利用等效热降法分析机组加热器端差对经济性的影响_汽机专业_青果园电厂化学资料网（燃料智能化、电厂化学、QC资料、汽轮机、锅炉、电气、电力能源、脱硫燃料、电力题库、电力应用文、电力标准大全）

当前位置：首页 > 汽机专业 > 详细内容

利用等效热降法分析机组加热器端差对经济性的影响

发布时间：2009/10/27 阅读次数：2884 字体大小: 【小】【中】【大】

本广告位全面优惠招商！欢迎大家投放广告！广告投放联系方式

郭建伟

（大唐佳木斯第二发电厂黑龙江佳木斯 154008）

摘要：利用等效热降法简捷、方便和准确的特点，定性、定量的分析加热器端差增大对机组经济运行的影响，并提出了控制措施。

关键词：等效热降法加热器端差经济性

在火力发电厂生产过程中，除了锅炉、汽轮机、发电机三大主机起着主导作用外，加热器是汽轮机最重要的辅助设备之一，是汽机车间热力系统中不可缺少的环节，加热器端差的存在和变化虽然没有发生直接明显的热损失，但是增加了热交换的不可逆性，产生冷源损失降低了机组的热经济性。加热器端差是衡量加热器传热效果及经济运行的重要指标。

分析加热器端差对机组经济性的影响在以往的热力系统常规计算中，必须进行整个的热力系统的全面热力计算，热力系统中影响热经济性的任何变化都将导致各加热器的抽汽量和汽轮机总热耗量发生变化，计算就得从头开始。而等效热降法是基于热力学的热功转换原理，考虑到设备质量、热力系统结构和参数的特点，经过严密地理论推演，导出热力分析参量H_J及η_j等。等效热降法就是用这些参量研究热工转换及能量利用的一种方法。它以汽轮机进汽量保持不变为前提条件，仅用局部运算代替整个系统的复杂计算，只对局部变化进行分析，避免了热力系统一般计算方法的缺点。

现以等效热降法分析佳木斯第二发电厂51-50-3型汽轮机组各加热器端差变化对经济性的影响。进行试验分析时，No1低压加热器疏水泵停运，其疏水回凝汽器，No1～ No4为低压加热器，对应的抽汽为1～4级抽汽；No5为除氧器，对应的抽汽为5级抽汽；No6～No7为高加，对应的抽汽为6～7级抽汽

1. 定量计算的相关数据：

佳木斯第二发电厂＃1、2机组为50MW纯凝机组，其设计主要参数如下：

1.1主蒸汽和抽汽焓（kJ/kg）

h₀=3475.3 h₁=2485.996 h₂=2640.489 h₃=2766.219 h₄=2867.958 h₅=3013.659 h₆=3101.37 h₇=3232.838 h_n=2275.36 h_s4=630.867 h_gs=957.27 h_s5=609.933

h_sf4=411.0625

h_j(j=1,2,···,7) ——No1～No7加热器抽汽比焓，kJ/kg;

h_gs——给水比焓，kJ/kg； h_s4——No4加热器疏水焓kJ/kg； h_n——汽缸排汽比焓，kJ/kg;

h_s5——除氧器出水焓，kJ/kg； h_sf——轴封加热器疏水焓，kJ/kg；

1.2 门杆漏汽及其轴封漏汽焓（kJ/kg）

高压前轴封漏汽：h_f6_，3，1=3434.56 门杆漏汽：h_f1=3475.296 轴封供汽：h_f0=2747.46

1.3 加热器和除氧器的水焓升（kJ/kg）

τ₁=122.3 τ₂=129.67 τ₃=103.7 τ₄=90.14 τ₅=57.02 τ₆=157.38 τ₇=132.93

τ_j依次为No1～No4低加和No6～No7高加的水焓升，τ₅为除氧器的水焓升。

1.4 疏水放热量（kJ/kg）

γ₂= 129.67 γ₃=103.71 γ₄=90.14 γ₅= 75.32 γ₆=41.868 γ₇=157.38

γ_j（j=2、3、4、5、6、7）依次为对应加热器的1kg疏水到下一级加热器的放热量，

1.5 抽汽器放热量、给水泵焓升（kJ/kg）

q₁=2177.47 q₂=2203.47 q₃=2222.77 q₄=2237.09 q₅=2574.882 q₆=2392.55 q₇=2366.23 σ=17.99

