大型火电机组汽机侧的综合节能改造

大型火电机组汽机侧的综合节能改造

石林峰

国能内蒙古呼伦贝尔发电有限公司  内蒙古  呼伦贝尔市 021000

摘要：电力市场改革日新月异，追求企业效益最大化，已成为各电厂进行改革的目标。为了全面了解和掌握机组热力特性、汽机运行状况及热力系统各项技术指标,对机组的现状进行准确的评价,为大修中实施改造项目提供技术依据,分析了某大型火电机组汽机侧的现状，对汽机侧进行了全面性能诊断试验，并依据试验系统提出了汽机侧的综合节能改造技术方案。根据提出的技术方案，对汽机侧实施了节能改造，取得了较好的节能效果和经济效益，降低了生产成本。

关键词：汽机侧；性能诊断；综合节能；节能效果

一、机组运行现状

某大型火电厂7号机组汽轮机为亚临界、中间再热、单轴、两缸、两排汽、凝汽式汽轮机，型号N330－16.67/538/538，制造厂编号73C，由江苏省电力设计院和新疆自治区电力设计院联合设计。机组给水回热系统由3台高压加热器、4台低压加热器和1台除氧器组成，给水系统配备2台50%容量汽动泵，1台50%容量电动备用泵。7号机组于2005年8月投入商业运行。

机组自投产以来，就存在高、中、低压缸效率低，热耗偏高的问题，机组目前的性能与先进机组有较大差距。汽轮机组在5VWO工况下试验，热耗率为8366.2kJ/kWh，发电煤耗率为313.8g/kWh，供电煤耗率为331.3g/kWh，厂用电率为5.3%，调节级效率56.7%，高压缸效率84.8%，中压缸效率89.9%。5VWO工况下的供电煤耗率比设计值高25g/kWh左右，汽机侧存在一定的节能潜力。

二、性能诊断试验

为了全面了解和掌握机组热力特性及热力系统各项技术指标，对机组的现状进行准确的评价，为实施节能改造提供技术依据，电科院对7号机组进行了全面性能诊断试验，在对试验结果分析的基础上，通过现场摸查，准确定位汽机侧目前存在以下问题:

(1)5VWO工况下，调节级效率以及高、中压缸效率偏低，其中调节级效率为56.7%，比设计值67%低10.3个百分点;高压缸效率84.8%，比设计值90.7%低5.9个百分点;中压缸效率为89.9%，比设计值93.6%低3.7百分点;低压缸效率为86.6%，比设计值低2.4百分点;对机组经济性有较为明显的影响。一般情况下，高压缸效率能达到84.8%应该是很好的水平了，但是该电厂的高压缸设计有其不同于一般的地方，那就是把高压缸夹层堵死了，夹层漏汽引到2抽去了，导致高压缸效率表象偏高，实际效率也就相当于其他机组80%～81%的水平。

(2)5VWO工况下，机组出力只能达到300MW，而此时主蒸汽流量已经超过额定主汽流量50t/h以上，机组出力能力无法达到设计的330MW。

(3)冷端系统特别是水塔换热效率低，经现场查看，发现水塔填料存在损坏脱落的现象，需要进行填料更换和优化改造;

(4)凝汽器传热效率低，热负荷偏高，需要布管优化改造。由试验结果看出，7号机组配套的N－17400－3型凝汽器在300MW、280MW、240MW工况下的试验结果修正到设计条件(冷却水流量32845t/h和冷却水进口温度20℃)下，凝汽器压力为5.403kPa、5.166kPa、4.567kPa，均未达到各负荷下的设计规范保证值(5.0kPa、4.6kPa、4.0kPa)。同时还可以看出运行清洁系数、总体传热系数均比设计值要低，凝汽器冷凝管道的结垢现象，会导致凝汽器的清洁系数和传热性能下降。

