抽凝机改背压机.doc

江苏森达热电总公司技术论文2012.05题 目：森达沿海热电抽凝机改背压机项目报告单 位： 森达沿海热电有限公司 岗 位： 运行值长 员工姓名： 杨定勇 森达沿海热电有限公司抽凝机改背压机项目报告摘要江苏森达沿海热电有限公司原有热网管线总长达40多公里，用汽企业近150家，供热量最高时每小时达到220吨以上。随着化工集中区已经建成投产的和在建的化工企业达到170多家，我公司原有3台75t/h、1台130 t/h的循环流化床锅炉和两台C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机的供热量已满足不了园区企业的需要，必须投用减温减压器来满足供汽量要求，这样就造成了热能的浪费降低了全厂的经济性，又因为没有备用锅炉，厂里在锅炉出故障时要限汽，故总公司决定将两台抽凝机组改造为背压机组及新上一台220 t/h循环流化床锅炉并对供热管网进行改造，届时供汽能力将达到400 t/h以上，以便满足化工园区供热需要。现改造已完成，已经运行一段时间，发电标煤耗由422.4 g/kwh降至267.0 g/kwh、供电标煤耗由489.2 g/kwh降到318.8 g/kwh、发电厂用电率由7.67降到3.31，取得了良好的经济及环境效益，并保证了化工园区企业的用汽，为企业了创造良好的社会声誉。但在运行过程中也遇到了一些新的问题，我们必须加以重视。关键词：抽凝机 背压机 改造 经济性 森达沿海热电有限公司分别于2010年10月和2011年9月完成了两台C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机改为B15-4.9/0.981-2型背压机的工作。并顺利通过省电力质监中心站各位领导、各位专家的评审，进入并网发电阶段。并且于2011年12月顺利完成220 t/h循环流化床锅炉的安装调试工作，现两台机都已经并网发电、220 t/h循环流化床锅炉也运行了一段时间并取得了不错的经济效益，下面我将从以下几方面向领导作简要报告。一、C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机改为B15-4.9/0.981-2型背压机的必要性及可行性。江苏森达沿海热电有限公司（215MW供热机组）热电工程项目，于2003年12月开工建设，坐落在沿海化工集中区。2005年6月两台机组全部投入运行。同时，投资1500万元建设供热管网，于2005年7月实现对外供热。目前，热网管线总长达40多公里，用汽企业近150家，供热量最高时每小时达到220吨以上。目前，化工集中区已经建成投产的和在建的化工企业达到170多家。随着建成和在建的化工企业相继投产，我公司现有3台75t/h、1台130 t/h的循环流化床锅炉和两台C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机的供热量已满足不了园区企业的需要，必须投用减温减压器来满足供汽量要求，这样就造成了热能的浪费降低了全厂的经济性，故总公司决定将两台抽凝机组改造为背压机组，该项目由江苏省节能中心研究院进行可行性研究，省环保厅也对背压机替代改造项目环境影响评价表进行了批复。又因为供汽量大导致运行时没有备用锅炉，厂里在锅炉出故障时要限汽，总公司根据我厂供汽量增长的实际情况决定新上一台220 t/h循环流化床锅炉，并对供热管网进行改造，届时供汽能力将达到400 t/h以上，以便满足化工园区供热需要。两台背压机替代改造项目主设备背压机型号为B15-4.9/0.981-2,由南京汽轮电机集团有限公司提供，工程项目由西安大唐设计研究院有限公司设计，江苏华能建设工程集团有限公司安装，项目监理为常熟常源电力建设监理有限公司，项目调试单位为苏州热工研究院。C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机与B15-4.9/0.981-2型背压机主要技术规范比较：序号名称单位C15-4.9/0.981型B15-4.9/0.981-2型1额定功率MW15152主蒸汽额定温度4704703主蒸汽最高温度4804804主蒸汽最低温度4554555主蒸汽额定压力MPa4.94.96主蒸汽最高压力MPa5.15.17主蒸汽最低压力MPa4.64.68额定进汽量t/h1041699额定排汽压力/温度MPa/0.981/3020.981/28310排汽压力变化范围MPa0.785-1.2750.785-1.2711最高进汽量t/h13219612额定工况下抽汽量t/h5016713额定工况下汽轮机汽耗Kg/Kwh6.52310.7214额定工况下汽轮机热耗KJ/Kwh86513892从上表我们可以发现两种汽轮机的进汽温度、进汽压力没有变化，这样就能与原有的锅炉系统实现无缝对接。