08043中原燃气电力有限公司1余热锅炉性能报告08630.doc
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项目名称： 中原燃气电力有限公司 ＃1余热锅炉性能试验 工作时间： 2008年5月22日～31日 项目负责： 张步庭 工作人员： 李玲 周海远 王鹏 目 录 一、100％负荷余热锅炉试验报告…………………………………… 1 二、75％负荷余热锅炉试验报告…………………………………… 15 三、机组散热测试报告……………………………………………… 19 第 22 页 共 22 页 一、100％负荷余热锅炉试验报告 1 前言 河南中原燃气电力有限公司建设两台上海电气—西门子GUD1S.94.3A燃气—蒸汽联合循环机组。每套联合循环机组配备一台武汉锅炉股份有限公司生产的无补燃三压再热型余热锅炉，型号为Q2397/587-262(43)-12.9(0.38)/567.5(239.7)。 为了验证＃1余热锅炉的技术性能能否达到合同规定的性能保证要求，河南电力试验研究院受中原燃气电力有限公司委托对该余热锅炉进行性能考核试验。 2 试验目的 检验余热锅炉在100％联合循环基本负荷下主要经济指标能否达到合同和设计的有关规定。 3 试验依据 3.1 ASME PTC4.4-1981《Gas Turbine Heat Recovery Steam Generators Performance Test Code》； 3.2 《火电机组启动验收性能试验导则》（原电力工业部1998年版）； 3.3 《河南中原燃气轮机配套余热锅炉岛项目技术协议书》； 3.4 有关机组制造厂、设计院的技术资料。 4 设备概况 该余热锅炉采用荷兰NEM公司设计的三压（高压作为主蒸汽，中压和汽轮机高压缸排汽作为再热蒸汽，低压作为除氧器加热蒸汽和汽轮机低压缸进汽）、再热、无补燃、自然循环、卧式余热锅炉。 该余热锅炉所有受热面管子竖直布置，烟气为水平流动，受热面内的水和蒸汽的流动都是由自然循环来完成的。 烟气由进口烟道进入依次冲刷各级受热面，最后从出口烟道和烟囱排出。 余热锅炉采用标准单元模块结构，由垂直布置的错列螺旋翅片管和上、下两个集箱组成管屏，各级受热面管屏尺寸基本相似。模块由多个管屏组成。管屏由一个顶部和底部集箱组成，集箱之间带有一排、二排或三排管子。管屏彼此相对放置 ，锅炉采用全密封结构，水平烟道的顶部和底部均采用大罩壳密封结构。 烟气从燃气轮机排出，经进口烟道进入过渡烟道，然后进入锅炉本体，依次水平横向冲刷模块I、模块II，模块III和模块IV，最后经出口烟道及烟囱排空。 模块I包括：高压过热器4级、再热器2级、高压过热器3级、高压过热器2级、再热器1级、高压过热器1级。模块II包括：高压蒸发器2级、高压蒸发器1级、高压省煤器5级、中压过热器、高压省煤器4级。模块III包括：中压蒸发器、低压过热器、高压省煤器3级、中压省煤器、高压省煤器2级、高压省煤器1级。模块IV包括：低压蒸发器、低压预热器2级、低压预热器1级。 余热锅炉分为三个压力等级 ，各有自己的压力水平。其汽水流程按压力等级区分如下： 高压系统：一体式的给水泵把来自预热器系统的部分给水送入高压省煤器加热后，进入高压锅筒。进入高压锅筒的给水，由下降管引入高压蒸发器，蒸发吸热后上升进入高压锅筒进行汽水分离，分离后饱和水回下降管。高压饱和蒸汽由高压锅筒上部引出，进入高压过热器1级和高压过热器2级，经过一级减温器后，进入高压过热器3级和高压过热器4级，然后再经过一级减温器后，作为高压过热蒸汽被送到汽轮机的高压缸去作功。 中压系统：一体式的给水泵把来自预热器系统的部分给水送入中压省煤器加热后，进入中压锅筒。进入中压锅筒的给水，由下降管引入中压蒸发器，蒸发吸热后上升进入中压锅筒进行汽水分离，分离后饱和水回下降管。中压饱和蒸汽由中压锅筒上部引出，进入中压过热器吸热后成为中压过热蒸汽。