1、热力系统和设备经济优化运行分析.摘要：总结热力系统和基本设备的在经济优化的各总方向关键词：经济、效率前言：随着国民经济发展，国产汽轮机在二十世纪七十年代初，第一台超高压200MW 汽轮发电机组在辽宁朝阳电厂投产，随后在江苏望亭电厂国产 31MW汽轮发电机组投产。到二十世纪九十年代，国产亚临界 31MW、600MW 汽轮发电机组，已经成为全国各大电网主力机组。进入二十一世纪，随着引进技术和制造加工技术提高，国产超临界 660MW 空冷机组和超超临界610MW、1100MW 机组相继投产发电，特别是 1000MW 空冷机组在宁夏灵武开工建设和国华宁海百万千瓦等级超临界机组 177 米特大型海水冷却
2、塔实现温排水。就可以看出热力系统以及设备的不断升级，经济性设备的电厂的至关重要方面。供热量变化对机组经济性影响近年来在北方城市，相继投产的热电联产机组，均为中间再热、容量在135MW 以上。供热抽汽点分布在中压缸，其中工业抽汽多为三段抽汽（中压缸第一段）或四段抽汽抽出；采暖抽汽多为五段抽汽或六段抽汽（中压缸排汽）抽出。采用低真空供暖多采用进汽压力为 8.81Va、容量 100MW 以下机组。供热负荷增加，减少了被冷源带走热量、提高了机组热循环效率和电厂经济效益。但是，在计算发电成本和供热成本时却很难分摊比较合理，发电成本高、收益有限；供热效益高，分为两部分：一部分是社会效益，另一部分是电厂效益
3、。有些电厂为了提高供热效益，将无法完全确认的成本转为发电，而现行标准没有明确计算方法。特别是当供热量大幅度增加时，机组煤耗增加、补水也增加。二、火电厂主要能耗指标状况建国 60 年间，我国发电装机总容量迈出了四大步，第一步从建国 1949 年175 万千瓦发展到 1978 年，装机容量达到 5800 万千瓦，此间用了 30 年； 第二步改革开放头十年（1978 年至 1987 年） ，装机容量达到 1 亿千瓦；第三步科技发展的 l8 年间（1987 年至 2009 年） ，装机容量达到 5 亿千瓦；第四步仅用了4 年 9 间，即在 2009,9 年 12 月 31 日我国总装机容量突破了 8.
4、7407 亿千瓦，其中风电为 1613 千瓦占装机总容量的 1.845%核电为 907.82 万千瓦占总容量的=1.04%（在建规模 2305 万千瓦）水电为 1.968 亿千瓦占总容量的 22.51%、火电为 6。521 亿千瓦占总容量的 74.6%。其中火电单机最大容量达 100 万千瓦，装机超过百万千瓦的电厂达 212 座。年发电量为 35965 亿千瓦时，仅次于美国。其中火电为 29867 亿千瓦时。建立热力系统数数据库为能耗诊断提供支持平台1）主蒸汽压力变化对煤耗的影响。2）主蒸汽温度变化对煤耗的影响。3）再热蒸汽温度变化对煤耗的影响。4）汽轮机排汽压力变化对煤耗的影响。5）循环水温
5、度变化对煤耗的影响。6）给水温度变化对煤耗的影响。7）过热器减温水量对煤耗的影响。8）热器减温水量对煤耗的影响。9）荷率对煤耗的影响。10）配汽机构对缸效率影响。11）各缸端部轴封及门杆漏汽对煤耗的影响。12）机组老化对煤耗的影响。实际运行中热力系统存在问题3。实际运行中热力系统偏离设计给定条件，使机组热耗率升高，主要原因有以下几方面：a。国产 200mw、600mw 亚临界机组在热力系统过热器减温水引出点设计中，均由给水泵出口引出，这种设计方式增加了循环系统不可逆损失，经初步计算 3O0MW 机组可使煤耗增加 0.4g/kwh,600mw 机组煤耗增加 1g/kwh，如果实际燃用煤种偏离设计
