背压机组

2024-07-01

背压机组（精选6篇）

背压机组篇1

摘要：火力电厂的凝汽式汽轮机组为了提高循环热效率, 全部采用了抽汽回热系统, 利用抽汽加热凝结水和给水, 回收热量, 减少排汽损失。背压机组没有回热抽汽, 机组做功能力增加, 汽轮机排汽量增大也使对外供热量提高。通过经济性对比分析得出结论, 取消背压式汽轮机组回热加热器, 仍能保证机组的循环热效率, 同时提高了供热机组的经济效益。

关键词：背压供热机组,回热抽汽,经济性

0 引言

火力发电厂中, 蒸汽在凝汽式汽轮机中膨胀做功实现能量转换最终发电, 做功后的乏汽排入凝汽器冷却, 就此产生了大量的冷源损失, 使得凝汽式汽轮机组循环热效率很难提高。当前火电厂的凝汽式汽轮机组较为普遍地采用了抽汽回热加热循环, 用以提升锅炉给水温度, 减少汽轮机的冷源损失, 提高机组循环热效率, 但是冷源损失仍然存在。为了最大限度地利用热能, 采用背压式汽轮机热电联产, 排汽热量全部被送到热用户进行换热, 没有冷源损失, 机组整体的循环热效率非常高。从理论上分析带有回热抽汽的背压式汽轮机取消回热加热器后, 原回热抽汽系统的抽汽量进入汽轮机做功, 机组做功能力增加, 而且背压式汽轮机排汽量增大也会提高对外供热能力。但是, 取消了回热抽汽会造成给水温度的下降, 平均吸热温度降低, 增加了给水在锅炉中的吸热量, 机组循环热效率下降。因此, 背压机组抽汽回热系统的取舍对于整机的经济性影响如何, 需要进行较为全面的经济性核算。

1 热电厂系统热经济性计算公式

1.1 背压机组供热量[1]

式 (1) 中, Dh为热电厂的供热蒸汽量, t/h;hh为热电厂的供热蒸汽焓值, k J/kg;hh'为热电厂的供热蒸汽的疏水焓值, k J/kg。

1.2 发电方面的热经济性指标[1]

热电厂总热耗:

式 (2) 中, Qtp为热电厂总热耗, k J/h;Qtp (e) 为热电厂发电热耗, k J/h;Qtp (h) 为热电厂供热热耗, k J/h。

式 (3) 中, D0为热电厂的汽轮机蒸汽量, t/h;h0为热电厂的汽轮机蒸汽焓值, k J/kg;hfw为热电厂的给水焓值, k J/kg;ηb为锅炉效率, 90%;ηp为管道效率, 99%。

供热方面热耗:

式 (4) 中, Dh为热电厂的供热蒸汽量, t/h;hh为热电厂的供热蒸汽焓值, k J/kg;hh'为热电厂的供热蒸汽的疏水焓值, k J/kg;ηb为锅炉效率, 90%;ηp为管道效率, 99%。

发电方面热耗:

式 (5) 中, Qtp为热电厂总热耗, k J/h;Qtp (e) 为热电厂发电热耗, k J/h;Qtp (h) 为热电厂供热热耗, k J/h。

热电厂发电热效率:

式 (6) 中, ηtp (e) 为热电厂发电热效率, %;Qtp (e) 为热电厂发电热耗, k J/h;Pe为热电厂供热发电量, k W·h/h。

热电厂发电热耗率:

式 (7) 中, qtp (e) 为热电厂发电热耗率, k J/ (k W·h) ;ηtp (e) 为热电厂发电热效率, %。

热电厂发电标准煤耗率:

式 (8) 中, bstp (e) 为热电厂发电标准煤耗率, kg标煤/ (k W·h) ;ηtp (e) 为热电厂发电热效率, %。

热电厂供热热效率:

式 (9) 中, ηtp (h) 为热电厂供热热效率, %;Qtp (h) 为热电厂供热热耗, k J/h;ηhs为热网效率, 98%。

热电厂供热标准煤耗率[1]:

式 (10) 中, bstp (h) 为热电厂供热准煤耗率, kg标煤/GJ;ηtp (h) 为热电厂供热热效率, %。

热电厂总热效率[1]:

式 (11) 中, ηtp为热电厂的总热效率, %;Qh为热电厂的供热量, k J/h;W为热电厂的发电量, k W·h/h;Btp为热电厂的煤耗量, kg/h;q1为热电厂煤的单位发热量k J/kg。

1.3 机组经济收益计算

发电收益￥1:

式 (12) 中, ￥1为热电厂发电收益, 元;W为热电厂的发电量, k W·h/h。

供热收益￥2:

式 (13) 中, ￥2为热电厂供热收益, 元;Qh为热电厂的供热量, k J/h。

燃料费用 (热电厂总热耗费用) ￥3:

式 (14) 中, ￥3为热电厂燃料费用, 元;Qtp为热电厂总热耗, k J/h。

电泵消耗费用￥4:

式 (15) 中, ￥4为热电厂电泵消耗费用, 元。

2 背压机组取消高加后经济性论证

以热电厂为例, 装机容量为85 MW的背压供热机组, 供热能力237 MW, 配备440 t/h的高温、高压煤粉炉, 同时还备有调峰锅炉, 使得机组在整个供热期都能保证在额定工况下运行, 该背压机组热力系统最初采用了常规回热抽汽系统, 是三级抽汽, 两高加、一除氧的配置, 该背压供热机组排汽全部用于供热无冷源损失。为了增大机组的供热能力及发电能力, 在经过论证计算后, 对机组的热力系统进行了优化, 取消了两级高压加热器的回热抽汽系统。85 MW背压供热机组取消回热加热器后, 机组在额定工况下的经济性核算是按照现行的市场价格 (含税) 为依据计算, 其中上网电价为0.414元/ (k W·h) , 供热单价为28.24元/GJ, 标准煤价格为585元/t, 标煤发热量为29 307k J/kg。

