1、.,1,冷端系统 能耗分析与节能诊断技术,西安热工研究院：王 浩2014.4.9,2019年11月25日,前 言,2019年11月25日,2,一、诊断理论 二、数学建模 三、设计优化 四、专项研究,五、优化运行 六、性能试验 七、能耗诊断 八、技术改造,冷端系统节能应进行以下专题研究：,主 要 内 容,3,一、存在问题 二、诊断技术 三、工程实例,2019年11月25日,2019年11月25日,4,一、冷端系统概述,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。,一、冷端系统概述,5,主要设备包括： 1、凝汽器； 2、抽真空系统和真空泵； 3、循
2、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。,2019年11月25日,图1 冷端系统架构,2019年11月25日,二、存在问题,1、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，引起凝汽器性能下降的一般是水侧脏污。,图2 冷却管现场图片,6,2019年11月25日,7,二、存在问题,图3 冷却管清洁系数下降0.1，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。,2019年11月25日,8,二、存在问题,主要原因： （1）循环水水质差； （2）胶球清洗系
3、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。,2019年11月25日,9,2）空气分压力大,二、存在问题,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标。,图4 真空下降速率与凝汽器压力变化量,2019年11月25日,10,二、存在问题,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。,2019年11月25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
4、水温升增加约1。,图5 冷却水流量变化10%对发电煤耗影响,二、存在问题,2019年11月25日,12,二、存在问题,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。,2019年11月25日,13,4）循环水入口温度高,二、存在问题,图6 冷却水温度变化1对发电煤耗影响,2019年11月25日,14,二、存在问题,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
5、溅装置溅散性差； （6）喷溅装置堵塞； （7）冷却塔冷却面积不足； （8）托架或除水器通风阻力大等。,2019年11月25日,15,5）热负荷大,二、存在问题,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7 凝汽器热负荷变化5%对发电煤耗影响,2019年11月25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。,二、存在问题,2019年11月25日,17,二、存在问题,6）凝汽器面积不足,直流冷却系统机组凝汽器面积略
6、小，冷却水流量较大；循环冷却系统凝汽器面积略大，冷却水流量较小。,表1 凝汽器设计面积（m2）,2019年11月25日,18,二、存在问题,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，必要时需更换凝汽器外壳，投资和工程量较大。,2019年11月25日,19,二、存在问题,主要原因：设计面积不足、水室积聚空气、凝汽器堵管率高。,表2 某厂凝汽器堵管率,20,一、冷端系统存在的主要问题,2、抽真空系统 1）真空系统严密性差；2）真空系统存在漏点,2019年11月25日,二、存在问题,表3 真空系统常见漏点,
7、2019年11月25日,21,3）抽真空系统缺陷,二、存在问题,案例一,案例二,案例三,2019年11月25日,22,案例四,案例五,二、存在问题,2019年11月25日,23,二、存在问题,案例六,案例七,2019年11月25日,24,二、存在问题,4）真空泵系统缺陷,（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
8、厂）,2019年11月25日,25,案例八,案例九,案例十,案例十一,二、存在问题,2019年11月25日,26,案例十二,案例十三,二、存在问题,2019年11月25日,27,二、存在问题,3、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大流量区域运行，且循环水泵实际效率低。,图9-2循环水泵性能曲线,图9-2循环水泵性能曲线,图9-2循环水泵性能曲线,图8 循环水泵特性曲线,2019年11月25日,28,二、存在问题,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9 循环水泵
9、特性曲线,29,一、冷端系统存在的主要问题,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）,2019年11月25日,二、存在问题,图9 循环水二次滤网,图10 凝汽器水阻线,2019年11月25日,30,4）海水潮汐变化,二、存在问题,图11 海水潮位变化,图12 循环水泵耗电率变化,2019年11月25日,31,二、存在问题,5）循环水泵耗电率高,图13 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。,32,一、冷端系统存在的主要问题,2019年11月25日,二、存在问题,6）循
10、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。,33,一、冷端系统存在的主要问题,4、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,2019年11月25日,二、存在问题,2019年11月25日,34,图14 冷却塔现场拍摄图片,二、存在问题,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%。,2019年11月25日,表4 600MW机组凝泵耗电率(75
11、%负荷率）,5、凝结水系统,5、凝结水系统,二、存在问题,2019年11月25日,36,二、存在问题,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15 除氧器水位调整门,2019年11月25日,37,二、存在问题,6、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，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。,2019年11月25日,38,表5 冷端系统主要参数对发电煤耗的影响（一机两
12、泵）,二、存在问题,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,39,2019年11月25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。,2019年11月25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。,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,2019年11月25日,41,图16 方法体系架构,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,建立以供电煤耗率为一
13、阶评价指标以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。,2019年11月25日,42,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,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：（
14、负荷50%、75%、100%，泵方式一泵、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,2019年11月25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
15、 （3）循环水系统阻力对冷端系统的影响（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,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,2019年11月25日,44,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,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,2019年11月25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
16、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。,三、冷端系统能耗分析与节能诊断优化技术,四、工程实例,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
17、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； 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。,2019年11月25日,2019年11月25日,47,四、
18、工程实例,（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）建议对2号机组循环水泵进行高效叶轮改造，改造后单泵高速运行，进入凝汽器流量至少保证在3900040000t/h，预计发电煤耗至少下降约0.5 g/(kWh)。 （5）建议对2号机组冷却塔进行全面技术改造，改造后出塔水温至少下降11.5，预计发电煤耗至少下降约1.0 g/(
19、kWh)。 （6）建议更换胶球清洗系统设备。,托克托电厂2号机组真空低专项研究结论,2019年11月25日,48,四、工程实例,井冈山电厂3号机组高、低压侧凝汽器真空压差不明显专项分析,1、问题 投产至今，井冈山电厂3号机组冷端系统存在的问题为： 高负荷期间，高、低压侧凝汽器真空压差尚可； 低负荷期间，高、低压侧凝汽器真空压差不明显，低压侧真空偏低约1kPa。,2、分析 经分析核算，3号机组高负荷期间高、低压侧凝汽器清洁系数在0.8左右，低负荷期间高压侧清洁系数在0.8左右，低压侧凝汽器清洁系数在0.50.6左右。 结论：低负荷低压侧凝汽器空气分压力大是造成压差不明显的根本原因。,3、建议 1）检查低压侧抽真空管路，保证管路畅通无阻； 2）检查抽真空管路阀门，保证阀门完全开启； 3）检查抽真空管路凝汽器侧入口位置，与高压侧相同； 4）检查低负荷凝汽器热井水位，杜绝凝汽器高、低压侧水侧联通。,49,谢 谢!,追求卓越求实创新 规范诚信以人为本,Thank you very much for your attention!,王浩 联系电话：029-62226039，15991713487E-mail:,2019年11月25日,
