330MW亚临界燃煤供热机组的综合节能改造
发布日期：2016-04-19 来源：《上海设备管理》
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电厂“以大代小”改造工程的1#机组为330MW亚临界燃煤供热机组，三大主机均为上海电气电站集团产品。其中：锅炉为四角切圆燃烧亚临界控制循环汽包炉，型号SG-1125/17.5-M737；汽轮机为330MW级引进型凝抽式汽轮机（产品代号K156），型号为C330/310-16.7/0.981/538/538，设计额定供热能力120t/h、最大供热能力350t/h；发电机为水氢氢冷汽轮发电机，型号为QFSN-315-2。
机组自投产以来，经济性一直不甚理想。为了找出影响经济性的主要原因，电厂进行了多次热力性能摸底试验，逐步搞清了症结所在，并针对性地采用多种节能手段进行综合改造。
一、机组运行经济性的影响因素分析
1、汽轮机高压缸效率偏低
按调速汽门开度的5种不同工况所得试验结果，高压缸的效率除VWO工况下为83.95%外，其余均在82.29%～82.84%之间。
2、高中压缸间过桥漏汽量大
采用变温度试验方法，经计算得到漏汽量为2.61%（设计值为0.93%），相当于设计值的2.81 倍。
3、热力系统阀门泄漏严重
从表1数据可以看出，系统严格隔离工况的修正后热耗为7939.76 kJ/kWh，而系统未隔离工况的修正后热耗为8017.47 kJ/kWh，可见系统隔离前后机组的热耗相差77.72kJ/kWh。
从表1的数据中还可以看出：功率相差1.9MW、主蒸汽流量相差20.78t/h（对应凝汽流量相差10.4t/h），汽轮机排汽压力却变化了0.21kPa。按制造厂提供的修正曲线，相同主蒸汽流量下，背压7.18kPa 时的功率约为323.946MW， 实际却只有320.04MW。这个结果说明两个问题，一是热力系统阀门泄漏量较大，二是汽轮机缸效较差。
实际运行中，运行人员出于机组安全的考虑，将所设置的隔离手动阀均开启。但由于手动阀前的电动/气动阀泄漏，导致机组的性能受到阀门泄漏的影响，煤耗受此影响下降约1%。其中阀门泄漏较为严重的是2号高加事故疏水阀泄漏，高旁和高旁减温水泄漏，低旁泄漏、主蒸汽管疏水气动阀门、热再蒸汽管疏水气动阀门、高压缸疏水气动阀门等。
4、汽轮机低压缸排汽阻力大
凝汽器内部的支撑结构为正交性网状结构，这种结构虽然简单可靠，但是有大量的结构件处于低压缸排汽流道之中，对气流干扰严重，型阻颇大。
5、凝汽器端差偏大
由于电厂采用开式循环的冷却方式，且取水口位于河道凹岸，河流中的泥沙与各种漂浮物被大量吸入，造成凝汽器换热管内壁上沉积大量的淤泥及微生物，严重影响传热效果，造成端差偏大。凝汽器的端差与前一年的数值相比有明显的升高，说明对凝汽器脏污程度较高。A侧循环水的温升明显高于B侧，说明B侧凝汽器的污脏程度更严重。
过冷度数值在低负荷供热时增加，也表明了热力系统阀门存在明显泄漏，有大量高温介质流入凝汽器，进一步影响换热效果。
6、水环式真空泵抽吸不凝性气体的能力较低
水环式真空泵密封液的冷却介质为闭式水，试验在冬季进行，当时闭式水温度大约21～22℃。正常情况下，密封液的板式冷却器的端差应当在1～2℃，那么密封液的温度应为22～24℃，此时水环式真空泵的吸入口压力大约是3.0 kPa(a)，然而低负荷时机组背压最低也有4.65 kPa(a)。机组当时的真空严密性为80 Pa/min，进入凝汽器的不凝性气体的量很小。假如密封液的板式冷却器冷却能力正常，则不存在因真空泵抽吸能力不足导致机组背压升高的可能。所以问题在于板式冷却器冷却能力不足，使得密封液温度偏高，致使真空泵抽吸能力不足而影响机组背压。
