汽轮机抽汽调节方式经济性比较及改造论证(1).doc

NC型210MW汽轮机抽汽调节方式经济性比较及改造论证NC型210MW汽轮机抽汽调节方式经济性比较及改造论证1 前言NC型210MW旋转隔板调节抽汽汽轮机是通过旋转隔板主要调节抽汽量和凝汽量的比例来实现的调节抽汽，由于抽汽点后通流面积是按纯凝汽运行时的流量设计的，在低负荷或抽汽量较大时，旋转隔板或抽汽调节汽门会产生很大的节流损失，中压缸的内效率比凝汽式机组的内效率下降20%左右。2007年12月平东热电公司进行了抽汽工况下的中压缸效率试验，在低负荷下供热时中压缸效率较低并且存在安全隐患，例如在150MW供热126t/h时，中缸效率为83.5%，在120MW供热51 t/h流量下为78.89%， 其抽汽温度448.5，超过抽汽管道设计允许温度，需降低再热汽温度，才能安全运行。为了保证机组低负荷下安全性和经济性，用压力匹配器代替旋转隔板，实现可调节供汽，改造工作量小，机组本体可以不改变，供热参灵敏稳定，调节范围大，并且提高机组供热安全性和灵活性，年效益300万元，单台投资40-50万元，可以在C级检修中实施，在2-3月内收回投资。2 汽轮机抽汽调节原理及特点供汽轮机在电负荷变化的一定范围内，保证热负荷从零到最大抽汽量时供汽压力不变，实现抽汽调节有两种方法：一种是机内调节，在汽轮机本体内部或中部加装旋转隔板或抽汽调节汽门，另一种是机外调节，在热力系统利用压力匹配器实现抽汽的调节。2.1旋转隔板抽汽调节汽轮机旋转隔板抽汽调节汽轮机一种在汽轮机中压缸内部加装旋转隔板实现抽汽调节式汽轮机，加装旋转隔板把汽缸分成高压(HP)、低压(LP)两部分，抽汽在旋转隔板前接出，整机以三抽抽汽口为界，分成高、低压两个汽组，通过高压调节阀和低压调节阀相互协调实现调节，故能同时满足热负荷和电负荷的要求。135MW-600MW级大容量双阀调节抽汽供热机组是先进的调压方式，既保证了抽汽压力、温度和流量等抽汽参数的准确性和稳定性，同时又提高了机组在各种抽汽工况下的经济性。因为在绝大部分抽汽工况时，通流部分中的调节阀门调节级全开，主要由关小相应抽汽管道上的调节阀门来调节抽汽，在抽汽工况时，保持了机组整个通流部分较高的效率，而仅牺牲了抽汽管道上的部分经济损失，从而提高整个机组的经济性。2.2机外调节汽轮机压力匹配器汽轮机以高压蒸汽作驱动蒸汽，用驱动蒸汽抽吸汽机抽汽达到外供汽压力，在压力匹配器驱动蒸汽进口装有调节阀，以保证出口蒸汽压力不随汽轮机电负荷及外供汽量的变化而改变。机外调节系统是将电负荷和热负荷分开单独控制。汽轮机的调节系统以转速为脉冲信号,根据电负荷的大小控制汽轮机调节汽门的开度，而热负荷由压力匹配器驱动蒸汽的调节阀来控制，外供汽量增大，驱动蒸汽调节阀开大，汽轮机抽汽增加，反之,驱动蒸汽调节阀关小，汽轮机抽汽减少。3、NC210/C140抽凝机组热力特性及经济性分析3.1设计的抽汽压力抽汽量Dg与汽轮机经济指标的关系根据汽轮机厂提供的汽轮机热力特性计算书，对汽轮机不同抽汽工况中缸效率进行计算，抽汽量由30t/h增加到340t/h，中缸效率下降20个百分点，抽汽量Dg与汽轮机经济指标的关系见表一。 表一：设计的抽汽压力(0.9807)抽汽量Dg与汽轮机经济指标的关系项目主汽流量（t/h）电负荷（kw）热负荷（t/h）抽汽温（）热耗(kj/kwh)中缸效率 (%)功率损失(kw)1670.0130328370.0406.15903.270.11657.1722670.0137585340.0406.26211.172.8711127.43670.0172871200.0406.26741.682.193794.914670.0198804100.0406.07576.286.474577.155642.520000060.0409.87836.790.373464.0326670.02244140.0402.98127.192.1970图一：抽汽量Dg变化与中压缸效率关系曲线(抽汽压力0.9807Mpa)图二：最大进汽量抽汽量变化与不可逆损失关系曲线(设计抽汽压力0.9807Mpa)3.2、额定抽汽工况汽机组热力特性NC型汽轮机在供热量（340-370T/H）中缸效率较低，只有70%左右(见表二)，在额定抽汽量340 t/h，供热压力由0.7845Mpa提高到1.275 Mpa，中缸效率由75.28%下降到69.7%，变化5.5个百分点，抽汽温度上升44.7，因中压调节级节流损失，发电机出力减少13516kw，并且抽汽压力愈高对整机热力过程影响愈明显,供热抽汽引起的进汽多耗系数就愈大，相应地，联产供热的热耗量就愈高，热电联产的经济效果就愈差，在任何抽汽量（30-370T/H）下均存在一个保证供热的条件下，使机组热耗最佳的供热压力。