提高汽轮发电机组真空度的技术研究

一、企业概况 五阳热电厂是潞安矿业集团公司的自备电厂之一，装机容量 50MW，于 1999 年建成投产。由四台 75t/h循环流化床锅炉、两台 25MW调整抽汽式汽轮发电机 组集中母管制方式运行，担负着公司内部生产和生活的发、供电（热）任务。 二、小组概况 三、选题理由 真空是影响汽轮发电机组运行热经济性的主要指标之一，机组真空下降， 导致蒸汽的排汽焓值上升，有效焓降降低，汽轮机蒸汽循环的效率下降。有资 料显示，真空每下降 1KPa，机组的热耗将增加 70kj/kw，热效率降低 1.1%。小 组针对 2008年及当前机组真空不理想的情况，及时组织讨论，确定了本次活动 姓 名 性 别 文化程度 职务 组内分工 杨 煜 男 大专 汽机主任 组长 杨伦辉 男 本科 汽机技术员 副组长 闫正田 男 大专 车间主任 协调指导 申德荣 男 大专 支部书记 技术顾问 张 勇 男 高技 汽机班长 现场实施 宋志斌 男 高中 汽机班长 现场实施 董国斌 男 高中 汽机班长 现场实施 付江宏 男 大专 汽机班长 现场实施 武丽红 女 本科 化水技术员 现场实施 朱 江 男 本科 检修技术员 现场实施 小 组 名 称 采 取 有 效 措 施， 提 高 汽 轮 发 电 机 组 真 空 度 成立时间：2000 年 4 月 小组注册号：五阳热电-2009-11 本 次 课 题 活 动 情 况 课题类型：现场 型 课题注册时间：2009 年 4月 课题 采取有效措施，提高汽轮发电机组真空度 活动时间：2009 年 4月12 月 出勤率：100% 本 次 课 题 活 动 情 况 的题目为： 四、现状调查 1#汽轮发电机组 年 份 发电量（万 KWh） 汽耗量（t） 平均汽耗量（kg/kwh） 平均真空（MPa） 2006年 17809.248 998375 5.61 -0.0843 2007年 17569.776 1048966 5.97 -0.0797 2008年 18677.28 1124450 6.02 -0.0748 2#汽轮发电机组 年 份 发电量（万 KWh） 汽耗量（t） 平均汽耗量（kg/kwh） 平均真空（MPa） 2006年 15644.928 740100 4.73 -0.0831 2007年 16897.488 850657 5.034 -0.0783 2008年 15974.688 805404 5.042 -0.0753 从上表可以看出，自 2006年以来，我厂 1#、2#汽轮发电机组在运行中真 空呈下降趋势，而汽耗却逐年增加。2008 年夏季真空值为-0.068- 0.076Mpa，冬季真空值为-0.076-0.081Mpa，虽然对循环水系统进行了定期酸 洗，但效果并不明显，严重影响了机组的运行热经济性。 五、确定目标 1、活动目标 将汽轮发电机组真空值提高到夏季：-0.076-0.081Mpa，冬季：- 0.080-0.086Mpa。年度平均真空达到-0.083Mpa 以上。 2、设定目标值的依据 从现状调查 可以看出， 2006年机组平均真空在-0.084Mpa 左右，此时的机 组运行稳定性，经济性都较为理想，说明系统设备在硬件、软件上都存在有一 采取有效措施，提高汽轮发电机组真空度 定的问题，只要解决了硬件上的问题 ，再把软件上的问题 加以规范，就能够 使汽轮发电机组真空度达到甚至超过 2006年的水平。 注：硬件问题就是循环水系统结垢问题；软件问题就是运行调整的规 范管理。 六、原因分析 小组通过现场调查分析，提出了影响汽轮发电机组真空度的 14条原因，通 过关联图分析，确定了 4个末端因素： 七、确定主要原因 要因确定计划表 序 号 末端 因素 确认内容 确认 方法 确认标准 负责人 完成 时间 1、循环水水质是否合格？ 取样 化验 浓缩倍率：2.5，总磷 79，碱度与硬度值之 和不大于 25 武丽红 2009.6 2、冷却塔填料、凝汽器 铜管是否结垢？ 现场 检查 冷却塔填料无结垢、下 水情况良好；凝汽器铜 管光洁度良好 杨伦辉 2009.61 循环 水温 高 3、循环泵水轮是否锈蚀？ 