150MW汽轮机组真空度下降的原因分析及对策.docx

150mw 汽轮机组真空度下降的原因分析及对策魏胜娈(四川华电攀枝花三维发电有限责任公司 ,四川 攀枝花617065 )摘 要 :四川华电攀枝花三维发电有限责任公司 2 150mw 汽轮机组真空度偏低 ,导致汽轮机运行的安全性和经济性降低 。分析了机组在制造 、安装 、调试 、运行中存在的一些主要问题以及造成机组真空度偏低的因素 ,有针对性地提出了 应对措施 ,保证机组在合理的背压下安全 、经济运行 。关键词 :凝汽器 ;真空度 ;原因分析 ;预防措施中图分类号 : tk 264. 1 + 1文章编号 : 1674 - 1951 ( 2010) 09 - 0044 - 05文献标志码 : a机组由四川电力设计咨询有限责任公司设计 ,由四川电力建设三公司负责安装 ,四川电力工业调 整试验所负责整套启动调试 。机组选用东汽工业公 司生产的 n - 8000凝汽器 :换热面积 , 8 000 m2 ;管子长度 , 8 850 mm; 管子根数 , 16 516 根 ; 直径 壁 厚 ,18 mm 0. 5 mm; 使用硬度为 3. 8 mmo l /l 的循环 水 ;设计真空度为 93. 48 % 。针对 150mw 机组真空度偏低的状况 , 通过对 机组正常运行参数及指标的实际值与基准值的偏差 比较 ,从中找出了一些影响 150 mw 机组真空度的因素 。近几年来 ,努力解决了一些影响机组真空度 的关键问题 ,从而逐步提高了机组运行的安全性和经济性 。0 引言凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部 分 ,它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性 、 可靠性 、稳定性和经济性 。而凝汽器真空度是汽轮 机运行的重要指标之一 ,也是反映凝汽器综合性能 的一项主要考核指标 。一般运行经验表明 ,凝汽器 真空每下降 1 kpa,机组汽耗会增加 1. 5 % 2. 5 % ; 而传热端 差每 升 高 1 , 供电 煤 耗 增 加 1. 5 2. 5g / ( kw h) 。经 计 算 表 明 : 在 蒸 汽 初 参 数 为 9. 0m pa、490 , 排 汽 温 度 每 降 低 10 , 热 效 率 增 加3. 5 % ;排汽压力从 0. 006m pa降到 0. 004m pa,热效 率增加 2. 2 % 。由此可见 ,汽轮机排汽压力越低 ,工 质放热过程的平均温度也越低 (即增加了吸热与放 热的平均温度差 ) , 工质循环的热效率也 越高 。因 此 ,保持凝汽器良好的运行工况 ,保证凝汽器的最有利真空 ,是每个发电厂节能的重要内容 。本文根据 近 3 年来的机组运行情况 ,就困扰机组经济性的真 空度偏低问题及采取的一些对策进行了分析 。2 影响真空度的主要因素及采取的措施凝汽器排汽压力 pex与凝汽器排汽压力 pex下的饱和温度 tex有一一对应关系 , tex可由下式来计算确定 := tw l +t +tt ,tex式中 : tw l为凝汽器循环水进水温度 , ; t为凝汽器循环水温升 , ;tt 为凝汽器传热端差 , 。 降低凝汽 器 循 环 水 进 水 温 度 tw l 、循 环 水 温 升 t、端 差 tt 可 以 提 高 真 空 度 。攀 枝 花 发 电 公 司2008年度指标对比分析见表 1。2. 1 循环水进水温度循环水进水温度是影响凝汽器真空的最直接因 素 。在其他参数不变的情况下 ,循环水进水温度低 ,凝汽器排汽压力降低 ,凝汽器真空升高 。攀枝花发电公司机组使用开式循环系统 ,所以 ,循环水进水温 度主要取决于环境温度与冷却水源 。环境温度低 , 则循环水进水温度低 。2. 2 循环水温升循环水温升同样是影响凝汽器真空度的最直接 因素 。在其他参数不变的情况下 ,循环水温升降低 ,1 机组概况四川华电攀枝花三维发电有限责任公司 (以下 简称攀枝花发电公司 )现有 150mw 机组 2台 (编号 为 # 11、# 12 ) ,系北京全三维动力工程公司设计 ,上 海汽轮机有限公司制造的超高压 、中间再热 、单缸单 转 子 、单 排 汽 、冲 动 式 、凝 汽 式 汽 轮 机 , 型 号 为 n150 - 13. 24 /535 /535。配 合 东 方 锅 炉 厂 生 产 的 d g490 /13. 7 - 型 490 t / h 循环流化床 、一次中间 再热 、全钢结构 、露天布置 、自然循环汽包锅炉和哈 尔滨电机有限责任公司设计制造的 q f - 150 - 2 型 空冷发电机 。