汽轮机节能改进技术-大连讲稿

汽轮机组节能技术

西安热工研究院 刘安 13991363610, liuan@tpri.com.cn 2009-12-08 大连

各位领导、各位代表： 大家好！

今天我讲的题目是汽轮机组的节能技术，主要就热工院在汽轮机节能技术方面开展的工作和了解的情况和大家交流。

1 序言-汽轮机节能技术总的原则

1.1 以改进对象分类

在一个发电厂里，与节能有关的工作涉及的范围很多，也很杂乱，常使人感到无从下手。

提高机组经济性的工作是一项长期、细致、繁琐的工作。目前大多数情况下，通常很难找到某一、两项改进可以大幅度提高机组经济性，即便有些机组存在重大问题，在改造后仍需要对大量细小、琐碎的问题进行处理。

为此有必要首先对与节能相关的工作作一个分类，以便于分部检查，发现可改进的项目。我们将节能工作按照其实施的对象分为三类，对每一个方面进行深入挖掘、精细调整，以提高其经济性，从而提高整个机组的经济性。

1) 设备性能改进

发电机组是由完成热力过程的各种设备构成，除了锅炉、汽轮机、发电机三大主机之外，还有许多辅机，汽机侧主要包括凝汽器、冷却塔、各种加热器、各种水泵；锅炉侧的辅机则更多；现在的电厂往往还设置了与环保相关的除尘、脱硫、脱硝装置；其它还有电气、化学等方面的设备。每一个设备的性能均会对整个机组的效率造成影响。

每个设备都有标志其热力性能的关键指标，逐个对各个设备的性能指标进行检查，发现性能下降的设备，根据具体情况确定处理措施，以恢复机组效率。其中辅助设备还有与整个机组合理匹配的问题。

对设备性能的检查方法包括定期的性能试验，及日常运行参数的定期监测，相关研究推荐检查的周期为1到3个月。

2) 热力系统的改造

各种设备通过热力系统的管道和阀门相互连接，以完成整个热力循环过程。大的划分，热力系统包括构成了基本热力循环(即设计的原则性热力系统)的热力系统，和辅助热力系统。

其中对经济性影响大的是各种辅助系统的状态，逐个检查每个设备的辅助系统，从系统设计、阀门严密性、操作方式等方面考虑改进的措施。

辅助热力系统主要包括某个设备本身运行必须的系统，为保证设备安全的系统，用于启动、停机、故障等特殊状态下运行所需要的额外的系统，等。如锅炉的排污、吹灰，汽轮机的旁路、通风、轴封系统，加热器的旁路、危急疏水，各种水泵的再循环，各设备及管道的疏水、放水、放空气，等等。

3) 运行优化

当所有硬件设备的状态得到保证之后，合理地使用这些设备也是影响经济性的重要方面。其思路还是对各个设备、各个辅助系统的运行方式考虑优化的可能性。

综上所述，通过逐个地、认真细致的工作，保证了每个设备性能达标，热力系统无异常损耗，再加上合理的运行，即可保证机组运行在最佳的状态。

1.2 以改进效果分类

当电厂列出了一系列节能改进措施之后。怎样确定哪些措施可以实施，怎样安排这些措施实施的顺序？还是可以通过分类的方法对这一问题提供参考，以便于规划各项措施实施的顺序。这一顺序并不一定是严格的时间顺序，主要是一种按其作用排列的优先顺序。

机组实际效率 通过改进运行维修工作（基本无需额外投资）可恢复回收的热损失 不可知损失 机组短期内可达到的效率 通过有收益的投资可恢复回收的热损失 可知损失 机组较长时间才能达到的效率 通过无收益的投资（即收益不足以补偿投资）可恢复回收的热损失 机组可达到的最佳效率 不可控损失 机组效率较现实的标准 不可避免损失 机组效率验收标准 节能改进措施可以分为：(见上图的右侧)

1) 通过改进运行维修工作（基本无需额外投资）可恢复回收的热损失 2) 通过有收益的投资可恢复回收的热损失

3) 通过无收益的投资（即收益不足以补偿投资）可恢复回收的热损失

这一策略同时给出了机组改进的三个层次的目标。

通过改进现有的运行方式、检修策略，对现在本来就要进行的工作改进其工作方法，在基本不增加成本的情况下，提高机组的性能，达到“机组短期内可达到的效率”目标。

通过技术经济比较按投资收益率的高低，计算出每降低1g/kWh煤耗需要投入的资金，对一些大的改进项目进行排序，确定实施的优先顺序，达到“机组较长时间才能达到的效率”目标。

而那些投资收益率很低甚至不能收回投资的改进，原则上是不应实施的。但是，受非经济原因的影响，目前有些能取得较大效果的措施也有一定的必要性，并且从综合效益上考虑也具有一定的经济可行性，如增强企业竞争力、增加发电

量、利用煤电差价获得额外收益，等因素。但目前也存在一些不计成本进行改进的倾向，需要引起一定的注意。

注意，这里的长期、短期目标也不完全是一个时间上的概念，而主要反映了一种优先程度。

验收标准：根据验收试验所求得的净热耗率；

较现实的标准：（电厂改进或增添设备后的净热耗率）。运行中额外因素产生的不可避免损失，如锅炉排污、环保设备用电用汽等。

可达到的最佳效率：在现有设备和运行条件下预计可以达到的净热耗率。考虑了运行中一些变动因素产生的不可控损失，如大气温度、煤质变动、设备改进影响。

应注意的是，以上标准中未包含设计值，实际上包含在验收标准中，验收标准可能优于或劣于设计值。

对改进措施还有一些其他的分类方式，可以起到提示改进项目和分析改进项目的作用，以供参考。

具有直接经济效益的发电厂技术改造项目可以分为三种类型： ? 以增加收入为主的技术改造项目。 ? 以节约成本费用为主的技术改造项目。 ? 既增加收入又节约成本费用的技术改造项目。

根据发电厂各主辅设备的经济性和安全性状况，又可分为： ? 锅炉设备改造、 ? 锅炉辅助系统设备改造； ? 汽轮机本体改造、 ? 热力系统优化改造、 ? 冷端改造等

1.3 节能的管理

热工院长期开展的发电厂节能降耗的相关工作主要有： 1) 热力系统优化等，直接节能减排的项目；

2) 为相关设备改造进行方案论证、可行性研究； 3) 通过试验诊断机组各方面存在的影响经济性的问题； 4) 对整个机组进行经济性评估，指出提高经济性的主要途径。

在相关的技术工作之外对发电厂节能工作的管理也有一些体会，尤其是在机组总体性能评估的工作中。近年来受不同电力公司委托对其下属的数十家电厂进行了运行经济性评估工作，其中一些电厂能耗高的原因本质上是管理的欠缺造成的。当然管理问题非常复杂，以下所述问题可能考虑得比较片面。

