50MW论文

50MW论文（共6篇）

50MW论文 篇1

1 前言

某客户欲投资50MW锅炉,锅炉燃用灰份较低的褐煤。客户对是选择循环流化床锅炉还是煤粉锅炉不能确定,要求针对其煤种特性提出合理的锅炉型式。现从锅炉整体性能、环保要求、使用周期、经济性等这四个方面对同蒸汽参数的循环流化床锅炉和煤粉锅炉进行比较。

2 锅炉整体性能

2.1 锅炉效率

(1)循环流化床

炉内采用下浓上稀的流态化工艺,下部流化风速为4.2m/s左右,上部流化风速为5.1m/s左右,这样可提高下部区域的固体浓度,增大下部区域燃烧份额,使床温提高至899℃,强化燃烧;同时,较低的下部炉膛流化风速,使炉内内循环量增加,碳粒炉内停留时间延长。

采用较大的炉膛容积,炉膛容积为1329m3,炉膛高度为31m,使碳粒在炉膛内的停留时间大于5.4秒,确保碳粒子的燃尽。

采用较高的二次风喷口速度(80m/s),强化炉内气流扰动,使风煤混合均匀;二次风风量留有较大的调节裕度,调节灵活,使炉膛出口温度控制在870℃左右,炉膛温度由下至上较为均匀,炉膛平均温度为885℃,有利于碳的一次燃尽。

采用两台经FW公司试验优化,并已有实践经验的第三代ET高效旋风分离器,其对细颗粒粒子的捕捉能力强、高效可靠,为保持炉内高的循环灰浓度和高的传热以及高的碳粒子燃尽程度提供了保证;同时减小了尾部飞灰量,并有效地将飞灰粒径控制在适当范围之内,为降低尾部对流受热面的磨损创造了条件。

采用选择性排灰冷渣器,可将未燃尽碳重新送回炉膛再燃以提高煤粒子燃尽程度,同时降低排渣温度,将渣温控制在200℃以下,降低排渣热物理损失。

经过计算,燃用以上煤质使用循环流化床锅炉热效率可达89%。

(2)煤粉锅炉

煤粉炉燃料被磨得很细,d90=16~20μm,大大低于循环流化床锅炉,所以其比表面积远远大于循环流化床,因此煤粉被吹入炉膛后迅速燃烧,燃尽度高,化学不完全损失几乎为零。

采用较大的炉膛容积,炉膛容积为1595m3,最上层燃烧器中心距屏式过热器下沿尺寸为13.5m,使煤粉在炉膛内的停留时间大于2秒,确保煤粉的燃尽。

经过计算,燃用以上煤质使用煤粉锅炉热效率可达91.5%。

2.2 低负荷运行能力

(1)循环流化床

锅炉定压运行时,锅炉在50%~100%B-MCR负荷范围内保证过热蒸汽的额定参数。

一般来讲,锅炉按滑压方式升负荷、降负荷时可根据电厂运行要求,选择滑压或定压运行,这主要随汽机的运行方式而定。

锅炉在70%~100%B-MCR负荷范围内,燃烧不作特殊调整即可满足汽机对参数的要求。低于上述负荷,锅炉的设计和运行就需有特殊的燃烧调整手段。

当负荷在60%~100%B-MCR范围内,床温、炉膛出口过量空气系数基本不变,这时炉膛出口温度的变化幅度也较小,只是空气量和下部烟速随负荷变化而变化,过热器出口温度保持在额定值。

负荷继续降低(60%B-MCR以下),为保证低负荷锅炉运行工况的稳定,炉膛下部的床温和流化速度有一个最低保证值,此时,就要求炉膛出口过量空气系数相应加大,而且,随着负荷的降低,炉底一次风的量应基本维持不变,二次风随负荷变化而变化,这样既保证了低负荷时流化床的流化质量,还维持了一个较高的床温,保证低负荷能不投油稳燃。

同时,由于过量空气系数的增加使通过尾部受热面的烟气量不至于降低太多,而且,循环流化床锅炉在低负荷时,其炉膛出口温度也不象煤粉炉那样大幅度降低,其低负荷工况下尾部受热面的传热比煤粉炉更强,因此,汽温在招标书要求的50%~100%B-MCR负荷范围内可以达到额定值。

循环流化床锅炉的负荷调节灵敏度较好,在负荷突变时,有外置式换热器(EHE)的再热机组通过改变给煤量、送风量和EHE冷热物料流量分配来实现负荷调节;而无外置换热器的非再热机组,则通过改变风煤比和一、二次风比来进行调节,从而使炉内燃烧稳定,达到稳定调节负荷的目的。

由于采用了较少的耐火材料,锅炉的启动和负荷调节受耐火材料的限制极小,可迅速通过改变风煤量来调节负荷;而且,在保证总风量的前提下,通过调节一、二次风的比例,使锅炉在不同负荷下,将床温维持在稳定的范围,确保各负荷下的稳定燃烧。

由于炉内采用下浓上稀的流态化工艺,因此,还可以通过迅速改变上下的固体浓度来达到快速调节负荷的目的。

由于采用了较少的耐火材料,因此,锅炉启动预热的时间将大大缩短,锅炉升温速度仅受厚壁受压元件的限制,启动的速度也将比其它类型的CFB炉较快。

除此之外,床下点火器总出力为15%B-MCR,不但能保证锅炉点火的可靠性和在30%B-MCR负荷以下起到稳燃作用,而且,还可为启动投煤前锅炉升压提供热量。

(2)煤粉锅炉

为了满足该工程锅炉最低不投油稳燃负荷50%B-MCR的要求,在燃烧器的设计时主要采取了如下措施。

采用百页窗式水平浓淡燃烧技术,组织水平浓淡偏差燃烧。由于浓煤粉气流从向火侧迎着高温烟气喷入炉膛,故它首先与高温烟气接触,接触的面积较大,因此得到的着火热也更多,加之浓侧气流的煤粉浓度大,所需着火热显著降低,在两者的作用下气流就更容易着火;而淡煤粉气流,煤粉很细,也容易着火,可保证燃烧器的低负荷稳燃;这就大大提高了燃烧器在低负荷下煤粉的着火稳定性。

采用可以调节的周界风。周界风由单独的风门控制,可以根据煤质及负荷情况调节周界风风门,为低负荷时减小甚至关闭周界风创造了条件,以达到低负荷稳燃的目的。

在低负荷运行方面,循环流化床锅炉性能优于煤粉炉。

2.3 运行稳定性

(1)循环流化床锅炉

影响循环流化床锅炉运行稳定性的最大因素是结渣,为防止结渣,炉内采取以下措施。

1)以引进CFB锅炉设计技术为基础,这一技术对锅炉热力性能的良好预测确保了沿炉膛断面以及沿炉膛高度方向上温度场的均匀性。

2)锅炉密相区的四壁是由水冷壁管弯制围成的,其内壁仅设置有一层较薄的耐火材料层,具有良好的冷却性。

3)采用成熟的炉膛布风装置—水冷式布风板,布风均匀。它是由大口径内螺纹厚壁管加扁钢焊接而成的膜式壁结构,既满足锅炉启动时高温烟气冲刷的需要,锅炉运行时又可起到较好的冷却床层的作用。

