350MW机组启机过程中的节能分析

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公司名称LOGO350MW机组启机过程中的节能分析一、系统简介一、系统简介完成情况一、系统简介末级过热器屏式过热器中间联箱燃烧器炉膛及水冷壁冷灰斗高温再热器低温再热器省煤器空预器4二、现有上水方式的缺点

1、设备可靠性低。在机组启动过程中，若一台电动给水泵发生故障，造成联备无法正常运行，同时汽动给水泵不能立即投运，则势必要造成锅给水中断，机组启动将被迫中止。

2、厂用电率高。机组冷态启动时，从启动电动给水泵至负荷100MW（即开启汽动给水泵时），需要很长的时间，电动给水泵要消耗大量的厂用电。

3、除氧器上水采用凝结水泵上水方式，凝结水泵要消耗大量的厂用电。

5三、相应的对策

1、静压上水方案

2、汽泵前置泵上水方案

3、邻机辅汽带汽泵上水方案

4、启动时用除盐水泵向除氧器上水

6四、可行性分析

除氧器压力的需求。呼和浩特热电厂锅炉分离器标高为59000mm，除氧器的标高为12600mm，整体高度4600mm，则由理想流体的伯努利方程得知：式中为零（静止状态）；为大气压力，由历次停机可知为89.6kPa；为12.6+4.6=17.2米，为59米；为常温下水的密度,0.998g/则；g为重力加速度；0.0896MPa+0.998kg/**9.8m/*(59-17.2)m=0.498MPa；因此，当除氧器压力小于0.498-0.0896=0.41MPa时，水将返回除氧器，因此只要除氧器压力大于0.5MPa,就肯定可以实现静压上水。7四、现状调查除氧器的相关性能。

DFST-1200·150/180无头内置式除氧器型式卧置内置式设计压力1.23MPa最高工作压力1.061MPa设计温度391℃最高蒸汽工作温度376.2℃出力额定出力1200t/h加热蒸汽压力范围0.2～1.061MPa运行方式定—滑—定加热蒸汽额定温度376.2℃启动蒸汽最高温度400℃出水温度120～180.2℃由表格可知除氧器最高工作压力为1.061MPa,最高蒸汽工作温度376.2℃，可以满足静压上水时的温度，压力需求。8五、目标确定辅汽联箱的相关性能。

序号项目单位数值备注1型式—卧式圆筒形2工作温度℃374～4083设计温度℃4204工作压力MPa.g0.8～1.055设计压力MPa.g2.56工作容积m3φ4267安装地点煤仓间12.6m8数量每炉1台，共2台（两台机组用量）9设备净重2500kg10设备运行重量4000kg11设备满水重量4500kg从表上可以看出；工作压力为0.8-1.05MPa，工作温度为374-408℃，汽源正常工作为四段抽汽，其额定工况下抽汽压力为0.809MPa。当负荷低时可采用冷在供汽，其额定工况下抽汽压力为4.19MPa。启机时辅汽联箱可由邻机供给，能够满足相关需求。实例：2012-6-18日，#4机组启机时，#3机组185MW，用冷再提高#4机组辅汽联箱参数，最终到达0.6MPa，360℃。由以上分析可知，理论上用除氧器加压向锅炉上水是可行的。

9六、原因分析2.2汽泵前置泵上水方案的可行性分析2.2.1最大静压差。本厂锅炉分离器标高为59000mm，即给水的静压差最大为0.59MPa。2.2.2系统沿程阻力损失。厂家设计省煤器最大压降0.23MPa；启动时假设为0.1MPa；给水高压加热器压降0.1MPa（给水走旁路）；给水管道、阀门节流压降损失估计为0.1MPa。系统沿程阻力损失合计为0.3MPa。2.2.3水冷壁压降。从水冷壁人口集箱到汽水分离器之间的压降称为上升系统压降，包括下炉膛水冷壁压降、上炉膛水冷壁压降及各部分连接管压降。当流体在管道内流动时，其压降由4部分组成，分别为摩擦压降、重位压降、局部阻力压降和加速压降。由于加速压降所占比重比较小，可以忽略不计。因此管路总压降可写成下式:其中：总压降；摩擦压降；重位压降；局部阻力压降；加速压降。10六、原因分析以下公式均按照《JB／Z201-83电站锅炉水动力计算方法》：其中：

