连城发电厂热力系统定量计算

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1、连城发电厂热力系统定量计算连城电厂 N100-90/535 型汽轮机热力系统经济运行存在问题分析与定量计算乔万谋大唐连城电厂 邮编： 730332 【摘要】文章对连城电厂 #2 汽轮机组热力系统运行 参数偏离设计工况，用等效热降法进行了定量分析 和计算，得出了汽轮机相对内效率、汽轮机真空、 高压加热器端差等几个主要参数偏离设计工况对 全厂标准煤耗的影响。对评价分析热力系统影响经 济运行的主要因素和主要参数对经济性的影响有 指导作用，对确定现场节能降耗重点工作、指导经 济运行有现实意义。【关键词】 汽轮机 热力系统 参数影响 定量 分析 1概述连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的 N100-90

2、/535 型凝汽式汽轮机，配套 两台哈尔滨锅炉厂生产的 HG410/100-10 型锅炉，高压加热器为哈锅配套的 GJ350-5、 GJ350-6 型高加。自 82 年投运以来，汽轮机相对内效率偏低、给水温度低、汽轮机 真空经常偏离设计值，影响着全厂的经济运行。为了评价各主要参数偏离设计工况 对全厂经济运行的影响，为节能技术改造工作提供依据，同时指导现场经济运行管 理工作，在机组进行热力试验的基础上，对汽轮机相对内效率低于设计值、汽轮机 真空低、高压加热器上、下端差偏离设计值对全厂热经济性的影响利用等效热降法 进行了定量分析。等效热降法是基于热力学的热功转换原理，考虑到设备质量、热力系统结构和

3、参数的特点，经过严密地理论推演，导出几个热力分析参量H及小等，用以研究热工转换及能量利用程度的一种方法。等效热降法既可以用于整体热力系统的计算， 也可以用于热力系统的局部定量分析，它基本上属于能量转化热平衡法。但它掘弃 了常规计算的缺点，不需要全盘重新计算就能查明系统变化的经济性，即用简捷的 局部运算代替整个系统的繁杂计算。具体讲，它只研究与系统改变有关的那些部分, 并用给出的一次性参量进行局部定量，确定变化的经济效果。它主要用来分析蒸汽 动力装置和热力系统。在火电厂的设计中，用以论证方案的技术经济性，探讨热力 系统和设备中各种因素的影响以及局部变动后的经济效益，是热力工程和热力系统 优化设计

4、的有力工具。对于运行电厂，可用等效热降法分析热力设备技术改造及热 系统节能技术改造收到的效果，为改造提供确切的技术依据。在热耗查定中，借用 等效热降法诊断电厂能量损耗的场所和设备，查明能量损耗的大小，发现机组存在 的缺陷和问题，指出节能改造的途径与措施，以及评定机组的完善程度和挖掘节能 潜力等，都将发挥重要作用。等效热降法的特点是：局部运算的热工概念清晰，与一般热力学分析完全一致, 因此容易掌握应用；其次，计算简捷而又准确，与真实热力系统相符，且无论用手 工计算或电算都很方便。在分析问题时，这种方法能充分析事物的本质和矛盾，分 清问题的主次，从而促进问题的解决。2.对热力系统主要问题的分析2.

5、 1额定负荷汽轮机各级热力过程分析额定负荷下汽轮机各监视段设计工况和实测工况各参数见表1所示。表1:额定负荷汽轮机各监视段设计工况和实测工况参数参数 值 监视 点压 力MPa设计工况实测工况温 度 C焓 值 kj /kg效 率%压 力MPa温 度 C焓值kj/kg效 率%汽机 主汽 门后8.3953234750.8618.82535.03475.50.819速度4.5145933460.674.55452.333320.681级室一段抽汽2.8939932320.8362. 857398.53228.20.786二段抽汽1.74333.531070.8621.726333.13105.50.8

6、45三段抽汽0.96264.529780.8680.988275.02997.80.777四段 抽汽0.426172.528070.8810.44196.22847.50.836五段抽汽0.203X=0.98626840.8870.216132.227320.839六段抽汽0.124X=0.96626170.8340.108X=0.98626500.732七段抽汽0.038X=0.92124620.8320.039X=0.9522522.50.773汽轮 机排 汽0.0049X=0.88222840.7640.0095X=0.91623830.706从表1可以看出，额定负荷下#2汽轮机组存在的