中压过热蒸汽与汽轮机高压缸作功出来的冷再热蒸汽相混合后，进入再热器1级 ，经过一级减温器后，进入再热器2级，再经过一级减温器后，作为再热蒸汽被送到汽轮机的中压缸去作功。 预热器/低压系统：来自冷凝器的冷凝水经过低压预热器加热后，一部分进入低压锅筒，另外一部分进入给水泵系统。进入低压锅筒的给水，由下降管引入低压蒸发器，蒸发吸热后上升进入低压锅筒进行汽水分离，分离后饱和水回下降管。低压饱和蒸汽由低压锅筒上部引出，进入低压过热器吸热，然后被送入汽轮机低压缸去作功。 该余热锅炉配备两台给水泵和两台除氧器水泵。 4.1 余热锅炉主要设计参数 项 目 单位 性能保证工况 高压主蒸汽出力： 高压主蒸汽流量 t/h 262.3 高压主蒸汽压力 MPa 12.9 高压主蒸汽温度 ℃ 567.5 热再蒸汽出力（含中压主汽和再热蒸汽）： 热再蒸汽流量 t/h 309.14 热再蒸汽压力 MPa 3.005 热再蒸汽温度 ℃ 551.5 低压主蒸汽出力： 低压主蒸汽流量 t/h 43.16 低压主蒸汽压力 MPa 0.38 低压主蒸汽温度 ℃ 239.9 排烟温度 ℃ 88.6 锅炉效率 % 88.20 4.2 燃料特性 燃机设计燃料为国家西气东输的天然气，其特性值如下： 成分 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 C6＋ CO2 N2 体积百分比（%） 96.1 1.74 0.58 0.28 0.03 0.09 0.62 0.56 高位发热量 38.62 MJ/m3 低位发热量 34.81 MJ/m3 4.3 性能保证设计条件 环境温度： 21.4℃ 大气压力： 100.6kPa 相对湿度： 72.44% 循环冷却水温度： 24.1℃ 排污： 0% 补给水： 0% 燃用设计燃料 运行模式： 100%负荷条件下稳定运行 蒸汽轮机背压： 5.92kPa 燃机在端点的排气总压降（静压）：3.1kPa 燃机排气流量： 2318.4×103kg/h 燃机排气温度： 591.1℃ 蒸汽轮机高压缸排汽压力： 3.237MPa 蒸汽轮机高压缸排汽温度： 371.4℃ 蒸汽轮机高压缸排汽流量： 71.336kg/s 4.4 主要辅机 4.4.1给水泵（两台） 生产厂家：湘潭电机股份有限公司 型式：高、中压一体式定速泵 型号：YKS560－2 转速：2981r/min 额定功率：2240kW 4.4.2除氧器水泵（两台） 生产厂家：湘潭电机股份有限公司 型式：定速泵 型号：YKK355－2 转速：2968r/min 额定功率：250kW 5 试验仪器 序号 名称 仪器编码 测量范围 测量精度 数量 1 顺磁测氧仪 GL1-00G002、GL1-00G003 0～20.9% ±0.1% 2台 2 烟气预处理器 GL1-02Q027、GL1-02Q028 / / 2台 4 K型热电偶 GL1-06G008 / / 20支 5 测温表 GL3-04G018 0～1300℃ 0.4级 1个 6 大气压力表 GL3-08G004 / 0.1kPa 1台 7 干湿球温湿度计 GL3-08G003 / 0.1℃/0.1% 1台 8 电力品质分析仪 GL1-04G020、GL1-04G021 / 0.2级 2台 6 试验主要测量项目 6.1 烟气取样及分析：在余热锅炉出口烟囱取样，送烟气分析仪分析烟气成分，每5分钟一次。 6.2 空气含湿量及温度测量:用干湿球温度计测量环境空气含湿量以及环境温度,每15分钟一次。 6.3 大气压力测量：用大气压力表测量环境大气压，每30分钟一次。 6.4 汽水取样分析：分别取给水、再热蒸汽、过热蒸汽样进行品质分析。 6.5 余热锅炉进、出口烟气温度测量：在余热锅炉进出口按网格法布点，用0.4级K型热电偶测量，每5分钟一次。 6.6 余热锅炉进口烟道压力测量：在燃气轮机排气扩散段静压测点处测量。 6.7 燃料取样：试验期间在燃料流量测量装置前对燃料进行取样。 6.8 辅机电耗：在高压给水泵、除氧器水泵电气二次部分安装功率表，测量其功率。 6.9 其他运行参数测量:采用经过校验合格的表盘表计测量,每分钟一次。 由于整体性能考核试验与余热锅炉性能试验同时进行，余热锅炉进口烟道温度、进口烟道压力分别采用燃气轮机排气温度、燃气轮机出口压损测量值。 7 数据处理方法 7.1 余热锅炉出力：高压给水流量的实测值作为高压过热蒸汽流量的实测值，高压过热蒸汽压力、温度取高压过热器出口蒸汽压力、温度。高压给水流量测点在过热器减温水管道之前，因此不需要计算高压减温水流量。 中压给水流量的实测值作为中压过热蒸汽流量的实测值，冷再蒸汽流量取高压缸排气流量的设计值，即： 式中：Wscr：冷再蒸汽流量； Wsh：高压蒸汽流量。 热再蒸汽流量取中压给水流量实测值、再热器减温水流量实测值与冷再蒸汽流量之和，热再蒸汽压力、温度取再热器出口蒸汽压力、温度。 低压给水流量的实测值作为低压过热蒸汽流量的实测值，低压过热蒸汽压力、温度取低压过热器出口蒸汽压力、温度。 7.2 余热锅炉效率计算采用热损失法，公式如下： 式中： ηsg：余热锅炉热效率； hgi：锅炉进口烟气温度下的烟气焓； hgo：锅炉出口烟气温度下的烟气焓； hgr：参考温度下的烟气焓； floss：锅炉的对流、辐射热损失，该值取设计值0.5%。 7.3 燃机排气流量根据余热锅炉能量平衡法进行计算，公式如下： 式中：WGT：燃机排气流量； Qst1：高压蒸汽所含热量； Qst2：热再蒸汽所含热量； Qst3：低压蒸汽所含热量； Qstr：冷再蒸汽所含热量； Qwl：锅炉进口凝结水所含热量； Qgs：高、中压给水泵前后焓增； Qpre：燃料预热器吸热量； Qpw：锅炉排污水所含热量； Wsh：高压蒸汽流量； Wsr：热再蒸汽流量； Wsl：低压蒸汽流量； Wsc：冷再蒸汽流量（与中压过热蒸汽混合之前）； Wwl：锅炉进口凝结水流量； Wgsh：给水泵出口高压给水流量； Wgsm：给水泵出口中压给水流量； hs1：高压过热蒸汽焓； hs2：热再蒸汽焓； hs3：冷再蒸汽焓； hs4：低压过热蒸汽焓； hw1：锅炉进口凝结水焓； hpre1：燃料预热器进口给水焓； hpre2：燃料预热器出口给水焓； hgs1：给水泵入口给水焓； hgs2：中压给水泵出口给水焓； hgs3：高压给水泵出口给水焓； hgi：锅炉进口烟气温度下的烟气焓； hgo：锅炉出口烟气温度下的烟气焓； hgr：参考温度下的烟气焓； floss：锅炉的对流、辐射热损失，该值取设计值0.5%。 7.4 余热锅炉烟气阻力包括余热锅炉余热锅炉入口烟道、余热锅炉本体、及余热锅炉出口至烟囱出口的流阻，即： ΔP=ΔPs+ΔPd 式中：ΔP：烟气流阻即全压降； ΔPs：实测烟气静压降； ΔPd：烟气动压降，动压根据燃机排气流量计算。 7.5 余热锅炉汽水系统压降：高压过热器压降为高压汽包压力与过热器出口压力之差；中压过热器压降为中压汽包压力与中压过热器出口压力之差；低压过热器压降为低压汽包压力与低压过热器出口压力之差；再热器压降为再热器进口冷再蒸汽管道压力与再热器出口热再蒸汽管道压力之差；高压省煤器压降为高压省煤器进口给水管道与高压汽包压力之差。 7.6 试验数据采用算术平均值方法处理。 7.7 试验的最终结果以实测值按照供货商提供的修正曲线进行修正后的数值作为性能保证值与合同规定的性能保证值进行比较。 8 试验结果 2008年5月29日21:00～22:00进行了机组的预备性试验，检验仪器仪表的可靠性与准确性，培训测试人员。 2008年5月30日21:15～22:15进行了机组100％联合循环基本负荷正式试验，试验前工况维持稳定运行两小时以上，试验期间机组负荷377.86MW，锅炉运行参数保持稳定。 8.1 燃料成分分析 成分 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 C6＋ CO2 N2 体积百分比（%） 95.772 1.927 0.323 0.125 0.017 0 0.593 1.194 8.2 试验测量数据 项 目 单位 数值 大气压力 Pa 100170 干球温度 ℃ 22.45 湿球温度 ℃ 15.11 相对湿度 ％ 45.06 干烟气中氧气体积含量 ％ 13.79 燃气轮机排气温度 ℃ 590.45 锅炉出口烟温 ℃ 100.03 高压给水流量 kg/s 69.866 高压给水温度 ℃ 145.8 高压给水压力 MPa 17.423 中压给水流量 kg/s 15.072 中压给水温度 ℃ 143.80 中压给水压力 MPa 5.1638 低压给水流量 kg/s 13.327 低压给水温度 ℃ 143.0 低压给水压力 MPa 2.228 燃料预热器出口水温 ℃ 23.14 燃料预热器出口水压 MPa 2.506 燃料预热器水侧流量 kg/s 3.029 凝结水温度 ℃ 39.22 凝结水压力 MPa 2.593 再热器一级减温水流量 kg/s 0.16 再热器二级减温水流量 kg/s 0.27 炉侧冷再蒸汽温度 ℃ 365.06 炉侧冷再蒸汽压力 MPa 2.931 8.3 余热锅炉效率计算结果 项 目 单位 数值 烟气中O2质量百分数 ％ 15.4029 烟气中CO2质量百分数 ％ 5.0401 烟气中H2O质量百分数 ％ 4.6163 烟气中N2质量百分数 ％ 73.6812 烟气中Ar质量百分数 ％ 1.2595 锅炉进口烟气焓值 kJ/kg 636.31 锅炉出口烟气焓值 kJ/kg 89.10 参考温度下烟气焓值 kJ/kg 7.24 锅炉效率 ％ 86.49 说明：上表中烟气焓值为相对于15.6℃时相对值。 余热锅炉效率实测值86.49％，低于设计值（88.20％）。 8.4 余热锅炉出力 项 目 单位 实测值 修正后值 保证值 高压主蒸汽出力： 高压主蒸汽流量 kg/s 69.866 70.194 72.861 高压主蒸汽压力 MPa 11.5 / 12.9 高压主蒸汽温度 ℃ 564.6 567.34 567.5 热再蒸汽出力： 热再蒸汽流量 kg/s 83.902 86.721 85.872 热再蒸汽压力 MPa 2.854 / 3.005 热再蒸汽温度 ℃ 547.8 551.49 551.5 低压主蒸汽出力： 低压主蒸汽流量 kg/s 13.327 12.638 11.989 低压主蒸汽压力 MPa 0.35 / 0.38 低压主蒸汽温度 ℃ 241.56 245.16 239.9 余热锅炉出力测试结果见上表，修正后值是根据锅炉厂提供的修正程序修正到保证工况的数值。从上表可以看出，修正后余热锅炉高压主蒸汽流量低于保证值，未达到设计要求；修正后热再蒸汽流量、低压蒸汽流量均高于保证值，各段蒸汽温度均达到了设计要求。 8.5 燃机排气流量计算 项 目 单位 数值 高压主蒸汽焓值 kJ/kg 3521.483 热再蒸汽焓值 kJ/kg 3564.591 冷再蒸汽焓值 kJ/kg 3154.033 低压蒸汽焓值 kJ/kg 2948.889 凝结水焓值 kJ/kg 166.482 燃料预热器入口给水焓值 kJ/kg 606.777 燃料预热器出口给水焓值 kJ/kg 99.324 高压给水焓增 kJ/kg 22.765 中压给水焓增 kJ/kg 6.312 燃机排气流量 kg/s 647.14 说明：燃料预热器入口水温测点在其再循环管道之后，因此取中压给水温度作为燃料预热器入口水温计算燃料预热器入口给水焓值；取低压给水温度、压力作为给水泵入口给水参数计算高、中压给水焓增。 8.6 排烟系统阻力计算 项 目 单位 数值 锅炉进口处烟气静压 kPa 2.21 静压测点处烟道截面积 m2 33.183 标态下烟气密度 kg/m3 1.270 锅炉进口处烟气密度 kg/m3 0.406 锅炉进口处烟气流速 m/s 48.02 锅炉进口处烟气动压 kPa 0.468 锅炉烟气阻力 kPa 2.678 修正后烟气阻力 kPa 2.670 实测余热锅炉烟气阻力2.678kPa，修正后为2.670kPa，低于保证值（3.1kPa）。 8.7 排烟温度 余热锅炉排烟温度实测100.03℃，修正后为98.82℃，高于保证值（88.6℃），未达到设计要求。 8.8 辅机电耗 项 目 单位 数值 保证值 ＃2给水泵功率 kW 1756.1 1980 试验期间仅＃2给水泵运行，其电耗低于保证值（1980kW），除氧器水泵及＃1给水泵未投，总辅机电耗低于保证值（2460kW）。 8.9 汽水系统压降 项 目 单位 数值 保证值 高压省煤器入口压力 MPa 12.378 / 高压汽包压力 MPa 11.845 / 高压省煤器压降 MPa 0.533 0.6 高压主蒸汽压力 MPa 11.5 / 高压过热器压降 MPa 0.345 0.63 中压汽包压力 MPa 2.964 / 中压蒸汽压力 MPa 2.931 / 中压过热器压降 MPa 0.033 0.08 低压汽包压力 MPa 0.383 / 低压主蒸汽压力 MPa 0.35 / 低压过热器压降 MPa 0.033 0.06 冷再蒸汽压力 MPa 2.931 / 热再蒸汽压力 MPa 2.854 / 再热器压降 MPa 0.077 0.16 从上表可以看出：高压省煤器、高压过热器、中压过热器、低压过热器、再热器压降均低于保证值，达到了设计要求。 8.10 汽水品质 项 目 单位 数值 标准值 高压汽包炉水 SiO2 mg/l 0.348 ＜0.45 PH / 9.26 9～10 中压汽包炉水 SiO2 mg/l 1.108 ＜1.5 PH / 9.23 9～10 低压汽包炉水 SiO2 mg/l 0.288 ＜2.0 PH / 9.12 9～11 高压饱和蒸汽 电导率 μs/cm 0.396 ≤0.3 SiO2 μg/kg 9.2 ≤20 中压饱和蒸汽 电导率 μs/cm 0.319 ≤0.3 SiO2 μg/kg 2.6 ≤20 低压饱和蒸汽 SiO2 μg/kg 5.4 ≤20 高压过热蒸汽 电导率 μs/cm 0.371 ≤0.3 SiO2 μg/kg 8.7 ≤20 中压过热蒸汽 电导率 μs/cm 0.138 ≤0.3 SiO2 μg/kg 3.3 ≤20 低压过热蒸汽 电导率 μs/cm 0.376 ≤0.3 SiO2 μg/kg 4.3 ≤20 再热蒸汽 电导率 μs/cm 0.429 ≤0.3 SiO2 μg/kg 6.3 ≤20 从上表可以看出,炉水、饱和蒸汽、过热蒸汽、再热蒸汽品质基本合格，仅个别项目略微超标，原因是启动时间短，试验前排污不够。 8.11 修正量列表 根据锅炉厂修正程序计算得到修正量列表（见下表），流量和压降的修正用偏差系数乘以实际测量值；温度的修正用实际测量值减去偏差量。 项 目 单位 保证值 预测值 偏差量 偏差系数 高压主蒸汽流量 kg/s 72.859 72.521 -0.338 1.0047 高压主蒸汽温度 ℃ 567.5 564.76 -2.74 / 热再蒸汽流量 kg/s 85.87 83.082 -2.788 1.0336 热再蒸汽温度 ℃ 551.5 547.81 -3.69 / 低压主蒸汽流量 kg/s 11.989 12.642 0.6534 0.9483 低压主蒸汽温度 ℃ 239.9 236.3 -3.6 / 余热锅炉烟气阻力 kPa 3.1 3.1098 0.0098 0.9970 余热锅炉排烟温度 ℃ 88.9 90.11 1.21 / 9 建议 9.1 运行过程中高压主蒸汽一级减温水量较大，建议修改控制参数，适当减少减温水量，提高高压主蒸汽温度，提高机组经济性。 9.2 高压主蒸汽量、压力比设计值偏低，且减温水流量偏大，说明高压蒸发面吸热不足，同时引起再热蒸汽流量偏低（修正后达到要求），低压蒸汽出力偏大，排烟温度偏高，建议对高压蒸发面及炉内烟气通道进行检查，消除烟气短路现象。 9.3 建议对燃料预热器进行调整，优化运行，提高机组经济性。 10 结论 10.1 机组负荷377.86MW稳定运行，余热锅炉效率为86.49％，低于设计值（88.20％）。 10.2 修正后高压主蒸汽流量（70.194kg/s）比保证值（72.861 kg/s）低，热再蒸汽流量（86.721kg/s）高于保证值（85.872kg/s），低压蒸汽流量（12.638kg/s）高于保证值（11.989kg/s），各段蒸汽温度均达到了设计要求。 10.3 根据余热锅炉能量平衡计算得到燃机排气流量647.14 kg/s。 10.4 修正后余热锅炉排烟阻力（2.670kPa）低于设计值（3.1kPa），达到了设计要求。 10.5 修正后排烟温度（98.82℃）高于设计值（88.6℃），未达到设计要求，排烟温度偏高。 10.6 试验工况下，＃2给水泵功率（1756.1kW）低于保证值（1980kW）；试验期间仅＃2给水泵运行，总辅机电耗低于保证值（2460kW）。 10.7 试验工况下，高压省煤器、高压过热器、中压过热器、低压过热器、再热器压降均低于保证值，达到了设计要求。 10.8 试验工况下，余热锅炉汽水品质基本达到要求。 二、75％负荷余热锅炉试验报告 1 前言 河南中原燃气电力有限公司建设两台上海电气—西门子GUD1S.94.3A燃气—蒸汽联合循环机组。每套联合循环机组配备一台武汉锅炉股份有限公司生产的无补燃三压再热型余热锅炉，为了验证＃1余热锅炉的技术性能能否达到合同规定的性能保证要求，河南电力试验研究院受中原燃气电力有限公司委托对该余热锅炉进行性能考核试验。 2 试验目的 测试余热锅炉在75％负荷下主要经济指标，了解机组运行的经济性。 3 试验依据 3.1 ASME PTC4.4-1981《Gas Turbine Heat Recovery Steam Generators Performance Test Code》； 3.2 《火电机组启动验收性能试验导则》（原电力工业部1998年版）； 3.3 《河南中原燃气轮机配套余热锅炉岛项目技术协议书》； 3.4 有关机组制造厂、设计院的技术资料。 4 设备概况 见《100％负荷余热锅炉试验报告》第1页。 5 试验仪器 见《100％负荷余热锅炉试验报告》第4页。 6 试验主要测量项目 见《100％负荷余热锅炉试验报告》第5页。 7 数据处理方法 见《100％负荷余热锅炉试验报告》第5页。 8 试验结果 2008年5月29日进行了机组75％负荷试验，试验期间机组负荷265.0MW，锅炉运行参数保持稳定。 8.1 燃料成分分析 成分 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 C6＋ CO2 N2 体积百分比（%） 96.160 1.701 0.264 0.104 0.011 0 0.586 1.135 8.2 试验测量数据 项 目 单位 数值 大气压力 Pa 99370 干球温度 ℃ 33.98 湿球温度 ℃ 19.68 相对湿度 ％ 25.13 干烟气中氧气体积含量 ％ 14.18 燃气轮机排气温度 ℃ 595.48 锅炉出口烟温 ℃ 101.79 高压给水流量 kg/s 57.154 高压给水温度 ℃ 145.3 高压给水压力 MPa 18.14 中压给水流量 kg/s 11.296 中压给水温度 ℃ 144.4 中压给水压力 MPa 5.38 低压给水流量 kg/s 13.327 低压给水温度 ℃ 143.6 低压给水压力 MPa 2.29 燃料预热器出口水温 ℃ 14.8 燃料预热器出口水压 MPa 2.5085 燃料预热器水侧流量 kg/s 0 凝结水温度 ℃ 44.98 凝结水压力 MPa 2.594 再热器一级减温水流量 kg/s 0 再热器二级减温水流量 kg/s 0 炉侧冷再蒸汽温度 ℃ 361.57 炉侧冷再蒸汽压力 MPa 2.287 8.3 余热锅炉效率计算结果 项 目 单位 数值 烟气中O2质量百分数 ％ 15.8257 烟气中CO2质量百分数 ％ 4.7602 烟气中H2O质量百分数 ％ 4.3824 烟气中N2质量百分数 ％ 73.7706 烟气中Ar质量百分数 ％ 1.2611 锅炉进口烟气焓值 kJ/kg 640.81 锅炉出口烟气焓值 kJ/kg 90.79 参考温度下烟气焓值 kJ/kg 19.33 锅炉效率 ％ 88.0 说明：上表中烟气焓值为相对于15.6℃时相对值。 8.4 余热锅炉出力 项 目 单位 实测值 高压主蒸汽出力： 高压主蒸汽流量 kg/s 57.154 高压主蒸汽压力 MPa 9.184 高压主蒸汽温度 ℃ 563.2 热再蒸汽出力： 热再蒸汽流量 kg/s 67.251 热再蒸汽压力 MPa 2.237 热再蒸汽温度 ℃ 548.2 低压主蒸汽出力： 低压主蒸汽流量 kg/s 9.601 低压主蒸汽压力 MPa 0.344 低压主蒸汽温度 ℃ 229.57 8.5 燃机排气流量计算 项 目 单位 数值 高压主蒸汽焓值 kJ/kg 3540.214 热再蒸汽焓值 kJ/kg 3571.385 冷再蒸汽焓值 kJ/kg 3158.74 低压蒸汽焓值 kJ/kg 2924.476 凝结水焓值 kJ/kg 190.522 高压给水焓增 kJ/kg 17.495 中压给水焓增 kJ/kg 5.407 燃机排气流量 kg/s 508.15 说明：燃料预热器未投；取低压给水温度、压力作为给水泵入口给水参数计算高、中压给水焓增。 8.6 排烟系统阻力计算 项 目 单位 数值 锅炉进口处烟气静压 kPa 1.21 静压测点处烟道截面积 m2 33.183 标态下烟气密度 kg/m3 1.271 锅炉进口处烟气密度 kg/m3 0.397 锅炉进口处烟气流速 m/s 38.57 锅炉进口处烟气动压 kPa 0.295 锅炉烟气阻力 kPa 1.505 9 结论 9.1 机组负荷265.0MW稳定运行，实测余热锅炉效率为88.0％。 9.2 试验工况下，高压主蒸汽流量为57.154kg/s，温度为563.2℃，压力为9.184MPa；热再蒸汽流量67.251kg/s，温度为548.2℃，压力为2.237MPa；低压主蒸汽流量9.601kg/s，温度为229.57℃，压力为0.344MPa。 9.3 试验工况下，余热锅炉排烟温度101.79℃，排烟阻力1.505kPa，根据余热锅炉能量平衡计算得到燃机排气流量为508.15 kg/s。 三、机组散热测试报告 1 前言 中原燃气电力有限公司2×390MW工程采用两台上海电气—西门子GUD1S.94.3A燃气—蒸汽联合循环机组，配武汉锅炉股份有限公司的三压再热卧式无补燃余热锅炉（由荷兰NEM公司提供设计和技术支持），机组采用单轴布置，发电机位于燃机和蒸汽轮机中间，发电机与蒸汽轮机采用SSS自同步离合器连接，汽轮机为轴向排汽。 2008年5月29日，河南电力试验研究院受中原燃气电力有限公司委托对＃1机组燃机、余热锅炉、汽机本体及有关管道等处的散热进行了全面测试。 2 设备概况 见《100％负荷余热锅炉试验报告》第1页。 3 试验依据及方法 本试验依据GB8174-87《设备及管道保温效果的测试与评价》进行。 锅炉为半露天布置，燃机、汽轮机为室内布置。按要求，锅炉散热考虑气象条件（在无雨、无雪、风速＜0.5m/s的情况下进行），燃机、汽轮机散热不做要求。试验中采用红外测温仪测量表面温度，在距被测表面1米处测量环境温度，室外测量保温层表面温度时用磁感风速仪测量环境风速。 4 测试内容 4.1 燃机设备及管道保温表面温度、环境温度及风速测量 其内容包括：燃机本体及出口排气扩散段管道。 4.2 锅炉设备及管道保温表面温度、环境温度及风速测量 其内容包括：汽包、锅炉烟道、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、给水管道、下降管、除氧器等。 4.3 汽轮机设备及管道保温结构表面温度、环境温度及风速测量 其内容包括：汽轮机高、中、低压缸、主蒸汽管道、再热蒸汽管道等。 5 测试结果 5.1 锅炉运行参数（表盘参数） 项 目 单位 数值 机组负荷 MW 368.434 高压汽包压力 MPa 11.727 高压主蒸汽流量 kg/s 70.741 高压主蒸汽压力 MPa 11.392 高压主蒸汽温度 ℃ 563.42 高压过热器一级减温水流量 kg/s 2.859 高压过热器二级减温水流量 kg/s 0 中压汽包压力 MPa 2.925 中压主蒸汽流量 kg/s 12.459 中压主蒸汽压力 MPa 2.892 中压主蒸汽温度 ℃ 313.523 热再蒸汽温度 ℃ 548.731 热再蒸汽压力 MPa 2.816 再热器一级减温水流量 kg/s 0 再热器二级减温水流量 kg/s 0 低压汽包压力 MPa 0.388 低压主蒸汽流量 kg/s 13.327 低压主蒸汽压力 MPa 0.353 低压主蒸汽温度 ℃ 240.291 余热锅炉入口烟气温度 ℃ 594.047 余热锅炉排烟温度 ℃ 99.932 余热锅炉入口烟气压力 kPa 2.527 5.2 测试结果 机组368.434MW稳定运行，测量时无雨、无雪，环境风速0.1～0.5m/s，大气压力99.41kPa。试验过程中发现，锅炉进口烟道个别地方温度达到了130.1℃，表面有明显烧灼痕迹；燃机本体中间部位、锅炉烟道、低压汽包、汽轮机高压缸表面保温超温，按照“环境温度≤25℃时，锅炉的炉墙表面设计温度不超过45℃，当环境温度＞25℃时，锅炉的炉墙表面设计温度不超过环境温度+25℃”的标准,该处保温不合格。测试结果见下表： 序号 测点位置 表面温度℃ 环境温度 ℃ 1 燃气轮机本体 44.2 48.7 60.5 49.4 48.6 26.0 2 燃机出口排气扩散段 52 48.3 46.7 53.7 49.1 26.0 3 锅炉进口烟道 45.3 47.2 49.9 43.2 130.1 28.0 4 锅炉下层楼梯处烟道 48.0 47.9 50.1 53.2 52.7 26.0 5 锅炉中层楼梯处烟道 45.0 60.0 49.8 52.1 56.7 26.0 6 锅炉上层楼梯处烟道 49.4 48.6 52.3 49.7 51.4 26.0 7 给水管道 27.8 30.5 32.3 34.5 35.1 28.0 8 除氧器 23.0 24.6 25.7 26.9 29.7 26.0 9 高压汽包下降管 30.1 32.3 33.6 37.8 35.4 26.0 10 中压汽包下降管 27.8 33.5 38.6 32.8 30.4 26.0 11 低压汽包下降管 30.0 32.1 31.9 30.7 32.5 26.0 12 高压汽包 50.1 38.7 39.1 45.8 51.7 28.0 13 中压汽包 36.7 48.0 47.9 53.1 52.9 28.0 14 低压汽包 36.7 60.1 59.7 57.2 52.1 28.0 15 炉侧高压蒸汽管道 32.3 31.5 29.7 28.4 33.6 25.0 16 炉侧再热蒸汽管道 29.3 32.5 33.7 28.7 30.5 25.0 17 炉侧低压蒸汽管道 31.7 28.0 29.4 30.5 31.2 25.0 18 冷段再热蒸汽管道 26.0 30.4 28.7 27.5 26.1 26.0 19 汽轮机高压缸 40.9 50.8 60.7 63.8 61.9 29.0 20 汽轮机中压缸 50.5 54.9 53.8 52.1 51.7 29.0 21 汽轮机低压缸 54.0 50.2 48.1 46.3 49.1 29.0 22 汽机侧高压蒸汽管道 28.0 29.1 32.5 33.0 30.5 30.0 23 汽机侧再热蒸汽管道 37.4 49.1 48.7 46.3 36.5 30.0 24 汽机侧低压蒸汽管道 26.5 30.1 30.5 27.1 28.4 30.0 6 结论与建议 6.1 机组负荷368.434MW，测量时无雨、无雪，环境风速0.1～0.5m/s，大气压力99.41kPa，符合散热测试要求。燃机本体、余热锅炉烟道、低压汽包及汽轮机高压缸个别部位表面保温不合格。 6.2
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