某厂300MW纯凝汽式汽轮机凝汽器改造简述
300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造分析
300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造分析摘要：本文对300MW间接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器改造进行了分析，阐述了凝汽器改造的必要性，并从技术角度进行了可行性分析，同时简述改造技术路线。
关键词：凝汽器；给水泵汽轮机；分析0前言本次是在2×300MW亚临界机组上改造，其给水泵布置采用1×100%汽动给水泵+1×25%电动定速给水泵方式，给水泵汽轮机（小机）和主机共用一台凝汽器，即小机乏汽排入主机凝汽器中。
1改造的必要性凝汽器作为一个重要的汽轮机组辅机，是影响火力发电机组安全经济运行的一个重要因素，因此如何有效的提高凝汽器的效率，是提高汽轮机组工作效率的关键问题，保持凝汽器良好运行工况，保证达到最有利的真空是电厂节能的重要内容。
目前冷却系统采用表凝式间接空冷系统，两机一台即良台机组公用一座间接空冷塔，在夏季高温季节，环境温度对机组真空影响较大，给水泵汽轮机乏汽排入主凝汽器，增加了凝汽器的热负荷，使机组真空降低，影响机组运行经济性，已经不能满足国家政策要求。
从可节能降耗角度分析，降低煤耗对于企业的长期发展和生存有重要意义，因此发电厂实给水泵汽轮机凝汽器改造是十分必要的。
2项目的可行性空冷机组汽轮机的冷却系统（凝汽器系统）有两种布置方式，一种布置方式为给水泵汽轮机和主机共用一台凝汽器，给水泵汽轮机做功后的乏汽直接排入主机凝汽器，共同冷却，主机真空和给水泵汽轮机具有相同的真空值。
另一种布置方式，给水泵汽轮机和主机凝汽器（排汽系统）分开布置，给水泵汽轮机采用单独的凝结水系统，布置凝汽器、循环水泵和凝结水泵，循环水冷却采用机力通风塔。
单独设置给水泵凝汽器，减轻了主机凝汽器的热负荷，等同于一部分乏汽分流至给水泵汽轮机凝汽器，也可以提高机组运行的真空。
3从理论情况来分析机组正常运行中，汽轮机排汽进入凝汽器，受到冷却介质（循环水）的冷却而凝结成水，蒸汽凝结成水后，其体积成千上万倍的缩小，原来由蒸汽充满的容器空间就形成了真空，在理想工况下，只要进入凝汽器的冷却介质不中断，则凝汽器内的真空便可维持在一定水平上，但实际上，汽轮机组排汽总带有一些不可凝结的气体，处于高度真空状态下的凝汽器和其他设备也不可能做到完全封闭，总有一些空气通过不严密处漏入真空系统中，这些气体的存在，影响凝汽器的传热，使凝汽器的端差增大，进而影响凝汽器的真空。
毕业设计(论文)-某300mw凝汽式汽轮机机组热力系统设计[管理资料]
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目录第1章绪论 (1)热力系统简介 (1)本设计热力系统简介 (1)第2章基本热力系统确定 (3)锅炉选型 (3)汽轮机型号确定 (4)原则性热力系统计算原始资料以及数据选取 (6)全面性热力系统计算 (7)第3章主蒸汽系统确定 (15)主蒸汽系统的选择 (15)主蒸汽系统设计时应注意的问题 (17)本设计主蒸汽系统选择 (17)第4章给水系统确定 (19)给水系统概述 (19)给水泵的选型 (19)本设计选型 (22)第5章凝结系统确定 (23)凝结系统概述 (23)凝结水系统组成 (23)凝汽器结构与系统 (23)抽汽设备确定 (26)凝结水泵确定 (26) (28)回热加热器型式 (28)本设计回热加热系统确定 (33) (35)旁路系统的型式及作用 (35)本设计采用的旁路系统 (38) (39)工质损失简介 (39)补充水引入系统 (39)本设计补充水系统确定 (40) (41)轴封系统简介 (41)本设计轴封系统的确定 (41)致谢 (42)参考文献 (43)外文翻译原文 (44)外文翻译译文 (49)毕业设计任务书毕业设计进度表第1章绪论发电厂的原则性热力系统就是以规定的符号表明工质在完成某种热力循环时所必须流经的各种热力设备之间的系统图。
原则性热力系统具有以下特点：（1）只表示工质流过时状态参数发生变化的各种必须的热力设备，同类型同参数的设备再图上只表示1个;（2）仅表明设备之间的主要联系，备用设备、管路和附属机构都不画出；（3）除额定工况时所必须的附件（如定压运行除氧器进气管上的调节阀）外，一般附件均不表示。
原则性热力系统主要由下列各局部热力系统组成: 锅炉、汽轮机、主蒸汽及再热蒸汽管道和凝汽设备的链接系统，给水回热系统，除氧器系统，补充水系统，辅助设备系统及“废热”回收系统。
凝汽式发电厂内若有多种单元机组，其原则性热力系统即为多个单元的组合。
对于热电厂，无论是同种类型的供热机组还是不同类型的供热机组，全厂的对外供热的管道和设备是连在一起的，原则性热力系统较为复杂。
减少300MW汽轮机组凝汽器端差的分析
（ Ｇ ｕ ａ ｎ ｇ ｚ ｈ ｏ ｕ Ｚ ｈ ｕ ｊ ｉ ａ ｎ ｇ Ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ Ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ， Ｇ ｕ ａ ｎ ｇ ｚ ｈ ｏ ｕ ， Ｇ ｕ ａ ｎ ｇ ｄ ｏ ｎ ｇ ５ １ １ ４ ５ ７ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ）
