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S106B燃气－蒸汽联合循环机组热力性能试验变压器分析

摘  要：文章介绍了金华燃机电厂联合循环机组热力性能试验的情况，通过对试验数据的计算分析并结合生产实践探讨了S106B联合循环机组AGC限值的关键技术问题。
    关键词：试验变压器

0前言
    金华燃机电厂由两套燃气—蒸汽联合循环发电装置（2S106B）组成，其中燃气轮机型号为PG6551B，由法国ALSTOM公司提供，余热回收装置国内配套，余热锅炉为Q397／543－66－3．82／450型强制循环无补燃型锅炉，配备的汽轮发电机组为L18－3．43－2型。1、2号燃机分别于1998年12月和1999年4月正式并网发电，1、2号联合循环分别于1999年12月和1999年12月移交生产。至2002年6月底全厂累计发电量已达8．4亿kW·h。
　　为验证机组在性能保证条件下的输出功率、热耗率，余热锅炉的基本性能以及汽轮发电机组的输出功率和热耗率等是否满足合同要求，进行了一次联合循环热力性能试验。
　　为了掌握电厂调峰运行的经济性与**性，承担调峰任务并参与省调AGC控制的要求，本次性能试验还增加了联合循环的变工况运行试验。
　　本文介绍了我厂联合循环机组热力性能试验的情况，经试验数据的计算分析并结合生产实际探讨了作为调峰机组S106B联合循环机组AGC限值的关键技术问题，通过具体实践，机组调峰运行的经济性和**性得到了进一步提高。
1性能试验情况及结果
1．1试验的保证条件及性能保证值
　　（1）ISO工况：环境温度15℃、大气压力0．10135 MPa、大气相对湿度60％。
　　（2）燃气轮机进气系统压降基准950 Pa、燃机排气系统压降基准650 Pa（简单循环）和2600 Pa（联合循环）。
    （3）燃料为0号柴油。
　　（4）余热锅炉入口烟温543℃、余热锅炉入口烟气流量513t／h。
    （5）凝汽器冷却水温20℃。
　　（6）PG6551B型燃气轮发电机组性能保证值：
发电机端输出的电功率38 730 kW，燃机热耗率11370 kJ／（kW·h）。
　　（7）L18－3．43型汽轮发电机组的性能保证值：
发电机端输出的电功率16 750 kW、汽轮发电机组的热耗率11 944 kJ／（kW·h）、主汽阀前蒸汽压力3．43MPa、主汽阀前蒸汽温度435℃、主汽阀前蒸汽流量65t／h、汽轮机背压4．5 kPa。
　　（8）Q397／543－66－3．82／450型余热锅炉的性能保证值：*大连续蒸发量65．5 t／h、额定过热蒸汽出口压力3．82MPa、额定过热蒸汽出口温度450±5℃、排烟温度158±5℃。
1．2性能试验方法
　　（1）试验是以ALSTOM提供的计算方法与修正曲线图表、ISO2314－1989《燃气轮机试验验收标准》及余热锅炉、汽轮机组制造商提供的有关标准为依据的。
　　（2）试验前对燃气轮机压气机和透平进行了水清洗，对机组进行了**的排故消缺处理，使设备处于完好健康状态，并更换了燃机进口空气滤网。
　　（3）主要测点如大气温度、压力、湿度，燃气轮机进气压降，压气机进气喇叭口环管腔静压，压气机排气压力，燃油温度、流量，透平排气温度、压降，余热锅炉入口烟气温度、压降和出口烟气温度、压降，余热锅炉排气温度、静压，新蒸汽压力、温度、流量，汽轮机背压，冷却水温，发电机输出功率、周波、功率因素等均按常规布置。
　　（4）进行简单循环基本负荷性能试验，燃机带满负荷后，轮间温度在15 min变化率小于5℃时开始记录数据，试验时间30 min，每5min记录一次数据。然后机组以联合循环方式运行，工况稳定后开始记录，每5 min记录一次，每个工况的试验时间为50 min。
1．3额定工况下的性能试验结果
　　经过试验计算，2S106B机组净热效率为44．77％，机组净输出功率为108 483kW，比合同保证值高出4．51％；机组净热耗率8 042kJ／（kW·h），比合同保证值低了4．8％；可见机组的净出力与净热耗率均好于合同要求。
1．4变工况下的性能试验
　　变工况性能试验的目的主要是为了掌握电厂变工况运行的**性能和经济性，以具体指导机组的实际运行，试验以2号联合循环机组为例。
　　在烟气挡板全开的状态下，投入燃气轮机IGV温控，改变燃气轮机负荷，让汽轮机跟随燃气轮机运行，在汽机定压与滑压运行方式下分别进行了一次试验，数据见表1。
　　将表1中各工况的试验数据绘成曲线，机组的性能曲线见图1。在图1中可以看出，机组变工况运行时的滑压方式更加经济，尤其在低负荷时更为明显，其主要原因在于滑参数运行时减少了主蒸汽的节流损失，提高了蒸汽作功的能力。

