火力发电厂节能降耗策略方案

作者:菠菜评级 发布时间:2020-07-31 14:39

  TPRI 火电厂节能降耗策略 于新颖 西安热工研究院 Thermal Power Research Institute 2006 .10 2019/9/6 1 TPRI 讲座的目的 希望帮助理清思路: ? 电厂的能耗状况 ? 能耗存在的问题所在 ? 问题的解决途径 2019/9/6 2 TPRI 讲座的内容 ? 影响经济性的因素 ? 提高经济性的途径 ? 国产300MW汽轮机组节能降耗 ? 锅炉及燃烧系统经济性控制参数 ?降 低 厂 用 电 ? 运行优化与性能诊断 2019/9/6 3 TPRI 电厂节能降耗的目的 1 降低煤耗率 2 降低厂用电率 2019/9/6 4 TPRI 供电煤耗率 原煤耗率 bgd ? Pel B ? Pcy [ kg/(kW.h) ] 标准煤耗率 b b gd ? b gd ? Q g d 29270 ? b b fd 1 ? ?cyd /100 [ kg/(kW.h) ] 2019/9/6 5 TPRI 发电煤耗率 原煤耗率 B 3600 bfd ? Pel ? Q g d ?? ndc 标准煤耗率 [ kg/(kW.h) ] bfbd ? bfd ? Qgd 29270 ? 3600 29270??ndc ? 0.123 ?ndc [ kg/(kW.h) ] 2019/9/6 6 TPRI 生产厂用电率 ?cyd ? Ncyd N fdl ?100 式中 Ncyd ─ 发电厂用电量,kW.h N fdl ─ 发电量,kW.h 2019/9/6 7 TPRI 发电热效率 ?ndc ? 3600 ? Pel Qndc ? 3600 ? Pel B ? Qgd ? 3600 q ndc ? ?gl ??gd ??t ??m ??g [ kJ/(kW.h) ] 2019/9/6 8 TPRI 影响经济性的因素 2019/9/6 9 TP影RI 响汽轮机热效率的因素1 1 高压缸效率 2 中压缸效率 3 低压缸效率 4 主蒸汽压力 5 主蒸汽温度 6 再热蒸汽温度 2019/9/6 7 再热蒸汽压损 8 最终给水温度 9 凝汽器压力 10 再热器减温水流量 11 锅炉吹灰蒸汽流量 12 小汽轮机进汽流量 10 TP影RI 响汽轮机热效率的因素2 13 机组补水率 19 加热器疏水端差 14 调节阀运行法是及开度 20 凝汽器端差 15 给水泵焓升 21 凝汽器过冷度 16 凝结水泵焓升 22 阀门内漏 17 轴封漏汽量 23 设备散热损失 18 加热器给水端差 24 2019/9/6 11 TP影RI 响锅炉热效率的因素 1 过量空气系数(O2) 2 排烟温度 3 飞灰可燃物 4 入炉煤热值 5 石子煤量 2019/9/6 12 TPR汽I 轮机缸效率对热耗的影响 2019/9/6 13 TPRI 主蒸汽压力对热耗率的影响 2019/9/6 热耗率修正(%) 主蒸汽压力对机组热耗率修正曲线 -0.06 -0.08 -1.2 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 主蒸汽压力变化量(MPa) 14 TPRI 主蒸汽温度对热耗率的影响 2019/9/6 热耗率修正(%) 主蒸汽温度对机组热耗率修正曲线 -1 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 主蒸汽温度变化量(℃) 15 TPRI 再热压损对热耗率的影响 2019/9/6 热耗率修正(%) 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 -0.1 -0.2 -0.3 5 再热汽压损对机组热耗率修正曲线 TPRI 再热汽温度对热耗率的影响 2019/9/6 热耗率修正(%) 再热汽温度对机组热耗率修正曲线.4 -25 -20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 再热汽温度变化量(℃) 17 TPRI 排汽压力对热耗率的影响 2019/9/6 热耗率修正(%) 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 0 排汽压力对机组热耗率修正曲线 排汽压力(kPa) 18 TP再RI 热减温水流量对热耗率的影响 再热减温水流量对热耗率修正曲线 4 5 6 2019/9/6 再热减温水流量(%) 19 TPR小I 机进汽流量对热耗率的影响 小汽机进汽流量对机组热耗率修正曲线 -0.15 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 小汽机进汽流量变化量(%) 2019/9/6 20 TPR最I 