提升35 MW 汽轮机凝汽器真空的研究与应用

李海洋

（首钢长治钢铁有限公司，山西 长治 046031）

0 引言

首钢长治钢铁有限公司（全文简称首钢长钢）富余煤气发电项目是对厂区煤气资源进行整合优化，为充分利用富余高炉煤气、转炉煤气和焦炉煤气而新建的发电项目，项目配套为130 t/h 高温高压锅炉系统、35 MW 汽轮发电机组及辅机系统、烟气脱硫系统和循环水冷却系统、电力传输系统等。

130 t/h 高温高压锅炉产生的9.8 MPa、540 ℃的过热蒸汽，经蒸汽主管网输送至凝汽式汽轮机带发电机做功发电，汽轮机额度进气压力8.83 MPa，进汽温度535 ℃，进汽量124 t/h，使用DEH 数字电液调节系统调节，发电机额定功率35 MW，出口电压10 kV 直接输送至首钢长钢南站。35 MW 发电机组年发电量2.4 亿kW·h 以上，配套的高温高压锅炉消耗高炉煤气13 万m3/h，焦炉煤气5 500 m3/h，煤气放散实现零放散，可实现年节约标煤3.2 万t。

35 MW 发电项目实现了能源充分利用的同时，减少了能源外购和污染物排放，对提高首钢长钢能源综合利用、节能降耗减排具有重大意义。因此，提升发电效率对经营生产尤为重要。

1 汽轮机汽耗现状

发电效率的重要指标是汽耗，通过将2021 年1 月—10 月份的汽耗指标进行统计分析，发现35 MW汽轮机的汽耗平均值为3.71 kg/（kW·h），且月汽耗最高达到了3.85 kg/（kW·h），最低值也在3.65 kg/（kW·h），远远达不到汽轮机的汽耗设计值3.641 kg/（kW·h）[1]。汽轮机汽耗的升高会造成汽轮机的经济性下降。通过对影响汽耗的众多因素进行分析后，发现影响汽耗的最大因素是凝汽器真空，真空值每提升1%，将使汽轮机的汽耗量平均降低0.4%，因此提升汽轮机凝汽器真空，对保证机组在最经济的条件下运行有着重要的意义。

2 问题分析及改进措施

通过数据调查、流程调查和现场调查发现，影响凝汽器真空值主要因素有汽轮机排汽温度高、循环水流量不足、真空系统有漏空等问题，并提出了相应改进措施[2]。

2.1 汽轮机排汽温度高

通过将2021 年1 月至10 月的汽轮机排汽温度进行统计分析，发现汽轮机排汽温度在2021 年1 月、2 月份时为47 ℃左右，3 月至5 月为48 ℃左右，6 月至10 月逐步上升为近50 ℃。从记录表中可以看出，排汽温度的升高直接导致凝汽器真空度下降。

2021 年35 MW 汽轮机排气温度与真空比对图见图1。

图1 2021 年35 MW 汽轮机排气温度与真空比对图

2.1.1 问题分析

1）DCS 上数据检查2021 年1 月22 日减温减压的入口温度为107 ℃，压力为0，汽轮机排汽温度为41.47 ℃，2022 年1 月22 日减温减压的入口温度为161 ℃，压力为0.59 MPa，汽轮机排汽温度为51.7 ℃，减温减压电动阀门关闭不严，存在蒸汽泄露进入凝汽器，造成凝汽器换热负荷大，效率低，导致排汽温度升高。

2）原《设备巡检标准》表中冷却风机部分点检标准不详细，因此会造成设备巡检不到位，冷风机容易发生故障，造成循环冷却水温度高，导致排气温度升高。

3）检修期间打开凝汽器检查发现铜管内壁有大量水垢，影响凝汽器换热效果，检查原因发现是因为循环水投加的水处理药剂品质不达标，造成凝汽器铜管内结垢。

4）循环水中加入的阻垢剂、杀菌剂，次氯酸钠等药品腐蚀性极大，使用的输药管为普通钢管，容易被腐蚀，导致泄漏。药剂不能足量加入到循环水中，对循环水的指标造成了很大的影响，导致凝汽器铜管有污堵现象[3]。

2.1.2 改进措施

1）利用停产检修将阀门解体检查密封圈，发现密封圈有裂痕，经调研更换为耐高温高压的柔性石墨密封垫，更换阀门密封圈材质后阀门可以有效关闭，降低凝汽器换热负荷，减温减压的入口压力降至0，排汽温度由之前的51.7 ℃降为43.0 ℃。

2）重新修订冷却风机点检标准，经过班组岗位人员、维护人员、专业人员审核和现场验证确定巡点检项目标准和周期，并经过2 个月按照巡检标准执行后，确实发现一些隐患并及时处理，未造成设备故障。

3）对水处理药剂品质进行监控，使用药剂后比对水质化验结果，并对加药量每日进行记录和统计。同时，对凝汽器进行酸洗清理水垢，保障凝汽器换热不受影响。

4）将原来的钢管更换为耐腐蚀的PVC 管，并对原加药管路进行改造，将加药管直接连通至循环水池，可以保证药剂足量加入到循环水中。

2.2 凝汽器循环水流量不足

2.2.1 问题分析

凝汽器循环水流量为8 000 m3/h，循环水泵已达到满负荷，循环水量依然不足，凝汽器的换热效率差，不能充分的将乏汽凝结，后汽缸排汽温度升高。

2.2.2 改进措施

通过改变循环水泵叶轮结构，提高循环水泵效率，将凝汽器循环水量从8 000 m3/h 调整为9 000 m3/h，增大了凝汽器的换热系数，凝汽器循环水进出口温差由原来的5 ℃下降到4 ℃。

2.3 真空系统有漏空现象

2.3.1 问题分析

1）疏水管路弯头处使用的管材厚度为3 mm，经过长时间的运行后，管内的工质会冲刷管壁使管壁变薄然后泄露。

2）轴加液位在日常控制液位时需人工现场手动调节，调节频次高且无法很好的掌控开度等实际问题，容易造成液位故障或反馈信息错误。当液位较低时，会影响汽轮机凝汽器真空。

2.3.2 改进措施

1）将3 mm 的弯头更换为壁厚5 mm 的弯头，增加管材的耐用度，同时定期对弯头处使用测厚仪检测壁厚，在管壁减薄至2 mm 时提前更换避免泄漏。

2）疏水主路上增加旁路，安装远传液位计和电磁阀，并且跟液位进行联锁开闭，进行液位调整，及时掌控液位变化趋势，杜绝液位调整不及时出现的漏空。

2.4 其他因素

影响凝汽器真空值的因素还有主蒸汽压力和温度波动大、疏水系统阀门漏空以及循环水旁滤系统反洗不规律等，采取以下针对性改进措施：

1）主蒸汽的压力和温度波动范围较大，通过修改岗位作业规程，要求岗位人员严格将主蒸汽压力和温度控制在8.83～8.88 MPa 和530～545 ℃之间。

2）汽轮机疏水系统阀门为水封阀门，将水封阀门的密封水源改为使用凝结水。由于凝结水水质干净，不会堵塞水封管路，减少汽轮机疏水系统阀门有漏空现象。

3）循环水旁滤系统反洗不规律，导致循环水硬度和浊度不合格，一定程度上会造成凝汽器铜管结垢和淤堵，影响凝汽器换热效果，制定《过滤器反洗制度》，提升管理水平。

3 改进效果

为了检验措施实施后的效果，对2021 年8 月—2022 年7 月汽轮机真空值改进前后进行对比，并测算效益如下：

真空值由-80 kPa 提升至-84 kPa 的同时，平均汽耗由3.71 kg/（kW·h）下降至3.64 kg/（kW·h）。满负荷用汽量（年）由113.9 万t 下降至111.95 万t，按照2021年1 月—12 月平均煤气单耗1 091 m3/t、煤气成本0.1元/m3计算，节约212.7 万元。

4 结语

通过“提升35 MW 汽轮机凝汽器真空值”过程中所发现的问题，针对性采取有效措施解决实际问题，进一步提升了职工的节能降耗意识，提高了汽轮机的效率，并促进了员工对设备维护的责任心，使岗位操作水平更上新的台阶。与此同时，通过此次改善活动，岗位职工解决生产实际问题的水平有了显著提高，为首钢长钢降低生产成本、提高生产效率奠定了良好的基础。