额定抽汽压力和温度上也没有大的变化，这样就可以满足热用户对供热蒸汽指标的要求。同时新机组在汽轮机的进汽量及抽汽量上都有极大的提升，能满足园区企业对供热量的需求。关键在于新汽轮机额定工况下的热耗较老汽轮机大为降低，发电效率大为提升，这样可以达到节能环保的效果，实现经济效益与环境效益的双赢。二、C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机改为B15-4.9/0.981-2型背压机所进行的工程项目。1.由于B15-4.9/0.981-2型背压机的汽轮机叶片减少机体变短、变窄及垫铁布置的改变，必须对原有的汽轮机基础重新改造，在改造工作中施工单位对原抽凝机基础进行了部分改造，尽量利用原有基础，以节约投资。同时新机组没有了凝结水泵、射水泵、低压加热器等设备，故需将这些设备拆除并对地面作相应处理。2.由于汽轮机改造后额定进汽量由原来的120 t/h变为169 t/h，原来的主蒸汽母管的管径已经不适应新系统的要求需对其进行改造，原有的电动阀门也需更换。因抽汽量的大增供汽管道也由两根53011管道从汽机本体接出后汇合到一根63011管道后直接接至供热母管供给热用户，电动阀门也要做相应更换。同时于排汽管道接一根2199的管道作为高压加热器的汽源，用原有二级抽汽管道作为汽封高压漏汽至除氧器汽平衡管道。在改造过程中施工单位尽量利用原有管道系统，力求降低成本，提高效率。3.热控部分采用原有机炉集中控制方式，DCS由上海新华控制工程有限公司提供的分散控制系统，具有数据采集DAS、模拟量控制MCS、顺序控制SCS、汽轮机ETS保护系统、汽轮机TSI安全监视系统及505电液调节系统功能，相应提高了主设备监视水平，能够更好的确保机组安全、高效运行。4.电气的110KV升压站主要设备选用ABB公司产品，110KV母线采用单母线分段管型母线，6KV母线采用按炉分段，发电机出口设置断路器分别与主变压器及厂用电分支连接，各辅机由DCS操作。在改造过程中我们始终坚持“百年大计，质量第一”的方针，与施工及监理单位一起建立健全了质量保证体系，做到施工有措施、技术有交底、安装有记录、隐蔽工程有签证。工程质量始终处于受控状态。在工程进入调试阶段之前，我们会同建设、监理、调试等单位一起，根据系统设备特点，编制了相应的作业指导书。在试运指挥部的领导下，分部试运小组根据“启规”要求，责任到人，严格按程序运作。组织参加试运有关专业人员、生产运行人员学习作业指导书，交代试运过程中的安全措施及安全注意事项。经各方密切配合，团结协作，保证了分部调试工作的有序进行。做到分部调试进度满足工程总进度要求。公司利用改造过程中管路清晰明了这一难得的机会，组织运行人员学习了新机组的热力系统、调节系统，使大家对新的设备和系统有了深入的了解，并选派部分人员到外厂学习别人成熟的运行经验。根据新设备的情况编制了新的运行规程，让大家及时学习，以满足运行要求，努力提高了大家的业务技能，为新机组的安全、经济、高效运行打下良好基础。三、机组改造后的经济效益，与最初设计的偏差及造成这种偏差可能的原因。机组改造前后这段时间，我厂经历了两台抽凝机到一台背压机再到两台背压机运行的工况。下面我将从这三个工况中各选取一天的经济指标作分析，以获取有关经济效率的比较数值。序号名称单位两台抽凝运行时（2009.10.23）一台背压运行时（2010.11.24）两台背压运行时（2012.4.7）1锅炉蒸发量t6354594476312供汽量t3231459456563发电量万kwh66.629.953.84上网电量万kwh57.521.345.15综合厂用电率13.6428.7416.246发电厂用电率7.679.863.317发电标煤耗g/kwh422.4258.8267.08供电标煤耗g/kwh489.2363.2318.8从上表可以看出背压机改造后，供汽能力大为提高，正常运行时将不用投运减温减压器。因背压机没有凝汽器，热源损失将降低，热能的利用率将有极大提升，发电标煤耗由422.4 g/kwh降至267.0 g/kwh、供电标煤耗由489.2 g/kwh降到318.8 g/kwh、发电厂用电率由7.67降到3.31。同时由于汽轮机辅助设备减少，系统稳定性也大为提高，设备因故障启停次数将减少，厂用电量也降低了。由于无冷凝器，循环水用量大为减少，化水的制水量同步减少，最终制水用药量也将下降。因为新系统无冷凝器，循环水用量大为减少，我厂通过新上一台功率为37KW的4#小循泵及利用新上五号炉机会用其两台22KW的工业水泵与汽机冷却水系统相接，成功解决了汽轮机冷却水问题，同时减少了厂用电量及解决了冬天冷却塔结冰问题。改造后节能降耗效果明显，环境效益和经济效益取得了双丰收。虽然两台机组改造后在运行中能达到很好的经济效益，但是由于供汽量的原因两台机组有时没有达到其额定工况，机组在低负荷运行时其经济效率会降低。