终给水温度对热耗率的影响 2019/9/6 21 TPRI 再热喷水量对热耗率的影响 2019/9/6 22 TPRI 系统补水率对热耗率的影响 2019/9/6 23 TPRI 调节阀开度对热耗率的影响 2019/9/6 24 TPRI A厂300MW亚临界机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差 项目 主汽压力 主汽温度 再热汽温 真空 给水温度 补水率 高压缸效率 中压缸效率 负荷率240MW 以上 2019/9/6 参数变化量 每↓0.5MPa 每↓5℃ 每↓5℃ 每↓1KPa 每↓10℃ 每↑1% 每↓1% 每↓1% 每↓10MW 影响煤耗 (g/kwh) ↑0.57 ↑0.31 ↑1.46 ↑2.14 ↑1.32 ↑0.33 ↑0.51 设计 16.2 540 540 95.4 255.8 1.5 ↑1.34 ↑2.03 8月实际值 14.77 535.68 535.72 91.86 243.46 1.1 影响煤耗 (g/kwh) 1.63 0.27 1.25 7.58 1.63 -0.13 25 TPRI B厂300MW亚临界机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差 负荷率 每↓10MW 240MW以 下 ↑1.36 端差 每↑3℃ ↑0.91 过冷度 每↑2℃ ↑0.12 排烟温度 每↑10℃ ↑1.00 飞灰可燃物 每↑1% ↑0.70 入炉煤热值 每↓230kj/kg ↑3.00 石子煤(T) 累计 3 0 133.2 ≤5% 22760 267.5 2.28 3.64 138.34 1.26 22744.19 470 4.42 -0.22 0.22 0.51 -2.62 0.21 0.31 15.05 2019/9/6 26 TPRIC厂330MW亚临界机组经济性分析 煤 6 5.12 耗5 率 4 3.79 3.49 3 2.85 2 2.06 1.86 1 1.02 0.94 0.76 0.58 0.58 0.38 0 阀门凝机内汽组漏器负损压荷失力率 石再子热煤减(4高温0t缸水/d效流)率量 再保最热温终主主蒸不给蒸蒸汽良水汽汽补温损温温压水度失度度力率 2019/9/6 27 TPRI D厂超临界600MW机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差 项目 主汽压力 主汽温度 再热汽温 真空 给水温度 补水率 高压缸效率 中压缸效率 低压缸效率 2019/9/6 参数变化量 每↓0.5MPa 每↓5℃ 每↓5℃ 每↓1KPa 每↓10℃ 每↑1% 每↓0.5% 影响煤耗 (g/kwh) ↑0.125 ↑0.55 ↑0.277 ↑2.21 ↑0.83 ↑0.61 ↑0.25 设计值 24.2 566 566 96.1 282 1.5 每↓0.5% ↑0.17 8月实际 值 21.07 563.67 564.18 91.97 267.64 0.93 影响煤耗 (g/kwh) 0.8 0.3 0.1 9.1 1.2 -0.3 每↓0.5% ↑0.58 28 TPRI E厂超临界600MW机组 运行参数偏离设计值引起的能耗差 负荷率400MW 以下 负荷率400MW 以上 排烟温度 飞灰可燃物 入炉煤热值 石子煤(T) 累计 每↓10MW ↑1.60 每↓10MW ↑0.50 每↑10℃ 每↑1% 每↓230kj/kg ↑1.00 ↑0.40 ↑3.00 123 ≤4% 22760 504.8 130.85 3.55 22689.6 4.8 0.8 -0.2 0.9 2158 4.1 21.5 2019/9/6 29 TPRI F厂超临界600MW机组 影响机组热耗的主要因素分析 8 6 4 2 0 2019/9/6 影响供电煤耗率,g/kWh 真空 缸效率 负荷率 系统泄漏 再减水量 30 TPR影I 响锅炉效率的主要因素 影响锅炉效率的主要因素 序 影响因素 号 变化状况 1 排烟温度 每增加 1 ?C 2 进风温度 每增加 1 ?C 3 炉膛出口氧量 每变化 1 % 4 飞灰含碳量 每增加 1 % 影响锅炉效率 % -0.04 +0.04 0.4 -0.15 影响发电煤耗 (g/kWh) +0.12 -0.12 1.2 +0.5 注:300MW机组 2019/9/6 31 TPRI 提高经济性的途径 2019/9/6 32 TPR汽I 轮机通流部分改造与调整 ? 通流部分改造 ? 全部(动、静、高、 中、低)更换 ? 部分更换 ? 更换叶片 ? 通流部分局部调整 ? 通流部分间隙调整 ? 更换汽封 ? 改善高中压进、排汽 平衡环汽封通流面积 2019/9/6 33 TPRI 治理阀门内漏 ? 系统优化 ? 阀门合并 ? 