匹配.当上述进汽量由于汽机制造厂标准化的原因使裕度过大时,可不要求锅炉随之加大.由于锅炉在最大连续蒸发量下可连续运行,故可不计表 1人调节裕度,仅需计人制造厂设计和制造误差以及运行老化对汽耗的影响,根据多年来的裕度水平和锅炉进口谈判经验.要求不小于 INCR 述汽量的103%.而后者虽说明在不计人调节裕度时 BMCR 可降为 103%TMCR 进汽量,但不管怎样,条文规定的还是 105%.这里还有一个超压 5%(即 5%OP)的问题,经过近 20 年来的工程实践与技术研讨,已基本形成一个统一的意见:即超压 5%
8、是没有必要,也是很不经济的二,从几个工程情况看汽轮机出力的裕度从收集到的几个安装 600MW 及以上机组电厂的一些数据详见表 1.汽轮机(|/h/_w) 汽量比锅炉(t/h)项目VWOBMCR 访悼出力最大莲续出力热耗率验收调门全开工况发电热耗最太连续出力吼 TH工程名祷_(TRL)(TMCR) 工况(rHA)(VWO)(kJ/kW?h)(BMCR)(%)(%)平圩电厂 18153/6001815.31/6001888/619.8005104.011062008石洞口二厂 184-42 删.6741844.28277】84428/62771900/6449547648103.01078】9吴弪
9、八期 19047/6001904.7/31783 删 200s/6597863105411262008外高桥二期 26554./9002655.4/930.08525373 舢 27SS 丹 8O13 栅 1109882788台山一期 193】/6001931385821 能椰 2026/蚴 21672104.9211306嘉兴 3,4 号机 1890.226/6001890226/7.293l758315/60019/ 钾 267739】0681114822019嘉兴 5,6 号机 1931.600.11】93】4/646682】761.861/600.3272m8/671977746.21
10、05115.Il2028表 1 中,平圩电厂 600MW 机组是我国在八十年代初从美国引进设计制造技术的机组;石洞口二厂 600MW 机组是我国在八十年代末期向 ABB 公司整套采用的超临界发电机组;北仑港电厂二期600MW 机组是我国在九十年代中期整套采购的亚临界发电机组;吴泾电厂八期 600MW 机组是九十年代后期由上海三大动力厂生产的国产亚临界发电机组,外高桥电厂二期 9OOMW 机组是我国在九十年代后期向西门子公司整套采购的超临界机组;台山电厂一期及嘉兴电厂二期 5,6600MW 机组是二十一世纪初由上海三大动力厂生产的国产亚临界发电机组嘉兴电厂二期 3,4600MW 机组是系方汽轮机
11、厂及北锅的产品.平圩电厂的 TRL 工况和背压采用了设计背压4.9kPa(a),而非为高背压 l1.8kPa(a);锅炉 2008t/h 按 5%OP 配置后有富裕,由于当时 CE 公司已完成性能设计,不愿作修改,故锅炉出力偏大.石洞口二厂的热耗率验收工况与其他工程不同,因此 BMCR/TI-L_已折算到 THA 工况,出力为600MW 的数值.在上表中,锅炉,汽轮机的各种工况的定义如下:汽轮机按下列工况定义1.铭牌工况(3“RL):汽轮发电机组在下述条件下连续发出的额定功率:第 1 期 2002 年 1 月热机技术?51(1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质;(2)背压为 l1
12、.8kPa(a);(3)所规定的最终给水温度;(4)补给水率 3%;(5)回热加热给水抽汽全部投用,不带厂用辅助蒸汽;(6)汽动绐水泵满足额定供水参数;(7)发电机效率为制造厂的保证值,额定功率因数 0.9(滞后), 额定氧压,额定电压,额定额率.2.最大连续工况(T MCR):在下述条件下,汽轮机进汽量等于铭牌工况进汽量,汽轮发电机组连续输出的功率称为机组的最大连续出力,此工况称为最大连续工况.(1)额定主蒸汽参数及再热蒸汽参数,所规定的汽水品质;(2)设计背压决定于循环水温,因工程而异;一般在 2O水温时为 4.9kPa(a);(3)所规定的最终给水温度;(4)补绐水率 O%;(5)回热加
13、热给水抽汽全部投用,不带厂用辅助蒸汽;(6)汽动给水泵满足额定供水参数.(7)发电机效率为制造厂的保证值,额定功率因数 0.9(滞后), 额定氢压,额定电压,额定频率.3.调门全开工况(vwo)汽轮发电机组在调节阀全开,其它条件同 2时,此工况称为阀门全开工况.汽轮发电机组在阀门全开工况下的出力为机组调门全开出力.4.机组热耗率验收工况(吁 LA 工况):当汽轮发电机组输出功率为额定出力,除进汽量以外其它条件同 2 时,称为机组热耗率验收工况(此工况为国内某些工程特殊指定的工况,国外无此工况).锅炉最大出力的选择锅炉最大出力(BNCR)即应满足汽轮机调门全开(VWO)32 况主蒸汽流量的要求从
