小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析ok

小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题ok [6]《汽轮机变工况热力计算》(中国电力出版社) 摘要 随着国家能源政策的调整，这些小容量凝汽器式机组逐渐被列为关停之列，按照国家对小火电的考核原则，只有热电联产的机组，达到机组综合热效率45%以上，热电比大于100%，小火电机组才允许继续经营。对小容量凝汽器发电机组进行低真空供热改造, 通过高背压下的排汽加热循环水,用热力发电过程中最大的冷源损失来为城市提供居民采暖供热，是小容量凝汽机组实现热电联产，提高电厂整体经济性的简易办法。 本文对改造时需考虑的因素进行全面分析，并提出了相应的对策, 为同类机组低真空供热改造提供借鉴和参考。 关键词:汽轮机 低真空 供热 问题分析 华北电力大学函授毕业论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分 析>> 目录 第一章 概述-------------------------------------------------------------------------------3 1.机组情况----------------------------------------------------------------------------4 2.热网情况--------------------------------------------------4 3.供热调整--------------------------------------------------4 第二章 改造时需要考虑的因素-------------------------------------5 2.1机组背压的选择------------------------------------------5 2.2机组电负荷的变化----------------------------------------6 2.3最末几级叶轮--------------------------------------------7 2.4轴向推力的变化----------------------------------------- 10 2.5凝汽器与凝结水泵----------------------------------------10 2.6轴封系统------------------------------------------------11 2.7汽缸与转子的膨胀----------------------------------------11 2.8凝汽器水冲击的预防--------------------------------------12 2.9机组供热负荷的调整--------------------------------------13 2.10低真空供热机组的运行和检修维护-------------------------13 第三章 改造前的供热试验-----------------------------------------15 3.1试验措施的制定-------------------------------------------15 3.2试验举例-------------------------------------------------16 3.3试验中应注意的事项---------------------------------------19 第四章 改造后的经济性对比---------------------------------------20 4.1级组设计工况的主要经济指标-------------------------------20 4.2机组的主要运行技术指标-----------------------------------21 4.3机组低真空循环水供热的主要技术指标-----------------------26 4.4机组设计、纯凝运行和循环水供热运行的经济性比较-----------26 第五章 改造后运行规程的修订及注意事项---------------------------27 5.1改造后运行规程的修订-------------------------------------28 5.2运行注意事项---------------------------------------------31 5.2.1运行规程的分析---------------------------------------31 5.2.2运行中其他注意事项-----------------------------------31 第六章 结论-----------------------------------------------------32 参考资料--------------------------------------------------------33 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 第一章 概述 对小型凝汽式汽轮机组进行供热改造,取代城市分散的小型采暖锅炉,从而减少向大气排放烟尘,改善人民生活条件,改善社会环境,控制大气烟尘污染,不仅对电力企业有利,而且符合国家的相关政策,能取得很好的社会效益。 对小容量凝汽器发电机组进行低真空供热改造, 通过高背压下的排汽加热循环水,用热力发电过程中最大的冷源损失来为城市提供居民采暖供热，是小容量凝汽机组实现热电联产，提高电厂整体经济性的简易办法。 本着保证用户所需供热量的前提下尽可能多发电，简单易行、投资少、见效快的原则，河北沧州发电厂从1998年到2001年，先后对2台6 MW机组, 2台25 MW机组和1台12 MW机组进行了凝汽式汽轮机低真空改造。在改造和运行过程中，积累了很多经验，并对应注意的几个问题进行了分析。现以该厂25 MW机组为例进行简要介绍，为同类机组低真空供热改造提供借鉴和参考。 沧州热电厂循环水供热系统连接(图1)如下: 去#1、2冷水塔 去#3冷水塔 #0 #2 #3 #4 #7 东线回水 西线回水 东线供水 西线供水 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 系统说明: 1.机组情况: #0、2机组为6MW凝汽机组，分别为武汉汽轮机厂和南京汽轮机厂生产，与1998年和1970年投产;#3、4机组为北京重型电机厂1973年产品，1975年10月和12投产;#7机组为武汉汽轮机厂2000年产品，是一台为抽汽背压机组配套的低温低压机组，主蒸汽参数为1.27Mpa/304?。 2.热网情况: #2机组最早改为循环水供热运行，循环水供热稳定运行时间为1994年冬，当时供电厂、电业局宿舍，由于系统供热稳定，供热效果受到一致好评，后在沧州市政府的大力支持下，2002年形成了#0、2、3机共同供热的运河西热网近200万平米的供热面积。2002年后进一步发展了运河东热网100万平米，现由于热网不断扩容，运西热网已达240万平米，运东120万平米。运西热 2网除#0、2、3机组以外，配备有两台35t/h减温减压器和两台200m半负荷尖峰加热器,东线由#4机组和#7机组承担供热,也有两台35t/h减温减压器和两 2台200m半负荷尖峰加热器。由于机组供热能力的限制，运西热网现采用了混水的供热方式，来提高供热能力。混水运行有一套根据供水和回水温度以及供回水压力控制的系统，本部分不属本文的论述范围，只简要介绍如下: 热网混水运行:即在循环水供水和回水管路之间加装混水泵，把回水打到供水管路中继续放热，混水对循环水供热机组的结果是降低了回水的温度，提高了循环水在凝汽器内的出入口温差。由于西线混水沧州发电厂#3机组的凝汽器循环水进出口温差平均为12?，东线#4机在8-9?之间。混水运行需要注意的是: (1) 混水点以后的供热温度应符合相关供热要求; (2) 注意混水点以前的热用户的供回水压力变化，不能对这些热用户的 供热造成太大的影响。 (3) 混水份额控制在机组的供热能力范围内，不能造成供热出口的总体 温度降低。 (4) 提高混水泵的可靠性，避免因混水泵事故停运造成热用户的供热质 量下降。 3.