重要辅机高效改造技术路线 大唐集团科学技术研究院华中所 李明 2014年 11月 北京.

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1 重要辅机高效改造技术路线 大唐集团科学技术研究院华中所 李明 2014年 11月 北京

2 主 要 内 容 概述 真空泵高效改造 循环水泵变频及双速改造 凝结水泵等泵类高效改造 永磁调速改造 电泵改汽泵类改造 疏水系统改造

3 概述 1）辅机在电厂节能中占有重要地位 节能潜力较大 2）辅机节能是经常性的工作 工作多、细 3）辅机节能技术日新月异 要跟踪最新技术的发展
1）辅机在电厂节能中占有重要地位 节能潜力较大 2）辅机节能是经常性的工作 工作多、细 3）辅机节能技术日新月异 要跟踪最新技术的发展 4）辅机节能要突破章程限制 要结合现场实际开展

4 火电厂的主要损失和消耗： 锅炉热损失：灰、渣、排烟损失等 汽机热损失：进汽节流、通流部分损失 、泄漏损失、余速损失、回热损失等 发电机损失
管道散热损失 冷源损失 辅机耗电损失 工质泄漏损失 其他损失如工况变化、燃料损耗等

5 一、真空泵高效改造 目前真空泵存在的主要问题： 问题（1)夏季真空泵工作水温度高，造成真空泵抽吸能力下降，严重者影响到主机真空。
问题（2）冬季汽轮机真空较高，真空泵易产生汽蚀现象，造成振动、噪音，严重者造成叶轮损坏。 问题（3）双背压真空泵抽气排挤，造成真空下降问题。

6 （一）夏季降低真空泵工作液温度的改造 1 水环式真空泵工作液温度影响抽吸能力 1）对应的饱和压力即能抽吸的最高真空：
该方案解决问题（1） 1 水环式真空泵工作液温度影响抽吸能力 1）对应的饱和压力即能抽吸的最高真空： 30℃的汽化压力为4.24kPa 40℃的汽化压力为7.35kPa 2）工作液汽化后，真空泵因抽吸自身工质汽化产生的气体挤占真空泵抽气量造成真空泵出力不足。

7 图1 不同工作水温度的真空泵特性曲线 工作液温度在吸入口压力10kPa以下的情况下对真空泵性能影响很大，而电厂中真空泵的抽气压力刚好在此范围之内。 中部地区夏季气温较高，冷却水多用地表水往往超过35℃，凝汽器真空必然受限。

8 对于300MW机组，工作液温度每降低1℃，真空泵吸入口真空大概提高0.18%左右。
如果影响到主机真空，经济性会受很大影响。假设主机因水温影响真空0.5kPa，则影响煤耗1.3g/kWh，按年利用小时4500小时，夏季三个月运行节约标煤439吨，按标煤价格700元计，节约资金30万。

9 2 改造技术路线 2.1 加装外来冷却水源 2.2 配置一套制冷设备

10 2.1 加装外来冷却水源 引入冷水源，根据电厂自身条件选取，如水库下层冷水、深井水、中央空调冷冻水。
中央空调冷冻水需考虑其压力满足真空泵冷却器设计的压差要求，一般要超过0.15MPa，否则其通流量不足，达不到预期改造效果。 技术特点：改造方便，见效快，但受电厂条件限制。

11 2.2配置一套制冷设备 加装一套辅助冷却装置 1）通过该装置的闭式冷冻水循环冷却真空泵工作液。
2）保留原换热器，冬季或当制冷装置检修时，用原换热器冷却，从而减少电耗。 技术特点：投资较大，占地大，会多耗一部分电。

12 （二）加装前置大气喷射器改造 该方案解决问题（1）、（2）。
解决真空泵产生汽蚀，产生振动、噪音的问题，同时解决夏季真空泵工作水温度高、抽吸能力下降的问题。 大气喷射器作用是利用大气压相对于真空泵的压差，产生空气射流，在喷射器内获得比真空泵更低的抽吸压力，提高真空泵的入口压力，防止真空泵产生汽蚀，起到保护真空泵的作用。

13 因为当凝汽器的真空在3～5kPa时，水环—喷射器真空泵机组的第一级（喷射器）的吸入压力也在3～5kPa左右，但作为第二级的真空泵其吸入压力在12kPa左右，这样，同样的工作水温，完全没有可能产生汽蚀现象，彻底解决产生汽蚀的原因。 夏季，真空泵机组的抽气性能不受水温影响。

