CN103196673B - 一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法 - Google Patents
一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103196673B CN103196673B CN201310110459.2A CN201310110459A CN103196673B CN 103196673 B CN103196673 B CN 103196673B CN 201310110459 A CN201310110459 A CN 201310110459A CN 103196673 B CN103196673 B CN 103196673B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- unit
- steam
- temperature
- pressure
- throttle
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229910052934 alunite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010424 alunite Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000012956 testing procedure Methods 0.000 description 1
- KPZTWMNLAFDTGF-UHFFFAOYSA-D trialuminum;potassium;hexahydroxide;disulfate Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O KPZTWMNLAFDTGF-UHFFFAOYSA-D 0.000 description 1
Landscapes
- Control Of Steam Boilers And Waste-Gas Boilers (AREA)
- Control Of Turbines (AREA)
Abstract
本发明涉及一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法,本方法基于DCS的实时计算功能,排除机组运行时汽轮机进汽流量、汽轮机主汽进汽压力、主汽进汽温度、热再热进汽压力、热再热进汽温度变化的影响,仅计算汽轮机排汽压力对机组热耗率影响值。本发明解决了电厂节能优化运行或技术改进中采用的汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数的准确性问题,并且方法简单,现场使用方便。
Description
技术领域
本发明涉及一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法。
背景技术
随着国家节能及减排的压力加大,提高现有运行机组,尤其是大型汽轮发电机组的运行经济性,得到了电厂越来越多的重视。而影响发电机组运行经济性的参数中,汽轮机排汽压力的变化对机组热耗率的影响最为明显。对于一般大型机组,排汽压力变化1kPa,将直接影响机组热耗率近0.5%至1%。但此项数据对于不同类型的机组也存在较大的差异,如空冷机组与湿冷机组、低压缸配置型式不同的机组等。确定电厂汽轮机排汽压力对机组热耗率影响的特性系数,对于电厂进行节能优化运行或技术改进具有特别重要的意义。
目前,电厂汽轮机排汽压力对机组热耗率影响的特性系数,电厂一般都直接采用汽轮机制造商提供的修正曲线来获得,现场缺少一种简便直接的验证手段。
发明内容
本发明专利要解决的技术问题是提供一种方法简单,现场使用方便,能够准确确定电厂汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数的现场试验方法。
为解决上述技术问题,本发明专利所采取的技术方案是:
本发明基于DCS的实时计算功能,排除机组运行时汽轮机进汽流量、汽轮机主汽进汽压力、主汽进汽温度、热再热进汽压力、热再热进汽温度变化的影响,仅计算汽轮机排汽压力对机组热耗率影响值;其包括下述具体步骤:
步骤一:机组在基本运行方式下,解除机组一次调频及AGC功能,并保持机组汽轮机进汽阀位一定,机组运行稳定后采集机组在这一稳定状态下的汽轮机排汽压力(px1)、机组发电功率(Pg1)、汽轮机主汽进汽压力(Pms1)、进汽温度(Tms1)、再热蒸汽进汽温度(Trh1)、高压加热器进口蒸汽压力(ps1)、高压加热器出口给水温度(To1)、高压加热器进口给水温度(Ti1)、高压加热器进口蒸汽温度(Ts1)、高压加热器出口疏水温度(Td1)、给水压力(pfw)及高压加热器进口给水流量(Ffw);
步骤二:在运行条件允许的条件下,大幅度调整汽轮机排汽压力,采集机组在汽轮机排汽压力变化后运行至稳定运行状态后的汽轮机排汽压力(px2)、机组发电功率(Pg2)、汽轮机主汽进汽压力(Pms2)、进汽温度(Tms2)及再热蒸汽进汽温度(Trh2);