q_j（j=1、2、---、7）——为抽汽在No1~No7加热器中的放热量；

σ——给水泵焓升。

1.6 各级抽汽系数及凝结水系数计算值

α₇=0.05736 α₆=0.04604 α₅= 0.06314 α₄=0.03526 α₃=0.03136 α₂=0.04636 α₁=0.02831 α_h=0.86424

α_j为对应加热器的抽汽系数；α_h为No4低加出口凝结水系数。

1.7 各漏汽、用汽系数（汽轮机进汽量计算值为190.04t/h）

轴封一次漏汽系数：α_f6=0.00353

轴封二次漏汽系数：α_f3=0.0059987

轴封三次漏汽系数：α_f1=0.01526

门杆漏汽系数： α_fm=0.00684

轴封供汽系数： α_f0=0.002736

2 计算各级抽汽的等效热降（kJ/kg）和加热器抽汽效率

H₁=h₁_－h_n=2485.996-2275.36=210.636 （kJ/kg）

η₁=H₁/q₁=210.636÷2177.47=0.09673

H₂=h₂_－h_n_－τ₁η₁=2640.489－2275.36－122.3×0.09673=353.3（kJ/kg）

η₂= H₂/q₂=353.3÷2203.47=0.16034

H₃=h₃_－h₂+H₂_－γ₂η₂=2766.219-2640.489+353.3-129.67×0.16034=458.2387（kJ/kg）

η₃= H₃/q₃=458.2387÷2222.77=0.206156

H₄=h₄_－h₃+H₃_－γ₃η₃=2867.958-2766.219+458.2387-103.71×0.206156=538.596（kJ/kg）

η₄= H₄/q₄=538.596÷2237.09=0.240757

H₅=h₅-h₂+H₂-τ₂η₂-τ₃η₃-τ₄η₄

=3013.659-2640.489+353.3-129.67×0.16034-103.7×0.206156-90.14×0.240757

=662.5972（kJ/kg）

η₅= H₅/q₅=662.5972÷2574.882=0.257331

H₆=h₆_－h₅+ H₅_－γ₅η₅=3101.372-3013.659+662.5972-75.32×0.257331=730.928 （kJ/kg）

η₆= H₆/q₆=728.564÷2392.55=0.305502

H₇=h₇_－h₆+ H₆+σ-γ₆η₆=3232.838-3101.372+730.928+17.99-41.868×0.305502=867.5933（kJ/kg）

η₇= H₇/q₇=867.5933÷2366.23=0.366594

3. 计算附加损失及装置效率

3.1 计算附加损失:

3.1.1 轴封供汽损失：

Π_f0=α_f0(h_f0η₅+τ₁η₁+τ₂η₂+τ₃η₃+τ₄η₄)

=0.002736×2747.46×0.257331+122.3×0.09673+129.67×0.16034+103.7×0.206156+

90.14×0.240757）

=2.141491（kJ/kg）

3.1.2 门杆漏汽损失:

Π_fm=α_fm[(h_f1-h_n)-( h_f1-h₅) *η₅-( h₅-h_n )]

=0.00684×[(3434.56-2275.36)-(3434.56-3013.659)×0.257331-（3013.659－2275.36）]

=2.345049（kJ/kg）

3.1.3 轴封一次漏汽损失：

Π_f6=α_f6[(h_f6-h_n)-( h_f6-h₆) *η₆-( h₆-h_n )]