由图2可见，抽汽压力0.9807 Mpa时，汽轮机在198MW-220MW范围中缸效率基本稳定，大于220MW时中缸热效率和不可逆损失出现拐点，把抽汽压力降低到0.785Mpa，在200MW负荷左右，出现拐点，所以在非采暖工况（抽汽量60-80T/H范围），在保持工业用汽的条件下，供热压力越低机组热耗越低。表二：在额定供热量(340 t/h)抽汽压力改变时对整机热力过程影响项目主汽流量（t/h）电负荷（kw）抽汽压力/温度（Mpa/）热耗(kj/kwh)中缸效率(%)不可逆损失(kw)16701432020.7845/385.96098.875.25396.5126701375850.9807/406.26211.172.8715214.536701296861.275/430.66379.169.719143.83.3额定抽汽和校核抽汽对比分析额定抽汽和校核抽汽工况，其11级前通流部分及对应回热系统热力参数完全相同，我们更易于分析，抽汽量由200T/H增加到340T/H，造成低压抽汽节流损失增加，中缸效率由82.185%下降到70.1%，同时因小容积流量鼓风造成低压末级损失增加，不可逆损失增加7331.31KW。表三：额定抽汽和校核抽汽进行对比分析项目名称单位额定抽汽工况校核抽汽工况差异抽汽量T/H200340140发电机输出功率KW17287113758535286抽汽导致作功不足KW3072.689982.016909.33抽汽工况折算机械功率KW220595.03215928.254666.78纯凝工况机械功率能力KW224387.918224387.9180不可逆损失KW3792.8711124.197331.31中缸效率%82.18572.879.3153.4、非采暖抽汽工况汽机组热力特性在汽轮机最大进汽量的条件下，保持供汽量100 t/h不变，抽汽压力由0.9807Mpa降到0.78457Mpa，中缸效率上升1.349个百分点，不可逆损失减少1309.72KW，发电煤耗下降0.92g/kwh；在供汽量60 t/h时，压力由0.9807Mpa降到0.78457Mpa，中缸效率上升4.38个百分点，不可逆损失减少3598KW，发电煤耗下降3.94g/kwh，抽汽量越小越接近纯凝工况，在非采暖期汽轮机以接近最大电出力带抽汽60-80t/h运行比较经济，抽汽超过100 t/h时汽轮机中压缸效率下降较快，见表三， 在低负荷下供热，汽轮机中缸效率非常低，主汽流量419T/H，电负荷120MW带60T/H抽汽，其抽汽温度448.5，需降低再热汽温度，才能安全运行，见表五、表六。表四：在120MW负荷抽汽量变化与经济指标的关系(抽汽压力0.9807Mpa)项目主汽流量（t/h）电负荷热负荷（t/h）抽汽温度（）热耗(kj/kwh)中缸效率 (%)不可逆损失(kw)1449.37120000100444.77858.22419.7012000060448.58265.280.22+10829.793449.191575090403.48186.792.2503.5、热力试验验证2007年12月对机组进行了抽汽工况下的中压缸效率试验数据见表六。表五： 机组热力试验情况下抽汽工况电负荷与经济指标的关系项目主汽流量（t/h）电负荷（kw）热负荷（t/h）抽汽压力/温度（Mpa/）中缸效率 (%)备注1652.36219700076.860.811/396.191.957机2546.84115900093.630.835/41185.157机3439.19513000051.670.864/425.479.667机4696030.825/39092.486机5568.469152000126.010.825/40883.496机6390.05311850030.00.818/432.072.676机图三：机组抽汽工况热力试验电负荷与中压缸关系曲线 在抽汽量60 t/h时，保持抽汽压力0.9807Mpa不变，电负荷由200MW减少到120MW，中缸效率由87.37%下降到80.22%，变化7个百分点，不可逆损失增加10887 kw,抽汽温度上升38.7，按热平衡图发电热耗计算(数量法)煤耗增加16.01g/KWH，如果按照实际焓降法计算煤耗增加 25.06 g/KWH，承担抽汽（60-100T/H）的机组不参与调峰。