影响火电机组真空状况的因素分析毕业设计Word格式.docx
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5.2.2运行中其他注意事项------------------------31
第六章结论-------------------------------------------32
参考资料------------------------------------------------33
影响火电机组真空状况的因素分析
火电机组的真空状况对机组运行的经济性和安全性有着较大影响,改善机组的真空状况是提高机组运行水平的重要内容,而要想改善机组的真空状况,则必需确定影响真空状况的各种因素。
第一章:
影响机组真空状况的理论基础
1凝汽器的压力和温度
凝汽器压力Pn=Pzh+Pk
由于Pk所占的比例较小,凝汽器的压力Pn≈Pzh
凝汽器的压力Pn所对应的饱和温度tn=tw1+△t+δt————
(1)
其中tw1--------循环水进水温度
△t----------循环水温升
δt----------传热端差
tw1取决于环境温度,水塔的冷却效果,水塔补水温度。
△t主要与热负荷及循环水量有一定的关系
δt取决于凝汽器铜管的脏污程度,抽气器或真空泵的工作效率,真空系统的严密性水平。
要想降低凝汽器压力,提高机组的真空,则必需从以下几个方面着手:
(1)降低凝汽器的传热端差;
(2)降低循环水进水温度;
(3)增加循环水流量;
(4)提高机组真空系统的严密性。
2传热端差
2.1传热端差计算公式
F=0.2388*Qn/(K*△tdp)=0.2388*W*△t/(K*△tdp)
△tdp=△t/ln[(△t+δt)/δt]
△t
由以上两式可知δt=………………
eKF/W-1
式中Qn…………凝汽器的传热量
K……………凝汽器总体传热系数
W……………冷却水量
△tdp…………对数平均温差
F……………传热面积
当冷却水量W及传热系数一定时,δt正比于△t,即正比于当时的凝汽器负荷,当进入到凝汽器的排汽量较小时,在冷却面积上的热负荷减少,此时真空变高,同时漏入凝汽器的空气量增大,使空气在凝汽器中占混合气体的比例增大,凝汽器的传热条件变差,因此当凝汽器的热负荷减少到一定数值后(一般约为额定负荷的70%--80%),即使凝结蒸汽量再降低,传热端差δt也不再下降。
当冷却水温度较低时,机组真空一般较好,凝汽器内空气的分压力增加,传热条件变差,传热端差δt增加,故冬季机组的传热端差一般较大。
2.2传热端差估算及与其它参数的关系
机组运行过程中,传热端差可由如下经验公式计算:
n
δt=--------------(Dn/F+7.5)
31.5+tw1
式中n=5—7,对清洁且真空系统严密性较好的凝汽器取较小值。
此经验公式不但可以用来计算不同工况下凝汽器的传热端差,在运行中,可以用它与实测的传热端差相比较,以此可做为判断凝汽器工作状况的参考。
由此可见,在凝汽器负荷减少而偏离设计工况不大时,δt与△t均随负荷下降而下降,使汽轮机排汽温度降低,排汽压力降低,从而使机组真空提高,而在凝汽负荷远离设计工况时,δt不随排汽量下降而下降,但是温升△t还是随排汽量及进水温度的减少而下降,排汽温度降之下降,此时凝汽器也可以保持较高的真空。
2.3传热端差对机组真空的影响
凝汽器的脏污程度是影响端差的主要因素,铜管愈脏,则端差愈大,而端差对机组的真空有着非常大的影响。
从式
(1)可以看出,在循环水进水温度及温升△t不变的情况下,端差每升高1℃,则对应凝汽器压力下的饱和温度升高1℃,凝汽器压力也随之升高,机组真空降低,饱和温度对应的下的压力曲线如下图。
从上图可以看出,随着饱和温度的升高,排汽压力随之升高,且饱和温度愈高,每升高1℃,压力变化也愈大。
饱和温度与排汽压力表
饱和温度
排汽压力
15
1.705745
36
5.947474
16
1.818759
37
6.281849
17
1.938291
38
6.63237
18
2.064657
39
6.999676
19
2.198184
40
7.384427
20
2.339215
41
7.787306
21
2.488102
42
8.20901
22
2.645211
43
8.650261
23
2.810924
44
9.1118
24
2.985633
45
9.594389
25
3.169747
46
10.09881
26
3.363687
47
10.62587
27
3.567892
48
11.1764
28
3.782813
49
11.75124
29
4.008917
50
12.35127
30
4.246688
51
12.97738
31
4.496626
52
13.6305
32
4.759247
53
14.31156
33
5.035083
54
15.02154
34
5.324685
55
15.76141
35
5.62862
56
16.53221
排汽温度对机组真空的影响正好与饱和温度对排汽压力的影响相反,从上图可以看出,随着排汽温度的升高,机组真空随之下降,且排汽温度愈是在较高的温度区域,每升高1℃对机组的真空影响愈大。
在循环水进水温度及循环水温升不变的情况下,端差每升高1℃,则机组排汽温度也升高1℃,排汽温度从30℃升高到31℃,真空从95.75kPa降至95.5kPa,降低0.25kPa;
如果排汽温度从50℃升高至51℃,则机组真空从87.65kPa降至87.02kPa,真空降低达0.63kPa。
为了减小凝汽器传热端差,应做以下几点:
(1)循环水的水质必需得到有效的控制,尤其对于采用河水做为冷却水的机组,胶球清洗系统必需保证较好的投入状态,保持较高的收球率,以保证凝汽器铜管的洁净。
(2)尽量减少空气漏入真空系统的数量,抽汽器或真空泵保持较高的效率,保证机组有较好的真空严密性水平,保证凝汽器铜管有较好的换热条件。
(3)凝汽器保持正常水位,避免水位将凝汽器铜管淹没的情况。
3射水抽汽器或真空泵的工作状态
3.1影响射水抽汽器效率的因素
由于射水抽汽器及系统结构简单,性能可靠,过载能力强,河北南网有较多机组真空系统配备有射水抽汽器,保证射水抽汽器有较高的效率,对于机组的真空状况至关重要。
提高射水抽汽器的效率,除了对射水抽汽器本身进行改造,例如将短喉管改为长喉管,运行中的参数对射水抽汽器的效率也有着非常大的影响,尤其是工作水的温度。
3.2射水抽汽器吸入室的压力与工作水温度
射水抽汽器吸入室的压力与工作水温度,及其在该温度下的饱和蒸汽压力存在的关系见下式:
Rb*Tp
Ph=Pn+-------------Gh
Vh
Ph------------------射水抽汽器吸入室压力
Pn------------------射水抽汽器工作水温度下的饱和蒸汽压力
Gh------------------干空气的重量流量
Vh------------------干空气的容积流量
Rb------------------空气的气体常数
Tp------------------射水抽汽器工作水的绝对温度,Tp=273+tp
tp------------------工作水温度
当tp发生变化,Rb*Tp/Vh的计算值变化很小,因此射水抽气器工作水温度变化,而抽出空气重量流量不改变时,吸入室的压力必然发生变化,其变化值等于工作水不同温度下饱和蒸汽压力的变化值。
工作水温度越低,其饱和蒸汽压力越低,其吸入室压力越低,凝汽器压力与之变化幅度基本相同,此时机组的真空越高。
3.3工作水温度对真空的影响
工作水温度对机组真空的影响与端差对真空的影响基本一致。
2006年7月我们对沧州热电厂#0、#2、#3、#4、#7机组射水池水温进行了测量情况如下:
沧州热电厂夏季射水池水温:
机组号
机组型号
单位
水温
测量仪器
#0
N6-3.43-4
℃
59
FLUCK51(NiCr/NiSi)
#2
N6-35-1
67
#3
N25-35-1
58
#4
#7
N12-1.27/304
62
我们对此进行了分析,认为主要是以下几个因素:
a)射水池的溢水管及补水管均布置在射水池的上部,当射水池补水时,一部分低温水未进行换热,便从溢水管排出,射水池下部的水则未进行充分换热。
b)溢水管管径设计较细,直径#0、2机只有89mm,当射水池的补水量稍大时,射水池的水位便会快速升高,直到水溢出射水池,显然这无法满足射水池大量补水的要求,造成射水池中水温较高却无法大量换水降温,特别是#2机组经降低溢水管,溢水量并未随之增加,经查溢水管已经杜塞。
c)射水池的补水引自工业水泵出口管,工业水池的水源一路引自循环水泵前池,如循环水温度升高时,射水池的补水温度也会相应升高,尤其是环境温度较高时,射水池补水温度高达35℃左右。
在尽量加大补水量的情况下,射水池的水温还高达50℃以上。
我们针对#4机组调试过程中,我们进行了真空随射水池水温变化试验,机组真空随射水池水温的变化曲线见下图:
机组真空随射水池水温的变化曲线
从上图可以看出,射水池的水温对机组真空有着较大的影响,故在机组运行过程中,降低射水池的水温是提高机组真空的一种行之有效的方法,尤其在炎热的夏季,十分关键。
有此电厂的射水池补水取自循环水或经过处理的河水,而夏季循环水或河水温度可高达35℃以上,再出现补水不是很充分的情况,射水池的水温则更高。
我们曾在夏季对马头发电厂#3机进行了真空系统检漏试验,机组的真空严密性有了较大的提高,但未见机组的真空有非常明显的改善,于是我们对#3机射水池水温进行测试,水温高达48℃,此时的射水抽汽器中工作水已大量汽化,严重影响着抽吸效率,机组不可能保持较好的真空状况。
机组在炎热的夏季要想维持较好的真空状况,必须保证射水抽汽器有较低的工作水温度以下的建议可作为参考。
(1)合理布置射水池的补水管及溢水管,将补水管伸至射水池的底部,增强换热效果。
(2)有条件可将温度较低的地下水并入射水池的补水管,夏季环境温度较高时,可用一部分温度较低的地下水补入射水池,则会更好地改善机组的真空状况。
(3)加强对射水池水温的监视,发现水温异常,应及时采取措施。
(4)对于真空泵来说,可以通过增加冷却器的冷却面积,或采用温度较低的地下水作为冷却介质。
3.4关于真空泵射气抽汽器的投入
真空泵系统简图
真空泵运行过程中,工作水的主要作用是密封及冷却真空泵体,如果工作水的温度过高,或真空泵体真空过高时,工作水便会汽化,此时不仅使真空泵的效率大为降低,而且对泵的汽蚀也很严重,泵体会产生较强烈的振动。
故在真空泵运行过程中,抑制工作水的汽化至关重要。
配置射汽抽汽器的主要目的是提高真空泵吸入口压力,抑制工作水汽化,从而改善泵的工作环境,提高在某些工况下真空泵的效率。
4真空系统严密性水平
关于真空严密性对机组真空系统乃至整个机组的影响,前面的讲课已经做了介绍,不再进行介绍,只说几个影响机组真空严密性的例子。
4.1100MW机组汽封系统
4.1.1机组汽封系统简介
为了更好地说明该机真空系统存在的问题,现将该机汽封系统做一个简单介绍。
机组正常运行时,汽封系统供汽来自除氧器平衡管,减压后经各分门分别供高低压缸前后汽封用汽,其中汽封末档泄汽引至汽封加热器,汽封三档漏汽引至汽封冷却器,汽封系统简图如下:
4.1.2汽封冷却器
汽封冷却器是该机后加装的设备,末加装该设备前,汽封三档漏汽引至主机七段抽汽,由于三档漏汽量较大且参数较高,机组运行时,参数较高的三档漏汽有一部分从七段抽汽管返回低压缸,这造成七段抽汽与低压缸连接焊口处经常开裂,以至于外界的空气漏入真空系统,严重影响了机组的真空状况。
为了避免此现象的发生,加装汽封冷却器,汽封三档漏汽由汽封冷却器冷却,也可通过联络管引至主机七段抽汽。
汽封冷却器疏水及抽空气直接引至凝汽器。
机组运行过程中,如果汽封冷却器水位无法保持,就会造成汽封三档漏汽直接进入凝汽器,汽封冷却器处于负压状态,此时汽封三档漏汽、二档供汽处均处于负压状态,这不但会造成汽封漏汽量的增大,浪费高品质蒸汽,而且当汽封径向间隙较大时,还会造成大量的外界空气经轴封冷却器漏入凝汽器。
另外,汽封冷却器抽空气管至凝汽器手动门度较大,而三档漏汽量并不是很大时,也会造成汽封三档处于负压状态。
在对该机真空系统检漏时,发现高压前后汽封泄漏相当严重,其中高压前汽封漏率达到7×
10-7Pa.m3/s,高压后汽封漏率则达到4.3×
10-6Pa.m3/s,无疑这已对机组真空状况造成很大的影响。
由于该机高压缸汽封套变形较为严重,造成高压汽封间隙不均匀,有些部位汽封间隙较大,轴封圆周供汽不均。
机组运行过程中,高压汽封末档漏汽温度达到200℃以上,而轴封供汽温度只有156℃,汽封二档供汽并没有完全将高压缸轴端漏汽封住,致使部分高温蒸汽漏入末档漏汽,在此情况下,也很容易造成外界空气漏入真空系统。
4.1.3汽封加热器
汽封末档漏汽引至汽封加热器,汽封加热器疏水经过水封筒引至凝汽器,水封筒无注水装置。
汽封加热器的水位仅靠疏水至凝汽器手动门来控制,水位的监视仅靠就地的翻板水位计,由于机组已运行较长时间,水位计的可靠性较难保证。
机组正常过程中,由于工况不断变化,而疏水手动门并不进行调整,开度保持不变,汽封加热器水位很难控制。
一旦水封筒水封被破坏,必须靠手动门节流,汽封加热器保持一定水位,从而使水封筒重新建立水封,但如果手动门开度较大时,水封则无法在机组正常运行过程中建立,这便造成大量空气从汽封末档漏汽通过轴封加热器进入真空系统。
4.2小机前后汽封
本试验发现两台小机的前后汽封泄漏相当严重,尤其是A小机前汽封漏率达到1.5×
10-6Pa.m3/s,这无疑严重影响着机组真空状况及真空严密性的试验结果,小机汽封系统简图如下:
小汽机汽封供汽取自主机汽封供汽线母管减温后的来汽,其供汽压力由手动门1控制,当主机汽封供汽压力改变时,如果手动门的开度保持不变,则小机汽封供汽压力也会随之改变。
主机汽封压力由供汽调整门和溢流调整门控制,运行中汽封压力不能实现自动控制,负荷变化时如不及时调整两阀门,必定会引起汽封压力的变化,另外,低负荷时,主机汽封来汽由厂用蒸汽供给,厂用蒸汽取自四段抽汽,负荷较低时,四段抽汽的压力较低,此时汽封汽源压力较低,在供汽门全开状态,汽封母管压力仍然较低,故在机组运行过程中,很难保证稳定的汽封压力。
主机汽封压力不断变化,如果小汽机汽封供汽分门开度保持不变,则小机汽封供汽压力必定发生变化,当小汽机汽封供汽分门开度较大时,主机汽封供汽压力升高时,就可能使小机供汽压力太高,从而造成油中进水。
为了防止油中进水,运行人员习惯于把供汽分门保持较小的开度,控制小机前后汽封排汽管没有蒸汽冒出,这样势必造成小机供汽压力不足,大量的空气从轴端漏入真空系统。
为了摸清小机汽封的情况,我们进行了小机汽封漏率变化试验,试验时将汽封供汽手动门调整至排汽管冒汽,而轴端并没有冒汽,主机汽封压力保持不变,为0.055Mpa,负荷为155MW,试验情况见下表:
漏率变化
项目
调整手动门前漏率
调整手动门后漏率
第一次调整
第二次调整
A小汽机前汽封
1.5×
10-6
4.5×
10-8
3×
A小汽机后汽封
7×
10-7
2.0×
2.5×
B小汽机前汽封
7.5×
1.2×
不漏
B小汽机后汽封
4×
通过上表可以看出,调整小机供汽分门,可大大减少甚至消除汽封处漏入真空系统的空气量,由于汽封调整后并没有蒸汽从轴端冒出,故不会造成油中进水。
4.3汽封供汽温度
有此电厂汽封供汽取自除氧器汽平衡管,轴封系统投入运行时,除氧器汽平衡管供汽经轴封压力调整器节流后,参数会有所下降,轴封供汽为饱和蒸汽,供汽的参数随轴封压力调整器和汽轮机的工况变化而变化,汽机负荷较低时,汽封供汽温度随之下降,此时如果轴封供汽压力升高,很可能会造成轴封蒸汽有一部分变成饱和水,饱和水和饱和汽的比容相差非常大,造成轴封供汽压力突降,大量的蒸汽漏入真空系统。
5凝结水过冷度
5.1过冷度的危害
汽机的排汽和冷却水在凝汽器进行热交换时,从理论讲,蒸汽从饱和压力凝结成水,凝结水的温度应该等于排汽温度,但实际上由于凝汽器的构造和运行中存在缺陷,往往使凝结水的温度低于排汽温度,排汽温度与凝结水温度之差称为过冷度。
凝结水的过冷度对机组运行的经济性和安全性产生较为不利的影响,过冷度的存在使凝结水传递给冷却水的热量增加,使系统的热经济性降低,过冷度每增加1℃,燃料的消耗量约增加0.1-0.15%,另一方面,凝结水的过冷度增加还会使凝结水的含氧器增加,对流经的管路和设备产生腐蚀作用,减少设备的使用寿命。
5.2过冷度产生的原因及消除措施
(1)凝汽器水位过高:
凝汽器水位过高使凝汽器部分铜管浸入到凝结水中,由于被浸入铜管又带走了部分凝结水的热量,产生过冷度。
为了防止这种现象的发生,一定要控制好凝汽器的水位,凝汽器的最高水位以不高于最下面一排铜管为限。
(2)空气漏入凝汽器或抽气器及真空泵的工作不良。
空气的漏入或抽真空设备不及时将空气抽走,使凝汽器积留的空气增加,在冷却水管表面会构成传热不良的空气膜,降低传热效果,增加传热端差,同时空气的分压力增加,蒸汽的分压力降低,使得蒸汽在更低的温度冷却,凝结水过冷度增加。
在机组运行过程中,提高机组的真空严密性水平,是降低凝结水过冷度的较为有效的措施。
(3)凝汽器内管束排列不良,如果管子布置过密和排列不好,使蒸汽通往凝汽器的管束中心和下部时遇到较大的阻力,造成蒸汽负荷大部分集中在上部几排铜管,蒸汽所凝结的水通过过密的管路时,凝结水又经过更大的冷却。
现代凝汽器常制成回热式,管束排列时,凝汽器中有较大面积的通道,保证有部分蒸汽直接进入凝汽器的下部,使凝结水在进入热井前能和蒸汽有更多的接触,从而减少凝结水的过冷度。
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