摘? 要：某公司共有2*300MW汽輪機組，正常運行中2臺機組均對外供工業(yè)抽汽。2019年2月份2號機供電煤耗率大幅度上升，比1號機偏高45 g/kWh，機組經(jīng)濟性降低。通過現(xiàn)場進行診斷、排查，查找了供電煤耗率計算方法錯誤并進行了修正，分析了2號機設(shè)備異常影響供電煤耗率的原因，制定了針對性的運行調(diào)整、檢修治理和優(yōu)化改造方案，實施后取得了良好的效果，保證機組經(jīng)濟運行。

關(guān)鍵詞：工業(yè)抽汽;供電煤耗率;供熱修正;優(yōu)化

中圖分類號：TK12? ? ? ? 文獻標志碼：A

0 引言

熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱是實現(xiàn)節(jié)約能源、減少排放、解決工業(yè)用熱的有效途徑。但熱電聯(lián)產(chǎn)機組的高效經(jīng)濟運行，必須基于電網(wǎng)、熱網(wǎng)都滿足機組經(jīng)濟運行的邊界條件，才可能充分發(fā)揮其特有的能力。大型工業(yè)抽汽機組主要有以下 3 種供汽方式： 采用主蒸汽（冷再、熱再）減溫減壓法;采用中壓缸旋轉(zhuǎn)隔板或低壓缸進汽調(diào)節(jié)門憋壓法;采用高壓蒸汽通過壓力匹配器引射低壓蒸汽混合法。采用第1、3種供汽方式，不會影響汽輪機內(nèi)效率;因供汽后凝汽器帶走的冷源損失減少，機組熱耗率、煤耗率降低，降低值只與供汽參數(shù)（壓力、溫度、流量）有關(guān)，與汽輪機本體性能無關(guān)。

某公司2臺300 MW機組通過冷再、熱再抽汽減溫減壓對外供汽，供汽流量約為60 t/h～120 t/h。2019年2月，2號機供電煤耗率異常升高，比1號機偏高45 g/kWh。針對這一問題進行了現(xiàn)場診斷分析，查找了煤耗率異常升高的原因，提出了綜合解決優(yōu)化方案。經(jīng)實施后徹底解決了這一問題，保障了機組經(jīng)濟運行。

1 公司機組、供熱系統(tǒng)配置及煤耗率現(xiàn)狀

1.1 公司機組、供熱系統(tǒng)配置

1、2號機為上海汽輪機有限公司生產(chǎn)的C330-16.7/0.379/537/537亞臨界汽輪機，正常運行中采用冷再抽汽對外供汽，熱再抽汽做為補充汽源，供汽流量約為60 t/h～120 t/h。冷再蒸汽在額定工況下壓力3.71 MPa，溫度324℃，通過減溫減壓站調(diào)至熱用戶需要參數(shù)為：壓力1.4 MPa，溫度220 ℃。

1.2 2號機供電煤耗率現(xiàn)狀

查閱公司2019年2月份生產(chǎn)日報，1、2號機供電煤耗率分別為327.6 g/kWh、373.4 g/kWh，詳細數(shù)據(jù)詳見表1。

2 2號機供電煤耗率高原因分析及優(yōu)化

經(jīng)過現(xiàn)場進行診斷發(fā)現(xiàn)2號機供電煤耗率異常升高的主要原因有3點：供電煤耗率計算及供熱修正方法不正確導(dǎo)致計算誤差偏大;2號機凝汽器真空偏低;2號汽輪機性能老化速率較快。

2.1供電煤耗率計算及供熱修正方法分析及優(yōu)化

2.1.1 供電煤耗率計算及供熱修正方法分析

2.1.1.1 1、2號機正平衡皮帶秤計煤量分配方法不正確

1、2號機供電煤耗率采用正平衡方法計算，共用一個皮帶秤計量煤量。煤量分配按照機組發(fā)電量進行分配，未考慮供汽量修正。由于1、2號機對外供汽流量不同，導(dǎo)致分配的煤量不準確。

