抽凝机组（共3篇）
抽凝机组 篇1
我公司原设计配套两台型号为C6-35/5抽凝式汽轮机组, 其额定功率为6000KW。C6-35/5抽凝式机组在满负荷抽汽工况正常运行中, 必须保持冷凝量不低于12吨/小时, 如果蒸汽流量偏小, 将造成低压缸叶片形成鼓风摩擦, 排汽温度升高, 严重时还会使汽轮机中心线发生变化, 机组振动增大, 汽轮机排汽能源浪费严重, 改造节能空间较大。因此我公司通过调查研究后, 决定对其中一台抽凝式汽轮机组进行背压式改造, 改造后不仅达到公司蒸汽平衡作用而且取得良好经济效益。
1 改造的内容
1.1调速系统部分:对SRIV调速器进行改造, 更换同步器内波纹筒, 取消原低压调节滑阀及调整抽汽电动阀、拆除低压油动机、错油门及调节汽阀连杆。
1.2通流部分:更换原进汽喷嘴, 拆除低压部分的叶轮、隔板、汽封套筒, 前汽封改造、新制中间汽封、挡板 (隔板) 及汽封、加重块 (套筒) 等, 低压蒸汽室改造 (加进口堵板) , 汽缸开孔 (汽封抽汽) , 增加原低压汽缸排汽风机及汽缸排汽法兰。
1.3拆除原低压汽缸与冷凝器连接排汽管、抽气器及相关连接管道, 增加汽封抽汽器, 汽封管路改造, 将前汽封第一级漏汽直接接至除氧器, 前汽封第二级漏汽及新中间汽封漏汽通过蒸汽喷射器抽至除氧器。
1.4拆除原抽汽速关阀及相连油管, 在原位置安装旋启式止回阀, 在背压排汽管道上增加排空手动阀、排空电动阀及消声器。
1.5拆除凝汽器循环水进出口管并在进出口阀前进行盲断。在硫酸厂循环水泵出口总管上引一根DN150管接至冷油器、空冷器进水总管上, 冷油器、空冷器出水进入循环水回水总管后在冷却塔上水阀前接一根DN150管返回硫酸循环水冷却水池。
2 改造后主要技术参数
功率:6200KW 额定进汽流量:75t/h
进汽压力:3.43Mpa (绝压) 进汽温度:435℃
背压压力:0.637Mpa (绝压) 背压温度:269℃
3 改造后各项试验情况
3.1 空负荷试验
机组在升速过程中, 临界转速最大振动值为0.089mm, 低于0.15mm的振动要求, 到达额定转速3000r/min后, 机组转速稳定, 波动值不超过15r/min, 轴承最大振动值为0.019mm, 低于0.05mm的振动要求, 机组空负荷试验各项指标均合格。见轴承振动曲线图
3.2 超速试验
在空负荷试验、手拍危急保安器试验合格后, 对汽轮机进行超速试验, 危急保安器动作转速为3308r/min, 超额定转速的10.27%, 符合汽轮机危急保安器动作9~11%的范围, 试验合格。
3.3 改造后运行性能测试
根据不同运行负荷, 绘制功率、流量曲线图如下:
(粗线:实际运行曲线细线:设计计算曲线)
4 改造后经济效益计算
4.1 改造后背压式汽轮机运行情况
改造后, 公司生产所需低压蒸汽全部经背压式汽轮机做功后供出, 停用减温减压装置, 实现了蒸汽梯级利用, 汽轮机供热效率大幅度提高, 节能效果明显。
4.2 改造后经济效益计算
改造后, 在公司相同生产经营模式下, 背压式汽轮机正常运行负荷为4800kw/h左右, 按年运行时间330天, 年增加发电量为3801.6万kw, 按2011年10月份外购电价0.3532元/kwh计算, 年可产生经济效益为:38016000×0.3532=1342725元
4.3 节能量计算
改造后, 年增加发电量为3801.6万kw, 年产生节能量为:
38016000×0.00035=13305.6吨
上式中:0.00035--为电能折标准煤系数, 吨标准煤/kwh。
5 结束语
