660MW機組汽輪機冷端優化

新鄉中益發電有限公司 魏子敬

1 機組設備簡介

某公司建有兩臺660MW 超超臨界機組，汽輪機采用東方汽輪機，型號為N660-25/600/600超超臨界、一次中間再熱、沖動式、單軸、三缸四排汽、雙背壓、純凝汽式汽輪機。循環水泵為88LKXA-29.3立式混流泵。凝汽器系雙殼體、單流程、雙背壓表面式凝汽器。為保證凝汽器冷卻管的清潔度，設置有膠球清洗裝置，為青島華泰電力設備有限公司125JQ-27膠球系統，V 型直通式收球網。每臺機組配一座雙曲線自然通風冷卻塔，高效薄膜式塑料淋水填料，波形塑料除水器，PVC 塑料配水管，ABS 塑料噴嘴[1]。

2 存在的難題

一是循環水泵運行方式存在不合理之處，需進一步優化。二是凝汽器端差較大，需進一步降低。三是膠球系統收球率低，需提高。四是冷卻塔噴淋層已運行8年，有變形、損壞隱患。五是#1機凝汽器真空嚴密性較差，需治理。

3 對策和方法

根據汽輪機冷端系統的運行情況，深入分析其優化的方法和對策，提出具體要求，不斷提升汽輪機冷端系統的運行經濟性，具體要求如下：

一是優化循環水泵運行方式，根據機組負荷、環境溫度和真空變化合理啟停備用循環水泵及循環水泵高低速間切換，使循環水泵耗電量和真空提高、機組經濟性提高到達最優效果。二是聯系電科院節能專家進行冷端優化試驗，即循環水泵優化試驗，確定機組負荷、環境溫度和真空變化時備用循環水泵及循環水泵高低速間切換優化曲線，根據曲線進行循環水泵啟停。三是保證循環水質在規定范圍內，避免水質超標。四是凝汽器要做到“逢停必清”，保證凝汽器不銹鋼管壁清潔，提高換熱系數。五是采取措施提高膠球收球率，如加固收球網、改造收球口。六是調研新型膠球清理技術，進行技術改造。七是冷卻塔要做到“逢停必查”，檢查噴淋層格柵與噴嘴是否有損壞、變形、脫落，提高冷卻塔換熱效率。八是定期進行#1機凝汽器真空系統檢查、停機時灌水查漏。九是做好設備檢修和維護消缺工作，提高檢修質量和設備維護質量，確保設備可靠穩定運行。

4 各項工作開展情況

4.1 優化循環水泵運行方式

一是分析循泵低速和高速運行時，對廠用電率、煤耗和真空的影響。循泵低速運行期間廠用電率為0.73%，影響煤耗2.9g/kWh，影響真空1.2kPa。循泵高速運行期間廠用電率為0.83%，影響煤耗3.3g/kWh，影響真空1.3kPa。根據上述計算得出，啟動備用低速或高速循泵后真空上漲均值大于1.2kPa/1.3kPa 即可。

2021年6月3～8日對#2機備用循泵啟停前后負荷、主機真空、引風機真空和循環水進出口水溫變化進行了統計，觀察最近幾天備用循泵啟動情況，雖然負荷情況不一，但主機真空在88kPa 時啟動備用循泵真空上漲均值基本1.4kPa 以上，87kPa時啟動真空上漲均值在1.7kPa 以上，引風機小機真空上漲更多，引風機轉速會相應降低100rpm左右。

停運循泵時，若負荷高、真空在90kPa 以下，真空下降較多，影響經濟性。若負荷低、真空在92kPa 左右停運循泵時真空下降較小，但兩臺循泵并列運行時間長，耗電量大，所以真空在91kPa 時停循泵較為合理。

二是結合上述試驗、分析，優化循泵運行方式。根據凝汽器真空、環境溫度和循環水溫度變化，合理啟停備用循環水泵及循環水泵高低速間切換，使循環水泵耗電量和真空提高到達最優效果，具體如下：春秋季凝汽器循環水進水溫度大于25℃時，循泵由低速切為高速運行，小于25℃時，由高速切為低速運行。夏季負荷大于550MW 且汽機側真空低至88kPa 時，啟動備用循泵；負荷小于500MW 或汽機側真空高于91kPa 時，停運備用循泵。

三是聯系電科院節能專家咨詢循環水泵優化試驗情況。2021年下半年，計劃聯系電科院節能專家進行冷端優化試驗即循環水泵優化試驗，確定機組負荷、環境溫度和真空變化時備用循環水泵及循環水泵高低速間切換優化曲線，根據曲線進行循環水泵啟停。2021年7月，與電科院輪機專業聯系溝通、交流冷端優化試驗方案、經費等事宜，因費用和人員事宜未達成一致，暫不進行試驗。隨后與華潤阜陽和華潤登封電廠溝通、交流其冷端優化試驗情況，查閱其冷端優化試驗報告，供廠里運行人員學習，為優化循環水泵運行方式提供了參考。

