汽机专业技术交流

汽机专业技术交流工艺部热机室2013.03A.规程规范、技术标准

B.汽轮机选型

C.汽轮机热平衡图

D.机组热经济指标

E.主要设备选型

A.规程规范、技术标准

序号名称版本号实施日期发布或编制单位1火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计手册87GD东北电力设计院2火力发电厂汽水管道支吊架设计手册1983年西北电力设计院3火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2000版东北电力设计院4火力发电厂汽水管道零件及部件典型设计2006年增补2006年东北电力设计院5发电厂汽水管道支吊架设计手册D-ZD20102011.1.1华东电力设计院B.汽轮机选型

1.汽轮机分类

分类类型说明按热力特性凝汽式汽轮机N如：N50-8.83/535排汽在高度真空状态下进入凝汽器凝结成水。背压式汽轮机B如：B50-8.83/1.3排汽直接用于供热，没有凝汽器。当排汽作为其他中低压汽轮机的工作蒸汽时，成为前置式汽轮机调节抽汽式汽轮机C/CC如：C50-8.83/0.118CC25-8.83/0.98/0.118当汽轮机某级后抽出一定压力的部分蒸汽对外供热，其余排汽进入凝汽器。由于热用户对供热蒸汽压力有一定要求，需要对抽汽供热压力进行自动调节，故称为调节抽汽。根据供热需要，有一次调整抽汽和两次调整抽汽。抽汽背压式汽轮机CB如：CB25-8.83/0.98具有调节抽汽的背压式汽轮机中间再热式汽轮机如：N300-16.7/537/537N1000-32/600/620/620进入汽轮机的蒸汽膨胀到某一压力后，被全部抽出送给锅炉的再热器进行再热，再返回汽轮机继续膨胀做功。按进汽参数低压汽轮机新蒸汽压力小于1.5MPa中压汽轮机如：B6-3.43/0.98新蒸汽压力小于2-4MPa,2.45MPa以下称为次中压高压汽轮机新蒸汽压力为6-10MPa，4.9-5.88MPa成次高压25MW、50MW、100MW高压汽轮机，进汽参数:8.83/535。100MW为高压汽轮机，无再热，如增城电厂;125-135MW,超高压、中间再热,如陈塘二期、印尼。超高压汽轮机新蒸汽压力12-14MPa。125-200MW，超高压、中间再热。13.24/535/535亚临界汽轮机新蒸汽压力16-18Mpa。300-600MW，亚临界、中间再热。16.7/538/538超临界汽轮机新蒸汽压力超过22.2Mpa。24.2/566/566超超临界汽轮机25-27MPa及以上2.背压机选型1）背压式汽轮机为供热式汽轮机的一种，应用很广。背压式汽轮机排汽压力高，通流部分的级数少，结构简单，同时不需要庞大的凝汽器和冷却水系统，机组轻小，造价低。排汽用于供热，热能可得到充分利用，大大减少了热力循环的冷源损失，提高了机组的热效率。根据国家发展和改革委员会建设部文件141号文第13条规定：“热电联产项目中，优先安排背压型热电联产机组。背压型机组的发电装机容量不计入电力建设控制规模。”、根据国家计委关于进一步做好热电联产项目建设管理工作的通知（计基础[2003]369号）问规定：“对有连续、稳定常年热负荷的热电厂，原则上应选择背压式供热机组承担基本热负荷，由抽汽式供热机组承担变动热负荷。”根据以上相关规定同时考虑机组的设计热负荷情况，规划建设背压机满足工业蒸汽需求。2)发电利用小时数，工业背压机一般7000-8000h，采暖背压机为采暖期小时数。3)工业背压机排汽压力的调节：汽轮机背压与外界热负荷可以想象成一个大的热网，当外界热负荷压力降低时，汽轮机背压自动降低，这时不用调整汽轮机进汽量，汽轮机绝对比焓降全部由叶片的能力来消化，转化成电功率。如果背压机背压排汽压力波动太大，超出汽轮机厂±10%的设计范围，可以通过改变背压机背压排汽压力变送器压力设定值，汽轮机变工况运行。当然此时汽轮机偏工况运行会造成汽轮机效率降低，但与通过背压排汽管道上设置节流措施经济性要好的多3.300MW级供热机组选型

1）论文学习：《对于300MW级热电联产机组汽轮机抽汽方式、结构特点及选型的讨论》；2）思考题：工业蒸汽三档：3.5MPa，30t/h;2.1MPa,150t/h;0.6MPa,90t/h。300MW汽轮机如何实现抽汽？C.汽轮机热平衡图1.典型工况的定义规范依据：《固定式发电用汽轮机规范》GB/T5578a)额定功率或铭牌功率(TRL)（turbineratedload）

