影响大容量机组热经济性原因分析

电力18讯：    

1 前言
  　随着我国电力工业的飞速发展，300MW、600MW及以上容量大型机组的增多，如何提高机组的热经济性日益显得重要和急迫。一般说来，影响机组热经济性的因素有以下几个方面：

  　a 机组负荷

　　b 机组回热系统运行状况

  　c机组真空

　 d 机组主、再热蒸汽参数在设计值范围内或对应滑压状况下

　 e 机组通流部分效率

　 f 机组泄漏情况分析

　 j 锅炉效率

　 2 机组负荷

　　2.1 机组应维持额定负荷运行，因为机组的设计都是根据额定负荷进行的，所以机组在额定负荷时经济性是最好的，且机组额定负荷时如各运行参数维持设计值，高压调门是“三阀点”运行，即#1～#3高压调门全开，#4高压调门关，此时节流损失最小，保证机组经济性最好。

　　2.2 机组采取复合滑压运行方式。随着电力工业的发展，大容量机组参与调峰是不可避免的事实，要保证机组在各种负荷时都保持较高热经济性就要采取复合滑压运行方式，即汽轮机采用喷嘴配汽方式，在高负荷区域内(如80%～95%额定负荷以上)进行定压运行，用启闭调节汽门来调节负荷，汽轮机组初压较高，循环热效率较高，且负荷偏离设计值不远，相对内效率也较高。在较低负荷区域内(如80%～95%与25%～50%额定负荷之间)进行四阀全开、三阀全开或二阀全开滑压运行，这时没有部分开启汽门，节流损失相对最小，而且主蒸汽温度不变，各种负荷下新汽容积流量基本不变，各级喷嘴、动叶出口流速不变，比焓降和内效率都不变，全机相对内效率接近设计值。现在大型机组的给水泵均采用液力偶合器变速调节，滑压运行使给水压力降低，给水泵耗工降低。当机组负荷急剧增减时，可启闭调节汽门进行应急调节。在滑压运行的最低负荷点以下(如25%～50%额定负荷以下)进行初压水平较低的定压运行，以免经济性降低太多。

　　3 机组回热系统运行情况

　　3.1 机组回热系统运行情况对经济性的影响 回热系统是指从汽轮机某些级中抽出部分作过功的蒸汽用来加热送往锅炉的给水以提高给水温度的系统，是最早也是最普遍用来提高机组效率的主要途径。回热系统运行不正常表现为给水温度降低、各段抽汽参数不正常等方面。对单位质量的抽汽而言，低压抽汽回热做功将大于高压抽汽，所以在多级回热系统中，应尽可能多利用低压抽汽来代替高压抽汽，如回热系统工作不正常，使得部分本级蒸汽流入低一级抽汽中，高压抽汽排挤低压抽汽，造成机组热经济性降低。抽汽流入凝汽器还将造成机组冷源损失增大，给水温度降低造成给水在锅炉中吸热量增大都将使得机组热经济性降低。造成回热系统运行不正常的因素主要有加热器端差增大、加热器停运、加热器汽侧无水位运行、抽汽压损增大、高压加热器旁路泄漏等方面。

　　3.1.1 影响加热器端差的主要因素有：加热器内传热管的特性、传热管的尺寸、管内对流换热系数、管外凝结换热系数及管内外工质的温度等等。对于已经投运的加热器来说，主要影响因素是管内外的换热系数，而影响换热系数的主要因素有加热器传热管脏污程度、加热器内是否有空气等不凝结气体等方面。加热器端差增大直接导致出水温度降低，造成高一级抽汽量或在锅炉中吸热量的增大。

　　3.1.2 加热器停运的原因一般为加热器消缺，需要隔离。加热器停运除了影响机组热经济性外，低压加热器停运会造成除氧器进水温度降低，如水温过低除氧器将产生振动，高压加热器停运将带来机组末级叶片湿度增加、锅炉过热器超温、再热器超压等严重后果。

