盘山电厂汽机优化运行及节能改造分析

盘山电厂汽机优化运行及节能改造分析

丁红见1欧阳智2李凯炫3

（天津国华盘山发电有限责任公司天津301900）

摘要：国华盘山发电厂是两台500MW超临界机组，是引进的前苏联70年代设计技术，采用的是定压运行方式，原设计带基本符合长期运行。随着中国经济的快速发展，电力峰谷差原来越大，大型电力机组不得不参与调峰调频运行，本文根据盘电机组的特点，参考对比国内外技术，积极探讨优化运行方式及节能改造的可能性，提出机组优化运行方式和节能改造的可行性，并通过分析计算说明节能效果，在保障机组安全运行条件下提高机组的运行经济性。

关键词：优化运行；节能；改造

1.设备概叙

1.1设备简介

盘山电厂汽轮机为列宁格勒金属制造厂生产的K-500-240-4型超临界压力汽轮机，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机本体由一个高压缸、一个中压缸和两个低压缸组成，所有缸体均为双层结构。锅炉由俄罗斯波道尔斯克奥尔忠尼启泽机器制造厂制造的Пп-1650-25-545KT（П-76）型直流超临界参数锅炉。汽水流程由省煤器、下辐射区Ⅰ受热面、下辐射区Ⅱ受热面、上辐射区Ⅰ受热面、上辐射区Ⅱ受热面、汽一汽交换器、顶棚和包墙受热面、内置阀门、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级屏式过热器和高温过热器组成。锅炉锅炉启动旁路系统由内置阀、启动分离器和启动扩容器组成，在启动初期锅炉带分离器运行，当负荷高于40%额定负荷时炉转为直流运行将启动扩容器切除，分离器作为旁路运行。

1.2机组运行特点

由于系统设置和原始设计的要求，为了保证锅炉受热面安全，锅炉系统最大特点是锅炉启动流量控制在750T/H左右，锅炉启动后只能采用定压运行方式（无滑压运行方式），机组启动后（DEH）运行方式为阀位控制、压力控制、远操控制，只有在远操控制后才能转入协调方式，协调方式分为机跟炉方式、炉跟机方式、机炉协调方式、AGC方式。汽机侧系统与主流600MW机组相比有以下特点：①主凝结水系统布置复杂，#1、2低加是立式混合加热器，凝结水系统采用的是三级六台凝结水泵，低负荷#1低加溢流运行，浪费热量。②厂用汽系统复杂，分为高压高温和低压低温两个等级，疏水点过多，厂用汽存在浪费。③循环冷却水真空系统根据气候分为夏季和冬季运行方式，调节手段分为入口导叶调节、上塔内外圈方式、冷却塔旁通、双机三泵与四泵方式等。但是系统设置复杂，抽真空采用射水抽气器能耗大。④主机轴封系统采用一级减温，温度难以控制，存在进冷汽冷水风险。

2.主凝结水系统分析

2.1系统特点：

凝结水系统设置比较复杂，主要是由于#1、2低加是立式混合加热器，凝结水系统采用的是三级六台凝结水泵。系统流程如下：

图1凝结水系统流程图

低负荷期间由于精处理压力限制和一级凝结泵振动大原因，要求控制一级凝结泵出口母管压力≯0.95MPa，另外一级凝结泵没有设置再循环管路，导致机组负荷低于350MW，#1低加处于溢流状态，导致一部分热量回到凝汽器被循环冷却水带走，导致冷端热量损失增加，另外是夏季温度高时，对凝汽器背压有一定的影响，导致机组汽耗量有一定的影响。

2.2计算分析：

根据一年统计，基本上有50%时间机组运行在低于350MW。在350MW负荷下，溢流运行与不溢流运行参数对比，RM037开度为52%与48%，一级凝结泵功率分别为367KW和356KW，功耗差10KW/h，溢流量相差150-200吨/小时，#1低加出口温度变化51℃（焓值213.51kj/kg）变化到50℃（焓值kj/kg209.33kj/kg），凝汽器温度42℃（焓值kj/kg175.87kj/kg），每小时热量损耗（209.33-175.87）*150*1000=5019000kj，机组350MW下热耗以8800kj/kg计算，另外热量转换效率以30%计算，每小时可以节约标准煤：5019000*30%/8800/1000=0.1711吨，每年2500h计算可以节约标煤：