供热调整: 供热调整主要是针对热网供热面积的变化和气温的变化进行调整，调整方式有机组搭配调整、机组负荷调整和热网面积切换三种方式。 (1)机组搭配调整指在初寒期热网投入的面积达不到机组凝汽器通流量要求时，采取投入部分机组的办法进行调整，如图一所示:可以先投入#3机 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 22组(25MW，2000m凝汽器)，随着热网的负荷增加在投入#0机(6MW，660m凝 2汽器)和#2机组(6MW，560m凝汽器);严寒期#0、2、3机组并列运行，必要 2时投入尖峰加热器提高供水温度。东线则可以先投入#7机组(12MW，1200m凝汽器)运行，在增加面积和气温下降后，投入尖峰加热器运行或投入#4机 2组(25MW，2000m凝汽器)运行，在严寒期再#4、7机并列运行，必要时再投入尖峰加热器提高供水温度。 (2)机组负荷调整指在供热末期由于热网供热面积基本不变，而由于气温的升高，使得回水温度升高，此时需要减小机组的负荷使得供热的出口温度降低，来减少对热用户的换热量，最直接的方法就是根据机组真空的变化和循环水出口温度来较少机组的进汽量，从而减少在凝汽器中的换热汽量，达到调整供热的目的。这种方式对于发电厂的电力生产来说是最不经济的，因此在必要时要结合机组搭配调整的方式进行热网调整。 (3)热网面积切换是针对运西和运东热网能独立运行和相互切换而言的,其中有在电厂周围近40万平米的供热面积,能够以20万平米为单位切换到由运西网供热或由运东网供热。这样的切换方式是用于初寒期和末寒期对热网的调整，也适用于严寒期充分发挥各台机组的最大供热能力的调整，如:调整40万平米到运东热网，由#4、7机组并列运行，减少运西热网的供热压力。 第二章 改造时需考虑的因素 2.1 机组背压的选择 凝汽式汽轮机真空的降低，使机组的出力降低和排汽温度升高，而排汽温度不仅影响供水温度的高低和供热量的大小，而且直接影响机组的热膨胀、胀差、振动、窜轴等指标。为保证机组安全运行，在选择背压值时，必须使凝汽器真空、排汽温度、推力瓦温和轴承振动等重要参数在规程规定的数值范围。通过相关试验和运行经验，该厂确定的参数指标为: 汽轮机进汽量为额定进汽量; 真空?60 kPa; 排汽温度?80 ?; 推力瓦温度?80 ?; 支持瓦温度?65 ?; 轴承振动?50 μm; 循环水温度?65 ?。 2.2机组电负荷的变化 在主蒸汽参数及进汽量保持为额定值时，由于排汽压力升高，机组的出 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 力相应减少，因此，机组改为低真空供热运行，虽然无冷源损失，但功率将有所降低。功率的减少值与排汽压力有关，可以通过低真空下的试验来确定，而且根据试验数据，可以算出在主蒸汽参数和进汽量为额定值而真空降低时，电负荷的变化。另外，当供热负荷减小，例如在末寒期气温回升，热用户人为减少供热面积时，热网回水温度将升高，为了维持机组在允许的背压下运行，必须降低机组电负荷运行，即按照以热定电的方式确定机组的电负荷。虽然机组热力计算数会提供背压对功率的修正曲线，但次曲线适用于正常运行背压变化范围，一般会超出低真空供热允许的背压范围，因此还是必须通过低真空供热试验取得试验数据后得到的实际负荷变化。 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 图2:N25-35-1型机组背压对功率的修正曲线 如图2所示为N25-35-1型机组背压对功率的修正曲线，曲线中不包括低真空供热运行时的背压0.3-0.4绝对大气压下的功率修正，只能从曲线中看出公路变化的趋势，得出对功率的影响值会大于1500kW，因此还得以试验值为运行依据。沧州电厂低真空供热试验和实际运行数据表明，在真空为66Kpa时各机组对电功率的影响如下表: 表1:机组低真空供热背压对功率的影响 机组号 机组型号 运行真空 额定功率Ne(kW) 影响功率 (kPa) ΔN(kW) #0 N6-3.43-? 66 6000 1500 #2 N6-3.5-? 66 6000 1500 #3 N25-3.5-? 66 25000 4000 #4 N25-3.5-? 66 25000 4000 #7 N12-1.27/304 66 12000 2500 2.3 最末几级叶轮 汽轮机低真空运行时，由于排汽压力升高，使机组理想焓降明显减小。其中叶轮最末几级的焓降有大幅度减少，做功能力也将降低，并且因速度比偏离最佳值，使级效率降的更低，同时末几级因偏离设计工况，动叶进口负冲角越来越大，使动叶进口撞击损失逐级增加。此外，动叶绝对排汽角α21为钝角，并逐级增大，导致轮周功率减小。以上原因，使汽轮机低真空运行时，末二、三级叶轮不但不做功，反而消耗汽轮机的功率。 从以上角度考虑，应拆除末二、三级叶轮。但河北地区供热期短，拆除后，在非供热期正常凝汽运行时，机组将无法恢复正常状态，另外，拆除末几级叶轮后，转子临界转速升高，转子需重新校核，做动平衡等，工作量大。所以，即使多消耗一些功率，一般也不做拆除处理。 汽轮机各级在低真空供热运行时，可以通过对级进行变工况热力核算来确定各级的前后压力、理想比焓降、反动度、喷嘴及动叶出口气流速度、及内效率、级内损失、轮周效率、轮周功率、级内效率、级内功率以及其他汽流参数在级内的分布。对级进行热力核算时的要点如下: (1) 简化假设 (a) 各级的流量保持为设计流量不变。(包括抽汽量和漏汽量不变) (b) 各级前温度保持为设计温度不变。 (c) 考虑排汽管的压力损失后，末级排汽压力取为0.5ata。 (2) 计算采用顺序算法 即从第一压力级开始，由级前向级后计算，逐级进行，直到最后一 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 级。 (3) 级前压力 低真空供热条件下，各级前压力按照弗留格尔公式计算: 0.50.52222D1/Do=((p-p)/(p-p))*(T0/T01) 01z10z 公式中:D、D设计工况及变工况下，通过级的流量; 01---------- p、p-------设计工况下，级前压力与汽轮机排汽压力; oz p、p变工况下，级前压力与汽轮机排汽压力; 01z1--------- 按照假设条件:D=D;T01=T0 01 0.5 222所以有:p=(p-p+p)010zz1 (5) 按照以上核算要点和假设可以核算出机组在低真空供热工况下各 级前后的参数，表3是参考文献提供的一台51,50,1型凝汽机组 低真空供热工况下的各级核算数据和最末级的速度三角形，通过气 ,14级轮机的变工况热力核算，可以发现，在低真空条件下，第2 于设计工况基本相似，后几级相差较大，分析可以得出以下几条结 论: (a)这些级的动叶进口负冲角逐级增大，说明发生在动叶进口的撞击损失逐级增大; (b)动叶出口气流的绝对速度c及其排气角a也越来越大，造成余速损2121 失的增加。 (c)这些级的a均为钝角，其在圆周上的投影与c的投影同方向，这将导2111 致圆周效率减小。 (d)从最末机的速度三角形(图3)可以看出，c与c的方向几乎重合，1121 该级的轮周比焓降为负值，圆周比焓降也为负值，蒸汽已经不做功，考虑该级的叶轮摩擦损失、漏气损失、湿气损失、静叶和动叶的撞击损失后，蒸汽进一步消耗主轴的机械功，因此该级不但不做功，反而会消耗功，相当于轴流式泵，把蒸汽从动叶抽到动叶后。 图3:51-50-1机组最末级速度三角形(引用资料) 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 表2:51-50-1型汽轮机低真空运行各级核算表(引用) 2.4 轴向推力 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 汽轮机由高真空状态转为低真空运行时，末级动叶出口由原设计的超音速转为亚音速流动，此时喷嘴焓降不变，动叶焓降减小，致使其反动度减的较小，叶根的反动度减的更小或为负值，又由于后几级的叶轮无平衡孔，叶轮前后的压力变化大，往往方向不定，起决定作用的是叶轮前的压力，PPdd与隔板轴封漏汽量及叶根反动度有关，若最后几级叶根为负反动度，就造成叶轮的推力为负值。 由以上分析可知，汽轮机在低真空运行时，末几级动叶的反动度和轴项推力不仅不增加，而且可能减小，即使增加也不会很大。该电厂对6 MW、12 MW、25 MW机组所做的供热试验和实际低真空运行数据都证明了这一点。 