超临界汽轮机原理及故障分析.doc

火力发电厂热力系统节能分析第一章 前言第一节 我国火电厂的能效现状我国是以煤炭为主要一次能源的国家，煤电在发电中的主导地位在短期内难以改变。预计到2010年全国发电装机容量将达到7.5亿千瓦左右，到2020年全国发电装机容量将达到十亿千瓦左右，而火电机组装机容量将高达 80%以上，发展受到煤炭资源，水资源，环境容量和运输能力的极大制约。2010年原煤供需缺口约1109吨，2020年原煤供需缺口约6108吨以上。目前国家正处在重新考虑能源发展战略的关键时期。围绕实现现代化，要求调整我国能源发展战略，优化能源结构，提高能源利用效率，进一步明确和贯彻节能优先的长期能源战略，把建立国际多元化能源供应体系作为长期能源供应的战略目标，把能源优质化作为主攻方向。电能是国民经济各生产部门的主要动力，电力生产消耗的能源在我国能源总消耗中占的比重也很大，因此提高电能生产的经济性具有十分重要的意义。虽然我国的电力行业发展很好，并通过长期的优化发展、结构升级和技术改造，电力技术经济指标不断改善，但仍与世界先进水平差距较大。可以从如下几个方面做出比较： （一）供电标煤耗率高。虽然我国的供电标准煤耗由1995年时的412 g/kWh下降至2006年时的366g/kWh。但我国火电企业的平均供电煤耗与世界先进水平（1999年）相比还是高了约50g/kWh。如日本东京电力公司1999年的供电煤耗为320g/kWh；法国电力公司1999年的供电煤耗为331.6g/kWh。（二）厂用电率较高。2005年平均厂用电率为5.95%，与世界先进水平（1999年）相差约2%。如日本东京电力公司1999年的厂用电率为4%；法国电力公司1999年的厂用电率为4.47%。（三）发电水耗依然很高。2000年火电厂水的单耗为4.2kg/kWh，2006年的单耗为3.0kg/kWh。（四）线变损率较高。 2005年线变损率为7.18%，比世界先进水平（2004年）高22.5%。美国、日本2000年的电网综合线损率分别为6.0%、3.89%。（五） 燃油量较高。从近十年的情况看，全国电力用油从最高的年烧油3000余万吨，下降并基本稳定在1300万吨水平左右，说明单位耗油量的趋势是逐年下降。但是与一些发达国家相比还是很高的。第二节 我国火电厂的节能潜力分析随着我国国民经济的发展，我国火电机组的装机容量正以7%8%的速度逐年递增。火力发电机组品种很多，容量，参数不等，不同参数的火电机组其发电和供电煤耗不等，不同参数机组供电煤耗和供电效率不同，参数越高，效率越高，同一档次参数，煤耗及效率的变化范围也很大，这与发电设备的可靠性、燃料品种、运行方式和机组负荷率等有关。 我国火电厂一直存在效率偏低的状况，主要原因是增长方式的粗放和管理方式的粗放。我国与发达国家的差距在于超临界机组少、核电少、热电厂少、燃油、燃气机组也比较少，联合循环只有7500MW。所以我国的火电机组建设正朝大机组，高参数，高效率，低能耗，低排放的方向迈进。以中国大唐公司为例：截至2007年底，已关停小火电机组占全国关停总容量的28%。充分利用“以大代小”的政策优势，积极建设大容量，高参数，低耗能机组。2007年，集团公司60万千瓦级机组占火电总装机的37.91%; 30万千瓦级以上机组占火电总容量的比重由52.995%上升到74.7%。目前我国平均发电煤耗为353 gce/kWh，每发1 kWh电向大气排放918gCO2.。机组参数越高发电煤耗越低，如上海外高桥电厂采用4300MW亚临界压力机组。2002年该厂发电728373万kWh，发电煤耗为319 gce/kWh，比我国平均发电煤耗低34 gce/kWh，每年少用标准煤24.76万吨，折成原煤为29.62万吨，每年节省燃料费用约8000万元，少排CO2约64万吨，若采用超临界压力并带有二级中间再热的火电机组，其平均发电煤耗可降至290300 gce/kWh，CO2的排放量可降低15%18%。此外，我国正在试点整体煤气化联合循环工程，这种机给供电效率可达45%，我国平均每年煤耗均下降5 gce/kWh左右，其主要是因大机组发电比例每年上升的结果，所以我国的节能潜力还是有相当大的提升空间的。第二章 电厂热力系统概述在研究热能地利用过程中，为了明确研究对象的范围，通常将研究对象从周围的物体中分离出来，这种被人为分离出来，作为研究对象的物体总称为热力系统。热力系统通过边界与环境进行物质与能量交换，人们也通过热力系统的边界来感知和研究热力系统的变化。 通常情况下热力系统分为：开口系，闭口系，孤立系。火力发电厂也是有许多热力系统组成成，从而在这些热力系统中完成将煤的化学能连续转化为电能转换。