表六：在供热量(60 t/h)汽轮机电负荷变化与经济指标的关系抽汽压力(0.9807)项目主汽流量（t/h）电负荷（kw）抽汽温度（）热耗(kj/kwh)中缸效率 (%)不可逆损失(kw)1642.452000000.9807/409.87836.787.37+4079.02504.101500000.9807/4318091.382.69+13236.383419.71200000.9807/448.8265.280.22+17000表七：纯凝工况下不同电负荷与经济指标的关系项目主汽流量（t/h）电负荷（kw）抽汽温度（）热耗(kj/kwh)中缸效率 (%)备注1670224414402.98127.192.197VWO262221000403.815192.25THA350928239.692.252VWO4449.157509403.4818692.2575%THA5298105002404.5846192.2550%THA624084000405.865192.340%THANC型汽轮机在纯凝工况下，电负荷由210MW减少到130MW，在试验的条件下，中缸效率基本不变，三抽汽温度基本不变，煤耗上升15.82g/KWH；相比在60T/H的抽汽工况，电负荷由210MW减少到130MW，在试验的条件下，中压缸通流效率由90.97%下降79.66%，三抽汽温度由396.1上升到435.6，温度上升39.5,用实际焓降法计算,电负荷由200MW减少到130MW发电煤耗上升22.77g/KWH；例如：在两台机组运行，其中一台机组带60 T/H抽汽量供热，是选择纯凝工况还是选择抽汽工况的机组调峰80MW电负荷，机组煤耗水平相差6.94g/KWH，所以在抽汽量（60-100T/H）范围内，在机组设备允许的条件下，由一台机组在汽轮机最大的进汽量下运行，承担热电负荷，相当于以热定电，余下的电负荷由纯凝工况的机组承单，参与电网调峰。4、供热工况汽轮机整机及中压缸效率分析4.1、供热工况的汽轮机整机机械损失计算机组抽汽供热后会直接减小机组发电量，抽汽导致作功不足，同时汽轮机低压调节级及12-15级的效率（中压效率）影响较大，并且低压缸进汽量小于 200吨/小时，末级鼓风损失增加较大。最大抽汽工况(Pg=0.9807Mpa，Q=370t/h，NO=130328Kw)为例进行计算。 Hb=(hc-hn)Q(1)式中：Hb为单位抽汽供热量作功不足，kW；Q为抽汽量，kg/s；hh为供热抽汽焓，kJ/kg；hc为低压缸排汽焓，kJ/kg。Hb=(hh-hc)Q=（3277.0-2496.6）*（370/3.6）*g =79085.90KW抽汽对发电机功率的影响为：N发= Hbmg，式中：m为机械效率，取98.5%；g为电机效率，取98.5%，因汽轮机机械功率损失在定速后为固定的1250KW，抽汽工况下不再计算。N0=Hb+N. (2)=79085.90+130328=209413.935KW式中：N0为抽汽工况折算机械功率, N为抽汽工况发电机实际输出电功率；N= N0-Nn式中：N为汽轮机机械功率损失，Nn为纯凝工况机械功率N = 209413.935-224628.44= -15214.54KW 其它抽汽工况计算结果见下表十。表八：供热工况汽轮机机械功率损失计算表序号工况N0TPHchnNnN130/1180001260414510.980733712406136754-10712230/224187224188403.40.980732722410224414-227360/120000134524448.50.980733682481144976-10451460/120000134133429.30.78533292481140934-7045 