改造项目采用的生产工艺技术先进、可靠, 生产过程中无“三废”排放, 对环境不会产生影响, 符合工业节能技术改造项目节约能源和清洁生产的要求。技术改造后, 各项试验合格, 运行性能测试符合设计要求。解决了公司蒸汽的供应与使用不平衡问题, 有效降低蒸汽能源消耗。年增加效益1342万元, 产生节能量13305吨标准煤/年, 经济效益和社会效益十分显著。
抽凝机组 篇2
莱钢集团股份有限公司能源动力厂新建25 MW发电机组是双抽凝气式发电机组,担负着发电和供暖的双重责任。机组具有高温、高压、工艺连续性强、复杂性高、安全要求高等特点,如何确保机组安全、稳定、长周期的运行是至关重要的。
1发电机组自控系统设计
1.1 自控系统构成
新建25 MW发电机组自动控制系统包括数据检测、设备控制、重要设备联锁、升速控制、停机控制等。为确保机组控制的安全,本次控制系统设计分3部分独立实现,包括DCS控制系统、DEH调速系统和ETS停机系统。这3个系统相互独立又密切联系,分别实现设备数据的自动采集和显示、机组的自动升速、机组的安全启停等功能。由DCS系统实现基础自动化及部分过程的自动化控制,与DEH调速系统和ETS停机系统通过以太网实现机组的全过程自动化控制。
1.2 自控系统的硬件选型及开发软件
机组自动控制系统采用CONSEN公司的TRICON系统进行控制,系统软件包括系统组态软件TRISTATION 1131 V4.6、人机界面软件TRI-VIEW (TRI-SEN 5000A)、SOE记录软件Triconex SOE Recorder V4.0软件等。保证软、硬件系统的兼容性和系统开发的同一性。
1.2.1 TRICON系统
TRICON 系统是一种可以提供高水平的系统容错能力的现代化可编程逻辑与过程控制器。它是具有三重模件冗余结构的高容错控制系统,此系统除电源模件外由3个完全相同的系统支路组成,各系统支路独立地执行控制程序,并与其他两个支路并行工作。因为每一个支路都是和其他两个隔离的,任一支路内的任何一个单点失效都不会传递给其他两支。如果在一支内有硬件故障发生,该失效的一支就能被其他两支所补偿。所以可以在系统正常运行的情况下在线更换失效支路内的失效模件,在TRICON正常运行中进行常规维护而不干扰被控的过程。另外此系统提供总体的在线诊断,并具有自适应修理能力,具有很高的安全可靠性。Tricon三重化结构逻辑图如图1所示。
1.2.2 组态软件——TRISTATION 1131
TRISTATION 1131是TRICON系统的基本软件开发平台,提供给用户的编程语言有功能块(FBD)、梯形图(LD)和结构文本(ST)语言。软件支持IEC1131-3标准图库,同时也支持TRICON过程控制功能块图库,该功能块包括模拟输入、指数滤波、PID、超前滞后、积分、中值选择、模拟输出、气体检测器、在线监视、打印及其他TRICON特殊的功能块。TRISTATION 1131软件具有工程组态、系统维护调试、在线修改程序、在线下装程序和离线模拟试验等功能。
1.2.3 监控软件——TRI-VIEW
TRI-VIEW 是一套包含了 SCADA(数据采集与监视控制系统)及HMI(人机界面)功能的自动化套装软件。利用该软件可实现人机界面交互、人机界面开发、实时报警服务器组态、历史报警记录及SQL 组态、实时趋势操作、长久趋势操作、历史趋势操作、报表打印、授权管理、服务器与客户机通讯等工程基本应用。
2系统控制功能
2.1 DCS控制系统
本系统在确保安全、稳定、实用和灵活的前提下,实现了工艺参数的自动检测、控制以及PID回路的自动调节、软手动调节和硬手动调节的无扰动切换,增强了系统的安全性和灵活性。监控画面实时显示各设备的运行状况,数据的显示、声光报警以及历史趋势的存储,另外还可以实现SOE(事件顺序记录系统)功能便于故障分析。同时通过以太网与ETS系统通讯,实现机组故障停机首次记录和复位功能。DCS控制系统的硬件配置及网络结构如图2所示。
