CN103063354A

CN103063354A - 火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定

Info

Publication number: CN103063354A
Application number: CN2012105822215A
Authority: CN
Inventors: 蒋寻寒; 阮圣奇; 蔡培; 张辉; 张贵杰; 田万军; 马斌
Original assignee: ANHUI ACADEMY OF ELECTRIC POWER SCIENCES; Anhui Xinli Electric Technology Consulting Co Ltd
Current assignee: ANHUI ACADEMY OF ELECTRIC POWER SCIENCES; Anhui Xinli Electric Technology Consulting Co Ltd
Priority date: 2012-12-28
Filing date: 2012-12-28
Publication date: 2013-04-24
Anticipated expiration: 2032-12-28
Also published as: CN103063354B

Abstract

本发明涉及一种火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，用基准背压代替偏差较大的额定背压，包括通过试验获得冷却塔和凝汽器的实际性能数据，获取凝汽器循环水量、温升数据，由测试结合计算的方式，采用试验获取的数据和其它参数的设计数据，根据通用的流程计算确定基准背压；试验中，循环水调度以年平均气象条件下的实际调度方式为据；通过本发明所获得的背压数据结果比额定背压更真实，并去除了目前额定背压数据结果的随意性，可以更深入地理解机组的背压条件和设备状态，特别是方便与其它机组进行对比，利用本发明而获得准确的基准背压，对机组能耗现状和节能潜力的评价会更客观、深入，有重要意义。

Description

火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定

技术领域

本发明涉及火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，用测试和计算结合，用基准背压替代偏差较大的额定背压。

背景技术

汽轮机排气压力也称背压，指汽轮机末级叶片后的绝对压力，是影响火电机组经济性的一个极其重要的参数。汽轮机设计背压的优选是汽轮机及冷端设备选型的基础，将直接关系到机组的经济运行。

汽轮机的凝汽系统就是做功后的乏汽进入凝汽器汽侧，同时用大量的循环冷却水进入凝汽器，通过热交换使汽轮机排汽冷凝结成水后体积骤降，在汽轮机排气口处形成和维持汽轮机末端的真空。

设计背压低，额定热耗基准就偏低，但冷却设备投资、运行耗电费用会提高；设计背压高，额定热耗基准就偏高，但冷却设备投资、运行耗电费用会降低。如果额定背压降低使汽轮机增加排汽面积，则额定工况热耗降低，而背压、负荷变化时，汽轮机热耗变化较大。设备投资及年运行费用等综合费用较低的背压才是最优值。

火电机组运行时，循环水调度方式会直接影响机组的能耗。循环水量大，则汽轮机背压降低，但循环水泵耗电增加，因此，也有个综合平衡的优化问题，即循环水系统优化调度的问题。

汽轮机设计背压值的选择直接关系到整个发电机组的经济性与合理性，是“一触而变全局”的重要参数，因此，汽轮机设计背压优选是冷端优化设计的重要环节。

设置额定背压的目的有三：

额定背压值是汽轮机排汽面积优化配置的关键依据；

评价汽轮机性能，或进行汽轮机热力试验时，为了获得真实客观的结果，关键参数包括背压必须修正到额定值；

机组投产后，电厂可以将背压统计平均值和额定值对比，判断冷端设备的设备状态和运行操作水平。

国内电力设计院在计算火电机组的额定背压时，忽略了很多因素，依据的一些数据也不准确，结果经常偏离实际，缺乏代表性，以上三方面的作用发挥得都不好。

电厂经常需要确定机组的实际能耗，而煤质变化频繁，短时间的正平衡统计煤耗常有较大误差，煤耗在线计算同样有较大的不确定度，此时，煤耗查定试验是唯一可靠的技术手段。汽轮机和锅炉同时进行对应工况试验，参数修正是其中的关键问题之一，其中最突出的就是汽轮机背压修正。

国内现有的汽轮机试验，包括煤耗查定试验中，背压都是修正到额定值；火电机组能耗评价中，也都以额定背压为重要依据。而额定背压往往偏离实际条件，对电厂节能工作容易产生较大的误导，因此需要给出确定基准背压的出发点、原则和一套完整的方法、流程，客观真实的基准背压对揭示、确定机组的真实煤耗状态和节能工作水平、潜力有重要的意义。

