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国产引进型300 MW机组的节能改造 |
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| 国产引进型300 MW机组的节能改造 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 10:15:43  |
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孙玮恒，庄婷
嘉兴发电有限责任公司，浙江平湖314201
0 概述
嘉兴电厂1号机组为引进技术生产的亚临界300 MW机组。锅炉型号为SG－1025／18．3－M830，系引进美国CE技术制造的亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，配用带中速磨的直吹式制粉系统，采用单炉膛倒U型布置、四角切向燃烧、摆动喷嘴调温、平衡通风、全钢架悬吊结构、露天布置、固态排渣，燃用具有结渣性的烟煤，锅炉设计效率为92．9％。汽轮机型号为N300－16．7／537／537，系亚临界、单轴、双缸双排汽、一次中间再热凝汽式汽轮机，末级采用905 mm长叶片，设计热耗为7921 kJ／kW·h，高压缸效率为87．12％，中压缸效率为92．36％。该机组于1995年7月正式投产发电。
1 存在的问题
目前同类型机组国内投运近百台，已成为各大电网的主力机组并参与调峰，机组运行可靠性好，但运行经济性不尽如人意，机组供电煤耗率普遍偏高。有关试验数据表明影响国产引进型机组供电煤耗的主要因素有：
（1）汽机本体性能下降，包括高、中、低压缸效率均低于设计值以及高、中压缸轴封漏汽量比设计值增大一倍以上。
（2）热力系统汽水损失的影响，主要为热力系统阀门泄漏及锅炉连续排污等损失。
（3）可调运行参数偏离设计值的影响。
（4）厂用电率的影响等。
为了解1号机在不同试验工况下整个机组的循环效率、发供电煤耗以及影响机组经济性的主要因素，进行了循环效率试验。试验结果表明影响1号机组经济性的主要因素有：汽轮机高、低压缸效率偏离设计值引起机组热耗率上升，在额定负荷时，高、低压缸的效率分别为75．78％、80．31％；疏水系统阀门内漏严重，影响机组经济性；排烟热损失较大，1号炉排烟温度高出设计值10℃以上；空预器漏风率偏大，使一次风机电耗在辅机功耗中占很大比重；机组的再热器减温水量较大，一般在20 t／h以上。
针对1号机组实际运行情况及存在的问题，确定机组大修技术改造项目，重点就放在汽轮机组热力系统的优化、降低锅炉排烟温度及空预器漏风率这3个方面。
2 具体改造方案
2．1 热力系统优化
1号机组自投产以来，由于热力系统疏水庞大，机组无论以任何方式启停，疏水阀均采用同时动作的单一控制模式，不仅造成本体扩容器超压，在启停过程中中压缸上下温差大，而且易造成疏水阀芯吹损，导致正常运行时疏水阀门内漏严重，大量蒸汽短路至凝汽器，使凝汽器热负荷加大，造成大量的蒸汽损失，影响机组真空。因此在大修方案制定了热力系统优化应遵循的几条改造原则：
（1）凡是机组投运以来一直未使用、检修过的阀门、系统及设备应取消。
（2）可以通过适当改变运行操作方式就可以不用的阀门、系统及设备应取消。
（3）原设计为了满足机组某种运行工况或方式而设计安装的阀门、系统及设备，经运行实践，而无法实现这些方式，其阀门和系统应取消。
（4）根据工质的能级品位，对原工质利用不合理的系统进行改造。
在以上原则下，对热力系统进行了如下优化：
（1）主蒸汽管疏水系统优化，再热热段疏水系统优化，辅助蒸汽系统优化，轴封供回汽系统优化，抽汽加热及疏水放汽系统优化，小机轴封及疏水系统优化，对多余的疏水系统进行合并或取消，减少热能消耗；对不合理的系统进行改进，如高压门杆漏汽等，使能量合理利用，减少损失；增加部分自动疏水器，减少工质和热能浪费。
（2）优化中压缸疏水。取消中压缸中部和排汽区疏水，这些疏水位置与三、四段抽汽在同一圆周上，则抽汽口在缸的最低位置，当缸内有积水时完全可通过抽汽电动门前的疏水气动门排至凝汽器。同时原设计高压外缸的疏水与中压外缸的疏水在气动门前相接，这种接法易引起中压下缸温度高于上缸温度，因此取消这两路疏水后对上下缸温差控制也是有利的。
（3）加装冷却蒸汽管隔离阀。在高、中压缸冷却蒸汽管上加装手动截止阀，改善夹层蒸汽流向，消除其对上下缸温差的不利影响。
（4）凝结水系统优化。取消凝泵A、B进口安全阀；取消凝泵A、B末级（包括叶轮、导叶壳体、口环、锥套和导轴承），各加工1只过渡直管段（长365 mm）和轴套（长165 mm）。改进后扬程降低47 m，流量不变。
（5）改装布莱登可调式汽封。高压平衡活塞汽封5道、高压排汽平衡活塞汽封3道、中压平衡活塞汽封2道、高压轴封内挡第一道汽封、中压轴封内挡第一道汽封均采用布莱登汽封，其余汽封和轴封仍采用传统汽封，把机组启停时布莱登汽封的张开间隙从3～4 mm，减小到2 mm，有效控制了机组启动过程巨大的差胀，以减少汽轮机隔板和高、中压缸中间轴封的泄漏损失，既保证了机组启停过程的安全性，又提高了机组的经济性。这是国内引进300 MW机组首台采用布莱登汽封并获得成功的机组。