第３ ２卷第 ７期
Ｖｏ ｌ ＿ ３ ２ Ｎ ｏ ． ７
企 业 技 术 开 发
ＴＥＣＨＮ０Ｌ０ＧＩ ＣＡＬ ＤＥＶＥＬＯＰＭＥＮＴ ０Ｆ ＥＮＴＥＲＰＲＩ Ｓ Ｅ
２ ０ １ ３年 ３月
Ｍａ ｉ ｒ 。 ２ ０ １ ３
减少 ３ ０ ０ Ｍ Ｗ 汽轮机 组凝 汽器 端差 的分析
运行 经济性 ， 影响小 指标成绩 ， 故解决 问题 就显得尤 为
重要 。
２ 确定 目标
经过充 分调查 后 ， 讨论 决定通 过 ， 使凝汽 器端差超
收稿 日期 ： ２ ０ １ ３ — ０ １ — ２ ６ 作者简 介 ： 周 荣开 （ １ ９ ６ ８ 一） ， 男， 广东广 州人 ， 大 学本 科 ， 助 理工程师 ， 主要从事 火力发 电厂市场 营销 工作。
关键词 ： 凝 汽 器 端差 ； 原 因分 析 ； 措 施
中图 分 类 号 ： Ｔ Ｋ ２ ６ ４ ． １
文 献标 识 码 ： Ａ
文章编号 ： １ ０ ０ ６ — ８ ９ ３ ７ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ７ — ０ ０ ５ ３ — ０ ２
Ａｎ ａ ｌ ｙ ｚ ｅ ｓ ｏ ｎ ｒ ｅ ｄ ｕ ｃ ｉ ｎｇ ｃ ｏ ｎ ｄ ｅ ｎ ｓ ｅ ｒ ＴＴＤ ｏ ｆ ３ ０ ０ ＭＷ ｓ ｔ ｅ ａ ｍ ｔ ｕ ｒ ｂ ｉ ｎ ｅ
周 荣 开
（ 广州珠江 电厂 ， 广东 广州 ５ １ １ ４ ５ ７ ）
浅谈纯凝式机组改造成背压机后凝汽器的运行方式
浅谈纯凝式机组改造成背压机后凝汽器的运行方式前言我国化石能源中，煤炭资源储量丰富、油气资源相对短缺，与此对应，发电行业形成了以燃煤发电机组为主、其它能源发电机组为辅的局面。
2007年1月，国务院下发《关于加快关停小火电机组的若干意见》，要求各地加快关停小火电机组，推进电力工业结构调整。
经过10多年治理，目前我国仍有为数不少的小型燃煤火电机组。
对于建成时间较晚、技术较新的小机组，一刀切将其拆除无疑是对社会资源的浪费，如何兼顾电厂就业、环保要求和合理利用现有资源，成为摆在电力行业面前的一道难题。
2016年，国家多部委联合下发了《关于印发<热电联产管理办法>的通知》（发改能源〔2016〕617号），鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组，为小机组改造指明了方向。
关键词：背压机、凝汽式汽轮机改造、凝汽器1、工程概况蒙东地区某热电厂原有四台小机组，承担市区499万m2居民采暖供热，该热网为孤网运行的低温网，该厂是唯一供热热源单位，该厂后新建二台135MW抽汽凝汽式汽轮发电机组，中压缸排汽作为采暖抽汽汽源，分别于2006年12月和2007年8月建成投产。
热电厂原有四台小机组到期关停之后，两台135MW抽凝机组的供热能力不足，经研究分析，需将其中一台135MW抽凝机组改成背压机组，提高机组供热能力。
抽凝机组改成背压机组过程中，诸多热力系统需要调整，其中，凝汽器是否继续运行是一个比较重要的问题，本文重点分析该问题。
2、凝汽器的作用凝汽器是凝汽式机组的重要设备之一，不可或缺，其主要作用有：（1）提供真空环境，提高蒸汽在汽轮机中的做功能力。
（2）回收系统各处排出的水和蒸汽，并将汽轮机排出的蒸汽变成水，无法利用的热量排到循环冷却水系统中。
（3）凝汽器热井储存大量水源，调节整个热力系统的水量平衡。
3、低压转子冷却方案与凝汽器运行方式改造成背压机后，汽轮机尾部排汽不再进入低压缸做功，而是全部进入供热首站换热器换热。
300MW尖峰凝汽器系统调研报告
武乡及漳山尖峰系统调研报告9月26日去武乡、漳山电厂学习借鉴尖峰冷却系统及投运后的运行调整。
一、武乡电厂尖峰系统1、武乡电厂尖峰系统改造概述武乡西山发电有限责任公司2×600MW机组为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK600-16.7/538/538型亚临界参数、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、直接空冷凝汽式。
武乡西山发电有限责任公司2×600MW直接空冷凝汽式机组，分别于2006年10月、2007年1月投产发电，是国内较早投入运行的600MW直接空冷机组，机组设计背压15kPa，夏季满发背压34 kPa，供电煤耗长期在350g/kw.h以上，与国内先进水平有较大距离。
经过考察论证，2012年武乡电厂对2×600MW直接空冷凝汽式机组进行了尖峰凝汽器改造工程，该工程由山西电力设计院负责设计，主体安装单位为山西华通电力工程公司，项目于2012年6月份建成投运。
该项目设计为在机组夏季额定工况下投运时，保证机组排汽压力降低4KPA，2013年9月经过电科院试验论证，各负荷工况下均能满足排汽压力降低4KPA的要求，达到了将600MW直接空冷机组高温季节的满发排汽背压降低从而降低供电煤耗的目的。
2、机组参数：2.1汽轮机设备参数：制造厂：哈尔滨汽轮机厂有限责任公司型号： NZK600-16.7/538/538型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机额定功率：600MW额定蒸汽参数：高压主汽门前蒸汽压力：16.67MPa.a高压主汽门前蒸汽温度：538℃中压主汽门前蒸汽压力：3.324MPa.a中压主汽门前蒸汽温度：538℃额定进汽量：1830.79t／h额定排汽压力：15kPa.a能力工况背压：34kPa.a2.2尖峰冷却系统设备技术参数（单台机组）：设计背压：27KPa（循环冷却水温度为33℃）最高运行背压：48KPa冷却蒸汽量：175t/h循环水压力：0.25 MPa最大循环水量：6000 t/h冷却水温：正常20℃；最大33℃循环冷却水温升15℃，(由33℃升至48℃)。
汽轮机运行值班员基础理论知识模拟25
[模拟] 汽轮机运行值班员基础理论知识模拟25计算题第1题：汽轮机某级级前压力p0=3.92MPa，蒸汽流速v0=0，喷嘴后压力p1=1.96MPa，问该级应选用何种喷嘴？_____参考答案：压力比为εn=p1/p0=1.96/3.92=0.5 当εn≥0.3时，应采用渐缩斜切喷嘴。
本级应选用渐缩斜切喷嘴。
详细解答：第2题：某冲动级喷嘴前压力p0=1.5MPa，温度为t0=300℃，喷嘴后压力为1.13MPa，喷嘴前的滞止焓降为【缺图】，求该级的理想焓降【缺图】。
_____参考答案：该级的理想焓降为61.2kJ/kg。
详细解答：第3题：120℃的干饱和蒸汽在一台单流程换热器的管子外表面上凝结成饱和水，汽化潜热r=2202kJ/kg，传热系数为1800W/(m·℃)。
若把流量为2000kg/h的水从20℃加热至90℃，水的比热为4.18kJ/(kg·℃)。
试求所需的换热面积及蒸汽的凝结量。
_____参考答案：换热器两端温差为△t大=120-20=100(℃) △t小=120-90=30(℃) 所需的换热面积为1.55m<sup>2</sup>，蒸汽的凝结量为0.074kg/s。
详细解答：第4题：某台汽轮机排汽饱和温度tcos=40℃，凝结水过冷度δ=1℃，凝汽器循环冷却水进水温度tw1=20℃，出水温度tw2=32℃，求凝汽器端差δt。
_____参考答案：端差δt=tcos-tw2=40-32=8(℃) 凝汽器端差为8℃。
详细解答：第5题：某凝汽器真空表读数p1=96kPa，当地大气压力p2=104kPa，求凝汽器的真空度。
_____参考答案：真空度=p1/p2×100%=(96/104)×100%=92.3(%) 凝汽器的真空度为92.3%。
详细解答：第6题：通过对循环水系统的调节，使循环泵下降的电流I=20A，试求每小时节约的电量。
300MW机组冷端综合治理优化
300MW机组冷端综合治理优化摘要：冷却塔、循环水泵和凝汽器共同组成了汽轮机的冷端系统，汽轮机冷端系统工作效率的高低直接影响汽轮机真空的高低，也即直接影响机组的循环效率。
本文通过对汽轮机冷端进行分析，对一个300MW机组电厂实例，对其进行了几方面的改进，使其冷端进行优化，提高机组效率。
关键字：凝汽器冷端治理一、前言随着世界能源形式的日益严峻，节能减排不仅仅是社会对企业的要求，而且已经上升到事关企业生存的高度。
能源局统计了国内现役火电机组供电煤耗的变化趋势，有以下显著特点： 300MW以上大机组，供电煤耗率达到设计值的“不太多”，国内火电机组冷端的能量损失依然明显。
因此，各个电厂对节能工作提高到了一个相当的高度。
汽轮机冷端治理优化能提高机组循环效率，降低机组煤耗，为机组进一步节能减排提供了有利支持。
二、汽轮机冷端的重要性及优化内容汽轮机冷端主要由凝汽器本体、抽真空系统、凝结水系统、循环水系统构成。
火电厂热力循环效率遵循卡诺循环的基本规律：卡诺循环效率ηc=1-T2/T1（始终＜1）。
卡诺循环的效率只与两个热源的热力学温度有关，当高温热源的温度T1愈高，低温热源的温度T2愈低，则卡诺循环的效率愈高。
电站机组参数，初级参数越来越高。
从中温中压达到了超超临界压力，600℃水平。
不断获得技术进步。
实现T1的有效提升。
低温热源的温度T2，根据不同机组有所差别。
在火电企业，压红线运行是经济运行的重要手段。
其实质就是要保证初级参数达到机组的设计额定参数。
通过冷端治理，彻底降低终参数，可有效提高机组循环效率，达到较好的节能效果。
对在役运行机组，冷端优化方面可深化的工作有以下几个方面：（一）增大凝汽器换热面积，降低凝汽器热负荷凝汽器热负荷对真空度影响较大。
凝汽器热负荷升高，主要是由于高品质蒸汽没有做功，或其他高温介质直接进入凝汽器，不仅造成能量和工质损失，而且使凝汽器真空下降是影响机组热耗率的主要原因。
影响凝汽器热负荷的主要因素是阀门内漏，包括低旁泄漏、汽缸疏水，管道疏、高加危急放水，低加至凝汽器疏水等，降低凝汽器热负荷的主要措施是加强阀门内漏治理，通过阀门前后温度对比找出漏点，通过手动隔离，或检修时彻底处理。
300MW机组冷端优化技术分析
300MW机组冷端优化技术分析摘要：火电机组的冷端系统是电厂热力循环的冷源，在电厂机组高效运行中发挥着重要作用。
但是随着机组运行年限的延长，冷端系统在运行过程中出现凝汽器真空度及循环水泵运行效率下降等问题，不仅消耗大量的资源，还降低机组运行的经济效益，与电厂机组节能减排、安全经济的运行目标相违背。
因此，需要针对机组冷端系统问题实施优化改造。
基于此，笔者以某火电厂300MW机组的冷端系优化改造为例，对该电厂机组冷端系统优化的必要性进行了论述，结合机组冷端系统的基本构成和运行原理，分别从凝汽器及循环水泵两个方面对机组冷端系统进行优化，以期为同类火电机组冷端系统优化提供借鉴参考。
