600mW汽轮机热力性能试验及经济性分析

王建华

河南电力试验研究院，河南 郑州 450052

0 引言

该电厂#1汽轮机为东方汽轮机厂生产的600mW超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽凝汽式汽轮机。高、中压缸采用合缸结构，两个低压缸为对称分流式，机组型号为N600-24.2/566/566。机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。给水泵驱动方式：2×50%B-MCR汽动给水泵，小汽机用汽由四抽供给；其备用泵为1×30% B-MCR电动调速给水泵。目前机组的供电煤耗与设计值存在差距，为查明机组能耗偏高的原因，以便于采取针对性的措施，切实提高电厂的生产效益，该电厂进行了汽轮机热力性能试验，对影响机组供电煤耗的诸多因素进行定量分析，为电厂开展节能降耗工作提供科学指导。

1 试验情况

试验结果表明：600mW工况试验修正后热耗率为7894.38kJ/kW·h，比 设 计 热 耗 率 7512.00kJ/kW·h高 382.38kJ/kW·h；600mW工况试验高压缸效率为81.21 %，比设计值86.20%低4.99%。中压缸效率为89.30%，比设计值92.52%低3.22%；修正后供电煤耗率为312. 21g/kW·h。与#2机供电煤耗305g/kW·h相比差距还不小，比设计值289. 95g/kW·h（按照THA工况下的设计汽轮机热耗、设计锅炉效率、设计厂用电率、管道效率取98%计算）也高了很多，还有比较大的节能潜力。

2 节能降耗的措施

2.1 系统泄漏

试验期间检查发现机侧汽水系统阀门存在泄漏现象，具体情况如下表1，热力系统泄露影响使机组热耗升高大概91kJ/kW·h，煤耗升高3.43g/kW·h。可以利用停机检修机会对热力系统存在的漏点进行处理。

表1 机组内漏阀门清单

2.2 高、中压缸效率偏低

目前机组存在高、中压缸效率偏低问题，额定工况时，高压缸效率设计值为86.20%，中压缸效率设计值为92.52%。而600mW试验工况时，高压缸效率为81.21%，中压缸效率为89.30%。高压缸效率比设计值低4.99%，中压缸效率比设计值低3.22%。高、中压缸效率偏低，不仅降低了汽轮机本体的性能，对机组经济性也有较大的影响（经计算，高压缸效率偏低导致热耗率升高约62.89kJ/kW·h，煤耗率升高约2.37g/kW·h；中压缸效率偏低导致热耗率升高约48.85kJ/kW·h，煤耗率升高约1.84g/kW·h）。可以利用揭缸检修机会，从以下方面改善通流部分效率：对隔板汽封、叶顶汽封以及缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查，通流间隙不要超标；平时运行期间加强对蒸汽品质的监督，防止动、静叶积垢。

2.3 A、B低压旁路漏流

试验期间发现机组A、B低旁后温度达150℃。A、B低压旁路均存在漏流现象。低旁内漏使机组热耗率增加，对机组经济性影响较大（经计算，低旁每漏汽1t/h，将导致热耗率升高约4.45kJ/kW·h，煤耗率升高约0.17g/kW·h），同时也会造成凝汽器温度过高，对机组安全性也有一定的影响，可以利用停机检修机会对低旁进行处理，提高机组运行经济性，消除安全隐患。

2.4 高压加热器系统

表2 高加端差

从表2可以看出，#1、#2高加上、下端差以及#3高加下端差均存在不同程度的偏大现象。端差偏大降低了加热器系统的回热经济性，使机组热耗率增高（高加系统端差合计影响热耗率升高约22.68kJ/kW·h，影响煤耗率升高约0.85g/kW·h）。造成高加端差偏大的原因主要有以下几种可能性：

1） 检查高加水室隔板变形和泄漏情况；

2） 如水室隔板无重大缺陷，利用检修机会检查加热器内部各冷却段，特别是蒸汽冷却区和疏水冷却区的管板；

3） 在600mW试验工况期间发现，当#3高加正常疏水调门全开的情况下，还要再使危急疏水调门开至34.2%才能维持#3高加壳侧水位稳定，可以利用检修机会对#3高加正常疏水调门和正常疏水管道进行检查；

4） 高加换热管结垢、脏污情况，会影响换热效果，可以在检修时进行检查；

5） 运行时保证高加水位正常和高加连续排空气系统通畅，防止高加内聚集不凝结气体较多，影响换热效果，检修时检查抽空气至除氧器管路和孔板是否通畅；

6） #1、#2、#3高加下端差均偏大，说明疏水冷却段可能存在问题，应该在检修时检查。

2.5 一抽、五抽、六抽温度偏高

表3 抽汽温度

从表3可以看出，600mW试验工况时，一抽温度比设计值偏高17℃，五抽温度比设计值偏高44.0℃，六抽温度比设计值偏高43.6℃。这可能与汽缸通流效率偏低或缸内蒸汽泄漏有关，对机组经济性有一定的影响。可以利用检修机会重点检查通流部分损伤和结垢情况，并对可能存在泄漏的部位进行排查，如高压缸前汽封和中压缸前汽封的对接面、隔板与汽缸联结处的环形间隙、各静叶持环上下半的水平结合面（尤其是各段抽汽口附近的持环水平结合面）以及隔板和叶顶的汽封间隙。

2.6 过热器减温水流量偏大

试验期间发现过热器减温水流量偏大。600mW试验工况时，过热器减温水流量达到91.915t/h，机组正常运行过程中锅炉应注意调整燃烧，少投或不投减温水。

2.7 #3高加危急疏水调门频繁开启

试验期间发现，#3高加危急疏水调门经常处于开启状态，在600mW试验工况时，危急疏水调门开度在34.2%，这就造成一部分工质所带热量未完全利用而直接进入凝汽器，降低了回热系统效率，对机组经济性有较大的影响（经计算，如果#3高加疏水有34%走危急疏水，将导致热耗率升高约52.01 kJ/kW·h，煤耗率升高约1.96g/kW·h）。应利用检修机会对#3高加正常疏水调门和正常疏水管道进行检查，消除#3高加的缺陷。

2.8 A、B汽泵再循环调门内漏及小机耗汽量偏大

试验期间发现，A、B汽泵再循环调节阀内漏，漏量大约为100t/h，不但造成介质的大量损失而影响机组的热经济性，同时由于再循环调节阀所处的系统前后压差较大，还造成阀体及阀后管路的急剧冲蚀、减薄，严重威胁着人身和设备的安全。汽泵再循环调节阀内漏严重时甚至无法满负荷运行，对机组的经济运行产生较大的影响；由于汽泵再循环阀内漏，增加了泵的出力，无形中抬高了汽泵转速，影响机组带高负荷。额外增加小机的蒸汽量，降低机组的热经济性（经计算小机耗汽量增加影响热耗率增加27.72 kJ/kW·h，煤耗率增加1.04 g/kW·h）。应该利用检修机会对汽泵再循环调节阀进行处理的同时，还要利用大修机会对影响小机效率的通流部分汽封、轴封、隔板、叶顶汽封等间隙进行检查维修，使小机达到设计经济性。

3 结论

经计算，该机组600mW修正后的供电煤耗率为312.21g/kW·h，如果按照上述措施进行检修，机组的供电煤耗可以降低2g/kW·h，如果按照机组每天满负荷运行10h，机组在网时间按300d进行计算，一年可以节约标准煤3600t，以每吨标煤600元计算可节约成本约216万元，既达到了节能降耗的目的，又提高了经济效益。

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