热力系统和设备经济优化运行分析

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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米特大型海水冷却塔实现温排水。就

2、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8.81V~a、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。有些电厂为了提

3、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8.7407亿千瓦，其中风电为1613千瓦占装机总容量的1.845%核电为907.82

4、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

5、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

6、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300MW600MW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

7、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