阀门取舍 ? 阀门管理 2019/9/6 34 TPRI 通常容易发生泄漏阀门: 汽轮机本体疏水、高压主汽门前疏水、抽汽门前疏水、高压导 管疏水、高低压旁路阀、高加事故疏水阀、给水旁路阀、给 水泵和凝结水泵的再循环管等。 造成的结果: ? 造成大量高品位蒸汽漏至凝汽器,机组功率减少,同时凝汽 器热负荷加大,又影响真空; ? 造成疏水集管与扩容器的温差增大,甚至造成疏水集管与扩 容器连接处拉裂,使大量空气漏入凝汽器 ; ? 工质非正常流动,如工质通过疏水管道倒流至汽轮机,造成 汽缸进水或冷蒸汽,启、停过程汽缸温差增大,甚至造成打 闸停机后机组转速不能至零。 2019/9/6 35 TPRI 提高回热系统性能 ? 合理调整加热器水位 ? 合理选择疏水阀门的流通面积 ? 合理设计排气系统 ? 合理掌握投入、退出的温度变化率 ? 合理检修维护(进出水室短路,旁路 泄漏) 2019/9/6 36 TPRI 提高汽轮机冷端性能 ? 真空严密性 ? 凝汽器清洁度 ? 冷却水流量 ? 冷却水温度 ? 凝汽器水室排空气 ? 减少热负荷 ? 抽空气系统 2019/9/6 37 TPRI 改善抽气设备性能 ? 降低冷却水(工作流体)温度 2019/9/6 38 TPRI 射水抽气器工作水温度 对凝汽器压力的影响 工作水温度(℃)21.01 21.69 22.01 22.51 23.35 25.02 29.98 凝汽器压力 (kPa) 4.50 4.61 4.66 4.75 4.90 5.21 6.31 注:试验条件:机组200MW负荷、工作水流量980m3/h、抽吸空气量75kg/h。 2019/9/6 39 TPRI 2019/9/6 ü? ?? ?? ?? ?? ?¨kPa?? 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 ?ì ?? ?? ?? ?? ?? t mix 50?? t mix 45?? t mix 40?? t mix 35?? t mix 30?? t mix 25?? 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ?é ?ü ?? ?? ?? ?¨kg/h?? ?? 19 ?? ?? ?é ?? ?÷?? ?? ?ú ?? 40 TPRI 真空泵工作特性线 吸出混合气体量(kg/h) 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0 工作液温度15℃ 25℃ 2 4 6 8 10 12 14 16 吸入压力(kPa) 图 液环式真空泵运行特性线 TPR真I 空泵降低冷却水温度的效果 ? 在300 MW工况下,真空泵冷却水温度分别为 18.5℃、22.25℃和30.5℃,真空泵出口循环液温度 分别为35.34℃、38.875℃和45.11℃时,凝汽器压力 分别为9.534kPa、9.94kPa和11.28kPa 。 ? 在试验300 MW工况下,减去循环水温度变化对凝 汽器压力的影响后,真空泵冷却水全部改用工业水 (18.5℃),较原运行方式(循环水与工业水混合冷却)可 以提高凝汽器线 g/(kW·h);较全部采用循环水可以提高线 g/(kW·h)。 2019/9/6 42 TPRI 国产引进型300MW 汽轮机组节能降耗 2019/9/6 43 TPRI 目前国产引进型300MW汽轮机组已投 产100余台,据调查统计,机组的实际煤耗 率与其设计值相比,平均约升高30~35 g/(kW·h)。与同类型机组相比,在负荷率 相同的条件下,平均约高出20~25 g/(kW·h),其中可回收的约10~ 15g/(kW·h),表明该型机组在提高经济性 等方面有相当大的空间。 2019/9/6 44 TPR引I 进型300MW汽轮机组完善化概述 ? 完善和改进汽轮机本体结构。通过改进汽轮机本体 结构,重点解决正常运行中高压缸上、下缸温差大,汽 缸变形、法兰螺栓松驰或断裂、结合面漏汽等问题; ? 完善和改进汽封结构、合理调整通流中心分径向间 隙。根据计算和测量汽缸与转子的变形结果,提出合理 的汽封结构和通流中心分径向间隙,改进检修工艺,减 少本体内漏损失; ? 优化和改进疏水系统。取消冗余系统,优化联接方 式,使用先进成熟的产品,消除外漏,减少内漏; 合 理调整配套辅机和回热系统设备性能,根据不同的负荷 工况,确定最佳运行方式和控制参数。 ?2019供/9/6电煤耗率下降10g/(kW. h)或更多; 45 TPRI 存在问题1-高压缸效率低 ? 上汽、哈汽制造的该类型机组实际运行中反映最 为普遍的另一个问题是高压缸排汽温度高出设计 值15~30℃,高压缸效率偏低3~10个百分点。 