收稿日期 : 2010 - 02 - 04第 9期魏胜娈 : 150mw 汽轮机组真空度下降的原因分析及对策45 表 1攀枝花发电公司 2008年度指标对比分析负荷 /mw循环水温升 / 真空度 / %凝汽器端差 / 进水温度 / # 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组111. 44103. 3815. 8914. 3414. 6391. 1690. 8110. 5111. 05则凝汽器排汽压力降低 ,凝汽器真空升高 。攀枝花发电公司 150mw 机组凝汽器循环温升 13. 5 。 循环水温升 t可由下式计算确定 :t = iqm ex / ( cp qm w ) ,式中 : i为汽轮机低压缸单位工质凝结时的放热量 , kg / kg; qm ex为汽轮机低压缸排气量 , kg / h; qmw为循环冷却水流量 , kg / h; cp 为冷却水比热 , kj / ( kgk) 。 循环水温升是凝汽器热负荷与凝汽器循环冷却水冷却能力的具体反映 ,凝汽器热负荷小 ,循环冷却水冷却能力强 ,则循环水温升降低 ,凝汽器排汽压力 降低 ,凝汽器真空提高 。2. 2. 1 循环水温升的影响因素2. 2. 1. 1 影响凝汽器热负荷的因素( 1 )汽轮机低压缸正常的排汽热负荷影响 , 取 决于电网对机组负荷的要求 。负荷率越高 ,低压缸 正常的排汽热负荷越高 。( 2 )汽轮机低压缸实际的排汽热负荷偏离设计热负荷所形成凝汽器附加热负荷 。这部分附加热负 荷主要取决于汽轮机通流部分效率以及高压配汽机构的节流损失 。汽 轮机 通流 部 分效 率越 接 近设 计值 ,这部分附加热负荷越小 。 影响因素有以下 5个方面 :1 )由于是全三维设计的国内第 1 台单缸 、单轴机组 ,为安全起见 ,在机组安装时汽封间隙放的偏 大 ,中间汽封 (用于分离高 、中压缸 ) 间隙达到 1 mm以上 ;2 ) 由于设计经验不足 ,高压内缸夹层冷却汽 孔偏大 ;3 ) 为提高机组适应调峰快速启动的能力 ,中低压缸通流间隙偏大 ;4 )高压缸配汽机构的节流损失 ;5 )汽封结构落后 ,性能落后 。 采取的措施 :1 )利用大修机会 ,分别对 # 11、# 12 机组的汽封间隙进行了调整 ,大幅降低了汽封间隙 ,平均减小50 %左右 ;2 ) 通过计算 ,合理封堵高压内缸夹层冷却通 汽孔 2 个 ,降低汽耗 ;3 )合理调整隔板汽封间隙 ;4 )对高 压 调 门 的 重 叠 度 重 新 进 行 校 核 和 论 证 ,保持高压调门最优化的重叠度 。( 3 )工质内漏进入凝汽器形成的附加热负荷 。 影响因素有以下 2个方面 :1 )低压旁路严密性 ;2 )疏放水系统严密性 。 采取的措施 :1 ) 利用消缺或停机机会 ,将内漏阀门门芯进 行研磨 ,并逐步更换 # 11、# 12 机组主汽管道常漏阀 门疏 2 乙 、疏 3乙 、疏 4乙为进口阀门 ;2 )对该关闭的疏水 、放水门应关到位 ,发现阀 门内漏及时处理 ;3 )对轴封压力要及时调整等 。2. 2. 1. 2 影响循环冷却水冷却能力的因素 循环冷却水冷却能力对循环水温升的影响 ,主要通过循环冷却水流量来体现 ,在其他参数相同的 情况下 ,循环冷却水流量增大 ,循环水温升降低 ,凝 汽器排汽压力降低 ,凝汽器真空升高 。攀枝花发电 公司 # 11、# 12机组 2006 年平均循环水温升分别为18. 45 、18. 81 。增大循环水流量是以增加循环水泵耗电量为代价的 ,而汽轮机真空也并不是越高 越好 ,受汽轮机末级膨胀的限制 ,有一个极限真空 。 在实际运行过程中 ,对应于循环冷却水流量的增大 qm w ,汽轮机真空提高导致发电量增加 n ex以及循 环水泵耗电量增加 n b ,存在一个使 n = n ex - n b 达到最大值的循环冷却水流量 ,此时对应的汽pzj 。轮机真空为最有利真空k采取的措施 :在机组实际运行中 ,通过优化循环水泵运行方式 ,可以达到改善汽轮机真空的目的 。 循环水泵经济运行需采取的措施 :( 1 )循环水泵及电机规范 ,见表 2。表 2 循环水泵及电机规范流量 / ( th - 1 )转速 / ( rm in - 1 )循环水泵名称型号扬程 /m功率 / kw效率 / %额定电流 /a# 1、# 5# 2# 3# 432 sla - 105 07048. 558575289. 0125. 0源江 40 - 151200l y - 551200l y - 55 9 90050. 34801 528232. 