解体 查看 水轮完好，无锈蚀现象 朱 江 2009.6 原 因 分 析 逻 辑 关 联 图 汽轮发电机组真空低 循环水水质差 凝汽器铜管结 垢循环水量不足 射水池水温控制不好 循环水泵水轮锈蚀 真空系统严密性差 凝汽器水侧排空不及时 冷却塔填料结垢 射水抽气器效率低 轴封调整不到位 机、炉协调配合不严密 凝汽器端差大循环水温高 运行调整不规范 4、机组端差是否增大？ 运行监视 端差不得超过 12 杨伦辉 2009.5 1、轴封调整是否到位？ 现场抽查 温度：180200,压力0.0150.02MPa。 杨伦辉 2009.5 2、凝汽器水侧排空是否 及时？ 现场 抽查 水侧排空管既无空气排 出，也不吸空。 杨伦辉 2009.5 3、射水池水温控制是否 良好？ 现场 抽查 射水池水温不大于 26 杨伦辉 2009.5 2 运行 调整 不规 范 4、机、炉协调配合是否 严密？ 现场 抽查 负荷加减控制合理，蒸 汽参数合格无大幅波动。 杨伦辉 2009.5 3 真空 严密 性差 机组真空严密性是否合 格？ 定期做 机组真 空严密 性试验 关闭射水抽气器空气门 后，5 分钟内机组真空 下降不得超过 6KPa。 杨 煜 2009.5 4 射水 抽气 器效 率低 验证抽气器效率是否达 标 查看内 部是否 结垢； 并与其 设计参 数对比 射水抽气器内部无结垢。 朱 江 杨 煜 2009.6 要因确认一：循环水温高 1、循环水水质化验是否合格。 确认过程： 确认方法：取样化验 取样次数： 10 次 化验结果：浓缩倍率大于 3，总磷 10，碱度与硬度 值之和大于 30 结 论：循环水水质不合格 2、冷却塔填料、凝汽器铜管是否结垢。 确认过程：填料检查： 铜管检查： 凝汽器铜管结垢严重 冷却塔填料因结垢严重整个粘接到一起，犹如水泥浇注料一般，中间流水 缝隙几乎全部堵塞；尤其凝汽器上部铜管结垢严重，内壁均是 2mm厚的硬垢。 3、循环泵水轮是否锈蚀 确认过程：联系检修人员，做好安全措施后，对循环水泵开盖检查，发现 水泵内部及叶轮有多数斑点，水轮部分锈蚀。 4、机组端差是否增大。 确认过程：通过不同负荷和工况下，进行参数统计对比，次高压机组端差 应在 57范围内属于经济状态，最起码要在 913范围内才算合格。但在 统计观察中机组端差都在 15以上，甚至超过 20。 结论：循环水温高是造成机组真空低的主要原因。 要因确认二：运行调整不规范 1、轴封调整是否到位？ 确认过程： 确认方法：现场抽查 抽查次数： 10 次 抽查结果：有 3次温度 180，压力 0.010MPa；有 4次温度 210，压力 0.025MPa；2 次合格 结 论：轴封调整不到位 2、凝汽器水侧排空是否及时？ 确认过程： 确认方法：现场抽查 抽查次数： 10 次 抽查结果：有 5次需要排空；有 4次吸空而未关排空门，1 次合 格 结 论：凝汽器水侧排空不及时 3、射水池水温控制是否良好？ 确认过程： 确认方法：现场抽查 抽查次数： 10 次 抽查结果：有 8次水水温超过 26 结 论：射水池水位控制不到位 4、机、炉协调配合是否严密？ 确认过程： 确认方法：现场抽查 抽查次数： 10 次 抽查结果：有 5次加减负荷不及时，3 次参数调整不到位，有 2次合格 结 论：机、炉协调配合控制不严密 结论：运行调整不规范是造成机组真空低的主要原因。 要因确认三：真空严密性差 确认过程： 确认方法：定期试验 试验次数： 2 次/月 试验结果：机组带 80%负荷时，关闭射水抽气器空气门，在 5 分钟内机组真空下降 5325Pa，低于 7000KPa。 结论：真空严密性合格，不是机组真空低的主要原因。 要因确认四：射水抽气器效率低。 确认过程： 确认方法：现场检查对比 检查对比情况：解体检查射水抽气器，内部结结垢严重，喷嘴 处通流面积明显减少。