4)设计时选取适当布风板及床层阻力,确保锅炉在运行过程中床层流化均匀。

5)水冷式布风板布置有独特的“г”型定向风帽,风帽按设计规定排列,以避免大颗粒在布风板上沉积,保证布风均匀,流化质量良好,床层内无死区。

6)采用炉前风力播煤装置,使给煤入炉均匀,以避免局部富煤区域在运行过程中遇氧爆燃而引起局部超温、结焦现象的出现。

7)炉内采取下浓上稀的流态化工艺,二次风调节裕度较大,通过一、二次风的调节可达到调节床温的目的。

8)组织良好的炉内燃烧工况,提高碳粒的一次燃尽率,使循环灰粒中的含碳量控制在3%以内;严格将“J”阀回料器的充气量控制在1%的总风量以内,以防止未燃碳粒子在局部区域复燃;同时,每台“J”阀回料器还采用四层充气管,保证在回料器中无死区,避免因局部死区造成结渣。

9)严密监测“J”阀回料器中的料位,防止因炉膛中的烟气反窜而造成结渣。

(2)煤粉炉

在提高锅炉可靠性方面,主要采取了以下措施。

1)在锅炉结构设计中,对受压件管系、支吊和导向元件、蛇形管与集箱连接形状、刚性梁的最大许可间距等均用计算机进行多工况的应力分析,可使机组在正常运行及变负荷运行时各部件应力水平保持在较低水平以确保运行安全。

2)为适应机组调峰运行的需要,对锅炉的厚壁元件、吊挂的型式、连接管系等都利用计算机进行了应力分析计算,以满足锅炉调峰运行的要求。锅炉顶部及有关需要密封之处结合国外先进技术及本公司成熟经验进行精心设计,以保证机组在各不同工况下运行时密封的严密性。

3)合理选用过热器管子壁厚和材质,通过对每根管子的各管段作恶劣工况下的壁温计算,同时对蛇形管间、屏与屏间流量分配与偏差进行详细计算,由此选择材料与壁厚。管子强度计算与许用应力严格按GB9222-88的规定计算确定。同时管子的壁温验算留有足够的裕度。

4)采用先进的过热器系统,在过热器系统中有一次充分混合、一次半炉膛混合、一次交叉、过热器设二级喷水减温器,可有效地减少左右侧汽温偏差。

5)对水冷壁管子及鳍片进行强度和应力计算,使锅炉在启动、停炉和各种负荷工况时,管壁、鳍片温度均低于许用值,应力水平亦低于许用应力。

6)锅炉设置膨胀中心,使锅炉各受压元件按设定的膨胀方向自由膨胀。并对锅炉各管系用计算机进行柔性分析,使各管系应力控制在合理的范围内。

7)锅炉设置足够的吹灰器,并选用性能可靠的吹灰器,使吹灰器实际使用达到预期的吹灰效果,以减轻受热面的沾污。

8)防止受热面腐蚀。

9)防止受热面飞灰磨损。

10)防止结渣。

在稳定运行方面,煤粉炉优于循环流化床锅炉。

3 环保要求满足度

3.1 循环流化床锅炉

(1)控制SO2的措施

1)合理控制床温。脱硫的最佳温度在850℃~950℃之间,将床温控制在899℃左右,这个温度在脱硫最佳温度的范围内。

2)较小的石灰石粒度。石灰石是一种致密的物质,将石灰石粒度控制在2mm以下可以有效增大其比表面积,使其能与燃料充分接触,将脱硫反应进行完全。

3)采用较大的炉膛容积和较高的炉膛高度,延长燃料和石灰石在炉膛内的停留时间,有利于脱硫反应完全进行。

4)采用高效的旋风分离器,将没有反应完全的石灰石捕捉下来,送回炉膛继续参与脱硫反应。

通过采取以上措施,在Ca/S摩尔比为2.2时脱硫效率可达90%。

(2)控制NO2的措施

循环流化床锅炉低温燃烧,因此主要生成的是燃料型氮。

1)分段送风。NO2在还原性气氛和氧化性气氛中的生成量较少,于是采取分段送风的方法,在密相区造成还原性气氛,生成较少的NO2,在稀相区造成氧化性气氛,不但在该区域生成的NO2较少,而且可以将部分在密相区生成的NO2还原,进一步降低NO2的生成量。

2)低温燃烧。相对较低的燃烧温度下生成的燃料型氮较少。

通过采取以上措施,NO2排放量可以控制在350mg Nm3以内。

(3)控制粉尘排放的措施

循环流化床锅炉采用高效的旋风分离器将较大的颗粒分离下来重新送回炉膛参与燃烧,有效降低尾部飞灰浓度,灰渣比可达4:6。

3.2 煤粉锅炉

(1)控制NOX的措施

煤粉锅炉燃烧温度在1700℃~1800℃,因此生成氮既有热力型氮也有燃料型氮。

1)采用了水平浓淡燃烧器,它是一种单喷口的分级燃烧,它们各自远离自己的化学当量比燃烧,可有效地降低NOx排放;

2)采用分级燃烧,布置了一层燃尽风喷口,燃尽风风量占整个二次风量的12%;

3)采用较大的一次风间距,可有效地降低燃烧器区域的尖峰温度。

通过采取以上措施,NO2排放量可以控制在450mg Nm3以内。

(2)煤粉炉没有采取脱硫措施和降低飞灰浓度的措施。

由此可见,循环流化床锅炉在降低排放量、满足环保要求方面优于煤粉炉,但燃用上述煤种,其含硫量低,煤粉锅炉完全能够满足有关环保要求。

4 锅炉使用周期

4.1 循环流化床锅炉

影响循环流化床锅炉使用周期的因素主要是磨损,循环流化床锅炉、炉膛、分离器、回料器组成的主回路存在大量高温灰,大灰量循环是燃烧和传热的要求,但同时也是产生磨损的原因。采取的防磨措施如下。

(1)在炉膛下部锥段区域的四面墙水冷壁、炉膛至旋风分离器出口烟窗四周及相应的侧墙局部区域、前后墙水冷壁相交的顶部高灰浓度回流区以及炉膛四面墙上的开孔区和旋风分离器内壁均敷设耐磨材料,耐磨材料采用销钉固定。