14 技术特点：投资较少，但会多耗一部分电。 大气喷射器启动后，一般的按6kPa（轴功率在99kW）与12kPa（轴功率在113kW）来对比，也就是说，加装大气喷射器后，其轴功率大约会提高14kW左右。电流比原来大约增加10%，大约15A。

15 （三）罗茨-水环（或爪式）真空泵 该方案解决问题（1）、（2）。 1 目前真空泵的缺点
1）选型大：设计部门往往只考虑快速启机的响应速度（30分钟内达到某真空值）和最大的允许漏气量作为选型原则，存在大马拉小车的现象。 2）效率低：水环真空泵的效率低至30-45%。而射水抽气器的效率更低。 3）真空泵抽气能力受制于工作水温度的变化，夏季、冬季运行受限。

16 2 真空泵节能原理 从抽气时间公式可看出，对同一容积（V）的容器，在初终参数（P１，P２）确定情况下，抽气时间t是抽气率Q的函数，而抽气率Q的大小代表真空泵的功率大小。 具体到电厂中，抽气时间决定于真空严密性，真空泵功率大小应与实际运行漏气速率相匹配，只要真空泵的性能参数符合抽真空要求即可。

17 试验研究表明：汽轮机凝汽器正常运行中的漏气量是非常少的，300MW机组真空严密性 为200Pa/min，只需大于1650 m3/h（气汽混合物）的抽气量就可维持真空，而配备的真空泵抽气能力达到3000~4000m3/h，因此目前的真空泵存在大马拉小车的状况，能耗较高。 高效抽真空泵组（罗茨-水环式或罗茨-爪式真空泵组）可以解决实现以小代大实现节能目的。

18 高效抽真空泵组是由一台罗茨真空泵和一台水环真空泵串联而成的罗茨水环真空泵组。
第一步：蒸汽和不凝结气体先经罗茨真空泵增压； 第二步：蒸汽和不凝结气体进入级间冷凝器冷却凝结； 第三步：不凝结气体进入水环真空泵抽吸。

19 3 真空泵系统改造安全可靠性分析 1) 汽轮机组启动时，原有的两台水环真空泵按原运行方式投入运行；
2) 机组运行正常、真空稳定、真空严密性优良的情况下，高效罗茨水环真空泵组投入运行、原有两台水环真空泵作备用； 3) 机组真空系统发生严重泄漏或高效真空泵组故障时，原有水环真空泵联锁投入运行满足真空要求； 4) 多配置一台小功率真空泵组，多了一台大功率真空泵或射水抽气器作备用，系统的安全冗余增加，可靠性更高。

20 4 抽气量核算 1） 泄漏空气量： 以300MW 湿冷机组为例，在真空严密性达到优秀值状态下的漏气量仅有10kg/h 左右；在真空严密性为200Pa/min 时，漏入的空气量约20kg/h。 VG——泄漏空气体积流量 m3/h Mg——泄漏空气质量流量 kg/h RG——空气常数，为287.05J/Kgk (焦耳/公斤K) Tmin——混合物绝对温度K。 Pmin ——凝汽器背压 (毫巴)

21 2）混合物体积流量 因此在真空严密性小于200 Pa/min 的情况下，只要选择一台实际抽气量大于1650 m3/h的高效罗茨真空泵组即可抽出漏入凝汽器真空系统的20kg/h 的空气，维持系统的真空。 考虑机组变工况运行时真空的波动，最终选用抽气量为2160m3/h 确保可靠运行。

22 （4）夏季工况的核算 夏季计算汽气混合物体积流量为： 745 m3/h 而选用高效罗茨水环真空泵组抽气量为2160 m3/h，因此夏季高效抽真空泵组的可靠性更高。

23 以300MW 湿冷机组为例，使用的水环真空泵，配置160KW 电机，水环真空泵运行电流为220A；若选用总功率为48
以300MW 湿冷机组为例，使用的水环真空泵，配置160KW 电机，水环真空泵运行电流为220A；若选用总功率为48.5KW 的高效罗茨水环真空泵组，其正常运行总电流为48A，以年运行7500 小时计算，年节约电量约72 万KWh 以上，节电率达75%。每年效益约30万元。 另一方面，由于罗茨泵的增压，使得水环泵入口压力提高一倍以上，避免原水环真空泵抽气性能受工作液水温升高而大幅下降的影响，解决原水环真空泵汽蚀问题。