560/150000164461431.90.980733332450177972-13510660/150000163828412.10.78532932450173307-9478.9760/200000214342409.80.980732862412218667-4324860/200000213897.391.00.784532502403212240+16579100/120000142662.422.90.784533162486150067-740410100/120000142801.425.40.807033212485150676-787411100/150000171522409.40.807032822450183147-1162412100/150000171388406.80.784532822450182629-1124113100/198804222482.406.00.980732782412227059.8-4577.114100/200000222595385.40.78453237.2411222802.4-20715150/120000152865415.60.784533012499167283-1441716150/120000153074.418.10.80733062499167915-1484017150/150000183710403.50.80732502403.194006-1029518150/15000183513400.90.784532702452.193412-9898.919200/172871220595.406.20.980732782406224387.9-379220340/143202215928.385.90.785432382456221324-539621340/137585213263406,20.980732782465224387.9-1112422340/129686208831430.61.27533262475227975-19143.23370/130328209413406.10.980732782497224628-152144.2、供热工况的汽轮机中压缸机械损失计算NC210MW汽轮机通过旋转隔板调节级调节，维持抽汽压力不变，因节流造成效率下降较多，并且中压调节级前后级组效率下降（在中缸效率中考虑重热利用），抽汽导致作功不足，减小机组发电量，除在190MW以外，在汽轮机最大进汽量条件下，在高热负荷时压降大，高电负荷时虽然压降小但是主汽流量较大等工况中缸效率下降明显，以额定抽汽工况(Pg=0.9807Mpa，Q=340t/h，NO=137585Kw)为例进行计算，其他工况见下表十三。 N=(hm-hn)Q*（纯凝 - 抽汽）(3)式中：N为中压缸效率下降造成作功不足，kW；Q为抽汽量，kg/s；（hhn）为机组有效热降，kJ/kg。13N =(hm-hn)Q*（纯凝 - 抽汽）(4)=（3540.3-3315.02）*（558.0/3.6）*（0.9053-0.8763）+（3315.02-3282.9）*（170.1/3.6）*（0.9028-0.4948）+（3282.9-2912.1）*（156.9/3.6）*（0.9193-0.8925） = 1179.488+ 4518.76+174.62 = 5872.87表九：NC210MW抽汽工况中缸效率机械功率损失计算表项目电负荷抽汽量抽汽压力低压调节流量主蒸汽流量级组1效率中调效率 级组3效率中缸效率中缸功率损失1137.59340.00.9807153.02670.0087.6349.4889.2572.875872.872143.202340.00.7845153.05670.0086.6950.9389.2075.285929.653129.686340.01.275152.59670.0087.548.16989.269.76880.164130.328370.00.9807120.36670.0087.6245.5289.1170.015306.235172.871200.00.9807311.47670.0087.6366.0589.1182.1856569.696198.804100.00.9807429.62670.0088.7473.1191.8886.454804.97200.00100.00.7845427.17665.9588.2377.2491.988.433529.358200.0060.00.9807452.29642.4588.7975.7591.9587.364242.159200.0060.00.785443.39630.2087.692.392.5191.64732.7910150.00150.00.807294.71561.0188.6067.6991.984.074514.7111150.00150.00.785294.08560.0588.5568.091.8984.34408.8112150.00100.00.8070322.9526.2288.5568.6592.6484.584271.1213150.00100.00.7845322.4525.4588.6268.9591.9384.874215.9114150.0060.00.9807348.51504.1087.8566.9691.8682.675472.9615150.0060.00.7845342.98496.0088.5269.7291.985.214081.4016120.00150.00.8070231.77478.3088.4359.9091.9779.664921.5517120.00150.00.7845230.09477.1088.4360.0591.8879.904828.4618120.00100.00.8070258.28422.1888.10964.61691.9181.634676.6319120.00100.00.7845257.48441.0588.7464.7391.9181.894582.2020120.0060.00.9807283.1419.7086.2365.188.8780.216038.4121120.0060.00.7845277.71411.887.967.2691.982.744332.072220637685.00.825574.17696.1584.1792.9192.0691.512323.882320637685.00.825574.17696.1584.1786.6586.6591.513543.8924152329126.00.825463.46568.4786.8384.4684.0583.494434.692511958800.559306.99364.0588.6492.7391.9791.5852.182619715176.00.811543.63652.8485.1390.5894.2290.971783.312719715176.00.811543.63652.8485.1390.5887.9590.973345.142615963593.00.835455.90546.8487.6778.4287.6884.354302.742713028351.00.864368.68439.1589.8572.7582.2778.896156.492822441400.9708545.44670.0090.3490.31391.9392.19770.9629210.0000.9066493.14622.1190.5390.2891.9392.24030157.50900.6696363.41371.2490.8390.2791.9392.33-83.545、利用压力匹配器改造NC210MW汽轮机的方法压力匹配器的基本原理和蒸汽喷射压缩器相同，是利用高压蒸汽作动力来提升低压蒸汽的压力，由高压缸排汽抽出部分蒸汽进入压力匹配器喷咀，膨胀形成高速汽流，将三级部分回热抽汽吸入，两种汽流混合扩压形成热用户所需要的压力，旋转隔板与压力匹配器联合运行的原则性系统如图10所示。1、压力匹配器 2、减温器 3、减温水调节阀 4、压力变送器5、温度变送器 6、仪表箱 7、电动执行器 8、安全阀 图四： 210MW机组压力匹配器供热原则性系统图在热网出口联箱并联压力匹配器，按热网压力信号去控制匹配器进汽调节阀的开度，即可实现调整抽汽口压力或抽汽量的目的，当供汽压力低于设定值时，仪表箱中的调节器发一信号给压力匹配器上的电动执行器，电动执行器开大针形阀，增加压力匹配器中喷嘴喉部面积，增加驱动蒸汽流量，引射的汽机抽汽量也随之增加；在外界用汽量减少，压力匹配器压力增加时，上述的动作相反，这样就保证了汽轮机电负荷不变时，外界用汽量改变，而抽汽压力不变。在汽轮机电负荷改变时，其汽轮机高缸排汽和三抽压力变化，压力匹配器根据按热网压力信号去控制匹配器进汽调节阀的开度，调整抽汽口压力或抽汽量。为了适应抽汽供热的需要，与汽轮机的调节汽门的喷咀调节相似，压力匹配器采用多喷咀结构，根据外供汽量的大小，调整喷咀开启的数量及开度大小，以保证在外供汽量变化时，压力匹配器保持较高的效率。从上述可以看出，在电负荷和热负荷同时改变时，可以保证外供汽压不变；在热负荷改变时也可以保证电负荷不变；在电负荷改变时，也可以保证热负荷不变，因而实现了将不可调整抽汽改为可调整抽汽。汽轮机压力匹配器还可以作为减压器使用，在汽轮机发生故障时,利用高旁路供给冷再，通过压力匹配器减压外供。6、供热汽轮机调节方式经济性比较为了让大家对两种供热机组的运行经济性有一个直观的认识，我们应用系统工程的黑箱理论，将两台机组的五个边界数据（汽轮机机组进汽量、供汽量、给水温度和凝汽器排汽量）中的电热负荷固定，以用再热器冷段蒸汽作驱动蒸汽（电负荷150MW，抽汽80 t/h）为例进行计算，对两种调节方式的经济性进行比较，其他工况见下表十。6.1典型工况一（电负荷150MW，抽汽80 t/h）： 用再热器冷段蒸汽作驱动蒸汽，抽吸中压缸3抽的蒸汽，混合后扩压，对外供汽。再热器冷段蒸汽由于温度高，应先减温，使减温水变成驱动蒸汽，以减少再热器冷段蒸汽的用量。按150MW负荷的试验数据，主蒸汽流量的506t/h，供热蒸汽流量80t/h计算。驱动蒸汽2.137MPa、330.0，减温水15.0MPa、176。三抽压力在150MW负荷时不供热的压力为0.6696MPa（见75%负荷时的热平衡图），根据上述参数计算，供出80t/h、0.825MPa、280蒸汽需要再热器冷段蒸汽34.5t/h、减温水5.5t/h，三段抽汽40t/h。这时旋转隔板全部打开。供热蒸汽压力、温度由压力匹配器的自控系统调节。中压缸热力过程的焓熵图如下图五：中压缸热力过程的焓熵图根据上述数据，有34.5t/h再热蒸汽从2.045MPa到0.68MPa没有进入中压缸做功，而使得中压缸效率从0.8378提高到0.9167。由于再热器冷段蒸汽总流量385t/h，除去蒸汽34.5t/h，占总流量的0.089，而再热蒸汽到抽汽的等熵焓降335KJ/kg，到中压缸排汽等熵焓降731.5KJ/kg，驱动蒸汽焓降占中压缸总焓降的0.457，驱动蒸汽减少，中压缸发电量0.0890.4570.0407，由于不用旋转隔板中压缸效率提高0.9176-0.8378=0.0798，因而中压缸发电量提高0.0798-0.0407=0.0391，中压缸的效率提高到0.8378+0.0391=0.8769。中压缸流量按385t/h，等熵焓降按731.5KJ/kg计算，可增加发电量2706KW，上网电价0.35元/度计算，年运行9*30*8（2160）小时，年效益204.60万元。在不考虑回热抽汽的条件下，旋转隔板抽汽调节机组的功率PC可以通过下式计算：PC= = . （5）而压力匹配器式抽汽机组的功率Pm，在不考虑回热抽汽的条件下：Pm= = （6）在同样的中压进汽量的情况下，回转隔板和压力匹配器式机组发电功率之比： （7）回转隔板抽汽机组的内效率压力匹配器抽汽机组的内效率，基本上相当于回转隔板全开时的效率。在抽汽量为零时等于1，随着抽汽量的增加逐渐下降。回转隔板抽汽机组的进汽量供热抽汽量压力匹配器驱动蒸汽量抽汽式机组的等熵焓降回转隔板抽汽机组从抽汽口到排汽口的等熵焓降压力匹配器抽汽机组从抽汽口到排汽口的等熵焓降压力匹配器抽汽机组从进口到抽汽口的等熵焓降回转隔板抽汽机组抽汽口后通流部分内效率压力匹配器抽汽机组抽汽口后通流部分内效率压力匹配器抽汽机组抽汽口前通流部分内效率假若将回转隔板抽汽机组各部分效率取整个通流部分的平均值压力匹配器抽汽机组各部分效率取整个通流部分的平均值（7）式简化为：. （8）式中回转隔板节流系数，在抽汽量为零时等于1，随着抽汽量增大逐渐减少。回转隔板抽汽机组抽汽做功减少系数。压力匹配器抽汽机组抽汽做功减少系数。这两个系数由于抽汽点的压力不同所以不等。压力匹配器驱动蒸汽做功减少系数 我们根据（8）式对NC210MW供热机组利用回转隔板和压力匹配器调节，在不同工况下，回转隔板和压力匹配器抽汽机组的功率比计算如下：河南平顶山平东热电有限公司于2007年12月委托河南电力试验研究院对机组进行了热力试验，试验给出了210MW，150MW，120MW等工况下的热力性能，见表5：根据试验数据及制造厂热平衡表数据计算了NC210MW机组四个典型工况两种调节方式的经济性进行比较。表十：损失功率计算项目工况MW1198.85501000.8700.91670.941731.5401354.73760.954320.9821504741260.83490.91760.9098731.5438.9335.0396.50.95346.70.8253150418800.83780.91670.914731.5438.9335.0396.50.94234.50.8254120321600.78890.91670.860669447.33762930.87533.50.725表三 典型工况对照表项目工况 NONON年效益(万元)119810090916782404104380.94804.9231845.412150126 t/h84.2387.365602883784434.692684 41.98315080 t/h82.387.696200077936.64841.42706412060t/h78.8985.95294654683.56038.414176 315.7按定热耗增加发电量方式计算：非采暖期（3月15日-12月15日）的增加上网电量，多发电 1151.68万kwh，按0.35kwh/元计算,减少成本403万元.按定功率，降低热耗方式计算：非采暖期（3月15日-12月15日）的中缸效率比改造前平均高提高3.64个百分点，降低发电标煤单耗4.6g/kwh，非采暖期节煤4981吨，价值299万元，见下表： 项目平均负荷运行时间（h）改造前平均中缸效率（%）改造后中缸效率（%）负荷180MW 40808891.00120负荷150MW216082 87.00MW 180负荷150MW447 86 88.00平均170 MW6687 85.9389.57经过论证可以得出以下结论：压力匹配器在汽轮机能够运行的所有工况热经济性都优于回转隔板，抽汽口后流量愈小，供汽压力愈高，效益愈显著。在零抽汽量时，两者效率相同。不存在不同工况下，两者优化切换问题，压力匹配器受再热器冷段抽汽量的限制，如果冷段达到最大抽汽量，如果热负荷再增加，就应当切换到回转隔板运行以上是在额定工况下对两种机型进行了效益分析,在抽汽量较少的情况下,压力匹配器机组具有较好的效益。5.1 机组安全可靠性得到提高平东公司两台机组在非采暖经济性问题得到解决，保证两台抽凝机组抽汽工况的良好运行。5.3经济性明显经统计，非采暖经济性在低负荷下运行2607小时，中缸效率比改造前平均高提高4.35个百分点，年效益370.万元。总之，通过改造，提高了非采暖期的运行经济运行性，从节能和环保方面对国家、社会和电厂都是有益的。四、用户实例：连云港新海发电厂300MW 高排引射三抽75吨/台2台南通天生港发电厂330MW高排引射三抽 100吨/台 2台山东高唐热电厂 25MW5.3MPa,480蒸汽 60吨/台引射1.0MPa蒸汽升压1.6MPa张家港热电厂 50MW9.0MPa,535蒸汽 80吨/台引射1.0MPa蒸汽升压到1.8MPa摘要: 为了大力推进节能减排工作，近来我国启动了“十大重点节能工程”，其中区域热电联产工程进展迅速。国家大力倡导优选大型采暖、发电两用机组，三北地区有条件集中供热的大中城镇都在筹建或建设中，某些不采暖地区也将纯发电大型机组改造成热电联产机组。本文探讨对优先选用 300 MW 及以上大型热电联产机组是有条件的，不宜过分强调; 在大型火电机组再热器前（后）打孔抽汽改造，供热参数不匹配，不宜大力推广，这些机组改造仅做过渡措施，应积极开发新型大型高效热电联产机组。7适度进行大型凝汽发电机组的供热改造当今三北地区原 1 3 5 M W（125 MW）、200 MW、300 MW 凝汽机，当有较大采暖热负荷时，都可从中低缸连通管上打孔抽汽、装三通，蝶阀进行采暖发电两用机改造，是节能改造的有效途径，有条件的地区，宜大力推广。在长江淮河间一些电厂，甚至东南沿海地区，原安装中间再热 135 MW、200 MW、300 MW机组，甚至 600 MW 机组，为了挂上“热电联产”名字，延长机组发电的年限，为了满足工业热负荷 0.81.5 MPa 蒸汽供热参数，不改变主机、主炉及其主要结构的情况下，不惜在中间再热后（一般 2.24.5 Mpa，535550）开孔改造，经减温减压器调节后向外供热改造，其结果是增加节流减温损失，节能量是有限的，只能当作过渡措施，不宜大力推广。作者认为至少要加以改进:采用蒸喷压缩热泵方案，来供工业热负荷，即用再过热的前或后（冷、热）抽汽做引射汽，把中缸回热抽汽或中、低缸连通管做抽取汽后，经喷射压缩成 0.81.5 MPa、300350，供热蒸汽来进行供热，是挽回部分节流损失的改进措施。8加快开发高效大型专用热电机组凝汽采暖两用机组是在凝汽机组上改造发展起来的。几乎一致在中、低缸过缸联通管上装蝶阀三通管而成两用机，因而抽生产用汽受到很大限制。要成为真正的大型专用热电机组，必须新开发高效大型专用生产、生活双抽热电机组。作者认为应积极开发并建议采用以下主要措施：（1）采用最新（三元流）通流部分设计技术，提高机组内效率。（2）调整中、低缸的级数，改变分缸压力，使之接近生产抽汽压力，可供选用。（3）做好机、炉、电容量匹配工作，以求最优配合，做到安全、节能、经济。（4）将蝶阀、减压阀调压方式改变为调节阀门或旋转隔板，确保安全、经济、灵活。（5）依据主汽流量与供热汽流量和机组容量优化排汽口个数，如 600 MW 供热机组，可能采用二排汽口结构，以节约投资，提高经济效益。9结语热电机组的选型要因地制宜。三北地区大中城市采暖负荷较大，200 MW 及以上两用机中、低缸联通管上的蒸汽压力基本上是 0.250.7 Mpa，正好供采暖用热，热负荷大宜选用大型节能两用机组，是完全正确的，以起到供热发电两不误，供热时节能效益显著，单发电也与同容量大机组发电煤耗相差很小，是应该大力发展的热电机组。而东南沿海地区，甚至南方地区，冬天不采暖，夏天有些空调冷负荷，而工业热负荷较大，且较均匀，宜主要选用背压机加一台可调热电负荷的中小型抽凝机。因热负荷是有波动的，背压机承担基本热负荷，而抽凝机担任尖峰波动负荷，比单纯清一色背压机加上减温减压器承担尖峰波动负荷热经济好得多，避免节流损失，可多发电。大型凝汽机组改造成供生产用汽热电机组供热参数不匹配时，为节能不宜从再热前（或后）经减温减压器后供热，应选用蒸汽喷射热泵式供热改造，以节约能源和多发电。这些改造，只作过渡措施。从长远看，应积极开发新型高效热电联产机组。以上是在额定工况下对两种机型进行了效益分析,在抽汽量较少的情况下,压力匹配器机组具有较好的效益。因此利用压力匹配器改造打孔抽汽机组为可调抽汽机组,或者新设计机组配压力匹配器成为可调节抽汽机组都具有一定的优越性。压力匹配器式机组还具有机组的电负荷和热负荷分开控制的优点,电负荷和热负荷互不影响,不存在所谓“强迫电负荷”的问题。此外,当压力匹配器在汽机停机时,还可作减压减温器使用。5结论根据上述分析及多台压力匹配器的运行实践建议汽轮机制造厂应改进抽汽式汽轮机的设计方法,按压力匹配器式可调抽汽汽轮机的机型制造,同功率、同供热量的汽轮机可降低造价1/31/4,而运行的经济性却优于传统的可调抽汽式汽轮机。凝汽式汽轮机改调整抽汽式汽轮机的探索与实践摘要:从分析调整抽汽式汽轮机的调节原理入手,介绍了50MW以下的凝汽式汽轮机改抽汽式汽轮机的两种方法。结合工程设计实践,讨论了两种方法的不同特点,提出了打孔抽汽和压力匹配器联合运行是一种简单实用的方法,建议在实际工程中积极选用推广。引言为了提高能源利用效率,减少环境污染,国家决定在2003年底之前全部关停50MW以下的凝汽式机组。为了发挥设备潜力,同时鼓励发展集中供热机组,可将这类凝汽式汽轮机组改造为调整抽汽式汽轮机,使机组循环热效率提高,并达到一定的“热电比”,从而把此类机组作为热电联供机组保留下来。将凝汽式汽轮机改为抽汽式汽轮机有两种方法:一种是机内调节,在汽轮机本体内部或中部加装旋转隔板或抽汽调节汽门;另一种是机外调节,打孔抽汽和压力匹配器联合运行。1调整抽汽式汽轮机的调节原理对调整抽汽式汽轮机,因可以同时调节高、中压缸的进汽,故能同时满足热负荷和电负荷的要求1。图1为调整抽汽式汽轮机的调节系统示意图。由图中可以看出,该系统中调速器A和调压器2凝汽式汽轮机改造成调整抽汽式汽轮机的方法将凝汽式汽轮机改为调整抽汽式汽轮机有机内调节和机外调节两种方法。5结论根据上述分析及多台压力匹配器的运行实践建议汽轮机制造厂应改进抽汽式汽轮机的设计方法,按压力匹配器式可调抽汽汽轮机的机型制造,同功率、同供热量的汽轮机可降低造价1/31/4,而运行的经济性却优于传统的可调抽汽式汽轮机。随着电网容量的增大，发电机组的容量也不断增加,而供热机组的容量也应增大，才能发挥热电联产的优越性，开发新型专业供热机组。作者认为至少要加以改进:采用蒸喷压缩热泵方案，来供工业热负荷，即用再过热的前或后（冷、热）抽汽做引射汽，把中缸回热抽汽或中、低缸连通管做抽取汽后，经喷射压缩成 0.81.5 MPa、300350，供热蒸汽来进行供热，是挽回部分节流损失的改进措施。加快开发高效大型专用热电机组凝汽采暖两用机组是在凝汽机组上改造发展起来的。几乎一致在中、低缸过缸联通管上装蝶阀三通管而成两用机，因而抽生产用汽受到很大限制。要成为真正的大型专用热电机组，必须新开发高效大型专用生产、生活双抽热电机组。以上是在额定工况下对两种机型进行了效益分析,在抽汽量较少的情况下,压力匹配器机组具有较好的效益。1、 前言2、 供热汽轮机抽汽调节原理及特点；3、 NC210/C140抽凝机组热力特性及经济性分析；4、 利用压力匹配器改造NC210MW方法；5、 供热汽轮机调节方式经济性比较；6、 NC型210MW供热机组改造的经济性论证7、 结语利用高压缸排汽导