火电厂的热力系统总体上包括:回热系统，给水系统，除氧系统，主凝结水系统，真空系统，循环水系统，机组旁路系统，全厂输水系统，辅助热力系统。第一节 回热系统、给水系统、除氧系统一 、 回热系统实际上是以回热循环组成的一种加热系统。从汽轮机的某些中间级抽出部分做过功的蒸汽送到相应的加热器中加热锅炉给水，以提高给水温度，我们称为给水的回热加热。在朗肯循的基础上采用单级或多级给水回热加热，所形成的热力循环称为给水回热循环。它的主要组成有加热器，回热抽气管道，水管道，输水管道：而回热加热器是该系统的核心。二 、 发电厂的给水系统是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤气前的系全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等。给水系统的主要作用是把除氧水升压后，通过高压加热器利用汽轮机抽汽加热供给锅炉，从而提高循环效率，同时提供高压旁路减温水，过热器减温水，及再热器减温水。三 、 除氧系统的作用是除去给水中的氧气和其它不凝结气体，防止热力设备腐蚀和传热恶化，保证热力设备的安全经济运行。第二节 主凝结水系统、真空系统、循环水系统一 主凝结水系统主凝结水系统的作用是将汽轮机排汽凝结而成的凝结水重新经过凝结水泵的升压和各级低压加热后送至除氧器。该系统一般有凝结水泵，轴封加热器，低压加热器等主要设备，及连接管道组成。一般机组的主凝结水系统具有以下特点：（1）设置两台凝结水泵或凝结水升压泵，一台正常运行，一台备用，运行泵故障时联锁启动备用泵。（2）低压加热器设置凝结水旁路。旁路的作用：当某台加热器解列或停运时，凝结水通过旁路进入除氧器，不因加热器事故而影响整个机组的的运行。每台加热器均设一个旁路，称为小旁路，两台加热器以上设一个旁路称为大旁路。（3）设置凝结水最小流量再循环。为使凝结水泵在启动或低负荷时不发生汽蚀，同时保证轴封加热器有足够的凝结水流过使轴封漏汽能完全凝结下来，以维持轴封加热器中的微负压状态，在轴封加热器的凝结水管道上设有返回凝汽器的凝结水最小流量在循环管。（4）各种减温水及杂项用水管道，接在凝结水泵出口或除盐装置后。（5）在凝汽器热井底部，最后一台加热器的出口凝结水管道上，除氧器水箱底部都接有排地沟的支管，以便在机组投运前，冲洗凝结水管道时将不合格的凝结水排入地沟。二 真空系统真空系统的作用是在启动时建立和运行时维持凝汽器中的真空。正常运行时不断抽出有不同途径漏入汽轮机及凝汽器的不凝结气体。三 循环水系统循环水系统是将冷却塔的水通过循环水泵升压后通往凝汽器以冷却汽轮机的排汽及汽机各个主机，辅机，冷油器以及共给锅，脱硫，输煤部分的水。第三节 回热加热器、汽轮机的本体疏水系统一 回热加热器疏水与放汽系统（1）输水系统的作用：回收加热器内的凝结水即输水，保持加热器内水位在正常范围内，防止汽轮机进水。（2）放汽系统的作用：减小回热加热器的传热热阻，增加传热效果，防止气体对热力设备的腐蚀，在所有加热器的汽侧和水侧均设置排汽装置及排汽管道系统，以排除加热器内的不凝结气体。二 汽轮机的本体疏水系统为了保证机组的安全经济的运行，必须及时把汽缸和管道内的积水排疏放出去，同时回收凝结水，减小汽水损失，因此发电厂设置了汽轮机本体的疏水系统。 汽轮机本体疏水包括：主蒸汽管道的疏水，再热蒸汽冷、热段的疏水，高、低压旁路的疏水，抽汽管道疏水，高、中压缸主汽阀和调节汽阀的疏水，高、中压缸缸体的疏水，汽轮机轴封疏水等。上述疏水管道、阀门和疏水扩容器等组成了汽轮机的本体输水系统。第四节 机组旁路系统、辅助蒸汽系统一 机组旁路系统目前大多数再热机组都设有旁路系统。汽轮机的旁路系统是指绕过汽轮机经过与汽轮机并联的减温减压装置到参数较低的蒸汽管道或凝汽器中的连接系统。主蒸汽绕过汽轮机的高压缸经减温减压后进入再热冷段蒸汽管道系统称为高压旁路或级旁路。再热后的蒸汽绕过汽轮机中低压缸经减温减压后，直接排入凝汽器的系统称低压旁路或级旁路。主蒸汽绕过汽轮机经减温减压后直接进入凝汽器的系统称为整机旁路或一级大旁路。任何机组的旁路系统均是上述三种形式中的一种，二种，三种形式的组合。机组旁路系统主要有三方面的作用： （1）保护再热器。 （2）改善启动条件，加快启动速度。 （3）回收工质，消除噪音。机组三级旁路系统如图（1二级并联旁路系统如图（2）所示： 图（1） 1整机大旁路；2高压旁路；3低压旁路；4高压缸；5中压缸；6低压缸；7发电机；8锅炉；9过热器；10再热器；11凝汽器；12水泵 二 辅助蒸汽系统 单元制机组的发电厂均设置有辅助蒸汽系统。辅助蒸汽系统是保证机组在各种运行工况下，为各用汽项目提供参数、数量符合要求的蒸汽。 