关键词：火电厂；300MW机组；冷端优化；必要性；技术分析1 机组冷端优化的必要性冷端系统属于机组的辅助系统，直接影响着机组的安全经济运行。
在冷端系统中，循环水流量直接决定着冷端系统的运行经济性，其受循环水泵的耗功、性能以及循环水管的阻力等影响较大。
由热力学原理可知，凝汽器真空相当于机组循环冷却过程中的压力，与循环初参数一起影响着循环热效率，机组中的抽真空系统是建立和维持汽轮机组的低背压和凝汽器的真空，当凝汽器真空下降时，就会增加机组背压，进而增加机组热耗。
由以上论述表明，冷端系统中循环水泵和凝汽器真空度对机组安全经济运行的重要性。
某火电厂300MW机组的冷端系统是由低压缸、凝汽器和循环水泵等组成，然而机组冷端系统在运行过程中出现循环水泵运行效率及凝汽器真空度下降等问题，影响机组运行效率。
因此，为提高机组的安全经济运行，实现节能减排发展目标，必须对火电机组冷端系统实施优化改造。
2 汽轮机冷端系统概述2.1系统的基本构成图1为电厂300MW火电机组冷端系统的基本结构。
图1电厂冷端系统简化结构图其中：1—汽轮机；2—发电机；3—凝汽器；4—循环水泵；5—凝结水泵；6—真空泵；7—海水冷却水系统。
由图1可知，汽轮机冷端系统是火电机组的重要组成部分，内部结构比较复杂，主要由汽轮机、发电机、凝汽器、循环水泵、凝结水泵、真空泵、冷却水系统等部分组成。
国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析
国产300MW汽轮机凝汽器改造及其经济性分析国电谏壁发电厂8 号300 MW 机组,原配置的凝汽器为N-15000 型。
自1983 年4 月机组投产以来已运行了20 多年,铜管腐蚀、结垢、老化,管材传热系数下降,铜管泄漏明显增加,机组大修前铜管闷堵数已达5 %。
2000 年1 月9日开始对8 号机组进行通流部分改造,机组出力增加为330 MW ,如此排入凝汽器的蒸汽量为615. 178 t/ h ,比改造前增加了47. 672 t/ h ,增加了8. 4 %。
因凝汽器的热力性能已不能满足通流部分改造后机组的性能和出力要求,阻碍了机组的经济性和可靠性,为此对8 号机组凝汽器进行了完善改造。
1 凝汽器改造方案8 号机组凝汽器改造于2004 年12 月18 日开始进行,至2005 年2 月1 日完成。
改造后的凝汽器壳体长度方向几何尺寸较原凝汽器增加了1.26 m ,冷却管有效长度相应增加为12.665 m ,使凝汽器有效冷却面积由原先的15000 m2 增加至17000 m2 。
同时,将旧铜管全部更换为新铜管。
(1) 考虑到现场施工条件和工期的限制,凝汽器南端壳体接长1260 mm ,保留原管板,并增设一道中间隔板,在壳体内相应增加凝聚水收集板和其它构件。
凝汽器改造后不含铜管重量的壳体总重量由原先的111.8 t 增加到约130 t 。
(2) 重新设计制作凝汽器南端的出水水室。
为了不改动现有收球网的安装位置,在设计制作新的出水水室时,在保证水室通流截面积不变的前提下适当减少水室体的深度。
(3) 为了减少工作量,保留凝汽器南端进水水室,只对其作必要的结构改进。
将水室内部现有的加大筋全部拆除,水室外壁重新配置加大筋,水室内壁打磨平坦,并对内外壁进行重新油漆。
(4) 热井南端与壳体下部相连接的钢板接长1260 mm ,并在此板下部增设9 块加大肋板,同时增设斜撑钢管。
(5) 在凝汽器底部偏南增加2 组共4 套弹簧支座,以排除凝汽器南端加长后的载荷振动。
300MW机组凝汽器改造
300MW机组凝汽器改造摘要:本文介绍了300MW机组的凝汽器改造前的状况，具体介绍了凝汽器改造的方案。
针对凝汽器改造，阐述了凝汽器性能试验的计算方法，并对试验结果进行了评估。
文章最后提出凝汽器改造后运行方面需注意的问题。
关键词：凝汽器改造经济性0 前言国内某火力电厂4台机组为上汽厂生产的N300机组。
循环水供水系统为带冷却塔的单元制二次循环供水系统。
5500m2冷却塔出水由循环水泵升压，通过循环水压力管进入凝汽器,在凝汽器中进行热交换，凝汽器排水至冷却塔冷却，循环使用。
当凝汽量在额定工况时，循环水量在夏季工况的冷却倍率为54.6倍，冬季工况冷却倍率为33.5倍。
1 凝汽器设备概述及现状1.1设备概述原凝汽器型号为N－16500－3，是单背压、单壳体、对分双流程、表面式凝汽器。
循环水设计进水温度20℃，凝汽器冷却面积16500 m2，凝汽器压力5.39 kPa。
冷却水量34000 m3/h。
凝汽器运行11年，部分铜管由于泄漏进行堵管处理。
目前凝汽器存在端差大，传热系数低，凝汽器背压高，胶球收球率低等问题。
为了解凝汽器改造前的实际状况，西安院对改造前凝汽器做了性能试验。
凝汽器试验在额定负荷300MW 工况下进行。
试验表明凝汽器在背压、传热系数、水阻等方面与设计值有一定的差距。
在循环水进水温度为31.23℃时，试验300MW负荷工况下修正到循环水设计进水温度20℃时，凝汽器背压为5.726 KPa，比设计值高0.336 KPa；修正到设计循环水量的水阻为44.28KPa，比凝汽器设计水阻高4.28 KPa。
表1 凝汽器主要性能试验数据表2 凝汽器改造2.1改造方案原凝汽器是由喉部、壳体（包括热井、水室）及底部的支撑装置等组成的全焊结构。
凝汽器改造在保持凝汽器中心位置不变的条件下，对凝汽器壳体内部进行了换管改造。
凝汽器除保留原凝汽器热井、外壳及其支承方式不变、与低压缸排汽口的连接方式不变外，将凝汽器端部管板及中间支撑板全部更换，凝汽器冷却水管全部更换为不锈钢管，管束采用塔式管束布置方案。
300MW纯凝机组再热蒸汽系统供热改造方案研究
300MW纯凝机组再热蒸汽系统供热改造方案研究春健【摘要】对再热蒸汽系统进行抽汽供热改造,已成为电厂增加或提高机组供热能力的主要供热改造方式之一.本文以300 MW纯凝发电机组为例,论述了再热蒸汽系统供热改造方案的研究制定过程和注意事项,为电厂机组同类型供热改造提供借鉴.【期刊名称】《应用能源技术》【年(卷),期】2017(000)012【总页数】4页(P34-36,49)【关键词】再热蒸汽系统;供热改造;再热冷段抽汽;再热热段抽汽【作者】春健【作者单位】华北电力设计院有限公司,北京100011【正文语种】中文【中图分类】TK229.4凝汽式汽轮机供热改造已被《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》列为燃煤电厂节能减排技术之一，技术内容表述为“对纯凝汽式汽轮机组蒸汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯凝汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能”。
而再热蒸汽系统抽汽改造又是凝汽式汽轮机供热改造的主要方式之一，可使纯凝机组具备工业供热能力，既符合国家节能减排政策，又能提高机组热经济性和电厂效益。
电厂在制定再热蒸汽系统供热改造方案时，需以机组安全运行为前提，结合电厂热力系统运行情况及热用户需求，经济合理的制定改造方案。
电厂装机规模为2×300 MW亚临界、一次中间再热、纯凝汽式汽轮发电机组，旁路系统采用40%BMCR容量的高、低压二级串联简化型旁路系统。
电厂拟对机组进行再热蒸汽系统供热改造后对外提供工业用汽(压力1.5 MPa，温度250 ℃)，供汽量以电厂供汽能力最大化为准。
再热蒸汽系统以锅炉再热器为界，分为再热冷段蒸汽和再热热段蒸汽，通常再热冷段蒸汽温度在350 ℃以下，而再热热段蒸汽温度与主蒸汽温度一致为538 ℃。
再热冷段蒸汽和再热热段蒸汽都可对外提供抽汽。
机组在确定再热蒸汽最大抽汽量时，应由汽轮机厂和锅炉厂分别核算所允许的最大抽汽量，最终取较小值。
300MW凝汽式发电机组的供热改造
300MW凝汽式发电机组的供热改造【摘要】凝汽式发电机组供热改造是当下流行的节能改造，本文分析总结了改造过程出现的问题与解决方法。
【关键词】节能减排；供热改造；抽汽目前，随着“节能减排”的力度不断加大，国家对火力发电企业，实施了“上大压小”的政策，对于耗能高污染严重的小型火力发电机组逐步实施关停，对于城市附近的容量较大的纯凝汽式发电机组将要逐步改造成为热电机组，以替代城市里的小型分散热水锅炉。
由于种种原因，原铁岭城市居民供热主要依靠分散的小型燃煤热水锅炉，能耗高，效率低。
为解决此问题，铁岭市政府协同铁岭发电厂（以下简称铁电）将300MW纯凝式汽轮发电机组改造为城市供热机组，实行热电联产，并关停原有高耗能小型热水锅炉，使铁岭城市供热能耗下降，为实现铁岭市“节能减排”的目标任务而努力。
为此，铁电对哈尔滨汽轮机厂所产N300-16.7/537/537型改为N320/300-16.7/1.0/537/537型热电联产机组，改造后机组供电煤耗明显下降，节能效果很显著。
机组改造前后的主要指标对比如表1。
但火力发电厂300MW纯凝汽式机组改为热电联产机组有很多问题需要解决，出现的实际问题和实施对策如下：（1）300MW纯凝汽式发电机组改造之前。
必须对机组各项指标进行摸底试验，铁电300MW纯凝汽式发电机组已经运行20多年，汽轮机、锅炉、辅机设备性能已经发生较大变化。
对锅炉的蒸发量，再热器实际通流能力，汽轮机的实际性能指标必须摸清真实的数据，为机组供热改造的方案确定提供可靠的依据；（2）由热电合供汽轮机效率公式可见热电比越大热电效率越高，但其发电能力会有所下降。
需要对机组性能进行试验，根据机组指标经济性，以确认机组的供热量。
必须经过热力计算，最终确定机组供热的抽汽量；（3）凝汽式机组改为供热机组的方法，在某蒸汽管道开孔实施供热抽汽，供热抽汽量主要取决于供热负荷的参数。
城市热电联产的热负荷有2类：（1）城市居民采暖用热负荷，利用供热机组低温低压蒸汽对循环水加热，实现向用户输出热能；（2）工业企业用热负荷，直接向工业用户输送蒸汽。
300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法
300MW汽轮机凝汽器运行存在的问题与解决方法摘要凝汽器较普遍存在着钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，而且随着凝汽器运行时间的增加，己经严重地影响了机组的安全经济运行。
本文就凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及二次滤网反冲洗等有关问题进行分析，仅供同行参考。
关键词凝汽器；运行；故障；查漏；反冲洗0前言凝汽器设备是火电厂汽轮机组的一个重要组成部分。
其作用是汽轮机的排汽排入凝汽器内受到骤然冷却比容急剧缩小，凝结成水形成高度真空，使蒸汽在汽轮机中的可用焓降达到最大，提高汽轮机热效率。
某发电厂4号、5号机组分别投产于1993年7月和1993年12月，自2000年以来，4号、5号机组凝汽器多次发生泄漏。
本文就该机组凝汽器钛管污脏、二次滤网堵塞及泄漏等问题，对机组在运行中成功实施凝汽器半边隔离查漏、清洗及运行中二次滤网的反冲洗等有关问题进行分析，并提出有效的隔离查漏、清洗及反冲洗的方法。
1凝汽器循环水系统简介4号、5号机组为上海汽轮机厂生产的引进型300MW亚临界、中间再热、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机。
循环水系统采用开式循环水系统，冷却水使用海水为介质。
两台机共配备六台循环水泵，采用母管制并供运行，母管设有两个隔离碟阀能使两台机可独立运行，夏季运行方式为五台循环水泵运行一台循环水泵备用，冬季运行方式为四台循环水泵运行两台循环水泵备用。
每台机组均在每侧凝汽器进口门后设有二次滤网，并装设有30％流量的二次滤网反冲洗管道。
两台机组凝汽器均未设凝汽器胶球清洗装置。
2凝汽器的运行监督对凝汽器的运行监督主要有：1）真空接近最有利真空的程度。
2）凝结水过冷度数值。
3）凝结水质合格程度。
凝结水质主要是指其Na+、电导率、pH值、含氧量等指标。
如果由于凝汽器冷钛接口不严或钛管被腐蚀损坏等原因，循环水从凝汽器水侧泄漏到汽侧，使凝结水的水质恶化，将导致凝结水处理的运行费用增加，若泄漏比较严重，影响凝结水处理的质量，将会使锅炉的受热面甚至汽轮机通流部分产生结垢、腐蚀等，从而影响机炉设备的安全经济运行。
300MW汽轮机凝汽器变工况计算及特性曲线分析
汽 轮机 凝汽设 备 的作用 是将 汽轮 机 的排汽 凝 结 成水 ， 成 并且 保 持 所要 求 的真 空 。其 运 行 性 形 能 直接影 响 到整 个机组 的热 经 济性 和可靠 性 。从
热 力学 的观 点 来看 ， 汽 器 在 热 力 循 环 中起 的是 凝
１ 特 性 曲线 的计 算
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ｗｄ ｅ ｈ ｌ ｆＭａ ａ ｒｇａ ． ｎ ｌｓ ｆｔｅ ｃ ａａｔｒ ｔ ｕｖｓ ｆｒｔｅ ｙ ｉ ｌｍｏ ｅ ｆ ｉ１ｔ ｅｐ ｏ ｆｂ ｐｏｒｍｓ Ａｎ ａ ａ ｉ ｏ ｈｒｃｅｉｉ ｃｒｅ ｏ ｓ ｔ ｃ ｄ ｓｏ ｈ ｌ ｙｓ ｈ ｓｃ ｈ ｅ ｐａ
凝汽 器 的压力 Ｐ 主 要 是取 决 于 汽 轮机 的排
汽量 Ｇ 、 冷却 水量 Ｄ 和冷却 水进 口温 度 。 的变
化， 即
Ｐ ＝ｆ Ｇ ， 。Ｄ ） （ 。 Ｔ ， （） １
冷 源 的作用 。随着 汽 轮 机 组 的 大 型化 ， 了提 高 为
汽轮机装 置 的经济 性 ， 凝 汽 中之 一就 是要 求 凝 汽 器 有 较 大 的稳 定 工 作 其
范围， 以适 应 汽轮机 的变 工况 运行 。为此 ， 对凝 汽 器进行 变 工况 特性 的分析有 着 重要 的意 义 。
一
这一 关 系就 是 凝 汽 器 的变 工 况 特性 ， 常 由 通 组 曲线来 表示 ， 称为 凝汽 器的特 性 曲线 ¨ ］ 。 。根 据公 式 ， 汽器 的压力 Ｐ 以用如下 公 式计算 ： 凝 可
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国产300MW汽轮机凝汽器的现代化改造
关键 词 ： 汽 器 ； 热 ； 差 ； 凝 传 端 系统 ； 凝 管 ； 流 程 ； 备 ； 造 冷 双 设 改 中 图分 类号 ： ２ ４． １ ＴＫ ６ １ 文 献标 识 码 ： Ｂ
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某电厂300MW纯凝机组供热改造
某电厂300MW纯凝机组供热改造作者：陈亚东来源：《山东工业技术》2018年第23期摘要：某电厂机组为上海汽轮机厂制造的K156型机组，电厂为满足地区供热需要，将纯凝式300MW机组改造为抽汽机组，以满足工业园区工业生产之用热需求。
从汽轮机中低压连通管、热段再热蒸汽管道和冷段再热蒸汽管道抽出蒸汽，抽汽管道加装调节阀、闸阀、安全阀，在压力匹配器进行调温调压后供给用户。
关键词：供热改造；中低压连通管；热再；冷再；压力匹配器DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2018.23.1291 引言为响应市“十三五”热电联产规划：鼓励将大型火电机组向热电联产改造，公司自2016年提出“三大重点任务--力争实现机组供热”目标以来，公司从“内”“外”两条线全力推动热电联产项目。
对内，公司积极做好供热项目设备改造准备工作，实施汽轮机供管管道改造及化水系统扩容改造，组织开展供热相关的调研和学习，学习周边电厂供热管理经验，做好供热发展相关知识储备。
对外，与地方政府加强汇报、沟通，全力推动供热规划落地。
因此，将纯凝机组改造为供热机组，既可进一步提高机组可用率，降低机组煤耗率，又能满足区用热需求。
2 供热改造的必要性近年来，市一些工业企业陆续迁至该区工业园，因此，主要的工业热负荷均集中在工业园，城区无工业热负荷。
根据工业园区管理委员会提供的《工业园区企业用热统计表》，现有用汽单位及近期新增用汽单位最大用热量总计237t/h。
中心城区新增建筑面积总计约162.5万平方米。
有近30万平方米建筑属于棚户区改造，小区内配置了健全的供热管道和设施；其余小区均为商品房，采暖为小区建设的必要设施，综合考虑，近期新增小区取80%热化率，计算得出近期供热面积为130万平方米，民用供热需求量较大。
而现公司发电机组有2×1065t/h循环流化床锅炉、两台330MW凝气式机组，可抽0.87Mpa、1.2Mpa压力等级的蒸汽580t/h，供热范围涵盖方圆25公里，包含水路交通枢纽，生活区，工业区。
发电厂综合题库(计算题部分)
计算题：1. 有质量m为10t的水流经加热器，它的焓从h1为202kJ/kg增加到h2为352kJ/kg，求10t 水在加热器内吸收的热量Q？【参考答案】:解：Q=m(h2-h1)=10×103×(352-202)=1500000（kJ）=1.5× 109J答：10t水在加热器内吸收了1.5×109J热量。
2. 某循环热源温度为527℃，冷源温度为27℃，在此温度范围内，循环可能达到的最大热效率是多少？【参考答案】:解：已知T1=273+527=800（K），T2=273+27=300（K）又最大效率为卡诺循环效率答：循环可能达到的最大热效率是62.5%。
3. 一锅炉炉墙采用水泥珍珠岩制件，壁厚δ =120mm，已知内壁温度t1=450℃，外壁温度t2=45℃，水泥珍珠岩的导热系数λ=0.094W/（m·K）。
试求每平方米炉墙每小时的散热量。
【参考答案】:解：T1=273+450=723（K），Ｔ2=273+45=318（K）q=λ(T1-T2)/δ = 0.094×(723-318)/(120×10-3)=317.25（W/m2）每平方米每小时炉墙的散热量为q×3600=317.25×3600=1142100［J/（m2·h）］=1142.1kJ/（m2·h）答：每平方米炉墙每小时的散热量为1142.1kJ/（m2·h）。
4. 某纯电路中，电阻的有效功率为210W，加于电阻两端的电压u=311sin(628t+60°)V，求电阻是多少？【参考答案】:解：电压最大值U m=311V电压有效值U=U m/=311/=220V有效功率P=UI I =P/U =220/220=1（A）电阻R =U/I=220/1=220（Ω）答：电阻为220Ω。
5. 卡诺循环热机的热效率为40%，若它自高温热源吸热4000kJ，而向25℃的低温热源放热，试求高温热源的温度及循环的有用功。
电厂热力实验工基础理论知识模拟12
[模拟] 电厂热力实验工基础理论知识模拟12计算题第1题：设有两个采用再热循环的发电厂，其新蒸汽参数均为p1=12.5MPa，t1=500℃，排汽压力为6kPa，再热循环的中间压力为2.5MPa，再热后的蒸汽温度都等于原来的初温500℃，试分别求这个再热循环的热效率η和排汽干度XA。
_______参考答案：查水蒸气焓熵图及表得：新蒸汽焓h1=3343.3kJ/kg 再热循环的高压缸排汽焓hbA=2928kJ/kg 再热循环的中压缸进汽焓haA=3461.7kJ/kg 再热循环的排汽干度xA=0.882 排汽压力下的饱和蒸汽焓h"p=2567.5kJ/kg 排汽压力下的饱和水焓h´p=151.5kJ/kg 再热循环的排汽焓为 hp·A=xA×h"p+(1-xA)×h´p =0.882×2567.5+(1-0.887)×151.5 =2281.6(kJ/kg) 再热循环的循环效率为ηtA=[(h1-hbA)+(haA-hpA)]/[(h1-h´p)+(haA-hbA)] =[(3343.3-2928)+(3461.7-2281.6)]/[(3343.3-151.5)+(3461.7-2928)] =0.428 再热循环的热效率为0.428，排汽干度为2281.6kJ/kg。
第2题：一台额定蒸发量为670t/h的锅炉，锅炉效率为90%，过热蒸汽焓为3601kJ/kg，给水焓为1005kJ/kg，空气预热器前O2含量为4%，空气预热器后O2含量为6%，求在额定负荷(标准状态下)，空气预热器的漏风系数及漏入的空气量。
(已知燃料收到基数据：Car=54.2%、Har=2.1%、Oar=3.8%、Sar=1.1%、Qnet,ar=20306kJ/kg)_______参考答案：需要理论空气量(标准状况下)为V0=0.089Car+0.265Har-0.0333(Oar-Sar) =0.089×54.2+0.265×2.1-0.0333(3.8-1.1) =5.29(m<sup>3</sup>/kg) 锅炉燃煤量为 B=670×10<sup>3</sup>(3601-1005)/(20306×0.9)=95173(kg/h) 空气预热器漏风系数为△α=α"-α´=21/(21-6)-21/(21-4)=1.4-1.24=0.16 漏风量(标准状况下)为△V=△αBV0=0.16×95173×5.29=80554(m<sup>3</sup>/h) 该空气预热器的漏风系数为0.16，每小时漏入空气80554m<sup>3</sup>。
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某厂300MW纯凝汽式汽轮机凝汽器改造简述摘要:针对某厂凝汽器端差大、真空度偏低的问题,对凝汽器进行了相应改造,将铜管更换为不锈钢管,同时降低管壁厚度,提高换热系数,同时增加流通面积,提高换热容积。
关键词:凝汽器真空不锈钢管
1 该厂汽轮机凝汽器存在的问题
该厂凝汽器为单壳体、双流程、表面式凝汽器,参数见表1。
根据#3机组的运行数据分析,凝汽器端差经常在4～7℃,与改造后的#2机比较,直接影响真空1kPa。
凝汽器性能的好坏直接影响到电厂的经济效益。
提高机组真空度,减小端差,降低煤耗,达到降低发电成本,凝汽器将起到至关重要的作用。
随着环境水质的恶化和凝汽器铜管运行年限的增加,铜管的腐蚀泄漏会加快,泄漏会严重影响锅炉的安全运行,往往是锅炉腐蚀的起因,所以必须及时采取措施。
该厂#3机组运行时间在5年以上,为了保证机组安全、经济运行,防止凝汽器突然出现大面积铜管泄漏、危及主机系统安全,计划#3机在停运检修中,对凝汽器进行全面技术改造。
2 器改造方案的确定
2.1 整体改造的内容及步骤
在保留原凝汽器外壳侧板及其支撑方式不变,低压缸排汽口的连接形式不变条件下,采用以下方案。
(1)更换凝汽器内部全部管束、中间支撑板、内部连接件等。
(2)冷却管由铜管(HSn70-1材质的Ф25×1)更换为TP304材质的Ф22×0.5(0.7)不锈钢管,适当缩小了冷却管的直径及壁厚。
(3)采用不锈钢复合管板(TP304+Q235B 5+40mm)。
(4)冷却水管和端板间采用胀接＋氩弧焊连接的方式。
(5)加长凝汽器壳体,前后水室端各加长1000mm,最终凝汽器换热管有效长度为11400mm。
(6)换热面积由17000m2增加到18000m2,并预留汽轮机通流改造后增加的热负荷。
(7)重新设计制造前后弧形水室,保证水室的断面流速并无水流死区。
2.2 凝汽器改造后设计参数
经过方案对比计算分析,最终采用设计参数。
3 改造后的凝汽器热力试验
3.1 试验内容和工况
3.1.1 真空严密性试验
在机组80%额定负荷以上,进行真空严密性试验,凝汽器性能试验
工况见表3。
3.2 具体试验情况
3.2.1 真空严密性试验
在凝汽器性能试验前,由该厂运行人员按规定进行了真空严密性试验,凝汽器真空下降率均低于100Pa/min,机组真空严密性达到优秀水平。
3.2.2 凝结水溶解氧浓度试验
在额定工况试验时,由该厂化学分析人员按规定进行凝结水溶氧浓度测定,试验期间凝结水溶氧浓度为20μg/L。
3.2.3 凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和计算结果
#3机组凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和计算结果见表4。
由上表可以看出,在两台循环水泵并联运行、凝汽器两侧冷却水进/出口门全开,#3机组凝汽器冷却水总流量为32010.1m3/h,即31914.4t/h,接近于设计流量(32600t/h)。
凝汽器A侧水阻为69.47kPa,凝汽器B侧水阻为68.67kPa,平均水阻为69.07kPa,低于改造目标值(70kPa)。
在单台循环水泵运行、凝汽器两侧冷却水进/出口门全开,#3机组
凝汽器冷却水总流量为20188m3/h,凝汽器A侧水阻为18.02kPa,凝汽器B侧水阻为17.86kPa,平均水阻为17.94kPa。
3.2.4 凝汽器性能试验数据和计算结果
该机组凝汽器性能试验数据和计算结果见表5。
在机组两台循环水泵运行时,凝汽器冷却水流量为32010m3/h;在机组单台循环水泵运行时,凝汽器冷却水流量为20188m3/h。
在额定工况下,机组负荷为304.13MW,凝汽器冷却水进口温度为20.87℃、冷却水流量为32010m3/h、凝汽器热负荷为378.3MW、凝汽器传热端差为4.778℃、凝汽器总体传热系数为2.353kW/(m2·K)、凝汽器运行清洁系数为0.633,凝汽器过冷度为0.02℃。
220MW工况下,机组负荷为220.2MW,凝汽器冷却水进口温度为27.82℃、冷却水流量为20188m3/h、凝汽器热负荷为299.8MW、凝汽器传热端差为2.064℃、凝汽器总体传热系数为2.561kW/(m2·K)、凝汽器运行清洁系数为0.824,凝汽器过冷度为0.49℃。
在额定工况下的试验结果修正到设计冷却水流量32600t/h、进水温度20℃和清洁系数0.90条件下,凝汽器传热端差为2.554℃,凝汽器压力为4.911kPa。
4 试验结论
#3机组经技术改造后的N-18000型凝汽器在额定工况下的试验结果修正到设计条件(冷却水流量32600t/h、冷却水进口温度20℃和清洁系数0.90)下,凝汽器平均压力为 4.911kPa,凝汽器设计压力(5.00kPa)与其差值为0.089kPa,大于0;修正后的凝汽器传热端差为2.554℃,低于设计值(3.71℃),凝汽器性能达到设计规范要求。
#3机组配套的凝汽器在额定工况下的试验结果修正到设计条件下,凝汽器平均压力为4.911kPa,达到设计规范保证值(5.00kPa)。
凝汽器真空下降率小于100Pa/min,机组真空严密性达到优秀水平。
在#3机组两台循环水泵运行时,凝汽器冷却水流量为31914.4t/h,接近于设计流量的98%。
参考文献
[1]沈士一.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社.
[2]邵和春.汽轮机运行[M].北京:中国电力出版社.
[3]国家发展和改革委员会.凝汽器与真空系统运行维护导则[M].北京:中国电力出版社.。