(2)炉内水冷蒸发管屏的布置方式为垂直布置,管屏穿墙、弯管部位均敷设耐磨材料,同时,管屏受烟气纵向冲刷有利于减小受热面的磨损。

(3)点火燃烧器预燃室、回料器、分离器、立管、冷渣器内壁及隔墙敷设耐浇铸磨料。

(4)旋风分离器中心筒采用耐高温、耐腐蚀、抗磨损的奥氏体钢种RA-253MA。

(5)风帽的合理布置,避免对吹现象,以防止磨损。

(6)耐磨料配方、养护、烧结等技术成熟可靠,并充分结合多年的研究和使用经验,通过严格地选择性能优良的耐火材料,控制施工过程的质量,按要求进行固化是防止受热面磨损的有力保证。

(7)严格控制受热面间的管间烟速是防止受热面管子磨损的有效手段。

(8)在受热面管组进口区域一周布置均流板,避免烟气走廊的形成。

(9)在每组受热面管组沿烟气流向第一、二排管子上加装防磨盖板。

(10)适当增加管子的壁厚。

4.2 煤粉锅炉

影响煤粉锅炉使用周期的最大因素是腐蚀问题,煤粉锅炉采取以下防腐措施。

(1)在燃烧设备设计中充分考虑了高温腐蚀问题,采取合理组织炉内空气动力场、炉膛四角均匀配风、送粉等有效措施以防止水冷壁发生高温腐蚀。

(2)为防止空气预热器发生低温腐蚀和堵灰,设计中通过合理选取空气预热器进口气温和排烟温度来控制末级空气预热器管壁温度高于酸露点温度值;结构上的措施是在末级管箱的尾部采用耐低温腐蚀的考登钢。同时从设计、制造上严格保证省煤器管不发生爆漏等方面采取措施,以避免空气预热器发生低温腐蚀和堵灰。

(3)飞灰磨损主要发生于尾部低温受热面上。在省煤器和空气预热器的设计中充分考虑了防止灰粒的磨损措施。通过合理布置省煤器管间距及流通截面,把省煤器平均烟速控制在8m/s左右,结构上采取的防摩措施有:省煤器采用顺列布置的鳍片管,由于管子上焊有鳍片,使得含灰烟气在近似不变的流道中流动,由于金属壁面的粗糙度和烟气的粘性作用,在金属的壁面形成一个稳定的附面层,该附面层的存在,使得灰粒对金属的冲击能量显著降低,从而减轻了对受热面的磨损;为防止第一排管子迎风面的磨损,除焊中间扁钢外,还在管子最易磨损处即迎风面左右40°加焊防磨扁钢;同时为防止弯头处磨损,弯头处装有防磨盖板;为防止空气预热器管子的磨损,在每级管箱的烟气进口端均设置了便于更换的防磨套管。

(4)对易造成结渣的燃烧器区域采用较低热负荷,合理布置喷口间距离,使热量输入适当分散,降低该区域壁面热负荷。

(5)合理组织炉膛内空气动力场,采用全正方形带小切角的炉膛,配以风粉气流,采用较小的假想切圆直径,四角均衡送风粉,使火焰不偏斜、不刷墙、不冲墙。切圆直径与炉膛宽度比为0.074。

(6)燃烧器布置在炉膛的合理位置。燃烧器下一次风口距冷灰斗拐点距离为2.446m,使燃烧火焰不会冲刷冷灰斗。上一次风口距屏底距离为13.489m,距出口烟窗中心为18.6m,炉膛具有足够的燃尽空间,炉膛出口烟温(964℃)大大低于灰的变形温度。

(7)炉膛上部布置宽节距的全大屏过热器,有效降低炉膛出口烟温。

(8)在炉膛及对流受热面区域设置足够数量的吹灰器,采取实用可靠的吹灰设备,定期进行吹灰以保持水冷壁清洁。

(9)炉膛采用合理节距和管径的全焊膜式水冷壁,提高了壁面的吸热能力,降低了炉膛四壁的表面温度。炉膛各门孔处均设置了防焦板,防止水冷壁门孔处结渣。

煤粉炉各受热面的使用周期长于循环流化床锅炉。

5 综合经济性

5.1 自用电

(1)循环流化床锅炉

循环流化床锅炉的自用电最主要来自风机。风机包括一次风机系统、二次风机系统和“J”阀风机系统,自用电占产电量的11%左右。

(2)煤粉锅炉

煤粉锅炉的自用电最主要来自制粉系统,约占产电量的8%。

煤粉炉的自用电少于循环流化床锅炉。

5.2 初期投资

单就锅炉本体而言,煤粉炉比循环流化床锅炉低800万人民币,但加上制粉系统,则基本与循环流化床锅炉相当。

虽然循环流化床锅炉在脱硫方面优于煤粉炉,但SO2排放量要达到国家的排放要求,投入的石灰石量将以级数递增,而产生的灰量也将同步增加,方案本身缺乏可操作性。因此,即使选择循环流化床锅炉,为了满足环保要求,仍然同煤粉炉一样需要选择投资炉外脱硫设备。燃用上述煤种,由于灰量低,若使用循环流化床锅炉,必须加沙或其他物料才能建立起高倍灰循环,否则达不到传热效果,将会严重影响锅炉的性能。但添加其他物料将会使整个锅炉系统相当复杂,投资也会增加很多。

6 结语

综上所述,笔者觉得燃用灰份较低的褐煤,投资煤粉锅炉比投资循环流化床锅炉更为合理一些。

摘要：就同蒸汽参数的、燃用灰份较低褐煤的循环流化床锅炉和煤粉锅炉从锅炉整体性能、环保要求、使用周期、经济性等四个方面进行全面比较,为合理地锅炉选型提供了科学的依据。

关键词：锅炉,比较,选型

50MW论文 篇2

梅山发电厂潘贻惠

[摘要] 简略分析50MW机组改造前所存在的问题，介绍汽轮发电机扩容改造的项目内容及其改造效果和所取得的经济效益。

[关键词]汽轮发电机组扩容改造项目效益

前言

随着电力的发展，大容量、高效率的汽轮发电机组相继投入，给中小型发电机组生存带来严峻的考验。因此，如何降能耗，提高经济效益是每个企业所面临的课题。

梅山热电厂#6机组为N50 —8.83—535Ⅱ型纯凝汽式汽轮机，单缸、冲动式，额定功率为50MW，共有七段抽汽，2台高加，4台低加和1台除氧器。在2004年度大修期间，联合某电力检修公司与北京重型电机厂进行对该机组本体通流部分改造后，达到了增容、节能降耗、热电联产的如期目的。为企业的可持续发展打开新的一页。

一、改造前机组存在的问题

该机组是北京重型电机厂九十年代初期产品，由于受当时的设计、制造工艺等技术水准所限制，汽轮机通流部分的动、静叶片多数采用等截面直叶片，动、静叶片能耗高、级间效率低、经济效益差；机组的热耗、汽耗高于设计值或同类机组，叶型损失及流动损失大；汽封间隙不合理；高压缸与前轴承箱的立销定位差，汽缸跑偏；转子的第15级至17级的叶片强不够，在多次年度大修时发现部分围带脱落、叶片断裂。特别是在2001年度大修时，发现第16、17级的动叶片有多处严重断裂。末级和次末级的动叶片顶部没有围带，脱流损失大。

