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汽轮机专业节能降耗 安全生产环保部:刘正强 2011-4-28 一、影响供电煤耗的主要因素 (一)主要因素 1.汽轮机热耗率。 2.发电厂用电率。 3.蒸汽参数。 4.汽轮机排汽压力。 5.系统泄漏损失。 6.排烟温度。 7.燃煤煤质与灰渣含碳量。 8.锅炉排污、除氧器排汽。 9.厂用蒸汽(吹灰、采暖、暖风)。 10.再热减温水量。 11.运行负荷率。 12.机组启停次数。 13.供热量及抽汽供热参数。 (二)供电煤耗合理值: 300MW亚临界>320克/千瓦时; 600MW超临界>300克/千瓦时; 1000MW超超临界>285克/千瓦时。 一、影响供电煤耗的主要因素 (三)影响汽轮机热耗的因素 1.设计热耗率偏低,实际无法达到。 2.安装或检修时,通流部分间隙控制大。 3.轴封漏汽量大。 4.汽封磨损漏汽大。 5.进汽导管密封差,引起泄漏,进入高缸排汽。 6.调节级叶顶间隙大,汽封齿少(不是2道)。 7.调节级喷嘴组受损伤。 8.平衡管漏汽量大。 9.低压进汽导流板损坏。 10.低压缸工艺孔漏汽量大,抽汽温度高。 11.通流部分结垢、锈蚀。 12.叶片损伤。 13.调节阀的重叠度过大。 14.蒸汽管道滤网未拆除。 15.采用单阀运行方式。 二、冷端优化 (一)真空严密性 1. 真空严密性必须≤270Pa/min,否则会明显影响真空和机组效率。河南公司要求各台机组应达到100Pa/min的优良水平,力争小于30Pa/min。 对于真空严密性尚未达先进标准的机组,应采用氦气查漏或检修灌水查漏,消除真空系统的泄漏点。 2. 影响真空严密性的可能因素 (1)中低压连通管与低压外缸的连接法兰漏空气(部分机组大修后出现中低压缸连通管法兰漏空气,应注意避免,严格监督检修工艺质量)。 二、冷端优化 (一)真空严密性 2. 影响真空严密性的可能因素 (2)低压缸轴端汽封密封不良 低压缸轴封间隙较大、密封效果较差。大修后按照设计下限或再减0.1mm调整,应防止运行方式不当(例如:暖机不充分、过临界转速升速率偏小、轴封温度偏低或大幅下降等)导致汽轮机振动超标,轴封发生动静碰磨,使得轴封间隙增大。 轴封供汽管道在凝汽器内部泄漏,供汽末端通凝汽器疏水孔径较大,供汽管道滤网堵塞。 轴封供汽管道的疏水阀门堵塞,或者疏水不畅。 轴封进汽分支管道,距离喷水减温器较近或者轴封减温水雾化不良,导致轴封供汽的蒸汽微带水、轴封温度低,影响密封效果。 二、冷端优化 (一)真空严密性 2. 影响真空严密性的可能因素 (3)轴封加热器的单级水封密封不良。比较常见。 轴加疏水容易汽化,无法形成水封。若引入凝结水进行降温,必须注意防止轴加满水导致汽轮机轴封进冷水、轴加风机电机烧等。 单级水封设计高度不够。 (4)其它方面:低压缸防爆门石棉橡胶垫破损,疏扩至凝结器管道膨胀节裂纹,备用真空泵进口快关电磁阀不严密,低压缸抽汽管道法兰不严,低压缸接合面不严密等。 (5)凝结水泵机械密封效果不好,一般不会影响真空严密性,但会导致凝结水溶解氧超标。注意加强对凝结水泵机械密封水的调节,防止漏入空气;同时,避免机械密封水泄漏过大,降低补水率。 二、冷端优化 (一)真空严密性 3. 真空严密性试验,要停运真空泵,保持设备系统运行方式不变,不能作任何特殊调整或措施,保持数据真实性,便于分析查找问题。 (二)凝结器系统 1.胶球清洗系统按照规程定期投运。 (1)合理控制投运周期和清洗时间,收球率≥95%。 (2)存在缺陷及时消除,不能长时间不投运或收秋率偏低。循环水泵单泵运行或二次滤网堵塞严重时禁投。 (3)胶球不应长期浸泡储存在收球室。每投运一定次数(例如7次)应打开收球室清点数量和收球率,去除不合格胶球,适当补充。 2.凝结器冷却管道容易淤泥、结垢、堵塞,导致端差超标。 (1)大小修高压水冲洗干净或酸洗。 (2)保持循环水水质合格,保持合理的循环水浓缩倍率(5左右),防止凝结器管子结垢。 二、冷端优化 (二)凝结器系统 3.双背压凝结器的抽空气系统,串联布置方式改为并联布置方式。开封分公司、平顶山分公司已改造。 4.在凝结器喉部安装导流装置,减少低压缸排汽涡流损失,并使凝结器热负荷均匀。 5.将化学除盐补充水在凝结器喉部进行雾化。 6.凝结器水侧定期排放空气,周期不宜控制过长,防止聚集空气、影响换热。 7.排汽压力表(真空表)传压管安装正确,传压管不积水,排汽压力测量应准确。另外,注意检查排汽温度、循环水进出水温度、凝结水温度等表计测量准确。 8.凝结器灌水查漏并放水之后,底部支撑应去掉。运行中,若循环冷却水中断后,当低缸温度降至50℃以下方可恢复冷却水。
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