国内大型火电机组汽轮机的节能技术方向

1、国内大型火电机组汽轮机的节能技术方向摘要：基于安徽省内很多大型汽轮机的节能工作经验和对国内大机组节能工作现状的分析，提出目前的主要问题和技术要点，和节能工作分几步走的思想，以便在今后的节能工作中，立项更合理，并达到投入少，见效快，收益大的效果。 F$tJM  一问题的提出 nah?V" ?Y    从80年代开始，安徽电力试验研究所开始和电厂合作, 承担一些大型汽轮机的综合节能科研项目。在工作中，有一个问题始终困扰着我们：为什么这些大机组供电煤耗都比设计值高出30 g/kW.h甚至更多？当时省内的4台125 MW机组和两台200MW实际煤耗高达39039

2、5 g/kW.h左右。我们把已知的各项节能潜力加起来，但怎么也填不满这么大的差距。如果说国产机组当时的设计深度和制造水平不够，那么80年代以后投运的引进型中间再热机组为什么也有同样的问题？一直到1995年左右，我们才得到了比较完整的答案。我们认为，这些结论有利于澄清一些重要问题，对今后国内大机组节能工作的开展会有一定的借鉴作用。 .n7$kq  二安徽火电机组汽轮机的节能工作 在1995年前，火电厂汽轮机节能工作一直是以凝汽器真空和高压加热器为中心进行的。到90年代初，安徽电研所开始用氦质谱仪检测大机组的真空系统空气泄漏，很快使之成为一种成熟的技术，同时胶球清洗装置的投运也有一些进展

3、。到1995年省内中间再热机组的凝汽器真空和设计要求差距平均已缩小到12 kPa。同时，由于掌握了水位控制这个关键因素，省内大机组高压加热器的投运率都达到前所未有的高水平，一般都在95%以上，有少数达到了100%。但此时，省内大机组的煤耗仍平均高出设计值25 g/kW.h左右。 MFq?mZ,  从1992年开始 ，我们注意到热力系统阀门不严密造成内漏的情况，到1995年，通过大量的现场考察、热力试验和新机组调试，我们确认，在省内的机组中内漏现象，特别是引入凝汽器的大量本体疏水管道内漏普遍存在，而且泄漏的阀门范围很广，认识到这是目前火力发电机组节能的最大潜力所在。我们于1995年至1

4、998年在平圩电厂两台600MW汽轮机（西屋技术，哈尔滨汽轮机厂生产）上进行一个综合性的节能项目，多次的热力试验完全验证了这种思想。汽轮机本体疏水阀的普遍内漏，引起我们特别的重视，一方面，这种流动背压很低，完全是临界状态，单位面积的流量很大；另外，主蒸汽、再热汽等包含大量可用能，白白被循环水带走，单位泄漏量的损失很大。大量蒸汽漏入凝汽器，不仅直接损失很大，还将影响凝汽器真空，管道上的焊缝由于热应力和两相流的冲刷，很容易出现裂缝。本体疏水泄漏的另一个后果是热力试验的精度受到很大影响，因为主蒸汽和再热汽的流量无法测准。#2机在1998年以前无法完成象样的热力试验，从1992年投入运行，主蒸汽不超压

5、最大负荷一直都仅有570MW左右。为此，平圩电厂从1997年开始一直将有关阀门的维护和更换作为机组维修的重点项目，并经常用红外点温计检查阀门的泄漏情况，特别是本体疏水阀的内漏，利用每次小修和临时停机的机会，做了大量的工作。虽然热力系统庞大，更换的一些阀门质量也不好，很快又漏了；检修中有大量的安全问题需要处理，节能性质的工作时间十分紧张，工作很不容易，但仍取得了很大的成效。1998年910月#2机大修，大量改进措施的实施，使热耗降低300kJ/kW.h。当年，两台机组在平均负荷率从80% 降到70%，启停次数相等的情况下，年平均供电煤耗从1995年的354 g/kW.h降到347 g/kW.h，

