整理提高汽轮发电机组真空度的技术研究.docx
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整理提高汽轮发电机组真空度的技术研究
一、企业概况
五阳热电厂是潞安矿业集团公司的自备电厂之一，装机容量50MW，于1999年建成投产。
由四台75t/h循环流化床锅炉、两台25MW调整抽汽式汽轮发电机组集中母管制方式运行，担负着公司内部生产和生活的发、供电（热）任务。
二、小组概况
姓名
性别
文化程度
职务
组内分工
杨煜
男
大专
汽机主任
组长
杨伦辉
男
本科
汽机技术员
副组长
闫正田
男
大专
车间主任
协调指导
申德荣
男
大专
支部书记
技术顾问
张勇
男
高技
汽机班长
现场实施
宋志斌
男
高中
汽机班长
现场实施
董国斌
男
高中
汽机班长
现场实施
付江宏
男
大专
汽机班长
现场实施
武丽红
女
本科
化水技术员
现场实施
朱江
男
本科
检修技术员
现场实施
三、选题理由
真空是影响汽轮发电机组运行热经济性的主要指标之一，机组真空下降，导致蒸汽的排汽焓值上升，有效焓降降低，汽轮机蒸汽循环的效率下降。
有资料显示，真空每下降1KPa，机组的热耗将增加70kj/kw，热效率降低1.1%。
小组针对2008年及当前机组真空不理想的情况，及时组织讨论，确定了本次活动的题目为：
四、现状调查
1#汽轮发电机组
年份
发电量
（万KWh）
汽耗量（t）
平均汽耗量（kg/kwh）
平均真空（MPa）
2006年
17809.248
998375
5.61
-0.0843
2007年
17569.776
1048966
5.97
-0.0797
2008年
18677.28
1124450
6.02
-0.0748
2#汽轮发电机组
年份
发电量
（万KWh）
汽耗量（t）
平均汽耗量（kg/kwh）
平均真空（MPa）
2006年
15644.928
740100
4.73
-0.0831
2007年
16897.488
850657
5.034
-0.0783
2008年
15974.688
805404
5.042
-0.0753
从上表可以看出，自2006年以来，我厂1#、2#汽轮发电机组在运行中真空呈下降趋势，而汽耗却逐年增加。
2008年夏季真空值为-0.068～-0.076Mpa，冬季真空值为-0.076～-0.081Mpa，虽然对循环水系统进行了定期酸洗，但效果并不明显，严重影响了机组的运行热经济性。
五、确定目标
1、活动目标
将汽轮发电机组真空值提高到夏季：
-0.076～-0.081Mpa，冬季：
-0.080～-0.086Mpa。
年度平均真空达到-0.083Mpa以上。
2、设定目标值的依据
从现状调查可以看出，2006年机组平均真空在-0.084Mpa左右，此时的机组运行稳定性，经济性都较为理想，说明系统设备在硬件、软件上都存在有一定的问题，只要解决了硬件上的问题①，再把软件上的问题②加以规范，就能够使汽轮发电机组真空度达到甚至超过2006年的水平。
注：
①硬件问题就是循环水系统结垢问题；②软件问题就是运行调整的规范管理。
六、原因分析
小组通过现场调查分析，提出了影响汽轮发电机组真空度的14条原因，通过关联图分析，确定了4个末端因素：
三、安全预评价报告的基本内容
（1）环境的使用价值。
环境的使用价值（UV）又称有用性价值，是指环境资源被生产者或消费者使用时，满足人们某种需要或偏好所表现出的价值，又分为直接使用价值、间接使用价值和选择价值。
七、确定主要原因
4.选择评价方法要因确定计划表
直接市场评估法又称常规市场法、物理影响的市场评价法。
它是根据生产率的变动情况来评估环境质量变动所带来影响的方法。
序号
末端因素
确认内容
确认
C.可能造成较大环境影响的建设项目，应当编制环境影响报告书方法
确认标准
负责人
疾病成本法和人力资本法将环境污染引起人体健康的经济损失分为直接经济损失和间接经济损失两部分。
直接经济损失有：
预防和医疗费用、死亡丧葬费；间接经济损失有：
影响劳动工时造成的损失（包括病人和非医务人员护理、陪住费）。
这种方法一般通常用在对环境有明显毒害作用的特大型项目。
完成
时间
对于不同的评价单元，可根据评价的需要和单元特征选择不同的评价方法。
1
循环水温高
（5）污染防止措施能否达到要求。
1、循环水水质是否合格？
取样