国外相关研究机构提出过“现有火电厂降低热耗率工作导则”，其主要内容大致分为三个部分：

1) 对设备状态的评价； 2) 对设备状态的改进措施；

3) 对“热效率工作的经常性管理”。

也就是说，管理在提高机组热效率工作中扮演了举足轻重的角色。在上述研究中对热效率工作的管理主要有以下建议：

1) 制定正规的热耗率工作纲要：包括

a) 检查机组目前的性能状况；

b) 预测可达到得最佳性能状况；(明确的、科学的节能目标) c) 编制机组达到最佳性能的工作计划，并实施。

可以看出，该“导则”非常重视改造前的评估工作。可以设想，在具体机组进行节能降耗改造前，如果能够明确地说出，目前影响机组经济性的主要因素，并对各因素给出定量的影响程度，并进一步明确通过改进可以达到的目标，则针对具体的问题采取针对性的改进措施，以使机组达到预期的经济性目标其实并不十分困难。 2) 建立专门的组织机构，明确职责分工

a) 在一个发电厂里，为保持和改进机组运行性能的工作实在太多，不

可能由兼职的人来完成。

b) 从发电公司的角度分析了公司总部和下属电厂的人员组织方法。指

出：过于从属于电厂的组织易造成陷入日常生产任务，无暇顾及热

耗率工作，过于分离的组织则易受到一定程度的排斥，造成工作不便开展，提出的意见得不到重视。

3) 其它还有相关信息的传递，对人员的发动，基本知识的培训，等各方面

都对改进经济性工作的开展有至关重要的影响。

2 汽轮机改造

下面介绍汽轮机本体的节能改造技术，主要分三个部分：通流部分改造、汽封改造、及汽缸内漏汽的治理。

2.1 通流部分改造

通流部分改造是大幅度提高汽轮机经济性的一项重要措施，在国内也被广泛地采用，得到大量地实施。

多年来，国内200MW及以下功率等级的汽轮机已有数百台实施改造，改造后的经济性和安全性均有得到提高，取得了良好改造效果。

近年来，早期投运或采用上世纪70年代～80年代技术设计制造的300MW功率等级的汽轮机也已有近40台进行了通流部分改造，为后续的改造积累了大量经验。

（目前600MW等级机组大多投产年限不长，尚无迫切的需要。） 2.1.1 为什么要改造通流部分-改造的必要性

至2007年底，300MW及其以上功率等级机组已占全国总装机容量的56.85%，其中300MW功率等级机组占总装机容量的30.13%。

1) 大量的主力机组存在热耗率偏高的问题，其中汽轮机通流效率低是主要

的影响因素 供电煤耗率水平

07年平均供电煤耗为337g/kW.h 进口机组比国产机组低10g/kW.h左右 早期投产机组供电煤耗为340～360g/kW.h

目前国际上300MW等级机组的先进水平为310～320g/kW.h。

热耗率水平

新投产机组额定工况热耗水平比设计值要低2％左右； 早期投产机组额定工况热耗水平比设计值低6％～7％。 缸效率

新投产机组高压缸效率为83％～84％；中压缸效率90％～91％； 早期投运机组高压缸效率78％～80％；中压缸效率87％～89％。 高压缸效率1%，影响热耗率16.5kJ/(kW?h)，影响煤耗0.62 g/(kW?h) 。 中压缸效率1%，影响热耗率23.8kJ/(kW?h)，影响煤耗0.89 g/(kW?h) 。 低压缸效率1%，影响热耗率36.3kJ/(kW?h) ，影响煤耗1.36 g/(kW?h) 。 2) 通流效率低的主要原因 早期的技术，设计水平低。

目前在役的多数国产300MW等级汽轮机多采用引进的上世纪70～80年代国外技术，基于一维、准二维或二维设计，存在叶栅型线落后型线损失大、叶栅展弦比较小、级根径比较大、各级焓降分配不合理，各级蒸汽泄漏大等问题。

且随着运行时间的增长，任何机组都会因具体工作环境的影响而发生老化，并受到不同程度的损伤。

最常见的损伤原因包括固体颗粒的冲蚀、积垢、间隙增大、锤痕、异物损伤等。其次，还有结合面或密封环的泄露和点蚀。

静、动部件的摩擦将会增大泄露及其相关损失。引起摩擦的原因包括大的转子振动、静止部件的热变形、轴承故障、进水、固体颗粒冲蚀等。

除了因表面粗糙度增大，反动度改变，正常级内压力分布混乱造成的损失以外，结垢亦可引起较大的出力下降。因为结垢后使喷嘴面积减小，限制了通流能力。锤痕和异物损伤也会同样引起损失。

其它诸如进口密封环、内缸结合面及隔板间的泄漏可引起较大的损失，因为这些泄露流量中有的蒸汽旁通了若干级或整个通流部分。

导致汽轮机各级损失较大，级效率及通流效率低下，多数机组缸效率及热耗率达不到设计值。

3) 安全可靠性

设备经多年运行后，在部件磨损阶段故障率会趋于增长。

300MW等级汽轮机特别是上世纪90年代中期前的国产300MW汽轮机多数不同程度的存在喷嘴室变形、高压调节级及中压第一级固体颗粒冲蚀损坏、内缸体变形严重、低压末级、次末级断裂、损伤故障、水蚀严重及其它影响机组可靠性的安全隐患。

汽轮机在投运若干年后，随着老化其性能逐渐下降变差而无法避免，在机组正常估算寿命期内，其故障率的大小往往呈现“浴盆曲线”式的变化，设备经多年运行后，在部件磨损阶段故障率会趋于增长。

综上，目前国内300MW功率等级机组仍占总装机容量的30.13%，多数运行经济性较差，安全性方面也存在诸多隐患，且部分机组已接近其设计寿命，采用当代先进汽轮机设计技术，对其实施改造，恢复或提高其效率，对节能增效及减少污染排放意义重大。

随着大规模电力建设速度的逐渐放缓及环保压力、运行成本压力的增加及节能调度的实施，可以预见，未来2～5年内，将是300MW功率等级汽轮机通流部分改造的高潮。

2.1.2 具体机组改造目标确定

1) 通流部分改造的目标

? 提高通流效率，实现节能降耗； ? 消除缺陷，提高机组的安全可靠性； ? 使汽轮机具备良好的运行灵活性和调峰能力； ? 实现机组增容，提高机组的铭牌出力。

? 满足用户某些特殊要求如工业抽汽或供热抽汽。 2) 通流部分改造的原则

? 改造收益最大，优先考虑煤耗；

? 改造方案和技术措施应结合机组具体情况，“量体裁衣”进行改造方案

设计；

? 改造涉及范围尽可能最小，对外围系统影响最小； ? 机组外形尺寸基本不变，旋转方向不变；

? 热力系统原设计不变、抽汽参数保持基本不变； ? 与发电机、轴承箱等接口不变。 3) 改造的范围

汽轮机通流部分改造的范围可包括： ? 转子-叶轮、叶片

? 静叶-喷嘴室、隔板套、隔板 ? 汽缸-进汽导流环、排汽扩散段 ? 汽封（轴封） ? 轴承

改造范围的确定，依赖于机组改造前的实际状况和改造的目标及边界条件。 2.1.3 先进的设计技术

1) 先进的气动与流动技术--提高热力过程的效率

先进的结构特点：子午收缩调节级，采用分流叶栅取代加强筋结构，可控涡流型弯扭联合三维叶片，子午面流道优化光顺，排汽扩散段的优化；

多部件的协同设计：包括通流部件与蒸汽泄漏部件流动耦合设计；优化各级的焓降分配；动静匹配多级联合设计；

复杂的、高精度的计算方法：有效地控制通流部分各项损失（叶栅损失、级损失）。

图 含汽封和平衡孔结构的汽轮机内部流动

重点是随着计算技术的发展，三维、非定常（俗称全四维）、可控涡等复杂计算模型的采用，多部件多级耦合计算，多相流混合计算得以实现。可以更加准确地计算以提高设计效率，可以更加快速地完成复杂的设计以提高对具体机组的针对性。

一般的，上述技术的采用，可使多数上世纪80年代后期汽轮机的级效率，特别是高、中压通流部分的级效率提高5～7 个百分点，更早期的机组级效率将提高更多。

根据各改造机组的通流部分的实际状况及改造范围，改造后机组的通流部分效率的改善会与上述指标有所不同。

2) 先进的结构强度技术--提高汽轮机的安全可靠性

在汽轮机通流部分结构与强度设计方面，三维有限元（3D-FEM）数值分析技术已开始广范用于转子、动叶片、隔板、汽缸等部件的设计，使得对于汽轮机通流部分部件的结构强度设计更为先进和精准，确保了部件的高可靠性。

