135CFB汽轮机组系统优化及节能降耗

摘要：文章通过对中煤大屯公司发电厂#6、#7机组汽轮机组的系统优化及节能降耗工作总结和对#6、#7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，找出解决的办法和提出节能工作今后的努力方向，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。

关键词：汽轮机组；系统优化；节能降耗；发电厂；热力系统 文献标识码：A

中图分类号：TK411 文章编号：1009-2374（2015）03-0096-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.0239

中煤大屯公司发电厂#6、#7汽轮机组为上海汽轮机有限公司利用日本三菱公司的技术进行开发研究的D151型机组，型号N135-13.24/535/535，为超高压、中间再热、双排汽单轴布置的反动式凝汽机组。与东方锅炉厂生产的DG440/13.7-Ⅱ2型循环流化床锅炉及山东济南发电设备厂生产的WX21Z-073LLT型空冷汽轮发电机配套组成单元制汽轮发电机组，并配有30%B-MCR的高低两级串联旁路。汽轮机冷却方式为单元制自然通风冷却、二次循环，淡水冷却器。

1 热力系统能耗损失分析

1.1 疏水系统阀门内漏造成能耗损失

我厂#6、#7机组于2003投产，距今已有11年，热力系统阀门特别是主蒸汽、再热蒸汽高压段等疏水阀门不严密，普遍存在内漏的情况。由于疏水通过扩容器后流向凝汽器，凝汽器内真空很高，单位面积的流量很大，造成主蒸汽、再热汽大量热能流失，同时影响凝汽器真空，严重影响汽轮机的热经济性。

1.2 高、低压加热器钢管漏造成能耗损失

近年来我厂#6、#7高、低加频繁出现钢管泄漏情况，每次大小修都进行堵漏，较为严重的#7机组#2低加堵漏钢管数达1/3。高、低加钢管泄漏的频繁泄漏，一方面造成凝结水泵和给泵用电量的增加，另一方面如果泄漏严重时，高、低加不得不退出运行，135MW机组高加退出运行，发电煤耗将会增加3%。

1.3 凝汽器真空低造成能耗损失

1.3.1 我厂凝汽器进水二次滤网脏污引起的低真空问题。我厂凝汽器进水二次滤网安装在凝汽器下部，为循环水系统最低标高处。我厂#6、#7机循环水为母管制，由于凝汽器进水门为一般蝶阀，加上使用时间较长、结构等原因，造成二次滤网隔离不掉，无法清洗滤网，二次滤网堵塞严重，造成循环水压力低，严重影响机组真空。

1.3.2 冷却塔填料结垢引起的低真空问题。我厂冷却塔补水为淡水湖水，经澄清处理后补入冷水塔水池。由于澄清池运行不正常，造成补充水质较差，日积月累，冷却塔填料结垢严重，影响循环水冷却，冷却塔出水温度比刚投产时升高5℃～8℃，严重影响机组真空。

1.3.3 凝汽器铜管脏污、结垢引起的低真空问题。我厂凝汽器补水大部分水量是来至小河水和微山湖的湖水，水中存在着大量的微生物和生活垃圾等。微生物和生活垃圾大量进入凝汽器的铜管中后，加上水带来的无机盐（泥沙等）会在铜管中结垢，有时冷水塔补水加入附近煤矿产生的中水，#6、#7机凝汽器铜管经常发生脏污和结垢现象，一方面将降低铜管的换热系数，另一方面会使系统水阻增大，将减少循环水流量，从而大大降低凝结器的换热效果，夏季时凝汽器端差高达16℃，造成凝汽器铜管换热不好，凝汽器真空下降。

2 改进措施

2.1 采取有效措施防止疏水阀门内漏

如何有效地防止疏水系统阀门内漏造成的能耗损失，为此专门为运行各班组配备了红外线测温仪。特别是在汽轮机刚开机后，对疏水系统阀门进行测温检查，对照阀前阀后温度，确定阀门是否关闭严密。对内漏严重的阀门及时发现，及时填写缺陷单，利用每次小修和临时停更换泄漏严重的阀门。由于采取以上有力措施，短期内就产生了成效，机组热耗逐渐降低，同负荷下煤耗

下降。

2.2 采取有效的运行和检修措施，杜绝高低加泄漏

问题

我厂#6、#7机#1、#2高加水位计为压差式水位计，机组启动时水位很难建立，高加保护频繁动作，对管束破坏较大，且高加很难投入，为此汽机运行经多次试验，确定了合理的投用步骤，采取压差式水位计先隔离，投用时密切监视就地水位计的方法使高加正常投用后在投用压差式水位计，同时在正常运行时加强水位的调整，保持一定的水位，使高加处于最佳工况下运行。

