V94.2型燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組節(jié)能降耗綜合舉措淺析

江蘇華電通州熱電有限公司 劉 柳

某電廠使用的西門子V94.2（SGT5-2000E）型燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組為雙軸布置，其配套的聯(lián)合循環(huán)汽機為上海汽輪廠生產(chǎn)，型號LZC83-7.9/1.3/0.57。汽輪機為次高壓、單缸、單軸、雙壓、無再熱、無回?zé)?、抽汽凝汽式汽輪機。配套的余熱鍋爐是華西能源工業(yè)股份有限公司引進美國NOOTER/ERIKSEN 公司技術(shù)生產(chǎn)的型號為Q1903/546-236.2(59.6)-8.21(0.501)525(223.5)雙壓、無補燃、臥式、自然循環(huán)余熱鍋爐，余熱鍋爐額定蒸發(fā)量236 t/h。公司兩套聯(lián)合循環(huán)機組于2016年底雙投，運行至今情況良好。

聯(lián)合循環(huán)機組的燃?xì)廨啓C工作介質(zhì)是壓縮空氣和高溫燃?xì)?，壓氣機從大氣中吸入空氣，并把空氣壓縮到一定壓力，然后送往燃燒室與噴入的燃料混合、燃燒，形成高溫、高壓燃?xì)?。然后?jīng)燃?xì)廨啓C噴嘴和動葉逐級膨脹做功，推動燃?xì)廨啓C轉(zhuǎn)子帶動壓氣機一起旋轉(zhuǎn)，從而把燃料中的化學(xué)能部分地轉(zhuǎn)變?yōu)闄C械能。燃機做功后的排氣引入余熱鍋爐對其余熱進行回收利用，由余熱鍋爐產(chǎn)生的蒸汽推動汽輪機做功[1]。由于燃?xì)鈾C組具有啟?？斓奶攸c，正常情況下作為調(diào)峰機組使用，Siemens 公司規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)工況下燃機輸出功率為166.2MW，汽輪機額定功率為83.727MW（純凝工況），64.945MW（供熱工況）[2]。機組熱態(tài)啟動時，從啟動到帶額定負(fù)荷需耗時約50min，燃機熱效率為34.62%，聯(lián)合循環(huán)機組熱效率為52%，綜合廠用電率為1.8%。燃機檢修工作依據(jù)燃機啟停次數(shù)和運行小時數(shù)綜合計算等效運行小時數(shù)（EOH）進行設(shè)備檢修和日常維護。

1 優(yōu)化運行措施

1.1 機組啟動階段使用新蒸汽直接供熱

在機組啟動過程中，自余熱鍋爐來高壓主蒸汽經(jīng)過高旁減溫減壓后排入凝汽器，以提高高壓主蒸汽溫度壓力與汽輪機缸溫匹配，且在汽機沖轉(zhuǎn)過程中，仍有大量的高壓主蒸汽經(jīng)過高旁排入凝汽器。直到汽機并網(wǎng)后，高旁完全關(guān)閉，高壓主蒸汽完全進入汽輪機做功。該部分蒸汽因品質(zhì)高，需要通過降溫減壓器降溫后排入凝汽器，造成了大量工質(zhì)浪費、熱量損失，且其參數(shù)完全滿足公司熱用戶的要求(供熱壓力：0.9MPa，供熱溫度290℃）。

電廠運行專業(yè)技術(shù)人員在完成計劃生產(chǎn)任務(wù)的同時積極探索燃機—蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組的創(chuàng)新運行模式，提出并實現(xiàn)了在頂峰機組啟動階段使用新汽直接供熱的方法，即機組啟動過程中將原先通過高旁進入凝汽器但達到供熱參數(shù)條件的蒸汽對外供熱，回收工質(zhì)，同時提高運行供熱機組汽機功率，單次冷態(tài)啟動廢熱利用約78t，增加汽機發(fā)電量約1.59萬千瓦時，單次熱態(tài)啟動廢熱利用約18t，增加汽機發(fā)電量約0.49萬千瓦時；在不增加任何投資成本條件下年收益124萬元，具有較好的經(jīng)濟效益。這一方法在一段時間內(nèi)大大減輕了供熱機組的供熱壓力，提高了汽機負(fù)荷、增發(fā)了電量，在降低能源消耗的同時提高了燃機—蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組的發(fā)電效率。

1.2 汽機冷態(tài)啟動暖機方式優(yōu)化

根據(jù)調(diào)試時設(shè)定的暖機邏輯，電廠汽機暖機時間較長，整個冷態(tài)啟動過程時間大約在4～5個小時左右。長時間低速暖機經(jīng)濟性差且效果并不理想，低速暖機結(jié)束后升速過程中，汽機高壓缸溫屢次出現(xiàn)大幅下降的情況，給汽機安全運行帶來一定的安全隱患。電廠專業(yè)技術(shù)員通過與主機廠溝通，按照汽機說明書重新設(shè)置了全新的暖機方式線性函數(shù)。汽機按照全新暖機方式進行冷態(tài)啟動，新方式與原先冷態(tài)啟動過程相比，縮短了機組啟動時間110分鐘。減少了啟動期間所消耗的天然氣、降低了氣耗。

