0 引言
我厂有6套STAG109FA单轴燃气-蒸汽联合循环机组,分一、二两期各3台机组。每套机组由PG9351FA型燃气轮机、D10型三压再热系统的双缸双流式汽轮机、390H型氢冷发电机和三压再热带冷凝器除氧的自然循环余热锅炉组成。
2021年3月,燃机一期#2机、#3机长运行,发现#2、#3机实时气耗、度电收益偏差大。于是重点对#2、#3机进行经济分析。
1 整体分析
1.1理论分析
#2、#3机分别在2017年底、2018年底进行XD5版DLN2.6+升级改造,由于两台机由不同人改造,关键点参数差别巨大。最基本的比如IGV最小全速角,燃烧基准温度等均存在差距。
从表1可以看出,#3机燃烧基准温度高,相同条件下排气温度更高,这样更多的将余热通过汽轮机做工。因为IPC IN后汽机负荷跟随燃机,在燃机IGV全开燃机满负荷运行,#3机汽机负荷要比#2机高,因此#3机联合循环带负荷能力要比#2机高。但是整个联合循环机组,三分之二燃机做工,二次转换效率低,因此整个联合循环效率#2机高。
| 最大IGV(°) | IGV最小全速角(°) | 燃烧基准温度(℃) | P2压力控制值(kg/cm²) |
#2机 | 88 | 43.5 | 1326.7 | 28 |
#3机 | 86 | 41.5 | 1335 | 30 |
表1 #2机与#3机关键参数表
1.2 参数分析
1.2.1 带负荷能力
我们采集了3月24日#2、#3机联合循环整体负荷、纯燃机负荷、纯汽机负荷进行对比。(备注:数据为20min均值,条件相同(IGV几乎全开,循环水泵均一台低速泵运行))
| IGV(°) | 联合循环负荷(MW) | 燃机负荷(MW) | 汽机负荷(MW) |
#2机 | 85.6 | 372.2 | 249.5 | 122.7 |
#3机 | 85.2 | 385.3 | 254.9 | 130.4 |
表2 #2机与#3机负荷组成表
从表2我们可以看出,#2、#3机整体负荷相差13MW,其中#3燃机比#2机高5MW,#3汽轮机比#2汽轮机高8MW。符合前面的理论分析。
根据前面的理论分析,#3机燃烧基准温度要比#2机高10℃,采集的燃机排气温度#3机同样比#2机高10~15℃(见图1)。因此#3机主蒸汽、再热蒸汽参数均比#2机高,因此整个联合循环#3机带负荷能力要比#2机高。
图1 #2、#3机各负荷段排气温度对比图
1.2.2 联合循环效率
我们选取3月30日#2、#3机AGC投入负荷变化同步分析。
图2 #2、#3机投入AGC时负荷与气耗变化图
从图2中我们可以看出,#2、#3机投入AGC时,负荷从360MW降至240MW最后又升至350MW,整个变化过程我们可以看出#2机气耗(蓝色)比#3机(红色)要低,4h均值差3.1NM3/MWh。
图3 #2、#3机气耗差值、度电收益差值与负荷关系图
从图3中可以看出,细分时两台机气耗差值跟负荷有关,且随着负荷升高,气耗差值缩小。低负荷时(均值250MW)相差4.9NM3/MWh,高负荷(均值350MW)相差2.3NM3/MWh。负荷越高差值越小。度电收益差值与气耗差值变化趋势一致。
2 各单项分析
2.1汽轮机效率
2.1.1 高压缸效率
我们选取各负荷阶段五组数据计算高压缸效率,计算值如下表所示:
| 240(MW) | 268(MW) | 275 (MW) | 320 (MW) | 350(MW) |
#2机 | 75.79% | 75.12% | 75.42% | 75.59% | 75.29% |
#3机 | 71.45% | 72.32% | 71.34% | 72.84% | 74.79% |
表3 #2、#3机各负荷段高压缸效率数据表
从表3中我们可以看出,各负荷阶段#3机高压缸效率整体低于#2机;#2机各负荷阶段效率变化不大,但#3机高压缸效率变化幅度较大,负荷越高效率越高。与前面分析的联合循环整体气耗#2、#3机随着负荷增加偏差逐渐减小趋势一致。
