李大才

廣東大唐國際潮州發(fā)電有限責任公司，廣東 潮州 515723

1000MW超超臨界機組汽輪機節(jié)能改造及運行優(yōu)化方案探討

李大才

廣東大唐國際潮州發(fā)電有限責任公司，廣東 潮州 515723

本文介紹了大唐潮州電廠一期擴建2×1000MW超超臨界機組節(jié)能改造及運行優(yōu)化方案，并對實施效果進行了評估。

揭缸提效；真空系統(tǒng)；配汽；滑壓；中壓轉(zhuǎn)子冷卻；深度滑停

1 設(shè)備概況

潮州發(fā)電廠3、4號機為2×1000MW超超臨界機組，汽輪機為哈爾濱汽輪機有限責任公司與日本東芝株式會社聯(lián)合設(shè)計制造的超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級非調(diào)整回熱抽汽、凝汽式汽輪機，凝汽器為雙殼體、單流程、雙背壓表面式凝汽器，并列橫向布置。

2 節(jié)能改造項目介紹

2.1 超超臨界汽輪機揭缸提效

潮州電廠#3、#4機組設(shè)計熱耗7359.9KJ/KWH，高壓缸設(shè)計效率90.29%，中壓缸設(shè)計效率94.83%。從機組熱耗考評試驗看，高中壓缸效率、熱耗均高于設(shè)計值，需對汽輪機進行揭缸提效及通流改造。通過以下改造，合計單臺機降低熱耗值75kJ/kWh，供電煤耗約降低2.10g/ kWh

2.1.1 高、中壓缸隔板汽封

隔板汽封仍采用傳統(tǒng)汽封，汽封型式不做改進，只對汽封間隙按哈汽新標準進行調(diào)整；葉頂圍帶汽封鑲嵌的硬汽封片拆除，重新鑲嵌汽封片，汽封徑向間隙按哈汽新標準下限進行調(diào)整。

2.1.2 高、中壓缸軸端汽封

為解決高、中壓缸軸端漏汽問題，同時也考慮了軸端漏汽對機組經(jīng)濟性的影響，對軸端汽封的改造一是使用原傳統(tǒng)梳齒汽封，二是將此部分汽封改為側(cè)齒式汽封。使用范圍：高壓缸調(diào)端（排汽側(cè)）改造6圈，中壓缸電端改造6圈，汽封材料選用1Cr12Mo整體鍛件。汽封間隙按哈汽標準執(zhí)行。此部分改造的汽封共12圈，高壓缸電端（進汽側(cè)）10圈，中壓缸調(diào)端改造6圈，汽封型式不做改進，汽封徑向間隙按哈汽新標準下限進行調(diào)整。

2.1.3 低壓缸汽封

低壓缸隔板汽封及端汽封為平斜齒汽封，斜齒不適合安裝間隙過小，否則斜齒汽封碰磨后接觸面變寬，會加重磨損，導(dǎo)致機組振動增大擴散。改造方案將低壓端汽封斜齒汽封改為普通直齒汽封，兩低壓缸電調(diào)端內(nèi)側(cè)3道，外側(cè)2道，端汽封共計20道，兩低壓缸電調(diào)端19～23級隔板汽封4×5共計20道斜齒汽封改為普通直齒汽封。葉頂圍帶鑲嵌硬汽封視間隙情況確定，如間隙超標將其拆除，重新鑲嵌汽封片。將低壓缸隔板汽封（20圈）由平斜齒汽封改為普通直齒式汽封，運行安全性可提高。

