330MW亞臨界燃煤供熱機組的綜合節(jié)能改造
發(fā)布日期：2016-04-19 來源：《上海設備管理》
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電廠“以大代小”改造工程的1#機組為330MW亞臨界燃煤供熱機組，三大主機均為上海電氣電站集團產品。其中：鍋爐為四角切圓燃燒亞臨界控制循環(huán)汽包爐，型號SG-1125/17.5-M737；汽輪機為330MW級引進型凝抽式汽輪機（產品代號K156），型號為C330/310-16.7/0.981/538/538，設計額定供熱能力120t/h、最大供熱能力350t/h；發(fā)電機為水氫氫冷汽輪發(fā)電機，型號為QFSN-315-2。
機組自投產以來，經濟性一直不甚理想。為了找出影響經濟性的主要原因，電廠進行了多次熱力性能摸底試驗，逐步搞清了癥結所在，并針對性地采用多種節(jié)能手段進行綜合改造。
一、機組運行經濟性的影響因素分析
1、汽輪機高壓缸效率偏低
按調速汽門開度的5種不同工況所得試驗結果，高壓缸的效率除VWO工況下為83.95%外，其余均在82.29%～82.84%之間。
2、高中壓缸間過橋漏汽量大
采用變溫度試驗方法，經計算得到漏汽量為2.61%（設計值為0.93%），相當于設計值的2.81 倍。
3、熱力系統(tǒng)閥門泄漏嚴重
從表1數據可以看出，系統(tǒng)嚴格隔離工況的修正后熱耗為7939.76 kJ/kWh，而系統(tǒng)未隔離工況的修正后熱耗為8017.47 kJ/kWh，可見系統(tǒng)隔離前后機組的熱耗相差77.72kJ/kWh。
從表1的數據中還可以看出：功率相差1.9MW、主蒸汽流量相差20.78t/h（對應凝汽流量相差10.4t/h），汽輪機排汽壓力卻變化了0.21kPa。按制造廠提供的修正曲線，相同主蒸汽流量下，背壓7.18kPa 時的功率約為323.946MW， 實際卻只有320.04MW。這個結果說明兩個問題，一是熱力系統(tǒng)閥門泄漏量較大，二是汽輪機缸效較差。
實際運行中，運行人員出于機組安全的考慮，將所設置的隔離手動閥均開啟。但由于手動閥前的電動/氣動閥泄漏，導致機組的性能受到閥門泄漏的影響，煤耗受此影響下降約1%。其中閥門泄漏較為嚴重的是2號高加事故疏水閥泄漏，高旁和高旁減溫水泄漏，低旁泄漏、主蒸汽管疏水氣動閥門、熱再蒸汽管疏水氣動閥門、高壓缸疏水氣動閥門等。
4、汽輪機低壓缸排汽阻力大
凝汽器內部的支撐結構為正交性網狀結構，這種結構雖然簡單可靠，但是有大量的結構件處于低壓缸排汽流道之中，對氣流干擾嚴重，型阻頗大。
5、凝汽器端差偏大
由于電廠采用開式循環(huán)的冷卻方式，且取水口位于河道凹岸，河流中的泥沙與各種漂浮物被大量吸入，造成凝汽器換熱管內壁上沉積大量的淤泥及微生物，嚴重影響傳熱效果，造成端差偏大。凝汽器的端差與前一年的數值相比有明顯的升高，說明對凝汽器臟污程度較高。A側循環(huán)水的溫升明顯高于B側，說明B側凝汽器的污臟程度更嚴重。
過冷度數值在低負荷供熱時增加，也表明了熱力系統(tǒng)閥門存在明顯泄漏，有大量高溫介質流入凝汽器，進一步影響換熱效果。
6、水環(huán)式真空泵抽吸不凝性氣體的能力較低
水環(huán)式真空泵密封液的冷卻介質為閉式水，試驗在冬季進行，當時閉式水溫度大約21～22℃。正常情況下，密封液的板式冷卻器的端差應當在1～2℃，那么密封液的溫度應為22～24℃，此時水環(huán)式真空泵的吸入口壓力大約是3.0 kPa(a)，然而低負荷時機組背壓最低也有4.65 kPa(a)。機組當時的真空嚴密性為80 Pa/min，進入凝汽器的不凝性氣體的量很小。假如密封液的板式冷卻器冷卻能力正常，則不存在因真空泵抽吸能力不足導致機組背壓升高的可能。所以問題在于板式冷卻器冷卻能力不足，使得密封液溫度偏高，致使真空泵抽吸能力不足而影響機組背壓。