第三章 回热系统及其设备的节能技术分析汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。回热加热系统的运行可靠性和运行性能的优劣，直接影响整套机组的运行经济性。影响回热过程的经济性的主要因素有：给水的最终加热温度；回热级数z; 多级回热给水总焓升（温度）在各加热器间的加热分配。回热加热器是利用汽轮机的抽汽加热凝结水或给水的换热设备。按传热方式可分为混合式加热器和表面式加热器；按布置的方式可分为卧式加热器和立式加热器；按水侧压力高低可分为高压加热器和低压加热器。应实际用中，表面式加热器疏水连接系统有:疏水逐级自流的连接系统；疏水泵与疏水逐级自流的联合系统；疏水冷却器与疏水逐级自流的联合系统。现代大容量火电机组，高压加热器的疏水连接系统一般都采用疏水冷却器与疏水逐级自流的联合系统；低压加热器的疏水系统也倾向与这种联合方式。在朗肯循环中，新蒸汽的热量在汽轮机中转变为功的部分只占30%左右，而其余70%左右的热量随乏汽进入凝汽器，在凝结过程中被循环水带走了。另外，进入锅炉的给水温度是凝汽器工作压力下的饱和温度。因为凝汽器内饱和温度很低，在锅炉内将给水加热到过热蒸汽的整个过程，吸热平均温度不高，致使朗肯循环热效率也较低。为了提高工质的平均吸热温度，减少凝汽器中被冷却水所带走的热量，人们采用了利用抽汽加热给水的热力循环回热循环。因回热抽汽做功气流没有冷源损失，减少气轮机的凝汽流量，从而减少整机的冷源损失提高循环热效率。回热给水温度提高，增加了工质在锅炉内吸热的平均温度，降低由锅炉换热温差引起的损失。一 回热加热器的节能技术1 为了确保电厂的安全经济满发，每台高加均应投入运行。针对一些电厂实际运行中也存在很多问题。如：管子与管板的泄露；高压加热器装置密封设计不佳，热电厂高压加热器是采用自密封，由于长期运行高压加热器密封间隙处发生；疏水系统自动不能投入，也常低水位运行，或经常性无水位运行，振动较大，疏水管冲刷严重，其碳钢弯头频繁被冲坏。2 面对这些问题我们要查原因找对策； 关于钢管及胀口泄漏主要原因可归结为不合理的结构和工艺设计、胀接和焊接质量不良及不适当的运行操作方式。而管子本身泄漏，除了管材质量外，主要是冲蚀、腐蚀及振动等原因。对高加的壳体、管束进行更换，同时增大换热面积，但是高加的钢管及胀口的泄漏与运行的方式和操作方式有重要的关系，因而对运行工况的控制和操作中的维护显得十分重要。针对冲蚀和振动引起的管束损坏应采取以下对策：（1）在任何情况下，为避免管束中焊缝受到较大的热应力冲击，启动速度不能太快，应控制单台加热器的给水温升小于5min温降小于2min。（2）应避免低水位和无水位运行，防止疏水调节阀开度过大，而在疏水冷却段内引起闪蒸和汽水两相流。（3）要监视和控制高加的热力参数，以防冲刷管束并激发振动。对于已发现的管束泄漏，应及早停用检修，防止继发性冲蚀。（4）应严格控制给水品质，包括含氧量、pH值等防止腐蚀。对无铜的系统pH值应控制在9.29.8。二 减小回热加热器的端差回热加热器一般存在传热端差，这也是影响其经济性的最重要的因素。大回热加热器端差的情况下，造成加热器的出口水温度降低，造成给水吸热量减少，同时也影响下一级（压力更高）加热器的进口水温度，抽汽量增加，使高品位的抽汽量增加，机组热经济性下降。针对这种情况，对于高压加热器一般采取的措施有：（1）高压加热器管系或管板泄漏是高压加热器运行中比较大的缺陷，应该作停机处理，对加热器进行查漏、堵管、焊接，对泄漏严重的、堵管率超过设计值的加热器，应更换新设计的加热器或钢管。（2）检查高压加热器水位和疏水调节阀是否正常，调整加热器水位在正常范围，更换泄漏的疏水调节阀。（3）排放不凝结气体。（4）严格按规程规定的温升及温降速率启、停高压加热器。避免过负荷运行。（5）严格控制水质（PH、含氧量），减少管束表面腐蚀。三 加热器疏水系统的节能分析加热蒸汽进入表面式加热器放热后，冷凝为凝结水-疏水。为保证加热器内换热过程的连续进行，并回收工质和热量，必须将疏水收集并汇集于系统的主水流（主给水或主凝结水）中。1 不同疏水收集方式对回热系统的影响及节能分析 (1) 疏水逐级自流式 如图（3） 所示，当回热系统采用逐级自流式疏水收集方式时，抽汽在加热器内凝结成疏水，逐级流入下一级加热器，用于加热低一级加热器中的水，达到减少部分抽汽从而节能的效果。这是最简单的疏水逐级自流式加热器。 收集方式图（3）(2) 采用疏水冷却器 图（4） 是将凝结后的抽汽疏水排放到冷却器中，用来加热入口的水。由于加热器入口处水温很低，用疏水先将其加热，再和抽汽热交换能减小焓增；另一方面，入口水温度提高，要达到一定的出口温度，抽汽量又可以减小。