6、煤种较大时，煤耗还会增加。b.由于机组燃用煤种偏离设计煤种，锅炉再热器设计存在缺陷，使再熟器出现超温现象，只有通过投入大量再热减温水来保证再热温度达到设计值，对此造成机组循环效率下降、煤耗增加。E由于轴封间隙大和原设计轴封接入点不合理，造成接入的抽汽温度（加热器进汽温度）远高于设计值。使加热器超温、管板变形、管束漏泄。F加热器管束结垢、水位设定不合理，造成上、下端差远超设计值。G由于高加上、下端差大，蒸冷器面积不足，造成给水温度低于设计值。H由于给水泵端部机械密封设计不合理，造成大量低温介质（凝结水）进入给水泵，是给水泵出水温度低子入凹温度，增加了循环系统不可逆损失。G现已投产的 300MW6
7、00MW 机组所配凝结水泵均为一拖二配制。在 55%至85%负荷时，不仅增加凝结水节流损失，还增加厂用电量消耗。h。高排管道逆止门开度不正常，造成组热耗升高七、汽轮机热力系统优化方式的探讨及技术措施根据十几年机组能耗变化规律和改造效果，总结出对现有机组热力系，统实施节能减排有以下技术措施及优化：1将现有运行的凝结水泵（原设计为 50%容量）改为 100%容量的变频电动机及水泵，使凝结水泵可随主机负荷变化调节数，可节约厂用电量0.4% 0.6%。2将现有运行的带前置泵的给水泵组，改造为不设前置泵、带诱导轮给水泵，该泵效率可达 80%82%，比带前置泵的泵组效率( 77%-79%)提高 3%；对于
8、采用电动给水泵的机组厂用电率还会有所下降。3.现有运行高压加热器（卧式）下端差均为 1012(设计为 5.6 度）甚至更高，经对高加水位合理调整(将水位在现有运行高度提高 15mm200mm） ，高加下端差可降低 3左右。对于立式高加，水位提高幅度需通过试验来确定。4现在已运行的 300MW600MW 以上机组的轴封系统，均采用自密封形式并设有均压箱。正常运行时，高中压缸端部和门杆漏汽排入均压箱，低压缸端部轴封供汽由均压箱提供。在负荷较高工况时，将有部分蒸汽排入凝汽器，这会造成汽水损失，如将这部分蒸汽引入 8 号低加，可提高回热循环热效率。5.对于原有运行 200MW 机组轴封一漏导入 4 号
9、低加进管（五段抽汽）系统，如改为导入除氧器进汽管（网段抽汽） ，可降低煤耗 0.3/kwh,4 低压加热器寿命延长一倍。6投产的国产 600MW 汽轮机组的 7、8 号低加疏水不畅。现象是，7 A、7B 、8A、8B 低加疏水调整门在全开状态下，其水位仍居高不下，危急疏水气动调整门经常处于开启状态，由此使机组热耗增加 2.4KJ/KWh 煤耗增加0.1g/kwh。原因，原设计疏水调整门遁流能力不足。解决方法，在低加疏调整门前后加装直径 80 旁路管，或重新更换大口径疏水调整门7采用大型纯凝汽式机组供热改造技术，可使机组现有供电煤耗下降1520g/kwh。一台 350MW 机组可供 400 万平
10、方米采暖用户需求；一台600MW 可供 600 万平方米采暖用户需求。这项技术已在珲春电厂（330MW、准格尔电厂(330MW)应用，并在华能大连电厂 350mwW） 、华能丹东电厂（350MW)、和庄河电厂 (600MW)开始论证实施。8.对主要内漏阀门（高压加热器、低压加热器危急疏水气动调整门及除氧器放水、给水再循环、冷再至辅汽电动调整门）零位重新定位，在正常运行中使这些阀门关闭到位，达到每关必严效果。除氧器溢流限位设定值要合理，避免定值过低增加不必要热损失。给水泵再循环应选择开关自如，每关必严的进口电动阀门，否则对机组出力和经济性产生影响。9.对于北方火电厂，容量为 135MW、150M
11、W 机组通过对低压缸末两级进行改造，将排汽压力提高到 30KPA 至 35KPA，实施循环水供热，采暖供水温度可达 65，可满足 400 万平米用户需求，供电煤耗可下降 3g/kwh 左右，电厂经济效益大幅度提高，l0.300MW 以上容量的机组，将电泵改为汽泵，对于投产运行二十年以上的机组是不经济的，回收投资最少要 15 年以上。如果年平均负荷率低于 80%时，回收年限还会增加。11.建议现有汽轮机低压及叶顶汽封改为蜂窝式汽封。工作原理：蜂窝式密封是在静子密封环的内表面由规整的蜂窝菱形状的正六面体的小蜂窝状的密封带状物构成。蜂窝带由厚度 0.050.1mm 的海斯特镍基耐高温合金薄板压制成型
