汽轮机组的经济性

汽轮机组的经济性—讲义 周国强 1 工作内容 对于电厂来说，汽轮机组运行的安全性永远是处于首要位置的，因此，汽轮机组的经济性工作，就是在保证机组安全运行的前提下，使机组在更为经济的状况下运行。 2 汽轮机组的经济性主要涉及到以下五个方面的工作 (1) 确认汽轮机组的真实运行状况 获取机组的运行状况可以通过以下三种方式： ——与现场相关人员交流 即通过与现场相关专业的专工、运行人员、检修人员交谈来了解机组的运行状况。 ——查阅相关报表 即通过对电厂日报表和月统计报表中相关数据的分析来获取机组的运行状况。 ——对机组进行热力性能测试。 前两种方式是节能监督工作中较为常用的方法，其可使监督人员在较短的时间内了解机组的运行状况。另外，当经济性工作者对机组的运行状况进行初步了解时，前两种方式也是较为有较的手段。 但是对于获取机组的运行状况，最为重要和最为常见的方法是第三种。 通过热力性能试验可以更为全面、更为准确地了解机组真实的运行状况，并可通过对试验数据的分析与比较判断出问题之所在。因此，对汽轮机组进行热力性能测试是确认机组运行状况最为常用的方法。这种性能测试所涉及的工作包括：大修前后的常规热力性能试验、新机组投入运行后所做的启动验收试验，以及针对某一设备故障或缺陷所做的专项试验。 (2) 对汽轮机组运行状况作出评价 在全面了解机组运行状况的基础之上，对汽轮机组的经济运行状况作出评价，这是节能监督工作的重要内容，同时也是编写热力试验报告不可缺少的内容。 - 1 -(3) 找出问题并提出改进措施 在全面了解机组运行状况的基础之上，找出汽轮机组经济运行中存在的问题并提出改进措施，这是汽轮机经济性工作和节能监督工作的一个重点。此项工作对现场机组的经济运行可起到指导作用，是电厂制定节能计划的重要依据。 (4) 节能改造/设备消缺 根据电厂需要和对此项工作涉入程度的不同，此方面工作内容有所不同，包括：编写节能改造的可行性报告、制定改造方案等。 (5) 对大修/改造效果作出评价 通过对大修后/改造后的汽轮机组进行测试，对机组的大修效果作出评价，判定机组改造后是否达到了预期的经济指标。主要涉及到的工作是大修后热力性能试验和改造后鉴定性试验。 3 常用经济指标（定义、计算及测试、评价方法） 首先介绍有关凝汽系统的几个经济指标。 3.1 凝汽器真空度 3.1.1定义 (1) 真空：指在给定容器内低于当地大气压力的气体状态。 (2) 真空值：容器内部的绝对压力与外界大气压力的差值，叫真空值。 (3) 真空度 因为大气压力随时间和地点的不同而变化，因此用真空值并不能准确地反映凝汽器运行情况，而且也不便于不同电厂之间的比较，所以一般用真空度表示凝汽器真空情况的好坏。 真空度＝（1－Pk／P0）×100% (1) 式中： Pk—凝汽器排汽压力，kPa； P0—标准大气压力，101.325kPa。 3.1.2 测试方法 (1) 仪表 - 2 -精密真空表和大气压力表，也可利用现场经校验合格的精度为0.5级以上的仪表。 (2) 测试方法 1) 运行方式：机组保持正常运行，备用抽气器停用。 2) 测试工况：额定负荷。 3) 测试时间：测试时间为15min，真空值每1min记录一次。 4) 测试内容：凝汽器真空值、大气压力。 5) 计算： Pk ＝当地大气压力－真空值 (2) 3.1.3 测试结果的考核与评价 真空度的先进指标是达到设计值（一般＞95%）。 3.1.4 影响因素 降低排汽压力可以使汽轮机的有效焓降增大，功率增加，循环效率提高。背压每降低1kPa，汽轮机效率平均增加1～2%。但排汽压力的大小要受到诸如循环水进水温度、循环水量、蒸汽热负荷、管子清洁度、真空严密性、凝汽器及抽气器的结构特性等因素的影响。 