额定功率或铭牌功率(TRL)是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压考虑冷却介质在全年最高温度下的冷端参数优化，给定补给水率及回热系统正常投入条件下，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因数、额定氢压下发电机端输出的功率。b)最大连续功率(TMCR)（turbinemaximumcontinuerate）最大连续功率(TMCR)是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数下，主蒸汽流量与额定功率的进汽量相同，考虑年平均水温等因素规定的背压，补给水率为0％及回热系统正常投入，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，在额定功率因数、额定氢压下发电机端输出的功率。该功率为保证功率，并能在保证的寿命期内安全连续地运行。c)热耗率验收功率(THA)（turbineheatacceptance）热耗率验收功率(THA)是指在额定主蒸汽及再热蒸汽参数下，主蒸汽流量与额定功率的主蒸汽流量不同，考虑年平均水温等因素规定的背压，补给水率为0％及回热系统正常投入，扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等的功耗，在额定功率因数、额定氢压下发电机端输出的功率，其值与额定功率相同，并能保证在寿命期内安全连续地运行。该热耗率一般作为汽轮机验收保证值。d)阀门全开功率(vwo)（valvewideopen）阀门全开功率(VWO)，或称最大计算容量是指在调节阀全开时(VWO)的进汽量以及在最大连续功率(TMCR)定义的条件下发电机端输出的功率。阀门全开功率(VWO)的进汽量与锅炉最大连续蒸发量(BMCR)相匹配。e)四个典型工况的关系：“三点”法则讨论：IEC规定，TMCR工况：3%补水率，额定背压，额定

功率。比GB中TRL背压低了，功率一致，相当于标准低了；

IEC中THA工况，0%补水，额定背压，额定功率，与GB中

THA相同。但现在在做的好多国外工程没有THA工况，原因？2相关问题总结2.1热平衡图的边界条件：可以查阅汽机协议。比如：某电厂，给水泵汽轮机效率80%，给水泵效率82%；1、2段抽汽压损3%，其它各段抽汽压损5%，再热蒸汽压损10％。拿到汽轮机厂提供的热平衡图后，应与厂家沟通落实；电泵、汽泵方案要明确；发电机保证效率是多少，应该有发电机厂确定后提供给汽机厂，这个效率值很高，所以即使不提供给汽机厂，汽机厂也会参考计算；发电机辅机如空冷器、氢冷器、润滑油冷却器冷却水温度也应明确；省煤器入口给水温度在背压机热平衡图应根据初步确定锅炉容量，提供个参考值给汽机厂，因为背压机大多是特殊订制的，级数少，汽机厂要根据这个温度确定设置几级回热。2.2主蒸汽焓值小于再热蒸汽焓值；如唐山西郊THA工况，主蒸汽焓值为3396kJ/kg,而再热蒸汽焓值为3595kJ/kg。参照水蒸汽特性表。2.3校核缸效率、汽轮发电机组发电热耗率、发电功率、高低加的上下端差等；上表依据唐山新区THA工况，其中高、中压缸效率与汽轮机技术协议相同，低压缸效率与协议不同，可能由于低压缸排汽处于湿蒸汽区，压力与温度不再是相互独立的参数，引起焓值不确定；发电功率341.3与平衡图不符合，原因不明，可与汽机厂进一步沟通；THA热耗考核工况，发电热耗率计算如下表：（计算供热工况时：注意发电热耗量，即分子中将供热量扣除，因为好处归电，公式认为发电方面不分摊供热时所耗热量，全部由供热承担，即Qgr/ηgl.ηgd为所有方法中分摊供热热耗量最多的。）加热器端差：加热器的端差一般指加热器抽汽压力下的饱和温度与加热器出口水温之差值。端差增大说明加热器传热不良或运行方式不合理。端差增大的主要原因有加热器管子表面结垢、加热器内积聚了空气、疏水水位过高淹没了部分管子、抽汽压力及抽汽量不稳定、加热器水侧走旁路等。加热器端差有上下端差的概念:加热器上端差=汽侧抽汽压力对应的饱和温度-水侧出口温度，下端差=汽侧疏水温度-水侧进口水温。2.4低压缸最小冷却流量；采暖使用热电联产，既可减少汽轮机冷端损失，提高机组功效率，又能改善环境减少污染。目前国内大机组供热大多采用冷凝式汽轮机，在低压缸前抽汽供热。然而，有些不足之处，在寒冬季节受到低压缸最小冷却流量的限制，抽汽量不能达到最大，而且此时低压缸效率又是最低。NCB机组能解决此问题。它在非采暖期按冷凝式汽轮机的设计工况高效发电；采暖初期抽汽供热量可以按需调整；采暖旺季可以把低压缸切除或停止通汽，由高、中压缸组成一台背压式汽轮机，最大限度的让中压排汽供热。这不仅使机组达到最高效率，而且能让循环水系统停运，达到最经济的运行方式。冬季最大采暖热负荷工况。2.5给水泵汽轮机流量、焓差、缸效率、轴功率的计算。如下表所示，核算THA工况热平衡图，计算小机效率为81%，而实际招标的小机效率，如石家庄南郊，额定工况为82.3%，因此在投标时，可以优化修正热耗指标。2.6额定背压与汽轮机设计水温的关系；2.7300MW级汽轮机最大抽汽量探讨。以唐山西郊最大采暖抽汽工况为例，抽汽量为600t/h。存在的不利因素如下：1）汽轮机进汽量为1132t/h，即VWO工况进汽量，VWO工况下，汽轮机不能长期连续运行；2）热平衡图制定时，给水泵、小汽机均未招标，待设备招标后，给水泵效率、机械效率、小汽机效率均影响小汽机进汽量47t/h，一般设计院给水泵选择都保守，造成给水泵变工况运行，效率下降，最终影响小汽机用汽量增大，即正常汽源四抽至小汽机汽量增大；3）采暖季节，燃油伴热~2t/h，暖风器加热~20t/h，暖通采暖用汽~5t/h，这些汽源全部来自四抽至厂用汽；综上所述，最大采暖抽汽工况低压缸要满足最小冷却流量，后门堵死，前面有上述3条不利因素，因此最大采暖抽汽量会大大缩减。讨论：国外某工程，为何降负荷时，背压也降低？国内一般都按额定压力来执行。根据了解，国内工程在以前小机组时，循环水泵也很少采用双速电机，是因为30万供热机组，冬季采暖抽汽时，凝汽量实在太小，不得已才考虑双速电机。其他机组均采用定速循环水泵，通过开关泵的台数，或者出口液控蝶阀（调节功能）来实现流量调节。如果调节能力跟不上，降负荷时，背压降低是可以理解的，但是为何国内大部分工程均保持额定背压呢？到底哪个更合理？2.8背压机的热平衡图

