大唐集团公司节能技术实施指导意见.doc

中国大唐集团公司节能技术实施指导意见中国大唐集团公司节能技术实施指导意见安全生产部2014年9月前 言为加快先进节能技术的推广应用，推动集团公司燃煤火电机组能耗水平的下降。按照“科技引领、流程再造、管理创新”的“优化运行”理念，安全生产部组织有关分子公司和专业公司，对国内广泛应用的节能改造技术进行了反复调研、论证、讨论和遴选，确定了45项推广、示范、试点技术。组织有关专业人员，对推广的26项和示范、试点的6项重点技术编制了实施指导意见，可以为火力发电企业提高节能管理和设备改造水平提供参考。实施指导意见着重从技术原理、适用范围、投资及节能收益、实施过程注意问题等方面进行了系统的介绍，并列举了成功的实施案例，适用于常规节能技改和合同能源管理模式的节能改造。本指导意见由中国大唐集团公司安全生产部组织起草。主要起草单位：大唐国际发电股份有限公司、中国水利水电物资公司、吉林发电有限公司、甘肃发电有限公司、中国大唐集团公司科学技术研究院。本指导意见由中国大唐集团公司安全生产部负责解释目 录1.集团公司节能技术推广、示范、试点目录.032.亚临界汽轮机通流改造技术.103.纯凝汽轮机热电联产技术.164.吸收式热泵供热技术.235.蒸汽梯级利用的转动汽动技术.286.汽轮机汽封改造技术.337.汽轮机喷嘴组优化改造技术.438.汽轮机低压排汽通道优化改造.469.凝汽器胶球及清洗改造技术.5010.水环式真空泵工作液冷却技术.5411.双背压凝汽器系统优化技术.5712.冷却塔喷溅装置改造.6013.循环水泵节能改造.6314.大功率给水泵变频技术.6815.回热系统优化技术.7116.空冷岛降温提效及优化技术.7417.锅炉排烟余热回收技术.7818.锅炉吹灰优化技术.8119.空气预热器密封技术.8420.煤粉动态分离技术.8821.增压风机加装烟气旁路技术.9422.引风机、增加风机合二为一技术.9623.变频调速技术.9924.小油枪点火及稳燃技术.10525.等离子点火技术.10826.阀门内漏在线监控及治理.11227.照明节能改造.11328.600mw超临界机组通流改造.11629.自动调节与温度控制系统优化.12230.凝汽器自清洗除垢强化换热技术.13531.空冷汽轮机组冷端优化技术（包含含湿式凝汽器冷却节能技术、蒸发式冷却节能技术）.13932.大型供热机组双背压双转子互换循环水供热技术.149第162页 共158页集团公司节能技术推广、示范、试点目录序号项目名称主要技术内容节能效果一推广项目1亚临界汽轮机通流改造技术采用先进设计制造技术，对汽轮机通流部分及汽封系统优化，包括汽轮机静叶栅和动叶片、汽封和轴封及其它辅助装置改造，提高机组整体运行的经济性。适用于早期投产的300mw、600mw亚临界机组。供电煤耗下降约10g/kwh左右。2纯凝汽轮机热电联产技术对纯凝汽式汽轮机蒸汽系统适当进行改造，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机具备发电和供热功能。如通过在两根中低压连通管打孔抽汽，实现居民采暖供热；通过选择合适的参数，从屏式过热器、再热热段、再热冷段或汽轮机抽汽段引出部分蒸汽用于工业供热等。根据供热量大小，一般可降低供电煤耗约1020g/kwh。3吸收式热泵供热技术采用溴化锂溶液为吸收剂、水为制冷剂的热泵技术，回收利用电厂汽轮机排汽或循环水等余热，制取所需要的工艺或采暖用高温热媒（热水），达到了废热的回收利用。根据增加供热量大小，年可节约燃煤46万吨。4蒸汽梯级利用的转动汽动技术采用主机高压缸排汽、中压缸排汽、再热蒸汽、主机某段抽汽等驱动背压小汽轮机，排汽回收可接至本机低加、除氧器、热用户（工业或民用供热）等。一般情况下，热网循环水电动改汽动方式在供热期影响厂用电约0.5%，使得供电煤耗在此期间下降约11.5g/kwh。5汽轮机汽封改造技术采用布莱登、刷式、das等汽封技术对轴封、隔板、动叶顶部等汽封进行改造，减少轴封、叶顶和级间漏气，提高蒸汽利用效率。热耗一般可降低50100kj/kwh，供电煤耗下降2.05.0g/kwh。6汽轮机喷嘴组优化改造技术针对喷嘴组设计结构不合理、设计通流面积过大等问题进行叶片型线优化、适当缩小喷嘴组面积和减少漏气损失等技术，提高调节级效率。供电煤耗可下降2.5g/kwh左右7汽轮机低压排汽通道优化改造通过对低压缸排汽通道进行优化，使排汽进入凝汽器冷却管束时的流场分布尽量合理，充分发挥凝汽器冷却管的有效换热面积，降低排汽压力，提高机组运行经济性。