因此，疏水冷却器有效的提高了回热系统的热经济性。 图（4）带疏水冷却器的加热器（3）采用带疏水泵 图（5）带疏水泵的加热器图（5）应用了疏水泵，将本级疏水利用疏水泵打入出口处，与出口水混合。使得前一级入口水温度提高，从而使前一级所需要的抽汽量减少。由于前级的抽汽质量，即能级更高，这种方式的节能效果也就更好。使用疏水泵或者疏水冷却器，可以利用疏水的热量，达到系统节能的目的，但对于不同的机组，由于热力系统这加热器的连接关系不同，热力系统参数不同（特别是抽汽参数的差异不同）等，疏水泵和疏水冷却器的使用效果是不同的，通常的做法是在低压加热器系统中使用一台疏水泵，但其布置的位置需要论证，其他加热器均采用疏水冷却器回收疏水热量，同时，需要规划疏水冷却器的端差，以达到小投入换取大的节能收益。第四章 真空系统、凝结水系统、及循环水系统的运行节能分析第一节 真空系统的节能分析 真空系统主要有真空泵、冷油泵及一些管道、阀门组成。在凝汽式汽轮机中，通过凝汽器散去的热量比用于驱动汽轮机发电所消耗的热量还要大，一台出力为660MW的机组，其冷端散热约为780MW，因而凝汽器的运行状况能明显影响机组的热经济性。对一般300MW机组而言，凝汽器的真空度每降低1%，供电煤耗约增加2.75 gce/kWh.可见，提高真空度的经济性效益十分可观。影响机组真空的因素主要有冷却水量、冷却水温、抽汽系统的性能、凝汽器结构和管材、凝汽器的清洁系数、真空系统漏入空气情况等。其中，有些是设计制造中己确定的因素，如凝汽器内管束布置、管材、循环水泵和真空泵的容量等；有些是受环境影响无法人为控制的，如开式冷却系统中的冷却水温；而有些则是与设备的安装、运行和检修的质量有关，并需要要在日常运行和检修中及时处理，如空气泄漏、管子结垢及有关设备的运行状态等。目前，国内运行的大中型汽轮机普遍存在真空系统严密性不合格的问题。随着机组单机容量的增大，真空系统的严密性更难保证。因此，研究影响凝汽器真空的主要因素并提出改善措施是一个非常重要的课题。一 真空系统存在的问题及改造措施（1）江苏某电厂10号机组是国产早期300MW机组，由于机组使用的射水抽汽技术落后，且服役时间长，性能老化，常年耗功在600KW以上，耗水2300t/h左右。针对上述问题，该厂对真空系统进行了改造，将射水抽气器改为真空泵系统。真空系统采用水环真空泵后，取消原来的射水泵及主给水泵汽轮机射水抽气器。（2）改造结果：改造后的试验及运行情况表明，主机真空泵只需1台运行即可满足要求，给水泵汽轮机真空泵1台运行即可满足两台给水泵汽轮机运行。改造后真空得到了很好的改善，经济性得到明显提高。改造前，两台射水泵累计耗电功率为753kw，而改造后，真空系统耗电功率情况为：主机1台真空泵110kw，给水泵汽轮机1台真空泵18.5kw，主机真空泵的密封水泵3kw，轴封加热器风机18.5kw。改造后，真空系统累计耗电功率为146.5kw。 按机组年运行700h计算，改造后真空系统可节约厂用电4245500kw.h。按0.2元/(kw.h)计算，每年可节约费用84.91万元。真空系统改造后，系统日常维护量很小，真空泵及其真空系统运行良好。 （3）某电厂投产初期，真空严密性很差，为了维持机组凝汽器的真空，在相当长的时间里，机组必须一直维持两台真空泵并列运行，造成很大的能耗浪费。针对这种情况，该厂经过技术改造，采用降低真空泵的密封水温来提高真空泵的工作能力，进而提高全厂效率。技术改造一下：选用合适的水冷机组，在板式冷却器原有的冷却水源基础上加装一路冷冻水源，在夏天用冷冻水对真空泵密封工作水进行冷却，成为限制该厂真空泵工作能力的一个主要因素。改造实施后，获得了比较明显和良好的效果。在夏天，循环水温度为30时，冷冻水最高温度仅为20，完全满足了夏季真空泵的正常工作台和维持凝汽器真空的要求，真空泵密封工作水冷却器使用冷冻水冷却后明显使排汽温度下降了2，取得了良好的经济效益。第二节 凝结水系统的节能技术分析一 凝结水系统节能原理：主凝结水系统由凝结水泵、轴封加热器、低压加热器等主要设备及其连接管道组成。亚临界压力及超临界压力参数机组由于锅炉对给水品质要求很高（特别是直流锅炉），在凝结水泵后设有除盐装置。国产机组由于除盐耐压条件的限制，凝结水采用二级升压，因此在除盐装置后还设有凝结水升压泵。对于大型机组，主凝结水系统还包括由补充水箱和补充水泵等组成的补兖水系统。凝结水系统的作用是将汽轮机排汽凝结而成的凝结水重新经过凝结水泵的升压和各级低压加热后，送至除氧器。