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1、国产引进型300MW机组的节能改造某电厂1号机组为引进技术生产的亚临界300MW机组。锅炉型号为SG1025183M830，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929。汽轮机型号为N300167537537，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905mm长叶片，设计热耗为7921kJkWh，高压缸效率为8712，中压缸效率为9236。该机组于1995年正式投产发电。1存在的问题目前同类型
2、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
3、起机组热耗率上升，在额定负荷时，高、低压缸的效率分别为7578、8031；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20th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21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
4、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
5、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
6、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365mm）和轴套（长165mm）。改进后扬程降低47m，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34mm，减小到2mm，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
7、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300MW机组首台采用布莱登汽封并获得成功的机组。22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300MW负荷设计值为1327，实际运行中一般为140145，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265圈
8、，原设计为1135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5165，20G。另外安装需要6，12Cr1MoV管夹，重量约62t。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29100mm，进口集箱离省煤器水平受热面最下组距离为2208mm，增加265圈管子，需要空间高度为1020mm，
9、仍然留有1100mm；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。23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1112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
10、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：电厂1号炉大修前锅炉效率9212，空预器漏风率121，修后锅炉效率9299，空预器漏风率838，其中
11、炉效上升了087，空预器漏风率下降了372。汽机高压缸效率大修前7864，大修后8190，上升了326；中压缸效率大修前8822，大修后8974，上升了152；修正后热耗为90199kJkWh，大修后修正热耗率为83741kJkWh，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
12、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10gkWh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265圈受热面，在负荷300MW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85以下，也即改造后漏风率
13、下降了约35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85。每年发电小时数计为6000h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300MW机组的通病是比较普遍存在的，通过电厂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。 8