步骤三:依据步骤一和步骤二所获得的数据,根据公式(1~5)计算末级高加的抽汽流量(Fc1);
ho1=f(pfw,To1)(1)
hi1=f(pfw,Ti1)(2)
hs1=f(ps1,Ts1)(3)
hd1=f(ps1,Td1)(4)
Fc1=Ffw×(ho1-hi1)/(hs1-hd1)(5)
其中ho1为高压加热器出口给水焓值,单位为kJ/kg;
hi1为高压加热器进口给水焓值,单位为kJ/kg;
hs1为高压加热器进口蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
hd1为高压加热器出口疏水焓值,单位为kJ/kg;
求解介质焓h的函数f根据国际标准IAPWS-IF97中提供的公式选取;
pfw为给水压力,单位为MPa;
ps1为高压加热器进口蒸汽压力,单位为MPa;
To1为高压加热器出口给水温度,单位为℃;
Ti1为高压加热器进口给水温度,单位为℃;
Ts1为高压加热器进口蒸汽温度,单位为℃;
Td1为高压加热器出口疏水温度,单位为℃;
Fc1为高压加热器进口蒸汽流量,单位为t/h;
Ffw为高压加热器进口给水流量,单位为t/h;
步骤四,根据步骤一、二和步骤三所得出的数据,根据公式(6~12)分别计算步骤一和步骤二的机组热耗率(HRg);
Fms=Ffw(6)
Frh=Fms-Fc1(7)
hms=f(pms,Tms)(8)
hfw=f(pfw,Tfw)(9)
hhrh=f(phrh,Thrh)(10)
hcrh=f(pcrh,Tcrh)(11)
HRg=[Fms×(hms-hfw)+Frh×(hhrh-hcrh)]/P(12)
其中Fms为主蒸汽流量,单位为t/h;
Ffw为高压加热器进口给水流量,单位为t/h;
Frh为再热蒸汽流量,单位为t/h;
Fc1为高压加热器进口蒸汽流量,单位为t/h;
Hms为主蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
Hfw为给水焓值,单位为kJ/kg;
hhrh为热再热蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
hcrh为冷再热蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
其中求解介质焓h的函数f根据国际标准IAPWS-IF97中提供的公式选取;
pms为主蒸汽压力,单位为MPa;
Tms为主蒸汽温度,单位为℃;
pfw为给水压力,单位为MPa;
Tfw为最终给水温度,单位为℃;
phrh为热再热蒸汽压力,单位为MPa;
Thrh为热再热蒸汽温度,单位为℃;
pcrh为冷再热蒸汽压力,单位为MPa;
Tcrh为冷再热蒸汽温度,单位为℃;
HRg为机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
P为机组发电功率,单位为kW;
步骤五:依据步骤一和步骤二所获得的数据,根据公式(13~15)分别计算在汽轮机主汽进汽压力(pms)、主汽进汽温度(Tms)、再热蒸汽进汽温度(Trh)变化下机组热耗率(HRg)的变化值;
△HRgpms=kpms×△pms×HRg1=kpms×(pms2-pms1)×HRg1(13)
△HRgTms=kTms×△Tms×HRg1=kTms×(Tms2-Tms1)×HRg1(14)
△HRgTrh=kTrh×△Trh×HRg1=kTrh×(Trh2-Trh1)×HRg1(15)
其中△HRgpms为汽轮机主汽进汽压力改变下的机组热耗率的变化值,单位为kJ/kW·h;
△HRgTms为主汽进汽温度改变下的机组热耗率的变化值,单位为kJ/kW·h;
△HRgTrh为再热蒸汽进汽温度改变下的机组热耗率的变化值,单位为kJ/kW·h;
Kpms为厂家提供的汽轮机主汽进汽压力修正系数,单位为%/MPa;
kTms为厂家提供的主汽进汽温度修正系数,单位为%/℃;
kTrh为厂家提供的再热蒸汽进汽温度修正系数,单位为%/℃;
△pms为步骤二与步骤一汽轮机主汽进汽压力的差值,单位为MPa;
△Tms为步骤二与步骤一主汽进汽温度的差值,单位为℃;
△Trh为步骤二与步骤一再热蒸汽进汽温度的差值,单位为℃;
pms1为步骤一的汽轮机主汽进汽压力,单位为MPa;
pms2为步骤二的汽轮机主汽进汽压力,单位为MPa;
Tms1为步骤一的主汽进汽温度,单位为℃;
Tms2为步骤二的主汽进汽温度,单位为℃;
Trh1为步骤一的再热蒸汽进汽温度,单位为℃;
Trh2为步骤二的再热蒸汽进汽温度,单位为℃;
HRg1为步骤四计算的步骤一的机组热耗率指标,单位为kJ/kW·h;
步骤六:依据步骤四和步骤五所得的数值,根据公式(16),以与步骤一相同的汽轮机主汽进汽压力(pms)、主汽进汽温度(Tms)、再热蒸汽进汽温度(Trh),计算修正后的步骤二的机组热耗率(HRg2c);
HRg2c=HRg2-△HRgpms-△HRgTms-△HRgTrh(16)
其中HRg2c为经修正后的步骤二的机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
HRg2为步骤四计算的步骤二的机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