=0.00353[（3434.56-2275.36）-（3434.56-3101.372）×0.305502-（3101.372-2275.36）]

=2.353634（kJ/kg）

3.1.4 轴封二次漏汽损失：

Π_f3=α_f3[(h_f3-h_n)-( h_f3-h₃) *η₃-( h₃-h_n )]

=0.0059987×[(3434.56-2275.36)-(3434.56-2766.219)×0.206156-（2766.219-2275.36）]

=3.18266（kJ/kg）

3.1.5 轴封三次漏汽损失：

Π_f1=α_f1[(h_f1-h_n)-( h_f1-h₁) *η₁-( h₁-h_n )]

=0.01526×[（3434.56-2275.36）-（3434.56－2485.996）×0.09673-（2485.996－2275.36）]

=13.07485（kJ/kg）

3.1.6泵功损失：

Π_p=σ(1-η₆)=17.99×(1-0.305502)=12.49402（kJ/kg）

3.2 损失总和:

∑Π_f=Π_f0+Π_fm+Π_f6+Π_f3+Π_f1+Π_p

=2.141491+2.345049+2.353634+3.18266+13.07485+12.49402

=35.59171（kJ/kg）

3.3 计算装置效率:

3.3.1 机组的毛等效热降：

H_m=(h₀-h_n)-∑τ_rη_r

=3475.3-2275.36-122.3×0.09673-129.67×0.16034-103.7×0.206156-90.14×0.240757-57.02×0.257331-157.38×0.305502-132.93×0.366594

=1012.754（kJ/kg）

3.3.2 机组的净等效热降:

H=H_m-∑Π_f=1012.754-35.59171= 977.1622（kJ/kg）

3.3.3 机组的循环吸热量：

Q=h₀-h_gs=3475.3-957.27=2518.03（kJ/kg）

3.3.4装置效率：

η_i=H/Q=977.1622÷2518.03=0.388066

4 .机组的标准煤耗率：

设发电机效率η_g=0.97机械效率η_m=0.98，管道效率η_t=0.99 锅炉效率η_b=0.88

b_n=q/(Q_net*η_i*η_g *η_m *η_t *η_b)

=3600/(29310×0.388066×0.97×0.98×0.99×0.88)

=382.1776[g/(kw·h)]

5. 假设加热器增大的端差△τ为10kJ/kg，分别计算各加热器端差增大对装置经济性的影响

5.1 No7加热器端差增大10kJ/kg，计算对装置经济性的影响

5.1.1 蒸汽等效热降增加：

△H=η₇△τ=0.366594×10=3.66594(kJ/kg)

5.1.2 循环吸热量变化：

△Q=△τ=10(kJ/kg)

5.1.3 装置效率相对降低：

△η_i=（△Qη_i-△H）/(H+△H)=(0.388066×10－3.66594)÷(977.1622+3.66594)=0.0002189

5.1.4 装置标准煤耗率增加：

△b_n = △η_i b_n=0.0002189×382.1776=0.083664[g/（kw ·h）]

5.2 No6加热器端差增大10kJ/kg，计算对装置经济性的影响:

5.2.1新蒸汽等效热降减少：

△H =△τ(1-α₇)(η₇-η₆)[ q₇/( q₇+△τ)]

=10×(1-0.05736)×(0.366594-0.305502)×[2366.23÷（2366.23+10）]

=0.573461(kJ/kg)

5.2.2 装置效率相对降低：

△η_i=△H/(H-△H)= 0.573461÷（ 977.1622-0.573461）=0.0005872

5.2.3 装置标准煤耗率增加：

△b_n = △η_i b_n= 0.0005872×382.1776=0.224418 [g/（kw ·h）]

5.3 No4加热器端差增大10kJ/kg，计算对装置经济性的影响:

5.3.1新蒸汽等效热降减少：

△H =α_h△τ(η₅-η₄)q₅/(q₅+ △τ)