0.1711*2500=427.75吨，折算节约购煤资金427.75*500=213877元，节约厂用电10*2500=25000度，节约25000*0.42=10500元，一共可以节约213877+10500=224377元。

2.3改造建议：

由于机组2013年供热改造后，一级凝结泵未进行变频改造，供热疏水回收至#1低加前精处理装置前，导致#1低加疏水量＞150t/h时,机组450MW#1低加也处在溢流状态，导致机组的经济性变差。

一级凝结泵变频改造，既可以降低煤耗也能减少凝结泵电耗。以500KW电机改为变频费用80万元计算，相对低负荷节能20%-40%凝结泵电耗计算，低负荷节能100-150KW/h，一天低负荷300MW运行以6小时，400MW运行以3小时，等效运行320天计算，可以节约厂用电：（150*6+100*3）*320＝38.4万kwh，以厂用电0.44元计算可以节约38400KWH*0.44=168960元，节约煤耗427.75吨计算（500元/吨计算），综合节能427.75*500+168920=382795元，改造回收年限：80/38.28=2.09年。

3.厂用汽系统分析

3.1系统特点：

厂用汽系统设置比较复杂，分为高压高温和低压低温两个等级，高压高温母管压力随负荷变化，由四段抽汽通过RQ507门后（有逆止门）正常供汽，主蒸汽RC044作为四段热备用汽源，热段抽汽RC534接在厂用汽联络管（RQ517前）作为启机备用汽源。高压高温厂用汽母管低负荷期间温度在280-330℃，压力0.56MPa，高负荷温度在350-380℃，压力1.2MPa。低压低温母管通过两台机的冷段减压站后（有逆止门）供汽，压力由调节门控制维持在0.5MPa，温度根据流量基本不变，母管温度在200-240℃。系统流程如下：

厂用汽系统流程图

现在厂用汽系统疏水大部分改为自动疏水器直接至低压疏水扩容器，热段疏水至高排联箱。运行中疏水点比较多，另外主蒸汽RC044作为四段热备用汽源RC603门前疏水直接至低疏扩，另外厂用汽至小机高温汽源热备用管道疏水也有直接排低疏扩，还有除氧器管道疏水直接排低疏扩，这些都属于高温高压汽源损失，浪费较大。

3.2改造建议：

根据厂用蒸汽系统疏水设置存在一些浪费点，考虑疏水压力逐级利用和合理回收降低机组汽耗率，有针对性的进行系统改造，提高蒸汽利用率。

改造方案一：利用现有管道阀门，将#1、2机组RC603门前疏水管道和厂用汽至小机高温汽源热备用管道疏水增加疏水器及旁路系统直接排低疏扩，此改造需增加四个疏水器，改造费用较高，疏水未逐级利用。

改造方案二：利用现有管道特点，将#1、2机组RC603门前疏水管道门前通过节流门接至各机组低压低温母管，运行保持疏水至低疏扩门关闭。增加节流门两个接至各机组低压低温母管，一个用于隔绝，一个用于控制流量，疏水逐级利用。将#1、2厂用汽至小机高温汽源热备用管道疏水增加疏水器及旁路系统，此改造需增加2个疏水器，改造费用一般，疏水未逐级利用。

改造方案三：利用现有管道特点，将#1、2机组RC603门前疏水管道门前通过疏水门接至各机组低压低温母管，运行保持疏水至低疏扩门关闭。增加节流门两个接至各机组低压低温母管，一个用于隔绝，一个用于控制流量。#1、2厂用汽至小机高温汽源热备用管道疏水增加疏水至低压汽源管路，增加节流门两个接至各机组低压低温母管，一个用于隔绝，一个用于控制流量，同时增加厂用汽至小机高温汽源热备用管道热工温度测点，通过观测温度测点温度调整流量保证温度在合理范围内，达到高温高压蒸汽逐级利用，减少浪费作用。通过温度测点调整节流阀门保证最小流量下蒸汽的有效利用。

3.3计算分析：

#1机组RC603门前疏水管道为Ф38mm，#2机为Ф25mm，蒸汽流速以60m/s计算，盘电机组年平均检修45天计算，每小时浪费380℃蒸汽量（ρ=2.3948kg/m3）：