　　3.1.3 加热器疏水调节系统不正常将造成加热器无水位运行，这样最明显的表现是出水温度降低。某电厂资料表明，高压加热器有水位运行时给水温度比无水位运行时要高4～6℃，而且加热器无水位运行还使得抽汽未放出凝结热量就以蒸汽形式沿疏水管进入下一级加热器，排挤下级低压抽汽使机组热经济性下降，同时因汽水混合物进入疏水冷却段、疏水管、疏水阀而引起管束泄漏、疏水管振动、疏水阀冲蚀等危急设备安全的情况。这种情况在现场比较常见，因为电厂加热器疏水调节门大多数为气动门，容易出现门杆卡涩、调节波动大、设定值由于加热器疏水管振动会变化等情况，特别是#1高压加热器疏水至除氧器调节门，现场一般安装在除氧头平台，调节器在0米高压加热器处，调节迟缓大，气动调节门很难投入自动。

　　3.1.4 抽气压损增大通常是因为抽汽管道的逆止门、隔离门误关或开度不够造成，将造成本级抽汽减少，流入下一级抽汽而排挤低压抽汽，同时抽汽减少造成出水温度降低。

　　3.1.5 高压加热器旁路也是各电厂比较常见的，原因是大旁路电动门泄漏或进口联程阀开不到位造成小旁路泄漏，表现为汽机侧(最后一级高压加热器出口未与大旁路汇合处)给水温度比锅炉侧高，这样不仅因为给水流量减少造成高压抽汽减少，而且造成最终给水温度降低。

　　3.2 如何保证机组回热系统正常运行

　　3.2.1 加强对加热器端差的记录、分析，发现端差变大及时分析、处理，如是加热器内有空气等不凝结气体，可开大加热器抽空气门至端差正常，如是加热器传热管脏污可在隔离时进行清洗。

　　3.2.2 加强对加热器运行状况的监视，尽量利用停机时间进行消确。高压加热器参数高，热容量大，如抽汽管道上只有气动逆止门及电动隔离门，均不能可靠严密关闭，机组运行时高压加热器的隔离时间长，最好在抽汽管道上加装手动隔离门，减少检修时间。

　　3.2.3 提高加热器水位自动投入率，保证加热器有水位运行，有条件可将部分不能投入自动的气动调节门更换为电动调节门或射流式调节器。

　　3.2.4 定期记录加热器及抽汽参数。因各段抽汽气动逆止门门杆升程不一样，所以各逆止门的最大门杆升程应有记录，以便分析时对照。

　　3.2.5 加强对汽机、锅炉侧给水温度的对比，高压加热器大旁路电动门是中断控制关到位的应改为力矩控制，进口联程阀要确保开关到位。

　　4 机组真空

　　4.1 机组真空对经济性的影响 真空系统运行的好坏对汽轮机运行的经济性有很大的影响。一方面由于真空降低，蒸汽的有效焓降将减少，在蒸汽流量不变的情况下发电机出力下降，在发电机出力不变的情况下，机组的蒸汽流量将增大，机组经济性下降;另一方面机组真空降低，排汽缸温度上升，机组冷源损失增大，循环热效率降低。一般情况下，真空度每变化1%，可使热耗率变化0.7～1%，煤耗变化约1g/kW.h。

　　4.2 如何提高机组真空

　　4.2.1 按规程规定进行真空严密性试验，加强对凝汽器进、出口水温、端差、真空、过冷度等运行参数的综合分析，找出影响机组真空的主要原因，制定处理措施。

　　4.2.2 采用氦质谱检漏、灌水等方法认真做好真空系统查漏工作，对漏点及时彻底处理。

　　4.2.3 加强对凝汽器胶球清洗系统的维护管理，提高清洗效果。

　　4.2.4注意对轴封汽压力的调整。现场常常为了保证轴封汽不外冒，将低压轴封汽压力调整得较低，加上自密封系统中溢流控制站的调节门为气动门，调整波动比较大等等原因，造成低压轴封处泄漏，这个问题比较常见。

　　4.2.5 维持射水池的水温在较低水平，某台300MW机组试验表明：当工作水温在26～42℃范围内变化时，水温每升高1℃，真空下降约0.065～0.133kPa，影响煤耗上升约0.24克/千瓦时。