改造后真空可提高0.30.5kpa，降低供电煤耗0.71.2g/kwh8凝汽器胶球及清洗改造技术1.凝汽器真空保持技术：将传统胶球清洗装置输送胶球的动力源由胶球泵改为压缩空气，间歇地将清洁球瞬间同时一次性发射入凝汽器。胶球数量与凝汽单侧单行程铜管数量接近，每隔3060min清洗运行一次。2.集中发球胶球清洗技术：通过改变凝汽器胶球清洗系统胶球泵压力和管径，采取大容量储发球技术，实现胶球瞬间大量喷射，达到凝汽器全面清洗效果。凝汽器端差下降12，真空可降低0.30.5kpa，则可降低供电煤耗0.71.2g/kwh。9水环式真空泵工作液冷却技术对真空泵工作液进行深度冷却，提高真空泵的抽吸能力，提高机组真空度。可降低机组背压0.10.3kpa，降低供电煤耗0.31.0g/kwh10双背压凝汽器系统优化技术将原来高、低压凝汽器抽空气管路与真空泵串联改为并联连接；或保持原来的串联方式不变，在高低压凝汽器抽汽管路之间加装一调节阀，调节高低压凝汽器的背压差，实现高低压背压差压在2.0kpa左右。节能效果显著，供电煤耗降低1.01.5g/kwh。11冷却塔喷溅装置改造1.节能旋转型喷溅装置：将传统喷头改为离心式高效喷溅装置，利用切圆离心旋转原理，将水细化均匀喷洒并扩大范围，增加水气接触面积，提高换热效率。2.无中空陀螺溅水碟技术:按照水塔对喷溅装置的理想要求设计，淋水无中空、无伞装水膜，水滴细小，其叶轮和水流对空气可产生一个向上的推力，增加空气流通能力；该技术对于北方寒冷地区机组不适用。冷却塔循环水出水温可降低11.5，可降低供电煤耗0.81.2g/kwh左右。12循环水泵节能改造1.双速电机改造：将电动机定子线圈改为双速绕组，切换方便、可靠；只需更换定子绕组，其余零部件均可使用，电机原进出线、进出水、安装位置等情况均不改变。2.叶轮改造：利用三元流技术对叶轮进行重新设计，替换原来叶轮，并对泵壳进行相应优化，提高水泵的效率。3.变频改造：对循环水泵进行变频改造，实现全负荷工况下调门全开，消除节流损失。该技术比较适循环水泵出力变化较大的北方机组改造，使用该改造技术要充分进行经济技术比较。通过循环水泵电机双速改造或叶轮改造后，可节电15%以上，可降低供电煤耗0.5g/kwh左右。采用变频改造，节能效果将更显著。13大功率给水泵变频技术采用高压变频技术，保留原偶合器不变，对电机进行改造，前置泵可保持原驱动方式。原给水泵电耗可降低20%左右。14回热系统优化技术进行高低加水位优化调整，确定最佳运行水位、疏水畅通，危急疏水正常保持常关；改进热力及疏水系统，通过合并、取消、改变流向，对系统和阀门数量进行优化，降低阻力，减少热损失。可供电煤耗降低11.5g/kwh。15空冷岛降温提效及优化技术1.在空冷岛下部安装喷水装置（射雾器），形成水空调；即能降温又降低周围环境的粉尘浓度，减少粉尘对空冷散热片的污染，也可减少空冷喷淋降温装置的投入次数，减少了除盐水的使用量。2.进行直接空冷机组空冷岛流场试验，研究不同来风情况下空冷系统及其周围风场特性的研究，合理控制顺、逆流风机的运行频率，提出最优运行方式及改进措施。能有效地降低环境温度3左右，降低供电煤耗5g/kwh。16锅炉排烟余热回收技术在空预器之后，脱硫系统前的某段烟道上加装烟气冷却器，用来加热凝结水、锅炉送风或城市热网低温回水，回收部分热量，从而达到节能提效、节水效果。若排烟温度降低30，机组供电煤耗可降低1.8g/kwh，脱硫系统耗水量减少70%。17锅炉吹灰优化技术1.吹灰汽源优化。将原来使用屏过引出蒸汽改为使用冷再引出蒸汽，减少高品质蒸汽的使用。2.优化吹灰器布置，炉膛和高温受热面可采用蒸汽吹灰型式，尾部受热面可采用蒸汽和声波联合吹灰型式。锅炉效率提高0.10.4%左右，可降低供电煤耗0.31.2g/kwh。18空气预热器密封技术1.柔性密封技术：能够自动弹性补偿空预器径向和轴向密封间隙，其自由端始终与密封面接触，最大限度地降低空预器的漏风；弹性密封件与扇形板形成滑动接触，有效减少密封件与转子之间的摩擦阻力。2.双密封技术：将空预器转子的扇形仓增加一倍，将原有的轴向、径向的封片增加一倍，使得运行中至少有两片轴向、径向密封片与扇形板、弧型板形成双密封，使密封片两侧的压差降低50%。空预器漏风率下降到45%，供电煤耗下降1.03.0g/kwh。19煤粉动态分离技术从磨煤机出来的风粉混合气流经过动态煤粉分离器，带粉气流在挡板分离区首先进行预分离，分离出来的风粉混合物在分离器转子区再次进行分离，分离出的粗粉全部经回粉锥体落回磨煤机继续碾磨，提高了分离效率、煤粉均匀性和磨煤机出力，降低磨煤机耗电率。可以降低飞灰可燃物损失，改善炉膛出口温度场的均匀性，减少减温水量。