高压缸占整机功率的份额为30%左右,缸效率每 变化1个百分点,对机组热耗率的影响份额为 0.2%,约为16.6kJ/(kW·h),折合机组发电煤耗 率0.62g/(kW·h),对效率影响0.34%,功率约 1.02MW。 ? 造成高压缸效率偏低和下降速度较快,主要原因 是高压缸前部和中压缸中部上、下缸温差大,汽 缸出现变形,通流汽封及轴封径向汽封易被磨损, 螺栓松弛或断裂,内缸结合面出现漏汽等。 2019/9/6 46 TPRI 部分机组试验结果高压缸效率汇总 上汽厂制造 序号 厂名 机号 设计(%)实际(%) δ % 1 石横 1 85.60 * 81.68 3.92 2 吴泾 11 86.90 79.90 7.00 3 吴泾 12 86.90 80.40 6.50 4 沙角 4 86.21 79.57 6.64 5 外高桥 1 86.24 * 80.04 6.20 6 阳逻 1 86.30 * 76.95 9.35 7 大坝 3 86.15 * 76.60 9.55 8 大坝 4 86.15 * 77.75 8.40 9 嘉兴 1 86.24 * 77.56 8.68 10 嘉兴 2 86.24 79.14 7.10 11 汉川 4 87.56 * 81.96 5.60 *5VWO、6VWO平均值 哈汽厂制造 序号 厂名 机号 设计(%)实际(%) δ % 12 珠江 1 87.58 * 84.20 3.38 13 珠江 2 87.58 * 84.10 3.48 14 珠江 3 87.58 * 84.35 3.23 15 珠江 4 87.58 * 84.96 2.62 16 妈湾 2 86.07 80.22 5.85 17 妈湾 4 87.40 * 77.20 10.20 18 西柏坡 1 86.03 * 79.39 6.64 19 衡水 1 87.35 * 78.70 8.65 20 铁岭 1 87.58 * 79.02 8.56 21 渭河 5 87.60 78.14 9.46 22 双辽 1 86.02 * 80.31 5.71 2019/9/6 47 TPR存I 在问题2-热力系统及辅机设备 ? 国产引进型机组的试验热耗率比设计或经系 统和参数修正后的热耗率大得多。一般试验 与设计热耗率相差221.2~616.2kJ/(kW·h), 修正量(试验与修正后热耗率相差)达 233.2~499.5kJ/(kW·h),折合机组发电煤 耗率8.7~18.7g/(kW·h)。而进口同类型机 组(宝钢、福州、大连)试验热耗率与设计 或修正后的热耗率则十分接近,有的机组试 验热耗率不经任何修正甚至比设计热耗率还 低。相比之下,说明国产引进型300MW机 组热力系统及设备不尽完善。 2019/9/6 48 TPRI ? 试验得到的机组各项技术经济指标,是在 阀点和按设计系统严格隔离之后,基本无 汽、水损失,无补水以及经各种修正后的 结果,它反映了机组理论上的运行经济性 水平。而实际运行结果则不可能达到机组 试验的条件,且无任何修正,系统及设备 的不完善性对实际运行的结果影响更大。 由此可见,系统及设备的不完善是机组实 际运行煤耗率普遍偏高的又一主要原因。 2019/9/6 49 TP考RI 核试验结果及修正情况汇总表 序号 电厂 项目 设计热耗率 试验功率 试验热耗率 与设计值差 修正后 kJ/(kW·h) MW kJ/(kW·h) kJ/(kW·h) kJ/(kW·h) 修正量 kJ/(kW·h) 1 宝钢2号 8026.1 334.51 7992.6 -33.5 7984.6 8.0 2 福州1号 7904.7 342.36 7803.4 -101.3 7838.1 -34.8 3 福州2号 7904.7 347.21 7931.9 27.2 7837.3 94.6 4 大连1号 7833.5 354.95 7785.0 -48.5 7758.0 27.0 5 石横1号 8080.5 304.97 8397.8 317.3 8093.1 304.7 6 吴泾11号 8000.0 302.15 8319.1 319.1 7991.0 328.1 7 吴泾12号 8000.0 288.84 8396.4 396.4 7988.3 408.1 8 外高桥1号 7992.0 301.40 8213.2 221.2 7979.9 233.2 9 阳逻1号 7987.0 295.65 8338.4 351.4 8067.7 270.7 10 阳逻3号 7894.2 320.59 8477.9 583.7 8058.5 419.4 11 阳逻4号 7889.2 304.48 8416.2 532.0 7998.0 418.1 12 大坝3号 7907.0 315.25 8313.7 406.7 8054.9 258.8 13 妈湾1号 7947.4 293.87 8563.6 616.2 8116.8 446.8 14 衡水1号 7938.6 305.66 8451.4 512.8 8197.0 254.4 15 西柏坡1号 7936.5 316.91 8479.9 543.4 7980.4 499.5 2019/9/166 渭河6号 7936.5 310.80 8535.5 599.0 8175.5 360.0 50 TPRI 不完善因素 ? 