大型火电机组汽机侧的综合节能改造

于光佐

（山西鲁能河曲发电有限公司，山西 忻州 036500）

近年来，随着火电技术的飞速发展，机组也向大功率化、自动化、高参数化方向迈进了一大步。但与世界发达国家的水平相比，还有一定的差距。加强火电机组优化运行，转变节能方式，提高经济效益，改善生态环境，是我国能源行业可持续发展的必然选择。为此，需要全面了解和掌握机组的热力特性、汽轮机的运行状况以及热力系统的各项技术指标，准确评估机组的状况，为机组大修期间设备改造的实施提供技术依据。电力科学研究院对该机组进行了综合测试，在对测试结果进行分析的基础上，通过现场检查，准确识别了机组当前存在的问题。

一、火力机组发展现状

随着电力体制改革方案的逐步实施，电力企业的思维方式、工作方式和管理体制都经历了新的考验，竞争更加激烈。随着电力市场的逐步兴起和电力行业改革进程的深入，商业化开发已成为我国能源企业改革的方向。五大发电集团的成立，拉开了电力生产企业全面竞争的序幕。竞争机制的引入，让五家主力发电集团更加注重提高原有机组的生产效率，通过建设大型机组来降低发电成本。如何提高机组的经济效益，使机组各项指标接近设计水平，达到或超过国内外同类机组水平，使发电企业处于有利的竞争地位，已成为发电企业生产经营的重要课题。可见，火力发电厂降低煤耗标准，分析现有机组能耗水平，阐明其节能潜力，在节能领域进行转型，指导汽轮机组节能改造具有很大意义。

二、机组运行现状

此大型火力发电机组汽轮机为600MW 亚临界单轴三缸（高中压合缸）四排汽，具有一次中间再热的凝汽式轮机，其中高压部分为1+8 级，中压部分为5 级，低压部分为对称分层流双层缸结构，蒸汽由低压缸中部进入通流部分，分别向两个方向流动，经2×2×7 级做功后向下排入凝汽器。机组给水系统由3 台高压加热器、4 台低压加热器和1 台除氧器组成，供水系统配备2 台50%容量汽动给水泵和1 台30%容量备用电动给水泵。

该机组汽轮机采用了上世纪90 年代末的引进技术，受当时设计技术、设计手段、制造加工能力等因素的影响，叶片型线等技术相对落后，存在流动损失较大、缸效率较低，热耗偏高的问题。上一次修前热力性能试验，THA 工况下汽轮机热耗率为8069.6kJ/kWh，比设计值7736 kJ/kWh 高333.6kJ/kWh。此外，汽轮机高、中压合缸处轴封漏气量偏大，高压后轴封一段漏气至四段抽汽流量偏大。凝汽器设计为双壳体、双背压，设计背压为4.27/5.61KPa，实际运行中无法实现高、低背压分离。凉水塔喷溅装置为传统的反射型，喷溅效果一般。综合上述，汽机侧有较大定的节能潜力。

三、诊断性能测试

为充分了解和掌握机组的热力特性和热力系统的各项技术指标，准确评估机组的当前状态，为实施节能改造提供技术依据，该厂聘请电力科学院对该机组进行了性能综合诊断试验。THA 工况下汽轮机热耗率为8052.6kJ/kWh，比设计值7736 kJ/kWh 高316.6kJ/kWh。高压缸效率为84.22%，比86.4%的设计值低2.18 个百分点，中压缸效率为88.8%，比92.54%的设计值低3.74 个百分点，低压缸效率为87.3%，比92.35%的设计值低5.05 个百分点，对机组效率的影响非常明显。

冷端系统，特别是凉水塔，传热效率差。现场检查发现水塔填料有多处损坏脱落，需要更换填料同时进行优化。

凝汽器传热效率低，来自低压缸排气的热负荷高，同时凝汽器真空系统无法实现高、低背压运行。从试验结果可以看出，该机组的凝汽器在600MW 工况下的试验压力为6.43/6.45kPa，（冷却水流量34500t/h 和冷却水入口温度21℃）。循环水进水温度接近设计值，凝汽器压力比设计值 4.27/5.61 kPa 高出2.18/0.82 kPa。可以看出，凝汽器管束洁净度和整体传热系数均低于设计值，凝汽器管束脏污、堵塞现象会导致凝汽器器洁净比和传热效率下降。

四、节能改造、检修计划

针对上述问题，充分借鉴了国内外主机厂等动力装置生产企业现代化改造的成功经验，并在此基础上提出了合理的节能改造、检修方案。

（一）汽轮机本体通流改造

1.高压部分喷嘴进汽腔室优化设计，降低进气压损；采用先进的动、静叶基础叶型，动叶顶部采用自带冠结构，设置叶顶高低齿迷宫汽封，降低漏气损失；叶片采用成圈结构设计，使其具有高阻尼、低动应力特点；高压部分增加2 级，由1+8级增加为1+10 级。提高根部反动度，优化速比，优化各级焓降。高压缸压力级静叶型线全部采用先进的层流静叶叶型（SCH），压力级动叶采用高负荷动叶型线（HV叶型）。

2.中压部分进汽腔室优化设计，降低进气压损，同时增加1 级，优化叶片型线，优化各级焓降和速比，适当降低高排压力和温度。

3.低压部分进汽腔室优化设计，降低进气压损，动叶根部叶型采用“K”型通道叶型，顶部区域叶型采用先进的适合跨音速流动的缩放叶型。

4.优化汽封结构，高、中压后轴封全部采用错齿汽封，其中高、中压后轴封第1 列采用封严汽封；过桥汽封采用错齿汽封，其中第1 列采用封严汽封并在进汽边设置防漩齿；低压端汽封采用DAS汽封。通过对汽封密封齿进行优化，增加密封有效齿数，大幅减少汽封漏气量。

（二）凝结器本体

试验数据表明，凝汽器的运行洁净度系数和总传热系数均低于设计值。这是由于凝汽器管束脏污、堵塞现象导致凝汽器的清洁效率和传热降低。结合检修进行凝汽器的化学清洗除垢，疏通堵塞管路，同时检修胶球清洗装置，重点检查收球网闭合情况和收球管口是否正常。

（三）凉水塔改造

水塔内70%的传热面积集中在填料区。当水塔填料出现问题或传热效果不佳时，会对水塔的传热能力产生较大的影响。对该机组水塔进行现场检查，发现水塔填料损坏严重，含泥沙较多，喷溅装置溅水部件损坏严重，成股水流可直接冲击填料层，严重影响水塔冷却效果。

将水塔填料全部进行更换，并根据风水匹配的原理，通过三维数值模拟计算将水塔内区进行非等高布置方式，换热面积增容至8500m²；喷溅装置改造为离心旋转结构形式；修复断裂损坏的配水管。

（四）真空系统改造

改造加装两套罗茨真空泵组，并将原抽真空母管进行优化，凝汽器高、低背压侧分别引管路至两套罗茨真空泵组，原三台水环真空泵作为启动、备用泵。

（五）改造后节能效果分析

1.汽轮机本体

THA 工况下，高压缸效率89.33%，中压缸效率93.19%，低压缸效率90.76%，各汽缸效率大大提升，汽轮机热耗率为7766.5kJ/kW.h，比保证值7776kJ/kW.h 低9.5kJ/kW，对比修前降低303.1kJ/kW，供电煤耗率下降约12.37g/kWh。按照全年发电量30亿kWh 计算，仅汽轮机通流改造，每年降低煤耗约12.37g/kWh×30 亿kWh=37110 吨，达到了通流改造的目的。

2.凝汽器本体

THA 工况下，改造前凝汽器压力6.45/6.43kPa，检修、改造后凝汽器压力5.08/6.18kPa，真空度平均提高0.845kPa。根据《火力发电厂节能和指标管理技术》中的耗差分析，真空度每提高1kPa，供电煤耗率下降2.65g/kWh。凝汽器改造后降低供电煤耗0.845×2.65=2.24g/kWh。

3.水塔

根据热工院实验，水塔改造后，循环水温升增加了1.64℃。根据《火电厂生产指标管理指南》，循环水温度每变化1℃，影响煤耗变化0.4%—0.6%。据电厂统计，供电煤耗为313 克/千瓦时，即循环水温度变化按1.64℃计算，供电煤耗降低313×0.4%×1.5=2.053g/kWh。

4.真空系统改造

真空系统改造加装两套罗茨真空泵组后，运行电流从原水环真空泵的180A 降低为66A，原水环真空泵电耗为×380×180×0.78×0.94 ≈87kW，改造后真空泵组电耗为×380×66×0.87×0.9 ≈34kW，节约电耗53kW，按照泵组全年运行6000h计算，每年节约电耗53×6000=31.8 万kW，按供电煤耗313g/kWh 计算，每年节约标煤约995 吨，折算成煤耗0.33g/kWh。

该机组汽机侧综合节能改造后煤耗降低16.993g/kWh，按上一年度机组供电量30亿kWh 测算，每年节约标煤50979 吨。

结束语：火力发电厂是一次能源消耗大户，全年消耗大量煤炭。提高火电厂一次能源利用率，降低热耗，节约燃料，提高电厂热效率，尽可能降低发电成本，减少环境污染已成为火力发电技术发展的主要方向。以热力学第一定律和第二定律为理论指导，诊断大型火电机组的节能潜力，对节能理论在电力行业的应用和推广具有重要意义。

该电厂由于实施了汽机侧节能改造工程，年节约标准煤50979 吨，减少CO2 排放130298 吨，一方面降低了能源消耗，提高了企业机组的经济效益。另一方面，减少CO2 气体排放量，对保护环境，具有良好的社会效益。