300mw机组高背压供热改造方案简介(修改版).pptVIP

山东火力发电节能技术研究中心 宋涛 主任 教授 联系电2012年4月 1.问 题 的 提 出 2. 目前流行背压供热方式 100MW以下机组背压供热： 常常采用低真空循环水供热，机组一般可把真空值从10KPa，提高到22-23KPa，循环水出水温度达到65度以下。凝汽器稍做加强进，机组几乎不作改动。 2. 100以上300MW以下机组背压供热： 由于机组较大，供热面积大，热网都有二级站，需要的热水温度在90-110度之间，热网回水温度在55度左右，仅仅把背压提到20几个千帕，温度达不到要求。常用方式有以下6种： ①串联加热技术 ：把背压提到28KPa以下，转子不改造，排气温度不超过67度，然后利用自身抽汽把循环热水出水加热到70度左右，然后利用其他几组抽气加热到要求的温度（根据平衡图计算）。 优点：改造工作量小，费用低，可以达到冷源损失为零。电热比较高（发电量与锅炉吸热量的比值，对于冷源损失为零的机组，这是重要指标） 缺点：往往出口温度达不到要求，需要另外机组抽气加热。如果想达到要求的温度，必须用其他机组中排抽汽的流量，虽然抽汽能达到要求的温度，但是排气温度会升高很多，不易控制。容易引发末级叶片颤振。总体经济型一般。 2. 目前流行背压供热方式 ②低压转子互换技术 ：为了解决排气温度高和容积流量过小引发叶片颤振，采用供热期用专门设计的供热低压转子，供热结束后换回到纯凝低压转子。 优点：在设计工况下排气温度不高，效率高，不会产生颤振。安全性高。冷源损失为零。电热比较高。 缺点：投资偏大，变工况时，温度略有增加（85度左右），有的机组，本身抽汽量达不到要求的温度，天气极冷时仍需要其它几组抽汽提温。每年需要例行更换转子一次（检修工期每年每次约7天）。如果需要其他几组抽汽时，电热比变差。 ③采用溴化锂热泵技术：在二级站增加大量的溴化锂制冷机，动力来自热水，加热通往用户的热水，冷却热网的回水。使回水温度达到35度以下，利用凝汽器加热到55度，然后利用抽汽加热到115度以上。供热网用户和溴化锂机组使用。达到冷源损失为零。 2. 目前流行背压供热方式 优点：电厂内部改造工作量少，供热温差大，循环水量可以大大减少。供热管道不改变可以供更多的热用户。发电与热电比最优。冷源损失为零。 缺点：溴化锂制冷机量大，分散。投资巨大。溴化锂制冷机相对寿命较短（大约15年），8年后维护工作量较大。 ④叶片拆除与重装技术：根据用户要求的背压，把在原有转子的基础上去掉几级，计算出大致去除叶片的级数，核算拆除后倒数第二级的叶片强度，和避开颤振区域（不得小于原30%的容积流量），达到冷源损失为零的效果。夏天把假叶根拆除，恢复原有叶片，恢复纯凝工况。 优点：一次性投资费用低。 缺点：每年需要拆装叶片和做动平衡2次，检修期稍长（每次12天左右）。检修费用稍高。低压缸效率偏低，变工况排汽温度变化大，级段压差要求严格。电热比稍差。 2. 目前流行背压供热方式 ⑤低压转子更换成光轴技术：把低压转子更换成光轴，仅仅起到与发电机连接作用，把中压排气全部供热用户使用，对于排汽压力低的，可以直接进入首站加热循环水，对于压力高的（大于0.25MPa)可以考虑增加后置机，然后排汽到较低的压力（0.1MPa左右），进入首站加热循环水至用户。 优点：安全性高，一次性投入资金最小（对于中排压力高的机组，不太适合）检修工期短（5天），凝汽器和低压转子都不需要改动。 缺点：电热比差，影响发电量较多。 ⑥采用3S靠背轮脱开技术：适用于新建机组，把发电机放在汽机的前部或，低压缸与高压缸连接采用3S靠背轮（可自动连接与脱开），供热期中压排汽全部到首站，低压缸不进汽，靠背轮脱开，纯凝方式可自动连接。 优点：调节灵活，安全性高。供热和纯凝切换时，3S靠背轮可以自行连接和脱开，无需停机。 缺点：热电比差，发电量受影响较多，排汽参数偏高，改造工作量大，不适合于现场改造。 3. 300MW机组循环水供热改造 3. 300MW机组循环水供热改造 以某厂300MW机组为例进行说明： 一：机组简介： 改造机组型号为：NC330/260-16.7/0.8/537/537型 ，机组有两台50%MCR汽动给水泵。机组最大工况为主汽量1049.3吨/小时，中排最大抽汽400吨/小时，抽汽参数可以分别为0.9/0.8/0.65MPa。在主汽量和抽汽量不变时，分别可以发电249.7、254.1、261.0MW。 二：达到的目标值为： ①在锅炉蒸发量为1047.3吨/小时情况下，机组发电煤耗降低到到140克/千瓦时以内，煤耗降低170克/千瓦时