图 某低压排汽缸的综合变形（FEM分析）

高温部件热力耦合分析技术

对汽缸、转子、喷嘴、叶片、阀门等高温高压部件进行有限元热力耦合分析，保证安全可靠性，并进行优化设计。

叶片动强度设计

采用大刚度叶片、整体围带、预扭安装连接成全周自锁结构以避开运行时的共振响应，获得良好的振动特性，降低叶片的动应力。

采用径向汽封，增加动静轴向间隙 采用焊接隔板

提高隔板刚性，使得隔板和转子在各种运行工况下既能保持同心性又在径向能自由膨胀。

去湿防水蚀措施：减轻末级次末级叶片的水蚀 高窄法兰结构汽缸，减少机组起、停时的热应力 结构刚度有限元分析技术

对结构刚度及变形进行有限元分析，并进行优化设计，保证刚性，减少质量。 汽轮机叶片动频率、动应力测试技术

准确获得叶轮叶片系统的动态频率并实现调频，确保运行时叶片的振动特性避开三重点共振。

采用上述结构强度及试验技术，使汽轮机通流部分改造在提高机组经济性的同时，提高了机组运行的安全可靠性和灵活性。

2.1.4 平衡改造的观念

除汽轮机本体外，其它主机、辅机、系统的应配合协同改造，避免出现影响性能的瓶颈而影响改造的整体效益，或局部性能过于突出，无法发挥而造成浪费。

例如：若拟通过汽轮机通流部分改造增加机组出力，则应考虑锅炉、汽轮机、发电机及辅助系统的限制，需对锅炉及其辅机系统、发电机及电气系统进行最大出力的评估试验，以确定汽轮机外围设备对机组增容的适应性，并且需要对凝汽器、冷却塔及回热系统进行校核，统筹考虑。

通过对机组进行全面地评估，若发现存在不足，应进行相应的完善改进。有必要在汽轮机通流部分改造前，对机组状态特别是热力系统、给水系统（给水泵及小汽轮机）、冷端系统（凝汽器、循环水泵、冷却塔）进行诊断与评价，提出优化改进措施，可使机组所能达到的经济效益充分发挥。 2.1.5 保证充分时间完成改造前期准备工作

汽轮机通流改造属发电厂重大改造项目，投资巨大，因此，在对汽轮机进行通流改造前，应进行充分的前期准备工作，不可盲目确定改造目标、改造范围及改造方案，以免导致改造失败。

国内300MW等级汽轮机的通流部分改造工作已经展开，但不少机组改造后的效果并不十分理想，这并非偶然。根据热工研究院近几年在汽轮机改造领域的工作经验来看，失败原因主要有二：

1) 改造前期的工作并不充分，未能全面掌握机组真实的热力性能水平及经

济性差的症结所在；

2) 在并未全面掌握机组真实热力性能水平及未对机组进行确切的经济性诊

断研究的同时，未能广泛调研和征询各汽轮机制造商的建议方案并科学

分析、决策，从而未能获得有针对性的科学合理的通流部分改造技术方案。

因此，建议对通流部分进行改造前，对机组进行全面的经济性诊断，并在精确的诊断的基础上，进行深入、充分的可行性研究，制定科学合理的改造原则、改造目标及改造范围。

汽轮机通流部分改造是复杂且难度较高的改造项目,建议电厂委托在汽轮机通流改造技术领域内经验丰富的相关单位为汽轮机通流改造项目的可行性研究及项目的关键环节提供技术咨询和支持。

近年来热工研究院先后承担了近10台300MW～600MW汽轮机通流部分改造的可行性研究及改造技术咨询与支持工作。

2.2 汽封改造

2.2.1 汽封的重要性

汽轮机通流部分设计、制造技术日臻完善。漏汽损失已成为制约汽轮机效率提高的主要因素。

相关研究显示，对于大型汽轮机，在机组的效率总损失中，40%是由于汽封间隙过大所引起的。（这一结论是针对已有机组的性能变化，与经过通流改造提高机组效率的概念不同。）

高、中压缸功率和热耗率损失

汽缸端部轴封漏汽量增大，除了浪费大量高品质蒸汽外，低压缸轴封还可能影响机组真空而进一步影响经济性。外漏蒸汽进入轴承箱还会使油中带水，危及机组安全。有些研究认为不恰当的汽封间隙也是机组发生高频汽流激振的一个影响因素。

2.2.2 传统汽封存在的问题

传统的汽封形式是曲径式梳齿汽封。

利用许多依次排列的汽封齿与轴之间较小的间隙，形成一个个的小汽室，使高压蒸汽在这些汽室中压力逐级降低，来达到减少蒸汽泄漏的目的

曲径汽封一般每圈汽封环分成6~8块，每个汽封块的背部装有平板弹簧片，弹簧片将汽封块压向汽轮机转子，使得汽封齿与转子轴向间隙保持较小值，在运行中汽封间隙不可调整。

传统汽封主要存在以下问题：

(1)汽轮机在起停机过程中过临界转速时，转子振幅较大，汽封齿很容易磨损；磨损后不仅间隙增大，而且破坏了汽封齿的形状，造成漏汽量大幅增加。

(2)由于轴封漏汽量较大（尤其在汽封齿被磨损后），蒸汽对轴的加热区段长度有所增加，温度也有所升高，使胀差变大，轴上凸台和汽封块的高、低齿发生相对位移而倒伏，造成漏汽量进一步增加；

(3)汽封齿与轴发生碰磨时，产生大量热量，造成轴局部过热，甚至可能导致大轴弯曲；

(4)曲径汽封环形腔室的不均匀性，是产生汽流激振的重要原因，而汽轮机高压转子产生的汽流激振一旦发生就很难解决，危及机组的安全运行。

所以在机组检修时，常常把汽封径向间隙调大，以牺牲经济性为代价来确保机组的安全性。 2.2.3 先进的汽封形式

和通流部分改造一样，采用先进的汽封形式对汽轮机的汽封系统进行改造也是目前广泛开展的提高机组经济性的改造项目。包括

? 新机组在设计及制造中直接采用新型汽封； ? 以及对老机组进行汽封现代化改造。

常见的新型汽封形式有： ? 自调整汽封（即布莱登汽封） ? 蜂窝式汽封 ? 铁素体汽封和铜汽封 ? 接触式汽封 ? 侧齿汽封 ? 自调整刷式汽封

自调整刷式汽封（美国Turbocare技术）: 最新引进的先进汽封技术，其价格较高。

●可将动叶叶顶汽封间隙由设计值0.75mm减小至0.45mm ●隔板汽封可由设计值0.75mm缩小至0.051mm（近0间隙） ●汽封间隙的降低使得密封效果得到改善，汽轮机缸效率提高。

刷式汽封在世界范围内已在超过100台机组上成功应用，在韩国有超过50台的应用实例，机组容量包括200MW、350MW、500MW和800MW，汽轮机厂家有GE、Hitachi、Alsthom等

