冷端系统能耗分析与节能诊断技术

1、. 1 西安热工研究院：王西安热工研究院：王 浩浩 2014.4.9 2014.4.9 2021年5月10日 2021年5月10日2 32021年5月10日 2021年5月10日4 冷端系统主要任务是把从汽轮机排汽口排出的蒸汽凝结成水，并在汽轮 机排汽口建立与维持一定的真空度。 5 主要设备包括： 1、凝汽器； 2、抽真空系统和真空泵； 3、循环水系统、循环水泵和冷却塔； 4、凝结水系统和凝结水泵； 5、以及相关的管道、阀门等附件。 2021年5月10日 图图1 冷端系统架构冷端系统架构 2021年5月10日 1 1、凝汽器、凝汽器 1）冷却管脏污 冷凝管脏污包括汽侧和水侧脏污两种，引起凝汽器

2、性能下降的一般是水侧脏污。 图图2 冷却管现场图片冷却管现场图片 6 2021年5月10日7 图图3 冷却管清洁系数下降冷却管清洁系数下降0.1，对机组发电煤耗影响，对机组发电煤耗影响 水侧脏污直接导致凝汽器清洁系数降低，增加了传热热阻。部分电厂凝汽器 冷却管脏污严重，其清洁系数在0.50.6之间。 2021年5月10日8 主要原因： （1）循环水水质差； （2）胶球清洗系统运行方式欠妥； （3）胶球清洗系统存在缺陷； （4）收球率低； （5）运行监督不到位等。 2021年5月10日9 2）空气分压力大 机组真空严密性表征漏入空气流量大小，切除抽气设备后的真空下降率是反映真 空系统严密程度的指

3、标。 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 02004006008001000 凝汽器压力升高值（kpa） 真空下降率（pa/min） 系列系列1 图图4 4 真空下降速率与凝汽器压力变化量真空下降速率与凝汽器压力变化量 2021年5月10日10 主要原因： （1）真空严密性差； （2）抽真空系统缺陷； （3）轴加水封缺陷； （4）轴封回汽缺陷； （5）抽真空设备异常； （6）抽真空管路阻力大等。 2021年5月10日11 3）循环水流量偏低 通常凝汽器冷却水温升设计值一般为810左右，冷却水流量减少10%，冷 却水温升增加约1。 图图5 5 冷却水流

4、量变化冷却水流量变化10%10%对发电煤耗影响对发电煤耗影响 2021年5月10日12 主要原因： （1）循环水泵效率低； （2）循环水泵出口门或循环水凝汽器出口门开度小； （3）循环水二次滤网阻力大； （4）凝汽器水阻大； （5）海水潮位； （6）循环水取水高程变化等。 2021年5月10日13 4）循环水入口温度高 图图6 6 冷却水温度变化冷却水温度变化11对发电煤耗影响对发电煤耗影响 2021年5月10日14 主要原因： （1）直流供水冷却机组取水口位置不合理； （2）回水影响取水口温度； （3）取水明渠不合理； （4）冷却塔填料老化、型式落后； （5）喷溅装置溅散性差； （6）喷溅装

5、置堵塞； （7）冷却塔冷却面积不足； （8）托架或除水器通风阻力大等。 2021年5月10日15 5）热负荷大 一般凝汽器热负荷按tmcr工况设计，与tha工况相比，凝汽器热负荷偏大在5%左右， 对于经济性处于平均水平的机组，额定工况下凝汽器实际热负荷通常小于设计热负荷。 图图7 凝汽器热负荷变化凝汽器热负荷变化5%对发电煤耗影响对发电煤耗影响 2021年5月10日16 主要原因： （1）汽轮机热耗高； （2）低旁泄漏； （3）小汽轮机缸效率低； （4）阀门内漏严重等。 2021年5月10日17 6）凝汽器面积不足 直流冷却系统机组凝汽器面积略小，冷却水流量较大； 循环冷却系统凝汽器面积略大，