发明内容

为了解决上述问题，本发明提供了火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定的技术方案，用参数实测与计算结合的方法获得基准背压，替代偏差较大的额定背压，以便真实客观地反映火电机组的真实背压条件。

本发明的技术方案是，一种火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，用基准背压代替额定背压，包括通过试验获取冷却塔的热力性能和凝汽器的循环水流量和温升数据、换热系数数据，根据通用流程和公式计算得到循环水温、凝汽器端差，最终根据水蒸气特性获得基准背压，所述通用流程和公式是指：根据凝汽器进水温度、循环水温升、凝汽器端差，获得基准背压对应的饱和温度；其中，所述凝汽器的循环水流量和温升数据是基于年平均气象条件下的实际调度方式直接在现场测量而得到；所述获取冷却塔热力性能和凝汽器的换热系数数据是首先通过对凝汽器、冷却塔进行特性试验，经改变机组负荷与循环水调度方式的多个工况试验数据，获取冷却塔填料的实际热力特性方程和凝汽器的实际换热系数，并以此为依据得到实际调度方式工况下的冷却塔出水温度和凝汽器端差。

进一步，所述实际调度方式是指：机组满负荷、年平均气象条件下，电厂实际采用的循环水调度方式。

进一步，所述对凝汽器进行特性试验是凝汽器热力性能试验，所述对冷却塔进行特性试验是冷却塔热力性能试验。

进一步，所述多个工况试验是针对冷却塔的多工况热力性能试验。

进一步，所述得到冷却塔出水温度的步骤是，首先通过冷却塔热力性能试验得到冷却塔填料的热力特性方程，再根据实测的循环水量和温升，以及年平均气象数据，计算得到机组满负荷、年平均气象条件、实际调度方式下的冷却塔出水温度。

进一步，所述得到凝汽器端差的步骤是，首先通过凝汽器热力性能试验得到机组额定负荷、春秋季循环水实际调度方式条件下的循环水量、温升和换热系数，然后经凝汽器热力性能计算得到年平均气象条件、额定机组负荷、春秋季循环水实际调度方式条件下的凝汽器端差。

进一步，所述通过试验获取凝汽器的循环水流量是通过测量凝汽器循环水温升间接测量得到。

所述对凝汽器进行特性试验是凝汽器热力性能试验，以获得凝汽器在试验工况下的实际换热系数，特别是清洁系数，为获得机组满负荷、春秋季节循环水实际调度方式条件下的凝汽器端差作准备。

所述对冷却塔进行特性试验是冷却塔热力特性试验，以获得填料的实际热力特性方程，为计算实际调度方式下的年平均出塔水温作准备。

本发明的有益效果是，通过本发明所获得的背压数据结果更真实，并去除了目前背压数据结果取得的随意性，可以更深入地理解机组的背压条件，特别是方便与其它机组进行节能潜力对比。试验中得到的凝汽器清洁系数和冷却塔实际热力性能，当然可以客观、清晰地反映冷端设备的状态。很明显，采用长江水源的开式循环水系统，节能优势相当大。需要重视600MW级别4排汽汽轮机，由于普遍采用1000mm级别末级叶片，排汽面积较大，因此微增出力很大，1 kPa以上的背压差异，带来的汽轮机热耗和机组煤耗差别是相当大的，见附图3。

大型火电机组，配备闭式循环水系统和采用长江水源的开式循环数系统相比，背压条件差异超过1 kPa ，对供电煤耗的影响达到4~7 g/kWh，大约1.5~2%，远远不是额定背压5.2kPa和 4.9 kPa之间这么小的差距能够代表的。额定背压偏差较大，容易误导科研单位、发电集团和电厂对机组的能耗评价，因此利用本发明而获得准确的基准背压，对机组能耗现状和节能潜力的评价会更客观，有重要意义。