1.3 燃機罩殼風(fēng)機運行優(yōu)化

罩殼風(fēng)機是整個系統(tǒng)的動力輸出部分，可實現(xiàn)隔聲罩通風(fēng)和降溫的功能，即使在比較低溫的環(huán)境溫度下，兩套機組燃機罩殼風(fēng)機仍然長期保持兩臺風(fēng)機連續(xù)運行，一臺風(fēng)機備用。電廠專業(yè)技術(shù)人員深入研究，創(chuàng)新提出全新的罩殼風(fēng)機運行方式控制策略。全新控制策略可根據(jù)環(huán)境溫度變化情況，在氣溫較低時實現(xiàn)單臺風(fēng)機運行，兩臺風(fēng)機備用，溫度高時兩臺風(fēng)機運行，單臺風(fēng)機備用的功能。既能滿足安全生產(chǎn)的需求，又能達到節(jié)能的效果。全新的罩殼風(fēng)機控制方式投入使用后，每年可節(jié)約廠用電約30萬kWh，創(chuàng)造經(jīng)濟效益15萬元。

2 檢修維護措施

2.1 日常維護管理

加強設(shè)備日常維護管理，努力杜絕“跑、冒、滴、漏”現(xiàn)象，使輔機系統(tǒng)處于良好的經(jīng)濟運行狀態(tài)。主要措施有：做好機組的集中消缺、維護工作，確保機組運行在最佳狀態(tài)；對生產(chǎn)現(xiàn)場的“跑、冒、滴、漏”情況進行全面排查，及時安排消缺；根據(jù)燃?xì)廨啓C運行小時數(shù)，利用機組停機機會，對燃?xì)廨啓C壓氣機喇叭口進行人工清洗，對壓氣機安排離線或在線水洗，更換壓氣機入口濾芯，以提高機組出力和熱效率；利用機組停機機會，對冷卻塔內(nèi)部噴淋裝置進行清理、除垢，提高冷卻效率。

2.2 機組檢修管理

加強設(shè)備年度檢修管理，修前針對機組進行運行情況分析，排查機組存在的影響機組能耗的缺陷，制定針對性的檢修方案并實施。通過機組檢修消除的影響能耗的重要缺陷有：

汽機開缸檢修發(fā)現(xiàn)高壓汽封Ⅱ后三道高壓汽封（蜂窩形式）徑向磨損嚴(yán)重，當(dāng)汽機超過30%負(fù)荷時形成自密封時，汽機高壓汽封Ⅲ漏出的高壓蒸汽通過前汽封Ⅱ后三道高壓汽封及軸封汽管道進入軸封母管聯(lián)箱，磨損造成漏汽量大，導(dǎo)致軸封母管壓力升高，軸封溢流調(diào)開度增大，修前閥門度正常保持100%，造成工質(zhì)及熱量的嚴(yán)重浪費。檢修后軸封溢流調(diào)同工況下開度減?。ㄐ藓蠡揪S持50%～60%），軸封母管壓力降低（修前33kPa，修后25kPa），減少了去凝汽器溢流量，降低損失。

膠球系統(tǒng)綜合治理，通過清除收球網(wǎng)板上殘留的膠球及管道口殘存膠球，對收球網(wǎng)板的積垢進行打磨清理，對網(wǎng)板兩側(cè)的死區(qū)加裝不銹鋼板進行過渡，防止膠球卡澀，對網(wǎng)板進行改造，加裝不銹鋼鋼絲網(wǎng)，對擾流板進行活絡(luò)，確保擾流板活動正常等措施，消除了膠球收球率長期偏低的問題，提高了凝汽器換熱效率；閥門內(nèi)漏綜合治理，修前針對汽水系統(tǒng)閥門內(nèi)漏缺陷如高壓主汽疏水門、輔汽抽汽疏水門、供熱計量前疏水門、輔汽新汽調(diào)出后疏水門等閥門內(nèi)漏缺陷均在檢修中安排解體檢修或者更換處理，修后內(nèi)漏情況均已解決，針對機組凝結(jié)水系統(tǒng)內(nèi)漏閥門較多的問題進行針對性處理，修前已對內(nèi)漏閥門進行確認(rèn)，修后內(nèi)漏情況大為改善；通過機組檢修，對閉冷水及真空泵冷卻水板式換熱器進行解體清理，提高冷卻效果；針對汽機凝汽器結(jié)垢嚴(yán)重問題，開展汽機凝汽器酸洗，利用機組檢修，加強凝汽器鋼管檢查，防止發(fā)生腐蝕結(jié)垢，提高凝汽器換熱效果。

