馬巖昕

(黑龍江華電齊齊哈爾熱電有限公司，黑龍江 齊齊哈爾 161000)

0 引言

某電廠1號汽輪機為哈爾濱汽輪機廠制造的300MW亞臨界、一次中間再熱、單軸、兩缸兩排汽、供熱汽輪機組。機組型號為C250/N300-16.7/537/537，高、中壓缸采用合缸結(jié)構(gòu)。機組熱力系統(tǒng)采用單元制方式，共設有8段抽汽分別供給3臺高壓加熱器、1臺除氧器和4臺低壓加熱器。給水泵配置方式為 2×50%BMCR(BoilerMaximumContinueRate，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量)汽動給水泵，小汽機用汽由4抽供給；其備用泵為1×30%BMCR 電動調(diào)速給水泵。

為了解決1號機組經(jīng)濟性低的問題，在2015年6—8月機組大修時，特邀請華電動力研究中心對1號機組進行了熱力性能試驗，查找熱耗偏高的原因，為機組大修技改提供參考依據(jù)。

1 機組熱耗率偏高的原因

1.1 汽輪機高中壓缸效率低

華電動力技術(shù)研究中心對1號機組開展了大修前性能試驗。根據(jù)試驗的初步結(jié)論，1號機組的高壓缸效率嚴重偏低。在設計THA(TurbineHeatAcceptance，熱耗率驗收)工況下，高壓缸效率設計值為87.35%，中壓缸效率設計值為91.015%，而 1 號機組的 3VWO(ValveWholeOpening，閥門全開)試驗工況時高壓缸效率為79.58%，比設計值低7.77%。高壓缸效率偏低，不僅降低了汽輪機本體的性能，也直接影響機組經(jīng)濟性。高壓缸效率每低1%，發(fā)電煤耗升高約0.611g/kWh，所以高壓缸效率低影響煤耗約為4.68g/kWh。同時，高排溫度高于設計值，造成鍋爐再熱減溫水增加，也會導致機組煤耗上升。再熱減溫水每增加1t/h，發(fā)電煤耗升高約0.063g/kWh。試驗時，1號機組的再熱減溫水流量增加17.01t/h，影響煤耗約為1.07g/kWh。

1號機組3個試驗工況(3VWO，4VWO，負荷300MW)的中壓缸名義效率分別為87.72%，86.92%，88.02%，中壓缸效率偏低。

1.2 汽輪機動靜葉片結(jié)垢嚴重

1號汽輪機帶額定負荷300MW時，調(diào)節(jié)抽汽壓力遠遠高于規(guī)定值，而且隨著機組運行時間的增加而不斷惡化。帶額定負荷300MW時，調(diào)節(jié) 抽 汽 壓 力 五 抽 最 高 可 達0.6166MPa(額 定是 0.5166MPa)；調(diào)節(jié)抽汽壓力 六抽最高可達0.208MPa(額定是 0.197MPa)。經(jīng)檢查，是因為1號汽輪機葉片結(jié)垢，使汽輪機通流面積相對減小，造成了機組在帶額定負荷時監(jiān)視段壓力超標的現(xiàn)象。1號汽輪機葉片結(jié)垢情況如圖1所示。

1.3 熱力系統(tǒng)多個閥門內(nèi)漏嚴重

通過對系統(tǒng)進行隔離，對機組進行流量平衡測試，發(fā)現(xiàn)1號機組的熱力系統(tǒng)外漏量比較大。1號機組的3VWO工況不明外漏量為17.58t/h，漏泄率為1.88%，主要漏泄點為鍋爐定排擴容器及汽輪機高加安全門(在無壓放水門處有蒸汽)，1—3號高加事故疏水至疏水擴容器調(diào)節(jié)門(門后溫度在110—120℃)、中輔聯(lián)箱疏水門 (門后溫度在 90℃左右)、主蒸汽至疏水擴容器調(diào)節(jié)門等處。