△HRgpms为汽轮机主汽进汽压力改变下的机组热耗率变化值,单位为kJ/kW·h;
△HRgTms为主汽进汽温度改变下的机组热耗率变化值,单位为kJ/kW·h;
△HRgTrh为再热蒸汽进汽温度改变下的机组热耗率变化值,单位为kJ/kW·h;
步骤七:依据步骤一、步骤二、步骤五和步骤六所得的数值,根据公式(17),计算汽轮机排汽压力px变化对机组热耗率(HRg)的影响系数k;
k=△HRg/△px=(HRg2c-HRg1)/(px2-px1)(17)
其中k为汽轮机排汽压力对机组热耗率的影响系数,单位为(kJ/kW·h)/kPa;
△HRg为经修正后的步骤二的机组热耗率与步骤一的机组热耗率的差值,单位为kJ/kW·h;
△px为步骤二与步骤一的汽轮机排汽压力的差值,单位为kPa;
HRg2c为经修正后的步骤二的机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
HRg1为步骤四计算的步骤一的机组热耗率指标,单位为kJ/kW·h;
px1为步骤一的汽轮机排汽压力,单位为kPa;
px2为步骤二的汽轮机排汽压力,单位为kPa。
本发明采用的技术原理及计算如下:
汽轮机组的热耗率与汽轮机排汽压力参数的变化密切相关,在汽轮机进汽阀位一定、及进汽参数一定的条件下,机组热耗率变化与汽轮机排汽压力变化之间的关系可表示为:
△HRg=f(△px)
△HRg——不同工况下机组热耗率的差值,kJ/kW·h;
△px——不同工况下汽轮机排汽压力的差值,单位为kPa;
f——机组热耗率变化与汽轮机排汽压力变化之间的函数系数。
px大于机组运行阻塞背压时,上述函数关系一般为近似线性关系,可表示为:
△HRg=f(△px)=k×△px
△HRg——不同工况下机组热耗率的差值,kJ/kW·h;
△px——不同工况下汽轮机排汽压力的差值,单位为kPa;
k——机组热耗率变化与汽轮机排汽压力变化之间的线性系数,(kJ/kW·h)/kPa,在本发明中主要通过现场试验及修正的方法获得。
考虑两个稳定的试验工况步骤一及步骤二,步骤一及步骤二的运行方式是相同的,均为基本运行方式,且汽轮机进汽阀位不变。由此,可确定步骤一及步骤二的工况下汽轮机设备性能如缸效率等未发生变化,则影响机组热耗率的因素仅包括运行参数,如汽轮机进汽流量F、汽轮机主汽进汽压力pms、进汽温度Tms、再热蒸汽进汽温度Trh、汽轮机排汽压力px。以下公式中,角标为“1”的均代表步骤一的数据,角标为“2”的均代表步骤二的数据。
首先将两个试验工况下获得的主要运行数据计算机组热耗率指标,热耗率的指标计算采用下列公式:
HRg=[Fms×(hms-hfw)+Frh×(hhrh-hcrh)]/P
Fms=Ffw
Frh=Fms-Fc1
hms=f(pms,Tms)
hfw=f(pfw,Tfw)
hhrh=f(phrh,Thrh)
hcrh=f(pcrh,Tcrh)
Fms——主蒸汽流量,t/h;
Ffw——高压加热器进口给水流量,t/h;
Frh——再热蒸汽流量,t/h;
Fc1——高压加热器进口蒸汽流量,t/h;
Hms——主蒸汽焓值,kJ/kg;
Hfw——给水焓值,kJ/kg;
hhrh——热再热蒸汽焓值,kJ/kg;
hcrh——冷再热蒸汽焓值,kJ/kg;
其中求解介质焓h的函数f根据国际标准IAPWS-IF97中提供的公式选取;
pms——主蒸汽压力,MPa;
Tms——主蒸汽温度,℃;
pfw——给水压力,MPa;
Tfw——最终给水温度,℃;
phrh——热再热蒸汽压力,MPa;
Thrh——热再热蒸汽温度,℃;
pcrh——冷再热蒸汽压力,MPa;
Tcrh——冷再热蒸汽温度,℃;
HRg——机组机组热耗率,kJ/kW·h;
P——机组发电功率,KW。
其中末级高加的抽汽流量Fc1采用下式进行计算:
Fc1=Ffw×(ho1-hi1)/(hs1-hd1)
ho1=f(pfw,To1)
hi1=f(pfw,Ti1)
hs1=f(ps1,Ts1)
hd1=f(ps1,Td1)
ho1——高压加热器出口给水焓值,kJ/kg;
hi1——高压加热器进口给水焓值,kJ/kg;
hs1——高压加热器进口蒸汽焓值,kJ/kg;
hd1——高压加热器出口疏水焓值,kJ/kg;
求解介质焓h的函数f根据国际标准IAPWS-IF97中提供的公式选取;
pfw——给水压力,MPa;
ps1——高压加热器进口蒸汽压力,MPa;
To1——高压加热器出口给水温度,℃;
Ti1——高压加热器进口给水温度,℃;
Ts1——高压加热器进口蒸汽温度,℃;
Td1——高压加热器出口疏水温度,℃;
Fc1——高压加热器进口蒸汽流量,t/h;
Ffw——高压加热器进口给水流量,t/h。
其中角标为“ms”的均代表汽轮机主汽数据,角标为“fw”的均代表最终给水数据,角标为“rh”的均代表再热蒸汽数据,角标为“crh”的均代表冷再热蒸汽数据,角标为“hrh”的均代表热再热蒸汽数据。
由于两个试验工况其它运行参数(汽轮机主汽进汽压力pms、进汽温度Tms、再热蒸汽进汽温度Trh)的变化,导致的机组热耗率变化可以表示为:
△HRgpms=kpms×△pms×HRg1=kpms×(pms2-pms1)×HRg1
