某125 MW機組出力不足及熱耗高原因分析

嵇國軍，周榮勤

(江蘇協聯熱電集團有限公司，江蘇宜興214200)

江蘇協聯熱電集團有限公司5號汽輪機與6號汽輪機均為上海汽輪機有限公司設計制造，2臺機機型完全一致，屬于超高壓再熱供熱機組，額定功率為125 MW，額定抽汽量為127 t/h，額定進汽量為466 t/h，調門全開純凝工況下出力為163 MW，最大進汽流量為490 t/h，發電機額定功率為150 MW，配套鍋爐額定流量為480 t/h。按照設計要求，在額定參數下，只要汽輪機所有調門全開，汽輪機主蒸汽流量可以達到490 t/h，而實際上5號機在調門全開情況下，主蒸汽流量最大只有464 t/h，而6號機能達到設計要求。為此，公司組織力量會同制造廠對5號機組進行全面的數據統計和分析，由于5號機調節級溫度計安裝時外面缺少保護套管，造成機組投運不久溫度計就斷裂了，斷裂的熱電偶頭部把調節級葉片碰撞得變形，誤導了分析，造成多次不必要的開缸檢查。2011年5月，通過江蘇方天電力技術有限公司及制造廠專家現場進行分析會診，最終判定為調節級噴嘴供貨時出錯，并在2011年5月檢修中得到了初步解決。

1 機組技術特性

（1）汽輪機的額定功率為125 MW，超高壓、中間再熱式、高中壓合缸、雙缸、雙排汽、單軸、一級調整抽汽凝汽式汽輪機。

（2）機組型號為C125-13.24/0.981/535/535，工廠產品號為181。額定功率為125 MW；主汽門前蒸汽額定壓力為13.24 MPa（a）；主汽門前蒸汽額定溫度為535℃；再熱汽門蒸汽額定溫度為535℃；調整抽汽壓力為0.981 MPa（a）；額定抽汽流量為127 t/h；最大抽汽流量為150 t/h；額定背壓為4.9 kPa（a）；額定工況蒸汽流量為466 t/h；額定工況下凈熱耗為7 033.2 kJ/（kW·h）。

（3）汽輪機性能保證工況。

額定工況（THA）：汽輪機在額定主蒸汽參數、再熱蒸汽參數下，調整工業抽汽參數為0.981 MPa（a），127 t/h，補水率為0%+抽汽流量損失131.6 t/h，補水至凝汽器，背壓為額定值4.9 kPa（a），回熱系統正常投運，發電機輸出端的凈功率為125 MW。

夏季工況（TRL）：汽輪機在額定主汽參數、再熱蒸汽參數下，補水率為4%BMCR+抽汽流量損失155.45 t/h，補水至凝汽器，背壓為11.8 kPa（a），調整供熱參數為0.981 MPa（a），127 t/h，回熱系統正常投運，發電機輸出銘牌功率118.037 MW。

純凝工況：汽輪機在額定主汽參數、再熱蒸汽參數下，汽輪機進汽量等于466 t/h，補水率為0%，背壓為4.9 kPa（a），回熱系統正常投運，汽機能發出最大功率156.865 MW。

調門全開純凝工況（VWO）：汽輪機在額定主汽參數、再熱蒸汽參數下，汽輪機進汽量為490 t/h，補水率為0%，背壓為額定值4.9 kPa（a），回熱系統正常投運，汽機能發出最大功率193.819 MW。

冬季工況(BMCR)：汽輪機在額定蒸汽參數下，汽機進汽量為480 t/h，調整工業抽汽參數為0.981 MPa（a），150 t/h，補水率0%+抽汽流量損失155.45 t/h，補水至凝汽器，背壓為額定值4.9 kPa（a），回熱系統正常投運，汽機能發出最大功率123.964 MW。

發電機額定功率為150 MW，制造廠家為山東濟南發電設備廠。

鍋爐額定流量為480 t/h，制造廠家為哈爾濱鍋爐有限公司。

2 主要異常現象

2.1 5號機熱耗偏高

江蘇協聯熱點有限公司5號機組于2004年12月投產，6號機于2005年7月投產，2臺機全部投產后均由江蘇方天電力技術有限公司進行了性能測試。經過2臺機測試報告的對比，150 MW純凝工況5號機的熱耗為8 552.63 kJ/（kW·h），6號機熱耗為8 378.31 kJ/（kW·h），5號機熱耗比6號機熱耗要高出174.32 kJ/（kW·h）；135 MW負荷60 t/h供熱工況下，5號機熱耗為7 904.76 kJ/（kW·h），6號機熱耗為7 780.98 kJ/（kW·h），5號機熱耗要比6號機熱耗高出123.78 kJ/（kW·h）。而根據公司正常運行時生產日報表、月報表及瞬間抓圖數據統計分析，5號機的熱耗一直比6號機要高出130～140 kJ/（kW·h）。