6、冷却水流量较小。 机组容量直流冷却机组循环冷却机组 300mw16000180001750019000 330mw17000180001800019000 350mw18000190001900021000 600mw亚33000350003500039000 600mw超33000350003400038000 1000mw52000550005400060000 表表1 凝汽器设计面积（凝汽器设计面积（m2） 2021年5月10日18 绝大多数新投产机组凝汽器冷却面积完全可满足性能要求；对于服役较久机组， 凝汽器增容改造需优化管束排列、增加冷却管数量和更改管板连接支撑等，必要时 需更换凝汽

7、器外壳，投资和工程量较大。 2021年5月10日19 主要原因：设计面积不足、水室积聚空气、凝汽器堵管率高。 部位 壁厚小于30% 管数 壁厚30%50% 管数 旧堵管 甲侧上水室7217558 甲侧下水室56360124 乙侧上水室84129152 乙侧下水室143204123 总计355868457 堵管以及减薄冷却管数量为2831根，占冷却管总数比例为12.5% 表表2 某厂凝汽器堵管率某厂凝汽器堵管率 20 2 2、抽真空系统抽真空系统 1）真空系统严密性差；2）真空系统存在漏点 2021年5月10日 项目xhy#3mdj#7sg#8tl#2 高压缸结合面 中、低结合面 凝汽器喉部伸缩

8、节 低压轴封 疏水扩容器与凝汽器连接处 负压管道与扩容器连接处 轴加疏水水封 真空破坏门 八抽管道与汽缸结合面 凝结水系统负压管道 负压系统取样仪表管漏 真空系统辅助设备 凝汽器汽侧联通管 凝汽器汽侧人孔门 8号低加疏水与凝汽器结合处 凝泵盘根 抽气设备 表表3 真空真空系统系统常见漏点常见漏点 2021年5月10日21 3）抽真空系统缺陷 案例一案例一 案例二案例二 案例三案例三 2021年5月10日22 50 注水 接凝汽器，标高和轴加中心线齐平 3200mm 案例四案例四 案例五案例五 2021年5月10日23 案例六案例六 案例七案例七 2021年5月10日24 4）真空泵系统缺陷 （

9、1）抽真空管路阻力大（华能jgs电厂） （2）真空泵效率低（山东或佛山真空泵厂） （3）真空泵冷却液流量低（华能东方电厂） （4）真空泵冷却液冷却水温度高（南方大部分电厂） （5）真空泵冷却液冷却水流量少（华能df电厂） （6）真空泵换热器脏污（粤电jw电厂） （7）凝汽器水室无真空泵或水室真空泵运行效果差（大部分开式冷却电厂） 2021年5月10日25 案例八案例八 案例九案例九 案例十案例十 案例十一案例十一 2021年5月10日26 案例十二案例十二 案例十三案例十三 2021年5月10日27 3 3、循环水系统循环水系统 1）循环水泵与系统阻力不匹配 循环泵始终处于高扬程小流量或低扬程

10、大流量区域运行，且循环水泵实际效率低。 图图9-2循环水泵性能曲线循环水泵性能曲线 图图9-2循环水泵性能曲线循环水泵性能曲线图图9-2循环水泵性能曲线循环水泵性能曲线 图图8 循环水泵特性曲线循环水泵特性曲线 2021年5月10日28 2）循环水泵效率低 机组服役久，循环水泵叶轮磨损、腐蚀、老化较严重，且早期循环水泵设计水平 相对落后等，循环水泵实际效率低于0.7。 图图9 循环水泵特性曲线循环水泵特性曲线 29 3）循环水系统阻力大（循环水二次滤网、凝汽器水阻、系统阀门阻力） 2021年5月10日 0 50 100 150 200 5060708090100 110 120 130 140

