火电厂热力系统辅机节能技术

,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,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 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(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0.59。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。,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 。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，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的要求。,D1水泵给水泵改造建议,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。,D2水泵循环水泵,循环水流量不足而影响机组经济性的问题相当普遍，而系统设计阻力偏小或泵扬程选择过低，循环水泵与系统匹配不当，使得循泵效率远低于设计值是其主要原因。循环水泵改造和优化运行是循环水系统节能工作的重点。循环水泵改造的目的主要有：提高循环水泵效率；增加循环水泵流量；改变循环水泵扬程；实现可调节运行（可调导叶、调速电机、变频调节）。,D2水泵循环水泵节能改造,循环水泵改造的方案主要有：车削叶轮外径；更换叶轮；泵整体更换。 可根据循泵配置的实际情况，改造是应首先考虑效率和流量，并尽可能选择循环水泵调节运行方式。300 MW机组循环水系统一般采用单元制运行，但各单元之间应采用联通管连接，这样既可以完全单元制运行，又可以机组间相互协调。,D2水泵循环水泵优化运行,泵组优化运行方法：在汽轮机进汽参数和阀位保持不变的条件下，通过改变凝汽器压力得出机组微增出力的关系曲线；循环水泵不同运行方式时流量与耗功关系；不同机组负荷、不同循环水泵运行方式下凝汽器性能结果；不同机组负荷、不同循环水温度下凝汽器最佳背压；根据凝汽器最佳背压，求出不同工况下循环水泵流量和运行方式。,D3水泵凝结水泵,国产300 MW机组配置的凝结水泵或者凝升泵扬程普遍偏高，是影响机组热经济性的因素之一。统计结果表明凝结水压头只要达到2.2 MPa即可满足除氧器上水要求，然而不少电厂凝结泵或者凝升泵出口的凝结水压头达到2.5 MPa2.7 MPa，造成除氧器给水调节阀的节流损失。而且随着机组负荷的下降，凝结水流量降低，凝结水泵出口压力降会更高。因此，凝结水泵或者凝升泵改造很有必要，而且节能效果显著。,D3水泵凝结水泵,凝结泵或凝升泵改造方式：车削末级叶轮；去掉一级叶轮；更换一级叶轮：更换整个转子；泵整体更换。实现可调节运行（可调导叶、调速电机、变频调节）。,E电站风机,电站风机是火电厂的主要辅机，其耗电量仅次于水泵约占发电容量的1.52.5%，对于300MW机组，风机运行效率提高一个百分点，每台机组年节电约40万kWh。种种原因造成风机性能不能适应管网系统而满足锅炉机组运行需要，是一个很重要的现实问题。,E电站风机,电站风机改造的目的主要有：提高或降低风机出力；提高风机运行效率；提高风机运行的可靠性。,E电站风机改造步骤,热态试验-评估风机进出口管道系统对风机性能的影响，确定合理的风机设计参数，提出风机的技术改造方案；选型设计-选用与系统特性匹配的风机结构型式，确定风机叶轮的直径等；强度计算-采用有限元法进行叶轮三维应力计算，合理地选用材质和厚度；制造监督按照要求加工、检查和验收，确保制造质量；安装监督技术人员现场技术指导，确保风机安装达到设计要求；考核试