24 （四）双背压真空泵系统改造 该方案解决问题（3）。 双背压凝汽器，排挤低压凝汽器，从而造成低压凝汽器内部不凝结气体集聚，机组真空降低。
改造后低背压真空可提高0.5-1kPa。 部分600MW机组改造时还需注意，将两台凝汽器内部汽侧联通管进行封堵。

25 二、循环水泵变频及双速改造 现状： 循环水泵的经济运行是冷端节能工作一项重要环节。 大多数循环水泵已改造为双速。
循环水泵双速运行能解决春秋每季大部分工况的经济运行，中部地区每天温差达12℃左右，双速泵运行不能随水温变化每天进行调节。 变频调节能能依据水温实时调节转速，实现在线连续优化运行，能提供的循环水优化运行方式更多。

26 (一)循环水泵双速改造 1 技术原理及技术路线
循环水泵双速改造技术相对简单，在此基础上进行冷端循环水优化试验后，能使机组大部分时间保持较为经济的运行方式，而且技术成熟、成本低，应该在设计阶段就予以考虑，未改造的机组尽快改造。

27 离心泵相似定律。 将600MW机组3600KW 16P循泵电动机改为16/18P双速电动机。 低速时，水泵流量为全速的0.89倍，扬程为0.79倍，轴功率为的0.7倍，相当于水泵流量减少11%时，电机输出功率可减少30%。

28 2 节能改造效果 300MW机组：产生的效益包括双速改造后的耗电率下降、循环水优化运行后真空的提高、以及多发电产生的经营效益。根据统计循环水泵双速改造后循环水泵耗电率下降0.15%左右，节电和最佳真空优化两方面的综合效益使供电煤耗年平均降低0.75g/kWh左右，按4500利用小时、标煤700元计，折合70万人民币。

29 (二)循环水泵变频改造 1概述 以往大功率高压变频器故障率较高，循环水泵又是直接影响全厂安全的重要设备。
国家能源政策下趋紧的新形势下，变频循环水泵相对于双速来说，运行工况更多、适应范围更广。 如果解决安全运行的问题，其节能效果较好，特别是在气温变化快、工况变化多的地区更为突出。

30 2技术原理及技术路线 2.1高压变频器 加装变频器，改变电源频率即可改变电机的转速，从而达到调节流量的目的。一般采用一拖二方式，一工一变可切换。 2.2高压变频器的通用旁路及自起装置 配置通用型旁路装置，在变频器本地和远程均可实现工切变和变切工的转换，使电机一直处于运行状态。 旁路及自起装置提高了变频器的可靠性，延长了变频器的使用时间和效率，大大减少了变频器不必要的停机造成的经济损失。

31 2.3循环水泵变频改造后安全运行控制策略 制定循环水泵变频改造后的安全运行策略，并在自动控制中实现，包括循环水泵启动、停机、变频运行、工频运行、单泵、双泵并联等各种复杂运行工况的控制方式，以及最小频率限制等各项保护设定，提供全过程的安全保障，减少故障率，避免停机事故。 最小频率限制受水塔标高、管网阻力以及工频、变频并联时两台泵的出口压力等条件限制，需要设计时予以核算。根据某330MW变频改造后的经验，在工频泵与变频泵同时运行的情况下，变频泵的最低运行频率为37 Hz，在变频泵单独运行时为35Hz。

32 2.4循环水泵变频改造后优化运行控制策略 冷端优化试验使发电利润最高：为寻找最优运行方式，采用建立相关计算模型、进行现场试验、进行凝汽器热力特性变工况计算、进行优化计算，最终给出最佳技术经济优化方法。下图为多工况的运行推荐图，变频后比高低速相比，可选择的运行工况要多。 以往进行现场优化试验后的结果和设想只能在SIS或其他离线方式实现，往往需要运行人员判断并手动实施，因此存在一定的不可控因素。而变频调速的好处是能够直接控制水泵转速，能在热工控制中实现，这样优化后的数据和设想就能在运行中在线实现，大大提高了工作效率和节能效果。