下面结合附图和实施例对发明作一详细描述。

附图说明

图1是采用温差法实测凝汽器进水量的流程；

图2是煤耗试验中获得基准背压的流程框图；

图3是某种型号超临界600MW汽轮机背压修正曲线图（THA工况）。

具体实施方式

一种火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定实施例，参见图1至图3，是用基准背压代替额定背压，包括通过试验获取冷却塔的热力性能和凝汽器的循环水流量和温升数据、换热系数数据，根据通用流程和公式计算得到循环水温、凝汽器端差，最终根据水蒸气特性获得基准背压，所述通用流程和公式是指：根据凝汽器进水温度、循环水温升、凝汽器端差，获得基准背压对应的饱和温度；其中，所述凝汽器的循环水流量和温升数据是基于年平均气象条件下的实际调度方式直接在现场测量而得到；所述获取冷却塔热力性能和凝汽器的换热系数数据是首先通过对凝汽器、冷却塔进行特性试验，经改变机组负荷与循环水调度方式的多个工况试验数据，获取冷却塔填料的实际热力特性方程和凝汽器的实际换热系数，并以此为依据得到实际调度方式工况下的冷却塔出水温度和凝汽器端差。

其中汽轮机背压对应的饱和温度的关系式是：

t_s = t₁ + △t +δt （1）

其中

t_s：汽轮机背压对应的饱和温度，℃；

t₁：凝汽器进水温度，℃；

△t：循环水温升（凝汽器进出水温差），℃；

δt：凝汽器端差，℃。

由t_s根据水蒸气特性公式即可获得背压。（1）式右侧的3个参数，都将根据实测结合计算的方式获得。

实施例中，所述实际调度方式是指：机组满负荷、年平均气象条件下，电厂实际采用的循环水调度方式。

实施例中，所述对凝汽器进行特性试验是凝汽器热力性能试验，所述对冷却塔进行特性试验是冷却塔热力性能试验。

实施例中，所述多个工况试验是针对冷却塔的多工况热力性能试验。

实施例中，所述得到冷却塔出水温度的步骤是，首先通过冷却塔热力性能试验得到冷却塔填料的热力特性方程，再根据实测的循环水量和温升，以及年平均气象数据，计算得到机组满负荷、年平均气象条件、实际调度方式下的冷却塔出水温度。

实施例中，所述得到凝汽器端差的步骤是，首先通过凝汽器热力性能试验得到机组额定负荷、春秋季循环水实际调度方式条件下的循环水量、温升和换热系数，然后经凝汽器热力性能计算得到年平均气象条件、额定机组负荷、春秋季循环水实际调度方式条件下的凝汽器端差。

实施例中，所述的煤耗查定试验是以查明火电机组实际煤耗为目的的煤耗试验。

实施例中，所述通过试验获取凝汽器的循环水流量是通过测量凝汽器循环水温升间接测量得到。

根据现行的设计规程，汽轮机冷端参数优化设计由电力设计院水工专业完成，按统一的计算流程，将凝汽器换热面积、冷却倍率、循环水管口径、冷却塔面积等参数进行大量的组合计算，结合机组预计的负荷性质，获得年综合运行成本最低的参数优化配置结果。这些设备的主要参数确定后，在此基础上，以年平均气温、循环水泵全开（高速）、机组额定负荷为依据，计算得到额定背压。

这样的方法有明显的问题。除了冷却塔热力计算采用迈克尔公式，出塔水温结果偏低以外，关键是年平均气象条件下，即便机组带满负荷运行，国内所有电厂都不会全开所有的循环水泵，并高速运行。因此，这种方法的结果是偏于乐观的。这个问题在国内相当普遍，尤其是配备自然通风冷却塔的闭式循环水系统机组。欧洲机组也使用同样的方法确定额定背压，但由于严格的凝汽器管束内水速规定，所有循环水泵和机组一起持续运行，运行方式和国内明显不同，因此，额定背压代表性良好。

除此之外，国内很多机组汽轮机的额定背压值还有一些无规律的偏离，显然是设计院由于种种原因修改了计算结果。

以上两种原因，造成国内火电机组汽轮机额定背压值比较混乱，很多机组汽轮机的额定背压不合理，可能影响低压缸排汽面积的优选，而且在机组投产后，也会严重干扰人们对其能耗水平和节能潜力的评估。