从计算结果可以看出, 由于取消了高加, 机组做功能力增加了5.7 MW, 供热能力增加了95.8 GJ, 但取消高加又造成给水温度下降了59.4℃, 平均吸热温度降低, 热电厂的总热耗量增加了136.8 GJ, 发电热耗率升高了29 k J/ (k W·h) , 热电厂发电热效率下降了0.6%, 发电标准煤耗率升高了1 g标煤/ (k W·h) , 热电厂总热效率下降了0.4%。最终通过总收益对比, 取消高压加热器后总收益可提高2 098.5元/h。以黑龙江省一地区每年整个供热期4 000 h计算, 供热期增加经济收益约839.4×104元[2]。

背压机组取消高加后, 提高了机组的集中供热能力, 能够多提供42.1×104m2城市集中供热面积, 可减少了效率较低的分散供热小锅炉房数量, 每个采暖期可以节约标煤量年约4 940 t, SO2排放量将减少12 844t/a, SO2约118 t/a, NOx约34.5 t/a, 能有效地控制该区域大气污染物排放总量, 社会效益显著。

此外, 从系统结构上可以看出, 由于取消了一级、二级回热抽汽及高压加热器, 系统布置更为简洁, 并大大地降低了整个机组的投资造价。

从以上分析中可以看出, 背压供热机组热力系统优化取消高压加热器后虽然热电厂总热效率有所下降、煤耗略有增加, 机组最终的总收益得到提高, 其根本原因是增发电量和供热量的经济附加值远远高于煤耗升高所增加的成本费用。

但是, 热电联产不仅仅表现在热电厂, 而且表现在地区能量供应关系。背压机组本身存在着消弱热电联产效果的不利因素, 即以热定电, 存在电网补偿发电问题, 所以背压机组发电节煤是有条件的;当在整个供热期中较多的偏离设计工况运行, 就有可能不节能[3]。如果背压式供热机组取消高压加热器改造后, 供热能力提升, 而当地的地区热负荷没能提高, 也就是造成热化系数升高或大于1, 使机组在整个供热期中更多地偏离额定工况运行, 改造后增加的供热和发电能力没有充分发挥, 使得发电热耗率、发电标准煤耗率会快速提升, 热电厂发电热效率, 热电厂总热效率快速下降。背压机组的经济收益会受到大幅削弱, 甚至低于改造前有回热系统的机组。

3 结语

背压机组取消回热加热后增加了机组发电能力和供热能力, 但机组发电煤耗会升高, 机组的热效率降低, 电厂盈利的条件是增发电量和供热量的经济附加值远高于煤耗升高所增加的成本费用。由于背压机组是以热定电, 如果机组改造后反而造成热化系数过大, 会造成背压机组在整个供热期内过多地偏离设计工况下运行, 使机组不但没能增加发电量和供热量, 反而因机组偏离设计工况造成煤耗大幅提高, 整机的经济收益反而降低。污染物排放也会因煤耗升高而增加。因此, 对背压机组取消回热加热系统的优化改造要进行综合考虑, 要在热负增加的前提下, 根据热负荷和背压机组的供热能力, 确定最佳热化系数, 保证背压机组能够在整个供热期内带基本热负荷和热负荷变化不大的情况下运行, 只有这样才能保证背压机组经济收益的提高。

参考文献

[1]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]李善化, 康善.实用集中供热手册[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[3]席洪藻.汽轮机设备及运行[M].第二版.山东:水利电力出版社, 1994.

典型风对空冷机组背压影响分析篇2

自进入春季以来,由于环境温度的升高,造成机组背压也相应升高。但是,两台机组相同的负荷,有些时段背压却相差很大,如在2014年03月31日16:00~19:00,三号机组平均负荷596.6MW,平均背压达到了20.4k Pa;四号机组平均负荷599.8MW,平均背压却为12.1k Pa,两台机组背压相差8.3k Pa。根据空冷运行特点,进行以下对比分析。

2 原因分析

举典型工况说明情况,2014年03月31日下午16:00~19:00,工况背景如下:如图1~2所示:平均风向90°~130°(西北风平均110°),平均风速5.2m/s,两台机空冷风机频率均为50HZ,三号机平均负荷596.6MW,平均背压20.4KPA,四号机平均负荷599.8,平均背压12.1KPA。

2014年03月31日16:00~19:00,平均风向110°(西北风),风速5.2m/s。

2.1 横向风的影响:

在这一时段,平均风向110°(西北风),平均风速5.2m/s,由PI得出三号机第一列空冷风机平均电流明显低于其它列风机电流,如图3,由于这种自然风快速横吹过空冷风机入口,各列风机吸入口形成不同的负压区,每一列吸入的空气量却不相同,最前端的迎风面风机吸入量较小,后逐渐增大,吸入风量偏小会使第一列风机电流偏小,因为冷却介质的减少而导致空冷凝汽器换热效率降低,最终会导致三号机机组背压升高;如图4所示此工况对四号机影响较小。

2.2 热风再循环的影响:

