火电厂热力系统辅机节能技术

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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nA 真空系统nB 给水回热加热系统nC 疏水系统nD 水泵nE 风机nF 制粉系统随着电力技术的不断发展，火电机组结构不断 优化，大容量和新技术机组所占比例的不断提高， 全国火电机组平均供电煤耗由2000年的394g/kWh 降低到2004年的379g/kWh，特别是300MW平均 供电煤耗完成339.36克/千瓦时(上年度340.36)；平 均厂用电率为5.27%（上年度7.2%）；平均等效可 用系数为91.96%（上年度91.76%）；进口300MW 机组平均供电煤耗完成331.09克/千瓦时(上年度 331.74）；平均厂用电

2、率为5.26%（上年度5.40% ）； 平均等效可用系数为92.77%（上年度91.43% ）；各类机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高 ，但火电机组平均效率仅约33.8%(比国际先进水平 低6-7个百分点)，平均供电煤耗比国外高50克标煤 ，整体运行水平与国际先进水平相距甚远。近年来火电厂节能工作取得了明显的社会和经济效益， 使得能源消费以年均3.6%的增长速度支持了国民经济年均 9.7%的增长速度，对缓解能源供需矛盾，提高经济增长质量 和效益，减少环境污染，保障国民经济持续、快速、健康发 展发挥了重要作用。目前随着国名经济的快速发展，电力工业处于高速发展 新时期，且各地均面临着相当严峻的缺

3、电形势，各环节都面 临着巨大的压力；“厂网分开、竞价上网”的电力市场机制 日趋完善，电力体制改革后新的电力企业的管理模式已经形 成，各电力集团公司都十分注重机组的经济运行，对发电企 业的运行经济性提出了越来越高的要求。火电厂节能是电力工业发展的重要主题，是解决能源环 保问题的根本措施。火电厂节能工作任重道远。火电厂节能 工作任重道远。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A真空系统 A1 真空系统严密性 A2

4、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(1) SD268-88固定式发电用凝汽汽轮机技术条件 规定了机组真空严密性的验收标准：100 MW 及以上机组，真空下降速度不大于0.27 kPa/min。 国产引进型300 MW机组真空严密性指标不合格 的问题相当普遍，严重影响着机组的经济运行 。对300 MW机组真空严密性试验数据统计分析 得知，真空下降速度每降低 0.1 kPa/min,其 真空提高约 0.12 kPa。A1真空系统严密性(2) 调查12台机组的平均真空严密性指标仅为 0.903 kPa/min，有的电厂甚至因为严密性差而 无法正常完

5、成严密性试验。可见，仅改善真空严 密性一项，300 MW机组真空可以提高0.6 kPa， 平均降低煤耗率约1.5 g/(kW.h)。 由于机组真空系统庞大而复杂，影响真空的 环节多，提高机组真空严密性一直是各电厂较为 棘手的问题。A1真空系统严密性 (3) 严密性治理的唯一办法就是真空检漏，可采取停机灌水 检漏或者在运行中用示踪气体检漏的方法。检漏工作技术 要求并不高，关键在于严格、认真、细致，对查漏发现的 泄漏点，根据漏率大小及时分期、分批严格处理，往往需 要多次反复，确保密封效果良好。 通过努力使机组严密性指标得到改善的实例很多，某电 厂1年对四台机组共进行查漏31台次，发现漏点201处(

6、处 理漏点191处)，真空严密性水平大幅提高,全厂平均真空 值由2000年91.5 kPa提高到2001的92.7 kPa，年节标煤 1.448万吨，直接经济效益500余万元。A2凝汽器热负荷(1)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。A2凝汽器热负荷(2)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

7、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； 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；A2凝汽器热负荷(3)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 (1) 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0.5

8、9。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。 A3凝汽器清洁度(2)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。A3凝汽器清洁度(3)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。 A4冷却水

9、流量(1)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1030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。A4冷却水流量(2)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。A5真空泵性能(1) 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

10、 。 根据真空泵的工作特性可知，当凝汽器压力 约为7 kPa时，如果工作液体温度为35 ， 则真空泵抽空气能力将下降50 。A5真空泵性能 (2)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给水回热加热系统 B1加热器端差 B2高压加热器汽侧压力

11、 B3加热器疏水B1加热器端差(1)通常国产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)。B1加热器端差(2) 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

12、侧水位直接相关。 目前300 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 。B1加热器端差(3) 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

13、保证 管路通畅。B2高压加热器汽侧压力国产引进型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(1)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。B3加热器疏水 (2) 加热器水侧内漏一般较易发现，但当壳侧 水位降

14、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，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疏水系统泄漏(1)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

15、 ，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机组转速不能至零。 C疏水系统泄漏(2)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。C疏水系统泄漏(3)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

16、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。D1水泵给水泵基本情况 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