另外，冷端设备状态出现问题，循环水调度方式不合理，均可能使汽轮机背压偏离最优值。

国内还有很少数的火电机组，在投产性能验收试验中，采用ASME PTC 46标准进行额定工况煤耗试验。背压部分的修正是以设计循环水温为依据。这种试验和煤耗试验有一些差异，这种修正方法依然有问题。需要考虑，试验时和设计假定的循环水调度方式未必一致，循环水流量也不可能完全一致，而且对于闭式循环水系统，出塔水温和循环水量密切相关。循环水调度方式和水量不明确，设计和实际状态都可能不同，修正结果仍不能保证做到客观，有较大的不确定性。

试验机组以往（比如1年）的背压统计平均值是不能直接作为依据的。原因有三：实际背压和机组负荷、循环水调度方式有关，而这些都不是固定的，有一些随机性的影响；更重要的是，机组自身的背压测量仪表，一般条件并不好，校验周期过长，电厂的校验台精度还不如变送器设计精度高；机组启停过程中背压是否统计，不同的电厂处理方式也不同。

国内各地的电厂和电科院等科研单位，在大量的火电机组能耗和节能工作评价和煤耗试验中，一般以额定背压作为依据，只有个别的考察发现额定背压的偏差，但迄今为止没有系统考察、研究这个问题。

因此，在火电机组能耗评价和煤耗查定试验中，不能简单地使用设计（额定）背压。为了客观揭示火电机组的实际能耗水平，以及实际的节能潜力，需要开发一套科学的方法，获得符合机组实际条件的汽轮机额定背压，下面将对基准背压的确定进行更进一步的描述，并将其称为基准背压或背压基准值。

1.获得正确的背压基准值；

1.1获取基准背压的思路：

汽轮机背压随着气象条件、机组负荷、循环水调度等因素变化而变化。因此，获得额定或基准背压，自然就有两种不同的思路：

考虑额定负荷、年平均气象条件、相应的优化后的循环水调度方式；

或者，以机组年平均负荷为依据，其它相同。

逻辑上，后者更具有代表性。但不同机组，甚至同一台机组的不同年份，平均负荷都是不同的。因此，用于机组的煤耗评估时，这种方法既麻烦，也不直观，不易使用。前一种方法重在评价设备和环境条件，如果负荷率发生变化，机组煤耗评估时不难作出相应的调整。此外，还可以典型的机组平均负荷，比如统一以80%负荷作为计算依据，本质上，这和前一种方法没有差异，但80%负荷率仍不具有充分的代表性，结果应用要麻烦一些。

1.2 基准背压的计算方法和流程之一 — 准备工作；

基于以上的技术思想，就可以编制基准背压的试验和计算流程。

确定基准背压需要已知的条件和参数：

（1）机组额定功率。

（2）凝汽器形式，单压或双压；凝汽器换热面积以及管束总通流面积；管束材质；冷却管直径。

（3）对于开式循环水系统，年平均循环水温度（查阅水文统计资料）；对于闭式循环水系统，冷却塔淋水面积、填料热力特性数据（类型、材料、厚度），以及冷却塔的其它几何特性参数。

（4）对于闭式循环水系统，事先获得当地年平均气象数据：平均环境干、湿球温度，大气压。

（5）针对工况：额定负荷、年平均气象条件、春秋季循环水调度方式。

（6）确定循环水量和循环水温升，流程见附图1。理论上可以根据机组设计用的管道阻力公式和循环水泵设计特性计算，设计院就是这么做的，但本实施例的方法是直接在现场测量凝汽器循环水流量。用超声波流量计测量是最常见的手段。很多机组循环水管缺少外露的直管段，难以用超声波流量计等手段直接测量流量，这时可以由测量循环水温升间接测量水量。用温升间接测量流量，测点、仪器要求容易满足，更可靠，而且可以方便地测量各种调度方式下的流量，精度也比较高，不难控制在2%以内。需要指出：