在这一时段,平均风向110°(西北风),平均风速5.2m/s,由PI得出三号机第一列空冷凝结水温度明显高于其它列的凝结水温度,如图5,由此证明在此横向风速下第一单元出现了热风再循环现象,即指空冷凝汽器排出的热空气又重新回到风机入口处导致直接空冷凝汽器入口处空气温度升高的现象,可以看出,由于热风再循环现象,空冷单元内通过翅片管束的空气温度明显升高,严重影响了第一单元的换热效果,所以三号机背压会升高;如图6所示此工况对四号机影响较小。

3 防范措施及建议

针对以上原因引起的机组背压升高,目前解决这种问题的成功案例并不是很多,主要有以下几种方法可供参考:

3.1 在风机入口增加除盐水喷淋装置

在风机出口增加除盐水喷淋装置,如此一来,在风机的上面形成一层水雾,在风机的吹动下,喷到了空冷散热器的冷却管束上,从而达到了使管束降温的目的,降低了机组的背压。这也是目前最有效的一种降低空冷机组背压的方法。并且在2011年~2013年夏季得到有效验证。但是,这种方法也存在另外一种弊端,那就是一旦在空冷散热器上形成除盐水结垢,造成空冷散热器的换热效率将会下降。并且夏季高温连续采用喷淋装置,除盐水用量特别大,甚至因为喷淋系统投运而打破了制水与耗水的平衡,严重影响了机组安全。

3.2 对变频风机进行超频运行

这样虽然厂用电率会升高,但是却使风机吸入的空气量大量增加,机组的背压得到了下降,总煤量有所下降。利用超频降低机组的背压,但长期超频会损坏风机叶片,叶片根部出现裂纹,有时会超过额定电流,夏季环境温度高时会使电机绕组温度偏高。

3.3 建议加装水平挡板、加装防风网、加装防风导流网

加装水平挡板可以使空冷岛横向风迎风侧第一单元风机入口处的负压区前移,改善风机的运行环境;防风网可以使环境风更多的通过空冷平台上方,减小空冷岛外围空冷单元入口处风速,减弱空冷单元入口负压区负压,增加空冷单元进风量,且在增大空冷岛外围风机进风量的同时,避免对空冷岛内部风机的不利影响;防风导流网对横向风起到导流作用,有效提高空冷岛外围风机进风量,而不影响空冷岛内部风机进风量,减弱横向风对直接空冷单元换热性能的不良影响,提高直接空冷凝汽器的换热效率。

4 结论

本文针对典型风对空冷火电机组背压影响分析,得出结论:风向和风速是影响两台机组背压差别的主要原因,西北风对迎风向机组背压影响较大;风速在3m/s以下时,对机组的背压影响较小,而当风速在5m/s以上时,对机组的背压影响较大。所以机组在正常运行中,当背压比较高时,要加强环境风向和风速的监视,并做好事故预想。必要时将变频风机短时进行超频运行,可以适当降低供电煤耗;目前常采用喷淋装置,夏季能起到预期效果,但所用除盐水量比较大,对节能不利;建议加装防风网,可以起到一定效果。

摘要：直接空冷机组与自然环境关系十分密切,当环境变化时必然反映到汽轮机组的参数上。遇夏季炎热季节突来不利风向的大风,会产生横向风及热风回流等情况,严重危及机组安全运行,因此需要对空冷散热器布置与当地气象条件中的风向和风速的关系进行分析,为空冷机组的安全稳定运行提供参考。

关键词：直接空冷,风向风速,背压影响,建议措施

参考文献

[1]李九栋.相同负荷下两台机组背压不同原因的分析探讨[J].2010-2011年度汽轮机技术交流会,2011(07)[C].

[2]李悦,王忠.上都电厂600MW直接空冷优化运行分析[J].2010(08)[R].

背压机组篇3

关键词：直接空冷机组,降低背压,空冷凝汽器

引言

汽轮机运行中为了保证末级叶片的安全, 空冷机组的最高背压一般控制在45Kpa左右, 因此背压值成为影响空冷机组接带负荷的关键因素。华泽2×300MW直接空冷机组于2006年转入生产运营, 机组在夏季的接带负荷能力表现为逐年下降, 背压值逐年升高。在夏季高温时段, 华泽机组多次下降15%额定负荷左右, 严重影响了电厂和电网的经济、安全运行。

针对直接空冷机组在夏季背压偏高、接带负荷能力差的问题, 找出影响背压的主要因素, 提出有效解决方法、降低机组运行背压成为我们重点研究的问题。

1 影响空冷机组背压的主要因素

1.1 负压系统严密性差

空冷机组的负压系统较湿冷机组庞大, 系统薄弱点多, 可能出现的漏空点较多, 并且出现漏空点后不易查找, 这就成为空冷机组负压系统的漏空量大、严密性较差的主要因素。漏空量增大、不凝结气体增多后, 造成低压缸的排汽温度升高、背压值升高。

1.2 多级水封设计不合理

该机组轴封加热器的疏水通过多级水封装置自流到热井, 因多级水封设计余量不足、且没有设计安装水封排气阀, 造成机组运行中水封装置的旁路门需开启, 方能控制住轴加水位。轴加水封旁路开启后使轴封加热器中的一部分不凝结气体直接排入热井中, 使负压系统漏空量增大, 机组背压升高。

1.3 凝汽器热负荷大

华泽空冷机组的主汽、再热器、旁路系统、抽汽系统的疏水全部排向空冷凝汽器, 系统中的疏水阀门多使用气动球阀, 严密性较差。造成进入凝汽器中的内漏疏水阀门数量较多, 使凝汽器热负荷增大, 机组背压升高。

1.4 热风再循环现象严重

空冷凝汽器上的风机将大气中的冷风吸入, 通过空冷翅片管与汽轮机低压缸排汽进行换热后将热风排入到大气中。由于该空冷岛风机周围裙墙设计不合理, 造成一部分热风又被吸入到空冷风机的入口, 提高了入口风温, 降低了换热效果, 机组背压升高。