对于凝汽机组来说，汽轮机排汽压力为湿蒸汽，排汽压力与排汽温度存在一一对应关系。 与凝汽器压力Pk相对应的饱和蒸汽温度ts的计算公式为： ts ＝ t1 ＋ Δt ＋ δt (3) 式中： ts—凝汽器压力Pk对应的饱和蒸汽温度，℃； t1—循环水入口水温，℃； Δt—循环水温升，℃； δt—凝汽器端差，℃。 由上式可知，凝汽器压力Pk是由三个参数决定的： 󰁺 循环水入口水温（冷却水进口温度）t1 t1决定于地区的气温和供水方式，而与凝汽器的运行情况无关。对于一 - 3 -台运行中的机组，t1取决于环境温度和冷却塔的冷却效果。 󰁺 循环水温升Δt 循环水温升是一个与凝汽器冷却倍率（m＝Gw／Gc）成反比的参量。在汽轮机运行时，排汽量Gc由外界负荷决定，降低Δt主要依靠增加冷却水量Gw来实现。但增加冷却水量必然导致循环水泵功的增加，所以只有当增加冷却水量使汽轮机的得益大于循环水泵由此而多消耗的功率时，增加冷却水量才是合理的。即当机组因增加循环水流量ΔGw而多发的功率ΔNg与由于增加循环水流量ΔGw而多消耗的循环水泵电功率ΔNp之差为最大时，循环水系统的运行方式为最佳，此时机组的背压称为最佳背压，相应的循环水泵功率及循环水流量为最佳循环水泵功率及最佳循环水流量。而确定此最佳值的过程，就是循环水系统优化运行的过程；寻找并确定此最佳值，也正是循环水系统优化运行试验的目的。 󰁺 凝汽器端差δt 凝汽器端差与凝汽器冷却面积、传热量及传热系数有关，传热越强，则端差越小。对于运行中的设备，凝汽器端差主要受到铜管结垢及凝汽器漏入空气量的影响。 3.1.5 真空下降的主要原因 1) 真空系统不严密； 2) 凝汽器水位高； 3) 循环水量不足； 4) 抽气器工作不正常或效率低； 5) 铜管结垢； 6) 冷却塔设备效率恶化。 3.1.6 保证经济真空的主要措施 1) 防止真空系统漏汽，保证空气抽气器正常运行。 2) 保持凝汽器传热面清洁。 3) 保持正常的冷却水量和冷却水温。 3.2 凝汽器端差 3.2.1 定义 凝汽器端差是指汽轮机排汽温度ts与凝汽器冷却水的出口温度t2之差，即： - 4 -端差δt＝ts－t2 (4) 式中： δt——凝汽器端差，℃； ts——汽轮机排汽温度，℃； t2——凝汽器冷却水出口温度，℃。 3.2.2 测试方法 (1) 仪表 标准水银温度计或热电阻，常规测试也可利用现场经检查校验过的运行仪表。 (2) 测试方法 1) 运行方式：机组保持正常运行方式。 2) 测试时间：当工况稳定后，连续测试15min，每3min记录一次。 3) 测试内容：排汽温度和循环水（冷却水）出口水温。 3.2.3 测试结果的考核与评价 凝汽器端差的先进指标是不超过5～7℃。 大唐监督标准：循环水入口温度20℃，δt≤7℃；循环水入口温度30℃以上，δt≤5℃；循环水入口温度14℃以下，δt≤9℃。 2.2.4 降低端差的措施 1) 投入胶清球清洗装置 胶球清洗装置的投入率是对电厂进行节能监督检查的一项十分重要的考核指标，监督考核条例要求电厂胶球清洗装置的投入率应为100%，胶球清洗装置收球率应达到90%。 2) 防止凝汽器汽侧漏入空气，保持空气抽气器运行正常。 3) 利用反冲洗、加药、排污等方法。 3.3 凝结水过冷度 3.3.1 定义 汽轮机排汽进入凝汽器，被冷却水冷却而冷凝成水，然后被凝结水泵抽出，经过回热系统加热后送往锅炉。为了提高热经济性，要求凝结水的温度等于汽轮机排汽压力下的饱和温度ts。由于凝汽器汽侧空间漏入空气以及蒸汽在凝汽器中 - 5 -流动存在阻力，凝汽器中蒸汽分压力降低，因而使凝结水温度低于ts，这两个温度之差称为过冷度，即： 过冷度＝ts－tc (5)