△HRgTms=kTms×△Tms×HRg1=kTms×(Tms2-Tms1)×HRg1
△HRgTrh=kTrh×△Trh×HRg1=kTrh×(Trh2-Trh1)×HRg1
△HRgpms——汽轮机主汽进汽压力改变下的机组热耗率的变化值,kJ/kW·h;
△HRgTms——主汽进汽温度改变下的机组热耗率的变化值,kJ/kW·h;
△HRgTrh——再热蒸汽进汽温度改变下的机组热耗率的变化值,kJ/kW·h;
Kpms——厂家提供的汽轮机主汽进汽压力修正系数,%/MPa;
kTms——厂家提供的主汽进汽温度修正系数,%/℃;
kTrh——厂家提供的再热蒸汽进汽温度修正系数,%/℃;
△pms——步骤二与步骤一汽轮机主汽进汽压力的差值,MPa;
△Tms——步骤二与步骤一主汽进汽温度的差值,℃;
△Trh——步骤二与步骤一再热蒸汽进汽温度的差值,℃;
pms1——步骤一的汽轮机主汽进汽压力,MPa;
pms2——步骤二的汽轮机主汽进汽压力,MPa;
Tms1——步骤一的主汽进汽温度,℃;
Tms2——步骤二的主汽进汽温度,℃;
Trh1——步骤一的再热蒸汽进汽温度,℃;
Trh2——步骤二的再热蒸汽进汽温度,℃;
HRg1——经计算的步骤一的机组热耗率指标,kJ/kW·h。
则步骤二修正至与步骤一相同汽轮机主汽进汽压力、主汽进汽温度、再热蒸汽进汽温度后的机组热耗率为:
HRg2c=HRg2-△HRgpms-△HRgTms-△HRgTrh
HRg2c——经修正后的步骤二的机组热耗率,kJ/kW·h;
HRg2——步骤二得到的机组热耗率,kJ/kW·h;
△HRgpms——汽轮机主汽进汽压力改变下的机组热耗率变化值,kJ/kW·h;
△HRgTms——主汽进汽温度改变下的机组热耗率变化值,kJ/kW·h;
△HRgTrh——再热蒸汽进汽温度改变下的机组热耗率变化值,kJ/kW·h。
则汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数k可采用下式计算:
k=△HRg/△px=(HRg2c-HRg1)/(px2-px1)
k——汽轮机排汽压力对机组热耗率的影响系数,(kJ/kW·h)/kPa;
△HRg——经修正后的步骤二的机组热耗率与步骤一的机组热耗率的差值,kJ/kW·h;
△px——步骤二与步骤一的汽轮机排汽压力的差值,kPa;
HRg2c——经修正后的步骤二的机组热耗率,kJ/kW·h;
HRg1——步骤四计算的步骤一的机组热耗率指标,kJ/kW·h;
px1——步骤一的汽轮机排汽压力,kPa;
px2——步骤二的汽轮机排汽压力,kPa。
采用上述技术方案所产生的有益效果在于:
本发明方法主要是现场测算方法,通过控制机组的运行方式并获取试验数据,进行计算后最终可以获得汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数,其解决了电厂节能优化运行或技术改进中采用的汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数的准确性问题,不仅方法简单,现场使用方便,可以为准确获得汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数提供准确的数据。
本发明方法是基于DCS的实时计算功能,排除机组运行时汽轮机进汽流量、汽轮机主汽进汽压力、主汽进汽温度、热再热进汽压力、热再热进汽温度变化的影响,仅计算汽轮机排汽压力对机组热耗率影响值。
附图说明
图1为本发明实施例1所测算的典型热力系统示意图;
在附图中,1锅炉、2高压缸、3中压缸、4高压加热器、5除氧器、6给水泵、7凝汽器、8凝结水泵、9发电机。
具体实施方式
实施例1:
如附图1所示的某660MW汽轮发电机组,其中1为锅炉、2为高压缸、3为中压缸、4为高压加热器、5为除氧器、6为给水泵、7为凝汽器、8为凝结水泵、9为发电机。机组在基本运行方式下,解除机组一次调频及AGC功能,并保持机组汽轮机进汽阀位一定,机组运行稳定后采集机组在这一稳定状态下的汽轮机排汽压力px1、机组发电功率Pg1、汽轮机主汽进汽压力Pms1、进汽温度Tms1、再热蒸汽进汽温度Trh1等相关运行数据,此为步骤一所获得的数据;在运行条件允许的条件下,大幅度调整汽轮机排汽压力,采集机组在汽轮机排汽压力变化后运行至稳定运行状态后的汽轮机排汽压力px2、机组发电功率Pg2、汽轮机主汽进汽压力Pms2、进汽温度Tms2、再热蒸汽进汽温度Trh2等相关运行数据,此为步骤二所获得的数据;所采集的数据如表1所示。
表1现场采集的步骤一及步骤二的试验数据
项目 | 单位 | 步骤一数据 | 步骤二数据 | 变化量 |
机组发电功率 | kW | 660320.000 | 633907.200 | |
主蒸汽压力 | Mpa | 16.089 | 16.245 | 0.156 |
主蒸汽温度 | ℃ | 538.000 | 539.401 | 1.401 |
冷再热蒸汽压力 | Mpa | 4.044 | 4.060 | |
冷再热蒸汽温度 | ℃ | 333.800 | 336.191 | |
热再热蒸汽压力 | Mpa | 3.876 | 3.878 | |