发电机效率、汽轮发电机组机械损失、主油泵损耗等，按汽轮机热力试验规程，取设计值，可由汽轮机厂家提供的资料中获得。

试验中，不同的循环水调度方式下，背压有变化，汽轮机热耗和凝汽器热负荷都有效幅度的变化，但这些变化幅度很小，是可以忽略的，凝汽器换热量可以认为不变。

循环水流量测试应在循环水春秋季节实际调度方式下进行但不限于此，需要进行冷却塔性能测试以获得填料的真实热力特性，就需要在冬季、夏季调度方式下测量循环水量，不同调度方式的差别只在于循环水泵的运行数量（可能还有转速）不同。比如，火电机组典型的循环水泵配置为1机（组）2泵，2台相同的机组配4台循泵；冬季调度方式为1机1泵（2机2泵，高速）运行，夏季调度方式为2机4泵（高速），春秋季节调度方式可以是2机3泵（循环水系统为扩大单元制）或1机2泵低速运行（循泵配备双速电机）。

对于纯凝机组，只要负荷确定、循环水调度方式确定，则循环水温升就基本确定，不易超过0.2℃，只要背压变化不是特别大，就可以不考虑对温升的影响。但在春秋季节进行试验，结果代表性最佳。

以上是必须的准备工作。

1.3 基准背压的计算方法和流程之一 — 试验工作

其步骤顺序包括：

（1）准备工作中，已经测定春秋季节实际调度方式下的循环水量Dw和对应的机组满负荷条件下的温升△t；

（2）对冷却塔进行特性试验，获得填料的实际热力特性。通过改变循环水调度方式、改变机组负荷，形成冷却塔的多个试验工况，获得填料的实际热力热性方程，以及各种调度方式下的循环水量、温升。然后，以这些结果作为已知条件，再根据年平均气象条件（平均气温、湿度、气压，可以通过气象部门查到，机组建设时也留有设计院采用的数据），计算机组额定负荷、春秋季节实际调度方式条件下的出塔水温。对于开式循环水系统，直接查阅水文资料，获取年平均水温。

冷却塔填料的热力特性方程：

N = Bλⁿ（3）

其中

N 冷却数；

B,n 常数，需要实测；

λ 气水比。

用冷却塔试验获得的实际特性方程（3）和设计特性方程分别计算出塔水温，可以获得冷却塔节能潜力的可靠结果。

（3）凝汽器性能试验，获得试验工况下的清洁系数。针对凝汽器，试验中采用电厂实际的春秋季调度方式，实测换热系数。凝汽器换热系数计算按HEI标准进行，设计院普遍采用这个标准进行凝汽器性能计算。除了凝汽器管束内水速是根据实测循环水量计算得到以外，其它数据是根据凝汽器的设计数据，从HEI规范中查到。

Q = Dw Cp △t = A K TD （4）

其中

Q ：凝汽器换热量，W；

Dw：冷却水流量（春秋季节实际调度方式下），kg/s，实际测取。

Cp：循环水定压比热，kJ/(kg ℃)；

△t：循环水温升，℃；

A ：凝汽器换热面积，m²；

K ：凝汽器换热系数，W/(m²·℃) ，依据HEI规程：

K = 10.285 a₁a₂a₃a₄√V

其中

a₁，凝汽器管材和壁厚修正系数，由HEI规范查到；

a₂，凝汽器管束外径修正系数，由HEI规范查到；

a₃，凝汽器管束清洁系数，通过试验，根据（4）式计算；

a₄，凝汽器进水温度修正系数，由HEI规范查到；

V 凝汽器管束内平均水速，m/s，由实测的水量和管束的设计总通流面积获得。

TD ：凝汽器平均对数换热温差，℃。

获得凝汽器实际清洁系数后，和设计值对比，即可同时获得凝汽器的节能潜力。

1.4 基准背压的计算方法和流程之二 — 计算流程

以上过程中已经获得：平均循环水温（凝汽器进水温度）；循环水温升；凝汽器清洁系数。以下的流程包括：凝汽器换热系数和端差计算；获得基准背压。其中：

凝汽器端差目前都采用以下公式计算：

（5）

其中：

K: 换热系数，W/(m²·℃)