二、改造项目

1、汽轮机本体：

1.将中压缸（铸铁）更换为铸钢。

2.全新更换转子22级动叶片，采用高效新型叶片，第1~14级叶片的围带采

用整圈焊接联成，其余各级采用自带冠焊接组成。末级叶片取消拉金，减少流动损失。

3.原21级隔板全部更换为焊接隔板；第七级隔板套更换；第2~8级的静叶

片全部采用导流叶栅型，9~22级采用高效“后载入”式弯扭型静叶。4.后汽封采用斜平齿结构；其供汽采用双进单出进汽方式，以防止机组低负

荷轴封供汽不足问题。

5.更换四组调速汽门凸轮，使调速汽门的开启曲线更加合理。

6.高压缸的第八压力级后，增开两个100×200抽汽口供工业用汽（压力为

1.38MPa,流量40t/h）。

7.高速盘车改为低速盘车，减少转子盘车时对轴瓦磨损。8.加装电超速保护装置。2-

2、辅机全部不变。

3、发电机部分：加强了发电机定、转子绝缘；更换4座新型空气冷却器并增其冷却水量；主变加装多台强制式散热器。

4、锅炉部分：加装多组省煤器，以增加锅炉出力。加装省煤器后锅炉最大出力由原来的220t/h增加到250t/h，锅炉汽包入水顺畅，燃烧稳定。

三、改造效果

1、由于采用新型的调速汽门凸轮，使调门的通流能力大增加，满足了机组改造后的负荷、供汽要求。

表1调速汽新、旧凸轮通流能力比较（机组排汽压力-0094MPa）

表

1在机组纯凝工况下，原调门凸轮全开(凸轮全开转角为140mm)时，四组调

门最大通流只有220t/h，而采用新型凸轮后，凸轮转角为103mm时就可达到上述流量。

2、纯凝工况下，机组出力提高了20%，达60MW。最大出力可达62MW，在此工况下运行，机组状态良好：调速级压力、各监视段压力、推力瓦温度均正常，各项指标达到设计要求。

表2机组改造前后的经济效益比较

负荷主汽压力主汽温度凝结器真空轴向位移主汽流量汽耗率热耗率 MWMPa℃MPammt/h㎏/kwh50（改前)8.83532-0.0940.75 204.54.09 50（改后）8.83532 608.81530

-0.0940.58-0.0940.6

1kJ/kwh 10308.-1

183.63.651

42233.6749405.1

9391.4

表

2由上表看出，机组的汽耗率由原的4.09㎏/(kW·h)降到3.67㎏/(kW·h)，而热耗率则比原来减少了917KJ/（kW﹒h）；发电煤耗由原来的416g/（kW﹒h）降到374㎏/（kW﹒h），按年发电量527000MW计算，每年可节约标煤22134吨。按照当时的煤价计算,一年多可收回投资成本。

3、发电机在62MW负荷工况下安全连续运行，其定子的线圈、铁心各测点温度以及发电机进、出口风温均无任何超标。励磁电流在额定范围内，运行状况良好。

四、存在的问题

1、由于汽机本体中压段的第五段抽汽压力高于第四段抽汽压力，导致#3低加不能正常投入，#4低加出口水温只有138℃，达不到要求，降低了机组回热循环效率。

2、凝结水泵出力不够，除氧器水位难以维持。

五、结束语

梅山热电厂#6机组扩容后为NC60—8.83/1.38—535型带非调整抽汽凝汽式，单缸、冲动式，机组额定功率60MW，共8级抽汽，其中7级供加热器，1级供热。机组在纯凝工况下运行，最大出力可达62MW，各项经济指标达到要求，运行工况稳定。并取得了良好的经济效益和社会效应，为其它电厂的同类型机组改造提供了良好的借鉴。

50MW论文 篇3

关键词：高压调速汽门,汽门振动,电液伺服阀,阀位控制卡

CC50-8.83/3.92/1.1型汽轮机为高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式汽轮机, 具有两级调节抽汽, 新蒸汽通过两根φ273×22的进汽管进入主汽阀后, 再由四根φ219×18的主汽管分别引入四个φ125的调节阀进入汽轮机。每个调节阀由单独的油动机控制, 油动机采用高压抗燃油, 其控制系统采用上海新华控制工程有限公司生产的DEH-ⅢA型高压抗燃油电调系统, 执行机构由一只主汽门油动机、四只高压调节阀油动机、一只低压调节阀油动机、一只中压调节阀油动机组成。每只油动机由一只电液转换器控制。

1 故障现象

2006年12月份投运后, 高调门出现不严现象, 转速控制困难, 并且#2高调门内部有异音, 门杆振动, 停机检查发现预启阀座磨损严重, 并且移位脱落, 一开始认为是装配问题, 重新按装配工艺更换预启阀座及压紧环, 2007年3月, #2机运行中, 发现#4高调门有振动现象, 停机后发现门座断裂, 同厂家联系更换了门座, 在阀门调试中发现各调门摆动, 检查发现#2高调门伺服阀故障, EH油酸值升高;更换了伺服阀及EH油, 2007年10月, 因#2机调门门杆振动, 负荷摆动, 停机检修, 拆检#1#2#3#4高调门, 发现预启阀底座磨损严重, 更换了阀座及阀杆, #3#4调门阀座与阀蝶焊为一体, 压紧环进行了点焊, 重新调整了阀门行程, 调试时#3调门不动作, 更换了伺服阀。2007年12月, #2高调门又出现卡涩、摆动现象, 2008年2月, #2机检修发现#2高调门预启阀座磨损、脱落。进行了检修。5月份停机。

2 故障原因分析

2.1 伺服阀故障

伺服阀是一个力矩马达和两级液压广大及机械反馈系统所组成。第一级液压放大是双喷咀和挡板系统;第二级放大是滑阀系统。当有欲使执行机构动作的电气信号由伺服放大器输入时, 则伺服阀力矩马达中的电磁铁线圈中就有电流通过, 并在两旁的磁铁作用下, 产生一旋转力矩使衔铁旋转, 同时带动与之相连的挡板转动, 此挡板伸到两个喷阻中间。在正常稳定工况时, 挡板两侧与喷阻的距离相等, 使两侧喷咀的泄油面积相等, 则喷咀两侧的油压相等。当有电气信号输入, 衔铁带动挡板转动时, 则挡板移近一只喷咀, 使这只喷咀的泄油面积变小, 流量变小, 喷咀前的油压变高, 而对侧的喷咀与挡板间的距离变大, 泄油量增大, 使喷咀前的油压力变低, 这样就将原来的电气信号转变为力矩而产生机械位移信号, 再转变为油压信号, 并通过喷阻挡板系统将信号放大。挡板两侧的喷咀前油压与下部滑阀的两个腔室相通, 因此, 当两个喷咀前的油压不等时, 则滑阀两端的油压也不相等, 两端的油压差使滑阀移动并由滑阀上的凸肩控制的油口开启或关闭, 以控制高压油通向油动机活塞下腔, 克服弹簧力打开汽阀, 或者将活塞下腔通向回油, 使活塞下腔的油泄去, 由弹簧力关小或关闭汽阀。