2.1.1 冷凝器液位自动调节
冷凝器液位是机组运行中的重要参数,通过同时调节疏水阀和回水阀来控制冷凝器液位,用一个PID回路控制两个阀门,PID的输出直接控制回水阀,PID的输出经取反后控制疏水阀,实现液位的可靠控制。冷凝器液位PID自动调节过程如图3所示。
2.1.2 凝结水泵联锁控制
两台凝结水泵属于长周期运行设备,设计要求由运行人员选择主泵,其他台自为备泵。台泵采用交叉运行的方式,在联锁投入的情况下,当1#泵为主泵而热井水位高于700 mm时,2#泵自动启动,当热井水位降至400 mm时,2#泵自动停止;相反当2#泵为主泵而热井水位高于700 mm时,1#泵自动启动,当热井水位降至400 mm时,1#泵自动停止。二者互为备用,在可以提高泵的运行寿命。
2.1.3 顶轴油泵联锁控制
两台顶轴油泵互为备用, 联锁解除的情况下每台泵都可以单机启停。顶轴油泵联锁控制流程如图4所示。
2.1.4 高压油泵联锁控制
在联锁投入的情况下,主油泵出口油压低于1.0 MPa,高压油泵自动启动;主油泵出口油压大于高压泵出口油压,高压油泵自动停止,运行人员视具体情况解除联锁,操作停止按钮停止高压油泵。
2.2 ETS控制系统
ETS控制系统是与DCS控制系统相配合监视汽轮机一些重要信号并保证汽轮机安全的系统。ETS按双通道逻辑回路设计,允许在线试验。采用西门子PLC实现逻辑控制,当任一PLC发生故障时,冗余系统要保证系统的控制和保护功能不会丢失或延迟。
ETS监视的参数至少有下列13项:紧急停机真空低、轴向位移大、润滑油压低、轴瓦振动大、胀差大、发电机主保护动作、推力轴承回油温度高、径向轴承回油温度高、推力瓦块温度高、径向瓦块温度高、电调装置停机、TSI超速、外部手动停机。其中,润滑油压低、紧急停机真空低分别送3路信号进ETS,在ETS中进行逻辑表决,以确保数据的准确性,杜绝非故障停机。
系统设置投切允许开关来控制各路停机信号的投入与切断。投切开关只有在允许的情况下,当现场出现停机信号时,才会发出停机指令,否则不会发出停机指令。
每一停机回路具有在线投切、在线试验、在线调试功能。单个通道的在线试验不会导致ETS装置工作失灵,发生跳闸保护条件时系统仍能完成停机保护功能。在线试验时具有每一通道的状态指示及故障报警输出。
2.3 DEH控制系统
DEH控制系统主要实现汽机转速控制、机组负荷以及抽汽压力等参数监控。DEH系统接收现场输入信号,如OPS(转速)、MW(功率)、TP(入口主汽压力)、IEP(中压抽汽压力)以及运行人员通过控制柜发出的各种控制指令等,经过DEH控制器内部的运算送出4 mA～20 mA的阀位控制信号去电液转换器。电液转换器输出对应的二次控制油压,通过液压系统及执行机构控制主汽门(TV)、高压调门(GV)、中压调门(IEV)的开度,完成对汽机的启动、升速、并网、带负荷以及抽汽压力与负荷的解耦控制等功能。
运行人员通过DEH-HMI操作画面发出指令信号,对汽轮机冲转前的状态进行操作和监视,控制复位电磁阀,遥控复置汽轮机,建立安全油压,同时检测汽轮机冲转前各重要参数,为启动创造条件。当所有启机条件(包括DCS允许启机条件)满足时,允许机组启动。
司机设置目标转速后,机组可自动沿当前热状态对应的经验曲线控制调节阀,完成升速暖机过临界直到3 000 r/min定速控制。在升速过程中,司机也可通过修改目标转速、升速率、转速保持时间等手段来控制机组的升速过程。汽机定速后,DEH可接收自动同期装置指令,自动将机组控制到同步转速。发电机并网后,DEH自动增加给定值,使发电机自动带上初负荷避免出现逆功率。
转速控制操作员自动和操作员手动,控制方式之间的切换是无扰动的。转速控制用的反馈信号采用三选二的方式,此外另设3个转速探头用于转速保护,其中一转速探头用于现场转速监视。发电机并网后,对汽机进行功率控制。
3发电机组自控系统的特点
3.1 控制器三重化冗余
Tricon通过三重模件冗余结构(TMR)提供容错能力。此系统由3个完全相同的控制器组成,每个系统独立地执行控制程序,并与其他两个并行工作。硬件表决机制则对所有来自现场的数字式输入和输出进行表决和诊断。模拟输入则进行取中值的处理。
3.2 模件的冗余及三重化冗余设计
模件设计成冗余配置方式,具有在线冗余和在线故障处理功能。在输入和输出模件内备有智能功能,以减轻主处理器的工作负荷。每个 I/O 模件都有3个微处理器。输入模件的微处理器对输入进行过滤和修复,并诊断模件上的硬件故障。输出模件微处理器为输出数据的表决提供信息,通过输出端的反馈回路电压检查输出状态的有效性,并能诊断现场线路的问题。
3.3 板卡通道的三重化冗余
现场信号进入模板的一个通道后,在模板内部被分成相互独立的三路,每一个分电路都是和其他两个隔离的,任一分电路内的任何一个故障都不会传递给其他两个分电路。
3.4 网络通讯冗余
在控制系统通讯中不仅实现了以太网通讯的双重冗余,各机架间的BUS总线采用了三重化冗余,保证了数据的可靠畅通。
3.5 电源冗余
整个系统的电源配置均采用了冗余电源供给方式,确保了系统电源的可靠。并且24VDC电源具有自身状态输出功能,能够对电源工作状态进行在线监视和报警。
3.6 控制柜的标准化设计
控制系统柜体内部设备的布置均按标准化进行配制,控制柜内设备力求合理美观。如柜内信号布线槽与现场信号布线槽进行颜色区分,方便控制柜内信号的检查和维护。
4控制效果
抽凝机组 篇3
“十一五”期间,全国关停7 200万kW高污染、高单耗小火电,但由于工业用热的需要,热电联产具有较好的经济性和环保性,因此国家采取鼓励的政策。在热电联产的企业中,大都存在抽凝发电机组。虽然比单独供热经济效益好,但凝汽发电部分仍然能耗较高。涂山热电12 MW中温中压抽凝发电机组凝汽发电部分高达660 g标准煤/kWh,其在额定参数下运行,发电标煤耗也达到390 g/kWh,其经济性仍然不高。由于背压发电机组热效率高,经济性好,不少企业将抽凝机组改为背压机组,但由于供热负荷的限制以及背压发电机组的调节性差,其运行受到一定的限制。但对于供热比相对很大的热电厂,根据自身热力循环的需要可以将抽凝机组改为背压机组,通过吸收冷源损失提高经济性。既不用改动汽轮机本体,又具有调节灵活的优势,是较好的热电厂节能途径。类似的用循环水供热的低背压改造在漯河市热力有限公司[1]、济南平阴热电厂[2]、石家庄东方热电集团公司[3]、沧州发电厂[4]等电厂已经投入应用,各网站及专业期刊有较多论文阐述[5],机组安全性方面允许改造。
在生物化工、石油化工、纺织等行业,都有不少热电比高的机组,因此,利用热电的自身热力循环,实现抽凝机组改背压机组,具有广泛的节能减排推广价值。
1 利用电厂自身热力循环改抽凝机组为低背压机组的思路
1.1 涂山热电有限公司运行设备情况简介
涂山热电有限公司系中粮生物化学(安徽)股份有限公司的配套自备电厂,承担向中粮生化(安徽)公司供热、供电、供水的任务。平均热负荷为380 t/h。
涂山热电有限公司有6台发电机组,分别是B12MW-3.43/0.981机组1台、B15MW-3.43/0.981机组1台、C12MW-3.43/0.981机组2台、B25MW-9.81/0.981机组1台、C50MW-9.81/0.981机组1台。