求得凝汽器实际清洁系数后，可根据凝汽器进水温度进行修正，获得目标工况（机组额定负荷、春秋季节实际调度方式、年平均气象条件下循环水温）下的实际换热系数。

A: 换热面积，m²，取设计数据。

Dw: 冷却水流量（春秋季节实际调度方式下），kg/s，实际测取。

△t: 循环水温升，℃。可靠的方式是实际带满负荷，按预定循环水调度方式，测取实际温升数据。

（3）获得端差后，由循环水温、温升、端差，根据(1)式可以立即得到背压对应的饱和温度，根据水蒸气特性表，就可以得到基准背压。

根据以上流程，应避免在冬季进行试验，因为冬季采用春秋季节、设置夏季的循环水调度方式，由于背压过低，修正量很大，与平均工况差异很大，误差大大增加，而且，由于冷却塔防冻的需要，冬季有一些特殊的运行措施，比如冷却塔旁路打开，或者关闭填料层的部分匹配器等，这些都是计算无法应付的。如果必须在冬季试验，则需要在其它季节补充冷却塔和凝汽器试验，以便对出塔水温和凝汽器端差进行准确的评估。冷却塔和凝汽器的试验时，环境温度如果接近年平均状态，则最终基准背压结果更准确。

从机理分析，冷却塔出水温度和凝汽器端差的变化对能耗的影响，在一年四季中是不完全一样的。显然，以上的流程适合评估上一年机组的平均煤耗。煤耗试验对上一年机组的能耗进行评估比较简便可靠，可以以年平均气象条件、平均循环水温，以及春秋季节调度方式下的凝汽器端差为代表。如果电厂的循环水调度方式明显不合理，循环水量偏小或偏大，则可以考虑将发电煤耗结果增加或减少0.5~1 g/kWh，厂用电率以统计平均值为依据。根据当前的设备状态和运行操作水平，通过煤耗试验获得年平均煤耗，是合理的方法，有利于和其它机组比较，结果代表性很好，精度也比较高。

可以看到，上述方法都是依据现有的技术和公式，改进点主要基于对现场设备和运行实际状况的深入理解，对循环水调度方式的选择更客观，各种循环水调度方式的下的流量数据都更真实。改进方法保证了当前设备状态和运行操作的问题都能够得到客观反映。

3 基准背压和额定背压的比较

下面是一些针对安徽省内一些机组的计算结果，以及与额定背压的比较。这些机组的冷端设备状态优良，冷却塔、凝汽器性能大体上达到了设计要求。

表1 2台300MW机组基准背压结果对比

	冷却倍率*	循环水温℃ $	温升$ ℃	端差℃	背压 kPa	背压（原设计）kPa
							闭式循环水系统#	60	21.5	11	3.3	5.9	4.9
开式循环水系统	60	17.1	11	3.6	4.7	4.9

注：* 循环水泵全开，高速运行，THA工况数值。

# 开式循环水系统，也称直流循环水系统；闭式循环水系统，在电厂化学专业往往被称为开式系统。

$ 循环水温度和温升，都是春秋季节调度方式，即2机3泵或1机双泵低速状态下的数据。

按设计，两种系统的额定背压无差别，而实际差异达到1.2 kPa。

表2 3台600MW机组基准背压结果对比

	设计冷却倍率	循环水温℃	温升 ℃	端差℃	背压 kPa	背压（原设计）kPa
							闭式循环水系统#	60	21.5	11	2.5	5.6	5.2
开式循环水系统	55	17.3	11.4	2.6	4.6	4.9
							开式循环水系统	65	17.2	9.4	3.3	4.2	5.4

表2中2台开式循环水系统机组，是比较极端的大、小冷端设计。同样可以看到，额定背压和计算结果差异较大，代表性较差。

可见，和本实施例的计算结果相比，背压原设计数据有偏差，且存在一定程度的随意性，这显然是在设计计算结果基础上进行了人为的修改。从表1可见，300MW机组，闭式循环水条件下，额定背压实际最多低估1 kPa，从表2，600MW机组，开式循环水条件，背压最多被高估1.2kPa，这都是相当大的偏差。国内的湿冷600MW机组中，绝大多数由于额定背压显著低估，配备了比较大的排汽面积，积累的损失相当惊人。新方法消除了这些偏差，结果更真实，并去除结果的随意性，可以更深入地理解机组的背压条件，特别是方便与其它机组进行节能潜力对比。很明显，采用长江水源的开式循环水系统，节能优势相当大，对气象条件和循环水系统的简单修正，在很多情况下，没有充分揭示两种循环水系统带来的背压差异，该标准中也明确指出，这部分内容参照执行即可。需要重视600MW级别4排汽汽轮机，由于普遍采用1000mm级别末级叶片，排汽面积较大，因此微增出力很大，1 kPa以上的背压差异，带来的汽轮机热耗和机组煤耗差别是相当大的。