7、主要问题是低压缸效率低，低 压缸效率为74.6 %，远低于汽轮机设计的低压缸效率。以汽轮机抽汽口分组可以看 出，五至六段抽汽之间的机组实测效率低于设计效率10%,六至七段抽汽之间的机组实测效率低于设计效率5.9 %，七段抽汽以后的机组实测效率低于设计效率 5.8 % 2. 2额定负荷汽轮机回热系统运行状况分析额定负荷下汽轮机回热系统设计工况和实测工况参数如表2所示。额定负荷下汽轮机回热系统设计工况和实测工况各加热器出口焓值及给水在各 加热器中焓升如表3所示。从表2以及表3中可以看出，该机组回热系统存在以下影响热效率的主要因素：(1) 凝汽器压力较设计值高，从热力试验记录中可以看出，试验实测凝汽

8、器压力0.0072MPa,设计压力为0.0049MPa,实测值高于设计值 0.0023MPa,汽轮机排汽温 度高于设计值7C。由于排汽压力的影响，汽轮机理想焓将减小，使热力循环的冷源 损失增加，循环热效率降低。(2) 汽轮机真空低于设计值，导致凝结水焓值高于设计值，使七段抽汽抽汽量 减少，加之汽轮机轴封间隙大于设计值，高压前轴封二段泄汽量和高压后轴封泄汽 量较大，回收至#1低压加热器以后，排挤七段抽汽，使七段抽汽的抽汽量减小，排 挤抽汽进入汽轮机做功，使汽轮机总进汽量有所减小，汽耗量有所减小。但这部分 蒸汽排入凝汽器，使凝汽器冷源损失增大，循环热效率降低，汽轮机热耗最终增加。(3) #3、4低

9、压加热器焓升大于设计值，且其抽汽量均大于设计值，这对提高 循环的热效率有利。其焓升大于设计值的原因有两个，一是两台低加的端差小于设 计值，该类加热器设计端差一般为 5C,而实测#1-4低加的端差均小于设计推荐值， 其中#1低加为1.6 C , #2低加为2.9 C , #3低加为0.9 C , #4低加为-0.6 C ,其端差 较小，使各抽汽得以充分利用，低压抽汽的充分利用有利于提高热力循环的效率。因此，加热器端差小于设计值使得循环效率提高。造成其焓升增大的另一原因是四 段、五段抽汽的压力高于设计值，使加热器内部压力升高，加热器出口焓值升高， 同时其对应抽汽量增加。单从回热系统来讲，这有利于回

10、热系统效率的提高，但对 整个系统来说，降低了系统的效率。因为一方面抽汽压力的升高，是以牺牲了汽轮 机相对内效率为代价，另一方面破坏了汽轮机抽汽的合理分配，使热力系统不可逆 的热损失增大，循环热效率降低。(4) 回热系统存在的另一缺陷就是#5、6高压加热器焓升均低于设计值，由于 #5、6高压加热器偏离设计工况较多，使锅炉给水温度降低，汽轮机热耗增大。#5、6高压加热器偏离设计工况不仅使自用抽汽量减少，造成直接的冷源损失增大，而且由于其疏水温度偏高，排挤相邻的低压抽汽，使相邻的低压抽汽量减少，从而造成系统不明显的冷源损失增大。表2:额定负荷回热系统设计工况和实测工况参数项设计工况实测工况目加加加加

11、加加加加加加热1执八、执八、执八、执八、执八、执八、执八、执八、执八、器器器器器器器器器器数内1饱疏出上内饱疏出上值部和水口端部和水口端压温温水差压温温水差力度度温力度度温MPCC度CMPCC度CaCaCC 0.323200.3939000.5.500.5.54972#1 0.72726750.6767661.DR 03.5.5.502.6.0.0658#2 0.10109850.1010982.DR 113.3.3100.1.09433590#3 0.11111150.1212120.DR 188.8.3.211.0.0.971111809#4 0.14141350.141414-0DR39

12、2.2.7.425.6.6.629991400CY0.15151500.1515150588.8.8.588.7.7.80008000#51.20162001.20171910GR601.8.1.704.4.3.51434398#62.22202202.2220218.GR657.9.7.595.7.7.592426974表3:额定负荷设计工况和实测工况给水在各加热器中焓升、项目数值、设计工况实测工况抽汽编号加热 器编 号出口 焓值kj/kg焓 升 kj /kg抽 汽量kg/h出口 焓值kj/ kg焓 升 kj/kg抽汽量kg/h汽机排汽凝汽 器136.1258065.8165.4279784

13、.8七段#1低2831414127711963抽汽压加 热器.47.369.8.01.62.0六段#2低4121216341513163抽汽压加.49.60.98.32.热器0194五段#3低4756283050892134抽汽压加.1.71.6.1.287.热器2四段#4低5801015761510163抽汽压加.45.51.37.93.热器3222三段除氧6668668166752737抽汽器.8.42.9.7.4.46二段#5高8631927783116256抽汽压加.56.00.33.13.热器7660一段#6高9801119493510176抽汽压加.16.18.94.52.热器65