汽水混合物在管内流动时，因受热而引起的动量变化为加速压降，在热负荷不大的管内一般不计算。为了便于数据的采集，以上一系列分析计算时，数据均带入额定负荷时的数据：同时，根据《JB／Z201-83电站锅炉水动力计算方法》：在要求精度不高时直流锅炉低于额定负荷时的整体阻力或受热面部件的阻力可按照下式估算：

最终将数据带入可得：

11七、要因确认1—运行人员技术培训不到位

汽动前置泵参数如下：项目单位运行工况泵型号铭牌工况经济运行工况进水温度℃179.8175.2进水压力MPa.a1.1341.033扬程m96.75102.2效率%83.681.9必需汽蚀余量m4.493.79转速r/min14851485出水压力MPa(g)1.971.93扬程为96.75m,即0.9675MPa。12七、要因确认2—运行人员未持证上岗

2.2.4锅炉冷态上水最大阻力：最大阻力=最大静压差+系统沿程阻力损失+水冷壁压降=0.59+0.3+0.1=0.99MPa；2.2.5计算汽动给水泵前置泵出口压力：汽动给水泵前置泵扬程为96.75米，即0.9675MPa；泵入口静压为0.126MPa（除氧器在12.6米）；因此汽动给水泵前置泵出口压力=0.9675+0.126=1.09MPa；2.2.6启动分离器入口压力=1.09-0.99=0.1MPa>0；因此，可以向锅炉上水。13七、要因确认3—排汽隔离阀内漏

2.3邻机辅汽带汽泵上水方案的可行性分析2.3.1汽泵的简介：机组配有2×50%型号：HPT200-330-5S汽动调速给水泵，启动备用泵配1台35%电动调速给水泵。小汽轮机由三路供汽的汽源，即高排汽源、辅汽汽源和四抽汽源，采用新汽内切换。高压汽源为主汽轮机高压缸排汽；低压汽源为主汽轮机四段抽汽和辅汽联箱来气。汽动给水泵正常运行时，汽源由主汽轮机四段抽汽口提供，高压汽源作为低负荷时的备用汽源，两个汽源可自动进行切换，另自辅助蒸汽联箱上引出一路汽源到小汽机低压进汽阀前，用于汽动给水泵调试时用。2.3.2小机冲车条件：过热度>50℃，真空：-0.073MPa，轴承进油温度>35℃，润滑油总管油压0.25MPa，润滑油压0.15MPa,推力轴承油压＞0.05MPa，速关油压＞0.75MPa,EH油压正常。2.3.3邻机辅汽所能提供的条件：二台机组设有连通的辅助蒸汽母管。辅助蒸汽来源主要为运行机组的四段抽汽。辅助蒸汽母管的设计工作参数为：0.8MPa～1.05MPa，374℃～408℃。当压力为0.8MPa时，对应的饱和温度为170.42℃，当过热度为50时，即温度为220.42度以上，经查询2012-6-18，#4机组启机时，#3机组负荷仅带185MW，通过紧急采用冷再供汽，达到0.6MPa,360℃的参数，因而辅汽联箱具有相应的能力。14七、要因确认4—疏水门内漏

2.3.4其他条件：因我厂小汽机凝汽器的凝结水排入大机凝汽器，真空系统想通，且轴封供汽与大机为同一母管供汽，所以在锅炉点火前就将大机与小机同时抽真空，同时轴封供汽，在锅炉点火过程中对小机进行冲转，同时还可视水位情况投入小机凝结水泵。15七、要因确认5—热工测点数量少2.4启动时用除盐水泵向除氧器上水的可行性分析1除盐水泵CZ65-200AQ=100m3/hP=0.50MPa22KWSS304台2天津耐酸泵总厂/江苏靖江舒尔机械2启动除盐水泵CZ100-250DQ=200m3/hP=0.50MPa37KWSS304台1天津耐酸泵总厂/江苏靖江舒尔机械由表格可知：最大上水量=2*100+200=400m3/h，通过观察实际最大为350m3/h。除氧器有效容积为150，可以满足需求。根据伯努利方程：（12.6+4.6-0）*9810*+P2=0.169+p2;若除盐水泵出口压力为0.5MPa,即当除氧器压力低于0.5-0.169=0.331MPa时即可上水。16七、要因确认5—热工测点数量少