015 50015 50055. 055. 04954952 7502 56490. 090. 5325. 3326. 046 华 电 技 术第 32卷( 2 )一般循环水泵匹配情况见表 3。表 3 一般循环水泵匹配情况14 。从 2008 年开始 , 攀枝花发电公司就着手寻求解决凝汽器不锈钢管结垢影响机组经济运行的办 法 ,于 2008年 4 月 16 日加装北京中环信科科技有 限公司的超声波防 (除 ) 垢技术装置以期解决凝汽 器不锈钢管的结垢问题 ,经过 3 531 h 的运行验证 ,月份50mw 及以下110mw250mw300mw# 1# 2# 2、# 3# 1、# 3、# 4# 5# 1、# 5# 2、# 4# 3、# 4、# 55 10#抽管化验检查 ,没有任何效果 。在 2009 年 12 机组小修中进行了抽管检查 ,所抽管样内壁附着一层致# 1、# 5、# 3# 1、# 5、# 42密附着物 (约 1. 0 mm ) ,垢量在 3 000 g /m 左右 ,尝试用高压清洗射流装置的清洗方法也无济于事 ,凝 汽器不锈钢管内的结垢依然严重 。导致凝汽器不锈 钢管传热效率下降 ,致使凝汽器真空度降低 ,端差升 高 ,严重时影响机组带负荷的能力 。为此 ,攀枝花发# 1# 2# 2、# 3# 3、# 4# 5# 1、# 5# 3、# 4# 1、# 2、# 3# 1、# 5、# 3# 1、# 2、# 411 4# 1、# 5、# 4# 5、# 2、# 3# 5、# 2、# 4#电公司决定对 11、 12 机组分别采用化学清洗 ,将凝汽器换热管表面附着的垢物去除 ,使换热管表面 清洁光滑 ,保证凝汽 器 换热 管的 传 热效 率 , 降低 端差 ,保障机组安全 、经济和稳定运行 。( 1 )第 1次清洗 。 2009年 7 月 17 日上午 ,对机 组凝汽器化学清洗临时系统和正式设备进行检查 , 确认符合清洗条件 。此次化学清洗于 2009 - 07 -17 t 15: 00开启消防水源向清洗系统进水 ,建立循 环 ; 17: 00 系统满水后 ,启动清洗泵 ,系统试运行 ,系 统运行稳定后直接进入酸洗前水冲洗阶段 ,冲洗 1 h 后放水 ,放水结束后开启消防水向系统进水 ,系统满 水后启动清洗泵 ,循环 0. 5 h 后停泵 ,浸泡 。 2009 -07 - 18 t 08: 00 放水 , 10: 00 放水完毕后开消防水 进水 , 12: 00进满水后启动清洗泵 ,待系统运行正常后 , 13: 00 加入缓蚀剂 ,循环均匀后开始加入氨基磺酸 ,同时分析清洗液酸度和钙离子浓度 。在清洗期 间 ,切换循环回路 3次 , 18: 00 通过分析发现清洗液 酸度为 0 , 停止清洗 , 排放酸洗废液 , 20: 00 酸液 排 完 ,并进行水冲洗 ; 20: 00 系统上水完毕后开始水冲 洗 ,测定冲洗水 ph 为 6. 88 ,至 2009 - 07 - 19 t 07:00结束 ,期间共进行水冲洗 3次 。相关数据见表 4。( 2 ) 第 2 次清洗 。 2009 年 7 月 19 日上午打开# 12机组凝汽器人孔后 ,检查清洗效果 ,发现存在欠 洗现象 ,决定再次进行化学清洗 。对化学清洗临时系统和正式设备进行检查 ,确认符合清洗条件 。本次化学清洗于 2009 - 07 - 23 t 20: 00建立系统循环 并加入缓蚀剂 ; 20: 30 待缓蚀剂循环均匀后开始加 入氨基磺酸 ,同时分析清洗液酸度和硬度 。 2009 -07 - 24 t 04: 00 清洗结束 ,排放酸洗废液 ; 06: 00 排 放完毕 ,上水冲洗 ; 并进行水冲洗 ; 08: 00 系统上水完毕后开始水冲洗 , 测定冲洗水 的 ph 为 6. 43 , 至10: 00结束 ,期间共进行水冲洗 2 次 。相关数据见 表 5。# 11、# 12 机组酸洗前后 、端差对比见表 6。( 3 )注意事项 :在循环水泵经济调度中 ,必须避免高压电机的频繁启动 ,启动要求按规程执行 。1 )循环水泵切换时 ,必须调整好沉沙池水位 ,防止溢水至钢材库 ;2 )循环 水 泵 运 行 匹 配 方 式 与 季 节 有 很 大 关 系 ,因此 ,应视季节变化而相应做出调整 ;3 ) 当循环水泵检修或系统异常时 ,应根据具 体情况合理安排循环水泵运行方式 。2. 3 影响凝汽器端差的因素及处理方法凝汽器端差主要反映凝汽器的传热效率 ,在其 他因素不变的情况下 ,凝汽器传热端差降低 ,则凝汽器排汽压力降低 ,凝汽器真空升高 。2. 3. 1 循环水进水温度在其他因素不变的情况下 ,循环水温度降低 ,凝 汽器传热端差升高 。