1.5 空冷凝汽器的设计散热面积偏小

华泽机组空冷凝汽器设计散热面积设计为748488m2, 在168小时试运期间, 当环境温度为40℃时, 背压按照45Kpa控制, 曾限负荷5MW, 达不到设计的理想工况。而且设计中没有考虑到我国北方地区风沙大、环境条件恶劣的因素, 空冷凝汽器散热能力会随着运行时间的增加而恶化, 没有留有一定的富余面积。

1.6 空冷岛所处环境恶劣, 翅片管表面脏污严重

华泽机组所处的河津区域在黄河禹门口附近, 气温相对干旱, 灰尘、风沙较多, 周围又有较多重污染企业, 环境相对恶劣。长时间运行后, 灰尘、飞虫等堵塞翅片管, 空冷岛表面脏污严重, 赃污的速度比较快, 严重影响空冷岛的换热效果, 使机组背压升高。

2 降低空冷机组背压的主要方法

针对以上分析的影响机组背压的主要因素, 我们重点提出以下解决的方法。

2.1 对负压系统进行治理, 降低机组的漏空量

机组进行等级检修时, 在低压缸至空冷岛的排汽管道处、凝结水回水管道以及抽真空管道处加堵板, 将空冷岛与热井侧分割开来。在空冷岛侧充入压缩空气至0.2MPa~0.3MPa左右进行风压试验, 观察空冷岛内部压力的下降情况, 查找漏空点;在热井侧灌入除盐水至低压缸喉部处, 利用灌入水的静压查找漏空点。

在机组运行中, 注意分析机组背压值、过冷度、ITD值、低压缸排汽温度的变化情况是否正常;定期进行真空系统泄漏量试验, 观察漏空量是否正常, 发现参数异常后及时查找漏空点。

2.2 对多级水封进行改造或更换, 消除多级水封的漏空点

对于多级水封设计余量不足、运行中需要开启多级水封旁路阀的情况, 进行多级水封或其系统管路的改造, 降低多级水封系统的阻力, 以达到关闭水封旁路阀目的;对于多级水封没有设计安装水封排气阀的情况, 可利用机组检修机会进行加装。当机组启动后调整多级水封水位, 在排气阀处排掉水封内部的空气, 并维持调整后的多级水封水位。通过以上方法可以消除多级水封的漏空点, 降低机组的漏空量, 提高机组背压。

2.3 治理疏水系统内漏阀门, 降低凝汽器热负荷

不仅要重视治理疏水系统中的外漏阀门, 同时对于疏水排向凝汽器的内漏阀门也要提高认识, 加强治理。同时对于不能通过检修修复气动疏水球阀更换为电动闸阀, 以便于运行复紧阀门或在检修中进行修复。在机组运行中, 对排向凝汽器内的高温和高压疏水阀门进行普查测温, 通过阀门后管道或阀体的温度情况查找内漏的阀门, 列出详细的清单, 提交给检修部门, 利用机组检修时进行处理。

2.4 风机入口裙墙改造, 减小热风再循环效应

目前对于空冷机组的热风再循环现象, 并不能完全消除, 只能采取措施减小热风再循环效应。一般采取方法为在空冷风机入口加装挡风裙墙, 减小风机入口因再循环而吸入的热风量;同时要注意在人员巡检空冷区域完毕离开后, 随手关闭各风机间的小门, 避免各风机之间的串风现象。通过采取以上方法, 可以尽量降低由于热风再循环而引起的背压下降。

2.5 增加空冷岛接带热负荷能力, 降低机组背压

增加空冷岛接带热负荷能力的方法主要有以下三种: (1) 在原有的空冷岛上直接再增加一列 (或一排) 空冷翅片和风机, 增大空冷凝汽器的散热面积, 以此来降低机组背压; (2) 新加一套湿冷凝汽器, 将低压缸排汽抽出15%~25%左右进入湿冷凝汽器中进行凝结, 到达降低机组背压的效果; (3) 新加一套蒸发式凝汽器, 将低压缸排汽抽出15%~25%左右进入蒸发式凝汽器中进行凝结, 到达降低机组背压的效果。以上三种改造方法各有利弊, 实践中要结合机组的运行情况进行具体确定。

2.6 加强冲洗设备的运行和维护, 提高冲洗效果

对于空冷岛冲洗的频次和冲洗方法制定明确的制度, 对空冷岛冲洗操作进行规范。为了解决由于翅片管环境温度高, 冲洗环境恶劣, 冲洗速度过快的问题, 在街区端部安装牵引冲洗小车的滑道, 冲洗人员在远离翅片管的位置就可以移动冲洗小车进行冲洗, 提高的冲洗质量;针对冲洗管道频繁泄漏的问题, 可加固冲洗水管道, 减小管道的晃动与磨损。在各街区均安装冲洗软管, 避免频繁拆装快装接头, 提高快装接头的使用寿命。通过以上措施, 提高冲洗的质量, 降低机组背压。

3 结束语

通常1KPa背压值影响煤耗约0.8~1.0g/kwh, 降低运行中的背压值对提高整个机组安全经济运行有要较大的影响。空冷机组的背压由于绝对值较高, 挖掘潜力高, 因此要在空冷凝汽器的管理上提高认识、狠抓技术管理, 不断提高机组安全、经济运行水平, 在激烈的电力竞争市场中立于不败之地。

参考文献

[1]华泽空冷凝汽器设计招标文件[Z].

