余热汽轮发电机组

余热汽轮发电机组（精选12篇）

余热汽轮发电机组 篇1

1 汽轮机情况及出现的问题

我公司水泥窑纯低温余热发电系统使用BN5-1.6/0.3补凝式汽轮机, 液压系统由径向钻孔离心式主油泵供给压力油, 系统中装有两台型号为YL-12.5的表面热交换冷油器, 每台冷油器的冷却面积为12.5m2, 有264根铜管, 运行中油侧压力为1.0MPa、水侧压力为0.2MPa。正常运行状态时, 冷油器一用一备, 必要时也可两台并联运行。该系统在2009年10月投运后, 曾多次出现冷油器的铜管大面积漏油事故, 给企业的安全生产带来不利影响。

2 原因分析及处理

2.1 事故原因分析

冷油器泄漏事故刚发生时, 首先怀疑冷油器存在铜管胀接质量问题。对此, 在更换铜管时严格按检修工艺要求施工操作, 且更换铜管后严格执行冷油器的严密性试验, 即油侧应进行1.5倍工作压力的水压试验, 保持5min无渗漏。但是泄漏事故仍继续出现。进一步检查发现, 并非所有的泄漏都发生在胀口, 有半数是铜管出现裂缝引起泄漏;运行原始记录显示有3次泄漏事故都是切换冷油器运行后就出现。因此怀疑液压系统供油设计的合理性。

汽轮机液压系统的供油原理见图1。从图中可看到, 主油泵出口约1.0MPa的高压油分成两路:一路供调速保安系统;另一路至冷油器, 油冷却至41℃左右后又分两路, 一部分供给喷射泵, 另一部分降压到0.12MPa供轴承润滑使用。油箱的油温和主油泵出口油温均稳定在44℃左右。

我们认为, 该供油系统设计结构不合理。供喷射泵使用的高压油经过冷油器, 使冷油器长时间受1.0MPa的油压, 引起铜管在运行时发生严重泄漏事故。

2.2 技改方案

技改方案见图2。将喷射泵的高压油取点设置在冷油器之前, 在管道上增加节流阀, 将经过冷油器的压力油节流降压到0.45MPa, 确保汽轮机轴承用油的需求。

经测算:喷射泵的喷嘴流量为100L/min, 润滑油的流量为180L/min。喷射泵的高压油不经过冷油器, 降低了冷油器的负荷, 虽然冷却油量的减少使油箱油温有所上升, 但幅度很低, 不影响油系统的其他性能参数。

3 效果

2010年2月技改后, 冷油器的泄漏现象未再出现。油箱的油温最高上升到52℃, 低于≤60℃的规定。润滑油压力波动没有超过0.01MPa的规定值。主油泵出口油压稳定在0.96 MPa, 波动小于0.05MPa。调速保安系统工作稳定, 最终达到了技改的预期目的。

余热汽轮发电机组 篇2

6.1 工程概况

6.1.1工程概况

本工程为新上1台120t/h高温高压煤气锅炉，1台25MW抽凝式汽轮发电机组。

6.2、热工自动化水平

DCS的操作员站为机组主要的监视、控制中心，作为主要的人机接口。另外机组还配有少量必要的仪表和控制设备，当DCS故障时，可通过以上设备实现紧急停机。

分散控制系统包括整个机组的数据采集和处理系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、辅机顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机危急跳闸系统（ETS）等功能。

机组能在少量就地操作和巡检配合下在控制室内实现机组启动，并能在控制室实现机组的运行工况监视、调整、停机和事故处理。

6.3 热工自动化系统的配置与功能

热工自动化系统设置分散控制系统（DCS）。热工自动化系按功能分散和物理分散，信息集中管理的设计原则。DCS由分散处理单元、数据通讯系统和人机接口组成。DCS系统是全中文、模块式结构，易于组态，易于使用，易于扩展。

6.3.1分散控制系统（DCS）

本工程锅炉、汽机、机组公用系统的监视、控制和保护将以分散控制系统（DCS）为主，辅以少量的其它控制系统完成。

6.3.1.1 DCS各系统的功能：

a.数据采集系统（DAS）

DAS是监视机组安全运行的主要手段，具有高度的可靠性和实时响应能力。其主要功能包括：

显示功能，包括操作显示、标准画面显示（如成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示）、模拟图显示、系统显示、帮助显示等。

制表记录，包括定期记录、运行操作记录、事件顺序记录（SOE）、事故追忆记录、设备运行记录、跳闸一览记录等。对所有输入信息进行处理，诸如标度、调制、检验、线性补偿、滤波、数字化处理及工程单位转换等。

历史数据存储和检索功能等。

性能计算功能，提供在线计算能力，计算发电机组及辅机的各种效率及性能参数等，计算值及中间计算值应有打印记录，并能在LCD上显示。

b.模拟量控制系统（MCS）

MCS能够满足机组启停的要求，完成锅炉和汽机、发电机的控制。保证机组在最低稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值，协调机、炉及其辅机的安全经济运行。

主要模拟量调节有：

汽包水位调节

除氧器压力调节

除氧器水位调节

c.顺序控制系统（SCS）

根据工艺系统运行的要求，构成不同的顺序控制子系统功能组以及联锁保护功能。对于运行中经常操作的辅机、阀门及挡板，启动过程和事故处理需要及时操作的辅机、阀门及挡板，通过SCS实现，本工程设子组级控制，每个顺序控制子组可根据运行人员指令在顺控进行中修改、跳跃或中断。运行人员可按照子组启停，LCD软手操，且具有不同层次的操作许可条件，以防误操作。顺序控制在自动运行期间发生任何故障或运行人员中断时，应使正在进行的程序中断，并使工艺系统处于安全状态。

d.炉膛安全监控系统（FSSS）

FSSS包括燃烧器控制（BCS）和燃料安全系统（FSS），是为保证锅炉启动和切除燃烧设备中执行的安全的操作程序，其主要功能包括：

炉膛吹扫

煤气管道吹扫

炉膛灭火保护

炉膛压力监视

主燃料跳闸（MFT）

风门挡板控制

主燃气阀控制

e.汽机紧急跳闸系统（ETS）

汽机紧急跳闸系统能在下述：汽机的转速超过极限转速（三取二）、真空低于制造厂给定的极限值（三取二）、润滑油压下降超过极限值（三取二）、转子轴向位移超过极限值、汽机轴承振动和轴振动达到危险值、差胀超过极限值、发电机跳闸保护、手动停机、DEH停机等状况下，关闭主汽门、调节汽门，紧急停机。

ETS提供轴向位移越限、汽机超速、凝汽器真空低、润滑油压低、发电机故障等保护的解除手段。

6.3.1.2 DCS的人/机界面主要包括：LCD操作员站8 套（二炉二机，不包括DEH操作员站），工程师站2套，值长站1套、历史站1套，打印机2台（其中一台为彩色激光打印机）。

6.3.1.3其它主要技术要求：

a.DCS的设计采用合理、可靠的冗余配置（电源冗余、网络冗余、控制器冗余），并至少具备诊断至模件级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性，冗余设备的切换（人为切换和故障切换）不得影响其它设备控制状态的变化。系统内任一组件发生故障均不应影响整个系统的工作。

b.整个DCS的可利用率至少应为99.9%。

c、为保证系统以后扩展需要，DCS预留每个机柜15%的IO测点余量，15%的模件插槽备用量，预留40%的控制器站处理器能力，60%的操作员站处理器能力，60%以上的内外存储器余量，40~50%的电源余量。

6.3.2 汽机数字电液控制系统（DEH）

DEH采用和利时系列，由汽机厂成套供应。服务器、操作员站冗余配置。

6.3.3汽机安全监视保护系统（TSI）功能（汽机厂成套供应）

TSI要求监测项目齐全、准确可信、性能优异，与机组同时运行。且能与DCS、DEH系统适配，信号制式相同，信号准确可靠。

a)输出模拟信号统一为4～20mA。

b)TSI系统具有转速、轴振动、轴向位移、胀差等测量和汽缸膨胀等功能。c)该装置至少包括如下功能，但不限于此：

 转速测量: 可连接指示、记录、报警和超速保护。

 轴承振动，按机组轴承数装设（包括发电机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护。

 轴振动：按机组轴承数装设（包括发电机），测量轴承对轴X、Y

方向的相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等。

6.3.4 热工保护

1)保护系统的功能是从机组整体出发，使炉、机、电及各辅机之间相互配合，及时处理异常工况或用闭锁条件限制异常工况发生，避免事故扩大或防止误操作，保证人身和设备的安全。通过DCS系统实现的主要保护项目有：

主燃料跳闸（MFT）保护

汽轮机紧急停机保护

2)在操作员台上设有规程规定的硬手操手动按钮跳闸回路，以备紧急事故情况下，跳锅炉、汽轮和发电机,初步考虑如下内容：

锅炉紧急跳闸按钮（MFT）双按钮

汽机紧急跳闸按钮双按钮

发电机紧急跳闸按钮

启动直流润滑油泵

抽汽快关阀双按钮

3）重要检测仪表和保护回路的冗余设计

重要的检测一次信号如炉膛压力、汽包水位、润滑油压力等采用三取二逻辑。

6.4 控制室布置

本工程机、炉、电合设一个集中控制室。集中控制室与干熄焦汽机合用，与机组运转层同一标高。集中控制室内布置有锅炉、汽机控制盘，DCS操作员站、DEH操作员站、值长站等。

6.5、热工自动化设备选型

6.5.1热工自动化设备选型原则

6.5.1.1分散控制系统（DCS）选用运行有成功经验，系统硬件和软件可靠，性能价格比高的国内产品。

6.5.1.2控制系统采用DCS或PLC系统,由化水厂家成套配供。

6.5.1.3为便于数据采集和管理，锅炉壁温、电气线圈等集中布置的点采用智能数据采集网络-智能远程I/O测量系统。

6.5.1.4其它主要热控设备

● 变送器选用变送器。

● 电动执行器选用一体化智能执行器。

● 炉膛及烟道热电偶、热电阻选用耐磨型

● 电动阀门采用一体化电动门。

6.5.1.6电缆选型原则

（1）主厂房的电源电缆、控制电缆、计算机屏蔽电缆、补偿电缆采用阻燃型，高温环境下敷设的电缆采用耐高温电缆，消防电缆采用耐火电缆。

6.6、可燃有毒气体浓度监测

在锅炉四角两层布置、高炉煤气管道、焦炉煤气管道合适位置设置可燃有毒气体浓度监测装置，将信号送至DCS系统。

烧结余热能高效发电问题分析 篇3

关键词：烧结；余热能回收；高效；发电

中图分类号：TM617 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）05-0169-02

钢铁工业作为国民经济发展的中坚力量，是实现我国工业化的重要产业。而建筑等多个领域对钢材需求量日渐增多趋势下，能源消耗与环境保护之间的矛盾随之暴露，钢铁工业面临着巨大的节能减排的挑战。钢铁生产过程中涉及到烧结工序，会产生大量热能，如何将充分利用这些热能实现发电目标成为该领域发展及改革的当务之急。

1 我国钢铁工业烧结工序能耗现状分析

2012年，我国烧结矿产量高达8亿t之多，同比上涨了5.63%，但是烧结工序能耗并未发生较大变化，始终是能耗的主要环节，也成为钢铁经济成本控制的关键点。对我国烧结工序能耗变化情况调查和研究可以看出，我国烧结工序能耗整体呈现下降趋势，但是仍然维持在55 kgce/t上下，相比较国际先进水平存在较大差距[1]。烧结过程中，其能耗构成主要为固体燃烧占80%，电力占14%，可见，加强对烧结工序节能的研究势在必行。