2.2 5號機調節級壓降大

在2臺機全部投運后，在相同負荷，相同凝汽器背壓、相同主蒸汽參數及相同供熱參數情況下，5號機主蒸汽調門前壓力到調節級后壓力降一直比6號機要大，而且隨著負荷的增加壓降增大，一般情況偏大0.5 MPa，最大達到1.0 MPa，溫降也比6號機偏高5～10℃。

2.3 5號機出力帶不足

5號機投產初期由于供熱量一直不高，負荷也沒有帶足，主蒸汽流量最大也只有420 t/h，5號機組出力帶不上的問題一直也沒有暴露出來。隨著機組供熱量的不斷增大，2007年發現了主蒸汽量在調門全開的情況下，最大只能帶到460 t/h左右，2011年4月16日，2臺機組調門全開工況下的試驗數據如表1所示。

表1 調門全開試驗數據

3 原因分析

由于2臺相同125 MW機組自從投產后帶負荷能力及熱耗一直偏差較大，5號機由于受進汽量的限制，不僅僅是接帶電負荷和熱負荷能力差，更是由于發電標煤耗高于6號機達5 g/（kW·h）多而困擾著電廠。按5號機全年發電量10億kW·h計算，全年將多消耗標煤5000t，標煤價按照1100元/t計算，全年將多增加開支550萬元，在目前電力企業如此嚴峻的情況下，確實是公司的一塊心病。為此，幾年來該公司組織大量人力、物力、財力對5號機組進行全面分析和檢查，機組投產以來共進行了4次開缸檢查。

3.1 調節級葉片及第一級隔板噴嘴變形

調節級后熱電偶溫度由于在安裝初期沒有安裝隔套，導致新機組投運后不久，熱電偶因汽流的擾動和沖擊斷裂，調節級后溫度失去了監視，主蒸汽流量的溫度補償也只能通過調節級汽缸溫度來測算出。由于熱耗一直高于6號機組，而且調節級壓降溫降均比6號機組大，為此，在新機組投產一年后的大修中，檢查發現5號機調節級動葉片及第一級隔板進汽口全部因熱電偶頭碰撞而變形。通過制造廠技術人員來廠檢修，認為熱耗高、壓降大的主要原因為這兩處通流變形造成，且制作了專用工具進行修復整形，并重新安裝了熱電偶。但啟動不久又發生了斷裂情況，為此在2009年4月再次對機組進行了開缸檢查，并提高了熱電偶的材質，更換了熱電偶廠家，修復了變形噴嘴，次月啟動后又發生了熱電偶斷裂。為了查出并消除熱耗高的真正原因，公司于2010年3月再次對該機組進行開缸檢查，修復變形噴嘴后，決定不再安裝調節級熱電偶，可啟動后機組出力及熱耗仍沒有得到顯著改變，調節級葉片因碰撞變形修復后的照片如圖1所示。

圖1 調節級葉片變形后修復照片

3.2 系統泄漏

系統內漏也是分析和查找的重要原因之一，由于高低壓旁路泄漏較為嚴重，經過紅外成像儀測量保溫外溫度分別為：高壓旁路后溫度86.7℃，低壓旁路后的溫度49.8℃。在DCS畫面中高、低級旁路后的蒸汽溫度分別顯示307℃及84℃。高壓旁路的泄漏使部分蒸汽沒有進入主汽門就直接從旁路漏掉，造成調門前主蒸汽壓力降低，加上由于鍋爐安全閥略微泄漏，鍋爐出口主蒸汽壓力帶不到額定，導致汽輪機主蒸汽壓力一直低于設計壓力，從而使主蒸汽比容增大，在通流面積一定的條件下，會使進汽能力減小,從這點來看，在進主汽門前高旁的泄漏量大是導致進汽量帶不上的原因之一，而低壓力旁路泄漏則會大大降低中低壓缸的效率，影響發電出力，工況數據比較如表2所示，主蒸汽流量分別偏低2.38%～9.61%。為此，根據5號機高低旁路后的蒸汽溫度，對6號機做了似類泄漏量的試驗，在確保2臺機主蒸汽參數及電熱負荷相同工況下，檢查旁路減溫水門關嚴，逐漸開啟高壓旁路門，使高旁后蒸汽溫度和5號機相同，觀察6號機主汽流量的變化，同樣試驗方法開啟6號機低壓旁路門，觀察主汽流量變化。試驗結果是主汽流量變化較小，排除了旁路泄漏影響出力及流量的可能。同時檢查導汽管疏水至高壓疏水聯箱門全部關閉嚴密，疏水門后管道全部常溫，檢查系統沒有任何外漏現象。