11、 150 水水 阻阻 kpa 冷却水流量冷却水流量 % 300mw600mw1000mw 图图9 循环水二次滤网循环水二次滤网 图图10 凝汽器水阻线凝汽器水阻线 2021年5月10日30 4）海水潮汐变化 图图11 海水潮位变化海水潮位变化图图12 循环水泵耗电率变化循环水泵耗电率变化 2021年5月10日31 5 5）循环水泵耗电率高）循环水泵耗电率高 图图13 13 不同地区循环水泵耗电率比较不同地区循环水泵耗电率比较 需要说明的是：循环水泵耗电率过高或过低均不经济，需兼顾经济背压下，优化循 环水泵运行方式，使循环水泵耗电率区域合理。 322021年5月10日 6 6）循环水泵运行方式不

12、合理）循环水泵运行方式不合理 国华cd电厂、sz电厂、粤电jw电厂地处于我国北方，全年双泵运行；国华nh电厂 地处于我国南方，一机三泵运行时间仅为28天。 33 4 4、冷却塔冷却塔 （1）喷溅装置堵塞、脱落 （2）配水不均匀 （3）配风不均匀 （4）填料损坏、破碎 （5）冷却面积不足 （6）热力性能差 （7）夏季出塔水温高 2021年5月10日 2021年5月10日34 图图14 14 冷却塔现场拍摄图片冷却塔现场拍摄图片 35 1）凝结水泵耗电率高 通常600mw及以上超（超）临界机组凝结水泵耗电率不大于0.18%。 2021年5月10日 表表4 600mw4 600mw机组凝泵耗电率机组

13、凝泵耗电率(75%(75%负荷率）负荷率） 5 5、凝结水系统凝结水系统 5 5、凝结水系统凝结水系统 先进水平hy1号hhw2号ts4号jh1号dd2号zh2号jw3号qb4号 0.180.40.320.390.360.360.330.340.34 2021年5月10日36 2）凝结水系统阻力大 3）凝结水过冷度大 4）凝结水泵效率低 图图15 除氧器水位调整门除氧器水位调整门 2021年5月10日37 6 6、总结、总结 由于设计选型主辅机系统适配性差问题、系统设计缺陷问题、基建遗留问题、 运行监管不到位、检修维护不及时、电厂重视程度不足等一系列问题，造成部分机 组真空偏低0.51kpa，

14、严重时真空偏低1kpa以上。 经核算，1000mw机组真空长期偏低1kpa，每年多消耗标准煤900010000吨。 2021年5月10日38 表表5 冷端系统主要参数对发电煤耗的影响（一机两泵）冷端系统主要参数对发电煤耗的影响（一机两泵） 项目名称变化101520253035 排汽压力，kpa1kpa2.22.4 冷却水温度，10.36 0.46 0.61 0.78 0.97 1.22 冷却水流量，t/h10%0.50 0.62 0.76 0.94 1.16 1.42 凝汽器热负荷，mj/h5%0.63 0.76 0.88 1.09 1.34 1.68 清洁系数0.10.80 0.88 0.9

15、7 1.13 1.39 1.64 凝汽器冷却面积，m210%0.17 0.19 0.21 0.25 0.29 0.36 392021年5月10日 从机组冷端系统着手，解决冷端系统诸多问题，提高汽轮机组冷端性能，投入小、 见效快，是电厂节能降耗、提高机组热经济性、实现效益最大化的最佳途径。 2021年5月10日40 基于冷端系统存在的问题，利用火电机组变工况性能计算方法和等效焓降法，结 合以往的研究成果以及多台火电机组冷端系统节能诊断实例，总结并提出了火电机组 冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术方法。 2021年5月10日41 图图16 方法体系架构方法体系架构 建立以供电煤耗率为一阶评价指标以