在相同的循环水流量和排汽量下 ,凝汽器冬季传热端差要明显高于夏季 。攀枝花江水平均 、最高 (大 ) 、最低 (小 ) 水温分别为 16. 3 ,24. 6 , 8. 0 。2. 3. 2 凝汽器清洁程度 凝汽器清洁程度影响传热热阻 ,清洁程度好则传热热阻小 、端差小 ,反之则大 。影响清洁程度的因 素主要是循环水质 (攀枝花发电公司无胶球清洗装置 ) 。自投入商业运行以来 , 凝汽器没有进 行过 有 效的清洗和除垢处理 ,加上循环水沿用老厂 25mw、50mw 机组建设使用的开式循环系统 。沉沙池由于 地基强度所限且下部为生产库房 ,已不能继续加高和增大蓄水量 ,为满足机组大量用水 ,沉沙池水流速 度超过原先设计值 ,致使沉沙效果大大降低 ,导致大量泥沙进入凝汽器钢管 ,且新机组循环水出水管道 没有抽空气装置 ,为保证机组安全故而未采取循环水系统虹吸运行 ,导致凝汽器进出压差减小 ,从而导 致流速 ( 1. 6 m / s) 远低于设计值 ( 2. 0 m / s) ,加速凝汽器的结垢 , 使凝汽 器 的端 差不 断升 高 , 最 高达 到第 9期魏胜娈 : 150mw 汽轮机组真空度下降的原因分析及对策47 表 4 # 12机组凝汽器第 1次化学清洗分析数据# 12机组凝汽器第 2次化学清洗分析数据表 5氨基磺酸质量分数 / %氨基磺酸质量分数 / %ca2 + / m gl - 1ca2 + / (m gl - 1 )() 时刻备注时刻备注进水回水进水回水进水回水进水回水13: 0013: 3014: 0015: 0016: 0017: 00开始加缓蚀剂开始加氨基磺酸开始加入缓蚀剂开始加入 氨基磺酸20: 000. 90. 80. 60. 31. 11. 00. 70. 27 76011 20013 40016 0008 20011 60013 80016 20020: 300. 70. 921: 0022: 0023: 0023: 300. 81. 01. 20. 91. 01. 11. 00. 85 4006 2007 3609 2005 8006 8007 8309 800加酸完毕加酸完毕 18: 00 0. 0 0. 0 16 400 16 600 清洗完毕注 :数据采样日期为 2009 年 7 月 18 日 。2. 3. 3 真空严密性 凝汽器真空严密性是表征凝汽器工作特性的主要指标 ,是影响汽轮 机经 济 运行 的主 要 因素 之一 。 进入凝汽器的空气 ,由于蒸汽带入的只是极微量 ,大部分则是由于真空系统不严密而漏入的 。漏气量的大 小除与负荷有关外 ,还与设备状况运行条件等因00: 000. 70. 711 60011 90001: 000. 70. 613 40013 80002: 000. 60. 614 40014 80003: 000. 50. 515 20015 20004: 000. 50. 515 20015 200清洗完毕注 :表中数据共上 、下 2 部分 , 以模线区隔 , 上半部分为 2009年 7 月 23 日数据 ,下半部分为 7 月 24 日数据 。# 11、# 12机组酸洗前 、后端差对比表 6循环水温度 / 主汽流量 /( th - 1 )负荷 /mw主汽压力 /m pa真空 /kpa大气压 /kpa真空度 /%机组端差备注进水出水温升13. 2530078. 288. 888. 0620. 237. 2017. 009. 74酸洗前# 1112. 7527983. 889. 994. 2620. 933. 1012. 200. 52酸洗后9112. 5629881. 188. 791. 3422. 332. 4010. 108. 02酸洗前# 1211. 6428183. 289. 193. 3820. 933. 6512. 751. 96第 1 次酸洗后12. 3627285. 089. 594. 7418. 330. 0011. 701. 05第 2 次酸洗后13. 2030479. 489. 089. 2020. 236. 2016. 008. 81酸洗前# 1112. 3029883. 589. 093. 8220. 932. 6011. 701. 21酸洗后9512. 9030981. 088. 891. 2022. 432. 5010. 108. 41酸洗前# 1212. 7329983. 089. 193. 1520. 934. 3513. 451. 86第 1 次酸洗后13. 1928684. 789. 794. 2218. 730. 7012. 002. 08第 2 次酸洗后13. 