冷端系统及设备不完善,凝汽器真空度偏低,年 平均一般在91%~93%之间。300MW机组在额 定负荷下,凝汽器压力每上升1kPa,机组发电煤耗 率将上升2.5g/(kW·h)左右,少发功率2MW左右。 ? 回热系统及设备不尽完善,造成高、低压加热器 运行水位不正常,疏水管道振动,弯头吹薄、破 裂,加热器上、下端差增大。有的机组加热器下 端差竟达到20℃左右,给水温度达不到机组实际 运行各段抽汽参数下应达到的数值。既影响加热 器的安全,又导致机组经济性下降。 2019/9/6 51 TPRI 不完善因素 ? 本体及热力管道疏水系统设计庞大,汽机侧各类 疏水管道有70根左右,阀门易发生内漏,且控制 方式设计和管径设计不合理,甚至存在设计、安 装错误。以控制方式为例,机组无论什么状态启、 停,均采用一个控制模式,不仅易造成汽缸进水、 进冷蒸汽,启、停过程中中压缸上下缸温差大, 而且易造成阀芯吹损,导致正常运行时疏水阀关 不严,大量高品位蒸汽漏至凝汽器,使凝汽器的 热负荷加大,影响真空。据某些机组试验表明, 由此可影响机组功率7~10MW。严重的还造成 疏水集管与凝汽器背包式扩容器或疏水扩容器壳 体连接处拉裂,使大量空气漏入凝汽器。 2019/9/6 52 TPRI 不完善因素 ? 热力系统设计复杂,且工质有效能利用不尽合理, 冗余系统多,易发生内漏,热备用系统和设备多 采用连续疏水方式,使有效能损失较大,既影响 安全和经济性,又增加检修、维护工作量及费用。 ? 汽水品质差,通流部分结垢严重,有的机组甚至 高压缸通流部分亦结垢,影响汽轮机相对内效率。 汽水品质差的原因是多方面的,如向凝汽器补水, 由于雾化效果差或补水方式不当,会造成凝结水 含氧量严重超标。 2019/9/6 53 TPRI 不完善因素 ? 辅机选型、配套和运行方式不合理,运行 单耗大,厂用电率增加。如循环水泵配置 和运行方式不合理,造成循环水泵流量过 小或过大,运行偏离设计工况,效率下降, 用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高, 凝结水调节门前、后差压达1.0MPa以上, 凝结水泵电耗增加。 2019/9/6 54 TPRI 不完善因素 ? 循环水泵配置和运行方式不合理,造成循环水泵 流量过小或过大,运行偏离设计工况,效率下降, 用电量增大。凝结水泵或凝升泵扬程高,凝结水 调节门前、后差压达1.0MPa以上,凝结水泵电耗 增加; ? 实际运行轴封加热器热负荷大,压力高,温升高 于设计值5℃左右。轴封系统压力高,给水泵小汽 轮机轴封回汽不畅,油中带水严重。溢流至凝汽 器流量大,既损失工质,又使凝汽器热负荷增大, 影响凝汽器线 TP机RI 组运行方式及参数控制不合理 ? 低负荷是机组目前运行煤耗率普遍较高的主要原 因。 ? 引进型300MW机组,汽轮机进汽调节方式分为 节流(单阀)或喷嘴调节(顺序阀)两种,机组 低负荷运行时,采用何种运行方式,经济性差异 较大,而且采用同一种调节方式,选用不同的运 行参数,经济性亦存在一定差异,有一个最佳运 行参数问题。另外,目前在对机组小指标考核时, 如对汽温、汽压等参数的考核要求尽可能接近设 计值,使机组在低负荷运行时,节流损失急剧增 加,也是影响机组经济性的原因之一。 2019/9/6 56 TPRI 汽轮机本体问题1高压缸效率低 ? 高压缸夹层漏汽量大;高压缸排汽温度测 点位于高排出口竖直管段上,所测温度为 混合后的温度。与高压缸排汽缸上温度差 别。 ? 汽封径向间隙大;高中压缸汽封包括通流 部分的动、静叶汽封及汽缸端部的轴封。 由于汽缸变形,启、停过程中机组振动增 大,发生动、静碰磨等原因,很容易造成 汽封磨损,径向间隙增大。 2019/9/6 57 TPRI 汽轮机本体问题2- 调节级效率效率低 ? 调门节流损失大 阀门开度在40%以上,流量可达到阀门通流能力的 95%以上;阀门开度低于40%,流量减小较快,节流 损失迅速增大。 进汽量% 2019/9/6 100 80 60 40 20 0 0 20 40 60 80 100 调门开度% 58 TPRI 调节级动叶汽封径向间隙大 ? 调节级动叶叶顶及叶根共有三道汽封,径向间 隙设计值为2.5±0.05mm,根据该处汽封直径, 可求得漏汽面积为8721.8mm2,相当于内径为 106mm的管道。不同电厂同类型机组大修揭缸 检查结果,该汽封没有受到任何磨损,表明设 计间隙值偏大。 ? 经计算和逐步试验,调节级动叶叶顶及叶根的 三道汽封间隙可减少到0.8mm。