圖1 1號汽輪機葉片結(jié)垢情況

1.4 低加疏水不暢

目前，5號低加疏水到6號低加的疏水管道布置在人行通道一側(cè)，為不影響人員行走，管道挑得很高，而且疏水管道本身距離比較長，沿程阻力較大。這就導致5號低加疏水在克服較大的沿程阻力時，還需克服管道最高點與5號低加疏水口的高度差所形成的大約有4m的水封阻力，方可疏入6號低加。這導致管道不僅疏水不暢，振動也比較大。

6號低加到7號疏水系統(tǒng)管道沿途存在2個“U”型管水封。6號低加的疏水需克服這2個“U”型管形成的水封及沿程阻力后，才能進入7號低加，因此導致疏水不暢。由于5—6，6—7低加疏水不暢，為了保證低加水位，開啟低加疏水至凝汽器快速疏水門，使回熱效率下降，凝汽器熱負荷增加，影響汽輪機真空，從而使機組熱耗率升高。

當負荷為270MW時，7，8號低加凝結(jié)水進水溫度為33℃、出口凝結(jié)水溫度為75℃；6號低加入口凝結(jié)水溫度為75℃，出口凝結(jié)水溫度為107℃；5號低加入口凝結(jié)水溫度為107℃，出口凝結(jié)水溫度為132℃。此時，將6號低加至7號低加疏水旁路門、5號低加至6號低加疏水旁路門全開后，7，8號低加凝結(jié)水進水溫度為33℃，出口凝結(jié)水溫度為82℃；6號低加入口凝結(jié)水溫度為82℃，出口凝結(jié)水溫度為113℃；5號低加入口凝結(jié)水溫度為113℃，出口凝結(jié)水溫度為144℃。

關(guān)閉低加至凝汽器快速疏水門后，開啟正常低加疏水旁路門，從而使低加出口溫度升高，減少了高溫疏水排至凝汽器，使機組真空提高，機組熱耗降低。

1.5 汽封密封效果差

機組所采用的梳齒式汽封密封效果差，汽封漏氣量大，嚴重影響機組的經(jīng)濟性。

1.6 輔汽供軸封系統(tǒng)溢流到冷凝器

由于該機組自密封好，一般在280MW負荷時，軸封供汽壓力就超過0.031MPa，軸封就會溢流到凝汽器，造成熱能損失并增加凝汽器熱負荷。

2 優(yōu)化措施

2.1 汽封改造

原汽封均采用梳齒式汽封。梳齒式汽封采用高低齒曲徑式結(jié)構(gòu)、斜平齒結(jié)構(gòu)或鑲嵌齒片式結(jié)構(gòu)，利用許多依次排列的汽封齒與軸之間較小的間隙，形成一個個小汽室，使高壓蒸汽在這些汽室中逐級降低壓力，以達到減少蒸汽泄漏的目的。若汽封密封效果不理想(汽封齒磨損或汽封間隙變大)，汽封漏氣量將變大，嚴重影響機組的經(jīng)濟性。為了提高1號機組的性能，實現(xiàn)節(jié)能降耗，將1號機組高、中、低壓隔板汽封和軸封改用新型的蜂窩式汽封。

對1號汽輪機汽封采取以下改造措施：高壓缸、中壓缸、低壓缸以及2臺小汽機隔板汽封采用蜂窩式汽封。其中，各軸封供汽腔室的兩側(cè)的汽封，采用接觸式蜂窩式汽封。在高壓缸夾層上下缸分別加裝退讓式汽封，上缸間隙(2.50±0.05)mm，下缸間隙(0.50±0.05)mm。

