600mW汽轮机热力性能试验及经济性分析摘要本文以600mw机组试验数据为依据，对汽轮机高、中压缸效率、热耗率、高加端差、热力系统泄露、驱动给水泵汽轮机用汽流量及运行参数等影响机组供电煤耗的主要因素进行了定量分析，提出了降低机组供电煤耗的具体措施，达到提高机组的经济效益的目的。
关键词热力试验；缸效率；热耗率；经济性；经济效益
中图分类号tm6 文献标识码a 文章编号 1674-6708（2011）47-0103-02
0引言
该电厂#1汽轮机为东方汽轮机厂生产的600mw超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽凝汽式汽轮机。
高、中压缸采用合缸结构，两个低压缸为对称分流式，机组型号为n600-24.2/566/566。
机组热力系统采用单元制方式，共设有八段抽汽分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。
给水泵驱动方式：2×50%b-mcr汽动给水泵，小汽机用汽由四抽供给；其备用泵为1×30% b-mcr电动调速给水泵。
目前机组的供电煤耗与设计值存在差距，为查明机组能耗偏高的原因，以便于采取针对性的措施，切实提高电厂的生产效益，该电厂进行了汽轮机热力性能试验，对影响机组供电煤耗的诸多因素进行定量分析，为电厂开展节能降耗工作提供科学指导。
1试验情况
试验结果表明：600mw工况试验修正后热耗率为7
894.38kj/kw·h，比设计热耗率7 512.00kj/kw·h高382.38kj/kw·h；600mw工况试验高压缸效率为81.21 %，比设计值86.20%低4.99%。
中压缸效率为89.30%，比设计值92.52%低3.22%；修正后供电煤耗率为312. 21g/kw·h。
与#2机供电煤耗305g/kw·h相比差距还不小，比设计值289. 95g/kw·h（按照tha工况下的设计汽轮机热耗、设计锅炉效率、设计厂用电率、管道效率取98%计算）也高了很多，还有比较大的节能潜力。
2节能降耗的措施
2.1系统泄漏
试验期间检查发现机侧汽水系统阀门存在泄漏现象，具体情况如下表1，热力系统泄露影响使机组热耗升高大概91kj/kw·h，煤耗升高3.43g/kw·h。
可以利用停机检修机会对热力系统存在的漏点进行处理。
2.2 高、中压缸效率偏低
目前机组存在高、中压缸效率偏低问题，额定工况时，高压缸效率设计值为86.20%，中压缸效率设计值为92.52%。
而600mw试验工况时，高压缸效率为81.21%，中压缸效率为89.30%。
高压缸效率比设计值低4.99%，中压缸效率比设计值低3.22%。
高、中压缸效率偏低，不仅降低了汽轮机本体的性能，对机组经济性也有较
大的影响（经计算，高压缸效率偏低导致热耗率升高约
62.89kj/kw·h，煤耗率升高约2.37g/kw·h；中压缸效率偏低导致热耗率升高约48.85kj/kw·h，煤耗率升高约1.84g/kw·h）。
可以利用揭缸检修机会，从以下方面改善通流部分效率：对隔板汽封、叶顶汽封以及缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查，通流间隙不要超标；平时运行期间加强对蒸汽品质的监督，防止动、静叶积垢。
2.3 a、b低压旁路漏流
试验期间发现机组a、b低旁后温度达150℃。
a、b低压旁路均存在漏流现象。
低旁内漏使机组热耗率增加，对机组经济性影响较大（经计算，低旁每漏汽1t/h，将导致热耗率升高约4.45kj/kw·h，煤耗率升高约0.17g/kw·h），同时也会造成凝汽器温度过高，对机组安全性也有一定的影响，可以利用停机检修机会对低旁进行处理，提高机组运行经济性，消除安全隐患。
2.4高压加热器系统
从表2可以看出，#1、#2高加上、下端差以及#3高加下端差均存在不同程度的偏大现象。
端差偏大降低了加热器系统的回热经济性，使机组热耗率增高（高加系统端差合计影响热耗率升高约
22.68kj/kw·h，影响煤耗率升高约0.85g/kw·h）。
造成高加端差偏大的原因主要有以下几种可能性：
1）检查高加水室隔板变形和泄漏情况；