3 技術(shù)改造措施

3.1 凝汽器補水管路霧化改造

電廠兩套機組在供熱負(fù)荷較高、凝結(jié)水補水量較大時，凝結(jié)水含氧量一直偏高。凝補水在純凝工況下含氧量105μg/L 左右，在正常供熱工況下，含氧量超過200μg/L，均高于 50μg/L 的控制標(biāo)準(zhǔn)值。機組運行中已對真空系統(tǒng)進行了大量的檢查工作，排除真空系統(tǒng)漏入空氣造成凝汽器溶氧超標(biāo)因素，后又對凝汽器從設(shè)計圖紙，現(xiàn)場實際管道布置等方面進行全面檢查分析，得出結(jié)論：

因化學(xué)除鹽水含氧量接近飽和，機組抽汽對外供熱時凝汽器補水量大，進入凝汽器直徑φ133mm的補充水管道雖然有5mm 的噴射小孔，但在補水壓力的作用下，水從小孔中以水柱的形狀噴出，霧化效果差，噴射距離不遠，補水不能與排汽達到很好的混合熱交換效果，直徑φ76mm 的補給水管道補水直接進入凝汽器完全沒有霧化效果，除鹽水中的氧氣不能析出，是造成凝汽器溶氧超標(biāo)的主要原因。凝汽器補水管路霧化改造后溶氧由原來200μg/L 下降至30μg/L 標(biāo)準(zhǔn)值以內(nèi)，表明凝補水進入凝汽器后霧化不充分是造成溶氧超標(biāo)的直接原因，補水管路霧化噴頭面朝汽輪機排汽方向，充分利用汽輪機排汽余熱進行熱力除氧，不僅降低了凝結(jié)水含氧量，同時利用排汽廢熱起到良好的節(jié)能效果。

3.2 閉冷水泵葉輪車削改造

電廠兩臺機組閉式循環(huán)冷卻水泵運行電流偏大，尤其夏季環(huán)境溫度較高，閉式水用戶換熱量較大時運行電流約285A～290A，接近額定電流（290A）運行，電機繞組溫度約110℃～120℃，2017年至2018年共發(fā)生了3臺電機絕緣到0的情況，電機電流偏高不僅增加了電能損耗而且極大的威脅了機組安全運行。電廠專業(yè)技術(shù)人員對閉冷水泵電機頻繁燒損的原因進行了深入分析，通過對葉輪切削改造，消除了電機燒損隱患，且起到了一定的節(jié)能效果。閉式泵葉輪車削檢修后，體積流量985m3/h 時揚程降低4.67m，因揚程降低，閉式泵每小時節(jié)電23.09kWh，泵的效率降低3.46%，因效率降低，閉式泵每小時多耗電9.84kWh，修后閉式泵的電流降低22.8A，每小時整體節(jié)電約13.25kWh，公司兩套機組年運行小時平均約為5400小時，每年節(jié)電約15萬度，達到預(yù)期效果。

3.3 除鹽水泵變頻改造

電廠除鹽水系統(tǒng)有三臺除鹽水泵，原設(shè)計1號除鹽水泵為變頻運行，2、3號未加裝變頻器使用工頻運行。由于除鹽水泵在工頻模式運行時系統(tǒng)壓力過高，無法有效調(diào)節(jié)系統(tǒng)壓力，只能長期使用1號除鹽水泵運行，2、3號除鹽水泵長期備用。1號除鹽水泵長期處于運行狀態(tài)無法定期輪換，對除鹽水系統(tǒng)的安全運行造成隱患。故需要將2號除鹽水泵加裝變頻設(shè)備，以便兩臺除鹽水泵能定期切換運行。變頻改造后2號電機運行電流由80.8A 降至38A，運行功率由45kW降至22kW。通過對2號除鹽水泵實施變頻改造，由之前只能工頻備用改為變頻運行，實現(xiàn)了與1號除鹽水泵定期切換。降低了長期運行對1號除鹽水泵電機發(fā)熱、絕緣老化等影響，大大提高了電機使用壽命，提升了除鹽水系統(tǒng)運行安全，同時變頻改造后折算至半年即可節(jié)約10萬度電量，具有良好的節(jié)能效果。

綜上，針對V94.2型燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，電廠各專業(yè)技術(shù)人員采取優(yōu)化運行、強化設(shè)備檢修維護管理及技術(shù)改造等措施不僅大大提高了設(shè)備運行的可靠性，且取得明顯經(jīng)濟效益和減排效果。面對技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)比較先進的發(fā)電設(shè)備，任需注重發(fā)掘節(jié)能降耗潛力，降低機組能耗，不斷完善節(jié)能管理工作，更進一步的提高能源利用水平。