2.2 采用新工藝對汽輪機葉片進行除垢

汽輪機葉片結(jié)垢后，一般采用停機解體各結(jié)垢部件，進行人工鏟除的方法處理。這個方法費時費力，且難以將積垢徹底清除。為了解決這一難題，采用了轉(zhuǎn)臺式噴丸清理機清除。轉(zhuǎn)臺式噴丸清理機是采用引進的汽輪機噴丸除銹、除垢工藝而設計的專為電廠汽輪機除銹、除垢的設備。噴丸采用的玻璃珠材質(zhì)為SiO2，粒徑0.25—0.35mm，硬度45—55moh。采用該技術(shù)對汽輪機葉片進行除銹、除垢后，葉片表面光潔度能夠達到5級，露出光亮的金屬光澤。經(jīng)過噴丸處理的汽輪機通流部分，效率可增加 1%—3%，表面疲勞強度能夠提高 10%；同時也提高了除垢的工作效率。

2.3 更換、檢修熱力系統(tǒng)內(nèi)漏閥門

由于主要漏泄點為鍋爐定排至擴容器閥門，因此將其改為密封性好的進口手動球閥門。對汽輪機高加安全門(在無壓放水門處有蒸汽)密封面進行了重新研磨。1—3號高加事故疏水至疏水擴容器調(diào)節(jié)門(門后溫度在110—120℃)通過技改更換為密封性好的進口調(diào)節(jié)門。對中輔聯(lián)箱疏水門(門后溫度在90℃左右)密封面進行了重新研磨。針對主蒸汽至疏水擴容器汽動門等熱力系統(tǒng)的直接外漏，大修前對高壓閥門的嚴密性進行摸底排查，掌握閥門的內(nèi)漏情況。大修時，安排檢修技能較高的技術(shù)人員對內(nèi)漏嚴重的閥門進行重點檢修，對密封面進行研磨。

2.4 對低加疏水系統(tǒng)進行改進

(1)對5號低加到6號低加疏水系統(tǒng)的改進。將疏水管道布置到低加另一側(cè)，管道的最高點(以5號低加疏水調(diào)節(jié)閥的進出口的高差，及6號低加的疏水接入口的位置確定)盡量降低，實際高度可降低1.5m左右。

5號低加到6號低加疏水系統(tǒng)的改進前后的對比如圖2所示。

圖2 5號低加到6號低加疏水系統(tǒng)改進前后對比

(2)對6號低加到7號低加疏水系統(tǒng)進行改進。降低疏水管最高點的高度，取消6號低加疏水出口第4個彎頭，取直走向7號低加?？山档透叨燃s1m。抬高疏水管最低點的高度，大約可抬高1.5m。將6號低加疏水調(diào)節(jié)閥及其旁路閥抬高，疏水調(diào)節(jié)閥后的隔離閥也抬高，閥柄水平安裝。6號低加到7號低加疏水系統(tǒng)改進前后的對比如圖3所示。

2.5 輔汽供軸封系統(tǒng)溢流改進

原軸封溢流到凝汽器去，造成熱能損失并增加凝汽器熱負荷。改進后將其回收到8號低加，回收軸封聯(lián)箱溢流汽的低溫熱能。

圖3 6號低加到7號低加疏水系統(tǒng)改進前后對比

將目前的隔離閥(安裝在軸封溢流調(diào)節(jié)閥后的)后的彎頭取消，直接與疏水擴容器的管道相連。在目前的軸封溢流調(diào)節(jié)電動旁路閥前增加隔離閥和軸封，使其溢流至8號低加調(diào)節(jié)閥。將現(xiàn)軸封溢流調(diào)節(jié)電動旁路閥作為軸封溢流至8號低加調(diào)節(jié)閥的軸封，溢流至8號低加后隔離閥。閥后管道通過1個彎頭向上，再通過1個彎頭轉(zhuǎn)向8號低加，從8號低加上原7號低加到8號低加的疏水接入口接入。沿線走向根據(jù)具體情況布置，排管時應盡量減少“U”型管和彎頭，并增加支吊架。

新增加的軸封溢流到8號低加的動作定值設定為原軸封溢流的動作定值0.031MPa，將保留的軸封溢流調(diào)節(jié)站動作值設定為0.032MPa。軸封溢流管改進前后對比如圖4所示。