三、节能改造方案

针对以上问题，对国内、外主机生产厂家和其他电厂的成功改造经验进行了充分地调研，并在此基础上提出合理的节能改造方案。

3.1凝结器本体改造

7号机组凝汽器是2015年由哈汽厂生产的，通过试验可以看出凝汽器的运行清洁系数、总体传热系数均比设计值要低，这是因为凝汽器冷凝管道有结垢现象，导致凝汽器的清洁系数和传热性能下降。试验还发现2号凝汽器水阻达到设计保证值，1号凝汽器水阻高于设计值(50kPa)未达到保证值。凝汽器布管方式不合理以及冷凝管结垢是水阻升高的主要原因。凝汽器本体改造采用清华大学研发的仿生优化布管专利技术，该技术的换热性能可以比现有布管方案提高20%以上，不仅满足HEI要求，而且其换热系数比HEI计算值高10%以上。

3.2水塔改造

水塔中70%的传热区域集中在填料区，当水塔填料出现问题或者传热效果不好时，对水塔的传热能力产生较大的影响。对7号机组水塔进行了实地查看，发现水塔填料损坏严重，泥污较多，严重影响水塔的冷却效果。

将对水塔填料更换为高性能的薄膜填料，据试验数据统计，高性能填料对水温的影响可以达到1℃。同时，对冷水塔配风进行优化改造，消除侧风对冷水塔的影响，优化塔内空气动力场。
3.3除氧器乏汽回收凝泵出来的凝结水或化学除盐水在汽水混合器内与除氧器排放的无压乏汽进行传热传质，混合成均匀的气－水混合物，进入脱气贮水罐。在脱气贮水罐中，分离出的氧气和其它不凝结气体与水分离后通过除气设备自动排出，热水经加压泵加压后送至温度相近的低加出口或除氧器热水管道中，实现乏汽热能与凝结水的全部回收。

四、改造后节能效果分析

4.1凝汽器本体

在300MW工况下，改造前凝汽器修正后压力5.403kPa，改造后凝汽器压力4.893kPa，真空度提高0.51kPa。根据《火力发电厂节能和指标管理技术》中的耗差分析，真空度每提高1kPa，供电煤耗率下降3.099g/kWh。凝汽器改造后降低供电煤耗0.51×3.099=1.58g/kWh。

4.2水塔

西安热工院试验得出，循环水温升提高1.63℃。根据《火力发电厂生产指标管理手册》，循环水温度变化1℃，影响热耗变化0.3%～0.5%，文章取0.3%。电厂统计供电煤耗319g/kWh，即循环水温度变化1℃，影响供电煤耗319×0.3%=0.96g/kWh，冷却塔改造降低供电煤耗0.96×1.63=1.56g/kWh。

4.3除氧器

7号机组除氧器处理量约900t/h，工作压力0.7MPa，水温140℃，根据冬夏季负荷不同，外排乏汽量范围1.2～2.0t/h，外排蒸汽总热量按0.7MPa饱和新蒸汽热焓值(2763kJ/kg)计算，折合为(3.32～5.53)×106kJ/h。按每台除氧器每年运行5000h计算，则每年外排蒸汽总热量为(1.66～2.76)×1010kJ，改造后供电煤耗降低约0.45g/kWh。经过汽机侧技术改造，7号机组合计影响供电煤耗3.59kWh/t，根据2012年7号机组供电量计算，全年供电量约为185562万kWh，共计每年节省标煤量为6662t。

结语

火电厂是一次能源用能大户，全年耗煤量非常巨大，提高火电厂的一次能源利用率，尽可能的降低发电成本,降低机组热耗、节约燃料、提高电厂热效率、降低发电成本,减少环境污染,已成为当今工业先进国家火力发电技术的主要发展。将热力学第一定律和第二定律结合，作为理论指导应用于大型火力发电机组的节能诊断，对电力行业应用、推广节能理论，推动电力科学技术进步具有重要作用。通过汽机侧综合节能项目的实施，年节省标煤量为6662t，减少CO2排放16609t，一方面降低了能源消耗，提高了企业经济效益;另一方面减少了温室气体CO2的排放，保护了环境，具有很好的社会效益。

参考文献:

[1]唐江,王学栋,赵玉柱,鄢传武.凝汽机组高背压供热改造后的性能指标与调峰能力分析[J].发电技术,2018,39(05):455-461.

[2]付泽斌.平海发电厂1号机组汽机侧节能降耗技改概述[J].科技展望,2016,26(20).