国内首台在华能丹东电厂安装，2009年11月中旬举行了效果评审会，与会各方认为取得了良好的效果。

各种汽封采用不同的方法解决了传统汽封存在的部分问题，各有其适用性，经过多年的使用实践，对使用中的问题已积累了一定的经验。

根据各种汽封的特点，针对具体机组存在的问题，考虑机组特性及实际状况，选择合适的汽封形式，或在机组不同部位组合采用不同形式的汽封，以达到最佳的效果。

2.2.4 或者还是用传统汽封？

到底该不该进行汽封改造，在目前的电力企业中还存在一些不同的认识，主要是由于对新型式的汽封有以下疑问：

? 可靠性存在问题；

? 使用效果并不十分突出，而且费用偏高。

观点：不一定需要先进的汽封形式，只要汽封间隙调整好，使用传统汽封一样可以达到较高的经济性水平。

相反的观点：只有改成新式汽封才能提高经济性，或只要改成新式汽封就能提高经济性。

应该说，对新技术的疑问确实是事实，但许多成功的改造经验使技术本身的优越性得到肯定。尚存在的一些问题，通过实践中的进一步探索和验证，对新技术的进一步完善，而逐步取得更好的效果和更高的可靠性。

目前，国内外各大汽轮机制造厂并不积极采用新型汽封，当然有成本的考虑，但同时也是由于采用传统汽封也可以达到足够高的经济性水平。

在有些情况下，采用新型汽封也可能不能取得预期的效果。若原机组缸效率本就较高，或者即使缸效率较低，但引起缸效率低的原因并非是汽封间隙大，而改造又因为各种因素影响未达到最佳效果，就会发生这样的情况。 ．．

另外，汽封制造厂家的质量水平不齐也是一个问题。

基于以上情况可见，若机组各方面性能良好，可以保证汽封间隙足够小，且不被磨损，同样能够达到较好的经济性水平。这样的机组可暂不考虑实施汽封的改造。

不同的新型汽封形式，可以针对性地解决传统汽封的某些缺点，在特定的情况下，可以更加有效地保持较小的漏汽量。对于确实汽封系统存在问题的机组，已证实汽封漏汽大对经济性造成较大影响，且由于机组其他方面的问题（如振动、汽缸变形等），采用传统汽封不能使性能损失得到恢复的情况下，针对机组的具体问题，选择适合的新型汽封更易于保证机组良好的状态，对保持或提高机组的经济性可以起到显著的作用。

小结：

汽封性能的优劣，对机组的经济性和可靠性有重要影响，为降低漏汽损失，提高机组安全性和经济性，采用先进的新型汽封是有必要的。

但不是绝对必要，也不是必然保证。同任何技术一样，都受到很多因素的影响，需要在各个环节上认真对待，才能起到应有的作用。 2.2.5 汽封间隙调整

无论采用什么形式的汽封，都不能忽略对汽封间隙的调整。

建议不要过分重视大修后的一次启动成功。在大修中严格按照标准调整汽封间隙，大修后启动时若发生碰磨，可适当延长暖机时间，使汽封充分磨合，避免振动过大造成汽封的严重磨损。

一种激进的理念，0间隙调整，完全靠磨损得到实际的汽封间隙，这样的汽封间隙是最合理的。作为一种概念，不妨用来参考。

保证汽封间隙的另一个方面是首先要解决机组振动问题。

机组在启动过程中的振动特性（60Hz的机组）

在机组过临界转速时，转子振动幅度经常超过汽封间隙，传统梳齿式汽封容易发生磨损。在容易发生振动的机组上，或振动幅度大的部位，布莱登汽封具有显著的优势。

2.3 汽缸漏汽治理

汽缸内的漏汽是一个很容易被忽略的影响汽轮机组经济性的问题。 试验中经常出现某些抽汽口温度显著高于设计值，与下一级抽汽口之间的级组效率高于100%。试验规程中也规定了抽汽温度处理方法，认为抽汽温度往往偏离汽轮机的膨胀过程线。这些现象说明，抽汽温度高的原因不是由于汽轮机的通流效率降低所致，而是由于有高温蒸汽泄漏到该抽汽口。

汽缸内发生的漏汽不会影响到缸效率，也因此往往被忽视。却同样导致能量的损失，某些机组试验数据分析显示，影响煤耗率可达1-2g/kWh。有些机组中压缸第一级抽汽为碳钢管道，严重的超温甚至超过450℃，影响机组安全。

容易发生泄漏的部位及造成泄漏的原因有：进汽或抽汽导管密封圈变形、装反；中分面变形，中分面法兰薄弱；螺栓紧力不足、直径偏细、螺栓过长；汽缸受到额外的牵引力；汽缸内外缸之间的轴向密封面泄漏，检修中过度地打磨该密封面造成泄漏。更为严重的还有隔板装反；加热器抽汽口接反的情况。

某些型号的高、中压合缸机组，试验测量高中压缸之间的过桥汽封漏汽量普遍达到再热蒸汽流量的10%左右（设计值约1%~2%，其它型号机组基本在5%以下），

根据计算即使轴封完全磨平也达不到这样的漏汽量，分析认为也是由于汽缸内其它密封结构的漏汽所致。

因此，对汽缸内漏汽的情况应给于必要的重视，查明原因，制定针对性地处理措施。对于存在该问题的机组若进行通流部分改造，应同时解决汽缸漏汽的问题。

3 系统的改造

3.1 热力系统优化

3.1.1 热力系统优化的目的

热力系统优化的主要目的是提高机组的经济性，但是改进前、后直接体现出的机组热耗率的降低，并不能充分表达热力系统优化的真正价值，也不是热力系统优化的全部目的。通过热力系统改造，应达到以下目标：

提高机组安全性

1) 消除疏水系统存在的安全隐患，有效地防止汽轮机进水和进冷蒸汽，并

简化控制或操作方式。

2) 通过对疏水系统的优化改进，减少了进入扩容器的疏水管数量，更换了

存在泄漏的阀门，有利于降低疏水对扩容器与凝汽器的热冲击和冲刷，避免可能造成的扩容器焊缝开裂、集管吹损等问题。 3) 各级疏水分级布置，有利于机组启动、停机过程的安全。 提高机组经济性则体现在以下多个方面：

1) 通过减少系统中的泄漏点、充分利用有效能，减少能量损失，提高机组

的经济性；

2) 由于系统简化，泄漏点减少，即使随着运行时间增长，泄漏的阀门增多，

机组也可以长期保持较好的经济性；

3) 由于系统简化，阀门数量减少，可有效地降低阀门维护的工作量和相关

费用；

4) 由于需要维护的阀门数量减少，更有利于提高维护的质量，保证阀门的

严密性；

5) 系统简化后，不影响机组的安全性，且简化后的系统便于运行操作，从

而提高了机组的可靠性，间接改善了机组的经济性；

6) 解决机组存在的特殊问题，完善设备和系统性能指标，提高经济性； 7) 直接体现出来的效果是对改进前后热耗率的影响：

a) 通过简化疏水系统设置，优化阀门配置，减少了可能的泄漏点，降

低了泄漏流量；

b) 改进了原来系统热备用的方式，避免了高品质蒸汽在运行中长期放

流的损失；

c) 尽可能充分利用辅助系统工质的能量，提高机组的热效率； d) 取消系统中冗余的备用汽源，这部分汽源在正常运行中常存在一定

程度的泄漏，取消后可完全杜绝此类损失，且通过适当调整运行方式，完全能够满足机组在各种情况下的运行要求； e) 对加热器性能的调整，提高给水回热效果； i. ii. iii. iv.

