技术监控会资料1--节能监督主要问题评析VIP

汽轮机节能监督主要问题评析,河南电力试验研究院汽机所2010年4月,1概述,截止2009年底，河南在豫发电公司与我院签订技术监督合同的有22个电厂，共71台机组。各发电公司对监督工作很重视，2009年各发电公司，在负荷率降低、燃煤质量下降等不利因素下，取得了明显的成绩，主要技术指标均能达到或超过标准，部分新电厂还存在一些设备遗留问题造成的部分技术指标偏离问题。,2影响机侧经济性的主要因素,机侧的节能降耗在火电厂中占有重要地位。影响汽轮机经济性的因素很多，不同机组由于设计、运行状况不一，在不同阶段会出现不同问题。,图1汽轮机经济性的主要因素,机侧节能工作大致分为3个阶段（图2）不同阶段重点解决主要矛盾能耗评估特点,图2机侧节能降耗解决问题的一般步骤,3主要问题对比,从下表1中可看出随着超临界机组越来越多其高低旁泄漏、汽缸效率低等问题近年比较突出，需要特别重视。,表1河南省签约电厂节能监督存在问题对比表,图3各类问题出现频率,4典型问题分析,4.1旁路泄漏4.2疏水不畅4.3汽缸效率偏低4.4真空问题4.5凝结水泵节能措施4.6#5、6抽温度高,4.1旁路泄漏,火力发电厂的旁路系统作用1）满足启动要求。2）保护作用。,旁路系统泄漏的危害,阀后管道超温增加凝汽器热负荷影响真空严密性直接影响机组的热经济性,判定标准：中国大唐集团公司火力发电厂技术监控动态检查考核标准规定：高旁后温度不高于高压缸排汽温度+20；低旁后温度不高于55。,泄漏原因：,1）杂物滞留2）行程不到位3)阀座下垫片压缩量过大4）启闭力矩不足5）热变形致使密封面不严密6）安装工艺出现问题,某600MW机组阀芯冲刷现场图片,华润某厂600MW机组CCI高压旁路阀内漏处理,认为焊接材料硬度不够或焊后出现变形，致使阀杆、阀芯同轴度超标,处理案例河北某电厂600MW机组低压旁路内漏处理,在机组启动暖管时杂质进入到阀门的减压笼罩内，在阀门关闭时留在减压套内表面上的杂质被阀芯带到密封面上造成了阀门泄漏。,4.2#7低加疏水不畅,引进型超临界600MW机组目前大多存在7低加至8低加疏水不畅导致紧急疏水经常开启问题。经计算影响煤耗率约0.3g/kWh，如#7低加无水位运行导致蒸汽直接进入凝汽器，对机组经济性影响更大。,分析：1）进、出口高度差约2.5米。2）疏水管路较长，11.1m3）疏水弯头较多，弯头共计8个。,表2#7、8低加压差阻力计算表,表2为某超临界600MW机组试验数据实际#7、8低加疏水压差为49kPa，300MW时，#7、8低加疏水压差为41kPa。额定工况下管道总阻力约为32kPa，设计55kPa。50%工况下总阻力约为为25.8kPa，#7、8低加设计压差仅为27kPa说明系统总压差在低负荷下不能满足运行。,结论：#7低加正常疏水管路疏水压差低负荷下不足以克服调门和管道阻力，高负荷下疏水实际压差也仅为10-20kPa，因此造成某些工况不足以克服系统阻力，#7低加经常需要开启危急疏水的情况。,原因分析：1）设计压差小、疏水阻力大是疏水不畅的主要原因，其中正常疏水进出口高差阻力大是根本原因。2）调节阀通流能力（CV或KV）的选择很重要。3）#6低加由于进入不同低加的管道阻力不同，疏水流量分配不均也会造成其中一个低加疏水疏不及的情况。,解决措施：1）利用检修机会降低正常疏水进出口高差。2）减少调节阀压损。选择通流能力大的阀门；某些机组可在正常疏水调节阀处安装一旁路管道。3）优化布置管道减少弯头压损。4）合理分配#6低加至7A7B低加疏水。