汽轮机节能降耗专业分析..ppt

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。