式中： ts——汽轮机排汽温度，℃； tc——凝结水温度，℃。 3.3.2 过冷度对机组的影响 󰁺 经济性：过冷度的存在，使得额外的热量被循环水带走，降低了凝结水温度，增加了加热器的温升要求，导致机组经济性的下降。一般过冷度增加1℃，发电厂燃料消耗量约增加0.1～0.15%。 󰁺 安全性：凝结水过冷却会使水中含氧增加，加剧了低压管道和低压加热器的腐蚀，增加了除氧器的负担，对机组安全运行有不利的影响。 3.3.3 产生原因及消除方法 (1) 产生原因 1) 凝结水水位过高，淹没凝汽器底部冷却水管。其可能原因有：水位调节器不正常；水位计故障；凝结水泵工作不正常或内部存在缺陷；凝汽器冷却管或加热器管子破裂等。 2) 真空系统漏汽增大。 3) 抽气设备工作不正常。 4) 冷却水量过多。 5) 凝汽器冷却管排列布置不合理，喉部、抽空气管等结构上存在问题。 (2) 消除方法 1) 检查并消除设备故障或缺陷 消除真空系统泄漏、改善抽气设备工作状况，使凝汽器尽可能保持低水位运行。 2) 改造旧式凝汽器的不合理结构。 3) 调节冷却水量。 3.4 真空严密性 汽轮机凝汽器严密性的好坏直接关系到凝汽器真空和凝结水品质，因而凝汽 - 6 -器严密性的检查和维护是凝汽器运行管理的一个重要方面。 真空严密性试验是电厂一个十分重要的定期试验项目。真空严密性试验的目的就是检测凝汽设备真空系统内的管路、附件以及凝汽器本身的各个结合面的严密程度，判断凝汽器及其真空系统严密性的优劣，找出漏点，提高机组的真空。 3.4.1 测试方法 (1) 仪表 采用0.25级及以上精密真空表或相同等级的压力变送器、福廷式或空气盒式大气压力计、秒表。 (2) 测试方法 1) 运行方式：试验时负荷稳定在额定负荷的80%～100%，保持参数及负荷稳定。 2) 测试方法：关闭连接抽气器的空气门（最好停真空泵），0.5min后开始每0.5min记录机组真空一次，试验共进行8min，取其中后5min的真空下降值计算真空严密性（也有标准要求真空严密性试验做5min，取后3min的真空下降值计算真空严密性）。 3.4.2 测试结果的考核与评价 ①机组容量＜100MW，真空下降速度≯667.6Pa/min为合格，达到400Pa/min为优秀。机组容量≥100MW，真空下降速度≯400Pa/min为合格，达到270Pa/min为优秀。 ②《火电机组达标投产考核标准（2001版）》中要求，真空下降速度应≯300Pa/min。 ③大唐监督标准：100MW以上机组，真空下降速度应＜300Pa/min，100MW 以下机组，真空下降速度应＜577Pa/min。 3.4.3 真空严密性对机组的影响 1) 经济性：机组运行时真空系统的严密性，直接影响汽轮机运行的经济性，漏入空气量的增加将直接导致凝汽器真空的降低，一般真空每下降1%，汽耗也约增加1%。 2) 安全性：空气漏入凝汽器中，除了使排汽压力和温度升高，降低汽轮机组的经济性外，还会使汽轮机低压缸因蒸汽温度升高而变形，造成机组振动，甚至因此使机组被迫减负荷或停机。其次，由于空气分压力增大，增加了空气 - 7 -在水中的溶解度，使凝结水中的含氧量增加，加剧了低压管道和低压加热器的腐蚀，增加了除氧器的负担，对机组安全运行有不利的影响。 3) 此外，空气分压力增大还有使凝结水过冷度加大和增加抽气器的负担等不利影响。 4 凝汽器的经济运行 1) 维持最佳真空 对每台汽轮机的凝汽器可通过试验或计算确定其最佳真空，应在不同负荷、不同冷却水温等条件下合理调整循环水泵的运行台数或叶片安装角度，调节冷却水流量，以维持最佳真空，提高机组的经济性。 2) 保持较小的凝结水过冷度和凝汽器端差。 