背压机组篇4

宏伟热电厂#1汽轮机组 (背压式) 在2006年进行了增容改造, 由原来的50MW额定负荷增容至60MW, 同时将该机组的液压调节系统改为ABB贝利公司开发生产的Symphony Harmony INFI 90数字电液调节控制系统 (DEH) , 机组改造后的型号变更为B60-8.83/1.28。#1机组采用电液调节后, 极大地提高了背压机组负荷调节的精度, 进一步提升自动化控制水平, 但在应用中也出现了冷态滑起阀门低转速超调难题。

我厂采用的DEH控制系统是以多个工业控制机为核心、以I/O功能板、调理板为载体, 以调节、控制、保护软件为主体, 以直线式电液伺服阀 (DDV) 为驱动设备, 以低压透平油为介质, 以油动机为执行机构的闭环的低压全电调数字电液控制系统 (简称DEH控制系统) 。它有效地提高了系统可靠性和机组的控制的自动化水平。

2#1背压机组超调问题的产生

汽轮机在冷态启动过程中, 需要根据上、下缸温差变化、机组振动, 以及总胀和胀差等参数变化, 调整进汽量, 来保证机组低速暖机充分, #1机在DEH改造后, 升速过程中通过操作员给定目标值500rpm/min后, 在DEH系统作用下, 高压调速阀门缓慢开启, 当调门开到25%时, 转速没有明显变化, 但继续开至26%时, 转速突然快速上升, 并远远超过目标值, 虽然程序控制快速关闭阀门, 但转速仍然快速上升, 直到阀门全关, 转速才开始缓慢下降, 之后调门便在全关和26%之间反复开关, 无法控制住, 低转速区严重超调问题非常严重。虽然我们对#1机DEH系统中遗留问题进行了修正和改进, 解决了功率回路的投切、功率回路PID参数整定、单阀转多阀切换等多项问题, 但经过几个采暖供热期机组冷态滑起冲转过程中, 低转速区出现的转速控制严重超调问题仍然没有解决, 致使机组转速无法稳定在500rpm/min区域, 其超调量高达给定转速的3倍, 这种情况下不能进行摩擦检查和低速暖机, 影响机组的正常启动。

3、#1背压机组超调问题解决的技术方案

经过启机过程中的细致观察和对启动参数的认真分析我们发现:该机组的预起阀设为阀门全行程的14%, 不是全行程的25%, 而且在实际转速达到3000rpm/min稳定后, 阀门行程约为17%-19%左右, 并网后在负荷控制方式下, 调门可以稳定线性调节, 尤其在25%附近并没有出现大的负荷波动, 从而排除了在全行程25%附近有拐点, 易产生流量突变的问题。

在几次起机过程中, 我们对转速PID控制逻辑进行核查, 没有发现问题, 并采用临界边界法, 确定PID控制参数, 除冷态滑参数起机时低转速区控制不稳定外, 均可线性稳定调节, 排除系统调节的影响。

2008年初, 我们多方学习调研, 在咨询吉林热电厂时我们发现, 该厂的机组也是50MW背压机组, 并且也由凸轮配汽的透平油液压调节方式改造成电调控制方式, 改造后冷态滑参数起机使用单阀方式, 但仍是通过电调直接控制凸轮机构, 即通过一个油动机控制4个调门, 与改造前采用对角进汽的多阀方式相同, 不是真正意义上的单阀控制, 这一点给予我们很大启示。由于我厂#1机是50MW背压机组, 属于全国最大的背压机组, 未改造电调前采用凸轮配汽的透平油液压调节, 启动采用对角进汽方式, 开启2个调门;改造后为保证全周进汽采用单阀控制, 但因主汽压力低, 背压机组转子惯性大, 在转速较低时可能存在蒸汽推不动转子。当4个调门开门增加进汽量推动转子转动时, 蒸汽量突然增大, 此时便产生了过调的现象, 造成低转速区转速反复频繁波动。针对这个情况, 我们对4个高调门阀门特性曲线进行分析, 分析后决定在#1机组起机方式上采用DEH电调系统顺序阀 (多阀) 方式起动, 并在DEH电调系统中对冷态滑参数起机时低转速的控制逻辑进行相应修改, 从而解决了因背压机组动态特性引起的低转速控制超调问题。

根据#1机组DEH系统转速控制回路原理, 转速给定值与实际值的偏差量经过PID控制回路, 计算得到流量指令信号, 然后通过高调门阀门特性曲线, 计算出阀门输出指令, 通过DEH控制模件传递给伺服阀, 实现油动机的调节控制。

在整个控制环节中, 高调门阀门特性曲线是否能够与调门相匹配, 尤其是阀门特性曲线在某点是否存在阶跃现象, 对转速控制有着较大的影响, 也是有可能造成低转速控制超调原因之一。我们请哈汽厂专家对#1机高调门的阀门特性曲线数据重新计算, 在控制逻辑中进行了修正, 并在大修期间检查和调整了4个高调门阀门的间隙, 保证了高调门阀门特性曲线的可靠性。

经试验分析重新确定的主要技术指标:

1、汽轮机冷态滑参数起动的控制指标

(1) 汽缸与转子的相对膨胀值在+3~1mm之间;

(2) 调节级区域上、下缸温差小于50℃;

(3) 机组在低转速下不大于0.03mm振动;

2、汽轮机冷态滑参数启动调节系统转速控制指标

(1) 机组在冷态滑参数起动过程中低转速暖机, 最大升速率下转速超调量小于15%给定转速;

(2) 机组在高参起机过程中最大升速率下转速超调量小于1.5%给定转速;