　　5 机组主、再热蒸汽参数

　　5.1 机组主、再热蒸汽参数对经济性的影响机组主、再热蒸汽温度、压力降低，蒸汽的有效焓降将减少，在蒸汽流量不变的情况下发电机出力下降，在发电机出力不变的情况下，机组的蒸汽流量将增大，机组经济性下降。从理论计算来说：机组主、再热蒸汽温度、压力升高可提高机组经济性，但温度升高使得设备、管道温度也升高，材料蠕变速度加快，蠕变极限变小;主、再热蒸汽压力升高使得设备、管道内部应力增大，而且造成蒸汽最终湿度增大，对汽轮机末级叶片腐蚀加重，严重威胁机组运行安全性。虽然锅炉过、再热器喷水减温设计上是作为辅助性细调或事故情况下使用，但由于喷水调节惰性小、调温幅度大等优点，现场运行人员经常把它作为常规调整手段，这对于机组的热经济性有较大影响。对于过热器喷水减温来说，因为减温水大多为给水泵出口、高压加热器进口取出，不经过高压加热器，减少回热抽汽，降低回热程度，造成机组热经济性降低。对于再热汽喷水减温来说，它的热力过程是沿再热压力线定压吸热蒸发、过热，然后进入汽轮机中、低压缸膨胀做功，它所完成的循环是一个非再热的中参数或更低参数的循环，与主循环(高参数或超高参数的再热循环)相比，其热经济性要降低很多。

　　5.2 如何保证机组主、再热蒸汽参数维持额定值

　　5.2.1保证机组在定-滑-定规定的蒸汽参数值。

　　5.2.2 保证回热系统正常运行，确保给水温度在正常值。

　　5.2.3 在保证主、再热蒸汽参数的前提下尽量提高机组通流部分效率 。

　　5.2.4锅炉运行人员要勤调整，保持主、再热蒸汽参数“压红线”运行。

　　5 机组通流部分

　　6.1 机组通流部分效率对经济性的影响通流部分效率指各汽缸实际焓降与理想等熵焓降的比值，如通流部分结垢、堵塞，轴封、汽封间隙过大等原因将造成机组通流部分效率下降，直接影响机组热经济性，严重时还将影响机组出力。老机组受当时设计、制造等方面的制约，通流部分效率普遍较低。如兰州西固电厂#9、#10汽轮机是俄罗斯生产的лт―140/165-130/15-2型165MW汽轮机，其额定工况下低压缸效率分别为75.28%、77.31%，通过汽封间隙调整、汽封更换改造和通流部分检修后提高到87.45%、89.52%，机组热耗率下降587.42 kJ/kW.h、543.21 kJ/kW.h，无煤耗功率增加15.22MW、14.26MW(以上各项指标包含大修效率)，可以看出，通流部分效率对机组热经济性影响是非常大的。现在机组越来越多采用了DEH(电调)，可实现阀门管理，在启动初期采用单阀控制，一定条件时切换为顺阀控制，提高机组启动速度并保证机组有较高经济性。如在机组正常运行时仍采用单阀控制，将造成节流损失影响机组热经济性，某机组因顺阀控制时机组振动大，正常运行时均为单阀控制，经测试，高压缸效率在300MW、270MW工况下分别比同型机组低3.48%及3.77%。

　　6.2 如何提高机组通流部分效率

　　6.2.1 机组大修时应仔细检查通流部分，如有结垢、堵塞情况应及时处理。

　　6.2.2 在摸清机组特性后可以将轴封、汽封等间隙尽量调至厂家规定的中下限值。

　　6.2.3 老机组在资金、工期许可的情况下可考虑进行通流部分改造。

　　7机组泄漏情况

　　7.1 机组泄漏情况对经济性的影响机组泄漏分为两种情况：外漏及内漏。机组外漏是指由于管道或系统的不严密，造成汽、水泄漏出热力系统。随着这些工质的损失，伴随着各种品味的能量损失。内漏是指由于阀门不严密，造成汽、水在热力系统中由高参数系统漏至低参数系统，虽然不像外漏有能量流出热力系统外，但这些工质只参加了低参数的热力循环，降低了工质的做功能力，使得机组热经济性下降。