0432478. 288. 888. 0620. 237. 217. 09. 74酸洗前# 1111. 0530983. 489. 293. 5021. 134. 313. 21. 05酸洗后10012. 7733080. 488. 690. 7422. 433. 411. 08. 56酸洗前# 1211. 6131082. 688. 992. 9121. 233. 712. 53. 34第 1 次酸洗后12. 3730884. 389. 993. 9718. 831. 813. 02. 33第 2 次酸洗后13. 0433778. 689. 088. 3120. 236. 416. 29. 96酸洗前# 1112. 9032682. 288. 892. 5721. 435. 914. 51. 80酸洗后10513. 1233680. 588. 790. 7521. 932. 210. 39. 96酸洗前# 1211. 7832982. 788. 993. 0321. 134. 012. 92. 75第 1 次酸洗后13. 2632783. 289. 393. 1719. 834. 314. 51. 96第 2 次酸洗后13. 3036078. 288. 888. 6020. 237. 016. 88. 00酸洗前# 1112. 9034082. 289. 192. 2521. 536. 014. 52. 62酸洗后11013. 0636380. 188. 890. 2021. 932. 410. 59. 91酸洗前# 1212. 4034582. 388. 992. 5821. 135. 013. 92. 80第 1 次酸洗后13. 2034183. 089. 392. 9520. 134. 814. 72. 24第 2 次酸洗后48 华 电 技 术第 32卷续表循环水温度 / 主汽流量 /( th - 1 )负荷 /mw主汽压力 /m pa真空 /kpa大气压 /kpa真空度 /%机组端差备注进水出水温升13. 2836679. 388. 489. 7121. 234. 413. 29. 60酸洗前# 1110. 2136282. 789. 092. 9021. 736. 314. 60. 74酸洗后11513. 1637479. 388. 989. 2021. 135. 414. 39. 51酸洗前# 1212. 5635182. 889. 093. 0321. 732. 911. 23. 85第 1 次酸洗后12. 6835583. 689. 593. 4019. 433. 914. 51. 96第 2 次酸洗后13. 1541077. 088. 187. 4021. 736. 815. 110. 96酸洗前# 1113. 1340382. 088. 992. 2421. 036. 815. 81. 89酸洗后12613. 2841078. 488. 488. 3820. 234. 814. 610. 90酸洗前# 1213. 0039582. 989. 292. 9421. 633. 411. 83. 64第 1 次酸洗后12. 8640182. 989. 292. 9319. 036. 017. 01. 04第 2 次酸洗后素有关 。空气漏入凝汽器对其工作的影响主要表现在以下几方面 :( 1 )空气漏入凝汽器后 ,使凝汽器压力升高 ,引 起汽轮机排汽压力和排汽温度升高 ,从而降低了汽 轮机设备运行的经济性并威胁 汽轮 机及 凝 汽器 的 安全 ;( 2 )空气是不良导体 ,凝汽器内漏入空气后 ,将 使蒸汽与冷却水的传热系数降低 ,恶化传热效果 ,导 致排汽与冷却水出口温度差增大 ,使凝汽器真空度 下降 ;( 3 )空气漏入凝汽器后 , 凝汽器内空气的分压 力增大 ,带来 2方面的影响 。一方面 ,因为液体中溶 解的气体与液面上该气体的分压力成正比 ,造成凝 结水的含氧量增加 ,不利于设备的安全运行 。另一方面 ,蒸汽是在蒸汽分压力下凝结的 ,空气分压力增 大必然使蒸汽的分压力相对降低 ,导致凝结水的过 冷度增大 。影响真空严密性降低的原因及其处理方法 :( 1 )本体疏水扩容器泄漏 。一方面 ,机组启 、停 中高温高压疏水不但增加凝汽器热负荷 ,而且还增 大扩容器各集水管之间的压差 、温差 ; 另一方面 ,运 行中机组疏放水门的不严导致的长久冲刷 ,最终导致扩容器与疏水管之间的连接焊缝发现裂纹 ,致使 大气漏入凝汽器 。针对本体疏水扩容器的泄漏 。一 方面对疏水压力 、温度相差较大的接口 ,加装波纹膨 胀节 ;另一方面做好定期灌水查漏工作 ,并利用停机机会逐步更换优质疏水阀门及焊缝的检查 、消漏 。