1000MW机组的节能改造实践

1000MW机组的节能改造实践

张虎

江苏新海发电有限公司 江苏连云港 222023

［摘要］介绍1000MW汽轮机热力系统的优化情况，经过机组性能试验和对机组运行情况进行技术分析,改善了凝汽器的运行工况，降低了凝结水的补水量，经济效益明显。表明机组的安全性和经济性得到了较大提高, 以便今后节能工作中，立项更合理，并达到投入少，见效快，收益大的效果，为其他机组的改进提供参考价值与指导意义。

［关键词］  1000MW；汽轮机；热力系统；完善改进；节能

0 概述

该公司1000MW汽轮机是上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，旁路系统采用串联二级方式，高旁4×25%布置于炉侧，低旁65%布置于机侧。

1  存在的问题

该机组乙凝器真空严密性一直处于300Pa/min左右，汽泵密封水无法有效回收，热力系统阀门内漏、内冷水系统补水及及锅炉启动循环泵冲洗水水源不合理等。针对该机组实际运行情况及存在的问题，确定机组A修技术改造项目，重点就放在汽轮机组热力系统的优化、有效回收汽泵密封水、整治凝器真空严密性、内冷水补水及锅炉启动循环泵冲洗水水源优化等方面。

2  改进前的设备状况分析

经过对机组性能试验以及对热力系统的全面分析，在设备和系统等方面存在的主要问题有：

2.1 热力系统设计安装存在不合理

该机组的热力系统中存在一些安全性隐患和冗余的设备，对机组的安全性造成了一些不利的影响，并进而使机组的经济性下降。这包括以下的两个方面：其一是热力系统及设备的配置影响了机组的安全性，无法确保机组的设备及热力系统在启、停及任何工况下运行时的各项指标都能控制在规程规定的范围之内并满足机组各种不同情况下的运行要求。如部分本体管道疏水系统在管道布置上存在U型管段，可能会产生在汽机启动初期疏水不畅和积水现象，无法正确满足系统暖管和热备用要求。其二是系统内的部分设置可能成为了机组隐含的安全隐患，对提高机组的可靠性、提高机组在不同运行工况下的灵活性与适应性带来了许多不利的影响。例如：低压放水母管上接入许多高温高压蒸汽放水以及运行中需要保持热备用的管道放水，造成凝汽器下部和低放至炉侧排汽口常年大量排放蒸汽。

2.2 由于设计问题，工质有效能的利用不充分，疏水系统设计复杂、冗余系统多

在机组运行中，存在工质有效能的利用不尽合理和工质浪费的情况，这是从系统的设计上就遗留下来的，对提高能量利用率进而提高机组的经济性有很大影响的一个问题。比如：①所有系统疏水均排至凝汽器，在疏水阀门严密的情况下本来影响不大，但通常由于疏水门所处的环境和工况恶劣、极易泄漏，这样就造成了大量有效能的损失；②采用节流孔板连续疏水的热备用方式热损失大；③轴封溢流等流量的长期损失。热力系统、疏水系统设计复杂、冗余系统多，甚至存在设计、安装错误，例如：①同一管道上的设置多路疏水、辅助设备的多路备用汽源；②系统中重复设置或冗余设置的放水放气门、安全门等等。不仅影响机组的经济性，而且对机组的安全性、可靠性也有影响。冗余设置的系统若发生泄漏，就必然会造成不必要的经济性损失。同时冗余复杂的系统还会增加运行操作的难度和工作量，增加检修维修工作量和维护费用，增加可能的泄漏点。这些都对提高机组运行的安全性和经济性有着一定的影响。

2.3疏水系统内漏较多

系统阀门泄漏情况较为严重，在疏水扩容器附近明显存在漏流声，为避免疏水扩容器运行中超温，其减温水长期投入运行。现场检查主要泄漏阀门多达21处。

2.4 内冷水补水水源设计存在不合理

#1机组发电机定子为不锈钢空心线，其对水质要求不同于空心铜线见下表1。原设计内冷水系统补水水源有两路：一路取自凝结水加氨点后，另一路取自除盐水母管。

表 1 发电机定子不同材质的水质标准表

凝结水加氨点后的水源pH在9左右，无法满足发电机内冷水系统水质的要求。机组除盐水系统正常运行时母管压力仅为0.1MPa，而发电机内冷水系统回水压力（与补水管连接）在0.25MPa左右，若内冷水系统补水需启动凝补水泵，否则无法满足发电机内冷水系统连续补水的要求。 致使#1机组发电机定子冷却水水质超标，化学取样装置无法连续投运，运行无法跟踪监视和调整；除盐水补水时，此时若凝器补水较大时将使除盐水母管压力压力下降甚至短时负压，从而影响机组运行安全。