热再热蒸汽温度 | ℃ | 538.000 | 539.435 | 1.435 |
给水压力 | Mpa | 19.234 | 19.310 | |
最终给水温度 | ℃ | 248.900 | 250.120 | |
高压加热器进口给水流量 | t/h | 1854.720 | 1859.779 | |
高压加热器进口给水温度 | ℃ | 212.900 | 213.492 | |
高压加热器出口给水温度 | ℃ | 248.900 | 251.350 | |
高压加热器进口蒸汽压力 | Mpa | 3.931 | 3.962 | |
高压加热器进口蒸汽涅度 | ℃ | 332.600 | 332.628 | |
高压加热器出口疏水温度 | ℃ | 219.300 | 219.818 | |
汽轮机排汽压力 | kPa | 5.670 | 11.230 | 5.560 |
根据公式(1)~(12)计算高压加热器进汽流量,再热蒸汽流量,进而计算出机组的发电热耗率,计算结果如表2所示。
表2公式(1)~(12)计算所得的数据
计算值 | 单位 | 步骤一结果 | 步骤二结果 |
高压加热器出口给水焓值 | kJ/kg | 1081.332 | 1092.831 |
高压加热器进口给水焓值 | kJ/kg | 917.173 | 919.842 |
高压加热器进口蒸汽焓值 | kJ/kg | 3051.024 | 3050.291 |
高压加热器出口疏水焓值 | kJ/kg | 940.866 | 943.255 |
高压加热器进口蒸汽流量 | t/h | 144.287 | 152.689 |
主蒸汽流量 | t/h | 1854.720 | 1859.779 |
再热蒸汽流量 | t/h | 1710.433 | 1707.090 |
主蒸汽焓值 | kJ/kg | 3405.533 | 3407.706 |
给水焓值 | kJ/kg | 1081.332 | 1092.831 |
冷再热蒸汽焓值 | kJ/kg | 3051.150 | 3056.892 |
热再热蒸汽焓值 | kJ/kg | 3533.982 | 3537.242 |
机组热耗率 | kJ/kW.h | 7778.947 | 8085.024 |
根据汽轮机厂家提供的运行参数修正曲线,可以获得如下的修正系数:
kpms为厂家提供的汽轮机主汽进汽压力修正系数,为-0.6%/MPa;
kTms为厂家提供的主汽进汽温度修正系数,为-0.0333%/℃;
kTrh为厂家提供的再热蒸汽进汽温度修正系数,为-0.0273%/℃。
根据公式(13)至(15),计算步骤二相对于步骤一,由于运行参数变化引起的机组发电热耗率变化量:
△HRgpms=kpms×(pms2-pms1)×HRg1=-0.156×-0.6%×7778.95=-7.266kJ/kW·h
△HRgTms=kTms×(Tms2-Tms1)×HRg1=1.401×-0.0333%×7778.95=-3.632kJ/kW·h
△HRgTrh=kTrh×(Trh2-Trh1)×HRg1=1.435×-0.0273%×7778.95=-3.044kJ/kW·h。
根据公式(16),计算得到步骤二修正后的机组发电功率:
HRg2cHRg2-△HRgpms-△HRgTms-△HRgTrh=8085.02-(-7.266-3.632-3.044)=8098.97kJ/kW·h。
根据公式(17),计算汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数k:
k=△HRg/△px=(HRg2c-HRg1)/(px2-px1)=(8098.97-7778.95)/(11.23-5.67)=57.558(kJ/kW·h)/kPa。
据此,得到该机组计算汽轮机排汽压力变化对机组热耗率的影响值为57.558(kJ/kW·h)/kPa,试验数据准确可靠,并排除了机组主要运行参数:汽轮机主汽进汽压力、主汽进汽温度、热再热进汽压力、热再热进汽温度的影响。本发明解决了电厂节能优化运行或技术改进中采用的汽轮机排汽压力变化对机组热耗率影响系数的准确性问题,并且方法简单,现场使用方便。
Claims (1)
1.一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法,其特征在于基于DCS的实时计算功能,排除机组运行时汽轮机进汽流量、汽轮机主汽进汽压力、主汽进汽温度、热再热进汽压力、热再热进汽温度变化的影响,仅计算汽轮机排汽压力对机组热耗率影响值;其包括下述具体步骤:
步骤一:机组在基本运行方式下,解除机组一次调频及AGC功能,并保持机组汽轮机进汽阀位一定,机组运行稳定后采集机组在这一稳定状态下的汽轮机排汽压力(p x1 )、机组发电功率(P g1 )、汽轮机主汽进汽压力(P ms1 )、进汽温度(T ms1 )、再热蒸汽进汽温度(T rh1 )、高压加热器进口蒸汽压力(p s1 )、高压加热器出口给水温度(T o1 )、高压加热器进口给水温度(T i1)、高压加热器进口蒸汽温度(T s1 )、高压加热器出口疏水温度(T d1 )、给水压力(p fw )及高压加热器进口给水流量(F fw );