3.3 主汽門及調門開度不到位

檢查主汽門開度為全開，對調門開度進行了檢查，經過對2臺機組調門全部解體后測量比較，設計要求閥門的開度為34 mm，經檢查和調整，2臺機所有的調門開度全部符合要求，如表3所示。同時，在導汽管疏水門前加裝了2個壓力測點進行監視，沒有發現調門任何異常現象，在調門全開情況下，導汽管壓力和主汽門前壓力基本相同，判斷調門及主汽門對通流應該沒有任何影響[1]。

表3 調門開度數據 mm

3.4 主蒸汽系統異物堵

主汽門及噴嘴蒸汽室的節流也是造成壓降增加的原因之一。為此對主汽門通流口徑及濾網進行了全面檢查，并拆除了臨時濾網，全部滿足設計要求，并在這幾次大修中由江蘇方天公司技術人員通過內窺鏡分別從4個調門口及108個噴嘴出口對導汽管、噴嘴室進行檢查，沒有發現有異物影響通流。

3.5 汽輪機通流間隙偏大

通流間隙偏大也是影響機組出力及熱耗的原因之一。為此在5號機通流間隙調整時要求全部達到設計要求，并在高低壓平衡活塞汽封及軸封增加了多道刷式汽封，刷式汽封的間隙全部調整在0.15 mm左右。通過對5號機、6號機通流間隙的數據比較，2臺機通流間隙基本接近，理論上說5號機經濟性要比6號機好，而且如果通流間隙偏大，只能影響的是機組的效率而造成機組出力不足，但進汽量不會受影響，除非因過橋汽封泄漏而影響主蒸汽計量出錯，因此，可排除通流間隙對出力及熱耗的影響[2]。

3.6 表計誤差

由于主蒸汽流量是根據汽輪機調速級壓力、調速級溫度、機組背壓等計算出來的，因此機組熱耗的計算和相關的溫度、壓力、流量密切相關。為此，對所有涉及計算熱耗的溫度、壓力、流量表進行校核，并通過汽水平衡來核算相關流量的準確性，并在再熱蒸汽高溫段上增加了彎管流量計來測量再熱蒸汽流量，通過它再來核對其他流量和汽水平衡的準確性，核算結果證實5號機熱耗確實高于6號機。

3.7 調節級噴嘴用錯

2011年3月，江蘇協聯熱電集團有限公司再次組織制造廠及省汽輪機技術專家。來現場進行分析查找原因，結合5號機、6號機及某電廠125 MW供熱機組最大出力的分析，如表4所示。可以看出，公司5號機組與某電廠125 MW供熱機組有著驚人的相似，兩公司出廠機型分別為181機型及A181機型，兩機型的主要區別是供熱量不同，181機型額定抽汽量為127 t/h，而A181機型額定抽汽量為50 t/h，兩機型的調節級噴嘴尺寸不一樣，前者出口通流尺寸為17×6.7 mm，后者出口通流尺寸為15×6.7 mm，而且通過到制造廠設計室核對兩機型的噴嘴安裝尺寸，發現除了噴嘴出口尺寸不相同外，其他的制造安裝等尺寸全部相同。同時根據制造廠人員透露，由于在2003年前后制造任務特別重，曾經出現過其他類型機組噴嘴組在發貨過程中出過差錯，但由于無法安裝而得到了及時更換。通過綜合匯總分析，最終將出力和熱耗高的問題集中在噴嘴用錯的原因上。

4 解決處理

由于噴嘴組的制造周期需要一年，通過和制造廠家的溝通和商量，兼顧電廠的實際情況，經過制造廠家設計人員的計算和強度核對，提供了噴嘴臨時處理方案。將噴嘴拆下返廠，由制造廠對噴嘴的寬度進行電脈沖擴大，將噴嘴尺寸改為15×7.6 mm，以增大通流面積。可以解決節流損失，使機組出力和熱耗得到好轉，但由此也破壞了原有噴嘴的型線，噴嘴處效率會有所降低，修理后的噴嘴如圖2所示。通過2011年5月再次揭缸，確認了噴嘴錯用，經過返廠加工處理，目前機組基本能夠達到設計出力（如表4所示）。但2臺機組熱耗仍相差有60 kJ/（kW·h），且制造廠已加工了標準新噴嘴，計劃在2012年上半年更換。

圖2 加工處理后的A181噴嘴

表4 相關機組調門全開工況部分參數

5 結束語

在5號機組出力不足及熱耗高的分析中可以看出，影響機組熱耗及出力的因素有很多，既有運行參數調整的原因，也有系統泄漏、表計誤差及機組安裝原因，同時也要從機組制造、出廠組裝等因素去查找，并通過同類型及相近類型機型的設計運行參數進行詳細比較，可以少走彎路，較快地查出原因并解決問題。

[1]趙常興.汽輪機組技術手冊[M].北京：中國電力出版社，2007.

[2]霍 鵬.汽輪機帶負荷能力下降問題分析[J].廣東電力，2005，18（11）：44-47.