熱力系統(tǒng)和設(shè)備經(jīng)濟優(yōu)化運行分析

1、熱力系統(tǒng)和設(shè)備經(jīng)濟優(yōu)化運行分析熱力系統(tǒng)和設(shè)備經(jīng)濟優(yōu)化運行分析.摘要摘要：總結(jié)熱力系統(tǒng)和基本設(shè)備的在經(jīng)濟優(yōu)化的各總方向關(guān)鍵詞關(guān)鍵詞：經(jīng)濟、效率前言前言：隨著國民經(jīng)濟發(fā)展，國產(chǎn)汽輪機在二十世紀七十年代初，第一臺超高壓200MW汽輪發(fā)電機組在遼寧朝陽電廠投產(chǎn)，隨后在江蘇望亭電廠國產(chǎn)31MW汽輪發(fā)電機組投產(chǎn)。到二十世紀九十年代，國產(chǎn)亞臨界31MW、600MW汽輪發(fā)電機組，已經(jīng)成為全國各大電網(wǎng)主力機組。進入二十一世紀，隨著引進技術(shù)和制造加工技術(shù)提

2、高，國產(chǎn)超臨界660MW空冷機組和超超臨界610MW、1100MW機組相繼投產(chǎn)發(fā)電，特別是1000MW空冷機組在寧夏靈武開工建設(shè)和國華寧海百萬千瓦等級超臨界機組177米特大型海水冷卻塔實現(xiàn)溫排水。就可以看出熱力系統(tǒng)以及設(shè)備的不斷升級，經(jīng)濟性設(shè)備的電廠的至關(guān)重要方面。供熱量變化對機組經(jīng)濟性影響近年來在北方城市，相繼投產(chǎn)的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，均為中間再熱、容量在135MW以上。供熱抽汽點分布在中壓缸，其中工業(yè)抽汽多為三段抽汽（中壓缸第一段）或四段

3、抽汽抽出；采暖抽汽多為五段抽汽或六段抽汽（中壓缸排汽）抽出。采用低真空供暖多采用進汽壓力為8.81V~a、容量100MW以下機組。供熱負荷增加，減少了被冷源帶走熱量、提高了機組熱循環(huán)效率和電廠經(jīng)濟效益。但是，在計算發(fā)電成本和供熱成本時卻很難分攤比較合理，發(fā)電成本高、收益有限；供熱效益高，分為兩部分：一部分是社會效益，另一部分是電廠效益。有些電廠為了提高供熱效益，將無法完全確認的成本轉(zhuǎn)為發(fā)電，而現(xiàn)行標準沒有明確計算方法。特別是當供熱量大幅

4、度增加時，機組煤耗增加、補水也增加。二、火電廠主要能耗指標狀況二、火電廠主要能耗指標狀況建國60年間，我國發(fā)電裝機總?cè)萘窟~出了四大步，第一步從建國1949年175萬千瓦發(fā)展到1978年，裝機容量達到5800萬千瓦，此間用了30年；第二步改革開放頭十年（1978年至1987年），裝機容量達到1億千瓦；第三步科技發(fā)展的l8年間（1987年至2009年），裝機容量達到5億千瓦；第四步僅用了4年9間，即在20099年12月31日我國總裝機容量突

5、破了8.7407億千瓦，其中風(fēng)電為1613千瓦占裝機總?cè)萘康?.845%核電為907.82萬千瓦占總?cè)萘康?1.04%（在建規(guī)模2305萬千瓦）水電為1.968億千瓦占總?cè)萘康?2.51%、火電為6。521億千瓦占總?cè)萘康?4.6%。其中火電單機最大容量達100萬千瓦，裝機超過百萬千瓦的電廠達212座。年發(fā)電量為35965億千瓦時，僅次于美國。其中火電為29867億千瓦時。0.4%～0.6%。2將現(xiàn)有運行的帶前置泵的給水泵組，改造為不設(shè)

6、前置泵、帶誘導(dǎo)輪給水泵，該泵效率可達80%～82%，比帶前置泵的泵組效率(77%79%)提高3%；對于采用電動給水泵的機組廠用電率還會有所下降。3.現(xiàn)有運行高壓加熱器（臥式）下端差均為10～12℃(設(shè)計為5.6度）甚至更高，經(jīng)對高加水位合理調(diào)整(將水位在現(xiàn)有運行高度提高15mm～200mm），高加下端差可降低3℃左右。對于立式高加，水位提高幅度需通過試驗來確定。4現(xiàn)在已運行的300MW600MW以上機組的軸封系統(tǒng)，均采用自密封形式并設(shè)有

7、均壓箱。正常運行時，高中壓缸端部和門桿漏汽排入均壓箱，低壓缸端部軸封供汽由均壓箱提供。在負荷較高工況時，將有部分蒸汽排入凝汽器，這會造成汽水損失，如將這部分蒸汽引入8號低加，可提高回?zé)嵫h(huán)熱效率。5.對于原有運行200MW機組軸封一漏導(dǎo)入4號低加進管（五段抽汽）系統(tǒng)，如改為導(dǎo)入除氧器進汽管（網(wǎng)段抽汽），可降低煤耗0.3kwh4低壓加熱器壽命延長一倍。①6投產(chǎn)的國產(chǎn)600MW汽輪機組的7、8號低加疏水不暢。現(xiàn)象是，7A、7B、8A、8B低

8、加疏水調(diào)整門在全開狀態(tài)下，其水位仍居高不下，危急疏水氣動調(diào)整門經(jīng)常處于開啟狀態(tài)，由此使機組熱耗增加2.4KJKWh煤耗增加0.1gkwh。原因，原設(shè)計疏水調(diào)整門遁流能力不足。解決方法，在低加疏調(diào)整門前后加裝直徑80旁路管，或重新更換大口徑疏水調(diào)整門7采用大型純凝汽式機組供熱改造技術(shù)，可使機組現(xiàn)有供電煤耗下降15～20gkwh。一臺350MW機組可供400萬平方米采暖用戶需求；一臺600MW可供600萬平方米采暖用戶需求。這項技術(shù)已在琿春

9、電廠（330MW、準格爾電廠(330MW)應(yīng)用，并在華能大連電廠350mwW）、華能丹東電廠（350MW)、和莊河電廠(600MW)開始論證實施。8.對主要內(nèi)漏閥門（高壓加熱器、低壓加熱器危急疏水氣動調(diào)整門及除氧器放水、給水再循環(huán)、冷再至輔汽電動調(diào)整門）零位重新定位，在正常運行中使這些閥門關(guān)閉到位，達到每關(guān)必嚴效果。除氧器溢流限位設(shè)定值要合理，避免定值過低增加不必要熱損失。給水泵再循環(huán)『應(yīng)選擇開關(guān)自如，每關(guān)必嚴的進口電動閥門，否則對機組

10、出力和經(jīng)濟性產(chǎn)生影響。9.對于北方火電廠，容量為135MW、150MW機組通過對低壓缸末兩級進行改造，將排汽壓力提高到30KPA至35KPA，實施循環(huán)水供熱，采暖供水溫度可達65℃，可滿足400萬平米用戶需求，供電煤耗可下降3gkwh左右，電廠經(jīng)濟效益大幅度提高，②l0.300MW以上容量的機組，將電泵改為汽泵，對于投產(chǎn)運行二十年以上的機組是不經(jīng)濟的，回收投資最少要15年以上。如果年平均負荷率低于80%時，回收年限還會增加。11.建議現(xiàn)