2.2 抽真空系統(tǒng)改造

潮州電廠2臺百萬機組真空系統(tǒng)配有三臺水環(huán)式真空泵，高、低壓凝汽器抽空氣管原設(shè)計為串聯(lián)布置方式，如圖1所示，機組運行中發(fā)現(xiàn)，低壓凝汽器運行性能較差，高、低壓凝汽器壓力差偏小，一般不超過0.5kPa，在機組小修期間對真空系統(tǒng)抽空氣管道進行了改造，將真空泵A入口管道接至高壓凝汽器，真空泵B增加一路入口管接至高壓凝汽器，并將高、低壓凝汽器連通管加堵，如圖2所示。這樣凝汽器抽空氣方式就由原來的單串聯(lián)抽空氣方式改為可以串聯(lián)、并聯(lián)切換運行的抽空氣方式，串聯(lián)抽空氣方式下，高、低壓凝汽器抽空氣管道真空泵入口聯(lián)絡(luò)門打開，兩臺真空泵并列運行同時對高低壓凝汽器抽真空；并聯(lián)抽空氣方式下，高、低壓凝汽器抽空氣系統(tǒng)完全隔離（關(guān)閉高、低壓凝汽器空氣管聯(lián)絡(luò)門），由兩臺真空泵分別對高、低凝汽器抽空氣。

進行的試驗結(jié)果表明，3號機真空系統(tǒng)并聯(lián)方式下的機組背壓、運行經(jīng)濟性優(yōu)于串聯(lián)方式。 1000MW、750MW、500MW三個工況兩種運行方式切換時背壓變化值分別為0.65kPa、0.58kPa ，0.51kPa，分別影響汽輪機熱耗率49.1kJ/(kW-h)、41.6kJ/ (kW-h)、33.8kJ/(kW-h)，影響供電煤耗率1.9g/(kW-h)、1.6g/(kW-h)、1.3g/ (kW-h)，這主要是因為串聯(lián)方式下高壓凝汽器排擠了低壓凝汽器中不凝結(jié)氣體的抽出，影響了低壓凝汽器運行效果。在潮州電廠3、4號機2×1000MW機組真空系統(tǒng)改造后，獲得的經(jīng)濟效益明顯。

2.3 汽前泵切削葉輪

為進一步挖掘汽前泵的節(jié)能潛力，采用特殊的車削辦法，將前置泵葉輪外徑平均車小16.25%，使葉片出口端呈魚尾形,增大了葉輪與蝸殼隔舌之間的距離,形成了較大的環(huán)室空間,使軸向力波動減少50%以上,從而大大降低了低流量時的流動不穩(wěn)定性，并提高了轉(zhuǎn)子的剛度；采用焊補磨削的辦法,減少葉片出口角,并提高葉片的均布對稱性和削薄葉片出口端,提高葉輪出口流動穩(wěn)定性;對原葉輪和蝸殼進行通流部分改造,提高泵的效率、汽蝕性能及穩(wěn)定性,為了彌補葉輪車削后泵效率下降,并對葉輪和蝸殼進行通流部分改造，汽前泵改造后電流下降了20～30A, 電功率下降了248kW，扣除汽前泵改后揚程下降導(dǎo)致主給水泵小汽輪機耗汽量的增加，單泵大約平均每小時節(jié)電186Kwh；按年運行7500小時計算,則每臺泵年節(jié)電139.5萬(kwh)，按上網(wǎng)電價0.5元/kwh計算，則年效益為69.75萬元。

2.4 中壓轉(zhuǎn)子冷卻管道優(yōu)化

中壓轉(zhuǎn)子冷卻系統(tǒng)在機組安裝時，存在系統(tǒng)設(shè)計不完善等問題，機組運行中造成管道振動大，至中壓缸溫度達不到設(shè)計值等，經(jīng)與哈汽廠研究，對中壓轉(zhuǎn)子冷卻系統(tǒng)進行改造，消除機組在運行中管道振動大等安全隱患，改造后見下圖，高壓進汽導(dǎo)管內(nèi)插管冷卻蒸汽接至三段抽汽管路截斷，改接至中壓轉(zhuǎn)子冷卻供汽；高壓調(diào)門一段漏汽接至1段抽汽處另接一路至中壓轉(zhuǎn)子冷卻供汽，在該管路上各裝一道手動門，運行中可切換，即可關(guān)閉至1段抽汽手動門，打開至中壓轉(zhuǎn)子冷卻進汽手動門。中壓轉(zhuǎn)子冷卻蒸汽一抽及高壓汽封一漏來汽、輔助蒸汽供中壓轉(zhuǎn)子冷卻蒸汽保留，取消高壓汽封一漏來汽至中壓轉(zhuǎn)子冷卻進汽逆止門。運行中可關(guān)閉1抽至中壓轉(zhuǎn)子冷卻手動門，調(diào)整高壓汽封一漏來汽、高壓調(diào)門一段漏汽閥門開度來控制中壓轉(zhuǎn)子冷卻蒸汽汽量、溫度及防止管道振動，同時降低機組熱耗10～20KJ/KW.h，達到降低機組熱耗的目的。