相关参考资料中，在变工况热力计算的基础上，就可以进一步计算各级的轴向推力，其中，动叶上的动静推力可以由热力计算及级的结构特性数据算出，这些数据都是给定的，但作用在叶轮、隔板汽封凸肩以及轮榖上的轴向推力，因与叶轮前的压力p有关，必须先计算出p后，再算出各部分的推dd 力。 计算出汽轮机的总推力后，用推力瓦能承受的总推力进行校核，当满足安全系数n大于1.5时可认为是机组的轴向推力是合格和安全的。 2.5 凝汽器与凝结水泵 2.5.1凝汽器铜管胀口: 凝汽式机组改造为低真空供热后，排汽温度大幅度提高，凝汽器的铜管胀口会不会因为膨胀大而破坏胀口的严密性成为一个问题。这一问题很难用理论分析解决，该厂机组供热试验和实际运行时，胀口的严密性保持了良好的状态，说明低真空供热运行不会影响凝汽器铜管的胀口。 2.5.2凝汽器管板电化学腐蚀的防止 凝汽器铜管和管板通过胀管结合在一起，在循环水中两种金属活性不同的金属(铜和铁)会自然形成电池效应，对活性强的管板会形成电化学腐蚀。随着循环水温度的升高，在凝汽器管板涂环氧类涂料防止铜管和管板发生电化学腐蚀的传统方法，不能再采用，否则涂料老化太快脱落会堵塞铜管。该电厂对这一问题做了针对性的研究，应用了电化学原理，安装了外加电流的阴极保护装置，通过外加电流的方法给金属活性强的管板补充电子，有效地防止了管板的电化学腐蚀。 电化学保护技术是基于改变金属在腐蚀性介质中的腐蚀电位来减轻腐蚀程度,延长使用寿命的一种方法[1]。这种保护技术分为阳极保护和阴极保护。前者的基本原理是通过升高金属在介质中的电位,使其表面形成一层耐蚀性良好的钝化膜从而延长金属材料的使用寿命。这种保护技术应用的前提是金属在介质中阳极极化曲线具有钝化区。在以水为冷却介质的循环冷却水系统中, 第 , 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 凝汽器金属本身不易钝化,因此阳极极化技术不能应用于凝汽器防蚀。 阴极保护技术的应用范围要广得多。该技术的基本原理[2]是通过向被保护的金属提供阴极电流来降低金属在介质中的腐蚀电位,使其局部阳极电流减小,当金属电极电位负移到该金属阳极反应平衡电位时,局部阳极过程就完全被抑制,即金属腐蚀停止。根据提供阴极电流途径的不同,阴极保护技术又分为外加电流式阴极保护和牺牲阳极式阴极保护。 以淡水为冷却介质的凝汽器中,由于牺牲阳极提供的保护电流有限,且不能根据介质运行工况进行调整,保护范围较小,因此这种保护方式只能用于冷却水电阻率低的小型机组凝汽器上。外加电流式阴极保护可以提供充足的保护电流,保护范围大,并可根据运行工况变化进行适当调整,保护电位可自动控制。这种保护技术对于抑制凝汽器管板腐蚀、铜管脱锌、点蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀、砂蚀等均可在短期内见效。 2.5.3供热水质的问题 该厂低真空供热时凝汽器内仍为循环水，比有些电厂采用软化水运行对凝汽器的清洁作用效果要差，但供热成本大大降低。因为供热循环水在密闭的管道和用户暖气内循环，水不会被污染和蒸发浓缩，相反, 循环水的浓缩倍率在1.5,2.0之间，损失的水量要不停的补充新水，因此循环水中只需加一些防止锈蚀和结垢的药剂。 2.5.4凝结水泵 为保证凝结水泵正常工作，不发生汽化，低真空供热时凝汽器宜采用高水位运行，以增加凝结水泵的入口高度，加大汽蚀余量，还可以把除盐水引入凝汽器热水井直接降低凝结水温度。但由于低真空下凝结水的温度是随真空降低相应提高的，所以不采取以上措施，一般凝结水泵也不会发生汽化。 2.6 轴封系统 机组低真空运行时，排汽温度升高，后轴封的漏汽量增大，易造成轴承过热、油质变坏等不良影响。可以利用射水抽汽器下水管的真空来保持轴封负压，由于冬季循环水温较低，这样做对射水池的水温影响也不大。该厂因为用轴封加热器的射汽喷嘴来保持轴封负压，运行中未见油质和轴承过热等不良影响。 2.7 汽缸和转子的膨胀 汽轮机降低真空后，后汽缸、后轴承座、转子的膨胀随之增大，使汽缸的纵向膨胀、后汽缸的纵向及横向膨胀、后汽封的径向间隙、汽缸与转子之间的胀差以及转子中心均发生变化，可能引起汽轮机的振动和动静部分的摩擦，应足够的重视。实际改造中可以通过试验监测各部分膨胀、胀差、振动的数值，并在运行中严密监视各控制参数，以控制这些指标在允许的范围之 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 内。机组低真空运行与正常凝汽运行工况下各安全控制指标的对比见表3。 附表3 机组低真空运行与正常凝汽运行工况下各安全指标 项目 轴向垂 一瓦垂二瓦垂三瓦垂四瓦垂汽缸左汽缸右最高推轴瓦回轴瓦回轴瓦回 相对胀 直位移直振动直振动直振动直振动侧膨胀侧膨胀力瓦温油温油温油温 差/mm 工况 /mm /μm /μm /um /um /mm mm /? 度? 度? 度? 运行 0.58 28 17 18 18 31 83 84 -2.3 55 52 49 低真空 0.57 24 17 15 13 32.9 83 80.8 -2.8 49 50 49 从表中可看出，机组低真空运行与正常凝汽运行时各参数相差不大，说明机组低真空运行对机组安全影响很小。 2.8 凝汽器水冲击的预防 改造后的热网循环泵代替了原来的循环水泵。这种系统，在热网循环泵故障跳闸、供水侧突然减小时，热网系统中的回水仍会以原来的速度和流量回流于凝汽器与热网泵之间的管路，导致这里的水流突然受到压缩，压力骤然升高，形成水击，并以冲击波的形式向后传播，压力可以达到正常压力的几十倍。该厂1台12 MW机组在退出供热运行时，因热网泵停运过早，造成凝汽器背侧端盖被水击变形，紧固螺丝断裂7条，端盖定位大螺栓冲断。 为防止水击的发生，该厂在回水管路和供水管路上安装了逆止门，见图1。在25 MW机组和6 MW的机组供热中使用未发生过问题，但由于12 MW机组系统回水管路特性不同，不能有效的缓解水击，逆止门未起作用，为此，计划安装更为有效的防水击装置，见图2。另外，也可以在凝汽器入口管路上加装安全门或防爆门以防止水击的发生。 φ630×7 防虹吸管 回水管路 φ108×4 逆止门 H 防 φ377×8 水 击 管 供水管路 φ630×7 热网回水管 吸水池 图4 供水管与回水管之间加装逆图5 热网回水管上 止门示意 加防水击管示意 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 62图4中防水击管的垂直高度H=P/γ=(0.196×10×1.15)N/m/9 810 s 2N/m=23 m。式中，P为防水击动作压力，凝汽器入口热网压力一般取0.196 Mpa，s 62=0.196×10×1.15 N/m;γ为热网回水重度，考虑1.15倍的安全系数，则Ps 3取γ=9 810 N/m。 2.9机组供热负荷的调整 因为汽轮机低真空供热利用的是排汽的汽化潜热，所以循环水供热机组的热负荷调整就是调整机组进入凝汽器的汽量。在机组需要保证锅炉的给水温度，回热系统必须正常投入运行的基础上，机组热负荷的调整实际上就是调整机组的进汽量，从而调整机组的排汽量，最终反映到凝汽器对循环水的放热量的变化上，极端的情况机组可以采取减少回热系统用汽量或停止回热系统运行的方法来增加排汽量，以提高给热质量。机组排汽压力的变化是与循环水出口温度相关的直接指标，理论上排汽温度与凝汽器端差的差值就是循环水的出口温度，因此，提高循环水的出口温度，一方面是降低真空，提高排汽温度，另一方面就是降低凝汽器的传热端差，这也是下一节要讲的机组供热维护的主要内容。 2.10低真空供热机组运行和检修维护 (1) 系统的维护 低真空供热系统的连接比较简单，图一已经说明了系统的连接方式，其中起隔断作用的阀门在供热系统中是至关重要的，因此系统维护的重点之一就是对这些阀门的维护和检修，在维护中防止阀门内漏和运行可靠性是最重要的检修。如机组的凝汽器出口门、循环水泵的出入口门等在供热期间不严密，供热系统的热水会泄漏到循环水沟和冷水塔，这样的后果是很严重的，主要有以下三点: (a)可能造成从循环水沟吸水的冷却水泵的冷却水温度过高，从而影响机组冷油器、发电机空冷器等超温。 (b)冷水塔不能完全无水停备，冷水塔结冰，对冷水塔填料、配水装置、支柱等都会造成破坏。 (c)供热热网失水严重，当超出热网系统补水最大能力时，会直接危及热网和机组运行的安全。 (2) 凝汽器的维护 凝汽器的维护围绕以降低凝汽器得端差为目的进行检修和维护，因此必须对影响凝汽器传热端差的因素进行分析， 传热端差计算公式: F=0.2388,Q/(K,?t) =0.2388,W,?t /(K,?t) ndpdp ? t=?t/ ln[(?t+δt)/δt] dp 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> ?t 由以上两式可知δt, KF/W e,1 式中Q……… …凝汽器的传热量 n K……………凝汽器总体传热系数 W……………冷却水量 ?t…………对数平均温差 dp F………… …传热面积 当冷却水量W及传热系数一定时，δt正比于?t，即正比于当时的凝汽器负荷，当进入到凝汽器的排汽量较小时，在冷却面积上的热负荷减少，此时真空变高，同时漏入凝汽器的空气量增大，使空气在凝汽器中占混合气体的比例增大，凝汽器的传热条件变差，因此当凝汽器的热负荷减少到一定数值后(一般约为额定负荷的70,--80,)，即使凝结蒸汽量再降低，传热端差δt也不再下降。 当冷却水温度较低时，机组真空一般较好，凝汽器内空气的分压力增加，传热条件变差，传热端差δt增加，故冬季机组循环水供热时传热端差一般较小。 传热端差估算及与其它参数的关系 机组运行过程中，传热端差可由如下经验公式计算: n δt= (Dn/F+7.5) 31.5+tw1 式中n=5—7，对清洁且真空系统严密性较好的凝汽器取较小值。 此经验公式不但可以用来计算不同工况下凝汽器的传热端差，在运行中，可以用它与实测的传热端差相比较，以此可做为判断凝汽器工作状况的参考。 由此可见，在凝汽器负荷减少而偏离设计工况不大时，δt与?t均随负荷下降而下降，使汽轮机排汽温度降低，排汽压力降低，从而使机组真空提高，而在凝汽负荷远离设计工况时，δt不随排汽量下降而下降，但是温升?t还是随排汽量及进水温度的减少而下降，排汽温度降之下降，此时凝汽器也可以保持较高的真空。 基于对凝汽器端差得以上认识,检修中要注意保持凝汽器良好的真空严密性和铜管的清洁，铜管赃污时供热前必须进行清洗，必要时要进行酸洗。运行维护注意以下三点: (a) 循环水的水质必需得到有效的控制，尤其对于热网失水严重补水量大 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 时要及时添加阻垢剂和缓蚀剂，防止热用户及热网管道腐蚀产物回流堵塞凝汽器，同时，胶球清洗系统必需保证较好的投入状态，保持较高的收球率，以保证凝汽器铜管的洁净。 (b) 尽量减少空气漏入真空系统的数量，抽汽器或真空泵保持较高的效率，保证机组有较好的真空严密性水平，保证凝汽器铜管有较好的换热条件。 (c) 凝汽器保持正常水位，避免水位将凝汽器铜管淹没的情况 (3) 冷却水系统的维护 由于循环水供热,回水温度和供水温度都在50?以上,因此,机组原来的冷却水系统不能再用,必须重新安装或制定一套新的冷却水系统和冷却水运行。沧州发电厂的改造经验表明较为简单的方案是重新安装两台冷却水泵做为全部机组的冷却水，系统原来的工业水系统作为备用冷却水使用，需要注意的是冷却水泵的安装地点应尽量远离机组冷油器、空冷器的回水点，避免把冷油器、空冷器的回水重新打回系统，同时热网的补水如果全部由本厂补，应核算补水量和冷却水量，以便让补水口和冷却水吸入口之间形成流动，保证冷却水的温度不能升高。 基于以上分析，冷却水系统的维护一方面是保证冷却水泵、工业水系统的可靠性，另一方面就是从运行调整上保证冷却水的入口温度不升高。 (4) 供热回水的排污 供热回水直接进入凝汽器换热，回水的水质特别是水中的杂质对凝汽器会造成直接影响，因此，热网设计时在凝汽器的入口前必须另外安装排污器，供热运行时应定期进行排污，机组凝汽器的二次滤网也应定期排污，以排除热网运行中产生的锈蚀产物和其他杂物。供热前对排污器应进行检修，保证滤网不堵塞和排除正常。 第三章 改造前的供热试验 凝汽式机组改造为低真空供热运行，由于必须利用较高的排气压力使循环水的出口温度升高才能起到对外供热的目的，因此，对汽轮机而言是一种较为恶劣的变工况运行方式。机组低真空运行时，由于真空的降低，机组的汽缸膨胀、轴向位移、轴承振动、以及动静部分间隙等安全指标都会发生变化，而通过真空的变化对以上指标进行核算和评估是一项复杂和难度很大的工作，因此，需要通过模拟试验的方法对机组的安全性和经济行做出评估。 3.1试验措施的制定: 试验措施的制定应包括以下几项内容: 1.试验目的: 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 为考核和检查凝汽式汽轮机组在低真空下运行的可行性和长期运行的安全可靠性，并比较凝汽工况与低真空供热工况之间的经济性，必须对改造机组进行低真空供热试验。 2.试验内容: 2.1选择和确定排汽压力，并了解排汽压力对功率的影响。 2.2确定低真空运行的安全性 2.3机组各轴承的振动是否超过允许值; 2.4轴向推力是否过大，串轴是否超标; 2.5汽缸膨胀是否均匀、正常，胀差是否在允许范围内; 2.6检查真空变化对通流部分的影响。 2.7分析对比低真空供热运行与纯凝汽运行的机组热经济性 3.试验方法 3.1试验时，热力系统的状态应与低真空运行时的状态相同，调节抽汽全部投入，回热加热器全部投入; 3.2保持主蒸汽参数为额定值，汽轮机负荷为额定负荷，用关小循环水泵出口门的方法控制循环水量的变化，使凝汽器真空降至规定的数值，在此状态下稳定一小时。 3.3观察并纪录汽轮机功率、流量、各部分压力、温度、推力瓦块温度、汽缸膨胀、轴承振动、轴封漏气、凝结水泵工作状态、凝结水电导等数据。 4.试验结论 根据试验数据，对低真空运行的安全可靠性、经济性及可行性作出评估意见，并作出低真空技术改造是否可行的结论。 3.2试验举例: 下面以沧州发电厂25MW机组供热试验为例说明试验的方法、过程和数据分析方法: 1.汽轮机组概况和主要设计技术参数 型号 N25—35—1凝汽式汽轮机 制造厂 北京重型电机厂 额定功率 25000 kW 经济功率 20000 kW 额定主汽压力 3.5 MPa 额定主汽温度 435? 额定功率排汽压力p 0.00596 MPa ce 经济功率排汽压力p 0.005 MPa cj 额定功率给水温度t 170? gse 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分 析>> 经济功率给水温度t 159? gsj 回热级数 5级 额定功率热耗率h 11333.66 kJ/(kWh) e 额定功率汽耗率d 4.384 kg/(kWh) e 经济功率热耗率h 11262.5 kJ/(kWh) j 经济功率汽耗率d 4.283 kg/(kWh) j (2)发电机主要技术参数 型号 QF—25—2 北京重型电机厂 制造厂 额定功率 25000 kW 额定电压 6300 V 2860 A 额定电流 功率因数 0.8 冷却方式 空冷 2 试验目的 通过试验，检验沧州发电厂#4汽轮机组在不同背压运行时循环水入口温 度，直至循环水出口温度达到65?时的运行状况，对机组在供热工况下达安 全和经济性进行评价，为该机组实施循环水供热提供依据。 3 试验的准备和参数控制范围 3.1 试验前将主要仪表进行检验。 3.2 在汽轮机前箱两侧各安装一块百分表，观察机组的膨胀是否均匀、 对称。 3.3 准备一块便携式振动表，观察机组在高真空时的振动情况。 3.4 试验参数控制范围: a( 汽轮机进汽量 ?120t/h b( 真空 ?60kPa c( 排汽温度 ?80? d( 推力瓦温度 ?80? e( 支持瓦温度 ?65? f( 轴承振动 ?50µm g( 机组负荷 ?20000kw h( 循环水温度 ?65? 4 试验过程 试验本来应通过将循环水在冷却塔走旁路，即不经过冷却塔填料通过提 高水温来进行，这样机组凝汽器以外的冷却水会因为循环水温度高而必须用 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 备用冷却水泵从其它机组的冷却水系统供水,同时,沧州发电厂#0、2、3、4机 2组公用循环水回水沟和两个1200m冷水塔，这样的方法势必对其他机组的运行造成影响，故试验时改用通过限制循环水的凝汽器进水门，减小循环水量的方法进行试验，有条件的机组应优先选用提高循环水入口温度的方法进行试验。。 试验前调整机组电负荷使进汽量达到额定,其他热力系统同正常运行,不作相应调整,记录一组机组正常运行时的数据，然后缓慢关小凝汽器的两个循环水进水门，将凝汽器真空分别降低到85kPa、80kPa、75kPa、70kPa和62kPa。