2.9背压对热耗的修正

讨论：阻塞背压一般来说，汽机背压降低，相同发电量下汽机的进汽量就可减少，但这有个极限值，这个值就是汽轮机阻塞背压，汽机背压降低到比阻塞背压还低后，降低背压的结果是相同发电量下汽机的进汽量反而要增加。

阻塞背压高的机组，在冬季水温低时可能汽机背压会低于汽轮机阻塞背压，造成热耗增加，这时可用减少循环水量等办法来提高汽机背压，因此阻塞背压越低越好。思考题：1、定州二期中压缸末级排汽压力为1.2MPa，要实现采暖供热改造，几种方式？2、鹿华电厂低真空供热，汽轮机原设计额定背压是15kPa,阻塞背压8kPa,夏季TRL工况背压33kPa，汽轮机能够安全连续运行的最高允许背压为48kPa，报警背压43kPa,跳机背压65kPa.热网回水温度按53度考虑，经过独立水冷凝汽器以后，热网回水再进入热网加热器加热，热网加热器设计水温为70/130度，那么在设计低真空供热时，设计背压应按多少比较合适？已知条件：15kPa对应54度；33KPa对应71度；48kPa对应80度；70度对应31kPa。D.机组热经济指标1热经济指标的定义1）管道效率；电厂全厂净热耗涉及到几个效率：锅炉效率、管道效率、汽机效率、厂用电率。传统的管道效率反映无再热系统时，主汽管道中的压降、散热损失和通过管径的节流损失，并根据经验，一般去98%、99%。《大中型火力发电厂设计规范》第5.4.3，宜为99%。但是随着蒸汽参数的提高，中间再热系统的应用，管道损失也相应增大，当然管道损失包括主蒸汽、再热蒸汽、给水管道损失，此外，锅炉连续排污、厂用蒸汽损失、工质泄露损失等。参考某文献，这些合计约5%，这样管道效率会降低到95%左右。这些在我们热经济指标计算时应注意。2）锅炉效率；应为保证效率。热效率=100%-(q2+q3+q4+q5+q6)其中：q2——排烟损失；q3——气体未完全燃烧热损失；q4——机械未完全燃烧热损失；q5——散热损失；q6——灰渣物理热损失；其中q2、q4最大。3）汽轮发电机发电热耗率；发电方面热耗量除以发电量。4）厂用电率；电气提供。《大中型火力发电厂设计规范》第5.4.5，对主要高压电动机可采用轴功率法进行计算。因此，建议在电负荷提资时，设计原则时，应与设总沟通好，是提TMCR工况轴功率、VWO工况轴功率、设备选型工况电机功率。到底按哪个提。5）发电标煤耗率；发电热耗耗率除以标煤发热量。6）供电标煤耗率；发电标煤耗率/(1-厂用电率)7）全厂热效率；(0.0036P+Qa)/29.308Bax100%8）锅炉利用小时；发电利用小时数对应各时段标煤量除以锅炉BMCR工况下锅炉燃煤量。不应为采暖期+非采暖期简单相加。9）供热标煤耗率；34.12/（锅炉效率x管道效率）10）热电比供热量/发电量计算举例E.主要辅机选型批次专业编号设备名称单位数量安装地点备注1号2号机组机组第一批汽机1汽机房行车台11汽机房屋面下

2高压加热器台33汽机房中间层和运转层

3无头除氧器台11汽机房运转层

4凝结水泵台33汽机房凝泵坑内

5汽动给水泵台22汽机房运转层

6给水泵汽轮机台22汽机房运转层

7热网加热器台22汽机房运转层

8汽轮机旁路装置台11汽机房中间层

第二批汽机1胶球清洗装置套22汽机房循