可见使阀门频繁摆动的动力就是力矩电动机使入口的液压油压力波动, 阀门也自然摆动。

当伺服阀本身出现故障时引起阀门门杆振动。伺服阀振动的故障一般由于伺服阀振荡、弹簧管疲劳、磁钢磁性变化、伺服阀滤芯堵塞、伺服阀主阀芯卡涩、伺服阀阀口磨损等原因引起。

2.2 抗燃油油质不合格

EH系统普遍采用磷酸酯抗燃油, 由于这类油是一种人工合成物质, 在使用中极易劣化, 抗燃油污染颗粒度增加, 会造成伺服阀卡涩, 高温环境会加速油质劣化, 造成酸值升高和固体颗粒物增多;酸值升高会造成液压件腐蚀, 颗粒度增加会造成液压部件卡涩和磨损, 使伺服阀不灵敏, 造成调门摆动。

2.3 阀位控制卡 (V C C) 和位移传感器故障 (LVDT)

阀位控制卡可根据系统给出的阀位控制信号与阀位反馈信号的偏差, 按预定的开度调节阀门的位置, 如果阀位反馈信号不正确, V C C无法把阀门控制信号与实际阀位反馈信号进行比较, 可能造成阀门控制信号失效, 造成高压调速汽门波动, 影响汽轮机安全运行。

2.4 调速汽门设计问题

调门处于小开度时, 调节阀碟上受的力是交变应力, 造成了大阀碟对予启阀的不断冲撞, 同时上部油动机活塞座有弹簧的压力, 阀杆的冲撞力难以向上传递, 那么预启阀座在阀杆的长期的冲撞下, 造成了磨损, 使间隙增大, 造成了轴向的晃动, 同时轴向使调整垫块与门杆轴向间隙增大。由于调门进汽为外腔室进汽, 蒸汽作用力主要作用于阀头和阀套侧壁, 使阀套及阀瓣内外腔室产生较大的压差, 内外腔得不到平衡, 在蒸汽扰动力的作用下引起振动。

检查发现预启阀座及支撑预启阀座的阀碟支撑面都被磨成球面, 造成预启阀座移位, 分析原因是阀碟支撑面太窄, 支撑面积及强度不够。同时, 调门的开启重叠度是客观存在的, 在调门的重叠度阶段, 流量特性曲线如果与实际不吻合, 那么在流量特性曲线的拐点处就造成了在很小的开度变化时造成了流量有较大的变化, 在功率回路投用的情况下, 为了维持负荷的稳定, 就会造成调门的频繁调节, 形成震荡。

3 采取的技术措施

(1) 加强油质管理。定期更换硅藻土滤芯及系统中其它精密滤芯, 保持滤芯清洁。保证蓄能器压力正常, 维持油压稳定。定期对抗燃油进行化验, 保证油质合格。对离汽缸较近的高调门及蓄能器处的的抗燃油管道进行改造, 使其远离汽缸, 防止因环境温度太高, 使抗燃油酸值升高。

(2) 更换了#2#3高调门的伺服阀及滤芯, 检查更换存在问题的V C C卡和LVDT, 保证控制系统的可靠运行。在流量特性曲线的拐点处, 为了避免调门的晃动, 因为晃动与位置有关, 可以加减负荷来避开这一点。当然, 为了尽量减少拐点的影响, 我们应该对流量特性曲线进行细调, 以适应实际工况。

(3) 对于高压调门阀杆的固有轴向振动, 因为是阀碟及阀座的空间结构决定的, 对予启阀及阀座重新装配, 保证阀门行程40mm, 阀杆与调整垫块轴向间隙为0.0 4 m m~0.0 6 m m, 减少轴向的振动。

对阀碟支撑预启阀座的支撑面, 加宽10mm, 厚度加厚10mm, 防止预启阀座受到的冲击磨损而使其移位, 引起行程及轴向间隙变化, 导致负荷摆动及调门振动。

在阀门提升力足够的情况下, 在阀套侧壁钻Φ10mm平衡孔, 使阀套及阀碟内外腔室压差减小, 内外腔得到平衡, 减小蒸汽扰动力引起的振动。

4 结语

50MW论文 篇4

本产品是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司为包头神华煤化工有限公司煤制烯烃项目设计的单缸、单轴、高压、冲动式、50MW直接空冷抽汽冷凝式汽轮机。主蒸汽参数为9.3MPa,535℃,额定排汽压力15kPa,额定功率50MW,最大功率60MW,并带有140t/h、4.2MPa的工业调整抽汽。

该机组是国内设计制造的首台直接空冷50MW抽汽汽轮机,通过采用哈汽公司已有的成熟技术,并吸收借鉴国内外同类机组的先进技术设计完成。通过实际运行的检验,机组运行高效且安全可靠,在技术性能方面达到了国内外同类机组的先进水平。

2 整体结构设计

2.1 热力性能

(1)汽机的高压通流按照额定抽汽工况设计,工业调整抽汽采用双座阀调节;中低压部分通流按照额定冷凝工况设计,末级动叶为450mm。

(2)回热抽汽系统为2高加+1除氧+3低加。

(3)抽汽工况下,本机的补水采用化学除盐水,通过低压除氧器除氧加热到104℃,补入高压除氧器。低压除氧器的加热汽源来自机组的第四段非调整抽汽。

(4)背压按34/15kPa(夏季/冬季)分别计算。

2.2 结构简介

汽轮机的总体布置如图1所示。

机组高压通流部分由1个调节级和2个压力级组成,中低压通流部分由1个调节级和13个压力级组成。汽轮机采用喷嘴调节,主蒸汽经过布置在汽缸两侧的2个主汽阀和4个调节阀从位于汽缸前部的上下各两个进汽口进入喷嘴室和调节级,然后流经高压各级。高压排汽通过安装在汽缸中部的4个双座阀后,蒸汽流经中、低压通流各级后从排汽缸排入凝汽器。

整个汽缸由汽缸前部、汽缸中部和排汽缸三段组成,汽缸前部、汽缸中部和排汽缸分别由合金铸钢、碳素铸钢、钢板焊接制成,三者之间均采用垂直中分面和螺栓联接。在汽缸前部的上下各有两个进汽口与主蒸汽管道焊接联接高压调节汽阀。在排汽缸两侧具有4个支撑面,支撑在排汽缸座架上。排汽缸后端下方有一后汽缸导板,以保证汽缸在热膨胀时中心不动。本机采用向下排汽单层结构的排汽缸,凝汽器位于汽轮机的下面。排汽缸采用压制成型扩压管,扩压管的型线是按照空气动力学的要求设计的,即尽可能将末级动叶排出的蒸汽中的动能转变成压力能,以减少汽轮机的余速损失,提高了汽轮机效率。在排汽缸内布置了一定数量的筋板和撑管,以保证汽缸有足够的刚度。同时排汽缸设有大气破坏门,以保证排汽缸的安全。