2．2 省煤器改造
1号炉自投产以来排烟温度一直高于设计值，如300 MW负荷设计值为132．7℃，实际运行中一般为140～145℃，经多次燃烧调整试验，但效果甚微。为此，对1号炉进行了一系列的试验，并进行了受热面的热力计算，提出了增加1圈及2圈省煤器受热面、增加1圈水平低温过热器，减少屏再和末再，利用空气预热器受热面备用高度等改造方案，从而找出最佳锅炉改造方案来降低机组排烟温度。
经过锅炉热力计算的结果及实际运行情况，最终制定具体改造方案为：在最下面省煤器管组增加的一组新的省煤器，增加管圈为2．65圈，原设计为11．35圈，增加的管圈占改造后整个省煤器的20％左右，重量约为65t，规格和材料同原来的省煤器一样，为Φ51×6．5，20G。另外安装需要δ＝6，12Cr1MoV管夹，重量约6．2 t。采用此方案，充分考虑了以下几个因素：
（1）机组运行的安全性。增加省煤器，其出口水温必须控制在远离汽化温度的范围（约360℃）。原设计水温为311℃，测试校核值为330℃，测量值为301℃，现在取略高于2者平均319℃为基准，增加省煤器后，其水温增加约4℃，为323℃，属安全范围。
（2）结构的合理性。省煤器进口集箱标高为29100 mm，进口集箱离省煤器水平受热面最下组距离为2208 mm，增加2．65圈管子，需要空间高度为1020 mm，仍然留有1100 mm；从受力支架角度分析，增加省煤器（包括附件）重量仅仅占低过＋省煤器总重的50％左右，其荷重在安全范围内。
2．3 空预器改造
1号炉空预器为容克式三分仓回转式空预器，采用的是能自动调节的漏风控制装置，该漏风控制装置存在故障频繁、漏风率不能有效控制等的缺陷，空预器的漏风率只能控制在11％～12％左右，同时在运行中曾多次因为漏风控制装置故障，造成空预器主马达电流大幅晃动，不得不撤出部分甚至全部漏风控制装置运行，又必然增加了空预器的漏风率，大大降低了漏风控制装置的自动投运率，影响了锅炉的经济运行，甚至曾经由于漏风控制故障，造成过1号炉空预器A跳闸。由于当时机组负荷较低，否则有可能会造成跳机的事故发生，这对机组的安全、稳定运行构成了一定的威胁。
根据有关电厂的空预器改造经验，确定的主要改造方案为：
（1）拆除原来的自动调节的漏风控制装置，替代以固定的、不可调的漏风控制装置。
（2）把空预器的轴向密封改造成固定密封挡板系统，降低空预器的漏风。
（3）将现有全部传热元件也进行分割，把现有的转子由24个隔仓增加至48个，即在任时刻都保证在扇形挡板下有2个密封条通过，形成“双密封”，重新设计并更换3向密封片，调整好各向密封间隙。
3 改造后的热力试验情况
根据浙江省电力试验研究所提供的大修前后效率试验中的数据来看：嘉兴电厂1号炉大修前锅炉效率92．12％，空预器漏风率12．1％，修后锅炉效率92．99％，空预器漏风率8．38％，其中炉效上升了0．87％，空预器漏风率下降了3．72％。汽机高压缸效率大修前78．64％，大修后81．90％，上升了3．26％；中压缸效率大修前88．22％，大修后89．74％，上升了1．52％；修正后热耗为9019．9kJ／k W·h，大修后修正热耗率为8374．1 kJ／kW·h，与1号机达标试验及第一次大修试验相比较，基本恢复到新机水平。
4 结论
（1）通过对汽机热力系统优化和改造，彻底解决了机组疏水系统复杂、内漏严重问题、凝汽器真空低、汽轮机上下缸温差大，高、中压缸效率低等经济性。
（2）取消一级凝结水泵叶轮，凝泵电功率下降16％，节约了大量的厂用电。
（3）机组大修后经过冷态启动和甩额定负荷试验、及热态启动和最大负荷试验，汽轮机组及疏水系统各项参数均正常，设备和系统经过考验完全正常。机组的经济性明显提高，估算供电煤耗下降10 g／k W·h以上，年效益为600万元，投入产出比较大。
（4）为正确评价1号炉省煤器改造的效果，又对1号炉改造后的受热面热力校核计算。通过计算发现，若省煤器未作任何改造，不增加2．65圈受热面，在负荷300 MW时，锅炉排烟温度在夏季工况时要达150℃，而不是现在实际运行的145℃，从而定量说明了增加了省煤器管圈后可降锅炉排烟温度5℃，同时汽包入口水温虽有所上升，但仍控制在远离汽化温度（360℃左右）的范围内，因此可以说此次省煤器改造还是很成功的。
（5）空预器改造后，预计在3年内可以将空预器的漏风率控制在8．5％以下，也即改造后漏风率下降了约3．5％左右。同时改造后的漏风控制装置是不可调的，这样就可以大大减少维修费用。如果按照漏风率由12％下降到8．5％。每年发电小时数计为6000 h计算，则一年就可以节约费用约100万元左右。不足的是，空预器受热面为满足双道径向密封的需要，而由原来的24分仓改为48分仓，造成各分仓间的间隙增加，使空预器传热面积相对减少，影响了空预器的传热，从而对锅炉排烟温度及一、二次风温带来一些负面影响。
综上所述，国产引进型300 MW机组的通病是比较普遍存在的，通过嘉兴电厂1号机组所采用的节能技术改造的实例来看，安全与经济可谓是双赢，且这些项目投入产出比较高，应该比较容易推广应用。如果在全国同类型机组及其他大型机组上均能得到推广的话，可大大提高能源综合利用率，从而产生巨大的经济效益。
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