电厂辅机节能技术

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1、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。A2凝汽器热负荷国产引

2、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。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；降低凝汽器热负荷途

3、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。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

4、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。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

5、的原因。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％。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

6、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

7、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)。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

8、，水位优化调整后加热器端差一般会有较大幅度的下降。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，