20增压风机加装烟气旁路技术对尚不具备增压风机和引风机合并的机组，可在引风机出口和脱硫系统之间增设一增压风机旁路烟道，低负荷工况时停用增压风机，提高低负荷段引风机效率。同时可避免增压风机跳闸造成锅炉停炉事故的发生。改造后预计供电煤耗可降低0.45g/kwh21引风机、增加风机合二为一技术拆除现有增压风机及其连接烟道，对引风机电机进行功率增容改造，采用钢烟道连通引风机与脱硫吸收塔之间烟道。合并后的引风机采用单级或双级动调轴流引风机，该型风机调节效率高，可使风机在不同工况下处于高效区域运行，有利于降低风机耗电率。项目改造后，预计厂用电降低0.20.25%。22变频调速技术变频调速技术采用单元串联多电平技术或者igbt元件直接串联高压变频器等技术，实现变频调速系统的高输出功率（功率因数0.95），同时消除对电网谐波的污染。对中高压、大功率风机、水泵的节电降耗作用明显，平均节电率在30%以上。23小油枪点火及稳燃技术利用压缩空气的高速射流将燃料油直接击碎，雾化成超细油滴进行燃烧，在极短的时间内完成油滴的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率及火焰温度。对于贫煤可以做到7090%的节油率、无烟煤达到40%以上的节油率。节油效果明显，可以实现燃煤锅炉节油5095%。24等离子点火技术利用空气做等离子载体，用直流接触引弧放电方法，制造高温等离子体，热一次风携带煤粉通过等离子高温区域被点燃，形成稳定的二级煤粉的点火源，保证煤粉稳定燃烧。一般适用于600mw及以上新建机组。大量降低机组油耗，一般采用等离子点火技术冷态启动耗油在10吨以内，甚至可实现无油启动。25阀门内漏在线监控及治理1.在主汽、再热、给水、抽汽、旁路、排污等系统的疏水和汽轮机缸体的疏水阀门后加装温度测点，在线监视疏水阀门是否严密；对泄漏阀门进行处理，减少热量损失。2.通过热工控制策略，通过控制阀门开启顺序、时间，实现对疏放水调阀门的保护，减少阀门泄漏。供电煤耗降低1.02.0g/kwh。26照明节能改造1.使用led、无极灯等节能灯具对原照明灯具进行替换，在保证原照度要求的前提下，大幅降低照明灯具的功率，达到节电目的。2.对照明变压器进行调整，降低调整照明电压，降低能耗、提高照明灯具寿命。灯具节电60%80%。二示范项目1永磁涡流柔性传动节能技术安装在电机侧的导体转子在负载侧的永磁盘产生的磁场中旋转产生感应磁场并形成涡流，涡流产生感应磁场，并与永磁转子相互作用形成的扭矩带动负载转动，并通过调节永磁盘和导体之间的间隙实现对电机功率的自动调节；适用于对闭式循环泵、磨煤机等低于1500kw的电机进行节能改造。节电率根据设备的运行方式和运行小时数不同而不同，其装置效率接近液力耦合器。2烟气scr尿素热解高温烟气换热器从锅炉高再后、低再前检修人孔引出约0.3%的600的高温烟气，通过高温烟气换热器加热高于250的热一次风到约460左右，完全满足scr尿素热解工艺要求。用烟气热量替代了电加热，减少了厂用电消耗。对600mw机组年节电达710万度，厂用电指标可降0.15%；3凝结水节流调频节能技术通过调节凝结水流量，间接的同步改变各级低压回热抽气量，从而达到汽轮机暂态功率调节的目的(而后由锅炉燃烧调节系统跟进)。此方法可使主调门全开，实现完全变压运行，消除汽轮机进汽节流损失、降低凝泵电耗，同时机组负荷变化速率能够满足电网快速调频的需要。提高了机组变负荷响应速率，可以保持主调门全开，蒸汽温度、压力波动小，消除汽轮机进汽节流损失。4节能减排智能管理系统对sis系统实时数据进行深度挖据，通过稳定工况下的参数比对、寻优，为运行人员调整提供优化目标。对主要运行指标和节能异常进行实时监督，对与节能有关的燃料、设备、运行责任部门进行短信通知，实现了节能全过程监控。对运行人员运行水平进行得分量化排序，通过机制激发运行人员优化调整的积极性。大大减少节能专工日常事务性工作，可自动生成节能指标统计报表，积极提高了运行人员积极性，降低供电煤耗1.2g/kwh5600mw超临界机组通流改造应用全新通流气动设计技术、新型高中压整体内缸、新型低压整体内缸；采用取消调解级、增加压力级、增加回热系统级数、优化连通管、进排汽结构、新型汽封等最新的节能降耗技术，对汽轮机通流进行整体优化，提高蒸汽的做功能力。供电煤耗下降10g/kwh左右。6自动调节与温度控制系统优化通过控制汽机调门和锅炉燃烧来满足尽可能小的主汽压力偏差前提下的快速负荷响应，可以替代传统的pid控制。蒸汽温度优化是采用矩阵对象模型来预测被控对象的变化趋势，然后根据这种趋势来给出最佳的控制动作，提高响应速度和减少减温水的使用。