在每个工况稳定30分钟，记录一组主要运行参数，观察没有异常情况时再继续向下降低真空。到凝汽器真空稳定在62kPa，此时凝汽器循环水出口温度达到58?，基本可以满足冬季采暖供热的温度要求，获得了试验欲达到的循环水温度目标。在试验最低真空62kPa持续运行了4小时，没有出现任何异常情况。之后机组恢复正常运行方式，试验结束。试验数据见附表4。 5. 试验结果及分析 试验测试和记录的结果如附表1所示。由于现场条件的限制不能提高凝汽器的进水温度，因此估算的循环水流量是很小的。如果供热后的回水温度高，则循环水的流量要成正比增加。 利用循环水供热后，汽轮机的冷源损失得到完全利用，经济效益是非常显著的。根据附表2的估算，在考虑了汽轮机因为真空降低热耗的增加因素后，如果主汽流量为113.5t/h，在每小时发出19MW电力的同时将供应约209Gj的热量。因此其经济效益是极高的。 汽轮机降低真空后，末级叶片通过的容积蒸汽流量大大减少，叶片的受力情况和设计的受力情况有很大的差别。由于在低真空工况下叶梢部分将处于鼓风状态，而且流量越小，处于鼓风的比例越大。因此我们建议在循环水供热工况时，机组的负荷不能过小，推荐循环水供热时的机组负荷至少在60%额定负荷以上。负荷在低于50%负荷时，循环水处于正常冷却塔冷却方式。 附表4:沧州热电有限责任公司后置机循环水供热工况试验数据汇总表 序号 测试、记录项目 单位 试验前 工况1 工况2 工况3 1 机组负荷 kW 24000 21900 20000 19000 2 主汽流量 t/h 120.9 111.8 115.1 113.5 3 主汽压力 Mpa 3.2 3.25 3.10 3.10 4 主汽温度 ? 437 433 431 428 5 排汽真空 kPa -83.5 -80.7 -72.5 -62 6 排汽温度 ? 60 61 73 74 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分 析>> 7 循环水出水温度(左) ? 41.8 44.4 56 58 8 循环水出水温度(右) ? 42 44 54 56 9 循环水出水平均温度 ? 42 44 55 57 10 循环水进水温度 ? 23 23.2 24 24 11 循环水进出水温差 ? 19 20.8 31 33 12 凝结水温度 ? 59 60 72 74 13 冷油器出口油温 ? 46 44 41.5 41.5 14 轴向位移 mm 0.58 0.58 0.58 0.57 序号 测试、记录项目 单位 试验前 工况1 工况2 工况3 轴向 µm 6 10 10 9 15 汽机前轴承振动 垂直 µm 28 21 25 24 水平 µm 15 14 19 19 轴向 µm 7 7 7 9 16 汽机后轴承振动 垂直 µm 17 18 15 17 水平 µm 10 11 9 9 轴向 µm 8 5 6 6 17 发电机前轴承振动 垂直 µm 20 18 15 15 水平 µm 6 6 5 4 轴向 µm 8 7 8 7 18 发电机后轴承振动 垂直 µm 16 14 12 13 水平 µm 12 11 11 10 轴向 µm 11 10 8 9 19 励磁机后轴承振动 垂直 µm 9 6 6 7 水平 µm 19 15 16 16 20 汽机热膨胀 mm -2.3 -2.7 -2.8 -2.8 21 汽机膨胀百分表指示(左) mm 31 29 31 32.9 22 汽机膨胀百分表指示(右) mm 83 83 83 83 23 推力瓦金属温度(最高点) ? 84 78.2 80.4 80.8 24 推力瓦工作面回油温度 ? 55 51 49 49 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 25 汽机前轴承回油温度 ? 55 51 49 49 26 汽机后轴承回油温度 ? 53 53 52 52 27 发电机前轴承温度 ? 49 49 49 49 附表6沧州发电厂循环水供热试验经济效益对比计算汇总表:(此表在此处略，在下一章经济性分析中引用) 3.3试验中应注意事项 ?机组试验前在一瓦和排汽缸两侧各装一块百分表，以便记录机组的膨胀情况。 ?试验中注意凝结水温度和凝结水泵的运行情况，如凝结水温度过高应补入软化水，防止凝结水泵汽化 ?注意监视射水抽汽器运行情况，必要时开大返水箱补水量。 ?试验时，严密监视有停机保护的各运行参数，包括真空、轴向位移、推力瓦温度、支持轴承温度、润滑油压、油箱油位等。 四、结论 通过试验方法的介绍和实际试验数据的分析，明确了低真空供热试验必须进行的步骤，同时可以得出结论，用试验的方法能够确定凝汽式汽轮机组在低真空下供热运行，对机组的安全性影响很小，却可以大大提高机组的经济性。 第四章 改造后的经济性对比 以沧州发电厂N25-35-1型#4机组为例,对机组设计工况、现在不供热实际运行工况和循环水供热运行工况进行经济性比较，可以很明显的看出低真空循环水循环水供热的经济性。 4.1机组设计工况的主要经济指标 沧州发电厂,4汽轮机大修后热力特性试验。沧州发电厂#4汽轮机是由北京重型电机厂制造的一台中温中压冲动凝汽式汽轮机，该机通流部分由一级双列复速级和十二级压力级组成，共计十三级，最后三级为扭曲叶片。全机共有五段非调整抽汽，按压力自高至低分别从第二、五、七、八和十级叶片后抽出，并分别供给二台高压加热器、一台除氧器和二台低压加热器。 4.1.1汽轮发电机组的主要设计技术参数 (1)汽轮机及其热力系统主要设计参数 型号 N25—35—1凝汽式汽轮机 制造厂 北京重型电机厂 额定功率 25000 kW 经济功率 20000 kW 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 额定主汽压力 3.5 MPa 额定主汽温度 435? 额定功率排汽压力p 0.00596 MPa ce 经济功率排汽压力p 0.005 MPa cj 额定功率给水温度t 170? gse 经济功率给水温度t 159? gsj 回热级数 5级 额定功率热耗率h 11333.66 kJ/(kWh) e 额定功率汽耗率d 4.384 kg/(kWh) e 经济功率热耗率h 11262.5 kJ/(kWh) j 经济功率汽耗率d 4.283 kg/(kWh) j (2)发电机主要技术参数 型号 QF—25—2 制造厂 北京重型电机厂 额定功率 25000 kW 额定电压 6300 V 额定电流 2860 A 0.8 功率因数 冷却方式 空冷 (3)机组其他计算发电经济指标: η=3600/额定功率热耗率*100%=31.76% 机组热效率: 发电煤耗率:b=h/29310/η/η=438.4g/kwh sfeglgd (η---锅炉效率;η---管道效率;) glgd 热电比:K=Qgr/Q=0(Qgr---供热热量; Q---发电热量;) rdfdfd 4.2机组的主要运行技术指标 为了对比数据的真实性和代表性，我们按照试验标准GB8117-87《电站汽轮机热力性能验收试验规程》和水和水蒸气性质:1967年工业用水蒸气性质表,IFC-1967，对机组实际运行工况进行了试验，试验中测点的布置和各重要数据的测量和计算依据如下: (1) 主要测点 主蒸汽压力、温度、流量;发电机端功率;调节级压力、温度;排汽压力、温度;各段抽汽压力、温度;各加热器进出水温及疏水温度;低加水侧压力、温度;除氧器压力、温度;大气压力;凝结水压力、温度、流量。 (2) 功率的测量 试验时，发电机的功率通过 CT和PT送到功率表柜内，PT输出为 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 100伏特，CT输出为5安培，电功率采用精度为0.05级的HC3002型多功能标准表测量。 (3) 压力的测量 用0.075级高精度 Druck型绝对压力变送器测量，测量值经仪表校验值、大气压力及仪表位差修正。 (4)温度的测量 采用K型及E型精密级热电偶。 (5) 流量的测量 主汽流量采用安装于机侧主汽管道上的流量孔板进行测量，其差压 信号采用高精度的差压变送器转换后接入数据采集系统。 (6) 水位的测量 水位包括除氧器水箱、凝汽器热井的水位变化，其变化值均由采用人 工现场记录方法测量。 (7)明泄漏量的测量 试验期间，对于机组无法隔离的可见漏量，由试验人员用标准容器和秒表现场测量。 (8) 数据采集 配以数据采集装置进行数据采集。 (9)试验步骤 a.系统应严格进行隔离，停厂用蒸汽及一切外界与系统有关的汽水系统。丰汽管道的疏水门、各抽汽管道疏水门等应关严，并经过严格检查;高、低加疏水逐级自流，即#2高加疏水至#1高加，#1高加疏水至除氧器;#4低加疏水至#5低加，#5低加疏水至凝汽器; b. 对系统进行补水，使凝汽器热井和除氧器水箱保持较高水位，试验期间系统不补水; c. 试验时要求蒸汽参数接近于额定值并保持参数及负荷的稳定; d.当机组和系统运行正常，保证工况稳定运行1小时后，开始记录数据，记录时间1小时，由数据采集系统记录数据的时间间隔为1分钟，输出电工率表的指示值，每2分钟读取1次。 ?试验结果的计算 本次试验中采用的原始数据均为同一试验工况的算术平均值，并对其进行仪表校验值、仪表零位修正所得，对压力测点进行了高度差和大气压力的修正。 a. 发电机电功率的计算公式为 Nd=Kw×Kct×Kpt×W 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分 析>> 式中: Nd——试验测量发电机电工率(MW); Kct、Kpt——电流互感器和电压互感器的变比; Kw————仪表常数; W————HC3002标准功率表的读数。 b. 流量计算 流量的计算均采用国标GB/T2624,93《流量测量节流装置用孔板、喷 嘴和文丘里管测量充满圆管的液体流量》中指定的方法计算，计算公式如下: 式中: G,上述被测介质流量 kg/h C,流出系数 β,直径比， β=d/D ε,介质膨胀系数 d ,节流件孔径 mm ρ,流体密度 kg/m3 ?P,节流件前后差压 Pa 流量的计算以管道上安装的标准节流元件实测差压值为基准进行， 各节流元件尺寸由制造厂家提供。各差压值由1151系列差压变送器测量，测 量精度为0.25级，测量信号为mA级电流，该信号接入英国生产的施伦伯杰 IMP数据采集器系统，由计算机自动采集和合整理计算。 c. #2高压加热器进汽量计算 根据相应的热量、流量平衡方程求得。 #2号高压加热器进汽流量Q2计算: 由热平衡方程 Q2×(H2,H2s),Dgs×(H22,H21) 得到: Q2,Dgs×(H22,H21)/(H2,H1s) 式中: Dgs——主给水流量(kg/h) Q2——#2号高压加热器进汽流量(kg/h) H2——#2号高压加热器进汽焓(kJ/kg) H2s——#2号高压加热器疏水焓(kJ/kg) H22——#2号高压加热器出水焓(kJ/kg) H21——#2号高压加热器进水焓(kJ/kg) d. #1高压加热器进汽量计算 根据相应的热量、流量平衡方程求得。 #1高压加热器进汽流量Q1计算: 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 由热平衡方程 Q1×(H1,H1s)，Q2×(H2s,H1s),Dgs×(H12,H11) 得到: ,[Dgs×(H12,H11)- Q2×(H2s,H2s)]/ (H1,H1s) Q1 式中: Q1——#1号高压加热器进汽流量(kg/h) H1——#1号高压加热器进汽焓(kJ/kg) H1s——#1号高压加热器疏水焓(kJ/kg) H12——#1号高压加热器出水焓(kJ/kg) 高压加热器进水焓(kJ/kg) H11——#1号 e. 热耗率的计算 NHR,(Q0×H0,Ggs×Hgs)/Nd : 式中 NHR——机组热耗率 kJ/(kW.h) Q0——主蒸汽流量 kg/h Ggs——给水流量 kg/h H0——主蒸汽焓值 kJ/kg Hgs——主给水焓值 kJ/kg 电机输出电功率 MW Nd——发 f. 汽耗率的计算 汽耗率,Q0×1000/ Nd kg/kWh : 式中 Q0——主蒸汽流量 kg/h Nd——发电机输出电功率 MW (11)附表5:沧州电厂,4汽轮机热力试验数据及计算结果汇总表: 序号 项 目 单位 工况一 工况二 1. kW 发电机功率 17616.274 21832.183 2. MPa 主蒸汽压力 3.567 3.347 3. ? 主蒸汽温度 441.804 442.160 4. kJ/kg 主蒸汽焓值 3318.5264 3322.3797 5. MPa 调节级压力 1.68 1.84 6. mA 主汽流量 11.473 16.933 7. kg/h 主汽流量 89810.055 113369.047 8. kg/h 给水流量 134273.69 133899.6875 9. MPa 一段抽汽压力 0.760 1.029 10. ? 一段抽汽温度 301.950 333.198 11. kJ/kg 一段抽汽焓值 3062.385 3122.320 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 12. MPa #2高加进汽压力 0.722 0.978 13. ? #2高加进汽温度 301.950 333.198 14. kJ/kg #2高加进汽焓值 3063.331 3123.399 15. ? #2高加进水温度 123.139 130.044 16. kJ/kg #2高加进水焓值 521.093 550.385 17. ? #2高加出水温度 148.280 158.247 18. kJ/kg #2高加出水焓值 628.2054 671.08 19. ? #2高加疏水温度 166.2076 178.9203 20. kJ/kg #2高加疏水焓值 702.5294 758.3504 21. kg/h #2高加进汽流量 6092.187 6833.249 22. MPa 二段抽汽压力 0.318 0.424 23. ? 二段抽汽温度 242.472 270.609 24. kJ/kg 二段抽汽焓值 2951.916 3006.203 25. MPa #1高加进汽压力 0.302 0.403 26. ? #1高加进汽温度 242.472 270.609 27. kJ/kg #1高加进汽焓值 2952.485 3006.823 28. ? #1高加进水温度 99.045 99.338 29. kJ/kg #1高加进水焓值 419.480 420.714 30. ? #1高加出水温度 123.139 130.044 31. kJ/kg #1高加出水焓值 521.093 550.385 32. ? #1高加疏水温度 133.766 143.893 33. kJ/kg #1高加疏水焓值 562.402 605.832 34. kg/h #1高加进汽流量 3917.848 5073.319 35. kPa 四段抽汽压力 81.061 98.744 序号 项 目 单位 工况一 工况二 36. ? 四段抽汽温度 105.089 123.808 37. kJ/kg 四段抽汽焓值 2690.389 2724.246 38. kPa #2低加进汽压力 77.008 93.807 39. ? #2低加进汽温度 105.089 123.808 40. kJ/kg #2低加进汽焓值 2689.282 2724.739 41. ? #2低加进水温度 63.508 68.785 42. kJ/kg #2低加进水焓值 266.157 288.251 43. ? #2低加出水温度 90.643 97.079 44. kJ/kg #2低加出水焓值 379.962 407.044 45. ? #2低加疏水温度 92.490 97.855 46. kJ/kg #2低加疏水焓值 387.420 410.020 47. kPa 五段抽汽压力 34.698 40.158 48. ? 五段抽汽温度 64.200 70.100 49. kJ/kg 五段抽汽焓值 268.685 293.401 50. kPa #1低加进汽压力 32.963 38.150 51. ? #1低加进汽温度 64.200 70.100 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 52. kJ/kg #1低加进汽焓值 268.684 293.399 53. ? #1低加进水温度 59.879 64.827 54. kJ/kg #1低加进水焓值 250.972 271.679 55. ? #1低加出水温度 63.508 68.785 56. kJ/kg #1低加出水焓值 266.157 288.251 57. ? #1低加疏水温度 71.305 74.752 58. kJ/kg #1低加疏水焓值 71.305 74.752 59. ? 汽封加热器出水温度 59.879 64.827 60. ? 汽封加热器入水温度 56.879 61.827 61. MPa 除氧器压力 0.030 0.050 62. ? 除氧器出口水温 103.000 105.000 63. ? 除氧器进口水温 90.643 97.079 64. MPa 给水压力 5.996 6.000 65. ? 给水温度 148.280 158.247 66. MPa 凝结水压力 0.480 0.480 67. ? 凝结水温度 56.879 61.827 68. kPa 真空 -82.31 -77.82 69. ? 排气温度 57.879 62.827 70. ? 循环水进水温度 33.000 33.000 71. ? 循环水出水温度 42.000 42.000 72. kPa 大气压力 100.059 100.065 73. ? 凝汽器端差 15.879 20.827 74. kJ/kWh 汽轮机热耗率 12130.01 13136.461 75. kg/kWh 汽轮机汽耗率 5.098 5.193 序号 项 目 单位 工况一 工况二 76. g/kwh 标准煤耗率 480.5 520.36 77. % 机组效率 29.67 27.40 78. % 热电比 0 0 ?试验结果分析: a.机组不供热运行时的煤耗率、机组效率偏离设计值较多，去除机组真空低、给水温度低等运行影响因素外，主要与机组设计水平低和设备老化，没有供热负荷有关。 b.机组效率小于30%,热电比为0，不符合国家关于小火电机组经营许可的经营指标。 C(机组不存在通过通流部分改造提高发电经济性，达到国家关于小火电机组经营许可的经营指标的可能。 4.3机组低真空循环水供热运行的主要技术参数: 机组低真空循环水供热运行的主要技术参数的取得依然按照4.2条的步骤，用试验方法取得，过程和参数的计算过程不再叙述，指标计算中只是把 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 排汽热量从发电热耗中减去了，排汽的热量是用凝汽器循环水流量与循环水在凝汽器中的焓升乘积来计算的。即: 机组循环水供热热耗率的计算 NHR,(Q0×H0,Ggs×Hgs-Gxh×(t-t))/Nd 21 式中: NHR——机组热耗率 kJ/(kW.h) Q0——主蒸汽流量 kg/h Ggs——给水流量 kg/h 蒸汽焓值 kJ/kg H0——主 Hgs——主给水焓值 kJ/kg Nd——发电机输出电功率 MW Gxh——通过凝汽器的循环水流量 kg/h; t——凝汽器循环水入口温度 ? 1 t——凝汽器循环水出口温度 ? 2 4.4机组设计、纯凝运行和循环水供热运行经济性比较 引用机组设计主要经济指标和纯凝热力试验以及供热试验的数据，形成对比分析表格如下，其中循环水供热工况的数据引用2005年3月#4机组循环水供热运行时河北省电力研究院所作的试验报告(NO:冀电研热动2005-027); 纯凝试验试验工况数据引用试验报告:NO: 冀电研热动2006-186《沧州发电厂#4汽轮机大修前热力特性试验》。 附表6:#4汽轮机循环水供热经济性对比分析表 循环水供热工 序号 项目名称 单位 设计工况 纯凝试验工况 况 1 主汽压力 MPa 3.43 3.347 3.34 2 主汽温度 ? 435 442.16 443.87 3 主汽焓 kJ/kg 3310 3322.38 3326.34 4 给水压力 Mpa 6.0 6.0 5.51 5 给水温度 ? 169 158.25 162.71 6 给水焓 kJ/kg 716 690.07 7 主汽流量 t/h 109.6 113.37 107.72 8 发电机功率 kW 25000 21832.18 19065.08 9 机组真空 MPa 0.0596 0.0782 0.066 10 循环水入口温度 ? 20 33 50.01 11 循环水出口温度 ? 32 42 59.41 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 12 循环水入口焓 kJ/kg 84 138.6 210.12 12 循环水出口焓 kJ/kg 134.4 176.4 248.69 14 循环水流量 t/h 5500 5500 4700.29 15 锅炉效率 % 90 87 90.15 16 管道效率 % 98 98 99 17 厂用电率 % 7 8 8 18 机组发电热耗 kJ/kWh 11333 13136.46 5472.35 汽轮机综合效率 % 31.76 27.4 65.79 19 供热量 kJ/h 0 0 181279 20 试验发电煤耗 g/kWh 438.4 525.67 209.2 21 供热比 % 0 0 264 22 试验供热煤耗 kg/GJ \ \ 38.23 从附表6的对比数据可以看出,这种小型凝汽式汽轮机无论是设计值还是实际运行值,效率都是很低的，发电煤耗很高，燃料利用率很低。改造为循环水供热后的运行数据表明，机组效率达到了60%以上，热电比也在200%以上，因此这种改造是非常节能的，其主要原因还是因为利用了发电过程中品味的品位很低的排汽热量。虽然，机组循环水供热改造后。电负荷会用一定的损失，但以牺牲一部分电量的代价换回200GJ/h左右的供热量是非常合算的。 第五章 改造后运行运行规程的修订及注意事项 5.1 改造后运行规程的修订 以下是沧州发电厂#4机低真空循环水供暖规程的举例，通过举例说明机组低真空供热改造后运行规程的修订应包含的章节和内容，可供同类改造借鉴。 《沧州发电厂汽轮机运行规程》#4机低真空循环水供暖部分: 1.冷却水的倒换 1.1 用热电#4、5冷却水泵运行方式 1.1.1 开启热电#4或者#5冷却水泵，开启热电冷却水与老厂工业水母管联络门. 1.1.2 开启#4机冷油器工业水联络门、空冷工业水联络门(#4机冷油器北侧) 1.1.3 关闭#4机冷却水总门。(操作应缓慢，注意油温、空冷温度变化)。 1.1.4 #7机循环水供给方式 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 1.1.5 热电#4、5冷却水泵故障时，关闭#4、5冷却水泵出口总门，开启#7机循环水入口管道通#4、5循环水泵出口母管联络门，由#7机循环水供往老厂工业水母管。 1.1.6 若热电#4、5冷却水泵故障，#7机循环水入口管道的水也不能供往老厂工业水母管时，开启#7凝汽器循环水出口供暖补水管道与老厂工业水母管联络门(工业水泵上方)，由供暖补水供给老厂工业水母管。但必须热力公司停止从#7机循环水进行补水，并关闭#7循环水入口通#4、5冷却水泵出口冷却水联络门。 1.1.7 启老厂工业水泵运行方式 1.1.8 老厂工业水母管装设水压低工业水泵自启动装置。正常备用时，工业水泵生水入口门开启，循环水出口门关闭，工业水泵出口门适当开启。 1.1.9 工业水母管压力低工业水泵自启动后，缓慢将工业水泵水源由生水切换到循环水。 2.由凝汽式运行转换为供热运行 2.1 #4机不破坏真空停机。 2.1.1接到供热泵站已做好一切准备后，联系值长进行下列操作: 2.1.2关闭循环水泵出口门，停止循环水泵运行。关闭凝汽器两侧出口门.开启凝汽器循环水出口管道放空气门. 2.1.3逐渐开启凝汽器出口门前供热蝶阀,开启凝汽器循环水出口管道放空气门,连续均匀出水后关闭。 循环水联络管上供暖回水蝶阀.。 2.1.4开启循环水泵出口门后供热回水蝶阀, 2.1.5司机注意机组排汽缸温度变化。 2.1.6凝汽器循环水入口压力正常后，通知泵站关闭供热系统再循环门。 2.1.7 以上操作完成并无异常，联系值长机组冲转、并列、带负荷。 2.1.8机组低真空供热运行参数 进汽量?120 t/h 真空?460 mmHg 排汽缸温度?110 ? 排汽温度?80 ? 推力瓦温度?70 ? 支持瓦温度?65 ? 调节级压力?2.0 Mpa 机组振动?50μm 机组负荷?18MW(最大进汽量时) 出水温度?65 ? 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 3.低真空运行的维护与调整 热网回水压力(凝结器入口)不得超过0.20MPa，超过时通知供热泵站值班人员及时调整(停止补水或开启除污器放水门放水)。