不影响机组运 行的安全性,可以较大地提高调节级效率。但 调节级压差较大,该处汽封仍显得薄弱,可进 一步通过结构方面的改进增加调节级汽封片数。 2019/9/6 59 TPRI 汽封结构不合理 ? 主蒸汽设计压力为16.7MPa,调节级动叶 后设计压力为11.60MPa,扣除汽门节流损 失,调节级整级压差达到3.43MPa。现设 计的调节级汽封采用单齿、镶嵌式固定结 构。单齿阻力系数小,密封效果差,固定 式汽封若出现动静碰磨,汽封无法退让, 易受到磨损,汽封间隙增大,漏汽量增加。 2019/9/6 60 TPRI喷嘴组弧段之间间隙大 ? 安装在6个汽室上的6个喷嘴组弧段之间设 计预留膨胀间隙,设计值左、右水平中分 面间隙为5mm,其他4道间隙分别为3mm。 根据其结构和计算分析以及同类型机组改 进后结果表明,该间隙预留值太大。调节 级喷嘴出口蒸汽通过该间隙,未经过动叶 作功,直接漏至第一压力级。部分机组实 际大修检查发现,该间隙达10~15mm, 使漏汽量增大,调节级漏汽损失增加。 2019/9/6 61 TPRI 喷嘴叶片损伤 ? 由于调节级叶片处在主蒸汽进入汽轮机的第一级, 工作条件恶劣,很容易受到蒸汽中携带的固体粒 子的侵蚀,导致调节级喷嘴叶片损伤。当调节级 叶片损伤达到一定程度,对调节级的通流效率影 响较大。 ? 部分型号的机组由于叶型设计方面的原因,多次 发生喷嘴损坏的现象,对机组经济性影响较大。 妈湾电厂2号机2000年大修发现,调节级49个叶 片出汽边普遍减薄,其中有28个叶片出汽边严重 吹损。对调节级喷嘴组出汽侧冲刷磨损补焊处理, 运行4个月后,根据机组热力性能试验数据的分析 和判断,调节级喷嘴组又发生了损坏情况,造成 机组在相同参数工况下发电量减少7MW左右,给 机组运行经济性带来很大影响。 2019/9/6 62 TPRI 反流式结构损失 ? 机组的调节级为反流式结构,在汽流从调 节级出口反转流向压力级进口的过程中, 流动损失较大。 2019/9/6 63 TPRI 工况偏差大 ? 由于调节级的工作特点,调节级经常工作 在变工况状态下,与设计状态偏差较大, 导致流动效率降低。 2019/9/6 64 TPRI 汽缸结合面漏汽 ? 机组揭缸检查发现,高、中压缸内缸及各静叶 持环上、下半的水平结合面普遍存在漏汽冲刷 痕迹。尤其是1段、3段、5段、6段抽汽口附 近的持环水平结合面漏汽痕迹尤其明显。试验 结果中也可以看出对应的抽汽温度比设计值高 出较多,说明有高温的蒸汽漏入抽汽口。 ? 导致结合面漏汽有汽缸温差大引起汽缸变形, 螺栓紧力不足,法兰结合面薄弱等原因。 2019/9/6 65 TPRI 汽缸内的漏汽 ? 调节级后蒸汽通过高压缸进汽平衡盘汽封漏汽至高压 缸夹层,其中一部分通过中压缸进汽平衡盘汽封漏汽 至中压缸,一部分通过夹层流向高压缸排汽口; ? 6根高压缸进汽导汽管及一段抽汽导汽管与内缸接口 的密封圈。若密封不严造成主蒸汽或一段抽汽漏至高 压缸夹层; ? 高压内缸及持环变形,法兰螺栓断裂或松弛等,造成 水平结合面张口,蒸汽从通流部分漏至夹层; ? 高压内缸调节级压力传压管断裂,内缸漏汽到高压缸 夹层; ? 由于中压缸冷却蒸汽管的割除,使中压缸进汽平衡盘 第一道汽封发挥了密封作用,夹层漏至中压缸的流量 减小。也造成夹层排向高排流量相对增大。 2019/9/6 66 TPRI 汽缸温差大 ? 上下缸负温差大是引进型300MW汽轮机的主要问 题之一,也是导致汽缸结合面漏汽的主要原因之一。 除此之外,还可引起汽缸变形,动静碰磨,汽封磨 损,内缸断螺栓等一系列影响机组安全与经济性的 问题。 ? 产生上、下缸温差大的原因是高压缸夹层蒸汽流向 与设计思想不符,另外由于调门进汽顺序设计,使 低负荷时仅下半缸进汽,汽缸负温差加剧。汽缸上、 下缸温差大,造成汽缸变形,法兰螺栓承受附加应 力增大,螺栓易断裂或松弛。经计算上、下缸温差 每增加1℃,通流径向间隙将减小0.01mm,径向 汽封易受到磨损,导致通流效率下降。 2019/9/6 67 TPRI 疏水系统存在的问题 2019/9/6 68 TPRI 疏水每泄漏1t/h对机组经济性的影响(F156) 疏水位置 主蒸汽 再热蒸汽 高压缸排汽 1段抽汽 2段抽汽 3段抽汽 4段抽汽 5段抽汽 6段抽汽 7段抽汽 820段19/抽9/6汽 功率增量 MW -435.9 -332.2 -332.2 -364.7 -332.2 -274.5 -218.9 -164.4 -114.9 -87.1 -41.4 吸热量增量 MW -143.2 0.0 -143.2 -143.2 -143.