火电厂热力系统辅机节能技术

1、火力发电厂系统和辅机节能技术、火力发电厂系统和辅机节能技术、a真空系统b供水回热加热系统c疏水系统d泵e风扇f制粉系统，随着电力技术的发展，火力发电厂的结构不断优化，大容量和新技术发电厂所占比例不断提高， 全国火力发电厂的平均电力消耗量从2000年的394g/kWh下降到2004年的379g/kWh，特别是300MW的平均电力消耗量下降到339.36g/kwh (上一年度的340.36 )。 平均工厂功率率为5.27% (上年度7.2% )； 平均等效可用系数为91.96% (上年度91.76% )，进口300MW机组的平均电力供给煤消耗量为331.09克/千瓦时(上年度331.74 )，平均

2、工厂电力率为5.26% (上年度5.40% )； 平均等效可用系数为92.77% (上年度91.43% )； 各种机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高，但火力发电机组的平均效率约为33.8% (比国际先进水平低67个百分点)，平均供电煤消耗量比海外高50克，整体运行水平远离国际先进水平。 近年来，火电厂的节能活动取得了明显的社会和经济效果，能源消费以年均3.6%的增长速度支持国民经济的年均9.7%的增长速度，缓解能源供求矛盾，提高经济增长的质量和利益，减少环境污染，对保障国民经济的持续、快速、健康发展起着重要作用目前，随着国名经济的迅速发展，电力工业处于快速发展的新时期，各地面临着相当严峻的不

3、足情况，各环节面临着巨大压力的“工厂网分离、竞争价格网”电力市场机制越来越完善，电力体制改革后的新电力企业管理模式已经形成，各电力集团热电厂节能是电力工业发展的重要主题，是解决能源环境问题的根本措施。 火力发电站的节能工作重要的道路很远。 火力发电站的节能工作重要的道路很远。 火力发电厂主要损失和消耗：锅炉热损失： q2、q4等电机热损失：进气节流、流通部分损失、泄漏损失、馀速损失等蒸汽不足导致冷凝器散热损失发电厂辅机等自家电力系统散热损失发电机损失的工作泄漏、状况变化和燃料输送储藏损失等， a真空系统A1真空系统严密性A2冷凝器热负荷A3冷凝器清洁度A4冷却水流量A5真空泵性能，A1真空系统

4、严密性(1)，SD268-88固定式发电用冷凝器涡轮技术条件规定了机组真空严密性的检查标准： 100 MW以上机组，真空降速度在0.27 kPa/min以下。 国产引进型300 MW机组真空严密性指标不合格的问题相当普遍，严重影响了机组的经济运行。 统计分析300 MW机组的真空严密性试验数据，发现每当真空下降速度下降0.1 kPa/min，真空就上升约0.12 kPa。 A1真空系统的严密性(2)，调查12个机组的平均真空严密性指标仅为0.903 kPa/min，有些发电厂因严密性差而无法正常完成严密性试验。 只要改善真空的严密性，300 MW机组的真空就提高了0.6 kPa，平均煤消耗率降

5、低了约1.5 g/(kW.h )。 由于机组真空系统庞大复杂，影响真空的环节很多，提高机组真空的严密性一直是各电厂的棘手问题。 A1真空系统的严密性(3)、严密性管理的唯一方法是真空检漏，可以采用停止灌水检漏或在运行中跟踪气体检漏的方法。 检漏工作技术要求不高，但关键是严格、认真、细心，在检漏中发现的漏点，根据漏率的大小适时区分，分批严格处理，经常重复多次，确保密封效果。 经过努力，机组的严密性指标得到改善的例子很多，某发电厂一年共调查4台机组31台，漏点201处(处理漏点191处)，真空严密性水平大幅度提高，全厂的平均真空值从2000年的91.5 kPa达到2001年的92.7 kPa、A2

6、冷凝器热负载(1)、国产引进型300 MW机组冷凝器热负载普遍较大，偏差幅度一般为10 35。 冷凝器热负荷的增加导致直接冷却水温的上升，传热端差增大，机组真空度下降，是冷凝器的冷端性能恶化的主要原因。 其原因主要是流通部分，包括从低压汽缸向冷凝器排出的热流量增加，供水泵的小马达排气量增加在内的疏水系统和低压旁通阀等的泄漏。A2冷凝器热负荷(2)、降低冷凝器热负荷的路径：选择合理的冷凝器结构，严格控制上升、下降负荷率，特别是控制起动、停止中的负荷率，降低机组的振幅，在修理中合理调整冷凝器间隙，提高涡轮流通效率，减少低压缸排气量减少陷阱门、合理利用有效能量、减少泄漏点、降低A2冷凝器热负载(3)