在进入7A低加疏水加装阀门调节。,某厂改造效果：某厂在7A至8A正常疏水调节阀处安装一76的旁路管道，走捷径直接排至8A低加，保证了弯头减少了3个，管程减短了4.5m，分流了部分调节阀的流量。#1机组加装旁路阀后彻底解决了低加疏水不畅的问题，正常运行中，旁路阀基本保持全开，正常疏水调节阀开度一般不超过70%。7A低加疏水通畅以后，6号低加疏水也再未出现过危急疏水调节阀开启的情况。该方案优点：简便易行，且有实际效果。缺点：由于阻力大部分是由于疏水高差引起的，该方案仅减少了了调节阀和弯头压损，全负荷运行适应性有待考证；并且对于管道阻力较大的电厂可能不适用，根本解决措施需减少疏水高差。,图4某电厂疏水改造示意图,建议：7低加疏水不畅导致紧急疏水开启，直接影响机组经济性。该厂提供的方案简单易行，减小的阻力刚好能满足正常负荷区段的运行需要，可作为存在该类问题的电厂的参考。建议机组设计阶段对低加疏水系统综合考虑，优化设计，减低疏水高差，选择流通能力大、阻力系数小的疏水调节阀，减少管路弯头，并对#6低加至7A/7B疏水进行合理分配，避免该类问题的发生。,某厂#7至#8低加正常疏水阀（美国COPES-VULCAN）,流量系数是指温度为40-60的水在1PSI（磅/平方英寸）的压降下，阀门某开度下每分钟流过阀门的（美)加仑数。流量系数是表征阀门流通能力的参数。流量系数与阀门流道几何形状，阀门尺寸，阀门开度等参数有关。,4.3汽缸效率偏低,现状：目前省内超临界机组高压缸效率一般偏低1-3%左右，中压缸效率偏低1-2%左右，亚临界300MW机组高压缸效率一般偏低2-4%左右，中压缸效率偏低1-2%左右。,影响：超临界600MW机组高压缸效率每降低1%导致热耗率升高约12kJ/kWh，煤耗率升高约0.45g/kWh；中压缸效率每降低1%导致热耗率升高约14kJ/kWh，煤耗率升高约0.55g/kWh。亚临界300MW机组高压缸效率每降低1%导致热耗率升高约13kJ/kWh，煤耗率升高约0.51g/kWh；中压缸效率每降低1%导致热耗率升高约16kJ/kWh，煤耗率升高约0.62g/kWh。,原因分析：1)通流部分动静间隙超标。2）积盐结垢。3）调节汽门压损大。4）老化。5)通流部分磨损。,4.4真空问题,1）提高真空系统严密性。2）降低循环水端差。3）优化超临界双背压真空泵运行方式600MW机组抽空气管道串联运行、容易排挤低压侧空气抽不出来。,图5某电厂真空泵管路改造示意图,4.5凝结水泵节能措施,设计流量大。低负荷节流损失大超临界机组凝结水泵节电效果明显：电流可下降50-70A左右，煤耗全年可降低0.2-0.3g/kWh左右。,超临界机组一般设计为变频。低参数机组可进行技术经济比较后，再决定采用拆除叶轮、车削叶轮、变频等改造方式。,洛热#1、2、5、6机组凝结水泵分别采取拆除叶轮、车削叶轮、变频等方式，改造已完成，节电效果明显。同力2机凝结水泵车削改造后，凝泵电流有了明显下降，有效节约了厂用电，但目前凝结水再循环门仍5%左右的开度。鸭河口#2机凝泵变频改造后，变频器经常因设备问题停运，造成运行时经常不能投入变频。姚孟#5、6机组凝泵变频器有问题，未能投入，在330MW同负荷下与#6机凝泵电流相比高了70A左右。民权#1机组大修中对凝泵变频进行优化，并切削叶轮，节电50A左右，效果明显，目前低负荷下还有进一步优化的余地。,4.6#5、6抽温度高,超临界600MW机组均出现5、6抽温度试验测量值比设计值高40-60问题，东汽、哈汽、上汽同类型机组均存在此现象，目前还没有确切结论