主蒸汽温度和再热汽温度的控制品质有明显改善，超调量显著减少，再热喷水量降低，供电煤耗降低0.5g/kwh左右。7凝汽器自清洗除垢强化换热技术采用高分子聚合材料制成螺旋纽带，安装在每根凝汽器换热管内，利用水的流速驱动纽带在管内不停地快速旋转，形成水流径向运动，破坏水垢和粘泥的形成机理，达到自清洗作用，降低传热热阻。同时，在纽带的转动带动下，提高了湍流换热强度，提高换热效果；该技术对水质要求较高。与常规胶球清洗相比，凝汽器端差可下降2，提高机组真空0.7kpa。8低速钢球磨煤机节能改造采用高铬钢球、钢球优化级配、耐磨衬板等技术，提高研磨出力、降低单耗。单台磨煤机改造后，平均电流下降2040a,年节电量100140万kwh。三试点项目1空冷机组湿式凝汽器冷却节能技术在汽轮机主排汽管道末端（空冷岛下部）增加一台侧向进汽的湿式凝汽器冷却装置，利用新增的循环水系统冷凝进入其中的乏汽，实现夏季降低空冷机组背压，提升发电能力的作用。温度升高的循环水送人机力塔（冷却塔）进行冷却循环，冷凝后的凝结水采用自流的方式进入汽轮机的排汽装置。背压差一般能降低7-8kpa，年供电煤耗降低可3-4g/kwh。2空冷机组蒸发式冷却节能技术由原空冷岛主排汽管道上引接出蒸汽分配管将乏汽送至蒸发式凝汽器，冷却水经过喷淋系统均匀喷淋在蒸发式换热管束表面，利用喷淋水的蒸发潜热吸收乏汽冷凝放出的热量，实现夏季降低空冷机组背压，提升发电能力的作用。背压差一般能降低7-8kpa，年供电煤耗降低可3-4g/kwh。3大型供热机组双背压双转子互换循环水供热技术 供热工况运行时，机组使用动静叶片级数相对减少的高背压低压转子，凝汽器运行高背压（30kpa45kpa），排汽温度提高至80左右，利用循环水供热；非采暖期，再将原设计的低压转子恢复，排汽背压恢复至4.9kpa，机组全年综合运行效率得到大幅提高。 双背压方案的改造主要包括：低压缸改造、凝汽器改造、给水泵汽轮机改造、凝结水泵改造、凝结水精处理改造。以300mw机组为例，项目投资9000万元，如改造折后项目供热能力达到300万gj，项目回收期为2-3年4亚临界机组升级超（超）临界改造技术新建一台超（超）临界背压机，背压机排汽进入原有亚临界机组；新增一台与背压机相连的发电；需对原有亚临界机组锅炉、汽轮机和给水、回热系统等进行彻底改造。该技术投资达到每5000-6000元/万千瓦。改造为超超临界机组供电煤耗可降低30g/kwh，600mw机组容量扩容到800mw。5自然通风逆流湿式冷却塔风水匹配强化换热技术采用cfd（计算流体动力学）技术对冷却塔进风在塔内的分布（速度场、温度场及含湿量场等）进行全三维精确计算，根据进风的分布情况重新设计配水系统，使塔内各处的布水与进风做到最佳匹配降低冷却塔出水温度不低于0.51.5，降低供电煤耗13g/kwh6空冷机组高背压供热技术提高汽轮机低压缸排气压力提高排气温度，通过表面式换热器加热居民供暖回水，减少汽轮机冷端损失。此外，夏季可以利用表面式凝汽器作为尖峰冷却器凝结部分排汽，降低背压、提高出力。机组供电煤耗下降达30g/kwh。7提高发电机氢气纯度节能技术用于冷却发电机转子和定子铁芯的氢气纯度越高，高速运转机械设备的鼓风摩擦损失越低；通过提高氢气纯度减少鼓风损失，提高上网电量。国外研究表明，800mw机组氢气纯度从95%升高到98%，可以增加发电出力1mw，折合煤耗0.4g/kwh。8固体颗粒侵蚀spe综合治理技术通过临炉加热、高动能冲洗、给水加氧、壁温控制等技术达到清除产生的氧化皮、减缓氧化皮生产和脱落，减少氧化皮对机组性能的影响。减缓汽轮机的老化速度，实现保效降耗效果9集中式吸收制冷技术利用汽轮机抽汽为动力，以溴化锂溶液为吸收剂，制取冷源水，为工业提供工艺所需冷水或空调用冷气，减少能源损失。可以节约常规压缩式制冷机和空调消耗的电力。10弹性回热技术在汽轮机系统选择合适的抽汽口（或采用高品质蒸汽引射低品质蒸汽），增加抽汽可调式加热器（0号高加）；低负荷时，通过调节保持该加热器入口给水压力不变，通过0号高加加热使给水温度能达到额定负荷值，从而提高低负荷下省煤器出口烟气温度。一方面省煤器出口烟气提高可以使scr脱硝装置正常高效投运，另外可以提高空预器冷端温度，减少空预器低温腐蚀和堵灰，降低阻力，降低厂用电率。该技术与烟气余热利用技术配合使用可以减少排烟温度升高损失。实现低负荷下脱硝系统正常高效投运，延长scr催化剂使用寿命，降低厂用电率，可以降低煤耗1.0g/kwh左右。11四分仓空预器技术一次风压最高，为减少常规三分仓空预器一次风进入烟气的漏风量，将二次风道分成两路进入空预器，隔绝一次风和烟气风道，实现减少这漏风的目的；该技术在cfb锅炉上得到了广泛应用。空预器漏风率可以控制在4.0%左右第一部分 推广项目一、亚临界汽轮机通流改造技术（一）现状和问题目前，集团公司在役亚临界汽轮机普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、低压段抽汽温度高等问题，主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通流间隙偏大、低压内缸变形所致。近年来，随着汽轮机设计、制造水平得到进一步提高，采用先进的流场设计为基础的新型高效叶片、新型汽封等的采用，汽轮机热耗有了较大幅度的降低，为通流改造供了可靠的技术支持。当前，亚临界湿冷200mw机组实测热耗已达到8200kj/kwh，300mw机组达到7930kj/kwh，600mw机组达到7900kj/kwh。（二）适用范围2003年以前设计生产，投产年限10年，且后期未进行过叶型改良的机组，在tha工况下，不同类型及配置的汽轮机二类修正后热耗率符合以下条件，可通过汽轮机通流部分改造提高机组运行经济性。（1）国产200mw等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8400kj/kwh；或高压缸效率低于80%，中缸效率低于89%，低缸效率低于83%。（2）国产300mw等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8250kj/kwh；或高压缸效率低于82%，中缸效率低于90%，低缸效率低于86%。（3）国产引进型300mw等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8200kj/kwh；或高压缸效率低于82%，中缸效率低于90%，低缸效率低于86%。（4）国产300mw等级亚临界空冷汽轮机，配置电动给水泵，汽轮机热耗率高于8450kj/kwh。（5）国产600mw等级亚临界湿冷汽轮机，配置汽动给水泵，汽轮机热耗率高于8150kj/kwh；或高压缸效率低于82%，中缸效率低于90%，低缸效率低于86%。（三）技术原理和内容1.叶型损失、二次流损失、漏汽损失约占级内总损失的90%，采用新型高效叶片和减少漏汽损失是提高通流部分效率的主要措施。采用新型高效叶型后可使及效率提高约1.5%。2.机组调节级重新优化，合理选择喷嘴面积和调节级反动度，提高调节级后压力，减少调节级焓降，即通过子午通道优化技术提高调节级效率。子午通道优化技术一般可使调节级效率提高1.5%。3.优化设计压力级，通过增加高、中、低压通流级数，使各级焓降分配更加合理，提高通流效率；4.汽轮机高、中压缸各级的漏汽损失约占级总损失的1/4，改进汽封结构，减少漏汽损失对改善级效率十分有效。可调汽封、可调刷式汽封在机组正常运行时，级压降较大，汽封体在压差作用下将间隙缩小到正常设计值，或更小，可以减小级间漏汽；采用外平内斜的整体围带，以增加叶顶汽封齿数，减少漏汽量等。5.中、低压缸第1级采用蜗壳进汽腔室的无叶喷嘴技术。由于取消了静叶栅，从而避免了与之相应的各项损失。配合采用径向导叶引导汽流轴向进入第1级动叶，使级效率提高约3%（abb应用较多）。6.大型汽轮机的排汽余速动能约为4050kj/kg，设计良好的排汽缸可使余速动能回收约20%，使低压缸效率提高约1%。7.采用高效可靠的末级长叶片。由于末级功率约占整机功率的10%，根据ge公司的改造实绩，末级的改造可使整机效率提高0.5%1.0%。8.国产引进型300mw汽轮机普遍存在运行中各缸效率低，高压缸效率随运行时间增加不断下降，主要原因是汽轮机通流部分不完善、汽封间隙大、汽轮机内缸接合面漏汽严重、存在级间漏汽和蒸汽短路现象。9.国产350mw超临界汽轮机普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大、低压段抽汽温度高等问题，这主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通流间隙调整偏大所致。9.国产600mw超（超）临界机组普遍存在热耗率高、缸效率低、平衡盘漏汽量大，且5、6、7段抽汽温度高，这主要是汽轮机通流设计存在缺陷、通流间隙调整偏大所致。其中5、6、7段抽汽温度普遍偏高是此类型机组的共性问题，主要原因是汽缸变形，5、6、7段级组存在级间漏汽。（四）项目投资和节能效果1.项目投资汽轮机通流部分改造因改造内容不同投资费用不一，以300mw机组高、中、低压缸全部更换新叶型为例，设备材料约5500万元，人工安装费约200万元，共计5700万元左右。亚临界600mw机组汽轮机高、中、低压缸隔板、动叶、汽封等通流部分进行改造，改造费用6600万元。2.能耗分析以引进300mw机组为例，提效后高、中、低压缸效率提高到85%、92%、90%，按通常高缸效率升高1个百分点，机组热耗降低18kj/kwh；中缸效率升高1个百分点，机组热耗降低33kj/kwh；低缸效率升高1个百分点，机组热耗降低36kj/kwh计算，缸效提高机组热耗降低约246kj/kwh；轴封漏汽改善机组，热耗降低30kj/kwh；前述总和与目标设定降低270 kj/kwh基本一致。3.节能效果以300mw机组为例，锅炉效率92.5%，发电厂用电率5.6%，则通流改造后tha工况供电煤耗降低10.67g/kwh，平均到全年通流改造供电煤耗降低约9g/kwh。按年发电15亿kwh计算，通流改造年节标煤12744吨。（五）注意事项1.汽轮机通流改造宜选择信誉好、业绩优良的设计制造单位的产品，选用新型高效叶型，压力级原则上宜采用弯扭叶片，同时考虑对汽封进行改造，在条件许可的情况下，对中、低压缸排汽窝壳进行优化。2.对于国产引进型300mw等级亚临界湿冷机组，汽轮机通流改造时调节级宜采用顺流布置方案。3.汽轮机通流部分可采用高、中、低压缸整体进行改造，也可根据各缸效率情况采用局部改造。如：低压缸改造。4.汽轮机实施通流部分改造后，在不进行老化和轴封漏汽量修正的情况下，tha工况下汽轮机热耗率应达到表1的目标值。国产300mw等级亚临界湿冷汽轮机（配汽泵）国产600mw等级亚临界湿冷汽轮机（配汽泵）国产300mw等级亚临界空冷汽轮机（配电泵）793079008200（六）成功案例江苏徐塘发电有限责任公司4 号汽轮机是上海汽轮机有限公司按照西屋公司技术制造的亚临界、一次中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机，机组型号为n300-16.7/538/538，制造厂产品编号为h156，该机组2005年底投产。由于该机型是美国西屋公司80年代后期的设计水平，是上海汽轮机有限公司所生产的西屋引进优化型的第三次改进型号，受当时设计技术、设计手段、制造加工能力等因素的影响，高、中、低压缸通流部分的设计还没有采用最先进的设计技术，动叶片除低压缸末三级为扭转叶片外，其余均为等截面直叶片，仅静叶片采用扭叶片的设计方法，与后来可控涡设计的叶片和按全三维流场设计的弯扭叶片差距很大，致使原机组通流部分的效率比较低，汽轮机热耗较高。通流部分改造前，300mw负荷下二类修正后的热耗率为8339.2kj/kwh，与设计值7944.6kj/kwh相比，修正后热耗率偏高394.6kj/kwh。其中，4号机高压缸效率为80.94%，较设计值偏低3.94个百分点；中压缸效率为86.85%，较设计值偏低4.62个百分点使热耗率增大了2.04%，增大约170.0kj/kwh；低压缸效率低（五段抽汽温度为265.6，较设计值偏高37，六段抽汽温度为207.4，较设计值偏高67）；高、中压缸之间的轴封漏汽率为4.37%较设计值高2.54%，热耗增加约36.5kj/kwh。2012年1012月该厂对4号机组进行了通流部分改造，采用q156机型替代h156机型，项目投资4400余万元。调节级由原来的反流形式改为顺流形式，压力级采用超超临界机组的通流技术，由13个压力级组成，分85两个级组，高压内缸采用整体形式，高中压外缸保持原来的不动；中压部分由55共10个压力级组成，中压#2静叶持环的排汽末端利用有限的空间尽量伸长一部分，且做出相应的排汽型线，提升汽轮机中压排汽端的效率，中压内缸的中分面加密封键，以保证各级抽汽参数满足设计要求；高、中压通流部分叶片采用3dv的弯扭叶片，根据通流部分各级速比采用变反动度的设计方法，使各级轮周效率、级效率最高；低压内缸由原来的双层结构改为单层内缸结构，低压内缸中分面加密封键，同时改善中分面螺栓的密封性能，保留低压转子更换叶片为全三维弯扭马刀叶型（除末三级外）。对高压平衡活塞汽封、中压平衡活塞汽封、高压排汽侧平衡活塞汽封和高中压端部汽封及低压端部汽封采用蜂窝和布莱登汽封以减少汽封漏汽，提高通流部分效率。中低压连通管改造采用压力自平衡式不锈钢波形膨胀节减少中压缸排汽压损，更好的吸收热位移，并预留抽汽接口。对汽轮机高压进汽插管弹性密封进行改造，解决漏汽问题。改造后，4号机组在五阀全开（5vwo）工况下，经过一、二类修正后的热耗率为7935.0kj/kwh，较tha工况下的设计热耗率7898.3kj/kwh高36.7kj/kwh，高出设计值约0.46%。