7、鍋爐空氣預熱器漏風率偏大
上海鍋爐廠空氣預熱器漏風率的設計值為5.5%，從表2可見，空氣預熱器漏風率明顯超過設計值，表明密封間隙過大。
8、鍋爐煙氣余熱未被利用
根據投產以來的運行數據，每年5～10月電除塵器出口的煙溫均超過130℃，冬季最冷月份時的煙溫也不會低于115℃。
機組采用濕式石灰石－石膏煙氣脫硫工藝，未設置GGH裝置， 電除塵器出口煙氣溫度約120～130℃，煙氣送入吸收塔，進行脫硫處理。這種工藝流程雖省去了GGH，但帶來幾方面的問題：（1）使未經處理的煙氣溫度從120～130℃降至約80℃，這部分煙氣余熱未被利用而白白損失；（2）為滿足脫硫工藝對煙氣溫度（約80℃）的要求，在吸收塔內需通過大量噴水進行冷卻，以使煙氣溫度從吸收塔進口的約120～130℃降至脫硫需要的工作溫度（約80℃）；這將使吸收塔內蒸發(fā)的水量增加約20%，進而導致脫硫裝置的耗水量增大；（3）這些水在吸收塔內蒸發(fā)成飽和蒸汽隨煙氣一起由煙囪排出，增加了從煙囪排出的煙氣－蒸汽混合物的體積（增加約3%）及相應的流動阻力，使增壓風機的功耗增大。
9、循環(huán)水泵與鍋爐引風機電耗偏大
主要原因有以下2點：
（1）循環(huán)水泵在基建時就配置了雙速電動機，雖然投產后按季節(jié)不同、循環(huán)水溫高低，分別采用高速或低速運行方式，但由于缺少依據，往往僅憑經驗對循泵方式進行調度，非常粗放，不能充分發(fā)揮節(jié)能潛力。
（2）引風機為靜葉可調式軸流風機，其調節(jié)范圍與效率均不如動葉可調式軸流風機，加之配用2000kW 電動機，富裕容量過大，故電耗率偏高。
二、改造措施與效果
1、“汽輪機高壓缸效率偏低”與“高中壓缸間過橋汽封漏汽量大”的解決方案
從試驗數據來看，高中壓缸的各壓力監(jiān)視段的壓力比尚處于正常范圍，故通流部分無嚴重問題，高壓缸效低及過橋汽封漏氣量大應該是安裝時汽封間隙過大所致。據此，我們采用組合措施來解決：拔除調節(jié)級與高壓缸的全部死汽封，重新鑲嵌，并將調節(jié)級汽封間隙調整到0.90 mm、高壓缸汽封間隙調整到0.55 mm；將傳統(tǒng)的過橋汽封與中壓缸隔板汽封改造為布萊登汽封，并將工作間隙做到0.35 mm；將中壓缸圍帶汽封的材料更換為鐵素體，并將間隙調整到0.55～0.60 mm；將低壓缸前6級的隔板汽封與第六級圍帶汽封及所有軸封改造為蜂窩汽封。上述措施實施后，取得良好效果。見表3。
采用布萊登汽封后，汽輪機高中壓缸間過橋漏汽量為1.34%（設計值為0.96%），相當于設計值的1.40 倍，降低了近1/2。
2、解體檢修，治理熱力系統(tǒng)閥門泄漏嚴重的問題
解體高旁時發(fā)現閥座上鑲嵌的硬質合金被嚴重吹損，重新堆焊后研磨接觸線。機組運行后，高旁閥后溫度由修前的450℃降低到218℃，嚴密性良好。對低旁、2號高加事故疏水調節(jié)閥也采用同樣的方法進行修理，效果良好。修后，低旁閥后溫度降到約70℃，2號高加事故疏水調節(jié)閥的閥后溫度基本與凝汽器溫度持平。
此外，電廠利用調�；驒z修機會，更換了一批品質低劣的高/中溫疏水閥，大幅度地減少了高溫工質的泄漏。目前，各個疏水集管的溫度均低于50℃。
3、對汽輪機低壓缸排汽通道進行優(yōu)化，降低排汽阻力
電廠經過充分調研，決定采用西安協(xié)力動力科技有限公司的流場優(yōu)化方案。
此方案的最大優(yōu)點是，在不降低凝汽器外殼剛度的前提下，優(yōu)化支撐結構并采用低流阻的結構支撐件，降低了排汽流道的整體阻力，且基本不受排汽流量變化的影響，同時可減輕凝汽器整體重量。改造后，通過相近參數條件下對比，凝汽器真空提高約0.28～0.32 kPa。