凝结水系统作为火电厂热力循环中的重要环节，对凝汽器水位和凝结水母管压力控制、保证凝结水品质、良好的凝结水泵运行方式等，对整个热力循环的安全性与经济性均有重要意义 二 凝结水系统存在的问题及节能改造方案实例1 某电厂800MW机组凝结水系统采用闭式循环系统，但经过实际系统运行发现这种边排边补的运行方式不能将不合格的凝结水和补入的合格除盐水彻底的隔断，即不能进行彻底的开式运行。为保证对凝结水系统能够进行开式冲洗，缩短排放时间，达到节能降耗，确定在凝结水主管道上向外开式排放管道后与除盐水直接向主管道补水前之间的管段上，加装一个能够关闭严密的隔离门。2 改造效果：该厂两台机组的凝结水系统都进行同样的改造，机组每次启动，全过程课直接节省资金约12.5万元，主要表现在：（1）节省大量除盐水。机组每次启动可节约除盐水800t，节省资金约5.6万。（2） 缩短了机组启动及冲洗时间。机组启动冲洗时间缩短1t，直接节省燃油18t，节省投资约5.4万，可节省其他投资1.5万。（3）有效防止锅炉受热面结垢和腐蚀。因不合格水在炉内停留时间短，极大的减轻了锅炉结垢和腐蚀，减少了锅炉爆管停炉次数，由此带来的经济效益无法估量。3 改造前凝结水系统存在的问题及改进措施:山西某电厂该凝结水系统采用节流方式进行调节，经节流调整造成运行中凝结水压偏高，对凝结水系统管路及低压加热器管束产生很大的冲击，使低压加热器管路频繁泄露：同时会使凝结水泵持续高负荷运行，水泵电流始终在40A左右。针对上述问题，该厂凝汽器改为低水位为运行，即凝结水泵出口至除氧器管道之间的所有阀门都开启，处于不节流状态，凝结水泵出水量由凝汽器水位的高低自行调节。4 改造效果：（1）采用低水位运行方式后，根据负荷变化引起凝汽器水位变化，自行调节除氧器上水，减少了节流损失。（2）由于凝结水母管压力下降，使低压加热器疏水泵出口压力下降，电流比原方式减少10A，每天节电135kw.h。（3）采用低水位调节方式后，从运行方式上改善了低压加热器水侧运行工况，同时在100MW负荷以上时，减少了凝汽器热负荷，使凝汽器工作得到改善。5 凝结水回收利用是从用热设备内排出凝结水经疏水器进入凝结水箱，由凝结水泵送回锅炉房软化水箱，再经锅炉给水泵送入锅炉。这种方式存在如下问题：凝结水在进入开式凝结水箱时会发生闪蒸，一方面闪蒸汽逸入大气中造成凝结水的损失；另一方面，闪蒸汽带走了冷凝热，使凝结水的温度降低，既造成了热能与凝结水的温度降低，又造成逸出大气的二次蒸水汽对环境的热污染。为此，我们在充分考察的基础上，引进了一种冷凝水回收系统，较好的解决了问题改造后系统的工作过程是：凝结水由疏水器进入凝结水回收器，凝结水回收器由闪蒸罐、除垢器、冷凝水快排装置、压力平装置、液位变送器等组成。当高温冷凝水进入闪蒸罐后，在罐内进行汽水分离，冷凝水经过快排装置进入蒸汽水箱，产生的二次汽通过引射装置进入凝结水泵出水管道，使闪蒸汽得以密闭回收。闪蒸汽罐由于汽体液体不断排出，使闪蒸汽罐内压力永远保持低于设备冷凝水的排出口压力，从而保证了回水背压。第三节 循环水系统的节能分析 G48Sh高效节能型循环水泵的引入优化了循环水系统水力条件，加宽了水泵高效区段的变化范围，可保证循环水泵在两个不同转速下实际的运行效率不低于85%，提高了水泵的工作效率。循环水系统一般由两台开式循环泵、各设备冷却器及其连接管道、阀门和附件组成。循环水泵所消耗的电能约占总发电量的1%-1.5%，它也是改变汽轮机真空的唯一可调节因素。在汽轮机排汽量和循环水温一定的情况下，随着循环水量的增加，凝汽器真空升高，汽轮机增加功率输出，但同时循环水泵的电耗也随之增加，消耗增发的电量。只有当汽轮机增发功率与循环水泵功耗之差达到最大时对应的循环水量才是最佳运行方式。因此循环水系统的运行优化，成为电厂节能降耗工作中亟待解决的问题，对机组经济运行有着重要的意义。一 循环水系统的优化运行1 循环水泵的节能改造循环水泵是火力发电厂主要辅机设备，主要用于维持真空、调节水流量，其出力随季节和机组负荷的变化而变化。可以从改变泵体结构和调速技术来达到节能效果。 （1） 某引进型300MW机组循环系统存在的问题及改造方案: 广东某电厂4*300MW汽轮发电机组，设计循环水量为35660t/h,循环水温24.5.该机组投产后，循环水泵在半调的组合式叶轮轮毂与叶片根部个别存在微裂纹儿受海水侵蚀，影响机组发电。为提高循环水泵效率，该厂将叶片角度稍微提高，将半调的组合式叶轮改为整体式不锈钢叶轮，同时提高循环水流量，以提高机组真空。(2) 改造效果：经过改造，水泵的效率大于80%，运行范围变宽，单位电耗下降0.144kw.h；由于正常循环水流量提高了6000t/h,机组带额定负荷平均真空提高了0.8kPa，单台机组全年全年煤耗下降，1.6g/(kw.h)达到增容带电的目的(3) 采用调速技术可以实现流量变化。