步骤二:在运行条件允许的条件下,大幅度调整汽轮机排汽压力,采集机组在汽轮机排汽压力变化后运行至稳定运行状态后的汽轮机排汽压力(p x2 )、机组发电功率(P g2 )、汽轮机主汽进汽压力(P ms2 )、进汽温度(T ms2 )及再热蒸汽进汽温度(T rh2 );
步骤三:依据步骤一和步骤二所获得的数据,根据公式(1~5)计算末级高加的抽汽流量(F c1 );
h o1 =f(p fw,T o1 )(1)
h i1 =f(p fw,T i1 )(2)
h s1 =f(p s1 ,T s1 )(3)
h d1 =f(p s1 ,T d1 )(4)
F c1 =F fw ×(h o1 -h i1 )/(h s1 -h d1 )(5)
其中h o1 为高压加热器出口给水焓值,单位为kJ/kg;
h i1 为高压加热器进口给水焓值,单位为kJ/kg;
h s1 为高压加热器进口蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
h d1 为高压加热器出口疏水焓值,单位为kJ/kg;
求解介质焓h的函数f根据国际标准IAPWS-IF97中提供的公式选取;
p fw为给水压力,单位为MPa;
p s1 为高压加热器进口蒸汽压力,单位为MPa;
T o1 为高压加热器出口给水温度,单位为℃;
T i1 为高压加热器进口给水温度,单位为℃;
T s1 为高压加热器进口蒸汽温度,单位为℃;
T d1 为高压加热器出口疏水温度,单位为℃;
F c1 为高压加热器进口蒸汽流量,单位为t/h;
F fw 为高压加热器进口给水流量,单位为t/h;
步骤四,根据步骤一、二和步骤三所得出的数据,根据公式(6~12)分别计算步骤一和步骤二的机组热耗率(HR g );
F ms =F fw (6)
F rh =F ms -F c1 (7)
h ms =f(p ms ,T ms )(8)
h fw =f(p fw ,T fw )(9)
h hrh =f(p hrh ,T hrh )(10)
h crh =f(p crh ,T crh )(11)
HR g =[F ms ×(h ms -h fw )+F rh ×(h hrh -h crh )]/P(12)
其中F ms 为主蒸汽流量,单位为t/h;
F fw 为高压加热器进口给水流量,单位为t/h;
F rh 为再热蒸汽流量,单位为t/h;
F c1 为高压加热器进口蒸汽流量,单位为t/h;
h ms 为主蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
h fw 为给水焓值,单位为kJ/kg;
h hrh 为热再热蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
h crh 为冷再热蒸汽焓值,单位为kJ/kg;
其中求解介质焓h的函数f根据国际标准IAPWS-IF97中提供的公式选取;
p ms 为主蒸汽压力,单位为MPa;
T ms 为主蒸汽温度,单位为℃;
p fw 为给水压力,单位为MPa;
T fw 为最终给水温度,单位为℃;
p hrh 为热再热蒸汽压力,单位为MPa;
T hrh 为热再热蒸汽温度,单位为℃;
p crh 为冷再热蒸汽压力,单位为MPa;
T crh 为冷再热蒸汽温度,单位为℃;
HR g 为机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
P为机组发电功率,单位为kW;
步骤五:依据步骤一和步骤二所获得的数据,根据公式(13~15)分别计算在汽轮机主汽进汽压力(p ms )、主汽进汽温度(T ms )、再热蒸汽进汽温度(T rh )变化下机组热耗率(HR g )的变化值;
△HR gpms =k pms×△p ms ×HR g1 =k pms ×(p ms2 -p ms1 )×HR g1 (13)
△HR gTms =k Tms×△T ms ×HR g1 =k Tms ×(T ms2 -T ms1 )×HR g1 (14)
△HR gTrh =k Trh×△T rh ×HR g1 =k Trh ×(T rh2 -T rh1 )×HR g1 (15)
其中△HR gpms 为汽轮机主汽进汽压力改变下的机组热耗率的变化值,单位为kJ/kW·h;
△HR gTms 为主汽进汽温度改变下的机组热耗率的变化值,单位为kJ/kW·h;
△HR gTrh 为再热蒸汽进汽温度改变下的机组热耗率的变化值,单位为kJ/kW·h;
k pms为厂家提供的汽轮机主汽进汽压力修正系数,单位为%/MPa;
k Tms为厂家提供的主汽进汽温度修正系数,单位为%/℃;
k Trh为厂家提供的再热蒸汽进汽温度修正系数,单位为%/℃;
△p ms 为步骤二与步骤一汽轮机主汽进汽压力的差值,单位为MPa;
△T ms 为步骤二与步骤一主汽进汽温度的差值,单位为℃;
△T rh 为步骤二与步骤一再热蒸汽进汽温度的差值,单位为℃;
p ms1 为步骤一的汽轮机主汽进汽压力,单位为MPa;
p ms2 为步骤二的汽轮机主汽进汽压力,单位为MPa;
T ms1 为步骤一的主汽进汽温度,单位为℃;
T ms2 为步骤二的主汽进汽温度,单位为℃;
