660MW机组汽轮机冷端优化

新乡中益发电有限公司 魏子敬

1 机组设备简介

某公司建有两台660MW 超超临界机组，汽轮机采用东方汽轮机，型号为N660-25/600/600超超临界、一次中间再热、冲动式、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。循环水泵为88LKXA-29.3立式混流泵。凝汽器系双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器。为保证凝汽器冷却管的清洁度，设置有胶球清洗装置，为青岛华泰电力设备有限公司125JQ-27胶球系统，V 型直通式收球网。每台机组配一座双曲线自然通风冷却塔，高效薄膜式塑料淋水填料，波形塑料除水器，PVC 塑料配水管，ABS 塑料喷嘴[1]。

2 存在的难题

一是循环水泵运行方式存在不合理之处，需进一步优化。二是凝汽器端差较大，需进一步降低。三是胶球系统收球率低，需提高。四是冷却塔喷淋层已运行8年，有变形、损坏隐患。五是#1机凝汽器真空严密性较差，需治理。

3 对策和方法

根据汽轮机冷端系统的运行情况，深入分析其优化的方法和对策，提出具体要求，不断提升汽轮机冷端系统的运行经济性，具体要求如下：

一是优化循环水泵运行方式，根据机组负荷、环境温度和真空变化合理启停备用循环水泵及循环水泵高低速间切换，使循环水泵耗电量和真空提高、机组经济性提高到达最优效果。二是联系电科院节能专家进行冷端优化试验，即循环水泵优化试验，确定机组负荷、环境温度和真空变化时备用循环水泵及循环水泵高低速间切换优化曲线，根据曲线进行循环水泵启停。三是保证循环水质在规定范围内，避免水质超标。四是凝汽器要做到“逢停必清”，保证凝汽器不锈钢管壁清洁，提高换热系数。五是采取措施提高胶球收球率，如加固收球网、改造收球口。六是调研新型胶球清理技术，进行技术改造。七是冷却塔要做到“逢停必查”，检查喷淋层格栅与喷嘴是否有损坏、变形、脱落，提高冷却塔换热效率。八是定期进行#1机凝汽器真空系统检查、停机时灌水查漏。九是做好设备检修和维护消缺工作，提高检修质量和设备维护质量，确保设备可靠稳定运行。

4 各项工作开展情况

4.1 优化循环水泵运行方式

一是分析循泵低速和高速运行时，对厂用电率、煤耗和真空的影响。循泵低速运行期间厂用电率为0.73%，影响煤耗2.9g/kWh，影响真空1.2kPa。循泵高速运行期间厂用电率为0.83%，影响煤耗3.3g/kWh，影响真空1.3kPa。根据上述计算得出，启动备用低速或高速循泵后真空上涨均值大于1.2kPa/1.3kPa 即可。

2021年6月3～8日对#2机备用循泵启停前后负荷、主机真空、引风机真空和循环水进出口水温变化进行了统计，观察最近几天备用循泵启动情况，虽然负荷情况不一，但主机真空在88kPa 时启动备用循泵真空上涨均值基本1.4kPa 以上，87kPa时启动真空上涨均值在1.7kPa 以上，引风机小机真空上涨更多，引风机转速会相应降低100rpm左右。

停运循泵时，若负荷高、真空在90kPa 以下，真空下降较多，影响经济性。若负荷低、真空在92kPa 左右停运循泵时真空下降较小，但两台循泵并列运行时间长，耗电量大，所以真空在91kPa 时停循泵较为合理。

二是结合上述试验、分析，优化循泵运行方式。根据凝汽器真空、环境温度和循环水温度变化，合理启停备用循环水泵及循环水泵高低速间切换，使循环水泵耗电量和真空提高到达最优效果，具体如下：春秋季凝汽器循环水进水温度大于25℃时，循泵由低速切为高速运行，小于25℃时，由高速切为低速运行。夏季负荷大于550MW 且汽机侧真空低至88kPa 时，启动备用循泵；负荷小于500MW 或汽机侧真空高于91kPa 时，停运备用循泵。

三是联系电科院节能专家咨询循环水泵优化试验情况。2021年下半年，计划联系电科院节能专家进行冷端优化试验即循环水泵优化试验，确定机组负荷、环境温度和真空变化时备用循环水泵及循环水泵高低速间切换优化曲线，根据曲线进行循环水泵启停。2021年7月，与电科院轮机专业联系沟通、交流冷端优化试验方案、经费等事宜，因费用和人员事宜未达成一致，暂不进行试验。随后与华润阜阳和华润登封电厂沟通、交流其冷端优化试验情况，查阅其冷端优化试验报告，供厂里运行人员学习，为优化循环水泵运行方式提供了参考。

4.2 降低凝汽器端差

凝汽器内不锈钢冷却管清洁度对凝汽器换热有很大的影响，冷却管结垢、脏污都会使清洁度降低，凝汽器端差增大，导致换热效果变差。相关试验表明，凝汽器铜管清洁度下降0.1时，凝汽器端差升高约0.8℃，影响供电煤耗约0.5g/kWh，为此采取多项措施，提高冷却管清洁度，提高换热系统，降低端差[2]。

一是多措并举，改善循环水水质，避免水质超标。循环水中有杂物、微生物和氯离子含量高时，会导致凝汽器管壁结垢，管束换热效率下降，凝汽器端差增大，尤其是氯离子含量高时，端差上涨较快。为保证塔池水质在规定范围内，避免水质超标，采取措施包括新增加两台机塔池循环水外排至污水处理厂管道，水质超标时排水至污水处理厂。2021年4月底，管道投入运行，化学专业根据水质进行排污，两台机循环水水质逐步趋好，氯离子含量逐步下降。

2021年9月，为进一步改善水质降低两台机塔池氯离子含量，增加塔池加药量，增加排水至脱硫用水量、增加抽水洒水和绿化使用量，加快了塔池水使用量，降低了浓缩倍率，两台机塔池水质持续变好，氯离子月均值由8月的943/1287mg/L，降低至816/955mg/L。

二是凝汽器“逢停必清”，保证凝汽器不锈钢管壁清洁，提高换热系数。2021年5月，#2机停机C 修，对凝汽器水侧管壁进行检查，发现A/B 凝汽器循环水出水侧管壁结垢严重、有大量黄泥，及时制定高压水冲洗计划，联系冲洗人员到厂冲洗，冲洗后管壁清洁。机组启动后，凝汽器端差较4月降低1.6℃。7月19日，#1机调停，对凝汽器水侧管壁进行检查，检查管壁无结垢，清理循环水进出水室杂物。8月10日，#1机再次停机，对凝汽器水侧管壁进行检查，发现A/B 凝汽器循环水出水侧管壁有轻微结垢、有黄泥，清理循环水进出水室杂物，上报高压水冲洗计划，待下次机组小修时进行高压水冲洗。10月，#2机停机后对凝汽器进行检查，清理凝汽器循环水侧杂物。

4.3 解决胶球系统收球率低问题

4.3.1 利用停机检修机会加固收球网

2021年5月，#2机C 修期间进行胶球收球网检查，发现内环收球网不严，如图1所示，重新固定内环收球网，外环收球网较严，清理收球网堵塞杂物、清理管道底部积存杂物。机组启动后收球率提高20%左右。

图1 #2机内环收球网

2021年8月，#1机停机后进行胶球收球网检查，发现内环收球网不严，如图2所示，重新固定收球网，外环收球网严密，如图3所示，但收球网和收球口堵塞严重，清理收球网堵塞杂物、清理管道底部积存杂物。

图2 #1机内环收球网

图3 #1机外环收球网

4.3.2 调研新型胶球清理技术，进行技术改造

与北京德英众华科技有限公司交流胶球系统改造事宜，其专注于电厂凝汽器清洁保持节能系统的技术研发和应用，爆破式发球和锥形收球网是关键技术，单台机组改造投资费用在500万元左右。因整体改造投资大，与其协商只改造收球网，由对方做设计方案。对方设计改造费用为58万元，但不承诺收益率，因其改造费用报价太高，放弃该改造方案。

4.3.3 决定厂内自行改造收球网

与设备部检修专业商讨自行改造收球网事宜。初步确定改造方案，设计方案如下：

在循环水回水管道管径2200mm 的管段内加工锥形收球网，材质为316L 不锈钢材质，收球网的始端焊接在管段内壁上，末端锥形收球口处接DN150的收球管道，向下穿过管壁，收球网上密布直径12mm 的圆孔，圆孔全部采取激光打孔，保证孔的边缘圆润光滑。

在收球网的中心位置安装一通轴，转轴材质为316L 不锈钢材质，转轴两端分别固定在收球网的终端和始端的中心位置，并安装上赛龙导轴承，转轴轴头为球面，球面轴头处安装推力装置并进行固定。

在转轴上焊接对称布置的螺旋形刮泥板（螺旋形刮泥板为一定角度的螺旋形扇叶，设计原理参考风车，在水流的作用下转动），刮泥板贴合收球网的内壁，刮泥板的末端安装刷毛，循环水冲击在螺旋形刮泥板上，使螺旋形刮泥板转动，达到清洗收球网的目的[3]。

4.4 冷却塔喷淋层“逢停必查”

冷却塔工作效率受循环水水质、环境温度、塔体老化、填料结垢损坏、冷却塔喷头雾化效果差、淋水密度不均匀等问题的影响，冷却塔冷却能力下降，往往会导致汽轮机真空降低，机组汽耗和煤耗增加，为及时准确掌握冷却塔设备情况，要求在每次机组停机后进行喷淋层检查。

2021年5月，#2机组停机，检查喷淋层格栅与喷嘴是否有损坏、变形、脱落情况，经检查发现塔池东南角部分喷淋层格栅有小范围塌陷，因停机时间短无法处理，待机组大修时处理。7月19日，#1机组停机，检查喷淋层格栅与喷嘴是否有损坏、变形、脱落情况，发现有多处集水器发生变形、部分凹陷，如图4所示。8月10日，#1机组停机，再次检查发现填料有少量树叶大小的脱落，喷嘴有一个脱落，新增多处集水器变形，立即联系检修修复或更换处理。

图4 #1机塔池内部脱落、变形区域

2021年10月，#2机停机后对冷却塔喷淋层进行检查，统计集水器、格栅、喷嘴损坏情况，发现填料有少量脱落、集水器有部分变形，立即联系检修修复或更换处理，如图5所示。

图5 #2机塔池内部脱落、变形区域

4.5 治理#1机凝汽器真空严密性差缺陷

机组负荷不变时，真空系统漏入空气，会聚集在凝汽器管束表面，影响凝汽器换热效果，造成凝汽器真空降低，机组汽耗率升高。试验表明，600MW 机组真空降低1kPa，增加机组热耗61kJ/kWh，增加煤耗2.3g/kWh。机组#1机凝汽器真空严密性较差，特别是电机侧真空严密性虽合格，但较汽机侧差，真空严密性试验汽机、电机侧下降速率分别为0.134/0.256kPa/min。

为提高凝汽器真空严密性，采取多项措施，先后组织多次查漏，处理多处漏点，并明确了电机侧严密性差的原因，具体如下。

4.5.1 #1机真空系统查漏

利用氦气检漏法，选择几个易漏点，从外部喷氦气，在真空泵的排气口处，安装氦气检测仪。如果该仪器检测到氦气，则说明存在泄漏，即可从喷入点进一步查明泄漏位置。经查发现多处漏点，漏点如下：B 低压缸西侧两个防爆膜轻微泄漏，覆盖塑料膜和黄油；A 汽泵小机排汽防爆膜处轻微泄漏，涂抹黄油；B 汽泵小机排汽防爆膜处轻微泄漏，涂抹黄油。对漏处理后真空好转，两侧严密性试验由0.134/0.256kPa/min 变为0.08/ 0.207kPa/min。

4.5.2 #1机停机后灌水查漏

检查发现凝汽器汽机侧疏水集箱4与凝汽器疏扩连接处焊口开裂，有约10cm 长纵向裂纹，随即进行补焊。再次启机后#1机汽机侧凝汽器真空严密性试验下降速度由0.08kPa/min 降低为0.036kPa/min，凝汽器电机侧未发现漏点。

4.5.3 查找凝汽器电机侧真空严密性差原因

因电机侧严密性始终较差，怀疑轴封间隙过大引起，为此进行了试验。

轴封供汽压力46kPa 时，进行真空严密性试验，两侧下降速率分别为0.045/0.203kPa/min。逐渐提高轴封压力，进行严密性试验，发现压力提高至90kPa，两侧下降速率发生明显变化，分别为0.01/0.012kPa/min，由此得出轴封间隙过大是引起凝汽器电机侧漏真空的主要原因，计划机组大修时进行检修、调整。

经过试验发现轴封压力高时，虽真空严密性变好，但A/B 汽泵小机因轴封压力同时升高，轴封蒸汽有进入润滑油现象，小机润滑油排烟管道U 型弯处排水量明显增大，轴封压力高于55kPa 时，U 型弯处排水成柱状，为避免润滑油质恶化，降低轴封压力至46kPa 运行。

总结发现，真空泵泄漏点主要集中在低压缸防爆膜、后轴封、高压疏水管道、疏水扩容器焊缝，针对这些容易出现泄漏的位置，采取了重点检查或特殊加固的方式，提高了整体密封效果。

5 结论

一是汽轮机冷端优化工作有许多方式方法，且已经取得长足进展，但由于其在机组能耗方面所占有的比重较大，所以仍然需要重视。

二是机组的冷端优化工作如降低耗电率、提高背压、真空漏泄治理，问题多、方法多、结果多，且潜力较大。

三是汽轮机冷端深度优化，既是技术问题，也是一个管理问题和经济问题，其工作成效的取得，也需要在管理上、经费上给予创新和重视。

四是汽轮机冷端优化工作还有许多项目需要继续研究，如胶球收球网改造、塔池喷淋层治理等，同时也是一项长期的工作，需要长期坚持，多措并举，以确保机组的安全经济运行。