12、，再经特殊设备焊接而成。汽流流经蜂窝带时，被蜂窝带上的无数六角网格所分解，被分解的气流在网格的微小空间形成汽旋， 此汽旋的“刚度， ，随着螺旋气流的强弱而变化。这样，在轴与蜂窝带形成若干道汽帘，可以高效地阻止蒸汽向外流动。与原有梳齿式汽封相，比，轴封漏汽量减少四分之一左右。铁岭电厂 300MW 机组通流改造后，高压缸至中压缸冷却蒸汽漏量比改前减少三分之一（高压平衡鼓仅改三段，含大修效果） ，高、中、低压缸端部轴封漏量减少六分之一。广泛应用在 135MW 和 200mw 机组上，节能效果明显。同时在亚临界 300MW 汽轮机组也得到应用。12.建议高参数大容量汽轮机高、中压汽封采用布莱登汽封效果
13、明显（其中高、中压缸效率分别提高 5%和 1%） 。技术原理：通过加装在汽封端部螺旋弹簧以及机组在启停机主要效果：过程中蒸汽流量（或压差）变化，自动调整汽封与转子的工作间隙，从而有效地避免机组启停机过程中转子与汽封的摩擦，在正常带负荷运行中汽封与转子的工作间隙达到安装时最小值。与原有梳齿式汽封相比，高压缸效率可提高 13%；中压缸效率可提高 0.51%；汽机热耗率可降低5090KJ/KWH ；油中进水率大幅度降低。已经在亚临界300MW、350mw、600mw 超临界机组应用日本三菱 350MW 汽轮机利用中修对高中压合缸中的高压平衡股汽封由疏齿汽封改为布莱登汽封，经 2009 年 3 月和
14、11 月的大修前、后试验表明，高压缸至中压缸冷却蒸汽漏量由修前 48.31t/h 降至_18.25t/h；高压缸效率由修前79.26%升至 84.36%，扣除以往大修效果 2.5%，实际布莱登汽封改造使高压缸效率提高 2.6%（含零间隙调整） 。但布莱登汽封也出现正常运行中不闭合现象。原因是：弹簧孔加工质量问题、弹簧孔不同心、汽封加工问题、提供的各汽封腔室内压力偏离设计值、汽封安装问题、仿造弹簧及各段弹簧互换等问题造成的13.锅炉排烟余热回收利用。利用锅炉排烟热量，加热凝结水、汽机补水、采暖及生活用水等，可大幅度降低排烟温度、提高机组循环效率，节煤1.52g/kwh,对锅炉燃烧和传热没有任何影
15、响。但在烟道或空气预热器加装冷却装置后可能会出现低温腐蚀、磨损和对引风机出力产生影响等问题，这在改造中应进行考虑。14。利用辅汽系统汽源，在启停机过程中不投电动给水泵由汽动给水泵承担，可节省厂用电量。15.由于原国产 21MW 机组低压缸端部轴封供汽方式采用下供下出，即下部供汽再从下部，抽出至抽封抽汽器，这就造成低压端部轴封上部密封较差，当低压端部轴封经一段时间运行，径向间隙增大使大量空气漏入真空下降。在我们建议下，某电厂利用一台 21MW 汽轮机大修机会采用低压端部轴封上下同时供汽，下出采用与汽封中分面 45 度排出，这就大大减少空气漏入量。在轴封压力不变情况下，真空严密性得到提高，同时也减少了油中进水可能性。16.现已投产的国产（135MW、150MW、21MW 、300MW 、350MW、 600MW、660MW 、1000MW)机组高加事故或危急疏水均通过疏扩导至凝汽器，这不仅增加了凝汽器可逆损失，对凝汽器安全运行也产生一定影响。如将 1、2 号高加事故疏水引至除氧器将会减少上述损失和不利因素。计算及改造方法参见东北电力技术 2004 年年第 11 期。大连热电股份有限公司东海热电厂 3 号汽轮机组低真空供暖改造经济性评价。日本三菱 350MW 汽轮机规范。