14、60总焓升84774.0.053.热力系统存在主要问题的定量计算3. 1热力系统主要参数计算（1）根据热力试验数据整理的各段抽汽焓值、各加热器疏水焓值、各加热器入 口水焓值及出口水焓值如表 4所示。为了计算方便，其中，表中有关编号按以下规 定，抽汽编号遵循现场习惯，从高压至低压依次编号，加热器编号从低压至高压依 次编号，计算数据以加热器编号为基础进行编号。表4:根据热力试验数据计算各段抽汽、各加热器有关焓值抽汽加热抽汽焓疏水焓入口水出口水抽汽放加热器疏水放编号器号ij-sj焓-M焓-j热量q j焓升Tj热量Yj(kj/kg)(kj/kg)(kj/kg)(kj/kg)(kj/kg)(kj/kg)

15、(kj/kg)I73228368319352391048.2.4.3.91.8.6n6310741678831236163955.5.2.9.34.3.6.2出529961566723852.127.9.3.72.645.9IV42846155086152231077.5.0.1.32.5.2V327350441550822292.112.1.7.9.17.420.32265277415237138220.0.0.93.0.97.7vn12522.5280.6165.4277.02241.9111.6排汽n2383.0165.42217.6af1 = 0.017899af2 = 0.00125

16、1af 3 = 0.000970if1 = 3345kj/kgif2 = 2782kj/kgif3 = 2717.1kj/kg（2）实测各项主要经济指标发电厂有关效率选择：ng = 91.7% （锅炉设计资料和#2炉热试资料）nd = 98.4%（发电机设计资料）njx= 98.0%（根据计算资料选择）n gd = 99.0%（根据计算资料选择）各项经济指标： 汽耗量D=387427kg/h 汽耗率d=D/N=3.874kg/kwh 热耗率 q = d x Q = d（i o-tgs）=9838.41kj/kwh 标准煤耗率b b = q /( ngngdX 29307.6)=0.36978k

17、g/kwh 实际循环效率ni =3600/( njxnd q)=0.3795(3 )各抽汽等效热降H 1 = i 1-i n= 139.5 kj/kgn 1=H/q 1=0.06222H 2 = i 2-i 1+H- Tn 1= 260.06 kj/kg n2= HJq 2=0.10959H 3 = i 3-i 2+H2- Y2n 2 = 317.21 kj/kgna =H/q 3=0.14241H 4 = i 4-i 3+Hb- Yn 3=416.90 kj/kg耳4 =Hq 4=0.18674H 5 = i 5-i 2+H- T4n 4 -T3n 3 -Tn 2 = 559.59 kj/k

18、gn5= H5/q 5=0.23477H 6 = i 6-i 5+H5- Yn 5 = 637.63 kj/kg n6 = H6/q 6=0.26969H 7 = i 7-i 6+Hr 丫6耳 6 = 734.66 kj/kg n7 = H/q 7=0.30716新蒸汽等效热降：nH = i 0 i n 二 丫 E rr 土=948.63 kj/kg3. 2回热系统定量计算(1)由于#6高加出口端差达不到设计值影响循环热效率值计算： 由于#6高加出口端差引起给水加热不足为 Z =44.18 kj/kg ，因加热不足At? 减少了一段抽汽用汽量，使新蒸汽做功增加A H =饥 7 n 7=13.5

19、7 kj/kg与此同时，由于给水温度降低，循环吸热量增加A Q =Q-Q = Ar 7 =44.18 kj/kg装置热经济性相对变化为3沪 Ani / ni x 100% =Ar7 ( n7 - nJ /H x 100%=-0.33215%(2) 由于#6高加下端差达不到设计值影响循环热效率值计算：疏水冷却器端差超过设计值，使疏水冷却不足为AT7=59.3kj/kg，新蒸汽等效热降减小为A H = B A 7 ( n 7 n 6 )q7/(q 7- A 丫7 )=0.104 kj/kg 装置热经济性相对变化为A H/HX 100%=-0.01096%(3) 由于#5高加出口端差达不到设计值影响

20、循环热效率值计算：由于#5高加出口端差引起给水加热不足为 A 6 =32.23 kj/kg，因加热不足Ar 6增 加了一段抽汽用汽量，减少二段抽汽用汽量，使新蒸汽等效热降减小为A H = Ar 6 ( n 7 _n 6) - B Ar 6 ( n 7 _n 6)=1.153 kj/kg 装置热经济性相对变化为小=A H/HX 100%=-0.12169%(4) 由于#5高加下端差达不到设计值影响循环热效率值计算：由于#5高加疏水冷却器端差超过设计值，使疏水冷却不足为丫 6=29.02kj/kg ,新蒸汽等效热降减小为A H = B Ay 6 (n 6 n 5) qe/(q 6- 丫 6)= 0

