300MW汽轮机组检修后技术改造及节能分析

刘立元

（华能嘉祥发电有限公司 山东济宁 272400）

300MW汽轮机组检修后技术改造及节能分析

刘立元

（华能嘉祥发电有限公司 山东济宁 272400）

本次主要介绍了300MW机组汽轮机的重要技术参数，详细分析了轴封系统在实际运行中出现的问题以及对经济的影响，并对改造前后汽轮机运行和节能状况进行详细介绍，可以保证大修机组的安全运行，具有很大的参考意义。

300MW；汽轮机；技术改造；检修

热力试验已经成为提高发电机经济性能的主要方式，可以保证机组的稳定运行。通常情况下，机组经过长期运行后，设备与工况会发生较大变化，影响了汽封密闭效果，如汽轮机回热通流密封效果较差，会导致电厂实际运行发生较大变化，增加机组能耗。为了了解检修前后汽轮机的变化，本次检修前对汽轮机附属参数、设备等均进行了详细诊断，分析了经济性能，提高了设备运行效益，保证了机组的安全运行。

1 汽轮机轴封系统简介

汽轮机汽封可以防止蒸汽高、中低缸轴泄漏，同时避免了轴承箱中润滑油进水，还可以防止空气漏入低压气缸破坏机组真空。汽轮机高中压轴封与隔板汽封均采用低齿汽封，隔板汽封使用斜平齿铜汽封。轴封系统主要由轴端汽封供气与漏气管路等组成。三阀是轴封供汽使用的主要系统，采用供汽压力对高压供汽调节阀、溢流调节阀等实施控制，保证汽轮机可以在任何情况下均保持母管中设定的蒸汽压力。辅助汽源供气站采用两种方式气源供汽，机组启动或处于低负荷运行时，可以由辅助气源站调节阀自动进入到密封系统中进行工作。此外，为了满足低压缸轴封供汽温度要求，可以给低压轴封设置喷水减温度汽，根据调节控制喷水量，保证温度减少后依然可以满足蒸汽低压轴封供汽要求。

2 机组实际情况分析

#1汽轮机是上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术设计生产的N330-16.7/538/538型单轴、双缸、双排汽、中间一次再热、凝汽式汽轮机。汽轮机的高压喷嘴采用的是上海汽轮机厂生产的H156.04.01-1型喷嘴组，缸内汽封除高压缸采用镶齿汽封外剩余汽封全部采用的梳齿活汽封。根据西安热工院汽轮机性能诊断测试情况看，当前#1汽轮机喷嘴组效率比设计值低9.6%。5VWO工况平均值，高压缸效率为82.63%，比设计值84.61%低1.98个百分点；中压缸效率为89.44%，比设计值92.03%低2.59个百分点。汽轮机热耗率为8150kJ/（kW·h）比设计值7892kJ/（kW·h）高出213kJ/（kW·h）。根据集团公司节能导则要求，国产300MW等级亚临界湿冷机组，配置汽动给水泵，在THA工况下汽轮机热耗率高于8100kJ/kWh就要进行通流改造的要求，结合当前汽轮机喷嘴及汽封改造成功经验。计划利用2012年#1机C修汽轮机揭缸的机会进行#1机喷嘴及汽封改造。

3 数据处理

3.1 试验数据处理方法

选取数据时，可以利用系统工况相对稳定时连续试验产生的数据，使用数据供需计算方式进行处理，主要进行计算平均值、水柱、水汽压力、仪表和零位等矫正处理。数据记录数据也可以按照试验记录方法进行计算。计算时对同一数据进行多次测量，取其平均值。工人记录方式主要对容器水位变化、尺寸、时间、介质密度等作为当量流量计算，完成除氧器水箱、凝汽器热及汽包水位等当量流量换算。

3.2 计算热力性能并修正数据

试验热力性能更可以采用ASMEPTC6A-2004中的方法进行运算。汽轮机蒸汽流量可以按照主凝结水水量为标准进行计算，然后得到汽轮机主蒸汽流量。可以将其表示为：其中，C表示流出系数，可以根据效验报道得出△h数值，ρ表示介质密度，β表示管道资金和喷嘴直径比例，可以将其表示为：β＝d/D

计算锅炉给水流量时，可以根据流量平衡和热量平衡获得。此外，如果不出现主蒸汽流量和不明泄露量，都可以根据系统流量平衡，得到系统热段蒸汽流量。

3.3 进行修正计算

第一种修正运算是将试验人力系统修正到设计条件下，实现项目状况修正；抽气管压损是设计值；各个加热器端差表示设计值；凝结水泵与水泵焓升都可以表示设计值；过热减温水和热减温水都为零；凝结水冷度为设计值。

第二种修正按照制造厂提供的修正曲线进行。修正的参数主要包括温度、主要蒸汽压力、再热蒸汽温度、低压缸排汽压力和热损耗率参数等修正。

4 试验方法和步骤

汽轮机在全会热状况下运行，主要是利用顺序阀控制和煤质差锅炉滑压等方式运行，试验选择290MW、183MW与242MW等符合试验试验，而且试验稳定时间控制在1h之内，之后再进行试验，节能诊断时间均控制在1h内，试验各项符合稳定，由于煤质量不好，锅炉系统不稳定，所以符合发生的波动较大，主蒸汽压力使用滑压运行。试验均在全会热状况下完成。实验中统一按照单位制于心，各级高低压加热器均投入运行，轴封冷却器疏水回流到凝汽器，高加疏水逐级六道除氧器。施工人员严格按照《高中压缸、低压缸检修作业指导书》的要求进行工作。

试验进行中必须隔离阀门清单，任何产生热力循环的系统都要隔离。可以根据热力试验性能完成系统隔离清单系统隔离。将凝汽器与除氧器加水到较高位置，保证试验正常进展。调整锅炉燃烧，保证试验期间机组负荷及燃烧稳定。调整相关参数，保证参数稳定，停止排污和吹灰，及时关闭化学取样总门。

5 分析热耗试验结果

本次主要以300MW负荷为例，结合实际工矿及修正结果分析了242MW和183MW等的负荷状况。

5.1 试验工矿与经济性能分析

①回热系统。高加温升较理想，保证了给水度可以达到设计值。高压加热器上下端口温差均能维持在正常范围内，随着负荷的降低，高压加热器上端差差生了负端差，所以高压加热器过热蒸汽冷却工作性能较好。低加系统的实际运行情况主要表现为，完成此次洗礼后，及时解决了上端与下端差设计值问题，特别是低加系统换热性能较好，主要原因是对疏水系统进行了改造，将疏水系统转变成DCS模拟控制系统，取消低加热疏水前后截止门，精确的控制了水位。本次以低加系统为例详细分析了改造前后对发电煤耗的影响。具体如表1所示。②冷端系统。汽轮机低压缸排汽得到了显著降低，及时对凝汽固定端的铜管进行了冲洗，实现了高区域喷嘴合理布置，完成了清洗系统移位改造，提高了工作效率。③机组泄露量得到明显降低。修理前机组泄露量、不明泄露等均有所下降，降低了机组补水率。经过分析发现，300MW符合经过修理后，泄露量得到了控制，占据主蒸汽流量的0.32%。

5.2 系统修正前后经济性能分析

机组改造前（试验报告）：热耗率8263.9kJ/kWh，供电煤耗324.421g/ kWh，厂用电率4.47%，管道效率99%。机组改造后（试验报告）：热耗率8038.9kJ/kWh，供电煤耗315.588g/kWh，厂用电率4.47%，管道效率99%，锅炉效率91.9%。节能量=5500×额定发电能力×（1-厂用电率）×（改造前生产供电煤耗-改造后生产供电煤耗）/1000=5500×330×（1-4.47%）×（324.421-315.588）/1000=15315t/年。改造实施后，按机组年利用小时5500h，年节约标煤15315t。按照2014年耗用标煤单价603.66元/t计算，年节约发电成本15315×603.66=925万元。

表1 低压加热器端茶计算分析

6 结束语

对此次的大修节能进行诊断分析，对高、中、低压缸和会热与冷端系统均进行了试验和研究，从大修结果来看，实施机组技术和设备改造后，在一定程度上降低了机组发电煤损耗。特别是完成高压缸调节级喷最后，调节效率得到了显著提升，减少了煤耗。从整体改造效果来看，改造前后机组效率得到了显著提升，降低了整机效率，提高了改造后机组效率，热损耗降低，效果较显著。

[1]于德伟.浅析机组汽机热力系统优化改进应用分析[J].科技与企业，2015（1）：211.

[2]张全胜，徐卓.金桥热电厂300MW机组汽轮机节能诊断及经济性分析[J].内蒙古石油化工，2013（21）：77～79.

[3]王乾，王培红，苏志刚.汽轮机及其热力系统性能分析与优化[J].东南大学学报（自然科学版），2012（S2）：276～280.

[4]李琼，王松岭.300MW汽轮机组检修后技术改造及节能分析[J].电站系统工程，2010，26（5）：35～37.

TM621

A

1004-7344（2016）26-0087-02

2016-8-15

刘立元（1970-），男，工程师，本科。