为控制法兰内外壁温差,防止产生过大的温度应力,缩短机组启动时间,本机组汽缸法兰按引进技术改为高窄法兰结构,取消法兰加热装置。

在汽缸内部装有6级隔板套,用来安装固定隔板。本机组共有15级隔板,全部为焊接隔板。全部静叶片采用全三维气动设计。高压2～3级隔板采用分流静叶栅,全部静叶采用后加载鱼头叶型。第8～17级采用斜通道设计。第1～12级采用高效等截面静叶,第13～17级根据三元流设计采用后加载的高效弯扭叶片,提高机组的变工况性能。在末级隔板有去湿装置,以减轻水蚀。

前轴承座用钢板焊接而成,前轴承座落在前座架上,用纵向键定位,两侧配有滑动间隙的压板压住。在前轴承座内装有推力支持联合轴承、主油泵及调节保安部套、测量元件等。

转子采用整锻加套装叶轮的组合转子结构,高中压部分为整锻,低压部分为套装结构。转子主轴采用无中心孔结构,材料为铬钼钒合金锻造钢,在高温区有良好的高温机械性能。叶轮通过端面径向键与转子相接,以减小轮孔部分的应力集中。

汽缸的前、后汽封、隔板汽封为常用的梳齿形结构,可弹性退让,汽封间隙合理,能满足经济性和安全性要求,且检修方便。

汽轮机绝对膨胀死点位于排汽缸后基架中心线与汽轮机中心线的交点,以横向及纵向滑键定位于基架上。汽缸整体向前纵向膨胀,并以汽轮机中心线为基准向两侧均匀膨胀,转子则以推力轴承定位,整体向后膨胀,汽缸与转子之间的相对膨胀有专门装置进行测量。汽缸采用下猫爪支撑在前轴承箱上,前轴承箱与汽缸采用猫爪支撑与推拉结构型式,前轴承箱底部与基架通过纵向键定位,保证汽缸与前箱整体膨胀顺畅。相对死点在推力轴承工作面处。

3 设计特点与难点

(1)在本机组通流部分设计中,采用多级汽轮机通流部分气动热力准三维/全三维气动热力设计体系,使通流部分设计达到当代先进水平。机组结构紧凑,轴向长度仅为9m。

(2)本机组调节级采用了子午面收缩型线。

(3)本机组动叶片全部为自带围带结构。最后五级动叶采用高效弯扭叶型。为防止动叶水蚀,末级动叶焊有司太立合金片,次末级动叶电火花强化。全部静叶采用新一代“后加载”高效叶型,隔板静叶与自带围带的动叶形成光滑的子午面流道。

(4)空冷机组的背压变化范围很大,末级叶片总是处于变工况下运行,低背压时,作功多,蒸汽弯曲应力大,以及阻塞干扰引起流场变化增加附加应力;小容积流量工况时,此时根部出现很大的负反动度,引起汽流回流、脱流,附加激振应力,甚至产生颤振,叶片动应力大增。但合理的结构和流场设计,可以减小乃至避免危险工况的发生。450mm叶片从流场设计和叶片结构形式上都考虑到了这些危险工况并加以调整避开,采用加强型结构叶片,使它的静应力很低,因此其安全性是十分可靠的。

(5)空冷机组排汽温度较高,变化幅度大。如果低压轴承座落在低压缸上,则在运行中轴承中心线将被抬高并处在经常变化之中,导致轴承负荷的重新分配,影响轴系的稳定性,易诱发机组振动。为此后轴承座整体直接采取落地结构。其内布置有汽轮机后轴承,在轴承座的上盖设置有盘车装置。在后轴承座还设置有相对膨胀发送器等保护部套。

(6)本机组全部采用数字电液调节系统的调节方式,自动化水平高。

4 结语

由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司设计的国内首台直接空冷50MW抽汽汽轮机,经过实际运行的验证,机组技术成熟、操作灵活、运行可靠,自动化水平高,不仅实现了热电联供,提高了机组的经济性及能源的利用率,减轻了城市的环境污染,同时还填补了国内该型空冷机组的空白。

摘要：介绍了哈尔滨汽轮机厂有限责任公司研制的国内首台空冷50MW抽汽汽轮机机组的设计特点和基本结构。通过试验运行,该机组在技术性能方面达到国内外同类机组的先进水平。

50MW论文 篇5

关键词：汽轮机,振动,原因,对策

某自备电厂2×310t/h CFB项目, 配套两台2×50MW汽轮发电机组, 采用的是南京汽轮电机 (集团) 有限责任公司生产的型号为CC50-9.5/4.0/1.27, 高压、单缸、单轴、双抽汽、冲动冷凝式汽轮机, 该机组用于向下游炼油装置提供蒸汽及电力保障。

汽轮机的启动过程是汽轮机设备运行中最重要的阶段, 影响汽轮机的安全、稳定运行特别是振动的问题将集中在此过程中暴露出来[1]。汽轮机在开工过程中尤其是启动过程中常出现振动明显增大甚至跳停的情况, 这不仅造成装置能耗的大幅上升, 若处理不当, 甚至可能造成汽轮发电机组损毁的恶性设备事故。为此, 本文主要对50MW双抽凝汽式汽轮机启动过程中的振动异常问题进行探讨。

1 50MW双抽凝汽式汽轮机启动过程中振动异常的原因分析

机组启动过程中, 发生振动多在中速暖机及其前后升速阶段, 特别是通过临界转速的过程中, 机组振动将大幅增大。汽轮机的振动是一个比较复杂的问题, 造成振动的原因很多, 但机组在启动过程中发生振动大的原因, 大多是操作不当造成。主要原因如下:

1.1 润滑油温度不适当

一是冷油器出油温度过高或过低, 二是轴承回油温度过高。

汽轮机油粘度受温度变化的影响, 油温高, 油的粘度小, 油温低, 粘度大。油温过高、过低都会使油膜不好建立, 轴承旋转阻力增加, 工作不稳定, 甚至造成轴承油膜振荡或轴颈与轴瓦产生干摩擦, 而使机组发生强烈振动。

1.2 汽轮机汽缸膨胀不均匀

汽轮机启动过程中, 汽缸内蒸汽温度急剧上升, 汽缸金属温升速度快, 使汽缸上下缸温差、内外壁温差增大, 容易引起汽缸膨胀不均匀。汽缸膨胀受阻, 将会引起轴承的位置和标高发生变化, 从而导致转子中心发生改变, 会引起动静部分摩擦, 因而引起机组的振动[2]。