2）如水室隔板无重大缺陷，利用检修机会检查加热器内部各
冷却段，特别是蒸汽冷却区和疏水冷却区的管板；
3）在600mw试验工况期间发现，当#3高加正常疏水调门全开的情况下，还要再使危急疏水调门开至34.2%才能维持#3高加壳侧水位稳定，可以利用检修机会对#3高加正常疏水调门和正常疏水管道进行检查；
4）高加换热管结垢、脏污情况，会影响换热效果，可以在检修时进行检查；
5）运行时保证高加水位正常和高加连续排空气系统通畅，防止高加内聚集不凝结气体较多，影响换热效果，检修时检查抽空气至除氧器管路和孔板是否通畅；
6） #1、#2、#3高加下端差均偏大，说明疏水冷却段可能存在问题，应该在检修时检查。
2.5一抽、五抽、六抽温度偏高
参数名称单位设计值600mw 偏高
一段抽汽温度℃ 370.9 387.9 17.0
五段抽汽温度℃ 234.6 278.6 44.0
六段抽汽温度℃ 168.8 212.4 43.6
表3抽汽温度
从表3可以看出，600mw试验工况时，一抽温度比设计值偏高17℃，五抽温度比设计值偏高44.0℃，六抽温度比设计值偏高43.6℃。
这可能与汽缸通流效率偏低或缸内蒸汽泄漏有关，对机组
经济性有一定的影响。
可以利用检修机会重点检查通流部分损伤和结垢情况，并对可能存在泄漏的部位进行排查，如高压缸前汽封和中压缸前汽封的对接面、隔板与汽缸联结处的环形间隙、各静叶持环上下半的水平结合面（尤其是各段抽汽口附近的持环水平结合面）以及隔板和叶顶的汽封间隙。
2.6 过热器减温水流量偏大
试验期间发现过热器减温水流量偏大。
600mw试验工况时，过热器减温水流量达到91.915t/h，机组正常运行过程中锅炉应注意调整燃烧，少投或不投减温水。
2.7#3高加危急疏水调门频繁开启
试验期间发现，#3高加危急疏水调门经常处于开启状态，在600mw试验工况时，危急疏水调门开度在34.2%，这就造成一部分工质所带热量未完全利用而直接进入凝汽器，降低了回热系统效率，对机组经济性有较大的影响（经计算，如果#3高加疏水有34%走危急疏水，将导致热耗率升高约52.01 kj/kw·h，煤耗率升高约1.96g/kw·h）。
应利用检修机会对#3高加正常疏水调门和正常疏水管道进行检查，消除#3高加的缺陷。
2.8a、b汽泵再循环调门内漏及小机耗汽量偏大
试验期间发现，a、b汽泵再循环调节阀内漏，漏量大约为100t/h，不但造成介质的大量损失而影响机组的热经济性，同时由于再循环调节阀所处的系统前后压差较大，还造成阀体及阀后管路的急剧冲
蚀、减薄，严重威胁着人身和设备的安全。
汽泵再循环调节阀内漏严重时甚至无法满负荷运行，对机组的经济运行产生较大的影响；由于汽泵再循环阀内漏，增加了泵的出力，无形中抬高了汽泵转速，影响机组带高负荷。
额外增加小机的蒸汽量，降低机组的热经济性（经计算小机耗汽量增加影响热耗率增加27.72 kj/kw·h，煤耗率增加1.04 g/kw·h）。
应该利用检修机会对汽泵再循环调节阀进行处理的同时，还要利用大修机会对影响小机效率的通流部分汽封、轴封、隔板、叶顶汽封等间隙进行检查维修，使小机达到设计经济性。
3结论
经计算，该机组600mw修正后的供电煤耗率为312.21g/kw·h，如果按照上述措施进行检修，机组的供电煤耗可以降低2g/kw·h，如果按照机组每天满负荷运行10h，机组在网时间按300d进行计算，一年可以节约标准煤3 600t，以每吨标煤600元计算可节约成本约216万元，既达到了节能降耗的目的，又提高了经济效益。
参考文献
[1]裘烈钧.大型汽轮机的运行[m].北京：水利电力出版社，1994.
[2]刘维烈.600mw火电机组运行技术丛书[m].北京：中国电力出版社，2000.
[3]曹祖庆.汽轮机变工况特性[m].北京：水利电力出版社，
1991.
[4]刘乃龙，刘永霞.300mw机组定滑定运行方式经济性分析[j].河北电力出版社，2000.
[5]dl/t 904-2004火力发电厂技术经济指标计算方法.北京：中国电力出版社，2005.
[6]林万超著.火电厂热力系统节能理论.西安交通大学出版社，1994.
[7]gb/t 8117.2-2008汽轮机热力性能验收试验规程.北京：标准出版社，1987.。