3) 保持较好的真空系统严密性。 5 下面介绍有关回热系统的几个经济指标 5.1 给水温度 5.5.1 定义 给水温度是指汽轮机组回热系统中最后一个加热器出口给水的温度，一般指内部压力最高的加热器给水的出水温度。 5.5.2 测点位置 给水温度测点应位于给水旁路后，当该加热器后还串有蒸汽冷却器时，测点应位于蒸汽冷却器出口的给水管路上（若蒸汽冷却器未通过全部给水流量，应为蒸冷出口与给水管路汇合处下游足够远处，以保证水温充分混和）。 5.5.3 测试方法 (1) 仪表 标准水银温度计或热电阻，常规测试也可利用现场经检验合格的运行仪表。 (2) 测试方法 1) 运行方式：机组保持正常运行方式。 2) 测试时间：当工况稳定后，连续测试15min，每3min记录一次。 3) 测试内容：给水温度。 5.5.4 测试结果的考核与评价 - 8 -给水温度的先进指标是达到设计值或合同要求值，一般不低于设计值3℃为合格。 5.5.5 对经济性的影响 给水温度降低10℃，会使热耗率增加约0.3～0.4%。 5.6 加热器端差 5.6.1 定义 ——加热器端差（上端差）：加热器蒸汽入口压力下的饱和温度与加热器出口水温之差。通常，无过热蒸汽冷却段时，为3～5℃；有过热蒸汽冷却段时，为-1～2℃。 ——疏水冷却段端差（下端差）：加热器疏水温度与加热器入口水温之差。一般为5～10℃。 5.6.2 测试结果的考核与评价 节能监督要求，与设计值比较，偏差不大于2℃为合格。 5.6.3 对经济性的影响 ——加热器端差增大：降低加热器出口水温，使本级加热器的温升减小，而本级加热器出口水温的降低必然导致更高一级加热器抽汽量的增加，形成高品质蒸汽对低品质蒸汽的排挤，引起机组循环效率的降低，造成机组经济性的下降。 ——疏水端差增大：使得加热器疏水温度升高，降低了蒸汽的放热量，使得本级加热器的抽汽量增加和低一级加热器的抽汽量减少，形成高品质蒸汽对低品质蒸汽的排挤，引起机组循环效率的降低，造成机组经济性的下降。 5.6.4 产生原因及消除方法 󰁺 产生原因： ——加热器端差增大：铜管（钢管）结垢；空气或不凝结气体在加热器壳侧积聚；加热器水位过高等原因。 ——疏水端差增大：加热器低水位或无水位运行，使疏水冷却段失效或效率降低，导致加热器疏水端差增大。铜管（钢管）结垢也会造成疏水端差增大。 󰁺 消除方法： ——加强加热器水位调整，消除加热器泄漏及疏水调节装置和疏水系统阀门故 - 9 -障。 ——改进加热器空气管的安装位置，防止加热器内部积存空气。 ——改善水质，定期冲洗污垢。 5.7 高加投入率 5.7.1 定义 高加投入率是指高加正常投用时间与高加应投用时间的比值百分数。即： 高加投入率＝（高加运行小时数／高加应投运小时数）×100% （6） 5.7.2 测试结果的考核与评价 高加投入率在95%以上为合格。 5.7.3 对经济性的影响 如一台大型机组的高压加热器因故全部停运，发电热耗率将增加2～5%。 回热系统的经济运行 󰁺 给水温度达到该负荷点下相应的设计值。 󰁺 加热器端差及疏水端差较小，加热器温升分配合理。 󰁺 各加热器无旁路漏流量的存在，疏水按照设计正常系统运行。 最后介绍有关经济性的几个综合指标。 5.8 汽轮机(相对)内效率 5.8.1 定义 汽轮机有效焓降与理想焓降之比。是一个衡量汽轮机内能量转换完善程度的指标。 5.8.2 测试方法 试验测取各缸初终参数，高、中压缸的排汽为过热蒸汽，可直接测量得到排汽焓，低压缸排汽为湿蒸汽，其排汽焓值由汽轮机质量及能量平衡计算求得。 ηoi＝(hi－ho)×100%／(hi—hs) (7) 式中： - 10 - ηoi——各汽缸效率，%； hi——汽缸进汽焓，kJ/kg； ho——汽缸排汽焓，kJ/kg； hs——对应汽缸的等熵膨胀终点焓，kJ/kg。 