T rh1 为步骤一的再热蒸汽进汽温度,单位为℃;
T rh2 为步骤二的再热蒸汽进汽温度,单位为℃;
HR g1 为步骤四计算的步骤一的机组热耗率指标,单位为kJ/kW·h;
步骤六:依据步骤四和步骤五所得的数值,根据公式(16),以与步骤一相同的汽轮机主汽进汽压力(p ms )、主汽进汽温度(T ms )、再热蒸汽进汽温度(T rh ),计算修正后的步骤二的机组热耗率(HR g2c );
HR g2c =HR g2 -△HR gpms -△HR gTms -△HR gTrh (16)
其中HR g2c 为经修正后的步骤二的机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
HR g2 为步骤四计算的步骤二的机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
△HR gpms 为汽轮机主汽进汽压力改变下的机组热耗率变化值,单位为kJ/kW·h;
△HR gTms 为主汽进汽温度改变下的机组热耗率变化值,单位为kJ/kW·h;
△HR gTrh 为再热蒸汽进汽温度改变下的机组热耗率变化值,单位为kJ/kW·h;
步骤七:依据步骤一、步骤二、步骤五和步骤六所得的数值,根据公式(17),计算汽轮机排汽压力(p x )变化对机组热耗率(HR g )的影响系数(k);
k=△HR g /△p x =(HR g2c -HR g1 )/(p x2 -p x1 )(17)
其中k为汽轮机排汽压力对机组热耗率的影响系数,单位为(kJ/kW·h)/kPa;
△HR g 为经修正后的步骤二的机组热耗率与步骤一的机组热耗率的差值,单位为kJ/kW·h;
△p x 为步骤二与步骤一的汽轮机排汽压力的差值,单位为kPa;
HR g2c 为经修正后的步骤二的机组热耗率,单位为kJ/kW·h;
HR g1 为步骤四计算的步骤一的机组热耗率指标,单位为kJ/kW·h;
p x1 为步骤一的汽轮机排汽压力,单位为kPa;
p x2 为步骤二的汽轮机排汽压力,单位为kPa。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310110459.2A CN103196673B (zh) | 2013-04-01 | 2013-04-01 | 一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310110459.2A CN103196673B (zh) | 2013-04-01 | 2013-04-01 | 一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103196673A CN103196673A (zh) | 2013-07-10 |
CN103196673B true CN103196673B (zh) | 2016-01-13 |
Family
ID=48719367
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310110459.2A Active CN103196673B (zh) | 2013-04-01 | 2013-04-01 | 一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103196673B (zh) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103901068B (zh) * | 2014-04-18 | 2016-08-24 | 国家电网公司 | 汽轮机低压缸排汽焓值的在线监测方法 |
CN104131847B (zh) * | 2014-06-30 | 2016-02-24 | 华电国际电力股份有限公司技术服务中心 | 汽轮机组定滑压自动优化控制系统及其自动优化方法 |
CN104459542A (zh) * | 2014-12-19 | 2015-03-25 | 东南大学 | 再热回热复合循环机组的热耗率测定方法 |
CN107201921B (zh) * | 2017-03-10 | 2023-11-03 | 国家能源集团科学技术研究院有限公司 | 一种汽轮机热耗率在线监测系统及测量方法 |
CN107143387B (zh) * | 2017-05-08 | 2019-03-22 | 西安西热节能技术有限公司 | 一种全周进汽节流调节汽轮机配汽参数的确定方法 |
CN107623327B (zh) * | 2017-09-22 | 2019-09-10 | 国网山东省电力公司电力科学研究院 | 基于蒸汽焓降的发电机组一次调频动态补偿方法及系统 |
CN110619485B (zh) * | 2019-10-09 | 2022-06-10 | 江苏方天电力技术有限公司 | 一种母管制热电厂汽轮机组热耗特性分析方法 |
CN116335961B (zh) * | 2023-05-31 | 2023-08-04 | 合肥化机装备制造有限公司 | 一种航天发动机水泵及水泵系统 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN201705397U (zh) * | 2010-03-27 | 2011-01-12 | 苏州华瑞能泰发电技术有限公司 | 火电厂在线汽轮机热耗率监测装置 |