1.2.1汽轮机疏水不当或不畅, 造成下缸温度突降, 使上下缸温差增大, 引起汽缸变形, 使汽缸向上拱起, 使下缸底部径向间隙减少甚至消失, 造成动静摩擦, 引起机组振动。

1.2.2未严格控制新蒸汽的进汽量, 保持合理的升温升压速率。例如用主汽隔离阀旁路阀控制主蒸汽压力、温度, 用高调门单阀控制控制汽轮机的进汽量, 达到控制转速的联合调节方式, 但实际操作中由于受旁路系统容量的限制, 当旁路阀和高调门开度过小时, 开启旁路阀就容易造成汽轮机进汽量突然增加, 造成蒸汽对汽缸金属进行剧烈的放热, 使汽缸内外壁温差增大而产生受热膨胀不均匀。

1.2.3 未严格按制造厂规定, 将温升、温差控制在一定范围内。

1.2.4 升速, 带负荷速率, 未根据厂家提供的负荷升速率进行调整。

2 解决办法

针对以上原因, 经过多次试验摸索, 并结合实际的运行调整情况, 建议可采取以下措施进行解决。

2.1 调整润滑油温度至正常

2.1.1冷油器出油温度过高或过低, 运行中通过调整冷油器的冷却水流量, 控制轴承进油温度为35-45℃。

2.1.2轴承回油温度过高, 应检查润滑油系统、冷油器或化验油质有无变化。轴承进出口油的温差应在10-15℃, 保证最热的轴承回油温度不超过70℃。

2.2 防止汽缸膨胀不均匀

2.2.1及时打开导汽管和汽缸本体的疏水门, 并通过导汽管壁和高压内缸壁温度检查疏水是否正常。

2.2.2严格控制好新蒸汽的进汽量。根据机组实际, 选择合适的阀门启动方式。机组采用主隔离阀旁路阀和高调门单阀控制的联合控制方式控制难度较大, 不能严格控制好新蒸汽量。故可考虑采用高调门全开, 采用主汽隔离阀的旁路阀控制转速[4]。

2.2.3在启动过程中, 要严格按照制造厂的规定, 控制好蒸汽温升速率, 上下缸、汽缸内外壁、法兰内外壁、法兰与螺栓等温差指标。尤其是蒸汽温升速率必须严格控制, 不允许温升率超过规定值, 更不允许有大幅度的突增突降。

2.2.4在满足温升、温差控制规范的前提下, 根据实际情况加以调整。

厂家供参考的升速速度, 如下表1:

根据实际情况加以调整后升速速率, 冷态滑参数冲转升速时间分配如下表2, 要求冲转前控制主蒸汽进汽压力为3.0-3.5MPa, 主蒸汽进汽温度250-300℃。并在准备开始冲转前的5分钟才能投入前后汽封, 投入后真空达到60-k Pa时立即冲转。热态冲转升速时间分配见表3。要求冲转前控制主蒸汽3.0-3.5MPa或额定参数, 主汽温度大于缸温50℃以上, 并且导汽管温度高于缸温即可冲转。导汽管暧管时即可投入前后汽封, 冲转前真空维持60-70k Pa (开真空破坏阀) 。

3 结语

通过对开机过程中振动异常的原因分析及结合实践不断优化冲转的时间分配并逐一破解影响振动的因素, 两台50MW双抽凝汽机组在开机过程中的振动异常情况得到了明显的改善, 从而确保了机组的安全启动和长周期平衡运行。

参考文献

[1]侯曼西主编.工业汽轮机.重庆:重庆大学出版社, 1995.

[2]李作正主编.乙烯生产与管理.北京:中国石化出版社, 1992.

[3]南京汽轮电机 (集团) 有限责任公司.CC50-9.5/4.0/1.27型50MW双抽凝汽式汽轮机产品说明书.2008.

50MW论文 篇6

关键词：吸收式热泵,余热回收,升压泵,热网循环水系统

引言

近年来, 在不增加电厂机组和锅炉容量的情况下, 采用吸收式热泵回收汽轮机乏汽余热和循环水余热的工程设计陆续增加[1]。这2项工程均收到了预期的效果, 使汽轮机乏汽废热通过热泵将乏汽冷凝, 回收这部分不能直接利用的低品位热量, 将其转换成可为城市集中供热的高品位热量。不仅实现了电厂的节能减排, 而且可以使电厂的综合效率提高到70%~80%, 即利用1个单位蒸汽驱动热量, 回收0.65~0.85个单位低品热量[2]。该技术具有清洁环保、无污染、高效节能的优点, 符合国家政策、并可享受国家政策性补贴[3]。目前, 这项技术在国内刚起步, 已列入国家“十二五”期间节能减排名录, 并将逐步在多个城市实施推广。

1 乏汽余热回收技术及其问题

1.1 热网循环水技术

对于现有机组, 扩大供热面积时必须要考虑机组的安全性和经济性。山西漳电大唐热电厂安装了4台型号为HRU225VV的余热回收机组, 其中Ⅰ类热泵3台、Ⅱ类热泵1台, 均带有完善的自控系统。余热回收系统利用“基于吸收式换热的热电联产集中供热技术”, 以采暖抽汽为高温驱动热源, 回收的电厂乏汽余热用于集中供热。余热回收系统由主设备、驱动蒸汽及疏水系统、乏汽及凝结水系统、热网水系统、抽真空系统这几部分组成。余热回收系统流程如图1所示。

该厂改变了以往的余热回收机组并联运行方式, 首次采用余热回收机组外挂凝汽器串联, 热泵机组并联的运行方式。串联循环可以降低汽轮机排汽背压, 增加发电量;在热网水流量、热网回水温度及热泵余热回收量相同的情况下, 串联运行相比于并联运行, 单台余热回收机组的热网水流量增加, 温升减小, 热网水在余热回收机组内部的流程数减少, 阻力降低, 因此系统总阻力与并联循环基本相当或略有增加。为满足热网循环泵的入口压力的要求, 需在回水进入余热回收系统前增设热网升压泵。

1.2 乏汽系统问题

该厂从2012年改造乏汽余热回收项目至今效果明显, 增大供热面积的同时, 大大节约了能源, 基本满足了矿区的供热需求。但是, 由于冬季业主对该厂循环水进回水温度有一定的要求, 供水压力不能满足需要, 循环水量较小, 进入热泵的热源水就少, 直接影响热泵的COP及回收余热量的能力。在现有的余热机组上供水温度可达75℃, 冬季寒冷期再通过热网加热器使供水温度提升到120℃, 热网回水温度55℃, 效率 (COP) 明显没有最优, 吸收供回水的温差较小, 热量并没有充分的利用。因此, 为充分挖掘节能降耗的潜能, 最大限度回收电厂机组排汽余热量, 提高热泵投资收益, 提出了循环水系统前增设升压泵的改造方案。既能够保证机组安全, 又能保证余热回收设备COP达到最佳态, 从中最大限度地回收循环水余热量, 使其利用率达到最大。