( 2 )汽轮机轴封压力不正常 。在机组启动过程 中 ,若轴封供汽压力不正常则凝汽器真空度会缓慢下降 ,当轴封压力低时 ,前 、后轴封会因压力不足而 导致轴封处空气拉入汽缸 ,上汽轮机排汽缸温度升 高 ,凝汽器真空度下降 。造成轴封压力低的原因可 能是轴封压力调节阀故障 : 轴封供汽系统上的阀门未开或开度不够 。当确定轴封压力不足时 ,应立即检查轴封压力 、汽源是否正常 ,在一般情况下 ,只要 将轴封压力调至“ - - - - ”即可 。若轴封汽源本身压力不足 ,则应立即切换轴封汽源 ,若仍有问题再检查其他方面 。( 3 )处于负压区域的阀门误开 。当确定处于负 压区域的阀门误开造成机组真空缓慢下降时 ,应迅速恢复原状 。( 4 )低压缸结合面泄漏 。一是汽缸制造 、检修 、 安装质量有问题 ,汽缸结合面不严有残余应力存在 ,机组投运后出现漏汽 。二是机组启 、停过程中加减 负荷太快 。停机后 ,汽缸保温打掉得过早或检修后保温包得不好 ,停机后缸温下降过快或汽缸进冷汽 冷水等 ,使汽缸内外壁温差过大 ,致使上 、下缸结合面吻合度不好 ,局部产生间隙致使空气进入汽轮机造成真空度下降 。针对以上情况 ,可采用新型耐高 温密封胶条形成一道闭环式密封带 ,并在结合面涂抹修补剂进行密封 。机组启 、停中按汽轮机厂家的要 求控制负荷变化率 ,检修时认真执行汽机检修规程 。( 5 )轴封冷却器水封筒水封效果不好 。自机组 投运以来 ,水封筒一直采取的注水方式是 :启动前注水一次后关闭注水门 ,水封筒疏水至凝汽器手动门开度较大 。运行中由于调峰的需要 ,不能满足水封 筒正常的水封需要 ,导致轴封漏入的空气进入凝汽器 。针对此情况 ,一是关小水封筒至凝汽器的手动 门 ,二是保持水封注水们适当的开度 ,三是维持好轴封端部不致负压过大 。2. 4 处理结果分析经过以上改进和处理后 ,真空度大大提高 ,机组 经济 性 明 显 提 高 。机 组 背 压 由 8. 8 kpa降 至 5. 8kpa,根 据 厂 家 的 热 力 特 性 书 计 算 : 每 度 电 节 约159. 54 kj / ( kw h) 。按全年 14. 85亿 kw h发电 量计算 ,可以节约标煤约 8 084 t。系统改造前 、后机(下转第 77页 )组参数对比见表 7。贺凌志 ,等 :妈湾电力有限公司 # 5、# 6 锅炉 no 排放分析第 9期77 x# 6机组基本达到了 no 排放质量浓度 450 m g /m3标准 。x的排放标准 ,除了极端情况下会导致 nox 的排放质量浓度短时超标外 ,依靠运行人员的精心调整 , nox 的排放情况大多数情况下都较好 。而这种完全通过 运行调整和燃煤控制来调整 nox 排放的办法是治 标不治本的 ,而且在很多情况下牺牲了经济性 、甚至是安全性 ;同时 ,运行人员的压力及工作量较以前也 要大很多 。所以 , 要想彻底解决 nox 的排放 问题 , 最好的办法就是进行技术改造 ,现在比较流行 、也是 行之有效的技术包括低氮燃烧器 、烟气再循环 、烟气 净化技术 、湿法烟气脱硝技术等 ,其都能够有效降低参考文献 : 1 刘峰 ,左宁心 ,徐盛明 . 大型煤粉锅炉 nox 的生成机理及其控制方法 j . 江苏锅炉 , 2007 ( 3 ) : 19 - 22. 2 付国民 . 煤燃烧过程中 no 的形成机理及控制技术 j .x节能与环保 , 2005 ( 4) : 9 - 11. 3 曹义文 . 燃煤锅炉 no 形成机理及其排放控制技术探讨x j . 重庆电力高等专科学校学报 , 2009 ( 6) : 15 - 18. 4 曾小敏 . 沙角 a 电厂 5号锅炉低 nox 排放分析 j . 热力 发电 , 2005 ( 1 ) : 27 - 28.(编辑 :白银雷 )#nox 的排放 。针对妈湾电力有限公司 5、 6机组的现有情况 ,低氮燃烧器的改造是最符合现状 、切实可 行的方案 ,而且前不久对 # 1 锅炉进行的低氮燃烧器 的改造取得了良 好 的效 果 , 也积 累了 一 定的 经验 。 希望在下次 # 5、# 6 机组的大修过程中能够进行同样的改造 ,从而从根本上解决 nox 的排放问题 , 使 机组的技术水平得到提高 ,满足越来越严格的环保作者简介 :贺凌志 ( 1976 ) ,男 ,湖南韶山人 ,工程师 ,从事电厂运 行管理方面的工作 。梅林 ( 1979) ,男 ,云南昆明人 ,工程师 ,从事电厂运行方面的工作 。