4、清洗凝汽器，降低端差
電廠采取停機或不停機帶負荷清洗凝汽器的方式，及時清除影響傳熱效果的淤泥，提高凝汽器清潔度，降低端差。一般情況下，每清洗一次，可提高機組真空0.8～1.2 kPa。同時，電廠還在積極尋找提高膠球清洗裝置效率的改造方法，力爭不采用帶負荷清洗凝汽器的方法。因為這種方法既影響機組安全運行，又違背職業(yè)健康的要求。
5、改造密封液冷卻器，降低水環(huán)式真空泵密封液溫度，提升抽吸不凝性氣體的能力
冷卻器內部污臟、冷卻水量不足、換熱面積不足等原因，均可導致板式冷卻器冷卻能力不足。經檢查，排除了冷卻器內部污臟、冷卻水量不足方面的原因，故可以確定主要原因在于換熱面積不足。
解決冷卻面積不足的方法有這幾種，一是在原板式冷卻器上增加換熱單元（即擴容），二是再并聯(lián)一組冷卻器，三是既擴容又再并聯(lián)一組冷卻器。在考察現場安裝條件后，電廠決定采用第三種方法。改造后，密封液溫度降低了0.9～1.0℃。
6、采用柔性接觸式密封系統(tǒng)減小鍋爐空氣預熱器漏風率
傳統(tǒng)空預器密封技術采用剛性有間隙密封技術，在動靜間保持一個最小間隙，達到漏風最小。由于空氣預熱器會產生蘑菇狀變形，而且這種變形隨負荷、環(huán)境溫度不斷發(fā)生變化，使得我們在調整時很難達到一個最佳的動靜之間的間隙值。
經過調研，電廠發(fā)現柔性接觸式密封系統(tǒng)能控制并減少漏風，其密封系統(tǒng)是根據空氣預熱器轉子受熱變形而設計的，它包括徑向密封、軸向密封、旁路密封以及靜密封等。工作原理：將扇形板固定在某一合理位置，柔性接觸式密封系統(tǒng)安裝在徑向轉子格倉板上，在未進入扇形板時，柔性接觸式密封滑塊高出扇形板5～10 mm 。當柔性接觸式密封滑塊運動到扇形板下面時，合頁式彈簧發(fā)生形變。密封滑塊與扇形板柔性接觸，形成嚴密無間隙的密封系統(tǒng)。當該密封滑塊離開扇形板后，合頁式彈簧將密封滑塊自動彈起，以此循環(huán)進行。改造后，漏風率明顯降低。
7、加裝低溫省煤器，利用鍋爐排煙余熱加熱凝結水
綜合機組的系統(tǒng)特點和布置情況，電廠采用的方案是：低溫省煤器分段布置在吸收塔入口和電除塵器進口；對于第一級煙氣熱量回收裝置出口煙氣溫度高于煙氣的酸露點溫度，避免其下游設備的腐蝕；第二級煙氣熱量回收裝置布置在脫硫吸收塔入口。
此方案具有比較明顯的優(yōu)勢：首先，不需要對電除塵器、引風機和增壓風機等設備進行特殊的防腐處理；其次，盡量多的回收了煙氣余熱；再次，除塵器也由于第一級換熱器的設置而使其除塵效率提高；最后，進入引風機和增壓風機的體積流量下降，從而降低了廠用電。
8、降低循環(huán)水泵與鍋爐引風機電耗偏大的措施
為更加有效合理地調度循環(huán)水泵的運行，達到冷端最優(yōu)化的目的，電廠與某電力科技公司合作開發(fā)了一套“冷端優(yōu)化系統(tǒng)”。該系統(tǒng)綜合考慮了循環(huán)水溫度、負荷、標煤單價、上網電價、凝汽器清潔程度、真空泵抽吸不凝性氣體能力等諸多因素，通過建立經合理簡化的數學模型，給出不同循環(huán)水泵方式下的供電煤耗、經濟收益的預測結果，并提出最優(yōu)的運行方式。運用這套系統(tǒng)，電廠可按最優(yōu)方式調度循環(huán)水泵，節(jié)電效果顯著。
同時，電廠還對引風機進行了變頻改造，并配以合理的運行調節(jié)方式，取得良好的效果。措施實施前后電耗率的對比見表4。
三、結語
通過采取有針對性的多種節(jié)能手段進行綜合改造，電廠的經濟性得到了明顯提高，但還有一定的節(jié)能潛力尚待挖掘，需要繼續(xù)努力。同時，必須充分調動運行人員的主觀能動性，從點滴細微之處入手，進一步提高機組經濟性。
作者:張堅明 莫杰 上海電力股份有限公司吳涇熱電廠
