提高汽轮发电机组真空度的技术研究.docx
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提高汽轮发电机组真空度的技术研究
姓 名
性 别
文化程度
职务
组内分工
杨 煜
男
大专
汽机主任
组长
杨伦辉
男
本科
汽机技术员
副组长
闫正田
男
大专
车间主任
协调指导
申德荣
男
大专
支部书记
技术顾问
张 勇
男
高技
汽机班长
现场实施
宋志斌
董国斌
男
男
高中
高中
汽机班长
汽机班长
现场实施
现场实施
付江宏
男
大专
汽机班长
现场实施
武丽红
女
本科
化水技术员
现场实施
朱 江
男
本科
检修技术员
现场实施
一、企业概况
五阳热电厂是潞安矿业集团公司的自备电厂之一，装机容量 50MW，于 1999
年建成投产。
由四台 75t/h 循环流化床锅炉、两台 25MW 调整抽汽式汽轮发电机
组集中母管制方式运行，担负着公司内部生产和生活的发、供电（热）任务。
二、小组概况
小
组
名
成立时间：
2000 年 4
月
小组注册号：
五阳热电-2009-11
称
本
次
课题类型：
现场
型
课题注册时间：
2009 年 4 月
采
取
有
效
措
施，
提
高
汽
轮
发
电
机
组
真
空
度
课
题
活
动
情
况
本
次
课
题
活
动
课题 采取有效措施，提高汽轮发电机组真空度
活动时间：
2009 年 4 月—12 月 出勤率：
100%
情
况
三、选题理由
真空是影响汽轮发电机组运行热经济性的主要指标之一，机组真空下降，
导致蒸汽的排汽焓值上升，有效焓降降低，汽轮机蒸汽循环的效率下降。
有资
料显示，真空每下降 1KPa，机组的热耗将增加 70kj/kw，热效率降低 1.1%。
小
组针对 2008 年及当前机组真空不理想的情况，及时组织讨论，确定了本次活动
1#汽轮发电机组
年 份
发电量
（万 KWh）
汽耗量（t）
平均汽耗量
（kg/kwh）
平均真空
（MPa）
2006 年
17809.248
998375
5.61
-0.0843
2007 年
17569.776
1048966
5.97
-0.0797
2008 年
18677.28
1124450
6.02
-0.0748
2#汽轮发电机组
年 份
发电量
（万 KWh）
汽耗量（t）
平均汽耗量
（kg/kwh）
平均真空
（MPa）
2006 年
15644.928
740100
4.73
-0.0831
2007 年
16897.488
850657
5.034
-0.0783
2008 年
15974.688
805404
5.042
-0.0753
的题目为：
采取有效措施，提高汽轮发电机组真空度
从上表可以看出，自 2006 年以来，我厂 1#、2#汽轮发电机组在运行中真
空呈下降趋势，而汽耗却逐年增加。
2008 年夏季真空值为-0.068～-
0.076Mpa，冬季真空值为-0.076～-0.081Mpa，虽然对循环水系统进行了定期酸
洗，但效果并不明显，严重影响了机组的运行热经济性。
五、确定目标
1、活动目标
将汽轮发电机组真空值提高到夏季：
-0.076～-0.081Mpa，冬季：
-
0.080～-0.086Mpa。
年度平均真空达到-0.083Mpa 以上。
2、设定目标值的依据
从现状调查 可以看出，2006 年机组平均真空在-0.084Mpa 左右，此时的机
组运行稳定性，经济性都较为理想，说明系统设备在硬件、软件上都存在有一
序
号
末端
因素
确认内容
确认
方法
确认标准
负责人
完成
时间
1
循环
水温
高
1、循环水水质是否合格？
取样
化验
浓缩倍率：
2.5，总磷
7—9，碱度与硬度值之
和不大于 25
武丽红
2009.6
2、冷却塔填料、凝汽器
铜管是否结垢？
现场
检查
冷却塔填料无结垢、下
水情况良好；凝汽器铜
管光洁度良好
杨伦辉
2009.6
3、循环泵水轮是否锈蚀？
解体
查看
水轮完好，无锈蚀现象
朱 江
2009.6
要因确定计划表
定的问题，只要解决了硬件上的问题①，再把软件上的问题②加以规范，就能够
使汽轮发电机组真空度达到甚至超过 2006 年的水平。
注：
①硬件问题就是循环水系统结垢问题；②软件问题就是运行调整的规
范管理。
六、原因分析
小组通过现场调查分析，提出了影响汽轮发电机组真空度的 14 条原因，通
过关联图分析，确定了 4 个末端因素：
循环水水质差
冷却塔填料结垢
循环水量不足
凝汽器铜管结
垢
原
因
循环水温高
凝汽器端差大
分
析
逻
辑
关
联
图
循环水泵水轮锈蚀
真空系统严密性差
轴封调整不到位
射水抽气器效率低
机、炉协调配合不严密
凝汽器水侧排空不及时
射水池水温控制不好
运行调整不规范
七、确定主要原因
4、机组端差是否增大？
运行
监视
端差不得超过 12℃
杨伦辉
2009.5
2
运行
调整
不规
范
1、轴封调整是否到位？
现场
抽查
温度：
180—200℃,压力
0.015—0.02MPa。
杨伦辉
2009.5
2、凝汽器水侧排空是否
及时？
现场
抽查
水侧排空管既无空气排
出，也不吸空。
杨伦辉
2009.5
3、射水池水温控制是否
良好？
现场
抽查
射水池水温不大于 26℃
杨伦辉
2009.5
4、机、炉协调配合是否
严密？
现场
抽查
负荷加减控制合理，蒸
汽参数合格无大幅波动。
杨伦辉
2009.5
3
真空
严密
性差
机组真空严密性是否合
格？
定期做
机组真
空严密
性试验
关闭射水抽气器空气门
后，5 分钟内机组真空
下降不得超过 6KPa。
杨 煜
2009.5
4
射水
抽气
器效
率低
验证抽气器效率是否达
标
查看内
部是否
结垢；
并与其
设计参
数对比
射水抽气器内部无结垢。
朱 江
杨 煜
2009.6
要因确认一：
循环水温高
1、循环水水质化验是否合格。
确认过程：
确认方法：
取样化验取样次数：
10 次
化验结果：
浓缩倍率大于 3，总磷 10，碱度与硬度
值之和大于 30
结论：
循环水水质不合格
2、冷却塔填料、凝汽器铜管是否结垢。
确认过程：
①填料检查：
②铜管检查：
凝汽器铜管结垢严重
冷却塔填料因结垢严重整个粘接到一起，犹如水泥浇注料一般，中间流水
缝隙几乎全部堵塞；尤其凝汽器上部铜管结垢严重，内壁均是 2mm 厚的硬垢。
3、循环泵水轮是否锈蚀
确认过程：
联系检修人员，做好安全措施后，对循环水泵开盖检查，发现
水泵内部及叶轮有多数斑点，水轮部分锈蚀。
4、机组端差是否增大。
确认过程：
通过不同负荷和工况下，进行参数统计对比，次高压机组端差
应在 5～7℃范围内属于经济状态，最起码要在 9～13℃范围内才算合格。
但在
统计观察中机组端差都在 15℃以上，甚至超过 20℃。
结论：
循环水温高是造成机组真空低的主要原因。
要因确认二：
运行调整不规范
1、轴封调整是否到位？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10 次
抽查结果：
有 3 次温度 180℃，压力 0.010MPa；有 4 次温度
210℃，压力 0.025MPa；2 次合格
结论：
轴封调整不到位
2、凝汽器水侧排空是否及时？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10 次
抽查结果：
有 5 次需要排空；有 4 次吸空而未关排空门，1 次合
格
结论：
凝汽器水侧排空不及时
3、射水池水温控制是否良好？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10 次
抽查结果：
有 8 次水水温超过 26℃
结论：
射水池水位控制不到位
4、机、炉协调配合是否严密？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10 次
抽查结果：
有 5 次加减负荷不及时，3 次参数调整不到位，有
2 次合格
结论：
机、炉协调配合控制不严密
结论：
运行调整不规范是造成机组真空低的主要原因。
要因确认三：
真空严密性差
确认过程：
确认方法：
定期试验试验次数：
2 次/月
试验结果：
机组带 80%负荷时，关闭射水抽气器空气门，在 5
分钟内机组真空下降 5325Pa，低于 7000KPa。
结论：
真空严密性合格，不是机组真空低的主要原因。
要因确认四：
射水抽气器效率低。
确认过程：
确认方法：
现场检查对比
检查对比情况：
解体检查射水抽气器，内部结结垢严重，喷嘴
处通流面积明显减少。
和完好设备相比，抽真空度低
0.002MPa
结论：
射水抽气器效率低是机组真空低的主要原因
循环
水温
度高
降低循
环水温
度
2、填料换热效果良好，
铜
管内壁光洁
更换填料，凝汽器
铜
管除垢
2009.8
朱 江
杨伦辉
3、保证循环泵出力
更换循环泵水轮
2009.8
朱 江
杨伦辉
运行
调整
不规
范
规范运
行调整
1、机炉协调联系密切，
加减负荷及时
2、轴封调整规范，凝汽
器水侧排空及时，射水池
水温调整合理
加强现场管理和员
工思想教育，并引
入绩效竞赛制度
2009.9
杨 煜
杨伦辉
射水
抽气
器效
率低
提高抽
气器效
率
真空严密性试验合格，抽
汽效率负荷达设计值。
酸洗射水抽气器内
部，对比试验，参
数不合格则更换
2009.9
朱 江
杨伦辉
要因
对策
目 标
措 施
完成时间
责任人
循环
水温
度高
降低循
环水温
度
1、控制循环水水质：
浓
缩倍率 2.2，总磷 8，碱
度与硬度值之和不大于 22
加酸及阻垢剂，定时
取样检测
2009.8
武丽红
八、制定对策
九、对策实施
对策Ⅰ：
降低循环水温度
1、控制水质。
联系水处理厂家，定期向循环水中加酸、阻垢剂、灭菌杀藻。
并每天取样
化验水质，及时排污，严格控制循环水浓缩倍率限于 2.5，总磷 7—9，碱度与
硬度值之和不大于 25。
2、更换填料、铜管除垢。
2009 年 7 月，利用机组大修周期，分别对冷却塔填料进行彻底更换；检查
凝汽器铜管进行除垢清理。
3、更换循环泵水轮。
在机组低负荷时，轮流对各台循环泵进行开盖检查，对有腐蚀现象的水轮
进行了更换。
实施结果：
1、控制循环水水质：
浓缩倍率 2.3，总磷 7.5，碱度与硬度值之和不大于
21.5。
2、填料换热效果良好，铜管内壁光洁，凝汽器端差控制在 13℃以内。
3、更换循环泵水轮后，水泵出力达设计值，出口压力 0.25MPa。
对策Ⅱ：
规范运行调整
针对现场运行存在的轴封调整不及时、凝汽器水池排空不到位、射水池水
温控制不规范以及机、炉的协调控制不严密等问题。
小组联合车间加强现场管
理和员工思想教育，并引入绩效竞赛制度，调动员工工作积极性，规范运行了
调整。
对策Ⅲ：
提高射水抽气器效率
酸洗射水抽气器内部，对比试验，参数不合格则更换抽气器。
实施结果：
酸洗后抽汽效率明显提高并接近设计值，更换后则达到设计值，抽
汽效率明显提高。
十、效果检查
通过采取技术改造、运行管理的全程监督跟踪等一系列有效措施后，机组的
汽耗率大大下降，真空度明显提升。
项目
年度
1#汽轮机
2#汽轮机
汽耗
真空
汽耗
真空
2008 年
6.02 kg/KWh
-0.075 MPa
5.04 kg/KWh
-0.075 MPa
2009 年
5.96 kg/KWh
-0.084MPa
5.00 kg/KWh
-0.0835 MPa
其中 1#机真空度平均提高 0.008MPa，汽耗率降低 0.06kg/KWh；2#机真空
度平均提高 0.008Mpa，汽耗率降低 0.04kg/KWh。
经济性分析：
显而易见，真空好转提高了汽轮机发电机组的效率，最主要是随着真空的
好转，汽轮机的轴向推力、轴向位移等参数都会得到好转，机组的运行安全性
得到提高。
可以初略地计算一下，由于机组真空的好转，汽耗率的降低。
对电厂的经
济性带来的影响：
2009 年 1#机全年发电量为 17321.182 万 KWh；2#机全年发电量为 14615.14
万 KWh。
以目前我厂的煤质为准，平均吨煤产汽量比例为 1：
6。
则因为汽耗的降低,1#机全年煤耗减少
17321.182×104×0.06÷6000=1732.12 吨
2#机全年煤耗减少 14615.14×104×0.04÷6000=974.34 吨
那么全厂 2009 年因煤耗减少约省煤：
1732.12 + 974.34=2706.46 吨
目前市场中煤煤价为 300 元/吨，则全年因煤耗减少，节约经济
（1732.12+974.34）×300=811938.8 元。
可以看出，通过汽轮机冲洗盐垢和清理凝汽器铜管等一系列措施，最主要
的是 1#冷却塔填料的更换，解决了影响循环水温的硬件障碍，使机组维持了较
好真空，汽耗率得到很好的控制。
全厂经济性大大提高。
十一、制定巩固措施
1、将冷却塔填料的检查，凝汽器铜管的检查清理，循环水泵水轮的锈蚀情
况列入《五阳热电厂机组检修定期检查纲要》。
2、将循环水水质指标控制及检测写入《五阳热电厂化水运行监测规范》。
3、将现场强化规范运行列入《车间日常管理规范》，并补充到《五阳热电
厂运行规程（汽机部分）》。
4、将真空严密性试验定为每月 3 次，射水抽气器定期检查并酸洗。
十二、活动总结及下一步打算
本次活动有效提高了“汽轮发电机组的真空度”，机组经济效益得到提高，
下一阶段小组依然将重点放在机组的运行热经济性上。
我们的下一个活动课题
是：
提高机组运行热经济性
升级会员 