4.2 降低凝汽器端差

凝汽器內不銹鋼冷卻管清潔度對凝汽器換熱有很大的影響，冷卻管結垢、臟污都會使清潔度降低，凝汽器端差增大，導致換熱效果變差。相關試驗表明，凝汽器銅管清潔度下降0.1時，凝汽器端差升高約0.8℃，影響供電煤耗約0.5g/kWh，為此采取多項措施，提高冷卻管清潔度，提高換熱系統，降低端差[2]。

一是多措并舉，改善循環水水質，避免水質超標。循環水中有雜物、微生物和氯離子含量高時，會導致凝汽器管壁結垢，管束換熱效率下降，凝汽器端差增大，尤其是氯離子含量高時，端差上漲較快。為保證塔池水質在規定范圍內，避免水質超標，采取措施包括新增加兩臺機塔池循環水外排至污水處理廠管道，水質超標時排水至污水處理廠。2021年4月底，管道投入運行，化學專業根據水質進行排污，兩臺機循環水水質逐步趨好，氯離子含量逐步下降。

2021年9月，為進一步改善水質降低兩臺機塔池氯離子含量，增加塔池加藥量，增加排水至脫硫用水量、增加抽水灑水和綠化使用量，加快了塔池水使用量，降低了濃縮倍率，兩臺機塔池水質持續變好，氯離子月均值由8月的943/1287mg/L，降低至816/955mg/L。

二是凝汽器“逢停必清”，保證凝汽器不銹鋼管壁清潔，提高換熱系數。2021年5月，#2機停機C 修，對凝汽器水側管壁進行檢查，發現A/B 凝汽器循環水出水側管壁結垢嚴重、有大量黃泥，及時制定高壓水沖洗計劃，聯系沖洗人員到廠沖洗，沖洗后管壁清潔。機組啟動后，凝汽器端差較4月降低1.6℃。7月19日，#1機調停，對凝汽器水側管壁進行檢查，檢查管壁無結垢，清理循環水進出水室雜物。8月10日，#1機再次停機，對凝汽器水側管壁進行檢查，發現A/B 凝汽器循環水出水側管壁有輕微結垢、有黃泥，清理循環水進出水室雜物，上報高壓水沖洗計劃，待下次機組小修時進行高壓水沖洗。10月，#2機停機后對凝汽器進行檢查，清理凝汽器循環水側雜物。

4.3 解決膠球系統收球率低問題

4.3.1 利用停機檢修機會加固收球網

2021年5月，#2機C 修期間進行膠球收球網檢查，發現內環收球網不嚴，如圖1所示，重新固定內環收球網，外環收球網較嚴，清理收球網堵塞雜物、清理管道底部積存雜物。機組啟動后收球率提高20%左右。

圖1 #2機內環收球網

2021年8月，#1機停機后進行膠球收球網檢查，發現內環收球網不嚴，如圖2所示，重新固定收球網，外環收球網嚴密，如圖3所示，但收球網和收球口堵塞嚴重，清理收球網堵塞雜物、清理管道底部積存雜物。

圖2 #1機內環收球網

圖3 #1機外環收球網

4.3.2 調研新型膠球清理技術，進行技術改造

與北京德英眾華科技有限公司交流膠球系統改造事宜，其專注于電廠凝汽器清潔保持節能系統的技術研發和應用，爆破式發球和錐形收球網是關鍵技術，單臺機組改造投資費用在500萬元左右。因整體改造投資大，與其協商只改造收球網，由對方做設計方案。對方設計改造費用為58萬元，但不承諾收益率，因其改造費用報價太高，放棄該改造方案。

4.3.3 決定廠內自行改造收球網

與設備部檢修專業商討自行改造收球網事宜。初步確定改造方案，設計方案如下：

在循環水回水管道管徑2200mm 的管段內加工錐形收球網，材質為316L 不銹鋼材質，收球網的始端焊接在管段內壁上，末端錐形收球口處接DN150的收球管道，向下穿過管壁，收球網上密布直徑12mm 的圓孔，圓孔全部采取激光打孔，保證孔的邊緣圓潤光滑。

在收球網的中心位置安裝一通軸，轉軸材質為316L 不銹鋼材質，轉軸兩端分別固定在收球網的終端和始端的中心位置，并安裝上賽龍導軸承，轉軸軸頭為球面，球面軸頭處安裝推力裝置并進行固定。

在轉軸上焊接對稱布置的螺旋形刮泥板（螺旋形刮泥板為一定角度的螺旋形扇葉，設計原理參考風車，在水流的作用下轉動），刮泥板貼合收球網的內壁，刮泥板的末端安裝刷毛，循環水沖擊在螺旋形刮泥板上，使螺旋形刮泥板轉動，達到清洗收球網的目的[3]。

4.4 冷卻塔噴淋層“逢停必查”