加热器水位调整； 加热器水侧泄漏治理；

加热器排空气系统的优化(损有余、补不足)； 解决低压加热器疏水不畅的问题。

f) 其余部分通过对系统的简化和优化，减少了泄漏点，降低维护成本，

有利于保持机组长期的运行经济性。

3.1.2 优化的总体思路

汽轮机组的热力系统对机组的安全性和经济性均有较大的影响。西安热工院长期从事提高电厂设备安全、经济性的工作，完成了大量不同类型机组的完善改进项目。

下面扼要阐述设备及系统改进的原则。 1) 保证安全性并满足运行要求

首先是任何设备及系统的改进必须首先保证不影响机组的安全性，确保机组的设备及热力系统在启、停及任何工况下运行，各项控制指标在规程规定的范围之内。在各种不同的工况下运行，疏水系统应能防止可能的汽轮机进水和汽轮机本体的不正常积水，并满足热力系统暖管和热备用要求。

在改进的过程中，还应尽可能采取措施消除机组存在的安全隐患，提高机组的可靠性，提高机组在不同情况下运行的灵活性与适应性。例如通过改进设计不当的疏水以保证设备安全，提高启动速度等。

2) 合理利用有效能

热力系统设计与运行中，存在工质有效能利用不尽合理，或工质浪费的情况。如所有系统疏水均排至凝汽器，在阀门严密的情况下本来影响不大，一旦阀门泄漏则损失较大；轴封溢流、锅炉排污等流量的长期损失；采用节流孔板连续疏水的热备用方式；部分可以回收的工质排至定排，等等。

尽可能的回收利用工质的有效能，减少工质损失，是从系统的设计上提高能量利用率进而提高机组的经济性的有效途径。

3) 简化热力系统

热力系统中的疏水系统及其它辅助系统设计复杂，冗余管路多，甚至存在设计、安装错误，不仅影响机组的经济性，而且对安全性、可靠性也有影响。例如同一管道上的多路疏水，辅助设备的多路备用汽源等，完全可以简化，以减少不必要的泄漏点；取消系统中重复设臵或冗余设臵的放水放气门、安全门，等等。冗余设臵的系统若发生泄漏，造成不必要的经济性损失。

即使阀门严密，简化后也可以减少维护成本，减少可能的漏点，提高可靠性。在保证疏水功能的情况下，尽可能简化疏水系统，以减少内漏，提高经济性。

对热力系统的简化是从系统的设计上降低不必要的能量损失进而提高机组经济性的有效途径。系统简化后还有降低维修工作量及维护费用，运行操作量减少，设备可靠性提高，提高了机组运行安全性等好处。

4) 区别对待不同类型的疏水

汽轮机组热力系统中的疏水按系统位臵的不同可分为汽轮机本体疏水和热力系统疏水两大类。汽轮机本体疏水包括汽缸疏水，直接与汽缸相连的各管道疏水，包括高、中压主汽门后，与汽缸直接连通的各级抽汽管道门前，高压缸排汽逆止门前，轴封系统等。上述疏水之外归类为系统疏水。按疏水的作用功能不同，可分为起加热作用的疏水和疏放水。

对于不同类型的疏水应根据其功能与系统位臵不同区别对待，采用不同的原则进行改进及优化，在保证系统安全稳定运行的基础上，达到消除外漏，尽可能减少内漏的目的。

5) 治理阀门泄漏

热力系统内漏较多，是对机组经济性影响最大的因素，由于热力系统的缺陷使机组达不到应有的经济性水平。有关试验表明，疏水系统工质内漏造成凝汽器热负荷增大，影响真空1～2kPa，影响机组功率2%～4%，真空和机组功率下降两者使发电煤耗率上升6g/(kW?h)～8g/(kW?h)，且每年更换阀门及维护费用达100～150万元。

由于疏水阀门前、后差压大，机组启、停后，阀门出现不同程度的内漏。机组启、停次数愈多，这些阀门内漏的机率愈大，且愈漏愈严重，出现门芯吹损，弯头破裂，疏水扩容器焊缝开裂等故障。既危及机组运行安全、可靠性，又严重影响经济性。由于高压疏水压差更大，更容易冲刷阀门造成泄漏，且泄漏后对经济性的影响也更大，应重点采取措施治理。

通过采用加装手动门、采用组合型自动疏水器等方式可减少阀门泄漏的程度，降低泄漏损失。加装手动门后，应在疏水阀泄漏的情况下及时关闭手动门以减少损失，否则加装的阀门也不能发挥作用。

在机组的检修中，应当加大治理阀门泄漏的力度，重视对主要阀门的维修，以提高系统的安全性与经济性。

由于操作控制方式设计不合理，也容易使阀门出现内漏。机组运行中，应合理操作疏水阀，以减少阀门的冲刷，具体可参照电力行业标准《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则(DL/T 834-2003)》。

总之，对阀门泄漏的治理是一项长期的繁琐的工作，涉及到系统设计、检修、运行等多个方面。

3.1.3 保证改进效果的一些因素

受工作时间的限制，尤其是某些机组工期安排紧迫的时候，对具体机组的问题的掌握难免会有遗漏，需要电厂相关技术人员充分配合，积极参与，了解机组运行中的特殊问题，以促使改进能够取得更好的效果。

另外由于热工院的业务设置只能提供改造的方案，整个改造项目的完成需要电厂多方面的参与。尤其是对阀门的采购和施工工艺的控制，以保证改造能够达到预期的效果。

在与电厂讨论具体的改进措施时，经常发生这样的情况，某些已经过充分验证可行的改进措施，由于电厂运行习惯的原因而不能得到执行。建议能通过组织调研、专题论证等形式以促成运行习惯的改进。

改进措施实施时保证人员、工期安排，确保完成所制定的全部改进措施。

3.2 冷端系统改进

作为整个热力循环的冷源，冷端系统对机组运行的经济性有很大的影响。而针对冷端系统的各种节能技术也层出不穷，如何科学地选择适用的技术，提高机组的真空，对机组经济运行有显著作用。 3.2.1 冷端系统构成

冷端系统构成，及其性能指标。 1) 凝汽器

a) 凝汽器传热性能 b) 凝汽器清洁度 c) 凝汽器水阻 d) 凝汽器过冷度 2) 抽真空系统

a) 真空泵运行状态 b) 真空严密性 3) 循环水系统

a) 循环水泵性能 b) 循环水系统阻力特性 4) 冷却塔性能 5) 空冷凝汽器性能

3.2.2 凝汽器性能影响因素

影响机组真空的因素较多，正确地把握各影响因素，分析各种因素相互之间的关系，评价各种因素对真空的影响程度，是提高冷端性能的基础。

1) 冷却水进口温度

在凝汽器冷却面积、结构型式、热负荷、冷却水量、真空严密性、冷却管脏污程度不变的情况下，冷却水进口温度升高导致凝汽器压力增大，同时对传热端差也产生影响，冷却水温度升高使传热端差下降。

冷却水进口温度与电厂所处地域和季节环境温度变化有关，对于直流供水冷却的机组，应充分考虑冷却水取水口和回水口的位臵等影响因素；对于循环供水冷却的机组而言，除了气候和环境影响因素外，冷却塔的散热性能是否正常起到至关重要的作用。

2) 冷却水流量

冷却水流量的大小，直接影响冷却水流经凝汽器后获得的温升大小。大型发电机组凝汽器冷却水温升设计值一般为8~10℃左右，冷却水流量减少10%，冷却水温升增加约1℃,凝汽器压力上升约0.24kPa~0.58kPa。

3) 汽侧空气

减少或杜绝空气对凝汽器性能影响的关键是保证机组真空严密性达到良好的水平。不能仅满足于机组负荷80%额定负荷以上时的真空严密性在合格范围，追求机组负荷在40%~100%额定负荷时的真空严密性在良好范围，是确保冷端系统性能不受空气影响的充足条件。

机组正常运行时，应定期做真空严密性试验，保证真空严密性合格。严密性不合格应通过氦质谱检漏仪对真空负压系统不严密的地方进行查找，并及时处理。

4) 冷却管清洁度

大型机组凝汽器设计清洁系数为0.8~0.9。运行清洁系数越低说明冷却管脏污越严重，清洁度低导致凝汽器冷却水管传热热阻增大，总体传热系数降低，凝汽器传热端差增大，引起凝汽器压力升高。