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34 3 节能改造效果 300MW机组：节电和最佳真空优化两方面的综合效益使供电煤耗年平均降低1.1g/kWh左右，按4500利用小时、标煤700元计，折合104万人民币。

35 调速范围相对较窄，优化控制具有“台阶”的特点。 设备费用高，采用国产变频器总费用约200万元。
（三）双速和变频两种方案对比 项目 双速改造 变频改造 适应范围 调速范围相对较窄，优化控制具有“台阶”的特点。 适应范围较广，实现“连续”的优化控制。 运行维护 维护量少，但高低速切换需停泵。 维护量较大，变频器环境要求较高。 设备费用 设备费用低。 设备费用高，采用国产变频器总费用约200万元。 经济效益 改造并优化后年效益70万，当年回收。 改造并优化后年效益104万，约2年。

36 三、凝结水泵等泵类高效改造 现状 设备选型大
1）《火力发电厂设计技术规程》规定“每台机组宜配置2 台110%或3 台55% 最大凝结水流量容量的凝结水泵”。 凝泵流量设计为VWO再加110%裕量，THA 工况凝泵富裕：110%*110%-100%=21% 。 2）根据设计原则：“凝泵扬程等于从凝汽热井到除氧器入口流动阻力的 倍、除氧器最大工作压力的1.15 倍、凝汽器最高真空及热井最低水位线到除氧器入口静压之和。” 凝泵扬程设计将比THA 实际需要扬程高34% 左右。 目前机组负荷率60-70%，实际运行偏离更多。 因此由于凝泵设计容量偏大, 节流损失大，严重偏离经济运行点, 运行整体经济性差。

37 改造主要有以下途径： 去除一级叶轮： 车削末级叶轮； 更换一级叶轮： 更换整个转子； 泵整体更换；
实现调速运行（变极数、串电阻、液力耦合器、永磁调节、变频调节等）； 小机组多级离心泵汽蚀运行。

38 （一）去叶轮改造 适用于压力裕量较大、系统不需要太高压力的多级离心泵。 其原理根据泵串联工作特性：流量不变、扬程相加。

39 以凝泵为例,在不改变凝结水泵的流量情况下去掉末一级叶轮,能够保证扬程下降到使其出口压力下降,其轴功率下降,从而实现节能降耗。
这种改造的特点是工作量较小, 在不改变泵组外型尺寸的情况下, 更换零部件少, 拆下叶轮可以备用。另外, 泵组工作点偏离原经济工作点较少, 泵组效率较高。

40 经济效益 案例一：某300MW机组改造后，电流下降12A, 年节厂用电96万kWh,按电价0.40元/kWh计,折合人民币38万元； 案例二：某600MW机组改造后，降低50A，年节电290万kWh，折合人民币116万元。

41 （二）切割叶轮改造 适用于压力裕量不太大、高效区有偏离的离心泵或风机改造。切割应以效率下降不多为原则。
目前进行切割叶轮改造的案例已很多, 一般能根据已有的经验数据, 确定各种不同修正系数,一次切割完成。 切割定律：

42 在应用切割定律时要特别注意, 切割后的叶轮直径应结合管道特性进行计算。
下图为凝泵叶轮切割计算示意, H-Q 为凝泵的原始特性曲线, HQ-R1 为管道系统阻力特性曲线,在HQ-R1曲线上找出凝泵的理想工作点C, 根据C 点的H ’、Q’做出切割曲线H = K Q2, 交H-Q 曲线于B点, B 点对应的Q 、H 才是凝泵切割公式中的流量或扬程。

43 （三）变频调速改造 流量与转速的一次方成正比；扬程与转速二次方成正比；而泵的功率与转速的三次方成正比。
当水泵转速下降时，消耗的功率也大大下降，因此节能潜力非常大。 变频调速方式是比较理想的调节措施。

44 改造方案为一拖二方式，采用一台变频器对两台凝结水泵电机进行改造，变频器可接带任何一台凝结水泵电动机进行工作，运行方式为一台凝泵变频运行时另一台凝泵工频备用。
关于变频是否和去叶轮（或切割叶轮）同时进行的问题，需要根据现场性能试验决定。600MW机组选型较大，且在常见运行转速范围内容易出现共振现象，一般采取变频和去1或2级叶轮同时进行。