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 热耗率增量 kJ/(kW·h) 9.5 8.6 6.9 7.7 6.9 7.1 5.7 4.2 3.0 2.2 1.1 折合煤耗率 g/(kW·h) 0.36 0.32 0.26 0.29 0.26 0.27 0.21 0.16 0.11 0.09 0.04 69 TPR造I 成疏水系统问题的原因 ? 疏水差压大,易造成阀芯吹损; ? 由于阀门的质量、安装、检修、调整等问题, 造成阀门容易泄漏、开关不灵等; ? 运行操作方式,机组无论什么状态启、停,均 采用一个控制模式,而且易造成阀芯吹损,导 致正常运行时疏水阀关不严。 ? 疏水系统的合理设计。本体及热力管道疏水系 统设计庞大,汽机侧各类疏水管道有70根左右, 漏点多。管径设计不合理。 ? 疏水系统由于是辅助的热力系统,功能简单, 在设计、安装检修过程中常容易忽视,存在问 题较多。甚至存在设计、安装错误。 2019/9/6 70 TPRI 疏水系统优化原则 ? 在各种工况下,疏水系统应能防止汽轮机进水和机本 体的不正常积水,并满足系统暖管和热备用要求; ? 为防止疏水阀门泄漏,造成阀芯吹损,各疏水管道应 加装一手动截止阀,原则上手动阀安装在气动或电动 阀门前。为不降低机组运行操作的自动化程度,正常 工况下手动截止阀应处于全开状态。当气动或电动疏 水阀出现内漏,而无处理条件时,可作为临时措施, 关闭手动截止阀; ? 对于运行中处于热备用的管道或设备,在用汽设备的 入口门前应暖管,暖管采用组合型自动疏水器方式, 而不采用节流疏水孔板连续疏水方式。疏水器选用 DFS倒置浮杯式自动疏水器; ? 任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。 2019/9/6 71 TPRI 加热器存在问题 ? 回热系统及设备不尽完善,造成高、低压 加热器运行水位不正常; ? 加热器上、下端差增大,温升不足; ? 危急疏水泄漏,正常疏水不畅,不能逐级 自流; ? 给水旁路泄漏; ? 疏水管道振动,弯头吹薄、破裂等问题。 2019/9/6 72 TPRI轴封与门杆漏汽系统 ? 轴封供汽系统漏汽量大 ? 轴封疏水系统漏量大 ? 轴封压力高 ? 轴封溢流量大 ? 轴封加热器温升大 ? 门杆一档漏汽不畅 ? 小汽轮机轴封回汽不畅 2019/9/6 73 TPRI 锅炉及燃烧系统经济性 控制参数 2019/9/6 74 TPRI 降低飞灰可燃物 表示从尾部烟道排出的飞灰中含有的未燃 尽碳的量占飞灰量的百分比,主要与燃煤 特性、煤粉细度、煤粉均匀性、炉膛温度、 风粉混合程度等有关。针对所燃用的煤种, 合理选定煤粉细度,尽可能减少煤粉中大 颗粒的含量,强化燃烧,提高燃尽程度。 2019/9/6 75 TPRI 最佳氧量 炉膛出口的氧量是表征锅炉的配风、燃烧状况的 重要因素,加强锅炉燃烧配风的调整,改善锅炉 的燃烧状况,提高锅炉运行效率。因炉膛出口处 烟气温度较高,锅炉运行中监测的氧量测点一般 在高温过热器后。计算排烟损失的氧量应是空气 预热器烟气出口处的氧量,尾部烟道特别是空气 预热器的漏风,将引起的烟气量和排烟损失的增 加,需要定期监测空气预热器的漏风,并加强对 空气预热器的维护。 通过燃烧调整,确定合理的最佳过量空气系数 2019/9/6 76 TPRI 科学的排烟温度 是锅炉运行中可控的一个综合性指标,它主要 决定于锅炉燃烧状况以及各段受热面的换热状况, 保持各段受热面的清洁和换热效果,是防止排烟 温度异常、保证锅炉经济运行的根本措施。排烟 温度升高5℃,?影响锅炉效率降低0.2%(百分 点)左右,影响煤耗升高0.6g/KW.h。 2019/9/6 77 TPRI 降低厂用电 2019/9/6 78 TPRI 消耗厂用电的主要设备 ? 风机 ? 磨煤机 ? 锅炉给水泵 ? 循环水泵 ? 凝结水泵 ? 除尘设备 ? 脱硫设备 2019/9/6 79 TPRI 泵存在的普遍问题 ? 扬程偏高 ? 选型欠合理 2019/9/6 80 TPRI 循环水泵优化运行 ? 进行最佳凝汽器背压试验 ,其内容包括机 组微增出力试验和循环水泵运行优化配置 试验,通过不同负荷下改变凝汽器背压, 测量机组的微增功率及循环水泵功耗,寻 求最佳凝汽器背压; ? 通过调整循环水泵运行方式或者运行台数, 测量循环水泵流量和功耗,获得循环水泵 的运行优化配置,降低电耗。 2019/9/6 81 TPRI 循环水泵改造 循环水泵改造的方案主要有: ? 双速电机驱动 ? 车削叶轮外径; ? 更换叶轮; ? 泵整体更换。 根据循泵配置的实际情况,改造时效率、流量何扬程兼顾。循 环水系统采用单元制运行时,各单元之间一般应采用联通管连 接,这样既可以完全单元制运行,又可以机组间相互协调。 2019/9/6 82 TPRI 凝结水泵改造 ? 变频调节; ? 车削叶轮外径; ? 更换叶轮; ? 泵整体更换。 