化验
浓缩倍率：
2.5，总磷7—9，碱度与硬度值之和不大于25
（2）疾病成本法与人力资本法武丽红
2009.6
2、冷却塔填料、凝汽器铜管是否结垢？
现场
检查
冷却塔填料无结垢、下水情况良好；凝汽器铜管光洁度良好
杨伦辉
2009.6
3、循环泵水轮是否锈蚀？
解体
查看
水轮完好，无锈蚀现象
朱江
2009.6
4、机组端差是否增大？
运行
监视
端差不得超过12℃
杨伦辉
2009.5
2
运行调整不规范
1、轴封调整是否到位？
现场
抽查
温度：
180—200℃,压力0.015—0.02MPa。
杨伦辉
2009.5
2、凝汽器水侧排空是否及时？
现场
抽查
水侧排空管既无空气排出，也不吸空。
杨伦辉
2009.5
3、射水池水温控制是否良好？
现场
抽查
射水池水温不大于26℃
杨伦辉
2009.5
4、机、炉协调配合是否严密？
现场
抽查
负荷加减控制合理，蒸汽参数合格无大幅波动。
杨伦辉
2009.5
3
真空严密性差
机组真空严密性是否合格？
定期做机组真空严密性试验
关闭射水抽气器空气门后，5分钟内机组真空下降不得超过6KPa。
杨煜
2009.5
4
射水抽气器效率低
验证抽气器效率是否达标
查看内部是否结垢；并与其设计参数对比
射水抽气器内部无结垢。
朱江
杨煜
2009.6
要因确认一：
循环水温高
1、循环水水质化验是否合格。
确认过程：
确认方法：
取样化验取样次数：
10次
化验结果：
浓缩倍率大于3，总磷10，碱度与硬度值之和大于30
结论：
循环水水质不合格
2、冷却塔填料、凝汽器铜管是否结垢。
确认过程：
①填料检查：
②铜管检查：
凝汽器铜管结垢严重
冷却塔填料因结垢严重整个粘接到一起，犹如水泥浇注料一般，中间流水缝隙几乎全部堵塞；尤其凝汽器上部铜管结垢严重，内壁均是2mm厚的硬垢。
3、循环泵水轮是否锈蚀
确认过程：
联系检修人员，做好安全措施后，对循环水泵开盖检查，发现水泵内部及叶轮有多数斑点，水轮部分锈蚀。
4、机组端差是否增大。
确认过程：
通过不同负荷和工况下，进行参数统计对比，次高压机组端差应在5～7℃范围内属于经济状态，最起码要在9～13℃范围内才算合格。
但在统计观察中机组端差都在15℃以上，甚至超过20℃。
结论：
循环水温高是造成机组真空低的主要原因。
要因确认二：
运行调整不规范
1、轴封调整是否到位？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10次
抽查结果：
有3次温度180℃，压力0.010MPa；有4次温度210℃，压力0.025MPa；2次合格
结论：
轴封调整不到位
2、凝汽器水侧排空是否及时？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10次
抽查结果：
有5次需要排空；有4次吸空而未关排空门，1次合格
结论：
凝汽器水侧排空不及时
3、射水池水温控制是否良好？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10次
抽查结果：
有8次水水温超过26℃
结论：
射水池水位控制不到位
4、机、炉协调配合是否严密？
确认过程：
确认方法：
现场抽查抽查次数：
10次
抽查结果：
有5次加减负荷不及时，3次参数调整不到位，有2次合格
结论：
机、炉协调配合控制不严密
结论：
运行调整不规范是造成机组真空低的主要原因。
要因确认三：
真空严密性差
确认过程：
确认方法：
定期试验试验次数：
2次/月
试验结果：
机组带80%负荷时，关闭射水抽气器空气门，在5分钟内机组真空下降5325Pa，低于7000KPa。
结论：
真空严密性合格，不是机组真空低的主要原因。
要因确认四：
射水抽气器效率低。
确认过程：
确认方法：
现场检查对比
检查对比情况：
解体检查射水抽气器，内部结结垢严重，喷嘴处通流面积明显减少。
和完好设备相比，抽真空度低0.002MPa
结论：
射水抽气器效率低是机组真空低的主要原因
八、制定对策
要因
对策
目标
措施
完成时间
责任人
循环水温度高
降低循环水温度
1、控制循环水水质：
浓缩倍率2.2，总磷8，碱度与硬度值之和不大于22
加酸及阻垢剂，定时取样检测
2009.8
武丽红
循环水温度高
降低循环水温度
2、填料换热效果良好，铜
管内壁光洁
更换填料，凝汽器铜
管除垢