调整无效，热网回水压力达到0.23Mpa时，应开启凝汽器通冷水塔出口门，排到冷水塔，或开启循环水泵出口门向循环水沟排水。 3.1#4机排汽温度不得超过110?，凝汽器真空不得低于450mmHg，若以上参数超标，司机应通知值长调整机组电负荷。 3.2汽轮机轴承振动值不得超过原正常凝汽运行时的规程规定值。 凝汽器出口水温保持在55--65 ?，循环水入口水温保持在50--55?范围内。当机组进汽量已到最大值时(120t/h)，若凝汽器出口水温达不到规定值，通知供热泵站投入尖峰加热器运行或增加尖峰加热器进汽量，提高出水温度。 3.4每天中午联系值长进行调速汽门活动试验，升降负荷范围为2000-2500KW。 3.5凝结水温度控制:由于真空降低，凝结水温度升高，为防止凝结水泵汽化，凝结水温度应低于排汽压力下的饱和温度1--3 ?，即不同真空下凝结水温度不超过以下数值(比饱和温度低3?):超过时，开启真空补水门，控制凝结水温度。运行时应控制凝汽器水位高些，以增加凝结水泵入口静压。 真空与排汽温度、饱和温度对应关系表 真空(mmHg) 排汽温度对应饱和温度(?) 600 61.15 550 67.55 500 71.82 450 76.43 4.加热器的投入 4.1由于供热工况运行时，机组相同负荷下，进汽量比正常凝汽式运行时大，各抽汽段压力也相应升高。因此，供热运行时加热器的投入应由进汽量和抽汽段压力值决定，即 4.2进汽量33.4 t/h (正常凝汽式运行时6000KW负荷)时，投入低压加热器。 4.3进汽量69.08 t/h(正常凝汽式运行时15000KW负荷)时投入高压加热器运行。或一段抽汽压力等于0.51Mpa，二段抽汽压力等于0.154Mpa(表压力)时，高压加热器投入运行。 5.事故预防和处理 5.1当供热外网或供热泵站发生故障无法运行时，#4机司机应通知值长，由汽机班长指挥甩掉供热外网切换为正常凝汽运行。 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 5.2当供热回水压力达到0.20Mpa时，#4机司机应通知供热泵站值班人员停止补水，必要时由泵站值班人员开启除污器处放水门放水降压，当降压无效回水压力值达到0.23 Mpa时，汽机值班人员可打开本机凝汽器出口门向冷水塔排水降水，或开启循环水泵出口门向循环水沟排水。仍无效时，#4机司机通知值长和供热泵站值班人员机组切换为正常凝汽运行。 5.3热网回水压力低于0.1 Mpa时，#4机司机通知供热泵站及时补水。 5.4当真空下降时，应通知值长减本机负荷，保持正常真空。 5.5当供热泵站循环水泵突然停止运行时，若回水压力明显超过0.20 Mpa时，#4机值班人员应迅速开启本机凝结器出口门，向冷水塔排水，或开启循环水泵出口门向循环水沟排水，并通知供热泵站值班人员停止补水。 5.6当回水温度超过55?时，#4机司机应通知供热泵站停止加热器的运行或减少加热器进汽量，保持真空。 5.7如果凝汽器端差过大，排汽温度过高，应进行胶球清洗。 5.8当汽机真空下降至450mmHg时，经降负荷到零，真空仍不能维持时，应通知值长和供热泵站故障停机。 5.9其他事故，按#4机正常凝汽运行规程处理。 5.10由供热运行切换为正常凝汽运行 5.10.1机组不破坏真空停机。 5.10.2司机联系供热泵站值班人员做好一切准备，汇报值长后可进行操作。 5.10.3热力公司值班人员关闭关闭机房外供暖东网供、回水总门后,汽机值班人员关闭机房内六个进出水蝶阀。 5.10.4开启凝汽器两侧出口门，开启凝汽器循环水出口管道放空气门，均匀连续出水后关闭。 5.10.5启动循环水泵，检查循环水泵出口压力、电机电流正开满循环水泵出口门。 5.10.6完成冷却水的倒换。开启#4机冷却水总门，#4机冷却水由本机供给。 5.10.7汇报值长操作完成，机组准备启动。 5.2 运行注意事项 5.2.1 对运行规程的重点分析 5.2.1.1循环水供热改造之前必须先落实冷却水的运行方案，以便在改造时同时施工。 5.2.1.2供热投入之前必须先切换冷却水的运行方式。 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 5.2.1.3 沧州发电厂#4机低真空循环水供暖规程中的热电#4、5冷却水泵是专门为循环水供热配备的系统全负荷的冷却水泵。 5.2.1.4 工业水泵冷却水运行方式作为备用方案。 5.2.1.5由凝汽式运行转换为供热运行或由供热运行切换为纯凝汽运行理论上可以不停机，但为机组安全起见还是采用不破坏真空停机方式比较安全可靠。系统切换在冷却水系统提前切换好的前提下，一般只需要30-40分钟，这期间凝汽器会有短暂的断水时间，运行经验表明在凝汽器停止进汽的情况下，凝汽器的断水不会对凝汽器造成恶劣的影响。 5.2.1.6除机组重点监视指标外，循环水供热的凝汽器的回水压力是一个重要的监视指标，以正常运行在1.0-1.3ata为正常，超过1.5ata为压力高，应监视运行，超过2.0ata应联系供热泵站降压力，超过2.3ata应按供热规程规定采取措施。 5.2.1.7凝结水泵由于排汽温度的升高，凝结水温度随之升高，运行条件恶化，但同时由于真空的降低，排汽压力升高，热水井为水泵提供的入口静压随之升高，所以，水泵得到的入口静压基本上仍然在水泵的允许汽蚀余量范围以内，但为了安全起见，改造时如原系统没有接入热水井的软化水补水口，应该新接一根管，以便必要时降低凝结水的温度，保证凝结水泵不汽蚀。 5.2.2运行中其他注意事项 5.2.2.1低真空供热后，供热泵站的供热泵实际上成了机组的循环水泵，因此，泵站与机组控制室之间必须有快捷可靠的联系方式，应至少包括以下几种方式: (1)拨号电话和直通电话; (2)联系按钮信号; (3)热网泵运行指示信号灯，有条件的可以把热网泵的运行情况接入机组DCS或DAS系统进行监护。 5.2.2.2由于真空降低，排汽温度升高，射水抽汽器抽出的不凝结气体温度也升高，射水抽汽器的工作条件在冬季反而会恶化，此时，应注意射水池水温的变化，应使水温保持在规定的范围内。 5.2.2.3凝汽器端盖会因为水温的升高产生热膨胀，有时会发生端盖泄漏，此时，需要进行热紧，同时，水温升高会加速凝汽器端盖密封胶条的老化，供热结束后应及时进行更换。 5.2.2.4凝结水温的升高会减少凝结水在低加中的吸热量，此时，应调整低压加热器的进汽量，使得凝结水的加热在低加中均匀分布，或隔断已经不起加热作用的最末一台低压加热器，让机组的回热系统运行更合理。 5.2.2.5凝结水采样器的冷却水应相应调整，降低凝结水水样的温度。 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 5.2.2.6热工低真空保护、排汽温度高报警值等应进行相应调整。 5.2.2.7凝汽器回水压力应设置热工报警，以1.6、1.8、2.0ata设置三个高报警，2.3ata设置自动开启凝汽器出口门排水到冷水塔的保护。 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 结论 6.1 通过试验、分析和实际运行考验可以得出结论:凝汽式机组改为低真空循环水供热是完全可行的。 6.2 改造中应根据机组的实际情况通过试验来确定机组低真空运行的控制参数，以保证机组低真空供热运行的安全性和可靠性。 6.3 通过试验数据的对比表明低真空供热改造的经济性是非常高的。 6.4运行中应当以热定电,即根据机组循环水出口温度情况来确定机组负荷,以确保机组安全和供热质量。 6.5 改造后应在运行规程和检修规程中明确循环水供热机组的注意事 项。 6.6 对因为供热造成循环水温度升高所产的一切后果，应拿出相 应对策和解决方案，确保系统安全稳定运行。 第 ,, 页 共 35 页 华北电力大学函授毕业设计论文: <<小型凝汽式汽轮机低真空供热改造问题分析>> 附录一:参考文献 ,(《河北电力技术》2006年第4期，总第145期中文章《凝汽式汽轮机低真空供热改造分析》 作者:李晓忠 《汽轮机原理》(中国电力出版社) 2 3 N25-35-1型汽轮机热力计算书及有关图纸和说明书。 4 在供热试验、调试及运行过程中各种试验数据、资料、 试验报告: NO:冀电研热动2005-027)《#4机组热耗煤耗试验》; NO: 冀电研热动2006-186《#4汽轮机大修前热力特性试验》;NO: 冀电 研热动2004-355《#4汽轮机循环水供热试验》 第 ,, 页 共 35 页