3 改進效果

(1)3VWO工況的熱耗率試驗結(jié)果：1號機組大修前后3VWO工況的參數(shù)修正后平均熱耗分別為 8747.2kJ/kWh 和 7952.7kJ/kWh， 大 修 后熱耗比設計THA工況熱耗高76.6kJ/kWh，比1號機組大修前修正熱耗降低794.5kJ/kWh，本次大修取得了很好的效果。

圖4 軸封溢流管改進前后對比

(2)高、中壓缸效率試驗結(jié)果：機組大修后3VWO工況高壓缸效率為83.65%，比設計值87.35% 低 3.70%，比修前高壓缸效率 79.48% 升高4.17%。大修后3VWO工況中壓缸名義效率為91.27%，比設計值 91.015% 高 0.255%，比大修前中壓缸名義效率87.72%提高了3.55%，但中壓缸實際效率得到了提高。中壓缸名義效率的降低是由高中壓平衡盤漏汽率降低導致的。

(3)大修前后熱耗率對比情況：機組大修前試驗共進行了3個工況試驗，分別為3VWO，4VWO和300MW工況。因為改造不涉及機組增容，故這里僅取3VWO和300MW工況和修后相關(guān)試驗進行對比。大修前后取得的試驗熱耗及修正后熱耗數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 大修前后試驗熱耗及修正后熱耗數(shù)據(jù)對比

通過本次大修中進行的機側(cè)優(yōu)化改造、通流間隙調(diào)整及質(zhì)量控制等措施的實施，熱耗已經(jīng)逼近機組設計值，降耗效果非常明顯。

4 存在的問題

通過1號機組的性能試驗，發(fā)現(xiàn)機組在運行方面，存在以下影響運行經(jīng)濟性的問題。

(1)汽輪機缸效率低于設計值。在3VWO工況下修前試驗得到高、中壓缸效率分別為79.48%，91.60%(中壓缸實際效率要比此值還要低)，比設計值分別低了7.87%和高了0.585%。修后試驗得到高、中壓缸效率分別為83.65%和91.27%，比設計值分別低了3.70%和高了0.255%；修后效率比修前有所提高，但是還存在一定的提高空間。

(2)鍋爐側(cè)存在較大的泄漏。鍋爐側(cè)一部分閥門存在較嚴重的泄漏問題，特別是汽包定排和連排閥幾乎關(guān)不住，導致試驗時機組漏量較大，某些工況漏量甚至在20t/h之上，影響試驗精度。試驗過程中，1號機停機處理過泄漏問題，因此，在機組重啟后所做的3VWO和4VWO工況鍋爐定排漏量有明顯的下降。

5 結(jié)論

改進前后的汽輪機組性能試驗與運行結(jié)果表明，機組存在的問題得到一定程度的解決和改善，性能得到較大幅度的提高。機組運行各項控制指標在規(guī)程要求之內(nèi)，各項經(jīng)濟性指標有明顯提高。

在3VWO工況下，以給水流量計算為基準，在初、終參數(shù)相同情況下，機組熱耗率下降了794.5kJ/kWh，機組發(fā)電煤耗率相應下降了29.8g/kWh。

在300MW工況下，機組采取順序閥運行，在初、終參數(shù)相同情況下，機組熱耗率下降了742.2kJ/kWh，機組發(fā)電煤耗率相應下降了27.8g/kWh。

1號機組運行及試驗結(jié)果表明，進行完善改進是十分必要的，技術(shù)措施是可行的，改進是成功的。

改進后機組經(jīng)濟性雖有顯著提高，但與設計值和同類型進口機組相比，仍存在相當差距。結(jié)合機組實際情況，進一步采取技術(shù)措施提高機組性能，仍有較大空間。

參考文獻：

1 馬士東．600MW超臨界汽輪機熱耗率偏高的原因分析[J]．華電技術(shù)，2009，31(10)：16-18.