21、.115 kj/kg装置热经济性相对变化为Sn = A H/H x 100%= -0.01212%(5) 由于#5、6高加上、下端差引起装置热经济性总相对变化为Sni = -0.33215-0.01096-0.12169-0.01212= -0.47692% 由于#5、6高加上、下端差引起电厂标准煤耗升高 Abb= bb Sni = 0.36978 x 0.47692%= 0.00176 kg/kwh33 汽轮机相对内效率降低引起电厂标准煤耗升高值由表 1 可以看出，实测汽轮机相对内效率为 81.9%,设计值为 86. 1 %,则汽轮机相 对内效率低于设计值Anoi= 86.1-81.9=4.

22、2%S noi= Anoi/ noi x100% = 4.2/81.9 x100%= 5.12821%而Sni = Snoi = -5.12821%汽轮机相对内效率低于设计值 , 引起电厂标准煤耗升高Abb= bbSni = 0.36978 x 5.12821%= 0.01896 kg/kwh34由于汽轮机真空低于设计值，引起电厂标准煤耗升高值 由于汽轮机排汽压力实测值 0.00720Mpa 高于设计值 (0.0049Mpa), 使汽轮机理 想焓降降低 44.0kj/kg 。将汽轮机相对内效率视为不变， 由于汽轮排汽压力高于设计 值使汽轮机实际焓降减小 36.04kj/kg， 设计排汽压力对应

23、的凝结水焓值为136.21kj/kg 。如果将汽轮机排汽压力降至设计压力，汽轮机实际焓降将增大 36.04kj/kg ，凝 结水焓降低为 136.21kj/kg ，假如各加热器端差保持不变(实际上变化很小) ，按新 的条件计算新蒸汽的等效热降( 1 )各抽汽等效热降H 1 = i 1-i n= 2522.5-2383.0+36.04=175.54 kj/kgn 1= H1/q 1=0.07830H 2 = i 2-i 1+H1- Tin i = 292.02 kj/kgn2= H2/q2=0.12306H 3 = i 3-i 2+H2- Yn 2 =346.10 kj/kg耳3 = H/q 3

24、=0.15538H 4 = i 4-i 3+H3- Yn 3= 444.36 kj/kgn4= H/q 4=0.19904H 5 = i 5-i 2+H2- T4n 4 -T3n 3 -Tn 2 = 587.16 kj/kg n5= H/q 5=0.24644H 6 = i 6-i 5+H5- 丫5耳 5= 663.73 kj/kgn 6 = HJq 6=0.28073H 7 = i 7-i 6+H5- Y6n 6 = 759.70 kj/kgn 7 = H/q 7=0.31763(2)新蒸汽等效热降：=972.70 kj/kg如果排汽压力降低，新蒸汽的等效热降增大 H =972.70-948

25、.63=24.07kj/kg装置热经济性相对变化为$n= h/hx 100%=2.47456%由于汽轮机排汽压力高于设计值，引起电厂标准煤耗升高bb= b b Sn= 0.36978 x2.47456%=0.00915 kg/kwh通过以上定量分析及计算，热力系统存在主要问题影响主要经济指标的数值列表如表5所示。表5:热力系统存在主要问题影响主要经济指标的数值存在问题影响装置效率变化率(%)机组热耗变化值(kj/kg )标准煤耗变化值(g/kwh)汽轮机相对内效率低于设计值-5.128+504.5+18.92136汽轮机排汽压力高，凝汽器真空低-2.474+243.4+9.15566#5、6高

26、加上、下端差低于设计值，给水焓升小于设计值，抽汽利用不足-0.476+46.92+1.76924结论通过热力系统分析和定量计算得出结论，汽轮机相对内效率低是影响标准煤耗 的主要因素，其次是汽轮机真空低，最后是高压加热器端差。但从技术改造和现场 管理来分析，汽轮机真空提高是首选项目，通过运行方式合理调整和小的技术改造 可获得显著的经济效益。高压加热器端差降低可通过改造和消除设备缺陷得以解决， 投资小可取的较好的经济效益。汽轮机相对内效率对机组影响大，但改造工作量和 投入很大，要通过大修或通流部分改造才能完成，在资金充足时作为企业的重大技 术改造项目立项。【参考文献 】(1)林万超火电厂热系统定量分析西 安交通大学出版社 1985年5月第一版 1991年1 月第二次印刷(2) 北京重型电机厂汽轮机技术文件北 京重型电机厂佃72年7月(3) 张毅忠N10090/535型汽轮机水利电力出版社佃79年7月第一版