热耗降较改造前低了327.5kj/kwh折合煤耗为12.79g/kwh按年利用小时5000小时，发电量为15亿kwh计算，年节约标煤1.63万吨。二、纯凝汽轮机热电联产技术（一）现状和存在的问题热电联产具有节能降耗、优化热源布局、改善区域环境等综合效益，国家相继出台了一系列鼓励政策，使得热电联产迅速发展。随着工业的发展和人民生活水平的提高，同时原有的一些大型凝汽式火电厂已逐渐占据城市供热和工业园区供汽的有利位置，对其供热改造是治理大气污染和提高能源利用率的重要措施，是实现国家节能减排目标的一项重要措施。热电联产、集中供热的节能机理有两个方面：一方面发电部分固有的热力学冷源损失用于供热，从而节约了燃料，称“联产节能”；另一方面是热电厂的大型锅炉热效率比分散供热小锅炉高，节约了燃料，称“集中节能”。目前600mw热电联产机组已经非常普遍。对一些快速发展的城市，并在城区附近已建有火电厂的地区，新上热电联产机组对电力供应负荷的分配不尽合理，因此，对一些在城市附近的纯凝发电机组进行热电联产改造是十分必要的。（二）适用范围供热半径20公里内有热水采暖或8公里范围内有蒸汽热负荷需求的纯凝发电厂或需增加供热能力的热电厂。（三）技术内容1.冷再供热改造方案从高压缸排汽管道上开孔,在抽汽管道上加装调整阀、逆止阀，必要时加减温器。其适用于高、中压工业供汽用户，供热距离的主要受抽汽温度限制。机组300mw亚临界600mw超临界1000mw超超临界机组负荷70%-100%额定负荷供汽压力mpa2.52-3.53.15-4.53.43-4.9供汽温度312-317312-318350-355最大供汽量不超过对应工况再热汽流量的8%（2）热再供热改造方案从再热器出口管道上开孔,在抽汽管道上加装调整阀、逆止阀，必要时加减温器。热再供热适用于中、高压工业供汽用户，供热距离的主要受抽汽压力限制。机组300mw亚临界600mw超临界1000mw超超临界机组负荷70%-100%额定负荷供汽压力mpa2.27-3.23.15-4.13.43-4.4供汽温度538左右566左右600左右最大供汽量不超过对应工况再热汽流量的50%（3）中低压连通管供热改造方案在中低压连通管开孔，安装调整蝶阀、安全阀、安装快关阀、逆止阀、隔离阀等。中低压连通管供热多为采暖热用户，也可供低压的工业供汽用户，供热距离的主要受抽汽压力限制。机组300mw亚临界600mw超临界1000mw超超临界机组负荷60%-100%额定负荷供汽压力mpa0.60-1.1供汽温度340-375最大供汽量不超过对应工况低压缸进汽量的60%（4）过热蒸汽供热改造方案过热蒸汽根据参数要求一般在过热蒸汽系统不同位置的管道或联箱上开孔，加装调整阀、隔离阀等。过热蒸汽抽汽量受再热器壁温限制，若在高过前抽汽还受抽汽点后过热受热面壁温限制，因此许可抽汽量不大。过热蒸汽供高参数工业用户，主要应用于工业和某些特殊工艺热用户。机组300mw亚临界600mw超临界1000mw超超临界机组负荷70%-100%额定负荷供汽压力mpa9.81-16.6713.44-24.212.55-18.86供汽温度538566600最大供汽量不超过对应工况再热汽流量的8%（5）其他非调整抽汽供热改造方案汽轮机部分抽汽口设计有一定抽汽余量，当供热量需求不大时，可直接从各抽汽管上开孔抽汽，对于中排也可从辅汽母管开孔抽汽。抽汽管加装调整阀、逆止阀、隔离阀等。其主要适用于机组抽汽参数与热用户参数相匹配，且机组负荷调整中也能满足热用户要求。 （6）辅汽联箱供热方案多数300mw以上机组设计上有一定的辅汽量，一般都有四抽和冷再两路汽源，有些电厂实际辅汽用量较小，辅汽供汽有较大的余量，在外界热负荷需求不是很大时可考虑利用这两部分余量来供热，尤其是机组台数较多的电厂，这样可以大幅度降低改造费用。（7）供热改造优化技术压力匹配器对于非调整抽汽供热均存在单一的抽汽压力不能满足多种用汽压力的要求，必须采用减温、减压满足热用户参数要求，存在做功能力损失，影响供热经济性。压力匹配器很好地解决了这一问题，它是利用高压蒸汽的喷射抽吸作用，通过喷嘴，引射低压蒸汽，再扩压形成介于高、低压蒸汽压力之间的中压蒸汽，起到调压、调温和充分利用低品位蒸汽的作用。压力匹配器的基本构造及原理见下图：压力匹配器的关键参数喷射系数（低压蒸汽和高压蒸汽的比），是依据高压驱动汽和低压吸入蒸汽的参数进行最佳设计的。引射系数（两种蒸汽的混合比）u吸入蒸汽量gh/驱动蒸汽量gpu=f(hp/h2)两种蒸汽的混合比是hp/h2的函数，hp为驱动蒸汽从a点等熵膨胀到b点的理想焓降。h2为吸入蒸汽从d点等熵压缩到e点的理想焓升。