5.8.3 测试结果的考核与评价 各汽缸效率应达到设计值或合同规定值。 5.9 汽轮机汽耗率和热耗率 5.9.1 汽耗率 汽耗率SR是指汽轮发电机组进汽流量与输出功率的比值，即汽轮机每小时单位出力的耗汽量。其定义式为： SR ＝ M／P (8) 式中： SR——汽耗率，kg/( kW·h) M——汽轮机进汽流量，kg/h； P——发电机输出功率，kW。 如果一台汽轮机组是在某个进汽参数下接受全部蒸汽并在某个较低压力下排出全部蒸汽的(没有给水回热和中间再热的凝汽式汽轮机或背压式汽轮机)，汽耗率是最恰当的性能考核指标。 5.9.2 热耗率 热耗率HR是指汽轮机系统从外部热源取得的热量与其输出功率之比，即汽轮机每小时单位出力的热耗量。其定义式为： HR＝ (Mi·Δhi)／P (9) 式中： HR——热耗率，kJ/( kW·h)； Mi ——质量流量，kg/h； Δhi——对应质量流量每单位质量从外界获取的热量，kJ/kg 其值为供给系统的热量与回收的热量之差，Σ(M·Δh)——输入循环的热量，iiΣkJ/h。 - 11 -P——发电机输出功率，kW。 对于一台带有给水回热系统的电站汽轮机组，热耗率是重要的考核指标。 对于一台带有给水回热系统和中间再热的凝汽式汽轮机来说，其热耗率为： HR＝（Gms·hms＋Grh·Hrh－Gcrh·hcrh－Gfw·hfw－Grhw·hrhw－Gshw·hshw）／P (10) 有时候也可采用循环热效率作为经济性能考核指标，其与热耗率的关系为： ηt＝3600／HR (11) 5.9.3 测试方法 机组竣工启动、大修前后，或进行涉及机组热力特性的重大改造项目前后，必须做热力性能试验，求出机组的热耗率。具体测试方法在后面单独做详细介绍。 5.9.4 测试结果的考与核与评价 热耗率的合格指标是达到设计保证值。 5.10 汽水损失率、补给水率 5.10.1 定义 补给水率就是补给水量与主蒸汽流量的百分数比值，即： 补给水率＝补给水流量×100%／主蒸汽流量 (12) 汽水损失率是补给水量减去锅炉排污量再除以主蒸汽流量的百分数比值，即：汽水损失率＝（补给水流量－锅炉排污量）×100%／主蒸汽流量 (13) 有供热时：补给水率＝（补给水流量－供热流量）×100%／主蒸汽流量(14)汽水损失率＝（补给水流量－锅炉排污量－供热流量）×100%／主蒸汽流量 (15) 5.10.2 测试方法 (1)仪表 双管差压计、差压变送器/流量变送器，也可利用现场经过校验的仪表。 (2)测试方法 1) 运行方式：保持锅炉和汽轮发电机组正常运行。 2) 测试时间：试验进行60min，每5min记录一次。 - 12 - 3) 测试内容：补给水流量、主蒸汽流量和锅炉排污量、供热流量。 5.10.3 测试结果的考核与评价 ——补给水率和汽水损失率的合格指标是达到设计保证值。一般来说，容量为200MW及以上机组汽水损失率应小于额定蒸发量的1.5%；容量为100MW及以下机组汽水损失率应小于额定蒸发量的2.0%。 ——《火电机组达标投产考核标准（2001版）》要求：补水率月平均值应≤3%。 ——大唐监督：300MW以及以上机组补水率应＜1.5%，300MW以下机组补水率应＜2.0%。 5.11 汽轮机最大出力 5.11.1 定义 汽轮机最大出力是指，某一特定热力循环系统对应于最大主蒸汽流量下汽轮发电机组的输出功率。 最大主汽流量是指，在规定的蒸汽参数下所有调节阀全开时的主蒸汽流量。 最大出力就是，机组在额定工况下，调节汽门完全开启时所发出的功率。 5.11.2 测试目的 通过试验确定机组的最大连续出力和最大连续通流量。 