(3) 机组实际稳定转速与设定转速的偏差应小于额定转速的0.1%。

经过以上改进后, 2008年10月份, 在#1机组冷态滑参数顺序阀方式启动过程中, 机组转速控制平稳, 设定给定值为500转时, 最大升速率下转速超调量小于3%的给定转速, 500转时机组稳定转速与设定转速的偏差小于额定转速 (3000转) 的0.07%, 完全符合机组的主要技术指标, 实现了500转时摩擦试验和低速暖机。改进前后调门与转速曲线。

4、结语

#1机组改为冷态滑参数顺序阀方式启动后, 机组转速控制平稳, 实现机组冷态启动时低转速区的稳定控制和机组在500rpm时的低速暖机和摩擦检查, 减少了机组启动过程的低转速调整时间, 能够保证机组启动过程的安全和平稳, 其安全效益十分巨大。同时由于实现了机组冷态滑参数启动的稳定控制, 缩短了机组启动时间, 节约了因低转速区反复调整浪费的启动蒸汽, 提高了机组设备的健康水平, 经济效益十分可观, 每年启动可节省的直接和间接费用约为24万元。

摘要：宏伟热电厂1号背压式机组应用DEH电调技术后出现了调门超调问题, 通过试验分析, 结合现场实际进行了技术改进, 改变启动方式, 解决了生产中的技术难题, 为企业创造了经济效益。

关键词：DEH,背压机组,超调,特性曲线

参考文献

[1]谷俊杰, 丁常富.汽轮机控制监视和保护[M].北京:中国电力出版社, 2002.[1]谷俊杰, 丁常富.汽轮机控制监视和保护[M].北京:中国电力出版社, 2002.

背压机组篇5

众所周知，真空的高低对机组的经济性影响很大。在实际的运行中发现，机组真空每提高1 kPa会导致机组热耗降低约63 k J/(kW·h)。而真空的提高需以提升空冷风机的转速为代价。汽机背压变化后机组发电功率增量与空冷风机耗电功率增量之差最大时的凝汽器真空，为空冷机组的最佳背压。为使机组热经济性最佳，调节空冷背压在最佳背压附近显得尤为重要。直接空冷系统中，热交换面积确定后，对于汽轮机排汽背压的调节方法在工程实际中有两种方法：改变空气流量和喷湿。

1.1 改变空气流量既空气流量控制

空气流量控制采用的实际手段有：风墙、风裙、百叶窗、内部热风循环、外部热风循环、调角风机、双速电机和调频风机。其中，调频风机是空气流量控制的最佳设备，风墙对在冬季防止大风对散热器的袭击是非常重要的，同时在夏季可以防止热风再循环。

漳山2×600 MW空冷机组空冷风机全部采用变频风机，同时在空冷平台上设有挡风墙。

1.2 喷湿

喷湿有增加空气湿度和冷却表面加湿两种方法。可以是一种也可以是两种方法的结合。它随系统装置的不同而不同。在理论上，前者是增加进口空气湿度，以降低进口空气温度，从而加大传热温差。后者是增加表面蒸发冷却，以提高表面换热效果。据有关资料介绍，空冷系统喷湿在夏季最高环境温度下可以降低汽轮机排汽背压3 kPa或可使排汽温度降低3℃左右。

2 影响背压和受背压影响的几个参数在不同工况点的数据

影响背压和受背压影响的几个参数在不同工况点的数据见表1。

3 工况变化时，相关参数的变化情况

a)(1)～(2)过程中，机组负荷不变，空冷风机吸入口风温上升2.6℃，环境温度上升1.4℃，环境风速上涨1.0 m/s，机组背压上涨2.6 kPa，锅炉热负荷增加5 MW，主蒸汽流量增加16 t/h，入炉煤量增加4 t/h;

b)(2)～(3)过程中，机组负荷下降2 MW，空冷风机吸入口风温上升4℃，环境温度上升0.6℃，环境风速上涨2.1 m/s，机组背压上涨4.9 kPa，锅炉热负荷增加4 MW，主蒸汽流量增加15 t/h，入炉煤量增加3 t/h;

c)(3)～(4)过程中，机组负荷下降2 MW，空冷风机吸入口风温下降3.4℃，环境温度上升0.4℃，环境风速下降3.5 m/s，机组背压下降3.6 kPa，锅炉热负荷减少6 MW，主蒸汽流量减少18 t/h，入炉煤量增加10 t/h;

d)(4)～(5)过程中，机组负荷上升3 MW，空冷风机吸入口风温上升1.7℃，环境温度上升0.4℃，环境风速上涨2.3 m/s，机组背压上涨3.4 kPa，锅炉热负荷增加6 MW，主蒸汽流量增加20 t/h，入炉煤量增加15 t/h;

e)(5)～(6)过程中，机组负荷上升4 MW，空冷风机吸入口风温上升6.3℃，环境温度下降1.0℃，环境风速上涨5.3 m/s，机组背压上涨8.4 kPa，锅炉热负荷增加14 MW，主蒸汽流量增加46 t/h，入炉煤量增加12 t/h;

f)(6)～(7)过程中，机组负荷上升2 MW，空冷风机吸入口风温下降1.4℃，环境温度上升0.1℃，环境风因环境风速下降3.5 m/s，“热风再循环”现象消失，空冷风机吸入口风温下降3.4℃，与环境温度持平，空冷散热器传热量增加，从而使得机组背压下降。锅炉热负荷、主蒸汽流量也随之下降，机组效率提高，而入炉煤量反而增加了10 t/h，是因为入炉煤质发生了变化;

d)(4)～(5)过程与(2)～(3)过程的情况一致，也是因为出现了“热风再循环”，造成了机组背压上涨;

e)(5)～(6)过程中，因环境风速较高(8 m/s)，“热风再循环”现象往较严重方向发展，机组背压上涨的速度快、幅度大;

f)(6)～(7)过程中，机组负荷基本不变，因机组背压较高，故投入了空冷喷雾装置，降低了空冷风机的人口风温，使得机组背压、锅炉热负荷、主蒸汽流量、入炉煤量有所下降，机组效率提高。

