某125 MW机组出力不足及热耗高原因分析

嵇国军，周荣勤

(江苏协联热电集团有限公司，江苏宜兴214200)

江苏协联热电集团有限公司5号汽轮机与6号汽轮机均为上海汽轮机有限公司设计制造，2台机机型完全一致，属于超高压再热供热机组，额定功率为125 MW，额定抽汽量为127 t/h，额定进汽量为466 t/h，调门全开纯凝工况下出力为163 MW，最大进汽流量为490 t/h，发电机额定功率为150 MW，配套锅炉额定流量为480 t/h。按照设计要求，在额定参数下，只要汽轮机所有调门全开，汽轮机主蒸汽流量可以达到490 t/h，而实际上5号机在调门全开情况下，主蒸汽流量最大只有464 t/h，而6号机能达到设计要求。为此，公司组织力量会同制造厂对5号机组进行全面的数据统计和分析，由于5号机调节级温度计安装时外面缺少保护套管，造成机组投运不久温度计就断裂了，断裂的热电偶头部把调节级叶片碰撞得变形，误导了分析，造成多次不必要的开缸检查。2011年5月，通过江苏方天电力技术有限公司及制造厂专家现场进行分析会诊，最终判定为调节级喷嘴供货时出错，并在2011年5月检修中得到了初步解决。

1 机组技术特性

（1）汽轮机的额定功率为125 MW，超高压、中间再热式、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、一级调整抽汽凝汽式汽轮机。

（2）机组型号为C125-13.24/0.981/535/535，工厂产品号为181。额定功率为125 MW；主汽门前蒸汽额定压力为13.24 MPa（a）；主汽门前蒸汽额定温度为535℃；再热汽门蒸汽额定温度为535℃；调整抽汽压力为0.981 MPa（a）；额定抽汽流量为127 t/h；最大抽汽流量为150 t/h；额定背压为4.9 kPa（a）；额定工况蒸汽流量为466 t/h；额定工况下净热耗为7 033.2 kJ/（kW·h）。

（3）汽轮机性能保证工况。

额定工况（THA）：汽轮机在额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数下，调整工业抽汽参数为0.981 MPa（a），127 t/h，补水率为0%+抽汽流量损失131.6 t/h，补水至凝汽器，背压为额定值4.9 kPa（a），回热系统正常投运，发电机输出端的净功率为125 MW。

夏季工况（TRL）：汽轮机在额定主汽参数、再热蒸汽参数下，补水率为4%BMCR+抽汽流量损失155.45 t/h，补水至凝汽器，背压为11.8 kPa（a），调整供热参数为0.981 MPa（a），127 t/h，回热系统正常投运，发电机输出铭牌功率118.037 MW。

纯凝工况：汽轮机在额定主汽参数、再热蒸汽参数下，汽轮机进汽量等于466 t/h，补水率为0%，背压为4.9 kPa（a），回热系统正常投运，汽机能发出最大功率156.865 MW。

调门全开纯凝工况（VWO）：汽轮机在额定主汽参数、再热蒸汽参数下，汽轮机进汽量为490 t/h，补水率为0%，背压为额定值4.9 kPa（a），回热系统正常投运，汽机能发出最大功率193.819 MW。

冬季工况(BMCR)：汽轮机在额定蒸汽参数下，汽机进汽量为480 t/h，调整工业抽汽参数为0.981 MPa（a），150 t/h，补水率0%+抽汽流量损失155.45 t/h，补水至凝汽器，背压为额定值4.9 kPa（a），回热系统正常投运，汽机能发出最大功率123.964 MW。

发电机额定功率为150 MW，制造厂家为山东济南发电设备厂。

锅炉额定流量为480 t/h，制造厂家为哈尔滨锅炉有限公司。

2 主要异常现象

2.1 5号机热耗偏高

江苏协联热点有限公司5号机组于2004年12月投产，6号机于2005年7月投产，2台机全部投产后均由江苏方天电力技术有限公司进行了性能测试。经过2台机测试报告的对比，150 MW纯凝工况5号机的热耗为8 552.63 kJ/（kW·h），6号机热耗为8 378.31 kJ/（kW·h），5号机热耗比6号机热耗要高出174.32 kJ/（kW·h）；135 MW负荷60 t/h供热工况下，5号机热耗为7 904.76 kJ/（kW·h），6号机热耗为7 780.98 kJ/（kW·h），5号机热耗要比6号机热耗高出123.78 kJ/（kW·h）。而根据公司正常运行时生产日报表、月报表及瞬间抓图数据统计分析，5号机的热耗一直比6号机要高出130～140 kJ/（kW·h）。

2.2 5号机调节级压降大

在2台机全部投运后，在相同负荷，相同凝汽器背压、相同主蒸汽参数及相同供热参数情况下，5号机主蒸汽调门前压力到调节级后压力降一直比6号机要大，而且随着负荷的增加压降增大，一般情况偏大0.5 MPa，最大达到1.0 MPa，温降也比6号机偏高5～10℃。

2.3 5号机出力带不足

5号机投产初期由于供热量一直不高，负荷也没有带足，主蒸汽流量最大也只有420 t/h，5号机组出力带不上的问题一直也没有暴露出来。随着机组供热量的不断增大，2007年发现了主蒸汽量在调门全开的情况下，最大只能带到460 t/h左右，2011年4月16日，2台机组调门全开工况下的试验数据如表1所示。

表1 调门全开试验数据

3 原因分析

由于2台相同125 MW机组自从投产后带负荷能力及热耗一直偏差较大，5号机由于受进汽量的限制，不仅仅是接带电负荷和热负荷能力差，更是由于发电标煤耗高于6号机达5 g/（kW·h）多而困扰着电厂。按5号机全年发电量10亿kW·h计算，全年将多消耗标煤5000t，标煤价按照1100元/t计算，全年将多增加开支550万元，在目前电力企业如此严峻的情况下，确实是公司的一块心病。为此，几年来该公司组织大量人力、物力、财力对5号机组进行全面分析和检查，机组投产以来共进行了4次开缸检查。

3.1 调节级叶片及第一级隔板喷嘴变形

调节级后热电偶温度由于在安装初期没有安装隔套，导致新机组投运后不久，热电偶因汽流的扰动和冲击断裂，调节级后温度失去了监视，主蒸汽流量的温度补偿也只能通过调节级汽缸温度来测算出。由于热耗一直高于6号机组，而且调节级压降温降均比6号机组大，为此，在新机组投产一年后的大修中，检查发现5号机调节级动叶片及第一级隔板进汽口全部因热电偶头碰撞而变形。通过制造厂技术人员来厂检修，认为热耗高、压降大的主要原因为这两处通流变形造成，且制作了专用工具进行修复整形，并重新安装了热电偶。但启动不久又发生了断裂情况，为此在2009年4月再次对机组进行了开缸检查，并提高了热电偶的材质，更换了热电偶厂家，修复了变形喷嘴，次月启动后又发生了热电偶断裂。为了查出并消除热耗高的真正原因，公司于2010年3月再次对该机组进行开缸检查，修复变形喷嘴后，决定不再安装调节级热电偶，可启动后机组出力及热耗仍没有得到显著改变，调节级叶片因碰撞变形修复后的照片如图1所示。

图1 调节级叶片变形后修复照片

3.2 系统泄漏

系统内漏也是分析和查找的重要原因之一，由于高低压旁路泄漏较为严重，经过红外成像仪测量保温外温度分别为：高压旁路后温度86.7℃，低压旁路后的温度49.8℃。在DCS画面中高、低级旁路后的蒸汽温度分别显示307℃及84℃。高压旁路的泄漏使部分蒸汽没有进入主汽门就直接从旁路漏掉，造成调门前主蒸汽压力降低，加上由于锅炉安全阀略微泄漏，锅炉出口主蒸汽压力带不到额定，导致汽轮机主蒸汽压力一直低于设计压力，从而使主蒸汽比容增大，在通流面积一定的条件下，会使进汽能力减小,从这点来看，在进主汽门前高旁的泄漏量大是导致进汽量带不上的原因之一，而低压力旁路泄漏则会大大降低中低压缸的效率，影响发电出力，工况数据比较如表2所示，主蒸汽流量分别偏低2.38%～9.61%。为此，根据5号机高低旁路后的蒸汽温度，对6号机做了似类泄漏量的试验，在确保2台机主蒸汽参数及电热负荷相同工况下，检查旁路减温水门关严，逐渐开启高压旁路门，使高旁后蒸汽温度和5号机相同，观察6号机主汽流量的变化，同样试验方法开启6号机低压旁路门，观察主汽流量变化。试验结果是主汽流量变化较小，排除了旁路泄漏影响出力及流量的可能。同时检查导汽管疏水至高压疏水联箱门全部关闭严密，疏水门后管道全部常温，检查系统没有任何外漏现象。

3.3 主汽门及调门开度不到位

检查主汽门开度为全开，对调门开度进行了检查，经过对2台机组调门全部解体后测量比较，设计要求阀门的开度为34 mm，经检查和调整，2台机所有的调门开度全部符合要求，如表3所示。同时，在导汽管疏水门前加装了2个压力测点进行监视，没有发现调门任何异常现象，在调门全开情况下，导汽管压力和主汽门前压力基本相同，判断调门及主汽门对通流应该没有任何影响[1]。

表3 调门开度数据 mm

3.4 主蒸汽系统异物堵

主汽门及喷嘴蒸汽室的节流也是造成压降增加的原因之一。为此对主汽门通流口径及滤网进行了全面检查，并拆除了临时滤网，全部满足设计要求，并在这几次大修中由江苏方天公司技术人员通过内窥镜分别从4个调门口及108个喷嘴出口对导汽管、喷嘴室进行检查，没有发现有异物影响通流。

3.5 汽轮机通流间隙偏大

通流间隙偏大也是影响机组出力及热耗的原因之一。为此在5号机通流间隙调整时要求全部达到设计要求，并在高低压平衡活塞汽封及轴封增加了多道刷式汽封，刷式汽封的间隙全部调整在0.15 mm左右。通过对5号机、6号机通流间隙的数据比较，2台机通流间隙基本接近，理论上说5号机经济性要比6号机好，而且如果通流间隙偏大，只能影响的是机组的效率而造成机组出力不足，但进汽量不会受影响，除非因过桥汽封泄漏而影响主蒸汽计量出错，因此，可排除通流间隙对出力及热耗的影响[2]。

3.6 表计误差

由于主蒸汽流量是根据汽轮机调速级压力、调速级温度、机组背压等计算出来的，因此机组热耗的计算和相关的温度、压力、流量密切相关。为此，对所有涉及计算热耗的温度、压力、流量表进行校核，并通过汽水平衡来核算相关流量的准确性，并在再热蒸汽高温段上增加了弯管流量计来测量再热蒸汽流量，通过它再来核对其他流量和汽水平衡的准确性，核算结果证实5号机热耗确实高于6号机。

3.7 调节级喷嘴用错

2011年3月，江苏协联热电集团有限公司再次组织制造厂及省汽轮机技术专家。来现场进行分析查找原因，结合5号机、6号机及某电厂125 MW供热机组最大出力的分析，如表4所示。可以看出，公司5号机组与某电厂125 MW供热机组有着惊人的相似，两公司出厂机型分别为181机型及A181机型，两机型的主要区别是供热量不同，181机型额定抽汽量为127 t/h，而A181机型额定抽汽量为50 t/h，两机型的调节级喷嘴尺寸不一样，前者出口通流尺寸为17×6.7 mm，后者出口通流尺寸为15×6.7 mm，而且通过到制造厂设计室核对两机型的喷嘴安装尺寸，发现除了喷嘴出口尺寸不相同外，其他的制造安装等尺寸全部相同。同时根据制造厂人员透露，由于在2003年前后制造任务特别重，曾经出现过其他类型机组喷嘴组在发货过程中出过差错，但由于无法安装而得到了及时更换。通过综合汇总分析，最终将出力和热耗高的问题集中在喷嘴用错的原因上。

4 解决处理

由于喷嘴组的制造周期需要一年，通过和制造厂家的沟通和商量，兼顾电厂的实际情况，经过制造厂家设计人员的计算和强度核对，提供了喷嘴临时处理方案。将喷嘴拆下返厂，由制造厂对喷嘴的宽度进行电脉冲扩大，将喷嘴尺寸改为15×7.6 mm，以增大通流面积。可以解决节流损失，使机组出力和热耗得到好转，但由此也破坏了原有喷嘴的型线，喷嘴处效率会有所降低，修理后的喷嘴如图2所示。通过2011年5月再次揭缸，确认了喷嘴错用，经过返厂加工处理，目前机组基本能够达到设计出力（如表4所示）。但2台机组热耗仍相差有60 kJ/（kW·h），且制造厂已加工了标准新喷嘴，计划在2012年上半年更换。

图2 加工处理后的A181喷嘴

表4 相关机组调门全开工况部分参数

5 结束语

在5号机组出力不足及热耗高的分析中可以看出，影响机组热耗及出力的因素有很多，既有运行参数调整的原因，也有系统泄漏、表计误差及机组安装原因，同时也要从机组制造、出厂组装等因素去查找，并通过同类型及相近类型机型的设计运行参数进行详细比较，可以少走弯路，较快地查出原因并解决问题。

[1]赵常兴.汽轮机组技术手册[M].北京：中国电力出版社，2007.

[2]霍 鹏.汽轮机带负荷能力下降问题分析[J].广东电力，2005，18（11）：44-47.