2.5锅炉启动循环泵冲洗水水源设计存在不合理

原设计锅炉启动循环泵冲洗水水源有两路：一路取自凝结水加氨点后，另一路取自闭式水箱水源经冲洗泵升压后供给。锅炉启动循环泵电机水质要求在25℃时卤含量（特别是氯化物）＜50ppm、固态物质不应该超过0.25ppm，pH≥6.5 的水。水温最高不应该超过50℃，最低4℃。

凝结水加氨点后的水源pH在9左右，无法满足锅炉启动循环泵电机水质的要求。闭式水箱水源本身就是凝结水加氨点后的水源且闭式水系统在运行期间水质的品质较差。

3  热力系统改进优化及治理

3.1 热力系统完善改进的主要内容

3.1.1 热力系统部分

根据其它电厂同类型机组进行热力系统改造的成功经验，并结合公司1000MW机组实际状况的现场勘察和性能试验情况，有针对性地实施了对汽轮机及其热力系统进行全面优化改进。为增加疏水系统阀门运行中的严密性，经简化系统后，共拆除89只冗余阀门及其附属的系统管道，同时为保证改进后系统运行安全经济，新增阀门20只。主要改造情况如下：

将主机高中主汽门门杆漏汽排至轴封供汽母管系统；将高排逆止门前疏水合并；；取消#4至小机供汽管道疏水；合并再热冷段至甲乙小机供汽电动门前疏水；；再热冷段至辅汽联箱及#2抽管道疏水优化；取消甲乙低旁暖管；轴封供汽站疏水系统优化；取消再热冷段至甲小机切换阀后疏水；取消再热冷段至乙小机切换阀后疏水；取消主机高压缸轴封回汽管道疏水；取消主机中压缸轴封回汽管道疏水；取消主机甲乙低压缸轴封回汽管道疏水；取消甲乙小机轴封回汽管道疏水；增加甲乙小机低压主汽门阀体后、调门阀体前疏水气动门；增加甲乙小机调节级后疏水气动门；增加小机轴封供汽系统增加压力调节阀；辅汽联箱本体疏水优化；增加热井放水二次门；低旁系统泄漏治理等。

3.1.2 真空系统泄漏治理

该机组自168商业运行以来，乙凝器真空严密性下降率基本在300~400Pa/min，仅处于合格标准范围之内。为了提高汽轮机效率，对凝器真空系统检漏提出相应的解决方案，即编制《凝器真空系统排查表》，首先由运行人员对真空系统进行传统常规方式排查，对运行人员能够检查到的系统阀门进行检查；然后，借助仪器氦质谱检漏仪对#1机组真空系统进行整体排查。第一阶段，运行人员通过传统常规方式排查，即通过系统隔离、阀门内漏（温度判断）、纸片（或鸡毛）检验等眼观手摸的方法，对各系统进行摸排，对内漏气动阀门，采取关闭前隔离门，并查找出3处大漏点，即乙低压缸结合面三角区处西南角、东北角2处和凝器喉部废弃的仪表接管座1处。经过检修处理后，对凝器真空系统做严密性试验，乙凝器真空严密性下降率200Pa/min左右，达到良好标准范围之内。第二阶段，借助仪器氦质谱检漏仪对#1机组真空系统检漏。检漏标准漏率≥1×10-6为大漏点；2.0×10-7≤漏率＜1×10-6为中漏点；漏率＜2.0×10-7为小漏点。

根据《机组凝器真空系统排查表》，对真空系统自上而下，进行排查，经过一个星期的艰苦努力，查出8个较大泄漏点。

表 2 真空系统排查汇总表

经检修人员对上述1~5项处理，运行关闭主汽门门杆漏汽至乙凝器隔离门，提升小机轴封压力至0.1MPa后，对 凝器真空系统做严密性试验，乙凝器真空下降率为75Pa/min左右，达到优秀标准。

3.1.3 给泵密封水回水改造

给水泵密封水系统在0米增加一密封水回水集箱，将密封水回水回收至甲凝器；密封水回水箱前手动隔离门改为电动隔离门，并对此电动门增加水位低联锁关的逻辑，防止因调节门故障使得密封水回水箱水位低造成主机真空突降跳机的扩大事故，从而保证给水泵回水的安全可靠回收，节约宝贵的除盐水约30t/h。

3.1.4 凝结水精处理装置处理后的水质即为除盐水的水质标准，因此在凝结水精处理装置后（加氨加氧点之前）增装一杂用水小母管，并由该母管引出两路水源，一路供内冷水补水，另一路供本机和邻机的锅炉启动循环泵冲洗水。