5 降低机组背压可采取的措施

a)在空冷岛的下部布置防风网;b)保证空冷喷雾装置能可靠投运;c)散热器表面污垢、尘土及其表面附着物，增大了散热片的流通阻力，脏污系数增大，引起传热性能的下降。定期对空冷散热器表面利用洁净的高压水进行冲洗，可提高机组的真空;

6 结论

a)汽轮机低压排汽散热面积大，且为室外布置，运行受环境温度影响大;b)大风速时的换热效率大大低于小风速时的换热效率;c)在环境风速<3 m/s的情况下，无论风向如何，“热风再循环”现象不会出现;d)空冷喷雾装置的投入能有效地降低机组背压，提高机组效率。

摘要：分析了山西漳山发电有限责任公司2×600 MW直接空冷机组背压调整控制过程,并通过实验数据论证了600MW直接空冷机组背压升高的原因,同时对引起背压升高的因素环境温度、风速以及热风再循环等分别进行试验、数据采集,得出热风再循环产生必要条件,并通过试验证明增加空冷喷雾装置可有效可降低机组背压、提高机组效率。

背压机组篇6

根据国家节能减排“十二五”规划, 减少能源成本, 提高经济效益, 控制环境污染, 改善社会形象, 是新型火电企业的发展要求。因而, 如何降低能耗成为各企业“十二五”期间的首要任务。为做好节能减排工作, 福溪公司针对机组实际运行情况, 开展了双背压凝汽器抽真空系统改造可行性探讨与分析。

福溪电厂机组为2×600MW超临界燃煤发电机组, 汽轮机生产厂家为东方汽轮机厂有限公司, 汽轮机型式如下:超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、8级回热汽轮机, 主汽轮机凝汽器采用双背压, 额定工况平均背压为5.95 k Pa (a) , 夏季工况平均背压为11.8 k Pa (a) 。每台机组真空系统配置3台6k V、132k W的双级液环式真空泵。机组启动时3台真空泵同时运行, 正常运行后, 双泵保持同时运行, 日常运行耗电率较高, 约为0.05%。

1 真空系统改造可行性探讨

1.1 技术改造的必要性

(1) 凝汽器水环真空泵在设计选型时, 为保证初建真空的时间, 真空泵和配套电机余量均过大, 造成机组正常运行时, 真空系统电耗大。

(2) 凝汽器真空系统在机组维持真空时, 凝汽器双母管双背压结构决定了必须同时两泵运行, 增加了厂用电率。

(3) 真空泵工作密封水温度受开式循环冷却水影响, 其极限抽气受制于密封水温度对应的蒸汽饱和压力。夏季工作水温高, 抽吸能力下降;冬季入口压力低易发生汽蚀, 抽吸能力不足。

(4) 真空泵在运行中泵体内发生汽蚀, 泵体振动大, 泵叶轮产生裂纹, 事故率增加, 设备运行可靠性大大降低。

(5) 随着真空泵在运行过程中, 转子轴向间隙的增大, 真空泵抽吸能力逐渐降低, 凝汽器真空下降, 影响机组运行经济性。

(6) 设备检修频率高, 每次机组计划检修时均需对真空泵实施全面检查, 对转子裂纹部位进行焊补处理, 更换易损件, 检修维护成本高。

1.2 技术方案比较

为解决目前真空系统存在的问题, 进一步提高机组真空, 降低机组运行煤耗, 公司组织技术人员对部分电厂真空系统改造方案进行了深入调研, 逐一比较目前真空系统改造的几种常规方式, 得出公司真空系统改造方案。

(1) 加装大气喷射器

加装大气喷射器可在较大程度上缓解真空泵的汽蚀, 根据喷射泵的特性, 可以将原液环泵的入口压力 (即原工艺入口压力) P降低至P0 (见图1) , 在夏季工况下可提高机组真空约0.3 k Pa左右。

此改造方案的缺点是:真空提高的幅度有限, 且由于额外空气的引入, 增加水环真空泵的功率消耗。

(2) 改造水环真空泵冷却水系统

改造水环真空泵的冷却水系统, 在夏季工况下可提高机组真空约0.5 k Pa。即将水环真空泵的工作液制冷的冰水进行冷却, 降低并控制恒定的工作液水温, 来维持真空泵的抽吸能力。

此改造方案缺点是:需增加制冷系统、换热器以及阀门等附属设备投资。本机组0米层无附属设备安装位置, 且新增设备消耗电能, 运行、维护成本高。

(3) 真空系统加装蒸汽喷射器

采用真空泵加装蒸汽喷射器的方案 (见图2) , 在夏季工况下可提高机组的真空大约0.5~0.7k Pa。可以维持更高的真空, 且加装的蒸汽喷射器独立于真空泵, 不受真空泵性能的影响。采用此改造方案只需要消耗火力发电厂自有的少量蒸汽 (0.3MPa以上的压力) , 动力蒸汽在蒸汽喷射器做完功后通过换热器再冷凝成水, 返回凝结水系统, 不会因改造而增加真空泵的负载;但可以提高水环真空泵入口的抽吸压力及工作液的汽化饱和温度, 减缓真空泵的汽蚀。