CN102967464A (zh) * | 2012-12-07 | 2013-03-13 | 山东电力集团公司电力科学研究院 | 凝汽式汽轮机高背压改造后的性能评价方法 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JP4812469B2 (ja) * | 2006-03-08 | 2011-11-09 | 中国電力株式会社 | 火力発電プラントの性能診断方法、火力発電プラント性能データ算出プログラム及び火力発電プラント性能データ算出プログラムを記録した記録媒体 |
-
2013
- 2013-04-01 CN CN201310110459.2A patent/CN103196673B/zh active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN201705397U (zh) * | 2010-03-27 | 2011-01-12 | 苏州华瑞能泰发电技术有限公司 | 火电厂在线汽轮机热耗率监测装置 |
CN102967464A (zh) * | 2012-12-07 | 2013-03-13 | 山东电力集团公司电力科学研究院 | 凝汽式汽轮机高背压改造后的性能评价方法 |
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
火电厂汽轮机组热耗率计算影响因素的分析;云曦,阎维平;《电力设备》;20070331;第8卷(第3期);50-53 * |
用等效热降法确定排汽压力变化对机组经济性的影响;李秀云,严俊杰,林万超;《热能动力工程》;19990930;第14卷(第5期);353-355 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103196673A (zh) | 2013-07-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103196673B (zh) | 一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组经济性影响的现场测算方法 | |
CN105201564B (zh) | 一种基于主蒸汽流量的汽轮机滑压优化的控制方法 | |
CN102967464B (zh) | 凝汽式汽轮机高背压改造后的性能评价方法 | |
CN101813562B (zh) | 一种实时估计汽轮机低压缸排汽焓的方法 | |
CN103244433B (zh) | 电厂变频循环水泵优化运行监测方法 | |
CN109538317A (zh) | 一种能够提高机组调峰能力的回热系统及回热系统储热罐蒸汽温度的动态计算方法 | |
CN107368680A (zh) | 一种汽轮机最佳真空实时计算方法 | |
CN105046064A (zh) | 一种供热期热电联产机组电负荷可调范围的计算方法 | |
CN108691585B (zh) | 一种凝汽式汽轮机低压缸效率的计算方法 | |
CN103850726A (zh) | 一种快速确定汽轮机定滑压优化曲线的方法 | |
CN111047168A (zh) | 一种供热机组高背压供热改造后的调峰能力评估方法 | |
KR20150083374A (ko) | 증기터빈 발전설비의 출력 제어장치 및 제어방법 | |
CN104088771A (zh) | 电厂循环冷却水系统水泵机组最优组合运行方案的精确确定方法 | |
CN111079302A (zh) | 一种低压缸效率测算系统及方法 | |
CN103452600A (zh) | 回热侧间接调节的汽轮机发电系统及其一次调频方法 | |
CN106096310B (zh) | 一种抽汽供热机组供热工况热力性能计算方法 | |
CN104794297A (zh) | 一种消除汽轮机调速系统模型中失真的方法 | |
CN113343490B (zh) | 一种耦合熔盐储热的工业供汽电站运行优化方法及系统 | |
CN101798941B (zh) | 最佳冷源热网加热器的确定方法 | |
CN113486472A (zh) | 一种汽轮机缸效率对热耗率影响量的计算方法 | |
CN103197246B (zh) | 一种确定电厂汽轮机排汽压力对机组发电功率影响的现场测算方法 | |
CN203499733U (zh) | 回热侧间接调节的汽轮机发电系统 | |
CN105804819A (zh) | 一种提高烧结余热回收量及发电系统运行稳定性的调控方法 | |
CN112100751B (zh) | 一种抽凝机组背压变化对机组功率影响的计算方法及系统 | |
CN202883026U (zh) | 发电厂回热式汽动凝结水泵系统 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant |