火电厂热力系统辅机节能技术.ppt
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火电厂热力系统及火电厂热力系统及火电厂热力系统及火电厂热力系统及辅机节能技术辅机节能技术辅机节能技术辅机节能技术火电厂热力系统及辅机节能技术火电厂热力系统及辅机节能技术nA真空系统真空系统nB给水回热加热系统给水回热加热系统nC疏水系统疏水系统nD水泵水泵nE风机风机nF制粉系统制粉系统随着电力技术的不断发展,火电机组结构不断随着电力技术的不断发展,火电机组结构不断优化,大容量和新技术机组所占比例的不断提高,优化,大容量和新技术机组所占比例的不断提高,全国火电机组平均供电煤耗由全国火电机组平均供电煤耗由2000年的年的394g/kWh降低到降低到2004年的年的379g/kWh,特别是特别是300MW平均平均供电煤耗完成供电煤耗完成339.36克克/千瓦时千瓦时(上年度上年度340.36);平均厂用电率为平均厂用电率为5.27%(上年度(上年度7.2%);平均等效);平均等效可用系数为可用系数为91.96%(上年度(上年度91.76%);进口);进口300MW机组平均供电煤耗完成机组平均供电煤耗完成331.09克克/千瓦时千瓦时(上年度上年度331.74);平均厂用电率为);平均厂用电率为5.26%(上年(上年度度5.40%););平均等效可用系数为平均等效可用系数为92.77%(上年(上年度度91.43%);各类机组的运行可靠性和经济性水);各类机组的运行可靠性和经济性水平逐年提高,但火电机组平均效率仅约平逐年提高,但火电机组平均效率仅约33.8%(比国比国际先进水平低际先进水平低6-7个百分点个百分点),平均供电煤耗比国外,平均供电煤耗比国外高高50克标煤,整体运行水平与国际先进水平相距甚克标煤,整体运行水平与国际先进水平相距甚远。
远。
近年来火电厂节能工作取得了明显的社会和经济效益,近年来火电厂节能工作取得了明显的社会和经济效益,使得能源消费以年均使得能源消费以年均3.6%3.6%的增长速度支持了国民经济年均的增长速度支持了国民经济年均9.7%9.7%的增长速度,对缓解能源供需矛盾,提高经济增长质量的增长速度,对缓解能源供需矛盾,提高经济增长质量和效益,减少环境污染,保障国民经济持续、快速、健康发和效益,减少环境污染,保障国民经济持续、快速、健康发展发挥了重要作用。
展发挥了重要作用。
目前随着国名经济的快速发展,电力工业处于高速发展目前随着国名经济的快速发展,电力工业处于高速发展新时期,且各地均面临着相当严峻的缺电形势,各环节都面新时期,且各地均面临着相当严峻的缺电形势,各环节都面临着巨大的压力;临着巨大的压力;“厂网分开、竞价上网厂网分开、竞价上网”的电力市场机制的电力市场机制日趋完善,电力体制改革后新的电力企业的管理模式已经形日趋完善,电力体制改革后新的电力企业的管理模式已经形成,各电力集团公司都十分注重机组的经济运行,对发电企成,各电力集团公司都十分注重机组的经济运行,对发电企业的运行经济性提出了越来越高的要求。
业的运行经济性提出了越来越高的要求。
火电厂节能火电厂节能是电力工业发展的重要主题,是解决能源环是电力工业发展的重要主题,是解决能源环保问题的根本措施保问题的根本措施。
火电厂节能工作任重道远。
火电厂节能工作任重道远。
火电厂节能火电厂节能工作任重道远。
工作任重道远。
火电厂的主要损失和消耗:
锅炉热损失锅炉热损失:
q2、q4等等汽机热损失汽机热损失:
进汽节流、通流部分损失进汽节流、通流部分损失、泄、泄漏损失、余速损失等漏损失、余速损失等乏汽在凝汽器的放热损失乏汽在凝汽器的放热损失电厂辅机等自用电量电厂辅机等自用电量管道散热损失发电机损失工质泄漏工质泄漏、工况变化和燃料运输储存损失等A真空系统A1真空系统严密性A2凝汽器热负荷A3凝汽器清洁度A4冷却水流量A5真空泵性能A1真空系统严密性
(1)SD268-88固定式发电用凝汽汽轮机技术条件规定了机组真空严密性的验收标准:
100MW及以上机组,真空下降速度不大于0.27kPa/min。
国产引进型300MW机组真空严密性指标不合格的问题相当普遍,严重影响着机组的经济运行。
对300MW机组真空严密性试验数据统计分析得知,真空下降速度每降低0.1kPa/min,其真空提高约0.12kPa。
A1真空系统严密性
(2)调查12台机组的平均真空严密性指标仅为0.9030.903kPakPa/min/min,有的电厂甚至因为严密性差而无法正常完成严密性试验。
可见,仅改善真空严密性一项,300MW机组真空可以提高0.6kPa,平均降低煤耗率约1.5g/(kW.h)。
由于机组真空系统庞大而复杂,影响真空的环节多,提高机组真空严密性一直是各电厂较为棘手的问题。
A1真空系统严密性(3)严密性治理的唯一办法就是真空检漏,可采取停机灌水检漏或者在运行中用示踪气体检漏的方法。
检漏工作技术要求并不高,关键在于严格、认真、细致,对查漏发现的泄漏点,根据漏率大小及时分期、分批严格处理,往往需要多次反复,确保密封效果良好。
通过努力使机组严密性指标得到改善的实例很多,某电厂1年对四台机组共进行查漏31台次,发现漏点201处(处理漏点191处),真空严密性水平大幅提高,全厂平均真空值由2000年91.5kPa提高到2001的92.7kPa,年节标煤1.448万吨,直接经济效益500余万元。
A2凝汽器热负荷
(1)国产引进型300MW机组凝汽器热负荷普遍偏大,偏大幅度一般为1035。
凝汽器热负荷的增加直接导致冷却水温升增大,传热端差增大,机组真空降低,是汽机冷端性能恶化的主要因素。
其原因主要:
其原因主要:
通流部分,低压缸排入凝汽器的热流量增加,包括给通流部分,低压缸排入凝汽器的热流量增加,包括给水泵小汽机排汽量增加;水泵小汽机排汽量增加;疏水系统及低压旁路阀等内漏。
疏水系统及低压旁路阀等内漏。
A2凝汽器热负荷
(2)降低凝汽器热负荷途径降低凝汽器热负荷途径:
选用合理的汽封结构,严格控制升、降负荷选用合理的汽封结构,严格控制升、降负荷率,特别是控制启、停机过程中的负荷率以率,特别是控制启、停机过程中的负荷率以降低机组振动幅度,大修中合理调整汽封间降低机组振动幅度,大修中合理调整汽封间隙,提高汽轮机通流效率,减少低压缸的排隙,提高汽轮机通流效率,减少低压缸的排汽量;汽量;优化疏水系统,合并减少疏水阀门,合理利优化疏水系统,合并减少疏水阀门,合理利用有效能,减少泄漏点;用有效能,减少泄漏点;A2凝汽器热负荷(3)降低凝汽器热负荷途径降低凝汽器热负荷途径:
加强疏水阀门的检修和运行管理,减少阀门加强疏水阀门的检修和运行管理,减少阀门内漏。
内漏。
提高汽动泵组运行效率,减小小汽机汽耗率;提高汽动泵组运行效率,减小小汽机汽耗率;加强运行管理,保证正常疏水渠道畅通。
合加强运行管理,保证正常疏水渠道畅通。
合理调整加热器水位保护和疏水调节阀定值,理调整加热器水位保护和疏水调节阀定值,保证加热器正常疏水。
保证加热器正常疏水。
A3凝汽器清洁度
(1)凝汽器清洁度降低是冷端性能恶化的另一主要原因。
凝汽器设计清洁度一般为0.80.85,某项调研设计的十台国产引进型300MW机组平均凝汽器运行清洁度为0.59。
某电厂1号机组改造前运行清洁度0.37,仅此影响真空2.45kPa。
A3凝汽器清洁度
(2)提高凝汽器清洁度的主要途径:
提高凝汽器清洁度的主要途径:
对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。
对于冷却管内壁钙垢层较厚的凝汽器进行酸洗。
正常投入凝汽器胶球清洗装置。
对于胶球清洗正常投入凝汽器胶球清洗装置。
对于胶球清洗装置所选用胶球的直径、硬度和重度等参数应装置所选用胶球的直径、硬度和重度等参数应根据本厂凝汽器实际运行情况,并相关试验结根据本厂凝汽器实际运行情况,并相关试验结果分析确定。
有条件的可实现凝汽器根据清洁果分析确定。
有条件的可实现凝汽器根据清洁度自动清洗。
度自动清洗。
A3凝汽器清洁度(3)提高凝汽器清洁度的主要途径:
提高凝汽器清洁度的主要途径:
设置循环水二次滤网;设置循环水二次滤网;定期清理凝汽器水室,定期清理凝汽器水室,由于循环水水质欠佳或者二次滤网运行质量的缺陷,造成凝汽器水室杂物堆积,杂物卡在冷却管内使胶球无法正常运行或者使冷却水流量降低。
A4冷却水流量
(1)国产引进型300MWMW机组循环冷却水流量偏小是一个较为普遍的问题,差值一般在1030之间。
通常,当冷却水流量偏小15时,凝汽器真空将下降约0.5kPa。
冷却水流量不足主要有运行和设备两个方面的原因。
A4冷却水流量
(2)造成冷却水流量不足的运行原因:
造成冷却水流量不足的运行原因:
凝汽器冷却水出口蝶阀开度偏小,循环水管道阻力增加;冷却管堵塞或者脏污;吸入水位降低;动叶可调的循环水泵未根据运行工况及时调节叶片角度到合理位置。
A5真空泵性能
(1)大机组抽空气设备多为水环式真空泵,该类真空泵的设计工作液体温度一般为15,而电厂实际生产中温度变化范围很大,特别是在夏季有的真空泵工作液体温度达40。
根据真空泵的工作特性可知,当凝汽器压力约为7kPa时,如果工作液体温度为35,则真空泵抽空气能力将下降50。
A5真空泵性能
(2)真空泵工作液体温度高的直接原因是真空泵冷却水温度高,而不少电厂真空泵冷却水直接取自凝汽器循环水。
真空泵冷却水系统改造方法:
增大真空泵冷却水流量;增大真空泵冷却水流量;采用较低温度的工业水(或直接引出地下水)。
采用较低温度的工业水(或直接引出地下水)。
某机组真空泵冷却水改用工业水后,机组真空明显提高,在300MW真空泵冷却水温度分别为30.5、22.25、18.5时,凝汽器压力分别为11.28kPa、9.94kPa和9.53kPa。
B给水回热加热系统B1加热器端差B2高压加热器汽侧压力B3加热器疏水B1加热器端差
(1)通常国产300MW机组加热器设计性能为:
低加:
给水2.8;疏水5.5高加:
给水0-1.7;疏水5.6加热器端差大的问题相当普遍,不少机组低压加热器给水端差达到15、疏水端差达到30,某些机组高压加热器疏水端差达到20。
对国产引进型300MW机组,加热器端差平均增加2.4时,发电煤耗率上升约0.7g/(kW.h)。
统计所涉及的9台300MW机组加热器疏水端差平均增大8.45,影响煤耗率约2.46g/(kW.h)。
B1加热器端差
(2)加热器端差增加受运行因素影响较大。
在不考虑加热器堵管以及设备缺陷前提下,加热器端差增加与其壳侧水位直接相关。
目前300MW机组加热器端差超标的,多是由于运行水位偏低或者水位调节不稳定所致。
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,水位优化调整后加热器端差一般会有较大幅度的下降。
B1加热器端差(3)在加热器壳体内应设置放空气管,以有效排放壳侧不凝结气体,是保持加热器热力性能和减缓腐蚀的重要措施。
美国热交换学会标准规定,连续空气排放量至少应为进入各加热器抽汽量的0.5。
放空气系统不能逐级串联,以免压力较低的加热器中不凝结气体高度浓缩,影响传热性能并加速腐蚀;由不同工作压力的加热器引出的放空气管不宜连接在一起,应分别与凝汽器连接,并保证管路通畅。
B2高压加热器汽侧压力国产引进型国产引进型300300MWMW机组的高压加热器汽侧压力高是较机组的高压加热器汽侧压力高是较为普遍的问题,造成各加热器的给水温升不平衡,导为普遍的问题,造成各加热器的给水温升不平衡,导致回热循环和机组热经济性下降,更重要的是危及设致回热循环和机组热经济性下降,更重要的是危及设备和人身安全,影响机组运行可靠性。
其解决方法有:
备和人身安全,影响机组运行可靠性。
其解决方法有:
合理调整抽汽电动门的开度;合理调整抽汽电动门的开度;在抽汽管道上安装节流装置;在抽汽管道上安装节流装置;改进汽缸抽汽口结构,减小抽汽口通流面积;改进汽缸抽汽口结构,减小抽汽口通流面积;相关设计和制造部门对加热器结构问题进行综合处理。
相关设计和制造部门对加热器结构问题进行综合处理。
B3加热器疏水
(1)加热器疏水不畅问题较为普遍性。
其原因主要有:
加热器疏水不畅问题较为普遍性。
其原
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