45 而300MW机组凝结水泵裕量相对较小，我们在华电漯河试验结果表明：机组如果经常在凝结水流量586t/h以下和900t/h以上区间运行，才可以考虑对凝结水泵进行减少两级叶轮的改造。下图为300MW机组不拆叶轮与拆叶轮节电量的差值ΔP。

46 效益核算： 600MW机组：下表为我们对国华某机组进行的变频效益核算。根据凝结水泵变频运行性能曲线，求出对应相同流量下工频运行时凝泵轴功率，即可进行变频改造节能对比分析。每台机组一年可节电371万kWh，节约费用163万元，1.1年收回投资。 对300MW机组：凝泵采用变频方式运行,可节约198 万kWh，一年可节约费用79 万元人民币, 1.5 年能收回成本。 说明： （1）平均上网电价0.4382元/kWh进行计算，未考虑税收、利息等。 （2）变频器配备空调，计算中均按单台空调额定功率10.6kW考虑。 （3）电机效率按相应的典型效率曲线求得，机械效率按99.0%。 （4）年运行时间按7200小时计算，平均负荷率约为73%。

47 某600MW凝泵变频改造节能评价计算表 参数名称 单位 300MW 350MW 400MW 450MW 500MW 550MW 600MW
发电机功率 MW 凝结水总流量 t/h 699.9 799.2 913.7 1059.6 1146.8 1258.0 1377.1 凝结水密度 kg/m3 995.6 996.3 996.1 995.5 994.9 994.1 凝结水体积流量 m3/h 703.0 802.2 917.3 1064.4 1152.6 1265.4 1385.2 B凝泵工频轴功率 kW 1256 1313 1378 1456 1501 1557 1613 B凝泵电机负载率 % 67.00 70.03 73.44 77.58 79.96 82.87 85.80 B凝泵电机效率 94.65 94.71 94.76 94.81 94.83 94.87 94.92 机械效率 99.0 B泵推算工频功率 1340 1401 1469 1552 1599 1657 1716 B泵变频功率 606 729 893 1081 1197 1260 1345 变频室空调功率 10.6 每小时节电量 724 661 565 460 392 387 360 年运行小时 h 1000 1300 1200 800 600 改造后年节电量 kWh 723573 660613 734345 597668 470448 309571 216046 改造后年总节电量 改造后年节省费用 万元 162.67 改造投资 186 投资回收期 年 1.14 节电率 33.93

48 凝泵变频易出的问题： 1）汽动给水泵密封水压力低。解决方法：增加管道泵直接升压密封水或升压泵升压杂用水母管压力；或改造给水泵密封形式，如苏尔寿采用迷宫密封要求压力 1.2MPa，能满足全变频的要求。 2）某些300MW机组凝结水降压后，汽轮机低压旁路旁路减温水的低于1.6 MPa 时，低压旁路将发关闭信号，低压旁路无法自动开启。解决方法：升压泵升压杂用水母管压力；或修改逻辑当低压旁路开启时凝结水泵能快速切到工频泵运行。 3）机组在事故情况下,除氧器压力会有很大变化,需要热工对凝泵在变频情况下控制方式进行优化，运行人员应注意变频方式运行特点。 4) 凝结水泵在工频运行时振动正常，但变频运行在某一转速范围内，振动突增。解决方法：从热工控制使该泵在运行时避免在振动突增转速范围内停留。 5) 一台凝结水泵变频运行时，备用泵工频启动，因压力突变造成凝结水系统管路振动突增。解决方法：优化凝结水系统管路，关键部位要加固，必要时更换除氧器水位调节阀。

49 （四）永磁调速改造 1永磁磁力耦合调速驱动(PMD)工作原理：
当电动机和负载间之间相对运动时，导体组件切割磁力线，在导体中产生涡电流，涡电流进而产生反感磁场，与永磁体产生的磁场交互作用，从而实现两者之间的扭矩传递。调速机构在运行过程中可调节永磁组件和导体组件的相对位置（气隙），从而改变两者之间传递的扭矩。