改造前#2机凝汽器用循环水冷却,循环水通过机械冷却塔向大气散热;凝结水通过轴封加热器,低压加热器送至除氧器加热除氧,除氧器加热蒸汽为p=1.0MPa减压;锅炉补充水从除盐水箱直接送至除氧器加热除氧;锅炉冷渣器用循环水冷却,冷却水排地沟。
涂山热电有限公司计划将2台12MW抽凝发电机组改为低背压发电机组,1用1备,其中1台(编号为#2机)已调试成功并投产,另1台(编号为#3)正改造中,本文数据取至#2机改选后运行数据。
1.2 抽凝机组改低背压发电机组的可行性分析
抽凝机组的经济性差在于其凝气发电部分存在冷源损失。长期以来,人们都设法利用这部分冷源损失热量,但是,由于循环水冷却水量大,出口水温低,在34℃左右,热能品味太低,且因水质的限制,造成这部分热能无法在电厂内部回收利用。
12 MW抽凝机设计排汽压力为0.004 9 MPa(绝对),排汽温度在40℃以下,接近饱和温度,如果不考虑换热方式而只考虑能量守恒,将凝汽潜热置换出来,则至少280 t/h冷除盐水;如果要将置换出的热水能够被回热系统使用,必须解决水质与水量两个问题。尽量以最少的冷除盐水达到冷却凝汽的效果,必须使单位冷除盐水吸热能力增加,即吸热后的温度尽量高,势必要降低凝汽器真空度,低背压运行。综合考虑,用一部分除盐水直接在凝汽器喉口处喷淋,另一部分除盐水代替循环在凝汽器管内冷却。设计喷淋进出水温度18℃/70℃,管内除盐水进出水温度18℃/58℃,汽机排汽温度0.031 6 MPa/70℃。
目前,涂山热电厂热负荷需要补充380 t/h以上冷除盐水,理论上能够满足1台12 MW抽凝机,我们做的换热设计如下:
首先,在汽轮机排汽口、凝汽器进口喉口部位布置除盐水喷淋雾化装置,采用换热效果最好的混合换热,直接吸收热汽热量。但是,鉴于后部空间有限,为了能够达到最好的雾化效果,喷淋水量不超过53 t/h。
其次,改循环水在凝汽器铜管内流动以冷却凝汽为除盐水在凝汽器铜管内流动以冷却凝汽;相对于循环水,除盐水量较少,必须采取增加其在管内的流速、延长其在管内冷却时间的方式增加冷却效果,因此,凝汽器各自独立的两个对等空间只需要改造其中一个,利用可拆卸的隔板将回程增加一倍。考虑两个空间的膨胀均匀,另一个不通除盐水的空间用5t/h左右的少量循环水冷却。冷却凝汽的除盐水总水量保持与外部热负荷平衡,以保证回收热量和参与冷却的除盐水的有效利用。
另外,为解决将铜管出来的除盐水直接输送除氧器造成的铜管承压能力不足的问题[6],同时缓解热负荷的变化造成冷却凝汽的除盐水总水量与外界热负荷短期内的不匹配,将冷却凝汽后的热除盐水输送至容量为1 000 t/h的专门的保温水箱,并泵送至除氧器或送至冷渣器后再送至除氧器,冷渣器出口水温不能高于85℃[7];而喷淋除盐水及凝结水通过凝结水泵轴封加热器,低压加热器,然后进除氧器。
2 改造前后热力系统图
2.1 改造前原则性热力系统
改造前原则性热力系统见图1。
1-锅炉;2-汽轮机;3-发电机;4-凝汽器;5-凝结水泵;6-轴封加热器;7-低压加热器;8-除氧器;9-给水泵;10-高压加热器;11-机力冷却塔;12-轴流风机;13-循环水泵;14-除盐水箱;15-除盐水泵
2.2 改造后原则性热力系统
改造后原则性系统见图2。
1-锅炉;2-汽轮机;3-发电机;4-凝汽器;5-除盐水喷淋装置;6-凝结水泵;7-轴封加热器;8-低压加热器;9-除氧器;10-给水泵;11-高压加热器;12-冷除盐水箱;13-热除盐水箱;14-冷除盐水泵;15-热除盐水泵;16-锅炉冷渣器
3 改造前后运行数据经济指标对比
3.1 改造前机组运行数据及经济指标见表1。