2 回收利用循环水余热优化分析

2.1 主要设备及参数

该厂热网循环回水增压系统装设4台热网增压泵, 3台运行, 1台备用, 热网循环增压水泵主要设备参数如表1所示。

注:1) 水泵壳体为铸钢材质, 叶轮为球墨铸铁材质, 密封方式为机械密封, 耐温85℃;2) 采用单级双吸泵。水泵工频运行, 电压选择6000V;3) 未尽事宜参照水泵厂家的选型表, 由于各个水泵厂家的样本不同, 选型过程中参数的选择尽量大于表格中的参数。

2.2 热网循环水系统优化分析

2.2.1 热网水系统

该厂充分利用已建的热网系统, 在热网循环水泵前安装余热回收系统, 并可在余热回收、原热网加热器直接加热2种运行模式下自动切换。在余热回收机组运行时, 全部热网回水先进入余热回收机组进行基本加热, 然后通过既有的热网循环泵进入原热网加热系统进行尖峰加热, 充分利用原有资源进行改造。热网回水依次经过4#、3#、2#、1#凝汽器、4台热泵, 凝汽器之间为串联、4台热泵之间为并联, 凝汽器与热泵之间为串联, 对应的汽轮机排汽背压形成不同的压力等级, 相对于原运行状态, 部分汽轮机背压降低, 部分汽轮机背压升高。综合考虑, 此连接方式对增加厂发电量有积极作用, 因此, 采用了该种方式。

2.2.2 循环水系统优化

该厂4×50MW机组安装乏汽余热利用系统后 (注:为最大提高热泵机组利用率, 乏汽余热回收装置热网水系统采用的是串、并联连接方式) , 系统达到最大供热流量时, 电厂余热回收机组热网水阻力为40m。之前采暖季热网循环水泵的出口压力为1.1MPa, 加装余热回收利用设备后热网供水管的出口压力将提高至1.5MPa, 即供热母管运行压力提高了0.4MPa。按照天津津安热电设计院对热网的设计, 供热母管设计压力为1.6MPa, 由此计算, 加装余热回收机组和热力站吸收式换热机组后, 供热母管的运行压力在设计允许范围内。

但根据业主方的意见, 投运热泵后热网供水压力不允许提高。按照以上要求我们制定了增设升压泵的方案, 以确保热网水母管压力维持现有数值, 同时保证热泵正常运行, 从而确保热网安全可靠运行。热网循环水增压系统图如图2所示。

在电厂2#、3#机热泵之间的热网循环泵入口管道上加装升压泵, 用以克服加装余热回收设备产生的阻力, 保持电厂热网循环泵出口压力维持原有数值。经过与设计院现场勘查和技术交流, 决定安装4台扬程40m、流量为2300t/h的离心泵, 水泵效率≥82%, 配备6000V、400k W的电源4路。

增压泵性能设计数据, 在40%~100%工作容量范围内, 均能长期安全稳定运行。增压泵系统设备整体寿命应为≥20a。按设备年运行小时数为5040h (7个月) 计算。4台增压泵为并联运行, 3用1备, 正常工况下, 每台供水流量为2300t/h。在某一台水泵故障时, 应投入备用水泵, 以保证热网系统正常运行, 热网升压泵系统图如图3所示。

增压泵系统设有电动大旁路, 当热网流量很低或多台增压泵失电停用时, 可打开大旁路电动阀, 保证热网系统正常运行。该方案的优点是升压泵、热泵、凝汽器形成闭式循环系统, 闭式循环系统的流量不受电厂循环水泵流量的限制, 电厂循环水泵只起到顶压和补水作用, 不但节约电厂循环水泵耗电量, 而且能够增大热泵的热源水流量, 使回收余热量最大化。在初、末寒期, 机组供热抽汽量较小, 汽轮机排汽量相对较大, 同时开启相应的升压泵后, 循环水在凝汽器中的温升幅度加上在热泵中的升温幅度, 已经足够外网所需要的热量, 这时并不需要投入热网加热器, 节约了4段抽汽的抽汽量, 增加了发电量, 也保证了机组的安全运行。由于该厂是5炉4机母管制的机组, 所以优化循环水系统后, 在供热初、末期, 只需4炉4机, 既能满足所发电量, 又能满足热网所需的抽汽, 节省了机组过度启用。在严寒期, 机组供热抽汽量增大时, 若4炉不能满足需要, 再启第5炉, 这就使机组得到了充分的优化。

2.2.3 系统优化注意事项

泵房位于空冷岛下方2#、3#热泵房之间, 靠近2#热泵房的空地处, 此处地下铺设有循环水冷却管道, 设计时由于场地限制, 水泵布置需尽量紧凑, 但不得影响设备的正常检查维护。增压泵是为供热高峰期设计的, 当供热流量较小时并不需要开启。而由于本厂地理位置较采暖地区高差很大, 在供热流量较小时, 回水压力反而比较高, 故试验时需注意水泵后压力不得高于0.65MPa, 防止超压损坏设备。新增增压泵系统的目的是为了克服热泵阻力, 相当于热网循环水泵的前置泵。

为节约厂用电, 在供热低峰期, 热网水泵入口压力可满足汽蚀余量要求, 此时不需启动增压泵;随着热网水流量的增加, 系统阻力将逐渐增大, 当热网水泵入口压力接近允许下限时, 可根据需要逐步开启增压泵, 以保证热网水泵安全运行。

另外, 为保护设备安全, 升压泵房系统及设备设有以下保护功能:水泵启、停出口门联动保护;水泵异常时联动打开热网回水管旁路门;水泵出入口压差联动保护;水泵轴承、电机线圈超温保护。

2.3 经济和环境效益分析

2.3.1 经济效益

产集中该供改热造技工术程, 在在一经个济自效然益年、节度能内效全益部、完环成保。效益供方热面初收期益未显加著装, 热值网得水借升鉴压推泵广, 。资本金暂按20%考虑, 其余80%建设资金拟由银行贷款, 贷款年名义利率7.05% (按季结息) , 贷款偿还年限10a (改造期1a宽限) , 按本金等额利息照付方式进行偿还, 根据上述条件计算的贷款利息计入财务费用。由此统计, 增加余热供热功率47MW, 增加余热供热量20.2188万GJ, 供热热价为27.5元/GJ, 增加供热收入556.017万元, 税后收入461.49万元 (增值税17%) 。加装热网水升压泵后, 4台热泵将达到正常运行方式 (目前实际运行:相当于满负荷2台半热泵) , 乏汽吸收量进一步提高, 平均每小时回收乏汽量约290t, 回收乏汽热量约180MW/t, 热量被充分利用, 节约更多能源, 月乏汽收入也明显增加。

参考文献

[1]林伟.热泵与热电联产耦合供暖系统研究[D].北京:华北电力大学, 2011.

[2]陈东, 谢继红.热泵技术及其应用[M].北京:化学工业出版社, 2006.