空气和脏污共同影响凝汽器性能。负荷低时空气的影响占主导地位。 5) 热负荷

凝汽器热负荷包括低压缸排汽、给水泵小汽轮机排汽以及其他各种进入凝汽器的汽、疏水带入的热量。

凝汽器热负荷增加主要有两种情况：

一是当汽轮机和小汽轮机的内效率下降或初参数降低的情况下，机组又要保持相同的负荷，此时排入凝汽器的蒸汽流量增加，造成凝汽器热负荷增大；

二是其他附加流体不正常地排入凝汽器，造成凝汽器热负荷增大。 6) 凝汽器面积

300MW机组凝汽器面积从16000m2增加到19000m2，对应300MW负荷时凝汽器压力下降了0.4kPa。

增加凝汽器换热面积，就要对凝汽器实施改造，增加冷却管数量和更改相应的管板连接支撑等，有的甚至需要改变凝汽器外壳，投资和工程量较大，而得到的收益相对较小，在立项之前要充分考虑投入产出比。

目前现役大型发电机组凝汽器冷却面积完全可以满足该型机组冷端系统性能的需求。虽然凝汽器冷却面积较大时，凝汽器压力对热负荷及清洁度的变化的敏感性有所降低，但是，造成现役机组真空降低，乃至机组出力减小的主要原因不是凝汽器冷却面积偏小。

6种影响因素按照对凝汽器性能影响程度由大到小排序为： ? 冷却水进口温度 ? 冷却水流量 ? 凝汽器热负荷 ? 冷管脏污 ? 漏入空气 ? 凝汽器冷却面积。

根据对目前机组影响真空的情况调查，凝汽器热负荷、传热管脏污、漏入空气是影响凝汽器运行性能的多见因素。

3.2.3 冷端系统完善改进

排汽压力是整个冷端系统性能的综合指标，也是直接影响机组性能的指标。 当发生机组排汽压力偏高的情况时，应及时查明排汽压力升高的原因，并制定针对性的措施，完善冷端系统的性能。

影响排汽压力的因素涉及到冷端系统的各个环节。切忌在不明原因的情况下盲目进行设备改造。

实施步骤：

1) 冷端系统的存在问题的诊断

2) 冷端系统完善改进，达到最优的经济性 目标：

在保证机组安全运行的情况下，如何挖掘冷端系统各设备的最佳性能，并且在消耗最小的前提下获取最有利的运行真空。

通过定量分析影响冷端性能的主要因素，提出设备或系统的性能监测和诊断方法，结合冷端系统运行方式优化，改善设备运行水平、提高机组冷端性能、降低煤耗。

主要措施： 1) 凝汽器改造

目前大机组设计凝汽器面积通常是足够的，不要轻易进行增加冷却面积的改造。

特殊情况是将铜管换成不锈钢管，主要针对特定的机组铜管易结垢、脏污、腐蚀的问题。

改造前应进行准确的试验诊断，重新设计，增加面积，不宜简单的更换。否则极易造成换管后凝汽器性能不足的问题。 2) 凝汽器在线清洗 3) 抽真空系统完善

如前所述，空气是影响凝汽器性能的常见因素。影响空气的两个方面：真空严密性、抽空气能力。部分机组抽空气系统设计不合理，尤其是双背压机组较多见。 4) 冷却塔改进

使用高效填料、喷嘴，增强冷却塔的换热效果。但简单的更换也有一定的盲目性，应注意喷头布置的密度、高度等参数对换热效果也有决定性的影响。热工院在全国唯一保有专业的水塔研究科室，在水塔性能诊断及改造方面具有丰富的经验。 5) 冷端系统运行优化

a) 主要内容

汽轮机出力和排汽压力的关系 凝汽器变工况性能

凝汽器冷却水流量与循环水泵耗功关系 抽气设备运行状态优化调整 b) 冷端运行优化的技术经济比较方法 i. ii.

机组净出力比较法

AGC模式下煤电经济性比较法

综合煤价和电价比较法得出的机组最佳运行背压和循环水泵最佳运行方式不仅与净出力比较法得出的结果有关，还与燃煤价格和上网电价有关。

3.2.4 空冷系统

受国家相关政策的影响，进年来大容量空冷机组得到了迅猛的发展。下面介绍目前空冷机组上常见的几个突出的问题。

1) 空冷系统设计

由于设计经验不足，部分机组实际性能达不到设计指标（夏季出力，设计背压），其根本原因在于对设计条件（环境参数，尤其是风沙、脏污等的影响）与设备性能的把握不准确。一旦电厂建成后，改造很困难，严重制约了机组的经济性。

在此方面，热工院通过大量机组及空冷元件的试验，积累了大量试验数据和空冷系统配置的经验，可用于空冷系统的设计校核和设计优化。

2) 安装质量

空冷岛风机漏风。空冷风机直径大，再加上受运行温差、季节温差的影响发生变形，若安装时不能严格控制施工质量，极易造成运行中的漏风，使经过换热器的风量减小，影响换热效果。

真空严密性。除了与常规机组真空系统漏空气相同的因素外，空冷岛大幅度增加了机组真空系统，对焊接工艺要求更高。

3) 优化运行

空冷风机功耗相对较大，600MW机组风机功率约4~6MW。散热器特性：风量增大后，换热能力的增加逐渐降低。由于风机通常为变频调节，其可优化的程度更高。这些使得空冷机组的冷端优化运行比水冷机组具有更重要的影响。

风机的变频调节与真空的合理优化对经济性有较大影响。改进经验表明，通过改善不经济的运行方式，可降低2g/kWh供电煤耗。

4) 散热器清洗

通常制造厂加装了散热器清洗系统，设计为逐个单元，间歇清洗。 实际部分机组运行中存在长年24小时不间断清洗的情况，费水(除盐水)费电。宜通过试验优化，确定最佳周期。

5) 散热器降温水

通常空冷机组设计及制造中不设臵降温水，各电厂根据情况自行增设，使用除盐水。

部分机组为考核小指标时达到较好的排汽压力，运行长期连续投入降温水，甚至冬季还开，水量很大(200t/h)。部分设备雾化不好，达不到理想的降温效果，进一步增加水耗。

这样的使用方式（大量长期连续使用降温水）使空冷机组完全失去其原有的价值，应在技术经济对比的指导下谨慎使用。

3.3 辅机设备改进

在保证机组安全运行的情况下，如何挖掘主要泵组(给水泵、凝结水泵、循环水泵)设备的最佳性能，发现泵组存在的问题，对提高整个机组的运行经济性和安全性具有重要意义。

从泵、传动机构、驱动机械本身及相关系统的性能变化着手，通过性能诊断试验，在保证设备安全的情况下，分析设备和系统性能下降的原因，进而提出相应的改进或改造建议，从而提高泵组运行安全性和经济性，达到整个机组的节能降耗的目的。

3.3.1 节能诊断的对象及主要内容

电动给水泵组：电动机、连轴器、给水泵。给水泵和前臵泵的性能(流量、扬程、轴功率和效率)、传动机构(液力联轴器)的效率、电动机功率和效率、给水泵性能与系统阻力特性的匹配性等。