50 永磁调速的主要特点是可靠性高，环境适应能力强，系统简单、维护费用低。
其高速区效率高，低速区效率不致过低，比液耦调速的效率高约10%。 缺点是永磁调速实质上与液力耦合器类似，存在转差损耗，其效率与调速成正比关系，负载的转速越低，其效率越低。 目前永磁调速为进口设备，初投资与国产变频器相比没有优势。

51 2 经济效益核算： 每年机组运行按7680 h计算，电价0.40 元/kWh，计算得永磁调速改造后凝结水泵平均节电率为33.8%，每年节约电量约352 万kWh，年收益约140 万元。

52 3永磁调速改造需注意的问题： 1）永磁调速改造前的泵要有裕量： 水泵加装永磁调速装置后运行最高转速与凝结水泵设计额定转速比较的转差率一般达不到厂家保证值2%，实际运行约为5%或更高。根据相似定律，加装永磁调速装置后，水泵输出流量比设计参数降低5%；输出压力（扬程）比设计参数降低9.75%； 输出轴功率比设计参数降低14.26%。这就要求水泵改造前扬程、流量必须要有一定的裕量，改造后要能保证在最恶劣工况下运行。 2）电机与泵之间要有合适位置安装永磁装置，否则要动基础。 3）永磁装置的荷载要考虑，否则重量会加在电机和泵体上，受力不均衡会造成轴承摩擦。

53 4 永磁调速和变频调速的比较 变频调速在低负荷时效率高于永磁调速，如图。 总体效率变频占优。

54 核算不同负荷率下变频与永磁节约的电量如下表。
变频调速1为变频器设计效率，变频调速2为变频器实际运行效率包括空调及其它辅助性设施（变压器、滤波器、控制装置、照明设施等损耗）。 两种调速方式年节能费用约差21万元。

55 凝泵永磁和变频改造经济性对比 负荷率/% 永磁调速器效率/% 变频调速1 效率/% 变频调速2 效率差值 /% 功率差值/kW 运行小时/h 费用差值/万元 50 62.6 90.0 80.0 17.4 105.8 900 3.807 56 66.3 90.5 81.0 14.7 131.0 4.716 60 68.1 91.0 82.0 13.9 132.0 4.752 70 73.5 92.0 84.0 10.5 117.0 4.212 83 80.5 93.0 86.0 5.5 76.0 2.736 89 84.6 94.0 88.0 3.4 49.0 1.764 97 89.4 94.5 89.0 -0.4 -6.0 -0.216 100 90.7 94.9 89.7 -1.0 -18.1 -0.652 合计 21.120

56 总结： 变频器总体效率要高于永磁调速。 目前看报价国产变频器价格占优。 可靠性方面永磁调速有优势。
其驱动环境适应性强可在高温、低温、潮湿、肮脏、易燃易爆、电压不稳及雷电等恶劣环境下工作，技术要求低，维护费用少。 变频器故障率稍高，环境要求高，需要额外空间并加装空调, 有谐波污染，维护费用高。

57 四、电泵改汽泵类改造 该类改造严格来说非节能项目：
消耗电能变为蒸汽，理论上利用低品位能量代替高品位能量进行节能，实际上减少厂用电、增加热耗，总煤耗变化很少，改造投资很大、运行维护不方便，整体不是很好的节能项目。 调度政策需修改，避免大范围的类似“节能”改造，浪费财力人力： 电力调度年发电量、实时负荷均以发电量为基准，从电厂总体效益来讲，如果节约厂用电“多发电的收益﹥能耗损失和资金消耗”，就有动力进行该类改造。早改早受益，大家都改无收益。 设计时选用汽动给水泵。 工频运行的泵、风机可以考虑改造，已变频运行的建议根据电价等现场情况研讨，无其他收益一般不建议改造。

58 热网循环泵采用汽动泵改造 热网循环水泵是热电厂向热用户输送供热介质的动力来源, 也是供热期间热电厂用电消耗的主要辅机, 是冬季热电厂综合厂用电升高的主要来源之一。汽动泵具有转速可调整特点, 更方便于热网循环水流量调整, 可以代替变频调速装置。 改造的必要条件: 1）确保供热机组安全可靠性; 2）技术经济比较后效益有所提高; 3）运行维护简单。