5.11.3 测试方法 测试仪表及测试方法同热耗率试验。 测试要求： 1) 试验前要求汽轮机组带额定负荷正常运行，锅炉、发电机运行稳定，机组各辅机运行正常并有调节裕度。 2) 试验时可与锅炉最大连续出力试验同时进行。试验时，汽轮机所有进汽调节阀保持全开，锅炉出口参数达到B—MCR工况设计值（有超压运行能力的汽轮机可按超压5%控制）保持试验负荷大于2h。 3) 实测凝结水流量（或给水流量），计算出主汽流量达到汽机最大通流量。 5.11.4 测试结果的考核与评价 机组最大连续出力和通流量应能达到设计值。如达不到应分析原因并提出有关建议。 5.12 汽轮机额定出力 - 13 - 5.12.1 测试目的 汽轮机额定出力试验的目的是检验汽轮发电机组在额定负荷下的运行适应能力。 5.12.2 测试方法 测试仪表及测试方法同热耗率试验。 测试要求： 机轮机组达到额定负荷后，保持试验负荷不变，全面记录汽机参数和各辅机运行数据。然后按下列顺序进行试验： (1) 在机组自动控制系统投入和负荷不变的情况下，改变给水泵的不同编组方式，保持机组各运行参数在额定值，全面记录汽机参数和各辅机运行数据。检验汽轮发电机组的运行适应能力。 (2) 在机组自动控制系统投入和负荷不变的情况下，按设计要求进行高加切除工况试验，全面记录汽机参数和各辅机运行数据。检验汽轮发电机组的运行适应能力。 (3) 在机组自动控制系统投入和负荷不变的情况下，按设计要求汽机高背压工况试验，全面记录汽机参数和各辅机运行数据。检验汽轮发电机组的运行适应能力。 5.12.3 测试结果的考核与评价 根据试验数据分析、评价汽轮发电机组在不同给水泵编组运行工况、高加切除工况、高背压工况下的运行适应能力。 5.13 供电（标准）煤耗 5.13.1 定义 煤耗率反映了一个电厂或一台机组能量转换过程的技术完善程度，也反映其运行水平的高低，同时也是厂际之间或班组之间经济评比和能源规划中的重要指标之一。煤耗率分为发电煤耗率和供电煤耗率两种。因为供电煤耗率能综合地反映机组的运行性能，已成为衡量机组经济性最为常用、最为有效的一种性能指标。 机组供电煤耗率b是指机组每向外供出1kW·h电能平均耗用的标准煤耗，其计算公式为： - 14 - b ＝ 式中： 0.123 ηb·ηp·ηel·(1－e) kg/( kW·h) (16) b ——供电煤耗率，kg/( kW·h)； ηb——锅炉效率，是锅炉热负荷与所供给能量的比值，一般ηb＝0.90～0.94； ηp ——管道效率，一般ηp＝0.98～0.99； ηel ——汽轮机效率(汽轮机循环热效率)，是汽轮机发电量与吸热量的比值。 e —— 厂用电率，指机组在生产电能过程中直接消耗的电量与发电量的比值。其计算式为： e ＝（Pc＋Pg）／P×100% (17) Pc ——本机厂用电功率，kW； Pg ——本机耗用的公用系统电功率，kW； P —— 发电机端功率，kW。 5.13.2 测试目的 通过对机组效率及厂用电量的测量，在已求得锅炉效率的前提下，求取机组在额定负荷(ECR)时的厂用电率和供电煤耗。 5.13.3 测试方法 机组供电煤耗的测试应与锅炉热效率试验、汽机性能试验同步进行，测试仪表及测试方法同热耗率试验。同时，应增加厂用电测试所需的测点及仪表，仪表精度应达到0.2级。 主要厂用电测点有： ——厂高变功率； ——公用系统设备耗电功率； ——励磁设备耗功。 试验时，厂用电系统应尽可能由本机单独提供，对于不便隔离的交叉供电的设备或出于安全要求不能隔离切换的设备，应布置相应测点，测取其电功率。 5.12.3 测试结果的考核与评价 机组供电标准煤耗应满足设计值或合同要求。 - 15 - - 16 -