电厂辅机节能技术

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1、火电厂热力系统及辅机节能技术火电厂热力系统及辅机节能技术A 真空系统B 给水回热加热系统C 疏水系统D 水泵E 风机F 制粉系统火电厂的主要损失和消耗： 锅炉热损失：q2、q4 等 汽机热损失：进汽节流、通流部分损失 、泄漏损失、余速损失等 乏汽在凝汽器的放热损失 电厂辅机等自用电量 管道散热损失 发电机损失 工质泄漏、工况变化和燃料运输储存损失等工质泄漏、工况变化和燃料运输储存损失等A 真空系统真空系统 A1 真空系统严密性 A2 凝汽器热负荷 A3 凝汽器清洁度 A4 冷却水流量 A5 真空泵性能A1 真空系统严密性真空系统严密性对 300 MW 机组真空严密性试验数据统计分析得知，真空下

2、降速度每降低 0.1 kPa/min,其 真空提高约 0.12 kPa。A2 凝汽器热负荷凝汽器热负荷国产引进型 300 MW 机组凝汽器热负荷普遍偏大，偏大幅度一般为 10 35 。 凝汽器热负荷的增加直接导致冷却水温升增大，传热端差增大，机组真空降低，是汽机冷端性能恶化的主要因素。其原因主要： 通流部分，低压缸排入凝汽器的热流量增加，包括给水泵小汽机排汽量增加； 疏水系统及低压旁路阀等内漏。降低凝汽器热负荷途径降低凝汽器热负荷途径: 选用合理的汽封结构，严格控制升、降负荷率，特别是控制启、停机过程中的负荷率以降 低机组振动幅度，大修中合理调整汽封间隙，提高汽轮机通流效率，减少低压缸的排汽量

3、；优化疏水系统，合并减少疏水阀门，合理利用有效能，减少泄漏点； 降低凝汽器热负荷途径降低凝汽器热负荷途径: 加强疏水阀门的检修和运行管理，减少阀门内漏。 提高汽动泵组运行效率，减小小汽机汽耗率； 加强运行管理，保证正常疏水渠道畅通。合理调整加热器水位保护和疏水调节阀定值，保 证加热器正常疏水。 A3 凝汽器清洁度凝汽器清洁度凝汽器清洁度降低是冷端性能恶化的另一主要原因。凝汽器设计清洁度一般为 0.80.85，某项调研设计的十台国产引进型 300 MW 机组平均凝汽器运行清洁度为 0.59。 某电厂 1 号机组改造前运行清洁度 0.37，仅此影响真空 2.45 kPa。 提高凝汽器清洁度的主要途

4、径：提高凝汽器清洁度的主要途径： 对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。 正常投入凝汽器胶球清洗装置。对于胶球清洗装置所选用胶球的直径、硬度和重度等 参数应根据本厂凝汽器实际运行情况，并相关试验结果分析确定。有条件的可实现凝汽器 根据清洁度自动清洗。 提高凝汽器清洁度的主要途径：提高凝汽器清洁度的主要途径： 设置循环水二次滤网； 定期清理凝汽器水室， 由于循环水水质欠佳或者二次滤网运行质量的缺陷，造成凝汽 器水室杂物堆积，杂物卡在冷却管内使胶球无法正常运行或者使冷却水流量降低。 A4A4 冷却水流量冷却水流量国产引进型 300MW 机组循环冷却水流量偏小是一个较为普遍的问题，差值一般在 1

5、030之间。通常，当冷却水流量偏小 15时，凝汽器真空将下降约 0.5kPa。冷却水流 量不足主要有运行和设备两个方面的原因。 造成冷却水流量不足的运行原因：造成冷却水流量不足的运行原因： 凝汽器冷却水出口蝶阀开度偏小，循环水管道阻力增加； 冷却管堵塞或者脏污； 吸入水位降低； 动叶可调的循环水泵未根据运行工况及时调节叶片角度到合理位置。A5A5 真空泵性能真空泵性能大机组抽空气设备多为水环式真空泵，该类真空泵的设计工作液体温度一般为 15 ， 而电厂实际生产中温度变化范围很大，特别是在夏季有的真空泵工作液体温度达 40 。 根据真空泵的工作特性可知，当凝汽器压力约为 7 kPa 时，如果工作

6、液体温度为 35 ， 则真空泵抽空气能力将下降 50 。 真空泵工作液体温度高的直接原因是真空泵冷却水温度高，而不少电厂真空泵冷却水 直接取自凝汽器循环水。真空泵冷却水系统改造方法： 增大真空泵冷却水流量； 采用较低温度的工业水（或直接引出地下水） 。某机组真空泵冷却水改用工业水后，机组真空明显提高，在 300 MW 真空泵冷却水 温度分别为 30.5 、22.25 、18.5 时，凝汽器压力分别为 11.28 kPa、9.94 kPa 和 9.53 kPa 。B B 给水回热加热系统给水回热加热系统B1 加热器端差 B2 高压加热器汽侧压力 B3 加热器疏水B1B1 加热器端差加热器端差通常

7、国产 300MW 机组加热器设计性能为：低加： 给水 2.8； 疏水 5.5 高加： 给水 0-1.7；疏水 5.6加热器端差大的问题相当普遍，不少机组低压加热器给水端差达到 15 、疏水 端差达到 30 ，某些机组高压加热器疏水端差达到 20 。对国产引进型 300MW 机组，加热器端差平均增加 2.4 时，发电煤耗率上升 约 0.7 g/(kW.h)。统计所涉及的 9 台 300MW 机组加热器疏水端差平均增大 8.45，影响煤 耗率约 2.46 g/(kW.h)。 加热器端差增加受运行因素影响较大。在不考虑加热器堵管以及设备缺陷前提下，加 热器端差增加与其壳侧水位直接相关。 目前 300

8、 MW 机组加热器端差超标的，多是由于运行水位偏低或者水位调节不稳定所 致。因此，确定合理的加热器水位是保证加热器性能的关键。现场试验结果表明，水位优 化调整后加热器端差一般会有较大幅度的下降。 在加热器壳体内应设置放空气管，以有效排放壳侧不凝结气体，是保持加热器热力性 能和减缓腐蚀的重要措施。美国热交换学会标准规定，连续空气排放量至少应为进入各加 热器抽汽量的 0.5 。 放空气系统不能逐级串联，以免压力较低的加热器中不凝结气体高度浓缩，影响传热 性能并加速腐蚀；由不同工作压力的加热器引出的放空气管不宜连接在一起，应分别与凝 汽器连接，并保证管路通畅。B2B2 高压加热器汽侧压力高压加热器汽

9、侧压力国产引进型 300 MW 机组的高压加热器汽侧压力高是较为普遍的问题，造成各加热器 的给水温升不平衡，导致回热循环和机组热经济性下降，更重要的是危及设备和人身安全， 影响机组运行可靠性。其解决方法有： 合理调整抽汽电动门的开度； 在抽汽管道上安装节流装置； 改进汽缸抽汽口结构，减小抽汽口通流面积； 相关设计和制造部门对加热器结构问题进行综合处理。B3 加热器疏水加热器疏水加热器疏水不畅问题较为普遍性。其原因主要有：加热器内漏； 疏水管管径选择不合理； 管道阻力大； 疏水调节阀通流能力不足。加热器水侧内漏一般较易发现，但当壳侧水位降低，或者汽侧内漏等原因引起疏水端 差增大、疏水温度升高时，

10、将直接导致疏水调节阀通流能力下降和调节阀后疏水汽化，使 疏水不畅。另外壳侧水位低于疏水入口水位，也会影响加热器的正常疏水和设备安全。 解决加热器疏水不畅的问题，通过调整汽侧水位、减小疏水端差将会有明显的效果。C C 疏水系统疏水系统疏水阀门的内漏是长期困扰很多电厂的普遍问题，对机组的安全经济性有很大的影响：造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器，机组功率减少，同时凝汽器热负荷加大，又影响真 空； 造成疏水集管与扩容器的温差增大，甚至造成疏水集管与扩容器连接处拉裂，使大量 空气漏入凝汽器 ； 工质非正常流动，如工质通过疏水管道倒流至汽轮机，造成汽缸进水或冷蒸汽，启、 停过程汽缸温差增大，甚至造成打闸停机后

11、机组转速不能至零。 主要原因：主要原因： 疏水差压大，易造成阀芯吹损； 由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题，造成阀门容易泄漏、开关不灵等； 运行操作方式，不能依据启、停状态调节控制模式，易造成阀芯吹损，导致正常运行 时疏水阀关不严 ； 疏水系统的合理设计，本体及热力管道疏水系统设计较为复杂，但功能相对简单，在 设计、安装、检修过程中常容易忽视，存在问题较多。应根据疏水系统的类型和特点进行改进及优化设计： 在各种工况下运行，疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水， 并满足系统暖管和热备用要求； 各疏水管道应加装一手动截止阀，原则上手动阀安装在气动或电动阀门前； 处于热备用的

12、管道或设备，在用汽设备的入口门前应暖管，暖管采用组合型自动疏水 器方式；任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。D D 水泵水泵第一代 定速泵（20 世纪 70 年代以前）参数与主机不配套、效率低、可靠性差 第二代 多为调速泵（20 世纪 7080 年代） ，主要参考国外技术特点设计、制造效率不够理想、稳定性差、检修困难 第三代 80 年代以来，在引进消化吸收国外技术（如德国 KSB、英国 WEIR、法国 SULZER 等）的基础上，生产的高压锅炉给水泵，基本满足了国内各种容量机组配套及老 机组改造的要求。 300MW 机组：原配的 DG560-240 型、DG500-240 型调速泵，已在多家电厂用 DGT600-240 型成功改造，实测效率达 80%以上；另外尚有 QG525-240 型和 TDG525-240 型成功改造的实例。