盧廣宇

（桂冠合山發(fā)電有限公司，廣西 合山 546500）

隨著我國(guó)電力行業(yè)的高速發(fā)展，300MW級(jí)亞臨界火電機(jī)組已成為電網(wǎng)中的主力機(jī)型，且主要參與了電網(wǎng)調(diào)峰任務(wù)。目前，國(guó)產(chǎn)300MW級(jí)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中普遍存在真空與設(shè)計(jì)值相差過大的問題。例如，桂冠合山發(fā)電有限公司2×330MW機(jī)組凝汽器真空設(shè)計(jì)值為-94.6KPa；實(shí)際額定工況下，夏季真空低至-90.8KPa，冬季最高約-93KPa，全年平均值約為-92.3KPa，與設(shè)計(jì)值相差2.3KPa。真空過低，則排汽缸溫度升高，使汽缸中心線變化而引起機(jī)組振動(dòng)，嚴(yán)重時(shí)甚至?xí)贡Ｗo(hù)動(dòng)作，造成機(jī)組非正常停機(jī)；此外，還會(huì)導(dǎo)致凝汽器銅管脹口松弛而發(fā)生泄漏，使凝結(jié)水品質(zhì)惡化，嚴(yán)重影響機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。本文對(duì)造成330MW機(jī)組真空低的主要原因進(jìn)行了分析，并提出解決對(duì)策，以實(shí)現(xiàn)機(jī)組安全、經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

1 原因分析

1.1 低壓缸排汽量影響

額定工況下，桂冠合山發(fā)電有限公司2臺(tái)330 MW機(jī)組主再熱汽溫設(shè)計(jì)值為540℃，主汽流量設(shè)計(jì)值為928t/h，冷卻水流量設(shè)計(jì)值為34265t/h，排汽溫度設(shè)計(jì)值為34.25℃。根據(jù)廠家提供的機(jī)組第1段到第7段抽汽流量數(shù)據(jù)(如表1所示)，可計(jì)算出低壓缸排氣量設(shè)計(jì)值為628t/h(低壓缸排汽量設(shè)計(jì)值為主汽流量減去第1段到第7段抽汽總量)。

表1 廠家提供的機(jī)組各段抽汽參數(shù)值

廣西電力中試院于夏季和冬季分別對(duì)機(jī)組進(jìn)行了測(cè)試。根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，夏季滿負(fù)荷工況下，主汽流量為985t/h，低壓缸排汽量為658t/h，高于設(shè)計(jì)值30t/h；冬季滿負(fù)荷工況下，主汽流量為964 t/h，低壓缸排汽量為643t/h，高于設(shè)計(jì)值15t/h。機(jī)組低壓缸排汽量比設(shè)計(jì)值平均增加了22t/h，遠(yuǎn)大于各閥門內(nèi)漏的總和，因而，低壓缸排汽量增加對(duì)真空的影響也較閥門內(nèi)漏大得多。

設(shè)計(jì)工況下，根據(jù)熱平衡方程，低壓缸排汽側(cè)放出的熱量(與排氣量成正比)要等于循環(huán)水側(cè)帶走的熱量(與循環(huán)水量成正比)。實(shí)際滿負(fù)荷工況下，低壓缸排汽量平均增加了22t/h，而循環(huán)水量沒有同步增加，則增加的排汽量所帶來的熱量不能被循環(huán)水帶走，因而使凝結(jié)器熱負(fù)荷增加(凝結(jié)器的換熱面積、熱負(fù)荷是設(shè)定的)，進(jìn)一步造成排汽溫度升高，真空降低。只有通過增加循環(huán)水量，讓增加的循環(huán)水帶走所增加的排汽熱量，才能降低排汽溫度，提高真空。

1.2 主再熱汽溫影響

實(shí)際滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，機(jī)組主再熱汽溫長(zhǎng)期達(dá)不到設(shè)計(jì)值，平均值約為530℃，最低達(dá)到520℃以下；低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，主再熱汽溫在520℃～525℃，也低于設(shè)計(jì)值。由于主再熱汽溫偏低，要維持機(jī)組負(fù)荷不變，必須要增加汽輪機(jī)進(jìn)汽量，相應(yīng)的鍋爐主汽流量也要隨之增加。主汽流量增加后，要達(dá)到做功能力(汽溫處于設(shè)計(jì)過熱狀態(tài))，必然要先使?fàn)t膛投煤量增加，才能使蒸汽吸熱量增加，結(jié)果使在同一負(fù)荷下煤耗增加。