同时针对高、低加检修工艺进行改进，原来检漏时高、低加汽侧充压缩空气，后改为汽侧充入1MPa的凝结水，使泄漏较小的管束也能充分暴露出来。对泄漏的管束进行打磨，采取堆焊办法，堆焊长度不低于4mm。

2.3 进行设备改造，提高凝汽器真空

对凝汽器进出水门进行了更换，更换为硬质蝶阀，确保了凝汽器的隔离。对二次滤网进行了改造，采用了北京中电绿波公司的新科技产品，实现了二次滤网的在线清洗。对冷水塔填料进行了更换，确保了循环水散热均匀，循环水温下降了7℃～8℃。每次大小修，凝汽器开门检查，发现脏污、结垢时对凝汽器铜管进行高压水射流。通过设备改造和系统加强维护，凝汽器真空提高了0.005～0.01MPa。

2.4 常规的设备维护和改变明显不合理的操作方式

2.4.1 消除热力系统内外泄漏。

2.4.2 大修中对汽轮机通流部分进行合理维护。

2.4.3 定时做真空严密性检查，消除影响汽轮机真空的因素。汽轮机真空系统漏入过量空气，将造成铜管表面形成一层气膜，降低凝汽器铜管换热系数，从而影响凝汽器真空。

每次大小修对凝汽器真空系统进行灌水查漏，发现漏点及时消缺，如#6、#7机组疏水箱汽侧平衡管法兰多次泄漏，#6机组六抽进汽管法兰泄漏。针对轴封和抽真空系统进行调整分析。轴封系统特别是高中压轴封系统的泄漏影响凝汽器真空，意味着轴封端部泄汽吸入部分空气，而该部分空气经轴封冷却器疏水进入凝汽器，说明轴封冷却器疏水水封筒水封效果不好。#6机组自试运时起，水封筒注水就采取机组启动前一次注水完毕后关闭注水门和水封筒至凝汽器疏水手动门全开的运行方式，经过长期的运行来看，不能满足水封筒正常水封的需要，易受运行工况变动而造成水封破坏。为此我们进行了如下调整：将轴封冷却器水封筒后至凝汽器手动门适当关闭，以保证轴封冷却器能建立起正常水位。将水封筒注水门保持常开且开度保持较大位置。

2.4.4 主蒸汽、过热蒸汽参数压上限运行，确保达到设计值。

2.4.5 根据运行工况合理启停辅机，对有变频输出的设备尽量使用变频工况。

2.4.6 加强胶球清洗装置的运行管理和维护。

加强胶球清洗装置的缺陷管理，发现缺陷及时联系检修人员消缺，保证设备的正常运行。规范运行操作，通过技术人员跟班指导和指定固定操作人员，使短期内操作规范，使胶球清洗装置收球率得到保证。建立胶球清洗装置运行专门技术台账，由运行人员进行操作记录，以便及时进行收球率统计，发现问题时及时进行分析查找原因，保证胶球装置运行正常。经过采取以上措施，取得了良好效果，胶球系统在双循环水泵运行工况下收球率基本保持在95%左右。

3 能效评价

总体而言，#6、#7机组性能经过专项的优化和节能分析，机组效益有了显著的提高。但是对比同类机组，节能工作很大潜力可挖。机组在运行中会性能会缓慢地衰退，节能工作也会不断出现新的问题任重而道远，只有采取科学的态度，坚持不懈细致地工作，不断解决新问题，才能使汽轮机组运行效率维持在比较高的水平上。

参考文献

[1] 袁裕祥.火力发电厂维护消缺技术问答丛书：汽轮机分册[M].北京：中国电力出版社，2004.

[2] 欧阳安.火电厂汽轮机故障诊断分析处理与技术改造[M].长春：银声音像出版社，2005.

[3] 河南电力公司.火电厂调试技术手册：汽轮机卷

[M].北京：中国电力出版社，2002.

[4] 辽宁电力工业局.汽轮机运行[M].北京：中国电力出版社，1995.

[5] 哈尔滨工业大学先进动力控制与可靠性研究所，哈尔滨工业大学.汽轮机配汽优化调研报告[R].2010.

作者简介：朱广沛（1963-），男，江苏沛县人，中煤大屯公司发电厂运行分场主任，工程师，研究方向：汽轮机节能降耗、汽轮机运行调整及系统优化。

（责任编辑：陈 倩）