6、同负荷率下可比煤耗下降15 g/kW.h左右，#2机不超压能带到590 MW，达到了立项时确定的投资少、容易实施、见效快的目标。这两台机的节能工作仍在继续进行，2000年#1机大修结束后，预计会有进一步的成果，可望在70%的负荷率下，供电煤耗降到340 g/kW.h以内。 uw3vYYFX  根据在平圩和其它电厂的工作，另外还有一些阀门的内漏也是我们注意的：高压加热器旁路阀，其泄漏造成给水温度降低，或下一级加热器负荷增加而造成不经济、不安全的因素；给水泵再循环阀内漏造成泵功的大量浪费；再热器减温水阀内漏，本身就造成能损，还使再热汽温降低，尤其是部分负荷时，问题更显著；凝结水泵再循环或

7、凝结水管道上的其它引出管子的阀门不严密，使一台凝泵不能提供满负荷时所需的凝结水量，备用泵必须投运，这在近几年新的引进型300 MW机组的调试过程中相当常见。 a#V| 1*O  我们注意的另一个问题是高压加热器水位的控制，引进型机组的高压加热器都设有危急疏水阀，一旦水位到达动作定值，则该阀自动打开，大量疏水直接进入凝汽器，能量损失很大。如果#3高加（汽侧压力最低者）危急疏水阀动作，则#2高加疏水也必将排入凝汽器，损失还要大得多，同时，加热器失去水位，管束、疏水阀门、疏水管道还要受两相流的冲刷。而且，恰恰是#3高加水位控制相对困难。仅从经济性考虑，这时还不如将高加全部切除，但操作上锅炉

8、存在主汽温度调整的困难。所以，改进回热加热器水位控制品质，非常重要。 4$iSo|  高、中压缸内的漏汽超过设计值，情况非常普遍，我们考察到的所有十余台125 MW到600MW的汽轮机，这种现象都不同程度地存在。进汽插管汽封、引进型汽轮机平衡活塞等处间隙都放大了，使夹层汽流量大大超过设计值，不仅降低汽缸通流效率， #1、#2、#3级抽汽压力、温度升高，而且使汽耗增加，给水泵负荷沉重，这些都影响机组的带负荷能力，各处压力的升高客观上也增加了原来存在的热力系统内漏。目前省内几台300MW汽轮机通流面积都很充足， 但由于#1、#2抽汽压力升高，超过高加安全门动作定值，300MW负荷时，不得

9、不将抽汽电动门节流，靠此时主汽流量的减小，抽汽压力才勉强不超限。这种操作方式既不经济，也存在事故隐患。事关机组的经济性和带负荷能力，因此，在大修中这些间隙应当和和汽轮机动静叶汽封间隙一样受到重视，进行仔细调整。 qy'-'UlIr  JtO热力系统内漏的发现，使我们终于获得了省内大型汽轮机节能潜力的大致分布情况，为我们以后的节能工作打下了坚实的基础。 :+H0Bz  三必须重视热力系统内漏 lG)J0  今后的几年内，热力系统内漏都将是我们注意的焦点。在不少汽轮机上，它占了节能潜力的近一半。在这样的汽轮机热力系统中，无法进行准确的热力试验，也无法进

10、行定量的能损分析。由此可以得到一个重要的结论，我们的节能工作现在仍处在初级的阶段上，也正因此，我们能够以极小的投入获得极大的回报；现在节能项目、工作方向的选择也应当从这个实际出发，从现场设备的实际状况出发，才能事半功倍。应当将重点放在那些潜力大, 投资少的基础工作上, 以最小的人力、物力投入, 取得最快、最大的效果。 根据我们在近年来的工作经验, 在今后几年内, 以设备的维护、调整和辅机的整改为主, 对多数大机组将是一条正确的技术道路。这是我们近年来节能工作最重要的成果。我们过去节能项目的选择范围狭窄，过多地从理论出发，可以说，是以制造厂的目光来看实际的汽轮机及其热力系统的。 pyV确定汽轮机

11、的性能，发现热力系统存在的问题，热力试验仍是最全面有力的方法。需要注意的是，由于试验中需要进行隔离等特殊的操作，汽轮机的试验结果和日常运行中的实际性能是有区别的，这区别往往相当大，其中包含着大量的节能潜力6。 Sj I,v+  近几年投运的很多新机组都有一个特性，就是刚进入商业运行时经济性能很差，至少需要23年才能达到同型号老机组的水平，而此时汽轮机通流部分已经有相当程度的老化。所以，消除内漏的工作应从基建开始。5认为，引进型300MW机组的疏水管道数量太多，冗余量过大，可以取消其中的一部分，这是符合实际的。比如高压缸排汽通风阀，原本是为中压缸启动设置的，西屋的汽轮机实际上不适合中压