汽动给水泵组：小汽轮机、给水泵。给水泵性能(流量、扬程、轴功率和效率)、小汽轮机汽耗和效率、给水泵性能与系统阻力特性的匹配性等。

凝结水泵组：电动机、凝结水泵。凝结水泵的性能(流量、扬程、轴功率和效率)、电动机功率和效率、凝结水泵性能与系统阻力特性的匹配性、凝结水杂项用水流量分配特性等。

循环水泵组：电动机、循环水泵。循环水泵的的性能(流量、扬程、轴功率和效率)、电动机功率和效率、循环水泵性能与系统阻力特性的匹配性等。 3.3.2 存在的主要问题

泵及相应的系统一般存在的问题主要有三类： 1) 泵本身的性能下降；

泵及相关设备的性能下降(主要是效率下降)，导致相同有效功率的情况下，消耗的驱动功率增加，对应的辅机厂用电上升或主机抽汽流量的增加。

泵的性能相对于其设计性能下降的判断可根据GB3216的规定进行 。

2) 泵的性能与相应系统的阻力特性不匹配；

系统阻力大于泵的设计扬程，造成泵实际运行扬程高于设计值，实际流量低于设计值，表现为水流量不足；

系统阻力小于泵的设计扬程，造成泵实际运行扬程低于设计值，实际流量高于设计值，表现为水流量偏大。

3) 机组调峰运行导致泵运行点效率下降、扬程升高等。第三种情况其实就

是第二种情况的特例。

机组调峰运行(变负荷)，机组负荷降低，相应的辅机泵等的出力下降，如何保证泵在出力下降时的高效运行是辅机节能的重要问题。

定速凝结水泵在机组低负荷时的其性能与系统阻力矛盾更加突出，此时泵处于高扬程、低流量、低效率区运行，阀门节流损失、泵的低效率白白消耗了大量的厂用电，同时造成相关系统(如凝结水精处理系统)安全隐患(压力过高)。

在机组低负荷时，循环水泵出力不变，提供过多的冷却水，导致厂用电消耗和机组真空过高等。

3.3.3 主要改造措施

目前对主要辅助设备的常用的改造措施有：

? 凝结水泵电动机加装变频器的节能改造(或取消一级叶轮)； ? 循环水泵电动机定速改双速(也有电动机加装变频器)改造； ? 泵增容增效改造(主要是给水泵、循环水泵)； ? 小汽轮机性能完善(汽封、真空方面)等。 3.3.4 变频改造

对泵和风机变频改造是降低厂用电的有效手段，在改造中应注意以下问题 1) 泵的特性与系统阻力的匹配

为保证泵在任何工况下有足够的出力，在选型时通常留有一定的余量，这一余量在提供参数需求、选型、制造各个阶段逐层加码，导致实际运行中泵的性能余量过大。进而导致泵的运行原理高效区，成为影响泵的功耗的主要影响因素。

众所周知，当前技术水平下，高效泵和风机的开发技术已相当成熟，在设计上提高泵效率1~2个百分点已不大容易。而在实际运行中，通过设计更加符合系统阻力特性的泵，使泵的运行效率提高10~20个百分点的情况也时有发生。

因此，不能单纯依靠变频来降低泵的功耗，应首先匹配泵的阻力特性。通过变频改造只是起到原系统中节流调节的作用。这样才能更加有效地降低泵的功耗。

2) 影响压力的其它因素

部分电厂凝结水泵变频改造后，运行中凝结水泵出口压力仍不能有效降低，还需要较大幅度的节流调节。原因主要有两点：

? 其它辅助系统需要较高的压力：如给水泵密封水； ? 泵的连锁压力设定过高，一旦压力下降，导致备用泵启动。

造成变频改造的效益大打折扣。因此，改造前有必要对系统中影响凝结水泵出口压力的各种因素进行排查分析，进行必要的试验，制定针对性的解决措施，才能保证改造的效果。

3.3.5 杂用水系统水量优化和完善措施

许多机组存在杂用水量过大的现象，试验测量高出除氧器进水流量100t/h~200t/h，甚至造成凝结水泵出力不足，白白浪费了厂用电。

通过诊断凝结水系统特别是杂用水系统的运行方式存在的问题，进行凝结水杂用量的科学控制和流量分配，达到在变频节能基础上的进一步节能。

3.4 阀门管理

3.4.1 阀门究竟有多大影响

对大量火力发电厂运行经济性状况及汽轮机组性能试验结果的调研与分析表明，汽轮机热力系统中阀门的状态好坏对机组的安全性、经济性均有很大的影响。一些问题突出的电厂因阀门存在的问题已经严重制约了机组经济效益的发挥。

由于现场阀门泄漏流量难以测量，目前也缺乏相关的研究，对于阀门泄漏的准确的影响量缺乏有力的数据，仅能根据一些现象辅助判断。有两个例子：

1) 某机组热力试验中，预备性试验发现机组热耗过高。经过对热力系统的

检查，发现某高加危急疏水阀泄漏，当时由于危急疏水电动门不严，已关闭了手动门，只是由于阀门较大，未完全关严，遂作了进一步的隔离。另外对其它辅助系统的部分手动门也作了进一步的检查和隔离。之后的正式试验，热耗率降低了120kJ/kWh，约折合5g/kWh的煤耗； 2) 某电厂亚临界300MW机组，进行热力试验时，据电厂技术人员反映疏

水阀存在泄漏难以解决。试验时检查热力系统发现，除一侧主蒸汽疏水阀门温度约50℃，其它所有疏水阀和辅助系统关闭的阀门全部为室温，无任何泄漏。试验结果额定负荷下机组热耗率8008kJ/kWh，供电煤耗312g/kWh。高压缸效率82.3%，中压缸效率89.6%，这样的缸效率并不突出，甚至略显偏低。而由于电厂对阀门泄漏治理近乎苛刻的追求完美的态度，以及其实际达到的优越的治理结果，使机组达到了极高的经济性水平。

以上例子也可能有些极端，但可以反映出也许我们通常低估了阀门泄漏造成的经济性的损失。

随着发电企业日益重视经济性工作，电厂对阀门维护也更加重视，许多电厂在检修中大量更换泄漏的阀门。由于火力发电厂的阀门系统非常庞大，每年用于设备更新和维护的费用相当可观。

3.4.2 阀门管理做什么

各发电企业已逐步开始重视阀门的管理工作，目前已取得了一些管理经验，但尚缺乏系统性的研究工作，制定措施时也缺乏有效理论的指导。目前迫切需要总结已取得经验，研究相关的科学管理方法，提高电厂的阀门管理水平。

国外对此已有相当成熟的研究和管理经验，并有成熟的管理程序和专业的从业机构。

阀门管理的总体目标是：如何使整个阀门寿命周期内的维护成本与造成的经济性损失降到最低。

主要内容包括：

1) 阀门运行状态监测与评估技术

由于监测手段的不足，阀门管理中的难点是在运行中对阀门状态的监测与评估。综合各种监测技术，建立对阀门状态评估的方法。提出可靠、实用、全面的热力系统阀门状态监测与评估技术。

2) 从系统设计、阀门选型、运行操作、检修维护等方面提出阀门治理的综

合措施

3) 阀门泄漏损失与阀门维护费用进行技术经济分析，提出阀门备品、维护

费用的合理优化

根据热力系统中不同类型阀门的要求，评估不同类型阀门对热力系统安全经济性的影响。评价各种阀门治理与维护措施的特点、适用性及其综合成本。进行技术经济比较，提出优化的阀门维护方法，制定阀门管理策略。

目前热工院正在进行这方面的研究工作，希望能够与各发电厂开展相关的合作。

4 运行优化

运行方式的优化对机组的经济运行也有至关重要的作用，可以优化的运行方式涉及整个机组以及机组中的各个设备。以下列举一些常见的方法。

4.1 保证运行参数

保证运行参数：主、再热蒸汽温度在额定参数运行，是机组维持经济性的基本保证。

有关研究表明，保证运行参数是投入产出比最高的节能措施。

4.2 滑压运行参数优化

滑压运行参数优化：通过试验确定低负荷时最佳的滑压运行参数，在目前发电负荷普遍不足的情况下，其重要性及所能够取得的经济效益日益突出。

超临界机组的滑压运行，已取得一些经验，有待开展深入的研究。 对某些类型的机组，（如各调节阀通流量不一样，节流程度及其对缸效率的影响不一样，或调节阀序对振动和瓦温有影响，）在滑压运行的同时进行调节阀序的优化，可取得更好的优化效果。