2性能试验结果的应用
2．1对联合循环机组AGC工作区域限值的选定
　　本厂两套联合循环发电机组参与浙江电网的自动负荷控制（简称AGC），浙江省调AGC系统发信号（模拟量）通过电厂远动装置输出到我厂DCS系统，以控制全厂有功输出。要求电厂上送的模拟量信号有：机组有功上限、有功下限及有功*大可调速率。要求上送的状态量信号有：机组AGC允许信号、有功高限越限报警和有功低限报警。
　　根据试验得出的数据，绘制出试验大气条件下的2号联合循环滑压运行的净效率－负荷曲线及PG6551B燃气轮机的净效率－负荷曲线（见图2），其中A工况点为联合循环与简单循环净效率等同点，该点的净效率约在22％，功率约为11MW；B工况点为联合循环效率与单循环*高效率相同点，此时联合循环功率约为20 MW，显然联合循环出力要大于20MW时，优势才开始发挥，即从效率上来看该点是联合循环工作区域的优劣分界点。
　　对于L18－3．43－2型汽轮发电机组，其滑参数带负荷运行的限制条件中有以下规定：蒸汽的初温不得低于360℃，初压不得低于1．5MPa。否则将引起汽轮机末级叶片水蚀现象，威胁汽机的**运行。蒸汽初温360℃，初压1．5MPa时燃气轮机出力在40％负荷点，相应的联合循环出力约在24MW，即当联合循环出力小于24MW的时候，不能满足滑参数运行*低工况点的要求。
　　综上所述，*终取C点作为联合循环工作区域的下限分界参考点*为合适，此时联合循环机组的热效率为35．1％。
　　由于联合循环机组的出力受大气温度的影响较大，一年四季、每日早晚大气温度都在变化，所以提供给AGC的有功出力上、下限也应该是随着大气温度的变化而调整。可以通过试验求得的上下限
参考点为基准，参考燃机生产厂提供的压气机进气温度对出力的修正曲线，得出图3的联合循环机组有功功率上、下限曲线，作为我厂联合循环机组AGC负荷指令的上下限值。


2．2 AGC工作区域限值的实践
　　根据试验结果，我公司在2000年5～7月份进行了联合循环机组AGC工作区域限值的运行实践，此间燃机*高负荷为额定负荷的78％～98％之间，平均发电油耗202g／（kW·h）（包括机组启停过程）。
　　以我厂DCS记载的运行数据显示的2号联合循环机组7月5日**的负荷曲线状况，见图4。燃机在6∶12左右并网，汽机在6∶41并网（热态启动），之后燃机在6∶56带满负荷，汽机跟随燃机在7∶14也到了满负荷。然后在11∶05∶～11∶35燃机负荷降到了21MW，汽机相应也降到11．4 MW，而在17∶42～19∶18燃机降到了17MW，汽机负荷为9MW，整个联合循环负荷约26MW，随后机组又经过几个负荷段运行后于22∶50解列。
    这样，将低限值在实际运行中有效地体现了出来，从而在负荷调度量与机组经济性之间找到了*佳的平衡点。
3结束语
   我公司两套联合循环机组热力性能试验结果说明我国自行成套的S106联合循环机组完全达到了设计指标。
　　通过性能试验，不仅验证了联合循环机组额定负荷的性能符合要求，而且得出其变工况运行的经济性能。在80％～100％负荷范围内机组的效率变化在1．5％，在同类型机组中是比较理想的。变工况试验结果再一次证明在部分负荷时滑压运行优于定压运行，变工况试验的结果为电网的自动负荷控制（AGC）所要求的出力限值及出力越限报警提供了科学依据。

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