7、、冷凝器热负载的路径：加强了陷阱阀的检查和运行管理，减少阀内泄漏。 提高水泵机组运行效率，降低摩托车油耗，加强运行管理，确保正常的疏水路径。 合理调整加热器的水位保护和疏水调节阀的值，保证加热器的正常疏水性。 A3冷凝器的洁净度(1)、冷凝器的洁净度下降是冷端性能恶化的另一个主要原因。 冷凝器设计的清洁度一般为0.80.85，某调查设计的国产引进型300 MW机组的平均冷凝器运行清洁度为0.59。 某电厂1号机组改造前运行洁净度0.37，只有它能影响真空2.45 kPa。 A3冷凝器洁净度(2)，提高冷凝器洁净度的主要方法：酸洗冷凝管内壁钙垢层厚的冷凝器。 正常投入冷凝器橡胶球清洗装置。 橡胶

8、球清洗装置选择的橡胶球的直径、硬度和重度等参数，必须根据本公司冷凝器的实际运行情况，分析确定相关的试验结果。 有条件的冷凝器可以根据洁净度自动清洗。A3提高冷凝器的清洁度(3)、冷凝器的清洁度的主要方法：设置循环水二次过滤器，定期清洁冷凝器水室的话，由于循环水的水质不好，或者二次过滤器的运转质量差，冷凝器水室的垃圾堆积，垃圾堵塞在冷却管内，胶体球不能正常运转A4冷却水流量(1)、国产导入型300MW机组的循环冷却水流量小是较普遍的问题，差异一般在1030之间。 通常，冷却水的流量少15%的话，冷凝器的真空会下降约0.5kPa。 冷却水流量不足主要有运转和设备两方面的原因。 A4冷却水流量(2)

9、、冷却水流量不足的运转原因：冷凝器冷却水出口蝶阀开度小，循环水配管阻力增加，冷却管堵塞或污染，吸入水位下降，动叶片可调整的循环泵没有根据运转状况将叶片角度调整到合理的位置。 A5真空泵性能(1)，大机组的吸气设备多为水环式真空泵，此类真空泵的设计工作液温度一般为15，但在发电站的实际生产中温度变化范围很大，尤其是夏季的真空泵工作液温度达到40。 从真空泵的工作特性来看，冷凝器压力约为7 kPa，工作液温度为35时，真空泵的排气能力下降50%。A5真空泵性能(2)、真空泵工作液温度高的直接原因是真空泵冷却水温度高，很多电厂真空泵冷却水直接从冷凝器循环水中取。 真空泵冷却水系统的改造方法：采用增大

10、真空泵冷却水流量的较低温度的工业水(或直接抽出地下水)。 某机组真空泵冷却水改为工业水后，机组真空度明显上升，300 MW真空泵冷却水温度分别为30.5、22.25、18.5时，冷凝器压力分别为11.28 kPa、9.94 kPa、9.53 kPa。b供水回热加热系统，B1加热器端差B2高压加热器蒸汽侧压力B3加热器疏水，B1加热器端差(1)，普通国产300MW机组加热器设计性能：低加：供水2.8； 疏水性5.5高加：供水0-1.7； 疏水5.6加热器端差大的问题相当普遍，很多机组低压加热器的供水端差达到15，疏水端差达到30，部分机组高压加热器的疏水端差达到20。 相对于国产引进型300MW

11、机组，加热器端差平均增加2.4时，发电煤的消耗率约上升0.7 g/(kW.h )。 涉及统计的9台300MW机组加热器的疏水端差平均增加8.45，煤消耗率影响了约2.46 g/(kW.h )。 B1加热器端差(2)、加热器端差的增加受运行因素的影响很大。 不考虑加热器堵塞和设备缺陷，加热器端差的增加与壳体侧水位直接相关。 目前，300 MW机组加热器端差超过标准的原因多是运转水位低或水位调节不稳定。 因此，确定合理的加热器水位是保证加热器性能的关键。 现场试验结果表明，水位优化调整后的加热器端差一般大幅下降。 B1加热器端差(3)在加热器壳体内设置空气管，有效排出壳体侧的不结露的气体，是维持加

12、热器的热性能，缓和腐蚀的重要措施。 美国热交换学会的标准规定，连续空气排放量至少在各加热器的排气量的0.5以内。 由于放出空气的系统不能阶段性地串联连接，因此，为了使不被压力低的加热器凝结的气体被高度浓缩，不影响传热性能而加速腐蚀，从不同工作压力的加热器引出的开放气管不应该连接，必须分别与冷凝器连接，确保管路B2高压加热器的蒸汽侧压力、国产引进型300 MW机组的高压加热器蒸汽侧压力高是普遍的问题，各加热器的供水水温不均衡，回热循环和机组的热经济性降低，更重要的是威胁设备和人身安全，影响机组的运行可靠性。 其解决方法是合理调整抽气电动门开度，改善在抽气管道上安装节流装置的气缸的抽气口结构，减少