河北某电厂循环水泵改造前的状况如下：机组A泵双泵运行时的试验效率为61.19；B泵双泵运行时的试验效率为58.68%，远没有达到设计80.5%的水平。在扬程只有13.29m，比设计额定扬程18.2 m低得多的情况下，流量只有19400，未能达到额定流量20160M，说明循环水泵的运行工况远远偏离泵特性曲线的高效区。针对这种情况该厂作出了一些改进：保持泵的壳体结构不变，优化泵叶轮的设计，电动机改为16、18极的双速电动机，优化运行方式。受壳体流通能力的限制，改造后，两台泵并列运行的效率可达到75%左右。保持16极运行时泵的实际出力与改造前相同，电动机效率可下降110KW左右，18极运行时电动机功率可下降560KW。电动机双速改造及运行方式优化后，在保持原机组燃煤量不变的情况下，每年可节约人民币币61万元，两台泵改造费用仅为110万元。社会效益和经济效益是显著的。2 采用高效节能循环水泵(1) 国内大部分100MW、125MW，135MW机组的循环供水系统中，大多数采用一台机组配二台循环水泵的常规布置。对电厂工程建设项目进行经济分析发现，火力发电厂采用一机二泵常规模式布置循环水系统年运行费用较高，设计上存在一些不足主要表现在：首先循环水泵设计点参数偏离系统运行值，水泵效率不高；对已投产运行的循环水泵调查发现，电厂普遍存在循环水泵的运行效率除部分时间外大部分时间循环水泵的运行效率不高，大多数时间水泵效率只有60%左右，很显然它不属于水泵的高效范围。另外水泵运行方式对循环系统的流量变化不太敏感；对于单一工况运行的汽轮机，汽轮机凝汽器冷却水量随着每年季节的变化大幅度波动；对于变工况运行的汽轮机，伴随着汽轮机抽汽量的增加，系统冷却水量大幅度减少。火力发电厂采用一机二泵常规模式设置存在着全年大部分时间运行一台水泵供水量不足，二台水泵供水量过大的现象，水泵运行调节困难，不利于汽轮机形成最有利的真空度，白白的浪费电能，为了从根本上解决循环水泵的配置与系统流量变化的不一的问题，提高循环水泵的运行效率，生产、开发高效节能型水泵事在必然。(2) 高效节能水泵的优越性能分析以G48Sh新型循环水泵在135MW机组设计中的运用为例给予说明。 G48Sh新型循环水泵的设计参数与电厂循环水系统实际阻力参数相吻和，水泵运行效率较高。对投产运行的100多台G48Sh循环水泵进行抽样试验、检测发现，G48Sh水泵实际运行效率为84-88%，比135MW机组常规模式布置一机配二台同型号水泵48Sh-22的实际效率提高了25%。G48Sh新型循环水泵配用电动机采用双极数、双转速运行。根据每年季节不同汽轮机凝汽器冷却水量大幅度改变，电动机通过调整电动机极数与转速使电动机输出功率发生改变，从而使循环水泵的供水量、水压发生改变。增加了系统的调节灵活性，最大限度地节约厂用电负荷。第五章 辅助热力系统、机组旁路系统、全厂疏水系统的节能分析第一节 辅助热力系统的节能技术分析电厂辅助热力系统虽然有其各自的功能特点，但都与气轮机的回热系统有着密切的关联。它们在汇入回热系统时，将带来工质和热量的进、出，以及它们的吸热和放热（热量的利用与排挤），故它们与回热系统配合恰当与否会直接影响到机组和全厂的热经济性变化。本章将对锅炉连续排污、辅助蒸气回收及利用系统、辅助蒸气系统等废热及工质回收利用系统，补水系统的节能措施进行分析。一 锅炉连续排污简介在汽包锅炉的水循环系统中，汽包连续不断地生产蒸气，使炉水的含盐浓度逐渐增加，化学加药在汽包的水面上形成一层泡沫悬浮物。为了保证水品质，常规做法是设置连续排污。 锅炉连续排污的目的就是要控制汽包内炉水水质在允许范围内，从而保证锅炉蒸发出来的蒸气品质合格。汽包中的排污水通常是含盐教高的水。根据DL5000-2000的规定，汽包锅炉的正常排污率不得低于锅炉最大连续蒸发量的0.3，但也不宜超过额定蒸发量Db （1） 以化学除盐水为补给水的凝气式发电厂为1。（2） 以化学除盐水或蒸馏水为补给水的热电厂为2。（3） 以化学除盐水为补给水的热电厂为5%。由于排污水直接由汽包排出，压力和温度很高，造成工质和热量的严重浪费。电厂一般设计采用排污扩容器对部分热量与工质进行回收。但实际应用中，由于运行和技术原因，连续排污扩容器与液位波动大，切不易控制，难以将闪蒸出的蒸汽可靠地回收到热力系统。很多电厂虽然设置了排污回收系统，由于实际应用困难，大多弃之不用，而是将闪蒸蒸汽排放到大气中或把高温污水直接拍到地沟，造成了严重的热量浪费和环境污染。二 锅炉连续排污系统的节能锅炉连续排污利用系统就是让高压的排污水通过较低压的连续排污扩容器扩容蒸发，产生品质较好的扩容蒸汽，回收部分工质和热量;扩容器内尚未蒸发的、含盐浓度更高的排污水，可通过表面式排污水冷却器再回收部分热量。