=0.86424×10×（0.257331－0.240757）×2574.882/(2574.882+10)

=0.14268(kJ/kg)

5.3.2 装置效率相对降低：

△η_i=△H/(H-△H)= 0.14268÷(997.1622-0.14268)=0.000146

5.3.3 装置标准煤耗率增加：

△b_n = △η_i b_n=0.000146×382.1776=0.055813 [g/（kw ·h）]

5.4 No3加热器端差增大10kJ/kg，计算对装置经济性的影响:

5.4.1 新蒸汽等效热降减少：

△H =α_h△τ(η₄-η₃)=0.86424×10×(0.240757-0.206156)=0.29904 (kJ/kg)

5.4.2 装置效率相对降低：

△η_i=△H/(H-△H)= 0.29904÷(977.1622-0.29904)= 0.000306

装置标准煤耗率增加：

△b_n = △η_i b_n=0.000306×382.1776=0.11699 [g/（kw ·h）]

5.5 No2加热器端差增大10kJ/kg，计算对装置经济性的影响

5.5.1 新蒸汽等效热降减少：

△H =α_h△τ(η₃-η₂)

=0.86424×10×(0.206156-0.16034)=0.39596 (kJ/kg)

5.5.2 装置效率相对降低：

△η_i=△H/(H-△H)= 0.39596÷(977.1622-0.39596)=0.000405

5.5.3 装置标准煤耗率增加：

△b_n = △η_i b_n=0.000405×382.1776=0.155[g/（kw ·h）]

5.6 No1加热器端差增大10kJ/kg，计算对装置经济性的影响

5.6.1 新蒸汽等效热降减少：

△H =α_h△τ (η₂-η₁)=0.86424×10×(0.16034-0.09673)=0.5497 (kJ/kg)

5.6.2 装置效率相对降低：

△η_i=△H/(H-△H)=0.5497÷(977.1622-0.5497)=0.00056286

5.6.3 装置标准煤耗率增加：

△b_n = △η_i b_n=0.00056286×382.1776=0.215[g/（kw ·h）]

6. 各加热器端差对装置经济性的影响：

加热器端差增加1℃，装置标准煤耗率的上升值见下表。

名称	No7	No6	No4	No3	No2	No1
标准煤耗率上升值 [g/（kw ·h）]	0.035	0.094	0.0234	0.049	0.065	0.09

7. 结论：

7.1 较高能级的加热器端差对装置效率的影响较大，分析其主要原因是较高能级加热器存在端差使加热器的抽汽量减少，出水比焓降低，偏离了最佳给水温度，增大系统循环吸热量，使装置效率降低，标准煤耗增大。

7.2 No1、No2低压加热器端差影响较大的原因是端差增大使加热器传热效果不好，导致抽汽量减少，出口水温降低，要想达到需要的给水温度，就要加大较高能级加热器的抽汽量，使机组的整个通流热力过程线偏离设计，一方面造成给水温度降低，另一方面使高品质的蒸汽未在汽轮机中作功就提前抽出，降低了汽轮机出力，增大了冷源损失，致使效率大大降低。

8. 措施

导致加热器端差增大的原因目前主要受空气影响和加热器管结垢的影响。空气影响是主要因素，因为这种现象更普遍。减少加热器端差的主要措施是加强设备的管理和维护，合理调整加热器抽空气系统的运行方式，加热器检修时对换热管进行必要的化学清洗工作，保持良好的汽水品质，提高汽轮发电机组运行的稳定性和经济性。

参考文献：

1、四川省电力工业局、电力教育协会编汽轮机及其辅助设备的经济分析中国电力出版社

2、哈尔滨汽轮机厂《51-50-3型汽轮机热力计算说明书》

3、田金玉主编热力发电厂水利电力出版社

上一篇：折流杆换热器在火力发电厂低压加热器上的应用下一篇：火力发电厂高压加热器运行维护守则

我要评论