冷卻塔工作效率受循環水水質、環境溫度、塔體老化、填料結垢損壞、冷卻塔噴頭霧化效果差、淋水密度不均勻等問題的影響，冷卻塔冷卻能力下降，往往會導致汽輪機真空降低，機組汽耗和煤耗增加，為及時準確掌握冷卻塔設備情況，要求在每次機組停機后進行噴淋層檢查。

2021年5月，#2機組停機，檢查噴淋層格柵與噴嘴是否有損壞、變形、脫落情況，經檢查發現塔池東南角部分噴淋層格柵有小范圍塌陷，因停機時間短無法處理，待機組大修時處理。7月19日，#1機組停機，檢查噴淋層格柵與噴嘴是否有損壞、變形、脫落情況，發現有多處集水器發生變形、部分凹陷，如圖4所示。8月10日，#1機組停機，再次檢查發現填料有少量樹葉大小的脫落，噴嘴有一個脫落，新增多處集水器變形，立即聯系檢修修復或更換處理。

圖4 #1機塔池內部脫落、變形區域

2021年10月，#2機停機后對冷卻塔噴淋層進行檢查，統計集水器、格柵、噴嘴損壞情況，發現填料有少量脫落、集水器有部分變形，立即聯系檢修修復或更換處理，如圖5所示。

圖5 #2機塔池內部脫落、變形區域

4.5 治理#1機凝汽器真空嚴密性差缺陷

機組負荷不變時，真空系統漏入空氣，會聚集在凝汽器管束表面，影響凝汽器換熱效果，造成凝汽器真空降低，機組汽耗率升高。試驗表明，600MW 機組真空降低1kPa，增加機組熱耗61kJ/kWh，增加煤耗2.3g/kWh。機組#1機凝汽器真空嚴密性較差，特別是電機側真空嚴密性雖合格，但較汽機側差，真空嚴密性試驗汽機、電機側下降速率分別為0.134/0.256kPa/min。

為提高凝汽器真空嚴密性，采取多項措施，先后組織多次查漏，處理多處漏點，并明確了電機側嚴密性差的原因，具體如下。

4.5.1 #1機真空系統查漏

利用氦氣檢漏法，選擇幾個易漏點，從外部噴氦氣，在真空泵的排氣口處，安裝氦氣檢測儀。如果該儀器檢測到氦氣，則說明存在泄漏，即可從噴入點進一步查明泄漏位置。經查發現多處漏點，漏點如下：B 低壓缸西側兩個防爆膜輕微泄漏，覆蓋塑料膜和黃油；A 汽泵小機排汽防爆膜處輕微泄漏，涂抹黃油；B 汽泵小機排汽防爆膜處輕微泄漏，涂抹黃油。對漏處理后真空好轉，兩側嚴密性試驗由0.134/0.256kPa/min 變為0.08/ 0.207kPa/min。

4.5.2 #1機停機后灌水查漏

檢查發現凝汽器汽機側疏水集箱4與凝汽器疏擴連接處焊口開裂，有約10cm 長縱向裂紋，隨即進行補焊。再次啟機后#1機汽機側凝汽器真空嚴密性試驗下降速度由0.08kPa/min 降低為0.036kPa/min，凝汽器電機側未發現漏點。

4.5.3 查找凝汽器電機側真空嚴密性差原因

因電機側嚴密性始終較差，懷疑軸封間隙過大引起，為此進行了試驗。

軸封供汽壓力46kPa 時，進行真空嚴密性試驗，兩側下降速率分別為0.045/0.203kPa/min。逐漸提高軸封壓力，進行嚴密性試驗，發現壓力提高至90kPa，兩側下降速率發生明顯變化，分別為0.01/0.012kPa/min，由此得出軸封間隙過大是引起凝汽器電機側漏真空的主要原因，計劃機組大修時進行檢修、調整。

經過試驗發現軸封壓力高時，雖真空嚴密性變好，但A/B 汽泵小機因軸封壓力同時升高，軸封蒸汽有進入潤滑油現象，小機潤滑油排煙管道U 型彎處排水量明顯增大，軸封壓力高于55kPa 時，U 型彎處排水成柱狀，為避免潤滑油質惡化，降低軸封壓力至46kPa 運行。

總結發現，真空泵泄漏點主要集中在低壓缸防爆膜、后軸封、高壓疏水管道、疏水擴容器焊縫，針對這些容易出現泄漏的位置，采取了重點檢查或特殊加固的方式，提高了整體密封效果。

5 結論

一是汽輪機冷端優化工作有許多方式方法，且已經取得長足進展，但由于其在機組能耗方面所占有的比重較大，所以仍然需要重視。

二是機組的冷端優化工作如降低耗電率、提高背壓、真空漏泄治理，問題多、方法多、結果多，且潛力較大。

三是汽輪機冷端深度優化，既是技術問題，也是一個管理問題和經濟問題，其工作成效的取得，也需要在管理上、經費上給予創新和重視。

四是汽輪機冷端優化工作還有許多項目需要繼續研究，如膠球收球網改造、塔池噴淋層治理等，同時也是一項長期的工作，需要長期堅持，多措并舉，以確保機組的安全經濟運行。