和完好设备相比，抽真空度低 0.002MPa 结论：射水抽气器效率低是机组真空低的主要原因 八、制定对策 要因 对策 目 标 措 施 完成时间 责任人 循环 水温 度高 降低循 环水温 度 1、控制循环水水质：浓 缩倍率 2.2，总磷 8，碱 度与硬度值之和不大于 22 加酸及阻垢剂，定时 取样检测 2009.8 武丽红 2、填料换热效果良好， 铜 管内壁光洁 更换填料，凝汽器 铜 管除垢 2009.8 朱 江杨伦辉循环 水温 度高 降低循 环水温 度 3、保证循环泵出力 更换循环泵水轮 2009.8 朱 江杨伦辉 运行 调整 不规 范 规范运 行调整 1、机炉协调联系密切， 加减负荷及时 2、轴封调整规范，凝汽 器水侧排空及时，射水池 水温调整合理 加强现场管理和员 工思想教育，并引 入绩效竞赛制度 2009.9 杨 煜杨伦辉 射水 抽气 器效 率低 提高抽 气器效 率 真空严密性试验合格，抽 汽效率负荷达设计值。 酸洗射水抽气器内 部，对比试验，参 数不合格则更换 2009.9 朱 江杨伦辉 九、对策实施 对策：降低循环水温度 1、控制水质。 联系水处理厂家，定期向循环水中加酸、阻垢剂、灭菌杀藻。并每天取样 化验水质，及时排污，严格控制循环水浓缩倍率限于 2.5，总磷 79，碱度与 硬度值之和不大于 25。 2、更换填料、铜管除垢。 2009 年 7 月，利用机组大修周期，分别对冷却塔填料进行彻底更换；检查 凝汽器铜管进行除垢清理。 3、更换循环泵水轮。 在机组低负荷时，轮流对各台循环泵进行开盖检查，对有腐蚀现象的水轮 进行了更换。 实施结果： 1、控制循环水水质：浓缩倍率 2.3，总磷 7.5，碱度与硬度值之和不大于 21.5。 2、填料换热效果良好，铜管内壁光洁，凝汽器端差控制在 13以内。 3、更换循环泵水轮后，水泵出力达设计值，出口压力 0.25MPa。 对策：规范运行调整 针对现场运行存在的轴封调整不及时、凝汽器水池排空不到位、射水池水 温控制不规范以及机、炉的协调控制不严密等问题。小组联合车间加强现场管 理和员工思想教育，并引入绩效竞赛制度，调动员工工作积极性，规范运行了 调整。 对策：提高射水抽气器效率 酸洗射水抽气器内部，对比试验，参数不合格则更换抽气器。 实施结果：酸洗后抽汽效率明显提高并接近设计值，更换后则达到设计值，抽 汽效率明显提高。 十、效果检查 通过采取技术改造、运行管理的全程监督跟踪等一系列有效措施后，机组的 汽耗率大大下降，真空度明显提升。 对 2008年和 2009年机组汽耗率和真空度对比 1#汽轮机 2#汽轮机 项目 年度 汽耗 真空 汽耗 真空 2008年 6.02 kg/KWh -0.075 MPa 5.04 kg/KWh -0.075 MPa 2009年 5.96 kg/KWh -0.084MPa 5.00 kg/KWh -0.0835 MPa 其中 1#机真空度平均提高 0.008MPa，汽耗率降低 0.06kg/KWh；2#机真空 度平均提高 0.008Mpa，汽耗率降低 0.04kg/KWh。 经济性分析： 显而易见，真空好转提高了汽轮机发电机组的效率，最主要是随着真空的 好转，汽轮机的轴向推力、轴向位移等参数都会得到好转，机组的运行安全性 得到提高。 可以初略地计算一下，由于机组真空的好转，汽耗率的降低。对电厂的经 济性带来的影响： 2009年 1#机全年发电量为 17321.182万 KWh；2#机全年发电量为 14615.14 万 KWh。以目前我厂的煤质为准，平均吨煤产汽量比例为 1：6。 则因为汽耗的降低,1#机全年煤耗减少 17321.1821040.066000=1732.12吨 2#机全年煤耗减少 14615.141040.046000=974.34吨 那么全厂 2009年因煤耗减少约省煤： 1732.12 + 974.34=2706.46吨 目前市场中煤煤价为 300元/吨，则全年因煤耗减少，节约经济 （1732.12+974.34）300=811938.8 元。 可以看出，通过汽轮机冲洗盐垢和清理凝汽器铜管等一系列措施，最主要 的是 1#冷却塔填料的更换，解决了影响循环水温的硬件障碍，使机组维持了较 好真空，汽耗率得到很好的控制。全厂经济性大大提高。 十一、