2 现阶段烧结余热高效发电存在的问题

影响烧结余热高效发电的主要原因表现在温度、设备等多个方面。

2.1 温度过低，难以满足发电需求

结合某钢铁企业余热发电实际情况来看，2013年9月至2014年1月锅炉温度变化十分明显，呈现先升后降趋势，其中11月份温度最高，为387.67 ℃，相对应的发电量也随之增加，而1月份的温度最低为322.36 ℃，其发电量仅为10.5 MW，较11月份下降7.5%。可见，温度变化是决定发电量的重要原因，温度越高，那么发电效率也越高。

2.2 烧结连续性较差，影响烧结效率

据相关资料显示，添加适量的溶剂能够改善燃料的透气性能，影响其烧结稳定性，碱度稳定性与烧结矿合格率具有趋同性，充分证明了烧结工艺与烧结效率之间存在密切联系。烧结产生的余热能受到诸多因素的影响，其中难免会遇到停机情况，加之近年来钢铁企业效益下滑等因素的影响，我国烧结机作业率持续走低。

烧结作业率低的直接表现为反复停开机，而每次开机，锅炉等设备都将承受一次热交变应力，长此以往，势必会缩短设备使用寿命。如若在此过程中，忽视对设备的保养和维护，还会出现不同程度的腐蚀问题。

2.3 设备回收系统密封性偏低，降低余热温度

当前，对于烧结环冷机台车的制造工艺水平并不高，促使设备下部仍然延续传统热橡胶条进行密封处理。而长时间运行后，密封胶条势必会出现不同程度的磨损和老化问题，且长期在蒸汽笼罩下，大量炽热的烧结材料会损坏密封条，导致循环系统中存在多处漏风点，在一定程度上降低了余热温度，进而影响到发电效率。影响烧结余热发电效率的因素较多，作为钢铁产业发展的薄弱环节，加强对该方面工作的研究显得尤为重要[2]。

3 提高烧结余热发电效率的有效途径

3.1 采取梯度方式利用余热，实施多炉带一机措施

就热工理论来看，一切不可逆过程均朝着降低能量品位的方向进行，热工转换效率与余热温度息息相关。因此结合该理论，钢铁企业应坚持合理原则，采取梯度方式充分利用余热。将烧结系统余热温度较高的部分用于发电，而随着温度的下降，当温度处于中间位置时，可以助燃空气电火炉等环节，温度过低时，可以用于对烧结材料的干燥处理等工作。通过将温度划分为多个等级，能够促使余热资源得到充分利用，且效率最佳。

钢铁企业内部有多台烧结设备，且设备之间的距离并不远。为了提高设备运行有效性，可以在两台设备之间设置一套汽轮机发电机组。在日常运行过程中，如若其中某台设备出现故障，可以利用另一台设备继续供热发电，增强发电稳定性，避免停机对余热能量产生的消极影响，通过这种方式，既能够有效避免甩炉问题，还能够充分利用热能[3]。当前，我国投运三套烧结余热发电系统中，包含两炉带一机模式，如马钢和鞍钢，取得了显著的经济效益，值得进一步推广。

3.2 增强热源稳定性，增强余热发电水平

要想真正提高烧结生产作业水平，稳定热源，需要最大限度上减少烧结停机次数，并加强对设备及操作等方面的调整和优化，控制烧结漏风率。具体来说，可以减少烧结系统与外界的压力差，适当将发电后产生的废气引入到烧结设备前的料层封闭到罩内，实现热风烧结，继而减少冷风与燃料之间的接触面积，提高热源整体稳定性。随着科学技术快速发展，机械设备制造工艺水平也随之提升，企业应积极引进采取先进工艺制造的设备，如全金属柔磁性密封等技术，从根源上避免漏风问题的产生。不但如此，还可以结合企业具体生产情况，适当调整补燃系统等，实现对燃料的充分燃烧等，提升热源品质及稳定性，以此来满足发电需求。

3.3 提高设备运行效率，增加发电量

在企业生产管理过程中，管理者要树立节能减排观念，重视烧结余热发电工作，通过合理控制出口烟温，优化设置炉内结构，在设备制造环节加强对密封性的把控，并选择合适的炉管形式及材质。为了避免设备长期运行对管材产生的腐蚀问题，可以对管材表面进行涂层处理，既能够延长管材使用寿命，还能够避免管材漏风等问题产生的消极影响，从而提高烧结余热发电有效性[4]。

随着钢铁产业节能减排改革的进一步发展，相关人员应加强对余热能相关影响因素的研究，如余热锅炉当量等，合理确定设备主蒸汽、再热蒸汽等压力参数，特别是突发状况下设备负荷变化后，设备要采取的运行方式等，提高设备运行经济性，实现企业经济效益最大化目标。

3.4 合理划分区域，推广区域联合发电

一般来说，如果企业燃烧排气设备较多，其热源较为分散时，可以按照工序区域等将独立的余热回收系统产生的蒸汽，借助各自的管网，向发电系统供汽，将热能集中到一个地区，增加系统循环热效率的同时，还能够避免发电设备重复建设增加的成本等。就普通钢铁企业来说，可以分为炼铁和炼钢两个区域，构建联合发电模式。就前者来说，可以分为焦炉烟气回收系统、荒煤气回收蒸汽等；后者主要包括转炉饱和蒸汽等装置。

4 结 语

根据上文所述，可持续发展观及科学发展观明确要求钢铁企业要坚持朝着节能环保方向发展。因此针对烧结余热发电方面存在的低效率问题，钢铁企业管理者要树立现代管理理念，加强对烧结余热能量利用的研究，立足于当前发电低效存在的问题，采取行之有效的措施，从设备、能源利用方式等多个角度入手，不断提高烧结余热能源的利用率，促使热能转换为电能，创造更多经济效益，从而促使钢铁产业在国民经济发展中的积极作用得到充分发挥。

参考文献：

[1] 赵斌，路晓雯，刘曼，等.烧结余热发电系统的热力学分析和系统优化[J].

华北电力大学学报（自然科学版），2010，（3）.

[2] 李冬庆.烧结冷却机余热发电系统及其关键技术[J].烧结球团，2010，（6）.

[3] 陈瑾瑜，马忠民.我国烧结余热发电现状及发展建议[J].冶金动力，2015，

（3）.

余热汽轮发电机组 篇4

1 中空窑余热发电工程的特点

水泥厂中空窑余热发电工程, 一般不考虑扩建的可能性。因此, 不需要保留扩建端。

2 汽轮发电机组及有关辅助设备规范 (表1、2、3、4、5)

3 汽机房平面布置的一般设计方案

3.1 汽机房主要尺寸

汽机房跨度12m, 柱距6m, 汽机房长度3个柱距, 即18m。运转层标高5m。

3.2 汽轮发电机组的平面布置

汽轮发电机组为纵向布置, 运转层采用岛式平台。汽轮机中心线距A排柱中心线6m, 凝汽器布置在3号柱4号柱轴线之间, 凝汽器中心线距3号柱中心线2m, 见图1、2。

3.3 该设计方案的缺点

循环水泵不在汽机房内, 而布置在单独的循环水泵房内, 循环水泵需要单设运行人员, 运行联络不方便。单设泵房增加土建投资。

4 循环水泵布置在汽机房内的推荐设计方案

4.1 汽机房主要尺寸

汽机房跨度15m, 其余主要尺寸同一般设计方案。

4.2 汽轮发电机组的平面布置

汽轮机中心线距A排柱中心线为8m, 其余平面布置方式同一般设计方案。

两台循环水泵可以很容易地布置在汽机房内。

4.3 该推荐方案的缺点

汽机房跨度由12m增加到15m, 汽机房面积增加54m2, 投资增大。

5 循环水泵布置在汽机房内的研究设计方案

5.1 循环水泵的选择

按GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》规定, 仅有一台汽轮机组应选用两台循环水泵, 总出力应等于最大计算冷却水量。

(1) 最大计算冷却水量

最大计算冷却水量计算结果见表6。

(2) 循环水管道管径的确定

根据DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》确定管径。循环水管道管径计算结果见表7。

(3) 循环水系统总阻力

循环水冷却设备一般均选用机力通风冷却塔。循环水系统阻力计算结果见表8。

(4) 选择循环水泵

在中空窑余热发电工程中, 既有一台20t/h余热锅炉配一台N3-2.35汽轮机, 也有两台10t/h余热锅炉配一台N3-2.35汽轮机的。在运行中, 许多电站日发电量在50×103k Wh以上, 经常出现满负荷运行的工况。如果按规范选择循环水泵, 两台循环水泵全年连续运行。一台循环水泵故障, 汽轮机将减负荷, 余热锅炉将排汽运行, 浪费能源。汽水系统补充水加大, 浪费软化水。

由于中空窑余热发电运行工况有其特殊性, 循环水泵应有一定的备用容量。为了保证运行工况的稳定性和提高设备利用率, 两台循环水泵的总出力应等于最大计算水量的150%。

单台循环水泵流量应等于或大于780m3/h。

循环水系统总阻力为172.49k Pa, 循环水泵计算扬程为17.59m。选择循环水泵扬程应等于或大于17.59m。

循环水泵选择见表9。

5.2 汽机房主要尺寸

汽机房主要尺寸同一般设计方案。

5.3 汽轮发电机组的平面布置

汽轮机中心线距A排柱中心线为6.5m, 其余平面布置方式同一般设计方案, 见图3、4。

循环水管道直径大, 阀门多, 占地面积大, 因此, 循环水泵布置在汽机房内的关键是循环水管道的布置。

两台循环水泵靠近A排柱布置, 可以布置在零米处, 也可以布置在-0.87m处。这样, 循环水管道水平走向部分均可以布置在零米以下。循环水泵与凝汽器间的通道为1.2~1.4m, 完全可以满足运行检修要求。

循环水管道平面布置见图5、6。

5.4 检修场地的布置

3MW汽轮发电机组本体检修大件质量较小。汽轮机转子0.7t, 汽缸1.5t, 发电机转子3.5t。《小型火力发电厂设计规范》规定, 汽轮发电机检修区域楼板及汽轮机基座平台设计动荷载标准值为10~15k Nm/2, 本体大件完全可以在运转层平台上检修。实际上, 不论哪种设计方案, 本体大件及其附属小件均在运转层上检修, 检修场地面积完全可以满足要求。

零米层场地只供零米层设备检修用, 亦完全可以满足需要。

5.5 冷却塔的平面布置

按《小型火力发电厂设计规范》及《工业循环水冷却设计规范》规定, 机力通风冷却塔与汽机房最小间距不得小于25m, 并应靠近汽机房。

冷却塔集水池至汽机房回水可以用焊接钢管, 也可以用回水沟, 本研究方案采用焊接钢管。

循环水系统阻力计算系按冷却塔!720×7出水管道, !529×7进水管道, 长度为100m时计算。当计算数据h1及h2保持不变时且冷却塔!720×7出水管道及!529×7进水管道长度为300m时, 系统总阻力为186.1k Pa, 计算扬程为18.98m, 所选循环水泵扬程可满足供水要求。系统阻力计算见表10。水泵制造厂提供容许气蚀余量为5.2m, 即允许吸上真空高度为4.8m, 循环水泵计算吸上真空高度为3.44m, 完全可以满足吸水要求。吸上真空高度计算见表11。

5.6 研究设计方案的优点

在汽机房跨度不增大的前提下, 循环水泵布置在汽机房内, 便于运行检修, 且节省土建投资。

6 结语

该设计方案已被一小型水泥厂余热发电工程采用, 投产运行三年, 完全满足运行检修要求。

参考文献

[1]GB50049-94, 小型火力发电厂设计规范[S].北京:中国计划出版社, 1994.

