火电厂热力系统辅机节能技术

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A真空系统B给水回热加热系统C疏水系统D水泵E风机F制粉系统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，全国火电机组平均供电煤耗由2000年的394g/kWh降低到2004年的379g/kWh，特别是300MW平均供电煤耗完成339.36克/千瓦时(上年度340.36)；平均厂用电率为5.27%（上年度7.2%）；平均等效可用系数为91.96%（上年度91.76%）；进口300MW机组平均供电煤耗完成331.09克/千瓦时(上年度331.74）；平均厂用电率为5.26%（上年度5.40%）；平均等效可用系数为92.77%（上年度91.43%）；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33.8%(比国际先进水平低6-7个百分点)，平均供电煤耗比国外高50克标煤，整体运行水平与国际先进水平相距甚远。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3.6%的增长速度支持了国民经济年均9.7%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；“厂网分开、竞价上网”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。火电厂节能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。火电厂节能工作任重道远。火电厂节能工作任重道远。火电厂的主要损失和消耗：•锅炉热损失：q2、q4等•汽机热损失：进汽节流、通流部分损失、泄漏损失、余速损失等•乏汽在凝汽器的放热损失•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0.903kPa/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10％～35％。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：•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；•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:•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，减少低压缸的排汽量；•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；A2凝汽器热负荷(3)降低凝汽器热负荷途径:•加强疏水阀门的检修和运行管理，减少阀门内漏。•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。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0.8～0.85，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：•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，并相关试验结果分析确定。有条件的可实现凝汽器根据清洁度自动清洗。A3凝汽器清洁度(3)提高凝汽器清洁度的主要途径：•设置循环水二次滤网；•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300MW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10～30％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：•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；•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300MW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：•合理调整抽汽电动门的开度；•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；•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：•加热器内漏；•疏水管管径选择不合理；•管道阻力大；•疏水调节阀通流能力不足。B3加热器疏水(2)•加热器水侧内漏一般较易发现，但当壳侧水位降低，或者汽侧内漏等原因引起疏水端差增大、疏水温度升高时，将直接导致疏水调节阀通流能力下降和调节阀后疏水汽化，使疏水不畅。另外壳侧水位低于疏水入口水位，也会影响加热器的正常疏水和设备安全。•解决加热器疏水不畅的问题，通过调整汽侧水位、减小疏水端差将会有明显的效果。C疏水系统泄漏(1)疏水阀门的内漏是长期困扰很多电厂的普遍问题，对机组的安全经济性有很大的影响：•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。C疏水系统泄漏(2)主要原因：•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，不能依据启、停状态调节控制模式，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较为复杂，但功能相对简单，在设计、安装、检修过程中常容易忽视，存在问题较多。C疏水系统泄漏(3)应根据疏水系统的类型和特点进行改进及优化设计：•在各种工况下运行，疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足系统暖管和热备用要求；•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；•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；•任何类型的疏水管上不得设置疏水逆止门。D1水泵——给水泵基本情况•第一代定速泵（20世纪70年代以前）参数与主机不配套、效率低、可靠性差•第二代多为调速泵（20世纪70~80年代），主要参考国外技术特点设计、制造效率不够理想、稳定性差、检修困难•第三代80年代以来，在引进消化吸收国外技术（如德国KSB、英国WEIR、法国SULZER等）的基础上，生产的高压锅炉给水泵，基本满足了国内各种容量机组配套及老机组改造的要求。D1水泵——给水泵改造建议•300MW机组：原配的DG560-240型、DG500-240型调速泵，已在多家电厂用DGT600-240型成功改造，实测效率达80%以上；另外尚有QG525-240型和TDG525-240型成功改造的实例。D2水泵——循环水泵循环水流量不足而影响机组经济性的问题相当普遍，而系统设计阻力偏小或泵扬程选择过低，循环水泵与系统匹配不当，使得循泵效率远低于设计值是其主要原因。循环水泵改造和优化运行是循环水系统节能工作的重点。循环水泵改造的目的主要有：•提高循环水泵效率；•增加循环水泵流量；•改变循环水泵扬程；•实现可调节运行（可调导叶、调速电机、变频调节）。D2水泵——循环水泵节能改造循环水泵改造的方案主要有：•车削叶轮外径；•更换叶轮；•泵整体更换。可根据循泵配置的实际情况，改造是应首先考虑效率和流量，并尽可能选择循环