　　7.2 如何减少机组泄漏

　　7.2.1提高检修质量，采用提高阀门压力等级等方法保证阀门关闭严密，防止泄漏重复发生。

　　7.2.2 汽轮机疏水系统因其系统复杂、阀门多，有些阀门位置不易操作等原因，每次启机正常后应全面检查是否全部严密关闭，特别是现在越来越多的机组采用SCS(顺序控制)，疏水均有电动门自动控制其开启、关闭，因电动门不易关闭严密，故更应该仔细检查。

　　7.2.3加强设备系统的检查、巡视，采用手摸、耳听、鼻闻等各种方法检查系统泄漏情况，发现漏点及时、彻底处理，机组运行中不能处理的要尽量隔绝。

　　8 改变给水泵启动方式

　　300MW以上机组给水泵均采用汽动给水泵和电动给水泵相结合的配置方式，按照厂家规程规定：在启动过程初期用电动给水泵供水，当负荷升至100MW时，启动第一台汽动给水泵，负荷升至150MW时启动第二台给水泵，停电动给水泵备用。这种运行方式有以下两点不足：

　　8.1机组冷态启动时，从启动电动给水泵到负荷100MW(即启动汽动给水泵)需要较长时间，消耗大量的厂用电。

　　8.2汽动泵启动时，暖机需要一段时间，如需暖泵，时间则更长。因此，在机组汽动给水泵未启动之前，如电动给水泵发生故障，汽动给水泵不能立即投运，可能造成锅炉给水中断，从而使整个机组启动失败。所以可以改进启动方式：机组启动初期不启动电动给水泵，而是用汽动给水泵的前置泵代替电动给水泵向锅炉上水。在锅炉汽包压力升高至前置泵打不进水前，直接启动汽动给水泵(汽源由本机新蒸汽和邻机来汽)，利用小汽轮机升速暖机的机会进一步提高给水压力以满足锅炉供水需要。升至一定负荷时，进行小汽轮机的汽源切换，即从新蒸汽或邻机来汽切至本机四段抽汽供汽。这种启动方式有以下优点：

　　8.2.1机组启动初期由电动给水泵上水，由于液力偶合器的效率在低负荷时比小汽轮机的效率低的多，并且还有机电损失和输变电损失，因此所损失的能量较多;改进后的启动方式中，由于小汽轮机在负荷变化时效率变化较小，又是直接驱动给水泵，中间能量转换的环节少，因而热经济性好。

　　8.2.2传统启动方式中，在负荷达到100MW时要启动汽动给水泵时，必须进行暖机和暖泵(如需要)，这势必要消耗一部分四段抽汽，造成热能的浪费。

　　8.2.3如小汽轮机采用本机主蒸汽启动，此时新蒸汽是通过旁路排至凝汽器，所以小汽轮机用汽相当于“废汽”利用，而且起到增大锅炉蒸发量，有助于锅炉燃烧，提高系统升温，升压速度。 4.由于在整个启动过程中，电动给水泵始终处于备用状态，并且其启动速度快，提高了机组启动可靠性。

　　9 锅炉效率影响

影响锅炉效率的因素很多，主要和锅炉的氧量、排烟温度、飞灰、锅炉漏风系数、煤种和锅炉受热面的清洁程度有关。

　　如何提高锅炉效率

　　9.1保证合适的锅炉过剩空气系数，氧量控制在4.0±0.5%(根据煤种适当调整)。

　　9.2排烟温度与锅炉受热面的清洁程度和锅炉漏风率有关，也与煤粉细度有关，在正常运行中要保持合格的煤粉细度和均匀度，同时调整好一、二次风配比。

　　9.3在锅炉飞灰控制上要与排烟温度调整同时进行，经常进行飞灰和炉渣的化验，第一手得到数据进行锅炉燃烧调整。

　　10 小结

　　影响机组热经济性的因素很多，上面就几个主要因素进行了一些粗浅的分析。机组热经济性不仅与汽机专业运行、检修人员有关，与整个机组其他专业人员、机组运行方式都有密切联系，只有大家通力合作、精心操作维护、仔细检修，才能最大程度的提高机组热经济性。

参考文献：

1、 西固热电有限责任公司二厂汽轮机运行规程

2、 西固热电有限责任公司三厂集控运行规程

3、 郑体宽热力发电厂;水利电力出版社