2019/9/6 83 TP汽RI 动给水泵组优化运行 确定汽动给水泵组最佳运行方式主要 包括两个方面,一是通过不同负荷定、滑 压运行方式下的泵组效率和耗汽量的测量, 确定汽动泵组的最佳运行参数和运行方式; 二是根据单台汽动泵余量较大的特点,在 低负荷时进行电动泵和汽动泵不同备用方 式试验,以获得较高的运行经济性。 2019/9/6 84 TPRI 电站风机节能 ? 电站风机耗电量仅次于水泵约占发电容量的1.5-2.5%,对 于300MW机组,风机运行效率提高一个百分点,每台机 组年节电约40万kWh。 ? 造成的风机运行效率较低的主要原因: ①风机本身为低效风机; ②设计选型不当造成高效风机不在高效区运行; ③进口管道设计不当破坏了风机进口要求的条件; ④出口管道设计不当造成涡流损失; ⑤风机调节效率低,又经常在低负荷运行。 ? 通常,通过改造风机(叶轮)或对进、出口管道进行改 造,或利用调速技术,提高风机的运行效率。 2019/9/6 85 TPRI 制粉系统节能 ? 制粉系统是锅炉机组密不可分的主要辅助系统,特别是 在目前发电用煤供应紧张、煤质多变的情况下,其运行 性能对锅炉机组的安全、经济运行有重要影响。 ? 钢球磨煤机制粉系统运行的经济性差,应加强对钢球磨 煤机钢球装载量及钢球配比优化、系统通风量等进行运 行优化调整,寻求适应燃用煤种的最佳钢球装载量、通 风量,提高磨煤机出力,降低制粉单耗; ? 综合分析各地钢球磨制粉系统优化运行试验结果,保持 制粉系统在最经济工况下运行,一般可使制粉单耗降低 3kWh/t-5kWh/t 以上。 2019/9/6 86 TPRI 制粉系统节能 ? 通过粗粉分离器性能特性试验研究,确定分离器选型 正确、有良好的分选特性,保证制粉系统处于最佳运 行工况。目前多种形式的轴向型分离器和旋转分离器 的性能可以很好满足不同煤种的要求,必要时对粗粉 分离器实施改造,提高磨煤机出力,降低制粉单耗。 ? 中速磨煤机直吹式制粉系统经济性好,常存在煤粉细 度粗、石子煤量大等主要问题,应加强原煤特性、通 风量、煤粉细度、风环流速、分离器挡板等调整试验, 寻求解决问题途径,必要时提出改进方案。 2019/9/6 87 TPRI 运行优化与性能诊断 TPRI 运行优化 ? 火力发电机组运行优化技术是以最优化理论为指导,依 据机组主辅机设备实际运行情况,进行全面优化试验,根 据试验结果及综合分析总结,建立一整套运行优化操作程 序和合理的优化软件包,使机组能在各种负荷范围内保持 最佳的运行方式和最合理的参数匹配。 ? 实践证明:通过对火力发电机组的全面运行优化,机组的 经济性可相对提高1.0%~1.5%,供电煤耗率相应下降3~ 5g/kWh左右。 ? 运行优化技术特点 采用锅炉、汽轮机分别调整和联合调整相结合的方法, 确保机组整体运行的最佳效果。 既考虑提高主机的运行 经济性,又兼顾辅机的节能效果,使电厂在增效和节能两 方面获得效益。 2019/9/6 89 TPRI 运行优化的内容 锅炉及其主要辅机调整 ? 风量标定 为了准确反映一次风量、二次风量及入炉总风量,同 时为调整试验做准备,优化试验首先对风量测量一次元件进行标 定,并将标定结果用于修正热工测量系统,以保证控制系统自动 调节的正确性。 ? 制粉系统调整 重点调整煤粉细度和煤粉分配均匀性(有条件的 情况下),同时对于中储式和直吹式系统,根据其各自特点,进 行相关的专门试验,得出制粉系统最佳运行方式。 ? 燃烧器配风调整 燃烧器配风调整主要是从安全的角度出发,重 点调整炉膛火焰结构,使炉膛内火焰不偏斜、不飞边、着火点位 置合理、减低燃烧器区域结焦倾向;同时解决汽温偏差、氧量偏 差等问题。对于四角切圆燃烧方式,调整对象为一次风量、周界 风量、风箱炉膛差压;对于旋流燃烧方式,调整对象为一次风量、 内外二次风及旋流强度。 ? 锅炉运行经济性及降低污染物调整 主要解决可燃物高、运行经 济性差等问题,主要调整对象包括入炉总风量、燃尽风量。 2019/9/6 90 TPRI 运行优化的内容 ? 汽轮机及其主要辅机调整 定滑压运行参数的选择试验 。 汽动给水泵组最佳运行方式确定 。 最佳凝汽器背压试验 2019/9/6 91 TPR设I 备性能诊断、调整试验 ? 汽轮机性能诊断 ? 汽轮机冷端系统诊断(包括冷却塔) ? 循环水系统运行优化 ? 抽气设备运行优化 ? 烟风系统优化调整 ? 制粉系统优化调整 ? 燃烧调整 2019/9/6 92 TPRI 2019/9/6 谢 谢! 93 TPRI 2019/9/6 94 ?明辨是非的能力。 TPRI ?所以我们要勤恳读书,广泛阅 ?古人说“书中自有黄金屋。 ?”通过阅读科技书籍,我们能 ?培养逻辑思维能力; ?通过阅读文学作品,我们能提 ?培养文学情趣; ?通过阅读报刊,我们能增长见 ?有许多书籍还能培养我们的道 TPRI


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