12、缸启动，现在各厂都不用，而且阀门口径太大，容易出现内漏。为此，应当尽快改进引进型机组的典型设计。阀门质量不好，关闭不严密是目前最为突出的问题，包括很多昂贵的进口气动阀。这样的机组上，重要的考核试验也很难准确完成。我们在淮北#5机改造后的性能试验前用红外点温仪发现并更换了十多只明显内漏的疏水阀6，但还有很多机组限于时间等原因，大量的内漏不能及时消除，如妈湾电厂的考核试验中，内漏量只得大致估计，通过讨论协商决定数值，问题是很严重的2。笔者建议，对国内现役的中间再热机组的重要阀门作一次全面的调查，以便在今后火电机组的建设和维护中择优使用。 ?GH/W#o)  四节能技术方向 C7FY1Wj

13、  根据我们对安徽省十几台125MW以上汽轮机的考察结果，目前火电机组的节能潜力大部分在汽轮机一侧，今后主要的节能技术工作可以分成三类。 Dl.UbH =  第一类是基础工作，包括常规的设备维护和改变明显不合理的操作方式。这应当是目前绝大多数机组的工作重点。设备改进的主要内容有： Yr"Of*VNH 1)     消除热力系统内外泄漏。国产的125MW和200MW机组热力系统相对简单，可以很快取得成效。 g%Tokl  2)   大修中通流部分的维护，包括隔板汽封、动叶顶部汽封间隙的调整，各调门重叠度的调整，动、静叶的表面处

14、理。对反动式汽轮机，因为动叶前后差压大，所以叶顶汽封间隙的增加会带来更多的漏汽增加；没有叶轮和平衡孔，则所有静叶根部汽封漏汽都将混入主汽流，所以汽封间隙的调整更为重要。 st* sv  3)   凝汽器真空容易出现反复，应维持对真空系统的检查维护； wRm  4)   高压加热器的运行和维护技术，提高水位控制的品质，降低疏水端差，保证水位正常时事故疏水阀不动作； UFT JobU  5)     热工仪表和控制系统的投入率和品质的提高。在节能工作中，热工仪表是我们的眼睛，现在各厂的大机组中，仪表配备齐全，很多变送器的精度甚至

15、超过了十年前的试验用标准表，但工作失灵的和不准确的测点都比较多，不少重要的仪表得不到及时校验，或由于条件限制，降级校验和使用，这写都是很大的浪费。高、中压缸排汽压力表是否作高度修正，往往就足以使通流效率的测量结果面目全非。 pl3ap(/  运行中需要改进的项目主要有： XX /sC  1)   调门运行方式的初步优化。正常运行中，超高压机组取消调门全开的纯滑压方式，尽量定压运行，引进型亚临界机组应当使用顺序阀方式，尽量将阀位调整到阀点附近。 R+NiIoa  2)   压红线运行。少用、不用过热器、再热器减温水，主汽温度、再热汽温等参数尽量接

16、近设计值。 MuO KauYa  3)  循环水泵的运行。是否增开一台循泵，依据供电煤耗和上网电量进行权衡。 :Q"|%#P  *'-!Y4)  控制加热器水位，降低疏水端差，有DCS的机组，可以监视动态过程中进出水的温升率，提高高加投入率。 HQ-+ +;Q  必须重视那些既带来能损, 又威胁机组安全的设备缺陷。比较典型的例子有： 轴封间隙过大, 不仅增加漏汽量, 有可能降低凝汽器真空, 还会使油系统中进水, 造成重大的设备事故隐患；再热器减温水阀门不严密, 不仅降低机组热效率, 而且在紧急停机时有可能使中压缸进水；调速系统

17、不稳定, 不仅威胁设备安全, 而且机组因此不得不使用滑压运行方式, 对于超高压机组, 这种方式是不经济的, 而对引进型300 MW 或更大的机组，也不是最优。 我们应当认识到, 节能和安全有时虽然是有矛盾的, 但很多情况下, 节能工作意味着机组各部分设备的工作情况向汽轮机及其热力系统的设计要求靠拢, 避免部分设备负担过重甚至在危险的条件下运行，对机组安全有利。 Tp;W4'a*:  7goYzQsi%  到现在为止，我们的节能工作几乎都可以归入这一类。预计这项工作结束后，优化引进型300MW机组在70%负荷率下的供电煤耗一般可以下降到340 g/kW.h以内。马鞍山

18、电厂的两台300MW已经达到了这个水平，1999年上半年，在60% 的平均负荷率下，供电煤耗仅345 g/kW.h。 lcZ.  L_!ShE  从中国电力最近刊登的生产月报看，尽管高参数大机组的比例不算高，近几年新建的大机组也不多，安徽的火电机组能耗水平在国内仍处于中上水平。根据12345等文献，其他省市的情况很可能与安徽类似，热力系统内漏相当普遍，节能工作同样在较低的水平上。因此，依靠仔细完成这一类工作，完全可以期望在三五年的时间里，全国火电机组煤耗平均降低15 g/kW.h。1998年全国火力发电量为9.3×1011kW.h，按此计算，每年可节省1.4

19、15;107吨标准煤，或者40亿元的燃料费用，这确实是巨大的财富。 V+ Tv:a  pjFO0h_Y  第二类是热力试验结果和数学模型指导下的优化运行和状态检修技术。在具有DCS的大机组上，投入将不会太大，这项工作有广阔的前景。 Os"('jd>  #; ?3k uq(  目前的小指标竞赛有许多不合理的地方，概括起来问题有两类，一是各指标的考核各自孤立，没有考虑相互的影响，更没有小指标服从大指标的思想。决定何时开启备用循泵就能很充分地反映这个问题。增开备用循泵将提高真空，同时增加厂用电率，两者有矛盾，但改变凝汽器真空和厂用电率都

20、必须服从降低供电煤耗这个目标，而决不应当仅根据哪一个小指标作出决定。在市场经济的今天，发电任务不饱和的情况下，供电煤耗又必须服从生产的总体经济效益这个更大的指标，因此最合理的方法是根据上网电价和标准煤价在上网电量和供电煤耗之间进行仔细的权衡。第二个问题是指标静态化带来结果的不准确。50%和80%负荷下，真空变化1kPa对供电煤耗的影响是不一样的，而小指标竞赛反映不了这类问题。计算机优化运行指导系统可以方便有效地克服这些困难。 k|)fl l  R p&J!hlA  但是，在开始工作以前，第一类工作中的设备改进部分应当基本结束。否则，试验精度不好，结论未必可靠。原因是

21、，大量的疏水内漏将影响寻优试验结果，尤其是主汽管的疏水内漏，与主汽压力成正比，漏量较大时，将使调门位置或主汽压力的寻优试验得到不正确的结果。另外，机组性能大幅提高后，原有的数学模型将不能再用。只有基本消除了无法查清流量的不明内外泄漏，定量的耗差分析才有实际的意义。 YqX$a  'dGc6.  运行优化指导系统庞大，个别变送器的故障就可能影响整个系统的工作，维护比较烦琐，需要电厂在技术和管理上达到比较高的水平。在状态检修方面，我们的差距很大（7）。 R_PF*q2 '   29p|X<  目前平圩电厂的两台600MW机和马鞍山第二电

22、厂的两台300MW的热力系统已经接近开展优化运行工作的要求。可以期望这些机组在两年内通过以上的两类工作，在负荷率不变的前提下，供电煤耗再至少降低5 g/kW.h。 3 v 17  |H5.2P&9-5  第三类是主、辅设备的更换和现代化改造。最典型的例子是汽轮机的通流部分改造。这一类项目投入很大，应当明确主要目的，是提高经济性，增加出力，还是保障安全，提高运行的调峰能力和自动化水平。改造前，对制造厂提供的参数、指标要有全面、科学的认识，比如，高压缸的通流效率可能是从调节汽门后计算的，这和常规的热力试验不同，应当考虑其试验和计算方法；东方200MW机组改造后，额定出力提高到220MW，但同时额定主汽流量由610 t/h提高到635 t/h，这时调门将不在阀点位置，如何在考核试验中兼顾高压缸通流效率和汽轮机热耗，等等。另外，改造的首先应当是热力系统中最弱的环节，只有这样，才能有好的效果。因此，需要科研单位的协作，对改造方案、结果作出评估。例如，在投入有限的情况下，改造选择哪个汽缸，就需要使用相当专业的知识。由于高压缸的出力相对较小以及重热效应，大致需要高压缸通流效率提高5%才能降低热耗1%，而多数机组低压缸只需要不到2.5