度技术监控会资料1汽轮机节能监督主要问题评析.docx
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度技术监控会资料1汽轮机节能监督主要问题评析
汽轮机节能监督主要问题评析
李明刘静宇
河南电力试验研究院
【摘要】本文主要对2009年度我院技术监督合同电厂71台机组的节能管理工作进行回顾和总结，并各机组出现的典型问题进行总结和分析，以便日后更好地为节能管理和降耗增效服务。
【关键词】汽轮机；节能；监督；经济性
0概述
截止2009年底，河南在豫发电公司与我院签订技术监督合同的有28个电厂，共71台机组。
汽机节能专业人员与电厂各位专责在技术监控管理和技术服务方面，做了大量工作，各发电公司对监督工作很重视，制度、档案较为完善、人员配备齐全、配合融洽。
2009年各发电公司通过一系列的节能改造，在负荷率降低、燃煤质量下降等不利因素下，取得了明显的成绩，主要技术指标均能达到或超过标准，部分新电厂还存在一些设备遗留问题造成的部分技术指标偏离问题。
现就截止2009年末，各电厂出现的典型问题进行总结和分析。
1影响汽轮机经济性的主要因素
汽轮机热耗率在电厂总指标（供电煤耗）中影响很大，机侧的节能降耗在火电厂中占有重要地位。
影响汽轮机经济性的因素很多，机组从安装到投产试运行，再到正常商业化运行，不同机组由于设计、运行状况不一，在不同阶段会出现不同问题。
下图1是影响汽轮机经济性的主要因素。
节能工作应加强评估和分析工作，根据机组不同阶段的特点，抓住问题的主要矛盾，循序渐进、常抓不懈，才能把节能降耗的工作逐步推进，取得成效。
我们把实际出现的纷繁复杂的问题的由易到难大致分为3个阶段（图2），不同阶段重点解决对经济性最大的问题，即主要矛盾，主要问题解决后次要矛盾可能就上升为主要矛盾，再逐次解决。
近年我院推广的能耗评估项目，就是根据目前机组的运行现状，评估出机组的实际能耗水平，分析影响机组经济性主要原因和解决措施，定量分析各影响因素，并对比和排序，按照对能耗的影响比例，分别给出解决措施和步骤。
图1影响汽轮机经济性的主要因素
图2节能降耗解决问题的步骤
2主要问题对比
从表1中可看出随着超临界机组越来越多，高低旁泄漏、汽缸效率低等问题近年比较突出，需要特别重视。
疏水泄漏、冷却塔问题、胶球系统投运、循环水泵运行优化等问题以前已作过专题论述，这里不再详述，但在影响因素中占比较大。
表1河南省签约电厂节能监督存在问题对比表
序号
电厂名称
机组编号
机组容量（MW）
汽缸效率低
高旁泄漏
低旁泄漏
疏水不畅
#5、6抽温度高
真空
冷却塔
疏水泄漏较严重
凝结水泵变频
1
三门峡
#1
300
2
三门峡
#2
300
3
三门峡
#3
600
4
三门峡
#4
600
5
洛热
#1
165
6
洛热
#2
165
7
洛热
#3
75
8
洛热
#5
300
9
洛热
#6
300
10
首阳山
#1
220
11
首阳山
#2
220
12
首阳山
#3
300
13
首阳山
#4
300
14
许昌龙岗
#1
350
15
许昌龙岗
#2
350
16
许昌龙岗
#3
660
17
许昌龙岗
#4
660
18
安阳
#1
300
19
安阳
#2
300
20
安阳
#9
300
21
安阳
#10
300
22
信阳华豫
#1
300
23
信阳华豫
#2
300
24
信阳华豫
#3
660
25
信阳华豫
#4
660
26
新乡
#6
300
27
新乡
#7
300
28
平东
#6
210
29
平东
#7
210
30
蒲电
#1
125
31
蒲电
#2
125
32
郑燃
#1
387.3
33
郑燃
#2
387.3
34
开封
#1
600
35
开封
#2
600
36
姚孟
#1
310
37
姚孟
#2
300
38
姚孟
#3
300
39
姚孟
#4
300
40
姚孟
#5
600
41
姚孟
#6
600
42
万和
#1
220
43
万和
#2
220
44
同力
#1
300
45
同力
#2
300
46
丰鹤
#1
600
47
丰鹤
#2
600
48
鸭河口
#1
350
49
鸭河口
#2
350
50
鸭河口
#3
600
51
鸭河口
#4
600
52
国电濮阳
#1
210
53
国电濮阳
#2
210
54
国电民权
#1
600
55
国电民权
#2
600
56
华电新乡
#1
660
57
华电新乡
#2
660
58
商丘裕东
#1
315
59
商丘裕东
#2
315
60
郑州裕中
#1
300
61
郑州裕中
#2
300
62
周口隆达
#1
135
63
周口隆达
#2
135
64
河南豫联
#3
300
65
河南豫联
#4
300
66
河南能信
#1
200
67
河南能信
#2
200
68
华润登封
#1
300
69
华润登封
#2
300
70
鹤壁煤电
#1
135
71
鹤壁煤电
#2
135
统计
89%
13%
27%
25%
25%
41%
38%
14%
17%
图3各类问题出现频率
3典型问题分析
3.1旁路泄漏
旁路系统作用：
1）最常用的功能，满足汽轮机冷态、温态和热态的启动要求，利用旁路系统进行机组蒸汽参数的调整，缩短启动时间，加快启动速度，回收工质和热量。
2）保护作用，为保证再热器的不干烧，当机组跳闸自动主汽门突然关闭时，高压旁路阀快速开启，锅炉产生的大量蒸汽，经由该阀从高压缸排汽管道流入再热器，由再热器加热后的蒸汽，经过已开启的低压旁路阀减温减压后排到凝结器凝结，使停机不停炉得以实现，为机组的迅速恢复提供了可能。
旁路系统泄漏危害：
阀前蒸汽参数为亚临界或超临界参数，因此阀前管道一般设计为合金钢，而阀后参数经过阀门后均有很大的降低，管材一般为普通碳钢材料，一般只在阀门出口约5-8米为合金材料。
阀门密封面的泄漏将使机组正常运行时过热蒸汽泄漏到阀后，阀后管道的长时间超温运行会使管道材质发生蠕变，危及机组的安全运行。
同时，新蒸汽及再热蒸汽等高品质蒸汽的泄漏直接影响机组的热经济性。
低压旁路减温减压阀的泄漏不仅增加凝汽器热负荷，还会使管道、焊缝会受热出现泄漏，影响真空严密性，严重时会直接影响汽轮机组的正常运行。
经计算，超临界600MW机组高旁每漏汽1t/h，热耗率升高约1.39kJ/kWh，煤耗率升高约0.05g/kWh；低旁每漏汽1t/h，热耗率升高约4.45kJ/kWh，煤耗率升高约0.17g/kWh。
亚临界300MW机组低旁每漏汽1t/h，热耗率升高约8.36kJ/kWh，煤耗率升高约0.33g/kWh。
判定标准：
《中国大唐集团公司火力发电厂技术监控动态检查考核标准》规定：
高旁后温度不高于高压缸排汽温度+20℃；低旁后温度不高于55℃。
现状：
三门峡#1、2机组低压旁路阀后温度分别为65、76.5℃，#4机高压旁路阀后温度达438℃，比高缸排汽温度高110℃。
龙岗#3、4机组旁路160-260℃。
洛热#6机组低旁存在泄漏，200MW时减温水门开度为19%。
安阳#1、2机组低压旁路内漏。
开封#2机组上半年低压旁路内漏，目前已处理好，#1机B低旁后汽温达61℃，#2机高旁后汽温约350℃。
新乡#6机低旁后汽温达98℃。
平东#6、7机低旁后汽温达66℃、70℃。
姚孟#6机组低旁内漏，旁路后温度113/98℃。
国电濮阳#2机低旁减压阀经解体检修后，低旁阀泄漏明显减小，低旁后温度由351℃降至目前的118℃，但是显然低旁阀仍有泄漏；#1机低旁阀后温度为178℃，尚未检修。
裕东#2机低旁后温度105℃。
裕中#1机已整改，#2机还有泄漏。
丰鹤#1机曾出现泄漏，后处理好，#2机高旁后温度达388℃，B低旁后温度达98℃。
泄漏原因：
1）杂物滞留。
该型阀门杂物容易滞留在阀座的密封面处，其后果是使上下密封面将受到严重的损伤而使阀门泄漏。
应提高炉侧检修工艺标准减少金属杂质、颗粒的产生。
（600MW机组低旁泄漏多是该原因，数个电厂已采用增加蒸汽滤网的方式解决。
）2）行程不到位，致使密封面紧力不足。
阀门或执行机构存在问题，以及控制系统存在问题（如“机械零位”和“热工零位”重合的现象或热工零位确定后），导致行程不到位。
3）阀座下垫片压缩量过大。
在运行过程中，可能出现垫片变形过大，致阀门密封面紧力不足。
4）启闭力矩不足。
液动或气动压力不足或泄漏，导致压紧力不足。
5）热变形致使密封面不严密。
密封圈与阀座、阀办装配不严紧、阀芯与阀杆连接不牢靠、阀杆弯扭，使上下关闭件不对中、材料选择不当，经受不住高温和腐蚀、密封面接触损坏等均会造成。
超临界机组高旁泄漏可能与阀杆、缸体、阀芯、阀座的设计、选用材料有关，热变形造成密封面不严密有关。
6）安装工艺出现问题。
如阀座下垫片及阀芯垫片装得不正；密封面研磨得不好。
（工艺要求：
研磨阀座时要注意密封面倾角，应该比阀芯密封面倾角小4度左右，而且检查接触面时应全部预装一遍，防止阀芯和阀座密封面不同心。
连接阀杆和缸体时应将汽缸留有预紧行程，防止汽缸行程全部用完对阀门密封面无预紧力。
）7）焊接材料硬度不够或焊后出现变形，致使阀杆、阀芯同轴度超标。
（华润某电厂确定内漏原因为厂家在对阀座、阀芯密封面损坏部分进行补焊时，焊接材料出现问题。
）
图4超临界600MW机组高旁冲刷区域
图5阀芯冲刷现场图片
图6低旁前加装滤网示意图
3.2#7低加疏水不畅
引进型超临界600MW机组目前大多存在7低加至8低加疏水不畅导致紧急疏水经常开启问题。
经计算影响煤耗率约0.3g/kWh，如#7低加无水位运行导致蒸汽直接进入凝汽器，对机组经济性影响更大。
原因分析：
下表2为某超临界600MW机组试验数据，#7、8低加疏水压差为49kPa，350MW时，#7、8低加疏水压差为43kPa。
通过现场实际测量，发现7、8号低加疏水管路较长，不仅有疏水水平段，还有疏水垂直段；疏水弯头较多，增加了疏水管道阻力。
#7低加正常疏水管路总长11.1m，90°弯头共计8个，加上#7、8低加疏水管路进、出口高度差约2.5米。
额定工况下经计算每个弯头阻力约0.52kPa，直管道阻力0.85kPa，管道加弯头阻力共约5kPa，调门和截门压损约3kPa，高差约24kPa，因此管道总阻力约为32kPa。
50%工况下经计算管道阀门阻力共1.8kPa，总阻力约为为25.8kPa，#7、8低加设计压差仅为27kPa，说明系统总压差在低负荷下不能满足运行。
#7低加正常疏水管路疏水压差低负荷下不足以克服调门和管道阻力，高负荷下疏水实际压差也仅为10-20kPa，因此造成某些工况不足以克服系统阻力，#7低加经常需要开启危急疏水的情况。
同时#7低加疏水不畅也排挤了#6低加疏水，该机组#6低加低负荷时也需要开启危急疏水。
设计压差小、疏水阻力大是疏水不畅的主要原因，其中正常疏水进出口高差阻力最大是根本原因。
另外#6低加由于进入不同低加的管道阻力不同，疏水流量分配不均也会造成其中一个低加疏水疏不及的情况。
表2#7、8低加压差阻力计算表
参数名称
单位
600MW
300MW
设计压差
kPa
55
27
总阻力
kPa
32
25.8
解决措施：
1）利用检修机会降低正常疏水进出口高差。
2）减少调节阀压损。
某些机组阻力稍小，可在正常疏水调节阀处安装一旁路管道。
3）优化布置管道减少弯头压损。
4）合理分配#6低加至7A\7B低加疏水。
在进入7A低加疏水加装阀门调节。
实际效果：
某厂在7A至8A正常疏水调节阀处安装一Φ76的旁路管道，走捷径直接排至8A低加，保证了弯头减少了3个，管程减短了4.5m，分流了部分调节阀的流量。
#1机组加装旁路阀后彻底解决了低加疏水不畅的问题，正常运行中，旁路阀基本保持全开，正常疏水调节阀开度一般不超过70%。
7A低加疏水通畅以后，6号低加疏水也再未出现过危急疏水调节阀开启的情况。
该方案优点：
简便易行，且有实际效果。
缺点：
由于阻力大部分是由于疏水高差引起的，该方案仅减少了了调节阀和弯头压损，全负荷运行适应性有待考证；并且对于管道阻力较大的电厂可能不适用，根本解决措施需减少疏水高差。
图7某电厂疏水系统改造示意图
结论：
7低加疏水不畅导致紧急疏水开启，直接影响机组经济性。
该厂提供的方案简单易行，减小的阻力刚好能满足正常负荷区段的运行需要，可作为存在该类问题的电厂的参考。
建议机组设计阶段对低加疏水系统综合考虑，优化设计，减低疏水高差，选择通流能力大、阻力系数小的疏水调节阀，减少管路弯头，并对#6低加至7A/7B疏水进行合理分配，避免该类问题的发生。
3.3汽缸效率偏低
影响：
超临界600MW机组高压缸效率每降低1%导致热耗率升高约12kJ/kWh，煤耗率升高约0.45g/kWh；中压缸效率每降低1%导致热耗率升高约14kJ/kWh，煤耗率升高约0.55g/kWh。
亚临界300MW机组高压缸效率每降低1%导致热耗率升高约13kJ/kWh，煤耗率升高约0.51g/kWh；中压缸效率每降低1%导致热耗率升高约16kJ/kWh，煤耗率升高约0.62g/kWh。
现状：
目前超临界机组高压缸效率一般偏低1-3%左右，中压缸效率偏低1-2%左右，亚临界300MW机组高压缸效率一般偏低2-4%左右，中压缸效率偏低1-2%左右。
原因分析：
1）通流部分动静间隙超标。
应检查高、中压进汽管密封环、汽缸通流部分动、静叶汽封间隙，调整至合格范围内。
从某机组试验膨胀线看，机组#1抽效率偏低8.78%，较其它级段偏低较多（调节级效率由于无测点无法准确测量），高压缸调节级、1段抽汽前通流部分应重点检查，包括导汽管密封、喷嘴组、高压持环、动、静叶汽封及轴封间隙，减小汽封及轴封间隙至合格范围，更换磨损严重的汽封。
试验还发现东汽超临界机组试验发现3段抽汽温度偏低10℃左右，可能与高中压缸过桥汽封漏汽量偏大有关，进行机组变汽温测试过桥汽封漏汽量试验，也间接验证过桥汽封漏气量较设计值偏大，检修时应对高中压过桥汽封重点检查。
2）积盐结垢。
加强对蒸汽品质的监测，防止动、静叶积垢。
3）调节汽门压损大。
优化调门管理曲线，减小调门开启重叠度、低负荷优化进汽压力。
4）老化。
通流部分进行改造。
5）通流部分磨损。
3.4真空问题
省内机组真空方面采取的几个措施：
1）提高真空系统严密性。
检修期间灌水检漏与运行中查漏相结合，经过几年的努力，目前我省大多超临界机组真空严密性能达到200kPa以下，亚临界机组达到300kPa以下，高压超高压机组达到400kPa以下，基本不影响经济性。
个别机组短期出现问题，经处理后均好转，但还有极个别机组由于设计缺陷不易处理，长期真空严密性较差。
2010年试验院完成氦质谱真空检漏10余次，包括首阳山#1机，大唐信阳华豫#1、2、4机，安阳#1、2、9、10机、鸭河口#1机组、鹤壁同力#2机、丰鹤#2机、姚孟#6机组、河南能信#1机等。
其中首阳山、信阳处理后效果较好，首阳山#1机处理后达到该厂历史最好值。
2）降低循环水端差。
提高胶球投入率和收球率，清理凝汽器，改善水质等。
3）优化超临界双背压真空泵运行方式。
600MW机组为双凝汽器，双背压凝汽器的建立条件是由于凝汽器入口循环水温度不同引起的。
而抽空气系统并没有分别并列运行，仍然采用单凝汽器时布置方式，真空泵布置靠近高压侧凝汽器，造成两凝汽器抽空气管道阻力不同，这样在一定抽吸能力下，高压凝汽器内的空气容易被抽尽，同时高压凝汽器内一部分蒸汽被白白抽走浪费掉；而低压凝汽器内不凝结气体不能完全被抽出，从而造成低压凝汽器内部不凝结气体集聚，导致传热系数大幅度下降，机组真空降低，经济性下降。
当机组真空严密性差，凝汽器内空气量聚集较多时，更容易排挤低压侧空气抽不出来。
表3省内600MW机组凝汽器运行现状
厂家
设计
高、低压凝汽器压力
试验
高、低压凝汽器压力
设计压差
试验压差
三门峡#3机
5.538/4.327
6.477/5.869
1.211
0.608
三门峡#4机
5.538/4.327
6.981/6.439
1.211
0.542
新乡宝山#1机
5.4/4.4
9.153/8.225
1
0.928
新乡宝山#2机
5.4/4.4
7.201/6.173
1
1.028
鹤壁丰鹤#1机
5.4/4.4
8.399/8.195
1
0.204
鹤壁丰鹤#2机
5.4/4.4
8.429/8.317
1
0.112
开封#1机
5.4/4.4
3.616/2.981
1
0.635
开封#2机
5.4/4.4
9.645/9.255
1
0.390
民权#1机
5.4/4.4
7.489/7.209
1
0.281
民权#2机
5.4/4.4
5.361/4.660
1
0.701
姚孟#5机
5.4/4.4
7.124/6.623
1
0.501
姚孟#6机
5.4/4.4
7.840/7.650
1
0.190
图8某电厂真空泵管路改造示意图
3.5凝结水泵节能措施
机组凝结水泵设计时一般采用最大出力工况下的流量作为基本值并乘一定的保障系数进行核算，但目前机组负荷率较低，凝结水泵基本上运行在不经济的区域。
随着超临界机组的投运，以及变频器费用的下降，低负荷凝结水泵变频能较大幅度的节约厂用电，因此超临界高参数机组经常设计阶段就采用变频运行的方式。
低参数机组可进行技术经济比较后，再决定采用拆除叶轮、车削叶轮、变频等改造方式。
超临界机组凝结水泵节电节电效果明显：
电流可下降50-70A左右，煤耗全年可降低0.2-0.3g/kWh左右。
洛热#1、2、5、6机组凝结水泵分别采取拆除叶轮、车削叶轮、变频等方式，改造已完成，节电效果明显。
同力＃2机凝结水泵车削改造后，凝泵电流有了明显下降，有效节约了厂用电，但目前凝结水再循环门仍5%左右的开度。
鸭河口#2机凝泵变频改造后，变频器经常因设备问题停运，造成运行时经常不能投入变频。
姚孟#5、6机组凝泵变频器有问题，未能投入，在330MW同负荷下与#6机凝泵电流相比高了70A左右。
民权#1机组大修中对凝泵变频进行优化，并切削叶轮，节电50A左右，效果明显，目前低负荷下还有进一步优化的余地。
3.6#5、6抽温度高
超临界600MW机组均出现＃5、＃6抽温度试验测量值比设计值高40-60℃问题，东汽、哈汽、上汽同类型机组均存在此现象，目前还没有确切结论和成功案例。
某600MW机组揭缸后发现低压内缸中分面不严，低压缸进汽室蒸汽以及通流部分未作功蒸汽通过内缸中分面漏到＃5、＃6抽抽汽室，使机组经济性降低。
可能原因为设计制造缺陷、汽缸不对称变形、内缸螺栓紧力不足等，建议参考其它电厂的经验，先消除低压缸内缸中分面泄漏，观察其处理效果后再决定下一步措施。
参考文献：
[1]河南省签约电厂2009年度节能监督总结
[2]徐传堂，张大志.600MW超临界汽轮机组高压旁路阀内漏原因分析及处理[J].节能，2009，7.
[3]王兴国，钟阁顺等.国产600MW汽轮机低压旁路系统内漏原因分析及对策[J].河北电力技术，2009，4.
[4]赵宗彬，孙鹏.浅析汽轮机低压旁路内漏治理[J].电站辅机，2009，9.
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