同时发现其在一定进汽量下电负荷不能达到相应进汽量下电负荷设计值。下面我选取两台机在40、50、75、100额定出力工况时的进汽量下运行的一些参数与汽轮机厂设计值作比较。由于进汽参数一直在变动中，选取的数值与额定值之间有一点偏差，但是并不影响我们作比较分析。1.40额定出力工况时序号名称单位设计值#1汽轮机值#2汽轮机值1电负荷MW6.074.293.562主汽流量t/h8385833主汽温度4704524564主汽压力MPa4.94.894.935排汽压力MPa0.9811.030.966排汽温度3143263332.50额定出力工况时序号名称单位设计值#1汽轮机值#2汽轮机值1电负荷MW7.55.25.72主汽流量t/h94931063主汽温度4704484504主汽压力MPa4.94.95.05排汽压力MPa0.9810.980.976排汽温度3033173153.75额定出力工况时序号名称单位设计值#1汽轮机值#2汽轮机值1电负荷MW11.289.09.172主汽流量t/h1291331283主汽温度4704574574主汽压力MPa4.94.834.915排汽压力MPa0.9810.950.956排汽温度292.43003014.100额定出力工况时序号名称单位设计值#1汽轮机值#2汽轮机值1电负荷MW15.7612.211.92主汽流量t/h1691691703主汽温度4704534584主汽压力MPa4.94.934.895排汽压力MPa0.9810.990.966排汽温度283294288从上面的列表可以看出在一定进汽量的情况下，两台机的电负荷与设计值之间有较大差距，究其原因可能有以下几方面：1.由于南京汽轮机厂已近很少产该型号的背压机，在制造过程中工艺存在问题致使电负荷不能达到设计值。2.华能公司在安装过程中存在汽封漏汽量大及间隙调整问题。3.我厂主蒸汽温度没有达到额定值及排汽温度偏高对其有一定影响。四、C15-4.9/0.981型抽汽式汽轮机改为B15-4.9/0.981-2型背压机在运行中遇到的新情况及处理办法。1.新汽轮机调节系统采用数字电液调节系统（简称DEH），采用DEH系统将比一般液压系统控制精度高，自动化水平大大提高，它能实现升速（手动或自动），配合电气并网，负荷控制（阀位控制或功频控制），背压热负荷控制及其他辅助控制，并与DCS通讯，控制参数在线调整和超速保护功能等。能使汽轮机适应各种工况并长期安全运行。但因其采用的电液转换器对油质要求极高，运行中需对油进行定期化验及加强滤油，因本厂没有化验油质的条件，滤油设备也已近老化，油质难以保证。运行中会出现电液转换器卡涩，汽轮机负荷不稳定，供汽压力也会不稳定，故运行中要定期滤电控油箱中的油。2.新机组采用数字电液调节系统，它有三种控制模式即转速控制、频率控制、负荷控制。其在发电机出口及电网出口处分别安装出口开关状态指示开关，在发电机和电网出口开关都断开时处于转速控制模式，在发电机出口开关闭合且电网出口开关断开时处于频率控制模式，在发电机出口和电网出口都闭合时处于负荷控制模式。因本厂有两条并网线路（隆热线和沿化线），当供电线路切换时必须先合上备用线路出口处的出口状态指示开关，待线路切换完成后才能拉开原线路出口处的出口状态指示开关。这样才能避免出现机组并在网上，而调节系统由于没有收到电负荷反馈信号而将机组切换到频率控制模式造成事故。3.新机组的电控油泵采用两泵互为备用制，并设有伺服油压低于2.5MPa备用泵联动，低于2.0MPa时报警，低于1.0MPa时跳机保护，但备用泵会因长期不运行而导致内积空气，导致备用泵打不上压力。当运行泵故障联动备用泵时会因打不上压力导致事故的发生。在运行中还发现电控油泵出口处的溢流阀会出现堵塞或弹簧损坏现象，致使伺服油压突然下降，影响机组运行的稳定性。现已联系电控邮箱生产厂家他们说可以帮改造解决上述问题，改造费用大约在每台2万元。4.因新机组为背压机，其特点是以热定电，当遇上园区停电等紧急情况时，会导致供汽量严重下降，其电负荷也要降低，锅炉必须压火处理，当两台背压机运行时分配到每台机的负荷就更低了，而且低负荷运行时背压机的热效率就会大幅降低。5.因新机组进汽量大同时它的供汽量也大，当机组出现故障时需及时投用减温减压器，故两台减温减压器要必须处于热备用状态，会降低经济性。6.新机组只有一台轴封风机，当其因故跳闸无法及时启动时，轴封漏汽可能会漏进油系统中。汽轮机负荷低时漏汽压力也会降低，故当轴封风机损坏后可能需要降负荷处理，负荷降到以汽轮机油不进水为准，必要时需停机处理。7.我厂新安装的B15MW-4.9/0.981-2型汽轮机(1#汽轮机)，在运行不到一年半时间中已发生了两次推力瓦烧瓦事故，兄弟单位陈家港热电厂也在运行不到一年的时间里发生了一次推力瓦烧瓦事故，给公司造成了不小的经济及