3.2 改造前机组所属辅机和用电情况见表2。
3.3 改造后机组运行数据及经济指标见表3。
3.4 改造后所属辅机用电情况见表4。
3.5 机组自身回热系统加热蒸汽节约量及节煤量
4 改造投资情况
项目改造投资见表6。
5 结论
通过运行表明,由于这次改造未动汽轮机本体,仅在凝汽器和供水系统上做了改进,故:汽轮机运行稳定,出力正常,安全指标合格。但实际运行时由于机组末级叶片的鼓风作用,造成汽机排汽温度过热度大,喷淋凝结水出口温度到60℃时,汽机排汽温度已经到80℃以上,为保证安全运行,最终确定参数为排汽参数小于80℃,喷淋凝结水出口温度58℃左右、铜管内除盐水出口水温在56℃左右。
由于凝汽器真空降低,相对影响发电量,使发相同的电多耗煤1.412 t标煤/h,由于冷源损失被锅炉进水回热系统吸收,节约标准煤3.14 t/h,总的效果是节约燃煤1.728 t/h,按年运行小时7 000 h计算,年节约标煤12 096 t。所属辅机每小时节约用电290.75 kWh。年节约用电2 035 250 kWh。按改造前发电煤耗0.433 kg/kW计算,年节约燃煤881 t,年实际节煤量12 977 t标煤。相关局部计算参考了《石油和化工节能》期刊论文[8]。
该项目单台机组及公用系统投资616万元,当前涂山热电到厂标煤价(不含税)为980元/t,计算投资回收期0.484年,故:在有条件的企业推广,具有较好的节能效果。
摘要：本文介绍了利用电厂自身热力循环,实现了将12 MW抽凝发电机组改造成低背压发电机组。主要方法是:通过在低压缸排汽喉口部喷除盐水以适当降低凝汽器真空以提高凝结水温度,改凝汽器循环水冷却至冷却塔散热为用除盐水冷却,再用部分除盐水冷却冷渣器,凝结水和除盐冷却水全部作为锅炉补水送至除氧器,吸收了全部冷源损失为有用能。同时所属辅机用电有所降低,极大的节约了能源。其特点是不用改任何汽轮机本体,投资少,效果好。
关键词：抽凝改背压,利用供热补水加热,节能减排
参考文献
[1]郑杰.汽轮机低真空运行循环水供热技术应用[EB/OL].http://new.dic123.com/detail 62953c5b-2e08-4d2b-afe0-027ed25f2fd6.html
[2]王胜涛,王波,孙海英.汽轮机低真空循环水供热的应用[EB/OL].http://www.ilib.cn/A-%E4%BC%9A%E8%AE%AE%E8%AE%B0%E5%BD%95ID～7134710.ht-ml
[3]孙洁,马建军,轩世杰.汽轮机低真空循环水供热的应用[EB/OL].http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-HBJS200206013.htm
[4]李晓忠.凝汽式汽轮机低真空供热改造分析[J].河北电力技术.2006,25(4):38-40.
[5]李维特,黄保海,刘炳俊,宋显璋.凝汽式与抽汽式汽轮机低真空改造的若干问题[EB/OL].http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTOTAL-JNJS705.009.htm
[6]曹钟中,顾煜炯,杨昆.电站凝汽器铜管的视情更换原则[EB/OL].http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-RNWS200603015.htm
[7]赵士杰,刘建强,马登卿,赵红波.水冷滚筒冷渣器在220 t/h CFB锅炉上的应用[EB/OL].http://www.redlib.cn/html/3291/2006/44536860.htm