[2]DL/T5054-1996, 火力发电厂汽水管道设计技术规定[S].北京:中国电力出版社, 1996.

[3]GB/T50102-2003, 工业循环水冷却设计规范[S].北京:中国计划出版社, 2003.

[4]小型热电站实用设计手册[K].北京:中国电力出版社, 1989, 10.

余热发电现场考察报告 篇5

7.5MW纯低温余热发电机组现场考察的报告

根据《湖南省资源综合利用电厂和热电联产机组认定实施细则》（湘经环资（2007）360号）的通知要求和华新水泥(道县)有限公司的申请，2011年9月17日我委会同市财政局、市物价局、市国税局、市环保局、市城建局等部门，对华新水泥（道县）有限公司申请的1×7.5MW纯低温余热发电机组进行了现场考察，现将考察情况综合如下：

一、华新水泥（道县）有限公司于2009年5月20日成立，公司资产总额5.9326亿元，现有一条日产4000吨新型干法水泥熟料生产线，年生产水泥200万吨，是永州市建材行业骨干企业之一。

二、公司现有一台7.5MW低温余热发电机组，项目于2009年4月27日经湖南省经济委员会（湘经投资备

[2009]92号）批准建设的，建设内容为1×7.5MW纯低温余热发电机组，包括一台水泥窑AQC余热锅炉、一台水泥窑SP余热锅炉及一台7.5MW补汽凝汽式汽轮机等主要装备，根据预热的可利用量和工质参数，项目总投资4768万元，于2010年10月31日竣工并投入运行，该项目按照项目管理权限批准和按批准的内容进行建设，符合国家产业政策和资源综合利用政策及相关规定。

三、低温余热发电机组所用原材料（资源）符合国家《资源综合利用企业所得税优惠目录》（2008年版）范围，所用燃料全部为公司新型干法水泥生产线所含窑尾余热器一级筒废气及窑头冷却机废气的余热，即在新型干法水泥生产窑头和窑尾设置余热锅炉，在余热锅内给水与废烟气进行交换，生产过热蒸汽，进入汽轮机做功，由汽轮机带动发电机发电，形成比较完整的热能循环系统，发电机组所用燃料来源稳定可靠，数量及品质能满足运行要求。

四、机组所生产的电力，通过自备电厂并入电网---湖南省电力公司永州电业局，上网电价暂未核定（目前所发电力全部自用），2010年10月31日并网起至现在累计发电2616万千瓦时，低温余热发电能单独计算盈亏。

五、外排污染物能达标排放，该项目前期经过环保部门审批，工程建设基本满足省环保局对该项目的环评报告书批复要求，通过了省环保部门“三同时”验收，2011年1月，经永州市环保局环境监测站在线对比监测，项目环评审批的意见和建议基本落实，并安装了脱硫除尘装置，外排的各类污染物达到国家规定的排放标准，满足建设项目竣工环境保护验收的要求。

六、公司提供的申报认定材料与现场考察的情况基本相符，有关证照齐全有效，公司申报材料采用A4规格，编印目录，按顺序打印装订成册，资料齐全完整，符合申

报条件要求。

七、建设与要求：企业应进一步加强现场管理，完善有关记录，科学管理，建立健全各项规章制度，确保机组平稳、正常运行。

现场考察人员：

永州市经济委员会主任：

永州市经委能源与综合利用科： 永州市财政局企业科： 永州市国税局所得税科： 永州市物价局价格科： 永州市环保局审批科: 永州市建材科研所:

余热汽轮发电机组 篇6

摘 要：本文阐述了大型汽轮发电机组轴电压产生的原因和防范措施，通过对一台660MW发电机试验数据的分析，结合以往轴电压试验方法，提出使用万用表检测轴电压的简便新方法，直观有效地监测到轴电压水平，避免了轴瓦电腐蚀的发生。

关键词：发电机轴电压；接地效果监测新方法；轴瓦电腐蚀

中图分类号： TK218 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）25-251-2

0 引言

汽轮发电机组发展到今天，单机容量已大幅度提高，随之而来的是轴电流的危害加剧。轴电流的防治是现在大型汽轮发电机组的重要课题。如何简单有效的监测接地碳刷接地状况，是防止汽轮机侧轴瓦上轴电压过大而产生轴电流的重要条件。

1 概况

本单位汽轮机为西门子生产的单轴四缸四排汽、凝汽式反动汽轮机。发电机为西门子生产的THDF 115/67型660MW氢冷发电机。该汽轮发电机组轴系从汽轮机至发电机励磁轴共有8块轴瓦。汽轮机和发电机联轴器在#5、#6瓦之间，接地碳刷也安装在此处。发电机的#6、#7瓦对地有双层绝缘，励磁轴的#8瓦对地有单层绝缘，这3块轴瓦的润滑油连接管路对地也有绝缘。汽轮机侧的#1～#5轴瓦对地没有绝缘。

运行时整个轴系通过油膜悬浮在这8块轴瓦上，形成悬浮电位。如果接地碳刷不能有效地将轴系上的电荷导入大地，当其累积到一定程度，就会击穿油膜，在对地没有绝缘的#1～#5轴瓦上产生轴电流，烧灼轴瓦并使润滑油脂劣化。2009年初在#1机组D级检修期间，发现#2、#4瓦存在电腐蚀现象，如图1所示。

2 轴电压产生原因及目前所采取的措施

轴电压产生的原因有以下几种：

①磁路不对称：定子叠片接缝不对称、转子偏心、转子或定子下垂产生变化的磁通。

②轴向磁通：剩磁、转子偏心、饱和、转子绕组不对称。

③静电荷：由于蒸汽冲刷汽轮机叶片。

④转子绕组上的外加电压：静态励磁设备、电压源或者转子绕组绝缘不对称、有源的转子绕组保护。

针对上述原因，发电机在生产设计及运行后采取了以下措施来限制轴电压。

⑤对于磁路不对称、轴向磁通所产生的轴电压，发电机在设计时对与转轴有接触的部件全部采取绝缘措施，其绝缘不低于20MΩ，且#6、#7瓦采用了双层绝缘，该措施有效阻断了形成轴电流的回路。

⑥为了消除汽轮机侧静电荷产生的轴电压，在#5、#6瓦之间，即汽轮机与发电机之间安装了接地碳刷。

3 常用轴电压测量方法

轴电压测量接线如图2和图3所示。

测量方法：保留发电机接地碳刷，测量发电机汽、励两侧的轴电压U1（即图2中的电压表）。测量励侧对地的轴电压U2（即图3中的电压表）。在测量U2的同时，如图3所示用电流表回路将励侧油膜短路。理论上如果轴瓦、瓦枕、密封瓦的绝缘垫良好，电流表读数应该为0。事实上在轴瓦、瓦枕、密封瓦上都会有很小的轴电流流过。在测量U2的过程中在毫安电流表上分别读出轴瓦、瓦枕、密封瓦上的轴电流读数，轴电流不能超过50mA。

为检查接地碳刷接地状况，在发电机汽测通过碳棒直接测量大轴的对地电流，如果电流较小，可以表明接地碳刷接地良好。

不足之处：用此方法可以很好地监测发电机侧#6、#7、#8瓦对地绝缘，但是仅仅依靠测量汽侧大轴对地电流，并不能证明接地碳刷接地状况良好，更不能证明之前所测的轴电压是否已经对汽轮机侧的轴瓦产生了不良影响。因为大轴对地电流的大小受到轴系接地状况和高次谐波的影响，如果发电机接地碳刷接地不良，并伴随有汽轮机侧轴瓦油膜击穿，那么测量所得的对地轴电流也不是很大。因此用此方法存在监测盲区。

4 改进后的轴电压测量方法和效果分析

当轴电压过大击穿油膜的放电过程如图4所示。

从图4中可以看到，放电前没有击穿电流，此时轴瓦间只有耦合电流。放电电压急剧升高，电流对应也急剧增大，放电持续时间极短。轴系上各轴瓦所承受的轴电压为第二节中各种因素产生的轴电压的向量和，用公式表示如下：

电压V是时刻变化的，不易监测。但从生产实际出发，又需要掌控轴电压V变化情况，确保其被限定在较低的水平；因此在保留上文所述测量方法之上，提出增加使用高精度数字万用表测量接地碳刷处大轴对地电压。万用表测量所得数据为电压的有效值，虽不能直接反应电腐蚀放电特性，但其读数的大小和公式（1）中电压V必然存在某种联系。为此采用以下试验来证明。

试验方法：使用FLUKE 87Ⅲ型高精度数字万用表测量#2机组接地碳刷处大轴对地电压，调整碳刷压力取若干个电压值，同时使用一台日本日置公司8846型录波仪对#3瓦处的大轴电压进行录波，录波时间20秒。接线如图5所示：

从以上四组录波图可明确得到如下结论：

①随着接地碳刷处大轴对地电压有效值的增大，#3轴瓦处的大轴电压也明显的随之增大，当接地碳刷处轴电压增大到1V时，#3瓦轴电压个别尖波峰值超过20V，当增大到2.5V时，超过20V峰值的尖波明显增多。②接地碳刷处大轴对地电压值低于300mV时，#3瓦处轴电压最大峰值约为10V。相关研究表明，油膜的击穿电压一般为20V以上，因此应保证接地碳刷处大轴对地电压不要大于300mV。

5 结束语

轴瓦和油膜的放电主要受轴电压峰值影响，通过此试验可以证明，在日常生产维护时，使用高精度数字万用表测量接地碳刷处大轴对地电压数值的大小，可间接的反应轴电压的变化情况。当高精度数字万用表所测电压值较小时，对应的轴系上的轴电压峰值较低。即证明了接地碳刷接地状况良好，将大轴上由各种因素所产生的电荷有效导入大地。因此为保证将汽轮机侧的轴电压峰值限制在较低的水平，应确保接地碳刷处大轴对地电压有效值在0.3V以下。通过调整碳刷压力或者更换高导电率材料的碳刷，即可有效改善接地状况。

参 考 文 献

[1] 西门子公司.THDF 115/67型发电机安装手册.2000.

[2] Ammann C.静止励磁的发电机中产生的轴电压——问题和解决方案[J].国外大电机，2005（3）.

[3] 倪勤.汽轮发电机组的大轴接地与轴电压[J].安徽电力，2006（6）.

余热汽轮发电机组 篇7

甲醇余热发电站汽轮机组在运行过程中, 当系统网频或运行参数发生变化时, 会出现负荷波动大的现象, 这严重影响了机组的可靠运行。本文针对这个问题, 通过研究分析和查找排除, 从技术上找到了解决办法。通过检修处理, 消除了造成负荷波动大的关键原因, 从而使得汽轮机组在运行过程中负荷波动减少, 提高了机组的平稳可靠性。

1 运行中出现的问题概述

近几年, 在甲醇余热汽轮机组运行过程中一直都存在负荷波动大的问题。对于稳定进汽量, 负荷波动范围都在400～500 kW之间。持续负荷波动大会造成汽轮机组推力瓦损坏, 同时也会引起振动大, 导致汽封磨损、滑销磨损、轴瓦乌金龟裂、转动部件疲劳强度降低、调试系统不稳定等。

2 调整试验

负荷变化是由汽轮机组的调速气门来进行调整的, 而调速气门由油动机的运动来改变进气量。WOODWARD 505E接受转速探头监测的汽轮机转速信号 (频率信号) , 经过F/D转换后与内部转速设定值比较, 经转速PID放大器作用后输出操纵信号。该信号送经电液转换器 (CPC) 转换成二次油压信号, 二次油通过油动机控制调阀开度, 调节进汽量, 调整汽机出力, 从而使得汽轮机转速稳定在设定值。

为了查明负荷波动大的原因, 对可能的影响因素进行检查和处理, 主要工作如下:

2.1 对WOODWARD 505E动态参数进行调整

在运行方式下对505E的动态控制参数进行了设定和调整, 通过对比例和积分增益动态参数的反复调整, 使505E的控制状况达到最佳状态。下面为调整505E动态参数的办法: (1) 增加微分率 (DR) 至100。 (2) 增加比例增益直至系统刚开始晃动。 (3) 记录系统增益 (G) 和晃动周期 (T) 。 (4) 按下列说明调整动态参数:对于PID控制, 设定比例增益=0.60G, 积分增益=20/T, DR=5;对于PI控制, 设定比例增益=0.45G, 积分增益=12T, DR=100。用这种办法将505E增益设定值调整至接近最佳状态。

2.2 对WOODWARD CPC的线性参数进行调整

CPC (Current to Pressure Converter) 是一个电流压力转换器, 设计用于进汽阀定位或相关伺服系统控制。CPC接收4～20 m A的设定输入, 对外提供一个压力正比于输入电流的流量输出。CPC在使用之前要进行标定, 当接收给定的4～20 m A电流信号后, CPC转换出设计的调节油压, 该调节油压能够完成油动机的满行程动作, 并有较好的线性。对CPC线性参数进行的调整如下: (1) 确认液压连接和电气连接的正确性, 确认供油液压和CPC电源24 V电压正常。 (2) 用电流发生器在电流输入接线端子间串入4～20 m A电流源。 (3) 给CPC通电, 印刷电路板上的绿灯应亮。 (4) 建立保安油压, 使标定过程中油动机有响应。 (5) 将输入电流置于4 m A, 测量输出压力0.25 MPa。 (6) 将输入电流置于12 m A, 测量输出压力0.42 MPa。 (7) 将输入电流置于20 m A, 测量输出压力0.60 MPa。 (8) 调整压力范围Range电位器, 将输出压力调整到所需值。 (9) 再次将输入电流置于12 m A, 调整压力Level电位器。 (10) 将输入电流置于4 m A, 调整压力范围Range电位器。 (11) 重复 (7) ～ (10) 操作, 直至输出压力在极限值的公差范围内。

以下是动态调整过程: (1) 将输入电流置于12 m A。 (2) 顺时针慢慢将增益电位器至中间位置。若输出位置不稳定, 则逆时针调整电位器。50%的增益适用于各种类型的负载。 (3) 发现输出压力有高频抖动现象, 减小稳定值, 适当增大增益, 调整至稳定状态。 (4) 从4～20 m A逐步增大电流, 检查输出压力稳定可靠。 (5) 拆除电流源, 重新恢复接线。

以上参数调整工作保证了CPC工况良好, 线性调整正常可靠。

2.3 更换CPC滤网

如果油中混有渣质或油系统进水, 都会引起CPC滤网堵塞, 导致CPC调整负荷线性差或者无法调整, 从而使机组停机。因此, 更换CPC滤网和油管线滤网, 保证滤网完好。

3 原因分析

在对上述影响负荷波动的505E动态参数、CPC线性参数进行调整, 更换CPC滤网后, 机组重新开机后负荷波动大的问题仍没有得到解决。于是通过分析、判断, 发现造成负荷波动大的原因是高压油动机机械部分出现了问题, 其造成在网频或运行参数变化的情况下, 高压油动机球头拉杆在上下往复运动过程中, 与球面支承间存在着力滞后或没有瞬间达到面与面无间隙接触的问题, 导致机组在速度调节过程中负荷波动突变, 稳定性差。

4 解决方案

确定了高压油动机球头拉杆与球面支承间隙大是造成汽轮机组负荷波动大的原因后, 为解决该问题, 决定对汽轮机的油动机部分进行大修。大修过程中, 利用打开油动机及错油门的机会, 重点对高压油动机进行检查, 发现高压油动机球头拉杆与球面支承之间间隙过大 (3 mm) , 有较大旷量, 属非线性接触。因此, 对高压油动机球头拉杆重新进行调整, 减少球头拉杆与球面支承间的垫片, 调整其间隙, 减小其活动旷量, 使高压油动机球头拉杆与球面支承半球面之间实现无间隙活动接触, 以达到线性接触、配合良好的目标。

调整前后高压油动机球头拉杆与球面支承配合示意图如图1所示。调整后, 消除了活动旷量, 调速系统运行良好。开机并网运行后, 由于消除了油动机球头拉杆上下运动时的活动间隙, 从而解决了调速气门在调整过程中发生突变的问题, 进而成功解决了网频或运行参数变化时负荷波动大的问题。

5 处理效果

处理完高压油动机球头拉杆和球面支承间隙大这一问题后, 汽轮发电机组调速系统运行正常, 负荷波动从原来的400～800 kW下降到100～200 kW之间, 考虑到网频波动带来的负荷影响, 认为此值为合理值, 机组运行平稳。同时, 负荷波动减小也避免了其他不良影响, 保证了机组的安全运行。

6 结语

本文通过分析找出并解决了影响甲醇余热发电站汽轮机组正常运行的问题, 从而保证了机组负荷波动正常, 并在消除安全隐患方面取得了显著的效果。

参考文献

余热汽轮发电机组 篇8

在水泥、钢铁、玻璃等行业生产过程中, 会产生大量无法回收利用的废气余热。随着国家节能减排形势的日益紧迫, 余热合理高效利用已成为必然的发展方向。

量大面广的低温烟气余热, 产生的主蒸汽温度及压力虽然参数低, 但蒸汽量较大, 现有的低参数汽轮机普遍功率偏小, 相当多的余热发电项目常常需配套多台汽轮发电机组, 这不仅增加项目建设成本, 也使余热发电系统的设计、操作及维护更加复杂。采用大功率的机组既可以提高机组效率、缩短建设周期、降低单位功率造价, 还能增大单机功率、减少电站的占地面积及运行和检修人员, 进而降低运行费用。因此, 需要开发合适的低参数大功率汽轮机。

1 余热发电蒸汽参数及流量特点

余热发电用蒸汽主要来自余热锅炉, 余热锅炉的热源为工业生产过程中的大量低品质烟气余热, 其品位一般较低, 以水泥行业为例, 即使最先进的干法工艺仍有约占系统能耗35%的350℃低温余热被白白排放, 单条5 000 t/d水泥熟料生产线烟气余热情况, 窑头:240 000 Nm3/h, 340℃;窑尾:340 000 Nm3/h, 350℃;窑头、窑尾余热锅炉所产生主蒸汽流量约为45 t/h, 压力0.686~1.7 MPa, 温度280~320℃。随着国家水泥行业熟料线大型化, 单条水泥线生产规模越来越大, 万吨级熟料生产线开始建设并投入使用, 10 000 t/d水泥熟料生产线烟气余热情况, 窑头:540 000 Nm3/h, 380℃;窑尾:686 000 Nm3/h, 310℃;为了最大限度利用余热, 窑头、窑尾余热双压锅炉所产生高压蒸汽流量约为89 t/h, 压力1.7 MPa, 温度345℃;低压蒸汽流量约为29 t/h, 压力0.35 MPa, 温度190℃。而且同一场地多条水泥熟料线建在一起同时运行, 厂区内可利用的余热蒸汽量更加巨大。随着钢铁行业淘汰落后产能, 小面积烧结机逐步更新改造为大面积烧结机, 单个烧结矿余热利用的蒸汽参数较低、但蒸汽量也较大。余热锅炉所产生的蒸汽为饱和或低过热度蒸汽, 压力和温度较低、湿度较大。与一般的电站蒸汽相比较, 同样质量的余热蒸汽在汽轮机通流中焓降值仅为电站蒸汽的50%, 所以相同功率的汽轮机组, 余热发电的蒸汽流量约为电站蒸汽的2倍。

2 余热发电低参数大功率汽轮机技术特点

与同功率的中温中压等高参数机组相比, 低参数汽轮机主蒸汽进汽参数较低, 相对内效率也比较低, 主蒸汽的汽耗量、比容和体积等都会大得多, 并且通流部分的绝大多数级处于湿蒸汽区。因此, 为提高低参数大功率汽轮机运行的安全可靠性和经济性, 其设计、结构有较多不同于常规汽轮机的特点。

2.1 通流面积大

由于压力、温度都较低, 单位功率所需的余热发电蒸汽质量流量约为一般电站蒸汽的2倍。蒸汽的压力比较低, 相同质量蒸汽容积更大。针对蒸汽容积流量大的特点, 在设计汽轮机的每一级时, 无论是高压叶片还是汽轮机的末级叶片, 在长度上较一般机组叶片更长。这样就使汽轮机的通流面积合计较大, 汽轮机的外形尺寸与一般电站汽轮机相比较大, 汽轮机排汽面积会比同功率机组的排气面积增加约50%。而且由于蒸汽的可用焓降小, 不需要很多级来分配焓降, 汽轮机的级数会较少。

为了解决低参数大功率汽轮机组通流尺寸过大的问题, 主要有如下思路:

1) 进汽口设置在低压缸中部, 采用对称分流式排汽。不仅能够减少机组尺寸, 还能很好地平衡汽轮机转子轴系的轴向推力。

2) 通过增加排汽缸的数量也可以达到增加通流面积的目的。我们也需要考虑到在增加排汽缸的同时, 也会增加机组轴向长度, 对轴系稳定性不利, 前轮机组轴系过长, 设计维护不方便, 而且不能保证机组的安全可靠运行。

3) 开发长叶片, 满足排汽所需要的更大的通流。通过采用最佳速比、反动度和三元流计算方法, 使径向和轴向的流体分布更加合理, 利用拉筋和围带或者类似的耦合件来增加刚性降低动应力, 拉筋与叶片之间、围带与围带之间存在摩擦, 可以吸收叶片振动的能量。同时为使拉筋在离心力作用下与所有的叶片紧密贴合, 以得到良好的减振效果。

4) 降低转子转速, 汽轮机设计为半转速。开发长度更大的末级叶片, 受到很多因素限制, 主要包括叶片所选材料的应力和强度。相比3 000 r/min的全转速, 1 500 r/min的半转速汽轮机转速为全转速汽轮机1/2, 根据离心力的计算公式可知, 一样长度的叶片工作时, 半转速汽轮机的叶顶线速度为全转速叶片的1/2, 所受离心力是全转速汽轮机的1/4。叶片材料一样, 其强度及所能承受的应力相同, 半转速汽轮机叶片的长度可以提高约4倍。在保证叶片使用安全的前提下, 半转速汽轮机的通流面积设计可以比全转速汽轮机更大, 单级功率约能增加4倍。而且排汽面积越大余速越低, 余速损失越小, 可以提高汽轮机组的热效率。因此采用半转速汽轮机能提高单级的极限功率, 有利于降低叶片的设计难度。另外, 转速的降低, 可以减小湿蒸汽对叶片的侵蚀。但是我们也需要考虑, 一样功率的汽轮机, 半转速汽轮机的体积会较大, 整个机组重量会比全转速汽轮机大很多, 材料消耗量大约是全转速汽轮机的2倍。而且尺寸和重量差别较大的低压模块在加工制造、运输安装等方面都存在较大困难[1]。

2.2 机组效率低

低参数汽轮机由于蒸汽可用焓降小, 机组排汽损失等所占比例大, 使汽轮机组的效率很低。提高汽轮机的单级效率, 合理分配汽轮机各级焓降, 使汽轮机的通流设计具有较好的气动特性等, 都是解决汽轮机组效率低的可行方向。针对这一问题, 可以从以下方面着手, 提高汽轮机组效率。

1) 减少叶顶漏汽损失。漏汽损失是导致汽轮机效率降低的重要因素, 控制减小动静部件之间的间隙能非常显著地减小漏汽损失。研究数据显示在所有透平级的损失中, 漏汽损失的比例可以达到1/3, 其中绝大部分损失为动叶顶部与汽缸上汽封之间的漏汽损失。为了减小动叶顶部的漏气, 我们需要开发设计新型高效的汽封结构, 如双齿汽封、阶梯型或高—低齿型汽封、可调式新型迷宫汽封、刷子汽封等。已有使用了刷式汽封的机组显示, 该汽封能够有效减小漏汽量, 可使机组出力提高约1%[2]。

2) 优化汽缸排汽口结构设计。汽缸排汽口指的是汽轮机末级叶片出口到冷凝器进口的蒸汽通道, 其主要功能是通过设置在排汽口的扩压器, 利用汽轮机末级叶片出口具有一定余速的蒸汽的动能, 转化为蒸汽的内能, 根据各地的气象条件、冷却水温及考虑到凝汽器的投资, 一般凝汽器的真空度是确定的。如果末级叶片出口处蒸汽压力降低, 蒸汽的可用焓降就能增大, 机组的热效率就能得到提高。在较大功率机组中, 汽轮机低末级叶片出口的蒸汽余速损失可占蒸汽总焓降的约1.5%, 通过采用最新的计算机流体力学进行数值模拟计算, 优化排汽口结构的气动特性, 充分有效地减少和利用末级叶片出口蒸汽的余速损失, 能提高机组热效率约1%。所以说, 优化设计汽缸排汽口结构的气动性能是提高汽轮机效率有效措施之一。

3) 全三维叶片优化设计。叶片是汽轮机通流部分中的关键部件, 其叶型设计是影响气动性能好坏的主要因素。气动性能越好的叶片, 汽轮机机组的效率越高。在叶型设计中, 以计算气动力学为主, 完全三维设计的概念开始应用, 其突出代表是弯扭联合成型叶片的设计, 与传统叶片设计相比较, 其涡流损失、二次流损失均有大幅度降低, 可使汽轮机效率提高约1.5%甚至更多[3]。通流部分的叶片的全三维设计, 使动、静叶片匹配更加合理, 调节级子午面收缩、高压段采用分流叶栅、静叶片采用后加载叶型、部分级采用弯扭叶片、采用自带冠围带及通流进行子午面光顺等设计, 可使机组的效率进一步提高。

2.3 叶片水蚀严重

低参数汽轮机的进口蒸汽参数低, 一般处于饱和状态或者低过热状态, 在机组运行的很多部位, 甚至会存在一些微小的水滴。尤其是在汽轮机低压模块的最后几级叶片, 如果机组设计没有对蒸汽进行中间再热, 低压模块的蒸汽湿度有可能高达15%。低压缸的末级叶片, 工作环境恶劣, 蒸汽含水滴多, 叶片圆周速度高, 叶片水蚀现象十分严重, 绝大多数汽轮机水蚀造成叶片断裂事故都是发生在低压缸末级。

为解决汽轮机末级叶片的水蚀问题, 一方面, 可以通过研究在汽轮机通流中产生水滴的过程及原因, 考虑设计改进动静叶型线, 避免产生水滴, 或者避免产生较大体积水滴;也可以特殊设计隔板结构, 增加去湿设计, 降低进入低压模块蒸汽的湿度, 缓解末级叶片水蚀。另外一方面, 使用现在汽轮机设计中广泛使用的方法, 采用防护措施, 从叶片的材料及表面处理等方面着手, 采取更好的材料、更先进的技术对叶片表面进行处理, 增强叶片的抗水蚀性, 从而达到减缓末级叶片水蚀速度的目的。

1) 隔板静叶片表面设计去湿槽。所谓去湿槽, 就是在静叶片表面上加工连续的、特定形状的、深度一定的凹槽, 同时在隔板外环上面加工一圈对应的沟槽, 凹槽末端与此沟槽连接, 隔板外环沟槽上开有疏水孔, 同过连接疏水孔的疏水管将水滴排出, 从而起到通流中蒸汽去湿的作用。在低参数机组通流中, 蒸汽中的细小水滴会在惯性力的作用下堆积在静叶片表面, 在蒸汽流动过程中形成水膜。在静叶进汽弧背面和出汽弧内侧加工去湿槽, 破坏静叶片表面的水膜形成, 并通过隔板外环上的疏水孔将水滴排出通流部分, 避免了蒸汽中水滴对动叶片的冲击腐蚀[4]。

2) 动叶表面处理防止水蚀。汽轮机末级动叶上水蚀发生的主要原因就是汽流中水滴与高速旋转动叶的液滴冲蚀。目前各大汽轮机厂普遍采用的方法均是通过采取一定的保护措施对叶片表面的进行处理, 加强叶片的耐冲蚀性能, 减缓动叶水蚀现象。对动叶表面的处理可以分为两种, 一种是添加一层耐冲蚀性能较好的材料层在叶片的表面, 如通过镶嵌、喷涂、激光熔覆等手段在动叶片进汽冲蚀部位形成一层合金保护层;还有一种方法是不增加新的材料, 而是利用叶片金属材料的特性, 通过物理方法对叶片表面进行处理强化, 如火焰淬火强化、高频感应加热淬火、激光表面淬火等[5]。动叶水蚀主要是从材料表面的微小缺陷开始的, 随着材料科学的发展进步, 纳米材料粒度细小, 承受表面应力能力强, 纳米涂层如CNx/TN涂层在动叶防水蚀上的研究已经开始进行。

3 结语

除了在钢铁、水泥、石油化工、玻璃等行业中产生的大量无法回收利用的低温余热, 还有更大数量的可以利用的低温热能, 如地热能、低温太阳能、海洋温差能、液化天然气 (LNG) 冷能等清洁型热能资源, 通过低温热能热力发电系统的转换可以为人类提供数量可观的电能。这些低温热能数量巨大, 低参数小功率的汽轮机已经不能满足需要, 因此, 低参数大功率汽轮机的研究对利用这些余热以及清洁型能源, 推进余热发电的进程、提高资源和能源的利用效率、维持资源的可持续发展具有很大意义。

摘要：针对工业过程中所排放的烟气余热特性, 及相应生产的蒸汽参数及流量特点, 分析了低参数、大流量余热发电用汽轮机功率大、通流面积大、机组效率低及蒸汽湿度大等设计难点, 并从多个方面提出了一些设计方法, 为余热发电用低参数大功率汽轮机的设计开发提供参考。

关键词：余热,低参数,大功率,汽轮机,设计

参考文献

[1]崔宏博, 王小宁, 等.全、半转速核电汽轮机的比较[J].东方电气评论, 2006, 34 (3) :9-13.

[2]张鸿雁.新型汽封在汽轮机上的实际应用[J].中国新技术新产品, 2009 (14) :140.

[3]陈波, 高学林, 袁新.基于NURBS的叶片全三维气动优化设计[J].工程热物理学报, 2006, 27 (5) :763-765.

[4]俞茂铮.汽轮机末级隔板中的水分沉积规律及去湿方法[J].汽轮机技术, 1988 (5) :44-50.

余热汽轮发电机组 篇9

汽轮机水冲击, 即水或饱和蒸汽随主蒸汽带入汽轮机而引起的事故。水冲击是造成汽轮机设备严重损坏的恶性事故之一, 直接危害到机组的安全运行。

1.1 汽轮机动叶和推力轴承的损坏

发生水冲击事故时, 最容易受到损坏的是汽轮机动叶和推力轴承。

饱和水随蒸汽通过汽轮机喷嘴时, 在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度。如图1所示, 出喷嘴时水的绝对速度c1W比蒸汽的绝对速度c1小得多, 进入动叶后, 不仅水与动叶的相对速度W1W比蒸汽与动叶的相对速度W1小得多, 而且由于轮周速度u的存在, 在动叶中水的进汽角β1W也会大于蒸汽的相对速度进汽角β1, 即带水后汽流不能按正确方向进入动叶通道, 而对动叶进汽边的背弧进行冲击, 由此产生的力将阻止动叶的运动, 形成能量损失, 并使动叶应力超限而损坏, 水冲击动叶背弧本身就会使轴向推力大幅度升高。

以下根据某汽轮机级的动叶进口速度三角形, 试分析带水后的蒸汽与动叶的相对速度W1和蒸汽相对速度的进汽角β1的变化。

例如, 某汽轮机级的平均直径dm=1042.5mm, 喷嘴出口角α1=11.3°, 根据计算得出喷嘴出口绝对速度c1=300.5m/s, 由三角形的余弦定理和正弦定理求得蒸汽与动叶的相对速度W1和蒸汽相对速度的进汽角β1。

假设蒸汽出喷嘴携带水的绝对速度为上述相对速度c1的60%, 即c1W为180.3m/s, 按上述方式同样求得蒸汽携带水与动叶的相对速度W1W和蒸汽携带水相对速度的进汽角β1W:

由以上分析可知, 蒸汽携带水后, 其进汽角β1W随相对速度的降低而增加了45°以上, 即θ=β1W-β1=69.6°-24.2°=45.4°, 这会冲击动叶进口边的背弧, 形成能量的损失。蒸汽携带水与动叶的相对速度W1W及冲击示意如图2所示。

湿蒸汽的影响和上述分析结果相同, 但凝结过程不同。当湿蒸汽离开喷嘴时, 在动叶进口处由于凝结过程延长而形成不同直径的水滴。这些水滴中较小的一部分很快又蒸发为汽体, 然后再凝结在一些较大的水滴上, 较大水滴的一部分聚集在喷嘴壁面上形成水膜, 在喷嘴出汽边附近水膜被高速汽流撕破, 形成更大的水滴;在喷嘴出口到动叶进口这段距离内, 在高速汽流摩擦力的作用下克服表面张力的约束而散裂成更大的水滴。这类水滴在动叶进口处的速度同样远低于蒸汽速度, 汽流不能按正确方向进入动叶通道, 冲击动叶进汽边的背弧, 并对动叶产生制动作用。

1.2 蒸汽动能的变化

水冲击事故危害之所以严重, 是因为水的密度比蒸汽大得多。以水泥窑余热汽轮机为例, 机组的额定蒸汽参数一般为1.25MPa, 320℃, 密度为ρs=4.694kg/m3, 相同压力下饱和水的密度为ρW=876.271kg/m3, 饱和水和蒸汽的密度比值约为R=ρW/ρs=876.271/4.694≈190倍。

仍以上述某汽轮机级为例, 分析蒸汽动能的变化。我们知道, 当质量为m的物体以速度c运动时, 所具有的动能为mc2/2。由此得出单位体积的蒸汽进入动叶的动能ES为:

锅炉蒸汽携带饱和水时, 因蒸汽流速快, 后面流过的过热蒸汽在加热汽化这部分饱和水的过程中, 继续对饱和蒸汽加热并混合为较低过热度的蒸汽, 其低温蒸汽的过热度与过热蒸汽的温度、流速成正比, 与饱和水量成反比。当蒸汽携带饱和水进入汽c2轮机的级后, 后面流过的过热蒸汽已经来不及混合并加热这部分饱和水与饱和蒸汽。

假设单位体积的蒸汽中携带了1%的饱和水进入汽轮机, 这时的蒸汽温度则为接近对应压力下的饱和蒸汽温度, 即189.82℃, 单位体积的流体进入动叶的动能应为饱和蒸汽和饱和水两部分。不考虑饱和蒸汽密度增加的速度变化, 即喷嘴出口蒸汽绝对速度为c1=300.5m s, 蒸汽携带水出喷嘴的绝对速度为上述相对速度c1的60%, 即c1W为180.3m/s, 由此得出单位体积的饱和蒸汽和水进入动叶的动能ESW为:

由以上分析看出, 蒸汽携带水的速度虽低, 但动能较大。即使单位体积的蒸汽中携带1%的饱和水进入汽轮机动叶, 其蒸汽动能的变化还是明显增加。由于这两个动能的方向不同, 所以不能用求和的方法得出相对动能值。

1.3 汽轮机轴向推力的变化

1.3.1 汽轮机蒸汽动能变化对轴向推力的影响

蒸汽携带水或冷蒸汽进入汽轮机后, 其轴向推力比正常运行时要大得多。这是因为密度大的水有较大的附着力, 会使通流部分阻塞, 使蒸汽不能连续向后移动造成各级叶片前后压差增大, 并使各级叶片反动度猛增, 产生巨大的轴向推力, 造成汽轮机动静之间摩擦碰撞损坏机组。水冲击事故时, 轴向推力甚至可增大到正常情况时的数倍, 使推力轴承超载而导致乌金烧毁。

仍以上述某汽轮机级为例, 分析蒸汽携带水后的变化。若单位体积的蒸汽中携带1%的饱和水进入汽轮机动叶, 虽然其动能的变化明显增加, 但通过分析可以看出, 蒸汽与动叶相对速度的进汽角β1和水与动叶相对速度的进汽角β1W不同, 即两个动能方向不同, 蒸汽和水与动叶的相对动能是两个动能的矢量之和。

由图3所示, 蒸汽和水的共同作用, 仍可根据汽轮机级的喷嘴出口速度三角形分析, 用余弦定理和正弦定理求得单位体积的蒸汽和水与动叶的相对动能的矢量和E1SW, 以及单位体积的蒸汽和水与动叶的相对动能的矢量角β1SW。

由平行四边形的对顶角相等法则, 可得角度γ=180°-θ=180°-45.4°=134.6°, 则

由E1SWsinβ1SW=ESsinβ1+ESWsinβ1W, 得

分析上述计算结果可知, 单位体积的蒸汽和水综合的动能作用在动叶上, 矢量E1SW的垂直分量为, E1SWsinβ1SW=522832×sin52.8°=416451 (Nm) , 即是对动叶的轴向推力。而单位体积的蒸汽动能作用在动叶上, 矢量的垂直分量为, ESsinβ1=211934.7×sin24.2°=86877 (Nm) , 两者的比值

分析比较说明, 此时汽轮机轴向推力的增加确实较快。

1.3.2 汽轮机蒸汽压力等变化对轴向推力的影响

作用在冲动级上的轴向推力是由作用在动叶片上的轴向推力Fz1, 作用在叶轮轮面上的轴向推力Fz2, 以及作用在轴的凸肩处的轴向推力Fz3三部分组成。

(1) 作用在动叶上的轴向推力Fz1为

式中:

dm——某汽轮机级的平均直径, m

lb——叶片高度, m

p0、p1、p2——级前、喷嘴后和级后的蒸汽压力, MPa

由上式可知, 作用在动叶上的轴向推力Fz1正比于Ωp (p0-p2) 。

(2) 作用在叶轮轮面上的轴向推力Fz2为:

式中:

d——叶轮两侧的轮毂直径, m

pd——隔板和轮盘之间的蒸汽压力pd, MPa

由上式可知, 叶轮轮面上的轴向推力Fz2也正比于Ωd (p0-p2) 。

(3) 作用在轴的凸肩上的轴向推力Fz3

在汽轮机轴的轴封套和隔板轴封内轴上的凸肩等处, 都会承受一定的轴向推力。一般Fz3的数值很小。

作用在一个级上的轴向推力即为上述三部分推力之和, 即

对于有n个级的转子, 其总的轴向推力为:

式中:

z——汽轮机级数

m——轴的凸肩数

汽轮机的运行要求推力轴承平衡轴向推力, 以达到转子与隔板等静止部件的相对定位并稳定运转的目的。推力轴承的安全系数设计值一般为:

式中:

p——推力瓦块所能承受的压力, MPa

A——推力瓦块的承压面积, m2

蒸汽携带水或冷蒸汽进入汽轮机后, 蒸汽不能连续向后移动, 会造成级叶片前后压差增大, 级叶片反动度增加, 即轴向推力Fz1和Fz2同时增加。由上式可看出, 当 (ΣFz1+ΣFz2) 的1.7倍远大于 (p A-ΣFz3) 项后, 使推力瓦块承受的压力p大于设计压力。

1.4 动静部分碰磨

汽轮机进水或冷蒸汽, 使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩, 产生很大的热应力和热变形, 使相对膨胀急剧变化, 局部收缩变形导致动静部分轴向和径向碰磨。

2 水冲击事故的分析和判断

余热电站机组与火电厂机组的水冲击事故因素既相似, 也有不同。因此有必要针对余热电站机组的水冲击故障因素, 提出合理的预防和处理建议。

2.1 汽轮机发生水冲击的几个象征及原因

(1) 主蒸汽温度急剧下降50℃以上, 汽缸温度急剧下降, 汽缸的上、下缸壁温差增大。上、下缸壁温差增大的原因是饱和水的重度大和温度低, 汇集在下汽缸, 使其温降速度快。

(2) 主汽阀法兰处、汽缸结合面, 调节汽阀阀杆, 轴封处冒白汽或溅出水珠。因为处于高温下的金属部件遇水突然冷却而急剧收缩, 产生很大的热应力和热变形, 局部收缩变形造成法兰结合面的漏汽, 冒白汽和溅出水珠说明漏出的蒸汽是低温的饱和湿蒸汽和水。

(3) 负荷下降, 汽轮机声音变沉, 机组振动增大。原因是蒸汽带水是不稳定的变化过程, 即动能是不断变化的, 在动能变化的作用下, 汽轮机会出现大小不规则变化的振动。通过以上分析可看出, 即使蒸汽携带1%的饱和水进入汽轮机, 其结果也会造成汽机振动增大。

(4) 转子的轴向位移增大, 推力瓦温度升高, 胀差减小或出现负胀差。通过以上分析可以看出, 因轴向推力的增大, 会使轴向位移增大和推力瓦温度升高。胀差减小的原因是转子的质量小于静子, 遇冷时相对收缩较快, 胀差减小或出现负胀差, 而出现负胀差是很危险的。

2.2 余热汽轮机水冲击事故的影响因素

水泥窑余热电站锅炉有其特殊的设计和运行方式, 因而余热汽轮机水冲击的影响因素也有其特点。

2.2.1 余热电站汽轮机的额定蒸汽参数过热度低

从表1可以看出, 余热电站汽轮机的蒸汽过热度比火电机组过热度低很多, 因此, 运行中稍微疏忽, 出现蒸汽温度下降, 即接近规范要求过热度>70℃的极限。

2.2.2 余热电站汽轮机的闪蒸补汽方式

采用闪蒸补汽方式的余热电站汽轮机, 即在汽轮机的末端的几级补入饱和蒸汽, 实质上是增加了汽轮机末级的湿度。如果运行中补汽流量过大, 会在末级叶片因过多水珠的汇集出现水冲击, 并且如果补汽管道上未开启疏水阀, 积水会随补汽的饱和蒸汽进入汽轮机, 作用在后面补汽的几级叶片上, 造成水冲击事故。

2.2.3 水泥生产线窑头锅炉温度变化频繁

受生产线熟料量变化等因素的影响, 窑头AQC锅炉的烟气温度变化较大, 锅炉蒸发量变化较大, 调整负荷速度快, 汽包水位变化大, 很容易造成汽包满水, 发生水冲击事故。

2.2.4 水冲击事故发生时的速度

以某台9MW余热电站汽轮机组为例, AQC锅炉和SP锅炉的有关设计参数见表2。

试分析水冲击的速度。由连续性方程Gv=Ac, 则AQC锅炉的蒸汽流速c为:

SP锅炉的蒸汽流速c为:

以AQC锅炉为例, 蒸汽流速为25.3m/s。假设锅炉至汽轮机蒸汽管道的长度为400m, 蒸汽携带饱和水的流速为蒸汽流速的二十分之一, 即1.3m/s, 则蒸汽进入汽轮机的时间约为16s, 而饱和水被携带进入汽轮机的时间约为307s。由此可见锅炉蒸汽带水造成汽轮机的水冲击是非常快的, 是在几分钟内就能发生的故障, 必须及时采取措施。

2.2.5 余热电站锅炉满水后事故形成分析

分析认为, 是带入过热器的饱和水被加热为饱和蒸汽。由于水的汽化潜热大和过热器的能力限制, 当携带的饱和水质量过大, 则导致饱和蒸汽携带饱和水通过过热器进入主汽系统。此时饱和蒸汽在流程中吸收了系统的热量, 至汽轮机前为低温过热蒸汽。蒸汽的流动速度快, 先进入汽轮机;而饱和水流动速度慢, 和后面流过的过热蒸汽继续被加热, 混合为低温过热蒸汽后以蒸汽的速度流动。只有较低速度的饱和水和低温饱和蒸汽同时进入汽轮机后, 水冲击对设备的损害才达到极限。

由此可知, 余热电站锅炉满水后, 水冲击事故的形成方式为, 先是在锅炉侧显示接近饱和温度的蒸汽低温, 持续几秒钟后恢复正常, 然后在汽机侧出现蒸汽温度降低, 几分钟后汽机侧蒸汽温度迅速下降至接近饱和温度, 并携带饱和水进入汽轮机。

2.2.6 其他影响因素

(1) 误操作以及给水DCS设置自动调节品质差, 造成锅炉满水。

(2) 启动过程中, 主汽系统暖管时间短, 管道积水, 使冷水汽进入汽轮机内。

3 余热电站汽轮机水冲击事故的预防

针对水冲击事故因素, 应在设计和运行上给予重视。

3.1 设计

(1) 正确设置疏水点。主蒸汽管道上每个最低点处均应设置疏水点。速关阀前的水平管道上应选较大直径的疏水阀, 这种方式可以合理地缩短机组启动的暖管时间。

(2) 设置可靠的锅炉水位监视装置和报警及联锁保护功能。监视水位通常设置是5件水位计, 即1件就地石英玻璃管水位计, 1件电接点水位计, 1件配置摄像头的水色水位计和2件平衡容器水位计。报警功能在电接点水位计和平衡容器水位计的液位中设置, 联锁保护功能在平衡容器水位计的液位中设置。例如, DCS系统分别设置, 报警Ⅰ值, H≥+75mm;报警Ⅱ值, HH≥+100mm;联锁保护动作值, H3≥+200mm, 开启自动事故放水阀直到水位恢复至100mm关闭。做到在锅炉水位高限时, 事故放水阀即自动开启, 保护功能能够可靠地实现。

(3) 分别将锅炉和汽机侧的主汽温度设置温度的报警功能。

3.2 运行

(1) 加强运行人员的学习, 使其认识到汽轮机水冲击事故的危害和熟悉应对措施。

(2) 在机组启动过程中要严格按规定控制加负荷的速率, 并保证蒸汽过热度≮70℃。

(3) 蒸汽管道在汽轮机冲转前应充分暖管疏水, 严防低温水汽进入汽轮机。

(4) 采用闪蒸补汽方式的余热电站汽轮机, 补汽运行过程中, 注意补汽流量不要过大, 避免汽轮机末级过多水珠的冲击。应在汽轮机补汽入口前的水平管道上设疏水阀, 并保持稍微的开度运行, 随时排出饱和蒸汽的疏水。

(5) 余热电站锅炉与电站锅炉不同, 其蒸汽温度及压力随水泥生产线的变化波动很大, 即负荷的变化也较大, 这时更应严密监视汽包水位。由于余热锅炉的温度特点, 因而采用低水位运行方式是很适用的。一般余热电站锅炉是保持在-100~-50mm的低水位方式运行。

(6) 汽轮机在运转状态时, 各锅炉水位的联锁保护必须开启, 不得退出。

(7) 经常检查DCS锅炉水位调节设置, 高水位报警和高水位事故放水联锁保护可靠。

(8) 增加负荷和开启排汽阀时要缓慢操作, 必须注意不能连续加负荷或过快开启排汽阀。避免出现锅炉水位满水和满水进入蒸汽系统。锅炉热负荷出现增加过快时, 可及时调整锅炉的烟气旁通阀。

(9) 锅炉侧的蒸汽温度如果出现快速下降, 应立即开启该锅炉在主汽集箱前的疏水阀, 关闭该锅炉的并汽阀, 并配合压力情况开启该锅炉的排汽阀和降低机组负荷。疏水20min左右, 确认蒸汽带水被排出后, 再缓慢并汽进入主汽集箱。

4 汽轮机水冲击事故的处理

(1) 汽轮机发生水冲击时, 应立即破坏真空停机。

(2) 主蒸汽温度和压力不稳定时, 要注意监视, 特别是汽轮机进汽温度急剧下降到规定值, 通常为50℃时, 应按紧急停机处理。

(3) 发现汽温突然下降, 并且主汽管道、主汽阀、调节汽阀冒白汽时, 也应按紧急停机处理。

(4) 开启主汽集箱和主汽管道所有疏水。

(5) 汽机转速到零后立即连续盘车, 盘车电流应在正常数值且稳定。

(6) 停机过程中轴向位移、胀差、振动、推力轴承金属温度明显升高, 惰走时间明显缩短, 盘车电流增大或摆动范围增加, 应检查推力轴承情况后决定是否揭缸检查。

(7) 惰走时间及盘车电流正常, 汽轮机内部无异常声音, 停机24h后可重新启动。升速及带负荷过程中应注意轴向位移, 推力瓦块温度及汽缸胀差指示, 仔细倾听机组声音, 测量机组振动, 如发现汽机内部有异常或摩擦声音应立即停止启动。

5 余热电站汽轮机水冲击事故处理实例

(1) 某台余热电站汽轮机在启动并网后的运行中, 发生蒸汽速关阀的法兰垫片冲坏, 并伴随轴移保护±0.6mm的停机值联锁动作停机。

检查发现轴向位移传感器的端面部位被撞击损坏。轴向位移传感器在汽机转子凸肩端面的前方, 与转子端面有1mm的安装间隙。正常的停机不会造成传感器的损坏, 显然是汽轮机转子出现异常的负向位移的事故。由于未考虑到水冲击事故影响造成负向位移, 更换蒸汽速关阀的法兰垫片和轴向位移传感器后机组继续启动, 并网后蒸汽速关阀的法兰垫片再次损坏。此时才判断一定是水冲击事故。

分析认为, 水冲击发生时, 水的较大附着力使通流部分阻塞, 蒸汽不能连续向后移动, 先是冷却蒸汽速关阀, 并在汽轮机内产生巨大的轴向推力, 然后是随着速关阀法兰变形的泄漏, 大量蒸汽从冲坏的垫片处喷出, 以及水通过级后, 汽轮机转子又在迅速失去轴向推力的情况下, 转子迅速前移, 伴随轴移保护±0.6mm的停机值联锁, 电磁阀动作速关阀关闭, 并使转子的测量平面与轴向位移传感器端面发生撞击, 导致传感器损坏。

汽机通过两路经速关阀进汽。检查发现, 其中一路在速关阀前进汽的水平管道上, 疏水阀损坏, 未更换处理, 机组启动时一直未打开此阀进行疏水。经更换疏水阀处理后, 机组启动时进行疏水, 水冲击现象消失。

(2) 某台余热电站汽轮机运行中由于窑头AQC锅炉热量迅速增加, 加负荷过快, 汽包水位满水。这时主汽温度突然降低, 几秒钟后又逐渐恢复正常。判断是蒸发管段带水进入过热器和主汽系统, 以前也曾发生过此类水冲击事故的案例。现场的及时反映是, 迅速开启AQC锅炉进入汽机房主汽集箱管道前的疏水, 在关闭该管道的并汽阀过程中, 根据压力的变化, 配合开启该管道的排汽阀和降低机组负荷。约20~30min后, 缓慢恢复投入AQC锅炉蒸汽系统。由于应对措施正确及时, 避免了一次水冲击事故。

(3) 某台余热电站汽轮机运行中振动增加, 检查运行参数发现补汽压力较低, 流量偏大。分析认为是较大流量的补汽使汽轮机末几级的湿度过大, 水滴的冲击增加。经减小补汽流量, 并开启补汽管道的疏水后, 振动值恢复正常。

6 结语

由上述分析可知, 只要正确设置疏水点, 在运行中密切监视锅炉水位, 确保锅炉系统保护设置开启, 并有针对性的预案和正确及时的反应, 余热电站汽轮机的水冲击事故是完全可以避免的。

参考文献

[1]冯慧雯.汽轮机课程设计参考资料[M].水力电力出版社, 1991.

瓦斯发电机组烟气余热利用实践 篇10

1 国内瓦斯发电机组烟气余热利用现状

进入21世纪, 国家鼓励发展绿色循环经济, 倡导建设资源节约型社会, 企业对经济效益、能源利用和环境保护的认识进一步加深。瓦斯作为一种能源, 被广泛用于发电, 但占瓦斯发电机燃料近35%的热能随烟气排空, 我国对瓦斯发电机组烟气余热的回收利用还处于初级阶段。

2 瓦斯发电机组烟气余热的用途

(1) 余热采暖。

瓦斯发电机组余热采暖是在发电机组烟道出口加装一套余热回收装置, 热水循环泵将软化水送到余热回收装置, 经加热的软化水供给采暖户, 冷却水再被送到余热回收装置加热, 如此一直循环。

(2) 余热供应洗浴热水。

在余热采暖的基础上加装一套水—水热交换器, 被循环加热的软化水通过水—水热交换器将洗浴用水加热。

(3) 余热制冷。

余热制冷的典型代表是溴化锂吸收式制冷, 吸收式制冷和压缩式制冷的主要差别在于用蒸汽发生器——吸收器装置代替了压缩机。用蒸汽发生器吸收瓦斯发电机组烟气热量。

3 余热吸收装置

目前理想的瓦斯发电机组烟气余热回收装置是针型管余热锅炉。该装置采用针型管强化传热元件扩展受热面, 同时烟气流经针型管表面时形成强烈的紊流, 起到提高传热效率和减少烟灰积聚的作用。该余热锅炉具有结构简单、热效率高、运行寿命长、安全可靠、维护方便等优点。

4 鹤壁六矿瓦斯余热利用实践

鹤壁六矿现安装有5台500GF1-3RW型瓦斯发电机组, 在每台瓦斯发电机组烟气管道上安装一台KNPT04-500针型管余热锅炉。

(1) 5台针型管余热锅炉每小时回收热能量。

烟道出口烟气温度550 ℃;经针型管余热锅炉换热后烟气温度为150 ℃, 烟气由550 ℃降为150 ℃时, 每小时释放的热量为:

Q = CMρ (T1-T2) =1 180 MJ/h

式中, C为烟气比热, 1.076 kJ/kg℃;M为烟气流量, 2 130 m3/h;ρ为烟气密度, 1.293 kg/m3;T1为烟道出口烟气温度, 550 ℃;T2为针型管换热后烟气温度, 150 ℃。

针型管烟气换热器换热效率为95%, 5台机组每小时可回收热量:

Qz=5Q×95%≈5 610 MJ/h。

(2) 所回收热量可供采暖面积。

每平方米取暖所需热量为250 kJ/ (m2·h) , 则余热回收的热量可供暖的面积为:

Qη2/A=20 196 m2

式中, Q为5台机组可回收热量, MJ/h;A为每平方米采暖面积小时需用热量, 250 kJ/ (m2·h) ;η2为供热管网效率, 取90%。

(3) 所回收热量可供洗浴热水量。

供到水—水热交换器的地下水温度为20 ℃, 热交换后水温达到50 ℃供洗浴用, 即水温提高了30 ℃。每小时可供50 ℃的热水量为:

Qz/A2 =44.5 m3

每天可供50 ℃热水量1 068 m3。

式中, Qz为5台机组每小时可回收热量, kJ/h;A2为每立方水提高30 ℃需用热量, 1.25×105 kJ/ (m3·h) 。

(4) 鹤壁煤电公司六矿瓦斯余热利用现状。

冬季, 利用5台瓦斯发电机组烟气余热向职工宿舍楼、矿工会办公楼和职工服务中心等场所供暖, 供暖最远距离为80 m, 采暖面积20 000余m2, 室内温度在18 ℃以上。解决了原燃煤锅炉汽暖系统供暖距离远 (700 m) 、供暖不足等问题, 为职工营造了舒适的休息、娱乐环境。夏季, 利用瓦斯发电机组烟气余热供应职工洗浴用水, 全矿4 000余名职工洗浴用水量为1 030 m3, 瓦斯发电机组烟气余热供水满足了职工洗浴需求, 实现了夏季燃煤锅炉停运。

5 经济效益分析

(1) 5台余热锅炉同燃煤锅炉相比, 节约燃煤量9.16 t/d。除去检修时间, 每年瓦斯发电机组正常运行时间按360 d计算, 则每年可节约煤3 297.6 t。六矿2007年原煤价格385元/t, 可节约资金约127万元。

(2) 资金投入。采暖改造费用55元/m2, 面积20 000 m2, 投入资金110万元;供洗浴热水投入资金60万元;余热利用设备投入资金40万元。总投入资金预计210万元。

(3) 经计算, 回收周期为1.65 a。

6 结语

水泥窑纯低温余热发电的改进措施 篇11

关键词：水泥工业；低温；余热发电

中图分类号： YR10 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）25-243-2

0 引言

2004年以来，纯低温余热发电技术迅速在水泥、玻璃和钢铁等行业得到推广，成为一个新的经济增长点，为企业带来了很好的节能减排效果和经济效益。水泥窑余热发电普遍采用的热力循环系统的基本形式有：单压技术、闪蒸技术和双压技术三种。不管采用哪种热力循环系统，都是希望充分利用生产过程中产生的废热发电，“自产自用”，减少生产外购电量。但是大多数余热电站的吨熟料发电量并不能达到设计参数，这其中有一些是生产中设备维护、与熟料线中控室协调不到位出现的问题。我公司现有两条2500t/d新型干法熟料生产线，余热发电项目于2009年正式投产，系统采用四炉一机的形式：在熟料生产线窑头、窑尾分别设置AQC余热锅炉和SP余热锅炉各一台，配套设置1×9MW补汽凝汽式汽轮机和一台9MW发电机组。

1 余热锅炉存在的主要问题及改进措施

1.1 锅炉本体漏风问题

若锅炉密封不好，将使大量冷风吸入炉内，降低窑头或窑尾锅炉废气的温度，使锅炉产汽量和热水温度下降，影响了锅炉的出力，而且还增加了窑头排风机或窑尾高温风机的电耗。

对余热锅炉的日常巡检必须包括锅炉本体漏风点的检查，我公司窑尾锅炉曾出现过通风梁周围开焊漏风；振打装置密封布套破损造成冷风进入；锅炉外保温脱落使本体暴露在空气中，散热快，尤其冬季，受环境温度影响较大，造成锅炉出力变小。对这些问题，车间要及时查漏补缺，较好地解决了余热锅炉的漏风问题，对窑生产运行几乎未产生不良的影响。

1.2 窑尾锅炉积灰问题

从窑尾预热器C1出口排出的废气内主要含尘是生料，浓度一般为70～110g/m3，对炉内管束的冲刷较小，但若积灰量过大，锅炉废气阻力增加而影响水泥窑系统负压，同时降低受热管束对热量的吸收，影响锅炉产汽量和发电功率。

对窑尾锅炉振打装置的日常维护成为重中之重，必须保证每组振打按次序击打，减少炉内管道上积灰。大修时，要进炉内各层检查喇叭口振打锤是否开焊、脱落，否则，即使振打装置运转正常，击打杆也不能敲击到炉内振打锤。

我公司在试生产期间，窑尾锅炉沉降室内积料结皮，下灰不畅，长时间积料，曾多次出现沉降室塌料的现象，引起高温风机跳停，窑系统被迫止料，且导致窑系统正压，严重危及巡检人员和设备的安全运转。车间为此进行技改，在锅炉平台上加装一台单电磁阀控制的空气炮，将压缩空气管道接至锅炉下料口上方，并根据锅炉内部积灰位置设计四个高压进风口，利用PLC对空气炮进行控制，每15min进行一次反吹风，以加快锅炉回灰的排放。

1.3 窑头锅炉磨损问题

窑头AQC锅炉因篦冷机冷却熟料后排出的废气含量有硬度很高的熟料粉尘，为了减少对锅炉过热器层受热管束的磨损，一般AQC炉内管道上带螺旋翅片管，减小风的直接冲刷。管材选用耐磨的无缝钢管，且锅炉入口都设计沉降室，从篦冷机中前部引出管道，抽出400℃左右的废气送至沉降室，滤去大颗粒粉尘后再由管道引入AQC炉。熟料粉尘通过拉链机排入窑槽式输送机料斗内。

我公司两条熟料线AQC沉降室分别为：一线窑头是惯性力沉降室，处理烟气量为130000Nm3/h。惯性力沉降室是一种能使含尘气流中的法粒在烟气以高速流动急转变向过程中，借助重力及惯性力而沉降下来的除尘装置。二线窑头是多层重力沉降室，处理风量同一线，内部设置多层水平布置隔板，沿烟气流动方向布置，是一种能使含尘气流中的尘粒借助本身的重力作用而沉降下来的除尘装置。

为了减少AQC炉内管束的磨损，必须提高沉降室的捕集效率。具体方法：①降低室内气流速度；②降低沉降室高度；③增大沉降室长度。而实际使用效果中，该厂二线窑头安装的多层重力沉降室由于占地面积大，沉降室长，收尘效果要好。一线窑头安装的惯性力沉降室占地面积小，设备体积小，收尘效率比较低。建议建设单位面积允许的情况下，选择空间大的多层重力沉降室要好。

1.4 窑头篦冷机喷水的影响

随着国家环保政策的严格要求，许多建材企业原来使用的电收尘排放颗粒物已不能达标，纷纷改造为袋式除尘器，由于袋收尘所用滤袋对使用温度有严格要求，入口风温不能超过200℃，在入口温度超过160℃时，我厂篦冷机喷水系统会通过PLC程序控制进行喷水降温。这种操作直接导致含水分的熟料粉尘烟气进入AQC炉，使过热器层和一级高压蒸发器层管束的螺旋鳍形片内被熟料颗粒堵死，严重影响了锅炉热吸收效率，降低了AQC锅炉的出力，影响发电功率。

为了减少喷水次数，但又不造成收尘滤袋着火事故，我厂采取了如下措施：①在窑头袋收尘入口烟道上安装了冷风阀，此冷风阀由熟料中控室窑操作员控制。在遇到异常工况或紧急情况，入口温度达到并超过200℃时，中控室应及时跳停头排风机，关闭风机入口挡板，并打开冷风阀门进行应急降温，尽量减少使用喷水系统。②为了防止袋收尘器入口温度出现假信号，温度虚高引起篦冷机喷水系统运行，在入口烟道测点安装A与B两支热电偶，每个热电偶均有挡风罩进行保护，热电偶应定期检查并进行更换。两支热电偶测量温度实时对比，如两者差值超过20℃，延时1min后，篦冷机喷水系统会发出报警，此时应及时检查两支热电偶的情况。

2 射水抽汽系统改造

射水抽汽器是发电维持凝汽器真空系统的重要部件，其维护或购买成本较高；另一方面，射水箱溢流排水量大，造成水资源浪费；且外排水温度高，不能直接作为循环水池补水，需经污水站二次处理，造成水处理费用增加。因此，我公司决定采用高效率的节能装置—油环真空装置取代射水抽汽系统。

油环真空泵组所有部件均成套组成在一个公用底座上，放置于靠近抽真空管道的位置。在凝汽式汽轮机停机时，从射水抽汽器前端抽真空管道上引出一根抽汽管并在管道上安装截止阀（型号：J41H-16 DN100）。抽汽管与前置冷却器连接安装。油环真空泵组的进汽管与前置冷却器连接安装。前置冷却器回收水管与热井连接。冷却进水总管可以连接至循环水进水管，也可以连接至工业水进水管上。为了提高夏季冷却效果，最好接到工业水进水管上。冷却进水总管分别与前置冷却器和油箱冷却器连接，作为冷却水进水管；出水管连接到循环水回水管，最终回到循环水池。管道安装流程见图1。

原射水抽汽系统动力设备是两台射水泵电动机，一用一备。现在新安装的油环真空泵组动力设备是两台真空泵电动机，一用一备。所以节电效益就是两种泵电动机功率对比。参数对比见表1。

将现射水抽汽系统改造为油环真空泵组后，合计每年节省费用约12.7万元，少开采地下水近6万吨。

3 结束语

余热汽轮发电机组 篇12

1 燃气发电机组工作原理

瓦斯气经过燃气滤清器依次经过调压阀、快速关断阀、计量阀与空气混合, 混合气经过涡轮增压器增压后进入发动机的气缸。在汽缸盖顶部设置有火花塞, 混合后的瓦斯气经火花塞点火在气缸内爆燃做功, 推动活塞在气缸内往复移动, 带动曲轴旋转, 进而带动发电机发电, 做功后的尾气从排烟管排出。发动机设有缸套冷却水系统冷却发动机受热部件。

2 目前燃气发电机组余热利用现状

该电厂现有21×1.8MW燃气发电机组配21×1.6t/h余热蒸汽锅炉 (20台运行1台备用) 。余热锅炉生产出0.5MPa的饱和蒸汽通过一级站换热后供附近矿生活区热水。目前只需运行2~4台余热锅炉可满足附近矿区供热水, 大量的尾气热量排空没有利用;燃气发电机组缸套冷却水中的热量未进行利用, 全部通过远程散热水箱排入大气。

3 燃气发电机组余热综合利用方法

燃气发电机组的余热综合利用包括燃气发电机组尾气余热利用和燃气发电机组缸套冷却水余热利用。目前附近矿区用热水负荷远低于该电厂余热锅炉供热水的设计能力, 将燃气发电机组尾气余热用于发电, 并采用燃气发电机组缸套冷却水余热供热水, 可合理有效利用燃气发电机组余热。

3.1 燃气发电机组尾气余热发电利用

3.1.1 燃气发电机尾气余热发电原理

瓦斯气在燃气发电机组做功后, 高温尾气通过余热锅炉加热锅炉给水产生过热蒸汽, 过热蒸汽在汽轮机内将热能转换为机械能, 带动汽轮发电机组做功产生电力。

3.1.2 燃气发电机组尾气余热发电可利用能量

瓦斯气在燃气发电机组内做功后所排出的尾气温度高达465℃, 燃气发电机组满负荷时尾气中的热量为3.999GJ/h (排气温度降至140℃) , 每台燃气发电机组尾气每小时可产生1.2T过热蒸汽 (2.5MPa, 400℃) , 可产生的电功率为240k W (汽耗率按5Kg/kwh计算) 。

3.1.3 燃气发电机组尾气余热发电方案

将现有21台余热锅炉改造为4台6T/h中温中压 (2.5MPa400℃) 余热锅炉, 每5-6台燃气发电机组尾气供一台余热锅炉, 每两台余热锅炉共用一个烟囱。余热锅炉产出过热蒸汽带一台4.5MW的汽轮发电机组。汽轮发电机组输出电能同燃气发电机组一起并入电网系统。

3.2 燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用

3.2.1 燃气发电机组缸套冷却水供热原理

燃气发电机组缸套冷却水供热主要是利用板式换热器间接换热, 换热分两个密闭的系统, 一个是缸套冷却水系统, 由冷却缸套后吸热后的高温缸套水, 进入板式换热器释放热量后, 再循环冷却缸套;另一个是中间热水系统, 由板式换热器处得到热量, 升温后的水进入现有一级换热站供热水换热器, 放热、降温, 再回到板式换热器升温, 反复循环。最后通过一级换热站将热水供到热用户处使用。

3.2.2 燃气发电机组缸套冷却水供热热平衡分析

燃气发电机组设计缸套冷却水出水温度90℃, 回水温度82℃, 每台燃气发电机组缸套冷却水提供的换热功率约为740k W, 约等于2.664GJ/h。20台燃气发电机组运行可提供的换热功率14.8MW, 约等于53.28GJ/h, 附近矿区的用热负荷为13.75MW (49.5GJ/h) , 因此, 20台燃气发电机组缸套冷却水供热能够满足附近矿区供热水要求。

3.2.3 燃气发电机组缸套冷却水余热供热方案

通过在每台燃气发电机组缸套冷却水系统中并联安装板式换热器 (换热功率0.7MW) , 利用三通阀门控制燃气发电机组缸套冷却水的流向。经过换热后的热水汇集到热水母管, 利用一级换热站现有循环水泵及通往附近矿区二级站的一级热水管网进行热水供应。

4 节能效益和经济效益

4.1 节能效益

改造为燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用后, 每台燃气发电机组可回收热量980KW (约3.5GJ/h) , 将燃气发电机组热效率由原来的39%提高到60%。余热锅炉及汽轮发电机组建成后, 4.5MW汽轮发电机组每年可发电2700万Kwh (年有效利用小时按6000h计算) 。燃气发电机组缸套冷却水余热供热建成后, 20台燃气发电机组每年可供热29.7万GJ (按6000h计算) 。

4.2 经济效益

燃气发电机组尾气余热发电利用需要投资约2500万元, 建成后每年可发电2700万Kwh, 每度电按电价0.527元/k Wh计算, 可增加收入1422.9万元, 考虑运行成本等, 预计二年完全可以收回投资。燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用需要投资约180万元, 建成后每年可供热297000GJ, 按供热价格为49.13元/GJ计算, 年供热收入1459万元, 考虑运行等, 一年可收回投资并可盈利。通过分析可知, 燃气发电机组余热综合利用具有可观的经济效益。

5 结束语

综上所述, 燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用方法可提高燃气发电机组的热效率, 提高燃气的利用效率, 合理利用燃气发电机机组余热中高低品位热量, 是一种非常经济的节能降耗方法。同时, 燃气发电机组缸套冷却水供热在燃气发电机组缸套冷却水系统中并联板式换热器, 增加了缸套冷却水的散热, 利于缸套冷却水温度的降低, 夏季能减少缸套冷却水温度对燃气发电机组负荷的影响, 保证燃气发电机组的稳定运行。

参考文献

[1]贺平, 孙刚.供热工程[M].北京:中国建筑工业出版社, 1993.

[2]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社, 2001.