3、启动时的优化方案3.1静压上水操作步骤3.1.1启动除盐水泵向除氧器补水，除氧器水位达正常水位时，停止补水泵运行。3.1.2关闭给水系统至省煤器入口电动阀。3.1.3除氧器上水至正常水位，投入辅汽将除氧器水温加热至70℃。3.1.4投入汽泵、电泵的密封水，注水排气，全开汽泵入口阀。3.1.5开启2台汽泵出口电动阀和1台电泵出口电动阀。3.1.6投入高加水侧走旁路。3.1.7缓慢开启给水系统至省煤器上水电动阀直至全开。3.1.8逐步提高除氧器压力、温度，投入除氧器加热后，凝结水至除氧器上水应保持一定流量。3.1.9逐步提高除氧器的压力(温度)，提高至0.5MPa以上并维持，注意避免超压。3.1.10当除氧器水位降至1700mm时，控制辅助蒸汽至除氧器压力调节阀，关闭主给水旁路调节门，开启排氧门，将除氧器压力降至0.3MPa以下。启动除盐水泵将除氧器补水至正常水位，然后停止补水泵运行，继续利用辅助蒸汽汽源将除氧器加热至70～90℃，加压至0.65MPa，再向锅炉上水。3.1.11其余操作参照锅炉规程完成。17七、要因确认5—热工测点数量少

3.2前置泵上水锅炉上水至正常水位后，利用给水旁路调节门调节水位，采用除氧器充压法不能满足锅炉供水要求,可启动汽泵前置泵,增加上水压头。4.安全性分析非正常工作条件下运行的汽轮机组总是处于一种非安全的工作状态，目前非设计状态下，全程使用汽动给水泵启停机组也会存在不少安全隐患，对这些危险点做好分析与预防，有助与提高机组的安全性。4.1锅炉上水冲洗过程中，3台给水泵均有可能发生正转，随着除氧器压力升高，转速可能上升，需要全程加强各参数的监视，加强小机排汽温度的监视。冷态时应尽量将所有给水泵水流通道打通，随着除氧器压力、温度的升高，同步完成暖泵过程。如给水流量过大可采用给水至省煤器上水电动阀进行适当调整。除氧器加热过程中应加强对除氧器下水温度和汽泵、电泵底部温差的监视，如大于75℃应减缓除氧器加热速度。4.2尽量将辅汽母管压力控制在0.5MPa以上，并保持稳定。18七、要因确认5—热工测点数量少4.3给水泵汽轮机易受损使用汽动给水泵启动机组时，初始阶段都是用辅助蒸汽冲动汽轮机。辅助蒸汽的汽源来自邻机蒸汽，这部分蒸汽不太容易控制，尤其是温度表现的最为明显。辅助蒸汽温度太低时，会造成冲转蒸汽的过热度裕度不足，以至于给水泵汽轮机末级蒸汽湿度过大，这会对高速旋转的给水泵汽轮机末级叶片造成很大伤害，严重时会危及机组的安全运行。因此，使用给水泵汽轮机启动机组前，要仔细核实参数的要求，严格控制冲转参数在规定的范围内，一旦参数超限，要果断停止冲转。4.4对主汽轮机的威胁阀门关闭不严是汽轮机组普遍存在的现象，使用辅助蒸汽冲转给水泵汽轮机时，有一部分蒸汽很可能通过四抽电动阀与逆止阀漏入主汽轮机，为会严重威胁到处于盘车状态的主汽轮机的安全。因此，在使用此方法启动机组前应该做四抽与相关管路阀门的严密性试验，试验蒸汽的压力应不低于辅助蒸汽的可能压力，依据抽汽处的温度变化大小来判断阀门关闭的严密程度，确认严密性良好时才使用汽动给水泵启动机组。

19七、要因确认5—热工测点数量少

由于汽动给水泵的流量较大，使用汽动给水泵启动机组后，升负荷的速度相对电动给水泵较快。在机组冷态启动时，很容易造成主汽轮机的暖机不充分，严重时会使主汽轮机出现差胀异常、发生碰磨、振动上升等现象，因此，这种方式启动机组时，升负荷速度要给予特别关注。

5经济性分析以2012-6-17日#4机组启机为例分析，如下表：工况时间A汽泵出口压力给水母管压力A汽前泵电流上水流量开始2012-6-1720:36:121.22MPa13.82A82.56结束2012-6-172212:36与之相比：查询DCS曲线，上水流量90t/h时，电泵电流为165A。20七、要因确认6—空冷岛人工测温不及时

项目单位前置泵电机给水泵电机功率