59 热网循环泵采用背压机驱动的系统是将回热抽汽接到背压机带动热网循环泵, 背压机的排汽直接排入热网加热器供热。
一般根据现场情况制定改造后的运行方式，如果供热流量稳定可采用电泵、汽泵1运1备方案。 合适的汽源选择：主要是机组设计回热抽汽参数和流量与背压机需求相匹配, 应该考虑到机组低负荷运行时,回热系统参数变化后对汽动热网循环泵的运行适应性; 同时, 也要考虑背压机排汽参数能否确保满足供热要求。

60 节约电量按全电价0.40元计算，多发电量按利润0.20元计算
单纯计算背压机替代电泵效果 200 MW 供热机组背压汽轮机需输入功率为 kW。多抽汽造成发电机输出端损失功率 kW。 背压机热网循环泵改造, 取代电泵所减少的厂用电功率, 与使用抽汽造成汽轮机降低的发电机输出端功率几乎相等, 加上系统设备改造投资等因素, 其改造在“节能”的角度看没有意义。 节能效果体现在原工频运行的泵变为调速运行。 其计算方法与常规变频改造计算方法类似。 综合效益：“多发电”的收益。对安阳热网循环泵，其原为液力耦合器，改为汽动后节电率仅10-20%，多发电收益远远大于节能收益。 统计期节省的厂用电，使机组发电量增加。额外收益=多发电的电量×发电利润。 安阳热网循环泵改造计算 节约电量按全电价0.40元计算，多发电量按利润0.20元计算 定速改造 耦合器改造 多发电 节约电量 效益 多发电量 kw 万元 894706 35.8 134206 5.4 27.1

61 疏水泄漏量为1t/h时 引起热耗率的变化量，kJ/kWh
五、疏水系统优化改造 疏水泄漏量为1t/h时 引起热耗率的变化量，kJ/kWh （一）疏水系统阀门内漏的危害 1对安全性的影响 冲刷、泄漏、穿孔、开裂、爆管。 2对经济性的影响 蒸汽不作功短路、凝汽器热负荷增加。 疏水阀门位置 300MW 机组 主蒸汽 9.14 再热热段 8.22 再热冷段 6.56 一段抽汽 7.24 三段抽汽 6.69 四段抽汽 5.42 五段抽汽 4.57 六段抽汽 3.70 #3高加疏水 1.87 #2高加疏水 1.33 #1高加疏水 1.08 #4低加疏水 0.36 #3低加疏水 0.24 #2低加疏水 0.14 高加疏水漏至#4低加 0.08

62 （二）现状 某600MW机组大修前能耗分析结果 近年来由于电厂管理水平、设备安装、检修工艺的提升，机组外漏基本杜绝，内漏状况也大大好转。
但随着机组参数提升、运行时间延长、检修维护的疏忽，机组内漏一直是一项影响煤耗重要原因，根据我们做的多台机组的节能诊断，机组泄漏在影响煤耗因素中还占有较大比重。 泄漏问题一直是一项需要常抓不懈的日常节能工作。 某600MW机组大修前能耗分析结果

63 （三）技术路线 1 疏水监视管理系统 在疏水阀门的门前、门后管道外壁上加装管壁温度测点，管壁温度可不用温度套管，热电偶直接焊接在管壁上以节省成本，测点引入DCS系统，使疏水阀门的严密性状况一目了然，不仅为检修提供了依据，而且使疏水阀门泄漏状况公开化，便于各级技术人员对疏水阀门的泄漏情况进行监督管理。下图为安阳疏水系统在DCS上的改造截图。 两个作用： 一是启动时监测疏水阀是否堵塞、管道有无积水，防止水冲击； 二是运行时监测疏水阀是否泄漏。 目前300MW机组疏水系统的改造费用约为20-40万元/台（根据范围），如果300MW机组供电煤耗能降低0.3g/kWh，一年就可收回投资成本。

64 某厂疏水监视管理系统 疏水阀门内漏判断标准 介质温度 疏水阀门后管壁温度 严重内漏 一般内漏 渗漏 〉500℃
〉250℃且与门前管壁温差小于50℃ 〉200℃且与门前管壁温差小于80℃ 〉200℃且与门前管壁温差大于80℃ ℃ 〉200℃且与门前管壁温差小于50℃ 〉150℃且与门前管壁温差小于80℃ 〉150℃且与门前管壁温差大于80℃ ℃ 〉150℃且与门前管壁温差小于50℃ 〉100℃且与门前管壁温差小于80℃ 〉100℃且与门前管壁温差大于80℃ ℃ 〉120℃且与门前管壁温差小于30℃ 〉80℃且与门前管壁温差小于50℃ 〉80℃且与门前管壁温差大于50℃