7、锅炉空气预热器漏风率偏大
上海锅炉厂空气预热器漏风率的设计值为5.5%，从表2可见，空气预热器漏风率明显超过设计值，表明密封间隙过大。
8、锅炉烟气余热未被利用
根据投产以来的运行数据，每年5～10月电除尘器出口的烟温均超过130℃，冬季最冷月份时的烟温也不会低于115℃。
机组采用湿式石灰石－石膏烟气脱硫工艺，未设置GGH装置， 电除尘器出口烟气温度约120～130℃，烟气送入吸收塔，进行脱硫处理。这种工艺流程虽省去了GGH，但带来几方面的问题：（1）使未经处理的烟气温度从120～130℃降至约80℃，这部分烟气余热未被利用而白白损失；（2）为满足脱硫工艺对烟气温度（约80℃）的要求，在吸收塔内需通过大量喷水进行冷却，以使烟气温度从吸收塔进口的约120～130℃降至脱硫需要的工作温度（约80℃）；这将使吸收塔内蒸发的水量增加约20%，进而导致脱硫装置的耗水量增大；（3）这些水在吸收塔内蒸发成饱和蒸汽随烟气一起由烟囱排出，增加了从烟囱排出的烟气－蒸汽混合物的体积（增加约3%）及相应的流动阻力，使增压风机的功耗增大。
9、循环水泵与锅炉引风机电耗偏大
主要原因有以下2点：
（1）循环水泵在基建时就配置了双速电动机，虽然投产后按季节不同、循环水温高低，分别采用高速或低速运行方式，但由于缺少依据，往往仅凭经验对循泵方式进行调度，非常粗放，不能充分发挥节能潜力。
（2）引风机为静叶可调式轴流风机，其调节范围与效率均不如动叶可调式轴流风机，加之配用2000kW 电动机，富裕容量过大，故电耗率偏高。
二、改造措施与效果
1、“汽轮机高压缸效率偏低”与“高中压缸间过桥汽封漏汽量大”的解决方案
从试验数据来看，高中压缸的各压力监视段的压力比尚处于正常范围，故通流部分无严重问题，高压缸效低及过桥汽封漏气量大应该是安装时汽封间隙过大所致。据此，我们采用组合措施来解决：拔除调节级与高压缸的全部死汽封，重新镶嵌，并将调节级汽封间隙调整到0.90 mm、高压缸汽封间隙调整到0.55 mm；将传统的过桥汽封与中压缸隔板汽封改造为布莱登汽封，并将工作间隙做到0.35 mm；将中压缸围带汽封的材料更换为铁素体，并将间隙调整到0.55～0.60 mm；将低压缸前6级的隔板汽封与第六级围带汽封及所有轴封改造为蜂窝汽封。上述措施实施后，取得良好效果。见表3。
采用布莱登汽封后，汽轮机高中压缸间过桥漏汽量为1.34%（设计值为0.96%），相当于设计值的1.40 倍，降低了近1/2。
2、解体检修，治理热力系统阀门泄漏严重的问题
解体高旁时发现阀座上镶嵌的硬质合金被严重吹损，重新堆焊后研磨接触线。机组运行后，高旁阀后温度由修前的450℃降低到218℃，严密性良好。对低旁、2号高加事故疏水调节阀也采用同样的方法进行修理，效果良好。修后，低旁阀后温度降到约70℃，2号高加事故疏水调节阀的阀后温度基本与凝汽器温度持平。
此外，电厂利用调停或检修机会，更换了一批品质低劣的高/中温疏水阀，大幅度地减少了高温工质的泄漏。目前，各个疏水集管的温度均低于50℃。
3、对汽轮机低压缸排汽通道进行优化，降低排汽阻力
电厂经过充分调研，决定采用西安协力动力科技有限公司的流场优化方案。
此方案的最大优点是，在不降低凝汽器外壳刚度的前提下，优化支撑结构并采用低流阻的结构支撑件，降低了排汽流道的整体阻力，且基本不受排汽流量变化的影响，同时可减轻凝汽器整体重量。改造后，通过相近参数条件下对比，凝汽器真空提高约0.28～0.32 kPa。