3.2 热力系统完善改进的实施

汽轮机组热力系统完善改进由根据改进方案进行疏水系统、真空系统、给泵密封水回收、内冷水补水及锅炉启动循环泵冲洗水水源优化等改进工作，由检修完成。

4  完善改进后的效果

A修后启动。启动过程中各改造疏水系统疏水正常，未出现因疏水系统合并导致疏水不畅的情况，且因疏水系统合并简化，运行操作量明显减少。

机组运行中对改造的系统进行检查，汽机房零米层疏水管漏流声明显减少，改造后的疏水管温度接近室温。说明改造后各系统阀门关闭密封性良好。

改造后汽机房零米凝汽器下部大量放水冒汽现象消除，汽机低放母管引至锅炉侧捞渣机的排汽管出口大量冒汽现象消除。

通过对发电机内冷水补水管路的改进和应用，保证了化学取样装置连续投用，使运行跟踪监视和调整得到了保证，从而使凝结水水质达到国标要求。锅炉启动循环泵冲洗水水源优化确保锅炉启动循环泵冲洗水水质合格，提供邻机启动锅炉启动循环泵冲洗水源。这样既有可靠的压力保证，又满足相应设备的水质要求。既节约了厂用电，又保证生产运行的需要。

甲低旁解体检查发现其门芯处有杂质存在，经过清理后甲低旁运行正常，甲低旁减温水门开度为0%，降低了凝泵电耗。改造后机组运行中，低旁后温度基本达到设计值，轴封系统热备用效果明显改善，机组补水率下降，同负荷下主蒸汽流量、给水流量、燃煤量较改造前下降。

测定汽轮机组技术性能，评价汽轮机组完善改进效果，先后配合电科院对机组A修前、后的性能进行了热力试验。试验依照《汽轮机试验规程（ASME PTC6—1996）》的有关规定执行，试验结果见表3。

表 3 试验计算结果汇总表

由表3计算，该机组修后1000MW工况修正后热耗率为7464.54kJ/(kW.h)，修正后发电煤耗率为273.54g/(kW·h)，修正后供电煤耗率为285.81 g/(kW·h)。修后900MW工况修正后热耗率为7503.23 kJ/(kW.h)，比修前降低73.83 kJ/(kW.h)；修正后发电煤耗率为274.66g/(kW·h)；修正后供电煤耗率为287.52g/(kW·h)，比修前降低3.12 g/(kW·h)。

5  完善改进后的技术分析

热力系统内漏较多，是对机组经济性影响最大的因素。由于热力系统的缺陷使机组的达不到应有的经济性水平，可从一些权威机构对有关电厂进行测试、试验的数据中表明：疏水系统工质内漏造成凝汽器热负荷增大时，影响真空1～2kPa就带来了影响机组功率1～2％（即7～14MW）的严重后果，真空和机组功率下降两者叠加的影响会使发电煤耗率上升4 g/(kW•h)左右，且每年更换阀门及维护费用较多。

由于疏水阀门前、后差压大，机组在启、停过程中极易造成疏水阀门出现不同程度的内漏。机组启、停次数愈多，这些阀门内漏的机率愈大，且愈漏愈严重。出现门芯吹损，弯头破裂，疏水扩容器焊缝开裂等故障。既危及机组运行安全、可靠性，又严重影响经济性。高压疏水由于压差更大，更容易对冲刷阀门造成泄漏，且泄漏后对经济性的影响也更大。

本次A修对疏水系统中不合理的汽流、疏水流向和设备进行了完善改进，使整个热力系统及其设备的维修费用及工作量大大减少，提高了机组的安全性、可靠性和经济性。

6  主要遗留问题

（1）1000MW机组高压调门阀门开度与负荷之间特性，对机组运行经济性影响较大，建议完善高压调门阀门开度与负荷之间自动控制特性。

（2）＃1机＃1高压加热器的下端差与设计值仍有一定的差距。下端差与加热器水位有关，建议组织在运行中根据加热器下端差的情况进行水位调整试验。保持合理的加热器运行水位。

7  结束语

(1) 改进前、后机组试验与A修后的运行结果表明，机组存在的问题得到很好的改善和解决，性能有较大幅度的提高。机组运行各项控制指标在规程要求之内，各项经济性指标有明显提高。

(2)机组运行及试验结果表明，进行完善改进是十分必要和可行的，所取得的技术成果对其他机组的改进具有重要的参考价值和指导意义。

(3) 节能是一项长期、细致的工作。必须坚持不懈，不断解决机组运行中出现的新问题，才能使机组效率维持在比较高的水平上。

参  考  文  献

[1] 徐跃芹.屠珊.黄文江.李慧君《火电厂自然通风冷却塔性能研究》(西安交通大学能源与动力工程学院，西安，710049)

[2] 朱雅.《1000MW发电机定子冷却水补水系统改进及实践》(新电科技，江苏新海发电有限公司， 222023)

[3] 王汝武. 《电厂节能减排技术》(化学工业出版社2008.3，北京，100011)

作者简介：

张虎（1975），男，江苏连云港人，工程师，从事火力发电厂汽轮机技术管理工作。

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