根据我们的试验、统计和研究，安徽省内600MW超临界机组，配备闭式循环水系统和采用长江水源的开式循环数系统相比，背压条件差异超过1 kPa ，对供电煤耗的影响达到6~7 g/kWh，大约2%，和以上的计算结果非常一致，远远不是额定背压5.2kPa和 4.9 kPa之间这么小的差距能够代表的。

结论：

国内火电机组汽轮机中，相当比例的汽轮机额定背压和实际条件有明显偏差，可能对机组能耗水平和潜力的评估造成较大的干扰，可能影响煤耗试验结果，干扰对火电机组的能耗评估。用基准背压代替偏差较大的额定背压，是有效的技术途径。

基准背压可以满负荷、平均气象条件、春秋季节循环水调度方式获得。对于煤耗评估，需要根据实际年平均负荷，考虑基准背压的偏离和影响。

火电机组煤耗试验和能耗评估中，都应追求准确的基准背压，不应回避设备和运行操作中的问题。

国内目前的火电机组能耗评价和煤耗试验中，都没有系统地审视额定背压的偏差，绝大多数以额定背压为依据，探究原因，只有少数科研院所对确定额定背压的个别因素有怀疑，比如循环水温度偏离实际。更重要的是，迄今没有系统的获得准确客观的基准背压的研究工作，本实施例工作提供了一套全新的、完整的方案和流程，填补了这个空白。

本实施例的方法，对于正确揭示火电机组汽轮机的背压条件和冷端设备状态、对于揭示节能工作的真实水平和潜力，有着重要的意义。

Claims

1.火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，用基准背压代替额定背压，包括通过试验获取冷却塔的热力性能和凝汽器的循环水流量和温升数据、换热系数数据，根据通用流程和公式计算得到循环水温、凝汽器端差，最终根据水蒸气特性获得基准背压，所述通用流程和公式是指：根据凝汽器进水温度、循环水温升、凝汽器端差，获得基准背压对应的饱和温度；其特征在于，所述凝汽器的循环水流量和温升数据是基于年平均气象条件下的实际调度方式直接在现场测量而得到；所述获取冷却塔热力性能和凝汽器的换热系数数据是首先通过对凝汽器、冷却塔进行特性试验，经改变机组负荷与循环水调度方式的多个工况试验数据，获取冷却塔填料的实际热力特性方程和凝汽器的实际换热系数，并以此为依据得到实际调度方式工况下的冷却塔出水温度和凝汽器端差。

2.根据权利要求1所述的火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，其特征在于，所述实际调度方式是指：机组满负荷、年平均气象条件下，电厂实际采用的循环水调度方式。

3.根据权利要求1所述的火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，其特征在于，所述对凝汽器进行特性试验是凝汽器热力性能试验，所述对冷却塔进行特性试验是冷却塔热力性能试验。

4.根据权利要求1所述的火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，其特征在于，所述多个工况试验是针对冷却塔的多工况热力性能试验。

5.根据权利要求1所述的火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，其特征在于，所述得到冷却塔出水温度的步骤是，首先通过冷却塔热力性能试验得到冷却塔填料的热力特性方程，再根据实测的循环水量和温升，以及年平均气象数据，计算得到机组满负荷、年平均气象条件、实际调度方式下的冷却塔出水温度。

6.根据权利要求1所述的火电机组能耗评估和煤耗查定试验中汽轮机基准背压的确定，其特征在于，所述得到凝汽器端差的步骤是，首先通过凝汽器热力性能试验得到机组额定负荷、年平均气象条件下循环水实际调度方式条件下的循环水量、温升和换热系数，然后经凝汽器热力性能计算得到年平均气象条件、额定机组负荷、春秋季循环水实际调度方式条件下的凝汽器端差。