16、及 凝汽器压力和冷端设备耗电量为二阶评价指 标的冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术 方法，提出了表征冷端系统和设备运行性能 的六个特征参量，研究它们对凝汽器压力的 影响规律及机组经济指标的影响程度，进而 研究了引起特征参量变化的主要因素，最终 提出节能降耗相关方面的措施。 2021年5月10日42 1）设计参数对比及评价 2）主要参数对经济性影响定量计算，主要包括： 主要包括排汽压力、冷却水温度、冷却水流量、凝汽器热负荷、凝汽器冷却面积 以及清洁系数等主要参数单位变化量对机组经济性的影响。 3）冷端系统主要测点校核及评价 4）凝汽器性能诊断，主要包括：（负荷50%、75%、100%，泵方式一泵

17、、两泵、三泵） （1）凝汽器变工况性能计算及评价 （2）凝汽器热负荷核算及评价 （3）凝汽器清洁系数核算及评价 （4）凝汽器循环水流量核算及评价 （5）冷端系统运行指标统计数据分析及评价 主要内容主要内容 2021年5月10日43 5）抽真空系统诊断，主要包括： （1）真空严密性试验 （2）抽真空装置运行性能分析 （3）真空系统现场实际检查 （4）真空泵运行数量对真空影响试验 （5）轴封供汽压力调整对真空影响试验 （6）轴加水封高度对真空影响试验 （7）抽真空系统缺陷分析 6）循环水系统诊断，主要包括： （1）循环水泵耗电率分析 （2）循环水泵效率核算及分析 （3）循环水系统阻力对冷端系统的影

18、响（管网阻力、二次滤网阻力、凝汽器水阻等） （4）循环水泵运行方式分析 2021年5月10日44 7）胶球清洗系统诊断 （1）收球率分析 （2）运行方式分析 8）冷却塔性能诊断 （1）冷却塔热力性能分析 （2）冷却塔冷却幅高测算 （3）冷却塔现场实际勘察 9）凝结水系统性能诊断 （1）凝结水泵耗电率分析 （2）凝结水泵运行方式分析 （3）凝结水系统阻力分析 （4）凝结水过冷度分析 2021年5月10日45 10）冷端优化 （1）排气压力对热耗率影响分析 （2）排气压力对功率影响分析 （3）循环水泵不同运行方式主要经济指标校核及分析 （4）凝汽器典型工况核算 （5）最佳背压核算 （6）最佳循环水

19、泵耗电率核算 （7）最佳年均背压和循环水泵耗电率核算 11）小结 冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术研究共进行专项分析及诊断累计35项。 46 华能吉林某电厂通过节能诊断，1、2号机组真空严密性从1.2kpa/min提升至100pa/min； 大唐内蒙某电厂真空低专项治理研究，真空可提高约1.0 kpa； 华能黑龙江某电厂1、2号冷却塔节能技术改造，循环水出塔水温下降2.5度； 华能山东某电厂7号冷却塔节能技术改造，循环水出塔水温下降2.3度； 华能云南某电厂、河南某电厂、国华浙江某电厂抽真空系统改进，真空提高约0.5 kpa； 华能江西某电厂3号机组真空低专项研究，真空可提高约0.5 kpa

20、； 华能内蒙某电厂直接空冷机组节能诊断，真空提高1 kpa； 国华内蒙某电厂直接空冷机组节能诊断，运行调整使真空提高1 kpa； 国华辽宁某电厂3、4号机组节能诊断，循环水流量增加10%，真空提高至少0.3 kpa； 粤电某电厂节能诊断，现场处理提高真空泵工作性能，真空提高至少0.3 kpa； 中电投贵州某厂节能诊断，凝汽器酸洗及清洗，真空提高至少1 kpa。 2021年5月10日 2021年5月10日47 （1）导致凝汽器性能变差的原因一：凝汽器冷却管脏污，造成凝汽器真空变 差0.250.43kpa。 （2）导致凝汽器性能变差的原因二：进入凝汽器循环水流量减少，造成凝汽 器真空变差0.220.40kpa。 （3）对凝汽器进行高压水清洗或酸洗，如汽侧存在脏污，应进行全面酸洗， 发电煤耗至少下降约0.5 g/(kwh)。 （4）