65 2 疏水系统优化改造 2.1疏水分类 1）根据启动、停机的要求，一般按按汽机主汽门为界限，分为大气式疏水（疏入疏扩等常压容器）、真空疏水（疏入凝汽器），分开管理，有利于机组安全启动和经济运行。 2）按不同压力等级将疏水接入入不同疏水集管，避免串汽、汽轮机出现温差大、胀差大等安全问题。 3）按不同运行方式将疏水接入不同疏水集管，各段抽汽逆止门前、后疏水虽属同一压力等级，但应将前、后疏水严格区分，分不同集管接入。防止甩负荷时加热器或除氧器蒸汽倒流影响转子飞升转速。 4）按不同位置将疏水接入不同疏水集管，如高、中、低缸疏水必须分开。

66 2.2减少疏水点 如下所述，不限于以下内容，根据机组能耗综合诊断后确定具体的优化措施。
1）电动主汽门与自动主汽门之间距离较近，且电动主汽门后与自动主汽门前都有疏水管的情况下，可保留一个位置较低的疏水，取消另一个疏水。 2）抽汽逆止门与加热器进汽电动门之间距离较近，且抽汽逆止门后与加热器进汽电动门前都有疏水管的情况下，可保留一个位置较低的疏水，取消另一个疏水。 3）加热器进汽电动门与加热器距离较近，且进汽电动门后管道无U形管段，可以将加热器进汽电动门后的管道疏水取消。 4）一些汽缸本体疏水可以取消，用相应回热抽汽电动门前的疏水代替。 5）对于已投产机组，在运行中必须开启的高压旁路前疏水，可以在疏水管道中加装节流孔板，减少热量损失。有条件的机组直接引至标高较低的主蒸汽管道，利用重力自流不进入凝汽器，取消原疏水。 6）部分管道疏放水存在两条支路排放的，保留疏水至疏扩，取消排地沟一路。

67 2.3疏水优化 1）600MW机组普遍存在7低加疏水疏不及问题，可采取重新开孔、管道改造、加装旁路等降高差和压损的措施，已有数个电厂成功解决。 2）门杆漏汽和高压轴封漏汽不宜接在逆止门前与汽缸相通，避免胀差大或漏真空等。 3）改造高压主汽门、中压主汽门前疏水管道，解决暖管慢问题。部分600MW机组将主蒸汽、再热蒸汽管道连入一根母管疏水进入扩容器会造成互相排挤，而且一支管堵塞后不易发现会造成水击；节流件过小通流不足。解决办法：将左右高压主汽门、中压主汽门前的2个疏水管道分接至扩容器上，扩大或取消疏水管道上的节流件，主汽门前疏水有条件按前述分类方法接入定排。

68 某年河南省电厂高、低旁出现泄漏的总比率达到40%。
2.4高低旁泄漏 某年河南省电厂高、低旁出现泄漏的总比率达到40%。

69 2.4.1旁路系统泄漏的危害： 1）直接影响经济性 2）阀后管道超温 3）增加凝汽器热负荷 4）影响真空严密性 哈汽超临界600MW机组
高旁、低旁每漏汽1t/h经济性影响 1）直接影响经济性 2）阀后管道超温 3）增加凝汽器热负荷 4）影响真空严密性 热耗率kJ/kWh 煤耗率g/kWh 高旁 1.5 0.06 低旁 4.4 0.17

70 2.4.2 泄漏原因： 1）杂物滞留 2）热变形致使密封面不严密 3) 设计不合理 4）启闭力矩不足 5）行程不到位 6）安装工艺出现问题

71 2.4.3处理方法 锅炉控制检修质量，避免杂物残留。 检修高低旁时控制检修质量，加强金属监督。 过热器、再热器检修或改造后应有蒸汽吹扫措施。
启动时控制参数，高低旁初期保持较大开度。 热工整定实际行程与指示行程无偏差，确保关闭到位。 改善阀门结构，减少杂物掉入结合面的几率。 低旁加装蒸汽滤网。如图。

72 谢谢各位领导与专家！