13、抽气口的流通面积，相关设计和制造部门综合处理加热器结构问题。 B3加热器的疏水性(1)、加热器的疏水性差的问题很普遍。 其原因主要是加热器内漏，疏水管的管径选择不合理，配管阻力大，疏水性调节阀的流通能力不足。 一般容易发现B3加热器的疏水性(2)、加热器的水侧内漏，但如果因壳体侧水位下降、蒸汽侧内漏等原因，疏水端差变大、疏水温度上升，则疏水调节阀的流通能力直接下降、调节阀后疏水气化，疏水性恶化。 另外，壳体侧的水位低于疏水入口的水位，也影响加热器的正常疏水和设备的安全。 为了解决加热器的疏水性差的问题，调整蒸汽侧的水位，减小疏水端的差异是有效的。 c疏水系统泄漏(1)、捕集阀的内部泄漏长期以来

14、是困扰很多发电站的普遍问题，对机组的安全经济性有很大影响：大量的高品质蒸汽泄漏到冷凝器，在机组电力减少的同时，冷凝器的热负荷增大，也影响真空，疏水性集管和扩张容器之间的温差增大， 疏水性集管和扩张容器的连接部发生龟裂，大量的空气泄漏到冷凝器中，无法正常地流动，例如，当工质通过疏水配管逆流到汽轮机时，汽缸浸水、放出冷蒸汽、停止的过程中，汽缸的温度差增大，制动、c疏水系泄漏(2)，主要原因：由于疏水差压大、阀体容易损坏的阀门质量、安装、检查、调整等问题，阀门容易泄漏、开关无效等运行操作方式无法根据on、off状态调节控制模式，阀体容易损坏， 正常运行时陷阱不关闭的疏水系统的合理设计，虽然主体和热管

15、的疏水系统设计复杂，但功能较简单，在设计、安装、检查过程中容易忽略的问题很多。c疏水系统泄漏(3)应根据疏水系统的类型和特征进行改进和优化设计：在各种情况下运行，疏水系统可以防止涡轮供水和涡轮主体异常积水， 原则上必须将手动阀安装在空气或电动阀入口的热备件上的配管和设备，应该在使用蒸汽设备的入口前加热管，管不得在采用组合型自动捕集方式的任何类型的疏水管上设置疏水止门。 D1泵供水泵的基本情况是，第一代定速泵(20世纪70年代以前)的参数与本体不符，效率低，可靠性差的第二代多为速泵(20世纪7080年代)，主要是海外技术的特点设计、制造效率不足，稳定性差在引进消化吸收外国技术(如德国KSB、英国

16、WEIR、法国SULZER等)的基础上，生产的高压锅炉给水泵基本满足了国内各种容量机组配套和旧机组改造的要求。 D1泵供水泵改造建议，300MW机组：原创的DG560-240型、DG500-240型调速泵，在很多电厂成功改造了DGT600-240型，实测效率达到了80%以上，QG525-240型和tdg 525 - D2水泵循环水泵，循环水流量不足影响机组经济性的问题相当普遍，系统设计阻力小或泵扬程选择过低，循环水泵与系统不匹配，循环水泵效率远低于设计值是主要原因。 循环水泵改造和优化运行是循环水系统节能工作的重点。 循环泵的改造目的主要是提高循环泵的效率，增加循环泵的流量，实现改变循环泵扬程

17、的可调节运转(可变导叶、调速电动机、变频调节)。 D2水泵循环水泵的节能改造、循环水泵改造方案主要是更换车削叶轮外径的叶轮，更换整个泵。 根据水泵配置的实际情况，改造应首先考虑效率和流量，尽可能选择水泵的调节运行方式。 300 MW机组循环水系统一般采用机组制运转，但各机组之间必须用连通管连接，机组制运转完全可以进行，也可以实现机组间的协调。 D2水泵循环水泵的最佳运转、泵组的最佳运转方法：在汽轮机的蒸汽参数和阀位不变的条件下，通过改变冷凝器的压力，得到机组的微增输出的关系曲线，得到循环泵的运转方式不同时的流量和消耗电力的关系不同的机组负荷， 根据不同循环泵运转方式下的冷凝器性能结果不同的机组

18、负荷、不同循环水温度下的冷凝器最佳背压冷凝器的最佳背压，求出不同状况下的循环泵流量和运转方式。 D3泵冷凝水泵、国产300 MW机组配置的冷凝水泵或冷凝水泵扬程普遍较高，是影响机组热经济性的因素之一。 统计结果表明，只要凝汽器供水的要求达到2.2 MPa，就可以满足很多电厂的冷凝器泵和冷凝器泵出口的冷凝器压力达到2.5 MPa2.7 MPa，会导致脱氧器供水调节阀的节流损失。 另外，随着机组负荷下降，结露水的流量下降，结露水泵出口压力进一步提高。 因此，需要对凝结水泵和凝结水泵进行改造，节能效果显着。 D3泵冷凝水泵、冷凝泵或冷凝泵的改造方式：车削最终级叶轮除去一级叶轮的一次叶轮的更换：更换整个转子，更换整个泵。 实现可调节的运行(可变导向叶片、调速电机、变频器调节)。 e发电站风机、发电站风机是火电站的主要辅机，其消耗电力占泵约发电容量的1.52.5%，相对于300MW机组，风机的运行效率提高了1个百分点，每