由于主再熱汽溫偏低，滿負(fù)荷工況下，主汽流量平均值達(dá)到985t/h以上，最高接近1000t/h，較設(shè)計(jì)值(928t/h)高55t/h～70t/h。可見，主再熱汽溫偏低是造成主汽流量增加的一個(gè)主要原因。

主汽流量增加，則相應(yīng)排汽量增加，導(dǎo)致凝結(jié)器熱負(fù)荷過高而使真空降低(循環(huán)水量不變)。

1.3 排汽溫度影響

排汽溫度與凝結(jié)器真空 (排汽壓力)是一一對(duì)應(yīng)的關(guān)系，即排汽溫度高則真空變低。經(jīng)測(cè)算，凝汽器真空每降低1KPa，機(jī)組熱耗增加約0.8%，供電煤耗增加約2g/KW.h?？梢?，排汽溫度升高(真空過低)，將導(dǎo)致機(jī)組出力不足，廠用電率上升，供電煤耗增加，電廠運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性下降。

排汽溫度等于冷卻水溫、冷卻水溫升和凝結(jié)器端差之和。機(jī)組冷卻水進(jìn)水溫設(shè)計(jì)值為21℃，冷卻水溫升設(shè)計(jì)值為9.45℃，凝結(jié)器端差設(shè)計(jì)值為3.8℃，則排汽溫度設(shè)計(jì)值為34.25℃，對(duì)應(yīng)真空為-94.6 KPa。夏季額定工況下，循環(huán)水溫取平均值26℃，假定循環(huán)水量充足，冷卻水溫升取設(shè)計(jì)值9.45℃，凝結(jié)器端差取最低值5℃，則排汽溫度為40.45℃，對(duì)應(yīng)真空為-92.5KPa，即夏季真空最高約-92.5 KPa。實(shí)際工況下，冷卻水溫升及凝結(jié)器端差均達(dá)不到設(shè)計(jì)值，冷卻水溫升約為12℃，凝結(jié)器端差最低為5.5℃，因此排汽溫度至少達(dá)42.5℃，對(duì)應(yīng)真空約為-91.5KPa。冬季實(shí)際工況下，循環(huán)水溫取平均值18.5℃，冷卻水溫升為11.8℃，凝結(jié)器端差為8.3℃，則排汽溫度為38.6℃，對(duì)應(yīng)真空約為-93.2KPa。因此，全年真空平均值約為-92.3KPa，與設(shè)計(jì)值-94.6KPa相差約2.3

KPa。冬季凝結(jié)器端差與冷卻水溫升均高于夏季的主要原因是，冬季河水水位低，明渠供水量相對(duì)少，凝結(jié)器冷卻水量也相對(duì)小，凝結(jié)器熱負(fù)荷高，因而排汽溫度高。而凝結(jié)器端差大，一方面因?yàn)槟Y(jié)器換熱熱阻大，傳熱效果差，這可能是凝結(jié)器銅管汽、水側(cè)結(jié)垢臟污或汽側(cè)積存空氣造成的；另一方面因?yàn)檠h(huán)水量不足，使凝結(jié)器熱負(fù)荷過高，導(dǎo)致排汽溫度過高，而使端差增大?？梢?，循環(huán)水量不足對(duì)真空的影響也很大。

通過以上分析可知，造成排汽溫度過高的主要原因是，冷卻水進(jìn)水溫度高、低汽溫運(yùn)行排汽量增加及循環(huán)水量不足，使循環(huán)水溫升及端差增大，導(dǎo)致凝結(jié)器熱負(fù)荷過高而使真空降低。

1.4 真空系統(tǒng)嚴(yán)密性及閥門內(nèi)漏影響

實(shí)際運(yùn)行中，對(duì)機(jī)組進(jìn)行真空嚴(yán)密性試驗(yàn)，其真空下降速率小于0.25KPa/min；汽輪機(jī)軸封壓力正常，自密封效果良好；真空泵出力良好，完全滿足將真空系統(tǒng)閥門漏入凝結(jié)器的空氣抽出，維持凝結(jié)器真空的要求?？梢哉f，真空嚴(yán)密性已達(dá)到良好水平。因此，可排除是由軸封及真空系統(tǒng)閥門漏入空氣而造成真空低的情況。但是，檢查發(fā)現(xiàn)，機(jī)組真空系統(tǒng)閥門、低旁及各高低壓疏水門仍然存在不同程度的內(nèi)漏，特別是低旁閥后溫度經(jīng)常高于120℃，遠(yuǎn)高于正常值(50℃)，說明低旁閥存在蒸汽內(nèi)漏，使凝結(jié)器熱負(fù)荷增加，進(jìn)而使凝汽器真空受到影響而降低。

1.5 其他影響真空的因素

實(shí)際運(yùn)行中，影響真空的因素還有很多，在此也將其列出，以供今后機(jī)組檢修、改造時(shí)參考。

(1) 低加汽側(cè)無水。工況發(fā)生變化時(shí)未及時(shí)調(diào)整低加水位，使低加無水運(yùn)行，抽汽未能進(jìn)行熱交換就直排入凝結(jié)器，從而使凝結(jié)器熱負(fù)荷增加，真空下降。

(2) 各高低壓疏水門、危急事故疏水門以及低旁存在不同程度內(nèi)漏，使凝結(jié)器熱負(fù)荷增加，真空下降。

(3) 真空系統(tǒng)閥門誤開、修后未關(guān)或關(guān)不嚴(yán)，導(dǎo)致真空下降。

(4) 凝汽器銅管汽、水側(cè)結(jié)垢臟污，使凝汽器換熱效果差，端差增大，導(dǎo)致排汽溫度升高，真空下降。

(5) 軸封壓力不正常，軸封壓力調(diào)節(jié)閥故障；軸封供汽系統(tǒng)上的閥門開度不足。

(6) 真空泵出力不足，氣水分離器水位過高或過低，入口濾網(wǎng)堵塞。

(7) 凝結(jié)器上部及汽側(cè)積存空氣，或者熱井水位過高，使端差增大，排汽溫度升高，真空下降。

(8) 高、低壓疏擴(kuò)、危急疏擴(kuò)熱負(fù)荷過大，疏水溫度高，直排入凝結(jié)器后使凝結(jié)器熱負(fù)荷增加，真空下降。

(9) 負(fù)壓側(cè)密封水門(如凝結(jié)泵疏水泵)壓力不足或中斷，使空氣漏入凝汽器，導(dǎo)致真空下降。

(10) 循環(huán)水水壓低，循環(huán)水量不足，入口濾網(wǎng)堵塞，使凝結(jié)器熱負(fù)荷過高，真空下降。

2 解決思路及對(duì)策

通過以上的分析可知，只有設(shè)法提高主再熱汽溫，增加冷卻水量，從而降低凝結(jié)器熱負(fù)荷，降低排汽壓力，才能提高真空。

2.1 提高主再熱汽溫

(1) 由于再熱器原設(shè)計(jì)受熱面積偏小，2007年8月對(duì)機(jī)組再熱器進(jìn)行了改造，增加了1100m2的懸吊式低溫再熱器受熱面,使主再熱汽溫提高至535℃～540℃。改造后，隨著運(yùn)行時(shí)間的增長(zhǎng)，再加上吹灰力度不夠等原因，導(dǎo)致尾部低溫再熱器受熱面積灰嚴(yán)重，使蒸汽吸熱不足，從而導(dǎo)致主再熱汽溫偏低。因此，建議對(duì)再熱器受熱面進(jìn)行修復(fù)改善，同時(shí)加強(qiáng)吹灰力度，增強(qiáng)其傳熱效果。必要時(shí)可再增加受熱面面積，從而達(dá)到提高主再熱汽溫的目的。

(2) 盡量燃燒設(shè)計(jì)煤種，根據(jù)設(shè)計(jì)煤種(貴州無煙煤和本地煤)的熱值及揮發(fā)份變化以合理比例摻配煤量；同時(shí)，選擇合理的配風(fēng)方式，采用最佳氧量?jī)?yōu)化燃燒調(diào)整，以提高并穩(wěn)定汽溫，使汽溫不因煤種及摻配比例變化而大幅波動(dòng)，最終使主再熱汽溫穩(wěn)定并達(dá)到或接近設(shè)計(jì)值。

2.2 增加冷卻水量

目前循環(huán)水供水方式為明渠供水。由于明渠供水受季節(jié)性水位落差影響較大，當(dāng)水位較低時(shí)，凝結(jié)器進(jìn)水壓力相對(duì)較小(小于0.05MPa)，會(huì)造成循環(huán)水量不足而使真空過低。因此，建議將循環(huán)水供水方式改為壓力管道供水。壓力管道供水的壓力較高且穩(wěn)定，可以保證冷卻水量充足，從而減小循環(huán)水溫升，減小凝結(jié)器傳熱端差，使循環(huán)水溫升降至10℃以下，端差降至5℃以下，最終降低凝結(jié)器熱負(fù)荷而提高真空。

2.3 消除閥門內(nèi)漏

加強(qiáng)對(duì)真空系統(tǒng)閥門查漏、堵漏處理，特別是與真空系統(tǒng)相連接的高低壓疏水門、低旁及儀表接頭等，以消除各種閥門漏氣或內(nèi)漏。

3 實(shí)際應(yīng)用

通過以上對(duì)實(shí)際運(yùn)行中影響2臺(tái)330MW機(jī)組真空的主要原因進(jìn)行的分析可知，提高真空最有效的手段就是使主再熱汽溫達(dá)到或接近設(shè)計(jì)值，減少主汽流量，以及將明渠供水改為壓力管道供水,以供給凝結(jié)器充足的冷卻水量，降低凝結(jié)器熱負(fù)荷，從而降低排汽壓力、提高真空。

電廠在2號(hào)機(jī)組小修中對(duì)再熱器、過熱器及水冷壁進(jìn)行了改造，更換了不合格的管子，對(duì)受熱面進(jìn)行了清灰除焦；在運(yùn)行中還對(duì)爐膛、再熱器受熱面加強(qiáng)了吹灰力度，從而增強(qiáng)了受熱面的傳熱效果；同時(shí)，還對(duì)與真空系統(tǒng)相連的高低壓疏水門、低旁及儀表接頭等進(jìn)行了排查堵漏處理。

此外，電廠決定不再燃燒對(duì)汽溫造成影響最大的越南煤、印尼煤等外來煤種，而是將設(shè)計(jì)煤種(貴州煤與本地煤)按合理比例摻配燃燒。由于工程量大及資金短缺，電廠暫緩對(duì)循環(huán)水供水系統(tǒng)的改造。

目前，從小修改造后2號(hào)機(jī)組近2個(gè)月來的運(yùn)行數(shù)據(jù)看，主再熱汽溫穩(wěn)定并達(dá)到或接近設(shè)計(jì)值(535℃～540℃)。廣西電力中試院于2009-08-26對(duì)2號(hào)機(jī)組小修改造后的運(yùn)行進(jìn)行了試驗(yàn)。試驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，在滿負(fù)荷工況下，2號(hào)機(jī)組凝結(jié)器真空達(dá)到-92KPa，比小修前(-91.2KPa)提高了0.8KPa。真空嚴(yán)密性試驗(yàn)中真空下降速率由0.25KPa/min降至0.165KPa/min，軸封壓力由25KPa降至8 KPa，主汽流量由985t/h降至965t/h，對(duì)應(yīng)供電煤耗由約350g/KW.h降至338g/KW.h，取得了良好的效果。預(yù)計(jì)循環(huán)水供水方式由明渠供水改為壓力供水后，全年真空平均值將提高1KPa，達(dá)到-93.3KPa左右。根據(jù)真空每提高1KPa、供電煤耗降低約2g/ KW.h計(jì)算，2009年電廠上網(wǎng)電量25億KW.h，則年均節(jié)約標(biāo)煤5000t；按發(fā)電標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)每噸910.88元計(jì)算，年節(jié)約成本約455萬元?？梢哉f，上述解決思路及對(duì)策是正確和有成效的，對(duì)解決300MW級(jí)火電機(jī)組真空低問題具有一定的借鑒意義。

1 河南省電力公司.火電工程調(diào)試技術(shù)手冊(cè).汽輪機(jī)卷[M].北京:中國(guó)電力出版社,2005.