(上接第 48 页 )表 7 系统改造前 、后机组参数对比负荷 /mw循环水温升 / 真空度 / %凝汽器端差 / 过冷度 / 进水温度 / 日期# 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组# 11 机组# 12 机组2007 年 8 月2009 年 11 月125. 42127. 2617. 6415. 714. 9288. 6189. 1912. 8512. 721. 821. 50125. 60127. 5312. 4714. 414. 0795. 5195. 272. 482. 97- 0. 69- 0. 49( 4 )凝汽器出水管道加装抽空气装置 , 循环水系统采用虹吸 。3 结束语经过改造 , # 11、# 12 机组的真空度及凝汽器端 差均达到设计值 ,但系统还可以继续优化 。下一步 的打算如下 :( 1 )此次大修虽重新调整了轴封及通流部分间 隙 ,但是低压汽封密封效果仍不理想 ,若继续缩小汽 封间隙 ,现汽封结构 已 不适 应 , 改为 蜂窝 汽 封势 在 必行 。( 2 )循环水泵 增 容 、增效 改造 。由于 老 厂开 式循环水系统始建于 1968 年 5 月 , 循环水 泵 设备 老 化 、效率低下 ,江水水质较差 ,使叶轮冲刷严重 ,加之 厂家已不生产配件 ,致使循环水泵出力远达不到设 计要求 。( 3 )沉沙池进出水口管道加装阀门 。在清水季节 ,关闭沉沙池进出水口管道阀门 ,停运沉沙池 ,增 加管道阻力 ,改变循环水泵运行工况点 ,增大凝汽器 进出水压差 ,从而增加凝汽器管束内循环水的流速 , 防止泥垢沉淀 。#( 5 )与设计厂家积极联系 ,条件合适时对11、# 12 机 组 通 流 部 分 进 行 改 造 , 继 续 降 低 凝 汽 器 热 负荷 。( 6 )掌握设备运行规律 ,做好精细化调整 ,继续进行 150mw 机组循泵运行优化试验 。参考文献 : 1 中国华电集团公司 . 火力发电厂节能评价体 系 m . 北京 :水利水电出版社 , 2007. 2 田金玉 . 热力发电厂 m . 北京 :水利电力出版社 , 1980. 3 徐奇焕 . 凝汽器传热端差分析及降低端差的途径 j . 汽 轮机技术 , 1997, 39 ( 3) : 174 - 177. 4 魏胜娈 ,张东 , 陈涛 . 150 mw 汽轮机组热耗率高的原因 及对策 j . 华电技术 , 2009, 31 ( 4) : 39 - 43.(编辑 :白银雷 ) 作者简介 :魏胜娈 ( 1974 ) ,男 ,河南郑州人 ,助理工程师 ,从事汽 机运行管理方面的工作 。第 9期a b strac ts85 10 - 09 - 44rea son of va cu ity decrea s in g of 15010 - 09 - 57in corn er ofso lu t ion of rubber be lt deform a t ionin c l in ed be lt con veyormw steam turb in e un it an d coun term ea sure sw e i shen g2luan ( sichuan h uad ian panzh ihua sanwe i powe rgene ra tion co rpo ra tion l im ited, panzh ihua 617065, ch ina)a b stra c t: the vacu ity of the 2 150 mw un it of the sichuanh uad ian panzh ihua sanwe i powe r gene ra tion co rpo ra tion l im it2 ed wa s lowe r, and th is cau sed the safe ty and the econom ica l effi2 c iency of the un it op e ra tion to be dec rea sed. the p rob lem s exis2 ted in the m anufac tu ring, the in sta lla tion, the comm ission ing and the op e ra tion of the un it and the fac to rs cau sing the vacu ity of the un it dec rea sing we re ana lyzed. the re levan t coun te rm ea s2 u re s we re p u t fo rwa rd, so