火电厂热力系统及辅机节能技术

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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

2、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

3、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真空系统真空系统严密性•S

4、D268-88《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。•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

5、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。•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.

6、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。凝汽器热负荷国产引进型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。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

7、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。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2.45

8、kPa。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