国内大型火电机组汽轮机的节能技术方向

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1、国内大型火电机组汽轮机的节能技术方向摘要：基于安徽省内很多大型汽轮机的节能工作经验和对国内大机组节能工作现状的分析，提出目前的主要问题和技术要点，和节能工作分几步走的思想，以便在今后的节能工作中，立项更合理，并达到投入少，见效快，收益大的效果。F$t]JM 一．问题的提出nah?V"?Y  从80年代开始，安徽电力试验研究所开始和电厂合作,承担一些大型汽轮机的综合节能科研项目。在工作中，有一个问题始终困扰着我们：为什么这些大机组供电煤耗都比设计值高出30g/kW.h甚至更多？当时省内的4台125MW机组和两台200MW实际煤耗高达39

2、0~395g/kW.h左右。我们把已知的各项节能潜力加起来，但怎么也填不满这么大的差距。如果说国产机组当时的设计深度和制造水平不够，那么80年代以后投运的引进型中间再热机组为什么也有同样的问题？一直到1995年左右，我们才得到了比较完整的答案。我们认为，这些结论有利于澄清一些重要问题，对今后国内大机组节能工作的开展会有一定的借鉴作用。.n7@$kq 二．安徽火电机组汽轮机的节能工作在1995年前，火电厂汽轮机节能工作一直是以凝汽器真空和高压加热器为中心进行的。到90年代初，安徽电研所开始用氦质谱仪检测大机组的真空系统空气泄漏，很快使之成为

3、一种成熟的技术，同时胶球清洗装置的投运也有一些进展。到1995年省内中间再热机组的凝汽器真空和设计要求差距平均已缩小到1~2kPa。同时，由于掌握了水位控制这个关键因素，省内大机组高压加热器的投运率都达到前所未有的高水平，一般都在95%以上，有少数达到了100%。但此时，省内大机组的煤耗仍平均高出设计值25g/kW.h左右。MFq?mZ, 从1992年开始，我们注意到热力系统阀门不严密造成内漏的情况，到1995年，通过大量的现场考察、热力试验和新机组调试，我们确认，在省内的机组中内漏现象，特别是引入凝汽器的大量本体疏水管道内漏普遍存在，而

4、且泄漏的阀门范围很广，认识到这是目前火力发电机组节能的最大潜力所在。我们于1995年至1998年在平圩电厂两台600MW汽轮机（西屋技术，哈尔滨汽轮机厂生产）上进行一个综合性的节能项目，多次的热力试验完全验证了这种思想。汽轮机本体疏水阀的普遍内漏，引起我们特别的重视，一方面，这种流动背压很低，完全是临界状态，单位面积的流量很大；另外，主蒸汽、再热汽等包含大量可用能，白白被循环水带走，单位泄漏量的损失很大。大量蒸汽漏入凝汽器，不仅直接损失很大，还将影响凝汽器真空，管道上的焊缝由于热应力和两相流的冲刷，很容易出现裂缝。本体疏水泄漏的另一个后果是热力

5、试验的精度受到很大影响，因为主蒸汽和再热汽的流量无法测准。#2机在1998年以前无法完成象样的热力试验，从1992年投入运行，主蒸汽不超压最大负荷一直都仅有570MW左右。为此，平圩电厂从1997年开始一直将有关阀门的维护和更换作为机组维修的重点项目，并经常用红外点温计检查阀门的泄漏情况，特别是本体疏水阀的内漏，利用每次小修和临时停机的机会，做了大量的工作。虽然热力系统庞大，更换的一些阀门质量也不好，很快又漏了；检修中有大量的安全问题需要处理，节能性质的工作时间十分紧张，工作很不容易，但仍取得了很大的成效。1998年9～10月#2机大修，大量改

6、进措施的实施，使热耗降低300kJ/kW.h。当年，两台机组在平均负荷率从80%降到70%，启停次数相等的情况下，年平均供电煤耗从1995年的354g/kW.h降到347g/kW.h，同负荷率下可比煤耗下降15g/kW.h左右，#2机不超压能带到590MW，达到了立项时确定的投资少、容易实施、见效快的目标。这两台机的节能工作仍在继续进行，2000年#1机大修结束后，预计会有进一步的成果，可望在70%的负荷率下，供电煤耗降到340g/kW.h以内。uw3vYYFX 根据在平圩和其它电厂的工作，另外还有一些阀门的内漏也是我们注意的：高压加热器旁

7、路阀，其泄漏造成给水温度降低，或下一级加热器负荷增加而造成不经济、不安全的因素；给水泵再循环阀内漏造成泵功的大量浪费；再热器减温水阀内漏，本身就造成能损，还使再热汽温降低，尤其是部分负荷时，问题更显著；凝结水泵再循环或凝结水管道上的其它引出管子的阀门不严密，使一台凝泵不能提供满负荷时所需的凝结水量，备用泵必须投运，这在近几年新的引进型300MW机组的调试过程中相当常见。a#]V

8、1*O 我们注意的另一个问题是高压加热器水位的控制，引进型机组的高压加热器都设有危急疏水阀，一旦水位到达动作定值，则该阀自动打开，大量疏水直接进入凝汽器，能量损失很大

9、。如果#3高加（汽侧压力最低者）危急疏水阀动作，则#2高加疏水也必将排入凝汽器，损失还要大得多，同时，加热器失去水位，管束、疏水阀门、疏水管道还要受两