Qm1=60m/s*2.3948kg/m3*3600s*0.038m*0.038m/1.128/1.128/1000=0.5870t/h，

Qm2=60m/s*2.3948kg/m3*3600s*0.025m*0.025m/1.128/1.128/1000=0.2541t/h，

每小时浪费蒸汽0.8411吨，以每年平均运行280天计算，可以节约

0.8411t/h*280天*24小时=5652.4吨，

此部分高温高压蒸汽进入低压低温母管，减少再热冷段供给低压低温母管蒸汽量，提高机组中压缸做功能力，中压缸额定功率230MW，中压缸进汽流量1296.8t/h计算，可多发电:230MW*5652.4t/1296.8t/h

=1002.508MW，折合标煤1002508Kwh×331g/Kwh/1000000g/吨＝331.83吨。

4.循环冷却水真空系统分析

4.1系统特点：

循环冷却水系统采用自然通风双曲线冷却塔，循环水正常补水由于桥水库来通过水处理车间处理后补水；大负荷期间机组蒸发量大于2000t/h，水处理出力不够时采用于桥水库来水直补。机组循环冷却水系统由水塔通过拦污栅后至循环泵入口大前池、单台循环泵小前池、循环泵提压后至循环水供水母管，供水母管管路分为两个分管进入主机凝汽器两个流道，然后回水至回水母管，回水母管分为四路至冷却塔内圈、外圈、水塔外围化冰管、水塔旁路。在供水母管设置有#1、#2机组联络门VC1001、VC1000，两个分管进入主机凝汽器前接有工业冷却水管路和用于两台小机凝汽器冷却的管路，工业冷却水管路用于除了凝汽器以为的辅机设备的冷却。由于俄制机组设计落后，采用射水抽气器系统需要提压射水泵；发电机氢冷器和励磁机空冷器冷却水也采用工业水需要提压泵，所以工业冷却水系统设置比较庞大，设置有射水泵、氢冷泵、凝结水泵冷却水回收泵。

参考现在主流设计优化工业冷却水系统，正常运行中，考虑到射水泵出口压力在0.5MPa以上，循环水回水压力在0.12MPa，通过凝结水泵轴承冷却后完全有富余压头回水至循环水回水母管，考虑有0.1MPa压力变化，可以适当加粗凝结水泵冷却水供水母管，提高供水能力，保证冷却效果。

另外，电泵冷却水系统正常处于冷备用状态，冷却水系统一直通水至前池，相当于部分循环水再循环至前池方式，降低机组的经济性；小机抽气器VC735正常运行时抽空气侧关闭，大量工业水也是再循环至前池方式运行，存在较大浪费，提高了射水泵功率。系统流程如下：

循环冷却水真空系统流程图

4.2改造建议：

改造建议一：根据运行情况，优化工业水系统运行方式，电泵冷备用时关闭电泵冷却水回水电动门VC676，减少循环水再循环至前池，增加热工逻辑启动电泵或电泵前置泵或电泵油泵需要开启电泵电泵冷却水回水电动门VC676，防止出现误操作损坏设备，平时设备热备用时开启电泵冷却水回水电动门VC676，保证系统通畅，冷备用可以通过电泵冷却水回水电动门VC676前放水门定期排污，保证系统良好备用。

改造建议二：两台机组凝结泵冷却水通过回收泵排至工业水小前池，启停中存在调整困难，存在外排水过程，分析凝结泵冷却水由射水泵母管取水压力等级为0.5MPa，可以通过直接回收至循环水回水母管管道，减少运行和维护费用。利用现有管道特点，将#1、2机组射水泵至凝结水泵冷却水供水管道由φ57适当加粗至φ76，增加通流量，将凝结水泵冷却水回水管道并联后加粗分别引至循环水回水母管A/B侧。减少两台凝结水泵冷却水回收泵运行，节约厂用电。

改造建议三：利用现有管道特点，运行中将#1、2机组小机抽气器VC735关闭,降低射水泵流量,降低射水泵功率，每小时可以减少厂用电50KW，同时节约循环水量，提高机组真空,提高机组的经济性。停机后针对主机真空运行情况，可以及时停运一台主机抽气器运行，进一步降低射水泵功率，每小时可以节约厂用电150KWH。