2.5 主汽門、調(diào)門漏汽及軸封溢流優(yōu)化

2.5.1 主汽調(diào)節(jié)閥三段漏汽改接至軸封回汽母管

主汽調(diào)節(jié)閥三段漏汽設(shè)計接往低壓軸封供汽母管，導(dǎo)致運行中軸封汽量大，需開啟軸封溢流門溢流，機組負荷1000MW時軸封溢流基本全開，造成蒸汽未有效利用，提高了機組熱耗。另外，主汽調(diào)節(jié)閥閥三段漏汽溫度高，設(shè)計溫度512℃，排至軸封供汽母管造成噴水減溫量大，噴水霧化效果差易造成軸封供汽帶水。改造后見下圖，將主汽調(diào)節(jié)閥三段漏汽至軸封供汽母管原管路靠近軸封母管處截斷并加堵板，主汽調(diào)節(jié)閥三段漏汽改接至軸封回汽母管加熱凝結(jié)水，原管路逆止門拆除裝在至軸封回汽管路上，達到了機組安全及經(jīng)濟運行的目的。

圖2 真空系統(tǒng)改造后布置方式

2.5.2 軸封溢流增加至8A低加管路

軸封溢流設(shè)計上直接去疏水擴容器A，由于正常情況下溢流較大，熱量未得到充分利用，因此考慮增加至8A低加管路，共用一個氣動調(diào)整門控制，正常運行中優(yōu)先通入8A低加，即打開去8A低加電動門，關(guān)閉至疏水擴容器A電動門，具體見圖，改造后充分利用了漏汽熱源對8A低加的加熱，提高了凝結(jié)水溫度，減少了冷源損失。

圖3 中壓轉(zhuǎn)子冷卻原設(shè)計方式

圖4 中壓轉(zhuǎn)子冷卻改造后方式

圖5 主汽調(diào)節(jié)閥三段漏汽原設(shè)計方式

圖6 主汽調(diào)節(jié)閥三段漏汽改造后方式

圖7 軸封溢流原設(shè)計布置方式

圖8 軸封溢流改造后布置方式

3 運行優(yōu)化

3.1 深度滑壓優(yōu)化

通過試驗確定設(shè)計滑壓曲線并不能滿足機組經(jīng)濟運行，為此通過一系列試驗確定了冬夏季滑壓曲線，以滿足不同工況下的節(jié)能需求，本曲線是夏季試驗獲得，循環(huán)水溫度為31.3℃，曲線反映了機組同負荷下熱耗率最低值時主蒸汽壓力與負荷關(guān)系，滑壓較深，負荷低于400MW可以按滑壓曲線斜率下延，但需確保鍋爐燃燒穩(wěn)定、給水泵運行穩(wěn)定，表一為節(jié)能效果，圖10（無色）為夏季滑壓曲線更改后的曲線。