2.1.1.2 1、2號機供熱量對煤耗率修正方法不正確

現(xiàn)有供熱量修正計算取經(jīng)驗值，即供汽流量40 t/h影響供電煤耗率1 g/kWh，存在較大的誤差。

2.1.2 供電煤耗率計算及供熱修正方法優(yōu)化

2.1.2.1 皮帶秤煤量分配優(yōu)化

將皮帶秤計煤量分配由按照發(fā)電量分配改為按照主蒸汽流量進行分配，可以避免供汽量帶來的計煤量偏差。建議利用機組檢修機會，改為入爐煤分爐計量，消除偏差。

2.1.2.2 供熱抽汽流量對熱耗率及煤耗率修正按照公式1、公式2、公式3進行計算（如圖1所示）

式中HR考慮工業(yè)抽汽再熱機組試驗熱耗率，G0主蒸汽流量，H0主蒸汽焓值，Gfw給水流量，Hfw給水焓值，GR再熱蒸汽流量，Hr再熱蒸汽焓值，H1高排蒸汽焓值，GJ再熱器減溫水流量，HJ再熱器減溫水焓值，Ggr工業(yè)抽汽流量，Hgr工業(yè)抽汽焓值，Gb補水流量，Hb補水焓值;HR1為工業(yè)抽汽對熱耗率的影響值，bg為供電煤耗率，ηgl為鍋爐效率，ηgd為管道效率，φ為廠用電率。

2.1.2.3 對計煤量、供熱量按優(yōu)化后的方法計算

2號機供電煤耗率比1號機偏高約7 g/kWh，詳細數(shù)據(jù)見表2。

2.2 凝汽器真空影響分析及優(yōu)化

2.2.1 凝汽器真空影響

2019年2月11日，2號機運行中凝汽器真空快速下降至保護動作值，機組跳閘。2月15日啟動后真空偏低約2 kPa，按1 kPa影響煤耗率增加約3.2g/kWh計算，造成2號機煤耗率升高6.4 g/kWh，影響全月2號機煤耗率偏高約3.6 g/kWh。

2.2.2 優(yōu)化方案

（1）2019年3月7日啟動2號機備用真空泵，凝汽器真空上升1.5 kPa，影響煤耗率降低約4.8 g/kWh，表明機組真空嚴密性較差，需保持備用真空泵連續(xù)運行。

（2）2號機檢修時，進行凝汽器灌水嚴密性試驗，消除凝汽器汽側(cè)漏點。

2.3 2號汽輪機性能劣化分析及優(yōu)化

2.3.1 2號汽輪機性能劣化分析

提取1號、2號機額定負荷運行數(shù)據(jù)分析，1號汽輪機高、中壓缸效率維持較好。2號機高壓缸效率比大修后降低3.4個百分點，中壓缸效率約降低5個百分點，影響熱耗率增加150 kJ/kWh以上，煤耗率升高約6 g/kWh。缸效率降低主要原因：結(jié)垢導(dǎo)致噴嘴和動葉表面的粗糙度大，固體顆粒侵蝕或銹蝕，蒸汽流道沉積物和增大的蒸汽泄漏流量。

查閱歷史趨勢曲線，2017年12月26日2號機高壓缸排汽溫度上漲約10℃，計算高壓缸效率降低。主要可能原因：汽封間隙變大導(dǎo)致級段效率降低;高壓缸進汽插管密封（鐘罩式）密封效果差，主汽漏至高壓缸內(nèi)外夾層進入高排;一抽進汽插管密封（活塞環(huán)式）密封效果變差，一段抽汽漏至高壓缸內(nèi)外夾層進入高排;高壓缸過橋汽封漏汽量大。詳細數(shù)據(jù)見表3。

2.3.2 優(yōu)化方案

（1）機組啟停及正常運行中必須嚴格控制汽水品質(zhì)合格，建議調(diào)研實施機組汽水品質(zhì)自動控制。

（2）2號機組大修時，對高中壓缸進汽插管密封、一段抽汽插管密封進行檢查，消除泄漏;對高中壓缸過橋汽封進行檢查，合理調(diào)整間隙;對高中低壓缸動、靜葉進行噴丸處理，消除結(jié)垢，對吹損葉片進行修復(fù);合理調(diào)整軸封和汽封間隙;對靜葉持環(huán)進行變形測量，如有變形，可采用更換密封條的方法消除漏汽;如低壓內(nèi)缸法蘭內(nèi)張口，可沿張口部位開密封槽，在密封槽內(nèi)鑲嵌經(jīng)退火處理的紫銅線，阻斷漏汽。

3 結(jié)論

通過對某公司工業(yè)抽汽機組供電煤耗率異常升高進行分析，得到如下結(jié)論：

（1）采用冷再、熱再抽汽對外供汽機組，工業(yè)抽汽對供電煤耗率的影響只取決于供汽參數(shù)。

（2）采用正平衡計算供電煤耗率，應(yīng)采用分爐計量方法。

（3）排除凝汽器真空影響因素，汽輪機本體性能劣化是相對緩慢、遞進的過程，應(yīng)根據(jù)機組狀況結(jié)合大小修進行針對性治理。

參考文獻

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