1 某电厂300MW机组连续排污系统节能改造该电厂每台炉配有3台角式调节阀，在正常运行工况下，角式调节阀阀座和阀瓣密封处产生汽蚀，调节阀起不到节流减压的作用，而且连续排污系统炉水含盐量高，造成阀门的阀座、阀杆和导向套严重腐蚀。针对上述问题，该厂在连续排污系统角式调节阀安装大压差防汽蚀装置，同时去掉一些弯头，使系统更加简捷。同时改装电动排污调节阀，使阀门的使用寿命有了可靠的保证。2 改造效益该厂的连续排污系统通过加装防腐蚀装置，减少了修复和更换阀门的次数，节约费用约30万-40万元，而更换电动排污调节阀每台约8.5万元。在系统改造运行5年后，累计节能经济效益达1100万元。以上对锅炉连续排污系统的优化，提高了阀门运行的安全可靠性，回收了连续排污蒸汽，经济效益相当可观。三 废热及工质回收系统的节能除了锅炉的连续排污外，汽轮机主蒸汽阀杆及轴封漏气，冷却发电机的介质热量，热力设备及管道的疏放水等都有类似的工质回收及废热利用问题。回收利用发电厂排放、泄漏的工质和废热，既是节能，提高经济性和管理水平的一项重要工作，又对保护环境具有重要意义。轴封蒸汽回收及利用系统为了提高发电厂的经济性，现代的汽轮机装置都设有轴封蒸汽回收利用系统。不同机组的轴封结构和轴封系统有所不同，但轴封蒸汽利用与回热系统都是一致的，因此轴封轴封蒸汽回收及利用系统设计与发电厂热力系统的设计是紧密联系的。汽轮机轴封系统包括主汽门和调节汽门的阀杆漏气，再热式机组中压联合汽门的阀杆漏汽，高、中、低压缸的前后轴封漏汽和轴封用汽等。一般轴封蒸汽占汽轮机总汽耗量的2%左右，切由于引出点不同，工质能位有差异，在引入地点的选择上应使该点能位与工质最接近，既回收工质，又利用其热量，同时又使其引起的附加冷源损失最小。1 某国产300MW汽轮机轴封系统存在的问题及改造措施（1）低压缸轴封冒汽。（2）轴抽风机出口积水。 对低压轴封回气管道积水造成低压轴封冒气采取的措施，将低压缸前后轴封回汽管道的疏水改接为疏至轴封加热器的回汽母管，并保持其疏水门常开。对轴抽风机出口积水，将轴抽风机出口的旁路管道改为直接排地沟，不但及时的将排气管中的凝结水排除，而且提高了轴封回汽管中的负压，增加轴封回汽量，减少了轴封冒汽。2 改造效果该机组对轴封系统进行以上改造后，消除了轴封冒汽、轴抽风机出口积水问题，使汽轮机轴封回汽系统的正常运行，机组的真空严密性达到小于200Pa的优良水平。第二节 机组旁路系统的节能节能技术分析旁路系统主要由减压阀、减温调节阀和凝汽器减温减压装置组成。高压旁路、整机旁路的减温水都取自给水泵出口的高压水；而低压旁路减温水则来自凝结水泵出口的主凝结水。1 某电厂300MW汽轮机旁路系统高压旁路阀改造高压旁路阀在运行中存在的问题： （1） 高压旁路阀消声器被吹毁，无法达到消声和减速稳流作用。（2） 高压旁路阀减温水环形管与喷嘴座连接管的焊口、喷嘴座与高压旁路发出口管的焊接口已多次出现开裂现象，造成机组一类障碍及紧急停机事故，增加机组的非计划停运次数和检修维护量。（3） 高压旁路阀门芯和门座密封面容易被蒸汽吹损，每次大小修检查密封面处有起坑胡麻点现象，修复困难。高压旁路阀喷水调节阀和截止阀阀座被冲蚀严重，无法研磨修复，导致减温水窜入再热冷段，严重影响机组的热效率，同时增加再热蒸汽温度调整数量过大，增加运行人员的负担。2 改造方案（1） 将高压旁路阀、高压旁路喷水截止阀、高压旁路阀喷水调节阀及其油动机在原位置更换为ARS-125高压旁路阀、HAZO-A2高压旁路截止阀、E31-2SF高压旁路喷水调节阀及其油动机。（2） 在高压旁路前和电动主汽阀前加接预热管道。（3） 原液压动力装置及控制线路保留，更换SULZER配带的电控制阀，压力油管路在原位置布置。3 改造效果机组在进行以上改造后，高压旁路阀投入运行，高压旁路开启时噪声很低，运行状况良好，改造取得了满意的效果。第三节 汽轮机疏水系统的节能技术分析采用取消或合并某些疏水管道及其气控阀门的方法，减少阀门数量，进而减少泄漏点的数量，达到降低蒸汽的泄漏量，提高机组运行经济性的目的。 （1）减少6根高压疏水管道(原为 15根) 取消 1、2号高压调门后放汽疏水管道及其阀门。 取消主汽隔后疏水管道。 取消第 1级抽汽隔离门后疏水管道及阀门。（2）减少3根次高压疏水管道(原为 12 根) 取消第 2级抽汽隔离门后疏水管道及阀门。 （3）减少中、低压疏水管道 5 根分别取消第 36 级抽汽隔离门后疏水管道及阀门。 取消中压缸排汽区疏水管道及阀门。 （4）高压旁路隔离门后疏水改自动疏水器 取消高压旁路隔离门后疏水气控阀门和高压旁路隔离门后疏水手动隔离阀门，改为高压旁路隔离门后疏水器及疏水器疏进、疏出手动隔离阀门。