14、表 1 中可以得出下列几点结论1.越是早期投产机组,锅炉最大连续出力越小,随着机组的发电热耗逐渐下降,锅炉最大连续出力反而越来越大.因此造成 BMC4 的比值由 110.6%上升到 115.11%.增大了 4.1%.如果最近的国产 600MW 机组的出力裕量保持平圩电厂的水平,则锅炉最大连续蒸发量 1950t/h 即要.2 进口机组的出力裕量小于国产机组的裕量.如石河口二厂及外高桥电厂二期 900MW 机组的BMCR/THA 值均小于国产机组的数值 .三,几点建议1.汽轮机在铭牌出力下的主蒸汽流量是偏大的汽轮机在铭牌出力下的进汽量为保证值,此值是由补给水率为 3%及背压为 11.8kPa(a)
15、两条规定所造成的.对于 600MW 机组,随着设计,制造安装,运行等的技术水平的提高,汽水损失率已明显的下降,一般为 1.01.5%即可,许多电厂的运行实绩证实了这点.11.8kPa(a)背压时的循环水设计温度为 33cc,这对于一些沿海及沿长江电厂来说,这数值是偏高的,如嘉兴电厂的最高海水温度仅 31.5.c 左右 ,而且每年也仅出现数小时 .2.机炉容量的选择和匹配,应与技术进步相适应.平圩电厂 600MW 机组投产至今已有近 l5 年了,未发生机组出力不足的问题.随着我国电力制造技术进步,机组的安全性,经济性均有较大程度的提高,发电热耗下降了 3.3%,在这样的条件下,应该使锅炉最大连续
16、出力有所下降,至少是不能增加.新的大火规颁发后,定州,台山,嘉兴等电厂执行了新火规,反而出现锅炉最大连续出力不降反升的现象,这是很难理解的.3.建议进汽量O/TMCR 值规定改为不小于103%,并按 VWO 进汽量确定锅炉最大连续蒸发量.这在大火规的条文解释中已很清楚地说明了不小于 103%的理由,在这里想进一步补充的是设备褡量越大,在运行中越不经济,厂用电消耗也越大,因为绝大部分的热机辅机,煤,灰系统的设备都要相应于 BMCR 工况选择再加裕量,因此而增大容量,使电动机容量相应增加,导致辅机的运行点远离高效点.如嘉兴工程的 5,6 机组,如果锅炉最大连续出力为 2008t/h 时,采用六台
17、HP983 中速磨即可,而现在为 2028th 时,采用六台 HP1003中速磨才能满足要求(转下页),52第 1 期2o.2 年【月双进双出磨煤机分离器的选型电力规划设计总院杨旭中内容摘要 该文制对阳城电厂所配磨煤机投运后,锅炉燃烧工况不稳定现象,通过国内外橱研和对分离器的分析比较,提出了改造建议.关键词 磨煤机分离器煤种煤粉细度阳城发电厂安装 6 台 FW 公司的 1lggt/h 亚临界锅炉,燃用晋东南优质无烟煤,每台炉安装 4 台DIOD 型双进双出磨煤机,配“心“型卧式分离器合同谈判阶段及初步设计时采用根据现有矿井编制的代表性煤分析,哈氏可磨性指数(HGI)为 55,新矿开采后,发现
18、HGI 仅为 38 左右,致使磨煤机出力严重不足,飞灰可燃物很高,锅炉高负荷燃烧失稳,需要投两只油枪助燃,后经研究决定采取高低HGI 煤混烧及更换分器等措施.一,国内外调研情况1.“心 “型分离器Fw 公司产双进双出磨煤机传统都配“ 心“型分离器,直接安放在磨煤机的两端,在国内已有多个电厂使用,有的制造厂也已引进了制造技术.k 近年投产的鄂州,邯峰与阳城等电厂的运行隋况分析,磨煤机出力不足与飞灰可燃物偏高的问题比较普遍,这些问题通过调试和运行大多已有改善,但有的电厂飞灰可燃物迄今尚未达到设计值,这与分离器效率不高,煤粉细度与均匀性较差有一定关系.2.M型分离器Fw 公司在末阳电厂的报价文件中,
19、首次推荐改配“M“型分离器 ,即原配 MBF 中速磨煤机用的分离器,认为这种配召在西班牙 Compostilla电厂已有运行业绩,可以提高磨煤机出力 810%+并推荐在阳城电厂改造工程中使用为此,曾组团赴西班牙对该厂进行了考查.该厂 3 号炉于 1972 年投运,锅炉蒸发量为1013t/h,燃用当地无烟煤,配 6 台(5 运 l 备)当时阿公司生产的最大 DgF 磨煤机.由于煤质变化幅度大,HGI 最低仅为 3O,干燥基挥发份最低仅为3%,导致飞灰可燃物偏高,不仅影响锅炉效率,而且不便综合利用.为此,该厂通过调研决定换装“M“型分离器 ,先换了一台磨 ,经对比试验确认成功后,现 6 台磨已全部改造完毕,效果良好未改造的 1 号磨与改造后的 4 号磨对比试验结果如下表所列.磨损机编号 ll444工况编号 12369磨煤机出力(千磅邝)52695l6259