4.3 其它运行优化

1) 加热器水位优化：相关研究表明，传统的加热器正常运行水位设定往往

偏低；随着对这一问题的逐步认识，近年来又发现部分机组加热器运行水位过高，同样也会影响加热器性能；应通过试验根据加热器的上、下端差确定最佳运行水位，可能涉及对水位计位臵的调整和对高低限报警的调整；

2) 冷端运行优化：确定凝汽器的最佳背压，降低厂用电率。对空冷机组尤

其重要；

3) 轴封系统运行优化：不同机组轴封系统状态差别较大，尽可能降低轴封

供汽与溢流的流量，对某些机组可起到较明显的作用。如有必要，应考虑轴封系统优化设计，以降低蒸汽的额外损失，或回收部分工质能量； 4) 厂用电负荷优化：通过全面监测辅机耗电，及时发现辅机耗电的异常增

加，并尽快处理；低负荷时，合理减少辅机运行台数；

5) 吹灰运行优化：许多电厂采用定期吹灰的方式，对机组经济性有较大影

响。一方面是吹灰本身的工质能量损失，以及增大了锅炉的热损失，另一方面吹灰阀门泄漏造成额外的损失，这一点在许多电厂进行热力试验时可以观察到，在对吹灰和排污等手动门关闭严密后，系统不明泄漏量可下降0.5%。合理的吹灰方式应是按需要进行的，可以根据锅炉侧各参数确定何时应对那个受热面进行吹灰。也有相关的优化控制软件可供参考。

6) 排污运行优化：与吹灰类似，根据需要排污也是提高机组经济性的重要

方面。目前许多电厂采用了根据化学监督排污的方式，排污量大大降低，在此背景下，可以考虑在新建机组设计时进行技术经济比较，取消连续排污系统，以降低造价；

7) 锅炉运行优化(略)，如：煤粉细度、氧量。

5 状态监测

5.1 性能诊断试验

5.1.1 试验的目的

如前所述，提高热耗率工作的前提是对机组的状态有一个准确的掌握，机组的性能诊断试验是准确评价机组状态的最有效的手段。

诊断试验不同于汽轮机组的性能考核试验：

其一，重点是发现问题、分析问题、对比分析，而不是汽轮机组的绝对的经济性指标；

其二，分析对象涉及整个汽轮机热力系统，而不仅仅是汽轮机本身的性能； 其三，诊断试验的过程也是一个对汽轮机组的运行和热力系统全面了解，全面摸查的过程，试验的过程和结果对于分析问题来说具有同等的重要性。

与汽轮机的性能考核试验很重要的一个差别是：汽轮机的考核试验主要看重汽轮机本身能够达到的经济性水平，若热力系统不能达到设计要求，则通过系统修正求得设计系统条件下的热耗率；汽轮机组的性能诊断试验以汽轮机及其整个热力系统为研究对象，更关心整个系统可以达到的经济性水平，试验结果通常不进行系统修正。试验范围更广泛。

对试验精度的要求没有考核试验高。为节省成本，受现场条件的限制，试验的精度受到影响，汽轮机组的绝对经济性指标有一定不确定度。但改进前、后试验使用同一标准、测点和仪器进行，使试验结果具有相对可比性。 5.1.2 与试验有关的一些问题

1) 为什么要作试验

机组大修前后的性能试验已成为许多电厂的常规项目。但试验的目的常常是仅为了得到大修的效果。并没有充分地利用试验对机组及各个设备状态进行监测与评价，以对机组的检修与维护提供依据。有的虽然认识到这一点，但在具体实施中却没有必要的措施保证这一目的的实现。

2) 试验精度怎么保证

到电厂作试验经常听到这样的话：请你们来是希望把试验做的更准确一些。实际上试验能做的多准很大程度上取决于厂方。为什么这么说？以下影响试验精度的因素是试验人员难以控制的：

a) 能否按照试验的要求安装测点。有些现场测点的位臵不满足试验要

求或欠缺必要的测点，而不能在适当的位臵重新增加测点；基于非必要的理由未能将现场测点更换为试验测点；

例：轴封系统的流量，用于计算高、中压缸效率的测点。 b) 能否按照试验的要求隔离系统。不能严格按照试验要求隔离系统，

尤其是操作的阀门较多，阀门通径较大的时候；

c) 能否按照试验的要求调整机组的运行状态。不能保证试验参数足够

稳定，尤其是当机组自动调节系统特性不佳，需要运行人员频繁调整时。

3) 怎样让试验发挥更大的作用

影响试验发挥更大作用的一个重要因素是未能保证各次试验结果的一致性，由于影响试验结果的因素较多，仅仅从试验报告的数据不足以准确地评价机组性能的变化。如对缸效率的测量，对所采用的测点有较强的依赖性，尤其是很多机组没有按照规程的要求配置适当的测点，试验时选取其它测点替代，各次试验选择得测点不同使测量的缸效率不便于相互对比。

为此电厂应制定自己的试验规范，规范与试验相关的各项细节，以保证不同的试验单位、不同的试验人员、不同时期完成的同一机组试验结果具有延续性和可比性，使性能试验在设备状态管理中发挥更大的作用。

规范中应包括完整的、精确的测点定义，完整地隔离状态定义，完整地试验记录要求等试验细节。

这些试验细节对试验结果的分析有重要的参考作用，而这些信息在试验之后往往就遗失了，或通常仅由电厂试验组的人员个人保存，建议应将这些信息纳入更高层的管理。

5.2 在线监测系统

完善运行中的在线监测是保证机组经济性的效果最显著，成本最低的措施。 对一些设备的状态评价需要综合较多的参数，经过较专业的计算分析才能完成，现场生产往往不具备这样的条件，通常需要进行专门的性能试验来实现。而试验往往时间间隔较长，不能及时发现问题。

随着计算机及自动化技术的发展，一些专业化较强的监控系统的开发弥补了这一不足。如：

1) 运行指标监测系统；

2) 汽轮机通流部分的状态监测； 3) 冷端系统状态监测； 4) 汽轮机振动监测系统； 5) 等等。

6 结语

技术改造是电力企业发展的永恒主题，今后在相当长的时期内，发电厂的技术改造仍是一项十分艰巨和复杂的任务。加快发电厂技术改造和技术进步的步伐，对促进电力工业的可持续发展有着重要的意义。

这些试验细节对试验结果的分析有重要的参考作用，而这些信息在试验之后往往就遗失了，或通常仅由电厂试验组的人员个人保存，建议应将这些信息纳入更高层的管理。

5.2 在线监测系统

完善运行中的在线监测是保证机组经济性的效果最显著，成本最低的措施。 对一些设备的状态评价需要综合较多的参数，经过较专业的计算分析才能完成，现场生产往往不具备这样的条件，通常需要进行专门的性能试验来实现。而试验往往时间间隔较长，不能及时发现问题。

随着计算机及自动化技术的发展，一些专业化较强的监控系统的开发弥补了这一不足。如：

1) 运行指标监测系统；

2) 汽轮机通流部分的状态监测； 3) 冷端系统状态监测； 4) 汽轮机振动监测系统； 5) 等等。

6 结语

技术改造是电力企业发展的永恒主题，今后在相当长的时期内，发电厂的技术改造仍是一项十分艰巨和复杂的任务。加快发电厂技术改造和技术进步的步伐，对促进电力工业的可持续发展有着重要的意义。

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