2009.8
朱江
杨伦辉
3、保证循环泵出力
更换循环泵水轮
2009.8
朱江
杨伦辉
运行调整不规范
规范运行调整
1、机炉协调联系密切，加减负荷及时
2、轴封调整规范，凝汽器水侧排空及时，射水池水温调整合理
加强现场管理和员工思想教育，并引入绩效竞赛制度
2009.9
杨煜
杨伦辉
射水抽气器效率低
提高抽气器效率
真空严密性试验合格，抽汽效率负荷达设计值。
酸洗射水抽气器内部，对比试验，参数不合格则更换
2009.9
朱江
杨伦辉
九、对策实施
对策Ⅰ：
降低循环水温度
1、控制水质。
联系水处理厂家，定期向循环水中加酸、阻垢剂、灭菌杀藻。
并每天取样化验水质，及时排污，严格控制循环水浓缩倍率限于2.5，总磷7—9，碱度与硬度值之和不大于25。
2、更换填料、铜管除垢。
2009年7月，利用机组大修周期，分别对冷却塔填料进行彻底更换；检查凝汽器铜管进行除垢清理。
3、更换循环泵水轮。
在机组低负荷时，轮流对各台循环泵进行开盖检查，对有腐蚀现象的水轮进行了更换。
实施结果：
1、控制循环水水质：
浓缩倍率2.3，总磷7.5，碱度与硬度值之和不大于21.5。
2、填料换热效果良好，铜管内壁光洁，凝汽器端差控制在13℃以内。
3、更换循环泵水轮后，水泵出力达设计值，出口压力0.25MPa。
对策Ⅱ：
规范运行调整
针对现场运行存在的轴封调整不及时、凝汽器水池排空不到位、射水池水温控制不规范以及机、炉的协调控制不严密等问题。
小组联合车间加强现场管理和员工思想教育，并引入绩效竞赛制度，调动员工工作积极性，规范运行了调整。
对策Ⅲ：
提高射水抽气器效率
酸洗射水抽气器内部，对比试验，参数不合格则更换抽气器。
实施结果：
酸洗后抽汽效率明显提高并接近设计值，更换后则达到设计值，抽汽效率明显提高。
十、效果检查
通过采取技术改造、运行管理的全程监督跟踪等一系列有效措施后，机组的汽耗率大大下降，真空度明显提升。
对2008年和2009年机组汽耗率和真空度对比
项目
年度
1#汽轮机
2#汽轮机
汽耗
真空
汽耗
真空
2008年
6.02kg/KWh
-0.075MPa
5.04kg/KWh
-0.075MPa
2009年
5.96kg/KWh
-0.084MPa
5.00kg/KWh
-0.0835MPa
其中1#机真空度平均提高0.008MPa，汽耗率降低0.06kg/KWh；2#机真空度平均提高0.008Mpa，汽耗率降低0.04kg/KWh。
经济性分析：
显而易见，真空好转提高了汽轮机发电机组的效率，最主要是随着真空的好转，汽轮机的轴向推力、轴向位移等参数都会得到好转，机组的运行安全性得到提高。
可以初略地计算一下，由于机组真空的好转，汽耗率的降低。
对电厂的经济性带来的影响：
2009年1#机全年发电量为17321.182万KWh；2#机全年发电量为14615.14万KWh。
以目前我厂的煤质为准，平均吨煤产汽量比例为1：
6。
则因为汽耗的降低,1#机全年煤耗减少17321.182×104×0.06÷6000=1732.12吨
2#机全年煤耗减少14615.14×104×0.04÷6000=974.34吨
那么全厂2009年因煤耗减少约省煤：
1732.12+974.34=2706.46吨
目前市场中煤煤价为300元/吨，则全年因煤耗减少，节约经济（1732.12+974.34）×300=811938.8元。
可以看出，通过汽轮机冲洗盐垢和清理凝汽器铜管等一系列措施，最主要的是1#冷却塔填料的更换，解决了影响循环水温的硬件障碍，使机组维持了较好真空，汽耗率得到很好的控制。
全厂经济性大大提高。
十一、制定巩固措施
1、将冷却塔填料的检查，凝汽器铜管的检查清理，循环水泵水轮的锈蚀情况列入《五阳热电厂机组检修定期检查纲要》。
2、将循环水水质指标控制及检测写入《五阳热电厂化水运行监测规范》。
3、将现场强化规范运行列入《车间日常管理规范》，并补充到《五阳热电厂运行规程（汽机部分）》。
4、将真空严密性试验定为每月3次，射水抽气器定期检查并酸洗。
十二、活动总结及下一步打算
本次活动有效提高了“汽轮发电机组的真空度”，机组经济效益得到提高，下一阶段小组依然将重点放在机组的运行热经济性上。
我们的下一个活动课题是：
提高机组运行热经济性
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