压力匹配器采用多喷嘴结构，根据外供汽量的大小，调整喷嘴开启的数量及开度，以保证在外供汽量变化时，与减温、减压器调节相比较，避免了大量的节流损失，能保持较高的效率，供热经济性显著提高。（四）投资及节能量热电联产项目投资较大，根据机组和热负荷需要不同，投资差别也很大，在实际实施前要充分的对各种可能的方案进行论证，做好可行性研究，经技术经济比较后，确定技术上可行，经济上合理的方案。（五）实施过程注意事项1.为充分体现有效用能的原则，改造方案根据机组的型式、容量、参数等优先选择效率低、经济性差的机组进行供热改造。2.为最大限度发挥热电联产效益，抽汽参数应尽可能接近用户参数，避免高能低用。抽出的蒸汽量及参数在机组可调负荷范围内应能满足热用户要求。3.改造方案应在充分调查、准确统计热负荷基础上，由有设计资质的设计院进行可行性研究，根据热用户的供热量和供热参数要求，经技术经济比较后方可确定。4.为体现高效用能，应根据机组和热用户的情况充分优化改造方案，实现梯级用能。5.确定热负荷需求，根据热负荷情况由有设计资质的设计院进行可行性研究，经技术经济比较后方可确定。6.对于冷再供热方案，冷再抽汽后进入锅炉再热器流量减少，可能导致再热器壁温超标；同时汽轮机轴向推力、高压缸末两级叶片安全性会产生较大变化。故冷再最大允许抽汽量应由相关汽轮机制造厂进行校核确定。7.对于热再供热方案，热再抽汽对汽轮机轴向推力、高压缸末两级叶片安全性、低压缸末级叶片冷却会有影响，因此最大允许抽汽量应由制造厂校核确定。8.对于中低压连通管供热方案，中低压连通管供热应考虑低压缸最小允许通汽量、空冷岛和冷水塔冬季结冰、中压缸末两级叶片安全性、中低压连通管增加设备后重量对汽缸膨胀可能产生影响，因此最大抽汽量及安全性应由制造厂校核确定。 9.对于过热蒸汽抽汽供热方案，过热蒸汽抽汽供热受锅炉受热面壁温限制，抽汽量应由制造厂校核确定。 10.对于非调整抽汽供热改造方案，抽汽量受抽汽口前级叶片安全性、轴向推力、高低加及辅汽母管用户安全性、抽汽口通流能力限制，应由制造厂校核确定。11.纯凝改供热改造后，须保证汽轮机排汽量不低于厂家规定的最低排汽量。保证机组在原许运行范围内安全运行，保证叶片的安全系数和叶片抗疲劳破坏的能力，保证无叶片断裂事故。12.抽汽工况下机组的推力不大于机组改造前，保证推力瓦温不超过机组改造前。13.在允许运行范围内要求机组的热负荷与电负荷调整灵活，适应调峰要求。（六）成功案例1.中低压连通管供热改造大唐国际张家口电厂5、6号机组为东方汽轮机厂生产的300mw亚临界、两缸两排汽、凝汽式（合缸）汽轮机,机组于2001年内建成投产。2013年5、6号机组进行了纯凝机组供热改造，改造后，向张家口高新区域、洋河新区、东山产业集聚区及周边辐射区域提供的采暖供热热源。规划2013年供热面积418万m2，2020年供热面积达到1100万m2。机组单台供热能力279mw，总供热量558mw。工程改造静态投资为9800余万元。采暖供热汽源为汽轮机中低压联络管引出的供热抽汽。即在中低压连通管开孔，安装调整蝶阀、安全阀、安装快关阀、逆止阀、隔离阀等，通过调整蝶阀开度控制抽汽参数，同时为保证系统调节灵活平稳，在热网加热器的蒸汽入口管道上设置电动调节阀(每机4个dn500)。每台汽轮机设计抽汽参数为：0.8mpa、335、330400t/h。机组的热网加热蒸汽系统采用单元制，2机共配置4台热网加热器，热网加热器的结构选用卧式u型管式。热网供回水系统采用大母管制，热网循环总水量8000t/h，循环水供/回水温度130/70。循环水供/回水总管直径dn1200。配置4台热网循环水泵，2台变频调速，2台定速。热网加热器疏水系统按照机组的蒸汽系统选择为单元制。每台机组2台热网加热器配置3台50%容量疏水泵，2台运行1台备用，共6台，热网加热器疏水分别接至两台供热机组的除氧器入口处。供热改造后，如单机年供热量达到367万gj/a，则供电年均标准煤耗由当前的325 g/kwh可降低至275g/kwh，年均全厂热效率由改造前的40.14%提升至63.38%。如总供热量558mw，则年可节约标准煤8.2万吨、烟尘年减排量约7492吨、so2年减排量1442吨，可为企业创造客观的社会和经济效益。2.热再供热改造大唐鲁北电厂1、2号汽轮机为北京汽轮电机有限责任公司生产的n330-17.75/540/540型，亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、双排汽、凝汽式汽轮机，于2009年投产发电。2010年大唐山东发电公司成功收购鲁北化工集团发电公司后,根据协议,需要关停目前在运行的小机组。关