此外，还取消了高压旁路蒸汽预热管道及阀门和 5%锅炉上水旁路至高压疏水扩容箱管道及阀门。3 疏水系统改造后的效果及其经济效益疏水系统改造后，机组在启、停期间，疏水系统运行正常，同时疏水系统阀门数量减少，降低机组运行经济性。按机组年运行 7000h 和年平均负荷率 70%、疏水系统改造后发电煤耗下降 1.5g/(kW.h)计算，年节约标煤约2205t。按标煤价318元/t 计算，每年可节约 70.1 万元。 而疏水系统改造的投资费合计约55 万元，按疏水系统改造后年节约 70.1 万元计算，1 年内即可收回投资费用。第六章 汽轮机运行典型故障处理第一节 汽轮机运行中主要的监视参数机组在运行过程中，要保证其运行的安全性、经济性等，以求得最大的效益。运行中对汽轮机设备进行正确的维护、监视和调整，是实现安全、经济运行的必要条件。为此，机组正常运行时，要经常监视主要参数的变化情况，并通过调整使其在规定的范围内。汽轮机运行中的主要监视项目有：蒸汽参数；控制油压（保安油压、抗燃油压）和轴承润滑油压；轴颈振动；轴承振动；监视段压力；胀差；轴承进、回油温度；轴承乌金温度；轴向位移；汽缸金属温度；凝汽器压力；高、低压缸排汽温度；主油箱、抗燃油箱油位。第二节 常见的典型事故分析及处理为了保障汽轮机组运行的安全性，在运行过程中要尽量避免发生事故和正确处理事故。一般事故的处理应遵循以下原则：（1） 按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理，尽可能保证厂用电和厂用抽汽的正常供给，尤其是事故保安电源的可靠性，并尽可能使机组不减少或少减少负荷，尽可能减少汽水损失和厂用电。(2) 运行人员在值长的统一指挥下，按规程迅速查清事故原因，解除对人身和设备的威胁，努力保证非故障设备的正常运行，防止事故扩大。(3) 在消除事故的过程中，不允许遗忘对负荷、转速等基本工作参数的监视。(4) 事故处理过程中，应尽可能与调度等上级部门取得联系，在值长或单元长统一指导下迅速处理。(5) 事故消除后，运行人员应对事故发生的时间、地点、现象、原因经过及处理方法进行详细记录，备日后总结分析并吸取经验教训。（一）汽轮机严重超速（1）现象机组负荷到零，发电机解裂；机组转速110%额定转速而超速保护未动作并继续升速；机组发生异常声音，主油泵出口压力上升；机组振动增大，轴瓦金属温度上升等。（2）原因机组跳闸后，高中压主汽门或调门关闭不严，高排逆止阀或抽汽逆止阀卡涩，蒸汽继续进入，冲转汽轮机；功率不平衡保护整定不正确或动作不正常；危急保安器超速试验时，转速失控；汽轮机转速升高到超速保护装置的动作转速而超速保护拒动；DEH故障或汽轮机调速系统静态特性不合格。（3）处理立即按“TURBINE TRIP”按钮或就地拉汽轮机跳闸操作手柄紧急停机，并确认转速下降。注意保持润滑油温、油压正常。迅速查明原因并隔离可能进入汽轮机本体的有关汽源。锅炉，高、低压旁路开启泄压。（二）水冲击（1）现象能清楚地听到蒸汽管道或汽轮机内有水击声，机组负荷晃动，从蒸汽管道法兰、阀门密封圈、汽机轴封、气缸接合面冒出白色的湿汽或溅出水滴，推力轴承乌金温度和回油温度上升，轴向位移窜动且有增大趋势，气缸金属壁温急剧下降，上、下缸温差增大，胀差急剧减小，即组出现激烈振动。若因主蒸汽或再热蒸汽带水，主蒸汽、再热蒸汽的温度会急剧下降，主蒸汽压力剧降。（2）原因来自抽汽系统。给水加热器管路泄漏；加热器水位控制不良或发生故障；加热器及抽汽管路疏水不够或布置不当；抽汽管路与供给启动除氧器汽源互相连接处的阀门泄漏或操作失当。来自锅炉过热器及主蒸汽管道系统。蒸汽温度失控或由于误操作、设备故障而引起锅炉水位异常。来自再热蒸汽系统。运行人员误操作或阀门泄漏。来自蒸汽密封系统。操作不当。（3）处理破坏真空紧急停机，尽快切断有关汽源、税源，同时加强主蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体及轴封供汽系统的疏水。如因加热器或除氧器满水，应立即撤出故障加热器或除氧器，并开启相应的事故疏水，同时加强抽汽管道的疏水。停机过程中，严密监视推力瓦乌金温度和回油温度、轴向位移、上、下缸的温差，各缸胀差、机组振动情况。准确记录转子惰走时间、大轴偏心度，仔细倾听机内声音，以确定机组是否可以重新启动。（三）汽轮发电机组振动大（1）现象CRT轴振值显示增大或出现报警；TSI记录仪记录轴振值增大；机组声音异常，就地测量、感觉振动明显增大。（2）原因冲转前盘车时间不足，汽轮机转子偏心度大；机组暖机不充分，疏水不畅；热态启动冲转时，冲转参数偏低；运行参数、工况剧变，汽轮机进冷汽或发生水冲击；低压缸强度不足