3.2 高壓調(diào)門配汽優(yōu)化

充分調(diào)研超超臨界汽輪機配汽方式，對機組進行了閥門優(yōu)化試驗，高調(diào)門布置方式下圖9，確定高調(diào)門實際的流量特性曲線關(guān)系及高調(diào)門的重疊度數(shù)據(jù)，優(yōu)化DEH系統(tǒng)高調(diào)門單閥和順序閥流量曲線，使其流量線性，并將高調(diào)門開啟順序由三閥先開優(yōu)化為兩閥先開，為了便于比較兩級順序閥曲線和三級順序閥曲線的優(yōu)劣，我們把閥門流量指令與功率的關(guān)系曲線及閥門流量指令與蒸汽流量的關(guān)系曲線分別放在一個坐標系里（見圖11和圖12），從這兩條曲線可以觀察到在高調(diào)門由CV1/CV2/CV3→CV4兩級順序閥曲線變?yōu)镃V2/CV3→CV1→CV4三級順序閥曲線下，機組軸系軸振和各瓦瓦溫都沒有明顯變化，閥后壓力也沒有振蕩，三級順序閥曲線的線性度比二級順序閥曲線要好并且是滿足運行要求的，結(jié)合曲線可以觀察到閥門流量指令小于82.12%時，機組在三級順序閥曲線下運行時帶同樣的負荷要比二級順序閥曲線下運行時所需蒸汽流量要少，其節(jié)能效果比較明顯；閥門流量指令大于82.12%時，負荷在918MW以上其機組效率基本一致，綜合考慮機組在三級閥門管理曲線下運行時供電煤耗約降低1.50g/kWh。

3.3 啟停機節(jié)能優(yōu)化

3.3.1 鍋爐上水方式優(yōu)化

潮電1000MW機組啟動設(shè)計上水方式為采用電泵上水，電泵設(shè)計容量為30%BMCR，鍋爐上水方式優(yōu)化即在機組啟動全過程采用汽泵（或汽前泵）向鍋爐上水，不啟動電泵運行。在鍋爐點火前，采用汽前泵上水，并進行鍋爐冷態(tài)沖洗；在鍋爐點火升壓后，及時利用鄰機輔助蒸汽沖轉(zhuǎn)小汽輪機，投入汽泵運行向鍋爐上水，小汽輪機保持低速運行暖機，并隨鍋爐升壓相應(yīng)提升汽泵轉(zhuǎn)速，停機時依此類推，目前汽泵全程上水和停機已多次在潮電1000MW機組啟動中實現(xiàn)，經(jīng)初步估算，機組冷態(tài)啟動采用汽泵全程上水和停機方式，每次可節(jié)約廠用電約35MWh。

圖9 高調(diào)門噴嘴數(shù)、布置方式及旋轉(zhuǎn)方向（面向機頭）

圖10 夏季滑壓曲線與設(shè)計滑壓曲線對比

表1 滑壓曲線更改后節(jié)能效果

圖11 兩種順序閥曲線閥門流量指令與功率曲線

圖12 兩種順序閥曲線閥門流量指令與蒸汽流量曲線

圖13 機組負荷與凝結(jié)水泵出口壓力曲線

3.3.2 啟機前對高、中壓缸充分預(yù)暖

哈汽1000MW機組設(shè)計配置了高、中壓缸的預(yù)暖裝置，其加熱汽源來自鄰機輔助蒸汽。機組冷態(tài)啟動應(yīng)充分利用好預(yù)暖裝置，提前加熱汽缸，一般當高壓缸調(diào)節(jié)級內(nèi)上缸內(nèi)壁溫在130℃以下時，應(yīng)投入汽缸預(yù)暖裝置，機組冷態(tài)啟動過程中，當鍋爐起壓、旁路投運后即可開始投運汽缸預(yù)暖裝置，當調(diào)節(jié)級內(nèi)上缸內(nèi)壁溫達150℃以上，且汽缸左右側(cè)膨脹值均達10.5mm以上時，預(yù)暖結(jié)束。根據(jù)汽缸金屬溫升率控制要求，經(jīng)初步估算，對于調(diào)節(jié)級金屬溫度在50℃左右的冷態(tài)啟動，通過啟機前對汽缸提前加熱預(yù)暖至150℃以上，可節(jié)省機組啟動后暖機時間75 min左右。