4.3节能计算分析：

凝结泵冷却水直接回收至循环水，不考虑节约维护费用，可以节约运行电费，#1机组功率5.5KW，#2机组6.5KW，年度运行300天计算，可以节约厂用电（6.5kw+5.5kw）×24小时×300天=86400KWH，折算节约电费金额86400KWH*0.42=36288元，折算节约标煤86400×331/1000000=28.5984吨。

利用现有管道特点，运行中将#1、2机组小机抽气器VC735关闭，降低射水泵流量，降低射水泵功率，每小时可以减少厂用电50KW，以运行300天计算，两台机组可以节约厂用电50kwh*24h*300d*2=72万KWH，折算节约标煤720000*331/1000000=238.32吨。

停机后针对主机真空运行情况，可以及时停运一台主机抽气器运行，进一步降低射水泵功率，每小时可以节约厂用电150KWH，以每台机组停运抽真空运行15小时计算，年度停运平均3次计算，两台机组可以节约厂用电:15h*3次*2台*150KWH=13500KWH，折算节约标煤13500*331/1000000=4.4685吨。

5.主机轴封系统

5.1系统特点：

汽轮机轴封系统采用一级轴封减温加轴封分离器装置，同时配置高压轴封自密封和泄气自动调整阀门。轴封设计供汽汽源是有两路，一路是启停机中厂用蒸汽系统1.57MPa/390℃蒸汽，另一路是正常运行中高压缸自密封泄压0.8MPa/300℃蒸汽，减温水是三级凝结泵供给1.5MPa/30-100℃凝结水，减温水温度随着机组负荷变化，高负荷高，低负荷时低，启动中温度为常温除盐水温度，最低在20℃左右。系统正常运行中，轴封系统的温度控制比较难，基本上采用减温水调整门后手动门节流控制，然后减温水调整门控制，根据机组负荷高低控制轴封温度在150-190℃；机组启停中，轴封系统的温度控制非常难，主要采用手动门调整控制，机组启动过程中厂用蒸汽系统参数变化、轴封压力变化、汽轮机进汽时，都需要手动调整，基本要安排一个人专门调整，而且很容易导致轴封温度过高过低现象产生。特别是温度过低后，系统积冷汽冷水，温度很难提高，对机组安全影响很大。

汽机轴封系统流程图

#1、#2机主机减温水由三级凝结水泵后供水，机组停运至破坏真空前一二三级凝结水泵均要投入运行，保证主机轴封减温水水源正常。存在厂用电较大浪费。在保持现有设备情况下，停机后减温水温度基本为常温水，由于轴封温度存在难调整，可以降低减温水的压力，采用一级凝结泵0.8MPa压力作为减温水，提前停运二三级凝结泵，降低厂用电率。

5.2改造建议

在保持现有设备情况下，增加一路一级凝结泵0.8MPa压力作为减温水，低压减温水，降低减温水的压力，另外采用减温器减温水调整门二级控制，将减温水隔绝手动门变为电动调整门，增加投入自动的可能性。为了防止高负荷时减温水压力不够，达不到减温效果，保留原来三级凝结水泵减温水作为备用。初次改造后，可以减少机组启停过程中二三级凝结泵的运行时间，节约厂用电耗。改造后观察运行效果，进行下一步更换减温器改造，为了保证改造后达到满意的效果，根据现场运行条件设计参数更换减温器，改造一次性投资较大，而且可以通过优化系统回收成本，可行性较高。

5.3节能计算分析：

改造后可以减少机组启停过程中二三级凝结泵的运行时间，节约厂用电耗。以一次启停时间20小时计算，二三凝结泵的功率1000KW，一次可以节约厂用电2万KWh，每年机组启停以3次计算，两台机组可以节约厂用电20000kwh*3次*2台＝12万kwh，以电价0.42元计算，每年可以节约成本120000*0.42＝5.04万元。

6.结束语

根据盘电机组的特点，通过参数、系统对标，积极探讨优化运行方式及节能改造的可能性，针对汽机侧系统提出机组优化运行方式和节能改造的可行性，并通过分析计算说明节能效果，在保障机组安全运行条件下提高机组的运行经济性。

参考文献：

[1]国华盘山发电有限责任公司,《2016年#1机组C修计划》2016

[2]国华盘山发电有限责任公司,《机组运行规程》2016