汽轮机专业节能降耗安全生产环保部：刘正强2011-4-28一、影响供电煤耗的主要因素（一）主要因素1.汽轮机热耗率。2.发电厂用电率。3.蒸汽参数。4.汽轮机排汽压力。5.系统泄漏损失。6.排烟温度。7.燃煤煤质与灰渣含碳量。8.锅炉排污、除氧器排汽。9.厂用蒸汽（吹灰、采暖、暖风）。10.再热减温水量。11.运行负荷率。12.机组启停次数。13.供热量及抽汽供热参数。（二）供电煤耗合理值：300MW亚临界＞320克/千瓦时；600MW超临界＞300克/千瓦时；1000MW超超临界＞285克/千瓦时。一、影响供电煤耗的主要因素（三）影响汽轮机热耗的因素1.设计热耗率偏低，实际无法达到。2.安装或检修时，通流部分间隙控制大。3.轴封漏汽量大。4.汽封磨损漏汽大。5.进汽导管密封差，引起泄漏，进入高缸排汽。6.调节级叶顶间隙大，汽封齿少（不是2道）。7.调节级喷嘴组受损伤。8.平衡管漏汽量大。9.低压进汽导流板损坏。10.低压缸工艺孔漏汽量大，抽汽温度高。11.通流部分结垢、锈蚀。12.叶片损伤。13.调节阀的重叠度过大。14.蒸汽管道滤网未拆除。15.采用单阀运行方式。二、冷端优化（一）真空严密性1.真空严密性必须≤270Pa/min，否则会明显影响真空和机组效率。河南公司要求各台机组应达到100Pa/min的优良水平，力争小于30Pa/min。对于真空严密性尚未达先进标准的机组，应采用氦气查漏或检修灌水查漏，消除真空系统的泄漏点。2.影响真空严密性的可能因素（1）中低压连通管与低压外缸的连接法兰漏空气（部分机组大修后出现中低压缸连通管法兰漏空气，应注意避免，严格监督检修工艺质量）。二、冷端优化（一）真空严密性2.影响真空严密性的可能因素（2）低压缸轴端汽封密封不良低压缸轴封间隙较大、密封效果较差。大修后按照设计下限或再减0.1mm调整，应防止运行方式不当（例如：暖机不充分、过临界转速升速率偏小、轴封温度偏低或大幅下降等）导致汽轮机振动超标，轴封发生动静碰磨，使得轴封间隙增大。轴封供汽管道在凝汽器内部泄漏，供汽末端通凝汽器疏水孔径较大，供汽管道滤网堵塞。轴封供汽管道的疏水阀门堵塞，或者疏水不畅。轴封进汽分支管道，距离喷水减温器较近或者轴封减温水雾化不良，导致轴封供汽的蒸汽微带水、轴封温度低，影响密封效果。二、冷端优化（一）真空严密性2.影响真空严密性的可能因素（3）轴封加热器的单级水封密封不良。比较常见。轴加疏水容易汽化，无法形成水封。若引入凝结水进行降温，必须注意防止轴加满水导致汽轮机轴封进冷水、轴加风机电机烧等。单级水封设计高度不够。（4）其它方面：低压缸防爆门石棉橡胶垫破损，疏扩至凝结器管道膨胀节裂纹，备用真空泵进口快关电磁阀不严密，低压缸抽汽管道法兰不严，低压缸接合面不严密等。（5）凝结水泵机械密封效果不好，一般不会影响真空严密性，但会导致凝结水溶解氧超标。注意加强对凝结水泵机械密封水的调节，防止漏入空气；同时，避免机械密封水泄漏过大，降低补水率。二、冷端优化（一）真空严密性3.真空严密性试验，要停运真空泵，保持设备系统运行方式不变，不能作任何特殊调整或措施，保持数据真实性，便于分析查找问题。（二）凝结器系统1.胶球清洗系统按照规程定期投运。（1）合理控制投运周期和清洗时间，收球率≥95%。（2）存在缺陷及时消除，不能长时间不投运或收秋率偏低。循环水泵单泵运行或二次滤网堵塞严重时禁投。（3）胶球不应长期浸泡储存在收球室。每投运一定次数（例如7次）应打开收球室清点数量和收球率，去除不合格胶球，适当补充。2.凝结器冷却管道容易淤泥、结垢、堵塞，导致端差超标。（1）大小修高压水冲洗干净或酸洗。（2）保持循环水水质合格，保持合理的循环水浓缩倍率（5左右），防止凝结器管子结垢。二、冷端优化（二）凝结器系统3.双背压凝结器的抽空气系统，串联布置方式改为并联布置方式。开封分公司、平顶山分公司已改造。4.