3.3.3 高、低壓加熱器隨機投運

高、低壓加熱器采用隨機投運方式，在汽輪機沖轉(zhuǎn)時即開啟高、低壓加熱器進汽電動門，隨著汽輪機沖轉(zhuǎn)，高、低壓加熱器筒體也隨之進汽暖體，溫度緩慢滑升。由于2號高壓加熱器抽汽接自高壓缸排汽逆止閥后的再熱冷段管道上，在鍋爐起壓、高壓旁路投入后，再熱冷段管道已充汽帶壓，因此，此時可開始單獨投運2號高壓加熱器，提高給水溫度40℃～50℃，這對增強鍋爐啟動初期燃燒穩(wěn)定性、提高鍋爐熱態(tài)沖洗效果、減少鍋爐啟動燃料消耗均有明顯作用。

3.3.4 啟停機過程中循環(huán)水泵運行方式優(yōu)化

潮電2×1000MW機組循環(huán)水系統(tǒng)采用擴大單元制系統(tǒng)，2臺機組間設(shè)計了循環(huán)水聯(lián)絡(luò)門，采用“1機3泵”配置，機組啟動沖轉(zhuǎn)前，如鄰機循環(huán)水系統(tǒng)在運行，可稍開循環(huán)水聯(lián)絡(luò)門向本機分流供水，機組帶負荷至300MW（冬季500MW）左右時增開第一臺循環(huán)水泵運行，初步估算，停機依此類推，每次啟停機循環(huán)水泵運行方式優(yōu)化可節(jié)約廠用電60 MWh左右。

3.3.5 深度滑停

在2012年6月20日4號機大修停機，汽機本體檢修項目繁多，任務(wù)重，檢修工期短，為提前進行汽機本體檢修，需盡早停運盤車和潤滑油泵（盤車及潤滑油泵停運條件分別為200℃和150℃），準備對于#4機進行深度滑停，最終順利實現(xiàn)滑至300℃，并為盡早開工檢修、縮短檢修工期和提前并網(wǎng)創(chuàng)造了條件，從而實現(xiàn)了搶發(fā)電量和取得較高利潤，創(chuàng)造的經(jīng)濟效益明顯。

3.4 汽泵密封水調(diào)整

汽泵密封水多級水封是困擾機組的一個重大難題，凝結(jié)水壓力過低，汽泵密封水水封被破壞，機組真空急驟下降，威脅機組安全運行，凝結(jié)水壓力過高，造成凝泵單耗高和汽泵密封水溢流量大，機組補水率大幅升高，因此需要摸索即滿足機組安全運行，又要將汽泵密封水調(diào)至不溢流，我們對凝泵進行多次試驗，并充分利用凝結(jié)水泵變頻控制，同時增加凝結(jié)水出口副調(diào)整門，基本全開凝結(jié)水出口各調(diào)整門，確定出機組最佳凝結(jié)水壓力定值，即如下圖，通過調(diào)整#3、4機凝結(jié)水泵耗電率由原來的0.23%左右下降至0.17%左右的水平，按兩臺機組年發(fā)電量120億度計算，年節(jié)電量約720萬kWh，機組補水率由投產(chǎn)后的1.5%左右降至目前的0.5%～0.6%左右的水平。

4 小結(jié)

通過以上節(jié)能改造和運行優(yōu)化，降低機組供電煤耗7g/kWh以上，年節(jié)約標煤約8萬噸，在同類型機組節(jié)能方面走在了前列，汽輪機節(jié)能改造及運行優(yōu)化，是一項需要長期努力的節(jié)能工作。潮電1000MW機組節(jié)能改造和運行優(yōu)化方案實施后，取得了較好的節(jié)能效果，由于機組投產(chǎn)時間不長，在1000MW機組節(jié)能改造和運行優(yōu)化方面的節(jié)能探索與實踐尚處于起步階段，本文所闡述的1000MW機組節(jié)能改造及運行優(yōu)化方案，僅為同類型機組節(jié)能優(yōu)化提供一些有益的借鑒與參考。

10.3969/j.issn.1001-8972.2012.19.035

李大才（1985-），男，江蘇連云港人，大學(xué)本科，廣東大唐國際潮州發(fā)電公司汽機運行高級主管，長期從事600MW、1000MW運行技術(shù)管理工作。