it is en su red tha t the un it op e ra te s safe ly and econom ica lly unde r ra tiona l back p re ssu re.key word s: conden se r; vacu ity; rea son ana lysis; p reven tivem ea su reso ng q ian g (b ao tou powe r gene ra tion b ranch, h uad ian inne rmongo lia ene rgy co rpo ra tion l im ited, b ao tou 041013, ch ina)a b stra c t: in the b ao tou powe r gene ra tion b ranch of h uad ian inne r mongo lia ene rgy co rpo ra tion l im ited, the defo rm a tion and w rink ling of the rubbe r be lt of the inc lined be lt conveyo rs no. 5 and no. 6 in the coa l hand ling system we re occu rred, wh ich in2 fluenced on no rm a l op e ra tion of the equ ipm en ts se riou sly. b y a2 na lysis and refo rm a tion, the p rob lem s we re so lved fina lly, the se rvice life of the rubbe r be lt wa s lengthened, and the no rm a l conveying, rece iving and un load ing of the coa l we re en su red.key word s: inc lined be lt conveyo r; rubbe r be lt conveyo r; de2fo rm a tion and w rink ling; refo rm a tion10 - 09 - 59ana ly sis of rea son of s109 fa com 210 - 09 - 49 new a l ignm en t m e thod for m in or a x2is conn ec ted c oup l in gc hen q i2y in, j ia ng y i2n on g ( h unan h uad ian sh im en pow2e r gene ra tion co rpo ra tion l im ited, changde 415300 , ch ina)a b stra c t: the trad itiona l a lignm en t m e thod fo r m ino r axis2con2 nec ted coup ling wa s in troduced. the p rob lem s existing in trad i2 tiona l a lignm en t m e thod we re ana lyzed, and the ir c ruc ia l rea son s we re found ou t. the co rrec t m e thod, wh ich can e lim ina te the defec ts of the trad itiona l a lignm en t m e thod, wa s p u t fo rwa rd.key word s: m ino r axis2connec ting coup ling; a lignm en t; mo to rshaft; m ino r axisb in ed cyc le un it steam turb in e run ba ckw u fan ( h angzhou h uad ian b an shan powe r gene ra tion co rpo2ra tion l im ited, h angzhou 310015, ch ina)a b stra c t: the situa tion of steam tu rb ine runback of s109 fa ga s2 steam