在凝结器喉部安装导流装置，减少低压缸排汽涡流损失，并使凝结器热负荷均匀。5.将化学除盐补充水在凝结器喉部进行雾化。6.凝结器水侧定期排放空气，周期不宜控制过长，防止聚集空气、影响换热。7.排汽压力表（真空表）传压管安装正确，传压管不积水，排汽压力测量应准确。另外，注意检查排汽温度、循环水进出水温度、凝结水温度等表计测量准确。8.凝结器灌水查漏并放水之后，底部支撑应去掉。运行中，若循环冷却水中断后，当低缸温度降至50℃以下方可恢复冷却水。二、冷端优化（三）冷却塔及循环水管路1.循环水系统的一次滤网必须完好，网格不能选择过大。要检查二次滤网安放到位，定期组织清理杂物。2.循环水系统的二次滤网定期排污，检修期间必须撤离清理干净，最大限度地减少水阻，保证循环冷却水流量。有的单位曾出现二次滤网堵塞现象，影响真空。3.注意定期巡回检查冷却塔是否淋水均匀，保持良好的冷却效果。在等级检修时，认真监督冷却塔填料及配水管、喷嘴等质量验收。4.在两台机组的循环水泵出口管道安装联络阀；在冷却塔之间安装联通管道，便于控制冷却塔水位。有利于执行循环水泵经济运行方式。二、冷端优化（三）冷却塔及循环水管路5.结合等级检修，彻底清理冷却塔和循环水泵进口前池的淤泥。6.尽量将温度较低的循环冷却水补充水，由直接进入冷却塔，改至循环水泵进口，有效降低循环水温度。7.在冬季采取冷却塔防冻措施时，要加强检查和监视，防止循环水温度控制过低或过高。如果凝结器真空过高，尽量通过调整循环水泵的运行方式或者防冻装置的运行方式，不应开启真空破坏门降低真空。另外，低真空保护的取样母管，不能安装在真空破坏门所在的管道上。二、冷端优化（四）真空泵系统1.最关键的是尽量降低真空泵密封水的水温。建议采用温度较低的冷却水源，例如深井水、中央空调冷冻水，例如华能集团、华电集团部分电厂安装了制冷装置。新乡豫新已经改造为地下水源，夏季冷却效果非常好，值得推广和借鉴。2.真空泵密封水板冷器容易出现赃污、结垢，直接影响真空泵的运行效率和凝结器真空。运行人员和维护人员务必定期检查密封水板冷器的冷却效果，水温偏高必须及时检查清理冷却器。3.注意控制好真空泵汽水分离器的水位，检查水位自动控制是否正常，防止大量溢流损失除盐水（比较隐蔽），以降低补水率。4.如果设计三台真空泵，两运一备。一般不宜保持单泵运行，特别是在真空严密性不很优良的情况下。5.真空泵的进口电磁阀，应设计为快关阀。平东热电真空泵在备用中，泵体排放密封工作水，建议查阅设备说明书，并与厂家和同行单位联系，分析运行方式是否正常。二、冷端优化（五）循环水泵运行方式优化1.对于循环水泵的经济运行方式，在去年8月份节能培训期间已作重点介绍，而且电力试验院、电力期刊杂志等发表的论文也很多，大家可以借鉴，不再重复。主要根据循环水进水温度、机组负荷、排汽压力等，确定循环水泵的最佳运行组合方式。一般情况下，循环水温度低于15℃作为冬季运行方式，循环水温度高于27℃作为夏季运行方式，循环水温度在此之间应科学确定最佳运行方式。2.经过各单位的细致和积极工作，目前，各单位的循环水泵运行方式已经比较科学。例如：目前开封分公司、平东热电为一高一低运行；新乡豫新两机三泵运行；平顶山分公司两高一低（设计三台）；南阳热电暂时因水库供水不足，循环水泵只能单泵运行，影响真空较多。3.请各单位特别是发电运行部，应严格监督、管理运行值际指标竞赛，防止运行人员片面地追究降低厂用电率而忽视真空，严格执行循环水泵的最佳运行方式。4.在优化循环水泵运行方式时，为保证安全可靠性，不宜频繁启停和切换循环水泵。三、阀门泄漏管理热力系统的疏水阀门泄漏，是导致各单位热耗和煤耗升高的最主要原因之一。（一）热力及疏水系统的优化原则相同压力的疏水管路尽量合并，减少疏水阀。例如：（1）甲乙侧主蒸汽管道、再热热段管道、汽轮机两侧导汽管、冷再至小汽机供汽管道等蒸汽管道的疏水，合并为一套疏水管路，排至汽机疏水扩容器。（2）轴封溢流接至#8低加的进汽管道或#8低加上部疏水接入口（来自#7低加的疏水管道），回收部分热能。（3）若轴封母管疏放水节流孔有疏水持续排至疏扩，则应加装水封且回收热量。（4）通过改变低压旁路前管道的坡度，实现低旁前管道不积水，可以取消低压旁路前疏水管道。三、阀门泄漏管理（一）热力及疏水系统的优化原则2.选用业绩优良、知名品牌的阀门。一般采用气动球阀，不用电动球阀；可以使用Y型阀。3.在气动或电动疏水阀之前，应加装一道手动截止阀。平时手动阀全开状态，当疏水阀不严密时，可关闭手动截止阀。4.处于热备用的管道设备（一二级旁路，辅汽联箱至轴封供汽、小汽机供汽管道等），应保持正常暖管和疏水。采用组合型自动疏水器（例如DFS倒置浮环式）方式，禁止采用节流疏水孔板连续疏水方式（目前各单位是否还有此类问题？）。（1）汽轮机本体的抽汽管道若处于长时间备用或检修，则应注意积水问题，防止管道投运时冷水倒流返入汽缸或管道水击振动。（2）开机过程中，注意汽轮机主汽阀、调节阀及导汽管的疏水保持畅通，防止在汽轮机挂闸或冲转时，发生水击振动。三、阀门泄漏管理（二）热力系统疏水阀的管理1.对运行人员全员培训：疏水阀的正确开关顺序。先开一道门，后开二道门；先关二道门，再关一道门。认真调整阀门关闭的限位，防止关闭不到位；防止阀门加关过度而损伤。2.建立阀门泄漏管理卡片或台账，使阀门管理处于可控在控。3.在热力系统疏水阀门前后加装温度测点，便于检查和监督。4.等级检修期间，安排具有资质和经验的检修人员，规范使用研磨机，对阀门进行研磨，严格质量监督。5.容易发生泄漏的阀门：主再热管道和导管疏水，高加危急放水阀，高低压旁路，给水泵再循环门。6.疏水阀门的排大气，目前普遍接入疏水母管或排入隐蔽的地沟。在隔离做安全措施时，很难判断安措是否彻底到位，存在人身伤害的安全隐患。同时，不容易直观地发现阀门的内漏。请加以注意。四、轴封系统（一）轴封间隙变小后的安全管理1.我们实施汽轮机高效精密检修，对汽轮机通流部分间隙按照设计下限减10丝调整，显著提高汽轮机效率，降低热耗率。与此同时，对汽轮机的安全运行带来很高的要求。请各单位认真执行河南公司的《机组大修后摩擦起动方案》，一定要抓好对运行人员的技术培训，严格防止汽轮机动静摩擦、振动超限，否则，一方面可能导致机组非停，另一方面，轴封、汽封间隙会增大，我们在大修中所做的工作将会大打折扣。2.在汽轮机轴封间隙变小之后，对轴封供汽温度特别敏感。如果汽轮机运行中轴封供汽温度发生较大变化（例如轴封汽源切换、轴封减温水雾化不良等），则极易容易导致轴封套受冷收缩，发生动静碰磨，机组振动超标保护动作跳闸。在汽轮机极热态、热态启动时，轴封供汽温度一定要与汽缸温度、轴封处金属温度相匹配，否则，在冲转过程中振动大，难以通过临界转速。四、轴封系统（二）轴封系统运行注意事项1.辅汽联箱至轴封供汽的管道必须可靠热备用，防止管道积水，防止在切换过程中轴封温度大幅下降。2.轴封母管压力设计在20～30kPa左右，实际运行中不易过高或过低。轴封压力过高，则容易漏汽大，导致透平油含水大等问题；轴封压力偏低则影响真空。有的单位的轴封压力保持过高，应分析原因。3.轴封母管向低加的溢流量，轴封加热器的凝结水侧温升大小，都能够客观反映轴封系统的泄漏大小。1.保持高低加正常水位（1）高加疏水调整门可靠自动调节，维持正常的高加水位。就地水位计应正常投入。目前各单位都已得到较好控制。（2）由于各台低加压差较小，容易导致低加疏水不畅、低加水位高、危急放水经常开启。在疏水调整门加装旁路，增加疏水通流量。目前各单位都已整改，注意加强运行监视和调整，防止低加危急放水再开启。2.严格控制加热器投运或停运的温度和压力变化速率，特别是防止温度剧烈变化导致设备劣化甚至泄漏。否则，高加泄漏越来越频繁，投停次数越来越多，容易形成恶性循环。要在DCS中加强监督。3.利用检修机会，拆开高加检查蒸汽冷却段、凝结段和疏水冷却段隔板有无损坏情况以及汽测管道脏污情况。检查高加水室隔板是否变形开裂，给水旁路阀是否泄漏。4.加热器抽空气管道逐级串联，加装节流孔板，保持抽空气门合理开度，防止开度过大、经济性变差；防止开度过小、加热器汽侧积空气。5.高度重视高加系统检修的风险预控措施，必须严格执行工作票、操作票、明星自检，防止发生人身烫伤事件。例如：宁夏石嘴山、山西漳泽及鸿翔热电的高加检修人身伤害事故。五、抽汽回热系统（一）主要节能措施汽轮机通流部分改造的项目很多，但目前我们不需实施通流改造。主要工作是：调间隙，改汽封。（二）汽封改造方案（西安热工院提供）1.高、中压缸汽封采用弹性可调汽封（例如：布莱登汽封），刷式汽封（改进的弹性可调汽封）。蜂窝汽封不适用于高中压缸汽封。2.低压轴端汽封采用“王常春”汽封。3.低压缸隔板封采用蜂窝汽封或“王常春”铁素体浮动齿汽封。（三）其他措施1.试验并确定机组最佳的滑压运行曲线。开封、南阳已完成，平顶山分公司正在实施，新乡、平东滑压运行曲线也基本可行。2.新机组应及早拆除主再热蒸汽管道的临时滤网。3.新机组及时将高压调门的单阀控制切换为顺序阀控制。4.超（超）临界机组由于低压缸变形，五、六、七段抽汽对应的级存在级间漏汽。检修揭缸后，检查并紧固工艺孔法兰螺丝，并焊死接口法兰。超级坑爹系统http://m.jiezhong.org/info-200/六、汽轮机通流部分汽轮机滑压运行已在2010节能培训班详细介绍，在此举例参考：六、汽轮机通流部分负荷MW≥170160150140130120110100负荷率%≥85%80%75%70%65%60%55%50%主蒸汽压力MPa额定压力12.7512.211.61110.59.99.38.6例1：某厂200MW机组滑压运行优化试验结果：六、汽轮机通流部分例2：某厂600MW机组滑压运行优化试验结果：（一）变频改造1.凝结水泵变频改造。（1）低转速下振动问题。加固基础支撑，提高刚性；尽量避开共振区运行。（2）需调整低旁减温水压力低保护定值，给水泵密封水差压低保护定值，凝结水压力低联动备用泵定值。（3）修改控制逻辑，运行中保持除氧器进水门全开，通过变频调节除氧器水位。（4）为进一步降低凝结水压力，对于给水泵密封水，增加50米扬程的管道升压泵，或将给水泵密封水引自凝结水泵出口（精处理装置之前）。2.各单位对能够采用变频技术的辅机，已基本全部完成改造。平顶山分公司正在论证三大风机节电改造方案。南阳热电节电措施非常细致，在4月份#1机组C修期间，实施了密封风机、化学清水泵、中央空调循环泵等小辅机的变频改造。七、辅机节电（二）辅机运行方式优化1.循环水泵经济运行方式优化举例（2010年已详细介绍）。七、辅机节电例1：某厂300MW机组循环水泵经济运行方式例2：某厂600MW机组循环水泵经济运行方式（二）辅机运行方式优化1.循环水泵经济运行方式优化。2.制粉电耗率高是当前影响厂用电率的最主要因素。（1）尽量减小开磨方式。（2）严格控制煤粉细度。（3）防止磨煤机断煤。加装防堵装置，防止煤仓进水。（4）运行调整应注意防止：风量设置偏大，一次风压偏高，密封风风压偏差设置偏大等。3.在保证环保达标排放前提下，降低脱硫系统电耗。（1）根据不同负荷、二氧化硫浓度，试验确定最佳的浆液循环泵、氧化风机的运行方式，保持最佳浆液pH值、吸收塔液位。（2）治理GGH堵塞、压差超标问题。在线冲洗，检修清洗；对GGH适当改造；改善电煤质量。4.汽动给水泵开机，不用电泵。七、辅机节电感谢大家！Sheet1
Chart1
负荷
主蒸汽压力
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试验
设计
发电机功率(MW)
主蒸汽压力(MPa)
图7机组滑压曲线
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