此方案的最大优点是:不再受季节变化的影响, 不增加水环真空泵的负载, 没有转动部件, 不需要维护, 消耗低, 只需要消耗少量的蒸汽和冷却水。从投资、运行、维护成本等因素考虑, 加装蒸汽喷射器的方案综合性能最优。

因此, 通过比较以上各改造方案, 公司决定对真空系统加装蒸汽喷射器。

2 蒸汽喷射器改造方案及原理

水环真空泵前置蒸汽喷射器利用空气动力学原理, 通过动力介质的膨胀功来产生真空。高速喷射在动力喷嘴内产生低的吸入压力, 喷射夹带吸入介质并将其加速, 通过动能的转换, 此混合物的压力在喷射器的喉口和扩散器内升至较高水平, 从而在抽空气管道内形成真空。在水环真空泵吸入口前串联一个喷射器, 形成增压式水环真空泵。可扩展压力范围, 缓解水环真空泵工作液的汽化。

蒸汽喷射器原理蒸汽喷射器的工作压力和整个流道上的压力变化见图3。

喷射泵具有三个端口, 分别连接:动力介质, 最高压力为P1;吸入介质, 最低压力为P0;动力介质和吸入介质的排放, 中间压力为P。

给定一个足够高的膨胀比P1/P0, 单级喷射泵的压缩比 (P/P0) 可达到20。膨胀比越高, 需要的动力介质越少。压缩比越高, 需要的动力介质越多。通常, 多级真空泵用于吸入压力低于10k Pa的情况。为了最有效地利用能量, 动力介质和可冷凝的化合物在两级之间被冷凝。冷凝压力取决于冷却介质的温度和动力介质的特性。蒸汽喷射器的抽吸侧直接以凝汽器的最低背压作为设计点, 充分考虑蒸汽喷射系统的最大可能漏空气量。动力侧以高压蒸汽作为动力, 通过动力喷嘴以超音速射流产生真空, 来抽吸凝汽器的不凝气体, 两股气体充分混合后, 进入表面式冷凝器, 动力蒸汽和凝汽器被抽气体中的水蒸汽冷凝成水, 回收到热井或冷凝器。系统中的不凝结气体进入真空系统。动力蒸汽是使用水蒸气作为动力介质, 压力在0.3MPa以上。冷却水温度为25℃, 冷凝压力约为6k Pa。表面式冷凝器出口压力设计为10~12k Pa, 在该压力下, 真空泵内工作液的汽化温度在49.5°C左右, 可以彻底解决真空泵汽蚀和转子断裂等安全性问题, 又能避免加装大气喷射器所带来的增加真空泵负载的问题。改造后, 在夏季工况下可提高0.5~1.0k Pa的机组真空。

1.头部腔室, 2.动力喷嘴, 3.进口锥体部分, 4.喉部混合喷嘴, 5.扩散器, P1:动力蒸汽压力, P0:吸入压力, P:出口压力, M1:动力蒸气流量, MO:吸入流量, M:混合蒸汽流量

3 系统配置及特点

根据公司机组真空系统特点, 此次改造新增系统主要由蒸汽喷射器、冷凝器、小功率真空泵、气动蝶阀、调节阀、压力变送器、热电偶及配套管路组成 (见图4) 。该系统结构简单, 工作稳定可靠, 使用寿命长。

该系统的主要特点有:只要蒸汽喷射器的结构设计、材质选择适当, 便可以很好地抽出来自凝汽器内的汽气混合物;该系统无任何污染;工作压力范围较宽, 可以根据需要产生不同压力的真空, 与水环真空泵相比, 使用范围大大扩大了;系统操作简单, 蒸汽喷射器可自动无扰切换, 投入和退出只需通过DCS的顺控系统即能实现;由于蒸汽喷射器出口加装了冷凝器, 将从凝汽器中抽取汽气混合物中的水蒸气凝结成冷凝水, 只有不凝结的气体进入真空泵内, 降低了真空泵电机运行电流;改造后机组运行时只需开启一台新加小功率真空泵即能满足真空要求, 达到了减少厂用电的节能效果;通过提高机组真空, 降低了机组的煤耗;从根本上解决真空泵汽蚀问题, 降低噪音, 消除真空泵振动。该系统是独立密闭系统, 与现场系统并联布置, 改造安排在机组停机时, 不影响机组的安全运行。

4 工程规模和改造范围

本工程需装设一套凝汽器蒸汽喷射真空系统加小功率真空泵, 总占地面积小于9平方米。关键技术在于喷射器的设计制造。系统安装简单, 主要包括设备安装、管道连接、动力电缆及控制电缆敷设。

本方案的改造范围如下:在原真空系统抽气双母管上各自接入一套凝汽器蒸汽喷射真空系统, 并加装一台小功率水环真空泵, 正常运行时仅需一台小功率真空泵即可维持真空。原真空系统三台真空泵为备用, 仅在机组启动建立真空时投入运行, 正常运行时一运三备。

5 改造效果及经济性分析

根据表1, 对此改造方案进行经济性分析。

1) 真空提高对应煤耗降低部分收益 (年平均按提高0.15k Pa算) 为:

注:600MW超临界机组真空每提高1k Pa对应煤耗下降2.7 g/kwh

2) 解决汽蚀后叶轮等寿命延长, 备件及人工费用节约80000元/年

3) 真空系统改造后, 真空泵由原来的两运一备改为一运三备, 减少了一台真空泵的电费 (小泵按40k W算) 为:

) 改造后的经济收益总和为:

5) 改造后系统辅汽消耗为:

P=0.9MPa, T=280℃, 查焓熵表蒸汽焓值为: