第2讲第八章火力发电厂优化运行与调整

第八章火力发电厂优化运行与调整-1教 师：邮 箱：h

：F8312020/11/1712020/11/172主要内容:单元机组的运行与调整热力系统主要设备的运行与调整发电厂主要热力系统的优化运行与调整运行参数的监视与调整并列运行单元机组之间负荷经济分配第一节单元机组的运行与调整：大型火电机组都采用集控运行方式燃气机组已实现一键启停数字化控制是未来的发展方向2020/11/173一、机组运行调整的主要任务2020/11/174①满足电网负荷需求②安全稳定运行③保持运行参数正常④汽水品质合格⑤提高机组运行热经济性⑥减少污染物排放二、单元机组的滑参数启动与停机滑参数压力法启动滑参数真空法启动启动方式按进汽参数分额定参数启动滑参数启动冷态启动温态启动按启动前汽轮机金属温度高低分热态启动极热态启动高中压缸启动中压缸启动按高、中压缸的进汽情况分按汽轮机主汽阀前端压力大小分2020/11/1752020/11/176滑参数启动概念：在启动锅炉的同时，以低参数蒸汽进行暖管、暖机并启动汽轮机，锅炉出口的蒸汽参数随着汽轮机的转速和负荷的逐渐增加而提高，当完成升速，带到额定负荷时，锅炉出口的蒸汽参数即达到额定参数滑参数启动优点：①缩短启动时间②提高热经济性③增加安全可靠性④改善环境条件⑤启动过程易于控制2020/11/1773.

滑参数启动方式①

真空法：启动前从锅炉汽包到汽轮机之间的管道上的阀门全部打开，疏水门、空气门全部关闭投入抽气器，使由汽包到凝汽器的空间全处于真空状态锅炉点火后，一有蒸汽产生，蒸汽即通过过热器、管道进入汽轮机进行暖管、暖机当汽压达到0.1MPa(表压)时，汽轮机即可冲转当汽压达到0.6～1.0MPa时，汽轮机达额定转速，可并网开始带负荷，均由锅炉调节控制2020/11/178真空法优点启动时间短，热损失和工质损失小温差和热应力都较小：为什么？真空法缺点汽轮机冲转和升速时的汽压很低，锅炉操作的微小失当都会引起汽轮机的转速波动，甚至会损伤汽轮机冲转汽轮机的汽温很低，水分很大，易引起水击应用情况：很少2020/11/179②压力法启动时，锅炉点火前汽轮机的主汽阀和调节汽阀都处于关闭状态，只对汽轮机抽真空锅炉先点火升压，当汽压达到一定数值后，才开始暖管、暖机、冲转一般汽压达到0.5～1.0MPa(表压)时开始冲转，以后随着蒸汽压力、温度逐渐升高(通常为1

～

4.0MPa，200

～320℃)，汽轮机冲转升速至全速并网后，全开调节汽阀，之后随主蒸汽参数提高，逐渐增加负荷，直至达到额定负荷压力法滑参数启动的主要特点：与真空法相比启动前汽轮机的主汽阀和调节汽阀都处于关闭状态冲转汽轮机的蒸汽参数较真空法高机组启动过程中，再热器的保护，锅炉和汽轮机对蒸汽参数的不同要求，都是通过旁路系统进行调节的，无旁路系统的机组主要通过过热器排汽锅炉点火前的初始量，以满足汽轮机冲转及升至额定转速即可，过小不利于汽温汽压的调节与控制，过大使锅炉升温升压过快，对安全不利。一般初始量为额定值的15%～20%为最佳2020/11/17102020/11/1711冲转参数的选择和启动控制指标国产300MW再热机组的冷态冲转参数主汽参数：约为0.98～1.47MPa，250～300℃再热汽温：大于200℃国产600MW再热机组的冷态冲转参数主汽参数：约为5.9～8.73MPa，340～420℃再热汽温：大于330℃N1000-25/600/600机组的冷态冲转参数为9.6

MPa，415℃600MW超临界机组冷态滑参数启动曲线(图8-1)2020/11/1713启动控制指标①

升速和加负荷速度：按启动曲线控制②

汽缸壁和一、二次蒸汽的温升率：℃/min③

主蒸汽压力的升压速度：MPa/min④温差：汽缸上、下壁，法兰上、下壁，法兰内、外壁及左、右壁等⑤

胀差：高、中、低压缸胀差⑥

轴承振动：非临界转速和通过临界转速时的振动值等2020/11/1714热态滑参数启动汽轮机升速不必暖机锅炉出口蒸汽参数尽快达到高压缸上缸内壁金属温度相应水平：可对应于冷态启动曲线上的一次汽温、汽压要求值再按冷态滑参数曲线升温、升压、升速和带负荷示例：国产1000MW超超临界机组停机8小时后的热态滑参

数启动曲线：如图8-2所示，由图中的启动曲线可知，锅炉点火100min后机组即可带到满负荷5.滑参数停机①：I.

停机过程是热力设备及其管道的冷却过程II.

汽缸的内壁冷却快于外壁，产生热拉应力III.汽轮机转子的收缩快于汽缸，将引起负胀差②定义：滑参数停机：保持调节汽阀全开，采用逐渐降低新蒸汽、再热蒸汽参数来减负荷直至解列停机额定参数停机：保持新蒸汽参数不变，以关小调速汽门减少进入汽轮机进汽流量来减负荷直至解列停机2020/11/1715③

滑参数停机的主要优点从锅炉熄火至汽轮机解列，仍可利用锅炉余热来发电滑停后金属温度降至200℃左右，可提前停止盘车和油循环，供检修施工，相对也可缩短检修时间④停机方法用同步器将负荷减到零，发电机解列，打闸停机，同时锅炉熄火，停机后的汽缸温度通常在250℃以上锅炉维持最低负荷燃烧后熄火，利用锅炉的余热继续发电，负荷到零解列停机，仍利用锅炉余热维持汽轮机空转，以冷却汽轮机。这种方法经济，停机后汽缸温度可降至150℃以下，即可开始检修2020/11/1716国产N1000-25/600/600型汽轮机的正常停机曲线(图8-3)四、单元机组的调峰经济运行热力发电厂调峰运行方式①两班制调峰运行方式：启停部分机组②低负荷调峰运行方式定压运行：新蒸汽参数仍为额定工况时的设计值变压或滑压运行：汽轮机调节阀门全开，新蒸汽温度保持或接近额定工况时的设计值，由锅炉改变新蒸汽压力以适应负荷的需要定压变压混合运行：在某负荷范围内变压运行，其余负荷范围仍为定压运行③停炉不停机调峰运行方式：主蒸汽为母④少汽无功调峰运行方式：停炉不停机⑤低速旋转热备用调峰运行方式：两班制低速方式2020/11/17182.不同调峰运行方式的比较与分析①单台机组低负荷运行时相应多耗煤量△B与临界时间τcrB1

P1kgP(b1

bt

)Bscr

h②两台机组低负荷调峰运行多耗煤量为△B′1与临界时间：B1

(P11b1112

12kgP11b11

P12b12

Pbt2020/11/1719Bscr

五、单元机组的变压运行及其控制方式2020/11/1720单元机组的变压运行①纯变压运行定义：在整个负荷变化范围内，所有调速汽门全开，通过调节锅炉出口压力来适应负荷变动的运行方式特点：汽包炉热容大，时滞大，限制了负荷变化速度，适应负荷能力差②节流变压运行定义：正常运行时，调速汽门不全开，有5%～10%节流。负荷突然增加时，开大调速汽门，利用锅炉的蓄能，达到快速增加负荷的目的，待锅炉蒸汽压力升高后，调速汽门重新关小到原来的开度特点：调速汽门经常节流，降低了机组运行的热经济性③复合变压运行：定压与变压运行相结合的方法A.

高负荷时变压运行B.低负荷时变压运行C.

定-滑-定运行：广泛应用调速汽门开度m2.单元机组的控制方式①手动方式BASE：指汽机、锅炉主控均在手动控制方式。②汽机跟随方式TF：锅炉主控手动，汽机主控自动方式，即由汽机调门控制汽压，该工况下压力控制响应快，但负荷波动较大③锅炉跟随方式BF：汽机主控手动，锅炉主控自动方式，即由锅炉主控主调汽压，该工况负荷响应较快，但汽压波动较大④机炉协调方式CCS：指机、炉主控均在自动方式，汽机主控按照功率偏差控制调门开度，兼顾压力偏差；锅炉主控将经过修正的机组负荷指令和压力指令发送到风量和控制回路，以协调锅炉出力与负荷指令之间的匹配2020/11/1722第二节热力系统主要设备的运行与调整：①

回热加热器的运行与调整②

除氧器的运行与调整③凝汽系统的运行与调整④

给水泵的运行与调整2020/11/1723一、回热加热器运行与调整低压加热器运行与调整：低压加热器通常都是随主机一同启动和停止的①启动过程机组启动前：除靠近除氧器的那台低压加热器出口处于关闭状态，其余低加出

全开，旁路门全关凝泵启动后：缓慢向低加通水，将水室及管道内积存的空气充分排出，各加热器的进汽门、疏水门、空气门全开，汽侧放水门全关汽轮机启动后：回热抽汽开始进入加热器，疏水逐级自流至下级加热器，最后排到凝汽器凝结水水质合格后：关闭启动放水门，开启靠近除氧器的低压加热器出口门，将凝结水导入除氧器负荷增加阶段：低加疏水水位升高，及时调整到正常数值负荷稳定后：将疏水调节投入自动调节；机组负荷达到30%额定负荷时，启动低压加热器疏水泵，关闭去凝汽器的疏水调整门2020/11/17242020/11/1725②

停机过程降负荷阶段：随着负荷的减少，低压加热器进汽量相应减少，直至和主机同时停止停机过程中：需调整凝汽器水位，其它阀门不进行操作停机后：如需对低压加热器进行找漏时，应将汽侧放水门全开，确认汽侧存水放净时再启动凝结水泵，检查汽侧放水门是否流水根据水量的大小，可以判断低压加热器管束的泄漏程度③正常运行过程监视低加水位的变化：管系泄漏或水位调整失灵，均会造成水位升高或满水判断低加水位是否过高：除水位计及水位信号外，还可以从低压加热器出口温度来判断负荷未变出口水温下降：说明某台低压加热器水位过高监视汽侧压力最低的低压加热器出

水温：若出水温减小，说明汽侧抽汽量减少，可能是由于空气排不出去引起的，应进行调整2020/11/1726高压加热器运行与调整：♣高压加热器能否正常投入运行，对热力发电厂的热经济性和负荷都有很大的影响♣一台300MW机组，高压加热器切除时，机组热耗约增加4.6%，标准煤耗率增加11g/(kW∙h)左右①高压加热器投运率的计算高压加热器投运率

高压加热器运行小时数100%机组运行小时数2020/11/1727：实际计算时，不仅要计算单台机组的高加投运率，有时还需要计算若干台机组的高加投运率，或一个电厂的高加投运率，或某一类机组的高加投运率♣每个高压加热器运行小时数的规定♣当高压加热器不随主机滑启滑停时，按每台高压加热器的进汽门开启至关闭的小时数计算；当高压加热器随主机滑启滑停时，把主机与电网并列、解列的时间作为高压加热器进汽门开启、关闭的时间♣主机的运行小时数按主机与电网并列至解列的小时数计算♣统计计算高压加热器投运率，同时应测定并记录给水温度2020/11/1728②高压加热器停运对机组煤耗的影响汽耗量变化给水在锅炉内的吸热量变化2020/11/1729③髙压加热器的启停方式器的：为防止高压加热器管束及胀口泄漏，延长高压加热，在高压加热器启停过程中，应限制高压加热器的温度变化率启停方式：高压加热器随机组滑启、滑停规定：国产300MW机组启动时：给水温升率不大于1.7℃/min停止时：给水温降率不大于1.7℃/min2020/11/1730④高压加热器正常运行中的A.

保持正常水位，防止低水位或高水位运行B.

监视出 温度和抽汽压力C.保持汽侧连续排气门要畅通，防止空气 在传热面上注意负荷与疏水调节阀开度的关系，当负荷未变而调节阀开度增加时，管束可能出现轻度泄漏防止在过负荷状态下运行维持给水溶氧、pH值等参数满足相关规定的要求汽侧安全门应保证可靠好用，并定期进行校验及动作试验2020/11/1731除氧器的运行方式：定压或滑压定压运行：♣

定义：维持所有工况下除氧器的工作压力稳定可使除氧效果稳定和给水泵不汽蚀♣

特点：①进汽管道上设置压力调节阀②设计工况时该级回热抽汽压力应高于除氧器运行压力约0.2～0.3MPa③低负荷时应切换至高一级抽汽，关闭原级抽汽二、除氧器的运行与调整2020/11/17322020/11/1733存在的问题：①正常运行时，节流损失使加热蒸汽的能量贬值——达不到所能加热的最高温度，高一级抽汽量增加，排挤低压抽汽，使②低负荷切换至高一级抽汽，停用原级抽汽，等于减少了一级回热，不可逆损失增加，经济性下降解决办法：采用前置连接。Xr

Qc

i

2020/11/1734滑压运行♣

定义：除氧器压力随机组负荷变化而变化♣

特点：①不设压力调节阀，没有节流损失，设计工况和低负荷运行时的热经济性高②简化了热力系统，降低了投资③回热分配更合理④适用于调峰♣

存在的问题：①骤升负荷时除氧效果变坏②骤降负荷时给水泵可能汽蚀1.

除氧器滑压运行的热经济性分析：除氧器采用滑压运行后，系统热经济性的提高主要体现在以下两方面(1)

避免了除氧器抽汽的节流损失vciiici

不同运行方式的机组绝对内效率的相对变化率为：(2)

使汽轮机抽汽点得到合理分配2020/11/172.机组负荷变化对除氧器滑压运行性能的影响

：除氧器内压力与水温变化速度不同压力变化较快水温变化较慢①机组负荷骤升时：返氧现象，除氧效果②机组负荷骤降时：闪蒸现象，给水泵汽蚀2020/11/1736分析：①负荷骤升时——返氧现象，除氧效果当机组负荷突然升高时，除氧器里水温的升高远远跟不上压力的突然升高，致使除氧器原来的饱和状态遭到严重破坏，已从水中离析出来的气体又会溶于水中，出现“返氧现象”带来的问题：♣

除氧效果显著下降♣

水温升高滞后于压力，给水泵更安全解决办法：♣

控制升负荷的速度在每分钟5负荷内♣

缩减滑压范围♣在给

内加装再沸腾管或内置式加热器2020/11/1737②负荷骤降时——闪蒸现象，给水泵汽蚀即当机组负荷突然降低时，随着除氧器压力下降，

开始时水温还未下降，使得除氧器内的水重新沸腾，发生“闪蒸现象”带来的问题：①除氧效果因水的再沸腾而变好②

给水泵 的水温与压力不匹配，汽蚀可能性↑2020/11/1738给水泵汽蚀汽蚀现象：♣水泵附近存在着某些局部低压区♣当处于低压区的液流的压力降到对应的液体温度下的饱和蒸汽压时，液体便开始汽化而形成气泡，气泡随液流在流道中流动到压力较高的地方时，又瞬时溃灭♣周围液体迅速冲入溃灭形成的空穴中，并伴有局部的高温、高压、水击现象2020/11/1739结

论除氧器滑压运行时，最严重的骤降负荷是汽轮机从满负荷全甩负荷至零，除氧器的抽汽量骤降至零，降氧器压力由额定工作压力降到大气压3.除氧器滑压运行对给水泵①小知识：除氧器滑压运行汽蚀的影响压力变化温度变化实际温度是否小于饱和温度 判断是否汽蚀②假设条件：♣

暂态过程进入除氧器的凝结水温度不变♣

给水管段的压降△p不变♣

给水流量不变♣

额定工况时，滑压运行的除氧器工作压力为pd，泵入口水柱静压头为Hd，下降管总长为L，如图8-6所示2020/11/1741②必须清楚的几个概念♣

有效汽蚀余量(有效净正吸水头)NPSHa：指水柱压头和除氧器压力之和扣除流动阻力及水泵 压力，m♣

必需汽蚀余量(给水泵给水泵吸 压降与必需的净正吸水头)NPSHr：指流道压降之和。取决于泵本身的特性，如结垢、转速和流量，其值由水泵制造厂提供♣

有效富裕压头△NPSH：△NPSH=NPSHa-NPSHradd

gNPSH

2020/11/1742♣

pv：泵 水温对应的汽化压力，MPa♣

ρ：给水的平均密度，kg/m3♣

pd：除氧器工作压力，MPa♣

Hd：泵

承受的水柱静压头，m♣

△p：泵吸 管段损失的压力，MPa2020/11/1743必须清楚的三组曲线I.

给水泵的流量Q-扬程H曲线三条曲线：Q-H，NPSHa，NPSHrNPSHa＞NPSHr时，泵正常工作，如点MHPSHa＜NPSHr时，泵不能正常工作，泵 产生汽蚀0-N段已汽化，虚线表示2020/11/1744泵工作特点1-泵 压降2-流道压降3-增压必需汽蚀余量：NPSHr=吸压降+流道压降有效富裕压头△NPSH=NPSHa-NPSHrII.

HPSHa与HPSHr的关系曲线2020/11/1745III.

骤降电负荷时给水泵汽蚀的压头-时间曲线(H-τ图)纵坐标：压头H，m；横坐标：时间τ，min几条重要曲线曲线bcd：暂态过程除氧器压力随时间τ的变化曲线曲线b′ed′：平行于bcd曲线，二者的纵坐标之差为△hE.

曲线abec′d：除氧器的工作压头2020/11/1746rpddd

gg

H

p

NPSHC.

曲线abed′：泵内最低压头D.

曲线abec′d：泵 水温对应的汽化压头pvv

gpdd

g△NPSH=NPSHa-NPSHr≥0vNPSH

H

p

g

NPSH

p

pd

(h

H

)

0

g

g

dr

v

d

△h：稳态工况时泵不汽蚀的有效富裕压头△H：暂态过程中有效富裕压头下降值运行机组为定值变量，稳态时△H

=0甩负荷暂态工况△H＞0①给水泵不汽蚀的条件2020/11/1747(2)稳态工况

：除氧器滑压运行与定压运行时，其工作压力pd所对应的饱和温度tv、td是一致的结论△H

=0，△NPSH等于常数：稳定工况区，a′a=b′b=△h△h＞0，泵 就不会汽化：即Hd用以克服流动阻力损失和NPSHr。实际情况：大气压力式除氧器安装高度通常为7～8m，高压除氧器安装高度为17～18m。pvv

g

dd

r

gh

H

p

NPSH2020/11/17482020/11/1749(3)机组骤升电负荷的暂态过程机组骤升电负荷，pd相应骤升，除氧器内的水温滞后于压力的升高在滞后时间T内，pd＞pv，即△H＜0与稳定工况相比，△NPSH增加结论：水泵不可能会发生汽蚀，更加安全可靠机组骤降电负荷的暂态过程机组骤降电负荷，pd相应骤降，则pd＜pv，即△H＞0与稳定工况相比，△NPSH减小Hd除了用以克服流动阻力损失和NPSHr之外，还要克服△H减小了水泵的汽蚀裕度，使水泵 容易发生汽蚀v

p

gNPSH

H

NPSH

p

pd

g

g

dr

vd

2020/11/1750分析♣

水泵叶轮

实际压头：△h+pd/gρd♣暂态过程曲线b′ed′：平行于bcd，二者纵坐标之差为△h♣滞后时间点c′：指温度为tv的水进入水泵的时间，图8-9♣点c′后：进水温度开始下降，汽化压力pv随之下降，pv的下降速度大于pd的下降速度，故曲线c′fd比曲线bcd下降更快♣bb′eb区：△NPSH＞0，水泵不汽蚀，但其值却越来越小♣转折点e：△NPSH=0♣ec′fe区：△NPSH＜0，且其值却越来越大，在点c′时达最大值，水泵汽蚀最严重2020/11/1751提高静压头Hd改善泵的结构，采用低转速前置泵降低下降管道的压降Δp缩短滞后时间T。减缓暂态过程滑压除氧器压力Pd下降。(5)防止给水泵汽蚀的措施2020/11/17522020/11/17534.除氧器运行除氧器的启动与停运单元机组的除氧器随机启停给水泵运行时，需要开启至除氧器的再循环门汽轮机启动后，当凝结水硬度合格时，才能将凝结水导入除氧器机组负荷稳定后，投入压力和水位自动调节器