4、清洗凝汽器，降低端差
电厂采取停机或不停机带负荷清洗凝汽器的方式，及时清除影响传热效果的淤泥，提高凝汽器清洁度，降低端差。一般情况下，每清洗一次，可提高机组真空0.8～1.2 kPa。同时，电厂还在积极寻找提高胶球清洗装置效率的改造方法，力争不采用带负荷清洗凝汽器的方法。因为这种方法既影响机组安全运行，又违背职业健康的要求。
5、改造密封液冷却器，降低水环式真空泵密封液温度，提升抽吸不凝性气体的能力
冷却器内部污脏、冷却水量不足、换热面积不足等原因，均可导致板式冷却器冷却能力不足。经检查，排除了冷却器内部污脏、冷却水量不足方面的原因，故可以确定主要原因在于换热面积不足。
解决冷却面积不足的方法有这几种，一是在原板式冷却器上增加换热单元（即扩容），二是再并联一组冷却器，三是既扩容又再并联一组冷却器。在考察现场安装条件后，电厂决定采用第三种方法。改造后，密封液温度降低了0.9～1.0℃。
6、采用柔性接触式密封系统减小锅炉空气预热器漏风率
传统空预器密封技术采用刚性有间隙密封技术，在动静间保持一个最小间隙，达到漏风最小。由于空气预热器会产生蘑菇状变形，而且这种变形随负荷、环境温度不断发生变化，使得我们在调整时很难达到一个最佳的动静之间的间隙值。
经过调研，电厂发现柔性接触式密封系统能控制并减少漏风，其密封系统是根据空气预热器转子受热变形而设计的，它包括径向密封、轴向密封、旁路密封以及静密封等。工作原理：将扇形板固定在某一合理位置，柔性接触式密封系统安装在径向转子格仓板上，在未进入扇形板时，柔性接触式密封滑块高出扇形板5～10 mm 。当柔性接触式密封滑块运动到扇形板下面时，合页式弹簧发生形变。密封滑块与扇形板柔性接触，形成严密无间隙的密封系统。当该密封滑块离开扇形板后，合页式弹簧将密封滑块自动弹起，以此循环进行。改造后，漏风率明显降低。
7、加装低温省煤器，利用锅炉排烟余热加热凝结水
综合机组的系统特点和布置情况，电厂采用的方案是：低温省煤器分段布置在吸收塔入口和电除尘器进口；对于第一级烟气热量回收装置出口烟气温度高于烟气的酸露点温度，避免其下游设备的腐蚀；第二级烟气热量回收装置布置在脱硫吸收塔入口。
此方案具有比较明显的优势：首先，不需要对电除尘器、引风机和增压风机等设备进行特殊的防腐处理；其次，尽量多的回收了烟气余热；再次，除尘器也由于第一级换热器的设置而使其除尘效率提高；最后，进入引风机和增压风机的体积流量下降，从而降低了厂用电。
8、降低循环水泵与锅炉引风机电耗偏大的措施
为更加有效合理地调度循环水泵的运行，达到冷端最优化的目的，电厂与某电力科技公司合作开发了一套“冷端优化系统”。该系统综合考虑了循环水温度、负荷、标煤单价、上网电价、凝汽器清洁程度、真空泵抽吸不凝性气体能力等诸多因素，通过建立经合理简化的数学模型，给出不同循环水泵方式下的供电煤耗、经济收益的预测结果，并提出最优的运行方式。运用这套系统，电厂可按最优方式调度循环水泵，节电效果显著。
同时，电厂还对引风机进行了变频改造，并配以合理的运行调节方式，取得良好的效果。措施实施前后电耗率的对比见表4。
三、结语
通过采取有针对性的多种节能手段进行综合改造，电厂的经济性得到了明显提高，但还有一定的节能潜力尚待挖掘，需要继续努力。同时，必须充分调动运行人员的主观能动性，从点滴细微之处入手，进一步提高机组经济性。
作者:张坚明 莫杰 上海电力股份有限公司吴泾热电厂