2.1.2 中压缸效率
中压缸效率同样选取各负荷阶段五组数据计算(备注:中压缸排汽温度、压力取自联通管,与低压蒸汽混合后的参数),计算值如下表所示:
| 240(MW) | 268(MW) | 275 (MW) | 320 (MW) | 350(MW) |
#2机 | 74.18% | 74.55% | 76.67% | 77.06% | 77.24% |
#3机 | 73.88% | 74.43% | 74.88% | 74.27% | 75.45% |
表4 #2、#3机各负荷段中压缸效率数据表
从表4中我们可以看出,中压缸各负荷阶段效率#2机效率要比#3机高,且#2机与#3机趋势一致,随着负荷增加效率有一定幅度提升。
2.2 凝汽器真空
| 240(MW) | 268(MW) | 275 (MW) | 320 (MW) | 350(MW) |
#2机 | -95.2(kPa) | -94.8(kPa) | -95.7(kPa) | -95.9(kPa) | -95.5(kPa) |
#3机 | -95.1(kPa) | -94.7(kPa) | -95.6(kPa) | -95.7(kPa) | -95.3(kPa) |
表5 #2、#3机各负荷段机组真空数据表
根据表5中数据,可以说明#2、#3机真空基本一致,未见明显偏差。
下面我们分别采集五组数据(循泵运行方式一致),取均值后进行循环水温度对比:
| 循环水进水温度(℃) | 循环水出水温度(℃) | 进、出口温差(℃) |
#2机(均值) | 23.3 | 36.6 | 13.3 |
#3机(均值) | 23.6 | 35.5 | 11.9 |
偏差(℃) | -0.3 | 1.1 | 1.3 |
表6 #2、#3机循环水温度数据表
从表6中我们可以看出,循环水进水温度几乎相等,但凝汽器循环水出水温度相差1.1℃,进、出口温差相差1.3℃。因此,可以说明凝汽器换热效率#2机略优于#3机。因此,生技部安排对#3机凝汽器进行采样分析。根据凝汽器采样照片,初步判断#3机凝汽器结构未见明显异常,主要有部分铜管小石子堵塞。
2.3余热锅炉效率
| 240(MW) | 268(MW) | 275 (MW) | 320 (MW) | 350(MW) |
#2机 | 69.38% | 73.32% | 72.89% | 75.61% | 77.12% |
#3机 | 71.22% | 73.61% | 73.13% | 75.68% | 77.37% |
表7 #2、#3机各负荷段余热锅炉效率数据表
从表7可以看出,余热锅炉效率随着负荷增加效率增加。#2、#3机效率相差不大,#3机略优于#2机。
2.4 压气机效率
| 240(MW) | 268(MW) | 275 (MW) | 320 (MW) | 350(MW) |
#2机 | 83.82% | 84.55% | 85.37% | 86.84% | 86.92% |
#3机 | 84.30% | 84.33% | 86.30% | 87.00% | 87.57% |
表8 #2、#3机各负荷段压气机效率数据表
从表8中数据可以看出,#3机压气机效率略高于#2机,且随着负荷增加压气机效率越高。#2机大修比#3机早一年,压气机效率略高符合常理。
3 结论
根据前面的分析,#3机由于燃烧初温高,联合循环整体带负荷能力比#2机要高,包括燃机、汽机负荷;但是#2机联合循环效率要高于#3机,#3机与#2机联合循环效率负荷越高差值越小。
细分我们发现#3机高压缸效率明显低于#2机,且#3机高压缸效率随着负荷升高而增加,这与两台机联合循环效率差值随负荷升高而减小趋势一致;中压缸效率#2机优于#3机;余热锅炉效率、压气机效率两台机基本一致;两台机真空相同,循环水进出口温差#2机高于#3机,凝汽器换热效果#2机较好。
参考文献:
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